国家能源局综合司关于公开征求对《并网主体并网运行管理规定(征求意见稿)》《电力系统辅助服务管理办法(征求意见稿)》意见的公告20210830

国家能源局综合司关于公开征求对《并网主体并网运行管理规定(征求意见稿)》《电力系统辅助服务管理办法(征求意见稿)》意见的公告20210830

为深入贯彻落实国家碳达峰、碳中和决策部署,推动构建以新能源为主体的新型电力系统,保障电力系统安全、优质、经济运行,规范电力系统并网运行管理和辅助服务管理,国家能源局组织对《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)和《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)进行修订,形成了《并网主体并网运行管理规定(征求意见稿)》和《电力系统辅助服务管理办法(征求意见稿)》,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,自本公告发布之日起30日内传真至010-81929559,或通过电子邮件发至neajgs@163.com

  感谢您的参与和支持!

附件:
1.并网主体并网运行管理规定(征求意见稿)
2.电力系统辅助服务管理办法(征求意见稿)

国家能源局综合司
2021年8月30日


附件1

并网主体并网运行管理规定
(征求意见稿)

第一章  总则

第一条  为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,落实碳达峰、碳中和目标,构建以新能源为主体的新型电力系统,深化电力体制改革,持续推动能源高质量发展,保障电力系统安全、优质、经济运行,维护社会公共利益和电力投资者、经营者、使用者的合法权益,根据《中华人民共和国电力法》《电力监管条例》《电网调度管理条例》《电网调度管理条例实施办法》《电网运行规则(试行)》等有关法律、法规、部门规章、规范性文件、标准等,制定本规定。

第二条  本规定适用于省级及以上电力调度机构直接调度的火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等并网主体,能够响应省级及以上电力调度机构指令的可调节负荷(包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷)、自备电厂,以及可通过市级及以下电力调度机构间接调度的有条件参与的并网主体(以下统称并网主体)。

第三条  并网主体并网运行遵循电力系统客观规律和电力商品经济特征以及国家能源发展战略的要求,实行统一调度、分级管理,坚持以保障安全为底线,坚持公开、公平、公正的原则。

第二章  运行管理

第四条  电力调度机构负责电力系统运行的组织、指挥、指导和协调。并网主体、电网企业均应当严格遵守国家有关法律法规、标准以及所在电网的电力调度管理规程,共同维护电力系统安全稳定运行。

第五条  发电侧并网主体中涉及电网安全稳定运行的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和PSS装置、调速系统、直流系统、调频、调压、网络安全、新能源功率预测系统、高压侧或升压站电气设备,应纳入电力系统统一规划、设计、建设和运行管理,满足国家有关规定和安全性评价要求。有关运行和检修安全管理制度、操作票和工作票制度等,应符合国家能源局派出机构及所在电网有关安全管理的规定。其他并网主体在规划、设计、建设和运行管理中涉及电网安全稳定运行的,应满足国家有关规定要求。

第六条  并网主体应确保涉网一、二次设备满足电力系统安全稳定运行及有关标准的要求。

第七条  发电侧并网主体应与电网企业根据平等互利、协商一致和确保电力系统安全运行的原则,参照《并网调度协议(示范文本)》和《购售电合同(示范文本)》及时签订并网调度协议和购售电合同,不得无协议并网运行。其他并网主体按照有关规定签订相关协议和合同。

第八条  电力调度机构针对电力系统运行中存在的安全问题,应及时制定反事故措施;涉及并网主体的,并网主体应制定整改计划并予落实。当发生电网事故或网络安全事件时,发电侧并网主体在未查明原因前不得并网,其他并网主体在未查明原因前不得参与电网调节。

第九条  并网主体按照所在电网防止大面积停电预案的统一部署,落实相应措施,编制停电事故处理预案及其他反事故预案,参加电网反事故演练。并网主体应切实落实调度机构的反事故措施安排。

第十条  电力调度机构应及时向并网主体通报电力系统事故情况、原因及影响分析。并网主体应按照有关规定配合相关机构进行事故调查,落实防范措施。

第十一条  并网主体应严格执行电力调度机构制定的运行方式和发电调度计划曲线。并网主体运行必须严格服从电力调度机构指挥,并迅速、准确执行调度指令,不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若并网主体值班人员认为执行调度指令可能危及人身、设备或系统安全,应立即向电力调度机构值班调度员报告并说明理由,由电力调度机构值班调度员决定是否继续执行。

第十二条  并网主体应在电力调度机构的统一调度下,落实调频、调压的有关措施,保证电能质量符合国家标准。

(一)发电侧并网主体应根据国家能源局派出机构的有关规定要求,具备相应的自动发电控制(AGC)和自动电压控制(AVC)功能。

(二)发电侧并网主体的调频调压能力和具体指标应满足国家能源局派出机构的有关规定要求。

对发电侧并网主体一次调频的考核内容,包括投入情况及相关性能。对发电侧并网主体提供AGC服务的考核内容,包括AGC机组的可用率、调节容量、调节速率、调节精度和响应时间。

AGC机组的可用率必须达到规定要求,达不到要求的按照其可用率的缺额进行考核。

AGC机组的调节容量必须达到额定容量的一定比例,达不到要求的按照调节容量缺额进行考核。

AGC机组的调节速率必须达到规定要求,达不到要求的运行机组在其投入运行的时段按照其调节速率的缺额进行考核。

AGC机组的调节精度必须达到规定要求,达不到要求的运行机组,按照投入运行时段的调节精度缺额进行考核。

AGC机组的响应时间必须达到规定要求,达不到要求的按未达到要求的次数进行考核。

对发电侧并网主体无功服务的考核内容,包括投运情况和调节性能。

无功补偿装置或AVC装置的投运率必须达到规定要求,达不到要求的按照其投运率的缺额进行考核。

AVC调节合格率必须达到规定要求,达不到要求的按照其合格率的缺额进行考核。

发电侧并网主体母线电压合格率必须达到规定要求,达不到要求的按照其合格率的缺额进行考核。

(三)提供调频调压的其他并网主体,调频调压能力和具体指标应满足国家有关规定和国家能源局派出机构的具体要求。

第十三条  发电侧并网主体应根据国家有关规定和自身能力参与电力系统调峰,调峰能力应达到所在地区的国家能源局派出机构有关规定要求,达不到要求的按照其调峰能力的缺额进行考核。并网主体参与电力系统调峰时,调频、调压等涉网性能应满足所在地区的国家能源局派出机构及所在电网的要求。

第十四条  电力调度机构依据所在地区的国家能源局派出机构制定的并网运行管理实施细则对发电侧并网主体非计划停运/脱网、调度指令执行偏差以及新能源场站新能源功率预测偏差等运行情况进行考核。

第十五条  黑启动电源点由电力调度机构控制区电网的黑启动预案确定。作为黑启动电源的并网主体,应按照相关规定做好各项黑启动安全管理措施。黑启动电源点在电网需要提供服务时,黑启动并网主体必须及时可靠地执行黑启动预案,帮助系统恢复正常运行。由于并网主体自身原因未能完成黑启动任务的,应进行考核。

第十六条  发电侧并网主体应根据有关设备检修规定、规程等和设备健康状况,提出设备检修计划申请,并按电力调度机构的要求提交。电力调度机构统筹安排管辖范围内发电侧并网主体的设备检修计划。

(一)检修计划确定之后,双方应严格执行。

(二)发电侧并网主体变更检修计划,应提前向电力调度机构申请并说明原因,电力调度机构视电网运行情况和其他发电侧并网主体的检修计划统筹安排;确实无法安排变更时,应及时通知该发电侧并网主体按原批复计划执行,并说明原因。因电网原因需变更发电侧并网主体检修计划时,电网企业和并网主体应按照事前约定或事后协商的方式解决。

(三)电网一、二次设备检修如影响发电侧并网主体发电或提供辅助服务能力等,应尽可能与发电侧并网主体设备检修配合进行。

第十七条  电力调度机构应合理安排调度管辖范围内继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及通信、网络安全、调频、调压等二次设备的检修。发电侧并网主体中此类涉网设备(装置)的检修计划,应经电力调度机构批准后执行。电力调度机构管辖范围内的二次设备检修应尽可能与发电侧并网主体一次设备的检修相配合,原则上不应影响一次设备的正常运行。

第十八条  电力调度机构管辖范围内的设备(装置)参数整定值和保护压板应按照电力调度机构下达的整定值和运行管理规定执行。并网主体改变其状态和参数前,应当经电力调度机构批准。

第十九条  电力调度机构应根据国家能源局及其派出机构的要求和有关规定,开展发电侧并网主体技术指导和管理工作。技术指导和管理的范围主要包括:发电侧并网主体的继电保护和安全自动装置、调度通信设备、调度自动化设备、励磁系统和PSS装置、调速系统和一次调频系统、二次调频、调压、直流系统、网络安全、新能源功率预测系统、水电厂水库调度自动化系统设备、高压侧或升压站电气设备以及涉及机网协调的有关设备和参数等。

(一)继电保护和安全自动装置技术指导和管理内容包括继电保护和安全自动装置检验、反事故措施执行、软件版本、缺陷处理等情况:

1.装置和参数是否满足电力系统安全运行要求。

2.重大问题按期整改情况。

3.因发电侧并网主体原因造成接入电网事故情况。

4.因发电侧并网主体原因造成继电保护和安全自动装置不能正常投入造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

5.到更换年限的设备配合电网企业改造计划按期更换的情况。

6.按继电保护技术监督规定定期向电力调度机构报告本单位继电保护技术监督总结的情况。按评价规程定期向电力调度机构报告继电保护动作报表的情况。

7.保证电力系统安全稳定运行的继电保护管理要求。

8.保证电力系统安全稳定运行的继电保护检修现场安全管理情况。

(二)调度通信技术指导和管理内容包括:

1.设备和参数是否满足调度通信要求。

2.重大问题按期整改情况。

3.因发电侧并网主体原因造成通信事故情况。

4.因发电侧并网主体通信责任造成电网继电保护、安全自动装置、调度自动化通道及调度电话中断情况。

5.调度电话通道中断情况。

6.因发电侧并网主体原因通信异常造成电网安全稳定性和可靠性降低的情况。

(三)调度自动化技术指导和管理内容包括:

1.发电侧并网主体调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否满足国家和行业有关标准、规定的要求。

2.发电侧并网主体调度自动化设备重大问题按期整改情况。

3.发电侧并网主体执行调度自动化有关运行管理规程、规定的情况。

4.发电侧并网主体发生事故时遥信、遥测、顺序事件记录器(SOE)反应情况,AGC/APC控制情况以及调度自动化设备运行情况。

5.发电侧并网主体网络安全防护措施落实情况和网络安全风险评估的开展情况。

(四)励磁系统和PSS装置技术指导和管理内容包括:

1.励磁系统和PSS装置强励水平、放大倍数、时间常数等技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求。

2.未经电力调度机构许可,不得擅自改变励磁系统和PSS装置有关技术性能参数。

3.发电侧并网主体按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验以及电力调度机构认为保障电力系统安全所必须的其他试验。

(五)调速系统和一次调频系统技术指导和管理内容包括:

1.调速系统的各项技术性能参数是否达到国家和行业有关标准要求,技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。

2.一次调频功能及参数是否满足国家能源局派出机构及所在电网的要求。

3.未经电力调度机构许可,不得擅自改变调速系统和一次调频系统有关技术性能参数。

4.发电侧并网主体应按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验以及电力调度机构认为保障电力系统安全所必须的其他试验。

(六)二次调频技术指导和管理内容包括:

1.发电侧并网主体二次调频系统的各项技术性能参数应达到国家和行业有关标准要求,技术规范应满足接入电网安全稳定运行的要求。

2.发电侧并网主体执行二次调频有关运行管理规程、规定的情况。

3.发电侧并网主体二次调频系统运行、检修和网络安全防护等情况。

4.发电侧并网主体二次调频系统与调度机构数据交互情况,以及发电侧并网主体监控系统、能量管理系统或DCS等系统执行所属调度机构自动化主站下发的AGC/APC指令情况。

5.发电侧并网主体二次调频有关设备重大问题按期整改情况。

(七)调压技术指导和管理内容包括:

1.AVC功能及参数应满足国家能源局派出机构及所在电网的要求。

2.发电侧并网主体按照国家和行业有关标准要求开展涉网试验以及电力调度机构认为保障电力系统安全所必须的其他试验。

3.未经电力调度机构许可,不得擅自改变AVC有关参数。

(八)新能源场站技术指导和管理内容包括:

1.新能源场站短路比应达到合理水平。

2.新能源场站风机过电压保护、风机低电压保护、风机频率异常保护、光伏逆变器过电压保护、光伏逆变器低电压保护、光伏逆变器频率异常保护等涉网保护应满足国家和行业有关标准要求。

3.应满足网源协调有关标准要求,应具备一次调频、快速调压、低电压/高电压穿越能力,电压和频率耐受能力原则上与同步发电机组耐受能力一致。

4.新能源场站应具备无功功率调节能力和自动电压控制功能,按照电力调度机构要求装设自动电压控制子站,必要时应配置调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备,并保持设备运行的稳定性。

5.新能源场站应具备有功功率调节能力,应配置有功功率控制系统,接收并执行电力调度机构发送的有功功率控制信号。

6.应提供可用于电磁和机电暂态仿真的技术资料和实测模型参数,用于电力系统稳定计算。

7.应按国家和行业有关标准要求开展涉网试验。

8.应开展功率预测工作,并按照有关规定报送功率预测、单机文件、气象信息、装机容量、可用容量、理论功率、可用功率等,功率预测准确性和各类数据完整性应满足国家和行业有关标准要求。

9.发生发电机组大面积脱网,新能源场站应及时报告有关电力调度机构,未经允许不得擅自并网。

(九)水电厂水库调度技术指导和管理内容包括:

1.水电厂水库调度专业管理有关规程、规定的执行情况。

2.水电厂重大水库调度事件的报告和处理情况。

3.水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)有关运行管理规定的执行情况。

4.水电厂水库调度自动化系统(水情自动测报系统)运行情况(运行参数和指标)。

5.水电厂水库流域水雨情信息和水库运行信息的报送情况。

(十)发电侧并网主体高压侧或升压站电气设备的技术指导和管理内容包括:

1.发电侧并网主体高压侧或升压站电气设备遮断容量、额定参数、电气主接线是否满足要求。

2.绝缘是否达到所在地区污秽等级的要求。

3.接地网是否满足规程要求。

(十一)发电机组涉及机网协调保护的技术指导和管理内容包括:

1.发电机定子过电压保护、转子过负荷保护、定子过负荷保护、失磁保护、失步保护、过激磁保护、频率异常保护、一类辅机保护、超速保护、顶值限制与过励限制、低励限制、过激磁限制等是否达到国家和行业有关标准要求。

2.技术规范是否满足接入电网安全稳定运行要求。

(十二)发电侧并网主体设备参数管理内容包括:

1.发电侧并网主体应向电力调度机构提供发电机、变压器、励磁系统和PSS装置及调速系统的技术资料和实测模型参数。

2.励磁系统及调速系统的传递函数及各环节实际参数要求,发电机、变压器、升压站电气设备等设备实际参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。

第二十条  新型储能和负荷侧并网主体涉及的技术指导和管理工作,按照有关规定参照发电侧并网主体技术指导和管理相关要求执行。技术指导和管理的范围可包括:继电保护、调度通信设备、调度自动化设备、调频、调压等。

(一)新型储能调度技术指导和管理内容可包括:

1.储能装置应向电力调度机构提供充放电时间、充放电速率、最大可调节能力等涉网参数。

2.继电保护、调频、调压等性能参数是否达到国家和行业有关标准要求,技术规范是否满足接入电网安全稳定运行的要求。

3.调度通信设备和参数是否满足调度通信要求。

4.调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定的要求。

5.网络安全防护措施落实情况和网络安全风险评估的开展情况。

6.未经电力调度机构许可,不得擅自改变有关技术性能参数。

(二)负荷侧并网主体参数管理内容可包括:

1.继电保护、调频等涉网性能参数是否满足接入电网安全稳定运行要求。

2.调度通信设备和参数是否满足调度通信要求。

3.调度自动化设备的功能、性能参数和运行是否达到国家和行业有关标准、规定的要求。

4.网络安全防护措施落实情况和网络安全风险评估的开展情况。

第三章  考核实施

第二十一条  国家能源局派出机构组织电力调度机构、并网主体依据本规定制定具体实施细则,电力调度机构负责并网运行管理考核的具体实施工作。

第二十二条  按照专门记账、收支平衡原则,电力调度机构对并网主体运行情况进行考核,考核结果报国家能源局派出机构备案,由国家能源局派出机构审核并定期公示,无异议后执行。考核内容应包括安全、运行、检修、技术指导和管理等方面。电力现货试点地区应根据当地电力系统运行和电力市场建设实际,统筹做好衔接,已通过市场机制实现的不在实施细则中再次考核。

第二十三条  电力调度机构负责并网运行管理考核费用的计算以及考核条  款执行情况的解释。电力交易机构负责向国家能源局及其派出机构报送考核情况并披露有关信息。电网企业负责向各并网主体按照规则开展考核费用结算。

第二十四条  并网主体运行管理考核原则上采取收取考核费用的方式。考核费用实行专项管理,费用返还可全部用于考核返还奖励或按辅助服务补偿贡献量大小向有关并网主体进行返还。

第四章  监督管理

第二十五条  国家能源局派出机构对辖区内并网主体并网运行管理实施细则执行情况实施监管,调解辖区内并网运行管理争议。

第二十六条  建立并网调度协议和购售电合同备案制度。合同(协议)双方应定期签订并网调度协议和购售电合同,并按照在合同(协议)签订后10个工作日内向国家能源局相关派出机构备案;与国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司签订并网调度协议和购售电合同的,双方直接向国家能源局备案。

第二十七条  建立电力调度运行管理情况书面报告制度。省级及以上电力调度机构按月向国家能源局相关派出机构报告电力调度运行管理情况,国家电力调控中心和南方电网电力调控中心按季度向国家能源局报告电力调度运行管理情况,南方电网电力调控中心同时报国家能源局南方监管局。相关电力调度运行管理情况按有关规定,在电力调度交易与市场秩序厂网联席会议上通报。

第五章  附则

第二十八条  国家能源局各区域监管局根据本规定,商相关省监管办、电网企业、并网主体等修订本区域并网主体并网运行管理实施细则,报国家能源局备案后施行。各省监管办在本区域实施细则的基础上修订辖区内实施细则。工作中发现的重大问题应及时向国家能源局报告。

第二十九条  本规定由国家能源局负责解释,国家能源局其他有关文件与本规定不一致的,以本规定为准。

第三十条  本规定自发布之日起施行,有效期5年。原《发电厂并网运行管理规定》(电监市场〔2006〕42号)同时废止。


附件2

电力系统辅助服务管理办法
(征求意见稿)

第一章  总 则

第一条 为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,落实碳达峰、碳中和目标,构建以新能源为主体的新型电力系统,深化电力体制改革,持续推动能源高质量发展,保障电力系统安全、优质、经济运行,建立用户参与的电力辅助服务分担共享新机制,规范电力辅助服务管理,根据《中华人民共和国电力法》《电力监管条例》《国家发展改革委国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见》《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》等有关法律、法规、规范性文件、标准等,制定本办法。

第二条 电力系统辅助服务(以下简称电力辅助服务)是指为维护电力系统的安全稳定运行,保证电能质量,除正常电能生产、输送、使用外,由发电企业、电网企业和储能设施、参与市场化交易的电力用户(以下简称电力用户)以及聚合商、虚拟电厂等第三方提供的服务。

第三条 本办法适用于省级及以上电力调度机构调度管辖范围内电力辅助服务的提供、调用、考核、补偿、结算和监督管理等,电力辅助服务提供主体包括火电、水电、核电、风电、光伏发电、抽水蓄能、新型储能等以及能够响应调度指令的用户可调节负荷(包括通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合的可调节负荷)等并网主体(以下统称“并网主体”)。市级及以下电力调度机构调度的并网资源和具备条件的自备电厂可一并纳入所在地区电力辅助服务管理实施细则或市场交易规则。

第二章  定义与分类

第四条 电力辅助服务的种类分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。

第五条 有功平衡服务包括一次调频、二次调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务。

(一)调频是指电力系统频率偏离目标频率时,并网主体通过调速系统、自动功率控制等方式,调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。调频分为一次调频和二次调频。一次调频是指当电力系统频率偏离目标频率时,常规机组通过调速系统的自动反应、新能源和储能等并网主体通过快速频率响应,调整有功出力减少频率偏差所提供的服务。二次调频是指并网主体通过自动功率控制技术,包括自动发电控制(AGC)、自动功率控制(APC)等,跟踪电力调度机构下发的指令,按照一定调节速率实时调整发用电功率,以满足电力系统频率、联络线功率控制要求的服务。

(二)调峰是指为了跟踪负荷的峰谷变化及新能源出力变化,并网主体根据调度指令进行的发/用电功率调整或启停所提供的服务。

(三)备用是指为了保证电力系统可靠供电,并网主体通过预留调节能力,并在规定的时间内响应调度指令所提供的服务。

(四)转动惯量是指在系统频率变化率超出阈值时,并网主体根据自身惯量特性通过有功功率的快速控制,提供响应系统频率变化率的快速正阻尼调节,阻止系统频率突变所提供的服务。

(五)爬坡是指为应对间歇性可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化,具备较强爬坡能力的并网主体根据调度指令要求调整出力,用以维持系统功率平衡所提供的服务。

第六条 无功平衡服务即电压控制服务,电压控制服务是指为保障电力系统电压稳定,并网主体根据调度下发的电压、无功出力等控制调节指令,通过自动电压控制(AVC)、调相运行等方式,向电网注入、吸收无功功率,或调整无功功率分布所提供的服务。

第七条 事故应急及恢复服务包括稳控切机服务、快速切负荷服务和黑启动服务。

(一)稳控切机服务是指电网发生故障时,稳控装置正确动作后,发电机组自动与电网解列所提供的服务。

(二)快速切负荷服务是指电网发生故障时,稳控装置正确动作切除部分用户负荷,用户以损失负荷来确保电网安全稳定所提供的服务。

(三)黑启动是指电力系统大面积停电后,在无外界电源支持情况下,由具备自启动能力的发电机组或抽水蓄能、新型储能等所提供的恢复系统供电的服务。

第三章  提供与调用

第八条 电力辅助服务的提供方式分为基本电力辅助服务和有偿电力辅助服务。基本电力辅助服务为并网主体义务提供,不进行补偿。有偿电力辅助服务可通过固定补偿或市场化方式提供,所提供的电力辅助服务应达到规定标准,鼓励采用竞争方式确定承担电力辅助服务的并网主体,市场化方式包括集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等。积极推进新型储能、用户可调节负荷、聚合商、虚拟电厂等资源参与电力辅助服务。

第九条 并网主体有义务提供基础技术参数以确定各类电力辅助服务的能力,应向电力调度机构提供由具备相应资质的单位出具电力辅助服务能力测试报告,或满足相关技术要求的参数指标。

第十条 为保证电力系统平衡和安全,电力辅助服务应按照有关国家、行业标准或规定进行选取和调用。未开展市场化交易的电力辅助服务品种,提供主体由电力调度机构根据并网主体特性和电网情况合理安排;已开展市场化交易的的电力辅助服务品种,提供主体根据市场出清结果确定。

第四章  补偿方式与分担机制

第十一条 国家能源局派出机构根据当地电网运行需求和特性,确定各类电力辅助服务的补偿类型。

第十二条 对各类并网主体参与的有偿电力辅助服务,应根据其提供电力辅助服务的种类和性能,制定差异化补偿标准。国家能源局派出机构在制定电力辅助服务管理实施细则或市场交易规则时,应合理确定电力辅助服务品种,建立相应补偿和考核机制。

第十三条 国家能源局派出机构在制定电力辅助服务管理实施细则时,原则上主要对通过义务提供、固定补偿方式获取的电力辅助服务品种的相关机制进行约定;在制定电力辅助服务市场交易规则时,主要对通过市场化方式获取的一次调频、二次调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务品种的相关机制进行约定。

第十四条 各电力辅助服务品种补偿机制参见附件。固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素制定,按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度;市场化方式确定补偿标准应遵循通过市场化竞争形成价格的原则。

第十五条 承诺提供电力辅助服务的并网主体,在实际运行中,未按照约定提供有效电力辅助服务的,按照电力辅助服务管理实施细则或市场交易规则进行考核,电力辅助服务管理实施细则的考核办法参照并网主体并网运行管理规定执行。

第十六条 国家能源局派出机构在制定电力辅助服务管理实施细则或市场交易规则过程中,应合理明确电力辅助服务需求的确定原则,制定电力辅助服务补偿费用的分摊标准及市场交易规则,并根据需要进行动态调整完善。

(一)对采用电力辅助服务管理实施细则管理的电力辅助服务品种,应建立相关考核机制,考核费用的收支管理可独立进行或与补偿费用一并进行。对已开展市场化交易的电力辅助服务品种,应在市场交易规则中约定考核机制,且考核费用需与补偿费用一并进行收支管理,具体费用分摊机制可参照本办法要求自行制定。

(二)为电力系统运行整体服务的电力辅助服务品种,补偿费用由包括发电企业、电力用户在内的所有并网主体共同分摊。为特定发电侧并网主体服务的电力辅助服务品种,补偿费用由相关发电侧并网主体分摊。为特定电力用户服务的电力辅助服务品种,补偿费用由相关电力用户主体分摊。

(三)根据各并网主体对不同类型电力辅助服务的差异化需求及使用情况,确定各并网主体承担电力辅助服务补偿费用标准。

第十七条 已开展市场化交易的电力辅助服务品种,根据市场交易规则进行清算、结算。未开展市场化交易的电力辅助服务品种,按月进行电力辅助服务补偿清算、结算。

第十八条 市级及以下电力调度机构直接调度的并网主体和自备电厂等,具备相关调度、计量、结算等要求的,可通过独立单元、聚合商和第三方代理等形式,纳入所在地区电力辅助服务管理实施细则或市场交易规则管理范围。

第十九条 通过采取购买调峰资源或调峰服务方式建设的可再生能源发电项目,入市前项目主体应当向调度机构申报承担辅助服务责任的主体,并报所在地国家能源局派出机构备案,避免重复考核或补偿。

第二十条 按照专门记账、收支平衡原则,电网企业对电力辅助服务补偿和考核费用进行管理。电力辅助服务补偿和考核结果报国家能源局派出机构备案,由国家能源局派出机构审核并向并网主体公示,无异议后执行。

第五章  电力用户参与辅助服务分担共享机制

第二十一条 按照“谁提供,谁获利;谁受益、谁承担”的原则,逐步建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制,因地制宜区分不同类别用电特性电力用户的分担标准。电力用户可通过独立参与、委托代理参与方式参与电力辅助服务。

(一)独立参与方式:具备与电力调度机构数据交互,能够响应实时调度指令的电力用户可作为可调节负荷独立参与电力辅助服务,根据系统运行需要和自身情况,响应电力调度机构调节指令,调节自身用电负荷曲线,提供电力辅助服务,纳入辅助服务补偿和分摊机制。不具备提供调节能力的电力用户参与分摊辅助服务费用。

(二)委托代理参与方式:电力用户也可与聚合商、虚拟电厂签订委托代理协议,按照公平合理原则协商确定补偿和分摊分配方式,由其代理参与电力辅助服务。聚合商、虚拟电厂参与方式同电力用户独立参与。

不具备提供调节能力或调节能力不足的电力用户、聚合商可通过购买电力辅助服务来承担电力辅助服务责任,相应的电力辅助服务责任确定机制由各地实施细则或市场交易规则明确。

第二十二条 电力用户签订的带负荷曲线电能量交易合同中应明确承担辅助服务的责任和费用的相关条款,并满足所参加电力辅助服务的技术要求,参照发电企业标准进行补偿和分摊,随电力用户电费一并结算。电费账单中单独列支电力辅助服务费用。费用补偿和分摊可采取以下两种方式:

(一)电力用户直接承担电力辅助服务费用方式:与电力用户开展电能量交易的发电企业相应电能量交易电量不再参与电力辅助服务费用分摊,由电力用户按照当地实施细则有关规定承担电力辅助服务费用分摊。

(二)电力用户经发电企业间接承担方式:电力用户与发电企业协商开展电能量交易电价时约定电能量交易电价包含电力辅助服务费用,发电企业电能量交易电量应继续承担电力辅助服务费用分摊。

第六章  跨省跨区电力辅助服务机制

第二十三条 跨省跨区送电配套电源机组、“点对网”机组、“点对点”机组、“网对网”机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理,根据实际运行情况在受端电网或送端电网参与电力辅助服务,原则上不重复参与送、受两端电力辅助服务管理。

第二十四条 为保障跨省跨区送电通道稳定运行、保障送电能力稳定而提供电力辅助服务的发电机组,应获得电力辅助服务补偿。

第二十五条 参与国家指令性计划、地方政府协议跨省跨区送电发电机组与参与市场化跨省跨区电能交易的发电机组按照同一标准和要求参与电力辅助服务管理。

第二十六条 与受端电网发电机组属于同一调度关系的跨省跨区送电发电机组,视同受端电网发电机组参与受端电网辅助服务管理。

第二十七条 纳入受端地区电力辅助服务管理的跨省跨区送电发电机组,视同受端电网发电机组参与电力辅助服务补偿和考核,根据提供的电力辅助服务获得或者支付补偿费用。

第二十八条 与电力用户跨省跨区开展“点对点”电能量交易的发电机组参与辅助服务管理,按照上述第二十一条、第二十二条执行。

第二十九条 由于跨省跨区线路检修停运等原因,跨省跨区配套机组临时向其他地区送电时,原则上应同时参与送端辅助服务管理。

第三十条 跨省跨区电能交易的购售双方应在协商跨省跨区电能交易价格中明确辅助服务费用,对受端或送端电网提供电力辅助服务的并网主体予以合理补偿。

第三十一条 跨省跨区电力辅助服务费用随跨省跨区电能交易电费一起结算,相关电网企业应对结算工作予以必要的支持。

第七章  监督管理

第三十二条 国家能源局及其派出机构负责电力辅助服务的监督与管理,监管本办法的实施。国家能源局派出机构负责电力辅助服务管理,建设电力辅助服务市场交易机制,制定电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则,组织电网企业和并网主体确定辅助服务补偿标准或价格,监管辅助服务实施细则和市场交易规则的执行、辅助服务的需求确定和评估实际执行效果等工作。

第三十三条 电力调度机构负责电力辅助服务的选取、调用、计量和费用计算、数据统计和公示、技术支持系统建设运行以及相关条款执行情况的解释。

第三十四条 电力辅助服务计量以电力调度指令、电力调度机构调度自动化系统采集的实时数据、电能量计量装置的数据等为依据。

第三十五条 电网频率、实际有功(无功)出力和发、用电负荷指令按国家和行业标准规定的周期进行采样。电能量计量装置的数据按国家和行业标准规定周期存储电量值。

第三十六条 电力调度机构和交易机构按照职责分工,向国家能源局及其派出机构报送电力辅助服务补偿情况并按照监管机构要求披露考核、补偿等相关信息。

第三十七条 电网企业根据国家能源局派出机构要求负责向各并网主体开展补偿费用结算。

第八章  附则

第三十八条 国家能源局各区域监管局根据本办法,商相关省监管办、电网企业、并网主体组织修订本区域电力辅助服务管理实施细则和市场交易规则,报国家能源局备案后施行。各省监管办在区域细则的基础上修订辖区内实施细则和市场交易规则。实施细则中应明确提供电力辅助服务的并网主体的具体范围、性能指标(参数)、辅助服务品种、需求确定原则、市场出清机制、补偿分摊标准等内容。工作中发现的重大问题应及时向国家能源局报告。

电力现货试点地区,由国家能源局派出机构根据当地电力系统运行需要和电力市场建设实际,统筹做好衔接,制定电力辅助服务市场交易规则。

第三十九条 本办法由国家能源局负责解释,国家能源局其他相关文件与本办法不一致的,以本办法为准。

第四十条 本办法自发布之日起实施,有效期5年。原《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场〔2006〕43号)同时废止。

中国能源政策文件汇总

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中国能源政策文件
2021年2020年2019年2018年
2017年2016年2015年2014年
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中国华南广东省广西壮族自治区海南省、香港、澳门
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中国华东山东省江西省浙江省江苏省安徽省福建省上海市、台湾省
中国东北辽宁省吉林省黑龙江省
中国华中湖北省河南省湖南省

中国风光储项目
中国2021年风光储项目

【24省市+2央企】分布式光伏/户用整县推进文件

24省已发2021年风光规模管理文件
5省已发2021年储能规模管理文件

7省已发中国2021年风光项目名单
1省已发2021年储能项目名单

要求配置储能
2020年风电/光伏发电竞价、平价
中国2020年风电/光伏发电项目名单(竞价、平价)

说明

简写与颜色:按照颜色可在文中找到各省对应文件,一目了然。
风=风力发电;光=光伏发电储=储能海=海风源=源网荷储;多=多能互补;
分布式/户用整体推进。

第一列:省份;第二列:规模管理要求文件;第三列:项目清单;第四列:能源规划等
规模管理项目名单能源规划
山西省首批“新能源+储能”项目申报20210809
整县分布式光伏试点20210625
风光水储备库20210326
暂无暂无
河北省转发《推动新型储能意见》20210805
冀南电网整县分布式光伏试点意见20210727
2021风光建设20210702
报送整县分布式光伏20210626
备选项目用地确认20210524
源多20210511
光伏平价项目20210628
国网冀北光伏备选项目接入条件20210622

暂无
辽宁省《辽宁省风电项目建设方案》(征求意见)20210726
整县分布式光伏试点20210625
源多20210429
“十四五”规划能源项目20201110
暂无暂无
河南省整县屋顶光伏试点报告20210720
整县分布式光伏试点20210629
风光项目建设20210621
储能建设意见20210611
风光意见20210430
源多20210429
暂无暂无
陕西省风光建设20210713
分布式整县推进20210604
源多20210421
征求:风光意见20210310
暂无暂无
江苏省风光建设20210708
整县分布式光伏试点20210625
风光摸排20210319
暂无暂无
山东省整县分布式试点20210630
2021年风光建设20210615
整县分布式座谈会20210603
储20210506
储能示范意见20210408
储项目公示20210607新能源高质量发展征求意见20210607
广西整县分布式开发20210630
陆上风光项目20210618
暂无暂无
湖北省整县分布式光伏试点20210628
征求:新能源方案20210607
消纳指引20210304

暂无暂无
海南省集中光伏平价补充20210609
集中光伏平价20210315

暂无暂无
湖南省整县分布式光伏开发试点20210701
汝城县整县分布式光伏签约20210629
拟废止风电项目清单20210311暂无
宁夏整县分布式光伏试点20210629
暂无暂无
广东省转发国家能源局整县分布式试点20210630
风光建设20210611
整县户用/分布式20210603
海风规补20210601
风20210315
暂无暂无
青海省海西州整县分布式光伏20210628
储能示范区获国家批复20210608
支持储能措施20210118
市场化并网项目20210611暂无
上海市转发整县分布式光伏试点20210625
风光建设20210118
暂无暂无
内蒙古整旗县分布式光伏20210625
分散式风光三年行动20210603
源多20210414
报送分布式风光三年行动20210204
暂无暂无
新疆光储竞配202106
申报整县分布式光伏20210625
源多20210507
风光20210218
光储竞配202106暂无
天津市整区分布式光伏试点20210623
风光建设20210607
暂无暂无
甘肃省利用采煤沉陷区受损土地发展光伏20210622
分布式光伏整县推进20210616
“十四五“第一批风光伏建设20210528
源多20210506
风光存量建设20210325暂无
安徽省报送整县分布式光伏试点202106
源多20210427
可再生三年项目库20210309
暂无暂无
浙江省整县分布式光伏试点(讨论稿)202106
暂无可再生能源“十四五”规划20210507
四川省十四五”光风开发意见20210613
甘孜竞争公告20210513
【结果公示】甘孜州竞配20210617
甘孜州光伏开标20210616
暂无
吉林省风光分配细则2021
风光伏管理办法2021
暂无暂无
江西省户用整体推进20210611
光屋顶调查20210508
光竞补充20210330
光竞20210318
光20201228
光竞优结果20210506
调整光项目库20210408
光项目库调整20210120
暂无
云南省梳理2021可开工风光20210603暂无暂无
福建省户用整县推进20210520
集中式光伏试点20210524
暂无暂无
贵州省征求:风光办法20210305
光伏20201119
第二批光20210413
第一批风20210303
第一批光20210303
暂无
黑龙江省能源基地20210315
暂无暂无

规模管理项目清单能源规划

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宁夏能源文件

宁夏回族自治区2020年光伏、风电项目

宁夏发改委关于全区2020年光伏发电国家补贴竞价项目审核结果的通告 20200612

  • 确定参与2020年光伏发电国家补贴竞价项目162个,规模为475.08888万千瓦
  • 集中式项目36个,规模为472万千瓦;
  • 分布式项目126个,规模为3.08888万千瓦。

宁夏回族自治区发展改革委关于2020年光伏竞价项目申报有关事项的补充通知 (宁发改能源(发展)〔2020〕287号)20200430

  • 资金能力:提供申报项目资本金证明(企业银行账户余额单、银行保函等证明材料),资金额度不得低于申报项目总投资的20%,项目造价暂按4元/瓦计算;
  • 工商业分布式光伏项目提供电网接入消纳文件‘
  • 申报项目应在2020年12月31日之前全容量建成并网,对于逾期未按承诺时间建成并网的项目,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时
  • 项目未按申报承诺投产时间投产,并在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的,取消项目补贴资格,2年内不得参与全区光伏项目开发建设
  • 项目建成前不得转让,否则将项目申报企业列入失信惩戒名单,自转让起5年内不得参与宁夏光伏项目开发建设。

宁夏发改委关于2020年度光伏项目申报有关事项的通知(宁发改能源(发展)〔2020〕146号)20200313

  • 本次平价项目申报范围为:鼓励企业申报建设全部自发自用的平价试点项目
  • 已纳入国家2019年度光伏竞价范围但在申报2020年项目截止日之前项目未能开工的企业不得申报2020年度项目;
  • 每个申报主体所有申报竞价项目总规模暂定为权益容量原则上不超过20万千瓦
  • 对于逾期未建成并网的竞价项目,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。在申报投产时间所在季度后两个季度内仍未建成并网的,取消项目补贴资格
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能源规划“十四五”能源规划
“十三五”能源规划
能源
统计
2020年可再生能源发展情况
2019年光伏发电 、2019年风电 、
2018年2017年新能源 、2014年光伏
光伏统计 风电统计 
可再生能源电价附加可再生能源电价附加资金补助目录
可再生能源发展基金
清洁能源发展专项资金
可再生能源发展专项资金
【正式】可再生能源发电补贴项目清单
可再生能源电力消纳

可再生能源电力消纳责任权重
绿色电力证书
总量消纳责任权重
非水电消纳责任权重
可再生能源配额
规模管理光伏规模管理
风电规模管理
光伏制造行业规范条件企业名单
中国
光伏发电电价
上网电价
平价上网低价上网
自发自用、余电上网
储能
储能文件
要求和建议配置储能
电力体制改革中发〔2015〕9号
电力辅助服务
清洁取暖
光伏/风电用地土地使用税
耕地占用税

中国能源统计
光伏统计 风电统计 水电统计

国家能源局综合司关于公开征求对《并网主体并网运行管理规定(征求意见稿)》《电力系统辅助服务管理办法(征求意见稿)》意见的公告20210830
  1. 【2020年可再生能源发展情况】国家能源局2021年一季度网上新闻发布会文字实录 20200130
  2. 国家能源局:2020年新增太阳能发电4820万千瓦、风电7167万千瓦20210120
  3. 【突破】[2020年户用装机10.1GW,11月新增3497.2MW]国家能源局:户用光伏项目信息(2020年12月) 20201216
  4. 【前三季度,光伏新增装机1870万千瓦,其中分布式光伏866万千瓦】国家能源局2020年四季度网上新闻发布会文字实录20201030
  5. 2020年上半年光伏发电并网运行情况 20200731
  6. 2020年上半年风电并网运行情况 20200731
  7. 2020年一季度光伏发电并网运行情况20200511
  8. 2020年一季度风电并网运行情况20200511
  9. 20200228国家能源局:2019年风电并网运行情况
  10. 20200228国家能源局:2019年光伏发电并网运行情况
  11. 20191029前三季度可再生能源发展情况
  12. 20190429-2019年一季度可再生能源并网运行情况介绍
  13. 20190128国家能源局新闻发布会: 2018年可再生能源并网运行情况等介绍
  14. 20190122国家统计局发布2018年12月发电量,风光年发电量占比6.11%
  15. 20190119安徽:2018年光伏装机达1117.7万千瓦,全年发电量达103.6亿千瓦时
  16. 20190118国家能源局:2018年新增并网光伏44.26GW、累计174.63GW
  17. 20190117广东省发布2018年光伏行业数据:分布式装机1.07GW
  18. 20190113黑龙江:截至2018年底,风电、光伏发电总装机容量达到806.5万千瓦
  19. 20190112截止2018年底河北南部电网新能源装机突破800万千瓦
  20. 20190108甘肃工信厅-全省2018年12月电力生产运行情况
  21. 20181220国家能源局发布11月份全社会用电量等数据,同比增长6.3%
  22. 2020年云南能源产业将超越烟草成第一大支柱产业
  23. 20181214国家发改委:1-11月全国全社会用电量
  24. 2018年前三季度光伏建设运行情况-累计山东第一、新增江苏第一
  25. 20181106国家能源局西北监管局-关于陕、宁、青三省(区)2017年度光伏发电专项监管的报告
  26. 20180124国家能源局:2017年光伏新增装机53.06GW、风电新增装机15.03GW
  27. 【光伏统计】2014年光伏产业发展情况

中国风电、光伏项目相关文件汇总


中国2021年新能源项目汇总

(风电、光伏、储能、源网荷储多能互补

中国风光储项目
中国2021年风光储项目

【24省市+2央企】分布式光伏/户用整县推进文件

24省已发2021年风光规模管理文件
5省已发2021年储能规模管理文件

7省已发中国2021年风光项目名单
1省已发2021年储能项目名单

要求配置储能
2020年风电/光伏发电竞价、平价
中国2020年风电/光伏发电项目名单(竞价、平价)

说明

简写与颜色:按照颜色可在文中找到各省对应文件,一目了然。
风=风力发电;光=光伏发电储=储能海=海风源=源网荷储;多=多能互补;
分布式/户用整体推进。

第一列:省份;第二列:规模管理要求文件;第三列:项目清单;第四列:能源规划等
规模管理项目名单能源规划
山西省首批“新能源+储能”项目申报20210809
整县分布式光伏试点20210625
风光水储备库20210326
暂无暂无
河北省转发《推动新型储能意见》20210805
冀南电网整县分布式光伏试点意见20210727
2021风光建设20210702
报送整县分布式光伏20210626
备选项目用地确认20210524
源多20210511
光伏平价项目20210628
国网冀北光伏备选项目接入条件20210622

暂无
辽宁省《辽宁省风电项目建设方案》(征求意见)20210726
整县分布式光伏试点20210625
源多20210429
“十四五”规划能源项目20201110
暂无暂无
河南省整县屋顶光伏试点报告20210720
整县分布式光伏试点20210629
风光项目建设20210621
储能建设意见20210611
风光意见20210430
源多20210429
暂无暂无
陕西省风光建设20210713
分布式整县推进20210604
源多20210421
征求:风光意见20210310
暂无暂无
江苏省风光建设20210708
整县分布式光伏试点20210625
风光摸排20210319
暂无暂无
山东省整县分布式试点20210630
2021年风光建设20210615
整县分布式座谈会20210603
储20210506
储能示范意见20210408
储项目公示20210607新能源高质量发展征求意见20210607
广西整县分布式开发20210630
陆上风光项目20210618
暂无暂无
湖北省整县分布式光伏试点20210628
征求:新能源方案20210607
消纳指引20210304

暂无暂无
海南省集中光伏平价补充20210609
集中光伏平价20210315

暂无暂无
湖南省整县分布式光伏开发试点20210701
汝城县整县分布式光伏签约20210629
拟废止风电项目清单20210311暂无
宁夏整县分布式光伏试点20210629
暂无暂无
广东省转发国家能源局整县分布式试点20210630
风光建设20210611
整县户用/分布式20210603
海风规补20210601
风20210315
暂无暂无
青海省海西州整县分布式光伏20210628
储能示范区获国家批复20210608
支持储能措施20210118
市场化并网项目20210611暂无
上海市转发整县分布式光伏试点20210625
风光建设20210118
暂无暂无
内蒙古整旗县分布式光伏20210625
分散式风光三年行动20210603
源多20210414
报送分布式风光三年行动20210204
暂无暂无
新疆光储竞配202106
申报整县分布式光伏20210625
源多20210507
风光20210218
光储竞配202106暂无
天津市整区分布式光伏试点20210623
风光建设20210607
暂无暂无
甘肃省利用采煤沉陷区受损土地发展光伏20210622
分布式光伏整县推进20210616
“十四五“第一批风光伏建设20210528
源多20210506
风光存量建设20210325暂无
安徽省报送整县分布式光伏试点202106
源多20210427
可再生三年项目库20210309
暂无暂无
浙江省整县分布式光伏试点(讨论稿)202106
暂无可再生能源“十四五”规划20210507
四川省十四五”光风开发意见20210613
甘孜竞争公告20210513
【结果公示】甘孜州竞配20210617
甘孜州光伏开标20210616
暂无
吉林省风光分配细则2021
风光伏管理办法2021
暂无暂无
江西省户用整体推进20210611
光屋顶调查20210508
光竞补充20210330
光竞20210318
光20201228
光竞优结果20210506
调整光项目库20210408
光项目库调整20210120
暂无
云南省梳理2021可开工风光20210603暂无暂无
福建省户用整县推进20210520
集中式光伏试点20210524
暂无暂无
贵州省征求:风光办法20210305
光伏20201119
第二批光20210413
第一批风20210303
第一批光20210303
暂无
黑龙江省能源基地20210315
暂无暂无

规模管理项目清单能源规划

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宁夏能源文件

宁夏回族自治区2020年光伏、风电项目

宁夏发改委关于全区2020年光伏发电国家补贴竞价项目审核结果的通告 20200612

  • 确定参与2020年光伏发电国家补贴竞价项目162个,规模为475.08888万千瓦
  • 集中式项目36个,规模为472万千瓦;
  • 分布式项目126个,规模为3.08888万千瓦。

宁夏回族自治区发展改革委关于2020年光伏竞价项目申报有关事项的补充通知 (宁发改能源(发展)〔2020〕287号)20200430

  • 资金能力:提供申报项目资本金证明(企业银行账户余额单、银行保函等证明材料),资金额度不得低于申报项目总投资的20%,项目造价暂按4元/瓦计算;
  • 工商业分布式光伏项目提供电网接入消纳文件‘
  • 申报项目应在2020年12月31日之前全容量建成并网,对于逾期未按承诺时间建成并网的项目,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时
  • 项目未按申报承诺投产时间投产,并在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的,取消项目补贴资格,2年内不得参与全区光伏项目开发建设
  • 项目建成前不得转让,否则将项目申报企业列入失信惩戒名单,自转让起5年内不得参与宁夏光伏项目开发建设。

宁夏发改委关于2020年度光伏项目申报有关事项的通知(宁发改能源(发展)〔2020〕146号)20200313

  • 本次平价项目申报范围为:鼓励企业申报建设全部自发自用的平价试点项目
  • 已纳入国家2019年度光伏竞价范围但在申报2020年项目截止日之前项目未能开工的企业不得申报2020年度项目;
  • 每个申报主体所有申报竞价项目总规模暂定为权益容量原则上不超过20万千瓦
  • 对于逾期未建成并网的竞价项目,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时。在申报投产时间所在季度后两个季度内仍未建成并网的,取消项目补贴资格
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  1. 广西能源局关于第二次征求广西2021年度风电、光伏竞争性配置评分办法及申报方案有关意见的函(桂能新能函〔2021〕17号)20210507
    广西能源局关于征求2021年度平价风电、光伏项目竞争性配置办法有关意见的函(桂能新能函〔2021〕13号)20210319
  2. 江西发改委、能源局关于开展全省开发区屋顶资源调查工作的通知20210508
    江西省能源局关于做好光伏发电项目优选工作的补充通知(赣能新能字〔2021〕31号) 20210330
    江西省能源局关于做好2021年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知(赣能新能字〔2021〕26号)20210318
    江西省发展改革委关于做好近期光伏发电工作有关事项的通知(赣发改能源〔2020〕1105号)20201228
  3. 河南省发改委关于进一步推动风电光伏发电项目高质量发展的指导意见(豫发改新能源〔2021〕319号)20210430
  4. 山西省能源局关于完善新能源和可再生能源三年滚动项目储备库的通知(晋能源新能源发〔2021〕130号)20210326
  5. 甘肃发改委关于加快推进全省新能源存量项目建设工作的通知(甘发改能源〔2021〕137号)20210325
  6. 新疆维吾尔自治区能源文件及信息汇总
  7. 江苏省能源局关于开展可再生能源摸排工作的通知20210319
  8. 广东省能源局关于组织申报2021年光伏发电项目的通知 20210317
  9. 黑龙江省关于规划可再生能源基地和优选开发建设方案的通知20210315
  10. 关于开展2021年度海南省集中式光伏发电平价上网项目工作的通知(琼发改便函〔2021〕584号)20210315
  11. 关于征求对《关于促进陕西省可再生能源高质量发展的意见(征求意见稿)》意见的通知20210310
  12. 关于建立安徽省可再生能源发展三年行动计划项目库(2021-2023年)的通知(皖能源新能函〔2021〕21号)20210309
  13. 湖北省能源局关于印发2021年度新能源消纳指引的通知 (鄂能源新能〔2021〕14号)20210304
  14. 内蒙古自治区能源局发布关于报送分布式新能源项目建设三年行动计划(2021-2023年)的通知(内能新能字〔2021〕82号)20210204
  15. 上海市发改委关于2021年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知(沪发改能源〔2021〕20号 ) 20210118
  16. 贵州省能源局关于上报2021年光伏发电项目计划的通知 20201119
  17. 辽宁省发展改革委关于进一步论证调整能源“十四五”规划坐实重点能源项目的通知(辽发改能综字〔2020〕23号)20201110

2020年风电/光伏发电竞价、平价项目

2020年光伏竞价结果

光伏竞价申报情况:

  • 截至6月15日,全国共有22个省份(北京、天津、河北、内蒙古、上海、江苏、浙江、安徽、江西、山东、河南、辽宁、广东、广西、湖南、重庆、贵州、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆)和新疆生产建设兵团组织申报;
  • 4168个项目申报光伏发电国家补贴竞价,
  • 总装机容量为3350.9114万千瓦
  • 山西、吉林、黑龙江、福建、湖北、海南、四川、云南、西藏9个省份未申报项目。

2020年6月23日国家能源局综合司关于公布2020年光伏发电项目国家补贴竞价结果的通知遵循公平、公正原则,经委托国家可再生能源信息管理中心对各省能源主管部门审核申报项目进行复核、竞价排序,拟将河北、内蒙古等
15个省(区、市)和新疆生产建设兵团的
434个项目纳入2020年国家竞价补贴范围,
总装机容量2596.7208万千瓦,其中

  • 普通光伏电站295个、装机容量2562.874万千瓦
  • 商业分布式光伏发电项目139个、装机容量33.8468万千瓦

国家能源局综合司关于公开征求对《并网主体并网运行管理规定(征求意见稿)》《电力系统辅助服务管理办法(征求意见稿)》意见的公告20210830

有24个省市正式发布 2020年风电/光伏发电竞价、平价项目管理文件
12省市发布了光伏、风电平价项目清单及公示;
16省市发布了光伏竞价项目清单及公示;
2020年风电/光伏发电竞价、平价项目公示 或招标公示。
4个省市因清洁能源消纳问题国家电网要求和建议配置储能

各省光伏竞价项目公示

  1. 河北省2020年光伏发电国家补贴竞价项目名单公示20200612
  2. 宁夏发改委关于全区2020年光伏发电国家补贴竞价项目审核结果的通告 20200612
  3. 关于河南省拟申报2020年度光伏发电竞价上网项目的公示 20200612
  4. 国网江西关于2020年光伏发电竞争性配置项目电力送出和消纳意见的函20200611
  5. 青海省2020年普通光伏电站项目补贴竞价申报资格招标中标结果公告20200611
  6. 国网上海营销部关于上海吉祥航空等分布式光伏电力消纳意见(国网上电销〔2020〕63号)20200610
  7. 关于湖南省拟上报2020年光伏发电国家补贴竞价项目的公示 20200610
  8. 关于陕西省2020年度光伏发电国家补贴竞价项目信息的公示 20200609
  9. 广东省能源局关于2020年拟上报国家补贴竞价光伏发电项目名单(第二批次)的公示 20200608
  10. 辽宁公布了参与2020年光伏竞价的项目名单,全部为工商业分布式项目,共39个项目,总规模为6.5432万kW。
  11. 新疆生产建设兵团发展改革委关于2020年国家补贴光伏发电项目申报资格的公示 20200608
  12. 广西发改委关于2020年度平价风电、竞价和平价光伏项目竞争性配置评分结果的公示 20200605
  13. 广东省能源局关于2020年拟上报国家补贴竞价光伏发电项目名单的公示20200605
  14. 国网山东关于2020年拟申报竞价光伏项目意见的函20200605
  15. 新疆维吾尔自治区发展改革委关于2020年国家补贴光伏发电项目申报资格的公示 20200603
  16. 内蒙古自治区能源局关于2020年光伏发电国家补贴竞价项目申报资格的公示20200528
  17. 贵州省能源局关于下达贵州省2020年国家补贴光伏发电项目竞价计划的通知 (黔能源新能〔2020〕56号)20200511

各省平价风电/光伏项目

  1. 关于湖北省2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争评分结果的公示 20200618
  2. 吉林省能源局关于下达2020年度风电、光伏发电项目建设计划的通知(吉能新能〔2020〕136号)20200615
  3. 大同市2020年光伏平价上网上报项目公布20200610
  4. 湖北省能源局关于开展2020年平价风电和平价光伏发电项目竞争配置工作的通知20200608
  5. 广西发改委关于2020年度平价风电、竞价和平价光伏项目竞争性配置评分结果的公示 20200605
  6. 河南省报送《2020年度风电、光伏发电平价上网项目的报告》20200525
  7. 河北省2020年平价光伏发电项目拟安排情况公示20200515
  8. 【青海省能源局】推动青海光伏平价上网取得阶段性成果20200512
  9. 天津市发改委关于报送我市2020年平价上网风电、光伏发电项目有关材料的报告20200511
  10. 陕西省发改委关于陕西省2020年度平价风电、光伏发电项目的公示20200430
  11. 湖南省发改委关于湖南省2020年光伏发电平价上网项目的公示20200430
  12. 辽宁省发改委关于报送2020年风电、光伏发电平价上网项目的函(辽发改新能字函〔2020〕24号)20200417

可再生能源电力消纳
清洁能源消纳

新能源/清洁能源消纳 相关重要文件

  1. 2021年一季度全国新能源电力消纳评估分析 20210427
  2. 2020年四季度全国新能源电力消纳评估分析(全国新能源消纳监测预警中心)20210205
  3. 全国新能源消纳监测预警中心关于发布2020年全国风电、光伏发电新增消纳能力的公告20200525
  4. 南方电网公司关于发布2020年风电、光伏发电新增消纳能力的公告 20200525
  5. 国家电网有限公司发布《服务新能源发展报告2020》20200520
  6. 国家电网有限公司关于发布2020年风电、光伏发电 新增消纳能力的公告20200519
  7. 国家发展改革委 国家能源局关于印发各省级行政区域2020年可再生能源电力 消纳责任权重的通知(发改能源〔2020〕767号 )20200518
  8. 内蒙古电力公司关于发布2020年风电、光伏发电新增消纳能力的公告 20200515
  9. 国家能源局综合司关于公开征求《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》意见的公告 20200518
  10. 2020年一季度全国新能源电力消纳评估分析20200512
  11. 国家能源局关于2019年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报(国能发新能〔2020〕31号)20200506
  12. 国家能源局新能源司有关负责人就《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》答记者问
  13. 国家发展改革委 国家能源局关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知(发改能源〔2019〕807号)20190510
  14. 20190115国家能源局电力司负责同志就《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》答记者问
  15. 20181030发改能源规〔2018〕1575号-关于印发清洁能源消纳行动计划(2018-2020)的通知

2020年新能源/清洁能源消纳

全国新能源消纳监测预警中心2020年5月25日发布的全国本年度新能源新增消纳能力的公告,2020年
累计新增新能源消纳能力85.1GW,
风电36.65GW,
光伏发电48.45GW。

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一般每年4~5月发布全国各地新增风电、光伏消纳能力

更新中~~~

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历年光伏、风电项目建设方案

标签: 光伏发电项目建设方案 风电项目建设方案


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