国家电网科技部副主任沈江确认出席储能国际创新论坛2019，将围绕
“联网对储能的新需求”、“相关政策的变幻莫测”、“国网的新举措”方面对“今年上半年储能发展趋势”进行分享，欢迎产业界同仁莅临，一起探讨与交流！
电力播报
01
9月12日，华北能监局印发《关于征求华北电力调峰辅助服务市场运营规则修订意见的函》。征求意见稿提出，华北市场包括日前市场和日内市场，按照集中报价、市场统一边际出清的方式开展，在省网（控制区）下备用不足时，由需求省网（控制区）提出购买需求，向调峰资源充足省网（控制区）购买调峰辅助服务，通过省间联络线计划调整的方式实现。省网市场为日内市场，按照集中报价、日内统一边际出清的方式开展，优先满足省网（控制区）调峰服务需求，并参加华北市场。调峰服务费用应由火电（燃煤、燃气）、风电、光伏（扶贫光伏场站除外）等发电企业及参与市场化交易的用户共同承担。市场运营初期，参与市场化交易的用户暂不参与调峰辅助服务费用分摊，待具备条件时，此类用户按照交易电量参与辅助服务费用分摊。
02
8月13日，贵州省人民政府印发《贵州省电网建设专项行动方案》。通知要求，遵循市场化改革方向，支持增量配电网改革试点建设，提高配电运营效率。2019—2022年建成(含改造)110千伏、35千伏变电站19座、输电线路445公里;10千伏及以下配电线路521公里、配变354台、配变容量9.8万千伏安。
1）支撑国家“西电东送”战略的实施，确保黔电送粤(含黔电送深)800万千瓦输送容量和年送电量500亿千瓦时的通道能力。
2）配合云南禄劝至贵州高坡±500千伏直流通道工程建设，加快玉龙开关站至威宁220千伏ii回交流线路工程建设，加强两省电网联络，提高省间电力互济互补能力。
3）有序推进贵州电网和兴义地方电网“两网融合”工作。积极探索推进“两网融合”发展新模式，以统一规划、统一建设为原则，实现资源互补、互利共赢，为地方实体经济发展提供更加安全可靠的电力保障，充分释放电力体制改革的红利。
4）全面解决农村电网供电能力不足等问题，构建坚强网架结构，提高供电安全可靠水平，提升用电质量。2020年全面实现国家新一轮农网改造升级目标，供电可靠率达到99.8%，综合电压合格率达到97.9%，户均配变容量不低于2千伏安。
03
9月2日，宁夏回族自治区发展改革委印发《关于下达全区2019年煤电节能改造目标任务的通知》（宁发改能源（发展）〔2019〕551号）。通知要求，2019年煤电机组节能改造任务238万千瓦，确保实现2020年底全区现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时的目标。对不能满足国家标准要求的燃煤机组加快实施改造，对不改造或改造后仍不达标的机组予以淘汰关停。
04
8月28日，上海市发展改革委印发《关于调整跨省区核电、水电上网电价有关事项的通知》（沪发改价管〔2019〕40号）。通知要求，秦山二期上网电价调整为每千瓦时0.3998元（含13%的增值税，下同），秦山三期上网电价调整为每千瓦时0.4481元。三峡水电上网电价调整为每千瓦时0.2613元，向家坝水电上网电价暂按每千瓦时0.2834元结算。上述电价调整按照国家和本市有关文件规定的时间执行。
05
9月11日, 湖北省能源局发布了《关于扩大2019年电力市场化交易规模的通知》，通知要求，按照供大于需的原则，鼓励各发电企业积极参与市场化交易，保障电力市场有效供给，市场化交易新增电量从年度增发电量中统筹安排。对参与市场化交易比例高、交易电量多、让利空间大的发电企业和统调火电厂在增发电量调整安排时适度给予奖励。
06
9月10日，四川省发展和改革委员会、四川省市场监督管理局印发《关于排查整改转供电环节不合理加价的通知印发》（川发改价格〔2019〕387号）。通知要求，各地要督促转供电主体立即开展自查自纠,严格按照国家及省上有关规定向终端用户收取电费。转供电主体的自有用电设施应单独装表计量,不得将自用电费分摊给终端用户;对于先买后用的卡表商户,不得在商户购电充值时捆绑收取物管费、租金、服务费等;转供电主体的物管费、租金和服务费等均不得与用电量挂钩。对于转供电主体在电费中加收其它费用的,要立即进行整改,限于2019年9月底前进行清退。转供电主体通过售电公司代理参与市场化交易,应以售电公司与相应电厂签订的购售电价格为依据,合理确定双方交易价格,并将市场化交易减少的电费支出,传导给终端用户。各售电公司不得超出合理利润范围、以虚假交易等方式确定与转供电主体的交易价格。对于转供电主体与代理的售电公司通过合同约定不合理交易价格以及随意抬高交易价格的其它行为,要坚决予以查处。
07
9月6日，新疆能监办印发关于征求《新疆电力市场偏差责任认定原则（征求意见稿）》意见的通知（新监能市场〔2019〕164号）。电力调度机构负责发电侧合同电量偏差责任的认定工作，电力交易机构负责用电侧合同电量偏差责任的认定工作。发电侧非计划停运、实时运行欠发出力、其他原因导致偏差电量进行考核，以上原因造成的发电侧月度合同偏差均属发电企业自身原因造成偏差承担偏差考核等违约责任。用户侧除不可抗力、非自身原因外，其余原因均属用电侧自身原因造成偏差，承担偏差考核等违约责任。
08
9月9日，国家能源局印发《关于将华能南通电厂燃气轮机发电项目等24个项目列入第一批燃气轮机创新发展示范项目的复函》（国能函科技〔2019〕81号）。通知要求，此次示范项目电力调峰类各安排1台机组纳入国家电力建设规划并按程序核准建设，后续机组结合地方需要优先纳入国家电力建设规划。示范项目要发挥天然气调峰和电力调峰作用，各单位在年度上网电量安排、发电机组并网运行、调度考核、燃料供应、监管等方面给予必要支持。
09
9月5日，国网山西省电力公司发布9月1日山西电力现货市场首次按日结算试运行情况。本次现货交易共有443家市场主体参与，日前现货交易电量为0.39亿千瓦时，占当日发电量的7.01%，日内现货交易电量0.12亿千瓦时，占比2.18%。交易规模符合预期，市场运行总体平稳。
针对山西供热机组占比较大、新能源机组增速较快、外送电任务较重、电煤价格和用电负荷南北分布不均的特点，山西形成了包括电力现货市场试点建设方案、山西电力交易深化方案两项方案和山西电力市场运营基本规则等10项规则细则在内的电力现货市场“1+1+10”规则体系，为全省电力现货市场建设提供保证。山西电力现货市场于2018年12月27日正式启动模拟试运行，2019年7月18日和8月27日分别开展两次调电不结算试运行，测试了现货市场规则、技术支持系统和市场主体准备情况。结果显示，山西电力现货市场运行平稳有序，市场出清结果符合预期目标。
esif2019储能国际创新论坛
储能国际创新论坛2019将于9月28日-30日在南京召开，届时将汇聚政府及监管机构、电网公司、发电集团、电科院、储能项目投资方、新能源发电运营方、储能系统集成商、工商业智慧园区、电池生产商、电动汽车商、充电桩建设方、检测认证、投资及咨询等储能行业内企业高层领导面对面的交流，共同探讨新能源及储能的未来发展。
储能国际创新论坛2019全体大会政策与市场趋势与展望+ceo对话
9月28日
电力现货市场与储能
储能电站技术与应用光伏&储能9月29日新能源&储能电站前沿储能技术
储能与综合能源服务
电池技术与梯次利用储能安全与标准9月30日
江苏储能电站项目考察
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