新电改行业投资机遇展望调研投资分析报告.docx
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新电改行业投资机遇展望调研投资分析报告
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1新电改大潮下的投资机会
自新电改“9”号文开始,我国面临历史上第二次大的电力体制改革。
2002年,国务院下发“5”号文件,核心是厂网分开,竞价上网;重组发电和电网企业,至此,组建了五大发电集团和两大电网公司。
第一次电改后,十五期间,电力装机几乎翻倍,国网公司的利润增加了五倍,期间,电力设备价格上涨15%,电厂基础建设所有的材料价格上涨了40%。
从大的趋势上看,第一次电改就是为了满足日益增长的社会用电量的需求而做出的重大改革,也取得了重大成果。
此轮新电改的主要目标是“放开两头,管住中间”,主体改革政策:
发+输配+售。
我们必须认识到,此轮电改是在社会用电量下滑以及电源总体过剩的大背景下进行,所以第二次电改实质是做减法,这与第一轮电改是截然不同的。
虽然是减法,但不乏投资机会。
这轮电改对与运营效率高的主体是极好的机会,而对成本高昂运营效率低下的主体则是倒逼淘汰。
我们将从发-输-配-售四个环节逐一梳理投资机会:
1)发电侧存在多样化投资良机——辅助服务市场机会众多,亟待有心人采摘我国电力行业市场化空间巨大,不同地区面临的问题不尽相同,但当前特高压环境下各地区电网对优质辅助服务资源需求增多。
此外,跨区现货交易的逐步开展,有助于拥有风电、光伏等新能源发电资源的发电企业提升盈利水平。
市场机会包括:
调频、深度调峰(辽宁某60MW火电机组16年火电深度调峰辅助服务盈利数亿元,超过主能量市场盈利)、绿证、容量市场、备用、调相和黑启动等。
具备参与各类辅助服务能力的发电企业且率先抢占相应市场的发电企业业绩将得到巨大提升。
2)增量配网机会看涨,附加节能等增值服务有待进一步挖掘
“十三五”期间配网投资建设目标已有明确指示,随后的“一带一路”战略又为优质电力设备企业打开了新的增长空间。
市场机会包括:
存量配网以自动化升级、装备升级为主,增量配网以农配网建设为主,有望获益的是可从增量配网建设中获益的工程总包商和配网运营商。
其中拥有优质工业园区资源或配套能力强的公司可作为优质工程总包商得到关注,而具有国网背景的设备企业公司优势明显。
3)售电侧机会众多,资本相继涌入
售电公司竞争性售电基本业务市场体量巨大,但考虑到电力资源属同质性商品,竞争性售电业务增长主要靠价格竞争力及渠道资源,在售电公司数量众多背景下,纯售电市场预计今后一片红海,盈利空间有待验证;而需求侧资源则存在巨大的潜在红利有待开发。
市场机会包括:
需求侧资源进入市场有助于增加需求侧弹性,削减高峰负荷,且调节方式灵活,响应速度快,缓解受端电网调频调峰严峻形势。
随着政策及市场制度的推进,率先整合负荷侧需求响应资源的售电公司将收获可观回报。
4)储能商业化邻近,巨量市场启动在即
电力系统长久以来都是严格执行“发多少用多少”的发用电实时平衡原则运行,这是由于电力系统输配网环节仅仅具备传输电能的功能而无法对电能进行大容量的储存。
储能技术的出现与发展,在很大程度上对电力系统的各个环节带来了巨大的影响,随着储能政策催化剂的不断落地,巨量市场空间逐步打开。
市场机会包括:
储能浸润电网多环节运转,潜在市场体量巨大。
能够降低储能成本的储能上下游企业将迎来实质的商业化突破,业绩具备爆发式增长机会。
2辅助服务市场:
利润空间巨大,只欠政策东风
我国电力行业市场化空间巨大,不同地区面临的问题不尽相同,但当前特高压环境下各地区电网对优质辅助服务资源需求增多,市场化手段在调整资源配置同时,存在巨大利润空间。
我们将各个地区电网特征分列如下:
我国东北电网的电源结构特点是:
多煤、多风、少水、少(燃)气。
东北电网调峰电源总装机严重不足。
东北电网风电健康发展遇到的最大困难是供热与电力调峰之间的矛盾,其实质是风电与火电争夺有限的发电空间。
东北每年有着长达5~8个月的供暖期。
而冬季供暖期也正好是东北的大风期,要同时完成风电大发与居民供热的双重任务困难重重。
随着近年供热面积及热电机组容量的持续上升,全网火电机组最低技术出力也持续上升,其增速超过电力负荷增速,导致电力调峰能力日益不足,风电发电空间日益受限,弃风限电问题日益突出。
东北电力调峰辅助服务市场便是针对这一突出问题应运而生。
17年1月1日起,《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》开始施行,旨在建立辅助服务分担共享新机制,发挥市场在资源配置中的决定性作用,保障东北地区电力系统安全、稳定、经济运行,促进风电、核电等清洁能源消纳。
此次东北电力辅助服务市场改革主要聚焦于可中断负荷、电储能、跨省、火电应急备用等形式参与深度调峰。
区别于东北电网特征,华东作为经济高度发达地区,负荷密集,其电网属于大型受端电网,具体的突出问题主要包括两点:
1)省市间机组发电利用小时数差异大,存在发电资源优化空间:
华东省市间同类机组最大发电利用小时数差异达1000小时以上;全网煤耗率水平存在较大差异。
2)省市间调峰压力分布不均衡,存在调峰互济空间:
目前上海、浙江、福建调峰问题较为突出,江苏、安徽暂不突出;预估未来几年,上海调峰形势不再继续恶化,江苏区外来电大幅增加、福建核电增多,调峰形势严峻。
西北、华北大部与东北地区相似,同属我国供暖区域,每年有4-6个月的供暖期,在西北地区风电集中的环境下,供热与电力调峰之间的矛盾,依然是风电与火电对有限的发电空间的争夺。
在风电投资南移的趋势下,华北地区新能源消纳与调峰压力也将进一步加大。
与三北地区及华东地区不同的是,包含四川在内的华中地区水电富集,同样在风电南移趋势明确的前提下,将形成大量优质水电、火电与风电共同抢夺发电资源的局面,可以预计在负荷增速回升的背景下未来新能源消纳和调峰问题严峻。
总体而言,我国电网特点决定了对调峰等辅助服务的需求愈发明确,潜在市场空间巨大,在政策机制不断完善的过程中,存在相当可观的投资机会。
2.1调峰市场作用及形式
在国外,调峰并不是一个典型的辅助服务类型,系统的调峰问题实际上是通过现货市场的分时电价来引导市场成员在负荷高峰和负荷低谷时段进行出力调整而解决。
“东北电力调峰辅助服务市场”设计的核心目的在于通过“胡萝卜加大棒”式的经济杠杆作用,促使区内热电企业进行技术改造,实现热电机组供热与发电解耦,在不影响供热的前提下,恢复甚至进一步加大火电机组的调峰能力,从而逐步改善东北电网的电源结构,通过市场化手段,将东北电网调峰问题的“死棋盘活”,从而实现东北电网及地区清洁能源消纳健康可持续发展。
东北电网的电源结构特点是:
多煤、多风、少水、少(燃)气。
东北电网调峰电源总装机严重不足。
截至2016年底,在东北电网1.2亿千瓦总装机中,火电8515万千瓦,占比70%(在全部火电装机中,热电机组占比64%;风电2467万千瓦,占比20%;水电804万千瓦,占比6.56%;核电335万千瓦,占比2.7%。
图1:
东北电网各类电源装机总量(万千瓦)及占比
图2:
东北电网风电装机容量
2016年,东北电网风电发电量388亿千瓦时,约占全网总发电量的9.4%。
东北电网风电装机容量占比,风电发电量占比在中国各区域电网中都是最高的(风电装机比重与西北持平,发电量比重高于西北)。
在快速发展的同时,自2012年起,东北电网风电发展也遇到了严重“弃风限电”的问题。
东北电网风电机组利用小时数普遍达不到设计指标。
东北电网风电健康发展遇到的最大困难是供热与电力调峰之间的矛盾,其实质是风电与火电争夺有限的发电空间。
东北每年有着长达5~8个月的供暖期。
而冬季供暖期也正好是东北的大风期,要同时完成风电大发与居民供热的双重任务困难重重。
随着近年供热面积及热电机组容量的持续上升,全网火电机组最低技术出力也持续上升,其增速超过电力负荷增速,导致电力调峰能力日益不足,风电发电空间日益受限,弃风限电问题日益突出。
东北电力调峰辅助服务市场便是针对这一突出问题应运而生。
东北电力调峰辅助服务市场的主体范围共包含六种类型,在现有的火电厂、风电场(包含光伏电场)、核电厂的基础上,增加了“可中断负荷电力用户”、“电储能用户”、“抽水蓄能电站”。
图3:
东北电力调峰辅助服务市场主体范围
火电机组、生物质发电机组(100MW及以上容量)能够提供基本及有偿调峰辅助服务,参与市场化管理;风电场、光伏电站作为间歇性电源不具备提供调峰辅助服务能力,参与市场化管理;核电目前暂按不提供日内调峰辅助服务考虑,参与市场化管理;抽水蓄能机组暂认为能够提供100%的基本调峰能力,参与市场化管理;可中断负荷主要在电网低谷负荷时段用电,可在负荷侧为电网提供调峰辅助服务的用电负荷,参与市场化管理;电储能指蓄电设施通过在低谷或弃风弃核时段吸收电力,在其他时段释放电力,从而提供调峰辅助服务,参与市场化管理。
调峰辅助服务分为基本(无偿)调峰辅助服务以及有偿调峰辅助服务。
基本调峰辅助服务指平均负荷率大于有偿调峰补偿基准时所提供的辅助服务。
有偿调峰辅助服务指平均负荷率小于等于有偿调峰补偿基准时所提供的辅助服务。
图4:
调峰辅助服务
发电企业须在日前提交有偿调峰辅助服务报价,《监管办法》暂对报价设置区间限制,通过报价的高低来确定次日各电厂提供有偿调峰辅助服务的先后顺序。
表1:
补偿标准
2.2东北调峰辅助服务费用总体情况
东北电力辅助服务市场运营两年来(2014年四季度至2016年三季度),全网有偿调峰辅助31.58亿千瓦时,合计补偿费用13.47亿元。
有偿调峰辅助服务平均价格0.426元/千瓦时,实际最高出清价格0.800元/千瓦时,最低出清价格0.200元/千瓦时。
机组应急启停调峰52台次,补偿金额6390.00万元。
表2:
东北调峰辅助服务费用情况
具体的电厂层面情况,2014年四季度至2016年三季度:
(1)全网共31座火电厂盈利,平均盈利金额2865.46万元,最高盈利金额:
20950.36万元(庄河厂)。
(2)全网共54座火电厂亏损,平均亏损金额775.79万元,最高亏损金额:
3035.11万元(大连湾厂)。
(3)全网共239座风电场参与费用分摊,平均分摊金额158.24万元,最高分摊金额:
2725.64万元(龙源龙康风电场)。
2.3上海调峰市场估算
上海管辖范围内共有21家电厂(区外来电视作一家电厂),测算数据选自2014年上海市电厂出力历史数据;
选取2014年典型日数据,包括7、8、9月份各选三天,分别为5日、15日和25日,其他月各选1天,为15日。
每日,调峰收入按调峰时段每个统计周期收入之和统计;全年测算中每月调峰受入按各月代表日估算:
7-9月,调峰收入按每月3个代表日收入/3×每月天数计算;
1-6、10-12月,调峰收入按每月1个代表日收入×每月天数计算;
全年,调峰收入按各月收入估算值之和计算。
低谷时段(调峰时段)为每日0点至7点、23点至24点,单位统计周期为15分钟。
根据上海市物价局关于落实《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和工商业用电价格的通知》的通知,上海市燃煤电厂标杆上网电价0.4359元/kWh。
燃煤电厂深度调峰三档界限暂按48%、54%、60%进行测算,报价上下限如下表所示:
表3:
报价上下限设置
模拟上海实施调峰辅助服务市场后,假设有偿调峰价格为0.4元/kWh。
利用2014年上海电网实际运行数据对有偿调峰总补偿金额进行测算,可得结果如下表所示。
表4:
不同深度调峰界限下上海电网调峰补偿金额
上海市所有电厂(包括区外来电)全年调峰服务收益情况如表6-1所示,全年总补偿/分摊金额约为3亿元。
其中,提供深度调峰服务获得调峰费用补偿的共有13家电厂,年最终支付调峰费用的电厂有8家,获得补偿的电厂数略大于支付费用的电厂数。
在获得深度调峰补偿的电厂中,收益最高的电厂为外高桥电厂,年盈利金额约达到9千万元,占上海市总调峰补偿费用的31%,调峰服务获利的电厂占比情况如图6-1所示。
图5:
调峰服务正盈利电厂的占比情况
图6:
调峰服务负盈利电厂的占比情况
从调峰费用占总电费比例的收益率来看,装机36MW的上海焦化厂,虽然收益仅1.7千万元,但调峰收入与发电收入比值可以达到40%,由此可见,如果小容量的电厂拥有较好调峰性能机组的话,提供深度调峰服务能给电厂带来较大收益。
表5:
上海各电厂收益情况
图7:
调峰净收入&调峰/电费百分比
3增量配电网:
机会中等待完善
为鼓励和引导社会资本投资增量配电业务,国家发展改革委、国家能源局16年12月联合下发通知,根据《有序放开配电网业务管理办法》的有关规定,确定延庆智能配电网等105个项目为第一批增量配电业务改革试点项目。
按105个试点项目计算,总投资额预计将达到500亿至1000亿元。
此次公布的105个试点项目多集中于各地的产业、工业园区等。
其中工业园区电力消耗量大,有大量的电力需求,是拉动各地经济的增长点;另外,工业园区的用户用能方式多元化,具备形成综合用能增值服务的条件。
目前我国配网投资占电网投资的比重仅为53.55%,而发达国家这一比例稳定在60%以上。
根据国家能源局去年发布的《配电网建设改造行动计划(2015-2020年)》,2015年至2020年,我国配电网建设改造投资不低于2万亿元,“十三五”期间累计投资不低于1.7万亿元。
地方配网建设“十三五”规划陆续跟进,配网投资大幕正在开启。
对比十二五期间配网投资规模8000亿元,“十三五”投资规模是“十二五”的2倍以上。
为保障配网改造计划资金需求,配网改造2015-2020行动计划亦提出了若干措施保障项目资金来源,主要包括如
下几个方面。
17年4月8日,湖南省发改委发布《湖南省增量配电网业务试点工作方案》。
方案指出湖南首期增量配电业务改革试点区域为资兴市东江湖大数据产业园、衡阳白沙洲工业园、益阳高新技术开发区和湘潭经开区4个产业园区。
预期目标为通过试点放开增量配电市场,引进社会资本参与增量配电业务,创新增量配网建设运营方式,探索电力行业混合所有制改革,到2018年基本形成社会资本投资增量配电网的有效途径,初步形成安全有序的增量配电业务区域市场,为全面放开增量配电业务,建设公平、开放、有序的增量配电市场积累经验。
方案明确公开透明优选主体“三优”:
优选混合所有制企业;优选政府与社会资本合作(PPP)模式;优选诚实守信的投资主体。
社会资本参与增量配电投资,PPP模式有望在电力投资中推广。
本次发改委通过自上而下的方式推进配网市场放开,社会资本可通过与电网企业股权合作等方式成立产权多元化公司,获取增量配电网的运营权,使配电网运营权不再集中于电网企业,而是分散给各个社会资本参与增量配电网投资并拥有绝对控股权的公司。
配网投资高度契合PPP模式适用范围,PPP模式在经财政部推广之后又由能源局加入本次项目建设,有望在配网投资建设中得到再一次推广。
具有较强政府资源的配网设备商、配网运营商及售电公司将优先受益,有望打开千亿市场。
园区型区域电网是当前增量配电业务试点的主要方向之一,具有地方政府资源的配网设备商、配网运营商及售电公司将拥有开发园区配电网的潜能及优势。
配网设备商通过PPP模式参与新增配网的建设能够在不影响回款的情况下大幅带动设备销售,同时在后期运营环节又能够通过对产品的理解提升用户体验;现有配网运营公司由于具备运营经验且较为稀缺从而更易获取新增配电网运营权;售电公司在配网资产建设环节可以将工程收益收入囊中,在后期运营环节则可通过赚取购售差价和提供能效管理、需求响应等进行增值服务。
《管理办法》规定了配电网运营者在配电区域内从事供电服务,包括对配电网络的调度、运行、维护和故障消除等。
这些专业性较强的业务,对新成立的配电公司来说,具有很大的挑战性,短期内恐难以承担,系统安全稳定难以得到保证,类似安全问题在现今一些独立供电地区较为常见。
另一方面,运营配电网需要如调度、继保等多方面专业人员,对企业用工人员数量有一定要求,在不具备规模效益的条件下无疑将增加企业的相对运营成本,形成比较竞争劣势。
为破解这一难题,新设立的配电公司可以也有必要依靠具备成熟经验的电网企业提供代理运营支持,如全国首个混合所有制配售电公司——贵安新区配售电公司,目前采用的就是委托贵州电网公司负责运营和维护。
总的来说,社会资本通过市场竞争获得增量配电网项目投资权利后,可依据自身资源条件选择是否承担电网建设,而配电网运营权选择移交专业能力强、管理经验丰富的电网企业,从而获取稳定的投资收益共享改革红利,而不需承担任何运营风险,是一种值得推行的有效模式。
图8:
增量配网运营流程
假设位于安徽省某配网商项目总投资近6000万元,所收输配电差价为0.015元/千瓦时,负荷年利用小时数约3700小时,园区第一年使用负荷为40MW,且之后以10%的年均增长率扩大,如果不考虑配电(运营)商增值服务所得收益的话,按照20年配网生命周期计算,该项目的税前内部收益率约为5.80%。
表6:
假设安徽某园区项目IRR计算
因此,目前就配网建设运营项目本身来看,工业园区类配电网项目投资价值并不吸引人,但是其潜在的附加增值服务,需要进一步开发利用。
在增量配电网的蓝海中,我们认为工程设备类配电公司和综合能源服务类公司中的部分将具备较强的竞争实力,前者有望转型为项目总包商,后者有望成为配电网运营商。
在《有序放开配电网业务管理办法》发布之后,国家发改委、能源局于11月底进一步发布了《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》,对之前文件中的“项目业主”如图5)进行了规定,即“独立法人,具有与配电网投资运营相应的业务资质和投资能力”。
我们认为该资质主要指电力工程施工总承包资质,这一资质标准门槛较低,不足以对上市的配电设备类公司产生较大的冲击,因此我们对公司竞争能力的判断维持原先的逻辑。
工程设备类中,看好与园区关系密切或配套能力强的公司。
尽管上述两增量配网文件均提到“地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主”,我们认为在实际操作中仍无法排除非市场因素带来的影响。
1)当园区与某一配电设备企业达成较为深入的合作关系后,再更换配电项目业主(总承包商)的成本较高,因此在招标中,线下布局较早、与园区关系密切的配电设备企业将具有较大优势;2)若园区在配网招标前没有总负责商,那么将重置成本剔除考虑范围后,配套能力强、技术先进的行业龙头企业在招标中赢面较大。
配电运营端,看好配售电一体化公司。
《有序放开配电网业务管理办法》规定,“符合准入条件的项目业主,可以只拥有投资收益权,配电网运营权可委托电网企业或符合条件的售电公司,自主签订委托协议。
”(图5中的最后一步)、“拥有配电区域内与电网企业相同的权利,履行相同的责任和义务”。
由此可见,想要运营配电网,售电公司还需具备较强的配网运维经验。
而运维经验的获取需要一定的时间和一定数量的试错机会,因此具备配网业务背景的售电公司更容易抢夺配网运营市场的份额、实现异地扩张。
4需求侧资源进入市场:
潜力可观,改革加速
需求侧资源进入市场有助于增加需求侧弹性,削减高峰负荷,需求响应资源的调节方式灵活,响应速度快,缓解受端电网调频调峰严峻形势。
我国需求响应的潜力分析:
1)各产业削峰潜力=该产业在电源结构中所占比例×该产业智能互动渗透率×智能互动下该产业削峰潜力
2)各产业节能潜力=该产业在电源结构中所占比例×该产业智能互动渗透率×智能互动下该产业节能潜力
表7:
各产业潜力分析
需求响应潜力主要存在于第二产业,第三产业和城乡居民也存在较大的挖掘空间。
这里也可以进一步测算各省市需求侧响应潜力。
进一步测算需求侧响应对调峰问题的改善作用:
表8:
需求侧响应对调峰的改善作用
可以看出,我国需求侧资源潜力巨大,机会众多。
此外,售电公司竞争性售电基本业务市场体量巨大,但考虑到电力资源属同质性商品,竞争性售电业务增长主要靠价格竞争力及国网背景资源,在售电公司数量众多背景下,纯售电市场预计今后一片红海,盈利空间有待验证;而需求侧资源则存在巨大的潜在红利有待开发。
2015年PJM的需求侧响应参与主体仅在容量市场即取得6亿美元效益。
图9:
美国PJM市场需求侧效应市场效益
PJM电力市场中,需求侧资源在不同市场中的作用:
a.能量市场。
经济负荷响应、在容量或辅助服务市场下以节点价格交易的DR。
b.容量市场。
提供MW级的DR并在容量市场结算。
c.辅助服务市场。
参与同步备用和调频市场。
其中,容量市场是PJM需求侧响应资源获利最多的市场类型,相较其他市场其获利比例多年高于95%。
4.1容量市场中的需求侧响应市场空间
容量市场是以发电容量为交易标的物的市场。
由于发电商除了在产生电能之外,其建设的发电容量对于电网安全稳定运行具有重要作用,因此允许对其进行定价与交易并从中获利。
该部分容量费用,最终将由所有用户进行分摊。
因此,容量市场的本质是对电厂的一种价格补偿机制,这种机制的目的是要维护一个上网电厂总装机容量或有效容量的最小值,从而引导电源的规划与建设,保障电力系统的安全稳定运行。
这种规划的效果,也就意味着容量市场应是一个中长期的市场。
本报告结合依据频率安控标准所测算的目标容量,对华东全网模式下容量市场所产生的容量费用进行测算。
假设容量市场中各类机组基于亏损小时数进行报价,则机组的容量报价如下列式子所示。
容量报价=max{0,(最小利用小时数-实际利用小时数)(1-厂用电率)(标杆电价/1.187-燃料单价-水费单价)}
依据华东电网2015年全网火电总体利用小时数,及其随区外来电增长所造成的利用小时数变化,对比最小不亏损利用小时数可测算得出结论:
在2015年实际运行情况下,各类燃煤火电机组均未出现亏损,因此按式
(1)假设其基于成本的容量报价均为0;当考虑区外来电新增电量为2015年区外来电实际发电量的120%时,30万千瓦机组的利用小时数下降至3271小时,经营出现亏损,则根据式
(1)可得其容量报价为1.0556万元/MW。
在49.0Hz的频率跌落安控标准下,华东全网范围所需装机容量为158020MW。
按照该目标容量,并根据式
(1)计算各类机组在不同利用小时数下的容量报价,可核算华东全网容量市场容量费见表。
表9:
华东全网容量市场容量费用测算
根据测算结果,华东全网容量费用约16.68亿元,2016年华东电网四省一市社会用电量14582亿千瓦时,占全国比例24.6%,据此推算全国容量市场规模约67.8亿元。
4.2能量市场中的需求侧响应市场空间
需求响应区域性特征明显,整体市场空间较大,目前已有江苏、北京、佛山等省、市开展需求侧响应的相关补贴,是需求侧管理很好的切入点。
从我国近年来的电力持续负荷统计来看,全国95%以上的高峰负荷年累计持续时间只有几十个小时,采用增加调峰发电装机的方法来满足这部分高峰负荷很不经济。
以江苏省为例,2016年,江苏省累计发电量4753.7亿千瓦时,同比增长7.4%。
日用电最高负荷9278万千瓦,同比增长9.4%,2016年尖峰负荷仅24小时。
通过实施电力需求响应,降低尖峰10%,是国际大都市的基本标准;国内城市如北京,技术上早已能够满足削峰10%的要求,只要是基于综合资源规划,就也可以做到。
而根据《关于有序放开发用电计划的实施意见》文件,在前期试点基础上,推广需求响应,参与市场竞争,逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力,保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。
2015年江苏首次实施电力需求响应降低高峰负荷188万kw,当年最大负荷约8480万kw。
江苏省2016年首次全省范围的电力需求侧响应。
这次活动包含约定响应和实时响应两种方式,参与用户总计达3154户。
其中,约定响应全部为企业用户,包含普通用户248户、负荷集成商24家;实时响应以空调负荷为主,
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