北极星智能电网在线讯:北极星输配电网获悉，近日，海南省住房和城乡建设厅向社会公开征求《关于加快推进居民小区充电桩建设实施方案》意见，蓝冠方案指出，解决小区电容量不足问题。由海南电网公司负责组织开展全省住宅小区配电变压器容量情况摸底工作，通过移动客户端、营业厅等平台为桩企、物业服务企业及有建桩需求的业主提供住宅小区变压器剩余容量查询服务。在未经供电企业确认的情况下，物业服务企业不得以电力容量不足拒绝充电桩进小区。当小区变压器容量不足时，供配电设施产权属于供电企业的，由供电企业提出解决方案；供配电设施产权属于开发企业或小区业主的，由产权所有者研究提出解决方案。鼓励充电桩运营商共同参与小区供配电设施增容改造，支持采用智能负荷管控、智能有序充电等技术手段实现错峰分时充电，提升电能利用效率，节约增容改造成本。 海南省住房和城乡建设厅 《关于加快推进居民小区充电桩建设实施方案》(征求意见稿）公开征求意见的公告 为深入贯彻《海南省清洁能源汽车发展规划》等文件精神，加快推动我省充电基础设施建设，破解充电桩进居民小区难问题，特制定《关于加快推进居民小区充电桩建设实施方案》(征求意见稿)，现向社会各界公开征求意见。公民、法人和其他社会组织等，蓝冠平台官网可以通过电子邮件、信函等方式，于2022年4月22日前，将意见反馈海南省住房和城乡建设厅房地产市场监管处。 联系方式： 1、电子邮箱:fcc_szjt@hainan.gov.cn 2、通讯地址：海南省海口市海府路59号海南省住房和城乡建设厅 邮编：570204 3、咨询电话：65343778 感谢您的参与和支持！ 附件：《关于加快推进居民小区充电桩建设实施方案》（征求意见稿） 海南省住房和城乡建设厅 2022年4月15日 《关于加快推进居民小区充电桩建设实施方案》（征求意见稿） 关于加快推进居民小区充电桩建设实施方案 （征求意见稿） 为深入贯彻《海南省清洁能源汽车发展规划》等文件精神，加快推动我省充电基础设施建设，破解充电桩进居民小区难问题，特制定《关于加快推进居民小区充电桩建设实施方案》（以下简称《方案》）。 一、指导思想 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，坚持以人民为中心的发展思想，提升清洁能源汽车充电保障能力，文明试验区为根本目的，促进清洁能源汽车推广应用。按照“循序渐进、先易后难”的原则，分步分类推进“充电桩进小区”工作，进一步提升居民住宅小区管理服务水平，保障住宅小区充电桩建设需求。 二、工作目标 坚持问题为导向，重点解决居民小区充电桩建设过程中存在的职责分工不够明确、建设流程不畅通和安全管理责任不明晰等方面堵点难点问题，进一步加快推进充电桩进小区工作，促进清洁能源岛建设，提升生态文明试验区建设水平。 三、职责分工 省住建厅负责统筹推进充电桩进小区工作，会同省交警总队指导各市县开展小区周边道路临时停车位建设充电桩试点工作；督促物业服务企业积极配合小区建设充电桩工作。 省发改委负责指导各市县规范小区充电桩充电服务和新能源汽车停车收费标准；配合省住建厅协调相关企业参与小区充电桩建设运营。 省资规厅负责指导市县做好新建小区配建充电桩规划及验收核实工作。 省工信厅负责新能源汽车推广整体统筹工作。 省财政厅负责落实省电动汽车充电基础设施建设运营补贴资金。 省市场监管局负责加强小区充电桩电费和服务费收费监督。 省金融监管局负责会同海南银保监局从保险等金融方面研究支持政策。 省消防救援总队负责地下车库充电桩建设场所消防设施的消防安全监督管理工作。 省交警总队负责配合推进小区周边道路临时停车位建设充电桩试点工作,加强对小区周边临时停车位车辆停放管理。 海南电网公司负责推动全省“一张网”建设，精准测算小区用电容量情况，向有建桩需求的单位或个人提供小区变压器剩余容量查询服务，并做好电力供应。 省交通控股公司负责完善海南省充电基础设施信息管理平台、海南充电桩APP对小区充电桩的接入监管功能，提高充电桩平台接入率，高标准规划建设小区充电桩，发挥项目示范作用。 四、工作内容 （一）严格落实新建住宅小区配建要求。严格落实新建小区充电桩建设有关要求，加强对新建小区规划、设计、建设、验收等环节监管，确保新建小区按照配建停车位的100%建设充电桩或预留充电条件，预留充电条件的新建住宅小区建成投入使用的充电桩比例不低于10%，且小区变压器容量须满足充电桩后续建设需求，按技术标准配套建设防火墙或防火卷帘等消防安全设施。小区交付使用时建设单位应委托充电桩运营企业或物业服务企业等单位维护管理，保证充电桩安全稳定运行。 （二）进一步规范存量小区充电桩建设流程。住宅小区实行用电抄表到户的，由申请人向所在区域供电企业提出用电报装申请，实行“一车一位一表”。住宅小区未实行用电抄表到户的，由物业服务企业或其委托经办人向所在区域供电企业提出用电报装申请，设立充电桩用电总表，在申请人向物业服务企业提出充电桩用电需求后，通过该总表供电。 （三）解决小区电容量不足问题。由海南电网公司负责组织开展全省住宅小区配电变压器容量情况摸底工作，通过移动客户端、营业厅等平台为桩企、物业服务企业及有建桩需求的业主提供住宅小区变压器剩余容量查询服务。在未经供电企业确认的情况下，物业服务企业不得以电力容量不足拒绝充电桩进小区。当小区变压器容量不足时，供配电设施产权属于供电企业的，由供电企业提出解决方案；供配电设施产权属于开发企业或小区业主的，由产权所有者研究提出解决方案。鼓励充电桩运营商共同参与小区供配电设施增容改造，支持采用智能负荷管控、智能有序充电等技术手段实现错峰分时充电，提升电能利用效率，节约增容改造成本。 （四）明晰充电桩建设安全管理责任。根据“谁所有、谁负责”的原则，由充电桩参建各方签订《充电设施安装承诺书》，按承诺书明确各方安全责任。充电桩所有人为充电桩及相关线路安全责任第一责任人，要监督安装建设方严格按照有关充电设施建设技术标准施工，确保充电桩安装符合技术标准要求；充电桩企业在充电桩投入使用前，要对车主进行指导及培训，并在质保期内，严格按照国家规定对充电桩进行维护、保养；安装建设方在施工过程中，要严格遵守《电力建设安全施工管理规定》和有关充电设施建设技术标准，做好安全防范措施，确保安全文明施工和符合有关技术标准要求；物业服务企业要积极配合充电桩所有人、充电桩企业和安装建设方开展充电桩建设工作，在符合消防、电容量相关要求的情况下，不得无故拒绝充电桩进小区，并及时提供相关图纸或指认停车区域内电源位置及暗埋管线走向，配合勘查现场和施工，配合办理用电变更等手续。消防救援部门在地下车库充电桩建设过程中，要加强消防安全技术指导,将电动汽车充电场所消防设施设备完好情况纳入日常监督检查内容,加大事中事后监管力度。鼓励充电桩所有权人通过购买商业保险的方式有效规避风险，防止损害第三者权益。 （五）加强住宅小区充电桩建设日常管理。按照不同小区类型和充电桩类型，分别按照以下方式推进建设，积极引入市场化机制，强化管理。 1.存量小区公用桩。各市县要根据住宅小区充电桩建设任务和居民需求，结合存量小区公用桩情况制定年度建设计划，高标准遴选充电运营企业统一规划建设、统一维护管理。定期开展充电设施设备检修维护、保证充电设施和系统安全、可靠、稳定运行。同时，通过引导运营企业在小区地面公共停车位、外围商铺和周边道路配套建设充电桩，缓解小区内停车位紧张问题。…

北极星智能电网在线讯:4月8日，蓝冠注册江西安福500千伏变电站1号主变一次充电成功，标志着安福500千伏主变扩建工程顺利投运。 安福500千伏变电站位于宜昌市夷陵区鸦鹊岭镇，是宜昌3座500千伏变电站之一。本期扩建工程包括安福变电站主变扩建、葛洲坝—安福500千伏线路改造和对侧葛洲坝±500千伏换流站保护改造。新增1000兆伏安主变压器1组（1号主变），蓝冠网址改造500千伏葛安二回线0.85公里。工程于2020年9月开工。 安福—江陵与宜都—兴隆500千伏线路对调工程正在有序推进，从本站至兴隆变电站的500千伏安兴二回线路已于4月7日完成送电，500千伏安兴一回线路预计4月底投产。

北极星智能电网在线讯:构建以新能源为主体的新型电力系统，是助力实现碳达峰、碳中和目标的关键举措和必然要求。电力市场是新型电力系统建设的重要支撑，自2015年新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步有序推进，取得了显著成效。同时，蓝冠电力市场还存在机制不健全、规则不统一、跨省跨区交易市场壁垒等问题，与党中央提出的加快形成“统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”要求相比，尚有一定差距，需要我们准确把握电力市场发展规律，深入完善电力市场运行机制，为新型电力系统建设提供有力的市场保障。 一、我国电力市场建设面临新形势新要求 当前世界局势正在发生深刻变革，能源电力高质量发展面临严峻挑战。2021年以来，世界范围的能源短缺问题愈发严峻，煤炭、石油、天然气等化石能源价格异常高涨，终端产品价格疏导不畅，产业链供需矛盾十分突出。电力市场建设越来越多的受到国内外、上下游市场以及极端气候的影响，面临着新的形势和要求。 一是市场在资源配置中的作用需要进一步发挥。近年来，随着发用电计划逐步放开，电力市场交易规模快速增长，据统计，2021年，蓝冠平台官网全国市场化交易电量3.7万亿千瓦时，同比增长17.2%，占全社会用电量的44.6%，是2015年市场化交易电量的近5倍。2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，随着政策的逐步落实到位，市场交易用户将大幅增长，市场交易规模将迅速扩大，电力市场在资源配置中的主导性和决定性作用会进一步体现。同时，我国电力市场主体有待培育，市场体系和机制建设正在推进，评估监管体系有待完善，市场主体的风险防控意识不足，电力市场从业人员的专业技能有待提高，社会大众对电力商品的各种价值属性缺乏认识，还需要进行有效的宣传和引导。 二是新能源参与电力市场需要进一步推动。“双碳”目标的背景下，我国电力生产结构发生变化，新能源成为装机和电量的重要组成部分，常规电源逐步转向调节与支撑，新型负荷快速发展，广泛参与系统调节。根据中国电力企业联合会（以下简称“中电联”）年度快报数据，截止2021年12月底，全国风光等新能源装机容量为6.35亿千瓦，占比27%，目前新能源参与市场的比例不高，约占全国新能源发电量的20%左右，以省间交易为主。2030年我国风电、太阳能总装机要达到12亿千瓦以上，新能源大规模参与电力市场将成为必然趋势。目前，我国新能源参与市场的相关注册和机制尚未建立，现有市场机制还不能适应新能源的物理特性，需要尽快研究适应新能源参与市场竞争的相应政策和市场机制，为新能源参与市场创造必要的条件。 三是统一电力市场体系需要进一步完善。我国已初步形成中长期为主、现货市场为补充的电力市场体系，覆盖省间省内，交易品种齐全。随着“放开两头，管住中间”有关政策的落实，我国输配电价的体制机制逐步完善。2021年，全国省间输电能力已经达到2.3亿千瓦，省间交易电量达到7027亿千瓦时，为统一电力市场体系建设奠定了良好的基础。中长期交易和辅助服务市场基本覆盖，首批8个现货试点已进入结算试运行阶段，第二批6个现货试点也已启动建设。绿色电力交易迈出了新的步伐，以省级电力市场为基础、以跨省跨区市场为突破、以全国统一电力市场为方向的电力市场体系初见雏形。同时电力市场体系建设还存在着一些问题，绿色能源环保低碳属性的市场价值未充分体现，电力市场和绿证交易及碳市场、中长期市场和现货市场、省间市场和省内市场的衔接有待加强，辅助服务成本有待疏导，绿证交易和绿电交易规模还很小，各地区电力市场之间规则差异性较大，需要通过完善政策和市场机制加以解决。 四是电力商品多元价值需要进一步体现。电价是电力市场的关键因素，随着我国电价政策的不断完善，特别是1439号文印发以后，逐步建立起“能跌能涨”“随行就市”的市场化定价机制，不断发挥市场在电力资源配置中的作用，有效提高产能和用能的效率。电力要满足安全、经济、环保、效率、民生保障等多重需求，电力商品价值趋向多元化，需要建立相适应的更加科学的电价机制和水平。目前，新能源的绿色价值，燃煤发电的容量价值，灵活资源的调节价值尚未得到合理的体现，在我国能源转型的过程中，需要通过完善电价机制以合理疏导改革发展的成本。 二、加快建设与“双碳”目标同步、与新型电力系统相适应的电力市场 2022年2月，国家发改委、国家能源局印发《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》，对电力市场建设提出了更加明确的目标要求。电力行业要准确把握新形势下电力市场的变化，进一步完善体制机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用。电力市场建设必须遵循电力系统运行规律和市场经济规律，在还原电力商品属性的同时，满足电网运行的连续性和有序性的要求。 一是构建多层次协同、基础功能健全的全国统一电力市场体系。为了更好发挥市场对资源配置的决定性作用，应从全局层面考虑进一步支撑我国能源结构转型，通过建立规范统一的电力市场基本交易规则和技术标准，破除电力交易的地域界限，规范各层次电力市场秩序，推动实现全国电力市场和地方各级电力市场统一规范运营和有效衔接，进一步发挥大电网的互济能力，实现集中式新能源大范围优化配置，同时依托微电网灵活调节能力实现分布式新能源就地消纳，提升整个电网的资源配置能力。进一步规范统一的市场基本交易规则，减少政策的不确定性，降低市场主体制度性交易成本，打破省间壁垒，提高大范围资源配置效率。进一步加快电力市场标准化建设进程，建立完善的标准体系框架，统一电力市场相关的名词概念、数据口径和技术标准，保障全国统一电力市场建设规范有序推进。 二是健全新能源参与市场的机制。提升电力市场对高比例新能源的适应性。完善适应高比例新能源的市场机制，要充分考虑新能源预测困难、波动性大、单体规模小、比较分散的物理特性。将目前的保障性收购政策转换为政府授权合同的形式，由政府授权电网企业或保底购电企业与新能源发电企业签订长期政府采购合同，固定收购价格或者明确价格调整机制，保障新能源企业的经营收益。推动构建适应新型电力系统的电力市场交易机制，进一步缩短交易周期，提高交易频率，中长期市场不间断开市，缩短实时市场出清时间间隔，多周期动态优化，以适应新能源出力预测准确性低的特性，增加新能源调整曲线的机会。 三是推动完善煤电价格补偿机制。在现行的电价机制下，煤电企业主要靠获取电量收入。随着新能源发电占比提高，煤电功能逐步由“基础保障电源”转变为“基荷与调峰并重”，发电小时数将会显著下降，机组长时间处于待命状态，电量收入明显减少，长期来看无法覆盖机组成本。应进一步统筹支持现役煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”，逐步完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力，完善支持灵活性煤电机组的价格补偿机制，提高企业投资运营煤电机组、发挥煤电机组调节能力的积极性。 四是建立和完善辅助服务市场和价格传导机制。为适应大规模新能源并网和消纳，电力系统通常需要考虑增加相应的备用电源容量投资、灵活性电源的投资、接网和配网投资，电力系统运行成本将会提高。应建立公平合理的辅助服务市场，按照“谁受益、谁承担”的市场化原则，合理分摊新能源发电产生的整体系统性成本，调动灵活资源参与调峰调频等辅助服务。 五是合理定价新能源绿色价值，处理好绿电交易、绿证交易和碳交易三个工具之间的关系。绿证市场、绿电市场、碳市场之间是相辅相成的关系，电力用户为了满足绿色消纳责任，既可以选择在绿色电力市场购买绿电，也可以在绿证市场购买绿证，还可以在碳市场购买碳配额。三个产品的目的都是为了反映电能量的绿色价值，长期来看，三个产品反映的电能量绿色属性价值应该是趋同的。未来应深入研究几类市场相互影响关系，进一步明确绿色电力市场、绿证市场和碳市场的功能定位，理顺三者之间的关系，构建目标一致、互相协同的绿色交易体系。 三、发挥行业协会优势，凝聚行业力量深入推进电力市场建设 当前电力市场建设到了新的阶段，电力体制改革到了关键时刻，中电联落实党中央要求，积极参与电力体制改革各项工作，并于2021年12月成立了电力市场分会，凝聚行业力量，积极服务电力改革，服务电力行业企业健康发展。 一是打造沟通协作平台，凝聚行业共识。当前市场改革路径还在探索，市场机制还在研究，各类观点激烈碰撞，形成了“百家争鸣，百花齐放”的态势，需要进一步沟通交流，凝聚行业共识。不断加强行业智库建设，建立高效的企业、专家沟通机制，集思广益，破解电力市场建设焦点难点问题。 二是打造改革服务平台，推动标准建设。按照国家关于完善电力市场体制机制的相关部署，以及电力标准化管理工作要求，加快推动电力市场标准体系建设，研究“十四五”期间电力市场技术标准编制规划。做好电力市场政策跟踪和交易数据收集和分析工作，及时发现苗头性、倾向性、潜在性问题，做好分析研判。 三是打造专项研究平台，研究关键问题。针对新型电力系统下的电价机制，新能源参与电力市场机制等关键问题进行研究，及时向政府有关部门提供意见建议。同时，加强对市场主体的调研，开展市场主体效益分析及参与市场路径设计专项研究，加强对有关政策落实情况、现货试点成效、绿电交易等专项调研。 四是打造人才培养平台，汇聚人才力量。当前电力市场化规模迅速增长，需要尽快培育市场主体，加强交易人员队伍的建设。中电联积极推动电力交易员新职业的设立，推进职业标准编制，开展电力交易人员培训和认证工作，组织行业竞赛，在行业内营造氛围，提升全员市场化意识，不断促进电力行业人才队伍素质提升。

北极星智能电网在线讯:北极星输配电网获悉，近日，蓝冠注册江苏省发展改革委发布关于开展2022年光伏发电市场化并网项目开发建设工作的通知。 通知提到，纳入储备库的项目投资开发企业应及时开展项目可行性研究和接入系统设计工作。省电力公司应根据储备库项目情况，及时开展整体接网规划研究，滚动优化电网规划方案。 纳入实施库的项目投资开发企业应及时组织并取得项目可研评审意见，委托开展接入系统设计评审，结合接网工程建设等具体条件，蓝冠网址与电网企业友好协商，合理确定并网时间，及时签订相关协议，确保网源同步投运。项目并网时间原则上不得晚于2024年12月底，确有特殊原因的应提前六个月协商确定最终并网时间，并报省发展改革委（能源局）。逾期未并网的，应重新申报纳入项目储备库。 省电力公司应在依法合规、保障施工安全和电力系统安全稳定的前提下，抓紧开展配套送出工程核准和建设工作，努力做到电源与电网协同发展。 通知如下： 省发展改革委关于开展2022年光伏发电市场化并网项目开发建设工作的通知 苏发改能源发〔2022〕350号 各设区市发展改革委，省电力公司： 为积极贯彻落实国家“碳达峰 碳中和”长期目标，保持政策连续和相对稳定，推动我省光伏发电平稳有序发展，现将我省2022年光伏发电市场化并网项目开发建设有关事项通知如下： 一、项目范围 采取市场化方式落实并网条件的普通地面集中式光伏发电项目。项目场址范围应清晰明确，不涉及永久基本农田、生态保护红线、自然保护地以及其他国家、省相关法律法规、相关规划明确禁止的区域，不存在土地纠纷等问题。 二、项目申报 各投资开发企业可于本通知发布之日起在“江苏省新能源管理平台”（https://jsedc.ent.lsmod.top:10443）中进行项目申报，形成集中式光伏发电项目库。省发展改革委（能源局）根据项目条件划分为项目储备库和项目实施库，所有申报项目首先纳入项目储备库。 （一）储备库项目条件 具有项目基本信息并上传投资项目备案证和土地租赁（框架）协议的项目；各设区市发展改革委组织所属县（市、区）通过资源摸排具备开发条件且上传地块、可开发容量等有关信息的项目。 （二）实施库项目必备条件 已纳入储备库并在申报平台中上传投资项目备案证、签订的正式土地租赁协议、配套新增调峰能力方案、项目建设承诺函和县级及以上自然资源、水利部门出具的支持性意见或相关文件等必备内容的项目。 配套新增调峰能力项目应为2022年1月1日以后投产的项目，建设要求、认定标准、新型储能电站性能和运营管理等相关要求按照《省发展改革委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》（苏发改能源发〔2021〕949号）执行。配套新增调峰能力方案为现役供热气电和煤电机组调峰灵活性改造的，应提供与相关电厂签订的合作（购买）协议；配建新型储能的，应同步上传投资项目备案证、用地预审意见或自然资源部门出具的支持性意见，购买或合建新型储能的，还需同步提供购买协议。申报企业应在项目建设承诺函中承诺土地、调峰能力等情况，并将承诺履行情况纳入企业信用记录。 三、项目审核 各设区市发展改革委应组织所属县（市、区）开展本地市场化并网光伏发电项目申报工作，并及时在申报平台中进行初审，各级审核时间原则上不超过5个工作日，超过审核期限的将自动通过。省发展改革委（能源局）将进行复核，分批公布实施库项目清单并组织实施。 四、工作安排 申报截止时间为2022年12月15日。 纳入储备库的项目投资开发企业应及时开展项目可行性研究和接入系统设计工作。省电力公司应根据储备库项目情况，及时开展整体接网规划研究，滚动优化电网规划方案。 纳入实施库的项目投资开发企业应及时组织并取得项目可研评审意见，委托开展接入系统设计评审，结合接网工程建设等具体条件，与电网企业友好协商，合理确定并网时间，及时签订相关协议，确保网源同步投运。项目并网时间原则上不得晚于2024年12月底，确有特殊原因的应提前六个月协商确定最终并网时间，并报省发展改革委（能源局）。逾期未并网的，应重新申报纳入项目储备库。 省电力公司应在依法合规、保障施工安全和电力系统安全稳定的前提下，抓紧开展配套送出工程核准和建设工作，努力做到电源与电网协同发展。 五、项目库建设要求 建立项目储备库是加大光伏发电项目开发力度，统筹源网同步投运的重要手段。各设区市发展改革委要高度重视集中式光伏发电项目库建设，组织所属县（市、区）会同电网企业开展光伏资源全面勘察评估，加大与自然资源、生态环境、住房城乡建设、水利、林业等部门的衔接力度，准确掌握各县（市、区）光伏发电可开发资源情况，纳入光伏发电项目储备库，做到清单化管理。项目储备库每年滚动调整1次，为保障并网消纳，只有在上年度纳入储备库的项目方可在满足条件后，转入项目实施库组织实施。 省电力公司要积极配合开展光伏发电项目资源摸排和项目储备库建设工作，按照“适度超前”的原则，规划布局服务光伏送出的重点网架工程，做好光伏项目并网服务工作，进一步推动光伏发电规模化发展。 若国家政策有重大调整，我委（能源局）将适时调整我省光伏发电项目市场化并网政策。 特此通知。