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文件中预测到 2025年四川省最大用电负荷为8900 万千瓦、全社会用电量为4870 亿千瓦时年均增速分别为9.7% 、10.4%。
加快建设多能互补的重点电源项目
1、推进以金沙江、雅砻江、 大渡河“三江” 为重点的水电开发优先建设季调节、年调节和多年调节能力水库电站,推动金沙江叶巴滩、大渡河双江口等水电站投产发电,以及金沙江拉哇、雅砻江孟底沟、大渡河巴拉等水电站,加快建设支持存量水电机组技改扩容。利用常规水电站、水利水库建设抽水蓄能电站,加快推进两河口混合式等抽水蓄能项目建设提升电力系统调节能力。
2、提升风光等新能源补充功能。加快建设金沙江、雅砻江、大渡河中上游水风光一体化可再生能源综合开发基地,推动风光资源在省内更大范围优化利用。到 2025 年全省光伏发电、风电装机分别新增 2004万千瓦、473 万千瓦,分别达2200 万千瓦、1000 万千瓦以上。
3、增强气电煤电顶峰兜底能力。
4、发挥新型储能灵活调节作用。对新增风电、光伏发电项目,原则上按不低于装机容量 10% 、储能时长 2 小时以上,配置新型储能设施,为电源顶峰提供备份,到 2025 年力争全省新型储能规模达200 万千瓦以上。
大力实施互联互济的重要电网工程
1、围绕“上得去”提升电源侧汇集能力,建成投产甘孜特高压变电站配套、两河口水风光互补等 500千伏汇集工程和巴塘、双江口等 500千伏水电站送出工程,加快建设甘南、红原等500千伏汇集工程。
2、围绕“送得出” 拓展至省内负荷中心输电通道。加快建设川渝特高压交流网架,推进甘孜、阿坝、攀西等电源基地至省内负荷中心特高压交流工程尽早建成投用。推动 1000千伏特高压交流电网向北、向西延伸完善拓展川渝特高压交流环网。
3、围绕“进得来” 加快外电入川通道建设。突出与西北省份火风光电源、西 藏地区水光电源的互补性,规划建设陇电入川、藏电入川、疆电入川特高压直流工程,提高四川电网与西北电网、西藏电网互通水平 和互济能力。
建立健全加快电力建设的体制机制
1、建立推动多能互补的新能源配置激励机制。优先向顶峰兜底电源配置风光资源,实现多能互补、联营开发,加快建立激励制,推动调节能力水库电站水风光一体化建设、“火电+新能源”配套开发、“油气企业参与天然气发电+新能源”开发、“电力资源留川+新能源”配置以及按照项目建设进度配置资源,提高能源企业建设顶峰兜底电源积极性。
2、创新促进龙头水库开发的上下游利益共享机制。鼓励建设大库容、高调节性能的龙头水库电站,研究建立上游龙头水库电站与下游梯级电站利益共享机制,促进流域水电资源有效开发,按照“谁受益、谁补偿” 原则,综合考虑下游梯级电站增发收益,制定对龙头水库电站的补偿标准,合理分担龙头水库电站建设运营成本。率先在雅砻江流域开展试点,推进两河口水电站与下游梯级水电站建立补偿机制,形成可复制可推广的经验。(《一滴水利用18遍,它凭空创造了340亿度电》)
3、健全有利于顶峰兜底电源建设运营的电价形成机制。深化电源侧电价市场化改革,持续推进输配电价改革,构建主要由市场决定电价的机制。研究建立火电、龙头水库电站“两部制” 电价机制,合理确定容量电价和电量电价,推动省外用户和省内用户共同分担,疏导项目建设成本、体现调峰备用价值。落实抽水蓄能项目“两部制”电价政策。
明确时序安排
《规划》明确突出电网贯通“发输配用”全过程的纽带作用,强化负荷中心间、流域间、省际间互联互济。
作为省内用电负荷中心,成都将有望在2025年前建成投产,2025年前建成投产甘孜-天府南-成都东、阿坝-成都东两条1000千伏特高压输电通道特高压交流输变电工程。
粗略小结一下:一是完善电网输送通道建设,二是完善激励机制,新能源资源配置激励(水电火电应该可以优先获得新能源项目)、“ 两部制”电价机制(希望能改变水电低价的情况),激发能企投资积极性,以及流域上下游补偿机制。三是优先季调年调电站建设以及利用现有水库建设抽水蓄能电站,四是加快水风光一体化基地建设。
对雅砻江、大渡河水电都是长远的利好。
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大渡河公司已经获得雅安市汉源县和石棉县85万千瓦光伏、风电资源开发权。
雅安区域850兆瓦风、光新能源项目是大渡河中下游瀑布沟电站水风光一体化基地的重要组成部分,首批500兆瓦光伏项目已列入四川省2022年度重点项目,350兆瓦风电年底启动测风工作,计划2024年投产。$国电电力(SH600795)$