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2021年缺电至今,国家开始加快推动电力市场化改革向纵深推进。2021年10月,国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格[2021]1439号),推动燃煤发电量全部进入电力市场,并将煤电“基准价+上下浮动”的浮动范围扩大至上下浮动20%(高耗能不受20%比例限制),同时推动工商业用户全部进入电力市场,暂未进入市场的用户由电网企业代理购电。


2022年1月,国家发改委进一步印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改[2022]118号),提出2025年初步建成全国统一电力市场体系,国家市场与省(区、市)/区域市场协同运行,电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营,跨省跨区资源市场化配置和绿色电力交易规模显著提高,有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成;2030年基本建成全国统一电力市场体系,适应新型电力系统要求,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易,市场主体平等竞争、自主选择,电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。

今年以来,现货市场建设推进节奏较快。2022年2月,国家发改委能源局联合发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改)[2022]129号),对现货市场建设推进节奏提出“第一批试点地区原则上2022年现货市场长周期连续试运行,第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。2022年6月底前,省间现货交易启动试运行,南方区域电力市场启动试运行”的落地运行要求。同时,《通知》提出加快推动电力资源与负荷加快进入现货市场,包括新能源、储能、分布式能源、新能源汽车、虚拟电厂、能源综合体、增量配电网、微电网等新型市场主体。


我国电能量市场呈现出“双轨制”的特征。“计划轨”代表仍然采用优先发电电量,沿用政府定价体系,由各省市发改委核定不同电源的上网电价和不同用户的销售电价,由电网公司继续进行统购统销的情况。“市场轨”代表在电能量部分,工商业用户与发电企业通过中长期合同和现货市场直接对话竞价,形成市场化电价的情况。


目前,中长期电力交易市场已在全国普遍建立。现货市场中,第一批8个试点地区(南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃)已于2022年6月底启动长周期结算试运行,第二批6个试点地区(上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北)已于2022年7月底前启动模拟试运行。从整体交易情况看,2022年1-10月,全国各地电力交易中心累计组织完成市场交易电量43102.4亿千瓦时,占全社会用电量比重为60.1%。相比于2021年全年市场化交易电量占比45.5%提高14.6pct。


首批试点中,广东和山西作为起步较早、发展较快的电力现货市场试点,分别于2022年11月11日和3月31日完成年度长周期结算试运行。截止至2022年上半年,广东电力市场共有44345家市场主体,包括124家发电企业和145家售电公司。从交易品种看,广东电力市场现已在市场内部同时开展中长期市场交易(包括年度交易,月度交易,市场合同转让交易和周交易),现货市场交易(日前现货市场和实时现货市场),可再生绿电交易和代理购电交易。截止至2021年底,山西电力市场共有11051家市场主体,包括448家发电企业,308家省内售电公司和221家跨省售电公司。从交易品种看,山西电力市场在组织年度、季度、月度等常规中长期交易的基础上,创新开展旬度和日度中长期交易,实现中长期按日开市的精细市场交易。


在改革初期,电力市场中的中长期合同成交价与现货市场价格相比于当地原先燃煤标杆电价均出现一定下降,广东电力市场中的中长期合同均价就出现2017~2021年连续5年的负价差,电力市场化改革在初期不断向发用双方释放红利,但同时也形成了电力供给过剩,“电改=降电价”的错误预期。2021年全国大范围缺电扭转了社会对于电价“只跌不涨”的认识。山西等现货市场较为完备的地区,电价可以在较大范围内实现浮动,及时反映电力供需形势。“1439”号文出台后,随着煤电电量和工商业用户全部进入市场,电力市场交易电价也随之出现上涨,并持续高位运行。山西月度滚动交易加权价和日前/实时月度现货结算点均价分别于3月和5月超过煤电基准价;广东中长期均价今年以来持续高于煤电基准价,现货结算点均价在2~3月和6月后都出现高于煤电基准价的大幅上涨。


同时,工商业用户电价已经出现分门别类的上涨。根据国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%的限制。电网代理购电业务对高耗能企业提出“原则上要直接参与市场交易,暂不能直接参与市场交易的由电网企业代理购电,用电价格为电网企业代理购电价格的1.5倍”的规定。2022年5月,浙江省发改委能源局联合发布《关于调整高耗能企业电价的通知(征求意见稿)》,对部分符合条件的高耗能企业电价提高0.172元/kWh。


辅助服务市场方面,立足于新版“两个细则”,辅助服务成本逐步向用户和新能源机组疏导转移,费用由发电企业和市场化用户共同分摊。2021年12月,国家能源局发布《电力并网运行管理规定》(国能发监管规[2021]60号)、《电力辅助服务管理办法》(国能发监管规〔2021〕61号)(新版“两个细则”),用以替代2006年发布的《发电厂并网运行管理规定》(电监市场[2006]42号)《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》(电监市场[2006]43号(旧版“两个细则”)。本次修订与调整主要体现在扩大主体范围,丰富交易品种,完善补偿机制和形成价格传导四个方面,理顺辅助服务补偿和分摊机制,并推动辅助服务费用分摊向用户侧和未提供服务的发电单元传导。


随着新版“两个细则”出台,基于“谁提供,谁获利;谁受益,谁承担”的市场化公平原则下,原先的辅助服务费用火电机组全部分摊的情况将有所改变。分摊成员和电量范围扩大后,火电机组分摊的辅助服务费用将有望下降;新版“两个细则”明确用户侧资源的市场主体地位,用户侧可调节负荷可参加的服务种类包括调频、备用、需求响应等,政策壁垒有望加速破除;同时,新版“两个细则”利好储能等可调节负荷;新能源发电分摊的辅助服务费用将有所扩大,收益率存在下行压力。


容量补偿部分,在新能源占比逐渐提升的新型电力系统中,由于新能源出力存在随机性、波动性和间歇性,单一依赖新能源无法做到对传统机组的顶峰容量替代。因此,煤电等常规能源的系统角色将逐步从电力电量保障的主体电源转变为以电力支撑为主、电量供应为辅的备用保障电源。在这一过程中,煤电等常规电源的发电利用小时数将不断下滑,因此难以仅通过电能量市场的收入回收固定投资成本。容量电价作为保障常规电源固定投资成本回收的重要手段,有望随着电力市场机制的改革,作为独立的电价组成部分纳入电价体系内。


目前已经开展容量补偿市场的地区仅有山东。2020年4月山东省发改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》(鲁发改价格〔2020〕622号),开始向用户征收每千瓦时0.0991元(含税)的容量补偿费用。2022年11月,国网山东电力公司会同山东电力交易中心发布《关于发布2023年容量补偿分时峰谷系数及执行时段的公告》,在容量补偿费用收取部分引入深谷和尖峰系数及执行时段,以市场化机制手段通过调节容量收费时段来调节电力供需。


下面基于电力建设行业相关技术文献计量分析,从发电、电网两大领域展现电力建设行业最新前沿技术与应用案例。在全球发电领域研究最新前沿与应用主要围绕传统发电技术、新能源发电技术和发电领域智能技术等三个方面。

电力建设行业前沿技术与应用


火电机组能效优化系统与技术2019年,全球设计最低能耗火电机组——华润电力河北唐山曹妃甸3号机组两台105万千瓦超超临界燃煤锅炉顺利完成168小时满负荷试运行,顺利投产。机组规以世界最先进煤电机组为建设目标,采用一系列国际先进的高效清洁燃煤发电技术,并完成了多项核心技术创新突破,刷新全球行业数据。该机组设计供电煤耗低于263克/千瓦时,在国内煤电项目中,该项目首次选用了五缸六排汽汽轮机、超低背压、机炉热力深度耦合、综合辅机变频节能、低负荷高效运行、汽轮机保效、锅炉快速启动等先进技术。项目还采用11级回热系统,以解决全负荷段高效运行和长期持续保效运行两个重大难题,实现空预器不堵塞、汽机不降效、催化剂不失效、受热面不结焦,从而化解长期困扰煤电企业的难点问题,提高机组可靠性。


F级300MW重型燃气轮机发电装备2021年2月,西门子能源将向位于广东省肇庆市的鼎湖天然气热电联产项目提供2×460MW级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组,包括两台SGT5-4000F燃气轮机、两台蒸汽轮机、四台发电机和相关辅助设备。该项目是西门子能源全球首次在F级燃气-蒸汽联合循环机组中采用中位大平台布置及燃机进气系统采用侧进气镜像布置方案的项目,全厂无需配置氢系统,可大大提高整厂运行管理的安全性、可靠性与检修维护的便利性,同时显著降低运维成本,预计电厂年发电量近35亿度,机组联合循环效率超过60%,可实现二氧化碳减排将近60%。


碳捕捉利用及存储技术2021年4月,中国石油化工集团公司旗下华东石油局与南京化学工业有限公司(以下简称南化公司)合作建设的碳捕集、利用与封存(CCUS)示范基地,年捕集二氧化碳超10万吨。华东石油局回收南化公司合成氨装置和煤制氢装置的二氧化碳,用于华东石油局、江苏油田等上游企业油田压注驱油。CCUS技术是把生产过程中排放的二氧化碳进行提纯,继而投入到新的生产过程中进行循环再利用或封存。其作为重要的减排技术,是碳达峰后实现碳中和的重要技术支撑。


新能源发电技术


大单机容量风电机组2021年2月,维斯塔斯(Vestas)宣布推出V236-15.0MW海上风电机组,单机容量15MW,风轮直径236米,该机型将为海上风电机组树立新的行业标杆。V236-15.0MW风电机组具有超过43000平方米的叶轮扫风面积,携带115.5m长叶片,具有行业领先的性能,发电量可高达每年80GWh。对于一个900MW的风电场而言,可以在减少34台风机的同时,还能将发电量提升5%。V236-15.0MW风电机组具有出色的部分功率发电能力,可实现更稳定的功率曲线输出。根据特定场址条件,该风机的容量系数可望超过60%。


海上风电最新装备及安装技术挪威第一个海上风电项目HywindTampen项目建成后(预计将于2022年第三季度投入运营)将成为首个为油气装置平台供电的漂浮式海上风电项目。该项目采用了大容量的机组、混凝土基础结构以及新技术和装配工艺,预期成本将低于苏格兰海上风电项目40%左右。上海振华重工(集团)股份有限公司打造的1200吨自升式风电安装船“三航风和号”是集大型设备吊装、风电基础打桩、设备安装、运输于一体的新型风电安装船。该船型长90米,型宽40.8米,型深7.2米,桩腿总长90米,作业水深50米,吊高130米,为国内最高吊装高度。其2400平方米的甲板面积,可变载荷约3200吨,可容纳3套6兆瓦级风机或2套8兆瓦级风机。该船配备振华重工自主研发的打桩精度最高的液压驱动式抱桩器,艏艉分别配备2台1000千瓦和2台1800千瓦电力推进全回转舵桨,具备DP-1动力定位功能,满足国际航区调遣与作业要求。此外,该船最大可满足10兆瓦风机的塔筒吊装和风机安装,在5米浪高及16级台风的恶劣海况下亦可实现高精度安装作业。

副产氢燃料电池发电技术2020年7月,韩国大山燃料电池发电站正式竣工。该发电站是全球首个使用工业副产氢作为燃料的,也是全球最大规模的氢燃料电池发电站。电站设置安装了斗山114台M400型号产品,总装机容量为50MW,单台功率为440kW,单体尺寸为8.3mx2.5mx3.0m。副产氢发电是利用石油化学生产过程中的副产氢气作为原料直接供应到燃料电池系统进行发电的过程,对比传统发电过程不会产生任何硫化物及环境污染,同时对比风力和光伏发电的更加的稳定,可以持续发电。韩国大山燃料电池发电站整套系统全年的开动率为95%以上,除更换滤芯及检修外设备持续开动,产品使用寿命20年以上。

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含光热发电的多能互补集成发电技术含光热发电的多能互补集成项目中可以弥补其他可再生能源发电的波动缺陷,提升电力系统调节能力。目前海外有迪拜950MW光伏光热混合发电项目(含1*100MW熔盐塔式+3*200MW槽式光热发电)、摩洛哥Noor Midelt I 800MW光热光伏混合项目(含190MW槽式光热发电)以及智利CerroDominador光伏光热混合电站(含110MW塔式光热发电)等多个多能互补项目。国内有已并网运行的鲁能海西格尔木多能互补集成优化示范工程、玉门光伏光热多能互补电站项目(含光热装机200MW)、张北风光热储输多能互补集成优化示范工程(含光热装机50MW)等等。通过将光热发电与风电、光伏、储能、储热等合理搭配,不仅能够在保障新能源高效消纳利用的同时,为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力,还能够为电站寻得更多降本空间。智能化现场作业美国海上风电站Block Island Wind Farm使用无人机进行航测。该飞机配备了高分辨率数码单反相机,可以捕捉到涡轮机支撑结构和焊缝的详细图像。开发该无人机的ULC Robotics公司已经在建造更先进的垂直起降无人机系统。该无人机系统将对风力涡轮机进行从选址和环境监测到施工调查和应急响应的全套服务。


风电群组智能管控系统2020年9月,江苏南通海上风电智能监管平台正式上线投入使用。该平台通过动态感知、气象监测、视频监控、移动互联、智能分析等手段,实现实时掌握风电场施工作业中的船舶、人员信息以及环境安全信息,对参与施工、运维的船舶和周边船舶实施动态监控预警,对施工、运维作业过程进行综合管控。


在全球电网领域研究最新前沿与应用主要围绕电网设备物联网技术、智能技术、区块链与网络安全等方面。


电网设备物联网技术


变压器油阀内置式智能传感装置2021年4月,世界首个变压器油阀内置式超声波、特高频一体化智能传感装置在宁夏固原瓦亭110千伏变电站1号主变成功安装。该智能传感器在变压器安装投运后,利用配套研制的超声波、特高频监测系统对变压器内部局放信号进行实时监测、分析处理和综合判断,并对变压器绝缘状态进行评估,进而避免由于主变压器绝缘缺陷故障导致的重大电网事故发生,实现了对该变压器健康状况的实时管控。


特高压交流变压器套管运行监测及预警技术由中国电力科学研究院自主研发的套管状态感知及预警系统于2021年2月在1000千伏特高压泉城变电站成功投运,其中套管介质损耗因数的实验室测量误差小于±0.0003。该系统不改变末屏接地方式,有效屏蔽强磁场影响,并具有高精度分析算法,硬件可靠性高,可以实时精确感知特高压交流变压器套管的介质损耗因数、电容量和末屏泄漏电流等绝缘状态参量。


基于智能技术的电网技术


输电线路巡视图像智能分析国家电网公司于2019年2月建成输电线路巡检图像智能分析云服务系统,将新一代人工智能技术和高性能异构计算技术相结合,包含了输电线路本体巡检和输电线路通道可视化监拍智能分析两大业务模型。该系统基于深度学习技术,针对直升机、无人机、机器人等发回的巡检图像,实现了复杂环境中多种电力监控目标及其位移、状态识别。系统共具有导地线、绝缘子、异物、线夹及均压环、防振锤、细小金具、基础、附属设施、通道环境9大类缺陷识别能力,可对94%的输电线路常见缺陷进行智能检测。应用该系统,直升机巡检作业销钉缺失检出率达到89%。


电网故障智能诊断技术E.ON公司旗下Schleswig-Holstein电网公司在其运营的中压电网中利用机器学习的人工智能进行电网故障预测。该公司的解决方案使用各种内部和外部数据来检测模式和不一致性,包括电力线路的年龄和类型,维护和天气数据以及实时电网信息。将全面的数据分析与自学习算法相结合,可以在故障发生之前预测故障。国网福建电力依托大数据平台,研发了配变重过载风险预警分析系统。该系统通过挖掘分析用电采集、营销管理、生产管理等系统数据,构建适合福建地域、气候、经济发展特点,基于单体配变的配电网重过载风险预警模型,挖掘客户用电特征及气候特征对配变重过载的影响规律和趋势,开展配变重过载预警分析。


电力听诊系统科大讯飞电力听诊系统是一套“云+端”的分布式实时声音监测预警系统。通过在变压器等电力设备附近部署麦克风阵列,实时采集设备声音。云端对声音进行算法分析,建立设备声纹模型,对异常声纹发出预警。该系统已在多地变电站完成部署,涵盖110kV、220kV、500kV、800kV、1100kV等不同电压等级,实现前端采集—云端识别判定—应用端全链条展示。此外,科大讯飞已研发成功面向局部放电故障检测场景下的手持式讯飞声学成像仪,并在研发固定式多麦克风阵列监测终端,通过声源定位算法和声学成像技术,进一步实现对变电站内设备声音(包括可听声和高频声)的全域可视化在线监测。


智慧售电云电力负荷预测亦云智慧售电云的电力(电量)负荷预测系统,对售电量的影响因素进行全面、精确的分析,选取行业、用户类型、季节、温湿度、节假日、市场变化、企业的生产状况等指标,构建用电量因素影响模型,形成了包含多种模型算法的售电量预测模型库。采用互联网云模式,及时完成算法模型更新迭代,提供云计算、云储存服务,实现售电量的精准预测,为售电公司在电力交易中进行售电量申报提供重要依据。该系统综合考虑各个气象因子之间的相互作用,详细地描述了综合气象因子和负荷指标间的回归方程。定性分析了综合气象因子与负荷值之间的关系,并且通过回归理论绘制出拟合曲线,建立回归模型,进一步定量分析综合气象因素与负荷之间的相关性。


区块链与网络安全


能源区块链平台荷兰PowerPeers公司在当地构建数字化、互动式的能源区块链平台,不仅可以通过连接荷兰数家太阳能、风力与水力发电企业,让社区的住户自由选择电力供给渠道,组成自己的能源社区;同时可以让社区的住户分享或交易他们多余的太阳能电力。PowerPeers的区块链平台并不只是让住户直接进行电力的交易,还能够强化使用者之间的交流,透过PowerPeers,消费者可以轻松的邀请他人来使用自己生产的电力,消费者可以自由的选择要购买哪些人的电力,同时他自己也可以成为一个生产者。


基于区块链的电动汽车点对点充电德国能源巨头Innogy和物联网平台企业Slock.it合作推出基于区块链的电动汽车点对点充电项目。用户无需与电力公司签订任何供电合同,只需在智能手机上安装Share&Charge APP,并完成用户验证,即可在Innogy广布欧洲的充电桩上进行充电,电价由后台程序自动根据当时与当地的电网负荷情况实时确定。由于采用了区块链技术,整个充电和电价优化过程是完全可追溯和可查询的,因此极大地降低了信任成本。


配网网络安全监测平台2020年12月,国网常州供电公司配网网络安全监测平台正式投入运行。该平台采用多线程并发扫描技术,能够在不影响终端业务的情况下进行漏洞扫描,监测出配电终端存在的高危端口,低危端口和弱口令。作为处理安全事件的技术手段,该平台实时监测终端交互流量,一旦短期流量超过设置的阈值,平台会在第一时间弹出告警信息。同时,平台对流量中101、104、ssh、ftp、http等各种协议进行深度解析,监测非法协议交互情况。


电力行业发展趋势展望


从宏观环境看,全球社会经济发展前景受到新冠肺炎疫情持续不退、通货膨胀大幅上升等限制,复苏进程预计受阻。也就是说,全球经济复苏前景预期风险偏向下行。在新冠肺炎疫情方面,疫情走势存在较大不确定性,这主要是受到新冠病毒变异、防疫政策、疫苗接种进程等因素影响。同时,全球通胀将持续更长时间,影响面波及金融市场、劳动力市场、能源市场等,给全球经济发展和贸易运行带来深远影响。与此同时,国际地缘政治关系并不稳定,尤其是在东欧地区,这都可能给全球经济复苏带来障碍。总体来说,全球经济在经历了2021年的强劲反弹后,经济增长将进入逐渐放缓的阶段。


从电力行业发展环境看,全球经济复苏进程的推进(尽管预期逐渐放缓)是电力行业增长的根本驱动力。后疫情时代,全球社会运行逐步恢复,工商业用电回升带动电力需求稳步回升。同时,电气化进一步提升也是支撑电力需求增长的重要因素。用能端电气化水平不断提升,结合高密度的政策支持、持续下降的发电成本等因素,造就了可再生能源快速发展。本报告认为,可再生能源发电将领涨电力行业,预计可再生能源发电在未来几年年均增速可达近8%。可再生能源发电的发展,不仅带动电力装备制造业、电力建设运营等产业增长,也将促进储能技术、电网建设等领域发展。在此背景下,传统能源企业要顺应潮流进行电力转型和绿色转型,电力企业参与产业链的作用将更加明显,要在电力销售、承包建设、电网运营等方面开展多元化业务,这也表明电力市场参与端竞争日趋激烈。


从电力技术发展方向看,报告分析认为传统发电技术的前沿技术方向在于发电效率优化和减排水平提升等,环保升级、清洁化利用、转型等成为热点。同时,新能源技术发展呈现多元化特征,提升成本竞争力、保证输出稳定性等是可再生能源抢占电力市场的关键支撑。此外,对于电网领域技术,、电网系统将在移动互联网、大数据、云计算、物联网等数字信息技术的驱动下,朝着数字化、智能化发展。


来源:中国工程科技知识中心、信达证券

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