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国家能源局:2025年新增投运新型储能62.24GW/183GWh #储能 #新型储能 #新能源 #零碳园区 #虚拟电厂 2025年新型储能装机较2024年底增长84%。截至2025年底,全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时(136GW/351GWh),与“十三五”末相比增长超40倍,实现跨越式发展。根据国家能源局之前披露的数据,截至2024年底,全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时(73.76GW/168GWh),因此计算: 2025年,中国新型储能投运项目净增长62.24GW/183GWh;2025年上半年,中国新型储能投运项目净增长21.15GW/54GWh;2025年下半年,中国新型储能投运项目净增长41.09GW/129GWh。平均储能时长2.58小时,相较于2024年底增加0.30小时。据初步统计,2025年全国新型储能等效利用小时数达1195小时,较2024年提升近300小时。其中,国家电网、南方电网经营区新型储能等效利用小时数分别为1175小时、1294小时。分地域来看,华北地区装机占比最大。华北地区已投运新型储能装机规模占全国32.5%,西北地区占28.2%,华东地区占14.4%,南方地区占13.1%,华中地区占11.1%,东北地区占0.7%。2025年,华北、西北为新型储能主要增长区,新增装机分别为2188万千瓦、1966万千瓦,分别占全国新增装机的35.2%、31.6%。分省份来看,新疆、内蒙古等省区发展迅速。新疆、内蒙古、云南、河北、山东等省区新型储能发展迅速,新增装机分别为1023万千瓦、1003万千瓦、613万千瓦、569万千瓦、404万千瓦。累计装机规模排名前3的省份分别为:内蒙古2026万千瓦,新疆1880万千瓦,山东1121万千瓦。河北、江苏、宁夏、云南、甘肃、浙江、河南、广东等8省区装机规模超500万千瓦。
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你关注的发改价格〔2025〕1192号,全称《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》,2025年9月9日发布、10月1日实施,核心是通过价格机制推动新能源就近消纳,要点如下[__LINK_ICON]: 一、核心定位与标准 公共电网为“源-荷-储一体化”就近消纳项目提供稳定供应保障服务[__LINK_ICON]。 核心指标:新能源年自发自用占可用发电量≥60%,占总用电量≥30%(2030年新增≥35%);分表计量,电网在多关口装表计量[__LINK_ICON]。 二、稳定供应保障费用(谁受益、谁负担) 输配电费:按容(需)量缴纳,下网电量免备用费、输配电量电费[__LINK_ICON]。 月度容(需)量电费=现行容(需)量电费+电压等级电量电价×平均负荷率×730小时×接网容量[__LINK_ICON]。 高可靠项目可沿用现行两部制,容(需)量费按现行,电量费按实际用电量与电价标准缴纳[__LINK_ICON]。 系统运行费:视同工商业用户,暂按下网电量缴纳,逐步向按占用容量过渡;自发自用电量暂免政策性交叉补贴新增损益[__LINK_ICON]。 未接入公网项目:不缴纳稳定供应保障费用[__LINK_ICON]。 三、电力市场参与规则 项目作为统一整体平等入市;现货连续运行地区按规则结算,未连续运行地区原则上不反向送电、不结算[__LINK_ICON]。 新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制[__LINK_ICON]。 用电需直接参与市场交易,不得电网代理购电,按网电量承担上网线损[__LINK_ICON]。 四、组织实施 项目备案后向电网申请接网,自主定接入容量,签供用电、购售电、并网调度协议[__LINK_ICON]。 电网按要求审核、提供结算服务,按月报省级价格主管部门费用情况[__LINK_ICON]。 已接网项目由省级价格主管部门统筹衔接[__LINK_ICON]。
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2025年9月12日,国家发改委、国家能源局印发了《电力现货连续运行地区市场建设指引》(发改能源〔2025〕1171号),文件从九个方面明确了市场建设的优化方向,主要内容如下: 1. 优化现货市场交易机制:支持各地探索完善新能源全面入市下的现货市场机制,做好市场竞争与系统运行的衔接,优化现货市场出清机制,形成反映供需关系和调节成本的分时价格信号。 2. 加快完善中长期市场交易机制:推动中长期交易中“分时段组织”等形式,帮助企业更灵活调整合约,降低成本、稳定回报预期。 3. 因地制宜健全辅助服务市场体系:细分多性能品种,力求补足各类电力参与主体的短板,提高各类主体的市场参与度与收入预期。 4. 建立容量补偿机制:探索建立发电机组可靠容量评估机制,综合考虑发电机组类型、出力特性等因素,科学评估各类型机组及新型储能的容量系数,对电力系统可靠容量给予合理补偿。 5. 打造规范透明的零售市场:完善零售市场套餐模板,鼓励售电公司和零售用户灵活配置零售套餐、签订分时合约,促进批零价格传导。市场运营机构应定期发布批发市场均价、零售市场均价等信息,破除零售市场信息壁垒。 6. 鼓励新型经营主体参与:推动发用两侧共同参与现货市场,鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等“报量报价”参与现货市场竞争,并探索按节点/分区电价申报及结算。支持“电源+储能”作为联合报价主体参与现货市场。 7. 完善市场干预与处置机制:明确市场干预的触发条件、方式和程序,确保在电力系统安全稳定运行受到威胁或市场秩序出现严重异常时,能够及时、有效地采取干预措施。 8. 持续提升市场运营能力:加强市场运营机构的能力建设,提高市场交易组织、结算、信息披露等工作的效率和准确性。 9. 强化电力市场秩序监管:建立健全市场监管体系,加强对市场主体行为的监管,严厉打击市场操纵、不正当竞争等违法违规行为,维护市场公平公正的交易环境。@源网荷储一体化 @售电焦掌门 @智能电网
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