平遥生物质燃烧炉√厂家
主要特点:生颗粒机是清洁能源追求效益与经济效益生燃料颗粒机能以其资源储量丰富、清洁方便和可再生的特点; 不定时观测水温变化，排水量，做到、节约；投资少、运行费用低：完率高：沸腾式半气化加切线旋流式配风设计，使得燃料及完全，效率可达90%以上；生锅炉是一种新型的节能生设备。该设备以廉价生颗粒为燃料，有结构合理全自动智能化控制，大小火自动切换，自动进料，热效率高，充分，无污染，低排放，结构合理，安装简单方便，占用空间小等特点，运行成本低，比燃油、燃电、燃气可节省30%-60%运行成本。我公司生产的生机完全符合行业并已通过相关部门的检测。
在一个具有高度自然垄断属性的电力行业做媒体，晶见深知电力市场与普通市场放开之间面临挑战的千差万别。br /> br /> 还剩一天就是提交代理的死线了。今天我们就来讨论一下山东市场里发电企业面临的难题，希望能给予电力供给侧的破局提供一些可能性。br /> br /> 山东规则：拖延症会死的很惨br /> br /> 根据山东经信委发布的文件《关于做好2017年全省电力市场建设工作的通知》，一个用户与多个售电公司签订协议的，以个送至交易中心的为准；没有通过售电公司代理的用户，视为直接参与市场交易。br /> br /> 明天（4月14日）是提交代理协议的后一天，今天应该是山东的售电公司活动频繁的一天了——明天就要提交代理协议了，交易中心又只认个提交代理协议的，后面的都不算：用户可能答应好几家售电公司了，的办法就是明天一大早候在山东电力交易中心门口，顶门到，先到先得。br /> br /> 这种形势下，越早与客户确认代理关系越靠谱，确认代理关系的前提是确定报价；虽然发电企业包括其售电公司都没有对外明确报价，但是有一些第三方售电公司为了抢客户，已经报出了明确的价格，形成了波市场行情。br /> br /> 价格日趋明朗br /> br /> 价格，无疑是所有人都在焦急询问的话题。br /> br /> 前几日山东发电企业接受询问时候给出的价格都是一分；而江湖上流传的3分5分基本上没有得到确认；如果真有售电公司签了这种协议，必然是冒着巨大的不确定性风险的。br /> br /> 长协签约，一般来说，价格都是越往后越低。大家应该也还记得广东去年底签2017年长协时候的断崖式下跌的价格。4月12月的价格在4月13日也可以成为历史。br /> br /> 今日，市场不出所料发生了些许变化：据某些用户反馈，广东来的一些售电公司诚意地报出了保底1分6的价格；低于这个的价差五五分成的也有，四六分成的也有。br /> br /> 所以，确认的市场行情就是保底1分6加分成。既然可以明确的报出这个价格，那么可以基本推测，这些售电公司一定是从发电企业那里拿到了底价，至少后面真正放出来的价差不会低于1分6，大不了不挣钱，但也不会亏，至少把用户拿住了。br /> br /> 所以，有理由猜测，当前发电企业默契形成的心理价位是降价1分6。br /> br /> 分水岭即将到来br /> br /> 按照交易规则，售电公司从14号开始可以向交易中心提交代理协议了，17日截止，市场进入到了一个新阶段。br /> br /> 也就是说，在这之前，售电公司没法找发电厂直接谈，只能找发电企业的售电公司谈，说白一点——也就意味着如果这个时间段想明确一些什么，独立售电公司只能当一个二级代理，或者说线上运营，把客户导入给发电企业的售电公司。br /> br /> 从14号开始，第三方售电公司就可以直接找发电厂聊聊了，至于能不能聊出好价格，理论上有希望，但也是未知数，可以从供需形势来分析。br /> br /> 市场到底有多残酷？br /> br /> 本次省内年度双边协商从供给端不限价不限量，根据晶见数据库中对参与交易的市场主体的分析，机组总装机容量接近5000万，基数电量计划小时普遍不到3000，剩下3000小时的发电能力约为1500亿度。br /> br /> 而本次年度双边交易量只有440亿。如果大家放开手激烈厮杀，那会是一个多么惨烈的局面？br /> br /> 因此，发电企业才会直言：如果大家都亏钱，而且还面临抢不到电量，我为什么要选择这么惨烈的一条道路？br /> br /> 所以，在目前的形势下，市场的各个参与方不约而同的作出同一个选择，形成某种心里默契也是市场发展的一种可能性。不能一味站在批评发电企业的角度。br /> br /> 此外，作为国有资本，作为发电企业来讲，选择守住成本与合理利润，又能释放一点降价来促进实体经济，是为现实的一个选择，对目前的市场稳定也是有好处的。一旦陷入恶性竞争，对谁都没有好处，就像价中标，对甲乙方都是一种伤害，大家目前也逐渐意识到了问题。br /> br /> 另外，市场的供需情况是在动态变化的。如果真的发电企业纷纷亏损乃至破产，市场一旦供不应求，按照市场化运作，价格一定会回升。br /> br /> 用户/售电公司该怎么办？br /> br /> 说了那么多，在这种情况下，用户侧应该怎么选呢？br /> br /> 因为价格还不明朗，所以如果你对用电偏差有信心，觉得自己能管理好，那么不要着急，电量供应很充分，挨到后面可能会有惊喜；如果偏差电量没把握，找一家条件惠的售电公司，在17号之前签代理协议就行。br /> br /> 如果是售电公司，从山东市场目前的状况来看，暴利是不要想了，先把业务跑起来，为客户做好服务，管理好偏差，才是正道——偏差控制越好，与发电企业的谈判能力越强，17号以后发电企业还是欢迎售电公司的。br />
在整个电力系统推进智能化以及建立辅助服务市场的大背景下，光伏电站的运营正面临越来越多的挑战。br /> br /> 近日，国家能源局河南监管办公室发布了《河南风电场及光伏电站并网运行管理实施细则（征求意见稿），其中对光伏电站的运行管理提出了更严格的要求，包括调度机构命令的执行、与电站运行相关信息的报送以及与电站运行相关的功率预测、非计划停运等。br /> br /> 在功率预测方面，上述征求意见稿规定，超短期功率预测为每15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min-4h的发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min；日前功率预测应每日9:00前报送次日0-24h发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为 15min，准确率应大于或等于85% ，小于85%时将按一定的发电量予以考核。br /> br /> 无独有偶。br /> br /> 在已经于今年1月1日正式实行的江苏省发布的《统调发电机组辅助服务和运行考核管理实施办法》（以下简称“管理办法”）中，新增加对风电场、光伏电站的电压曲线进行考核，考核办法与常规机组一致，电压曲线范围适当放宽，以达到鼓励新能源提供调相运行服务的目的。br /> br /> 而从其他各省以往公布的各个电站实施《发电厂并网运行管理实施细则》以及《并网发电厂辅助服务管理实施细则》的情况来看，大多数光伏电站每个月都要承担数额不等的调峰等其他补偿服务的分摊费用，这也意味着其将面临着考核以及辅助服务市场的双重不利夹击。br /> br /> 向火电看齐br /> br /> 河南能源监管办发布的征求意见稿大体分为两个方向，一是规则，二是技术。br /> br /> 规则方面，涉及到对现有的与并网电厂相关的规章制度的严格执行和服从，包括对调度机构的命令、信息的报送、设备的检修等，都要按照电力行业的既有规则来办。换句更直白的话说，光伏电站虽然是新能源电站，但要与火电、水电等电站一样，不能搞特殊化，要完全的融入和适应现有的电力系统的一切要求和规定。br /> br /> 具体到技术方面，则大体属于对光伏电站的控制方面，尤其是功率的预测。比如，光伏电站需要滚动上报未来15min-4h的发电功率预测曲线，且准确率应大于或等于90%，小于90%时将被按一定的公式标准扣减可上网电量。br /> br /> 类似的方面，还包括对光伏设备的要求，诸如零电压穿越、自动电压控制（AVC ）、有功功率控制系统、通信系统等。br /> br /> 简单对比来看，在考核方面，此次河南版的征求意见稿基本上已经与对火电等其他常规电源的考核无太大区别了。也就是说，电网对光伏电站的要求，正在向火电等看齐。br /> br /> 上述征求意见稿还规定，全网所有风电场、光伏电站统一评价标准；同一事件适用于不同条款的考核，取考核电量的一款执行；全月没有上网电量的风电场、光伏电站，当月不进行考核、分摊；全月考核电量，以风电场、光伏电站当月上网电量总量为上限进行考核和扣减，超出部分不再扣减。br /> br /> 双重夹击br /> br /> 对光伏电站的考核趋严，将是大势所趋。br /> br /> 在江苏省新近实施的相关规定中，也已经明确对风电场、光伏电站进行电压曲线考核。br /> br /> 对此，江苏方面称，新增加对风电场、光伏电站的电压曲线进行考核，旨在达到鼓励新能源提供调相运行服务的目的。br /> br /> 其实，这段话还道出了一个包括风电、光伏电站不得不面临的现实，即随着辅助服务市场的逐步推进，在考核趋严以及光伏电站无能力参与辅助服务市场的双重不利环境下，其运营面临的挑战会越来越多。br /> br /> 据了解，类似河南酝酿出台的征求意见稿以及江苏已经实施的规则，俗称是“两个细则”，通俗的讲，其作用主要是对并网的发电厂通过赏罚分明的方式进行管理。考核方面是刚性的，发电厂不达标就要被罚款；而辅助服务市场中，则有部分是刚性的，部分是有偿的。br /> br /> 就江苏的管理办法来看，其规定的基本辅助服务包括一次调频、基本调峰、基本无功调节；有偿辅助服务，是指并网发电厂在基本辅助服务之外所提供的辅助服务，包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、有偿无功调节、自动电压控制（AVC）、旋转备用、热备用、黑启动等。br /> br /> 而从部分地区公布的考核和补偿的详细表来看，主要的项目包括调峰、自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）等三项。br /> br /> 更进一步来看，在上述两个细则下，对于一个发电厂而言，其结果要看三部分，一是考核的结果，不达标会被扣分；二是参与辅助服务的会加分；三是对整个系统的辅助服务费用的分摊。br /> br /> 简单对比来看，作为辅助服务项目大头的调峰，光伏电站肯定没有能力参与，也就获得不了相应的补偿。而对于考核项目，随着指标从严，光伏电站被扣掉的分则可能会增加。br /> br /> 不仅如此，更大的不利在于，随着辅助市场的完善以及对调峰需求的增多，对补偿资金的需求也会增加，这意味着需要电厂分摊的费用同样也会增长。br /> br /> 基于此，在考核、分摊两项支出都有可能增加，而辅助服务又没有光伏电站什么事的情况下，其所面临的结果可想而知。br />