电力专家长江会议20210926

上周五的政策主要是审批制度改革

新型电力系统

分布式直接并网到当地的10kv的电网，低压配电网的需求

目前接入系统就需要公开，平台的垄断权尽快解决，还要搞第三方，认为这是作为国家来说下次发现问题，这个文件里面，新能源项目，备案问题，既然政府批准了，电网公司就没权利折腾，这些项目就是企业自己做，省政府或者地方政府备案，省级很快，但是到下一级别，

推动多能互补

分布式电力市场

低碳转型长效机制（新型电力系统）

新型电力系统：词语已经出来，以新能源为主的电力系统，和原来的系统不同点，以前是单向调度是上级传导，现在是枢纽平台，集中的新能源 集中的常规能源 分布式 配电网 储能网随时都能进去，而且不能崩溃，第二，这个枢纽带和汽热煤要总体协调，能够多种能源电力口这个地方都能转换，负荷侧的变化，多余的可以转换成汽热来存储起来，大的平衡不光是电，还能存储汽热，汽怎么存储，用别的能源转换成汽，比如氢气，有可能是甲烷，甲烷从煤炭里面出来，运输存储比较方便，远期目标；近期目标，煤炭能不能转换成汽，瓦斯 煤气层页岩，还有热，

分布式：用户端部分和用户侧相结合，自发自用并网过程，审核，交易如何解决，交易规则和准入的问题，又是第二个问题

490多个增量配网，打破电网的垄断，输配分开，电网主力解决输电，配电引入新的投资方，未来成为电网，增量配电，比如产业园区新增配电站，自我调节，独立于电网公司，目前还是亏的，上下电压的价格不合理，里面还有交叉补贴，如果居民多，亏的多，增量配电必须多元化运营方式才能盈利，比如小的发电，风电光伏等等以前都是审批很多，而且前两年还有微网，但是微网的政策审批方都不明确，所以说文件为了我们的双碳还是清洁能源都是松绑了，一体化项目审批，这个文件主要是解决这个事情，没有更多的解决别的，而且明确规定，个地方各司其职拿出方案，各省份审批建立新的审批机制，

用汽替代部分煤炭作为调节能源使用，天然气清洁能源，但是二氧化碳也有，页岩气，氢能，分布式当地起来了，如果能用小心的燃气机+煤电机组+供热机组，实际上就能改造成燃气机组供热和新能源融合起来，互相调剂，电网和电力和锅炉都在，投资就比较简单，改造成燃气，或者就是燃煤部分；

电网公司明确责任后不会懈怠的，最担心的是政府机构如何解决问题，尤其是西部地区的省里，如果不督导可能不会解决，当地负荷不足，解决消纳问题

分布式会上市的比较快，山东河南，现在要求配储能，意味着你自己的线平衡在上网，还是储能和新能源都上网，让电网调度，河南批准400MW的风电，每个项目都必须储能，储能给自己配，自我平衡，电网的接入点太多了

市场交易的机制：推动分布式建设的，高耗能企业受到限电的，隔墙售电的政策

呼吁，但是也存在问题，隔墙售电，比如自己发的不够，大电网给你备用，隔壁老王交换，也存在交换，比如光伏大中午，晚上你也不够，也得去大电网，大电网给你的备用其实会受不了，这个隔墙售电，需要备电成本，不同电压等级的成本不同，备用成本目前还没明确，必须发改委说法

同时彼此之间，目前交易没有个人没有，现在是售电公司，是企业，用的是售电公司，必须社会信用，通过银行查出来，买卖多少电，需要保证金，就怕你跑了，那电量就会不够，这是明确的规定，不适合分布式的隔墙售电的政策，所以需要另一种方式，还得可上可下，目前就是双向电流器还不够，目前都是比较多的是卖给电网，对于分布式能源的技术很高，要用相关的机构运营，还有一定的距离，但是一直在呼吁，不进入省级调度，应该是地区级别的，县级的，在江苏某一地区试验过，要全面推广要一定的距离，在江浙华南这些专业公司水平比较高的地方概率比较高；

绿电VS能耗，绿电交易在试点，新建项目需要时间，受到能耗双控的企业通过绿电解决？

高耗能占地面积比较多，可安装光伏比较多，大电网集中，可以做成微网，现在可以做，有点像自备电厂，但是过去是烧煤炭，目前是光伏，还可以算好自己用多少，剩下的就和大电网来做，（用户侧的高耗能可以做，没有任何限制）；

限电：

没法回答，煤炭价格太高了，不想发电；

某一地方，发电机组，连续高负荷发电，水电不好，尽管价格1600，在这个情况下连续符合，申请检修，不能检修缺点，锅炉爆炸，死了很多人，安全性和供电如何坚决，这个责任怎么解决；

所有的问题都集中到一块

新疆大基地+特高压

就地消纳的分布式，设计到配电，10kv高压，配电网 220以下的投资，占比会更高

火电：最高层之前不允许涨价，但是不能涨价不能解决问题，涨一部分是有可能，标杆电价不许动，有些省份是没标杆电价，是机组电价+浮动电价，现在可以浮动，已经做了，允许浮动上升10%，分时电价出来了，又可以涨部分，逐步用这个方法往后退，但是政府不可能就直接让涨，目前的煤电价格，煤炭的成本500不到，现在是1500，占了3倍，不能传导；