登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
所以,往往这类项目的接入,信息层面的难度高于电气层面,一方面要求项目主体做好自身设备涉网性能测试,满足标准要去,另一方面要求电网公平无歧视地提供接入服务,避免因为“技术和安全问题”影响项目的接网需求。
第(九)条加强调度运行管理明确绿直项目在信息介入层面要对接的电网侧两大类系统,即负荷用电量被聚合为负荷调节类虚拟电厂时接入新型电力负荷管理系统,余量上网电量被聚合为发电资源类虚拟电厂时要接入电力调度自动化系统。
同时也要求绿直项目内的各类资源,比如风电、光伏和储能系统要具备“四可”功能,虽然四可的具体要去上没有国家标准,但根据部分地方发布的意见稿来看,除了常规电气“四遥”功能外,还应该加入功率预测系统。
因为内部的风光尚属于不可控的电源,所以需要上报相关预测信息,作为调度乃至市场结算的依据。
厘清责任界面
(十)厘清责任界面。
并网型绿电直连项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面,各自在安全责任界面内履行相应电力安全风险管控责任。
项目应统筹考虑内部源荷特性、平衡能力、经济收益、与公共电网交换功率等因素,自主合理申报并网容量,并与电网企业协商确定并网容量以外的供电责任和费用。电网企业应按照项目申报容量和有关协议履行供电责任。
项目应调节内部发电和负荷,确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量,自行承担由于自身原因造成供电中断的相关责任。
第(十)条值得花大篇幅好好说说,因为它涉及了有关绿直项目整体基本电费以及系统备用费的申报和结算事宜。
在第(十二)条中有这样的表述“按照与公共电网的交换功率进行结算”,这个结算不仅包含电能量的方面,也包括容需量的范畴。
电量部分依靠市场交易获取价格,而容需量部分需要项目主体与电网进行协商。
具体说绿直项目的容需量电费之前,我们先去了解一下常规分布式用户以及燃煤自备电厂用户的容需量电费和系统备用费
一个常规的用户负荷,哪怕是内部有了接入了非专线形式的分布式电源,那么目前也不会改变用户基本电费的存在,可能或许会因为光伏的加入而修改缴费方式,但是基本电费还是要交的。
一个带有燃煤燃气自备电厂的电力用户,除了根据接网容量缴纳基本电费外,还要因为自备电厂的存在去缴纳“系统备用费”。
这一条也是在电改9号文中的配套文件《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》有所提及:
拥有并网自备电厂的企业应与电网企业协商确定备用容量,并按约定的备用容量向电网企业支付系统备用费。
关键点在于备用容量的约定,各地规则不一,大致有如下几种情况。
备用容量 = 供电容量
有的直接约定备用容量就是整个用户的供电容量,也就是负荷变压器多大,就约定多大,单位容量缴纳的系统备用费金额与用户电压等级的容量电价一致。而且这种方式下,如果用户已经是按照供电容量方式缴纳的基本电费,那么二者的数值是一致的,所以只交一份即可。
其实这也反映出基本电费以系统备用费真正的付费意图是什么。
那就是用户与电网约定,我这个负荷整体希望电网能够给我提供的最大供电容量不低于哪个数值,如果时刻电网都能够响应负荷对于这个功率数值的需求,那么就该为这项能力而付费。
将备用容量等同于供电容量,也就是说包含自备电厂在内的整体大负荷向电网约定的最大供电容量就是负荷报装接电时的容量。
负荷视角下的基本电费以及自备电厂视角下的系统备用费这时是一致的,所以交一个就行。
备用容量 = 自备电厂容量
这种方式下,燃煤和燃气自备电厂的额定容量被视为是备用容量,也就是说燃煤燃气自备电厂最高可以向用户负荷提供的最大功率就是其电厂的额定容量。
这部分容量如果因为某些情况临时缺失,那么是要靠电网来补充的,所以成为了备用容量。
缴纳的费用依然是备用容量×容量电价,整体供电容量中剔除掉自备电厂的容量后,剩余的就是电网的常规网供容量。
即,供电容量 = 网供容量 + 备用容量
这部分网供容量如何交基本电费就要有取舍,如果还是按照容量交,综合下来和按照供电容量交一致。
如果用户是按照最大需量去交,那么整体容量基本电费和“需量基本电费+系统备用费”的组合谁大谁小,就要算算账了。
因为后者相当于把电网提供的足额的供电可靠性费用根据用户不同类别用电量做了分类。网供电量的按照常规基本电费缴纳方式由用户自行选择,自用电量的按照系统备用容量缴纳系统备用费。
其它形式
还有些地区地区对于备用容量有其它的算法,有的按照总供电容量和月下网电量平均功率之间的差值,有的按照实际最大需量和月下网电量平均功率之间的差值。
已确定好的备用容量就按照容量电价交系统备用费,网供电量部分的基本电费缴纳方式照旧。
也有些地区对于系统备用费的收取并不是按照备用容量×容量电价的方式,而是折合成了度电电价的形式。即规定好具体一度的自用电量应当承担多少钱的系统备用费,按自用电量收费。
我们把上述内容先了解好,重点记住一点,那就是系统备用费和原来基本电费的关系,二者的目标都是要为负荷提供足额且随时可取的供电容量。
一方面是常规网供电量的负荷,一方面是自备电厂自用电量的负荷。
现在回到绿直项目的场景,第(十)条明确提出自主合理申报并网容量,这里的并网容量我们在这里主要讨论的是从电网向下看的负荷视角,也就是供电容量的视角,而不是余量上网电量的发电容量视角。
绿直项目与电网之间的产权分界点处,绿直项目可以向电网申报并网容量,且与电网协商确定并网容量以外的供电责任和费用。
放在以前的自发自用场景下,用户报装接电的变压器总容量是多少,也就决定了电网最大的供电容量是多少,没有什么商量的余地。
但对于绿直项目却开了一个可协商的通道,似乎与之前的情况有所不同。
下面给出我的解释:
首先绿直项目确定自身的负荷容量,也就是说没有专线绿色电源项目接入时,我需要电网向我提供的最大供电容量是多少,比方说是100兆瓦。
然后看看绿直项目电源接入后,可以解决多少负荷容量,参照自用电量占比总用电量不低于30%的要求,假设绿直项目电源可以稳定提供30兆瓦的供电容量,电网负责剩余的70兆瓦。
但是这30兆瓦的自供能力相较于大电网的网供能力来说,可能是不稳定的,也就是说按照之前自备电厂的方式,电网和用户之间要约定30兆瓦的备用容量。
70兆瓦的网供容量交基本电费,剩余30兆瓦备用容量交系统备用费。
理论上限,就是100兆瓦×容量电价,这与按照全负荷容量交基本电费的方式无异。。
但现在允许用户自主申报网侧供电容量,因为有绿直电源项目的接入,原本100兆瓦的网供容量可以削减为申报70兆瓦,那么这70兆瓦按照常规网供容量交基本电费。
不过要在此基础上约定,一旦因为内部的绿色电源供电不稳定,导致网侧供电功率超过70兆瓦,那么对应的额外增量功率该如何缴费,这需要用户与电网进行事前约定,且目前并没有计费标准。
这种规定下,对于自备电厂的电网备用属性的收费逻辑也发生了180°的转变,之前是永远热备在线,只要你要用,我就给你用,不用也要收费。
但现在却是按是否触发额外供电来计费,给你提供一定的备用能力,不用不收钱,但用了就要收钱,具体收多少,看你超用了多少,单价我觉得相比于之前那种常备状态,可能要收更多。
除此之外,额外的供电责任,会有一个明确的协商数值,比如我们刚才的例子,约定的额外容量最大值就是30兆瓦。
相当于说70兆瓦申报容量内,电网负责供电安全,用户负责按基本电费形式交容量费;70兆瓦以上约定的保供容量,电网负责安全,用户负责按双方约定的超量单价进行缴费;而高于基础70兆瓦+保供容量之外的部分,电网不负责安全,用户承担经济和安全责任。
如果对内部电源的运行比较有信心,可以确定能够100%解决部分负荷容量,那么申报70兆瓦基本容量的同时,可以尽量少报额外容量,这样也可以降低触发额外供电时的单价。
但越小的额外申报容量也就意味着更大的断供风险,倘若只申报了10兆瓦的额外容量,但因为内部电源运行不善,且用电负荷短期激增,导致网供功率超过实际约定的70+10,那么就有可能造成线路过载或者引发局部安全事故。
因为这样情况的发生而造成供电中断,那就是绿直项目自身的责任。
我们把这段小结一下:
绿直项目整体向电网申报的并网容量a可以和自身负荷总容量b不一致,差额b-a就是内部电源可以解决的容量部分。
基于对内部电源可靠性的判断,绿直项目也可以事前向电网申请备用的额外供电容量d,数值在0~b-a之间。
d值越大,一旦越限,触发的惩罚费用越大,所以这要取决于绿直项目对自身的判断,对于内部电源的供电能力和可靠性有多大的信心。
如果信心较大,那么相同负荷容量的项目,相比于直购电来说就可以省下一笔基本电费。
如果信心不足,那么也可以按照负荷容量向电网申请基本电费,和直购项目无异,但相当于把供电可靠性的责任全部交给了电网。
也就是说,对于绿直项目,在容需量电费这里,存在一个电源可靠性的容需量收益,提高可靠性就可以降低更多的容需量电费。
而为了提高可靠性,就需要给不确定的风电和光伏找帮手,那就是储能和负荷。
鼓励提升系统友好性
(十一)鼓励提升系统友好性。
并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式,充分提升项目灵活性调节能力,尽可能减小系统调节压力。
项目规划方案应合理确定项目最大的负荷峰谷差率,项目与公共电网交换功率的电力峰谷差率不高于方案规划值。
在新能源消纳困难时段,项目不应向公共电网反送电。项目应按照有关管理要求和技术标准做好无功和电能质量管理。
文件在这部分首先提出了一些建议,结合刚才所述的绿直项目内部电源供电容量的可靠性要求,那么在整个电源的组成中就一定要有调节资源的存在。
依靠储能来配合风光出力曲线,使得整体源侧的供电曲线变得平滑且可控有利于提供稳定的负荷容量,不过我们也不能忘了在负荷这边下功夫,也就是挖掘负荷灵活调节能力。
这样做的目的,就是为了使得绿直项目与电网之间的交换功率实现可控,这也就意味着所申报的供电容量就可以有较为确信的数值。
更稳定的自供负荷容量可以降低项目整体的申报容量,也可以降低超额用网功率的风险,避免责任罚款。
而且,文件在这条中又列出了一个硬性指标,与电网交换功率的峰谷差率,不高于方案规划值。
所以在各地具体细则里,对不同容量的项目,可能会出台具体的峰谷差率标准,而这也给更稳定的自供容量又找到了一个务必投入的理由。
第(十一)条最后一段,在新能源消纳困难时段,也就是发生限电的情况下,不允许发送电至电网,那么怎么定义消纳困难时段,可能的解释权还是在电网。
试想,如果某个时段的市场出清,因为新能源大发以及负荷的降低,比如天气良好的重大假节日午间时段,就可能会出现新能源场站不能全电量出清的结果,也就是市场行为下的“弃电”。
此时就属于新能源消纳困难的时段,但此刻的出清结果已经包含了绿直项目余量上网电量,而且也肯定不是全申报电量出清,也会按比例被削减。
但市场结果反映出可以有部分电量上网,所以这种情况下定义新能源消纳困难会有些因果之间的矛盾。
我觉得定义这个困难时段应是在具体的日前市场时刻,由电网公司预测某些时段属于消纳困难时段,在这些时段不允许绿直项目的余量上网,申报按0值处理。
而此刻不想真的被弃电的话,调节负荷尽量使用或者调用储能进行充电就是必需的选择了。
剩下一句做好无功和电能质量管理,主要就是功率因数和力调电费。与自发自用项目类似,如果说源侧电量只管有功不管无功的话,那么势必与电网间计量点的功率因数会降低,进而发生大量的力调罚款。
所以不论是负荷这边的无功补偿设备,还是源侧这边的变流器甚至配置的SVG,都需要联合起来进行运行的规划。
虽然各个元素单体容量较大,但都会抽象出具体的用户侧源网荷储模型,以源荷储为控制点来控制网侧交换功率,以达到节约下网电量整体电费,提高上网电量市场收益的目的。
这个原则不论对绿直这样的大项目,还是对光储充的用户侧小微电网,道理是一样的、
加强组织保障
五、加强组织保障
国家发展改革委、国家能源局加强对绿电直连模式的指导,及时评估成效,确保工作平稳推进,同时加强对其他绿色电源开展直连的研究。 国家能源局各派出机构应加强监管,及时跟踪监测辖区内项目建设与政策执行情况,积极推动各方按要求规范开展项目建设运行。
省级能源主管部门应基于本省电力供需形势、消纳条件等实际情况,进一步细化就近就地消纳距离、上网电量比例、退出机制等具体要求,引导项目科学合理评估需求,避免出现实际运行与设计方案出现较大偏差、新能源消纳不及预期等情况;
最后一段,有一个点需要注意。
“细化就近就地消纳距离”,也就是专线的实际长度要有规定,当然再次被强调的还是源荷之间的匹配,不仅在位置上,也在消纳上。
结语
这份文件的出台给我带来的第一感受和136号文非常不一样。
136号文让我觉得有了一次倒逼自己去学习各地新能源交易规则的动机,这还在知识学习和内容制作的层面。
而650号文却让我有想要下场参与类似项目的冲动,似乎当年走出电网时想做的事情终于摆在眼前了。
不过冷静下来再想,从国家政策发布到各地细则响应,再到实地项目的勘察、可研、征地、规划、评审、招标、设计、建设、运行以及最后的结算,所需要的时间恐怕不是以月份计算的。
何况暂时的讨论还没有加入电网公司的态度,没敢去模拟。
但是有这么一份文件可以把自己喜欢研究的源网荷储以绿直项目的形式串联起来,而且其中各处都是自己熟悉且擅长的量价费分析,还是让自己觉得这也是一份值得深入学习和思考的文件。
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
7月8日,国家发改委、工信部、国家能源局联合发布的《关于开展零碳园区建设的通知》指出,有计划、分步骤推进各类园区低碳化零碳化改造的八项重点任务,即:加快园区用能结构转型;大力推进园区节能降碳;调整优化园区产业结构;强化园区资源节约集约;完善升级园区基础设施;加强先进适用技术应用;提
7月8日,国家发改委、工信部、国家能源局联合发布的《关于开展零碳园区建设的通知》指出,有计划、分步骤推进各类园区低碳化零碳化改造的八项重点任务,即:加快园区用能结构转型;大力推进园区节能降碳;调整优化园区产业结构;强化园区资源节约集约;完善升级园区基础设施;加强先进适用技术应用;提
北极星储能网获悉,7月1日,国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》》(以下简称《通知》),开启国家级零碳园区申报。《通知》指出,支持有条件的地区率先建成一批零碳园区,国家发改委将在试点探索、项目建设、资金安排等方面对零碳园区建设给予积极支持
在“双碳”目标驱动下,我国能源绿色低碳转型持续推进,新能源占比不断提升。电力交易是服务新能源发展的重要手段。面对新型电力系统加快建设和新能源全面入市的新形势新挑战,如何更好发挥市场作用,实现新能源更高质量发展?本刊记者采访了北京电力交易中心总经理、党总支副书记谢开。《国家电网》:
1439号文发布后,所有工商业用户全部进入市场,暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。对于电网企业代理购电用户来说,复杂的电价构成和波动让企业感到困惑:如何看懂复杂的工商业电网代理购电电价表?电费账单里的每一分钱究竟花在哪里?电价波动的因素在于?如何降低用电成本?本文将从价
近日,一则重磅政策落地#x2014;#x2014;国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》,创新性地提出以“绿色电力直供#x2B;市场交易#x2B;绿证认证”为核心的新型能源消费机制。这一政策犹如一颗投入能源领域的“石子”,激起层层涟漪,它不仅是落实“双碳”战略的关键
5月21日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(以下简称《通知》),提出了以“绿色电力直供+市场交易+绿证认证”为核心的新型能源消费机制。这一政策不仅是落实“双碳”战略的重要支点,也将深度重塑能源流通路径与用能模式。绿电直连的理论内涵与管理模
6月23日,内蒙古自治区能源局印发《关于进一步优化源网荷储一体化项目申报要求的通知》(内能源新能字〔2025〕361号,以下简称《通知》),成为国内首个响应《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号,以下简称“650号文”)的省份。《通知》充分以650号文精神为基础,对内
纵观成功商业案例,无论是小米的科技生态还是海底捞的服务体验,其核心都在于为用户创造超越产品本身的价值。对于兼具电力存储与金融资产属性的储能产品而言,构建“生态锚定+服务增值”的双轮驱动模式,正成为企业打造核心竞争力、提升盈利能力的关键路径。精准把脉储能之“痛”“为了拿下一个项目,
7月1日,铁岭市人民政府发布《铁岭市新能源发展促进条例(草案)》(征求意见稿)。文件指出,县级以上发展改革部门应当会同自然资源、生态环境等部门积极争取国家和省有关新能源项目建设计划,重点推进集中式风电、光伏发电、氢能、新型储能、抽水蓄能项目等。鼓励电网企业、电力调度机构按规定优先接
6月24日,华能湖南分公司与中国联合网络通信有限公司湖南省分公司签署战略合作仪式。根据协议,双方将在“电力+算力”协同、网络通讯、安全技术防护、电力市场交易、绿电直连及虚拟电厂等方面开展深入合作,通过推进数智化技术和电力行业业务场景深度融合,实现产业数字化、智能化转型升级。
6月26日,国网甘肃省电力公司完成光明电力大模型本地化应用客户端核心功能开发,将应用程序编程接口调用过程内置于统一界面,使员工简单配置就能访问调用人工智能平台上的各类智能体。这是该公司推进人工智能多场景应用的创新成果之一。2024年以来,国网甘肃电力深入推进人工智能技术在各专业领域的应
为深入贯彻党中央、国务院关于优化营商环境的决策部署,落实国家发展改革委和国家能源局提升“获得电力”服务水平工作要求,南方电网公司近日正式印发《南方电网公司深化提升“获得电力”服务水平全面打造现代化用电营商环境行动方案》(以下简称《方案》),提出到2029年,建成办电便捷化、供电高质化、
7月7日,中国政府采购网发布麻栗坡县人民医院电力市场化交易(三次)成交公告,中标供应商为云南天朗售电有限公司,服务范围:(1)代理参与电力市场化交易,负责每月交易电量中报、交易、结算工作。(2)负责电力交易平台市场注册及后期电力交易相关的全过程服务。(3)负责电量电费分析、电力技术咨询、电
当钢筋丛林披上光伏矩阵的新装,当商业脉搏注入清洁能源的律动#x2014;#x2014;菲律宾LandmarkTriNoma购物中心正迎来蜕变时刻。上能电气倾力打造的工商业光伏电站于近日正式并网,在菲律宾地区奏响了可持续发展与都市商业共荣共生的崭新乐章。LandmarkTriNoma购物中心坐落于菲律宾奎松市东部,近20万平方
7月1日,江西省将正式执行《关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知》(赣发改价管〔2025〕463号),优化后的分时电价机制适应了新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求。工商业用户可通过调整用电时段安排,增加谷段用电、减少峰段用电,整体降低用电成本,共同
北极星售电网获悉,7月3日,安徽省发展和改革委员会发布致全省电力用户节约用电倡议书。文件提出,工业企业错峰降荷。工业企业要积极配合电力调度,严格执行负荷管理措施;充分利用最新的峰谷分时电价政策,科学安排生产,将生产负荷调整至用电低谷时段(7—9月,每日2:00—9:00,11:00—13:00);鼓励
衡量电能质量的指标有很多,最为人熟知的当属供电可靠性,就是一年内停电的时间多不多,用全年供电的时间占比全年总时间的数值来体现,通俗的讲法就是几个9。比如4个9,那可靠性就是99.99%,5个9那么可靠性更高。这是宏观层面的电能质量,而微观层面上的电能质量要求就比较多,有电压偏差、电压波动、
日前,湖南发改委解读《关于优化我省分时电价政策有关事项的通知》政策,主要优化内容为:一是优化峰谷时段。午间11:00-12:00由高峰调整为平段,12:00-14:00由高峰调整为低谷,预计可释放电力需求300万千瓦;低谷和平段时间连续执行,16:00-24:00为高峰(尖峰)时段,0:00-16:00连续16个小时为低谷时段
近日,瑞典家居零售巨头宜家在德国市场正式推出经济型阳台光伏组装套件“EcoFlowStream”系列,为消费者提供更便捷、经济的分布式能源解决方案。这不仅是家居零售品牌首次深入分布式能源市场,也释放了一个重要信号:全民光伏时代,真的来了!值得一提的是,随着德国《太阳能一揽子计划I》政策红利的持
北极星售电网获悉,自2025年7月1日起,一批电力市场新政正式开始实施!其中国家层面政策有:国家发改委发布的《关于深化提升“获得电力”服务水平全面打造现代化用电营商环境的意见》、《承装(修、试)电力设施许可证管理办法》。地方/区域层面政策有:《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方
北极星风力发电网获悉,7月4日,榆林能源集团武家庄镇10万千瓦风电项目工程总承包(EPC)中标候选人公示。根据公示,中建三局安装工程有限公司、山东电力建设第三工程有限公司(联合体)为第一中标候选人,投标总报价15291.17万元,折合单价1529元/kW。根据招标公告,榆林能源集团武家庄镇10万千瓦风电
今年以来,“双碳”目标加速推进,国家发改委136号文、发改能源357号、发改办体政394号等重磅政策接踵发布,全面深化新能源全量上网,6月1日差价机制电价实施后,新能源电站不再具备保障性托底收购收益,市场化改革成为绿电应用的转型重点。光储市场扩张中,风光固有的间歇性、波动性、随机性等特征,
内蒙古储能“加速度”再度震撼了整个行业。6月26日-30日,短短五天时间内,内蒙古就有16个储能项目开工,规模合计约9.5GW/42.7GWh,项目总投资约458.27亿元。尤其是6月份,内蒙古明显加快了储能开工速度。根据第三方数据库统计,6月1-23日,内蒙古完成备案的电网侧/独立共享储能项目20个,备案储能规模
北极星售电网获悉,7月1日,四川省经济和信息化厅发布关于政协四川省第十三届委员会第三次会议第0956号提案办理答复意见的函。答复文件明确,现阶段由于国家政策规定、中央巡视、审计和监管要求,加之电力供需形势逆转、市场公平性风险加大等因素影响,全水电战略长协交易已不可持续。鉴于国家能源监管
7月7日,长治市人民政府印发长治市智慧能碳源网荷储一体化实施方案的通知。通知指出,通过项目建设,核心实现两方面目标:一是打造全国首个面向“双碳”和电力交易市场的城市级智慧能碳源网荷储一体化创新标杆,构建全市统一能源大数据底座,建设“市级—区县级—企业级”三级能源互联网平台,服务全市
7月4日午时,武汉电网最大负荷达1704.8万千瓦,同比增长26.48%,相较于去年同水平负荷提前了20天。据悉,国网武汉供电公司目前严格执行迎峰度夏期间值班制度,24小时不间断监控电网负荷和设备运行监控情况,超前谋划编制2025年武汉电网主网迎峰度夏运行方案,提前修订完善变电站“一站一案”事故应急
北极星电力网获悉,郴电国际公告称,湖南省发展和改革委员会发布了《关于优化我省分时电价政策有关事项的通知》(湘发改价调规〔2025〕385号),自2025年8月1日起执行。本次分时电价政策的调整,尖峰时段减少一个月、分时平均浮动电价下调、不同时段的划分调整以及用户用电习惯改变等综合因素影响,将
本篇聚焦四川现货进一步发展:分区电价。
7月7日,中国政府采购网发布麻栗坡县人民医院电力市场化交易(三次)成交公告,中标供应商为云南天朗售电有限公司,服务范围:(1)代理参与电力市场化交易,负责每月交易电量中报、交易、结算工作。(2)负责电力交易平台市场注册及后期电力交易相关的全过程服务。(3)负责电量电费分析、电力技术咨询、电
6月16日,山西电力交易大厅内,山西电力交易中心交易部主任弓建华紧盯屏幕,浏览中长期多月连续撮合交易的价格曲线图。“今年6月至11月的连续电力交易正在进行,市场主体可提前6个月锁定电价,高频博弈让价格更透明。”他介绍。今年,国网山西省电力公司在全国首次开展中长期多月连续撮合交易,市场主
北极星储能网获悉,7月7日,南网储能在投资者关系活动记录表中表示,136号文取消了新能源企业的强制配储要求,有利于推动新能源发展。在构建新型能源体系、新型电力系统的背景下,随着新能源大规模、高比例接入电网,电力系统对储能的需求客观存在,长期来看,认为储能发展前景良好。目前新型储能电价
北极星售电网获悉,7月7日,山西省长治市人民政府发布关于印发长治市智慧能碳源网荷储一体化实施方案的通知,文件明确,打造全国首个面向“双碳”和电力交易市场的城市级智慧能碳源网荷储一体化创新标杆,构建全市统一能源大数据底座,建设“市级—区县级—企业级”三级能源互联网平台,服务全市用能企
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!