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首页 » 国家能源局:支持储能/虚拟电厂/智能微电网创新发展 | 新能源和双碳政策简报(12月第1期)
本期你会看到:
国家政策及要闻
国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》(12月5日)
12月5日,国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》,其中明确,单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷。鼓励虚拟电厂聚合分布式光伏、分散式风电、新型储能、可调节负荷等资源,为电力系统提供灵活调节能力。
文件要求,各地加快推动新型经营主体实现可观、可测、可调、可控。鼓励调节容量5兆瓦及以上、满足相应技术指标要求的新型经营主体提供电能量和辅助服务。各地可结合电力系统调节需求和电力市场运营能力,进一步降低调节容量要求。
此外,文件还鼓励新型经营主体平等参与电力市场。新型经营主体参与市场与其他经营主体享有平等的市场地位,并按有关规定公平承担偏差结算和不平衡资金分摊等相关费用,缴纳输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加等。鼓励资源聚合类新型经营主体整合调节容量小的资源,整体参与电力市场、实现协同调度。
中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》(11月29日)
11月29日,在国家能源局的统筹组织下,中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》(以下简称《蓝皮书》),首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”。
《蓝皮书》提出“三步走”战略:第一步,到2025年初步建成,实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接;第二步,到2029年全面建成,实现新能源在市场中的全面参与;第三步,到2035年完善提升,支持新能源大规模接入,形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。
此外,《蓝皮书》指出,推动新型储能参与电力市场,结合新型储能特点完善电力现货市场、辅助服务市场和容量市场机制,明确各类新型储能参与市场的方式、价格机制、成本分摊及疏导机制,引导新型储能参与系统调节。
地方政策及要闻
江苏省发改委、江苏能监办下发《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》(12月4日)
12月4日,江苏省发改委、江苏能监办下发《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》,文件指出,虚拟电厂、独立储能等新型主体可按有关政策规定,在江苏电力交易中心办理注册手续,并参与市场交易。其中,负荷类虚拟电厂参照售电公司,发电类虚拟电厂参照发电企业参与中长期交易。对于新能源2025年入市的安排如下:1、集中式光伏、风电1)优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏发电企业参与绿电交易。2)不参加绿电交易的集中式光伏、风电全年保量保价发电小时数分别为400、800小时。3)不参加绿电交易的集中式光伏、风电每月上网电量扣除保量保价部分为保量竞价电量,参与省内中长期常规交易。考虑风光发电预测的不确定性,为提高交易合同履约比例,集中式光伏和风电的年度绿电交易或年度常规电力交易电量分解到各月的电量叠加当月保量保价电量不超过其2024年对应月份上网电量的90%。2、分布式光伏、分散式风电成功核发绿证后,可直接参加绿电交易,或由分布式发电聚合商聚合参与绿电交易。考虑到自发自用项目每月上网电量的不确定性较高,分布式光伏、分散式风电主要参加月度和月内交易,其中月度交易规模不超过前月上网电量,当月交易电量规模原则上不超过其预计上网电量。
安徽电力交易中心发布《安徽电力现货市场运营基本规则》(12月3日)
12月3日,安徽电力交易中心发布《安徽电力现货市场运营基本规则》及配套细则征求意见稿。其中,安徽电力现货电能量市场交易实施细则显示,申报出清价格上下限分别为0元/MWh和800元/MWh。
市场主体初期包括新型储能和虚拟电厂等,参与现货市场的独立储能价格采用所在节点的电价;参与现货市场的虚拟电厂按照其类型,采用相应的电价机制。
配储若具备独立储能准入条件并经所在电源侧法人同意时,可申请按照独立储能方式参与现货电能量市场。
现货市场结算试运行期间,新能源场站“报量报价”(具备AGC控制功能)或“报量不报价”(不具备AGC控制功能)参与现货市场;独立储能、虚拟电厂以“报量报价”或“自调度”参与现货市场。市场用户及电网代理工商业购电“报量不报价”申报运行日用电曲线。
实时电能量市场中,电力调度机构在日前电能量市场确定的机组组合基础上,以“集中优化、统一出清”的方式,根据超短期统调负荷预测、超短期母线负荷预测、超短期新能源发电预测、最新的省间送受电计划、非市场化机组的出力曲线、最新的电网运行方式等边界条件,以社会福利最大化为优化目标,采用安全约束经济调度(SCED)算法进行集中优化计算,滚动优化机组出力,出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。
四川发改委发布《关于加快推动新型储能项目建设的通知(征求意见稿)》(11月30日)
11月30日,四川发改委发布《关于加快推动新型储能项目建设的通知(征求意见稿)》。其中明确目标:力争到2027年底,全省新型储能装机规模达500万千瓦,其中成都电网侧新型储能装机规模不低于200万千瓦。
对配置新型储能(含租赁)10%/2小时以上的新能源项目,支持在输电通道有空间的情况下优先调用,适当倾斜支持保障利用小时数。对2023年7月20日后未按要求配储的新能源项目,鼓励通过租赁方式配储。装机容量不高于10万千瓦的新能源项目,原则上通过租赁方式配置新型储能,租赁协议不短于3年。
文件指出,原则上对纳入示范项目的电网侧新型储能电站每年调用完全充放电次数不低于250次,其他纳入年度建设计划的电网侧新型储能电站可参照执行。
此外,文件还提出,支持电网侧、用户侧新型储能参与电力中长期市场,放电时,电网侧新型储能放电电量参照省内燃煤火电方式参与市场交易获取补偿,用户侧新型储能放电电量对应的下网电量部分不承担相应时段的分摊费用。
用户侧新型储能设施用地与产业园区、工商业企业用地统一规划。支持示范项目和纳入年度建设计划的新型储能项目,申报使用超长期特别国债、地方政府专项债等政策性开发性金融工具。
浙江电力交易中心公布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(2.0版)》(11月29日)
11月29日,浙江电力交易中心公布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(2.0版)》。调频辅助服务市场明确:调频里程报价最高限价为15元/兆瓦,调频性能指标准入门槛为0.4,储能调频容量上限为200MW。
火储联合以发电主体身份参与调频市场。独立储能电站,以独立储能身份参与调频市场。虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体待条件具备后参与调频市场。
根据调整后调频里程报价及实际机会成本(储能的实际机会成本为0)计算每个交易时段调频服务提供者的调频定价排序价格。
调频定价排序价格=调整后里程报价×系统历史单位容量小时里程+调整后的实际机会成本
浙江电力交易中心发布《浙江电力现货市场运行方案(征求意见稿)》(11月27日)
11月27日,浙江电力交易中心发布《浙江电力现货市场运行方案(征求意见稿)》,其中明确参与范围抽蓄电站,全体工商业用户参与现货市场运行,适时探索引入电网侧储能、虚拟电厂等新型主体参与。
参与市场的储能电站应具备独立计量、AGC调节等技术条件,并接入调度自动化系统统一监控、调度,遵循调度指令执行充(放)电。
现货市场运行期间设置价格申报和出清上、下限。其中,市场申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时,市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。辅助服务市场调频里程申报、出清价格上、下限分别为15元/兆瓦和0元/兆瓦。
发电企业(含抽蓄电站)的结算中:
电能量电费:按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。
市场化辅助服务费用:暂仅包括调频辅助服务费用。
成本补偿费用:暂仅包括运行成本补偿,鉴于目前中长期合约价格已包含机组对应电量的成本,本次结算试运行对于中长期合约覆盖范围内的电量不予以成本补偿(见结算示例)。
批发市场用户结算(批发市场):
售电公司结算(批发市场):
国际动态
1.5亿欧元,罗马尼亚的新一轮电池储能补贴
罗马尼亚近期推出了一项1.5亿欧元储能补贴计划,该补贴用于表后储能系统,为与现有可再生能源发电,包括风能、光伏、水电等一起建造的电池储能系统提供补贴,储能的容量至少覆盖其直接连接的可再生能源发电的75%。
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国家政策及要闻
国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》(12月5日)
12月5日,国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》,其中明确,单一技术类新型经营主体主要包括分布式光伏、分散式风电、储能等分布式电源和可调节负荷。鼓励虚拟电厂聚合分布式光伏、分散式风电、新型储能、可调节负荷等资源,为电力系统提供灵活调节能力。
文件要求,各地加快推动新型经营主体实现可观、可测、可调、可控。鼓励调节容量5兆瓦及以上、满足相应技术指标要求的新型经营主体提供电能量和辅助服务。各地可结合电力系统调节需求和电力市场运营能力,进一步降低调节容量要求。
此外,文件还鼓励新型经营主体平等参与电力市场。新型经营主体参与市场与其他经营主体享有平等的市场地位,并按有关规定公平承担偏差结算和不平衡资金分摊等相关费用,缴纳输配电价、系统运行费用和政府性基金及附加等。鼓励资源聚合类新型经营主体整合调节容量小的资源,整体参与电力市场、实现协同调度。
中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》(11月29日)
11月29日,在国家能源局的统筹组织下,中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》(以下简称《蓝皮书》),首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”。
《蓝皮书》提出“三步走”战略:第一步,到2025年初步建成,实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接;第二步,到2029年全面建成,实现新能源在市场中的全面参与;第三步,到2035年完善提升,支持新能源大规模接入,形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。
此外,《蓝皮书》指出,推动新型储能参与电力市场,结合新型储能特点完善电力现货市场、辅助服务市场和容量市场机制,明确各类新型储能参与市场的方式、价格机制、成本分摊及疏导机制,引导新型储能参与系统调节。
地方政策及要闻
江苏省发改委、江苏能监办下发《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》(12月4日)
12月4日,江苏省发改委、江苏能监办下发《关于开展2025年电力市场交易工作的通知》,文件指出,虚拟电厂、独立储能等新型主体可按有关政策规定,在江苏电力交易中心办理注册手续,并参与市场交易。其中,负荷类虚拟电厂参照售电公司,发电类虚拟电厂参照发电企业参与中长期交易。对于新能源2025年入市的安排如下:1、集中式光伏、风电1)优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏发电企业参与绿电交易。2)不参加绿电交易的集中式光伏、风电全年保量保价发电小时数分别为400、800小时。3)不参加绿电交易的集中式光伏、风电每月上网电量扣除保量保价部分为保量竞价电量,参与省内中长期常规交易。考虑风光发电预测的不确定性,为提高交易合同履约比例,集中式光伏和风电的年度绿电交易或年度常规电力交易电量分解到各月的电量叠加当月保量保价电量不超过其2024年对应月份上网电量的90%。2、分布式光伏、分散式风电成功核发绿证后,可直接参加绿电交易,或由分布式发电聚合商聚合参与绿电交易。考虑到自发自用项目每月上网电量的不确定性较高,分布式光伏、分散式风电主要参加月度和月内交易,其中月度交易规模不超过前月上网电量,当月交易电量规模原则上不超过其预计上网电量。
安徽电力交易中心发布《安徽电力现货市场运营基本规则》(12月3日)
12月3日,安徽电力交易中心发布《安徽电力现货市场运营基本规则》及配套细则征求意见稿。其中,安徽电力现货电能量市场交易实施细则显示,申报出清价格上下限分别为0元/MWh和800元/MWh。
市场主体初期包括新型储能和虚拟电厂等,参与现货市场的独立储能价格采用所在节点的电价;参与现货市场的虚拟电厂按照其类型,采用相应的电价机制。
配储若具备独立储能准入条件并经所在电源侧法人同意时,可申请按照独立储能方式参与现货电能量市场。
现货市场结算试运行期间,新能源场站“报量报价”(具备AGC控制功能)或“报量不报价”(不具备AGC控制功能)参与现货市场;独立储能、虚拟电厂以“报量报价”或“自调度”参与现货市场。市场用户及电网代理工商业购电“报量不报价”申报运行日用电曲线。
实时电能量市场中,电力调度机构在日前电能量市场确定的机组组合基础上,以“集中优化、统一出清”的方式,根据超短期统调负荷预测、超短期母线负荷预测、超短期新能源发电预测、最新的省间送受电计划、非市场化机组的出力曲线、最新的电网运行方式等边界条件,以社会福利最大化为优化目标,采用安全约束经济调度(SCED)算法进行集中优化计算,滚动优化机组出力,出清得到各发电机组需要实际执行的发电计划和实时节点电价。
四川发改委发布《关于加快推动新型储能项目建设的通知(征求意见稿)》(11月30日)
11月30日,四川发改委发布《关于加快推动新型储能项目建设的通知(征求意见稿)》。其中明确目标:力争到2027年底,全省新型储能装机规模达500万千瓦,其中成都电网侧新型储能装机规模不低于200万千瓦。
对配置新型储能(含租赁)10%/2小时以上的新能源项目,支持在输电通道有空间的情况下优先调用,适当倾斜支持保障利用小时数。对2023年7月20日后未按要求配储的新能源项目,鼓励通过租赁方式配储。装机容量不高于10万千瓦的新能源项目,原则上通过租赁方式配置新型储能,租赁协议不短于3年。
文件指出,原则上对纳入示范项目的电网侧新型储能电站每年调用完全充放电次数不低于250次,其他纳入年度建设计划的电网侧新型储能电站可参照执行。
此外,文件还提出,支持电网侧、用户侧新型储能参与电力中长期市场,放电时,电网侧新型储能放电电量参照省内燃煤火电方式参与市场交易获取补偿,用户侧新型储能放电电量对应的下网电量部分不承担相应时段的分摊费用。
用户侧新型储能设施用地与产业园区、工商业企业用地统一规划。支持示范项目和纳入年度建设计划的新型储能项目,申报使用超长期特别国债、地方政府专项债等政策性开发性金融工具。
浙江电力交易中心公布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(2.0版)》(11月29日)
11月29日,浙江电力交易中心公布《浙江电力调频辅助服务市场交易实施细则(2.0版)》。调频辅助服务市场明确:调频里程报价最高限价为15元/兆瓦,调频性能指标准入门槛为0.4,储能调频容量上限为200MW。
火储联合以发电主体身份参与调频市场。独立储能电站,以独立储能身份参与调频市场。虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体待条件具备后参与调频市场。
根据调整后调频里程报价及实际机会成本(储能的实际机会成本为0)计算每个交易时段调频服务提供者的调频定价排序价格。
调频定价排序价格=调整后里程报价×系统历史单位容量小时里程+调整后的实际机会成本
浙江电力交易中心发布《浙江电力现货市场运行方案(征求意见稿)》(11月27日)
11月27日,浙江电力交易中心发布《浙江电力现货市场运行方案(征求意见稿)》,其中明确参与范围抽蓄电站,全体工商业用户参与现货市场运行,适时探索引入电网侧储能、虚拟电厂等新型主体参与。
参与市场的储能电站应具备独立计量、AGC调节等技术条件,并接入调度自动化系统统一监控、调度,遵循调度指令执行充(放)电。
现货市场运行期间设置价格申报和出清上、下限。其中,市场申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时,市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。辅助服务市场调频里程申报、出清价格上、下限分别为15元/兆瓦和0元/兆瓦。
发电企业(含抽蓄电站)的结算中:
电能量电费:按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。
市场化辅助服务费用:暂仅包括调频辅助服务费用。
成本补偿费用:暂仅包括运行成本补偿,鉴于目前中长期合约价格已包含机组对应电量的成本,本次结算试运行对于中长期合约覆盖范围内的电量不予以成本补偿(见结算示例)。
批发市场用户结算(批发市场):
电能量电费:按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。
售电公司结算(批发市场):
电能量电费:按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。
国际动态
1.5亿欧元,罗马尼亚的新一轮电池储能补贴
罗马尼亚近期推出了一项1.5亿欧元储能补贴计划,该补贴用于表后储能系统,为与现有可再生能源发电,包括风能、光伏、水电等一起建造的电池储能系统提供补贴,储能的容量至少覆盖其直接连接的可再生能源发电的75%。
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