电力新能源市场

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电力新能源市场范文第1篇

关键词：变电站；运行监视；电网运行方式；变电站隐患消除

中图分类号：TM561 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）10-0076-02

1 概述

众所周知，运行监视是变电运行人员的主要日常工作之一。通过监视设备运行状况和异常信息，及时发现设备的异常状态和不安全因素，提高采取措施，消除安全隐患。

在实际工作中，由于变电运行人员对异常信号不敏感，安全隐患不能及时发现而导致事故发生、延缓事故处理的事件也时有发生。仔细分析，造成这种现象的根本原因是运行人员对运行中的异常信号没有引起足够重视，未及时进行分析判断。随着电力系统城网和农网改造的逐步深入，新设备、新技术大量投入电网运行，电网结构越来越复杂。

提高变电运行值班人员处理信息分析判断能力对电网的安全运行起着至关重要的作用。本文结合两起具体事例，浅谈异常信息分析判断能力在运行监视工作中的重要作用。

2 事例分析

2.1 事例一

事例一发生在襄樊地区一座220kV枢纽变电站——东津变电站。该站1999年10月投产，220kV进出线5回，其中襄东I、II回担负襄樊火电厂的外送任务，外送最高负荷可达500MW。220kV母线均采用双母带旁路接线方式。220kV襄东I、II回线路保护均配备同型号的双套微机线路保护。一套是PLP-902A高频保护通道采用瑞典生产的复用载波机通道，两套复用载波机安装在同一屏上，采用上下结构布置。

2002年3月7日，220kV襄东I回线路停电进行预防性试验（因系统方式原因，该线路投运以来第一次停电检修）。220kV襄东II回线带两条线路负荷运行，负荷较重。

当运行人员操作到“推上停电线路侧地刀”时，主控室中央信号告警，发“襄东II回复用载波通道故障”光子牌，值班人员立即停止操作。分析为什么会出现“襄东II回复用载波通道故障”光字牌，值班人员立即停止操作。分析为什么会出现“襄东II回复用载波通道故障”。按保护原理，襄东I回检修应发“襄东I回复用载波通道故障”信号，是否与襄东I回线路停电有关？带着疑问运行人员与中调联系立即将襄东II回高频保护停用，同时通知继电保护、通讯部门及襄樊火电厂人员尽快到现场进行通道测试。

在现场载波机房内对两回线路载波机通道两侧进行频率测试，发送频率，测试对侧接受频率均正确。在检查从载波机房至主控室的电缆时，发现两回电缆头相互接反，电缆挂牌错误。正因为出现这样的错误，襄东I回接地后襄东II回收到导频信号，发“襄东II回复用载波通道故障”；而襄东I回实际上接的是襄东II回，自然不会发通道故障信号，庆幸的是这两条线路自1999年投产以来一直未发送故障。

该隐患消除不久，2002年4月15日两条线路不同时相继发生故障跳闸。试想，如果未及时排除襄东I、II回复用载波通道电缆互相接反的事故隐患，其结果是可想而知的，两回线路同时跳闸将造成襄樊火电厂近400MV负荷被误切除。

2.2 事例二

在变电站发生事故时，运行人员能否及时、准确、全面地将事故信息上报，也是运行监视一个很重要的内容。在发生重大电网事故时，这一点显得尤其重要。事例二是一个看似很简单的电网事故，但由于相关变电站值班人员未能及时将现场事故信息准确全面上报地调值班员，延误了事故处理，也扩大了事故范围。

事故前电网运行方式：220kV变电站甲作为电源端，通过110kV甲作为电源端，通过110kV甲乙线送110kV变电站乙，乙站又转送丙、丁两个110kV（丙站T接）。

事故时现象：乙站运行中的1#主变跳闸，全站失压，汇报地调主变：“后备保护”动作；甲站汇报无开关跳闸，但故障录波启动，甲乙线路“A、C相电流略高”。

事故处理及发展：地调值班员根据甲、乙两站汇报，首先怀疑乙站可能低压侧故障越级，令乙站断开低压10kV分段开关，其II段负荷倒由备用变2#主变运行，并逐路检查试送10kVI段负荷。在此处理过程中（约30分钟），丙站主变间隙过压动作跳闸，同时丁站汇报其高、低压电压不正常，B相（接近为零）。

此时调度员综合判断事故原因是甲乙线线路有断线故障，并核实乙站所报“后备保护”也是主变间隙过压动作，且甲站故障录波和指示仪表均表明甲乙线B相无电流，于是调度员转移110kV负荷，停运甲乙线路隔离故障。但此时甲乙线已经非全相运行了近50分钟，并造成了丙站主变跳闸，扩大了事故范围。

由上述事故处理过程可以看到，在事故发生后，各变电站运行值班员未及时、准确地向地调汇报异常信息，特别是甲站没有通过故障录波和仪表判断出线路B相无电流（不仅仅是A、C相电流升高），乙站所报主变“后备保护”动作含义不准确，“后备保护”光子牌包含高压侧复压过流、低压复压过流和间隙过压等三种后备保护，运行值班人员应通过查看微机保护打印报告准确地指明是间隙过压保护动作，由此导致了地调在事故初期作出错误判断，延长了隔离故障设备的时间。

3 事例原因分析及对策

根据以上两个事例分析，我们不难看出，以不同方式对待运行监视中的异常信息，产生截然不同的结果。在事例一中，运行值班人员及时发现异常并提出疑问，从而消除了一起重大设备隐患；在事例二中，因报告的事故信息不准确、未认真分析异常信息，造成了电网事故，教训也是深刻的。

目前变电站运行监视工作主要存在以下几个问题：

（1）部分运行人员不熟悉设备正常运行状况，不能适应新设备新技术引起的设备运行监视方式的变化。因此在设备出现异常信息时，不能正确理解、分析和判断，及时解决出现的异常现象。运行人员技术水平有待提高。

（2）部分新设备给运行值班人员提供的监视界面多种多样，而且监视信息意义不明确。包括设备就地信号、全站中央信号和无人值守站集中监控信号，不能在设备异常和事故状态给运行人员以明确无误的指示。这一点在改造后的无人值守站和老设备改造过程中显得尤为突出，同时，由于受传输通道和中央信号界面限制，设备就地信号合并上传的现象很多，也给运行人员带来了很多不便。

（3）随着电网的不断发展，尤其是城域网规模的迅速扩大和复杂化，电网事故的概率也增大。变电站运行人员在电网事故发生时系统概念差，事故异常处理往往仅局限于监视本站设备，未从整个系统全面考虑。本文讲述的事例二中，甲站值班人员当时发现110kV甲乙线线路B相无电流，首先怀疑本站开关或CT二次回路存在故障，忙于自身检查；而乙站匆忙汇报主变“后备保护”动作后，也侧重于本站设备的检查。

就上述问题而言，只有问题2属于设备或技术问题，可以通过技术改造逐步完善解决；其他几条反映的都是运行人员本身的原因。只有通过加强业务技术培训，提高运行人员自身的素质解决。运行人员素质的高低将直接影响变电运行事故及异常处理的准确率，影响安全生产的全局。

4 结语

电力新能源市场范文第2篇

美国著名趋势学家杰里米·里夫金（Jeremy Rifkin）在其《第三次工业革命》一书中预言，一种建立在互联网和新能源相结合基础上的新经济即将到来，因为在其看来“经济和社会变革总是来自新能源与新通信方式的交汇”。

19世纪，蒸汽机和煤炭加快了信息流通速度。它们让大量印刷廉价报纸成为可能，同时提高了民众的受教育比例。20世纪，电力、电话以及广播和电视又发生了一次交汇。如今在新世纪的门口，互联网风暴所裹挟着的信息技术革命将深刻地改变已有的能源消费模式，电力将从二次能源梯队中解放出来，成为最重要的一次能源产品。

互联网技术和可再生能源的结合将成革命的核心，未来每座大楼都将变成能源生产的来源，而发达的通信网络来分配这些能源（智能电网的未来）。里夫金预言，在接下来的半个世纪里，第一次和第二次工业革命传统的集中经营活动将被第三次工业革命的分散经营方式取代，即便是曾经最“铁板一块”的垄断利益集团，也将被时代进步的大趋势所消融和解裂。革命的结果将迎来一个“合作、社会网络和行业专家、技术劳动力为特征的新时代”。

作为第一次工业革命的先行者——英国，已经启动了第四次电力市场改革，来迎接第三次工业革命的到来。我国的电力体制改革也进行了十个年头，由于最初以英国为体制借鉴，如今审视两国改革之异同，更具现实意义。由此我们专访了英国皇家工程院院士、著名电力专家宋永华教授。

《能源》：英国电改已经过去了二十余年，深刻地影响了全球范围后继电改国家，英国的电改取得了成绩，但也出现了许多负面影响，如今怎样去评价这场电力改革？

宋永华：到目前为止，英国电力市场可以分为4个阶段。在第一次改革中，实现电力公司的结构重组，以及股份制和私有化，采用的是强制型电力库模式（Power Pool）。在第二次改革中，采用的是以合约交易为主，辅以不平衡电量交易的NETA（New Electricity Trading Arrangement） 模式。第三次改革，将NETA模式推广到市场进程缓慢的苏格兰地区，建立统一的英国电力交易与电力输送制度 BETTA（British Electricity Trading and Transmission Arrangements）。第四次，则彻底要转向低碳绿色的智能电网。

整体看来，英国电力改革以立法稳步推进，从个别地区逐步推广到全国，在发电、输电、配电和售电四个环节打破垂直一体化的垄断局面，引入私有化和竞争，建立了公平、透明、开放的电力交易市场。思想明确、路线清晰、效果明显，对我国的电力改革是有借鉴意义的。从英国电力改革的历程来看，电力改革最终打破了垂直垄断，通过“厂网分开、输配分离”促进发电和供售电领域的竞争，并合理控制自然垄断的输电行业的利润率，这也是世界各国电力改革的共同趋势。

尽管英国电力改革在提升电力系统运行效率方面成绩斐然，但电网安全运行必须的辅助服务在之前的电力库模式中得不到合理体现，虽然NETA进行了一定的修正，但尚未从根本上解决问题，在引导投资建设电网、推动调峰电站建设、支援新能源接入方面还需要进一步探索完善。

《能源》：英国启动的电力改革进行了纵向拆分，瓦解了英国原有的垄断国有电力公司，尽管使得电价下降，效率提高，但却导致众多跨国电力公司纷纷进入（如EDF），这是否会影响到能源安全？

宋永华：英国是老牌资本主义国家，自由市场的观念根深蒂固，在其政府决策层看来，以“保障供给”为目标，真正的能源安全必须建立在高度市场化的基础上才能得以保障的，如果把电力当作一种商品的话，道理也同样如此。

能源安全是各国政府非常关心的问题，而电力市场化之后，不可避免地会产生私营、外国资本进入的问题。事实上，能源公司的跨国整合已经在欧洲呈现一定趋势。在主要的西欧国家中，只有西班牙和比利时尚未被EDF侵入，在英国，EDF已占据相当的市场份额。

在电力市场化的过程中，从提高市场效率和社会效益的角度，我们应该借鉴英国电力市场的做法，对电力市场进行严格监管，规定单一发电商在市场中所占的最大份额，限制自然垄断的输电行业的利润率，并设置合作的消减市场力规则，防止市场成员滥用垄断地位控制价格伤害公众利益；从能源安全的角度，应对市场成员的资格进行认真审核，密切监视外资的进入，确保国家能源安全和电力市场的健康有序发展。

《能源》：此前中国启动的电力改革方向就是当初借鉴了英国经验，如今中国电改在经历“厂网分开”之后却止步不前，时下重新审视英国电改的经验对于中国有怎样的借鉴意义？

宋永华：每个国家有着不同的国情，电力系统的现状有其深刻的历史原因，其它国家电力改革的经验值得我们借鉴，但不能全盘照搬。电力体制改革的道路是艰巨的，即使是在被认为取得了巨大成功的英国和美国，其改革历程也难称是一帆风顺，中间还经历了加州能源危机等重大挫折。

尽管出现了各种各样的问题，但电力市场模式在提高效率、降低电价、引导资源优化配置、扶植新技术发展等方面取得的巨大成功是显而易见的。我国电力行业出现的上游受需求挤压，火电企业严重亏损、新能源并网困难等一系列问题，归根结底是受到不合理的电价形成机制影响。

低碳电力和智能电网的发展也对电力市场提出了迫切要求，新能源、新技术需要合理的市场机制和价格刺激来促进发展，用户与电网的双向互动同样需要可变的电价作为基础，价格信号作为指挥棒，对引导资源配置起着关键作用，而目前管理制的电价体制难以做到这一点。这一切都提醒我们应该坚定地重启电力行业市场化改革进程，改革上网电价与销售电价定价机制。

但是，我国电力体系受长期计划经济影响，规模巨大、层次繁多，呈多次树状结构的特点决定了其改革不能采取一步到位的方式。我国应充分借鉴各国电力体制改革的经验教训，尤其是分析各国电力市场机制设计背后的历史、现实因素和指导思想，并结合我国的具体国情，正确把握电力工业的发展规律、统筹兼顾各方利益，以逐步完善的立法推进电力市场建设的不断完善，有序、平稳地推进电力体制改革。

《能源》：英国历次电力改革已经二十余年，如今正在进行第四次改革之中，其改革重心和目标是否发生了改变？新能源将在未来电改中占据怎样的地位？

宋永华：自2003年欧盟能源白皮书以来，发展绿色能源、保障能源供应、完成既定减排目标成为首要任务。从2005年开始，欧盟碳排放交易体系（EU ETS）开始实施，覆盖所有发电企业，与电力市场并列运行。欧盟统一电力市场建设也在2005年启动，尽管目前受各国政治体系、经济体系、电源电网结构和市场化进程的影响，进程缓慢，但未来这是一个大趋势。

在这个背景下，英国公布了新的能源改革法案，拟扶植低碳电力发展，启动新一轮的电力市场改革。从长远角度看，现行电力市场的改革是为了降低能源支出的增加量，相当于降低了用户负担。更重要的是新能源战略不仅在于满足未来能源需求，还可提高英国在新能源领域的国际竞争力。

《能源》：未来英国乃至欧洲的电力改革，将围绕分布式新能源和欧洲统一电力市场的方向进化，您怎样看待这一趋势？欧洲的智能电网和美国主引的智能电网有何不同？

宋永华：近年来智能电网等新技术对电力系统的形态、运行带来了巨大而深刻的改变。与终端用户的双向互动，能量网络与信息网络的整合，配用电的数学化，智能化，可再生、分布式能源的大量接入等，都将是未来电力系统可以预见的变化。毫不夸张地说，电力行业正经历一次新的产业革命，其影响比以往任何一次者要深远。

但选择什么样的智能电网发展路线，由多方面因素决定，国情、体制、发展阶段、社会经济诉求和历史遗留问题等都会影响到国家的能源战略。重要的是符合国情，解决发展中的问题。

发展分布式电源，符合绿色电力自身的特点，讲求本地消纳，可以降低电网投资和给系统运行调度带来的困难。欧洲统一电力市场，更大范围的寻求资源优化配置，说明欧盟的一体化越来越紧密、分布新能源和欧洲统一电力市场符合欧盟未来发展的需要。欧洲智能电网首先侧重分布式电源和配网侧，主要关注分散发电的主动配电网、电网与用户的双向互动，为分布式和可再生能源发电的大规模整合扫除各种障碍。美国主要是在关注新能源发电的接入和新技术的应用同时，强调旧电网改造和可靠性提高，美国地域辽阔而欧洲能源贫乏是造成愿景不同的主要原因。

目前，智能电网的建设有趋同的趋势，既关注配网，也关注输电网的发展。

无论智能电网怎样发展，只有先实现电力市场化才是智能电网双向互动的基础条件。是充分发挥智能电网特性、为用户带来经济效益的重要手段，是保证智能电网活力和效率的重要制度保障。另一方面，智能电网对未来电力市场发展将发挥重要的基础作用和推动作用。首先，智能电网为市场发展提供新的技术支持基础，提供更可靠的电力流和更精准的信息流，为市场主体高效运营和互动提供平台支撑。

电力新能源市场范文第3篇

关键词： 新能源 电源结构 弃风 智能电网 发展

1 概述

新能源产业主要是源于新能源的发现和应用。新能源指刚开始开发利用或正在积极研究、有待推广的能源，如太阳能、风能、地热能、海洋能、生物质能和核聚变能等。目前甘肃电网最主要的新能源发电为风电、光伏等形式。近几年来随着新能源的开发和应用，由于它的清洁性和可再生性，传统的能源产业遭受到极大的冲击，电网结构在不断发生变化。受用电需求下降、设备利用小时数持续降低，加之煤价上涨，省内各火电企业受到内外夹击的难解困局；而水电拥有资源优势，尤其黄河、白龙江以及陇南地区部分小水电水能资源丰富，清洁的资源优势及低发电成本决定了其拥有盈利空间；前两年风电的发展速度惊人，但目前一窝蜂而上的投资建设已经造成饱和，风场弃风现象严重，且风电场系统稳定性不强，运营成本较高盈利并不乐观；太阳能发电风头正劲，但发电成本过高需国家政策扶持。不过因其基数较低占全网份额较少，加上最近欧盟对华光伏贸易战，光伏板出现供应过剩，光伏板及电池组件价格面临下调，预计其发电成本将有所降低，所以近期在省内增长速度较快。

2 国内电力行业分析

2012年，我国国民经济运行整体放缓，电力行业运行平稳，电力供需总体平衡。总体来看，电网投资结构继续优化，清洁能源发电投资占比不断提高；全社会发电量继续回升，水电发电量增速有所放缓，火电发电量略有恢复；用电需求有所好转，全社会用电量增速继续反弹，工业用电量随工业生产的逐步恢复而继续回升，这将有助于电力能源的发展。

据统计，截止2012年底我国发电装机容量达到114491万千瓦，同比增长7.8%；其中，水电24890万千瓦，占全部装机容量的21.74%；火电81917万千瓦，占全部装机容量的71.55%；核电1257万千瓦，占总装机容量的1.1%；并网风电6083万千瓦，占全部装机容量的5.31%；并网太阳能发电328万千瓦，占全部装机容量的0.2%。2012年虽然电源投资规模继续下滑，但水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的70.78%，较上年同期上升3.19个百分点，电源投资结构不断优化，风电、光伏等新能源电力存在极大的投资和上升空间。

3 甘肃省内电源结构分析

截至2013年5月底，甘肃省装机容量3050万千瓦，同比新增289万千瓦，增长10.45%。其中火电1553万千瓦，增加29万千瓦、增长1.9%；水电745万千瓦，增加82万千瓦、增长12.36%；风电659万千瓦，增加99万千瓦、增长17.59%；光电94万千瓦，增加79万千瓦、增长528%。从上述统计数据可以看出，我省新能源仍保持较高的增长速度。风电光电总容量已达753万千瓦，超过了水电容量，而水电风电光电容量总和也基本与火电持平。

2013年6月16日，随着中利腾晖嘉峪关100兆瓦光伏电站并网，甘肃太阳能光伏发电装机容量突破百万大关，达到105万千瓦，占系统总装机的3.5%。这也标志着甘肃成为全国仅次于青海的光伏发电容量第二大省。光伏发电已成为甘肃继风力发电之后迅速崛起的又一重要能源。截至目前，甘肃省已实现并网光伏电站37座，装机达到105万千瓦。按照《甘肃省“十二五”新能源和可再生能源发展规划》，预计今后两年内，到2015年底甘肃光伏并网容量将达到750万千瓦，风电装机将达到1700万千瓦。这些新能源发电项目绝大多数集中在日照时数长、风能资源丰富的河西地区。

据统计，5月份甘肃省全社会用电量88.52亿千瓦时，同比增长9.14%。累计全社会用电量428.36亿千瓦时，同比增长11.15%。虽然社会用电量仍未达去年年底水平，但总体需求量还是不断增加，这给新能源的发展提供了一定的有利空间，同时又能尽量减少对火电企业的冲击，保证火电机组的利用小时数和一定的经济指标。随着经济社会的发展，未来我国电力需求依然很大，预计2020年全社会用电量达8.6万亿千瓦时，2010至2020年电力消费年均增速约7.4%。

不难看出，未来中国新能源市场需求前景仍然非常可观。随着这几年技术进步，以及产业规模的扩大，光伏、风电产品的价格已经下降很多，这将加快推进新能源需求市场的开发和应用。同时因为跨区跨省送电保持平稳较快增长，2012年，西北电网累计完成跨区跨省交易电量580.04亿千瓦时，同比增长15.3%。这也为新能源的建设上网、电能输出提供了有利空间。

4 甘肃省能源结构发展分析

4.1风电：解决弃风和稳定性问题

目前风电发展过程中存在的风机多数不具备低电压穿越能力、风电场建设施工质量问题较多、大规模风电场接入带来电网整体安全性问题、风电场运行管理薄弱等四大问题，主要体现在以下方面：1、发电容易输送难； 2、电网调频调峰不足；3、电力电量消纳难；4、系统稳定性不强；5、大规模风电运行控制管理难度大。风电的发电能力几乎完全由风的大小、强弱决定，必然具有“风”的波动性、随机性的特点，目前国内风电预测预报技术不够完善、预测精度不高，风电作为波动性、随机性电源发电出力难以预测及预测不准对电力系统调度运行管理造成了巨大影响。大面积的风电投资建设受河西750KV送电线路输送能力的制约，风电场限电弃风造成了风机利用率不高，资源浪费。解决以上问题需要做好以下工作：

（1）在电网方面，需要加快坚强智能电网规划和建设，大力发展特高压电网，满足各类大型能源基地和新能源大规模外送的迫切需要。

（2）积极开展风力发电、光伏发电等新能源并网技术研究，加大投入建设电力外送通道，提升清洁能源消纳和送出能力，加强跨区跨省送电。

（3）风电场自身应具备低电压穿越能力，避免风电机组大规模脱网事故，保证并网发电的稳定性和可靠性。

（4）完善风电预测预报技术，提高预测精度，减少因自然条件引起的电力波动。

（5）优化风电运行，加强技术监控、设备维护和运行管理，提高风电运行可靠性。

（6）合理投资建设，选择最佳风场基地，避免风场饱和、风机闲置引起投资浪费。

4.2光电：合理规划有序发展

光电发展最大的瓶颈是发电成本高。与风力发电相比，目前光伏发电利润空间相对较低，西部地区光伏发电成本约为0.88元/千瓦时，如果没有地方政府的补贴，光伏几乎无法实现盈利。另外光伏发电出力与太阳辐射强度成正比，地域性差别大，在我省光电发电项目绝大多数集中在日照时数长、风能资源丰富的河西地区。大批量光伏与大规模风电交织在一起进一步加剧了新能源送出矛盾，电网调峰、电量消纳困难也进一步凸显。所以建设特高压直流外送通道、更大范围内消纳新能源电力电量更显急切。但由于光电具有能源清洁、可控性相对较强、对电网调峰影响相对较小等其他能源所不具备的优点，光电在今后的相当长一段时间应作为首要的投资发展方向。另一方面，我国光伏电池产量足以支撑国内市场的发展，光伏电池/组件价格的下降也为国内市场的开启创造了条件。今年以来欧盟对华光伏展开贸易战，导致我国光伏电池/组件出口受限，国际市场需求不旺，价格快速下降，库存增加，为开启国内市场创造了机遇。这使得光伏的发电成本将有所降低，拉大了光伏发电的利润空间。结合当前我国发展太阳能等可再生能源的重要能源战略，以及对光电尤其是西部地区的政策倾斜，我省应抓住这一有利时机，大力投资建设光电产业，抢占国内光电的阵地。

在发展光电的同时，应吸取风电建设的教训，要有规划、有次序的发展，避免一窝蜂而上造成产能过剩，解决好消纳和送出瓶颈的限制，避免大面积弃光现象的发生。

4.3火电：挖掘潜力平衡发展

长期以来，煤炭一直是我国最主要的一次能源，其中一半以上用于电力生产。随着我国清洁能源装机的比重逐步上升，电源结构不断优化。但不可否认的是，在今后相当长的一段时期内，我国以燃煤为主的发电结构不会发生根本性改变，并将维持以煤电为主的局面。所以在新能源快速发展的同时应兼顾火电的建设，并且把重点放在提高火电机组的效率、节能减排上来，使可再生能源得到充分利用，又保证火电机组在高效状态下运行，实现风电、太阳能发电机组与能够稳定运行的火电机组双赢发展，实现多种能源互补发电。

作为火电企业要着力于充分挖掘在运燃煤发电机组的节能潜力。我国目前有大量的亚临界参数机组，其中30万千瓦机组占比约为72%，60万千瓦以上机组占比约为30%。还有很多容量偏小，设计效率较低，发电煤耗较高的机组。总的来说，我国平均发电煤耗只达到发达国家的中等水平，整体上发展水平参差不齐，2012年全国6MW及以上的火电机组平均供电标准煤耗为326g/kwh。存在较大的节能潜力空间。所以，要平衡发展各能源结构，必须提高燃煤机组的整体效率和性能，在节能减排上多下功夫，综合考虑技术、经济、环保、管理等多方面因素。公司应加强对火电机组的运行优化管理和技术监控，保证机组的运行可靠性，提高火电机组的负荷率、利用小时数，使火电机组具备可靠经济、高效节能的竞争力。

在新能源激烈冲击的不利局面下，火电企业经营应做好以下关键工作：

（1）加强燃料管理，降低入厂和入炉煤价，控制入炉煤热值差，努力降低发电成本；

（2）加强抢发电量工作，加强电力市场的分析，争取电量计划并落实到位；

（3）强安全生产管理，提高设备健康水平，保证机组负荷率和利用小时数，夯实抢发电量的基础；

（4）充分利用供热机组潜能，积极拓展热力市场；

（5）科学调整各项指标，提高火电机组能耗水平；

（6）推进火电机组“上大压小”项目，用高效节能的大机组代替低效高耗的小容量老机组。

电力新能源市场范文第4篇

［关键词］新能源产业；国外经验；困境

［中图分类号］TM615 ［文献标识码］A ［文章编号］1005-6432（2011）10-0123-02

1 河北省新能源产业发展及其政府政策激励瓶颈问题探讨：以保定光伏产业为样本

1.1 河北省新能源产业发展中相关问题探讨

第一，国家与地方稳定的新能源消费市场并未形成。新能源产业的发展需要稳定的消费市场支撑，而现阶段受到国外金融危机的影响，国外市场受到严重影响，新能源产品需求订单大幅减少，给我国新能源企业带来了不小的挑战。

第二，政府新能源产业管理体制比较分散。新能源行业的领导和管理又分属于多个部门，职能交叉、多头管理、政出多门，缺乏统一的协调和指导，这样的管理机制既不利于新能源开发体制的建立，也不利于出台统一的政策措施。

第三，新能源产业自主科技创新能力亟待进一步加强。在国际光伏产业中进行对比和定位，河北省太阳能光伏产业依然是材料、销售市场、关键设施三头在外的产业格局。生产光伏电池、电池组件等所需的高纯度硅料进口还是占有很大比重。多晶硅生产的很多核心技术被国外垄断，产业的关键设备依然依赖进口。研发科技的滞后，不仅使一些具有市场前景的新能源技术难以实现产业化发展，也制约了新能源产业的发展。

第四，缺乏明确的新能源行业规范。光伏产业中缺乏明确的行业规范。行业规范的缺失，导致在全国范围内光伏企业的参差不齐，企业生产出来的产品也是良莠不一，各地的重复建设、无序竞争的情况十分突出，光伏市场呈现无序发展的情况，这无形中也给光伏产业带来了隐患。

1.2 河北省新能源产业政府政策激励问题

第一，结构性缺陷：缺乏完整专项的产业规划。《河北省新能源产业十二五发展规划》的出台，为河北省新能源产业的发展规划了蓝图，但在总体规划的基础之上应当还有完整的专项规划，我省现在“新能源专项规划”体系中仅仅只包含了风电与生物质能，从结构上看显然是不完整的。

第二，内容性缺陷：目标依据、原则规定、研发战略、政策手段。一是政策内容中发展目标的制定缺乏依据，战略规划缺乏预见性。二是政策规划中的原则性规定较多，政策手段的实施缺乏制度保障。三是政策内容中技术创新与研发投入不够，缺乏研发战略具体设计。四是政策手段缺乏规范设计与组合，而对于宣传教育手段体现不够。

第三，配套性缺陷：大量综合配套政策的不完善。我省配套政策许多还没有完全落实。新能源产业快速发展，国家政策激励体系中除详尽而科学的战略规划之外，还有着大量综合配套政策落实和出台。与此同时也明确了相应政策具体配套措施应该紧跟落实到位。

2 发达国家新能源产业发展经验借鉴

2.1 发展模式

命令控制。在英、澳、德、西班牙等国，他们国内的垄断性能源企业，主要是电网企业，必须按照国家规定的价格或价格计算规则，收购可再生能源产品。以色列政府强制要求开发商在新建和既有建筑上安装太阳能热水器。

经济激励。众多发达国家通过价格杠杆来调节电价。在德国等多数欧洲国家，政府采用固定电价的政策，规定风电：9~10欧分/kW•h；光伏发电：45.7~57.4欧分/kW•h；生物质能发电：10.5~15欧分/kW•h，均保持在常规能源发电成本之下。

财政补贴。主要包括投资补贴、产品补贴和用户补贴。希腊、瑞典、印度对投资项目分别是30%~50%、10%~25%、10%~15%的补贴，荷兰对个人投资风电补贴20%，美国对风电补贴1.7美分/kW•h，为期10年，欧洲大部分国家对太阳能热水器补贴20%~60%。

税收优惠。印度政府规定进口风机整机25%关税，散件零关税；美国风力发电实施1.7美分/kW•h的生产税抵扣；希腊对所有可再生能源项目和产品免税；丹麦对个人投资风电免征所得税；瑞典、英国对非可再生能源强制征收电力税，分别为1.99欧分/kW•h和0.13欧分/kW•h，从而使企业选择新能源燃料。

市场产业化。美国、丹麦、德国、西班牙、英国、印度等国设置专门的国家可再生能源机构，统一组织和协调国家的可再生能源技术的研发和产业化推进。丹麦政府累计投入了20多亿欧元的研发经费，支持研究机构和企业开展风力发电设备与零部件的研发和产业化。

2.2 发展经验

以上列举的发达国家新能源发展模式为河北省新能源产业的发展提供了新思路。河北省的新能源发展路线必须根据本国新能源的发展阶段，合理制订规划，定制明确而具阶段性发展目标。同时省内各地区能源结构、政策导向和发展趋势有所差异，我们应明确重点，差异发展。新能源的发展需要政府政策的多方鼓励，以经济激励为主。政府应当通过法律手段鼓励和规范新能源产业的发展，为新能源企业提供法律保障，开辟绿色通道，并且在全面促进的同时避免资源浪费和经济犯罪的出现。技术创新是新能源产业发展的重要基础，利用各种方式支持新能源设备制造与技术创新。

3 河北省新能源产业发展路径探究

3.1 政府政策激励

财政补贴、收费政策。关于财政补贴政策，建议通过以下措施建立系统的财政补贴激励政策：第一，根据新能源不同产业的实际状况，制定各新能源产业的发展目标；第二，定位河北省新能源发展目标，研究、制定具体的财政补贴实施方案和可操作性的细则，细化地方政府预算支持新能源研发、商业推广及对资金进行监管的具体操作规程，将相关财政补贴计划规范地纳入各级财政预算；第三，细则中应视发展阶段给予不同力度的投资比例，按发展进度安排由多到少的合理财政补贴额度；第四，明确享受国家财政补贴的对象应具备的条件以及接受补贴者的义务，如资金用途、不得随意放弃研发或生产，以及享受优惠条件后应达到的经济和技术目标，研发或生产失败如何处理等。

税收减免政策。建议河北省新能源税收激励政策的建构，需注意解决以下三个问题：一是利用税收杠杆对使用新能源的主题进行税收优惠的同时，注重对传统化石能源利用税收进行消费限制；二是注意选择多种税收的手段方式配合进行激励；三是税收手段要和其他不同手段配合使用。具体包括：制定鼓励新能源技术进步的税收政策。对从事符合发展规划的新能源技术开发、技术转让业务和与之相关的技术咨询、技术服务业务所得的收入免征营业税。对单位和个人为可再生能源生产和服务有关的技术开发、技术转让、技术咨询、技术服务等所取得的收入，予以免征或减征企业所得税和个人所得税。

多元化融资政策的设计。一是建议成立专项新能源发展基金。积极争取国家对新能源与节能环保产业发展的专项资金支持以外，省政府设立新能源发展专项资金，重点支持企业实施新能源与节能环保领域的高新技术产业发展重大项目、重大技术装备研制项目、重要共性关键技术研发项目和公共服务平台项目，促进产业结构优化升级。二是建议推动与商业化银行合作，打造绿色银行概念，提供绿色贷款，发行绿色债券。鼓励金融机构丰富信贷品种和创新抵押方式，加大对新能源与节能环保产业的信贷支持力度。选择成长性好、自主创新能力强的企业，实施重点培育，推动企业上市融资。

3.2 技术创新

我省政府应鼓励新能源企业加强风力发电设备核心制造技术的研究；加强开发与建设相结合的太阳能利用技术和产品，利用新能源全面解决建筑耗能是新能源利用的重要发展方向。加强生物燃料与垃圾燃烧发电技术研究，充分利用新型的生物燃料动力，逐步替代化石燃料的利用；加强潮汐发电技术的研究，充分利用河北沿海潮汐资源。

培养人才、稳定队伍是新能源产业发展的人力基础。一方面，要加快引进人才，稳定现有人才队伍；另一方面，还要加快培养人才。要与本省的主要大专院校建立联系，有计划地培养新能源专业人才，加大人才培养力度，改善人才成长环境。

3.3 市场保障

优化新能源发展环境，拓展消费市场。我省可以借鉴德国等国的做法，对可再生能源产业的发展给予明确、具体的优惠政策，确保参与可再生能源研发、生产的企业略微赢利，促使企业更积极地投入到可再生能源产业。

强力推行公用设施、设备新能源、建筑使用消费新能源政策。建议推广保定经验，出台分阶段逐步全面推广河北省各地公用设施、公用设备、公用建筑等使用新能源的相关政策。

强力推行新能源政府采购。建议以政策的形式明确对新能源产品采购范围。明确将新能源电力列入各级政府强制采购的产品清单，将新能源技术如地热能技术、太阳能技术结合到新建筑物的建设中，以及优先考虑在生产或运输等环节使用新能源的供应商来支持可再生能源的发展。这样政府采购可以在一定程度上消除涉及可再生能源产品在价格上的障碍，以调动企业开发利用可再生能源的积极性。

建立规范的新能源技术标准与产品认证体系。建议以政策形式尽早出台各个新能源产业的行业标准，建立新能源相关的工程技术质量标准体系和新能源产品认证体系，建立严格而具体的新能源市场准入的规则与制度，规范新能源产业的发展，力争为河北省新能源产业发展创造一个公平、规范、有序的新能源市场环境。

3.4 价格引导

细化固定电价制度。建议为推动新能源绿色电力的消费市场拓展，河北省应当借鉴国外先进经验，以政策形式进一步明确河北省绿色电力固定电价的细则。具体而言，在政策中明确宣布对新能源发电实施固定电价政策，河北省将政府扶持和市场调节有机结合，通过向省级电网企业服务范围内除居民生活和农业生产用电以外的电力用户征收一定比例的电价附加，建立河北省新能源发电扶持专项资金，主要用于补贴绿色电力并网发电中新能源发电项目目标电价与脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额。

电力新能源市场范文第5篇

 

12月12日，中国在气候雄心峰会上进一步宣布，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

 

作为全球最大的发展中国家，中国要实现这一“双碳”目标，可谓“压力山大”。

 

因为中国碳排放体量大、任务重，且完成这一目标的时间很紧张。此外，中国能源结构不合理、高碳化石能源占比过高，能源利用效率偏低、能耗偏高，都对目标的完成造成阻碍。

 

因此，中国按照之前按部就班地推进碳减排是远远不够的，需要采取更强有力的措施。

 

一、增加与碳减排相关的资金投入

 

“双碳”目标提出后，势必将通过目标任务分解和细化到各地。地方政府成为能否实现目标的关键所在和必要条件。

 

中国自2010年以来陆续开展了低碳城市试点工作，期间遇到的最大难题是资金支持力度不足，资金缺口较大，地方积极性不高。

 

研究结果显示，2030年实现“碳达峰”，每年资金需求约为3.1万-3.6万亿元。目前每年资金供给规模仅为5256亿元，缺口超过2.5万亿元/年。

 

2060年前实现“碳中和”，需要在可再生能源发电、先进储能、绿色零碳建筑等领域的新增投资将超过139万亿元，资金需求量巨大。

 

但从中国政府财政资金来看，除了清洁发展机制（CDM）项目的国家收入和可再生能源电价附加外，目前没有直接与此相关的公共资金收入。

 

因此，未来中国需要不断完善与碳减排相关的投融资体制机制，增加资金来源和对地方的财政投入，助推地方“碳达峰”和“碳中和”。

 

二、设立低碳转型或“双碳”相关基金

 

推进能源转型，实现“双碳”目标是有成本和代价的。由于中国地域辽阔，各地产业结构、资源禀赋不一样，不同的地方、行业、企业将面临不同的约束与挑战。

 

例如，低碳转型会加速“去煤化”，就会有大量的职工要从煤炭等高碳产业链中转移出来，这对于山西、内蒙古等传统的煤炭富集、经济发展水平不高的地区来说，影响大，成本高，转型阵痛更为明显。

 

这就需要借鉴欧盟的公平转型机制，由国家设立低碳转型或“双碳”相关基金，通过专项资金，对这些地方、群体进行倾斜，帮助和支持这些地区传统能源产业工人的培训和转岗，尽量避免出现因低碳转型而导致贫困化等社会问题和不利影响。

 

三、降低单位GDP碳排放强度

 

横向对比，中国单位GDP碳排放强度水平较高，是世界平均水平的3倍多，欧盟的6倍多。人均碳排放也要超过部分发达经济体。

 

随着经济社会发展，只有单位GDP碳排放强度下降的速度高于GDP年均增长速度，才能使二氧化碳的排放不再增长，从而实现“碳达峰”，并为实现“碳中和”奠定基础。

 

预计未来10年中国GDP年均增长4.73%以上，届时单位GDP碳排放强度年下降率要达到5%左右才能抵消能源消费增长带来的碳排放增量，从而实现“2030年单位GDP碳排放将比2005年下降65%以上”的目标。

 

如果要在2060年实现“碳中和”目标的话，未来40年中国单位GDP碳排放年均下降9%左右，比2005-2019年年均下降4.6%的降幅要高出约1倍。

 

四、降低煤炭直接消费

 

2019年中国一次能源消费中，煤炭占比为57.7%，远远超过世界平均消费水平（30%）。

 

要实现“双碳”目标，必须大幅削减煤炭直接消费，特别是散煤消费，降低煤炭在一次能源消费中占比，逐步摆脱对煤炭的高度依赖才是根本解决之道。

 

电力是中国碳排放主要来源，其中火电占比最高。因此，在电力供给侧，未来需合理控制燃煤电厂的总规模，提升清洁电力在总发电量中占比。在消费侧，则要持续推进交通、供暖、工业、建筑等领域的电能替代工程。

 

五、降低低碳能源的成本

 

能源是国民经济最重要的基础性投入之一，能源成本、价格的变化对经济、居民生活造成影响。

 

能源清洁低碳转型是有代价的。在与低碳能源体系相耦合的新技术、新业态尚未成熟甚至尚未明朗的情况下，如果不计“外部性成本”，传统能源的高效减排以及清洁低碳能源的利用，势必会导致整个能源使用成本的上升。

 

此外，“碳排放权”市场的建立意味着传统能源类企业将面临高昂的成本，能源成本的上升必然会传导到能源品价格中去。

 

因此，实现“双碳”目标一定要算经济账，通过加强清洁能源技术创新，加快能源体制改革，提高能源效率，设计有益于提升清洁能源企业竞争力的政策等方式，努力实现低碳能源规模化，降低低碳能源的成本。

 

六、推动能源科技进步和创新

 

能源技术进步和创新是推动能源革命和转型发展的根本动力，也是实现“双碳”目标的关键驱动力和必然选择。

 

国内主要研究机构模型预测结果显示，如果延续当前政策、投资和碳减排目标，现有低碳、脱碳技术是无法支撑中国实现“双碳”目标。

 

因此，必须要有革命性先进技术的突破和创新来支撑，并加快成熟低碳技术的推广与应用。

 

例如，加速可再生能源发电技术推广；重点发展碳捕集利用与封存（CCUS）技术；加强储能和智能电网等技术研发和扩大示范规模；加快新能源乘用车和氢燃料电池汽车的部署；研究重点区域、行业非CO2温室气体减排技术，形成全口径温室气体管控技术方案，等等。

 

七、推进国内产业转型升级

 

碳排放和产业结构之间互相影响，互相作用：产业结构升级能够减少碳排放、提升碳排放绩效，同时碳排放政策对产业结构升级有推动作用。

 

中国作为“世界工厂”和制造业大国，工业产业既是传统用能大户，能源消费占总终端能源消费的2/3，又是中国二氧化碳排放的主要领域，占全国总排放量的80%左右。

 

工业产业中，钢铁、化工和石化、水泥和石灰以及电解铝等四个传统产业的能源密集、碳排放相对较高。

 

因此，实现“双碳”目标，需要严格控制上述几大传统高耗能、重化行业新增产能，优化存量产能，推动其进行节能改造，调整产品和产业结构。

 

此外，还要加快现代服务业、高技术产业和先进制造业、数字经济等新兴产业发展。依靠技术进步和创新驱动产业增长，促进传统产业的低碳转型，大力发展新型绿色低碳经济，推进产业结构调整和升级，降低工业产业的能源消费和碳排放，逐步实现经济增长和碳排放的脱钩。

 

八、推动传统化石能源企业转型

 

目前中国有近10家能源央企，数百家从事煤炭、油气为主要业务的国有大型化石能源企业。“双碳”目标的提出，将倒逼这些传统化石能源企业进行深度变革，加快转型步。

 

一是将碳排放纳入到绩效考核、投资决策、资产配置等公司运营的方方面面，实现生产运营过程各个环节的低碳化。

 

二是加速调整企业未来经营战略，加快布局发展氢能、风能、太阳能等零碳新能源，努力将自己打造成能源技术服务的提供商，而不是能源资源的提供方，实现提供能源产品服务的低碳化。

 

三是以数字化和低碳化相结合，充分利用物联网、大数据、云计算、人工智能技术等先进技术手段，以创新来推动传统化石能源企业转型，适应与引领“双碳”目标的实现。

 

九、深化电力与碳交易两大市场建设

 

“双碳”目标将推动风能、太阳能等零碳新能源发电进入规模化“倍速”发展。新能源发电的规模化发展又依赖于两大市场建设。

 

一是电力市场建设。受体制改革不到位、市场机制不健全、市场化程度低等影响，中国新能源发电一直存在限电、弃电等消纳难问题。

 

因此，未来应继续深化能源电力体制改革，加快建设电力中长期电力市场、电力现货市场、辅助服务市场和可能的容量市场等，使各种电力资源都能市场交易中实现其经济价值，以促进新能源在更大范围、全电量市场化消纳。

 

二是碳交易市场建设。碳交易市场作为一种低成本减排的市场化政策工具，已在全球范围内广泛运用。它主要有两个功能：一是激励功能，即激励新能源产业或非化石能源产业，以解决减排的正外部性问题；二是约束功能，即约束抑制化石能源产业，解决碳排放的负外部性问题，从而最低成本、最高效率地改变能源结构，提高能源效率，治理环境污染。

 

应在总结此前碳交易试点工作经验基础上，构建全国统一的交易市场，在碳排放配额、企业参与范围、产品定价机制等作出系统性的安排，以达到优化资源配置、管理气候风险、发现排放价格，从而低成本、高效率地减少碳排放的目标。

 

十、树立新能源安全观

 

目前中国能源安全风险集中体现在两个方面。一是能源供给风险，主要是指石油、天然气因对外依存度较高，对自然灾害、国际金融危机、地缘政治等外部环境风险更为突出和敏感。

 

二是技术层面风险，尤其是电力系统的安全稳定运行风险。

 

随着“双碳”目标的推进，由于零碳新能源大规模、大比例进入能源电力系统，所面临的能源安全问题将发生重大变化，即能源安全从担心国外供给转为担心国内供给，从能源供给风险转为技术层面风险。

 

一方面，新能源大规模应用后，油气占比将有所降低，其对外依存度过高所带来的外部风险将逐步降低，能源供给从油气过高依赖国外进口转化为能源自主供给比例加大。

 

另一方面，新能源发电具有很强的波动性、不稳定性、随机性，新能源大比例的发展和进入将对电力系统安全稳定运行造成巨大影响，一旦出现大面积、持续性长时间的阴天、雨天、静风天，发生大面积电力系统崩溃风险的概率增大。

 

十一、避免出台激进措施

 

“双碳”目标尤其是“碳中和”是一个远景目标。因中国地区发展差异很大，不同地区应有不同的“碳达峰”与“碳中和”时间表。

 

有些地区的民生还依赖于高碳能源的生产与消费，在压减高碳能源的同时，各地要有配套的社会政策，避免这些人群陷入困境。

 

此外，还要防止各地为早日实现“双碳”目标出台激进的、不符合本地实际情况的碳减排措施，互相攀比，搞碳减排竞赛，大幅度减少煤炭、油气等化石能源的产量与消费，导致出现因能源转型力度过大、化石能源投资不足而带来的能源短缺，损害经济的发展。

 

对此，国内外都有过经验教训。

 

国外，2020年夏天美国加州分区轮流停电，一个重要原因就是在该州在大幅提高新能源发电比例、推进能源转型的同时没有实现正确的能源组合，最终导致缺乏充足的电力资源。国内，2020年为完成当年能源“双控”目标和“减煤”工作任务，浙江义乌市、温州市等地推出措施，在一定条件下限制机关单位、公共场所、部分企业等用电。

 

十二、坚持系统思维，打破壁垒和藩篱

 

实现“双碳”目标是一个巨大的系统性工程，这要求坚持系统思维，打破各种壁垒和藩篱。

 

一是打破能源企业、种类之间的壁垒。传统能源体系下，煤电油气核等各类能源相互割裂、各自为战，能源体系整体布局还停留在单一、少数能源种类上，造成能源综合效率低下。中国的能源资源禀赋和国情现状决定未来不可能发展单一能源，需要进行多能互补，实现各类能源融合发展，提高全社会能源整体利用效率。

 

二是打破能源与其它行业之间的壁垒。能源行业虽然CO2排放量最多的行业，但建筑业、工业、交通等排放量也不少。所以实现“双碳”目标不仅是能源一个行业部门的事，而是包含其它众多行业在内的事。不仅是行业生产领域的事，也是行业消费领域的事。

 

三是打破中央与地方、不同地区、不同部门之间壁垒。立足全局，统一谋划，统筹处理好局部与全局利益关系，突破区域壁垒，形成“全国一盘棋”，让要素、资源在更大范围内自由流动，发挥市场主体作用。