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储能资讯：行业热点追踪！

发布时间：

2025-05-20

来源：

国家能源局西北监管局发布关于印发《西北区域“沙戈荒”大基地配套电源短期平衡市场运营规则（试行）》（以下简称《规则》）的通知。（5月15日）

国家政策及要闻

01 国家能源局西北监管局发布关于印发《西北区域“沙戈荒”大基地配套电源短期平衡市场运营规则（试行）》（以下简称《规则》）的通知。（5月15日）

《规则》指出，为发挥市场在资源配置中的决定性作用，激励西北区域内“沙戈荒”大基地等直流配套经营主体积极互济，保障跨区外送直流稳定运行，提高配套新能源利用水平，西北能源监管局会同甘肃能源监管办、新疆能源监管办组织起草了《西北区域“沙戈荒”大基地配套电源短期平衡市场运营规则(试行)》。

为确保配套短期市场规则平稳有序实施，进一步检验规则条款和技术支持系统，在陇东至山东±800千伏特高压直流输电工程(简称庆东直流)配套大基地先开展模拟试运行，具备条件后再转入结算试运行、正式运行。

文件提出，市场成员包括经营主体、电网企业和市场运营机构等。经营主体包括发电侧主体和新型经营主体。发电侧主体包括接入西北电网，由省级及以上电力调度机构直调的直流配套火电、风电、光伏和光热。其中，火电、光热以机组为单位，风电、光伏以场站为单位，风光同场电站以调度控制单元为单位参与市场。新型经营主体包括完成市场注册的直流配套独立储能电站（以下简称配套储能）。经营主体申报容量与各报价段长度最小单位为1兆瓦，价格最小单位为1元/兆瓦。

配套新能源单元可选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与市场。选择“报量报价”时，申报要求同配套火电日报价。配套储能以“报量不报价”方式参与市场。

地方政策及要闻

01 广东省电力交易中心印发《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》以及《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则（征求意见稿）》（5月12日）

5月12日，广东省电力交易中心印发《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》以及《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则（征求意见稿）》，就广东省新能源竞价细则给出有关要求。

竞价组织时间

每年底组织已投产及次年投产的新能源项目竞价交易，2025年中期组织开展首次竞价交易

竞价电量规模

每年新增纳入机制的电量规模由广东省发展改革委、广东省能源局确定，并在竞价前予以公布。

机制电量申报比例上限不高于90%

机制电量比例申报上限与存量项目机制电量比例衔接，不高于90%。对于竞价周期内已成交的中长期交易电量、绿电电量，相应调减竞价申报比例上限。

竞价机制

采用集中竞价的方式开展竞价交易。根据新能源项目的申报电量比例，按照近三年同类型历史小时数、项目容量计算新能源项目申报比例对应的电量绝对值。将电量绝对值按新能源项目报价从低到高进行排序，价格相同时，按照申报时间优先方式确定排序，直至满足竞价总规模，竞价总规模内的新能源项目全部成交。成交的最后一个项目申报比例全额成交。本次竞价交易的所有入选项目机制电价按入选项目的最高报价确定，机制电量比例为申报的机制电量比例。未入选新能源项目可继续参与后续竞价交易。

机制电价执行期限

增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价。增量项目参与竞价成功后，未投产项目的执行起始时间按照竞价时申报的投产时间确定;已投产项目按照入选时间确定。

投产时间认定

10千伏及以上新能源项目：按照电力业务许可证明确的并网日期、项目质量监督并网意见书出具时间，取二者的最后日期确认；

对于6MW以下等豁免电力业务许可证办理和豁免开展质量监督的项目：以项目业主出具的正式投产时间文件进行认定，由电力调度机构负责提供。

10千伏以下新能源项目由属地电网企业提供，以满足备案证容量的最后一批项目的并网验收时间作为投产时间。

不按期并网处罚

投产时未满足“四可”(可观、可测、可调,可控)要求的光伏、风电项目，在满足“四可”要求前机制电量自动失效、不予结算，机制电价执行起始日期不变。若新能源项目已执行机制电价仍登记参与竞价交易，该项目当次竞价入选结果作废。

增量项目参与竞价成功后，未投产项目的实际投产时间较竞价时申报投产时间延迟6个月以内，可保留竞价结果，实际投产日期之前合同覆盖电量自动失效、不予结算。延迟6个月及以上，则当次竞价入选结果作废，并取消三年内该项目的竞价资格。

可参与竞价的项目

2025年中期将组织首次竞价交易，范围为2025年6月1日后投产、核准、备案的新能源项目，参与首次竞价的项目需在2025年12月31日前投产。

结算电价

执行机制电量差价结算机制的新能源项目需在合同中明确新能源项目机制电量比例及机制电价水平来源。其中，存量项目的机制电价和机制电量比例按照《广东省能源局关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的实施方案》(以下简称“方案”)执行。增量项目的机制电价按照电力交易机构提供的竞价结果并结合执行期限执行。机制电量比例按方案或电力交易机构提供的竞价结果、以及新能源项目申请调整的结果取小执行。

02 河北省发展和改革委员会发布关于印发《河北省2025年电力负荷管理工作方案》（5月9日）

5月9日，河北省发展和改革委员会发布关于印发《河北省2025年电力负荷管理工作方案》的通知。

文件结合2025年夏、冬季用电特性制定。

河北省供需形势：

夏季预计河北南网早、晚峰最大负荷分别为5500万千瓦、5150万千瓦，晚峰存在约300万千瓦的电力供应缺口；冀北电网早、晚峰最大负荷分别为3200万千瓦、3100万千瓦，电力供需紧平稳。

如遇极端情况电力供应缺口可能进一步增加，南网为500万千瓦，冀北按照京津唐统一平衡原则，与天津按照2：1进行分担，电力缺口473万千瓦。

冬季预计河北南网早、晚峰最大负荷分别为5150万千瓦、4900万千瓦，存在约150万千瓦电力供应缺口；冀北电网早、晚峰最大负荷分别为3300万千瓦、3400万千瓦，电力供需紧平稳。

如遇极端情况电力供应缺口可能进一步增加，南网为350万千瓦，冀北按照京津唐统一平衡原则，与天津按照2：1进行分担，电力缺口707万千瓦。

储能相关内容：

电力供应紧张期间，拥有储能设备的用户应优化充放电策略，提升顶峰放电能力，减少尖峰时段用网负荷。鼓励钢铁、大数据中心等拥有自备发电机的用户，在不影响自身安全的条件下，实施调产增发或离网自供，参与需求响应获得补贴。廊坊、张家口市要组织大数据中心用户认真核定柴油发电机离网自供能力，“一户一策”建立电力供需紧张情况下的离网运行方案，签订需求响应协议。

持续扩大需求响应资源池。各市电力运行主管部门、电网企业应广泛开展需求响应政策宣传，引导用户侧储能、冷链物流、空调、工业弹性检修、自备电厂等柔性负荷资源纳入需求响应资源池。

03 山东省发展和改革委员会近日印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案(征求意见稿)》、《山东省新能源机制电价竞价实施细则(征求意见稿)》（5月7日）

5月7日，山东省发展和改革委员会近日印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案(征求意见稿)》、《山东省新能源机制电价竞价实施细则(征求意见稿)》。

山东，成为国内首个公开136号实施细则文件的省份。

《实施方案》指出，2025年5月31日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为每千瓦时 0.3949 元(含税)；单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，适度优化；执行期限按照全生命周期合理利用小时数剩余小时数执行。

2025年6月1日起投产的增量新能源项目，由省发展改革委会同有关单位明确机制电量规模、执行期限，通过价格竞争方式确定机制电价水平。设置申报充足率下限，引导新能源充分竞争，降低全社会用能成本，2025 年竞价申报充足率不低于125%。竞价时按申报价格从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。

纳入机制的电量受机制电价保障，相应电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。

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