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重磅!国家能源局:光伏补贴应采取市场化竞争方式确定标准

内容来源:中国能源报      浏览次数:295      更新时间:2019-01-29
1月28日上午,国家能源局召开发布会,发布2018年可再生能源并网运行情况,介绍电力辅助服务市场建设进展情况以及光伏发电专项监管有关情况。

  国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军表示,2019年,对于需要国家补贴的光伏发电项目,除国家政策特殊支持的项目外,原则上均应采取市场化竞争方式确定建设项目和补贴标准。“具体政策,目前国家能源局正和有关部门抓紧研究,将尽快出台。”

  2018年,全国光伏发电量1775亿千瓦时,同比增长50%。发电新增装机4426万千瓦,仅次于2017年新增装机,为历史第二高。

  2018年,全国风电弃风电量277亿千瓦时,同比减少142亿千瓦时,全国平均弃风率为7%,同比下降5个百分点,继续实现弃风电量和弃风率“双降”。

  2018年,全国水电新增装机约854万千瓦。新增装机较多的省份是云南(392万千瓦)、四川(155万千瓦)和广东(90万千瓦),占全部新增装机的74.6%。全国水电发电量12329亿千瓦时,同比增长3.2%。

  目前,电力辅助服务市场机制已在全国14个地区启动,这些地区结合实际情况,建立了市场基本规则体系,全国电力辅助服务市场化机制正在形成,在促进电力系统安全稳定运行、促进可再生能源消纳、提升系统调峰调频能力和设备利用效率、推动新技术和新设备发展等方面成效已经显现。

  可再生能源

  一、可再生能源整体情况

  2018年,国家能源局以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会精神,认真落实中央经济工作会议和政府工作报告各项工作部署,把推动可再生能源高质量发展、有效解决清洁能源消纳问题作为重点工作,组织有关方面按照《解决弃水弃风弃光问题实施方案》、《清洁能源消纳行动计划(2018—2020年)》,积极采取措施加大力度消纳可再生能源,特别是国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司等采取多种技术和运行管理措施,不断提升系统调节能力,优化调度运行,使可再生能源利用率显著提升,弃水、弃风、弃光状况明显缓解。

  一是可再生能源装机规模持续扩大。截至2018年底,我国可再生能源发电装机达到7.28亿千瓦,同比增长12%;其中,水电装机3.52亿千瓦、风电装机1.84亿千瓦、光伏发电装机1.74亿千瓦、生物质发电装机1781万千瓦,分别同比增长2.5%,12.4%,34%和20.7%。可再生能源发电装机约占全部电力装机的38.3%,同比上升1.7个百分点,可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。

  二是可再生能源利用水平不断提高。2018年,可再生能源发电量达1.87万亿千瓦时,同比增长约1700亿千瓦时;可再生能源发电量占全部发电量比重为26.7%,同比上升0.2个百分点。其中,水电1.2万亿千瓦时,同比增长3.2%;风电3660亿千瓦时,同比增长20%;光伏发电1775亿千瓦时,同比增长50%;生物质发电906亿千瓦时,同比增长14%。全年弃水电量约691亿千瓦时,在来水好于2017年的情况下,全国平均水能利用率达到95%左右;弃风电量277亿千瓦时,全国平均弃风率7%,同比下降5个百分点;弃光电量54.9亿千瓦时,全国平均弃光率3%,同比下降2.8个百分点。

  二、水电建设和运行情况

  2018年,全国水电新增装机约854万千瓦。新增装机较多的省份是云南(392万千瓦)、四川(155万千瓦)和广东(90万千瓦),占全部新增装机的74.6%。全国水电发电量12329亿千瓦时,同比增长3.2%。其中6000千瓦以上水电厂平均利用小时数为3613小时,同比升高16小时。

  三、风电建设和运行情况

  2018年,全国风电新增并网装机2059万千瓦,继续保持稳步增长势头。按地区分布,中东部和南方地区占比约47%,风电开发布局进一步优化。到2018年底,全国风电累计装机1.84亿千瓦,按地区分布,中东部和南方地区占27.9%,“三北”地区占72.1%。

  2018年,全国风电发电量3660亿千瓦时,同比增长20%;平均利用小时数2095小时,同比增加147小时;风电平均利用小时数较高的地区中,云南2654小时、福建2587小时、上海2489小时、四川2333小时。

  2018年,全国风电弃风电量277亿千瓦时,同比减少142亿千瓦时,全国平均弃风率为7%,同比下降5个百分点,继续实现弃风电量和弃风率“双降”。大部分弃风限电严重地区的形势进一步好转,其中吉林、甘肃弃风率下降超过14个百分点,内蒙古、辽宁、黑龙江、新疆弃风率下降超过5个百分点。弃风主要集中在新疆、甘肃、内蒙古,新疆弃风电量、弃风率分别为107亿千瓦时、23%;甘肃弃风电量、弃风率分别为54亿千瓦时、19%;内蒙古弃风电量、弃风率分别为72亿千瓦时、10%。

  四、光伏发电建设和运行情况

  针对光伏发电建设规模迅速增长带来的补贴缺口持续扩大、弃光限电严重等问题,2018年,我局会同有关部门对光伏产业发展政策及时进行了优化调整,全年光伏发电新增装机4426万千瓦,仅次于2017年新增装机,为历史第二高。其中,集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦,发展布局进一步优化。到12月底,全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦,其中,集中式电站12384万千瓦,分布式光伏5061万千瓦。

  2018年,全国光伏发电量1775亿千瓦时,同比增长50%。平均利用小时数1115小时,同比增加37小时;光伏发电平均利用小时数较高的地区中,蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。

  2018年,全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时,弃光率同比下降2.8个百分点,实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃,其中,新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时,弃光率16%,同比下降6个百分点;甘肃弃光电量10.3亿千瓦时,弃光率10%,同比下降10个百分点。

  五、生物质发电建设和运行情况

  2018年,生物质发电新增装机305万千瓦,累计装机达到1781万千瓦,同比增长20.7%;全年生物质发电量906亿千瓦时,同比增长14%,继续保持稳步增长势头。累计装机排名前四位的省份是山东、浙江、安徽和江苏,分别为258万千瓦、180万千瓦、167万千瓦和164万千瓦;新增装机较多的省份是安徽、山东、广东和湖南,分别为50万千瓦、47万千瓦、42万千瓦和24万千瓦;年发电量排名前四位的省份是山东、江苏、浙江和广东,分别为135亿千瓦时、95亿千瓦时、92亿千瓦时和83亿千瓦时。

  2019年,我们将继续贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略,围绕非化石能源占能源消费比重到2020年达到15%和到2030年达到20%的战略目标,把推进可再生能源高质量发展作为根本要求,积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设,全面推行风电、光伏电站项目竞争配置工作机制,建立健全可再生能源电力消纳新机制,结合电力改革推动分布式可再生能源电力市场化交易,扩大可再生能源分布式发电、微电网、清洁供暖等终端利用,全面推动可再生能源高质量发展。

  电力辅助服务

  一、电力辅助服务相关工作

  不断完善电力辅助服务补偿机制,持续推动电力辅助服务市场建设,是国家能源局深化电力体制改革、推进电力市场建设方面的重要工作之一。近年来,我国电力行业尤其是清洁能源电力发展迅速,电源结构、网架结构发生重大变化,系统规模持续扩大,系统运行管理的复杂性随之大大增加,对系统安全稳定运行提出了更高要求。同时,我国电力供应能力总体宽松,局部地区弃风、弃光、弃水和系统调峰、北方地区供暖季电热矛盾等问题突出,建立电力辅助服务市场机制的必要性日益凸显,补偿机制亟需进一步完善。

  国家能源局和各派出机构结合电力市场建设进展等实际情况,在14个地区研究启动电力辅助服务市场,在全国(除西藏外)全面建立并不断完善电力辅助服务补偿机制。主要工作体现在以下三个方面:

  一是扩大电力辅助服务参与主体范围,明确电力辅助服务工作总体目标和具体任务,先后出台《国家能源局关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》、《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》等文件。

  二是结合电力中长期交易和现货交易试点情况,全面推进电力辅助服务市场建设,研究启动东北、华北、华东、西北、福建、山西、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、重庆、江苏、蒙西共14个电力辅助服务市场。

  三是加大信息公开力度,促进各地电力辅助服务市场建设,建立健全电力辅助服务情况报送和通报制度,定期在国家能源局门户网站发布电力辅助服务情况通报。

  二、全国电力辅助服务市场建设进展

  目前,电力辅助服务市场机制已在全国14个地区启动,这些地区结合实际情况,建立了市场基本规则体系,全国电力辅助服务市场化机制正在形成,在促进电力系统安全稳定运行、促进可再生能源消纳、提升系统调峰调频能力和设备利用效率、推动新技术和新设备发展等方面成效已经显现。同时,市场主体对电力辅助服务市场的认识有了新的提高,发电企业提供辅助服务由被动转为主动,通过灵活性改造等途径提升提供辅助服务的能力,在服务电力系统的同时获得收益,由过去的“要我提供”变成“我要提供”。已正式运行的5个电力辅助服务市场有关情况如下:

  东北电力调峰辅助服务市场于2017年1月1日正式运行,涉及装机容量1.1亿千瓦。2018年,东北区域常态新挖掘火电调峰潜力400万千瓦以上,全网风电受益电量共计179亿千瓦时,有效促进了风电消纳,缓解了东北电力系统低谷调峰困难局面,促进了电力系统安全稳定运行。2019年1月1日,东北启动旋转备用辅助服务市场模拟运行。

  福建电力调峰辅助服务市场于2018年1月1日正式运行,涉及装机容量4789万千瓦。2018年,福建省新能源电量消纳空间进一步拓展,核电平均利用小时同比增加700多小时,未发生弃风、弃水、弃光现象。2018年12月18日,福建启动调频辅助服务市场模拟运行。

  山西电力调频辅助服务市场于2018年1月1日正式运行,涉及装机容量4566万千瓦。2018年,山西省通过建立调频报价排序优化机制,在调频机组调用过程中兼顾价格和性能两方面因素,实现安全性与经济性的有机统一。

  甘肃电力调峰辅助服务市场于2018年4月1日正式运行,涉及装机容量1155万千瓦。截至2018年底,甘肃省累计贡献调峰电量4.03亿千瓦时,火电企业获得调峰收益共1.64亿元,有效减少弃风弃光,实现新能源与火电企业的互利共赢。

  宁夏电力调峰辅助服务市场于2018年12月1日正式运行,涉及装机容量1628万千瓦。截至2018年底,宁夏新增调峰容量140万千瓦,累计贡献调峰电量1.82亿千瓦时,降低新能源弃电率约0.6个百分点。

  此外,山东、新疆、宁夏、广东、山西、重庆、华北、华东、西北、江苏、蒙西等电力调峰、调频辅助服务市场也已经先后启动模拟运行或试运行,将结合实际情况陆续转为正式运行。

  三、2018年全国电力辅助服务有关情况通报

  据初步统计,2018年,全国(除西藏外)参与电力辅助服务(补偿+市场)的发电企业共3530家,涉及装机容量共12.45亿千瓦,补偿及市场交易费用共146.16亿元。其中,东北、福建、山西、宁夏、甘肃等正式运行的电力辅助服务市场交易费用共36.6亿元,占全国电力辅助服务总费用的25.1%。

  从电力辅助服务总费用来看,费用由高到低的区域依次为西北、东北、华北、南方、华东和华中区域。从电力辅助服务费用的构成来看,调峰费用共51.96亿元,占总费用的35.55%;调频费用共40.87亿元,占总费用的27.96%;备用费用共42.62亿元,占总费用的29.16%;调压费用共10.37亿元,占总费用的7.09%;其他费用共0.34亿元,占总费用的0.23%。从各区域分项费用占辅助服务总费用比重来看,东北、华北区域调峰费用占比较高,华北、西北区域调频费用占比较高,西北、南方区域备用费用占比较高。

  四、下一步工作

  下一步,我们将继续指导各派出机构,按照《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》有关要求,进一步扩大电力辅助服务参与主体范围,进一步加大电力辅助服务补偿(市场交易)力度,进一步推动补偿机制向市场竞争机制转型升级,持续完善电力辅助服务补偿机制,2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制。

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