# 2022年：电力能源行业我们期待什么 行至新的起点，2022年的能源系统仍将不断实现边际改善。 我们期待能源供需矛盾趋缓，能源市场化改革得到突破，传统能源与化石能源之间协同并进，新型电力系统多元化、多样化、智能化水准越来越高，双碳的步伐更审慎且坚定。 为零碳电力打基础 2021年能源行业在双碳实施路径上达成了共识。中央经济工作会议给出明确的方略：“实现碳达峰碳中和不可能毕其功于一役。传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。要狠抓绿色低碳技术攻关。”简而言之，在清洁能源堪当大任之前，“化石能源不是一下子就可以被淘汰的”。经过几十年的发展，传统的化石能源是能源体系的重要支撑。如果在不考虑低碳环保的情形下，我们完全可以实现廉价和稳定两个要素。低碳环保打破了传统化石能源稳定的体系。中国提出构建以新能源为主体的新型电力系统，面临技术、经济、管理运行模式等多方面的挑战。当前，新型电力系统的最大挑战是电网的安全稳定运行。在经济稳增长的基调下，作为社会经济运行的基础，电网不能再发生一次或者多次类似2021年的全国性缺电事故。在电化学储能、抽水蓄能、电网调度以及核电等各类电源不会有较大技术革新和装机变化的情况下，随着新能源装机越来越多，所需配套的煤电装机可能会有一定的增长。在2030年碳达峰之前，暂时不会对“双碳”目标构成较大的压力。但是2030年之后，电力系统如果依然保持对煤电高度依 赖，我们可能迎来另一个碳排放高峰。当然，如果所有煤电由基荷电源向调峰电源转型，煤电装机的增加不会带来碳排放的增加。但这种条件在目前来看太过于理想。 其一，这要求所有煤电机组都经过灵活性改造；其二，电力市场化改革必须完善，让煤电机组可以在辅助服务市场和容量市场中获益且完成投资回报；其三，即便满足了上述两个条件，煤电机组的出力可能会增加。在近期欧洲电力市场中，碳价飙升至100欧元/吨，煤电机组依然大量开机，参与电能量市场。因为电价实在太高了，煤电依然有利可图。 “传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上。”中央经济工作会议定下了“去碳”的基调。这保证了未来数年能源的安全稳定，也意味着转型面对的困难更大了。彻底破除煤电的不可替代作用，意味着传统“发—输—配—用”单向流动电力体系需要被彻底颠覆。“分布式”能源是解决传统问题的新路径。但是分布式能源迟迟未能规模化发展。在技术上，分布式能源系统对配电网提出了更高的要求。我国已经建成世界上最为坚强的大电网，但配电网的投资、建设相对滞后。这一情况即将迎来改变。2021年11月，南方电网公司印发《南方电网“十四五”电网发展规划》。在《规划》中，南方电网的总体规划投资额约6700亿元，其中配电网建设被列入了“十四五”工作重点，规划投资额3200亿元，几乎占到了总投资的一半。在攻克技术难题后，分布式能源发展需要克服经济安全的障碍。对于分布式能源系统来说，最大的诉求就是在电力自发自用的基础上，能够实现多余电量出售、电力短缺时购买，以保障整个小型系统的安全，同时降低用电成本。 发改委1439号文（《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》）彻底放开工商业用户进入电力市场，分布式能源的大规模发展的障碍已经越来越小了。如果电力体制改革能够在2022年真正意义上实现提速（配电网改革+电力市场化改革），分布式能源甚至不需要专门的政策鼓励，可以像雨后春笋一般涌现。 市场改革+行政调控 2021年，“能耗”双控的政策执行备受争议。诚然在目前中国依然以化石能源为主的能源结构中，控制“能耗”就等于是控制了碳排放。但是这种一刀切的治理方式，对于清洁能源的生产、消费都产生了巨大的打击。中央经济工作会议也提出，“创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变”。 碳排放总量和强度的“双控”当然要比能耗“双控”要困难。首先要面临的是碳排放的监控、计量等问题。诸如，各个行业、企业、机构以什么途径产生了多少碳排放？这些环节我们几乎都没有成文的、权威的检测手段、评价标准。建立起一套行之有效的体系不仅需要行政制度，还需要与之配套的技术手段。从执行上来说，中央经济工作会议中提出的“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”就是一种有效的过渡方法。而更值得期待的，则是碳交易的完善。2021年是全国碳交易的元年，也有颇多的争议。仅发电行业参与交易、碳配额免费发放、造假丑闻、限制价格、交易额极低等问题不断暴露。目前，碳交易还不具备碳约束的能力和作用。短期来看，把所有相关行业都纳入全国碳市场迫在眉睫。尽管碳排放总量和强度的“双控”还缺乏足够的细节，但以总量为基准、按行业分配碳排放配额进而分配至企业，在目前技术条件下可以实现的。从欧洲各国经验来看，完善的碳市场需要“政府行政手段+市场调控”有效结合。在欧洲，随着碳配额发放方式的变化（从免费发放到有偿发放，配额逐渐收缩），碳价也在一路走高。在这样的市场环境下，欧洲企业对减碳技术的研发投入十分巨大。氢能在欧洲就被看作是非电力行业 减碳的重要技术支持，欧洲氢能相关企业、政策支持、技术水平在世界范围内也是比较领先的。对中国来说，2022年需要从碳市场的破局开始，以碳市场的建设撬动电力市场改革，推动绿电交易规模化，促进减碳固碳技术进步，形成碳排放总量、强度的考核新办法。 2022年的开篇，我国经济发展也面临着需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力。再加上全球疫情不确定性、外部环境更加的复杂，中国经济发展挑战极大。作为国民经济的基础，能源行业责任重大。我们既要不断推进市场化改革增加市场活力，也需要行政调控解决市场失灵难题，以帮助中国能源产业顺利走过“转角”。
# 硅料价格又涨！均价涨至242.7元/kg 本周国内单晶复投料价格区间在23.5-24.7万元/吨，成交均价上涨至24.27万元/吨，周环比涨幅为0.66%；单晶致密料价格区间在23.3-24.5万元/吨，成交均价上涨至24.02万元/吨，周环比涨幅为0.71%。 春节后第一周，硅料价格继续持稳微涨，其中单晶复投料、单晶致密料、单晶菜花料成交均价涨幅在0.7%左右。本周成交最大价差缩小至1.3万元/吨，复投料主流价格集中在24.2-24.3万元/吨。本周硅料价格延续上涨走势主要是由于：第一，节前最后一周绝大多数硅料企业已将2月份订单签订完毕，只有极少部分余量在本周以散单或补单的形式成交，零单相比2月份长单价格略高；第二，下游硅片企业在春节期间仍维持相对高负荷运转，硅料运输也未间断，多晶硅企业无库存压力，收假初期以观望为主；第三，硅片价格的上涨趋势以及开工率维持在相对高位，都在一定程度上保障了需求预期，故市场价格延续节前微涨走势。 截止本周，国内在产多晶硅企业12家，其中一家企业检修已结束，2月份预计仍有1-2家企业小型维护，但对产量影响较小，新增产能平稳释放将支撑国内多晶硅产量环比继续小幅增加。需求方面，一线硅片企业开工率仍有继续提升的计划，硅片新增产能同样陆续释放。2月份硅料市场供需齐增，但根据多晶硅和硅片企业生产计划，0.2万吨左右的供应增量不及需求增量，故2月份硅料市场供应仍将维持相对紧缺的局面，正因如此，2月订单被提早迅速签订完毕，预计在月底开始大量签订3月份订单前，价格将维持相对平稳的运行态势。2月底硅料签单价格将取决于3月份硅料市场供需及市场情绪：1.硅料供应增量小于需求增量，但整体供需基本匹配；2.国内装机陆续启动，市场需求旺盛预期带动下游采购情绪。因此预计2月底-3月初硅料价格将在供需基本平衡的状态下，受市场预期情绪影响，延续微涨走势。
储能技术的分类 储能，是通过特定的装置或物理介质将不同形式的能量通过不同方式储存起来，以便以后再需要时利用的技术。现有的储能技术一般分为五种，即机械储能、电磁储能、电化学储能、热储能和化学储能。每种不同的储能技术又包含更多不同的应用形式。 机械储能 机械储能的应用形式为抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。 抽水蓄能是指在电网低谷时，将水从低位水库抽到高位水库储能，在电网峰荷时，将高水库中的水回流到下水库推动水轮机发电机发电。它的优点是规模大，能量储存集中，技术成熟；负荷响应速度快，调节能力好。缺点主要是需要上池和下池；建造比较依赖地理条件，有一定的难度和局限性；与负荷中心有一定距离，需长距离输电。抽水蓄能是最主要的储能方式，截至2020年底，抽水蓄能的累计装机规模最大，为31.79GW。 压缩空气储能是在电网负荷低谷期将电能用于压缩空气，将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或新建储气井中，在电网负荷高峰期释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式。其优点有削峰填谷；可再生能源消纳；可作为紧急备用电源。缺点是选择合适地点非常有限；需要燃气轮机配合；全过程效率低。 飞轮储能是指利用电动机带动飞轮高速旋转，在需要的时候再用飞轮带动发电机发电的储能方式。其优点是运行寿命长；功率密度高；维护少、稳定性好；响应速度快（毫秒级）。缺点是能量密度低，只可持续几秒到几分钟；自放电率高。 电磁储能 电磁储能的应用形式分为超导储能和超级电容储能两种。 超导储能系统利用超导线图将电磁能直接储存起来，需要时再将电磁能返回电网或其它负载的一种电力设施。其优点是功率密度高；响应速度极快。缺点是超导所使用的材料价格昂贵；能量密度低；维持低温制冷运行需要大量能量；应用有限。 超级电容储能是在电极/溶液界面通过电子或离子的定向排列造成电荷的对峙而产生的。其优点是寿命长，循环次数多；充放电时间快，响应速度快；效率高；维护少，无旋转部件；运行温度范围广，环境友好等。缺点是电介质耐压很低，储存能量较少；能量密度低；投资成本高。 电化学储能 电化学储能主要包括铅酸电池、铅炭电池、锂离子电池、钠硫电池和液流电池。电化学储能是除抽水蓄能之外装机规模最大的储能方式，2020年其累计装机规模达到3.27GW。 铅酸电池的工作原理是铅酸电池内的阳极（Pb02）及阴极（Pb）浸到电解液（稀硫酸）中，两极间会产生2V的电势。其特性是可靠性好、原材料易得、价格便宜，但是其最佳充电电流为0.1C左右，充电电流不能大于0.3C，放电电流一般要求在0.05-3C之间；铅酸电流不可深度充放电，100%放电条件下对电池的寿命影响非常大；铅酸电池一般在温度-20度—+50度条件下使用。铅酸电池主要分为普通蓄电池、干荷蓄电池和免维修蓄电池三种。 铅炭电池是从传统的铅酸电池演变出来的技术，它是在铅酸电池的负极中加入了活性炭，将铅酸电池与超级电容器两者合一，能够显著提高铅酸电池的寿命。其特性是提升了电池功率密度；延长了循环寿命；活性炭占据了部分电极空间，导致能量密度降低。 锂离子电池实际上是一个锂离子浓差电池，正负电极由两种不同的锂离子嵌入化合物构成。2020年，在各类电化学储能技术中，我国锂离子电池的累计储能装机规模最大，为2902.4MW，规模占比达88.8%。锂电池比能高、效率高，从综合性价比来看，最适合储能场景。常用的锂离子电池主要有磷酸铁锂电池、锰酸锂电池、钴酸锂电池以及三元锂电池。 钠硫电池由正极、负极、电解质、隔膜和外壳组成，与一般二次电池（铅酸电池、镍镉电池等）不同，钠硫电池是由熔融电极和固体电解质组成，负极的活性物质为熔融金属钠，正极活性物质为液态硫和多硫化钠熔盐。钠硫电池最大优点在于资源禀赋较高，其原材料钠、硫比较容易获得，缺点是生产成本高，且存在安全隐患。 液流电池由点堆单元、电解液、电解液存储供给单元以及管理控制单元等部分构成，是利用正负极电解液分开，各自循环的一种高性能蓄电池，具有容量高、使用领域（环境）广、循环使用寿命长的特点，是一种新能源产品。液流电池中全钒液流电池已比较成熟，其寿命长，循环次数可超过一万次以上，但其能量密度和功率密度与其他电池相比要低，响应时间也不是很快。 热储能 在一个热储能系统中，热能被储存在隔热容器的媒质中，以后需要时可以被转化回电能，也可直接利用而不再转化回电能。热储能有许多不同的技术，可进一步分为显热储存和潜热储存等。热储能要各种高温化学热工质，应用场合比较受限。热储能包括储热和储冷。 化学储能 化学类储能主要是指利用氢或合成天然气作为二次能源的载体。主要方式包括电解水制氢和合成天然气。其优点是采用这两种物质作能量载体的好处是能量很大，可达TWh级；储存的时间也很长，可达几个月。缺点是全周期效率较低，制氢效率只有70%左右，而制合成天然气的效率60%-65%，从发电到用电的全周期效率更低，只有30%-40%。 储能技术种类繁多，他们的特点各异。实际应用时，要根据各种储能技术的特点以及对优缺点进行综合比较来选择适当的技术。供选择的主要特征包括：1.能量密度；2.功率密度；3.响应时间；4.储能效率；5.设备寿命或充放电次数；6.技术成熟度；7.经济因素（投资成本、运行和维护费用）；8.安全和环境方面的考虑。
2022年1月28日，国家能源局召开一季度网上新闻发布会，发布2021年可再生能源并网运行情况。 一、可再生能源整体发展情况 2021年，可再生能源装机规模突破10亿千瓦，风电、光伏发电装机均突破3亿千瓦，海上风电装机跃居世界第一。2021年，我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。其中，水电新增2349万千瓦、风电新增4757万千瓦、光伏发电新增5488万千瓦、生物质发电新增808万千瓦，分别占全国新增装机的13.3%、27%、31.1%和4.6%。截至2021年底，我国可再生能源发电装机达到10.63亿千瓦，占总发电装机容量的44.8%。其中，水电装机3.91亿千瓦（其中抽水蓄能0.36亿千瓦）、风电装机3.28亿千瓦、光伏发电装机3.06亿千瓦、生物质发电装机3798万千瓦，分别占全国总发电装机容量的16.5%、13.8%、12.9%和1.6%。 可再生能源发电量稳步增长，2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全社会用电量的29.8%。其中，水电13401亿千瓦时，同比下降1.1%；风电6526亿千瓦时，同比增长40.5%；光伏发电3259亿千瓦时，同比增长25.1%；生物质发电1637亿千瓦时，同比增长23.6%。水电、风电、光伏发电和生物质发电量分别占全社会用电量的16.1%、7.9%、3.9%和2%。 可再生能源持续保持高利用率水平。2021年，全国主要流域水能利用率约97.9%，较上年同期提高1.5个百分点，弃水电量约175亿千瓦时；全国风电平均利用率96.9%，较上年同期提高0.4个百分点；全国光伏发电平均利用率98%，较上年同期基本持平。 二、水电建设和运行情况 2021年，全国新增水电并网容量2349万千瓦，为“十三五”以来年投产最多，截至2021年12月底，全国水电装机容量约3.91亿千瓦（其中抽水蓄能0.36亿千瓦）。重大水电工程建设进展。截至2021年12月底，白鹤滩水电站已有8台机组投产发电，两河口水电站5台机组投产发电。2021年，全国水电发电量13401亿千瓦时，同比下降1.1%。2021年，全国水电平均利用小时数为3622小时，同比下降203小时。2021年，全国主要流域水能利用率约97.9%，同比提高1.5个百分点；弃水电量约175亿千瓦时，较去年同期减少149亿千瓦时。 三、风电建设和运行情况 2021年，全国风电新增并网装机4757万千瓦，为“十三五”以来年投产第二多，其中陆上风电新增装机3067万千瓦、海上风电新增装机1690万千瓦。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约61%，“三北”地区占39%，风电开发布局进一步优化。到2021年底，全国风电累计装机3.28亿千瓦，其中陆上风电累计装机3.02亿千瓦、海上风电累计装机2639万千瓦。2021年，全国风电发电量6526亿千瓦时，同比增长40.5%；利用小时数2246小时，利用小时数较高的省区中，福建2836小时、蒙西2626小时、云南2618小时。2021年，全国风电平均利用率96.9%，同比提升0.4个百分点；尤其是湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比显著提升，湖南风电利用率99%、甘肃风电利用率95.9%，新疆风电利用率92.7%、同比分别提升4.5、2.3、3.0个百分点。 四、光伏发电建设和运行情况 2021年，全国光伏新增装机5488万千瓦，为历年以来年投产最多，其中，光伏电站2560万千瓦、分布式光伏2928万千瓦。到2021年底，光伏发电累计装机3.06亿千瓦。从新增装机布局看，装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区，分别占全国新增装机的39%、19%和15%。2021年，全国光伏发电量3259亿千瓦时，同比增长25.1%；利用小时数1163小时，同比增加3小时；利用小时数较高的地区为东北地区1471小时，华北地区1229小时，其中利用率最高的省份为内蒙1558小时、吉林1536小时和四川1529小时。2021年，全国光伏发电利用率98%，与上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消纳水平显著提升，光伏利用率同比分别提升2.8和5.6个百分点。 五、生物质发电建设和运行情况 2021年，生物质发电新增装机808万千瓦，累计装机达3798万千瓦，生物质发电量1637亿千瓦时。累计装机排名前五位的省份是山东、广东、浙江、江苏和安徽，分别为395.6万千瓦、376.6万千瓦、291.7万千瓦、288.0万千瓦和239.1万千瓦；新增装机排名前五位的省份是河北、河南、黑龙江、山东和浙江，分别为91.8万千瓦、78.7万千瓦、72.3万千瓦、61.1万千瓦和58.1万千瓦；年发电量排名前六位的省份是广东、山东、浙江、江苏、安徽和黑龙江，分别为206.6亿千瓦时、180.2亿千瓦时、143.8亿千瓦时、133.9亿千瓦时、117.4亿千瓦时和79.7亿千瓦时。
日前蒙东电力交易中心发布关于市场主体电量申报失误导致巨额偏差费用的警示通报，通报称2022年1、2月蒙东地区电力用户与售电公司线上绑定和月度预购电量申报工作中，电力用户A委托售电公司B申报电量，拟申报电量计划为每月1260万千瓦时。 实际操作过程中，售电公司B独立完成电量申报和确认工作，填报电量时发生失误，申报电量为1260亿千瓦时，较拟委托申报电量扩大10000倍，造成电力用户A巨额偏差费用，根据协议，需向售电公司B支付负偏差考核费用146874万元！ 蒙东电力交易中心为维护电力市场运行秩序，充分考虑到电力用户A无力承担超14亿元巨额偏差考核费用的实际困难，第一时间组织双方，通过书面方式提交免考核申请，避免了电力用户A产生由于无法按时缴纳电费导致的不良行为记录。
1月19日，国家能源局发布了国内30省份报送的户用光伏项目信息。根据各省级能源主管部门、电网企业报送信息，经国家可再生能源信息管理中心梳理统计，2021年12月新纳入国家财政补贴规模户用光伏项目总装机容量为508.98万千瓦。截至2021年12月底，全国累计纳入2021年国家财政补贴规模户用光伏项目装机容量为2159.62万千瓦，创历史新高。从分省份数据来看，山东、河北、河南三省新增装机规模最大，分别为7.63GW、5.34GW和3.43GW。 根据中国光伏行业协会数据显示，2020年全国户用光伏的装机规模累计达到20GW。今年5月，国家能源局下发了《关于落实好2021年新能源上网电价政策有关事项的函》，其中明确了2021年新建新能源项目上网电价政策：对2021年纳入当年中央财政补贴规模的新建户用分布式光伏项目，其全发电量补贴标准按每千瓦时0.03元执行；对能源局确定的首批光热发电示范项目，于2021年底前全容量并网的，上网电价继续按每千瓦时1.15元执行，之后并网的中央财政不再补贴！ 补贴即将取消直接刺激了2021年末户用光伏装机的大幅度增长。2021年11月，新增户用光伏286万千瓦，到了12月，单月新增装机几乎翻了一倍。 户用光伏规模小且更加分散，对于开发商来说，获得规模化的投资收益比较困难。补贴取消后，户用光伏无疑面临着不小的挑战。目前政策上虽然有整县推进光伏的试点，但户用光伏在缺少补贴之后，对于业主吸引力也大大下降。再加上今年光伏硬件成本的上升，2022年的户用光伏市场前途未卜。
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# 在政策乱象中前行的万亿级市场，储能发展相关问题及建议 # 新型储能作为新型电力系统的重要基础设施，其巨大的发展需求已成共识。尽管近年来支持储能发展的政策密集出台，但行业翘首以盼的储能发展长效机制并未取得实质性进展。伴随多样的利益主体诉求、复杂的源网矛盾，是多而庞杂、互相矛盾的政策体系，建立清晰可执行的支持政策，关系到新型储能产业乃至新型电力系统建设的成败。 # 一、储能政策困境 # 随着国家各部委、地方政府对新型储能发展日益重视，政策文件可谓接踵而至，但时至今日，行业观察者们越发感觉到，各政策之间没有统一逻辑甚至相互矛盾，中央和地方版政策不配套，让行业莫衷一是，主要体现在以下方面： # （一）指导性意见为主，可执行性存疑 # 2021年出台的储能系列政策中，以鼓励性的指导意见为主，虽然提出了“按效果付费”、“谁受益、谁付费”的普适性原则，但在电气关系复杂、主体众多且实时变动的电力系统中，无法进行准确评估和计量，同时我国优先发电、电力交叉补贴错综复杂，效果付费、谁受益谁付费的原则并不能完全落实。 # 《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051 号）可以看作是新型储能政策的核心，但中间“电网替代性储能设施”、“新能源+储能项目激励机制”的提法，当前阶段概念胜于实质。广受关注的“建立电网侧独立储能电站容量电价机制”的落地细则也遥遥无期。 # （二）政策名目众多，但衔接不足 # 总结2021年部委及地方发布的储能相关文件，新型储能的发展政策大致可以分为储能参与辅助服务及现货市场、新能源配置储能增强并网规模、电网侧两部制电价以及负荷侧峰谷套利等几类，但政策主逻辑仍不清晰，彼此之间存在交叠甚至矛盾。 # 一是不管在发电侧、电网侧还是在用户侧配置储能，在增强调节能力、提升有效容量、增加新能源消纳等方面性能相似，根据新型储能所处的位置而区别对待，实际上束缚了不同位置储能综合价值的发挥，应在较为统一的价格机制下一视同仁，也能为共享储能业务模式创造条件。 # 二是在完善的电力市场机制中，用户侧峰谷套利、新能源购买调峰能力提升并网规模，以及辅助服务占比较大的调峰品种，未来都应通过现货市场价格机制统一体现。 # 三是储能参与现货市场、（调频、爬坡）辅助服务市场、容量市场并不是简单的叠加关系，三者在时间尺度、容量匹配之间的关系当前并没有细则进行支持。 # （三）中央和地方政策不匹配 # 虽然部委政策接二连三出台，但整体来看，地方版的储能发展政策，并没有体现部委政策文件中的相关原则，反而矛盾点颇多。其中最典型的就是各省（市）要求新能源按比例配置储能的强制政策，间接说明了部委政策主线不明、可执行度不高，各省（市）都不约而同地选择了一种虽然简便但较为武断的方式（如表1）。 表1 各省新能源配置储能政策要求相对于部委原则性的表述，虽然新能源按比例配置储能更容易执行，但也存在明显问题：一是简单通过并网要求的方式将储能发展成本转移到新能源企业身上，在新能源实现平价的初级阶段，储能成本的叠加无疑对相关企业是一个较大的打击。二是剥夺了新能源企业在选择调节资源方面的权力，配储能的容量比例和装机时长也缺乏足够依据，如果要求新能源电站自主承担调节责任，企业自身应有选择其他最优调节路径的权利。三是将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，但对后续运行缺少调度和监督手段，难以保证储能的建设和运行质量，最终也难以实现储能调节的效果。 # 同时，地方版的储能强制配置要求与发改运行〔2021〕1138号文差异较大。1138号文中提出“超过电网企业保障性并网以外的规模”需要发电企业自建或购买调峰能力，一则考虑了降低新能源企业负担，在电网保障能力外，新能源企业有扩大新能源建设规模需求，才需要配置调峰能力；二则考虑了新能源在选择调峰资源方面的自主性，可让新能源选择边际成本更低的火电灵活性等资源；三则考虑了调峰的长周期需求，配置比例15%-20%的功率，时长达到4小时，基本能满足新增新能源的调峰需求。 # 二、影响及建议 # （一）政策不明确带来的影响重大 # 根据上述分析可知，新型储能发展相关政策中，中央版堆砌原则且指向不明，地方版简单武断、带来质疑重重。商业模式不清晰，难以使储能行业“向阳生长”，对于行业长期、高质量发展非常不利。 # 根据简单测算，若光伏配置10%/2小时的电池储能，将造成度电成本上涨6-7分钱，在当前新能源降成本趋势趋缓等不利情况下，不但不利于储能行业，也会造成新能源行业的停滞发展。 # （二）不成熟的建议 # 当前，政策的完善（而不是简单叠加）是储能发展的关键，而理顺政策逻辑的首先要准确认知储能在新型电力系统中的地位和本质功能，储能的核心功能可以分为两个方面： # 一是保障电力系统供电充裕度。2021年我国缺电危机，更加说明保障电力供应是电力系统发展的底线。而根据未来负荷发展和电源装机结构，如果煤电装机在当前基础上略有增长，考虑需求响应达到最大负荷5%，2030年供电充裕度仍存在90GW的缺口，储能总投资需求将达到万亿级别；若不考虑需求响应或是严格控制煤电装机不增长的情况下，供电充裕度缺口将在200GW。而2060年在大幅退煤的假设下，供电充裕度缺口将达到800GW，相当于当年最大负荷的30%。电力系统供电充裕度提升的强烈要求，是发展新型储能的首要需求。 # 二是电力系统调节的需求。随着新能源比例的增长，新能源出力区间幅度较大，根据郭剑波院士《中国高比例新能源带来的平衡挑战报告》，2030年新能源出力占总负荷之比在5%-51%，将造成我国巨大的调峰能力缺口，2060年该情况将更加严峻。同时，新能源出力的快速波动性，要求电力系统具备更强的调频、爬坡能力。所以电力系统的调峰、调频和功率快速调节需求，是发展新型储能的第二动力。 # 基于上述认识，个人提出不成熟的建议如下：一是参考抽水蓄能发展模式，建立差异化的两部制（电量电价+容量）电价，设定稳定但较低的合理收益，以容量电价为主，对新型储能的容量投资进行直接激励。具体操作中，严密跟踪电力系统充裕度要求，合理规划新型储能建设需求，通过两部制电价招标竞价的方式促进新型储能降低成本，最终实现与抽水蓄能同品同价。以两部制电价支撑的新型储能纳入电网保障调节性电源部分，以提升新能源保障消纳装机规模，也是电力系统充裕度、安全性的重要屏障。该模式主要支持大容量、较长时长、标准化储能电站的建设。 # 二是以市场为驱动推动更多社会主体参与储能建设。逐步扭转新能源强制配储能的发展方式，完全通过电力市场机制的完善，促进新型储能的准入，作为两部制模式的补充。首先是新能源不断进入现货市场，为了提升负荷预测精度和负荷曲线跟踪能力，新能源企业自主选择配置储能提升履约能力。其次随着辅助服务市场的扩大，调频、爬坡产品的推出，将通过辅助服务市场促进发电企业、电力用户进行新型储能的投资。该模式主要支持规模较小的储能的发展，可按功能灵活配置时长。 # 三是重视储能的实际运行效果。虽然当前储能已具备一定规模，但储能实际运行效果尚未得到充分验证。加强新型储能设计标准和运行标准的完善，在设计标准中落实电力并网运行管理规定（国能发监管规〔2021〕60号）要求，特别对于纳入两部制的储能电站，需要统一新型储能的调节性能和运行工况耐受能力，建立统一的调节时长要求；在运行中，形成有效的调度细则和监督考核规定，充分发挥运行效果。
# 2021年电力市场回顾与展望 一、政策与大事 1.健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场 1月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发了《建设高标准市场体系行动方案》，提出通过5年左右的努力，基本建成统一开放、竞争有序、制度完备、治理完善的高标准市场体系。11月24日，中央全面深化改革委员会第二十二次会议审议通过《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》。会议指出，“要健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。”我国已初步形成在空间范围上覆盖省间、省内，在时间周期上覆盖多年、年度、月度、月内的中长期交易及日前、日内现货交易，在交易标的上覆盖电能量、辅助服务、合同、可再生能源消纳权重等交易品种的全市场体系结构。目前省间、省内中长期市场已较为完善并常态化运行。 2021年全年市场化交易电量约3.5万亿千瓦时，同比增长15.7%，占全社会用电量的40%以上。市场主体方面，截至5月底，国家电网公司经营区域电力交易平台已累计注册各类市场主体27万家，是2015年底的9.8倍。其中，电力用户达到23.6万家，增长了96倍，售电公司目前已超过3800家。截至11月底，南方区域电力市场注册的主体共8.98万家，同比增长39.9%，其中，发电企业740家、售电公司914家、电力用户8.8万家。 2.有序放开全部燃煤发电电量上网电价与工商业用户用电价格 5月发布的《“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》明确，到2025年，竞争性领域和环节价格主要由市场决定，网络型自然垄断环节科学定价机制全面确立，能源资源价格形成机制进一步完善，重要民生商品价格调控机制更加健全，公共服务价格政策基本完善，适应高质量发展要求的价格政策体系基本建立。 10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动原则上均不超过20%，电力现货价格不受上述幅度限制。有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。居民、农业用电执行现行目录销售电价政策。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电（随后发布的《国家发展改革委关于企业代理购电工作有关事项的通知》对电网企业代理购电方式流程进行了规范）。此外，为保障燃煤发电上网电价市场化改革，进一步放开各类电源发电计划，加强与分时电价政策衔接。 与2019年出台的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》中“浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则不超过15%”相比，市场交易价格浮动范围扩大。此次基准价浮动比例能够覆盖目前煤炭长协与现货价格综合涨幅，有利于进一步缓解煤电企业经营困难。目前，煤电市场化电量占煤电总发电量超70%，大约44%的工商业用电量已通过参与市场形成用电价格。此举更是明确推动其余30%的燃煤发电电量全部进入电力市场，进而带动其他类别电源发电电量进入市场，为全面放开发电侧上网电价奠定坚实基础，也对加快推动发用电计划改革、售电侧体制改革等电力体制其他改革发挥重要作用。 3.完善分时电价机制，建立尖峰电价机制 7月出台的《关于进一步完善分时电价机制的通知》称，在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，建立尖峰电价机制，健全季节性电价机制。据不完全统计，已有24省市出台完善分时电价机制相关政策25条。其中，内蒙古、甘肃、宁夏、北京、河北、陕西、吉林、山东、浙江、广东、广西、贵州、湖南、四川等14省出台政策15条，青海、新疆、山西、天津、河南、江苏、江西、云南、重庆、安徽等10省市出台征求意见稿。25条政策中，内蒙古、新疆、青海、河北、天津、山西、陕西、山东、广东、浙江、湖南、广西、江西、江苏、云南、四川、重庆等18省市明确执行尖峰电价政策，其中，多数省份上浮均为20%，而广东省尖峰电价在峰段电价上再上浮25%。另有江苏、甘肃提到了深谷电价。 4.持续推进售电侧改革 11月，国家发展改革委、国家能源局正式印发《售电公司管理办法》，用以替代已经执行了5年的《售电公司准入与退出管理办法》。新版管理办法明确了售电公司注册条件、注册程序及相关权利与义务等内容，共计9章46条。其有三个亮点，一是注册条件和注册程序更有针对性，二是更加注重售电公司动态管理和风险管理，三是启动保底售电服务，衔接电网企业代理购电机制。 增量配电业务改革方面，国家发展改革委、国家能源局批复了五批459个增量配电业务改革试点项目。中国能源研究会配售电研究中心与华北电力大学国家能源发展战略研究院联合发布的《2021年增量配电发展研究白皮书》显示，有292个试点完成配电网规划编制，300个试点确定业主，240个试点业主单位通过工商注册，224个试点公布股比。共计220个试点确定供电范围，其中第一批有85个，第二批有50个，第三批有53个，第四批有29个，第五批有3个。共计185个试点取得电力业务许可证（供电类）。 5.输配电价进入第二监管周期 国家发展改革委4月印发的《关于做好2021年降成本重点工作的通知》称，平稳执行新核定的2021年输配电价和销售电价，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。持续推进电力市场化改革，允许所有制造业企业参与电力市场化交易。10月14日，国家发展改革委印发《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》，对2017年出台的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》作了修订。 在第一监管周期（2017～2019）的基础上，考虑到2020年应对疫情降电价（电费）的影响，核定后的各省级电网第二监管周期输配电价自2021年1月1日起执行。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价整体下降，其中，五大区域电网两部制输电价格中的电量电价，从第一周期的2个电量电价变化为第二周期的5个电价，各区域电网都有所属的电量电价。此外，自12月2日起，对陕北—湖北、雅中—江西特高压直流工程执行临时输电价格。 2018、2019年一般工商业平均电价连续降低10%。2020年非高耗能行业电价阶段性降低5%。与2014年相比，当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅超过10%、30%，每年降低企业用电成本超过6000亿元。截至11月，南方五省区内市场化交易平均降价幅度0.057元/千瓦时，累计释放红利308亿元。 6.完善抽水蓄能价格形成机制 国家发展改革委5月发布《进一步完善抽水蓄能价格形成机制》，明确要坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，明确以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，同时强化与电力市场建设发展的衔接，逐步推动抽水蓄能电站进入市场。 4月，广州电力交易中心组织开展了海南琼中抽蓄电站抽水电量招标交易，成为南方区域电力市场首次开展的省间“点对点”直接交易。海南抽蓄电站与广东阳江核电达成交易电量1000万千瓦时。本次交易将跨区跨省交易市场主体扩展至抽蓄电站、核电企业等。实现了三点突破，一是在南方区域建立了抽蓄电站通过市场化招标方式参与电力交易的新机制；二是首次探索以“点对点”方式组织省间交易；三是跨省区市场首次引入核电。 7.中长期交易落实“六签”，绿色电力交易方案出台 中长期交易落实“六签”。中电联数据显示，1～11月，省内交易电量（仅中长期）合计为2.72万亿千瓦时，其中电力直接交易2.52万亿千瓦时、绿色电力交易4亿千瓦时、发电权交易1845.4亿千瓦时、抽水蓄能交易114.5亿千瓦时、其他交易77.5亿千瓦时。省间交易电量（中长期和现货）合计为6273.7亿千瓦时，其中省间电力直接交易1783.1亿千瓦时、省间外送交易4427.1亿千瓦时、发电权交易63.5亿千瓦时。此外，广州电力交易中心已于12月在全国范围内率先完成2022年电力中长期合同签订工作，交易成交规模达2423亿千瓦时（落地端），创历史新高，超过近三年平均送电规模，市场主体参与率达100%，并首次实现所有“网对网”“点对网”交易全量签约，还提前锁定了2022年南方区域跨省区送电安排，其中西电东送电量达2308亿千瓦时。绿色电力交易方案蓄势出台。继国家发展改革委、国家能源局9月批复《绿色电力交易试点工作方案》，称绿色电力交易将在现有中长期交易框架下，设立独立的绿色电力交易品种。参与绿色电力交易的市场主体，近期以风电和光伏发电为主，逐步扩大到水电等其他可再生能源，绿色电力交易优先安排完全市场化上网的绿色电力，进一步体现能源的绿色属性和价值。9月7日，北京电力交易中 心组织开展了全国绿色电力首次试点交易。此次交易共17个省份259家市场主体参与，达成交易电量79.35亿千瓦时。其中，国家电网公司经营区域成交电量68.98亿千瓦时，南方电网公司经营区域内成交电量10.37亿千瓦时。 8.我国省间电力交易体系已基本建成 《北京电力交易中心跨区跨省电力中长期交易实施细则》经多轮修订后于9月正式印发，成为落实《电力中长期交易基本规则》的操作细则，为市场主体参与跨区跨省电力中长期交易提供依据。细则在年度、月度交易的基础上，增设月内（周、多日）交易。南方区域跨区跨省市场首次开展周电力交易品种。为缓解广东电力供应紧张局面，广州电力交易中心联合北京电力交易中心组织开展了湖南送广东电力应急交易，按周开展，交易标的为周内每个工作日的高峰时段电力。此举有效增加广东高峰时段电力供应能力40～60万千瓦。 在2017年7月出台的《跨区域省间富余可再生能源电力现货 9.电力现货试点第二批稳步推进，广东2022年将开启整年结算试运行 省内电力现货市场，在第一批8个试点均已完成至少一个月以上连续结算试运行的基础上，甘肃、福建、浙江、四川、山西、广东陆续启动连续结算试运行；山东已经启动5次电力现货市场结算试运行，自2022年1月1日起进入长周期连续结算试运行；南方（以广东起步）电力现货市场原则上自2022年1月1日起进入全年连续结算试运行。 第二批电力现货试点面世。4月发布的《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》，选择辽宁、上海、江苏、安徽、河南、湖北作为第二批现货试点。《通知》还指出，上海、江苏、安徽现货市场建设应加强与长三角区域市场的统筹与协调；支持开展南方区域电力市场试点，加快研究京津冀电力现货市场建设、长三角区域电力市场建设的具体方案。江苏能源监管办已于11月对《江苏省电力现货交易规则（征求意见稿）》展开研讨。 此外，可再生能源参与市场的新机制在广东省现货市场规则中显现。12月，广东省能源局发布《南方（以广东起步）电力现货市场实施方案》（征求意见稿），提出建立“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系，引入有可再生能源电力消纳需求的市场化用户，通过售电公司与集中式风电、光伏和生物质等可再生发电企业开展交易。条件成熟时，研究开展可再生能源电力参与现货市场交易。 10.辅助服务市场挖掘调峰能力约9000万千瓦
# 新型电力系统背景下电力市场建设的关键问题 新型电力市场以风电、光伏等新能源为市场主要供应主体，以火电、储能、负荷等灵活性资源为辅助服务主体，与碳交易市场和绿证交易市场关联协同，可充分体现新型电力系统各构成主体的市场价值，释放电力这一特殊商品的经济、低碳、绿色价值。 建设新型电力市场，能够为新能源主体持续稳定发展提供市场支持，支持灵活性资源获得合理收益，体现其应有的价值。能够有效梳理电碳关系，实现电力与碳排放及能源绿色价值的平衡协同。能够支持新型电力系统稳定、有序、可持续发展
安徽省电力需求侧管理实施细则（修订版） 第一章 总 则 第二章 节约用电 第三章 环保用电 第十四条 环保用电是指充分发挥电能清洁环保、安全便捷等优势，在需求侧实施电能替代燃煤、燃油、薪柴等，促进能源消费结构优化和清洁化发展，支持大气污染治理。 第十五条 县级以上政府主管部门应支持开展环保用电，协调推进本地区电能替代工作，在需求侧合理实施电能替代，促进大气污染治理，扩大电力消费市场，拓展新的经济增长点。 第十六条 综合考虑区域和行业用能特点、电力市场建设、技术经济性、节能环保效益等因素，运用财政、价格、环保等政策措施，因地制宜、有序推进工业生产、建筑供热（冷）、交通运输、农业生产、居民生活等领域实施电能替代，着力提高电能占终端能源消费比重，降低大气污染物排放，形成安全、清洁、高效、智能的新型能源消费方式。 第十七条 实施电能替代新增电力电量需求，优先通过可再生能源电力满足。电能替代新增电力电量，在电网企业年度电力电量节约指标考核中合理扣除。可再生能源电力满足的电能替代新增电力电量，纳入电网企业年度节约电力电量。 第十八条 县级以上政府主管部门将电能替代纳入大气污染防治工作，按照国家和省有关电能替代的政策规定，对符合条件的电能替代项目、技术和研发等给予奖励和补贴。 第十九条 不断创新电能替代领域、方法和内容，进一步扩大范围和规模。鼓励电力用户采用地源、水源、空气源热泵、电蓄热、电蓄冷、储能等成熟的电能替代技术，开展电能替代新技术示范、区域示范、产业园区示范，引导全社会广泛参与电能替代。 第二十条 电网企业应加强电能替代配套电网建设，推进电网升级改造，加强电网运行管理，提高环保用电的供电保障能力。做好环保用电的供电服务，加强电能替代宣传，建立电能替代用电报装“绿色通道”。 第二十一条 鼓励社会资本通过合同能源管理、设备租赁、以租代建等方式，积极参与电能替代项目投资、运营和服务，以市场化模式实现多方共赢。 第四章 绿色用电 第二十二条 绿色用电是指绿色电力消费与生产的协同互动，从需求侧促进可再生能源电力的有效消纳利用，推进能源绿色转型与温室气体减排。 第二十三条 支持和推动绿色用电，探索绿色电力消费与生产的协同互动，引导电力用户优化用电方式，从需求侧促进可再生能源电力的有效消纳利用。 第二十四条 选择需求响应资源条件较好、可再生能源富集的地区，因地制宜开展需求响应促进可再生能源电力消纳试点。通过能源互联网、新能源微电网、充电设施、储能设施、配电网升级改造等建设，提高源网荷储协同调控能力，探索、推广多方共赢的需求响应与可再生能源电力消纳协同模式。 第二十五条 推进可再生能源电力市场化交易，拓展电力直接交易平台功能，创新电力交易模式，推动绿色电力点到点实时交易和结算。落实国家可再生能源电力消纳责任权重政策，引导电力用户通过认购可再生能源绿色电力证书等方式消纳可再生能源电力。 第二十六条 支持电网企业会同电力用户探索建设大规模源网荷友好互动系统，引导电力用户主动调整用电负荷，提升电网“源”“荷”互补能力，有效平抑可再生能源带来的波动，提升可再生能源消纳能力。 第二十七条 将需求响应资源统筹纳入电力运行调度，科学安排和调整需求响应资源的调用方式和调用量，提高电网的可靠性和灵活性，为可再生能源电力的消纳创造条件。 第二十八条 探索建立需求响应与可再生能源电力消纳协调互动激励机制，对需求响应参与方通过资金奖励、需求响应电价和辅助服务等市场化方式给予经济补偿，鼓励可再生能源发电企业通过灵活的电价机制引导需求响应用户购买可再生能源电力。 第五章 智能用电 第二十九条 智能用电是指通过信息通信技术与用电技术的融合，推动用电技术进步、效率提升和组织变革，创新用电管理模式，培育电能服务新业态，提升电力需求侧管理智能化水平。 第三十条 加强安徽省电力需求侧管理平台及电力能效监测、需求响应、市级子系统等建设，完善信息交互共享、用电在线监测、数据统计分析、用电决策支持、需求响应、有序用电等功能，提升电力运行调节水平。 第三十一条 鼓励电力用户、电能服务机构等各类市场主体加强电力需求侧管理信息化系统建设，主动接入安徽省电力需求侧管理平台，并与安徽省公共建筑能耗监管、安徽省重点用能单位能耗在线监测等系统实现数据共享，提高智能用电管理水平。其中参与市场化交易的电力用户、售电企业应加快电力需求侧管理信息化系统建设和应用，接入安徽省电力需求侧管理平台的相关数据应作为其参与电力市场化交易的重要依据。 第三十二条 省电力公司负责安徽省电力需求侧管理平台及相关系统的建设运维，加强电力用户用电信息的采集、分析，定期向电力管理部门报送有关数据，为电力需求侧管理提供技术支撑和信息服务。 第三十三条 支持在产业园区、大型公共建筑、居民小区等集中用能区域，因地制宜开展 “互联网+”智能用电示范。探索“互联网+”智能用电技术模式和组织模式，推进需求响应资源、储能资源、分布式可再生能源电力以及新能源微电网的综合开发利用。推广以智能终端和智慧能源为特征的智能小区/楼宇/家庭、智能园区/工厂试点，支撑智慧城市建设，引导全社会采用智能用电设备。 第三十四条 鼓励电能服务机构、充换电设施运营商等市场主体创新智能用电服务内容和模式，探索开展电能云服务、电动汽车智能充换电服务、智慧车联网服务、岸电互联互通服务等，为电力用户提供智能化、个性化的用电与节电服务。逐步培育负荷集成商等新型市场主体，增加灵活性需求响应资源供应。鼓励电力用户主动参与和实施智能需求响应，提供调频、调峰、可再生能源消纳等灵活的能源服务，推进动态实时交易。 第三十五条 依托安徽省电力需求侧管理平台，整合电网企业、电力用户、电能服务机构等用电数据资源，拓展用电大数据采集范围，加强重点电力用户用电信息实时在线监测，建设用电大数据中心，实现用电数据集成和安全共享，为电力经济运行分析、用电节电决策等提供充足、及时、准确的数据支持。鼓励基于用电大数据的创新创业，支持开展基于用电大数据的新型增值服务。 第六章 有序用电 第三十六条 有序用电是指在电力供应不足、突发事件等情况下，通过行政措施、经济手段、技术方法，依法控制部分用电需求，维护供用电秩序平稳的管理工作。 第三十七条 有序用电工作遵循安全稳定、有保有限、注重预防的原则，按照先错峰、后避峰、再限电、最后拉闸的顺序，落实“定负荷、定时段、定设备、定人员”要求，保障电力供需平衡。 第三十八条 稳步实施电力需求响应，结合电力市场建设的推进，推动将需求响应资源纳入电力市场。建立电力需求响应工作制度及激励机制，鼓励各类电力市场参与方开发和利用需求响应资源，逐步形成占年度最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障非严重缺电情况下的电力供需平衡，缓解电网运行压力，提升机组运行效率。 第三十九条 省电力公司制定年度需求响应实施方案，并报电力管理部门组织实施，加强与综合能源及电能服务机构、售电企业、电力用户等相互配合，加快推进电力需求响应系统建设应用，做好需求响应申报、执行和评估等各环节工作。 第四十条 支持综合能源及电能服务机构、售电企业、负荷集成商等代理参与电力需求响应，通过应用安徽省电力需求侧管理平台或自建电能服务平台为用户提供有偿调峰、调频等多样化的增值服务。 第四十一条 引导、激励电力用户优化用电方式，采用完善的负荷管理设施、负控装置和用户侧开关设备等，实现重点用能设备用电信息在线监测和控制，并接入安徽省电力需求侧管理平台，充分利用需求响应资源，主动参与实施电力需求响应，提高电能精细化管理水平。 第四十二条 县级以上电力管理部门负责落实以下有序用电管理措施： （一）根据年度电力供需形势和国家有关政策，分解落实全省有序用电负荷调控指标，组织编制《电网有序用电方案》，签订有序用电协议，进行必要演练，增强操作能力； （二）将居民、农业、重要公用事业和公益性服务用电纳入优先购电权计划，建立优先购电用户目录，并根据保障需要，对目录用户进行甄别、完善和动态调整； （三）组织编制《超电网供电能力拉限电序位表》《紧急事故拉限电序位表》《紧急事故拉停220千伏主变名单》，并通告有关用户； （四）完善电力应急保障机制，依法依规实施有序用电，并在实施过程中组织好信息发布、监督检查及相关统计工作，保障优先购电权计划落实。 第四十三条 电网企业负责落实以下有序用电管理措施： （一）根据负荷变化、发电机组出力及检修情况，优化机组运行调度，做好电力供需平衡工作，在同级电力管理部门指导下提出年度有序用电工作计划和方案； （二）密切关注电力供需变化，预计可能出现持续电力供需缺口时，及时细化落实有序用电各项工作，报同级电力管理部门组织实施； （三）充分利用信息化技术，畅通与电力用户的信息交流，提前将错避峰信息通知电力用户； （四）通过电力负荷管理系统开展负荷监测和控制，负荷监测能力达到经营区域内最大用电负荷的70%以上，负荷控制能力达到经营区域内最大用电负荷的10%以上，100千伏安及以上电力用户全部纳入负荷管理范围。 第四十四条 有序用电方案涉及的电力用户要加强电能管理，按要求编制具有可操作性的内部负荷控制方案，并根据指令严格按照方案采取相应错避峰措施。 第七章 综合能源服务 第四十五条 综合能源服务是指以能源互联网、智慧能源和多能互补为发展方向，以智能电网、互动服务、“大云物移”为支撑手段，满足终端用户能源规划设计、工程投资建设、用能分析诊断、多能源运营服务及投融资服务等多元化需求的新型服务模式。 第四十六条 县级以上电力管理部门应发挥工作指导、综合协调、政策支持等作用，坚持市场化原则，由各方在平等、互利、共赢的基础上协商合作，共同推进我省综合能源服务工作。 第四十七条 鼓励电网企业等全社会各类能源服务商，以提高能源利用效率、降低用户用能成本、促进新能源发展为目标，构建以电为中心、智慧协同的新型能源消费市场，为终端用户提供多元化的综合能源服务，为全省综合能源服务新业态发展提供借鉴和示范。 第四十八条 支持电网企业构建开放共享的省级智慧能源服务平台，逐步接入水、电、气、热等各类能源数据，建立在线综合能效评价体系，与综合能源及电能服务机构、售电企业等积极合作，为各方提供运行分析、效益评估、信息互动等服务，推动综合能源服务项目落地，提升全社会综合能效。 第四十九条 开展综合能源服务示范项目建设，聚焦综合能效服务、多能供应服务、清洁能源服务及新兴用能服务等领域，以园区、工业企业及大型公共建筑等为重点推广对象，统筹运用能效诊断、节能改造、用能监测、分布式可再生能源、冷热电三联供、储能等技术，打造典型示范项目。 第五十条 支持组建安徽省综合能源服务产业联盟，聚合能源供应、设备制造、能源服务、科学研究等综合能源服务上下游产业链，加强合作共享，促进产业升级发展，打造共建、共治、共赢的综合能源服务生态圈。 第五十一条 加大对综合能源服务的政策支持力度，推动综合能源服务与能源互联网建设、电能替代、电力市场化交易、新型基础设施建设等工作的深度融合，将其纳入相关指导性、政策性文件，发挥政策联动效应。
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