文章目录
- 1、【山西省电力现货市场领跑全国】
- 2、【我国部分省份已经实行容量电价政策，预计有望抬升火电板块整体估值】
- 3、【辽宁启动电力现货市场长周期试运行】
- 4、【云南发电机组进入及退出商业运营办法征求意见，提出调试运行期上网电费的10%纳入辅助服务费来源】
- 5、【陕西8月发电侧上下调预挂牌交易成交均价公布】
- 6、【新疆进一步完善分时电价政策】
- 7、【湖北居民电动汽车充换电设施拟实行分时电价，低谷时段用电价格以平段电价为基准下浮0.15元/千瓦时】
- 8、【广西调整高可靠性供电费用标准，新型储能、抽水蓄能不收取】
- 9、【甘肃省自备电厂与新能源发电企业开展发电权置换交易，储能企业暂未纳入中长期交易范畴】
- 10、【山东将成为全国首个新能源配储可转为独立储能的省份】
- 11、【甘肃省发布电力零售市场交易规则，零售套餐将分为“直接下单”和“议价下单”交易方式】
- 12、【贵州省取消新增生物质发电项目补贴，增量项目上网电价为每千瓦时0.3515元】
- 13、【西北能监局明确具有独立计量关口或直接接入电网侧的储能设施，可作为独立主体参与电网调峰、顶峰交易】
- 14、【贵州首次开展电力中长期周交易。贵州能源监管办组织开展了首次电力中长期市场周交易】
1、【山西省电力现货市场领跑全国】
9月11日上午从山西省“构建高标准市场体系专场发布会”上获悉，山西省重点领域和关键环节市场体系建设取得积极进展，具体可以用五个“加快”来概括。其中包括深化能源体制改革：构建起了“中长期+现货+辅助服务”“省内+外送”融合发展的完整电力市场体系，电力现货市场领跑全国。（来源：山西省人民政府）
2、【我国部分省份已经实行容量电价政策，预计有望抬升火电板块整体估值】
目前，我国已经开启容量补偿机制，抽水蓄能和天然气已经实行容量电价。5月15日，国家发改委印发的《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》明确，用户侧用电费用包括系统运行费用，而系统运行费用包括容量电价和辅助服务费用。眼下，我国已有部分省份开始实行容量电价政策，山东、广东、云南已经开启试点。业内预计，未来将有更多省份出台容量电价相关政策，有望抬升火电板块整体估值。（来源：中国证券报）
3、【辽宁启动电力现货市场长周期试运行】
9月11日，辽宁电力现货市场长周期试运行正式启动。本次试运行为期30天，将首次实现省内调峰与现货市场融合运行，对市场组织、调电和结算三个阶段承载力进行验证。本次长周期试运行期间，将创新实施省内调峰与现货市场融合运行，火电机组可自主申报运行下限，差异化竞价响应市场用电需求，提高系统灵活性，有效增大系统调峰空间。（来源：人民网）
4、【云南发电机组进入及退出商业运营办法征求意见，提出调试运行期上网电费的10%纳入辅助服务费来源】
云南能监办日前发布关于征求贯彻落实《发电机组进入及退出商业运营办法》有关事项（征求意见稿）意见建议的函，办法中提到：
- 发电机组和独立新型储能调试运行期上网电量，由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。
- 新建发电机组所对应的电源类型或独立新型储能已参与云南省电力市场化交易的，其调试电量按照同电源类型市场主体当月代购电市场均价结算；当月同电源类型市场主体未形成代购电市场均价的，按照同电源类型市场主体当月省内中长期市场均价结算。
- 发电机组和独立新型储能自并网发电之日起参与电力辅助服务费用分摊，调试运行期上网电费的10%纳入辅助服务补偿费用来源。
- 水电、火电、核电机组自完成整套启动试运行时间点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理；水电以外的可再生能源发电机组及独立新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日起按相关规定纳入电力并网运行和辅助服务管理。（来源：储能之音）
5、【陕西8月发电侧上下调预挂牌交易成交均价公布】
2023年8月，陕西组织省内发电企业与售电公司（批发用户）、电网企业开展各类月度及月内电力直接交易成交电量17.02亿千瓦时，成交均价399.53元/兆瓦时。2023年累计组织省内发电企业与售电公司（批发用户）、电网企业开展电力直接交易成交电量1280.16亿千瓦时，成交均价411.94元/兆瓦时。（来源：陕西电力交易中心）
6、【新疆进一步完善分时电价政策】
新疆自治区发改委近日印发《关于进一步完善我区分时电价有关事宜的通知》。《通知》主要包括三个方面。
- 一是优化峰谷时段划分，延长午间谷段时长，调整后的峰平谷时段分别为：高峰时段8小时：8∶00—11∶00，19∶00—24∶00；平时段8小时：11∶00—13∶00，17∶00—19∶00，0∶00—4∶00；低谷时段8小时：4∶00—8∶00，13∶00—17∶00。
- 二是提高浮动比例，进一步拉大峰谷价差。在平段电价基础上，高峰、低谷电价上下浮动幅度扩大至75%。
- 三是设置深谷电价。5、6、7、8月份14∶00—16∶00由低谷时段调整为深谷时段，深谷时段电价在平段电价基础上下浮90%。尖峰时段保持不变，为1、11、12月份19∶00—21∶00、7月份21∶00—23∶00，尖峰时段电价在平段电价基础上上浮100%。此政策自10月1日起执行，有效期5年。（来源：新疆日报）
7、【湖北居民电动汽车充换电设施拟实行分时电价，低谷时段用电价格以平段电价为基准下浮0.15元/千瓦时】
湖北省发改委日前发布征求《居民电动汽车充换电设施实行分时电价有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告，通知提出：
- 实施范围：居民家庭住宅、居民住宅小区、执行居民电价的非居民用户中设置的，现执行居民合表电价的电动汽车充换电设施用电，可向电网企业申请执行分时电价政策。
- 时段划分及电价标准。执行分时电价的电动汽车充换电设施，每日用电时段分为：平段7-17时，高峰时段17-23时（其中20-22时为尖峰时段），低谷时段23-次日7时。平段用电价格执行居民合表电价对应标准；高峰、尖峰时段用电价格以平段电价为基准，分别上浮0.1元/千瓦时、0.15元/千瓦时；低谷时段用电价格以平段电价为基准下浮0.15元/千瓦时。（来源：北极星售电网）
8、【广西调整高可靠性供电费用标准，新型储能、抽水蓄能不收取】
9月4日，广西发改委印发《关于进一步调整高可靠性供电费用标准有关事项的通知》。《通知》明确增量配电网企业、源网荷储一体化项目和发电企业用电，以及通过多回线路接入的抽水蓄能、新型储能等，均不收取高可靠性供电费用。对于申请新装及增加用电容量的两路及以上多回路供电（含备用电源、保安电源）用电户，除供电容量最大的一路供电回路外，对其余供电回路按照合同约定的供电容量和规定标准收取高可靠性供电费用。调整后高可靠性供电费用收费标准如下：10千伏及以下：147元/kVA、35千伏：112元/kVA、110千伏及以上：56元/kVA。（来源：储能与电力市场）
9、【甘肃省自备电厂与新能源发电企业开展发电权置换交易，储能企业暂未纳入中长期交易范畴】
9月5日，甘肃能源监管办发布《甘肃省电力中长期交易实施细则（征求意见稿）》。《细则》表示：
- 自备电厂发电权置换交易指符合市场准入条件的并网自备电厂或拥有自备电厂的企业年度发电计划内自发自用电量向符合市场准入条件的太阳能、风能等新能源企业转让发电权的交易，转让后自备电厂减发相应交易电量。根据新能源的实际运行需要，可以组织与常规电源打捆受让。
- 满足市场准入条件，拥有自备电厂的企业，应以自备电厂和用户身份分别在交易平台注册，自备电厂与新能源发电企业开展发电权置换交易（含与常规电源打捆），在扣除自发自用电量和发电权置换交易电量后，拥有自备电厂的企业仍有下网电量需求的，按照用户身份参加电力直接交易。
- 市场主体是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户以及电网企业等，暂未将储能企业纳入中长期交易范畴。（来源：储能与电力市场）
10、【山东将成为全国首个新能源配储可转为独立储能的省份】
山东省发改委、国家能源局山东监管办公室、山东省能源局联合发布了《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》。文件明确提出：
- 对同一安装地点功率不低于3万千瓦的配建储能，按照自愿原则，改造后接入电压等级为110kV 及以上具备独立计量、控制等技术条件，达到相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面的要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的，可转为独立储能。这意味着，配建储能达到一定条件，可以转为独立储能。
- 特色应用亮点突出的，优先转为独立储能。涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。山东是第一个提出配储可转为独立储能、并出台文件的省份。（来源：环球零碳）
11、【甘肃省发布电力零售市场交易规则，零售套餐将分为“直接下单”和“议价下单”交易方式】
甘肃省发改委日前发布关于征求《甘肃省电力零售市场交易规则》的公告，规则中提到，零售套餐按照交易方式分为“直接下单”交易方式和“议价下单”交易方式。售电公司应至少发布一款“直接下单”交易方式的零售套餐。结算模式分为：
- 售电公司结算模式。售电公司结算电费采取费差方式，售电公司结算电费=零售市场售出电费-批发市场购入电费+单户代理服务费用。售电公司作为独立市场主体分别聚合河西、河东用户参与现货市场，独立承担聚合河西、河东用户对应的现货市场运营费用和不平衡资金费用。
- 零售用户结算模式。按照零售用户实际用电量、签订的零售套餐及相关合约条款为依据，按当月零售交易截止时间的零售套餐电量、电价等参数开展结算。（来源：甘肃省发改委）
12、【贵州省取消新增生物质发电项目补贴，增量项目上网电价为每千瓦时0.3515元】
9月1日，贵州省发改委、省能源局发布《关于生物质发电上网电价有关事项的通知》（黔发改价格〔2023〕648号），通知指出：2022年起，新核准(备案)生物质发电项目未参与市场交易电量上网电价按同期燃煤发电上网基准价（含税）执行，现行标准为每千瓦时0.3515元(含税)。此举相当于从政策层面直接取消了新增生物质发电项目中的补贴资金来源。（来源：鄂电价格）
13、【西北能监局明确具有独立计量关口或直接接入电网侧的储能设施，可作为独立主体参与电网调峰、顶峰交易】
8月25日，西北能监局就《储能、负荷侧等市场主体参与陕西电网调峰、顶峰辅助服务市场实施细则（试行）》征求意见。细则明确：
- 储能交易包括调峰交易和顶峰交易。储能调峰交易的报价0-550元/MWh，顶峰交易的报价0-1500元/MWh。具有独立计量关口或直接接入电网侧的储能设施，可作为独立主体参与电网调峰、顶峰交易，包含电化学储能、抽水蓄能、压缩空气储能等储能类型。
- 参与电网调峰、顶峰交易的储能设施的充放电规模应不小于 10MW/20MWh。并具备自动发电控制功能，调节性能需满足相关要求并接入调度机构，实现充、放电等信息的实时监控。（来源：电新智库）
14、【贵州首次开展电力中长期周交易。贵州能源监管办组织开展了首次电力中长期市场周交易】
为建立完善电力中长期周交易机制，贵州能监办组织贵州电力交易中心编制印发《贵州电力市场周交易方案（试行）》，鼓励电力市场主体根据月内电力供需、清洁能源消纳、发电能力变化情况自主选择参加周交易，通过周交易灵活调整供用电曲线，以实现电力供需动态平衡。下一步，贵州能源监管办将指导交易机构进一步细化完善周交易机制，确保周交易平稳有序开展。（来源：贵州能源监管办）
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