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新电改8年长风破浪未来可期

时间：2023-03-15 阅读量：1799

2015年3月15日，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，在行业内被简称为“中发9号文”。以中发9号文的印发为标志，中国掀开了新一轮电力市场化改革的序幕，今年正好是本轮电力改革的8周年。在这8年里，我国提出了“双碳”目标，新型能源体系加速规划建设。能源转型发展与市场化改革“两期叠加”，我国的电力工业经受了前所未有的压力，期间经历了2021年煤炭供应紧张带来的电力供应“量紧价升”，2022年水电偏枯引发有效容量不足造成的大面积、时段性的供应紧张等困难，“初长成”的电力市场机制在其间发挥了调节供需、保障供应的作用，同时改革者们临危不惧、化危为机，充分利用问题暴露的窗口期进一步把市场化推向深入。面向可再生能源大发展的未来，借用李强总理概括中国经济预期的金句，展望新一轮电改显得非常恰当，那就是“长风破浪、未来可期”。（来源：微信公众号“电联新媒” 作者：谷峰）回顾：制度草创、框架初成中发9号文涉及了四项运营制度改革和一项投资制度改革，四项运营制度改革分别是发用电计划放开、输配电价核定、售电业务放开和交易机构独立，投资制度改革是增量配网业务放开。运营制度的改革相对进展较快，经过8年努力达到了一个制度草创、框架初成的状态，具体表现在以下六个方面。现货市场截至目前，第一批8个现货试点中，南方（以广东起步）、山西、山东、甘肃、蒙西已经开展连续结算试运行，其中山西已连续试运行2年，启动最晚的蒙西也已近1年，上述地区电力现货市场机制事实上已经彻底替代传统的计划调度机制；第二批6个现货试点均已完成模拟试运行，其中江苏、河南、湖北、安徽完成首次或多次结算试运行，整体来看，第二批试点基本上按计划有序推进；14个制定市场方案的非试点地区除蒙东、吉林外，均正在独立或跟随区域电力现货市场建设完善市场规则体系，其中河北南网、湖南、黑龙江、重庆、陕西、江西、天津、宁夏已完成首次或多次模拟试运行；另外，南方区域市场已经模拟运行近一年。现货市场的最大进展，是“无现货、不市场”的概念深入人心。回顾新一轮电改初期，中发9号文的配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》，整体按照以现货为基础描述的市场体系，曾空转2年无法落地，直到2017年才开始落实，对现货市场建设的主流表述从“市场的高级阶段（暂时不考虑）”到中长期交易的“有效补充”，再到“市场的关键”，直到“市场体系的核心”，表述的变化说明真正的电力市场概念开始逐步深入人心，被行业广泛接受，包括很多运行人员从不感兴趣到积极支持，其中的艰辛和酸楚难以为外人道。不论过程如何曲折、蹒跚，正确的认知占据了主流，电力现货交易机制的推广标志着我国40年电力市场建设越过了门槛值，真正的市场体系开始在中国的大地上萌芽、生根。仅此一项进展，新一轮电改在市场机制建设方面已经远远超过之前的历次改革。价格政策截至目前，输配电价机制已经在全国范围内建立，并经历了两个监管周期的运行，马上要进入第三个监管周期。输配电价机制的建立，改变了电网企业近70年“吃购销价差”的盈利模式，把自然垄断环节改造成了“高速公路”，这是国家对自然垄断环节监管机制的巨大改革创新，为发用双方直接见面构造了最基本的基础条件。在输配电价机制建立后，价格政策的改革转向了“解开市场建设的束缚”，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》（发改价格[2021]）（以下简称“1439号文”），该文件是新一轮电改8年来最为重要的价格文件。1439号文明确了三件事，一是取消了煤电标杆电价制度，从制度层面推动全部燃煤发电进入市场；二是实现了交易价格的“能涨能跌”，首次在中国打破了“市场就是降价”的怪圈；三是建立了代理购电制度，使全部用户参加批发市场（居民农业超过目录电价的部分市场电价作为政策性交叉补贴分摊给了全体工商业），实现了居民、农业以外的全部用户电价“随行就市”。这为当时处于“瓶颈”的市场建设注入了巨大的推力，足以使1439号文成为具有长期历史影响的重要改革文件，也证明了价格文件松绑对市场设计和建设走向成熟和完善的决定性作用。市场衔接我国电力系统与欧美电力系统构成有所不同，基于“全国一盘棋”的设计思想，近二十年来中国电网形成了以“专用通道+配套电源”为主要规划方式，“西电东送、南北互供”为电力系统运行特点。我国现有电力市场设计均选择了与美澳模式相近的集中式市场，要求全部的需求和全部的供给共同在市场内定价，但是我国的远程送电制度，却造成了负荷中心地区需求侧完整，而部分供给在地区电网之外，送出地区供给侧完整，而部分需求在地区电网之外。真实的供需才能发现准确的价格，如果市场间交易与当地现货市场的衔接设计不好，会造成现货市场的功能受损。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）明确要求“加强跨省跨区与省内市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。”如何设计市场间交易与当地现货市场的衔接机制呢？国际上可供参考的经验有欧洲统一市场经验和美国的市场间交易经验（两侧引入贸易商），由于欧洲统一市场底层的市场模式是分散式市场，所以其模式很难在国内落地，而美国的市场间交易底层的市场模式均为集中式市场，所以“两侧引入贸易商”模式作为市场间交易和当地现货市场交易衔接方式，几乎是国内市场设计的唯一选择。2017年，国家电网覆盖区域开始利用专用输电通道时段性空余容量，开展跨区省间富余可再生能源现货交易，尔后在此基础上将该交易升级为省间现货交易，覆盖国家电网和内蒙古电力公司服务区域（南方区域市场为统一市场模式不存在区域内的市场间交易），在其规则中首次明确规定“省间电力现货交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清”，其中卖方“扮演”的“负荷”、买方“扮演”的“电源”即为两侧贸易商（承担市场衔接的经济责任，不改变调度流程）。国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司在《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改[2022]129号文）（以下简称“129号文”）中，进一步明确“跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量，买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算”，129号文将跨省跨区中长期交易也纳入了衔接的范畴，至此以“各地市场+市场间交易”为主要特征的全国统一市场体系在制度层面基本形成。必须要说明的是，全国统一大市场于电力而言，并非一定要建立一个统一出清的中国电力现货市场，“多个现货市场（省或区域）+市场间交易”是现阶段最为现实的设计方案，实现电力要素按照价格自由流动才是其初心。期货可期我国目前全部市场模式设计都采用了集中式市场，集中式市场的特征就是中长期合同为财务性质的差价合约，不影响调度计划的形成，全部实际生产的电量（电力的使用价值）均由现货市场竞价生成。差价合约的主要要素包括参考结算点、分时价格和分时电量约定（用电负荷曲线），标准曲线差价合约的集中交易就具备电力期货的主要特征。电力期货产品的主要功能是为参与现货交易的市场主体提供避险手段，国外电力期货产品的推出一般和集中式市场同步启动，电力期货市场对电力市场的要求是必须有一个长期稳定运行的电力现货市场，否则电力期货将找不到结算的“锚”。中发9号文印发后，考虑到电力市场建设千头万绪，且当时电力现货交易的概念都没有普及，电力期货市场建设并没有列上议事日程，但是在2015年证监会的相关研究机构就引进了海外研究人员，开始与相关部门研究中国的电力期货，当时预计电力期货市场的自身准备需要6年左右的时间。过去的8年里，中国电力技术协会、郑商所、上期所、广期所等机构也一刻没有放松电力期货产品的研究。随着第一批试点的五个现货市场的事实上连续运行，近日人民银行会同银保监会、证监会、外汇局、广东省人民政府联合印发《关于金融支持前海深港现代服务业合作区全面深化改革开放的意见》《关于金融支持横琴粤澳深度合作区建设的意见》，提出支持广州期货交易所建设电力期货市场，服务合作区绿色金融发展。至此，中国的电力期货交易机构已经有了眉目，可见中国的电力期货真正进入了“可期”的状态。绿色价值新一轮电改与“双碳”进程两期叠加，是我国的特殊情况，国际经验来看一般是完成了市场化改革后，再进行绿色转型。因此，我国相关工作面临的压力要远远超过其他国家。我国为鼓励可再生能源发展，在计划体制下制定了对可再生能源最为有利的政策。电量、平衡、调节和有效容量四种商品，可再生能源仅能生产电量，却可以拿到和煤电一样的电价，还按照其成本与煤电标杆电价之差制定补贴。此外，可再生能源不需要承担电力系统的公共责任，电力调度机构必须为可再生能源预留足够的电量空间，其他电源必须无偿让出电量空间，并且无偿承担全系统平衡责任，特别是电力系统运行人员每天都要为95%以上的消纳率而“努力工作”。随着可再生能源的飞速发展，电力系统再也背不动日益增长的负担，市场建设的深入使可再生能源富集地区开始“试水”推动可再生能源参与电力交易，从中长期交易到现货交易，至今已经屡见不鲜。由于可再生能源不连续、不稳定的先天出力特性与电力系统连续、稳定、可靠的要求直接冲突，可再生能源在参与市场后，获得的真实价格要低于其计划体制下按照成本加成核定的上网电价，为实现可再生能源的可持续发展，有关部门在努力寻找场外配套政策，在可再生能源的绿色价值上做文章，建立的绿证和绿电交易制度，在电力市场之外通过二次分配支持可再生能源的发展，保证“双碳”目标的实现。企业转型电力系统运营机制的改变，必然带来企业的转型。随着网售分开的逐步推进，售电公司走上了历史的舞台。这8年里售电公司一开始仅从事“对缝”性质的中长期交易，协助用户购买优惠电，随着电力现货市场建设正规化，售电公司开始为用户提供电力交易避险服务。随着售电公司的发展，电力用户从一开始“亲自”直接参加交易，慢慢转为通过专业化的售电公司参与交易，使电力用户直接交易逐渐成为了历史名词，售电公司成为用户侧的代言人。随着垄断环节成为“高速公路”，长期被统购统销“阉割”的销售功能回到了发电企业，使发电企业第一次获得了和其他生产企业一样“销售自己产品”的权力。发电企业在机构上逐步组建了售电公司、能销公司、运营中心、报价中心等专业从事电力交易业务的公司或机构；在制度上逐步建立适应市场需要的运营和考核机制；在规划上逐步摒弃传统的经济性测算方式，以现货市场价格预测为基础的连续生产仿真系统成为了规划的“新利器”；在人员上开始重视电网运行、风险管理、宏观经济等专业人才的引进和培养，一大批年轻的交易人才脱颖而出，人社部承认的全国性交易员大赛成为从业者一年一度的盛会。年轻的售电公司和年轻的交易员，成为了新一轮电改最为坚定的支持者和拥护者，成为深化改革的基本动力之一。展望：深化改革、任重道远近一年，是电力市场建设非常艰难的时期，一方面欧盟陷入能源危机后，电力市场价格快速上涨，欧盟主要领导人不反思多年来激进气变政策引发的不恰当政府干预措施，反而屡屡“失言”甩锅给电力市场机制，称要改变边际定价理论，希腊、西班牙更是提出了“两段式”出清的“电力市场改革方案”；另一方面国内多项制定于计划制度下的政策迟迟不能松绑，造成电力现货市场建设被迫接受各种不合理的“边界条件”，市场设计有待完善的部分已经十分清晰，电力现货市场建设试点的历史使命已经基本完成。两个方面原因造成国内出现了部分动摇市场化改革信心的观点，“老师都出了问题，电力现货市场走不通”“新型电力系统下电源结构变化造成原有电力市场设计不再适应发展”“中国不能再次走入注定失败的市场化改革”“市场必然失灵必须加强政府干预”等等观点尘嚣日上，质疑新一轮电改基本市场设计和市场建设基本规律的声音层出不穷，各种脱离经济规律的“新设计”也不断产生。幸运的是，我国电力市场化改革的主管部门，坚持住了“四个自信”，遵循了基本的规律，顶住各种舆论压力，坚决推进市场建设，使中国的电力市场建设在这段日子里没有停滞，反而实现了全国范围内的铺开。路遥知马力，子弹飞过以后，时间也给出了正确的回答。针对第一个方面的问题，历史的巧合也是历史的必然，欧盟新的电力市场改革方案在我国新一轮电改8周岁生日的前一天发布了改革提案，提案坚持边际定价理论、坚持电力现货市场统一出清，坚持以电力现货市场机制为核心的市场体系基本设计，仅对中长期交易的细节进行了完善，各种跟风的“电力市场失败论”观点不攻自破，有国际专家戏称：“欧盟领导人自己都没认识到其言论对中国电改造成的麻烦，比对欧盟市场的影响还大”。针对第二个方面的问题，必须看到我国的电力市场确实由于过多边界条件的存在，造成了目前市场设计很多不得已的扭曲和不合理，即便是按照“一轨制”设计的蒙西市场也只能保证电力现货市场的设计基本没有问题，其他环节仍然做了大量的妥协。常有人问，我国的电力市场到底存在什么问题，这些问题是否有改变的可能，现在连续运转的电力现货市场建设试点做到了市场建设的什么程度？“电力市场本身基本上没有问题、新猴王已经完成接班准备、老猴王在考虑是否退出”，新猴王指电力现货市场建立的网络约束下经济调度计划形成方式，老猴王则指各种不适应市场建设的政府规章文件。电力现货市场最终在运行层面上，实现的就是约束下的经济调度，连续运转的试点都已经建立了这套制度，由于市场出清软件必须考虑所有的潮流分布，所谓的边界条件如“没参加市场”的可再生能源发电和外来电，虽然没有报价，但是均以价格接受者的方式参加了出清计算，并且从出清系统中可以得到其应有的电价，只是原有的政府规章文件干预了结算，多拿或者少拿了市场发现的真实电费而已。各电力现货市场建设试点地区的“双轨制”不平衡资金，就是这些原有政府规章文件进行市场干预的结果。我们经常说的一句话是“市场发挥资源配置的决定性作用，更好地发挥政府的作用”，但是怎么才算更好地发挥政府的作用，还没有标准的答案。市场机制有了，“更好地发挥政府的作用”绝不是更多地在准入、定价、结算等方面直接干预市场，“更好”指的是在市场之外发挥政府的作用，与市场机制形成互补。“无现货不市场”已经被广泛接受，“唯管制无市场”的低效也已被反复证明，需要引导有形的手放到该放的地方。下一步工作中，“更好的发挥政府的作用”起码要回答以下三方面问题。市场化背景下，如何做好电力规划？规划、价格和运行管制是计划体制的三大基础制度，当价格和运行被电力现货市场机制改变后，就需要建立市场化背景下的电力系统经济性规划制度。电力系统经济性规划是指在保证电力系统安全性和可靠性的前提下，提出经济性最高效的规划方案，这里的经济性不仅指规划方案的投资，同样也包括规划方案对电力系统或电力市场带来的经济效益。如果投资高的方案效益不显著，则会造成社会资源的浪费，最终将提高电力用户的用电费用。经济性规划的目标就是找到投资效益比最高的方案组合，实现社会福利的最大化，在实现“双碳”目标的过程中，这一点尤为重要。具体来说要在两个方面下功夫，一是建立电力市场长周期仿真技术能力。电力市场仿真已经普遍应用于国外电力市场的经济性规划领域。随着我国电力现货市场规模的不断扩大，传统的规划方法已经难以适应形势发展的需要，电量与电价等要素需要在市场竞争中产生。随着“双碳”目标的实施，风电与光伏发电等正在加速发展，系统的不确定性大幅提升，电力系统的运行方式将更加复杂。为了在规划过程中全方位考虑各个因素的影响，更加精确地对电源位置、接网位置、电网新（扩）建规模等进行评估，需要凭借综合考虑电力系统运行和电力市场仿真的技术手段，对未来的电力物理运行和经济效益进行精确预测。二是建立标准和透明的经济性规划的数据体系。以自下而上的路径，以省为实体，构建省内的发电侧、电网侧和负荷侧的物理和经济的仿真数据系统，加大电网信息公开力度，需形成政府、发电和电网的联合工作组，共同进行数据体系的建立，为形成公平合理的规划方案奠定数据基础。市场化背景下如何保证供应可靠？间歇性的缺电是我国经济近年来不得不面临之痛，而在保供期间高涨的市场价格又经常让有形之手难以自制，以“控制市场失灵”的名义蠢蠢欲动，当然这种情况不止国内发生，欧洲在能源危机中领导人的不恰当表态也是同样性质的行为。实际上，保供的艰难和保供期间高涨的市场价格，是结果而不是原因，这不是市场失灵，而是市场灵敏的反馈了有形之手放错位置产生的失误。有观点讲过“没有平时就没有应急”，保证供应和稳定市场价格的功夫在平时，而不是只在危机过程中强行干预市场，一者要依靠可靠性规划，二者要依靠市场化的容量回收机制，两者一体、缺一不可。两者共同决定了电价基础水平的高低，这是因为如果采用极端的100%可靠的规划方法，考虑到系统最高净负荷（95%以上）需求只持续很少（1%以下）的时间，那么会造成未来大量的有效容量闲置，导致社会资源的浪费和用户综合用能成本的升高。如果采用合理规划，但没有建设市场化容量回收机制，那么会造成有效容量投资动力不足，依靠“社会责任感”保供，那么保供只能一直“在路上”，限电保供和价格飞涨将持续性并存。面向可靠性的规划是为了解决在未来何时、何地、建设何种类型和多大规模电源以满足特定可靠性标准。传统的可靠性规划主要是针对发电电源，更广义的可靠性规划也包括骨干输电通道规划、负荷侧可调节资源、储能设施的规划。可靠性规划的重要依据是可靠性指标，简单的说就是一年的限电小时，在达到可靠性指标要求的基础上，选择最经济的源网荷储的综合规划方案，而不是简单地分类型单独考虑某一类型的电气设备容量发展多少。举例来说，就是为实现“双碳”目标，在目标年要发展多少可再生能源，为达到供应可靠性的要求就需要配套多少输电线路、负荷侧调节资源、煤电等形成多种组合方案，要在这些组合中寻找最为经济的组合。可靠性规划确定后，要通过设计市场化的容量回收手段获取相应的资源，市场化的起码要求是这些容量资源要遵循相同的规则，而非目前“一类型一规制”的传统方式。主要根据特定电源（主要是市场中的边际机组）的收入需求，在评估未来电能量（电力现货）市场收入的基础上，合理设计容量成本回收机制，以保障发电企业（负荷侧）投建电源（调节装置）的经济性。当然，在优先采取的市场化手段无法实现容量充裕度目标时，也可采取行政性手段强制国有企业建设容量资源，但需要事前做好成本分摊的设计。必须强调的是，可靠性规划和容量回收机制的模型必须一致。市场化背景下如何做好产业政策？我国目前执行的产业政策多发端于新一轮电改开始之前，由于当时没有成体系的电力现货市场、辅助服务市场和容量市场，执行统购统销的运行方式，国家统一按照成本加成核价，产业政策多表现为职能部门对各类型电源的优点和缺欠进行判断，要么通过核价调整利益，要么要求各类型电源之间相互调整利益，基本上产业政策发挥作用都在电力系统运行过程当中。随着电力市场改革的深入，特别是电力现货市场建设的铺开，电力市场本身能够清楚界定每个主体承担的责任和义务，各类型电源的优点和缺欠都直观地表现在最终的结算电价上，产业政策如果仍然在广义的电力市场内发挥作用，或者产业政策使某一受保护的电源停留在狭义的电力市场之外，那么产业政策一定程度上就成了电力市场化改革深化的绊脚石。从电力现货市场试点的真实经历来看，产业政策松绑才能让电力市场健康发展，因此产业政策需要根据市场建设需要进行主动调整。为继续推动电力市场化改革，产业政策发挥作用的地点应当从市场之内，调整到市场之外。各类型主体首先要一视同仁，采用统一规则参与市场，通过电力现货市场、电力辅助服务市场和容量市场机制清晰反映每个主体应得收益，在此基础上，对于确需要国家扶持的特定主体或类型，根据其先进企业（成本较低、效率较高）成本收益要求和市场普遍收益之差，在场外给予政府授权合约（财务性合约）、财政补贴等支持性政策，彻底结束计划时代长期存在至今的“羊毛出在狗身上”“有毛病就该亏损”的奇怪现象。这样做，一方面可以实现通过市场机制筛选技术，避免过去人为指定技术类型形成产能大起大落的额外成本付出，另外一方面也可以精确估计场外资金的总额，确保其在电力用户电价承受范围之内。改革永远在路上。新一轮电改是中国式现代化必不可缺的体制机制改革之一，以电力现货交易为核心的电力市场机制是新型电力系统的“操作系统”软件，中国的新电改8周岁了，我们有理由相信电力市场化是八九点钟的太阳，正在冉冉升起，持续为电力行业的中国式现代化建设贡献力量！

国家统计局:1-2月电力生产增速放缓发电量同比增长0.7%

时间：2023-03-15 阅读量：1821

3月15日，国家统计局公布2023年1-2月份能源生产情况。1一2月份，规模以上工业主要能源产品生产均保持同比增长。与上年12月份比，原煤、天然气生产增速加快，原油、电力生产有所放缓。电力生产增速放缓。1-2月份，发电13497亿千瓦时，同比增长0.7%，增速比上年12月份放缓2.3个百分点，日发电228.8亿干瓦时。分品种看，1—2月份，火电、水电由增转降，核电增速放缓，风电、太阳能发电增速加快。其中，火电同比下降2.3%，水电下降3.4%，核电增长4.3%，风电增长30.2%，太阳能发电增长9.3%。

聚焦中国式现代化目标要求奋力开启陕西能源高质量发展新征程

时间：2023-03-14 阅读量：1785

核心提要●稳步建设一批安全、高效、绿色、智能的大型现代化煤矿，持续释放优质产能。●按照“关中创新、陕北融合、陕南生态”的发展原则，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。●建立适应新能源电力、新型储能、需求侧响应规模快速增加的智能高效调度体系。●建设多能融合科技创新试验田、国家重要的清洁能源供应地、高比例可再生能源示范应用城市和能源绿色低碳转型体制机制创新先行区。党的二十大就深入推进能源革命、确保能源安全、推进碳达峰碳中和、规划建设新型能源体系、科技自立自强、积极参与应对气候变化全球治理等多个方面对能源工作作出重要部署，这是陕西能源产业高质量发展的根本遵循和行动指南。陕西能源系统深入学习贯彻党的二十大精神，认真贯彻落实习近平总书记四次来陕考察重要讲话重要指示，扎实推进中国式现代化，坚持稳中求进工作总基调，完整、准确、全面贯彻新发展理念，全面落实能源安全新战略，锚定碳达峰、碳中和目标，按照“三转型两延伸”（即：能源开发向创新高效转型、能源利用向燃料原料并重转型、能源消费向多元低碳转型；化石能源向全产业链高端化学品延伸、清洁能源向可再生合成燃料和储能延伸）发展思路，统筹“一区六基地”（即：榆林能源革命创新示范区、大西安能源科技创新基地、延安综合能源基地、关中能化装备制造服务基地、渭北多能互补示范基地、彬长旬麟清洁低碳能化基地、陕南绿色能源基地）发展布局，深入推进万亿级能源产业高质量发展，坚持“稳控转”不动摇，全力促进能源稳产增产，全力保障能源安全，加快绿色低碳转型，大力延链补链强链，全面构建清洁低碳安全高效的现代化能源产业体系，为推动经济社会高质量发展持续贡献陕西力量。夯实能源保供基础支撑经济社会平稳运行党的二十大提出，加强重点领域安全能力建设，确保能源资源安全。陕西作为能源大省，着力加快构建多元协同的能源供应体系，坚持“优煤稳油扩气增电”，确保产业链和供应链可靠稳定，把能源的饭碗牢牢端在自己手里。持续发挥煤炭压舱石作用。不断优化煤炭产业结构，有序推进陕北、黄陇、神东大型煤炭基地建设，稳步建设一批安全、高效、绿色、智能的大型现代化煤矿，持续释放优质产能。加快“绿色矿山”建设，加快煤矿智能化发展，依法依规淘汰落后、低效产能，切实保障国家能源安全。积极推进油气增储上产。加大常规、非常规油气资源勘探开发和增储上产力度，不断夯实资源基础。加快储油储气调峰设施建设，不断强化应急保障能力。持续完善油气基础设施，提升行业本质安全水平。稳步推进榆林煤制油气战略基地建设，建立产能和技术储备。巩固提升电力保障能力。坚持电力发展适度超前、转型升级先立后破，充分发挥资源和区位优势，立足服务国家电力保供需求，持续扩大陕电外送规模，加快推进陕电送湖北等输电工程及配套电源建设，全面提速省内支撑性电源、自用电源及坚强智能电网建设，不断提升电力保障能力。加快新型能源体系建设助力双碳目标如期实现党的二十大提出，积极稳妥推进碳达峰碳中和、加快规划建设新型能源体系。陕西风、光、水、地热能等资源较为丰富，锚定碳达峰、碳中和目标，坚持可再生能源优先发展、大力发展不动摇，按照“关中创新、陕北融合、陕南生态”的发展原则，加快构建以新能源为主体的新型电力系统，促进可再生能源大规模高比例市场化高质量发展，积极推进氢能发展，加快规划建设新型能源体系。推进可再生能源跨越式发展。推动风电和光伏发电大规模开发利用，全面加快关中渭南等三个国家新能源基地建设，加快整县推进屋顶分布式光伏项目建设，统筹全省水电开发，稳妥有序推进垃圾发电、农林生物质发电项目建设，推进地热能开发利用，全力打造国家重要的清洁能源基地。加快构建新型电力系统。提升电力系统灵活调节能力，加强电源调峰能力建设，推进一批抽水蓄能电站开工建设，实施煤电机组灵活性改造；强化电力需求侧响应能力建设，加快推进榆林、渭南储能基地项目建设；优化电网调度运行，建立适应新能源电力、新型储能、需求侧响应规模快速增加的智能高效调度体系，加强全系统多能互补和源网荷储全网协同。全力推动氢能开发利用。加快实施氢能五年规划和三年行动方案，推进咸阳、榆林、韩城动力平台建设；统筹布局加氢站建设，规模化推广氢能重卡示范应用，探索氢能物流运输商业模式；推进氢能冶金、绿氢化工等拓展应用。深入实施创新驱动战略加快新旧动能接续转换党的二十大提出，加快实施创新驱动发展战略。陕西科教资源优势突出，要大力实施科技创新，围绕产业链部署创新链、围绕创新链布局产业链，加快将科技优势转化为经济优势、发展优势。加快推进榆林能源革命创新示范区创建。充分发挥榆林能源资源和产业基础优势，集聚中科院、省内高校及科研院所等科研力量，通过技术创新，围绕“三条技术路线”（即：可再生能源多能互补与规模应用、化石能源清洁高效开发利用与耦合替代、低碳化智能化多能融合），建设多能融合科技创新试验田、国家重要的清洁能源供应地、高比例可再生能源示范应用城市和能源绿色低碳转型体制机制创新先行区，为高碳城市低碳发展探索经验、形成示范。推进产业数字化智能化发展。推进5G、大数据、云计算、人工智能、物联网等现代信息技术与能源行业深度融合，推进能源产业数字化转型发展，搭建全省能源大数据平台，加快煤矿智能开采、快速掘进、智慧矿区等方面先进技术推广运用，建设推广电网数字化县公司、示范型数字化供电所。促进先进技术装备示范应用。推动重大核心技术、绿色低碳技术攻关和关键装备自主创新，加快能源领域重大技术装备首台（套）推广应用，推动二氧化碳捕集利用与封存、二氧化碳储能、氢能与煤化工融合等技术的研发及示范应用，促进全省能源领域碳达峰。加快高端能化产业链延链补链。严格落实国家碳达峰碳中和战略部署，统筹能耗、土地、环境容量、水资源等条件，稳妥推进重大项目建设，积极发展煤基特种燃料、煤基生物可降解材料等，不断完善能源化工下游深加工产业引导、扶持、激励政策，加快下游产业链延伸，推动能化产业高端化、多元化、低碳化发展。深化改革扩大合作激发产业发展活力动力党的二十大提出，深入推进改革创新，坚定不移扩大开放，着力破解深层次体制机制障碍。陕西要紧抓发展机遇，深入推进重点领域竞争性环节市场化改革，完善能源市场体系建设。坚持“引进来”、“走出去”，不断开拓能源合作共赢新局面。加快电力体制改革。稳步扩大电力中长期交易规模，促进省际与省内市场融合发展，统筹做好中长期合同签订与电力现货衔接工作。完善现货市场规则，开展省内电力现货交易长周期试运行，常态化开展绿电交易，推动源网荷储一体化发展，降低系统整体运营成本。深化油气体制改革。协调推进国家天然气过境管道建设，持续完善“统一规划、立体多元、互联互通”全省一张网输配体系，进一步加快气化陕西管网覆盖进度，规范管道开口和管网互联互通秩序，确保全省天然气保供调度安全可靠。完善油气储备设施投资和运营机制，持续推进油气领域竞争性业务市场化改革。积极拓展能源合作。以共建“一带一路”为引领，积极搭建能源国际学术交流合作、技术服务平台，推动开展可再生能源、电力、储能、氢能、CCUS等领域科研合作和技术交流，提升绿色低碳产业的国际竞争力。紧抓黄河流域高质量发展战略机遇，积极推进央地、省际能源互利共赢务实合作。扎实做好民生工程巩固提升惠民利民成效党的二十大提出，增进民生福祉，提高人民生活品质。江山就是人民，人民就是江山。必须坚持在能源发展中优先保障和改善民生，不断实现人民对美好生活的向往。持续完善居民用能基础设施。推动城镇配电网智能化升级，提高中心城市供电质量。加大农村电网改造升级力度，提高农村电网供电能力。加快供气网络建设，进一步完善城镇供气管网建设，有序推动天然气管网向乡村延伸。不断提高民生用能品质。积极发展生物质能、地热能等非化石能源供暖，有序推进煤改电、煤改气。深入挖潜提升热电联产机组供热能力，扩大热电联产机组供热距离和覆盖范围。开展用户侧可再生能源综合服务示范，鼓励居民生活用能领域发展分布式能源供能。推动乡村能源清洁开发利用。加快推动农村能源革命，推动乡村清洁能源开发利用，使新能源产业成为农民增收的重要渠道。加强农作物秸秆、畜禽粪污、生产生活垃圾能源资源化利用，推广农村清洁取暖工程，改善农村人居环境和生态空间。站在新征程新起点上，让我们更加紧密地团结在以习近平同志为核心的党中央周围，在省委省政府的坚强领导下，弘扬伟大建党精神和延安精神，坚定信心、同心同德，埋头苦干、奋勇前进，为奋进中国式现代化、谱写陕西高质量发展新篇章持续贡献能源力量！

中国光伏产业发展路线图（2022-2023年）

时间：2023-03-13 阅读量：1777

中国光伏行业协会正式发布《中国光伏产业发展路线图（2022-2023年）》（以下简称“《路线图（2022-2023年）》”）。《路线图（2022-2023年）》包含一年一度更新的各产业链环节最新技术进展情况，以及对于到2030年的技术发展趋势预测。这已是协会连续七年组织专家编制《中国光伏产业发展路线图》，目前《中国光伏产业发展路线图》已经成为政府了解趋势和企业制定决策的重要参考资料。

中国“争气机”投入商业运行

时间：2023-03-10 阅读量：1780

中国“争气机”正式投入商业运行！3月8日，被誉为中国“争气机”的首台全国产化F级50兆瓦重型燃气轮机商业示范机组，在华电清远华侨工业园天然气分布式能源站顺利通过72+24小时试运行，研制、安装、调试工作圆满完成，各项性能指标达标，正式投入商业运行，填补了我国自主燃气轮机应用领域空白，为清洁能源领域提供自主可控全链条式的“中国方案”，开启了中国自主燃气轮机产业高质量发展的新篇章。长期以来，中国东方电气集团有限公司（以下简称“东方电气”）和中国华电集团有限公司（以下简称“中国华电”）以实干实践彰显央企责任与担当，在牢记“国之大者”、主动服务国家战略、坚持科技自立自强的征程中团结奋斗、开拓创新，为加快建设新型能源体系，积极稳妥推进碳达峰碳中和贡献智慧和力量。2022年5月，G50原型机在东方电气集团东方汽轮机有限公司完成72小时长效试验。东方汽轮机供图坚持高水平科技自立自强，实现从“0”到“1”的突破重型燃气轮机被誉为工业装备制造业“皇冠上的明珠”，要在高温、高压、高转速的条件下安全运行，且涉及气动力学、固体力学、燃烧学、机械学、材料学、自动控制等多学科交叉，研发难度极大，是一个国家科技水平和综合国力的象征，是涉及国家能源安全的战略性装备，也是发达国家实施严格技术封锁的关键设备。为服务国家重大战略，由国务院国资委牵头，东方电气和中国华电等中央企业强强联合,解决能源领域重大装备问题，国家能源局也将F级50兆瓦重型燃气轮机列为能源领域首台（套）重大技术装备示范项目。2020年11月27日，国内首台F级50兆瓦重型燃气轮机在东方电气集团东方汽轮机有限公司实现满负荷运行。东方汽轮机供图东方电气自2009年开始，历时十三载自主研制，累计投入资金近20亿元，汇聚优势资源、组建科研团队，率先在国内开展具有完全自主知识产权的F级50兆瓦重型燃气轮机研制，2016年建成国内首批压气机、燃烧器、透平部件级试验台，2018年相继研制成功压气机、燃烧器，2019年实现全部高温部件的100%自主制造，整机点火试验一次成功，2020年首次运行至100%负荷，2022年底在华电清远实现一次点火成功，2023年正式转入商业运行。东方电气实现“0”到“1”的突破，全面攻克了燃气轮机自主研制、试验全过程技术，建设了自主的F级燃机设计体系，掌握了燃气轮机核心部件与整机总体性能、总体结构的设计方法，构建自主知识产权的设计规范、软件和数据库，获得授权发明专利136项，参与制订国家/行业标准6项，形成燃机设计/制造标准超1000项，建成行业唯一的清洁高效透平动力装备全国重点实验室，F级50兆瓦重型燃气轮机两次获评“央企十大国之重器”。2022年11月25日，G50机组在东方电气集团东方汽轮机有限公司发运。东方汽轮机供图践行保障能源安全的央企担当，携手推动产业链自主可控东方电气和中国华电将推动产业链创新链深度融合作为央企使命，2021年12月11日正式签约，将东方电气F级50兆瓦重型燃气轮机应用到华电清远项目上，强强联合全力攻克自主燃机示范应用难题，并获批国家能源局首台（套）重大技术装备示范项目。研制过程中，东方电气坚持“燃机主机装备必须国产化、没有国产化的加快实现国产化”的基本原则，联合高校、设备供应商、用户等产业链上中下游近300家单位开展联合攻关，突破燃机材料选型、研制、控制、试验等多项难题，成功具备了燃机整机和全部部件的研制能力，建成了完备的燃机试验验证平台，培育一批“专精特新”企业，培育了一条完整的燃机国产化供应链，确保燃机产业链的自主可控、安全可靠。G50到达华电清远华侨工业园天然气分布式能源站现场。东方汽轮机供图在党的旗帜下团结成“一块坚硬的钢铁”一路走来，东方电气和中国华电深刻把F级50兆瓦燃气轮机的研制、安装、调试、运行作为“头号任务”和“一把手工程”，成立多级专项攻关领导小组和G50协调工作领导小组，签订责任书、立下军令状，月度检查、季度考核、年度总结，形成“全面覆盖、责任贯通、上下联动”的组织体系。各参建单位坚持和加强党的全面领导，共同抓党的建设，筑牢“根”与“魂”，不断增强党组织政治功能和组织功能，坚持以党建联建共建、党员攻坚队、党员示范岗、创先争优主题实践活动等为抓手，充分发挥基层党组织战斗堡垒作用和党员先锋模范作用，高标准谋划、高质量落实、高效率推进项目落地，涌现出许多创新奋进、奋勇争先的感人故事，让党旗在一线高高飘扬，让党徽在一线闪闪发光。东方电气将全面贯彻落实党的二十大精神，积极探索国产自主重大装备应用推广的新路子，为全流程贯通、高质量打造国产燃机产业链供应链，服务国家“双碳”战略，建设科技强国、制造强国作出新的更大贡献，奋力谱写中国式现代化的央企篇章。来源：人民网

新建煤电用来做什么？

时间：2023-03-10 阅读量：1791

新建煤电用来做什么？全球能源监测机构Global Energy Monitor近期发布的最新报告指出，2022年中国新核准了106GW煤电装机，达到了2015年以来的最高水平。报告引发了各界对煤电在中国的定位和发展趋势的新一轮讨论。本文以煤电大省山西为例，通过分析2020-2022年山西省级重点工程项目名单上的煤电项目，来观察国内煤电新增的动因，以及煤电转型的现状和挑战。2023年初新发布的《山西省碳达峰实施方案》提出，山西将加快推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。一方面，山西省将发挥好煤炭“压舱石”和煤电基础性调节性作用，保障国家能源安全；另一方面，积极推进煤电机组“上大压小”，有序发展大容量、高参数、低消耗、少排放煤电机组，并实施煤电机组节能降耗改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。2020-2022年，三年中山西共有22项、34.2 GW的煤电项目作为传统产业升级或能源革命项目被列入山西省级重点工程项目名单中。山西省重点煤电项目以百万千瓦大机组为主，66万千瓦及以下规模机组占比较少。2020年与2022年两年的重点煤电项目中分别有71%和74%的项目是百万千瓦大机组，而2021年公布的两项煤电重点项目全是百万千瓦机组。一般而言，煤电厂项目要经历宣布、项目开发、核准、建设、投产运行五个阶段。其中，项目开工建设前的宣布、项目开发、核准三个阶段又可统一称为项目前期。我们的统计显示，山西省煤电项目在列入省级重点工程项目名单时，不管从项目总数占比还是装机容量占比看，大约六成的项目处在项目前期阶段。为了确保重点煤电工程项目的顺利推进和实施，山西省也建立了完善的政策保障机制。我们对重点项目状态进行了逐一追踪，发现绝大多数重点煤电项目建设都取得较大进展。具体来看，截至2022年底，列入重点项目时处于宣布阶段的煤电项目全部进入项目开发阶段，处于项目开发阶段的项目已全部进入核准阶段，处于核准阶段的项目已有91%进入建设阶段，处于建设阶段的项目已有60%进入投产运行阶段。总体来看，新煤电项目建设的主要作用包括带动地方经济和社会收益、利用当地煤炭资源、保障当地电力供应、晋电外送、煤电联营、低热值煤发电、民生供热、上大压小（见下图）。通过上表梳理的重点煤电项目的建设用途，可以看出地方政府对新建煤电项目的定位，也得以一窥山西省煤电项目建设取得较大进展的原因。山西省希望通过重点煤电项目建设来拉动当地经济和就业。山西省是中国主要煤炭富集区之一，煤炭产量全国排名第一。山西省力图通过煤电项目建设投资，将煤炭资源优势转化为经济优势，在刺激经济发展同时促进当地就业。与此相关的煤电项目建设用途包括利用当地煤炭资源、带动经济和就业、低热值煤发电、煤电一体化等。由2020-2022年山西重点煤电项目建设用途汇总表中可知，利用当地煤炭资源、带动地方经济和社会效益是一半以上的重点煤电项目建设的原因。2013年，山西成为全国首个获得国家能源局下放低热值煤发电项目审批权的省份。低热值煤发电项目也成为山西省鼓励利用当地大量煤矸石、煤泥和中煤创造经济效益，推动煤炭和电力深度合作的举措之一。山西省重点煤电项目中有6项、5.4GW是低热值煤发电项目。在近年煤价高企、拉高煤电成本，煤电企业普遍亏损严重的背景下，煤电联营再次被提及，政府希望通过煤电一体化、互补互利，推动煤电企业高质量发展，扭转其亏损局面。山西省重点煤电项目中有8项、12.0GW是煤电一体化项目。山西省通过重点煤电项目建设服务晋电外送以支持国家电力安全保供。2021年以来，由极端天气引发的拉闸限电也是煤电项目推进的重要动因。加快煤电项目核准开工建设，保证电力稳定供应和能源安全被提上日程。2021年4月发布的山西十四五规划也强调山西电力发展定位立足外送基地，计划到2025年电力外送能力达到5000-6000万千瓦。从山西省22项重点煤电项目的建设用途看，其中有14项、约2.4GW的煤电项目建设用途是支持晋电外送，借助西电东送通道，为华北、华东省份输送电力，而保障当地电力供应提及的较少。山西省计划通过重点煤电项目建设引领煤电定位调整和煤电转型，以响应双碳目标下国家对煤电定位的调整。在国家严控新增煤电项目，有序淘汰煤电落后产能政策引领下，山西省重点煤电项目建设用途反映出其煤电政策力图与国家对煤电的定位和转型方向保持一致。首先，山西新建的重点煤电项目承载诸多功能，包括不限于民生供热、“上大压小”、低热值煤发电等，不是单纯以发电为目的的煤电机组。这些煤电项目中民生供热机组占重点煤电项目总数的70%以上。其次，“上大压小”，关停落后小煤电机组，代之以大容量、高参数、低能耗、少排放的先进机组，也是山西推动当地煤电结构优化、清洁高效发展的手段之一。山西重点煤电项目中一半左右的煤电项目是“先关后建、等容量替代”用途建设的上大压小机组。来源：能源新媒作者：张小丽

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