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中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上):ag体育官网
2020-11-15 [12844]

ag体育官网_2018年10月21日,由《南方能源仔细观察》 (eo)杂志举办、昆山杜克大学赞助的大型公益项目“2018能源青年出行暑期研究计划”成果揭晓。这是eo资助国内外青年学生了解能源问题一线研究的第六年。中国人民大学团队作为2018年能源青旅最佳研究团队之一,对清洁能源消费进行了了解和研究。

随着改革进入深水区,清洁能源的消耗对整个身体有很大的影响。消费问题的根源是我国电力市场改革和电力体制改革中普遍存在的问题。为了解决这个问题,需要把它放在技术、经济、社会、政治和制度的环境中进行研究和分析,这是中国人民大学团队此次调查的最终目的。

Eo将为读者发布中国人民大学编写的研究报告《中国可再生能源消纳的个性和共性问题探究(上)》。作者:余子超,蒋瑞平,罗琦,马文鑫,孙敖,陶琪,杨业导师:宋风东北:热电联产下的风火联产东北风能资源丰富,风电装机容量增长迅速,部分地区弃风率一度高达20%。东北地处高寒地区,燃煤发电机组中供热机组所占比例较低。

在采暖期,热与电、风与火的对立是显而易见的,导致消费困难。近年来,东北地区通过“技术手段与市场机制相结合”的方式,有效减少了热电对立和消费问题。

区域电力辅助服务市场是东北地区机制创新的亮点。促进火电灵活改造,减少火电与电力对抗,鼓励火电参与系统调峰,为新能源消耗做出巨大贡献。1.放弃新能源发电,从强化到减少。

2016年前后,我国“三弃”问题越来越严重。东北是国家重点风光资源区。吉林省弃风率一度高达30%,黑龙江、内蒙古弃风率一度高达20%。

2017年以来,在国家政策的反对和社会各界的希望下,东北地区新能源消费明显改善。2018年上半年,“双升双反”成立。如图1和右图2所示,从2015年到2017年,东北各省风电年利用小时数普遍稳步增长,辽宁和黑龙江增长较快,分别减少362小时和387小时;弃风率整体呈圆形上升趋势,吉林和黑龙江仅次于,分别上升11和9个百分点。2热电对立明显,单机加热风险低。

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十二五以来,东北地区风电和火电装机容量快速增长,导致电网调峰对立日益突出,已经影响电网安全运行,影响民生供热可靠性,造成大量弃风限电。以2016年春节为例:由于调峰市场刚刚跟上,还没有充分发挥出来,电网调峰能力供不应求。春节期间全网可用单机火力发电厂26家以上,占全部可用74家火力发电厂的35%,高峰负荷期全网风电采用能力降至零。

3.打造电力辅助服务市场,打造各方共赢局面。2014年,东北电网公司和东北能源监督局在调峰空间有限的情况下,共同努力启动厂用电调峰服务市场建设,试图通过市场手段解决调峰难的问题,缓解风热对立,解决弃风问题,从而在我国厂用电服务市场建设上迈出了第一步。2016年,在调峰辅助服务市场的基础上,交易品种、交易范围和创新交易机制进一步丰富,标志着调峰辅助服务市场进入了新的发展阶段 由于改造初期投资较小,一些电厂采用与社会资本合作的方式降低融资成本,电厂获得改造场地和技术支持。

投资公司在社会上融资投资蓄热装置,在辅助服务市场获得的最终收益由电厂和投资者共同分享。一些火力发电厂在调峰市场上有很好的利润,这将鼓励更好的火力发电厂重建和促进辅助服务市场的良性发展,超过均衡。在东北电力辅助服务市场的鼓励下,火电厂由“为我调峰”向“为我调峰”转变,系统新增调峰潜力300多万千瓦。

2017年,在市场价格机制引导下,东北88家直调大型火电厂中,86家跌破50%,73家跌破40%,火电新增调峰潜力超过300万千瓦。全年机组紧急启停次数超过105次,大大缓解了东北地区调峰电力的困难局面,减轻了调度压力,保证了电力系统的安全稳定运行。

系统调峰能力的提升,必须提升东北地区可再生能源的消耗,有效增加“弃风”和“弃核”。火电峰值深度高于技术输出,2017年风电新增上网空间90亿千瓦时,相当于少烧273万吨标准煤。

通过分担有限的成本,核电也获得了更多的运营空间。综上所述,东北调峰辅助服务市场是在特定历史条件下针对特定问题的市场化机制设计。

三年来,逐渐改变了发电的物质和经济基础,开启了东北供电侧改革的新篇章。山西:山西省是煤电大镇新能源的宠儿,是煤炭大省,煤电大省,网络结构强,区域电网统一调度,调峰资源丰富。

同时跨地区、跨省的电缆地下通道发展缓慢,送出能力强。山西省新能源装机容量虽然已经达到20%之多,但仍需充分吸收。2018年上半年,弃风弃光基本没有复发。尽管如此,山西省仍然未雨绸缪,创造市场机制,引导新能源参与竞争,健康发展。

1张可爱的成绩单。山西省作为煤炭大省和煤炭大省,在可再生能源消费方面表现出了极大的关注。如图3-图5右图所示,2015年至2018年上半年,山西省风电和光伏装机容量大幅下降,风电装机容量稳步上升,光伏装机容量大幅上升;同期风力发电和光伏发电显著下降(1),发电比重显著上升;风电和光伏发电占比超过年均增速,其装机容量占比超过年均增速,说明两类电源的装机利用率在不断提高。山西省新能源装机容量的高利用率更多的体现在年利用小时数和废弃率上。

如图6和表1右图所示,2015-2017年,山西省风电利用小时数明显增加,2016年和2017年重点地区达到国家“低于保证小时”标准;与2015年相比,2016年光伏利用小时数大幅增加,2017年略有回升。但在2016年和2017年,重点地区数量也达到了“保障时数以内”的国家标准。

电力弃风率方面,山西省弃风率超过2016年9.4%的峰值,之后大幅上升,2018年上半年降至0.6%;2016年以来拒光率一直保持在1%以下,基本没有拒光现象。最重要的因素。

据业内专家介绍,近两年来,与be相比 自2016年以来,山西省能源监管机构等相关单位对山西省供热机组在采暖期后的运行方式进行了核查,核查结果为解决采暖期的热电对立和风火对立问题取得了有价值的参考。第三,全社会对新能源的消费有很高的共识。山西省新能源的发展并没有引起业内主体的重大利益争议,各行各业对新能源也没有抵触情绪。当然这和山西省的资源条件有关。

山西省有风电四级资源区和光伏二级资源区,条件有限。风力发电和光伏发电近年来发展有序,省级电网结构良好,调峰资源丰富。

3.强大的地下传送通道。电从外面送,地下通道先走。2009年1月,晋东南至荆门1000千伏UHV交流工程投入运行。这是山西发电厂送出的第一条UHV地下通道,也是中国建成投产的第一条UHV输电线路,标志着中国长距离大容量UHV电缆技术的重大突破。

2015年,随着国家“大气污染防治行动计划”的积极开展,山西省进入了以UHV建设为重点的时代,先后完成并投入运营了孟茜至津北至津南1000千伏交流工程、谢玉至晋中至潍坊1000千伏交流工程、津北至江苏800千伏UHV DC工程。此后,山西电网通过UHV出线传输的地下通道,加上山西阳城至江苏淮安的500千伏点对点电缆工程,以及与华北电网的9次500千伏连接,与华北电网建成了充足的电网。

燃煤发电是山西省的主要输电方式,但燃煤发电的顺利传输为省内可再生能源的消耗腾出了空间。山西分别与江苏、河北、陕西等地签署了战略合作框架协议。截至2018年7月,该省发电量506.7亿千瓦时,位居全国第三,同比快速增长21.1%。

盛夏时节,山西电网全力做好华北、江苏的验收工作,旁边的机构送出980多万千瓦电力,送出的地下通道全部装车运行。(3) 4微妙的股权合作。

2018年2月5日,苏进能源有限公司合资合同、章程签字仪式在太原成功举行。“苏进公司”由江苏国鑫股份有限公司、中煤平朔集团、同煤集团等六家合资企业正式成立。它经营延怀DC设施的供电点项目,通过延怀DC地下通道从山西向江苏输送的电力由合资公司“买卖”。

其中,江苏国鑫拥有51%的股份,是山西燃煤发电国有企业的一部分。这不仅标志着山西在煤电等传统优势产业的股权对外开放迈出了第一步,也是两省加强省际合作、促进能源供需准入的最重要思路。“山西给江苏送电,降低了江苏省发电企业的市场份额,所以你们山西电厂要让我来江苏有限公司,江苏的投资公司才能在山西投资,形成利益链”。在输送新能源的过程中,省际壁垒仍然是最重要的障碍,如何平衡省际利益是一个令人困惑的问题。

是两省在能源领域建立互利合作、共同发展的重要途径,也是众多促进新能源消费创意的推荐。5.适当采取预防措施。现在好了不代表有一天就好了。

山西省近三年被列为“风电投资监测预警绿色区域”,将有一定数量的获批建设项目投产。Coupl 根据规划,优先发电计划分为继续实行政府定价和市场化定价两部分,其中继续实行政府定价的利用小时数由电网调度机构“根据近三年可再生能源发电量,预测下一年可再生能源发电量,并结合山西电力体制改革进程和放松配电计划的平衡”进行综合计算。同时,可再生能源继续实行政府定价和电网完全收购的用电小时数,继续实行国家发改委的上网电价和补贴;不超过政府定价用电小时数但不超过国家保证用电小时数的电力希望参与市场交易,继续执行市场交易价格。

不参与交易的,按照核保周期内可再生能源电力的市场平均交易价格进行核保,仍先进行调度;远远超过国家保证使用小时数的用电,是无法通过市场交易获得的。这样,“政府定价利用小时”的设置,在保证“国家保障性利用小时”物理实施的基础上,在电价上做出一定的妥协,逐步引导新能源参与市场交易和公平竞争。类似的机制在新疆、甘肃等新能源消费困难的地区已经实行了几年。换句话说,新能源逐渐脱离对保障性政策的依赖,也不是什么坏事。

“保障性M&A年使用小时数”不是一个长期机制,而是过渡时期的一种自由选择妥协。一方面,国家层面的补贴在下降,希望新能源“廉价互联网”的政策导向型忠诚和国家补贴换取保障小时的盈利模式不可持续。另一方面,在逐渐切入用电计划研发的大环境下,保证小时数给了新能源发电企业一种“反向鼓励”,让参与市场“薄利多销”的收益几乎等于享受“以守为攻”的收益,从而巩固了新能源参与竞争的积极性。

然而,山西省正处于改革的机遇之窗。与甘肃、新疆等新能源消耗“重灾区”相比,各方面条件较好,不宜采取措施。希望各类主体积极适应环境市场的竞争,优胜劣汰。

甘肃:甘肃省是多重对立下的重灾区,是全国重点的风光资源区,境内的酒泉1000万千瓦风电基地被称为“陆上三峡”。甘肃也是中国风沙轻弃最严重的地区之一。

近三年弃风率超过30%,被国家能源局列为风电投资监测红色预警区。甘肃省弃风限电的背后是省内电力供需严重缺失、规划不合理、煤电矛盾突出、电网结构和运输能力严重不足、省间贸易壁垒和利益博弈。1.新能源弃用局部恶化,但整体情况不容乐观。

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甘肃省风光资源丰富,是我国新能源的主要安装城镇,也是新能源废弃最严重的地区之一。据中国国家电网公司统计,2017年新疆、甘肃两省弃电总量占公司运营区域弃电总量的66%。如图7和图8所示,甘肃省2015年和2016年风电和光伏利用小时数接近全国平均水平,弃风弃光情况严重;2017年,风光利用小时嘈杂,但与全国平均水平仍有一定差距,弃风弃光率明显上升。

在th 在这种情况下,甘肃省政府应该健康用电、经济用电、消费用电,但只能控制全省的用电和电价,必须面临取舍。以2017年为例,根据全社会用电量,预计全省统一调整的发电空间为942.6亿千瓦时,其中110.38亿千瓦时用于购买电厂自用,194.81亿千瓦时用于火电调峰调频,满足调峰和电网安全要求。为了保证供热,需要按照“以热定电”的原则,确定189.72亿千瓦时的热电联产机组。按照“以水定ag体育正规电”的原则,水电预计发电量312亿千瓦时,生物质也确定发电量2.1亿千瓦时。

在这样的环境条件下,预计全省全年可消耗新能源133.66亿千瓦时。这部分电量基本上是按照互联网基准电价与新能源企业进行核保,对应的是新能源的基准小时数。甘肃省有一、二类风能资源区和二、三类光能资源区,其对应的保底并购下的年利用小时数分别为1800小时、1800小时、1500小时和1400小时。

“低于保底”是指该小时对应的所有电量都由当地新能源基准互联网电价承保,只是保证企业低于合理收益。理论上是这样,但在甘肃建设起来比较困难:省内小时可以投保但量太少,送货可以增加电量但价格不会压得很低。

总的来说,甘肃省的风电企业近年来一直无法构建预期收益,是以补贴的方式进行分配的对现金流没有一定压力。3.火电企业整体亏损,从“没电发电”到“没电用”。

经济回升,装机容量不足,交易市场化,煤价低……近年来,甘肃省火电企业生存环境有了很大改善,亏损局面也大幅度蔓延到。截至2017年底,全省火电企业总亏损约140亿元,75%的火电企业资产负债率高达100%,6家火电企业总亏损10亿元。大唐甘谷电厂和大唐连城发电公司分别于去年4月和今年4月全面投产。

国电靖远电厂和SDIC靖远公司也向政府提出申请,要求拆除他们四个机组中的两个。新的能源消耗的高比例,电力系统的安全稳定运行和城市供热必须由火电来保证。在水电“静水”和火电“热定电”的调度原则下,未经省内用电空间允许,火电一方面要对发电量过低的新能源“停电”,另一方面要在低负荷区持续运行,以保证系统有足够的调峰调频能力。

在这种运行模式下,火电的生存空间得到了传递,但在目前的体制下,所获得的价值并没有得到合理的补偿。“热能不是你想要的,你想用就用。”火电机组频繁启停是非常不经济的,从技术和管理上不存在停运多年的机组不能完全恢复生产的风险。

长期“无电可发”会推动火电企业关停潮,增加系统性风险。如果其他电源(水电、新能源)整体输出严重不足,可能会经常出现“没电用”的情况。

4新能源的投放备受期待,但困难重重。2017年,甘肃省新能源发电量为103.82亿千瓦时,其中以邵琪为主力的发电量为58.7亿千瓦时。量上,火电-新能源捆绑中长期交易和剩余新能源跨省增量现货交易居多,交易量分别为71.04亿千瓦时和32.78亿千瓦时。

当新能源被输送时,地下通道应该继续前进。2017年6月,总投资262亿元的酒泉-湖南800千伏高压直流电缆工程全线(即“邵琪高压直流”)投入运营。根据其设计的电缆容量,预计一年可接受湖南400亿千瓦时。截至2018年4月底,湖南累计接受邵琪直流电96亿千瓦时。

由于各种因素的影响,这条地下通道的利用率并不是其设计值的一半左右。新能源的输送必须通过设施火电调峰,设施供电的延迟必然会影响地下通道电缆容量的充分发挥。邵琪直流设施昌乐4100万千瓦调峰热电厂是《甘肃省“十三五”能源发展规划》年重点火电项目。

邵琪直流于2015年5月经国家发改委批准开工建设。但由于国家对燃煤发电项目建设的严格控制,长乐电厂1号、2号机组于2017年9月开工建设,计划于2019年11月、2020年2月竣工投产,其余2号机组拒绝推迟至“十四五”及以后。

一些专家曾认为,在邵琪UHV的规划中,不仅有800万千瓦的电缆容量,还有400万千瓦和300万千瓦的电缆容量。现在回想起来,也许后两者更多的是和甘肃现有的供电布局和电网结构以及湖南的消费空间协商。

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对市场空间和支付意愿的低估也是阻碍甘肃新能源输送的最重要因素。2017年6月30日,即邵琪直流投产一周后,湖南省经济和信息化委员会发出通知,鉴于防汛抢险的紧急情况,拒绝国家电网湖南电力公司停止邵琪至外省的直流。

从10月到12月的sam 2018年5月18日,湖南省发改委宣布,拒绝使用2018年邵琪直流量40%的验收差价作为全省重点企业和贫困县企业参与市场交易,40%作为除重点企业和贫困县企业以外的所有参与市场交易的企业,20%作为补偿发电企业。政府主导的省际电力贸易是否符合市场化配置资源的改革思路,还有待探索。同时,由于甘肃的市场需求迫切,湖南在议价上更有发言权。

2018年上半年,两省中长期平均交易价格为0.308元/千瓦时。这里的价格是湖南以外的落地电价,甘肃以外的火电和新能源(考虑捆绑比例)平均交易价格分别为0.262元/千瓦时和0.078元/千瓦时。煤电价格持续上涨,火电捆绑送出就没有盈利空间了。

新能源不能靠交易价格生存。相反,它通过有条件的国家补贴来减少发电量。但是,随着补贴的减少和廉价互联网政策的增加,这种盈利模式是不可持续的。

南方:规划框架下市场机制创新最重要的实践。南部地区可再生能源消费压力来自云南水电。由于供电建设引发的事故,负荷增长过快高于预期,地下通道建设不成规模等。

云南弃水问题相当严重。2016年,弃水量将达到300亿千瓦时。

实施国家西电东送战略,解决云南弃水问题,是南方电网公司和广州电力交易中心的首要任务。两者共同努力,采取更多的措施,让云南水电吸收利益。1.云南水电是个难题,因为风景没有压力。

南方电网还包括广东、广西、云南、贵州、海南五省,其中广东、广西、贵州基本不存在可再生能源弃电问题。近年来,由于水电建设引发的事故,云南负荷快速增长高于预期,送出的地下通道不在预期规模左右,云南电网结构有限。南网系统自然具有移峰填谷、水火有序的特点。

其中,云南和贵州往往出现在负荷后的旱季(即冬季的11月和12月),而广东往往出现在负荷后的雨季(即7月至9月);贵州电网以火电为主,大型水电站调节性能优良,云南以水电站为主,高峰期整体调节能力严重不足。因此,从电网规划设计环节来看,南方电网地区西电东送,已经考虑到发挥跨省联网效益的作用。

“十二五”期间,云南水电等清洁能源发电装机容量快速增长,供电能力大幅提升。然而,它不受宏观经济形势和体制机制的影响。自2013年以来,该省的电力供应从季节性丰富变为年度过剩,特别是在洪水季节,大量水电被放弃。截至2011年至2015年,云南弃水用电量分别为12亿、24亿、48亿、173亿和153亿千瓦时,雨季弃水比例高达95%。

2016年云南废弃水电将再翻一番,历史最低315亿千瓦时,与西北五省同年废弃风电之和差不多。虽然2017年有所减少,但弃水量仍接近300亿千瓦时。2018年,根据云南电网公司《2018年可再生能源消纳专项行动方案》的数据,每年废弃用水量将控制在200亿千瓦时以内。

[14]与水电相比,风能和光伏等新能源的消耗 全年西电东送总量2028亿千瓦时,同比快速增长3.84%;云南剩余水电消耗277亿千瓦时,同比快速增长67.9%。西电东送是不可能的,交易中心有计划。西电东送是国家能源战略,在实践中也是一个细致简单的系统工程。《2017年重点水电横跨省区消纳工作方案》(法国用[2017]914号)明确表示,2017年云南水电将送1165亿千瓦时的优惠发电计划,其中广东框架协议835亿千瓦时,市场化200亿千瓦时,广西框架协议130亿千瓦时。

广电交易中心不仅全面实施了上述否决,还帮助云南回购了77亿千瓦时的“送电优先计划”。从年度计划到月度交易,从合约权力到动态调度,从交易清算到偏差评估,每一个流程都有交易中心的心血和希望。

据业内专家介绍,西电东送长期以来都是按照政府间协商机制决定的。在电力市场化改革的背景下,各省的放电计划逐渐放松,电力供需形势不可预测。如何使方案潜移默化地适应市场,灵活性决定了放电方案是广州电力交易中心机制创新的关键。

2017年,广州电力交易中心建立了“年度规划、月度分解调控、一个月内临时调整”的闭环管控机制,推动了西电东送计划向确定电厂的分解,签订了年度购售电合同。在这种情况下,如果电厂验收较少,可以根据签订的电力购销合同,由债权人进行处罚。

这种机制使得外界送来的电可见可控,大大提高了方案的刚性。4灵活地建立了交易机制,而省际市场有助于吸收它。

的计划赶不上变化。在西电东送过程中,当电力供需形势发生变化时,通过灵活决定市场化交易来构建资源的最优配置,是南方省际电力交易的重点。

2017年6月,广州电力交易中心发布全国首个跨地区、跨省月度电力交易规则《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(全面推行)》。这个规则的灵活性是设置多种月度交易,需要兼顾清洁能源保质消费和市场化机制建设的双重目标。月度交易制度以政府间框架协议“月度协议计划”的实施为基础,辅以“月度发电合同转让”、“月度集中竞价”、“上海证券交易所月度剩余电能增量”三种市场化方式,从“计划市场”两个维度来看,仅次于消耗西南地区剩余水电的努力。

参考文献:[1]除了2018年上半年的发电量,其他年份没有可比性。[2]数据来自国家能源局公布的《2016年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》和《2017年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》。[3]“山西大力推进清洁能源省际消费”[4]山西省经济和信息化委员会。

让“苏进公司”成为新的模式[5],即内部资本收益率为8%,来自“秦海燕了解《可再生能源发电全额保障性并购管理办法》”[6]800kV邵琪UHV DC电缆项目:获得批准。但记录持平[7]湖南停止向外省购电[8]湖南省电力交易中心有限公司2017年电力市场交易公告[9]2017年购电(3) [10]湖南省发展改革委关于2018年直流电价空间有关问题的通知(湘发改价[2018]153号)[11] [12]深度|川滇水电弃水原因及对策”[13]讨论|“三弃”耗电近1100亿千瓦时,亏损487亿元!2017年水、火、风、光、核废料会有多少电?[14]云南电网公司发布《2018年清洁能源消纳专项行动方案》 17推进清洁能源消费的措施[15]中国南方电网建设风电和光伏发电基本实现完全消耗[16]中国南方电网公司《绿色环保》责任报告[17]关于2017年跨省重点水电消费工作计划的意见[18]广州电力交易中心是首个推进西电东送计划实施的创新机制,市场交易非常丰富:ag体育官网。

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