设为首页 | 加入收藏 | 联系我们 | 帮助欢迎访问中国风电产业协作配套网!  
  • 【行业标准】9月1日实施...
  • 江苏能源监管办圆满完成...
  • 新增3座海上风场!可再生...
  • 全球13家8MW+级海上风电...
  • 中国华电甘肃公司“打破...
  • GE 12MW海上风机明年将下线安装
  • 跌破眼镜!台湾离岸风电...
  • 《扬州市“十三五”风力...
  • 苏闽粤三省领跑海上风电
  • 德国:重构风电版图
  • 您的位置:首页 > 海上风电 > 海上风电资讯
    分散式风电市场爆发在即 民营资本活跃迹象显现

    中国风能产业协作配套网    2018-06-13 09:55:18    阅读次数:
      近年来,我国风电、太阳能等可再生能源发展迅猛。然而,受风电与光伏自身特性以及电网运行方式的制约,全年弃风与弃光经济损失仍很高,造成了能源的极大浪费,可再生能源消纳问题成为发展“痛点”。而我省要形成清洁、安全、智能的可再生能源电力消费方式,建设成为全国清洁能源供应基地,必须解决这一瓶颈问题。

      6月12日,山西省印发《可再生能源电力参与市场交易实施方案》,引导和促进山西省可再生能源电力(风电和光伏发电)积极参与电力市场,鼓励可再生能源电力进入电力中长期交易市场和现货市场,鼓励可再生能源发电企业参与直接交易、发电权替代、辅助服务等市场交易,逐步建立和形成可再生能源电力与其他电源、电力用户互动共生、利益共享的市场机制,实现可再生能源电力全额消纳。

      合理确定政府定价利用小时数

      按照规定,优先发电计划分为执行政府定价和市场化方式形成价格两部分。每年制定发电计划时,电网调度机构根据近三年可再生能源发电出力情况,预测下一年度可再生能源发电出力,并结合山西电力体制改革进程以及发用电计划放开的均衡性提出下一年可再生能源发电执行政府定价的利用小时数,经省政府电力运行管理部门会同相关部门最终研究确定后执行。

      风电与电采暖用户开展挂牌交易

      山西省将在煤改电试点领域,推进风电(政府定价利用小时以外电量)与电采暖用户通过挂牌交易等方式开展电力交易(可由电网企业或售电公司打包代理参加),降低居民电采暖用电成本,同时促进低谷风电的消纳。省政府电力运行管理部门在每年制定电力交易工作方案时,具体安排可再生能源电力参与煤改电用电市场交易。逐步推进可再生能源电力与工业领域煤改电、电能替代新增用户开展市场交易。

      探索可再生能源电力参与现货交易

      山西省将引导可再生能源发电企业参与辅助服务补偿交易。逐步推进建立辅助服务交易市场,可再生能源电力通过市场交易方式向为其提供调峰服务的煤电机组进行利益补偿,激发山西省煤电机组进行灵活性改造,提升调峰能力,促进冬季供热期可再生能源电力全额消纳和电力平衡。随着可再生能源技术和电储能技术的成熟,探索鼓励可再生能源电力参与山西省现货交易试点。

      方案指出,为引导和促进我省可再生能源电力(风电和光伏发电)积极参与电力市场,落实国家关于可再生能源电力全额收购的相关政策要求,保证可再生能源电力可持续健康发展,结合山西实际,制定本实施方案。

      以下为文件原文:

      一、指导思想

      以习近平总书记能源革命一系列重要论述为总揽,以推进供给侧结构性改革为主线,促进绿色生产和消费;以实现可再生能源电力全额消纳为目标,以市场化为方向,创新思路,勇于探索,逐步建立起科学、系统、严谨的可再生能源电力市场交易机制,促进可再生能源电力高效消纳,形成清洁、安全、智能的可再生能源电力消费方式,将山西建设成为全国清洁能源供应基地。

     二、基本原则

      1.坚持安全可靠。充分认识可再生能源电力间歇性、波动性的特点,预测和分析其对电力电量平衡可能产生的影响,坚持可再生能源电力与其它电源协调发展和运行,着力构建多元能源供应体系,保障电力供应安全可靠。

      2.坚持市场化。遵循市场经济规律,兼顾可再生能源电力与其他电源的利益平衡,尊重市场主体交易意愿,促进电力市场公平开放。以可再生能源电力参与市场交易机制和价格形成机制建设为重点,引导和鼓励可再生能源发电机组参与市场交易。

      3.坚持绿色低碳。坚持能源绿色生产、绿色消费,切实减少对环境的破坏,保障生态安全。推动集中式和分布式开发并举,大幅提高新能源和可再生能源电力比重,实现单位国内生产总值碳排放量不断下降。

      三、工作目标

      结合电力市场化程度的有序推进,引导和鼓励可再生能源电力进入电力中长期交易市场和现货市场,鼓励可再生能源发电企业参与直接交易、发电权替代、辅助服务等市场交易,逐步建立和形成可再生能源电力与其他电源、电力用户互动共生、利益共享的市场机制,实现可再生能源电力全额消纳。

      四、主要任务

     (一)合理确定可再生能源发电执行政府定价利用小时数。按照国家优先发电计划保障实施办法,优先发电计划分为执行政府定价和市场化方式形成价格两部分。每年制定发电计划时,电网调度机构根据近三年可再生能源发电出力情况,预测下一年度可再生能源发电出力,并结合山西电力体制改革进程以及发用电计划放开的均衡性提出下一年可再生能源发电执行政府定价的利用小时数,经省政府电力运行管理部门会同相关部门最终研究确定后执行。

     (二)可再生能源发电项目执行政府定价的利用小时电量纳入中长期交易范畴,视为厂网合同电量,与电网公司签订优先发电合同及厂网购售电合同,电网企业全额收购并执行政府批复的上网电价及补贴,优先调度;超过政府定价利用小时且不超过国家规定的保障性利用小时以内的电量,鼓励参与市场交易,执行市场交易价格;未参与市场部分电量按照结算周期内可再生能源电力平均市场交易电价结算,仍满足优先调度。超出国家保障性利用小时以外的电量必须通过市场交易获得。

      1、上半年风电、光伏板块表现回顾

      截至2018年5月29日,电力设备新能源板块较年初下跌14.1%,沪深300指数较年初下跌6.2%,电力设备指数跑输沪深300指数-7.9pcts。分板块看,截至2018年5月29日,风电板块(采用中信风电指数)较年初下跌17.1%,跑输沪深300指数10.8pcts。

     

      2、风电行业底部反转,重回快速增长轨道

      2.1、弃风率迎改善,指示行业将底部反转

      运营商在投资风电场时最核心的考量因素是风电场的投资回报率,而对投资回报率影响最大的则是弃风率。弃风率指标升高时,风电场盈利能力差,运营商投资意愿低;弃风率指标降低时,相应的运营商投资意愿强。投资意愿转化为新增装机所需的时间是风电场的建设周期,通常一年左右,因此弃风率的变化是新增装机量的有效先行指标。2012-2014年弃风率持续下降,相应的2013-2015年新增装机持续上升。2015、2016两年弃风率上升,相应的2016、2017两年新增装机下降。
      由于2015年补贴下调带动大规模抢装,2016年三北地区风电消纳情况急剧恶化。2017年两会李克强总理做政府工作报告时提到:“抓紧解决机制和技术问题,优先保障可再生能源发电上网,有效缓解弃水、弃风、弃光状况。”国家能源局、国家电网公司也明确表态,到2020年根本解决新能源消纳问题,弃风弃光率控制在5%以内。为了解决“三北”地区的电源送出问题,国家核准建设了多条特高压线路。这些线路合计输送功率将达到7700万千瓦,即使每年只分配1000小时用于输送新能源,也足以增加770亿千瓦时的新能源消纳,而2016年全国弃风、弃光电量合计为570亿千瓦时。2017年部分特高压线路投运后弃风、弃光情况已经出现明显好转,随着在建特高压线路陆续投运,弃风、弃光情况将持续改善,2020年完全能够实现降至5%以内的目标。

     
     2017年弃风率出现明显下降,同时,2016、2017两年的风机招标量均处于25GW以上的高位。大量的已招标项目使得投资意愿能快速落地,而弃风率的改善则促进运营商将已招标项目启动建设。弃风率改善、招标量提升,指示2018年风电行业新增装机将迎来大幅反转。
    2.2、增量来自红三省解禁和分散式,确保2018年新增装机25GW以上
          2017年2月国家能源局发布《关于2017年度风电投资监测预警结果的通知》,内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆等六省区被划定为红色预警区域,2017年不得核准建设新的风电项目,电网企业不得受理风电项目的新增并网申请(含在建、已核准和纳入规划的项目)。该六省2016年新增风电装机容量合计高达7.2GW,占全国新增装机容量的31%。“红六省”市场的关闭显著抑制风电新增装机的增长。
     
     2018年3月,国家能源局发布《2018年度风电投资监测预警结果的通知》。根据对各省(区、市)2017年风电开发建设和运行状况的监测,甘肃、新疆(含兵团)、吉林列为红色预警区域。内蒙古、黑龙江为橙色预警区域,山西北部忻州市、朔州市、大同市,陕西北部榆林市以及河北省张家口市和承德市按照橙色预警管理。其他省(区、市)和地区为绿色预警区域。2017年被列为红色预警区域的内蒙古、黑龙江、宁夏三省解禁,将可以恢复风电项目投资建设。三省装机只要恢复到红色预警前的常规水平,新增装机就至少会有3GW的同比增量。
    关注我们,扫一扫