登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
近年来,国际局势激烈动荡,能源危机席卷全球,给世界各国能源和电力结构带来深远影响。受煤炭去产能进程加速、可再生能源出力不稳定、极端天气频发等多种因素叠加影响,我国电力供需局部性、时段性偏紧,2021、2022年的冬季和夏季用电高峰期多地均出现电力供应紧张甚至短缺的情况。对此,我国多次提出要充分发挥煤电的“压舱石”和“调节器”作用,保障电力的安全稳定供应。
(来源:微信公众号“能源评论•首席能源观” 作者:袁家海 张健)
煤电作为我国电力供应的主体电源,成为兼顾保供与减碳的关键点:既要控制规模增长,又要平稳煤电电量;既要保障基础供应,又要灵活平衡供需。目前的体制机制尚不能适应新型电力系统构建过程中的煤电转型需求,煤电业务发展陷入困境,导致传统发电企业面临诸多严峻挑战。
低碳减排任务重,安全保供责任大
发电企业作为实现“双碳”目标的重点减排对象,必须全面贯彻新发展理念,加快构建绿色低碳的新型电力供应体系。传统发电企业煤电资产份额较高,低碳减排任务重。发电企业中具有代表性的五大发电集团的电力装机容量在全国装机总容量当中占比高,其煤电资产占比在发电企业当中同样处于较高水平。2021年煤电装机容量为11.10亿千瓦,占全国发电总装机容量的46.7%,其中五大发电集团控股的煤电资产占比高达50%左右。传统发电企业低碳转型的主要着力点是燃煤电厂,但在煤电业务持续亏损的状态下,庞大的煤电资产份额成为企业低碳转型的负担和阻碍。
在供电碳排放强度方面,2015年五大发电集团的平均碳排放强度为600~700克/千瓦时,2020年平均碳排放强度下降至525~650克/千瓦时。2016年发布的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》要求2020年大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克/千瓦时以内。据五大发电集团公布的供电煤耗数据,国家电投和华电集团2020年的供电碳排放已经得到有效控制,而华能集团、大唐集团和国家能源集团由于2015年基数较大,距离完成550克/千瓦时的目标还有较大差距。总体来看,以五大发电集团为代表的传统发电企业在碳排放强度等技术指标方面仍有待优化,在绿色低碳转型发展道路上面临较大的压力和挑战。
煤电是当前我国最主要的电力来源,2021年煤电发电量为5.04万亿千瓦时,占全国总发电量的60%。我国“富煤贫油少气”的基本国情决定了短期内以煤为主的能源结构不会改变,煤电仍是保障我国能源电力安全稳定供应的重要电源,推动煤炭清洁高效利用将发挥能源安全供应“压舱石”和能源低碳转型“助推器”的双重作用。煤电具有较大的转型优化空间,但若转型过程不平稳,过快以新能源电源大量替代煤电,电力系统的安全稳定运行将受到严重威胁。
2021年10月19日,国家发展改革委召开煤电油气运重点企业保供稳价座谈会,要求煤电机组应发尽发,压实属地责任和电力企业保供主体责任,加强资源统筹调度,全力保障煤电机组高比例开机、高负荷出力。在此要求下,即使电煤价格不协调、煤价高涨,五大发电集团作为央企和发电行业的“顶梁柱”,也应坚决履行经济责任、政治责任、社会责任,形成高效运转的能源保供调度和资金支持响应机制,千方百计寻找煤源、协调运力,不计代价采购电煤、补充库存,全力以赴多发多供。最终煤电以不足50%的装机占比,生产了全国超60%的电量,承担了70%的顶峰任务,发挥了保障电力安全稳定供应的“顶梁柱”作用。
在煤价高涨的情况下持续安全保供,2021年五大发电集团燃煤发电亏损和供热亏损合计超过1360亿元,不仅较2020年大幅减利逾1600亿元,也超过了2008~2011年的煤电累计亏损额。2022年第一季度,因全力保供而严重亏损的煤电企业仍未走出困难期,饱受燃料成本压力影响,煤电企业仍大面积亏损。尽管国家相关部门推出了一系列保供稳价措施,但2022年上半年煤价同比增长仍达到50%左右,而煤电企业上网电价涨幅仅为20%左右,大型发电集团仍有一半以上的企业处于亏损状态。煤电企业为了安全保供,付出了巨额亏损、设备失修、负债率高企、大量人力投入的代价,同时还面临结构调整和低碳转型的要求,如何寻找二者的平衡点成为困扰发电企业低碳转型的难题。
煤电改造任务重,融合发展需求多
发电企业的低碳转型需要大量的资金投入,涉及煤电机组改造升级、大力发展新能源的投资以及低碳技术研发投入等方面,这意味着电力转型的资金投入将占据主要部分。“十三五”期间在煤电亏损严重、配套政策不到位的情形下,发电企业“不敢”“不愿”投资,煤电机组改造推进缓慢。“十四五”时期,煤电行业的发展存在巨大的资金需求,需要投入大量的资金用以提高煤电效率,实现锅炉升级改造、灵活性改造以及低碳减排改造等。
在煤电转型方面,《全国煤电机组改造升级实施方案》要求节煤降耗改造规模不低于3.5亿千瓦,供热改造规模力争达到5000万千瓦,存量煤电机组灵活性改造完成2亿千瓦,实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。据中电联统计,煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本为500~1500元,加上后期运维、煤耗等成本,若没有合理的经济回报,电厂难以承受改造代价。目前,煤电企业普遍存在亏损大、高负债、现金流紧张等问题,企业自身已经没有足够的能力支持煤电改造的艰巨任务。煤电改造任务的顺利完成不能单纯依靠煤电企业,政策、财政、金融、成本等均需要提供后续保障。
煤电与其他发电技术的耦合方式单一,火水风光多能融合发展深度不足,需要进一步投资研发。例如,燃煤生物质耦合发电技术存在发电侧耦合、蒸汽侧耦合和燃烧侧耦合等多种技术形式。相关技术在国际上的运用已较为成熟,我国对此的研究尚处于起步阶段,目前燃煤耦合生物质发电是以气化为主,发展规模还不理想,面临缺乏系统规划、行业标准化建设不够完善等问题。项目从秸秆收购、储藏、运输等环节都需要相应的人力和资金投入,在缺乏补贴的情况下,企业的投资积极性不高,项目难以落地。未来还需进一步加大政策支持力度,从电价制度、碳市场交易等方面着手,促进形成行业可持续发展的良性机制。
碳捕集、封存与利用(CCUS)作为具有前景的低碳技术,其研发推广同样需要大量的资金投入。CCUS是一项流程复杂的技术,具有较长的产业链,产业内各行业间的相关性较强,对资金的需求量很大,资金交叉普遍、关联度高,融资关系复杂,投资风险高。现有技术条件下,我国CCUS的成本为300~600元/吨,每度电增加成本0.26~0.4元,能耗水平增加14%~25%;地质封存时还存在泄漏的风险。CCUS的发展也是一个长期的过程,研发周期长,市场不确定性强。发电企业在资金、技术等方面的投资需要具备持久性和稳定性。
燃料成本疏导不畅,市场机制有待完善
目前我国电力市场执行的是以电量价格为主的市场机制。单纯计算电量收益时,煤电运行小时数低、电煤价格不协调、煤电上网电价机制不完善,导致煤电生存困难、电厂收益难以保障。作为煤电的主要成本,燃煤成本在总成本中的占比达到70%左右。2021年9月以来,全国燃煤价格更是出现大幅上涨,动力煤价格屡创历史新高。代表性的秦皇岛5500大卡动力煤价格从2020年每吨均价577元冲到2021年10月17日的2600元;五大发电集团2021年平均到厂标准煤单价(含税)每吨突破千元,达到1041元,比2020年651元猛增60%。
自2020年1月1日起,我国全面取消煤电价格联动机制,实行多年的“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。其中,基准价按各地此前燃煤发电标杆上网电价确定,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%,具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。这个机制顺畅运转的前提是煤价保持相对稳定。2021年的煤价大幅上涨,按10%的上浮比率确定交易价格,也不能有效传导煤价成本的上涨,导致多个省份出现用电紧张。深化燃煤发电上网电价市场化改革、重构电价传导机制具有急迫性。因此2021年10月11日,电价新政要求扩大市场交易电价上下浮动范围:将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动原则上均不超过20%,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。然而,高位运行的煤价下,部分地区的煤电上网电价甚至要翻倍才能将燃料成本完全疏导出去。
当前电价等政策不完善,电力市场机制衔接不畅,电价疏导路径受阻,煤电企业生存压力加大,市场机制对煤电低碳转型的引导作用难以发挥。“基准+浮动”电价不能真实反映煤电成本,近两年煤价走高,煤电电价无法将燃料成本有效疏导,致使煤电企业经营压力加大。随着我国现货市场试点交易的不断深入,市场出清价格逐渐趋同于系统边际发电成本,清洁能源优先出清,煤电正失去过去的成本优势,机组收益大幅下降、固定投资成本无法回收。辅助服务市场不完备,调峰费用由发电侧分摊、未传导到用电侧,难以完整体现煤电的灵活调节服务价值。缺少容量市场机制,在电力紧张时常规的现货电能量价格不能弥补煤电的顶峰成本,无法兑现煤电的安全保供价值,煤电企业缺乏足够的可靠容量补偿激励。市场机制不完备,叠加化石能源价格高企、安全环保生产要求不断加码、碳配额约束等多重因素的冲击,大量尚处于资本成本回收早期阶段的化石能源机组,面临难以收回投资成本的风险,亏损严重的煤电企业甚至需要破产重组来避免进一步的损失。
在此背景下,煤电企业的盈利空间受到高煤价、低电价的“两头挤压”,随着利用小时数不断降低,行业出现大面积亏损。在持续亏损的情景下,煤电仍需确保用电安全,保障供电需求,但是当前我国的市场机制不足以保障燃煤电厂的基本收益,缺乏煤电为电力系统提供保安全、顶峰调频等服务的回报。煤电转向灵活调节电源和基础保障电源,发挥容量价值和灵活性服务价值,电力市场和价格机制则必须改革到位,保证有市场需求的煤电机组能够得到正常回报,能在系统中生存下去。紧急情况下,国家已出台多个货币政策工具来为煤电纾困。然而,无论何种金融工具应急支持,提供的都是“输血”服务;而只有市场机制到位,煤电才能具备自主“造血”功能。
2021年11月,国家设立2000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款,2022年5月又在此基础上增加了1000亿元额度,新增额度支持领域增加了煤电企业电煤保供,并提出拨付500亿元补贴资金、通过国有资本经营预算注资100亿元,支持煤电企业纾困和多发电。2022年夏季,川渝地区因极端高温天气出现了电力供应紧张的局面,为了2022年冬季的电力安全稳定供应,避免再次出现因电煤供应紧张,国家针对保供提出了专项资金,及时缓解承担安全保供责任的中央发电企业所面临的经济压力。然而低碳转型发展也是一个长期的过程,仍需要投入大量的资金发展低碳技术、参与碳市场交易,改造升级机组,已有的金融政策无法支持发电企业长期低碳发展。
未来保供压力催生的规模扩张将加重煤电行业中长期低碳转型的经济负担。近年来,煤电业务的持续亏损导致企业长期面临严格的信贷管控措施,金融机构对经营亏损、负债率高、信誉评级较低的企业的融资意愿下降。未来煤电低碳转型需要数万亿元规模的资金投入,然而金融资本更多流向绿色领域,煤电保供企业难以获得充足的转型融资,低碳发展的资金缺口巨大。
健全配套政策,积极引导煤电高质量转型
针对发电企业低碳转型面临的困境与挑战,政府部门应当对承担安全保供社会责任的发电公司予以政策倾斜,重视其面临的转型困境,通过税收减免、容量服务补偿、优惠贷款等政策减缓经营压力;加强财政资源统筹,加快设立国家低碳转型基金,充分发挥包括国家绿色发展基金在内的现有政府投资基金的引导作用,对于煤电等高碳排放行业,应统筹运用相关资金,加大对节能降耗改造机组的政策支持,对煤电低碳技术的研发和示范项目给予资金支持,对承担安全保供的煤电企业实施增值税留抵退税政策,引导鼓励金融机构保障煤电企业的合理融资需求;完善电力市场机制建设,有效疏导发电成本,强化电能量市场、辅助服务市场和容量市场的有机衔接和协同发展,以合理的价格激励机制引导煤电低碳转型,并协同发展和部署电力市场与全国碳市场,根据现实情况调整来让市场化机制做到“强强联合”,共同推动行业低碳转型;将煤电行业重点纳入转型金融分类目录,并基于低碳转型的动态性,结合行业实际的减排情况和整体环境的变化定期灵活调整技术路径,利用碳减排支持工具、贴息、担保、认证补贴等优惠政策为转型项目提供激励,积极推进转型金融的发展,以提升转型企业和转型项目的可融资性。
在相应政策的支持下,为了突破低碳转型的困境,传统发电企业需要积极应对挑战,保障政策落地实施效果。第一,应积极响应国家政策要求,加快淘汰落后煤电机组,同时严格控制煤电机组的新增;对于存量的煤电机组,企业应做到一厂一策、一机一策,积极开展存量机组的供热改造、节能降耗改造、耦合生物质改造、灵活性改造等工作,加大CCUS改造等低碳技术的研发投入。第二,应充分利用存量煤电灰场、热网等厂区布置,因地制宜改造升级,配套部署可再生能源、储能、制氢、热泵等,为周边工业园区、产业园区等提供冷热电气水等综合能源服务,并结合技术改造提高煤电机组经济运行和灵活运行水平,发挥煤电的兜底保障作用。第三,以煤电资产为主的发电企业需要进一步加大清洁能源发电项目投资,扩大企业的新能源发电比例,积极推进大型风电光伏基地建设、开发中上游水电、分布式能源、集中式储能项目,加大新能源技术的研发投入,加紧布局氢能产业链,探索生物质能、地热能、海洋能的新能源发电业务;在增量配电网展开的基础上,立足于配电范围内的电力用户,因地制宜,构建综合能源服务体系;依托“云大物移智链”等新技术,打通电力产业链各环节数据壁垒,加强“多能互补”与“源网荷储”之间的多向互动,实现数字技术与电力技术之间的深度融合;发电企业需充分利用碳配额市场争取实现创收创效,进一步加强碳资产风险管理,完善碳资产管理和交易平台,制定碳资产管理策略,打造全产业链协同发展的碳业务版图。第四,应不断完善当前的管理模式,建立适应新能源业务发展的管控体系,建立新能源业务发展与整合平台,发挥企业新能源业务的发展优势和竞争优势,形成规模效应。
(作者均供职于华北电力大学)
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
改革是电力行业发展的核心驱动力之一。进入“十四五”以来,在我国“双碳”目标的提出,以及能源安全韧性的拷问下,新一轮电力体制改革全面提速,为构建新型电力系统探索适配的“软件系统”。根据国家能源局公布的数据,2025年一季度,我国风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦,累计装机达到14.82亿千
国家发展改革委、国家能源局近期发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(以下简称《通知》),国家能源局有关负责同志接受采访,回答记者提问。问:什么是绿电直连?答:直连是指电源不直接接入公共电网,而通过与用户直接连接的电力线路向单一用户供电,供应的电量可以清晰物理溯源。一是绿
近日,国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》。政策直指单一利用公用电网方式下的高比例新能源消纳困境和碳壁垒,提出“主网和微网协同发展”的思想,同时带动发电、用能和电网体系的结构性变革,将对我国能源体制、市场规则和企业角色带来全方位转变。政策背景:促进
北极星售电网获悉,5月30日,江苏电力交易中心发布关于优化江苏电力市场注册、入市工作提示,其中提到,交易中心即日起取消“现货专项注册”业务,后续“入市申请”业务默认包含电力中长期市场交易、现货市场交易。已参与江苏电力中长期市场交易的存量发电企业(不含参与绿电交易的光伏、风电)、一类
国家发展改革委、国家能源局近期发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(以下简称《通知》),国家能源局有关负责同志接受采访,回答记者提问。问:什么是绿电直连?答:直连是指电源不直接接入公共电网,而通过与用户直接连接的电力线路向单一用户供电,供应的电量可以清晰物理溯源。一是绿
为推动贯彻中央八项规定精神学习教育走深走实,改进工作作风,加强调查研究,近日,东北能源监管局分管负责同志带队赴吉林省围绕重点煤电、气电项目和大型风电、光伏基地建设推进情况开展专题调研,进一步掌握吉林省重点支撑性、调节性电源推进情况。调研期间,调研组广泛开展座谈交流,实地查看项目建
5月27日,国内单体规模最大“茶光互补”电站——云南墨江碧溪235兆瓦光伏电站并网发电。该电站全容量并网发电后,每年可为电网提供清洁电能约3.76亿千瓦时。而这些清洁电能即将全面参与现货市场。今年2月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展
近日,国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(发改能源〔2025〕650号),探索创新新能源生产和消费融合发展模式,促进新能源就近就地消纳。文件提到,本文所指的绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网,通过直连线路向单一电力用户供
北极星储能网获悉,5月21日,国家发改委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》,其中明确鼓励提升系统友好性。并网型绿电直连项目应通过合理配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力等方式,充分提升项目灵活性调节能力,尽可能减小系统调节压力。做好源荷匹配。并网型项目应按照“以荷
5月23日,国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力市场运行规则(试行,2025年V1.0版征求意见稿)》意见的通告,文件指出,多台发电机组共用计量点且无法拆分,各发电机组需分别结算时,可按照发电机主变高压侧或每台机组的实际发电量等比例计算各自上网电量。对于风电、光伏发电企业处于
5月27日,国内单体规模最大“茶光互补”电站——云南墨江碧溪235兆瓦光伏电站并网发电。该电站全容量并网发电后,每年可为电网提供清洁电能约3.76亿千瓦时。而这些清洁电能即将全面参与现货市场。今年2月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展
改革是电力行业发展的核心驱动力之一。进入“十四五”以来,在我国“双碳”目标的提出,以及能源安全韧性的拷问下,新一轮电力体制改革全面提速,为构建新型电力系统探索适配的“软件系统”。根据国家能源局公布的数据,2025年一季度,我国风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦,累计装机达到14.82亿千
面向新型电力系统开展电力规划,应对“不确定性”是其中的关键命题。高比例新能源、高比例电力电子设备的“双高”特性,叠加用户侧用电结构变化和大量新型负荷的崛起,源荷双侧不可预测性显著增强,传统“源随荷动”的平衡模式难以适用,电力系统安全韧性面临的挑战在“十四五”期间已逐步显现,“十五
“十四五”以来,我国电力发展面临的内外部形势发生了深刻变化,电力—经济关系也呈现新的阶段性特征,新形势下中长期电力需求预测需紧密捕捉新旧动能转换特征,为电力供需分析和保供方案制定打下坚实基础。电力需求面临的新形势及新要求从全球视角来看,当前全球经济和贸易增长面临严峻挑战,技术封锁
近年来,新能源投资步入强竞争时期,加之技术迭代加速跃迁、电力交易市场复杂性增加,基于“价差”的财务投资难以适用于新能源发展新周期,需要在全新的价值维度上找到新的增长点和新路径。(一)新能源投资布局从规模扩张转向质量优先电气化趋势使电力需求激增,新能源投资持续加码,但风光等新能源的
5月22日,江苏电力交易中心发布虚拟电厂公示结果的通知,江苏销售公司虚拟电厂在江苏电力交易中心注册生效,这是江苏公司首家投入商业运行的虚拟电厂。作为新型电力系统下平衡电力供需的重要手段之一,虚拟电厂可聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源,协同参与电力系统优化和电力市场交易
5月26日,投资2.25亿元、装机规模10万千瓦/20万千瓦时的四川成都新津邓双储能电站正式投运。该电站是成都电网首个电网侧储能电站,可在负荷高峰时段提供10万千瓦保供顶峰能力,预计每年可向电网提供6000万千瓦时调峰电量,单次充电可供约10万台1.5匹空调使用2小时。成都电网负荷尖峰化特征明显,储能电
文/武魏楠2025年5月26日,江苏省电力交易中心发布了6月份集中竞价交易结果:此次交易总成交量为48.83亿千瓦时,成交价格为312.8元/兆瓦时。以江苏0.391元/兆瓦时的燃煤基准电价计算,312.8元/兆瓦时的价格已经触及1439号文中规定的中长期价格浮动下限(下浮20%)。该成交价格与2025年5月相比,环比降幅
2025年,浙江省平阳全县迎峰度夏有序用电工作方案共安排负荷36万千瓦,分6级执行。A级方案:6万千瓦;B级方案:12万千瓦;C级方案:18万千瓦;D级方案:24万千瓦;E级方案:30万千瓦;F级方案:36万千瓦。全县有序用电按A-F级分级启动实施,各乡镇根据本地实际情况,结合企业分类综合评价机制,科学精准编制有序
据浙江省电力行业协会26日消息,在正常气温、常规经济增长等边界条件下,预计今年夏季浙江省最高用电负荷将达1.33亿千瓦、同比增长7.8%,较去年增加1000万千瓦,电力供需趋紧。一季度,浙江GDP增长6.0%、高于全国0.6个百分点,全社会用电量增长5.5%、高于全国3个百分点。据预测,今年浙江省盛夏高温过
在全球能源转型的大背景下,新能源发电能力大幅提升。电力系统不仅要灵活地适应发电侧和负荷侧的变化,也要保证即使新能源电源增加,电力系统依然是可靠且具有韧性的。如何通过技术、机制和模式创新提升电力系统的灵活性,以适应高比例新能源电源的接入?在2025能源电力转型国际论坛期间,本报记者采访
习近平总书记强调指出:“加快发展新一代人工智能是我们赢得全球科技竞争主动权的重要战略抓手,是推动我国科技跨越发展、产业优化升级、生产力整体跃升的重要战略资源。”所谓人工智能(Artificialintelligence,AI),指的是类人智能,主要研究用于模拟和扩展人的智能的理论和方法、技术和应用系统的一
“十五五”是我国经济迈向高质量发展的关键阶段,也是全球能源格局深刻调整的重要时期。在当前和今后一段时间,我国能源电力将持续处于清洁低碳、安全高效转型的大趋势大环境中,如何更加有效地发挥电力在国民经济中的基础和先导作用,促进国家重大发展战略和目标的实现,更好地满足人民群众日益增长的
改革是电力行业发展的核心驱动力之一。进入“十四五”以来,在我国“双碳”目标的提出,以及能源安全韧性的拷问下,新一轮电力体制改革全面提速,为构建新型电力系统探索适配的“软件系统”。根据国家能源局公布的数据,2025年一季度,我国风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦,累计装机达到14.82亿千
面向新型电力系统开展电力规划,应对“不确定性”是其中的关键命题。高比例新能源、高比例电力电子设备的“双高”特性,叠加用户侧用电结构变化和大量新型负荷的崛起,源荷双侧不可预测性显著增强,传统“源随荷动”的平衡模式难以适用,电力系统安全韧性面临的挑战在“十四五”期间已逐步显现,“十五
近日,中国电力技术市场协会运维检修分会公布《2024年度无故障风电场管理成果名单》。无故障风电场管理成果直观地体现了风电场设备可靠性水平、运维检修管理质效、安全生产运营管理水平。在这一名单中脱颖而出的风电场,意味着更稳定的绿色电力供应、更高的投资回报、更低的运营风险。290个安装金风机
“太感谢你们了!要是停电了,我们这几百亩地的灌溉可就耽误了,今年的收成也没了指望。你们这带电作业,真是解了我们的燃眉之急!”5月30日,为保障春耕灌溉国网讷河市供电公司检修建设工区通过不停电作业方式对隐患缺陷进行带电消缺工作。这是该公司运用带电作业技术护航春耕生产的生动实践,实现了
5月28日至29日,迁西板栗精品示范园认购权竞拍暨古栗树认养活动在迁西县举行。此次活动汇聚了中国土畜进出口商会、昌黎果树研究所、北京农学院等科研院所的专家,以及坚果行业百强企业代表、板栗客商共150余人,共同见证迁西板栗产业的蓬勃发展。活动期间,国网迁西县供电公司全力投入保电工作,以全方
“十四五”以来,我国电力发展面临的内外部形势发生了深刻变化,电力—经济关系也呈现新的阶段性特征,新形势下中长期电力需求预测需紧密捕捉新旧动能转换特征,为电力供需分析和保供方案制定打下坚实基础。电力需求面临的新形势及新要求从全球视角来看,当前全球经济和贸易增长面临严峻挑战,技术封锁
近年来,新能源投资步入强竞争时期,加之技术迭代加速跃迁、电力交易市场复杂性增加,基于“价差”的财务投资难以适用于新能源发展新周期,需要在全新的价值维度上找到新的增长点和新路径。(一)新能源投资布局从规模扩张转向质量优先电气化趋势使电力需求激增,新能源投资持续加码,但风光等新能源的
当前,我国新型电力系统加快建设,新能源逐步向主体电源演进,终端消费电气化水平不断提升,电力远距离配置能力不断增强,新时代电力发展成效显著。与此同时,电力供需平衡压力叠加系统安全稳定风险,电网转型发展问题亟待破解。新时代电网发展要统筹把握好网架结构与支撑电源、新能源与传统机组、交流
“端午节”假期将至,为保障节日期间电力安全稳定供应,确保重要客户用电万无一失,5月30日,国网围场县供电公司围场镇供电所关博、孙龙对辖区内重要客户开展全面细致的用电安全检查,提前消除安全隐患,为节日期间的可靠用电保驾护航。在恒太城商场,该公司工作人员重点检查了商场的配电设备运行状态
在“双碳”目标的指引下逐步建设新型电力系统,推动能源结构转型,减少温室气体排放,是能源电力行业的重要议题。北京城市副中心以“引绿+赋数+提效+汇碳”为路径推动配电网转型升级;江苏实现基于基准站聚合感知的分布式光伏可观可测;福建莆田湄洲岛奔向“零碳”智慧生活……全国首座“零碳岛”——
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!