电气时代网 电气时代网 电气时代网
在“十三五”期间,我国能源在党中央“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念和习近平总书记“四个革命、一个合作”能源战略思想指导下质、量齐增,一方面保障了经济社会的稳步发展,为社会进步提供了稳定、充足的能源保障;另一方面增加了清洁能源供应,使能源结构不断优化,为生态文明建设提供了有力的支撑。 “十三五”能源发展取得的成就 纵观“十三五”,国民经济发展规划纲要中能源发展的约束性目标已经基本完成,能源专项规划不同程度地完成和超额完成,仅天然气发展目标完成难度较大。“十三五”期间我国能源发展取得了以下成就: 能源生产和能源消费持续增长 2019年全国能源消费量达到了48.6亿吨标煤,比2015年增加了5.6亿吨标煤,年均增长1.4亿吨。其中煤炭消费量约为39.3亿吨,比2015年增加了约1亿吨,平均每年增加约2500万吨;石油消费量达到6.6亿吨,比2015年增加了1.2亿吨,平均每年增加超过3000万吨;天然气表观消费量3067亿立方米,比2015年增加了1134亿立方米,年均增加近300亿立方米;全社会用电量达到了7.2万亿千瓦时,比2015年增长近1.5万亿千瓦时,年均增加近4000亿千瓦时(见表1)。 能源结构明显改善 从生产端看,清洁能源供给能力增强,能源品种多元化水平提高。非化石能源装机比重从2015年的35%提高到2019年的40.8%,增加了5.8个百分点,提前超额完成“十三五”目标;非化石能源发电量占比从2015年的27%增加到2019年的30.4%,增加了3.4个百分点;2019年煤电发电量已达4.56亿千瓦时,电煤“十三五”中期(2018年)在全部煤炭消费中的占比已经达到53.9%,比2015年的49%提高了4.9个百分点,已完成“十三五”目标(55%)的82%。从煤炭的利用高效率看,2019年和2015年相比,燃煤发电量增加了6000多万千瓦时,折合电煤消耗量约2.7亿吨,期间煤炭消费量增加近1亿吨,散煤减少约1.7亿吨,煤炭使用效率大幅提升,为减少散煤消费做出了重要贡献。 从消费端看,2019年全年清洁能源消费量约11亿吨标准煤,占能源消费总量的23.4%,与2015年相比提高了5.4个百分点。非化石能源和天然气分别贡献了3.2和2.2个百分点。电能在终端能源消费的占比为26%,比2015年提高了约3个百分点。煤炭消费比重从2015年的64%下降到2019年的57.7%,提前完成“十三五”目标。 二氧化碳排放强度和污染物排放水平大幅下降 在低碳方面,2019年我国单位GDP二氧化碳排放水平下降17.9%,基本完成“十三五”提出的降低18%的目标。低碳水平提升除了能效大幅提高的贡献外,非化石能源应用起到了重要作用,按照全国非化石能源发电量2.39亿千瓦时计算,仅非化石能源应用减排二氧化碳总量已经超过了20亿吨。 在清洁方面,2019年我国电力清洁发展水平显著提升,其中烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放量分别约为18万吨、89万吨和93万吨,分别较2015年排放量下降了22万吨、111万吨和87万吨,降幅分别达55%,55.5%和48.3%。截至2019年底,我国86%以上的煤电装机达到超低排放限制,总量约8.9亿千瓦,为能源的清洁化做出了巨大贡献。 关键领域改革逐步深化 在习近平总书记“推动能源体制革命,还原能源商品属性”的发展要求指导下,以充分发挥市场配置资源决定性作用和更好发挥政府作用为核心的能源体制机制深化改革在关键领域先后实施,2015年和2017年分别出台了深化电力体制改革和深化油气体制改革的相关文件,从定价、交易、运行机制等多个方面提出深化改革的目标,并在“十三五”期间取得了一定的成果,如建立电力交易中心,构建完成“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系,油气管网基础设施独立,矿业权竞争性出让,外资企业放开准入等。 技术水平不断提升 随着传统化石能源开采难度的加大,在技术装备方面也相应投入更多,“十三五”煤炭、石油、天然气的开采、储存、运输、环保、安全等诸多领域都取得了显著的成就,技术水平不断提升。 三代核电技术顺利推进,截至2019年底,我国核电总装机已经达到4876万千瓦,居全球第三;在建核电总装机1387万千瓦,居全球首位。 可再生能源领域继续巩固“十二五”已经取得的国际先进技术水平的优势,在低风速和海上风电开发需求的引领下、在“领跑者”等政策的激励下,风电与光伏先进技术应用规模大幅上升,可再生能源应用成本继续下降。 核电和可再生能源技术的提升,促进了非化石能源占比提升,为加速能源转型和提前实现碳排放达峰目标奠定了坚实的产业基础。 “十三五”能源发展存在的问题 “十三五”期间虽然取得了很多的成果,但能源发展在深化“创新、协调、绿色、开放、共享”方面仍然存在诸多不足,体制机制障碍掣肘能源结构优化,能源革命需要更坚定的推动力进行助推。 调结构、减煤炭落实不到位 为了治理大气污染,习近平同志多次强调“调整能源结构,减少煤炭消费,增加清洁能源供应”。实际的执行情况是,“十三五”的前四年煤炭增加了约1亿吨,石油增加了1.3亿吨,天然气占比的发展目标比2015年增加10%,现在只完成了目标的81%,尤其是高污染和高排放的煤炭消费先降后增,从2013年连续下降了三年之后,2017年开始连续三年反弹。“十三五”期间,煤炭不仅没有减少,而且消费水平恢复到历史高位,“大气十条”减少煤炭消费量的努力几乎清零(详见图1). 国家发展改革委、环境保护部、国家能源局2014年9月发布《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》中提出:“电煤占煤炭消费比重提高到60%以上”,“十三五”将该指标调整为55%,从实际完成情况看,“十三五”目标完成基本无压力,但与《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》提出的高案目标还有一定差距,2020年实现目标存在较大难度。 能源效益持续下降 “十二五”以年均3.6%的能源消费增速和6.7%的电力消费增速支持了GDP年均7.8%的增长,规划期内平均能源、电力消费弹性系数分别为0.46和0.86。“十三五”的前四年,我国GDP平均增速为6.6%,能源、电力平均增速分别为3.1%和6.1%,平均能源、电力消费弹性系数分别为0.47和0.92。“十三五”期间我国能源和电力的弹性系数水平高于“十二五”,可以看出我国的能源效率提升和产业结构调整都还没有能够全面贯彻绿色发展理念,需要进一步优化和提升(详见图2). 低碳目标未成为能源行业考核重点 “十三五”期间我国国民生产总值的碳强度虽然持续下降,但是,这主要是由于GDP增加带动,并非二氧化碳排放绝对量减少造成。如图3中,二氧化碳排放在2012-2016短暂的增长放缓之后,2017年又恢复快速增长,2019年二氧化碳排放总量突破了96亿吨,约占全球排放量的30%。 区域之间发展不平衡 国家虽然制定了非化石能源比重、煤炭消费比重、单位GDP能源强度和单位GDP二氧化碳强度等五项约束性指标,并对非化石能源占比以外的四项约束性指标做了严格的分解落实,但是对于非化石能源占比这一约束性指标和天然气占比这一预期性指标没有规定明确的分解落实方案,导致这些紧约束和软约束的目标没有达到严格的落实。其中东部发达地区省份,除了广东、福建一次能源消费中非化石能源占比超过20%,达到国家目标以外,其他省份都没有达到非化石能源占比目标,其中上海、江苏、安徽、山东、辽宁等省市,非化石能源消费占比不到5%,比全国平均水平低约10个百分点。在人均天然气利用量方面,上述省份都没有达到全国平均水平,上海人均天然气消费量不到北京的1/3,浙江省的人均天然气消费量不到全国平均水平80%。 地方发展清洁能源动力不足 目前,提升可再生能源应用比例,调整能源结构已经成为全球共识,构建清洁低碳、安全高效的能源体系也已经在十九大被确定为国家战略。但是政策的落点不够坚实,一方面地方发展清洁能源动力不足,开采和使用化石能源往往比利用可再生能源产生更好的地方经济效益;另一方面,从机制框架的构建来看,可再生能源发展受限并不会使任何一级管理机构承担相应的责任和不利后果,因此无论是利益驱动还是法则制约,都不足以让地方政府全力发展可再生能源。 “十四五”能源发展展望 2020年9月22日,习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论中发表重要讲话,表示中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,争取在2060年前实现碳中和。这是党和国家在五大发展理念基础上,又提出的量化目标指引。 能源发展需求 虽然“十四五”受中美贸易战等外部形势影响,经济增速下行压力增大,给能源发展带来了一定的不确定性。但我国工业化、城镇化进程尚未完成,经济发展将由数量型推动转变为质量型推动,在新型基础设施建设、工业产品生产和居民生活消费等多方面因素拉动下,预计“十四五”能源需求仍将持续增长。如“十四五”期间国内生产总值(GDP)增速按5%考虑,能源弹性系数按0.4考虑,电力消费弹性系数按1考虑,假设2020年度能源消费仍维持在48.6亿吨标准煤,全社会用电量为7.2万亿千瓦时,则2025年全国能源消费总量大约为53.7亿吨标准煤,较2020年增加5.1亿吨标准煤,平均每年增加1亿吨左右。2025年全社会用电量将达到9.2万亿千瓦时,比2020年增加2万亿千瓦时,平均每年增加约4000亿千瓦时。“十四五”能源消费和全社会用电量的增量分别为4.4亿吨和1.5万亿千瓦时(详见表3)。 能源是大气污染物和二氧化碳的主要排放源,目前除了“大气十条”对部分地区能源结构优化和能源的清洁利用有明确的要求之外,环境治理领域尚无针对能源结构优化的量化要求。但是考虑到煤电机组超低排放改造、居民生活散煤替代等措施的潜力有限,在不约束能源消费总量的前提下,若不进一步调整能源结构,抑制煤炭和石油消费,我国2025年二氧化碳排放量将有可能逼近110亿吨,很难实现提前完成2030年二氧化碳排放达峰目标和2035年环境质量有根本性好转的要求,更难以实现2060年碳中和目标。因此综合清洁能源替代、保障能源安全、大气污染防治和应对气候变化等要求,2025年煤炭消费总量应该控制在38亿吨以内,石油消费量需控制在7亿吨以内,天然气消费量增加到4300亿立方米左右,即化石能源消费总量控制在43亿吨标准煤左右,非化石能源占比提高到20%左右。届时我国能源消费排放的二氧化碳为100亿吨左右,为二氧化碳排放早日达峰奠定基础。 能源发展目标 我国“十四五”能源发展应该在保障能源供应量的基础上,在能源结构调整上加大力度,根据发展目标的重要程度,确定约束性、警示性和指导性的量化考核目标,并在此目标的基础上完善政策引导体系,促进能源加速朝清洁低碳方向转型。 能源发展需要关注的重点问题 为确保“十四五”期间的能源供需平衡并且推进2030二氧化碳排放达峰和2060碳中和目标的实现,能源领域发展需要重点关注如下问题: 大力提高能源利用效率。我国能源综合利用效率大体上是世界平均水平的一半,是发达国家1/4左右,是世界先进水平的1/6左右,“十四五”期间实现能源效率的提高,是经济高质量转型成功的标志,需力争“十四五”末,我国GDP的能源强度达到世界平均水平,将规划期末的能源消费增量控制在比2019年水平增加5亿吨标煤以内。 严格控制化石能源消费总量。煤炭和石油既是高污染能源也是高碳能源,源头治理是治污和减排最重要、最关键、最有效的手段,也是唯一能够产生协同效应的手段。控制煤炭和石油消费总量而非能源消费总量,是在认可能源消费持续上升的基础上促进能源结构优化的规划方法。此外,控制煤炭消费总量还有助于煤炭占比的下降,降低煤炭保供的压力,控制石油消费有利于降低我国石油对外依存度,确保能源供应安全,力争化石能源消费控制在44亿吨标煤以内。 要特别关注的是,由于国际油价的调整,市场会更多地选择进口油气,会加大化石能源消费比重,如果出现基础设施过度投资,将可能造成基础设施的高碳锁定,为我国2030年二氧化碳排放达峰和2060年实现碳中和埋下隐患。 大幅度提高非化石能源比例。我国风能和太阳能资源非常丰富,且具备完备的产业基础,已经初步具备发展成为主力能源的经济竞争力。从“十三五”的发展经验看,可再生能源的快速发展超出预期,配合核电的适度发展,非化石能源在能源消费中的比重仍有大幅提升的空间,其目标是2025年确保非化石能源占比达到19%,力争20%,提前实现达峰目标。同时非化石能源占比的提高,尤其是实现对化石能源的存量替代,有助于能源供应安全和经济的高质量转型,推动能源由资源依赖向技术依赖过渡。 增加清洁能源供应。我国一次能源供应中清洁能源占比过低,终端用能中的清洁能源比重则更低,远远低于世界平均水平,与发达国家相比差距更大,不断增加清洁能源供应不仅仅是保护环境的需要,也是提高经济发展质量和提高人民生活质量的需要。 大力推动能源与环境气候协同治理。国内外的经验都证明,能源环境气候可以协同治理,相互推进,国家应该在吸收国际先进经验的同时,总结珠三角能源结构优化与环境治理即低碳发展的经验,扩大协同治理的理念和范围。努力控制高污染的能源使用,对煤炭和石油消费进行总量管理,达到控制化石能源消费总量,减少环境污染和温室气体排放的多重效益。...
2020年,一度黯然失色的磷酸铁锂电池重现曙光,迈入新的增长周期。 2020年磷酸铁锂电池占比持续上升,11月磷酸铁锂电池的装车量在全材料类型占比已达到44.4%。 另据统计,11月我国动力电池装车量10.6GWh,同比上升68.8%,环比上升80.9%,其中磷酸铁锂电池共计装车4.7GWh,同比上升91.4%,环比上升95.5%。 磷酸铁锂电池的悄然升温既有政策调整的原因,也与高性价比车型的陆续投放分不开。 2020年之前,补贴政策以高续航里程为导向,因此车企在车型研发上也格外追求高续航里程,以获得最优补贴;然而到了2020年,续航里程在300公里以下的车型无法再获得补贴,一些企业不得不开始降低对续航里程的追求,推出高性价比的车型。 2020年1-11月,A00级车型占比从2019年的21.9%提升至31.3%,主打A00级车型的五菱宏光和长城欧拉前11个月的销量分别达到了8.1万辆和4.2万辆,位列纯电动汽车销量榜第3位和第5位。 除A00/A0级车外,特斯拉Model 3的标准续航里程版本也采用了磷酸铁锂电池;大众在8月的中国汽车论坛上,明确未来将采用磷酸铁锂电池;梅赛德斯-奔驰则在10月的战略发布会上提出中低续航版本车型将采用磷酸铁锂电池的构想。 同时,磷酸铁锂电池大势逆袭的趋势下,其产销情况、市场集中度、价格以及生产工艺也随之发生变化。 从产销数据上看,2016年磷酸铁锂产量为7万吨左右,2017-2018年产量保持在7-8万吨,2019开始储能领域的需求增长导致总产量提升至9-10万吨,2020年由于下半年需求旺盛,磷酸铁锂产量增至14万吨。 2021年新能源汽车、重卡、船舶、电化学储能等多个领域需求共同释放,估算明年磷酸铁锂保底需求25万吨。 市场集中度方面,2020年磷酸铁锂电池市场集中度较高,几家头部企业占据了大概80%-90%的市场份额,德方纳米、万润、贝特瑞、裕能等基本都是宁德时代的供应商。 从价格方面来看,磷酸铁锂材料从11月初开始涨价,正常涨幅是2000元/吨,而原材料碳酸锂涨价幅度已超过1万元/吨。 造成这种现象的主要原因是材料端龙头企业集中,固定供货给下游电池企业,在这种供需格局下,价格向下游传导的可能性较小;而原料端由于产品相对标准化,除了作为磷酸铁锂材料,还可以供货给其他行业,在下游供应上选择更多。 目前,主流磷酸铁锂材料价格为3.5-4万元/吨,储能用磷酸铁锂材料价格为3.1万元/吨左右,动力用磷酸铁锂材料价格为3.5万元/吨。 生产工艺方面,当前磷酸铁锂电池主要有以下几大工艺路线: 1.磷酸铁工艺,该工艺是现阶段国内磷酸铁锂电池的主流工艺,比亚迪、北大先行、国轩高科均采用这种工艺,其优势在于生产的产品克容量和压实密度较高; 2.硝酸铁工艺,这种工艺生产的产品克容量稍低,但一致性较好,成本也更加可控; 3.铁红工艺,这种工艺生产的产品主要优势在于产品成本较低,劣势在于克容量和压实密度较低,目前更适用于作为储能电池,该工艺下80%-90%的产品均流向了储能领域; 4.水热法工艺,这种工艺成本极高,生产的产品可达7-8万元/吨,其优势在于低温性能及倍率性能较好,但由于价格昂贵,产品大多用在军工领域; 5. 磷酸锂工艺,这是今年推出的新工艺,其优势在于成本比较低,但磷酸锂产品来源却不稳定。 从生产工艺上看,磷酸铁锂电池并非十全十美,但不可否认的是,依据其安全性高、循环寿命长、制造成本低等优势,磷酸铁锂电池市场需求依旧旺盛。 除了新能源汽车外,5G基站、电化学储能、二轮车等其他领域的需求也呈现快速增长态势,尤其是储能领域,或成为磷酸铁锂电池的第二战场。 上半年,中国铁塔和中国移动先后进行5G基站备用电源磷酸铁锂电池储能项目的招标,中标企业包括鹏辉能源、亿纬锂能、南都电源、中天科技、海四达、双登集团、雄韬电源、光宇电源、力朗电池等。 近日,《中国铁塔与中国电信备电用磷酸铁锂电池产品联合集中招标项目招标公告》正式发布,招标预估量为2.09GWh。 未来中国至少需要新建或改造1438万个基站,以单站能耗2700W、应急4h进行估算,5G基站储能市场未来将提供155GWh的磷酸铁锂电池需求空间,对应的市场规模将超过1000亿元。...
9月22日,我国宣布了力争2030年前实现碳排放达峰、努力争取2060年前实现碳中和的愿景,并在12月12日联合国“2020气候雄心峰会”上,进一步提出到2030年,国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右的目标,为携手应对气候环境挑战提供了中国智慧、中国方案,充分展现了大国担当。 碳达峰、碳中和的目标与愿景对于能源电力低碳化转型提出了更高要求,面向2060年,我国能源电力在新形势下呈现出新的中长期发展路径。 能源结构加速演变 在能源需求总量方面,终端能源需求有望于2025年前后达峰,一次能源需求将于“十五五”期间达峰。终端能源需求峰值有望控制在37亿吨标准煤左右,2035年、2050年和2060年分别达到34亿吨、28亿吨和24亿吨标准煤左右。一次能源需求峰值有望控制在57亿吨标准煤左右,2035年、2050年和2060年分别达到55亿吨、51亿吨和46亿吨标准煤左右;其中化石能源需求峰值约为43亿吨标准煤左右。 在能源利用效率方面,能效水平持续提升,单位GDP能耗水平有望于2040年以后达到世界先进水平,人均能源需求2030年前后达到峰值,约4吨标准煤左右。用能结构升级叠加节能潜力释放将推动能源利用效率持续提升,人均一次能源需求将保持低速增长,2050年下降至3.6吨标准煤,远低于同期美国和韩国的水平,略高于同期日本、法国和德国。2060年进一步下降至3.3吨标准煤。 在终端能源部门方面,各部门需求格局加速演变,建筑和交通部门相继成为终端用能增长的主要动力。我国能源需求增长结构逐渐向均衡化演变,工业、建筑、交通部门用能占比到2035年分别为43%、32%和23%,2060年达到34%、36%和29%。其中,工业部门用能正处于高位徘徊阶段,即将进入快速下降期;建筑部门用能在2040年前缓慢持续增长,成为推动终端能源需求增长的主要动力;交通部门用能在2035年前快速增长,是终端能源需求增长的重要引擎。 在终端能源品种结构方面,电气化水平持续提升,电能占终端用能的比重有望在2050年和2060年分别达到约60%和70%,工业部门电气化率稳步提升,建筑部门电气化率最高,交通部门电气化率提升最快。终端用能结构中,电能逐步成为最主要的能源消费品种,2025年后电力将取代煤炭在终端能源消费中的主导地位。电能占终端能源消费比重2025年、2035年、2050年、2060年有望分别达到约32%、45%、60%、70%。分部门来看,工业部门电气化率稳步提升,2060年电气化率从2020年的26%提升至2060年的69%;建筑部门电气化水平最高、提升潜力最大,2060年电气化水平提升至80%;交通部门电气化水平提升最快,将从2020年的3%提升到2060年的53%。 在一次能源结构方面,非化石能源占比将在2040年左右超过50%,成为我国能源供应的主体,2060年非化石能源占一次能源比重有望达到约80%。一次能源低碳化转型明显,非化石能源占一次能源消费比重2025年、2035年、2050年、2060年分别有望达到约22%、40%、69%、81%。2035年前后非化石能源总规模超过煤炭。风能、太阳能发展快速,在2030年以后成为主要的非化石能源品种,2050年占一次能源需求总量比重分别为26%和17%,2060年进一步提升至31%和21%。 在能源对外依存度方面,我国油气对外依存度先升后降,中长期来看能源安全问题逐步好转,我国能源整体对外依存度将长期保持20%以下。我国石油和天然气对外依存度近中期将在高位徘徊,对外依存度分别在2025年和2035年之后显著下降,2050年分别达到53%和31%,2060年分别降低至42%和21%。 电网资源配置能力持续提升 在电力需求方面,全社会用电量仍有较大增长空间,2035年后进入饱和增长阶段,2050年有望增长至14万亿千瓦时左右。我国电力需求将持续增长,增速逐步放缓,2025年、2035年、2050年、2060年分别达到约9.8万亿千瓦时、12.4万亿千瓦时、13.9万亿千瓦时、13.3万亿千瓦时。2050年后我国人均用电量将达到10000千瓦时左右,介于当前日本、德国等高能效国家水平与美国、加拿大等高能耗国家水平之间。 在电源发展方面,电源装机总量2025年、2035年、2050年将分别达到30亿千瓦、40亿千瓦、50亿千瓦以上。各类电源发展呈现出“风光领跑、多源协调”态势。我国电源装机规模将保持平稳较快增长,2025年、2035年、2050年、2060年分别达到约31亿千瓦、47亿千瓦、55亿千瓦、57亿千瓦左右。陆上风电、光伏发电将是我国发展最快的电源类型,2060年两者装机容量占比之和达到约60%,发电量占比之和达到约45%。为应对新能源大规模发展带来的电力、电量平衡与系统安全稳定运行问题,仍需各类常规电源发挥重要作用。煤电装机容量将在“十五五”期间达峰,峰值约为12亿~13亿千瓦,未来宜通过延寿,确保其长期在电力系统中发挥电力平衡、调节支撑和电量调剂功能,对我国保障电力供应安全起到托底保障作用。气电、核电、水电等常规电源仍将保持增长态势,发展空间受限于经济性、站址、资源条件等因素。 在电网发展方面,电网大范围资源配置能力持续提升,2035年、2060年跨区输电容量将达4亿千瓦、5亿千瓦以上,全国互联电网的重要性愈加凸显。我国跨区输电通道容量仍有较大增长空间,2035年区域电网间互联容量将由当前的1.5亿千瓦增长至约4亿千瓦,此后增速放缓。西北地区、西南地区为主要送端,华东地区、华中地区和华北东部地区为主要受端,资源富集区外送规模呈逐步扩大趋势,尤其是在2035年之前将保持快速发展。电网作为大范围、高效率配置能源资源的基础平台,重要性愈加凸显,将在资源配置与调节互济方面发挥关键作用。 在系统新技术方面,需求响应与新型储能迎来发展机遇期,2060年规模分别有望达到3亿~4亿千瓦、4亿~5亿千瓦,两者容量之和超过最大负荷的30%。随着能源互联网逐步建成,需求侧资源将在我国电力系统中发挥重要作用。预计2060年我国需求响应规模有望达到3.6亿千瓦左右。新型储能在2030年之后迎来快速增长,2060年装机将达4.2亿千瓦左右。两者将成为未来电力系统重要的灵活性资源,保障新能源消纳和系统安全稳定运行。 碳排放目标有望超额实现 从能源碳排放演化趋势来看,能源消费产生的二氧化碳排放于2025年前后达峰,2035年后进入快速下降通道,单位GDP二氧化碳排放量下降目标有望超额实现。能源消费产生二氧化碳排放量增长趋缓,有望在“十五五”前期达到峰值,峰值控制在105亿吨以下,此后呈现稳中有降态势,2060年能源消费产生碳排放约6亿吨,低于届时碳吸收能力(10亿~20亿吨),同时为非能源消费碳排放等其他排放源留出了一定空间。从碳排放强度来看,2030年单位GDP二氧化碳排放强度比2005年下降75%以上,下降幅度能够超额完成既定目标。 从部门贡献来看,电力部门为能源碳减排作出显著贡献,近期以替代方式助力终端用能部门减排,远期以加速减排推动能源碳排放大幅降低。电气化水平提升伴随着更多碳排放从终端用能部门转移到电力部门,支撑实现了终端用能碳排放的大幅降低。随着清洁能源发电量占比逐渐提升,电力部门碳排放总量在“十五五”前期达峰,峰值水平不超过45亿吨。考虑叠加碳捕集、利用与封存(CCUS)作用,2035年之后电力系统碳排放快速下降,2060年基本实现净零排放,有力推动了能源消费产生碳排放的大幅下降。...
当前,低碳化作为全球性的发展趋势,已经获得了主要经济体的共识。9月22日,中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会上宣布:中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。10月29日,中共中央十九届五中全会通过的《中共中央关于制订国民经济和社会发展第十四个五年规划和二O三五年远景目标的建议》提出:降低碳排放强度,支持有条件的地方率先达到碳排放峰值,制定2030年前碳排放达峰行动方案;展望2035年,碳排放达峰后稳中有降。 当前,正值中国的经济进入高质量发展阶段,这也意味着,碳中和目标的实现势必伴随着巨大的模式创新和各个产业的新一轮技术变革。各个产业向电气化和数字化转型升级的过程,也恰恰是为低碳化和可持续发展铺就的一条创新之道。 在这方面,承载和保障着国计民生稳健运转、在能源分配和消纳中承担重要作用的电力系统,也正积极迈入通向低碳化的快行道,为全社会的可持续发展率先树立典范。刚刚落幕的中国国际电力设备及技术展览会,重点聚焦了我国能源电力转型持续深入下“一站式输配电、电力自动化、监测及智能仪表、电力物联网/数字化电网、电力智能制造装备及数据中心”等领域的新技术与新发展。作为中低压配电领域专家,施耐德电气通过全面升级的中低压一体化的智能配电解决方案,打造智能配电领域的“全局掌控、全景覆盖和全新体验”,呈现出绿色数字化的“电气新世界”,引领能源电力行业的低碳可持续发展。 2020年中国国际电力设备及技术展览会施耐德电气展位现场 从洞察到实践,就位电力系统低碳化跑道 今天,施耐德电气已经洞察到了实现电力系统低碳化的本质路径——通过广泛互联互通的基础设施环境,将更具可持续性的能源、设备、流程和智慧算法不断打通和融合,以促进系统整体能效的持续优化,最终实现经济效应和社会效应的全面提升。 为服务这一导向,施耐德电气基于EcoStruxure电网和EcoStruxure配电两大专业领域,创新打造更多互联互通的产品、边缘控制、应用分析及服务,充分融合数字化与电气化,推动从供电侧到用电侧的安全可靠、绿色节能、高效可持续,形成更高等级的能效管理方式。 对于电力系统及其基础设施的升级,施耐德电气积极响应我国宏观发展格局和具体业务场景的需求,通过“中低压一体化、强弱电一体化”的数字化智能配电解决方案,结合快捷完善的全生命周期专业服务,在保障配电网系统高度稳健运行的同时,利用互联互通的智慧,持续构建低碳化的运行模式。 其中,“中低压一体化”可以更好地保证供电连续性和电能质量,并实现系统的预防性运维;而“强弱电一体化”则更侧重于对建筑能耗、环境舒适度和通讯便捷度的优化。 这两个“一体化”的优势,是基于跨EcoStruxure电网和EcoStruxure配电两大专业领域,贯通互联互通的产品、边缘控制、应用分析及服务,绿色智能的全面解决方案而实现的。以上融合了数据价值及全生命周期专业服务的智能配电解决方案,成为了施耐德电气发力助推能源电力低碳化发展的核心利器。 绿色升级:为绿色设备及清洁能源开辟空间 首先,电力系统的低碳化变革,可以通过让配电网容纳更多的绿色设备和可再生能源而加以实现。施耐德电气将绿色、低碳的理念融入产品的创新路径,为电网提供更多的绿色设备,积极助力从电网到全社会的低碳可持续发展。 在这方面,施耐德电气领行业风潮之先,推出了全新无六氟化硫(SF6-free)环保中压开关设备——GM AirSeT、RM AirSeT与SM AirSeT系列产品,使用干燥空气代替强效温室气体六氟化硫作为绝缘气体,结合了并联真空开断技术,可以更加安全、可持续地利用数字化技术解锁数据价值,并有效控制碳排放、提升成本效益,助力配电网建设的绿色低碳可持续发展。 而在供电侧,施耐德电气基于在全球积累的实践应用经验,正在持续探索如何通过智能电网和微电网工具、绿色数字化中压开关设备和循环经济方法,帮助电网在稳定、可靠运行的前提下,灵活消纳更多的可再生能源,让绿色低碳的价值向电网上下游进一步延伸和扩展。 为了实现这一目标,施耐德电气推出的分布式能源资源管理系统(DERMS)、降压节能(CVR) 和微电网等新技术,可以助力配电企业推动智能基础设施普及、采用绿色开关设备及循环经济,从而使之能够集成更多的可再生能源并更好地管理智能基础设施,真正从源头有效减少碳排放量。 数据驱动:优化能源配置释放能效潜力 随着用电侧各行业向更加电气化、分散化、数字化的方向发展,规模化部署让电力设备密度更高,电力系统越发复杂,导致运维难度增大。与此同时,大量增量电力资产的接入也让电力设备的能耗问题不断浮出水面。 施耐德电气认为,未来,围绕综合节能的新技术与应用将成大势所趋,通过数字化技术、通信技术、云计算技术、智能运行技术、智能量测技术等打通设备层、控制层与决策层间的壁垒,发展基于数据驱动的配电网系统建设规划、运行控制、运维管理、能源管控等,对能源资源进行优化配置,才能最大化地释放能效潜力。 这一以数据驱动释放能效潜力的理念,在施耐德电气打造安全、高效、低耗的世界级数据中心——北京蓝厅云数据中心的项目中被发挥得淋漓尽致。在这一项目中,施耐德电气基于EcoStruxure的智能配电解决方案及全生命周期服务,提供了从Smart PIX中压柜、Trihal变压器、Blokset低压柜、母线等智能设备,到FE千里眼运维专家(EcoStruxure™Facility Expert)在内的完整智能配电方案,在确保系统安全稳定运行的同时,通过数字化手段,全面提升了数据中心电能监控与运维水平。 智慧变现:打开用电侧低碳化发展新视野 俗话说,千里之行始于足下。各类数据的涓涓细流不断汇聚成大数据的智慧海洋,最终是为了让智慧的软件及算法得以“大显身手”。施耐德电气不断完善以中低压一体化及强弱电一体化为核心的整体解决方案,加强了对软件产品的创新与应用。 例如,以PSO电力监控系统(EcoStruxure Power SCADA Operation)、以及PME电能管理系统(EcoStruxure Power Monitoring Expert)、FE千里眼运维专家(EcoStruxure™Facility Expert)等为代表的一系列边缘控制软件,通过对从中压、低压到终端配电数据的整合实现彻底打通和深度分析,为管理者提供可行性建议,更加强了企业“就近”解决不同场景挑战的能力,更加快速地做出故障处理、能效改善等操作,让更多行业的客户能够尽享灵活弹性、超高效、可持续以及以人为本的价值。 这些以往听上去颇为“高大上”的功能,今天已经扎实、深入地服务于众多用电端客户,帮助他们从管理运营上打开低碳化发展的新视野。例如,在服务太古地产北京颐堤港的项目中,施耐德电气通过EcoStruxure三层架构一次性满足客户全部需求,还为用户实现了能源数据采集,就地运行团队的现场监控管理及跨多系统数据整合,集团层面的数字化能效管理及智能能源诊断分析。太古地产集团可以随时获取子项目的KPI信息,项目运行团队也可获取各类能效优化解决方案,让用户切身感受到了在低碳化、可持续管理路径上的“智慧变现”。 总体而言,施耐德电气将通过中低压一体化及数字化的智能配电解决方案,实现配电资产的预制联接、配电系统的综合治理、行业应用的边云融合、配电场所的全景营维,从而全面优化能源效率管理、电能质量管理、电气资产管理、运行维护管理水平,为电网的低碳化发展和创新提供有道可循的切实路径,也为个垂直行业用户侧带来了全局掌控、全景覆盖和全新体验。  当前,“十四五”开局之年将至,电力系统的脱碳进程有望进一步加速。施耐德电气将抓住这一良好机遇,更充分地发挥在绿色智能上的差异化优势,推动数字化与电气化充分融合,打造更多创新的软硬件产品及应用,为能源电力行业的低碳化布局积极赋能,铺就出一条更加低碳的可持续发展之路。...
综合能源服务会成为能源圈最火的领域吗? 政策层面已经表态。 最新的消息是,国家能源局日前在答复十三届全国人大三次会议第9637号提案——建议加快推动综合能源服务发展时,明确表态“将结合‘十四五’能源规划工作,加快推动综合能源服务发展”。 9月,国家发改委等四部委共同发布《关于扩大战略性新兴产业投资,培育壮大新增长点增长极的指导意见》,首次对“综合能源服务”提出明确要求——“大力开展综合能源服务,推动源网荷储协同互动,有条件的地区开展秸秆能源化利用”。 企业层面动作更是不断。 9月底,国家电网有限公司推出综合能源服务的互联网主入口——综合能源服务平台“绿色国网”,集成27家省级智慧能源服务平台,为各类终端客户提供综合能源服务。如今,国内外的电力企业、油气企业、新能源企业甚至是互联网企业,都在瞄准综合能源服务发力。 该如何解决行业痛点,推动产业持续健康发展,让综合能源服务既叫好又叫座,从美好愿景成为真正的市场“蛋糕”? 解决理念和实践层面的诸多困惑至关重要。 在理念层面,能源服务大家都明白,综合能源服务是什么?作为新生事物,其缘何而生,又将走向何方?综合各方观点,可以得到如下判断: 综合是基础,集成是其根本,冷热电水等多能互补才是精髓。如果沿袭传统思维扩充产品线,那就只是业务多元化,并非真正意义上的综合能源服务。 服务是核心,应真正做到以用户为中心、以服务为根本,全心全意满足用户的能源需求。目的是为降低用户的用能总成本、满足生产生活需求,而不是仅仅降低能源价格。 在能源清洁低碳转型和信息技术快速发展的今天,融合了“云大物移智链”的综合能源服务必将孵化出新兴产业,并提升能源产业链竞争力。 在实践层面,综合能源服务产业已经从简单的降成本向为用户赋予综合价值转变,市场急需政策、资金、技术和商业模式,更为稀缺的则是聚合平台和带头人。 从市场来看,目前参与者众多。从体制区分,有国家队、民间队、国际队;从行业区分,有电力派、油气派、互联网派、金融派;从操作手法区分,有谋求“大而全”的战略布局,有追求“小而美”的精准打法。 面对即将到来的万亿级的市场蓝海,竞争不可避免,因能源转型而生的综合能源服务,在“十四五”和“双循环”新发展格局的背景下,必将迎来美好的未来。唯有兼具格局宏大、技术硬核、资源丰富和资金雄厚者,方能屹立潮头,坚持到美好的“后天”。 综合能源服务的最好时代正在渐行渐近。 价值有多少 苏伟:综合能源服务是近几年在能源领域逐步发展起来的新业态,集成了多种技术创新和商业创新。一方面以用电侧为主要场景,应用新技术、新模式提升中小企业参与程度,展现出开放、共享的特征。另一方面有利于打破不同能源品种间的行业壁垒和技术壁垒,增强企业主体跨领域的服务能力,激发其在市场上的竞争能力。 李颖:习近平总书记多次指示,要做好信息化和工业化深度融合这篇大文章,强调要深入实施工业互联网创新发展战略,持续提升工业互联网创新能力,推动工业化和信息化在更高程度融合发展。能源互联网既是工业互联网发展的一个核心内容,它和工业互联网也是融为一体的。综合能源服务的本质是以市场为牵引,以数字技术为推动,从源、网、储、荷、用多个维度,实现生态协同和经济发展的多重目标。这与工业互联网的目标完全一致。 综合能源服务是充分发挥新一代信息技术的引领作用,加速能源行业数字化转型,提升综合竞争力的全新能源供给和消费模式。它既是以能源为基础的现代服务业,也是跨界创新引领的技术,将在提升社会效率、促进产业数字化转型方面作出巨大贡献。 源动力哪里来 杨昆:当前,我国能源行业发展进入从总量扩张到提质增效转变的新阶段,可再生能源大规模开发利用,分布式能源、储能、电动汽车等交互式能源设施快速发展,各种新型用能形式不断涌现,新一轮能源技术革命、信息通信技术革命和产业融合技术发展新趋势,为电力发展带来新机遇。以跨界融合为主要特征的综合能源服务,必将成为现代能源体系的重要系统生态和商业模式。 为适应新形势、新业态、新模式的发展,电力企业积极行动,大力开展综合能源服务,与互联网企业、产业链上下游企业加强在智慧能源领域的深度合作,取得了积极的成果。但在发展过程中,还存在安全性、经济性、政策支持力度、引领模式等问题,需要认真研究、持续创新,在发展中予以逐步解决。 赵华林:随着能源革命的不断深入,传统的能源服务模式,不能满足客户多元化的能源生产和消费需求,以能源高效开发和利用为特征,以满足客户多元化、差异化、个性化需求为导向的综合能源服务应运而生。 综合能源服务通过能源技术与信息技术相融合,能源供给与消费相联动、相响应,技术突破与模式综合推进,实现能源综合利用和梯级推动,提高能源使用效率,降低能源成本。开展综合能源服务符合党和国家重大战略部署,也符合习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”的新的能源发展战略,建设能源互联网等重要指示。 贯彻落实好中央的部署和要求,就是要构建更加高效的综合能源服务体系,实现引领作用,打造新动能和平台,培育产业生态,全面带动关联产业,特别是中小微企业共同发展,推动整个产业链转型升级,助力国民经济稳健前行。 韩英铎:无论是综合能源服务,还是能源互联微网,未来的大发展都是大势所趋,理由是电力系统的发展正在发生重大的变化。首先是能源禀赋,“西电东送”和“电从身边来”进入了共生的时代,未来的电网将是垂直型和扁平型共生的电网。其次是老百姓的需求不光是能源和电力需求,还需要供热供冷。未来风、光、储、热、冷、电多种能源形态会互相交融与配合,不是现在的供热供电分割的格局。最后,在负荷侧采取措施效果非常大,目前我国总的电力装机容量超过20亿千瓦,火电装机容量达到12亿千瓦,但尖峰负荷也就是十二三亿千瓦。从我国电力尖峰负荷曲线来看,最高的尖峰负荷只占5%,运行小时数一年不超过50小时;即使是最尖峰的10%负荷,一年运行小时数不超过500小时,而我们国家装机发输配用电都依照尖峰负荷来配置,浪费比较大,所以电力企业提质增效的潜力也非常大。 齐越:我国能源体制机制正在发生深刻变革,电力市场化也正在加快推进,传统的单一发电或售电模式越来越难以满足市场和用户的需求。无论是电网企业还是发电企业,都需要加快转型升级,构建以用户为中心、以市场为主体、与用户实现强互动的商业模式,通过开展多元化运营、强化服务质量、产业链延伸和增值等措施发展综合智慧能源,提升企业市场占有率和用户黏性,增强市场竞争力。 面临哪些挑战 韩英铎:现在综合能源服务面临的挑战很多,因为它需要在很多方面进行创新,最大的挑战就是体制创新。希望业界认真研究如何协调可再生能源与火电发展的问题。目前我们火电12亿千瓦装机,按照年利用4000小时计算,与过去年运行6000小时比较,相当于3亿到4亿千瓦的装机在停运。我们发展可再生能源,不光是给世界做贡献,要付出多大代价,也要做到心中有数。 薛禹胜:传统的电网运行依靠一次能源的可调节性、可控性以及终端能源的平稳性来保证安全稳定运行,实际上是依靠着上下游的支撑来完成的。新的形势下,一次能源和终端负荷都不可控,电网会受到很大冲击。需要深入思考如何去弥补一次能源以及用电负荷的不确定性,需要用现代的技术来支撑这样的功能。 我们要充分利用信息技术与物理能源系统进行紧密融合,在供给侧要大规模用清洁能源替代传统化石能源,在需求侧要尽量大规模使用电能替代。需要注意的是,在提倡数字赋能的过程中,应努力在基础理论和运营技术方面都有显著创新。如果不强调这一点,只是提出号召或者讨论概念,很难有实质性突破。 郭剑波:能源转型面临着矛盾的三角,即如何协调环境、安全和经济三者的关系。现在关注比较多的是环境的有效性,随着高比例新能源的应用,消纳的安全性和经济性问题会随之而来。 虽然有人认为将来火电要关停一部分,但因为风电和太阳能的出力几乎无法保障,所以在短期内难以预期常规机组的大幅度减少。新能源发电要成为主力电源,电量必须上去,这是很困难的事情。能源转型要靠电力为主要手段,但电力转型光靠电是没有出路的,电力转型的出路要靠综合能源。 任伟理:储能是综合能源服务中未来要大发展的、朝阳的、无限的行业。能源转型靠电力,电力发展靠储能。 未来是“储能+”的时代:储能+炊具就可以随时做饭了,储能+飞机就是电动飞机。未来储能在整个国民经济转型发展中、在整个能源变革中的作用不可估量,并且储能会颠覆一些传统的生产生活方式。 因为有了储能,人类才能实现能源更加广泛互联、生活更加美好。 政策、市场谁主导 齐越:从政策层面看,纵观国际综合能源的发展历史和现状,发展较为顺利的国家一般都有着立法先行、政府支持、企业和研究机构共同推进的体制机制作保障,大电网作为国家重要的公用事业战略型企业,也积极支持并参与到综合智慧能源的发展进程中来。 综合智慧能源作为能源产业新业态,在发展萌芽阶段应以政府扶持为主,企业支持为辅。 黄世霖:由市场主体来推动还是由国家政策来引导?二者并不矛盾。“十四五”期间,业界最期待的就是,主管部门能够给储能可预期的政策。从企业角度来看,按照市场化思路,电动汽车一定做到比传统燃油车更便宜、更好用、更舒适,而且提供的是便宜、优质的清洁能源。 任伟理:政策就在路上,并且越来越快、越来越近。在政策没有出台之前怎么办?先要从市场角度拓展思路,将风、光、储等综合应用起来,这一点对于电网企业开展综合能源服务至关重要。电网企业在供电上具备很强的专业性和明显的优势,但是不能就供电论供电,不能拘泥于单一的用电维度的价格或成本下降,而是要进行供电、供热、供冷、供气之间的互联互通。 储能行业怎么干 任伟理:储能行业是变废为宝的行业,可以把被弃的风、光、水用起来。未来,光伏、风电会大规模发展,被弃掉的会越来越多,而且是有价值的能量,能把它存下来,这一定是前途无量的行业。 黄世霖:储能实际上是综合能源服务的一个手段和平台,其目的就是为用户能源成本下降服务,同时创造效益。现在的问题是,大家都说储能是很好的技术,但是却不愿意掏钱投资。为什么叫好又不投资?就是因为储能的价值没有得到很好的体现。 以电动汽车为例,大家都在抱怨电动汽车一次购买成本太高了,但是没有看到的是,在使用过程中节省的成本价值却无法体现。比如,传统燃油汽车百公里消耗10升油需要大约60元;一般的电动汽车百公里耗电20千瓦时,以充1千瓦时电1元钱计算,每跑100公里就可以节省40元。如果是出租车的话,一天至少跑200公里,可以节省80元,一个月可以节省2400元。对于出租车,如果电池和汽车分离,采取租赁模式运营,从省下的费用中抽取1200元作为租金,一套成本五六万元的电池包,很快就能收回成本。 这表明,在合适的商业模式下,如果电池寿命够长、系统效率够高、提供服务够好的话,以现在的电池价格,储能的实际效益相当好。当然,锂电池成本还会往下降,现在就差一个创新的商业模式。 “十四五”怎么办 苏伟:综合能源服务作为一片新天地吸引了包括腾讯、滴滴等科技企业,正泰、远景等制造企业,清华大学、华北电力大学等高校以及院士和专家的关注和投入,这充分说明综合能源服务产业前景美好、大有可为,希望各方各界携手努力,致力于改善能源综合利用效率,致力于提高清洁能源比重,提升大众参与程度,将综合能源服务产业打造成为经济增长新的重要驱动力,为深化能源生产和消费革命,推动能源产业绿色和低碳转型做出新的重要贡献。 赵华林:综合能源服务要以客户为中心,强调多元化、个性化、差异化服务,通过加快满足需求侧,激发万亿级新兴产业发展新的动能。 即将到来的“十四五”,是我国全面建成小康社会、基本实现社会主义现代化的关键时期。对于发展综合能源服务提几点倡议:一是坚持统筹推进,二是坚持数据驱动,三是坚持集成创新,有了这几方面,就会有一个清晰的战略。 黄世霖:“十四五”期间,清洁能源消费占比肯定会越来越高,大家的用能方式和习惯也会发生很大变化,因此综合能源服务会面临越来越多的挑战。产业界需要团结起来,围绕综合能源服务目的,去探索应用场景,将来的场景可能有光储电站、风储电站,也可能有独立储能电站、5G基站、数据中心。 “十四五”期间,储能企业要大力进行技术创新,开发适合商业化运行和市场需求的技术,比如长寿命、高效率、高安全可靠的产品,同时要把成本降下来。最重要的一点是,储能作为新来者,需要创新的运营模式和价格机制,以此促进和引导产业的正确发展。 任伟理:可以预见的是,综合能源服务一定会写入国家“十四五”能源战略规划之中。为什么国家非常重视综合能源服务?因为把综合能源服务作为国家战略大力发展,可以倒逼产业上的新技术、新模式不断涌现,提升整个产业链的竞争力。 储能是改变中国、改变世界的产业,也将是中国领先于世界的主要产业,更是中国2060年实现碳中和的重要手段。在以国内大循环为主体、国际国内双循环相互促进的新的发展格局背景下,随着新技术、新材料、信息通信技术的融合支撑,中国可以发挥产业优势和后发优势,中国的综合能源服务一定会领先世界,助力美丽富强的中国梦早日实现。    ...
《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》明确提出推进能源革命,建设智慧能源系统,提升新能源消纳和存储能力,推动能源清洁低碳安全高效利用,降低碳排放强度。在11月28日举办的2020年能源转型发展论坛暨国网能源研究院成果发布会上,能源电力行业相关专家和代表围绕“构建新发展格局下的能源互联网”主题展开深入探讨,共谋能源电力行业绿色低碳发展路径。国网能源院《中国能源电力发展展望2020》《全球能源分析与展望2020》两部综合报告及13部能源与电力分析系列基础研究年度报告在会上发布。 碳减排呼吁智慧能源系统发展 电力是能源系统碳减排主力 今年9月22日,习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话,表示我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。这为我国应对气候变化、加快能源转型提供了方向指引,也为构建面向未来的能源互联网提供了新契机。 “能源系统对我国实现碳排放目标起决定性作用,电力是未来能源系统碳减排的主力。”国网能源院董事长(院长)、党委书记张运洲在发布会上说。当前,我国能源消费产生的二氧化碳排放约占二氧化碳总排放量的85%、全部温室气体排放的70%。随着电气化水平的提升,电能替代了终端对煤油气等化石能源的直接使用,减少了终端用能部门的直接碳排放,支撑了终端用能碳排放的大幅降低。 发布会公布的数据显示,近年来,能源电力领域在碳减排方面取得积极成效。截至2019年年底,我国碳强度较2005年降低约48.1%,非化石能源占一次能源消费比重达15.3%,提前完成对外承诺的到2020年目标。度电碳排放量持续下降,2019年约为577克/千瓦时,较2010年下降约23%。 国网能源院在会上发布的《中国能源电力发展展望2020》显示,近期,电力系统通过电能替代方式承担更大的碳减排责任。随着2030年后清洁能源快速发展并成为发电能源主体,煤电应用碳捕获、利用与封存技术(CCUS),电力系统碳排放量快速下降,2060年电力有望实现近零排放。届时,电能占终端能源消费比重、非化石能源占一次能源消费比重分别有望达到70%、80%,电力将在能源深度碳减排中发挥关键作用。 面对未来碳减排的目标要求,能源系统该如何优化发展?中国工程院院士陈清泉结合第四次工业革命阐释了他对智慧能源系统发展的见解。“第四次工业革命的核心是人工智能,数字经济是通过数据化的知识与信息实现经济高质量发展。第四次工业革命将重塑人类赖以生存的经济、社会、文化和环境。”他结合第四次工业革命提出了四网四流融合的观点。四网是能源网、信息网、交通网、人文网,四流是能源流、信息流、物质流、价值流,融合就是要达到1+1大于2的效果,通过耦合与设备共享,提高网络中能源与资源的利用率。 陈清泉认为,可以运用四网四流融合理念发展智慧能源系统,通过能源流、信息流、物质流和价值流,解决化石能源和可再生能源的矛盾、集中能源和分布能源的矛盾、一次能源和二次能源的矛盾、电力能源和化工能源的矛盾。“比如在发电环节,假如风能和太阳能太多,电网不能很好承载,就可以考虑制氢,从能源流、信息流变成物质流、价值流。另外能源的生产环节,往往产生二氧化碳以及氢气。二氧化碳和氢气就能通过能源互联网,通过能源流与物质流的耦合变成能源。智慧能源系统就是把无用变成有用,同时做到碳平衡。”他说。 各环节发力,多举措并用 推动我国电力低碳化发展 “十四五”即将开启,为推动我国经济高质量、可持续发展,并促进碳排放达峰和碳中和目标达成,参会专家和代表普遍认为,能源电力行业应贯彻新发展理念,持续推动能源电力低碳发展。 国网能源院基于经济社会发展的电力需求和各类电源的发展约束,依托自主开发的电力源网荷储协调规划模型测算得出:“十四五”期间新能源规模快速提升,各类电源协调发展,我国电源装机总规模约30亿千瓦。2025年清洁能源发电量占比约达45%。“十五五”后期,电力系统碳排放达峰,峰值为45亿吨左右。此后碳排放稳中有降,2035年降至约36亿吨,度电碳排放量降至300克/千瓦时左右,较当前水平下降接近一半。 中国电力企业联合会专职副理事长王志轩表示,能源电力生产方式正在发生革命性转变,低碳、零碳、负碳电力正逐步代替传统能源的地位,一次能源转换为电能的模式向可再生能源电力方向发展。未来相当一部分能源,包括气态、液态、固态(固态指高效能的电池),都是由电转换过来的。在这种情况下,电能的生产和利用成为驱动经济发展的重要能源和物质基础,电能将更加深入地融合到人民美好生活之中,成为社会建设的重要物质基础。“低碳化促进电气化的逻辑,使得构建新型电力系统成为必然。”王志轩说。 清华大学电机系教授、清华大学能源互联网创新研究院院长康重庆认为,碳排放达峰和碳中和的目标提出后,能源转型面临的挑战更大了,不仅原先提出的可再生能源发展路径要进一步完善和加速,同时,电力系统也面临低碳化转型,应从发电、电网和用电环节提出相应思路。他建议,在发电环节继续推动可再生能源发展,同时在传统能源的清洁利用上进一步下功夫;在火电技术上,要考虑碳捕集技术的深化应用;在用电环节,要进一步引导用户改善用电习惯,让用户侧越来越低碳化,同时引导负荷结构转型和新型用能方式等;在电网环节,要采用更好的调度运行控制策略,以及促进电网环节节能减排的手段,从而推动输电效率进一步提升。“整体来看,让发电、电网和用电整体互动起来,才能形成一个低碳化转型的整体目标。”康重庆说。 国家电网有限公司总经理助理赵庆波表示,新发展格局要求能源电力必须高质量发展,电网企业任重道远。行业已经看到的趋势是——今后电网的形态必须向能源互联网延伸,将来能源的生态是以电为中心、电网为平台的能源互联网,要发挥电网中电与多能源品种转化与互补的技术优势,电气化、自动化、互联化的优势,万物互联的数字化、智能化、网络化的开放、共享的基础设施的优势。按照国家电网公司对能源互联网的研究,未来要把物联网架建设好,提高物联网架的承载能力;要加快信息支撑体系的建设,加快数字技术与能源系统的深度融合;加大“大云物移智链”等技术在能源电力领域的创新应用力度。此外,电网企业还需高度关注能源利用的电气化、智能化、网络化。 张运洲分析了未来我国电力低碳化发展路径。大致有以下阶段:近期,以电力系统支撑新能源消纳为主;中期,仅依靠电力系统消纳高比例新能源难度日益增大,探索电、氢、碳多元耦合发展方式;远期,多元化路径并存,多措并举支撑大规模新能源消纳利用,助力循环碳经济发展。他建议充分发挥电力系统在碳减排中的作用,还要不断推动技术进步,完善市场机制,加强政策保障。 全球能源清洁转型步伐明显加快 需推进深度脱碳加强国际合作 《全球能源分析与展望2020》指出,新冠肺炎疫情全球大流行使世界百年未有之大变局加速演进,给短期全球能源供需带来严重冲击,对中长期全球能源发展产生深远影响。预计2020年全球能源需求下降约5%,电力需求下降约2%,可再生能源发电量增长约5%,能源相关碳排放下降约7%。当前,推动后疫情时代经济绿色复苏正成为国际社会的普遍共识与一致行动。截至今年11月底,全球超过30个国家和地区明确了碳中和时间表,合计碳排放量约占全球的一半。未来全球能源清洁低碳转型步伐将明显加快。 “依托我们自主开发的全球能源供需预测模型,在加快转型情景下,预计2035年前后全球一次能源需求进入平台期,其中煤炭需求持续下降,石油需求2030年前达峰,天然气需求平缓增长,2050年非化石能源占比大幅提高至约40%;2050年全球电力需求约60万亿千瓦时,较2019年增长约1.4倍;2050年终端电气化水平达40%,提高约20个百分点;2050年全球发电装机约251亿千瓦,其中可再生能源发电装机占比在2025年前后约为50%,2050年超过80%;2025年后全球能源相关碳排放持续下行,但要实现《巴黎协定》提出的将全球气温升高幅度控制在2摄氏度内的目标仍任重道远。”国网能源院副总经济师单葆国说。 “如果仍然延续现在的自主减排政策体系,到2030年之前实现碳排放达峰后,减排速度将不能满足2摄氏度目标下的减排路径。能源界必须要坚持以革命的思想来推进能源系统革命性的变革。”清华大学气候变化与可持续发展研究院学术委员会主任何建坤表示。全球碳中和目标导向下,经济技术革命性变革将重塑世界治理规则和竞争格局,深度脱碳技术和能力将成为国家核心竞争力的体现。我国要实现长期深度脱碳路径,需要发展方式的根本性转变和科技创新的支撑。他建议建立绿色低碳循环发展产业体系和社会消费方式,以数字化和深度电气化推进脱碳化;建立清洁低碳高效安全的能源生产和消费体系,形成以新能源和可再生能源为主体的零碳排放能源体系;推进支撑深度脱碳技术研发和产业化发展,如氢能、储能、智能电网、零碳炼钢、零碳化工等;推进体制机制改革和碳价机制与碳市场发展,营造良好的制度环境、政策环境和市场环境。 “新冠肺炎疫情是对全世界各国政府的一场大考,也是全球各国能源转型的重大挑战和机遇。把握好的国家,在21世纪就会站在全球能源转型的领袖地位,而落后的国家,未来能源行业可能就无法持续发展。”Agora能源转型论坛高级顾问涂建军说。他分析了德国、美国、俄罗斯、日本、法国等国能源转型中可被我国借鉴的经验教训, 认为德国和我国都是全球制造业强国和大国,且资源富存条件都是煤炭独大,均面对重大的能源安全挑战。他认为,在能源转型领域,中德两国在增强政治互信的基础上可进一步加大合作。...
十年前曾被车企抛弃的换电模式,如今又成为车企追捧的香饽饽。除了北汽新能源与蔚来,2020年,吉利、一汽、上汽、东风等企业先后入局,“换电阵营”持续壮大。换电模式复燃的逻辑,几乎全部指向了电池技术短板。有激进观点认为,换电模式是一种妥协——用商业模式去弥补电池技术短板。 ■ 成本痛点是源头 电动车规模化推广,成本是近在眼前的难题。破解成本困境,多数车企寄希望于电池供应商:供应链技术突破带来成本降低。少数车企选择自己解决问题,蔚来和特斯拉是这一派代表:前者选择换电模式,后者自己提升电池技术。 2020下半年,两家企业先后发布降低电动车成本方案。8月,蔚来发布电池租用方案(BaaS),通过车电分离、租用电池,转移电池成本,降低用户购车门槛。9月,特斯拉电池日上,马斯克宣布“五步走”计划,新电池技术将使整车成本下降一半以上。   目前,这两种途径都还处于摸索阶段,难说哪一种更好。但对比特斯拉死磕电池技术,蔚来则选择把鸡蛋装在了不同的篮子里。 换电的本质是一种商业模式——重构动力电池价值,这正是蔚来擅长的领域。在电池技术突破前,通过换电降低车辆成本;一旦技术实现突破,蔚来也能“坐享其成”。用蔚来自己的话说:“给用户多一个选择”,其实也是给自己多一条后路。 似乎是受蔚来启发,多家中国车企陆续行动起来。除了车企,奥动新能源、伯坦科技、时空电动等换电运营商,也是换电领域的主要玩家,有些企业甚至耕耘换电十余年之久。从最新进展看,早期玩家已经看到盈利的可能性。 ■ 单一场景下的盈利 在运营端,换电模式在部分城市出租车场景下,已初步具备盈利能力。 奥动新能源是国内较早涉足换电的运营企业,2000年开始探索换电技术,2016年实现规模化推广。在北京、广州、厦门、兰州等首批试点城市中,广州、厦门两年多就达到盈亏平衡,换电站使用率保持在60%-80%。 蓝谷智慧,北汽新能源旗下控股子公司,主要负责换电及电池回收业务,目前在全国20多个城市示范运营换电站。蓝谷智慧经验也证明,在土地和电力成本不敏感的城市,运营环节已经具备盈利可能。 换电模式想要盈利,取决于多项关键性因素:建站成本、电价成本、电池成本、人力成本,以及车辆规模和运营效率。 其中,建站成本和电价是硬性成本支出,在不同城市有差异。厦门这样的二线城市,土地、电价较低,运营商就能较快达到盈亏平衡;而在北京这样的一线城市,地价贵、电价贵,换电经济性便大打折扣。 相对于土地、电力等恒定因素,换电的利好变量是换电技术的成熟。随着换电站智能化,部分换电站可以实现无人值守,通过减少人力大幅降低运营成本。 换电站智能化还带来了运营效率提升。此前一辆车换电需要3-5分钟,蓝谷智慧和吉利汽车最新的智能化换电站,可以将换电时间缩短至90秒。 从出租、公交开始,换电模式在不断向网约车市场渗透。随着车企加大出行布局,网约车规模持续提升,有望进一步推动换电模式发展。 从已知布局来看,北汽新能源已经开始试水换电网约车,基于旗下轻享出行平台,在海南三亚投放了一批EU300快换版车型。吉利汽车也计划围绕曹操出行平台进行换电车辆投放。 换电站的另外一项大比例成本构成就是备用电池。通常来讲,换电站要储备多块备用电池,大型换电站一般要储备20块以上。在小规模示范阶段,换电站备用电池成本压力还不明显,而随着换电模式的规模化发展,电池成本的压力将逐渐凸显。在换电模式发展的下一阶段,电池成本将成为运营商最迫切解决的问题。 ■ 资本杠杆撬动换电生态 换电模式想跑通,除了运营商要盈利,整个产业链参与者,也要有合适的利益分配。对此,行业共识是:借助金融杠杆,撬动换电生态。 换电模式商业生态,核心是转移成本与分担成本——先建立电池资产管理公司转移电池成本,再通过电池全生命管理进行成本分担。 这意味着,电池资产管理公司必须要多方共建,车企、电池公司、运营公司、金融机构都需要成为生态参与者。 在转移成本方面,蔚来已做出示范。蔚来合资成立的电池资产管理公司,股东包括蔚来、宁德时代、湖北科投、国泰君安等多方资本。 蔚来还推动了车、电在产权层面分离,给电池集中管理、运营找到了合法性依据,为后进入者扫清了一重障碍。 奥动新能源也有类似布局,近期将成立电池银行,对电池资产进行集中管理。 不论叫电池资产管理公司,还是电池银行,都是转移电池成本的载体。换电模式想规模化发展,必然需要这样一个平台——否则巨额电池成本,没有任何一家企业能够独自承担。 换电生态还涉及电池全生命周期管理。行业目前主要思路,是先梯次利用再拆解回收。两轮电单车、三轮电动车、低速电动车、储能站等,是电池梯次利用主要场景。 理想状态下,经过梯次利用的电池,会通过拆解回收,又流通回电池企业。宁德时代等多家电池企业都曾表示,如果对电池流通环节能够打通,电池价格有望进一步降低。 ■ 无解的标准化 换电商业生态正日渐清晰,但电池标准难以统一,仍是限制换电规模化发展的核心问题。十年前,换电模式因此被扼杀;十年后,难题依然存在。 电池标准统一,技术层面难度很高,涉及到电池规格尺寸、机械连接、电器连接、管理系统等多重标准。 技术之外,更深的难点是车企对于市场话语权、产品差异化的敏感。短时间内,车企难以接受电池标准化。 面对这种现状,换电运营商提出了一个折中策略:在不要求车企电池标准统一的前提下,打造可共享化的换电平台。 为了适应不同车企电池尺寸,换电站要按照合作车企最大电池包尺寸,进行冗余设计。同时,运营企业还要与车企沟通,让车企在电池包中加装一个通讯模块,以实现换电时与换电站的信息交互。 需要注意的是,换电技术本身也存在差异。目前主流的路线有卡扣式换电站,以奥动新能源和蓝谷智慧为代表;螺栓式换电站,以蔚来为代表;分箱换电站,以伯坦科技为代表。车企选择与某家换电站合作,也要采取与该换电平台相同的技术路线。 虽然难点颇多,但从运营企业反馈来看,对于共享换电站,车企普遍有较高的合作意愿。目前,奥动新能源已和北汽、广汽、上汽、一汽、东风和长安六家车企达成合作。蓝谷智慧也计划,在明年推出可以同时兼容不同车企5种车型的换电平台。 动力电池陷入技术瓶颈,在成本、安全、性能三者之间难以平衡,却也给换电模式重新登上舞台的机会。在单一运营场景下实现盈利,还不足以证明换电模式的价值,以电池资产为核心的商业模式跑通,才是换电普及的关键。换电商业故事才刚刚开始。...
综合智慧能源多以天然气、可再生能源等清洁能源为基础,供能成本明显高于燃煤。部分项目高投入、低回报是导致其无法盈利、难以持续运行的重要原因。 近日,国家能源局发布《对十三届全国人大三次会议第9637号加快推动综合能源服务发展的建议的答复》称:综合能源服务是加快能源产业数字化、智能化转型的重要路径,对于提升能源系统效率和产业链供应链现代化水平具有重要作用。“十三五”以来,综合能源服务取得了初步发展成效,但在发展方向、业务规范、项目管理、市场机制等方面仍存在一些问题。下一步,将加强规划指导和引导,完善相关政策举措,推动综合能源服务积极有序发展。 对此,相关专家对记者表示,综合能源服务与新能源高度耦合,有利于能源系统整体能效提升。 市场规模达万亿元级 综合能源服务成为适应提升全社会能源综合效率、推动能源行业高质量发展、助推实体经济发展的重要发展方向,也成为能源企业竞争和合作的新焦点。 国网发展部新能源云领导小组办公室专家组成员韩蓄指出,近年来,国家发改委、国家财政部、国家能源局密集出台了一系列政策措施,对未来一段时间内我国能源转型提出更高的要求。 “能源技术的发展与商业模式的创新提供了新的契机。能源技术的不断成熟以及商业模式的创新,进一步推动了综合能源服务的商业化进程。其中,冷热电联供、储能、电动汽车及充电网络等关键技术都取得了长足进展,丰富了综合能源服务的业务领域,为能源供需双方提供了新的消费模式和商业模式。”韩蓄表示。 南方电网能源研究院企业研究管理研究所副所长雷兵认为,综合能源服务产业的加速发展为企业创造了巨大的空间,各企业都在积极探索相应的业务场景,寻求商业化的应用。而商业模式、服务模式的创新带动能源与数据经济融合发展。“总体来说,综合能源服务市场总体规模和潜力都比较大。单就能效提升来讲,已经达到一万亿市场规模。” 起步阶段难题多 当前,我国综合能源服务市场处于起步阶段,面临着一些难题。 中国电力技术市场协会综合智慧能源专业委员会去年底发布的《综合智慧能源研究报告》显示,市场主体接受价格偏高的新能源有一定的过程。综合智慧能源多以天然气、可再生能源等清洁能源为基础,供能成本明显高于传统的燃煤供能成本,同时,部分项目高投入、低回报也是导致其无法盈利、难以持续运行的重要原因。 雷兵解释道,综合能源基础设施的投资较大,相对传统能源来说,业务的规模比较有限,经济性相对较差,在可再生能源接入的问题以及功能协同接入的问题上,有待技术上更大的突破来降低成本,提高盈利水平。 韩蓄认为,综合能源服务有利于解决当前能源领域的一些问题:如,能源结构高碳;资源禀赋不均;能源强度较高;市场僵化等。 “以上海为例,某科学城平均每一度电能生产25-30元左右产值,这个数值在发达国家是50-60元,在北京大概是7-15元。当前我国以电为核心,产生的产值能效比较低。综合能源服务是要实现能源结构低碳化,多能互补一体化、终端能源智慧化和电力交易市场化。同时,探索能源与其他基础设施融合建设,降低土地投资成本,加强智慧能源管理。这涉及区块链等诸多商业模式。但是当前,大部分业主并不想参与现货交易,因为一旦参加现货交易可能要去补贴,这将影响到业主的收益。”韩蓄表示。 多方入手解决经济性难题 目前来看,能源高质量发展为综合能源服务市场带来巨大机遇。电气化、清洁化能源高质量发现为电动汽车、储能等业态带来市场空间。传统能源供给企业从单一的能源生产供给方转变为综合能源服务企业。但想要解决经济性难题,则需要多方入手共同引导市场。 雷兵表示,要打造开放共赢综合能源服务生态圈,让电网企业从单一供电服务商转向综合服务提供商,并呈现出枢纽型、平台型、共享型的特征,从而推动综合能源服务的发展。 同时,综合能源服务市场各个业态仍处于发展的阶段,要发挥好政策引导作用。另外,无线充电等技术有待突破,要形成商业模式的落地应用,能源互联网的发展会不断促进新的需求,将带动商业模式和服务模式的创新。 华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏指出,要从四个方面发力,解决综合能源服务难题:第一,加强组织领导,强化国家能源主管部门的统筹领导作用;第二,要落实责任主体,明确相关电源企业、电网企业、咨询机构的相关责任;第三,完善支持政策,支持参与跨省跨区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易;第四,加强监督管理,做到全过程监管项目规划编制、核准等。...
“透明电网”比“电力物联网”等概念的含义更加广泛和深刻,既涵盖相关关键技术,也包括体制机制的内容,今后将进一步发展为“透明电力系统”“透明能源系统”,其终极目标是形成零边际成本的能源互联网,届时电力(能源)的存储和使用方式将更加方便,也更高效。 当前,能源互联网已经成为我国能源电力领域热点。同时,电力(能源)系统数字化已成全球趋势。智能电网、能源互联网技术的快速发展,以及电力市场改革、新能源革命引发的电力系统信息大爆炸,导致海量的电力设备、电器以及用户需要数据连接和先进信息通信技术(以下简称“ICT”)的支撑。目前在电力(能源)系统信息通信理论与技术方面比较热门的研究有:信息物理系统、物联网、无线传感器网络等。在此背景下,中国工程院院士李立浧首次提出“透明电网”的概念:即把现代信息通信技术与电网相结合,在电网上安装小微智能传感器,让电力系统的各个环节展示出来,包括电源信息透明、网络信息透明、市场信息透明、设备状态透明、运行状态透明、交易状态透明等等,最终实现自由数据采集、自由数据存储、自由数据获取、自由智能分析。它可以让社会各方广泛深入参与电力生产、传输、消费等各环节,协同促进能源电力的清洁低碳、安全高效发展。 透明电网概念的提出主要受到两件事的启发:第一件是以色列农业运用了大量信息技术、计算机技术、数据通信技术、传感器技术、电子控制技术、自动控制理论、运筹学、人工智能等,极大提高了农业生产效率。第二件是交通系统的路况可以清晰、透明地展现在网络上,行车路线可以规划,也可随时调整。这些也可以应用于电网。但是,“透明电网”比“电力物联网”等概念的涵义更加广泛和深刻,既涵盖相关关键技术也包括体制机制的内容,今后将进一步发展为“透明电力系统”“透明能源系统”,其终极目标是形成零边际成本的能源互联网,届时电力(能源)的存储和使用方式将更加方便,也更高效。因此,透明电网理念的提出和相关技术的发展将实现电力(能源)系统的“状态全面感知、信息深度透明、运行高度智能”,促使电力科学的研究范式从基于模型的分析/仿真科学到数据驱动的计算科学转变,将影响到未来电力系统生态乃至能源行业生态,并对世界能源发展产生重要影响。 实现能源互联网的关键是在现有可再生能源发电与智能电网技术的基础上,进一步加强物理层、信息层与价值层的互联。相应地,透明电网也是以现代信息通信技术(如小微智能传感器)为支撑,实现电网物理层和价值层的透明化。 有助于实现能源互联网物理层透明化 以泛在的小微智能传感器为基础,配合电力系统传统的测量终端,构建泛在传感网络,随时随地反映电网内外状态的即时变化,实现对电流、电压等电量状态,以及重力、压力、光照、温度、声音、图像等非电量状态的全面数据获取和及时高效传递。目前可以预见的目标有:第一,电网运行参数(包括电网运行工况、电源情况、负荷情况等)透明化,为政府规划提供决策依据、为电网生产运行和电能供需方市场交易提供所需的电网运行状况信息;第二,将电力设备基础信息透明化,如将设备健康状态(包括设备变位视频图像、数据记录,以及操作电源信号等)提供给设备厂家作为检修评估和给科研机构作为研究发展之用;第三,将电网公共事业信息透明化,如将公共资源信息(包括变电站视频监控、架空线路雷电预警、充电桩占用情况等)提供给公安消防、气象台、广大电动汽车用户共享以完善安全监控范围、辅助天气预报、支持有序高效充电等。 设备层透明化致力于将融合传统电气设备单元与信息通信技术,将单一、离散的设备状态、控制信号整合提升为综合性强、连续性好、透视度高、内涵齐全、应用场景众多、数字化程度高的信息流。信息流可供多元用户多维多层次使用,对于将电网功能从单一供电转化为多元能源枢纽有着重要意义:第一,通过整合电网控制信号与信息流,有效结合源荷状态、线路实际可载流量等网络受限因素,推演受限断面和事故预想情况,制定调度控制策略,实现电网智能化运行控制,降低网络损耗,提高发电机组的利用水平,促进清洁能源优先消纳。第二,通过加装小微智能传感器设备,提高单一设备的控制与反馈能力,赋予设备本身强交互、智能化、自适应的特性,进而实现设备集群化/分散化以及模块化/个体化的多样化控制保护策略。对于实现区域电网自适应调节、提高区域电网故障后自愈能力、配电网源荷互融、小微分布式能源自由并网、多种能源形式协同优化等有极大促进作用。第三,强化电网对公共资源的优化配置能力。将空置充电桩、储能等设备信息提供给用户共享,利用电力系统所掌握的公共资源信息,结合电力市场价格的引导作用,指导广大用户采用最佳用电方式,实现电网削峰填谷、用户优惠购电等多赢局面。 有助于实现能源互联网价值层透明化 在以2015年3月15日中共中央、国务院发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》为标志的新一轮电力体制改革启动之前,我国没有独立的输配电价。销售目录电价体系非常复杂,不同区域、行业、电压等级的销售电价差别很大,内含了购电成本、输配电成本、输配电损耗、政府性基金及附加等,还存在交叉补贴。因此,电网成本不透明一直被人诟病。输配电价改革是新一轮电力体制改革的重要组成部分,2015年以来,国家发展改革委、国家能源局初步建立了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价监管制度框架,确定了我国输配电定价的基本思路。透明电网的构建将有利于厘清输配电资产及成本,建立适应于电力体制改革的输配电资产全寿命周期成本管理模式,助力输配电价的定价与监管。 当前,电力现货市场建设已成为电力体制改革的关键任务之一,电力现货价格也称为实时电价,由电能生产的短期边际成本确定,它是系统总生产成本对某一用户在某一时刻用电量的偏导数。在实际电力市场中,实时电价一般由安全约束机组组合、安全约束经济调度等短期运行优化模型求出,得到所谓节点电价或分区电价。节点电价受三个因素影响:发电边际成本、线路阻塞情况和网损,采用节点电价法不仅可得到计及输电阻塞的发电计划,而且求出的节点电价也为阻塞费用的分摊提供了依据。但是,节点电价在实际应用中也存在明显不足,特别是对电网物理参数和运行条件相当敏感(特别是电网阻塞情况对电价会产生明显影响),导致发电商和用户承担过大的电价波动风险。此外,节点电价计算所需的电网参数都属于机密信息,对于市场主体来说,市场出清模型有可能因此成为一个黑箱。因此,如何加强交易的透明性(即合理的信息披露机制)就成为电力市场建设的关键任务之一,也将是透明电网的用武之地。 有助于实现能源革命目标 能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题,对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。总书记2014年6月13日主持召开中央财经领导小组第六次会议时提出“四个革命、一个合作”的能源安全新战略,从全局和战略的高度指明了保障我国能源安全、推动我国能源事业高质量发展的方向和路径。透明电网将从以下几个方面助力能源革命目标的实现: 首先,透明电网建设可加速推动电气化与信息化深度融合,助力能源消费革命。通过信息化手段,全面提升终端能源消费智能化、高效化水平,推动智慧能源城市建设和发展,推广智能楼宇、智能家居、智能家电,助力智能交通、智能物流。培育基于互联网/物联网的能源消费交易市场,推进用能权、碳排放权、可再生能源配额等的网络化、智能化交易,发展能源共享经济模式。促进终端用能电气化、信息化安全运行体系建设,保障安全可靠的能源消费。发展各类新型用电方式,支持新产业、新业态、新模式发展,提高新消费用电水平。 其次,透明电网建设可推进能源生产智能化,助力能源供给革命。促进风电、太阳能发电等可再生能源的智能化生产,推动化石能源发电的数字化、智能化改造,支持先进储能系统开发。推动电力系统的数字化、智能化建设,并有效对接油气管网、热力管网和其他能源网络,促进多种类型能源网络互联互通和梯级综合利用,建设“源—网—荷—储”协调发展、集成互补的能源互联网。推动能源生产管理和营销模式变革,重塑产业链、供应链、价值链,增强发展新动力。以透明电网为核心,构建基于大数据、云计算、物联网等技术的能源监测、管理、调度信息平台,以及服务体系和产业体系。 再次,透明电网建设能推动智慧能源基础设施建设和装备关键技术、信息通信技术进步,助力能源技术革命。建设完善的智慧能源基础设施,促进ICT设备国产化。持续完善能源大数据平台能力建设,合理规划数据资产分类,开放数据分析与共享服务。提升设备智能感知与数据汇集能力,实现电力系统的万物互联,促进人工智能与传统电力(能源)业务的深度融合。促进数据驱动背景下的电力(能源)基础理论研究,使电力(能源)科学的研究范式从基于模型的分析/仿真科学向数据驱动的计算科学转变,在大电网安全稳定运行、智能电网、大规模新能源接入、综合智慧能源、数字电网、大规模储能等关键技术方面取得突破。 最后,透明电网建设有助于加快形成企业自主经营、消费者自由选择、商品和要素自由流动的电力(能源)市场体系,助力能源体制革命。促进完善的电力、油气、煤炭以及用能权等能源交易市场建立,确立公平开放透明统一的市场规则。打破地区封锁、行业垄断,建立主要由市场决定价格的体制机制。促进竞争性环节价格的全面放开和公开公平竞争,建立科学合理的信息披露机制,加强对市场价格的事中事后监管,规范价格行为。透明电网助力政府定价成本监审,推进定价公开透明,完善政府在重要民生和部分网络型自然垄断环节的价格监管制度。落实和完善社会救助、保障标准与物价上涨挂钩的联动机制,保障困难群众基本用能需求。...
近年来随着科技的进步,各种类型的电池和储能技术得到了长足地发展。高效的储能技术在社会生活中拥有广泛的使用场景。就电力工业而言,储能技术将为太阳能和风能等关键可再生能源的发展提供更坚实的基础。太阳能和风能具有间歇性,其稳定性方面的劣势一直是制约其大规模发展并全面替代传统化石燃料的一大阻碍。 在发电项目端,如果能将过剩的电力储存起来,并在发电中断时释放到电网当中,那么发电项目就能够提供更为稳定的电能输出,提高其市场竞争力。 从电网运营者的角度来看,如果需要面对更大比例的间歇性发电,储能设施的启用能够帮助平衡负载,提高电网的运行效率。从社会整体角度而言,储能系统能够减少对额外发电能力的需求,在化石燃料能源仍然发挥重要作用的系统中,将有助于减少化石燃料的消耗和相关的碳排放。 英国在可再生能源发电领域,尤其是海上风电领域,走在世界前列;其电力行业对储能解决方案的需求尤为强烈。储能项目作为一个新的基建投资类型引起了业界广泛的关注和兴趣,然而无论是市场业态还是商业模式,英国的储能业务市场还处于探索阶段。相应地,针对储能业务的法律监管制度也在不断调整、变化和完善。 基于发电业务的监管体系 在相当长的一段时间,大规模的抽水储能水电装置是唯一的工业级储能形式;相应地,英国在法律制度中一直没有单独定义和区分“储能”业务,而将其作为“发电”的一种特别形态。Ofgem也在2018年12月明确表示,考虑到储能项目和发电项目具有相似的特性,且两者在向电网输出电力的功能类似,因此储能项目应当适用发电业务的监管框架。 然而随着新的储能技术、新的项目形态不断涌现,英国政府和业界都意识到两方面的问题,一是现有制度体系下对于“储能”项目没有明确定义,因此,规则的适用有模糊和不确定之处;二是全盘适用“发电”监管体系可能对储能行业造成不必要的限制和负担。这两方面相互交叉的问题在很大程度上抑制了投资人对投资储能行业的积极性,阻碍了产业的发展。 针对上述情况,自2016年以来,英国政府和英国国家电网开始系统性地审视储能业务的特性,在监管制度和电网运行规则等多个方面有针对性地推出更新的或独立适用的监管规则。 牌照制度 如前所述,Ofgem明确表态发电行业的监管规则适用于储能项目,后续推动《2004年电力法》的修订已从议会立法层面明确这一基本原则。2017年以来,Ofgem经过多轮的公开征求意见,已在发电牌照的标准条款行文中纳入了“储能”业务的相关表述。 在现有的发电业务牌照制度下,50MW以下的发电项目无需发电牌照,而50MW及以上的发电项目需要向Ofgem申请牌照。 业界普遍的共识是50MW的门槛实质上限制了储能项目的投资规模并降低了投资人对储能项目的投资意愿,原因在于:(一)获取发电牌照后所受到的监管限制(牌照标准条款等)与这一规模的储能项目的特质并不匹配;(二)获取发电牌照后,储能项目必须加入一系列的行业技术规范和结算体系,这些技术规范和结算体系并不完全适用于储能项目的特点,但是会带来额外的合规和运营成本。 因此,实践中有不少投资人将相对较大规模的储能项目分成若干个小于50MW的子项目;但这种做法在一定程度上牺牲了项目的经济性,增加了项目投资和运营成本。 针对上述困境,业界曾经普遍呼吁引入单独的“储能牌照”制度,以更好地适应储能业务的特点,然而,Ofgem在2018年12月的表态否认了这一监管路线。未来在发电牌照框架下针对储能类项目是否会有特别的适用规则,也有待Ofgem的进一步明确。 规划许可制度 在英国现有的规划许可制度下,任何50MW及以上的发电项目(包括储能)均被纳入到国家重大基础设施项目(NationallySignificant Infrastructure Project,NSIP)范畴,进而其规划需要在中央政府层面进行评估,并获得内阁部长的批准;50MW以下的发电项目则落入城乡规划法(Town and Country Planning Act,TCPA)的常规范畴,并由地方政府进行规划审批。 NSIP审批制度的设计初衷是为影响国计民生的重大基础设施项目提供一站式的规划审批;获得该审批后,项目落地的确定性非常高,但是审批过程相对冗长(最长达18个月),合规成本也相对较高。 业界普遍认为储能项目对其周边环境的影响相较于传统发电项目显著较低,以50MW为限纳入NSIP规划制度的必要性相对较低,并且该规划审批制度严重影响了储能项目的投资规模和投资人的投资意愿。 经过两轮公开征求意见,英国商业、能源与工业战略部(Department for Business,Energy & Industrial Strategy,BEIS)在2020年7月发布了新的政策文件,宣布将改变现有规划审批规则,将所有形式、所有规模的储能项目均纳入常规的城乡规划法审批范畴,由地方政府进行规划审批,而不再适用NSIP制度。 上述制度的唯一例外是50MW及以上的抽水储能项目,由于其规划将带来的影响与水电项目类似,因此,仍然在NSIP制度下进行规划审批。BEIS已明确宣布在议会立法层面推动上述规划制度变革的落地,但目前尚无明确的立法时间表。 针对电网运营商的限制 基于其业务性质和业务需求,输电系统运营商(TSOs)与配电网络运营商(DNOs)(下文对两者合称“电网运营商”)对于储能设施的发展有着天然的兴趣;他们也有相对充裕的资金来进行储能项目的投资。然而电网运营商参与储能项目的投资和运营却面临着两大监管障碍。 一、在投资和所有权方面,欧盟层面的场网分离规则(unbundlingrules)要求所有的电网运营商必须将其电网运营职能与发电项目的所有权进行分离。由于储能项目也被视为发电项目的一类,因此在现有规则体系下电网运营商将无法对储能项目进行投资。 二、在运营层面,针对配电网络运营商,2018年12月,Ofgem通过引入“配电网络运营牌照”标准条款31D和43B,明确限制了配电网络运营商参与发电(包括储能)项目的运营,且该项禁令同等适用于50MW以下不需要授予发电牌照的发电和储能业务。Ofgem的主要关切点在于配电网络运营商可以基于其市场垄断地位,获取其他市场参与者(即其他储能业务运营方)无法获得的信息,从而获得不公平的市场竞争优势。 上述限制有三类例外,包括(1)除不列颠本岛以外的岛屿内部电力系统;(2)已经获批拥有(为保证电网稳定运行的)有限发电能力的配电网络运营商;(3)其他Ofgem给与特别例外审批的情况。此外,配电网络运营商的经营活动还有以下进一步的限制:(1)其非配电业务的收入不得高于其年度总收入的2.5%;(2)其向非配电业务的投资总额不得超过已发行股本、股份溢价和资本公积总和的2.5%。 值得一提的是,上述禁令只载于配电网络运营商的标准条款行文中,并不适用于输电系统运营商,且输电系统运营商的牌照条款尚未进行对应的更新,因此,监管层面存在一个灰色地带,即输电系统运营商或许可以运营50MW以下的储能项目。 然而,Ofgem在2017年9月公开征求意见的政策性文件中曾经表示,场网分离规则针对的是业务性质,不能认为小规模的发电业务在发电牌照监管水平以下,就可以由输电系统运营商投资运营。因此,我们预计在后续的法规更新过程中,输电牌照标准条款会有类似配电牌照标准条款31D和43B的更新。 电网系统费用 在英国,接入电力系统的市场参与者需要缴纳一系列的电网系统费用,包括输电网络系统使用费(TransmissionNetwork Use of System,TNUoS)、平衡服务系统使用费(Balancing Services Use of System,BSUoS)、配电系统使用费(Distribution Use of System,DUoS)和剩余费用(Residual Charges)等。 在既有的系统收费制度下,储能项目既要在入口端(充电过程)缴纳系统费用,也要在出口端(放电过程)缴纳系统费用,面临双重付费的情况。Ofgem和市场参与者均意识到该等双重付费的情况让储能项目比一般发电项目承受了更大的系统费用负担,扭曲了市场竞争关系,造成了不公平的市场竞争地位。自2017年前后起,行业参与者和政府部门在这一领域的专项研究和政策建议已经逐步落地;改革的方向和共识较为明确,即储能项目未来将只针对出口端(放电过程)缴纳系统费用,而不再就充电过程缴费。 政府补贴 英国有数项针对低碳发电的补贴政策,包括气候变化费(ClimateChange Levy,CCL)、可再生能源义务(Renewable Obligation,RO)、上网电价(Feed in Tariffs,FIT)、差值合同(Contract for Difference,CfD)等。各项制度在初始立法时均没有考虑储能项目的存在,其是否适用、以及如何适用于储能项目需要在相关规则项下进行明确。 CCL是在商业用户或公共事业用户消耗电力时收取的费用。在充电环节,储能项目在满足特定条件情况下,可以比照发电项目享受费用减免,但是在放电环节仍然需要在特定条件情况下向最终用户收取CCL。 针对已经获得RO和FIT补贴的发电项目,如果项目业主希望在站内加装附属储能设施(co-located storage),则视同对发电项目本身进行变更,需要将相关事项通知Ofgem。Ofgem会按照相关规则进行个案评估,以确定改造后的设施是否仍然可以享受RO或FIT补贴。 CfD类补贴的标准合同条款明确规定相关发电项目不得自行使用储能设施,但是允许相关发电项目与第三方独立参与电网平衡机制的储能项目在一定限度内进行协作。 参与容量市场 容量市场(Capacity Market)制度是英国政府为了鼓励发电环节投资、保障电网系统稳定推出的一项举措。政府通过招标流程,提前四年(T-4合同)、三年(T-3合同)或一年(T-1合同)就相关年度的容量响应进行招标;发电项目、储能项目以及具备需求弹性的电力用户企业均可以参与投标。中标者在相关年度内承诺在用电高峰期响应国家电网公司的容量调度需求,并就此按月获得固定收入。对于已投产项目,容量市场合同的期限通常为1年期,对于新投资项目,期限可以长达15年。容量市场合同是储能项目重要的收入来源之一。 2018年11月,欧洲法院裁定“容量市场”合同可能属于违反欧盟法律的国家补贴行为,导致该类合同一度被暂停执行。2019年10月,欧盟委员会正式裁定该类合同不违反欧盟法律,此后“容量市场”制度在英国市场得以继续执行。 在容量合同制度下,自2017年12月起,英国政府针对不同技术路线的储能项目设定了不同的技术规格要求和结算指标,充放周期更长的储能项目将获得更高的收入回报。 2020年5月,BEIS发布了关于容量市场制度的最新政策性文件,其中的主要变化之一是加入了对碳排放量的限制,这意味着高排放的化石能源发电项目参与容量市场合同的竞标将受到限制,而清洁发电能源以及储能项目将从这一新政中获益。 参与平衡系统 在英国电力市场中,电网运营商会就网络平衡服务(Balancing Services)进行招标,由各发电项目进行竞标。从业务特性来看,储能项目可以参与固定频率响应(Firm Frequency Response,FFR)与增强频率响应(Enhanced Frequency Response,EFR)等合同的竞争。 在过往的市场实践中,电网公司通常会在此类合同设定排他性条款,即一旦中标,该等合同将构成相关项目的唯一收入来源。如果参与此类竞标,则储能项目的收入较为单一,从而降低了整个项目的可行性;但如果不参与竞标,储能项目则需要与相当数量的交易相对方进行细致的合同谈判(且无市场标准合同可循),交易成本相对较高。 为进一步鼓励储能领域的投资,Ofgem于2018年9月开始就移除相关合同中的排他性条款公开征集意见,并评估相关影响,目前相关政策的变更尚无明确的方向和时间表。与此同时,英国国家电网开始适度地延长储能项目签订FFR合同的期限——由过去的最长不超过2年,延长到4年,提供更长时间跨度的收入稳定性,以进一步鼓励和吸引投资。 在全球范围内,英国拥有最为成熟和复杂的电力市场监管规则体系之一。在新的业态面前,现有制度的错位、空白和制约逐步显现;在政府和业界的互动和检讨中,相关的法律监管框架在逐步变化、清晰和完善。笔者希望英国在电力行业监管上的制度探索可以对于中国发展储能业务、发展适合的法律监管框架提供借鉴。...
在电力新基建规划下,可再生能源加速发展,到2025年煤电装机增长至11.5亿千瓦,较2019年底净增1亿千瓦,“十四五”新增的煤电装机将仅为“十三五”时期的1/4。 “当前,电力行业正面临转型机遇,而疫情影响可能改写‘十四五’电力需求增长的预期轨迹,客观上扩大了电力转型窗口。”华北电力大学近日发布研究报告《新冠疫情后的中国电力战略路径抉择:煤电还是电力新基建》(以下简称《报告》)指出。 《报告》认为,电力传统基建规划下,风电、光伏等可再生能源正常发展,继续优先煤电建设,到2025年煤电装机增长至12.5亿千瓦,较2019年底净增2亿千瓦;但在电力新基建规划下,可再生能源加速发展,相对于传统情景减少部分煤电建设,到2025年煤电装机增长至11.5亿千瓦,较2019年底净增1亿千瓦,“十四五”新增的煤电装机将仅为“十三五”时期的1/4。 煤电批量重启难掩生存困境 中电联此前发布的数据显示,截至2019年底,全国煤电装机10.4亿千瓦,占发电装机总量的52%。上述《报告》指出,根据“十三五”规划,到2020年煤电装机应小于11亿千瓦,但今年底煤电装机很可能接近11亿千瓦。 据记者了解,今年以来,大量煤电项目获得核准,多个省份的停建缓建煤电项目重启,煤电呈现“开闸”之势。 中电联行业发展与环境资源部副主任叶春表示:“尽管‘十三五’煤电装机大概率会在规划目标内,且今年以来煤电板块经营状况有所缓解,但国家近期为了对冲经济下行风险,加大固定资产投资,火电项目核准频繁,部分地区的电力供应可能将再现过剩。” 另一边,火电机组利用小时数普遍偏低,火电企业破产、亏损的消息屡见不鲜,煤电深陷生存困境。 “由于可再生能源运行不稳定,目前核准批复的煤电项目中,很大一部分是特高压配套电源,火电承担调峰功能,与风光打捆输送。但这种规划是否可行,大量可再生能源的接入,调峰成本又应该由谁买单,这都是‘十四五’规划中需要探讨的问题。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出。 传统基建利用效率不及预期 《报告》指出,煤电和主要用来输送煤电的特高压线路属于传统基建,强调在硬件方面的投入,追求数量上的规模效益,是供给侧规模经济,而非新时代要求的供需互联的经济发展模式。“这种‘重发、轻供、不管用’的电力发展理念无法解决当前及未来长期面临的‘电量充裕、电力紧张’的结构性矛盾。” 对于电力新基建,《报告》指出,电力新基建突出结构调整和经济转型升级功能,电力加强与5G、物联网、大数据等创新技术的融合,实现电力系统的绿色、安全、高效、智慧发展。袁家海认为,基于此,电力新基建包括以光伏、风电为代表的可再生能源、储能技术、综合能源服务、配电网和数字电网等。“电力新基建将赋予需求侧响应和节电效率更高的水平。” 袁家海对比了电力传统基建与新基建的产业链,以及带来的投资效果与产出,认为与新基建相比,传统基建的性价比值得商榷。“目前煤电和特高压输送清洁能源的利用效率远不及预期。2019年,设计容量为680-1050万千瓦的浙福线路、1000千伏的晋东南-南阳-荆门线路、900千伏锡盟-山东线路,这三条通道利用率均仅有10%左右。” “此外,特高压线路的建设虽旨在输送可再生能源电力,但在实际运行时,却需要大量配套煤电。以甘肃酒泉—湖南±800千伏输电工程为例,作为我国首条大规模输送新能源电力的特高压直流工程,其设计输送能力为800万千瓦,配套的煤电高达600万千瓦。”袁家海说。 新基建或助力煤电高质量发展 自然资源保护协会高级顾问杨富强指出,为实现二氧化碳排放力争于2030年前达峰的中期目标和努力争取2060年前实现碳中和的远景目标,我国未来要推进形成以清洁可再生能源为中心的灵活清洁、安全高效的电力系统,新基建是必然选择。 袁家海也表示,电力传统基建投资取向偏好大型国企,相比之下,由于民企在电力新基建产业拥有更高的市场份额,能够充分拉动民间投资,创造就业机会。 《报告》建议,随着新能源接入电网,煤电的远距离输送应尽可能减少,建设特高压应优先考虑可再生能源消纳,优化配置全国能源资源。“明确增量特高压项目配套大规模煤电远距离输送不符合电力发展方向,需要支持的是‘风光水火储一体化’‘源网荷储一体化’的跨区消纳模式;传统的‘风火光打捆’特高压输送模式,应明确特高压通道最低利用率和年输送新能源电量最低比例。” 《报告》还强调,在电力新基建体系下,应逐步退出落后煤电机组,优先开发消纳清洁能源,提升电力供给质量,配电网和数字电网建设提升电网供给效率,煤电灵活性改造和延寿管理扩大有效供给,促进新能源消纳。...
换电模式,在业界的大力呼吁和国家相关政策支持下,逐渐走向市场前端,火热起来。 今年以来,我国连续出台相关政策:4月,影响全行业的《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》明确提到支持“车电分离”等新型商业模式的发展;10月中旬,工信部表示正加快制定《电动汽车换电安全要求》的国家标准;11月2日,国务院办公厅正式发布了《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》,明确提出要大力推动充换电网络建设,鼓励开展换电模式应用。 那么,换电模式究竟有哪些“好处”?为什么要支持和推广这一模式?换电又会给行业带来怎样的改变?落地和推广又需要解决哪些难题,突破哪些障碍?换句话说,新能源汽车的“换电时代”已经来到了吗? 换电模式的好处在哪里? 换电模式在中国并非新生事物。早在20多年前,换电模式就已经存在于特定的车辆补能场景中。“真正的规模化推广是在2016年前后。因为充电带来的焦虑亟待解决。”奥动新能源汽车科技有限公司技术副总裁兰志波介绍,而能够解决的办法:一是将充电时间缩短,也就是快充;另一办法就是解决电动车能量的快速补充,也就是换电。“换电很朴实,就是为了解决充电慢的一个服务端的解决方案。” 在杭州伯坦科技工程有限公司董事长聂亮看来,换电是市场“自然选择”的结果。电动汽车由于配载电池导致其售价较燃油车高出30%-40%,令用户“买的贵”;同时,里程焦虑的产生则来自能量补充无法及时和方便,导致用户“用的烦”。两大因素制约了电动汽车的市场化发展。“要从根本上解决问题,我们认为车与电池一定要分开。”聂亮表示,电池要由持有者来做经营,以解决买的贵的问题;铺设足够密度的换电网服务站点,则可以解决用的烦的问题。这样才能让电动车产业持续发展。“是市场端的需求选择了这个路线。”他强调。 作为相关主管部门的负责人,原国家863电动汽车重大专项动力电池测试中心主任、中国电动汽车充电基础设施充电联盟副秘书长王子冬从行业角度给出综合性看法:换电与充电并不矛盾,只是一种能量补充方式。换电的真正涵义是换下来充电,而不是换下来不充电。他表示,推广换电,主要是考虑到近几年来车载充电方式出现的一些问题,比如充电时间长、充电温度低以及充电枪不合理等导致的安全隐患。相比之下,换电方式不但可以提高补电速度,还可以在可控的充电环境下给电池补电,更好的提高了安全性。 降低综合成本、大幅提高效率、更加安全可控、以及促进全产业链更加细化专业的分工和资产管理等,换电模式的发展和进化正在弥补充电模式某些方面的不足,这也给了换电模式再度“崛起”的理由和支撑。 “这两种方式并不矛盾,未来到底哪种方式好,往哪个方向走,还要看市场的体验和需求。”王子冬指出,目前很大一部分换电市场是B端用户在使用电动车,这取决于其工作特点和要求。换电应该是广义充电方式里的一个分支或者说是一个补充。 解读换电:现状与问题 具备明显优势的换电是否会大幅改变现有的充电模式市场?未来的发展趋势又会怎样?在这几位换电推动者看来,无论是从个人用户层面,还是综合社会能源体系的构建层面,换电都有更加广阔的空间和效益。 “用户买车最关心的是车的经济性和便利性,至于能源如何补充并不是最重要的。”聂亮认为,从这个角度,将来会有越来越多的用户选择换电方式。用户需要的其实这样一种普遍服务。当然,充电功能也同时保留,就如同固定电话和移动电话,换电就好比移动的电网,充电桩如同固定的电网。同时,换电还可以充分利用闲置的时间和低谷能源,长远来看,换电有条件成为主流。 对此,兰志波表示赞同。电动车时代面临的不仅是车的事,还有社会能源体系构建的问题。电动车的能源补给会造成电网局部负荷过重,而电池本身的活跃性也会让安全边界更窄。如何保障电池使用安全,让能源供给与巨大的单点需求匹配,以及降低电池带来的过高成本等,都是新的命题。“我们发现换电可以达成方方面面的平衡,与电动车的使用是一个全面友好的关系。”在奥动看来,换电是可以将充电与用户的需求分离开来的。 当然,没有绝对完美的模式,既然换电是换下来充电,最后还是要充电,那么为何要多此一举,是否会增加换电的成本和时间呢?媒体观察员邱锴俊也就此提出了自己的疑问。 “用户自己在家里充电,电费可能在0.5元/Kwh,但是换电站建设有很大投入,这个经济效益如何保证?换电的价格是不是更高?”王子冬指出,换电比充电增加了一个环节,成本一定会增加。同时,换电站需要大量备用电池,也需要更多资产支撑。此外,与目前匹配度较高的充电桩相比,换电需要统一规格、型号的电池,统一电池标准,也是换电市场当前最大的障碍之一。 推广换电,要解决哪些产业难题? 产业端推广换电模式仍需要破解一些难题和障碍。尤其在电池的标准化与商业模式的落地方面,几位嘉宾从市场更深层面进行了分析和探讨。 虽然换电模式的好处很多,但是否走这条路线、如何去发展首先需要得到产业界的认同。王子冬强调,尤其比较难的是整车企业,更要与行业一起向共赢的方向去推动。他以大幅提高物流行业效率的集装箱标准化为例:集装箱的推广降低了物流业成本的90%,最关键的两个抓手,一个是实现了标准化,一个是打通了产业链。“整车企业相互之间很容易形成各自的‘壁垒’,而推动换电是全行业受益的事情,大家要往一处想”。 杭州伯坦科技是业内较早推动电池包标准化的企业,聂亮对标准化的过程和难度更有感触。“车用电池与手机电池的标准化还不一样,电池包可以占到整车成本的40%-50%,如果大家都走差异化路线,那么整个社会的成本会非常高。所以标准化是必须发展的方向。”此外,他表示,车电分离之后还需要相应的商业模式,包括资产的经营等等。假设中国3亿辆车,一台车价值5万,那就是15万亿的产业。这是一个需要全社会承担和受益的资产成本规模,绝不是一家车厂能够解决的问题。 “这是换电模式最大的优势,也是我们行业遇到的最大难题。”聂亮强调,但是产业总归是向趋利方向发展,作为从业者,他相信只要把标准坚持做下去,目标总会实现。 那么如何进一步推动电池的标准化?主持人邱锴俊也提出了一个现象:目前很多车型都是车企早期按照充电的标准设计的,如果推广换电,该如何在研发上做调整?同时,以电池包为核心资源之一的主机厂,又是否愿意放弃电池包的主动权? 奥动的做法是将与换电相关的部件集中在一起,形成类似过去电池箱的方式,这样进行换电匹配的过程就很简单。“已经有很多整车厂采用这种换电的方式和技术,或者选择这种部件,让充电车变成具备换电功能的车。”兰志波介绍。 至于车厂如何应用换电,“换电实际上是统一接口的规格,连接方案是一样的,可以做到车与站兼容。”兰志波说,目前换电站已经可以对用户提供共享服务,即车在任何一个站都可以换电池。车车互通由于电池标准仍未解决,目前还需要些时间和过程。 商业模式的探索仍在路上 如何构建良性可盈利的商业模式,仍是换电模式面临的首要问题。目前,蔚来已在私家车市场正式推出电池租用服务。商用车、出租车、网约车成为换电率先切入的细分领域。 谈及电池资产的商业模式,王子冬认为可以借鉴国内第三方金融资产的运营者,以及集装箱的通用模式、加油站的管理模式。或者与加油站联合共建换电站,或者将换电站作为城市储能的一个分支,总之要设法将“补电”变成一种有价值、可经营的“资产”。“让大家明白,换电站也是资产,谁拥有电池资产,谁就掌握了电动汽车推广的支撑渠道。”他解释,动力电池寿命远高于电动汽车,所以要把电池的价值充分挖掘利用好,这会特别降低前端电动汽车的使用成本。 另一个较难的问题是电池资产的管理,至今仍未形成完善的运转。据聂亮介绍,将电池作为资产管理和流通起来,需要电池具备货币流通的本质特点:通用性与流通性。但是电池作为贬值类资产,很难正常释放受益以吸引投资者购买,这需要电池上下游产业链的深度参与。只有构建一个基于良性流通的资产+金融生态环境,电池资产才能正常管理和运转起来,否则也很难支持“车电分离”的真正推行。 总而言之,换电模式优势显著,好处多多,但在产业端的推行和落地还有大量工作要做。要得到诸多参与方的认同和合力推广,行业本身也需要在基础设施建设、电池标准统一、商业模式运行等方面完善和加强。或许有一天,“车电分离”的实现,会成为破解新能源汽车产业核心痛点的“钥匙”。...
长期以来火电在我国电力系统中处于绝对主导地位。2015 年火电审批权由国家发改委下放至地方,核准容量近 1.5 亿千瓦,相当于平均每个省市自治区核准新增5个百万千瓦大厂。历史高峰带来严重的装机过剩风险。随后受煤价快速上涨、煤电产能过剩、用电市场增长缓慢、市场竞价加剧等因素叠加影响,火电企业生产经营陷入严重困难,利润降低甚至亏损。随着国家能源政策和煤炭市场化改革的不断深入及大气污染物排放标准提高,火电行业面临着能源结构转型、燃料成本约束、节能减排等一系列挑战。未来一段时期内,火电企业需要从各方面做好准备和计划,迎来历史发展的新时期。 来源:北极星电力网 作者:张晨雯 国家开发银行 本文系投稿,本文内容仅代表作者个人观点 一、 新五大发电集团牵头煤电资源整合 为增加火电行业集中度,改善煤电企业经营状况,2019年12月国资委发布《中央企业煤电资源区域整合试点方案》,提出由国家电投、国家能源集团、大唐、华能、华电牵头在甘肃、陕西、新疆、青海、宁夏5个煤电产能过剩、煤电企业连续亏损的地区开展第一批整合试点,进一步通过区域整合的方式优化资源配置、淘汰落后产能、减少同质化竞争、缓解经营困难。试点于2019年启动,力争到2021年末试点区域煤电产能压降四分之一至三分之一。 2018年火电企业大面积亏损,新五大发电集团下属煤厂474个,亏损占比54%,亏损金额达379亿元。根据<<方案>>完成产权划转后,牵头企业将淘汰关停落后产能,在不考虑其它电源挤占效应情况下,预计5省份的火电机组利用小时将有明显增加。 新五大发电集团试点省份情况 注:我国火电资产分布在新五大发电集团、地方能源集团、企业自备电厂和民营企业。2019年五大集团合计火电装机6.03 亿千瓦,占全国火电总装机一半以上。 二、燃料成本与火电企业的经济效益密切相关 我国火电燃料以煤炭为主,由于燃料成本占火电企业总成本比例高,煤炭价格波动对火电企业盈利影响较大。2014-2015年煤炭出现严重过剩,2016 年政府出台系列煤炭去产能政策文件,5月开始煤炭价格步入上行通道。经过一轮煤炭供给侧改革,直到2019年煤炭优质产能释放价格才有所下降。回顾历年来火电企业净资产收益率与煤炭价格之间的关系,火电ROE与煤炭价格下行周期呈反向变动趋势。 受 2020 年疫情影响,年初煤炭需求不足,叠加二季度国外疫情爆发,进口煤低价导致国内煤炭价格承压,价格较去年同期下降。受成本端压力减小,下游需求端复工复产推进,2020年上半年以煤电为主的上市平台盈利同比大幅增长。 三、可再生能源消纳保障机制给火电企业造成压力 为加快构建清洁低碳、促进可再生能源开发利用,近年来国家发改委、能源局发布《清洁能源消纳行动计划(2018-2020 年)》、《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》等相关政策,提出优先发展分布式可再生能源、清洁能源优先跨省与火电“打捆”交易、建设清洁能源外送通道及电网升级、探索清洁取暖、发展储能等一系列改善清洁能源消纳的措施,并对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重,建立健全可再生能源电力消纳保障机制。部分省份已出台相关政策除跨省跨区协议送电、符合超低排放要求的机组,火电机组不再安排优先发电量。我国光伏、风电产业经过十余年的发展累积,单位装机及度电成本不断下降,下限值已接近或部分达到当地火电脱硫燃煤标杆电价,可再生能源市场消纳竞争力逐渐增强。与此同时,为保障可再生能源消纳让路而牺牲的火电利用小时数使得火电企业利润空间在不断被压缩。 四、市场化交易增加煤企综合电价的不确定性 2016年3月国家能源局下发《国家能源局综合司关于征求做好电力市场建设有关工作的通知(征求意见稿)意见》,文中提出的电力市场化目标,“2018年实现工业用电量100%放开,2020年实现商业用电量的全部放开”。2019年全国范围电力市场交易量占全社会用电的39%,虽然市场化进度低于预期,但从近三年的实际交易情况来看,煤电企业综合电价在逐年下降,对企业经营状况造成一定负面影响。 五、结语与建议 我国火电经历了规模化发展、上大压小、节能减排、煤电一体化的历史阶段,在可再生能源时代面临的问题也更加突出。认识火电企业的现状有利于因地制宜因势利导优化火电未来新增资源的配置。据中电联统计,2019年末我国火电装机11.9亿千瓦(其中煤电10.4亿千瓦)在全国总发电装机的占比下降至55%,火电发电量比重从2011年82%下降至68%,电源结构已逐渐向可再生能源转变。“十四五”将是我国能源转型的关键时期,清洁高效的火电与可再生能源之间绝不是简单的零和博弈,电力平衡和对其他电源的调节补偿决定了火电仍将发挥重要作用。但未来火电新增规模有多少,扮演何种角色,传统火电企业如何发展,如何优化布局,还有赖于政府、企业、金融机构、规划科研院所的进一步探讨与合作。  ...
什么是“双循环”?即形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。如果从产业角度看,我国光伏行业就是一个典型的“双循环”范例。 2008年,光伏行业还是“两头在外”——上游原料对外依存度高,下游应用依赖国际市场,整个行业基本处在“国际大循环”状态中。 从2009年开始,为应对欧美等地的“双反”措施,我国光伏产业开始了“壮士断腕”式的产业结构调整。伴随这次调整,国内市场正式开启,光伏行业也开始转向“国内循环”。 2018年,欧盟终止对华光伏“双反”措施,海外业务重新成为部分光伏企业的拓展方向,甚至被一些企业视为重点市场。与此同时,国内市场也日趋成熟,竞价、平价、扶贫等多种类型的项目均有较强的竞争力,这让“内外并重”的策略成为多数光伏企业的首选。 未来一段时间,我国国内经济的大循环将被逐步打通,光伏的“双循环”也需要继续推进,但在实施过程中,需要注意细化和优化。 在“国内循环”中,企业应不断挖掘国内市场的新需求、新机遇,特别是借助“新基建”的东风,提升技术能力,寻找新的应用场景;在“国际循环”中,企业应以新视角、新模式强化国际化布局,尝试开放创新、近岸业务等新模式,以增加回报、降低风险。 “国内循环”:把握新型城镇化机遇 激发国内需求、扩大新能源的应用场景,关键是要寻求“多点开花”。在“十四五”期间,光伏行业非常值得关注的领域就是新型城镇化。 不久前,中金公司发布研究报告指出,在总结已披露的各地“十四五”前期课题研究成果后,发现高频词汇主要集中在创新、城市群、区域协调发展、新型城镇化等方面。可见,推动都市圈和城市群的发展将是“十四五”的重中之重。 在未来的一段时间里,各地将会建设很多新的基础设施,以顺应人口向城市迁移的趋势,优化经济的空间结构,释放内生发展动力。 新型城镇化将伴随着绿色和能效水平的提升,这恰恰是光伏行业的机会所在。当光伏和新型城镇化融合,必然生发出诸多新的需求,推动光伏应用“多点开花”,不仅会扩大光伏产品的多元化应用领域,还有可能推动行业开启精益生产。 尽管生产流程复杂、技术升级频繁,但近年来,智能制造等高科技手段开始被一些光伏企业所尝试。当下,配合新型城镇化过程中出现的多元化需求,企业不仅需要提高产品质量,还要具备满足各种小规模需求的供应能力。这就要求改进生产组织方式和管理技术,提升企业生产体系的灵活性。这正是精益生产可以实现的。 精益生产的核心是“精”,既要保证生产的供应精准、不留库存,又要强调相互协作及业务的精简、减少流程,这与光伏市场未来发展趋势也是相吻合的。在国内光伏市场容量持续扩张的过程中,市场需求也会渐趋多样化,光伏企业不仅要面向B端市场,而且可能会开启C端市场,不同层次的市场将生发更为碎片化的需求。如果拥有大规模生产和精益生产兼备的生产能力,企业就不会因市场转型和需求多元化而措手不及。 “国际循环”:实现三轮驱动 10月13日,国际能源署发布《世界能源展望2020》。这份报告预计,尽管受疫情影响,今年全球能源需求出现整体下降,但全球清洁能源需求仍将保持0.9%的正增长。 因此,“走出去”仍将是国内光伏行业的重要选择,但前提是,企业要选择更加稳妥的方式去拓展国际市场。实现出口贸易、近岸生产和开放创新的三轮驱动,或是最好的选择。 一是继续开拓出口市场。 自从去年欧盟取消对华光伏“双反”措施后,美国也在2019年12月宣布了对双面光伏组件豁免“201法案”下的进口关税,贸易政策的变化重新激活了中国对欧美市场的出口。根据中国光伏行业协会的统计,2020年1~5月,中国对欧洲的光伏组件出口进一步增长,出口额为26.6亿美元、同比增长了12.3%,对美国的出口额达到了3.1亿美元、同比增长20倍以上。但受疫情管控和货币贬值等因素影响,今年对印度和拉丁美洲市场的出口量有所下降。 尽管出口状况在很大程度上仍取决于市场所在国的政策变化,但光伏企业依然可把出口贸易作为参与国际循环的重要选项。但应当视国外相关政策的变化,对出口目的地和贸易规模进行灵活调整。 二是海外投资要因时而变。 从全球生产的角度来看,新冠肺炎疫情的冲击在很大程度上体现为,一旦全球供应链若干重要环节因疫情而中断,就可能造成整条产业链停摆。目前,不少国家已经开始重新评估本土产业链的安全性,试图优化和重塑产业链供应链体系。 在全球生产秩序恢复正常以后,区域化和近岸化可能成为国际投资和全球产业布局的新趋势。近岸化是和离岸化相反的概念。离岸化是通过全球范围内的投资和业务外包,利用国家或地区的劳动力成本差异,降低生产成本,提高经营效率。这种模式强调的是“高效率”和“低成本”。而近岸化则是利用邻国生产要素的业务模式。这种模式更强调“安全”和“便捷”。如果疫情后全球供应链体系调整出现这些新变化,到主要市场所在国或其邻国投资设厂,就近供应区域市场,可能将成为中国光伏企业开拓国际市场的重要选项。 三是不断扩大开放式创新合作。 要想进一步提升光伏行业的发展水平,持续的技术创新不可或缺。在过去几年里,我国光伏行业的研发水平和技术能力进步很快,但在一些关键核心领域,尤其是最尖端、最前沿的技术领域,仍有较大的提升空间。当下,中国光伏行业已经具备资金、市场、环境等诸多优势,应当充分利用国内国外两个资源和两个市场来推动技术进步,既要聚焦自主研发,也要实施开放式创新,通过整合全球创新资源,实现集思广益。 “双循环”离不开四个支柱 从前几年的经验看,光伏行业的“双循环”离不开四个支柱,即扩大内需、优化供给、深耕技术和关注海外。 扩大内需就意味着要通过激活国内光伏需求,不断释放国内市场的潜力。这也是2012年后光伏行业最大的亮点。2013 年8月,国家发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》等一系列文件,此后几年中,我国光伏行业市场快速发展,截至2019年12月,全国光伏累计装机突破200吉瓦。 任何产业要实现迅速发展,仅靠扩大需求端是远远不够的,还要提高供给端的质量与效率。过去几年,在光伏产能不断扩张的同时,供给质量也在不断提升。光电转换率的提高就是高质量供给的表现之一。随着技术进步,我国光伏电池转换效率不断提升。特别是在过去一年,大硅片、高功率组件市场逐步完善,产品升级的速度超出了市场预期。 优化技术是产业升级的重要支柱。近年来,国内光伏产品持续升级,产品质量和技术水准不断提高。但必须承认,部分关键的技术环节仍存在短板。比如,光伏上游的制造仪器、部分核心零件等。要实现核心技术的突破,需要行业继续加大研发力度,进一步提升创新能力,为新能源产业的可持续发展提供坚实的技术支撑。 国际市场能够为光伏产业发展提供重要支撑。尽管部分国家和区域出现了“逆全球化”的现象,但是经济全球化的大趋势并没有中断,区域经济一体化正在重构全球生产贸易体系。今年年底,亚太地区最大的区域贸易协定《区域全面经济伙伴关系协定》或将签署,它不仅会极大地促进亚太地区的投资与贸易,也将使光伏行业从中获益良多。 上述四根支柱的内在逻辑非常清晰,即先通过扩大内需、改善供给、促进创新等措施做大、做强、做优国内市场,再将庞大的产品供应能力和强大的产业竞争优势在国际市场进一步释放出来。“十四五”期间,四根支柱不仅要立好,而且要立稳,只有这样,才能让国内循环和国际循环实现有机结合,构筑出光伏行业的完整“双循环”。...
细则出台后,几家欢喜几家愁。实际发电小时数高于核定小时数的区域最“受伤”。同时,有观点指出,政策对光伏与风电未能“一碗水端平”,不少业内人士对“厚”光伏“薄”风电颇有微词。 近日,财政部、发展改革委、国家能源局联合印发《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》(以下简称《意见》),对可再生能源电价附加补助资金结算规则进行了明确。值得注意的是,本次《意见》仅针对存量可再生能源项目,增量的平价项目并不在《意见》范围之内。 从今年6月明确2020年923.55亿元的补贴预算,到“以收定支、优先级明确”的发放原则,再到当前“合理利用小时数”的确定,多部委连发文件,旨在“治愈”可再生能源补贴拖欠之痛。 “合理利用小时数”首次出现在今年1月财政部发布的财建4号文《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》和财建5号文《可再生能源电价附加补助资金管理办法》中,是相关部门综合考虑多种情况,计算出来的地区合理的满发小时数,与补贴发放金额直接挂钩。《意见》出台将对可再生能源行业产生什么影响? “游戏规则变了” 明确补贴数额和时间 《意见》对风电、光伏发电以及生物质发电项目都进行了合理利用小时数的划定。相关项目的实际利用小时数,只有在合理利用小时数内的部分,才能获得中央财政的补贴资金。 以陆上风电为例,I至IV类资源区全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时,经折算,年合理利用小时数约为2400、2200、2000和1800小时。 同时,补贴发放机制有了明显变化。《意见》要求在时间轴上,并网之日起20年、全生命周期合理利用小时数,两者取其一,以首先到达的时间节点计算核定发电量补贴,此后不再享受补贴。同时明确,选取核准容量和实际容量中的低值为补贴容量,如在核查中发现申报容量与实际容量不符,将按不符容量的2倍核减补贴资金。 中国光伏行业协会副秘书长刘译阳表示:“这意味着,此前逐批进补贴目录的发放机制不再继续,国家批复的项目相当于‘确权’了,国家认拖欠补贴的账,利好光伏行业,可大大减少光伏企业不确定性。” 易渡(武汉)咨询服务有限公司负责人宋燕华表示,《意见》对补贴电价公式存在歧义的部分进行了修正。“2019年5月,财政部发布《关于下达可再生能源电价附加补助资金预算的通知》,文末补贴计算公式中的‘电网企业收购价格’引起激烈讨论。本次《通知》对此表述进行了修改,正本清源,减少了不必要的麻烦。” “几家欢喜几家愁” 配额、绿证交易大势所趋 几家欢喜几家愁。有观点指出,《通知》对光伏与风电未能“一碗水端平”,光伏发电政策倾斜明显,不少业内人士对“厚”光伏“薄”风电颇有微词。 “光伏组件存在明显衰减,这一点在行业内已是共识,但是本次政策对‘衰减’二字只字未提。按合理利用小时数反算,光伏项目首年发电小时数可达1200-1800,高于目前光伏实际平均发电小时。发一度电有一度电的补贴,基本没有起到像风电一样‘砍’补贴的效果。”宋燕华表示。 “对于海上风电而言,新政对海上风电‘全生命周期合理利用小时数为52000小时’的确定,以及2021年以后国家补贴的退出,无疑会加剧海上风电项目的投资风险。”一位业内人士表示。 作为风电行业代表,远景能源高级副总裁田庆军表示:“这个政策主要针对已经获取补贴电价的项目,明年开始陆上风电全面平价,不再享受补贴,后年开始海上项目全面平价。行业应该正确看待此政策的出台,不必过度解读,政策更多导向可再生能源积极参与市场化绿证交易,减少对补贴的依赖。” 田庆军所说的绿证交易,也是《通知》中的重要内容之一,不再享受国家补贴后可核发绿证、参与绿证交易。刘译阳表示,未来在发展机制上,绿证、可再生能源配额要发挥更大作用。“绿证、配额制均是发挥全社会的力量支持可再生能源发展。要绿水青山、蓝天白云,就需要付出一定的代价。原机制大部分成本由电力企业承担,现在是‘谁付出、谁受益’,全社会所有电力用户共同承担。” “避免出现反激励” 积极拥抱变革谋得生存空间 部分企业向记者透露,实际发电小时数高于核定小时数的区域最“受伤”,政策应避免对技术提升形成反激励。 中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者,同一个资源区更优质项目补贴额会变少。“以青海海南州为例,在不使用任何先进技术手段的前提下,Ⅱ类资源区的海南州某光伏电站的实际发电小时数可以达到1400小时,如果加上双面、跟踪等技术手段,实际发电小时在1600-1700小时左右。《通知》中,光伏Ⅱ类资源区合理利用小时数为1300小时,这意味着,这些光伏电站要提前两至三年退出补贴。” 兴业证券研报分析认为,本次《意见》充分说明,今年国家补贴收尾关门,低成本有竞争力的新能源发电形式将迎来更广阔的空间。平价之后,利用小时数无上限,产能利用率大幅度提升,而高成本的没有竞争力的发电形式,在成本降低至平价之前,不具备大规模发展的条件。 对存量项目来说,企业如何创新发展?宋燕华表示,在合理利用小时的激励下,未来业主进行技改提效和参与市场化交易的动力将会增强,如风资源和消纳条件允许,实际发电小时低于合理利用小时的项目应该成为技改服务商和售电主体的主攻方向,由于回报提升显著,还可采用收益分成模式。 “由于提升发电量的增收效果边际效益递减,对于正在抢装的项目,如建设方案仍可调整,业主应更关注即期造价降本而非发电量提升;对于已并网项目来说,由于折旧、利息费用等因素已经确定,运维服务应成为降本突破口,业主可以考虑放弃对运维人员数量的执念、接受和推广集控模式,以运行指标而非管理人数作为考核运维主体的标准。”宋燕华说。...
新能源渗透率持续提升、电网峰谷差不断拉大、源荷双向响应频繁……我国电力系统运行复杂程度日益增大,系统运行波动性和不确定性大幅提高,对灵活性资源的需求从未如此迫切。 截至 2019 年年底,我国风电、光伏发电装机容量分别达到 2.1亿 、2.04亿千瓦,年发电量分别为4057亿、2243亿千瓦时。有数据显示,2020年新能源日最大功率波动超过1亿千瓦。 基于我国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和的愿景,能源低碳转型加速,电力系统中新能源发电量占比将进一步提高,但受制于我国电力系统灵活性欠缺、电网调度运行较为僵化,新能源难以高效消纳。从电源侧看,我国抽水蓄能、燃气等灵活调节电源比重仅为6%,且空间分布不均,西北地区灵活电源占比仅为0.9%。而德国、西班牙、美国灵活调节电源比重分别为17.5%、34.3%、48.7%。 学者指出,未来电力资源时空均衡配置的空间尺度更大、时间尺度更小,高比例风电、光伏的随机变化特性将给电力系统运行带来前所未有的挑战,亟待构建基于灵活性的规划和运行技术体系,增强系统调节能力。 “灵活性,电力系统的新主张。” “十四五”电力实现高质量发展,全系统调节能力增强、系统效率提升应是重要评价指标。电力系统运行灵活性涉及时间尺度、供需平衡、成本约束等多个方面,优化配置灵活性资源,满足系统在不同时空尺度下对灵活性的多样化需求,亟待构建灵活性指标体系、完善市场机制、强化新技术融合应用。 一要量化系统灵活性需求,求解灵活性平衡。 灵活性平衡求解,即面向不同需求,协调不同时间、空间、物理和价值属性的灵活性资源与手段,实现电力系统目标。 基于新能源装机及负荷演化、电力系统运行约束条件等,测算不同时间尺度的灵活性资源需求。充分考虑灵活性资源具有的多时空特性、状态相依性、双向转化性等特性,研究构建多时间/空间尺度的灵活性量化指标体系,从经济、环境维度考量各类灵活性资源的边际效益,科学规划灵活性资源,优化调度各种灵活性资源,以最小化系统成本实现灵活性平衡。 二要系统挖潜灵活性资源,让市场充分体现灵活性价值。 至2019年年底,我国煤电灵活性改造完成5775万千瓦、气电装机容量9022万千瓦、抽水蓄能装机容量3029万千瓦,主要灵活性电源建设进度较“十三五”电力工业发展主要目标仍有差距。市场机制激励不足是灵活性资源建设缓慢的重要原因,如,煤电灵活性改造调峰补偿电价差异较大,抽水蓄能电站缺乏明确的经济效益量化指标,气电电价中调峰、环保价值未充分体现等。 挖潜源-网-荷-储全环节灵活性资源,亟待完善市场机制提升资源配置效率。应加快推进电力市场建设,探索通过弹性电价机制释放系统灵活性,研究利用市场机制支持储能等灵活调节电源发展的政策,充分反映调节电源的容量价值。 三要强化新技术融合应用,拓展灵活性资源效能。 强化新技术融合应用,通过智能电网、智能设备、信息管理系统实现各种灵活性资源优化整合,使各类灵活性资源得以协同拓展,跨越传统环节划分,达到贯通式的高效利用。 推进能源互联网、智能微电网、虚拟电厂等技术应用,优化源-网-荷-储协调调度控制,以技术进步和规模化应用促进电力系统与信息技术融合;应用电网柔性技术,提升电网柔性控制能力,促进电力系统功率快速、灵活调节,提高系统稳定性;加强材料跨学科应用,加大储能、太阳能等相关材料技术攻关,研发新材料、新技术降低灵活性资源成本。 增强灵活性,提高系统调节能力,是实现电力低碳转型的必然要求。直面灵活性约束,寻求最优解,亟待多元协同、系统发力。...
我国可再生能源发展的“十四五”规划正在紧张编制中,将决定未来5年可再生能源的发展走向。 随着光伏在全国范围达到平价格局,光伏企业达到盈亏平衡点促进企业未来快速发展。在“十四五”期间想要提升非化石能源的占比,将主要加大对风电和光伏等新能源的产业布局。 光伏发电技术降本空间大、技术进步快、产业化确定性强,是未来主要发展的低成本节能发电方式之一。 作为可再生能源,光伏渗透率提高大势所趋。IEA预测全球光伏发电在总发电量的占比将在2040年达到18.7%,而2018年全球范围内光伏发电渗透率仅为2.2%,2019年我国光伏发电渗透率提升至3.1%,光伏发电的市场空间广阔。 2020年国内光伏竞价项目落地,规模达26GW超过预期。受此影响,国内需求有望在4季度集中释放,机构预计国内2020年新增装机将达45GW左右,2020年全球光伏新增装机且望达125GW,同比增长9%左右。 随着下游装机需求持续向好,将拉动产业链价格全面上涨。 光伏技术路径丰富且多样,而落地需靠设备商变现。 光伏行业之所以可以享受较高估值,一方面是因为光伏行业长期拥有景气的下游需求,光伏渗透率提高永远值得想象。 另一方面,则是光伏行业拥有完整的、多样的、可见的成本降低路线图,此路线图为“景气的下游需求”进一步强有力的保障, 光伏产业链的上游是晶体硅原料的采集和硅棒、硅锭、硅片的加工制造,产业链的中游是光伏电池和光伏电池组件的制造,目前晶硅电池分为单晶硅和多晶硅两种,产业链的下游是光伏电站系统的集成和运营。 产业链由原材料硅料加工为硅片,进一步加工为电池片,然后加工为组件,最后组合为下游发电系统。 随着国内厂商低成本先进产能扩张释放,中国在全球光伏供应链份额持续提升。 目前光伏产业链供应端主要集中在中国大陆,且多晶硅和硅片环节产能向中国西北和西南地区转移趋势明显。 2019年,中国在多晶硅、硅片、电池片、组件、逆变器环节产量占全球比例已分别提升至67%、97%、79%、71%、59%;尤其是多晶硅、硅片和逆变器环节,中国厂商凭借显著的成本优势推动低成本新产能快速扩张,近10年全球份额占提升约30pcts。...
东北地区风光资源丰富,业内认为,依托能源互联网进行大规模的可再生能源利用将是其能源转型的重要途径。 作为共和国长子,东北地区曾为我国的经济发展作出了不可磨灭的贡献,但单一的产业结构,让老工业基地的增长速度持续放缓。如今,东北地区大力发展光伏、风电、储能、氢能等,尝试采用能源互联网等先进的技术理念,提高可再生能源发电比例。 发展可再生能源是能源转型的重要途径,高比例可再生能源并网是未来我国电力系统的重要特征。然而,高比例可再生能源并网为电力系统带来严峻的挑战,将改变电力系统的结构形态。在此情况下,东北能否走上“风光之路”?10月22日,在2020第五届东北能源经济转型与发展峰会上,专家、学者以及企业家展开了热烈的探讨。 丰富的风光资源尚待开发 众所周知,2003年,我国提出“振兴东北老工业基地”的战略,为东北经济发展注入了强大的动力。而今,我国要推动形成国内大循环为主,国内国际双循环互相促进的战略格局。 就在不久前,中国提出将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,实现“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”的目标。 “‘十三五’期间,我国可再生能源规模持续快速增长,可再生能源消费比重稳步提升,进入较高比例增量替代和区域性存量替代新阶段。”国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源研究中心副主任陶冶说,可再生能源技术为推动能源结构调整、保护生态环境和培育经济发展新动能发挥了重要作用。 陶冶强调,“十四五”期间,风电和光伏发电将成为推进电力市场化、储能、微网、增量配网、综合能源服务的关键动力。 对此,中国电力科学研究院新能源研究中心太阳能发电实验与检测室主任张军军表示赞同。在他看来,电力是能源转型的中心环节,依托能源互联网进行大规模的可再生能源利用将是能源转型的重要途径。 东北地区风光资源丰富。光照方面,东北属于光伏辐照的二类地区,全年辐射量在5400—6700MJ/m2,相当于180—230kg标准煤燃烧所发出的热量,拥有其他诸多地区不具备的光照时间;风能方面,黑龙江省是东北地区风能资源最丰高的省份,该省2/3以上的区域属于风能资源较丰富区,由西向东覆盖全省大部分区域,其中有近1/3的区域属于风能资源丰富区。据中国气象局第四次风能资源调查结果显示,吉林省潜在开发量约2亿千瓦,可装机容量约为5400万千瓦。 “若是将东北地区的可再生能源潜力释放出来,其前景将十分可观。”一名参会者向记者表达了自己的看法。 仍面临多重挑战 作为拥有丰富自然资源和深厚工业基础的东北,在建国之初的相当长一段时间内,为国家的建设事业作出了突出贡献。然而,片面倚重工业尤其是资源型工业的发展模式,使老工业基地的增长速度持续放缓。 面对着沉重的转型压力,2013年以来,在全国新能源迅猛发展的大背景下,东北的也大力发展可再生能源。2017年10月,白城市经过竞争优选,被国家确定为第三批光伏发电应用领跑基地,成为东北地区首个光伏领跑基地。如今,该市正在打造“中国北方氢谷”。 随着可再生能源的大规模并网,其能源结构加速优化升级,清洁化水平显著提升,但由于与传统能源特性不同,也对其提出了新的要求。 谈起高比例可再生能源电力系统的挑战,张军军也坦言:“从发电资源、发电设备及能源系统的层面考虑,电力系统面临着实现新能源高效消纳、保障系统安全运行,创新体制机制这三方面挑战。尤其是新能源大规模接入系统后,安全运行方面面临着频率问题、电压问题、平衡和调峰等难题。” 他举例称,比如,新能源电站内单机容量小、数量多,机—机、机—网交互影响大,单机并网性能无法表征整站性能;电站容量大、电压等级高,故障穿越能力无法试验验证,如何准确高效仿真验证电站的故障穿越能力难度大。 对此,国网能源研究院副院长柴高峰曾表示,随着可再生能源电力占比的大幅提升,将对电网安全稳定运行和产业发展带来深刻影响,对整合源网荷储调节资源、满足互动需求、提质增效、塑造新业态新模式、带动产业链协同发展提出了更高要求。 在柴高峰看来,未来,电力供需双向互动将广泛存在。一方面,电力市场化改革、智能电网建设、可再生能源大规模并网促进互动方式多样化、互动程度深入化;另一方面,需求响应进一步扩大范围,需求侧竞价将大规模展开,用电权交易、负荷调度、含分布式电源的调度将逐步试点、稳步推进。 推动开发和消纳模式创新 谈起近几年的变化,白城市能源投资开发有限公司副总经理张民结合在白城光伏发电应用领跑基地建设说:“白城之所以有大发展,与领导重视、全力支持基地建设,及时解决建设中的难题等因素是分不开的。”如今,白城已全面释放出了全国领跑效应。比如,大力实施农光、牧光、渔光互补等“光伏+”应用,不仅提高了土地利用效率,而且带动了地区生态、经济的综合发展,为盐碱地的治理提供新的思路,将白城打造成了东北生态光伏发展样板区。 当下,随着“十四五”能源规划的展开,各项筹备工作也在紧锣密鼓地进行着。中国电建集团吉林省电力勘测设计院有限公司新能源分公司总经理李钦伟建议,可再生能源规划要与国土空间、生态环境规划、其他能源品种规划以及地方规划相衔接。 李钦伟强调,吉林省要重点建设平价基地,打造“北方氢谷”、“高载能高技术基地”配套工程、综合能源示范项目以及“吉电南送”特高压建设。他进一步称,在电力消纳方面,要吸引传统和新型高载能企业落户,探索新能源制氢的消纳模式、加大外送电力的协调力度以及发展电动汽车等。 对此,陶冶建议,要坚定落实绿色发展理念,大力推动可再生能源发展,不能因为眼前困难,弱化激励、放缓发展,延误时机。同时,推动构建可再生能源集中式与分布式并举,就地利用与跨省外送并举,单品种开发与多品种协同并举,单一场景与综合场景并举。另外,还要大力推动体制机制市场化改革,推动可再生能源并网消纳、大规模应用。...
中国移动通信集团设计院有限公司信息能源所所长马雁序在多个场合强调,5G网络主要为工业服务,其中就包括能源系统中的储能。 中国产业信息网数据显示,2019年我国新增5G基站13万个,相应新增储能需求约为1.9~3.1吉瓦时。 另据日前发布的《2020储能产业应用研究报告》(以下简称《报告》),预计今年年底我国5G基站数量将超过60万个。 “预计2020年底,5G基站带来的备用电源储能需求约为10亿瓦时/年级别。”中国化学与物理电源协会储能应用分会产业政策研究中心副主任、教授级高工江卫良表示。 功耗为4G的3~4倍 5G网络作为下一代经济增长点,备受世界各国重视。 在近日举行的5G创新发展高峰论坛上,中国移动研究院副院长黄宇红介绍,目前全球已有超过100个运营商使用5G网络,其中中国的贡献巨大。 即使在疫情期间,仅中国移动就在全国340个城市建成超过30万个5G基站,并计划在年底达到35万个。 “随着5G基站建设速度加快,我国至少需要新建或改造1438万个基站。”专家表示,基站本身可以存储低谷电,所以5G基站也是重要的储能装置。 5G具有高宽带、高流量和高发射功率等特点,同时收发通道数明显增加,但这也导致其功耗的增加。据统计,5G设备的功耗为同配置4G的3~4倍。 也就是说,以4G时代基站能效水平来运行5G网络,能源浪费将翻倍。 根据《报告》,由于现网叠加5G建设,现网站点主要面临供电容量不足的问题,导致90%存量电源需扩容改造,投入高、工期长;而对于新建站点,也面临选址、市电引入、安装工程等费用高的问题,其占建设费用的90%以上。 江卫良表示,在2G、3G、4G时代,站点电源以被动响应为主,缺乏主动规划,导致多套电源叠加建设,电源、配电、空间不匹配,系统运行效率低,多套电源运行维护工作大等问题。 “若5G时代仍延续传统建设方案,将带来大量基础设施改造和资源闲置浪费。” 与此同时,面对5G网络海量站点,目前大多数运营商每站年均运维成本从数万元到几十万元人民币不等。如果采用传统的运维方式,依赖人工上站维护,成本将极大增加。 5G基站建设的另一个痛点来自于电源支持多。 “一个站内有2G、3G、4G、5G不同的系统,2G、3G并不是我国主导的,主要购买外国设备,一个国家设备一个样,供电很复杂。”更令马雁序担忧的是,基站的空间没有了,无法增加新的设备,而机房的承重也不够。 因此,对于5G基站而言,如何提高供电方案能效水平、控制成本迫在眉睫。 磷酸铁锂电池受欢迎 目前基站蓄电池主要有铅酸电池和锂电池两种类型,前者体积大、重量重,对机房空间和载重要求高,正逐步被体积小、重量轻的锂电池所替代。磷酸铁锂电池因其安装成本低、使用寿命长等特点备受欢迎,并且已经应用于实践。 更为关键的是,磷酸铁锂电池充放电次数可达3500~5000次;能量密度可达到100~110瓦时/千克,皆高于铅蓄电池。 中国铁塔股份有限公司2020年以来已在20个省市发布了24项招标通知,总预算超过8945万元,多项招标要求采购磷酸铁锂电池。中国移动通信集团有限公司在2020年3月初也发布了1.95吉瓦时磷酸铁锂电池的采购订单。 北方工业大学储能技术工程研究中心教授李建林等人撰文介绍,锂电池在4G时代应用于运营站点储能系统,但5G时代通信基站的环境更加复杂,对储能系统的要求更为苛刻。 柔性、智能、高效是关键 基于“柔性、智能、高效”设计理念,业界提出“融合发展、动态匹配”的智能数字供电技术,具体表现在多能源融合发展、电源设备数字化和电池设备智能化。 以多能源融合发展为例,江卫良表示,可以将市电、新能源、存量电源等多路能源整合到一套系统,实现对能源输入智能调度,优先利用新能源及低成本能源;同时接入存量电源余量,平滑演进,提升资源利用率,降低建设投资。 而在输出配电方面,可考虑实现多电压等级智能输出,匹配业务设备供电需求,按需配置,灵活扩展。 中国移动设计院自主研发的5G基站一体化能源柜是一种智能数字能源产品。 据悉,该产品主要由智能多输入多输出电源单元、智能锂电池单元和机柜组成,可实现能源多输入、多输出,支持新旧电源并机输出,有效解决供电容量不足等问题。 “产品具有免市电改造、免电源改造和免电池改造的特点。”马雁序说,“例如,原来一个基站建设需要各个厂家设备到位以后,施工队在现场安装接电路和电线,一个基站的供电设备安装时间一般需要2~3天,而现在一体化能源柜仅需两三个小时。” 值得一提的是,与传统建设方案相比,采用5G基站一体化能源柜,能将改造周期缩短约90%、资本性支出降低30%~40%,整站能效提升8%~17%。 据悉,中国移动设计院持续积极拓展港澳台及海外多元化市场,在前不久中国移动召开的iConnect Week全球运营商线上研讨会后,南非、泰国、阿联酋等海外客户已表达明确购买意向,泰国甚至已开始按照运营商True的要求进行采购前的设备测试。...
随着能源结构清洁化转型的持续推进,负荷侧随机性波动的增加,电力系统的平衡特征和方式正在发生深刻变化,维持系统平衡的难度不断加大,灵活性调节资源缺乏的问题日益凸显。“十三五”期间,我国新能源装机规模保持快速增长,截至2019年底,全国风电、太阳能发电装机4.15亿千瓦,超出规划目标近1亿千瓦。相较而言,电力系统的灵活性建设相对滞后,源-网-荷各环节的调节能力仍有待进一步提升。 一、电力系统调节能力建设情况及问题分析 (一)电源侧调节能力建设进度缓慢 煤电灵活性改造方面,截至2019年底,“三北”地区完成灵活性改造机组约5800万千瓦,不到规划目标的30%。现行体制机制下,煤电机组灵活性改造后的调峰收益全部来源于发电侧分摊费用,而不是从整个电力系统的效益提升中获得。此外,煤电发电空间压缩,火电企业普遍面临亏损,不愿意主动参与调峰,阻碍了煤电灵活性改造的进度。 天然气发电方面,截至2019年底,我国气电装机规模达9000万千瓦,占电源总装机仅4.5%,比规划目标低2000万千瓦。现有天然气发电机组中,超过90%的装机分布于华东、华北、南方等清洁能源消纳压力较小的地区。“十三五”以来,我国天然气供应紧张,天然气发电增长缓慢,新增燃气电站主要布局在价格承受能力较强的北京、上海、江苏、浙江和广东等地区。 抽水蓄能方面,截至2019年底,我国抽水蓄能装机规模达3029万千瓦,占电源总装机1.5%,比规划目标低900万千瓦。根据最新输配电定价成本监审办法,抽水蓄能不计入电网有效资产,若无法疏导,容量电费或由省级电网(或区域电网)公司垫付,或由抽水蓄能电站自负,将对抽水蓄能电站经营产生较大影响。 (二)电网侧资源配置平台作用尚未充分发挥 “十三五”是电网跨省区送电通道建设高峰期,截至2019年底,全国跨省区输电能力达到2.6亿千瓦,预计2020年达到2.8亿千瓦,基本实现国家规划目标。我国现行电力市场交易主要以送受端政府间“网对网”框架协议为基础,送受双方清洁能源消纳责任不明确,地区间和不同市场主体间利益难以有效平衡,跨省区清洁能源消纳普遍面临着受端市场对外来电曲线和价格的高要求,关于调峰需求长期难以达成一致,跨省区通道运行曲线存在较大优化空间。 (三)需求侧参与系统调节的潜力有待进一步挖掘 “十三五”期间我国需求响应取得了较大进展,但由于多种条件所限,我国需求响应实施在技术、机制等方面还存在一些问题和障碍,特别是在需求响应作为互动资源系统运行方面与发达国家还存在一定差距。目前需求侧响应主要以“削峰”为主,集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定时段,转移负荷“填谷”能力不足。实时电价机制尚未建立,现行峰谷电价存在价差和峰谷时段划分调整不及时等问题,难以充分引导用电行为。 二、“十四五”面临的发展形势 (一)经济社会发展需要提升电力系统调节能力 一方面,我国电力需求和电源规模将持续增加,根据国际经验,需要配置更多灵活调节电源。随着我国城镇化水平、工业化水平、电能替代水平的提升,我国电力需求将持续增加,预计2025年全社会用电量需求将达到9.8万亿千瓦时,“十四五”期间电源建设仍有较大需求。目前,我国电源结构以煤电为主,灵活调节电源比重仅为6%,而美国、德国、西班牙等国家灵活调节电源比重分别为47%、19%和31%,这意味着“十四五”电源建设需要重点考虑灵活调节电源的配置。另一方面,我国产业结构已逐步由中低端向中高端转换,负荷峰谷差将随之扩大,要求建设更多的灵活调节电源。考虑“十四五”是我国经济转向高质量发展阶段,以及美、日、欧等发达国家经验,我国产业结构由中低端向中高端提升是长期趋势,产业结构的调整导致第三产业和城乡居民用电量占比持续增加,其用电特性决定了负荷曲线峰谷差率明显高于第二产业,我国用电侧峰谷差率有走高趋势,调节性电源建设需求持续增加。 (二)能源电力发展对电力系统调节能力提出迫切需求 “十四五”是清洁能源转变成为主力能源的关键时期,需要电力系统提供与之相匹配的灵活调节能力。新能源发电具有随机性和波动性,多呈现“反调峰特性”,将给电网带来15%~30%反调峰压力。此外,新能源机组大规模替代常规发电使系统总体惯量不断减小,抗扰动能力下降,容易诱发全网频率稳定和电压稳定问题。 美国、英国和阿根廷等国家发生的大面积停电事故,给我国电网安全运行带来警示。当电网运行发生大功率瞬时缺失后,有功潮流大范围转移,可能造成主要断面或局部设备过载,甚至导致系统功角失稳,有功控制压力激增,需要大型灵活性电源提供快速功率备用。以2019年8月19日英国大停电事件为例,英国国家电网紧急调用抽水蓄能电站以平衡系统功率缺额,防止了事故进一步扩散。 (三)全面深化改革为灵活调节电源发展提供良好环境 一方面,电力市场化改革有利于体现灵活性资源的价值。还原能源和电力的商品属性是电力市场化改革的核心要义,“十四五”期间电力市场化改革的重点之一,就是充分反映电力商品的特殊属性,让传统能源和可再生能源发挥各自所长,公平公正地维护市场体系中各个主体的市场利益,促进灵活性资源的效益在电力系统中得到充分体现和利用。 另一方面,混合所有制改革为灵活调节资源发展注入投资活力。“十四五”期间,电力企业不再是电力系统灵活性资源投资的唯一主体,煤电灵活性改造、抽水蓄能等灵活性资源将吸引更多社会资本和各类市场主体投资,共同参与电力系统建设和价值挖掘。 (四)科学技术创新为电力系统调节能力提供多元化发展路径 从电源侧来看,实现与电网友好型发展为新能源技术发展趋势。一方面,新能源发电功率预测正向高精度、高分辨率、中长期时间尺度方向发展,将降低新能源出力预测不确定性对电网运行带来的风险;另一方面,虚拟同步机技术能够模拟同步发电机的有功调频以及无功调压等特性,增加系统惯性,提升风电、光伏发电上网的稳定性、安全性,防止脱网。 从电网侧来看,柔性技术、调度控制技术等将进一步提升电网资源配置能力。柔性直流输电技术等电网柔性技术,能够提升对电网的柔性控制能力,实现电力系统功率快速、灵活调节,提高电力系统稳定性,解决送端电压波动、受端频率系数降低和换相失败等问题;大电网调度控制技术将提高系统运行信息的全面型、快速性和准确性,有助于挖掘负荷响应潜力,提高新能源全网统一消纳水平。 从需求侧来看,数字技术将助力需求侧管理转型升级。数字技术与需求侧管理深度融合,一方面可以优化存量资源,通过改变传统“以下达指令”为主的调控模式,提升需求侧响应的质量;另一方面可以挖掘增量资源,通过聚合用户侧电动汽车以及分布式储能并实施有序管理,使海量分散式资源也能参与电力系统调节。 储能方面,多种技术路径将满足不同应用场景需求。储能应用场景的复杂性决定了单一储能技术无法满足电力系统需求的多样性,因此针对特定场景选择合适的储能技术进行开发将是未来储能技术发展的主旋律。超导储能、飞轮储能、超级电容器以及钛酸锂电池属于功率型储能技术,适合毫秒至分钟级别的应用场景,可以瞬间吸收或释放能量,提供快速的有功支撑,避免系统失稳。抽水蓄能、锂离子电池、钠硫电池、压缩空气以及氢储能属于能量型储能技术,适合小时级别以上的应用场景,可以减小系统峰谷差,延缓新的发电机组投资以及输配电改造升级。 三、关于提升电力系统调节能力的重点举措 (一)电源侧重点举措 一是提高煤电机组灵活调节能力。对于存量机组,持续推进灵活性改造,“十四五”期间,推进“十三五”规划明确的、尚未完成改造的煤电机组(约1.6亿千瓦)加快改造,其他煤电机组能改尽改。对于新建机组,要求其具备深度调节能力,最小技术出力达15%~25%。 二是加快开发抽水蓄能电站。重点推动目前已开工的抽水蓄能项目实现投产运行,尽早发挥系统调节作用;考虑对有条件的水电站进行改造,建成混合式抽蓄电站,可成为常规抽水蓄能电站的有益补充。 三是气价承受能力强、煤电建设受控的负荷中心持续增加气电建设。华北、华东地区在满足电力需求增长和用热需求的基础上,提供一定的调峰支援。 (二)电网侧重点举措 当前跨区输电主要呈现送端为受端提供调节能力的特点,给西北等送端地区带来调节压力。“十四五”期间应加强电网统一调度,促进灵活性资源在全国范围内实现优化配置,在送端地区调节能力不足时,及时优化调整送电曲线。 (三)需求侧重点举措 东北和西北区域需求侧响应的重点是高载能产业,高载能负荷电价敏感度高,具备较大灵活运行的能力。“三华”地区需求侧响应重点是电动汽车等分布式能源,合理的价格信号可以吸引海量的分布式用户参与系统调节。 四、关于提升电力系统调节能力的保障措施 “十四五”期间,一方面需要在源-网-荷-储协同发展层面开展布局优化与市场建设,保障各环节的调节能力建设有序开展,确保灵活性资源的利用效益最大化;另一方面需要深化灵活性资源效益形成机制研究,在源-网-荷-储各环节制定针对性政策保障措施。 一是各利益相关方共同承担系统为满足新能源高效利用所增加的系统成本。虽然新能源电站投资成本逐年降低,但是为配合新能源波动而附加的灵活性资源成本正显著上升,建议根据“谁受益,谁承担”原则,合理分摊新能源接入后所增加的系统成本。 二是建立煤电灵活性改造的配套机制。因地制宜推广成熟改造技术,建立适应市场化进程的煤电机组调峰补偿机制和调峰辅助服务成本分摊机制。 三是完善跨省区调峰辅助服务市场机制。建立健全对资源优化配置发挥决定性作用的电力市场体系,持续推动跨省区调峰辅助服务市场机制建设,打破省间壁垒,促进跨区通道基本反映新能源出力波动特征,更好地发挥“大电网、大市场”作用。 四是引导用户侧资源参与调节。明确政府、电力企业、用户责任,形成用户侧资源利用的顶层设计和规范要求,完善基础设施建设,提升用户侧资源管理水平;加大对实时需求响应支持力度,鼓励引导大工业用户参与实时需求响应改造。 五是巩固完善抽水蓄能电站“两部制”价格形成机制。将容量电费纳入电力市场辅助服务费用向用户侧疏导,将电量电费通过电能量市场回收。 六是数字化技术推动源网荷储协调运行。统筹加强源网荷储大数据建设,基于统一平台实现源网荷储各环节数据与数字化技术广泛共享,通过虚拟电厂、基于车联网的绿电交易等激发电力用户在调峰等方面的潜力,进一步推动源网荷储协调调度控制,提高电力系统资源利用效率,推动各方共同提升系统调节能力。...
新形势下迫切需要深化大数据应用 开展大数据应用是能源电力企业服务数字中国建设、推动数字经济发展的担当之举;是应对外部环境不确定性、推动提质增效的必由之路;是拓展新兴业务、打造增长新动能、培育可持续竞争力的迫切需要。 近年来,数据作为一种关键生产要素,正向经济社会各领域加速渗透。“新基建”部署为大数据应用提供了良好的软硬件基础。大型国有能源电力企业掌握着海量、高价值的数据资源。充分发挥数据要素的基础资源和创新引擎作用,有利于推动能源电力行业数字化转型,服务数字经济发展,助推国家治理体系和治理能力现代化。 当前,外界环境的不确定性给企业运营带来更大挑战。大数据应用具有识别、预测复杂问题的能力,可以为企业提供有效的认识论、方法论和工具。能源电力企业将大数据应用与运营管理深度融合,可推动内部管理流程重塑,撬动机制转型变革,构建数据驱动的发展模式。 应用大数据还能够打造以数据要素为核心的数字经济新商业模式,培育新的利润增长点。能源电力企业围绕运营主业,依托数据资源的共享和开放,可吸纳更多的利益相关方参与,共建数字生态圈,形成可持续竞争力。 规划大数据应用业务应聚焦三大领域 为了更好地发挥数据要素的作用,大数据应用必须向系统化、专业化、规模化方向发展。从能源电力企业内外部环境与市场需求来看,大数据应用围绕其在存量优化、增量创新、公益服务三方面发挥的作用,应聚焦赋能提质增效、赋能业务发展、服务国家治理三大领域开展业务规划。 ●开展赋能提质增效的典型场景应用,推动流程贯通、数据共享和基础治理,提升企业运营管理能力 能源电力企业紧密结合企业运营管理的实际业务需求开展大数据应用,全面服务企业运行优化、支撑资产管理高效、推动经营业绩优秀等,可实现对企业状况的超前、全息、立体化感知,打造数据驱动的企业运营新模式。 以电力大数据服务配电网停电计划优化为例,建立综合考虑社会效益、经济效益及企业效益等的多目标优化模型,以重大活动、气象气候、项目投运、检修计划等作为边界条件,并基于电网拓扑、供电质量、客户投诉、停电检修时长等建立配电网供电能力模型、客户停电检修损失模型和容忍度模型,可为电网企业制订停电检修计划提供科学量化依据,提高客户满意度和供电可靠性。 ●开展赋能业务发展的典型场景应用,融合产业上下游数据,支撑新兴业务发展,推动能源生态圈融通 大数据应用已成为推动业务、业态、模式创新的重要方式之一。国内外能源企业开始探索能源电力大数据在智慧家居、综合能源服务、电力大数据金融等领域的业务创新,从传统的提供能源商品转变为提供能源大数据服务,连接产业链上下游,拓展生态边界,打造新增长点。 例如多地推行的电力大数据征信业务:电网企业利用企业用电数据、违约用电和电费收交等信息,开展电力视角企业信用评价,积极对接各类金融机构需求,探索建立商业合作模式,开展企业信贷评级和额度评估;基于企业容量状态、用电量、违约用电、上下游用电情况等数据,分析企业运营风险,服务金融机构对已贷款客户进行贷后预警。 ●开展服务国家治理的典型场景应用,加强政企联动和外部合作,挖掘应用场景,培育高价值产品和服务 能源电力大数据可以从经济、环境、人口、交通、城市等不同视角切入分析,从侧面反映社会生产生活的方方面面,发挥服务经济发展、社会治理和民生改善的潜在价值。以电力大数据服务环保为例,电网企业紧扣污染防治攻坚战的要求,依托电力大数据分析重点企业、重点行业及重点区域的污染情况和用能情况,反映企业排污情况,帮助政府部门实现对污染治理的不间断监测。 把握发展新趋势,培育大数据应用关键能力 能源电力大数据应用的“时”和“势”正在发生变化,单一、零散的数据分析应用正向规模化、融合化、产业化应用开发转变。面向“十四五”,能源电力企业应把握发展新趋势,培育大数据应用关键能力。 ●“十四五”期间能源电力大数据发展新趋势 能源与数据融合成为新型能源运营与服务的未来。在能源流与数据流融合的必然趋势下,大数据的分析应用也将成为能源运营服务的重要基础,推动能源电力服务向更绿色、安全、高效和人性化的方向发展。“十四五”期间,对大数据分析应用的水平不仅体现能源电力企业的创新能力,也影响着能源产业及上下游企业的降本增效能力。 能源电力大数据将成为能源领域创新基础平台。随着技术的不断发展,大数据应用的技术门槛会不断降低。“十四五”期间,越来越多的一线工作者将参与能源电力大数据应用,大数据的基础资源作用和创新引擎作用会持续放大。 随着各类数据安全技术的突破,多源数据融合将成为未来发展的必然趋势。能源电力数据将与交通、安防、通信运营商等数据建立安全可信的共享机制。“十四五”期间,能源电力大数据将基于多源融合数据不断创造新业务、新业态,并在扶贫、就业、环保等领域发挥更大价值。 ●能源电力企业未来应重点培育三大能力 补齐数据汇聚能力的短板。“十四五”期间,数据汇聚是实现大数据应用向纵深突围的关键。能源电力企业需针对数据汇聚能力的短板,加强底层数据的广泛互通和深度融合。建议能源电力企业以应用为导向,借助数据中台、数据目录、数据标准等工具,实现企业内部数据资源的有序共享和外部数据资源的按需接入,推动多源数据的汇聚融合、统筹管理。 分析应用能力成为培育重点。分析应用能力主要包括统计分析、机器学习、深度学习三个层级,是企业从海量数据中发现有用信息的关键能力。“十四五”期间,因地制宜开展分析应用,明确工具技术的开发或引进策略,是企业培育大数据分析应用能力的重点。建议能源电力企业加大统计分析类成熟商业化软件工具的部署应用力度,推动机器学习算法库、模型库、训练库的统一建设,加快产业应用、商业应用的实战检验和迭代创新,瞄准复杂性强、不确定性大的应用需求,加强产学研联合攻关,推进重点领域深度学习算法的并行化设计及应用研究。 技术支撑能力亟须迭代升级。技术支撑能力是以“数据+算法+算力”为核心要素的技术体系经系统集成后的效能展现。“十四五”期间,能源电力大数据应用对技术开放性和易用性的要求进一步提升,数据在线、算法在线、算力在线是技术支撑能力建设的着力点。建议能源电力企业打造更易用的、智能平台化的大数据技术支撑体系,为分析人员提供一站式便捷服务,形成可复用、可组合的技术支撑模块,并加强先进技术吸收和原有技术更新迭代。...
2020年5月16~19日,作为电力现货市场建设试点省份的山东开展了为期4天的现货市场连续结算试运行。在这4天的试运行里,无论是电网运行还是市场出清,都十分顺利,但4天的试运行产生了9508.19万元的不平衡资金,引起业内广泛的关注和讨论。分析原因,新能源、核电、省外来电这类没有市场化用户参与的非市场交易电量(也称为“优先发电电量”),要按照市场价格和保量保价的双重标准,让电网公司分别与用户和发电企业结算。也就是用户按照较低的市场价格结算,发电侧按照较高的上网电价结算。由于购销出现了价差,不平衡资金也随之产生。 电力市场不平衡资金问题的成因分析 不平衡资金问题之所以会引起广泛关注,是因为它正是上一轮电改(以2002年国务院5号文件《电力体制改革方案》的印发为标志)停摆的重要原因之一。按当时的《电力体制改革方案》,设立了华北、东北、西北、华东、华中、南方电网公司,建立了电力调度交易中心,着手培育区域电力市场,并按市场规则进行电力调度。东北区域电力市场是全国首个统一的电力市场,率先进行电力市场模拟运行,华东区域电力市场也紧随其后。在两个区域电力市场进行模拟运行时,也启动了电力市场平衡账户的探索模拟。由于当时中国电力市场建设处于起步阶段,销售电价和上网电价没有实行联动,上网电价是由市场竞争形成,而销售电价则受到政府管制相对固定。由此,造成了电网企业实际购电价格的升降,不能及时反映在销售电价上,可能导致电网企业亏损。为了平抑这样的经营风险,妥善处理发电企业、电网企业、电力用户的利益关系,保持销售电价的相对稳定,需要建立专门的平衡账户,将各方多赢和多亏的部分置入该账户,对冲盈亏后的部分资金则成为“蓄水池”,以备在未来的平衡中发挥作用。在这种背景下,财政部和国家电监会联合出台《东北区域电力市场平衡资金监督管理暂行办法》,以规范竞价上网产生的差价资金管理,采取结算过渡账户限额管理和平衡资金专账管理两种方式。 2004年1月15日,经过了一年的筹备,东北区域电力市场在沈阳东北电网公司交易大厅启动模拟运行。根据最初的设计,东北区域市场经过模拟运行、试运行后才正式运行,但后来东北区域市场并没有进入实际运行。模拟运行阶段是从2004年1月到当年11月。2004年1月到4月,东北区域市场模拟运行采用的是“单一制电价、有限电量竞争”,6月之后,则采用“两部制电价、全电量竞争”,对比出来的结论是两部制电价更适合东北的情况。但是到了2005年试运行阶段,电煤市场化之后开始涨价,再加上其他一些原因,上网电价升高,但销售电价固定,价差无法传导出去,平衡账户出现亏空,出现了东北电网北部发电高价上网,南部用电低价销售的情况,以致东北电网公司16天亏损了32亿人民币。因此到了2006年5月,上级主管部门下发文件,东北区域电力市场进入学习总结阶段,再无后续动作。 此外,当前我国电力市场是以中长期交易为主并且实现月清月结,由于月度电量交易合同大多提前1月按预测电量签订,预测电量与实际用电量必然存在一定的偏差。根据国家发展改革委、国家能源局印发的《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号),系统月度实际用电需求与月度发电计划存在偏差时,可通过发电侧上下调预挂牌机制进行处理,也可根据各地实际采用偏差电量次月挂牌、合同电量滚动调整等偏差处理机制。月度最后7个自然日,根据电力电量平衡预测,各类合同电量的分解执行无法满足省内供需平衡时,电力调度机构参考上下调机组排序,在满足电网安全约束的前提下,预先安排机组提供上调或者下调电量、调整相应机组后续发电计划,实现供需平衡。月度发电计划执行完毕后,发电侧首先结算机组上调电量或者下调电量,其余电量按照各类合同电量结算顺序以及对应电价结算;用户侧按照当月实际用电量和合同电量加权价结算电费,实际用电量与合同电量的偏差予以考核。从理论上来说,用户侧偏差电量考核电费应用于支付发电侧上下调电量电费,但由于用户侧偏差考核标准是人为确定的,和发电侧上下调电量的结算电费不一定一致,也可能产生不平衡资金问题。 此外,在现货环境下的发电成本补偿、阻塞费用等等,也会带来不平衡资金问题。以上种种不平衡资金问题产生的机理是不一样的,但总体来说都是供方和需方电价或电量的差异所导致的。我们通常采用微观经济学中经典的供给与需求分析来说明市场机制及市场价格的决定。在图1中,假定决定供求的因素除商品自身的价格外其余均为已知,因而供求状况确定。图中曲线S表示供给曲线,曲线D表示需求曲线。由图可见,曲线S和D在e点相交,与e点相对应的价格pe就是均衡价格,或者叫市场出清价格。在此价格水平上,买方愿意并能够购买的数量与卖方愿意并能够供给的数量恰好相等,此时不会产生任何不平衡资金。所谓市场机制就是指在一个自由市场里能使价格得以变化一直达到出清(即供给量与需求量相等)的趋势。但实际电力市场远比这更加复杂,这就导致不平衡资金问题的出现。处于现货市场连续结算试运行阶段的山东电力市场的不平衡资金的构成是复杂的,除现货所带来的固有的不平衡资金问题外,发用电计划放开不同步,即优先发电电量与优先购电电量不匹配应属主要原因。而东北区域电力市场不平衡资金问题的成因主要是市场化的发电上网电价和固定的销售电价的价差所导致的。中长期交易偏差考核所产生的产生不平衡资金则是人为设置偏差考核标准、收支没有闭环所致。 电力市场不平衡资金问题的对策 电力市场交易机制设计应回归价格形成机制这个核心 如上分析,不平衡资金问题产生的原因归根到底还是供需双方电量和电价的不匹配。市场机制可以概括为“供需决定价格,价格引导供需”,电价形成机制是电力市场建设的关键,事关国计民生,影响社会各方的切身利益,也会直接影响电力工业本身的发展,必须极其慎重地对待,不能由于不平衡资金的分摊而影响合理的电价水平。由于电价问题的复杂性、电力工业在国民经济中的基础性地位以及电力产品的公共性,电价问题牵一发而动全身,并且与其他能源价格紧密相关,合理电价也难以通过单一途径来形成。在确定电价形成机制时,不仅需要考虑其是否能引导短期电能供需平衡,实现电力系统运行优化;而且还应考虑其是否能引导长期电能供需平衡,实现资源的长期优化配置。当前的电价结构和电价水平(尤其是财务费用)是我国长期以来各种电价政策历史沉淀的产物(作者称之为“电价的历史性”),存在不合理的成分,但大部分还是合理的,并承担了许多社会功能,并不适合一夜之间彻底颠覆。因此,在电价形成机制设计中,应清晰分辨哪些成分适合由市场竞争形成,哪些成分需暂时保持原样。只有在对各种电能成本(又分为会计学成本和经济学成本)深入分析的基础上,深刻认识电能价值的一般规律和我国的特殊规律,兼顾效率与公平,让市场这只“看不见的手”和政府这只“看得见的手”协同配合、形成合力(因此,我国电力市场将长期采用“计划+市场”双轨制),精心构建适合我国国情的电价形成机制(包括交易规则、结算规则和补偿原则),电力市场改革才能顺利推进。此外,改革决策者应该认识到,电力定价权是国家一种非常严肃、非常关键的公共权力,在放开之前要经过详细周密的考虑和测算分析,盲目放开不但无法达到改革目标,还可能导致国有资产流失并产生大量寻租机会。 电力市场交易机制设计应适应国情,收支要闭环 到底何为“真正的电力市场”?一种理论认为其关键在于形成体现时间和位置特性的电价信号(即“现货市场”)。其实在《电力系统分析》中介绍过电力系统经济调度的经典的等耗量微增率(即每增加单位功率时燃料耗量的变化)准则,是根据高等数学中约束极值问题(即拉格朗日乘子法)推导而得。在不考虑网络损耗的情况下,按耗量微增率相等的原则来分配多台发电机组的功率时,可使系统总的燃料消耗最小。只要把各个时段的系统耗量微增率(或称系统λ)乘以单位耗量的燃料价格,以此作为结算价格,甚至都不需要市场机制,就能得到随负荷波动的时序电价。虽然国外电力现货市场考虑技术约束十分复杂,但却并未脱离这个基本原理,只不过把机组耗量曲线变成自由申报的报价曲线。如果要同时反映电价随时间和位置的不同,也只需采用考虑输电线路传输容量约束的经济调度(SCED)模型计算而得。但是,即便实现了“现货市场”的精致外壳,如果人为地把市场主体报价范围限制得很窄(或施加其他价格操控手段),就不会出现真正的市场交易行为,只不过是市场外壳包着的计划管理模式(经济调度),反而掩盖了电力体制改革的实质性矛盾。反而言之,哪怕是再简单粗糙的市场设计(例如不带电力曲线的月度和年度电量交易),只要出现了自愿、平等、公平、诚实信用的市场交易行为,就具备了真正电力市场的基本特征。因此在市场改革初期,应做到任何一笔款项都有进有出,即收支要闭环而且为市场主体提供自发趋于市场均衡(供需平衡)的正确激励。即便是无法避免的(例如优发优购电量和电价不匹配所导致的)不平衡资金问题,也要找到公平、合理、权责对等的分配方案。但是,由于改革过程中市场化发用电量是逐渐放开的而且进度不同步,在复杂的“现货市场”设计特别是节点电价机制(存在天然的不平衡资金即阻塞盈余问题)下是难以做到这一点的,而在更简单的价格机制下(例如峰谷分时段竞价的电力市场)通过谨慎设计后则更容易实现。 此外,类似于东北区域电力市场发电侧单边竞价而锁定销售电价的价格机制应该只是改革过程中的暂时现象,应采取措施防范市场力和价格操控。 学习借鉴国外电力市场处理不平衡资金问题的经验教训 由不匹配的发用电量和电价导致的不平衡资金问题并非我国电力市场特有的问题,在国外电力市场中也存在,一些经验教训值得借鉴。英国电力市场的平衡机制(Balancing Mechanism)和不平衡结算(Imbalance Settlement)是一种比较具有代表性的设计。在英国电力市场(NETA、BETTA)中中长期物理合同交易占主体,市场成员根据所签订的合同电量自主决定发电出力水平或负荷水平,在向系统操作员通报其所希望的发电出力和负荷水平时,还同时通报在实际运行时是否愿意偏离这些申报的水平,以及针对偏离量所希望得到的补偿。英国电力市场建立了平衡机制单元(Balancing Mechanism Unit,BMU)的概念,BMU可以由一组发电机或负荷组成,所有BMU必须在关闸(Gate Closure)前向市场运营机构提交最终交易通报(Final Physical Notification,FPN)。通过平衡机制解决电量不平衡及各种网络约束问题。BMU单元申报在FPN基础上的Bid/Offer。其中Offer表示发电机组增加出力或负荷单元降低负荷水平,Bid表示发电机组降低出力或负荷单元提高负荷水平。市场运营机构基于总调节成本最小的目标选择调用哪些Bid/Offer。除了Bid/Offer,市场运营机构还可以事先通过合同方式购买辅助服务以解决电力不平衡和网络约束问题。实际运行结束后,可能出现实际生产或使用电量与交易电量不相等的情况,因此需要进行不平衡结算。不平衡电量等于计量电量减去合同电量和平衡调整量。早期不平衡电量的结算价格采用“双结算”方式,分别基于系统买入价和系统卖出价。发电商超发电或售电商少用电时的不平衡电量按系统卖出价结算,它是被接受的平衡下调量价格的加权平均值;发电商少发电或售电商多用电时的不平衡电量按系统买入价结算,是被接受的平衡上调量价格的加权平均值。不平衡电量的结算费用由不平衡电量与不平衡电价相乘得到。由于英国能源监管机构(Ofgem)认为这种基于平均价格的定价方法扭曲了市场中缺稀资源的价格信号并且减少了灵活性服务提供者的收益,因此近年来对不平衡结算机制进行了改革,使用系统边际成本,即最贵的Bid/Offer报价作为不平衡电量电价。 此外,在北欧电力市场,挪威、芬兰和瑞典共同组建了不平衡结算公司eSett作为不平衡结算的负责方,代替三个国家的输电系统运营商(TSO)负责三国的不平衡结算。影响不平衡电价的因素有日前市场价格、调频市场价格和实时频率总的上下调方向。对于发电侧,使用“双结算”方式计算发电不平衡电费;对于用电侧,使用“单结算”方式计算用电不平衡电费。对于不平衡发电量,使用不同价格对多发与少发的电量进行结算。多发电量的结算价格总是等于或小于少发电量的结算价格,二者的结算价格与实时运行时段频率总的上下调方向有关。对于用电不平衡电量,使用相同的价格对多发电量和少发电量进行结算,不平衡用电量的结算价格均为该实时运行时段主调频方向的调频价格。 值得注意的是,国外电力市场基本上都是“电力”(power)交易,平衡机制和不平衡结算针对的是电力偏差,而我国中长期交易还是“电量”(energy)交易,平衡机制和不平衡结算针对的是电量偏差。虽然电力偏差和电量偏差有本质的区别,但不平衡结算的基本逻辑是可以借鉴的。《电力中长期交易基本规则》中的发电侧上下调预挂牌机制即在一定程度上借鉴了国外电力市场的经验,其他不平衡资金问题也应该在进一步学习先进经验的基础上结合国情分门别类、对症下药地予以解决。...
随着第一批电力现货市场试点陆续启动整月结算试运行,我国电力市场建设也进入了深水区,一些市场运行与衔接问题逐渐浮出水面。我国长期处于计划与市场并存的“双轨制”模式下,在国际上并无成熟可借鉴的经验可以照搬,必须结合我国国情实际研究提出解决思路,推进我国电力市场化改革稳步前进。 双轨制不平衡资金的产生与处理方式 在电力现货市场建设过程中,“不平衡资金”一词逐渐为人们所熟知,其本意指电力市场运行中所产生的没有明确承担主体的费用或盈余,需要向市场主体进行分摊或返还。通常,不平衡资金通常包括双轨制不平衡资金、机组成本补偿费用、阻塞盈余等科目。 在国外成熟市场中,机组成本一般以上抬费用(Uplift Payment)或补全收入(Make-Whole Payment)的形式进行疏导。上抬费用一般指在电能量和辅助服务市场的边际出清价格不能完全反映资源的边际成本时(例如市场外调度机组等),用于补偿市场出清价格获得的收入与其投标价格之间存在的差异的费用。上抬费用一般向市场参与者进行分摊,属于用户侧电价的正常组成部分。阻塞盈余通常根据市场模式不同,以金融输电权的形式返还给金融输电权持有者,或是返还给电网企业用于缓解电网阻塞、新建线路等。 双轨制不平衡资金则是在我国特有的计划与市场双轨制模式下所产生的。其根本原因在于未参与市场的优先发电和优先购电电量仍然执行原上网电价和目录电价,其余电量不再执行电网企业“统购统销”模式,而且按市场价格进行结算。由于市场化发用电量总量不匹配,将产生一部分市场化发电量在用户侧按优先购电的目录电价结算,或者是一部分市场化用电量在发电侧按优先发电的上网电价进行结算,由此导致盈余或亏损。特别是现货市场环境下,分时价格信号的产生意味着不同时段的电能量价值不同,因此进而产生优先发购电时段性不匹配。 欧美成熟电力市场虽然一般不存在优先发购电制度,但是可能存在一部分零售用户按管制价格购电。这部分用户通常包括售电侧暂未放开的用户以及已放开但暂未行使选择权的用户,由原供电企业或保底供电商负责对此类用户进行供电。这些保底供电商大多按市场价格从市场购电。对于因购电成本上升而无法通过政府管制售电价格回收的成本,部分国家建立了补偿机制。例如,英国要求保底供电商测算补偿数额并提供相关依据,若申请通过,这部分补偿将通过提升配电价格,由该区域内所有用户分担。 我国长期以来实行交叉补贴,目录电价存在工业与居民价格倒挂现象。若进一步放开市场,可能存在较大的双轨制不平衡资金差额。按照相关文件规定,不设置不平衡资金池,各项结算科目均需独立记录,分类明确疏导。在市场建设方案中应构建合理的不平衡资金疏导机制,具体包括以下措施: 一是分项确定,独立记账。明确各项不平衡资金的定义、计算方法、分摊和传导方式,以及市场主体的权利和义务;每项不平衡资金独立记账,及时分摊、传导和结算,不设置资金池或不平衡账户,不得相互调剂。 二是合理分摊不平衡资金。对于由优发优购匹配产生的不平衡资金,建议纳入电价调整机制;对于由市场运行产生的不平衡资金,按照公平、公开原则,构建分摊机制,纳入市场建设方案。 双轨制模式下电力市场建设的几点思考 第一,电力市场建设应该以系统性思维统筹推进。完整的电力市场体系应包括电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场、容量市场(容量补偿机制)等组成部分。推进电力市场建设不能“各自为政”、“拆东墙补西墙”,必须要统筹推进各个市场建设,才能确保形成闭环的市场体系,为市场主体创造公平开放、竞争有序的市场交易环境,充分发挥市场在资源优化配置中的决定性作用。 此外,电价体系、发用电计划放开等环节与电力市场建设也有着密不可分的关系,直接影响着市场规模与空间、市场主体盈亏等,关系到电力市场的长远、可持续发展。因此,必须以系统性思维推进电力市场化改革,确保各方面政策、体制、机制间的有序衔接。 第二,加快推动可再生能源参与电力市场。电力市场特别是电力现货市场具有能够兼容新能源出力波动性强、预测难度大、发电边际成本低的特点,对于促进新能源消纳具有重要保障作用。在现货市场的竞争机制下,新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度,同时通过现货市场的价格信号引导火电企业主动调峰,优化统筹全网调节资源,能够有效促进新能源消纳。新能源保障机制由传统的计划模式转向“市场内竞争+市场外补贴”模式,有助于促进新能源行业有序竞争和可持续发展,有效降低新能源产业的成本。目前,可再生能源参与市场需要政策上的支持。对于尚未核定保障性收购小时数的省份,需要尽快确定保障性收购小时,超出的部分参与市场化交易。另一方面,可再生能源波动性大、预测精度相对较低,参与市场交易存在一定风险。需要在市场规则设计中予以考虑,兼顾经济性和系统安全,平衡好各主体利益,实现市场稳定高效运营。 第三,推动各类型机组参与电力现货市场。目前,大部分电力现货试点地区参与市场的发电主体类型仍然以燃煤机组为主。燃气、核电等机组由于其变动成本或固定成本高,在现货市场中不具有竞争力,尚未放开参与电力现货市场,仍然执行优先发电制度。为了使电力现货市场价格信号更完整、竞争更充分,应推动各类型机组全面参与电力现货市场。为此,需要进一步完善配套市场机制建设。对于燃气、抽水蓄能等灵活调节性能良好的机组,为保证其合理收益,应适当放开电力现货市场限价,使价格波动反映真实的系统供需情况,同时应完善辅助服务市场,使其通过提供系统调节服务获得补偿。对于核电等固定成本较高的机组,可以考虑以政府授权合同的形式进行市场外补贴,既保证了其投资成本的稳定回收,同时也避免对电力现货市场价格产生扭曲。 第四,充分发挥用户侧主体响应作用。自新一轮电力体制改革以来,我国售电侧改革发展迅速,售电公司数量快速增长,有效激发了市场活力。电力用户作为电力市场的重要参与者,或参加批发市场直接与发电企业进行交易,或通过与售电公司签订代理合约参与零售市场。用户侧主体对电力市场价格信号的响应,对于电力市场资源优化配置作用的发挥具有重要的意义。为了保证电力用户能够积极响应市场价格信号、优化用电管理,需要进一步完善电力批发市场与零售市场机制设计:一是丰富中长期交易周期,同时推动用户侧参与现货市场结算。二是鼓励售电公司与电力用户签订灵活的售电合同,同时加强售电市场监管与风险防范,保证售电市场健康有序运行。...
近年来,国内外发生的电力储能系统火灾引起大家对锂电池储能系统的普遍关注。据不完全统计,全世界范围内锂电池储能火灾安全事故在过去的一年内发生超过30起,造成了重大的财产损失。因此,在锂离子电池成本降低到商业化的拐点后,储能系统的消防安全问题就成为制约锂离子电池电力储能大规模推广的关键瓶颈。 1 锂离子电池火灾特征分析 1.1 锂离子电池火灾机理分析 锂离子电池从结构上看,密闭的空间存储大量的能量,具有危险的本质,而“热失控”是导致锂离子电池安全隐患的根本原因,有机小分子引发的副反应的链式反应导致电池热失控的发生。 锂离子电池的热失控机理包括三个阶段: 第一阶段:锂电池热失控初期阶段。由于内外因素引起电池内部温度升高至90~100℃,负极表面的SEI钝化层分解释热量引起电池内部温度快速升高;当温度达到135℃时,隔膜开始融化收缩,正极与负极之间相互接触造成短路,从而引发电池的持续放热。 第二阶段:电池鼓包阶段。在温度约为250-350℃时负极C6Li或析出的锂与电解液中的有机溶剂发生反应,挥发出可燃的碳氢化合物气体(甲烷﹑乙烷),伴随大量产热。 第三阶段:电池热失控,爆炸失效阶段。在这个阶段中,充电状态下的正极材料与电解液继续发生剧烈的氧化分解反应,产生高温和大量有毒气体,导致电池剧烈燃烧甚至爆炸。 1.2锂离子电池电力储能系统火灾特征及蔓延特征 储能电池系统由十几组电芯以串并联方式构成电池箱,接着电池箱进行串联连接成电池组串,随后电池组串通过并联集成系统安置在一个储能电池柜内。 火灾蔓延过程,主要是由于首节电池单体热失控,通过热传质、热辐射引发相邻电池单体相继发生热失控,最终导致整个锂电池储能系统的发生火灾事故。 锂离子电池储能系统火灾具有与众不同的特点:(1)燃烧激烈﹑热蔓延迅速;(2)毒性强﹑烟尘大﹑危险性大;(3)易复燃﹑扑救难度大。 2 锂离子电池储能消防安全分析 2.1锂离子电池储能系统技术规范适用性不足 目前全球范围内已发布的一系列关于锂离子电池储能系统现有技术的相关标准,大多处于制定和摸索阶段。针对锂离子电池储能系统,从安全保障体系的角度,还需加大锂离子电池安全性技术研究力度,建立与电力储能应用相适应的标准体系。 2.2缺乏针对性的消防灭火剂 现有的灭火剂如干粉灭火剂对锂电池灭火几乎没有效果;卤代烷1301﹑CO2﹑七氟丙烷只能扑灭明火,无法从根本上抑制火灾发生,往往稍后会出现复燃,不具备降温和灭火的双重功能,对锂电池的火灾不具有适用性;水喷淋系统技术比较成熟,降温灭火效果明显,成本低廉且环境友好,但耗水量大,扑救时间长,扑灭火灾后将导致储能电站内的电池短路损坏而无法正常使用。 因此,针对锂电池,特别是大型储能锂电池系统的火灾隐患进行灭火防护,设计开发新型高效、防复燃灭火剂及灭火剂释放系统和装置,有利于锂离子电池储能系统的大规模商业化应用。 3 锂离子电池储能消防系统技术需求分析 3.1建立科学合理的消防测试模型及技术规范 目前,现有的锂电池消防灭火关键技术参数参差不齐,国内外也尚未创建关于锂电池火灾的测试模型,缺乏权威的技术评价规范,无法判断锂电池火灾事故的扑救效果。因此,需要从根本上厘清储能系统锂电池火灾特性,通过建立科学合理的消防测试模型进行锂电池火灾模拟实验,为锂电池火灾防控装置的测试及消防安全技术效果的全面评估提供技术支撑,从而来指导技术评价标准的建立与完善,对实际的应用提供技术依据。 3.2 设计开发新型灭火剂 针对现有消防灭火剂的不足,开发新型消防灭火剂具有紧迫性。结合锂电池热失控及热蔓延规律,设计靶向性的灭火剂,实现精准降温;通过对锂电池灭火剂的药品剂量、喷射方式、喷射压力、喷射时间、灭火浓度、灭火效率等功能参数进行优化,实现新型高效通用型灭火剂的设计。 此外,新型灭火剂的环保性能非常重要,是其能否被推广使用的另一项关键指标。需要考虑灭火剂施放后是否产生有毒有害产物造成污染、是否对电气系统造成腐蚀或降低绝缘性。 3.3集成化消防系统研究 锂电池消防系统不是彼此独立的单元,而是一个高度集成化的整体,各个组件间的集成对于整体系统功能的实现有着至关重要的影响。因此,消防系统各个部件需要集成研究,整体协同操作,使其相互无缝配合运行,发挥最佳效应,是提升消防系统系统灵活性和安全性的重要手段。未来,随着物联网、5G技术的推广,新型储能模式与消防方案增多,消防系统也将逐渐趋向集成化、智能化。 结 论 电化学储能系统在我国能源消费结构调整和可再生能源比例提升方面具有重要意义,针对现有电化学储能系统最紧迫的火灾及消防安全领域的关键技术进行攻关和研究非常必要。概括来说,通过锂离子电池火灾的特点及其发生和演化机理,验证现有的消防灭火技术对锂离子电池火灾的灭火效果与不足,基于典型预制仓式锂离子电池储能系统的消防灭火需求,建立科学合理的消防测试模型及技术规范,设计开发新型针对性的灭火剂,集成化、标准化锂离子电池储能消防系统,结合智慧消防与5G技术研制出针对锂离子电池储能系统消防安全防护技术规范与标准,解决目前大型锂离子电池储能系统因安全引发的一系列问题,提升现阶段电网储能的安全性和可靠性,为实现锂离子电池储能系统大规模的工程化与商业化应用提供必要的技术保障。...
一、国内数据中心都建在哪里 1.“北上广”及周边地区机架规模仍领跑全国 受5G、人工智能、大数据、云计算、移动互联网等技术发展以及在边缘计算、工业互联网、超高清视频、VR/AR等场景应用的推动,我国数据中心数量和规模呈现平稳增长。截至2019年底,我国在用数据中心机架数265.8万架,同比增长28.7%。在建数据中心规模约185万架,与2018年相比增加约43万架。 截至2019年底,北京、上海、广东三个数据中心聚集区的在用机架数的全国占比为31.3%,与国内其他任意三个省(区、市)相比,北上广还是在我国数据中心规模分布上占据了相当大的比重。此外,若将河北、天津、内蒙古、江苏、浙江、福建、海南等北上广周边地区加上,这一比重会提升至60%以上。  2.总体布局日趋合理,数据中心逐渐向中西部、一线周边城市转移 自2013年工业和信息化部联合四部门发布《关于数据中心建设布局的指导意见》,工业和信息化部信息通信发展司发布《全国数据中心应用发展指引(2018)》以来,加之北京、上海等地围绕严格控制新建、扩建数据中心数量及规模等发布了相关文件,我国数据中心布局渐趋合理。与2018年相比,2019年北京、上海、广东3个省(市)在用机架数在全国占比下降了4.2%。但在数据流量呈现指数级增长、移动互联网、工业计算、超高清视频、VR/AR等应用铺开的背景下,一线城市仍然存在较高的数据中心建设需求。在此背景下,阿里、腾讯、今日头条、百度等科技巨头对数据中心的布局渐向河北、内蒙古、江苏、浙江、福建等一线周边城市扩散,这些地区数据中心建设等级通常较高,依托自身网络基础,大部分直连或经一次跳转到一线城市节点,在规模和能力上具备承接一线城市外溢需求的条件。 根据赛迪顾问数据显示,与2018年相比,北京、广州、深圳三地2019年在用机架数增长率均在7%以下,河北、天津、内蒙古、福建、海南等周边地区增长率均在20%以上,北京周边地区增长率更是超过90%。较特殊的一点是,由于上海、江苏、浙江等经济实力较强,互联网、金融等企业数量众多且电子信息产业发展迅猛、企业数字化转型需求较强等因素,加之南京、上海是国家网络骨干节点、网络基础雄厚,上海及周边江苏、浙江等地区2019年在用机柜增长率均保持在15%以上的较高增长率。  二、数据中心为什么建在这些地区 通常,数据中心的布局需要综合考虑供需两个方面,具体围绕数据中心建设本地以及周边省(市)需求,本地土地、人力、水、电等成本、网络基础以及当地政策支持程度。按照重点考虑因素的不同,数据中心选址可分为需求导向型、成本导向型和政策导向型。 1.需求导向型 通常来看,数据中心厂商倾向于在经济发展水平较高、人口密度高、数据流量大、产业数字化转型需求旺盛的省(区、市)进行投资布局,因为这些地区对数据中心的需求及消化能力较强。经赛迪顾问调研发现,2019年北京数据中心需求机架数与实际使用机架数仍相差2万左右,上海、广州、深圳等地区也均出现了不同程度的“供不应求”现象,因此也出现了以北上广深为核心的几大数据中心集群。近几年,为缓解大城市土地、网络、水、电等资源紧张问题,推动我国数据中心产业布局更加合理化,国家相关部门先后出台了《工业和信息化部发展改革委国土资源部电监会能源局关于数据中心建设布局的指导意见》《全国数据中心应用发展指引(2018)》等文件,将一部分数据备份存储、大数据处理等对网络时延要求较低的业务逐渐向一线周边城市以及中西部地区转移。 2.成本导向型 成本导向型是指厂商在建数据中心时会重点考虑当地土地、人力、水、电、网等因素,使数据中心的建设成本和运营成本最低。通常,数据中心TCO(总成本)包括CAPEX(资本性支出)和OPEX(营运支出),其中CAPEX主要包括土建和数据中心所用的IT、CT设备等成本,OPEX主要包括数据中心日常维护费用、电费、房租等。赛迪顾问经调研发现,作为一个耗电大户,若以10年来计算,数据中心电费占比可达总成本的近60%。因此很多厂商在考虑数据中心选址时也会选择本地气候条件合适、能源丰富、电价及土地价格较低的地方。比如苹果、腾讯、阿里、华为、英特尔、微软以及三大运营商等国内外科技龙头企业均先后在贵州和内蒙古建设数据中心,规划部署的服务器规模可达百万台,因而奠定了数据中心领域“南贵北乌”的市场格局,这与两地的丰富的电力资源、适宜的气候条件带来的低廉的用地成本以及相比一线城市而言相对便宜的土地价格密不可分。  作为数字基础设施建设的一部分,数据中心与本地社会经济发展、产业定位、企业数字化转型等息息相关。一般情况下,数据中心建设会重点考虑市场需求,但对于当地政府大力支持数据中心及相关产业发展并给出优惠政策的地区,云计算、互联网、运营商以及IDC第三方独立建设厂商等数据中心建设主力也会受其吸引。例如,继“数字经济”在2017、2019、2020年三年被写入政府工作报告后,上海、山东、浙江、山西、内蒙古、四川等大多数省(市)均出台了相应支持本地数字经济发展的政策。其中有些地区为更大力度扶持数据中心发展,还会出台专门的扶持政策,如安徽、山东、山西、西藏、江西等地均出台了数据中心优先批地等政策以吸引更多厂商去当地建数据中心。 三、“中国数据中心过剩”是个伪命题 1.数据中心“供不应求”情况依然存在 尽管数据中心建设处于快速发展阶段,但目前在北京、上海、广州、深圳等地仍存在数据中心“供不应求”现象。以上海为例,2019年上海市在用数据中心机架数为34.8万架,位居国内所有省(区、市)第一位,但需求规模已超过41万架,仍存在一定供需缺口。 2.我国数据中心IT投资规模仍保持快速增长 在云计算、5G、区块链等技术发展以及智慧城市、数字经济等应用快速发展的背景下,对数据中心的需求不断增长。据赛迪顾问统计,2019年数据中心IT投资规模达到3698亿元,比2018年同期增长13.5%。2020年上半年,在全国奋力抗击新冠肺炎疫情的背景下,线上经济加速繁荣,一时间电子商务、在线问诊、远程办公、网络直播、网络游戏等业务需求以及业务规模不断上升,金融、制造等行业也加快信息化进程,这也为IT/CT设备、数据中心建设以及下游IDC服务市场等提供了更大的发展空间。与此同时,新基建的提出将加速以5G、工业互联网、人工智能等为代表的数字技术融合发展,进一步带动行业数字化转型以及数据量大幅增长。赛迪顾问预测,到2022年,数据中心IT投资规模将达到5256亿元,未来三年将保持12.4%的年均复合增长率。  3.数据中心建设要重视科学规划、统筹全局,避免一哄而上 不论是传统基础设施建设还是新型基础设施建设,都要避免一哄而上、盲目跟风。特别是对于数据中心这类重资产投资行业而言,通常是以15-20年生命周期来衡量的,从选址、设计、建设、验收、测试等一系列环节,可能要经过2-3年甚至更长时间。同时,数据中心建的好也不代表能用的好,土地、水电、宽带、人力等成本,数据中心面向的客户以及客户稳定率、重点辐射的市场、市场竞争格局、机柜上架率等众多因素均会影响未来数据中心运营状况。因此,在国内新型基础设施建设一片火热的背景下,建议各类数据中心建设商需重视建设前期市场调研、可行性研究等工作,综合评估数据中心所在地区的建设及后期运营成本、潜在用户及规模,关注数据中心及相关设备的技术发展趋势,并结合当地政策、市场竞争格局、自然环境等情况,提前明确数据中心建设规模、未来运营及运维模式,实现综合统筹、全面规划。...
多年来,在高额补贴政策的驱动下,我国创造了世界上前所未有的风电产业发展速度,逐步形成具有国际竞争力的风电产业链,风力发电已成为仅次于火电和水电的第三大电源,在推动电源结构转型过程中发挥重要作用。截至 2019年末,全国并网风电装机容量 2.2 亿千瓦,位居全球第一,其中海上风电 593万千瓦,仅次于英国、德国位居全球第三。2020 年上半年,全国风电厂发电量2379 亿千瓦时,同比增长 10.9%,占全部发电量的 4%。完成风电投资 854 亿元,同比增长 152.2%。继 2015 年风电抢装之后,受财建【2020】4 号文关于非水可再生能源补贴政策驱动,2020 年风电行业再次出现保电价、抢并网、规模化发展态势。 一、 风电补贴政策的迭代和发展 2005 年《中华人民共和国可再生能源法》首次通过立法规定设立可再生能源发展基金,对以风电光伏为主的可再生能源发电进行上网电价补贴,补贴部分覆盖发电项目上网电价与该地区燃煤电价的差额,发展基金来自全国销售电价中征收的可再生能源电价附加。根据最新的可生能源电价附加征收标准每千瓦时1.9 分钱(发改价格[2015]3105 号),2020 年可安排的可再生能源电价附加资金预算为 923.55 亿元,其中风电累计补贴需求 1550 亿元。 1.电价双轨制阶段 2003 年,国家发改委颁布《关于印发风电特许权项目前期工作管理办法及有关技术规定的通知》(发改能源〔2003〕1403 号)。2003 年到 2005 年,是风电电价的“双轨制”阶段,招标和审批电价并存。 2003 年国家发展和改革委员会组织了第一期全国风电特许权项目招标,将竞争机制引入风电场开发,以市场化方式确定风电上网电价。华睿投资集团有限公司中标当时江苏如东 10 万千瓦风电特许权项目,报价仅为 0.39 元/度。风电成本在 0.5 至 0.6 元之间而在省(区)项目审批范围内的项目,仍采用的是审批电价的方式,出现招标电价和审批电价并存的局面。2006 年,国家发改委会同国家电监会制定《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》(发改价格[2006]7 号),提出了“风力发电项目的上网电价实行政府指导价,电价标准由国务院电价主管部门按照招标形成的电价确定”。部分省(区、市),如内蒙古、吉林、甘肃、福建等,组织了若干省级风电特许权项目的招标,并以中标电价为参考,确定省内其他风电场项目的核准电价。 2.上网标杆电价阶段 自 2009 年起,为促进风电建设,规范风电价格管理,我国采取了分资源区制定陆上风电标杆上网电价。此后根据风电行业发展情况,国家发改委对陆上风电上网电价进行 3 次降价调整。2014 年国家发改委发布的《关于海上风电上网电价政策的通知》首次规定海上风电项目上网电价,风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分,由当地省级电网负担;高出部分,通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。与当前现行燃煤上网标杆电价比较,2019年核准的陆上风电项目,平均补贴金额占总电价约 35%,2020 年核准的陆上风电项目,平均补贴金额占总电价约 15%,2019 年-2020 年核准的海上风电项目,平均补贴金额占总电价约 40-50%, 此外竞价政策出台后已公布的竞价陆上风电项目平均补贴金额占总电价约 30%。 3 上网指导价取代标杆电价 为科学合理引导新能源投资,推动风电产业健康持续发展,2019 年 4 月国家发改委将将陆上风电标杆上网电价和海上风电标杆上网电价均改为指导价,新核准上网电价通过竞争方式确定。2019、2020 年指导价较 2016 年公布的上网电价再次下调。至此,执行了近 10 年的风电上网标杆电价成为历史。 4.风电竞价机制开启 为了减少风电行业发展对国家补贴依赖,节约补贴资金,在推荐风电建设平价上网项目试点的同时,国家发改委能源局也推出对需国补项目慕的竞争配置机制。 优先建设补贴强度低、退坡力度大、技术水平高的项目。能源局《关于 2018年度风电建设管理有关要求的通知》中明确 2019 年新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。2018 年 11 月宁夏、广东两省相继出台《宁夏风电基地 2018 年度风电项目竞争配置办法》、《海上风电及陆上风电竞争配置办法(试行)》。同年 12 月宁夏首个公布了风电竞价结果,正式开启了风电竞价阶段。 5.未来向全面平价发展 随着风电技术进步,国家政策调控推进,风电行业市场化导向更明确,补贴退坡信号更清晰,消纳能力落实更强化。对于未来新建风电项目,可以分为两种类别进行补贴申请: (1)竞价项目:新核准的集中式陆上风电和海上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定,不得高于项目所在资源区指导价;(2)平价项目:自 2021 年 1 月 1 日开始,新核准的陆上风电项目全面实现平价上网,国家不再补贴,2020 年起,新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围,由地方按照实际情况予以支持。 二、 风电补贴政策对投资电站的影响 1.补贴退坡对收益影响 2009-2016 年间,风电上网标杆电价每千瓦时下降 0.1 元,四类资源区平均下降比例约 14%,补贴阶段性下调对风电项目的工程造价、发电小时数、非技术成本等方面提出了更高的要求。经测算,按现行燃煤上网电价和发电利用小时数,陆上风电仅部分地区由于投资成本低及当地较高的燃煤上网电价可实现平价,海上风电项目去除补贴后平均比投资成本需下降 30%以上才可实现自身收益还本付息。所以在目前建设成本不能有效降低的情况下,补贴对于风电项目效益影响巨大。 2.抢装规模化发展对投资带来影响 (1)赶工期带来电站投资成本增加 由于抢工期,普遍存在“未取得批准而先行建设”、“未取得备案即开工”等情况,尚未办理可能导致罚款、停产后果的手续和文件,或者租赁其他电场的现有土地等,可能影响项目收益,最终导致项目总投资超过预期。 (2)质量隐患影响风电场后续运维成本 由于 2021 年后并网国内风电项目不在享有中央补贴,风电项目为了赶上补贴政策急于短期内并网,导致项目从立项到并网都在抢工期,运维成本是风电全生命周期成本的重要部分,施工质量问题对后期电站运营带来较大困扰。海上风电在我国起步较晚我国已建海上风电项目正陆续出质保期,运行维护产业尚未成熟,缺乏运维经验。此外我国海上风电运行维护标准体系尚未建立,科学系统化管理体系不健全,运维技术有待检验和提高。 三、对策建议 1.跟踪和研究地方补贴政策要点 新建风电项目应关注地方补贴政策出台情况,与当地能源局、财政局沟通,积极申请地方政府补贴。目前仅上海市出台《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法(2020 版)》,对于风电项目,陆上风电不再享受奖励,近海风电奖励标准为 0.1 元/千瓦时,深远海风电项目奖励标准将另行研究,单个项目年度奖励上限不超过 5000 万元。广东、江苏两省地方财政实力较强,有较大可能出台地补政策。 2.对电力消纳、外送保障、配套设施建设情况进行评估 在评估风电场时除常规的关注事项外应充分考虑周边配套设置、电网接入情况等。研究电场周围是否有建好的升压站、线路等,是否有借款人或其股东的其他已投运电站,选址尽量靠近负荷中心或者特高压通道换流站周边。风电就地消纳或外送得到保障是投资风电场获得长期稳定收益的关键因要素。...
一、全球核电发展概况 在装机容量方面,IEA最新统计数据显示,2019年,全球核电总装机容量443吉瓦,新增装机容量5.5吉瓦,与2018年的11.2吉瓦(1989年以来最大新增容量)相比大幅下降;全球在建核电装机容量60.5吉瓦,其中经合组织国家、中国和俄罗斯在建核电装机占比分别为33%、17%和8%。   在发电量方面,《BP世界能源统计年鉴2020》数据显示,2019年全球核电发电量为2796太瓦时,同比增长3.5%,为2004年以来的最快增长。在各类电源发电量中,核电占比10.4%,同比增长0.3个百分点。 具体到国家层面,美国核电发电量最高,为852太瓦时,约占全球核电发电量的30.4%。法国、中国、俄罗斯核电发电量紧随其后,分别为399.4太瓦时、348.7太瓦时、209太瓦时。这4个国家的核电发电量约占全球核电发电量的65%。2019年,核电发电量在本国总发电量中占比超过10%的国家共有20个,其中法国占比最高,达70.6%;乌克兰和斯洛伐克并列第二,均为53.9%。 从增长速度来看,中国继续延续2018年快速增长态势,为全球核电贡献了最大的增量。2019年,中国结束三年来的“零核准”,年内获核准的山东荣成、福建漳州1-2号机组、广东太平岭1-2号机组均采用中国自主知识产权的“国和一号”或“华龙一号”三代核电技术,福建漳州一号机组已于2019年10月开工建设。日本也逐渐摆脱福岛事件的影响,取得显著增长。2019年,中国核电发电量348.7太瓦时,同比增长89.7太瓦时,增幅18.2%;日本核电发电量65.6太瓦时,同比增长16.5太瓦时,增幅33.7%。 受全球新冠肺炎疫情影响,2020年一季度全球核电发电量同比下降约3%。IEA在其发布的《全球能源评估2020》中指出,由于各国封锁政策的实施,年内全球电力需求将大幅减少5%或以上,核电的需求也将随之下降。事实上,为防控疫情而采取的封锁隔离措施也对接近完工的核电机组建设进度造成了很大影响。目前,中国2台、芬兰1台在建核电机组已将完工日期从2020年推迟至2021年,而法国、英国和美国的在建项目也很可能面临类似延期。此外,部分机组停堆换料工作也推迟至2021年。受整体电力需求下降、计划大修项目推迟及核电机组建设延期等因素影响,IEA预计2020年度全球核电需求将下降2.5%。   二、全球核电发展环境分析 在全球电力需求增速放缓、石油天然气等化石燃料价格降低、可再生能源电力成本降低、技术迭代速度加快的大背景下,占据全球发电总量10.4%的核电行业发展正面临多重挑战。尤其在2011年福岛核事故之后,对于核电站和核废料存储方案安全性的担忧使得发达国家调整国家核电发展政策,而全球核电设备“老龄化”加剧了核电发展的困境。 (一)经合组织国家核电发展放缓 近年来,多个国家调整核能领域发展计划。德国、比利时、瑞士和西班牙等国家计划逐步淘汰核电;韩国、瑞典、法国等国家则打算降低核电比例;受低成本天然气和可再生资源竞争的影响,美国一些小型、低效核电站提前关闭。 德国是世界上第一个通过立法确定淘汰核电的国家,决定在2022年全面淘汰核电。目前,德国已经关闭20座核电站,2019年该国核电发电量约占全国总发电量的5%。比利时计划在2025年前逐步淘汰核能发电,2019年核电发电量约占该国总发电量的46.3%。瑞士明确不再批准新建核电站,对现有核电站不延期退役,并于2019年12月永久关闭了其现有五座核反应堆中的第一座。西班牙计划于2030年前关闭国内最后一座核反应堆,并计划不对任何核反应堆40年的运行寿期进行延长。 (二)多数在运机组服役将近设计年限 核电机组的运营年限一般为30~40年,这意味着欧美等发达国家于上个世纪大规模建设的核电机组均已到达服役年限。国际原子能机构(IAEA)公布2019年全球核电发展数据显示,截至2019年底,全球在运核电机组总计443座,其中,292台机组(装机容量约254吉瓦)运行时间已超过30年,美国九英里峰1号和京纳机组、印度塔拉普尔1号和2号机组、瑞士贝兹瑙1号机组等5台核电机组的运行时间甚至已超过50年。   鉴于延长核电机组运行时间的费用仅为新建核电机组的10%~20%,更多国家选择通过对核电机组基本结构、系统和部件进行特殊安全评审和评定来延长机组运行时间至60年,同时对核电机组进行升级改造,确保本国核电机组未来安全运行。美国、法国、加拿大、阿根廷、亚美尼亚、乌克兰、捷克、俄罗斯、墨西哥和巴西等国家均有核电延长运营期限的计划。 即使如此,俄罗斯科学院能源研究所(ERI RAS)认为,到2040年,发达国家运营的核电装机容量仍将下降三分之二,从2018年的约280吉瓦下降到2040年的95吉瓦左右。 三、展望 水电和核电两者共同提供了全球四分之三的低碳发电量。然而作为世界上第二大低碳电力来源的核电,其发展轨迹与IEA可持续发展情景(SDS)的目标仍有较大差距。 按照目前计划的建设趋势,全球核电装机将在2030年后呈现下降态势,2040年的装机仅为456吉瓦,远低于IEA的SDS设定目标601吉瓦。IEA指出,2020~2040年,核电装机年均增加15吉瓦,才能达到SDS水平。   事实上,根据目前的趋势,全球核电发电增长速度将落后于电力需求增长速度。俄罗斯科学院能源研究所认为,到2040年,核电发电量在全球总发电量中占比将降至10%以下。预计经合组织国家核电发电量占比将从2015年的18%下降到2040年的12.6%~13.4%。到2035年,发展中国家核电发电量将超过经合组织国家,为全球核电增长贡献最多的增量。其中,中国将实现最大的核电增长。...
碳中和目标下,煤电装机快速增长时代正式宣告结束,而可再生能源将迎来“倍速”发展阶段。即便如此,2060年达到碳中和,依然压力巨大。 2020年9月22日,国家主席习近平在第75届联合国大会上宣布,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。 中国成为全球主要排放国里首个设定碳中和目标期限的发展中国家,这也是中国在《巴黎协定》承诺的基础上,在碳排放达峰时间和长期碳中和问题上设立的更高目标。中国2060碳中和目标的宣布,必将对电力行业未来40年的发展带来深刻而巨大的影响。 带来的机遇 首先,电力行业清洁低碳发展目标更加明确清晰。十九大报告提出“推进能源生产和消费革命,构建清洁低碳、安全高效的能源体系”,这为我国能源清洁低碳转型发展提出了新的方向。对于电力行业来说,就要加快推进我国能源结构从以煤炭发电为主向以清洁低碳能源为主的跨越式发展。 经过十多年的努力,中国电力行业的低碳发展已经取得了很大的进步,单位供电碳排放(克二氧化碳/千瓦时,下同)从2005年的900克左右下降到目前的600克左右(下降约30%)。 国务院发布的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》中,也提到大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内,目前看来完成的难度不小。如果横向比较,目前中国电力行业单位供电碳排放比全球的平均水平450克左右仍然高出了30%左右。 目前,全球主要国家的供电碳排放从低到高大致分成几个类型:1、近零排放国家(100克以下):挪威、瑞典、瑞士、法国等;2、超低排放国家(100克到200克之间):新西兰、加拿大、奥地利、芬兰、丹麦、比利时等;3、低排放国家(200克到300克之间):英国、匈牙利、西班牙、葡萄牙、意大利等;4、中排放国家(300克到500克之间):德国、荷兰、智利、美国、捷克、土耳其、墨西哥、以色列、日本等;5、高排放国家(500克以上):韩国、希腊、爱沙尼亚、中国、印度、波兰、澳大利亚、南非等。 从上述分布中可以得出几个结论:1、中低排放及以下的国家,基本上以发达国家为主(巴西、墨西哥、智利等除外);2、高排放国家中,以发展中国家为主,但也不乏韩国、澳大利亚这样的发达国家;3、已经承诺碳中和目标的国家,以中低排放国家为主,但也包含部分包括中国在内的发展中国家,比如已经完成碳中和目标立法的瑞典(2045)、英国(2050)、法国(2050)、丹麦(2050)、新西兰(2050)、匈牙利(2050),立法进程中的有西班牙(2050)、智利(2050)以及欧盟整体(2050),通过政策宣示承诺还未进入立法进程的有芬兰(2035)、冰岛(2040)、奥地利(2040)、挪威(2050)、德国(2050)、葡萄牙(2050)、瑞士(2050)、爱尔兰(2050)、韩国(2050)、南非(2050)、中国(2060)以及日本(本世纪下半叶尽早实现)等。 从上述不同国家按照单位供电碳排放数值高低的分布及对其承诺碳中和目标时间的对比不难看出,大部分发达国家从目前的中低排放到碳中和,都仍需要二三十年的时间。 碳中和国家并不是意味着一吨碳都不可以排放,只是意味着碳排放和碳汇吸收之间尽量能达到平衡,而电力的低碳化是最基本的先决条件,预计大部分发达国家的电力行业在2050年国家实现碳中和目标的情境下,电力行业都要基本实现脱碳化(零排放)或者近零排放,比如欧盟2050绿色新政实现碳中和的情景下,预计电力行业80%以上的装机都将是可再生能源装机,部分国家甚至是100%。 中国如果在2060年实现碳中和目标,电力行业单位供电碳排放要从目前的600克左右,至少以每10年平均100克左右(即每年10克左右)的速度往下降,才能确保2060年左右达到目前近零排放国家的水平(如瑞典、法国等)。 2060年全社会用电量按照比目前增长翻三番保守估计(20万亿度电左右),电力行业的碳排放量将达到10亿吨左右。即便不考虑化工、水泥、钢铁、建筑、交通等行业,其他化石能源石油、天然气等不可避免使用部分产生的碳排放,以及非二氧化碳温室气体排放,仅仅电力行业产生的10亿吨左右的碳排放量就需要大量的植树造林、森林蓄积增加的碳汇才能中和掉,如果电力行业低碳化水平届时连近零排放也达不到,中国想实现2060年碳中和目标就更加难上加难了。 因此,在2060碳中和目标下,电力行业低碳发展的目标也更加明晰,就是尽可能地降低单位供电碳排放,能做到零当然更好(难度不小),如果做不到,退而求此次,至少也得达到部分发达国家目前已经做到的单位供电近零碳排放的水平。 其次,可再生能源发电将进入规模化“倍速”发展阶段。过去10年(2009-2019),风电、光伏和水电为主的可再生能源装机增长迅速,每年增长5000万千瓦左右,装机总量从逾2亿千瓦到近8亿千瓦,增加了近4倍,其中风电增长超过10倍,太阳能由于基数低,从2009年的2万千瓦增长到2019年的逾2亿千瓦,增长了1万倍。 可再生能源在电力总装机的比重从2009年的24%增加到2019年的38%, 但是未来要实现电力行业的零排放或者上文中提到的近零排放,即便仍然以过去10年每年5000万左右的可再生能源装机增长肯定无法满足要求。 如前假设,按照2060年中国电力需求增长3倍估算,考虑到可再生能源发电利用小时数的限制(按照2000小时估算),则需要80-100亿千瓦左右的装机总量,未来每年平均需要新增2亿左右可再生能源装机,这是过去10年平均新增装机的4倍左右,每年新增可再生能源发电装机带来的投资需求也将是巨大的,在过去5年每年新增投资额已经超过1000亿美元的基础上,预计未来40年累计投资达到数万亿美元(麦肯锡最新的估计是5万亿美元,即人民币35万亿左右)。 投资规模的不断增加将继续带来风电、光伏等建设造价和发电成本的进一步下降,在风电和光伏陆续实现平价上网后,将来发电成本会逐步降低,逐渐低于煤电发电成本,从而取得多年以来梦寐以求的成本优势,进一步增加投资的比较优势。 再者,碳市场将为电力行业低碳化发展发挥更加重要的基础性作用。2060碳中和目标提出后,需要凝聚全社会的力量,为了尽可能降低目标实现的成本,需要更加发挥市场在碳资源配置上的基础性和决定性作用。而全国碳市场的建立和不断完善,将责无旁贷地承担起这一历史重任,碳市场助力电力行业低碳化最重要的特征是形成市场化的碳定价机制,发出清晰的碳价信号,不仅仅是不同减排成本的行业和企业之间配置碳资源,降低全社会的减排成本,而且给电力行业的上下游,包括对新能源投资、新技术研发形成持续稳定的预期,促进低碳投资的源源不断和低碳技术的持续创新,同时结合电力市场化改革的逐步到位,把碳价信号清晰地往下游传递,进而降低全社会的碳减排成本。 因此,在2060年碳中和目标提出的新形势下,碳市场的必要性和紧迫性更加突出,在“十四五”期间更需要把全国碳市场这一重大减排新设施新机制建设好、运行好,为包括电力行业在内的主要排放行业低碳化发展提供机制保障。 面临的挑战 2060碳中和目标给电力行业带来机遇的同时,也带来诸多挑战,主要体现在以下几个方面。 第一,煤电装机快速增长时代正式宣告结束 从“十一五”起,煤电建设进入大规模“跑马圈地”的阶段,大部分年份新增煤电装机都在五千万千瓦以上,这种速度甚至延续到了“十二五”期间,直到“十三五”的后面几年(图3中2020年的数据是1-8月份),每年新增煤电装机才有所下降,从每年五千万千瓦下降到两三千万千瓦。 过去十多年煤电装机快速增长的负面效应比较明显,近些年来各地煤电年运行小时数大都在4000小时左右,如果按照设计小时5500小时的标准,造成了超过2亿煤电装机产能的严重过剩,造成了投资的极大浪费。 另外,这些新建的煤电项目,都将有较长的锁定期,至少25-30年左右,将会对未来几十年的碳减排带来巨大的压力。 全球能源互联网发展合作组织在对我国能源变革转型进行专题研究后指出,当前每新增1亿千瓦煤电机组,将产生三大方面重大负面影响:一是未来将增加超过3000亿元资产损失;二是2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦,挤压2万亿元清洁能源投资;三是到2050年将累计增加碳排放150亿吨,相当于2018年我国全部碳排放的1.6倍。 因此,有不少专家呼吁,面对煤电产能已经严重过剩和未来碳约束越来越严格的大趋势下,“十四五”期间不要再新建煤电项目了,新增能源需求尽量通过可再生能源发电来满足,但是煤电新增装机速度从“十三五”后期的每年两三千万千瓦一下子断崖式刹车降到零,也不现实。 有数据显示,即便是疫情期间的上半年,又新核准了5000万千瓦左右的煤电项目,核准待建的煤电机组装机已达1亿千瓦左右,预计还有1亿千瓦左右的机组纳入规划,如果这些已批准或者规划中的项目在 “十四五”期间都上马,煤电总装机将超过12亿直奔13亿千瓦。 毫无疑问,这样的结果将是很难承受的,煤电项目的投资者需慎之又慎,如果说过去十多年煤电“跑马圈地”的主体是五大电力为主的央企集团,那么此轮煤电项目投资主体已经转变为地方能源集团为主的国资企业,为什么五大集团在这轮“逆势上扬”的煤电新投资氛围中更加理性? 第一、央企为主的电力集团越来越意识到低碳发展的重要性,充分认识到“大干快干”上煤电的时代已经不复返了,尤其是中国2060碳中和目标宣布后,不少电力集团的高层已经在不同场合严肃地讨论这一目标对行业和企业发展将带来深远的影响。 第二、不少电力央企已经体会到了过去煤电项目上的太多,产能过剩带来的负面影响。近两年来,五大电力集团所属煤电厂亏损比例超过50%,甚至出现负债率过高的一些煤电厂长期资不抵债而破产清算的,这在过去十多年里哪怕是煤电行业也曾一度大面积亏损的情况下也很少出现的情况。 第三、中国煤电机组的寿命太短,平均的服役时间略超过10年,低于设计寿命25年(超过20年的煤电机组仅占11%),也远远低于美国、德国等发达国家煤电机组的服役时间(基本上超过30年),如果未来一段时间都没有对煤电机组的总体利好周期,那么目前再新建的煤电机组能否收回投资都面临很大的不确定性。 近日,山西省能源局在下发的《电力供需平衡预案管理办法》中已经明确提出新投产的煤电机组“原则上不再安排优先发电量”,产煤大省的这一政策已经传递出比较清晰的信号,相信后面陆续会有其他省份出台类似的政策。因此,目前规划中甚至已经核准的煤电项目,在开工建设前仍需“三思而后行”,全面综合评估后再做决定,避免到时候后悔不已。 因此,即便在“十四五”期间还无法做到不上新建煤电项目,但是2060年碳中和目标的宣布,已经表明煤电装机快速的快速增长时代的确是“一去不复返”了,煤电在电力总装机的比重目前已经接近50%(2019年52%)的情况下,未来40年每年平均下降至少在1个百分点,才能确保在2060年把煤电装机比重控制在10%以下(而且这部分保留的煤电装机必须通过灵活性改造具备调节能力),煤电退出后的空间逐步让位给可再生能源发电,使得2060年可再生能源发电装机比重至少达到80%以上,才可能实现电力的真正低碳化甚至零碳化,确保2060年碳中和目标的实现。 第二,智能电网长期安全与稳定运行压力山大 众所周知,风能、太阳能等新能源易受气候影响,其出力具有随机性和波动性,而电网中的发电和负荷要时刻保持电力平衡,随着煤电装机在电力总装机比重的下降和可再生能源发电比例的提高,对电网的这种平衡能力长期安全稳定运行提出了更大的挑战。 为了应对这种挑战,电网需要加大先进信息通信技术、控制技术和人工智能技术的研发和大规模部署应用,有效支撑可再生能源大规模开发利用,提升电网长期稳定安全运行及智能化水平。 此外,大规模储能技术的研发和广泛应用才是改善可再生能源发电间歇性和波动性最根本的保障,能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平,是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术,需要从引起足够重视并加大部署的力度。 第三,CCUS(碳捕捉及封存利用)等减排技术发展利好但前景依然难测 2060碳中和目标的提出,对以CCS(碳捕捉与封存)或者CCUS为代表的减排技术发展利好,尤其是对电力行业来讲,如果还要保留一定比例的煤电或者气电等化石能源装机,以及发展生物质能源发电等,就必须要考虑对这部分装机发电产生的二氧化碳进行捕捉和、封存或者利用,不然无法仅仅通过森林碳汇来抵消数以亿吨甚至十亿吨的排放量。 但是CCUS无论是从技术上,成本上以及商业模式上,都还面临很大的挑战,具体如下: 第一,CCUS技术发展阶段离大规模商用仍有较大距离:从捕集、封存到利用的各个环节所需的技术大部分都还处在基础研究环节,其中只有一小部分技术进入了中试或者示范环节,即便示范环节的项目,处理的二氧化碳量也非常有限,据不完全统计,目前国内十余个CCUS示范项目,加起来每年处理的二氧化碳不到100万吨,部分项目甚至示范后不久就面临技术和商用价值缺乏等原因而停运或者处于间歇式运营。 第二,CCUS成本上居高不下:在CCUS捕集、输送、利用与封存环节中,捕集是能耗和成本最高的环节,以百万装机的超超临界电厂为例,捕集增加的耗能可能直接把一个电厂的效率从超超临界降低到亚临界,更别提后面的输送、利用和封存环节能耗以外的大量成本了。 国内部分示范项目二氧化碳的处理成本大都在每吨300元~500元人民币之间,部分富氧燃烧的示范项目成本甚至更高达到八九百左右。成本的居高不下,而且短时间因为技术的不成熟没法通过大规模商用快速下降成本,让投资者望而却步,所以目前的示范项目大都是科技项目,需要来自不同渠道科研经费的支持。未来40年内CCUS的成本下降曲线至少从目前看来,还很难清晰地描绘出来,即便全国碳市场建立起来,可以通过市场的手段支持CCUS项目,可预期的碳价水平也难以支撑CCUS高居不下的投资成本。 第三,CCUS生态安全风险防范压力山大:把二氧化碳封存在地下,理论上是可行的,但是地质条件是比较复杂的,虽然之前已经通过各种研究得出陆上地质利用与封存技术的理论总容量为万亿吨以上的结论,但是这只是一个理论的总容量,具体的选址和封存技术,是否满足要求,还需要结合项目开展大量的论证,毕竟地质情况是非常复杂的,二氧化碳注入后监测、废弃井泄漏防控与防腐技术尚不成熟,注入过程带入的大量盐水如果和二氧化碳一起发生大规模泄漏对环境造成生态危机如何处理?大量的二氧化碳以流体形式注入深层岩石当中如果诱发地震,如何能做到提前预警、监测和防范?这方面因为技术的不成熟,生态安全风险防范还有大量的难关需要攻克。 综上所述,2060年中国碳中和目标的宣布及后续陆续出台的相关政策,对电力行业的发展既带来了机遇,也面临挑战!电力企业尤其是大中型集团企业,需要研判2060年碳中和目标对自身发展带来哪些影响,未来40年能否做到碳中和,如果做不到,低碳发展的愿景、目标如何科学制定,40年内不同阶段的发展路径如何规划?这些愿景、目标和路径如何在即将制定的“十四五”规划中予以体现和得到落实?这些都是眼下需要严肃思考和慎重决策的重要问题。 但对于传统能源行业的广大从业者来说,大可不必过于担心,包括煤电行业及其上下游(设备制造商、科研机构和院校相关专业等)在内的数百万从业者,自然会分代际、分批次地逐步转向以可再生能源为主的新主力能源阵地,按照国内相关研究估计,可再生能源产业单位产能就业人数是传统能源产业1.5~3.0倍,这种能源转型将带来更多就业机会,未来也会创造更多的经济增长点。  ...
关于电网的输配体制问题,中央《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9号文),要求“继续进行深化研究”。一般认为该轮电改暂时不会涉及输配体制改革,其实不然,被认为是最大亮点的增量配电业务改革试点,事实上已经触碰到输配体制改革的问题了。任一个新成立的增量配电企业,无论股权结构怎样,它与目前的电网企业或在法律上、或在产权上均是分离的,完全突破了原来输配合一的体制。这一事实说明继续深化输配体制的研究不仅必要而且迫切。本文即以此为切入点,研究和寻找适合我国国情的输配体制改革方案。 一、承认配电属于竞争性业务不是主观臆断 将配电归属于竞争性业务,主要基于下述理由: (1)与输电网的集中性、统一性、枢纽性特征不同,配电网具有明显的分散性、局域性、终端性特征,输电网与配电网不可等同对待。(2)配电网是售电的物理支撑,全面提升用户服务水平,开展综合能源服务,离开配电网是无法做到的。鼓励成立售电公司很有必要,但没有理由禁止配电企业售电,配电企业要承担保底供电责任,是当然的售电公司。(3)配电网可以划分为众多供电区,每个供电区的经营者,都由政府按特许经营程序确定,政府还可根据经营期的考核情况,随时进行必要的更换。 不可否认,配电是一种特殊的竞争性业务,这是由电力商品的特殊性决定的。电力市场本身就是一个特殊的市场,承认电力是商品,也应当承认配电是竞争性业务,配电企业是竞争性企业。正因为如此,中央在下发的有关文件中(包括2015年的9号文),不仅一再强调要鼓励社会资本投资配电业务,还明确提出要支持民营企业以控股或参股形式开展配电和售电业务。增量配电业务改革试点,实际上也是在承认配电是竞争性业务的前提下进行的。 二、增量配电业务改革的认识、实践与再认识 增量配电业务改革试点承载着人们太多的梦想,它的目的至少有三个: (1)通过将增量配电业务推入市场,鼓励和吸引更多社会资本参与配电网建设,探索市场化的配电网建设发展模式。 (2)打破垄断,形成“比较竞争”格局和鲶鱼效应,提高配电网效率和经营服务质量,为经济社会发展提供更好的用电保障。 (3)推动配电网的有源化、协同化、市场化建设,培育综合能源服务新业态,为重塑配电网,加快能源转型探索新的路径。 然而理想很丰满,现实很骨感。从2016年11月到2020年8月(第5批名单公布前),国家能源局共批复了404个试点项目(其中已取消24个)(观茶君注:截至第五批公布,已公布增量配电业务改革试点项目473个,取消24个项目后还有459个)。虽然项目数量不少,但至今取得电力业务许可证的不足四分之一,试点碰到了种种阻力和困难。为解决有关问题,能源局下发了一系列指导文件,还采取了约谈、检查督导、建立通报和直接联系制度等措施,但情况并没有因此好转,似乎还出现了越来越偏离预期的趋势。已投运的增量配电项目,由于配电电价过低等原因,几乎都陷入了仅保本甚至亏损的境地。社会资本投资增量配电的热情已跌入冰点,曾经炙手可热的改革出现了令人心灰意冷的局面。详见《真实价格无法体现,增量配电定价困难重重》《澎湃:增量配电微利或亏损普遍,社会资本热情骤降》《增量配电价格“八大怪”》 从体制上看,增量配电业务改革试点,将配电业务分成了存量和增量两个部分,存量部分继续保持输配合一体制,增量部分则实行输配分开体制。显然,这是对电网输配体制的一种“改良”:即在基本维持原状的基础上,按照“旧者从旧、新者从新”的思路,实行输配合一与输配分开并存的双轨制。 “双轨制”天生就充斥着无法调和的矛盾,增量配电业务改革试点处处受阻,举步维艰,根本原因就在这里。增量配电业务与大电网存量配电业务存在竞争关系,理论上两者是平等的,但事实上增量配电网的接入、运行和发展都受制于大电网。在市场竞争中增量配电企业只是一个“运动员”,而电网企业勉为其难,同时要扮演“服务员、运动员和裁判员”三重角色。在这样的体制设计下,改革试点难以实现预期目标完全在情理之中。 输配体制双轨运行,不一定是改革的初衷,但它的确是增量配电业务改革试点带来的结果。其实,从全国范围看,输配双轨体制早已存在。我国除国家、南方、蒙西三大电网外,还有少量基本上属于配电网或有源配电网的地方电网,它们与大电网的关系与增量配电网类似,双方几十年的磕磕碰碰,也证明输配双轨制不是好的体制。 如果将增量配电业务改革看作是输配分开的一种探索,以此为输配体制的“继续深化研究”提供必要的素材和例证,似乎也完全符合9号文精神和改革的逻辑。但无论从哪一个角度对增量配电业务改革进行总结和再认识,共同的结论都是:我国电网输配体制改革不能走双轨制道路,全面的输配分开势在必行。 三、输配分开的理由和意义 输配分开的理由,根据其重要性和依赖性程度,大致可分为三个层级: 第一层是最基本的、起决定性作用的理由,回答输配分开的可行性问题。这一层次的理由只有一个,即:输电属于自然垄断性业务,配电属于特殊竞争性业务,两者不能等同对待。这个理由如果不成立,输配分开也就无从谈起。 第二层是效果揭示的理由,回答输配分开的必要性问题。依据事物的发展逻辑,输配分开将导致和促使某些改革目标的实现,或者说,一些改革目标的实现是以输配分开为前提的。这些目标包括:(1)形成真正科学合理“管住中间、放开两头”的电力体制架构;(2)输电网和配电网(企业)各自按照市场化要求重新进行功能定位;(3)打破垄断确保配售电充分且公平公正的竞争;(4)吸引更多社会资本参与配电网建设;(5)理顺和规范国家电网与地方电网的关系。 第三层属于关联性理由,是输配分开必要性的补充,它们显示的是输配分开为电网改革发展带来的更多好处。其中包括:(1)为调度与电网一体化管理体制提供合理依据,使其易得到公众的支持;(2)为“厂网分开”与“厂网一体”划分合理界限,巧妙化解二者的矛盾。(3)有利于提升电网精细化管理水平,明晰输电和配电成本,合理确定输配电价;(4)有利于密切配电网与地方政府的联系,更好地促进地方经济发展;(5)有利于重塑新一代电力系统,确保输电网和配电网的发展与时俱进;(6)有利于开展能源转型“人民战争”,加快能源转型步伐;(7)有利于传统发电企业参与配电网及分布式电源建设,促进煤电尽早退出历史。 四、适合国情的输配分开方案设想 如果电力体制改革真的要继续坚持市场化方向,有一点是明确的,就是输配不存在分与不分的问题,只有怎样分的问题。 输配分开有三种基本方式:(1)财务分开,在电网企业内部,将输电和配电业务在财务上分开核算。(2)法律分开,成立具有独立法人资质的子公司,将配电业务交其运营。(3)产权分开,由在资产和行政上均无关联的不同的企业实体,各自经营输电和配电业务。 显然,财务分开方式不适合我国国情,可以从选项中排除。其它两种方式落实到具体方案设计上,有三种选择: 一是产权完全分开方案。剥离所有存量配电业务,由省政府按照有利于开展公平公正竞争的市场化要求,将其特许给若干有能力、有资质的配电公司经营。 二是只在法律上分开方案。由电网企业成立若干具有法人资质的子公司,作为竞争型企业经营配售电业务,为形成竞争的氛围和格局,每个省级电网成立的配电子公司不宜少于5家。 三是法律分开与产权分开相结合方案。考虑40%以下的存量配电业务,由电网企业成立的具有法人资质的配电子公司经营(每个省不少于3家),60%以上的存量配电业务则由省政府特许,交给其他配电公司经营(每个省不少于5家)。 第一种方案对现状的改变最大,实施的难度相对也最大。第二种方案存在的问题主要有两个:一是尽管电网企业内部成立多家配电子公司,与地方电网和增量配电企业形成比较竞争格局,但从全局和数量上看,配电业务基本上还是由电网企业垄断经营;二是由于仅在法律上分开,输配分开的效果不能完全得到体现。第三种方案法律分开与产权分开相结合,可较好地克服前两种方案存在的问题,不仅能打破电网企业对配电业务的垄断,使输配分开的优越性得到较充分发挥,还降低了改革的难度。 实践是检验真理的唯一标准。建议对第三种输配分开方案选择三到四个省电网进行改革试点(这个方案往前可过渡到第一种完全产权分开方案,往后也可退回到第二种法律分开方案),究竟可行还是不可行,需不需要再往前走,抑或要往后退?都可以交给实践来检验和决定。...
2020年,可再生能源项目配置电化学储能成为一种现象。很多地方政府和电网企业都在相关的文件、不同的场合以不同的形式,对“可再生能源+电化学储能”模式进行了肯定,储能和电力行业的专家也多有出镜推荐该种模式,也有专家将这种模式描述为能源行业的终极模式。“可再生能源+电化学储能”能否成为现阶段新的模式、大规模复制推广的模式?首先需要回答下面三方面问题。 问题1:“可再生能源+电化学储能”是在与什么技术进行竞争或者替代? “可再生能源+电化学储能”这个提法出现之前,实践中可再生能源的消纳方式主要依靠的是大电网消纳方式,即通过大电网覆盖范围内负荷的时间和空间变化,以及大量调节电源的随调度指令调节,平抑可再生能源的波动性和间歇性,实现可再生能源的消纳。储能技术通过电能存储也能够解决可再生能源的波动性问题,解决的方法更加直接和简单。因此,“可再生能源+大电网”方式和“可再生能源+电化学储能”方式的技术方案各有千秋,大电网和电化学储能技术是竞争技术(相互替代)关系。即如果“可再生能源+大电网”的经济性劣于“可再生能源+电化学储能”,那么“可再生能源+电化学储能”方式就可以批量化发展。 很遗憾,在经济性上来看,即使在可预见的未来,电化学储能技术与大电网技术在可再生能源消纳方面的经济性差距巨大。大电网技术和电化学储能的经济性非常容易比较,只要电化学电芯每公斤重量能够存储的电能超过4千瓦时,就相当于每公斤化学电芯能够承载的能量超过1200克标煤(大约2000克原煤),在经济性上大电网就没有存在的必要,燃料输送将变化为电芯的输送。目前,主流电芯技术每公斤大约能存储经济性战胜大电网技术所需能量密度的十分之一到二十分之一左右,毫无竞争力。 从另一个角度看,现有主流电化学储能技术存放一千瓦时电的成本大约为5毛钱,任何电源与之配合产生的上网价格都是我国发电综合电价的1.5倍以上,所以电化学储能技术(电能量应用)暂时在大电网技术的经济性面前尚不构成本质挑战。因此,可再生能源的经济消纳,现阶段必须主要依靠大电网技术。“可再生能源+电化学储能”方式不具备批量发展的经济性条件。特别是我国还在坚持发展大电网、实现更大区域优化资源配置的原则,不宜同时大规模发展没有经济比较优势的技术种类。 问题2:“可再生能源+电化学储能”对于市场的技术中立原则是否有影响? 经济、可靠、清洁是电力工业发展的不可能三角,任何的行业政策都要谋求三者的妥协,但是经济、可靠、清洁三者之一如果产生了量级的差别,则意味着不可能三角进入了一票否决状态。如果暂不考虑在经济性上“可再生能源+大电网”远胜于“可再生+电化学储能”,那么要求或者鼓励可再生能源配置自用的电化学储能是否符合电力经济机制的设计原则呢? 大电网技术的核心优势就是对各种一次能源转化而来的电能和各种特性的用电负荷兼容并蓄,导致大电网或者说基于大电力系统的经济机制和产业政策设计必须遵循“市场中立”原则。市场中立原则实际上是电力系统经济机制设计的基本原则,即不应考虑一次资源特性,应按照对系统影响加以考虑,只有对各种一次动力的电源一视同仁,才能利于大电网基础上的电力市场发现准确价格。可再生能源相对传统的调节电源,突出的缺点就是出力变化不可控制,给可再生能源配上电化学储能装置,在不考虑经济性的前提下,似乎是合理的,相当于“自己惹的麻烦自己解决”,意图把可再生能源的出力特性向调节电源靠拢。 如果这个出发点成立,按照市场中立原则,所有出力变化由于一次能源或某种因素影响不能直接响应系统需要的电源都需要配置电化学储能,都要执行“自己惹的麻烦自己解决”。这样问题就来了,大电网内大量机组均存在某些时段或者长期不能响应系统功率变化需要的情况。例如,核电的燃料棒是定期更换的,到了更换时间无论是否使用完毕均需拆除,因此核电如果不能带一条功率曲线运行,会形成所谓的“弃核”,很显然带一条功率曲线运行是不符合系统负荷变化需要的,那么是否核电应当配置一定比例的电化学储能装置呢?再例如,热电机组在供热中期,存在为保证供热无法降低发电功率的情况,热电机组中的高背压机组,会存在近三分之一铭牌出力上调受阻的情况,那么是否热电机组应该按照供热期难以达到铭牌出力和调峰下限的功率配置一定比例的电化学储能?如果觉得核电和热电机组还不够有普适意义,那么传统概念调节机组的煤电和燃机也会因为燃料质量和管道压力问题,分别出现无法达到铭牌出力和无法降低出力的情况,尤其是后一种情况在今年疫情背景下,大规模真实出现。 事不同而理同,如果“可再生能源+电化学储能(自用)”的模式成立,调节机组为了避免燃料引发的功率不可调问题,也需要增加电化学储能用以应变,“调节机组+电化学储能(自用)”是不是一个比较让人费解的结论?因此,大电网为主的消纳方式就是要充分利用各类电源出力特性的相互抵消进行消纳,从技术中立的角度如“可再生能源+电化学储能”的方式成立,则“核电机组+电化学储能”、“热电机组+电化学储能”、“受限煤(燃)机+电化学储能”等方式均成立。 问题3:“可再生能源+电化学储能”如果不是新方式,为何国外电化学储能在电力系统应用快速发展? 近年来,特别是今年,电化学储能在可再生能源增长迅速的国家和地区取得了长足的发展,不管可再生能源是否要“+”电化学储能,能够看到的现实是欧洲、美国可再生能源和电化学储能在快速发展(与自身相比)。如果可再生能源还是主要依靠大电网方式消纳,市场中立原则又不允许欧美的市场要求可再生能源自己解决自己不稳定的问题,是什么原因促使可再生能源发展的同时,电化学储能在欧洲、美国快速发展?答案很简单,是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系(含配套的输、配电价制度)。 实际上,可以看到欧洲、美国可再生能源快速发展的地区,基本为已经完成电力现货市场建设的地区,是已经使用了适应电力现货市场需要的输、配电价地区。电化学储能的发展,主要基于以下两种场景,一是在电力市场里参与交易,电力现货市场的高峰和低谷价格相差30倍以上,同时电化学储能可以提供调频、备用等辅助服务。据了解,某国内企业在欧美投资的电化学储能电站的收益组成大致为:70%~80%的电力交易收益(电力现货市场“低买高卖”)和调频、备用服务(电力交易和辅助服务收益各占一半),10%的容量电价(放电时间4小时以上的储能装置可以参与容量市场),5%的套利收入。 二是国外电网费用通常分为三部分,输电价、配电价和接入价。输电价、配电价经过5年的新一轮电改熏陶,容易被理解,什么是接入价呢?按照国外电力市场化国家核价的理论,不同的用户和电源接入主网的费用,随着地理位置不同应该是不同的,因此每个用户和电源接入主网的接入费,要用户和电源自己承担,并非和国内一样只要同一电压等级同一地区的用户或者电厂的目录电价和上网电价都相同,接入费用都打入了输配电价大盘子。国外电力市场化国家不允许在接入费上出现新的交叉补贴,这是对负荷中心用户和负荷中心电源的不公平。因此,对于电力用户来说一定时段的阻塞解决方案并非是立刻建设新的电网工程,而是要经过经济性评价,到底支付新的接入费用还是采用一些就地平衡的分散式电源(包含可再生能源),配以电化学储能的方式加以解决。在新的负荷增加不大、阻塞时间不长的情况下,往往为规避相对高昂的接入费用,用户会选择电化学储能或者“分布式电源+电化学储能”的方式解决,在这里分布式电源会包含分散式的可再生能源。 因此,国际上可再生能源与电化学储能快速发展的原因,并不是其采用了“可再生能源+电化学储能”的方式,而是批发市场(电力现货交易)的高峰低谷价差与辅助服务引发了电化学储能的发展,接入费的存在促进了“分布式电源+电化学储能”的发展。 由以上三个问题的分析,可以得到肯定的答案:鼓励或者强制推动“可再生能源+电化学储能”的方式,与依靠“可再生能源+大电网”消纳方式相比经济性很差,并且仅要求可再生能源自己解决自己不连续、不稳定问题的思路有违各类型电源公平的原则,国际上电化学储能的快速发展实际上依靠的是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系,国际上“集中式可再生能源+电化学储能”的方式并非主流。回想十年前,国内某民营公司在我国北方引入“电化学储能”参与调频的事例,其当时提出的“三不一要”原则,仍值得借鉴,即电化学储能参与电力系统调频服务“不要补贴、不提高补偿标准、不要特殊照顾”,但是要求稳定合理的市场机制。合理的机制,能够充分发挥电化学储能优势的电力现货市场及配套输配接(入)电价政策,才是开启我国电化学储能在电力行业应用的正确钥匙。 实际上,国际经验证明以电力现货市场为核心的现代电力市场体系,不但能够培育电化学储能这种新技术,而且整体上具有“四新”效应。 一是新的就业岗位。电力市场本质是电力商品生产社会分工细化:不但传统的发、输、配、售等环节会逐步资产分开或财务分开,不断细化的社会分工自然会创造新的就业岗位,而且原来为电网企业一家科学配置资源存在的科研、软件服务、计量、通讯等行业,逐步转化为为数量庞大市场其他主体服务。需要服务的主体多了,新的企业以及新的就业岗位就会自然而然随之而来。一个待遇良好的就业岗位,意味着一个小康的家庭,一个消费促进经济增长的单元,积沙成塔、聚少成多,充足的就业岗位会让经济具有更强的韧性和更强的内在发展动力。新一轮电力体制改革,售电公司如雨后春笋般的发展就是很好的例子,已经吸纳了大量的就业人口。另外,电力现货试点刚刚开始,软件服务、咨询、培训等高新公司迅速出现,如广东从事仿真的某公司、北京从事软件开发的清某公司等。这也是电力行业很多精英“下海”和很多业外精英“入行”的根本原因。总之一句话,电力市场化不但能够完成国家要求的“稳就业”,还能进一步的“增就业”。 二是新的电力技术。电力市场基于我国庞大复杂电力系统的配置资源机制,将产生大量的技术需求,为新生技术提供优越的孵化器。同时,电力市场机制不存在“大水漫灌”,是竞争机制下的新技术培育方式,相对补贴新技术将有更高的孵化效率,国际经验表明一个设计良好的、以现货为核心的电力市场会极大推动电力相关技术的发展。例如我国8个试点的技术支持系统均未完全国产化,其中求解器部分均为国外生产(IBM)。我国整体技术支持系统技术水平较低,稳定性和精度并不能完全满足市场建设需要。除技术支持系统以外,各个市场主体均有仿真系统和营销系统的购买需要。电力市场化所需的相关软件,很有可能成为电力行业下一个风口,而电力技术支持系统相关技术的发展,将对我国大型工程软件的国产化和系统化产生深远影响,并对保证我国电力系统工程软件的安全性具有重要意义。 三是新的电力能源。寻找、培育和发展低碳、清洁的新能源是我国电力工业的既定目标。我国的可再生能源行业在计划体制下取得了长足的发展,总规模已经处于世界领先,但是我国产生了很多其他国家没有的问题,可再生能源的发展遇到了瓶颈,如可再生能源与传统电源的激烈冲突,下一步如果不解决这些问题可能影响我国的能源转型。国际经验告诉我们,发达国家一般是已经完成了电力市场化,特别是电力现货市场建设,才进行的能源转型,电力现货市场机制有利于可再生能源发展。电力现货市场以变动成本为竞争的基础,可再生能源的特点就是变动成本低,自然而然就依靠电力现货市场优先消纳了电量,而提供调节服务和兜底服务的传统电源可以在容量市场和辅助服务市场获得稳定可预期的收益,传统电源也心甘情愿地让出发电空间,实现了与可再生能源的共同发展。同时,激烈的市场竞争,选择出了性价比最高的辅助服务电源和容量备用,淘汰了部分低效传统机组,最大限度地缓解了可再生能源发展带来的电价增长压力。 四是新的电力业态。新业态一般是指基于不同产业间的组合、企业内部价值链和外部产业链环节的分化、融合、行业跨界整合以及嫁接信息及互联网技术所形成的新型企业、商业乃至产业的组织形态。新业态的来临主要基于信息技术的革命、需求倒逼和产业升级。在产生新业态方面,电力市场化,特别是电力现货市场产生了海量的交易信息,受市场主体交易需要,电力系统运行信息公布的范围空前;海量的时变电价信号、海量的电力系统运行信息,基于互联网、云计算、物联网和大数据,以及目前方兴未艾的基于5G的移动互联技术,将模糊电力生产者和使用者的界限,将电能与天然气、热力等其他能源跨界联合,电力用户从传统的被动接受系统安排,逐渐变为与系统交互的微系统;电力市场是以用户为核心的经济机制,由于不同细分市场甚至是单个个体的用户需求有所不同,因此,电力企业所提供的产品和服务,其价值主张和满足程度对每个用户也将有所不同,1对1推荐和1对1精准营销已经成为不可回避的商业现实;在电力供需平衡有盈余的今天,单纯的电能制造已经不再成为利润增长点,灵活的市场机制下,渠道的创新以及需求的创造成为了新的电力企业经济效益的增长点,更为便利、方便和充满用户个体决策体验的电力消费方式需求已经快速替代了获得稳定电力供应的需求。近几年,综合能源、虚拟电厂的快速发展就是明证。 综上,尽管“可再生能源+电化学储能”不是一种新的方式,但是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系将大力推动电化学储能这一朝阳产业的发展。同时,电力现货市场带来的“四新”会成为我国经济发展的新增长点,这不失为一种新的电力工业高质量发展方式。...
国家层面重要通知: 为深入贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进可再生能源开发和消纳利用,2019年5月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号,以下简称807号文),提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制,对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重,自2020年起全面进行监测评价和正式考核。 2020年是正式实施可再生能源电力消纳保障机制的第一年。2020年6月1日,国家发改委、国家能源局印发《各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》(发改能源〔2020〕767号),要求:各省级能源主管部门会同经济运行管理部门按照消纳责任权重认真组织制定实施方案,积极推动本行政区域内可再生能源电力建设,推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任,完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。 国家能源局各派出机构要切实承担监管责任,密切配合省级能源主管部门,按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易,对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前,向国家能源局报送监管报告。 广东政策文件: 8月25日,广东省能源局发布了《关于征求广东省可再生能源电力消纳保障实施方案和可再生能源电力交易实施方案意见的函》(后面简称‘征求意见函’)。要求市场主体9月4日前将书面意见反馈给广东省能源局。征求意见函中对承担消纳责任的市场主体、消纳责任权重、考核要求、履约方式、市场机制、消纳量计算等给出了明确要求。 消纳责任权重及分配 征求意见函中称独立售电公司、增量配电项目公司、电网企业等作为第一类市场主体(售电企业),需承担与其年售电量相对应的消纳责任权重。第二类市场主体,包括通过电力市场直接购电的电力用户(不包括通过售电公司代理购电的电力用户)和拥有自备电厂的企业,承担消纳责任权重。这两类市场主体在2020年最低总量消纳责任权重为31.5%、最低非水电消纳责任权重为5.0%、激励性总量消纳责任权重为35.3%、激励性非水电消纳责任权重为5.6%。 注意:承担消纳责任市场主体的售电量和用电量中,农业用电免于消纳责任权重考核。 考核要求 省能源局对消纳责任权重完成情况进行考核并公示,有奖励也有惩罚。 对未按期完成整改的独立售电公司、增量配电项目公司和通过电力市场直接购电的电力用户,原则上按未完成消纳量占应承担消纳量的比例限制其下一年代理用户用电量。 对纳入能耗考核的企业,超额完成的消纳责任权重折算的能源消费量不计入其能耗考核。 由于自然原因(包括可再生能源资源极端异常)或重大事故导致可再生能源发电量显著减少或送出受限时,核减消纳责任权重。 注意:现阶段,若省内年度可再生能源电力消纳责任权重超过国家下达的最低目标,则省内各市场主体消纳责任权重自动完成。 履行方式 消纳责任权重可以通过三种方式履行: (1)购买可再生能源发电企业的电量,或可再生能源自发自用; (2)购买其他市场主体超额完成的消纳量,双方自主确定交易或转让价格; (3)购买可再生能源绿色电力证书,绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。 注意:消纳量和绿证都只能交易一次,不能二次出售。绿证折算的消纳量不参与消纳量交易。 售电公司消纳责任权重计算方法 总量消纳责任权重=可再生能源消纳电量/总用电量 可再生能源消纳电量包括: (1)电网企业全额保障性收购的可再生能源电量,优先完成省内居民、农业、重要公用事业和公益性服务、非市场化用电量对应的消纳责任权重之后,剩余部分,按照各市场主体购电量或用电量,初期按无偿原则进行分配,后续适时调整。计入市场主体消纳量。 (2)市场主体在电力市场交易中心购买的可再生能源电量,按实际交易结算电量,计入市场主体消纳量。 (3)市场主体自发自用的可再生能源电量,按电网企业计量的发电量(或经省能源局或国家能源局南方监管局认可),计入自发自用市场主体的消纳量。 (4)从其他承担消纳责任的市场主体购买的消纳量或购买的绿证折算的消纳量,计入购买方的消纳量。免于消纳责任权重考核的农业用电对应的消纳量不能用于交易或转让。 总用电量为:售电公司代理用户实际用电量总和-免于考核电量,实际用电量包括企业自发自用电量。 广东政策分析和影响: (1)承担责任的市场主体 第一类市场主体是承担批发转零售的角色,并不直接消耗电力,但是可以通过交易选择电源构成。第二类市场主体直接消耗电力,同时也有用电来源的选择权,可以主动完成消纳责任。电力大用户,如果通过售电公司代理参与市场交易,则自身不需要承担消纳责任;如果直接参与电力批发交易,则需要承担消纳责任。一般电力用户不需要直接承担消纳责任。由售电公司代理参与电力市场交易的电力用户,其自发自用的可再生能源电力计入售电公司的消纳量。 (2)可再生能源加速建设 可再生能源利用开发得到支持,将会迎来一波快速发展。受到政策刺激,售电公司、电力用户企业都有投资建设自发自用可再生能源设备的动力,除了原有电力销售收入外,还将增加消纳量带来的额外收益。 (3)可再生能源单独交易 广东将适时开展可再生能源电力中长期交易,采用价差模式签订年度双边协商合同;条件具备时,组织开展可再生能源电力月度交易和参与电力现货市场交易;用户侧可再生能源电量交易上限等于其年度需求电量预测。交易采用月度结算,年度清算方式。 (4)可再生能源电力价格可能会上升 广东省截至2020年6月底,总装机容量13112.4万千瓦,其中水电937.8万千瓦,占比7.15%,并网风电431.3万千瓦,占比3.29%,并网太阳能发电492.2万千瓦,占比3.75%。这三类可再生能源装机容量总占比仅为14.19%。2020年1-6月,广东省发受电量合计2896亿千瓦时,其中省内水电119亿千瓦时,占比4.11%,省内风电45亿千瓦时,占比1.56%,省内太阳能19亿千瓦时,占比0.64%,省内生物质及其他89亿千瓦时,占比3.06%,省内水电、风电、光伏、生物质发电总占比不高于9.37%。 这其中有一部分可再生能源电力还会由电网收购,优先完成省内居民、农业等用户用电量的消纳责任权重。所以广东省内的可再生能源发电量远远不能满足承担消纳责任的市场主体所需完成的31.5%的消纳责任权重目标值。必然会导致可再生能源中长期交易价格上升。上升的幅度有很大可能性是参考普通电力中长期交易价格和绿证价格之和。 (5)绿证价格可能上升 广东可再生能源电力总量不足,可在市场上交易的消纳量必然供小于求,所以大部分市场主体需要通过购买绿证履行自己的消纳责任。需求的增加必将引起绿证价格的上升,但是受政策限制,绿证价格不能超过可再生能源电价附加补贴金额。目前绿证交易处在自愿认购交易阶段。国家可再生能源信息管理中心的绿证认购平台(www.greenenergy.org.cn)上的绿证价格在128.6-872.8元/MWh之间。目前广东政策没有绿证卖方的地域限制,市场主体可以自由选择低价绿证。 (6)消纳量的交易价格会参考绿证价格 由于绿证可以按照1:1折算为消纳量,在新的规则对绿证折算消纳量做出变更以前,消纳量的价格将会与绿证价格看齐。 售电公司应对措施: (1)制定年度可再生能源电力消纳计划 制定电力消纳计划,既是政策规定市场主体的责任,也是售电公司运营的需要。一旦广东可再生能源消纳政策正式实施,售电公司交易电量的组合方式将更加复杂,需要考虑的交易约束条件更多,也将有更多风险对冲的机制。可再生能源和普通电力中长期分开交易,售电公司在中长期阶段就要考虑可再生能源比例,根据对广东可再生能源电力总量、价格的评估,和对绿证价格趋势的判断,制定年度消纳计划。 (2)售电公司的盈利空间被进一步压缩 可再生能源电力消纳可能导致售电公司批发侧成本增加,征求意见函中没有对一般电力用户提出消纳责任的明确要求,所以价格传导到零售侧需要给电力用户一段适应时间。售电公司通过价差获得收益空间可能被压缩。 (3)零售套餐更多样化 售电公司套餐制定更复杂,需要单独约定零售合同中的可再生能源电量和价格。零售侧的营销也会受到影响。例如农业用电用户不影响消纳责任的履行,不用给出额外的优惠条件。有可再生能源自发自用设备的电力用户,能够帮助提高售电公司的消纳量,售电公司给这类用户制定优惠套餐。 (4)参与可再生能源电力交易 可再生能源电力单独组织中长期交易,未来还将适时开放月度交易和参与现货交易。售电公司需要提前制定交易策略, (5)监测可再生能源消纳量和总用电量 售电公司需要监测和掌握(至少是每月掌握)自己代理用户的总用电量(包括自发自用)和可再生能源电力总消纳量,计算每月和全年累计可再生能源电力消纳比例。每月5日前报送消纳责任权重完成情况。 由于消纳量的组成比较复杂,有来自电网的数据、交易中心的结算数据、企业自发自用的数据、绿证和消纳量的交易数据,售电公司需要相应的管理工具进行数据统计和查询。同时因为有些企业有自发自用设备,售电公司不能用结算电量作为企业用电量,而是需要掌握企业的实际用电总量。依靠电力用户主动报送数据是一种途径,但是如果能通过表计接入,自动采集用电数据,可以提高效率和准确度,减少电力用户的工作量。 (6)跟踪和预测消纳量和绿证交易价格走势 绿证和消纳量的交易价格将会影响售电公司可再生能源电力交易策略。所以售电公司需要跟踪市场上的消纳量和绿证的交易量价走势,并对未来中长期的价格走势做预测。售电公司可以提前购买低价绿证和消纳量,也可以高价卖出自身消纳量,降低批发侧电力采购总成本。 (7)投资建设可再生能源发电资产 售电公司可以投资建设可再生能源分布式发电资产(例如分布式风电、屋顶光伏等),一方面为代理的电力用户供电,赚取电费另一方面可以计入自己的消纳量。...
一、天然气发电市场概况 2018年,全球气电装机18亿千瓦,占全球电源装机的四分之一,其中北美、中东气电装机占比较高。北美气电在21世纪初取代煤电成为第一大电源品种,2018年装机占比高达41.2%。欧洲发电装机结构较为均衡,气电装机占比为27.9%。中东发电以气为主,2018年燃气发电装机占66.4%。 发电量方面,根据BP 2020年6月发布的第69版《世界能源统计年鉴》,2019年全球天然气发电量为6297.9太瓦时,同比增长3.5%;在全球总发电量中占比23.3%,同比提高0.5个百分点。在各类电源发电量中,天然气发电量排名第二,低于煤电,从增速上看,气电是除可再生能源以外增长最快的电源类型。   具体到地区/国家层面,2019年全球天然气发电量增量主要来自美国、中国和欧洲地区。其中,美国天然气发电量1700.9太瓦时,同比增长121.6太瓦时,增幅7.7%;欧洲地区天然气发电量768.1太瓦时,同比增长38.2太瓦时,增幅5.2%;中国天然气发电量236.5太瓦时,同比增长21太瓦时,增幅9.7%。与2018年相比,中国天然气发电量增长有所放缓。欧洲地区部分国家天然气发电量的强劲增长受“煤改气”带动。在日本,2019年天然气发电量362.4太瓦时,同比减少24.5太瓦时,降幅6.3%,主要原因是核能发电量增加和总体电力需求下降。 值得一提的是,2019年天然气发电项目投资支出一改此前几年下降的趋势,上升到与2014~2015年相近的投资水平。IEA统计数据显示,2019年全球获得最终投资决定(FIT)的天然气发电项目装机超过55吉瓦。随着越来越多的可再生能源项目上线,今后全球新建天然气发电项目(特别是联合循环电厂)更多的是为了满足系统在灵活性、辅助服务等方面不断增长的需求。 受新冠肺炎疫情全球蔓延影响,截至2020年6月初,全球主要天然气市场都出现了不同程度的需求下降或增长放缓。IEA在其6月发布的《2020年天然气报告》中指出,整个2020年,全球各个部门天然气消费量都将下降,且发电部门所受影响最为严重。因疫情原因实施的地区封锁措施导致用电量减少,已经对天然气发电造成严重冲击。受电力需求下降和可再生能源发电增长的双重影响,天然气发电在欧洲受到的冲击尤其严重。在除中东以外的新兴市场,天然气发电在电力结构中占比较低,受到的影响相对较小。IEA的最新预测显示,2020年全球发电用天然气需求将同比下降约7%,占全球天然气需求下降的60%左右。   二、天然气发电发展环境分析 (一)经济性 制约天然气发电产业发展的首要因素是发电燃料成本高,影响到天然气发电的优势。近年来,天然气价格的下降趋势使之与燃煤发电相比逐步具备了竞争力,这对亚洲的气电发展至关重要,因为亚洲传统上是全球天然气价格最高的地区,且该地区的煤炭价格最低。2019年第一季度,日本和韩国天然气发电的平准化度电成本(LCOE)已低于燃煤发电。在中国,天然气发电的LCOE仍高于燃煤发电,但两者之间的差距缩小。   在欧洲,碳排放权交易体系(ETS)中碳价在2018年初为每吨8欧元,到2018年底、2019年初已上涨至每吨20欧元以上。2019年,欧洲继续依靠碳税和碳价调整能源结构,碳价在整个年度上涨近70%,天然气发电的环境价值体现得愈发明显。低廉的天然气价格加上高昂的碳价,使得地区天然气发电的经济性超越燃煤发电。2019年,欧洲天然气逐渐取代发电用煤,有力地拉动了地区天然气发电量增长。 (二)技术方向 1.天然气发电与新能源发电业务高度融合 尽管可再生能源等零碳能源被认定是未来的主力能源,但天然气作为发电燃料依然有巨大的发展空间,仍可在低碳转型中发挥巨大作用。伴随可再生能源装机容量的大幅提升,电网负荷的峰谷差越来越大,需要有容量足够且灵活启停的电厂来调节电网负荷峰谷。同时,为了确保系统功率和负荷平衡,需要有容量足够且负荷灵活的电厂来对电网提供调频服务。未来,大量操作灵活的天然气发电机组可以提供调峰调频服务,协助将可再生能源整合到能源系统中。 国际大石油公司在发展各项可再生能源发电业务的同时,也保留了发挥天然气发电的优势选项,将天然气发电与新能源发电业务高度融合。如BP公司成立的“天然气与低碳板块”,将供气、气电与可再生发电、储能与充电、氢能和CCUS技术等业务整合。意大利埃尼集团寻求天然气与可再生能源在发电业务上的协同效应。道达尔则在2017年就成立了“天然气、可再生能源和电力部”,以充分挖掘天然气、可再生能源等在电力价值链中的协同发展潜力。 2.碳减排技术是天然气发电的重要技术选择 碳减排技术是煤电未来发展的重要技术选择,同样也是天然气发电未来发展的重要技术选择,低碳技术的突破,可以为天然气发电行业发展换取新的空间。与常规的碳捕集与封存(CCS)技术相比,碳捕集、利用和封存(CCUS)技术将捕集的二氧化碳广泛应用于各种领域,从而实现其资源化利用,因此也更具有现实操作性。在能源领域,CCUS被认为是目前能实现化石能源低碳利用、未来能大规模减少温室气体排放的可行技术。IEA数据显示,目前全球开发的16个CCUS项目中有5个涉及天然气发电项目,其中包括美国于2020年4月宣布的一个天然气发电厂计划。尽管目前各国在运天然气发电厂尚无大型CCUS项目,但是在IEA发布报告中的可持续发展情景,到2030年,全球配备CCUS项目的天然气发电厂装机将达到35吉瓦。 此外,值得一提的还有NET Power位于美国得克萨斯州的50兆瓦天然气发电厂。该发电厂的技术价值在于彻底摒弃传统的以水蒸气为工作介质的热能循环过程,采用Allam循环技术,将二氧化碳作为工作介质驱动专门设计的涡轮机。这是全球首座在不额外增加成本的情况下有效捕获所有排放物的化石燃料电站。NET Power示范项目已于2018年开始运营。 (三)政策环境 近年来,全球二氧化碳排放量连创新高,面对气候和环境压力,各国对低碳发展愈发重视。相比电力清洁化比例已经较高的欧美地区,以发展中国家居多的亚洲等地区天然气消费水平相对较低,也更具有天然气需求愿望。不少发展中国家均制定了有关促进天然气发展的规划和计划。 另一方面,天然气发电也面临着不少挑战。2019年11月,欧洲投资银行宣布,为应对气候变化挑战,将在2021年底前停止为一切化石能源项目提供贷款,根据这一投资新政,包括天然气发电项目在内的绝大多数化石能源项目都将排除在融资范围外,这意味着今后在欧洲天然气发电项目融资将受阻。欧洲投资银行也因此成为全球首个提出削减天然气项目贷款的主要多边金融机构。这背后的逻辑不难理解,欧洲多数国家处于工业化后期,能源结构特别是电气化方面处于较高水平,清洁化比例较高,天然气需求方面难以再有大的突破。并且根据欧盟中长期发展规划,可再生能源才是未来的发展重点。 三、展望 天然气发电具有减排效果,这使得天然气作为一种灵活的过渡燃料逐渐取代发电用煤。在IEA发布的《2019年世界能源展望》的可持续发展情景(SDS)下,全球天然气发电量将在本世纪20年代后期超过燃煤发电量,但IEA认为,如果天然气发电行业不采用CCUS技术,此后天然气发电量将稳步下降。与此同时,作为天然气的低碳替代品,可再生能源将在2030年前取代天然气,加速引领全球发电量增长。到2040年,可再生能源发电将占全球电力供应的三分之二。   在2020年9月发布的《BP世界能源展望》(2020年版)中,BP表示,天然气发电在能源系统的低碳转型中,有如下两项潜在的重要作用:一是在经济快速增长的发展中国家,这些国家可再生能源及其他非化石能源的增速不足以替代煤炭需求,天然气的利用可以减少煤炭的使用;二是天然气结合CCUS技术,可实现零碳或近零碳发电。在快速转型情景(Rapid)和净零情景(Net Zero)下,全球天然气需求将分别在21世纪30年代中期和20年代中期达峰,且到2050年分别降至2018年水平和比2018年低三分之一,届时结合CCUS的天然气需求分别占到一次能源的8%~10%。...
有资料称,截至目前,全国范围内,地方层面先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省(区)发布相关政策,提出在新增平价风电、光伏项目核准中要求或建议增加配置储能,力促储能在新能源(主要是风、光)发电侧应用。之后,多地以鼓励创新之名迅速跟进,“风光+储能”(以下简称风光储)蔚然成风。 从各省(区)政策看,均对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求。例如,内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑,储能时间2小时,与项目本体同步分期建设。政策各异,但对发电侧的要求大同小异。 “新政”频出,一时大波轩然,各色声音如有云泥之隔。其实,风光+储能无论是理论层面还是实践层面,早为业内外所接受,而各方意见何以纷纭若此? “风光+储能是人类未来能源的终极解决方案”。作为发展潜力巨大的新的产业形态,风光储在能源革命的推进中将起到关键作用,在推动新时代能源更高起点、更高层次、更高质量的发展中不可或缺。发展到今天,风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题,问题是风光应该如何配储能。意见的对立,既有视角的问题、自身利益的考量,也有政策本身的问题,面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业横生的投资成本、储能难得的成长机遇……任何简单的臧否都有失公允。 1、从外部强加的发展不是真正的发展 习近平总书记指出,发展社会主义市场经济,既要发挥市场作用,也要发挥政府作用,但市场作用和政府作用的职能是不同的。政府部门发的各类规范性文件确实是政府管理当中一个很重要的手段,在实施法律法规、落实国家政策、提高行政效率等方面发挥着重要的作用,这是“更好发挥政府作用”的表现之一。我们应该看到,市场经济本质上就是市场决定资源配置的经济。各类文件的出台应遵循“市场在资源配置中起决定性作用”和“更好发挥政府作用”的基本原则,围绕建设更高标准的市场体系、实现产权有效激励、要素自由流动、价格反映灵活、竞争公平有序、企业优胜劣汰等,在加强和改善供给制度上下功夫,在推进国家治理体系和治理能力现代化上下功夫。也许,梳理清楚这个问题,也就明白了风光配储能政策激起反响的个中缘由。 说到创新和发展,很容易令人想起经济学上的创新大师约瑟夫·熊彼特。这位大师的创新理论在他的《经济发展理论》里阐述甚详。在他看来,静态的、周而复始的、仅有数量变化的“循环流转”不叫创新,也不叫发展,仅仅是经济增长。发展不是从外部强加的,发展是内在的,是内部自行发生的变化。在熊彼特看来,“你不管把多大量的驿路马车或邮车连续相加,也绝不可能从中获得一条铁路”,那么,我们从将来在广大的风电场、光伏电站摆放着的一个挨一个的储能电池中会获得什么呢? 熊彼特认为,只有创新才有发展,在他看来,所谓创新就是要“建立一种新的生产函数”,即“生产要素的重新组合”,就是要把一种从来没有的关于生产要素和生产条件的“新组合”引进生产体系中去,以实现对生产要素或生产条件的“新组合”。他进一步明确指出“创新”的五种情况,人们将熊彼特这一段话归纳为五个创新,依次对应产品创新、技术创新、市场创新、资源配置创新、组织创新。按照这些创新的基本含义,当下,如此为风光配储能的政策,也只能算是个做法了,与创新关系不大。 以某省出台的政策为例,明确按项目装机规模的20%来配置储能,储能时间2小时。无非就是把业界已接受的风光储变成了广受诟病的“风光强配储能”,把配置容量、储能时间做了硬性的规定而已。这些静态的、数量的变化,无论是与“发展是内在的,是内部自行发生的变化”理论还是与“发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求,都相去甚远。在风光发电逐步步入平价时代,储能尚未以独立的主体进入电力市场的当下,这种疑似“风光强配储能”的模式,非丝非竹,穿新鞋走老路,无论是对于新能源还是储能,都难以带来真正的高质量发展。从熊彼特用铁路代替驿站马车的例子中可发现,去建铁路的是新兴企业家,但不要指望驿站马车的所有主去建铁路。简单来说,发展是体系内在的创新,是生产力的质变,或者生产本身的结构提升。显然,一纸文件式的“简单粗暴”在带来暂时效率甚或短暂“繁荣”的同时,却背离了风光配储能的初心。 2、一体化是实现风光储科学发展的重要保障 党的十八大以来,我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就,有力支撑了经济社会发展。尤其是以风光为代表的新能源发展迅速。截至2019年,全国风光装机已达3.9亿千瓦,位居世界第一。风光配储能的模式也已广泛应用。 随着风光大规模接入电网,在改善电源结构的同时,波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为电网企业实现“解困”的内在逻辑,表面看来无可厚非。而事实是,无论是调峰、还是消纳问题,都是一个系统性的问题,系统性的问题必须用系统化的思维和办法来解决,充分考量政策的整体性和协同性,兼顾各方的权益。反对者并不反对风光配储能本身。各地文件的“一刀切”、头疼治头、腿疼治腿的做法与逻辑、缺少系统性整体性的考量才是各方,尤其是发电侧不满意的关键。 就目前来看,虽然十几个省份出台了风光储的政策,但政策均仅明确了发电侧的责任,对发电侧因此而增加的权利只字未提,对电网侧、需求侧该承担怎样的责任亦是了无一字。即便认为风光等新能源具有波动的“原罪”,必须自配储能,也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中,明确了配储能的项目可增加100小时计划电量。平价时代的风电光伏项目,看似减少了资源费等非技术成本,却要背上储能的技术成本。正如有评论指出的,不是原来的配方,还是原来的味道。以山东省为例,2020年山东申报竞价光伏项目共976兆瓦,电网公司要求按项目装机规模20%配置储能,储能时间2小时。根据集邦新能源网的测算,100兆瓦竞价光伏电站将配置40兆瓦时,以当前储能系统1.7元/瓦时(不含施工)的价格计算,光伏度电成本增加近0.09元。北京领航智库测算,按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算,平价光伏电站按照20%配比投资储能电站,工程造价将增加0.68元/瓦,工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下,项目内部收益率也将低于8%。按照装机规模20%的配置,一般情况下增大光伏投资普遍在15%~20%左右。在一定程度上纾解调峰、消纳压力的同时,渐入平价时代的光伏发电利润空间日蹙。 8月27日,由国家发改委、国家能源局组织起草的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《指导意见》),向社会公开征求意见。此举旨在提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率,更好地指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动。“两个一体化”的推出,缘于当前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显,亟待统筹优化的现实。 《指导意见》在能源转型升级的总体要求和“清洁低碳、安全高效”基本原则框架下,提出“两个一体化”的范畴与内涵,强调统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、适度配置储能设施、充分发挥负荷侧调节能力。在“风光水火储一体化”方面,《指导意见》强调,要因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能。 在“源网荷储一体化”方面,《指导意见》明确,侧重于围绕负荷需求开展,以储能等先进技术和体制机制创新为支撑,以安全、绿色、高效为目标,创新电力生产和消费模式,为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径,实现源、网、荷、储的深度协同。 虽然不能寄希望于一个文件解决一个行业由来已久的诸多难题,但毫无疑问,一体化的发展思路、治理模式,再加之配套的保障机制,对于解决新能源发展存在的现实问题提供了科学的指引和正确的发展方向。 3、市场化是风光储高质量发展的必然选择 市场化的需求是产业发展的核心动力,技术和市场处在供给与需求的两端,而政策机制和资本只是供给和需求对接的中间桥梁。当前,各地出台的风光储政策,一定程度上模糊了政府与市场的边界。作为承受配储能压力的风光企业来说,储能配置参数的测算依据在哪里?相关部门是否有权限要求新能源企业配套储能?按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行?配套储能的成本是否全部要由新能源开发企业承担? 在没有配套的政策和相对成熟的市场机制以及盈利模式的情况下,一味地在风光发电侧配置储能,然后简单地由发电企业来承担储能投资成本的做法显然不够合理,亦非市场配置的结果。 《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》中明确,坚持正确处理政府和市场关系,更加尊重市场经济一般规律,最大限度减少政府对市场资源的直接配置和对微观经济活动的直接干预,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用,有效弥补市场失灵。按照目前的政策,新能源企业只是根据规定安装了20%的储能,具体的储能设施的标准、释放的时间、充放电能的流失、投资的回报,既无政策规定,也无保障措施。有测算表明,在具体储能项目上,仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展,这也是风光企业不愿投资储能的原因。简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值,也不利于储能的健康发展。在加大风光企业投资,造成资源浪费的同时,对储能行业带来的更可能是一次低层次的跃进。风光储是技术进步,也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能,但有理由对新能源并网质量提出要求,关键是建立和完善市场机制,在仅仅依靠弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的情形下,创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子是不二之选。 一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性,可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分,应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式,为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看,坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。 二是完善配套政策,打造风光储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进,新能源配储能商业模式空间正在打开,储能参与各类电力服务的公允价值缺失,成熟的机制不足,储能参与电力市场的实施细则更加缺乏,亟需要政策给予配套,促进各种市场化模式的成长打造。如,通过辅助服务机制,对参与电网调峰调频的储能设施予以保障。青海省明确,在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。 三是以省级统筹为目标,实现统筹规划、集约建设。当前,根据装机容量按比例配储能,家家都上,遍地开花,满地芝麻,不见西瓜,既不经济,也没效率,造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标,按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则,以市场化手段,在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上,可以吸纳社会资本,在装机容量大、接近负荷中心的风光场站,集中建设较大规模储能电站,既可以从规划层面解决储能设施小而散的弊端,也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大,成本逐年下降,电改红利不断释放,储能独立市场主体地位得到明确,可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备用及需求侧响应服务及电力现货市场交易,把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来,实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。 四是完善标准规范,为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能相关的标准,迄今已历10年。截至目前,电储能相关的国家和行业标准已达31项,其中已发布或报批27项;团体标准约47项,其中已发布或报批29项。其中,针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项,目前均已发布。问题在于,国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时,现有的标准规范,如何去推广执行亦亟待解决。不严格有效地遵循技术标准和管理规范,无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中,个别风光企业就“按照比例”上了一批既不环保也不经济、既不安全也没效率的储能设施,根本原因就是无标可依和有标不依。 五是借鉴国外做法,建立对风光储奖励扶持机制。国外电力市场成熟,新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等收入,新能源侧的储能发展条件优渥。如美国推动建立了储能系统的投资税收抵免政策,同时购买和安装储能系统与太阳能发电设施的项目业主可以获得30%的投资税收抵免。从国际经验来看,英国电力市场比较成熟,独立储能电站既能参与政府的储能采购计划,还有峰谷价差等收益,有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励,使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。...
作为氢燃料电池汽车应用的核心环节,燃料电池系统成本当前依然无法与动力锂电池相抗衡。在近日举办的“珠三角地区燃料电池系统技术发展与政策应对”论坛上,相关专家表示,需要多环节、多举措促进氢燃料电池降本。 1规模化量产推动成本下降 据国外机构对于80kW质子交换膜(PEM)燃料电池系统成本的预测,年产10万台氢燃料电池汽车,系统成本约50美元/千瓦,年产50万台氢燃料电池汽车,系统成本将降至45美元/千瓦。通过产业聚集和规模化量产的方式可以显著降低氢燃料电池成本。 “对于原材料价格昂贵或工艺不完善的催化剂和双极板,可以通过优化制造材料、改进制备工艺的方式降低成本,而技术已经较为成熟的部件则可以通过建立标准化平台化产品体系,并利用大规模化量产的效应有效建立成本优势。”深圳氢蓝时代高级副总裁吴国平认为,“还要加强产业的集群化,建设战略性产业伙伴关系。” 吴国平表示,目前我国氢燃料电池汽车正处于导入期,产业的兴起带动了产业链的发展,同时形成了东北、华北、华东、华中、华南和西南六个主要地区的氢能产业集群。“这些集群无论是在上下游配套零部件还是在整车方面,都形成了较为完善的氢燃料电池产业链,各地均具备不同的地域优势,这有利于在降低氢燃料电池系统成本同时,推动地方产业发展。” 2优化系统设计挖掘降本空间 由于处于市场导入期,我国氢燃料电池系统在有效性、可靠性方面还有待提升,特别是电池造价成本居高不下,是业内所面对的共同难题。虽然在个别场景下,氢燃料电池已经初步具备经济性,但如何在电池系统上大幅优化设计来实现降本增效,提高竞争力,依然是氢燃料电池产业走向成熟的关键。 “氢燃料电池系统设计的优化主要包含三方面。首先,通过对氢燃料电池系统设计的不断简化,降低电池的系统成本。目前对大功率氢燃料电池系统而言,氢回路引射器的应用逐步取代了传统的空气循环泵,这就降低了一部分加工成本。”吴国平说。 “其次,通过对氢燃料电池各个子系统的模块化设计来降低成本。”吴国平举例说,“例如,对进氢、调压、分水和排氢等氢气循环回路的集成化模块设计,可以有效减少零部件的数量及所占空间,有效降低氢燃料电池系统的空间成本。” 最后,通过氢燃料电池系统中结构材料的轻量化替代来降低成本。“例如,将常用的金属材料优化为高性能的塑料材质,提高氢燃料电池的单位质量能量密度,从而降低单位功率的燃料电池成本。” 3国产化替代降低成本压力 氢燃料电池系统占整车成本的63%,其中,电堆占比49%、空气循环系统占比21%、氢气循环系统占比5%、热力管理系统占比9%。就氢燃料电池系统技术发展水平来看,有证券行业分析师认为,虽然国产系统进步较快,但核心零部件依赖进口。因此,关键核心零部件的国产化对于氢燃料电池降本来说至关重要。 吴国平表示,一旦当构成电堆的质子交换膜、催化剂和氢气循环泵等零部件实现国产化后,氢燃料电池成本将出现大幅下降。“以空压机为例,过去我国进口一台50kW级系统使用的离心式空气轴承空压机的价格为几十万元,而当实现国产化后,其价格已降至5万元以内。” 新思界行业分析人士表示:“我国科研机构事实上已经具备实验室生产催化剂的能力,但由于尚未产业化,导致氢燃料电池生产企业仍需依靠进口产品。” 由此看来,我国氢燃料电池核心零部件的研发成果与产业化生产之间仍存在较大鸿沟,如何将实验室成果转化为商业产品,从而减轻进口所带来的成本压力,是行业必须解决的课题。...
风电、光伏大规模接入电网,在优化电源结构的同时,其波动性和间歇性缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非,而事实是,无论是调峰还是消纳,都是一个系统性问题。系统性问题必须要用系统化的思维和办法解决,需要充分考量政策的整体性和系统性,兼顾各方权益。这既是贯彻落实新发展理念的应有之义,也是实现风光储可持续发展的必然要求。 截至目前,全国先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省(区)发布相关政策,要求或建议新增平价风电、光伏项目配置储能,力促储能在新能源(主要是风、光)发电侧应用。之后,多地以鼓励创新之名迅速跟进,“风光+储能”蔚然成风。 各省政策均对储能配置的装机规模、储能时长等提出明确要求。例如,内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑,储能时间为2小时,与项目本体同步分期建设。各地政策各异,但对发电侧的要求大同小异。 “新政”频出,争议四起。其实,风光+储能无论是理论层面还是实践层面,早已为业内外所接受,争议又从何而来? “风光+储能是人类未来能源的终极解决方案”。作为发展潜力巨大的新产业形态,风光储在能源革命进程中将起到关键作用,在推动新时代能源更高起点、更高层次、更高质量的发展中不可或缺。储能发展到今天,风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题,问题是风光应该如何配储能。意见的对立,既有视角的问题、自身利益的考量,也有政策本身的问题,面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业攀高的投资成本、储能难得的成长机遇……任何简单的论断都有失公允。 从外部强加的发展不是真正的发展 总书记指出:“发展社会主义市场经济,既要发挥市场作用,也要发挥政府作用,但市场作用和政府作用的职能是不同的。”政府部门发布的各类规范性文件确实是政府管理中一个很重要的手段,在实施法律法规、落实国家政策、提高行政效率等方面发挥着很重要的作用,这是“更好发挥政府作用”的重要表现。我们应该看到,市场经济本质上就是市场决定资源配置的经济。各类文件的出台应遵循市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用的基本原则,围绕建设更高标准市场体系、实现产权有效激励、要素自由流动、价格反映灵活、竞争公平有序、企业优胜劣汰,在加强和改善供给制度上下功夫,在推进国家治理体系和治理能力现代化上下功夫。也许,梳理清楚这个问题,也就明白了风光配储能政策引发争议的个中缘由。 经济学创新大师约瑟夫·熊彼特在其《经济发展理论》一书中对发展和创新阐述甚详。在他看来,静态的、周而复始的、仅有数量变化而没有创新的“循环流转”不叫创新,也不叫发展,仅仅是经济增长。发展不是从外部强加的,而是内在的,是内部自行发生的变化。在熊彼特看来,“你不管把多大量的驿路马车或邮车连续相加,也绝不可能从中获得一条铁路”。那么,我们能从未来大量风电场、光伏电站中摆放着的一个挨一个的储能电池中获得什么呢? 熊彼特认为,只有创新才能发展,在他看来,所谓创新就是要“建立一种新的生产函数”,即“生产要素的重新组合”,就是要把一种从来没有的关于生产要素和生产条件的“新组合”引进生产体系中去,以实现对生产要素或生产条件的“新组合”。他进一步明确指出“创新”的五种情况,人们将熊彼特这一段话归纳为五个创新:产品创新、技术创新、市场创新、资源配置创新、组织创新。按照这些创新的基本含义,当下的风光配储能政策也只能算是个做法,与创新关系不大。 以某省出台的政策为例,明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑,储能时间为2小时,无非就是把业界已接受的风光储变成了广受诟病的“风光强配储能”,把配置容量、储能时间做了硬性规定而已。这些静态的、数量的变化,无论是与“发展是内在的,是内部自行发生的变化”理论还是与“发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求,都相去甚远。在风光逐步步入平价时代,储能尚未以独立主体进入电力市场的当下,这种疑似“风光强配储能”的模式,非丝非竹,穿新鞋走老路,无论是对于新能源还是储能,都难以带来真正的高质量发展。正如熊彼特所举的例子,去建铁路的是新兴企业家,而不是驿站马车的所有人。简单说,发展就是体系内在的创新,是生产力的质变,或者生产本身的结构提升。显然,“简单粗暴”的一纸行政命令带来暂时的效率或者短暂“繁荣”的同时,已背离了风光配储能的初心。 一体化是实现风光储科学发展的重要保障 党的十八大以来,我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就,有力支撑了经济社会发展。尤其是以风光为代表的新能源发展迅速。截至2019年,全国风光装机量已达3.9亿千瓦,位居世界第一。风光配储能的模式也已广泛应用。 风光大规模接入电网,在改善电源结构的同时,其波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为电网企业“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非,而事实是,无论是调峰、还是消纳,都是一个系统性问题,系统性的问题必须用系统化的思维和办法来解决,需要充分考量政策的整体性和协同性,兼顾各方权益。反对者并不反对风光配储能政策本身。各地文件的“一刀切”,头疼治头、腿疼治腿的做法与逻辑,缺少系统性整体性的考量才是各方,尤其是发电侧不满意的关键。 目前来看,虽然已有十几个省份出台了风光储的政策,但政策均仅明确了发电侧的责任,对发电侧因此增加的权利却只字未提。对电网侧、需求侧该承担怎样的责任亦是了无一字。即便认为风光等新能源具有波动性的“原罪”,必须自配储能,也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中,明确了配储能的项目可增加100小时基数电量。平价时代的风电光伏项目,看似减少了资源费等非技术成本,却要背上储能的技术成本。正如有评论指出的,“不是原来的配方,还是原来的味道。”以某省为例,2020年该省申报竞价光伏项目共976MW,电网公司要求储能配置规模按项目装机规模20%,储能时间2小时测算,100MW竞价光伏电站将配置40MWh储能,以当前储能系统1.7元/Wh(不含施工)的价格计算,光伏度电成本增加近0.09元。北京领航智库测算,按照某省0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算,平价光伏电站按照20%配比投资储能电站,工程造价将增加0.68元/瓦,工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下,项目内部收益率也将低于8%。按照装机规模20%的配置,一般情况下光伏投资普遍要升高15%至20%左右。 8月27日,由国家发改委、国家能源局组织起草的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《指导意见》),向社会公开征求意见。此举旨在提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率,更好地指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动。“两个一体化”的推出,源于当前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显,亟待统筹优化的现实。 《指导意见》在能源转型升级的总体要求和“清洁低碳、安全高效”基本原则框架下,提出“两个一体化”的范畴与内涵,强调统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、适度配置储能设施、充分发挥负荷侧调节能力。在“风光水火储一体化”方面,《指导意见》强调,要因地制宜实现风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能。 在“源网荷储一体化”方面,《指导意见》明确,侧重于围绕负荷需求开展,以储能等先进技术和体制机制创新为支撑,以安全、绿色、高效为目标,创新电力生产和消费模式,为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径,实现源、网、荷、储的深度协同。 虽然不能寄望于一个文件解决一个行业由来已久的诸多难题,但毫无疑问,一体化的发展思路、治理模式,再加上配套的保障机制,为解决新能源发展存在的现实问题提供了科学指引和正确的发展方向。 市场化是风光储高质量发展的必然选择 市场化的需求是产业发展的核心动力,技术和市场处在供给与需求的两端,而政策机制和资本只是供给和需求对接的中间桥梁。经过20多年实践,我国社会主义市场经济体制已初步建立,市场化程度大幅提高,宏观调控体系更为健全,主客观条件具备,我们应该在完善社会主义市场经济体制上迈出新的步伐。实践证明,经济发展就是要提高资源,尤其是稀缺资源的配置效率,以尽可能少的资源投入生产尽可能多的产品、获得尽可能大的效益。从这个意义上说,用市场化的手段推动风光储的发展,使市场在资源配置中起决定性作用,有利于转变包括储能和以风光为主的可再生能源的发展方式,同时使新兴产业的发展质量更高、更有效率、更加公平、更可持续。 当前,各地出台的风光储政策,一定程度上模糊了政府与市场的边界。作为承受配储压力的风光企业来说,储能配置参数的测算依据在哪里?电网企业是否有权要求新能源企业配套储能?按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行?配套储能的成本是否全部要由新能源开发企业承担?诸多问题当前仍是一笔“糊涂账”。 在没有配套政策和相对成熟的市场机制以及盈利模式的情况下,单纯要求在风光发电侧配置储能,然后简单地由发电企业来承担储能投资成本的做法显然不够合理,亦非市场配置的结果。 《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》明确,坚持正确处理政府和市场关系,更加尊重市场经济一般规律,最大限度减少政府对市场资源的直接配置和对微观经济活动的直接干预,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用,有效弥补市场失灵。按照目前的政策,新能源企业只是根据规定安装了20%的储能,具体的储能设施标准、释放的时间、充放电能的流失、投资的回报等,既无政策规定,也无保障措施。有测算表明,在具体储能项目上,仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展,这也是风光企业不愿投资储能的原因。简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值,也不利于储能的健康发展,在加大风光企业投资,造成资源浪费的同时,对储能行业带来的更可能只是一次低层次的跃进。风光储是技术进步,也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能,但有理由对新能源并网质量提出要求,关键是要建立和完善市场机制,在仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的背景下,创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子更是不二之选。 一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性,可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分,应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式,为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看,坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。 二是完善配套政策,打造风光配储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进,新能源配储能商业模式空间正在打开,储能参与各类电力服务的公允价值缺失,成熟机制不足,储能参与电力市场的实施细则更加缺乏,亟需政策给予配套,促进各种市场化模式的成长。如,由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高,通过辅助服务机制,对参与电网调峰调频的储能设施从政策上予以保障。青海省明确,在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。 三是以省级统筹为目标,实现统筹规划、集约建设。当前,根据装机容量按比例配储能,家家都上,遍地开花,满地芝麻,不见西瓜,既不经济,也没效率,造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标,按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则,以市场化手段,在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上,可以吸纳社会资本,在装机容量大、接近负荷中心的风光场站,集中建设较大规模储能电站,既可以从规划层面解决储能设施小而散、“家家起火冒烟”的弊端,也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大,技术成本逐年下降,电改红利不断释放,储能独立主体地位将得到确立和巩固,可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易,把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来,实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。 四是完善标准规范,为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能的相关标准。截至目前,电储能相关的国家和行业标准已达31项,其中已发布或报批27项;团体标准约47项,其中已发布或报批29项。针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项,目前均已发布。问题在于,国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时,如何才能得到有效推广执行。不能严格有效地遵循技术标准和管理规范,无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中,个别风光企业就“按照比例”上了一批环保性、经济性、安全性均不够高且充放效率偏低的储能设施无标可依和标准执行的刚性不强是一个重要原因。 五是借鉴国外做法,建立风光配储奖励扶持机制。国外成熟的电力市场,新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入,新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看,英国电力市场比较成熟,独立储能电站既能参与政府的储能采购计划,还有峰谷价差等收益,有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励,使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。...
近年来,青海积极构建清洁低碳用能模式,实施清洁能源替代和三江源地区煤炭减量化工程,提高清洁能源就地消纳比重,持续打造“绿电特区”等。纵观青海大地,清洁能源遍地开花,从创新发展到共建共享,从民生福祉到生态保护……青海能源正从“风生水起”走向“风光无限”…… 2017年6月17日0时至23日24时,连续168小时青海实现全清洁能源供电,首开一省全清洁能源供电之先河,为中国能源供给侧变革树立起一座里程碑; 2018年6月20日0时至6月28日24时,青海又一次实现9天、连续216小时全清洁能源供电,减排二氧化碳144万吨,再度刷新电网全清洁能源供电世界纪录; 2019年6月9日0时至23日24时,“绿电15日”青海电网规模进一步扩大,配置能力进一步增强。新能源主要断面送电能力由160万千瓦提升至240万千瓦,同比提高50%。省内火电出力再降22%,仅为20万千瓦,占全网发电出力的2%,为新能源消纳腾出更多空间; 2020年5月9日0时至8月16日24时,“绿电三江源”百日系列活动在三江源16个县和1个镇实施,这是全清洁能源供电再一次创新实践,也是更贴近民生的一次“绿电”行动,这既是对3年“绿电行动”内涵的拓展,更是对新时代智慧能源发展的不懈追求。 从绿电7日到百日,四年来,青海清洁能源供电实践不仅仅延长着时间,扩展着空间,在这段旅程背后,更是发展理念的更迭、产业技术的创新、体制机制的完善,是人类最大限度摆脱对化石能源依赖的不断尝试。 巍巍的阿尼玛卿白雪皑皑,清澈的黄河水在阳光照耀下闪着点点星光。绿色发展的实践正在三江源头生根发芽,以“绿电”为引领,青海迈向国家清洁能源示范省步履铿锵。 聚焦“绿电转型”答好能源卷 青海是个能源大省,坐拥得天独厚的水风光资源,清洁能源发电装机达到2801万千瓦,相当于1.25个三峡电站,其中以风光为主的新能源装机占全网装机的50.4%,是全国新能源装机占比最高的省份。而与此同时青海又是个发展小省,全网最高用电负荷不足1000万千瓦。特殊的“资质”是实现全清洁能源供电的必要条件,三年来,以“绿电”活动为引领,通过不断的成功实践和总结积累,青海在能源绿色转型的路上交出了一份完美的答卷。 今年7月,青海实现连续31天全省全清洁能源供电,期间青海电网最大用电负荷884万千瓦,全省用电量60.37亿千瓦时,相当于减少燃煤274.41万吨、减排二氧化碳493.93万吨。大力推进清洁替代,新能源替代燃煤自备电厂发电6.4万千瓦,减少燃煤4万吨。 青海清洁能源发展要走集中式大规模开发之路,在满足本省高质量用电的同时,实施大规模外送必不可少。“绿电三江源”百日系列活动期间,世界首条主要以输送新能源为主的特高压直流输电工程启动送电,每年可向河南省输送清洁电量400亿千瓦时,不仅可以大幅提升青海清洁能源外送能力,有力支持青海打造多种清洁能源互补开发,还可以满足华中经济发展及负荷增长需求,有效缓解华中地区长期电力供需矛盾。 随着环境问题的日益突出,在全球范围内,从非清洁能源向清洁能源、从化石能源向非化石能源、从高碳能源向低碳能源转型成为新一轮能源变革的基本趋势。对于处于青藏高原,守护着三江源头的青海而言,“绿电转型”的意义更为重大。 玛多地处三江源头,生态脆弱而重要。2017年底,国内首个高寒高海拔地区清洁取暖项目成功落地,当地群众彻底告别了千百年来烧牛粪、烧煤取暖的历史,玛多县的空气质量得到很大改善。2018年,玛多县率先实现县城清洁取暖全覆盖。 截至目前,青海“三江源”地区玛多县、班玛县、达日县、玛沁县、河南蒙古族自治县五个县共计推广安装电锅炉23万千瓦,“煤改电”清洁取暖累计改造取暖面积319万平方米,减少标准燃煤9万吨、二氧化碳25万吨,清洁取暖惠及10万人。 从三江源头玛多县到远在千里之外的河南大地,绿电应用的范围在不断扩展。以绿色、低碳、多元、高效为方向的新一轮能源变革正蓬勃兴起,青海以超过百分之五十的新能源装机占比领跑全国,引领着绿电转型的创新实践。 聚焦“绿电惠民”答好服务卷 23岁的玛多县牧民卓尕拉毛还清晰地记得,两年前的金秋,在县里的11座村级光伏扶贫电站落成并网的那一天,农牧民们身穿节日的盛装,跳起欢快的锅庄,用盛大的仪式欢庆生活的重大改变。 2018年10月12日,由国家电网公司捐建、总投资3200万元的玛多县4.4兆瓦村级联建光伏扶贫电站并网发电。电站年发电收入540万元,惠及玛多县11个贫困村的621户、1774名贫困人口,实现户均年增收5200元以上。 这是全省光伏扶贫的一个缩影,今年“绿电三江源”百日系列活动期间,国家电网全面建成“三区三州”深度贫困地区电网工程,解决了503个易地搬迁村、496个建档立卡贫困村和279个省定深度贫困村用电问题;创新“光伏+生态+扶贫”模式,确保了73.36万千瓦扶贫光伏全额消纳。 在“增收”的同时,绿电的进一步普及也在推动降低社会用能成本。 “绿电三江源”百日系列活动期间,对三江源地区的居民和企业,采取居民“每天减免一度电”,工商业“每度降低2分钱”等让利措施,减免电费609万元;推动能源消费转型,8家电解铝企业全部实现绿电生产,消纳绿电27.17亿千瓦时,降低用电成本2.04亿元;绿电助力锂电池制造等新兴产业发展,降低用电成本29.72万元;“绿电”走进枸杞产业园区,促进每月使用清洁电量近百万千瓦时。 绿电行动,让更多的居民、企业用上低价电,社会价值得到不断释放。与时代共进,更多的人感受到了绿色能源转型带来的改变,享受到了绿色能源发展带来的红利。 聚焦“绿电共享”答好市场卷 清洁能源消纳是世界公认的难题。近年来,青海新能源并网容量快速增长,但受省内负荷增速缓慢、调峰能力不足制约,新能源消纳形势日益严峻,因此,加快构建更加灵活、高效的辅助服务市场体系迫在眉睫。 今年6月,经过一年的试运行,青海电力辅助服务市场正式启动。试运行一年来,通过调峰辅助服务,使新能源企业增发电量1.72亿千瓦时,增发收益达1.2亿元;提高新能源利用率0.7个百分点;提供服务方获得补偿费用4479万元。发电企业、新能源企业、储能企业多方共赢,缓解了电网调峰压力,有效促进了新能源消纳。 同样是在6月,经过为期一个月的试运行,国网青海省电力公司“绿电感知平台”正式上线运行。平台实现了全省清洁能源生产、传输、消费全链条的动态感知,使全省电力用户能够实时查询自身用电成分,了解自己在清洁能源消纳、节能减排中的贡献度,切身体会“绿电在身边”。 与此同时,青海构建智慧车联网跨省清洁充电交易机制,融入充电服务“全国一张网”,创新“智慧充电、智慧出行、智慧能源”三大服务,利用区块链技术和智慧车联网平台,助力青海绿电“牵手”全国各地电动车,使用户感知“电从青海来,充的是清洁电”。 通过不断优化技术支持系统,市场在资源配置中的决定性作用得以发挥,借助大电网互联互通优势,不断扩大辅助服务市场交易范围和交易规模,实现调峰等资源在更大范围内优化配置。 从“绿电7日”到“绿电三江源”百日,青海的“绿电实践”走过了闪闪发光的四年。这四年里,我省能源供给质量持续改善,能源消费结构更趋合理,能源关键技术取得突破,能源体制机制改革迈出新步伐,能源开放合作空间进一步拓展。坚决扛起能源革命的旗,青海乘风破浪一往无前,奋进在绿色、高质量的清洁能源之路上。...
“由于去年形势已经出现不景气,所以在今年年初时,我们很担心今年会是储能行业的小寒冬,没想到却是触底反弹。今年企业营收最少要比去年翻一番。”某储能企业高管9月24日在第十届中国国际储能大会上对记者说。 据储能行业协会统计,截至2019年,全球电池储能累计装机规模为9.52GW,当年新增投运电池储能规模是2.89GW。2015—2019年,全球电池储能装机规模复合增长率为65.4%。截至今年6月底,我国电化学储能累计装机规模达到1831MW,同比增长53.9%,储能产业仍处于快速增长期。但据记者了解,行业优异“成绩单”的背后,是众多深层次难题亟待解决 1、万亿元级市场即将爆发 中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙会上表示:“随着我国节能减排、提高能效、新能源和可再生能源大力发展,电力系统、储能系统不断向智慧化、智能化、高效清洁方向转变,储能技术进步被纳入国家顶层设计和规划,行业可以自信地说,储能作为能源转型的核心技术和颠覆性技术,市场需求正在进一步扩大。” 今年5月,国家能源局科技司成立能效和储能处,进一步加快推进了储能技术推广应用。另有行业人士透露,储能虚拟电厂有望写入“十四五”规划。 浙江德升新能源科技有限公司董事长孟炜表示,从发电侧来估算,储能的市场规模有百亿元级;从电网侧来估算,储能市场规模有千亿元级;如果从用户侧来估算,市场将达到万亿元级。 2、重大问题日益凸显 当前,我国储能产业正处在转型发展的关键时期,存在许多便利化、差异化的商业模式,储能产品功能和使用方式在不断变化。但有业内人士直言,掣肘行业发展的难题也在愈发显现。 平高集团有限公司党委副书记程利民指出,从储能系统出厂测试和现场运行来看,不同厂家电芯的一致性、容量保持率、数据采集的可靠性等方面差异较大,部分厂家电池在实际运行过程中的故障率偏高,储能系统集成商集成设计能力参差不齐,“劣币驱逐良币”现象凸显,不利于行业长远发展。 浙江南都能源互联网运营有限公司副总经理于建华表示,我国当前储能产业面临三大难题: 首先,在储能技术方面,储能技术的成本依然偏高,全生命周期度电成本远未达到电网平价水平。 其次,在商业模式方面,储能尚不存在独立的市场主体身份,盈利能力相对薄弱,如开展共享储能、为新能源场站提供调峰辅助服务等都缺乏政策制度保障,基本是“一事一议”“一场一策”,收益存在很大不确定性。 最后,在政策机制方面,按效果付费的买单机制尚未形成,缺乏有效政策支撑。例如,利于储能行业发展的电力现货市场尚未形成,在现有电力市场中参加调峰、调频、调压、黑启动等辅助服务的时间价值和空间价值无法量化体现。 3、难题亟需系统性解决 问题已经暴露,该如何破题? 为保证市场健康平稳发展,于建华提出四方面建议,一是在“十四五”规划中,将储能纳入能源或电力的顶层设计,明确储能的规划配置、标准体系、运营管理,推动储能产业规模化应用;二是加快推进电力市场建设,建立电力现货市场下的储能价格形成机制,完善辅助服务价格机制,给予储能电站独立身份,允许储能作为独立主体参与辅助服务交易, 推动储能进入辅助服务市场,逐步形成“按效果付费、谁受益谁付费”的市场化储能定价机制, 由市场平衡疏导储能投资;三是开展储能创新应用政策试点,破除主体身份、电站接入、调度控制、交易机制、安全管控等方面的政策壁垒,建立规划、设计、建设、运维全环节安全防控体系;四是研究制定适应储能新模式发展特点的金融、税收、保险等相关政策法规。 针对储能市场中的“以次充好”问题,程利民认为: ①要重视产品质量。质量是全体储能人的智慧结晶,体现着储能人对全社会的承诺,因此行业要通过不断创新,建立更加安全的储能质量体系,促进储能行业发展。 ②要重视标准建设。标准决定质量,有什么样的标准就有什么样的质量,有高标准才有高质量。 ④要重视行业培育。行业是企业发展的根基,行业兴企业才能强。业内人士要注重储能行业的长期培育和发展,在国家有关部门和行业组织的带动下,共同维护储能行业的内外部发展环境。只有如此,才能迎接储能行业美好的明天。...
风电、光伏大规模接入电网,在优化电源结构的同时,其波动性和间歇性缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非,而事实是,无论是调峰还是消纳,都是一个系统性问题。系统性问题必须要用系统化的思维和办法解决,需要充分考量政策的整体性和系统性,兼顾各方权益。这既是贯彻落实新发展理念的应有之义,也是实现风光储可持续发展的必然要求。 截至目前,全国先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省(区)发布相关政策,要求或建议新增平价风电、光伏项目配置储能,力促储能在新能源(主要是风、光)发电侧应用。之后,多地以鼓励创新之名迅速跟进,“风光+储能”蔚然成风。 各省政策均对储能配置的装机规模、储能时长等提出明确要求。例如,内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑,储能时间为2小时,与项目本体同步分期建设。各地政策各异,但对发电侧的要求大同小异。 “新政”频出,争议四起。其实,风光+储能无论是理论层面还是实践层面,早已为业内外所接受,争议又从何而来? “风光+储能是人类未来能源的终极解决方案”。作为发展潜力巨大的新产业形态,风光储在能源革命进程中将起到关键作用,在推动新时代能源更高起点、更高层次、更高质量的发展中不可或缺。储能发展到今天,风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题,问题是风光应该如何配储能。意见的对立,既有视角的问题、自身利益的考量,也有政策本身的问题,面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业攀高的投资成本、储能难得的成长机遇……任何简单的论断都有失公允。 从外部强加的发展不是真正的发展 总书记指出:“发展社会主义市场经济,既要发挥市场作用,也要发挥政府作用,但市场作用和政府作用的职能是不同的。”政府部门发布的各类规范性文件确实是政府管理中一个很重要的手段,在实施法律法规、落实国家政策、提高行政效率等方面发挥着很重要的作用,这是“更好发挥政府作用”的重要表现。我们应该看到,市场经济本质上就是市场决定资源配置的经济。各类文件的出台应遵循市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用的基本原则,围绕建设更高标准市场体系、实现产权有效激励、要素自由流动、价格反映灵活、竞争公平有序、企业优胜劣汰,在加强和改善供给制度上下功夫,在推进国家治理体系和治理能力现代化上下功夫。也许,梳理清楚这个问题,也就明白了风光配储能政策引发争议的个中缘由。 经济学创新大师约瑟夫·熊彼特在其《经济发展理论》一书中对发展和创新阐述甚详。在他看来,静态的、周而复始的、仅有数量变化而没有创新的“循环流转”不叫创新,也不叫发展,仅仅是经济增长。发展不是从外部强加的,而是内在的,是内部自行发生的变化。在熊彼特看来,“你不管把多大量的驿路马车或邮车连续相加,也绝不可能从中获得一条铁路”。那么,我们能从未来大量风电场、光伏电站中摆放着的一个挨一个的储能电池中获得什么呢? 熊彼特认为,只有创新才能发展,在他看来,所谓创新就是要“建立一种新的生产函数”,即“生产要素的重新组合”,就是要把一种从来没有的关于生产要素和生产条件的“新组合”引进生产体系中去,以实现对生产要素或生产条件的“新组合”。他进一步明确指出“创新”的五种情况,人们将熊彼特这一段话归纳为五个创新:产品创新、技术创新、市场创新、资源配置创新、组织创新。按照这些创新的基本含义,当下的风光配储能政策也只能算是个做法,与创新关系不大。 以某省出台的政策为例,明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑,储能时间为2小时,无非就是把业界已接受的风光储变成了广受诟病的“风光强配储能”,把配置容量、储能时间做了硬性规定而已。这些静态的、数量的变化,无论是与“发展是内在的,是内部自行发生的变化”理论还是与“发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求,都相去甚远。在风光逐步步入平价时代,储能尚未以独立主体进入电力市场的当下,这种疑似“风光强配储能”的模式,非丝非竹,穿新鞋走老路,无论是对于新能源还是储能,都难以带来真正的高质量发展。正如熊彼特所举的例子,去建铁路的是新兴企业家,而不是驿站马车的所有人。简单说,发展就是体系内在的创新,是生产力的质变,或者生产本身的结构提升。显然,“简单粗暴”的一纸行政命令带来暂时的效率或者短暂“繁荣”的同时,已背离了风光配储能的初心。 一体化是实现风光储科学发展的重要保障 党的十八大以来,我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就,有力支撑了经济社会发展。尤其是以风光为代表的新能源发展迅速。截至2019年,全国风光装机量已达3.9亿千瓦,位居世界第一。风光配储能的模式也已广泛应用。 风光大规模接入电网,在改善电源结构的同时,其波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为电网企业“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非,而事实是,无论是调峰、还是消纳,都是一个系统性问题,系统性的问题必须用系统化的思维和办法来解决,需要充分考量政策的整体性和协同性,兼顾各方权益。反对者并不反对风光配储能政策本身。各地文件的“一刀切”,头疼治头、腿疼治腿的做法与逻辑,缺少系统性整体性的考量才是各方,尤其是发电侧不满意的关键。 目前来看,虽然已有十几个省份出台了风光储的政策,但政策均仅明确了发电侧的责任,对发电侧因此增加的权利却只字未提。对电网侧、需求侧该承担怎样的责任亦是了无一字。即便认为风光等新能源具有波动性的“原罪”,必须自配储能,也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中,明确了配储能的项目可增加100小时基数电量。平价时代的风电光伏项目,看似减少了资源费等非技术成本,却要背上储能的技术成本。正如有评论指出的,“不是原来的配方,还是原来的味道。”以某省为例,2020年该省申报竞价光伏项目共976MW,电网公司要求储能配置规模按项目装机规模20%,储能时间2小时测算,100MW竞价光伏电站将配置40MWh储能,以当前储能系统1.7元/Wh(不含施工)的价格计算,光伏度电成本增加近0.09元。北京领航智库测算,按照某省0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算,平价光伏电站按照20%配比投资储能电站,工程造价将增加0.68元/瓦,工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下,项目内部收益率也将低于8%。按照装机规模20%的配置,一般情况下光伏投资普遍要升高15%至20%左右。 8月27日,由国家发改委、国家能源局组织起草的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《指导意见》),向社会公开征求意见。此举旨在提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率,更好地指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动。“两个一体化”的推出,源于当前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显,亟待统筹优化的现实。 《指导意见》在能源转型升级的总体要求和“清洁低碳、安全高效”基本原则框架下,提出“两个一体化”的范畴与内涵,强调统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、适度配置储能设施、充分发挥负荷侧调节能力。在“风光水火储一体化”方面,《指导意见》强调,要因地制宜实现风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能。 在“源网荷储一体化”方面,《指导意见》明确,侧重于围绕负荷需求开展,以储能等先进技术和体制机制创新为支撑,以安全、绿色、高效为目标,创新电力生产和消费模式,为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径,实现源、网、荷、储的深度协同。 虽然不能寄望于一个文件解决一个行业由来已久的诸多难题,但毫无疑问,一体化的发展思路、治理模式,再加上配套的保障机制,为解决新能源发展存在的现实问题提供了科学指引和正确的发展方向。 市场化是风光储高质量发展的必然选择 市场化的需求是产业发展的核心动力,技术和市场处在供给与需求的两端,而政策机制和资本只是供给和需求对接的中间桥梁。经过20多年实践,我国社会主义市场经济体制已初步建立,市场化程度大幅提高,宏观调控体系更为健全,主客观条件具备,我们应该在完善社会主义市场经济体制上迈出新的步伐。实践证明,经济发展就是要提高资源,尤其是稀缺资源的配置效率,以尽可能少的资源投入生产尽可能多的产品、获得尽可能大的效益。从这个意义上说,用市场化的手段推动风光储的发展,使市场在资源配置中起决定性作用,有利于转变包括储能和以风光为主的可再生能源的发展方式,同时使新兴产业的发展质量更高、更有效率、更加公平、更可持续。 当前,各地出台的风光储政策,一定程度上模糊了政府与市场的边界。作为承受配储压力的风光企业来说,储能配置参数的测算依据在哪里?电网企业是否有权要求新能源企业配套储能?按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行?配套储能的成本是否全部要由新能源开发企业承担?诸多问题当前仍是一笔“糊涂账”。 在没有配套政策和相对成熟的市场机制以及盈利模式的情况下,单纯要求在风光发电侧配置储能,然后简单地由发电企业来承担储能投资成本的做法显然不够合理,亦非市场配置的结果。 《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》明确,坚持正确处理政府和市场关系,更加尊重市场经济一般规律,最大限度减少政府对市场资源的直接配置和对微观经济活动的直接干预,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用,有效弥补市场失灵。按照目前的政策,新能源企业只是根据规定安装了20%的储能,具体的储能设施标准、释放的时间、充放电能的流失、投资的回报等,既无政策规定,也无保障措施。有测算表明,在具体储能项目上,仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展,这也是风光企业不愿投资储能的原因。简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值,也不利于储能的健康发展,在加大风光企业投资,造成资源浪费的同时,对储能行业带来的更可能只是一次低层次的跃进。风光储是技术进步,也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能,但有理由对新能源并网质量提出要求,关键是要建立和完善市场机制,在仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的背景下,创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子更是不二之选。 一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性,可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分,应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式,为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看,坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。 二是完善配套政策,打造风光配储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进,新能源配储能商业模式空间正在打开,储能参与各类电力服务的公允价值缺失,成熟机制不足,储能参与电力市场的实施细则更加缺乏,亟需政策给予配套,促进各种市场化模式的成长。如,由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高,通过辅助服务机制,对参与电网调峰调频的储能设施从政策上予以保障。青海省明确,在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。 三是以省级统筹为目标,实现统筹规划、集约建设。当前,根据装机容量按比例配储能,家家都上,遍地开花,满地芝麻,不见西瓜,既不经济,也没效率,造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标,按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则,以市场化手段,在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上,可以吸纳社会资本,在装机容量大、接近负荷中心的风光场站,集中建设较大规模储能电站,既可以从规划层面解决储能设施小而散、“家家起火冒烟”的弊端,也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大,技术成本逐年下降,电改红利不断释放,储能独立主体地位将得到确立和巩固,可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易,把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来,实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。 四是完善标准规范,为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能的相关标准。截至目前,电储能相关的国家和行业标准已达31项,其中已发布或报批27项;团体标准约47项,其中已发布或报批29项。针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项,目前均已发布。问题在于,国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时,如何才能得到有效推广执行。不能严格有效地遵循技术标准和管理规范,无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中,个别风光企业就“按照比例”上了一批环保性、经济性、安全性均不够高且充放效率偏低的储能设施无标可依和标准执行的刚性不强是一个重要原因。 五是借鉴国外做法,建立风光配储奖励扶持机制。国外成熟的电力市场,新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入,新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看,英国电力市场比较成熟,独立储能电站既能参与政府的储能采购计划,还有峰谷价差等收益,有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励,使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。...
1、充分认识构建适应“双循环”新发展战略新电力体系的重要性 面对我国发展的更为复杂、更为艰难的发展外部环境,破解发展难题,7月30日,中央政治局会议提出打造“以国内大循环为主、国内国际双循环相互促进的新发展格局”(以下称为“双循环”新发展战略)。 “双循环”新发展战略不是一个短期应对方案,而是一个长期发展战略,以创造和扩大内需为战略基点,过供给侧结构性改革畅通生产、分配、流通、消费各环节,构建涵盖国内产业分工体系、国内科技创新、国内要素市场和国内市场自我良性循环的新经济体系。同时,“双循环”新发展战略是更高水平的开发战略,充分体现了法制化、制度化要求,能有效吸纳世界先进要素,形成互利共赢利益共同体关系的。总之,“双循环”新发展战略强调的是依托国内市场掌握发展主动权,摆脱对美国等发达国家的技术依赖、规则依,打造一个以内为主、安全为底线的内外互动的新发展格局。 “双循环”新发展战略思想应该成为十四五时期乃至更长时期我国经济社会发展的主导思想。 电力是国家经济发展的重要基础保障。面对复杂艰难的发展环境和实施“双循环”新发展战略的紧迫性,我国电力领域相关部门和单位应积极按照“双循环”新发展战略要求,利用这次新发展格局重构的机遇,在体制、机制、政策、技术、市场等方面寻求突破,打通阻碍发电、输电、配电、售电和用电的各类“堵点”“痛点”,更好完成电力领域在促进区域协调发展、要素市场化流动、国家战略落实等方面担负的重要责任和使命。“双循环”新发展战略的长期性和紧迫性,决定了抓紧构建与之相适应的新型电力生产与供给服务体系(以下简称“新电力体系”)的重要性和必要性。 2、充分认识“新电力体系”在落实我国碳减排责任的重大任务 欧盟委员会在2019年12月发布《欧洲绿色协议》,提出到2050年在全球范围内率先实现碳中和,即到2050年实现温室气体净零排放、经济增长与资源使用脱钩。 今年9月22日,习近平主席在第75届联大一般性辩论讲话中向全世界郑重承诺,中国将“采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”。大力发展新能源和可再生能源将是落实我国碳减排国际承诺的重要战略举措之一。大力开发、高效传输和充分利用新能源和可再生能源发电将是我国电力领域的一项重要任务和责任。 十四五时期,我国应利用好技术创新、模式创新、政策创新、金融创新、监管创新组合工具,加快构建适应“双循环”新发展战略要求的,主要采取市场化方式服务新能源和可再生能源发展的“新电力体系”。 3、希望“新电力体系”能够守正创新 结合“双循环”新发展战略要求,特别是当下国家在面对日益严峻的外部发展环境的时候,在构建新发展格局关键阶段,笔者对“新电力体系”有几点希望: 希望“新电力体系”能够有一个系统性、战略性、协调性的顶层整体设计,减少和消除碎片化、补丁化、改良式的修正行为。 希望“新电力体系”能够首先确保我国电力领域回归“初心”——为经济社会发展提供安全可靠、清洁高效的电能保障,少一些基于企业增收欲望的浮躁,或是由现实互联网经济与数字商业诱惑所导致的盲从。 希望“新电力体系”能够在国家战略实施、地方经济发展和电力企业创新增长之间实现良性互动与协调,少一些地方“小循环”,少一些企业“自循环”,在国家的“大循环”中找到地方和企业的定位和价值。 希望“新电力体系”能够具备以下“气质”和特点: “新电力体系”应以安全可靠灵活供电为前提条件。特别是在极端气候、自然灾害突发、人为破坏活动或战时情况下,关键设施、重要地区的供电保障问题。常态下,确保经济社会正常运转;紧急状态下,能承担关键核心用电保障。两种状态切换快速灵活。 “新电力体系”应以服务各类型清洁能源开发利用为核心任务。减少对煤炭、天然气等碳基能源发电的消耗与进口能源的依赖,尽可能多地高效开发、转化利用本土各类型清洁能源用于发电,将是未来较长时期电力领域共同面临的重要任务。集中式规模开发转化与远距离大容量传输,分布式开发转化与近距离小容量配送,多种场景百花齐放。 “新电力体系”应以协调智能高效运行为功能基础。发电、输电、配电、售电与用电各环节衔接顺畅,电力市场机制运行高效,源网荷储用协调双向互动,电能损耗低,适应各类用户多样化、多元化用电需求。 “新电力体系”应以成本可负担和终端价格可承受为现实要求。正确处理好存量与增量的关系,通过存量盘活、公共基础设施领域REITs等金融创新满足增量投资需求,加强电网管制类业务与市场化业务差异化监管与成本监审,确保用户终端价格合理可承受。 “新电力体系”应以推进实体产业发展和促进消费增长为经济责任。以新基建为契机,加强电力装备高端制造业发展和电力领域“两化融合”,鼓励混合所有制改革,激发和增强民间资本活力与竞争力,促进国家工业体系布局与产业链“强链”“补链”。服务电动汽车、分布式能源发展,促进消费增长与升级。 “新电力体系”应以支撑要素自由流动和促进新技术、新业态发展为创新要求。建立全国统一电力市场,完善省内电力市场,丰富交易品种,消除电力交易的省间、区域间壁垒,促进电能公平自由交易。制定电力相关数据要素(包括生产调度数据、管理数据、营销数据、交易数据等)的分类监管法规,发挥电网数据平台作用,坚持“能放尽放”的原则,将数据要素按照市场化要求向社会开发,推动基于电力数据的新业态发展和新技术创新。将数据要素开放及相关收入纳入专项“基金”用于支付对低收入人群的电费补贴。 五年多的电改在很多方面已经朝着这些方向在改进和变化,但是与适应“双循环”新发展战略要求的“新电力体系”的目标和要求,我们在体制、机制、技术、金融、监管等还有很多工作需要加快开展、坚定推进。...
上半年,光伏市场表现可谓是冰火两重天。 一季度,受新冠肺炎疫情影响,上市企业业绩惨淡。二季度,随着国内市场的启动,上市企业盈利逐渐转好,取得比较明显的增长。 随着需求不断释放,上市企业纷纷加码扩产。业内预计,下半年我国光伏产业的发展趋势将呈现直线增长。值得注意的是,受事故及检修影响,作为光伏产业的重要上游产品,硅料供应却在不断减少,供应链价格有抬高趋势。 这将会对光伏产业产生何种影响?下游市场需求的火热和上游硅料供应的减少共存,光伏上市企业该如何应对? 市场需求旺盛,超六成企业净利同比上涨 据Wind数据统计,在A股55家光伏概念上市公司中,48家公司上半年实现盈利,占比高达87%。其中,37家公司实现净利润同比增长,占比超六成。 其中,苏美达、通威股份、隆基股份、正泰电器等8家公司营收超百亿元,隆基股份、正泰电器、通威股份、特变电工、晶澳科技等6家公司净利润超过10亿元。 从净利润增幅看,净利润同比增幅超过100%的公司有13家,亚玛顿、岱勒新材、三超新材等表现亮眼。 硅料生产企业通威股份在半年报中指出,上半年,公司高纯晶硅持续满负荷生产,产能利用率达116%。随着下游硅片企业新增产能如期释放, 高纯晶硅供应愈发紧张,公司将继续保持满负荷生产。 目前,公司高纯晶硅月产量已超过8000吨,产能持续提升。 硅片龙头企业隆基股份业绩同样保持高增长,其上半年实现营收201.41亿元,同比增长42.73%;归属于上市公司股东净利润为41.16亿元,同比增长104.83%。 此外,晶澳科技、天合光能、锦浪科技等组件和逆变器企业同样表现不俗。天合光能表示,今年上半年,光伏组件销量增加,尤其是海外市场高毛利组件销售显著增长。公司实现出货5840兆瓦,较2019年同期增长37%,欧洲、拉美等地区销量均同比增长。 在晶科能源副总裁钱晶看来,虽然新冠肺炎疫情发生后, 市场和产业内部都对光伏行业今年的发展充满了担忧,但从目前情况来看,国内光伏企业业绩并没有受到较大影响。 “我们出货量很好,也不会下调今年的发展目标。” 国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶认为,下半年我国光伏市场将保持增长势头。“和往年的阶段性折线增长趋势不同,预计今年光伏产业的发展趋势将呈现直线增长。” 光伏企业积极扩产,供应链集中度不断提高 随着出货量的不断提升,光伏上市企业也不断加大资本投入,加快扩产步伐。 在半年报中,通威股份表示,报告期内,公司眉山一期7.5吉瓦高效太阳能电池项目已投产,目前正在产能爬坡中。同时,公司启动了眉山二期7.5吉瓦及金堂一期7.5吉瓦高效太阳能电池项目,预计2021年内投产,届时公司太阳能电池产能规模将超过40吉瓦。 天合光能称,上半年,公司已另签订宿迁6吉瓦高效210毫米大尺寸组件投资项目协议、盐城10吉瓦高效210毫米大尺寸太阳能电池投资项目协议。公司计划在2021年底电池产能合计达到26吉瓦左右规模,进一步提升整体制造能力。 据记者不完全统计,仅今年上半年,就有隆基股份、通威股份、协鑫集成、东方日升、京运通、福莱特等光伏企业先后宣布扩产计划,投资总额逾千亿元。 此外,光伏企业上市步伐也正在加速。截至目前,今年已有10家光伏企业成功上市,2家光伏企业处于在会审核状态。其中,天合光能、中信博、固德威、奥特维四家企业正式登陆科创板,帝科股份、上能电气、英杰电气、金博股份四家正式挂牌创业板,晶科电力、赛伍技术则挂牌上交所主板,三峡新能源和新疆大全正在冲刺IPO。 值得注意的是,随着光伏上市企业积极扩产,光伏产业各供应链环节的集中度正不断提高。据中国光伏行业协会数据,截至6月底,光伏各环节前十大企业产量占比均较年初有提升,多晶硅由92%升至99%、硅片由93%升至94%、电池片由55%升至75%、组件由64%升至70%。 在上述背景下,中国光伏行业协会秘书长王勃华认为,未来产业内落后产能将加速退出,落后企业将加速淘汰。 硅料供应紧张,成行业发展不稳定因素 虽然下半年产业发展前景仍十分乐观,但6月以来,光伏产业供应链主要环节产品价格一直处于波动状态,供需不平衡的情形或将影响市场走势。 据中国有色金属工业协会硅业分会(下称“硅业分会”),截至6月末,国内硅料库存已经基本消化完,市场供应趋紧,价格一直处于上涨状态。据硅业分会9月16日的最新数据,国内单晶复投料价格区间在9.7—10.4万元/吨,成交均价9.94万元/吨,较7月下旬的5.95—6.1万元/吨,成交均价6.06万元/吨大幅上涨。 硅业分会认为,根据硅料和硅片在产企业的生产现状及计划,预计9月多晶硅供应总量在3.7—3.8万吨,需求量在3.9—4万吨,仍有供应缺口,在供需关系实质扭转之前,市场价格走势难以改变。 作为垂直一体化产业链,光伏供应链主要环节关联度较高。一旦上游硅料价格出现波动,后续硅片、电池片、组件价格也随之上扬。截至目前,隆基股份等企业已陆续调高硅片价格。甚至行业内有预测称,受价格影响, 下游EPC企业可能决定延期今年竞价、平价项目的建设工作。 在光伏产业链价格战愈演愈烈的背景下,产业内企业有提高自己垂直一体化发展程度的计划。一位不愿具名的某光伏企业高管告诉记者:“组件企业在这次涨价潮中受了‘ 夹板气’,吸取经验教训,我们公司已经有了发展涵盖硅料、硅片、电池片、组件垂直一体化发展的战略打算,以期减少未来类似事件对公司的影响。 ” 已有企业在行动。9月15日,晶澳科技公告称,公司拟投资103.91亿元分别对硅片、电池片、组件等一体化产能进行扩建。 也有观点认为, 这一次涨价潮是短期现象,第四季度市场供需压力将逐渐平衡,价格会适当回落,恢复甚至低于此前水平。...
国家发改委近日发布关于扩大战略性新兴产业投资 培育壮大新增长点增长极的指导意见,发改高技〔2020〕1409号,其中提到:加快新能源产业跨越式发展。加快节能环保产业试点示范。 加快新能源产业跨越式发展。聚焦新能源装备制造“卡脖子”问题,加快主轴承、IGBT、控制系统、高压直流海底电缆等核心技术部件研发。加快突破风光水储互补、先进燃料电池、高效储能与海洋能发电等新能源电力技术瓶颈,建设智能电网、微电网、分布式能源、新型储能、制氢加氢设施、燃料电池系统等基础设施网络。提升先进燃煤发电、核能、非常规油气勘探开发等基础设施网络的数字化、智能化水平。大力开展综合能源服务,推动源网荷储协同互动,有条件的地区开展秸秆能源化利用。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、能源局等按职责分工负责) 加快节能环保产业试点示范。实施城市绿色发展综合示范工程,支持有条件的地区结合城市更新和城镇老旧小区改造,开展城市生态环境改善和小区内建筑节能节水改造及相关设施改造提升,推广节水效益分享等合同节水管理典型模式,鼓励创新发展合同节水管理商业模式,推动节水服务产业发展。开展共用物流集装化体系示范,实现仓储物流标准化周转箱高效循环利用。组织开展多式联运示范工程建设。发展智慧农业,推进农业生产环境自动监测、生产过程智能管理。试点在超大城市建立基于人工智能与区块链技术的生态环境新型治理体系。探索开展环境综合治理托管、生态环境导向的开发(EOD)模式等环境治理模式创新,提升环境治理服务水平,推动环保产业持续发展。加大节能、节水环保装备产业和海水淡化产业培育力度,加快先进技术装备示范和推广应用。实施绿色消费示范,鼓励绿色出行、绿色商场、绿色饭店、绿色电商等绿色流通主体加快发展。积极推行绿色建造,加快推动智能建造与建筑工业化协同发展,大力发展钢结构建筑,提高资源利用效率,大幅降低能耗、物耗和水耗水平。(责任部门:发展改革委、科技部、工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、商务部、国铁集团等按职责分工负责) 详情如下: 关于扩大战略性新兴产业投资 培育壮大新增长点增长极的指导意见 发改高技〔2020〕1409号 国务院有关部门,各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、科技厅(委、局)、工业和信息化委(厅)、财政厅(局): 为深入贯彻落实党中央、国务院关于在常态化疫情防控中扎实做好“六稳”工作,全面落实“六保”任务,扩大战略性新兴产业投资、培育壮大新的增长点增长极的决策部署,更好发挥战略性新兴产业重要引擎作用,加快构建现代化产业体系,推动经济高质量发展,现提出如下意见: 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中全会精神,统筹做好疫情防控和经济社会发展工作,坚定不移贯彻新发展理念,围绕重点产业链、龙头企业、重大投资项目,加强要素保障,促进上下游、产供销、大中小企业协同,加快推动战略性新兴产业高质量发展,培育壮大经济发展新动能。 ——聚焦重点产业领域。着力扬优势、补短板、强弱项,加快适应、引领、创造新需求,推动重点产业领域形成规模效应。 ——打造集聚发展高地。充分发挥产业集群要素资源集聚、产业协同高效、产业生态完备等优势,利用好自由贸易试验区、自由贸易港等开放平台,促进形成新的区域增长极。 ——增强要素保障能力。按照“资金跟着项目走、要素跟着项目走”原则,引导人才、用地、用能等要素合理配置、有效集聚。 ——优化投资服务环境。通过优化营商环境、加大财政金融支持、创新投资模式,畅通供需对接渠道,释放市场活力和投资潜力。 二、聚焦重点产业投资领域 (一)加快新一代信息技术产业提质增效。加大5G建设投资,加快5G商用发展步伐,将各级政府机关、企事业单位、公共机构优先向基站建设开放,研究推动将5G基站纳入商业楼宇、居民住宅建设规范。加快基础材料、关键芯片、高端元器件、新型显示器件、关键软件等核心技术攻关,大力推动重点工程和重大项目建设,积极扩大合理有效投资。稳步推进工业互联网、人工智能、物联网、车联网、大数据、云计算、区块链等技术集成创新和融合应用。加快推进基于信息化、数字化、智能化的新型城市基础设施建设。围绕智慧广电、媒体融合、5G广播、智慧水利、智慧港口、智慧物流、智慧市政、智慧社区、智慧家政、智慧旅游、在线消费、在线教育、医疗健康等成长潜力大的新兴方向,实施中小企业数字化赋能专项行动,推动中小微企业“上云用数赋智”,培育形成一批支柱性产业。实施数字乡村发展战略,加快补全农村互联网基础设施短板,加强数字乡村产业体系建设,鼓励开发满足农民生产生活需求的信息化产品和应用,发展农村互联网新业态新模式。实施“互联网+”农产品出村进城工程,推进农业农村大数据中心和重要农产品全产业链大数据建设,加快农业全产业链的数字化转型。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、科技部、教育部、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、农业农村部、商务部、卫生健康委、广电总局、国铁集团等按职责分工负责) (二)加快生物产业创新发展步伐。加快推动创新疫苗、体外诊断与检测试剂、抗体药物等产业重大工程和项目落实落地,鼓励疫苗品种及工艺升级换代。系统规划国家生物安全风险防控和治理体系建设,加大生物安全与应急领域投资,加强国家生物制品检验检定创新平台建设,支持遗传细胞与遗传育种技术研发中心、合成生物技术创新中心、生物药技术创新中心建设,促进生物技术健康发展。改革完善中药审评审批机制,促进中药新药研发和产业发展。实施生物技术惠民工程,为自主创新药品、医疗装备等产品创造市场。(责任部门:发展改革委、卫生健康委、科技部、工业和信息化部、中医药局、药监局等按职责分工负责) (三)加快高端装备制造产业补短板。重点支持工业机器人、建筑、医疗等特种机器人、高端仪器仪表、轨道交通装备、高档五轴数控机床、节能异步牵引电动机、高端医疗装备和制药装备、航空航天装备、海洋工程装备及高技术船舶等高端装备生产,实施智能制造、智能建造试点示范。研发推广城市市政基础设施运维、农业生产专用传感器、智能装备、自动化系统和管理平台,建设一批创新中心和示范基地、试点县。鼓励龙头企业建设“互联网+”协同制造示范工厂,建立高标准工业互联网平台。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、农业农村部、国铁集团等按职责分工负责) (四)加快新材料产业强弱项。围绕保障大飞机、微电子制造、深海采矿等重点领域产业链供应链稳定,加快在光刻胶、高纯靶材、高温合金、高性能纤维材料、高强高导耐热材料、耐腐蚀材料、大尺寸硅片、电子封装材料等领域实现突破。实施新材料创新发展行动计划,提升稀土、钒钛、钨钼、锂、铷铯、石墨等特色资源在开采、冶炼、深加工等环节的技术水平,加快拓展石墨烯、纳米材料等在光电子、航空装备、新能源、生物医药等领域的应用。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部等按职责分工负责) (五)加快新能源产业跨越式发展。聚焦新能源装备制造“卡脖子”问题,加快主轴承、IGBT、控制系统、高压直流海底电缆等核心技术部件研发。加快突破风光水储互补、先进燃料电池、高效储能与海洋能发电等新能源电力技术瓶颈,建设智能电网、微电网、分布式能源、新型储能、制氢加氢设施、燃料电池系统等基础设施网络。提升先进燃煤发电、核能、非常规油气勘探开发等基础设施网络的数字化、智能化水平。大力开展综合能源服务,推动源网荷储协同互动,有条件的地区开展秸秆能源化利用。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、能源局等按职责分工负责) (六)加快智能及新能源汽车产业基础支撑能力建设。开展公共领域车辆全面电动化城市示范,提高城市公交、出租、环卫、城市物流配送等领域车辆电动化比例。加快新能源汽车充/换电站建设,提升高速公路服务区和公共停车位的快速充/换电站覆盖率。实施智能网联汽车道路测试和示范应用,加大车联网车路协同基础设施建设力度,加快智能汽车特定场景应用和产业化发展。支持建设一批自动驾驶运营大数据中心。以支撑智能汽车应用和改善出行为切入点,建设城市道路、建筑、公共设施融合感知体系,打造基于城市信息模型(CIM)、融合城市动态和静态数据于一体的“车城网”平台,推动智能汽车与智慧城市协同发展。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部等按职责分工负责) (七)加快节能环保产业试点示范。实施城市绿色发展综合示范工程,支持有条件的地区结合城市更新和城镇老旧小区改造,开展城市生态环境改善和小区内建筑节能节水改造及相关设施改造提升,推广节水效益分享等合同节水管理典型模式,鼓励创新发展合同节水管理商业模式,推动节水服务产业发展。开展共用物流集装化体系示范,实现仓储物流标准化周转箱高效循环利用。组织开展多式联运示范工程建设。发展智慧农业,推进农业生产环境自动监测、生产过程智能管理。试点在超大城市建立基于人工智能与区块链技术的生态环境新型治理体系。探索开展环境综合治理托管、生态环境导向的开发(EOD)模式等环境治理模式创新,提升环境治理服务水平,推动环保产业持续发展。加大节能、节水环保装备产业和海水淡化产业培育力度,加快先进技术装备示范和推广应用。实施绿色消费示范,鼓励绿色出行、绿色商场、绿色饭店、绿色电商等绿色流通主体加快发展。积极推行绿色建造,加快推动智能建造与建筑工业化协同发展,大力发展钢结构建筑,提高资源利用效率,大幅降低能耗、物耗和水耗水平。(责任部门:发展改革委、科技部、工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、商务部、国铁集团等按职责分工负责) (八)加快数字创意产业融合发展。鼓励数字创意产业与生产制造、文化教育、旅游体育、健康医疗与养老、智慧农业等领域融合发展,激发市场消费活力。建设一批数字创意产业集群,加强数字内容供给和技术装备研发平台,打造高水平直播和短视频基地、一流电竞中心、高沉浸式产品体验展示中心,提供VR旅游、AR营销、数字文博馆、创意设计、智慧广电、智能体育等多元化消费体验。发展高清电视、超高清电视和5G高新视频,发挥网络视听平台和产业园区融合集聚作用,贯通内容生产传播价值链和电子信息设备产业链,联动线上线下文化娱乐和综合信息消费,构建新时代大视听全产业链市场发展格局。(责任部门:发展改革委、教育部、工业和信息化部、农业农村部、文化和旅游部、广电总局、体育总局等按职责分工负责) 三、打造产业集聚发展新高地 (九)深入推进国家战略性新兴产业集群发展工程。构建产业集群梯次发展体系,培育和打造10个具有全球影响力的战略性新兴产业基地、100个具备国际竞争力的战略性新兴产业集群,引导和储备1000个各具特色的战略性新兴产业生态,形成分工明确、相互衔接的发展格局。适时启动新一批国家战略性新兴产业集群建设。培育若干世界级先进制造业集群。综合运用财政、土地、金融、科技、人才、知识产权等政策,协同支持产业集群建设、领军企业培育、关键技术研发和人才培养等项目。(责任部门:发展改革委、科技部、工业和信息化部、财政部、人力资源社会保障部、自然资源部、商务部、人民银行、知识产权局等按职责分工负责) (十)增强产业集群创新引领力。启动实施产业集群创新能力提升工程。发挥科技创新中心、综合性国家科学中心创新资源丰富的优势,推动特色产业集群发展壮大。依托集群内优势产学研单位联合建设一批产业创新中心、工程研究中心、产业计量测试中心、质检中心、企业技术中心、标准创新基地、技术创新中心、制造业创新中心、产业知识产权运营中心等创新平台和重点地区承接产业转移平台。推动产业链关键环节企业建设产业集群协同创新中心和产业研究院。(责任部门:发展改革委、科技部、工业和信息化部、市场监管总局、中科院、知识产权局等按职责分工负责) (十一)推进产城深度融合。启动实施产业集群产城融合示范工程。以产业集群建设推动生产、生活、生态融合发展,促进加快形成创新引领、要素富集、空间集约、宜居宜业的产业生态综合体。加快产业集群交通、物流、生态环保、水利等基础设施数字化改造。推进产业集群资源环境设施共建共享、能源资源智能利用、污染物集中处理等设施建设。探索“核心承载区管理机构+投资建设公司+专业运营公司”建设新模式,推进核心承载区加快向企业综合服务、产业链资源整合、价值再造平台转型。推动符合条件的战略性新兴产业集群通过市场化方式开展基础设施领域不动产投资信托基金(REITs)试点。(责任部门:发展改革委、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、证监会、国铁集团等按职责分工负责) (十二)聚焦产业集群应用场景营造。启动实施产业集群应用场景建设工程。围绕5G、人工智能、车联网、大数据、区块链、工业互联网等领域,率先在具备条件的集群内试点建设一批应用场景示范工程,定期面向特定市场主体发布应用场景项目清单,择优评选若干新兴产业应用场景进行示范推广,并给予应用方一定支持。鼓励集群内企业发展面向定制化应用场景的“产品+服务”模式,创新自主知识产权产品推广应用方式和可再生能源综合应用,壮大国内产业循环。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、能源局、知识产权局等按职责分工负责) (十三)提高产业集群公共服务能力。实施产业集群公共服务能力提升工程。依托行业协会、专业机构、科研单位等建设一批专业化产业集群促进机构。推进国家标准参考数据体系建设。建设产业集群创新和公共服务综合体,强化研发设计、计量测试、标准认证、中试验证、检验检测、智能制造、产业互联网、创新转化等产业公共服务平台支撑,打造集技术转移、产业加速、孵化转化等为一体的高品质产业空间。在智能制造、绿色制造、工业互联网等领域培育一批解决方案供应商。支持有条件的集群聚焦新兴应用开展5G、数据中心、人工智能、工业互联网、车联网、物联网等新型基础设施建设。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、商务部、市场监管总局、中科院等按职责分工负责) 四、增强资金保障能力 (十四)加强政府资金引导。统筹用好各级各类政府资金、创业投资和政府出资产业投资基金,创新政府资金支持方式,强化对战略性新兴产业重大工程项目的投资牵引作用。鼓励地方政府设立战略性新兴产业专项资金计划,按市场化方式引导带动社会资本设立产业投资基金。围绕保障重点领域产业链供应链稳定,鼓励建立中小微企业信贷风险补偿机制,加大对战略性新兴产业的支持力度。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、财政部等按职责分工负责) (十五)提升金融服务水平。鼓励金融机构创新开发适应战略性新兴产业特点的金融产品和服务,加大对产业链核心企业的支持力度,优化产业链上下游企业金融服务,完善内部考核和风险控制机制。鼓励银行探索建立新兴产业金融服务中心或事业部。推动政银企合作。构建保险等中长期资金投资战略性新兴产业的有效机制。制订战略性新兴产业上市公司分类指引,优化发行上市制度,加大科创板等对战略性新兴产业的支持力度。加大战略性新兴产业企业(公司)债券发行力度。支持创业投资、私募基金等投资战略性新兴产业。(责任部门:人民银行、银保监会、证监会、发展改革委等按职责分工负责) (十六)推进市场主体投资。依托国有企业主业优势,优化国有经济布局和结构,加大战略性新兴产业投资布局力度。鼓励具备条件的各类所有制企业独立或联合承担国家各类战略性新兴产业研发、创新能力和产业化等建设项目。支持各类所有制企业发挥各自优势,加强在战略性新兴产业领域合作,促进大中小企业融通发展。修订外商投资准入负面清单和鼓励外商投资产业目录,进一步放宽或取消外商投资限制,增加战略性新兴产业条目。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、商务部、国资委等职责分工负责) 五、优化投资服务环境 (十七)深化“放管服”改革。全力推动重大项目“物流通、资金通、人员通、政策通”。深化投资审批制度改革,推进战略性新兴产业投资项目承诺制审批,简化、整合项目报建手续,深化投资项目在线审批监管平台应用,加快推进全程网办。全面梳理新产业、新业态、新模式准入和行政许可流程,精简审批环节,缩短办理时限,推行“一网通办”。(责任部门:发展改革委牵头,各部门按职责分工负责) (十八)加快要素市场化配置。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用。统筹做好用地、用水、用能、环保等要素配置,将土地林地、建筑用砂、能耗等指标优先保障符合高质量发展要求的重大工程和项目需求。加强工业用地市场化配置,鼓励地方盘活利用存量土地。(责任部门:发展改革委、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、水利部、商务部等按职责分工负责) (十九)完善包容审慎监管。推动建立适应新业态新模式发展特点、以信用为基础的新型监管机制。规范行政执法行为,推进跨部门联合“双随机、一公开”监管和“互联网+监管”,细化量化行政处罚标准。(责任部门:发展改革委牵头,各部门按职责分工负责) 各地区、各部门要积极做好政策咨询和宣传引导工作,以“线上线下”产业招商会、优质项目遴选赛、政银企对接会、高端论坛等形式加强交流合作,增强企业投资意愿,激发社会投资创新动力和发展活力,努力营造全社会敢投资、愿投资、善投资战略性新兴产业发展的良好氛围。(责任部门:发展改革委牵头,各部门按职责分工负责)...
在我国工业化大发展的过程中,燃煤机组对于我国的工业发展起到了十分关键的作用,但也给环境污染带来了诸多的问题,主要是二氧化硫、氮氧化物、烟尘等污染物的排放,燃煤电厂占全国总排放量的1/3,燃煤机组的超低排放,是环境大气治理的必然选择,由于是现役机组的改造,会带来诸多的问题。 前言 就目前我国的工业发展现状而言,燃煤机组依然起着举足轻重的作用,经过多年的发展,燃煤机组已形成一定规模及技术模式,但当时只重视工业化大发展,而忽视了环境保护。近几年以来中国的中东部地区,连续出现雾霾天气,火电行业产生的一次与二次MP2.5是重要的排放源,控制燃煤电厂排放的大气污染物成为治理雾霾天的首要举措。对于燃煤机组,国际已经通过法律手段要求使用超低排放技术。所谓污染物超低排放技术,是指通过先进的设备综合治理技术,使污染物的排放达到国家颁布的标准,其意义从根本上解决煤炭能源与环境的瓶颈,但由于是超低排放改造,在改造中就会出现不同的问题。 1超低排及节能放改造过程中出现的问题 由于超低排放改造是对已投运机组的脱硝、除尘、脱硫进行技术改造,这就涉及到已安装好设备的拆除,新技术设备的安装,这就造成整个改造的费用非常的高,沿海某电厂,2台百万机组的超低排放改造的预算是1.5个亿,每台机组的改造费用为7500万,一台百万机组的改造时间最少60天,加上60天少发的电量,这对企业是一个不小的负担。 2处理方法 2.1改造的费用 虽然环保部、发改委、能源局再次发布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》中明确了对达到超低排放水平的燃煤发电机组,按照《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》(发改价格〔2015〕2835号)要求,给予电价补贴。2016年1月1日前已经并网运行的现役机组,对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱;2016年1月1日后并网运行的新建机组,对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。由于这种补贴是按上网电量进行的,也就是机组上网电量越高,得到的补贴越多。但由于地域不同,机组上网电量也不同,机组在运行中,会出现调峰,沿海某电厂百万机组,在调峰时,上网电量仅有30-40万,所以对于补贴还是政府以其他形式来进行为最好。 2.2改造时间 由于超低排放改造是全国性的改造,所以在改造时间上不能采取一刀切的方式,应按区域分步开展,如:雾霾严重的京、津、冀地区先一步开始,接着山东、山西、内蒙等,也就是以北京为中心,辐射性展开,像广东、海南等沿海电厂可以放到最后,这样就不会出现全国电厂在同一时间段都在开展超低排放改造,也就不会存在施工队伍混乱、工程质量无法保证的问题。 2.3现行的标准 现在我们按《火电大气污染物排放标准》(GB13223 -2011)的标准在大力开展超低排放改造,其主要目的就是控制二氧化硫、氮氧化物、烟尘等污染物的排放,而美国最新的火电厂大气污染排放标准中就增加了重金属汞的排放要求。在其它污染物种类如SO3的单独指标要求,PM2.5的细分排放要求,废水排放中重金属Se的要求等等。为此美国的火力发电企业从2009年就开始采用干法烟气净化工艺,该工艺能使多污染物协同净化的工艺,特别是能够同时实现脱硫、脱酸(SO3、HCl、HF等)、除尘(含PM2.5)以及重金属汞排放控制的干法工艺。该工艺能获得96%的SO2脱除效率,超过97%的SO3、HCl和HF脱除效率,同时具有95%以上的重金属汞脱除效率。 2.4改造后出现的问题 沿海某厂共有4台机组,从2106年3月开始第一台机组的超低排放改造,到2018年年底,4台机组全部改完,还是由于上面所提到的施工队伍良莠不齐,一个有技术的人带领一群没有技术的人在进行超低排放改造的问题,该厂第一台改造后的机组,2016年5月份开始运行,到2016年年底,就出现湍流层大梁内部腐蚀穿,在大梁两侧漏水的现象。 由于机组在运行,无法停机处理,为了避免大梁长期腐蚀,造成大梁被腐蚀烂断,造成湍流层模块脱落,影响机组运行。该厂采取了将漏点封住,在一侧大梁开孔往里注水,来缓解浆液对湍流层大梁腐蚀。到2017年5月,机组临修,检修人员进入吸收塔,发现湍流层大梁的侧面,有一个长100cm.宽10cm的缝隙,缝隙产生的原因有两种可能,一是改造当时防腐没有做好;二是安装湍流层模块时,模块压板没有压实,运行时模块压板振动,划破防腐,造成大梁腐蚀漏,这只是一台机组,其他3台机组相继出现烟气阻挡环焊口开裂,造成吸收塔壁腐蚀漏,除雾器冲洗水管道断裂,喷淋层大梁腐蚀漏等缺陷,这些缺陷,待机组大修时,彻底解决,解决这些问题,又要投入大量的人力和物力。 3结束语 改革开放后,中国致力于发展经济,而忽视了环境保护。特别是京、津、冀地区,为了GDP,小钢厂、小水泥厂、小煤窑可说是到处都是,GDP是上去了,可是环境却被污染了,晴天灰蒙蒙、小雨下泥点。其实不仅是我们国家,英国、美国也有同样的经历。伦敦曾被称为雾都,英国治理雾霾用了30年,美国用了50年。所以治理空气污染不是一早一夕的事,除了对占全国总排放量的1/3火力发电厂排放物进行治理外,还应对剩下的2/3排放污染物的企业也进行治理,在治理的过程中也不能一窝蜂,要按区域的进行,这样就不会存在“全国处处搞超排,电厂家家在技改”的场面,也不会存在技改完成后,问题一大堆的局面。...
9月23日,特斯拉在电池日上发布了全新无极耳“4680”型电池,并公布了多种电池新技术,目的是降低成本的同时提升性能。 巧合的是,同日,宝马也在一份声明中宣布,其将在三年内投资超过1亿欧元(约合人民币近8亿元),建设高压电池模块生产基地。而此前,戴姆勒已建设了自己的动力电池生产基地;大众也宣布,其将斥资4.5亿欧元(约合人民币35.7亿元)建设电池工厂。由此,未来动力电池供应链话语权争夺战已经悄然打响。 “主流整车企业布局动力电池生产,将成为一个趋势。”全国乘用车市场信息联席会秘书长崔东树在接受《中国汽车报》记者采访时表示,这与车企电动化加速,而电池供应商难以满足其产品要求等因素直接相关。 车企“触电”持续加码 从BBA和特斯拉等主流车企持续加码,可以看到车企自建电池厂有多迫切。 宝马9月23日透露,增建电池工厂的地点选在莱比锡,这里也是宝马将生产电驱动车型宝马BMW i3掀背车之地。目前,宝马在巴伐利亚州丁戈尔芬的工厂是其在德国唯一的电池组件工厂。此外,宝马还在美国南卡罗来纳州斯帕坦堡、中国沈阳的工厂生产电池部件。 “戴姆勒与宝马相比,步伐迈得更大。”崔东树告诉记者,截至目前,戴姆勒集团已投资超过10亿欧元(约合人民币79.2亿元)发展新能源产业,在三大洲七个城市布局9个电池工厂。其中包括德国卡门兹两家电池工厂,分别于2012年和2018年建成投产;泰国曼谷电池工厂于2019年建成投产;与北汽集团合资的电池工厂位于北京;波兰亚沃尔工厂于2020年建成投产;美国阿拉巴马州塔斯卡卢萨市工厂,位于当地现有奔驰SUV工厂附近。同时,戴姆勒还计划在德国辛德尔芬根建造一家电池工厂,在德国斯图加特翁特图克海姆建造两家电池工厂。 “我们的目标是2030年达到每年3TWh的电池产能,除了其中部分是跟合作的电池厂商购买。”特斯拉CEO埃隆·马斯克在电池日上的表态,意味着特斯拉将有相当大一部分动力电池是自己生产。马斯克表示,特斯拉自制电池工厂后,将可在3年内推出售价2.5万美元(约合人民币17万元)的平民电动汽车。 竞相布局原因何在? “主流车企竞相布局动力电池工厂,主要是为了解决自身需求。”成都新能源汽车产业推广应用促进会秘书长范永军在接受《中国汽车报》记者采访时表示,其主要原因包括几个方面。 一是可以保障稳定的动力电池供应,特斯拉Model 3就曾经一度因松下电池供应不足而限产,并引发特斯拉财报数据下滑;奥迪曾经也是因为LG电池供应不足而下调e-tron车型的产量,并推迟了e-tron Sportback版的量产时间,所以这些主流车企要通过收购、自建工厂等方式来补足制约其发展的短板。 二是可以极大降低整车成本,根据车型不同,目前动力电池成本占据纯电动汽车整车成本的25%至35%左右,自建电池厂不仅可以降低成本,还能在很大程度上避免电池企业涨价、断供等风险。 三是车企掌握电池技术后,可以更好地根据自己车型设计及改款的要求,及时改变电池形状,降低了开发成本外,更为关键的是减少了发生质量问题时的相互推诿,有利于更好地进行质量控制。 四是可以与自己的充电设施一起开发,不仅可以提供更好的充电及电池售后服务,也可以把控与充电设施相关的数据,及时优化相关技术。 “纯电动汽车与传统燃油车相比,产业链特点有所不同,尤其是动力电池更容易通过自建工厂方式实现车企的自给。”中国电池工业协会专职副理事长王敬忠向《中国汽车报》记者表示,近来出现的主流车企自建电池工厂步伐加快的趋势,表明今年疫情出现以来,主流车企对动力电池供应的保障更为重视。 未来谁能掌握话语权? “随着汽车电动化的发展及各主流车企车型的增加,对动力电池的要求也更加丰富,有实力的主流车企自建电池厂,不仅可满足自身技术上、供应上的需求,也会在客观上与专业的动力电池企业形成市场竞争。”王敬忠认为,随着这一过程的发展,动力电池市场话语权的竞争或将更为激烈。 “一方面,主流企业自建电池厂,也是希望谋求市场话语权,在很大程度上摆脱电池企业在电池定价、供应数量、供货时间等方面的控制;另一方面,动力电池企业也不断在加大布局,绝不会轻易放弃市场的话语权。”崔东树表示。 确如其言,动力电池企业也并没有沉默。随着特斯拉上海超级工厂的投产,LG不仅“杀入”中国市场,还计划在西班牙再建电池工厂。“这是既要抓中国市场,又要在欧洲车企的电池工厂尚未形成大规模产能之时趁虚而入。”崔东树说,动力电池企业与整车企业的合作如果形成规模效益,也值得关注。近来,松下与特斯拉就共同宣布,将在双方合作的美国内华达州超级电池工厂的13条产线的基础上再增加一条,电池能量密度、蓄电容量更高,年产能将有所提高。 “市场规模与技术是竞争‘硬币’的两面。”范永军表示,不断开发新技术,也是赢得增长新空间的基础。除了电动企业,车企的开发力度也在不断加大。近来,宝马与美国Solid Power公司正合作开发固态电池,其容量将比传统电池高2到3倍;现代汽车开发的固态电池,已在其南洋研发中心试生产;丰田计划2022年推出第一款固态电池电动汽车。 “争夺动力电池市场的话语权,不仅与企业利益息息相关,而且更是技术水平的比拼。”范永军认为,因此,谁能在技术上领先一步,实现高质量、高性能、低成本、高效益,谁才有胜算。...
为应对省级电网清洁能源迅猛发展、电网峰谷差进一步加大、电网调峰能力和运行控制难度偏大的问题,提升特高压直流的输送能力和电网安全供电保障能力;同时,为解决地区电网负荷峰谷差大、尖峰负荷持续时间短、负荷波动速率大、供电能力严重不足等问题,缓解电网迎峰度夏、度冬供电压力,结合电池储能电站(简称“储能电站”)建设周期短、布点灵活的特点,国网湖南省电力有限公司在地区电网开展了储能电站示范工程的建设与应用,探索储能电站的投资规划、运行维护、调度管理、分析评价等各个方面。 长沙储能示范工程规模60兆瓦/120兆瓦时(10千伏电压等级接入),分别位于220千伏榔梨、延农、芙蓉变电站,分别于2019年5月26日、6月5日、6月14日投入运行。 目前针对储能电站的研究已经日趋成熟,但是储能电站的运行经验还有待完善,为了填补储能电站实际运行方面的空白,为电网管理、储能设备制造和投资决策提供参考依据,笔者结合湖南电网及储能电站一期示范工程实际情况,研究并提出储能电站运行方案,该方案已经应用于湖南电网储能电站示范工程。实际结果表明,该方案能够充分反映储能电站运行情况,实现对储能设备的调控运行,同时对湖南电网储能电站的商业模式进行了探索,全面提高了湖南电网储能电站运行管理水平,可为其他地区电网建设储能电站提供经验和参考。 储能电站运行模式 储能电站控制模式设计 储能电站运行控制遵循省调调度有功、地调调度无功,优先保障有功的原则,主要考虑以下几种控制模式: 日前调度计划控制模式。省、地调根据负荷预测情况及清洁能源消纳要求,考虑电网调峰调频及安全约束,经过校核后制定充放电计划,既保障电池性能和使用寿命,又充分发挥储能电站顶峰能力。 AGC控制模式。根据湖南电网负荷水平特点,将储能电站纳入AGC调节范畴,通过省调AGC主站下发调节指令,由PCS自动实现该指令,实时动态调节储能电站有功功率,充分发挥储能电站调节快速的优势,参与大电网实时调控。 储能电站无功控制模式。将储能电站纳入地调自动电压控制(AVC)系统进行统一调控,合理设置储能电站电压调控优先级,实现储能与传统调节手段的协同控制。 储能电站辅助电网紧急控制模式。将储能电站纳入精准切负荷系统,在紧急情况下,以最高优先级直接控制储能电站PCS,充分发挥储能电站启动时间短、响应速度快、调节精度高的特点。 储能电站充放电模式 根据储能电站运行情况及电网实际需求,重点从削峰填谷、促进清洁能源消纳两个方面进行研究,制定了中长期、短期充放电方案,“一充一放”结合“两充两放”模式,探求最大经济效益。自投运至2020年4月2日,三座储能电站(芙蓉、榔梨、延农)采取“一充一放”的计划出力模式,通过开展运行安全分析及经济效益评估,在4月3日后调整为“两充两放”。自投运至2019年10月27日,荷电状态(SOC)上下限范围设为20%~80%,之后调整至10%~90%。截至2020年6月,储能电站累计充电量5218万千瓦时,放电量4143万千瓦时。 2019年度夏期间,执行的是“一充一放”运行策略,充电时间段为00:00~08:00,充电时间约8小时;榔梨、延农储能电站放电时间段为20:30~22:00,放电时间约1.5小时;芙蓉储能电站放电时间段为12:00~13:30,放电时间约1.5小时。榔梨、延农、芙蓉储能电站的整体综合运行效率均在80%左右。 目前执行的是“两充两放”运行策略,针对风力发电的反调峰特性和光伏发电午间出力最大的特点,储能电站充电时段分别为03:30~05:30和13:30~16:30;放电时段为电网高峰负荷时段,分别为10:00~12:00和18:00~21:00;每天放电量约为16万千瓦时,充电量约为21.3万千瓦时;榔梨、延农、芙蓉储能电站的整体综合运行效率均在85%左右。“两充两放”模式综合运行效率更高,能够充分地消纳湖南省内清洁能源,配合长沙地区负荷早晚高峰的顶峰作用更为明显。 储能电站商业模式 示范工程由国网湖南综合能源服务有限公司投资运营,采取与属地化电力供电公司(长沙供电公司)签订电费结算协议方式,按照“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行经营结算,同期正开展“新能源配套储能租赁服务+电力辅助服务市场”多元化商业模式,推广储能增值服务。 电费营业收入 采取“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行结算,长沙供电公司向综合能源公司支付储能电站电费。湖南省综合能源公司年电费营业收入约3120万元,年备用容量费约为1320万元;电量电费按照储能电站发电量核算,年发电量不低于4000万千瓦时,每年电费营业收入约1800万元。 新能源配套储能租赁服务营业收入 “新能源配套储能租赁服务”是指电网公司将储能电站租赁给风电、光伏等新能源企业,开展风电、光伏并网配套储能租赁业务,储能电站6万千瓦装机容量,每年实现1600余万元营业收入。 电力辅助服务市场补贴营业收入 “电力辅助服务市场”是指储能电站参与湖南省内电力辅助服务市场交易,获取相关辅助服务补贴,根据省内辅助服务市场需求与规模,依据调度测算准则,每年实现600万元营业收入。随着电力市场的快速发展,据《湖南省电力辅助服务市场模拟运行规则》的规定,储能电站可增加辅助服务品种:深度调峰、启停调峰、紧急短时调峰。 储能电站应用效果 储能电站可以日常参与电网调峰,满足长沙地区“午高峰+晚高峰”电力供应需求,有效降低峰谷差,优化负荷特性;新能源与负荷出力不匹配时段,存储电量,促进新能源消纳;同时储能电站具备毫秒级响应调度指令能力,能够参与电网调频和调压;紧急状况下,能够提供快速功率支撑,提高电网暂态稳定性;纳入源网荷储统一管理,与精准切负荷系统配合,实现储能电站源荷快速转换,增加电网安全稳定裕度,提升祁韶直流输送容量。 在提升电网供电充裕性方面,2019年7月10日至8月30日迎峰度夏期间,储能电站在负荷高峰时段顶峰,有效缓解了湖南省网断面的负荷压力;2019年12月19日,三座储能电站实现跨省调用,在低谷时段对河南进行调峰支援,调峰电力2.6万千瓦,持续时间2个小时;2020年6月14~18日某500千伏变电站3号主变停电期间导致该主变下网超稳定控制,通过提前调整延农储能电站出力,在一定程度上缓解了其所在省网断面潮流及500千伏变电站供电区下网负荷(见图)。 在提升电网供电稳定性方面,储能电站在辅助电网紧急控制方面发挥了重要作用。2020年5月6日,储能电站完成配合精切传动试验,祁韶直流功率从80万千瓦降为0后,芙蓉储能电站精切动作后立即从满功率充电转为满功率放电,实现功率支撑5.2万千瓦。 在促进清洁能源消纳方面,截至2020年8月9日,累计在低谷负荷时段消纳湖南省新能源电量6055.76万千瓦时,同时在尖峰时期提高了分散分布式清洁能源发电并网的消纳能力,促进了可再生能源消纳。不考虑配置储能时,预计2020年全省丰水年/平水年清洁能源弃电量为26.7亿/18.9亿千瓦时。根据消纳能力测算,每配置1千瓦时储能装置能为系统每年减少400千瓦时的新能源弃电量,120兆瓦时的储能电站2020年可降低全省清洁能源弃电量0.48亿千瓦时。 在降低碳排放方面,储能系统在火电机组出力低谷期间充电,可以增加低谷期机组出力,降低火电机组调峰深度,有效降低机组单位电量煤耗。示范工程每年可有效减少二氧化碳排放1.6万吨,减少二氧化硫排放480吨,有效促进了节能减排。 湖南储能电站能够通过中长期“一充一放”、“两充两放”的充放电方案实现削峰填谷,缓解电网重载;针对不同应用场景,采用不同的控制策略,能够发挥辅助电网紧急调峰、促进清洁能源消纳、提升电网供电可靠性等巨大作用,极大地提高了长沙地区及湖南电网的稳定性。同时探索储能电站运行经营的商业模式,积极开发储能电站在电力市场中的交易品种,实现储能电站的盈利,丰富了储能电站的交易模式。湖南省储能电站的运行管理方案可以为评判各厂家设备提供参考,为电网侧储能探索不同的应用场景提供数据支撑,为其他地区建设管理电网侧储能电站提供参考。...
因充电桩利用率低、商业生态尚未形成,我国充电桩市场尽管被认为是万亿元级规模的蓝海,但企业却普遍盈利困难,甚至为生存恶性竞争。 今年,充电桩、换电站等设施被纳入“新基建”范畴,国家发改委宣布计划全年投入约100亿元,新增公共充电桩约20万个、私人桩超40万个、公共充电站4.8万座。业内据此预计,我国充电桩市场规模将达万亿元。 但一个不容忽视的问题是,当前我国公共充电桩利用率只有4%左右。而行业想要盈利,利用率需达到10%-15%。在此背景下,充电桩行业如何破解盈利难的“魔咒”? 万亿元级庞大市场 国家能源局公布的数据显示,截至2020年6月底,我国各类充电桩保有量达132.2万个,其中公共充电桩55.8万个,数量位居全球首位。同时,记者调查发现,我国涉及“充电桩”关键词的在业、存续企业已近8万家。 一个充满机遇的新生市场,本应潜力无限,但现实却是,充电桩企业大多面临着盈利难的“痛点”。 中国电动汽车充电基础设施促进联盟技术和认证部主任刘锴告诉记者,我国充电桩市场经过近五年的快速发展,已初步形成了少数几家头部企业。 “新能源汽车保有量绝对值较小、充电技术尚未定型等原因导致充电服务的商业生态暂未形成,盈利模式还处于探索阶段,所以,还未出现持续盈利的头部企业。” 电动汽车观察家黄山认为,从2014年国家开放民营资本进入该市场以来,玩家越来越多,2017年国内充电桩生产商和运营商共有300多家,虽然2018年进入洗牌期,陆续有企业因资金链断裂倒下,到2019年底仅剩100多家,但总有新的资本进入,这说明行业整体仍呈正向收益。“当前,充电桩行业整体利用率偏低、充电收费低,仅有个别充电场或运营商暂时盈利。” 为生存屡现恶性竞争 前期投入大、维护成本高、成本回收周期长等因素被认为是导致充电桩企业盈利难的主要原因。尽管如此,不少充电桩企业为生存还是选择了盲目扩张。 业内人士向记者透露,近几年不少充电桩企业“跑马圈地”建桩拿补贴,很少考虑布局是否合理。“不是把充电桩大量集中在北上广深等一线城市,就是一味追求数量、市占率而把充电桩建在偏远地区,不加维护。” 刘锴指出,当前充电桩行业深受互联网思维影响,“价格战”屡现。不少供应商通过压低价格等不正当手段抢夺订单,而产品又五花八门、质量参差不齐,这对质量好、造价高的企业来说非常不利。 黄山则认为,充电桩行业恶性竞争、大打价格战的主要原因是,当前我国充电桩整体市场看起来很大、企业很多,但新能源汽车数量尚不足与之匹配,公共充电桩利用率偏低。 充电桩企业多,常导致企业间竞价夺地,小区物业和商场坐地起价,无形中推高了建桩成本。“希望企业都能理性发展,抱团降低成本、开拓市场。但企业生存困难,部分企业为盈利不择手段,形成恶性循环。” 头部效应愈发明显 尽管行业问题不少,但在“新基建”催生的新“风口”下,众多资本纷纷入局,想赌一个未来。 “随着新能源汽车和充电技术的不断进步,未来会出现两大类头部企业,一是代表重资产模式的、以线下经营骨干充电网络为主的大型充电运营服务商,二是代表轻资产模式的、以提供充电服务需求流量为主的大型充电平台服务商。” 刘锴说。 “未来1-3年仍是以公交、物流、环卫、公务、网约和出租等运营类专用车为主的市场,要做好这类车辆的需求研究,因城施策做好充电设施的投建和运营。”刘锴解释。 黄山认为,不同形式的企业有不同的盈利模式,“国有企业或大型企业相对不缺钱,并不十分看重短期投资回报率,适合打‘长期战’;民营企业资金和实力有限,应选择精细化运营,提升站场的服务效率以及用户体验,提升充电桩整体使用率,实现盈利。” 黄山进一步表示,“当前充电桩企业头部聚集效应越来越明显,跨国企业、互联网巨头也给行业增加了诸多不确定性。未来如何掘金,还是要看各家企业自己的本事。”...
国际能源署近日发布相关报告称,2020年在世界各地饱受疫情影响的情况下,尽管全球电力需求全年将下降5%,可再生能源需求仍然增加1%,显示出全球范围内对于能源转型的坚定决心。世界经济论坛相关分析表示,新冠疫情迫使各行各业迅速采取行动,应对运营中断、需求变化和新型工作方式;与此同时,各地区政府部门亦借此机会,着眼于能源转型政策,增加相关投入,建立具有包容性的可持续能源系统,推动向清洁高效能源的快速转型。 然而,受制于规模和技术等因素的影响,中小型电力公司面对目前正在进行的能源转型却面临着诸多困难与挑战。这场能源转型会对电力行业带来哪些深刻变化?中小型电力公司应该采取怎样的数字化策略来应对能源转型?施耐德电气深入采访全球 27 家中型电网公司(分属美国、澳大利亚、德国、奥地利、丹麦、瑞典、法国、土耳其和意大利等国家),调查能源转型带来的影响以及电力公司对能源转型的反应,并发布《中型电网公司如何面对“颠覆”:挑战与策略》白皮书报告(下文简称为“报告”)。 艰难转型:六大关键挑战 在众多挑战当中,保证可靠供电仍然是配网公司都最为关注的问题。报告中,受访中的电网公司表示,其运营的主要目标为提升电力可靠性,包括减少断电时间、改善断电故障定位以及加快断电恢复。提升系统平均停电时间指数 (SAIDI) 和系统平均停电频率指数 (SAIFI),一直是配网公司“可靠性”使命的重要部分,也是许多地区监管机构的主要绩效考核指标。 电力行业也同时思考如何应对可再生能源、分布式能源等能源转型中的新趋势。随着新能源的崛起以及电力生产消费场景的变化,全球范围内的配网公司都意识到需要将更多精力集中在本地化、小型化和分散化的能源生产和分配上。将可再生能源和分布式能源引入能源组合并进行科学管理对于提升能效至关重要。而中小型配网公司由于无法承受在数据建模与分析等方面的巨额投资,对于智能电表的推进部署也非常受限。 随着联网设备的快速增加和物联网的发展,全球电力行业对网络安全的担忧也日益突出。在我国,全面提升网络安全规划能力被写进了十四五规划纲要,防范由网络攻击引发的大面积停电也已经成为相关规划中的重大课题。 此外,对于电力企业的运营发展而言,在能源转型的背景下如何改善投资决策流程、优化运营成本和预算、吸引与培养人才等也成为全行业关注的问题,共同构成了中型配网公司在能源转型期的六大挑战。在全球能源转型过程中,新的理念与技术不断涌现,各地政策法规与监管框架也在不断调整。如何在保证总支出在资本支出和运营支出之间取得均衡,并有效吸引和培养新型电力人才,该报告中通过实际案例提供了一些思路。 顺应潮流:四点运营策略 寻求资源联营 近年来,全球电网公司并购案数量激增。削减成本、确保供电质量和提高效率的巨大压力,导致电网行业内的合并、协作和联营案例不断增多。报告中受访的电网公司认为,资源联营变得越来越必要和普遍,目前正在寻求特定领域(如智能电表、专用软件)的联营体,并愿意购买适当的解决方案,希望实现资源联营,从而实现规模效应并改善供电可靠性、提升质量绩效。受访中的一家公司正是两家公司在三年前合并而成,通过整合前公司的客户信息、呼叫系统和企业资源计划 (ERP) 系统来提高自身的运营效率。 部分地区的监管机构也认为资源联营是大势所趋,并且正在积极推动行业整合。以丹麦为例,丹麦的监管机构以SAIDI和SAIFI为衡量标准对不同的电网公司进行评价比较,要求电网公司降低运营支出和资本支出,提高电能质量,并提高成本效率,并根据评价推动电网公司进行相应的合并甚至关闭。预计10年后,在丹麦只存在非常少数的电网公司。 提升低压电网可见性 随着智能电网,特别是分布式能源的发展,电网的可见性不断被强调,预测电网行为、有效管理电能质量变得至关重要。举例而言,澳大利亚的光伏使用正在飞速增长,然而当地配网公司表示目前中压 (MV)/低压 (LV) 电网缺乏必要的可见性,导致其无法正确管理光伏集成和需求响应,只能完全被动地进行操作,也无从了解剩余主机容量。 增强系统自动化水平可以有效提升电网可见性。美国加州的一家电网公司称其“变电站一级的自动化程度不高,目前缺乏可见性,数据点分布非常分散。”而团队正在加强其自动化系统,希望利用自动化来提高效率和可见性,解决相应需求,并根据需求满足情况采取进一步措施。 智能电表在可见性提升中也扮演着重要角色。一家奥地利的受访公司表示,电力公司“需要通过推出智能电表以及对变压器和柱上变电站的远程控制提高其低压电网的可见性和自动化程度,以适应可再生能源集成。”需要注意的是在某些地区,例如在新西兰,相关隐私政策规定,电力零售公司利用智能电表收集的数据不得与配网公司共享,因此配网公司无法使用智能电表的数据以优化电网运营。因此,在电力企业利用智能电表提升可见性时,需要充分考虑并严格遵守当地监管政策。 优化网络安全策略 网络安全是近年来能源领域关注的一大焦点。物联网 (IoT)、智能电表等技术大幅推动了电力公司的发展,使电力公司可以实现更好的管理控制、更高的效率与可靠性。然而,庞大的联网设备数量和运营的数字化也使得配网公司极易成为网络攻击的目标;利用消费者数据(包括智能电表等智能基础设施收集的消费者数据)虽然可以使配网公司深入了解用户行为并进一步提升能效管理水平,却也存在数据可能被滥用的风险。 电力公司需要在法律框架下不断扩展并完善其网络安全策略,从而降低网络安全威胁,保护公司以及客户的隐私与声誉。在该研究报告中,一些受访的电力公司考虑将网络安全职能进行外包,或将数据转移至云端,目前正在谨慎评估该方式对于电网企业带来的安全风险;一家来自美国的电力公司表示其团队正在持续改进其获取、存储和使用数据的方式;另一家澳大利亚的电力企业则声称,公司正积极采取措施,确保电力产消主体和电网之间交易的安全性。 增强客户参与 电力业务捆绑一般是指将发电、输电、配网和零售业务的整体运营组合服务。在捆绑型市场中,电力公司更加重视客户参与。通过增强客户参与,既可以改善客户的整体体验,也能够降低配网公司的运营成本。 一方面,电力企业可以通过智能电表等联网设备以及其他的高级分析工具来深入了解客户的能源使用情况,然后据此了解哪些报价更具吸引力,并改善电网运营的相关板块。澳大利亚的一家配网公司正在开发高级配网管理系统 (ADMS) 来帮助提升客户参与度。该公司认为电力行业在客户参与方面仍处于探索阶段,需要进一步研究客户决策和行为;同时该公司也讨论如何提供一种允许客户权衡决策的方案。 另一方面,许多电力公司为提升客户参与程度,正在积极开发包含停电通知、聊天功能和自助服务工具等服务的在线系统或者手机APP。奥地利的一家电网公司尝试扩大使用包括聊天机器人在内的在线服务,并计划对本地客服中心增加投资,从而提升客户亲密度。除此之外,各家配网公司提高客户参与度的方法也各不相同,包括成立独立的客户参与部门、制定上网电价 (Feed-in Tariffs) 并实施激励计划等等。 积极应对能源转型,探索中国特色之路 全球范围内的电力企业正在积极寻求创新方法,利用数字化和新技术驱动企业机遇,提供业务价值,管理安全威胁,积极应对能源转型并实现可持续的未来。在中国,电力行业既展现出相似的行业共性,也有着不一样的特征与格局。我国本轮电力体制改革已经进入深水期,加快增量配电网业务改革成为提升电网业务效率的重要方向。然而,由于缺乏技术沉淀,自身定位不清晰,以及配电价格机制不完善等内外部问题,我国的中小配网企业仍然面临着巨大的成本与运营压力。 从该报告中来看,电力企业需要具备持续创新的技术理念,顺应能源数字变革,进一步提升能效管理水平,推动电网自动化、信息化、数字化、智能化发展。同时,在实际运营过程中,配网企业需要更具智慧的运营策略,结合不同地域的具体情况以及自身资源条件,洞悉电力市场变化并捕捉新的业务机遇,在运营模式、组织架构、客户服务等方面不断优化调整,增强企业核心竞争力。 2021年将迎来“十四五”的开局之年,我国经济由高速增长期迈入高质量发展转型的攻坚期,全国能源行业的转型升级也将进入全面深化改革的关键阶段。在当下全面深化能源转型的重要节点,作为全球能源管理和自动化领域数字化转型的专家,施耐德电气将始终致力于提供创新的技术和产品,助力中国电力能源行业的高效可持续发展,与所有参与者共同落实清洁低碳、安全高效的现代能源体系。...
近年来全球经济增速放缓,油价低位运行带来的冲击,本就加剧了世界经济的风险,而突如其来的新冠疫情影响,令世界经济遭受百年未遇的重创。 经济全球化遭遇逆流,行业复苏缓慢、全球供应链面临中断,单边主义、保护主义抬头,这些因素,给包括中国在内的全球主要经济体的能源安全增加了许多不确定因素。 这导致全球能源市场不确定性风险骤增,化石能源投资有所抬头,或对中国的清洁能源转型进程产生不利影响。 但是推动绿色经济发展已成为全球共识。在经济下滑和能源转型的双重挑战下,中国应如何推进清洁低碳能源高质量发展,带动绿色经济复苏,从而有效实现“脱碳”和“减排”目标? 气候变暖形势愈加严峻 气候变暖带来的环境考验,并不会因为新冠疫情、全球政治经济震荡有所减缓,而是愈演愈烈。 近年来,气候变暖导致的极端气候,在全球频繁上演。 今年以来,中国南方暴雨、洪涝频发,造成巨大损失。2019年冬季,上海出现1873年有观测记录以来最暖的一个冬天,整个冬季竟然没有低于0℃的温度。夏天的热浪,则年甚一年。 美国国家航空航天局最新影像显示,由于全球变暖,在加拿大寒冷的埃尔斯米尔岛上,两个已存在几个世纪的巨大北极冰盖,已经完全消失。有科学家曾在2017年预测这两座冰盖或将在5年内消亡,一语成谶。科学家认为,它们的彻底消失或将对环境产生巨大影响。 美国专家在跨党派的政策研究所"气候与安全中心"发表的一份报告中指出,“即使升温幅度偏低,未来30年,世界每个地区都将面临国家和全球安全的严重风险。更高的变暖水平则将为整个21世纪,带来灾难性的、可能不可逆转的全球安全风险"。联合国也给出非常严重的警告,“到2100年,全球升温应限制在1.5℃,否则地球将面目全非”。 全球气候变暖最大的元凶,是人类对煤炭、石油等化石能源的过度使用。 数据显示,从全球来看,2017年全球能源产量133.2亿吨油当量,全球能源结构中,石油占32.93%、天然气占23.76%、煤炭占28.29%、新能源占15.02%。这意味着化石能源依然占据绝对的主导地位。虽然过去十几年可再生能源发展增速较为迅猛,但是占比依然很低。 如何解决气候变暖问题?一个共识是,在能源生产端大力发展可再生能源,在能源消费侧推动建筑、交通等领域加大绿色能源替代力度。 坚持发展可再生能源不动摇 按照中国提出的构建清洁低碳安全高效的现代能源体系,必须要坚持发展可再生能源不动摇,逐步替代在能源结构中高占比的化石能源。 在近期由能源基金会和中国新闻社联合举办的“能源中国——中国与世界:全球经济与能源大变局前瞻”国是论坛上,能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥提出一个重要观点。 他认为,在现在复杂的地缘政治形势下,能源安全问题进一步凸显,中国更应加快能源转型进程,利用举国体制,结合市场机制来配置资源,要把可再生能源对化石能源的替代进程提前10-20年。 但是这一呼吁正在遭受挑战。从2019年开始,关于继续扩大煤电装机规模以保障电力供应安全的声音不断涌出。事实上,煤电装机总量的确在逐年增长。这扰乱了能源转型的步伐。 今年第一季度,国家统计局发布的数据显示,2019年全年,中国能源消费总量48.6亿吨标准煤,同比增长3.3%。其中,火电装机容量119055万千瓦,增长4.1%。这是五年来,煤电装机占比首次回升。不仅如此,“国内低碳能源政策研究项目”6月9日发布的报告显示,截至2020年5月31日,除4600万千瓦在建煤电项目以外,中国至少还有4800万千瓦的煤电项目正处于推进阶段。 中国能源研究会常务副理事长、国家发改委能源研究所原所长周大地表示,过去十几年,有些省份一直在努力建设以煤炭、油气等化石能源为中心的能源基地,如今必须进行能源转型,必须进行重大的结构性转变,对这些省份而言将会非常困难。 清华大学气候变化与可持续发展研究院学术委员会主任、清华大学前常务副校长何建坤在上述论坛上也指出,严格控制煤电消费量的反弹,是当前经济恢复过程中面临的重要任务。 他认为,有些地方实际上是通过新建灵活性高和效率高的机组,来取代并淘汰效率低的老旧煤电机组。当前煤电年运行小时数只有4000小时左右,远低于5500小时的正常水平,并还在呈下降的趋势,再加上中短散煤利用量的持续下降,煤炭消费量在“十四五”期间不会再出现显著上升的局面。 一边是煤电在逆势增长,另一边是可再生能源成本大幅下降,竞争力稳步提升。过去十余年,中国风电、光伏等先进能源技术持续进步,应用成本不断降低,2019年中国可再生能源发电量高达2.04万亿千瓦时,占全部发电量的比重已达27.9%。 中国新闻社社长陈陆军在此次论坛上指出,在国家“十四五”能源发展规划中,继续壮大清洁能源产业将被置于重要地位。 绿色能源和经济社会可协同发展 煤电装机的增加,其实并非偶然。当前,世界上一些国家和地区也都出现了煤电项目有所增长的情况。除了因为煤价及相关成本的下降外,主要原因是这些国家和地区试图通过煤电投资,来刺激当地经济增长。 但事实上煤电并非最好的投资项目。全球能源互联网发展合作组织认为,如果中国继续投资新建煤电,将来资产损失越大,当前每增加1亿千瓦煤电机组,未来将增加超过3000亿元资产损失。随着风光等清洁发电的成本逐年下降,煤电竞争力降低,未来亏损面扩大。 大力可再生能源不仅有利于全球气候变化治理,更有利于促进经济可持续发展。中国人民银行研究局局长王信在上述论坛上表示,从短期来看,绿色复苏可以兼顾经济的复苏和绿色的发展,大量绿色产业的投资,同样可以促进投资促进经济的增长;从长期来看,要更多的考虑到生态环境,绿色投资和绿色消费是中国经济新增长点,能增强经济发展的韧性和可持续性,从而实现经济高质量的发展。 “当前全球正在出现一些煤电等高碳排放项目增加现象,中国反而更需要强调绿色复苏。”他说道。 事实上,中国大力发展可再生能源优势非常明显,并具有全球竞争力。 在发电侧,截至2019年底,全球风电累计装机量为637GW,其中中国总装机为210GW,占比为32.97%;全球光伏总装机量为580GW,其中中国总装机为205GW,占比为35.34%。 在制造环节,中国企业生产了全球绝大部分光伏产品和近半的风机,引领世界。2019年全球光伏组件产量约为102GW,其中中国光伏组件产量达到了98.6GW,占全球产量比重不断上升;2019年全球新增风电装机容量为60.6GW,中国风机制造商在全球市场占有率高达40%左右。 中国企业还生产了全球超过一半的电动汽车。2019年,中国新能源汽车产销完成124.2万辆和120.6万辆,全球占比超过50%。不仅如此,中国也生产了全球超过60%的动力电池。2019年,中国动力电池出货量为71GWh,在全球动力电池市场占比高达60.89%。2019年全球动力电池出货量排名前十的企业中,中国企业有五家。 在这些领域,中国已经站在世界舞台中心。 那么如何进一步加大上述这些绿色经济发展力度?伦敦政治经济学院教授、英国经济和社会研究理事会气候变化经济与政策研究中心主席、格兰瑟气候变化与环境研究所主席、全球经济与气候委员会(新气候经济)联合主席尼古拉斯·斯特恩勋爵表示,欧洲很多国家通过金融手段来发展绿色产业,金融行业在复苏绿色经济中能够发挥重大的作用。 绿色金融有助于减少气候变化相关的金融风险。如果现在过多的依靠高碳排类的投资,随着政策的变化和可再生能源的发展,那么传统化石能源产业以及相关的投资可能会面临比较大的损失,从而可能导致比较大的金融风险。 绿色金融还能通过建设绿色金融标准体系、建设绿色数字基础设施、发展的激励约束机制、发展绿色金融产品等手段不断壮大,更好的为绿色经济复苏服务。 近年来,中国政府高度重视绿色产业和绿色金融的发展,中国是全球绿色金融重要的倡导者和引领者。早在2016年中国人民银行就会同其他部门共同发布了关于构建绿色金融体系的指导意见,中国成为全球首个由中央政府层面来推动构建绿色金融体系的国家。 除了金融手段,实现绿色经济复苏,还需要绿色产业自身加强进一步创新的力度。在第十三届全国政协委员、经济委员会委员王一鸣看来,要研发新一代能源技术,开辟新的能源途径,如氢能、天然气水合物等。并推动能源数字化与智能化转型,将大数据物联网人工智能技术与能源新型技术有效嫁接,创新能源生产和消费的新业态、新模式。 此外,绿色经济复苏还应聚焦政策取向。北京大学国家发展研究院副院长、环境与能源经济研究中心主任徐晋涛表示,若想在环保和能源转型方面的政策实现长期有效,必须找到社会成本较低的政策替代方案,包括经济政策、市场政策,这样才能推动环保成果持续,稳定能源转型。 目前,绿色复苏并未完全纳入到我国经济复苏计划当中。第十三届全国人大常委会委员、中国科学院科技战略咨询研究院副院长王毅呼吁,把可再生能源和生态环境基础设施纳入新基建,并对现有的经济复苏项目进行评估,提防其中有些打着绿色的招牌,但走的并不完全是低碳的道路。 同时,相关单位需要统筹各个相关部门制定综合计划,管理好能源转型方向,有明确的绿色发展目标。在保证能源安全的前提下,不断降低成本,要发挥地方的主动性和积极性,共同实现能源转型目标,实现社会经济可持续增长。...
近日,一家新公司成立,使氢燃料电池汽车再度成为舆论关注的焦点。 8月20日,记者通过查询天眼查发现,中国第一汽车股份有限公司、东风汽车集团有限公司、广州汽车集团股份有限公司、北京汽车集团有限公司、北京亿华通科技股份有限公司、丰田汽车公司等六家公司于当日正式合资成立了联合燃料电池系统研发(北京)有限公司(以下简称“联合研发公司”),新公司将致力于汽车燃料电池系统的技术开发。 “新公司对丰田在全球的氢能源布局有重大战略意义,通过此次与中国商用车市场上具有强大影响力及可靠技术实力的伙伴合作,将为燃料电池车在中国的普及奠定基础。”丰田中国方面表示。 新公司股东阵营豪华 公开资料显示,联合研发公司注册资本为16.73亿日元,法定代表人为秋田隆。经营范围主要包括使用丰田单电池的商用燃料电池汽车用燃料电池系统的技术开发;技术咨询、技术服务、技术转让;货物进出口、技术进出口等。此外,该公司还将通过协商共同规划产品,一条龙式地开展满足中国市场需求的“FC电堆等组件技术”“FC系统控制技术”以及“车辆搭载技术”等一系列技术研发工作。 虽然丰田对燃料电池技术的探索令人瞩目,但比以上信息更吸引人们眼球的却是该公司的“豪华股东阵营”。资料显示,该公司工商资料披露的股东共有6位,其中,第一大股东为丰田汽车公司,持股比例为65%;第二大股东为北京亿华通科技股份有限公司,持股比例为15%。此外,东风汽车集团有限公司、广州汽车集团股份有限公司、中国第一汽车股份有限公司、北京汽车集团有限公司并列为第三大股东,均持有5%的股份。 “根据规划,丰田将从今年开始大规模生产氢燃料电池,目标是使燃料电池汽车在2020年的全球产能增至3万辆,在2025年增至20万辆——显然,该公司的成立是其实现这一目标的重要一环。”业内人士指出,中国作为燃料电池汽车发展的重要市场之一,是丰田氢燃料电池汽车战略布局无法绕开的重要一步。“未来这6家企业将发挥各自优势,共同推进氢燃料电池车在华研发、落地和普及。” 企业布局呈两极分化 然而,就在丰田等企业积极布局氢燃料电池汽车的同时,记者注意到,市场上也有不少企业停下了探索氢燃料电池汽车的脚步。 2020年4月份,奔驰母公司戴勒姆集团正式宣布终止氢燃料电池乘用车研发计划——不仅该项自2013年起与福特和日产公司合作开发的项目被停止了,其设计开发的奔驰GLCF-CEL车型也面临停产。“中止计划的原因是建造氢能动力汽车的成本太高,大约是同等电池动力汽车费用的两倍,而且能够提供氢能源的城市屈指可数。”戴姆勒方面表示。 无独有偶,同样叫停氢燃料电池汽车项目的车企还有通用汽车。今年7月中旬,通用汽车首席可持续发展官戴恩·帕克在接受媒体采访时表示,将放弃针对消费级市场推出燃料电池车,选择更专注纯电动领域。 对此,业内普遍认为,成本高、政策法规不完善、基础设施不完备、核心技术待突破等问题或是“浇灭”车企发展氢燃料电池汽车热情的主要原因。 “尤其是在基础设施方面,加氢站的建设成本高,储氢技术挑战大等难题制约着产业发展。目前国内的加氢站多以示范、试验为主,经验不足、盈利能力有限,且主要应用在公交、物流货运、环卫等路线相对固定的商用车领域。”上述业内人士告诉记者,在乘用车方面,国内至今还没有可行的商业模式,车企在新能源乘用车发展布局上也多倾向于纯电动路线。 技术不成熟阻碍市场普及 事实上,今年以来,燃料电池在市场上的表现十分惨淡,车企选择中途“退赛”无可厚非。中汽协数据显示,2020年1—7月,燃料电池汽车产销量分别为397辆和407辆,同比分别下降66.1%和63.2%。其中,2020年7月燃料电池汽车产销量分别为7辆和4辆,今年2月销量甚至挂了零,市场表现并不乐观。 但丰田等企业为何仍愿持续加码? 据业内人士推测,这或许与我国的政策导向有关。今年5月,财政部发布了《关于征求<关于开展燃料电池汽车示范推广的通知>(征求意见稿)意见的函》,表明氢能及燃料电池即将成为国家产业发展战略。此外,国家氢能顶层设计也计划在2022年左右正式发布。这意味着,届时我国氢燃料电池市场将迎来一个快速发展期。 然而需要注意的是,虽然前景可期,但目前企业们面临的仍是一个氢燃料电池汽车普及度偏低、各环节都存在瓶颈的燃料电池汽车市场。 “目前燃料电池汽车在市场上难以普及的原因很简单。一方面是行业的产业链技术尚未成熟——包括成本、寿命、维护的可行性、便利性等各方面。另一方面是氢气从什么地方来,供氢产业链必须成熟,从制氢、存储、运输整个产业链必须非常成熟。”同济大学燃料电池汽车技术研究所所长章桐坦言,这两个产业链如果没有完全成熟,就会影响市场普及。“实际上,发展燃料电池汽车真正的技术难点还是产品技术不成熟,我们不缺实验室的技术,缺的是产品化的技术,这需要整个产业界来共同突破。...