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【解读】解读关于推进电能替代的指导意见

  近日,国家发展改革委、国家能源局、财政部、环保部、住房城乡建设部、工业和信息化部、交通运输部、民航局联合印发了《关于推进电能替代的指导意见》(发改能源[2016] 1054号)(以下简称《意见》)。《意见》从推进电能替代的重要意义、总体要求、重点任务和保障措施四个方面提出了指导性意见,为全面推进电能替代提供了政策依据。

  当前,我国大气污染形势严峻,大量散烧煤、燃油消费是造成严重雾霾的主要因素之一。我国每年散烧煤消费约7-8亿吨,主要用于采暖小锅炉、工业小锅炉(窑炉)、农村生产生活等领域,约占煤炭消费总量20%,远高于欧盟、美国不到5%的水平。大量散烧煤未经洁净处理就直接用于燃烧,致使大量大气污染物排放。此外,汽车、飞机辅助动力装置(APU)、靠港船舶使用燃油也是大气污染排放的重要源头。电能具有清洁、安全、便捷等优势,实施电能替代对于推动能源消费革命、落实国家能源战略、促进能源清洁化发展意义重大。电能替代的电量主要来自可再生能源发电,以及部分超低排放煤电机组,无论是可再生能源对煤炭的替代,还是超低排放煤电机组集中燃煤对分散燃煤的替代,都将对提高清洁能源消费比重、减少大气污染物排放做出重要贡献。

  稳步推进电能替代,还有利于提升我国电气化水平,提高人民生活质量,让人们享受更加舒适、便捷、智能的电能服务;有利于部分工业行业提升产品附加值,促进产业升级。此外,电能替代将进一步扩大电力消费,缓解我国部分地区当前面临的电力消纳与系统调峰困难,特别是个别地区的严重“窝电”问题。

  《意见》提出四个电能替代重点领域。一是北方居民采暖领域,主要针对燃气(热力)管网覆盖范围以外的城区、郊区、农村等还大量使用散烧煤进行采暖的,使用蓄热式电锅炉、蓄热式电暖器、电热膜等多种电采暖设施替代分散燃煤设施。从电采暖的发展方向可以看出,电采暖在整个供暖体系中属于补充供暖方式,未来北方地区居民采暖主要还是依靠热电联产集中供热,特别是背压式热电联产,这是能源利用效率最高的方式。国家发展改革委、国家能源局等印发的《热电联产管理办法》(发改能源[2016]617号)中提出,未来将力争实现北方大中型以上城市热电联产集中供热率达到60%以上。因此,发展电采暖,并不是要取代热电联产集中供热,这一点需要各地在供热规划中予以重视。二是生产制造领域,生产制造领域的电能替代需要结合产业特点进行,有条件地区可根据大气污染防治与产业升级需要,在工农业生产中推广电锅炉、电窑炉、电灌溉等。三是交通运输领域,主要针对各类车辆、靠港船舶、机场桥载设备等,使用电能替代燃油。四是电力供应与消费领域,主要是满足电力系统运行本身的需要,如储能设备可提高系统调峰调频能力,促进电力负荷移峰填谷。

  “十三五”期间,将全面推进上述四个领域的电能替代,实现能源终端消费环节替代散烧煤、燃油消费约1.3亿吨标煤,带动电煤占煤炭消费比重提高约1.9%,带动电能占终端能源消费比重提高约1.5%,促进电能消费比重达到约27%。预计可新增电量消费约4500亿千瓦时,减排烟尘、二氧化硫、氮氧化物约30、210、70万吨。

  《意见》明确,推进电能替代应坚持“改革创新、规划引领、市场运作、有序推进”四项基本工作原则。

  当前,电力体制改革正在加速推进中,将逐步建立电力市场化交易机制,还原电力商品属性,推进电能替代必须与电力体制改革紧密结合,特别是充分发挥价格信号引导电力消费、促进移峰填谷的作用。此外,还需要与能源发展、城市发展、产业发展、大气污染防治等规划或专项工作相结合,以规划为引领,明确发展定位与实施路径,同步协调推进相关工作。深入、持续、有效地推进电能替代,必须科学分析地区能源结构、产业特点、环保要求、财政支持能力等,通过试点示范等方式,因地制宜,稳步有序开展相关工作。要坚持市场化运作,引导社会资本投入,创新商业模式,加强设备研发,发挥市场在资源配置中的决定性作用。一定不能盲目推进,避免因“煤(油)改电”不可持续而造成“电返煤(油)”。

  电能替代是一种清洁化的能源消费方式,有利于减少大气污染、提高人民生活质量,给社会公众带来普遍收益和社会效益,但其成本较高,难以完全通过一般的投资回报方式进行回收,必须有政策支持才能实施。为此,《意见》提出若干电能替代支持政策,可归纳为三个主要方面。在配电网建设改造方面,一是将合理配电网建设改造投资纳入相应配电网企业有效资产,将合理运营成本计入输配电准许成本,科学核定分用户类别、分电压等级输配电价。二是国家“十三五”的配电网改造资金中将拿出一部分用于电能替代配套电网改造,配电网企业也要安排专项资金用于红线外供配电设施的投资建设,并建立提前介入、主动服务、高效运转的“绿色通道”,按照客户需求做好布点布线、电网接入等服务工作。在设备投资方面,一是鼓励各地利用大气污染防治专项资金等资金渠道,支持电能替代。二是鼓励电能替代项目单位积极申请企业债、低息贷款,采用PPP模式,解决融资问题。在项目运行方面,一是扩大峰谷电价价差,合理设定低谷时段,降低低谷用电成本。今后,还将结合电改进程,推动建立发输供峰谷分时电价机制。这些措施对利用低谷电进行蓄能供热的项目具有实质意义。二是鼓励电能替代企业与风电等各类发电企业开展双边协商或集中竞价的直接交易。通过直接交易,电能替代项目可以按有竞争力的市场价格进行购电。三是创新辅助服务机制,电、热生产企业和用户投资建设蓄热式电锅炉,提供调峰服务的,将获得合理补偿收益。

  电能替代工作涉及面广,需要各方密切配合,共同推进落实。为保障电能替代工作落实,下一步,国家能源局将会同有关单位研究制定分地区、分领域的任务目标和实施方案。国家能源局各派出机构要配合做好电力市场建设、直接交易、辅助服务机制等工作,支持电能替代发展。地方政府要摸清潜力,找准定位,做好组织,协调困难,按照《意见》要求,制定适合本省(区、市)的电能替代方案,并推动实施。电网企业要主动服务,简化程序,及时做好电能替代项目配套电网建设改造与电网接入等工作。电能替代项目单位要积极主动推进项目,确保项目保质保量建设。电能替代设备生产企业要加强研发,不断降低设备成本。(来源:国家能源局)

  11月7日,国家发改委、国家能源局召开新闻发布会,对外正式发布《电力发展“十三五”规划(2016-2020年)》(下称“《规划》”)。这是时隔15年之后,电力主管部门再次对外公布电力发展5年规划。上次发布还要追溯到2001年1月1日,当时的电力主管部门——原国家经贸委——发布了《电力工业“十五”规划》。

  《规划》是“十三五”电力发展的行动纲领、是编制相关专项计划的指导文件、是布局重大电力项目的依据。

  《规划》预计,2020年全社会用电量将达6.8-7.2万亿千瓦时,年均增长3.6%到4.8%,全国发电装机容量20亿千瓦,年均增长5.5%,人均装机突破1.4千瓦,人均用电量5000千瓦时左右,接近中等发达国家水平,电能占终端能源消费比重达到27%。考虑到为避免出现电力短缺影响经济社会发展的情况和电力发展适度超前的原则,在预期2020年全社会用电量需求的基础之上,《规划》按照2000亿千瓦时预留了电力储备,以满足经济社会可能出现加速发展的需要。

  在电源结构方面,《规划》明确,按照非化石能源消费比重达到15%的要求,到2020年,非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右,比2015年增加2.5亿千瓦左右,占比提高到39%,发电量占比提高到31%;气电装机增加5000万千瓦,达到1.1亿千瓦以上,占比超过5%,煤电装机力争控制在11亿千瓦以内,占比降至约55%。

  具体来讲,《规划》明确,将积极发展水电,统筹开发与外送,“十三五”期间,常规水电新增投产约4000万千瓦,开工6000万千瓦以上,其中小水电规模500万千瓦左右,到2020年,常规水电装机达到3.4亿千瓦。

  《规划》明确,将大力发展新能源,优化调整开发布局。“十三五”期间,风电新增投产0.79亿千瓦以上,力争中东部及南方区域占新增规模一半,到2020年,风电总装机达到2.1亿千瓦以上,其中海上风电500万千瓦左右;太阳能发电新增投产0.68亿千瓦以上,到2020年,总装机达到1.1亿千瓦以上,其中分布式光伏6000万千瓦以上、光热发电500万千瓦。依托电力外送通道,有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦,存量优先。

  《规划》指出,将安全发展核电,加快推进沿海核电建设。深入开展内陆核电研究论证和前期准备工作,认真做好核电厂址资源保护工作。“十三五”期间核电投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上,2020年装机达到5800万千瓦。

  《规划》还提出,将加快煤电转型升级,促进清洁有序发展。“十三五”期间,取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上,到2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内;全国实施煤电超低排放改造约4.2亿千瓦,实施节能改造约3.4亿千瓦,力争淘汰落后煤电机组约2000万千瓦。

  《规划》同时指出,将加强调峰能力建设,提升系统灵活性。“十三五”期间,抽蓄电站开工6000万千瓦左右,新增投产1700万千瓦左右,2020年装机达到4000万千瓦左右;单循环调峰气电新增规模500万千瓦。“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦,纯凝机组改造约8200万千瓦,其它地方纯凝改造约450万千瓦。

  改造后,增加调峰能力4600万千瓦,其中三北地区增加4500万千瓦。落实全额保障性收购制度,将弃风、弃光率控制在合理水平。此外,《规划》还将鼓励多元化能源利用、因地制宜试点示范。

  在电网发展方面,《规划》明确,将优化电网结构,提高系统安全水平。建设分层分区、结构清晰、安全可控、经济高效原则,充分论证全国同步电网格局,进一步调整完善区域电网主网架,提升各电压等级电网的协调性,探索大电网之间的柔性互联,加强区域内省间电网互济能力,提高电网运行效率,确保电力系统安全稳定运行和电力可靠供应。严格控制建设成本。全国新增500千伏及以上交流线亿千伏安。电网综合线%以内。

  分区域看,《规划》指出,“十三五”期间,华北地区电网“西电东送”格局将基本不变,京津冀鲁接受外来电力超过8000万千瓦,初步形成“两横两纵”的1000千伏交流特高压网架;西北地区电网要重点加大电力外送和可再生能源消纳能力,继续完善750千伏主网架,增加电力互济能力;华东地区电网将初步形成受端交流特高压网架,开工建设闽粤联网工程,长三角地区新增外来电力3800万千瓦;华中地区电网要实现电力外送到电力受入转变,湖南、湖北、江西新增接受外电达到1600万千瓦;东北地区电网要在2020年初步形成1700万千瓦外送能力,力争实现电力供需基本平衡;南方地区电网要稳步推进“西电东送”,形成“八交十一直”输电通道,送电规模达到4850万千瓦,实现云南电网与主网异步联网,区域内形成2-3个同步电网。

  同时,《规划》提出,要筹划外送通道,增强资源配置能力。“十三五”期间,新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦,2020年达到2.7亿千瓦。《规划》还明确,将升级改造配电网,推进智能电网建设。

  《规划》指出,要深化电力体制改革,组建相对独立和规范运行的电力交易机构,建立公平有序的电力市场规则,初步形成功能完善的电力市场。同时明确了有序推进电改的时间表。

  一是,核定输配电价。2017年底前,完成分电压等级核定电网企业准许总收入和输配电价,逐步减少电价交叉补贴。加快建立规范明晰、水平合理、监督有力、科学透明的独立输配电价体系。

  二是,建立健全电力市场体系。建立标准统一的电力市场交易技术支持系统,积极培育市场主体,完善交易机构,丰富交易品种。2016年启动东北地区辅助服务市场试点,成熟后全面推广。2018年底前,启动现货交易试点;2020年全部启动现货市场,研究风险对冲机制。

  三是,组建相对独立和规范运行的电力交易机构。建立完善的治理结构、完备的市场规则和健全的制度体系;充分发挥各类市场主体和第三方机构促进交易机构规范运行的作用。积极推进交易机构股份制改革和相对独立运行,2016年底前完成电力交易机构组建工作。

  四是,有序放开发用电计划。建立优先购、发电制度,落实优先购电和优先发电的保障措施;切实保障电力电量平衡。逐年减少发电计划,2020年前基本取消优先发电权以外的非调节性发电计划。

  五是,全面推进配售电侧改革。支持售电主体创新商业模式和服务内容,2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作,基本形成充分竞争的售电侧市场主体;鼓励社会资本开展新增配电业务;明确增量配电网放开的具体办法;建立市场主体准入退出机制;完善市场主体信用体系;在试点基础上全面推开配售电改革。

  值得注意的是,根据《规划》,在其实施过程中,将每年对规划执行情况进行回顾、梳理、评估,并结合实际情况对规划项目进行微调。规划确需调整的,将在国家能源局按程序修订后公布。(来源:中国能源报)返回搜狐,查看更多

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