【国家能源局】国家能源局举行新闻发布会介绍2018年可再生能源并网运行情况等
2019年01月29日

  1月28日,国家能源局在京召开新闻发布会,发布2018年可再生能源并网运行情况和12398能源监管热线投诉举报处理情况,介绍电力辅助服务市场建设进展情况,并回答记者提问

  发布会文字实录

  国家能源局法制和体制改革司司长

  兼新闻发言人 梁昌新

  各位记者朋友,大家上午好!欢迎大家出席国家能源局例行新闻发布会。2018年全社会用电量数据前几天已在能源局网站对外公布,今天的新闻发布会将发布2018年可再生能源并网运行情况、12398能源监管热线投诉举报处理情况,以及电力辅助服务市场建设进展情况。

  出席今天发布会的有新能源和可再生能源司副司长李创军先生、市场监管司副司长陈涛女士,我是国家能源局法制和体制改革司司长兼新闻发言人梁昌新。两位司长发布之后,将统一安排回答记者提问。现在,请李创军副司长介绍2018年可再生能源并网运行情况。

  新能源和可再生能源司副司长 李创军

  各位媒体朋友,大家好!首先感谢大家一直以来对国家能源局新能源司工作的大力支持和对可再生能源行业的高度关注。下面,我分五个方面向大家介绍一下2018年可再生能源发展情况。

  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。

  以上就是2018年可再生能源建设和运行的简要情况。请各位继续关注我国可再生能源发展、反映各种情况和问题,也欢迎提出意见和建议。谢谢大家!

  市场监管司副司长 陈涛

  各位新闻界的朋友们,大家好!首先,向一直以来关心、支持电力市场建设和市场监管工作的媒体朋友们表示衷心感谢!按照工作安排,今天我发布12398能源监管热线2018年投诉举报受理及处理情况和全国电力辅助服务市场建设情况两个方面的内容。首先,介绍国家能源局12398能源监管热线(以下简称12398热线)2018年投诉举报受理及处理情况。

  一、12398能源监管热线投诉举报处理基本情况

  一是热线接收信息数量持续增长。人民群众对热线的参与度持续提升。12398热线2018年收到人民群众来电57.9万余通,同比增长25.05%。其中收到有效信息100016件,同比增长39.9%。收到的有效信息中,河南、河北、山东、上海、陕西、广东、安徽、江苏、四川、湖南数量列全国前10位。

  二是投诉举报数量下降明显。全年共受理投诉举报4390件,同比减少26.96%。河南、河北、四川、安徽、湖南、陕西、广东、内蒙古、湖北、广西投诉举报数量列全国前10位,内蒙古、天津、陕西、河南、海南、安徽、河北、甘肃、湖南、上海百万人均投诉举报率列全国前10位。

  三是投诉举报主要集中在电力行业。主要原因是电力行业涉及每行每业、每家每户、每时每刻,与人民群众的生产生活息息相关,且12398能源监管热线源自电力监管热线,在电力用户中知晓度较高。全年受理的投诉举报中电力行业共4066件,占比92。62%;新能源和可再生能源行业共320件,占比7。29%。反映的问题主要是部分地区频繁停电、低电压问题较为突出;有的地区电力设施运维不到位,存在安全隐患;个别基层供电企业服务意识淡薄、服务水平不高;有的地区光伏项目并网和补贴发放不及时等。

  四是投诉举报受理率及满意程度较高。2018年已办结投诉举报3956件,占投诉举报受理量的91。13%;完成回访3945件,回访率为99。72%,回访满意率达到86。01%。

  二、监管成效显著提升

  2018年,国家能源局继续加强热线中心建设,增设临时坐席,确保春节、国庆节等重要时段和迎峰度夏期间热线全时畅通;各派出机构加大工作力度,及时受理和办理投诉举报事项;相关能源企业采取有效措施,人民群众的用能诉求得到了较好的解决。从区域来看,南方电网区域投诉举报数量下降比较明显,降幅为62.02%;从各省来看,贵州、广东、海南、江苏、新疆、山西、云南、浙江、广西、北京投诉举报数量下降明显。

  2019年,我们将继续坚持以人民为中心的发展思想,不断提高管理水平和服务能力,不断提升投诉举报信息处理能力,进一步提高解决群众诉求的工作质量,充分发挥能源监管“民生通道”作用。针对人民群众投诉举报的重点、热点和难点问题,将开展对投诉举报突出问题的重点监管,不断提升人民群众对能源服务的获得感和满足感。

  以上是12398能源监管热线2018年投诉举报受理及处理情况的简要介绍。

  接下来我介绍的另外一个题目是:大力推进电力辅助服务市场建设,促进电力清洁、安全、高效、可持续发展。

  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。

  以上是全国电力辅助服务有关情况的简要介绍。借此机会,再次感谢新闻界朋友们对电力市场建设和市场监管工作的关心和支持。新春将至,祝大家新春愉快,家庭幸福,工作顺利。谢谢大家!

  梁昌新:谢谢陈涛副司长。现在开始提问,请各位记者朋友围绕今天新闻发布会的内容提出问题,提问时请先报一下自己所代表的新闻机构。

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  央视财经记者:我们注意到,2018年全国光伏发电的新增装机规模创下历史第二高,2019年光伏发电建设的总体思路是什么?

  李创军:

  谢谢这位记者朋友的提问。经过这几年的发展,18年底我们国家光伏发电规模已经达到1.74亿千瓦,居世界第1位。光伏发电已由高速增长阶段转向高质量发展阶段。2019年,我们将以推进光伏发电高质量发展为主线,继续推动光伏产业发展,保持光伏产业合理的发展规模和发展节奏。进一步完善光伏发电建设管理,根据产业发展实际,2019年光伏发展将分成两大块:一块就是不需要国家补贴的光伏发电项目,另一块就是需要国家补贴的光伏发电项目。按照这两块管理。

  对于不需要国家补贴的光伏发电项目,在符合规划和市场环境监测评价等管理要求、落实接网消纳等条件的前提下,由地方自行组织建设,具体按《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》规定执行。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,目前我们能源局正和有关部门抓紧研究,将尽快出台。

  中国电力报记者:近期国家发展改革委、国家能源局印发了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》。企业如想申报平价上网项目,应如何开展工作?

  李创军:谢谢你的提问。正如你所说,国家发改委、国家能够局刚刚印发了《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》,《通知》里面对你刚才讲的问题都是有规定的。根据这个《通知》,风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目由省级能源主管部门组织实施。企业可按要求向省级能源主管部门申报平价上网项目,不需要向国家能源局申报。

  为统筹协调推进平价上网和低价上网有关工作,现阶段我们请各省(区、市)能源主管部门将拟开展的平价或低价上网试点项目信息报送国家能源局。国家发展改革委、国家能源局将定期发布平价上网项目和低价上网项目名单,协调和督促有关方面做好相关支持政策的落实工作。谢谢。

  中国改革报记者:刚才陈司长介绍了2018年国家能源局推进电力辅助服务市场的建设情况,下一步有哪些具体措施和要求?

  陈涛:

  我介绍一下电力辅助服务下一步工作要求,主要分为三个方面。

  一是进一步扩大电力辅助服务参与主体范围。新一轮电改以前,电力辅助服务主要覆盖统调火电和大水电机组。近年来,清洁能源装机不断增加,对我国的电力系统提出了更高的要求。下一步,要进一步扩大电力辅助服务参与主体范围,实现省级及以上电力调度机构调度的发电机组全部纳入电力辅助服务参与范围。尚未将核电、热电联产、风电、光伏发电等发电机组纳入电力辅助服务参与范围或不同类型机组分立账户的,要完善规则、落实规则、加强监管,促进各类型发电机组在同一平台上公平承担电力辅助服务义务。各地可根据实际情况,将地市级调度机构调度的发电机组逐步纳入参与范围,或参照统调机组规则制定非统调机组电力辅助服务实施细则。同时,按需扩大电力辅助服务提供主体,鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务,探索第三方参与提供电力辅助服务,进一步探索研究建立用户参与的分担共享机制。

  二是进一步加大电力辅助服务补偿(市场交易)力度。电力辅助服务的力度是其在电力系统中的价值体现,根据国际经验,通常间歇性能源占比越高、灵活性电源需求越多的电力系统,支付的电力辅助服务成本就越高。当前我国电力辅助服务总费用占总电费比重较欧美等电力市场还有很大差距。所以,要进一步实现电力辅助服务补偿(市场交易)力度科学化,按照“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度,同时加大市场化交易力度,弥补发电企业承担电力辅助服务的成本,体现电力辅助服务本身的价值,充分调动发电企业提供电力辅助服务的积极性。部分地区对于调频、调峰、备用等服务补偿(市场交易)力度较小,不能覆盖电力辅助服务提供成本和合理收益的,要尽快完善区域并网发电厂辅助服务管理实施细则相关内容,鼓励调频和调峰服务按效果补偿,进一步加大电力辅助服务市场化交易力度。

  三是进一步推动补偿机制向市场竞争机制转型升级。目前各地通过“两个细则”方式按照国家能源局要求实施的辅助服务补偿机制,实质上是一种符合市场化方向的经济补偿机制,目的是实现辅助服务在“厂厂之间的公平分配”,维护市场主体公平承担安全责任。随着电力体制改革不断深化,电力市场建设稳步推进,电力辅助服务补偿机制也亟需向电力辅助服务市场机制推进,电力是商品,辅助服务也是商品。刚才提到我们已启动了14个电力辅助服务市场,目前,能源局有关派出机构也正在探索研究华中、青海、上海、安徽、四川、江西、湖南、广西等地区的电力辅助服务市场建设,同时我们也鼓励其他地区遵循中发〔2015〕9号文精神,结合各地实际情况,充分尊重市场主体的选择,稳妥有序地探索开展电力辅助服务市场建设,2020年底前在全国范围基本建立电力辅助服务市场机制,大力促进我国电力体制改革和电力市场建设。谢谢。

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