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发改委、能源局印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》
日期:2019-01-25  人气:1119
        总体要求:以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻党的十九大精神,全面落实党中央、国务院决策部署,紧紧围绕“五位一体”总体布局和“四个全面”战略布局,牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念。立足我国国情和发展阶段,着眼经济社会发展全局,以促进能源生产和消费革命、推进能源产业结构调整、推动清洁能源消纳为核心,坚持远近结合、标本兼治、安全优先、清洁为主的原则,贯彻“清洁低碳、安全高效”方针,形成政府引导、企业实施、市场推动、公众参与的清洁能源消纳新机制,切实践行“绿水青山就是金山银山”的理念,为建设美丽中国而奋斗。
        工作目标:2018年,清洁能源消纳取得显著成效;到2020年,基本解决清洁能源消纳问题。
        具体指标:
        2018年,确保全国平均风电利用率高于88%(力争达到90%以上),弃风率低于12%(力争控制在10%以内);光伏发电利用率高于95%,弃光率低于5%,确保弃风、弃光电量比2017年进一步下降。全国水能利用率95%以上。全国大部分核电实现安全保障性消纳。
        2019年,确保全国平均风电利用率高于90%(力争达到92%左右),弃风率低于10%(力争控制在8%左右);光伏发电利用率高于95%,弃光率低于5%。全国水能利用率95%以上。全国核电基本实现安全保障性消纳。
        2020年,确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右),弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右);光伏发电利用率高于95%,弃光率低于5%。全国水能利用率95%以上。全国核电实现安全保障性消纳。(重点省份分年度目标见附件。)
        一、优化电源布局,合理控制电源开发节奏
        (一)科学调整清洁能源发展规划。清洁能源开发规模进一步向中东部消纳条件较好地区倾斜,优先鼓励分散式、分布式可再生能源开发。
        (二)有序安排清洁能源投产进度。各地区要将落实清洁能源电力市场消纳条件作为安排本区域新增清洁能源项目规模的前提条件,严格执行风电、光伏发电投资监测预警机制,严禁违反规定建设规划外项目。存在弃风、弃光的地区原则上不得突破“十三五”规划规模。
        (三)积极促进煤电有序清洁发展。发挥规划引领约束作用,发布实施年度风险预警,合理控制煤电规划建设时序,严控新增煤电产能规模。有力有序有效关停煤电落后产能,推进煤电超低排放和节能改造,促进煤电灵活性改造,提升煤电灵活调节能力和高效清洁发展水平。
        二、加快电力市场化改革,发挥市场调节功能
        (四)完善电力中长期交易机制。
        (五)扩大清洁能源跨省区市场交易。
        (六)统筹推进电力现货市场建设。
        (七)全面推进辅助服务补偿(市场)机制建设。进一步推进东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等电力辅助服务市场改革试点工作,推动华北、华东等地辅助服务市场建设,非试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制。实现电力辅助服务补偿项目全覆盖,补偿力度科学化,鼓励自动发电控制和调峰服务按效果补偿,按需扩大储能设备、需求侧资源等电力辅助服务提供主体,充分调动火电、储能、用户可中断负荷等各类资源提供服务的积极性。
        三、加强宏观政策引导,形成有利于清洁能源消纳的体制机制
        (八)研究实施可再生能源电力配额制度。
        (九)完善非水可再生能源电价政策。进一步降低新能源开发成本,制定逐年补贴退坡计划,加快推进风电、光伏发电平价上网进程,2020年新增陆上风电机组实现与煤电机组平价上网,新增集中式光伏发电尽早实现上网侧平价上网。合理衔接和改进清洁能源价格补贴机制。落实《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》有关要求,鼓励非水可再生能源积极参与电力市场交易。
        (十)落实清洁能源优先发电制度。地方政府相关部门在制定中长期市场交易电量规模、火电机组发电计划时,应按照《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》《保障核电安全消纳暂行办法》要求足量预留清洁能源优先发电空间,优先消纳政府间协议水电跨省跨区输电电量和保障利用小时内的新能源电量。逐步减少燃煤电厂计划电量,计划电量减小比例应不低于中长期市场的增加比例;考虑清洁能源的出力特性,细化燃煤电厂计划电量的分解至月度,并逐步过渡至周。鼓励核电开展“优价满发”试点,充分发挥资源环境效益,合理平衡经济效益。因清洁能源发电影响的计划调整,经省级政府主管部门核定后,不纳入“三公”考核。系统内各类电力主体共同承担清洁能源消纳义务。
        (十一)启动可再生能源法修订工作。
        四、深挖电源侧调峰潜力,全面提升电力系统调节能力
        (十二)实施火电灵活性改造。
        (十三)核定火电最小技术出力率和最小开机方式。国家能源局派出机构会同相关部门,组织省级电网公司开展火电机组单机最小技术出力率和最小开机方式的核定;2018年底前全面完成核定工作,并逐年进行更新和调整;电力调度机构严格按照核定结果调度火电机组。
        (十四)通过市场和行政手段引导燃煤自备电厂调峰消纳清洁能源。2018年,清洁能源年替代自备电厂发电量力争超过100亿千瓦时;到2020年,替代电量力争超过500亿千瓦时。
        (十五)提升可再生能源功率预测水平。
        五、完善电网基础设施,充分发挥电网资源配置平台作用
        (十六)提升电网汇集和外送清洁能源能力。加快推进雅中、乌东德、白鹤滩、金沙江上游等水电外送通道建设;研究推进青海、内蒙古等富集地区高比例可再生能源通道建设。加强可再生能源富集区域和省份内部网架建设,重点解决甘肃、两广、新疆、河北、四川、云南等地区内部输电断面能力不足问题。
        (十七)提高存量跨省区输电通道可再生能源输送比例。2020年底前,主要跨省区输电通道中可再生能源电量比例力争达到平均30%以上。
        (十八)实施城乡配电网建设和智能化升级。
        (十九)研究探索多种能源联合调度。研究试点火电和可再生能源联合优化运行,探索可再生能源电站和火电厂组成联合调度单元,内部由火电为可再生能源电站提供调峰和调频辅助服务;联合调度单元对外视为整体参加电力市场并接受电网调度机构指令。水电为主同时有风电、光伏发电的区域,以及风电、光伏发电同时集中开发的地区,可探索试点按区域组织多种电源协调运行的联合调度单元。鼓励新建核电项目结合本地实际,配套建设抽水蓄能等调峰电源。
        (二十)加强电力系统运行安全管理与风险管控。
        六、促进源网荷储互动,积极推进电力消费方式变革
        (二十一)推行优先利用清洁能源的绿色消费模式。倡导绿色电力消费理念,推动可再生能源电力配额制向消费者延伸,鼓励售电公司和电网公司制定清洁能源用电套餐、可再生能源用电套餐等,引导终端用户优先选用清洁能源电力。
        (二十二)推动可再生能源就近高效利用。选择可再生能源资源丰富的地区,建设可再生能源综合消纳示范区。开展以消纳清洁能源为目的的清洁能源电力专线供电试点,加快柔性直流输电等适应波动性可再生能源的电网新技术应用。探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能,实现可再生能源多途径就近高效利用。
        (二十三)优化储能技术发展方式。充分发挥储电、储热、储气、储冷在规模、效率和成本方面的各自优势,实现多类储能的有机结合。统筹推进集中式和分布式储能电站建设,推进储能聚合、储能共享等新兴业态,最大化利用储能资源,充分发挥储能的调峰、调频和备用等多类效益。
        (二十四)推进北方地区冬季清洁取暖。全面落实《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2021年)》要求,加快提高清洁供暖比重。加强清洁取暖总体设计与清洁能源消纳的统筹衔接,上下联动落实任务分工,明确省级清洁取暖实施方案。2019年、2021年实现北方地区清洁取暖率达到50%、70%。
        (二十五)推动电力需求侧响应规模化发展。鼓励大工业负荷参加辅助服务市场,发挥电解铝、铁合金、多晶硅等电价敏感型高载能负荷的灵活用电潜力,消纳波动性可再生能源。鼓励并引导电动汽车有序充电。加快出台需求响应激励机制,培育需求侧响应聚合服务商等新兴市场主体,释放居民、商业和一般工业负荷的用电弹性,将电力需求侧资源纳入电力市场。
        七、落实责任主体,提高消纳考核及监管水平
        (二十六)强化清洁能源消纳目标考核。
        (二十七)建立清洁能源消纳信息公开和报送机制。
        (二十八)加强清洁能源消纳监管督查。

 
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