当前位置: 首页 > 新闻资讯  > 储能资讯 > 电力与售电

2019年四川电力交易指导意见 500万千瓦时以下电力用户交易必须通过售电公司

作者:中国储能电站网 来源:享能汇 时间:2019-02-02 浏览:

中国储能电站网讯:近日,四川能监办、四川省经信厅联合发布关于印发《2019年四川电力交易指导意见》(以下简称《意见》)通知。

《意见》一共分七个章节对2019年四川电力交易的各个方面做了详细的规定。明确了2019年四川电力市场交易品种、方式、组织、校核、价格、结算、信息披露等内容。

此次《意见》很明显的特点,是对售电公司的业务进行了调整,规定年用电量规模在500万千瓦时以下的电力用户必须通过售电企业参与市场。

同时,售电企业可代理除铝电合作和居民电能替代以外的市场主体参与批发市场电力直接交易,并按代理的交易品种设置交易单元。

售电企业可以和发电企业直接双边协商交易,也可以通过四川电力交易中心交易平台参与集中交易。

《2018年四川电力交易指导意见》的通知中,对考核偏差的规定是:在偏差考核方面市场电力用户、售电公司和趸售区电网企业正偏差考核阈值K1=8,负偏差免考核限值4%。

而在2019年的《意见》中,对售电的考核偏差进行了调整:市场电力用户、售电企业、趸售区电网企业正偏差考核阈值为4%,负偏差考核阈值为-4%;非市场电力用户正偏差考核阈值为5%,负偏差考核阈值为-5%。

《意见》对交易品种、交易方式及限价进行了限定

《意见》对交易品种、交易方式及限价进行了限定,其中分别划分了批发市场和零售市场,批发市场:2019年四川电力批发市场交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(含跨区域省间富佘可再生能源电力现货交易)、合同电量转让交易和辅助服务交易等。零售市场:零售市场交易包括常规直购、战略长协、跨省联动、富佘电量、低谷弃水和留存电量。

在交易组织方面对电力用户和售电公司市场参与做了详细要求

第(2)条中,年用电量规模在500万千瓦时以下的电力用户必须通过售电企业参与市场。且同时规定电力用户参与交易:—个交易年内,一家电力用户只能选择一家售电企业进行零售交易。电力用户与售电企业一旦签定《四川省售电公司与电力用户购售电合同》,电力用户的全部用电量均应向该售电企业购买。

对售电企业的市场参与也做了详细的规定:售电企业可代理除铝电合作和居民电能替代以外的市场主体参与批发市场电力直接交易,并按代理的交易品种设置交易单元。售电企业可以和发电企业直接双边协商交易,也可以通过四川电力交易中心交易平台参与集中交易。售电企业年售电量应与其资产总额以及缴纳的保函金额相符。

规定交易组织年度交易

《意见》对年度交易的优先发电量分解到月:电力调度机构应该按照最大发电量预测以及按水期内网供用电预测占比将水电发电由水期分解到月。

月度优先发电量调整按照《2019年全省电力电量平衡方案及节能调度电力生产计划》明确的调整原则进行。完成优先发电量调整后,电力交易机构可开展一次事后合同电量转让交易。

周交易按照以下时序组织开展:发用电两侧合同电量转让交易(含互保型合同电量转让交易)、发用电双边协商合同调整交易、常规直购增量交易、富佘电量增量交易、低谷弃水增量交易。

发电售、电企业的合规以及准入规定

《意见》中还对发电企业2019年市场准入范围做了详细规定。其中进行发电能力校核时,应扣除机组已成交的所有交易合同电量(含优先发电量),确保新成交合同电量不超过机组月度剩佘可发电量上限。

电力用户合规校核规定:年网购用电量500万千瓦时以下的用户必须通过售电企业代理,参与零售市场交易。

售电公司的合规校核规定:售电企业代理电力用户总电量不得超过其资产总额许可代理电量规模。

调度执行中优先保障新能源发电

《意见》中还提到了保障新能源的发电:新能源(风电、光伏、生物质)电厂在确保电网安全的前提下,优先发电,尽可能实现全额保障性收购。对水电厂的丰水期调度中,省内电量偏差规定只能偏差在2个百分点内。

在确保电网安全和电力可靠供应的前提下,水电外送电量按照跨省跨区市场运营结果和上级调度实际安排执行。水电省内电量按月度省内合同电量总量(含优先电量和市场电量)计划完成率基本一致安排发电,正常情况下各厂偏差应在2个百分点以内。

交易结算中对新能源进行全额结算

交易结算中,对新能源进行全额结算,同时需支付一定的偏差费用。丰水期(6-10月)风电、光伏、生物质等可再生能源结算情况:全额(包括超发电量)按囯家或省价格主管部门核定的与电网结算电价进行结算,2%以上的超发电量、少发电量均按月度(周)增量直接交易最高限价的10%支付偏差考核费用。

其他其他发电企业:超发电量不予结算,2%以内的超发、少发电量免于支付偏差考核费用,2%以上的超发电量按月度(周)增量直接交易最高限价的10%支付偏差考核费用,2%以上的少发电量按月度(周)增量直接交易最高限价的20%支付偏差考核费用。

同时售电企业偏差考核也做了规定

售电企业按交易品种进行偏差考核,原则和电力用户一致。但是,售电企业按其与零售电力用户约定的偏差考核费用分担方式,对电力交易机构出具偏差考核费用分摊明细,电力交易机构据此形成售电企业和零售用户的结算凭据。零售电力用户应承担的费用,由电网企业统一随当月电费向零售电力用户收取;售电企业应承担的费用,由电网企业向售电企业收取。

附录:政策原文

《2019年四川电力交易指导意见》

为进一步加快四川电力市场建设,规范四川各类市场化交易,推动四川电力市场平稳有序发展,根据《四川电力中长期交易规则(暂行)》(川监能市场〔2017〕51号,以下简称《交易规则》)、结合《四川省2019年省内电力市场化交易实施方案》,以下简称《实施方案》,按照安全稳定、因地制宜、统筹兼顾、积极稳妥的原则,结合2017、2018年四川电力交易实施情况,制定2019年四川电力交易指导意见。

1. 交易品种、交易方式及限价

1.1批发市场

2019年四川电力批发市场交易品种包括电力直接交易、跨省跨区交易(含跨区域省间富佘可再生能源电力现货交易)、合同电量转让交易和辅助服务交易等。

1.1.1电力直接交易

2019年电力直接交易包括常规直购、铝电合作、战略长协、跨省联动、富佘电量、低谷弃水、留存电量和居民替代。其中,跨省联动包括电能替代和重点优势企业等可跨省跨区交易的全水电直接交易;战略长协包括钢铁氯碱,以及电能替代、自备替代和重点扶持企业等全水电直接交易。常规直购、铝电合作、战略长协、跨省联动、富佘电量、低谷弃水和留存电量交易按照《实施方案》以及价格相关文件执行。

1.1.1.1常规直购

年度常规直购交易中,水电实行最低和最高限价,年度双边交易全年签订单一价格的,签约价格按基准电价288元/兆瓦时的上下浮动20%限价;年度双边交易签订分月价格的,月度签约价格按288元/兆瓦时执行丰枯浮动后上下浮动20%限价。年度常规直购交易进行复式竞价撮合交易时,签约价格按基准电价288元/兆瓦时的上下浮动20%限价,为消除市场用户丰枯结构不同带来的影响,市场用户应将签约价格折算后进行报价交易(单位:元/兆瓦时)。

周增量直接交易按照复式竞价撮合方式开展,限价范围为288元/兆瓦时执行丰枯浮动后上下浮动20%。

火电按政府批复价格执行,由交易平台按月自动配置,鼓励常规直购交易用户与新能源双边协商,置换火电电量部分。

1.1.1.2铝电合作

铝电合作按照全水电配置,主要以年度、周双边协商方式开展,实行政府最低指导限价。

1.1.1.3战略长协

除钢铁氯碱外,战略长协按照全水电配置。主要以年度双边协商方式开展,年度未成交部分可采取平台集中交易方式开展,月内可通过双边协商在周交易中调整。

战略长协的水电部分年度和周交易均不限价。其中,钢铁氯碱的火电部分按政府批复价格执行,由交易平台按月自动配置。

1.1.1.4跨省联动

跨省联动按照全水电配置,不限价。符合跨省联动准入的电力用户与省内水电企业签订年度双边协议,月内可通过双边协商在周交易中调整。参与跨省联动交易的水电企业,可按照与其对应用电企业签订的枯水期交易电量额度的一定比例获得丰水期外送电量奖励指标,其中参与电能替代项目交易的水电企业可按照其枯期全部电量获得丰水期外送电量奖励指标。

1.1.1.5富佘电量

富佘电量采取年度、周复式竞价撮合方式进行交易,电量供需比按照1.2:1进行限制。实施最低和最高限价,限价范围为100元/兆瓦时上下浮动25%。

1.1.1.6低谷弃水

符合条件的用电企业,可参与丰水期低谷弃水电量交易。交易可经年度双边协商达成,也可参与丰水期(6-10月)周交易。低谷弃水电量交易价格实施最高限价,限价范围为不高于富佘电量交易最低限价。周交易采用复式竞价撮合交易方式实施。

1.1.1.7留存电量

留存电量实施方案由相关市(州)上报省发展改革委、经济和信息化厅批复后执行。原则上,相关市(州)经济和信息化主管部门和供电公司应将参与的发电企业和电力用户(或售电企业)电量计划分解到月。由电力交易机构按照政府计划以最小配对方式对购售方及电量进行配对,形成留存电量交易合同。

1.1.1.8居民替代

丰水期居民生活电能替代交易按月度开展,由电网企业代表居民用户采用集中交易的方式优先向风电、光伏发电企业采购。

1.1.2跨省跨区交易

跨省跨区中长期交易在北京交易平台开展,主要采取挂牌交易方式。跨区域省间富佘可再生能源电力现货交易在国调现货交易平台开展,水电企业根据自身富佘发电能力自主参与。跨区域省间富佘可再生能源电力现货交易应在四川电网调节资源已经全部用尽、各类已成交外送交易全部落实、中长期交易来不及开展、水电仍有富佘发电能力、预计会产生弃水电量的情况下开展,发电企业成交的现货交易电量不应超过日有效申报电量减去日预计划电量。

1.1.3合同电量转让交易

1.1.3.1基本要求

(1)合同电量转让交易分为发电侧合同电量转让、关停火电补偿、用电侧合同电量转让和强退售电企业合同转让。

(2)发电侧和用电侧合同电量(含发电企业优先发电合同电量)转让应分品种进行。其中,发电侧合同电量转让按省内合同电量、跨省跨区合同电量的顺序进行。转让交易价格为合同电量的出让或买入价格,即出让方支付给受让方的补偿价格,不影响出让方原有合同的价格,涉及的合同交易对象权责不受影响,不需要原合同交易对象确认。

同次转让交易中,发电企业和电力用户不得同时转出和转入电量,售电企业同一交易品种不得同时转出和转入电量。

合同电量转让交易一般在事前开展,必要时可在月度后组织开展一次事后合同电量转让交易。

1.1.3.2发电侧合同电量转让交易

1.1.3.2.1基本要求

(1)发电企业按照申报次日可发电量方式累加得到月度发电计划时不能参与合同电量转让交易。除互保型转让交易外,水电机组留存电量可在甘孜、阿坝和凉山本州留存电量发电企业范围内进行转让;在运燃煤火电机组不能将合同电量转给水电机组;燃气电厂合同电量不能实施转让;风电、光伏市场化交易电量只能在参与市场化交易的风电、光伏间转让。

(2)发电侧合同电量转让交易按年度、周开展。原则上,年度合同电量转让交易仅在发电企业超过自身能力与电力用户或售电企业签约的情况下实施电量转让,在年度合同完成校核后开展。

1.1.3.2.2转让类型

(1)发电侧合同电量转让交易分为普通型合同电量转让和互保型合同电量转让。

(2)普通型合同电量转让按《交易规则》有关要求执行。

(3)互保型合同电量转让。

1)互保型合同电量转让定义与基本要求

互保型转让交易是由交易双方不变、交易电量相等的两次合同电量转让组合而成的转让交易。其中,第一次转让的出让方是第二次转让的受让方,第一次转让的受让方是第二次转让的出让方。两次转让的交易电量必须相等,不应超过相关月份出让方剩佘合同电量以及受让方剩佘发电能力,两次交易的品种、交易价格可以相同也可以不同,第二次转让时间不应超过本年。互保转让交易主要采用双边协商的交易方式开展,其他要求同合同电量转让交易。

2)互保型合同电量转让交易流程

电力交易机构通过技术支持系统发布互保型转让交易相关市场信息,包括但不限于开闭市时间和交易要点等。

交易双方按照平等自愿、协商一致的原则,达成互保型转让交易意向协议,并在交易闭市前,通过技术支持系统向电力交易机构提交意向协议。意向协议应包括但不限于转让合同电量、第一次转让品种、第一次转让价格、第二次转让品种、第二次转让月份、第二次转让价格。电力交易机构在闭市后汇总互保型转让交易结果,完成合规校核,形成无约束交易结果,提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应在1个工作日内完成安全校核,返回电力交易机构形成最终交易结果。电力交易机构在收到安全校核结果后,通过技术支持系统向市场主体发布最终交易结果和安全校核说明。

市场主体对交易结果有异议的,应当在结果发布当日向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的,应当在结果发布当日通过技术支持系统返回成交确认信息,逾期不返回视为无意见。

1.1.3.2.3转让方式

发电侧合同电量转让可采取双边协商、集中转让和拍卖三种交易方式开展。

(1)双边协商方式

按照《交易规则》执行。

(2)集中转让方式

1)发电侧合同电量集中交易转让釆取“复式挂牌”的交易方式实施。

2)开市前,发电企业以交易单元为单位向交易平台申报合同转让需求,包括拟转让品种、转让电量、合同价格、转让月度,电力交易机构将发电企业申报的数据汇总、编号形成转让包,并予以公告。转让包编号、转让品种、转让月度、转让电量形成一个转让包。

3)开市后,交易机构将所有转让包同时挂牌。挂牌方可对

出让电量进行分拆,但拆分包的最小电量不得低于100兆瓦时。

4)交易期间,挂牌方可随时修改转让包价格,摘牌方可按输入电力交易技术支持系统的电量对目标转让包实施摘牌,对单个转让包的最小摘牌电量不得低于100兆瓦时,成交价格为挂牌方挂牌价格。当多个摘牌方参与同一转让包交易时,按时间先后顺序成交。

5)摘牌方以自身对应月度剩佘能力为限可参与多个转让包交易。发电侧合同电量集中转让交易涉及的合同交易对象权责不受影响。

6)原合同价格高于合同转出价格时,由受让方向出让方支付转让价差费用;原合同价格低于合同转出价格时,由出让方向受让方支付转让价差费用。四川电力交易中心统一向相关电厂出具转让价差费用结算依据。电厂应在收到结算依据后15个工作曰内完成支付工作,逾期未支付的,收款方可向交易机构提出申诉,交易机构核实后,将暂停违约电厂后续所有交易,直至完成支付为止。

(3)拍卖转让方式

1)拍卖转让方式原则上仅在年度开展,当发电企业部分月度合同电量未通过校核,且双边协商和集中转让均未能转出时实施。

2)发电企业所有年度合同电量(含优先发电电量)分月汇总后,超过其月度发电能力的部分电量应参与拍卖转让交易。发电企业可自主选择各月除省间外送交易以外其他交易品种参与拍卖,在限定时间内未选择的,电力交易机构按价格由低到高的顺序、交易成交时间逆序等原则安排参与拍卖的交易品种。电厂名称、超限月份、超限电量形成一个拍卖包,并通过技术支持系统发布。

3)竞拍方应在自身各月发电剩佘能力范围内选择拍卖包参与交易,可同时申报多个拍卖包,以最后一次申报价格为准。交易结束后,每个拍卖包按申报价格由低到高、申报时间先后的顺序出清,出清价格与标的价格间的价差部分由出让方承担。

4)拍卖转让交易标的涉及的原合同交易对象权责不受影响。

1.1.3.3关停火电补偿交易

关停火电补偿交易按照《关于印发四川省“十三五”期间关停统调统分燃煤机组电量补偿方案的通知》(川经信电力〔2018〕13号)相关要求实施。关停火电补偿交易按年度定价(补偿价)挂牌交易的方式开展,单位电量补偿标准为80元/兆瓦时(含6%增值税)。

1.1.3.4用电侧合同电量转让交易

1.1.3.4.1基本要求

(1)售电企业之间、电力用户之间、售电企业与电力用户之间均可开展合同电量转让交易。用电侧合同电量转让交易按周开展,可采取双边协商和集中转让的方式开展。

(2)受让方不可承接未交易或未代理的交易品种,受让后的合同总量不得高出与发电企业签订年度合同分月电量的110%;售电企业或电力用户月度累计出让电量不得超过与发电企业签订年度合同分月电量的15%。

1.1.3.4.2交易方式

(1)双边协商方式

达成交易的转让双方根据需要确定要转让的交易品种(含年度合同分月电量、月度/周交易成交电量)和电量,由合同出让方在交易系统填报,合同受让方进行确认。

(2)集中转让方式

1)用电侧合同电量集中交易转让采取“复式挂牌”的交易方式实施。

2)开市前,电力用户或售电企业以交易单元为单位向交易平台申报拟转让月度、转让品种、转让电量,电力交易机构将挂牌方申报的数据汇总、编号形成转让包,并予以公告。转让包编号、转让品种、转让月度、转让电量形成一个转让包。

3)开市后,交易机构将所有转让包同时挂牌。挂牌方可对出让电量进行分拆,但拆分后最小电量不得低于100兆瓦时。

4)交易期间,挂牌方可随时修改转让包价格,摘牌方可按输入电力交易技术支持系统的电量对目标转让包实施摘牌,对单个转让包的最小摘牌电量不得低于100兆瓦时,成交价格为挂牌方挂牌价格。当多个摘牌方参与同一转让包交易时,按时间先后顺序成交。

摘牌方可参与多个转让包交易。用电侧合同电量集中转让交易涉及的合同交昜对象权责不受影响。

原合同价格高于合同转出价格时,由出让方向受让方支付转让价差费用;原合同价格低于合同转出价格时,由受让方向出让方支付转让价差费用。四川电力交易中心统一向相关售电企业、电力用户出具转让价差费用结算依据。售电企业和电力用户应在收到结算依据后15个工作曰内完成支付工作,逾期未支付的,收款方可向交易机构提出申诉,交易机构核实后,将暂停违约售电企业或电力用户后续所有交易,直至完成支付为止。

1.1.3.5强退售电企业合同转让

(1)强退售电企业合同转让采取批零合同整体挂牌的交易方式实施。

(2)开市前,电力交易机构应将强退售电企业自强退次月起所有未履行的批发市场和零售市场合同予以公告,包括但不限于代理的用户名录(名称、用电性质等)、签约发电企业名录、批发合同分品种签约总量及签约均价、零售合同分品种签约总量及签约均价、售电服务费情况、履约保函缴纳情况等。电力交易机构将强退售电企业与发电企业和电力用户的购售电合同整体挂牌。

(3)开市后,拟摘牌售电企业向交易平台申报摘牌费用,即受让整体批零合同的受入费用。摘牌售电企业最低受入费用限价为0。

(4)按申报受入费用从高到低进行排序,价高者成交。

(5)当强退售电企业售电服务费为负时,首先启用强退售电企业履约保函,然后利用受入金额抵扣,最后不足部分由相应的电力用户按优惠费用总额的比例分摊。如果受入金额有盈佘,纳入市场平衡账户清算。

(6)受让售电企业应在成交十个工作日内向电力交易机构完善履约保函。逾期未完善的取消其成交资格,并纳入信用体系评价。原批零合同按原出清顺序由下一序位售电企业成交,若无替补售电企业,原批零合同按转让不成功处理。

1.1.4辅助服务交易

2019年将适时开展自动发电控制、深度调峰、启停调峰、短期发电、黑启动等市场交易。其中,短期发电是指在全网电力短缺的情况下,备用火电机组通过短时开机发电增加出力以平衡电网电力需求所提供的辅助服务。

1.1.4.1自动发电控制、深度调峰、启停调峰、黑启动开展前,按《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》及《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》进行考核和补偿;开展后,按《交易规则》执行。

1.1.4.2短期发电

(1)短期发电辅助服务交易按以下原则组织:短期发电主要采用月度预挂牌的方式,按申报价格确定调用排序,每月上旬,电力交易机构通过技术支持系统发布短期发电相关信息,包括但不限于开闭市时间、参与机组的指标性能要求及符合要求可参与的机组。

(2)短期发电仅由次月可开机的燃煤火电机组参与,发电企业通过技术支持系统申报机组短期发电的机组补偿单价。申报的机组补偿单价下限为0万元/兆瓦,上限暂定为:100兆瓦级别0.5万元/兆瓦,200兆瓦级别0.4万元/兆瓦,300兆瓦级别0.4万元/兆瓦,600兆瓦级别0.33万元/兆瓦,1000兆瓦级别0.3万元/兆瓦。未主动申报的,视为按机组补偿单价下限申报。

机组短期发电获得补偿费用=机组额定装机容量x申报的机组补偿单价x(1-机组开机并网小时数A68)

(3)短期发电按以下原则形成无约束交易结果:根据发电企业的申报的机组补偿单价由低到高进行排序;申报价格相同时,按在节能低碳电力调度序列上的先后顺序排序。

(4)电力交易机构在闭市后1个工作日内完成合规校核,并按交易规则出清形成无约束交易结果,提交给电力调度机构进行安全校核。电力调度机构应在2个工作日之内将校核结果返回电力交易机构并公布。安全校核不通过时,按竞价交易规则重新进行市场出清。市场主体对所申报的数据负责,交易结果原则上不再另行签订合同。

(5)水电等可再生能源能满足负荷平衡需要时,不能调用短期发电。短期发电调用时间应控制在168小时内,超过168小时为机组正常启停,不属于短期发电。被调用机组应在调度命令下达后规定时间内并网(距机组上次解网时间小于24小时、大于24小于48小时、大于48小时,并网时长分别不超过8、15、18小时)且在4小时内调至指定出力。无法开机的,按其装机容量对应级别的短期发电补偿价格上限进行考核,并按调用排序安排后序机组开机;不能在规定时间内并网或调至指定出力的,按每次10万元进行考核;开机不到要求时间的按非计划停运处理。电力调度机构调用短期发电时,应根据电网实际运行情况,按需依次调用;停机时按调用排序逆序安排停机。市场主体对执行提出异议时,电力调度机构负责出具说明,电力交易机构负责公布相关信息。

(6)短期发电辅助服务结算实行按月结清的方式,提供有效的短期发电服务不影响发电企业合同电量计划的执行。若提供短期发电服务的发电企业当月无合同电量计划或合同电量计划不足,电力调度机构在报四川能源监管办备案后,负责组织相关库容水电采用互保型转让交易的方式予以平衡,相关发电企业应予以配合。

(7)短期发电辅助服务补偿费用和考核费用由当月所有发电企业按上网电量比重进行分摊或返还。

1.2零售市场

1.2.1零售市场代理范围与交易品种

1.2.1.1.2019年,售电企业仅可与已纳入省内市场放开范围内的电力直接交易用户开展零售交易。

1.2.1.2.零售市场交易包括常规直购、战略长协、跨省联动、富佘电量、低谷弃水和留存电量。

1.2.2零售市场价格机制

售电企业与零售用户之间原则上应在年度交易中约定分月电量、电价。售电企业与零售用户之间的零售交易电量电价按不同交易品种分别约定,对于某一交易品种,可约定全年相同价格,也可按月约定不同价格。所有交易品种均不限价。如《实施方案》对某一交易品种的水火(或新能源)电量配比有要求,则该交易品种零售交易电量为用户用电需求电量,交易电价为其中水电部分的交易价格。

2. 交易组织

2.1市场参与基本要求

2.1.1电力用户

(1)符合准入条件并在电力交易机构完成注册的用户可自愿选择进入市场,自主选择参与批发市场或零售市场。电力用户一旦签订直接交易协议或确认与售电企业的代理关系,并提交电力交易机构认可后,均视为自愿参与市场交易,原则上全部电量进入市场,不得随意退出市场,不再执行目录电价。

(2)年用电量规模在500万千瓦时以下的电力用户必须通过售电企业参与市场。

(3)—个交易年内,一家电力用户只能选择一家售电企业进行零售交易。电力用户与售电企业一旦签定《四川省售电公司与电力用户购售电合同》,电力用户的全部用电量均应向该售电企业购买。

(4)已参加市场交易的用户某月未签订直接交易协议的,以月度(周)增量直接交易最高限价按常规直接交易水火比例折算后的加权平均价格结算,并按用电侧考核原则实施超用考核;三个月及以上未签订直接交易协议的,视为违约退出,在电力用户缴纳输配电价的基础上,按照四川电网直供区不满1千伏合表居民到户电价的1.2倍执行。

(5)已参加市场交易的用户要销户的,应与发电企业或售电企业达成解约协议,并经电网企业确认和交易平台公示后永久退市。

(6)电力用户应以在电网公司单独立户缴费的主体在交易技术系统开展注册。

(7)电力用户以交易单元参加市场交易,交易单元应包含该电力用户所有纳入市场化放开范畴的电量对应的计量点。计量点跨县级供电公司的,可申请以县级供电公司为单位拆分交易单元。除自备替代和电能替代以外,常规直购、铝电合作、战略长协和跨省联动不能同时注册为单一用户;电能替代应单独注册交易单元。

(8)趸售区电网企业可作为一个购电主体参与市场化交易,参与交易的电量为其趸售电量中的全部大工业用电量,输配电价、基本电价等按相关价格文件执行。多个趸售区电网企业属于同一企业集团的,可将多个趸售区电网企业作为一个购电主体参与市场化交易。核定输配电价后的省属电网企业内符合准入范围的电力用户,可申请直接参与省级电力市场交易或与售电企业签订零售交易合同,电力用户所在属地电网企业应配合交易中心做好计量抄表和电量报送工作。对已核定输配电价省属电网企业,结算趸售电量时应分别扣除区内所有电力用户参与省级电力市场交易的结算电量。

2.1.2售电企业

(1)售电企业可代理除铝电合作和居民电能替代以外的市场主体参与批发市场电力直接交易,并按代理的交易品种设置交易单元。售电企业可以和发电企业直接双边协商交易,也可以通过四川电力交易中心交易平台参与集中交易。售电企业年售电量应与其资产总额以及缴纳的保函金额相符。

(2)自愿退出市场的售电企业,应妥善处理所有购售电合同和供用电合同,并经交易平台公示后退市。

(3)被强制退出的售电企业,应按合同约定承担相应违约责任。电力交易机构受政府主管部门委托对强退售电企业与发电企业和电力用户签订的购售电合同予以整体挂牌转让,受让售电企业承担原购售电合同所有权利与义务。如挂牌转让不成功,电力交易机构可组织相应发电企业与电力用户,在不突破原购售电合同电量的基础上,开展后续月份双边协商交易。

当挂牌转让与双边协商均不成功时,电力交易机构和电力调度机构自售电企业强制退出次月起,不再继续执行其涉及的所有原购售电合同,发电企业相关合同电量作废,相关零售电力用户在重新参与市场以前,其用电量按国家目录销售电价执行。

2.1.3发电企业

(1)发电企业原则上按照调度单元设置交易单元参与市场,当不满足“同一企业法人、同一电价”的条件时,应对交易单元予以拆分。

(2)参与关停火电补偿交易的燃煤火电机组应在交易前按规定办理业务许可注销或变更手续。

(3)风电和光伏丰水期上网电量(光伏扶贫项目除外)全额参与市场化交易,优先参与丰水期居民生活电能替代交易。

2.1.4其他市场参与要求

售电企业、电力用户和发电企业均应按照《关于印发<四川电力市场信息披露管理办法>的通知》(川监能市场〔2017〕130号)要求按年(月)向电力交易机构报送2019年分月及月度用电需求预测和发电能力预测。市场主体未报送年度预测数据的,不得参与年度交易;未报送月度预测数据的,不得参与当月月度和周交易。

2.2年度交易组织

2.2.1年度优先发电量分解

(1)电力调度机构按以下原则将各机组年度优先发电量分解到月。

1)按最大发电量预测分解安排非水可再生能源发电量。

2)按水期内网供用电预测占比将水电优先发电量由水期分解到月。

3)按实际需求预测分解安排各月火电优先发电量。

(2)编制月度发电计划前,如果年度优先发电量仍未确定,电力调度机构可根据负荷预测并参考上年优先发电量分配情况,预先安排月度各发电机组优先发电量,待年度优先发电量确定后,先扣减已安排的优先发电量,再按前述原则将剩佘的优先发电量分解到后续月份。

2.2.2年度交易组织时序及要求

(1)售电企业与零售电力用户以年度双边协商的方式签订年度购售电合同。售电企业应将零售市场合同报电力交易机构备案,经合规性初校后确定售电企业年度零售合同总量。

(2)批发市场按照年度双边直接交易,年度集中直接交易,年度关停火电补偿交易的顺序开展。年度常规直购交易供需比为1.1:1,集中交易发用两侧参与电量应综合考虑发电企业常规直购电指标、电力用户年度用电需求和售电企业年度零售合同总量进行控制。

(3)电力交易机构根据校核结果补充开展年度合同电量转让交易,年度合同电量转让交易按双边协商、集中挂牌交易和拍卖转让的顺序开展。

(4)年度跨省跨区交易与上述交易启动时间原则上不分先后,各发电企业根据自身实际情况合理测算并申报。

2.3月度交易组织

2.3.1批发市场

月度交易主要开展居民生活电能替代交易、月度跨省跨区交易、辅助服务交易。上述交易启动时间原则上不分先后,各发电企业根据自身实际情况合理测算并申报。

2.3.2零售市场

每月结算前,售电企业与零售用户可对当月交易电量、电价进行调整,以双方在交易平台最终确认的交易电量、电价为准。

2.4周交易组织

周交易按照以下时序组织开展:发用电两侧合同电量转让交易(含互保型合同电量转让交易)、发用电双边协商合同调整交易、常规直购增量交易、富佘电量增量交易、低谷弃水增量交易。

销电合作、战略长协、跨省联动用户(或相关售电企业)可与发电企业协商调整后续月份交易电量和价格,也可与其他发电企业签订双边交易合同;常规直购、富佘电量和低谷弃水用户(或相关售电企业)可与发电企业协商调减后续月份交易电量并

调整交昜价格,如需增加后续月份交易电量,发用电双方均应参加复式竞价撮合交易,不允许双边协商调增。其中,新能源配比的常规直购用户(或相关售电企业)参加复式竞价撮合交易后,应在规定时间内与新能源发电企业调增当月交易电量,或与其他新能源发电企业签订双边交易合同。

在开展常规直购增量、富佘电量增量、低谷弃水增量的复式竞价撮合交易时,电力用户和售电企业按申报需求全电量参与交易,发电企业以申报电量与按供需比折算后的指标电量的较低值全电量参与交易,其中供需比按1.2:1控制。

售电企业有关交易单元、市场用户调减双边合同的,当月不能再参加该品种调增、双边交易或周增量集中交易;参加了调增、双边交易或周增量集中交易的,当月不能再调减该品种双边合同。

电力交易机构原则上应每半年发布一次月、周交易计划预安排表,可根据市场特殊变化适当调整、增加临时交易。

2.5月度优先发电量调整

月度优先发电量调整按照《2019年全省电力电量平衡方案及节能调度电力生产计划》明确的调整原则进行。

完成优先发电量调整后,电力交易机构可开展一次事后合同电量转让交易。

3. 合规与安全校核

3.1合规校核

电力交易机构负责对发电企业、电力用户和售电企业等市场主体参与交易的情况进行合规性校核。

3.1.1发电企业合规校核

(1)发电企业均应符合2019年市场准入范围,且已提交《入市承诺书》。

(2)水电企业年度常规直购的签约电量不得大于《实施方案》中明确的常规直购指标的1.1倍。

(3)为防止发电企业出现超能力交易、扰乱市场秩序的情况,在年(月、周)度交易前,交易机构开展发电能力合规校核。水电企业发电能力按照交易单元计算,年度分月发电能力和月度发电能力分别作为电厂参与年度和月度(周)交易的约束条件,发电企业不得超能力签约或参与年(月、周)度市场交易。

(4)发电企业应按《关于印发〈四川电力市场信息披露管理办法〉的通知》(川监能市场〔2017〕130号)要求向电力交易机构提供相关数据。分月发电能力预测用于年度交易发电能力测算,月度发电能力预测用于月度交易发电能力测算,近五年内新投发电企业可按设计的分月发电能力参与计算。

(5)进行发电能力校核时,应扣除机组已成交的所有交易合同电量(含优先发电量),确保新成交合同电量不超过机组月度剩佘可发电量上限。

水电企业月度剩佘可发电量上限=水电企业月度发电能力-水电企业已成交的所有交易合同电量-水电企业优先发电量

(6)水电企业分月发电能力应考虑机组检修计划等情况,按下列原则确定:

1)水电企业枯水期i月发电能力=MIN(机组运行容量x24x运行天数X系统控制系数,水电企业报送的i月发电能力,近五年i月最大上网电量)。

系统控制系数:年度、月度交易安全校核暂设定为0.92(发电企业在交易前提出书面申请,承诺该机组月度合同电量不转出并承担由此造成的后果,可超过0.92);周交易安全校核暂设定为0.95。

在参加设有供需比限制的交易时,应以各机组月度剩佘可发电量上限为基数来测算各机组可参与交易的电量上限。

3.1.2电力用户合规校核

(1)电力用户均应符合2019年市场准入范围,且已提交《入市承诺书》。

(2)电力用户一旦参与市场交易,当年内不得退出市场。其中,年网购用电量500万千瓦时以下的用户必须通过售电企业代理,参与零售市场交易。

(3)电力用户不得既与售电企业签订《四川省售电公司与电力用户购售电合同》,又与发电企业签订《四川省电力用户与发电企业年度双边交易购售电合同》。

3.1.3售电企业合规校核

(1)售电企业已提交《入市承诺书》。

(2)售电企业代理电力用户应符合2019年市场准入范围,且代理的交易品种符合代理电力用户市场参与相关规定。

(3)售电企业代理电力用户总电量不得超过其资产总额许可代理电量规模。

(4)售电企业与水电企业签订的年度双边协商合同中任何一个月的交易电量不得大于售电企业与零售电力用户签订的年度购售电合同中对应月份水电交易总电量。

(5)售电企业应按期提交履约保函,且提交的保函额度应不低于其零售电量规模所对应的额度。

3.2安全校核

3.2.1交易开展前,电力调度机构应给出本次交易的安全校核原则和原因,由电力交易机构在交易公告中予以公布。

3.2.2电力调度机构根据经电力交易机构合规校核后的成交结果开展安全校核,通过后才能执行。交易机构应按规定时间提交交易结果,调度机构应在规定时间内完成安全校核,给出校核意见并提交交易机构。

3.2.3调度机构在进行安全校核时,如外部条件(包括但不限于外部电网运行方式、跨省跨区交易电量、国分调机组留川电量等,下同)不能确定,按照不校核掉交易电量的原则执行。当外部条件明确或发生变化后,交易计划不能完全物理执行时,调度机构应及时给出风险提示和转让建议,电力交易机构负责发布转出提示并组织转让交易。提示转出但未能转出的电量,未完成时造成的损失和考核由发电企业自行承担。校核时能确定安全校核外部条件的,按《交易规则》执行。

3.2.4调度可根据系统实际运行,结合历史发电、来水预测、梯级水库运用、发电设备停电计划等实际情况对发电企业能力进行校核。

3.2.5对受网络约束区域内机组交易电量进行安全校核时,按装机容量等比例原则分配通道份额。若因个别机组能力或交易计划不足导致通道仍有空间,则按其佘机组装机容量等比例原则继续分配剩佘通遒。

3.2.6能确定受网络约束区域已无剩佘通道外送电时,电力调度机构应在交易前向电力交易机构提供该区域发电企业清单。

3.2.7在安全校核过程中,应充分考虑系统运行约束,满足调峰、调压、调频、潮流控制等各种要求。

3.2.8安全校核的校核意见包括以下结论:全部通过、部分通过、不通过等。

4. 调度执行

4.1非水发电厂

4.1.1新能源(风电、光伏、生物质)电厂在确保电网安全的前提下,优先发电,尽可能实现全额保障性收购。

4.1.2燃煤火电在确保电网安全和可再生能源发电最大化消纳的前提下,结合系统实际需要和年度合同电量计划统筹安排发电,满足系统调峰、调压、备用、可靠供电、水库水位控制等运行要求,正常情况下各厂年度合同电量计划完成率与平均完成率

的偏差应在2个百分点以内。

4.1.3燃气电厂原则上参照燃煤火电执行。

4.2水电厂

4.2.1丰水期

在确保电网安全和电力可靠供应的前提下,水电外送电量按照跨省跨区市场运营结果和上级调度实际安排执行。水电省内电量按月度省内合同电量总量(含优先电量和市场电量)计划完成率基本一致安排发电,正常情况下各厂偏差应在2个百分点以内。

4.2.2枯水期

水电在确保电网安全和电力可靠供应的前提下,按不弃水原则安排发电,其中季调节能力及以上水电按水库水位控制要求发电,确保4月末水库整体维持低水位、12月末水位均衡消落(有特殊要求的情况除外)。

4.2.3平水期

(1)5月,在有条件不弃水的情况下,应沿用枯水期交易执行模式,充分利用水库调蓄能力,尽可能推迟弃水时间,直至全网开始弃水。

(2)11月,在不具备停止弃水条件的情况下,应沿用丰水期交易执行模式,直至全网不弃水。

5. 交易结算

5.1抄表计量与结算基础数据

5.1.1 2019年参与市场化交易的发电企业、电力用户抄表时间暂按当前抄表例日执行,待条件具备后再调整为按自然月份计量上网电量、用电量。

5.1.2每月30日前,电网企业将统调电厂本月上网电量、电力用户本月市场化用电量、相关电量成分计划以及辅助服务执行及考核结果报送至电力交易机构。

5.2发电侧结算

5.2.1结算考核周期按月结算和考核。

5.2.2可再生能源月度发电计划

5.2.2.1风电、光伏、生物质等可再生能源全额收购。

5.2.2.2风电、光伏、生物质等可再生能源未参与市场化交易时,按照申报次日可发电量方式累加得到其月度发电计划,申报次曰可发电量与实际发电量偏差超过±20%的部分不进行累加;参与市场化交易时,汇总其所有合同电量得到月度发电计划。

5.2.3结算顺序

按照跨省跨区优先发电量、跨省跨区市场合同电量、调试电量、留存电量、省内优先发电量、省内市场合同电量、超发电量或少发电量的顺序进行结算。

5.2.4结算价格

5.2.4.1丰水期(6-10月)

(1)风电、光伏、生物质等可再生能源:全额(包括超发电量)按囯家或省价格主管部门核定的与电网结算电价进行结算,2%以上的超发电量、少发电量均按月度(周)增量直接交易最高限价的10%支付偏差考核费用。

(2)其他发电企业:超发电量不予结算,2%以内的超发、少发电量免于支付偏差考核费用,2%以上的超发电量按月度(周)增量直接交易最高限价的10%支付偏差考核费用,2%以上的少发电量按月度(周)增量直接交易最高限价的20%支付偏差考核费用。

5.2.4.2枯水期(1-4月、12月)和平水期(5、11月)

(1)风电、光伏、生物质等可再生能源:与丰水期相同。

(2)其他发电企业:超发电量按月度(周)增量直接交易最低限价的80%结算,2%以内的少发电量免于支付偏差考核费用,2%以上的少发电量按月度(周)增量直接交易最高限价的20%支付偏差考核费用。

5.3用电侧结算

5.3.1结算顺序

电力用户和零售电力用户按留存电量、自备替代电量、

常规直购(或铝电合作、除自备替代和电能替代外的战略长协、除电能替代外的跨省联动)、富佘电量的顺序进行结算。电能替代、低谷弃水单独进行交易结算。省属电网内电力用户或趸售区电网企业与市场电力用户结算顺序相同。

5.3.2超用电量和少用电量

超用电量和少用电量是电力用户和售电企业需要支付偏差费用的电量。

(1)电力用户

1)对于国网四川省电力公司的直供区和子改分供区以及纳入四川电网输配电价核价范围的趸售区,区内电力用户(或趸售区电网企业)某品种月度结算电量大于该品种月度合同电量部分为超用电量,小于该品种月度合同电量部分为少用电量。

2)对于已核定输配电价省属电网企业内的电力用户,当下网电量不小于区内所有电力用户交易合同电量时,以电力用户月度实际用电量结算;当下网电量小于区内所有电力用户交易合用电量时,以下网电量为限进行结算。

3)对于未核定输配电价的独立地方电网企业,整体作为一个购电主体参与市场化交易结算,以其供区范围内下网电量中全部大工业电量作为其每月参与市场的用电量进行结算。

(2)售电企业

售电企业其零售用户某品种月度结算总电量大于该品种月度批发合同电量部分为超用电量,小于该品种月度批发合同电量部分为少用电量。

5.3.3结算价格

5.3.3.1偏差考核阈值

市场电力用户、售电企业、趸售区电网企业正偏差考核阈值为4%,负偏差考核阈值为-4%。

非市场电力用户正偏差考核阈值为5%,负偏差考核阈值为-5%。非市场电力用户考核对象为电网企业报送的次月非市场电力用户用电总量预测值,该预测值应于次月月度发电计划执行前通过书面方式或电力交易技术支持系统报送电力交易机构。

5.3.3.2市场电力用户

(1)超用电量按市场电力用户该品种的合同加权平均价结算,其中:4%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;4%及以上超用电量按月度(周)增量直接交易最高限价的40%作为偏差考核标准,进行偏差考核。

(2)4%以内的少用电量免于支付偏差考核费用,4%及以上的少用电量按月度(周)增量直接交易最高限价的20%作为偏差考核标准,进行偏差考核。

5.3.3.3售电企业

(1)售电企业价差收入结算

(2)售电企业偏差考核

1)售电企业按交易品种进行偏差考核,原则和电力用户一致。

2)售电企业按其与零售电力用户约定的偏差考核费用分担方式,对电力交易机构出具偏差考核费用分摊明细,电力交易机构据此形成售电企业和零售用户的结算凭据。

3)零售电力用户应承担的费用,由电网企业统一随当月电费向零售电力用户收取;售电企业应承担的费用,由电网企业向售电企业收取。

5.3.3.4非市场电力用户

非市场电力用户5%以内的超用电量免于支付偏差考核费用;5%及以上的超用电量按月度(周)增量直接交易最高成交价10%支付偏差考核费用。5%以内的少用电量免于支付偏差考核费用,5%及以上按月度(周)增量直接交易最高成交价的10%支付偏差考核费用,其他按照《交易规则》执行。

5.4费用结算、清算、返还和分摊

(1)电力交易机构负责按年度对平衡账户当年实际收支进行清算,实际收支的盈佘或缺额由发电企业(含网调电厂留川电量)按上网电量比重返还或分摊。其中,燃煤火电按其上网电量50%计算返还或分摊。费用清算细则另行制定。

(2)电力交易机构应按时向市场主体(含电网企业)提供电力交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、偏差考核费用、售电企业价差收入、辅助服务费、分摊的结算差额或盈佘资金以及输电服务费等),市场主体根据相关规则进行资金结算。

5.5偏差考核电量免责

(1)电力交易机构负责向市场主体出具结算依据,市场主体接收电费结算依据后,应进行核对确认,对于偏差电费有异议、确因不可抗因素及电网企业设备故障等原因造成合同执行偏差的,应在3个工作日内通知电力交易机构,并向有关政府部门提交书面申诉材料,逾期未提交书面申诉材料的视同没有异议。

(2)发电侧因不可抗力因素、电网企业设备故障等原因造成合同执行偏差的,由四川能源监管办会同经济和信息化厅组织有关单位核实后,可予以免责;用电侧因地震、洪水等不可抗拒自然灾害原因造成合同执行偏差的,由经济和信息化厅会同四川能源监管办组织有关单位核实后,可予以免责。

6. 其他事项

6.1市场注册

(1)电力用户实施注册制。在电力交易机构进行注册时,注册的企业名称应与工商营业执照中的企业名称一致。其中,重点优势企业(项目)名称应与经济和信息化厅下达的用户名单中的企业名称一致。

(2)电力用户在同一县级供电公司辖区内的多个用电点应全部进行注册并全电量参与市场化交易。在多个县级供电公司用电的电力用户,若只选取部分县级供电公司下的全部用电点注册并参与市场化交易,其参与市场化交易的年用电量应满足市场准入对电力用户的年用电量要求。

6.2交易合同

(1)市场主体参与省内市场交易前应在四川电力交易平台签订《入市承诺书》。承诺书中权利义务、电量电费结算等相关约定对市场主体具有法律约束力。

(2)自主双边协商的市场主体应参照《四川省电力用户与发电企业年度双边交易购售电合同(示范文本)》或《四川省售电公司与发电企业年度双边交易购售电合同(示范文本)》签订购售电合同,确定交易电量、电价和违约责任等内容。双边协商的电量、电价以录入电力技术支持系统并经双方确认的数据为准。双边协商和集中交易结果须经合规性审核和安全校核后方可生效执行。以四川电力交易平台发布的通过安全校核的交易结果为准。交易结果一经发布,电子合同即为成立。

(3)售电企业与电力用户进行零售交易,双向自主选择并协商一致后,应参照《四川省售电公司与电力用户购售电合同(示范文本)》签订购售电合同,并与电网企业签订《四川省市场化零售供用电合同(示范文本)》三方合同。《四川省市场化零售供用电合同(示范文本)》原则上应在年度交易完成后30天内完成签订,电网企业应积极配合售电企业和零售客户及时完成签订工作。

(4)所有市场化合同须提交到四川电力交易中心备案,发用双方应严格按照合同内容在电力交易技术支持系统申报并确认量、价等信息,经合规性审核和安全校核后方可生效执行。通过交易平台集中交易的,其预成交结果由电力调度机构安全校核后生效执行。

6.3信息披露

(1)电网企业应配合提供市场主体相关上网和用电信息,包括但不限于发电企业并网电压等级、计量点、结算模型以及市场用户用电电压等级、用电类别、计量点、富佘电量基数等关键信息,并应确保信息的准确和完整。

(2)电力调度机构应在转让交易开展的前一日上午12点以前,向电力交易机构提供当月各发电厂外送交易品种的完成情况和省内合同电量平均完成进度,由电力交易机构进行披露,供市场主体作为交易参考。

(3)其他按《关于印发〈四川电力市场信息披露管理办法〉的通知》(川监能市场〔2017〕130号)要求执行。

6.4新投机组参与市场及并网调试

(1)新投机组在完成启动试运行并在电力交易机构注册后,可参与相应准入范围内的市场交易,但应在90天内取得发电类电力业务许可证。逾期未取得的,取消后续市场参与资格,直至取得为止,并承担相应市场风险和违约责任。未履约完成的合同电量由电力交易机构采取拍卖转让等方式处理。

(2)待启动投运的机组应提前向电力调度机构报送启动投运计划及启动调试及运行等电量。具备投运条件的,电力调度机构应在次月月度发电计划中安排其启动调试等电量。原则上待启动投运的机组无发电计划不能进行启动投运,因特殊原因必须启动投运的,所发电量须接受超发偏差考核。

(3)需并网试验的火电机组原则上应提前1个月向电力调度机构报送试验方案和计划,并确保试验当月有满足试验需求的合同电量,电力调度机构根据电网实际情况予以安排并列入相应月度发电计划。火电机组试验导致的超发、少发电量,由发电企业通过市场等方式自行负责解决。

6.5非计划停运

(1)火电机组非计划停运后,应将当月剩佘合同电量转让给同类可满足电网安全运行需要并可及时开出的备用火电机组,电力调度机构负责安全校核并安排开机。若非计划停运火电机组当月剩佘合同电量未能转出,电力调度机构可直接安排其他满足电网安全运行需要的备用火电机组开机,非计划停运火电机组当月剩佘合同电量强制转给增开火电机组,转让价格为两者政府批复上网电价中较高价。电力调度机构应按增开火电机组转入合同电量安排其发电,因合同电量少于增开火电机组7天最低负荷运行所需电量导致增开火电机组开机不足7天时,增开火电机组自动获得短期发电辅助服务补偿,补偿费用全部由非计划停运机组承担。

(2)水电机组非计划停运导致系统增开火电机组时,可参照火电机组非计划停运处理方式进行处理。

(3)机组非计划停运的考核按相关规定执行。

7.组织实施

国网四川省电力公司、电力交易机构等市场成员应及时向四川能源监管办、经济和信息化厅报告实施过程中出现的特殊情况和问题,由四川能源监管办、经济和信息化厅商有关单位(部门)确定对应的处置措施和办法。对电力供应和电力生产秩序有重大影响的,由经济和信息化厅会同四川能源监管办协调解决。

关键字:电力交易

储能电站网版权声明:凡注明来源为“中国储能电站网:xxx(署名)”,除与中国储能电站网签署内容授权协议的网站外,其他任何网站或者单位未经允许禁止转载、使用,违者必究。如需使用,请与010-65001167联系;凡本网注明“来源:xxx(非中国储能电站网)”的作品,均转载与其他媒体,目的在于传播更多信息,但并不意味着中国储能电站网赞同其观点或证实其描述,文章内容仅供参考,如有涉及版权问题,可联系我们直接删除处理。其他媒体如需转载,请与稿件来源方联系,如产生任何问题与本网无关,想了解更多内容,请登录网站:http://www.cessn.com.cn

相关资讯

  • 大规模储能技术或将是助力能源转型关键

    中国储能电站网讯:抽水蓄能、液化空气储能、势能技术的最新发展证明广泛使用的廉价储能技术具有长远的发展前景。储能技术支持者表示,如果实现这一点,其部署可能会成为推动太阳能、风能和其他可再生能源产能增长的催化剂,使其应用达到新高度。采用水泵抽取低处的水储存在高…

    2019/4/18 17:55:45
  • 2019上海车展:比克电池谈破局之道

    在电池产能过剩、补贴退坡、严控成本等重压之下的电池企业,该如何应对当下局面呢?在4月17日的上海车展上,深圳市比克动力电池有限公司副总裁李凤梅在展会现场接受了汽车之家等媒体采访,就当下处于洗牌期的动力电池行业面临的压力与挑战提出了比克的破局之法。比克2019年一季…

    2019/4/18 17:52:10
  • 哈曼国际与北汽新能源达成战略合作

    日前,哈曼国际与北京新能源汽车股份有限公司达成战略伙伴关系,为其提供可扩展智能座舱解决方案。哈曼智能座舱解决方案不但将助力北汽新能源智能化发展,而且凭借这一伙伴关系,哈曼也将为新能源汽车市场打造更多技术和产品。哈曼国际为三星电子旗下全资子公司,专注为汽车市…

    2019/4/18 17:51:15
  • 中国能建江苏院中标3项配电网规划项目

    4月15日,中国能建规划设计集团江苏院确认中标江苏盐城3项配电网规划项目,包括2019年盐城市亭湖区、盐都区配电网“单元制”规划滚动修编以及盐城市2019年度配电网滚动规划等。江苏院长期深耕盐城地区配网网信市场,近年来先后参与了盐城市2018-2025年配电网滚动规划以及盐城市…

    2019/4/18 17:50:24
  • 中国能建中南院中标湖北黄家堤50兆瓦风电场勘测设计项目

    4月12日,中国能建规划设计集团中南院接到通知,中标湖北监利黄家堤风电场勘测设计项目。该项目位于湖北荆州市监利县,建设规模为50兆瓦,安装20台单机容量2.5兆瓦的风电机组,设计年上网电量10919.6万千瓦时。项目投产后,能加快湖北省风能资源开发利用,优化能源结构。

    2019/4/18 17:49:34

共有条评论 网友评论

验证码: 看不清楚?