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《国家发改委：第一批风光大基地已开工7500万千瓦》

  • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者： guokm
  • 发布时间：2022-01-05

  • 按照党中央、国务院决策部署，国家发展改革委加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点大型风电光伏基地项目建设，推动风电光伏行业健康快速发展，促进碳达峰、碳中和目标实现。

    第一批约1亿千瓦大型风电光伏基地项目建设稳步推进

    国家发展改革委、国家能源局按照统筹规划、突出重点、生态优先、目标导向、保障消纳的原则，明确了第一批约1亿千瓦大型风电光伏基地项目50个。这些项目以风光资源为依托、以区域电网为支撑、以输电通道为牵引、以高效消纳为目标，统筹风光资源禀赋和消纳条件，重点利用沙漠、戈壁、荒漠地区土地资源，通过板上发电、板下种植、治沙改土、资源综合利用等发展模式，实现生态效益、经济效益、减碳效益等多重效益，在促进我国能源绿色低碳转型发展的同时，能够有效带动产业发展、地方经济发展。

    为进一步推动大型风电光伏基地高质量建设，统筹协调各项问题，国家发展改革委、国家能源局牵头建立了工作推进机制，实施按月调度，指导地方能源主管部门和有关中央企业严格按照要求推动基地项目建设。目前，第一批大型风电光伏基地项目已开工约7500万千瓦，其余项目将在2022年一季度开工。

    光伏项目发展备受关注，社会反响热烈

    2021年10月中旬以来，内蒙古、陕西、甘肃、青海、宁夏等地大型风电光伏基地项目陆续开工，新华社、人民日报、央视新闻联播等中央媒体及各有关媒体均第一时间进行了宣传报道，央视新闻频道多次播出相关报道，新华社客户端多篇报道文章阅读量逾百万人次。国内国际有关媒体及新媒体平台持续跟踪报道，同步发布或转载报道信息。行业专家深入分析我国建设大型风电光伏基地项目的深层次意义，向公众阐释我国大力发展可再生能源对实现能源转型的重要作用。

    2021年以来我国可再生能源快速向好发展

    2021年以来，我国风电、光伏装机容量、发电量均较2020年同期大幅增长。截至2021年11月底，全国风电光伏装机容量5.92亿千瓦，同比增长26.8%，稳居全球风电光伏装机容量首位。其中，风电装机容量3.0亿千瓦，同比增长29%;光伏装机容量2.9亿千瓦，同比增长24.1%。2021年1-11月，全国风电光伏合计发电量同比增长34.7%，其中风电累计发电量同比增长40.8%，光伏累计发电量同比增长24.1%。

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  • 《国家发改委：支持风光大基地开发主体，投建抽水蓄能》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-12-04
    • 12月1日，国家发改委、国家能源局发布《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法（征求意见稿）》（下称《意见稿》），此次公开征求意见的时间为2023年12月1日至2023年12月31日。 《意见稿》是为加强抽水蓄能行业管理，规范抽水蓄能电站开发建设，促进抽水蓄能高质量发展，而制定的管理办法。抽水蓄能开发建设是立足于规划建设新型能源体系、构建新型电力系统和推进新能源大规模高比例跃升发展。 省级能源主管部门对初步具备技术条件的常规水电站增建混合式抽水蓄能、依托现有水库建设抽水蓄能、废弃矿井再利用建设抽水蓄能，以及中小型抽水蓄能等各类站点资源。 明确项目投资主体，省级能源主管部门指导项目所在地政府相关部门，以市场化方式确定项目投资主体。为主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套的抽水蓄能项目，在符合相关要求的前提下，支持基地开发主体作为抽水蓄能项目投资主体。项目所在地政府相关部门不得要求强制产业配套等。 抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法 （征求意见稿） 第一章 总 则 第一条【制定目的】为加强抽水蓄能行业管理，规范抽水蓄能电站开发建设，促进抽水蓄能高质量发展，制定本办法。 第二条 【开发建设原则】抽水蓄能开发建设立足于规划建设新型能源体系、构建新型电力系统和推进新能源大规模高比例跃升发展，坚持规划引领、需求导向、合理布局、产业协同、有序发展，确保工程质量和安全，实现高质量发展。 第三条 【加强组织协调】国家发展改革委、国家能源局加强组织管理和统筹协调，制定规划和产业政策等，协调重大事项，建立健全技术标准体系。省级发展改革部门、省级能源主管部门牵头建立本地区推进抽水蓄能发展的工作机制，加强全过程管理。 第二章 资源调查与需求论证 第四条 【开展站点资源调查】省级能源主管部门组织开展本地区抽水蓄能站点资源调查普查工作，选择满足地形地质、水源、生态环境等条件的站点，初步评估站点上下库成库条件、防渗条件、水头和距高比、区域地质条件等。各省应建立省级站点资源库并滚动调整，并可根据实际情况，考虑站点合理布局，加深开展抽水蓄能站点资源研究工作。 第五条 【统筹多种类型站点资源】省级能源主管部门对初步具备技术条件的常规水电站增建混合式抽水蓄能、依托现有水库建设抽水蓄能、废弃矿井再利用建设抽水蓄能，以及中小型抽水蓄能等各类站点资源，因地制宜统筹开展资源调查，统一纳入省级站点资源库。 第六条 【加强站点资源保护】省级能源主管部门加强对本地区资源库内站点的保护，做好与相关规划的衔接。对于区域位置较好、建设条件较优但存在生态环境制约因素的项目，制定优化方案，提出针对性措施。 第七条 【开展需求论证研究】省级能源主管部门会同省级发展改革部门组织电网企业、研究机构等开展本地区抽水蓄能发展需求论证，预测5年期不同规划水平年负荷水平和特性、电源结构、电网网架结构等，统筹各类调节资源，综合考虑规划水平年电力保供、新能源合理利用率、电价承受能力等因素，研究提出本地区抽水蓄能发展需求规模建议。 第八条 【复核需求规模】国家发展改革委、国家能源局组织电网企业、研究机构等开展全国分区域分省抽水蓄能需求规模研究论证，对各省（区、市）抽水蓄能需求规模建议进行协调复核，做好与电力发展规划、可再生能源发展规划等的衔接。经复核的需求规模是抽水蓄能中长期发展规划制定（修订）及项目纳规的基础。 第三章发展规划 第九条 【制定中长期发展规划】国家能源局在国家发展改革委的指导下，制定抽水蓄能中长期发展规划，提出发展目标、主要任务、项目布局、建设时序、保障措施等，指导抽水蓄能发展。中长期发展规划提出的各5年规划期重点实施项目，是各省（区、市）抽水蓄能项目核准的基本依据。 第十条 【提出纳规项目布局】省级能源主管部门在开展站点资源调查的基础上，按照经国家能源局确认的需求规模，统筹规模和布局，组织项目综合比选，提出本地区纳入中长期发展规划项目布局的建议，以及每5年项目安排清单和近5年项目逐年安排清单。 第十一条 【布局优化和衔接平衡】国家能源局组织电网企业、研究机构等开展全国分区域抽水蓄能布局优化，衔接平衡各区域、各省（区、市）项目布局，统筹为电力系统服务和为特定电源服务，统筹产业链平衡等，明确各5年规划期全国分区域分省重点实施项目布局。 第十二条 【修订中长期发展规划】中长期发展规划每5年进行滚动修订。在满足发展需求的前提下，重点对发展目标、任务和项目布局等进行调整。省级能源主管部门对本地区实施中长期发展规划情况进行总结评估，研究发展需求、开展项目优选、提出项目调整建议。国家能源局组织修订中长期发展规划，并可根据实际情况及时组织中长期发展规划项目布局调整。 第十三条 【明确纳规项目要求】纳规项目按照《申请纳入抽水蓄能中长期发展规划重点实施项目技术要求（暂行）》规定，应具备相应的工作深度，并提出初步技术方案。对于与水利工程结合建设的项目，应制定投资分摊和运营成本分摊方案。对于项目装机规模发生变化、且不涉及机组台数变化的重点实施项目，省级能源主管部门年底前上报国家能源局。 第十四条 【规范项目纳规程序】省级能源主管部门申请项目纳规应编制专题报告，提出纳规项目可行性，并附省级自然资源、生态环境、水利、林草等主管部门，以及区域和省级电网企业出具的意见。国家能源局组织评估，征求自然资源部、生态环境部、水利部、国家林草局、电网企业（国家电网有限公司或中国南方电网有限责任公司）等单位意见后纳入规划。 第十五条 【特殊项目纳规附加支持性文件】干旱缺水地区的申请纳规项目，应加强项目水源可行性论证研究，并提供省级水行政主管部门出具的意见；利用已建水库或其他单位新建水库的申请纳规项目，应提供水库主管部门出具的意见。 第十六条 【加强专项工作规划】对于主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套抽水蓄能开发建设，国家能源局组织省级能源主管部门、研究机构等结合基地规划，开展抽水蓄能站点资源调查、初步论证项目可行性等，按程序纳入中长期发展规划。 第十七条 【建立规划项目退出机制】国家能源局对中长期发展规划内重点实施项目实行动态平衡，保持项目合理规模，确保纳规项目质量。对于已列入重点实施项目、但实施过程中无法按规划时序实施的项目，及时调出规划。 第四章 前期工作 第十八条 【制定规划实施方案】省级能源主管部门落实中长期发展规划，制定本地区实施方案，提出重点实施项目前期工作和核准建设安排、保障措施等，并征求省级价格主管部门意见。 第十九条 【明确项目投资主体】省级能源主管部门指导项目所在地政府相关部门，以市场化方式确定项目投资主体。为主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套的抽水蓄能项目，在符合相关要求的前提下，支持基地开发主体作为抽水蓄能项目投资主体。项目所在地政府相关部门不得要求强制产业配套等。 第二十条 【制定前期工作方案】对于中长期发展规划内近期实施的项目，省级能源主管部门指导项目单位制定项目前期工作方案，明确项目各阶段工作深度要求及时限，衔接做好移民安置规划审核、项目用地及选址、社会稳定风险评估等工作。 第二十一条 【加强前期工作管理】省级能源主管部门指导项目单位加强项目前期工作，按照国家法律法规规定及规程规范要求，组织开展项目预可行性研究和可行性研究，杜绝人为压缩合理勘测设计周期和压减正常设计程序，确保项目勘测设计质量。 第五章 建设管理 第二十二条 【开展投资咨询评估】抽水蓄能项目原则上先评估、后核准，项目核准机关应委托具有相应实力和工作经验的工程咨询单位独立开展项目投资咨询评估，重点评估项目建设必要性、可行性，从严控制成本和造价，充分论证与电价承受能力的适应性。 第二十三条 【严格项目核准】项目核准机关应制定项目管理办法，明确相关程序和要求。核准时应明确项目为电力系统服务或为特定电源服务，并征求省级价格主管部门意见。对于为其他省（区、市）服务的项目，应与相关省份及电网企业达成一致，并在核准文件中予以明确。不得以委托、下放等方式将项目核准权限交由省级以下核准机关。 第二十四条 【依法依规办理开工手续】项目单位按照法律法规和相关规定要求，办理项目环评、水资源论证及取水许可、用地审批、工程质量监督注册等手续。未取得必须的合规文件前，项目不得开工建设。项目核准机关应加强协调和监督。 第二十五条【加强工程质量和安全】项目单位是抽水蓄能项目安全生产责任主体，履行好全过程质量和安全责任，督促设计、施工、监理等落实工程质量和安全的相关主体责任。省级能源主管部门依据法律法规和规定落实“管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全”的相关工作，落实各方责任，强化工程质量和安全工作。 第二十六条【加强安全监管】国家能源局负责全国抽水蓄能电站安全生产的综合监督管理，主要包括施工安全监管、工程质量监督管理及运行安全监管。国家能源局派出机构依职责承担所辖区域内抽水蓄能电站安全生产的监督管理。地方各级政府能源主管部门依照法律法规和有关规定，对本行政区域内的抽水蓄能电站安全生产履行地方管理责任。 第二十七条 【做好项目竣工验收和大坝安全备案注册】省级能源主管部门在完成阶段验收和专项验收的基础上，组织抽水蓄能项目竣工验收。项目单位按照《水电站大坝运行安全监督管理规定》要求，及时办理大坝登记备案和注册登记。 第二十八条 【从严控制重大设计变更】对于出现重大设计变更的项目，项目核准机关严格执行相关规定及技术规范，从严审核、严格控制工程投资增加，征求省级价格主管部门意见，按相关规定履行项目核准变更程序。 第二十九条 【保障电网接入】电网企业在电网规划及实施中，做好与抽水蓄能项目建设的衔接对接，配合项目单位做好接入系统方案研究。在项目接入系统设计的基础上，加快并网工程建设，保障项目建成发挥作用。 第六章 运行管理 第三十条 【规范机组转入商运管理】省级能源主管部门督促项目单位抓好项目建设和生产准备工作，规范抽水蓄能机组试运行考核和转入商业运营管理，确保具备条件的机组及时投入商业运营。对于服务特定对象的项目，机组调试前各方应签订服务协议。 第三十一条 【规范调度运行管理】电力调度机构明确抽水蓄能电站涉网技术规范，及时与电站运行管理单位签订调度并网协议。会同电站运行管理单位制定电站运行调度规程，明确调度运行管理要求等，并严格按照调度规程进行调度运行。 第三十二条 【加强调度运行监管】国家能源局派出机构加强抽水蓄能电站调度运行监管，牵头制定电站并网运行管理考核办法，明确调度运行考核指标、标准及相关措施和要求，建立调度运行监管信息通报机制，定期发布电站调度运行监管信息。 第三十三条 【加强调度运行监测】电网企业建立健全抽水蓄能调度运行监测工作机制，按年度形成调度运行报告上报国家发展改革委、国家能源局。对于主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等配套的抽水蓄能电站，基地开发主体按年度上报调度运行报告。 第三十四条 【加强行业发展监测】抽水蓄能行业组织和研究机构建立健全统计监测体系，加强前期工作项目、在建项目投资、进度等方面的监测，发布监测报告。研究建立行业指标体系，定期发布产业发展报告。 第七章 附 则 第三十五条 本办法由国家能源局负责解释。 第三十六条 本办法自公布之日起执行，有效期5年。
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  • 《国家发改委：电力峰值最高达301.71亿千瓦时！》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-07-28
    • 入夏以来全国日调度发电量三创历史新高，最高达到301.71亿千瓦时，较去年峰值高出15.11亿千瓦时；全国最高用电负荷两创历史新高，最高达到13.39亿千瓦，较去年峰值高出4950万千瓦。 在7月26日举行的国务院政策例行吹风会上，国家发改委副秘书长欧鸿和中国气象局、国家能源局有关负责人介绍迎峰度夏能源电力安全保供有关情况，并答记者问。 国家发改委副秘书长欧鸿表示，国家发改委会同煤电油气运保障工作部际协调机制各成员单位，统筹做好电力、煤炭、油气安全保供，统筹衔接发电、电网和用户各环节，督促各有关方面认真落实保供工作方案，进一步压紧压实地方和企业保供责任，全力保障能源电力安全稳定供应。 电力方面。入夏以来全国日调度发电量三创历史新高，最高达到301.71亿千瓦时，较去年峰值高出15.11亿千瓦时；全国最高用电负荷两创历史新高，最高达到13.39亿千瓦，较去年峰值高出4950万千瓦。在需求较快增长、水电大幅减发交织叠加的复杂情况下，通过采取综合措施，保障了全国电力安全稳定供应。 煤炭方面。今年以来，煤炭产量稳步增长，进口增加较快，煤炭供需总体平衡。电煤中长期合同签订充足，履约率高，统调电厂存煤处于历史高位。截至目前，全国统调电厂存煤1.98亿吨，较去年同期增加2300万吨以上，可用近26天。 天然气方面。生产、进口均保持平稳增长，有效保障了民生和工商业用气需要。据调度统计，上半年全国天然气表观消费量1949亿立方米，同比增长6.7%。入夏以来，单日最高发电用气超过2.5亿立方米，有力支撑了气电顶峰出力。 当前，迎峰度夏已进入关键时期，经济回升叠加高温天气，能源电力安全保供的复杂、艰巨程度明显加大。 一是持续加强燃料供应保障。强化电煤中长期合同履约监管，增加顶峰发电天然气供应，确保一次燃料需求得到充分满足。 二是督促各类发电机组应发尽发。确保火电出力保持在历史较好水平，优化运行方式保持水电顶峰出力，促进核电、风电、太阳能发电多发多用。 三是加强调度促进省间余缺互济。发挥大电网统一调度优势，做好重点地区重要时段供电保障，组织跨省跨区余缺互济，提升全国电力安全保供能力。 四是立足底线思维做好应急预案。指导各地根据实际情况动态优化调整需求侧负荷管理预案，努力做到既尽量不用，又确保极端条件下民生及重点用能不受影响。 答记者问原文： 记者:入夏以来，受各地持续高温、经济回升等因素影响，全社会用电量大幅增长，请问发展改革委在能源电力保供方面开展了哪些工作？民生和重点用电保障情况如何？ 欧鸿:近年来，全国用电负荷持续增长，叠加极端天气频发多发，居民用电负荷快速增长，全国范围内用电高峰期保障供应的难度日益加大。上半年经济回升，加上今年夏季高温天气来得早、范围大，北方部分地区还出现了同期少见的酷热天气，带动用电需求快速增长，全国日发电量和用电负荷持续攀升，连创历史新高。迎峰度夏作为能源电力保供的重点，从4月份开始，国家发改委就会同煤电油气运保障工作部际协调机制各成员单位，提前谋划安排各项保供工作。 一是组织逐省制定迎峰度夏电力保供方案。以省为单位明确电厂存煤、机组出力、负荷管理等要求，组织专家对各地能源电力保供方案进行论证优化，进一步压实属地责任和企业主体责任。 二是积极提升电煤库存和稳定煤电出力。组织签订电煤中长期合同实现发电用煤全覆盖，持续抓好合同履约，度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平。强化煤电机组运行管控，电厂存煤和出力均达历史同期最高水平。 三是提前制定跨省跨区电力调度保供预案。充分发挥大电网平台优势和跨省跨区输电通道能力，促进区域余缺互济。 四是组织制定电力负荷管理预案。组织修订电力需求侧管理办法和电力负荷管理办法，指导各地立足底线思维完善负荷管理预案，提前开展实战演练，确保需要时顶得上用得好。 五是大力推进发电装机能力建设。截至6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦。其中上半年新增发电装机1.41亿千瓦。 目前，全国日调度发电量已三创历史新高，全国最高用电负荷两创历史新高。分地区看，华北、华东、南方、西北四个区域电网以及浙江、福建、广东等14个省级电网最高用电负荷创历史新高累计达50多次。由于各方面能源电力保供工作扎实稳妥，措施有力有效，截至目前，全国电力运行平稳有序，居民生活和重点用电需求得到有效保障。 记者:近年来，在用电负荷不断攀升情况下，除了增加供给能力外，很多方面认为应当在需求侧发挥调节潜力，节约用电、缓解用电高峰压力。请问，在调解电力需求侧管理方面有哪些举措？ 国家发改委经济运行调节局负责人关鹏:电力需求侧管理是指加强全社会用电管理，通过综合采取合理可行的技术、经济和管理措施，实现“削峰填谷”，缓解用电高峰供应压力，是国际通用的应对尖峰负荷最经济的手段。这个概念有的朋友可能不太熟悉，其实需求侧管理在我们的生活中随处可见，比如上班时的错峰出行，就是为了缓解出行高峰时的交通紧张状况。就电力运行而言，我们每年的用电高峰在夏季和冬季，每天的用电高峰在午间和傍晚时段，尖峰则往往与极端高温或极寒天气密切相关。从多年电力运行情况看，全国每年用电负荷高于95%的尖峰负荷发生的时间只有几十小时，如果我们能够在这几十小时适当错避峰用电，就可以节约5000万千瓦以上顶峰发电资源。 多年来，国家发改委持续推动电力需求侧管理相关工作，形成了较为完善的电力需求侧管理政策体系，对推动节能降碳和绿色发展，确保电力安全有序供应发挥了积极作用。今年以来，我们会同有关方面组织修订了《电力需求侧管理办法》，已完成社会公开征求意见，将加快推动印发。 下一步，我们重点做好三方面的工作： 一是加大需求侧资源开发利用力度。近年来，电动汽车、新型储能、分布式电源、虚拟电厂等需求侧新主体新业态不断涌现，我们鼓励各类经营主体积极参与市场化需求响应，通过自主降低用电负荷来获取相应收益。预计到2025年，各省需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%；其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份，需求响应能力将超过5%。 二是完善需求响应激励政策和市场机制。在认真总结近年来一些地方探索实践的基础上，我们将进一步完善电价政策和市场机制，引导电力用户优化用电方式，主动削峰填谷。 三是持续推动全社会节约用电。会同有关部门在工业、建筑、交通等领域积极推广节能技术、推动节能改造、优化用能结构。引导企事业单位、社区、家庭积极践行绿色低碳生产生活方式，营造节约用电、合理用能的社会风尚，助力建设节约型社会。 记者:国家发改委与能源局对今年下半年水力发电的预期，今年水力发电量与去年相比是否会有增长？是否能缓解局部地区缺电情况？ 关鹏:水电是重要的支撑性、调节性电源。截至今年6月末，我国水电装机达到了4.2亿千瓦，占全部电力装机的15.4%。今年上半年，水电发电量同比下降了22.9%，进入主汛期后，西南地区主要流域来水依然偏枯，客观上增加了电力保供的压力。 其实对这个问题我们今年已经较早地关注到，并会同有关方面一直对重点流域的来水和重点水电站的蓄能情况进行监测，认真研判水电发电能力下降对西南地区和对全国迎峰度夏电力保供的影响，采取了针对性的应对措施，主要有几个方面： 一是提前蓄水，保障水电顶峰能力。建立了地方、水利部门、电网、水电企业共同参与的联合调度机制，统筹来水、保供、蓄水、防洪等目标，滚动调整优化电网及水电的运行方式，在迎峰度夏前我们就加大了蓄水的力度，为水电顶峰发电留足能力。这样的做法事实证明是行之有效的，7月份以来，全国多地持续高温导致用电需求攀升，长江干流的乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡，葛洲坝等6座梯级电站由于此前做好了充分的蓄水安排、留足了顶峰发电能力，所以在7月11日、12日两天，发电出力连创历史新高，最高超过3200万千瓦，为高峰保供发挥了关键作用。 二是多能互补，提升火电和新能源的出力水平。大家知道，我们的电源结构是多元化的，水电出力不足可以通过增加其他电源出力来弥补。一方面，我们督促火电应发尽发，度夏前统筹安排检修，保障煤炭、天然气供应，确保火电顶峰能力能够充分发挥。另一方面，我们充分利用新能源建设周期短、见效快的优势，今年以来加大了新能源的建设。根据统计局的数据，今年上半年，风电和太阳能发电量同比分别增长16%和7.4%，形成了重要的发电能力补充。 三是充分发挥大电网的优势，余缺互济。西南地区的这些大水电工程，不仅要保障本地用电，还承担着落实“西电东送”国家能源战略、向中东部地区输送清洁电力的任务。面对西南地区水电出力不足，我们在常年稳定送电规模的基础上，充分考虑送电省份、受电省份的供需实际，合理优化相关水电送出安排，同时充分调动大电网的资源，增加西北电力送出，有力支援了西南地区的蓄水保供。 通过以上这些措施，我们妥善应对了水电出力不足的困难，目前不论是西南地区还是全国，电力安全稳定供应都得到了有力保障。入汛以来，西南地区来水情况较前期有所好转，我们仍将坚持密切跟踪来水情况，统筹优化水电运行方式，逐日调度分析，充分利用水电资源做好电力保供。 记者:随着我国经济不断发展，电力建设也需要不断发展。今年上半年，我国各类电源输电通道建设投产情况如何？为提升迎峰度夏电力供应能力起到了多大的作用？ 国家能源局电力司负责人刘明阳：据统计，截至今年6月底，全国累计发电装机容量约27.1亿千瓦，同比增长10.8%，上半年投产及并网各类电源装机约1.4亿千瓦，其中支撑性电源约3000万千瓦。 总体看，电源投产情况基本符合电力供需预期要求，我们在推动电源规划建设方面做了以下几项工作：一是超前谋划电源建设投产。2023年初，结合电力供需形势发展和电源规划建设条件，下达了分省支撑性电源开工投产的目标任务。二是压紧压实电源建设投产责任，针对迎峰度夏存在电力缺口和部分偏紧张的省份，指导地方按照“一省一策”推动支撑性电源投产建设，坚持应投尽投，能早尽早。三是按月调度建设投产进度，充分发挥好能源派出机构的“探头”和“哨兵”作用，遇到问题及时解决。电源按期建设投产，特别是支撑性电源投产，在上半年来水偏枯、7月初全国负荷创历史新高的情况下，有力支撑了电力供应保障工作，充分发挥了“压舱石”作用。 在输电通道规划建设方面，今年以来，白鹤滩—浙江直流工程、陕北—湖北直流配套电源等工程陆续投产，截至6月底，我国“西电东送”输电能力已超过3亿千瓦，其中跨省跨区直流通道度夏期间最大输电能力可达1.8亿千瓦，较去年同期提升约1750万千瓦。在电力保供中科学发挥输电通道作用，上半年在来水偏枯的情况下，云南合理优化减少送电广东，6月，四川加大外购电力度，入川输电通道按照最大输电能力受入电力，为蓄水保水和电力保供创造了有利条件。入夏以来，跨省跨区直流送电规模最高约1.6亿千瓦，除西南水电来水偏枯，外送电量优化减少送出外，华北、西北、东北，以及云贵外送通道基本按照最大输电能力送出电力，有力保障了华东、华中、广东等地大负荷时期的电力供应。 记者:我的问题是，请问今年以来我国高温天气偏多，近期又将有台风登陆，会对能源保供带来哪些挑战？后期高温天气情况如何？ 中国气象局应急减灾与公共服务司负责人王亚伟:今年以来，我国高温热浪出现时间早、范围广、区域叠加、极端性强，全国共出现了6次区域性高温天气过程。特别是6月以来，黄淮和华北地区出现了多轮次、高强度的高温天气过程，有26个国家气象站日最高气温突破了历史极值。北京、天津、河北、新疆4个省（区、市）经历了最为炎热的6月天气。特别是6月22~24号，北京、天津出现连续3天日最高气温超过40℃的极端情况。 高温天气对能源保供从供需两个方面都会带来影响。一方面从负荷侧来看，高温天气会导致群众生产生活用电负荷增加，给能源保供带来压力。另一方面从供电侧来看，温高雨少会导致水力发电出力不足，给蓄水发电保供带来影响。除高温天气以外，台风等气象灾害也将对电力设施安全运行带来影响，对能源保供带来一些不利的影响。气象部门和能源管理部门保持密切的沟通协作，及时通报最新的预报预测情况，采取有力措施最大限度降低天气对能源保供的影响。中央气象台预报，今年第5号台风“杜苏芮”可能于7月28日早晨到上午，在福建晋江到闽粤交界沿海登陆，登陆中心附近最大风力可达14-15级。受其影响，台湾岛、浙江东部、福建、广东东部、江西东部和南部等地会先后出现大到暴雨。28号以后“杜苏芮”将深入内陆北上，还将对我国东部地区造成进一步的影响。此次台风过程，总体有利于海上风力发电，但仍需关注台风登陆前后大风对风电机组安全运行的影响，建议福建、广东一带提前做好风电切出准备。此外，大风和强降雨可能对光伏电站、输电线路、变电站等电力设施产生破坏性影响，建议提前做好电力设施的检修和运行监控。中央气象台于今天上午发布了台风红色预警，请相关各地及时关注本地气象部门发布的预报预警信息，及时采取防范应对工作。 从气温来看，预计到7月底，新疆盆地地区、甘肃西部、内蒙古西部高温天气持续，部分地区日最高气温可以达到35～38℃，光伏发电气象条件较好。 预计8月份，全国有4次高温过程，江苏南部、安徽南部、上海、浙江、福建北部、华中大部及新疆等地高温日数较常年同期偏多，发生高温热浪的风险较高，可能进一步导致电力负荷增加。预计9月上旬，全国发生大范围持续性的高温天气过程概率较低，但江南地区仍可能有阶段性高温天气。气象部门将进一步加强监测预报预警，及时发布有关预警信息，全力以赴做好能源保供气象服务工作。 记者:储能能力是安全的一个重要保障，请问将如何推动中国储能行业发展？是否制定了全国性储能发展目标？ 刘明阳:储能是促进新能源大规模开发消纳、提高电力系统安全稳定运行水平的关键技术和基础储备，对深入推进能源绿色低碳转型，助力实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。储能技术路线比较多，包括常规抽水蓄能，以及现在新兴的电化学储能、压缩空气储能等多种技术路线，我们高度重视各类储能技术的创新和产业发展。在新型储能方面，2021年以来，国家能源局会同有关部门先后出台《关于加快新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》等一系列政策文件，围绕新型储能的规划配置、项目管理、调度运用、市场机制、安全管理、人才培养和标准体系等方面提出了总体要求、发展目标和有关重点任务安排。为各级政府、行业企业推进技术创新、应用示范和产业发展提供了重要基础。 近年来，受风电、光伏发电大规模开发消纳需求驱动，并在相关产业政策支持下，我国新型储能快速发展，装机规模快速增长。截至今年5月底，全国已投运新型储能装机规模超过1200万千瓦，全国各地对新型储能重视程度持续提高。目前超过十个省份正在开展新型储能试点示范，带动锂离子电池、液流电池、压缩空气储能等多种技术路线快速发展，相关产业链体系也不断健全完善。 下一步，我们将持续推进政策落实，加强调查研究，推动解决行业发展面临的问题与挑战，为能源结构转型调整作出贡献。 记者:今年的迎峰度夏时间已经过半，全国多地都经受了40度以上的高温天气。如果下阶段再出现这种极端高温天气，在能源电力保供工作上有哪些安排？ 欧鸿:高温天气是夏季用电需求快速增长的主要原因之一。据有关方面测算，当气温在28度以上时，气温每升高一度，全国的制冷负荷可能增加5000万千瓦左右。随着产业结构优化和居民生活水平的提高，夏季空调制冷的需求也越来越大，目前全国很多省份夏季用电高峰期空调制冷负荷在用电负荷中的比重超过40%，一些大城市占比超过50%，这其中绝大部分是居民负荷，是我们必须要做好保障的。根据气象部门预测，8月份，华北、华东、华中、西南等地区出现高温热浪的风险较高，将拉动用电需求快速增长，对能源电力保供提出了更高要求。对此，我们也作了部署和准备，全力以赴保障电力安全稳定供应。 一是千方百计做好一次燃料供应。进一步加强对各地电厂电煤库存的监测。针对个别库存偏低电厂，积极协调煤源和铁路运力，坚决避免因缺煤影响机组出力。同时，加强长三角、珠三角、川渝等重点地区发电用气保障，提升气电顶峰发电能力。 二是多措并举，推动电源应发尽发。持续做好发电机组的运行管控，合理控制非计划停运和出力受阻规模，切实保障火电、核电、大水电等支撑性电源高水平出力。优化运行调度，保证风电、光伏发电等各类电源多发满发。 三是用足全网资源，提升余缺互济水平。坚持全国一盘棋，充分发挥大电网资源优化配置平台作用，用足用好跨省跨区输电通道，发挥中长期和现货市场作用，实现跨省跨区电力余缺互济，精准错峰。适时启动跨省跨区应急调度，保障全网电力资源充分调用。 四是做好极端情况下的应对准备，为应对极端高温天气，我们坚持底线思维，指导地方和企业做好应急预案。当预计出现短时电力缺口时，坚持需求响应优先的原则，以市场化方式鼓励用户主动调整优化用电行为。必要时，科学启动有序用电，牢牢守住民生和重点用电底线。 记者:今年上半年我国风电光伏等新能源的发展情况如何？风电光伏等新能源天生具有间歇性，请问迎峰度夏期间如何提高这类可再生能源的电力保供能力？ 刘明阳:1-6月，全国风电、光伏新增装机在1亿千瓦以上，累计装机约8.6亿千瓦，风电光伏发电量达到7300亿千瓦时，风电光伏产业已经成为我国最具竞争力的产业之一。 风电光伏发电装机规模不断扩大，已成为我国新增电源装机和新增发电量的双重主体。据统计，2023年1-6月，风电光伏新增装机占全国新增装机的比重达到71%，新增发电量占全国新增发电量54%以上，有力满足了全国新增电量需求。 风电光伏等新能源具有间歇性、随机性、波动性等特点，但可以通过提升新能源发电预测精准度，配建合理比例的储能设施，开展风光水火储多能互补一体化基地建设等举措，更加充分发挥风电光伏等新能源在迎峰度夏期间的保供能力。 通过一系列举措的实施，风电光伏发电在电力保供中的作用越来越明显。根据电网公司的调度数据，2022年全国大部分地区风电光伏的平均出力约占平均用电负荷的15%左右，最高可达用电负荷的40%，2022年迎峰度夏期间，江苏、山东、浙江等光伏发电装机大省上午用电早高峰期间，光伏发电出力最高可超过光伏装机容量一半，有力支撑了能源安全供应。今年汛前4~5月份，云南省风电发电量65亿千瓦时，同比增长92.1%，光伏发电量20.7亿千瓦时，同比增长183%，有力缓解来水大幅偏枯、水电发电量减少对保供的不利影响，保障了5月底云南水电蓄能水平，为应对入汛偏晚、保障电力稳定提供了重要支撑。 记者:当前全国煤炭的供需总体平衡，请问迎峰度夏期间全国煤炭的供需形势是怎样的？国家发改委下一步将采取哪些举措保障度夏期间煤炭的供应稳定？ 关鹏:目前，正处于迎峰度夏用煤高峰期，我们的煤炭生产处于较高水平，供需总体平衡。下一步，我们将坚持问题导向，强化底线思维，从稳产量、督长协、盯库存、做预案、保安全等方面落实落细各项举措，全力以赴做好迎峰度夏以及未来一段时间的煤炭保供工作。 一是稳定煤炭产能产量。加强煤炭生产监测调度，督促企业抓好安全生产、保持充裕的生产能力，供需偏紧时全力组织生产，保障供应稳定。 二是强化电煤中长期合同履约监管，加强对2023年中长期合同履约情况检查核查，强化煤电双向监管，对于不履约案例，发现一起督促整改一起，对于无故拒不履约、不整改的企业，依规予以惩戒，坚决维护长协的权威性和严肃性。 三是紧盯电厂存煤水平。密切跟踪重点电厂的电煤库存情况，对个别存煤偏低的电厂，综合采取措施，必要时通过点对点地调运，尽快提升到合理水平。 四是制定保障预案。要求有关地方和企业坚持底线思维，针对安全生产、极端天气等因素可能导致的煤矿停产减产、煤炭运输受到影响等情况，提前制定电煤的供应保障预案，做到供应不断档。 五是始终坚持安全生产。要求各地和煤炭企业把安全生产工作放到迎峰度夏煤炭保供的首位，统筹好安全生产和煤炭保供，加强安全隐患排查整改，科学安排设备设施的检修维护，确保持续的安全生产。
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