风力发电的试运行成本如何核算

能源是现代社会赖以生存和发展的基础，清洁燃料的供给能力密切关系着国民经济的可持续性发展，是国家战略安全保障的基础之一。可再生能源主要包括太阳能、风能、地热能、生物能海洋能等。全球风电发展最快的国家是德国，菲律宾、萨尔瓦多、肯尼亚、尼加拉瓜

能源是现代社会赖以生存和发展的基础，清洁燃料的供给能力密切关系着国民经济的可持续性发展，是国家战略安全保障的基础之一。可再生能源主要包括太阳能、风能、地热能、生物能海洋能等。全球风电发展最快的国家是德国，菲律宾、萨尔瓦多、肯尼亚、尼加拉瓜和冰岛等国地热能利用率很高，英国积极开发和利用海洋能，德国的生物能利用技术世界领先。

风能

风能是利用风力机将风能转化为电能、热能、机械能等各种形式的能量，用于发电、提水、助航、制冷和致热等。风力发电是主要的开发利用方式。中国的风能总储量估计为1.6×109千瓦，列世界第三位，由广阔的开发前景。风能是一种自然能源，由于风的方向及大小都变幻不定，因此其经济性和实用性由风车的安装地点、方向、风速等多种因素综合决定。

全球风电发展最快的国家是德国(1697.6万千瓦)、西班牙(826.3万千瓦)、美国(674万千瓦)、丹麦(311.7万千瓦)以及印度(300万千瓦)。德国应用先进的风力发电和光伏发电技术等可再生能源的利用，使得2002年全国6.8%的电力来自可再生能源。到2020年德国将有20%的电力来自可再生能源。

由于风电属于新能源范畴，无论是成本还是技术同传统的火电、水电相比还有较大的差距，因而风电的快速发展需要国家政策的大力扶持。中国对风电的政策支持由来已久，力度也越来越大，政策支持的对象也由过去的注重发电转向了注重扶持国内风电设备制造。

地热

地热是指来自地下的热能资源。我们生活的地球是一个巨大的地热库，仅地下10千米厚的一层，储热量就达1.05×1026焦耳，相当于9.95×1015标准煤所释放的热量。地热能在世界很多地区应用相当广泛。

地热能(资源)可以被用来取暖，也可以用于发电。做何种应用取决于资源的温度范围，资源的经济开发取决于地热田的资源特性和地理位置。地源热泵是低温地热资源的一种利用形式，被广泛用于建筑物的取暖和制冷。地热发电在世界范围内也取得广泛应用，在过去的50内年增长率为7%。目前，利用先进技术，用于发电的地热资源可以低于100℃。2004年，全球25个国家的地热发电装机总计达到873.5万千瓦，每年发电546亿千瓦时。地热发电厂的功率因素在70%-95%之间，适合于带基荷。在有些国家，地热发电开发利用率很高，可达到全部电力供应的13%-16%。这些国家是菲律宾、萨尔瓦多、肯尼亚、尼加拉瓜和冰岛。地热发电成本在可再生能源应用中是最低的，可以低至4-5美分/千瓦时。

目前，我国除青海、云南、贵州等少数省区外，其他省区都在不同程度地推广地源热泵技术。目前，全国已安装地源热泵系统的建筑面积超过3000万平方米。据不完全统计，截至2006年底，中国地源热泵市场年销售额已超过50亿元，并以20%的速度在增长。

海洋能

海洋能通常指蕴藏于海洋中的可再生能源，主要包括潮汐能、波浪能、海流能、海水温差能、海水盐差能等。海洋能蕴藏丰富，分布广，清洁无污染，但能量密度低，地域性强，因而开发困难并有一定的局限。开发利用的方式主要是发电，其中潮汐发电和小型波浪发电技术已经实用化。波浪能发电利用的是海面波浪上下运动的动能。

英国在海洋能利用上走在世界前列。从70年代以来，制定了强调能源多元化的能源政策，鼓励发展包括海洋能在内的多种可再生能源。1992年为实现对资源和环境的保护，又进一步加强了对海洋能源的开发利用，把波浪发电研究放在新能源开发的首位，曾因投资多，技术领先而著称。潮汐发电是潮汐能最主要的利用方式，其原理是利用潮水涨落产生的水位差来发电。SeaGen潮汐能源系统长约37米，好似一个“水下风车”，旋翼由潮汐流带动工作。潮汐发电机的原理与风力发电类似，只不过把风力推动改为潮汐和水流推动，由此而产生更为环保的电力。该系统自2008年5月开始试运行，于2008年7月联入英国国家电网，现发电能力12兆瓦，可满足大约1000户家庭的平均用电需求，位居世界潮汐能系统发电量首位。

我国海洋能开发已有近40年的历史，迄今建成的潮汐电站8座，80年代以来浙江、福建等地对若干个大中型潮汐电站。我国的海洋发电技术已有较好的基础和丰富的经验，小型潮汐发电技术基本成熟，已具备开发中型潮汐电站的技术条件。但是现有潮汐电站整体规模和单位容量还很小，单位千瓦造价高于常规水电站，水工建筑物的施工还比较落后，水轮发电机组尚未定型标准化。

生物能

生物质是一种多样性的能源资源，在世界范围内有着广泛的应用，主要有作物的残余物，例如谷类的秸秆、稻壳、棕榈油、甘蔗渣、城市固体废弃物、森林废弃物，以及来自畜禽养殖场和工业处理过程中的有机废水。生物质能源的主要利用形式有：大型火电系统，例如直接燃烧生物质或与煤混燃产生蒸汽发电和供热；大型生物质气化发电系统(10MW以上)；每年集中处理农场和工业有机废水1万吨以上的厌氧发酵供热发电系统；垃圾填埋气回收供热和发电系统；还有生物油的生产(乙醇、生物柴油等等)。

欧盟15国，2000年全部电力的1.5%来自于生物质能，并计划将生物质能的开发作为其实现2010年22%可再生能源发电目标的主要内容。德国在利用厌氧发酵处理废弃物发电技术方面，走在了世界的前列，目前已有1900个厌氧发酵厂，2004年装机27万千瓦。

目前我国生物质能源的发展面临一些瓶颈问题，包括生物质资源不足、品质不佳、收集困难、难于转化；生物质催化与转化效率低下，过程能耗和水耗高；生物转化工艺难以低成本规模化放大以及生物能源终端产品品质不佳、产品标准欠缺等。

2019年已经过半。变革与不确定仍然是中国的能源领域将要面对的现实，新的机遇和挑战正在加速行业洗牌。面对变革，唯有立足当下厘清趋势，才能把握时代的机遇才能迎接未来的挑战。

那么，2019年，中国的能源领域正在发生着哪些故事呢？

电力体制改革加快跨省电力交易扩大

2018年12月25日，国家电网公司召开发布会，明确下一步将着力抓好10项重点工作，不断把全面深化改革向纵深推进。

次日，国家发改委、国家能源局发布《关于请报送第四批增量配电业务改革试点项目的通知》，明确为加快向 社会 资本放开配售电业务，将继续组织开展第四批增量配电业务改革试点。

2018年12月27日，甘肃、山西电力现货市场试运行启动，由此拉开2019年我国的电力体制改革序幕。随着今年电力体制改革的推进，电力现货市场建设正进一步加快，跨省区电力交易规模正持续扩大。可以说，2019年我国电力体制改革取得标志性成果。有望取得关键突破。

油气体制改革加速管网独立取得突破

2018年，关于“油气管网独立、国家管道公司将成立”的消息频频传出。从国家对能源体制改革基本思路“管住中间，放开两头”来看，管网分离是油气体制改革的必由之路，此举有利于油气公司进一步深化混合所有制改革。要真正有效打破油气领域垄断，推动油气领域纵向产业链的市场化、专业化分工，首先要实现真正的油气与管网的分离，2019年是关键一年。

新能源车逆势上行氢能源是大势所趋

2018年经济下行压力较大，导致 汽车 销量一路走低，但新能源车却保持产销量持续高速增长。氢燃料电池 汽车 因其具有良好的环境相容性、能量转换效率高、噪音小、续航里程长、加注燃料时间短、无需充电等特点，被视为很有前景的清洁能源 汽车 。目前，国内用于示范的氢燃料电池 汽车 已达200余辆，累计运行里程10余万公里。2019年氢能源 汽车 产值将迎来高速发展期。到2030年我国氢能 汽车 产业产值有望突破万亿元大关。

天然气供需仍处紧平衡

中国已于2017年超过韩国成为世界第二大液化天然气(LNG)进口国，超越排名首位的日本已隐约在望。

2019年，国家层面为天然气保供做足了准备。天然气产量和供应量再创新高，储气能力建设进展明显，预计全年天然气增产100多亿方、增供300多亿方，冬季取暖期供应量与去年同期相比，日均增加约1亿方。预计2019年全年，天然气供应量将继续稳步增加，但随着治理大气污染、“煤改气”的继续推进，天然气供需仍将处于“紧平衡”状态。

光伏步入平价时代光储一体渐成趋势

在经历了前两年的突飞猛进后，维持新能源装机的可再生能源基金不堪重负，补贴缺口巨大。光伏的未来取决于是否能平价上网，降成本能力成为该行业核心竞争力。

2019年已经开始“以点带面”，开启光伏平价时代。随着储能技术的快速提升和成本的不断下降，“光伏+储能”将在未来能源领域扮演重要的角色，2019年有更多企业布局这一领域。

风电产业全年回暖海上装机稳步向前

2018年风电行业加快推动海上风电和分布式风电发展步伐，在此前连续两年装机量下滑的态势下，实现了局面的扭转。海上风电曾是行业发展的短板，经过3年多的发展，无论是在可开发资源量上，还是技术政策层面上，我国海上风电目前已基本具备大规模开发条件。目前，风电企业经历两轮周期洗礼，龙头企业的竞争优势十分明显。预计2019年风电装机规模将呈现全年回暖的状态，达到30GW左右的水平。

配额制艰难出台鼓励新能源发展

2018年末，国家能源局再次下发征求《关于实行可再生能源电力配额制的通知》意见函，这是继2018年3月、9月以来，配额制第三次征求意见。可以说，艰难出台的配额制将为新能源发展增添一大驱动力，从地方政府、电网公司的角度，形成新能源发电量、输电量的考核压力，从而鼓励新能源的发展。预计，2019年度配额指标将于上半年发布。

国网混改再提速特高压迎建设高峰

2018年9月，国家能源局下发《关于加快推进一批输变电重点工程规划建设工作的通知》。通知提到，将在2018年、2019年两年间核准9个重点输变电线路，共涉及“七交五直”12条特高压线路，这是继2012年大规模规划建设特高压之后的又一个建设高峰。2018年末，国家电网公司召开新闻发布会，宣布在前期增量配电、交易机构和抽水蓄能电站等混合所有制改革 探索 的基础上，继续加大“混改”范围和力度，推出向 社会 资本首次开放特高压建设投资等一系列举措。

值得注意的是，除国内市场打开外，特高压海外市场前景也十分广阔。一般而言，特高压建设周期在2年—3年左右时间，这意味着2019年会成为交货大年，2020年设备厂商或将迎来业绩高峰。

“三弃”问题有缓解新能源高质量发展

据国家能源局数据显示，2018年前三季度，可再生能源发电消纳情况持续好转，弃电量和弃电率保持下降趋势。预计2019年，全国可再生能源发电利用率进一步提升，弃电量和弃电率保持在合理水平，到2020年基本解决弃水弃风弃光问题。

促关联产业发展

煤化工市场重回快车道

在2018年12月召开的全国能源工作会议上，有关领导强调，科学有序推进煤制油、煤制气等示范项目。在国家能源安全和油价缓慢回升的形势下，煤化工市场正在重回快车道。目前，我国煤制油、煤制天然气等现代煤化工技术尚属新行业，煤化工项目投入和产出规模大，对带动关联产业发展和促进地方经济活力影响深远。同时，由于煤化工项目涉及水资源消耗、土地占用、环境污染，以及产品质量标准、定价、市场准入等问题，我国现代煤化工产业发展面临着产业政策不完善、重视不足等问题，一些核心技术、设备也受制于人。

但作为国家支持的能源行业发展方向，预计2019年，煤制油、煤制气产业政策将逐步完善。

，落实国家可再生能源政策，规范光伏发电并网调度运行管理，依据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》、《电网调度管理条例》、《发电厂并网运行管理规定》（电监市场〔2006〕42号）、《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号），以及《电网运行准则》（GB/T31464-2015）、《光伏电站接入电力系统技术规定》（GB/T 19964-2012）、《光伏发电站功率预测技术要求》（NB/T32011-2013）等制定本细则。

第二条

第三条 本细则适用于已并入山东电网运行的，由山东电力调度控制中心调管的集中式光伏电站，其他光伏发电设施可参照执行。

第四条

第五条 新建光伏电站自调度机构下达启动试运行通知起6个月内不纳入本细则管理，自第7个月1日起正常参与所有考核及分摊项目。

第六条

扩建光伏电站自调度机构下达启动试运行通知起6个月内有功功率变化和光伏发电功率预测均按本细则规定的20%考核，其余项目正常执行本规则，自第7个月1日起正常参与所有考核及分摊项目。

第七条 光伏电站以调度计划单元为基本结算单元参与本细则。

第八条

第九条 山东能源监管办负责对光伏电站执行本细则及结算情况实施监管。

第一十条

山东电力调度控制中心在山东能源监管办授权下，具体实施光伏电站并网运行管理的日常统计与考核。

第三章 调度管理

第四章

第一十一条 光伏电站应严格服从所属电力调度机构的指挥，迅速、准确执行调度指令，不得以任何借口拖延或者拒绝执行。接受调度指令的并网光伏电站值班人员认为执行调度指令将危及人身、设备或系统安全的，应立即向发布调度指令的值班调度人员报告并说明理由，由值班调度人员决定该指令的执行或者撤销。

第一十二条

出现下列事项之一者，定为违反调度纪律，每次按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足4万元，则按4万元进行考核。

（一）未经电力调度机构同意，擅自改变调度管辖范围内一、二次设备的状态、定值，以及与电网安全稳定运行有关的继电保护装置、安全稳定控制装置、有功控制子站、AVC装置等的参数或整定值（危及人身及主设备安全的情况除外，但须向电力调度机构报告）；

（二）拖延或无故拒绝执行调度指令；

（三）不如实反映调度指令执行情况；

（四）不满足每值至少有2人（其中值长1人）具备联系调度业务资格的要求；

（五）现场值长离开工作岗位期间未指定具备联系调度业务资格的接令者；

（六）不执行电力调度机构下达的保证电网安全运行的措施；

（七）调度管辖设备发生事故或异常，10分钟内未向电力调度机构汇报（可先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；

（八）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报；

（九）未按要求向电力调度机构上报试验申请、方案；

（十）未能按照电力调度机构安排的测试计划开展并网测试，且未在规定时间内上报延期申请；

（十一）其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。

第一十三条 光伏电站因频率、电压等电气保护及继电保护装置、安自装置动作导致光伏发电单元解列不允许自启动并网。光伏发电单元再次并网须向值班调度员提出申请，经值班调度员同意并网后，光伏发电单元方可并网。若违反上述规定，每次按照全场当月上网电量的2%考核，考核费用不足8万元，则按8万元进行考核。若违反上述规定，并且光伏发电单元并网于与主网解列的小地区，按照全场当月上网电量的4%考核，考核费用不足16万元，则按16万元进行考核。

第一十四条

第一十五条 光伏电站应按照电力调度机构要求控制有功功率变化值（含正常停机过程）。光伏电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/分钟。此项按日进行考核，10分钟有功功率变化按照时间区间内最大值与最小值之差进行统计。因太阳能辐照度降低而引起的光伏电站有功功率变化超出有功功率变化最大限值的不予考核。变化率超出限值按以下公式计算考核电量：

第一十六条

其中Pi,c为i时段内超限值的功率变化值，Plim为功率变化限值。

第一十七条 当光伏电站因自身原因造成光伏发电单元大面积脱网，一次脱网光伏发电单元总容量超过光伏电站装机容量的30%，每次按照全场当月上网电量的3%考核。若发生光伏发电单元脱网考核且月累计考核费用不足12万元，则按12万元进行考核。

第一十八条

配有储能装置的光伏电站，以上网出口计量点为脱网容量的考核点。

第一十九条 当确需限制光伏电站出力时，光伏电站应严格执行电网调度机构下达的调度计划曲线（含实时调度曲线），超出曲线部分的电量列入考核。

第二十条

按光伏电站结算单元从电力调度机构调度自动化系统实时采集光伏电站的电力，要求在限光时段内实发电力不超计划电力的1%。限光时段内实发电力超出计划电力的允许偏差范围时，超标部分电力的积分电量按2倍统计为考核电量。

配有储能装置的光伏电站，取光伏电站与储能装置实发（受）电力的代数和为限光时段内计划电力的考核值。

第二十一条 光伏电站应开展光伏发电功率预测工作，并按电力调度机构要求将预测结果报电力调度机构。根据光伏电站上报光伏发电功率预测工作开展的需要，采用如下方式进行考核：

第二十二条

（一）光伏电站应在能够准确反映站内辐照度的位置装设足够的辐照度测试仪及附属设备，并按照电力调度机构要求将辐照度测试仪相关测量数据及调度侧光伏发电功率预测建模所需的历史数据传送至电力调度机构，并保证数据准确性。未能按照电力调度机构要求完成辐照度测试仪数据上传或历史数据报送工作的，每月按照全场当月上网电量的1%考核，若考核费用不足4万元，则按4万元进行考核。

（二）光伏电站应及时向电力调度机构报送光伏电站装机容量、可用容量，考核规则如下：

1. 光伏电站装机容量发生变化后，需在24小时内上报电力调度机构，并保证上报准确，每迟报一天扣罚当月全场上网电量的0.1%。

2. 光伏电站可用容量发生变化后，需在4小时内报告电力调度机构，并保证报送数据准确，每迟报1小时扣罚当月全场上网电量的0.1%。

（三）光伏电站应向电力调度机构报送光伏发电功率预测结果，光伏发电功率预测分日前短期预测和日内超短期预测两种方式。

日前短期预测是指对次日0时至24时的光伏发电功率预测预报（遇节假日需在节假日前最后一个工作日上报节假日及节假日后第一个工作日的预测，用于节日方式安排。光伏电站仍需每日按时报送次日光伏发电功率预测），日内超短期预测是指自上报时刻起未来15分钟至4小时的预测预报。两者时间分辨率均为15分钟。调度机构对光伏电站功率预测上报率、准确率进行考核。光伏发电受限时段准确率不计入考核统计。

1. 日前短期光伏发电功率预测

光伏电站每日9点前向电网调度机构提交次日0时到24时每15分钟共96个时间节点光伏发电有功功率预测数据和开机容量（遇节假日需在节假日前最后一个工作日12点前上报节假日及节假日后第一个工作日的预测，用于节日方式安排。光伏电站仍需每日按时报送次日光伏发电功率预测）。

（1）光伏电站功率预测上报率应达到100%，少报一次扣罚当月全场上网电量的0.1%。日前短期功率预测上报率按日进行统计，按月进行考核。

（2）光伏电站日前短期预测准确率应大于等于85%，小于85%时，按以下公式考核。日前短期功率预测准确率按日进行统计，按月进行考核。

准确率=（）×100%

日前短期准确率考核电量=(85%－准确率)×PN×1（小时）

其中：PMi为i时刻的实际功率，PPi为i时刻的日前短期功率预测值，Cap为光伏电站总装机容量，n为样本个数，PN为光伏电站装机容量（单位：兆瓦）。

（3）光伏电站日前短期预测合格率应大于80%，小于80%时，按以下公式考核。日前短期光功率预测合格率按日进行统计，按月进行考核。

合格率=×100%

日前短期合格率考核电量=(80%－合格率)×PN×1（小时）

其中：Qi为i时刻的预测合格情况。计算公式如下：

2. 日内超短期光伏发电功率预测

（1）光伏电站日内超短期功率预测上报率应达到100%，少报一次扣罚当月全场上网电量的0.1%。日内超短期功率预测上报率按月进行考核，全月累计考核电量的最大值不超过光伏电站当月上网电量的3%。

（2）光伏电站日内超短期功率预测第4小时的准确率应大于等于90%，小于90%时，按以下公式考核。日内超短期功率预测准确率按日进行统计，按月进行考核。

准确率=（）×100%

日内超短期准确率考核费用=(90%－准确率)×PN×1（小时）

其中：PMi为i时刻的实际功率，PUi为4小时前的日内超短期功率预测的i时刻功率值，Cap为光伏电站总装机容量，n为样本个数，PN为光伏电站装机容量（单位：兆瓦）。

（3）光伏电站日内超短期功率预测第4小时的合格率应大于85%，小于85%时，按以下公式考核。日内超短期功率预测合格率按日进行统计，按月进行考核。

合格率=×100%

日内超短期合格率考核电量=(85%－合格率)×PN×1（小时）

其中：Qi为i时刻的预测合格情况。计算公式如下：

第五章 技术管理

第六章

第二十三条 光伏发电单元应具备电网规定要求的零电压穿越能力。在光伏电站内同一型号光伏发电单元未在能源监管机构要求的期限内完成零电压穿越改造，或已完成现场改造计划但未在6个月内完成检测认证的光伏发电单元视为不具备零电压穿越能力，禁止并网。

第二十四条

若具备检测条件的光伏电站光伏发电电源现场检测不合格，或经现场抽检合格后仍在低电压穿越范围内发生脱网，自脱网时刻起该光伏电站同型机组禁止并网，直至完成低电压穿越改造。同时在该光伏电站同型机组重新完成整改并提供检测认证报告前，当月按以下公式考核：

第二十五条 光伏电站应配备动态无功补偿装置，并具备自动电压调节功能。

第二十六条

（一）若光伏电站内无动态无功补偿装置（动态无功补偿装置主要包括MCR型、TCR型SVC和SVG），在场内动态无功补偿装置安装投入运行前，每月按当月上网电量的2%考核。

（二）光伏电站应按照接入系统审查意见、《光伏电站接入电力系统技术规定》GB/T 19963-2012、《光伏电站无功补偿技术规范》NB/T 29321-2012等有关要求配置动态无功补偿装置，动态无功补偿装置性能（包括容量配置和调节速率）不满足电网要求的光伏电站在完成整改前，每月按当月上网电量的1%考核。

光伏电站的动态无功补偿装置应投入自动运行，电力调度机构按月统计各光伏电站动态无功补偿装置月投入自动可用率λ可用，计算公式如下：

λ可用=每台装置投入自动可用小时数之和/（升压站带电小时数×装置台数）

动态无功补偿装置月投入自动可用率以95%为合格标准，低于95%的光伏电站考核电量按如下公式计算：

可用率考核电量=

Wa为该光伏电站当月上网电量。

继续阅读 先汇报事故或异常现象，详细情况待查清后汇报）；

（八）在调度管辖设备上发生误操作事故，未在1小时内向电力调度机构汇报事故经过或造假谎报；

（九）未按要求向电力调度机构上报试验申请、方案；

（十）未能按照电力调度机构安排的测试计划开展并网测试，且未在规定时间内上报延期申请；

（十一）其他依据有关法律、法规及规定认定属于违反调度纪律的事项。

第一十三条 光伏电站因频率、电压等

无外乎开源和节流。开源就是加大对传统能源矿产的勘查力度，寻求新型替代能源，拓展能源矿产资源的勘查范围，探索外星能源矿产……

节流，先是我们常说的节约用电，节约用煤……其次可以采用梯度电价等。另外的关键就是，能源资源的开采过程中的节约保护，比如很多煤矿出于经济利益，不开采厚度较小但大于最低可采厚度的煤层，造成永久性的破坏浪费。要是能有政策保护这些可采煤层，能为人类生活多提供很大一部分能源资源。

电力现货市场：六大关键问题待解

2019年我国电力市场建设取得重大进展，但随着电力现货市场推进，一些深层次矛盾和问题逐步浮出水面。2020年，市场建设重点在机制，要通过健全完善市场机制解决六大关键问题。

一是计划与市场双轨运行问题。

我国全面放开经营性用户发用电计划后，发电侧放开规模与用电侧不匹配，影响市场总体推进，在个别省份矛盾尤为突出。发电计划放开后，“保量竞价”机制如何落地、中小经营性电力用户放开后如何参与市场等问题，都需要根据不同省份的实际情况制定具体的机制规则和措施。

面对新要求，需要建立市场运转高效、计划保障有力的全新机制。例如以优先购电规模为基础，确定相应的优先发电规模，确保居民农业保障类用电价格稳定。做好优先发用电计划与输配电价改革的衔接，确保交叉补贴拥有稳定的来源。逐步研究“保量竞价”具体操作方式，细化各类发电主体的放开路径，在确保电网安全和民生保障的同时建立公平竞争的市场机制。

二是省间与省内市场衔接问题。

目前我国省间电力市场运转平稳，中长期交易电量持续提升，省内电力市场逐步完善，现货市场试点取得重大突破，但省间与省内市场的衔接目前还缺乏一套完善的机制。如当前省间、省内市场均有多个交易品种，省内现货市场、区域、省内辅助服务市场、省间富余可再生能源现货市场共同运行，时序衔接复杂，市场运行效率仍有提升空间。

实现省间与省内市场的衔接，首先，要加强电力市场顶层设计方面的研究。在借鉴国际经验的基础上，应充分考虑我国电源结构、电网结构、调度模式等特点，对全国电力市场模式和建设路径进行科学论证和比选。其次，还需要充分尊重省级市场的差异性。各省市场以省情出发制定电力市场具体运行规则。同时在尊重省级市场差异性的基础上，尽量规范省级市场核心规则框架，统一市场技术支持系统技术标准和接口，为推动全国统一电力市场建设奠定基础。

三是中长期交易与现货市场衔接问题。

在现货市场试点的探索中，中长期交易与现货市场已经初步衔接了起来，但还有一些具体问题有待在未来持续探索完善。如在去年试运行期间，出现了现货市场价格普遍偏低的现象，价格发现作用未充分发挥。长期来看，还可能影响用户签订中长期合同的积极性。

建议针对存量中长期合约尽快明确电量的曲线分解方式，在组织签订中长期合约时要求市场主体明确曲线或约定曲线形成方式，并建立中长期合同电力负荷曲线的灵活调整机制。同时，明确中长期与现货市场的关系，通过中长期交易与现货交易的协调运作，共同促进资源高效配置。

四是新能源参与电力市场问题。

目前，各省新能源参与现货市场的方式存在一定差异，甘肃采用“报量报价”方式，山西采用“报量不报价”方式。浙江、山东、四川、福建采用全额保障性收购方式，不参与现货市场。如何根据各省的实际情况设计新能源参与电力市场的机制，实现新能源发电保障性收购与市场交易有序衔接，以实现新能源消纳的目标是我国电力市场建设需要重点解决的难题。

新能源与火电等调峰电源之间也需要合理的协调机制，新能源发电的波动性、市场参与方式对电网和市场运行产生了直接影响，部分省份因为新能源大发，需要省内大量火电机组启停或深度调峰，甚至调用跨省资源调峰，需要建立更加合理的辅助服务市场机制来保障新能源消纳。

五是市场力风险防范问题。

我国发电侧市场结构存在一定不合理现象，需要在市场中设计市场力防范机制。我国部分地区单一发电集团的市场份额占比过高，在一些特殊情况下，如阻塞发生地区、负荷高峰时段等，部分发电企业可能形成垄断优势，不仅影响市场公平竞争，还将推高市场价格，增加用户负担。

市场力的防范需要在事前、事中和事后等全程在监管和规则设计上采取有效的措施。例如在市场设计阶段就对市场集中度进行测算，并采取合理的方式优化市场结构防范市场力。市场运行中采用行为测试方式限制发电企业行使市场力，保证市场平稳有序起步。综合考虑发电企业运营、市场用户电价承受能力等因素，可由能源监管机构、市场运营机构、市场管理委员会等机构经协商后设置市场申报价格上下限。

六是调峰调频资源参与市场问题。

近年来我国新能源发展迅猛、夏季用电负荷峰值不断攀升、系统高峰期面临平衡压力，迫切需要通过市场化交易机制，充分挖掘常规火电、以及大用户、电动汽车、分布式储能等需求侧调峰调频资源的潜力，为电力系统安全稳定运行和电力可靠供应提供保障。

逐步探索调峰调频资源参与现货市场、辅助服务市场、容量市场等机制，建立引导需求侧响应的合理的峰谷分时电价机制，推动源网荷储实现互动，通过价格信号引导各类调峰调频资源积极参与电力系统的平衡。

碳中和成为国家的大计划，新能源是有着广阔的发展空间的，但并不是说因此而淘汰传统行业，传统行业在未来的日子里将会更健康、更绿色的发展。今天就来给大家介绍电气设备行业中一个助力碳中和发展、帮助其他企业节能减排的优质企业--华西能源。

在给大家讲解华西能源前，我给各位安排了一份电气设备行业龙头股名单，动动小指戳一戳就能查看：宝藏资料：电气设备行业龙头股名单

一、从公司的角度来看

公司介绍：华西能源的主营业务是优化节能型锅炉、新能源综合利用型锅炉及其配套产品的设计、制造和销售，以及根据客户的需求对能源工程项目提供设计、采购、施工、试运行（竣工验收）等实行全过程或若干阶段的工程总承包服务。

大致聊了聊公司后，接着再探讨下公司有什么地方比较引人注目。

优势一、助力碳中和，降低碳排放

华西能源的产品和技术运用情况关键看两大方面。一是节能减排，热力系统改造，通过升级锅炉热力系统，提高能源利用效率，降低能源消耗，同时，回收利用废气，可以实现钢铁，冶金，造纸，化工，制糖等多个行业的广泛运用。二是可再生能源利用，生物质气化技术，以生物质能源替代化石能源，因此可以降低碳排放量。

优势二、锅炉业务技术先进，客户定位准确稳步发展

华西能源主要经营了煤粉锅炉、特种锅炉等电站锅炉的制造业务，是我国二梯队锅炉企业中领头羊。煤粉锅炉主要应用于热电联产企业和高能耗企业的自备电厂；特种锅炉的生产实力非常优秀，许多产品属于细分行业龙头。

优势三、生物质、新能源领域行业领先

华西能源自主研发的生物质炉燃料有着广泛的适应性，可符合9种不同类型燃料，自主知识产权非常完善。公司生物质燃料锅炉享有国家发明专利，被规划到国家重点新产品。有很多个产品项目都已经成功的投运了，显示出公司在生物质、新能源发电装备领域的水平居行业领先行列，为公司打响了良好的市场品牌。

碍于篇幅有限，更多和华西能源的深度报告和风险提示息息相关的信息，我整理在这篇研报当中，点击即可查看：【深度研报】华西能源点评，建议收藏！

二、从行业角度来看

电站锅炉成套装备制造及电厂工程总承包行业具有技术密集型、资金密集型、人员密集型等特征，行业准入门槛真的是巨高。在电站装备方面，我国目前是世界上该领域制造和出口的大国，是为数不多的具备生产大容量、高参数、超临界、超超临界电站锅炉能力的国家之一。

电站锅炉市场需求紧密关联着下游发电企业机组投资建设情况，和国家宏观产业政策、经济发展、环保、固定资产投资等宏观环境因素的关系密切。响应"碳中和"的号召，电力行业有希望进行快速发展。电气设备行业的景气度将会得到提升。

总的来讲，我认为华西能源公司身为电气设备行业中的好企业，有望在此行业高速发展之际从中获取较大红利。可是文章发出的时间较短，假使想更准确掌握华西能源未来行情，直接点击链接，让专门的投顾来帮助你更好的诊股，看下华西能源现在行情是否到买入或卖出的好时机：【免费】测一测华西能源还有机会吗？

应答时间：2021-11-28，最新业务变化以文中链接内展示的数据为准，请点击查看