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行业动态
    国能广东台山电厂60MW电化学储能项目全容量并网!
    浏览次数:19    2023-01-05 08:30:46
    聚焦 | 今年来煤价走势
    浏览次数:19    2022-12-30 07:52:06
    产权交易合同签订!川投能源拟40.13亿元竞买大渡河公司10%股权
    浏览次数:33    2022-12-23 08:03:47
    《燃气轮机组黑启动技术规范》团体标准正式发布
    浏览次数:29    2022-12-15 08:21:24

    12月5日,华能集团江苏公司南京燃机电厂牵头编写的《燃气轮机黑启动技术规范》团体标准正式通过江苏省电力行业协会发布。

    该标准是基于电厂黑启动电源点建设的相关经验,对燃机电厂黑启动的总则、基本技术条件、黑启动试验、黑启动程序及应急处置等环节制定标准。


    4.27GW!湖北公布2022年第二批新能源项目名单
    浏览次数:53    2022-12-08 08:42:52

    近日,湖北省发改委发布《关于公布2022年第二批纳入建设规模管理的新能源发电项目名单的通知》。

    《通知》显示,此次公布的7个风光火储新能源百万千瓦基地(二期)项目共计15个,容量195万千瓦,其中:风电项目6个、容量88万千瓦;光伏发电项目9个、容量107万千瓦。

    公布的常规单体风电和光伏发电项目共计20个,容量232万千瓦。其中:风电项目3个、容量45万千瓦;光伏发电项目17个、容量187万千瓦。

    公布的风电项目应在2024年底前全容量并网发电,光伏项目应在2024年6月底前全容量并网发电。

    原文如下:

    湖北省能源局关于公布2022年第二批纳入建设规模管理的新能源发电项目名单的通知

    各有关市、州、直管市发展改革委(能源局),国网湖北省电力公司:

    根据《省能源局关于加快风电、光伏发电项目开发建设有关工作的通知》(鄂能源新能〔2022〕25号)要求,有关发电企业将鄂能源新能〔2022〕14号安排的部分建设规模明确到具体项目,项目所在地市州县发改委(局)已审核,省电力公司已反馈意见。现将具备建设条件的具体项目名单公布如下。

    一、此次公布的7个风光火储新能源百万千瓦基地(二期)项目共计15个,容量195万千瓦,其中:风电项目6个、容量88万千瓦;光伏发电项目9个、容量107万千瓦。

    二、此次公布的常规单体风电和光伏发电项目共计20个,容量232万千瓦。其中:风电项目3个、容量45万千瓦;光伏发电项目17个、容量187万千瓦。

    三、此次公布的风电项目应在2024年底前全容量并网发电,光伏项目应在2024年6月底前全容量并网发电。

    四、有关市州县发改委(局)要督促项目单位严格按照国家和省有关要求加快推进项目建设,确保项目按期建成;要加大协调服务力度,积极做好支持政策落实工作。

    五、省电力公司要抓紧办理纳规项目的接入手续,加快并网工程建设,确保网源同步建成。


    习近平:积极稳妥推进碳达峰碳中和 加快规划建设新型能源体系
    浏览次数:88    2022-10-19 13:39:47

    中国共产党第二十次全国代表大会开幕会2022年10月16日(星期日)上午10时在人民大会堂大礼堂举行。习近平总书记多次提及碳达峰碳中和、可持续发展、绿色发展、脱贫攻坚、乡村振兴、科技创新等关键词,对可再生能源产业发展具有重要指导意义。

    习近平总书记在报告中表示:五年来,我们坚持加强党的全面领导和党集中统一领导,全力推进全面建成小康社会进程,完整、准确、全面贯彻新发展理念,着力推动高质量发展,主动构建新发展格局,蹄疾步稳推进改革,扎实推进全过程人民民主,全面推进依法治国,积极发展社会主义先进文化,突出保障和改善民生,集中力量实施脱贫攻坚战,大力推进生态文明建设,坚决维护国家,防范化解重大风险,保持社会大局稳定,大力度推进国防现代化建设,全方位开展中国特色大国外交,全面推进党的建设新的伟大工程。

    十年来,我们经历了对党和人民事业具有重大现实意义和深远历史意义的三件大事:

    一是迎来中国共产党成立一百周年。

    二是中国特色社会主义进入新时代。

    三是完成脱贫攻坚、全面建成小康社会的历史任务,实现百年奋斗目标。

    同时,习近平总书记表示:在充分肯定党和国家事业取得举世瞩目成就的同时,必须清醒看到,我们的工作还存在一些不足,面临不少困难和问题。对这些问题,我们已经采取一系列措施加以解决,今后必须加大工作力度。

    四、加快构建新发展格局,着力推动高质量发展

    高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务。没有坚实的物质技术基础,就不可能全面建成社会主义现代化强国。必须完整、准确、全面贯彻新发展理念,坚持社会主义市场经济改革方向,坚持高水平对外开放,加快构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。

    我们要坚持以推动高质量发展为主题,把实施扩大内需战略同深化供给侧结构性改革有机结合起来,增强国内大循环内生动力和可靠性,提升国际循环质量和水平,加快建设现代化经济体系,着力提高全要素生产率,着力提升产业链供应链韧性和水平,着力推进城乡融合和区域协调发展,推动经济实现质的有效提升和量的合理增长。

    我们要构建高水平社会主义市场经济体制,坚持和完善社会主义基本经济制度,毫不动摇巩固和发展公有制经济,毫不动摇鼓励、支持、引导非公有制经济发展,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用。建设现代化产业体系,坚持把发展经济的着力点放在实体经济上,推进新型工业化,加快建设制造强国、质量强国、航天强国、交通强国、网络强国、数字中国。全面推进乡村振兴,坚持农业农村优先发展,巩固拓展脱贫攻坚成果,加快建设农业强国,扎实推动乡村产业、人才、文化、生态、组织振兴,全方位夯实粮食根基,牢牢守住十八亿亩耕地红线,确保中国人的饭碗牢牢端在自己手中。促进区域协调发展,深入实施区域协调发展战略、区域重大战略、主体功能区战略、新型城镇化战略,优化重大生产力布局,构建优势互补、高质量发展的区域经济布局和国土空间体系。推进高水平对外开放,稳步扩大规则、规制、管理、标准等制度型开放,加快建设贸易强国,推动共建“一带一路”高质量发展,维护多元稳定的国际经济格局和经贸关系。

    十、推动绿色发展,促进人与自然和谐共生

    大自然是人类赖以生存发展的基本条件。尊重自然、顺应自然、保护自然,是全面建设社会主义现代化国家的内在要求。必须牢固树立和践行绿水青山就是金山银山的理念,站在人与自然和谐共生的高度谋划发展。

    我们要推进美丽中国建设,坚持山水林田湖草沙一体化保护和系统治理,统筹产业结构调整、污染治理、生态保护、应对气候变化,协同推进降碳、减污、扩绿、增长,推进生态优先、节约集约、绿色低碳发展。

    我们要加快发展方式绿色转型,实施全面节约战略,发展绿色低碳产业,倡导绿色消费,推动形成绿色低碳的生产方式和生活方式。深入推进环境污染防治,持续深入打好蓝天、碧水、净土保卫战,基本消除重污染天气,基本消除城市黑臭水体,加强土壤污染源头防控,提升环境基础设施建设水平,推进城乡人居环境整治。提升生态系统多样性、稳定性、持续性,加快实施重要生态系统保护和修复重大工程,实施生物多样性保护重大工程,推行草原森林河流湖泊湿地休养生息,实施好长江十年禁渔,健全耕地休耕轮作制度,防治外来物种侵害。积极稳妥推进碳达峰碳中和,立足我国能源资源禀赋,坚持先立后破,有计划分步骤实施碳达峰行动,深入推进能源革命,加强煤炭清洁利用,加快规划建设新型能源体系,积极参与应对气候变化全球治理。

    ——节选自中国共产党第二十次全国代表大会文字实录

     

     


    关注|新型电力系统调节能力提升及政策研究
    浏览次数:103    2022-10-13 13:46:49

    新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特征,系统的综合调节能力是影响新能源发展与消纳的关键,迫切需要完善相关政策机制,整合各类调节资源,为新能源更大规模发展创造条件。本报告基于对新型电力系统内涵特征的研究基础,梳理了电力系统调节能力发展情况及目前存在的问题,研判了未来调节能力需求,分析了各类调节资源特性及适用场景,从电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧以及政策机制方面分别研究了调节能力提升路径,并提出了政策建议。(来源:微信公众号“中能传媒研究院”作者:董博 李艺) 


    一、新型电力系统内涵及系统调节能力

      新型电力系统是在传统电力系统基础上,顺应碳达峰碳中和要求的系统,是以新能源发电为主体,以多元协调、广域互联的灵活性资源为支撑,以交直混联和微电网并存的电网为枢纽,应用先进电力电子技术与新一代数字信息技术,依托统一电力市场,实现能源资源大范围优化配置的基础平台。新型电力系统具有绿色低碳、柔性灵活、互动融合、智能稳定的显著特征。

    系统调节能力是指电力系统能够可靠且经济有效地应对供需平衡动态变化,确保电力系统瞬时稳定及供电能力。提升系统调节能力能够推动源网荷储(电源、电网、负荷、储能)一体化发展,促进新能源高比例开发和大规模消纳,是体现新型电力系统柔性灵活特性的关键指标。

    二、系统调节能力基本情况及存在问题

    (一)基本情况

    电源侧灵活调节能力持续提升。电源侧调节能力主要包括灵活调节煤电、具有日及以上调节能力的大中型水电、抽水蓄能、调峰气电、新型储能等。截至2020年底,全国灵活调节电源装机占比18.5%。

    电网跨省跨区输电通道加快建设,为大范围系统调节创造了条件。截至2020年底,我国跨省跨区送电能力达到2.9亿千瓦,已建成“十四交十六直”30项特高压工程。

    电力需求侧管理作用彰显,响应能力不断提高。“十三五”期间,国家电网经营区累计实现削峰响应1853万千瓦,填谷响应1925万千瓦;南方电网通过签订可中断协议,实现需求响应共计570万千瓦。

    新能源得到利用,弃电率控制在合理水平。2021年,全国11个省市风电、太阳能发电利用率达到100%,27个省区的风电、太阳能发电利用率在95%以上。新能源弃电率2.7%,比“十三五”初期下降13个百分点。

    (二)存在问题

    一是系统调节能力难以适应更大规模新能源发展需要。“十三五”期间,新能源装机占比从11.3%提升至24.3%,提升了13个百分点;而抽水蓄能、调峰气电等传统调节电源占比一直维持在6%左右。比较而言,欧美等国灵活电源比重较高,美国、西班牙灵活电源占比分别为49%、34%,灵活调节电源分别是新能源的8.5倍和1.5倍。

    二是新能源配置储能政策存在诸多问题。地方出台“一刀切”强配储能政策,已建项目利用率不高,仅为22%;储能成本全部由新能源企业承担,影响经济效益;电化学储能问题频发,设备性能有待提高,管理有待加强;储能技术标准和规范体系有待完善。

    三是辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理。辅助服务补偿费用偏低,2018年我国辅助服务补偿费用仅占上网电费总额的0.83%,远低于美国PJM市场的2.5%、英国的8%;辅助服务参与主体不全,尚未对虚拟电厂等新兴服务品种进行整体规划;成本向用户侧疏导不畅,辅助服务费用主要由发电企业分摊,无法将成本压力传导到用户。

    四是提升系统调节能力的电价机制尚未形成。抽水蓄能的电价疏导需尽快出台实施细则,明确资本金核定、容量电费分摊等问题;目前尚未形成促进新型储能发展的价格机制,电网侧替代性储能电价政策尚处于研究探索阶段;负荷侧资源主动参与调节积极性不高,通过价格信号调动需求侧资源的机制还未形成。

    三、系统调节能力需求及调节措施适用场景

    (一)调节能力需求

    未来电力系统调节能力需求逐步攀升,并呈现不同时空尺度特性。“十四五”时期,新能源占比逐渐提高,常规电源将逐步转变为调节性和保障性电源。预计2025年,灵活调节电源占比将达到24%左右。远期看,构建新型电力系统,对调节能力的需求将更大。新能源成为主体电源之后,其季节性出力特性受天气影响大,特别是对小时级以上的调节需求将更加突出。需要挖掘源网荷储各环节的能力,要利用好可中断负荷、虚拟电厂、跨省跨区交易等调节手段,推进电动汽车、长周期新型储能、氢储能的利用。

    (二)调节电源特性

    系统调节电源主要包括煤电灵活性改造、调峰气电、有调节能力的水电、抽水蓄能和电化学储能等,未来还将包括压缩空气储能、氢储能和合成燃料储能等。不同调节电源在性能、成本和配置要求等方面存在差异,需要综合考虑各类调节电源特点和应用场景需求,因地制宜合理配置。 

    (三)适用场景分析

    针对新能源大规模发展带来的超短期、短期调节需求,为加大新能源频率响应特性和短期调节能力,可在集中式新能源场站配置一定比例储能,主要选择能够快速响应新能源波动的电化学储能。

    针对新能源更大规模发展带来的日内、周调节需求,应通过抽水蓄能电站、灵活煤电、调节水电以及未来布局氢能等措施,进一步提升系统调节能力。

    四、系统调节能力提升路径 

    (一)电源侧提升路径 

    持续推进煤电灵活性改造制造,煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高,虽然煤电深度调峰运行煤耗升高,但增加新能源消纳后,综合供电煤耗显著下降。加快抽水蓄能电站建设及改造,推动已开工的项目尽快投产运行,尽早发挥作用;因地制宜,建设中小型抽水蓄能电站;对具备条件的水电站进行抽水蓄能改造。发挥流域水电集群效益,通过联合调度,利用好梯级电站水能资源,形成梯级电站大型储能项目,实现水电与新能源多能互补运行。因地制宜,同时鼓励热电联产气电开展灵活性改造,进一步提升调节能力。引导新能源积极主动参与系统调节,综合考虑技术经济性,合理确定新能源利用率目标;利用好新能源自身调节能力,多途径提升其并网友好性。

    (二)电网侧提升路径

    规划建设跨省跨区输电通道,提升资源大范围优化配置能力,预计到2025年,“西电东送”能力达到3.6亿千瓦左右。加强送受端省份对接协作,优化运行方式,充分利用邻近省区调节能力,提升地区整体的新能源消纳水平;建立送受端地区协作机制,大程度发挥远距离大规模送电的效率效益。加快配电网改造和智能化升级,满足分布式电源、电动汽车充电设施、新型储能、数据中心等多元化负荷的灵活接入,推进新能源就地开发、就近消纳。优化调度运行机制,共享储能资源,构建多层次智能电力系统调度体系,电网统一调度“共享储能”,实现储能在不同场站间共享使用。

    (三)负荷侧提升路径

    挖掘需求侧响应能力,着力提升大工业高载能负荷灵活性,引导用户优化用电负荷,增强电网应急调节能力。引导电动汽车有序充放电,利用现代信息技术和价格手段,推动电动汽车参与电力系统调节。因地制宜发展电供暖、电制氢、电转气等灵活性负荷,在新能源富集地区,鼓励热泵供热、电制氢、电制甲烷等灵活用电负荷,主动参与系统运行,减少系统峰谷差,从而提升新能源消纳能力。

    (四)储能侧提升路径 

    根据系统需要,多元化推进储能技术研发与应用。优化储能布局场景,合理选择储能技术类型,与各类电源协同发展。积极探索新的商业模式,推动独立储能发挥调节作用。 

    (五)政策机制提升路径

    健全电力辅助服务市场机制,适当增加爬坡类、系统惯性等交易品种,满足系统不同时段的灵活需求;完善辅助服务补偿机制,加大补偿力度,有效引导企业提升系统调节能力。探索建立容量成本回收机制,随着市场化深入,尽早谋划建设容量市场,探索适应我国资源禀赋和市场化改革的容量市场机制。完善新能源+储能配置政策,科学确定新能源配置储能的合理比例,优化储能布局,推广共享储能,有效提升储能设施的利用率。 

    五、有关建议

    一是强化规划带领,统筹推进新能源发展与系统调节能力建设。因地制宜,科学制定各地区新能源合理利用率目标;规范新能源项目开发机制,促进新能源资源配置与调节能力、成本控制相结合;建立新能源开发与配套电网建设协调推进机制,确保新能源“能建尽建、能并尽并、能发尽发”,促进大范围资源优化配置。

    二是完善电力辅助服务市场机制,合理分摊疏导系统性成本。加大有偿调峰补偿力度,根据煤电在系统中的作用变化,系统推进煤电灵活性改造、制造;尽快明确可中断负荷、虚拟电厂等辅助服务市场主体地位和准入条件;构建成本疏导机制,丰富交易品种,不断完善辅助服务市场建设。 

    三是持续推进电价改革,充分释放各类资源调节潜力。探索建立容量成本回收机制,煤电的备用容量作为可靠的保障电源,要合理体现其容量价值;完善需求侧电价政策,激发需求侧资源参与系统调节的潜力;出台并完善面向新型储能的电价政策及市场化机制。 

    四是打破省间壁垒,构建多层次协同、基础功能健全的电力市场体系。规范统一市场交易规则,破除电力交易地域界限,提高大范围资源配置效率;加快建设适应新能源消纳的电力现货市场;建立健全适应多元主体参与的体制机制。 

    五是加强技术攻关和管理创新,充分释放系统各环节调节能力。优化煤电灵活性改造技术路线,确保机组经济运行;加快可变速抽水蓄能机组、风机变速控制、光伏逆变器、新型储能、绿氢制取应用、双向互动智能充放电等关键技术攻关;创新管理模式,鼓励能源企业优先租赁共享储能设施,加快建立适合虚拟电厂、负荷聚合商等新兴主体的管理规则和商业模式,充分释放系统各环节调节能力。

     


    市场|“虚拟”电厂带来“真实”保障
    浏览次数:100    2022-09-21 08:41:26


    提起电厂,很多人会想到这样的场景——火电厂里冒着水蒸气的冷却塔、风电厂中高耸的风机、光伏电站一排排光伏板……但您听说过“虚拟电厂”吗?

    今年夏季,国内多地出现高温天气,叠加经济复苏等因素,全国用电负荷快速增长。再看供电端,可再生能源发电在全国电力供应中的比重不断上升,但风、光等可再生能源发电波动性、间歇性较强的问题仍待突破。如何保障稳定的电力供应?虚拟电厂进入人们的视野。

    啥是“虚拟电厂”?

    ——看不见也摸不着,是一套依托于数字信息技术的能源管理系统

    谈及虚拟电厂,可追溯至中国的电力体制改革。

    据了解,上世纪90年代,国内电力供应实行电力需求侧管理,主要通过行政手段实行计划用电。进入本世纪以来,电力需求侧管理逐步演变为电力需求侧响应,即根据电力市场供需情况调节电力。而电厂的主要功能之一,就是通过调节电力负荷来确保电力稳定。

    华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣告诉记者,过去,用户用电需求波动时主要靠供应侧调节来平息,而能源结构转型对电力系统的调节能力提出了新要求。“当前,中国正加快建设新型电力系统,其核心就在于推进可再生能源大规模、高比例发电。但可再生能源发电大规模并网带来的不稳定性等问题也较为突出,传统供应侧的调节能力较难平滑风、光发电的波动性。这时候,依托数字化技术平台、不受物理空间限制的虚拟电厂就展现出稳定电力供应的潜力。”曾鸣说。

    顾名思义,虚拟电厂看不见也摸不着。与传统电厂不同,它不烧煤,也没有厂房,是一套依托于数字信息技术的能源管理系统。

    曾鸣告诉记者,虚拟电厂不用实体设备发电,而是聚合各类用电负荷,实现电力负荷的组合、分析、优化和调度。一方面,虚拟电厂所聚合的各类用电负荷要“可调节”,比如办公楼里的空调、公共交通用电等;另一方面,它以数字化技术为支撑,将不同空间的用电负荷整合起来,实现优化调度,从而起到稳定电力供应的作用。

    “除了可调节负荷,虚拟电厂还能对分布式电源、储能、电动汽车等各类分布式资源进行聚合管理和优化控制。简单来说,就是将不同类型的分布式资源‘聚沙成塔’,相当于建了一个云端电厂。”国网能源研究院企业战略研究所副所长张晓萱说。

    虚拟电厂咋运作?

    ——根据市场电力供需情况,上游电力经由中游的数字化平台统一调配,再分配给下游需求方

    如果将整个产业链展开,虚拟电厂可分为上游的电力供应、中游的电力管理和下游的电力应用三大板块。据介绍,虚拟电厂的运作,就是根据市场的电力供需情况,将上游的电力经由中游的数字化平台统一调配,再分配给下游的需求方。

    从上游供电看,虚拟电厂不具有实际存在的电厂形式,但具有电厂的功能。那么,建立在“云上”的虚拟电厂,电从哪儿来?

    “虚拟电厂的电力来源可以分为两大类。”张晓萱介绍,一类是其聚合的分布式电源、储能、电动车等向电网提供的富余电力;另一类是虚拟电厂通过控制其聚合的可调节负荷,削减用电高峰时的电力需求,所节省的部分等效于向电网提供了电力。

    以国家电网冀北电力公司2019年投运的虚拟电厂示范工程为例,该电厂聚合了张家口、秦皇岛、承德、廊坊地区的可调节工商业、蓄热式电锅炉、智慧楼宇、储能等资源,主要参与华北调峰辅助服务市场的运营。在凌晨4时至6时风力大发期间,虚拟电厂控制蓄热式电锅炉、储能、电动汽车等分布式资源储存电力,到了晚上7时至8时用电高峰期,再将储存起来的这部分电力提供给电网,属于上述电力来源。在此阶段,虚拟电厂还可将商业楼宇空调等柔性负荷降下来,节省大量电力以保障用电稳定,属于上述第二类电力来源。

    同样具备调峰、调频功能,虚拟电厂的调节效率远高于传统的供应侧调节。张晓萱告诉记者,传统煤电机组增减出力的响应时间较长,参与调峰受爬坡速率的限制。一般来说,一台煤电机组从出力到额定出力需要1到2个小时。而虚拟电厂聚合的储能、可调节负荷等资源响应速度可达到分钟级甚至秒级,显然快于前者。

    不仅如此,虚拟电厂在稳定电力供应方面还呈现出更高的经济性。以往在出现较大用电负荷时,供应侧的调节方式往往是扩建电厂、调动备用电源、加强有序用电管理等。而虚拟电厂通过降低用电侧负荷来保障用电稳定,不会对居民、工商业用电产生过大影响,成本更低,对环境也更友好。

    国家电网的一项测算显示,同样为了维持电力系统稳定,传统火电厂如果要建设煤电机组来实现经营区域内电力削峰填谷,以满足5%的峰值负荷需求即用电需求计算,需投入电厂及配套电网建设成本约4000亿元;如果借助虚拟电厂来实现同样的功能,其建设、运营、激励等环节仅需投资500亿元至600亿元,成本远低于前者。

    发展机制仍待完善

    ——推动虚拟电厂大规模发展还需进一步明确其盈利机制,并协调好供电侧等多方关系

    业内人士分析,虚拟电厂近来关注度高涨,一方面源于天气等因素催生的用电需求,另一方面,储能、新能源汽车等相关技术的成熟让虚拟电厂得以获取更多电力资源。此外,依托物联网、大数据等手段,虚拟电厂预测可再生能源的发电情况,避免“弃风弃光”现象,节省电力资源的同时也能实现其在更大范围内的优化配置。

    不过,和传统电厂一样,虚拟电厂的运作还要考虑一个关键问题——如何盈利?

    张晓萱告诉记者,国内的虚拟电厂主要通过参与辅助服务市场和需求侧响应来赚取一定费用。前者指为电力系统调节等提供服务,后者则是根据电网需求,调整用电侧的使用情况。总体看,目前国内的虚拟电厂盈利模式较为单一,激励机制还不够。

    记者了解到,在虚拟电厂布局较早的部分欧洲国家,当地虚拟电厂可通过向发电企业提供电力规划和技术支持等获取服务费,或帮助发电企业接入电网完成电力交易后收取部分费用。业内人士认为,参照部分欧洲国家的经验,中国的虚拟电厂在盈利模式等方面可实现一定创新。比如进一步丰富辅助服务市场交易品种,加快电力现货市场、容量市场建设,拓宽虚拟电厂参与市场的渠道。此外,可探索能源托管、节能服务等其他增值服务,如提供节约电费、降碳分析方案等。

    中国正加紧布局虚拟电厂。2021年10月,国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》,提出要大力提升电力系统综合调节能力,加快灵活调节电源建设,引导自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。今年3月发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确,开展工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与电网(V2G)能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范。力争到2025年,电力需求侧响应能力达到大负荷的3%-5%。

    专家认为,要进一步推动虚拟电厂大规模发展,还需处理好多方关系。“要使虚拟电厂的价值在市场中充分体现,让它和供应侧的资源实现公平竞争,按照谁更划算、更具清洁性等标准进行选择。”曾鸣说,另一方面,仍需进一步完善相关政策支持,继续创新数字信息技术,让虚拟电厂更“聪明”,进而在更大范围内推广应用。(记者 廖睿灵)


    国家能源局:进一步推动大型风电光伏基地建成并网
    浏览次数:118    2022-09-14 14:18:54

    9月2日,国家能源局召开8月份全国可再生能源开发建设形势分析视频会。国家能源局党组成员、副局长任志武出席会议并讲话。

    会议围绕推动2022年可再生能源开发利用,听取了6月份形势分析会各单位所提意见建议落实情况、全国可再生能源发展情况和重大项目建设进展,分析了可再生能源发展面临的形势和问题,并研究提出了相关措施建议。有关省份能源主管部门和派出机构就分布式光伏发展、新能源参与市场等介绍了情况。

    会议指出,在全行业共同努力下,可再生能源发展持续保持平稳快速增长。今年1-7月全国可再生能源新增装机6502万千瓦,占全国新增发电装机的77%;全国可再生能源发电量1.52万亿千瓦时,占全国发电量的31.8%;全国可再生能源发电在建项目储备充足;全国主要流域水能利用率98.6%、风电平均利用率96.1%、光伏发电平均利用率97.9%。

    会议要求,要进一步推动大型风电光伏基地建成并网,基地项目尽快完成所有项目核准(备案),尽快提交接网申请,加快项目主体建设,按期完成2022年承诺并网目标,加快配套储能调峰设施建设,确保同步建成投产;第二批基地项目尽快完成业主遴选,尽快开工建设。要进一步加大政策供给和行业服务,加强部分地区新能源消纳利用研究,加强新能源发电预测预警,加大区域可再生能源协同规划、协同开发和联合调度,进一步发挥新能源在能源保供中的作用;进一步加强可再生能源发展要素保障,推动解决新能源开发建设面临的用地用海问题,对符合政策性开发性金融工具的风电光伏和抽水蓄能项目,力争能纳尽纳;着力推动新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制的政策落地,尽快完善可再生能源发电绿色电力证书交易制度,进一步做好可再生能源发展长期政策供给。要进一步抓好有关问题整改落实,对配套建设制造产业增加新能源企业负担问题、未做好部门协调情况下项目抢建问题要抓紧组织整改,并举一反三;对农村户用光伏开发建设中一些企业和机构损害农民利益问题,要认真组织排查,对发现问题要严查重处,切实维护农民合法权益。

    会议强调,要进一步梳理去年11月份以来历次形势分析会各单位所提意见建议的落实情况,对还没有解决或者还没有落实到位的问题,专题研究解决;进一步梳理“项目等审批”和“电网等项目”等问题,督促推动落实,为可再生能源发展营造良好环境。

    国家发展改革委、国家能源局有关司(局)、31个省(市、区)及新疆生产建设兵团能源主管部门、国家能源局18家派出机构、3家电网公司、有关发电企业、水规总院、电规总院、国家发展改革委能源研究所、中国可再生能源学会风能专业委员会、中国光伏行业协会相关同志参加会议。

     

     


    我国虚拟电厂前景如何?
    浏览次数:147    2022-09-07 16:29:37

    南方电网8月29日消息,国内虚拟电厂(VPP,Virtual Power Plant)管理中心8月26日在深圳投入使用。深圳虚拟电厂已接入分布式储能、数据中心、充电站、地铁等类型负荷聚合商14家,接入容量达87万千瓦,接近一座大型煤电厂的装机容量。

    (来源:微信公众号“嘿嘿能源heypower” 作者:caixin)

    该管理中心设在南方电网深圳供电局,由深圳市发改委管理。南方电网介绍,在电力供应紧张时段,虚拟电厂平台可直接调度海量分散的充电桩、空调、储能等用电资源,通过它们降低用电功率,减少常规电源建设,促进节能减排。

    今夏,国内多地出现高温天气,需求端,用电负荷陡增;供应端,煤电萎缩,高比例可再生能源接入电网。电力系统供需两侧峰谷差愈发扩大之下,倒逼行业关注如何通过用户侧资源与电网供需互动,进而引发对虚拟电厂的讨论热度。

    与常规电厂相比,虚拟电厂没有厂房、机组,不占用土地资源,打破了物理电厂的重资产形态。但对电网的运行来说,它的出力特性、可控性等方面,仍表现为一个电厂,故称之为虚拟电厂。

    中金公司2022年7月报告预计,伴随虚拟电厂的渗透,虚拟电厂在全国调节负荷量占比有望在2030年达到5%,届时有望触达1320亿元潜在市场空间。

    虚拟电厂的概念从90年代末提出后,国外已展开20多年的研究探讨,并非新鲜事物。“十三五”期间,国内也已经建设多个大型虚拟电厂试点项目,分布在河北、江苏、浙江、广东、上海等多个省份。如今,为何虚拟电厂再次成为关注热点?应用前景如何?面临哪些挑战?

    虚拟电厂潜能

    虚拟电厂是“看不见的电厂”,它本身不发电,而是将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合起来,参与电网调度,实现削峰填谷;协调各种分布式单元,促进可再生能源消纳和有效利用。

    构建以新能源为主体的新型电力系统,用户需求和市场主体将愈发多元化、分散化,形态更加复杂,统筹难度更高。

    国网能源研究院副院长蒋莉萍在近期一次线上会议中指出,虚拟电厂能够把电力系统中的分散资源“聚沙成塔”,将是未来参与构建新型电力系统的一种有效形式。

    “发展虚拟电厂,应对的是未来海量分布式能源调控的需求,如不采取措施,对未来电网运行来说,是非常可怕的。”全球能源互联网发展合作组织运行局运行分析处处长冯利民在前述会议中说道。

    以正在经历高速发展分布式光伏为例,2022年上半年,全国分布式光伏新增并网容量19.65GW,同比增长123%,分布式新增占全部光伏新增装机近三分之二。

    从累计装机来看,截止到2022年6月底,中国分布式光伏累计装机容量达到1.27亿千瓦,已占到全部光伏装机的38%。

    国家电力调度控制中心对虚拟电厂的功能定位是,既可作为“正电厂”向系统供电调峰,又可作为“负电厂”加大负荷消纳、配合系统填谷。

    这意味着虚拟电厂不仅能为大规模新能源电力的接入提供框架和技术支撑,也同时能够抑制尖峰负荷对电网的冲击。

    近年来,中国电力负荷尖峰化特征愈加显著。天风证券报告指出,伴随中国用电结构中第三产业和居民消费比重的不断增加,二者的时段性需求模式会使得用电负荷呈现“峰值拉伸式”特征,电网用电峰值负荷连创新高,电力供需“平时充裕、尖峰紧张”矛盾日益凸显。

    根据国家电网测算,全国范围内,通过火电厂实现电力系统削峰填谷,满足5%的峰值负荷需要投资4000亿。而通过虚拟电厂,在建设、运营、激励等环节投资仅需500-600亿元,仅为火电厂投资的八分之一。

    近期,各省市密集出台方案规划,以期通过虚拟电厂调控负荷。6月13日,深圳市政府发布了虚拟电厂落地工作方案,计划到2025年,建成100万千瓦级可调节能力的虚拟电厂,逐步形成年度负荷5%左右的稳定调节能力。

    6月23日,山西省能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》,虚拟电厂应持续满足相应的聚合资源能力、调节响应能力要求,聚合对象包括电源、负荷、储能三类资源。

    8月12日,上海市政府发布《上海市数字经济发展“十四五”规划》,规划发展虚拟电厂新业态,利用先进的计量、通信、控制等技术,对分布式异构能源进行聚合,实现自动化远程调度、智能分析和便捷化市场交易。

    从形态上,天风证券分析,虚拟电厂由于聚集了分布式能源(发电)、储能(充电/放电)、可控负荷(用电)等,因此可根据实际的组成,划分为电源型、负荷型、储能型、混合型四类。

    从参与方来看,冯利民介绍,发电企业、工业园区、电网企业、行业大用户、售电公司等都可以参与到虚拟电厂中来。

    “但目前中国的虚拟电厂整体仍处于发展初期,项目以研究示范为主,普遍由政府主导、电网实施,多为需求侧响应模式,且主要聚焦在工商业用户侧资源。”冯利民说。

    前景几何?

    “目前为止,中国虚拟电厂还没有进入到市场驱动的阶段。”冯利民坦言,虚拟电厂的发展与所在国的电力市场建设情况相适应,电力市场建设越发达的地方,虚拟电厂往往发展更快。“如果没有电力市场,虚拟电厂只是一个小规模的发电厂,仅靠卖电不足以形成激励,收益会比较受限。”冯利民说,

    当前,双轨制仍制约着中国电力市场的发展。国家发改委今年1月给出的时间表是,到2025年,全国统一电力市场体系初步建成,到2030年,全国统一电力市场体系基本建成,适应新型电力系统要求。

    “目前政策的方向性是存在的,但作为一个市场主体来讲,虚拟电厂还要有一个清晰的、可进入到电力市场的准许模式。”蒋莉萍说,现行情况下,行业更需要的是一个能够以虚拟电厂身份,进入到竞争性电力市场的先行者。“这样才逐渐能使虚拟电厂在电力市场的定位、参与、监管等方面明晰起来。”她说。

    冯利民同样认为,明确市场准入的门槛,各方权、责、利的问题,是实现虚拟电厂商业应用的关键。

    “基于虚拟电厂的不同定位,应该有相应的市场模式。如果是作为发电商,就是卖方身份,如果是负荷管理者,则是一个用户的身份。”蒋莉萍补充道,前者是出价方、后者是价格接受方,只有基于不同角色的定位明确了,才能建立相应商业模式。而在现行的电力市场机制中,围绕虚拟电厂角色的界定还尚待清晰。

    此外,冯利民指出,目前国内虚拟电厂发展存在的诸多问题还包括,各方参与虚拟电厂的意愿不强、多数用户侧负荷可调控性差;电网侧业务布局和主导发展的力度较弱;监管管理体系与市场机制缺乏、相关电价和补偿机制亟须完善;产业链标准规范和商业模式不明晰等。

    值得注意的还有虚拟电厂未来面临的网络问题。“传统上,国网作为全国性系统,在调度、运行、控制的数据使用上专网,面对潜在的网络攻击时,电网通信更有保障。如果虚拟电厂只能接到公网中,一旦遭到网络攻击,可能会对配电网运行产生影响。”冯利民说。

    对于虚拟电厂未来将经历的发展阶段,冯利民认为,2022年-2025年,虚拟电厂仍处于发展初期,这一阶段的任务是,各地因地制宜开展项目试点建设,形成中国虚拟电厂的发展模式。

    2026年-2030年将是中国虚拟电厂的发展中期,这一阶段的目标是,多种主体参与虚拟电厂开发,市场趋于活跃。推动虚拟电厂成长为电力市场的交易主体,并引入针对性的市场交易品种。推广虚拟电厂在供需两端、通过参与各类市场交易获得收益。

    远期来看,2031年-2035年,虚拟电厂有望实现全面市场化运作,形成若干大型的专业化的虚拟电厂运营商。业务上,将可为电网提供峰谷调节、频率调节、应急响应等各类服务。

    在国际市场中,虚拟电厂是已被验证的成熟模式。但据彭博新能源财经2022年4月报告统计,该机构追踪的93家虚拟电厂运营商中,成功的商业模式仍不明朗,盈利难度较大,只有一家Nuvve上市。许多成熟的VPP公司或已被壳牌、意大利国家电力公司等大公司收购,或成为了大公司的内部部门。

     

     

     


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