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国外促进新能源发展的主要政策包括固定电价政策、配额制等。我国风电并网消纳存在主要问题还是弃风量、弃风率过高。我国发展新能源目前成本很高且缺乏市场竞争力,存在容量受限、并网难、跨区消纳缺乏统筹等问题。总体来看,我国新能源发展规模并非过快,而是发展模式和平衡出现问题。
我国新能源发展机制中的鼓励性政策、措施、规划等,主要侧重于新能源制造设备方面、装机容量和项目建设方面,造成我国新能源装机规模发展迅速,但在消纳方面缺乏相应的机制和政策措施。建议重点从新能源发电量占比、规划协调度、配额制,热电能力及补偿机制、优先调度、输配与售电分开市场机制、法律法规与监管、分布式电源、储能等方面加强建设。
首先是总量目标如何确定。总量目标不仅应该明确装机规模,还应明确新能源发电总量,以及在总发电量中占比。建立总量目标制度和考核制度,建立统筹协调国家与地方、电源与电网、各行业规划制度。
在规划方面,应将新能源发展各个环节都落实到规划发展中,并将减排目标、新能源发展目标等纳入规划总体目标中,保证新能源发电总量,并协调新能源和传统能源装机和发电量。在电力电量平衡、负荷预测等规划过程中,给新能源和分布式电源合理地位。此外,需要针对新能源对备用热电这方面的特殊影响,开展专项的消纳和调控规划,通过规划落实调峰电源的建设,落实发达区域电网建设,实现各种能源之间的协调规划和电网与电源的协调规划。
从调峰能力及补偿机制来看,在未来相当一段时间内,火电机组仍是主要调峰电源。随着新能源大规模接入的及其间歇性、不可控性、不可预测性,火电机组参与调峰大大影响了自身利用小时数。目前这种情况下,发电厂想方设法回避调峰。在最典型的北方地区,大量的机组改造为热电机组,造成供热能力远远超过供热需求。大量热电机组严重影响系统调峰灵活性。因此,应建立调峰补偿机制,加强对调峰能力的实时监测和监管,推动火电机组深度调峰能力和建设,鼓励热电、核电、自备电厂参与调峰,理顺抽水蓄能电站建设和运行机制,给抽水蓄能系统以合理的盈利模式。
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单看增量配电网在电力系统中的位置,似乎和前一主题转供电物业有些类似。(来源:微信公众号“黄师傅说电”)都是通过自身的变配电设备把大电网供过来的电再转配给辖区内的电力用户,而自身作为大电网的一个用户主体,既要上行向电网公司缴费,又要下行向域内用户收费。不过增量配电网虽然是电改9号文
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