登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
北极星储能网获悉,近日华东能监局发布关于公开征求《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》意见的公告,公告中提出电化学储能电站分段申报日前96点调峰(充电)“电力-电价”曲线,申报电价的最小单位为1元/兆瓦时,申报电力的最小单位为50兆瓦,不足50兆瓦部分按单段申报,分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。
按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的,购入调峰辅助服务费用由电网企业向所有消纳的发电企业、电化学储能电站分摊。
跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担,按相关规定执行。
卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态,则费用结算与发电机组相同。如果处于充电状态,卖出调峰辅助服务电化学储能电站(充电)费用结算=出清中标充电电量×(出清电价+输配电价+政府性基金及附加),由卖出调峰辅助服务电化学储能电站向电网企业支付。
原文如下:
关于公开征求
《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》
意见的公告
为贯彻落实《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)等文件要求,结合华东电力调峰辅助服务市场运行情况,我局对《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》(华东监能市场〔2018〕102号)进行了修订,形成《华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)》,现向社会公开征求意见。欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议。此次征求意见的时间为2021年12月1日至2021年12月31日。相关意见建议请传真至021-63372330。
附件:华东电力调峰辅助服务市场运营规则(修订稿)
第一章总则
第一条为保障华东电网安全运行,缓解华东电网各省(市)调峰资源不均、部分省(市)调峰资源不足问题,建立市场化的电力调峰辅助服务跨省调剂机制,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,全面提升华东电网消纳清洁能源能力,特制定本规则。
第二条本规则依据《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)及其相关配套文件、《电力监管条例》(国务院令第432号)、《国家能源局关于印发2017 年能源体制改革工作要点的通知》(国能法改〔2017〕80号)、《国家能源局关于印发〈完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案〉的通知》(国能发监管〔2017〕67号)、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)、《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)以及国家相关法规政策制定。
第三条华东电力调峰辅助服务市场为负备用市场,通过市场化方式实现负备用跨省调剂。省(市)电网在省(市)内调峰资源无法满足电网运行需求时,通过华东电力调峰辅助服务市场购买省(市)外调峰资源。
第四条华东电力调峰辅助服务市场坚持市场化导向,坚持“公开、公平、公正”原则,确保市场运作规范透明。
第五条国家能源局华东监管局(以下简称华东能源监管局)负责华东电力调峰辅助服务市场的监督与管理。国家电网有限公司华东分部调度控制中心(以下简称华东网调)负责华东电力调峰辅助服务市场的日常运行。
第六条在省(市)电网出现日前预测调峰资源不能满足电网运行需求时,由需求省(市)调度机构触发启动华东电力调峰辅助服务市场。
第二章市场成员管理
第七条华东电力调峰辅助服务市场主体
(一)买方:调峰资源不足的省(市)电网企业。
(二)卖方:调峰资源富足省(市)、省级及以上电力调度机构调度管辖所有调峰能力不低于额定容量50%的30万千瓦及以上燃煤火电机组、电价市场化的抽水蓄能机组及电化学储能电站,适时扩大至其它发电机组。
(三)输电方:相关电网企业。
第八条发电企业、电化学储能电站职责
(一)根据发电机组最低技术出力、电化学储能最大充放电能力、省(市)调度机构安排的发电(或充电)曲线及满足电网安全约束的可售容量进行报价。
(二)负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场电厂侧报价终端。
(三)执行市场出清结果。
第九条电网企业职责
(一)为市场主体提供公平的电网接入服务和输配电服务。
(二)国家电网有限公司华东分部(简称华东分部)负责分别与卖方所在电网企业和买方电网企业结算。
(三)华东分部和卖方所在电网企业按照现行结算关系负责与中标机组结算。
(四)根据能源监管机构确定的费用分摊原(细)则,将调峰辅助服务费用分摊至与相关发电企业、电化学储能电站。
第十条调度机构职责
(一)华东网调负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场技术支持系统。省(市)调度机构负责建设、运行和维护华东电力调峰辅助服务市场省(市)侧配套技术支持系统。
(二)华东网调负责按市场规则运营华东电力调峰辅助服务市场。省(市)调度机构配合华东网调运营华东电力调峰辅助服务市场。
(三)省(市)调度机构负责日前发用电平衡预测,在预计调峰资源不足时申报调峰购买需求。
(四)华东网调、省(市)调度机构负责核定参与市场机组的可售容量,考核中标机组的执行情况。
(五)华东网调、省(市)调度机构负责调度管辖范围内电网安全校核。
(六)华东网调、省(市)调度机构负责披露和提供信息。
第三章报价与出清
第十一条买方省(市)电网企业申报日前的调峰购买需求96点曲线,申报电力的最小单位是50兆瓦。
第十二条卖方发电企业、电化学储能电站分段申报日前96点调峰(充电)“电力-电价”曲线,申报电价的最小单位为1元/兆瓦时,申报电力的最小单位为50兆瓦,不足50兆瓦部分按单段申报,分段报价时须按照价格递减方式逐段申报。
第十三条华东电力调峰辅助服务市场采用统一边际电价出清机制,分96点出清。
(一)将每个时段卖方发电企业、电化学储能电站申报电价从高到低排序,直至满足该时段的负备用需求,出清电价为最后中标的发电企业、电化学储能电站申报电价,如报价相同,中标结果按申报电力比例分配。
(二)如有卖方发电企业、电化学储能电站因省间联络线输送能力、调峰机组变负荷速率、调峰机组深度调峰最小持续时间、日内深度调峰最大调用次数等约束不能成交的,由排序在后的发电企业、电化学储能电站递补。
(三)多个省(市)有调峰需求时,按总需求进行出清,并将出清结果按照省(市)调峰需求比例向中标机组分配。
第四章市场组织流程
第十四条工作日15:00前,华东网调接收国家电力调度控制中心(以下简称国调中心)下发的跨区联络线送电计划,完成次日检修计划审批,将相关断面限额录入安全校核系统。
第十五条工作日15:15前,华东网调根据国调中心下发的跨区域通道日前计划,编制省间联络线计划,下发各省(市)调度机构。
第十六条工作日15:30前,买方调度机构申报每一时段(96点)调峰辅助服务需求,并进行合理性校验和安全校核,保证电网能够安全可靠送出。
第十七条工作日15:50前,卖方调度机构组织直调发电企业、电化学储能电站完成市场报价,并对电厂、电化学储能电站申报的调峰(充电)能力进行合理性校验和初步安全校核,在确保发电企业、电化学储能电站申报的调峰(充电)电力满足电网安全约束后,提交至华东网调。
第十八条工作日16:15前,华东网调组织调峰辅助服务市场集中出清,形成考虑安全约束的出清结果,将出清结果纳入省间联络线日前计划,下发各省(市)调度机构。
第十九条工作日16:45前,买方调度机构接收华东网调下发的联络线关口计划,编制省(市)内机组次日发电计划,经安全校核后下发执行。
第二十条工作日16:45前,卖方调度机构根据华东网调下发的联络线关口计划和调峰辅助服务市场出清结果,将市场成交电力曲线纳入省(市)内平衡,编制省(市)内机组次日发电计划,经安全校核后下发执行。
第二十一条工作日17:00前,华东网调在华东电力调峰辅助服务市场技术支持系统中发布市场出清结果。
第五章电量电费结算
第二十二条华东电力调峰辅助服务市场执行日清月结,优先结算。跨省输电费由卖方发电企业、电化学储能电站承担,按相关规定执行。
第二十三条华东电力调峰辅助服务市场交易结算报表经市场主体核对无异议后进行结算。
第二十四条购入调峰辅助服务省(市)费用结算=出清外送电量×出清电价,由卖出调峰辅助服务省(市)电网企业向购入调峰辅助服务省(市)电网企业支付。
第二十五条卖出调峰辅助服务机组费用结算=出清机组中标上网电量×出清电价,由卖出调峰辅助服务发电企业向所在省(市)电网企业支付,并相应扣抵机组持有的合同电量,即执行时减少发电机组的合同电量,结算时发电机组按原有合同电量电价以及本次合同电量电价分别计算电费后相抵扣。卖出调峰辅助服务电化学储能电站如果仍处于放电状态,则费用结算与发电机组相同。如果处于充电状态,卖出调峰辅助服务电化学储能电站(充电)费用结算=出清中标充电电量×(出清电价+输配电价+政府性基金及附加),由卖出调峰辅助服务电化学储能电站向所在省(市)电网企业支付。国家另有规定的,则按国家规定执行。初期暂不考虑跨省输电费用和网损,根据电网发展和市场情况再予调整。
第二十六条每月15个工作日前,华东网调向华东能源监管局报送调峰辅助服务市场交易结算报表(没有交易不用报送)。
第六章费用分摊
第二十七条购入调峰辅助服务费用由省(市)电网企业向相关发电企业、电化学储能电站等收取,可以通过纳入当地调峰辅助服务市场、“两个细则”分摊调峰辅助服务费用,也可按相应能源监管机构制定分摊细则分摊调峰辅助服务费用,或者按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用。
第二十八条根据华东电力调峰辅助服务市场的结算原则,省(市)购买调峰辅助服务费用的分摊结算执行日清月结。
第二十九条省(市)调度机构负责按照相关能源监管机构确定的分摊原(细)则计算相关发电企业、电化学储能电站分摊费用。购入调峰辅助服务费用分摊结算报表按月公示5个工作日,经市场主体核对无异议后结算,或经相应能源监管机构审核后结算。
第三十条每月15个工作日前,省(市)调度机构向相关省(市)能源监管机构报送调峰辅助服务费用分摊结算报表(未发生调峰辅助服务费用分摊不用报送)。
第三十一条按照发电机组、电化学储能电站调峰情况分摊调峰辅助服务费用的,购入调峰辅助服务费用由省(市)电网企业向所有在本省(市)消纳的发电企业(省级及以上调度机构调度管辖发电厂)、电化学储能电站(处于放电状态)分摊。
(一)发电企业、电化学储能电站分摊的该省(市)调峰辅助服务费用=发电企业、电化学储能电站的分摊电量×(发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价-华东电力调峰辅助服务市场出清电价)。
(二)发电企业、电化学储能电站的分摊电量=该省(市)在华东电力调峰辅助服务市场成交的出清外送电量×分摊比例。
(三)分摊比例为该发电企业、电化学储能电站按照自身调峰不足而多发电量占所有在该省(市)消纳的发电企业调峰不足而多发电量之和的比例。发电企业、电化学储能电站自身调峰不足而多发的电量指在省(市)购买调峰辅助服务的每个时段内,该发电企业、电化学储能电站的发电利用率大于在该省(市)消纳的所有发电企业的平均发电利用率部分的电量。
1.发电利用率=该时段发电企业、电化学储能电站的实际发电出力/该时段发电企业的最大可调出力(电储能电站最大放电功率)。
2.平均发电利用率=该时段的在该省(市)消纳的所有发电企业的实际发电出力之和/该时段的在该省(市)消纳的所有发电企业的最大可调出力之和。
3.因电网安全约束等原因造成发电企业、电化学储能电站无法减出力而多发的电量应从发电企业、电化学储能电站的发电利用率大于所有发电企业的平均发电利用率部分的电量中予以扣除。
(四)在计算发电企业、电化学储能电站分摊费用时,发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价计算口径如下。
1.发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价为含税,含脱硫、脱销、除尘,不含可再生能源补贴电价。超低排放电价单独结算的,则不在计算范围;不单独结算的,则在计算范围。
2.发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价为其在省(市)购买调峰辅助服务时段内所有合同(包括优先发电合同和市场化交易合同等)的加权平均电价。省(市)购买调峰辅助服务时段内合同不能准确分出的,按照当月该发电企业、电化学储能电站所有合同加权平均电价计算(电化学储能电站对应放电合同加权平均电价)。
3.若发电企业在省(市)无批复上网电价,按省(市)燃煤发电基准价作为其在省(市)的上网电价计算分摊费用。
4.若发电企业、电化学储能电站在该省(市)的上网电价或落地电价小于等于华东电力调峰辅助服务市场出清电价,则不需分摊费用。
(五)省(市)外来电中若存在打捆送入省(市)的情况,在结算分摊费用时,按相应打捆方式计算分摊和结算费用。
(六)根据华东电力调峰辅助服务市场分96点报价出清的机制,省(市)在华东电力调峰辅助服务市场中购买调峰辅助服务的费用按照每15分钟一个时段分摊,每个交易日的分摊计算在实际交易日结束后进行。
(七)实际交易日结束后,购买调峰辅助服务的省(市)调度机构根据国调中心、华东网调提供的在该省(市)消纳的省(市)外发电企业的交易日的实际落地电力曲线和最大可调出力曲线(如无法明确,取当日落地最大电力),结合省(市)内发电企业的交易日的实际发电出力曲线和最大可调出力曲线等,计算在该省(市)购买调峰辅助服务的时段内,每个在该省(市)消纳的发电企业应分摊的费用。
第七章市场监管与干预
第三十二条华东能源监管局对调峰辅助服务市场实施监管,可采取现场或非现场方式对本规则实施情况开展检查,对市场主体和市场运营机构违反有关规定的依法依规进行处理。
第三十三条发生以下情况时,华东能源监管局可对市场进行干预,也可授权华东网调进行临时干预:
(一)市场主体滥用市场力、串谋及其它违规情况导致市场秩序受到严重扰乱。
(二)华东电网辅助服务市场平台发生故障,导致市场交易无法正常进行。
(三)因恶劣天气、节假日及其它不可抗力等原因造成负荷突变、电网运行方式发生重大变化,导致市场交易无法正常进行。
第三十四条当全网负备用不足时,华东网调按事故应急模式进行停机和负备用支援。当全网负备用足够但买方无法买到足够负备用时,华东网调和省(市)调度机构对具有调峰能力的卖方机组按剩余可售容量的比例进行直接调用。
第三十五条市场干预的主要手段包括但不限于:
(一)调整有偿调峰基准。
(二)调整市场限价。
(三)调整市场准入和退出。
(四)暂停市场交易,待处理和解决问题后重新启动。
第三十六条为保证市场健康发展,防止市场成员恶性竞争,保障电网安全稳定运行和发电企业利益,初期对卖方发电企业报价设立限价。
(一)卖方机组发电负荷率在50%及以上时,报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的55%;卖方机组发电负荷率在50%以下时,报价应高于华东四省一市最低燃煤发电基准价的45%。
(二)当全网负备用足够但买方无法买到足够负备用,华东网调和省(市)调度机构对具有调峰能力的卖方机组按剩余可售容量的比例进行直接调用,结算价格按华东四省一市最低燃煤发电基准价的75%执行。
第三十七条因调峰辅助服务交易、调用、统计及结算等情况存在争议的,提出争议方应在争议发生半年内向华东能源监管局提出书面申请。华东能源监管局依据电力争议调解办法进行处理。
第八章执行与考核
第三十八条各发电企业、电化学储能电站应做好调峰辅助服务市场中标机组、电站的运行和维护工作,执行市场出清结果。
第三十九条当中标机组、电站执行出清结果出现偏差时,由所在省(市)调度机构优先安排调度管辖范围内其它机组承担偏差部分。
第四十条调峰辅助服务市场中标机组未能执行出清结果,省(市)调度机构负责按照《华东区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》《华东区域发电厂并网运行管理实施细则》进行考核。
第九章信息发布
第四十一条调峰市场信息分为日信息以及月度信息,内容包括调峰需求、供应、市场出清、结算等。
第四十二条调峰需求信息:日前经过电力电量平衡后,调峰资源不足的省(市)调度机构向市场平台申报日前调峰购买需求,申报内容为日前96点调峰需求,市场平台发布该调峰需求信息。
第四十三条调峰供应信息:日前经过电力电量平衡后,调峰资源富余的省(市)调度机构核定调度管辖范围内市场成员机组日前96点可售容量,市场平台发布该调峰供应信息。第四十四条调峰市场出清信息:市场出清后,市场平台发布日前调峰辅助服务市场出清结果信息,包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清价格等信息。
第四十五条调峰市场结算信息:结算信息内容应体现所有市场成员的调峰服务提供、需求和执行情况,包含且不限于市场主体、中标时段、中标调峰电力、出清电价、输电价格等信息。
第四十六条华东网调应在每月第2个工作日12:00前发布上月调峰市场月度信息。各市场主体如对月度信息有异议,应于第7个工作日17:00点前向华东网调提出核对要求,逾期不予核对。华东网调于第10个工作日发布确认后的统计结果。
第十章附则
第四十七条本规则由华东能源监管局负责解释。
第四十八条华东能源监管局根据市场实际运行和电力体制改革建设情况,组织对相关标准和条款进行修改。
第四十九条本规则自发布日起实施。《国家能源局华东监管局关于印发<华东电力调峰辅助服务市场试点方案>和<华东电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)>的通知》(华东监能市场〔2018〕102号)以及之前印发的与华东电力调峰辅助服务市场相关文件相应废止。
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。
4月17日,综铁科技建设中策橡胶(建德)有限公司电化学储能电站项目招标公告发布,项目自筹资金3029万元,规模12.5MW/23.295MWh,折合单价1.3元/Wh。本项目为交钥匙工程,位于浙江省杭州市。
4月18日,华丰能源建设杭州电化集团有限公司电化学储能电站项目招标公告(非政府采购项目)发布,项目资金来源为自筹资金3506.24万元,规模15MW/27.954MWh,折合单价1.254元/Wh。本项目为交钥匙工程。
北极星售电网获悉,近日,福建省宁德市工业和信息化局等部门发布关于印发宁德市工业领域碳达峰实施方案的通知,《方案》提到,加速构建以新能源为主体的新型电力系统,推进风光水核等清洁能源与电化学储能一体化发展,实现新能源发电精细化运行与控制,源网荷储互动、多能协同互补、用能需求智能调控。
北极星储能网获悉,近日,济南市政府印发《济南市2024年国民经济和社会发展计划》。《计划》提出,2024年济南将加快新能源项目建设。有序推进分布式光伏开发建设,继续推进整县(区)屋顶分布式光伏规模化开发。加快新型储能推广应用,推进蓝海领航智慧能源中心储能项目等3个省新型储能示范项目建成并
近日,江苏省市场监督管理局发布《关于批准建设2023、2024年度省市场监管重点实验室和技术创新中心的通知》(苏市监科信〔2024〕62号),由无锡市检验检测认证研究院申报的“江苏省市场监管重点实验室(电化学储能)”正式获批建设。该实验室是省内首个以高水平储能产品质量安全评价及储能系统安全预防
北极星储能网获悉,4月17日,中国能建在回复投资者提问时表示,公司通过投资运营和工程建设方式参与各种传统能源和新能源发电项目,截至2023年底,公司控股并网装机发电项目约100余个。在储能领域,公司大力推进空气压缩储能、电化学储能、重力储能等项目,湖北应城300MW天然盐穴压缩空气储能、甘肃酒
根据国网新疆电力公司调度数据,2024年一季度全区投运的新型储能平均等效充放电次数141次,按照电化学储能85%电能量转换率折算,基本可满足单日“一充一放”,平均利用小时数达471小时,平均利用系数超80%,已达较高水平。一季度新疆电网新增新型储能电站18座,新增装机规模146.95万千瓦/529.4万千瓦时
北极星储能网获悉,4月11日,江苏昆宇电化学储能项目开工。该项目由昆宇电源股份有限公司投资建设。项目总投资45亿元,占地面积300亩,建成后年产电化学储能电池12GWh,达产后年销售收入约60亿元。
储能大时代,电化学储能正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期,电化学储能具备地理位置限制小、建设周期短、成本持续下降等优势,是目前发展速度最快、行业内最为关注的储能技术。未来,在政府扶持政策、储能系统成本进一步下降以及储能意识提升的推动下,预计全球新增电化学储能装机量将从2022
新能源汽车与电网融合互动,是新能源汽车通过充放电装置与电网进行能量和信息的互动,按能量流向主要分为智能有序充电、双向充放电等形式,可参与削峰填谷、虚拟电厂、聚合交易等应用场景。近日,国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部、市场监管总局四部门联合印发了《关于加强新能源汽车与电网
在全球绿色能源和技术的发展浪潮下,我国电源结构持续优化,可再生能源发电装机规模屡创新高。目前,我国已建成了世界上最大的清洁电力供应体系,在全球清洁能源技术价值链中发挥着核心作用。不同于传统能源的是,可再生能源存在着供应不稳定的特点。不同地区、气候下的能源供需存在巨大的差异,在传统
北极星储能网获悉,据中能建数科集团消息,4月24日,中国能建数科集团党委书记、董事长万明忠一行赴江西樟树与樟树市委副书记、市长罗功成,江盐集团党委书记、董事长胡世平开展座谈交流。三方就携手推动樟树能源低碳创新发展、盐穴资源综合利用展开深入交流,并见证数科集团与江盐集团签订战略合作框
北极星储能网获悉,4月22日,中铁电气化局集团有限公司山丹县东乐北滩储能电站分布式光储微网系统包件采购谈判公告发布。公告显示,本工程光伏交流侧容量为200MW,直流侧容量为239.9998MWp,按照交流侧15%容量,4小时配套储能。本期配置30MW/120MWh储能系统一套。储能用于参与系统调峰调频、平滑光伏电
北极星储能网获悉,据镇江日报消息,4月22日,江苏镇江市首座“二站合一”光伏储能电站-领航丹阳储能电站正式并网。领航丹阳光伏储能电站由丹阳市领航新能源有限公司投资建设,总投资约3亿元。项目建设直流侧装机50兆瓦、交流侧装机39.6兆瓦光伏,配套储能项目容量16兆瓦/32兆瓦时,该储能汇集升压至35
4月23日,CESC2024第二届中国国际储能大会暨智慧储能技术及应用展览会在南京国际博览中心开幕。国网江苏综合能源公司受邀携多款储能产品及智慧平台亮相本次展会,重点展示公司依托储能创新成果在智能微电网实践中的探索与应用。在“双碳”目标背景下,发展以科技创新为支撑的新型储能,已成为激发能源
由汉星能源打造的长亨汽车500kW/1000kWh储能电站于4月成功并网发电。项目位于合肥市经济开发区,为首家运用模块化单元级联组网技术的储能发电示范项目,标志着汉星能源储能产品实现应用场景全覆盖。项目由五个模块化单元分两组级联并网,各单元间控制组网拓扑结构稳定高效,同时采用先进的磷酸铁锂电池
北极星储能网获悉,4月23日上午,安徽省枞阳县人民政府与安徽得壹能源科技有限公司举行枞阳县新型储能示范项目签约仪式。据了解,该项目是安徽省能源局建立的全省50个新型储能项目之一。项目位于枞阳县横埠镇,总投资6.5亿元,采用磷酸铁锂锂离子电池,储能电站整体建设规模为200MW/400MWh。项目建设周
北极星储能网获悉,4月23日,江苏连云港经开区48MW/96MWh新型独立共享储能电站EPC工程总承包中标候选人公示。中标候选人情况如下:中标候选人第1名:连云港智源电力设计有限公司、湖南力通电力勘测设计咨询有限公司、国电南瑞南京控制系统有限公司、中国能源建设集团江苏省电力建设第三工程有限公司的
4月17日,综铁科技建设中策橡胶(建德)有限公司电化学储能电站项目招标公告发布,项目自筹资金3029万元,规模12.5MW/23.295MWh,折合单价1.3元/Wh。本项目为交钥匙工程,位于浙江省杭州市。
4月18日,华丰能源建设杭州电化集团有限公司电化学储能电站项目招标公告(非政府采购项目)发布,项目资金来源为自筹资金3506.24万元,规模15MW/27.954MWh,折合单价1.254元/Wh。本项目为交钥匙工程。
北极星储能网获悉,4月23日,苏尼特左旗蒙深电储新能源有限公司共享储能EPC总承包工程招标公告发布。储能电站规模为150MW/300MWh,电池采用户外预制舱布置方案,储能变流器及升压变采用户外预制舱布置方案,储能电站年运行350天以上,预计每日充电、放电各一次,年充放电次数700次。公告显示,本项目拟
北极星储能网获悉,近日,安徽蚌埠市人民政府办公室发布了关于印发《蚌埠市有效投资专项行动方案(2024)》的通知。该方案在“深入开展制造业投资专项行动”中提到,持续做大主导产业集群。新能源产业集群实施高性能锂电池湿法隔膜、7GW/h储能电池电芯制造及3GW/h储能系统集成等项目。另外方案在“深入
北极星储能网获悉,4月25日,江西省发展改革委发布关于适当调整分时电价机制的通知。文件提出,试行重大节假日深谷电价。春节、“五一”国际劳动节、国庆节(具体时间以国家公布为准)12:00~14:00设置为深谷时段,电价在平段电价基础上下浮60%。原文如下:江西省发展改革委关于适当调整分时电价机制的
北极星储能网获悉,4月19日,浙江省湖州市德清县发布关于县十七届人大三次会议第62号建议答复的函。文件提出,加快产业平台配套储能措施。我县浙能分布式、钱江印染等8家企业已安装储能,拓普药业、东睦科达等8家企业正在建设中。2023年起,我县多次召集用电负荷大、白天生产晚上停产等企业开展政策宣
4月18日,光热产业创新发展论坛在青海省德令哈市举办,论坛上发布了《太阳能热发电产业创新发展德令哈宣言》,600家企业将共建光热产业链。与会代表在太阳能热发电技术及其在全球的发展态势、光热发电在新型电力系统中的构建作用、熔盐储热技术介绍及发展前景、共同推进发电装置产业链协同探求降本途径
北极星储能网获悉,4月7日,河北省发展和改革委员会发布关于支持开展高速公路分布式光伏建设有关事项的通知。通知指出,在无可开放容量地区建设的高速公路分布式光伏项目,需配置储能(不低于集中式光伏配储比例),并承诺在分布式光伏中优先参与电网调峰,配套储能应与光伏项目在同一220千伏供电区域
作为拥有丰富“风光”资源的热带岛屿,“清洁能源岛建设”已成为海南高质量发展的必选项。而储能作为随机性、间歇性、波动性新能源稳定接入电网的保障装置,正在清洁能源岛建设中发挥着愈发重要的支撑作用。3月18日,随着博鳌近零碳示范区启动运行,东屿岛首座光储充电动汽车智能充电站也迎来了自己的
北极星储能网获悉,3月27日,杭州市临平区人民政府印发《杭州市临平区关于推动经济高质量发展的若干政策》。文件显示,强化用能要素保障。2024年保障新上重点项目用能4万吨标准煤以上,腾出存量用能5000吨标准煤以上,确保省市重大建设项目用能应保尽保。全年新增光伏和新型储能装机16万千瓦。全社会电
北极星储能网获悉,4月7日,湖北黄冈虚拟电厂正式投入使用。目前,黄冈虚拟电厂可调节能力达到12.86万千瓦,是黄冈2022年最大需求响应负荷的三分之一。每运行100小时,相当于发电1286万千瓦时,可节约标煤5100吨,减排二氧化碳1.28万吨。
截至2023年底,全国29个省份已经陆续发布完善的分时电价政策。从内容上看,主要是完善峰谷时段划分、拉大峰谷价差、建立尖峰电价机制、扩大执行范围、明确市场化用户执行方式等。各省分时电价机制内容大体相同,部分有差异,大部分省份的峰谷价格较平段上下浮动约50%,部分省份峰谷价差则更大,最大达4
北极星储能网获悉,3月22日,青海省发展和改革委员会发布向社会公开征求优化完善我省峰谷分时电价政策(征求意见稿)意见的公告。文件提出,对省执行分时电价的用户在每年一季度和四季度的每日8:00-9:00和19:00-21:00执行尖峰电价,尖峰电价在用户对应平段电价基础上上浮100%(输配电价、上网环节线损
作为中国内陆首个国家级开发开放新区,重庆两江新区19日对外公布《两江新区建设绿色低碳数字能源城市先行示范区行动计划》,释放诸多产业发展信号,提出打造“补能零焦虑”之城。两江绿色低碳数字能源发展论坛19日在当地举行。两江新区党工委委员、管委会副主任李洁介绍,两江新区建设绿色低碳数字能源
北极星储能网讯:3月15日,安徽亳州市经信局印发《支持先进光伏和新型储能产业集群高质量发展若干政策》,其中提出支持新型储能项目发挥顶峰作用,明确独立储能电站在迎峰度夏期间(不含新能源配建改造和新能源租赁容量的),依据上网放电量享受最高0.2元/千瓦时支持。在独立新型储能市场化机制建立前
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!