新能源发电量(新能源发电量实现全额消纳)

发布时间：2022-11-18 12:00来源：www.51edu.com作者:畅畅

新能源发电量实现全额消纳

2020年江苏全社会用电量仍然达6374亿千瓦时，比2015年增长24.6%，比2019年增长1.75%，连续3年突破6000亿千瓦时，创历史新高。

江苏是经济强省、能源消费大省，随着“十三五”期间江苏大力发展风电、光伏等清洁能源，江苏省内清洁能源用电量占比正在稳步提升。据统计，2020年，江苏水电、风电、太阳能等清洁能源发电量为783亿千瓦时，是2015年的2.9倍。截至2020年12月30日，江苏省清洁能源总装机容量突破4000万千瓦，占全省发电装机总容量的22.8%，其中风力发电突破历史新高，达到1114万千瓦。“十三五”以来，江苏所有清洁能源发电实现100%全额消纳。在“十四五”开局之际，江苏电力将积极推动电网和企业转型升级，全力服务“强富美高”新江苏建设，助力碳中和落地实践，赋能高质量发展。

新能源发电量实现全额消纳什么意思

三峡水利控股股东是为中国长江电力股份有限公司,实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会。

1. 三峡水利公司概况

重庆三峡水利电力(集团)股份有限公司起源于1929年成立的万县市电业公司,至今已有80余年产业发展历史。公司于1994年经四川省经济体制改革委批准,由原万县市电力总公司、小江电厂等企业共同发起,以定向募集方式改制成立了股份有限公司。

1997年8月,公司在上海证券交易所上市(股票代码:600116),为重庆市一家电力上市公司。重庆三峡水利电力(集团)股份有限公司起源于1929年成立的万县市电业公司。

1941年,中国水电泰斗张光斗先生设计、建造了万县地区第一座水力发电厂——瀼渡电厂,以此掀开了公司发展的新篇章。

2020年,收购了重庆长电联合能源有限责任公司及重庆两江长兴电力有限公司100%股权,整体规模效益和协同发展优势初步彰显。

公司控股股东为中国长江电力股份有限公司,实际控制人为国务院国有资产监督管理委员会。公司目前主要从事发电、供电,电力勘察设计、电力工程安装,综合能源,锰矿开采及电解锰生产加工销售等业务。

公司统调电源装机213万千瓦,其中自有水电装机75万千瓦,年销售电量近200亿千瓦时,供电区域覆盖了重庆市“四区两县”及湖南省花垣、贵州省松桃等区县,与国家电网和南方电网形成了互联互通的供电主体关系,在供区内初步打造了具备一定规模的配售电网络,为所在地方经济社会发展提供了有力的电力要素保障。

近年来,公司治理不断完善,借助资本市场实现跨越发展。2010年和2015年,公司两次实现资本市场再融资,募集资金12.6亿元。2020年4月29日,公司重大资产重组获中国证监会核准;5月21日,公司完成重组资产交割;并于6月成功非公开发行股票6443万股,募集资金5亿元。

公司未来将继续深入践行国家电力体制改革和混合所有制改革重大部署,顺应“能源革命”潮流,紧紧围绕“碳达峰、碳中和”目标和“建立健全绿色低碳循环发展经济体系”国家战略,密切协同三峡集团产业发展战略,围绕“打造以配售电为基础的一流综合能源上市公司”战略目标,紧扣配售电、综合能源、新能源三大业务,积极打造四大产业发展平台,增强创新发展能力,开发优质项目资源,不断提升产业发展能力、综合盈利能力,努力推动绿色低碳发展,打造综合能源行业标杆,实现跨越式发展。

2. 主营业务电力业务

公司主营为电力业务。公司拥有完整的发、供电网络，是上市公司中少数拥有“厂网合一”的电力企业，公司的厂网一体化保证了对区域电力供应的市场优势。公司电力来源为，一是所属水电站发电量通过自有电网销售给终端客户，实现网内全额消纳；二是通过联网线路从国家电网重庆市电力公司、湖北省电力公司恩施供电公司等单位趸购电量。

3. 中国长江电力股份有限公司概况

是由中国长江三峡集团公司作为主发起人，联合华能国际电力股份有限公司、中国核工业集团公司、中国石油天然气集团公司、中国葛洲坝集团股份有限公司和长江水利委员会长江勘测规划设计研究院等五家发起人以发起方式设立的股份有限公司。公司创立于2002年9月29日。

长江电力公司是中国最大的水电上市公司，主要从事水力发电业务。截至报告期末，公司拥有葛洲坝电站及三峡工程已投产的8台发电机组，这部分机组的装机容量为837.7万千瓦。公司还持有广州发展实业控股集团股份有限公司11.189%的股份，权益装机容量约23.4万千瓦；持有上海电力股份有限公司8.77%的股份，权益装机容量约 43.5万千瓦；持有湖北省能源集团有限公司41.69%的股份，权益装机容量约227.4万千瓦。公司总权益装机容量 1,132万千瓦。

新能源电力消纳

构建以新能源为主体的新型电力系统，以风电、光伏为主的新能源将成为新增电能供应的主体，但由于新能源发电固有的强随机性、波动性和间歇性，大规模新能源接入电网后，电力系统的电力电量时空平衡难度将显著加大。

因此，要保障不同时间尺度电力供需平衡和新能源高水平消纳，关键是提升新型电力系统的灵活调节能力。

新能源发电消纳方式

新能源场站是集光伏发电、电化学储能、充电桩、新能源汽车检测、加氢站于一体的新能源综合利用项目。

新能源场站以储能消纳能源，为新能源公交车、出租车、乘用车提供综合服务，实现电力来源绿色化、能源消纳高效化、安全检测常态化。

新能源消纳的主要措施

光伏电站开发建设管理办法

（征求意见稿）

第一章总则

第一条为优化光伏电站开发建设管理，保障光伏电站和电力系统清洁低碳、安全高效运行，促进光伏发电行业持续健康发展，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国电力法》、《企业投资项目核准和备案管理条例》、《电力监管条例》、《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》、《企业投资项目核准和备案管理办法》等有关法律、行政法规和规章，制定本办法。

第二条本办法适用于作为公共电源建设及运行的集中式光伏电站管理。

第三条光伏电站开发建设管理包括规划和可再生能源消纳责任权重引导、年度开发建设方案确定、项目管理、电网接入、运行监测和市场监督、技术质量管理和安全监管等。

第四条国家能源局负责全国光伏电站开发建设和运行的监督管理工作。省级能源主管部门在国家能源局指导下，负责本地区光伏电站开发建设和运行的监督管理工作。国家能源局派出机构负责所辖区域内光伏电站的公平接网、电力消纳、及时足额结算等方面的监管工作以及安全监督管理工作。国家能源局委托国家可再生能源信息管理中心承担光伏电站建设和运行技术管理和服务工作。电网企业承担光伏电站并网条件落实、电网接入、调度能力优化等工作，配合能源主管部门分析测算区域内电网消纳与接入送出条件。

第二章规划和可再生能源消纳责任权重引导

第五条国家能源局编制全国可再生能源发展规划，确定国家光伏电站开发建设的总体目标和重大布局。

第六条国家能源主管部门根据可再生能源规划提出的相关目标，按照责任共担原则，建立和强化可再生能源电力消纳责任权重机制，每年初滚动发布各省权重，同时印发当年和次年消纳责任权重，当年权重为约束性指标，各省按此进行考核评估，次年权重为预期性指标。

第三章确定年度开发建设方案

第七条省级能源主管部门负责做好本省（区、市）可再生能源发展规划与国家可再生能源发展规划之间的上下联动，根据本省（区、市）可再生能源规划、非水电可再生能源电力消纳责任权重，以及区域内电网消纳与接入条件等，合理确定光伏电站年度开发建设方案，原则上每年6月底前向社会公布。光伏电站年度开发建设方案可视国家要求，分为保障性并网规模和市场化并网规模。各地分批确定保障性并网项目或者市场化并网项目的，及时向社会公开相关情况。未纳入光伏电站年度开发建设方案的项目，电网公司不予办理电网接入手续。鼓励各级能源主管部门采取项目库的管理方式，做好光伏电站项目储备。

第八条保障性并网项目鼓励由省级能源主管部门通过竞争性配置方式优选确定，并由电网企业保障并网。市场化并网项目按照国家和各省（区、市）有关规定执行，电网企业配合省级能源主管部门对通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件。

第九条各省光伏电站竞争性配置项目办法和年度开发建设方案应及时报国家能源主管部门备案。各级能源主管部门要优化营商环境，规范开发建设秩序，不得将配套产业作为项目开发建设的门槛。

第四章项目管理

第十条光伏电站项目单位应做好规划选址、资源测评、建设条件论证、市场需求分析等项目开工前的各项准备工作，重点落实光伏电站项目的电力送出条件和消纳市场。

第十一条光伏电站项目按照《企业投资项目核准和备案管理条例》、《企业投资项目核准和备案管理办法》有关规定实行备案管理。各省可制定本行政区域内的项目备案管理办法，明确备案机关及其权限以及备案有效期等。备案机关及其工作人员应当依法对项目进行备案，不得擅自增减审查条件，不得超出办理时限。备案机关应当加强对光伏电站的事中事后监管。

第十二条光伏电站完成项目备案后，应抓紧落实各项建设条件。已经完成备案并纳入年度开发建设方案的，在办理完成相关法律法规要求的各项建设手续后方可开工建设，并与电网企业做好配套电力送出工程的衔接。

第十三条光伏电站项目单位负责电站建设和运营，是光伏电站的安全生产责任主体，必须贯彻执行国家及行业安全生产管理规定，依法加强光伏电站建设运行全过程的安全生产管理，并加大对安全生产的投入保障力度，改善安全生产条件。

第十四条对于各类存量项目应在规定时限内建成投产，对于超出备案有效期而长期不建的项目，各省级能源主管部门应及时组织清理，对确实不具备建设条件的，应及时予以废止。

第五章电网接入管理

第十五条光伏电站配套电力送出工程应与光伏电站建设相协调。光伏电站项目单位负责投资建设项目场址内集电线路和升压站工程，原则上电网企业负责投资建设项目场址外配套电力送出工程。各省级能源主管部门负责做好协调工作。

第十六条对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设。发电企业建设配套送出工程应充分进行论证，可以多家企业联合建设，也可以一家企业建设，多家企业共享。发电企业建设的新能源配套工程，经电网企业与发电企业双方协商同意，可在适当时机由电网企业依法依规进行回购。

第十七条电网企业应根据国家光伏电站开发建设的总体目标、各地区光伏电站建设规划和年度开发建设方案，统筹开展光伏电站配套电网规划和建设，根据需要采用智能电网等先进技术，提高电网接纳光伏发电的能力。各级能源主管部门负责将电网项目纳入相应电力规划。

第十八条电网企业应按照积极服务、简捷高效的原则，建立和完善光伏电站项目接网审核和服务程序。项目单位提出接入系统设计报告评审申请后，对于接入系统电压等级为500千伏及以上的项目，电网企业应于40个工作日内出具书面回复意见；对于接入系统电压等级为110（66）～220（330）千伏的项目，电网企业应于30个工作日内出具书面回复意见；对于接入系统电压等级为35千伏及以下的项目，电网企业应于20个工作日内出具书面回复意见。对于不具备接入条件的项目应说明原因。鼓励电网企业推广“新能源云”平台，服务新能源为主体的新型电力系统。

第十九条电网企业应提高光伏电站配套电网工程相关工作的效率，做到配套电力送出工程与光伏电站项目同步建设，同时投运。确保纳入年度开发建设方案的保障性并网和市场化并网项目应当“能并尽并”，不得附加额外条件。

第二十条电网企业要会同全国新能源消纳监测预警中心及时公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导理性投资、有序建设。对项目单位反映的问题，省级电网企业要及时协调、督导和纠正。光伏电站并网后，省级电网企业应及时掌握情况并按月向省级能源主管部门报送相关信息。

第二十一条光伏电站项目应符合国家有关光伏电站接入电网的技术标准，光伏发电系统容配比不应高于1.8:1，涉网设备必须通过经国家认可的检测认证机构检测认证，经检测认证合格的设备，电网企业不得要求进行重复检测。

第二十二条电网企业应按国家有关技术标准和管理规定，在项目单位提交并网调试申请后15个工作日内，配合开展光伏电站涉网设备和电力送出工程的并网调试、竣工验收，与项目单位签订并网调度协议和购售电合同。

第二十三条电网企业应采取系统性技术措施，完善光伏电站并网运行的调度技术体系，按照有关规定保障光伏电站安全高效并网运行，保障光伏电站维持合理利用率。

第六章运行监测与市场监督

第二十四条省级能源主管部门在国家能源局指导下，加强光伏电站建设质量监督管理及运行监管。国家能源局根据建设和运行的实际情况及时完善行业政策、规范和标准体系。

第二十五条项目主体工程和配套电力送出工程完工后，项目单位应及时组织项目竣工验收，并将竣工验收报告报送项目备案机关，抄送国家国家可再生能源信息管理中心。

第二十六条国家能源局适时组织或者委托行业协会、有资质的咨询机构等，根据相关技术规定对通过竣工验收并投产运行 1 年以上的重点光伏电站项目以及试点、示范项目的建设和运行情况进行后评价，作为完善行业政策、规范和标准的重要依据。项目单位应按照评价报告对项目设施和运行管理进行必要的改进。

第二十七条国家能源局依托国家可再生能源项目信息系统开展项目全过程信息监测。省级能源主管部门应督促项目单位应按照有关要求，向国家可再生能源信息管理中心报送相关信息。

第二十八条光伏电站建设运行过程中发生电力事故、电力安全事件和信息安全事件，项目单位和有关参建单位应按相关规定和要求向上级主管单位、有关国家能源局派出机构以及相关地方政府电力管理等部门报告。

第二十九条光伏电站的拆除、设备回收与再利用，应符合国家资源回收利用的相关政策，不得造成环境破坏与污染，鼓励项目单位为设备回收与再利用创造便利条件。