第三监管周期输配电价改革启动

时间：2023-06-29     阅读量：1420

国家发展改革委日前印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。据介绍，本轮输配电价改革在完善输配电价监管体系、加快推动电力市场建设等方面迈出了重要步伐。一是输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网微电网等发展创造有利条件。二是输配电价功能定位更加清晰，将原包含在输配电价中的上网环节线损和抽水蓄能容量电费单列，有利于更加及时、合理体现用户购电线损变化，清晰反映电力系统调节资源费用，进一步强化电网准许收入监管。三是激励约束机制更加健全，对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。（刘志强）(由配售电中心孙孝文整理)

国家能源局发布1-5月份全国电力工业统计数据

时间：2023-06-21     阅读量：1466

6月20日，国家能源局发布1-5月份全国电力工业统计数据。截至5月底，全国累计发电装机容量约26.7亿千瓦，同比增长10.3%。其中，太阳能发电装机容量约4.5亿千瓦，同比增长38.4%；风电装机容量约3.8亿千瓦，同比增长12.7%。1-5月份，全国发电设备累计平均利用1430小时，比上年同期减少32小时。其中，水电967小时，比上年同期减少294小时；太阳能发电535小时，比上年同期减少28小时；风电1081小时，比上年同期增加105小时；火电1765小时，比上年同期增加45小时；核电3122小时，比上年同期增加41小时。1-5月份，全国主要发电企业电源工程完成投资2389亿元，同比增长62.5%。其中，太阳能发电982亿元，同比增长140.3%；核电269亿元，同比增长66.5%。电网工程完成投资1400亿元，同比增长10.8%。全国电力工业统计数据一览表注：1.全社会用电量为全口径数据，全国供电量为调度口径数据。2.“同比增长”列中，标*的指标为绝对量；标▲的指标为百分点。

迎峰度夏怎么过？中电联回应热点问题

时间：2023-06-21     阅读量：1461

6月13日，中国电力企业联合会有关业务负责人接受中能传媒记者采访，对今年迎峰度夏热点问题逐一做出回复。中能传媒：2022年夏季，受持续高温和主要江河来水偏枯等多重因素影响，一些水电大省出现了电力短缺。今年这种情况是否会再现？中电联统计与数据中心主任王益烜：水电是我国电源中的重要组成部分，降水的不确定性对水电出力影响大。2022年夏季，四川、重庆等地电力供需形势紧张，主要原因就是持续罕见高温天气叠加来水严重偏枯。今年以来，水电出力尚未得到有效改善。受2022年下半年以来降水持续偏少导致今年初主要流域水库蓄水不足，并叠加今年以来降水继续偏少影响，水电生产能力持续下降。今年前4个月，全国规模以上水电发电量同比下降13.7%，其中4月份同比下降25.9%；5月份水电生产延续下降趋势，预计当月水电发电量同比降幅比4月进一步扩大。受水电生产能力下降等因素影响，今年一季度，云南、贵州电力供需形势较为紧张，当前云南电力供应仍呈偏紧态势。气象部门预计今年夏季（6~8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2~5成，可能出现区域性气象干旱，降水偏少将会对当地电力供应以及电力外送产生影响。中能传媒：近期动力煤产地市场普跌，部分煤矿出现顶仓现象，连续降价促进销售，这种情况对火电企业的经营状况及火电出力有什么影响？中电联规划发展部主任张琳：近期，动力煤市场价格的确出现了今年以来最长时间和最大幅度的回调。根据中电联CECI曹妃甸指数监测，今年北方港电煤采购价格震荡频繁，3月份以后总体呈震荡下行走势，截至6月2日，全年5500大卡电煤现货采购平均价格1067元/吨，其中，1月初为全年价格高点，5500大卡现货价格1226元/吨，进入5月份，价格持续下行，本轮价格下降227元/吨。反映了当前市场供需的总体格局，一方面，电力企业为迎峰度夏增强保供能力，在中长期合同的支撑和进口煤的强力补充下，提前加大电煤采购，电厂库存处于近4年来高位，导致电煤现货市场采购需求减弱；另一方面，化工冶金建材等其他用煤行业需求也偏弱。电煤市场现货价格的回调，理论上讲可以一定程度上降低电厂燃料成本，缓解火电企业的亏损程度。但由于当前电厂燃料供应主要以长协煤为主，而长协煤的定价机制决定了长协价格受市场价格影响的关联程度不高。以北方港下水煤为例，6月份全国下水煤长协平仓价为709元/吨，仅环比5月份减少10元/吨。而对应的现货市场价格，5月31日比4月30日下降了179元/吨。因此，本轮市场价格回调对火电企业经营情况的改善程度有限。当前，电力企业存煤整体充足，对迎峰度夏电力供应形成较强的支撑和保障。根据中电联电力行业燃料统计，截至6月4日，统计口径内发电集团燃煤电厂煤炭库存合计1.13亿吨，同比增长2135万吨，为近4年以来最高值，甚至已超过近两年迎峰度冬期间库存水平；电厂电煤库存可用天数25.6天。但由于近几年电煤供应质量持续下降，电厂存煤热值低、结构差的问题普遍存在，可能一定程度上影响火电机组出力。因此，我们呼吁高度重视电煤供应质量问题，在当前高库存的形势下，尽快优化库存结构，提高电厂存煤的安全保障能力。建议进一步加强质量监控和要求,尽快调整当前长协“单卡一致”的定价机制，采取分档级差定价，加强中长期合同履约质量监管和电煤质量考核，调整产煤省份和主要煤炭企业安全保供责任考核标准，采用标准煤生产/销售量代替原煤量进行保供责任考核。中能传媒：今年的迎峰度夏电力供需形势怎样？有哪些政策建议？中电联统计与数据中心主任王益烜：电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性。此外，近年来煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。近年来，气温对用电的影响越来越突出，我国电力负荷“冬夏”双高峰特征日趋明显，夏季降温及冬季取暖负荷占比越来越大，部分省份夏季降温负荷占最高用电负荷比重达到40%~50%，甚至超过50%。正常气候情况下，预计2023年全国最高用电负荷13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦左右。若出现长时段大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。主要是南方、华东、华中区域电力供需形势偏紧，存在电力缺口；东北、华北、西北区域电力供需基本平衡。我们建议，一是全力保障迎峰度夏期间电力燃料安全稳定供应，并加强电煤中长期合同履约监管，发挥好中长期合同压舱石作用。二是加快重点电源电网工程建设，提升电力系统调节支撑能力。加强电力负荷管理，挖掘需求侧资源，推动需求响应规模尽快达到地区最大用电负荷的5%。三是充分发挥市场机制在电力保供中的重要作用。进一步完善跨省跨区电力交易机制，充分发挥大电网平台作用；健全完善市场化电价形成机制，加快建立煤电机组容量补偿和成本回收机制，推动辅助服务费用发电侧和用户侧合理分摊，激励新增电源投资，提高发电容量长期充裕性；深入研究煤电基准价联动机制与燃煤上网电价浮动机制；加强对各地落实电价政策监管，督导各地严格按照国家相关要求，尽快建立高耗能企业目录制度。中能传媒：近年来，随着高比例新能源接入以及尖高峰时段电力需求的刚性增长，叠加极端天气多发频发等因素，我国电力供需平衡压力日益增加。如何挖掘需求侧调节潜力，消解高峰时段压力？中电联规划发展部主任张琳：当前，我国电力系统存在调节能力不足、保供压力大等突出问题。近年来，新能源持续快速发展，但其固有的随机性、波动性、间歇性特征，使得高比例接入电力系统后，增加了系统调节压力；另外，一些地方受来水、温度等气象方面的影响用电紧张，迫切需要有机整合源、网、荷、储各类调节资源，特别是挖掘需求侧调节潜力，通过负荷转移、负荷调控、负荷中断等调节方式以及工艺优化、技术改进、管理提升等手段，为系统持续稳定运行提供支撑。5月19日，国家发展改革委向社会公布了新修订的《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，以期通过制度规定的形式进一步挖掘需求侧调节潜力。电力需求侧管理通过合理引导电力消费，可以有效降低高峰电力需求，在缓解电力供需缺口方面发挥了重要作用。未来，应从多方面挖掘需求侧响应潜力，推动“源随荷动”向“源荷互动”转变。通过实施电力需求侧响应，引导用户优化用电负荷，增强电网应急调节能力，对缓解电力供需矛盾，促进新能源消纳，保障系统安全运行也具有重要意义。一是着力提升大工业高载能负荷灵活性。二是引导电动汽车有序充放电，鼓励开展车网双向互动(V2G)研究。三是推进共享储能、虚拟电厂等技术大范围、规模化应用，实现将大量、多元、分散的灵活性资源聚合参与系统调节。四是推动规模化长时储能技术突破，推进氢能等新兴需求侧资源与新能源深度耦合，满足新能源多日或更长时间尺度调节需求，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。

观察 | 煤电低碳转型快不得也慢不得

时间：2023-06-12     阅读量：1485

当前，电力领域安全保供、低碳转型、降低用能成本等多元目标相互交织，我国煤电总量大、能力强，在当前和未来都将起到最为关键的支撑作用。而如何在众多目标、市场主体之间统筹协调、优化排序、争取实现 “鱼和熊掌兼得”，成为行业重点问题。5月30日，自然资源保护协会（NRDC）与公众环境研究中心（IPE）、北京绿源碳和科技有限公司共同发布了最新研究成果：《碳中和目标下中国火电上市公司低碳转型绩效评价报告2022》，其中包括四份火电上市公司低碳转型绩效排行榜单。报告分析了表现突出的火电上市公司的转型经验，还提出了三点政策建议：一是优化火电规划顶层设计，政策引导火电高质量转型；二是积极推进转型金融发展，加速公司绿色发展；三是督促火电上市公司转型规划及相关信息披露。低碳转型不是煤电企业“门前雪”需要各方力量的共同支持“行业整体的转型需要通过企业个体来实施和完成，由于各家企业对‘双碳’政策的理解和执行力度不同，各自拥有的禀赋、资金、人才等内外部条件也存在差异，导致低碳转型的程度和速度参差不齐，影响行业整体的转型进程。” NRDC北京代表处首席代表张洁清在上述发布会上表示。“当前，煤电转型面临的困境有非常态的，如高煤价，也有常态的，如低利用小时数和低电价，这些困境吻合了企业日常管理中的量、本、价、利关系。”华能集团能源研究院原副总经济师韩文轩分析道，“未来，煤电行业低碳转型可以从调整电源结构、资源控制能力、科技投入转化、提升管理变革能力四个方面入手。”“煤电低碳转型是我国能源有序发展、支撑‘双碳’目标的重头戏，值得我们花更多的力气、提供更多的政策、应用更多的技术去推进。”中国电力企业联合会计划财务部计划处处长张卫东表示，“火电相对其他电力类型而言，历史悠久、相对传统，技术、管理都较为成熟，但支撑煤电低碳转型的市场政策机制还不够到位，要完成好‘三改联动’等工作，需要我们不断升华技术、打磨完善政策、查补管理漏洞。”此外，近年来转型金融理念的发展与相关实践也加速了火电企业的绿色发展。但作为一项在中国刚起步不久的新生事物，政府、金融机构、企业对转型金融的认识与理解均有待加深。前述报告建议，要尽快明确转型技术路径，制定转型金融标准，设计落实激励政策，提升转型活动的可融资性，同时做好动态评估与监测，有效监管转型金融的发展。另外，报告还建议对上市企业转型活动和转型投资采取强制性信息披露，并加快研究建设信息披露指标体系，实施相应的奖惩制度。简言之，我们亟需打造一个能够帮助政府、金融机构科学评估企业转型目标设定、完成情况是否合理的“标尺”，这既有利于金融机构与有转型资金需求的企业成功对接，又能确保钱都确实花在了刀刃上。煤电联营好处颇多宜在有条件地方推广近年来，国资委、国家发改委等部门先后提出深化煤炭与煤电、煤电与新能源“两个联营”。实际上，“两个联营”中的煤电联营并非新事物，过去叫煤电一体化，现在叫煤电联营，如今这一发展模式又重新火了一把。据某行业网站不完全统计显示，2022年核准、开工、签约了91个重点火电项目，总装机高达11487万千瓦，五大发电集团占比仅为三成，地方能源集团、煤炭集团等逐渐成为投资主力。除此之外，越来越多的新建煤电由中央发电企业和其他能源集团合作开发，其中一部分正是煤电联营项目。这些项目能够发挥地方综合性能源集团或以煤为主业的央企得天独厚的优质煤炭资产、地理区位优势，对冲双方经营风险，缓解“煤电顶牛”矛盾，同时也有利于加快推进大型火电厂+新能源基地一体化布局的形成，可谓好处颇多。张卫东在前述发布会上表示，煤电联营，从形式上主要是两种：第一种，它在技术上、产业链上直接融合，比如许多坑口电厂，煤矿就建在当地，发多少电就生产多少煤。从技术生产管理上、经济效益上都非常好，这种形式只要有条件都应该鼓励。第二种，从资产纽带上进行统一的煤电联营，这种模式好处是可以协调煤炭生产、煤炭消费和电力生产，包括价格管理、合同协议，比较便利。另外，整体规划部署生产计划，营销计划，可产生很多管理效益，对国家而言也简化了波动的风险。韩文轩也认为，煤炭和煤电是“天生一对”，煤电一体化可以规避煤炭价格对煤和电双方的冲击。项目在有条件的地方适宜大力推广，但可能会有天花板的限制，毕竟需要动力煤市场的存在。总而言之，尽管我国煤电装机占比连年下降、现已低于一半，但目前从发电量占比看仍是主力电源，未来要进一步向基础保障和灵活调节电源转变，逐渐从我国的电量主体转向电力主体。在这一过程中，煤电的低碳转型快不得也慢不得，一方面要把握好节奏问题，如果煤电退坡过快导致电力系统冗余度或灵活调节能力不足，电力供应安全将面临巨大风险和挑战；如果煤电退坡过慢、风光“捆绑”煤电的发展方式没能取得更优解，我国实现“双碳”目标的难度将加大、“进度条”将变慢。另一方面，正如张卫东所言，煤电的低碳转型发展并非发电企业“自家门前雪”，需要政府、企业、金融界、学界乃至社会大众的共同支持，尤其是要加快市场改革，需要提供必要的支撑，让煤电更快更好地适应新的角色。

一图读懂丨《新型电力系统发展蓝皮书》

时间：2023-06-09     阅读量：1483

新型电力系统将加强四大体系建设

时间：2023-06-07     阅读量：1481

党的二十大报告提出，“积极稳妥推进碳达峰碳中和”“加快规划建设新型能源体系”。在我国，能源活动占二氧化碳排放的88%左右，而电力行业碳排放又占能源行业碳排放的42%左右。因此，实现“双碳”目标，能源是主战场，电力是主力军，新型电力系统则是其中的关键载体。6月2日，由国家能源局组织11家研究机构编制而成的《新型电力系统发展蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）发布。《蓝皮书》指出，新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征。在总体架构与重点任务方面，《蓝皮书》明确，要加强电力供应支撑体系、新能源开发利用体系、储能规模化布局应用体系、电力系统智慧化运行体系等四大体系建设，强化适应新型电力系统的标准规范、核心技术与重大装备、相关政策与体制机制创新的基础支撑作用。“构建新型电力系统是一项复杂而艰巨的系统工程，需要统筹谋划路径布局，科学部署、有序推进。”国家能源局副局长余兵说。国家能源局监管总监黄学农介绍，近年来，我国电力系统发展有力保障了经济社会发展。截至2022年底，我国各类电源总装机规模25.6亿千瓦，西电东送规模约3亿千瓦。2022年全社会用电量8.6万亿千瓦时。与此同时，电力绿色低碳转型不断加速。2022年我国风电、光伏发电量1.2万亿千瓦时，占总发电量的14%，分别比2010年和2015年提升13个、10个百分点。但在实现碳达峰、碳中和的目标背景下，电力系统仍然面临不少挑战。电力规划设计总院院长杜忠明分析，电源侧方面，新能源大规模发展对系统调节能力提出更高需求，我国抽蓄、调峰气电等调节性能较好的电源装机占比约为6%，仍然低于发达国家；电网侧方面，大型新能源基地开发外送对输电技术提出更高要求，高比例可再生能源和高比例电力电子设备的“双高”特征日益凸显，对电网调度运行技术升级提出迫切需求。《蓝皮书》提出制定新型电力系统“三步走”发展路径，即加速转型期（当前至2030年）、总体形成期（2030年至2045年）、巩固完善期（2045年至2060年），有计划、分步骤推进新型电力系统建设。在加速转型期，推动各产业用能形式向低碳化发展，非化石能源消费比重达到25%。新能源开发实现集中式与分布式并举，引导产业由东部向中西部转移。《蓝皮书》提出，新型储能发展布局需充分结合系统需求及技术经济性，积极拓展应用场景，在源网荷各侧规模化、科学化发展布局。充分发挥储电、储热、储气、储冷、储氢等优势，实现多种类储能在电力系统中有机结合和优化运行。（丁怡婷）