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发布时间：2024-12-19 07:08:12
近日，国家及云南省有关部门联合发布《云南省绿色电力交易实施细则》，首次明确将存量常规水电绿证实施无偿划转，标志着云南在全国率先开启这一新政，对活跃云南绿证交易市场，支撑绿电消费需求，助推全省绿色发展具备极其重大意义。此前电力用户获得的绿证大多数来源于风电、光伏等新能源以及2023年1月1日后投产的完全市场化的常规水电电源，通过绿电交易、绿证交易获得，1个绿证单位对应1000千瓦时可再次生产的能源电量，但2023年之前投产的存量常规水电暂不核发可交易绿证。《细则》出台后，这部分水电相应的绿证将随电量直接无偿划转，与存量常规水电进行交易将成为获得绿证的新选择。目前全省参与电力市场交易的水电大多在2023年以前投产且年发电量十分可观。当前仅在昆明电力交易中心参加的省内存量常规水电交易电量年度规模超过1000亿千瓦时，对应绿证数量超越1亿张，全省超过9万家市场化电力用户将享受到改革红利。在云南电力市场中，水电承担着省内优先用电和“西电东送”的重要职责，绝大部分电量还需与省内众多市场化用户、电网代购用户等主体进行多对多的自主交易，交易对象多元、过程复杂、合同多样。同时，水电电源大多呈现随机性、波动性等特点，与交易合同电量往往存在偏差，水电发电量如何溯源至不一样用电主体，进而保证存量常规水电绿证精准划转到用户变得复杂困难。对此，昆明电力交易中心创新提出基于电力交易合同的溯源体系，通过溯源算法实现发用电双方精准匹配，为存量常规水电绿证划转提供确权依据，并创新应用区块链技术，牵头编制的《电力交易用户绿色用电溯源方法》区域标准，为电力交易溯源提供标准技术支撑，助力绿证划转更高效、更可信、更透明。
入冬以来，随气温持续走低，供电供暖需求持续攀升。为做好冬季能源供应保障，安徽相关省属企业纷纷积极备战，全力以赴迎峰度冬。合肥皖能燃气发电有限责任公司格外的重视投产后的首次迎峰度冬工作，积极做好气源协调，加大隐患排查力度，完善防寒防冻措施，制定冬季专项应急预案并开展应急演练，强化人员和设备保障，将积极发挥天然气调峰机组启停升降负荷速率快、能源利用效率高、环保指标优等特点，全力以赴保安全、保气源、保供电。淮北矿业集团千方百计稳产量增资源、拓渠道增储备，进入12月份，全面完成迎峰度冬及可调度煤炭储备任务。同时，优化调整电煤供应结构，提升应急保供能力，确保迎峰度冬期间电煤合同兑现率达100%。淮北矿业集团彰显国企担当，积极发挥能源保供“稳定器”“压舱石”作用，将迎峰度冬能源保供作为重要任务来抓，在确保矿井安全生产的前提下，合理调整生产结构，统筹煤炭资源调配，通过“一矿一策”“一面一策”，对矿井采场逐一分析，提前预判、超前谋划，保证产量供应。入冬以来，随着长三角区域供暖供电需求攀升，能源保供进入迎峰度冬关键期。淮河能源控股集团自觉担当保障区域能源安全供给“主力军”，10月份以来，本土动力煤产量约400余万吨,电煤外运150多万吨，日均发运火车近10列。切实发挥北方港口“北煤南运”中转枢纽和资源“蓄水池”作用，一直在优化发运组织，加大外来煤引入力度，四季度总量235万吨，截至11月底，已落实资源192万吨，到厂127万吨，超额完成月度计划，坑口电厂库存55万吨，基本满库，以实际行动彰显国企责任担当。近日，皖北煤电集团钱营孜煤矿煤炭运输线一派繁忙景象。入冬以来，皖北煤电集团钱营孜煤矿开通煤炭保供“绿色通道”，畅通煤炭铁路、汽运等多式运输链，昼夜作业加快煤炭开采速度，加大洗选转运量，全力保障各电厂发电用煤及公司制作用煤需求。
今年11月，云南电力现货市场首次开展整月连续结算试运行，交易电量超过200亿千瓦时，其中清洁能源占比近80%，平均每天近250家市场主体参与电力现货交易申报。这在某种程度上预示着云南充分融入南方区域电力现货市场试运行，更高效地实现省际间电力盈缺互补，有力促进清洁能源消纳，为加快推进全国统一电力市场建设注入新活力。预售变日结电力现货市场加速构建作为能源领域的一项重要改革，建立健全电力市场，能够有效推动电力资源优化配置，实现能源高效利用。市场经济中，电力作为一种商品，只有参与到买卖当中才能体现价值。市场上存在电力中长期交易和电力现货交易两种交易方式，与中长期交易相比，电力现货交易更为机动灵活，能够保障电力安全可靠供应，支撑新能源大规模发展，推动市场公平高效竞争。云南是我国重要的清洁能源基地，目前以水电为主的绿色电源装机超过1亿千瓦，清洁能源发电量占比连续8年保持在90%左右。截至9月新能源装机规模突破4700万千瓦，带动全省发电量增长13%。新能源高比例接入对电力调节能力提出了更加高的要求，参与南方区域电力现货市场交易，能推动更大范围电力资源优化配置，加快能源转型，无疑是改革“棋局”中的关键一步。云南省此前已开展近1年的电力现货市场试运行，在完成多日、周、旬结算运行的基础上，今年11月，把现货结算延长到全月，24小时不间断开市，将电力现货及时出清。昆明电力交易中心多个方面数据显示，云南电力现货市场试运行结算周期的25天时间，发电侧出清电量达到227亿千瓦时，跨省送电出清电量达到145亿千瓦时。现货市场以社会福利最大化为目标，能够最终靠价格信号更加灵敏地反映电力供需形势变化，能体现电力资源的稀缺程度，南方区域电力市场能够在更大范围发挥资源优化配置作用，促进西电东送和清洁能源消纳的可持续发展。观望变参与电力交易推动降本增效在云南铝业股份有限公司，上游产出的铝水、铝锭供给下游企业生产使用，每一个环节不能离开电，每年以超过400亿度用电量成为云南第一用电大户。当天发电情况怎么样?如何错峰用电，用更少的电生产更多产品?是该公司慧能售电市场部经理杨艳威每天都在思考的事。在昆明电力交易中心大屏上能够正常的看到，现货交易体系涵盖发电、用电、售电公司等用户主体，云南电力现货市场已初具规模。随着电力现货市场的不断推进，越来越多用电大户的态度正从观望变为参与。“从申报主体上看，发电侧方面共有49家电厂通过报量报价的方式参与现货出清，其中既有水电厂、火电厂，也有新能源电厂，有36家水电厂以报量不报价的方式参与出清，123家售电公司和两家电网公司参与现货申报。”昆明电力交易中心相关负责的人介绍。对于发电企业来说，电力现货交易意味着更多的交易机会和竞争压力，要进一步提高发电效率和减少相关成本。对于用电企业来说，将有更多的选择权和议价能力，将为储能等新型市场主体带来商业机遇。在电力现货模式下，价格成了最好的用电“指挥棒”，电力交易既能灵敏地反映短时供需变化，也能通过价格信号来进行资源的优化配置。在云南，通过一条条“电力高速公路”，当天交易的电力实现跨区域流动，“闪送”千里当天“收货”，能涨能跌、跨省自由交易的电力现货市场加速构建，独立储能等入市实现零的突破，逐渐打破传统电力市场格局，成为电力改革的新锐力量。一个更加绿色、智能、高效的新型电力系统，正在为云南省经济社会高水平质量的发展注入澎湃动能。
在全球绿色发展的宏观格局下，中国凭借其制造业和贸易领域的独特优势，积极投身于绿色转型的战略进程。深度聚焦绿色供应链的构建与优化，大力推动绿电消费市场的培育与拓展，实现两者之间的协同增效与可持续发展。日前，国家能源局电力业务资质管理中心主任陈涛在第二届链博会清洁能源链专题会上的报告，精准剖析了中国在绿电领域深入探索、稳健前行的专业实践路径，充分体现了中国在绿色发展进程中的专业策略、技术创新以及政策引导等多维度的总实力，为全球绿色发展提供了极具价值的专业范例与经验借鉴。绿链共识凝聚：全球视野下的中国担当中国作为制造业和贸易强国，将推动自身供应链绿色低碳转型视为核心使命。深度融入国际贸易和产业分工体系，工业产品出口全球，制造业中间品贸易地位关键。积极顺应全球绿色转型大势，践行碳达峰、碳中和承诺，以供应链绿色低碳发展为重要方向，为全球绿色供应链构建贡献智慧与力量。绿证事业崛起：可再次生产的能源发展的坚实后盾党的十八大以来，中国可再次生产的能源迅猛发展。截至2024年10月底，全国可再次生产的能源装机容量达17.6亿千瓦，占总装机容量约55%，为绿色转型提供清洁能源保障并成全球典范。伴随而来的绿证制度逐渐完备，成为官方认可的可再次生产的能源电量环境属性证明，量化环境价值，促进消纳与市场推广。自2023年起，绿证核发数量井喷，截至2024年10月，累计核发量超35亿个，可交易绿证近23亿个。2024年前三季度，4.4万余家用能公司参与绿证交易，同比增长3倍，交易量超2.53亿个，制造业企业为主力，交易主体多元，行业覆盖广。2024年6月底，国家能源局上线国家绿证核发交易系统核心功能，借助信息化实现高效运行、无缝协同与数据可溯，同时印发规章制度，完善核销机制，与生态环境部建立信息互通，保障公平公正与市场秩序。深化能源转型：全方位构建绿色发展新格局在绿证应用场景拓展方面，发挥市场与政府作用培育市场。完善认证标准体系，建立严格规范认证机制，设计创新消费标志，助力企业打造绿色产品形象，推动绿色消费理念普及。于机制衔接协同上，强化绿证在消纳责任权重核算作用，推动能源结构优化与绿色低碳发展，为双碳目标助力。秉持开放合作理念，中国积极与国际相关方合作，推动绿证与国际标准接轨，加强制度、技术、市场机制交流互鉴，助力企业适应国际绿色贸易规则，提升国际竞争力，让中国绿色产品和服务走向世界，为全球绿色供应链发展贡献方案。通过持续深化能源转型，逐渐完备绿证制度和市场机制，加强国际合作与交流，中国有望在全球绿色发展进程中发挥更重要的引领作用，携手全球各国共同构建一个更加清洁、低碳、可持续的未来能源体系和经济发展模式。
日前，在第二届链博会清洁能源链专题会上，电力规划设计总院党委常委、副院长刘世宇表示：在当前复杂且关键的能源发展格局下，绿电消费与电碳耦合已成为推动我们国家能源领域深度变革与可持续发展的核心议题，将起到“破局”能源转型的作用。刘世宇说，过去十年间，在一个合作”战略的引领下，能源电力行业为我们国家的经济社会的稳定发展奠定了坚实基础。同时我国积极探索并开启了构建新型能源体系、新型电力系统和全力发展新能源的伟大征程，力求为社会经济发展开辟崭新的时代篇章。绿电消费与电碳耦合在这一能源转型进程中扮演着破局的关键角色，其为供应链的绿色转型提供了极为强劲的动力。在数字化与智能化技术浪潮的席卷下，电力的发输配用环节正经历着深刻的重塑。如，借助大数据分析可优化发电端的能源分配与生产效率，智能电网技术能有效提升输电配电的稳定性与精准性，而在用电端则可通过智能设备实现更为合理的能源消费规划。刘世宇认为，区块链等前沿科技的应用为碳市场管理带来了全新的模式与机遇。因其技术的不可篡改、可追溯等特性，能够精准地记录碳交易信息、企业碳排放数据等，极大地提高了碳市场的透明度与管理效率。二者相互协同、彼此促进，一同推动着供应链向绿色、低碳方向加速变革。“未来，随着各类新业态、新技术、新模式如繁星般不断涌现并迅速深入人心，绿色电力必将成为引领能源消费未来发展的新趋势的主导力量。而电碳耦合机制也将持续稳固其作为能源转型与绿色发展核心引擎的关键地位。它将深层次地融合电力系统与碳减排目标，在促进清洁能源消纳、优化能源结构、推动工业减排等多方面发挥无法替代的枢纽作用”，刘世宇展望绿色电力前景。
为大力发展新能源，持续提升电力供给能力，云南省有关部门近日印发《云南省2024年第三批新能源项目开发建设方案》，将实施51个新能源项目，装机共计405.295万千瓦。至此，今年全省已公布三批共300个新能源项目，总装机2358.37万千瓦。第三批新能源项目建设清单包括半箐光伏发电场等41个光伏项目、装机容量321.17万千瓦，文笔山风电场(二期)等10个风电项目、装机容量84.125万千瓦，项目主要分布在昆明、楚雄、红河等10个州(市)。《方案》明确，要规范资源配置，加强要素保障，提高审批备案效率，强化调度监测，推动项目加快建设、按期投产;要强化日常调度监管，严格落实工程建设项目建设公开公示相关制度，严禁以非正当手段干预和插手工程建设项目建设;要压实环保、安全生产等责任，守住安全生产底线
11月份，内蒙古电网单月新能源发电量首次突破100亿千瓦时，达到104.7亿千瓦时，单月新能源发电量占比首次突破30%，达到30.9%，同时发电电力、日发电量及占比也在11月双创新高，最大电力2882万千瓦，最大日发电量5.54亿千瓦时，占当日发电量的48%，相当于每2度电中就有1度新能源。得天独厚“风光无限”内蒙古风光资源富集，拥有全国一半以上的风能资源，全国超五分之一的太阳能资源，风能资源技术可开发量14.6亿千瓦，约占全国的57%。太阳能资源技术可开发量94亿千瓦，约占全国的21%。“风光无限”为新能源发展提供了广阔空间。新能源发电增势强劲近年来，内蒙古积极做出响应国家绿色发展的策略，大力推进新能源建设、风电、光伏等，可再次生产的能源项目遍地开花，新能源装机规模持续攀升。截至今年5月底，内蒙古新能源总装机规模已达到10158万千瓦，占电力总装机的比重高达45%，同比提高了7.3个百分点，成为全国首个新能源总装机，突破1亿千瓦的省份。内蒙古“绿电”送全国今年9月，锡林郭勒盟行署与北京城市副中心管委会签订《绿电合作框架协议》，在国内首次实现跨省区特高压绿电交易。11月，锡林郭勒盟行署又与天津市滨海新区人民政府签订战略合作框架协议，签约电量42.17亿千瓦时。内蒙古绿电还输送到山东、山西、江苏等省市，点亮多个城市的绿色未来。2024年以来，内蒙古在传统电力保供基础上推动新型储能装备充分的发挥“超级充电宝”功效，截至今年10月底，蒙西电网新能源配建储能项目装机340.1万千瓦/676万千瓦时。今年110月，蒙西电网配建储能装置充放电量约10.3亿千瓦时，等效充电204小时，放电168小时，储能调度运行水平优于其他国内省级电网。内蒙古围绕紧抓快干，新能源深化改革，制定出台加快新能源和电网工程审批建设13项措施，缩短新能源项目审批时间。同时，支持央企、国企和民营头部企业合作投资开发新能源，目前国内有实力的能源企业在内蒙古自治区均有新能源投资。如今的内蒙古，新能源“版图”越扩越大，传统电力转型升级，快速推进新能源项目建设，让美丽草原“风光”正好。
风谷山坡，一台台风力发电机成排矗立，巨大叶片迎风昼夜旋转;大漠戈壁，一个个太阳能光伏板矩阵在阳光下熠熠生辉;煤海矿场，一辆辆氢能重卡满载煤炭矿石往来穿梭风能、太阳能资源丰富的新疆，是国家“十四五”规划纲要中明确的大型清洁能源基地。今年以来，新疆新能源发展迅速，前三季度新增新能源装机规模近2000万千瓦，新增规模位居全国前列。谁借妙笔绘新绿，天山南北好“风光”。当前，新疆坚持以科学技术创新为引领，推动新能源产业蓬勃发展和传统能源清洁低碳高效利用。在打造全国能源资源战略保障基地的过程中，新疆逐“绿”向“新”，阔步前行。“追风逐日”绿能涌动“达坂城的石路硬又平，西瓜大又甜”多年前的一首民歌让达坂城家喻户晓。如今，这座西北小城又有了“中国风谷”的美誉。“正是看好达坂城风光资源富集，华电北疆乌鲁木齐100万千瓦风光基地今年在这里建成投产。”新疆华电苇湖梁新能源有限公司副总经理施晓亮介绍，该基地是国家第一批“沙戈荒”大型风光电基地项目，项目投运后各项技术经济指标达到国内领先水平。沙漠、戈壁、荒漠曾长期被视为新疆自然禀赋的劣势，但现代科技改变了这一观念。如今，这里成为建设风光基地的优势区域。截至今年10月底，新疆风电、光伏等新能源装机规模突破8400万千瓦，占新疆电力总装机比重超过一半，新疆新能源装机规模已位居全国前列。迎着发展“风口”，新疆新能源产业快步迈向规模化、集约化。“目前，新疆已建成哈密、准东、南疆环塔里木3个千万千瓦级新能源基地。”新疆尔自治区发展改革委新能源和可再生能源处副处长郑子雯介绍，新疆还在加快建设哈密北、若羌等千万千瓦级新能源基地。能源开发“追风逐日”，新能源装备制造业趁势而起。投料、加热、拉棒在新疆首座高效N型大尺寸单晶硅项目哈密清电硅业生产车间内，多晶硅料在1400多摄氏度的高温单晶炉内，经过多道工序，最后变成一根长达3.8米、重约400公斤的单晶硅棒。清电硅业技术研发部高级经理秦现东介绍，该项目于今年6月全面建成达产，产品将大多数都用在光伏制造产业。“哈密市原材料石英岩预测资源量3435万吨，硅基产业高质量发展前景广阔。”哈密市工业和信息化局副局长窦仁才表示，将充分的发挥区域资源、政策等优势条件，推动硅光伏等新材料产业与新能源绿电消纳融合发展。光伏组件、风机、叶片、塔筒新疆新能源装备制造业产品品种类型不断丰富，产业链加快完善。自治区工业和信息化厅多个方面数据显示，今年前10个月，新疆硅光伏产业链基本的产品产量迅速增加，工业硅、多晶硅、单晶硅产量同比分别增长40%、21.2%、27%;能源装备产业链市场需求旺盛，风力发电机组、变压器等产品产量同比分别增长30.2%、15.4%。在新疆辽阔的土地上，白色的风车“森林”、成排连片的蓝色光伏“海洋”，正成为常见的风景。“氢”风劲吹“蓄”能发展很多人不知道，氢能也分“颜色”。相较于利用化石燃料生产的灰氢，利用可再次生产的能源电解水获得的氢被称为绿氢，由于其全生命周期就没有碳排放，成为氢能理想的应用形态。位于天山南麓的库车市，约900个足球场大小的光伏电站正将电能输送至中国石化新疆库车绿氢示范项目的厂区，用来生产氢气。这些绿氢通过管道输送至6公里外的中国石化塔河炼化公司，替代炼油过程中使用的灰氢。“我们每年有2万吨的绿氢产能，每年减少二氧化碳排放48.5万吨，相当于植树30万棵。”中国石化新星新疆绿氢新能源有限公司执行董事范林松说。氢能产业是战略性新兴起的产业和未来产业重点发展趋势。2023年以来，自治区先后出台一系列政策措施支持氢能产业高质量发展，乌鲁木齐市、克拉玛依市、哈密市、伊犁哈萨克自治州还被列为首批氢能产业示范区，让产业高质量发展走上快车道。今年5月，新疆中通客车有限公司制造的首台氢燃料客车在乌鲁木齐正式下线座制加氢一体站，投运氢燃料重卡35辆、氢燃料公交7辆;伊宁市在今年3月产出高纯度氢气，首批10辆氢燃料重卡已上路测试目前，新疆氢能产业链已建成项目6个、总投资19亿元，氢能应用场景已覆盖化工、交通等领域。随着新能源发电装机迅速增加，电力系统对新型储能等调节资源需求随之增加。顺势而为，新疆正加快布局新型储能项目。金风天润达坂城精细化储能二电站指挥中心里，智慧数据管理平台的大屏幕上，各项关键生产数据一目了然。负责人孙义江介绍，储能电站投入商业运行一年多来，有14个储能电池舱投入到正常的使用中，通过参与新疆电网的调峰调频，有效提升了新能源消纳水平。今年以来，新疆有多个项目开工建设：巴里坤哈萨克自治县的新疆最大单体新能源储能项目开工，新疆首个新能源储能锂电池电芯项目在乌鲁木齐启动，木垒哈萨克自治县的二氧化碳储能电站破土动工截至今年10月底，新疆电网累计储能装机697.9万千瓦/2344万千瓦时，规模位居全国前列，新型储能建设蹄疾步稳。低碳清洁惠及民生向“新”求变，“风光”无限。清洁、低碳、安全、高效的新能源为新疆发展夯实“绿色底座”，展现出广阔的应用前景。“大约7毫秒!也就一眨眼的工夫，郑州就能用上新疆的电。”哈密市伊州区天山换流站站长寻传宝介绍，哈密南郑州特高压直流工程是疆电外送首个特高压项目，输电能力可达800万千瓦，外送清洁能源占比超过40%。自2010年疆电外送工程实施以来，新疆外送电量已超8000亿千瓦时，送电范围覆盖20个省份。其中，新能源电量外送占比近三成，相当于减少标准煤燃烧6957万吨，减排二氧化碳1.88亿吨。新能源开发利用势头强劲，赋能传统能源基地的绿色转型。作为我国最大的超深油气生产基地和西气东输主力气源地之一，中国石油塔里木油田正在推动新型能源体系构建，逐步的提升能源利用效率和清洁能源占比。今年前10个月，塔里木油田光伏项目发电量超11亿千瓦时。“2023年至今，油田先后在巴音郭楞蒙古自治州、喀什两地建成4座总装机规模130万千瓦的集中式光伏电站。”塔里木油田新能源事业部执行董事雷霆表示，慢慢的变多的生产场站正用光伏电能取代传统电能驱油采气，油田正逐步构建“油气风光热”多能互补的能源供给新格局。“三山夹两盆”的新疆，山山有金铜、盆盆有油煤、处处有“风光”，丰厚的“家底”，正转化为提升新疆各族群众生活水平的有力依托。塔克拉玛干沙漠南缘的和田地区饱受风沙侵扰，当地人形容是“一天二两土，白天吃不够，晚上还得补”。随着光伏产业的发展，“光伏+农业”治沙项目正在为当地群众带来生态和经济双重效益。在和田地区洛浦县，现代大型机械正在沙漠边缘筑下一片片“绿色屏障”。“光伏板高度在4.5米左右，倾斜角度33度。项目设计之初，就为农业种植预留了空间。”中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司项目副经理谢雄介绍，“明年开春，大量苜蓿就会种在光伏电站下的沙地里，做到发电、农业增收、治沙相结合。”从风机制造到光伏产品生产，从风光基地建设到氢能布局，新疆好“风光”不仅带动产业蓬勃发展，还创造出更多就业机会，让老百姓在家门口就能“鼓起腰包”。位于木垒哈萨克自治县的新疆东方风电新能源有限公司生产车间内，工人们正在忙着生产风力发电叶片和主机。“每个月工资7000元左右，上班离家还近。”在企业工作的博斯坦乡博斯坦村返乡大学生卡米热丁说。该企业投产以来，不但为地方经济注入新活力，还为当地提供了600多个就业岗位。目前，仅木垒哈萨克自治县的新能源企业就已吸纳当地劳动力就业2000多人次。经济发展、生态向好、民生改善在追“新”逐“绿”的道路上，新疆的“风光”故事还在继续精彩书写。(完)（新华社记者李自良、顾煜、杜刚）
《搅拌摩擦焊接机器人系统通用技术条件》（T/CWAN0105-2024）团体标准，由中国焊接协会焊接设备分会专家委员会提出并组织编制，安徽万宇机械设备科技有限公司牵头起草，于2024年7月12日正式对外发布，2024年8月1日起实施。此标准聚焦于搅拌摩擦焊接这一引领绿色制造潮流、融合卓越品质与高效能于一体的先进焊接技术，该技术正迅速渗透至航空航天、电力电子、轨道交通及新能源汽车等尖端制造领域，成为铝、镁、铜、钛等有色金属材料加工不可或缺的创新工艺。搅拌摩擦焊接机器人系统（工作站），作为该技术的核心驱动力与关键设备，其标准化需求日益凸显。鉴于当前国际国内尚无统一的技术规范，各企业往往依据自身需求或供应商建议设计系统方案，导致产品设计、生产、验收、交付及使用的标准化程度参差不齐。《搅拌摩擦焊接机器人系统通用技术条件》的适时出台，填补了这一技术空白，为搅拌摩擦焊接机器人系统（工作站）的生产提供了坚实的标准支撑。该标准不仅将带领企业实现更加规范化、标准化的设计与生产流程，更将有力推动技术进步，发挥标准在行业发展中的引领与规范作用，促进整个行业向更高水平迈进。
随着新能源渗透率的提高，未来电力系统的固定成本占比会慢慢的高，运行成本会慢慢的小，所以容量电价覆盖范围会促进扩大，反映了增长的固定成本符合经济学的基本规律。12月5日，由自然资源保护协会(NRDC)和厦门大学中国能源政策研究院主办的“电力低碳保供研讨会”第11期在线上举行。国网能源研究院原院长张运洲介绍，在新能源渗透率提高的情况下，煤电承担兜底保障和支撑调节的作用。因煤炭涨价幅度大，煤电企业入不敷出，2023年11月国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，决定自2024年1月1日起建立煤电容量电价机制，对煤电实行“两部制”电价政策。张运洲分析，容量电价出台一年之后，煤价有所下降，电价上浮政策和容量电价补偿仍在发挥作用，整体经营情况向好。在执行容量电价过程中，广东、浙江、江苏等经济比较发达的地区，对容量电价耐受力比较强。西部地区和一些重工业的地区，特别是重工业负荷占比较高的地方，对电价上涨的耐受力就弱一些。他认为，随着新能源电量渗透率不断提高和电力电子化趋势愈加明显，电力系统的频率特性和电压特性变差，需要越来越多的频率调节和电压调节资源，电力辅助服务需求量持续增加。未来，随着新能源渗透率不断上升和市场化推进，有偿辅助服务市场规模要做大。“十五五”期间，政府可能还要考虑社会的承受力和市场主体的状态，尽量维持终端电价稳定。逐步建立适应各地电力市场运行的容量与辅助服务机制厦门大学中国能源政策研究院研究团队介绍，我国电价体系改革主要围绕电力行业的效率，支持可再生能源高比例消纳，保障安全稳定供应，保证成品公平性等目标展开。现有电价体系主要是2015年以来进行的调整，特别是2023年以来第三交换周期之后，现存价格和系统运行费单列，系统运行费体现了系统运行成本疏导的概念，包括容量费用、辅助服务费用以及各类损业类相关费用。目前，尽管新能源的发电成本持续下降，但新能源消纳利用将带来输配电、系统平衡成本的增加，近中期成本将呈现上升趋势，电价组成逐步发生结构性变化。未来，我国电价体系改革将聚焦于推动电能量市场进一步放开、优化适应新能源的输配电价机制、完善辅助服务市场和容量电价机制、加快推动用户侧参与市场等领域，形成更高效透明和更具竞争性的电力市场体系。研究表明，多市场互动可提高可再生能源消纳比例和碳减排效果，可以将更多的减排成本疏导到终端。如果2030年风光装机达到20亿千瓦左右，终端用电成本较2024年将增长5%左右，对GDP的冲击相对温和且在可控范围内。因此，电价上涨将促进对清洁能源、储能等领域的投资，有助于提升经济质量，并优化产业结构。由于高耗电行业受电价上涨影响较大，但产业结构调整和能源效率提升可以缓解这种影响，适度的电价上涨将有助于实现能源保供和绿色转型的目标。中电联发展规划部副主任张晶杰认为，目前，构建新型电力系统最关键的问题就是提升调节能力，调节能力建设则需要源网荷储协同发力。在需求侧方面，应该建立灵活性的电价机制，包括分时电价、尖峰电价、可中断负荷控制等，不应该是简单的固定价格上涨。如果用户侧能够根据价格机制的调整适当调整自己的用电行为，其实可以有效地降低自身的用电成本，未来的需求侧价格设计中需要和用户加强供需协同和互动。同时，需要进一步完善需求侧响应的分级分类管理机制，形成稳定可靠的资源库，健全多元主体参与需求侧响应条件，尤其是把需求侧的机制和现在的新型业态结合起来，积极培育新型储能、数据中心、5G基站、电动汽车、冷链冷库等主体，逐步扩大需求响应资源值的规模和范围。要在发现最优价格的同时保障市场参与主体的投资回报信心国网福建经研院副总工程师林红阳分析，一个市场的健康发展，要在发现最优价格的同时保障市场参与主体的投资回报信心。容量电价与电量电价共同构成的“两部制”电价机制，更符合电力生产的实际情况是对市场服务供应主体更科学的反映。煤电容量电价占固定成本具体比例需要考虑市场化改革的实际，结合不同地区的资源禀赋和供需特性来设计。在“双碳”目标和能源电力规划的指导下，各省需要制定相应能源电力规划，统筹新能源发展的规模，并匹配相应的煤电、储能等规模，这样投资者可以根据规划提出的需求开展相应的项目评估来参与资源建设，确保资金投入成效，并避免市场的非良性竞争。张运洲认为，煤电企业的竞争情况，第一要看进入锅炉的煤价水平，第二要看基准电价水平，第三是各地方的新能源渗透率不一样，渗透率高的地方倒逼煤电利用小时数下降，可能对煤电厂经营造成很大影响。关于进一步扩展容量电价的补偿范围，现在抽水蓄能的容量电价已作为系统运行费在输配电价中单独计列，新型储能的爆炸式增长则可能会推动国家在电价体系调整的第四监管周期(2023-2025)里的系统运行费中考虑容量电价因素。有电力交易专家表示，首先，煤电的容量补偿比例需结合电能量市场价格来科学地确定合理的比例，既有利于煤电机组回收成本，又能激发它参与市场交易的积极性。其次，容量补偿机制需要扩大范围，初期可以采用政府成本补偿方式，后续推动各种资源在容量补偿市场里进行集中交易，通过市场竞争方式形成更加合理的容量价格，这样才更有利于调动各方面参与系统灵活调节的积极性。张晶杰强调，在确定煤电容量电价固定回收比例的时候，需要关注三个方面：第一，回收比例应考虑到同当地能源转型的适配性。按照国家的文件要求，容量电价回收的固定成本比例是综合考虑了各地电力系统需要和煤电功能转型情况等因素确定的。煤电在新型电力系统中逐步向兜底保障与调节并重的保障性电源转变，主要表现形式为利用小时数的变化，需重点关注并开展量化测算，为后续容量电价回收标准的差异化调整做参考。第二，应考虑供热容量成本回收的问题。目前我国热电联产机组占比超过了50%。在供热季，为保证民生供热，最大出力能力降低部分未能获取容量电费或者补偿，也没有将该部分费用通过供热价格进行疏导，导致供热机组在供热季的部分容量电费损失。第三，跨省跨区的容量电费费用的分摊机制。关于纳入到受端省份电力电量平衡的非配套煤电机组，原则上应执行送电省份的容量电价，容量电价由送受方合理分摊;跨省跨区送电是通过网对网的方式，受端无法分清电力中煤电容量占比，应进一步加快研究确定这部分容量费用，使容量电价执行更加科学合理。灵活的市场化电价是推动需求侧资源发挥更大价值的重要支撑NRDC能源转型高级项目主管黄辉表示，容量与辅助服务机制对新型电力系统的构建起着至关重要的作用，支持系统的稳定运行和对新能源的高效消纳，并能够帮助维持电价的稳定。在“双碳”目标下，需要推动煤电从电量主体电源向兜底调节型电源转型，容量与辅助服务机制是支持煤电转型的重要机制。在发展方向上，参与提供容量、辅助服务价值的主体要逐步多元化，定价方式从简单的固定成本补偿方式向以容量价值认定为导向的容量电价转变。价值评估可以尝试时段定价，重点体现用电峰时的资源可提供的容量价值。成本分摊应反映不同发用电的电能质量需求，制定针对不同资源品种、不同用户的差异化补偿、分摊与考核机制，真正体现“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则。有电力交易专家指出，辅助服务定价与品种设计方面，辅助服务(包括调峰、调频、爬坡、黑启动等)实际就是提供灵活调节能力为，因此技术选择上更加多元灵活，价格也应该通过灵活的市场机制来形成。随着电力市场逐步建设过程中，辅助服务品种会越来丰富和精细，不同的资源可以通过不同的市场品种，将自身的价值充分发挥出来。林红阳强调，电价上涨和拉大峰谷电价差会直接影响每一位用户的行为。一方面，有些具备建设条件的工商业用户会考虑装设一些储能和光伏，现在不少企业已在发展分布式能源和储能，如果居民峰谷电价进一步推广和拉大，一些普通家庭储能也会得到发展。另一方面，无论是大用户还是普通居民，都会考虑更好地利用峰谷价差来调整用电行为。如果设计一些用电能效和电价的变动强关联的机制并有明显的经济效益，居民会愿意考虑家电的以旧换新，进而带动高效家电的普及。张晶杰认为，可以结合历史数据综合考虑，如新能源机组出力特性、储能的调峰备用能力以及虚拟电厂的调节特性、响应时间等，对于新能源、储能和虚拟电厂等资源开展有效容量价值的量化分析。黄辉表示，通过市场化和分时电价优化，形成能涨能跌的市场电价，才能真正驱动需求侧资源发挥作用。比如，在现在分时电价峰谷价差条件下，一部分市场主体就会通过评估决定是否做出用电行为的改变;一些本来不易调节的工业负荷，经测算后认为可行，也会选择通过配储来提高负荷的灵活柔性。“如果逐步放开市场或者拉大峰谷价值，将进一步调动更多需求侧资源的积极性。”黄辉强调。（作者：孟凡君）
