送电量

运行情况。2019年6月1日，经过前期充分准备，重庆电力调峰辅助服务市场启动正式运行，交易品种包括机组深度调峰和机组启停调峰。首次将三峡电站、二滩电站送重庆等点对网交易电量纳入受端省份辅助服务市场
网对网交易电量参与送受端辅助服务市场的方式、原则等，为深化辅助服务市场运行提供政策支撑。 二是建议规范跨省区交易。当前跨省区交易主要分为国家指令性计划、政府间协议、电网企业间交易三类。跨省区交易价格

浙江省人均40倍以上。通过搭建电源、电网、负荷、储能整体解决方案，示范区成功解决了风电、光伏的随机性、波动性问题，新能源年发电量5亿多千瓦时，减排二氧化碳近50万吨。 日前，浙江成功将舟山五端柔性
将超3400万千瓦。能源互联网将为新能源发展提供坚强支撑，确保清洁电力送得进、散得开、用得好。 自2020年开始，浙江实施输电线路动态增容，破除了绍兴等地能源输送瓶颈。创新潮流控制技术，将易过载的

量都足以支撑当前乃至2060年的能源转型的需求。另一个是有利于提升中东南部接纳三北地区外来可再生能源电力的意愿，毕竟按照配额的核算规则，外送的新能源电量的权益计入受端，这也将提升三北可再生能源丰富地区
? 配额制是一项面向消费侧的政策，因为除自发自用电量外，其他各类电源的电量一旦汇入大网就无法区分来源，消费者从大电网购入并消费的每一度电的排放强度都是一样的，因此，应遵循度电同权的原则，以全社会总的用电量为

长期协议后，根据输送(交易)新能源电量相应调减受端省保障性并网规模并调增至送端省。保障性并网项目由各省级能源主管部门通过竞争性配置统一组织。 对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建
置换，经送、受省份协商并会同电网企业签订长期协议后，可根据输送(交易)新能源电量相应调减受端省保障性并网规模，并调增至送端省。 问：2021年保障性并网规模如何落实? 答：2021年拟并网的风电

发现，2020年12月以来，乌江电力先后两次受让长电资本持有的黔源电力股份，三次交易共计花费2.72亿元。 2020年，黔源电力的发电量和上网电量均达到100亿千瓦时，增幅超过26%，而且公司的光伏项目实现零
突破，初步建成国内第一个流域梯级水光互补可再生能源基地。 根据计划，黔源电力2021年完成发电量同比基本持平，资产负债率要低于71.65%。 乌江电力成为第三大股东 经过半年的受让和增持，乌江电力

2018年、2019年、2020年，国网经营区内新能源省间交易电量逐年上升，分别为722亿、883亿、915亿千瓦时，且交易价格相对稳定。 能源资源和负荷中心逆向分布，新能源通过
区内新能源省间交易电量。对比2018年、2019年722亿、883亿千瓦时的数据，我国新能源省间交易电量正在逐年攀升。 在交易电量不断增长的3年时间里，有行业权威人士向记者透露，新能源交易价格也处于相对稳定

。发电侧加快西部、北部新能源集中开发与东中部分布式新能源开发，东部海上风电由近海逐步向远海拓展;新能源既是装机主体、电力与电量供应主体，也是责任主体，具备相当程度的主动支撑、调节与故障穿越能力;水电、核电
电网、构建大市场，并同步加强送受端交流电网、扩大联网规模以承载跨区大规模输电需求。发展现代智慧配电网，提升城乡配电网电气化高承载力。积极推动分布式微电网建设，促进多元化源荷即插即用与分布式新能源的就地

，电力就地消纳困难、调峰能力不足和外送能力弱等新能源弃风弃光的根源问题有可能卷土重来。除了提高火电机组的电源调节能力、加快推进抽蓄电站建设、加快外送通道建设等措施外，光热发电规模化替代火力发电不失为一种新
%;水电854.544万千瓦，约占总装机的7%;风电2000.41万千瓦，约占总装机的17%;光伏891.44万千瓦，约占总装机的8%。新能源装机占比达到25%。 2019年全口径发电量完成4005.27