《发改委解读:拉大峰谷电价价差 为储能行业和产业发展创造条件》

  • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者: wukan
  • 发布时间:2018-07-03
  •   国家发展改革委定于2018年7月2日(周一)上午10:00,在中配楼三层大会议室召开专题新闻发布会,我委相关司局负责同志出席,介绍“创新和完善促进绿色发展价格机制”有关工作情况并回答记者提问。

      孟玮:

      各位媒体朋友,大家上午好,欢迎参加国家发改委专题新闻发布会。绿色发展是大家都很关心的一个话题,近年来通过价格杠杆促进绿色发展,在这个方面国家发改委做了不少工作,也取得了积极的进展。但是在新的形势下,距离老百姓日益增长的对优美生态环境的需求来讲,我们还有很多工作要做。为了贯彻落实好全国生态环境保护大会的精神,近日,我委出台了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》,《意见》中提出了两个时间节点的目标:一是到2020年基本形成有利于绿色发展的价格机制和价格政策体系;二是到2025年建立起比较完善的绿色发展价格机制。围绕上述目标要求,《意见》明确了深化资源环境价格改革的方向,也提出了一揽子的政策措施。为了方便大家了解《意见》的有关情况,今天非常高兴的邀请到我的同事,价格司司长岳修虎先生;价格司副司长牛育斌女士、周伴学先生,请他们出席发布会,介绍有关情况,并回答大家关心的问题。

      首先,请岳司长就《意见》的背景情况向大家作介绍。

      岳修虎:

      各位媒体的朋友,上午好。感谢大家长期以来对我们工作的关心支持和帮助,欢迎大家参加今天的新闻发布会。我先给大家介绍一下《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》出台的总体情况。

      第一,《意见》的出台,是我委贯彻落实党中央、国务院关于加强生态文明建设、全面推动绿色发展决策部署的一项重要措施。

      党中央、国务院高度重视运用市场化手段和价格机制促进绿色发展。习近平总书记在全国生态环境保护大会上明确指出,我国生态文明建设正处于压力叠加、负重前行的关键期,已进入提供更多优质生态产品以满足人民日益增长的优美生态环境需要的攻坚期,也到了有条件有能力解决生态环境领域突出问题的窗口期;强调要充分运用市场化手段,推进生态环境保护市场化进程,完善资源环境价格机制,实现将生态环境成本纳入经济运行成本。李克强总理也强调要健全多元环保投入机制,加快制定有利于推动绿色发展的价格政策。为贯彻落实好党中央、国务院决策部署,我们迅速行动,在深入调查研究和广泛听取各方面意见的基础上,制定了这个《意见》。

      岳修虎:

      第二,《意见》提出的政策措施,既是对现有绿色价格政策的补充完善,更是对相关领域价格机制的改革创新。

      近年来,我委在运用价格手段促进绿色发展方面开展了大量工作,受到社会各方面好评。比如环保电价政策、工商业差别化用水用电价格政策、居民阶梯价格制度、北方地区清洁供暖价格政策、可再生能源发电价格政策、农业水价综合改革等等,指导各地完善水资源费、污水处理费、垃圾处理费政策,在减少污染排放、保护生态环境、节约能源资源、促进能源结构和产业结构调整等方面发挥了积极作用。

      这次在文件起草中,我们一方面,根据形势的变化和发展的需要,对在实践中证明有效的措施进行了补充和完善,吸收到《意见》之中;另一方面,针对加强生态环境保护、推动绿色发展的新形势新要求,在总结各地探索创新的基础上,又提出了一些新的政策措施。《意见》提出的措施中,一半以上都属于政策创新。比如,建立企业污水排放差别化收费机制、完善城镇生活垃圾分类和减量化激励机制,以及推动环保产业发展的电价支持政策等等。

      岳修虎:

      第三,《意见》明确了深化资源环境价格改革的方向、原则和主要措施。

      与打好污染防治攻坚战的迫切需要和人民日益增长的优美生态环境需要相比,资源环境价格机制还存在一些问题。比如,资源环境价格还不能充分体现资源稀缺程度、生态价值和环境损害成本,有利于资源节约和生态环境保护的激励与约束相结合的价格机制还不健全等。为此,《意见》明确提出,要加快建立健全能够充分反映市场供求和资源稀缺程度、体现生态价值和环境损害成本的资源环境价格机制,完善有利于促进绿色发展的价格政策,将生态环境成本纳入经济运行成本,撬动更多社会资本进入生态环境保护领域,促进资源节约、生态环境保护和污染防治,推动形成绿色发展空间格局、产业结构、生产方式和生活方式。这是推动资源环境价格机制改革的基本取向,其中,将生态环境成本纳入经济运行成本是其核心要义。

      同时,《意见》明确了创新和完善促进绿色发展价格机制应坚持的基本原则。一是坚持问题导向。《意见》很多措施都是针对城市黑臭水体治理、农业农村污染治理、大气污染治理等生态环境领域突出问题,聚焦助力打好污染防治攻坚战。二是坚持污染者付费。就是要通过完善资源环境价格机制,实现生态环境成本内部化,让污染者、使用者付出应付的成本,让保护者、节约者得到合理的收益。三是坚持激励约束并重。通过价格机制调节利益分配,符合绿色发展要求的就有激励、违背绿色发展要求的就受约束,进一步激发全社会节约能源资源、保护生态环境的内生动力。四是坚持因地分类施策。大家都知道,全国各地的实际差别比较大,在坚持国家提出的方向和原则的前提下,鼓励和支持地方结合本地实际制定相关政策。促进绿色发展的价格政策涉及面很广,《意见》主要从完善污水处理收费政策、健全固体废物处理收费机制、建立有利于节约用水的价格机制、健全促进节能环保的电价机制等4个方面提出了16条措施。

      岳修虎:

      下一步,我委将深入贯彻落实习近平生态文明思想,按照全国生态环境保护大会部署,以落实《意见》为重要抓手,督促各地加快完善有利于绿色发展的价格政策方面,努力为促进绿色发展、推进生态文明建设作出新的贡献。

      我简要介绍到这里。

      孟玮:

      下面欢迎记者朋友提问。

      中央电视台记者:

      您的发布中提到关于绿色发展已经有了好的做法、好的例子,能不能在这方面多介绍一下?

      岳修虎:

      谢谢你的提问。我围绕大家比较关心的大气污染治理和节水给大家举几个例子。

      第一,用价格政策来促进绿色清洁发展的经典案例。就是燃煤发电机组的环保电价政策。大家都知道,在我国的发电量当中有70%是燃煤发电,降低燃煤机组的二氧化硫、氮氧化物和烟粉尘等污染物排放,是促进空气质量改善的重要途径。2004年以来,我委先后出台了支持脱硫脱硝除尘、超低排放改造等环保电价政策。具体来说就是对实施脱硫脱硝除尘改造机组电价,每度电加价2.7分。对实施超低排放改造的新机组加了5厘钱,老机组加了1分钱。这个政策有力的支持了燃煤机组的改造。据环保部门统计,燃煤机组的超低排放和节能改造带来了非常好的效果,在全国主要污染物中二氧化硫、氮氧化物和烟粉尘的排放总量分别降低了22%、25%和11%。二氧化硫的排放从2005年的每度电6.36克降低到0.39克,氮氧化物的排放从2005年的每度电3.62克/度,下降到0.36克/度,这个幅度非常大,所以政策效果十分显著,各方面非常认可。

      岳修虎:

      第二,北方地区清洁供暖价格政策,这个政策是从去年开始实施的。大家都知道散煤取暖是造成雾霾天气的重要因素之一,去年制定政策的时候按照企业可持续、居民可承受的原则,打出了政策组合拳,包括上网侧峰谷电价的政策,也包括输配电价改革,还包括可再生能源的直接交易,还包括“煤改气”、“煤改电”的价格政策,还有供热的价格政策,实际上是为了降低北方地区清洁取暖的成本,帮助广大居民特别是农村居民用更低的成本实现了清洁的取暖,有力的支撑了北方地区清洁取暖改造。比如“煤改电”方面,各地普遍设置了一个1万度优惠电量额度,这1万度用于整个采暖季的取暖。每度电0.35元,不执行阶梯电价政策,和现在实行的阶梯电价一档电价比,1万度电可以节约2千块钱。

      第三个例子,推动农业水价综合改革,大家可能对这件事情比较熟悉,因为已经推行了好几年。农业用水占我国总用水量的60%以上,农业的灌溉用水有效利用系数是0.542,相比发达国家0.7、0.8的水平还有很大的差距。我国的农业用水节水空间还是很大的。按照国务院的决策部署,我们会同有关部门在指导地方推动农业水价综合改革,主要综合运用工程的配套、管理的创新、价格的调整、财政的奖补、结构的优化等一系列措施推进工作。从实践效果看,改革区域每亩节水110立方米,灌溉的周期缩短了20%,也就是说效果还是非常明显的。目前,此项工作已经在全国推开,到去年年底全国已经有5200万亩实施这项改革。

      在整个价格政策的执行过程中,还是有很多好的经验。时间关系我简单给大家介绍几个案例,如果需要更多的材料,会后可以和我们联系。谢谢。

      相关阅读:

      重磅!国家发改委发文鼓励完善峰谷电价形成机制 促进储能发展

      每日经济新闻记者:

      污水处理是大家关注的话题,现在很多城市都在推进污水处理的提标改造,污水处理也在向农村、乡镇进行推广,《意见》在支持污水处理方面有哪些政策?

      孟玮:

      请牛司长回答。

      牛育斌:

      我来回答这个问题。城镇污水处理费是按照污染者付费的原则,由排水单位和个人缴纳的专项用于城镇污水处理设施建设、运行和污泥处置的费用。应当讲,近年来我国的污水处理行业发展是比较快的。总体上看,现在城市已经全面建立起污水处理收费制度,而且绝大多数城市的污水处理收费标准已经基本能够覆盖污水处理和污泥处置的成本。但确实也存在着一些问题:

      一是随着环保标准的提高,各地都在提高环保的标准,企业污水处理的成本在上升,污水处理费难以满足更高标准的需求。

      二是乡镇、农村污水处理设施建设还相对滞后,污水处理收集率不高,污水处理的收费制度没有全面建立,不利于农村人居环境的治理。

      三是按照现行的政策,同一地区不同企业排放的污水中污染物的浓度不同,但是执行的是同样的收费政策、收费标准。这样第一个是不利于促进企业在排污前进行污水预处理,第二个是不利于公平竞争。这就需要进一步完善污水处理收费政策。针对上述问题,《意见》坚持问题导向,提出以下五个方面的政策举措:

      牛育斌:

      一是建立城镇污水处理费的动态调整机制。综合考虑绝大多数地区的实际情况,明确了制定污水处理费标准的原则是补偿污水处理和污泥处置设施运行成本,并合理盈利。但是不包含污水收集和输送管网的运营成本,清晰的界定了价格和财政对成本的分担机制。明确了建立定期评估和动态调整机制,保障污水处理企业正常的运营和良性发展。明确了具体时限要求,要求到2020年底前城市污水处理费标准与污水处理服务费标准大体相当。

      牛育斌:

      二是建立企业污水排放差别化收费机制。针对企业污水排放浓度不同但执行同样收费标准的情况,我们推广了一些地方的做法,鼓励地方根据企业排放污水中主要污染物的种类、浓度、环保信用评级等情况进行差别化收费政策。就是实行高污染、高收费,低污染、低收费,促进企业能够进行预处理,从源头上减少污染物排放。有一个明确要求,工业园区要率先推行这一政策。

      牛育斌:

      三是建立与污水处理标准相协调的收费机制。随着环保形势的严峻,各地陆续出台了更严格的环保标准,这次《意见》明确污水处理排放标准已经提高到国家一级A排放标准,或者有些地方实行了更严格的地方标准,支持这些地区相应提高污水处理费标准。并且强调,长江经济带沿线的有关省份,水源地保护区、地下水易受污染地区、水污染严重地区和敏感特别,特别是劣V类水体以及城市黑臭水体的污染源所在地,要提出更严的要求、更高的标准。

      牛育斌:

      四是探索建立污水处理农户付费制度。在已经建成污水集中处理设施的农村地区,要探索建立农户付费制度,重在强化农民环保的意识,助力农村人居环境的改善和治理。

      牛育斌:

      五是健全城镇污水处理服务费市场化形成机制。刚才讲到污水处理费,现在又有污水处理服务费,现在污水处理费用实行收支两条线,排水单位和个人缴纳污水处理费,全额上交财政,财政再通过政府购买服务的方式给污水处理企业支付污水处理服务费。推动各地通过招投标等公开的市场竞争方式,形成公开、透明、合理的污水处理服务费标准,鼓励城乡不同区域、不同规模、不同盈利水平的污水处理项目打包招投标,通过抽肥补瘦的方式,促进城市、建制镇和农村污水处理均衡发展,破解当前城市项目打破头、农村项目少人问津的困局。

      牛育斌:

      上述措施一方面通过市场化的方法形成污水处理服务费标准;另一方面,加快构建覆盖污水处理和污泥处置成本并合理盈利的价格机制,逐步实现城镇污水处理费覆盖服务费,从而形成能够支撑污水处理行业持续健康发展的价格形成机制。

      中国经济导报记者:

      接着刚才的提问问一下,刚才说到的五项措施第二条是建立企业污水排放差别化收费机制,提到了高污染、高收费,低污染、低收费,想请您介绍一下具体的差别化收费机制。另外如何设置差别化收费机制,能够通过价格杠杆来促进企业的污水减排,谢谢。

      牛育斌:

      对工业企业排放的污水实行差别化政策,应该讲是在总结各地经验的基础上形成并进一步完善的。主要针对的就是工业企业的污水排放精准施策,实行高污染、高收费,低污染、低收费,关键是要促进企业污水排放的预处理,从源头上减少污染物排放。具体来说,鼓励地方根据企业排放污水中的主要污染物的种类,比如污染物排放可能有COD(化学需氧量)、总磷、氨氮等一些指标,根据污染物的种类和浓度,或环保信用评级,分类分档的制定不同的收费标准。《意见》要求各地可以因地制宜,这没有统一的要求,各地可以结合当地实际情况,因地制宜设定哪一类污染源,设定不同的标准,实行不同的分类政策。有条件的地区也可以探索,多个污染物因子共同施策的加价标准。

      对企业污水排放实行差别化政策,我前面讲了,有些地方已经做了有益探索,有利于促进企业污水预处理和污染物减排,有利于改善污水处理水质,关键还能促进中水的利用。浙江嘉兴在2003年开始在这方面做了有益的探索和尝试,以嘉兴的例子和取得的成效给大家介绍。嘉兴为破解经济社会发展导致水环境遭到破坏的困境,2003年下半年开始,先对COD进行了差别化收费政策。2012年10月份开始又选择了PH值、悬浮物、总磷、氨氮四个污染物的因子进行了差别化政策。政策实施以来,取得了比较好的成效。

      牛育斌:

      一是工业企业向管网排放的污水浓度明显下降。实行COD分档收费之后,工业企业排放污水的COD含量由最高时每升水900毫克降到2008年的400毫克,并稳定在这一水平。实行总磷分档的加价政策之后,2015年污水处理厂的进水总磷浓度比2014年下降将近20%,而且呈现逐年下降态势。

      二是促进企业转型升级和绿色发展。这项政策实施以后,倒逼企业加大环保的投入力度,实现达标排放,推动落后产能的淘汰和企业转型升级。嘉兴原来有一家比较有名的农药厂,农业企业当年肯定是不达标排放的。实施了这项政策之后,倒逼企业进行整改,目前全面实现了清洁生产、达标排放。

      三是污水处理的水质改善明显。这项政策实施以后,嘉兴污水处理后的水质完全达到国家标准,对当地水环境改善和水污染的治理起到明显作用。污水处理后的水质改善,有力的促进了中水的利用,水质达标了,可以提高中水的利用率,而且提高了整个水资源的利用效率。

      四是污水处理企业正常运营得到保障。从2012年10月份这项政策实施以来,嘉兴累计收费5200多万元,有效的补偿了污水处理工程建设和污水处理企业的正常运营成本,保证了这项事业有资金的保障。

      封面新闻记者:

      最近经常看到有关垃圾围城的报道,大家也对固体废物处理收费政策比较关心,想请问新出台的政策在这方面有哪些亮点或者创新?

      周伴学:

      近年来国家发改委及相关部门制定了以城市垃圾处理、危险废物处理为重点的固体废物处理收费政策,各地积极推行,取得了较好的工作成效。在总结现有工作经验基础上,针对固体废物处理的新形势和新任务,《意见》进一步明确全国建立健全覆盖成本并合理盈利的固体废物处理收费机制,加快建立激励约束收费机制,促进垃圾分类和减量化、资源化、无害化处理,完善危险废物处置收费政策。主要有两个创新点,也就是你说的亮点:

      周伴学:

      一是为落实党中央、国务院关于推行垃圾分类制度的决策部署,《意见》提出了完善城镇生活垃圾分类和减量化激励收费机制。积极推进城镇生活垃圾处理收费方式改革,对配套设施完备、已经具备条件的用户,推行垃圾计量收费,并实行分类垃圾与混合垃圾差别化收费等政策。具体来说,就是对分类投放垃圾的,可以适当实行低一些的收费标准,对不分类投放垃圾的,实行高一些的收费标准。这样的收费制度设计,对推进垃圾分类,促进资源节约、环境保护、改善人民群众生活环境具有积极的意义。同时鼓励地方引入竞争机制,通过招投标方式,择优选择有资质的企业承担垃圾收集、运输和处理工作,鼓励探索市场化运营方式,降低垃圾处理成本,提高服务质量。

      二是完善危险废物处置收费政策。危险废物是指具有腐蚀性、毒性、易燃性或者感染性等危险特征的废物,通常包括医疗危险废物、工业危险废物和社会源危险废物等。危险废物处置事关重大,处置不当可能对环境或者人体健康造成有害影响。因此,《意见》明确提出,按照补偿危险废物收集、运输、贮存和处置各环节成本并合理盈利的原则,制定和调整危险废物处置收费标准,提高危险废物处置能力。其中,对医疗废物可以按照定额收费和定量收费方式分别制定收费标准,具体的收费方式由医疗废物处置单位和医疗机构协商确定。这样一方面可以推动医疗废物应收尽收,避免医疗废物混入普通垃圾,扩大污染;另一方面,避免普通垃圾混入医疗废物,浪费医疗废物的处置资源。对于工业危险废物和社会源危险废物,还特别强调要加强处置成本调查,主动适应形势变化,合理确定并动态调整收费标准,推动危险废物的妥善处置。谢谢。

      人民日报记者:

      绿色发展大家都支持,但是这次《意见》涉及的水费、电费、垃圾费、污水费都和生活相关,在统筹兼顾绿色发展和民生保障之间,《意见》怎么做安排?

      岳修虎:

      谢谢你提了一个大家非常关心的问题。我谈谈对这个问题的认识。习近平总书记讲过一句话,“良好生态环境是最普惠的民生福祉,发展经济是为了民生,保护生态环境同样也是为了民生”。我理解这有两个方面,一是我们要认识到保护生态环境、推动绿色发展,尤其是文件当中提到要把生态环境的成本纳入经济运行的成本,这必然需要付出一定成本和费用。但是我们不能只算经济账,还得算生态账,算综合账和长远账。也就是说推动绿色发展,保护生态环境,不仅是满足当代人更高生活质量的需要,也是子孙后代永续发展的需要。保护良好的环境,既是大家的一种期盼,同时也是大家的责任。

      岳修虎:

      二是价格政策非常敏感,关系到千家万户,涉及到城乡居民切身利益。在价格政策制定和价格改革过程中,不影响民生,充分的考虑社会的承受能力,特别是要切实保障低收入群体的生活不受影响,是我们坚持的一条原则。这次《意见》当中提出了很多措施,在政策设计上我们强调的是排放污染者付出应付的成本,同步做出特殊政策安排,保障低收入群体生活不受影响。

      岳修虎:

      具体一点讲,在政策当中明确提出要处理好促进绿色发展和保障群众生活的关系,要求各地的价格主管部门在推进改革中把握好两个问题,第一个问题是充分考虑社会承受能力,在政策出台时把握好改革的时机、力度和节奏,充分考虑当地的资源环境状况、经济发展和城乡居民的收入水平,要进行非常详细的测算,要充分的估量评价政策措施对居民生活可能的影响。第二个问题是采取切实有效的措施,保障低收入群体的生活。主要是完善和执行好社会救助和保障标准与物价上涨挂钩的联动机制,及时启动、发放补贴,并且配套采取其他的有效措施,切实兜住民生底线。同时《意见》提出做好政策宣传解读,最大限度凝聚社会共识,强化全社会节约资源,保护环境和促进绿色发展的共同责任,保障价格政策的平稳出台,为改革营造良好氛围。谢谢。

      央广记者:

      我国水资源非常短缺,之前出台的阶梯水价一定程度上培育了大家节水意识。这次出台新的政策,不知道在节水方面有哪些创新的举措?

      周伴学:

      我来回答这个问题。节水非常重要,水资源也非常宝贵,大家知道,以色列利用冷凝技术,耗费一定的能源将空气中的水分转化成液态水。我还看到一个报道,日本设计一种产品,把蓄水池搁在水箱上,洗过脸、洗过手、刷过牙的水,可以循环利用冲马桶。这些很小的方面都很有必要,现在一方面需要调整政策体系,另一方面是形成全民节水的意识。

      如你所说,我国是一个水资源严重短缺的国家,人均水资源量只有2100立方米,仅为世界平均水平的28%,就是三分之一不到。1998年以来,国家相关部门陆续印发了《城市供水价格管理办法》、《水利工程供水价格管理办法》、《关于加快建立完善城镇居民用水阶梯价格制度的指导意见》等一系列规章、规范性文件,督促指导各地积极推进水资源价格改革。2016年国务院办公厅印发了《关于推进农业水价综合改革的意见》,这些改革措施出台后,对保障城镇供水和农业用水、树立全民的节水意识、提高用水效率,都发挥了积极作用。

      但是也必须看到,当前城镇供水价格和农业用水价格总体依然偏低,且调整周期长,价格与成本普遍倒挂,多用水、多付费的累进价格机制尚未全面建立,既不利于城镇供水行业健康发展和农田水利工程的良性运行,也难以调动用户节水积极性。此外,促进再生水利用,有利于水资源优化配置的价格机制尚不健全。针对这些问题,《意见》提出了四项政策措施:

      周伴学:

      一是深入推进农业水价综合改革,明确2020年底前北京、上海、江苏、浙江等省份,农田水利工程设施完善的缺水和地下水超采地区,以及新增高效节水灌溉项目区、国家现代农业产业园要率先完成改革任务。

      二是完善城镇供水价格形成机制,建立动态调价机制。明确居民非居民和特种行业用水调价的原则和目标,强调逐步将居民用水价格调整至不低于成本水平,非居民用水价格调整至补偿成本并合理盈利水平。进一步拉大特种用水与非居民用水的价差,缺水地区二者比价原则上不低于3:1。激励提升供水质量,促进节约用水。

      三是全面推行城镇非居民用水超定额累进加价制度。对标先进企业,科学制定用水定额,并动态调整。特别是提出对“两高一剩”(高能耗、高污染、产能过剩)行业实行更高的价格标准,加快淘汰落后产能,促进产业结构转型升级。

      四是建立有利于再生水利用的价格政策,促进再生水利用。

      通过上述措施,建立健全补偿成本、合理盈利、激励提升供水质量,促进节约用水的价格形成和动态调整机制,保证供水工程和设施良性运行,促进节水减排和水资源可持续利用。谢谢。

      ?光明网记者:

      农业是用水大户,但是农业的用水效率一直不高,如何通过价格机制来提高农业用水效率?谢谢。

      牛育斌:

      感谢对农业用水方面的关注。刚才岳司长在前面回答问题的时候已经提到,农业用水占全国用水总量的60%以上,确实是用水大户,也是节水的潜力所在。大家都知道,因为受农民承受能力的制约,我国农业用水价格长期偏低,远远低于供水成本。党中央、国务院对农业节水和农业水价综合改革高度重视,在总结试点经验基础上,2016年初国务院办公厅印发了《关于推进农业水价综合改革的意见》,就是我们通常说的2号文件,明确了农业水价综合改革的总体要求、任务举措和保障措施,要求用十年左右的时间建立健全合理反映供水成本、有利于节水和农田水利体制机制创新与投融资体制相适应的农业水价形成机制。

      这次绿色发展的文件,在总结近年来各地贯彻落实2号文件工作实践的基础上,提出了进一步加大农业水价综合改革力度的具体举措:

      相关阅读:

      重磅!国家发改委发文鼓励完善峰谷电价形成机制 促进储能发展

      牛育斌:

      一是要求农业综合水价改革试点地区将农业水价一步或者分步提高到运行维护成本水平,有条件的地区提高到完全成本水平。同时,全面推行超定额用水累进加价制度,并且要求各地同步建立精准补贴和节水奖励机制。

      二是每年国家在农田水利设施、节水设施建设上投入大量的资金,这次《意见》明确要求完成农业节水改造的地区,要充分利用节水腾出的空间,提高农业水价。一方面可以促进水资源节约,另一方面不会增加农民的负担。

      三是明确提出要率先完成改革任务重点地区,要求2020年底前北京、上海、江苏、浙江这些省份,以及农田水利工程设施完善的缺水和地下水超采地区,还有新增的高效节水灌溉项目区、国家现代农业产业园,要率先完成农业水价综合改革的任务,以点带面,形成成熟的经验,带动全国的农业水价综合改革。

      中国环境报记者:

      我国各地的资源禀赋条件和经济发展水平有很大的差异,污染防治的任务包括绿色发展的任务也有不同,面对这些差异和不同,《意见》对各地有什么不同的要求?谢谢。

      周伴学:

      正如你所说,我国幅员辽阔,各地差异很大。这次出台《意见》,整个政策制定的一个原则就是要强调各地因地制宜、创新探索,允许各地区探索新的做法。《意见》只是制定原则性的办法,具体的政策很多都是由各地自己制定和实施的。

      周伴学:

      《意见》主要涉及污水处理、垃圾处理、节约用水、节能环保等4个领域的价格或收费政策,很多媒体朋友都知道,这些领域的价格管理事权大部分在地方价格主管部门,我们在制定《意见》过程中多次深入各地开展调查研究,并与地方价格主管部门座谈会,广泛听取各地的意见和建议。因此,《意见》把重点放在明确改革方向、建立和完善机制上。具体的政策措施则由各地根据《意见》确定的原则方向和总体要求,结合本地实际来制定,为地方探索创新预留了足够空间。比如在污水处理费标准方面,《意见》鼓励各地因地制宜,根据企业排放污水中的主要污染物的种类、浓度等因素,分类制定差别化的收费标准。支持各地根据污水处理标准的提高,相应提高污水处理费的标准。《意见》还提出,鼓励各地探索建立基于单位产值能耗、污染物排放的差别电价政策,这些都对地方进行了授权。《意见》还提出,鼓励各地制定促进垃圾协同处理的综合性配套政策,支持水泥有机肥等企业参与垃圾资源化利用。

      周伴学:

      我们在调研时发现,垃圾处理和资源化利用的技术手段多种多样,需要根据本地的具体情况来选

      择,鼓励企业参与就需要配套的政策手段。比如,垃圾焚烧发电电价支持政策,对垃圾焚烧发电的推广就起到了很好的促进作用。为了引导其他行业的企业参与垃圾资源化利用,也需要建立起配套支持政策,运用好价格等政策支持相关垃圾资源化利用项目。

      在制定《意见》时我们也深刻体会到,一个文件很难把促进绿色发展的价格政策写全,特别是目前还有很多绿色价格政策处于探索阶段。所以《意见》专门强调鼓励各地积极探索生态产品价格形成机制,碳排放权交易、可再生能源强制配额和绿证交易制度等绿色价格政策。

      总之,《意见》充分考虑了各地的资源禀赋条件、污染防治形势、产业结构特点以及社会承受能力等因素,不搞“一刀切”。各地可以因地制宜,从实际出发制定出台具有本地特色的绿色发展价格政策,引导全社会节约资源,保护生态环境,做好绿色发展的大文章。谢谢。

      中电传媒记者:

      刚才岳司长向我们介绍了通过电价机制、电价杠杆促进绿色发展已经取得了成功经验,鉴于电价的确是很多企业最为敏感的生产要素之一,未来电价政策将如何促进绿色发展?谢谢。

      岳修虎:

      谢谢你的提问。正如你所说,电费是企业生产经营里的重要组成部分,所以电价对促进企业技术升级、资源配置是一个非常有效的杠杆。在这次《意见》中又创新完善一些政策,涉及到电价的有3条措施,这3条措施总的目的是让高耗能、高污染的企业付出更高的成本,对绿色环保的企业降价,这样电价的一升一降就形成了激励和约束机制,就可以促进他们节约用能,提高能效,也包括支持环保行业本身的发展,发挥它的作用。具体包括三个方面:

      岳修虎:

      一是对高耗能行业,实行更严格的差别化电价政策。大家都知道,近几年国家发改委对铁合金、电石、烧碱等七个高耗能行业实行差别电价,对限制类、淘汰类的企业用电实行加价,对电解铝、水泥、钢铁三个行业实行阶梯电价,能耗越高、电价越高。从这些政策的实施效果来看,对促进行业技术进步和清洁发展发挥了比较积极的作用。比如水泥行业,在阶梯电价政策实施之前,有20%左右的产能,相关的生产线能耗标准达不到国家标准,实行这项政策之后,有关部门统计达不到要求的生产线一半淘汰了,另外一半通过改造升级达到了国家标准,效果非常明显。为进一步鼓励节约能源资源,促进企业技术进步和绿色发展、清洁化改造,我们在各地调研的基础上,《意见》授权地方在落实现有政策的基础上,根据自身的需要,可以扩大差别电价和阶梯电价的行业范围,因为各地的产业结构不一样,究竟什么产业对污染影响大、减排压力大,就可以自己选择这样的行业实行这样的政策。另外,可以提高加价标准,在过去的政策中国家根据不同行业有一个加价水平,现在授权地方可以根据实际需要自己来设定加价标准。这样就会让资源的浪费,包括高污染的排放行为付出更高的成本。那些主动节约、积极减排的行为,可以收到更多的收益。这样把节约能源资源和减排变成企业自觉的行为。

      岳修虎:

      二是加大峰谷电价的实施力度。峰谷电价就是根据每天需求量的变化,分成了高峰、平段和低谷三个时段,不同时段用电价格不一样,也就是说高峰时段的电价高一些,低谷时段就会低一些。这个政策实施之后,也引导了用户更多的错峰用电,更多的时候使用低谷时候的低价电,减少高峰时段的高价电。对于提高电力资源的利用效率发挥了积极作用。这次《意见》中也进一步加大了峰谷电价政策执行力度,让地方结合自己的实际,可以扩大峰谷电价政策的执行范围。另一方面,可以自己确定和动态调整时段,究竟什么时候是峰,什么时候是谷,可以由各地根据自己情况来确定。而且还可以允许他们拉大高峰和低谷时段电价的价差,这样政策执行力度会进一步的加大。峰谷电价的政策给储能行业和产业的发展创造了条件,储能企业可以通过买低谷时的低价电,出售高价电,这样就可以实现盈利,实现良性发展。储能行业的发展不仅仅是涉及到几个企业的事情,实际上对提高整个电网系统运行效率、降低电力系统的运行成本,都具有非常重要的意义。

      岳修虎:

      三是提出一些新措施和补充。降低用电成本,支持环保产业发展,也就是说我们对环保产业这些企业本身用电降低费用。目前,污水处理和港口岸电运营、海水淡化执行大工业两部制电价,现在平

      均价格0.65元/度左右,其中容量电费折合有9分钱。为了支持这类企业发展,降低他们用能成本,我们提出来2025年底前免收相关企业的容量电费,降低这些企业的用电成本14%左右,也是不小的力度。

      另外一个补充,2014年的时候我委出台过支持新能源汽车发展的价格政策,也就是对集中式充换电设施的用电免收容量电费。为了进一步支持新能源汽车的推广应用,《意见》把这项政策延长到2025年。总体来看,在利用电价这个杠杆来促进能源节约、促进环保产业发展方面提出了不少政策措施。谢谢。

相关报告
  • 《《广西新型储能发展规划(2023—2030年)》印发》

    • 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:2023-05-06
    • 5月4日,广西壮族自治区发改委印发《广西新型储能发展规划(2023—2030年)》,文件提出:预计“十四五”时期全区风电、光伏发电装机将分别新增不低于1800万千瓦、1300万千瓦。到2025年,实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变,全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右,其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。根据广西“十四五”集中式新型储能布局规划,共14地市总规模合计3.5GW。 积极发展电源侧新型储能。建设配置合理新型储能的系统友好型新能源电站或集群,推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制、频率/电压/惯量调节主动支撑控制等创新技术应用,保障新能源高效消纳利用,提升新能源并网友好性和容量支撑能力。加快推进南宁横州、崇左大型风电光伏基地项目,以及桂林、贵港覃塘、梧州藤县等多能互补一体化项目配套储能设施建设。结合北部湾海上风电基地大规模开发,开展海上风电配置新型储能研究。鼓励结合整县分布式光伏开发试点、分散式风电建设配置新型储能设施。鼓励煤电机组配置新型储能进行联合调频,鼓励煤电机组通过配置新能源和新型储能发展“风光火储一体化”模式,提升电厂运行特性和整体效益。支持区内核电建设新型储能开展调峰调频及多场景应用。 因地制宜发展电网侧新型储能。鼓励在新能源大规模汇集送出的关键电网节点布局新型储能,缓解新能源消纳、调峰调频和大规模新能源接入电网压力。支持在负荷密集接入、电力供需形势紧张的地区布局新型储能,保障电力供应安全稳定。结合农村电网巩固提升工程,在偏远地区的电网末端、海岛等,合理布局电网侧新型储能或风光储电站,提高供电保障能力。在缺乏网间联络的独立供电区,通过新型储能提高电力供应保障水平、促进可再生能源开发利用。推动在变电站变压器重过载、输变电走廊(站址)资源紧张或项目建设难度大、季节性临时性负荷增长等地区,依托既有土地资源或输变电设施建设新型储能电站,延缓或替代输变电设施投资。在电网大容量关键输电通道近区合理配置新型储能,为电网安全稳定运行提供保障。 分级分类管理。自治区新型储能规划根据全区电力系统发展、新能源和新型储能项目建设发展情况提出集中式新型储能布局规划建议,并定期滚动调整。适时组织开展全区集中式新型储能示范项目建设,优先支持符合布局规划、电力系统亟需、前期工作充分、技术示范性强、落实租赁共享协议的项目纳入示范。纳入自治区年度建设方案的风电、光伏发电、多能互补、源网荷储一体化等项目的配建新型储能项目视同列入自治区新型储能规划。延缓和替代电网投资的电网侧新型储能项目须经过充分技术经济论证后,纳入自治区新型储能规划。集中式新型储能项目由各市根据全区布局规划统筹做好项目备案管理,优先推进布局规划范围内的项目。 全文如下: 广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发《广西新型储能发展规划(2023—2030年)》的通知 各市发展改革委,各电网企业、各有关能源企业: 为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局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)《国家发展改革委国家能源局关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》(发改能源〔2022〕209号)等文件精神,引导我区新型储能技术和产业健康发展,现将《广西新型储能发展规划(2023—2030年)》印发给你们,请认真贯彻执行。 广西壮族自治区发展和改革委员会 2023年4月25日 广西新型储能发展规划(2023—2030年) 新型储能是指除抽水蓄能以外的多种储能,技术形态主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能,以及氢(氨)储能、热(冷)储能等。新型储能是加快构建新型电力系统的重要技术手段和基础装备,是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑,是催生能源新业态、促进产业高质量发展的重要领域。为贯彻落实《国家发展改革委国家能源局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)、《国家发展改革委国家能源局关于印发〈“十四五”新型储能发展实施方案〉的通知》(发改能源〔2022〕209号)等文件精神,引导新型储能技术和产业健康发展,按照自治区“十四五”能源、电力、可再生能源等专项规划要求,重点明确“十四五”时期新型储能发展规模与布局规划,提出发展目标和主要任务,并展望至2030年。 一、发展基础 广西新型储能处于起步发展阶段,在试点应用、政策体系构建、装备制造产业布局等方面均开展了有益探索。 (一)积极推动“新能源+储能”规模化发展。 2021年起广西开始推动新型储能规模化发展。2021年纳入全区建设方案的市场化并网陆上风电和光伏发电项目建设规模为669万千瓦和1416万千瓦,分别要求按照项目装机容量的20%、15%比例配建新型储能设施,总容量346万千瓦,时长不低于2小时。2022年,印发《广西壮族自治区发展和改革委员会关于印发推进广西集中共享新型储能示范建设的通知》,在全区开展集中共享新型储能示范项目建设,引导新能源年度建设方案明确的市场化并网新能源项目配套储能以集中共享形式加快建设,首批示范项目12个,总规模162万千瓦/364万千瓦时。2022年底,武鸣平陆共享储能电站(装机容量5万千瓦/10万千瓦时)并网试运行,成为南方五省区范围内首个市场化独立运行的大容量共享储能电站。 (二)新型储能装备制造产业布局开始起步。 随着全区新能源汽车的加快普及和新能源汽车制造业的迅速发展,动力电池开始实现本地化生产和大规模应用。广西依托有色金属、稀土资源优势,以及华友钴业、鹏辉能源、顺应动力电池等头部企业,着手加快发展锂电新材料、储能电池等电化学储能产业链。持续加大新型储能相关产业引进力度,顺利推进比亚迪弗迪年产70吉瓦时动力和储能电芯、35吉瓦时储能系统集成产线在南宁开工建设,远景能源等智慧储能制造基地也相继开工,新型储能相关产业布局初步形成。 (三)新型储能发展配套政策持续完善。 探索建立新型储能政策体系,先后出台并完善了峰谷分时电价方案,制定了“十四五”时期深化价格机制改革实施方案等政策,印发实施《推动新型储能参与电力市场和调度运用工作方案》、《加快推动广西新型储能示范项目建设的若干措施(试行)》,为新型储能商业应用和市场化价格形成创造了有利条件。支持新型储能发展的市场机制逐步完善,广西电力调峰辅助服务市场完成正式交易申报,现货市场建设稳步推进,新能源逐步进入电力市场,为后续新型储能参与电力市场交易、探索市场化商业模式、拓宽新能源消纳空间奠定了基础。 二、面临形势 (一)发展机遇。 “十四五”时期,是推进广西能源高质量发展的关键时期。新型储能对于推动落实碳达峰碳中和目标具有关键作用,是建设以新能源为主体新型电力系统的重要支撑,将迎来广阔的市场发展空间,面临前所未有的发展机遇。 构建新型电力系统为新型储能发展提供重大机遇。新型电力系统要求源网荷储各环节协调互动,具有绿色低碳、安全可控、灵活高效、智能互动等特征。碳达峰碳中和战略部署下,新能源发展按下“加速键”,预计“十四五”时期全区风电、光伏发电装机将分别新增不低于1800万千瓦、1300万千瓦,风电、光伏发电等新能源出力稳定性差,新能源消纳压力和电网安全运行风险加大。同时,广西电力需求旺盛,供需形势紧张,且广西主电网属于南方区域西电东送重要通道,对电力安全保供和安全稳定运行提出了更高要求。新型储能具有多重功能,具有快速响应特性,可作为灵活性资源削峰填谷,平抑新能源并网波动性,扩大新能源消纳空间,对提升电力系统调节能力、顶峰能力、应急备用能力、运行效率、安全稳定水平具有重要支撑作用。 能源科技革命为新型储能技术进步创造了有利条件。新型储能技术和产业发展已成为能源技术创新的关键领域之一。以锂离子电池为代表的电化学储能技术发展迅猛,钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等技术逐步具备规模化发展条件,飞轮储能、超级电容、固态电池、储氢等创新储能技术百花齐放,技术进步预计将带动系统成本持续下降。广西可利用后发优势,加快布局新型储能装备制造产业、重大技术装备、技术适用性研究平台,紧紧抓住新型储能发展机遇。 新型储能产业将为全区经济发展注入积极动力。新型储能产业是战略性新兴产业的重要组成部分,目前全区已具备新型储能部分材料、电池的生产条件及下游新能源储能应用市场。立足广西“三大定位”和区位优势,充分发挥产业、市场基础作用,加快布局集材料、电池组、器件、系统集成、创新应用于一体的新型储能全产业链,有利于形成“双循环”新发展格局下的产业发展新动能,催生能源生产消费新模式新业态,为全区经济发展注入积极动力。 (二)面临挑战。 技术发展尚在起步。国内外除锂离子电池储能外,其他形式的新型储能技术大多仍处在起步阶段,循环寿命、成本、安全性等方面仍存在不足。广西新型储能产业链尚不健全,新型储能产业和技术应用以锂离子电池为主,仅储备有少数全钒液流电池应用项目,其他储能技术尚属空白,亟需加快技术研发和示范应用。 商业模式亟需突破。当前新型储能技术经济性仍有进步空间,新型储能参与各类电力市场机制需进一步完善,项目建设和运营成本有待市场化疏导,新模式新业态不够丰富,稳定、可持续的投资收益机制尚未形成,市场主体对新型储能投资仍处于观望状态。 管理体系有待健全。广西缺少大容量新型储能项目经验,施工调试、并网验收、运行检修、安全环保等技术标准,以及项目管理、安全管理、调度运行等机制等尚不健全。 安全运行存在风险。电化学储能属于能量高度密集的化学集成设备,具有易燃易爆特性,长期运行存在一定安全风险。储能电站项目运行经验积累仍有不足,风险暴露不充分。储能电站风险预警、消防应急处置等难题尚未解决。 三、总体要求 (一)指导思想。 坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻落实党的二十大精神,深入贯彻落实习近平总书记对广西“五个更大”重要要求、视察广西“4.27”重要讲话和对广西工作系列重要指示精神,按照自治区第十二次党代会部署要求,完整准确全面贯彻新发展理念,深入落实“四个革命,一个合作”能源安全新战略,以碳达峰碳中和为目标,坚持以技术创新为内生动力、以市场机制为根本依托、以政策环境为有力保障,加快构建技术、市场、政策等全方位驱动的良好发展局面,推动全区新型储能实现商业化、规模化、产业化发展,为加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供有力支撑。 (二)基本原则。 坚持统筹规划、协同发展。强化规划引领作用,加强与能源、电力相关规划衔接。统筹新型储能产业上下游发展,差异化布局发展全产业链。针对各类应用场景,因地制宜多元化发展,优化新型储能建设布局,推动源网荷各侧协同发展。 坚持创新引领、示范先行。坚持技术多元、场景多元、投资主体多元,鼓励商业模式和体制机制创新,加快开展一批新型储能示范项目建设,先行先试形成典型经验全面推广。推动技术创新应用、产业升级、成本下降,有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。 坚持市场主导、有序发展。明确新型储能独立市场地位,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府引导。完善电力市场化交易机制和价格形成机制,建立健全市场管理体系,探索新型储能市场新模式。 坚持立足安全、规范管理。加强新型储能安全风险防范,明确新型储能产业链各环节安全责任主体,严格落实国家新型储能项目管理规范和技术标准,严格核心部件产品安全质量要求,逐步完善新型储能技术、管理、监测、评估体系,加大行业监管力度,保障新型储能项目建设运行的全过程安全。 (三)发展目标。 到2025年,实现新型储能由示范应用进入商业化应用初期并向规模化发展转变,全区新型储能装机规模力争达到300万千瓦左右,其中集中式新型储能并网装机规模不低于200万千瓦。新型储能技术创新能力显著提高,产业体系培育壮大,适应新型储能发展的市场机制初步建立健全,市场环境和商业模式基本成熟。电化学新型储能示范应用取得明显成效,氢储能及其他创新储能技术的示范应用实现突破。提高电力系统调节能力成效明显,支撑新型电力系统建设取得阶段性进展。 到2030年,新型储能实现全面市场化、多元化发展。新型储能核心技术装备产业链成熟完备,创新水平显著提高,市场机制、商业模式、标准体系成熟健全。新型储能技术路线实现多元化发展,与抽水蓄能形成高效互补。新型储能多重灵活调节功能更加凸显,与电力系统各环节深度融合发展,基本满足构建新型电力系统需求,在推动碳达峰碳中和领域发挥显著作用。 四、规划布局要求 需求导向,合理布局。积极引导新能源电站以市场化方式配置合理规模的新型储能。根据电力需求、负荷特性、电源结构、电网网架等电力系统特征,科学确定各区域建设规模,引导项目合理布局。 集中建设,高效利用。发挥新型储能“一站多用”的作用,鼓励优先建设集中式储能电站,提高利用效率。单个集中式储能电站装机容量规模以不低于10万千瓦为宜,时长不低于2小时,场地条件允许的项目可适当提高建设规模。发挥新型储能布局灵活的特点,就近就地高效利用。 因地制宜,科学选址。项目应在国土空间规划指导下,落实生态保护、耕地保护,综合考虑城乡发展、消防安全、交通运输、水文地质等要求,优先在消防、应急、电网接入等条件方便、经济,且远离居民生活区的地区选址。 五、主要任务 (一)加快推广应用,推动新型储能规模化发展。 优先发展集中式储能电站。鼓励新能源发电企业及各类市场主体,通过自建、合建等方式建设集中式独立储能电站,积极发挥新型储能在电力运行中调峰、调频、系统备用、爬坡、黑启动等多种作用,促进新能源消纳、缓解大规模新能源汇集压力、加强负荷高峰供电能力、提高电网安全稳定运行水平。在重点区域布局一批集中共享储能示范项目。探索试点建设大型新型储能调峰电站。 积极发展电源侧新型储能。建设配置合理新型储能的系统友好型新能源电站或集群,推动高精度长时间尺度功率预测、智能调度控制、频率/电压/惯量调节主动支撑控制等创新技术应用,保障新能源高效消纳利用,提升新能源并网友好性和容量支撑能力。加快推进南宁横州、崇左大型风电光伏基地项目,以及桂林、贵港覃塘、梧州藤县等多能互补一体化项目配套储能设施建设。结合北部湾海上风电基地大规模开发,开展海上风电配置新型储能研究。鼓励结合整县分布式光伏开发试点、分散式风电建设配置新型储能设施。鼓励煤电机组配置新型储能进行联合调频,鼓励煤电机组通过配置新能源和新型储能发展“风光火储一体化”模式,提升电厂运行特性和整体效益。支持区内核电建设新型储能开展调峰调频及多场景应用。 因地制宜发展电网侧新型储能。鼓励在新能源大规模汇集送出的关键电网节点布局新型储能,缓解新能源消纳、调峰调频和大规模新能源接入电网压力。支持在负荷密集接入、电力供需形势紧张的地区布局新型储能,保障电力供应安全稳定。结合农村电网巩固提升工程,在偏远地区的电网末端、海岛等,合理布局电网侧新型储能或风光储电站,提高供电保障能力。在缺乏网间联络的独立供电区,通过新型储能提高电力供应保障水平、促进可再生能源开发利用。推动在变电站变压器重过载、输变电走廊(站址)资源紧张或项目建设难度大、季节性临时性负荷增长等地区,依托既有土地资源或输变电设施建设新型储能电站,延缓或替代输变电设施投资。在电网大容量关键输电通道近区合理配置新型储能,为电网安全稳定运行提供保障。 探索用户侧新型储能集中式发展。鼓励在工业集聚区布局新型储能,积极支持铝产业、水泥、钢铁、化工等高耗能用户结合实际用能需求集中建设新型储能设施,利用分时电价机制引导用户削峰填谷,优化区域电网负荷特性,降低用户综合用电成本。鼓励百色铝工业、贵港水泥工业聚集地区等开展用户侧储能试点工作,示范带动其他行业用户侧储能加快发展。 专栏2新型储能示范项目 集中共享新型储能示范项目:加快推进第一批集中共享新型储能示范项目建成投产。适时在柳州北部、桂林北部、梧州市、玉林南部等地区开展第二批集中共享新型储能示范项目建设。 多能互补一体化项目配套储能项目:南宁横州市、崇左、来宾象州县、桂林、贵港覃塘区、梧州藤县、河池环江县、防城港上思县、百色田阳县、钦州等一批风光储项目配套储能项目。鼓励开展“风光火储”、“风光水储”等一体化示范。 常规电源配置储能项目:探索开展一批火储、水储联合调频示范项目。 大型新型储能调峰电站项目:在南宁、柳州、桂林、梧州、玉林等具备条件的内陆地区或内陆火电机组既有厂址,探索试点建设装机规模30万千瓦及以上或时长4小时及以上的大型新型储能调峰电站。 (二)积极试点示范,鼓励新型储能多元化发展。 开展多元技术路线试点示范。持续推进技术成熟、低成本锂离子电池技术商业化应用。在具备条件地区,加快开展全钒液流电池等容量型储能技术试点示范。重点开展钠离子电池、固态锂离子电池等高能量密度储能技术试点示范应用。推动飞轮储能、超导储能、超级电容储能等功率型储能技术示范应用。加快可再生能源富余电力制(储)氢技术研究和示范应用,探索储热、储冷、制氨等多种形式和更长时间周期储能技术应用。以需求为导向,推动多种储能技术联合应用,探索多技术路线复合型储能试点示范。 专栏3新型储能技术示范 全钒液流电池、铁铬液流电池、锌溴液流电池等技术示范。 钠离子电池、固态锂离子电池技术示范。 锂离子电池高安全规模化示范应用。 超导储能、超级电容储能技术示范。 飞轮储能技术示范。 风光储氢一体化、核能制氢等技术示范。 复合型储能技术示范。 促进分布式储能灵活多样应用。针对工业、通信、金融、互联网等用电量大且对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户,根据优化商业模式和系统运行模式需求配置新型储能,提高综合用能效率效益。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等终端用户,以及具备条件的农村用户,依托分布式新能源、微电网、增量配电网等配置新型储能,探索电动汽车在分布式供能系统中的应用,提高用能质量,降低用能成本。积极推动不间断电源、充换电设施等用户侧分散式储能设施建设,探索电动汽车、智能用电设施与电网双向互动模式,鼓励虚拟电厂等聚合技术应用示范,提升用能灵活性。围绕政府、医院、数据中心等重要电力用户需求,在安全可靠前提下,建设一批移动式或固定式新型储能作为应急备用电源。结合全区新型基础设施建设,积极推动新型储能与智慧城市、乡村振兴、智慧交通等领域的跨界融合。 推进源网荷储一体化协同发展。通过优化整合电源侧、电网侧、用户侧资源,合理配置各类储能,在确保电网安全稳定运行的前提下,鼓励以源网荷储一体化方式开展内部联合调度,提高源网荷储灵活互动水平,最大化调动或发挥负荷侧调节响应能力。在工业负荷大、新能源条件好的地区,鼓励开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。 (三)强化科技创新,推动新型储能产业化发展。 加快全产业链建设。以建链为重点,以“链主”企业为核心,壮大国内龙头企业队伍,培育本土企业发展,重点打造上游储能电池新材料、中游高效电池组及集成、下游配套服务与电池回收为核心的全产业链,推动新型储能产业向成套化、高端化、智能化方向发展,打造在西南地区乃至全国具有影响力的新型储能装备特色产业集聚区。依托比亚迪弗迪、国轩高科、鹏辉能源、多氟多、华友、中伟等驻桂企业,发挥产业配套和集聚效应,加快完善上下游供应链。促进电化学储能与新能源汽车动力电池产业链上下游贯通协同,增强产业链供应链韧性。 专栏4新型储能产业发展重点方向 重点发展以锂离子电池、液流电池、钠离子电池、固态电池、氢燃料电池为主的新材料、关键零部件、高效电池组和成套装备,提高新型储能装备自主供给能力。在南宁、柳州、玉林、钦州等设区市建设一批储能电池新材料产业基地,健全先进适用正负极材料、电解质、隔膜、集流体等产业链,支持区内铝箔、铜箔等关联企业开展集流体延链补链技术升级。在南宁、桂林等地区探索依托钒矿资源发展全钒液流电池产业链。鼓励有条件的地区开展蓄热换热、压缩空气、飞轮储能、电解制氢、氢能储运等装备产业布局。鼓励电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能量管理系统(EMS)及相关芯片、电子元器件、软件系统等的研发和制造。鼓励具备条件地区提前布局储能电站退役管理、电池回收产业,实现废旧电池及储能材料的资源化和循环利用,研究电池一致性管理、安全评估和溯源系统。积极完善咨询设计、技术研发、检测认证、运营维护、应急管理、大数据应用等配套服务业。 加强先进技术攻关。鼓励企业、高校及科研院所等加强新型储能理论、关键材料、单元、模块、系统、储能安全等技术攻关,开展新一代储能电池关键技术和工程化应用研究。加快攻关液流电池、钠离子电池、固态电池、燃料电池等关键技术。研究超级电容、超导、飞轮、压缩空气、液态金属电池、金属空气电池、储氢(氨)等储能技术,以及适合南方地区的低温蓄冷、储热等实用技术。加大电化学储能系统安全预警、高效灭火及防复燃、储能电站整体安全性设计、储能电池寿命检测和状态评估等全过程安全技术投入力度。研究规模化储能主动支撑控制技术、储能集群协同优化运行技术、分布式储能聚合互动技术等智慧调控技术,开展源网荷储协同、虚拟电厂、市场化交易等领域关键技术研究。 推动产学研用融合发展。支持产学研用体系和平台建设,吸引更多人才、技术等高端要素向新型储能产业聚集,促进教育链、人才链和产业链的有机衔接和深度融合。加快推进新型储能技术创新中心、工程研究中心、重点实验室等创新平台建设,鼓励申报自治区级、国家级创新平台,加大对创新平台的支持力度,加速成果转化。鼓励政府、企业、金融机构、技术机构等联合组建新型储能发展基金和创新联合体,优化创新资源配置。鼓励区内高校加强学科建设,深化多学科人才交叉培养,培养一批新型储能专业人才和复合人才。支持相关企业、科研院所等持续开展新型储能应用布局、商业模式、政策机制、标准体系等方面的工作,为新型储能行业发展提供科学决策。 (四)完善市场机制,加快新型储能市场化步伐。 明确新型储能独立市场主体地位。推动具备独立计量、控制等技术条件,接入调度自动化系统可被电网监控和调度,符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求,具有法人资格的新型储能项目,作为独立主体参与电力市场。推动以配建形式存在的新型储能项目,通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时,选择转为独立储能项目。积极支持独立储能项目参与电力中长期交易、现货、辅助服务等各类电力市场。推动独立储能电站以独立调度对象身份直接与电力调度机构签订并网调度协议,纳入电力并网运行及辅助服务管理。 建立健全新型储能市场交易机制。完善广西电力中长期、辅助服务市场,加快推进电力现货市场建设。研究新型储能参与各类型电力市场的准入条件、交易机制、技术标准和价格形成机制等。鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场,鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与市场交易的模式。鼓励新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与电力辅助服务,完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制,丰富电力辅助服务交易品种。鼓励进一步扩大电力中长期市场、现货市场交易价格上下浮动幅度,为用户侧储能发展创造空间。 健全新型储能价格机制。完善支持用户侧储能发展的价格机制,根据电力供需实际和经济高质量发展需要,适时适度拉大峰谷分时电价价差,建立与电力现货市场相衔接的需求侧响应补偿机制,推动用户侧积极配置储能,降低高峰用电需求,减少接入电力系统的增容投资。落实国家有关电网侧独立储能电站容量电价机制,科学评估新型储能替代输变电设施的投资效益,探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。 创新新型储能商业模式。鼓励建设集中共享新型储能项目,建立健全新型储能容量租赁机制,积极引导和鼓励市场化并网单体新能源项目在全区范围内通过向集中共享储能电站租赁容量的方式落实储能配置需求,鼓励签订与新能源项目全寿命周期相匹配的协议或合同。鼓励通过“容量租赁费+电力辅助服务收益”模式疏导新型储能成本,积极支持各类市场主体创新共享储能商业模式。 拓展新型储能投资运营模式。鼓励有实力的新能源投资企业、储能运营商、电网企业等联合投资建设集中式新型储能项目。积极引导各类有意愿的社会资本投资建设新型储能项目,建立健全社会资本建设新型储能公平保障机制。创新储能合作投资模式,鼓励投资主体采用多种合作模式实现电站共建、服务共享。探索源网荷储一体化和多能互补项目协调运营和利益共享机制。 (五)规范行业管理,健全新型储能管理体系。 规范项目审批。根据国家能源局《新型储能项目管理规范(暂行)》和《广西壮族自治区企业投资项目核准和备案管理办法》等有关文件要求,新型储能项目实施属地备案管理,项目备案内容、项目变更、建设要求等按《新型储能项目管理规范(暂行)》执行。 分级分类管理。自治区新型储能规划根据全区电力系统发展、新能源和新型储能项目建设发展情况提出集中式新型储能布局规划建议,并定期滚动调整。适时组织开展全区集中式新型储能示范项目建设,优先支持符合布局规划、电力系统亟需、前期工作充分、技术示范性强、落实租赁共享协议的项目纳入示范。纳入自治区年度建设方案的风电、光伏发电、多能互补、源网荷储一体化等项目的配建新型储能项目视同列入自治区新型储能规划。延缓和替代电网投资的电网侧新型储能项目须经过充分技术经济论证后,纳入自治区新型储能规划。集中式新型储能项目由各市根据全区布局规划统筹做好项目备案管理,优先推进布局规划范围内的项目。 强化安全管理。明确产业上下游各环节安全责任主体,加强全过程责任落实和安全管控,严格落实项目准入、设计咨询、施工调试、质量控制、并网调度、运行维护、应急消防处置等各环节安全管理要求。项目业主要严格履行安全生产主体责任,落实全员安全生产责任制,建立健全风险分级管理和隐患排查治理双重预防体系。严格设备和核心部件把关,根据相关技术要求,优选安全、可靠、环保的产品。加强新型储能项目运行状态监测,实现对新型储能项目安全运行情况的全方位监督和评估。 健全标准体系。落实国家、行业新型储能有关标准体系。加快成立自治区新型储能相关行业协会,加强新型储能全产业链、安全、多元化应用相关标准制定研究。支持龙头企业、科研院所、创新平台等有关单位主持或参与新型储能领域相关标准制定修订工作。结合广西实际,适时制定与国家标准和行业标准相匹配的地方标准。加强储能标准体系与现行能源电力系统相关标准的有效衔接。完善新型储能并网性能、辅助服务性能等相关技术要求,加快开展规模化储能集群调控、分布式储能聚合调控等相关技术标准研究。电网企业要牵头加快制定出台储能电站接入电网系统的安全设计、并网技术、运行控制等技术标准,以及测试验收、安全隐患排查、电池系统定期检验、应急管理等规范规则。健全新型储能检测和认证体系,积极培育新型储能产业检测认证机构。 做好并网运行调度管理。电网企业要根据新型储能项目布局规划,统筹开展电网规划和建设,建立和优化适应新型储能项目建设周期的接网工程项目建设管理流程,明确并网接入、调试验收流程与工作时限,公平无歧视为新型储能项目提供电网接入服务,加大纳入自治区示范以及规划布局范围内新型储能项目的并网支持。电网企业应坚持按市场化原则,积极优化储能调度运行机制,提升新型储能利用率,加快制定完善各类型储能设施调度运行规程和调用标准,明确调度关系归属、功能定位、运行方式等,对于暂未参与市场的配建储能设施,尤其是新能源配建储能设施,应做好科学调度。保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度。 六、环境影响分析 根据《中华人民共和国环境影响评价法》对规划实施进行环境影响评价,切实减少新型储能发展对生态环境的影响。 (一)环境影响分析。 新型储能项目建设施工期间,主要有噪声、扬尘、废水、固体废物、植被破坏、水土流失等环境影响;新型储能项目运行期间,主要有电磁辐射(工频电场、磁场)、噪声、固体废物、废液、危险废物等环境影响。 (二)环境保护措施。 规划实施过程中严格执行储能电站环境影响评价制度。加强覆盖新型储能项目布局、建设、运营和退役等全生命周期的环境保护,储能企业要严格执行环境保护和污染防治规定,加强项目建设和生产运行过程中的环境监测和事故防范。坚守生态保护红线和永久基本农田,在规划选址、并网线路等方面严格落实生态保护红线、环境质量底线、资源利用上线和生态环境准入清单要求。依法依规科学避让自然保护地、重要湿地和红树林湿地等生态敏感区域。强化施工期声环境保护及大气、水、固体废物污染防治措施,加强储能项目建设过程中的水土保持和环境保护修复。采取措施降低储能设施运行噪音和电网电磁辐射等区域性环境影响。按规定设置疏散通道、消防灭火设施和综合消防技术措施,制定火灾、爆炸等应急预案。严格落实危险废物处置要求,对废弃电池及电子元件按相关规定处置,强化储能电池气体、电解液等意外泄露和变压器事故排油的预防、监测和紧急处理措施。 (三)环境保护预期效果。 新型储能项目通过严格执行相应环境保护和污染防治措施并达到有关标准要求后,环境风险事故出现概率较低,对生态环境的影响在可接受的范围内。通过新型储能技术应用,可提高新能源和可再生能源消纳水平,实现化石能源消费替代,为实现碳达峰碳中和目标做出重要贡献。 七、保障措施 (一)强化组织实施。 建立健全自治区发展改革委、科技厅、工业和信息化厅、自然资源厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、应急厅、市场监管局、林业局,国家能源局南方监管局,各电网企业、储能企业等单位组成的工作协调机制。做好新型储能与国土空间、能源、电力等规划的衔接。加强沟通协调,建立健全覆盖项目投资建设、并网调度、运行考核、价格形成等方面的配套机制,统筹推进新型储能产业安全、高质量发展。各有关市、县要落实属地责任,科学有序推进项目建设,精心组织实施。各有关企业是规划实施的主体,要切实抓好项目建设、运营,确保规划顺利实施。 (二)加大政策支持。 按照自治区有关规定,将符合条件的新型储能示范项目按程序纳入自治区层面统筹推进重大项目,在符合国土空间规划的前提下保障用地等要素指标。强化财政资金支持,有效利用现有中央预算内专项等资金渠道,积极支持新型储能关键技术装备产业化及应用项目。按规定落实相关税收优惠政策。拓宽新型储能社会投资渠道,鼓励金融投资机构为新型储能工程和装备产业化项目提供绿色金融支持,鼓励提供优惠的信贷支持措施,创新金融服务。加大“新能源+储能”支持力度,对于超出规定比例落实调节能力的市场化并网新能源项目,结合储能技术水平和系统效益,在保障利用小时数、电力服务补偿考核等方面给予适当倾斜。 (三)加强监督评估。 自治区发展改革委组织开展规划评估工作,密切跟踪规划实施情况,必要时按程序对规划进行滚动修编。建立健全涵盖项目实施、并网接入、市场机制建设、调度运行、安全管理等方面的闭环监管机制,保障新型储能发展全环节、全过程安全规范、公平公正、高效利用。强化新型储能项目动态监测和评估,各设区市发展改革部门要定期将备案的新型储能项目报送至自治区发展改革委并抄送国家能源局南方监管局,要会同相关部门定期清理和废止长时间未开工的项目,要着力避免和解决新型储能“建而不用”、“建而不调”等问题。用好全国新型储能大数据平台,健全常态化项目信息报送机制,并实现与自治区能源大数据平台信息共享。加强安全风险防范和监督检查,强化消防安全管理,全面提升安全水平。 《广西新型储能发展规划(2023—2030年)》政策解读 一、编制背景 新型储能是建设以新能源为主体新型电力系统的重要支撑,对于推动落实碳达峰碳中和目标具有关键作用。2021年以来,国家发展改革委、国家能源局先后印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范(暂行)》《“十四五”新型储能发展实施方案》等指导地方新型储能产业发展的相关文件,指出省级能源主管应组织开展本地区新型储能发展规模与布局研究,研究本地区重点任务,科学合理引导新型储能项目建设。为贯彻落实国家有关要求,引导新型储能技术和产业健康发展,支撑构建新型电力系统,推动实现碳达峰碳中和战略目标,自治区发展改革委组织开展了《广西新型储能发展规划(2023—2030年)》(以下简称《规划》)的编制工作。 二、主要内容 《规划》充分与国家有关文件,以及自治区能源、电力、可再生能源规划相衔接,共有七个章节,包括发展基础、面临形势、总体要求、规划布局建设要求、主要任务、环境影响分析、保障措施。 第一部分:发展基础。总结广西在新型储能应用、装备制造产业、配套政策等方面的发展情况。 第二部分:面临形势。分析广西新型储能发展面临的机遇与挑战。 第三部分:总体要求。提出广西新型储能发展的指导思想、基本原则和发展目标,推动全区新型储能实现商业化、规模化、产业化发展。 第四部分:规划布局要求。结合全区新能源发展形势、电网规划建设情况等,提出新型储能电站规划布局要求,以及全区集中式新型储能布局规划建议。 第五部分:主要任务。提出推动新型储能规模化发展、鼓励新型储能多元化发展、推动新型储能产业化发展、加快新型储能市场化步伐、健全新型储能管理体系等主要任务。 第六部分:环境影响分析。包括环境影响分析、环境保护措施、环境保护预期效果。 第七部分:保障措施。从强化组织实施、加强政策支持、加强监督评估方面提出保障措施。 三、组织实施 下一步,自治区发展改革委将会同有关部门抓好《规划》各项任务举措的落实落地,统筹推进新型储能产业安全、高质量发展,完善规划实施监测评估机制,密切跟踪规划实施情况,必要时按程序对规划进行滚动修编。
  • 《储能行业风口已至: 官方认可峰谷价差套利模式》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2018-07-31
    • 7月2日,国家发改委网站发布《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》(下称《意见》)。这份文件中关于“完善峰谷电价形成机制”的短短一段表述,引起了储能行业极大关注。 文件中说:“加大峰谷电价实施力度,运用价格信号引导电力削峰填谷。省级价格主管部门可在销售电价总水平不变的前提下,建立峰谷电价动态调整机制,进一步扩大销售侧峰谷电价执行范围,合理确定并动态调整峰谷时段,扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度,引导用户错峰用电。鼓励市场主体签订包含峰、谷、平时段价格和电量的交易合同。利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制,促进储能发展。利用现代信息、车联网等技术,鼓励电动汽车提供储能服务,并通过峰谷价差获得收益。完善居民阶梯电价制度,推行居民峰谷电价。” 这份文件对于储能行业来说,意义是重大的。 去年10月五部委联合出台的《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》中,储能的战略发展定位得到了明确,并明确提出了十年分两步走的产业发展目标,然而并未提及有关储能补贴的问题。相反,该文件鼓励储能项目开发商自行寻找盈利方式,比如利用一些现有电力市场机制,如提供辅助服务;以及未来可能出台的机制,比如抽水蓄能领域中类似的容量支付费用等. 关于储能发展的价格机制,此次发改委的《意见》中明确指出要“利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制,促进储能发展”。国家发改委价格司司长岳修虎在解读此次发改委的《意见》时表示,“储能企业可以通过买低谷时的低价电,出售高价电,这样就可以实现盈利,实现良性发展。”利用峰谷电价差套利这一行业一直探索的储能商业模式也因此得到了官方肯定。 根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计,2012~2016年全球电化学储能累计装机量复合增长率达到32%,是发展最为迅速的储能技术;截止2017年底,国内已投运电化学储能累计规模为389.8MW,新增规划、在建装机规模为705.3MW,预计新建项目的陆续投产将支撑电化学储能维持较高增速。2017年,中国新增投运电化学储能项目121MW,按应用场景,主要分布在集中式可再生能源并网、辅助服务和用户侧等领域。其中,用户侧领域的功率规模最大,超过70MW。 关于加大峰谷电价的实施力度,岳修虎解释道,这次《意见》进一步加大了峰谷电价政策执行力度,让地方结合自己的实际,可以扩大峰谷电价政策的执行范围。另一方面,可以自己确定和动态调整时段,究竟什么时候是峰,什么时候是谷,可以由各地根据自己情况来确定。而且还可以允许他们拉大高峰和低谷时段电价的价差。 中关村储能产业技术联盟研究员李岱昕表示,对于工商业用户侧储能,若拉大峰谷价差,对于增加现在用户侧储能削峰填谷的收益会有直接帮助。对居民用户侧来说,如果峰谷价差足够大,未来类似于德国那种的户用光储自发自用也会逐步显现市场机会。 目前的用户侧储能项目中,以峰谷电价差较大的江苏(峰谷价差最大可至9毛多一度电)、北京等省市经济发达地区最为集中。 能见Eknower整理目前全国的峰谷电价政策发现,全国34个省级行政区,共有北京、广东、海南、河北、河南、江苏、宁夏、陕西、山西、上海、新疆、天津、浙江、甘肃、云南、青海16个省市执行峰谷电价政策。 中国物理与化学电源协会储能应用分会秘书长刘勇对能见 Eknower 表示,各地对于峰谷价差政策的制定有着相当多的自身的考量,包括用电结构、对储能产业的支持力度等。 也有行业人士表示,发改委此次文件的下发也有可能使得一些原本就有降低电网峰谷差需求的东部经济发达地区加快峰谷电价政策的落地。 对于目前的峰谷电价水平,行业普遍认为,推动用户侧储能行业的发展,峰谷电价差7毛是一个槛。 不过国网江苏省电力公司营销部一位负责人对能见Eknower 表示,价差7毛以上只是意味着储能有了更多的参与用户侧储能市场的机会,但也要区分具体的电池种类,磷酸铁锂和铅炭的成本是有差别的,包括电池的寿命、储能电站的规模,以及用电企业的稳定性都会对最终的收益产生影响。 从目前市场竞争格局来看,锂电池和铅蓄电池占据大部分电化学储能市场。电化学储能载体是各种二次电池,主要包括锂离子电池、铅蓄电池、钠硫电池和液流电池等。从各种储能电池性能比较来看,锂电池与铅蓄电池由于产业化基础较好,相比其他路线具有明显成本优势,因此是目前电化学储能的主要参与者。从全球电化学储能技术分布上来看,锂离子电池功率规模最大,2017 年新增投运功率规模846MW,在电化学储能中占比超过90%;而国内份额则主要被锂离子电池和铅蓄电池占据,2016、2017 年新增电化学储能几乎全部采用锂离子电池和铅蓄电池,其中2017 年两者占比分别达到 51%、49%。 不过,刘勇表示,“就目前的市场来说,铅炭电池技术有较大的优势,锂电优势还不够明显。” 近年电价普遍下行的大环境也使得一些行业人士对峰谷电价的拉大持悲观态度,2018年政府工作报告在谈到“大幅降低企业非税负担”时提出,要降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%。“峰谷电价倍数变高但绝对值不高,还是很难赚钱。”一位储能企业高管对能见Eknower表示。 作为我国的用户侧储能最热门的地区,江苏省除了出台峰谷电价政策,也正在积极推动以及研究更多的需求响应以及储能调峰调频等其它激励措施。刘勇认为,储能行业的发展还需要更多的产业政策支持,包括税收、社会资本的接入、并网接入支持等更多有利的组合拳的形式,给市场提供一个良性的发展空间。   尽管依然存在悲观的声音,但是这个市场是值得期待的。如果峰谷电价价差提高,会带来多大的储能市场空间?以风电和光伏为例,根据机构统计的数据,截止2017年底,我国风电、集中式光伏合计装机量265GW,按储能装置配套比例10%测算,有望产生26.5GW需求。这显然是一个庞大的市场机会。同时,分布式光伏的爆发式增长,也有望带动电化学储能在分布式光伏领域用户侧套利应用。 CNESA 今年4月提供的行业研究白皮书显示,中国的储能市场未来3年主要场景分布中,商用节能占到27.8%,调峰调频占到24.1%,户用光伏占到18.5%。此次新政对于用户侧储能市场份额到底有多大的提升还需看政策具体的执行力度。