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当前日本电力体制改革与市场建设新形势(一)

作者:周杰 来源:电价研究前沿 发布时间:2020-06-21 浏览:
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2020年是日本第五轮电力体制改革的收官之年,从4月1日起,一般输配电企业与各大电力公司实现法定脱钩,标志着1995年以来的日本电力自由化改革基本完成。日本电力体制改革的核心是电力市场建设,经过前四轮的电改,日本已建立竞争性电力批发市场(JEPX),形成日前、日内市场以及远期市场的多市场交易体系。福岛核事故以来的第五轮电改又创建了非化石电力交易市场、基荷电力市场、间接输电权市场、容量市场、供需调节市场5个新市场。这些新市场发挥了哪些作用,是进一步放松了管制还是对自由化改革的背离?本文从评估当前日本电力体制改革以及电力市场建设成效入手,探讨日本创建电力相关新市场的目的、意义及其存在的问题。

一、日本电力自由化与电力市场新发展

长期以来,日本电力行业普遍采用“发输配售”垂直一体化的经营模式,在一个地区只有一家电力公司,实行“成本加成”的政府定价模式,形成了东京电力、关西电力、中部电力、东北电力、九州电力、中国电力、四国电力、北海道电力、北陆电力、冲绳电力等全国十大电力公司垄断经营的格局。从1995年起,日本进行过四轮电力体制改革,实现了发电侧部分市场化,放开了特高压和高压输电领域的市场交易,但电力行业的竞争水平仍然偏低。

2011年的东日本大地震和福岛核事故导致关东地区不得不采取大规模计划性停电措施,充分暴露了日本“诸侯割据”式电力体制的弊端。2013年4月,日本政府通过《关于电力体制改革的方针》,开启日本第五轮电力体制改革进程。日本电力改革分为三个阶段推进:

第一阶段,2015年4月,日本设立了推动全网跨区调度的“电力广域运营推进机构”(OCCTO);第二阶段,2016年4月,6000V以下的低压市场实现自由化,全面放开售电市场;第三阶段,2020年4月,一般输配电企业(系统运营商)采用控股公司或子公司的形式与其母公司实现法定脱钩。

此轮日本电改最重要的目标就是通过放松政府管制,创造良好的竞争环境,推动电力市场全面自由化。

(一)形成发现价格、品种齐全、体系完备的统一电力市场

2003年11月,日本在第三轮电改中就设立了发、售电企业交易的电力批发市场(JEPX),但仍以中长期合约双边交易为主。经过多年培育,现已形成以日前市场为主,包括日内市场、远期市场以及场外公告牌市场的电力交易体系。从2012年到2018年,日本交易所电能量交易年均增长73.9%,占全社会用电量比重,由2016年4月的0.5%快速增长至2019年12月的39.5%,一改中长期合约一统天下的局面。

“日前市场”(又称现货市场)于2005年4月1日正式启动,全天以30分钟为单位进行48个时段交易,日前市场价格作为指标价格已成为整个日本电力市场的重要风向标。2012年至2018年日前市场交量电量年均增加75.2%。2019年度交易电量为2925亿kWh,同比增加40%以上。2019年第四季度交易量为728亿kWh,平均价格为8.1日元/kWh,比上一年同期9.9日元/kWh略有所下降。但今年1月以来,价格波动较大,波动区间为0.01-17日元之间,2月23日10:30-15:30交易时段竟然出现了0.01日元的极端低价现象。

2009年5月日本开启了“日内市场”。日内市场是日前市场关闭后对发用电计划进行微调的交易平台,全天分割为48个时段。日内市场交易受电网传输容量约束,采用价格优先、时间优先的连续竞价交易模式。2012-2018年日内交易电量年均增长达到38.5%,2019年全年交易量为21.4亿kWh,其中2019年第四季度交易量为6.8亿kWh,平均价格为8.18日元/kWh。

日本的“远期市场”交易于2009年4月启动,包括年度、月度、周等不同交割周期(从运行前的3年至3天),以及白天型和24小时型不同交易时间段的5个电能量交易品种。2018年8月,为增加远期市场的流动性,政府将市场范围分割为东日本和西日本两个板。尽管如此,2012年至2018年远期市场交易电量呈现不断下降态势,年均增长率为-12.3%,2019年第四季成交量为7242MWh。

此外,交易所还设有场外电力交易经纪业务的“公告牌市场”,这一市场适合小规模的发电企业以及自备电厂参与交易,售电价格、数量、条件不限,通过邮件或交易网站自由设定,一般由交易所中介撮合成交。

由于现货市场价格波动剧烈,新增的电力公司面临巨大经营压力。2019年9月,东京商品交易所开设了试验板的电力“期货市场”,计划用三年时间培育市场后再正式推出。目前上市的商品有两大类:限于工作日交易的峰荷电力(8-18时)和不分节假日的全天候基荷电力交易,并细分为东日本和西日本两个板块。期货交易将在一定程度上规避了价格波动带来的风险,有助于新增的电力公司稳定经营。

(二)批发市场交易电量规模快速提高

近年来,日本电力批发市场现货交易量节节攀升。完全放开售电业务之初,如图1所示,2016年4月1日的现货交易电量占总电力需求的比重仅为2%,到2020年1至2月,这一比重已提高到30%-36%,交易电量由当初的0.5亿kWh快速增至7-9亿kWh。另外,日本跨区交易量实现零的突破并逐年稳步扩大,大型电力公司跨区交易电量占比达到4.0%(2019年12月),尤其是高压输电领域达到了7.5%。新增的电力公司跨区交易电量占比为15.8%,其中低压跨区交易电量占比实现了显著提升,2019年达到16.0%。

图一  电力现货市场交易量K线图

自由化改革之后,过去的大电力公司反而市场垄断地位进一步增强,拥有强大的市场力。为此,日本政府采取各种措施增强电力市场竞争,推动批发市场扩大交易,要求大电力公司向市场释放发电资源,增加批发市场的流动性和透明性。

(三)新兴市场主体数量不断增加,形成多方参与的竞争格局

2016年4月,日本根据新修订的电气事业法(电力法),取消了按经营规模的纵向分类法。如表1所示,新电力法将旧电力企业横向分解为发电(报备制)、输配电(许可制)、售电(登记制)三大类企业,其中输配电企业仍沿用过去分类,细分为3类:第1类“一般送配电事业者”是由原来十大电力公司的输配电部门脱钩成立新的电网企业(共10家,实行许可制);第2类“输电事业者”是由原来“卸电气事业者”的输电部门独立出来成立新的配电企业(现有3家,实行许可制);第3类“特定送配电事业者”则由原来“特定电气事业者”的输配电部门脱钩成立输配电企业(现有32家,实行报备制)。因此,重新分类后的电力企业共有5类牌照:“发电事业者”、“一般送配电事业者”、“送电事业者”、“特定送配电事业者”、“零售电气事业者”等。十大电力公司从此被陆续分拆为发电、输配电、售电三类企业。

表1  日本电力企业分类制度

完全放开售电业务之后,日本新增电力公司注册数量快速增长,截z至2019年12月达到了630家。新增电力公司由燃气、石油、通信、工程建设、商社、交通和旅游等大型公司出资成立,形成了多元化的市场主体。新增的电力公司销售电量占全社会售电量的比重稳步提高,2019年售电量达1267亿kWh,占全部售电量的比重16.2%,其中高压市场占24.2%,低压市场占16.4%,预计到2030年新增电力公司销售电量占比将增加到27.6%。

(五)用户自主选择权扩大,商业模式不断创新

日本零售市场的电价以两部制为主,但改革后的电价菜单比原来增加了3倍多。除了分时电价、分段电价之外,还有节点电价、运动电价、特定时段免费电价等各式各样的电价套餐。零售电商还不断实现不同商业服务的融合,以居民用户为主的低压市场用户转换率较高截至2019年12月,由大型电力公司转换至新增电力公司的客户数量达到1266万个,2019年12月转换率达到13.9%;大型电力公司内部之间的合同转换客户数量也达到706万个。由新增电力公司转换为大型电力公司的数量为51万个,新增电力公司之间的互相转换为124万个。

二、 新电力市场制度设计与构建

2017年2月,日本提出新电力市场建设方案,如图4所示,新电力市场设计理念改变了传统电力市场统一以kWh体现价值的体系,明确将电力价值区分为kW价值(容量价值)、kWh价值(度电价值)和⊿kW价值(平衡服务价值),并分别设计了与体现这些价值相对应的新电力市场规划,2017年2月,经过反复论证,政府完成了相关市场的整体架构设计。与此同时陆续开启了非化石价值交易市场(2018年5月)、间接输电权市场(2019年4月)、基荷电力市场(2019年8月)、容量市场(2020年7月)、供需调节市场(2021年4月),向统一大电力市场的建设目标进一步迈进。

图四  新电力市场设计的价值理念

(一)基荷电力市场

日本基荷电力市场设立是为解决大小电力企业竞争不平等的问题,提高售电市场竞争。日本政府规定传统大型电力公司必须向市场销售一定比例的基荷电力,比例由政府按照电力规划目标制定,即到2030年基荷电力占全部电力供给的56%。新增电力公司电力需求若按此比例配置,每年预计可从大电力公司释放出600-700亿kWh,约占全国电力消费的8%左右。与此同时,政府对基荷电力规定了价格上限,即价格不能超过基荷电力平均发电成本,目的是保证新增电力企业获得价格水平较低、合约期较长的稳定电源。

日本基荷电力市场的购买方主要为新增电力企业。2019年12月,新增电力公司供电来源的88.6%依赖JEPX的现货市场。2018年日本现货市场平均价格为9.76日元/kWh,但市场价格波动异常剧烈,达到3~75日元/kWh之间,剧烈变化的价格给日本新增电力公司带来了巨大经营风险。与现货市场不同,基荷电力市场的交易以年为单位,是一种远期市场交易产品。新增电力企业通过基荷电力市场从大型电力公司获得中长期固定价格的合约电量,可以对冲现货市场价格变动的风险;基荷电力交易双方通过现货市场进行交割,按照现货市场价格与基荷市场的竞价之差,统一由JEPX结算。

如表2所示,2020年日本交割的基荷电力分别于2019年8月、9月和11月进行了竞价交易,分为北海道、东京・东北和西日本三个区域市场进行。北海道地区价格达到12.37~12.47日元/kWh、东京・东北地区为9.40~9.95日元/kWh、西日本地区为8.47~8.70日元/kWh。而2018年度三区域现货平均价格分别为北海道15.03日元/kWh、东京・东北10.68日元/kWh、西日本8.88日元/kWh。从交易价格来看,基荷电力市场价格尽管低于现货市场价格1-2日元/kWh,但实际上与新增电力公司同大电力公司签订的中长期双边协议价格相差无几,基荷市场并未突显现出价格优势。从交易量来看,北海道市场为27.8MW、东京・东北市场308.6MW、西日本市场为197.9MW,三个市场成交电量为534.3MW,相当于46.8亿kWh/年,仅占新增电力公司2018年度全部售电量(1229亿kWh)的3.8%。因此,新增电力公司更倾向通过中长期协议获得大电力公司的备用电源,或者通过资本纽带依附于大电力公司抵御风险。

表2  2019年度基荷电力市场交易量与交易价格

(二)间接输电权交易市场

长期以来,日本十大电力公司更关注在各自垄断经营的区域建设电网,因而造成跨区域电网容量十分有限。2018年10月1日,日本输配电改革开始输电权间接竞价(“直接竞价”是指输配电企业直接竞价取得输电权,而“间接竞价”则是指输配电企业通过电力批发市场竞价取得输电权),过去输电调度的“先到先得”计划模式被更改为根据“优先次序”(Merit Order)的市场定价模式,即按照现货市场约定的价格高低,对电网中的所有发电设施进行先后排序。从此,发电、售电企业不用再事先向OCCTO报送电网输配电计划,新增电力公司可以获得公平的电网接入和输配电服务。

由于间接竞价须通过现货市场,日本现货市场跨区电力交易也随之迅速扩大。现货市场属于全国统一市场,在不计输电线路约束的情况下,可以认为不同地理位置的发电机组上网电价基本一致,如图5所示,假如A地区和B地区的现货市场价格均为12日元,原来双方协议的固定价格为10日元,通过现货市场交易之后,为实现账户平衡发电企业须从收入中另行支付给售电企业2日元。但电网发生阻塞时,市场分裂为两个报价区,就会造成区域节点电价不同,如果A地区为11日元,B地区为12日元,JEPX按分区电价进行结算,从B收取12日元,支付A为11日元,这样就形成了“阻塞盈余”;如果A获得该阻塞线路的输电权,不仅对此线路有使用的优先权,而且在阻塞发生时还将获得1日元的补偿。因此,输电权一方面可以有效解决阻塞盈利的合理分配问题,另一方面可在输电网用户间公平合理地分摊阻塞费用,还可以保障用户获得确定的价格,同时通过输电权竞价还能有效预防阻塞。

通常输电权可以分为物理输电权和金融输电权,分别表现为对于输电容量的使用权和收益权。2019年4月,日本启动了间接输电权交易市场,其中输电权是指物理跨区输电容量的使用权,输电权所有者仅有自己获得相关输电服务的权力,不可以转卖,没有收益权。间接输电权一般是指当电网发生阻塞时,在现货批发市场所约定的电能量范围内,交易方有权要求JEPX支付区域市场差价的权利。因此,日本的间接输电权可称为“责任型”输电权,是分区电价结算差价的一种契约,而非欧美国家的权益型输电权。

日本间接输电权发行方为JEPX,购买方为所有电力交易的参加者。市场共设计了阻塞概率较高的6条输电线路产品:东北→北海道、东京→中部、中部→东京、四国→关西、四国→中国、九州→中国等,产品形态从“周输电权”开始,采用单一价格竞价方式。原则上所有跨区电网的输电权全部要通过JEPX的现货市场进行竞价,日前市场成交后的余量还可通过日内市场进行竞价,并且根据日前市场和日内市场约定交易配置容量进行电力系统潮流计算。间接输电权发行容量上限为可传输容量,由OCCTO扣除安全运行需要的裕度和部分保留容量后公布,其中所谓保留容量属于改革过渡性的措施,允许保留部分过去中长期合同的传输容量,日后一旦取消了这些保留容量可释放出更多的市场化可用传输容量。开放的电力市场需要输电网开放和有效管理,输电权是实现电网公平开放的重要工具。

图五  间接输电权概念图

(三)容量市场

为了保障中长期电力稳定供给,确保与可再生能源配套的调节电源充足,日本决定开设容量市场,规定售电企业有义务购买一定的容量。容量市场不是能量市场(kWh)的交易,而是装机容量(kW)价值的交易。市场管理主体为OCCTO,出售方为发电企业,OCCTO向中标的发电机组支付容量费,但容量费用由输配电企业和售电企业分担,依据其交付年在电能市场中所占份额进行结算。这些费用最终分摊在电价中转嫁到消费者头上。

日本容量市场设计的标的物为容量4年或1年后交付的系统所需发电容量。先于交付年4年的拍卖,满足绝大部分容量交易,先于交付年1年的拍卖,实现容量调整。OCCTO在交易年份确定容量需求,容量市场价格通过集中竞价拍卖确定,中标的容量必须保证在系统需要时能够提供电能,否则将面临约定金额10%的处罚。容量费以年度为周期计算,为确保2024年度的发电装机容量,目前容量市场已开始接受竞价申报,预计2020年7月开始首拍。

日本容量市场是集中式的容量市场,容量需求和指标价格由OCCTO确定。OCCTO根据2019年度的供电计划,目前设定2024年容量需求为1.8亿kW,如图12(左)所示,容量需求的计算依据是:系统最低备用容量为H3的8%,应对极端天气的备用容量为H3的2%以及应对恶性事故的备用容量为H3的1%。图6(右)为反映容量价格与容量需求量关系的曲线,OCCTO以新建机组的投资回收年限设定指标价格(Net CONE),现为9444日元/kW,竞标上限价格不得超过指标价格的150%。OCCTO以容量目标水平为基础设定需求曲线,以发电企业投标容量形成供给曲线,以投标价格与需求价格的相交点确定成交价格,当低于目标需求量时价格急速跳高,当高于需求量时价格缓慢下落,所有交易成功的容量都将按这个价格支付费用。

现有的、新建的或在建的容量都有资格参加容量市场的竞标。FIT电源由于接受过国家补助,不得参加容量市场交易。非FIT的光伏、风电有效容量以过去20日之内的最大3个发电日所规定时间段内的平均出力值为标准。水电、火电和核电的有效容量须扣除厂内用电。自用电厂、DR电源、屋顶光伏等小规模电源设备在一定条件下也可参加容量市场竞标。如DR集成商负荷在1000kW以上就可参加。新市场开设后,发电企业不仅通过容量市场交易,还可同时参与批发市场、供需调节市场和非化石电力市场的交易,大大增加了发电企业收入来源的渠道。

图六  容量市场的目标容量水平与交易价格设定

(四)供需调节市场

日本设计的供需调节市场其实就是一个辅助服务市场,包括调频服务和备用服务,供需调节市场的作用就是通过市场交易进行电力电量平衡,而平衡服务具有容量和电量双重属性(⊿kW+kWh)。

一般输配电企业(TSO)与电力公司脱钩之后,为保持中立性就不再拥有独立电源,调频和备用等调节电源须在市场上组织招标采购。调节电源自2016年就开始向社会公开竞标,可调度的发电设备、储能设备、DR及其它资源均可参与。但目前的竞标仅在区域市场内进行,供需调节市场正式启动之后方能扩大到全国市场竞标。如表3所列,目前公开实行竞标的调节电源大致分为“电源Ⅰ”和“电源Ⅱ”两大类,类似我国一次、二次调频服务。

电源Ⅰ由TSO事先公布需求量,对中标机组按合同容量支付kW固定基本费,实际运行时再根据TSO调度量支付kWh费用。电源Ⅱ主要是面向售电企业关闸后的剩余电源,TSO事先不公布需求量,对符合条件的中标机组签约后不另行支付kW基本容量费,仅按实际流量支付kWh费用。调节电源每周须申报kWh价格,TSO根据报价由低到高实时调度。具体产品分类如表4。自2021年起,这两大类调节电源产品的社会竞标将分类逐步过渡到统一的供需调节市场中进行交易。

表3  2020年度调节电源竞标种类

平衡机制设计较为复杂。过去实时平衡的辅助服务被默认为是十大电力公司的义务和责任。电力自由化改革之后,日本执行发电侧、售电侧的计划电量与实际用电需求之间偏差平衡的“计划值同时同量制度”。这一制度对平衡责任进行了划分:市场关闸前,平衡责任和资源优化由发用双方自己进行,即发电侧、售电侧须保证平衡日前或日内市场计划与各30分钟交易时段内实际负荷之间的偏差;市场关闸后,系统运营商继续按照调节电源报价维护系统平衡。为此,发电企业与售电企业必须在运行日的前一天通过调度中心递交发电计划或售电计划,日内市场运行1小时前完成最后调整,承担实时平衡责任。如果发电计划与实际负荷不平衡,TSO将从市场调度资源完成实时平衡。不平衡费用由TSO与发电企业和售电企业事后清算,出清价格以批发市场的日前和日内价格为基础进行加权平均值计算。但FIT电源则例外,由于可再生能源由国家全额固定价格收购,根据FIT特别条例,发电计划由TSO或售电公司制定,发电侧即使出现不平衡也无需支付不平衡费用。

平衡服务种类较多。日本设计的供需调节市场主要针对不同的响应速度、容量和响应时间等指标设置了多种频率响应的备用服务。如表4所列,根据启动时间快慢和持续时间长短,设计了1次频率控制备用(frequency containment reserve,FCR)、2次频率恢复备用(frequency restoration reserve,FRR)以及3次替代备用(replacement reserve,RR)等3大类、5个不同层次以及包括上调和下调共计10个平衡服务产品。从功能上看,一次调节和二次调节为调频服务产品(相当于电源Ⅰ-a和Ⅱ-a),三次调节为平衡服务产品(相当于电源Ⅰ-b和Ⅱ-b)。

响应时间最快的是一次调节服务,电网的频率一旦偏离额定值时,机组的控制系统就会自动地根据负荷的变化控制机组有功功率的增减,限制电网频率变化,响应时间在10秒以内,持续时间5分钟以上,适用于可变速机组(GF)和可瞬间响应的储能设备。

其次是响应时间较快的二次调节服务,它通过专用线在线接受中央调度中心调度。二次调节服务包括:接受负荷频率控制LFC指令,要求晌应时间5分钟以内,持续时间30分钟以上,以维持基准频率和并网潮流基准值为目的;接受经济调度控制EDC指令,要求响应时间5分钟以内,持续时间30分钟以上,以经济调度控制为目的。

机组启停调节外的是三次调节服务产品。三次调节包括:接受经济调度控制EDC指令,要求晌应时间在15分钟以内,持续时间3小时,具体根据发电机调整能力和调节所需量而定;为解决可再生能源不可控和不确定性带来的系统可靠性问题,针对可再生能源预测偏差特别设计了三次调节服务产品,要求响应时间45分钟以内,持续时间3个小时。

表4  供需调节市场辅助服务产品分类

需求调节市场是一个单边市场,供应方是发电机组、储能装置,DR、VPP等可调节负荷,采购方是一般输配电企业(TSO)。调频和备用的电力辅助服务与电能量具有一定的耦合性,除保障系统可靠性的三次调节为“日交易”产品(kWh投标)外,其它调节服务均为“周交易”产品(ΔkW+kWh投标)。FIT非化石价值交易采用多种价格竞价,按报价高低依次成交(pay-as-bid),非FIT非化石价值交易则采用单一价格竞价制度 。各类产品的上市计划根据响应时间由慢到快依次进行,保障系统可靠性的三次调节将于2020年4月在区域市场首先启动,2021年4月推向全国市场。用于经济调度的三次调节和二次调节分别从2021年、2023年开始交易。服务于频率控制的二次调节和一次调节将于2024年启动。

(五)非化石价值交易市场

日本借鉴其他国家经验以FIT电力为基础发行非化石电力证书,开设了非化石价值证书的交易市场。非化石价值证书的用途可以体现为以下三个方面:

一是体现非化石价值。日本政府规划到2030年非化石能源占比达到44%,其中可再生能源24%,核电22%。根据《关于促进能源供给侧非化石能源利用以及化石能源高效利用之法律》,售电企业必须依法依规履行清洁能源消纳责任,所售电能中必须达到政府规定的非化石能源占比,政府为此还设立了增加非化石能源占比的分阶段目标。而非化石价值交易市场为企业提供了非化石电力证书的交易平台,从而助力企业实现供给结构的清洁化。

二是体现零碳价值。《关于推进全球气温变暖对策的法律》规定FIT电源为零排放电源,非化石电力证书可用于温室气体排放大户调整其排放系数。日本电力排放系数的自主目标是到2030年达到0.37kg-CO2/kWh,电力企业可通过购买证书来完成排放系数的目标和任务。

三是体现绿色价值。目前日本碳市场除了非化石证书外,还有绿色证书和碳信用认证机制(J-credit)。但非化石价值证书的发行规模和范围都高于或大于绿色电力证书和碳信用市场,而且FIT电力本身并不属于绿色电力证书和碳信用市场的发行范围。售电企业可以借助证书向用户宣传其环境附加值。

如表5所列,非化石价值证书分为可再生能源,非可再生能源两大类,核电被划定为非可再生能源类,其用途仅限于向政府主管部门申报碳排放核减之用。可再生能源类又可分为FIT电力(可再生能源)和非FIT电力(包括大水电以及到期的FIT可再生能源)两类。因此,非化石价值证书总共三种:FIT非化石价值证书(可再生能源),非FIT非化石价值证书(可再生能源),非FIT非化石价值证书(非可再生能源)。其中FIT非化石价值证书从2018年5月起开始交易,出售方为FIT资金管理机构(低碳投资促进机构,GIO),购买方为售电企业,FIT非化石证书竞拍最高限价为4日元/kWh,最低限价为1.3日元/kWh。原则上竞拍每季度举行一次。非FIT非化石价值证书将从2020年4月开始竞拍。政府希望通过市场交易回收部分可再生能源补贴费用。

表5  非化石电力证书种类

迄今为止,FIT类非化石价值证书交易市场共进行了8次集中竞拍,分别对2017年度(4-12月)、2018年度、2019年度(1-9月)的FIT电力进行拍卖。交易量由最初的516万kWh增加到1.87亿kWh。其中一个重要的原因是2019年2月,非化石价值证书附加了可追踪的发电厂及其发电设备相关信息,这样既可作为绿色认证,又可规避双重计量(Double Acing),因而大大激发了售电企业的购买热情。但与证书的发行规模相比,证书交易量还是偏低的,2018年度FIT证书发行量为779亿kWh,而实际成交量仅为3500万kWh,仅占发行量的0.04%。最近的一次竞拍成交量为8,567万kWh(2020年2月)。

关键字:电力市场

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