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2021-05-26

新能源跨省区交易还有哪些“堵点”?

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,新能源通过特高压进行跨省区交易,落地电价一般低于本地新能源上网价格,但本地电源要承担调频和容量备用义务,是否能反映新能源交易过程中的“真实成本”?

除辅助服务产生的“隐形成本”外,输电价格机制也是影响新能源跨省跨区交易的重要因素,跨区输电价格机制是否灵活、输电通道使用权市场化分配机制是否健全、输电价格传导机制是否合理?

915亿千瓦时——这是北京电力交易中心《2020年电力市场年报》中披露的2020年国网经营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”区间,2021年,国网公司范围跨区跨省的新能源交易价格约为278元/兆瓦时。

在“相对稳定”的格局下,新能源跨省交易是否还有挖潜空间?面对能源资源和负荷中心逆向分布的矛盾,通过特高压进行跨省跨区交易的模式还有哪些环节需要理顺?

省间交易新能源真的划算吗?

近期发布的“十四五”规划纲要,明确了我国未来5—15年电力系统转型发展的路径,即坚持集中式和分布式“两条路”并举。集中式跨省跨区交易新能源能否扛起减碳“大旗”?

上述权威人士指出,与当地用电侧新能源项目相比,跨省跨区新能源大多从能源基地送出,落地电价一般低于本地新能源上网价格,被认为“价格优势相对比较明显”。

“这个价格看怎么算了。”在中嘉能集团首席交易官张骥看来,数字上显现出的“便宜”并不能反映新能源交易过程中的真实成本。“跨省交易新能源时,送端省份不承担调频和容量备用义务,需本地电源承担,这些投入算不算在成本内呢?”

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示,目前跨省区交易辅助服务补偿费用机制缺失,部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间,造成本地大量机组停备,产生高额的辅助服务补偿费用,此部分费用都由本地电厂承担。“辅助服务的主要作用仍以省内调峰、调频为主,由发电企业独自承担辅助服务责任,偏离了辅助服务‘谁受益、谁承担’的本质。”

一位不愿具名的业内人士指出:“就价格而言,目前省间交易新能源的价格是落实国家指令性计划和地方政府间的框架协议。如果放开跨省跨区输电资源,按照市场供需形成价格,新能源省间交易的落地价就要另当别论了。”

输电价格体制需进一步理顺

除辅助服务产生的“隐形成本”外,输电价格机制也是影响跨省跨区交易新能源的重要因素。中电联2019年底发布的《跨省区电力市场交易相关问题及政策建议》(以下简称《建议》)显示,跨区输电价格机制不灵活,不利于跨区电力市场交易规模的扩大;跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立;绕道输送电力的输电价格机制有待完善。

长沙理工大学教授叶泽指出,跨区跨省输电价格传导机制有待健全。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性,基于效率的电网建设机制还没有建立起来。

叶春指出,在当前大部分地区电力供需偏宽松的形势下,发电环节本身就处于弱势,输配电环节的电价不变,在电力直接交易不断推进的情况下,受端电价下降的空间全部由发电端承担,造成送端省份交易意愿不强。

“部分区域电网在跨省通道中收费,导致输电价格偏高,由购电端落地电价倒推至送电端后,多省上网电价已低于火电燃料成本水平,过高的流通成本限制了电力外送,严重压低了发电企业的利润空间,形成了‘供省外价低、供省内价高’的不正常价格信号。”叶春进一步指出。

此外,《建议》指出,目前跨省区电力市场交易的实践中,售电公司和电力用户参与的情况比较少见,多数市场化交易的组织过程中并不支持售电公司、用户参与。“跨省区电力市场大部分采取‘网对网’的挂牌交易方式,交易电量、电价均提前确定,作为市场主体的发用两侧无法直接参与市场竞争。”

提高消纳效率是第一要务

上述不愿具名的业内人士指出,在跨区输电的过程中,电力系统的输电功率要始终保持恒定,但新能源的波动性、间歇性等特征恰恰违背了这一基础要求,所以盲目追求远距离跨区消纳新能源,实质上造成了南辕北辙的效果,带来了输电通道和配套电源的容量浪费。

重庆市配售电行业协会秘书长陈曦建议,建立与新能源消纳适宜的区域电网,进一步推动区域市场建设,以《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》规定的价格作为基准,完善通道使用(输电权)的市场机制,推动电网调度机构独立。

叶春指出,优化调整现行跨区跨省区电力中长期交易规则,将碳市场、可再生能源电力消纳保障机制等政策机制融入规则,在全力保障清洁能源足额消纳的同时,通过经济价值补偿体现清洁能源的绿色环保价值。“同时,理顺各级电网调度机构与交易机构间的权责划分和运作关系,保证市场机制设计与电网调度方式相适应,确保电网的安全稳定运行。”

《建议》指出,尽快完善可再生能源市场化交易机制。研究落实可再生能源发电绿证颁发与市场化交易办法,建立健全绿证交易体系,推动可再生能源发电电能量交易与绿证交易分离的市场交易机制,并规范跨省区送电参与受电地区辅助服务市场机制。


2021-05-21

碳达峰、碳中和怎么干?盘点23个省级行政区域方案

十三届全国人大四次会议表决通过了关于国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要的决议。为努力实现2030年前碳达峰,2060年前碳中和的目标,我国多地积极行动,制定相关行动方案,优化产业结构和能源结构,推动煤炭清洁高效利用,大力发展新能源。

小编整理了一下,一起来看看这些地方都制定了哪些方案……

01 北京

“十四五”发展目标与任务:碳排放稳中有降,碳中和迈出坚实步伐,为应对气候变化做出北京示范。

2021年重点任务:坚定不移打好污染防治攻坚战。加强细颗粒物、臭氧、温室气体协同控制,突出碳排放强度和总量“双控”,明确碳中和时间表、路线图。

02 天津

“十四五”发展目标与任务:扩大绿色生态空间,强化生态环境治理,推动绿色低碳循环发展,完善生态环境保护机制体制。

2021年重点任务:加快实施碳排放达峰行动。制定实施碳排放达峰行动方案,持续调整优化产业结构、能源结构,推动钢铁等重点行业率先达峰和煤炭消费尽早达峰,大力发展可再生能源,推进绿色技术研发应用。积极对接全国碳排放权交易市场,完善能源消费双控制度,协同推进减污降碳,实施工业污染排放双控,推动工业绿色转型。

03 河北

“十四五”发展目标与任务:制定实施碳达峰、碳中和中长期规划,支持有条件市县率先达峰。开展大规模国土绿化行动,推进自然保护地体系建设,打造塞罕坝生态文明建设示范区。强化资源高效利用,建立健全自然资源资产产权制度和生态产品价值实现机制。

2021年重点任务:推动碳达峰、碳中和。制定省碳达峰行动方案,完善能源消费总量和强度“双控”制度,提升生态系统碳汇能力,推进碳汇交易,加快无煤区建设,实施重点行业低碳化改造,加快发展清洁能源,光电、风电等可再生能源新增装机600万千瓦以上,单位GDP二氧化碳排放下降4.2%。

04 内蒙古

“十四五”发展目标与任务:建设国家重要能源和战略资源基地、农畜产品生产基地,打造我国向北开放重要桥头堡,走出一条符合战略定位、体现内蒙古特色,以生态优先、绿色发展为导向的高质量发展新路子。

2021年重点任务:做好碳达峰、碳中和工作,编制自治区碳达峰行动方案,协同推进节能减污降碳。做优做强现代能源经济,推进煤炭安全高效开采和清洁高效利用,高标准建设鄂尔多斯国家现代煤化工产业示范区。

05 新疆

“十四五”发展目标与任务:力争到“十四五”末,全区可再生能源装机规模达到8240万千瓦,建成全国重要的清洁能源基地。立足新疆能源实际,积极谋划和推动碳达峰、碳中和工作,推动绿色低碳发展。

2021年重点任务:着力完善各等级电压网架,加快750千伏输变电工程建设,推进“疆电外送”第三通道建设,推进阜康120万千瓦、哈密120万千瓦抽水蓄能电站建设,推进农村电网改造升级,提高供电可靠性。

06 上海

“十四五”发展目标与任务:坚持生态优先、绿色发展,加大环境治理力度,加快实施生态惠民工程,使绿色成为城市高质量发展最鲜明的底色。

2021年重点任务:启动第八轮环保三年行动计划。制定实施碳排放达峰行动方案,加快全国碳排放权交易市场建设。

07 山西

“十四五”发展目标与任务:绿色能源供应体系基本形成,能源优势特别是电价优势进一步转化为比较优势、竞争优势。

2021年重点任务:实施碳达峰、碳中和山西行动。把开展碳达峰作为深化能源革命综合改革试点的牵引举措,研究制定行动方案。

08 辽宁

“十四五”发展目标与任务:围绕绿色生态,单位地区生产总值能耗、二氧化碳排放达到国家要求。围绕安全保障,提出能源综合生产能力达到6133万吨标准煤。

2021年重点任务:开展碳排放达峰行动。科学编制并实施碳排放达峰行动方案,大力发展风电、光伏等可再生能源,支持氢能规模化应用和装备发展。建设碳交易市场,推进碳排放权市场化交易。

09 吉林

“十四五”发展目标与任务:巩固绿色发展优势,加强生态环境治理,加快建设美丽吉林。

2021年重点任务:启动二氧化碳排放达峰行动,加强重点行业和重要领域绿色化改造,全面构建绿色能源、绿色制造体系,建设绿色工厂、绿色工业园区,加快煤改气、煤改电、煤改生物质,促进生产生活方式绿色转型。

10 黑龙江

“十四五”发展目标与任务:要推动创新驱动发展实现新突破,争当共和国攻破更多“卡脖子”技术的开拓者。

2021年重点任务:落实碳达峰要求。因地制宜实施煤改气、煤改电等清洁供暖项目,优化风电、光伏发电布局。建立水资源刚性约束制度。

11 江苏

“十四五”发展目标与任务:大力发展绿色产业,加快推动能源革命,促进生产生活方式绿色低碳转型,力争提前实现碳达峰,充分展现美丽江苏建设的自然生态之美、城乡宜居之美、水韵人文之美、绿色发展之美。

2021年重点任务:制定实施二氧化碳排放达峰及“十四五”行动方案,加快产业结构、能源结构、运输结构和农业投入结构调整,扎实推进清洁生产,发展壮大绿色产业,加强节能改造管理,完善能源消费双控制度,提升生态系统碳汇能力,严格控制新上高耗能、高排放项目,加快形成绿色生产生活方式,促进绿色低碳循环发展。

12 浙江

“十四五”发展目标与任务:推动绿色循环低碳发展,坚决落实碳达峰、碳中和要求,实施碳达峰行动,大力倡导绿色低碳生产生活方式,推动形成全民自觉,非化石能源占一次能源比重提高到24%,煤电装机占比下降到42%。

2021年重点任务:启动实施碳达峰行动。编制碳达峰行动方案,开展低碳工业园区建设和“零碳”体系试点。大力调整能源结构、产业结构、运输结构,大力发展新能源,优化电力、天然气价格市场化机制,落实能源“双控”制度,非化石能源占一次能源比重提高到20.8%,煤电装机占比下降2个百分点;加快淘汰落后和过剩产能,腾出用能空间180万吨标煤。加快推进碳排放权交易试点。

13 安徽

“十四五”发展目标与任务:强化能源消费总量和强度“双控”制度,提高非化石能源比重,为2030年前碳排放达峰赢得主动。

2021年重点任务:制定实施碳排放达峰行动方案。严控高耗能产业规模和项目数量。推进“外电入皖”,全年受进区外电260亿千瓦时以上。推广应用节能新技术、新设备,完成电能替代60亿千瓦时。推进绿色储能基地建设。建设天然气主干管道160公里,天然气消费量扩大到65亿立方米。扩大光伏、风能、生物质能等可再生能源应用,新增可再生能源发电装机100万千瓦以上。提升生态系统碳汇能力,完成造林140万亩。

14 福建

“十四五”发展目标与任务:深入贯彻习近平生态文明思想,持续实施生态省战略,围绕碳达峰、碳中和目标,全面树立绿色发展导向,构建现代环境治理体系,努力实现生态环境更优美。

2021年重点任务:创新碳交易市场机制,大力发展碳汇金融。开发绿色能源,完善绿色制造体系,加快建设绿色产业示范基地,实施绿色建筑创建行动。促进绿色低碳发展。制定实施二氧化碳排放达峰行动方案,支持厦门、南平等地率先达峰,推进低碳城市、低碳园区、低碳社区试点。

15 山东

“十四五”发展目标与任务:打造山东半岛“氢动走廊”,大力发展绿色建筑。降低碳排放强度,制定碳达峰碳中和实施方案。

2021年重点任务:加快建设日照港岚山港区30万吨级原油码头三期工程。抓好沂蒙、文登、潍坊、泰安二期抽水蓄能电站建设。压减一批焦化产能。严格执行煤炭消费减量替代办法,深化单位能耗产出效益综合评价结果运用,倒逼能耗产出效益低的企业整合出清。推进青岛中德氢能产业园等建设。

16 河南

“十四五”发展目标与任务:构建低碳高效的能源支撑体系,实施电力“网源储”优化、煤炭稳产增储、油气保障能力提升、新能源提质工程,增强多元外引能力,优化省内能源结构。持续降低碳排放强度,煤炭占能源消费总量比重降低5个百分点左右。

2021年重点任务:大力推进节能降碳。制定碳排放达峰行动方案,探索用能预算管理和区域能评,完善能源消费双控制度,建立健全用能权、碳排放权等初始分配和市场化交易机制。

17 湖北

“十四五”发展目标与任务:推进“一主引领、两翼驱动、全域协同”区域发展布局,加快构建战略性新兴产业引领、先进制造业主导、现代服务业驱动的现代产业体系,建设数字湖北,着力打造国内大循环重要节点和国内国际双循环战略链接。

2021年重点任务:研究制定省碳达峰方案,开展近零碳排放示范区建设。加快建设全国碳排放权注册登记结算系统。大力发展循环经济、低碳经济,培育壮大节能环保、清洁能源产业。推进绿色建筑、绿色工厂、绿色产品、绿色园区、绿色供应链建设。加强先进适用绿色技术和装备研发制造、产业化及示范应用。

18 湖南

“十四五”发展目标与任务:落实国家碳排放达峰行动方案,调整优化产业结构和能源结构,构建绿色低碳循环发展的经济体系,促进经济社会发展全面绿色转型。加快构建产权清晰、多元参与、激励约束并重的生态文明制度体系。

2021年重点任务:加快推动绿色低碳发展。发展环境治理和绿色制造产业,推进钢铁、建材、电镀、石化、造纸等重点行业绿色转型,大力发展装配式建筑、绿色建筑。支持探索零碳示范创建。

19 广东

“十四五”发展目标与任务:打造规则衔接示范地、高端要素集聚地、科技产业创新策源地、内外循环链接地、安全发展支撑地,率先探索有利于形成新发展格局的有效路径。

2021年重点任务:落实国家碳达峰、碳中和部署要求,分区域分行业推动碳排放达峰,深化碳交易试点。加快调整优化能源结构,大力发展天然气、风能、太阳能、核能等清洁能源,提升天然气在一次能源中占比。研究建立用能预算管理制度,严控新上高耗能项目。

20 海南

“十四五”发展目标与任务:提升清洁能源、节能环保、高端食品加工等三个优势产业。清洁能源装机比重达80%左右,可再生能源发电装机新增400万千瓦。清洁能源汽车保有量占比和车桩比达到全国领先。

2021年重点任务:研究制定碳排放达峰行动方案。清洁能源装机比重提升至70%,实现分布式电源发电量全额消纳。

21 四川

“十四五”发展目标与任务:单位地区生产总值能源消耗、二氧化碳排放降幅完成国家下达目标任务,大气、水体等质量明显好转,森林覆盖率持续提升;粮食综合生产能力保持稳定,能源综合生产能力显著增强,发展安全保障更加有力。

2021年重点任务:制定二氧化碳排放达峰行动方案,推动用能权、碳排放权交易。持续推进能源消耗和总量强度“双控”,实施电能替代工程和重点节能工程。倡导绿色生活方式,推行“光盘行动”,建设节约型社会,创建节约型机关。

22 陕西

“十四五”发展目标与任务:生态环境质量持续好转,生产生活方式绿色转型成效显著,三秦大地山更绿、水更清、天更蓝。

2021年重点任务:推动绿色低碳发展。加快实施“三线一单”生态环境分区管控,积极创建国家生态文明试验区。开展碳达峰、碳中和研究,编制省级达峰行动方案。积极推行清洁生产,大力发展节能环保产业,深入实施能源消耗总量和强度双控行动,推进碳排放权市场化交易。

23 甘肃

“十四五”发展目标与任务:用好碳达峰、碳中和机遇,推进能源革命,加快绿色综合能源基地建设,打造国家重要的现代能源综合生产基地、储备基地、输出基地和战略通道。坚持把生态产业作为转方式、调结构的主要抓手,推动产业生态化、生态产业化,促进生态价值向经济价值转化增值,加快发展绿色金融,全面提高绿色低碳发展水平。

2021年重点任务:编制省碳排放达峰行动方案。鼓励甘南开发碳汇项目,积极参与全国碳市场交易。健全完善全省环境权益交易平台。


2021-05-20

新能源跨省区交易还有哪些“堵点”?

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,新能源通过特高压进行跨省区交易,落地电价一般低于本地新能源上网价格,但本地电源要承担调频和容量备用义务,是否能反映新能源交易过程中的“真实成本”?

除辅助服务产生的“隐形成本”外,输电价格机制也是影响新能源跨省跨区交易的重要因素,跨区输电价格机制是否灵活、输电通道使用权市场化分配机制是否健全、输电价格传导机制是否合理?

915亿千瓦时——这是北京电力交易中心《2020年电力市场年报》中披露的2020年国网经营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”区间,2021年,国网公司范围跨区跨省的新能源交易价格约为278元/兆瓦时。

在“相对稳定”的格局下,新能源跨省交易是否还有挖潜空间?面对能源资源和负荷中心逆向分布的矛盾,通过特高压进行跨省跨区交易的模式还有哪些环节需要理顺?

省间交易新能源真的划算吗?

近期发布的“十四五”规划纲要,明确了我国未来5—15年电力系统转型发展的路径,即坚持集中式和分布式“两条路”并举。集中式跨省跨区交易新能源能否扛起减碳“大旗”?

上述权威人士指出,与当地用电侧新能源项目相比,跨省跨区新能源大多从能源基地送出,落地电价一般低于本地新能源上网价格,被认为“价格优势相对比较明显”。

“这个价格看怎么算了。”在中嘉能集团首席交易官张骥看来,数字上显现出的“便宜”并不能反映新能源交易过程中的真实成本。“跨省交易新能源时,送端省份不承担调频和容量备用义务,需本地电源承担,这些投入算不算在成本内呢?”

中国大连高级经理学院特聘教授叶春表示,目前跨省区交易辅助服务补偿费用机制缺失,部分省份的省外输入电力严重挤压本地发电空间,造成本地大量机组停备,产生高额的辅助服务补偿费用,此部分费用都由本地电厂承担。“辅助服务的主要作用仍以省内调峰、调频为主,由发电企业独自承担辅助服务责任,偏离了辅助服务‘谁受益、谁承担’的本质。”

一位不愿具名的业内人士指出:“就价格而言,目前省间交易新能源的价格是落实国家指令性计划和地方政府间的框架协议。如果放开跨省跨区输电资源,按照市场供需形成价格,新能源省间交易的落地价就要另当别论了。”

输电价格体制需进一步理顺

除辅助服务产生的“隐形成本”外,输电价格机制也是影响跨省跨区交易新能源的重要因素。中电联2019年底发布的《跨省区电力市场交易相关问题及政策建议》(以下简称《建议》)显示,跨区输电价格机制不灵活,不利于跨区电力市场交易规模的扩大;跨省区输电通道使用权市场化分配机制尚未建立;绕道输送电力的输电价格机制有待完善。

长沙理工大学教授叶泽指出,跨区跨省输电价格传导机制有待健全。目前的输配电价强调政策性、合法性和行业性,基于效率的电网建设机制还没有建立起来。

叶春指出,在当前大部分地区电力供需偏宽松的形势下,发电环节本身就处于弱势,输配电环节的电价不变,在电力直接交易不断推进的情况下,受端电价下降的空间全部由发电端承担,造成送端省份交易意愿不强。

“部分区域电网在跨省通道中收费,导致输电价格偏高,由购电端落地电价倒推至送电端后,多省上网电价已低于火电燃料成本水平,过高的流通成本限制了电力外送,严重压低了发电企业的利润空间,形成了‘供省外价低、供省内价高’的不正常价格信号。”叶春进一步指出。

此外,《建议》指出,目前跨省区电力市场交易的实践中,售电公司和电力用户参与的情况比较少见,多数市场化交易的组织过程中并不支持售电公司、用户参与。“跨省区电力市场大部分采取‘网对网’的挂牌交易方式,交易电量、电价均提前确定,作为市场主体的发用两侧无法直接参与市场竞争。”

提高消纳效率是第一要务

上述不愿具名的业内人士指出,在跨区输电的过程中,电力系统的输电功率要始终保持恒定,但新能源的波动性、间歇性等特征恰恰违背了这一基础要求,所以盲目追求远距离跨区消纳新能源,实质上造成了南辕北辙的效果,带来了输电通道和配套电源的容量浪费。

重庆市配售电行业协会秘书长陈曦建议,建立与新能源消纳适宜的区域电网,进一步推动区域市场建设,以《关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》规定的价格作为基准,完善通道使用(输电权)的市场机制,推动电网调度机构独立。

叶春指出,优化调整现行跨区跨省区电力中长期交易规则,将碳市场、可再生能源电力消纳保障机制等政策机制融入规则,在全力保障清洁能源足额消纳的同时,通过经济价值补偿体现清洁能源的绿色环保价值。“同时,理顺各级电网调度机构与交易机构间的权责划分和运作关系,保证市场机制设计与电网调度方式相适应,确保电网的安全稳定运行。”

《建议》指出,尽快完善可再生能源市场化交易机制。研究落实可再生能源发电绿证颁发与市场化交易办法,建立健全绿证交易体系,推动可再生能源发电电能量交易与绿证交易分离的市场交易机制,并规范跨省区送电参与受电地区辅助服务市场机制。


2021-05-18

新能源电力市场化交易来了

国家发改委、国家能源局日前发布《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。《通知》提出,要引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网,市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。

如何引导?

“这是国家层面首次确认可再生能源参加现货市场交易,意味着可再生能源将在逐步市场化的环境下完成碳达峰、碳中和目标。”某发电企业研究人员表示,《通知》对于新能源参与市场化交易具有突破性的引导意义。

“此后,新能源项目在投资规划中,将不再像过去一样,完全按照固定电价、固定小时数收益的因素去核算,而是要结合市场化因素对项目的接入电价进行预测。”上述市场研究人员强调,不仅是电价预测,在新能源进入市场化交易后,项目的发电优先排序、出力曲线等都将成为收益测算的重要指标。“例如,只有出力曲线尽可能地靠近需求曲线,项目才会有最优收益。”

10%意味着什么?

根据《通知》,新能源项目参与市场化交易的比例为预计当期电量的10%。那么这一数值是如何确定的?对新能源发电项目而言又意味着什么呢?

据记者了解,在首批电力现货市场试点中,已有省份对可再生能源项目参与市场交易进行了大规模开放。以甘肃省为例,根据甘肃省工信厅2021年发电量安排专题会议的要求,2021年甘肃省风电、光伏保障性消纳电量总计137亿千瓦时,同年甘肃省新能源最大发电能力目标在415亿千瓦时。据此测算,甘肃省新能源保障性收购电量占比仅为1/3左右。换言之,约有2/3的新能源电量需要进入市场进行交易。

“现阶段,在初期试点过程中,最主要的还是要保障市场主体的收益是稳定的。即便是对于此次公布的10%的比例,这部分电量是否参与交易,目前市场主体也是可以自主选择的。希望通过试点先行,特别是新增可再生能源发电项目没有国家补贴的情况下,让新能源发电适应市场并获得回报。”有参与《通知》出台的相关知情人员表示,随着可再生能源消纳保障机制的推行,目前电力市场对于可再生能源的购买意愿还是比较强烈的。“而且通过前期的调研和测算,相信可再生能源逐步通过市场获得收益的道路是可行的。”

前述研究人员还指出,目前10%的交易比例中并未区分增量和存量项目,对于既有光伏扶贫、光伏领跑者等项目也没有特别说法。“而且随着试点的推进,这一比例可能也会有所调整。特别是在一些可再生能源资源比较富集的地区,放开的规模可能会慢慢增大。”

同时,上述知情人透露,在10%的市场化交易外,剩余90%电量仍将采取原有方式,“该保障性收购的保障性收购,该拿国家补贴的拿国家补贴。”

何为全生命周期保障收购小时数?

《通知》特别强调,市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数。

对此,有新能源行业专家指出,“全生命周期保障收购小时数”的概念还需进一步明确。“有最低保障收购年利用小时数、有全生命周期合理利用小时数,那什么又是全生命周期保障收购小时数呢?到底是通过最低保障收购年利用小时数和电站寿命综合计算得出?还是参考全生命周期合理利用小时数执行?这一点国家层面还没有明确说明。”

针对这一问题,上述知情人也表示,将参照全生命周期合理利用小时数的规定执行,换言之,合理利用便要保障收购。

去年9月,财政部、国家发改委、国家能源局联合发布《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》(财建〔2020〕426号,下称“426号文”),明确核定了存量可再生能源发电项目的全生命周期合理利用小时数。“426号文”同时强调,全生命周期合理利用小时数的确定是基于核定电价时全生命周期发电小时数等因素。其中,风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。光伏发电一类、二类、三类资源区项目全生命周期合理利用小时数为32000小时、26000小时和22000小时。国家确定的光伏领跑者基地项目和2019、2020年竞价项目全生命周期合理利用小时数在所在资源区小时数基础上增加10%。生物质发电项目,包括农林生物质发电、垃圾焚烧发电和沼气发电项目,全生命周期合理利用小时数为82500小时。

此外,针对试点过程中可再生能源发电项目通过市场化交易竞争上网的相关问题,上述知情人表示,国家层面也在研究尽快出台具体的配套细则,以便引导产业健康发展。


2021-05-12

“双碳”目标下新型电力系统如何建?

在碳达峰、碳中和目标下,电力行业如何助力地方实现绿色低碳发展?电网如何发挥枢纽平台作用,促进能源电力系统转型?

11日在南京发布的《清洁电力赋能美丽江苏——国网江苏省电力有限公司服务地方绿色低碳发展蓝皮书》以国网江苏电力为样本,系统介绍了其探索低碳发展的实践成果与创新经验,为我国加快构建以新能源为主体的新型电力系统,实现碳达峰、碳中和目标提供借鉴。

江苏作为全国碳减排的重点区域和潜力地区,较早推动光伏、风电等清洁能源的发展,也因此较早遇到了“高比例新能源、高比例区外来电、高比例电力电子器件”等复杂情况带来的电网安全稳定和控制问题。解决这些问题,对于我国构建以新能源为主体的新型电力系统有着关键意义。

统计显示,截至“十三五”末,江苏电网新能源装机规模达3496万千瓦,较“十二五”末增长369.9%。2020年,江苏省新能源发电总量达522亿千瓦时,等效减少省内煤炭消耗1500万吨左右,减少二氧化碳排放4800万吨左右。江苏新能源利用已从最初结构单一、数量有限、零星分布的补充能源阶段,进入到品种多元、规模庞大、分布广泛的替代能源阶段。

中国经济信息社经济智库事业部副主任李济军在发布会上表示,电网是连接电力生产和消费的重要平台,在推动能源转型中发挥着关键作用。国网江苏电力以增强“源、网、荷、储”联动为抓手,探索走出了一条“从坚强智能电网策源发力,服务地方构建绿色电力系统,推动能源清洁革命,实现绿色低碳发展”的创新路径。

在推动能源供给侧清洁化转型方面,国网江苏电力持续拓宽区外清洁来电“绿色通道”,初步形成了以“一交三直”特高压混联电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网。同时,通过加强新能源并网管理、提升“北电南送”能力、完善政策机制等举措,为大规模清洁电能输送和平衡提供坚强支撑。

在优化清洁能源配置平台方面,国网江苏电力强化源网荷储友好互动,聚焦攻关统一潮流控制器(UPFC)、分布式电源、储能等核心技术,先后建成了多个示范工程项目,力促江苏电网更加柔性,高效地实现清洁能源的并网和调度,提升电网安全稳定控制水平。

在促进能源消费清洁化方面,国网江苏电力重点推动江苏工业领域、农业生产、居民生活和交通出行等关键领域的电能替代,大力提升电气化水平。同时,创新推出综合能效服务新业态,发挥能源互联网、电力大数据、专业能效服务等优势,带动社会综合能效提升。

此外,国网江苏电力还积极发挥企业在践行绿色低碳发展过程中的主体作用,积极探索高效低碳的企业运营模式,严格实施项目建设全过程“节能、节水、节材、节地”环境保护,多措并举处置废弃污染物,打造企业绿色低碳发展样本。

蓝皮书显示,在国家电网公司顶层设计指引下,今年3月,国网江苏电力出台了“碳达峰、碳中和”实施方案,明确从能源供应清洁化、能源消费电气化、能源配置智慧化、能源利用高效化、能源服务多元化五个方面发力,加快构建以新能源为主体的新型江苏电力系统。这一实施方案从电网侧勾勒出了推动江苏能源产业减排减碳的路线图和时间表,将为江苏践行“碳达峰、碳中和”战略注入全新动能。


2021-04-29

储能产业安全漏洞不容忽视

“因光伏储能电站突发事故,导致供电系统故障,本商城暂停营业。”4月21日,位于北京市丰台区的集美家居大红门商城门可罗雀,出入口处一张紫色的《暂停营业通知》格外显眼。30万平方米的场地仅有保安严守着各出入口,与往日人来人往的热闹景象形成巨大反差。

  几天前,该商场内的国轩福威斯储能电站突发火灾爆炸事故,消防部门出动共计15个消防站、47辆消防车和235名消防员。大火燃烧了12个小时才得以扑灭,2名消防员在灭火救援行动中牺牲。

  这是目前我国发生的最严重的储能安全事故。储能电站的安全性问题随之被推向风口浪尖。


  出事项目曾创四个“全球第一”

  4月16日14点14分,丰台区三里南小区的微信群“炸了锅”:“地震了吗”“楼在晃”“要不要跑”……这里距离事故发生地仅有1.3公里,是最近的居民楼之一。

  “黑烟很大,轰的一声。很吓人。”小区居民潘女士向记者表示,“平时商城人很多,自己也常去逛,但并不知晓里面有储能电站。” 

  据了解,国轩福威斯集美大红门电站为光储充一体化项目,包括国轩高科生产的25MWh磷酸铁锂电池储能设备、1.4MWh的屋顶光伏和94个车位的单枪150KW大功率直流快速充电桩,于2019年3月投入运营。项目开发商为北京国轩福威斯光储充技术有限公司。该公司曾宣称,项目在全球范围内创造了四个应用技术第一:用户侧最大规模储能电站、城市中心最大规模充电站、第一个直流光储充一体化项目、第一个区域直流增量配网项目。据记者了解,该项目此前曾多次组织参观活动。

  据不完全统计,过去一年,全球范围内累计发生了逾30起储能火灾事故。对此,有业内专家指出,储能是一个横跨多个学科领域的新兴产业,涉及电气、材料、热物理、机械、控制、信息等。电芯热稳定性能、漏电、过电、过流、泄压、次生灾害等都可能导致化学储能电站火灾事故。

  截至记者发稿,国轩福威斯集美大红门电站事故原因仍在调查之中。


  标准和监管缺失问题暴露

  火灾原因虽未最终确定,但事故本身已为“极速奔跑”的储能产业发展敲响了安全警钟。

  一位不愿具名的业内人士说,储能出现严重安全事故,症结在于标准和监管缺失。近年来,储能产业快速发展,但相关标准体系建设并没有跟上,很多标准和评价体系仍在延用动力电池产业的内容。“但二者之间的应用场景不同、参数需求有很大区别。动力电池瞬间输出,需要恒电流放电,而储能电池要求恒功率放电,其标准不能简单套用。此外,动力电池容量相对较小,而储能电站有成千上万个电芯,在建造设计、消防安全、交接验收等环节都要制定严格的标准。”

  “作为新生事物,储能标准建设存在滞后。尤其是用户侧储能,连消防验收都没有标准可以执行。”在华能集团清洁能源技术研究院储能项目开发部主任刘明义看来,业内对储能安全缺乏敬畏,其项目参与主体如电池厂、设备供应商,都是站在部件供应的角度看待储能。而电力产业是复杂的大系统,从电力角度来审视储能电站,建设、运营和监管方面都必须有制度化的操作规范。

  验收环节是投入运营的最后一道关卡。“相比动力电池,我国储能电池检测机构屈指可数,招标文件中甚至没有这项要求,企业自主检测的意愿不强。”上述不具名业内人士进一步指出,验收责任的落实部门是国家职权单位、第三方机构还是客户,投运之前须具备哪些条件等都没有明确说法,储能产业安全的监管部门也有待明确,这些都是制约储能产业高质量发展的关键短板。

  强制配储埋下安全隐患

  近年来,我国储能项目呈爆发式增长。统计数据显示,截至2020年,我国已投运储能项目累计装机达35.6GW,占全球总量的18.6%。去年新增投运电化学储能项目装机规模达1.56GW,其中新能源配储能应用占新增总装机规模的40%。

  今年各地的最新政策更是为储能产业发展创造了有利环境。据了解,今年约有10个省份提出“新能源+储能”的鼓励或强制性政策,要求新建新能源电站配置10%—20%、1—2小时的储能项目,以平稳新能源发电的波动性和间歇性,减少弃风弃光。

  但新能源强制配储也埋下了安全隐患。“新能源项目对成本非常敏感,经济账算不过来,会尽量压缩储能投资。近年来,储能项目建设招标报价下行非常厉害,高的有2-3元/ Wh,便宜的低至1元/ Wh。但这更多是为了抢市场,并不能反映产业的真实成本。”一位曾参与储能项目建设的企业负责人说,当前储能市场异常混乱。

  “我们调研发现,大量新能源发电项目强配储能,最大的问题是配置了一些质量相对不高、技术标准比较低的储能设备。”电力规划设计总院院长杜忠明对于强配储能深感担忧。

  “安全事故的发生是偶然现象,但也存在着必然性。在规范、监管缺失的情况下大干快上必然会出问题。很多新能源配的储能项目平时也不怎么用,一旦电网大规模调用,很可能是禁不起考验的。”刘明义说,“十四五”时期我国新增储能将进入“吉瓦级”时代,“一个25MWh的电站12小时才灭火,未来百倍规模的项目出了问题,其危险之大可以想象。”

  目前储能市场还处于发展初期,市场中有宁德时代、比亚迪这样实力强劲的大企业,而更多的是实力薄弱的中小型企业。“大家把储能电站建设想得太简单了,电池一买,现场一堆就行了。”上述企业负责人说,实际上储能电站建设运营门槛非常高,建议产业提高供应商准入门槛,切实保障安全。

  发展窗口期更需谨慎

  “我国电力系统经过几十年发展,很多安全规范制度,都是一个个血的教训总结出来的。”在刘明义看来,储能安全事故的发生,为产业冷静反思提供了契机,储能从业者要站在电力系统的角度全盘考虑。“眼前的波折不会改变储能长期向好的大势。”

  上述业内人士也表示:“此次事故的影响非常大,短期内企业投资会趋于冷静。但要知道,储能项目的安全性都能通过技术手段去解决,没必要过度恐慌、因噎废食。希望能尽快调查清楚事故原因并予以公布,消除公众对储能安全的担忧。”

  值得注意的是,储能爆出安全事故后不到一周,4月21日,国家发改委、国家能源局对外发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》,明确给予储能市场主体身份,提出到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上,在关键时刻“力挺”储能。

  接受记者采访的多位业内人士一致认为,储能产业当前正处于发展窗口期,安全有序是产业行稳致远的首要前提。“高质量发展新型储能,不能为了配储能而配储能。要高度重视新型储能产品的技术标准和质量问题。”杜忠明建议,尽快出台新型储能规模化发展的顶层设计,包括布局规划、技术路线、配套政策等,“下一步应将新型储能纳入新型电力系统规划设计里,以形成完整的理论体系。”

  国家能源局监管总监李冶日前也在公开场合表示,国家能源局正组织开展新型储能“十四五”规划研究,明确新型储能发展目标、重点任务和保障措施,指导地方科学引导本地区新型储能的发展。国家能源局将会同有关部门开展关于加快新型储能发展的综合性政策研究,重点破解新型储能发展中存在的价格、市场等体制机制的约束,促进技术装备和商业模式的创新。并积极推动完善储能标准体系,加快重点标准的制定、修订。


2021-04-28

“寿光模式”为盐渔光储一体化发展提供样板

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光伏板上发电,光伏板下盐业制卤、水产养殖,一排排湛蓝色光伏板整齐排列在卤库滩涂,在阳光照射下熠熠生辉,勾勒出一幅交相辉映的美丽生态画卷。寿光恒远200兆瓦卤(盐)光互补光伏电站,让这片曾经的“不毛之地”,既把盐业制卤、水产养殖、光伏发电和储能有机结合,节约了土地,提高了盐碱滩涂利用效率,又实现了绿色发展。“寿光模式”为山东乃至全国盐渔光储一体化发展提供了实践样板。

“寿光地处渤海之滨,特殊地理位置形成大量的盐碱滩涂地,种啥啥不长、给谁谁不要。近年来,通过盐渔光储等项目开发,6600亩盐碱滩涂变身‘香饽饽’,成为人民幸福生活新的增长点。”据潍坊市发展改革委负责人介绍,寿光恒远200兆瓦卤(盐)光互补光伏电站,是寿光“双招双引”和国家第一批光伏平价上网示范项目。项目因地制宜,科学布局,充分利用临时分流区卤库滩涂,在不改变原有卤库种植、渔业卤虫养殖等功能的基础上,架设太阳能光伏板,建成集发电、制盐、养殖、储能于一体的大型集中式光伏电站。

据了解,该项目于2020年年底并网发电,25年运行期,每年可为寿光提供2.77亿度绿色电力,节约燃煤消耗11万吨,减排二氧化碳28.6万吨。目前,项目二期正在加速建设,计划2021年年底并网发电。

针对光伏发电易受环境天气影响,电力输出存有波动性、随机性和间歇性等问题,该项目增加调峰资源,丰富调峰手段,在恒远200兆瓦卤(盐)光互补光伏电站自主配套建成10兆瓦/20兆瓦时山东规模最大储能系统,为光伏发电送出装上坚强有力的“稳定器”。该系统优先参与调峰调度,具备一次调频、AGC跟踪、AVC控制、功率平滑等功能,采用多层级主动式热管理、全自动管网式消防系统、电芯级BMS管理、一体式升压变流等多项先进储能系统集成技术,实现用电低谷期电力存储和用电高峰期电力入网,减少光伏发电不稳定对电网产生的冲击,保障所发电量并网消纳。目前,该项目储能电站已被纳入全省电网统一调度,预计2021年发电营业收入1.1亿元,提供就业岗位200余个,实现利税3700余万元。

“盐渔光储一体化发展,不仅对生态有益,提升项目整体收益率,还优化资源利用,带动乡村经济更加良性发展。” 潍坊市发展改革委负责人介绍,“十四五”期间,寿光将投资130亿元大力发展光伏产业,力争光伏装机达到2.2吉瓦,延伸建设华东规模最大2吉瓦时化学储能、氢储能等综合智慧能源光储一体化示范项目,力争2025年全部建成投运,助力全省能源绿色转型。


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