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全球能源转型背景下,可再生能源发电规模一直在增大,与此同时,加剧了电力系统输送消纳可再生能源的压力。储能作为一种工具,具有能量时空转移的功能,可以有效调节电力系统的供需平衡,电池储能技术配置灵活,可在电力系统的不同应用场景发挥不同作用。其中全钒液流电池在特定场景下具备竞争力。 数据来源:中投产业研究院 我国全钒液流电池领域技术和应用一直在积极研究和探索中,已运行项目成效显著。截至2019年6月底,中国电池储能装机1160.8MW,其中,液流电池19.5 MW。全钒液流电池在整个电化学储能技术中的占比还是比较小。整个产业还没有规模化,尚处于市场化发展前期,目前基本技术趋于成熟,但由于行业内企业及企业体量均有限,项目开发能力较弱,行业发展主要靠政府项目推动,以少数项目推进为主,以销定产的特征明显,所以当下行业核心任务是通过供应链优化和项目规模升级降成本。 竞争力 与传统的铅蓄电池、锂离子电池相比,全钒液流电池在安全性、循环寿命和系统残值(资源循环利用)等方面具有突出优势,尤其适合应用在固定式大容量储能领域。 除上表所述外,全钒液流电池储能技术,还具有规模大、效率高、选址自由等特点,可以实现从千瓦级到兆瓦级灵活地配置,快速地扩建。而关于钒资源的储量上,我国是钒的储量大国和最大生产国,钒资源也不是稀有的,也没有地理上的限制,资源供应充足。 基于以上等特点决定了全钒液流技术在对电池安全性要求高的场景更有竞争力,成为大容量高效储能技术的首选技术之一,例如大型储能电站。 全钒液流电池最大的劣势是能量密度低于锂电池;且初次投资比锂电池高。储能系统成本的核心参数是:一次性投资成本和全寿命周期度电成本,在具有特定收益模式的应用场景下,一次性投资成本越低,投资回报期越短,全寿命周期度电成本越低,利润空间越大。业内相关专家表示,“全钒液流电池虽然初次投资较锂电池高,但寿命周期内的循环度电成本具备竞争性。另外,其电解液性能衰减较慢,通过在线或离线再生后可循环使用,且电解液中钒的价值永远存在,其寿命原理上讲是半永久性的,因此从电池制造、使用到报废后电池系统的无害化处理,从在整个生命周期来看,它的成本其实并不高。且可以衍生出灵活的金融租赁模式,来降低客户的初次投资,目前业内已经开始进行尝试”。 商业化挑战 我国全钒液流电池发展较快,技术较为成熟,但产业链还没有成熟,成本下降空间巨大。目前其面临的商业化挑战是:1、成本需要进一步的突破;2、商业模式亟待创新;3、相关标准体系研究滞后。尤其近几年钒价上涨太快,导致全钒液流电池竞争力下降,全钒液流电池储能示范工程规划也断断续续,大型全钒液流电池储能电站工程建设推进速度很慢,极有可能因此错过关键成长及发展期。 上文提到了,业内已在尝试金融租赁模式来降低投资成本。而国内外相关标准制定都处在积极探索阶段,相对而言,我国具有较高水平的全钒液流电池技术,但仅出台了全钒液流电池术语、安全方面的国家标准,在产业布局方面的标准研究也滞后,这样制约了产业链的规范运作,因此技术方面相关标准体系亦有待健全。 2020年2月,由中科院大连化物所储能技术研究部和大连融科储能技术发展有限公司联合牵头制定的首项液流电池国际标准“固定式液流电池2-1:性能通用条件及测试方法”正式颁布。这标志着我国液流电池技术水平得到了国际同行认可。 商业化的过程必然是环环相扣的,所以加快全钒液流电池商业化应用,需要降低电池成本,推动技术产业化,健全标准体系,积极制定国家标准,积极参与国际标准制定;产业化与标准化协调推进,培育可持续的商业模式。 国内主要“玩家” 我国是全钒液流电池最大生产国,目前国内从事全钒液流电池储能系统研发制造的企业有:大连融科,北京普能,上海电气,万利通,德沃普等。 大连融科储能技术发展有限公司2008年由大连博融控股集团和中国科学院大连化学物理研究所共同组建,是全球唯一具备全钒液流电池全产业链技术开发和生产能力的企业。 他们团队完成的项目中,国电龙源卧牛石风电场的5MW/10MWh全钒液流电池项目是具有代表性的项目,运行稳定,目前该电站按照弃风存储和远程调度调峰等模式运行,提升了电网风电接纳能力,提高了风电场运行水平。 在此之后实施的电站项目,在电站功能上更加丰富,实现了孤岛运行、节能降耗和黑启动功能,风电场运行更加智能化,具备网源友好性特点,更加有利于电网与风电场相互协调及管理调度,有利于电网接纳风电能力的提高。 大连200MW/800MWh液流电池储能调峰电站国家示范项目,一期建设100 MW/400 MWh 。该项目作为“中国制造2025”项目之一,是经国家能源局论证并批复建设的国际上最大规模的化学储能电站,是推进大规模储能在电力调峰及可再生能源并网中的重大尝试,在技术应用模式和商业模式上都具有积极示范和引领意义。且该项目是国内首个独立储能电站接入电网项目,据悉将采用两部制电价。它的成功建设将在储能领域是一项重大的创新和突破,也将推进液流电池储能技术和装备的产业化和推广应用。 北京普能世纪科技有限公司,在全球12个国家安装了50 多个储能项目,累计容量将至30MWh。其中主要的国内项目,国家电网张北风光储输示范项目一期工程2MW/8MWh,应用于可再生能源平滑与接入,主要价值是提高发电量与电网利用。枣阳10MW光储用一体化项目一期3MW/12MWh储能系统,是国内目前最大的已投运的液流电池储能项目,也是第一个MW级钒液流电池用于用户侧光伏整合的项目,并且创新性地在实际项目中第一次引入电解液租赁模式,引入金融资本、将电解液资产化,降低客户一次投资成本。 值得一提的是,北京普能与全球最大的钒产品生产企业攀钢钒钛签订战略合作协议,实现长期供应和租赁钒电解液,以及全球钒流电池产业的联合开发。 产业化推广阶段 全钒液流电池储能示范项目已初现成效,已具备大规模推广的条件。未来随着行业快速发展,产业链结构不断完善,市场规模不断扩大,成本也将随技术成熟及项目体量的增大而下降,探索出适合的应用模式,逐步建立项目投融资模式。 当下需要从事全钒液流电池储能系统的研发制造的企业,研发新一代高比能量的全钒液流电池,并积极探索钒储能介质金融租赁的模式,推动全钒液流电池储能产业的发展,未来全钒液流电池技术将在大容量储能领域大放异彩。  ...
目前,世界已经处于传统能源与新能源迭代的交汇期,能源更是一个国家经济未来的体现,更是世界经济发展的主线。 而在这个过程中,就当全球还在为原油供应链、原油需求和油价争论之际,中国实现了众多重大领域的突破和创新,这些突破对于促进中国经济的能源安全保障、降低用油气成本及优化能源结构都具有里程碑意义。 比如,中国预计还将建成世界上首座用于发电的稳定燃烧人造太阳项目,给人类带来几乎无限的清洁能源。事情的进展是,中国首座中等规模球形托卡马克聚变实验装置已经在河北建成,并实现第一次等离子体放电,这就意味着正式启动物理实验。 不仅于此,据中核集团在5月8日发布的消息显示,中核集团核聚变加料技术又取得突破,成功为人造太阳补充燃料,而就在数周前,中国还成为全球规模最大的核聚变项目国际热核聚变实验堆主机安装工程的核心施工方之一,这标志着中国在核电事业核能工程的建设安装方面达到了世界先进水平。 据俄卫星通讯社在数周前的跟进报道中称,中国正在努力制造人造太阳,预计该项目将于今年完成并投入试运营,中国的人造太阳代号为“EAST”,数据显示,2017年实现了5000万度101.2秒的长时间运行,2020年,等离子体中心电子温度首次实现1亿摄氏度运行近10秒,目前,中国有两个人造太阳项目在建设中,一个在安徽合肥,另一个在四川成都,这也意味着,中国企业在全球新能源领域或将取得重大突破。 分析认为,以上这些是世界能源史上继煤炭和原油被开采使用之后的又一次能源变革,而我们要告诉读者朋友们的是,这或许也是投资者接下去所面临的重大投资机会之一。 要知道,目前,包括美国、日本、韩国和欧盟多国也正在致力于掌握这几项新能源技术,但这些国家还没有一个团队能像中国一样保持稳定性。 分析认为,中国在核能新能源领域的华龙一号和人造太阳也将成为像高铁那样能代表中国高端制造走向海外的国家名片,人造太阳或也将成为中国经济的第五张国家名片。 实际上,中国在新能源领域所取得的突破已远超出许多人的想象,当大多数人依然停留在风能、太阳能以及电动车等新能源领域的印象中时,中国相关机构已经提前占据了新能源领域的另一个高地,这就是在可燃冰领域的突破。 “冰燃烧”实验 可燃冰为天然气水合物,又称甲烷水合物,里面的气体即使在低温下也很容易点火,可燃冰更被认为是天然气和石油的最佳替代品,据美国地质调查局估计,全球可燃冰的碳含量是地球上所有化石燃料(包括煤)中碳含量的两倍。 而攻克可燃冰技术一直是一道世界难题,不过,在2017年时,中国可燃冰连续稳定试采成功的消息一公布,整个世界的能源行业都为之兴奋。 与前面提及的人造太阳项目类似,在可燃冰领域,美国、日本、德国等多国的科学家和相关企业也一直没有取得技术上的突破。 中国成第一个实现可燃冰稳定生产的国家 而基于可燃冰在被各国视为“未来的石油、天然气的战略性替代能源”,更是人类最有希望的新能源资源,而中国提前占据了下一个能源技术的高地。最新消息显示,蓝鲸1号已经在南海神狐海域完成中国首次可燃冰开采,累计产气30.9万立方,并创造了产气时长和总量两项世界纪录。 而中国在可燃冰领域的重大突破,做到了美国和日本科学家所没有做到的事,对于促进中国能源安全保障、环境保护、优化能源结构、全球石油经济不确定性因素加大,降低油气成本等都具有里程碑式的意义,分析认为,美国、日本等国的能源企业或再次感到在新能源领域的危机。 不仅于此,中国对太阳能、电池和电动汽车等新能源领域的投资和应用也非常广泛,同时,中国的能源企业除了油气勘探上取得重大突破外,在油田气项目的发现和开采技术上也取得有一些新进展。 比如,据中油气集团数周前称,位于新疆的塔里木油田满深1井用10毫米油嘴测试求产成功,新增石油资源量达到2.28亿吨,在鄂尔多斯盆地勘探中也发现了10亿吨级的大油田,不止于此,近日,在四川盆地页岩气勘探中也形成了一个万亿方米的页岩气田的大油气区。 另外,据中石油新疆油田公司借助新一代超稠油开发技术也在数月前在新疆油田稠油产量突破亿吨并建成了最大的优质环烷基稠油生产基地,而优质的环烷基稠油更是被誉为石油中的“稀土”,是国家经济和重大工程建设的战略性原材料,而目前美国依赖中国约80%的稀土供应。 而这些突破对于促进中国经济的能源安全保障、降低用油气成本及优化能源结构都具有里程碑意义,这些也都让美国和日本等国的传统能源工业嗅到了最大的新能源危机。...
“十三五”收官之年,风电、光伏进入平价上网“冲刺期”,竞价抢装日趋激烈。然而,突如其来的新冠肺炎疫情打破原有节奏,让本就处于紧张阶段的新能源产业面临更多挑战。项目施工受限、材料供应受阻、人员配备短缺……留给企业的时间不多了。 复工复产有序推进,疫情冲击却也客观存在。两会期间,这一现象引发多位代表委员关注,并集中呼吁延长2019年风电、光伏竞价并网期限。该建议是否具备可操作性?除政策支持,企业如何自主争取转为危机?平价上网在即,行业如何克服困难、实现突破? 疫情打乱项目建设、并网节奏 “一季度,国内光伏电站建设基本处于停滞状态。目前,大部分光伏电站建设逐步复工,但受到人工紧缺、项目业主管控等影响,复产进度缓慢。项目开工率远不及预期,3月下旬仅在35%左右,4月中旬约为65%,很多项目难以如期并网。”全国政协常委、全国工商联副主席、正泰集团董事长南存辉坦言。 南存辉进一步称,2019年,我国光伏竞价项目规模总计22.8GW,约有13GW规模结转到2020年。根据2019年光伏发电管理办法要求,对逾期未建成并网项目,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时;在申报投产所在季度后两个季度内仍未建成并网的,取消项目补贴资格。若不能在6月30日前并网,企业将失去省补和国补资格。 全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤表示,国内市场虽基本安全通过疫情大考,但因疫情导致企业复工时间延迟、用工人员紧缺、原辅材料供应紧张,行业产能利用率整体下滑。加上海外疫情的不确定性,市场真正复苏还需等待。“疫情搅乱了新能源项目开发建设节奏,对拟建、在建项目申报并网造成不同程度的冲击。” 风电行业也存在类似情况。全国政协委员、金风科技董事长武钢告诉记者,平价上网节点逼近,疫情这道“加试题”对产业链供给、风电场建设造成不小冲击。产业链关键零部件材料供应延期,叠加交通物流不畅,项目整体进度延缓。“正在运营的风电项目全年发电量减少,导致全年并网保电价计划无法完成。此外在停工期间,企业仍需支付大量人工薪酬,成本大幅增加。” 全国人大代表、明阳智慧董事长张传卫表示,建议国家适当延长风电项目并网时限要求,陆上风电延期至少6个月,海上风电延期至少12个月,保障行业健康可持续发展。 据了解,尽管企业纷纷加快复工复产,疫情给新能源产业带来的影响却仍未完全消除。 延期并网有据可依、有可行性 结合现实情况,多位代表委员集中提出“延期并网”申请。建议相关部门认真研究并尽快发布延期政策,给予行业必要的时间窗口。 南存辉表示,在疫情抑制海外市场的背景下,拉动国内需求显得更为重要。针对湖北以外其他受疫情影响的地区,目前尚未出台竞价项目并网延期的政策,对国内光伏市场及企业经营产生较大影响。“若无补贴支撑,全国预计有6GW左右的项目将选择放弃建设,约240亿元投资额流失。大批光伏企业面临库存积压、利润下滑等风险,甚至被迫停产。” “疫情对项目并网进度产生2-3个月不等的影响,不排除部分企业不切实际地抢进度,进而带来更多损失。如果大家都去追赶,很多项目反而不具备经济性,或导致2021年整个风电装机量急剧萎缩。”全国人大代表、远景集团首席执行官张雷认为,需要稳住的不仅是2020年,还包括未来2-3年,因此有适度缓冲的必要。 那么,延期并网有无依据、可否操作?南存辉称,疫情导致项目延期属于不可抗的客观因素。2019年结转的光伏竞价项目,使用的是2019年明确的预算指标,没有额外增加预算指标。“建议2019年竞价项目延期一个季度,以保证项目并网率和国内市场规模。” 武钢表示,延期政策可最大限度缓解疫情冲击,符合制造业生产发展规律,有利于保持我国新能源产业原有的发展成果和投资建设规模。而因这部分项目补贴强度较低,对国家财政压力并不大,延期并网具备可操作性。 “补贴金额不应该成为主管部门唯一的考虑因素。”武钢解释,以投资100亿元的风电场为例,建成后每年可给带来2.5亿元税收收入,20年累计就可达到50亿元。国家只需在全生命周期内补贴4亿元,这是非常稳定的预期增值。从这一角度看,延期政策将延续新能源产业对经济增长的正向成果。 主动出击,寻求更多发展机遇 除了政策呼吁,多家新能源企业直面挑战,主动转危为机。据中国可再生能源学会风能专委会统计显示,截至4月中旬,风电整机制造企业复产率约为90%、项目建设复产率约为80%。随着原料供应、物流遇阻等问题逐步解决,光伏制造企业也在加快复工复产。 武钢举例,疫情发生以来,金风科技与上下游企业共同制定应急预案,弹性调整生产交付计划,因地制宜推进复工复产。截至目前,金风科技国内项目已100%实现复工,国内供应链企业复工率已超过98%。 “能源转型是大势所趋。疫情过后,人们将更多意识到绿色发展的重要性,有助于推动全社会形成更加统一的共识,给新能源行业带来新发展。风电产业也将迈入承上启下、深入摸索实践的转型时期,进一步提升自身市场竞争力十分关键。”武钢表示,2020年,电网基本确定风电消纳空间37GW,光伏消纳空间47GW,支持力度不断加大。 尤其在“后疫情时代”,电网消纳指标成为重中之重,消纳空间的扩容极大提振行业信心,保量保价是促发展的关键推动措施之一。对此,还需政府主管部门加强监管,要求各省严格执行可再生能源保障性收购制度,将新疆、甘肃、山西等现行风电和光伏最低保障小时数提高至国家核定的水平。 同时,国家有关部门要督促各地整改电力交易中对可再生能源的歧视性规定,建立公平透明的电力交易市场机制,废除以辅助调峰名义使可再生能源给火电补贴,以及强迫低电价交易等不公平不合理的规定。 曹仁贤表示,从另一角度看,疫情加剧马太效应,行业两极分化愈发明显。订单加速向产业龙头集中,头部企业纷纷加速扩产布局,产业集中度进一步提升。对于二三线企业,低成本创新及抗风险能力相对较弱,落后产能的成本压力进一步剧增。“进一步降低技术成本和非技术成本,无疑是全面实现光伏平价上网的两大重要抓手。降低技术成本的核心是技术迭代和低成本创新,主体是企业。要求我们通过产品、服务和商业模式的创新,提高产品和服务的性能和质量,进一步降低光伏发电度电成本,优化提升项目开发建设管理效率。”...
发展数字经济 建设能源互联网 ——电力大数据大有可为 国网大数据中心主任、党委副书记 王继业 随着“大云物移智链”等现代信息技术不断突破,数字经济异军突起,成为经济社会发展的重要推动力,也成为国内外大型企业促进新旧动能转换、培育竞争新优势的普遍选择。能源互联网是数字革命与能源革命深度融合的产物,带来人类生产生活方式的深刻变化,将推动人类社会发展迅速过渡到一个全新的能源体系和工业模式。电力大数据将在发展数字经济、建设能源互联网中发挥重要作用,产生重要价值。 1 大数据开启信息化新阶段,翻开数字经济新篇章 当前,以物联网、大数据、云计算为代表的新型信息技术广泛深入应用并渗透到经济社会各领域,我国工业现代化走向工业化与信息化高度融合发展之路。以大数据深度挖掘和融合应用为主要特征的智能化,开启信息化发展新阶段,孕育出以数据为主要生产要素、继农业经济和工业经济后更高级的经济形态——数字经济。 1.1 数字经济的主引擎是产业数字化 数字经济包括产业数字化和数字产业化两大部分。2018年,我国数字产业化规模6.4万亿元,在数字经济中占比20.49%;产业数字化规模24.9万亿元,在数字经济中占比79.51%。这一数据表明各行各业广泛应用信息技术是数字经济的主战场,我国数字技术、产品、服务正在加速向各行各业融合渗透,对其他产业产出增长和效率提升的拉动作用不断增强,产业数字化成为数字经济增长的主引擎。   1.2 数字经济成为推动经济发展新动能 近年来,以人口、投资、贸易、消费等为代表的传统经济模式增长乏力,数字经济带来的新业态、新模式为经济可持续发展提供源源不断的新动能,极大提高了社会生产力,成为促进经济发展的新增长极。据中国信息通信研究院测算,到2035年我国数字经济规模预计将达到150万亿元,占GDP比重将突破55%,接近发达国家平均水平。随着我国数字基础设施建设、技术工具和商业模式的不断发展和完善,以及“新基建”的大力推进,数字经济将为我国在新一轮产业革命中带来弯道超车的机会。 1.3 发展数字经济需要因“业”制宜 我国各行业数字经济发展水平存在较大差异和不平衡性,表现出三产优于二产、二产优于一产的特征。对于不同行业,数字经济发展不宜搞“齐步走”和“一刀切”。信息化基础较为薄弱的行业,比如农业和制造业,应重点加强数字化建设,有序推进网络化和试点推进智能化建设;具有一定信息化基础的行业,比如部分服务业和小微企业,应全面推进数字化和网络化建设,重点突破智能化建设;信息化发展基础较好的行业,比如大型集团企业和政府,应在全面数字化和网络化的基础上,大力推进智能化建设。   2 数字革命与能源革命相融合,开启能源互联网新时代 随着能源革命和数字革命不断推进,二者逐渐呈现相互融合的发展趋势,能源互联网正是二者深度融合的产物,成为推动我国能源转型、提高能源利用效率、实现节能减排和可持续发展的重要途径。 2.1 能源互联网因多种因素驱动而生 能源互联网的提出和发展具有鲜明的时代特征和现实需要。首先,传统化石能源大规模开发和利用造成日益严峻的环境问题,通过能源互联,可以显著提高可再生能源消纳能力和传统能源利用效率,实现能源生产和消费模式革命,促进节能减排。其次,良好的政策环境为建设能源互联网提供生存土壤,能源互联网是我国“互联网+”战略的重要组成部分,符合我国“四个革命、一个合作”能源安全新战略和创新驱动战略,具有十分广阔的发展空间。再次,我国经济进入新常态,面临转变经济发展方式的重要任务,能源互联网带来全新商业模式,将带动整个能源行业变革,为经济社会发展提供新动能。最后,以大规模分布式计算、人工智能、海量数据存储等为代表的现代信息技术迅速崛起,与传统电网技术深度融合,为能源互联网建设提供技术支撑。 2.2 能源互联网是新基建的典型代表 2020年3月,中央政治局从统筹推进疫情防控和经济社会发展大局出发,作出加快5G网络、特高压、城际高速铁路和城际轨道交通、新能源汽车充电桩、大数据中心等新型基础设施建设进度的工作部署,推动构建数字经济时代的关键基础设施,实现经济社会转型。能源互联网全面建设过程就是“新基建”七大领域在电力行业的实践与落地过程,特高压、新能源汽车充电桩、大数据中心是能源互联网建设的有机组成部分,5G网络、人工智能是提升能源互联网智能互动和资源配置能力的重要基础,城际高速铁路和城际轨道交通与能源互联网属于产业链上下游关系。建设能源互联网,是电力企业落实中央“新基建”工作部署的重要举措,也是积极抢滩布局数字经济、构建互利共赢价值链的具体实践。   3 深挖电力大数据金矿,激发电力大数据活力 数字经济最重要的特征是高度数据化,能源互联网建设是数字化技术、大数据应用与能源电力技术的深度融合。发展电力大数据,既是顺应数字经济发展、服务国家发展战略的担当之举,也是打造电力企业新的增长点、建设能源互联网的重要内容。 3.1 电力大数据特征鲜明 相比其他生产要素,数据资源具有可复制、可共享、无限增长的禀赋,打破了传统要素有限供给对增长的制约。电力大数据具有以下三方面鲜明特点,一是覆盖范围广,包括发电运行数据、电网运行数据、用户用电数据等,储量十分丰富。二是价值密度高,主要伴随电力生产和消费实时产生,数据真实性高,且贯穿电力系统“发输变配用”各个环节,能够全面真实反映宏观经济运行情况、各产业发展状况、居民生活情况和消费结构等,对服务国家治理具有很高的应用价值。三是实时准确性强,电力行业自动化、信息化水平较高,用于数据采集、传输和应用的基础设施完备,部分采集类数据频度达到分钟级和秒级,数据实时性和真实性高,具有很强的独占性和不可替代性。 3.2 电力大数据是发展数字经济不可或缺的生产要素 电力大数据可准确反映国民经济的运行情况,以服务行业趋势分析为例,用电数据蕴藏大量经济信息,基于时空电力数据、宏观经济数据、企业经营数据等,利用大数据技术构建电力经济指数,可以客观反映经济运行情况,辅助预测经济发展趋势,为制定宏观经济调控政策提供参考。新冠肺炎疫情期间,电力大数据成为助力疫情防控和复工复产的“有力武器”,全面、准确、高效、及时反映各行业复工复产情况,每日向国家有关部门报送最新数据,为党中央、国务院精准判断形势、准确把握疫情提供科学支撑,得到国家有关领导的批示。 3.3 电力大数据是建设能源互联网的核心内容 能源互联网建设成功与否的一个重要衡量标志,是电力大数据是否被实时产生、采集、处理、加工并形成高价值应用。深入挖掘电力大数据价值,是建设能源互联网的重要组成部分和中坚力量。一是保障电网可靠运行。特高压交直流混联,大容量的清洁能源大批量上网,分布式能源、电动汽车、储能等交互式能源设施快速发展,对电网安全稳定运行提出了更高要求。基于设备台账、电网运行、故障缺陷等数据,开展安全生产风险监测分析和预警,打造复杂环境下输电线路安全隐患监测、设备资产风险防控、安全生产风险大数据分析等产品,能够更加有力保障电网安全可靠运行。二是提升经营管理水平。通过网络不断延伸、万物广泛互联、数据深度应用,提升对内外部环境的感知水平,实现经营管理全过程的可视可控、精益高效,对电网经营态势、运营情况、潜在风险做到超前研判,进一步提升服务质量,降低运营成本,推动更高质量、更有效益、更可持续的发展。三是提高用户服务水平。能源互联网呈现能源流、业务流、数据流“多流合一”趋势,电力大数据可在新能源消纳、设备运行、用户用能等方面发挥积极作用,提升能源利用的安全性、友好性和互动性,为用户提供更便捷、更优质、更智能的服务。   3.4 深入挖掘电力大数据价值 发展电力大数据,应充分尊重数据发展规律,按照打破数据壁垒、激活数据价值、发展数字经济三条主线,系统推进建设工作。 在打通数据壁垒方面,应按照统一的标准语言,将分散在各单位、各部门的数据汇聚起来,做到数据无条件归集、有条件使用。在此基础上,构建数据质量规则库,建立数据质量治理机制,强化数据质量管理工具支撑,做到数据状态可感知、数据使用可追溯、数据责任可落实。 在激活数据价值方面,应基于企业级数据中台构建报表中心、数据标签、数字超市、企业大脑等核心应用,有力支撑企业各项业务发展。应加强与政府部门、行业上下游企业的合作,推出包含“电力消费指数”“行业动能指数”“区域协调发展”等电力大数据产品,为服务国家重大战略、助力政府科学治理、推动经济社会发展和服务民生等方面提供支撑。 在发展数字经济方面,应大力推动产业数字化和数字产业化,实现信息化新技术与各产业深度融合和价值创造,通过现代信息技术的市场化应用催生新产业。应发挥电力大数据创新联盟、实验室等创新平台的“集众智、汇众力”作用,整合内外部优质资源,构建电力大数据生态圈,带动关联企业、上下游企业、中小微企业共同发展。应以数据为纽带,组建“产学研用”联合科技攻关团队,协同推进电力大数据、人工智能、区块链等技术的融合创新应用,持续发力、久久为功,真正把数字经济打造成产业的“新蓝海”。    ...
2020年5月20日,国家电网有限公司在京发布《国家电网有限公司服务新能源发展报告2020》,并介绍公司经营区新能源发展情况和公司服务新能源发展和消纳新举措。 一、国家电网经营区新能源发展情况 2019年是习近平总书记提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略五周年。五年来,我国大力推进能源生产消费革命,全面推进供给侧结构性改革,持续推进能源技术创新,不断深化能源体制机制改革,清洁低碳、安全高效的能源体系日渐成熟完善,为经济社会持续健康发展提供坚实保障。 截至2019年底,我国新能源累计装机容量突破4亿千瓦,占全球的34%。国家电网经营区新能源发电累计装机容量3.5亿千瓦,同比增长16%;占电源总装机容量的比重达到22.3%,同比提高1.9个百分点。其中,风电、太阳能发电装机容量分别为1.69、1.77亿千瓦,同比均增长16%。21个省区新能源是第一、第二大电源。 2019年,国家电网经营区新能源利用水平持续提升。新能源年发电量5102亿千瓦时,同比增长16%;占总发电量的9.2%,同比提高1.0个百分点。其中,风电、太阳能发电量分别为3152、1950亿千瓦时,同比分别增长11%、25%。8个省份新能源发电量占用电量的比例超过15%,其中青海达到31.4%。公司经营区新能源弃电量169亿千瓦时、同比下降39%,新能源利用率96.8%、同比提高2.7个百分点,提前一年实现利用率95%以上。 二、2019年国家电网服务新能源发展所做的工作 国家电网作为关系国家能源安全和国民经济命脉的国有重点骨干企业,作为党和国家信赖依靠的“大国重器”和“顶梁柱”,在贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略上当先锋、站排头,始终把服务新能源发展和消纳作为重要的政治责任、经济责任和社会责任。认真落实国家关于新能源发展的各项工作部署,促进大气污染防治,助力打赢蓝天保卫战,全力服务新能源发展和消纳。2019年,围绕引导新能源有序发展、加快电网建设、加强统一调度、扩大交易规模、加强技术创新等方面,制定并实施了30项重点工作,取得显著成效。 并网服务方面。滚动开展消纳能力测算,年初主动向国家和地方能源主管部门报送新增规模和布局建议。做好新能源并网服务,满足401个集中式和28万个分布式新能源发电项目并网需要。认真执行国家预警文件要求,新能源装机布局得到进一步优化,新增装机88%集中在基本不限电(利用率高于95%)的省区。 电网建设方面。建成投运准东~皖南、上海庙~山东,开工建设张北~雄安、青海~河南等特高压交直流工程。通过换流站安装调相机、推动风电场耐压改造等措施,进一步提高祁韶、鲁固、灵绍、昭沂直流输送能力至500、560、720、400万千瓦。落实提升输电通道利用率行动计划,国家电网经营区11回特高压直流平均利用小时数同比提高397小时。完成750千伏及以下新能源并网和输送工程总投资120亿元,建成投产西北750千伏第三通道等15项提升新能源消纳能力重点工程,外送能力提升820万千瓦以上。 调度运行方面。完善适应高比例新能源运行的技术和管理体系,强化新能源全网统一调度,促进新能源消纳多级调度协同快速响应。配合能源主管部门,推动辅助服务市场建设,4个区域、12个省级电网调峰辅助服务市场正式运行,全年通过市场机制驱动常规电源调峰多消纳新能源电量124亿千瓦时。深化全网备用统筹模式,不断优化区域和跨区旋转备用共享机制,西北、东北分别减少火电备用400万和127万千瓦。深挖调峰潜力,充分利用抽水蓄能电站,累计推动完成火电灵活性改造5775万千瓦。开展多元协调调度控制,提升新能源预测技术,实现分布式电源全部可观。 市场交易方面。充分发挥市场资源优化配置作用,积极完善中长期交易机制,加快推进现货市场建设,6个省级电力现货市场试点全部启动试运行。扩大省间交易规模,创新组织冬奥会场馆和大兴国际机场绿电交易,积极开展电力援疆,全年新能源省间交易电量880亿千瓦时,同比增长22%,其中新能源跨区现货交易电量50亿千瓦时。拓展省内新能源市场,开展电力直接交易、发电权交易,推进虚拟电厂交易试点,推动实施电力需求响应,全年共完成新能源省内市场化交易电量571亿千瓦时,同比增长34%。持续落实国家推动电能替代的指导意见,大力开拓用电市场,全年完成替代电量1802亿千瓦时。 技术创新方面。持续加大新能源科技研发投入,开展新能源领域相关课题研发31项,总投入1.54亿元,科技奖项再创佳绩,获得国家科学技术奖项3项。加快推进2022年冬奥会配套电网工程,积极开展共享储能实践应用,实施虚拟电厂、城市能源互联网综合试点等示范工程。进一步推动完善新能源标准体系建设,主导制定国家标准3项、行业标准2项、企业标准3项。积极参加国际和国内交流活动,加强与智库、研究机构的合作,召开重点地区新能源消纳工作专题会,凝聚各方力量,促进能源转型。 新能源云平台建设方面。为更好服务党和国家工作大局,落实建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业战略,立足国家能源转型战略和新能源产业发展,顺应能源革命和数字革命相容并进的大趋势,创新建设国网新能源云,构建“横向协同,纵向贯通”和“全环节、全贯通、全覆盖、全生态、全场景”的新能源开放服务体系,打造状态全面感知、信息高效处理、应用便捷灵活的新能源数字经济平台,为我国新能源的高质量发展提供坚强保障。新能源云平台开发设计电网服务、消纳计算等15个功能模块,为用户提供“一站式”线上业务办理,整合新能源的全环节信息、贯通全流程业务,形成新能源生态圈,促进产业链上下游共同发展。目前,新能源云正在13家省公司推广试点实施。 三、2020年国家电网服务新能源发展举措 2020年是“十三五”及实现国家清洁能源消纳三年行动计划目标的收官之年。国家电网将坚决贯彻落实国家部署,与各方共同努力,克服疫情影响,全力促进新能源发展和消纳。为确保实现全年发展目标和新能源利用率95%以上的目标,并推动“十四五”及未来更长时间内新能源持续健康发展,国家电网有限公司在近年持续开展工作的基础上,研究制定了2020年促进新能源发展新举措。 一是实现全年新增发展目标。落实国家新能源发展政策,按照新能源监测预警机制,优化新增并网装机布局及时序,深度挖掘接纳能力和消纳空间,全面完成新能源发展和消纳目标,发电量占比提升至10%以上。 二是全力做好并网服务。主动对接新能源企业,及时出具接网方案和消纳意见,确保新增项目及时、高效、规范接入电网。 三是加强电网工程建设。加快张北~雄安特高压交流、青海~河南特高压直流、张北柔性直流等重点工程建设,确保年内按期投产。加大投资力度,加快配套电网工程建设,确保新增项目按期并网发电。 四是推动调峰能力建设。加快抽水蓄能电站建设,确保安徽绩溪电站年内投运。积极配合开展火电机组灵活性改造。集中公司科研技术力量,加快储能、“互联网+”智慧能源等新能源相关关键技术实用化研究应用,提升系统调峰能力。 五是强化全网统一调度。发挥大电网统一调度优势,深挖跨省跨区输电能力,完善省内、区域、跨区域电网备用共享机制,充分发挥大电网资源配置能力,全面提升消纳水平。 六是加强新能源功率预测。适应新能源大规模发展需要,构建专业级气象监测平台,形成电网系统和新能源场站两级预测体系,切实提升新能源功率预测准确率。 七是扩大市场交易规模。积极组织新能源跨省区中长期和现货市场化交易,全年省间交易规模达到800亿千瓦时以上。大力推进电能替代,扩大清洁能源与自备电厂交易规模,力争清洁替代电量超过300亿千瓦时。 八是切实落实消纳保障机制。按照国家要求,履行公司组织责任,落实各省区消纳实施方案,制定出台实施细则,推动各市场主体完成消纳责任。 九是加强新能源补贴管理。规范新能源项目清单管理,便捷、准确、高效组织开展补贴目录申报和审核,及时、足额将中央财政拨付的补助资金转付给项目业主。 十是完成国网“新能源云”全网上线。打造公开透明、便捷高效的新能源数字经济平台,为用户提供报装、方案、设计、建设、并网、运行、交易、结算“一站式”线上办理,全面提升工作效率和服务水平,构建合作共赢的新能源生态圈,带动产业链上下游共同发展。 四、我们的倡议 新能源的发展离不开全社会的关心和呵护,需要政府的科学引导和全行业共同努力。国家电网倡议: 一是加强顶层设计,强化规划统筹。科学合理确定可再生能源发展目标和发展时序,加强国家与地方、电源与电网、新能源和常规能源等各级各类规划的有效衔接,保证各项规划的目标、任务和措施相互配套。 二是完善体制机制,促进高效利用。结合市场化改革进程,科学合理核定各地保障利用小时数,加强全额保障性收购与市场化消纳的衔接。完善辅助服务市场,建立新能源发电参与电力现货市场交易的体系。 三是健全支持政策,实现可持续发展。明确储能在电力系统中的功能定位和新能源电站配置储能原则,在规划建设、成本疏导等方面给予政策支持。完善需求侧响应政策,提高用电负荷资源的灵活性,主动响应新能源出力变化。 四是加大科技创新,提升技术水平。持续开展新能源开发关键技术创新攻关,推动能源互联网建设,提升能源系统效率,构建清洁低碳、安全高效能源体系。完善新能源、分布式电源并网技术标准和工程规范,提升新能源发电涉网安全技术要求。 五是加快新能源云建设,服务高质量发展。共同推动新能源云建设,通过“数字驱动”和“融合创新”强化新能源全流程、全环节优质服务,打造中国特色国际领先的新能源数字经济平台,推动新能源行业高质量发展。 注:本次发布中的新能源主要指风能与太阳能。  ...
5月19日,国家能源局发布关于公开征求《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》意见的公告。 《征求意见稿》表示,将加快推进电力现货市场。电力现货市场运行初期,风电、光伏发电、核电保障性收购电量按“保量保价”方式进行收购,超出保障性收购利用小时数的电量以“报量不报价”或“报量报价”方式参与市场,未核定保障性收购利用小时数的地区,在电力系统不具备条件实现清洁能源全额消纳时段,可灵活调整“保量保价”电量规模。 其次,推动新能源发电方式创新转型。鼓励建设新一代电网友好型新能源电站,探索市场化商业模式,开展源、网、荷一体化运营示范,通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计,在保障新能源高效消纳利用的同时,为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。鼓励建设以电为中心的综合能源系统,实现电源侧风光水火多能互补,需求侧电热冷气多元负荷互动,电网侧源网荷储协调控制,多措并举提升清洁能源开发利用水平。进一步完善风电、光伏发电渉网技术标准,保障电力安全、可靠供应。 最后,探索建立跨省跨区外送电源联合优化配置机制。鼓励送受两端,结合送端资源条件、受端负荷特性、输电通道能力和调峰能力,协商确定输电通道送电曲线协议。鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置,鼓励受端地区调峰资源纳入电源配置,实现多能源品种统筹优化、联合运行,不断提升输电通道清洁能源输送水平。 原文如下: 国家能源局综合司关于公开征求《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》意见的公告 为促进清洁能源高质量发展,国家能源局研究起草了《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》。现向社会公开征求意见,征求意见时间为2020年5月19日至2020年6月19日。公众可登陆国家能源局门户网站(网址:www.nea.gov.cn),进入首页“公告”专栏查询《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见 (征求意见稿)》,提出建议和意见。提出的相关意见建议请传真至010-68555073,或将电子邮件发送至该邮件地址已受到反垃圾邮件插件保护。要显示它需要在浏览器中启用 JavaScript。 document.getElementById('cloakdd1fbbc8aaa6191636ca8d9ea02d65e5').innerHTML = ''; var prefix = 'ma' + 'il' + 'to'; var path = 'hr' + 'ef' + '='; var addydd1fbbc8aaa6191636ca8d9ea02d65e5 = 'power68555073' + '@'; addydd1fbbc8aaa6191636ca8d9ea02d65e5 = addydd1fbbc8aaa6191636ca8d9ea02d65e5 + '163' + '.' + 'com'; var addy_textdd1fbbc8aaa6191636ca8d9ea02d65e5 = 'power68555073' + '@' + '163' + '.' + 'com';document.getElementById('cloakdd1fbbc8aaa6191636ca8d9ea02d65e5').innerHTML += ''+addy_textdd1fbbc8aaa6191636ca8d9ea02d65e5+''; 。 感谢您的参与和支持! 国家能源局综合司 2020年5月18日 关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见 (征求意见稿) 提高清洁能源消纳水平是贯彻能源生产和消费革命战略的重要举措。近年来,各级政府有关部门和能源企业认真落实《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》等文件要求,清洁能源消纳状况显著改善。但随着清洁能源规模不断扩大,消纳成果还不稳固,局部地区、局部时段消纳问题依然存在。为贯彻落实习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略,建立健全清洁能源消纳长效机制,促进风电、光伏发电、水电、核电等清洁能源高质量发展,现提出以下指导意见。 一、构建以消纳为核心的清洁能源发展机制 (一)科学确定清洁能源利用率目标。以保障电力系统安全高效经济运行为基础,综合考虑各地区资源禀赋、清洁能源开发成本、电力系统消纳条件和消纳成本等因素,合理制定清洁能源利用率目标,稳步提升清洁能源电量在能源消费中的占比,促进清洁能源健康有序发展。国家能源局组织相关技术机构,会同省级能源主管部门、电网企业、发电企业,合理确定各省级电网清洁能源利用率目标,定期发布并适时动态调整,为电力系统规划发展和运行决策提供指导。 (二)加强清洁能源消纳能力分析。各级电网企业应结合当地电力发展规划和电力系统运行情况,进行清洁能源消纳能力分析和消纳空间测算,以各省级电网清洁能源利用率目标为约束,提出经营区清洁能源可接网消纳规模、预计利用率水平,明确测算边界条件和并网消纳受限原因,提出清洁能源发展建议,相关结果及时向地方能源主管部门报告。国家电网公司、南方电网公司及省属地方电网企业按年度向国家能源局报送本经营区各省级行政区域清洁能源消纳空间的三年滚动测算情况,国家能源局委托相关技术机构进行评估,并组织省级能源主管部门、各派出监管机构、电网企业、发电企业进行会商,结果及时向社会公开发布。如遇重大边界条件变化,及时研究调整。 (三)统筹推进源网荷协调发展。国家能源主管部门研究制定各类电源中长期发展规划目标,各级能源主管部门组织定期会商,建立健全规划执行约束机制,以及规划目标和年度建设规模统筹机制,推进电源和电网、常规电源和清洁能源协调发展,确保衔接一致。新增清洁能源项目要严格落实电力系统消纳条件,考虑清洁能源消纳空间,合理确定规模、布局和时序,并网前原则上应与电网企业签订并网调度协议,按电力市场规则与地方政府或电力用户签订中长期购售电协议。清洁能源项目与配套电网工程要同步规划、同步建设、同步运行,创新清洁能源项目和配套电网工程核准机制,提高核准效率,提升清洁能源并网时效性。 二、加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制 (四)完善辅助服务机制。深入推进各省、区域电力辅助服务市场建设,实现电力辅助服务市场全覆盖。电力现货试点地区要加快配套调频、备用市场建设。丰富辅助服务参与主体,推动电储能、需求侧响应等参与。完善辅助服务补偿机制,合理加大补偿力度,推动电力用户参与承担费用,激励各类灵活性资源主动提供辅助服务。国家能源局各派出监管机构会同发电企业、电网企业定期开展监管区域内各类灵活性资源调节、黑启动成本分析,评估对清洁能源消纳贡献,定期向社会公布。 (五)完善电力中长期交易市场。推进各地区电力中长期交易在市场规则、品种、时序等方面融合,加快推进跨省跨区优先发电计划放开,不断健全省间市场交易机制,创新有利于清洁能源消纳的交易品种,扩大清洁能源消纳空间。推动适应区域经济一体化要求的电力市场建设,具备条件地区要加快建立区域电力市场,研究构建全国统一电力交易组织体系。 (六)加快推进电力现货市场。电力现货市场运行初期,风电、光伏发电、核电保障性收购电量按“保量保价”方式进行收购,超出保障性收购利用小时数的电量以“报量不报价”或“报量报价”方式参与市场,未核定保障性收购利用小时数的地区,在电力系统不具备条件实现清洁能源全额消纳时段,可灵活调整“保量保价”电量规模;水电按照国家相关规定签订的中长期消纳合同电量,通过约定电力交易曲线参与现货市场,实施保量消纳和差价合约结算,合同外电量自主参与市场。按照《能源法》《可再生能源法》等法律法规要求,遵循各类清洁能源安全运行技术规程,明确时间节点,合理放开不同类型清洁能源保障性收购电量,实施“价补分离”,建立不同类型机组合理容量成本回收机制,健全合约机制,逐步提升清洁能源参与市场竞价电量规模,自主确定发电计划。 (七)实行可再生能源电力消纳保障机制。省级能源主管部门、国家能源局各派出监管机构、电力交易机构、售电企业和电力用户、电网企业,要按照《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)有关要求,承担好消纳权重的落实责任,推进绿证市场建设,做好电力消纳保障机制、绿证制、电力现货市场机制的衔接。 三、全面提升电力系统调节能力 (八)多维度提升电力系统灵活性。统筹电源侧、电网侧、负荷侧资源,加速形成源、网、荷协同促进清洁能源消纳的格局。科学推进火电灵活性改造,因地制宜布局燃气调峰电站、抽水蓄能电站。持续完善电网主网架,补强电网建设短板,推进柔性直流、智能电网建设,充分发挥电网消纳平台作用。推动大容量、高安全和可靠性储能发展应用。推动自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。各级能源主管部门组织相关技术机构和电网企业,定期开展电力系统消纳清洁能源调节需求测算,制定调节能力提升规划和路径。 (九)推动新能源发电方式创新转型。鼓励建设新一代电网友好型新能源电站,探索市场化商业模式,开展源、网、荷一体化运营示范,通过合理优化风电、光伏、电储能配比和系统设计,在保障新能源高效消纳利用的同时,为电力系统提供一定的容量支撑和调节能力。鼓励建设以电为中心的综合能源系统,实现电源侧风光水火多能互补,需求侧电热冷气多元负荷互动,电网侧源网荷储协调控制,多措并举提升清洁能源开发利用水平。进一步完善风电、光伏发电渉网技术标准,保障电力安全、可靠供应。 四、着力推动清洁能源消纳模式创新 (十)探索建立跨省跨区外送电源联合优化配置机制。鼓励送受两端,结合送端资源条件、受端负荷特性、输电通道能力和调峰能力,协商确定输电通道送电曲线协议。鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置,鼓励受端地区调峰资源纳入电源配置,实现多能源品种统筹优化、联合运行,不断提升输电通道清洁能源输送水平。 (十一)探索建立清洁能源就地消纳模式。清洁能源富集地区,鼓励推广电采暖、电动汽车、港口岸电、电制氢等应用,采取多种措施提升电力消费需求,扩大本地消纳空间。鼓励建设清洁能源分布式项目,建设综合消纳示范区,完善清洁能源就近交易机制,多途径促进清洁能源就地消纳。 (十二)探索建立清洁能源输电线路投资创新机制。对于输送清洁能源为主的跨省跨区输电通道、接入配电网的清洁能源发电项目配套电网工程、清洁能源供电专线工程,鼓励源、网、荷各方及社会资本多元化投资,合理核定输配电价格。 五、构建清洁能源消纳闭环监管体系 (十三)加强清洁能源消纳全过程监测预警。依托全国电力规划监测预警平台、新能源消纳监测预警平台等信息平台,开展清洁能源消纳月度监测、季度评估、年度预警,定期发布清洁能源消纳空间,建立重大项目跟踪监测机制。 (十四)建立清洁能源信息支撑系统。应用大数据、物联网、云计算等技术,建设清洁能源数字信息系统,实现资源、规划、并网、运行、消纳等全环节信息融合,为清洁能源科学规划和高质量发展提供支撑。 (十五)完善清洁能源消纳利用指标统计体系。制定科学合理的清洁能源可利用发电量计算方法,利用大数据提高清洁能源消纳利用指标的统计准确性。对节假日、自然灾害等特殊时期,清洁能源限发电量不纳入统计考核;对利用率超出国家核定的利用率目标地区,清洁能源限发电量不纳入统计考核。 (十六)组织开展清洁能源消纳重点监管。国家能源局各派出监管机构会同地方能源主管部门组织对清洁能源项目及配套电网工程建设、火电灵活性改造等调峰电源建设、可再生能源保障性收购、清洁能源市场化交易等清洁能源消纳情况适时进行重点监管。...
对于光伏行业来说,2019 年收入增长 27%。2020Q1 收入增长 13%。2019 年光伏产业 27 家上市公司合计 实现销售收入 2734 亿元,同比增长 17%,2020 年 Q1 已披露数据的 21 家上市公司合 计实现销售收入 439 亿元,同比增长 21%。 2019 年净利增速 31%,2020Q1 净利增速 46%。2019 年 27 家上市上市公司合计实现 归母净利润 207 亿元,同比增长 31%。2020 年 Q1 已披露数据的 21 家上市公司合计 实现归母净利42亿元,同比增长46%,隆基中环两大硅片厂净利占到样本净利的50%。 我们可以看出,光伏行业净利增速高于收入增速,说明光伏行业目前依然处于高景气周期,毛利率不断提高,是产业趋势向上的好赛道。 2019年 27 家上市公司算术平均销售净利率 9%, 同比下降 2PCT。2020 年 Q1 已披露数据的 21 家上市公司算术平均销售净利率 10%, 同比增长 1PCT。不同环节不同企业之间差别较大,全行业盈利能力最强的是信义光能的玻璃、隆基股份的硅片、晶盛机电的炉子、通威股份的硅料。去年整体净利率下降2PCT,今年一季度整体净利率上升1PCT,该板块的业绩有加速向上的趋势。 疫情冲击下各环节集中度加速提升 硅料价格 4 月大跌 15%。受疫情影响需求下降,4 月以来硅料价格连跌 4 周,单晶致 密料价格从 73 元/千克下跌到 62 元/千克,多晶菜花料价格从 43 元/千克下跌到 38 元/ 千克,按照 80%单晶料占比估算,硅料企业不含税综合售价已经从 4 月初 59 元/千克 跌到月底 51 元/千克。 海外厂商和国内二线硅料厂已经亏现金流,头部企业微利。按 51 元/千克的硅料不含税 价格计算,当前海外德国瓦克、韩华马来西亚、协鑫江苏、亚硅、东立、鄂尔多斯等厂 都已经亏现金流,头部五大厂也只是微利。 从产业发展趋势来看,全球硅料产能向中国西部和西南部低电价区和工业硅粉产区转移 是大势所趋,其他区域的产能不具备竞争优势,退出只是时间问题,此次疫情冲击大概 率会加速这些高成本产能的退出。 硅料进口依存度 30%,替代空间仍较大。光伏级硅料几乎都出口到了中国,2019 年中国硅料需求 48.4 万吨,进口硅料市场份额 30%,同比下降 5PCT。韩国硅料厂退出,2020 年进口量继续下降。2020 年 2 月韩国韩华宣布群山基地关闭, 韩国本土硅料产量归零。2019 年韩国硅料产量 5.2 万吨,全部出口到中国。2020年1-3月中国从韩国进口硅料 3676、3700、1305 吨,库存清理之后,韩国进口量将归零。 硅料市场向头部企业集中,五大格局基本形成。从硅料品质和完全成本两个维度看,硅 料市场大概率集中于国内五大硅料厂。从盈利水平和资金实力来看,通威实力最强,目 前正在扩建保山一期和乐山二期各 4 万吨,到 2021 年底通威将形成 17 万吨产能,成 为硅料行业龙头。预计 2020-2023 年硅料供给分别为45.8/45.9/47.8/50.2 万吨,当前 供给最为宽松,后面随着疫情消退,需求将逐渐恢复,2021 年硅料供应将偏紧。 硅片:双寡头格局依旧 硅片环节技术壁垒较高,隆基股份、中环股份双寡头格局依旧,2019 年隆基股份出货 35GW,中环股份 28GW,单晶市场规模 90GW, 两家合计市占率依旧在 70%附近。2019 年初到年末,光伏产业链单晶致密料价格下跌 9%、单晶电池下跌 22%,单晶组件下跌 23%,但单晶硅片价格全年持平,成为 2019 年光伏产业供需格局最优利润最好的环节。2019 年底隆基单晶硅片毛利率超过 35%, 接近 40%,显著超过其他环节。 龙头扩产坚定,降价坚决,硅片市场向头部集中。由于单晶硅片利润丰厚,部分小厂加 速扩建单晶硅片产能,龙头为了确保自身市场份额也在加速扩张,硅片供需格局在 2020 年逐渐走向宽松。根据隆基中环晶科晶澳扩产计划,年底四家硅片产能合计将达到将 166GW,留给其他企业的市场空间很小。 光伏组件集中度提升趋势非常显著 2019 年十大组件厂市场占比 70%,同比提升 12CPT, 较 2018 年大幅提升,组件集中度提升加速。年初以来受疫情影响,存量市场下订单争 夺较为激烈,部分不具备竞争力的组件厂停产,头部大厂进一步提升市场份额。 一体化大厂竞争力更强,大规模扩张挤压二三线小厂。组件制造环节技术壁垒和资金壁 垒都不高,因此组件产能扩张较为容易,但组件销售渠道差异较大。晶科、晶澳、隆基、 日升、天合等大厂凭借全球化的销售渠道、完善的售后服务网络、全球知名的品牌优势 以及更有竞争力的价格在全球快速扩张和渗透,集中度还会继续提升。 光伏行业中,A股细分行业龙头为:隆基股份、通威股份、爱旭股份、东方日升、晶澳科技、福莱特、福斯特。这些细分行业龙头中,今年一季度净利润逆势增加的有:隆基股份、晶澳科技、福莱特。...
新国补政策把纯电动乘用车补贴门槛的续驶里程提高至300km,成为微型电动汽车未来努力的方向。面对竞争更加激烈、消费者对价格更加敏感的新能源汽车市场,车企在未来一段时间内还很难忽视补贴的影响力,无论是在微型车市场还是高端车领域,补贴都将成为未来车型发展的重要影响因素。在后疫情时代,新能源汽车的变化将更加贴近市场需求,小微型、经济型电动汽车有望率先成为摆脱补贴的细分市场。 微型电动汽车“逆市”增多 疫情笼罩下的2、3月车市几乎处于停滞状态,但车企相关车型的市场推广步伐却没有停下。尽管一款车从开发、验证到上市需要很长的周期,但小微型电动汽车在疫情期间的扎堆上市,一场由小微型电动汽车率先发起的攻势,拉开了后疫情时代新能源汽车产品变化的帷幕。 据不完全统计,2~4月期间,包括长安奔奔E-Star、上汽荣威科莱威CLEVER、奇瑞新能源小蚂蚁eQ1女王版、哪吒U等众多小微型电动汽车扎堆上市。在疫情尚未得到完全控制、车市尚未复苏期间,这些车型集中上市,无疑是看好后疫情时代的市场需求,小微型电动汽车市场的发展,正如国家新能源汽车创新工程项目专家组组长王秉刚所言,未来我国新能源汽车将向高端车和经济小型车两级发展,相较高端车市场,小微型、经济型汽车更具市场潜力,而且已经有成功的推广模式。“小微型、经济型汽车可以更好地满足中低收入群体的出行需求,在三四线城市和农村市场有非常强烈的需求。”王秉刚认为,柳州模式是小微型、经济型汽车应用的典型案例。 后疫情时代,或许会有更多的无车一族滋生较强烈的购车需求,而一辆充电方便、性价比较高的微型纯电动汽车无疑是他们的选择之一。数据显示,2003年“非典”之后,小型车一度备受追捧,两相对照之下,疫情结束之后或许有更多人渴望跻身有车一族,方便、安全出行。而且,随着补贴门槛抬升和技术进步,小微型电动汽车有望成为率先摆脱补贴依赖、市场化发展的细分市场,而随着更多车型的推出,这一市场的竞争也将更加激烈,要求车辆不仅便宜,还要满足“小镇青年们”对智能化、高颜值等诸多方面的需求,这也是目前微型电动汽车普遍具有较高的科技和智能化水平的原因之一。 续驶里程是绕不过去的槛 按照新国补要求,纯电动乘用车续驶里程的门槛已经提高至300km,从100多km、200多km到现在的300km,续驶里程门槛提升的背后,一方面是技术进步带来的车辆续驶里程的增加,一方面也体现纯电动汽车对长续驶里程的不懈追求。虽然续驶里程长不代表车辆先进的观点已经被越来越多消费者接受,但现实却是无论消费者日常出行半径有多大、充电便利性是否有所改观,大多数消费者都希望车辆的续驶里程越长越好。 从近期一些企业发布的车型看,长续驶里程车型仍是大多数企业的核心产品。小鹏P7的最高续驶里程甚至已经到达706公里;在续驶里程方面一直存在短板的蔚来,其全新ES8续驶里程也已经达到580公里。尽管高续驶里程不代表技术的先进性,但作为新能源汽车一个重要的细分市场,高端电动汽车的续驶里程大多都已经突破500km,甚至向更高续驶里程推进。续驶里程一直是电动汽车不容忽视的门槛。可以预见的是,这也是未来很长一段时间内这一细分市场更加注重的方面。 值得关注的是,与续驶里程不断加大相对应的是高端电动汽车的价格。因为补贴设置了30万元的上限,使得一些车企不得不在加长续驶里程、提升车辆驾乘感等性能的同时,考虑降低售价。在这方面,小鹏P7和特斯拉已经率先试水,在补贴新政出台之后,他们的车辆终端售价都已经做出调整。尽管补贴退坡使得纯电动乘用车的最高补贴已经退坡至2.25万元,但在竞争日益激烈的高端电动汽车市场,没有一家企业敢于放弃补贴。从目前的市场情况看,未来在高端电动汽车市场,车辆价格和续驶里程仍将成为诸多车企考量的首要因素,在未来两年内,30万元将是入门级高端车型的门槛。 补贴因素正在减弱 尽管随着补贴退坡力度加大,补贴的影响力正在减弱,但在下行的市场趋势中,无论是车企还是消费者都不会忽视补贴的作用。无论是经济型汽车还是高端汽车市场,补贴仍将是任何车型开发中重要的影响因素。 从补贴的具体要求看,尽管不排除一些企业会瞄准三四线城市或农村市场推出续驶里程200km左右的纯电动汽车,但未来仍会有相当一部分小微型纯电动汽车将续驶里程门槛提升至300km,以拿到补贴降低车辆终端售价,追求更高的经济性。值得关注的是,随着电池成本的降低,200公里左右的小微型电动汽车的成本有可能控制在5万元左右,这一价格区间很容易被中低端市场消费者接受,在合适的商业模式的加持下,预计会有一些车企率先在这一领域摆脱对补贴的依赖,推出针对这一市场的经济型车辆。 需要注意的是,在这一领域曾经有过企业试水,如知豆,但却因为种种因素未能持续推进。吸取过往的经验教训,在这一市场光有性价比较高的车辆还不足以完全赢得市场,匹配适合的商业模式是企业不得不考虑的因素,正如王秉刚所言,在小微型、经济性电动汽车市场,企业要注意商业模式的创新,只有更满足消费者需求才能找到持续的市场化生命力。 同时,在高端电动汽车市场,会有相当一部分车型将入门级产品价格下探到30万元以下,一方面是补贴的影响,还有一个重要的因素是特斯拉本土化生产之后带来的价格竞争。众所周知,特斯拉一直在不断追求降低成本,其在中国量产的重要因素就是降低车辆在中国的售价。最近一年间,其已经多次更改在中国的终端售价,尽管引发部分已购车消费者的不满,但按照其企业理念,更低的车辆售价仍将是其不懈追求的目标。众多高端电动汽车无不面临与特斯拉在同一市场竞争的压力,因此不断降低入门级车型的售价也将是车企不可忽视的因素。 补贴新政对换电模式有所倾斜,未来采用换电模式的车辆或将成为新能源汽车又一个热门市场。尽管目前市场上只有蔚来和北汽新能源两家企业推出具有换电模式的车型,且北汽新能源的换电车型主要集中在公共交通领域。但在消费者购车消费压力不断增大的现实因素影响下,受到补贴青睐的换电模式可以在一定程度上减轻消费者一次购车的成本压力,也将被更多车企追捧,从而催生这一细分市场的热度。...
我国氢能燃料电池汽车产业发展概况 (上海重塑能源集团有限公司) 氢能是当前全球能源革命的重要方向,也是各国能源战略的重要组成。近年来,随着相关技术加快成熟,日、美、德、法、澳等国相继发布国家氢能路线图或行动计划,韩国甚至将氢能产业定为三大战略投资领域之一,并于2019年1月发布《氢能经济路线图》。氢能经济开始全面进入产业化导入期,成为全球经济新的重要增长点。 中国加大重视氢能和燃料电池汽车产业的发展。2019年的《政府工作报告》首次提出“推动充电、加氢等设施建设”。10月,国家能源委员会召开了第四次全体会议,要求加快探索氢能商业化路径。2020年4月,国家能源局发布了关于《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》,氢能首次纳入能源定义。 中国多个地方政府将氢能和燃料电池汽车作为当地重大战略。截至2020年一季度,中国10个省份、4个直辖市、30多个地级市先后出台促进氢能产业发展的补贴办法、规划或意见,积极抢抓燃料电池汽车战略性新兴产业培育和发展的机遇,以实现跨越式发展和产业引领。从几年前的寥寥数辆试制、试运行,到多个地方大规模示范运行,中国氢能及燃料电池汽车产业发展正在迈上一个新台阶。 一、燃料电池汽车推广进展 2019年全球燃料电池汽车市场发展趋势整体向上。据中国汽车动力电池产业创新联盟统计,2019年全球燃料电池汽车市场总保有量10600辆,较2018年全年总量5523辆增长91.9%。韩国市场增长较快,从2018年销量700多辆,增长至4194辆,超过美国和日本,位居世界首位。2019年中国燃料电池汽车产销完成3022辆,较2018年增长86.7%,占全球市场总量28.5%。 从细分市场来看,全球燃料电池汽车发展方向差异明显。从国际上看,燃料电池汽车主要发力在乘用车市场。近两年,外国也开始推动燃料电池商用车的应用。基于燃料电池在中长途载重运输领域的优势,中重型商用车应用加大。从2019年开始,现代汽车将在未来五年,向H2 Energy公司提供1000台氢燃料电池重卡,车型包括冷藏车及一般箱体车;美国初创公司尼古拉汽车公司收到800辆燃料电池重卡的租赁订单,计划在2020年启动量产;丰田原计划在2020年东京奥运会期间推出550辆燃料电池巴士服务观众和大会人员,在2022年北京冬奥会上增加至2000辆。 中国则以客车、货车等商用车型为先导,30多个城市出台了氢能规划及燃料电池汽车示范推广方案,总量超过了3000辆。同时,中国也成为了全球商用车最大的市场。2019年燃料电池货车产量呈较快增长,1~12月总产量达到1682辆,较2018年增长85%,占总量的55.7%,反映出燃料电池货车在中长途、重载领域的优势日益凸显,随着城市货运、冷链物流、港口码头等应用领域的需求增加,燃料电池货车前景广阔。 二、氢能供应体系建设情况 据国际能源署的报告,2019年,全球制氢年产量突破7000万吨,中国每年产氢约2500万吨,占世界氢产量的三分之一,是世界第一产氢大国。其中,煤制氢、工业副产氢是我国主要的产氢方式,当前中国工业副产氢主要集中在华东和中部化工大省。 1)制氢:目前,用化工原料大规模制取氢气主要以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢;商业化外供氢制取方式主要有甲醇制氢、天然气制氢、焦炉煤气、氯碱尾气提纯、电解水制氢等几种形式。沼气制氢开始应用,生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术仍处于实验和开发阶段,产收率较差,尚未达到工业化规模制氢要求。其中,以煤、天然气为原料重整是目前最主要的制氢方法,全球占比约95%。中国主要以煤制氢为主,技术路线成熟高效,可大规模制备,是最经济的制氢方式(6~10元/千克),年供氢能力在千万吨级至亿吨级。外国以天然气制氢为主,天然气原料占制氢成本的比重达70%以上。考虑到中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋,天然气制氢仅适合少数地区探索开展。综合考虑经济性、技术成熟度、产业体制机制等因素,按照目前发展趋势,中国近期将以工业副产氢为主,中长期以可再生能源电力制氢为发展方向。 2)储运:外国高压气态和低温液态储运已成功应用。中国高压气态储运已得到广泛应用。分析氢气运输的多种方法发现,管道运输和液氢运输的规模效益明显,而高压运输灵活性较强。未来大规模的氢气应用场景下,氢气管道、液氢储运、高压储运等相互支撑与互补,形成多元化的配送使用方式。液态储氢具有储氢密度高等优势,是未来极具竞争力的储运方式。但接下来很长时间,高压气态和液态储氢形式并存。 3)加氢站:根据H2stations统计,2019年全球加氢站累计432座,相比2018年新增83座,其中,有330座加氢站对外开放,其余的站点则为封闭用户群提供服务,比如公共汽车或车队用户。其中,欧洲加氢站已占到全球的41%,亚洲追赶速度加快,占比与欧洲持平。从国家来看,日本、德国和美国位居前三位,中国排名第四。中国近两年来,加氢站建设明显提速,建设加氢站50多座,已经投入运营的有41座,2019年增加20座,有6个省份的加氢站首次投入运营。随着国家政策的指向及地方的加大投入,我国建设加氢站会提速。预计2020年超过100座,2025年超过300座,2030年超过1000座。  三、技术、模式与产业化进程  1)技术:日、韩、德氢能和燃料电池技术全球领先,中国近两年技术进步加快。乘用车方面,中国与外国整车的技术路线不同。外国以“大电堆加小电池的电电混合技术路线”为主,德国与中国以“中等功率电堆加较大电池技术路线”为主,主要体现在燃料电池功率、车辆冷启动温度、系统耐久性三个指标。据统计,外国燃料电池乘用车所搭载的燃料电池电堆功率分布在85~114千瓦之间,中国大多集中在36~55千瓦之间。 车辆冷启动温度方面,外国普遍达到-30℃,中国目前为-15~-20℃;车辆耐久性/质保指标上,外国燃料电池乘用车型在16万公里以上,中国大多为9万公里,差距较大。 国际上燃料电池商用车技术路线对比与乘用车类似。外国车型所搭载的燃料电池系统功率等级集中在100千瓦以上,中国集中在30~60千瓦;外国车型的冷启动温度集中在-30℃,中国集中在-15℃;外国车辆耐久性/质保最高18000小时,中国最高12000小时。 从燃料电池发动机领域来看,中国车用燃料电池发动机与外国相比,在输出功率方面差距明显。目前,中国功率等级集中在30~60千瓦,外国自2014年开始就基本达到了60千瓦以上;电堆功率密度、最低启动温度等方面也有不小的差距。总体而言,部分关键技术与国外相比,存在了5~10年的差距,高端产品依赖外国。 2)模式:除政策驱动以外,实现燃料电池汽车规模化推广,离不开商业运营模式的突破。目前,国际上,多通过销售、租赁、政府采购等多种模式相结合,开拓燃料电池汽车的市场。 中国燃料电池汽车集中应用在公交、物流领域,其中,燃料电池公交车一般由政府集中采购,具有示范效应,佛山、张家口、郑州、北京、济南、大同、成都、苏州、云浮、上海等城市有不同规模的燃料电池公交车投入运营。燃料电池货车主要应用于物流领域,适合发挥燃料电池长续航的特征,京东物流、申通物流等物流公司近几年加快了采购运营燃料电池物流车的步伐。电商平台的青睐催生了更多新能源企业和汽车企业在氢能物流上的投入与重视。 3)产业化:近三年来,中国超过100家企业加入到该产业中,技术快速进步,产业链逐渐完善。从整体来看,2019年我国燃料电池系统功率的国产化和批量应用规模明显提升,目前,国内还有企业已开发出功率在60~100千瓦之间的燃料电池系统样品。核心部件方面,中国自主开发的空压机、DC/DC基本实现量产,逐渐取代进口;增湿器和氢循环泵批量供应仍依赖国外。以地域分布来看,中国燃料电池系统及核心部件企业现已形成京津冀、长三角、珠三角产业集聚区。其中,京津冀地区约14家企业,长三角地区约40家企业,珠三角地区约23家企业。 中国燃料电池系统的核心企业包括致力于推动氢能在交通出行领域应用和燃料电池系统产业化的新型专业化企业、传统汽车与发动机制造企业和电气装备企业等,汽车核心配套部件企业也在2019年开始加大对氢燃料电池的投入,预计未来将有更多领域的企业和资本以转型升级、跨界等形式,进入燃料电池系统及核心部件产业,是车用燃料电池系统自主可控、可持续发展的基础。 四、中国氢能的发展建议与展望 中国燃料电池汽车进入产业化导入期,未来3~5年将是产业培育壮大的重要窗口期。在全球不断提速、竞争日益加剧的形势下,建议从国家层面,建立完善燃料电池汽车产业相关的顶层设计、稳定或加强财政支持、制定符合产业发展需求的推广政策、逐步完善相关标准法规,通过产业协同、政策引领、标准规范助推燃料电池汽车产业的发展与壮大。 1.确立氢能发展顶层设计,建立统筹协调发展机制 建议加快研究制定《中国氢能发展战略》,确立“以汽车应用为先导、基础设施为支撑”的发展路线。建立由中国国务院领导牵头的工作小组,制定统筹协调机制,加强对战略落地和部门协同的组织领导。分领域制定专项规划和政策,进一步明确国家战略导向,指导各地政府开展具体行动,给予氢能源产业发展稳定的政策预期。 2.坚持“以稳为主”完善燃料电池汽车补贴政策 柴油发动机的开发周期是6年以上,生命周期可以持续几十年。而中国燃料电池发动机研发至少需要2年以上,但生命周期随着补贴政策的调整可能大大缩短,影响企业和产业发展的连续性。建议2025年前补贴政策“以稳为主、微调退坡”,支持企业保持研发强度,加快完善开发验证体系,提升全产业链成熟度。待完成2~3代产品迭代升级、形成平台化开发能力后,再遵循2年一个周期的研发规律,适度加快退坡节奏,倒逼企业持续加强研发,形成国际竞争力。 3.以公共领域为重点,推动扩大示范应用 目前,普通大众对氢能不够了解,还有一些顾虑甚至是惧怕,有“谈氢色变”之说。为消除认知差异,进而推动氢能产业商业化运行,推动扩大示范应用项目必不可少。燃料电池公交车和物流车技术门槛比较低,且在推广应用宣传方面更有优势,是燃料电池车的突破口。 中国自2003年起开始燃料电池汽车示范运行,截至目前已完成了两期燃料电池示范运行项目,第三期正在进行中。下一步应继续扩大示范区域,引入更加多元化示范车型,开创发展新的商业模式。 4.积极扶持技术研发和自主创新 面对氢能产业技术不成熟、产业发展不经济等突出问题,中国应统筹规划,强化车用氢能技术研发,加快车用氢能制氢、储存、运输、加注及安全方面技术研发。不断完善氢能产业体系,对产业薄弱环节加强政策支持和引导,鼓励自主创新,加大对企业氢能研究相关投入的补助,激发企业主体作用。 通过技术合作、人才引进、设立产业基金等多途径,大力支持燃料电池基础材料、核心技术和关键部件的技术攻关,重点突破膜电极(包括膜、碳纸和催化剂)、氢循环泵、膜增湿器、空压机、DC/DC的产业化,提升核心竞争力,降低成本。 5.健全行业监管体系和标准体系 结合行业发展形势,从国家层面明确行业主管部门和协作部门。研究制定整个商用液氢供应链的标准和法规,解决运氢成本偏高问题;规范加氢站申请批准程序,促进氢能基础设施建设,规范加氢站对公众开放的标准;构建符合中国氢能技术发展趋势的氢能技术标准体系,加强对氢能源利用管理规范技术要求和产品认证等综合标准研究。...
自中央经济工作会议确定了新型基础设施建设的基本方向以来,社会各界包括传统大型企业的认识理解都经历了一个“思维转变”的过程,特别在疫情发生后,国内国际形势变换诡谲,经济保就业、保增长压力前所未有,新型基础设施建设再次作为破解困局的一剂药方,被给予了厚望。如何客观认识新型基础设施建设的功能价值,电网企业又该如何发展新型基础设施建设,仍然需要冷静审慎思考。 从时代赋予的历史使命认识新型基础设施 建设的内涵:投资拉动与赋能业态并举 新型基础设施建设自2018年底中央经济工作会议最早提出,具体表述为“加快5G商用步伐,加强人工智能、工业互联网、物联网等新型基础设施建设。”进入2020年以来,在过剩行业、产能加速出清后,缺乏新的投资拉动渠道,疫情更使得经济雪上加霜。3月以来,新型基础设施建设再次受到社会广泛关注。按照国家发改委的最新界定,新型基础设施主要包括三个方面内容: 一是信息基础设施。主要是指基于新一代信息技术演化生成的基础设施,例如以5G、物联网、工业互联网、卫星互联网为代表的通信网络基础设施,以人工智能、云计算、区块链等为代表的新技术基础设施,以数据中心、智能计算中心为代表的算力基础设施等。 二是融合基础设施。主要是指深度应用互联网、大数据、人工智能等技术,支撑传统基础设施转型升级,进而形成的融合基础设施,例如智能交通基础设施、智慧能源基础设施等。 三是创新基础设施。主要是指支撑科学研究、技术开发、产品研制的具有公益属性的基础设施,例如重大科技基础设施、科教基础设施、产业技术创新基础设施等。 从范围的扩大与内涵的进一步丰富来看,新型基础设施在扩容,使之能够在投资拉动方面发挥更大的“体量”作用;同时也在强调对新经济的赋能价值,特别是发挥“软件”、“创新”的作用。国内学者史丹、江小娟等也都指出新型基础设施建设的价值在于孵化新业态、培育新动能。结合能源、电网行业特点,笔者认为,以下三个要点将作为新型基础设施建设着力点与评判标准。 第一,从目的上讲,新型基础设施建设要与生产力发展需求相适应,对提高生产效率、改善人民生活质量发挥重要的促进作用。以电网企业为例,目前国家电网正在加快推进电力5G网络和终端通信接入网建设,满足低时延、高可靠、广覆盖、大连接终端接入需要,增强骨干网带宽,推进5G网络在能源电力领域应用,构建“有线+无线、骨干+接入、地面+卫星”的一体化电力通信网络以及以云平台为基础的中台服务体系。这些基础设施建设的根本目的是为了更好地服务用户、服务民生,其服务功能将体现在网上国网、智慧能源服务、新能源云、车联网、互联网金融等应用场景上,进一步拓展共享服务新价值。 第二,对于能源电力行业,新型基础设施建设的主战场是能源产业数字化、智能化升级改造,其核心是对能源、电网形态的重新塑造。新型基础设施建设的发展方向,既包括服务数字经济与数字社会的数字基础设施;也包括传统基础设施为适应数字经济发展而进行的数字化、智能化改造。对能源电力行业而言,后者的发挥空间更大,发展需求也更为迫切。从变革驱动力来看,这个过程是能源系统、信息系统与社会系统首次全方位的融合、互动、互构,其最终形态在不断演化过程中,目前尚难以设计或规划;当前的能源互联网、综合能源服务形态还不能算为严格意义的能源产业数字化业态,新的演化形态尚须在新型基础设施建设的不断夯实中涌现。从数字经济、能源数字经济发展态势看,民主化、分散化、少人接触、宅文化等新思潮在疫情期间得到了壮大,在新型基础设施建设所搭建的新型生产关系网络下,社会分工体系必然重构,例如居家办公增多—商业地产需求下降—用能负荷重心偏移—电网需要更具有灵活、弹性。能源革命最终是为了满足人们生产、生活的需要,对经济社会形态变迁与适配始终是新型基础设施建设瞄准的出发点与落脚点。 第三,能源电网新型基础设施建设的关键是软能力而非硬投入。新型基础设施建设的内容可分为硬件和软件两个部分,硬件包括服务器、密钥存储设备等,软件包括底层开发平台、开发者工具等。后者也是长期薄弱的地方。从目前各大央企的发展投入来看,对硬资源的投入已经初具规模,关键是如何让不同类型、不同渠道的传感设备连接集成,如何让跨平台的数据中心融会贯通,特别是构建共享共建的底层大数据分析平台、算法模型共享平台等,这些工作需要考虑未来技术之间的互通、多主体激励相容等问题。 从要素市场化配置角度认识新型基础设施建设 对发展能源数字经济的战略价值与发展重点 新型基础设施建设不是孤立的基础建设,而是为了更好地发展数字经济。新型基础设施建设主要是支撑数据收集、存储、加工与运用,满足数字经济发展的需要。借鉴要素市场化配置作用发挥,可以从“生产要素”、“新经济”、“新业态”三个层次把握能源电网新型基础设施建设发展方向与重点。 让数据成为新生产要素:二次加工与共享流动是关键 发展能源数字经济的基本盘是对能源资源、数据资源核心要素的充分流通与使用。但数据只有“经过大数据处理转换并进入生产过程,才能成为有价值的数据”。新型基础设施承载了数据的生产、二次加工的平台环境,还必须能够让这些新生产要素能够自动融合到生产过程中去。对电网企业而言,用与管“两张皮”的信息化建设模式难以胜任,数据中台与业务中台的融合,数据资产运营或成为新趋势。为此,在前期数据治理、数据战略等基础上,数据交易、数据市场、数字化运营等工作应该超前考虑并试点部署。 广泛拉动新经济发展:以新型能源基础设施服务数字能源新格局 新型基础设施建设投入以信息技术为主,兼有公共产品和新兴产业的特性。从公共产品角度来看,将产生正外部效应,对整个经济都具有好处;从新兴产业角度来看,将对用户效率带来显著提升。总的来看,新型基础设施建设将使生产力和生产方式发生重大变革。在数字经济中,政府要多提供发展产业互联网需要的一系列公共产品,如设备接入标准、数据隐私保护立法等,企业则是创新的主体,应相信市场配置资源的作用。 关于上述问题,笔者作大胆推测,电网企业作为公共事业企业,在新型基础设施建设的大框架下,具有提供公共产品与发展新兴产业的双重使命,这也是电网企业承担政治、经济、社会三大责任的基本要求所在。此外,更需要的是建立起宏观国际视野,加强在全球视角下对能源资源再配置。20世纪以来,石油能源与资本市场关系密切,西方大国将货币锚定石油后,使得本国享受到了“铸币税”的红利而不用再承受金本位的“特里芬难题”,但对国际能源世界来说,这种相对稳定的交易体系未尝不是国际贸易的公共产品,对国际能源体系乃至世界贸易体系而言是有积极作用的。时移世易,在能源数字经济下,需要有新的世界货币、新形态能源作为锚定对象,数字与电力是否能够衍生为数字能源是值得探讨的。在此畅想下,笔者提出未来要研究建立具有影响力的数字能源市场,将能源需求供给与人的行为活动进行数字化整合,形成新的可交易品种。作为能源基础设施建设的新方向,需要针对能源消费行为、消费需求、电力负荷波动、价格发现机制等进行大量数据分析与服务,以我国超大规模的体量与数字经济发展的后发优势看,完全有机会在能源数字经济领域开辟新空间。 支撑新业态成长:能源产业数字化升级关键是行动路线图 新型基础设施建设不仅包括互联网、人工智能产业,还包括传统产业的数字化、智能化改变,包括智能制造、智慧城市、智能交通,将为经济增长提供新动能。电网企业开展新型基础设施建设的重要目的是发展能源产业数字化与数字产业化两大领域,可以作为电网企业数字化转型的两条主线。目前能源产业数字化的体量更大,需要进行数字化、智能化改造的领域很多,甚至发输变配用各个环节都可以列出大量的转型升级类项目,支持哪个不支持哪个,如何对转型升级进行有效评估,这些都已成为保障电网企业数字化高质量发展的当务之急。笔者认为判断标准还要从数据作为新要素、创造新价值、带动新经济等源头来确定,只有符合这些特点的改造升级才是需要优先支持的,对目标不明确、单纯为了提高在线化、自动化的升级改造则应充分警惕。对于电网企业的数字化产业化道路,从发展体量规模不高、创新能力不足等困境来看,均需要引入更多投资主体,共担风险,共同做大蛋糕。下一步值得研究的重要命题包括:如何选择合作伙伴、如何开展跨电网企业的生态治理体系、如何用好混改政策更好地激励内外部员工等,这些成果可以在云数据中心、能源大数据中心等数字化平台产业建设得到应用,进而推广向其他数字业务。 聚焦能源数字经济发展实际 超前开展技术布局与方法论研究 新型基础设施建设在能源数字经济中可发挥的作用非常广泛,但由于其他价值需要产业融合来实现,其发展路径仍充满不确定性。因此新型基础设施建设既要适度超前、兼顾效益,始终关注对新型生产力的牵引带动作用,又要坚持边建设边评估,在实践中不断修订完善。 一是抓住物理、信息、人的融合发展规律,形成对新型基础设施建设的基础方法论。能源数字经济领域本质就是要建立能源系统、信息系统与社会系统互动互构而成的能源学,其中,信息时代的三大定律对能源数字经济形态有启发价值,从人的角度重新考虑能源生产、消费中所衍生的规模效应、网络效应、协同效应等可作为新的理论研究基石。 二是抓住新型基础设施建设的核心功能,为发展数字经济提供可用、好用的数据生产要素。能源数字经济研究可从能源电力数据入手,将新技术(以区块链与人工智能为例,打造“可信赖”的数据交换“黑箱”技术)与新平台(以电网企业数据中台、物联网平台以及网上营业厅等业务中台为例,增强中台与业务的融合度)对接好,实现对数据高度自动化、透明化、可解释化、可扩展化的二次加工,激活能源数据的生产要素价值。 三是抓住数字化转型的“时”与“势”,加大数字生态的2.0升级。以数字产业化与产业数字化为两条主线而构成的数字化转型已成为电网企业转型升级的焦点,用生态演化的视角分析认为,能源革命与能源产业的融合发展趋势将孕育巨量新商业机会,其中新的数字生态(对应过去产业属性更强的能源生态圈而言,创新属性更强的数字生态可称之为2.0)将使得劳动力、资金、技术、管理等新型生产要素与要素市场化、股权多元化、颠覆式创新、以人为本管理的发展理念路径所融合,未来电网形态、能源形态、产业生态的发展变化都将随之焕然一新。 四是超前研究新型基础设施建设的产业链薄弱环节,加大技术经济的综合评估与趋势分析。数字经济时代,传统经济的产业链发生迁移与重构。能源数字经济之下,哪些环节成为新的“卡脖子”环节,需要在新型基础设施建设初期提供可参考的答案。从ICT产业发展规律、数字化“微笑曲线”、产业集群与网络效应等角度进一步剖析认为,数据库国产化、云平台技术等“软件”层面的技术创新其重要性、紧迫性大于芯片制造等硬件技术,在此判断下还需要进一步分析提出适合电网企业能源数字经济发展的产业发展路径。 五是从万物互联的新趋势抓住新型基础设施建设带来的企业管理新模式。在消费互联网时代,由人与人的连接互动产生的商业模式创新不计其数。目前产业互联网发展还处于起步阶段,人与人、人与物、物与物的连接所带来的价值涌现模式还未被充分发现。在能源数字经济领域,由此产生的新的管理模式还在酝酿萌芽阶段,要找到产业互联的价值密码必须深入基层一线,用基层视角审视互联网+班组、移动作业、远程作业等组织管理微创新的“小趋势”,以更低成本实现员工、电网、供应商、客户、产品等泛在连接,促使能源行业数字化、网络化、智能化水平进一步提升。...
未来,西部在大开发的过程中,能源供需关系将呈现出新的格局。 5月17日公布的《中共中央 国务院关于新时代推进西部大开发形成新格局的指导意见》(下称《意见》)指出,到2035年,西部地区基本实现社会主义现代化,基本公共服务、基础设施通达程度、人民生活水平与东部地区大体相当。 经济发展,能源先行。在西部大开发过程中,《意见》指出,要做好“优化能源供需结构”的工作。 《意见》指出:“优化煤炭生产与消费结构,推动煤炭清洁生产与智能高效开采,积极推进煤炭分级分质梯级利用,稳步开展煤制油、煤制气、煤制烯烃等升级示范。建设一批石油天然气生产基地。加快煤层气等勘探开发利用。加强可再生能源开发利用,开展黄河梯级电站大型储能项目研究,培育一批清洁能源基地。” 《意见》还指出:“加快风电、光伏发电就地消纳。继续加大西电东送等跨省区重点输电通道建设,提升清洁电力输送能力。加强电网调峰能力建设,有效解决弃风弃光弃水问题。”“积极推进配电网改造行动和农网改造升级,提高偏远地区供电能力。加快北煤南运通道和大型煤炭储备基地建设,继续加强油气支线、终端管网建设。构建多层次天然气储备体系,在符合条件的地区加快建立地下储气库。支持符合环保、能效等标准要求的高载能行业向西部清洁能源优势地区集中。” 华北电力大学能源互联网研究中心主任曾鸣在接受第一财经记者采访时表示,此次西部大开发的特点是在新时代和新的国际背景下进行的,所以《意见》谈及“优化能源供需结构”的举措,非常及时和关键。 曾鸣举例说,西部地区的可再生能源,作为基地进行大规模的开发,最后通过特高压通道实现远距离输送到中部和东部地区来消纳,十多年来一直有争议,尤其是在最近这几年,因为这涉及到中东部地区自身也有不少的可再生能源。另外,中东部地区也可以通过分布式的方式来进行就地消纳。但在目前的国情下,应该对集中式和分布式两种消纳方式进行协调,共同发展。 不过,曾鸣表示,从此次《意见》来看,中国未来将侧重于对西部地区的可再生能源进行大规模、集中式的开发和利用。“当然,这并不是说,中东部地区可再生能源的分布式开发,并不重要,最终还是集中式和分布式的互相协调发展。” 值得关注的是,曾鸣表示,这次《意见》还就“配电网改造行动和农网改造升级”在国家层面上做了明确的规定。 随着西部大开发,曾鸣认为,未来电力市场化改革会出现一些新的调整,涉及到电力市场的结构、模式、监管规则等。 就西部地区的电力消纳问题,厦门大学能源政策研究院院长林伯强在接受第一财经记者采访时表示,西部的清洁能源潜力相对较大,包括风电光伏和水电,但西部人口密度较低,市场较小,要想在通过清洁能源来拉动西部的经济,就需要通过特高压等通道往东部输送,以解决当地弃风弃光弃水问题。 此外,林伯强认为,有效解决弃风弃光弃水问题的另一个做法是,最近几年的趋势是把东部相关的重工业搬到西部,增加了西部地区的能源消费,“相对来说,通过高耗能的重工业向西部转移,会比西电东送的做法潜力更大一些。”...
迎接好氢能产业管理的挑战 郑徐光(能源情报研究中心) 在近日公布的《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》中,“氢能”被明确列入能源范畴。这两个字回应了此前将氢气从“危化品”变成“能源”的呼声,也激起了业界诸多畅想。氢能将在我国能源体系中占有一个不容忽视的席位,相应地,能源意义下的氢能产业管理也显得愈加重要。而且,随着产业持续发展,地方“先行先试”策略有必要及时转向国家层面的统筹管理。 要看到,去年,在氢能首次写入政府工作报告、国家能源委员会明确探索氢能商业化路径等政策加持下,我国氢能产业得到快速培育。2019年,全国新建成加氢站38座,超出此前历年总和,居全球第一;作为现阶段氢能的主要下游应用,燃料电池汽车产销完成3022辆,同比增长86.7%。这两大重要产业环节的发展,无论从纵向看,还是在国际间横向比,成果显著。上游制氢的技术成本也在下降。2020年氢能商业化步伐持续向前。多个省(市)出台了氢能产业鼓励政策,重点项目规划、投资规模及补贴力度不减。汽车制造、能源装备、煤化工等领域不少上市公司的公告也显示,加快布局氢能产业链业务。 也要看到,长期以来,氢气被作为危险化学品来管理。我国氢能行业管理、关键材料和技术水平、技术标准和规范、产业链完善性等与国际相比有不小差距,氢能利用的成本偏高,而且国家明确氢能利用的探索方向后,地方上出现了“一哄而上”的现象。 此情此景对于能源业界并不陌生。近十多年,能源领域见证了陆上风电、光伏发电、分布式光伏以及海上风电、储能等产业的积累、爆发增长过程,也经历了产业发展中粗放、冷热不均等问题。如今,有的问题得以解决,有的还在解决。对于尚在产业初期的氢能管理,需汲取其他能源细分产业管理的经验教训,扬长避短,以更好更快促进氢能商业化。 一是明确国家层面的行业主管部门。氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色,但与风电、光伏等能源细分产业不同,氢气产业链一开始不在能源管理体系下,属后来逐步进入能源大家庭。其身份在变,其行业主管部门需进一步明确,重新理顺管理体制。当前,统筹规划、管理、技术标准和规范等诸多工作有待氢能行业主管部门牵头组织推动。 二是尽快做好国内氢能产业的定位和发展规划。2019年,国际能源署发布报告,对扩大氢能应用提出了在长期能源战略中确立氢能的角色、刺激商业对清洁氢气的需求、解决“先行者”的投资风险、支持研发以降低成本、加强国际合作等七项关键建议。但目前,我国尚未正式明确氢的能源定位和产业规划。中国氢能联盟等行业组织和研究机构此前做出的相关预测和路线图,需要得到官方的校正,进一步稳定产业发展预期。 三是重视氢能安全问题。氢能纳入能源管理体系,但其危化品属性不会就此消失。2019年以来,美国、韩国、挪威等国陆续发生储氢、加氢设施安全事故,足以引起行业重视。我国氢能处于加快培育产业阶段,更要慎重。 四是促进基础研发,提高关键材料和技术的国产化水平及经济性。氢能产业链条长,制取、储运、加氢设施及下游应用,涉及不同环节不同技术路线。结合我国是可再生能源装机大国的国情,推动重点技术攻关。制取环节,推动以煤制氢为主向可再生能源电解制氢转变;储运环节,提高长距离储运水平;下游应用环节,推动以燃料电池为主的应用更加多元化。技术与市场手段并重,持续降低氢能的利用成本。 五是指导地方立足优势,做好区域产业定位。当前,多地立足本地资源禀赋,加快氢能产业布局,正在形成多个产业集聚区。有的地方基于本地可再生能源富余优势,有的地方利用本地工业副产制氢条件,积极抢抓氢能产业机遇。但各地先行先试,容易忽略全局,出现了“氢经济”热现象。要加强宏观指导,做好地方区域产业定位,进行差异化竞争。 总之,立足国内,关注国际。在氢能发展大势中保持科学认知,不盲从、不掉队,迎接好氢能产业管理的挑战,促进氢能健康发展,让氢能在多元化能源供应和能源低碳转型中发挥应有作用。  ...
“我最近在做医疗器械,不太了解光伏了。”说这话的江苏某公司创始人,曾经在分布式光伏领域做得风生水起,如今已经雨打风吹去。他的经历,很像分布式光伏的命运,一度轰轰烈烈,而今复归平静。 “531”让分布式光伏降温 分布式光伏分为工商业分布式和户用分布式。早在2013年、2014年,国家就曾经密集出台过支持其发展的相关政策,但受困于商业模式不清晰和光伏大环境不成熟,分布式光伏的发展始终不温不火。2017年,随着地面光伏电站弃光影响和分布式收益上升等众多原因,分布式光伏,特别是户用光伏市场,迎来大爆发。据相关数据统计,2015年户用光伏约为2万套;2016年上涨7.3倍,达到14.98万套;2017年继续上涨,达到53万套;2018年,如果没有“531”,户用市场的增量将达到80万套以上。那时的分布式光伏市场,既有汉能、天合、晶科、协鑫、华为、阳光电源、三晶等组件、逆变器企业,也有中民智荟、航天机电等为代表的投资企业,还有以特变电工、晴天科技、比高等为代表的2000家大大小小EPC企业,形成了从龙头光伏企业到小型经销商,再到居民家庭的“全民光伏”市场。 可惜这样的盛况在“531”后戛然而止。2018年5月31日,由于分布式光伏发展势头大超预期,其较高的补贴强度进一步加剧了本就存在的补贴缺口,为此,国家能源局在当日的会议上出台了一系列政策,为行业踩下急刹车,业内俗称“531新政”。新政规定,2018年下半年开始,继续下调集中式和分布式电站的度电补贴。 “531新政”让光伏行业迅速降温。中国光伏行业协会2018年统计数据:多晶硅上半年产量同比增长约24%,全年产量仅增长3.3%;硅片上半年产量增长约39%,全年同比增长19.1%;组件上半年增长约24%,全年产量增速约14.3%。 2019年,全国光伏装机数量继续下降。据中国光伏行业协会数据,2019年全国新增光伏发电装机30.11GW,同比下降31.6%,其中集中式光伏新增装机17.91GW,同比下降22.9%;分布式光伏新增装机12.20GW,同比下降41.8%。 光伏坚守者终得发展良机 对于光伏行业的过山车表现,一位东北的光伏经销商感触颇深:“户用光伏最火爆的那段时间,我们这基本每个县都至少有一家光伏经销商,现在差不多7、8成的人都已经不做了。不仅如此,‘531’之后,很多组件、逆变器厂商原来设在东北的办事处或分公司也都进行了裁员、合并和裁撤。” “过去两年,户用光伏的日子确实不好过。我们这的经销商,80-90%左右都撤了!”河北谷阳电力工程有限公司总经理张鹏龙表示,“531”后撤出的经销商,有些是看到行业利润下降后的主动选择;有些是某些方面没做好的被动退出,比如没有渠道,或者渠道没做好;比如现金流业务超过了现金流的承受能力;比如分布式光伏业务受制于一个品牌或一个供货商等。 不管是主动选择还是被动退出,经销商的大批出走,确实让曾经轰轰烈烈的户用光伏市场一度冷清了下来,也遗留了不少问题,比如装机用户的补贴发放、售后服务、分期贷款偿还等等。但对于这两年的留守者来说,反而迎来了发展良机。 “很多经销商原来就是做卫浴的,做家电的,做水暖的……现在不做光伏了,对他们来说只不过少了一部分收入,整体影响并不大。”一位不愿透露姓名,现在仍然坚守在户用光伏领域,而且过去两年业务还增长很快的某经销商告诉北极星,这些浑水摸鱼的经销商退出后,释放了很多户用市场空间,对真正想在这个行业扎根的经销商来说反而是好事。 “‘531’后,经销商的利润越发透明,但户用光伏的需求仍然存在,比如农村客户,户用光伏相对他们来说还是一种稳定收益,哪怕只是卖电收入,哪怕收益周期长一点,只要不欺骗他们,让他们真正看到收益,他们还是乐于接受的。”该经销商表示,补贴虽然减少了,但组件、逆变器、支架等设备也在大幅降价,只要对利润别太苛求,户用光伏还是有账可算、有利可图的。 时移世易。时间进入到2020年,一场突发的新冠疫情让很多行业损失惨重,但对分布式光伏,特别是户用光伏来说反而可能是个机会。光伏人胡志强最近就敏锐的发现,他的朋友圈里宣传户用光伏的消息越来越多,而发布这些消息的人,绝大多数是“531”之后退出户用光伏市场的老朋友。交流中胡志强了解到,这些老朋友想要回归,与近期各个方面释放的有利信号有关。 2020年1月,户用光伏市场再次传出好消息,国家能源局在《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知(征求意见稿)》中提到,2020年光伏补贴总额15亿元,其中竞价项目补贴总额10亿元,户用补贴总规模为5亿元。 总共15亿元的补贴,户用就占了三分之一,足以看出国家对户用光伏的重视。此外,江苏、山东、河北等光伏重点地区,地方政府近期也陆续出台了一些相关政策推动户用光伏市场。 除了政策层面,疫情期间农村务工人员出外打工不方便,户用光伏不但能解决就近就业问题,而且能为农民创收。 另一方面,光伏企业也没有因疫情放弃户用光伏市场,自从1月27日(大年初三)开始,天合富家原装家用光伏团队便开始策划线上直播销售模式,并进行相关渠道、技术、专业话术等的准备工作。经过充分准备,2月18日和2月22日,分别举行了两场“迎春天,合战疫”的线上直播厂购会。 随后,晶澳等品牌企业也加入了户用品牌线上招商活动,业内人士透露,这些活动都取得了不错的成绩。 种种迹象表明,2020年的户用光伏在持续回暖。数据说话,5月11日,国家能源局发布了2020年一季度光伏发电并网运行情况:第一季度全国新增光伏发电装机395万千瓦,其中集中式光伏新增装机223万千瓦,分布式光伏新增装机172万千瓦。截止3月底,光伏发电累计装机达到2.08亿千瓦,其中集中式光伏1.44亿千瓦,分布式光伏6435万千瓦。 解决消纳问题 工商业光伏大有可为 户用光伏大起大落,身为分布式家族另一重要成员的工商业光伏,在“531”前后,同样迎来了跌宕起伏的命运。 和户用光伏类似,中国工商业分布式光伏的火爆,大体起源于2016年底,0.42元/千瓦时的高额补贴以及近20%的超高收益率吸引了众多企业入行“掘金”,协鑫、正泰、晶科、北控等一大批光伏企业也开启了在分布式领域大刀阔斧的投入。在市场的催化下,资源禀赋条件好的屋顶,租金一度高达10元/瓦。 光伏大环境的火爆,让接下来两年的分布式光伏装机规模骤增,年度新增规模逼近20GW。在此之前,中国分布式光伏装机年度装机最高不超过5GW,这是近乎四倍的增加。 随着“531新政”出台,工商业屋顶分布式的发展瞬间转向,全额上网分布式光伏项目的发展近乎停滞,而落回合理区间的收益率,也让不少企业和经销商退出了分布式光伏行列。 有退出就有坚守。吉林省一位主营工商业光伏的经销商告诉北极星,“531新政”之后,工商业光伏的安装数量确实有所减少,但他看好光伏行业,一直没有放弃。念念不忘必有回响,不抛弃不放弃的结果,就是因为此前安装项目的示范作用,让他今年又增加了很多新订单。“今年确实有不少项目找到我们,不过因为电网公司那现在备不了案,所以暂时还未开工。” “我们这目前还没有听到不能备案的消息,不过很多企业经济效益不太好,让他们拿出一笔钱来安装光伏确实有点勉为其难。”辽宁省某经销商表示,只要解决了投资问题,工商业光伏的前景还是很光明的。 一位不愿署名的经销商表示,上下游产品的价格都在下降,现在1W电站的安装成本大约3.5元左右,组件的发电效率也在不断提高,对于用电量大的工商业企业来说,即使自发自用,也是很划算的。只要消纳不成问题,工商业光伏还是大有可为的。...
自2015年7月国务院《关于积极推进“互联网+”行动的指导意见》以来,能源互联网的产业发展也已快5周年。本文尝试总结了信息流改造能源流理念下,我国能源互联网初级阶段的先行先试的现状,并从价值层-信息层-物理层等方面,提出几点经验建议,以为我国能源互联网下一步的健康发展提供参考。 能源行业的创新与新旧动能转换,关系到人类社会的发展之道。当前,能源供给侧的清洁替代、能源消费侧的电能替代,以及网侧能源技术的更新优化,以形成电为中心、清洁为主导的能源格局,是我国能源转型的未来趋势。 同时,以数字化为代表的科技革命和产业革命,正加速着能源行业的数字化转型。以能源、信息双向流动为特点的新型价值链和产业链——“互联网+智慧能源”(简称:能源互联网)的创新业态正在形成。 届时,能源系统可以根据市场能源价格,提前灵活开启设备或储存电能;能源系统可以源随荷动,也可以荷随源动;不同时空的能源系统之间的能流可以你来我往,互补共济;电动汽车可以兼职储能设备,向电网反送电、辅助削峰填谷;数据中心不光消费能源,其大量的余热也可以用来供暖;智慧路灯将承载十八般武艺,成为车路系统与城市大脑的重要载体;能源互联网插座将全面渗透家家户户,承载消费末端的电力感知、计量、交易;分布式能源、储能及电力现货市场高度发展,泛在的产消者将成就能源系统的需求侧响应和能源增值服务…… 那时,人人都可以是能源互联网的直接参与者,能源可以像商品一样自由交易。总之,能源的供给会更加多样、能源的消费会更加精准,可再生能源消费比例会大大提高,系统能源利用效率、可靠性和韧性会大大增强,能源系统的经济性和环境社会效益也会明显改善。 能源互联网的“新陈代谢”价值生态 能源互联网,给冷、热、电、气等能源的商品化提供了广阔的舞台,其业态也已涵盖传统电力、输电配电、石油石化、电动汽车、新能源、城市燃气、信息通信等诸多行业,并呈现出“共建、共享、共治、共赢”的能源互联网生态。 2019年,我国首本《能源互联网发展白皮书》,从国家层面系统梳理我国能源互联网的评价指标体系以及产业生态现状;同年,国家自然科学基金也在电工学科突出了“能源互联网”及其相关方向的科学研究;同时,我国首批能源互联网示范项目进行了第一轮验收,一些项目在能源互联网的物理层、信息层和价值层实践可圈可点。2020年,全国共计300余支能源互联网相关股票的总市值已近4万亿元。 2016到2019年,包括多能互补集成优化、新能源微电网、增量配电网以及综合能源系统在内的能源互联网相关示范项目引起业界的广泛关注。 能源互联网相关示范项目的建设,除了物理层关键技术的重大突破外,也体现了信息流改造能源流的赋能生态,释放了信息物理融合的数字化价值,促进了能源互联网的先行先试,不仅带动了能源互联网相关领域的积极探索,也促进了能源互联网相关企业的广泛参与,能源互联网的神秘面纱已被揭开。 能源互联网落地的七大建议 我国能源互联网相关技术及产业目前还处于初级阶段,也是能源互联网初步发展的5周年,但能源互联网璀璨星空的实现需要不断地迭代,能源互联网“互联网+”的系统化思维及技术要求能源互联网的参与者需要全面、扎实的专业技术和创新知识。 在我国能源互联网信息流改造能源流的现有实践中,除了上述积极的成效外,也暴露出当前能源互联网“新陈代谢”价值生态构建过程的一些不足。为此,应进一步总结凝练,吸取经验,切中肯綮,以促进能源互联网“璀璨星空”的早日实现。因此,笔者提出以下建议,为下一步能源互联网的落地实践及理论发展提供参考。 01 深化能源互联网的市场体制改革,培育技术优化到实际落地的健康生态。 能源互联网,在技术理论上具备优良的技术经济性,但是能源互联网的理论计算往往基于诸多假设,包括隔墙售电的博弈、能源价格博弈、光伏指标竞争等体制机制的自由。同时,理论设计也不会涉及到实际落地过程中因政策变化带来的资本变动及撤离、过高用户容量或能源负荷的风险。进而,上述任一环节出现问题,能源互联网多主体之间的博弈将失衡,就会导致项目回报率的降低、延误甚至失败。 因此,要因时制宜,从国家层面要创造能源互联网技术优化到实际落地的体制机制,企业层面则要深度把握放管服、新电改、电力现货市场、碳市场等能源市场机制向好趋势;因地制宜,要充分基于项目地资源禀赋、负荷特征及体制机制,做好能源互联网落地前的顶层规划和市场设计,才能推动能源互联网项目的健康落地。 02 积极倡导能源互联网的大众参与,共筑能源互联网共建共赢的创新沃土。 “创新、协调、绿色、开放、共享”是能源互联网的指导方针。能源互联网作为能源产业发展的新形态,能源互联网具有集中式与分散式的架构特征,相关运营技术、商业模式还处于探索发展阶段。 因此,能源互联网的建设不光是国有企业或“重资产”的垄断,也有“轻资产”和民营企业的积极参与,要辩证好物理层重资产和信息层数据增值服务的价值关系;同时,能源互联网业态也不一定都是“大而全”的面面观,也完全可以做到“小而精”的立竿见影,需要能源互联网企业量体裁衣,区域级、城市级、园区级、楼宇级能源互联网各有价值所在。 因此,需要解放思想,充分理解“互联网+智慧能源”理念,探索多元化、面向用户对象的能源互联网场景范式及商业模式,创新能源互联网“产学研用政金”共建共赢生态,积极鼓励和倡导各类主体的广泛参与和差异化竞争,切实有效提升大众参与程度,进而搭建能源互联网的创新创业的健康生态。 03 抓好能源互联网关键技术的集成优化,释放不同行业技术跨界融合潜能。 能源互联网内涵与外延,涉及众多能源获取、传输、转化、存储与消费等相关技术的融合与交叉。 因此,首先要充分认识能源互联网中不同能源设备的运行机制、能效水平及营运模式,避免简单粗暴的“拿来主义”和“加减求和”。 其次,要基于总能系统“分配得当、各得其所、温度对口、梯级利用”的方法论,并充分考虑能源互联网各设备的运行约束,坚持集中式与分布式相结合,坚持设备容量、台数和运行策略的协调优化,做好多种异质能源与多类消费的多能互补、梯级利用、网络耦合、多元互动。 最后,应基于多目标、多属性的全局优化及综合评价方法,统筹协调,系统做好能源互联网项目的顶层设计,进而让理论成果尽可能地真正应用到实际工程的设计和运行,避免设备利用率低和不能灵活调度的诟病,进而充分释放能源互联网各元素“1+1+……+1>N”的优化潜力,真正提升能源互联网的能量-经济-环境-社会效益。 04 以能源互联网规划与运维平台为抓手,服务能源互联网的设计与运维。 各能源互联网企业应根据自身业务板块,切实掌握能源互联网及综合能源用户的需求,进而以能源互联网规划与运维平台为抓手,通过数字化技术实现能源系统“源网荷储”各环节能量流的贯通,打造信息物理“软实力”,增强多主体用户的互动粘性。 应切实做好能源互联网规划与运维平台“分析、挖掘、调控”的可操控性,避免平台仅停留在感知展示层面。 因此,需要在物理因果模型的创新基础上,结合大数据的相关分析技术,优选感知和操控变量,避免所有数据的冗余感知带来的计算代价。 其次,也应创新冷热电气等能源系统的标准化能源枢纽快速建模方法、短中长期负荷预测与功率预测技术、系统动态优化调控方法及策略和边缘计算技术。 最后,合理构建基于集中式与分布式的能源系统规划与运维平台,真正有效地做好信息流改造能源流的价值理念,充分挖掘多能互补集成优化系统、综合能源系统和能源互联网能源的数字化价值。 05 加快能源互联网相关标准的报批与制定,指导项目的规范设计与运行。 能源互联网物理层、信息层和价值层的新元素众多,如“能源路由器、虚拟电厂、虚拟储能、需求侧响应、电力现货市场”等等。 因此,不仅需要统一的表达方法,如名词术语、图形符号、单位及其文字符号等,去规范能源互联网的新技术,也需要严谨清晰描述“源网荷储”的能量设备及技术的计算方法和准入条件,还需要系统层次的设计规范、路径接口及评价指标等,才能更好推动能源互联网的规模化可持续发展。 国家标准化管理委员会和国家能源局非常关注能源互联网标准化工作,截止目前,能源互联网相关标准申报涵盖基础通用、系统平台、规划设计、运行互动、核心装备、评价监测和泛在互联等多个门类。但目前申报和批准数量还不能有力支撑能源互联网工程的建设。因此,应重视标准制定工作组的知识体系构成、编制效率和质量、编制门类多样竞争,进一步加强能源互联网的标准化工作效率,更好地服务能源互联网的规范设计与运行。 06 积极完善能源互联网的综合评价体系,量化信息流改造能源流的效益。 熵视域下,能量不仅是守恒的,而且存在能级匹配规律及特性的。同时,系统运行过程能源流将产生海量的信息流,因此,能源互联网可以看做是用信息的“负熵流”去改造、降低能源流的“正熵增”。 进而,如何构建以能源互联网的评价及优化体系,并科学量化能源互联网信息物理融合下不同环节的“信息熵”对“热力学熵”的改进优化程度,进而绘制能源互联网信息物理系系统以及管控平台的能流图、㶲流图以及系统运行状态图等,进而逐级精细、分块分层挖掘和展示能源互联网熵增熵减的环节及潜力,从而避免现有能源互联网能源管控系统能效指标停留在能量“数量”层次的问题,以及系统调度过程“能级匹配”优化空间不能挖掘及动态直观显示的短板。 从而更精准地搭建信息物理融合系统,优化能源系统架构及指导能源互联网相关项目的运行调度,将对能源互联网的全局优化、动态调度起到重要作用。 07 创新能源与信息融合的应用新模式,优化能源数字化手段及能效模式。 能源互联网信息流在改造物理层次能量流的过程中,信息化的过程涉及海量数据的感知、传输、存储、挖掘和交易,对信息化系统来讲,伴随着能源的消耗,以驱动信息化设备的计算和冷却计算过程释放的热量。 而随着高速、高频计算的能源互联网“源荷互动”需要以及能源互联网业态向数字经济下其它行业的快速融合,承载信息流计算及挖掘的数据中心、基站、CPU、能量路由器等等设备的数量和能耗将快速增长。 因此,为避免信息流改造能量流过程中附加能耗与物理层次能量流优化的矛盾,有必要研究能源互联网发展过程中,物理系统的高效感知、传输、挖掘、交易的数字化手段、设备及其能源供应模式,以尽可能地降低数字化附加能耗的增益,使其尽可能的小于其改造能量流的能效收益,最终才能有助于能源互联网总能效的提升。 “互联网+智慧能源”的建设,就是信息流改造能源流的过程,也是一个多学科深度交叉融合的过程。过去几年来,我国能源互联网发展的百花齐放的初级阶段,已经给我们积累了能源互联网先行先试的丰富经验。 仰望星空,看未来已来;士不可不弘毅,应脚踏实地。谨以此文献给清华大学能源互联网创新研究院成立5周年,也为能源互联网迷雾中的砥砺前行的从业者提供一点参考。...
概述 近年来,伴随着全球城镇化的推进以及信息技术的普遍应用,智慧城市在经济社会可持续发展以及微观城市管理方面的积极效果更多的为各国所接受,如新加坡、美国、英国等国家率先启动了智慧城市建设。1992 年,新加坡提出了智慧岛计划,并发起了智慧城市的运动,旨在推动信息技术在城市能耗、交通拥堵以及环境污染等方面的应用。而真正让“智慧城市”成为热点并在全球推广的是 IBM。2008 年 ,IBM 提出了“智慧地球”战略。IBM 提出的“智慧地球”战略包含了智慧城市的愿景。2015年,英国政府在BIM第二阶段成功实施的基础上,提出了以CIM发展为核心的数字建造英国国家战略,输出数字化能力,分享全球建筑业变革红利。 中国于2010年开始启动了大规模的智慧城市试点示范工作,发展经历了三阶段,智慧城市的概念也转变成为新型智慧城市。这三个阶段包括萌芽阶段(智慧城市概念提出之前)、探索试点阶段(2010年-2015年)、 体系创新阶段(2016年-现在)。经历三个阶段的持续演进,最终通过体系创新向新型智慧城市转型。中国一直将智慧城市以及新型智慧城市作为城市经济社会可持续发展的重点任务进行推进,无论在政策还是在发展规划方面,都给予了相关领域的大力扶持。预计未来在国家“智慧社会”、“数字强国”等战略的引导下,政府、社会资本都在积极进入,新型智慧城市相关领域的建设投资规模还将保持较快增长水平。据 IDC 预测,到 2021年中国智慧城市技术投资规模将达到 346 亿美元,2017-2021 年复合增长率将达到 18.7%。 城市信息模型(CIM) 城市信息模型(CIM),是构建以数字孪生技术为核心的新型智慧城市基础。传统的城市建设在空间规划上大体都停留在二维平面,远达不到智慧化要求,三维空间的有效感知与实景可视化日益成为城市建设管理的重要抓手,也是发展新型智慧城市的关键内容。传统三维空间数据模型大都面向特定的专业领域,如地质模型、矿山模型、地表景观模型等,这些模型大部分针对单一数据类型,不能表示多源异构数据,数据和软件的耦合程度很高,重用价值不高,针对地上下和室内外多粒度对象统一表达等难题,需要建立更高水平的城市级三维空间模型。因此经过语义化技术进行结构提取和属性自动挂接得到的CIM平台成为了发展新型智慧城市的基础核心。随着新型测绘、模拟仿真、深度学习等技术的成熟运用,在数字空间构建一一映射的数字孪生城市。除了三维视觉表现,还承载了城市要素的属性信息,将城市三维模型从可视化阶段真正引入城市计算领域,实现挖掘、统计、分析、决策,物理城市的数字表达经历了从最初的二维平面到三维立体、到全要素结构化的发展历程。 CIM政策 近期,住建部已经启动了城市信息模型(CIM)平台建设的试点工作,首批试点城市包括南京、北京城市副中心、广州、厦门和雄安新区。旨在逐步实现工程建设项目全生命周期的电子化审查审批,促进工程建设项目规划、设计、建设、管理、运营全周期一体联动,不断丰富和完善城市规划建设管理数据信息,为智慧城市管理平台建设奠定基础。以下统计了近年来中央和地方出台的CIM相关政策。 国家层面 发改委《产业结构调整指导目录(2019年本)》(中华人民共和国国家发展和改革委员会令第29号) 发布时间:2019年10月30日 主要内容: 基于大数据、物联网、GIS 等为基础的城市信息模型(CIM)及建筑信息模型(BIM)相关技术开发与应用设为鼓励性产业。 国办发《国务院办公厅关于全面开展工程建设项目审批制度改革的实施意见》(国办发〔2019〕11号) 发布时间:2019年3月26日 主要内容: 《意见》提出,对工程建设项目审批制度实施全流程、全覆盖改革。2019年上半年,全国工程建设项目审批时间压缩至120个工作日以内,省(自治区)和地级及以上城市初步建成工程建设项目审批制度框架和信息数据平台;到2019年底,工程建设项目审批管理系统与相关系统平台互联互通;试点地区继续深化改革,加大改革创新力度,提高审批效能。到2020年底,基本建成全国统一的工程建设项目审批和管理体系。 住房和城乡建设部关于发布行业标准《工程建设项目业务协同平台技术标准》的公告 发布时间:2019年3月20日 主要内容: 根据《关于开展<“多规合一”信息平台技术标准>工程建设行业标准制订工作的函》(建标标函〔2017〕231号)的要求,编制了本标准。其内容重点涵盖平台功能、平台数据、平台运维等内容。 CIM推动城市高质量发展 中国城市规划设计研究院未来城市实验室执行副主任杨滔认为,CIM建设既是智慧城市跨行业融合的基石和底板,也是推动城市高质量发展的重要抓手,更是带动我国21世纪产业升级的重要引擎。CIM建设将会扩展出“数字空间领地”,探索基于信息融合创新的新产业培育发展路径,为我国产业融合以及新型城镇化建设提供切实可行的方案。 Q:CIM建设对于传统智慧城市有哪些突破?杨滔:传统智慧城市建设强调以通信为主的智能基础设施建设和应用场景,如智慧教育、智慧医疗、智慧交通、智慧水务、智慧政务等。在这些建设之中,信息化更多强调城市神经系统、城市大脑、城市中枢系统等,本质是试图将神经植入城市,使城市行为更敏捷、更智能。 CIM建设更强调城市本身的全息数字化,时间和空间是极其重要的维度,也是城市运转的本质之一。所有城市要素与其关联,重新勾画基于时空单元的箭头,形成城市过去、现在、未来的全息场景。这套数字孪生的城市空间操作系统就是数字新基建,具有感知层、数据层、计算层、网络层以及应用层,核心是时空单元构成的虚拟城市及人机互动的界面。 数字孪生的CIM不仅是实体城市的复制和映射,更是基于真实城市数据不断进化的智慧。它的能量将随着数字技术的演进日益强化,最终成为一个承载人类物质世界、社会活动和集体心智的无限场域。传统智慧城市空间的物理性将被无限延伸,城市将逐渐成为现实空间和虚拟空间逐渐交融的混合空间。在数字孪生的CIM中,城市之间、人类之间、万物之间的时空阻隔将逐渐被实时数据交换所打破,一个时时刻刻万物感知、万物互联、万物智能的新世界将成为可能。 数字孪生的CIM还将突破人类感知的极限,开展一场重塑人类感知能力的实验,勾勒出城市中无数隐匿的维度和场景,发展出超越人体本身感知维度的超感知能力。CIM与人合二为一,构成通感城市,将使真实的物质城市发生多维折叠,构成无限扩展的空间和流变,数字化的城市和人类会蜕变出新的感知通联,人类在时空穿梭中永续迭代、通感万物。因此,CIM首先是传统智慧城市空间定位的数字坐标;其次是城市建设领域信息化集成应用的数字操作系统;最终是城市智慧化建设运营交易的数字中枢。 Q:目前国内CIM建设现状如何?存在哪些问题?杨滔:国内现阶段CIM建设情况还处于探索阶段,重点围绕BIM集合展开。同时,CIM平台还承载着非BIM的几何模型、文本图片等不同类型的数据。基于这些数据的整合或单专业领域的贯通,CIM建设力图服务城市规划管理、城市建设运营、物业管理服务、大型园区施工管理等工作。住房和城乡建设部也启动了CIM建设试点,围绕“放管服”进行了有益探索,缩短了建设审批时间,实现了“只跑一次”的目标。 CIM建设目前还存在很多问题。首先,CIM概念并未形成共识,国内外在学术上有不同观点;其次,不同类型的BIM彼此不通,实现不同类型的BIM集合存在技术难度,数据量过于庞大,图形引擎效率不够理想;再其次,数据标准难以统一,不同机构、行业、部门、城市等都有不同的规划建设运营标准;最后,安全性问题尚未解决,CIM汇聚了海量信息,使城市地上地下基本透明。 从务实角度而言,CIM建设亟待解决三方面核心技术:一是空间定位、分割及编码体系,确保城市任何部件或事件都能在四维时空中得到识别;二是图像快速存储、显示、计算等,尤其是在移动网页端实现,与图像引擎效率密切相关;三是跨行业、跨机构、跨部门的标准体系,包括专业、数据、安全等。 Q:国内目前最典型的CIM建设案例是哪里?杨滔:CIM本质是服务城市全生命周期,不断地全要素迭代、全开放赋能各行各业,最终形成超越真实城市的数字超级系统,与真实城市共同演进。河北雄安新区CIM(以下简称“雄安CIM”)建设实践从2017年7月开始,核心是坚持数字城市与现实城市同步规划、同步建设,适度超前布局智能基础设施,推动全域智能化应用服务实时可控,建立健全大数据资产管理体系,打造具有深度学习能力、全球领先的数字城市。 同时,建立城市智能治理体系,完善智能城市运营体制机制,打造全覆盖的数字化标识体系,构建汇聚城市数据和统筹管理运营的智能城市信息管理中枢。 雄安CIM平台强调全周期,以时间为核心的集成创新。遵循城市空间生长周期的客观规律,以数字技术赋能增效空间管理,监测与展示雄安空间成长建设全过程。根据现实城市成长的“现状评估—总体规划—控详规划—方案设计—施工监管—竣工验收”六个阶段,实现城市全生命周期信息化和城市审批管理全流程数字化,推动数字城市数据汇聚,记录雄安的过去、现在与未来。 以空间为坐标的方法创新,汇集地上地下空间数据和动态信息,建立空间编码体系,促进数字城市全时空要素管理。以空间为城市数据交换、共享和融合的基本ID(身份信息),构建统一空间编码作为空间惟一身份证,以映射城市每一立方米数字空间和实体空间的对应关系,覆盖“城市—组团—社区—邻里—街坊—街块—地块—建筑—构件”不同空间粒度,以“位置—单元—属性”将不同层次、不同维度、不同粒度的数据进行融合后协调处理,从时空维度对城市进行全方位、全生命周期的数字化描述,支撑城市精细化管理需求,通过人工智能技术,让数据发挥价值,让城市更加智慧。 雄安CIM平台强调全要素,以算法为动力的应用创新。协同规划、市政、建筑、道桥、园林、地质等多领域,全面梳理行业知识图谱、技术应用、发展趋势等内容,以数字化技术为桥梁,整合地质勘测、自然地理、市政交通、城市规划、建筑设计、施工建造、运营管理等类型数据和信息,理顺从现状走向未来城市的全产业链条,建构全局敏捷联动和反馈的新机制,创新一体化迭代管理和产业体系。 雄安CIM平台强调全透明,以联动为原则的治理创新。建立多规合一、多测合一、多管合一体系,最大限度地实现城市建设信息共享共有,促进城市建设项目稳步推进,重点解决多方审查、项目审批、城市建设监管等问题,推进多部门管理流程与制度统一,线上支持多部门联审、多专家论证,不断完善各部门多管合一机制,加强部门协调与沟通,更好地服务于城市整体发展需求。 雄安CIM平台强调全开放,以共享为理念的原始创新。以共享为哲学基础,以数据开放、规划开放、产业开放为目标,以安全为底线,搭建原始创新能力。以XDB(雄安数据交付标准)开放数据格式实现“大场景三维地理信息系统(3DGIS)数据+小场景BIM数据+微观物联网(IoT)数据”等有机融合,确保各专业交付成果的名称标记、数据标记、计量单位、坐标体系四统一,实现多软件共享格式、多领域公开应用,全面提升平台的灵活度、适用性和安全性。 Q:CIM建设前景如何?未来发展应注意什么?杨滔:CIM建设是国内外发展大趋势,不管是BIM+GIS还是基于广义数据库的BIM+GIS+IoT等,都是行业探索的技术路径,本质都是为解决区域、城市、片区、社区、建筑、部件、事件、人等在空间中的定位、数据融合及其计算。在BIM领域,我国目前与国外差距仍然很大,关键性技术并未解决,应用人才队伍尚未成熟。因此,需要建议从人才教育、硬软件创新、产业培育、规范标准制定等发展趋势,结合5G(第五代移动通信技术)和物联网变革,进行中长期布局,而不仅是解决短期问题。 CIM建设要实现关键性突破,首先要通过政策杠杆,改变长期以来建设行业信息化和工业化程度不高的局面。在设计、施工、运营这个闭环中,数字化技术将推动行业透明化与标准化,而对于提升过程中设计质量、施工质量、运营质量等收费政策,均需要进一步研究。BIM是CIM的基石,缺少BIM的法律地位,CIM无法真正建立。BIM的本质不在于数据化,而在于从设计创作端就能对后续深化设计、图纸制作、施工运营等进行顶层设计、高品质管理及风险管控,真正实现全过程管理。 其次,以各部委公信力为基础,推动在大建设领域中跨行业跨部门数据融合。数据库建立与共享的管理政策与标准规范是核心。数据在中枢汇聚或采用分布式技术进行端的融合,被更多部门、机构和企业采用,才能实现数据库的真正价值。根据安全要求和市场经济规律,出台相关政策和标准,规范数据交流、获取、交易制度,这些是各部委的重要抓手。 最后,围绕CIM市场化运营,推动全行业升级转型,组织企业、教育和科研机构等,展开特定产业链条重塑改革,建立相关场景试点,包括绿色建材、装配式建造、老旧小区改造、可支付住宅、城市管理、社区共同缔造、智慧交通等细分领域在CIM平台上的应用。  ...
中国风电行业市场在经历了一个不平凡的开年后,各家上市公司也基本完成了2020年一季度业绩报告的披露。截至5月13日,共计有22家风电相关上市公司公布2020年一季报。 虽然突如其来的疫情对我国经济社会发展带来前所未有的冲击,风电行业也受到干扰,业绩短期波动明显。 但可喜的是,风电行业在此次疫情期间展现出较强韧性,根据国家能源局11日发布2020年一季度风电和光伏发电并网运行情况。一季度全国风电新增并网装机236万千瓦,其中陆上风电新增装机207万千瓦、海上风电新增装机29万千瓦。截至3月底,全国风电累计装机2.13亿千瓦。 值得注意的是虽然受国内疫情影响,国内制造环节交付有所延迟,但依旧保持者较高的增速。根据招商证劵估算:2020 年一季度风电行业整体收入同比增长 11.18%至 266.34 亿元,收入增速较 2019 年同期下降 19.33 个百分点;归母净利润同比增长 38.76%至 40.27 亿元(部分企业尚未公布,未统计在内)。 据统计,主要的零部件企业依旧延续2019年较高增速,据中材科技4月22日投资者关系活动记录,其3月风电叶片交货量已创单月历史新高或次高。日月股份5月8日公告,近期订单延续了2019年比较饱满的状态;随着2月中下旬企业复工复产,日月股份已持续向国内外客户恢复供货,目前生产和供货均保持正常状态。 整机商也随着低价订单的逐渐交付完毕,以及毛利率更高的大功率机型销售的增加,开始享受到行业需求向上所带来的红利。根据金风科技5月3日发布2020年第一季度业绩报告,截至2020一季度,金风科技在手外部订单共计20.16GW,同比增长4.8%,其中已中标订单共计3,335MW,已签合同待执行订单共计16,826MW。 对于运营商,2020年一季度业绩表现平稳,以龙源电力为例,完成发电量136.93亿千瓦时,其中风电发电量116.62亿千瓦时,超计划电量并创历史新高,实现首季“开门红”。 总的来说,随着复工复产到位、建设的加快,因疫情打乱原有生产建设计划,大部分拟建和在建项目,将逐步恢复原有节奏。预计风电制造端交付量将有较大程度的提升,整机环节可能会体现出更大的业绩弹性。...
美国商务部于当地时间5月4日和6日连续发起两次国家安全232调查,分别针对电力变压器及其组件中的叠片、铁芯和移动式起重。有业内人士分析指出,虽然两次调查并非针对中国企业,但涉及的产品也有从中国进口的,因此部分企业应给予关注并合理防范。232调查是指美国商务部根据《1962年贸易扩展法》第232条款的授权,对特定产品进口是否威胁美国国家安全进行立案调查,并在立案之后270天内向总统提交报告,美国总统在90天内做出是否对相关产品进口采取最终措施的决定。据悉,5月1日,特朗普就签署了一份旨在保护美国电力系统安全的行政命令,提及美国大容量电力系统正在面临威胁进而使国家陷入危险,并要求禁止部分国家为大型电力系统设备提供开发、进口、转让、安装、设备等服务。消息一出,就有部分中国企业向本报记者透露,这一行政令很有可能将对中国电力、光伏及特高压项目在美国的推进产生影响。随后在5月4日,美国商务部长罗斯在232调查公告中表示:“商务部将进行彻底、公正和透明的审查,以确定用于变压器、电力变压器和变压器调节器的叠式和绕铁片的进口对国家安全产生的影响。”根据记者从相关电力企业得到的消息,目前电力设备出口并没有受到来自上述行政令和调查的影响,但不排除后续可能出现的限制。该企业人士表示,近年来,机电产品出口逐渐成为中国企业的优势领域,尤其是高技术产品的出口比重逐渐增多,鉴于此,政府有关部门、商协会等应积极协助企业开拓相关市场,尽可能减少对少数国家的依赖。根据美国《1962年贸易扩展法》,国家发起232调查可以基于利害关系方的申请、政府部长或机构负责人提出的申请,也可以由商务部长依职权自行发起。而5月6日针对移动式起重机的调查就是根据美国起重机制造商马尼托沃克公司去年12月的申诉发起的。该公司认为,增加进口低价移动式起重机(尤其从德国、奥地利和日本进口的),以及外国竞争导致的知产侵权,已伤害美国国内移动式起重机制造行业。鉴于移动式起重机在国防和关键基础设施行业的广泛应用,美国已将该行业认定为关键产业。虽然6日的调查并非针对中国产品发起,但不排除部分中国企业可能由此受到影响。对于这两起232调查,有律师在接受记者采访时说,近一段时期各种形势复杂多变,以出口为导向的企业,应该妥善处理好贸易对象国当地疫情和相关法律法规的变化。赴美出口一定要做好相关行业的调研和产品布局,观察最新政策动态,尽量避免涉足敏感行业,同时要规范企业的经营管理,提前做好知识产权布局。中国企业在必要时也可以根据实际情况采取在WTO规则内的反制措施。...
2020年5月11日,中国电力企业联合会发布《中国电气化发展报告2019》(以下简称《报告》)。《报告》以电气化发展进程为研究对象,面向全社会宣传和展示中国电气化发展情况,研究构建了反映电气化进程的评价指标体系,分析了电气化发展趋势,提出了我国中长期电气化发展目标。   《报告》指出,“十二五”以来,中国电气化发展在清洁能源发电、输配电、电力安全供应、电力新业态、电能替代、节能节电、电力需求侧管理、电力营销、用电营商环境、电力普遍服务、电力市场化改革、低碳电力等主要领域成效显著。2018年,全国发电能源占一次能源消费比重达到约46.4%,电能占终端能源消费比重达到25.5%,多项电气化发展主要指标稳步提升,中国电气化进程步入新的阶段并快速向前推进。以绿色、安全、高效、智能为内涵的电气化发展有力推动我国能源生产与消费革命、支撑经济社会协调发展、促进生态环境持续改善、助力人民生活品质不断提升。 《报告》认为,中国电气化进程总体处于电气化中期中级阶段,与美国、德国、日本等发达国家的电气化进程均已处于电气化中期高级阶段相比,仍然存在差距,差距呈现逐步缩小的趋势。预计到2035年,我国发电能源占一次能源消费比重提高到57%,电能占终端能源消费比重提高到38%,人均生活用电量提高到1900千瓦时/人。届时,中国电气化进程总体将处于电气化中期高级阶段,特别是电能占终端能源消费比重将处于国际先进水平。 《报告》提出,将提高全社会电气化水平纳入国家能源战略,凝聚社会关于电气化发展的共识,明确电气化发展作为推动能源消费、供给、技术、体制革命与全方位加强国际合作的重要路径。通过引导各类清洁发电能源合理布局、协调发展,提升电力系统安全运行和智慧化水平,加大工业、建筑、交通领域电能替代和能效提升力度,深化电力体制机制改革,激发电气化发展新动能,缩小不同行业和区域间的电气化水平差距,到2035年,我国全社会用电量将达11.6万亿-12.1万亿千瓦时,清洁能源发电量6.9万亿-7.4万亿千瓦时,单位发电量二氧化碳排放强度比2020年累计下降38%。全国电气化发展更趋平衡、更加充分,全社会电气化水平持续提高,电气化进程将更加有力地促进能源电力发展绿色低碳转型,为经济社会高质量发展提供强劲支撑。...
  2020年3月4日,中共中央政治局常务委员会召开会议,会议强调,加快5G网络、数据中心等新型基础设施建设进度。作为我国稳投资、调结构、扩内需的新引擎,“新基建”成为广受社会关注的热词。 仿佛一夜之间,在小区、街头、商场、公园竖起的充电桩,再次站上了风口。3月初,新能源充电桩被纳入国家“新基建”版图中,成为七大领域之一。紧接着,宁德时代与阿里巴巴蜂拥而入。近日,国家电网宣布今年计划投资27亿元,新增充电桩7.8万个,新增建设规模同比增长逾10倍。 这不是充电桩第一次迎来风口。早在2012年,国务院发布《节能与新能源汽车产业发展规划》,在新能源汽车产业带动下,充电桩行业涌入了第一批玩家。一轮“跑马圈地”后,充电桩行业形成了相对稳定的格局,也留下“一桩难求、充电慢、充电不安全”的尾巴。新风口之下,各大玩家该如何卡位,顺势而为? 产业从无到有快速发展 近日,中国电动汽车充电基础设施促进联盟发布的《2019-2020年度中国充电基础设施发展年度报告》(下称《报告》)显示,截至2019年,我国公共充电桩保有量已达51.6万台。“我国新能源充电设施市场实现了从无到有的阶段,可以满足新能源汽车基本的充电需求。”特来电副总裁袁庆民在接受中国知识产权报记者采访时表示,随着新能源汽车市场的不断发展,充电需求迅速释放,尤其近年来在相关政策推动下,资本大量进入,产品标准化程度提升,进入门槛有所降低,极大促进了产业的快速发展。 《报告》显示,2016年、2017年新增公共充电桩数量保持在9.1万台左右,进入2018年以后,新增公共充电桩数量有较大幅度提升,2018年全年增加14.73万台,2019年新增的公共充电桩也达到12.89万台。车桩比方面,由2015年的7.84:1提升到3.50:1。《报告》预计,未来几年车桩比水平还会进一步提升,未来车桩比水平将保持在3.4:1左右。在运营方面,目前充电设施保有量超过1万台的运营商有8家,其运营充电桩数量达46.5万,占全国充电桩的90%以上,前三大充电运营商是特来电、星星充电和国家电网,共运营充电桩35.6万台,占比达69%。其他充电运营商运营数量也保持稳定增长,形成以大型运营商为主、小微运营商为补充的市场格局。 北京奥凯知识产权服务有限公司咨询研究部总监朱玉华分析,近年来,充电桩企业大幅增长既取决于市场的快速扩大,也受益于标准的统一。他分析,我国新能源充电设施发展过程中,兼容和安全问题一直突出,早期购买新能源汽车的车主经常会遭遇车和桩不匹配的尴尬,为解决这两大问题,2016年1月1日新能源电动汽车充电桩新国标正式推行,全面提升了充电桩的安全性和兼容性,为新能源充电设施市场快速发展提供了保障。 技术积累仍待从有到优 伴随着国内新能源充电桩产业的迅猛发展,充电桩相关专利申请量呈现出高速增长趋势。国家知识产权局专利局专利审查协作四川中心审查员陈琪通过检索DWPI(德温特世界专利索引数据库)和CNABS(中国专利文摘数据库)发现,虽然我国充电桩技术起步较晚,直到2009年相关发明专利申请仅2件,但2010年至今呈现明显增长态势,尤其从2014年开始专利申请量开始大幅增加。根据对IPC分类号的统计,目前专利申请集中在供电系统或者电能存储系统领域。 作为充电桩的核心功能,充电模块技术分为快充和慢充两种充电方式。朱玉华介绍,慢充为交流充电桩,其利用标准的充电接口与交流电网连接,通过传到为车载充电机给电动汽车提供交流电源,具有占地面积小、布点灵活的优势,但无法满足现代社会快节奏的生活方式;快充为直流充电桩,通过对交流电进行变压、整流、逆变、滤波等处理,直接对电动汽车进行充电,其充电时间短,但安装和充电成本都较高。为满足用户需求,直流充电桩成为专利布局的主要方向。朱玉华对国内相关发明专利申请人统计发现,国家电网公司无论从专利布局时间上,还是专利申请数量上都遥遥领先。其从2010年开始布局,申请数量大,技术分布方向最多的分支为分类号H02J7/00(用于电池组的充电或去极化或用于由电池组向负载供电的装置),显示出其在行业内的领军地位。 随着移动支付、“互联网+”、共享经济等对人们生活方式的改变,国内专利申请人也在积极运用互联网思维,为充电桩运营寻找合适的模式。陈琪介绍,如许继集团有限公司提交的专利申请(申请号:CN201010275195.2)公开了一种电动汽车物联网充电系统,汽车物联网、电池物联网、充电设施物联网构成三级物联网架构,不仅可以支持用户通过被远程控制的分布式充电桩进行自主充电,还可以灵活有序安排电池的充放电,并进行实时监控,提升了整个充电设施和电网安全性及用户使用体验。特来电提交的专利申请(申请号:CN201611205413.9),通过充电云平台与网约车平台的合作,实现了合理配置资源,提供了在运营方面新的思路和布局。 虽然从专利申请数量来看,我国充电桩技术创新不断,但整体而言技术积累的速度还远远跟不上产业扩张的速度。在2019全球未来出行大会上,充电桩制造运营企业相关负责人表示当前新能源充电桩还有四大短板:充电时间长,削弱了电动汽车的使用效率;充电设施服务能力不足,充电桩难找,兼容性较差;智能化水平低,不便于大规模部署管理;充电安全问题突出。 “我国充电桩市场要从有到优,完全满足充电需求,还远远不够。”袁庆民认为,虽然我国充电桩功能模块在性能上有提升,系统集成技术也有进步,但产品的安全性、环境可适应性,包括之前尚未得到重视的枪头、枪线质量问题,都还有待提升。更重要的是,从行业发展来看,各方对于未来充电网络运营尚未形成共识,商业模式存在不确定性,整个技术体系还没有形成,在电动汽车充电设备及安全运行、动力电池充电安全研究、汽车充电网与新能源微网双向融合、充电兼容等方面还需要持续深入开展技术创新和产品创新。 未来发展谨防行业乱象 有统计显示,到2030年,我国新能源汽车保有量将超过6000万辆。如果按照车桩1:1的建设目标,未来充电桩的建设规模也在6000万以上,这可能催生一个万亿级的充电桩基础设施的市场。万亿市场蓝图让国家电网等第一梯队选手快马加鞭,而各地中、小企业则会借助政策推力,快速抢占优势点位,将形成大小企业群雄逐鹿的局势。 袁庆民担心的是“新风口之下,大量资本和参差不齐的企业涌入,也可能带来重复投资、安全隐患等行业乱象,甚至研发方向上也会出现混乱,经过市场竞争,会迎来新的一轮洗牌。”就如前几年,在各地补贴政策鼓励下,充电桩制造运营企业“跑马圈地”、瓜分补贴,快速扩张,忽视日产维护和管理,出现了“重速不重质”、技术不兼容等问题。 他建议,布局充电桩行业,一定要从行业与技术发展的本质出发,重视研发深度,开展专利布局,而不能只为了蹭热点、占风口。因为充电基础设施的安全性非常重要,目前在产品、技术及专利布局上还有大幅提升空间,一旦电动汽车因为充电发生安全事故,对于整个行业的发展而言将是颠覆性的打击。 业内人士认为,和上一轮的粗放式圈地建桩明显不同的是此次新基建风口,充电桩的亮点转向产业生态和运营。行业需要不断强化网络运维的软件思维,通过云端平台和日常运营的结合,进一步发掘并发挥充电桩数据的互联网机制。具体在专利布局方向上,朱玉华认为,在运营方面,借助于互联网+、大数据等技术手段,促进信息的开放共享、互联互通,让车辆和充电桩网络更加匹配,更好提升用户体验,智能充电桩是未来发展趋势,也将是专利布局的热点之一。据袁庆民介绍,这也是特来电一直坚持的充电网络运营模式,它摒弃了只做单一充电设备的运营模式,让诸多单一的充电桩形成充电网络,让充电网络与电网、车联网有效协同,为客户提供安全、高效、便捷的定制化服务。...
我国可燃冰第二轮试采在南海神狐海域进行。 在中国南海,不久前诞生了产气总量、日均产气量两项新的世界纪录——我国设计研发的“蓝鲸2号”半潜式钻井平台在水深1225米的南海神狐海域,试采产气总量86.14万立方米,日均产气量2.87万立方米。 而此次被试采的主角,正是被人类寄予厚望的神秘物质可燃冰。作为未来能源之星,它何时能走进寻常百姓家?新华日报《科技周刊》记者采访到江苏海洋、地质、能源专家为您揭秘。 清洁能源可燃冰深藏海底、冻土 作为世界主要能源,石油、天然气已经“被消耗”了一个多世纪,人类亟待找到下一阶段的替代能源。 人类对可燃冰的发现,最早可追溯到上世纪60年代,在西伯利亚冻土带,有研究者发现了可燃冰,随后,加拿大西海岸、日本海域、美国加州滨海,以及中国祁连山和南海相继发现可燃冰资源。“可燃冰是由天然气和水在高压低温条件下,形成的类冰状结晶物质,主要分布在海洋或冻土中,燃烧后仅会产生少量二氧化碳和水。” 南京大学教授、江苏省地质学会高级专家胡文瑄介绍,可燃冰是一种清洁能源,污染比煤和石油小得多,但能量密度很高。 “研究发现,形成可燃冰需要四个必备条件:(甲烷)气体、液态水、较低的温度和较高的压力,缺一不可。”江苏科技大学能源与动力学院副教授宋印东说,自然界里,只有两种地方可以同时满足前述四种条件:数百米深的冻土带地下,或者一两千米的深湖、深海底部及泥沙深处。它们的温度和压力恰好使可燃冰能够稳定存在,于是也被称作水合物稳定带。 根据可燃冰所在的具体位置不同,可燃冰的形态也千奇百怪。它们有时单独以块状存在,主要出现在海底,相对少见;有时与泥沙混合在一起,呈现团块状、网脉状的不规则外观。更多的时候,可燃冰以肉眼难以看到的状态,分散储存在泥沙颗粒之间的微小孔隙里。虽不起眼,但全球有着可观的可燃冰的储量,是目前勘探和试采的主要目标。 宋印东表示,以目前的认知来看,洁白大块的可燃冰储量可能最少,泥质沉积里的分散可燃冰储量可能最大,但不易开采。相对容易开发的,是储存在冻土带地下砂层和海底砂层孔隙中的分散可燃冰。 中国储量丰富,开采是共性难题 目前勘探的数据显示,可燃冰的储量极为丰富。据粗略估算,它所蕴含的天然气资源可达到已知常规天然气资源量的数十倍;如果按有机碳储量计算,大约是已知煤炭、石油、天然气有机碳总量的2倍。假如能够大规模商业化利用,将会成为未来的能源之星,保障世界的化石燃料安全。 对中国而言,可燃冰被寄予厚望,被视作可实现弯道超车的“重要能源”。与国外相比,我国常规油气资源不足,对外依存度很高,作为制造大国,油气消耗量巨大,并不断增长,因此,可燃冰一旦实现商用,中国将会走出能源困局,逐渐实现能源独立。“中国有丰富的可燃冰资源,总量相当于1000亿吨石油。”胡文瑄谈道,早在2000年左右,中国就提出了可燃冰“发展规划”,计划在2020年至2030年完成试采,力争在2030至2050年实现商业开发。 近年来,世界各国对可燃冰的研究也加快了进度,除了陆地冻土带的开发实验外,也加快了海域可燃冰的研究与开发实验。促使中国可燃冰计划也“迎头赶上”。2013年至2017年,美国和日本等率先在海底进行了可燃冰开采试验,然而结果却不尽如人意,“最大的问题是,无法‘提纯’泥沙包裹的可燃冰,致使流砂进入井筒而失败。”胡文瑄介绍。 “可燃冰开采可不是像挖煤那样直接挖掘。”江苏海洋大学测绘与海洋信息学院教授周立说,可燃冰分布在沉积物的孔隙中,海底可燃冰存储层大多由于没有完整的圈闭构造和致密盖层,如果大面积挖掘沉积物,其开发过程可能引发海底滑坡、泥沙倒灌、甲烷泄漏等工程灾害,随之也对深海生态带来负面影响。 “目前国际公认的可燃冰开采方法是原位分解法,通过外力改变可燃冰稳定存在条件而使其在地层原位分解,生成可流动的气体和水,再采用如同石油、天然气的开采方法,将这些流体采集到地面上。”胡文瑄说,2017年5月,中国在南海1000多米海底进行可燃冰的开采试验,开发了包括防砂技术在内的六大技术系列20多项关键技术,让可燃冰从海底泥沙层中“解析分离”出来,最终开采出纯度很高的天然气,2个月产气30多万立方米,使我国成为第一个成功开采海底可燃冰的国家,向商业开发迈出了关键一步。 距离大规模商用至少还需10年 “按照能源发展的脉络,可燃冰代表着未来方向。”胡文瑄强调,可燃冰的研究意义重大,它是未来大国竞争必须“抢滩”的重要战略资源。 研究的步伐要大胆创新,但开采实验要谨慎小心,这是中国可燃冰开发实验的严谨态度。今年年初,中国在南海进行了第二次可燃冰开采,仅1个月就安全开采出86万立方米天然气,效率和性能大幅提升。“从目前2次试验来看,中国对可燃冰的开采非常成功,但距离商业化开发还有距离。” 胡文瑄告诉记者,可燃冰赋存在海底的地质环境非常复杂,如果大规模开发,海底环境以及各项开采参数很可能都会产生变化,一旦出现意外,有可能会造成严重的环境灾害,因此需要进行大量的实验与模拟推演,确保可燃冰开发“绿色安全”。 “可燃冰开采过程中,会改变温度和压力,物理化学性质会改变,从而影响海洋环境。”周立也表示,可燃冰作为一种新型能源,在加工、运输、储存等环节,每道工艺都要有完整实验,达到工业标准的体系,技术要求非常高。目前,各国的技术只能小量试采,如果要实现大规模的强行提产,可能导致地层失稳、大面积出砂,想要实现可燃冰的长期、高效开采,还需要对当前的技术进行改进优化。 同样,可燃冰的商业开采还存在一个成本难题:目前中国南海可燃冰的开采成本约为200美元/立方米,按当前汇率折算,折合成天然气成本价为8元/立方米。而常规天然气成本现在不到1元/立方米,目前还差距较大。“必须把成本降到目前天然气成本的水平,才有商业价值。” 周立说。 “在可燃冰开采过程中,长效的生态影响是全球最受关注的前沿科学领域。”周立说,我国此次可燃冰试采实现了从“探索性试采”向“试验性试采”的重大跨越,迈出天然气水合物产业化进程中极其关键的一步。而在开采安全、海洋环境以及可燃冰的可利用价值方面都处在摸索阶段,必须尽早摸清环境本底、掌握生态规律、预测开采趋势。“可燃冰开发必须与生态环境保护并重,商业开发前必须采取长期的生态环境监测、实验、定量评估和生态保护举措,以确保人类安全、绿色利用这一重要的战略资源。” “我国两次试采可燃冰对国家安全、技术突破和社会可持续发展都有积极意义。”宋印东认为,按照中国可燃冰研究的最新“计划表”,步入大规模商用阶段,可能还需10年甚至更久的研究与开发实验过程。...
新冠病毒疫情为城市管理和基础设施运营带来了前所未有的挑战。然而,大数据、人工智能、5G等技术在疫情中的不同应用也让我们看到了数字化和智能化技术赋予城市管理的巨大潜力,为更多城市数字化应用场景的发展带来机遇。在中国推进“新基建”的大背景下,人工智能、物联网等先进技术与基础设施的深度融合,将大力推进电网、楼宇、交通等领域的转型升级,从而打造更高效、更具韧性,更宜居的智慧城市。 西门子(中国)有限公司执行副总裁、西门子大中华区智能基础设施集团总经理贝拓明(Thomas Brenner)  楼宇作为城市的核心基础设施之一,其智能化将是未来智慧城市的重要构成环节。疫情的蔓延让“宅”生活成为了新常态,不管是在家中陪伴家人,还是积极投身于复工复产,楼宇建筑都为人们筑起了一道安全屏障,提供学习、工作和生活所需的空间环境。因此,大家也期待着看似沉默的楼宇能够与我们“心有灵犀”,创造更舒适、更安全同时又更节能环保的完美空间。 那么,如何才能让建筑“聪明”起来呢?过去,楼宇不具备感知的能力,无从得知人们的活动状态。今天,随着楼宇自动化技术、智能基础设施、云技术,以及人工智能、物联网和数字化双胞胎等众多创新科技的普及和成熟,楼宇将开始拥有“神经”和“大脑”,变得敏锐而智慧。 真正的智能楼宇应当“以人为本”,更好地服务于人。因此,在楼宇的设计和施工阶段,人们可以应用数字化双胞胎技术捕获建筑的静态数据,例如楼板尺寸、房间数量、窗户、线路、以及所部署的技术设备和建筑材料等,然后用可视化和仿真的方式,设计最佳的疏散路线、空间布局和能耗方案,并提高建筑工程效率。未来,应用数字化双胞胎技术不仅可以动态调整楼宇功能,以适应不断变化的用户需求或天气情况,智能楼宇甚至还能对火灾进行监测与预警。一旦发生险情,智能系统能自行将火灾地点、人群聚集、逃生位置等实时信息发送给前往火灾现场的消防员,为人们的生命和财产安全保驾护航。 真正的智能楼宇应当“知学善用”,不仅能够了解外界环境并与之互动,同时也具有学习和适应的能力。通过部署物联网设备,楼宇能够及时捕捉大量数据,以洞悉周围环境,并主动响应人们的需求,同时通过分析楼宇和设备产生的数据进而提供反馈信息,帮助人们实现科学决策和精细管理。例如,智能楼宇能监测温度、湿度和外部天气情况实现自主优化,为人们提供最适宜的室温和最理想的空气质量。同时,还可以帮助管理者提高运营效率,应用预测性维护,并依据动态仿真结果做出调整。 真正的智能楼宇应当“克勤克俭”,通过最小化能源消耗来帮助降低能源需求。楼宇建筑作为能耗大户,在中国能源消费总量中的份额超过了27%。预计到2030年,这一比例将上升到40%。因此,楼宇的节能减排对于经济社会的可持续发展具有重要意义。根据《中国智能楼宇产业发展报告》统计,中国的既有建筑达400亿平方米,仅有1%为节能建筑。未来,智能楼宇可以根据房间的实际使用、光照条件和温度自动调整照明和暖通空调解决方案,和普通建筑相比,这将能够减少高达80%的生态足迹。 西门子提供的产品和解决方案让楼宇智能化成为可能。例如,开放性的楼宇管理平台Desigo CC能够对楼宇的供暖、通风和空调等系统实现集成管理与优化,并为能源管理系统提供楼宇运行的关键数据,让楼宇设施更为舒适宜人和安全高效;在能源管理软件SENTRON powermanager的支持下,用户可以在简洁易懂的操作界面上监测楼宇单个设施或整体系统的运行特点,分析楼宇的能源消耗情况从而找到潜在节能空间和系统错误来降低能耗与碳排放;EnergyIP Distributed Energy Optimization(EnergyIP DEOP)则可以助力光电厂、风电厂、通讯中心、园区和微型电网等实现持续优化,提高运行表现。通过为用户提供区域设施的综合运行情况,DEOP可以帮助用户管理多个地点的资产,并基于实时数据及时采取响应举措为相关系统运行创建最佳优化算法。 在中国,西门子一直致力于智能楼宇的发展,并不断通过与政府、企业展开合作,将全球领先的楼宇试点项目落地中国。例如,西门子携手青岛中德生态园青岛被动屋工程技术有限公司,联合打造了中德生态园被动房技术中心。这座被动房建筑不使用主动采暖和空调系统,就能维持舒适的室内环境。在冬天没有暖气的情况下,总面积达1.38万平方米的建筑也能保持室温在20摄氏度以上。而且,中心兼顾环保和舒适,让人们在享受室内舒适环境的同时实现近零能耗。据统计,这栋建筑每年可节约一次能耗近130万千瓦时,减少二氧化碳排放664吨,这相当于53120棵树木的二氧化碳吸附量。中国的房屋如果都按照被动房标准建设或改造,到2050年将节省大约70亿吨标准煤。 展望未来,智能楼宇发展将充满无限潜能。例如,楼宇和跨领域的电网数据如能实现共享,那么建筑将不仅仅是能源消耗者,也可以变身为智能产消者,在能源系统中发挥新的作用。西门子已经在全球启动了项目试点,尝试把楼宇集成到电网中,成为分布式能源系统的组成部分。在加拿大数个大量采用电供暖系统的省份,西门子正尝试与当地政府合作试点项目,将楼宇用作“电池”,以“热”力形式储存多余的电量,继而实现电力的削峰填谷。西门子还曾与纽约布鲁克林的一家初创公司LO3合作,利用区块链技术构建能源交易社区,让社区内的建筑业主可以将自家屋顶光伏生产的多余电力出售给附近的其他用户,他们将这些多余的可再生电力用于空调的运行,而不是使用电厂提供的电力。 在楼宇基础设施和服务领域,人类社会正在步入一个巨变的时代。传感器、数字化技术,以及智能基础设施与物联网的无缝连接为楼宇的业主、用户和管理者在降低成本、改善使用体验和应对气候变化等方面带来新的机遇。而未来的智能楼宇将能够自我感知和预测用户需求,更具灵活性和更加个性化,并与用户及所在社区共同构建智能社区,以点及面地打造智慧城市新生态,为人们的美好生活,也为社会的可持续发展提供更多助力。     Read More...
能源互联网连接能源生产和能源消费,是源、网、荷、储、人等各能源参与方互联的基础平台,能够实现互联网式的双向交互、平等共享及服务增值。其中,“源-网-荷-储”各环节协调互动是实现能源互联的关键功能之一。 如何基于能源互联网的特点理解“源-网-荷-储”互动运行?“源-网-荷-储”互动调控又将为支持能源互联网智能、高效和绿色运行提供哪些技术思路和解决方案? 能源互联网具有哪些特点 能源互联网代表电网发展的更高阶段,是以电为中心,以坚强智能电网为基础平台,将先进信息通信技术、控制技术与先进能源技术深度融合应用,支撑能源电力清洁低碳转型和多元主体灵活便捷接入的智慧能源系统。具体而言,能源互联网具有哪些特点? 绿色低碳是能源转型发展的根本理念。建设能源互联网能够在能源生产、传输、消费等各环节实现低碳环保目标,保障清洁能源充分消纳。 安全是能源发展的基本要求。能源互联网系统结构坚强、安全可靠,安全态势感知能力、预防抵御事故风险能力和自愈能力强。 能源互联网各环节广泛互联,能源网络分布宽广,集中式、分布式等各类设施及主体能够广泛接入,跨地域、跨能源品种互通互济,能源系统与信息系统、社会系统可实现融合发展。 能源互联网能够有效推动电力、冷、热、气及可再生能源等不同形式的能源互联互动,能源配置和综合利用效率高、经济效益好;不同能源间协同优化、有效互补,源网荷储协调,各类主体友好互动。 能源自由互联与共享将是未来能源互联体系的全新运营模式。能源互联网具备灵敏感知、智慧决策、精准控制等能力,数字化、智能化水平高,各类设施“即插即用”。构建基于能源互联网的新型综合交易体系,打造开放式能源互联交易平台,可以实现各类能源平等交易与共享,服务用户多元需求,推动市场开放,打造共赢生态。 能源互联网以坚强网架为基础、以信息平台为支撑、以智能控制为手段,能够承载资源优化配置,可有效支撑可再生能源大规模开发利用和各种用能设施“即插即用”,从环节上实现“源-网-荷-储”协调互动,从服务上保障个性化、综合化、智能化服务需求,促进能源生态圈形成和新业态、新模式发展。 “源-网-荷-储”互动运行带动能源系统资源优化配置 作为能源互联网的核心和纽带,电力系统的“源-网-荷-储”互动运行模式能更广泛地应用于整个能源行业,对带动整个能源系统的资源优化配置至关重要。 面向电力系统的“源-网-荷-储”互动运行是指电源、电网、负荷和储能之间通过源源互补、源网协调、网荷互动、网储互动和源荷互动等多种交互形式,更经济、高效和安全地提高电力系统功率动态平衡能力,本质上是一种实现能源资源最大化利用的运行模式和技术。其主要内涵包括以下几方面。 源源互补:不同电源之间的有效协调互补,即通过灵活发电资源与清洁能源之间的协调互补,解决清洁能源发电出力受环境和气象因素影响而产生的随机性、波动性问题,有效提高可再生能源的利用效率,减少电网旋转备用,增强系统的自主调节能力。 源网协调:在现有电源、电网协同运行的基础上,通过新的电网调节技术有效解决新能源大规模并网及分布式电源接入电网时的“不友好”问题,让新能源和常规电源一起参与电网调节,使新能源朝着具有友好调节能力和特性(即柔性电厂)的方向发展。 网荷互动:在与用户签订协议、采取激励措施的基础上,将负荷转化为电网的可调节资源(即柔性负荷),在电网出现或者即将出现问题时,通过负荷主动调节和响应来改变潮流分布,确保电网安全经济可靠运行。 网储互动:充分发挥储能装置的双向调节作用。储能就像大容量的“充电宝”,在用电低谷时作为负荷充电,在用电高峰时作为电源释放电能。其快速、稳定、精准的充放电调节特性,能够为电网提供调峰、调频、备用、需求响应等多种服务。 源荷互动:智能电网由时空分布广泛的多元电源和负荷组成,电源侧和负荷侧均可作为可调度的资源参与电力供需平衡控制,负荷的柔性变化成为平衡电源波动的重要手段之一。引导用户改变用电习惯和用电行为,可汇聚各类柔性、可调节资源参与电力系统调峰和新能源消纳。 促进新能源主动消纳 提升电力系统平衡调节能力 源、网、荷、储资源广泛存在于能源互联网各个环节,具有参与主体数量众多、分布分散且源荷双侧不确定性强等特点。唯有在调度层面把握和控制电源、电网、负荷和储能之间的互动,才能提高能源互联网的安全性和经济性。可以说,“源-网-荷-储”互动调控相当于能源互联网的智慧大脑。 为了引导“源-网-荷-储”互动,调度层面应借助物联网、5G、大数据、人工智能、区块链、移动互联等支撑技术,构建“源-网-荷-储”互动调控体系。这一体系包括两个层面:充分认识互动对象,分析其互动特性,建立互动模型,并计算互动对象的互动潜力,以及在不同的市场机制、外界环境下能发挥出多大的响应能力;提升不确定性环境下的分析和调控能力,掌握“源-网-荷-储”互动环境下的电网安全分析方法,突破协同优化技术和互动控制技术等,从整体上把握互动环境下电网调控运行分析方法的脉络,攻克互动领域的基本理论问题与关键性技术。 “源-网-荷-储”互动有利于提高新能源消纳水平,提升不确定性增强条件下电力系统的平衡调节能力。实际应用中,“源-网-荷-储”互动调控将在哪些能源互联网场景中发挥作用? “源-网-荷-储”互动调控可通过源源互补、源荷互动等形式,结合电源侧不同类型间的协调互补特性、柔性负荷的灵活可调节特性和储能资源的充放电特性等,在新能源大发时鼓励负荷多用(储存)电,提高新能源的主动消纳能力。当前,华东电网、华北电网和宁夏、山西等省级电网都开展了“源-网-荷-储”协同提升新能源消纳的研究和应用。据测算,如将这一模式推广到全国,每年可多消纳风光电量25亿千瓦时以上。 互动调控可促进削峰填谷,即通过源网协调、网荷互动、网储互动等形式,采用实行峰谷分时电价和开发利用可中断负荷等手段,以市场机制引导负荷侧的用电行为,在不影响用电体验的前提下给电网增加额外的平衡资源。这有利于减少电网峰谷差,尤其可以解决电网短时尖峰负荷问题。以华东电网为例,若基于源网荷储互动运行,可有效削减短时尖峰负荷1500万千瓦,显著提高电网投资效率。 当受新能源大发、负荷快速攀升、电网事故等因素影响导致系统备用不足时,源荷互动、网荷互动、网储互动可通过负荷和储能侧的灵活调节解决电力平衡难题。 互动调控还可提升电网事故应急处置能力。在跨区电力通道发生故障、失去大电源等大功率缺失的极端状况下,仅靠发电侧的调节能力不能满足全网功率平衡的需求。此时,精准切负荷、网荷互动、网储互动可将电网的故障处置调控资源扩大到海量的柔性负荷,调用全网可调节资源共同参与事故处置,有助于保障电网安全稳定运行。 “源-网-荷-储”互动调控有利于电源侧减少发电煤耗,提高新能源消纳水平;促进电网削峰填谷,保证电网安全经济运行;有利于减少负荷被动切除,提高用电满意度。应注意的是,实现“源-网-荷-储”互动不仅要实现各类新技术的突破,更需要完善与之配套的宏观政策措施、市场机制、商业模式,做到技术与政策的有机结合。...
在宇宙建设空间太阳能电站,大规模收集、转化太阳能,并以无线方式将电能稳定、高效传输到地面电网,以破解能源供给难题。听起来是不是像科幻片?但是,在重庆璧山,中国首个空间太阳能电站实验基地建设项目已启动,该项目的技术带头人就是中国工程院院士,重庆大学通信与测控中心教授杨士中。 从小在废旧零件堆里“淘宝”的孩童 后来成为科学家 今年已83岁高龄的杨士中院士身材高大、精神矍铄。他是土生土长的重庆人,小时候他的父亲在沙坪坝双碑的原特钢厂工作,那里的厂区几乎成了他童年的乐园。 当时是抗日战争时期,厂里堆着很多从前线运回来的报废武器,他总能从一堆堆废弃零件里“淘”一些小物件回来,然后自己做一些小玩具。杨士中说,正是从小培养的兴趣和动手动脑能力,为他以后搞科研打下了基础。 从重庆七中毕业后,杨士中考上了重庆大学电机系电机与电器专业,毕业后进入中国科学院计算所工作,担任工程师,后又进入航天部504研究所工作,他曾担任重庆大学通信与测控工程学院院长。1997年,杨士中当选为中国工程院院士,后又受聘为西安电子科技大学双聘院士。 作为国家“211工程”运载器测控及遥感信息传输技术重点学科和国家“985工程”科技创新平台测控及遥感信息传输研究院首席科学家,杨士中院士长期从事通信、雷达、飞行器测控等多学科的研发工作,首次在我国研制出传输型卫星遥感系统。填补了我国无传输型卫星遥感的空白,奠定了我国传输型卫星遥感和无人机遥感的基础。 中国首个空间太阳能电站实验基地落户重庆璧山 2018年底,重庆市璧山区人民政府、重庆大学、中国空间技术研究院西安分院、西安电子科技大学联合签署合作协议,标志着璧山空间太阳能电站实验基地建设项目正式启动,中国首个空间太阳能电站实验基地横空出世。该项目的技术负责人就是杨士中院士。 杨士中表示,太阳能可谓取之不尽、用之不竭,与石油、天然气等能源相比,是一种高效、持久、清洁的能源。但目前各地建设的地面太阳能电站,因受大气层衰减影响,如太阳直射,在西北地区一平方米光伏电池可产生0.4千瓦电力,在日照较少的重庆,仅为0.1千瓦。 杨士中说,按照设想,空间太阳能电站将距离地面高度3.6万公里,可避开大气层“衰减效应”,并不受昼夜、天气、地区纬度等自然因素影响。其发电量是地面太阳能电站的几十倍,一平方米光伏电池可产生10到14千瓦电力,发电量与地面核电站相当。 据杨士中介绍,空间太阳能电站要实现需要解决不少问题。首先,要研发大运力运载火箭,才能将空间电站建设所需材料运送至太空;其次,要攻克太空制造技术,将空间电站在太空中组装;再次,如何高效地将空间能量传输到地面;最后,还需考虑空间电站对环境影响问题。 为全国空间太阳能电站技术研究提供参考 而要完成这一构想,需要建一个实验基地来验证它,于是,璧山空间太阳能电站实验基地项目应运而生。 该基地三面环山,具有气候湿润、无霜期长、日照多、云雾阴雨少等特点,可保障实验顺利进行。核心试验区约为106亩,包括升空试验场地、气球平台调试大厅等设施,将重点进行空间太阳能发电站、无线微波传能以及空间信息网等技术的前期演示模拟与验证。 杨士中表示,该项目将在璧山基地进行前期演示模拟与验证,为全国空间太阳能电站技术研究提供参考。其计划建设步骤为在2020年前进行空间太阳能电站实验基地及研发平台建设,2025年左右实现中小规模平流层太阳能电站及并网发电,2025年后开展大规模空间太阳能电站系统应用工作。 “空间太阳能电站的电能,主要通过无线方式进行传输,通过微波,对偏远地区、受灾地区等可进行定向供电或移动供电。”杨士中说,其延伸出的无线输能、无线通信等相关技术,对能源利用、科技创新等具有重要意义。...
2020年4月30日,国际能源署(IEA)发布《全球能源回顾2020:新冠肺炎危机对全球能源需求和碳排放影响》报告,总结了2019年全球能源供需及碳排放情况,并基于新冠肺炎疫情对2020年一季度全球能源的影响,分析预测了全年的能源需求和碳排放。报告指出,新冠肺炎疫情的蔓延对全球能源系统造成了近70年来的最大冲击,预计2020年全球能源需求将下降6%,同时导致全球能源相关碳排放下降近8%。全球电力结构将出现最大幅度的低碳转型,低碳发电在电力需求占比将激增至40%。报告要点如下: 一、截止4月中旬,受强制封控措施影响的人口在全球一次能源消费占比超过50% 新冠肺炎疫情已经成为全球卫生危机,截至4月28日已有300万例确诊病例,并有20万多人死亡。世界各国为降低病毒传播速度而采取的封控措施,使得到4月中旬全球已有占全球能源消费50%以上的人口受到影响,而在3月中旬仅为5%。4月份处于完全封控状态的国家每周能源需求平均下降25%,处于部分封控状态的国家平均下降18%。 二、一季度全球能源需求下降3.8%,煤炭降幅最大 由于全球经济活动和流动性的急剧减少,2020年一季度全球能源需求下降1.5亿吨油当量,同比下降3.8%,逆转了2019年的增长势头。全球经济活动的下降对某些能源品种的需求影响远大于其他能源,具体表现为: 1、煤炭需求受冲击最大,同比下降近8%。这一显著下降主要是由于电力需求下降所致,电力部门占到煤炭消费的2/3,一季度全球燃煤发电下降了约10%。中国作为以煤炭为基础能源的经济体,煤炭消费量占全球一半以上,其在第一季度煤炭消费下降了8%。此外,一些国家/地区廉价的天然气和可再生能源的持续增长给煤炭带来了挑战,加上暖冬天气限制了煤炭的使用以及疫情导致企业停工使得用电需求降低,美国一季度煤炭消费量下降30%,煤炭在其电力结构中占比首次降至20%以下,欧盟一季度煤炭需求也下降20%以上。 2、石油需求也受到严重打击,同比下降近5%。石油需求下降主要是交通运输业活动以前所未有的规模下降所致,其占全球石油需求的近60%。截止一季度末,全球公路运输活动几乎降至2019年水平的一半,一些地区航空旅行几乎完全停止,欧洲部分国家降低90%以上,导致全球航空运输活动降低60%。由于交通需求下降,仅在3月份全球石油需求就以1080万桶/日的创纪录速度下降。 3、主要天然气市场的需求小幅下降,供需不平衡导致天然气库存大增。由于北半球气候较往年温和,全球主要天然气市场的消费量在疫情爆发前的2020年初期就已经下降,一季度欧洲天然气需求量同比下降2.6%,美国由于住宅和商业需求急剧下降导致其天然气需求同比下降4.5%。亚洲成熟天然气市场需求也有所降低,日本液化天然气(LNG)一季度进口量下降3%,1-2月韩国国内天然气销售量下降2.5%,而中国天然气需求则基本持平。天然气供应并未因消费下降而调整,导致天然气库存大幅增加。截至3月底美国天然气地下储气库存储量比2019年上升了77%,比近5年平均水平高出17%;欧洲则增长了40%,比近五年平均水平高出80%。 4、防控措施导致电力需求显著下降,进而影响电力结构。尽管防控措施在大多数国家实施了不到一个月,一季度全球电力需求已下降了2.5%。中国率先采取防控措施,一季度电力需求降幅(-6.5%)全球最大,其他地区受到的影响较为有限,欧洲、日本、韩国和美国的一季度电力需求下降2.5%至4.5%,其他影响因素还包括1-2月的气候偏暖。全面封控措施已使法国、印度、意大利、西班牙、英国和美国西北部地区的每日电力需求减少了至少15%,实施严格控制措施的经济体和服务产业占较大比例的经济体受到的影响最大,意大利的电力需求降低25%以上。由于一季度风力发电和光伏发电大幅增长,可再生能源发电量增长3%,而电力需求总量减少提高了可再生能源在电力供应中的比例。所有实施封控措施地区的电力供应在一季度都明显向低碳结构转变,中国的燃煤发电量减少量最大(约100 TWh),导致全球火力发电量下降。 5、可再生能源是一季度唯一需求增长的电力来源。可再生能源发电基本未受疫情影响,一季度全球可再生能源发电量增长近3%,而其他用能部门的需求有所下降,导致可再生能源总需求增长约1.5%。可再生能源电力需求增长的主要原因是去年新建的超过100 GW光伏项目和约60 GW风能项目提振了产出,再加上成本较低或政策支持导致可再生能源通常比其他电力资源优先调度。另外,一季度可再生能源在全球发电量占比从去年同期的26%提升至28%。生物燃料直接受到道路运输燃料需求下降的影响,巴西、欧盟和美国的乙醇和生物柴油厂商已经降低了产量。 6、全球核能发电量同比下降约3%。核能发电量下降的主要原因是电力需求下降和一些核电设施按计划关闭。欧盟下降幅度最大,法国核能发电量下降了11 TWh(-10%),德国下降了3 TWh(-17%)。美国由于气候温和及电力需求下降,一季度核能发电量下降了4 TWh(-2%)。中国是少数几个核电增长的地区之一,一季度发电量增长了1%,主要原因是2019年6月建成投产了两座大型核反应堆。 三、预计2020年全球能源需求将下降6%,除可再生能源外其他能源需求都将下降 尽管许多国家采取了宏观经济刺激政策,但从最严重的经济衰退中复苏是一个渐进的过程,而且还将伴随大量经济活动的永久性损失,预计2020年全球能源需求将降低6%,为70年来的最大下降。新冠疫情对2020年全球能源需求影响将是2008年金融危机影响的7倍以上,所有能源品种需求都将受到影响。 1、石油需求将下降9%,石油消费水平将回到2012年。预计2020年全球石油需求同比减少930万桶/日。封控措施对187个国家/地区的影响几乎使全球流通陷入停滞,预计4月份石油需求同比减少2900万桶/日,降至1995年的水平。第二季度需求量预计将比2019年减少2310万桶/日。随着下半年经济逐渐复苏,全球石油需求将有所提升,但石油需求不会达到危机前的水平,12月的需求将比去年同期水平下降270万桶/日。疫情对经济影响波及到汽车行业,汽车销量下降将影响到2020年余下时间的汽油需求,预计全年汽油需求将下降290万桶/日,降幅为11%。柴油需求中较大部分用于卡车和船舶运输以及制造业,因此其受到的影响相对较少,预计全年柴油需求将下降200万桶/日(降幅7%)。封控措施对航空业影响较大,预计下半年航空燃油和煤油的需求将比2019年减少20%,全年需求将下降210万桶/日,降幅达到26%。石油需求前景在很大程度上取决于疫情持续时间以及重启经济活动的力度,如果缩短封控期并在2020年下半年实现经济强势反弹,可能将全年石油需求降幅缩小650万桶/日。另一方面,如果2020年下半年出现第二波疫情,石油需求降幅可能会增大。 2、电力需求下降将导致全年煤炭需求下降8%,几乎所有地区的煤炭消费量都将下降。主要煤炭消费国的经济影响程度和恢复速度,将决定2020年全球煤炭消费量的下降幅度。尽管2月以来煤炭需求开始逐步恢复,但低成本水电、风能、太阳能和核能的冲击将使燃煤发电量降低,预计2020年中国煤炭需求将下降5%左右。由于经济增长和电力生产正在显著放缓,印度煤炭需求降幅更大。即使在近年来增长最快的东南亚地区,煤炭发电也因电力需求下降而受到限制。发达经济体的煤炭需求将大幅下降,美国、欧盟、韩国和日本将分别下降25%、20%、5%和10%。如果中国和其他煤炭消费大国能够更快地从危机中复苏,全球煤炭使用量的降幅可能缩减一半。 3、由于电力和工业部门需求下降,全年天然气需求降幅可能大于一季度。预计2020年全球天然气需求将下降5%,是自2009年天然气消费下降2%以来的首次下降。预计所有部门的需求都将下降,但降幅最大的是电力部门,其天然气需求将下降7%,占全球天然气需求下降量的60%,尤其是在天然气发电占火力发电主导地位的欧洲和以天然气发电为主要电力来源的中东、北非等地区。工业部门天然气需求将下降5%,占总需求下降量的25%,除受到工业活动减少的影响,其需求还将受工业成品消费放缓的影响。能源行业自身的天然气需求量将下降4%,占总需求下降量的10%。如果欧洲和北美地区能够快速复工,全球天然气需求降幅将缩减至2.7%。 4、全年电力需求预计下降5%,低碳发电在电力需求占比将激增至40%。与2009年金融危机不同,全球各地区电力需求都将受到疫情影响。由于遭受重创的服务业在欧洲经济中发挥核心作用,欧洲电力需求将受到最大的冲击,预计下降8.2%。美国服务业占其电力需求的40%,预计全年将下降4.8%。疫情对工业影响相对较小,中国工业用电占2019年电力需求的60%,预计2020年电力需求下降3%。如果经济能够更快复苏,则2020年全球电力需求将下降2%,如果发达国家出现第二波疫情,则将使降幅增大。预计2020年低碳发电在电力需求占比将激增至40%,达到历史最高水平。风能和光伏发电占比将达9%,是2015年的两倍。燃煤发电将最大幅度压缩(-10%),天然气发电也将受到沉重打击,今年的降幅约为7%,是有记录以来的最大降幅。如果经济复苏速度加快,煤炭和天然气发电量降幅将缩减一半,可再生能源发电将更快增长,核能发电将回升至2019年水平。如果经济复苏速度放缓,则将给煤电、天然气发电和核电带来更多下行压力,电力结构会更大程度地转向可再生能源。 5、全年可再生能源需求预计增加约1%。尽管疫情危机造成供应链和项目建设延误,2020年全球可再生能源发电量仍将增长近5%,可再生能源将占全球电力供应约30%。总体而言,可再生能源的增长比去年更缓慢,但与2016年以来的总体放缓趋势一致。水力发电占全球所有可再生能源发电量的60%,仍然有最大的不确定性,因其依赖于降雨和温度情况。预计光伏发电量增长最快,风力发电量的绝对增长量最大。美国、欧洲等运输活动收缩将使得生物燃料消费需求继续承压,全年需求将大幅降低。经济复苏速度对可再生能源发电影响有限,但疫情防控措施将影响可再生了能源项目建设。 6、核能发电量将出现核事故以外的最大降幅。电力需求低迷将持续全年,也将减少对核电的需求,应对疫情的防控措施也减缓了核电站建设,一些项目将延迟到2021年完工,预计全年核能发电量将降低约3%,是除核事故以外的最大降幅。如果经济更快复苏,则将降低1%以上。重启核电站建设将在2020年建成一定数量的核电站,但远低于2018年的峰值水平(新增11 GW)。如果经济复苏速度远低于预期,则将导致电力需求更大降幅,使核能发电量进一步降低2.5%以上。 四、预计2020年能源相关碳排放量将下降8%,创有史以来最大降幅 第一季度能源需求大幅下降导致全球能源相关碳排放量同比下降5%以上,煤炭、石油和天然气的排放量分别下降了8%、4.5%和2.3%。由于能源密集型燃料的需求降幅最大,碳排放下降幅度大于能源需求的下降幅度。受疫情影响最早和最大区域的碳排放量下降最多,中国、欧盟和美国分别下降8%、8%和9%。预计剩余三个季度全球碳排放量将以更快速度下降,全年碳排放量将达306亿吨,比2019年减少近8%,是有史以来最大的减排幅度,几乎是二战结束以来历次减排量总和的两倍。在近26亿吨的碳减排量中,煤炭使用量减少将贡献超过11亿吨减排量,其次是石油(10亿吨)和天然气(4亿吨)。美国的绝对降幅最大,约为6亿吨,中国和欧盟紧随其后。  ...
随着2020年国家能源局和发改委的新政发布,唤起了新的一波光伏发电热潮。地方支持政策也紧随其后相继出台,配套国家的支持政策,各地再为光伏发电的添柴加火,为推动节能减排、发展绿色能源贡献一份力量。 上海市 4月30日,上海市发改委发布《上海市2020年节能减排和应对气候变化重点工作安排的通知》,提出推进清洁能源项目建设,推进分布式光伏的规模化、多元化发展,推动陈家镇渔光互补等示范项目建设,年内新增光伏装机20万千瓦。 上海市明确指出了年内新增光伏装机20万千瓦,并推出了一系列的配套优惠政策,强化了政策执行力度。政策已出,我们得行动起来了。 河北省 4月24日,河北省人民政府办公厅公布《关于加快推动首都“两区”建设重点突破的意见》(以下简称《意见》)明确,到2020年,河北省可再生能源消费占终端能源消费比例须达到30%。通过实施风电三期、微电网、多能互补等可再生能源规模化开发工程,力争2020年底前实现风电装机规模1300万千瓦、光伏装机规模600万千瓦。 《意见》要求,加快发展新能源产业,以推动绿色产业发展加快突破。深入推进张家口可再生能源示范区建设,推动±500千伏多端柔性直流示范、张北—雄安新区1000千伏特高压交流输变电智能化输电通道工程建成投产,确保2020年底前实现向雄安新区、北京市输送清洁电力。推动尚义抽水蓄能电站、百兆瓦压缩空气储能项目全面开工。拓展“四方协作”机制,推动可再生能源多领域高比例应用,建成张北云计算基地绿色数据中心新能源微电网示范项目,可再生能源消费占终端能源消费比例达到30%。 宁夏 5月6日,宁夏回族自治区人民政府发布《关于加快培育氢能产业发展的指导意见》,《意见》将“开展氢能应用试点示范”列为重点任务之一,指出要“引导有条件的发电企业利用富余电能电解制氢,鼓励电力企业结合风光电技术进步、成本下降、电网消纳等情况,有效整合风电、光伏发电、低谷电力及可再生能源,支持采用合适的技术路线制氢”。 山东省 4月3日,山东省能源局发布《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》,其中专门提出继续做好户用光伏管理服务。 新建户用光伏应依法依规办理备案等手续,落实各项建设条件,满足质量安全等国家/行业技术标准和要求。户用光伏业主应密切关注每月对外公布的全国户用光伏累计新增并网装机容量信息,当截至上月底的当年累计新增并网装机容量超过当年可安排的新增项目年度装机总量时,国家发布户用光伏信息时的当月最后一天为本年度可享受国家补贴政策的户用光伏并网截止时间。电网企业要积极做好户用光伏受理、代备案、并网接入及电费结算等工作,为群众提供便捷优质的服务。  江西省 3月26日,江西能源局发布《关于做好当前光伏发电项目建设有关工作的通知》,强调将严格按照江西省能源局近期更新的省级发电规划项目库进行管理,进入项目库的项目才可以申报2020年平价、竞价。 针对户用项目,江西省能源局请各级发改能源部门和电网企业密切配合做好项目,由电网企业代为受理项目备案信息,交相关部门按权限予以备案。项目建成后应及时申报补贴信息,确保应纳入国家补贴范围的项目全额纳入。 总结 类似山东、河北、江西、上海等光伏发电的大省市都已出台地方配套政策,扶持2020年光伏发电的发展,为服务承接今年各地的光伏项目开发和落地,指明了道路。特别是文件涉及相关单位各个部门,为调动各地资源服务光伏发电具有重大的意义。针对户用光伏项目,山东省江西省都明确提出了各地发改委能源部门和电网企业要以服务群众的姿态,积极做好户用光伏的受理、代备案、并网接入及电费结算,还有补贴申报的工作,为群众提供优质的服务。 地方政府各类的政策和举措,让我们感受到了地方对光伏发电的支持力度,有了明确的指导方案和时间表,我们一线的开发商、经销商和安装商更好的安排今年的光伏发电项目工作。可以预见,2020年的光伏发电势必有一波热潮,特别是户用光伏发展的黄金时期。  ...
全球主要能源展望报告对比与启示(2020) 能源情报研究中心  杨永明 全球能源展望并不是对能源未来发展的简单预测,而是通过一定的情景设置,描述未来能源世界发展的各种可能性,探索能源系统在不同条件下潜在的发展路径。如今,在能源转型日趋深入的大势之下,决策者比以往任何时候都更需要以客观事实为基础,认真审视当前能源发展现状和所做决策可能产生的影响。全球能源展望正是政府制定经济战略和能源政策、公司制定发展战略和经营策略的重要依据。 同时,对预测机构来说,作出全球能源关键指标发展趋势的研判是一项复杂工程,不但取决于机构对全球技术进步、经济增长和能源市场动态的认知,还取决于机构的立场目的、预测模型和数据来源。由于情景设置的依据和标准不同,各机构的预测数据往往无法进行直接对比,但众多情景下的分析与结论基本上可以反映各机构对未来能源走势的总体判断。 本文选取权威机构最近一年多来(截至2020年3月)发布的具有代表性的全球能源展望报告进行综合比对,提取不同机构各种预测情景下对能源走势具有共性的判断,总结全球能源发展趋势,勾勒未来世界能源图景。 一、全球能源展望报告总体情况 (一)全球能源展望报告的发布机构 发布机构包括国际能源组织、各国能源研究机构、国际石油公司,以及能源咨询机构等。 一般来说,发布全球能源展望报告的机构可分为以下几类: 1.国际能源组织,包括国际能源署(IEA)、世界能源理事会(WEC)、欧佩克(OPEC)等。 IEA是在经合组织框架内建立的政府间公共机构,IEA发布的《世界能源展望(World Energy Outlook)》是其分析国际能源趋势与能源发展重点问题的年度旗舰报告,也是全球能源领域最具影响力的展望报告之一。报告通过一系列情景分析,描绘未来全球能源发展的各种可能性,分析影响这些结果需要采取的措施,以及能源系统不同环节之间的关联等。 WEC是获得联合国认可的进行能源领域研究的国际机构,由能源专家成员组成,其发布的《世界能源情景(World Energy Scenarios)》每3年更新一次,包含一系列全面而独特的全球能源数据和相关信息。2019年,WEC再次联合情景合作伙伴埃森哲战略(Accenture Strategy)与保罗谢勒研究所(PSI)发布能源展望报告,该报告描述了能源转型的3种不同的可能路径。这些情景设定的时间范围到2060年,重点是应对全球气候变化的挑战。 OPEC自2007年开始发布能源展望报告,OPEC每年发布的《世界石油展望(World Oil Outlook)》重点预测全球石油行业的发展情况。 2.各国能源研究机构,比较著名的有美国能源信息署(EIA)、日本能源经济研究所(IEEJ)、俄罗斯科学院能源研究院(ERIRAS)等。 EIA隶属于美国能源部,负责美国能源数据的统计与发布,其研究内容及成果是美国能源分析预测的主要来源。IEA长期发布的能源展望报告为《国际能源展望(International Energy Outlook)》,自2017年起,EIA将报告展望期拓展至2050年。 作为日本国内研究日本和亚洲能源相关问题的研究机构,IEEJ致力于以全球视野考虑日本和亚洲的能源经济问题并提出政策建议方案。IEEJ展望的特点是在面向全球的同时聚焦亚太,《IEEJ展望(IEEJ Outlook)》是其年度旗舰性研究成果,向世界传递来自日本的能源转型思考与政策战略建议。 ERIRAS联合莫斯科斯科沃管理学院(SKOLKOVO)能源中心于2019年共同公布了《全球和俄罗斯能源发展展望》。该展望是ERIRAS在行业内发布的较有影响力的能源预测,报告不定期发布。不同于上一版(2016年版),此次报告的关键预测数据与同期其他机构发布的能源展望报告进行了横向对比。 在我国,从2016年开始,中石油经济技术研究院、国网能源研究院每年都会发布自己的全球能源展望报告,分别是《2050年世界与中国能源展望》和《全球能源分析与展望》。 3.国际石油公司和咨询机构,包括BP、埃克森美孚公司(ExxonMobil)、Equinor、壳牌(Shell)等。  《BP世界能源展望(BP Energy Outlook)》是BP公司自2011年起每年出品的重要行业报告之一,在业内具有较高的影响力。目前,BP报告的展望期至2040年。 ExxonMobil从本世纪初开始对全球中长期能源展望进行研究。《能源展望(Outlook for Energy)》是ExxonMobil利用其内部数据和分析,以及一些来自包括IEA在内的公开信息,对未来能源供给、需求和趋势等进行预测。2011年末,ExxonMobil将展望期拓展到2040年,此后逐年更新基准年到2040年的预测数据。  Equinor(此前的挪威国家石油公司)从2011年开始发布《能源展望(Energy Perspectives)》,2019年发布的第9版报告旨在对2050年前的宏观经济和能源市场发展进行全面展望。该报告特别关注世界能源面临的挑战、机遇和可持续需求。 2013年,Shell公布《新视野远景》,该报告由名为高山与海洋的远景组成。这是业界首次将能源系统建模远景延伸至2100年,以期观察能源系统长期转变。2018年,壳牌超越高山与海洋远景,推出一种新的可能途径——使全球经济脱碳,到2070年达到能源净零排放的社会目标,并将之称为天空远景。 此外,彭博新能源财经(BNEF)及伍德麦肯兹(Wood Mackenzie)、麦肯锡(McKinsey)等知名能源咨询机构也会定期或不定期发布具有一定针对性的能源展望报告,如BNEF发布的《新能源展望(New Energy Outlook)》,McKinsey发布的《全球能源视角(Global Energy Perspective)》等。  (二)全球能源展望报告的情景设置构  各机构展望设置的预测情景体现出其不同的分析视角和关注重点,大致可分为一切照旧型、政策改进型、激进型三种。 情景在能源展望中的最初应用还要追溯到上世纪60年代末期,当时的Shell使用一种如今被称为情景计划(scenario planning)的技术对全球商业环境进行分析,以便配合该公司的管理。如今,情景分析已经走过很长一段历程,并成为全球主流能源展望的核心。每个展望报告都是在一定的情景下制定的,场景则探索了各种不确定性的共同影响。通常,能源展望包含几种不同的情景,以显示和探索未来能源系统发展的不确定性。 ●IEA IEA最新版展望设有3个情景:当前政策情景(Current Policies)、既定政策情景(Stated Polices)和可持续发展情景(Sustainable Development)。当前政策情景描绘世界继续沿当前路径发展,各国政府不对政策进行任何新的调整,全球能源将如何发展。当然,IEA认为,能源政策不可能长期不变,因此,从2010年开始,IEA就将政策适度推广的新政策情景(New Polices)作为主要分析情景,在《世界能源展望2019》中,新政策情景更名为既定政策情景。相比之下,既定政策情景包含了当前已公布的政策取向和目标。此次更名强调该情景只考虑已经公布的具体政策举措,意在阐述这些新公布政策的未来影响,供当前决策者参考。可持续发展情景是IEA从2017年展望开始应用的一个情景,该情景为全面实现可持续能源目标指明道路,提出对能源系统各个环节进行迅速而广泛的变革。  ●WEC  WEC最新版展望延续了上一版报告中的情景设置,通过硬摇滚(Hard Rock)、现代爵士乐(Modern Jazz)和未完成交响乐(Unfinished Symphony)共3种可供选择的情景来描述能源世界的未来发展路径。硬摇滚情景探讨的是全球经济增长疲软、不可持续发展以及政府政策相对封闭的后果。现代爵士乐情景设定的是全球经济增长速度更快、更不平衡,偏向于能源系统创新和市场驱动。未完成交响乐情景通过更多协作、经济可持续发展模型展示了全球渴望的低碳未来。 ●EIA、OPEC、IEEJ、ExxonMobil EIA展望的参考情景是指当前技术进步、经济发展和人口增长趋势保持不变的情况。与EIA相似,OPEC、IEEJ、ExxonMobil展望中也引入了参考情景,并将之作为主要分析情景。 ●ERIRAS ERIRAS最新发布的《全球和俄罗斯能源发展展望》与此前版本相比,设置了“保守情景”“创新情景”“能源转型情景”等一系列全新的预测情景。其中,保守情景描述的是当前技术趋势和监管趋势下的全球能源前景。创新情景以加速新技术发展为前提,认为能源行业所有领域都将取得技术进步,燃料间竞争更加激烈。能源转型情景除了假设新技术将快速发展外,还认为各国政府对可再生能源、电力、能效以及雄心勃勃的气候目标等,提供了大量的支持。与创新情景不同的是,该情景下始终优先考虑非碳或低碳技术。 ●BP BP展望的大多数内容基于渐进转型情景(Evolving Transition),这一情景假设政府政策、科技和社会偏好继续以我们近期所观察到的方式和速度发生演变。此外,BP的展望中还讨论了一些备选情景,如快速转型情景(Rapid Transition),这一情景结合了展望中提到的所有低碳政策措施。 ●Shell  与Shell以前发布的高山和海洋等探索性情景不同,天空是一种规范性情景,介绍的是将全球平均气温上升控制在2摄氏度以下的宏伟远景。区别于此前基于合理假设和定量分析展开的高山和海洋远景,天空远景起始点是当前各行业的结构、政府政策以及目前产生变化的能力,并逐渐受到2070年净零排放目标的驱动,描述能源系统可能的发展途径,阐释实现《巴黎协定》目标的技术可行方式。同时,Shell强调,在相互加强的各种推动因素的综合作用下,加之社会、市场和政府不断加速实现这些推动因素,天空远景才能得以实现。 ●Equinor Equinor最新版展望延续了此前版本中的情景设置,分析了3个非常不同的情景趋势:竞争情景(Rivalry)、改革情景(Reform)和更新情景(Renewal)。报告显示了政策、技术和市场条件如何使能源系统朝着期望和不期望的不同方向发展。其中,竞争情景代表着能源系统由地缘政治等因素驱动,将延续当前的发展趋势,无法有效应对未来的共同挑战。改革情景代表着技术发展和良性市场力量推动的未来,并得到能源和气候政策逐步收紧的支持。这两种情景说明了如果当前能源市场、宏观经济和地缘政治没有发生重大变化,世界可能会走向何方。而更新情景显示了能源市场需要去哪里,才能为可持续的未来作出贡献。能源和气候政策迅速收紧、全球政治合作和技术快速变革推动碳减排,提供了一条使全球能源相关碳排放与《巴黎协定》目标保持一致的途径。 上述各机构展望中设置的情景可以归为三类:一是中规中矩、保持现行趋势的一切照旧型预测,包括IEA当前政策情景、WEC硬摇滚情景、OPEC参考情景、EIA参考情景、IEEJ参考情景、ERIRAS保守情景、BP渐进转型情景、ExxonMobil参考情景、Equinor竞争情景等;二是技术进步和政策调整情况下的政策改进型预测,包括IEA既定政策情景、WEC现代爵士乐情景、ERIRAS创新情景、Equinor改革情景等;三是为应对气候变化而制定严格气候政策,进而导致能源行业迅速转型的激进型预测,包括IEA可持续发展情景、WEC未完成交响乐情景、ERIRAS能源转型情景、BP快速转型情景、Shell天空远景、Equinor更新情景等(见表1)。  表1  各机构能源展望的情景分类   注:个别机构展望报告中提到的备选预测情景并未列举在内。 资料来源:根据公开资料整理。 当然,多数展望报告都会选择某种情景进行主要分析和预测,大多数内容只放在最可能出现的情景上,如IEA以既定政策情景为主,BP以渐进转型情景为主。而有的展望会同时列出几个情景下的预测数据进行对比,如WEC展望分别介绍硬摇滚、现代爵士乐、未完成交响乐三种情景,ERIRAS展望每一部分的同时罗列保守情景、创新情景和能源转型情景下的预测数据,Equinor展望对竞争情景、改革情景、更新情景均有详细介绍。 (三)全球能源展望报告的预测方法分析 除了不同的情景设置外,各机构的能源展望还取决于其目的立场、预测模型、数据来源等。 从立场角度看,无论是国际能源组织、各国能源研究机构,还是国际石油巨头,在呈现各自的能源展望时,必然会从不同的立场出发,从上述提到的情景设置差异就可以体现出各机构不同的分析视角和关注重点。  对于国际能源组织而言,能源展望可为成员国提供具有价值的政策建议。以IEA为例。IEA是经合组织国家政府间能源事务协调机构,欧盟国家在该机构具有较大的话语权。欧盟致力于通过发展新能源应对气候变化,因此IEA的能源预测特别关注全球气候变化和可持续性发展。 对于各国能源研究机构而言,能源展望多以保障本国能源供给安全、促进自身能源产业发展为出发点,探索在全球变革背景下本国能源发展的最佳现实路径。如IEEJ最新展望中着重探讨日本面临的能源转型挑战,ERIRAS最新展望聚焦能源转型背景下俄罗斯如何应对未来化石燃料生产和出口的减少。 对于国际石油公司而言,能源展望可作为企业战略决策的依据和参考,帮助企业应对全球能源转型的挑战,谋求稳定而持续的效益增长。如今,无论是出于经济考虑还是来自气候环境的压力,大型油气企业都已意识到需要从根本上降低其业务的碳排放量。Shell的天空远景探索就是全球能源系统2070年实现净零排放的最佳发展路径。 从技术角度看,发布展望报告的机构通常都会发展一个至多个模型,视不同需要而采用特定模型进行分析及预测,并且模型工具的介绍通常会公开发布在机构官网,如IEA的World Energy Model(WEM)、EIA的World Energy Projections Plus(WEPS+)、IEEJ的Energy supply-demand model等。当然,也有BP等国际石油公司的展望报告对于模型工具很少着墨。 IEA模型WEM主要的三个模块分别为能源终端需求模块、化石燃料与生质能源供给模块及能源转换模块。外加给定经济成长、人口、技术发展、电力消费与电价,动态链接到能源需求与能源转换,预测全球能源供需结构、能源投资及二氧化碳排放量等情况。 EIA模型WEPS+系由多个部门能源模型所组合的系统模型,模型透过消费与价格的迭代运行至收敛来达到均衡解,而最终的能源预测结果纳入其他能源议题分析结果及专家意见给予修正。 IEEJ模型Energy supply-demand model以回归计量模型为核心,以IEA能源平衡表为基础,搭配各种经济数据,透过与IEEJ相关的模型(如技术发展模型、最适电力规划模型等),互相传递及参考分析结果,提升预测的精确度及分析结果的可信度。 Shell天空远景利用麻省理工学院(MIT)全球系统整合模型(IGSM)框架对气候影响进行建模。MIT模型Economic Projection and Policy Analysis包含详细的能源及电力技术部门,也考虑自然资源耗竭的问题,可以分析及预测温室气体排放的相关议题,也能链接MIT的地球系统,整合成IGSM。 从展望期看,各机构最新发布的能源展望中,IEA、OPEC、ERIRAS、BP、ExxonMobil的展望面向2040年,IEEJ、EIA、Equinor的展望面向2050年,WEC的展望期为2060年,Shell则预测了到2100年的全球能源发展情况。此外,在对能源系统多项指标的变化趋势进行预测时,各机构展望报告中选取的基准年也各有不同。WEC、ERIRAS将2015年作为基准年,Equinor将2016年作为基准年,IEEJ、BP、ExxonMobil的基准年为2017年,IEA、OPEC、EIA则以2018年为基准。再加之各机构对多项指标历史数据的统计不尽相同,数据来源的不同也会导致前景之间的巨大差异。 因此,对比各机构发布的展望报告,在比较各情景之间的数据差异之外,更要考虑每个情景预测的初始水平和整个发展轨迹,寻找在相似的假设边界下各机构对未来趋于相近的判断。 二、全球能源展望报告主要预测成果 (一)全球一次能源需求 到2040年,仅在IEA可持续发展情景下一次能源需求低于当前水平,其他多数情景认为能源需求年均增速在0.8%~1.2%之间,IEA当前政策情景预测的年均增速最高,为1.3%。到2050年,Equinor更新情景中一次能源需求低于当前水平,其他多数情景认为能源需求年均增速在0.3%~1.0%之间,EIA参考情景预测的年均增速最高,为1.2%。 ●IEA IEA预计,当前政策情景下,进一步提高能效并不能抑制能源需求的增长,2040年前全球能源需求年均增速为1.3%,虽然这一增速远低于2018年2.3%的增速,但能源安全所涵盖的各方面压力都将不断增大。相比之下,在既定政策情景下,2040年前全球能源需求年均增速为1%。而在可持续发展情景下,2040年前全球能源需求相比2018年下降约7%。 ●WEC WEC对全球一次能源需求增长势头的预计与2016年的情景模型保持一致。在未完成交响曲情景下,强有力的全球政策效应可以使2040年人均一次能源需求与当前近乎持平,而在现代爵士乐情景下技术驱动的效率提升则被强劲的GDP增长所压倒,在此期间人均一次能源需求增长了13%。在硬摇滚情景中人均一次能源需求增长21%,但这仍然不到过去20年增长的一半。在区域层面上,中亚(包括印度)是一次能源需求增长的最大驱动力,而东亚(包括中国)则成功地在2040年之前抑制了除硬摇滚情景以外的所有情景下的增长。在所有情景中,欧洲和北美的一次能源需求将分别在本世纪20年代和30年代达到峰值。 ●OPEC OPEC认为,到2040年,全球能源需求预计将从2018年2.86亿桶油当量/日增至3.57亿桶油当量/日,2018~2040年,全球一次能源需求预计增加25%。受人口数量、能源效率、气候变化政策等因素影响,各个国家和地区的能源需求增长有所不同。经合组织国家和地区的能源需求预计将下降300万桶油当量/日,而非经合组织国家和地区的能源需求预计将上升7500万桶油当量/日。其中,中国和印度的能源需求增量预计占非经合组织国家和地区能源需求增量的一半。 ●EIA EIA预计,2018~2050年间,世界能源消耗量将增长近50%,特别是亚洲地区的能源消耗由强劲的经济增长驱动。2018~2050年,亚洲能源消耗将翻番,并成为世界上最大的能源消耗地区和增长最快的能源消耗地区。 ●IEEJ 根据IEEJ的报告,延续社会经济、技术、政策的现行发展趋势,全球一次能源消费将从2017年的139.72亿吨油当量增至2050年的187.57亿吨油当量,在此期间年均增速为0.9%。 ●ERIRAS ERIRAS表示,考虑到其设置情景的不同,到2040年,全球一次能源消费量可能会有17%~27%的增幅,这明显低于先前的预测。2040年前,尽管节能方面取得了进展,一次能源消费增长率显著下降,但是世界仍将需要比今天更多的能源来满足不断增长的人口的需求。能源消费增长最明显的将是亚洲发展中国家,在其不同的情景下,会有36%~49%的增幅。 ●BP 在BP的渐进转型情景下,到2040年全球一次能源消费量将在2017年基础上提高32%,2040年前一次能源消费将以1.2%的年均速度增长,略低于其2018年展望报告中预计的1.3%。在快速转型情景下,2040年全球一次能源消费较2017年的增速和复合年均增长率分别为21%和0.8%。 ●ExxonMobil ExxonMobil表示,假设能源强度可以维持不变,全球能源需求将与GDP同步增长,那么2017~2040年,全球能源需求几乎翻一番。然而,持续的能效改善会降低全球的能源强度,全球能源需求预计仅增长20%左右。对于经合组织国家,能源效率的提高超过驱动经济增长所需,预测期内其能源需求预计将减少约5%。所有的能源需求增长都将来自以中国和印度为首的非经合组织国家,这些国家的能源节约不足以抵消人口和经济增长所需的能源消耗。 ●Equinor 在Equinor展望中的竞争情景下,由于对气候和能源效率政策的关注较少,并且技术发展比其他情景要慢,到2050年,能源需求将以0.8%的年增长率增长。发达国家的能源消费量仅略有下降,而发展中国家能源消费量将显著增长。在改革情景下,政策和技术带动能源强度改善,与当前和历史趋势相比,能源需求增速较慢。到本世纪40年代中期,能源需求将达到平稳水平,2050年将比2016年增长20%。北美、欧盟等地需求下降,东南亚、印度和非洲是需求增长最快的地区。在更新情景下,到2050年,尽管全球经济增长了2.4倍,但全球一次能源需求仍比2016年降低了近10%,能源需求将在2022年达到顶峰。除中国外,所有发展中国家能源需求都将增长。 ●Shell 在Shell天空远景下,能源需求在整个世纪中上升,到2080年接近峰值。由于能源服务空前高效,在整个世纪中,效率提高了将近三倍,人均一次能源需求将达到每年约100GJ,这一数字远低于现在工业化国家的水平,但却能够为世界提供更好的生活。   资料来源:根据IEA、WEC、OPEC、EIA、IEEJ、ERIRAS、BP、ExxonMobil、Shell 最新展望整理。 图1  到2040年全球能源需求预测 综合以上各机构的分析,面向2040年的展望中,如图1所示,根据一切照旧型预测,也就是假设社会经济、技术、政策等因素照着当前趋势发展,EIA参考情景中预测的一次能源需求量最高,为794.9千兆英热单位(约合200亿吨油当量),IEA当前政策情景次之(约190亿吨油当量),WEC硬摇滚情景、OPEC参考情景、IEEJ参考情景、ERIRAS保守情景、BP渐进转型情景、ExxonMobil参考情景对一次能源需求的预测都集中在170亿吨~180亿吨油当量之间。关于复合年均增长率,ExxonMobil的预测值最低,认为到2040年年均增长0.8%,IEA预测值最高,为1.3%,其他机构则认为年均增速在1.0%~1.2%之间。 在政策改进型预测中,WEC现代爵士乐情景和ERIRAS创新情景认为全球一次能源需求在160亿吨~170亿吨油当量之间,年均增长0.8%,IEA既定政策情景则认为一次能源需求将超过170亿吨油当量,年均增长1.0%,几乎与其他机构的一切照旧型预测相当,从这一角度讲,有专家认为,IEA的预测过于保守。 在激进型预测中,各机构的差异较大。IEA可持续发展情景显示,到2040年全球一次能源需求将降至约130亿吨油当量,WEC未完成交响乐情景、ERIRAS能源转型情景、BP快速转型情景认为一次能源需求在150亿吨~160亿吨油当量左右,年均增长0.4%~0.8%左右。   资料来源:根据WEC、EIA、IEEJ、Equinor、Shell 最新展望整理。 图2  到2050年全球能源需求预测 面向2050年的展望中,如图2所示,根据一切照旧型预测,EIA参考情景中预测的一次能源消费量最高,为910.7千兆英热单位(约合230亿吨油当量),WEC硬摇滚情景、IEEJ参考情景、Equinor竞争情景对一次能源需求的预测值分布在180亿吨油当量左右,对照这些情景下的2040年预测值,2040~2050年间一次能源需求增速较之前有所下降。 在政策改进型预测中,WEC现代爵士乐情景和Equinor改革情景的预测值相当,都认为到2050年全球一次能源需求在160亿吨~170亿吨油当量之间,年均增长0.5%。 在激进型预测中,WEC未完成交响乐情景和Equinor更新情景之间的预测值出现差异,WEC认为,到2050年全球一次能源需求约为151亿吨油当量,而Equinor则认为,一次能源需求将降至123亿吨油当量。 (二)全球能源需求结构 展望期越长,世界能源向可再生能源转型的趋势就愈发明显。化石能源中,煤炭需求峰值将最先到来,随后石油需求也将达峰,一些机构的激进型预测认为天然气也将在展望期内达到需求峰值。以风能和太阳能为主导的可再生能源,是增速最大的能源类型。大多数情景下,到2050年,化石燃料仍将在世界能源消费结构中占据主导地位。 ●IEA IEA预计,在既定政策情景下,2040年之前,全球能源需求增长的一半以上由低碳能源提供,光伏在其中的贡献最大。同时,得益于液化天然气贸易的增加,天然气提供了未来三分之一的能源需求增量。2030~2040年,石油需求会趋于平稳,而煤炭需求量则将有所下降。 ●WEC 在WEC的展望中,到2040年,化石燃料将继续提供全球超过三分之二的一次能源。煤炭的贡献下降,而天然气的贡献在所有情景下都在增长。在现代爵士乐和未完成交响乐情景下,2025~2030年间石油需求将达到顶峰,根据前一种情景,石油需求达峰后会出现缓慢下降,根据后一种情景,石油需求会在2040年迅速下降到2000年的需求水平。硬摇滚情景下,2040年前石油需求将持续上升,之后会有一个长期的平稳期。 ●OPEC OPEC认为,到2040年,全球石油需求将增至1.106亿桶/日,占全球能源需求总量的28%以上,在能源组合中依然占比最大,全球天然气需求预计将增至9000万桶油当量/日,占全球能源需求的25%,在能源组合中位居第二。2018~2040年间,太阳能、风能、地热能等可再生能源将是需求增长最快的能源,年均增长率预计达6.9%。 ●EIA EIA预计,2018~2050年间,包括太阳能、风能和水能在内的可再生能源是增长最快的能源,其消耗量年均增长3.1%,而石油和其他液体能源的年均增长率为0.6%,煤炭年均增长率为0.4%,天然气年均增长率1.1%。到2050年,天然气消费量将增加40%以上,液体燃料消费量将增长超过20%。 ●IEEJ 根据IEEJ的报告,展望期内,化石能源中石油依然是全球第一大能源,其消费年均增速0.8%,但在一次能源消费中的占比逐年降低。得益于发电领域需求增长,天然气将以年均1.6%的速度增长,是展望期内增长量最大的能源种类,并在本世纪30年代后期超越煤炭成为继石油之后的第二大能源。煤炭消费量将在2040年左右达峰,随后逐渐减少。非化石能源中,太阳能、风能等可再生能源年均增速为4.7%,但到2050年其在一次能源消费结构中的占比仅为4%,相比之下,化石能源仍然保持着将近80%的份额。 ●ERIRAS ERIRAS表示,到2040年,全球一次能源消费增速将大幅放缓,其中部分得益于能源效率的提升。根据其设置的不同情景,可再生能源将满足全球19%~25%的能源需求。化石燃料中,仅天然气在全球能源结构中的占比将出现增长,从22%增至24%~26%,煤炭占比将从28%降至19%~23%。由于资源储量逐渐枯竭,世界不会迎来广泛预期的化石燃料产量高峰。即将出现的峰值并非因为产量达到极限,而是因为需求达到极限。在煤炭需求达到峰值后不久石油需求也会接近峰值。 ●BP 在BP的渐进转型情景下,展望期内能源需求结构继续分化,其中可再生能源渗透到全球能源系统中的速度比历史上任何燃料都要快,其年均增速将达到7.1%。化石能源中,石油需求在近10年里将增加1000万桶/日,从当前的0.98亿桶/日增至1.08亿桶/日,并在本世纪30年代达到峰值。石油需求依然由交通领域主导。煤炭消费增长急剧减缓,煤炭消费大致停滞在当前水平附近,与过去20年形成鲜明对比。天然气需求增长依然强劲,年均增长约1.7%,快于石油和煤炭需求增速。天然气需求增长的主要动力是电力和工业部门。 ●ExxonMobil ExxonMobil预计,为满足不断增长的消费需求,能源供应组合将日益多样化。到2040年,石油仍是需求量最大的能源,用于商业运输和化工制品。天然气需求将以较快的速度增长,主要用于满足电力需求和低碳工业用热。风能、太阳能、生物燃料、水力和地热能等可再生能源,以及核能的需求量预计将以最快的速度增长。 ●Equinor 在Equinor展望中的竞争情景下,到2050年化石燃料在全球一次能源需求中的占比降至73%。2030年后煤炭需求逐渐下降,到2050年在能源结构中的份额降至20%。水、生物质以外的其他可再生能源增长可观,但在能源结构中的份额有限,到2050年约为8%。在改革情景下,展望期内化石能源份额降至67%。其中石油仍是最大的能源来源,份额降至26%,石油运输需求在2030年之前开始下降,并导致石油需求达到顶峰;煤炭需求逐渐下降,份额降至17%;天然气需求稳步增长,份额达到24%。其他可再生能源在一次能源需求中的份额则增至12%。在更新情景下,化石能源份额降至46%,其他可再生能源份额增至22%以上。展望期内,随着煤炭逐步被淘汰和可再生能源持续增长,天然气需求达峰并开始下降。由于公路运输的快速电气化,石油需求则在本世纪20年代初就会达到顶峰。 ●Shell 在Shell天空远景中,本世纪20年代,石油需求萧条、煤炭需求下降、天然气更多地取代煤炭,太阳能紧随核能成为能源系统中占比较大的非化石能源。到21世纪50年代,能源组合开始变得非常不同,新能源增长高达50倍,太阳能成为占主导地位的一次能源来源,化石能源最终将不在全球能源系统占主要成分。在2070年的净零排放世界,太阳能、生物能和风能主导着可再生能源的供应,但是石油仍然是最大的化石能源供应源,每天仍保持着约5000万~6000万桶的产量。化石能源中,煤炭需求峰值已成为过去,从本世纪30年代早期起,其消费量迅速下降,到2070年,在全球一次能源中的占比降至6%。石油需求峰值将在2020年到来。天然气是最后达峰的化石燃料,天然气需求将在2028年左右达到峰值,并从2040年起迅速下降,到2055年,全球用于发电的天然气将回归到2015年的水平。值得一提的是,在天空远景中,2040年之后,氢能作为一种重要能源载体出现,主要运用于工业和运输业,2050年后,氢能将发挥越来越重要的作用,到2070年其全球产能将达到每年8亿吨,是当前全球液化石油气市场的两倍多。  表2  各机构全球一次能源结构预测   数据来源:根据IEA、WEC、OPEC、EIA、IEEJ、ERIRAS、BP、Shell、ExxonMobil、Equinor 最新展望整理。  综合各机构众多情景下的预测,如表2所示,展望期越长,世界能源向可再生能源转型的趋势就愈发明显。到2040年,在一切照旧型预测中,EIA参考情景认为化石能源在一次能源需求中占比70%,IEEJ参考情景认为化石能源占比80%,其他机构相应情景下的预测位于73%~77%之间。从总体看,预测数据较为相近。在政策改进型预测中,IEA既定政策情景、WEC现代爵士乐情景和ERIRAS创新情景认为化石能源占比分别为74%、75%和72%,数据亦很相似。在激进型预测中,各机构相应情景下对化石能源占比的预测位于56%~68%之间,预测数据之间的差距拉大。 到2050年,在一切照旧型预测中,IEEJ参考情景认为化石能源在一次能源需求中占比79%,仅比当前及2040年占比水平略有下降,WEC硬摇滚情景和Equinor竞争情景都认为化石能源占比为73%,EIA参考情景认为是69%。在政策改进型预测中,WEC现代爵士乐情景和Equinor改革情景认为化石能源占比分别为73%和67%,分歧也不大。在激进型预测中,WEC未完成交响乐情景、Equinor更新情景和Shell天空远景对化石能源占比的预测分别为58%、46%和44%。也就是说,Equinor和Shell的激进预测均认为,到2050年化石能源在能源结构中的主体地位有可能被颠覆。 根据各机构的分析,化石能源中,预计煤炭的需求峰值最先到来,随后石油需求也将达峰,一些机构的激进型预测认为天然气也将在展望期内达到需求峰值。所有情景都认为,煤炭在能源需求中的占比将大幅降低。如果未来沿着一切照旧的轨迹发展,在各机构展望期内,石油虽占比下降,但仍将是全球第一大能源。如果未来沿着政策改进的轨迹发展,天然气占比有可能超过石油,或成为全球第一大能源。以风能和太阳能为主导的可再生能源,毫无疑问是增速最大的能源类型,在所有情景中的占比都呈现上升趋势,在激进型预测中其占比占据领先地位,并有可能成为全球一次能源的最大来源。  总体而言,从整个有统计记录的能源消费发展历史来看,全球能源消费的燃料类型一直在向多元化方向发展。大多数预测情景下,到2050年,化石燃料仍将在世界能源消费结构中占据主导地位。当然,如果放眼2050年以后的发展,这种主导地位可能会丧失。  (三)全球电力需求  终端能源消费中电气化程度的提升将刺激电力需求增长。除激进型预测外,大部分情景下燃气发电量占全球发电总量的份额都将有所增长。所有预测情景下,煤电在发电量中的份额均出现下降,非水可再生能源发电量所占份额则快速增长,电力行业将成为全球能源行业转型的焦点。 ●IEA  IEA预计,在既定政策情景下,政府政策、市场条件和可用技术共同为电力供应向低碳来源的转型奠定了基础,到2040年,全球电力需求将以每年2.1%的速度增长,是一次能源需求增速的两倍。这将使电力在最终能源消费总量中的份额从2018年的19%提高到2040年的24%。可再生能源发电量迅速增加,到2026年将超过煤电。燃煤发电量与当前水平基本持平,但其份额显著下降。天然气发电和核电份额基本保持不变。在可持续发展情景下,到2040年,电力将发挥更大的作用,达到最终能耗的31%。可再生能源将占全球电力供应的三分之二,其中,太阳能光伏和风能提供40%的电力供应,另有25%由包括水能和生物质在内的其他可再生能源提供。同时,IEA强调,电力需求遵循两条截然不同的区域路径。在发达经济体中,未来由数字化和电气化程度提高驱动的增长在很大程度上被能效提高所抵消。在发展中经济体中,收入提高、工业产出增加和服务业增长维持着电力需求坚挺。在既定政策情景下,发展中经济体贡献了近90%的全球电力需求增长,但这些经济体中的人均电力需求仍然比发达经济体低60%。 ●WEC 在WEC的展望中,电气化扩展到更多的用途和用户,并提高了脱碳率,然而非电气化使用的问题仍然存在。由于供热、制造业和移动出行都以电力为中心,2020~2040年,在现代爵士乐和未完成交响乐情景下电力需求增长最快,分别为45%和60%。到2040年,20%~31%的能源系统将实现电气化,更高的比例将在未完成交响曲中实现。虽然不断增长的需求中大部分将继续由化石燃料发电来满足,但电力组合日益转向可再生能源。在WEC不同情景下电气化途径有所不同,在未完成交响乐情景、现代爵士乐情景和硬摇滚情景下,到2040年,可再生能源占总发电量的比例将从2020年的26%分别上升到43%、36%和33%。  ●EIA EIA预计,2018~2050年间全球发电量增长79%。非经合组织国家人口增长和生活水平提高,以及对住宅和个人设备的需求将增加住宅部门的用电量。随着电动汽车普及以及铁路用电增加,运输领域用电量也有所增加。到2050年,可再生能源将占全球总发电量的49%。资源可获得性、可再生能源政策、区域负荷增长以及技术成本下降推动了EIA关于太阳能在发电增长的预期。在水能、风能和太阳能这三大可再生能源中,EIA认为,太阳能发电份额增长最快,而水电增长最慢。 ●IEEJ  根据IEEJ的报告,到2050年,全球电力需求将以年均1.7%的增速增至45361太瓦时,几乎是2017年电力需求水平的1.8倍。其中,非经合组织国家贡献了需求增量的90%。在2050年的发电燃料组合中,天然气是最大的发电能源,随后分别是煤炭、水能、太阳能光伏、风能和核能。 ●ERIRAS  ERIRAS表示,根据其设置的不同情景,到2040年全球电力需求将增至2015年的1.62~1.74倍,届时可再生能源将保障全球35%~50%的电力生产。在世界所有地区,电力在最终能源消费中的份额都将增加,即使在那些预计一次能源消费将减少的经合组织国家中。用电量的增长将主要集中在亚洲、中东和非洲的发展中国家。ERIRAS指出,电力行业变化迅速,分布式发电正在快速增长,被动的消费者正在转变为市场积极的参与者,储能领域不断探索新的解决方案,电力市场开始转型。 ●BP  BP表示,世界继续向电气化方向发展,全球电力消费增长强劲。在渐进转型情景下,一次能源消费增长中有四分之三用于电力生产,到2040年,近一半的一次能源将流向电力部门。几乎全部的电力需求增长都来自于由中国和印度引领的发展中经济体,而经合组织国家电力需求增长要小很多,这说明较为成熟的发达经济体经济增长放缓,其经济增长与电力需求的相关性较弱。全球用于发电的燃料结构将发生重大变化,可再生能源发电占比提高,煤电、核电和水电占比降低,天然气发电占比大致维持在20%左右,变化情况相对平缓。可再生能源电力约占发电量增量的三分之二,其在全球电力部门的份额将增至30%左右。相比之下,煤电份额下降较为明显。到2040年,可再生能源将超越煤炭,成为全球电力部门最主要的发电来源。 ●ExxonMobil ExxonMobil预计,到2040年,全球电力需求将从2017年的22168太瓦时增至35277太瓦时,涨幅59%,年均增速2.0%。随着越来越多的中产阶级追求改善家庭健康、安全性和舒适度,预计到2040年,住宅用电量将增长约三分之二。非经合组织国家家庭年用电量增长约60%,其中,印度和中国的家庭用电量预计会出现强劲的增长,到2040接近欧洲平均水平。由于更高效的电器有助于减少用电需求,经合组织国家的家庭用电量将维持不变或下降。 ●Equinor Equinor展望的所有情景都显示,电力需求的长期前景是光明的。在改革情景下,2016~2050年间,全球电力需求年均增长1.8%,到2050年,电力需求将达到近4.6万太瓦时,较2016年水平增长近85%。电力在最终能源消费总量中的份额增至29%。在更新情景下,全球电力需求增长略有减少,到2050年达到4.3万太瓦时,但在最终能源消费总量中的份额将达到37%,与当前水平相比几乎翻了一番。竞争情景下,到2050年全球电力需求仍将达到近4.3万太瓦时,与更新情景下的数据大致相同。该情景下电力需求占最终能源消费总量的24%,与前两种情景相比,在部门层面上最大的不同是交通运输的电气化程度明显降低。 ●Shell 在Shell天空远景中,本世纪下半叶电力需求将增至100000太瓦时,或者从现在起每年增加1400太瓦时。到本世纪70年代,一个以电力为基础的能源系统将取代现在以化石燃料为基础的能源系统。届时,电力在最终能源消费中的份额将超过50%,全球发电量将达到当前水平的近5倍。能源结构也将发生变化,化石燃料逐渐退出发电行业,太阳能能够满足全球一半以上的电力需求,并且还在不断增长。整个世纪中,发电燃料结构中太阳能所占比重越来越大。    资料来源:根据WEC、EIA、IEEJ、ERIRAS、ExxonMobil、Shell 最新展望整理。 图3  到2040年全球电力需求预测  综合以上各机构的分析,在所有预测情景下,终端能源消费中电气化程度的提升都将刺激电力需求增长。面向2040年的展望中,如图3所示,除了Shell天空远景中认为全球电力需求将超过48000太瓦时(较2015年增长1.3倍,年均增速达3.5%),其他机构各种情景下,全球电力需求大致都处在35000~45000太瓦时的范围区间,到2040年的年均增速约为1.6%~2.5%。    资料来源:根据WEC、EIA、IEEJ、Equinor、Shell 最新展望整理。 图4  到2050年全球电力需求预测  面向2050年的展望中,如图4所示,最为激进的依然是Shell天空情景,认为全球电力需求将超过64000太瓦时(较2015年增长2倍以上,年均增速达3.4%),在其他机构各种情景下,全球电力需求大致都处在40000~52000太瓦时的范围区间,到2040年的年均增速约为1.4%~2.2%。  同时,电力行业将成为全球能源行业转型的焦点。除激进型预测外,大部分情景下天然气发电量占全球发电总量的份额都将有所增长。所有预测情景下,煤电在发电量中的份额均出现下降,非水可再生能源发电量所占份额则快速增长。到2050年,在发电量增量方面,非水可再生能源将成为无可争议的领导者,这也是当前全球能源转型的最重要特征之一。  (四)碳排放 尽管全球能源向可持续方向转型的特点逐渐明晰,但大多数情景显示,未来可预见的碳排放与实现气候变化目标所需的发展轨迹相距甚远。为了实现《巴黎协定》的气候目标,需要创新的技术解决方案和支持性政策在减排中发挥重要作用。  ●IEA IEA预计,既定政策情景下,全球能源系统碳排放量自2018年达到创纪录高位之后继续上升,到2040年将达到379亿吨,较2018年(356亿吨)增长6.5%,全球温度或将在本世纪内升高2.7摄氏度。一些国家,特别是那些要实现净零排放的国家,在重塑其能源供应和消费的各个环节都做了大量工作。虽然排放增长放缓,但2040年之前仍然无法达峰,世界远不能实现共同的可持续发展目标。而根据IEA的可持续发展情景,未来全球能源系统碳排放量将迅速下降,与2010年相比,到2030年下降17%,到2040年(176亿吨)下降48%,到2050年下降68%,到2070年实现净零排放。在该情景下,本世纪全球温升有50%的可能性控制在1.65摄氏度,有66%的可能性控制在1.8摄氏度。  ●WEC 在WEC的展望中的未完成交响曲情景下,能源系统碳排放将于本世纪20年代达峰,2020~2040年的复合年均增长率为-1.1%,到2100年,全球减排轨迹将使全球升温略高于2摄氏度,比《巴黎协定》设定的目标期限晚10年左右;在现代爵士乐情景下,碳排放将于本世纪30年代达峰,2020~2040年间的复合年均增长率为0.06%,本世纪全球温升为2.5摄氏度;硬摇滚情景下,2040年前碳排放将持续增长,复合年均增长率为0.6%,本世纪全球温升略高于3摄氏度。WEC的三种预测情景中,全球能源系统碳排放量均未达到《巴黎协定》中低于2摄氏度的目标。 ●OPEC OPEC认为,尽管已经制定了相应的气候和能源政策,但由于经济增长和能源需求增加,全球碳排放量将继续增长,到2040年将增至382亿吨,较2018年增长13%。 ●EIA EIA预计,在其展望期内全球能源相关碳排放将持续增长,到2040年将增至388亿吨,到2050年将增至431亿吨,与1990~2018年间1.8%的复合年均增长率相比,2018~2050年,全球能源相关碳排放将以年均0.6%的速度增长。EIA认为,短期来看,能源效率的提高以及从煤炭向天然气、可再生能源的逐步转变,会降低能源相关碳排放的增长速度;长远来看,人口和经济增长会提高碳排放的增长速度,即展望期内碳排放速度将呈现先减后增的趋势。 ●IEEJ IEEJ也做出了展望期内全球能源相关碳排放持续增长的预期,预计到2040年碳排放将增至401亿吨,到2050年将增至409亿吨。与EIA不同的是,IEEJ认为,全球能源相关碳排放增速将持续放缓,如2017~2030年年均增速为1.1%,2030~2040年年均增速为0.7%,2040~2050年间为0.2%。 ●ERIRAS ERIRAS在创新情景和能源转型情景中预计,全球能源相关二氧化碳排放将在2040年前达到峰值。根据保守情景预测,能源相关二氧化碳排放将在整个展望期内持续增长,到2040年增至目前的1.1倍。在创新情景中,能源相关二氧化碳排放将在达到峰值后于2040年回落至目前水平,而在能源转型情景中,到2040年能源相关二氧化碳排放较当前水平将减少9%。 ●BP 在BP的渐进情景下,2017~2040年间,预计全球能源相关碳排放将持续增长,从334亿吨增至360亿吨,年均增长约0.3%,而在此前的1995~2017年间,碳排放量实际的复合年均增长率为1.9%。在其整个展望期内,能源相关碳排放将增长大约7%。在快速转型情景下,2040年碳排放下降约45%,即便如此,碳排放量仍然很大,为了实现《巴黎协定》的气候目标,在本世纪下半叶,这些剩余的排放量需要大幅减少并使用负排放来抵消。 ●ExxonMobil ExxonMobil预计,全球能源相关碳排放很可能在2035年达到峰值,随后于2040年降至350亿吨,2017~2040年间增幅5%,年均增长0.2%。能源效率的提高和向低碳能源的转型将有助于抑制碳排放,但仍不足以实现2摄氏度的气候目标。 ●Equinor 在Equinor的竞争情景下,全球能源相关碳排放将在本世纪30年代后期达到370亿吨的峰值,随后缓慢下降,展望期内(到2050年)累计排放量为1.216万亿吨。在改革情景下,能源相关碳排放在本世纪20年代初期增长,然后趋于平稳,并从2030年开始以每年0.7%的速度下降,随后下降速度略有增加,这主要得益于电力部门脱碳和交通运输部门电气化。整个展望期内累计排放量为1.09万亿吨,这将导致全球升温明显超过2摄氏度。在由2摄氏度目标倒推得出的更新情景下,碳排放量几乎必须要立即达到峰值,并在2020~2050年间以年均3.7%的速度下降,才能实现该情景下累计排放量预期7730亿吨。预计这一排放量变化趋势将持续到2050年以后,直到实现净零排放,从而稳定大气中的二氧化碳含量。 ●Shell 根据壳牌的天空远景,到2020年,全球能源系统二氧化碳净排放量约为350亿吨;到本世纪20年代中期,净排放量将达峰,约为360亿吨,此后该数值将持续下降;到2050年,净排放量约为180亿吨;到2070年,尽管不同部门和国家之间碳排放量仍有较大区别,但在天空远景下,全球能源系统二氧化碳将实现净零排放。 需要指出的是,各机构展望报告中除了统计的碳排放量历史数据、采用的基准年份各有不同外,其对碳排放的计量方法也不尽相同,如Equinor和壳牌的预测情景中采用的是二氧化碳净排放量计量法,即排放总量中考虑了排放减少量,而大多数报告采用的是总排放量法。尽管如此,各机构对碳排放变化趋势的判断具有一定的共性。   数据来源:IEA、WEC、OPEC、EIA、IEEJ、ERIRAS、BP、Shell、ExxonMobil。 图5  各机构2040年全球能源相关碳排放预测对比 综合以上各机构的数据,如图5所示,在一切照旧型预测中,到2040年,IEEJ关于全球能源相关碳排放量的预测值最高,超过400亿吨,其他机构的预测值多在350亿~380亿吨左右。在政策改进型预测中,能源相关碳排放平均预测值较一切照旧类预测情景有所下降。在激进型预测中,IEA可持续发展情景中关于能源相关碳排放量的预测值最低,为176亿吨。 同时,IEA的既定政策情景,WEC的硬摇滚情景,OPEC、EIA、IEEJ的参考情景,ERIRAS的保守情景、BP的渐进情景等认为,在各自的展望期内,能源相关碳排放将继续上升,并未达峰。WEC的现代爵士乐情景、未完成交响乐情景,ERIRAS的创新情景、能源转型情景、ExxonMobil的参考情景、Equinor的改革情景、BP的快速转型情景等认为,能源相关碳排放将在其各自的展望期内达峰,但根据预测的趋势无法或难以完成《巴黎协定》的气候目标。只有IEA既定政策情景、Shell天空远景、Equinor更新情景等少数几个情景根据气候目标倒推的碳减排变化轨迹比较激进,其中IEA的可持续发展情景和壳牌的天空远景预计,到2070年全球能源相关碳排放将实现净零排放。 目前看来,尽管全球能源向可持续方向转型的特点逐渐明晰,各国已经行动起来,积极追赶净零目标,但是大多数情景显示,未来可预见的碳排放与实现气候变化目标所需的发展轨迹相距甚远,《巴黎协定》的气候目标依旧很难实现。为了实现《巴黎协定》的气候目标,需要创新的技术解决方案和支持性政策在减排中发挥重要作用。这也与各机构此前版本展望报告中的说法大致相似。 三、来自全球能源展望报告的启示 (一)围绕能源系统本身的矛盾正在加剧 能源展望以当前能源发展现状为基础,而当今的能源世界却充斥着巨大的矛盾,能源系统现状与未来发展目标之间存在一系列差距。一方面是人人享有可持续能源的倡议,另一方面全球目前仍有8.5亿无电人口。一方面全球需要加大温室气体减排力度,另一方面2018年能源相关碳排放创下历史新高。一方面是可再生能源推动能源快速转型的愿景,另一方面当前能源系统对化石能源的依赖程度仍然居高不下。一方面是谋求充足稳定的石油供应,另一方面地缘政治局势持续紧张、不确定性不断增加。并且在可预见的未来,这些围绕能源系统的矛盾和差距将继续扩大,并影响能源预测本身。 (二)技术和政策因素是情景预测的主要依据 技术和政策是各机构情景设置的主要参考因素。技术是推进能源发展、能源转型的根本。实现能源系统整体转型需要在更广泛的能源技术领域取得进展,包括能效、二氧化碳捕集利用和封存、氢能、核能和其他方面。在IEA最新版展望中出现的既定政策情景,强调的就是当前已公布的政策取向会带领能源系统走向何方,会对未来能源世界产生什么影响。既要满足包括能源可及性在内的日益增长的能源需求,又要减少排放,是一项艰巨的任务,需要各界广泛参与,但各国政府必须发挥引领作用。来自个人、民间组织、企业和投资者的倡议固然可以产生重大影响,但各国政府才是重塑能源体系、推动全球能源变革的最重要力量。正如IEA所言,只有政府能够营造支持能源创新和投资的环境,只有政府能够向业界传递关于能源行业未来发展道路的明确信号和清晰方向。 (三)各种不确定性影响能源世界未来 影响未来能源行业长远发展的因素复杂多样,且每个因素都存在不确定性。多种不确定因素的综合效应将对能源行业未来发展产生深刻影响。正是基于各种关键因素的不确定性,上述机构在各自的展望报告中设置了多种预测情景,在各种情景下勾勒出可能的未来能源图景,以帮助我们探索不同条件下潜在的发展路径并把握未来世界的整体能源格局,这也是长期能源展望的要义所在。   参考文献 [1]IEA. World Energy Outlook 2019 [R]. 2019. [2]WEC. World Energy Scenarios 2019 [R]. 2019. [3]OPEC. World Oil Outlook 2019 [R]. 2019. [4]EIA. International Energy Outlook 2019 [R]. 2019. [5]IEEJ. IEEJ Outlook 2020 [R].2019. [6]ERIRAS,SKOLKOVO Energy Centre. ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ МИРА И РОССИИ 2019 [R]. 2019. [7]BP. BP Energy Outlook  2019 edition [R]. 2019. [8]ExxonMobil. 2019 Outlook for Energy: A View to 2040 [R]. 2019. [9]Equinor. Energy Perspectives 2019 [R]. 2019. [10]壳牌.“天空”远景[R]. 2018. [11]Richard G. Newell,Daniel Raimi,and Gloria Aldana. Global Energy Outlook 2019: The Next Generation of Energy [R]. 2019. [12]Dawud Ansari,Franziska Holz,Hashem al-Kuhlani. Energy Outlooks Compared: Global and Regional Insights [R]. 2019. [13]李江涛,张春成,翁玉艳,单葆国. 基于情景的世界能源展望归纳研究(2019)[J].能源,2019 (08):65-69. [14]李江涛.谈及世界能源展望,我们用情景想说什么[J].能源,2019 (07):57-59. [15]杨永明.全球主要能源展望报告综合分析与启示[J].能源情报研究,2018年1月.  ...
近年来,风电在我国得到了迅猛发展,我国已成为风电增长最快的国家。根据国家中长期发展规划,到2020年底和2050年底,风电总装机容量将分别超过200GW和1000GW。随着风电装机容量的猛增,越来越多的问题正逐渐显现,如,大规模不可控低品质风电并网对电网安全性带来的挑战;大规模风电场的聚集给当地电网输送带来的极大压力,造成大量弃风现象;大量并网风电给电网调度中心造成越来越大的困难,而且造成电网平衡成本逐渐增大。为解决这些问题,积极探索能源转换方式,将风能转化为氢能源加以利用成为当前研究的重点方向。 一、关于风电制氢技术 风电制氢技术是将风能通过风力发电机转化成电能,电能通过电解水制氢设备转化成氢气,通过将氢气输送至氢气应用终端,完成从风能到氢能的转化。 根据风电来源的不同,可以将风电制氢技术分为并网型风电制氢和离网型风电制氢两种。并网型风电制氢是将风电机组接入电网,从电网取电的制氢方式,比如从风场的35kV或220kV电网侧取电,进行电解水制氢,主要应用于大规模风电场的弃风消纳和储能。离网型风电制氢是将单台风机或多台风机所发的电能,不经过电网直接提供给电解水制氢设备进行制氢,主要应用于分布式制氢或局部应用于燃料电池发电供能。 风电制氢技术作为一种新型的储能方式,更多地将被应用于平抑大规模风电场发电的不均衡性,提高风场风电的利用率。 风电制氢技术主要涉及电氢转换和氢气输运两大关键技术,整个技术模块包括风力发电机及电网、电解水制氢系统、储氢系统和氢气输运系统。根据风场风电的拓扑结构,按照控制需求可以从35kV或220kV电网处取电,经过AC/DC转化后,进行电解水制氢,所制的氢气先储存在中压储氢罐中,然后,通过20MPa氢气压缩机充灌到氢气管束车,根据用氢需求进行派送,或者可以将中压氢气以不高于体积比10%的浓度掺入到天然气管道中进行输送。 二、国际发展现状 (一)欧洲 针对风电的不稳定性及存在的弃风限电等问题,欧洲国家(如丹麦、德国、西班牙等国)的专家们早在五、六年前就开始了相关的研究,重点关注风电结合氢储能系统的技术和成本可行性分析,随后启动了一些示范项目。 在欧盟委员会欧洲研究和创新第七框架计划推动下,启动一项名为INGRID的氢储能项目,该项目总计划投资2390万欧元,其中欧盟资助1380万欧元,由几家企业和研究机构组成的财团,包括意大利的ICT技术公司、Engineering Ingegneria Informatica、Agenzia per la tecnologia e l'Innovazione (ARTI),意大利公用事业部门Enel Distribuzione,比利时氢发电机供应商Hydrogenics,法国的固态氢存储开发商McPhy Energy,以及意大利研究机构Ricerca sul Sistema和西班牙研究中心Energetico TECNALIA等自筹1010万欧元。该项目的目的是通过氢储能系统在提升可再生能源系统的利用效率的同时,优化间歇性再生能源电力的发电品质,以保证电网的安全性和稳定性。该项目建设地为意大利的普利亚地区,项目总储存能力为39MWh,由3.5GW的太阳能、风能和生物能资源组成的发电系统,储氢容量超过1吨的固态储氢系统和一套1.2MW的氢发电机组成。 德国制定了宏伟的“Power to gas”发展计划,并逐步实施。Power to gas项目的背景源于德国可再生能源导入量的扩大,德国打算2022年之前全面废除核电,扩大可再生能源的比例。2012年,可再生能源在德国总发电量中所占的比例达到了22%,2020年计划将其提高到35%,2030年进一步提高到50%。基本路线是最终使用多余的风能等可再生能源,电解水生成氢,将制得的氢气储存起来,然后加入至现有的燃气管道网络。氢气作为一种能源载体或原料,用于混氢天然气燃料,或者作为化工原料以及作为氢燃料电池汽车的燃料。 2011年10月,建造于德国柏林普伦茨劳的“风氢混合电站”正式建成启用,它是全球第一个涉及氢气储能和利用的项目。该项目风电装机容量为6MW,电解槽装机容量约0.6MW。随后,德国又启动了两项氢气储能和利用项目,分别位于德国北部的梅克伦堡-前波美拉尼亚和东北部勃兰登堡的法尔肯哈根。 (二)美国 美国制定了Wind2H2计划,该计划是由美国能源部国家可再生能源实验中心(NREL)与Xcel能源公司于2004年合作的计划,并交由NREL的国家风能技术中心主持。此计划目的是为协助研究人员掌握可再生能源与电解水制氢之间关键技术,具体内容如下:研究储能技术(以储氢技术为主),再生能源输出及系统成本效益分析;掌握风/氢系统输出最佳容量配比技术(风电、太阳能和氢能系统协调运行策略);不同运行状态分析研究(调节再生能源输出直接上网和电解水所需电量的比例,并进行技术经济分析);电解技术分析(质子交换膜电解槽和碱性电解槽)对风氢系统的影响;推行系统整合、扩大研究规模和领域。现阶段已完成新能源制氢设备的工业规模及社区或个人使用规模设备系统的商业化,并且可直接利用风能进行储能,目的使其在技术和成本上具有优势。 三、我国的发展现状与问题 我国对于发展风电制氢技术也很重视,2014年,李克强总理考察德国氢能混合发电项目,指示国内相关部门组织实施氢能利用示范项目。国家能源局指示河北、吉林省加快可再生能源制氢示范工作,将氢储能作为解决弃风、弃光问题的新思路。 2015年3月,国家电网发布《关于做好2015年度风电并网消纳有关工作的通知》,其中,第五项提出要积极开拓适应风能资源特点的风电消纳市场。为提高本地电网消纳风电的能力,促进风电的就地利用,河北、吉林省要加快推进风电制氢的示范工作,进一步积累经验。 2016年3月,能源部发布《关于做好2016年度风电并网消纳有关工作的通知》,总结现有示范项目经验基础上,开展一批新的风电制氢、风电高载能供电示范项目建设。河北、吉林省要加快推进风电制氢的示范工作。 2016年4月,国家发改委、国家能源局下发了《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》,也将“氢能与燃料电池技术创新”作为15项重点任务之一。5月19日,中共中央、国务院联合印发了《国家创新驱动发展战略纲要》,其中明确提出:“开发氢能、燃料电池等新一代能源技术”。 但总体上讲,我国风电制氢技术研发起步较晚,进展较为缓慢。目前尚无成熟商业运行的风电制氢储能和燃料电池发电系统,大规模风电制氢储能的示范工程设计经验不足,在系统的关键性技术、效率提升和经济性方面未能取得实质性的进展。面临的问题主要有: (一)关键技术难题 从技术角度来看,风电的随机性、不稳定性、波动性较大,而水电解制氢设备对电能质量的稳定性要求较高,频繁的电力波动会对设备的运行寿命及氢气的纯度质量造成影响。如何进行有效的电能匹配,提高制氢设备的可利用率需要研究探讨。此外,当前氢气的储存和运输成本较高,包括氢气储运的安全性等都是制约氢能行业发展的瓶颈,储运技术需进一步深入研究。 (二)推广应用难题 风电制氢技术的发展有待于氢气下游用户使用问题的解决,当前氢气的大规模使用途径还较为单一,受限于运输和储存成本,用量较大石化企业、合成氨企业多为自行制备,或采用天然气重整、甲醇裂解或煤制氢等方式制取。高纯氢市场用户多,但用量较小,行业发展潜力不大。近年来燃料电池汽车行业技术发展颇受关注,燃料电池汽车行业的规模化发展将会带动氢能规模化利用。 参照德国power to gas计划,将氢气按一定比例加注到天燃气管道中加以利用,也是风电制氢和氢能利用规模化发展的有效途径。如果将风电制取的氢气注入到西气东输的输气管道中,则我国西北部地区的风电弃风难题可有效解决。 四、促进我国风电制氢技术发展的对策建议 (一)关注解决氢能利用途径 制定有关标准和政策,探索将氢气注入到天然气管道中加以利用;促进燃料电池技术行业的发展,燃料电池技术发展将带动氢能的清洁利用,进而推动风电制氢技术的发展。提高油品品质,提高汽柴油标号标准,进而推动油品加氢技术的发展,扩大氢能的利用途径。 (二)加强电解制氢技术的开发 电解制氢技术要想在间歇性电源的储能环节中获得广泛应用,首先必须满足对间歇性电源功率波动的适应性,因此需要深入研究电解制氢装备的功率波动适应性,开发大功率、低成本和高效率工业化碱性电解水制氢技术。同时,开发可快速响应功率波动的固体聚合物电解水制氢技术(SPE)。 (三)开展氢储能系统的研发 由于氢气易于储存,因此有利于提高波动性大的风/光发电品质,并能够参与电网调峰网,可以提高电网安全性和运行效率。因此,如何设计高压储氢系统,使之与电网调峰和运行模式相匹配,是该技术能够走向市场的关键技术之一。 (四)注重大规模风电制氢运行模式以及经济性 一种技术的推广应用,其经济性固然重要,但对于影响面较大的技术而言,单纯考虑经济性是不够的,特别是对社会和环境都会产生影响的技术,应该对其综合效益进行研究和评价,包括社会效益、环境效益及经济效益等。因此,需要在经济性分析的基础上,建立一套多能源转换利用的综合效益评价指标体系和方法,为决策提供支撑。 (五)解决风电与电网输配电的政策问题 参考国家能源局制定的风电供热政策,制定风电制氢相关政策。水电解制氢站是类似于电解铝等的高耗能产业,用电负荷的增加有利于电能的消纳,电网应增加风电的发电上网指标,吸收利用更多清洁电能。出台直供电售电政策,电网公司收取相应过网费后,风电场可直接向制氢站供电,统筹调度风电与太阳能等新能源发电资源,确保水电解制氢供电的稳定性。  ...
突如其来的新冠肺炎疫情,加大了国内经济下行压力,也对电力行业造成冲击。据国家能源局数据显示,今年一季度,全国发电量1.58万亿千瓦时,同比下降6.8%,其中,火电发电量同比下降8.2个百分点。火电设备平均利用小时数大幅缩减,给火电企业带来经营压力。但令火电企业感到欣慰的是,随着动力煤价格持续下跌,以及复产复工带来用电量增长,预计部分火电企业经营状况有望得到改善。 电力市场需求趋弱 火电发电量同比下降8.2%春节假期为耗电量占比最大的第二产业生产淡季,同时叠加疫情影响下的延期复工,整体电力需求有所减弱。国家能源局4月17日发布的用电量数据显示,今年一季度,全国全社会用电量1.57万亿千瓦时,同比下降6.5%,增速比上年同期回落12个百分点。其中,处于此次疫情中心的湖北省,用电需求受到极大影响,特别是在整个2月份,全网最大用电负荷一度同比下降33%。新冠肺炎疫情导致电力市场需求趋弱,进而导致发电机组平均负荷下降,发电量减少。数据显示,一季度全国发电量1.58万亿千瓦时,同比下降6.8%。在此形势下,火电作为我国电力生产的绝对主力,由于其可调节性强,发电优先级低等特点,发电量受疫情影响相对更大。据中电联发布数据显示,一季度全国规模以上电厂火电发电量11746亿千瓦时,同比下降8.2%,增速比上年同期回落10.2个百分点。从火电利用小时数上看,一季度全国火电设备平均利用小时为946小时,比上年同期降低137小时。分省份看,全国共有17个省份火电设备利用小时超过全国平均水平,其中甘肃和新疆超过300小时左右,而湖北、浙江、江苏、安徽和贵州同比降低超过200小时。由于疫情与冬季供暖期有重叠,今年一季度,供热机组的负荷状况要明显好于其他机组。某发电企业负责人表示,“靠近城市中心的、带供热面积多的电厂,负荷状况相对还好一些,因为调度上会有所倾斜。以前总说居民供热不挣钱,但今年承担供热任务的机组至少在发电量上有保障。”随着全国正在有序复产复工,疫情逐步在四月初趋于平稳,从用电量数据长期来看,第二产业用电量可能在今年下半年有所改观。工业和信息化部新闻发言人、运行监测协调局局长黄利斌说,4月上中旬,发用电量增幅已由负转正,工业经济运行朝着积极方面发展。中国电力企业联合会党委书记、常务副理事长杨昆也指出,疫情对电力消费的影响在3月份已明显回落,3月末的日用电量规模估计已恢复到上年同期水平。预计二季度全社会用电量实现中低速增长,增速比一季度回升9个百分点左右。 动力煤价格持续下跌 火电企业盈利能力有望修复今年2月份,国家能源局下发了疫情防控期间煤炭供应保障煤炭供应的通知,促进电煤稳定供应,保障全国电煤库存处于合理水平。受此影响,叠加下游电厂日耗偏低,电煤库存维持较高水平。以秦皇岛港为例,截至4月17日秦皇岛港煤炭库存688.5万吨,环比上月同期增加88.5万吨,涨幅达14.75%。4月以来,随着居民用电量逐渐进入淡季,工业用电量回升空间有限,下游电厂日耗偏低,电煤库存可用天数持续覆盖30天左右。在此背景下,下游电厂积极去库存,消极采购,动力煤供需矛盾难以改善,煤价一度跌至三年来最低水平。截至4月3日,汾渭能源公布的最后一期CCI5500大卡动力煤价格指数报收于520元/吨,周环比下降21元/吨。近期,神华公布了4月份长协价格,所有外购品种降幅均在25元/吨以上,首次创下外购煤价全面低于自产的纪录,且量大采取价格优惠政策。陕煤、中煤等大型煤企纷纷跟进,港口报价连续出现单日较大幅度调降,部分港口实际成交价格已经跌至470元/吨。受此影响,今年一季度全国煤炭开采和洗选业实现利润421.1亿元,同比下降29.9%。从历史经验看,二季度为传统动力煤消费淡季,下游电厂日耗普遍处于低位平稳运行态势,动力煤价格难以提振。此外,受国际原油价格持续下跌的影响,动力煤国际市场需求低迷,内外价差偏大,综合分析,预计后期动力煤价格将维持低位运行态势。受益于动力煤价格持续走低,火电企业业绩有所好转。近期,五大发电央企主要上市公司华能国际、国电电力、大唐发电、华电国际、中国电力均完成2019年度业绩报告披露工作,部分企业公布2020年一季度报。综合年报和一季度报看,在营收平稳增长的同时,煤炭价格下降明显提振了以煤电资产为主的各上市公司盈利水平,利润水平也得到修复。总体来看,结合影响火电的煤炭价格、利用小时和上网电价来看。由于今年上半年疫情期间的阶段性降低电价政策中,行政性降电价政策以电网侧为主,市场对于发电企业上网电价的悲观预期有望修复。此外,煤炭价格下行将有效对冲电量回落对盈利的影响。预计煤价近期快速下行的红利有望集中在二季度释放,火电企业盈利能力修复有望延续。...
随着五一小长假的结束,2020年已经过去了三分之一。在复工潮的推进下,国家及地方出台了多项与清洁能源相关的重磅政策,拉开行业发展的新帷幕。回望4月,《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》以及《关于做好可再生能源“十四五”规划编制工作有关事项的通知》的发布,将推动光伏产业健康发展 。4月份,光伏行业有以下政策值得关注。 国家层面清洁能源政策 一、国家发改委印发《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》 4月2日,国家发改委印发《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》,公布了2020年光伏发电上网电价政策。 《通知》提出,对集中式光伏发电继续制定指导价。将纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价,分别确定为每千瓦时0.35元(含税,下同)、0.4元、0.49元。新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定,不得超过所在资源区指导价。 《通知》明确,纳入2020年财政补贴规模,采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.05元;采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目,按所在资源区集中式光伏电站指导价执行。能源主管部门统一实行市场竞争方式配置的所有工商业分布式项目,市场竞争形成的价格不得超过所在资源区指导价,且补贴标准不得超过每千瓦时0.05元。 《通知》规定,纳入2020年财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准调整为每千瓦时0.08元。符合国家光伏扶贫项目相关管理规定的村级光伏扶贫电站(含联村电站)的上网电价保持不变。 简评:国家发改委在研究制定政策过程中,通过多种形式,广泛、充分听取了相关部门、光伏发电企业、光伏制造企业以及行业协会和专家的意见建议,汇集了各方面智慧,凝聚了行业最大共识《通知》的发布将有利于稳定行业预期,引导行业合理安排投资建设,促进光伏产业健康有序发展。 二、国家能源局:《关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》 4月9日,国家能源局发布了《关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》,其中指出:继续实施电力业务许可豁免政策,以下发电项目不纳入电力业务许可管理范围: 1.经能源主管部门以备案(核准)等方式明确的分布式发电项目;2.单站装机容量6MW(不含)以下的小水电站;3.项目装机容量6MW(不含)以下的太阳能、风能、生物质能(含垃圾发电)、海洋能、地热能等可再生能源发电项目;4.项目装机容量6MW(不含)以下的余热余压余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用项目;5.并网运行的非燃煤自备电站,以及所发电量全部自用不上网交易的自备电站。 简评:《通知》的出台,将使电力业务许可制度在促进国家产业政策落实、规范企业经营行为、维护电力市场秩序、优化营商环境等方面作用得到进一步发挥。 三、国家能源局印发《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》 4月10日,国家能源局印发《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》。主要内容有:国家鼓励高效清洁开发利用能源资源,支持优先开发可再生能源,合理开发化石能源资源,因地制宜发展分布式能源,推动非化石能源替代化石能源、低碳能源替代高碳能源;国家将可再生能源列为能源发展的优先领域,制定全国可再生能源开发利用中长期总量目标以及一次能源消费中可再生能源比重目标;坚持集中式和分布式并举、本地消纳和外送相结合的原则发展风电和太阳能发电;国家实行可再生能源发电优先上网和依照规划的发电保障性收购制度。 简评:该征求意见稿给能源行业发展指明了方向,对未来我国能源产业高质量发展意义重大,将有力助推我国能源体系朝绿色低碳化方向发展。对于光伏行业来说,该征求意见稿是重大利好消息。 四、国家能源局发布可再生能源“十四五”规划编制工作通知 4月15日,国家能源局发布《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制工作有关事项的通知》。《通知》提出:高度重视可再生能源发展“十四五”规划编制工作,认真落实规划编制的重点任务,对组织安排和进度做出了部署。 简评:可再生能源发展“十四五”规划是能源发展“十四五”规划的重要组成部分,是贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重要举措。可再生能源发展“十四五”规划是“十四五”时期指导可再生能源产业高质量发展的工作指南,对明确可再生能源发展目标、优化可再生能源产业布局、实现可再生能源高质量发展意义重大。 五、国家发改委:《关于完善长江经济带污水处理收费机制有关政策的指导意见》 4月16日,国家发改委、财政部、住建部、生态环境部、水利部联合印发《关于完善长江经济带污水处理收费机制有关政策的指导意见》。《指导意见》明确,为降低污水处理企业负担,将对污水处理厂免收电价容(需)量费,污水处理厂可自愿选择执行峰谷分时电价或平段电价,支持污水处理企业参与电力市场化交易。鼓励污水处理企业综合利用场地空间,采用“自发自用、余量上网”模式建设光伏发电项目。 简评:污水处理是水污染防治的关键环节,是推动长江经济带生态优先、绿色发展的重要举措。鼓励污水处理企业建设光伏发电项目,是光伏发展利用的有效形式之一。 地方层面清洁能源政策 一、新增800兆瓦消纳空间 湖南启动2020年光伏平价申报工作 4月8日,湖南省发改委下发《关于组织申报2020年光伏发电平价上网项目的通知》,申报范围为纳入国家规模管理范围且自愿转为平价上网的存量项目和2020年拟新建的平价项目。2020年拟新建平价项目,鼓励同步配套建设储能设施;单个项目规模不超过10万千瓦,鼓励采用农光、渔光、林光等复合型开发方式。2020年湖南电网新增建设规模80万千瓦(800兆瓦),电网新增建设规模为0的区域不得申报平价项目。 二、青海省2020平价光伏竞争配置方案出炉 4月11日,青海省能源局印发《青海省2020年平价光伏项目竞争配置工作方案的通知》,是目前为数不多的对平价项目的并网时间、技术标准以及投资企业做出明确优选规则的省份。《通知》明确,全省拟新建平价项目120万千瓦,其中海西州80万千瓦,海南州40万千瓦。项目采取“一次规划、分年实施”的方式建设,每个项目最高可按照100万千瓦规划,2020年首期新建10-20万千瓦,后续根据消纳情况分年实施。 三、黑龙江省印发2020年光伏平价上网项目预申报通知 4月21日,黑龙江省发改委印发《关于预申报2020年度风电、光伏发电平价上网项目的通知》。《通知》要求:重点支持国家和省级贫困县平价项目的申报;支持新能源装备制造产业延伸产业链发展;支持齐齐哈尔市、大庆市国家级可再生能源综合应用示范区建设;支持“新能源+旅游”项目开发建设模式;支持煤炭资源型城市转型发展;2019年平价项目在当年实现全容量并网的,在今年的申报项目中给予适当奖励。...
近年来,中国海上风电发展迅速,取得了一系列可喜的成绩。截至2019年年底,我国海上风电新增装机约240万千瓦,累计装机约684万千瓦,招标未建设项目共2132.5万千瓦,容量巨大。 然而2020年1月23日,财政部、国家发改委、国家能源局紧急联合下发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》,明确从2022年开始,中央财政不再对新建海上风电项目进行补贴。加上在此之后各省地方政府接力国家补贴意愿不明确,使得刚进入商业化阶段不久,还处于起步阶段的中国海上风电承受巨大压力。 为了赶上0.85元/千瓦时的电价,中国海上风电进入了装机高峰,但海上风电吊装能力仍受安装船和风电机组产能的制约。根据中国海洋工程咨询协会海上风电分会统计数据,2020年中国海上风电安装船预期量为33艘,随着小兆瓦机组逐渐退出市场,可用船舶或将明显小于这一数值。2021年中国海上风电安装船预期量是40艘,假设一条船一年吊装35至40台风机,每台风机容量是6MW,理论上吊装总容量将近900万千瓦。风电机组主轴承等大部件产能受制于国外供应商,即使不考虑今年疫情影响,根据中国海洋工程咨询协会海上风电分会的统计,预计至少800万千瓦项目将结转至2021年之后。结合各省已招标未建设的容量,可以看到未来建设任务仍然很重。 中国海上风电只有达到平价,才能与火电和其他可再生能源公平竞争。依靠补贴,行业永远无法规模化发展。然而当前中国海上风电在通往平价的过程中,如何能借鉴欧洲海上风电发展的经验,通过技术创新降本增效,尽快实现平价上网,本文将从不同区域度电成本及电价趋势等几个维度对此进行探讨。 1.中欧海上风电发展对比分析 欧洲在海上风电行业涉入较早,开发经验丰富,具有先进的工程装备技术和成功的行业发展模式。欧洲海上风电的发展趋势或许能够给我们以启示。 通过欧洲申报电价的下降趋势图可以看出,英国的电价下降趋势最快,从2017年到2023年,六年间的电价降幅达到49.5%,年平均降幅为8.3%;而丹麦的电价下降趋势最慢,从2013年到2021年,八年间降幅达到40%,年平均降幅为5%。其余各国电价下降趋势介于两者之间。 中国海上风电起步较晚,近几年才开始高速发展。如果海上风电电价下降幅度能够达到5%~8.3%,与欧洲水平相当,那代表着我们的技术进步已经相当快,这个降幅是欧洲海上风电经过了二十年的发展后,直到最近几年才实现的。 若在“十四五”期间,我们的海上风电电价下降幅度能够达到上述水平,那说明我们在海上风电降本增效上能达到甚至能超越欧洲的进步速度。 除了电价下降趋势对比,我们还可以对比投资成本趋势。整个欧洲海上风电平均投资成本从2015年的33750元/千瓦降到2018年的18750元/千瓦,成本下降了约44%;在此期间,陆上风电的平均投资成本从15000元/千瓦降到了10500元/千瓦,成本下降幅度近30%。 而2015年,我国海上风电才刚刚进入商业化阶段,整个海上风电行业仅处于起步阶段。即使在这样的情况下,我们用了短短几年,海上风电平均投资成本从2015年的19000元/千瓦降到2018年的16500元/千瓦,成本下降了达到13%的水平。虽然跟欧洲相比还有很大差距,但我们正发力追赶。 按照政策规定,2018年底前核准的海上风电项目,如在2021年底前完成并网,上网电价为0.85元/千瓦时。2019年、2020年新核准的项目实行每年每千瓦降0.05元的价格。而沿海主要省份脱硫煤标杆电价低至0.39-0.45元/千瓦时,若以此为平价标准,海上风电降本压力非常大。 2.中国海上风电平价可行性分析 2019年中国海上风电新增装机约240万千瓦,主要集中分布在江苏,其次为广东、福建、山东等省。 以广东省为例,脱硫煤标杆电价是0.453元/千瓦时,若按照欧洲的电价每年下降幅度5%~8.3%来计算,广东最快可在2023~2024年间实现平价,最慢要到2026~2027年间实现平价。 同理,江苏、福建、山东最快均将在2024~2025年间实现平价。当然,要降低电价并不仅是在技术方面的创新,还有商务创新、政策支持等。那我们能否最快在2023~2024年间真的实现平价?毕竟欧洲经过了二十年技术的积累才达到今天的降幅水平,让我们来进一步分析。 以当前广东某风场为例,假定容量是40万千瓦,平均风速8.2米/秒,离岸距离28公里,水深为45米,年等效小时数为3300小时左右,投资成本约18000元/千瓦,运营成本含大部件约397元/千瓦。在项目全投资回报率为8%的条件下,支撑电价应为0.72元/千瓦时。想要达到脱硫煤标杆电价0.453元的水平,那么我们除了商务创新和政策支持外,就要通过技术创新来降本增效,使得年等效发电小时数增加、投资成本和运营成本降低。即便以项目全投资回报率按6%测算(资本金回报率不低于8%),要想支撑0.453元/千瓦时的电价,则要降低14%的投资成本,降低11%的运维成本,同时在年等效发电小时数上要提升15%,预计我国在“十四五”末能够实现这些目标。而要按项目全投资回报率8%测算,则要降低24%的投资成本,降低16%的运维成本,同时在年等效发电小时数上要提升30%,若想在在“十四五”期间内实现目标还相当困难。 同理,假设投资回报率按6%测算,江苏海上风电要想达到平价,需要在目前的基础上,降低27%的投资成本,降低18%的运维成本,在年等效小时数上要提升20%;福建需要降低22%的投资成本,降低17%的运维成本,在年等效小时数上要提升20%;山东需要降低22%的投资成本,降低15%的运维成本,在年等效小时数上要提升20%。 在投资成本下降方面,欧洲现在达到了43%的水平,我们在过去几年也达到了13%的水平。但要想迈向平价,要求降幅达到14%~27%,还要同时降低10%~18%运维成本,并提高15%~20%的发电量。要想在“十四五”期间内实现这些目标,就需要整机商在产品上实现技术突破、供应链要实现主要大部件国产化、整个风电场设计要实现优化并能够实现智能场群控制,设计院和整机商协同实现支撑结构载荷整体化设计、新型基础施工技术突破、施工公司从安装船、吊装技术突破实现施工窗口期大幅提高,中压、高压柔性直流远距离送出的技术突破,整机商在运维方面要提升整机的可靠性、提升运维效率将运维成本下降,只有通过技术创新实现以上的目标才能够实现平价。这一切,都需要我们全行业的共同努力。 3.海上风电对地方经济意义重大 广东、江苏、浙江、山东等沿海省份,既是负荷中心,财政实力也较强,补贴资金并不会带来过重负担。有了“省补”的助力,海上风电将迎来持续健康发展,每年将拉动上千亿元的投资,创造出数万个就业岗位,从而为地方经济社会发展作出更大贡献。 发展海上风电为推动地方经济发展带来机遇。过去几年,海上风电对沿海省区的地方经济拉动作用已经得到了验证。特别是广东阳江、揭阳、江苏如东等地具备建设海上风电母港的优良条件,依托海上风电开发,通过产业配套及产业组合,能够实现海上风电全生命周期产业价格的集合,形成千亿元级产业集群。 发展海上风电有助于促进前沿技术创新。由于海上风电涉及众多当代高端装备制造顶尖技术,海上风电的快速发展能够推动我国在长柔叶片、高端轴承、齿轮箱和大功率发电机等前沿技术上实现突破。同时,开展具有前瞻性的海洋测风、海洋基础、海洋施工、整机等前沿研究测试,对我国实施海洋强国战略、新型海洋经济开发具有重要带动作用。 发展海上风电能够加速沿海地区能源转型。东部沿海作为我国的经济中心,沿海省份的总能耗占全国的50%左右,且主要依赖化石能源。要实现我国的能源转型,这些地区必须率先调整能源结构。加快海上风电开发,会为这些地区尽快实现能源转型提供良好支撑。 发展海上风电利于国家能源安全。目前,我国能源对外依存度达到21%,原油和天然气更是分别突破70%、45%,不仅会给我国带来政治风险,也危及到国家的经济安全。海上风能资源储量大,适合大规模开发、就近消纳,充分挖掘这些资源,能够有效提高我国的能源供给安全系数。 沿海各省非水可再生能源发展需要海上风电。通过统计沿海各省在2019年的电力缺口,可以看出广东省的电力缺口最大,为1969.7亿瓦时。通过分析发现,在包括光伏、陆上风电等众多可再生能源形式中,海上风电由于贴近负荷中心,出力稳定,对广东省电力缺口弥补贡献最大。除了广东外,海上风电对电力缺口贡献较大省份的还有江苏、浙江、山东。随着国内可再生能源加速进入平价时代,若海上风电可以在“十四五”实现平价,就能与其他能源实现竞争,那么广东、江苏、浙江、山东四省会出现更大的海上风电消纳需求。预计“十四五”期间,四省的海上风电增量约1200万~1600万千瓦。 江苏和广东是目前海上风电发展的主战场,如果这两个省份释放出接力海上风电补贴信号的话,对于前途未卜的中国海上风电而言,毫无疑问是一剂强心剂。 在“国补”难以为继的客观形势下,希望地方政府能高瞻远瞩,按照中央要求,接力补贴,为海上风电发展营造稳定的政策环境和技术创新时间,助力其在“十四五”期间实现平价,让人们用上更多的可再生能源。  ...