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产业信息动态-12月19日

华阳集团产业技术研究总院    主办

内刊

2024年12月19日

440期

Information dynamics of industry

产业信息动态

——摘选陕西省发展和改革委员会《陕西省发布可再生能源发展三年行动方案》

陕西省发展和改革委员会发布《关于印发陕西省可再生能源发展三年行动方案(2024-2026)的通知》指出,到2026年,全省可再生能源装机突破8500万千瓦,非化石能源装机占比达到55%以上,年发电量达到1000亿千瓦时左右,年可再生能源利用总量突破3000万吨标煤,非化石能源消费占比超过16%;可再生能源电力消费占比达到35%,非水可再生能源电力消费占比达到30%,可再生能源发电量增量占全社会用电量增量80%左右。

目 录                        CONTENTS

权威之声

05

陕西省发布可再生能源发展三年行动方案

宏观政策

行业聚焦

25

华为助力新疆构筑新能源产业创新高地

38

TBC缘何不敌TOPCon?

专业评论

技术前沿

长循环寿命钠电层状正极材料!

29

会展信息

 2025年中国青岛国际纺织面料展览会

40

09

河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案

01

权威之声

authority   VOICE

权威之声

来源:陕西省发展和改革委员会

近日,陕西省发展和改革委员会发布《关于印发陕西省可再生能源发展三年行动方案(2024-2026)的通知》。
《通知》指出,到2026年,全省可再生能源装机突破8500万千瓦,非化石能源装机占比达到55%以上,年发电量达到1000亿千瓦时左右,年可再生能源利用总量突破3000万吨标煤,非化石能源消费占比超过16%;可再生能源电力消费占比达到35%,非水可再生能源电力消费占比达到30%,可再生能源发电量增量占全社会用电量增量80%左右。
到2030年,能源电力系统多元融合,可再生能源成为构建新型能源体系的核心,绿色生产和消费模式广泛形成,力争可再生能源装机规模达到1.2亿千瓦左右,省内自用非化石能源装机占比达到60%左右,非化石能源消费占比达到20%左右,可再生能源成为陕西省能源电力消费的增量主体,陕西省可再生能源高质量发展的格局基本形成。
重点任务包括:
一、大力推进风电光伏发电规模化发展。结合光伏用地政策,依托毛乌素沙地和陕北黄土高原地形,建设千万千瓦级光伏发电基地。按照国家要求,会同省级林草部门,编制陕西省光伏治沙实施方案,新增资源量 3000万千瓦以上。推广国家能源关中旱腰带地区农光互补科研成果,建设渭北千万千瓦级农光互补可再生能源基地。以能源绿色发展为底色,在陕南地区因地制宜发展林光互补、茶光互补等“光伏+”模式,打造陕南绿色能源一体化发展先行区。每年竞争配置1000万千瓦可再生能源建设规模,确保项目接替有序。启动市场化项目研究,通过配置一定比例的储能设施,探索可再生能源与储能协调发展新路径。到2026年,建成榆林2000万千瓦级,延安、渭南1000万千瓦级,全省20个100万千瓦级可再生能源发展示范县。
二、加快推动分布式新能源就近开发。出台促进陕西省屋顶分布式光伏发展的政策措施,按照“条块结合,双计双促”的原则,推动屋顶分布式光伏规模化开发。加快实施陕西省千村万户沐光驭风行动,构建“村里有光伏(风电)、集体增收益、村民得实惠”的可再生能源乡村开发格局。推广西咸新区、交大创新港等BIPV建筑光伏一体化应用技术体系,推动太阳能与建筑深度融合发展,力争新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率达到50%以上。到2026年,全省分布式可再生能源装机达到1500万千瓦。
三、因地制宜发展地热能和生物质能。
(四)提升跨省区可再生能源电力互济和外送能力。到2026年,新能源电力外送能力力争达到400亿千瓦时。
(五)扩大跨省区可再生能源电力交易规模。到2026年,具备130亿千瓦时以上可再生能源电力外购能力。
(六)大力推动新型储能设施建设。到2026年,全省建成新型储能装机达到200万千瓦以上。
(七)加速抽水蓄能项目建设。到2026年,全省在建抽水蓄能突破1000万千瓦。
(八)持续推进火电灵活性改造。
(九)强化骨干电网建设。

陕西省发布可再生能源发展三年行动方案

权威之声

色,在陕南地区因地制宜发展林光互补、茶光互补等“光伏+”模式,打造陕南绿色能源一体化发展先行区。每年竞争配置1000万千瓦可再生能源建设规模,确保项目接替有序。启动市场化项目研究,通过配置一定比例的储能设施,探索可再生能源与储能协调发展新路径。到2026年,建成榆林2000万千瓦级,延安、渭南1000万千瓦级,全省20个100万千瓦级可再生能源发展示范县。
二、加快推动分布式新能源就近开发。出台促进陕西省屋顶分布式光伏发展的政策措施,按照“条块结合,双计双促”的原则,推动屋顶分布式光伏规模化开发。加快实施陕西省千村万户沐光驭风行动,构建“村里有光伏(风电)、集体增收益、村民得实惠”的可再生能源乡村开发格局。推广西咸新区、交大创新港等BIPV建筑光伏一体化应用技术体系,推动太阳能与建筑深度融合发展,力争新建公共机构建筑、新建厂房屋顶光伏覆盖率达到50%以上。到2026年,全省分布式可再生能源装机达到1500万千瓦。
三、因地制宜发展地热能和生物质能。
四、提升跨省区可再生能源电力互济和外送能力。到2026年,新能源电力外送能力力争达到400亿千瓦时。
五、扩大跨省区可再生能源电力交易规模。到2026年,具备130亿千瓦时以上可再生能源电力外购能力。
六、大力推动新型储能设施建设。到2026年,全省建成新型储能装机达到200万千瓦以上。
七、加速抽水蓄能项目建设。到2026年,全省在建抽水蓄能突破1000万千瓦。
八、持续推进火电灵活性改造。
九、强化骨干电网建设。
十、加快绿证核发和交易。落实绿证核发全覆盖工作部署,提升可再生能源发电项目建档立卡比例,到2024年底,完成全省存量集中式项目建档立卡,分布式项目建档立卡规模提升至95%以上。加强可再生能源绿证交易与节能降碳政策衔接,配合做好绿证核发。落实陕西省用能预算管理实施方案,扩大绿电(绿证)在节能降碳、出口、产品标识等方面的应用场景。规范开展省内绿电(绿证)交易组织工作,配合做好跨省区绿电(绿证)交易协调,通过政府间协议锁定跨省绿电(绿证)交易规模。

权威之声

《通知》还明确了4项政策支持。其中包括强化要素保障。建立自然资源、生态环境、发展改革部门等相关单位的协同机制,共同加强要素保障。鼓励支持可再生能源重点项目纳入国家和全省重点项目清单,在土地林业资源保障、调度管理等方面优先配置。市县审批部门和电网企业要加大项目用地用林用草、电网接入等要素保障力度,优化相关手续审批流程,压减审批时间,确保项目按时达产达效。
加大技术创新。加快推动退役风电机组、光伏组件回收处理技术和相关新产业链发展,实现全生命周期闭环式绿色发展。推行“揭榜挂帅”“赛马”等机制,推动企业、科研院所、高校等针对可再生能源占比逐步提高的电力系统等开展系统性研究,提出解决方案。
推进政府职能转变。进一步完善可再生能源投资项目核准(备案)制度,加强事前事中事后全链条全领域监管。配合国家推进风电由核准制调整为备案制。各级主管部门办理以可再生能源为主体的综合能源项目时,可作为整体项目办理核准(备案)。进一步巩固可再生能源开发领域不当市场干预行为整治成果,不得以任何名义增加项目不合理投资成本。
《通知》在组织实施方面还指出,要加强调度考核。建立完善的“周调度、月通报、季考核”的工作机制,对项目工作推进中遇到的问题进行调度分析,协调解决难点堵点问题。对按期建成投产的市级发展改革委、投资业主,在后续电力和新能源项目布局、省级相关资金分配等方面优先安排。对推进滞后,项目建设偏离度较高的市级发展改革委、投资业主,暂停或核减项目建设规模,暂停新项目审批。

02

宏观政策

MACROPOLICY

宏观政策

来源:河北省发改委

近日,河北省发改委发布关于印发《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》的通知,2025年电力直接交易规模暂定为1000亿千瓦时(根据需求变化情况适时调整)。
通知对于独立储能参与中长期交易进行了详细的规定,明确独立储能可参与参与电能量交易与容量租赁交易。
容量交易方面,工作方案制定了独立储能参与容量租赁交易时交易的上、下限,2025年上、下限暂定400、200元/千瓦·年。
参与电能量交易时,独立储能主体根据电力系统运行需要,在放电时段按发电企业身份参与交易,在充电时段按电力用户身份参与交易,不能由售电公司代理参与交易。参与容量租赁交易时,鼓励新能源与独立储能签订多年容量租赁合同,并持续满足储能容量配置要求,申请解约前,新能源企业须签订新的容量租赁合同。
独立储能按照项目核准或备案的场站,分充放电身份组建交易单元。工作方案鼓励分布式光伏聚合商、虚拟电厂等新型主体参与市场交易。分布式光伏聚合商、虚拟电厂按照聚合单元组建交易单元。虚拟电厂参与电能量市场时,聚合的电力用户应为市场化用户,在同一合同周期内,同一电力用户不能同时被不同售电公司(虚拟电厂)代理。

河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案

宏观政策

内容如下:
河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案
为有序做好河北南部电网2025 年电力中长期交易工作,依据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格〔2021〕1439号)、《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》(发改办价格〔2022〕1047号)、《电力市场运行基本规则》(国家发展和改革委员会第20号令)、《电力中长期交易基本规则-绿色电力交易专章》(发改能源〔2024〕1123号)(以下简称《绿电专章》)、《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则(2024年修订稿)》(京电交市[2024〕59号)(以下简称《绿电细则》)、《河北南部电网电力中长期交易规则》(华北监能市场〔2020〕229号)(以下简称《交易规则》)、《河北省发展和改革委员会关于印发河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知》(冀发改运行〔2024〕1528号)(以下简称《入市通知》)等政策文件,结合河北南部电网实际,制定本方案。
一、市场成员及注册
(一)发电企业
1.燃煤发电
河北南部电网燃煤发电上网电量原则上全部进入电力市场,发电企业依法取得发电项目核准或者备案文件,取得或者豁免电力业务许可证(发电类)后,向河北电力交易中心提出入市申请,可在电力交易平台注册成为经营主体,次月参与市场交易。
2.其他电源
河北南部电网省调直调光伏(不含扶贫容量部分,下同)风力发电场站自全部容量取得或者豁免电力业务许可证(发电类)后次月起,按照上网电量一定比例参与市场化交易(不含外送交易)。其中,省调直调光伏省内市场化电量比例暂定为60%,风力发电场站省内市场化电量比例暂定为30%。
按照《入市通知》要求,2025年10千伏及以上工商业分布式光伏分阶段参与市场,其中,1月1日开始,首次并网的增量分布式光伏参与市场,7月1日开始,存量分布式光伏参与市场;上网电量入市比例暂定为20%。分布式光伏以聚合(直接)或接受市场价格模式参与市场。对于接受市场价格的分布式光伏市场化上网电量,由河北电力交易中心每月将同类型电源分时段市场均价(不含绿色电力环境价值),通过电力交易平台对外发布,并推送至电网企业,电网企业按此价格开展电费结算。
公用余热余压余气发电机组依申请自愿入市河北电力交易中心根据实际运行情况,可对新能源(含分布式光伏)入市比例动态调整,报我委批准后执行。
3.与电力业务许可证衔接未依法取得或豁免电力业务许可证(发电类)的发电机

宏观政策

型电源分时段市场均价(不含绿色电力环境价值),通过电力交易平台对外发布,并推送至电网企业,电网企业按此价格开展电费结算。
公用余热余压余气发电机组依申请自愿入市河北电力交易中心根据实际运行情况,可对新能源(含分布式光伏)入市比例动态调整,报我委批准后执行。
3.与电力业务许可证衔接未依法取得或豁免电力业务许可证(发电类)的发电机组,原则上不应参与电力市场交易。对于开展年度交易时发电机组尚未投产等情况,可按照华北能源监管局相关要求执行。
(二)工商业电力用户
鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场,逐步缩小代理购电用户范围,暂无法直接参与市场交易的用户由电网企业代理购电。电网代理工商业用户可按月转为直接交易用户。工商业电力用户办理完注册手续后,即成为市场化电力用户,直接参与或通过售电公司代理参与交易,河北电力交易中心常态化提供市场成员注册服务。
拥有燃煤发电自备电厂、由电网企业代理购电的用户已参与市场交易无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户,用电价格由电网企业代理购电价格的15倍、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。已直接参与市场交易的高耗能用户,不得退出市场交易;尚未直接参与市场交易的高耗能用户原则上要直接参与市场交易,暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电,用电价格由电网企业代理购电价格的15倍、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。
(三)售电公司
完成注册手续,并按河北电力交易中心要求提交了与交易规模、交易时间相匹配履约保函、保险的售电公司可参与市场交易。
售电公司按照《河北省售电公司管理细则》(冀发改运行规〔2023〕3号)和《河北南部电网售电公司履约保函、保险管理办法》(冀电交规〔2024〕1号)等相关规定缴纳履约保函、保险。
(四)电网企业
电网企业按照相关政策要求及交易规则代理工商业用户参与市场交易。
(五)新型主体
独立储能继续按照《河北省发展和改革委员会关于印发(2024年河北南部电网独立储能参与电力中长期交易方案)的通知》(冀发改运行【2023】1417号)、《河北省发展和改革委员会关于促进独立储能加快发展有关事项的通知》相关规定,参与电能量交易与容量租赁交易。独立储能需具备独立计量能力,转入商业运行后方可参与市场。其中,参与电能量交易时,独立储能主体根据电力系统运行需要,在放电时段按发电企业身份参与交易,在充电时段按电力用户身份参与交易,不能由售电公司代理参与交易。参与容量租赁交易时,鼓励新能源与独立储能签订多年容量租赁合同,并持续满足储能容量配置要求,申请解约前,新能源企业须签订新的容量租赁合同。如无特别说明,本方案下文中所称发电企业、电力用户,均包含独立储能。
鼓励分布式光伏聚合商、虚拟电厂等新型主体参与市场交易。按照《入市通知》及国家相关规定,分布式光伏聚合商、虚拟电厂需在河北电力交易中心完成市场成员注册,其

宏观政策

(五)新型主体
独立储能继续按照《河北省发展和改革委员会关于印发(2024年河北南部电网独立储能参与电力中长期交易方案)的通知》(冀发改运行〔2023〕1417号)、《河北省发展和改革委员会关于促进独立储能加快发展有关事项的通知》相关规定,参与电能量交易与容量租赁交易。独立储能需具备独立计量能力,转入商业运行后方可参与市场。其中,参与电能量交易时,独立储能主体根据电力系统运行需要,在放电时段按发电企业身份参与交易,在充电时段按电力用户身份参与交易,不能由售电公司代理参与交易。参与容量租赁交易时,鼓励新能源与独立储能签订多年容量租赁合同,并持续满足储能容量配置要求,申请解约前,新能源企业须签订新的容量租赁合同。如无特别说明,本方案下文中所称发电企业、电力用户,均包含独立储能。
鼓励分布式光伏聚合商、虚拟电厂等新型主体参与市场交易。按照《入市通知》及国家相关规定,分布式光伏聚合商、虚拟电厂需在河北电力交易中心完成市场成员注册,其保函保险、资产总额、从业人员、经营场所等管理要求,暂参照售电公司执行。其中,分布式光伏聚合商按照相关规定聚合分布式光伏参与交易;虚拟电厂参与电能量市场时,聚合的电力用户应为市场化用户,在同一合同周期内,同一电力用户不能同时被不同售电公司(虚拟电厂)代理。
(六)交易单元
1.发电企业:单机容量150MW及以上火电发电企业(以下简称主力火电企业)按发电机组组建交易单元,单机容量150MW以下火电发电企业以厂为单位组建交易单元;省调直调光伏、风力发电场按照项目核准或备案的场站组建交易单元;直接参与市场的分布式光伏按照项目核准或备案的场站组建交易单元。
2.电力用户与售电公司:按照经营主体组建交易单元。
3.独立储能:按照项目核准或备案的场站,分充放电身份组建交易单元。
4.分布式光伏聚合商、虚拟电厂按照聚合单元组建交易单元。
二、交易组织
(一)交易规模
2025年电力直接交易规模暂定为1000亿千瓦时(根据需求变化情况适时调整)。
(二)分时段交易
1.交易时段划分
时段划分按照《河北省发展和改革委员会关于进一步完

宏观政策

2025年电力直接交易规模暂定为1000亿千瓦时(根据需求变化情况适时调整)。
(二)分时段交易
1.交易时段划分
时段划分按照《河北省发展和改革委员会关于进一步完善河北南网工商业及其他用户分时电价政策的通知》(冀发改能价〔2022〕1364号)执行。即:
夏季(6、7、8月):低谷0-8时;平段8-15 时、23-24时;高峰 15-19 时、22-23 时;尖峰 19-22 时。
冬季(1、2、12月):低谷 1-6 时、12-15 时;平段0-1 时、6-12 时、15-16 时;高峰 16-17 时、19-24 时;尖峰 17-19 时。
其他月份(3、4、5、9、10、11月):低谷 1-6 时、12-15 时;平段 0-1时、6-12 时、15-16 时;高峰16-24时。
如政策发生变化,时段划分随之调整。
2.分时段电价
发电企业、电力用户、售电公司、电网企业代理购电参与分时段交易,按照尖峰(夏冬季,下同)、高峰、平段、低谷时段形成分时段电价。峰谷电价浮动比例按照分时电价政策执行,即高峰和低谷时段价格在平段电价基础上分别上下浮动 70%,尖峰时段价格在高峰电价基础上上浮20%。如政策发生变化,按最新要求执行。
对不执行尖峰或峰谷电价政策的电力用户,鼓励按照尖峰、高峰、平段、低谷时段形成分时段电价。对未形成分时段合同电价的,其合同电量需按比例分劈至发电侧,由电网企业将上述电量比例提交河北电力交易中心,在月度交易公告中发布。
(三)年度交易
1.交易方式
年度交易采用双边协商方式开展,发电企业作为卖方:电力用户和售电公司作为买方参与交易。
2.分时段电量、电价形成机制
购售双方可自行约定分时段电量、电价,也可按照固定电量比例形成分时段电量及电价。对于按照固定电量比例开展的分时段交易,电量、电价按以下方式形成:
(1)与火电、风电企业开展的分时段交易,相关经营主体可选择申报总交易电量及平段电价,各时段电量按照历史月份全网市场化分时段用电量比例(详见附件1)形成,各时段电价按照平段电价乘以峰谷电价浮动比例形成。
(2)与光伏企业开展的分时段交易,相关经营主体可选择申报总交易电量及平段电价,各时段电量按照历史月份光伏企业分时段发电量比例(详见附件2)形成,各时段电价按照平段电价乘以峰谷电价浮动比例形成。
对于独立储能,双边合同签订时需事先明确现货期间电量分解原则。

宏观政策

2.分时段电量、电价形成机制
购售双方可自行约定分时段电量、电价,也可按照固定电量比例形成分时段电量及电价。对于按照固定电量比例开展的分时段交易,电量、电价按以下方式形成:
(1)与火电、风电企业开展的分时段交易,相关经营主体可选择申报总交易电量及平段电价,各时段电量按照历史月份全网市场化分时段用电量比例(详见附件1)形成,各时段电价按照平段电价乘以峰谷电价浮动比例形成。
(2)与光伏企业开展的分时段交易,相关经营主体可选择申报总交易电量及平段电价,各时段电量按照历史月份光伏企业分时段发电量比例(详见附件2)形成,各时段电价按照平段电价乘以峰谷电价浮动比例形成。
对于独立储能,双边合同签订时需事先明确现货期间电量分解原则。
(四)非现货模式下月度、月内交易
在不开展现货结算试运行的月份,所有参与市场经营主体均按照尖峰、高峰、平段、低谷时段划分开展交易。
1.电力直接交易
(1)每月定期开展次月月度直接交易,原则上采用集中竞价方式,发电企业作为卖方,电力用户和售电公司作为买方参与交易。
(2)每月开展月内直接交易,原则上采用滚动撮合方式按日开市。同一经营主体在一次交易时仅能以买方或卖方一种身份参与交易。
2.电网企业代理购电交易
电网企业通过参与场内集中交易方式(不含撮合交易)代理购电,以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清,其中采取挂牌交易方式的,价格按当月月度集中竞价交易加权平均价格确定,若当月未开展集中竞价交易或集中竞价交易未形成价格,挂牌交易价格参照最近一次月度集中竞价交易加权平均价格确定。通过挂牌方式组织电网企业代理购电交易时,按以下模式开展月度、月内交易:
(1)电网企业代理购电以挂牌交易方式参与月度交易挂牌成交电量不足部分由市场化燃煤机组按剩余容量等比例承担,即按最大发电能力扣除已达成的各类交易及本次挂牌交易申报电量后的净值进行分配。
(2)电网企业代理购电以挂牌交易方式可参与月内增量、转让、回购交易。开展增量交易时,出清方式与电网企业代理购电月度挂牌交易一致:开展转让交易时,电网企业作为出让方,电力用户、售电公司作为受让方参与交易;开展回购交易时,电网企业作为售方,发电企业作为购方参与交易,挂牌成交电量不足部分,按照市场化机组当月已达成代理购电合同电量扣除本次挂牌交易申报电量后的净值等比例承担。

宏观政策

煤机组按剩余容量等比例承担,即按最大发电能力扣除已达成的各类交易及本次挂牌交易申报电量后的净值进行分配。
(2)电网企业代理购电以挂牌交易方式可参与月内增量、转让、回购交易。开展增量交易时,出清方式与电网企业代理购电月度挂牌交易一致:开展转让交易时,电网企业作为出让方,电力用户、售电公司作为受让方参与交易;开展回购交易时,电网企业作为售方,发电企业作为购方参与交易,挂牌成交电量不足部分,按照市场化机组当月已达成代理购电合同电量扣除本次挂牌交易申报电量后的净值等比例承担。
(五)现货模式下月度、月内交易
现货结算试运行期间,所有参与市场经营主体原则上按照24小时开展交易,具体按照现货规则、方案及相关规定执行。
(六)坚持电力中长期合同高比例签约
1.落实国家中长期合同高比例签约要求
为落实国家政策要求,发挥中长期交易“压舱石”作用,燃煤发电企业年度电力中长期合同签约电量应不低于燃煤发电机组年度预计上网电量的80%,并通过后续合同签订,保障电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的90%;市场化电力用户(含售电公司)年度电力中长期合同签约电量应不低于上一年度用电量的80%,并通过后续合同签订,保障电力中长期合同签约电量比例不低于90%。做好电网企业代理购电交易工作,确保电网企业代理购电交易电量高比例签约。
2.保障中长期合同高比例签约措施
为确保年度交易高比例签约,主力火电企业、售电公司全年月度、月内直接交易电量不高于年度成交电量的30%(年中新入市的经营主体除外),我委可根据市场实际运行情况,对该比例进行优化调整。年度交易前,上述经营主体需签订高比例成交承诺书,未实现高比例签约的,自行承担由此带来的市场风险;年度交易结束后,河北电力交易中心可根据评估情况,采取发布风险告知函、纳入市场信用评价公布经营主体(发电集团)名单等措施。
发电企业应考虑新能源消纳、季节影响等因素,签订的各时段电量比例满足实际运行需要,签约的各时段电量(含年度分月、月度、月内交易签约电量)不得低于河北电力调度控制中心提供的保安全、保供应、保供热必发电量,该电量同时在我委年度优先发电量计划给予明确。对于无法足额签订的,河北电力调度控制中心按需调用。如出现发电企业低谷电量签约明显不足的情况,河北电力交易中心可请示我委同意后将该部分电量向发电企业进行分摊。
(七)可调电量及交易限值
1.发电企业:不得超过河北电力调度控制中心确定的发电企业最大发电能力。
2.售电公司交易电量不高于以下两个条件的最低值:
(1)同一投资主体所属售电公司(电网企业、各发电集团所属售电公司均视为同一投资主体,包括其所属或参股投资公司),2025年全年交易(持有合同)电量之和不超过直接交易总电量规模的8%;
(2)售电公司资产总额对应的售电规模电量上限。
3.发电企业电力交易中的售出电量不得超过其剩余最大发电能力,燃煤发电、新能源企业在月内购入电量,分别不得超过其年度、月度交易持有的当月合同售出电能量之和的30%、50%。电力用户和售电公司在月内电力交易中的售出电量不得超过其年度、月度交易持有的当月合同购入电能量之和的 30%。当月月内新入市经营主体以及关停机组、大容量民生供热背压机组(仅限补偿电量)不受该比例限制,补偿电量政策如有变化,按照最新政策执行。

需要,签约的各时段电量(含年度分月、月度、月内交易签约电量)不得低于河北电力调度控制中心提供的保安全、保供应、保供热必发电量,该电量同时在我委年度优先发电量计划给予明确。对于无法足额签订的,河北电力调度控制中心按需调用。如出现发电企业低谷电量签约明显不足的情况,河北电力交易中心可请示我委同意后将该部分电量向发电企业进行分摊。
(七)可调电量及交易限值
1.发电企业:不得超过河北电力调度控制中心确定的发电企业最大发电能力。
2.售电公司交易电量不高于以下两个条件的最低值:
(1)同一投资主体所属售电公司(电网企业、各发电集团所属售电公司均视为同一投资主体,包括其所属或参股投资公司),2025年全年交易(持有合同)电量之和不超过直接交易总电量规模的8%;
(2)售电公司资产总额对应的售电规模电量上限。
3.发电企业电力交易中的售出电量不得超过其剩余最大发电能力,燃煤发电、新能源企业在月内购入电量,分别不得超过其年度、月度交易持有的当月合同售出电能量之和的30%、50%。电力用户和售电公司在月内电力交易中的售出电量不得超过其年度、月度交易持有的当月合同购入电能量之和的 30%。当月月内新入市经营主体以及关停机组、大容量民生供热背压机组(仅限补偿电量)不受该比例限制,补偿电量政策如有变化,按照最新政策执行。
4.设置集中竟价交易购电主体申报限额,该上限参照购电主体历史用电水平设定。分时段交易时,分时段申报限额设定如下:
M月集中竞价电量申报限额=【(M-2)月购电主体日均结算电量xM月日历天数xKq1-M月已成交电量】xKq2其中,(M-2)月为M月前的第2个月份,Kq1、Kq2均暂取 1.3。
5.经营主体的交易限额按各类交易持有合同总量计算。
(八)中长期市场与现货市场的衔接
购售双方年度中长期合同原则上按尖峰、高峰、平段、低谷四个时段平均分解至每日每小时。其中,光伏企业签订的合同日分时曲线参照河北南部电网光伏发电24小时典型曲线(详见附件3)分解,即各时段合同电量按尖峰、高峰、平段、低谷各自时段内分时曲线占比分解;独立储能可按照自定义曲线将年度中长期合同电量分解至约定小时。
(九)交易价格
1.电力交易成交价格应由经营主体通过市场化方式形成第三方不得干预。
2.输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等按《河北省发展和改革委员会关于第三监管周期河北省级电网输配电价及有关事项的通知》(冀发改能价【2023】646号)等文件执行。2025年继续由电网企业代理采购线损电量。
3.独立储能参与容量租赁交易,2025年交易价格上、下

宏观政策

每小时。其中,光伏企业签订的合同日分时曲线参照河北南部电网光伏发电24小时典型曲线(详见附件3)分解,即各时段合同电量按尖峰、高峰、平段、低谷各自时段内分时曲线占比分解;独立储能可按照自定义曲线将年度中长期合同电量分解至约定小时。
(九)交易价格
1.电力交易成交价格应由经营主体通过市场化方式形成第三方不得干预。
2.输配电价、上网环节线损费用、系统运行费用、政府性基金及附加等按《河北省发展和改革委员会关于第三监管周期河北省级电网输配电价及有关事项的通知》(冀发改能价【2023】646号)等文件执行。2025年继续由电网企业代理采购线损电量。
3.独立储能参与容量租赁交易,2025年交易价格上、下限暂定 400、200 元/千瓦·年。
4.燃煤发电上网电量在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价,上下浮动原则上均不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮 20%限制。
5.煤电容量电价机制按照《国家发展改革委国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》(发改价格(2023]1501号)及河北省有关要求执行。
6.如遇政策调整按最新电价政策执行。
三、统筹开展绿电、绿证交易
为落实国家碳达峰碳中和战略部署,促进能源绿色低碳转型,引导和培育全社会绿色消费意识提升,积极采取激励和引导措施,持续扩大绿电绿证交易规模。
(一)鼓励无补贴新能源企业入市电量全部参与绿电交易若有电量偏差调整需求,可参与月度、月内电能量交易,其交易电量不得超过已成交绿电合同的30%。
(二)为鼓励售电公司积极代理用户参与绿电交易,售电公司的绿电交易合同电量不受直接交易总电量规模8%的限制。
(三)鼓励经营主体签订多年期绿电合同。
(四)坚持绿电交易“统一规则、统一流程、统一认证”三统一原则,落实“优先组织、优先调度、优先结算、优先保障”四优先要求,充分发挥市场作用,全面反映绿色电力的电能价值和环境价值。
5.为促进绿电交易规模持续扩大,助力能源绿色低碳转

宏观政策

值和环境价值。
(五)为促进绿电交易规模持续扩大,助力能源绿色低碳转型,现阶段暂不考虑绿色电力环境价值偏差补偿,后期根据市场发展情况逐步补充完善。
(六)绿电、绿证交易其他事项按照国家相关政策及《绿电专章》、《绿电细则》等文件执行。
四、合同签订与调整
(一)实行信用服务机构见证签约
河北电力交易中心负责归集经营主体签约、履约信息(价格等经营主体私有信息除外),通过电力交易平台加密传至河北省社会信用信息中心。
(二)规范签订电力中长期交易电子合同
为提高工作效率,交易承诺书+交易公告+交易结果视为电子合同,作为执行依据。
(三)建立电力中长期交易合同调整机制
每月定期开展发用两侧年度电力直接交易合同电量分月计划调整。
鼓励购售双方在中长期合同中设立交易电价随燃料成本变化合理浮动的条款,实行交易价格与煤炭价格挂钩联动促进煤炭与电力中长期稳定利益共享,保障能源稳定供应。年度交易应分月达成交易合同,各月份交易合同价格可根据燃料成本变化,经购售双方协商在合同执行月前,通过电力交易平台重新确认。
五、计量
电网企业应当根据市场运行需要为经营主体安装符合技术规范的计量装置,定期抄录发电企业(机组)和电力用户电能计量数据,保证计量数据准确、完整。按照满足电力分时段交易、分时段结算的要求,及时将计量数据提交河北电力交易中心。河北电力交易中心做好用户用电信息披露工作。
发电企业应合理安排计量装置改造计划,确保本企业计量装置符合要求。
六、市场结算与偏差考核
(一)结算原则
根据《交易规则》有关规定,按照“照付不议、偏差结算”原则对经营主体开展分时段交易结算。交易合同(含电网代理购电合同)按照约定的电量、电价结算,实际执行与交易合同的偏差按偏差价格结算。现货市场结算运行时,按照现货规则执行。
(二)批发市场结算
非现货市场结算运行时,批发市场偏差结算相关参数及规则如下:
1.入市发电企业、批发交易用户(售电公司)实际完成电量与合同电量的偏差,设置分段惩罚系数。超发电量惩罚系数K1、少发电量惩罚系数K2、超用电量惩罚系数 U1、少用电量惩罚系数U2均按照两段设置。超发(用)、少发(用)1段偏差范围为0-3%,惩罚系数均为1.0;超发(用)、少发(用)2段偏差范围为大于3%,各时段的惩罚系数见下表。

宏观政策

(一)结算原则
根据《交易规则》有关规定,按照“照付不议、偏差结算”原则对经营主体开展分时段交易结算。交易合同(含电网代理购电合同)按照约定的电量、电价结算,实际执行与交易合同的偏差按偏差价格结算。现货市场结算运行时,按照现货规则执行。
(二)批发市场结算
非现货市场结算运行时,批发市场偏差结算相关参数及规则如下:
1.入市发电企业、批发交易用户(售电公司)实际完成电量与合同电量的偏差,设置分段惩罚系数。超发电量惩罚系数K1、少发电量惩罚系数K2、超用电量惩罚系数 U1、少用电量惩罚系数U2均按照两段设置。超发(用)、少发(用)1段偏差范围为0-3%,惩罚系数均为1.0;超发(用)、少发(用)2段偏差范围为大于3%。
2.全网电力直接交易分月合同的加权平均价按是否高耗能属性分别统计。偏差电量、直接交易分月合同的加权平均价按时段类型分别统计。未能达成交易的经营主体,实际发用电量全部按偏差价格结算。
(三)电网代理购电结算
电网企业代理购电偏差电量按照发电侧上下调预挂牌价格结算,未开展上下调预挂牌交易时,按照最近一次、最短周期的场内集中竞价出清价格结算。现货市场结算运行时:按照现货市场价格结算。其中:
电网代理购电偏差电量=发电企业总入市上网电量一入市电力用户实际用电量-电网代理购电合同电量-上下调电量-市场化外送电量。
(四)零售市场结算
河北电力交易中心负责汇总售电公司与零售用户签订的零售合同,按照合同约定提供零售结算依据。
(五)差额资金分配
电力用户侧(包括批发电力用户、售电公司、电网代理购电)的偏差电量费用,与发电侧的偏差电量费用等之间的差额,50%按照当月市场化上网电量的占比返还给所有入市机组;50%按照当月用电量的占比返还给所有电力用户(包括批发电力用户、售电公司、电网代理购电)。
经营主体发生计量差错时,差错电量大于500兆瓦时的,经营主体可申请调整差错电量发生月结算结果,引起的差额资金变化计入更正月,不再联动影响历史月份其他结算依据;差错电量小于500兆瓦时或未申请调整历史月份结算结果的差错电量计入更正月抄见电量一并结算。
七、零售市场
(一)零售服务关系建立
通过电力交易平台(包括PC端和“e-交易”移动端),常态化开展售电公司与用户零售服务关系建立工作。合同双方就交易价格、交易电量等合同要素在电力交易平台确认后,通过电子签章形式线上签订《河北南部电网市场化零售合同》(以下简称零售合同,示范文本见附件),作为双方市场化零售结算的唯一认定合同。未签订零售合同的电力用户,直接向发电企业购电。
原则上,电力用户与售电公司绑定关系合同期为2025年全年。售电公司与电力用户可于每月25日前,通过电力交易平台开展次月代理关系的新建、变更,以及当月零售套餐的调整工作。
(二)零售套餐设置原则

宏观政策

组;50%按照当月用电量的占比返还给所有电力用户(包括批发电力用户、售电公司、电网代理购电)。
经营主体发生计量差错时,差错电量大于500兆瓦时的,经营主体可申请调整差错电量发生月结算结果,引起的差额资金变化计入更正月,不再联动影响历史月份其他结算依据;差错电量小于500兆瓦时或未申请调整历史月份结算结果的差错电量计入更正月抄见电量一并结算。
七、零售市场
(一)零售服务关系建立
通过电力交易平台(包括PC端和“e-交易”移动端),常态化开展售电公司与用户零售服务关系建立工作。合同双方就交易价格、交易电量等合同要素在电力交易平台确认后,通过电子签章形式线上签订《河北南部电网市场化零售合同》(以下简称零售合同,示范文本见附件),作为双方市场化零售结算的唯一认定合同。未签订零售合同的电力用户,直接向发电企业购电。
原则上,电力用户与售电公司绑定关系合同期为2025年全年。售电公司与电力用户可于每月25日前,通过电力交易平台开展次月代理关系的新建、变更,以及当月零售套餐的调整工作。
(二)零售套餐设置原则
零售套餐是指售电公司在零售合同中设置的电量电价资费标准。河北电力交易中心负责零售套餐的统一管理,售电公司应设置2种(含)以上公共套餐,供电力用户查看、比较,并且根据市场运营情况及时更新公共套餐参数。鼓励双方选择与现货价格联动的零售套餐。
为规范零售市场秩序,营造良好的零售市场环境,暂按2024年限值水平,合理设定各零售套餐价格参数、偏差考核等限值。其中,固定价差方式的上浮价差不超过3.1元/兆瓦时,固定费用方式的固定费用不超过400元1月。
除按政策暂不实行峰谷分时电价的电力用户(名单由电网企业提供)外,零售用户均应签订分时套餐,自主选择与河北南网或该售电公司的电力中长期直接交易合同加权平均价联动(每月通过电力交易平台公布)。鼓励暂不实行峰谷分时电价的用户与售电公司签订分时套餐。
(三)偏差处理方式
为助力中小企业纾困减负,2024年用电量小于2000兆瓦时的电力用户不进行偏差考核。鼓励售电公司与10千伏(含)以下电力用户签订无偏差考核套餐。
八、工作要求
(一)规范市场交易行为
1.河北电力交易中心要按照《交易规则》,提前发布交易公告,确定交易时间、组织方式、合同签订要求、结算规则等,做好信息发布,确保交易顺畅。落实有序推动工商业用户全部进入电力市场要求,提升电力交易平台业务支撑能

宏观政策

联动(每月通过电力交易平台公布)。鼓励暂不实行峰谷分时电价的用户与售电公司签订分时套餐。
(三)偏差处理方式
为助力中小企业纾困减负,2024年用电量小于2000兆瓦时的电力用户不进行偏差考核。鼓励售电公司与10千伏(含)以下电力用户签订无偏差考核套餐。
八、工作要求
(一)规范市场交易行为
1.河北电力交易中心要按照《交易规则》,提前发布交易公告,确定交易时间、组织方式、合同签订要求、结算规则等,做好信息发布,确保交易顺畅。落实有序推动工商业用户全部进入电力市场要求,提升电力交易平台业务支撑能力,优化电力用户登录电力交易平台方式,可采用手机验证码、人脸识别等手段满足大量中小用户登录使用电力交易平台开展业务需求。
2.各经营主体要按照《交易规则》和相关要求参与交易:平等协商,自主交易,严禁串通报价、恶意报价和扰乱市场秩序。各经营主体应按照电力交易平台有关使用规定规范开展交易申报,不得利用第三方软件进行频繁申报、抢先申报等影响交易正常秩序。若发现市场交易出现异常行为,河北电力交易中心可依法依规采取于预措施,纳入市场信用评价并报我委、华北能源监管局。
3.河北电力调度控制中心充分发挥安全供应保障作用,对于发电企业低谷时段合同电量低于最低发电要求的,可按保安全、保供应优先原则按需调用机组,由此产生的后果由发电企业自行承担。
(二)加强市场信息披露
落实《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管(2024]9号)要求,加强和规范信息披露工作,进一步满足市场经营主体信息需求。
1.电网企业要完善用户侧分时段用电数据查询功能,做好电网营销信息系统与电力交易平台数据双向贯通,提高结构化数据发布比例,实现电力交易平台信息发布一口对外。我委将建立信息披露监督、评价机制,对市场信息披露的及时性、完整性进行评价和通报。
2.河北电力交易中心负责汇集各类市场成员信息,按照

宏观政策

报。
2.河北电力交易中心负责汇集各类市场成员信息,按照公众信息、公开信息、特定信息分类发布。全面加强事前事中、事后电力市场全过程信息披露,促进信息披露工作制度化、规范化,积极营造公开、透明的市场环境,向市场传递清晰有效的信号,为市场成员决策提供充分的支撑,保障市场平稳高效运行。
(三)完善经营主体信用评价体系
建立健全经营主体信用评价制度,以评价结果作为经营主体信用考量标准,不断完善经营主体经营能力、财务状况、市场行为等方面评价内容,建立全面、规范的经营主体信用档案。加强履约监管,河北电力交易中心对经营主体失信行为予以适当公开,发布经营主体履约情况通报。
(四)强化市场风险控制
河北电力交易中心按有关规定履行市场监控和风险防控职责,每月10日前,将上月的市场成员注册情况报我委华北能源监管局备案;建立中长期交易跟踪及信息披露机制及时对市场运行分析总结,对需要完善或调整事项经认真研究后及时报我委。我委会同华北能源监管局依法履行电力中长期交易监管职责。
(五)做好电网安全应急保障
河北电力调度控制中心要在保障电网安全运行、电力供应和可再生能源消纳的前提下,合理安排电网运行方式,做好中长期合同执行。因电网安全、电力供需、可再生能源消纳等原因需要调整生产计划的,优先通过市场交易方式进行出现电力系统事故、电网安全稳定受到威胁、电力供应和新能源消纳无法保持平稳有序等情况,河北电力调度控制中心按“安全第一”的原则处理,并予以免责。
由于不可抗力、系统故障及电网运行需要等引起的偏差考核或对市场有关方的影响,电网企业不承担经济责任。
现货运行期间,按照电力现货市场相关规则执行。
(六)做好宣贯培训工作
河北电力交易中心定期组织开展经营主体培训,针对分时段签约及考核、中长期与现货市场衔接、绿电与绿证交易、独立储能参与市场交易等内容,做好宣贯培训工作,确保经营主体应知尽知。做好咨询问答服务,及时向各类经营主体对市场交易政策、知识进行讲解,确保市场运行平稳。
(七)其他工作要求
1.月中办理过户、销户业务的用户,电网企业按照其对外公布的当月代理购电价格结清费用,开展现货试结算期间按照现货规则执行。
2.鼓励售电公司在做好售电业务基础上,积极拓展包括综合能源管理、节能等增值服务,更好体现服务价值。
3.未入市电量匹配居民农业、代理购电、线损电量需求后,预测的富余部分,可以挂牌的方式由电力用户和售电公司认购。挂牌价格按月度集中竞价交易加权平均价格确定,若月度未开展集中竞价交易或集中竞价交易未形成价格,挂牌交易价格参照最近一次集中竟价交易加权平均价格确定。4.本方案执行过程中,如遇国家、河北省调整交易时段划分、峰谷电价浮动比

宏观政策

河北电力交易中心定期组织开展经营主体培训,针对分时段签约及考核、中长期与现货市场衔接、绿电与绿证交易、独立储能参与市场交易等内容,做好宣贯培训工作,确保经营主体应知尽知。做好咨询问答服务,及时向各类经营主体对市场交易政策、知识进行讲解,确保市场运行平稳。
(七)其他工作要求
1.月中办理过户、销户业务的用户,电网企业按照其对外公布的当月代理购电价格结清费用,开展现货试结算期间按照现货规则执行。
2.鼓励售电公司在做好售电业务基础上,积极拓展包括综合能源管理、节能等增值服务,更好体现服务价值。
3.未入市电量匹配居民农业、代理购电、线损电量需求后,预测的富余部分,可以挂牌的方式由电力用户和售电公司认购。挂牌价格按月度集中竞价交易加权平均价格确定,若月度未开展集中竞价交易或集中竞价交易未形成价格,挂牌交易价格参照最近一次集中竟价交易加权平均价格确定。
4.本方案执行过程中,如遇国家、河北省调整交易时段划分、峰谷电价浮动比行、线损采购方式等政策,按最新政策执行。河北电力交易中心在执行中,遇到问题及时向我委请示,批准后可在交易公告中向经营主体发布。
5.未尽事宜,由我委会同华北能源监管局研究决定。

宏观政策

行业聚焦

INDUSTRY FOCUS

03

行业聚焦

来源:中国能源报

在“双碳”目标下,能源产业正加速绿色低碳转型。风能、太阳能资源丰富的新疆,被纳入国家“十四五”规划纲要明确的大型清洁能源基地,新能源装机规模位居全国前列,产业快步迈向规模化、集约化,受到了越来越多的关注与重视。值得关注的是,华为数字能源已扎根新疆30余年,为新疆实现“双碳”目标注入源源不断的新动能。
12月6日,以“碳路中国 大道有为”为主题的2024华为中国数字能源旗舰峰会在新疆乌鲁木齐举行,来自政府、企业以及行业伙伴就数字能源产业的新趋势、新技术和新机遇等相关问题进行深入探讨。
峰会期间,华为与多家企业签署合作协议及落成项目仪式,共同推进新疆新能源产业高质量发展。华为数字能源中国区总裁周建军在致辞时表示,华为数字能源将坚持技术创新、场景融合、生态共融,全面支撑新疆构网储能、电站数字化、电算融合、矿区开发、电动重卡、交旅融合等产业发展。
技术创新助力新疆新能源产业迈向高质量发展
在能源生产和消费的结构化变革时代,新能源在我国西部地区正在发挥重要作用,产业发展也迎来新变化、新需求。作为我国最重要的能源高地之一,新疆凭借富集的可再生能源资源、独特的地形地貌及自然条件、不断壮大的特色产业优势,以及在全国能源发展大格局中重要的战略地位,正在加快布局风电、光伏发电、新能源汽车等产业项目,致力于构建高质量新能源产业创新高地。

华为助力新疆构筑新能源产业创新高地

能源资源、独特的地形地貌及自然条件、不断壮大的特色产业优势,以及在全国能源发展大格局中重要的战略地位,正在加快布局风电、光伏发电、新能源汽车等产业项目,致力于构建高质量新能源产业创新高地。
向“新”逐“绿”机遇无限,其间也面临着一些现实挑战。高比例新能源高渗透率下电网稳定性问题,基地化新能源电站的高质量开发、建设、运维问题,疆煤外运等物流绿色转型和可持续发展等问题,在备受关注的同时亟待破解。以技术创新紧抓机遇、应对挑战,这是华为助力新疆清洁能源蓬勃发展的关键与核心。在此,华为业务已遍及14个地州,在10个地州设立城市办公室,有超过1000人的本地化团队。尤其是在数字能源领域,光伏电站智能组串式逆变器累计安装近10万套,发电量较同类产品高1%。
华为以技术创新为引领,应对清洁能源大基地在建设与运维过程中面临的诸多问题与挑战,华为提供了可靠的解决方案。例如,华为围绕“光储用网云”推出智能光风储发电机解决方案,通过构网算法重构电压、频率、功角三大稳定,主动缓解频率和电压波动,解决电网稳定与高比例新能源消纳问题,可以做到发得多、送得完、控得稳。
新疆哈密华润咸水泉电站25MW/100MWh构网型储能项目就是应用典范。该项目通过“单元级、整站级、系统级”三级测试,完成了全球首个百兆瓦时级智能组串式构网型储能系统高低电压扰动、相角跳变、低频振荡、阻尼性能、跟/构网模式切换等测试,有效验证了全球首个电站级规模化构网型储能稳定运行及暂稳态支撑能力。 
场景融合推动新型电力系统基础设施高质量共建
在新疆,为新疆。为了充分发挥新疆新能源产业的多场景优势,并真正解决当地新能源产业发展的痛点。 
华为针对光伏大基地推出“规-建-维-营全生命周期数字化”解决方案,华为聚焦智能化核心算法,提供百万设备接入、全面诊断分析和AI数据处理三大能力,为全生命周期的数字化提供坚实的平台底座,赋能生态伙伴开发包含实景建模、施工进度管理、工程质量管理、电站运行保障、电站智能控制、多能协同等多方面应用,由此实现“少人无人”、高PR、高收益、高安全四大价值。基于此,华为已与国能新疆公司、国电投新疆公司、大唐新疆公司、新疆新华水电公司等签订战略合作协议,全面建设高质量光伏电站。
全液冷超充技术实现充电基础设施高质量布局

行业聚焦

值得关注的是,随着新能源产业愈发受到关注,新能源汽车发展的底气更足,正在成为出行主体。为满足用户需求,实现电动汽车充电基础设施的高质量建设迫在眉睫。在新疆,需求明显,但挑战也很突出。例如,随着疆煤外运的快速增长,以燃油重卡为主的运输模式正快速电动化转型。考虑到新疆地域广阔、环境条件严苛,如何提供坚实的补能保障,支持车辆全场景、全天候稳定运行成为一大难题。再如,夏季高发高温天气、冬季出行极寒气候对充电设施的考验极大,旅游旺季用户激增带来大量不同车型的充电需求,诸如此类的典型问题也需妥善解决。
基于全液冷超充技术,华为打造了“极高质量,极致体验,极佳收益”的充电基础设施,让有路的地方就有高质量充电,为新疆充电网络高质量发展提供了解决方案。全液冷超充架构,融合光储,全液冷、全模块化、超快一体,一次部署,长期演进,相比于传统方案,在相同工况条件下,场站运营周转率提升1倍。以新疆为例,一旦遇到极寒天气,器件性能往往限制较大,传统解决方案效果不佳。采用全液冷方案,核心器件不直接接触外界环境,通过全液冷的方式散热,将设备内部产生的热量通过液体循环带走,既实现设备的高效散热,又有效控制了温度,受极寒环境的影响相对小。目前在乌鲁木齐、吐鲁番等多地,采用华为全液冷超充的充电站已有布局。例如,新疆首批液冷超充重卡场站元道超充(玉涵宾馆站),证明了华为液冷超充在重卡领域能够适配新疆高温、大风沙的免维护特性,为疆煤外运、跨城市物流运输场景打下基础。而在夏季最高温度超过80度的吐鲁番,测试期间,华为超充设备主机满功率输出600kW,充电表现稳定,极端高温极限功率考验下,主机输出无降额。助力新疆充电网络高质量发展,未来值得更多期待。

行业聚焦

04

技术前沿

TECHNOLOGY FRONTIER

技术前沿

来源:钠电材料

高能钠离子电池(SIBs)依赖于层状氧化物正极的高电压运行来获得额外的容量。然而,氧还原(OR)活性,即从O 2p轨道提取电子的过程,可能会触发复杂的相变和在深度脱钠状态下不可逆的氧气释放,导致动力学迟缓、电压滞后和容量衰减。特别是对于O3相(NaxTMO2,通常x>0.8,TM = 过渡金属),固体氧化物中的氧阴离子在高电压下表现出热力学不稳定性,倾向于在电化学激活和持续循环中演变为气体,这可能会对电池系统构成安全风险,并进一步加剧电化学性能。
此外,钠层状正极的空气敏感性在商业化之前也是另一个需要解决的障碍。尽管通过结构控制、化学成分调控和阳离子/阴离子掺杂对高电压运行相关的OR化学有了全面的了解和材料优化,但实现高电压运行仍然是一个严峻的挑战。
最近,创新的“高熵”概念成为焦点,其特点是多个元素组分在单一同质相的相同晶格位点上均匀共存,通常包含五个或更多元素。这被认为是通过故意最大化与结构配置相关的熵来增强电极材料循环稳定性的有效方法。
人们普遍认为高熵、晶格畸变、扩散缓慢和“鸡尾酒”效应是决定高熵材料(HEMs)特性的四个关键因素。形成高熵晶体结构的基本标准在于构型熵超过1.5R,其中R代表理想气体常数,与混合焓竞争,按照吉布斯-赫姆霍兹方程。重要的是,多元素集成赋予高熵材料独特的性质,产生协同效应,来自元素的累积影响。特别是,有报道称随着TM成分的增加,短程有序性被抑制,大大提高了锂存储期间的能量密度和倍率能力。高熵氧化物中碱金属离子的位能重叠分布使得能够构建具有更高离子导电性的固态电解质。值得注意的是,O3型层状氧化物被认为是制造HEMs的理想基底,因为它们的成分灵活性,允许在TMO2层中包含众多的氧化还原活性和非活性TM成分。然而,实施熵稳定策略以增强O3型层状氧化物正极材料也是一个艰巨的任务,主要因为需要仔细考虑每个组成元素对容量和结构稳定性的影响。最近在SIBs中报道了一些O3型高熵电极材料,但这些材料始终存在稳定性-容量权衡问题。更关键的是,熵增强的“鸡尾酒”效应在抑制层状氧化物中晶格氧流动性,特别是电子结构演变的内在机制仍然不清楚。    

长循环寿命钠电层状正极材料!

技术前沿

料独特的性质,产生协同效应,来自元素的累积影响。特别是,有报道称随着TM成分的增加,短程有序性被抑制,大大提高了锂存储期间的能量密度和倍率能力。高熵氧化物中碱金属离子的位能重叠分布使得能够构建具有更高离子导电性的固态电解质。
值得注意的是,O3型层状氧化物被认为是制造HEMs的理想基底,因为它们的成分灵活性,允许在TMO2层中包含众多的氧化还原活性和非活性TM成分。然而,实施熵稳定策略以增强O3型层状氧化物正极材料也是一个艰巨的任务,主要因为需要仔细考虑每个组成元素对容量和结构稳定性的影响。
最近在SIBs中报道了一些O3型高熵电极材料,但这些材料始终存在稳定性-容量权衡问题。更关键的是,熵增强的“鸡尾酒”效应在抑制层状氧化物中晶格氧流动性,特别是电子结构演变的内在机制仍然不清楚。    
近日,阿贡国家实验室Khalil Amine团队提出了一种基于熵增强策略的多浓度化学计量层状正极材料NaCu0.1Ni0.25Co0.15Mn0.35Li0.05Ti0.05Sn0.05O2(CNCMLTS),利用高脱钠状态下的电子结构紊乱(ESD)来增强层状氧化物正极材料中氧的稳定性,从而有效抑制了氧的移动性并控制了氧活性。
通过密度泛函理论(DFT)计算和电化学测量,研究展示了CNCMLTS材料具有高可逆初始放电容量和延长寿命的优越性能,这主要归因于增加的ESD有助于稳定重复(脱)钠过程中的氧还原行为。
此外,团队还通过细致的比较分析揭示了高熵CNCMLTS固有的阳离子无序扰动阳离子氧化还原边界的能力,从而抑制有害O'3相的形成,显著提升了高电压循环稳定性,实现了在2.0−4.4 V电压范围内的高能量密度、长循环寿命和安全性的电池性能。
该成果以“Halting Oxygen Evolution to Achieve Long Cycle Life in Sodium Layered Cathodes”为题发表在《Angewandte Chemie International Edition》期刊,第一作者是Wang Haoji。   
 本文提出了一种通过熵增强策略来提高钠层状正极材料循环稳定性的新方法。通过在高脱钠状态下引入电子结构紊乱(ESD)来增强层状氧化物正极材料中氧的稳定性,有效抑制了氧的移动性并控制了氧活性。这种策略通过多浓度化学计量层状正极材料NaCu0.1Ni0.25Co0.15Mn0.35Li0.05Ti0.05Sn0.05O2(CNCMLTS)实现,该材料展示了高可逆初始放电容量和延长寿命。研究显示,增加的ESD有助于稳定重复(脱)钠过程中的氧还原行为,通过X射线光电子能谱(XPS)和差分电化学质谱仪(DEMS)得到证实。
同时,高熵CNCMLTS由于阳离子无序,能够扰动阳离子氧化还原边界,抑制有害O'3相的形成,从而显著提升了高电压循环稳定性。这些发现为设计新型高熵材料以提高高能量、长循环和安全电池的性能提供了新的思路。

技术前沿

图1:CNCMLTS正极的物理化学特征。(a) CNCMLTS正极的XRD和Rietveld精修图谱。(b) CNCMLTS粉末在不同时间暴露于环境空气后老化的XRD图谱。(c) 原始CNCM和CNCMLTS正极在Cu、Ni、Co和Mn K边的XANES图谱。(d) CNCMLTS的高分辨率TEM图像及其相应的线曲线。(e) CNCMLTS正极的EDS元素分布图。

初始放电容量和延长寿命。研究显示,增加的ESD有助于稳定重复(脱)钠过程中的氧还原行为,通过X射线光电子能谱(XPS)和差分电化学质谱仪(DEMS)得到证实。
同时,高熵CNCMLTS由于阳离子无序,能够扰动阳离子氧化还原边界,抑制有害O'3相的形成,从而显著提升了高电压循环稳定性。这些发现为设计新型高熵材料以提高高能量、长循环和安全电池的性能提供了新的思路。
图文解析

技术前沿

图2:晶格氧演化探索。(a) CNCM和(b) CNCMLTS正极在不同电压范围2.0-4.1 V和4.1-4.4 V下0.1C放电容量贡献的演变。(c) CNCM和(d) CNCMLTS正极循环后的O 1s XPS谱。(e) CNCM和(f) CNCMLTS正极的DEMS。  

技术前沿

图3:密度泛函理论计算。(a) CNCMLTS的晶体结构示意图。(b) CNCM和CNCMLTS在不同浓度下的氧磁矩。(c) CNCM和CNCMLTS在不同脱钠状态下的Ni 3d和O 2p轨道的pDOS。(d) CNCM和(e) CNCMLTS在完全充电(失去75%的Na)时的电荷密度分析。(f) CNCM和(g) CNCMLTS的晶体结构和相应的电荷密度等值线图。

技术前沿

图4:结构转变和电荷补偿研究。(a) 原位XRD图谱的等高线图和相应曲线,显示CNCM和CNCMLTS在2.0-4.4 V内的结构演变。(b) CNCMLS和CNCMLTS在不同充电/放电状态下晶格参数的变化。(c) CNCMLS和CNCMLTS在充电过程中c/a的变化。(d) CNCMLTS电极在不同充电/放电状态下收集的Cu、Ni、Co和Mn K边的XANES图谱。(e) 不同充电/放电状态下相应的TM-O和TM-TM配位距离的变化。(f) CNCM和(g) CNCMLTS的电荷补偿机制。    

技术前沿

图5:电化学性能评估。(a) 1C下100个周期后的容量保持率。(b) 2C下300个周期的循环性能。(c) 从0.1到5.0C的倍率性能。(d) 脱钠过程中的Na+扩散系数。(e) Ip/v1/2曲线斜率的比较。(f) 0.1C下的容量-电压曲线,(g) 从0.1到5.0C的倍率性能,以及(h) HC||CNCMLTS全电池在0.5C下长循环寿命在0.5-4.3 V电压范围内的表现。   

图6:循环后的表征。(a) CNCM和CNCMLTS正极的标准化差示扫描量热分析(DSC)曲线。(b) 循环100次后CNCMLTS的HAADF-STEM图像(插图为FFT图像)和相应的线曲线。(c) 循环后的CNCM和CNCMLTS在Cu、Ni、Co和Mn K边的XANES和相应的FT-EXAFS图谱。基于TOF-SIMS测量结果,CNCM和CNCMLTS正极表面循环后NaO、CuF3、NiF3、CoF3和MnF3片段的3D重建图。

技术前沿

图7:熵增强机制的示意图,用于稳定晶格氧以改善容量衰减。
结论
总之,研究人员观察到在多阳离子层状正极材料中,晶格氧和增强的氧还原行为在长期循环中的稳定性,强调了熵在调节氧还原化学中的关键作用。一个最佳的熵水平能够在高脱钠状态下实现局部电子结构紊乱,从而有效缓解高电压引起的析氧危机,并在延长的循环中实现可控的氧活性。
此外,发现由阳离子无序引起的高熵状态可以扰动阳离子氧化还原边界,从而抑制扭曲的O'3相的形成。原位XAS揭示了在熵增强正极中稳定的局部TMO6八面体环境和独特的阳离子与阴离子电荷补偿机制,而原位XRD、DEMS、DSC和DFT计算一致表明,稳定的晶格氧有助于缓解有害的结构演变,从而显著减少寄生反应并提高热稳定性。
受这些有趣发现的启发,熵增强策略作为一种有前景的方向,用于锚定不稳定的氧离子,并在不牺牲循环寿命、能量效率或安全性能的情况下提高最先进的正极材料的能量密度。

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专业评论

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专业评论

近日,随着2024光伏行业协会年度大会的召开,TOPCon和XBC哪种技术路线更优再度引起激烈的讨论。产品最终服务于客户,对于客户来说,技术路线所带来的总体价值至关重要,而产品的可靠性和综合客户价值则是关键中的关键。TBC组件在经过UV120测试后,衰减率高达5.84%,而TOPCon组件在经过UV300测试后,衰减率低至1.6%。这说明TOPCon组件具备更优性能,即使在长期暴露于强烈紫外线环境下,TOPCon组件也能稳稳发电,保障客户收益,是客户更可靠、更优质的选择。
TOPCon高抗UV衰减,具备卓越耐候性
随着研究发现紫外线诱导衰减是影响组件长期功率衰减新的重要因素,UV衰减成为光伏电池行业的又一热点,引起光伏制造商的广泛关注。这是因为UV照射会导致电池中Si-H键断裂,氢含量显著下降,空隙密度增加,从而在表面引入更多缺陷,导致表面钝化劣化,从而造成电池效率衰减。
为了提高效率,TBC电池正面没有扩散结,在经过UV照射的时候,TBC电池比较敏感,其前表面场上的钝化效果会快速衰退。而TOPCon电池采用正背接触结构,其前面表有扩散结,衰减速度远远低于TBC电池。在经过UV60的光衰测试后,TBC电池效率下降幅度约是TOPCon电池的2倍。
经过UV测试后,TBC电池衰减高于TOPCon电池衰减,进而导致TBC组件衰减也明显高于TOPCon组件衰减。在经过UV60测试后,某TBC组件功率衰减高达3.48%,在经过UV120的测试后,某TBC组件衰减高达5.84%。而TOPCon组件则在UV测试中表现优异:据英发睿能表示,在经过由权威第三方TüV Rheinland UV30的测试后,TOPCon组件衰减率低于1%;天合光能TOPCon组件在经过鉴衡UV300的测试后,衰减率低至1.6%。这些都充分证明了TOPCon组件在紫外线这一自然因素的挑战下展现出了卓越的耐候性。

来源:光伏头条

TBC缘何不敌TOPCon?

专业评论

经过UV测试后,TBC电池衰减高于TOPCon电池衰减,进而导致TBC组件衰减也明显高于TOPCon组件衰减。在经过UV60测试后,某TBC组件功率衰减高达3.48%,在经过UV120的测试后,某TBC组件衰减高达5.84%。而TOPCon组件则在UV测试中表现优异:据英发睿能表示,在经过由权威第三方TüV Rheinland UV30的测试后,TOPCon组件衰减率低于1%;天合光能TOPCon组件在经过鉴衡UV300的测试后,衰减率低至1.6%。这些都充分证明了TOPCon组件在紫外线这一自然因素的挑战下展现出了卓越的耐候性。
发电量更高,TOPCon综合价值更优
光伏电站本质上是投资收益导向型的产品,其投资属性非常强。众所周知,客户价值制胜。对于电站的客户来说,哪种技术带来的长期产出回报更高,综合客户价值更高,自然就会选择该项技术。在发电量增益这一衡量综合客户价值的核心维度上,TOPCon整体表现优于TBC。
在发电量方面,TOPCon在全场景下的发电量均高于TBC组件,主要体现在以下几点:
 TBC采用交叉指状背接触结构,牺牲了背面发电,导致其双面率低于TOPCon 15%左右,而在全球70%以上的双面场景下,TOPCon组件单瓦发电能力比TBC高1.87—3.53%,发电量增益也高于TBC组件 0.082-0.145元/W。
 在低辐照地区及单面场景下,TOPCon优异的低辐照性能得以充分发挥,实证数据显示相较TBC,得益于优良的低辐照性能,TOPCon单瓦发电能力提升1%,发电量增益也高于TBC 0.086-0.229元/W。
目前TBC产品存在漏电通道,在低辐照情况下发电量低于TOPCon。晶科能源和天合光能地面实证数据显示:TBC的发电量分别低于TOPCon组件1.71%和3.2%。
TOPCon在各种应用场景下,在发电量、客户价值、可靠性等核心要素方面均具备优势。未来五年,TOPCon的高双面率和优异的低辐照性能,将使得它在全球光伏电站应用场景中占比70%以上的双面场景具有绝对优势,同时在全球低辐照地区及单面场景具有相对优势,在未来五年内坚守其主流地位。而这也已经成为全光伏行业共识。
对于TBC组件在UV120测试条件下,就产生高达5.84%的大幅度衰减的现象,需要引起终端客户广泛的重视,这将影响客户在整个生命周期的发电收益。

会展信息

 2025年中国青岛国际纺织面料展览会

会议时间:2025年6月26日-28日
会议地点:青岛红岛国际会议展览中心
主办单位:山东纺织工程学、青岛市纺织服装行业协会、海名国际会展集团
承办单位:青岛海名国际会展有限公司
协办单位:中国国际商会青岛商会、青岛市工业和信息化局、青岛国际经济贸易促进中心、潍坊市工业和信息化局、聊城市工业和信息化局、诸城市工业和信息化局、高密市工业和信息化局、河南省服装行业协会、河北省纺织与服装行业协会、陕西省服装行业协会、安徽省服装行业协会、安徽省服装商会、聊城服装商会、烟台市纺织服装行业协会、齐鲁成衣帮
会议概况: 2025年中国青岛国际纺织面料展览会由山东省纺织服装行业协会、青岛市纺织服装行业协会共同举办。同期举办CSITE山东纺博会,以融合行业发展趋势为前提,重邀面辅料行业名企汇聚一堂,展示最新的花型、设计、理念、样式等,同时以品牌下游买家为邀请重心,助力企业快速发展。
2025年中国青岛国际国际纺织面料展览会历经25年在北方市场的深耕,以环渤海地区为窗口,立足中国纺织名城—青岛,辐射北京、天津、河北、河南、辽宁、安徽、山西等六省80城,展示国内外全系列面辅料及纱线,联合服装产业链上下游,现场举办订单贸易对接、新品发布等大型活动。
2025年中国青岛国际国际纺织面料展览会展览面积达40000㎡,参展企业1000家,采购商预计40000人次,本届展会聚焦于精准对接供需双方,旨在促进现场交易成果。依托主办方30万条国内纺织服装行业企业数据资源,结合全年365天不断的线上宣传和线下精准邀约拜访,确保展会的专业观众质量和参展商的实效收益。2025年盛夏必将绽放新姿,硕果累累!

会展信息

EXHIBITION INFORMATION 

会展信息

会议直达:2025年中国青岛国际纺织面料展览会

对接、新品发布等大型活动。
2025年中国青岛国际国际纺织面料展览会展览面积达40000㎡,参展企业1000家,采购商预计40000人次,本届展会聚焦于精准对接供需双方,旨在促进现场交易成果。依托主办方30万条国内纺织服装行业企业数据资源,结合全年365天不断的线上宣传和线下精准邀约拜访,确保展会的专业观众质量和参展商的实效收益。2025年盛夏必将绽放新姿,硕果累累!
联系方式:联系人:刘经理         联系电话: 0571-89099392

做精做优新能源新材料产业
 推进产业延链补链强链

邮箱:hycydt123@163.com
地址:山西省阳泉市矿区桃北西街2号

耿安英        高   杰       杨晓成       周晓辉      

张    静       武天宇      马晓璐        刘志平

刘景利       

段昕永

李淑敏       

张利武
李淑敏     

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