北极星智能电网在线讯:5月10日，山东威海市举行“大抓经济 大抓基层 大抓落实”主题系列新闻发布会。会上提到，国网威海供电公司发布服务大开放大招商、助力高质量发展“十五项举措”，其中提到，常态开展电网承载力分析，优先支持绿色区域开发建设光伏项目。在具备条件的营业厅部署分布式光伏可开放容量交互式查询功能，提升信息公示互动化水平。积极推广分布式光伏柔控模式，为分布式光伏并网运行、市场交易、参与调峰提供技术储备。 还提到，加快新型电力系统建设，推进乳山500千伏输变电工程等重点项目，烟威一体开展半岛南部220千伏网架方案优化研究，提升半岛清洁能源送出能力。 其中还指出，对接31项省重大项目项目，建立动态跟踪台账，超前开展电源接入系统研究和电网工程规划建设，实现企业用电“先于所需、高于所期”。 原文如下： 5月10日上午9:00，市政府新闻办举行“大抓经济 大抓基层 大抓落实”主题系列新闻发布会，市发展改革委能源中心主任卫玮，国网威海供电公司总工程师郭亮介绍威海优化电力营商环境暨服务大开放大招商助力高质量发展“十五项举措”有关情况。 01优化电力营商环境 习近平总书记多次对优化营商环境工作作出重要指示，要求积极对标国际、国内先进水平，打造更好营商环境。党的二十大报告指出“营造市场化、法治化、国际化一流营商环境”，省委、省政府也提出持续优化营商环境，进一步深化“高效办成一件事”的改革要求。当前，为应对错综复杂的国际国内形势，党中央提出“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。在新发展格局下，营商环境助力地方经济发展作用更加突出。今年，市委、市政府提出《2024年威海市大抓经济20条》，要求全市上下聚力“大抓经济”，这都对我市营商环境提出了更高要求。市发改委深入贯彻优化营商环境决策部署，将优化电力营商环境作为贯彻落实党的二十大精神、服务高质量发展的重大政治任务，持续简化获得电力，全力服务企业降低用电成本，提升企业效益。优化电力营商环境工作开展情况坚持政策主导。聚焦《山东省优化电力营商环境工作评价实施方案》，制定《威海市优化电力营商环境迎评分工方案》，明确责任分工，出台《威海市深化营商环境创新提升行动实施方案获得电力配套措施》，强化政策支持力度，不断提升创新效能。坚持电力先行。深化供电服务“一件事一次办”，拓展鲁通码“政务+电力”融合服务场景，推出新能源汽车“无证明”接电、政企网格融合等一系列威海经验，典型做法在《山东省优化营商环境推进政府职能转变简报》刊发，打造电力服务标杆。坚持行业协同。持续提升“电水气暖”协同质效，建立共享营业厅，实现公共服务行业“一口对接、一单总揽、一窗通办”。推动电力服务融入市工程建设项目审批系统，实现赋码项目“电水气暖”线上联办。 2024年1月，山东省能源局发布全省优化电力营商环境评价结果，我市综合成绩全省第一，创造了我市电力营商环境评价历史最好成绩。 02服务大开放大招商助力高质量发展“十五项举措” 今年以来，国网威海供电公司深入贯彻全省高水平开放暨高质量招商引资大会精神，坚决落实市委市政府和国网山东省电力公司决策部署，聚力全市大抓经济工作，发布服务大开放大招商、助力高质量发展“十五项举措”，全力服务新质生产力落地。服务大开放大招商，营商环境再优化“五项举措”践行电力先行社会责任，夯实电网“硬基础”。对接31项省重大项目项目，建立动态跟踪台账，超前开展电源接入系统研究和电网工程规划建设，实现企业用电“先于所需、高于所期”。立足我市发展重点，聚焦电子信息产业集群和旅游经济圈，有序实施电网配套建设延伸“入群、入圈”。推行便捷接电创新举措，提升营商“软实力”。推动政务与供电系统双网深度融合，电力业务实现“刷脸办”“一证办”和“一网通办”全覆盖。依托网上国网“一件事一次办”服务专区，全面推广“过户+改类、销户+退费、更名+增值税变更”等6项联办服务。聚焦企业降本增效需求，实现接入“低成本”。深化“三零”“三省”服务举措，160千瓦及以下小微企业办电“零上门、零审批、零投资”；城镇规划建设用地范围内，符合我市延伸投资政策条件的10千伏及以上的项目，政企协作延伸投资电力外线工程至建筑区规划红线。强化电力市场交易服务，支撑购电“更经济”。在A级供电营业厅建设电力市场化服务示范专区，开展政策规则宣贯解读，服务企业精准选择购电套餐；依托全省首个电力市场政企协同交易服务示范点，结合“三访三送”面向规上企业开展电力市场化政策培训，助力企业降本增效。发挥能源央企支撑作用，营造发展“大环境”。组建“彩虹共产党员”服务队，开展重点企业结对服务，供电业务分层分级融入政务服务体系，供电窗口全面入驻县级及以上政务服务中心，实现高效集约办理。响应高水平开放号召，融入招商团队，提供技术指导，为高质量发展贡献电力力量。服务大开放大招商，电力要素全保障“五项举措”加强电网安全供电保障，确保用电“高可靠”。加快农网巩固提升工程，深化“预安排零停电”示范区建设，在核心城区推广“转供+带电+发电”作业，减少客户停电感知。开展供暖、供水等民生重点企业用电安全提升行动，提供重要政治经贸活动及场所保电服务，为“大开放、大招商”保驾护航。创新服务渠道响应模式，实现诉求“快响应”。开展高质量发展“四进送服务”专题大走访活动，推行社网、村网“共建、共治、共享”服务模式。全域推广网格经理服务二维码，部署微信群智能助手，快速响应客户需求；常态分析各渠道客户诉求，提升诉求办结效率。加快能源体系绿色转型，推动能源“广接入”。加快新型电力系统建设，推进乳山500千伏输变电工程等重点项目，烟威一体开展半岛南部220千伏网架方案优化研究，提升半岛清洁能源送出能力。深化“清风暖阳”并网服务行动，服务150万千瓦海上风电、240万千瓦光伏等重大项目高效并网。服务地方经济发展大局，贡献电力“大数据”。充分发挥电力大数据价值，助力政府精准预测旅客分布、发展潜力区域。开发“电力大数据看旅游经济”“电力大数据看夏/冬季保供”等系列产品，激发数据生产要素活力，为政府和企业提供工业、商超、酒店等行业用电数据和城市发展提升建议。服务乡村振兴产业升级，打造示范“好样板”。着力打造一县一品电靓和美乡村威海品牌，找准服务海洋产业切入点，为企业降本增效贡献力量；聚焦帽埠耩村艾草加工生产，助力电气化设备升级改造，建设乳山靠山村无花果智慧养殖大棚，引领园区循环农业向电气智慧化、低碳规模化方向发展。助力高质量发展，高效办成一件事“五项举措”强化行业协同，高效办成“电水气暖联办”一件事。全面推广企业客户电水气暖联合报装，依托政务工程建设项目审批系统实现“线上一次申请、系统自动派发、进度线上联动”。常态提供“不动产+供电”联动过户服务，积极探索居民客户电水气暖联合交费，实现“一键查询、一张账单、一起交费”。健全政策保障，高效办成“延伸投资落地”一件事。联合自然资源和规划局，定期汇集土地储备、出让/划拨信息，适时启动电力建设，提升项目接电效率。联合发改委，健全延伸投资保障机制，纳入区县营商评价。配合区县制定适应其供地及财政条件的延伸投资落地措施，确保惠企政策全域落地。攻坚民生保供，高效办成“合表小区改造”一件事。积极落实《山东省城市更新行动实施方案》，配合区县政府排查供电合表小区，摸清改造底数，辅助制定改造计划建议清单。综合分析小区建成年限、设备情况、户均容量、改造意向等维度，因地制宜制定“一区一案”改造方案，加速改造进程。助力绿色发展，高效办成“光伏并网发电”一件事。常态开展电网承载力分析，优先支持绿色区域开发建设光伏项目。在具备条件的营业厅部署分布式光伏可开放容量交互式查询功能，提升信息公示互动化水平。积极推广分布式光伏柔控模式，为分布式光伏并网运行、市场交易、参与调峰提供技术储备。 服务国家战略，高效办成“充电设施建设”一件事。扩大充电桩“无证明”小区覆盖范围，开设爱山东app“充电桩无证明办电专区”，实现接电全环节线上化；创新居住区充电桩“一区一策”模式，一次性确定电源走向和表箱布点，避免重复开挖建设。加大充电基础设施投资，支撑新能源汽车下乡。 很多游客自驾新能源汽车来到威海，供电公司有哪些措施来保障新能源车主绿色出行？ 供电公司积极推进公共充电基础设施建设，特别是在千里山海自驾旅游公路沿线建设了13处公共充电站，60多个公共充电桩，以满足游客旅游过程中的充电需求。实行24小时值班制，对充电小时利用率较高的热点充电站实行特巡检查。 同时，供电公司持续加大充电基础设施建设和支持服务力度，先后在泊于逍遥社区、崮山南虎口等区域新建61个公共充电桩，在市场效益不佳、但又存在一定充电需求的乡镇中心投资建设20个公共直流快充桩和120个公共交流慢充桩，在全省率先实现了乡镇区域充电基础设施全覆盖。 目前，供电公司直接投资建设的公共充电桩已有479台，日均服务车辆充电超过2000次，初步构建形成了“城区三公里，城郊五公里，乡镇全覆盖”的充电圈。近期，还将在乡镇地区新建投运34台公共充电桩，实现公共快充桩“乡乡全覆盖”。 除了建设公共充电桩外，积极服务相关运营商和居民个人建设充电桩，去年以来累计服务78个公共充电站，9800个居民充电桩接电。 后续，供电公司将继续大力建设充电桩，支持各类企业建设、运营充电桩，全力保障新能源车主绿色出行。 现在电力市场上出现一个新名词叫“绿电”，威海部分企业客户也确实有绿电需求，但有些客户对绿电不了解，具体情况如何？ 绿电是近几年来比较火的一个词，对外贸型出口企业、想降低碳排放的企业以及自愿履行社会责任，提升自身品牌形象和竞争力的政府和企业有着比较大的吸引力。这里面容易产生一个认识误区，就是把“新能源电”和“绿电”混为一谈。其实，这是两个概念，新能源电的意思是指利用太阳能、风能等可再生能源转化而成的电，主要以光伏和风电为主。而绿电不是指某种具体的电能，是指客户消费绿色电力并获得相应的认证，或取得绿色电力证书，相关证明由北京电力交易中心或国家可再生能源信息管理中心核发。也就是说，客户购买新能源电并不意味着就是购买了绿电。客户要想购买绿电，需要按照规定交易流程，参与市场化交易，通过专门的机构（北京电力交易中心和国家可再生能源信息管理中心）进行购买。有的企业以为购买绿电绿证可以降低用电成本。实际上，客户要想获得绿证，每度电是需要额外支付1~3分钱费用的，这笔收益全部归属于新能源企业，用来支持新能源企业稳健长远发展。 为了更好服务于广大企业客户，近期，供电公司将会同市发改委、市能源中心和省电力交易中心，邀请专家团队开展电力市场化交易和绿电绿证等方面的培训讲座。今年已经是举办的第三年，以后也会一直坚持下去，让越来越多的企业通晓交易规则，用好交易政策，更好参与节能减排、碳达峰碳中和的行动中。 当前我市整体的电力供需形势如何？今年迎峰度夏期间，为满足市民生活及企业用电的需求，有哪些具体措施？ 目前，我市电网整体运行平稳，全市生产生活供电保持正常。随着气温逐渐升高，预测今夏全省最高用电负荷1.2亿千瓦，威海最高用电负荷322万千瓦，最大供电缺口17.5万千瓦，如遇长时间高温高湿天气，缺口将进一步扩大。为做好电力保供，采取多种措施，全力保障全市电力供应：加强调控运行值班管理，做好对重要变电站、输配电通道及重要客户的运行监视，加强变电站、输电线路、配电线路的测温和巡视，及时发现并消除设备隐患。密切关注电力供需形势变化，紧急情况时严格落实政府批准的负荷管理方案和事故拉路序位，优先保障居民生活、医院等涉及公众利益和重大安全的单位的用电需求。加强与应急、气象部门沟通联系，在负荷高峰和闷热天气条件下，增加值班备班力量，优化完善故障抢修快速响应机制，确保全市电网、客户故障及时得到解决。 开展迎峰度夏电力保供联合反事故应急演练，采取“实战演练+桌面推演”相结合的形式，度夏前组织开展大面积停电应急演练、紧急故障演练，重点检验协同应急处置能力。

北极星智能电网在线讯:北极星售电网获悉，5月10日，四川省经济和信息化厅等部门发布关于印发《四川省有色金属行业碳达峰实施方案》的通知，《方案》提到，鼓励企业参与光伏、风电、生物质能等可再生能源和氢能、储能开发建设。支持电解铝、工业硅等生产用电量大、负荷稳定的企业参与以消纳可再生能源为主的微电网建设。支持具备条件的企业、园区加快分布式光伏、分散式风电、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统开发运行，推进多能高效互补利用。鼓励和引导有色金属企业通过绿色电力交易、购买绿色电力证书等方式积极消纳可再生能源，确保可再生能源电力消纳责任权重高于本区域最低消纳责任权重。力争2025年、2030年电解铝使用可再生能源比例分别达到25%、30%以上。 详情如下： 关于印发《四川省有色金属行业碳达峰实施方案》的通知 川经信环资〔2024〕66号 省直相关部门，各市（州）经济和信息化局、发展改革委、生态环境局： 经省政府同意，现将《四川省有色金属行业碳达峰实施方案》印发给你们，请认真贯彻落实。 四川省经济和信息化厅 四川省发展和改革委员会 四川省生态环境厅 2024年5月10日 四川省有色金属行业碳达峰实施方案 有色金属行业是国民经济的重要基础产业，是我省绿色低碳优势产业发展的重要支柱，是建设制造强省的重要支撑，也是我省工业领域碳排放的重点行业。本方案以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻习近平生态文明思想和习近平总书记对四川工作系列重要指示精神，坚定不移走生态优先、绿色低碳的高质量发展道路，认真落实党的二十大和省委十二届历次全会部署，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，融入新发展格局，科学处理发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标的关系。聚焦我省有色金属行业碳达峰总体目标，以构筑低碳产业格局为基础，以低碳技术创新为动力，以提升资源综合利用水平为关键，进一步完善能源消耗总量和强度双控，加快我省有色金属行业绿色低碳转型升级，推动能耗双控逐步转向碳排放双控，有力有序有效推进我省有色金属行业碳达峰工作，确保如期实现碳达峰目标。 一、主要目标 “十四五”期间，产业结构、用能结构明显优化，资源能源利用效率大幅提升，有色金属行业绿色低碳技术研发和推广应用取得新进展，重点产品能效达到国内先进水平，单位产品碳排放强度进一步降低，电解铝能效标杆水平以上产能比例达到30%，铜、锌冶炼能效标杆水平以上产能比例达到50%，3个行业能效基准水平以下产能基本清零，为实现全省有色金属行业碳达峰奠定坚实基础。 “十五五”期间，有色金属行业用能结构大幅改善，能源资源利用效率达到国内先进水平，资源循环利用体系基本建成，绿色低碳技术取得关键突破，电解铝使用可再生能源比例达到 30%以上，确保全省有色金属行业2030年前实现碳达峰，电解铝行业率先达峰，铜、锌等细分行业依次达峰。 二、重点任务 （一）构筑低碳产业格局。 1.引导产能有序发展。严格落实《产业结构调整指导目录》等规定，通过综合手段依法依规淘汰落后产能。严格执行电解铝产能置换政策，严控新增产能。严控铜、锌等有色金属冶炼产能总量，防范产能无序扩张。强化锂、镍、稀土、工业硅等行业政策引导，推进形成更高水平的供需动态平衡。强化低碳发展理念，提升短流程工艺行业占比。压实各级政府和相关企业主体责任，加强事中事后监管，严格落实产能总量控制政策。（经济和信息化厅、省发展改革委按职责分工负责） 2.健全长效发展机制。加强有色金属冶炼行业项目管理，分类管理存量、在建、拟建项目，坚决遏制“两高一低”项目盲目发展。严格落实新建和改扩建冶炼项目备案、环境影响评价、节能审查等政策规定，确保符合行业规范条件、能耗限额标准先进值、清洁生产、清洁运输、污染物区域削减措施、超低排放等要求，大气污染防治重点区域须同时符合重污染天气绩效分级A级、煤炭减量替代等要求，大气污染防治非重点区域须符合重污染天气绩效分级B级及以上要求。（经济和信息化厅、省发展改革委、生态环境厅等按职责分工负责） 3.积极开展产业合作。鼓励企业开展兼并重组和减碳战略合作，促进要素资源向绿色低碳优势企业集聚，推动有色金属行业集中集聚发展。扩大与重庆等周边省（市）合作，推动产业链配套，共同开展科技创新，探索建立跨省市有色金属行业协同降碳机制。充分发挥四川省资源禀赋优势，高质量承接产业转移，引导有色金属行业产能向可再生能源富集、资源环境可承载地区有序转移。（经济和信息化厅、省发展改革委等按职责分工负责） （二）深化技术节能降碳。 1.加大节能低碳技术研发。积极参与有色金属行业低碳技术发展路线图研究，开展余热回收等共性关键技术、氨法炼锌等前沿引领技术、海绵钛低碳制备等颠覆性技术攻关，推进零碳工艺、短流程工艺、无废冶金等低碳工艺研发。强化企业创新主体地位，支持企业联合开展低碳技术创新和国际技术合作交流，鼓励企业与科研院所联合开展低碳技术研发攻关。围绕绿色冶金等重点领域，建设有色金属行业低碳创新载体。（经济和信息化厅、省发展改革委、科技厅等按职责分工负责） 2.加强节能低碳技术推广。大力推动先进节能工艺技术改造，支持取得突破的具有示范带动作用的节能低碳技术装备开展产业化应用示范。以冶炼工艺流程为重点，聚焦短流程制造等关键技术，推进生产制造工艺革新和设备改造。组织制定有色金属行业技术推广方案和供需对接指南。加快节能低碳技术成果转化，探索有色金属行业绿色低碳技术推广新机制。对技术节能降碳项目开展安全评估工作。（经济和信息化厅、省发展改革委、应急管理厅等按职责分工负责） 3.加快数字化转型升级。统筹推进重点领域智能矿山和智能工厂建设，建立具有工艺流程优化、动态排产、能耗管理、质量优化等功能的智能生产系统，构建全产业链智能制造体系。采用工业互联网、大数据、第五代移动通讯技术（5G）等新一代信息技术提升能源资源利用水平。鼓励企业开展能源资源碳排放信息化监测和管控系统建设，推动主要用能设备、工序等数字化改造和上云用云，追踪重点产品全生命周期碳足迹。（经济和信息化厅、省发展改革委、生态环境厅、商务厅等按职责分工负责） 专栏 1 节能低碳技术研发推广重点方向 铝：推广铝用高质量阳极技术、新型稳流保温铝电解槽节能技术、高能效电机、铝电解能源管理等关键技术，积极研发中低品位余热回收利用、原铝低碳冶炼等技术。 锌：推广锌精矿大型焙烧技术、高效湿法锌冶炼技术、锌二次资源萃取关键技术、复杂多金属铁闪锌矿绿色高效炼锌等新技术，积极研发氨法炼锌、锌加压湿法冶金多金属高效回收、锌浸出渣熔池熔炼等技术。 铜：推广低品位铜矿绿色循环生物提铜技术、绿色高效短流程大型浮选装备成套技术、氧气底吹连续炼铜技术、铜锍连续吹炼技术、废杂铜低碳处理技术、铜火法冶炼中低品位余热利用等技术。 硅：推广大型矿热炉生产技术、余热回收发电技术，积极研发全密闭炉型、新型还原剂等技术。 钒钛稀土：推动稀土多金属矿及共伴生有价资源综合利用与高效提取、低品位钒钛磁铁矿综合利用、钒钛稀土大宗固废综合利用等关键技术研发。 （三）优化能源消费结构。 1.控制化石能源消费。推进有色金属行业燃煤窑炉以电代煤，提升用能电气化水平。充分发挥我省天然气资源优势，在气价可承受的条件下有序推进以气代煤。严禁在国家政策允许的领域以外新（扩）建燃煤自备电厂。（省发展改革委、经济和信息化厅、省能源局按职责分工负责） 2.推进清洁能源替代。鼓励企业参与光伏、风电、生物质能等可再生能源和氢能、储能开发建设。支持电解铝、工业硅等生产用电量大、负荷稳定的企业参与以消纳可再生能源为主的微电网建设。支持具备条件的企业、园区加快分布式光伏、分散式风电、高效热泵、余热余压利用、智慧能源管控等一体化系统开发运行，推进多能高效互补利用。鼓励和引导有色金属企业通过绿色电力交易、购买绿色电力证书等方式积极消纳可再生能源，确保可再生能源电力消纳责任权重高于本区域最低消纳责任权重。力争2025年、2030年电解铝使用可再生能源比例分别达到25%、30%以上。（省发展改革委、经济和信息化厅、省能源局按职责分工负责） 3.提升节能降碳水平。加强企业节能管理，引导企业建立完善能源管理体系，鼓励企业建设能源管控中心。严格执行强制性能耗限额标准，加强对现有生产线的节能监察和新建、技术改造项目的节能审查。加强节能监察工作力度，持续组织实施重点用能企业日常监察、专项监察以及工业炉窑专项监察。鼓励企业对标行业标杆水平或国际先进水平，制定“一企一策”节能降碳改造升级方案，打造一批能效“领跑者”。（省发展改革委、经济和信息化厅、省市场监管局等按职责分工负责） （四）推进产业循环发展。 1.发展再生金属产业。大力发展有色金属再生资源利用产业，充分利用“互联网+”，完善废弃有色金属资源回收、分选和加工网络体系。着力提高再生铜、再生铝、再生铅、再生锌等供给。研发推广有色金属再生资源智能化识别分选、冶金分离、杂质控制和有毒元素无害化处理等关键共性技术和装备，提高有价元素回收和保级再利用水平。完善产业政策标准，提升有色金属再生资源利用企业规范化、规模化发展水平，培养有色金属再生资源利用骨干企业。到2025年再生金属供应占比达到24%以上。（省发展改革委、经济和信息化厅、商务厅、省市场监管局按职责分工负责） 2.强化产业协同耦合。支持有色金属行业与石化化工、钢铁、建材等行业耦合发展，实现能源资源梯级利用和产业循环衔接。加快推进跨行业工艺、技术和流程协同发展，推动工艺流程再造和企业间区域流程优化整合。加快鼓励原生与再生、冶炼与加工产业集群化发展，减少物流运输环节，推广铝水直接合金化等短流程工艺，到2025年铝水直接合金化比例提高到…

北极星智能电网在线讯:电力规划是指导电力工业发展的纲领，是能源规划的重要组成部分，与国民经济和社会发展五年规划相对应和衔接。一部改革开放的电力规划史，记录着我国电力改革、开放、发展的足迹，凝聚着几代电力建设者的智慧和心血。特别是近二十年，电力行业规划部署积极应对气候变化，落实降碳目标，加大力度优化电力结构，持续推进电力市场化改革，为国家经济社会发展、能源转型升级作出了重要贡献。 （来源：电联新媒 作者：岳昊 王澍） 电力规划的风向因时而变，从计划经济时期的5个“五年计划”到改革开放后市场经济初期的5个“五年计划”，再到2005年起至今的4个“五年规划”，指引着我国电力工业蓬勃发展。2015年我国新一轮电力体制改革启动以来，全国范围内电能量市场、辅助服务市场以及容量机制全面推进，放开两端后发用主体在竞争性环境下的运行行为发生了显著的改变，我国电力规划环境也发生了根本性变革，依附于资源计划配置机制的电力规划已经不适应新型电力系统发展的要求。2022年初，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出，健全适应市场化环境的电力规划体系，注重发挥市场价格信号对电力规划建设的引导作用。 电力现货市场是电力市场的核心。在即将迎来电力“十四五”规划收官和“十五五”规划启动的时间节点，电力现货市场建设也迎来了重要里程碑。2023年，国家发改委、国家能源局连续发布《电力现货市场基本规则（试行）》《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》《关于建立煤电容量电价机制的通知》等电力市场关键性政策文件，山西和广东先后发布其省级电力现货市场转正式运行的通知，电力现货市场建设正在全国稳妥有序实现全覆盖。电力系统规划亟需因“市”而变，适应电力现货市场建设，以市场化思维实现电力资源的优化配置。 规划环境发生了哪些“变”？ 变化一：从“管生管养”到“自负盈亏”：电力现货市场中发电企业会以利润最大化为目标进行投资和运营决策 计划体制中，无论何种类型的发电电源，发电装机建设规模、机组各年度发电计划等均由政府有关部门确定，机组的开机方式、日发电计划（量）等，均由电力调度部门“三公”安排，机组生产的电量由电网企业收购。既管生（核准项目）又管养（确保投资回收）的计划体制，使得发电企业销售多少电量、卖什么价钱、获得多少收入全都“身不由己”。 在电力市场环境下，发电企业成为“自由身”，会以利润最大化为目标进行投资和运营决策，从投资建厂、签订中长期合约到现货报量报价完全为企业自主行为，自负盈亏。考虑中长期为金融性合约，主要决定发电行为的是现货市场，即市场运营机构会根据发电的日前报量报价优化每台发电机组在运行日的发电功率，并出清节点边际电价。根据现货分时结算规则，发电机组力争在电价高时段多发电，在电价低时段少发电，即电价越高、发电收入越高、利润越高，反之亦然，在极端低价时段，例如0价或负价时，发电会造成亏损。根据这种经营需求，除了报价策略外，发电企业会主动提升灵活性，包括满功率发电能力、深调能力、快速爬坡能力以及快速启停能力，只有具备这些灵活能力，发电才能实现最大化利润或最小化亏损。 变化二：从“按需用电”到“按价用电”：电力现货市场中电力用户会以最小化电费支出为目标决定用电行为 在目录电价时代，任何规模的电力负荷都根据目录电价规定的峰谷平价格及其时段决定其用电行为及费用支出。往往目录电价中的峰谷价格水平难以实质性地影响用户用电特性，更难以实现负荷对电力系统平衡的促进效果，甚至起到反调峰的效果。在年度负荷尖峰时段，主要采取“免费”的有序用电和“付费”的需求响应这两种带有计划经济色彩的方式，都不是符合社会福利最大化的方式。 在现货市场中，供需决定的价格信号对于用户在时间和空间上用电行为引导的效果会更加充分。从时间上看，短期的日内价格和长期的季节价格都会出现更加显著的价格差异，在具备技术能力和不显著影响产能的情况下，用户会调整用电行为以节约用能成本。从空间上看，受到主输电通道长期阻塞的影响，市场中出现明显的价区，具备条件的情况下，通过分区价格信号引导电力用户更多考虑在电源中心或低价区投资建厂，降低自身用电成本同时缓解输电网络阻塞，起到就地消纳和减少网损的作用，进一步节约资源并释放社会福利。 变化三：从“藏在表后”到“走到台前”：电力现货市场为独立储能投资提供了明确的价格信号和商业模式 在计划体制下，传统的上网电价和目录电价体系中没有针对独立储能的价格机制，往往由当地电力主管机构给定充放电价格、次数、经济补偿等。这些定制化政策存在较大隐患，一是政策不稳定，任何管制电价都存在调整的风险，特别是将成本作为定价基础，当成本下降时，价格必然会受之影响。二是政策不到位，储能补贴的付费主体不明，当强制要求某类主体承担补贴费用时，在没有明确经济责任的情况下，必然会产生纠纷。三是存在恶性竞争，固定补贴或以示范方式确定个别项目享受政策，很可能出现劣币驱逐良币的状况。以上原因导致要么独立储能“算不过来账”，要么只能藏身于发用主体的内部，当做辅助技术手段，为单一主体服务，甚至沦为“路条”配而不用。 电力现货市场为包括抽水蓄能和新型储能的独立储能提供了明确的收入模式，即从短期运行层面，独立储能会根据日前预测现货价格以优化其充放电计划，实现低价充电和高价放电以赚取电能套利收入。从长期投资层面，在现货市场价格的驱动下，储能投资商会自发评估一个市场在未来是否有足够的投资收益率，即经常性地出现足够高的现货市场价差，以确定足够的收入回收投资。因此，现货市场的短期和长期价格信号会引导存量储能的运行和新增储能的投资决策。 变化四：从“赚购销差价”到“收过网费”：电力现货市场要求电网企业充分衔接电网投资与电力市场效益的关系 在计划体制下，采用“三公”调度方式，发电侧和储能侧的调控较为规律，考虑到负荷的刚性，长期的电力系统潮流的规律性相对较强。由于发电侧采用固定上网电价、用户侧采用目录电价的结算方式，电网企业在赚取“购销差价”的经营模式下，何种电网结构对发用双侧的经济效益没有任何影响。 在现货市场中，电网企业统购统销的传统经营模式发生彻底转变，由购销差价带来的售电收入转变为成本控制和投资管理水平的提升。同时，电网企业投资规模受到更加严格的监管，2020年国家发改委和国家能源局发布《关于加强和规范电网规划投资管理工作的通知》，强化了电网投资监管，提出“电网规划要按照市场化原则，与相关市场主体充分衔接”等要求。投资回报率受到严格监管，要求电网规划准确反映电网投资与电力市场运营效益的关系，依据市场主体经济效益优选规划方案，为电网投资监管和输配电价核定提供充分的规划依据，保障电网企业的经营效益。 规划为什么需要“变”？ 电力系统规划主要针对未来在何时、何地、建设何种类型的和多大规模的发电和电网设施，主要流程为负荷预测、电源规划、电网规划。传统的电力系统规划以源网荷的物理特性为重点考虑因素，负荷预测主要根据经济社会发展、负荷的历史发展趋势来预测未来“刚性”最大负荷和用电量；电源规划主要是以满足“刚性”负荷供应、清洁能源需求，考虑资源特征，形成以传统的火电、水电和新能源为主的各类电源建设目标；根据负荷和电源的规划，考虑夏冬大方式的模式，基于对极端电力系统工况进行潮流、稳定和短路等分析手段，提出电网规划方案以满足电网运行的安全性；规划经济性分析主要是针对投资成本分析，由于发用环节均为固定电价，因此未以投资主体的预期收入以及经济效益作为规划环节的关键评估内容。传统的电力系统规划已不适应电力现货市场环境，没有考虑到市场环境下各规划要素的经济行为，必然会出现传统规划手段在市场环境下的资源错配和经济低效，无法有效发挥市场在资源配置中的决定性作用。 原因一：规划会影响市场 规划决定或影响的是源网荷储的量，在市场中，供需方的量决定了充裕还是紧张，进而会影响价格以及市场主体的经济性。 负荷预测是规划工作的先导，直接影响发电和电网的规划方案。随着全体工商业进入市场，特别是代理购电规模的逐步下降，在市场中工商业用户的价格响应型负荷必然会在高价时主动转移负荷，那么常规方法的最大负荷预测就会超出未来实际用电负荷，进而导致发电和电网的规划规模都会不合理增加。 电源规划影响电力市场的供应。未来新增的火电、新能源等发电资源将进入市场竞争，供应侧竞争将影响电价水平。当规划导致过度的电源建设，会使未来市场中供给侧过度充裕，进而造成恶性竞争，地板价的频度和时长都将增加，进而导致发电侧整体收入水平的下降。 电网规划影响电力市场中的阻塞状况。电网阻塞是各个节点电价形成的主要影响因素，因此电网的结构和约束会直接影响市场主体经济性。电网安全约束是影响电价和发电方式的关键因素，因此虽然电网不是显性的市场交易主体，但是电网在很大程度上影响交易的量价和市场经济性。比如，甘肃市场中的四鱼主断面将甘肃市场分为河东和河西价区，由于断面的阻塞，低成本新能源聚集的河西地区送至负荷聚集的河东地区频繁受限，形成了河西窝电、河东高价的局面。类似的还有蒙西市场中的呼丰断面、江苏市场中的过江断面等。因此，合理的电网规划能够缓解未来市场中的阻塞，阻塞下游的电价水平会相对降低，有效降低用户购电成本，而阻塞上游的低成本发电资源能够更多的送出，发电窝电情况得以缓解。 原因二：市场会影响规划 在电力市场中，发电侧、储能侧以及负荷侧的运行和投资行为主要由经济效益决定，市场会最终决定规划目标能否实现。 在电源侧，投资商会根据对未来市场的价格和发电量的预测，进行投资经济性分析，如果未来现货价格过低，当前的一些市场的光伏加权平均电价以及消纳情况，在无配套场外机制（如政府授权合约、强制配合等）的情况下，已经难以支撑未来的持续投资。这里不是市场设计本身出现问题，而是在近0边际成本的光伏占比过多的市场中，光伏大发时段的电能本身的边际价值很低，低到了0价或者负价。 在负荷侧，用户会根据现货市场的高价、低价情况调整用电行为，特别是过高的价格会使用户转移用电行为，那么原本常规技术预测的未来最高负荷，由于价格的引导，而不会达到原本的预期水平。而且，在电力市场的激励下，分布式电源、电动汽车、虚拟电厂等新型负荷蓬勃发展，主动参与市场交易，增加了负荷预测的复杂性。 在储能侧，投资商会判断未来现货市场的价差水平，大量的储能入场后，在其他系统条件不变的情况下，由于趋同的充放电行为，会导致低价上升和高价下降进而价差下降的情况，当价差下降到储能投资临界点时就不会再有投资者进入。自主投资行为一方面有利于保证储能投资商的收益，另一方面避免由于政府盲目强制配套要求，最终导致用户的经济效益损失。 在电网侧，电网规划要应对复杂的电力市场环境，应对电源建设不确定性导致的站点布局及线路建设时序变化、电力交易不确定性导致的系统潮流及分布均衡性变化、电价与需求响应机制不确定性导致的负荷大小及特性变化等，使规划方案具有适应各种运行条件变化的应变能力。 在不考虑电力现货市场影响的情况下，传统的仅侧重安全的规划方法可能会出现经济低效的结果，会导致发电侧恶性竞争、用电侧购电成本难以降低、储能侧无法发挥调节效益等问题，进而形成了社会资源的低效利用，并且最终会由用户承担规划成本。 规划如何应对“变”？ 在新型电力系统规划中，行业遇到能源不可能三角的困惑，即可靠、清洁和经济无法同时获得。电力市场下的电力规划或许能为这一难题提供新的思路，即以电力保供（可接受的最高缺电水平）和能源转型（实现“双碳”目标的可再生能源发电量）为边界，在电力市场环境下，通过规划以最低的投资和变动成本实现上述目标。 应变一：负荷预测应充分考虑用户的价格响应行为。仅考虑典型日负荷曲线已不能满足需要，而要在传统的中长期负荷预测技术基础上，考虑电力价格波动、需求侧响应机制、用户行为心理等多种市场因素对负荷弹性的影响，通过高占比类型的工商业负荷的用电灵活性和成本承受力的分析，结合未来现货市场的价格趋势，合理调整最大负荷预测水平。 应变二：电源规划应充分考虑容量成本回收机制。在现有可靠性管理体系中增加电力系统整体供电可靠性标准，即可承受的最高缺电水平，并结合“双碳”目标进程确定新能源消纳量或碳排放量，作为电源优化规划的主要边界，形成煤电、新能源、煤电可调能力、储能等规划方案。在成熟的电力市场环境下，电源投资主要交由市场去完成，电源规划起到确定供给侧总需求的功能。但在实践中，市场的长期动态均衡与市场主体的短期运营需求往往并不一致，可能产生电能市场丢钱（Missing Money）问题，从而可能扭曲投资结构。这种情况下，应及时完善市场模式，在评估未来电能量市场收入的基础上，合理设计容量成本回收机制，以保障发电企业投建电源的经济性，促进规划目标的实现。 应变三：电网规划由以安全为核心向以安全为基础、市场效益为中心转变。在传统考虑安全性的电网规划基础上，开展经济性输电规划。按照市场配置资源的决定性作用规律，主要由市场价格信号引导规划，在满足安全约束的基础上，考虑电力市场成员的经济效益，包括系统总生产成本、用户总购电费用、阻塞成本、发电企业净收入等，建立科学的评价指标体系，优选市场经济性好、效率提升显著的方案组合，合理安排电网建设和投资时序，建立以电力市场的社会福利最大化为目标的精准投资规划体系。 应变四：探索源网荷储综合规划方法。传统的规划方法按照负荷预测、电源规划和电网规划的流程顺序执行。但如前所述，规划与市场之间存在相互影响，源网荷储的运营也存在耦合关系。综合规划是以发电资源（煤电、新能源等）、灵活性资源（煤电灵活性改造、储能）以及用户侧调节资源（价格响应型负荷）作为规划手段，并考虑市场环境下的发用储侧的运营行为，以可靠、清洁、转型等宏观目标为边界，通过综合优化规划方法求解源网荷储规划方案。基于规划方案，再通过电力现货市场长周期仿真进行规划方案验证，即在8760小时范围内，存量和增量的电力系统能否满足宏观规划目标。…