吉能法规〔2021〕157号

李明伟代表：

　　您在省十三届人大四次会议上所提出的《关于降低高载能高技术产业用电成本的建议》收悉，经认真研究办理，现答复如下：

　　一、吉林省新能源发展形势

　　吉林省风光资源技术可开发总量1.15亿千瓦，截至2020年末，风电光伏装机915万千瓦，光伏装机338万千瓦，占电源总装机的7%，发电量174.8亿千瓦时，占比17.7%。风电利用小时数2309小时，光伏利用小时数1477小时，风电、光伏利用率分别为97.6%和98.8%。吉林省新能源发电在快速发展的同时，也面临越来越大的困难。一是消纳矛盾突出。预计“十四五”期间，吉林省全社会用电量增长达到997亿千瓦时，年均4.5%。同时新能源将增加到3500万千瓦，是目前装机容量的4倍，占比将达到54.4%，新能源省内消纳更加困难，只能依靠加大电力外送解决。二是电网调峰能力缺口较大。受风、光资源制约，风电光伏发电波动性强，反调峰效应明显。目前吉林省新能源总装机915万千瓦，而最小负荷仅为507万千瓦。我省能源结构以火电为主，灵活性调峰电源比例较低，吉林省调直调水电占比仅为0.20%，无省调直调抽水蓄能电源，无大型燃气电源。加之近两年火电机组因供热、煤质等原因发电受阻容量大幅增加，调峰容量严重不足。三是电网外送能力不足。目前，我省新能源主要外送通道是吉林至扎鲁特四回500千伏线路，该通道也是黑龙江省新能源外送的主要通道。近两年随着吉林和黑龙江新能源的快速发展，该通道潮流迅速增加。预计到2022年，已批复的610万千瓦新能源投运后，吉林省新能源装机达到1500万，届时该通道也将达到送出极限。未来新能源的大规模发展，必须依靠“吉电南送”特高压通道将新能源送至“三华”电网负荷中心消纳。

　　二、吉林省电价总体水平

　　我国电价分为上网电价（电厂）、输配电价（电网）、销售电价（用户）三个部分。随着电力体制改革的深入，销售电价又分为目录电价和市场化交易电价。各省目录电价和输配电价均由国家发改委制定，属中央事权，地方各级政府无权擅自调整；市场化交易电价由省内发电企业和用户通过市场交易协商形成，属于市场行为。在全国33个省级电网中，我省大工业（66千伏）目录电价为0.5566元/千瓦时，排名第16位，电价处于中等水平，与黑龙江基本相当，略高于辽宁。电价水平主要受以下因素影响：一是吉林省发电装机过剩，推高上网电价。省内发电装机远超过用电负荷，机组出力严重不足，导致发电边际效益无法有效释放，形成用电量越少电价越高的恶性循环。二是省内用电规模小，结构不合理。吉林省是农业大省，用电负荷密度偏低，导致发、供电单位成本双高，且居民和农业等保障性用电占比高，加重了工商业用户的交叉补贴负担。三是煤炭资源储量少，发电成本高。我省主力电源为燃煤火电，但电煤自给率不足20%，外购电煤的运输成本大幅提高我省发电成本和上网电价，直接推高我省工商业电价。四是市场竞争不充分，交易效果差。由于吉林省发电企业间竞争不充分，大用户直接交易的度电降幅由2016年的0.1元，收窄至2020年的0.01元，省内电力交易所释放的红利严重萎缩。

　　三、新能源专线供电存在的问题

　　新能源专线供电方案，在现行国家政策上缺少依据，在技术上存在不确定性：一是新能源专线供电缺少政策依据。按照国家发改委、能源局《关于进一步推进增量配电业务改革的通知》（发改经体〔2019〕27号），“允许符合政策且纳入规划的分布式电源，以适当电压等级就近接入增量配电网”。另外从最近国家发改委给14家单位《关于进一步完善落实增量配电业务改革政策的八条建议》的回函可以看出，国家发改委对“落实增量配电网直接接入风电、光伏等新能源的政策，……新能源不受配电区域的限制”的建议未给予明确答复，但同时指出“增量配电网接入传统电源和自备电厂”的有关诉求与现行政策规定不符，强调要避免出现常规机组“拉专线”和以增量配电网名义发展自备电厂的现象。综合这两条答复意见，可以看出，现阶段国家支持新能源接入增量配电网应该仅限于分布式，且应为非专线接入。二是新能源专线供电可靠性难以满足要求。目前省内新能源发电量占比仅为17%，更高比例的电量由新能源专线供电难以实现。而且由于新能源发电波动性和间歇性较大，专线供电方式电压和频率等难以满足连续稳定的供电要求。三是新能源专线供电降价预期过高。考虑到风电专线供电必须依托大电网调峰，按规定需要缴纳相应的系统备用费和调峰辅助服务费，电价降低幅度不一定能够达到预期。

　　四、关于降低高载能高技术产业用电成本问题

　　我国电力体制改革的核心是“管住中间放开两头”，即电网企业按照国家核定的标准收取输配电价，发用电双方通过市场形成交易电价，降低企业用电成本。由此可见，吉林省工商业电价水平主要受制于上网电价水平较高和电力市场竞争不充分，需要综合施策，多方努力，充分挖掘我省电力市场化潜力空间。

　　中发〔2015〕9号文印发以来，我省持续深化电力体制改革，扩大市场交易用户范围和交易电量规模，有效降低企业用电成本。为进一步扩大市场交易电量比例，2019年底我们印发《关于全面放开经营性电力用户参与电力市场交易的通知》（吉能电力联〔2019〕344号），明确从2020年开始省内所有经营性电力用户（除居民、农业、重要公用事业外）可参与电力市场交易，参与市场的用户不再受电压等级和用电量的限制，均可全电量交易。全省高载能高技术企业通过参与电力市场化交易，降低用电成本。2015年以来，省能源局结合新一轮电力体制改革工作，通过开展电力市场交易，累计为全省电力用户节约用电成本17.5亿元。2021年，省能源局会同有关部门继续开展电力市场交易，全年总交易规模超过280亿千瓦时以上（风电交易规模15亿千瓦时，同比增长50%），预计可为企业降低用电成本3.5亿元。

　　五、关于争取“双高”产业园电量问题

　　2021年吉林省政府工作报告明确提出今年开发建设白城、松原两个新能源产业示范园区。省能源局按照省政府的部署，对绿电园区建设方案进行了综合比选和系统论证，确定了绿电园区建设的“自产自销”模式，多次召集省电网公司进行工作对接，在技术、政策等方面进行了多轮讨论。同时积极协调松原、白城两地政府确定园区建设方案和建设企业。目前《白城绿电产业示范园区建设规划》已经上报，3月22日我局正式下发了《关于支持白城市建设绿电产业示范园区有关意见的通知》（吉能电力〔2021〕78号）。按照通知精神，绿电园区用电量将按照负荷增长情况确定，确保园区用电量达到预期。

　　六、关于同意白城市申报“源网荷储”国家示范项目问题

　　白城市新能源资源得天独厚，是“十四五规划”确定的九大大型清洁能源基地之一，我局将按照《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕280号）文件精神，积极支持白城市申报“源网荷储”国家示范项目。

吉林省能源局

　　2021年4月28日