行业前沿

您当前的位置：首页 -新闻中心 - 行业动态 - 行业前沿

新型电力系统建设迎来数智化发展的政策红利期

时间：2023-06-07 阅读量：458

日前，由中国能源研究会与自然资源保护协会共同推出的“新型电力系统沙龙”系列活动，聚焦电力系统数字化、智能化发展路径。2023年4月，国家能源局印发《关于加快推进能源数字化智能化发展的若干意见》，提出针对电力等行业数智化转型的发展需求，为能源电力高质量发展提供有效支撑。各大发电集团、电网公司、能源集团等先后提出各自领域内的数智化发展重点和路径。在电力转型过程中，数智化可以发挥多重作用，一方面增加负荷预测精准度、降低弃电率，另一方面可以降低运营成本和减少碳排放。中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌认为，为实现“双碳”目标，我国非化石能源替代传统能源的幅度要加大，风光等新能源发电量占比将从目前的15%左右提高到碳中和情境下的65%左右、年发电量从1万多亿度增加到10万亿度左右，意味着新能源的发电规模扩张十倍左右。为实现如此大规模、高比例新能源的开发利用，电力系统必将发生一场根本性变革。未来电力系统是复杂的、高度分散的、具有海量元件的巨系统，其有效运行需要依靠智能化的手段。因此，电力系统数字化、智能化是构建新型电力系统的必由之路。中国电力科学院用电与能效研究所高级工程师宫飞翔提出，随着能源数字化、智能化快速发展，挖掘电力大数据价值，可赋能政府精准管理、产业低碳转型、智慧城市建设等诸多场景。其中，一个重要的场景是助力“双碳”目标实现。数字化技术可基于负荷数据，对不同类型的工业企业进行精细画像和精准匹配，从而实现对散乱污企业的实时监控，确保企业落实减排措施、助力打赢污染防治攻坚战。另一个更为重要的应用场景是确保电力安全可靠供应。用户侧蕴含着大量沉睡的柔性负荷资源，通过电力、气象、经济等数据的综合治理可实现对资源的有效唤醒和精准利用，在迎峰度夏和度冬时期的需求响应中发挥重要支撑作用。数字化技术逐步成为电力经济发展的核心驱动力，也成为新型电力系统建设的重要支撑。中国能源研究会副理事长兼秘书长孙正运提出，数字化转型的最高境界是基于大数据和人工智能技术的应用，在电网运行、安全巡检、需求侧管理方面，将发挥关键作用。首先，随着新能源装机容量的不断增加，电源侧的波动性和不确定性也会增加，就需要调节电源外的储能和用户侧发挥调节作用，通过数字化技术，把储能和用户侧海量元件的调节响应潜力挖掘出来。其次，数据共享可以提高数据质量和价值，形成一个价值和质量循环迭代的良性循环。最后，要高度重视信息安全，数字化技术和电力系统运行深度融合后，信息网络安全就和电力系统运行安全同等重要，没有信息安全也就没有电力系统运行的安全。总的来看，数字化的应用需要顶层规划设计，规划的科学是最大的科学、规划的科学也是最大的节省，要跨部门统一标准模型，要因地制宜结合使用人员的需求来实施，实用实效才有生命力和可持续。赛智产业研究院院长赵刚认为，数据作为一种生产要素可带动经济增长。目前我国电力行业的数智化发展走在各行业前列，电力数据应用到经济社会各个领域，电力支撑了所有的经济活动，其中的各种行为数据在电力数据中有实时反应。因此，电力企业的数智化转型，既能促进新型电网的运营，也会支撑以能源互联网和智能互联网融合所带动的新兴产业的发展，比如自动驾驶、智能机器人、智能家居等。

2023年1-4月份全国电力市场交易简况

时间：2023-06-07 阅读量：464

1-4月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17568.9亿千瓦时，同比增长7.8%，占全社会用电量比重为62.5%，同比增长1.7个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为14063.8亿千瓦时，同比增长5.5%。4月份，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4287.3亿千瓦时，同比增长12.9%。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3430.8亿千瓦时，同比增长10.6%。一、全国各电力交易中心交易情况1-4月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量17568.9亿千瓦时，同比增长7.8%，占全社会用电量比重为62.5%，同比提高1.7个百分点。省内交易电量合计为14162.7亿千瓦时，其中电力直接交易13691.8亿千瓦时（含绿电交易123.6亿千瓦时、电网代理购电2991.8亿千瓦时）、发电权交易428.3亿千瓦时、其他交易42.5亿千瓦时。省间交易电量合计为3406.2亿千瓦时，其中省间电力直接交易372.2亿千瓦时、省间外送交易3012亿千瓦时、发电权交易22亿千瓦时。4月，全国各电力交易中心组织完成市场交易电量4287.3亿千瓦时，同比增长12.9%。省内交易电量合计为3482亿千瓦时，其中电力直接交易3328.5千瓦时（含绿电交易41.5亿千瓦时、电网代理购电527.2亿千瓦时）、发电权交易138.8亿千瓦时、其他交易14.7亿千瓦时。省间交易电量合计为805.3亿千瓦时，其中省间电力直接交易102.6亿千瓦时、省间外送交易693.6亿千瓦时、发电权交易9.2亿千瓦时。1-4月，国家电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量13971.1亿千瓦时，同比增长8.3%，占该区域全社会用电量的比重为62.2%，其中北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为3182.4亿千瓦时，同比增长18.5%；南方电网区域各电力交易中心累计组织完成市场交易电量2730.5亿千瓦时，同比增长6.6%，占该区域全社会用电量的比重为61%，其中广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为223.8亿千瓦时，同比增长17.2%；内蒙古电力交易中心累计组织完成市场交易电量867.2亿千瓦时，同比增长2.6%，占该区域全社会用电量的比重为73.4%。二、全国电力市场中长期电力直接交易情况1-4月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为14063.8亿千瓦时，同比增长5.5%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为13691.6亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为372.2亿千瓦时。4月，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3430.8亿千瓦时，同比增长10.6%。其中，省内电力直接交易（含绿电、电网代购）电量合计为3328.2亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为102.6亿千瓦时。1-4月，国家电网区域中长期电力直接交易电量合计为10912.8亿千瓦时，同比增长5.6%；南方电网区域中长期电力直接交易电量合计为2403.1亿千瓦时，同比增长5%；蒙西电网区域中长期电力直接交易电量合计为747.9亿千瓦时，同比增长6.1%。

2023年1-4月份电力工业运行简况

时间：2023-05-22 阅读量：508

1-4月，全社会用电量同比增长，全国26个省份全社会用电量实现正增长；除水电外，其他类型发电量均同比增长；火电、核电和风电设备利用小时同比增加，水电和太阳能发电设备利用小时同比降低；全国跨区、跨省送出电量保持较快增长；全国基建新增发电装机容量同比增加，其中新能源发电增加超过三分之二；电源和电网完成投资均同比增长。一、全社会用电情况1-4月，全国全社会用电量28103亿千瓦时，同比增长4.7%，其中，4月份全国全社会用电量6901亿千瓦时，同比增长8.3%。分产业看①，1-4月，第一产业用电量352亿千瓦时，同比增长10.3%，占全社会用电量的比重为1.3%，对全社会用电量增长的贡献率为2.6%；第二产业用电量18632亿千瓦时，同比增长5.0%，占全社会用电量的比重为66.3%，对全社会用电量增长的贡献率为71.0%；第三产业用电量4852亿千瓦时，同比增长7.0%，占全社会用电量的比重为17.3%，对全社会用电量增长的贡献率为25.3%；城乡居民生活用电量4268亿千瓦时，同比增长0.3%，占全社会用电量的比重为15.2%，对全社会用电量增长的贡献率为1.1%。图1 2022、2023年分月全社会用电量及其增速1-4月份，全国工业用电量18342亿千瓦时，同比增长5.2%。全国制造业用电量13794亿千瓦时，同比增长4.5%。制造业中，四大高载能行业合计用电量同比增长4.1%，其中，建材行业用电量同比增长8.6%，有色行业用电量同比增长4.9%，化工行业用电量同比增长3.0%，黑色行业用电量同比增长1.5%；高技术及装备制造业合计用电同比增长6.4%，其中，电气机械和器材制造业、汽车制造业同比增长超过10%，分别为24.5%和11.4%；消费品制造业合计用电同比增长1.0%，其中，食品制造业、造纸和纸制品业、酒/饮料及精制茶制造业、农副食品加工业、纺织服装/服饰业实现正增长。1-4月份，第三产业用电量同比增长7.0%。其中，交通运输/仓储和邮政业、批发和零售业同比增长超过10%，分别为10.8%和10.3%，租赁和商务服务业、住宿和餐饮业、信息传输/软件和信息技术服务业用电增速在5%-10%。1-4月，16个省份全社会用电量同比增长超过全国平均水平。4月份，第一产业用电量同比增长12.3%；第二产业用电量同比增长7.6%；第三产业用电量同比增长17.9%；城乡居民生活用电量同比增长0.9%。4月份，全国工业用电量4740亿千瓦时，同比增长7.7%。全国制造业用电量3680亿千瓦时，同比增长7.1%。制造业中，四大高载能行业合计用电量同比增长3.6%，高技术及装备制造业合计用电同比增长13.4%，消费品制造业合计用电同比增长8.4%。4月份，第三产业用电量同比增长17.9%。其中，住宿和餐饮业、交通运输/仓储和邮政业、批发和零售业、租赁和商务服务业、房地产业同比增长超过20%。4月份，13个省份全社会用电量增速超过全国平均水平。二、发电生产情况截至4月底，全国发电装机容量26.5亿千瓦，同比增长9.7%。其中，非化石能源发电装机容量13.5亿千瓦，同比增长17.0%，占总装机容量的50.8%，占比同比提高3.1个百分点。水电4.2亿千瓦，同比增长5.3%。火电13.4亿千瓦，同比增长3.3%，其中，燃煤发电11.3亿千瓦，同比增长2.0%，燃气发电1.2亿千瓦，同比增长8.1%，生物质发电4231万千瓦，同比增长8.3%。核电5676万千瓦，同比增长4.3%。风电3.8亿千瓦（其中，陆上风电和海上风电分别为34854和3112万千瓦），同比增长12.2%。太阳能发电4.4亿千瓦（其中，光伏发电和光热发电分别为43983和67万千瓦），同比增长36.6%。截至4月底，全国6000千瓦及以上电厂发电装机容量24.2亿千瓦，同比增长7.7%。水电3.7亿千瓦，其中，常规水电3.3亿千瓦；火电13.4亿千瓦，其中，燃煤发电11.3亿千瓦，燃气发电1.2亿千瓦；核电5676万千瓦；并网风电3.8亿千瓦；并网太阳能发电2.6亿千瓦。1-4月份，全国规模以上电厂发电量②27309亿千瓦时，同比增长3.4%。1-4月份，全国规模以上电厂水电发电量2709亿千瓦时，同比下降13.7%。全国水电发电量前三位的省份为四川、云南和湖北，其合计水电发电量占全国水电发电量的64.2%，增速分别为6.5%、-11.4%和-33.0%。1-4月份，全国规模以上电厂火电发电量19467亿千瓦时，同比增长4.0%。分省份看，广西、重庆、贵州、海南、湖南、云南、湖北和青海等8省火电发电量增速超10%，西藏和辽宁火电发电量下降超过5%。1-4月份，全国核电发电量1378亿千瓦时，同比增长4.7%。1-4月份，全国并网风电厂发电量3230亿千瓦时，同比增长25.5%。三、发电设备利用小时情况1-4月份，全国发电设备累计平均利用小时1145小时，比上年同期降低31小时。图2 2005年以来历年1-4月份利用小时情况分类型看，1-4月份，全国水电设备平均利用小时为738小时，比上年同期降低167小时。在水电装机容量超过1000万千瓦的10个省份中，除广东和四川外，其他省份水电设备平均利用小时均同比降低，其中，湖南和广西降低超过500小时，分别降低722和525小时，贵州、湖北和青海降低超过200小时；全国火电设备平均利用小时为1424小时，比上年同期增加7小时，其中，燃煤发电设备平均利用小时为1498小时，比上年同期增加18小时，燃气发电设备平均利用小时为722小时，比上年同期降低17小时。分省份看，全国有15个省份的火电设备利用小时超过全国平均水平，其中四川和新疆超过1800小时；与上年同期相比，16个省份火电利用小时同比增加，其中湖南、广西和青海增加超过200小时，云南、重庆、贵州和湖北超过100小时；全国核电设备平均利用小时2472小时，比上年同期增加25小时；全国并网风电设备平均利用小时866小时，比上年同期增加87小时；全国太阳能发电设备平均利用小时415小时，比上年同期降低17小时。图3 1-4月份风电装机较多省份风电装机容量和设备利用小时四、全国跨区、跨省送出电量情况　　1-4月份，全国跨区送电完成2402亿千瓦时，同比增长19.7%。其中，华北送华中（特高压）20亿千瓦时，同比增长16.9%；华北送华东316亿千瓦时，同比增长41.5%；东北送华北217亿千瓦时，同比增长72.1%；华中送华东48亿千瓦时，同比下降21.8%；华中送南方79亿千瓦时，同比增长41.4%；西北送华北和华中合计581亿千瓦时，同比增长1.5%；西南送华东295亿千瓦时，同比增长48.0%。　　1-4月份，全国各省送出电量合计5307亿千瓦时，同比增长11.3%。其中，内蒙古送出电量908亿千瓦时，同比增长15.0%；山西送出电量519亿千瓦时，同比增长21.5%；四川送出电量452亿千瓦时，同比增长31.2%；新疆送出电量404亿千瓦时，同比增长9.6%；陕西送出电量330亿千瓦时，同比增长7.8%；云南送出电量314亿千瓦时，同比下降9.6%；河北送出电量285亿千瓦时，同比增长11.7%。　　4月份，全国跨区送电完成536亿千瓦时，同比增长6.1%。其中，华北送华东76亿千瓦时，同比增长60.9%；东北送华北52亿千瓦时，同比增长21.6%；华中送华东13亿千瓦时，同比下降37.4%；华中送南方22亿千瓦时，同比增长82.4%；西北送华北和华中合计136亿千瓦时，同比增长0.8%；西南送华东49亿千瓦时，同比下降8.6%。　　4月份，全国各省送出电量合计1250亿千瓦时，同比增长5.0%。其中，内蒙古送出电量223亿千瓦时，同比增长9.9%；山西送出电量115亿千瓦时，同比增长37.5%；新疆送出电量95亿千瓦时，同比增长5.4%；四川送出电量85亿千瓦时，同比下降11.9%；河北送出电量76亿千瓦时，同比增长20.8%。　　五、新增装机情况　　1-4月份，全国基建新增发电生产能力8442万千瓦，比上年同期多投产4208万千瓦。其中，水电355万千瓦、火电1266万千瓦（其中燃煤867万千瓦、燃气146万千瓦、生物质103万千瓦）、核电119万千瓦、风电1420万千瓦、太阳能发电4831万千瓦，火电、核电、风电和太阳能发电分别比上年同期多投产328、3、462和3143万千瓦，水电比上年同期少投产144万千瓦。　　六、电力投资完成情况　　1-4月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1802亿元，同比增长53.6%。其中，水电217亿元，同比下降2.2%；火电188亿元，同比增长4.9%；核电212亿元，同比增长52.4%；风电400亿元，同比增长20.7%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的89.7%。　　1-4月份，全国电网工程完成投资984亿元，同比增长10.3%。注释：　　① 从2018年5月份开始，三次产业划分按照《国家统计局关于修订<三次产业划分规定(2012)>的通知》（国统设管函〔2018〕74号）调整，为保证数据可比，同期数据根据新标准重新进行了分类。　　② 发电量指标数据（除风电外）是国家统计局统计的规模以上工业企业发电量。

做好全面体检推动电力行业高质量发展 ——《国家能源局关于开展电力领域综合监管工作的通知》解读

时间：2023-05-16 阅读量：524

《国家能源局关于开展电力领域综合监管工作的通知》（以下简称《通知》）于近日印发，《通知》紧紧围绕服务电力高质量发展大局，聚焦当前电力行业重点领域突出矛盾和群众用能“急难愁盼”问题，拟在内蒙古、浙江、重庆、云南、甘肃5个省（自治区、直辖市）内，对涵盖电力规划建设、生产运行、供应保障全链条3个环节8项重点事项开展监管，切实推动电力行业高质量发展。一次“行业体检”和“业务巡视”根据《通知》要求，本次综合监管将深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，坚持为民监管、依法监管、公平监管、精准监管，统筹监管力量，创新监管方式，通过开展涵盖电力规划建设、生产运行、供应保障全链条的综合监管，以点带面、突出重点，充分发挥监管工作在维护社会公共利益、推动电力领域重大规划政策落实、维护电力市场秩序和市场主体合法权益、提升电力领域治理整体效能等方面的重要作用。国家能源局市场监管司相关负责人表示，今年首先在内蒙古、浙江、重庆、云南、甘肃开展综合监管，计划利用五年左右的时间实现全国电力领域全覆盖，监管对象涵盖了发电企业、电网企业、电力调度机构、电力交易机构等。涉及电网工程投资成效、煤电规划建设和改造升级、电力调度交易与市场秩序、“获得电力”服务水平提升等内容，涵盖了电力规划建设、生产运行、供应保障全链条8项重点事项。可以说是对电力行业服务经济发展和社会民生的一次“行业体检”和“业务巡视”。该负责人表示，本次综合监管将12398能源监管热线作为投诉举报电话。《通知》明确了本次综合监管的工作原则。坚持问题导向。紧紧围绕党中央、国务院关注的电力领域重大问题，群众反映的用能突出问题，以及市场主体和企业反映的痛点难点问题开展全覆盖监管，推动问题解决。坚持系统思维。按照事前、事中、事后环节，对电力规划建设、生产运行、供应保障实施全链条监管，推动增强电力治理效能。坚持依法依规。坚持用法治思维和法治方式履行监管职能，公平、公正开展监管工作，做到监管依据充分、流程规范、措施到位。坚持精准高效。做好监管内容的统筹衔接，集中业务骨干力量，运用“双随机、一公开”监管、非现场监管和信用监管等手段，探索精准高效的新型监管模式。分四个阶段开展时间跨度6个月监管内容方面，《通知》也提出了详细的部署。在电力规划和建设环节。一是监管电网工程投资成效情况监管，重点监管2018年以来，跨省跨区直流输电工程实际运行情况、资源配置效率、投资效益情况。二是监督煤电规划建设和改造升级政策落实情况，重点了解规划内煤电的纳规、核准、开工及预计投产情况，梳理在建煤电项目建设进度及影响建设进度的主要问题，重点摸排已列入今年度夏、度冬前投产计划的项目推动情况，梳理总结煤电“三改联动”实施情况及存在的主要问题和意见建议。三是监督2021年至2022年期间农村电网巩固提升工程中央预算内投资计划情况等事项。在电力系统运行和市场秩序环节。一是监管电力调度交易与市场秩序情况，重点监管2022年以来，市场交易规则制定和执行、电力调度运行和交易组织的合规性、公平性和合理性，交易合同和并网调度协议的签订备案和执行，电价政策执行及电费结算、市场运营机构履行主体责任，电网企业代理购电、信息披露和报送、电力现货市场建设和地方政府不当干预等情况。二是监管电力系统调节性电源情况，重点监管抽水蓄能等调节性电源及资源的规划建设、运行调度、市场交易、价格机制等情况。三是监督2023年上半年可再生能源电力消纳保障机制落实情况，重点了解掌握2023年上半年，5个省（自治区、直辖市）可再生能源开发建设、本地消纳利用和跨省跨区可再生能源电力交易情况。在电力服务和保障环节。一是监管“获得电力”服务水平提升情况，重点监管2022年以来，责任落实、办电时间、办电便利度、办电成本、信息公开、供电能力和供电可靠性，以及用户受电工程市场秩序等情况。二是监督北方地区清洁取暖情况，重点了解掌握2022—2023年采暖季期间，清洁取暖政策文件落实、清洁取暖常态化协调机制的建立和运行、能源供应保障、极端情况下保供应急预案的制定和落实情况，以及群众关心关切的取暖问题等。国家能源局市场监管司相关负责人表示，本次综合监管工作分启动部署、组织自查、现场监管和问题处置四个阶段开展，从5月份开始到10月份结束，时间跨度6个月。电力领域综合监管是在部分省份对电力行业全链条、全要素开展监管，国家能源局将充分发挥监管工作在维护社会公共利益、推动电力领域重大规划政策落实、维护电力市场秩序和市场主体合法权益、提升电力领域治理整体效能方面的重要作用，加快推动新型能源体系建设、助力人民群众获得感和幸福感提升。

《发电机组进入及退出商业运营办法（征求意见稿）》公开征求意见

时间：2023-05-06 阅读量：538

国家能源局综合司关于公开征求《发电机组进入及退出商业运营办法（征求意见稿）》意见的通知　　为规范发电机组和新型储能进入及退出商业运营管理，维护市场主体合法权益，促进电力系统安全稳定运行，国家能源局组织对《发电机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场〔2011〕32号）进行修订，形成《发电机组进入及退出商业运营办法（征求意见稿）》，现向社会公开征求意见。　　欢迎有关单位和社会各界人士提出宝贵意见建议，自本通知发布之日起30日内传真至010-81929559，或通过电子邮箱发至jianguansi@nea.gov.cn。　　感谢您的参与和支持！发电机组进入及退出商业运营办法（征求意见稿）第一章总则第一条为规范新建（包括扩建、改建）发电机组和新型储能进入及退出商业运营管理，维护市场主体合法权益，促进电力系统安全稳定运行，根据《电力监管条例》《电力并网运行管理规定》等国家有关规定，制定本办法。第二条本办法适用于按照国家有关规定经国家或地方政府主管部门核准或备案的与省级及以上电网并网运行的发电机组。新型储能参照本办法执行。第三条发电机组和新型储能进入及退出商业运营的相关工作应坚持公开、公平、公正、高效的原则。第二章并网调试工作的条件和程序第四条发电机组和新型储能并网调试运行工作应遵循《电网运行规则（试行）》《电网运行准则》的有关规定。第五条首次并网调试应遵循以下工作程序：（一）发电机组和新型储能按照《电网运行准则》明确的时间要求向相关电力调度机构提交并网运行申请书和有关资料。（二）电力调度机构自接到发电企业申请后10个工作日内安排并网调试运行。对涉及电网安全稳定运行的相关试验，原则上应自发电企业提出申请后20日内完成。电力调度机构因故不能及时安排或不能按时完成并网调试运行的，应书面向并网主体说明原因，并抄报相应国家能源局派出机构备案。（三）发电机组和新型储能与电力调度机构签订并网调度协议。（四）发电机组和新型储能相关电力工程已按有关规定，完成竣工验收并通过有资质的质监机构监督检查。（五）拥有自备机组的电力用户已与电网企业签订高压供用电合同。（六）新型储能项目应按照国家质量、环境、消防有关规定，完成相关手续。第三章进入商业运营的条件第六条发电机组进入商业运营前应当完成以下工作：火力发电机组按《火力发电建设工程启动试运及验收规程》（DL/T5437）要求完成分部试运、整套启动试运。水力发电机组按《水电工程验收规范》（NB/T35048）要求完成带负荷连续运行、可靠性运行。风力发电项目按《风力发电场项目建设工程验收规程》（GB/T31997）要求完成工程整套启动试运。光伏发电项目按《光伏发电工程验收规范》（GB/T50796）要求完成工程整套启动试运。抽蓄机组按照《可逆式抽水蓄能机组启动试运行规程》（GB/T18482）要求完成全部试验项目并通过15天试运行考核。其余类型发电机组和新型储能应按照相应工程验收规范完成整套启动试运行。第七条发电机组进入商业运营应具备下列条件：（一）签署机组启动验收交接书或鉴定书。（二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认发电机组和接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。（三）签订并网调度协议和购售电合同。（四）取得电力业务许可证（发电类）。发电机组应在项目完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证（发电类），或按规定变更许可事项，分批投产的发电项目应分批申请。符合许可豁免政策的机组除外。（五）水电站大坝已经国家认定的机构注册或备案。第八条新型储能进入商业运营应具备下列条件：（一）签署项目启动验收交接书或鉴定书。（二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。（三）签订并网调度协议和购售电合同。第九条电网企业负责进入商业运营有关材料的收集、审核、存档等工作。第四章进入商业运营的程序第十条在完成整套设备启动试运行时间点后3个月内（风电、光伏发电项目在并网后6个月内），经电网企业审核，发电机组、新型储能分别具备第七条、第八条商业运营条件的，从完成整套设备启动试运行时间点次日起自动进入商业运营。届时未具备商业运营条件的，发电机组和新型储能可申请由国家能源局及各派出机构进行专项核查。经核查认定属并网主体自身原因的，必须在具备商业运营条件时点起进入商业运营。不属并网主体自身原因的，从完成整套设备启动试运行时间点起进入商业运营。第十一条火电、水电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用的分摊，自完成整套启动试运行时点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和辅助服务管理的考核、补偿和分摊。核电机组自完成整套启动试运行时点起纳入电力并网运行和辅助服务管理。水电以外的可再生能源发电机组、新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日纳入电力并网运行和辅助服务管理。第五章调试运行期上网电量的结算第十二条发电机组和新型储能按照第六条要求完成整套启动试运行的，调试运行期自并网时点起至完成整套设备启动试运行时间点止。第十三条发电机组和新型储能调试运行期上网电量，由电网企业收购，纳入代理购电电量来源，满足相关条件后可直接参与电力市场交易。发电机组和新型储能自完成整套设备启动试运行时间点起至满足直接参与电力市场交易条件前，上网电量继续由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。各地应适应当地电力市场发展进程，逐步缩小代理购电用户范围。第十四条发电机组和新型储能调试电费按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。发电机组和新型储能在完成整套设备启动试运行时间点起，执行现行电价政策。第十五条各派出机构按照变动成本合理补偿的原则，确定调试运行期火电、水电机组辅助服务分摊标准，推动建立用户参与的辅助服务分担共享机制。调试运行期火电、水电机组分摊费用月结月清，原则上不超过调试运行期电费收入的10%。火电、水电机组在完成整套设备启动试运行时间点后3个月不具备商业运营条件的，且经核查认定属发电企业自身原因的，此期间辅助服务费用分摊标准按原标准2倍追溯执行，并在进入商业运营时点次月对已结算费用进行清算。第六章退出商业运营的程序第十六条发电机组按国家有关文件规定注销电力业务许可证的，从电力业务许可证注销时刻起，或发电机组、新型储能改扩建按规定解网的，从解网时刻起，自动退出商业运营，并及时告知相关电网企业、电力交易机构。第十七条发电机组和新型储能退出商业运营前，应与有关各方完成相关合同、协议的清算和解除工作。退出商业运营的发电机组和新型储能再次进入商业运营的，按照本办法进行商业运营的条件审核，履行相关程序并执行有关结算规定。第七章附则第十八条发电机组和新型储能与电网企业、电力调度机构对进入及退出商业运营发生争议的，应本着平等、自愿、诚信的原则协商解决。不能达成一致意见的，由国家能源局派出机构按有关规定进行协调和裁决。第十九条国家能源局派出机构可根据本办法，结合辖区实际情况细化相关条款或制订实施细则。第二十条本办法自XX年1月1日起施行。《发电机组进入及退出商业运营管理办法》（电监市场〔2011〕32号）、《国家能源局关于取消机组进入商业运营审批有关事项的通知》（国能监管〔2015〕18号）同时废止。已出台文件与本办法不一致的，以本办法为准。

今年全国电力供需将呈紧平衡态势

时间：2023-05-04 阅读量：511

今年夏季我国大部分地区气温或偏高，能源保供形势依然严峻，全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。“我国能源电力需求将持续保持较快增长”“随着能源转型深入推进，未来一段时间我国电力保供压力较大”“极端天气、突发事件也对我国电力供需产生一定冲击，需要定期及时发布气候变化以及电力供需形势的研究成果”……《中国能源报》记者4月26日从国网能源研究院与国家气候中心联合主办的“2023年中国电力供需形势分析预测”研讨会上了解到，今年夏季我国大部分地区气温或偏高，能源保供形势依然严峻，全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。局部地区电力供需紧张与会专家一致认为，从宏观经济来看，今年一季度我国逐渐摆脱疫情影响，生产和需求逐步改善，经济实现良好开局。从用电量来看，一季度全社会用电量同比增长3.6%，全国电力供需总体平衡。国网能源研究院当天发布的《2023中国电力供需分析报告》（以下简称《报告》）提到，结合宏观、中观、微观视角下影响电力供需的因素看，疫情防控优化、经济恢复向好、气温正常偏高等成为支撑用电较快增长的有利条件，预计今年全国全社会用电量约为9.25万亿千瓦时，比上年增长7%左右。分季度看，受2022年基数影响，第二、第四季度用电增速将显著高于第一、第三季度用电增速。分部门看，预计第二、第三产业用电量增速较上年显著反弹，第二产业重新成为拉动用电增长的主要动力。国家电网副总工程师兼国网能源研究院院长欧阳昌裕表示，预计今年底全国发电装机容量将达到28.4亿千瓦左右，同比增长10.8%，火电比重将首次低于50%。“全国电力供需呈现紧平衡态势，局地用电高峰期间有缺口，夏冬保电不轻松，政企协同能取胜。”国网能源研究院经济与能源供需研究所所长郑海峰表示，今年华北、华东、华中、西南电网区域电力供需紧张，其他电网区域电力供需偏紧或基本平衡。华北、华东、华中、西南电网区域部分省份通过采取需求响应等措施可在一定程度上缓解电力供需紧张态势，但是若出现燃料供应不足、极端天气等情况，用电高峰时段电力缺口将进一步扩大。今年夏冬“双高峰”特征显著与会专家认为，气候气象因素对电力供需影响愈来愈大。尤其去年迎峰度夏期间，川渝地区遭受罕见的高温干旱天气，电力空前紧缺，首次在汛期出现电力电量双缺现象，电力保供面临最长时间、最高温度、最少来水和最大负荷的“四最”挑战。国家气候中心党委常委、副主任袁佳双表示，最新的预判是，今年5-9月的汛期，我国气候状况总体为一般到偏差，旱涝并重，区域性、阶段性旱涝灾害明显，暴雨、高温、干旱等极端天气事件偏多，降水呈南北两条多雨带，长江中游降水明显偏少。“今年夏季，全国大部分地区气温会偏高，华东、华中、新疆等地可能出现阶段性高温热潮，能源保供形势依然严峻。”上述《报告》预计，今年全国最大电力负荷将出现在夏季，约为13.7亿千瓦，比上年增长6.5%。冬季全国最大负荷为12.8亿千瓦左右，将出现在12月，夏冬“双高峰”特征显著。多举措保障今夏电力供应如何保障电力供应？多位与会专家认为，要加强煤炭、天然气、气温、来水等因素跟踪监测、风险识别与预警，深入分析极端场景对电力供应的影响，针对极端场景做好应对预案，完善电力保供风险预警工作体系。据《中国能源报》记者了解，为更好研究电力供需，国网能源研究院和国家气候中心今年签订合作协议，建立月、季、年气候预测以及极端天气气候事件及气象灾害预估等关键节点的及时信息交换机制，共同研判迎峰度夏和迎峰度冬以及突发灾害下的能源电力保供风险，共同发布能源电力安全风险预测预警。除了做精预警监测，欧阳昌裕表示，在一次能源供应环节，继续发挥煤炭压舱石作用，在确保安全的前提下，全力推动煤炭稳产增产，加强电煤中长期合同签约履约监管，充分挖掘潜力，积极推动天然气增储增产，着力稳定能源价格，归纳起来就是保价、保量、保运。在发电环节，严格机组涉网管理考核，提升机组发电能力，做好水电和新能源发电预测。在输电环节，加强全网统一调度管理，发挥大电网大范围资源优化配置优势，度夏前确保中长期交易足额购电。郑海峰建议，在电网侧，充分挖掘跨省跨区互济潜力，利用大电网地域差、时间差、温度差等特性，灵活开展跨省区的电力支援，加快推进电网补强工程建设，弥补电网薄弱环节。在用户侧，要加强电力需求侧管理，精细化落实需求侧负荷控制的措施，完善需求响应的积极政策。

行业动态