2023-11-29
近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制。这意味着，中国将迎来煤电容量电价和电量电价的“两部制”电价政策。为何建立“两部制”电价？——稳定煤电行业预期，保障电力系统安全运行谈及煤电电价机制，可从国内现行的单一制电价说起。电力是一种即发即用的商品，发电企业发出电力并售卖给用户，能获得相应的发电收益。这种通过市场化方式形成并能灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况的电价，通常被称为“电量电价”。“煤电经营成本包括折旧费、人工费、修理费、财务费等固定成本和燃煤等变动成本。目前，我国对煤电实行单一制电价，即煤电只有发电才能回收成本。电力市场成熟国家通常实行两部制电价，即容量电价主要回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本。”国家发展改革委价格司有关负责人介绍。伴随中国能源绿色低碳转型有序推进，煤电的功能定位发生了一定转变。当前，国内可再生能源装机容量历史性超越煤电，但可再生能源发电波动性、不稳定性突出，“风光”等可再生能源发电出力不稳时，还需要煤电机组兜底保障。但是，“煤电逐步从电量型电源转向基础保障型和系统调节型电源，利用小时数明显下降。据统计，煤电机组的年发电小时数由2015年的5000小时以上降低到去年的4300小时，未来其发电小时数还将进一步降低，通过单一电量电价已无法回收其固定成本。”中国电力企业联合会常务副理事长杨昆介绍。一边是新能源快速发展，仍需煤电机组发挥配套保障作用；另一边是现行电量电价已难以覆盖煤电经营成本，亟须建立相应价格机制以保障电力系统稳定运行。因此，建立容量电价和电量电价两部制电价恰逢其时。“煤电是我国最重要、成本较低的支撑调节电源，推动煤电加快向提供容量支撑保障和电量并重转型，平常时段为新能源发电让出空间、高峰时段继续顶峰出力，对促进新能源进一步加快发展具有重要意义。”国家发改委上述负责人说，“建立煤电容量电价机制、通过容量电价回收部分或全部固定成本，从而稳定煤电行业预期，是保障电力系统安全运行、为承载更大规模的新能源提供有力支持和更好促进能源绿色低碳转型的必然要求。”煤电容量电价怎么算？——按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定《通知》明确，煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中，用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元；通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024至2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。“用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元。这样安排，一方面是由于煤电机组固定成本地区差异总体较小，不同类型机组之间差异也有限，具备全国实行统一标准的基础，可操作性较强；另一方面也充分体现了价格上限管制举措，特别是百万千瓦级先进煤电机组固定成本略低于全国统一标准，单位煤耗更低、发电效益更高，能够激励市场主体自主优化扩建技术方案，降低煤电机组建设运营成本。”华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣说。除了规定容量电价具体比例，《通知》还明确了相应的惩罚机制：正常在运情况下，煤电机组无法按照调度指令提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。也就是说，煤电机组有多少容量电价收益，取决于其是否保质保量完成了电力保供任务，这一机制将有利于其在电力系统安全稳定运行中发挥重要作用。谁来支付煤电容量电价？——工商业用户按当月用电量比例分摊，不涉及居民和农业用户国家发改委有关负责人表示，该政策不涉及居民和农业用户，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。据介绍，煤电机组可获得的容量电费，根据当地煤电容量电价和机组申报的最大出力确定，煤电机组分月申报，电网企业按月结算。各地煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动结算。此外，对纳入受电省份电力电量平衡的跨省跨区外送煤电机组，送受双方应当签订年度及以上中长期合同，明确煤电容量电费分摊比例和履约责任等内容。“建立煤电容量电价机制，在稳定煤电行业预期、保障电力系统安全运行、促进新能源加快发展的同时，对于终端用户用电成本的影响，无论是从短期还是从长期看，都是积极正面的。”该负责人说，“短期看，对终端用户用电成本的影响总体较小。由于建立煤电容量电价机制主要是电价结构的调整，煤电总体价格水平是基本稳定的，特别是电量电价小幅下降，将带动水电、核电、新能源等其他电源参与市场交易部分电量电价随之下行，工商业用户终端用电成本总体有望稳中略降。”长期看，建立煤电容量电价机制，首次实现对煤电这一主力电源品种电能量价值和容量价值的区分，可有力推动构建多层次电力市场体系，引导煤电、新能源等市场参与者各展所长、各尽所能、充分竞争，全面优化电力资源配置，提升整个电力系统的经济性，从而对降低终端用户的用电成本起到积极作用。“完善煤电容量电价形成机制，将煤电基准价进一步拆分为电量电价和容量电价两部分，有助于明确不同电源在电力系统中应承担的义务、应享受的权利和应获得的合理收益，这将有效促进电力市场建设，有利于推动新型电力系统电价机制的形成。”杨昆说。
2023-11-17
据国际能源网/储能头条统计，2023年10月份国家及地方共发布储能相关政策44条！其中国家出台政策9条，地方出台政策35条。根据储能政策的具体指向，地方政策中，储能补贴政策6条、储能规划布局的政策7条、新能源配储政策3条、储能参与电力市场化相关政策2条、充换电及新能源汽车相关政策8条、其他相关政策9条。具体如下：
2023-11-13
近日，安徽最大的光伏乘用车停车场并网发电，装机容量达11MW。项目位于合肥经开区宿松路南端，占地130亩，相当于13个足球场大小，一次可同时容纳3000余辆汽车停放。光伏停车场采用3°最优倾角设计，兼顾实现板上高效发电，板下便捷停车、遮阳、挡雨、防尘等多重功能价值。项目预计年发电量超1200万度，等效减排二氧化碳1.2万吨。在汽车行业，光伏已形成针对性强、匹配度高的汽车行业零碳解决方案。除了各类屋顶光伏应用场景，光伏停车场也是汽车行业零碳解决方案中典型的绿色用能场景之一。
2023-11-10
2023-10-27
近年来，随着可再生能源发电的快速发展，新模式新业态竞相涌现。为进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理，国家能源局近日印发了《国家能源局关于进一步规范可再生能源发电项目电力业务许可管理的通知》（国能发资质规﹝2023﹞67号）（以下简称《通知》）。 《通知》共分六个部分： 一是豁免分散式风电项目电力业务许可。进一步做好与《国家能源局关于印发〈分散式风电项目开发建设暂行管理办法〉的通知》（国能发新能〔2018〕30号）相关政策的衔接，明确分散式风电项目纳入许可豁免范围，不要求其取得电力业务许可证。 二是明确可再生能源发电项目相关管理人员兼任范围。对于项目由专业运维公司或企业(集团)内部关联企业统一管理的，允许项目运营企业技术负责人、财务负责人在不同省份项目间兼任；强调生产运行负责人只能在同一省份不同项目间兼任。其他情况不得兼任。 三是规范可再生能源发电项目许可登记。明确风电、光伏发电等可再生能源发电项目在申请电力业务许可证时的登记方式，要求光伏发电项目以交流侧容量（逆变器的额定输出功率之和，单位MW）在电力业务许可证中登记，和国家能源局2022年底印发的《光伏电站开发建设管理办法》相衔接。 四是调整可再生能源发电项目(机组)许可延续政策。明确风电机组许可延续有关工作要求；明确达到设计寿命的生物质、光热发电机组，参照火电机组许可延续政策和标准执行；水电机组暂不纳入许可延续管理。 五是明确异地注册企业电力业务许可管理职责。规定可再生能源发电项目所在地与运营企业注册地不在同一省份的情况下，相关派出机构在电力业务许可管理的职责边界。 六是加强可再生能源发电项目许可数据信息管理。建立许可数据信息定期核验机制，确保许可数据信息真实有效。 《通知》印发后，将与《电力业务许可证管理规定》《电力业务许可证监督管理办法》（国能发资质〔2020〕69号）等文件配套，形成覆盖电力业务许可管理全过程的监管制度体系。
