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首页 » 国家能源局:推动用户侧报量报价参与市场 | 新能源和双碳政策简报(1月第3期)
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国家政策及要闻
国家能源局:推动用户侧报量报价参与市场,有效引导用户侧削峰填谷
1月6日,国家能源局关于印发《2025年能源监管工作要点》的通知发布。
文件指出,积极推动源网荷储参与能源保供。推动优化煤电容量电价机制,保障顶峰煤电机组合理收益。发挥电力市场资源优化配置作用,加强省间中长期合同履约监管,促进电力资源跨省互济,加大保供期间发电机组并网运行考核力度。在已开展现货市场的地区,推动用户侧主动参与系统调节,报量报价参与市场;在未开展现货市场的地区,开展分时段交易,有效引导用户侧削峰填谷。
健全基础规则制度。研究建立全国统一电力市场评价体系,推动各地电力市场建设统一规范、公正透明。制修订电力中长期交易、辅助服务市场和计量结算基本规则,完善中长期、现货、辅助服务交易机制,做好区域内省间交易与跨区交易、省内交易的有效衔接。加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制,推动绿色电力交易融入电力中长期交易。
优化市场机制功能。推动扩大跨省跨区电力市场化交易,加强余缺互济,充分发挥在能源保供、清洁能源消纳中的作用,支持满足条件的电力用户参与跨省跨区绿电交易。建立健全与京津冀、长三角、粤港澳大湾区等国家重大战略相适应的区域电力市场交易机制,推动南方区域现货市场长周期连续试运行,进一步扩大长三角电力市场交易规模,研究建立西北、华中等区域电力互济交易机制。持续推进各省现货市场建设,2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖。
地方政策及要闻
上海2025年独立储能电站申报开启(1月14日)
1月14日,上海市发改委发布《关于报送2025年度独立储能电站项目的通知》(以下简称“通知”)。
通知要求,申请纳入2025年度计划的项目应为可在2025年度完成备案,可完成相关专业管理部门审核,具备2025年度开工条件的项目。
对2025年度具备开工条件的项目,项目单位应组织编制独立储能电站项目方案,于2025年1月17日前书面(盖章)报送至上海发改委。
项目方案应包括项目名称、项目地址、是否占用基本农田/生态红线/开发边界/自然区、项目状态、项目规模、主要技术路线、项目公司、联系人、电话、总投资额、备案时间、开工时间、投运时间等内容。
四川省发改委发布《四川省能源局关于促进新型储能积极健康发展的通知(川发改能源〔2024〕665号)》(1月13日)
近日,四川省发改委发布《四川省能源局关于促进新型储能积极健康发展的通知(川发改能源〔2024〕665号)》,通知从加快新型储能规划布局、规范项目建设管理、加强政策协同支持、完善落实保障措施等四个方面对新型储能的健康发展做了要求,四川将推动新型储能规模化发展、引导各类新型储能科学布局、突出重点区域布局电网侧新型储能。
通知明确,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)不低于10%/2h及以上的新能源项目,适当倾斜支持保障利用小时数。2023年7月20日后新能源项目,鼓励通过租赁方式配储,租赁协议不短于3年。本通知印发后核准、备案的不高于100MW新能源项目,原则上通过租赁方式配置新型储能。
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,其他纳入年度项目清单的电网侧新型储能电站参照执行。
推动新型储能参与需求侧响应、辅助服务市场,获取需求侧响应补偿和辅助服务费用。加快电力现货市场建设,以市场化机制推动新型储能发挥作用。
值得注意的是,对比2024年12月的征求意见稿,此版正式文件删去了“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”。
宁夏:新能源需配建或租赁新型储能,配置比例适时调整(1月13日)
1月13日,宁夏发改委发布《宁夏回族自治区新能源项目管理暂行办法(征求意见稿)》,其中提到,为提升电力消纳能力,新能源项目需配套建设或租赁适当规模新型储能设施,包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能以及氢(氨)储能、热(冷)储能等储能设施。配置比例由自治区能源主管部门组织电网企业根据区内新能源实际消纳情况适时调整。原则上储能设施应与新能源项目同步规划、同步建设、同步投运。
新能源项目应按照相关要求建设新能源功率预测系统,预测精度和准确率应满足相关标准。电网调度机构根据新能源功率预测情况,在确保电网安全稳定运行的前提下,优先保障新能源项目电量上网,提高新能源消纳水平,落实自治区新能源消纳主体责任。
西北新版两个细则:风光配储能月可用率标准下调!每提高1%容量补偿0.05元/kW!(1月12日)
西北能监局消息,西北区域新版“两个细则”于2025年1月1日起转入结算试运行。日前,西北能监局新版“两个细则”补充规则印发,其中对于新能源配建储能新增考核与补偿规则。此外还对一次调频管理、涉网试验要求、功率预测管理、无功平衡服务补偿等部分条款进一步补充修订。
根据新版文件,风电、光伏场站内配建储能月可用率达到96%以上,每提高1%按配建储能装机容量补偿0.5分/万千瓦,相当于0.05元/kW。
而此前版本要求,每分对应金额均为1000元。新型储能并网主体月可用率达到98%以上,每提高1%补偿1分/万千瓦,相当于0.1元/kW。
此外新版还提出,对于新能源配建储能新增有功功率自动控制系统(AGC)的考核,配建储能每月按5分/万千瓦时考核。对于已投运的新能源场站配建储能,若未单独配置储能AGC系统,给予一年的技术改造及调试期限期间不进行配建储能AGC考核。
对于风电、光伏场站内配置有电源侧储能的新能源场站,要求同时向电力调度机构报送配建储能中期、短期、超短期可用容量、最大充电功率、最大放电功率、充放电功率计划等运行相关数据文件,有效数据上传率应大于95%,若未达标,每降低1%按配建储能额定容量x1分/万千瓦时考核,相当于0.1元/kWh。
此外,一次调频出力响应合格率与贡献电量合格率上限从100%上调至200%,超出200%则按200%计算。
上海市人民政府印发《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案(2025—2030年)》(1月9日)
文件提出,到2026年,建立新型储能核心技术装备产业链,打造2个新型储能产业园,培育10家以上具有产业带动效应的优质企业,力争应用规模80万千瓦以上,储能削峰初见成效,带动产业规模近千亿级。到2030年,引育结合形成千亿级规模领军企业,力争应用规模超过200万千瓦,实现尖峰负荷全削减,带动产业规模再翻番。
发挥新型储能“支撑电力顶峰、快速补强电网薄弱环节、促进新能源消纳”作用,利用好既有能源电力设施场地资源和接入条件,合理布局、滚动实施独立储能电站建设(指独立并入公共电网,具备独立计量和发电自动控制功能,充电功率1万千瓦及以上的储能电站),探索符合超大型资源输入城市特点的独立储能发展模式。2025年1月1日起,新开工(含升级改造)集中式陆上风电,按照不低于装机容量的20%、额定充放电时长不低于4小时配置新型储能,新建海上风电按照竞争配置要求配置;采用独立储能电站形式建设,通过自建、合建或容量租赁的模式实现。以投资为纽带,在华东区域布局抽水蓄能,提升电网整体峰谷调节能力和运行水平。
鼓励火电机组合理配置新型储能,提升调节能力和整体效益。在临港新片区建设涵盖风、光、储、氢等源网荷储一体化和多能互补的储能发展模式。在崇明区推进“可再生能源+储能”和多能互补示范场景落地。在奉贤区既有退役电厂场址建设多种新型储能技术路线对比测试示范基地。在城市轨道交通领域,推动飞轮储能在再生制动能量回收场景中的应用。
支持纳入年度建设计划的独立储能电站现阶段参照发电项目进行调用结算,其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。本市电力现货和辅助服务市场开展长周期结算试运行前,独立储能电站按照电网调度指令安排充放电。迎峰度夏(冬)期间,原则上全容量充放电调用次数不低于210次,充电价格按照本市煤电基准上网电价下浮50%结算,放电价格按照本市煤电基准上网电价上浮20%结算,如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况,需按照发电机组有关规定执行相应考核;非迎峰度夏(冬)期间,充电价格按照本市煤电基准上网电价下浮10%结算,放电价格按照本市煤电基准上网电价结算。本市电力现货和辅助服务市场开展长周期结算试运行后,独立储能电站可根据市场需求进行充放电。
支持火电机组配建储能项目随所属发电项目提供辅助服务获得收益。鼓励用户侧储能项目通过为用户提供多种电力服务获得收益,支持用户侧储能项目随所属用户主体参与电力需求响应。
参与绿电交易的新能源项目开发企业可采用租赁容量方式获得储能调峰能力,由双方协商确定服务价格。对纳入本市年度建设计划,未与新能源项目开发企业达成租赁容量服务协议的独立储能电站,可阶段性给予容量补贴,容量补贴水平将综合独立储能电站充放电次数、参与市场化交易收益等情况明确。国家出台储能价格政策后,容量补贴等按照国家要求执行。支持用户侧储能项目探索共享储能、云储能等商业模式。
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国家能源局:推动用户侧报量报价参与市场,有效引导用户侧削峰填谷
1月6日,国家能源局关于印发《2025年能源监管工作要点》的通知发布。
文件指出,积极推动源网荷储参与能源保供。推动优化煤电容量电价机制,保障顶峰煤电机组合理收益。发挥电力市场资源优化配置作用,加强省间中长期合同履约监管,促进电力资源跨省互济,加大保供期间发电机组并网运行考核力度。在已开展现货市场的地区,推动用户侧主动参与系统调节,报量报价参与市场;在未开展现货市场的地区,开展分时段交易,有效引导用户侧削峰填谷。
健全基础规则制度。研究建立全国统一电力市场评价体系,推动各地电力市场建设统一规范、公正透明。制修订电力中长期交易、辅助服务市场和计量结算基本规则,完善中长期、现货、辅助服务交易机制,做好区域内省间交易与跨区交易、省内交易的有效衔接。加快建立有利于促进绿色能源生产消费的市场体系和长效机制,推动绿色电力交易融入电力中长期交易。
优化市场机制功能。推动扩大跨省跨区电力市场化交易,加强余缺互济,充分发挥在能源保供、清洁能源消纳中的作用,支持满足条件的电力用户参与跨省跨区绿电交易。建立健全与京津冀、长三角、粤港澳大湾区等国家重大战略相适应的区域电力市场交易机制,推动南方区域现货市场长周期连续试运行,进一步扩大长三角电力市场交易规模,研究建立西北、华中等区域电力互济交易机制。持续推进各省现货市场建设,2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖。
地方政策及要闻
上海2025年独立储能电站申报开启(1月14日)
1月14日,上海市发改委发布《关于报送2025年度独立储能电站项目的通知》(以下简称“通知”)。
通知要求,申请纳入2025年度计划的项目应为可在2025年度完成备案,可完成相关专业管理部门审核,具备2025年度开工条件的项目。
对2025年度具备开工条件的项目,项目单位应组织编制独立储能电站项目方案,于2025年1月17日前书面(盖章)报送至上海发改委。
项目方案应包括项目名称、项目地址、是否占用基本农田/生态红线/开发边界/自然区、项目状态、项目规模、主要技术路线、项目公司、联系人、电话、总投资额、备案时间、开工时间、投运时间等内容。
四川省发改委发布《四川省能源局关于促进新型储能积极健康发展的通知(川发改能源〔2024〕665号)》(1月13日)
近日,四川省发改委发布《四川省能源局关于促进新型储能积极健康发展的通知(川发改能源〔2024〕665号)》,通知从加快新型储能规划布局、规范项目建设管理、加强政策协同支持、完善落实保障措施等四个方面对新型储能的健康发展做了要求,四川将推动新型储能规模化发展、引导各类新型储能科学布局、突出重点区域布局电网侧新型储能。
通知明确,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)不低于10%/2h及以上的新能源项目,适当倾斜支持保障利用小时数。2023年7月20日后新能源项目,鼓励通过租赁方式配储,租赁协议不短于3年。本通知印发后核准、备案的不高于100MW新能源项目,原则上通过租赁方式配置新型储能。
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,其他纳入年度项目清单的电网侧新型储能电站参照执行。
推动新型储能参与需求侧响应、辅助服务市场,获取需求侧响应补偿和辅助服务费用。加快电力现货市场建设,以市场化机制推动新型储能发挥作用。
值得注意的是,对比2024年12月的征求意见稿,此版正式文件删去了“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”。
宁夏:新能源需配建或租赁新型储能,配置比例适时调整(1月13日)
1月13日,宁夏发改委发布《宁夏回族自治区新能源项目管理暂行办法(征求意见稿)》,其中提到,为提升电力消纳能力,新能源项目需配套建设或租赁适当规模新型储能设施,包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能以及氢(氨)储能、热(冷)储能等储能设施。配置比例由自治区能源主管部门组织电网企业根据区内新能源实际消纳情况适时调整。原则上储能设施应与新能源项目同步规划、同步建设、同步投运。
新能源项目应按照相关要求建设新能源功率预测系统,预测精度和准确率应满足相关标准。电网调度机构根据新能源功率预测情况,在确保电网安全稳定运行的前提下,优先保障新能源项目电量上网,提高新能源消纳水平,落实自治区新能源消纳主体责任。
西北新版两个细则:风光配储能月可用率标准下调!每提高1%容量补偿0.05元/kW!(1月12日)
西北能监局消息,西北区域新版“两个细则”于2025年1月1日起转入结算试运行。日前,西北能监局新版“两个细则”补充规则印发,其中对于新能源配建储能新增考核与补偿规则。此外还对一次调频管理、涉网试验要求、功率预测管理、无功平衡服务补偿等部分条款进一步补充修订。
根据新版文件,风电、光伏场站内配建储能月可用率达到96%以上,每提高1%按配建储能装机容量补偿0.5分/万千瓦,相当于0.05元/kW。
而此前版本要求,每分对应金额均为1000元。新型储能并网主体月可用率达到98%以上,每提高1%补偿1分/万千瓦,相当于0.1元/kW。
此外新版还提出,对于新能源配建储能新增有功功率自动控制系统(AGC)的考核,配建储能每月按5分/万千瓦时考核。对于已投运的新能源场站配建储能,若未单独配置储能AGC系统,给予一年的技术改造及调试期限期间不进行配建储能AGC考核。
对于风电、光伏场站内配置有电源侧储能的新能源场站,要求同时向电力调度机构报送配建储能中期、短期、超短期可用容量、最大充电功率、最大放电功率、充放电功率计划等运行相关数据文件,有效数据上传率应大于95%,若未达标,每降低1%按配建储能额定容量x1分/万千瓦时考核,相当于0.1元/kWh。
此外,一次调频出力响应合格率与贡献电量合格率上限从100%上调至200%,超出200%则按200%计算。
上海市人民政府印发《上海市新型储能示范引领创新发展工作方案(2025—2030年)》(1月9日)
文件提出,到2026年,建立新型储能核心技术装备产业链,打造2个新型储能产业园,培育10家以上具有产业带动效应的优质企业,力争应用规模80万千瓦以上,储能削峰初见成效,带动产业规模近千亿级。到2030年,引育结合形成千亿级规模领军企业,力争应用规模超过200万千瓦,实现尖峰负荷全削减,带动产业规模再翻番。
发挥新型储能“支撑电力顶峰、快速补强电网薄弱环节、促进新能源消纳”作用,利用好既有能源电力设施场地资源和接入条件,合理布局、滚动实施独立储能电站建设(指独立并入公共电网,具备独立计量和发电自动控制功能,充电功率1万千瓦及以上的储能电站),探索符合超大型资源输入城市特点的独立储能发展模式。2025年1月1日起,新开工(含升级改造)集中式陆上风电,按照不低于装机容量的20%、额定充放电时长不低于4小时配置新型储能,新建海上风电按照竞争配置要求配置;采用独立储能电站形式建设,通过自建、合建或容量租赁的模式实现。以投资为纽带,在华东区域布局抽水蓄能,提升电网整体峰谷调节能力和运行水平。
鼓励火电机组合理配置新型储能,提升调节能力和整体效益。在临港新片区建设涵盖风、光、储、氢等源网荷储一体化和多能互补的储能发展模式。在崇明区推进“可再生能源+储能”和多能互补示范场景落地。在奉贤区既有退役电厂场址建设多种新型储能技术路线对比测试示范基地。在城市轨道交通领域,推动飞轮储能在再生制动能量回收场景中的应用。
支持纳入年度建设计划的独立储能电站现阶段参照发电项目进行调用结算,其充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。本市电力现货和辅助服务市场开展长周期结算试运行前,独立储能电站按照电网调度指令安排充放电。迎峰度夏(冬)期间,原则上全容量充放电调用次数不低于210次,充电价格按照本市煤电基准上网电价下浮50%结算,放电价格按照本市煤电基准上网电价上浮20%结算,如发生因自身原因无法调用或调用不足的情况,需按照发电机组有关规定执行相应考核;非迎峰度夏(冬)期间,充电价格按照本市煤电基准上网电价下浮10%结算,放电价格按照本市煤电基准上网电价结算。本市电力现货和辅助服务市场开展长周期结算试运行后,独立储能电站可根据市场需求进行充放电。
支持火电机组配建储能项目随所属发电项目提供辅助服务获得收益。鼓励用户侧储能项目通过为用户提供多种电力服务获得收益,支持用户侧储能项目随所属用户主体参与电力需求响应。
参与绿电交易的新能源项目开发企业可采用租赁容量方式获得储能调峰能力,由双方协商确定服务价格。对纳入本市年度建设计划,未与新能源项目开发企业达成租赁容量服务协议的独立储能电站,可阶段性给予容量补贴,容量补贴水平将综合独立储能电站充放电次数、参与市场化交易收益等情况明确。国家出台储能价格政策后,容量补贴等按照国家要求执行。支持用户侧储能项目探索共享储能、云储能等商业模式。
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