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一、出台背景和过程
为深入贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)《浙江省电力体制改革综合试点方案》(浙政发〔2017〕39号)文件精神,按照《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)《售电公司管理办法》(发改体改规〔2021〕1595号)《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》(发改办价格〔2022〕1047号)《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526号),对《浙江省电力零售市场管理办法(试行)》(浙发改能源〔2022〕298号)进行修订。
二、框架和主要内容
《浙江省电力零售市场管理办法(试行)》分为8个章节共计51项条款,另附浙江省电力零售套餐模式(2024年版)。
(一)第一章 总则(4条)。明确目的依据、职责分工和适用范围。
(二)第二章 市场成员及其权利义务(5条)。明确售电公司、零售用户、电力交易机构、电网企业在零售市场中的权利和义务。
(三)第三章 零售合同(15条)。明确零售合同签订方式,明确零售套餐与零售合同关系、零售套餐模板、零售套餐期限、零售套餐分类及用户范围、偏差考核、绿电参数等。
(四)第四章 零售交易组织(8条)。明确零售交易组织流程,包括零售交易时间、零售合同签订流程、零售合同终止、套餐下架等。
(五)第五章 零售交易结算(9条)。明确零售交易结算规范,包括零售交易结算流程、合同信息核对及处理、差错处理、偏差处理等。
(六)第六章 信息披露(6条)。明确售电公司、零售用户、电力交易机构、电网企业在零售市场中披露的信息。
(七)第七章 争议和违规处理(3条)。明确争议与违规处理的情况及处理方式。
(八)第八章 附则(2条)。明确本办法由浙江省能源局负责解释,自正式发布之日起实施。
(九)浙江省电力零售套餐模式(2024年版)。零售套餐种类包括固定价格套餐、比例分成套餐和市场价格联动套餐。零售套餐交易开展方式分为标准套餐挂牌和定制套餐协商。明确各类套餐的具体内容、偏差考核条款及零售套餐参考价格。
三、修订内容
《浙江省电力零售市场管理办法(试行)》修订正文零售合同、零售交易组织、零售交易结算3个章节共计7项条款,修订附件《浙江省电力零售套餐指南(2023年版)》及浙江省电力零售套餐表单。主要修订内容包括以下方面:
一是调整零售用户结算费用构成。明确“零售交易电费,叠加分摊(享)费用、上网环节线损费用、输配电费、系统运行费用、政府性基金及附加等费用后,按照分时电价政策规定的浮动比例形成分时结算价格,形成零售用户结算总电费”(零售交易结算第(一)条),与第三监管周期输配电价政策相适应。
二是统一零售市场交易时段。零售套餐统一为一口价套餐,零售市场交易、结算及偏差考核按照总时段开展(附1浙江省电力零售套餐指南第三、四、五节,零售交易结算第(十)条),分时价格在终端统一拆分形成(零售交易结算第(六)条),删除原有分时价格比例校验、用户电价类别校验等交易限制(零售合同第(十一)条,零售交易结算第(三)(九)条),与电力中长期交易规则调整相适应。
三是支持联动年度交易价格。将零售套餐参考价格从联动月度交易均价,修订为联动年度交易均价与月度交易均价(附1浙江省电力零售套餐指南第三、五节),支持批发市场年度交易价格向零售市场传导。
解读单位:省能源局
解读人:汪文辉 87056811
省发展改革委 浙江能源监管办 省能源局 关于印发《浙江省电力零售市场管理办法(试行)》的通知
各设区市发展改革委,宁波市能源局,省电力公司、浙江电力交易中心,各有关售电企业和电力用户:
为进一步规范我省电力市场化交易,加强售电侧运营监管,维护市场主体合法权益,省发展改革委、浙江能源监管办、省能源局对《浙江电力零售市场管理办法(试行)》(浙发改能源〔2022〕298号)进行了修订,现印发你们,请遵照执行。
附件:《浙江省电力零售市场管理办法(试行)》
浙江省发展和改革委员会 国家能源局浙江监管办公室 浙江省能源局
2023年12月11日
浙江省电力零售市场管理办法
(试行)
一、总则
(一)为建立规范、高效的电力零售市场,营造良好的零售市场环境,依据有关法规政策和市场规则,结合浙江实际,制定本办法。
(二)本办法适用于浙江省售电公司与零售用户之间开展的电力零售交易。
(三)售电公司和零售用户的准入、权利义务以及电力交易机构、电网企业的权责等本办法未包含的事项按照有关法规政策和市场规则执行。
(四)各级人民政府能源主管部门、市场监管部门、国家能源局浙江监管办公室(以下简称浙江能源监管办)根据职能依法履行浙江电力零售市场交易监管职责。
二、市场成员及其权利与义务
(一)市场成员包括售电公司、零售用户、电力交易机构、电网企业等。零售用户指向售电公司购电的电力用户。在一个合同有效期内,零售用户只能向一家售电公司购电、签订零售合同,且全部电量均通过该售电公司购买。
(二)零售用户的权利和义务:
1.按照电力法规政策、市场规则向售电公司报送用电需求;
2.根据本办法规定参与零售交易;
3.履行与售电公司签订的零售合同;
4.法规政策和市场规则规定的其他权利和义务。
(三)售电公司的权利与义务:
1.按照市场规则参与市场交易,签订和履行市场化交易合同,按时完成电费结算;
2.承担代理的零售用户相关信息的保密义务;
3.对代理的零售用户开展相关培训,并做好售电服务;
4.法规政策和市场规则规定的其他权利和义务。
(四)电力交易机构的权利和义务:
1.参与拟定零售市场相应管理细则;
2.按职责做好市场主体注册、绑定等管理;
3.负责电力交易平台零售交易模块的建设和运维工作。
4.开展售电公司信用管理;
5.法规政策和市场规则规定的其他权利和义务。
(五)电网企业的权利和义务:
1.负责零售用户用电信息维护和变更;
2.根据结算依据对零售电力用户和售电公司进行电费结算;
3.负责零售用户用电计量、电费核算、电费收取及电费退补;
4.法规政策和市场规则规定的其他权利和义务。
三、零售合同
(一)售电公司与零售用户应在电力交易平台零售交易模块(包括网页端和移动端,以下简称交易平台)签订电力零售交易合同(以下简称零售合同)。交易机构应在具备条件时开放相关接口,为合同签订提供便利。交易机构应根据零售合同量价签订、封顶价格条款勾选等情况建立零售套餐风险预警机制。
(二)零售合同采用电子合同签订,市场成员应当依法使用可靠的电子印章,电子合同与纸质合同具备同等效力,不再另行签订纸质合同。为稳妥推进零售合同签订,可设置过渡期。
(三)交易平台签订的零售合同为零售用户同售电公司绑定的依据,绑定有效期同零售合同有效期。
(四)零售合同结算资费以售电公司和零售用户确认的零售套餐为准,其余条款遵照浙江能源监管办提供的合同示范文本。
(五)零售套餐是售电公司向零售用户销售电力并约定资费的一种销售形式。
(六)售电公司应在零售套餐中约定向零售用户售电的期限,包括起始月份和终止月份。零售套餐按自然月生效,原则上起始月份不早于次月,终止月份不晚于起始月份当年12月。
(七)市场初期,售电公司与零售用户应按照《浙江省电力零售套餐模式》规定的零售套餐种类开展零售交易,除另有规定外不得约定套餐外条款。
(八)原则上,每年9月底前更新发布次年《浙江省电力零售套餐指南》,若未发布则沿用原有模式。
(九)代理零售用户参与绿电交易的售电公司,应在交易平台提交当月绿电电量及价格,经对应零售用户确认后生效,提交与确认时间不得晚于当月月底前2日。逾期未确认的视为无效信息。零售用户实际用电量超出部分按照该用户零售套餐结算。
(十)零售套餐确认方式分为明码标价方式和协商议价方式。明码标价方式指售电公司按照规定的套餐种类,明确套餐各项参数并在交易平台中进行挂牌。协商议价方式指售电公司与零售用户按照规定的套餐种类,协商确定套餐各项参数并在交易平台提交零售套餐。
(十一)零售用户同一户号须在售电时限内与同一售电公司签订同一零售合同。
(十二)零售用户可与售电公司协商确定偏差考核条款,双方协商一致情况下可不进行偏差考核,将协商结果提交交易平台。鼓励售电公司不对35千伏以下用电电压等级的零售用户进行偏差考核。
(十三)售电公司收取的零售用户偏差考核费超出批发交易偏差考核费用一定额度的(即当月售电公司代理零售用户实际用电量乘以0.1厘/千瓦时),超出额度部分按代理零售用户偏差考核费用金额占比情况予以返还至代理零售用户。
(十四)因偏差考核减免等政策减免售电公司批发侧偏差考核的,相应时间段的零售用户偏差考核同时减免。
(十五)与售电公司协商确定偏差考核条款的零售用户,应在每月15日前在交易平台报送次月用电需求。如需调整当月用电需求,应在和售电公司协商一致情况下,在当月15日前在交易平台修改当月用电需求。
(十六)售电公司价差电费指售电公司在零售市场收入减去批发市场支出。
四、零售交易组织
(一)售电公司和零售用户应在交易平台进行套餐管理、零售交易、零售合同维护、零售合同签订等操作。
(二)参与浙江电力市场交易的售电公司应至少在交易平台以明码标价方式发布一个套餐,并根据需要选择发布协商议价方式套餐。
(三)零售交易的时间要求:
1.每月15日前,售电公司和零售用户可在交易平台完成次月及以后生效的零售合同的签订或终止操作。零售合同的签订或终止以自然月为周期。
2.每月15日前,售电公司可在交易平台更新套餐。套餐更新后将于当月20日统一上架。
(四)零售交易组织。零售交易组织包括零售合同签订和零售合同终止。
(五)零售合同签订:
1.零售用户向售电公司购买电力零售套餐,并签订零售合同。
2.按照零售套餐确认方式,零售交易分为明码标价方式和协商议价方式。
3.明码标价方式包括五个环节:套餐配置、套餐挂牌、下单、确认套餐信息和确认合同信息。
(1)套餐配置。售电公司在满足系统套餐参数配置约束的前提下,进行套餐参数设置。其中各套餐可供应总电量应大于其缴纳的履约保函总金额对应的可交易电量的35%。
(2)套餐挂牌。售电公司将配置完成的套餐在交易平台中挂牌发布。每个售电公司应至少在交易平台以明码标价方式发布一个套餐。
(3)下单。零售用户从各售电公司已上架套餐中选定意向套餐。
(4)确认套餐信息。零售用户确认其购买的套餐各项参数信息。
(5)确认合同信息。零售用户查阅并确认电力零售交易合同。
4.协商议价方式分为六个环节:零售用户要约邀请、售电公司响应、售电公司定制、下单、确认套餐信息和确认合同信息。
(1)零售用户要约邀请。零售用户向售电公司发出要约邀请。
(2)售电公司响应。售电公司接受零售用户要约邀请。
(3)售电公司定制。售电公司对已响应的要约邀请进行零售套餐定制化配置,并将配置完成的套餐发送给对应零售用户。
(4)下单。零售用户从售电公司定制套餐中选择其意向套餐。
(5)确认套餐信息。零售用户查看并确认其购买的套餐各项参数信息。
(6)确认合同信息。零售用户查看并确认电力零售交易合同。
(六)零售合同终止:
1.交易双方当事人中的一方或者双方,依照法律法规规定或者当事人的约定,终止零售合同。
2.按照零售合同终止的方式,分为零售合同提前终止和零售合同到期终止。
3.零售合同提前终止:
(1)零售合同存续期间,在双方协商一致的基础上,零售用户或售电公司均可发起终止零售合同申请。
(2)零售合同存续期间,电力用户因退出市场(包括电力用户销户、过户等)等原因不能继续履约电力零售交易合同,双方零售合同终止或重新签订新的零售合同,并按照零售交易合同相应条款承担违约责任。
4.零售合同到期终止。电力零售套餐正常履约结束后,双方零售合同自动终止。
(七)套餐下架。套餐下架分为人工下架和自动下架。
1.人工下架。每月15日前,售电公司可在交易平台发起套餐下架流程,当月20日下架生效。
2.自动下架。当明码标价方式的套餐完成销售或连续两个月无交易,套餐自动下架。明码标价方式的套餐完成销售是指其可供应的剩余总电量测算小于等于临界值(暂定为1兆瓦时),测算方法如下:
(1)零售用户下单后,售电公司的可供应剩余总电量按该零售用户去年同期总电量进行扣减;
(2)如零售用户立户时间不满一年,则月度电量按照供用电合同容量×30×24×0.8测算。
五、零售交易结算
(一)电网企业根据交易平台传递的绑定关系、零售套餐、绿电量价等信息及抄表电量,计算零售交易电费,叠加分摊(享)费用、上网环节线损费用、输配电费、系统运行费用(包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等,下同)、政府性基金及附加等费用后,按照分时电价政策规定的浮动比例形成分时结算价格,形成零售用户结算总电费,出具零售用户电费账单。电网企业原则上每月4日前将零售用户市场化电量电费信息分批推送至售电公司核对确认。如有异议,售电公司应在收到电量电费信息后48小时内进行反馈。
(二)交易平台每月18日前将次月全量零售用户及其对应售电公司信息、次月执行的零售套餐量价参数传递至电网企业。
(三)电网企业根据交易平台传递的零售套餐相关信息,当月25日前完成零售用户及零售套餐信息核对,原则上需同时满足:
1.零售套餐户号信息与电力户号信息一致;
2.用户满足零售市场入市资格;
3.交易平台签约时间不得早于电力立户时间。
(四)电网企业于当月25日前将不满足信息核对的情况反馈至电力交易机构。电力交易机构在当月底前告知相关售电公司和零售用户。不满足信息核对的用户,在零售合同生效前,电价按以下规定执行:
1.用户参与过零售交易、批发交易的,在原合同到期时退出市场,改由电网企业代理购电,执行1.5倍电网代理购电价格;
2.用户未参与过零售交易、批发交易的,原为兜底用户按当月兜底购电电价结算,原为代理购电用户按当月代理购电用户电价结算。
(五)零售用户按自然月抄表结算,分次电费按电网企业代理购电用户电价先行结算,终次结算按零售套餐约定电价及全月电量计算,扣除分次电费后计算总电费并出具零售用户电费账单。
(六)零售用户按照分时电价政策规定的浮动比例形成分时结算价格,无需进行分时校验,其中绿电部分电量电费单独进行分时拆分。
(七)因电量计量差错、系统异常等原因需要进行电量电费退补的,由电网企业按照差错电量及对应月份的零售套餐约定电价开展退补电费计算,经售电公司确认后出具零售用户电费账单。零售侧退补完成后,由电力交易机构调整售电公司批发侧结算依据,电网企业次月出具售电公司电费账单。
因偏差考核减免等政策规则变化需进行零售用户电费退补的,由电网企业及电力交易机构根据交易规则或零售合同开展电量电费退补工作。
(八)零售用户违约用电和窃电引起的电量电费退补在国家政策未明确前,暂统一按违约和窃电查处当月电网企业代理购电用户电价进行计算。零售用户因计量故障等原因产生电量差错、但对应售电公司因破产退市的,退补电费按发生差错月份零售合同约定价格计算。
(九)零售用户签约偏差考核条款的,按全月实际总电量执行偏差考核。
六、信息披露
(一)除法规政策和市场规则规定的披露内容外,市场成员还应通过交易平台披露本办法要求的零售市场相关信息。
(二)按照信息公开范围,零售市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众披露的信息,公开信息是指向所有市场成员披露的信息,私有信息是指向特定市场主体披露的信息。
(三)售电公司市场信息披露行为纳入售电公司信用评价管理,售电公司应当披露和告知的信息包括:
1.按照平台规范对外发布的套餐类型;(公众信息)
2.服务电话、营业场所地址、服务章程等;(公众信息)
3.告知代理用户月度平均购电成本、偏差考核费用等。
(四)电网企业应当披露的信息包括:
1.每月电网企业代理购电工商业用户数量、直接参与市场化交易工商业用户数量。(公众信息)
(五)电力交易机构应当披露的信息包括:
1.批发侧市场各场次交易电量及平均价;(公开信息)
2.批发市场年度交易均价、月度交易均价;(公开信息)
3.批发用户、售电公司批发侧月度购电均价。(公开信息)
七、争议和违规处理
(一)本办法所指的争议是零售市场成员之间的下列争议:
1.注册或注销市场资格的争议;
2.市场成员按照规则行使权力和履行义务的争议;
3.市场交易、计量和结算的争议;
4.其他方面的争议。
(二)发生争议时,按照国家有关法律法规和浙江省的相关规定处理,具体方式有:
1.协商解决;
2.申请调解;
3.申请仲裁;
4.提起诉讼。
(三)市场成员扰乱市场秩序,出现下列违规行为的,按照相关法律法规处理:
1.提供虚假材料或以其他欺骗手段取得市场准入资格;
2.滥用市场支配地位,恶意串通,操纵市场;
3.售电公司未经授权替代零售用户登录交易平台进行相关操作;
4.未按照本办法进行结算;
5.不按时结算,侵害其他市场交易主体利益;
6.市场运营机构对市场交易主体有歧视行为;
7.提供虚假信息或违规发布信息;
8.泄露应当保密的信息;
9.其他严重违反法规政策或者市场规则的行为。
八、附则
(一)本办法由省发展改革委、省能源局负责解释。
(二)本办法自发布之日起施行。本办法未尽事宜或与法规政策冲突之处均以最新法规政策为准。
附件:1.浙江省电力零售套餐指南(2024年版)
2.浙江省电力零售套餐表单
附件1
浙江省电力零售套餐指南
(2024年版)
售电公司与零售用户应参照《浙江省售电公司与电力用户购售电合同(示范文本,2024年版)(参考使用)》签订零售合同,其中零售用户结算资费根据本文规定的零售套餐种类确定。
一、零售套餐种类
零售套餐种类包括固定价格套餐、比例分成套餐和市场价格联动套餐等。
1.固定价格套餐:售电公司与零售用户约定固定交易结算价格的零售套餐;
2.比例分成套餐:售电公司与零售用户约定分成基准价和分成比例,参照零售套餐参考价格进行收益分享、风险共担的零售套餐;
3.市场价格联动套餐:售电公司与零售用户在零售套餐参考价格基础上约定上浮费用或下浮费用作为交易结算价格的零售套餐。
二、零售套餐确定方式
明码标价方式指售电公司按照以上三类零售套餐中一类或多类,明确套餐的各项参数,并在电力交易平台中挂牌,用户直接下单。
协商议价方式指售电公司与零售用户,按照以上三类零售套餐中的一类,协商确定各项参数,并在电力交易平台提交零售套餐。
1-10千伏及以下用电电压等级的零售用户可以通过明码标价方式或协商议价方式确定套餐,10千伏以上用电电压等级的零售用户仅能通过协商议价方式确定套餐。
三、零售套餐种类具体内容
(一)固定价格套餐
甲方用电户号各计量点的用电电量,以月度为结算周期,全电量采用固定价格方式结算。
市场化成交电价按照固定价格元/千瓦时结算。
甲乙双方约定全部电量(□是/□否)设置封顶价格。封顶价格为(年度交易均价*0.8+月度交易均价*0.2)基础上上浮不超过X%(上浮系数)。当固定价格高于封顶价格时,按照封顶价格结算。
(二)比例分成套餐
甲方用电户号各计量点的用电电量,以月度为结算周期,全电量采用比例分成方式结算。
最终交易结算电价=交易基准价-(交易基准价-零售套餐参考价格)×甲方分成比例。
甲乙双方约定,交易基准价为元/千瓦时。全部电量参照零售套餐参考价格进行比例分成。交易基准价与零售套餐参考价格差值为正的部分,%比例归甲方所有,剩余比例归乙方所有,差值为负的部分,%比例由甲方承担,剩余比例由乙方承担。
甲乙双方约定全部电量(□是/□否)设置封顶价格。封顶价格为(年度交易均价*0.8+月度交易均价*0.2)基础上上浮不超过X%(上浮系数)。当按比例分成方式形成的最终交易结算电价高于封顶价格时,按照封顶价格结算。
(三)市场价格联动套餐
甲方用电户号各计量点的用电电量,以月度为结算周期,全电量按照市场价格联动方式结算。交易结算价格在零售套餐参考价格基础上□上浮/□下浮元/千瓦时。
甲乙双方约定全部电量(□是/□否)设置封顶价格,封顶价格为(年度交易均价*0.8+月度交易均价*0.2)基础上上浮不超过X%(上浮系数)。当按市场价格联动方式形成的最终交易结算电价高于封顶价格时,按照封顶价格结算。
四、偏差考核条款
在零售合同全电量按照上述零售套餐条款结算的基础上,零售用户可与售电公司额外约定偏差考核条款。
甲乙双方约定(□是/□否)设置偏差考核条款。若设置偏差考核条款,则偏差考核基准电量为千瓦时。
当实际用电量与基准电量的差值为正时,偏差费用收取如下:
1.实际电量在偏差考核基准电量在%至%之间的部分,按照元/千瓦时的标准收取偏差费用。
2.实际电量在偏差考核基准电量%以上的部分,按照
元/千瓦时的标准收取偏差费用。
当实际用电量与基准电量的差值为负时,偏差费用收取如下:
1.实际电量在偏差考核基准电量在%至%之间的部分,按照元/千瓦时的标准收取偏差费用。
2.实际电量在偏差考核基准电量%以下的部分,按照
元/千瓦时的标准收取偏差费用。
五、零售套餐参考价格
零售套餐参考价格为年度交易均价与月度交易均价的加权平均值,其中年度交易价格的权重由市场化交易相关工作通知确定。
本文中所参照的年度交易均价,指省内交易平台组织开展的年度双边协商交易、年度挂牌(滚动撮合)交易的加权平均价格,具体以浙江电力交易平台披露信息为准。
本文中所参照的月度交易均价,指省内交易平台组织开展的当月月度双边协商交易、当月月度集中竞价交易、当月月度挂牌(滚动撮合)交易加权平均价格,具体以浙江电力交易平台披露信息为准。
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5月30日,川渝一体化电力调峰辅助服务市场今年首次开市交易。本次开市首周即有140余家经营主体参与申报,包括有水电、风电光伏、火电、储能、抽蓄等不同类型企业参与。5月下旬,四川地区经历今年首轮大范围降雨,雅砻江、大渡河等主要流域来水显著增加,主要水库出现明显弃水压力,川渝调峰市场适时启
电力市场化浪潮下,跟踪支架的价值正在被重新认知和评估。6月1日起,《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)正式实施,宣告了光伏电站固定电价时代的终结,在新交易的交易体系中,电价受供需关系、时段等因素影响,光伏电站只能采取灵活调整发电输
近日,普洛斯新能源为申通快递量身打造的用户端储能项目正式投入运营,该项目位于申通快递上海转运中心,总容量达2.75MW/5.83MWh。此次部署的储能系统是普洛斯与申通快递在物流园区采用储能保供电服务的首次尝试,不仅助力申通快递提升园区运营稳定性,更为快递物流行业向高效、低碳运营模式转型树立了
01本周交易轮次详情02轮次及月度均价对比特别说明:表内最高/最低成交价均为滚动撮合阶段成交价,不包含集中竞价成交及双边价格。036月成交均价特别说明:批发市场成交均价并不代表最终到户电价,仅为到户电价中的重要组成部分。046月中长期合约市场电价与国网代理电价对比2025年电网企业代理购电平均
近日,在国家发展改革委、国家能源局指导下,国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司经营区内多地电网协同,北京电力交易中心、广州电力交易中心促成华北、东北、西北送广东6月月内跨经营区绿电交易,实现全国首次多通道、大范围跨经营区绿电交易,预成交绿电电量0.78亿千瓦时。甘肃、青海、内蒙
PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周下降7.62%,水电上网电量环比上周上升10.70%,火电上网电量环比上周下降31.44%,新能源上网电量环比上周上升35.84%,外购电量环比上周下降35.51%,留川电量环比上周下降37.27%,外送电量环比上周上升67.88%。综合来看,本周各项指标
6月5日,“中国绿证:畅行中国走向世界——绿证走进长三角”活动在上海第三届碳博会上举办。本次活动旨在贯彻落实国家“双碳”目标,推动可再生能源绿色电力证书(以下简称“绿证”)在长三角地区广泛应用,加快绿色电力消费体系建设,助力区域绿色低碳高质量发展。本次活动由北京电力交易中心主办,国
绿电直连通过构建新能源发电侧与电力用户侧的连接通路,实现了电力供给的全流程物理溯源,不仅有助于提升新能源消纳和绿电供给水平、降低外向型企业产品碳足迹,也为分布式发电、虚拟电厂、智能微电网等电力领域新型经营主体创造了新应用场景,为电力系统“源网荷储”深度融合开辟了新路径。近期多地陆
CPIA发布的数据显示,2024年,全球光伏新增装机容量达530GW,同比增长35.9%。与此同时,全球光伏行业正面临同质化竞争加剧、收益率承压、政策调整等挑战,亟需从“规模扩张”向“价值重构”跃迁。2025年6月11日-13日,全球光伏与智慧能源领域最具影响力的国际化、专业化、规模化的盛会——SNEC第十八届
行业痛点直击:政策转变下,你的光储资产如何破局?394号文全面落地,新型储能如何抓住电力交易与辅助服务红利?136号文明确指引,数字化智能化如何成为资产收益核心引擎?行业困局待解:电站巡检运维效率低、光储充用系统数据孤岛严重、项目收益率波动大、绿电消纳与增值服务难落地……当政策机遇与技
北极星售电网获悉,5月30日,浙江能源监管办、浙江省能源局发布关于进一步提升浙江省新能源和新型并网主体涉网安全能力的通知。文件明确,明确涉网安全管理范围。国网浙江省电力有限公司应按照分级管理的原则,将全部新能源和新型并网主体纳入涉网安全管理体系,根据并网类型、容量规模、接入电压等级、
为进一步推动新型主体参与电力运行调节,充分发挥新型主体在电力系统保供和新能源消纳中的作用,浙江能源监管办近日组织召开全省电力领域新型主体市场化响应推进会。浙江能源监管办、浙江省能源局有关负责同志,省电力公司有关部门负责人、电力交易中心负责人,以及新型主体负责人参加了会议。会上,电
近日,浙江电力交易中心发布了浙江电力用户注册及注册信息变更操作指南,本指南适用于符合国家和浙江省有关规定、自愿参加浙江电力市场的省内用电企业和自然人。详情如下:[$NewPage$][$NewPage$][$NewPage$]
据浙江省电力行业协会26日消息,在正常气温、常规经济增长等边界条件下,预计今年夏季浙江省最高用电负荷将达1.33亿千瓦、同比增长7.8%,较去年增加1000万千瓦,电力供需趋紧。一季度,浙江GDP增长6.0%、高于全国0.6个百分点,全社会用电量增长5.5%、高于全国3个百分点。据预测,今年浙江省盛夏高温过
北极星售电网获悉,5月23日,浙江电力市场管理委员会秘书处发布关于公开征求《浙江电力市场规则体系修订管理实施细则(征求意见稿)》意见的通知,本实施细则适用于市场建设和运行过程中,包括中长期市场(含绿电)、零售市场、市场结算实施细则以及市场方案、通知等编制修订,现货市场、辅助服务市场
近日,国网浙江省电力有限公司发布《关于进一步加强助企供电服务的通知》(下称《通知》),提出8项电力助企惠企举措,进一步保障企业生产经营用电需求,以稳定的电力供应和优质的电力服务,助力推动稳经济稳外贸促消费,持续提升电力营商环境水平。今年一季度,浙江外贸进出口额对全国增长贡献率达66.4%
北极星售电网获悉,近日,浙江电力交易中心公示受理注册分布式新能源聚合商相关信息的公告。浙江电力交易中心受理了分布式新能源聚合商的注册申请,2家分布式新能源聚合商已通过电子资料形式检查和纸质资料核对,现将公司名单及基本情况予以公示。公示期为2025年5月15日至2025年6月14日,时间1个月。本
北极星售电网获悉,5月19日,浙江能源监管办发布关于开展2025年售电公司持续满足准入条件自查工作的通知。文件明确,自查范围为2024年12月底前在浙江电力交易平台注册生效的售电公司。报送内容包括,售电公司2024年度资产状况、固定经营场所情况、信息系统和客户服务平台情况、从业人员情况等;参与2025
北极星售电网获悉,5月16日,浙江省人民政府发布印发《关于支持人工智能创新发展的若干措施》(以下简称《措施》)的通知。《措施》指出,加强电力配套保障。鼓励符合条件的算力中心参加省内电力中长期交易,与新能源、核电等低价优质电源直接达成交易。贴近万卡算力集群布局分布式可再生能源,通过微
北极星售电网获悉,5月13日,浙江平湖市人民政府印发《平湖市推动经济高质量发展若干政策(2025年版)》。文件明确,实施节能降碳技术改造和用能设备更新项目6个以上。保障全社会电量供给92亿千瓦时左右、天然气供应3亿方左右。服务工商业用户完成交易电量50亿千瓦时左右,力争推动工商业电价较2024年
北极星售电网获悉,5月8日,浙江海宁市经济和信息化局发布关于公开征求《深化工业“亩均论英雄”实施意见(2025修订)》(征求意见稿)意见的通知。文件明确,在严格执行国家和省差别电价、惩罚性电价政策的基础上,根据《浙江省人民政府办公厅关于深化制造业企业资源要素优化配置改革的若干意见》对D
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