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國家發展改革委、國家能源局發布《清潔能源消納行動計劃》:2020 年,基本解決清潔能源消納問題
時間:2018.12.07

清潔能源消納行動計劃(2018-2020 年) 



清潔能源是能源轉型發展的重要力量,積極消納清潔能源是貫 徹能源生産和消費革命戰略,建設清潔低碳、安全高效的現代能源 體系的有力抓手,也是加快生態文明建設,實現美麗中國的關鍵環節。 


近年來,我國清潔能源産業不斷發展壯大,産業規模和技術裝 備水平連續躍上新台階,爲緩解能源資源約束和生態環境壓力作出突出貢獻。但同時,清潔能源發展不平衡不充分的矛盾也日益凸顯, 特別是清潔能源消納問題突出,已嚴重制約電力行業健康可持續發展。 


從現在到 2020 年,是我國全面建成小康社會的關鍵決勝期, 是能源發展轉型的重要戰略機遇期。爲貫徹落實習近平新時代中國 特色社會主義思想和黨的十九大精神,全面促進清潔能源消納,制定本行動計劃。 


 總體要求:以習近平新時代中國特色社會主義思想爲指導,深 入貫徹黨的十九大精神,全面落實黨中央、國務院決策部署,緊緊圍繞“五位一體”總體布局和“四個全面”戰略布局,牢固樹立創新、 協調、綠色、開放、共享的發展理念。立足我國國情和發展階段, 著眼經濟社會發展全局,以促進能源生産和消費革命、推進能源産業結構調整、推動清潔能源消納爲核心,堅持遠近結合、標本兼治、安全優先、清潔爲主的原則,貫徹“清潔低碳、安全高效”方針,形成政府引導、企業實施、市場推動、公衆參與的清潔能源消納新機 制,切實踐行“綠水青山就是金山銀山”的理念,爲建設美麗中國而奮鬥。 


 工作目標2018 年,清潔能源消納取得顯著成效;到 2020 年, 基本解決清潔能源消納問題。 


 具體指標2018年,確保全國平均風電利用率高于 88%(力爭 達到 90%以上),棄風率低于 12%(力爭控制在 10%以內);光伏發 電利用率高于 95%,棄光率低于 5%,確保棄風、棄光電量比 2017 年進一步下降。全國水能利用率 95%以上。全國大部分核電實現安 全保障性消納。 


2019 年,確保全國平均風電利用率高于 90%(力爭達到 92% 左右),棄風率低于 10%(力爭控制在 8%左右);光伏發電利用率 高于 95%,棄光率低于 5%。全國水能利用率 95%以上。全國核電 基本實現安全保障性消納。


2020 年,確保全國平均風電利用率達到國際先進水平(力爭達 到 95%左右),棄風率控制在合理水平(力爭控制在 5%左右);光 伏發電利用率高于 95%,棄光率低于 5%。全國水能利用率 95%以 上。全國核電實現安全保障性消納。 (重點省份分年度目標見附件。) 


一、優化電源布局,合理控制電源開發節奏 


(一)科學調整清潔能源發展規劃。結合能源、電力及可再生能源“十三五”規劃中期評估,科學調整“十三五”發展目標,優 化各類發電裝機布局規模,清潔能源開發規模進一步向中東部消納條件較好地區傾斜,優先鼓勵分散式、分布式可再生能源開發。 


(二)有序安排清潔能源投産進度。各地區要將落實清潔能源 電力市場消納條件作爲安排本區域新增清潔能源項目規模的前提條件,嚴格執行風電、光伏發電投資監測預警機制,嚴禁違反規定建設規劃外項目。存在棄風、棄光的地區原則上不得突破“十三五” 規劃規模。 


(三)積極促進煤電有序清潔發展。發揮規劃引領約束作用, 發布實施年度風險預警,合理控制煤電規劃建設時序,嚴控新增煤電産能規模。有力有序有效關停煤電落後産能,推進煤電超低排放和節能改造,促進煤電靈活性改造,提升煤電靈活調節能力和高效清潔發展水平。 


二、加快電力市場化改革,發揮市場調節功能 


(四)完善電力中長期交易機制。進一步擴大交易主體覆蓋範 圍,拓展延伸交易周期向日前發展,豐富中長期交易品種,進一步促進發電權交易,促進清潔能源以與火電等電源打捆方式在較大範圍內與大用戶、自備電廠負荷等主體直接簽訂中長期交易合約。創新交易模式,鼓勵合約以金融差價、發電權交易等方式靈活執行, 在確保電網安全穩定運行情況下,清潔能源電力優先消納、交易合同優先執行。


 (五)擴大清潔能源跨省區市場交易。打破省間電力交易壁壘,推進跨省區發電權置換交易,確保省間清潔能源電力送電協議的執 行,清潔能源電力可以超計劃外送。在當前跨區域省間富余可再生 能源電力現貨交易試點的基礎上,進一步擴大市場交易規模,推動受端省份取消外受電量規模限制,鼓勵送受兩端市場主體直接開展交易。各地不得幹預可再生能源報價和交易。合理擴大核電消納範 圍,鼓勵核電參與跨省區市場交易。 


(六)統籌推進電力現貨市場建設。鼓勵清潔能源發電參與現 貨市場,並向區外清潔能源主體同步開放市場。在市場模式設計中充分考慮清潔能源具有的邊際成本低、出力波動等特性。電力現貨市場建設試點從 2019 年起逐步投入運行。持續推動全國電力市場體系建設,促進電力現貨市場融合。


 (七)全面推進輔助服務補償(市場)機制建設。進一步推進 東北、山西、福建、山東、新疆、甯夏、廣東、甘肅等電力輔助服 務市場改革試點工作,推動華北、華東等地輔助服務市場建設,非試點地區由補償機制逐步過渡到市場機制。實現電力輔助服務補償項目全覆蓋,補償力度科學化,鼓勵自動發電控制和調峰服務按效果補償,按需擴大儲能設備、需求側資源等電力輔助服務提供主體, 充分調動火電、儲能、用戶可中斷負荷等各類資源提供服務的積極 性。 


三、加強宏觀政策引導,形成有利于清潔能源消納的體制機制 


(八)研究實施可再生能源電力配額制度。由國務院能源主管 部門確定各省級區域用電量中可再生能源電力消費量最低比重指標。省級能源主管部門、省級電網企業、售電公司和電力用戶共同 承擔可再生能源電力配額工作和義務。力爭在 2018 年全面啓動可再生能源電力配額制度。 


(九)完善非水可再生能源電價政策。進一步降低新能源開發 成本,制定逐年補貼退坡計劃,加快推進風電、光伏發電平價上網進程,2020 年新增陸上風電機組實現與煤電機組平價上網,新增集 中式光伏發電盡早實現上網側平價上網。合理銜接和改進清潔能源 價格補貼機制。落實《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》 有關要求,鼓勵非水可再生能源積極參與電力市場交易。 


(十)落實清潔能源優先發電制度。地方政府相關部門在制定 中長期市場交易電量規模、火電機組發電計劃時,應按照《可再生 能源發電全額保障性收購管理辦法》《保障核電安全消納暫行辦法》 要求足量預留清潔能源優先發電空間,優先消納政府間協議水電跨 省跨區輸電電量和保障利用小時內的新能源電量。逐步減少燃煤電 廠計劃電量,計劃電量減小比例應不低于中長期市場的增加比例; 考慮清潔能源的出力特性,細化燃煤電廠計劃電量的分解至月度, 並逐步過渡至周。鼓勵核電開展“優價滿發”試點,充分發揮資源 環境效益,合理平衡經濟效益。因清潔能源發電影響的計劃調整, 經省級政府主管部門核定後,不納入“三公”考核。系統內各類電 力主體共同承擔清潔能源消納義務。 


(十一)啓動可再生能源法修訂工作。隨著我國可再生能源産 業的快速發展,可再生能源已逐漸成爲我國的主要能源品種之一,面對可再生能源規模化發展、對電力系統滲透率不斷提高等新形勢, 應盡快啓動可再生能源法修訂工作,更好地促進清潔能源健康發展。


 四、深挖電源側調峰潛力,全面提升電力系統調節能力 


(十二)實施火電靈活性改造。省級政府相關主管部門負責制 定年度火電靈活性改造計劃,國家能源局派出機構會同相關部門組 織省級電網公司對改造機組進行驗收。研究出台火電靈活性改造支 持性措施,將各地火電靈活性改造規模與新能源規模總量挂鈎。


(十三)核定火電最小技術出力率和最小開機方式。國家能源 局派出機構會同相關部門,組織省級電網公司開展火電機組單機最 小技術出力率和最小開機方式的核定;2018 年底前全面完成核定工 作,並逐年進行更新和調整;電力調度機構嚴格按照核定結果調度 火電機組。 


(十四)通過市場和行政手段引導燃煤自備電廠調峰消納清潔能源。進一步擴大清潔能源替代自備電廠負荷市場交易規模,研究 出台自備電廠負荷調峰消納新能源的相關政策,加強自備電廠與主 網電氣連接,率先實現新能源富集地區自備電廠參與調峰。督促自備電廠足額繳納政府性基金和附加,提高清潔能源替代發電的競爭 性。2018 年,清潔能源年替代自備電廠發電量力爭超過 100 億千瓦 時;到 2020 年,替代電量力爭超過 500 億千瓦時。


 (十五)提升可再生能源功率預測水平。可再生能源發電企業 利用大數據、人工智能等先進技術提高風況、光照、來水的預測精 度,增加功率預測偏差獎懲力度,對于偏差超過一定範圍的電量進行雙向考核結算,國家能源局派出機構或地方能源主管部門做好考核細則制定工作,區域和省級電網公司做好功率預測的彙總和考核 工作。 


五、完善電網基礎設施,充分發揮電網資源配置平台作用 


(十六)提升電網彙集和外送清潔能源能力。加快推進雅中、 烏東德、白鶴灘、金沙江上遊等水電外送通道建設;研究推進青海、 內蒙古等富集地區高比例可再生能源通道建設。加強可再生能源富集區域和省份內部網架建設,重點解決甘肅、兩廣、新疆、河北、 四川、雲南等地區內部輸電斷面能力不足問題。 


(十七)提高存量跨省區輸電通道可再生能源輸送比例。充分發揮送受兩端煤電機組的調頻和調峰能力,調度機構要充分利用可 再生能源的短期和超短期功率預測結果,滾動修正送電曲線。2020 年底前,主要跨省區輸電通道中可再生能源電量比例力爭達到平均 30%以上。 


(十八)實施城鄉配電網建設和智能化升級。持續開展配電網和農網改造建設,推動智能電網建設,提升配電自動化覆蓋率,增 強電網分布式清潔能源接納能力以及對清潔供暖等新型終端用電的保障能力。 


(十九)研究探索多種能源聯合調度。研究試點火電和可再生 能源聯合優化運行,探索可再生能源電站和火電廠組成聯合調度單 元,內部由火電爲可再生能源電站提供調峰和調頻輔助服務;聯合調度單元對外視爲整體參加電力市場並接受電網調度機構指令。水電爲主同時有風電、光伏發電的區域,以及風電、光伏發電同時集 中開發的地區,可探索試點按區域組織多種電源協調運行的聯合調 度單元。鼓勵新建核電項目結合本地實際,配套建設抽水蓄能等調 峰電源。 


(二十)加強電力系統運行安全管理與風險管控。調度機構要 科學合理安排運行方式,建立適應新能源大規模接入特點的電力平 衡機制。加強涉網機組安全管理,增強電網對新能源遠距離外送的安全適應性,完善分布式新能源接入的技術標准體系。加快建設完善新能源發電技術監督管理體系,加強新能源企業電力監控系統安 全防護等網絡信息安全工作,提高新能源發電設備的安全運行水平。 針對新能源並網容量增加出現的安全風險,電力企業要落實電力安 全生産主體責任,全面加強電網安全風險管控工作。國家能源局派 出機構和省級政府能源主管部門要按照職能,切實加強電力系統運 行安全管理與風險管控,定期開展監督檢查工作。 


六、促進源網荷儲互動,積極推進電力消費方式變革 


(二十一)推行優先利用清潔能源的綠色消費模式。倡導綠色 電力消費理念,推動可再生能源電力配額制向消費者延伸,鼓勵售電公司和電網公司制定清潔能源用電套餐、可再生能源用電套餐等, 引導終端用戶優先選用清潔能源電力。 


(二十二)推動可再生能源就近高效利用。選擇可再生能源資源豐富的地區,建設可再生能源綜合消納示範區。開展以消納清潔能源爲目的的清潔能源電力專線供電試點,加快柔性直流輸電等適應波動性可再生能源的電網新技術應用。探索可再生能源富余電力轉化爲熱能、冷能、氫能,實現可再生能源多途徑就近高效利用。 


(二十三)優化儲能技術發展方式。充分發揮儲電、儲熱、儲 氣、儲冷在規模、效率和成本方面的各自優勢,實現多類儲能的有 機結合。統籌推進集中式和分布式儲能電站建設,推進儲能聚合、 儲能共享等新興業態,最大化利用儲能資源,充分發揮儲能的調峰、 調頻和備用等多類效益。 


(二十四)推進北方地區冬季清潔取暖。全面落實《北方地區 冬季清潔取暖規劃(2017-2021 年)》要求,加快提高清潔供暖比重。 加強清潔取暖總體設計與清潔能源消納的統籌銜接,上下聯動落實任務分工,明確省級清潔取暖實施方案。2019 年、2021年實現北 方地區清潔取暖率達到 50%、70%。 


(二十五)推動電力需求側響應規模化發展。鼓勵大工業負荷 參加輔助服務市場,發揮電解鋁、鐵合金、多晶硅等電價敏感型高 載能負荷的靈活用電潛力,消納波動性可再生能源。鼓勵並引導電 動汽車有序充電。加快出台需求響應激勵機制,培育需求側響應聚 合服務商等新興市場主體,釋放居民、商業和一般工業負荷的用電彈性,將電力需求側資源納入電力市場。 


七、落實責任主體,提高消納考核及監管水平


(二十六)強化清潔能源消納目標考核。科學測算清潔能源消 納年度總體目標和分區域目標,進一步明確棄電量、棄電率的概念 和界定標准。棄水、棄風、棄光情況嚴重和核電機組利用率低的省(區、市),當地能源主管部門要會同國家能源局派出監管機構制定本地區解決清潔能源消納問題的專項方案。組織具備接受外送清潔能源消納條件的省(區、市),明確本區域消納目標。明確新能源與煤電聯合外送通道中,非水可再生能源占總電量的運行比重目 標,並實施年度考核。原則上,對風電、光伏發電利用率超過 95% 的區域,其限發電量不再計入全國限電量統計。對水能利用率超過 95%的區域和主要流域(河流、河段),其限發電量不再計入全國限 電量統計。 


(二十七)建立清潔能源消納信息公開和報送機制。電網企業和電力交易機構按月向國家能源主管部門提供發電計劃和跨省跨區通道的送電曲線、各類電源逐小時實際出力情況和清潔能源交易情況備查。國家能源主管部門組織第三方技術機構對清潔能源消納進行監測評估,並向社會公布。 


(二十八)加強清潔能源消納監管督查。全面梳理各地和電網企業對《解決棄水棄風棄光問題實施方案》《保障核電安全消納暫 行辦法》等清潔能源消納政策的落實情況。對實施方案和消納目標完成情況按月監測、按季度評估、按年度考核,國家能源局派出監 管機構開展清潔能源消納專項督查和清潔能源消納重點專項監管, 對政策執行不力和達不到消納目標的地區依法予以追責。暢通 12398 能源監管熱線,及時分析統計涉及清潔能源消納的投訴、舉報和咨詢等情況。




文章來源:節能與環保雜志

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