电气时代网 电气时代网 电气时代网
碳中和目标下,煤电装机快速增长时代正式宣告结束,而可再生能源将迎来“倍速”发展阶段。即便如此,2060年达到碳中和,依然压力巨大。 2020年9月22日,国家主席习近平在第75届联合国大会上宣布,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。 中国成为全球主要排放国里首个设定碳中和目标期限的发展中国家,这也是中国在《巴黎协定》承诺的基础上,在碳排放达峰时间和长期碳中和问题上设立的更高目标。中国2060碳中和目标的宣布,必将对电力行业未来40年的发展带来深刻而巨大的影响。 带来的机遇 首先,电力行业清洁低碳发展目标更加明确清晰。十九大报告提出“推进能源生产和消费革命,构建清洁低碳、安全高效的能源体系”,这为我国能源清洁低碳转型发展提出了新的方向。对于电力行业来说,就要加快推进我国能源结构从以煤炭发电为主向以清洁低碳能源为主的跨越式发展。 经过十多年的努力,中国电力行业的低碳发展已经取得了很大的进步,单位供电碳排放(克二氧化碳/千瓦时,下同)从2005年的900克左右下降到目前的600克左右(下降约30%)。 国务院发布的《“十三五”控制温室气体排放工作方案》中,也提到大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦时以内,目前看来完成的难度不小。如果横向比较,目前中国电力行业单位供电碳排放比全球的平均水平450克左右仍然高出了30%左右。 目前,全球主要国家的供电碳排放从低到高大致分成几个类型:1、近零排放国家(100克以下):挪威、瑞典、瑞士、法国等;2、超低排放国家(100克到200克之间):新西兰、加拿大、奥地利、芬兰、丹麦、比利时等;3、低排放国家(200克到300克之间):英国、匈牙利、西班牙、葡萄牙、意大利等;4、中排放国家(300克到500克之间):德国、荷兰、智利、美国、捷克、土耳其、墨西哥、以色列、日本等;5、高排放国家(500克以上):韩国、希腊、爱沙尼亚、中国、印度、波兰、澳大利亚、南非等。 从上述分布中可以得出几个结论:1、中低排放及以下的国家,基本上以发达国家为主(巴西、墨西哥、智利等除外);2、高排放国家中,以发展中国家为主,但也不乏韩国、澳大利亚这样的发达国家;3、已经承诺碳中和目标的国家,以中低排放国家为主,但也包含部分包括中国在内的发展中国家,比如已经完成碳中和目标立法的瑞典(2045)、英国(2050)、法国(2050)、丹麦(2050)、新西兰(2050)、匈牙利(2050),立法进程中的有西班牙(2050)、智利(2050)以及欧盟整体(2050),通过政策宣示承诺还未进入立法进程的有芬兰(2035)、冰岛(2040)、奥地利(2040)、挪威(2050)、德国(2050)、葡萄牙(2050)、瑞士(2050)、爱尔兰(2050)、韩国(2050)、南非(2050)、中国(2060)以及日本(本世纪下半叶尽早实现)等。 从上述不同国家按照单位供电碳排放数值高低的分布及对其承诺碳中和目标时间的对比不难看出,大部分发达国家从目前的中低排放到碳中和,都仍需要二三十年的时间。 碳中和国家并不是意味着一吨碳都不可以排放,只是意味着碳排放和碳汇吸收之间尽量能达到平衡,而电力的低碳化是最基本的先决条件,预计大部分发达国家的电力行业在2050年国家实现碳中和目标的情境下,电力行业都要基本实现脱碳化(零排放)或者近零排放,比如欧盟2050绿色新政实现碳中和的情景下,预计电力行业80%以上的装机都将是可再生能源装机,部分国家甚至是100%。 中国如果在2060年实现碳中和目标,电力行业单位供电碳排放要从目前的600克左右,至少以每10年平均100克左右(即每年10克左右)的速度往下降,才能确保2060年左右达到目前近零排放国家的水平(如瑞典、法国等)。 2060年全社会用电量按照比目前增长翻三番保守估计(20万亿度电左右),电力行业的碳排放量将达到10亿吨左右。即便不考虑化工、水泥、钢铁、建筑、交通等行业,其他化石能源石油、天然气等不可避免使用部分产生的碳排放,以及非二氧化碳温室气体排放,仅仅电力行业产生的10亿吨左右的碳排放量就需要大量的植树造林、森林蓄积增加的碳汇才能中和掉,如果电力行业低碳化水平届时连近零排放也达不到,中国想实现2060年碳中和目标就更加难上加难了。 因此,在2060碳中和目标下,电力行业低碳发展的目标也更加明晰,就是尽可能地降低单位供电碳排放,能做到零当然更好(难度不小),如果做不到,退而求此次,至少也得达到部分发达国家目前已经做到的单位供电近零碳排放的水平。 其次,可再生能源发电将进入规模化“倍速”发展阶段。过去10年(2009-2019),风电、光伏和水电为主的可再生能源装机增长迅速,每年增长5000万千瓦左右,装机总量从逾2亿千瓦到近8亿千瓦,增加了近4倍,其中风电增长超过10倍,太阳能由于基数低,从2009年的2万千瓦增长到2019年的逾2亿千瓦,增长了1万倍。 可再生能源在电力总装机的比重从2009年的24%增加到2019年的38%, 但是未来要实现电力行业的零排放或者上文中提到的近零排放,即便仍然以过去10年每年5000万左右的可再生能源装机增长肯定无法满足要求。 如前假设,按照2060年中国电力需求增长3倍估算,考虑到可再生能源发电利用小时数的限制(按照2000小时估算),则需要80-100亿千瓦左右的装机总量,未来每年平均需要新增2亿左右可再生能源装机,这是过去10年平均新增装机的4倍左右,每年新增可再生能源发电装机带来的投资需求也将是巨大的,在过去5年每年新增投资额已经超过1000亿美元的基础上,预计未来40年累计投资达到数万亿美元(麦肯锡最新的估计是5万亿美元,即人民币35万亿左右)。 投资规模的不断增加将继续带来风电、光伏等建设造价和发电成本的进一步下降,在风电和光伏陆续实现平价上网后,将来发电成本会逐步降低,逐渐低于煤电发电成本,从而取得多年以来梦寐以求的成本优势,进一步增加投资的比较优势。 再者,碳市场将为电力行业低碳化发展发挥更加重要的基础性作用。2060碳中和目标提出后,需要凝聚全社会的力量,为了尽可能降低目标实现的成本,需要更加发挥市场在碳资源配置上的基础性和决定性作用。而全国碳市场的建立和不断完善,将责无旁贷地承担起这一历史重任,碳市场助力电力行业低碳化最重要的特征是形成市场化的碳定价机制,发出清晰的碳价信号,不仅仅是不同减排成本的行业和企业之间配置碳资源,降低全社会的减排成本,而且给电力行业的上下游,包括对新能源投资、新技术研发形成持续稳定的预期,促进低碳投资的源源不断和低碳技术的持续创新,同时结合电力市场化改革的逐步到位,把碳价信号清晰地往下游传递,进而降低全社会的碳减排成本。 因此,在2060年碳中和目标提出的新形势下,碳市场的必要性和紧迫性更加突出,在“十四五”期间更需要把全国碳市场这一重大减排新设施新机制建设好、运行好,为包括电力行业在内的主要排放行业低碳化发展提供机制保障。 面临的挑战 2060碳中和目标给电力行业带来机遇的同时,也带来诸多挑战,主要体现在以下几个方面。 第一,煤电装机快速增长时代正式宣告结束 从“十一五”起,煤电建设进入大规模“跑马圈地”的阶段,大部分年份新增煤电装机都在五千万千瓦以上,这种速度甚至延续到了“十二五”期间,直到“十三五”的后面几年(图3中2020年的数据是1-8月份),每年新增煤电装机才有所下降,从每年五千万千瓦下降到两三千万千瓦。 过去十多年煤电装机快速增长的负面效应比较明显,近些年来各地煤电年运行小时数大都在4000小时左右,如果按照设计小时5500小时的标准,造成了超过2亿煤电装机产能的严重过剩,造成了投资的极大浪费。 另外,这些新建的煤电项目,都将有较长的锁定期,至少25-30年左右,将会对未来几十年的碳减排带来巨大的压力。 全球能源互联网发展合作组织在对我国能源变革转型进行专题研究后指出,当前每新增1亿千瓦煤电机组,将产生三大方面重大负面影响:一是未来将增加超过3000亿元资产损失;二是2030年前将累计减少清洁能源装机约3亿千瓦,挤压2万亿元清洁能源投资;三是到2050年将累计增加碳排放150亿吨,相当于2018年我国全部碳排放的1.6倍。 因此,有不少专家呼吁,面对煤电产能已经严重过剩和未来碳约束越来越严格的大趋势下,“十四五”期间不要再新建煤电项目了,新增能源需求尽量通过可再生能源发电来满足,但是煤电新增装机速度从“十三五”后期的每年两三千万千瓦一下子断崖式刹车降到零,也不现实。 有数据显示,即便是疫情期间的上半年,又新核准了5000万千瓦左右的煤电项目,核准待建的煤电机组装机已达1亿千瓦左右,预计还有1亿千瓦左右的机组纳入规划,如果这些已批准或者规划中的项目在 “十四五”期间都上马,煤电总装机将超过12亿直奔13亿千瓦。 毫无疑问,这样的结果将是很难承受的,煤电项目的投资者需慎之又慎,如果说过去十多年煤电“跑马圈地”的主体是五大电力为主的央企集团,那么此轮煤电项目投资主体已经转变为地方能源集团为主的国资企业,为什么五大集团在这轮“逆势上扬”的煤电新投资氛围中更加理性? 第一、央企为主的电力集团越来越意识到低碳发展的重要性,充分认识到“大干快干”上煤电的时代已经不复返了,尤其是中国2060碳中和目标宣布后,不少电力集团的高层已经在不同场合严肃地讨论这一目标对行业和企业发展将带来深远的影响。 第二、不少电力央企已经体会到了过去煤电项目上的太多,产能过剩带来的负面影响。近两年来,五大电力集团所属煤电厂亏损比例超过50%,甚至出现负债率过高的一些煤电厂长期资不抵债而破产清算的,这在过去十多年里哪怕是煤电行业也曾一度大面积亏损的情况下也很少出现的情况。 第三、中国煤电机组的寿命太短,平均的服役时间略超过10年,低于设计寿命25年(超过20年的煤电机组仅占11%),也远远低于美国、德国等发达国家煤电机组的服役时间(基本上超过30年),如果未来一段时间都没有对煤电机组的总体利好周期,那么目前再新建的煤电机组能否收回投资都面临很大的不确定性。 近日,山西省能源局在下发的《电力供需平衡预案管理办法》中已经明确提出新投产的煤电机组“原则上不再安排优先发电量”,产煤大省的这一政策已经传递出比较清晰的信号,相信后面陆续会有其他省份出台类似的政策。因此,目前规划中甚至已经核准的煤电项目,在开工建设前仍需“三思而后行”,全面综合评估后再做决定,避免到时候后悔不已。 因此,即便在“十四五”期间还无法做到不上新建煤电项目,但是2060年碳中和目标的宣布,已经表明煤电装机快速的快速增长时代的确是“一去不复返”了,煤电在电力总装机的比重目前已经接近50%(2019年52%)的情况下,未来40年每年平均下降至少在1个百分点,才能确保在2060年把煤电装机比重控制在10%以下(而且这部分保留的煤电装机必须通过灵活性改造具备调节能力),煤电退出后的空间逐步让位给可再生能源发电,使得2060年可再生能源发电装机比重至少达到80%以上,才可能实现电力的真正低碳化甚至零碳化,确保2060年碳中和目标的实现。 第二,智能电网长期安全与稳定运行压力山大 众所周知,风能、太阳能等新能源易受气候影响,其出力具有随机性和波动性,而电网中的发电和负荷要时刻保持电力平衡,随着煤电装机在电力总装机比重的下降和可再生能源发电比例的提高,对电网的这种平衡能力长期安全稳定运行提出了更大的挑战。 为了应对这种挑战,电网需要加大先进信息通信技术、控制技术和人工智能技术的研发和大规模部署应用,有效支撑可再生能源大规模开发利用,提升电网长期稳定安全运行及智能化水平。 此外,大规模储能技术的研发和广泛应用才是改善可再生能源发电间歇性和波动性最根本的保障,能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平,是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术,需要从引起足够重视并加大部署的力度。 第三,CCUS(碳捕捉及封存利用)等减排技术发展利好但前景依然难测 2060碳中和目标的提出,对以CCS(碳捕捉与封存)或者CCUS为代表的减排技术发展利好,尤其是对电力行业来讲,如果还要保留一定比例的煤电或者气电等化石能源装机,以及发展生物质能源发电等,就必须要考虑对这部分装机发电产生的二氧化碳进行捕捉和、封存或者利用,不然无法仅仅通过森林碳汇来抵消数以亿吨甚至十亿吨的排放量。 但是CCUS无论是从技术上,成本上以及商业模式上,都还面临很大的挑战,具体如下: 第一,CCUS技术发展阶段离大规模商用仍有较大距离:从捕集、封存到利用的各个环节所需的技术大部分都还处在基础研究环节,其中只有一小部分技术进入了中试或者示范环节,即便示范环节的项目,处理的二氧化碳量也非常有限,据不完全统计,目前国内十余个CCUS示范项目,加起来每年处理的二氧化碳不到100万吨,部分项目甚至示范后不久就面临技术和商用价值缺乏等原因而停运或者处于间歇式运营。 第二,CCUS成本上居高不下:在CCUS捕集、输送、利用与封存环节中,捕集是能耗和成本最高的环节,以百万装机的超超临界电厂为例,捕集增加的耗能可能直接把一个电厂的效率从超超临界降低到亚临界,更别提后面的输送、利用和封存环节能耗以外的大量成本了。 国内部分示范项目二氧化碳的处理成本大都在每吨300元~500元人民币之间,部分富氧燃烧的示范项目成本甚至更高达到八九百左右。成本的居高不下,而且短时间因为技术的不成熟没法通过大规模商用快速下降成本,让投资者望而却步,所以目前的示范项目大都是科技项目,需要来自不同渠道科研经费的支持。未来40年内CCUS的成本下降曲线至少从目前看来,还很难清晰地描绘出来,即便全国碳市场建立起来,可以通过市场的手段支持CCUS项目,可预期的碳价水平也难以支撑CCUS高居不下的投资成本。 第三,CCUS生态安全风险防范压力山大:把二氧化碳封存在地下,理论上是可行的,但是地质条件是比较复杂的,虽然之前已经通过各种研究得出陆上地质利用与封存技术的理论总容量为万亿吨以上的结论,但是这只是一个理论的总容量,具体的选址和封存技术,是否满足要求,还需要结合项目开展大量的论证,毕竟地质情况是非常复杂的,二氧化碳注入后监测、废弃井泄漏防控与防腐技术尚不成熟,注入过程带入的大量盐水如果和二氧化碳一起发生大规模泄漏对环境造成生态危机如何处理?大量的二氧化碳以流体形式注入深层岩石当中如果诱发地震,如何能做到提前预警、监测和防范?这方面因为技术的不成熟,生态安全风险防范还有大量的难关需要攻克。 综上所述,2060年中国碳中和目标的宣布及后续陆续出台的相关政策,对电力行业的发展既带来了机遇,也面临挑战!电力企业尤其是大中型集团企业,需要研判2060年碳中和目标对自身发展带来哪些影响,未来40年能否做到碳中和,如果做不到,低碳发展的愿景、目标如何科学制定,40年内不同阶段的发展路径如何规划?这些愿景、目标和路径如何在即将制定的“十四五”规划中予以体现和得到落实?这些都是眼下需要严肃思考和慎重决策的重要问题。 但对于传统能源行业的广大从业者来说,大可不必过于担心,包括煤电行业及其上下游(设备制造商、科研机构和院校相关专业等)在内的数百万从业者,自然会分代际、分批次地逐步转向以可再生能源为主的新主力能源阵地,按照国内相关研究估计,可再生能源产业单位产能就业人数是传统能源产业1.5~3.0倍,这种能源转型将带来更多就业机会,未来也会创造更多的经济增长点。  ...
关于电网的输配体制问题,中央《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发【2015】9号文),要求“继续进行深化研究”。一般认为该轮电改暂时不会涉及输配体制改革,其实不然,被认为是最大亮点的增量配电业务改革试点,事实上已经触碰到输配体制改革的问题了。任一个新成立的增量配电企业,无论股权结构怎样,它与目前的电网企业或在法律上、或在产权上均是分离的,完全突破了原来输配合一的体制。这一事实说明继续深化输配体制的研究不仅必要而且迫切。本文即以此为切入点,研究和寻找适合我国国情的输配体制改革方案。 一、承认配电属于竞争性业务不是主观臆断 将配电归属于竞争性业务,主要基于下述理由: (1)与输电网的集中性、统一性、枢纽性特征不同,配电网具有明显的分散性、局域性、终端性特征,输电网与配电网不可等同对待。(2)配电网是售电的物理支撑,全面提升用户服务水平,开展综合能源服务,离开配电网是无法做到的。鼓励成立售电公司很有必要,但没有理由禁止配电企业售电,配电企业要承担保底供电责任,是当然的售电公司。(3)配电网可以划分为众多供电区,每个供电区的经营者,都由政府按特许经营程序确定,政府还可根据经营期的考核情况,随时进行必要的更换。 不可否认,配电是一种特殊的竞争性业务,这是由电力商品的特殊性决定的。电力市场本身就是一个特殊的市场,承认电力是商品,也应当承认配电是竞争性业务,配电企业是竞争性企业。正因为如此,中央在下发的有关文件中(包括2015年的9号文),不仅一再强调要鼓励社会资本投资配电业务,还明确提出要支持民营企业以控股或参股形式开展配电和售电业务。增量配电业务改革试点,实际上也是在承认配电是竞争性业务的前提下进行的。 二、增量配电业务改革的认识、实践与再认识 增量配电业务改革试点承载着人们太多的梦想,它的目的至少有三个: (1)通过将增量配电业务推入市场,鼓励和吸引更多社会资本参与配电网建设,探索市场化的配电网建设发展模式。 (2)打破垄断,形成“比较竞争”格局和鲶鱼效应,提高配电网效率和经营服务质量,为经济社会发展提供更好的用电保障。 (3)推动配电网的有源化、协同化、市场化建设,培育综合能源服务新业态,为重塑配电网,加快能源转型探索新的路径。 然而理想很丰满,现实很骨感。从2016年11月到2020年8月(第5批名单公布前),国家能源局共批复了404个试点项目(其中已取消24个)(观茶君注:截至第五批公布,已公布增量配电业务改革试点项目473个,取消24个项目后还有459个)。虽然项目数量不少,但至今取得电力业务许可证的不足四分之一,试点碰到了种种阻力和困难。为解决有关问题,能源局下发了一系列指导文件,还采取了约谈、检查督导、建立通报和直接联系制度等措施,但情况并没有因此好转,似乎还出现了越来越偏离预期的趋势。已投运的增量配电项目,由于配电电价过低等原因,几乎都陷入了仅保本甚至亏损的境地。社会资本投资增量配电的热情已跌入冰点,曾经炙手可热的改革出现了令人心灰意冷的局面。详见《真实价格无法体现,增量配电定价困难重重》《澎湃:增量配电微利或亏损普遍,社会资本热情骤降》《增量配电价格“八大怪”》 从体制上看,增量配电业务改革试点,将配电业务分成了存量和增量两个部分,存量部分继续保持输配合一体制,增量部分则实行输配分开体制。显然,这是对电网输配体制的一种“改良”:即在基本维持原状的基础上,按照“旧者从旧、新者从新”的思路,实行输配合一与输配分开并存的双轨制。 “双轨制”天生就充斥着无法调和的矛盾,增量配电业务改革试点处处受阻,举步维艰,根本原因就在这里。增量配电业务与大电网存量配电业务存在竞争关系,理论上两者是平等的,但事实上增量配电网的接入、运行和发展都受制于大电网。在市场竞争中增量配电企业只是一个“运动员”,而电网企业勉为其难,同时要扮演“服务员、运动员和裁判员”三重角色。在这样的体制设计下,改革试点难以实现预期目标完全在情理之中。 输配体制双轨运行,不一定是改革的初衷,但它的确是增量配电业务改革试点带来的结果。其实,从全国范围看,输配双轨体制早已存在。我国除国家、南方、蒙西三大电网外,还有少量基本上属于配电网或有源配电网的地方电网,它们与大电网的关系与增量配电网类似,双方几十年的磕磕碰碰,也证明输配双轨制不是好的体制。 如果将增量配电业务改革看作是输配分开的一种探索,以此为输配体制的“继续深化研究”提供必要的素材和例证,似乎也完全符合9号文精神和改革的逻辑。但无论从哪一个角度对增量配电业务改革进行总结和再认识,共同的结论都是:我国电网输配体制改革不能走双轨制道路,全面的输配分开势在必行。 三、输配分开的理由和意义 输配分开的理由,根据其重要性和依赖性程度,大致可分为三个层级: 第一层是最基本的、起决定性作用的理由,回答输配分开的可行性问题。这一层次的理由只有一个,即:输电属于自然垄断性业务,配电属于特殊竞争性业务,两者不能等同对待。这个理由如果不成立,输配分开也就无从谈起。 第二层是效果揭示的理由,回答输配分开的必要性问题。依据事物的发展逻辑,输配分开将导致和促使某些改革目标的实现,或者说,一些改革目标的实现是以输配分开为前提的。这些目标包括:(1)形成真正科学合理“管住中间、放开两头”的电力体制架构;(2)输电网和配电网(企业)各自按照市场化要求重新进行功能定位;(3)打破垄断确保配售电充分且公平公正的竞争;(4)吸引更多社会资本参与配电网建设;(5)理顺和规范国家电网与地方电网的关系。 第三层属于关联性理由,是输配分开必要性的补充,它们显示的是输配分开为电网改革发展带来的更多好处。其中包括:(1)为调度与电网一体化管理体制提供合理依据,使其易得到公众的支持;(2)为“厂网分开”与“厂网一体”划分合理界限,巧妙化解二者的矛盾。(3)有利于提升电网精细化管理水平,明晰输电和配电成本,合理确定输配电价;(4)有利于密切配电网与地方政府的联系,更好地促进地方经济发展;(5)有利于重塑新一代电力系统,确保输电网和配电网的发展与时俱进;(6)有利于开展能源转型“人民战争”,加快能源转型步伐;(7)有利于传统发电企业参与配电网及分布式电源建设,促进煤电尽早退出历史。 四、适合国情的输配分开方案设想 如果电力体制改革真的要继续坚持市场化方向,有一点是明确的,就是输配不存在分与不分的问题,只有怎样分的问题。 输配分开有三种基本方式:(1)财务分开,在电网企业内部,将输电和配电业务在财务上分开核算。(2)法律分开,成立具有独立法人资质的子公司,将配电业务交其运营。(3)产权分开,由在资产和行政上均无关联的不同的企业实体,各自经营输电和配电业务。 显然,财务分开方式不适合我国国情,可以从选项中排除。其它两种方式落实到具体方案设计上,有三种选择: 一是产权完全分开方案。剥离所有存量配电业务,由省政府按照有利于开展公平公正竞争的市场化要求,将其特许给若干有能力、有资质的配电公司经营。 二是只在法律上分开方案。由电网企业成立若干具有法人资质的子公司,作为竞争型企业经营配售电业务,为形成竞争的氛围和格局,每个省级电网成立的配电子公司不宜少于5家。 三是法律分开与产权分开相结合方案。考虑40%以下的存量配电业务,由电网企业成立的具有法人资质的配电子公司经营(每个省不少于3家),60%以上的存量配电业务则由省政府特许,交给其他配电公司经营(每个省不少于5家)。 第一种方案对现状的改变最大,实施的难度相对也最大。第二种方案存在的问题主要有两个:一是尽管电网企业内部成立多家配电子公司,与地方电网和增量配电企业形成比较竞争格局,但从全局和数量上看,配电业务基本上还是由电网企业垄断经营;二是由于仅在法律上分开,输配分开的效果不能完全得到体现。第三种方案法律分开与产权分开相结合,可较好地克服前两种方案存在的问题,不仅能打破电网企业对配电业务的垄断,使输配分开的优越性得到较充分发挥,还降低了改革的难度。 实践是检验真理的唯一标准。建议对第三种输配分开方案选择三到四个省电网进行改革试点(这个方案往前可过渡到第一种完全产权分开方案,往后也可退回到第二种法律分开方案),究竟可行还是不可行,需不需要再往前走,抑或要往后退?都可以交给实践来检验和决定。...
2020年,可再生能源项目配置电化学储能成为一种现象。很多地方政府和电网企业都在相关的文件、不同的场合以不同的形式,对“可再生能源+电化学储能”模式进行了肯定,储能和电力行业的专家也多有出镜推荐该种模式,也有专家将这种模式描述为能源行业的终极模式。“可再生能源+电化学储能”能否成为现阶段新的模式、大规模复制推广的模式?首先需要回答下面三方面问题。 问题1:“可再生能源+电化学储能”是在与什么技术进行竞争或者替代? “可再生能源+电化学储能”这个提法出现之前,实践中可再生能源的消纳方式主要依靠的是大电网消纳方式,即通过大电网覆盖范围内负荷的时间和空间变化,以及大量调节电源的随调度指令调节,平抑可再生能源的波动性和间歇性,实现可再生能源的消纳。储能技术通过电能存储也能够解决可再生能源的波动性问题,解决的方法更加直接和简单。因此,“可再生能源+大电网”方式和“可再生能源+电化学储能”方式的技术方案各有千秋,大电网和电化学储能技术是竞争技术(相互替代)关系。即如果“可再生能源+大电网”的经济性劣于“可再生能源+电化学储能”,那么“可再生能源+电化学储能”方式就可以批量化发展。 很遗憾,在经济性上来看,即使在可预见的未来,电化学储能技术与大电网技术在可再生能源消纳方面的经济性差距巨大。大电网技术和电化学储能的经济性非常容易比较,只要电化学电芯每公斤重量能够存储的电能超过4千瓦时,就相当于每公斤化学电芯能够承载的能量超过1200克标煤(大约2000克原煤),在经济性上大电网就没有存在的必要,燃料输送将变化为电芯的输送。目前,主流电芯技术每公斤大约能存储经济性战胜大电网技术所需能量密度的十分之一到二十分之一左右,毫无竞争力。 从另一个角度看,现有主流电化学储能技术存放一千瓦时电的成本大约为5毛钱,任何电源与之配合产生的上网价格都是我国发电综合电价的1.5倍以上,所以电化学储能技术(电能量应用)暂时在大电网技术的经济性面前尚不构成本质挑战。因此,可再生能源的经济消纳,现阶段必须主要依靠大电网技术。“可再生能源+电化学储能”方式不具备批量发展的经济性条件。特别是我国还在坚持发展大电网、实现更大区域优化资源配置的原则,不宜同时大规模发展没有经济比较优势的技术种类。 问题2:“可再生能源+电化学储能”对于市场的技术中立原则是否有影响? 经济、可靠、清洁是电力工业发展的不可能三角,任何的行业政策都要谋求三者的妥协,但是经济、可靠、清洁三者之一如果产生了量级的差别,则意味着不可能三角进入了一票否决状态。如果暂不考虑在经济性上“可再生能源+大电网”远胜于“可再生+电化学储能”,那么要求或者鼓励可再生能源配置自用的电化学储能是否符合电力经济机制的设计原则呢? 大电网技术的核心优势就是对各种一次能源转化而来的电能和各种特性的用电负荷兼容并蓄,导致大电网或者说基于大电力系统的经济机制和产业政策设计必须遵循“市场中立”原则。市场中立原则实际上是电力系统经济机制设计的基本原则,即不应考虑一次资源特性,应按照对系统影响加以考虑,只有对各种一次动力的电源一视同仁,才能利于大电网基础上的电力市场发现准确价格。可再生能源相对传统的调节电源,突出的缺点就是出力变化不可控制,给可再生能源配上电化学储能装置,在不考虑经济性的前提下,似乎是合理的,相当于“自己惹的麻烦自己解决”,意图把可再生能源的出力特性向调节电源靠拢。 如果这个出发点成立,按照市场中立原则,所有出力变化由于一次能源或某种因素影响不能直接响应系统需要的电源都需要配置电化学储能,都要执行“自己惹的麻烦自己解决”。这样问题就来了,大电网内大量机组均存在某些时段或者长期不能响应系统功率变化需要的情况。例如,核电的燃料棒是定期更换的,到了更换时间无论是否使用完毕均需拆除,因此核电如果不能带一条功率曲线运行,会形成所谓的“弃核”,很显然带一条功率曲线运行是不符合系统负荷变化需要的,那么是否核电应当配置一定比例的电化学储能装置呢?再例如,热电机组在供热中期,存在为保证供热无法降低发电功率的情况,热电机组中的高背压机组,会存在近三分之一铭牌出力上调受阻的情况,那么是否热电机组应该按照供热期难以达到铭牌出力和调峰下限的功率配置一定比例的电化学储能?如果觉得核电和热电机组还不够有普适意义,那么传统概念调节机组的煤电和燃机也会因为燃料质量和管道压力问题,分别出现无法达到铭牌出力和无法降低出力的情况,尤其是后一种情况在今年疫情背景下,大规模真实出现。 事不同而理同,如果“可再生能源+电化学储能(自用)”的模式成立,调节机组为了避免燃料引发的功率不可调问题,也需要增加电化学储能用以应变,“调节机组+电化学储能(自用)”是不是一个比较让人费解的结论?因此,大电网为主的消纳方式就是要充分利用各类电源出力特性的相互抵消进行消纳,从技术中立的角度如“可再生能源+电化学储能”的方式成立,则“核电机组+电化学储能”、“热电机组+电化学储能”、“受限煤(燃)机+电化学储能”等方式均成立。 问题3:“可再生能源+电化学储能”如果不是新方式,为何国外电化学储能在电力系统应用快速发展? 近年来,特别是今年,电化学储能在可再生能源增长迅速的国家和地区取得了长足的发展,不管可再生能源是否要“+”电化学储能,能够看到的现实是欧洲、美国可再生能源和电化学储能在快速发展(与自身相比)。如果可再生能源还是主要依靠大电网方式消纳,市场中立原则又不允许欧美的市场要求可再生能源自己解决自己不稳定的问题,是什么原因促使可再生能源发展的同时,电化学储能在欧洲、美国快速发展?答案很简单,是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系(含配套的输、配电价制度)。 实际上,可以看到欧洲、美国可再生能源快速发展的地区,基本为已经完成电力现货市场建设的地区,是已经使用了适应电力现货市场需要的输、配电价地区。电化学储能的发展,主要基于以下两种场景,一是在电力市场里参与交易,电力现货市场的高峰和低谷价格相差30倍以上,同时电化学储能可以提供调频、备用等辅助服务。据了解,某国内企业在欧美投资的电化学储能电站的收益组成大致为:70%~80%的电力交易收益(电力现货市场“低买高卖”)和调频、备用服务(电力交易和辅助服务收益各占一半),10%的容量电价(放电时间4小时以上的储能装置可以参与容量市场),5%的套利收入。 二是国外电网费用通常分为三部分,输电价、配电价和接入价。输电价、配电价经过5年的新一轮电改熏陶,容易被理解,什么是接入价呢?按照国外电力市场化国家核价的理论,不同的用户和电源接入主网的费用,随着地理位置不同应该是不同的,因此每个用户和电源接入主网的接入费,要用户和电源自己承担,并非和国内一样只要同一电压等级同一地区的用户或者电厂的目录电价和上网电价都相同,接入费用都打入了输配电价大盘子。国外电力市场化国家不允许在接入费上出现新的交叉补贴,这是对负荷中心用户和负荷中心电源的不公平。因此,对于电力用户来说一定时段的阻塞解决方案并非是立刻建设新的电网工程,而是要经过经济性评价,到底支付新的接入费用还是采用一些就地平衡的分散式电源(包含可再生能源),配以电化学储能的方式加以解决。在新的负荷增加不大、阻塞时间不长的情况下,往往为规避相对高昂的接入费用,用户会选择电化学储能或者“分布式电源+电化学储能”的方式解决,在这里分布式电源会包含分散式的可再生能源。 因此,国际上可再生能源与电化学储能快速发展的原因,并不是其采用了“可再生能源+电化学储能”的方式,而是批发市场(电力现货交易)的高峰低谷价差与辅助服务引发了电化学储能的发展,接入费的存在促进了“分布式电源+电化学储能”的发展。 由以上三个问题的分析,可以得到肯定的答案:鼓励或者强制推动“可再生能源+电化学储能”的方式,与依靠“可再生能源+大电网”消纳方式相比经济性很差,并且仅要求可再生能源自己解决自己不连续、不稳定问题的思路有违各类型电源公平的原则,国际上电化学储能的快速发展实际上依靠的是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系,国际上“集中式可再生能源+电化学储能”的方式并非主流。回想十年前,国内某民营公司在我国北方引入“电化学储能”参与调频的事例,其当时提出的“三不一要”原则,仍值得借鉴,即电化学储能参与电力系统调频服务“不要补贴、不提高补偿标准、不要特殊照顾”,但是要求稳定合理的市场机制。合理的机制,能够充分发挥电化学储能优势的电力现货市场及配套输配接(入)电价政策,才是开启我国电化学储能在电力行业应用的正确钥匙。 实际上,国际经验证明以电力现货市场为核心的现代电力市场体系,不但能够培育电化学储能这种新技术,而且整体上具有“四新”效应。 一是新的就业岗位。电力市场本质是电力商品生产社会分工细化:不但传统的发、输、配、售等环节会逐步资产分开或财务分开,不断细化的社会分工自然会创造新的就业岗位,而且原来为电网企业一家科学配置资源存在的科研、软件服务、计量、通讯等行业,逐步转化为为数量庞大市场其他主体服务。需要服务的主体多了,新的企业以及新的就业岗位就会自然而然随之而来。一个待遇良好的就业岗位,意味着一个小康的家庭,一个消费促进经济增长的单元,积沙成塔、聚少成多,充足的就业岗位会让经济具有更强的韧性和更强的内在发展动力。新一轮电力体制改革,售电公司如雨后春笋般的发展就是很好的例子,已经吸纳了大量的就业人口。另外,电力现货试点刚刚开始,软件服务、咨询、培训等高新公司迅速出现,如广东从事仿真的某公司、北京从事软件开发的清某公司等。这也是电力行业很多精英“下海”和很多业外精英“入行”的根本原因。总之一句话,电力市场化不但能够完成国家要求的“稳就业”,还能进一步的“增就业”。 二是新的电力技术。电力市场基于我国庞大复杂电力系统的配置资源机制,将产生大量的技术需求,为新生技术提供优越的孵化器。同时,电力市场机制不存在“大水漫灌”,是竞争机制下的新技术培育方式,相对补贴新技术将有更高的孵化效率,国际经验表明一个设计良好的、以现货为核心的电力市场会极大推动电力相关技术的发展。例如我国8个试点的技术支持系统均未完全国产化,其中求解器部分均为国外生产(IBM)。我国整体技术支持系统技术水平较低,稳定性和精度并不能完全满足市场建设需要。除技术支持系统以外,各个市场主体均有仿真系统和营销系统的购买需要。电力市场化所需的相关软件,很有可能成为电力行业下一个风口,而电力技术支持系统相关技术的发展,将对我国大型工程软件的国产化和系统化产生深远影响,并对保证我国电力系统工程软件的安全性具有重要意义。 三是新的电力能源。寻找、培育和发展低碳、清洁的新能源是我国电力工业的既定目标。我国的可再生能源行业在计划体制下取得了长足的发展,总规模已经处于世界领先,但是我国产生了很多其他国家没有的问题,可再生能源的发展遇到了瓶颈,如可再生能源与传统电源的激烈冲突,下一步如果不解决这些问题可能影响我国的能源转型。国际经验告诉我们,发达国家一般是已经完成了电力市场化,特别是电力现货市场建设,才进行的能源转型,电力现货市场机制有利于可再生能源发展。电力现货市场以变动成本为竞争的基础,可再生能源的特点就是变动成本低,自然而然就依靠电力现货市场优先消纳了电量,而提供调节服务和兜底服务的传统电源可以在容量市场和辅助服务市场获得稳定可预期的收益,传统电源也心甘情愿地让出发电空间,实现了与可再生能源的共同发展。同时,激烈的市场竞争,选择出了性价比最高的辅助服务电源和容量备用,淘汰了部分低效传统机组,最大限度地缓解了可再生能源发展带来的电价增长压力。 四是新的电力业态。新业态一般是指基于不同产业间的组合、企业内部价值链和外部产业链环节的分化、融合、行业跨界整合以及嫁接信息及互联网技术所形成的新型企业、商业乃至产业的组织形态。新业态的来临主要基于信息技术的革命、需求倒逼和产业升级。在产生新业态方面,电力市场化,特别是电力现货市场产生了海量的交易信息,受市场主体交易需要,电力系统运行信息公布的范围空前;海量的时变电价信号、海量的电力系统运行信息,基于互联网、云计算、物联网和大数据,以及目前方兴未艾的基于5G的移动互联技术,将模糊电力生产者和使用者的界限,将电能与天然气、热力等其他能源跨界联合,电力用户从传统的被动接受系统安排,逐渐变为与系统交互的微系统;电力市场是以用户为核心的经济机制,由于不同细分市场甚至是单个个体的用户需求有所不同,因此,电力企业所提供的产品和服务,其价值主张和满足程度对每个用户也将有所不同,1对1推荐和1对1精准营销已经成为不可回避的商业现实;在电力供需平衡有盈余的今天,单纯的电能制造已经不再成为利润增长点,灵活的市场机制下,渠道的创新以及需求的创造成为了新的电力企业经济效益的增长点,更为便利、方便和充满用户个体决策体验的电力消费方式需求已经快速替代了获得稳定电力供应的需求。近几年,综合能源、虚拟电厂的快速发展就是明证。 综上,尽管“可再生能源+电化学储能”不是一种新的方式,但是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系将大力推动电化学储能这一朝阳产业的发展。同时,电力现货市场带来的“四新”会成为我国经济发展的新增长点,这不失为一种新的电力工业高质量发展方式。...
国家层面重要通知: 为深入贯彻习近平总书记“四个革命、一个合作”能源安全新战略,加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进可再生能源开发和消纳利用,2019年5月,国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号,以下简称807号文),提出建立健全可再生能源电力消纳保障机制,对各省级行政区域设定可再生能源电力消纳责任权重,自2020年起全面进行监测评价和正式考核。 2020年是正式实施可再生能源电力消纳保障机制的第一年。2020年6月1日,国家发改委、国家能源局印发《各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》(发改能源〔2020〕767号),要求:各省级能源主管部门会同经济运行管理部门按照消纳责任权重认真组织制定实施方案,积极推动本行政区域内可再生能源电力建设,推动承担消纳责任的市场主体积极落实消纳责任,完成可再生能源电力消纳任务。各地要在2021年2月底前向国家发展改革委、国家能源局报送2020年可再生能源电力消纳责任权重完成情况。 国家能源局各派出机构要切实承担监管责任,密切配合省级能源主管部门,按照消纳责任权重积极协调落实可再生能源电力并网消纳和跨省跨区交易,对监管区域内各承担消纳责任市场主体的消纳量完成情况、可再生能源电力交易情况等开展监管。各派出机构要在2020年12月底前,向国家能源局报送监管报告。 广东政策文件: 8月25日,广东省能源局发布了《关于征求广东省可再生能源电力消纳保障实施方案和可再生能源电力交易实施方案意见的函》(后面简称‘征求意见函’)。要求市场主体9月4日前将书面意见反馈给广东省能源局。征求意见函中对承担消纳责任的市场主体、消纳责任权重、考核要求、履约方式、市场机制、消纳量计算等给出了明确要求。 消纳责任权重及分配 征求意见函中称独立售电公司、增量配电项目公司、电网企业等作为第一类市场主体(售电企业),需承担与其年售电量相对应的消纳责任权重。第二类市场主体,包括通过电力市场直接购电的电力用户(不包括通过售电公司代理购电的电力用户)和拥有自备电厂的企业,承担消纳责任权重。这两类市场主体在2020年最低总量消纳责任权重为31.5%、最低非水电消纳责任权重为5.0%、激励性总量消纳责任权重为35.3%、激励性非水电消纳责任权重为5.6%。 注意:承担消纳责任市场主体的售电量和用电量中,农业用电免于消纳责任权重考核。 考核要求 省能源局对消纳责任权重完成情况进行考核并公示,有奖励也有惩罚。 对未按期完成整改的独立售电公司、增量配电项目公司和通过电力市场直接购电的电力用户,原则上按未完成消纳量占应承担消纳量的比例限制其下一年代理用户用电量。 对纳入能耗考核的企业,超额完成的消纳责任权重折算的能源消费量不计入其能耗考核。 由于自然原因(包括可再生能源资源极端异常)或重大事故导致可再生能源发电量显著减少或送出受限时,核减消纳责任权重。 注意:现阶段,若省内年度可再生能源电力消纳责任权重超过国家下达的最低目标,则省内各市场主体消纳责任权重自动完成。 履行方式 消纳责任权重可以通过三种方式履行: (1)购买可再生能源发电企业的电量,或可再生能源自发自用; (2)购买其他市场主体超额完成的消纳量,双方自主确定交易或转让价格; (3)购买可再生能源绿色电力证书,绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。 注意:消纳量和绿证都只能交易一次,不能二次出售。绿证折算的消纳量不参与消纳量交易。 售电公司消纳责任权重计算方法 总量消纳责任权重=可再生能源消纳电量/总用电量 可再生能源消纳电量包括: (1)电网企业全额保障性收购的可再生能源电量,优先完成省内居民、农业、重要公用事业和公益性服务、非市场化用电量对应的消纳责任权重之后,剩余部分,按照各市场主体购电量或用电量,初期按无偿原则进行分配,后续适时调整。计入市场主体消纳量。 (2)市场主体在电力市场交易中心购买的可再生能源电量,按实际交易结算电量,计入市场主体消纳量。 (3)市场主体自发自用的可再生能源电量,按电网企业计量的发电量(或经省能源局或国家能源局南方监管局认可),计入自发自用市场主体的消纳量。 (4)从其他承担消纳责任的市场主体购买的消纳量或购买的绿证折算的消纳量,计入购买方的消纳量。免于消纳责任权重考核的农业用电对应的消纳量不能用于交易或转让。 总用电量为:售电公司代理用户实际用电量总和-免于考核电量,实际用电量包括企业自发自用电量。 广东政策分析和影响: (1)承担责任的市场主体 第一类市场主体是承担批发转零售的角色,并不直接消耗电力,但是可以通过交易选择电源构成。第二类市场主体直接消耗电力,同时也有用电来源的选择权,可以主动完成消纳责任。电力大用户,如果通过售电公司代理参与市场交易,则自身不需要承担消纳责任;如果直接参与电力批发交易,则需要承担消纳责任。一般电力用户不需要直接承担消纳责任。由售电公司代理参与电力市场交易的电力用户,其自发自用的可再生能源电力计入售电公司的消纳量。 (2)可再生能源加速建设 可再生能源利用开发得到支持,将会迎来一波快速发展。受到政策刺激,售电公司、电力用户企业都有投资建设自发自用可再生能源设备的动力,除了原有电力销售收入外,还将增加消纳量带来的额外收益。 (3)可再生能源单独交易 广东将适时开展可再生能源电力中长期交易,采用价差模式签订年度双边协商合同;条件具备时,组织开展可再生能源电力月度交易和参与电力现货市场交易;用户侧可再生能源电量交易上限等于其年度需求电量预测。交易采用月度结算,年度清算方式。 (4)可再生能源电力价格可能会上升 广东省截至2020年6月底,总装机容量13112.4万千瓦,其中水电937.8万千瓦,占比7.15%,并网风电431.3万千瓦,占比3.29%,并网太阳能发电492.2万千瓦,占比3.75%。这三类可再生能源装机容量总占比仅为14.19%。2020年1-6月,广东省发受电量合计2896亿千瓦时,其中省内水电119亿千瓦时,占比4.11%,省内风电45亿千瓦时,占比1.56%,省内太阳能19亿千瓦时,占比0.64%,省内生物质及其他89亿千瓦时,占比3.06%,省内水电、风电、光伏、生物质发电总占比不高于9.37%。 这其中有一部分可再生能源电力还会由电网收购,优先完成省内居民、农业等用户用电量的消纳责任权重。所以广东省内的可再生能源发电量远远不能满足承担消纳责任的市场主体所需完成的31.5%的消纳责任权重目标值。必然会导致可再生能源中长期交易价格上升。上升的幅度有很大可能性是参考普通电力中长期交易价格和绿证价格之和。 (5)绿证价格可能上升 广东可再生能源电力总量不足,可在市场上交易的消纳量必然供小于求,所以大部分市场主体需要通过购买绿证履行自己的消纳责任。需求的增加必将引起绿证价格的上升,但是受政策限制,绿证价格不能超过可再生能源电价附加补贴金额。目前绿证交易处在自愿认购交易阶段。国家可再生能源信息管理中心的绿证认购平台(www.greenenergy.org.cn)上的绿证价格在128.6-872.8元/MWh之间。目前广东政策没有绿证卖方的地域限制,市场主体可以自由选择低价绿证。 (6)消纳量的交易价格会参考绿证价格 由于绿证可以按照1:1折算为消纳量,在新的规则对绿证折算消纳量做出变更以前,消纳量的价格将会与绿证价格看齐。 售电公司应对措施: (1)制定年度可再生能源电力消纳计划 制定电力消纳计划,既是政策规定市场主体的责任,也是售电公司运营的需要。一旦广东可再生能源消纳政策正式实施,售电公司交易电量的组合方式将更加复杂,需要考虑的交易约束条件更多,也将有更多风险对冲的机制。可再生能源和普通电力中长期分开交易,售电公司在中长期阶段就要考虑可再生能源比例,根据对广东可再生能源电力总量、价格的评估,和对绿证价格趋势的判断,制定年度消纳计划。 (2)售电公司的盈利空间被进一步压缩 可再生能源电力消纳可能导致售电公司批发侧成本增加,征求意见函中没有对一般电力用户提出消纳责任的明确要求,所以价格传导到零售侧需要给电力用户一段适应时间。售电公司通过价差获得收益空间可能被压缩。 (3)零售套餐更多样化 售电公司套餐制定更复杂,需要单独约定零售合同中的可再生能源电量和价格。零售侧的营销也会受到影响。例如农业用电用户不影响消纳责任的履行,不用给出额外的优惠条件。有可再生能源自发自用设备的电力用户,能够帮助提高售电公司的消纳量,售电公司给这类用户制定优惠套餐。 (4)参与可再生能源电力交易 可再生能源电力单独组织中长期交易,未来还将适时开放月度交易和参与现货交易。售电公司需要提前制定交易策略, (5)监测可再生能源消纳量和总用电量 售电公司需要监测和掌握(至少是每月掌握)自己代理用户的总用电量(包括自发自用)和可再生能源电力总消纳量,计算每月和全年累计可再生能源电力消纳比例。每月5日前报送消纳责任权重完成情况。 由于消纳量的组成比较复杂,有来自电网的数据、交易中心的结算数据、企业自发自用的数据、绿证和消纳量的交易数据,售电公司需要相应的管理工具进行数据统计和查询。同时因为有些企业有自发自用设备,售电公司不能用结算电量作为企业用电量,而是需要掌握企业的实际用电总量。依靠电力用户主动报送数据是一种途径,但是如果能通过表计接入,自动采集用电数据,可以提高效率和准确度,减少电力用户的工作量。 (6)跟踪和预测消纳量和绿证交易价格走势 绿证和消纳量的交易价格将会影响售电公司可再生能源电力交易策略。所以售电公司需要跟踪市场上的消纳量和绿证的交易量价走势,并对未来中长期的价格走势做预测。售电公司可以提前购买低价绿证和消纳量,也可以高价卖出自身消纳量,降低批发侧电力采购总成本。 (7)投资建设可再生能源发电资产 售电公司可以投资建设可再生能源分布式发电资产(例如分布式风电、屋顶光伏等),一方面为代理的电力用户供电,赚取电费另一方面可以计入自己的消纳量。...
一、天然气发电市场概况 2018年,全球气电装机18亿千瓦,占全球电源装机的四分之一,其中北美、中东气电装机占比较高。北美气电在21世纪初取代煤电成为第一大电源品种,2018年装机占比高达41.2%。欧洲发电装机结构较为均衡,气电装机占比为27.9%。中东发电以气为主,2018年燃气发电装机占66.4%。 发电量方面,根据BP 2020年6月发布的第69版《世界能源统计年鉴》,2019年全球天然气发电量为6297.9太瓦时,同比增长3.5%;在全球总发电量中占比23.3%,同比提高0.5个百分点。在各类电源发电量中,天然气发电量排名第二,低于煤电,从增速上看,气电是除可再生能源以外增长最快的电源类型。   具体到地区/国家层面,2019年全球天然气发电量增量主要来自美国、中国和欧洲地区。其中,美国天然气发电量1700.9太瓦时,同比增长121.6太瓦时,增幅7.7%;欧洲地区天然气发电量768.1太瓦时,同比增长38.2太瓦时,增幅5.2%;中国天然气发电量236.5太瓦时,同比增长21太瓦时,增幅9.7%。与2018年相比,中国天然气发电量增长有所放缓。欧洲地区部分国家天然气发电量的强劲增长受“煤改气”带动。在日本,2019年天然气发电量362.4太瓦时,同比减少24.5太瓦时,降幅6.3%,主要原因是核能发电量增加和总体电力需求下降。 值得一提的是,2019年天然气发电项目投资支出一改此前几年下降的趋势,上升到与2014~2015年相近的投资水平。IEA统计数据显示,2019年全球获得最终投资决定(FIT)的天然气发电项目装机超过55吉瓦。随着越来越多的可再生能源项目上线,今后全球新建天然气发电项目(特别是联合循环电厂)更多的是为了满足系统在灵活性、辅助服务等方面不断增长的需求。 受新冠肺炎疫情全球蔓延影响,截至2020年6月初,全球主要天然气市场都出现了不同程度的需求下降或增长放缓。IEA在其6月发布的《2020年天然气报告》中指出,整个2020年,全球各个部门天然气消费量都将下降,且发电部门所受影响最为严重。因疫情原因实施的地区封锁措施导致用电量减少,已经对天然气发电造成严重冲击。受电力需求下降和可再生能源发电增长的双重影响,天然气发电在欧洲受到的冲击尤其严重。在除中东以外的新兴市场,天然气发电在电力结构中占比较低,受到的影响相对较小。IEA的最新预测显示,2020年全球发电用天然气需求将同比下降约7%,占全球天然气需求下降的60%左右。   二、天然气发电发展环境分析 (一)经济性 制约天然气发电产业发展的首要因素是发电燃料成本高,影响到天然气发电的优势。近年来,天然气价格的下降趋势使之与燃煤发电相比逐步具备了竞争力,这对亚洲的气电发展至关重要,因为亚洲传统上是全球天然气价格最高的地区,且该地区的煤炭价格最低。2019年第一季度,日本和韩国天然气发电的平准化度电成本(LCOE)已低于燃煤发电。在中国,天然气发电的LCOE仍高于燃煤发电,但两者之间的差距缩小。   在欧洲,碳排放权交易体系(ETS)中碳价在2018年初为每吨8欧元,到2018年底、2019年初已上涨至每吨20欧元以上。2019年,欧洲继续依靠碳税和碳价调整能源结构,碳价在整个年度上涨近70%,天然气发电的环境价值体现得愈发明显。低廉的天然气价格加上高昂的碳价,使得地区天然气发电的经济性超越燃煤发电。2019年,欧洲天然气逐渐取代发电用煤,有力地拉动了地区天然气发电量增长。 (二)技术方向 1.天然气发电与新能源发电业务高度融合 尽管可再生能源等零碳能源被认定是未来的主力能源,但天然气作为发电燃料依然有巨大的发展空间,仍可在低碳转型中发挥巨大作用。伴随可再生能源装机容量的大幅提升,电网负荷的峰谷差越来越大,需要有容量足够且灵活启停的电厂来调节电网负荷峰谷。同时,为了确保系统功率和负荷平衡,需要有容量足够且负荷灵活的电厂来对电网提供调频服务。未来,大量操作灵活的天然气发电机组可以提供调峰调频服务,协助将可再生能源整合到能源系统中。 国际大石油公司在发展各项可再生能源发电业务的同时,也保留了发挥天然气发电的优势选项,将天然气发电与新能源发电业务高度融合。如BP公司成立的“天然气与低碳板块”,将供气、气电与可再生发电、储能与充电、氢能和CCUS技术等业务整合。意大利埃尼集团寻求天然气与可再生能源在发电业务上的协同效应。道达尔则在2017年就成立了“天然气、可再生能源和电力部”,以充分挖掘天然气、可再生能源等在电力价值链中的协同发展潜力。 2.碳减排技术是天然气发电的重要技术选择 碳减排技术是煤电未来发展的重要技术选择,同样也是天然气发电未来发展的重要技术选择,低碳技术的突破,可以为天然气发电行业发展换取新的空间。与常规的碳捕集与封存(CCS)技术相比,碳捕集、利用和封存(CCUS)技术将捕集的二氧化碳广泛应用于各种领域,从而实现其资源化利用,因此也更具有现实操作性。在能源领域,CCUS被认为是目前能实现化石能源低碳利用、未来能大规模减少温室气体排放的可行技术。IEA数据显示,目前全球开发的16个CCUS项目中有5个涉及天然气发电项目,其中包括美国于2020年4月宣布的一个天然气发电厂计划。尽管目前各国在运天然气发电厂尚无大型CCUS项目,但是在IEA发布报告中的可持续发展情景,到2030年,全球配备CCUS项目的天然气发电厂装机将达到35吉瓦。 此外,值得一提的还有NET Power位于美国得克萨斯州的50兆瓦天然气发电厂。该发电厂的技术价值在于彻底摒弃传统的以水蒸气为工作介质的热能循环过程,采用Allam循环技术,将二氧化碳作为工作介质驱动专门设计的涡轮机。这是全球首座在不额外增加成本的情况下有效捕获所有排放物的化石燃料电站。NET Power示范项目已于2018年开始运营。 (三)政策环境 近年来,全球二氧化碳排放量连创新高,面对气候和环境压力,各国对低碳发展愈发重视。相比电力清洁化比例已经较高的欧美地区,以发展中国家居多的亚洲等地区天然气消费水平相对较低,也更具有天然气需求愿望。不少发展中国家均制定了有关促进天然气发展的规划和计划。 另一方面,天然气发电也面临着不少挑战。2019年11月,欧洲投资银行宣布,为应对气候变化挑战,将在2021年底前停止为一切化石能源项目提供贷款,根据这一投资新政,包括天然气发电项目在内的绝大多数化石能源项目都将排除在融资范围外,这意味着今后在欧洲天然气发电项目融资将受阻。欧洲投资银行也因此成为全球首个提出削减天然气项目贷款的主要多边金融机构。这背后的逻辑不难理解,欧洲多数国家处于工业化后期,能源结构特别是电气化方面处于较高水平,清洁化比例较高,天然气需求方面难以再有大的突破。并且根据欧盟中长期发展规划,可再生能源才是未来的发展重点。 三、展望 天然气发电具有减排效果,这使得天然气作为一种灵活的过渡燃料逐渐取代发电用煤。在IEA发布的《2019年世界能源展望》的可持续发展情景(SDS)下,全球天然气发电量将在本世纪20年代后期超过燃煤发电量,但IEA认为,如果天然气发电行业不采用CCUS技术,此后天然气发电量将稳步下降。与此同时,作为天然气的低碳替代品,可再生能源将在2030年前取代天然气,加速引领全球发电量增长。到2040年,可再生能源发电将占全球电力供应的三分之二。   在2020年9月发布的《BP世界能源展望》(2020年版)中,BP表示,天然气发电在能源系统的低碳转型中,有如下两项潜在的重要作用:一是在经济快速增长的发展中国家,这些国家可再生能源及其他非化石能源的增速不足以替代煤炭需求,天然气的利用可以减少煤炭的使用;二是天然气结合CCUS技术,可实现零碳或近零碳发电。在快速转型情景(Rapid)和净零情景(Net Zero)下,全球天然气需求将分别在21世纪30年代中期和20年代中期达峰,且到2050年分别降至2018年水平和比2018年低三分之一,届时结合CCUS的天然气需求分别占到一次能源的8%~10%。...
有资料称,截至目前,全国范围内,地方层面先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省(区)发布相关政策,提出在新增平价风电、光伏项目核准中要求或建议增加配置储能,力促储能在新能源(主要是风、光)发电侧应用。之后,多地以鼓励创新之名迅速跟进,“风光+储能”(以下简称风光储)蔚然成风。 从各省(区)政策看,均对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求。例如,内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑,储能时间2小时,与项目本体同步分期建设。政策各异,但对发电侧的要求大同小异。 “新政”频出,一时大波轩然,各色声音如有云泥之隔。其实,风光+储能无论是理论层面还是实践层面,早为业内外所接受,而各方意见何以纷纭若此? “风光+储能是人类未来能源的终极解决方案”。作为发展潜力巨大的新的产业形态,风光储在能源革命的推进中将起到关键作用,在推动新时代能源更高起点、更高层次、更高质量的发展中不可或缺。发展到今天,风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题,问题是风光应该如何配储能。意见的对立,既有视角的问题、自身利益的考量,也有政策本身的问题,面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业横生的投资成本、储能难得的成长机遇……任何简单的臧否都有失公允。 1、从外部强加的发展不是真正的发展 习近平总书记指出,发展社会主义市场经济,既要发挥市场作用,也要发挥政府作用,但市场作用和政府作用的职能是不同的。政府部门发的各类规范性文件确实是政府管理当中一个很重要的手段,在实施法律法规、落实国家政策、提高行政效率等方面发挥着重要的作用,这是“更好发挥政府作用”的表现之一。我们应该看到,市场经济本质上就是市场决定资源配置的经济。各类文件的出台应遵循“市场在资源配置中起决定性作用”和“更好发挥政府作用”的基本原则,围绕建设更高标准的市场体系、实现产权有效激励、要素自由流动、价格反映灵活、竞争公平有序、企业优胜劣汰等,在加强和改善供给制度上下功夫,在推进国家治理体系和治理能力现代化上下功夫。也许,梳理清楚这个问题,也就明白了风光配储能政策激起反响的个中缘由。 说到创新和发展,很容易令人想起经济学上的创新大师约瑟夫·熊彼特。这位大师的创新理论在他的《经济发展理论》里阐述甚详。在他看来,静态的、周而复始的、仅有数量变化的“循环流转”不叫创新,也不叫发展,仅仅是经济增长。发展不是从外部强加的,发展是内在的,是内部自行发生的变化。在熊彼特看来,“你不管把多大量的驿路马车或邮车连续相加,也绝不可能从中获得一条铁路”,那么,我们从将来在广大的风电场、光伏电站摆放着的一个挨一个的储能电池中会获得什么呢? 熊彼特认为,只有创新才有发展,在他看来,所谓创新就是要“建立一种新的生产函数”,即“生产要素的重新组合”,就是要把一种从来没有的关于生产要素和生产条件的“新组合”引进生产体系中去,以实现对生产要素或生产条件的“新组合”。他进一步明确指出“创新”的五种情况,人们将熊彼特这一段话归纳为五个创新,依次对应产品创新、技术创新、市场创新、资源配置创新、组织创新。按照这些创新的基本含义,当下,如此为风光配储能的政策,也只能算是个做法了,与创新关系不大。 以某省出台的政策为例,明确按项目装机规模的20%来配置储能,储能时间2小时。无非就是把业界已接受的风光储变成了广受诟病的“风光强配储能”,把配置容量、储能时间做了硬性的规定而已。这些静态的、数量的变化,无论是与“发展是内在的,是内部自行发生的变化”理论还是与“发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求,都相去甚远。在风光发电逐步步入平价时代,储能尚未以独立的主体进入电力市场的当下,这种疑似“风光强配储能”的模式,非丝非竹,穿新鞋走老路,无论是对于新能源还是储能,都难以带来真正的高质量发展。从熊彼特用铁路代替驿站马车的例子中可发现,去建铁路的是新兴企业家,但不要指望驿站马车的所有主去建铁路。简单来说,发展是体系内在的创新,是生产力的质变,或者生产本身的结构提升。显然,一纸文件式的“简单粗暴”在带来暂时效率甚或短暂“繁荣”的同时,却背离了风光配储能的初心。 2、一体化是实现风光储科学发展的重要保障 党的十八大以来,我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就,有力支撑了经济社会发展。尤其是以风光为代表的新能源发展迅速。截至2019年,全国风光装机已达3.9亿千瓦,位居世界第一。风光配储能的模式也已广泛应用。 随着风光大规模接入电网,在改善电源结构的同时,波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为电网企业实现“解困”的内在逻辑,表面看来无可厚非。而事实是,无论是调峰、还是消纳问题,都是一个系统性的问题,系统性的问题必须用系统化的思维和办法来解决,充分考量政策的整体性和协同性,兼顾各方的权益。反对者并不反对风光配储能本身。各地文件的“一刀切”、头疼治头、腿疼治腿的做法与逻辑、缺少系统性整体性的考量才是各方,尤其是发电侧不满意的关键。 就目前来看,虽然十几个省份出台了风光储的政策,但政策均仅明确了发电侧的责任,对发电侧因此而增加的权利只字未提,对电网侧、需求侧该承担怎样的责任亦是了无一字。即便认为风光等新能源具有波动的“原罪”,必须自配储能,也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中,明确了配储能的项目可增加100小时计划电量。平价时代的风电光伏项目,看似减少了资源费等非技术成本,却要背上储能的技术成本。正如有评论指出的,不是原来的配方,还是原来的味道。以山东省为例,2020年山东申报竞价光伏项目共976兆瓦,电网公司要求按项目装机规模20%配置储能,储能时间2小时。根据集邦新能源网的测算,100兆瓦竞价光伏电站将配置40兆瓦时,以当前储能系统1.7元/瓦时(不含施工)的价格计算,光伏度电成本增加近0.09元。北京领航智库测算,按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算,平价光伏电站按照20%配比投资储能电站,工程造价将增加0.68元/瓦,工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下,项目内部收益率也将低于8%。按照装机规模20%的配置,一般情况下增大光伏投资普遍在15%~20%左右。在一定程度上纾解调峰、消纳压力的同时,渐入平价时代的光伏发电利润空间日蹙。 8月27日,由国家发改委、国家能源局组织起草的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《指导意见》),向社会公开征求意见。此举旨在提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率,更好地指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动。“两个一体化”的推出,缘于当前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显,亟待统筹优化的现实。 《指导意见》在能源转型升级的总体要求和“清洁低碳、安全高效”基本原则框架下,提出“两个一体化”的范畴与内涵,强调统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、适度配置储能设施、充分发挥负荷侧调节能力。在“风光水火储一体化”方面,《指导意见》强调,要因地制宜采取风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能。 在“源网荷储一体化”方面,《指导意见》明确,侧重于围绕负荷需求开展,以储能等先进技术和体制机制创新为支撑,以安全、绿色、高效为目标,创新电力生产和消费模式,为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径,实现源、网、荷、储的深度协同。 虽然不能寄希望于一个文件解决一个行业由来已久的诸多难题,但毫无疑问,一体化的发展思路、治理模式,再加之配套的保障机制,对于解决新能源发展存在的现实问题提供了科学的指引和正确的发展方向。 3、市场化是风光储高质量发展的必然选择 市场化的需求是产业发展的核心动力,技术和市场处在供给与需求的两端,而政策机制和资本只是供给和需求对接的中间桥梁。当前,各地出台的风光储政策,一定程度上模糊了政府与市场的边界。作为承受配储能压力的风光企业来说,储能配置参数的测算依据在哪里?相关部门是否有权限要求新能源企业配套储能?按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行?配套储能的成本是否全部要由新能源开发企业承担? 在没有配套的政策和相对成熟的市场机制以及盈利模式的情况下,一味地在风光发电侧配置储能,然后简单地由发电企业来承担储能投资成本的做法显然不够合理,亦非市场配置的结果。 《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》中明确,坚持正确处理政府和市场关系,更加尊重市场经济一般规律,最大限度减少政府对市场资源的直接配置和对微观经济活动的直接干预,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用,有效弥补市场失灵。按照目前的政策,新能源企业只是根据规定安装了20%的储能,具体的储能设施的标准、释放的时间、充放电能的流失、投资的回报,既无政策规定,也无保障措施。有测算表明,在具体储能项目上,仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展,这也是风光企业不愿投资储能的原因。简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值,也不利于储能的健康发展。在加大风光企业投资,造成资源浪费的同时,对储能行业带来的更可能是一次低层次的跃进。风光储是技术进步,也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能,但有理由对新能源并网质量提出要求,关键是建立和完善市场机制,在仅仅依靠弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的情形下,创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子是不二之选。 一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性,可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分,应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式,为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看,坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。 二是完善配套政策,打造风光储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进,新能源配储能商业模式空间正在打开,储能参与各类电力服务的公允价值缺失,成熟的机制不足,储能参与电力市场的实施细则更加缺乏,亟需要政策给予配套,促进各种市场化模式的成长打造。如,通过辅助服务机制,对参与电网调峰调频的储能设施予以保障。青海省明确,在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。 三是以省级统筹为目标,实现统筹规划、集约建设。当前,根据装机容量按比例配储能,家家都上,遍地开花,满地芝麻,不见西瓜,既不经济,也没效率,造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标,按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则,以市场化手段,在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上,可以吸纳社会资本,在装机容量大、接近负荷中心的风光场站,集中建设较大规模储能电站,既可以从规划层面解决储能设施小而散的弊端,也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大,成本逐年下降,电改红利不断释放,储能独立市场主体地位得到明确,可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备用及需求侧响应服务及电力现货市场交易,把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来,实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。 四是完善标准规范,为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能相关的标准,迄今已历10年。截至目前,电储能相关的国家和行业标准已达31项,其中已发布或报批27项;团体标准约47项,其中已发布或报批29项。其中,针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项,目前均已发布。问题在于,国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时,现有的标准规范,如何去推广执行亦亟待解决。不严格有效地遵循技术标准和管理规范,无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中,个别风光企业就“按照比例”上了一批既不环保也不经济、既不安全也没效率的储能设施,根本原因就是无标可依和有标不依。 五是借鉴国外做法,建立对风光储奖励扶持机制。国外电力市场成熟,新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等收入,新能源侧的储能发展条件优渥。如美国推动建立了储能系统的投资税收抵免政策,同时购买和安装储能系统与太阳能发电设施的项目业主可以获得30%的投资税收抵免。从国际经验来看,英国电力市场比较成熟,独立储能电站既能参与政府的储能采购计划,还有峰谷价差等收益,有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励,使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。...
作为氢燃料电池汽车应用的核心环节,燃料电池系统成本当前依然无法与动力锂电池相抗衡。在近日举办的“珠三角地区燃料电池系统技术发展与政策应对”论坛上,相关专家表示,需要多环节、多举措促进氢燃料电池降本。 1规模化量产推动成本下降 据国外机构对于80kW质子交换膜(PEM)燃料电池系统成本的预测,年产10万台氢燃料电池汽车,系统成本约50美元/千瓦,年产50万台氢燃料电池汽车,系统成本将降至45美元/千瓦。通过产业聚集和规模化量产的方式可以显著降低氢燃料电池成本。 “对于原材料价格昂贵或工艺不完善的催化剂和双极板,可以通过优化制造材料、改进制备工艺的方式降低成本,而技术已经较为成熟的部件则可以通过建立标准化平台化产品体系,并利用大规模化量产的效应有效建立成本优势。”深圳氢蓝时代高级副总裁吴国平认为,“还要加强产业的集群化,建设战略性产业伙伴关系。” 吴国平表示,目前我国氢燃料电池汽车正处于导入期,产业的兴起带动了产业链的发展,同时形成了东北、华北、华东、华中、华南和西南六个主要地区的氢能产业集群。“这些集群无论是在上下游配套零部件还是在整车方面,都形成了较为完善的氢燃料电池产业链,各地均具备不同的地域优势,这有利于在降低氢燃料电池系统成本同时,推动地方产业发展。” 2优化系统设计挖掘降本空间 由于处于市场导入期,我国氢燃料电池系统在有效性、可靠性方面还有待提升,特别是电池造价成本居高不下,是业内所面对的共同难题。虽然在个别场景下,氢燃料电池已经初步具备经济性,但如何在电池系统上大幅优化设计来实现降本增效,提高竞争力,依然是氢燃料电池产业走向成熟的关键。 “氢燃料电池系统设计的优化主要包含三方面。首先,通过对氢燃料电池系统设计的不断简化,降低电池的系统成本。目前对大功率氢燃料电池系统而言,氢回路引射器的应用逐步取代了传统的空气循环泵,这就降低了一部分加工成本。”吴国平说。 “其次,通过对氢燃料电池各个子系统的模块化设计来降低成本。”吴国平举例说,“例如,对进氢、调压、分水和排氢等氢气循环回路的集成化模块设计,可以有效减少零部件的数量及所占空间,有效降低氢燃料电池系统的空间成本。” 最后,通过氢燃料电池系统中结构材料的轻量化替代来降低成本。“例如,将常用的金属材料优化为高性能的塑料材质,提高氢燃料电池的单位质量能量密度,从而降低单位功率的燃料电池成本。” 3国产化替代降低成本压力 氢燃料电池系统占整车成本的63%,其中,电堆占比49%、空气循环系统占比21%、氢气循环系统占比5%、热力管理系统占比9%。就氢燃料电池系统技术发展水平来看,有证券行业分析师认为,虽然国产系统进步较快,但核心零部件依赖进口。因此,关键核心零部件的国产化对于氢燃料电池降本来说至关重要。 吴国平表示,一旦当构成电堆的质子交换膜、催化剂和氢气循环泵等零部件实现国产化后,氢燃料电池成本将出现大幅下降。“以空压机为例,过去我国进口一台50kW级系统使用的离心式空气轴承空压机的价格为几十万元,而当实现国产化后,其价格已降至5万元以内。” 新思界行业分析人士表示:“我国科研机构事实上已经具备实验室生产催化剂的能力,但由于尚未产业化,导致氢燃料电池生产企业仍需依靠进口产品。” 由此看来,我国氢燃料电池核心零部件的研发成果与产业化生产之间仍存在较大鸿沟,如何将实验室成果转化为商业产品,从而减轻进口所带来的成本压力,是行业必须解决的课题。...
风电、光伏大规模接入电网,在优化电源结构的同时,其波动性和间歇性缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非,而事实是,无论是调峰还是消纳,都是一个系统性问题。系统性问题必须要用系统化的思维和办法解决,需要充分考量政策的整体性和系统性,兼顾各方权益。这既是贯彻落实新发展理念的应有之义,也是实现风光储可持续发展的必然要求。 截至目前,全国先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省(区)发布相关政策,要求或建议新增平价风电、光伏项目配置储能,力促储能在新能源(主要是风、光)发电侧应用。之后,多地以鼓励创新之名迅速跟进,“风光+储能”蔚然成风。 各省政策均对储能配置的装机规模、储能时长等提出明确要求。例如,内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑,储能时间为2小时,与项目本体同步分期建设。各地政策各异,但对发电侧的要求大同小异。 “新政”频出,争议四起。其实,风光+储能无论是理论层面还是实践层面,早已为业内外所接受,争议又从何而来? “风光+储能是人类未来能源的终极解决方案”。作为发展潜力巨大的新产业形态,风光储在能源革命进程中将起到关键作用,在推动新时代能源更高起点、更高层次、更高质量的发展中不可或缺。储能发展到今天,风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题,问题是风光应该如何配储能。意见的对立,既有视角的问题、自身利益的考量,也有政策本身的问题,面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业攀高的投资成本、储能难得的成长机遇……任何简单的论断都有失公允。 从外部强加的发展不是真正的发展 总书记指出:“发展社会主义市场经济,既要发挥市场作用,也要发挥政府作用,但市场作用和政府作用的职能是不同的。”政府部门发布的各类规范性文件确实是政府管理中一个很重要的手段,在实施法律法规、落实国家政策、提高行政效率等方面发挥着很重要的作用,这是“更好发挥政府作用”的重要表现。我们应该看到,市场经济本质上就是市场决定资源配置的经济。各类文件的出台应遵循市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用的基本原则,围绕建设更高标准市场体系、实现产权有效激励、要素自由流动、价格反映灵活、竞争公平有序、企业优胜劣汰,在加强和改善供给制度上下功夫,在推进国家治理体系和治理能力现代化上下功夫。也许,梳理清楚这个问题,也就明白了风光配储能政策引发争议的个中缘由。 经济学创新大师约瑟夫·熊彼特在其《经济发展理论》一书中对发展和创新阐述甚详。在他看来,静态的、周而复始的、仅有数量变化而没有创新的“循环流转”不叫创新,也不叫发展,仅仅是经济增长。发展不是从外部强加的,而是内在的,是内部自行发生的变化。在熊彼特看来,“你不管把多大量的驿路马车或邮车连续相加,也绝不可能从中获得一条铁路”。那么,我们能从未来大量风电场、光伏电站中摆放着的一个挨一个的储能电池中获得什么呢? 熊彼特认为,只有创新才能发展,在他看来,所谓创新就是要“建立一种新的生产函数”,即“生产要素的重新组合”,就是要把一种从来没有的关于生产要素和生产条件的“新组合”引进生产体系中去,以实现对生产要素或生产条件的“新组合”。他进一步明确指出“创新”的五种情况,人们将熊彼特这一段话归纳为五个创新:产品创新、技术创新、市场创新、资源配置创新、组织创新。按照这些创新的基本含义,当下的风光配储能政策也只能算是个做法,与创新关系不大。 以某省出台的政策为例,明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑,储能时间为2小时,无非就是把业界已接受的风光储变成了广受诟病的“风光强配储能”,把配置容量、储能时间做了硬性规定而已。这些静态的、数量的变化,无论是与“发展是内在的,是内部自行发生的变化”理论还是与“发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求,都相去甚远。在风光逐步步入平价时代,储能尚未以独立主体进入电力市场的当下,这种疑似“风光强配储能”的模式,非丝非竹,穿新鞋走老路,无论是对于新能源还是储能,都难以带来真正的高质量发展。正如熊彼特所举的例子,去建铁路的是新兴企业家,而不是驿站马车的所有人。简单说,发展就是体系内在的创新,是生产力的质变,或者生产本身的结构提升。显然,“简单粗暴”的一纸行政命令带来暂时的效率或者短暂“繁荣”的同时,已背离了风光配储能的初心。 一体化是实现风光储科学发展的重要保障 党的十八大以来,我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就,有力支撑了经济社会发展。尤其是以风光为代表的新能源发展迅速。截至2019年,全国风光装机量已达3.9亿千瓦,位居世界第一。风光配储能的模式也已广泛应用。 风光大规模接入电网,在改善电源结构的同时,其波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为电网企业“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非,而事实是,无论是调峰、还是消纳,都是一个系统性问题,系统性的问题必须用系统化的思维和办法来解决,需要充分考量政策的整体性和协同性,兼顾各方权益。反对者并不反对风光配储能政策本身。各地文件的“一刀切”,头疼治头、腿疼治腿的做法与逻辑,缺少系统性整体性的考量才是各方,尤其是发电侧不满意的关键。 目前来看,虽然已有十几个省份出台了风光储的政策,但政策均仅明确了发电侧的责任,对发电侧因此增加的权利却只字未提。对电网侧、需求侧该承担怎样的责任亦是了无一字。即便认为风光等新能源具有波动性的“原罪”,必须自配储能,也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中,明确了配储能的项目可增加100小时基数电量。平价时代的风电光伏项目,看似减少了资源费等非技术成本,却要背上储能的技术成本。正如有评论指出的,“不是原来的配方,还是原来的味道。”以某省为例,2020年该省申报竞价光伏项目共976MW,电网公司要求储能配置规模按项目装机规模20%,储能时间2小时测算,100MW竞价光伏电站将配置40MWh储能,以当前储能系统1.7元/Wh(不含施工)的价格计算,光伏度电成本增加近0.09元。北京领航智库测算,按照某省0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算,平价光伏电站按照20%配比投资储能电站,工程造价将增加0.68元/瓦,工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下,项目内部收益率也将低于8%。按照装机规模20%的配置,一般情况下光伏投资普遍要升高15%至20%左右。 8月27日,由国家发改委、国家能源局组织起草的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《指导意见》),向社会公开征求意见。此举旨在提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率,更好地指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动。“两个一体化”的推出,源于当前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显,亟待统筹优化的现实。 《指导意见》在能源转型升级的总体要求和“清洁低碳、安全高效”基本原则框架下,提出“两个一体化”的范畴与内涵,强调统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、适度配置储能设施、充分发挥负荷侧调节能力。在“风光水火储一体化”方面,《指导意见》强调,要因地制宜实现风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能。 在“源网荷储一体化”方面,《指导意见》明确,侧重于围绕负荷需求开展,以储能等先进技术和体制机制创新为支撑,以安全、绿色、高效为目标,创新电力生产和消费模式,为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径,实现源、网、荷、储的深度协同。 虽然不能寄望于一个文件解决一个行业由来已久的诸多难题,但毫无疑问,一体化的发展思路、治理模式,再加上配套的保障机制,为解决新能源发展存在的现实问题提供了科学指引和正确的发展方向。 市场化是风光储高质量发展的必然选择 市场化的需求是产业发展的核心动力,技术和市场处在供给与需求的两端,而政策机制和资本只是供给和需求对接的中间桥梁。经过20多年实践,我国社会主义市场经济体制已初步建立,市场化程度大幅提高,宏观调控体系更为健全,主客观条件具备,我们应该在完善社会主义市场经济体制上迈出新的步伐。实践证明,经济发展就是要提高资源,尤其是稀缺资源的配置效率,以尽可能少的资源投入生产尽可能多的产品、获得尽可能大的效益。从这个意义上说,用市场化的手段推动风光储的发展,使市场在资源配置中起决定性作用,有利于转变包括储能和以风光为主的可再生能源的发展方式,同时使新兴产业的发展质量更高、更有效率、更加公平、更可持续。 当前,各地出台的风光储政策,一定程度上模糊了政府与市场的边界。作为承受配储压力的风光企业来说,储能配置参数的测算依据在哪里?电网企业是否有权要求新能源企业配套储能?按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行?配套储能的成本是否全部要由新能源开发企业承担?诸多问题当前仍是一笔“糊涂账”。 在没有配套政策和相对成熟的市场机制以及盈利模式的情况下,单纯要求在风光发电侧配置储能,然后简单地由发电企业来承担储能投资成本的做法显然不够合理,亦非市场配置的结果。 《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》明确,坚持正确处理政府和市场关系,更加尊重市场经济一般规律,最大限度减少政府对市场资源的直接配置和对微观经济活动的直接干预,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用,有效弥补市场失灵。按照目前的政策,新能源企业只是根据规定安装了20%的储能,具体的储能设施标准、释放的时间、充放电能的流失、投资的回报等,既无政策规定,也无保障措施。有测算表明,在具体储能项目上,仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展,这也是风光企业不愿投资储能的原因。简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值,也不利于储能的健康发展,在加大风光企业投资,造成资源浪费的同时,对储能行业带来的更可能只是一次低层次的跃进。风光储是技术进步,也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能,但有理由对新能源并网质量提出要求,关键是要建立和完善市场机制,在仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的背景下,创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子更是不二之选。 一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性,可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分,应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式,为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看,坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。 二是完善配套政策,打造风光配储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进,新能源配储能商业模式空间正在打开,储能参与各类电力服务的公允价值缺失,成熟机制不足,储能参与电力市场的实施细则更加缺乏,亟需政策给予配套,促进各种市场化模式的成长。如,由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高,通过辅助服务机制,对参与电网调峰调频的储能设施从政策上予以保障。青海省明确,在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。 三是以省级统筹为目标,实现统筹规划、集约建设。当前,根据装机容量按比例配储能,家家都上,遍地开花,满地芝麻,不见西瓜,既不经济,也没效率,造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标,按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则,以市场化手段,在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上,可以吸纳社会资本,在装机容量大、接近负荷中心的风光场站,集中建设较大规模储能电站,既可以从规划层面解决储能设施小而散、“家家起火冒烟”的弊端,也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大,技术成本逐年下降,电改红利不断释放,储能独立主体地位将得到确立和巩固,可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易,把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来,实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。 四是完善标准规范,为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能的相关标准。截至目前,电储能相关的国家和行业标准已达31项,其中已发布或报批27项;团体标准约47项,其中已发布或报批29项。针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项,目前均已发布。问题在于,国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时,如何才能得到有效推广执行。不能严格有效地遵循技术标准和管理规范,无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中,个别风光企业就“按照比例”上了一批环保性、经济性、安全性均不够高且充放效率偏低的储能设施无标可依和标准执行的刚性不强是一个重要原因。 五是借鉴国外做法,建立风光配储奖励扶持机制。国外成熟的电力市场,新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入,新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看,英国电力市场比较成熟,独立储能电站既能参与政府的储能采购计划,还有峰谷价差等收益,有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励,使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。...
近年来,青海积极构建清洁低碳用能模式,实施清洁能源替代和三江源地区煤炭减量化工程,提高清洁能源就地消纳比重,持续打造“绿电特区”等。纵观青海大地,清洁能源遍地开花,从创新发展到共建共享,从民生福祉到生态保护……青海能源正从“风生水起”走向“风光无限”…… 2017年6月17日0时至23日24时,连续168小时青海实现全清洁能源供电,首开一省全清洁能源供电之先河,为中国能源供给侧变革树立起一座里程碑; 2018年6月20日0时至6月28日24时,青海又一次实现9天、连续216小时全清洁能源供电,减排二氧化碳144万吨,再度刷新电网全清洁能源供电世界纪录; 2019年6月9日0时至23日24时,“绿电15日”青海电网规模进一步扩大,配置能力进一步增强。新能源主要断面送电能力由160万千瓦提升至240万千瓦,同比提高50%。省内火电出力再降22%,仅为20万千瓦,占全网发电出力的2%,为新能源消纳腾出更多空间; 2020年5月9日0时至8月16日24时,“绿电三江源”百日系列活动在三江源16个县和1个镇实施,这是全清洁能源供电再一次创新实践,也是更贴近民生的一次“绿电”行动,这既是对3年“绿电行动”内涵的拓展,更是对新时代智慧能源发展的不懈追求。 从绿电7日到百日,四年来,青海清洁能源供电实践不仅仅延长着时间,扩展着空间,在这段旅程背后,更是发展理念的更迭、产业技术的创新、体制机制的完善,是人类最大限度摆脱对化石能源依赖的不断尝试。 巍巍的阿尼玛卿白雪皑皑,清澈的黄河水在阳光照耀下闪着点点星光。绿色发展的实践正在三江源头生根发芽,以“绿电”为引领,青海迈向国家清洁能源示范省步履铿锵。 聚焦“绿电转型”答好能源卷 青海是个能源大省,坐拥得天独厚的水风光资源,清洁能源发电装机达到2801万千瓦,相当于1.25个三峡电站,其中以风光为主的新能源装机占全网装机的50.4%,是全国新能源装机占比最高的省份。而与此同时青海又是个发展小省,全网最高用电负荷不足1000万千瓦。特殊的“资质”是实现全清洁能源供电的必要条件,三年来,以“绿电”活动为引领,通过不断的成功实践和总结积累,青海在能源绿色转型的路上交出了一份完美的答卷。 今年7月,青海实现连续31天全省全清洁能源供电,期间青海电网最大用电负荷884万千瓦,全省用电量60.37亿千瓦时,相当于减少燃煤274.41万吨、减排二氧化碳493.93万吨。大力推进清洁替代,新能源替代燃煤自备电厂发电6.4万千瓦,减少燃煤4万吨。 青海清洁能源发展要走集中式大规模开发之路,在满足本省高质量用电的同时,实施大规模外送必不可少。“绿电三江源”百日系列活动期间,世界首条主要以输送新能源为主的特高压直流输电工程启动送电,每年可向河南省输送清洁电量400亿千瓦时,不仅可以大幅提升青海清洁能源外送能力,有力支持青海打造多种清洁能源互补开发,还可以满足华中经济发展及负荷增长需求,有效缓解华中地区长期电力供需矛盾。 随着环境问题的日益突出,在全球范围内,从非清洁能源向清洁能源、从化石能源向非化石能源、从高碳能源向低碳能源转型成为新一轮能源变革的基本趋势。对于处于青藏高原,守护着三江源头的青海而言,“绿电转型”的意义更为重大。 玛多地处三江源头,生态脆弱而重要。2017年底,国内首个高寒高海拔地区清洁取暖项目成功落地,当地群众彻底告别了千百年来烧牛粪、烧煤取暖的历史,玛多县的空气质量得到很大改善。2018年,玛多县率先实现县城清洁取暖全覆盖。 截至目前,青海“三江源”地区玛多县、班玛县、达日县、玛沁县、河南蒙古族自治县五个县共计推广安装电锅炉23万千瓦,“煤改电”清洁取暖累计改造取暖面积319万平方米,减少标准燃煤9万吨、二氧化碳25万吨,清洁取暖惠及10万人。 从三江源头玛多县到远在千里之外的河南大地,绿电应用的范围在不断扩展。以绿色、低碳、多元、高效为方向的新一轮能源变革正蓬勃兴起,青海以超过百分之五十的新能源装机占比领跑全国,引领着绿电转型的创新实践。 聚焦“绿电惠民”答好服务卷 23岁的玛多县牧民卓尕拉毛还清晰地记得,两年前的金秋,在县里的11座村级光伏扶贫电站落成并网的那一天,农牧民们身穿节日的盛装,跳起欢快的锅庄,用盛大的仪式欢庆生活的重大改变。 2018年10月12日,由国家电网公司捐建、总投资3200万元的玛多县4.4兆瓦村级联建光伏扶贫电站并网发电。电站年发电收入540万元,惠及玛多县11个贫困村的621户、1774名贫困人口,实现户均年增收5200元以上。 这是全省光伏扶贫的一个缩影,今年“绿电三江源”百日系列活动期间,国家电网全面建成“三区三州”深度贫困地区电网工程,解决了503个易地搬迁村、496个建档立卡贫困村和279个省定深度贫困村用电问题;创新“光伏+生态+扶贫”模式,确保了73.36万千瓦扶贫光伏全额消纳。 在“增收”的同时,绿电的进一步普及也在推动降低社会用能成本。 “绿电三江源”百日系列活动期间,对三江源地区的居民和企业,采取居民“每天减免一度电”,工商业“每度降低2分钱”等让利措施,减免电费609万元;推动能源消费转型,8家电解铝企业全部实现绿电生产,消纳绿电27.17亿千瓦时,降低用电成本2.04亿元;绿电助力锂电池制造等新兴产业发展,降低用电成本29.72万元;“绿电”走进枸杞产业园区,促进每月使用清洁电量近百万千瓦时。 绿电行动,让更多的居民、企业用上低价电,社会价值得到不断释放。与时代共进,更多的人感受到了绿色能源转型带来的改变,享受到了绿色能源发展带来的红利。 聚焦“绿电共享”答好市场卷 清洁能源消纳是世界公认的难题。近年来,青海新能源并网容量快速增长,但受省内负荷增速缓慢、调峰能力不足制约,新能源消纳形势日益严峻,因此,加快构建更加灵活、高效的辅助服务市场体系迫在眉睫。 今年6月,经过一年的试运行,青海电力辅助服务市场正式启动。试运行一年来,通过调峰辅助服务,使新能源企业增发电量1.72亿千瓦时,增发收益达1.2亿元;提高新能源利用率0.7个百分点;提供服务方获得补偿费用4479万元。发电企业、新能源企业、储能企业多方共赢,缓解了电网调峰压力,有效促进了新能源消纳。 同样是在6月,经过为期一个月的试运行,国网青海省电力公司“绿电感知平台”正式上线运行。平台实现了全省清洁能源生产、传输、消费全链条的动态感知,使全省电力用户能够实时查询自身用电成分,了解自己在清洁能源消纳、节能减排中的贡献度,切身体会“绿电在身边”。 与此同时,青海构建智慧车联网跨省清洁充电交易机制,融入充电服务“全国一张网”,创新“智慧充电、智慧出行、智慧能源”三大服务,利用区块链技术和智慧车联网平台,助力青海绿电“牵手”全国各地电动车,使用户感知“电从青海来,充的是清洁电”。 通过不断优化技术支持系统,市场在资源配置中的决定性作用得以发挥,借助大电网互联互通优势,不断扩大辅助服务市场交易范围和交易规模,实现调峰等资源在更大范围内优化配置。 从“绿电7日”到“绿电三江源”百日,青海的“绿电实践”走过了闪闪发光的四年。这四年里,我省能源供给质量持续改善,能源消费结构更趋合理,能源关键技术取得突破,能源体制机制改革迈出新步伐,能源开放合作空间进一步拓展。坚决扛起能源革命的旗,青海乘风破浪一往无前,奋进在绿色、高质量的清洁能源之路上。...
“由于去年形势已经出现不景气,所以在今年年初时,我们很担心今年会是储能行业的小寒冬,没想到却是触底反弹。今年企业营收最少要比去年翻一番。”某储能企业高管9月24日在第十届中国国际储能大会上对记者说。 据储能行业协会统计,截至2019年,全球电池储能累计装机规模为9.52GW,当年新增投运电池储能规模是2.89GW。2015—2019年,全球电池储能装机规模复合增长率为65.4%。截至今年6月底,我国电化学储能累计装机规模达到1831MW,同比增长53.9%,储能产业仍处于快速增长期。但据记者了解,行业优异“成绩单”的背后,是众多深层次难题亟待解决 1、万亿元级市场即将爆发 中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙会上表示:“随着我国节能减排、提高能效、新能源和可再生能源大力发展,电力系统、储能系统不断向智慧化、智能化、高效清洁方向转变,储能技术进步被纳入国家顶层设计和规划,行业可以自信地说,储能作为能源转型的核心技术和颠覆性技术,市场需求正在进一步扩大。” 今年5月,国家能源局科技司成立能效和储能处,进一步加快推进了储能技术推广应用。另有行业人士透露,储能虚拟电厂有望写入“十四五”规划。 浙江德升新能源科技有限公司董事长孟炜表示,从发电侧来估算,储能的市场规模有百亿元级;从电网侧来估算,储能市场规模有千亿元级;如果从用户侧来估算,市场将达到万亿元级。 2、重大问题日益凸显 当前,我国储能产业正处在转型发展的关键时期,存在许多便利化、差异化的商业模式,储能产品功能和使用方式在不断变化。但有业内人士直言,掣肘行业发展的难题也在愈发显现。 平高集团有限公司党委副书记程利民指出,从储能系统出厂测试和现场运行来看,不同厂家电芯的一致性、容量保持率、数据采集的可靠性等方面差异较大,部分厂家电池在实际运行过程中的故障率偏高,储能系统集成商集成设计能力参差不齐,“劣币驱逐良币”现象凸显,不利于行业长远发展。 浙江南都能源互联网运营有限公司副总经理于建华表示,我国当前储能产业面临三大难题: 首先,在储能技术方面,储能技术的成本依然偏高,全生命周期度电成本远未达到电网平价水平。 其次,在商业模式方面,储能尚不存在独立的市场主体身份,盈利能力相对薄弱,如开展共享储能、为新能源场站提供调峰辅助服务等都缺乏政策制度保障,基本是“一事一议”“一场一策”,收益存在很大不确定性。 最后,在政策机制方面,按效果付费的买单机制尚未形成,缺乏有效政策支撑。例如,利于储能行业发展的电力现货市场尚未形成,在现有电力市场中参加调峰、调频、调压、黑启动等辅助服务的时间价值和空间价值无法量化体现。 3、难题亟需系统性解决 问题已经暴露,该如何破题? 为保证市场健康平稳发展,于建华提出四方面建议,一是在“十四五”规划中,将储能纳入能源或电力的顶层设计,明确储能的规划配置、标准体系、运营管理,推动储能产业规模化应用;二是加快推进电力市场建设,建立电力现货市场下的储能价格形成机制,完善辅助服务价格机制,给予储能电站独立身份,允许储能作为独立主体参与辅助服务交易, 推动储能进入辅助服务市场,逐步形成“按效果付费、谁受益谁付费”的市场化储能定价机制, 由市场平衡疏导储能投资;三是开展储能创新应用政策试点,破除主体身份、电站接入、调度控制、交易机制、安全管控等方面的政策壁垒,建立规划、设计、建设、运维全环节安全防控体系;四是研究制定适应储能新模式发展特点的金融、税收、保险等相关政策法规。 针对储能市场中的“以次充好”问题,程利民认为: ①要重视产品质量。质量是全体储能人的智慧结晶,体现着储能人对全社会的承诺,因此行业要通过不断创新,建立更加安全的储能质量体系,促进储能行业发展。 ②要重视标准建设。标准决定质量,有什么样的标准就有什么样的质量,有高标准才有高质量。 ④要重视行业培育。行业是企业发展的根基,行业兴企业才能强。业内人士要注重储能行业的长期培育和发展,在国家有关部门和行业组织的带动下,共同维护储能行业的内外部发展环境。只有如此,才能迎接储能行业美好的明天。...
风电、光伏大规模接入电网,在优化电源结构的同时,其波动性和间歇性缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非,而事实是,无论是调峰还是消纳,都是一个系统性问题。系统性问题必须要用系统化的思维和办法解决,需要充分考量政策的整体性和系统性,兼顾各方权益。这既是贯彻落实新发展理念的应有之义,也是实现风光储可持续发展的必然要求。 截至目前,全国先后有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西等十几个省(区)发布相关政策,要求或建议新增平价风电、光伏项目配置储能,力促储能在新能源(主要是风、光)发电侧应用。之后,多地以鼓励创新之名迅速跟进,“风光+储能”蔚然成风。 各省政策均对储能配置的装机规模、储能时长等提出明确要求。例如,内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑,储能时间为2小时,与项目本体同步分期建设。各地政策各异,但对发电侧的要求大同小异。 “新政”频出,争议四起。其实,风光+储能无论是理论层面还是实践层面,早已为业内外所接受,争议又从何而来? “风光+储能是人类未来能源的终极解决方案”。作为发展潜力巨大的新产业形态,风光储在能源革命进程中将起到关键作用,在推动新时代能源更高起点、更高层次、更高质量的发展中不可或缺。储能发展到今天,风光配储能早已不是一个需要展开讨论的问题,问题是风光应该如何配储能。意见的对立,既有视角的问题、自身利益的考量,也有政策本身的问题,面对电网企业日趋增大的调峰压力、风光企业攀高的投资成本、储能难得的成长机遇……任何简单的论断都有失公允。 从外部强加的发展不是真正的发展 总书记指出:“发展社会主义市场经济,既要发挥市场作用,也要发挥政府作用,但市场作用和政府作用的职能是不同的。”政府部门发布的各类规范性文件确实是政府管理中一个很重要的手段,在实施法律法规、落实国家政策、提高行政效率等方面发挥着很重要的作用,这是“更好发挥政府作用”的重要表现。我们应该看到,市场经济本质上就是市场决定资源配置的经济。各类文件的出台应遵循市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用的基本原则,围绕建设更高标准市场体系、实现产权有效激励、要素自由流动、价格反映灵活、竞争公平有序、企业优胜劣汰,在加强和改善供给制度上下功夫,在推进国家治理体系和治理能力现代化上下功夫。也许,梳理清楚这个问题,也就明白了风光配储能政策引发争议的个中缘由。 经济学创新大师约瑟夫·熊彼特在其《经济发展理论》一书中对发展和创新阐述甚详。在他看来,静态的、周而复始的、仅有数量变化而没有创新的“循环流转”不叫创新,也不叫发展,仅仅是经济增长。发展不是从外部强加的,而是内在的,是内部自行发生的变化。在熊彼特看来,“你不管把多大量的驿路马车或邮车连续相加,也绝不可能从中获得一条铁路”。那么,我们能从未来大量风电场、光伏电站中摆放着的一个挨一个的储能电池中获得什么呢? 熊彼特认为,只有创新才能发展,在他看来,所谓创新就是要“建立一种新的生产函数”,即“生产要素的重新组合”,就是要把一种从来没有的关于生产要素和生产条件的“新组合”引进生产体系中去,以实现对生产要素或生产条件的“新组合”。他进一步明确指出“创新”的五种情况,人们将熊彼特这一段话归纳为五个创新:产品创新、技术创新、市场创新、资源配置创新、组织创新。按照这些创新的基本含义,当下的风光配储能政策也只能算是个做法,与创新关系不大。 以某省出台的政策为例,明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑,储能时间为2小时,无非就是把业界已接受的风光储变成了广受诟病的“风光强配储能”,把配置容量、储能时间做了硬性规定而已。这些静态的、数量的变化,无论是与“发展是内在的,是内部自行发生的变化”理论还是与“发挥市场在资源配置中的决定性作用”的要求,都相去甚远。在风光逐步步入平价时代,储能尚未以独立主体进入电力市场的当下,这种疑似“风光强配储能”的模式,非丝非竹,穿新鞋走老路,无论是对于新能源还是储能,都难以带来真正的高质量发展。正如熊彼特所举的例子,去建铁路的是新兴企业家,而不是驿站马车的所有人。简单说,发展就是体系内在的创新,是生产力的质变,或者生产本身的结构提升。显然,“简单粗暴”的一纸行政命令带来暂时的效率或者短暂“繁荣”的同时,已背离了风光配储能的初心。 一体化是实现风光储科学发展的重要保障 党的十八大以来,我国电力工业发展取得了举世瞩目的成就,有力支撑了经济社会发展。尤其是以风光为代表的新能源发展迅速。截至2019年,全国风光装机量已达3.9亿千瓦,位居世界第一。风光配储能的模式也已广泛应用。 风光大规模接入电网,在改善电源结构的同时,其波动性和间歇性的缺陷给电网带来的影响也日趋放大,电网的调峰、消纳压力巨大。加之政府部门对电网弃风弃光率的考核,建议或“强配”储能,成为电网企业“解困”的内在逻辑。这表面看来无可厚非,而事实是,无论是调峰、还是消纳,都是一个系统性问题,系统性的问题必须用系统化的思维和办法来解决,需要充分考量政策的整体性和协同性,兼顾各方权益。反对者并不反对风光配储能政策本身。各地文件的“一刀切”,头疼治头、腿疼治腿的做法与逻辑,缺少系统性整体性的考量才是各方,尤其是发电侧不满意的关键。 目前来看,虽然已有十几个省份出台了风光储的政策,但政策均仅明确了发电侧的责任,对发电侧因此增加的权利却只字未提。对电网侧、需求侧该承担怎样的责任亦是了无一字。即便认为风光等新能源具有波动性的“原罪”,必须自配储能,也应该权利义务对等。比如在早期新疆的光储试点中,明确了配储能的项目可增加100小时基数电量。平价时代的风电光伏项目,看似减少了资源费等非技术成本,却要背上储能的技术成本。正如有评论指出的,“不是原来的配方,还是原来的味道。”以某省为例,2020年该省申报竞价光伏项目共976MW,电网公司要求储能配置规模按项目装机规模20%,储能时间2小时测算,100MW竞价光伏电站将配置40MWh储能,以当前储能系统1.7元/Wh(不含施工)的价格计算,光伏度电成本增加近0.09元。北京领航智库测算,按照某省0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算,平价光伏电站按照20%配比投资储能电站,工程造价将增加0.68元/瓦,工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下,项目内部收益率也将低于8%。按照装机规模20%的配置,一般情况下光伏投资普遍要升高15%至20%左右。 8月27日,由国家发改委、国家能源局组织起草的《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》(以下简称《指导意见》),向社会公开征求意见。此举旨在提升清洁能源利用水平和电力系统运行效率,更好地指导送端电源基地规划开发和源网荷协调互动。“两个一体化”的推出,源于当前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显,亟待统筹优化的现实。 《指导意见》在能源转型升级的总体要求和“清洁低碳、安全高效”基本原则框架下,提出“两个一体化”的范畴与内涵,强调统筹协调各类电源开发、提高清洁能源利用效率、适度配置储能设施、充分发挥负荷侧调节能力。在“风光水火储一体化”方面,《指导意见》强调,要因地制宜实现风能、太阳能、水能、煤炭等多能源品种发电互相补充,并适度增加一定比例储能。 在“源网荷储一体化”方面,《指导意见》明确,侧重于围绕负荷需求开展,以储能等先进技术和体制机制创新为支撑,以安全、绿色、高效为目标,创新电力生产和消费模式,为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径,实现源、网、荷、储的深度协同。 虽然不能寄望于一个文件解决一个行业由来已久的诸多难题,但毫无疑问,一体化的发展思路、治理模式,再加上配套的保障机制,为解决新能源发展存在的现实问题提供了科学指引和正确的发展方向。 市场化是风光储高质量发展的必然选择 市场化的需求是产业发展的核心动力,技术和市场处在供给与需求的两端,而政策机制和资本只是供给和需求对接的中间桥梁。经过20多年实践,我国社会主义市场经济体制已初步建立,市场化程度大幅提高,宏观调控体系更为健全,主客观条件具备,我们应该在完善社会主义市场经济体制上迈出新的步伐。实践证明,经济发展就是要提高资源,尤其是稀缺资源的配置效率,以尽可能少的资源投入生产尽可能多的产品、获得尽可能大的效益。从这个意义上说,用市场化的手段推动风光储的发展,使市场在资源配置中起决定性作用,有利于转变包括储能和以风光为主的可再生能源的发展方式,同时使新兴产业的发展质量更高、更有效率、更加公平、更可持续。 当前,各地出台的风光储政策,一定程度上模糊了政府与市场的边界。作为承受配储压力的风光企业来说,储能配置参数的测算依据在哪里?电网企业是否有权要求新能源企业配套储能?按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行?配套储能的成本是否全部要由新能源开发企业承担?诸多问题当前仍是一笔“糊涂账”。 在没有配套政策和相对成熟的市场机制以及盈利模式的情况下,单纯要求在风光发电侧配置储能,然后简单地由发电企业来承担储能投资成本的做法显然不够合理,亦非市场配置的结果。 《中共中央国务院关于新时代加快完善社会主义市场经济体制的意见》明确,坚持正确处理政府和市场关系,更加尊重市场经济一般规律,最大限度减少政府对市场资源的直接配置和对微观经济活动的直接干预,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用,有效弥补市场失灵。按照目前的政策,新能源企业只是根据规定安装了20%的储能,具体的储能设施标准、释放的时间、充放电能的流失、投资的回报等,既无政策规定,也无保障措施。有测算表明,在具体储能项目上,仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展,这也是风光企业不愿投资储能的原因。简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值,也不利于储能的健康发展,在加大风光企业投资,造成资源浪费的同时,对储能行业带来的更可能只是一次低层次的跃进。风光储是技术进步,也是新能源可持续发展的内在要求。尽管电网企业不应强制要求新能源企业配储能,但有理由对新能源并网质量提出要求,关键是要建立和完善市场机制,在仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益难以支撑行业发展、简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值的背景下,创新建立商业化模式、坚定不移走市场化的路子更是不二之选。 一是应确立综合治理和投资多重分担的市场模式。风光发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性,可以提高新能源系统的调节能力和上网友好性。储能是未来电力系统的必要组成部分,应建立新能源企业与电网企业共同设计储能参与电力市场的方式及盈利模式,为新能源和储能可持续发展创造机会。无论是从市场化角度还是从落实国家能源战略、保障储能的社会效益看,坚持谁投资获益谁来买单、利益相关方共同承担是比较合理的选项。 二是完善配套政策,打造风光配储的多种商业模式。随着电力体制改革的深入推进,新能源配储能商业模式空间正在打开,储能参与各类电力服务的公允价值缺失,成熟机制不足,储能参与电力市场的实施细则更加缺乏,亟需政策给予配套,促进各种市场化模式的成长。如,由于目前电化学储能成本相较抽水蓄能仍然较高,通过辅助服务机制,对参与电网调峰调频的储能设施从政策上予以保障。青海省明确,在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。新疆对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。 三是以省级统筹为目标,实现统筹规划、集约建设。当前,根据装机容量按比例配储能,家家都上,遍地开花,满地芝麻,不见西瓜,既不经济,也没效率,造成资源能源和投资的浪费。建议以省级统筹为目标,按照分类调整、分级侧重、统筹规划、集约建设的原则,以市场化手段,在集中风光企业按比例配套储能建设资金的基础上,可以吸纳社会资本,在装机容量大、接近负荷中心的风光场站,集中建设较大规模储能电站,既可以从规划层面解决储能设施小而散、“家家起火冒烟”的弊端,也可以做大储能市场主体。随着储能市场规模的扩大,技术成本逐年下降,电改红利不断释放,储能独立主体地位将得到确立和巩固,可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易,把储能的应用价值直接在市场中充分体现出来,实现电网、发电、储能、需求侧的多方共赢。 四是完善标准规范,为风光储发展提供技术保障。我国从2010年开始制定电力储能的相关标准。截至目前,电储能相关的国家和行业标准已达31项,其中已发布或报批27项;团体标准约47项,其中已发布或报批29项。针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项,目前均已发布。问题在于,国内储能设施的技术参数、标准规范在加快统一和规范的同时,如何才能得到有效推广执行。不能严格有效地遵循技术标准和管理规范,无疑将导致乱象丛生。在当前风光配储能的过程中,个别风光企业就“按照比例”上了一批环保性、经济性、安全性均不够高且充放效率偏低的储能设施无标可依和标准执行的刚性不强是一个重要原因。 五是借鉴国外做法,建立风光配储奖励扶持机制。国外成熟的电力市场,新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入,新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看,英国电力市场比较成熟,独立储能电站既能参与政府的储能采购计划,还有峰谷价差等收益,有些电站的多重收益甚至能有十几种。韩国则为配套储能系统的风电给予额外的可再生能源证书奖励,使得配套储能的风电光伏电站在可再生能源证书计算中的权重远远高于其他不配套储能的电站。...
1、充分认识构建适应“双循环”新发展战略新电力体系的重要性 面对我国发展的更为复杂、更为艰难的发展外部环境,破解发展难题,7月30日,中央政治局会议提出打造“以国内大循环为主、国内国际双循环相互促进的新发展格局”(以下称为“双循环”新发展战略)。 “双循环”新发展战略不是一个短期应对方案,而是一个长期发展战略,以创造和扩大内需为战略基点,过供给侧结构性改革畅通生产、分配、流通、消费各环节,构建涵盖国内产业分工体系、国内科技创新、国内要素市场和国内市场自我良性循环的新经济体系。同时,“双循环”新发展战略是更高水平的开发战略,充分体现了法制化、制度化要求,能有效吸纳世界先进要素,形成互利共赢利益共同体关系的。总之,“双循环”新发展战略强调的是依托国内市场掌握发展主动权,摆脱对美国等发达国家的技术依赖、规则依,打造一个以内为主、安全为底线的内外互动的新发展格局。 “双循环”新发展战略思想应该成为十四五时期乃至更长时期我国经济社会发展的主导思想。 电力是国家经济发展的重要基础保障。面对复杂艰难的发展环境和实施“双循环”新发展战略的紧迫性,我国电力领域相关部门和单位应积极按照“双循环”新发展战略要求,利用这次新发展格局重构的机遇,在体制、机制、政策、技术、市场等方面寻求突破,打通阻碍发电、输电、配电、售电和用电的各类“堵点”“痛点”,更好完成电力领域在促进区域协调发展、要素市场化流动、国家战略落实等方面担负的重要责任和使命。“双循环”新发展战略的长期性和紧迫性,决定了抓紧构建与之相适应的新型电力生产与供给服务体系(以下简称“新电力体系”)的重要性和必要性。 2、充分认识“新电力体系”在落实我国碳减排责任的重大任务 欧盟委员会在2019年12月发布《欧洲绿色协议》,提出到2050年在全球范围内率先实现碳中和,即到2050年实现温室气体净零排放、经济增长与资源使用脱钩。 今年9月22日,习近平主席在第75届联大一般性辩论讲话中向全世界郑重承诺,中国将“采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”。大力发展新能源和可再生能源将是落实我国碳减排国际承诺的重要战略举措之一。大力开发、高效传输和充分利用新能源和可再生能源发电将是我国电力领域的一项重要任务和责任。 十四五时期,我国应利用好技术创新、模式创新、政策创新、金融创新、监管创新组合工具,加快构建适应“双循环”新发展战略要求的,主要采取市场化方式服务新能源和可再生能源发展的“新电力体系”。 3、希望“新电力体系”能够守正创新 结合“双循环”新发展战略要求,特别是当下国家在面对日益严峻的外部发展环境的时候,在构建新发展格局关键阶段,笔者对“新电力体系”有几点希望: 希望“新电力体系”能够有一个系统性、战略性、协调性的顶层整体设计,减少和消除碎片化、补丁化、改良式的修正行为。 希望“新电力体系”能够首先确保我国电力领域回归“初心”——为经济社会发展提供安全可靠、清洁高效的电能保障,少一些基于企业增收欲望的浮躁,或是由现实互联网经济与数字商业诱惑所导致的盲从。 希望“新电力体系”能够在国家战略实施、地方经济发展和电力企业创新增长之间实现良性互动与协调,少一些地方“小循环”,少一些企业“自循环”,在国家的“大循环”中找到地方和企业的定位和价值。 希望“新电力体系”能够具备以下“气质”和特点: “新电力体系”应以安全可靠灵活供电为前提条件。特别是在极端气候、自然灾害突发、人为破坏活动或战时情况下,关键设施、重要地区的供电保障问题。常态下,确保经济社会正常运转;紧急状态下,能承担关键核心用电保障。两种状态切换快速灵活。 “新电力体系”应以服务各类型清洁能源开发利用为核心任务。减少对煤炭、天然气等碳基能源发电的消耗与进口能源的依赖,尽可能多地高效开发、转化利用本土各类型清洁能源用于发电,将是未来较长时期电力领域共同面临的重要任务。集中式规模开发转化与远距离大容量传输,分布式开发转化与近距离小容量配送,多种场景百花齐放。 “新电力体系”应以协调智能高效运行为功能基础。发电、输电、配电、售电与用电各环节衔接顺畅,电力市场机制运行高效,源网荷储用协调双向互动,电能损耗低,适应各类用户多样化、多元化用电需求。 “新电力体系”应以成本可负担和终端价格可承受为现实要求。正确处理好存量与增量的关系,通过存量盘活、公共基础设施领域REITs等金融创新满足增量投资需求,加强电网管制类业务与市场化业务差异化监管与成本监审,确保用户终端价格合理可承受。 “新电力体系”应以推进实体产业发展和促进消费增长为经济责任。以新基建为契机,加强电力装备高端制造业发展和电力领域“两化融合”,鼓励混合所有制改革,激发和增强民间资本活力与竞争力,促进国家工业体系布局与产业链“强链”“补链”。服务电动汽车、分布式能源发展,促进消费增长与升级。 “新电力体系”应以支撑要素自由流动和促进新技术、新业态发展为创新要求。建立全国统一电力市场,完善省内电力市场,丰富交易品种,消除电力交易的省间、区域间壁垒,促进电能公平自由交易。制定电力相关数据要素(包括生产调度数据、管理数据、营销数据、交易数据等)的分类监管法规,发挥电网数据平台作用,坚持“能放尽放”的原则,将数据要素按照市场化要求向社会开发,推动基于电力数据的新业态发展和新技术创新。将数据要素开放及相关收入纳入专项“基金”用于支付对低收入人群的电费补贴。 五年多的电改在很多方面已经朝着这些方向在改进和变化,但是与适应“双循环”新发展战略要求的“新电力体系”的目标和要求,我们在体制、机制、技术、金融、监管等还有很多工作需要加快开展、坚定推进。...
上半年,光伏市场表现可谓是冰火两重天。 一季度,受新冠肺炎疫情影响,上市企业业绩惨淡。二季度,随着国内市场的启动,上市企业盈利逐渐转好,取得比较明显的增长。 随着需求不断释放,上市企业纷纷加码扩产。业内预计,下半年我国光伏产业的发展趋势将呈现直线增长。值得注意的是,受事故及检修影响,作为光伏产业的重要上游产品,硅料供应却在不断减少,供应链价格有抬高趋势。 这将会对光伏产业产生何种影响?下游市场需求的火热和上游硅料供应的减少共存,光伏上市企业该如何应对? 市场需求旺盛,超六成企业净利同比上涨 据Wind数据统计,在A股55家光伏概念上市公司中,48家公司上半年实现盈利,占比高达87%。其中,37家公司实现净利润同比增长,占比超六成。 其中,苏美达、通威股份、隆基股份、正泰电器等8家公司营收超百亿元,隆基股份、正泰电器、通威股份、特变电工、晶澳科技等6家公司净利润超过10亿元。 从净利润增幅看,净利润同比增幅超过100%的公司有13家,亚玛顿、岱勒新材、三超新材等表现亮眼。 硅料生产企业通威股份在半年报中指出,上半年,公司高纯晶硅持续满负荷生产,产能利用率达116%。随着下游硅片企业新增产能如期释放, 高纯晶硅供应愈发紧张,公司将继续保持满负荷生产。 目前,公司高纯晶硅月产量已超过8000吨,产能持续提升。 硅片龙头企业隆基股份业绩同样保持高增长,其上半年实现营收201.41亿元,同比增长42.73%;归属于上市公司股东净利润为41.16亿元,同比增长104.83%。 此外,晶澳科技、天合光能、锦浪科技等组件和逆变器企业同样表现不俗。天合光能表示,今年上半年,光伏组件销量增加,尤其是海外市场高毛利组件销售显著增长。公司实现出货5840兆瓦,较2019年同期增长37%,欧洲、拉美等地区销量均同比增长。 在晶科能源副总裁钱晶看来,虽然新冠肺炎疫情发生后, 市场和产业内部都对光伏行业今年的发展充满了担忧,但从目前情况来看,国内光伏企业业绩并没有受到较大影响。 “我们出货量很好,也不会下调今年的发展目标。” 国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶认为,下半年我国光伏市场将保持增长势头。“和往年的阶段性折线增长趋势不同,预计今年光伏产业的发展趋势将呈现直线增长。” 光伏企业积极扩产,供应链集中度不断提高 随着出货量的不断提升,光伏上市企业也不断加大资本投入,加快扩产步伐。 在半年报中,通威股份表示,报告期内,公司眉山一期7.5吉瓦高效太阳能电池项目已投产,目前正在产能爬坡中。同时,公司启动了眉山二期7.5吉瓦及金堂一期7.5吉瓦高效太阳能电池项目,预计2021年内投产,届时公司太阳能电池产能规模将超过40吉瓦。 天合光能称,上半年,公司已另签订宿迁6吉瓦高效210毫米大尺寸组件投资项目协议、盐城10吉瓦高效210毫米大尺寸太阳能电池投资项目协议。公司计划在2021年底电池产能合计达到26吉瓦左右规模,进一步提升整体制造能力。 据记者不完全统计,仅今年上半年,就有隆基股份、通威股份、协鑫集成、东方日升、京运通、福莱特等光伏企业先后宣布扩产计划,投资总额逾千亿元。 此外,光伏企业上市步伐也正在加速。截至目前,今年已有10家光伏企业成功上市,2家光伏企业处于在会审核状态。其中,天合光能、中信博、固德威、奥特维四家企业正式登陆科创板,帝科股份、上能电气、英杰电气、金博股份四家正式挂牌创业板,晶科电力、赛伍技术则挂牌上交所主板,三峡新能源和新疆大全正在冲刺IPO。 值得注意的是,随着光伏上市企业积极扩产,光伏产业各供应链环节的集中度正不断提高。据中国光伏行业协会数据,截至6月底,光伏各环节前十大企业产量占比均较年初有提升,多晶硅由92%升至99%、硅片由93%升至94%、电池片由55%升至75%、组件由64%升至70%。 在上述背景下,中国光伏行业协会秘书长王勃华认为,未来产业内落后产能将加速退出,落后企业将加速淘汰。 硅料供应紧张,成行业发展不稳定因素 虽然下半年产业发展前景仍十分乐观,但6月以来,光伏产业供应链主要环节产品价格一直处于波动状态,供需不平衡的情形或将影响市场走势。 据中国有色金属工业协会硅业分会(下称“硅业分会”),截至6月末,国内硅料库存已经基本消化完,市场供应趋紧,价格一直处于上涨状态。据硅业分会9月16日的最新数据,国内单晶复投料价格区间在9.7—10.4万元/吨,成交均价9.94万元/吨,较7月下旬的5.95—6.1万元/吨,成交均价6.06万元/吨大幅上涨。 硅业分会认为,根据硅料和硅片在产企业的生产现状及计划,预计9月多晶硅供应总量在3.7—3.8万吨,需求量在3.9—4万吨,仍有供应缺口,在供需关系实质扭转之前,市场价格走势难以改变。 作为垂直一体化产业链,光伏供应链主要环节关联度较高。一旦上游硅料价格出现波动,后续硅片、电池片、组件价格也随之上扬。截至目前,隆基股份等企业已陆续调高硅片价格。甚至行业内有预测称,受价格影响, 下游EPC企业可能决定延期今年竞价、平价项目的建设工作。 在光伏产业链价格战愈演愈烈的背景下,产业内企业有提高自己垂直一体化发展程度的计划。一位不愿具名的某光伏企业高管告诉记者:“组件企业在这次涨价潮中受了‘ 夹板气’,吸取经验教训,我们公司已经有了发展涵盖硅料、硅片、电池片、组件垂直一体化发展的战略打算,以期减少未来类似事件对公司的影响。 ” 已有企业在行动。9月15日,晶澳科技公告称,公司拟投资103.91亿元分别对硅片、电池片、组件等一体化产能进行扩建。 也有观点认为, 这一次涨价潮是短期现象,第四季度市场供需压力将逐渐平衡,价格会适当回落,恢复甚至低于此前水平。...
国家发改委近日发布关于扩大战略性新兴产业投资 培育壮大新增长点增长极的指导意见,发改高技〔2020〕1409号,其中提到:加快新能源产业跨越式发展。加快节能环保产业试点示范。 加快新能源产业跨越式发展。聚焦新能源装备制造“卡脖子”问题,加快主轴承、IGBT、控制系统、高压直流海底电缆等核心技术部件研发。加快突破风光水储互补、先进燃料电池、高效储能与海洋能发电等新能源电力技术瓶颈,建设智能电网、微电网、分布式能源、新型储能、制氢加氢设施、燃料电池系统等基础设施网络。提升先进燃煤发电、核能、非常规油气勘探开发等基础设施网络的数字化、智能化水平。大力开展综合能源服务,推动源网荷储协同互动,有条件的地区开展秸秆能源化利用。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、能源局等按职责分工负责) 加快节能环保产业试点示范。实施城市绿色发展综合示范工程,支持有条件的地区结合城市更新和城镇老旧小区改造,开展城市生态环境改善和小区内建筑节能节水改造及相关设施改造提升,推广节水效益分享等合同节水管理典型模式,鼓励创新发展合同节水管理商业模式,推动节水服务产业发展。开展共用物流集装化体系示范,实现仓储物流标准化周转箱高效循环利用。组织开展多式联运示范工程建设。发展智慧农业,推进农业生产环境自动监测、生产过程智能管理。试点在超大城市建立基于人工智能与区块链技术的生态环境新型治理体系。探索开展环境综合治理托管、生态环境导向的开发(EOD)模式等环境治理模式创新,提升环境治理服务水平,推动环保产业持续发展。加大节能、节水环保装备产业和海水淡化产业培育力度,加快先进技术装备示范和推广应用。实施绿色消费示范,鼓励绿色出行、绿色商场、绿色饭店、绿色电商等绿色流通主体加快发展。积极推行绿色建造,加快推动智能建造与建筑工业化协同发展,大力发展钢结构建筑,提高资源利用效率,大幅降低能耗、物耗和水耗水平。(责任部门:发展改革委、科技部、工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、商务部、国铁集团等按职责分工负责) 详情如下: 关于扩大战略性新兴产业投资 培育壮大新增长点增长极的指导意见 发改高技〔2020〕1409号 国务院有关部门,各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、科技厅(委、局)、工业和信息化委(厅)、财政厅(局): 为深入贯彻落实党中央、国务院关于在常态化疫情防控中扎实做好“六稳”工作,全面落实“六保”任务,扩大战略性新兴产业投资、培育壮大新的增长点增长极的决策部署,更好发挥战略性新兴产业重要引擎作用,加快构建现代化产业体系,推动经济高质量发展,现提出如下意见: 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中全会精神,统筹做好疫情防控和经济社会发展工作,坚定不移贯彻新发展理念,围绕重点产业链、龙头企业、重大投资项目,加强要素保障,促进上下游、产供销、大中小企业协同,加快推动战略性新兴产业高质量发展,培育壮大经济发展新动能。 ——聚焦重点产业领域。着力扬优势、补短板、强弱项,加快适应、引领、创造新需求,推动重点产业领域形成规模效应。 ——打造集聚发展高地。充分发挥产业集群要素资源集聚、产业协同高效、产业生态完备等优势,利用好自由贸易试验区、自由贸易港等开放平台,促进形成新的区域增长极。 ——增强要素保障能力。按照“资金跟着项目走、要素跟着项目走”原则,引导人才、用地、用能等要素合理配置、有效集聚。 ——优化投资服务环境。通过优化营商环境、加大财政金融支持、创新投资模式,畅通供需对接渠道,释放市场活力和投资潜力。 二、聚焦重点产业投资领域 (一)加快新一代信息技术产业提质增效。加大5G建设投资,加快5G商用发展步伐,将各级政府机关、企事业单位、公共机构优先向基站建设开放,研究推动将5G基站纳入商业楼宇、居民住宅建设规范。加快基础材料、关键芯片、高端元器件、新型显示器件、关键软件等核心技术攻关,大力推动重点工程和重大项目建设,积极扩大合理有效投资。稳步推进工业互联网、人工智能、物联网、车联网、大数据、云计算、区块链等技术集成创新和融合应用。加快推进基于信息化、数字化、智能化的新型城市基础设施建设。围绕智慧广电、媒体融合、5G广播、智慧水利、智慧港口、智慧物流、智慧市政、智慧社区、智慧家政、智慧旅游、在线消费、在线教育、医疗健康等成长潜力大的新兴方向,实施中小企业数字化赋能专项行动,推动中小微企业“上云用数赋智”,培育形成一批支柱性产业。实施数字乡村发展战略,加快补全农村互联网基础设施短板,加强数字乡村产业体系建设,鼓励开发满足农民生产生活需求的信息化产品和应用,发展农村互联网新业态新模式。实施“互联网+”农产品出村进城工程,推进农业农村大数据中心和重要农产品全产业链大数据建设,加快农业全产业链的数字化转型。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、科技部、教育部、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、农业农村部、商务部、卫生健康委、广电总局、国铁集团等按职责分工负责) (二)加快生物产业创新发展步伐。加快推动创新疫苗、体外诊断与检测试剂、抗体药物等产业重大工程和项目落实落地,鼓励疫苗品种及工艺升级换代。系统规划国家生物安全风险防控和治理体系建设,加大生物安全与应急领域投资,加强国家生物制品检验检定创新平台建设,支持遗传细胞与遗传育种技术研发中心、合成生物技术创新中心、生物药技术创新中心建设,促进生物技术健康发展。改革完善中药审评审批机制,促进中药新药研发和产业发展。实施生物技术惠民工程,为自主创新药品、医疗装备等产品创造市场。(责任部门:发展改革委、卫生健康委、科技部、工业和信息化部、中医药局、药监局等按职责分工负责) (三)加快高端装备制造产业补短板。重点支持工业机器人、建筑、医疗等特种机器人、高端仪器仪表、轨道交通装备、高档五轴数控机床、节能异步牵引电动机、高端医疗装备和制药装备、航空航天装备、海洋工程装备及高技术船舶等高端装备生产,实施智能制造、智能建造试点示范。研发推广城市市政基础设施运维、农业生产专用传感器、智能装备、自动化系统和管理平台,建设一批创新中心和示范基地、试点县。鼓励龙头企业建设“互联网+”协同制造示范工厂,建立高标准工业互联网平台。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、农业农村部、国铁集团等按职责分工负责) (四)加快新材料产业强弱项。围绕保障大飞机、微电子制造、深海采矿等重点领域产业链供应链稳定,加快在光刻胶、高纯靶材、高温合金、高性能纤维材料、高强高导耐热材料、耐腐蚀材料、大尺寸硅片、电子封装材料等领域实现突破。实施新材料创新发展行动计划,提升稀土、钒钛、钨钼、锂、铷铯、石墨等特色资源在开采、冶炼、深加工等环节的技术水平,加快拓展石墨烯、纳米材料等在光电子、航空装备、新能源、生物医药等领域的应用。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部等按职责分工负责) (五)加快新能源产业跨越式发展。聚焦新能源装备制造“卡脖子”问题,加快主轴承、IGBT、控制系统、高压直流海底电缆等核心技术部件研发。加快突破风光水储互补、先进燃料电池、高效储能与海洋能发电等新能源电力技术瓶颈,建设智能电网、微电网、分布式能源、新型储能、制氢加氢设施、燃料电池系统等基础设施网络。提升先进燃煤发电、核能、非常规油气勘探开发等基础设施网络的数字化、智能化水平。大力开展综合能源服务,推动源网荷储协同互动,有条件的地区开展秸秆能源化利用。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、能源局等按职责分工负责) (六)加快智能及新能源汽车产业基础支撑能力建设。开展公共领域车辆全面电动化城市示范,提高城市公交、出租、环卫、城市物流配送等领域车辆电动化比例。加快新能源汽车充/换电站建设,提升高速公路服务区和公共停车位的快速充/换电站覆盖率。实施智能网联汽车道路测试和示范应用,加大车联网车路协同基础设施建设力度,加快智能汽车特定场景应用和产业化发展。支持建设一批自动驾驶运营大数据中心。以支撑智能汽车应用和改善出行为切入点,建设城市道路、建筑、公共设施融合感知体系,打造基于城市信息模型(CIM)、融合城市动态和静态数据于一体的“车城网”平台,推动智能汽车与智慧城市协同发展。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部等按职责分工负责) (七)加快节能环保产业试点示范。实施城市绿色发展综合示范工程,支持有条件的地区结合城市更新和城镇老旧小区改造,开展城市生态环境改善和小区内建筑节能节水改造及相关设施改造提升,推广节水效益分享等合同节水管理典型模式,鼓励创新发展合同节水管理商业模式,推动节水服务产业发展。开展共用物流集装化体系示范,实现仓储物流标准化周转箱高效循环利用。组织开展多式联运示范工程建设。发展智慧农业,推进农业生产环境自动监测、生产过程智能管理。试点在超大城市建立基于人工智能与区块链技术的生态环境新型治理体系。探索开展环境综合治理托管、生态环境导向的开发(EOD)模式等环境治理模式创新,提升环境治理服务水平,推动环保产业持续发展。加大节能、节水环保装备产业和海水淡化产业培育力度,加快先进技术装备示范和推广应用。实施绿色消费示范,鼓励绿色出行、绿色商场、绿色饭店、绿色电商等绿色流通主体加快发展。积极推行绿色建造,加快推动智能建造与建筑工业化协同发展,大力发展钢结构建筑,提高资源利用效率,大幅降低能耗、物耗和水耗水平。(责任部门:发展改革委、科技部、工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、商务部、国铁集团等按职责分工负责) (八)加快数字创意产业融合发展。鼓励数字创意产业与生产制造、文化教育、旅游体育、健康医疗与养老、智慧农业等领域融合发展,激发市场消费活力。建设一批数字创意产业集群,加强数字内容供给和技术装备研发平台,打造高水平直播和短视频基地、一流电竞中心、高沉浸式产品体验展示中心,提供VR旅游、AR营销、数字文博馆、创意设计、智慧广电、智能体育等多元化消费体验。发展高清电视、超高清电视和5G高新视频,发挥网络视听平台和产业园区融合集聚作用,贯通内容生产传播价值链和电子信息设备产业链,联动线上线下文化娱乐和综合信息消费,构建新时代大视听全产业链市场发展格局。(责任部门:发展改革委、教育部、工业和信息化部、农业农村部、文化和旅游部、广电总局、体育总局等按职责分工负责) 三、打造产业集聚发展新高地 (九)深入推进国家战略性新兴产业集群发展工程。构建产业集群梯次发展体系,培育和打造10个具有全球影响力的战略性新兴产业基地、100个具备国际竞争力的战略性新兴产业集群,引导和储备1000个各具特色的战略性新兴产业生态,形成分工明确、相互衔接的发展格局。适时启动新一批国家战略性新兴产业集群建设。培育若干世界级先进制造业集群。综合运用财政、土地、金融、科技、人才、知识产权等政策,协同支持产业集群建设、领军企业培育、关键技术研发和人才培养等项目。(责任部门:发展改革委、科技部、工业和信息化部、财政部、人力资源社会保障部、自然资源部、商务部、人民银行、知识产权局等按职责分工负责) (十)增强产业集群创新引领力。启动实施产业集群创新能力提升工程。发挥科技创新中心、综合性国家科学中心创新资源丰富的优势,推动特色产业集群发展壮大。依托集群内优势产学研单位联合建设一批产业创新中心、工程研究中心、产业计量测试中心、质检中心、企业技术中心、标准创新基地、技术创新中心、制造业创新中心、产业知识产权运营中心等创新平台和重点地区承接产业转移平台。推动产业链关键环节企业建设产业集群协同创新中心和产业研究院。(责任部门:发展改革委、科技部、工业和信息化部、市场监管总局、中科院、知识产权局等按职责分工负责) (十一)推进产城深度融合。启动实施产业集群产城融合示范工程。以产业集群建设推动生产、生活、生态融合发展,促进加快形成创新引领、要素富集、空间集约、宜居宜业的产业生态综合体。加快产业集群交通、物流、生态环保、水利等基础设施数字化改造。推进产业集群资源环境设施共建共享、能源资源智能利用、污染物集中处理等设施建设。探索“核心承载区管理机构+投资建设公司+专业运营公司”建设新模式,推进核心承载区加快向企业综合服务、产业链资源整合、价值再造平台转型。推动符合条件的战略性新兴产业集群通过市场化方式开展基础设施领域不动产投资信托基金(REITs)试点。(责任部门:发展改革委、住房城乡建设部、交通运输部、水利部、证监会、国铁集团等按职责分工负责) (十二)聚焦产业集群应用场景营造。启动实施产业集群应用场景建设工程。围绕5G、人工智能、车联网、大数据、区块链、工业互联网等领域,率先在具备条件的集群内试点建设一批应用场景示范工程,定期面向特定市场主体发布应用场景项目清单,择优评选若干新兴产业应用场景进行示范推广,并给予应用方一定支持。鼓励集群内企业发展面向定制化应用场景的“产品+服务”模式,创新自主知识产权产品推广应用方式和可再生能源综合应用,壮大国内产业循环。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、能源局、知识产权局等按职责分工负责) (十三)提高产业集群公共服务能力。实施产业集群公共服务能力提升工程。依托行业协会、专业机构、科研单位等建设一批专业化产业集群促进机构。推进国家标准参考数据体系建设。建设产业集群创新和公共服务综合体,强化研发设计、计量测试、标准认证、中试验证、检验检测、智能制造、产业互联网、创新转化等产业公共服务平台支撑,打造集技术转移、产业加速、孵化转化等为一体的高品质产业空间。在智能制造、绿色制造、工业互联网等领域培育一批解决方案供应商。支持有条件的集群聚焦新兴应用开展5G、数据中心、人工智能、工业互联网、车联网、物联网等新型基础设施建设。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、商务部、市场监管总局、中科院等按职责分工负责) 四、增强资金保障能力 (十四)加强政府资金引导。统筹用好各级各类政府资金、创业投资和政府出资产业投资基金,创新政府资金支持方式,强化对战略性新兴产业重大工程项目的投资牵引作用。鼓励地方政府设立战略性新兴产业专项资金计划,按市场化方式引导带动社会资本设立产业投资基金。围绕保障重点领域产业链供应链稳定,鼓励建立中小微企业信贷风险补偿机制,加大对战略性新兴产业的支持力度。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、财政部等按职责分工负责) (十五)提升金融服务水平。鼓励金融机构创新开发适应战略性新兴产业特点的金融产品和服务,加大对产业链核心企业的支持力度,优化产业链上下游企业金融服务,完善内部考核和风险控制机制。鼓励银行探索建立新兴产业金融服务中心或事业部。推动政银企合作。构建保险等中长期资金投资战略性新兴产业的有效机制。制订战略性新兴产业上市公司分类指引,优化发行上市制度,加大科创板等对战略性新兴产业的支持力度。加大战略性新兴产业企业(公司)债券发行力度。支持创业投资、私募基金等投资战略性新兴产业。(责任部门:人民银行、银保监会、证监会、发展改革委等按职责分工负责) (十六)推进市场主体投资。依托国有企业主业优势,优化国有经济布局和结构,加大战略性新兴产业投资布局力度。鼓励具备条件的各类所有制企业独立或联合承担国家各类战略性新兴产业研发、创新能力和产业化等建设项目。支持各类所有制企业发挥各自优势,加强在战略性新兴产业领域合作,促进大中小企业融通发展。修订外商投资准入负面清单和鼓励外商投资产业目录,进一步放宽或取消外商投资限制,增加战略性新兴产业条目。(责任部门:发展改革委、工业和信息化部、商务部、国资委等职责分工负责) 五、优化投资服务环境 (十七)深化“放管服”改革。全力推动重大项目“物流通、资金通、人员通、政策通”。深化投资审批制度改革,推进战略性新兴产业投资项目承诺制审批,简化、整合项目报建手续,深化投资项目在线审批监管平台应用,加快推进全程网办。全面梳理新产业、新业态、新模式准入和行政许可流程,精简审批环节,缩短办理时限,推行“一网通办”。(责任部门:发展改革委牵头,各部门按职责分工负责) (十八)加快要素市场化配置。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好发挥政府作用。统筹做好用地、用水、用能、环保等要素配置,将土地林地、建筑用砂、能耗等指标优先保障符合高质量发展要求的重大工程和项目需求。加强工业用地市场化配置,鼓励地方盘活利用存量土地。(责任部门:发展改革委、自然资源部、生态环境部、住房城乡建设部、水利部、商务部等按职责分工负责) (十九)完善包容审慎监管。推动建立适应新业态新模式发展特点、以信用为基础的新型监管机制。规范行政执法行为,推进跨部门联合“双随机、一公开”监管和“互联网+监管”,细化量化行政处罚标准。(责任部门:发展改革委牵头,各部门按职责分工负责) 各地区、各部门要积极做好政策咨询和宣传引导工作,以“线上线下”产业招商会、优质项目遴选赛、政银企对接会、高端论坛等形式加强交流合作,增强企业投资意愿,激发社会投资创新动力和发展活力,努力营造全社会敢投资、愿投资、善投资战略性新兴产业发展的良好氛围。(责任部门:发展改革委牵头,各部门按职责分工负责)...
在我国工业化大发展的过程中,燃煤机组对于我国的工业发展起到了十分关键的作用,但也给环境污染带来了诸多的问题,主要是二氧化硫、氮氧化物、烟尘等污染物的排放,燃煤电厂占全国总排放量的1/3,燃煤机组的超低排放,是环境大气治理的必然选择,由于是现役机组的改造,会带来诸多的问题。 前言 就目前我国的工业发展现状而言,燃煤机组依然起着举足轻重的作用,经过多年的发展,燃煤机组已形成一定规模及技术模式,但当时只重视工业化大发展,而忽视了环境保护。近几年以来中国的中东部地区,连续出现雾霾天气,火电行业产生的一次与二次MP2.5是重要的排放源,控制燃煤电厂排放的大气污染物成为治理雾霾天的首要举措。对于燃煤机组,国际已经通过法律手段要求使用超低排放技术。所谓污染物超低排放技术,是指通过先进的设备综合治理技术,使污染物的排放达到国家颁布的标准,其意义从根本上解决煤炭能源与环境的瓶颈,但由于是超低排放改造,在改造中就会出现不同的问题。 1超低排及节能放改造过程中出现的问题 由于超低排放改造是对已投运机组的脱硝、除尘、脱硫进行技术改造,这就涉及到已安装好设备的拆除,新技术设备的安装,这就造成整个改造的费用非常的高,沿海某电厂,2台百万机组的超低排放改造的预算是1.5个亿,每台机组的改造费用为7500万,一台百万机组的改造时间最少60天,加上60天少发的电量,这对企业是一个不小的负担。 2处理方法 2.1改造的费用 虽然环保部、发改委、能源局再次发布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》中明确了对达到超低排放水平的燃煤发电机组,按照《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》(发改价格〔2015〕2835号)要求,给予电价补贴。2016年1月1日前已经并网运行的现役机组,对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱;2016年1月1日后并网运行的新建机组,对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。由于这种补贴是按上网电量进行的,也就是机组上网电量越高,得到的补贴越多。但由于地域不同,机组上网电量也不同,机组在运行中,会出现调峰,沿海某电厂百万机组,在调峰时,上网电量仅有30-40万,所以对于补贴还是政府以其他形式来进行为最好。 2.2改造时间 由于超低排放改造是全国性的改造,所以在改造时间上不能采取一刀切的方式,应按区域分步开展,如:雾霾严重的京、津、冀地区先一步开始,接着山东、山西、内蒙等,也就是以北京为中心,辐射性展开,像广东、海南等沿海电厂可以放到最后,这样就不会出现全国电厂在同一时间段都在开展超低排放改造,也就不会存在施工队伍混乱、工程质量无法保证的问题。 2.3现行的标准 现在我们按《火电大气污染物排放标准》(GB13223 -2011)的标准在大力开展超低排放改造,其主要目的就是控制二氧化硫、氮氧化物、烟尘等污染物的排放,而美国最新的火电厂大气污染排放标准中就增加了重金属汞的排放要求。在其它污染物种类如SO3的单独指标要求,PM2.5的细分排放要求,废水排放中重金属Se的要求等等。为此美国的火力发电企业从2009年就开始采用干法烟气净化工艺,该工艺能使多污染物协同净化的工艺,特别是能够同时实现脱硫、脱酸(SO3、HCl、HF等)、除尘(含PM2.5)以及重金属汞排放控制的干法工艺。该工艺能获得96%的SO2脱除效率,超过97%的SO3、HCl和HF脱除效率,同时具有95%以上的重金属汞脱除效率。 2.4改造后出现的问题 沿海某厂共有4台机组,从2106年3月开始第一台机组的超低排放改造,到2018年年底,4台机组全部改完,还是由于上面所提到的施工队伍良莠不齐,一个有技术的人带领一群没有技术的人在进行超低排放改造的问题,该厂第一台改造后的机组,2016年5月份开始运行,到2016年年底,就出现湍流层大梁内部腐蚀穿,在大梁两侧漏水的现象。 由于机组在运行,无法停机处理,为了避免大梁长期腐蚀,造成大梁被腐蚀烂断,造成湍流层模块脱落,影响机组运行。该厂采取了将漏点封住,在一侧大梁开孔往里注水,来缓解浆液对湍流层大梁腐蚀。到2017年5月,机组临修,检修人员进入吸收塔,发现湍流层大梁的侧面,有一个长100cm.宽10cm的缝隙,缝隙产生的原因有两种可能,一是改造当时防腐没有做好;二是安装湍流层模块时,模块压板没有压实,运行时模块压板振动,划破防腐,造成大梁腐蚀漏,这只是一台机组,其他3台机组相继出现烟气阻挡环焊口开裂,造成吸收塔壁腐蚀漏,除雾器冲洗水管道断裂,喷淋层大梁腐蚀漏等缺陷,这些缺陷,待机组大修时,彻底解决,解决这些问题,又要投入大量的人力和物力。 3结束语 改革开放后,中国致力于发展经济,而忽视了环境保护。特别是京、津、冀地区,为了GDP,小钢厂、小水泥厂、小煤窑可说是到处都是,GDP是上去了,可是环境却被污染了,晴天灰蒙蒙、小雨下泥点。其实不仅是我们国家,英国、美国也有同样的经历。伦敦曾被称为雾都,英国治理雾霾用了30年,美国用了50年。所以治理空气污染不是一早一夕的事,除了对占全国总排放量的1/3火力发电厂排放物进行治理外,还应对剩下的2/3排放污染物的企业也进行治理,在治理的过程中也不能一窝蜂,要按区域的进行,这样就不会存在“全国处处搞超排,电厂家家在技改”的场面,也不会存在技改完成后,问题一大堆的局面。...
9月23日,特斯拉在电池日上发布了全新无极耳“4680”型电池,并公布了多种电池新技术,目的是降低成本的同时提升性能。 巧合的是,同日,宝马也在一份声明中宣布,其将在三年内投资超过1亿欧元(约合人民币近8亿元),建设高压电池模块生产基地。而此前,戴姆勒已建设了自己的动力电池生产基地;大众也宣布,其将斥资4.5亿欧元(约合人民币35.7亿元)建设电池工厂。由此,未来动力电池供应链话语权争夺战已经悄然打响。 “主流整车企业布局动力电池生产,将成为一个趋势。”全国乘用车市场信息联席会秘书长崔东树在接受《中国汽车报》记者采访时表示,这与车企电动化加速,而电池供应商难以满足其产品要求等因素直接相关。 车企“触电”持续加码 从BBA和特斯拉等主流车企持续加码,可以看到车企自建电池厂有多迫切。 宝马9月23日透露,增建电池工厂的地点选在莱比锡,这里也是宝马将生产电驱动车型宝马BMW i3掀背车之地。目前,宝马在巴伐利亚州丁戈尔芬的工厂是其在德国唯一的电池组件工厂。此外,宝马还在美国南卡罗来纳州斯帕坦堡、中国沈阳的工厂生产电池部件。 “戴姆勒与宝马相比,步伐迈得更大。”崔东树告诉记者,截至目前,戴姆勒集团已投资超过10亿欧元(约合人民币79.2亿元)发展新能源产业,在三大洲七个城市布局9个电池工厂。其中包括德国卡门兹两家电池工厂,分别于2012年和2018年建成投产;泰国曼谷电池工厂于2019年建成投产;与北汽集团合资的电池工厂位于北京;波兰亚沃尔工厂于2020年建成投产;美国阿拉巴马州塔斯卡卢萨市工厂,位于当地现有奔驰SUV工厂附近。同时,戴姆勒还计划在德国辛德尔芬根建造一家电池工厂,在德国斯图加特翁特图克海姆建造两家电池工厂。 “我们的目标是2030年达到每年3TWh的电池产能,除了其中部分是跟合作的电池厂商购买。”特斯拉CEO埃隆·马斯克在电池日上的表态,意味着特斯拉将有相当大一部分动力电池是自己生产。马斯克表示,特斯拉自制电池工厂后,将可在3年内推出售价2.5万美元(约合人民币17万元)的平民电动汽车。 竞相布局原因何在? “主流车企竞相布局动力电池工厂,主要是为了解决自身需求。”成都新能源汽车产业推广应用促进会秘书长范永军在接受《中国汽车报》记者采访时表示,其主要原因包括几个方面。 一是可以保障稳定的动力电池供应,特斯拉Model 3就曾经一度因松下电池供应不足而限产,并引发特斯拉财报数据下滑;奥迪曾经也是因为LG电池供应不足而下调e-tron车型的产量,并推迟了e-tron Sportback版的量产时间,所以这些主流车企要通过收购、自建工厂等方式来补足制约其发展的短板。 二是可以极大降低整车成本,根据车型不同,目前动力电池成本占据纯电动汽车整车成本的25%至35%左右,自建电池厂不仅可以降低成本,还能在很大程度上避免电池企业涨价、断供等风险。 三是车企掌握电池技术后,可以更好地根据自己车型设计及改款的要求,及时改变电池形状,降低了开发成本外,更为关键的是减少了发生质量问题时的相互推诿,有利于更好地进行质量控制。 四是可以与自己的充电设施一起开发,不仅可以提供更好的充电及电池售后服务,也可以把控与充电设施相关的数据,及时优化相关技术。 “纯电动汽车与传统燃油车相比,产业链特点有所不同,尤其是动力电池更容易通过自建工厂方式实现车企的自给。”中国电池工业协会专职副理事长王敬忠向《中国汽车报》记者表示,近来出现的主流车企自建电池工厂步伐加快的趋势,表明今年疫情出现以来,主流车企对动力电池供应的保障更为重视。 未来谁能掌握话语权? “随着汽车电动化的发展及各主流车企车型的增加,对动力电池的要求也更加丰富,有实力的主流车企自建电池厂,不仅可满足自身技术上、供应上的需求,也会在客观上与专业的动力电池企业形成市场竞争。”王敬忠认为,随着这一过程的发展,动力电池市场话语权的竞争或将更为激烈。 “一方面,主流企业自建电池厂,也是希望谋求市场话语权,在很大程度上摆脱电池企业在电池定价、供应数量、供货时间等方面的控制;另一方面,动力电池企业也不断在加大布局,绝不会轻易放弃市场的话语权。”崔东树表示。 确如其言,动力电池企业也并没有沉默。随着特斯拉上海超级工厂的投产,LG不仅“杀入”中国市场,还计划在西班牙再建电池工厂。“这是既要抓中国市场,又要在欧洲车企的电池工厂尚未形成大规模产能之时趁虚而入。”崔东树说,动力电池企业与整车企业的合作如果形成规模效益,也值得关注。近来,松下与特斯拉就共同宣布,将在双方合作的美国内华达州超级电池工厂的13条产线的基础上再增加一条,电池能量密度、蓄电容量更高,年产能将有所提高。 “市场规模与技术是竞争‘硬币’的两面。”范永军表示,不断开发新技术,也是赢得增长新空间的基础。除了电动企业,车企的开发力度也在不断加大。近来,宝马与美国Solid Power公司正合作开发固态电池,其容量将比传统电池高2到3倍;现代汽车开发的固态电池,已在其南洋研发中心试生产;丰田计划2022年推出第一款固态电池电动汽车。 “争夺动力电池市场的话语权,不仅与企业利益息息相关,而且更是技术水平的比拼。”范永军认为,因此,谁能在技术上领先一步,实现高质量、高性能、低成本、高效益,谁才有胜算。...
为应对省级电网清洁能源迅猛发展、电网峰谷差进一步加大、电网调峰能力和运行控制难度偏大的问题,提升特高压直流的输送能力和电网安全供电保障能力;同时,为解决地区电网负荷峰谷差大、尖峰负荷持续时间短、负荷波动速率大、供电能力严重不足等问题,缓解电网迎峰度夏、度冬供电压力,结合电池储能电站(简称“储能电站”)建设周期短、布点灵活的特点,国网湖南省电力有限公司在地区电网开展了储能电站示范工程的建设与应用,探索储能电站的投资规划、运行维护、调度管理、分析评价等各个方面。 长沙储能示范工程规模60兆瓦/120兆瓦时(10千伏电压等级接入),分别位于220千伏榔梨、延农、芙蓉变电站,分别于2019年5月26日、6月5日、6月14日投入运行。 目前针对储能电站的研究已经日趋成熟,但是储能电站的运行经验还有待完善,为了填补储能电站实际运行方面的空白,为电网管理、储能设备制造和投资决策提供参考依据,笔者结合湖南电网及储能电站一期示范工程实际情况,研究并提出储能电站运行方案,该方案已经应用于湖南电网储能电站示范工程。实际结果表明,该方案能够充分反映储能电站运行情况,实现对储能设备的调控运行,同时对湖南电网储能电站的商业模式进行了探索,全面提高了湖南电网储能电站运行管理水平,可为其他地区电网建设储能电站提供经验和参考。 储能电站运行模式 储能电站控制模式设计 储能电站运行控制遵循省调调度有功、地调调度无功,优先保障有功的原则,主要考虑以下几种控制模式: 日前调度计划控制模式。省、地调根据负荷预测情况及清洁能源消纳要求,考虑电网调峰调频及安全约束,经过校核后制定充放电计划,既保障电池性能和使用寿命,又充分发挥储能电站顶峰能力。 AGC控制模式。根据湖南电网负荷水平特点,将储能电站纳入AGC调节范畴,通过省调AGC主站下发调节指令,由PCS自动实现该指令,实时动态调节储能电站有功功率,充分发挥储能电站调节快速的优势,参与大电网实时调控。 储能电站无功控制模式。将储能电站纳入地调自动电压控制(AVC)系统进行统一调控,合理设置储能电站电压调控优先级,实现储能与传统调节手段的协同控制。 储能电站辅助电网紧急控制模式。将储能电站纳入精准切负荷系统,在紧急情况下,以最高优先级直接控制储能电站PCS,充分发挥储能电站启动时间短、响应速度快、调节精度高的特点。 储能电站充放电模式 根据储能电站运行情况及电网实际需求,重点从削峰填谷、促进清洁能源消纳两个方面进行研究,制定了中长期、短期充放电方案,“一充一放”结合“两充两放”模式,探求最大经济效益。自投运至2020年4月2日,三座储能电站(芙蓉、榔梨、延农)采取“一充一放”的计划出力模式,通过开展运行安全分析及经济效益评估,在4月3日后调整为“两充两放”。自投运至2019年10月27日,荷电状态(SOC)上下限范围设为20%~80%,之后调整至10%~90%。截至2020年6月,储能电站累计充电量5218万千瓦时,放电量4143万千瓦时。 2019年度夏期间,执行的是“一充一放”运行策略,充电时间段为00:00~08:00,充电时间约8小时;榔梨、延农储能电站放电时间段为20:30~22:00,放电时间约1.5小时;芙蓉储能电站放电时间段为12:00~13:30,放电时间约1.5小时。榔梨、延农、芙蓉储能电站的整体综合运行效率均在80%左右。 目前执行的是“两充两放”运行策略,针对风力发电的反调峰特性和光伏发电午间出力最大的特点,储能电站充电时段分别为03:30~05:30和13:30~16:30;放电时段为电网高峰负荷时段,分别为10:00~12:00和18:00~21:00;每天放电量约为16万千瓦时,充电量约为21.3万千瓦时;榔梨、延农、芙蓉储能电站的整体综合运行效率均在85%左右。“两充两放”模式综合运行效率更高,能够充分地消纳湖南省内清洁能源,配合长沙地区负荷早晚高峰的顶峰作用更为明显。 储能电站商业模式 示范工程由国网湖南综合能源服务有限公司投资运营,采取与属地化电力供电公司(长沙供电公司)签订电费结算协议方式,按照“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行经营结算,同期正开展“新能源配套储能租赁服务+电力辅助服务市场”多元化商业模式,推广储能增值服务。 电费营业收入 采取“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行结算,长沙供电公司向综合能源公司支付储能电站电费。湖南省综合能源公司年电费营业收入约3120万元,年备用容量费约为1320万元;电量电费按照储能电站发电量核算,年发电量不低于4000万千瓦时,每年电费营业收入约1800万元。 新能源配套储能租赁服务营业收入 “新能源配套储能租赁服务”是指电网公司将储能电站租赁给风电、光伏等新能源企业,开展风电、光伏并网配套储能租赁业务,储能电站6万千瓦装机容量,每年实现1600余万元营业收入。 电力辅助服务市场补贴营业收入 “电力辅助服务市场”是指储能电站参与湖南省内电力辅助服务市场交易,获取相关辅助服务补贴,根据省内辅助服务市场需求与规模,依据调度测算准则,每年实现600万元营业收入。随着电力市场的快速发展,据《湖南省电力辅助服务市场模拟运行规则》的规定,储能电站可增加辅助服务品种:深度调峰、启停调峰、紧急短时调峰。 储能电站应用效果 储能电站可以日常参与电网调峰,满足长沙地区“午高峰+晚高峰”电力供应需求,有效降低峰谷差,优化负荷特性;新能源与负荷出力不匹配时段,存储电量,促进新能源消纳;同时储能电站具备毫秒级响应调度指令能力,能够参与电网调频和调压;紧急状况下,能够提供快速功率支撑,提高电网暂态稳定性;纳入源网荷储统一管理,与精准切负荷系统配合,实现储能电站源荷快速转换,增加电网安全稳定裕度,提升祁韶直流输送容量。 在提升电网供电充裕性方面,2019年7月10日至8月30日迎峰度夏期间,储能电站在负荷高峰时段顶峰,有效缓解了湖南省网断面的负荷压力;2019年12月19日,三座储能电站实现跨省调用,在低谷时段对河南进行调峰支援,调峰电力2.6万千瓦,持续时间2个小时;2020年6月14~18日某500千伏变电站3号主变停电期间导致该主变下网超稳定控制,通过提前调整延农储能电站出力,在一定程度上缓解了其所在省网断面潮流及500千伏变电站供电区下网负荷(见图)。 在提升电网供电稳定性方面,储能电站在辅助电网紧急控制方面发挥了重要作用。2020年5月6日,储能电站完成配合精切传动试验,祁韶直流功率从80万千瓦降为0后,芙蓉储能电站精切动作后立即从满功率充电转为满功率放电,实现功率支撑5.2万千瓦。 在促进清洁能源消纳方面,截至2020年8月9日,累计在低谷负荷时段消纳湖南省新能源电量6055.76万千瓦时,同时在尖峰时期提高了分散分布式清洁能源发电并网的消纳能力,促进了可再生能源消纳。不考虑配置储能时,预计2020年全省丰水年/平水年清洁能源弃电量为26.7亿/18.9亿千瓦时。根据消纳能力测算,每配置1千瓦时储能装置能为系统每年减少400千瓦时的新能源弃电量,120兆瓦时的储能电站2020年可降低全省清洁能源弃电量0.48亿千瓦时。 在降低碳排放方面,储能系统在火电机组出力低谷期间充电,可以增加低谷期机组出力,降低火电机组调峰深度,有效降低机组单位电量煤耗。示范工程每年可有效减少二氧化碳排放1.6万吨,减少二氧化硫排放480吨,有效促进了节能减排。 湖南储能电站能够通过中长期“一充一放”、“两充两放”的充放电方案实现削峰填谷,缓解电网重载;针对不同应用场景,采用不同的控制策略,能够发挥辅助电网紧急调峰、促进清洁能源消纳、提升电网供电可靠性等巨大作用,极大地提高了长沙地区及湖南电网的稳定性。同时探索储能电站运行经营的商业模式,积极开发储能电站在电力市场中的交易品种,实现储能电站的盈利,丰富了储能电站的交易模式。湖南省储能电站的运行管理方案可以为评判各厂家设备提供参考,为电网侧储能探索不同的应用场景提供数据支撑,为其他地区建设管理电网侧储能电站提供参考。...
因充电桩利用率低、商业生态尚未形成,我国充电桩市场尽管被认为是万亿元级规模的蓝海,但企业却普遍盈利困难,甚至为生存恶性竞争。 今年,充电桩、换电站等设施被纳入“新基建”范畴,国家发改委宣布计划全年投入约100亿元,新增公共充电桩约20万个、私人桩超40万个、公共充电站4.8万座。业内据此预计,我国充电桩市场规模将达万亿元。 但一个不容忽视的问题是,当前我国公共充电桩利用率只有4%左右。而行业想要盈利,利用率需达到10%-15%。在此背景下,充电桩行业如何破解盈利难的“魔咒”? 万亿元级庞大市场 国家能源局公布的数据显示,截至2020年6月底,我国各类充电桩保有量达132.2万个,其中公共充电桩55.8万个,数量位居全球首位。同时,记者调查发现,我国涉及“充电桩”关键词的在业、存续企业已近8万家。 一个充满机遇的新生市场,本应潜力无限,但现实却是,充电桩企业大多面临着盈利难的“痛点”。 中国电动汽车充电基础设施促进联盟技术和认证部主任刘锴告诉记者,我国充电桩市场经过近五年的快速发展,已初步形成了少数几家头部企业。 “新能源汽车保有量绝对值较小、充电技术尚未定型等原因导致充电服务的商业生态暂未形成,盈利模式还处于探索阶段,所以,还未出现持续盈利的头部企业。” 电动汽车观察家黄山认为,从2014年国家开放民营资本进入该市场以来,玩家越来越多,2017年国内充电桩生产商和运营商共有300多家,虽然2018年进入洗牌期,陆续有企业因资金链断裂倒下,到2019年底仅剩100多家,但总有新的资本进入,这说明行业整体仍呈正向收益。“当前,充电桩行业整体利用率偏低、充电收费低,仅有个别充电场或运营商暂时盈利。” 为生存屡现恶性竞争 前期投入大、维护成本高、成本回收周期长等因素被认为是导致充电桩企业盈利难的主要原因。尽管如此,不少充电桩企业为生存还是选择了盲目扩张。 业内人士向记者透露,近几年不少充电桩企业“跑马圈地”建桩拿补贴,很少考虑布局是否合理。“不是把充电桩大量集中在北上广深等一线城市,就是一味追求数量、市占率而把充电桩建在偏远地区,不加维护。” 刘锴指出,当前充电桩行业深受互联网思维影响,“价格战”屡现。不少供应商通过压低价格等不正当手段抢夺订单,而产品又五花八门、质量参差不齐,这对质量好、造价高的企业来说非常不利。 黄山则认为,充电桩行业恶性竞争、大打价格战的主要原因是,当前我国充电桩整体市场看起来很大、企业很多,但新能源汽车数量尚不足与之匹配,公共充电桩利用率偏低。 充电桩企业多,常导致企业间竞价夺地,小区物业和商场坐地起价,无形中推高了建桩成本。“希望企业都能理性发展,抱团降低成本、开拓市场。但企业生存困难,部分企业为盈利不择手段,形成恶性循环。” 头部效应愈发明显 尽管行业问题不少,但在“新基建”催生的新“风口”下,众多资本纷纷入局,想赌一个未来。 “随着新能源汽车和充电技术的不断进步,未来会出现两大类头部企业,一是代表重资产模式的、以线下经营骨干充电网络为主的大型充电运营服务商,二是代表轻资产模式的、以提供充电服务需求流量为主的大型充电平台服务商。” 刘锴说。 “未来1-3年仍是以公交、物流、环卫、公务、网约和出租等运营类专用车为主的市场,要做好这类车辆的需求研究,因城施策做好充电设施的投建和运营。”刘锴解释。 黄山认为,不同形式的企业有不同的盈利模式,“国有企业或大型企业相对不缺钱,并不十分看重短期投资回报率,适合打‘长期战’;民营企业资金和实力有限,应选择精细化运营,提升站场的服务效率以及用户体验,提升充电桩整体使用率,实现盈利。” 黄山进一步表示,“当前充电桩企业头部聚集效应越来越明显,跨国企业、互联网巨头也给行业增加了诸多不确定性。未来如何掘金,还是要看各家企业自己的本事。”...
国际能源署近日发布相关报告称,2020年在世界各地饱受疫情影响的情况下,尽管全球电力需求全年将下降5%,可再生能源需求仍然增加1%,显示出全球范围内对于能源转型的坚定决心。世界经济论坛相关分析表示,新冠疫情迫使各行各业迅速采取行动,应对运营中断、需求变化和新型工作方式;与此同时,各地区政府部门亦借此机会,着眼于能源转型政策,增加相关投入,建立具有包容性的可持续能源系统,推动向清洁高效能源的快速转型。 然而,受制于规模和技术等因素的影响,中小型电力公司面对目前正在进行的能源转型却面临着诸多困难与挑战。这场能源转型会对电力行业带来哪些深刻变化?中小型电力公司应该采取怎样的数字化策略来应对能源转型?施耐德电气深入采访全球 27 家中型电网公司(分属美国、澳大利亚、德国、奥地利、丹麦、瑞典、法国、土耳其和意大利等国家),调查能源转型带来的影响以及电力公司对能源转型的反应,并发布《中型电网公司如何面对“颠覆”:挑战与策略》白皮书报告(下文简称为“报告”)。 艰难转型:六大关键挑战 在众多挑战当中,保证可靠供电仍然是配网公司都最为关注的问题。报告中,受访中的电网公司表示,其运营的主要目标为提升电力可靠性,包括减少断电时间、改善断电故障定位以及加快断电恢复。提升系统平均停电时间指数 (SAIDI) 和系统平均停电频率指数 (SAIFI),一直是配网公司“可靠性”使命的重要部分,也是许多地区监管机构的主要绩效考核指标。 电力行业也同时思考如何应对可再生能源、分布式能源等能源转型中的新趋势。随着新能源的崛起以及电力生产消费场景的变化,全球范围内的配网公司都意识到需要将更多精力集中在本地化、小型化和分散化的能源生产和分配上。将可再生能源和分布式能源引入能源组合并进行科学管理对于提升能效至关重要。而中小型配网公司由于无法承受在数据建模与分析等方面的巨额投资,对于智能电表的推进部署也非常受限。 随着联网设备的快速增加和物联网的发展,全球电力行业对网络安全的担忧也日益突出。在我国,全面提升网络安全规划能力被写进了十四五规划纲要,防范由网络攻击引发的大面积停电也已经成为相关规划中的重大课题。 此外,对于电力企业的运营发展而言,在能源转型的背景下如何改善投资决策流程、优化运营成本和预算、吸引与培养人才等也成为全行业关注的问题,共同构成了中型配网公司在能源转型期的六大挑战。在全球能源转型过程中,新的理念与技术不断涌现,各地政策法规与监管框架也在不断调整。如何在保证总支出在资本支出和运营支出之间取得均衡,并有效吸引和培养新型电力人才,该报告中通过实际案例提供了一些思路。 顺应潮流:四点运营策略 寻求资源联营 近年来,全球电网公司并购案数量激增。削减成本、确保供电质量和提高效率的巨大压力,导致电网行业内的合并、协作和联营案例不断增多。报告中受访的电网公司认为,资源联营变得越来越必要和普遍,目前正在寻求特定领域(如智能电表、专用软件)的联营体,并愿意购买适当的解决方案,希望实现资源联营,从而实现规模效应并改善供电可靠性、提升质量绩效。受访中的一家公司正是两家公司在三年前合并而成,通过整合前公司的客户信息、呼叫系统和企业资源计划 (ERP) 系统来提高自身的运营效率。 部分地区的监管机构也认为资源联营是大势所趋,并且正在积极推动行业整合。以丹麦为例,丹麦的监管机构以SAIDI和SAIFI为衡量标准对不同的电网公司进行评价比较,要求电网公司降低运营支出和资本支出,提高电能质量,并提高成本效率,并根据评价推动电网公司进行相应的合并甚至关闭。预计10年后,在丹麦只存在非常少数的电网公司。 提升低压电网可见性 随着智能电网,特别是分布式能源的发展,电网的可见性不断被强调,预测电网行为、有效管理电能质量变得至关重要。举例而言,澳大利亚的光伏使用正在飞速增长,然而当地配网公司表示目前中压 (MV)/低压 (LV) 电网缺乏必要的可见性,导致其无法正确管理光伏集成和需求响应,只能完全被动地进行操作,也无从了解剩余主机容量。 增强系统自动化水平可以有效提升电网可见性。美国加州的一家电网公司称其“变电站一级的自动化程度不高,目前缺乏可见性,数据点分布非常分散。”而团队正在加强其自动化系统,希望利用自动化来提高效率和可见性,解决相应需求,并根据需求满足情况采取进一步措施。 智能电表在可见性提升中也扮演着重要角色。一家奥地利的受访公司表示,电力公司“需要通过推出智能电表以及对变压器和柱上变电站的远程控制提高其低压电网的可见性和自动化程度,以适应可再生能源集成。”需要注意的是在某些地区,例如在新西兰,相关隐私政策规定,电力零售公司利用智能电表收集的数据不得与配网公司共享,因此配网公司无法使用智能电表的数据以优化电网运营。因此,在电力企业利用智能电表提升可见性时,需要充分考虑并严格遵守当地监管政策。 优化网络安全策略 网络安全是近年来能源领域关注的一大焦点。物联网 (IoT)、智能电表等技术大幅推动了电力公司的发展,使电力公司可以实现更好的管理控制、更高的效率与可靠性。然而,庞大的联网设备数量和运营的数字化也使得配网公司极易成为网络攻击的目标;利用消费者数据(包括智能电表等智能基础设施收集的消费者数据)虽然可以使配网公司深入了解用户行为并进一步提升能效管理水平,却也存在数据可能被滥用的风险。 电力公司需要在法律框架下不断扩展并完善其网络安全策略,从而降低网络安全威胁,保护公司以及客户的隐私与声誉。在该研究报告中,一些受访的电力公司考虑将网络安全职能进行外包,或将数据转移至云端,目前正在谨慎评估该方式对于电网企业带来的安全风险;一家来自美国的电力公司表示其团队正在持续改进其获取、存储和使用数据的方式;另一家澳大利亚的电力企业则声称,公司正积极采取措施,确保电力产消主体和电网之间交易的安全性。 增强客户参与 电力业务捆绑一般是指将发电、输电、配网和零售业务的整体运营组合服务。在捆绑型市场中,电力公司更加重视客户参与。通过增强客户参与,既可以改善客户的整体体验,也能够降低配网公司的运营成本。 一方面,电力企业可以通过智能电表等联网设备以及其他的高级分析工具来深入了解客户的能源使用情况,然后据此了解哪些报价更具吸引力,并改善电网运营的相关板块。澳大利亚的一家配网公司正在开发高级配网管理系统 (ADMS) 来帮助提升客户参与度。该公司认为电力行业在客户参与方面仍处于探索阶段,需要进一步研究客户决策和行为;同时该公司也讨论如何提供一种允许客户权衡决策的方案。 另一方面,许多电力公司为提升客户参与程度,正在积极开发包含停电通知、聊天功能和自助服务工具等服务的在线系统或者手机APP。奥地利的一家电网公司尝试扩大使用包括聊天机器人在内的在线服务,并计划对本地客服中心增加投资,从而提升客户亲密度。除此之外,各家配网公司提高客户参与度的方法也各不相同,包括成立独立的客户参与部门、制定上网电价 (Feed-in Tariffs) 并实施激励计划等等。 积极应对能源转型,探索中国特色之路 全球范围内的电力企业正在积极寻求创新方法,利用数字化和新技术驱动企业机遇,提供业务价值,管理安全威胁,积极应对能源转型并实现可持续的未来。在中国,电力行业既展现出相似的行业共性,也有着不一样的特征与格局。我国本轮电力体制改革已经进入深水期,加快增量配电网业务改革成为提升电网业务效率的重要方向。然而,由于缺乏技术沉淀,自身定位不清晰,以及配电价格机制不完善等内外部问题,我国的中小配网企业仍然面临着巨大的成本与运营压力。 从该报告中来看,电力企业需要具备持续创新的技术理念,顺应能源数字变革,进一步提升能效管理水平,推动电网自动化、信息化、数字化、智能化发展。同时,在实际运营过程中,配网企业需要更具智慧的运营策略,结合不同地域的具体情况以及自身资源条件,洞悉电力市场变化并捕捉新的业务机遇,在运营模式、组织架构、客户服务等方面不断优化调整,增强企业核心竞争力。 2021年将迎来“十四五”的开局之年,我国经济由高速增长期迈入高质量发展转型的攻坚期,全国能源行业的转型升级也将进入全面深化改革的关键阶段。在当下全面深化能源转型的重要节点,作为全球能源管理和自动化领域数字化转型的专家,施耐德电气将始终致力于提供创新的技术和产品,助力中国电力能源行业的高效可持续发展,与所有参与者共同落实清洁低碳、安全高效的现代能源体系。...
近年来全球经济增速放缓,油价低位运行带来的冲击,本就加剧了世界经济的风险,而突如其来的新冠疫情影响,令世界经济遭受百年未遇的重创。 经济全球化遭遇逆流,行业复苏缓慢、全球供应链面临中断,单边主义、保护主义抬头,这些因素,给包括中国在内的全球主要经济体的能源安全增加了许多不确定因素。 这导致全球能源市场不确定性风险骤增,化石能源投资有所抬头,或对中国的清洁能源转型进程产生不利影响。 但是推动绿色经济发展已成为全球共识。在经济下滑和能源转型的双重挑战下,中国应如何推进清洁低碳能源高质量发展,带动绿色经济复苏,从而有效实现“脱碳”和“减排”目标? 气候变暖形势愈加严峻 气候变暖带来的环境考验,并不会因为新冠疫情、全球政治经济震荡有所减缓,而是愈演愈烈。 近年来,气候变暖导致的极端气候,在全球频繁上演。 今年以来,中国南方暴雨、洪涝频发,造成巨大损失。2019年冬季,上海出现1873年有观测记录以来最暖的一个冬天,整个冬季竟然没有低于0℃的温度。夏天的热浪,则年甚一年。 美国国家航空航天局最新影像显示,由于全球变暖,在加拿大寒冷的埃尔斯米尔岛上,两个已存在几个世纪的巨大北极冰盖,已经完全消失。有科学家曾在2017年预测这两座冰盖或将在5年内消亡,一语成谶。科学家认为,它们的彻底消失或将对环境产生巨大影响。 美国专家在跨党派的政策研究所"气候与安全中心"发表的一份报告中指出,“即使升温幅度偏低,未来30年,世界每个地区都将面临国家和全球安全的严重风险。更高的变暖水平则将为整个21世纪,带来灾难性的、可能不可逆转的全球安全风险"。联合国也给出非常严重的警告,“到2100年,全球升温应限制在1.5℃,否则地球将面目全非”。 全球气候变暖最大的元凶,是人类对煤炭、石油等化石能源的过度使用。 数据显示,从全球来看,2017年全球能源产量133.2亿吨油当量,全球能源结构中,石油占32.93%、天然气占23.76%、煤炭占28.29%、新能源占15.02%。这意味着化石能源依然占据绝对的主导地位。虽然过去十几年可再生能源发展增速较为迅猛,但是占比依然很低。 如何解决气候变暖问题?一个共识是,在能源生产端大力发展可再生能源,在能源消费侧推动建筑、交通等领域加大绿色能源替代力度。 坚持发展可再生能源不动摇 按照中国提出的构建清洁低碳安全高效的现代能源体系,必须要坚持发展可再生能源不动摇,逐步替代在能源结构中高占比的化石能源。 在近期由能源基金会和中国新闻社联合举办的“能源中国——中国与世界:全球经济与能源大变局前瞻”国是论坛上,能源基金会首席执行官兼中国区总裁邹骥提出一个重要观点。 他认为,在现在复杂的地缘政治形势下,能源安全问题进一步凸显,中国更应加快能源转型进程,利用举国体制,结合市场机制来配置资源,要把可再生能源对化石能源的替代进程提前10-20年。 但是这一呼吁正在遭受挑战。从2019年开始,关于继续扩大煤电装机规模以保障电力供应安全的声音不断涌出。事实上,煤电装机总量的确在逐年增长。这扰乱了能源转型的步伐。 今年第一季度,国家统计局发布的数据显示,2019年全年,中国能源消费总量48.6亿吨标准煤,同比增长3.3%。其中,火电装机容量119055万千瓦,增长4.1%。这是五年来,煤电装机占比首次回升。不仅如此,“国内低碳能源政策研究项目”6月9日发布的报告显示,截至2020年5月31日,除4600万千瓦在建煤电项目以外,中国至少还有4800万千瓦的煤电项目正处于推进阶段。 中国能源研究会常务副理事长、国家发改委能源研究所原所长周大地表示,过去十几年,有些省份一直在努力建设以煤炭、油气等化石能源为中心的能源基地,如今必须进行能源转型,必须进行重大的结构性转变,对这些省份而言将会非常困难。 清华大学气候变化与可持续发展研究院学术委员会主任、清华大学前常务副校长何建坤在上述论坛上也指出,严格控制煤电消费量的反弹,是当前经济恢复过程中面临的重要任务。 他认为,有些地方实际上是通过新建灵活性高和效率高的机组,来取代并淘汰效率低的老旧煤电机组。当前煤电年运行小时数只有4000小时左右,远低于5500小时的正常水平,并还在呈下降的趋势,再加上中短散煤利用量的持续下降,煤炭消费量在“十四五”期间不会再出现显著上升的局面。 一边是煤电在逆势增长,另一边是可再生能源成本大幅下降,竞争力稳步提升。过去十余年,中国风电、光伏等先进能源技术持续进步,应用成本不断降低,2019年中国可再生能源发电量高达2.04万亿千瓦时,占全部发电量的比重已达27.9%。 中国新闻社社长陈陆军在此次论坛上指出,在国家“十四五”能源发展规划中,继续壮大清洁能源产业将被置于重要地位。 绿色能源和经济社会可协同发展 煤电装机的增加,其实并非偶然。当前,世界上一些国家和地区也都出现了煤电项目有所增长的情况。除了因为煤价及相关成本的下降外,主要原因是这些国家和地区试图通过煤电投资,来刺激当地经济增长。 但事实上煤电并非最好的投资项目。全球能源互联网发展合作组织认为,如果中国继续投资新建煤电,将来资产损失越大,当前每增加1亿千瓦煤电机组,未来将增加超过3000亿元资产损失。随着风光等清洁发电的成本逐年下降,煤电竞争力降低,未来亏损面扩大。 大力可再生能源不仅有利于全球气候变化治理,更有利于促进经济可持续发展。中国人民银行研究局局长王信在上述论坛上表示,从短期来看,绿色复苏可以兼顾经济的复苏和绿色的发展,大量绿色产业的投资,同样可以促进投资促进经济的增长;从长期来看,要更多的考虑到生态环境,绿色投资和绿色消费是中国经济新增长点,能增强经济发展的韧性和可持续性,从而实现经济高质量的发展。 “当前全球正在出现一些煤电等高碳排放项目增加现象,中国反而更需要强调绿色复苏。”他说道。 事实上,中国大力发展可再生能源优势非常明显,并具有全球竞争力。 在发电侧,截至2019年底,全球风电累计装机量为637GW,其中中国总装机为210GW,占比为32.97%;全球光伏总装机量为580GW,其中中国总装机为205GW,占比为35.34%。 在制造环节,中国企业生产了全球绝大部分光伏产品和近半的风机,引领世界。2019年全球光伏组件产量约为102GW,其中中国光伏组件产量达到了98.6GW,占全球产量比重不断上升;2019年全球新增风电装机容量为60.6GW,中国风机制造商在全球市场占有率高达40%左右。 中国企业还生产了全球超过一半的电动汽车。2019年,中国新能源汽车产销完成124.2万辆和120.6万辆,全球占比超过50%。不仅如此,中国也生产了全球超过60%的动力电池。2019年,中国动力电池出货量为71GWh,在全球动力电池市场占比高达60.89%。2019年全球动力电池出货量排名前十的企业中,中国企业有五家。 在这些领域,中国已经站在世界舞台中心。 那么如何进一步加大上述这些绿色经济发展力度?伦敦政治经济学院教授、英国经济和社会研究理事会气候变化经济与政策研究中心主席、格兰瑟气候变化与环境研究所主席、全球经济与气候委员会(新气候经济)联合主席尼古拉斯·斯特恩勋爵表示,欧洲很多国家通过金融手段来发展绿色产业,金融行业在复苏绿色经济中能够发挥重大的作用。 绿色金融有助于减少气候变化相关的金融风险。如果现在过多的依靠高碳排类的投资,随着政策的变化和可再生能源的发展,那么传统化石能源产业以及相关的投资可能会面临比较大的损失,从而可能导致比较大的金融风险。 绿色金融还能通过建设绿色金融标准体系、建设绿色数字基础设施、发展的激励约束机制、发展绿色金融产品等手段不断壮大,更好的为绿色经济复苏服务。 近年来,中国政府高度重视绿色产业和绿色金融的发展,中国是全球绿色金融重要的倡导者和引领者。早在2016年中国人民银行就会同其他部门共同发布了关于构建绿色金融体系的指导意见,中国成为全球首个由中央政府层面来推动构建绿色金融体系的国家。 除了金融手段,实现绿色经济复苏,还需要绿色产业自身加强进一步创新的力度。在第十三届全国政协委员、经济委员会委员王一鸣看来,要研发新一代能源技术,开辟新的能源途径,如氢能、天然气水合物等。并推动能源数字化与智能化转型,将大数据物联网人工智能技术与能源新型技术有效嫁接,创新能源生产和消费的新业态、新模式。 此外,绿色经济复苏还应聚焦政策取向。北京大学国家发展研究院副院长、环境与能源经济研究中心主任徐晋涛表示,若想在环保和能源转型方面的政策实现长期有效,必须找到社会成本较低的政策替代方案,包括经济政策、市场政策,这样才能推动环保成果持续,稳定能源转型。 目前,绿色复苏并未完全纳入到我国经济复苏计划当中。第十三届全国人大常委会委员、中国科学院科技战略咨询研究院副院长王毅呼吁,把可再生能源和生态环境基础设施纳入新基建,并对现有的经济复苏项目进行评估,提防其中有些打着绿色的招牌,但走的并不完全是低碳的道路。 同时,相关单位需要统筹各个相关部门制定综合计划,管理好能源转型方向,有明确的绿色发展目标。在保证能源安全的前提下,不断降低成本,要发挥地方的主动性和积极性,共同实现能源转型目标,实现社会经济可持续增长。...
近日,一家新公司成立,使氢燃料电池汽车再度成为舆论关注的焦点。 8月20日,记者通过查询天眼查发现,中国第一汽车股份有限公司、东风汽车集团有限公司、广州汽车集团股份有限公司、北京汽车集团有限公司、北京亿华通科技股份有限公司、丰田汽车公司等六家公司于当日正式合资成立了联合燃料电池系统研发(北京)有限公司(以下简称“联合研发公司”),新公司将致力于汽车燃料电池系统的技术开发。 “新公司对丰田在全球的氢能源布局有重大战略意义,通过此次与中国商用车市场上具有强大影响力及可靠技术实力的伙伴合作,将为燃料电池车在中国的普及奠定基础。”丰田中国方面表示。 新公司股东阵营豪华 公开资料显示,联合研发公司注册资本为16.73亿日元,法定代表人为秋田隆。经营范围主要包括使用丰田单电池的商用燃料电池汽车用燃料电池系统的技术开发;技术咨询、技术服务、技术转让;货物进出口、技术进出口等。此外,该公司还将通过协商共同规划产品,一条龙式地开展满足中国市场需求的“FC电堆等组件技术”“FC系统控制技术”以及“车辆搭载技术”等一系列技术研发工作。 虽然丰田对燃料电池技术的探索令人瞩目,但比以上信息更吸引人们眼球的却是该公司的“豪华股东阵营”。资料显示,该公司工商资料披露的股东共有6位,其中,第一大股东为丰田汽车公司,持股比例为65%;第二大股东为北京亿华通科技股份有限公司,持股比例为15%。此外,东风汽车集团有限公司、广州汽车集团股份有限公司、中国第一汽车股份有限公司、北京汽车集团有限公司并列为第三大股东,均持有5%的股份。 “根据规划,丰田将从今年开始大规模生产氢燃料电池,目标是使燃料电池汽车在2020年的全球产能增至3万辆,在2025年增至20万辆——显然,该公司的成立是其实现这一目标的重要一环。”业内人士指出,中国作为燃料电池汽车发展的重要市场之一,是丰田氢燃料电池汽车战略布局无法绕开的重要一步。“未来这6家企业将发挥各自优势,共同推进氢燃料电池车在华研发、落地和普及。” 企业布局呈两极分化 然而,就在丰田等企业积极布局氢燃料电池汽车的同时,记者注意到,市场上也有不少企业停下了探索氢燃料电池汽车的脚步。 2020年4月份,奔驰母公司戴勒姆集团正式宣布终止氢燃料电池乘用车研发计划——不仅该项自2013年起与福特和日产公司合作开发的项目被停止了,其设计开发的奔驰GLCF-CEL车型也面临停产。“中止计划的原因是建造氢能动力汽车的成本太高,大约是同等电池动力汽车费用的两倍,而且能够提供氢能源的城市屈指可数。”戴姆勒方面表示。 无独有偶,同样叫停氢燃料电池汽车项目的车企还有通用汽车。今年7月中旬,通用汽车首席可持续发展官戴恩·帕克在接受媒体采访时表示,将放弃针对消费级市场推出燃料电池车,选择更专注纯电动领域。 对此,业内普遍认为,成本高、政策法规不完善、基础设施不完备、核心技术待突破等问题或是“浇灭”车企发展氢燃料电池汽车热情的主要原因。 “尤其是在基础设施方面,加氢站的建设成本高,储氢技术挑战大等难题制约着产业发展。目前国内的加氢站多以示范、试验为主,经验不足、盈利能力有限,且主要应用在公交、物流货运、环卫等路线相对固定的商用车领域。”上述业内人士告诉记者,在乘用车方面,国内至今还没有可行的商业模式,车企在新能源乘用车发展布局上也多倾向于纯电动路线。 技术不成熟阻碍市场普及 事实上,今年以来,燃料电池在市场上的表现十分惨淡,车企选择中途“退赛”无可厚非。中汽协数据显示,2020年1—7月,燃料电池汽车产销量分别为397辆和407辆,同比分别下降66.1%和63.2%。其中,2020年7月燃料电池汽车产销量分别为7辆和4辆,今年2月销量甚至挂了零,市场表现并不乐观。 但丰田等企业为何仍愿持续加码? 据业内人士推测,这或许与我国的政策导向有关。今年5月,财政部发布了《关于征求<关于开展燃料电池汽车示范推广的通知>(征求意见稿)意见的函》,表明氢能及燃料电池即将成为国家产业发展战略。此外,国家氢能顶层设计也计划在2022年左右正式发布。这意味着,届时我国氢燃料电池市场将迎来一个快速发展期。 然而需要注意的是,虽然前景可期,但目前企业们面临的仍是一个氢燃料电池汽车普及度偏低、各环节都存在瓶颈的燃料电池汽车市场。 “目前燃料电池汽车在市场上难以普及的原因很简单。一方面是行业的产业链技术尚未成熟——包括成本、寿命、维护的可行性、便利性等各方面。另一方面是氢气从什么地方来,供氢产业链必须成熟,从制氢、存储、运输整个产业链必须非常成熟。”同济大学燃料电池汽车技术研究所所长章桐坦言,这两个产业链如果没有完全成熟,就会影响市场普及。“实际上,发展燃料电池汽车真正的技术难点还是产品技术不成熟,我们不缺实验室的技术,缺的是产品化的技术,这需要整个产业界来共同突破。...
随着能源变革和电改深化的不断深入,综合能源服务作为能源供给侧结构性改革的新兴载体得到能源行业的高度重视,电力企业传统以电力安全生产为中心的发展模式逐步向以客户为中心的新型综合能源服务模式转型,能源发展方式将迎来根本性变革。 1.什么叫综合能源服务 综合能源服务是围绕国家和政府的能源方针和政策,以实现“清洁、科学、高效、节约、经济用能”为宗旨,通过综合能源系统,为用户供应综合能源产品和/或提供能源应用相关的综合服务。综合能源服务,可以理解为利用智慧能源提供综合服务,是以可再生能源为优先,以电力能源为基础,集成热、冷、燃气等能源,综合利用互联网等技术,深度融合能源系统与信息通信系统,实现多种能源的相互转化和优化配置,实现节能降耗、低碳绿色。 总体来说,综合能源服务有两层含义,第一层次是指综合能源,涵盖多种能源,包括电力、燃气和冷热;第二层次是指综合服务,包括工程服务、投资服务和运营服务,并强调综合能源服务包含资金、资源和技术三要素。 2.综合能源服务的意义 首先,有效提高能源综合利用效率。通过电、气、冷/热等多种不同形式能源的供应系统在生产和消费等环节的协调规划和运行,综合能源系统可以实现能源的梯级利用,综合能源利用效率,比用户单独配置供能设施节能10%,达到80%以上; 其次,促进可再生能源的开发利用。综合能源系统可以充分利用多种能源的时空耦合特性和互补替代性,减少大型热电联产、区域锅炉房的项目建设,带动可再生能源消纳; 第三,实现供需互动,实现源侧和负荷侧综合节能; 第四,提升能源供应安全性。通过多个供能系统的协调规划和运行,可以避免单纯加大某一供能系统投入提高其安全系与自愈能力带来的弊端,从而有效提高多种能源供应的安全和可靠性,满足高可靠性用能单位(如医院、数据中心等)的需要。 综上所述,综合源服务可针对工业园区、经济开发区及商务区等,设计量身定制的综合能源服务解决方案,为用户提供绿色、高效、低成本的冷、热、电多种能源供应和服务以及节能管理,赋予用户更多的选择权、降低用户用能成本,更多地消纳清洁能源以及提高能源供应的可靠性,提高园区吸引力,打造绿色、低碳、节能、环保的城市名片,对提高能源利用效率、促进可再生能源开发利用、提高国家基础设施利用率和能源供应安全都具有十分重要的意义。 3.综合化能源服务的特点 综合能源服务的特点是“三性三化”,即:综合性、就近行、互动性,市场化、智能化、低碳化。 综合性:实现电、热、冷、气、水等横向协同和源-网-荷-储等纵向协同; 就近性:优化保证能源的就地生产、就地平衡、就地消纳; 互动性:实现不同能源主体之间的互动,人人都是能源的产销者; 市场化:通过高度市场化的能源价格机制,促进能源利用效率的提高; 智能化:通过控制中心使整个系统有了“大脑”和“神经”,实现互动协同; 低碳化:实现区域能源开发利用的清洁高效。 4.综合能源服务业务模式 4.1能源整体解决方案服务 能源整体解决方案服务即为终端客户提供电、气、热、冷等所有解决方案,包含能源的生产或采购、相关线路和管网的运行维护以及智慧用能管理等,涵盖从规划设计、建设施工,到运行维护,再到评价评估的全流程服务。“互联网+”智慧能源,即能源互联网技术的发展为综合能源服务提供了完整的解决方案,运用云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能等新型手段,促进能源流与信息流的深度融合,实现能源互联网的实时感知和信息反馈,为客户经营发展、能源供给和消费提供有效的决策支撑服务。 4.2分布式能源投资建设服务 分布式能源是建立在用户端的能源供应方式,是中国能源结构转型中新能源的重要组成部分。在城镇、产业园区、工业企业、大型公共建筑、大型商业综合体建设分布式光伏发电、分散式风力发电、分布式生物质发电、冷热电三联供等项目,满足终端用户对电、热、冷、气等多种能源的需求。 4.3能源技术支持服务 能源技术支持服务包括能源诊断、用能监测、用能评估、节能改造等方面的服务。聚焦在工业、建筑、交通等行业已经建成的项目,为客户提供用能结构的优化方案,并提供能效提升解决方案。 5.面向电力营销的综合能源服务分析 5.1加强统筹规划 电力企业应紧跟时代步伐,加快战略调整和资源整合,将综合能源服务作为转型发展的主要方向,加强内部技术、人才、信息等全方位融合,围绕着清洁低碳、多能互补、提高客户能效管理开展布局相关业务,重点开发新型工业园区、智慧城市、商业综合体等综合能源项目,加大用户市场培育,占领新增用能市场。 5.2坚持理念先行,加快对综合能源服务的认识 随着售电侧竞争性业务的放开,多元主体涌入售电市场,公司面临着客户资源流失、市场占有率下降等风险,亟需以新的业务模式、技术模式构建适合新环境的新业态、新业务增长点。树立强烈的紧迫感和危机感,将综合能源服务打造为公司新的主业。分析内部经营形势。一般工商业电价持续降低,国家发展改革委新一轮输配电价监审,从严审核电网资产和成本,公司电价水平及盈利空间被不断挤压。只有拥抱改革才有发展,只有真心实意地为客户创造价值才有发展。综合能源服务高度契合电改精神,将不断为行业发展和企业发展注入强劲动力。 5.3电力营销精益化服务 (1)通过对采集到的数据分析,利用数据挖掘技术,更准确地分析与掌握风电、光伏、水电、火电、储能等各类能源的互补调配能力。(2)利用机器学习、人工智能、区块链等技术,分析与学习各类电源与用户之间的关联,有效地对电能输配进行协商与调度管理。(3)通过对用户用电数据的搜集、管理与分析,为用户提供个性化电价和节能方案。(4)扩展用电采集范围和频率,开展用电行为特征的深入分析,并实施区别化的用户管理策略,为各类用户提供更为智能化、精益化的综合能源服务。 5.4壮大人才队伍 用生态造势,构建与综合能源服务业务相适应的共享生态综合能源服务业务发展策略,首先是业务拓展路径;其次是核心能力建设;最后是平台生态建设。平台生态建设是企业转型的关键举措,也是公司新发展战略的重要内容。需加强内外部人才、技术等各类资源的整合,面向地方政府、发电用户、用能企业、普通居民等不同群体、多种场景下,提供能耗分析、节能定制等系统化、智能化解决方案,构建供需充分对接、信息充分共享的能源综合服务“平台”。 5.5支撑电力营销精益化的综合能源服务 B2B主要涉及:(1)供电业务。源端处的电厂出售电能到国网公司,并由国网公司进行输配。同时,民营售电公司作为大用户在源端处直购电,参与中长期交易与电力现货交易。(2)设备维护。源端处的各类电厂可向综合能源服务公司提出申请,为各类故障设备进行专业的维护与检修,服务完成后支付一定的费用。(3)能效检测与节能设计。源端处的各类电厂可以申请让综合能源服务公司为其提供能效检测,通过检测了解其发电设备的运行状况,并为其出示相应的检测报告,同时告知节能空间并推荐节能设备,制定节能方案。(4)数据交易。各个电厂可将发电过程中产生的有价值数据出售给电网公司,以便电网公司进行调度方面的预测,有助于其调整下一阶段的调度计划;电网公司在对购买的大量有价值数据进行统计、分析与汇总后,可将处理后的数据进行出售,便于部分电厂与微网用户调整发电计划,避免弃风弃光现象的出现。 B2C主要包括:(1)供电业务。综合能源服务公司将电能出售给各类用户,其中电网公司和民营售电公司制定优惠的购电套餐以争取各类用户的选择;大型的工业用户可以从源端处进行直购电。(2)设备维护。各类用户向综合能源服务公司提出设备维护与检修的申请,并支付相应的费用。(3)能效检测与节能设计。工业用户、商业用户和微网用户向综合能源服务公司申请能效检测,通过检测了解其耗能设备的能源利用率,并为其出示相应的检测报告,同时告知节能空间并推荐节能设备,制定节能方案。(4)数据交易。各类用户可将用电过程中产生的有价值数据出售给电网公司,便于电网公司进行负荷方面的预测,有助于其调整下一阶段的调度计划。 C2C主要涉及:(1)分布式能源服务。微网用户在与附近的居民用户签订协议后,为其提供价格相对低廉的供电业务。(2)数据交易。居民用户可将用电过程中产生的有价值数据出售给附近的微网用户,便于微网用户进行负荷方面的预测,有助于其制定与修改未来一段时间的发电计划。 6.结束语 综合能源服务是推进能源革命的重要方式,未来能源企业的盈利不但来自于能源产品供应,还更主要地来自于能源增值服务的价值与创新。综合服务的推进与国家能源方针政策密切相关,电力企业要以市场需求为导向,以经济效益为基础,加快向综合能源服务商转型,实现高质量发展目标。...
海上风电是我国战略性新兴产业,是沿海大省实现能源转型的抓手,是地方拉动经济新的增长点,近几年来,国家和地方都给予了海上风电产业高度的重视及支持。我国海上风电产业发展也取得了飞速发展,2019年,中国海上风电新增装机249万千瓦,居全球第一。 但海上风电产业要在短时间内,从0.85元/千瓦时的电价实现平价,无疑是一座难以逾越的高山。 在8月27日-28日召开的第五届全球海上风电大会上,多位行业专家呼吁,我国海上风电尚处于起步阶段,配套产业链装备不齐全,关键技术成熟度不高,产业规模化发展程度低,实现平价还需要一段缓冲期。 1、海上风电平价难度大 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩认为,海上风电产业实现平价仍需落地政策保障,这将对产业走向平价有着巨大作用。 他建议,电网企业应承担海上风电输送线路投资,并纳入输配电价中;相关金融机构成立海上风电发展基金,降低长期贷款利率;央企降低对海上风电投资收益率门槛;地方政府承担项目前期核准工作,规模化规划开发,这样可以保障收益、降低融资成本。 在勘探设计、设备研发制造、技术和工程建设运营经验等逐步提升的情况下,我国海上风电产业单位千瓦造价也有所下降,从2010年的23700元/千瓦降至目前15700元/千瓦左右,但远没有达到实现平价的造价水平。 远景能源高级副总裁田庆军说道,以江苏,山东为例,如果要实现平价,达到0.37元/千瓦时的电价,海上风电项目单位千瓦造价要降低到12000元,并且年利用小时数达到3500小时,这样才可以勉强满足开发商的收益率要求,显然目前离这一目标还有不小差距。 风电项目建设需要一个周期,陆上风电项目为一年,海上风电由于施工窗口短,建设环境差,建设周期长达两年。 目前,我国海上风场产业已经在高速轨道上行驶,强行减速必然会导致产业及企业承受极大伤害。 数据显示,截至今年6月底,共计约1100万千瓦的海上风电项目处于在建状态,主要分布于广东、江苏、辽宁和福建等地区。 然而,这1100万千瓦是否能在2021年底全部并网?其中不少项目可能无法按期投运。在建海上风电项目已经投入了大量的资金资源,如果不能如期并网,则拿不到补贴电价,在未来20年中,项目会一直处于亏损,对开发商来讲会是一笔巨大的不良资产。 目前开发商正面临“骑虎难下”的局面,项目是继续建,还是停?继续建设,会有抢不到电价的风险;停下来,前期的投资又收不回来。而2至3年的缓冲期完全可以打消开发商现有的顾虑,不仅给予了企业备战平价的勇气,还将极大程度驱动产业成熟,成本下降。 供应链不成熟是海上风电产业需要缓冲过度的一个重要原因。就吊装能力而言,据统计,目前中国已下水的吊装船共22艘,待下水的16艘。从吊装船起重能力、轮毂中心高度匹配度等因素综合分析,吊装能力集中在5-7MW海上风电机组,其次是7-8MW,目前满足10MW吊装的总共仅为2艘。 每艘吊装船每年能吊装30-50台套左右,如果按照6MW的单机容量计算,实际一艘船最多能吊装20万千瓦左右,总体吊装能力跟不上产业发展需求。 相关人士预测,现在抢装,施工船舶的成本上升,导致项目单位千瓦造价有可能还会更高。 2、缓冲可以避免海上风电断崖式下滑 抢装过后,风电项目建设停滞、产业发展断崖式下滑、行业失业现象严重、企业面临巨大生存危机……一系列可能发生的问题将会在被动平价后陆续凸显。 据北极星风力发电网资料显示,2020、2021两年中,国内海上风电已经没有新增核准的项目,各省“十三五”海上风电项目规划指标已经完成,2021年后,也就是“十四五”的第一年,都是平价项目,没有窗口期要求,开发商也不会急着去核准,一旦两年没有新的项目支撑,产业将不可避免地出现断崖式下滑。 这也是行业倡导为海上风电提供2-3年的缓冲期的最大原因。利用这段时间,开发商有足够的时间将手里已核准在建的海上风电项目完成并网,风电设备企业无需担心产能过剩问题,施工单位也没有平价后装备闲置的顾虑。 同时,海上风电供应链会在这段缓冲期间逐渐完善、成熟。海上风电可以平稳主动迎接平价时代,产业发展也不会出现断崖式下滑。 3、海上风电技术创新需要时间 需求驱动技术进步,技术倒逼成本下降。随着海上风电机组关键技术的进步,机组大型化趋势已然明显,从过去的4MW,到现在8MW、10MW、12MW,未来还将出现15MW、20MW的风电机组,每一次单机容量的提升,都代表着技术的突破,带来的更是发电量的提升以及成本的下降。 上海电气风电集团总裁缪骏认为,如果补贴全面归零,中国海上风电发展面临的成本要求将会是全球最严苛的。如果有充足时间,整机厂商可以通过进一步创新发展、进一步完善推动平价。 一款机型的推出并不意味着可以实现平价,还和风资源、地域等有关,但海上风电机组大型化是成本下降最关键的因素。上海电气风电集团首席数字官兼技术总经理康鹏举强调,海上风电要实现平价,在项目整体成本中,风电整机成本要从50%降低至35%左右,这是一个非常巨大的挑战。 不同于欧洲海上风电风资源情况,我国大部分海域海上风速偏低,少数海域具有高风速地带,“一机打天下”的时代已经过去,针对不同海域资源特点进行定制化的风机设计才是致胜平价时代的关键。康鹏举表示,近年来,上海电气加大科研技术力度,在风机单机容量、使用寿命、智能化、数字化等方面取得了显著的突破,目前,上海电气正布局10MW及以上海上风电机组的设计研发,用于高风速、深远海风电开发。 中国海上风电产业走向平价时代是必然,不同的是走向平价的道路,缓冲可以让产业平价有路可走,而不是跌入断崖,缓冲可以变被动平价为主动平价,主动意味着企业准备更充分,产业链承受力更坚固,技术实力更强硬,期待这一天到来。...
中国作为光伏产业第一的国家,不断在光伏领域推陈出新。随着光伏组件成本快速下降,以BIPV为代表的“光伏+”模式越来越流行,光伏建筑一体化再次被人们推到风口;“BIPV千亿市场”,“BIPV蓝海”等词更是屡见不鲜。 2020年被称作是BIPV的发展元年。BIPV作为一种新兴的光伏形式出现,近年来,越来越多的被运用到生活中,建筑行业和光伏行业对BIPV的布局也日渐增多。但新兴事物总会伴随着困难和挑战,BIPV也不例外。 目前我国的BIPV现状到底如何?BIPV还存在什么样的挑战?人人都想分的千亿大蛋糕到底好不好啃呢? 蛋糕大,挑战也不小 从BIPV概念被提出,历经近20年才迎来了它的风口。但是风口之上的BIPV,仍受制于制造成本高、技术不够成熟、政策配套不完善等现实难题;千亿蛋糕之下,蕴藏着此起彼伏的挑战。 与发展迅速的光伏行业相比,BIPV存在市占率低,普及程度低等问题。据统计我国每年约有40亿平米左右竣工房屋面积,但是2016年BIPV的市占率仅有2%,不被关注是BIPV多年来一直存在的事实。 作为政府依赖性行业,BIPV对政策依赖性较强。虽然我国对此一直有政策支持,但依旧存在政策不完善问题。原国务院参事石定寰表示:“现阶段政策导向更趋于宏观性,号召性,缺少具体操作指南;同时当前我国的BIPV标准严重缺失,这些都是BIPV发展缓慢的主要因素。” 我国BIPV起步晚,这导致与国外相比,我国BIPV政策还不够完善。美国90年代提出百万屋顶计划,欧盟有可再生能源白皮书与起飞计划,日本有70000屋顶计划与阳光规划。我国近年来才在政策上逐渐重视起来。 对此,原国务院参事石定寰发出号召,“BIPV产业是促进国家低碳发展,利国利民的好事情,希望政府、社会以及媒体能够对其关注起来,目前因为盈利和行业标准的问题,BIPV的关注度不高,但我希望国家能够出台实际的利好政策,推动BIPV行业的快速、健康发展。” 除了政策,技术和成本也是BIPV发展的关键。就发展历程来看,BIPV市场目前仍处在起步阶段,防火、防水性能差仍然是首要存在的问题,此外,不具备核心光伏技术、维护难度大、产品散热差、品牌可靠度弱等都是目前BIPV存在的瓶颈。 从行业融合度方面来说,BIPV横跨建筑、光伏两个行业,行业融合度对其发展影响深远。但是目前光伏与建筑等行业交集太少。“BIPV现在处于‘内冷外热’的阶段,我们‘光伏圈’打的火热,但是与之相关的建筑行业热情度不高,关注度不够。一直都是光伏人想把PV装在建筑上,但是现在建筑节能的人也需要PV,所以需要我们两个行业共同努力把PV和建筑完美结合,让属于BIPV的时代尽早到来。”中国BIPV联盟主席施正荣博士说道。 对于BIPV存在的种种问题,王裕奎也给出了建议,他表示,“通过BIPV产业发展联盟,与光伏企业、科研院所、设计单位等行业同仁共谋建筑光伏一体化,加强光伏产业与建筑业之间的交流与合作,达成发展共识,推动BIPV产业的发展。此外,加大技术创新攻关力度。BIPV龙头企业要充分发挥行业领头羊作用,积极争取国家科技和产业发展主管部门的支持,联合国内科研院所、大专院校和BIPV企业开展技术创新,着力解决影响产业发展的技术瓶颈难题。同时加快研究制定BIPV产品技术标准体系。BIPV企业要积极联合标准研究制定的单位、建筑设 计施工单位,共同研究制定光伏建筑一体化技术标准体系,规范产业发展。最后,呼吁国家有关部委制定制订有针性的BIPV产业激励政策,加大光伏在绿色建筑领域的应用力度,形成引领推动效应。” 巨头分羹,多家企业闯入BIPV蓝海 虽然BIPV面临多重挑战,但其未来市场潜力广阔。我国每年建筑业竣工面积约40亿平方米左右;以绿色建筑面积占比25%计算,则绿色建筑面积约10亿平方米;以光电建筑占绿色建筑的25%计算,则光伏利用面积约2.5亿平方米;按每平方米安装110W光伏组件计算,每年可安装27.5GW光伏系统。 此外,零耗能建筑目标为行业打开空间,全球BIPV市场规模每年呈现上升趋势。据不完全统计,2018年全球BIPV市场规模约13亿美元;2021年全球BIPV市场规模预计27亿美元;2026年全球BIPV市场规模预计70亿美元;从2018到2026年全球BIPV市场规模年复合增长率约40%。 加之,光伏组件成本下降迅速,据ITRPV统计,2010年至2018年硅料下降速率22.1%、硅片下降速率25.3%、电池片下降速率19.6%、组件成本复合下降速率17.4%,BIPV未来市场浩瀚。 BIPV市场方兴未艾,千亿蛋糕的推动下巨头们蜂拥而上,相较于去年,今年企业进入BIPV速度明显加快。隆基、晶科等巨头们分羹BIPV的新闻层出不穷。 本次上海snec展上,隆基、晶科、腾辉光伏、英利能源、中信博等企业纷纷亮出了自己的BIPV产品。 隆基SNEC上发布首款BIPV产品隆顶,正式进军建筑光伏一体化市场;晶科能源首款彩色BIPV产品,输出功率最高可达550W,实现了实用性与观赏性双重功能。腾晖光伏推出了适用于BIPV幕墙产品,并表示十分看好BIPV市场,未来也将在BIPV领域持续发力。英利能源展示最新一代BIPV建材的“琉璃·璃光四时”系列产品。中信博对外发布了全新BIPV产品,中信博BIPV·智顶II解决方案。日托光伏重点针对BIPV退出MWT基于高效背接触电池和组件技术Z6炫彩组件。 除此之外,加速布局的还有特斯拉,东方日升等巨头企业。特斯拉2019年10月推出Solar RoofV3,其首款大规模量产的光伏屋顶产品,实现光伏建筑一体化(BIPV);东方日升2020年伊始时表示,公司已储备了BIPV的相关技术并应用。且东方日升常州2.05MW的BIPV项目已于2019年8月28日通过电网验收并开始发电。预计年均发电量约为200万kWh,内部投资收益率14.8%。 BIPV千亿蓝海已开启,据国际能源署(IEA)预测,2030年全球光伏累计装机量有望达1721GW,2050年还会进一步增加至4670GW,而BIPV将可以借势东风,实现快速发展。...
日本虚拟电厂的发展现状与市场展望 周 杰/国际清洁能源论坛(澳门)秘书长、武汉新能源研究院研究员 2019年日本可再生能源发电占比达到了18.5%(含水),预计可提前完成2030年占比达到22%~24%的目标。可再生能源大规模增长和高比例接入对现有电网可靠性以及电能质量带来了严峻的挑战。而虚拟电厂(Virtual Power Plant,简称VPP)不仅可以低成本实现电网供需平衡,助力解决高比例可再生能源消纳问题,还可通过需求响应(Demand Response,简称DR)发挥移峰填谷的作用,同时还兼具防灾减灾的多重效益。因此,随着数字化电力技术进步和分布式能源发展,日本以VPP为生态的新技术、新业态和新模式迅速崛起,VPP商业化发展将在2021年之后迎来一个高光时期。 一、日本VPP的概念与范畴 虚拟电厂广泛利用大数据、云计算、人工智能、区块链、移动互联、物联网、边缘计算等信息与智能技术,通过优化运行控制与市场交易,实现电源侧多能互补与负荷侧灵活互动,为电网提供电能、调峰、调频、备用等服务,是能源电力领域迅速实现数字化转型的典型应用。但由于各国电力结构不同和推广目的不同,VPP的概念与范畴并无统一规定,原因是各国VPP定义、侧重点和电力市场环境有所不同。欧洲大多数国家分布式能源较为普及,重点要解决可再生能源消纳和电网平衡问题,因此从发展分布式能源思路更加强调VPP在辅助市场的功能;而美国电力需求旺盛,需要建设大量配套电站作为备用电源,为解决备用电源的经济性问题,从电源需求侧管理出发更加强调DR在容量市场的作用;而日本由于能源短缺,从节能角度出发更加重视两者融合发展,故要兼顾容量市场与辅助市场。 图1 日本利用VPP/DR构建的ERAB商业模式 VPP与DR既有联系,又有区别。实际上VPP是利用物联网技术聚合分布式电源及其需求侧零散电源,通过需求响应方式调节电力供给和电网平稳的一项技术。因此,DR是VPP发展的基础。如图1所示,VPP的重点在于增加供给,会产生逆向潮流现象;DR则重点强调削减负荷,不会发生逆向潮流现象,是否会造成电力系统产生逆向潮流是VPP和DR两者最主要区别之一。日本将狭义上的VPP范畴定义为需求侧分散电源(Demand Side Resource,简称DSR)和分布式电源(Distributed Energy Resources,简称DER),DSR包括需求侧的发电、储能和用电设备,DER则包括可直接并网的可再生能源发电设备和储能装置,两者统称为“虚拟发电电厂”,而广义上的VPP范畴还包括被称之为“虚拟节电电厂”的激励协议型DR。 “需求响应”主要分为价格诱导型和激励协议型两种类型。以分时电价、尖峰电价等为主的传统价格诱导型DR并不在VPP范畴之列。尽管其操作简单,用户比较容易操控,但节能只能任凭用户的自觉行为,随意性很强、实际效果并不佳,日本各种数据表明尖峰时间的用电负荷并不会通过价格调节减少,而且还往往很难做到快速响应。而激励协议型的新型DR完全实现了自动调控,在电力供应紧张时,自动向用户发出削减负荷的DR信号,居民或企业等用户自动接收DR信号,通过自己的能量管理系统控制调整用电,并对DR结果自动进行报告。新型DR能够实现迅速、高效和精准的电力实时动态调控,能有效解决电力供给侧可再生能源发电带来的巨大不确定性,因而被列入广义VPP的范畴。 日本将广义VPP的概念和范畴定义为ERAB(Energy Resource Aggregation Business)商业模式。ERAB商业模式主要有三大类交易产品:为售电企业提供“正瓦特”,为售电企业提供“负瓦特”,为系统运营商提供“正瓦特或负瓦特”。VPP具有提供电力供给、备用服务和平衡服务三大基本功能,并分别在批发市场、容量市场和辅助市场实现其价值。 VPP的分布式电源主要包括如下几类:(1)发电设备,包括屋顶光伏、燃料电池、自备电厂、热电联产系统、可再生能源发电设备等;(2)储能设备,包括家用蓄电池、车载蓄电池、固定式蓄电池、冷藏冷冻仓库、热泵、蓄热空调、电子热水器等;(3)节电设备,包括空调和照明设备等。日本推广VPP/DR的重点集中在居民住宅、办公大楼、工厂、商业设施、学校、医院等公用事业部门以及电动汽车等七大领域,“光伏+储能”为主要形式。据经济产业省推算,到2030年日本VPP可利用的分布式电源装机容量将达到3770万千瓦,相当于37座百万千瓦级大型火电厂。因此,日本VPP/DR商业化规模潜力巨大。 二、VPP技术与市场发展现状 (一)“负荷集成商”成为VPP市场的主体 面对分布式能源体系的普及和扩张的新形势,电力产业结构和商业模式正在不断变革。VPP市场兴起就是这种变革的体现,因而电力市场诞生了“负荷集成”新业态。日本VPP负荷集成商一般分为两类,一是负荷集成调度商(Aggregation Coordinator,简称AC),与系统运营商、售电企业和可再生能源发电企业直接进行交易,提供需求侧负荷的集成调度服务;二是负荷集成代理商(Resource Aggregator,简称RA)与居民住宅和工厂等需求侧用户直接签订VPP服务协议,负责聚合用户的各类负荷,两者兼而有之也屡见不鲜。 负荷集成商通过聚合调控分散式电源获取市场利益,为售电企业提供电力供给和电网平衡服务;为系统运营商提供系统平衡、备用以及保障电力质量服务;为可再生能源发电提供富余电力消纳服务;为需求侧用户提供能源管理服务。 (二)数字通信技术与响应速度是支撑VPP商业化发展的技术要因 日本从2011年至2014年在横滨、丰田、京阪奈学研(京阪奈学研位于横跨京都、大阪、奈良3府县的文化和学术研究基地)、北九州建立了四个智慧能源城市示范工程,当时DR技术并未得到特别重视,只在单点上测试了DR技术的可靠性和经济性,但测试发现了一个意外结果:响应时间最快可达到10分钟左右,500个测试用户响应量竟达到11万千瓦,相当于一座较小规模电站的容量。于是,日本开始高度重视DR技术开发和推广应用。 2015年6月,日本政府出台了“日本再兴战略(2015)”,首次明确提出推广VPP政策。2016年4月,《能源革新战略》又进一步提出了推动VPP技术开发的示范项目计划(2016-2020),该计划的政府补助金额从2016年度的26.5亿日元提高到2020年度的70亿日元,并计划到2020年实现VPP商业化目标。因此,今年是日本VPP技术开发示范项目的收官之年,近五年来,日本VPP技术研发取得了长足的进步和成效。 1.验证了50兆瓦以上虚拟电厂技术的可靠性。制定了OpenADR 2.0b(负荷集成商与用户)、ECHONET Lite(用户与机器)等通信技术规范和相关接口标准。目前通信协议常用的有广为普及的互联网HTTPS协议,也有应用于物联网的MQTT协议以及应用于工业领域的Modbus协议,正在推进新的节能型LPWA无线通信协议。 2.加快DR响应时间的技术开发。示范项目计划设定了各类需求响应时间目标,快速响应须在5分钟内完成,平衡需求响应须在15~30分钟内完成,备用需求响应须在1~3个小时内完成。目前日本已经完成了DR的小时级和分钟级需求侧响应的可靠性试验,正在进行秒级需求侧响应的测试。 3.开发电动汽车车载蓄电池群的调控技术。V2G是利用车载电池充放电满足电力系统需求的一项技术,是VPP最具市场前景的技术之一。2019年度东京电力公司聚合了59台EV/PHEV,成功地实现了电动汽车蓄电池群如何通过充放电与电网融通的技术应用。目前正在开发基于电力批发市场价格联动的动态定价充电系统,以实现电动汽车的有序充电和削峰填谷效应。 4.聚合大规模储能装置,积极开发电转气技术(P2G),以扩大光伏、风电消纳。2019年度关西电力公司聚合了1万台蓄电池,成功地实现了秒级充放电的远程精准控制,首次检验了大规模蓄电池群参与可再生能源调频的有效性。 5.开发家用燃料电池热电联产系统等分布式电源的聚合优化调控技术。2020年度大阪燃气公司聚合1500台搭载IoT系统的家用燃料电池热电联产系统参与VPP技术开发实验,而东京燃气公司则整合“光伏+燃气+蓄电池”,验证如何精准远程调控分散电源,以及VPP系统的安全可靠性和逆向潮流的计量方法等项目。 (三)经济性是影响VPP/DR规模化发展的首要原因 随着电力市场自由化改革的深入,从2017年度开始起,系统运营商采购调节电源实行公开竞标制度,调节竞价市场是VPP参与竞标的主要平台。如图2所示,日本调节电源分为三类:电源Ⅰ为系统运营商用于实时平衡的调节电源,电源侧同时收取装机容量费和度电费。其中电源Ⅰ-a的响应时间限定5分钟内,须具备调频功能;电源Ⅰ-b响应时间为15分钟内,非调频电源;电源Ⅰ'为冬夏两季峰荷备用电源(削峰型DR);电源Ⅱ为售电企业可在线调度的调节电源,电源侧仅计量收费;电源Ⅲ为系统运营商不可在线调度的调节电源。 图2 削峰型DR参与调节电源竞标的坐标位置 2017年度系统运营商调节电源首次实行公开竞价招标,电源Ⅰ'中标容量合计为132万千瓦,其中DR资源中标容量为95.8万千瓦,远高于发电厂中标容量36.1万千瓦,DR资源平均中标价格为3609日元/千瓦,远低于发电厂的5210日元/千瓦,DR协议总价为35.93亿日元。如图3所示,2018年度电源Ⅰ交易总额为1297.93亿日元,其中Ⅰ-a占85%,Ⅰ-b占11%,Ⅰ'仅占4%。受响应速度影响,DR资源目前还参与不了Ⅰ-a市场的竞争,Ⅰ-a中标价格为10971日元/千瓦,而Ⅰ'中标价格不足一半,仅为4085日元/千瓦。电源Ⅰ'中标容量的DR资源为96.1万千瓦,约占全部的70%左右,协议总价约36亿日元。从最新完成的2020年度竞标情况来看,尽管DR参与电源Ⅰ'中标容量为128.9万千瓦,DR平均中标价格升到5916日元/千瓦,协议总价也翻番达到66亿日元,但DR所占份额则大幅下降。总体来说,DR资源平均占电源Ⅰ'中标容量的一半以上,DR平均中标价格约低于发电厂的30%左右。   图3 2018年度系统运营商调节电源招标结果 VPP/DR交易价格决定市场的活跃程度。从过去近十年的电力批发市场来看,全国平均电价均为20日元/千瓦•时以下,即使福岛核事故发生后的计划停电时期,市场交易价格也没有超过40日元/千瓦•时。据2015年日本经济产业省“发电成本核算工作组”计算,燃油发电的成本在不同燃料发电成本的核算中为最高,也仅达到了40日元/千瓦•时。因此,VPP聚合的电力价格必须控制在40日元/千瓦•时以下,否则就没有任何竞争力。但根据响应次数和实际持续时间转换为度电单价时发现其价格仍高于电力批发市场均价。从交易价格来看,VPP当前还没有太多的经济性优势,如果没有大规模高频次交易很难生存。但是,VPP经济性不能只与批发市场或火电调峰价格去攀比高低,当前更重要的还是更多地吸引用户参与到电力交易中来,才能发展和壮大这一市场。 (四)建立和完善市场机制是VPP/DR可持续发展的关键 日本一年内仅1%时间启用的备用电站建设和运维费用竟占整个电力系统运维费的10%。因此,2014年6月的“第4次能源基本计划”提出:为推动用户侧有效开展节电,要积极创造条件引进新型“需求响应”模式,通过用户侧需求管理,维持发电容量的合理规模,实现电力稳定供给。“日本再兴战略(2016)”提出到2030年负瓦特交易量要实现与美国相同水平,达到最大电力需求6%的目标。日本最大电力需求峰值约为160吉瓦,按6%计算则为10吉瓦,相当于10座百万千瓦级火电机组。DR响应电量在电力批发市场(JEPX)上市交易,开创了日本电力市场的先河,故2017年被称为日本的“DR元年”。2017年4月,日本负瓦特市场正式启动。 近几年的负瓦特市场实践表明,减少负荷与增加度电具有相同效用和价值。于是,日本电力市场改革开始重新评估市场各方的利益和价值。保障电力供给所必需的容量价值和调节供需平衡以及维持电能质量的实时平衡价值应当显性化,即从电能本身的能量价值中独立出来。为此,2020年日本启动了容量市场,这一市场将成为DR的主战场,对DR资源的基本要求是:参与交易的最小单位1000千瓦,响应时间3个小时,持续时间3个小时,每年发起12次。 2021年日本还将开启供需调节市场,系统运营商的调节电源公开竞价将平移到这一市场,目前正在完善一次、二次和三次调节服务产品的基本要件。需求调节市场设计的服务产品根据响应速度和持续时间长短各有其用,新市场的创设为VPP/DR资源直接参与交易提供了可能。一次调节要求为响应时间10秒以内,持续时间5分钟以上,适合发电设备、蓄电池参与;二次调节要求为响应时间5分钟之内,持续时间15分钟以上,适合发电设备、DR、蓄电池参与;三次调节要求响应时间15~45分钟,持续时间3小时以上,适合发电设备、DR和个人用户剩余电力参与。 市场机制的完善使VPP/DR在不同市场环境下形成调度和竞价,从而在批发市场、容量市场、供需调节市场更具有广泛的适用性和多重效益性。因此,在市场刚启动之初,如何用好对于响应速度要求不高、交易量比较大的VPP资源对于培育市场具有重大意义。VPP/DR将从响应速度要求不高的三次调节开始参与,今后逐步扩展到响应速度要求高的一次、二次调节服务后才能彰显其经济性。 三、VPP未来市场展望 目前全球DR市场规模只占电力消费的1%左右,据IEA预测,到2040年将达到电力消费的18%。2019年度日本国内的ERAB市场规模约44亿日元,随着容量市场和供需调节市场的开设,ERAB市场将进入大发展轨道,2021、2025、2030年的VPP/DR收入总额预计将分别达到75亿、365亿和730亿日元。 加快发展VPP商业化,首先必须进一步扩大电源聚合优化调控规模,从目前的数十万千瓦扩展到数百万千瓦的水平;其次要加强VPP相关技术开发的资金投入,降低蓄电池和电动汽车的成本,扩大可调资源规模;再次要提高VPP交易平台的快捷性、安全性和可靠性,获得用户的高度认可与信赖才能吸引更多用户参与;最后要完善需求调节等各类市场的基础设施,改革现有的单向潮流的计价制度,以优化VPP/DR准入交易的市场环境。随着数字化发展和电力技术创新,根据VPP本身特性,市场还将产生多种多样的VPP商业模式。日本未来可以预期的重点市场领域有: 第一,为FIT期满的光伏用户提供聚合增值服务。2019年11月首批户用光伏补贴到期,出现了200~300万千瓦非FIT的光伏资源,之后每年还会有百万千瓦的增量,预计到2023年达到670万千瓦。对于进入零补贴时代的光伏用户来说,为实现光伏收益最大化,一般居民用户会加购成本不断下降的家用固定型蓄电池或发挥车载蓄电池的作用,“光伏+蓄电池”的VPP模式仍为主要形式。今后随着商用光伏以及风电项目补贴到期,此类商业模式将进一步扩大。 第二,蓄电池成为VPP/DR最重要的分布式电源。蓄电池的普及与利用直接关系到ERAB市场能否扩大,特别是搭载蓄电池的电动汽车,利用V2X(V2H、V2B、V2G)技术可以扩大VPP/DR的应用场景。到2030年电动汽车普及目标要占新车的20%~30%,因此电动汽车蓄电池的容量将会远远超过家用固定式蓄电池的容量。此外自备发电机、大型卡车、建设机械、农业机械、船舶等动力燃料基本使用柴油,若将这些设备和交通工具实现蓄电池替代,VPP市场潜力将更加巨大。 第三,激活备用电源资源。日本目前全国拥有的防灾备用发电机6193台,装机容量约1吉瓦。热电联产设备约有1.7万台,其中民用1.29万台,工业用4673台,装机容量约10.6吉瓦。公共设施和大楼还设有大量的防灾专用蓄电池,将这些平日闲置的资源投入市场交易,将大大扩大VPP市场规模,特别是100千瓦以上的天然气热电联产系统拥有8吉瓦的装机容量,未来有可能成为VPP市场的主力军。 第四,用户侧之间实现P2P直接交易新模式。为加强VPP交易的公平性、安全性和准确性,以P2P直接交易为特点的VPP平台主要基于区块链技术开发,VPP平台可自动调控逆向潮流,采用区块链技术可实现分布式电源出力的精确核查、点对点电力交易的撮合等革命性应用,让电力生产者、售电部门和消费者可以实现“直连”,未来个人用户的光伏发电无须经过电力公司就可直接交易上网,此举将大幅降低电力交易成本,提升交易效率。 第五,提供VPP平台的增值服务。如同智能手机一样,利用VPP平台可提供安保、医疗、保健等能源领域之外的多种服务,为客户创造新价值。分布式能源具有多源、多点及与需求侧密切互动的特点,是一个开放式的能源系统,特别适合构建具有能源互联网经济特征的商业生态,因此,分布式能源互联网市场必将产生更多的新商业模式。  ...
随着新能源“评价上网”项目连续第二年试点实施,国家有关“平价上网”项目政策渐趋丰富。“平价上网”的政策规定散见于国家发改委、国家能源局的多个规范性文件中,且规定与地方实践执行也存在着较大差异。为了帮助大家更好的梳理新能源“平价上网”政策,我们对相关问题进行总结,供大家参考。 平价上网项目的含义是什么?应执行何种电价? 很多人认为平价上网项目,顾名思义,就是执行当地脱硫燃煤标杆上网电价;其实,从2019年、2020年国家发改委公布的政策来看,平价上网是有特殊含义的:“按项目核准时国家规定的当地燃煤标杆上网电价与风电、光伏发电平价上网项目单位签订长期固定电价购售电合同(不少于20年)”。从上述规定看,平价上网项目是按照“项目核准时”的燃煤标杆电价上网的,有助于投资人测算投资收益的;否则,通常情况下燃煤标杆电价是不断调整的(调整权在于政府,且将来如何调整存在不确定性)。另外,早在2019年10月,国家发改委已经下发修改了燃煤标杆电价制度,将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。因此,从逻辑分析上看,平价上网项目应执行项目核准(备案)时的燃煤发电基准价格。 遗憾的是,在我们接触的平价上网项目中,电网企业没有相应的修正其合同模板,仍采用短期购售电合同(PPA),并明确约定电价要随着政府调整上网电价而调整。我们认为,平价上网项目的购售电合同(PPA)如不存在《合同法》第52条规定的无效情况下,为合法有效的合同。因此,平价上网项目执行的电价,最终要看在购售电合同(PPA)是如何约定的,并以约定的为准。 纳入平价项目上网试点范围有何意义? 有人认为,平价上网是一个结果,对于新能源项目自动可以实现平价上网(就是国家不给补贴!)那么,国家近两年实施的平价上网项目试点,以及公布平价上网项目目录有何意义呢?我们认为,平价上网项目实际可以分为两种类型:一是“被动平价”,即有补贴项目因各种原因(如倒卖路条、拖延并网等)被主管部门剥夺补贴的资格;二是“主动平价”,即项目主体主动申请实施平价,并被纳入平价上网项目目录。两者最大的区别在于,“主动平价”政策上讲可以享受国家规定的优惠政策,主要是: 仅享受地方补贴的项目仍视为平价上网项目。 可以签订长期(20年)的购售电合同(PPA)。 不要求参与电力市场化交易(就近直接交易试点和分布式市场交易除外)。 不要求参与跨区电力市场化交易。 对纳入试点的就近直接交易可再生能源电量,政策性交叉补贴予以减免。 土地、金融、并网等方面其他优惠政策。 平价上网项目是否适用保障性收购(最低保障小时)制度? 2016年,国家发改委就出台了对于“部分存在弃风、弃光问题地区,对规划内的风电、光伏发电实施最低保障收购年利用小时数”制度。该制度出发点是为了解决弃风弃光问题,但近年来,在某些地区该制度已经异化为一种变相的降价措施。在保障小时之外,将不再执行约定的或国家规定的电价,即“保量不保价”,超出保障小时,须强制参加市场化交易,变相降价。如果平价上网项目在超出保障小时后,不参加市场化交易,项目是否会被进行限电?对此国家发改委的政策规定是: 电网企业应确保项目所发电量全额上网。 如存在弃风弃光情况,将限发电量核定为可转让的优先发电计划。 经核定的优先发电计划可在全国范围内参加发电权交易(转让)。 从实践情况看,上述规定并没有能够切实落实到位,平价上网项目仍存在限电的风险。 违反平价上网项目最晚并网时间有何法律后果? 2020年平价上网的政策是:2019年第一批和2020年风电、光伏发电平价上网项目须于2020年底前核准(备案)并开工建设,除并网消纳受限原因以外,风电项目须于2022年底前并网,光伏发电项目须于2021年底前并网。逾期并网的项目,将会被平价上网项目清单中移除。 对此,国家能源局给与的官方解读是:逾期并网的,将不再享受19号文件(见本文附注)有关支持政策。因此,项目单位应审慎评估平价上网项目优惠政策对于项目的重要意义,合理确定项目排产及工期安排。 本文涉及到的政策规定: 1、国家发展改革委《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》(发改能源〔2016〕1150号) 2、国家发展改革委 国家能源局《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》(发改能源〔2019〕19号) 3、国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》(发改办能源〔2020〕588号) 4、国家能源局对于《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》的官方解读 5、国家发展改革委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》(发改价格规〔2019〕1658号)...
一、现代电网的发展重心已转移到配电网 配电网强则电网强,这是业内的共识。配电网是整个电力系统的基础和核心,一个电网可以没有特高压,但不能没有配电网,特别是在配电网有源化的今天,更是如此。  人类利用能源的方式,经历了以薪柴为主,到以煤炭为主,再到以油气为主的转变,今天正在向着以可再生能源为主转变。能源转型和技术的创新进步,为配电网的发展提供了历史机遇。之所以说是历史机遇,是因为能源转型要求重塑电网,或者说要求电网革命,首当其冲的正是配电网。因此配电网正在经历着一次深刻的、划时代的变革,它正在向着有源化、局域化、协同化、低碳化、智能化、市场化的方向发展,即正在向能源互联网转型。配电网变革是能源供给、消费、技术和体制“四个革命”的重要抓手,也是实现能源转型的主要途径。今天配电网的地位比以往任何时候都更加重要。 电网发展重心由输电网转移到配电网,是电网发展战略与时俱进的必要调整,它主要基于下述事实:  (1)可再生能源资源的充分开发利用,促使越来越多的分布式电源直接接入配电网,使配电网具备了供电的功能和平衡部分电力需求的能力。  (2)能源互联网是实现能源转型的重要支撑,它的建设热潮将在配电网内持续数十年。实施“互联网+”智慧能源战略,将催生能源利用的各种新模式和新业态,使配电网由单一电力配给网络,变为一个协同多类能源,为用户提供最佳能源服务的智慧平台。  (3)配电网面临来自多方面的挑战,是一片创新创业的热土。谁能够利用新技术和新手段,在高比例风电和光电的情况下,确保可再生能源的充分利用,确保配电网与输电网的良性互动(即互相配合、互相支持),确保配电网为用户提供最优质的综合能源服务,谁就占领了能源技术革命的制高点。  (4)由于传统电源(水电、核电、火电)建设数量减少,或速度减缓,或逐渐退出,与之相对应的超高压输电网(含网架),正在从外延型电网变为内涵型电网。  电网发展重心的转移,并不意味着否认输电网的重要性和其无可替代的作用,而是意味着对现代电网向扁平化、分布式方向发展的趋势有清晰的认识;意味着电网的发展更加注重质量;意味着以更加尊重专业、更理性、更慎重的态度对待交流特高压工程;意味着认真执行能源供给革命“以分布式利用为主,推动可再生能源高比例发展”的路线(见国家发改委和国家能源局文件《能源生产和消费革命战略(2016—2030)》);意味着下更大的决心,采取更有力的措施(包括建立新的体制机制),推动配电网的变革创新,加速实现能源转型目标。  我国的电网规划建设一直存在着“重输轻配”,“好高骛远”的倾向,人们明显看到的问题是,片面强调能源资源与经济发展要求逆向分布的情况,过度求“高”(高电压)、求“大”(大容量)、求“远”(远距离),忽视或消极对待本地可再生能源的开发和配电网的发展。尽管近年来情况有所好转,但由于我国配电网覆盖面广,各地的发展很不平衡,累积的问题多,就整体而言,对配电网的重视程度与输电网相比还是有较大差距。  我国也有丰富的可再生能源资源,而且分布较为均匀。据有关文献统计,我国技术可开发风能资源约35亿千瓦,太阳能资源约22亿千瓦,其中中东部地区风能约11亿千瓦,太阳能约9亿千瓦。可再生能源开发应当遵循“集中开发与分布式开发相结合,以分布式开发为主,就近开发优先” 的方针,积极开发可以就近接入配电网的分布式可再生能源。今天对于我国来说,真正需要下功夫,而且是下大功夫研究的,其实不是电怎样从远方来、而是电怎样从身边来的问题,这是电网发展重心转移的要求,更是加快能源转型的需要。  美国学者、社会预言家杰里米·里夫金2010年左右,在其出版的《第三次工业革命》一书中,详细论述了关于化石能源如何向可再生能源转型的构想,提出了建设“能源互联网”的主张。他预言在未来的社会里,每个人都可以既是能源消费者,又是能源生产者,人类将迎来能源民主化的新时代。他认为能源革命将使“分布式智能网络”成为电网主体,而这个“分布式智能网络”就是双向信息化和智能化的、能够将数以万计的微型电厂生产的电力汇集并配送给用户的“能源互联网”。显然,里夫金的愿景正是今天配电网变革要实现的一个重要目标。可以这样说,杰里米·里夫金《第三次工业革命》一书的出版时间,是一个重要的历史节点,现代电网的发展重心就是从那个时候开始转向配电网的。  二、配电网规划是电力发展规划的基础和主要内容 这个观点在传统的电力发展规划中是不完全正确的,传统配电网只承担单一配电功能,其规划的主要任务是核实受端的负荷水平,对其它方面的要求是很低的。但今天情况不一样了,配电网已成为或正在成为有源配电网,平衡部分电力需求已成为它的一项重要功能。可以这样说,如果没有各地深入、完整的配电网规划研究,就不可能产生符合国情又具有前瞻性的全国电力发展规划。国家“十四五”电力发展规划的编制,配电网的规划研究是一个抓手,有必要将其列为专题,限期高质量完成。  建议国家能源局统一提出相关要求,由各省能源局主持并委托有相应资质的咨询机构,完成本省“十四五”配电网规划研究。一般以县级配电网为单位进行研究,重点是:  a、各种可再生能源资源的技术和经济可开发容量评估;  b、可再生能源电源及天然气分布式电源发展规划及中长期展望;  c、城镇、工业园区的供电和多能互补方案研究及中长期展望;  d、需求响应资源核查和评估;  e、充电桩建设方案及中长期规划; f、农村分布式能源建设路径及供电供能典型方案研究等。 规划研究的重点区域是中东部地区。规划成果完成后,由各省能源局在国家能源局指导下,组织专家评审验收。  我国五年一次的电力发展规划编制,一直存在着“电从远方来”还是“电从身边来”的争论。从理论上讲,大家都明白必须两者相结合,但在实际规划建设时,怎样结合差别很大,原因就是缺少了一个体现能源“四个革命”精神的中东部有源配电网规划,使人们难以判断西电东送是否还需要继续扩大规模,还是只需要维持现状,甚至减少。从电网的技术经济特性看,长距离输电其实是一种无奈的选择,尤其是建设空冷火电机组超长距离输送煤电,能耗高,安全风险大,是最不可取的。电网规划不能将远距离输电当做追求的目标,如果远方来电与身边来电发生矛盾,远方来电无疑应当让位于身边来电。  有源配电网的规划研究实质上是受端电网自身的供需平衡研究,也是分布式可再生能源的开发利用研究,它的成果既是电力发展规划的主要组成部分,也是远方来电规划的依据。  三、输配分开为配电网的变革发展提供体制保障  与输电网的统一性、整体性、枢纽性的特点相反,配电网具有分散性、局域性、终端性的特点,由此决定了配电业务属于竞争性业务;尽管它有一定的特殊性,比如只能在规定的地域内经营,但这并不改变其竞争性的本质。中央在2015年3月下发的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中提出,要“有序向社会资本开放配售电业务”,“鼓励社会资本投资配电业务”;在2019年12月下发的《关于营造更好环境支持民营企业改革发展的意见》中再次提出,支持民营企业“以控股和参股形式开展发电配电售电业务”,说明国家决策部门对配电与发电、售电同属竞争性业务是完全认可的。  配电网垄断经营的现行电网体制,存在诸多不利于、甚至妨碍配电网创新发展的弊端。  (1)不能利用社会的力量和智慧  电网垄断企业尽管规模巨大,有专业人才,但在计划和垄断体制的长期影响下,已经形成的企业文化、思维方式和价值取向等,会无形中将员工的创造性限制在某一个维度内。配电网的变革重塑是一个伟大而艰巨的事业,成就这个事业,最需要的是危机意识和多维度的创造力,而这恰恰是垄断企业天生缺乏的“基因”。配电网分布广泛,数量众多,情况千差万别,其变革发展面临着来自观念、技术、体制机制、运营模式等多方面的挑战,有无数难度高、创新性强的工作等待开展和完成。如果不打破垄断,让更多的有志者和企业为其贡献聪明才智,很难在较短时间内达到预期目标。  (2)难以大量吸引社会资本  社会资本不宜投资垄断业务,增量配电业务改革的一个目的,就是要创造条件,吸引社会资本投资配电网。实践表明,在基本保持现行电网垄断体制的前提下,增量配电业务改革碰到的问题和困难,很难得到解决,如果不调整思路,前景堪忧。主要由一家巨大的输配一体化的垄断企业与若干小型配电网企业竞争,这样一种市场格局,投资者担心它的公平公正性是必然的,失去投资积极性也是难免的。  (3)不利于配电网电力市场建设 配电网有源化和向能源互联网转型,必然要求配电网内部也建设电力市场,开展以分布式发电为主的能源交易。这个市场是我国电力市场交易体系的一个组成部分,也是配电网变革创新的助推器。2017年10月国家发改委和国家能源局即下发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,但由于利益的冲突,试点举步维艰。垄断体制本身就与市场经济矛盾,指望在配电网基本还处于垄断经营的情况下,建设配电网电力市场,开展公平的电力交易,是不大可能的。  打破配电网的垄断,颠覆旧体制,这是电力体制改革(能源体制革命)的基本任务。打破垄断的有效方法,是将自然垄断的输电业务与竞争性的配电业务分离,实行输配分开的新体制。从我国国情出发,为保证市场竞争的公正公平性,输配分开宜采取产权分开的模式。配电公司的组建或整合可以有不同的方案,需要进行细致的比较研究,但基本的原则有三个:一是有利于形成公平竞争的格局,避免出现新的垄断;二是有利于履行电力普遍服务义务和承担保底供电责任,以及其他社会责任;三是有利于服务地方经济以及解决农村供用电问题。  具体的方案可以做这样的设想:将大电网分离出来的大部分存量配电网(不少于50%),组建为10个左右的全国性配电集团公司,其分公司或子公司在每个省的数量合计不宜超过5家;另一部分存量配电网与地方配电网整合,组建为数量适当的省级配电公司;原有的工业园区配电企业、增量配电业务改革形成的配电企业可保留(亦可根据需要进行整合),形成大、中、小配电企业(公司)并存的格局。  输配分开后,配电网应由地方政府主管,配电网的规划审批、特许经营、监管以及电价核定等权限,都应归属于省政府。  可以预见,配电企业之间不仅有“比较竞争”,也有优胜劣汰的“对抗性竞争”,部分经营不善的配电企业,会被提前收回特许经营权,或让位于新业主,或被其它优秀的配电企业兼并。竞争将促使每个配电企业变压力为动力,不断推动配电网的变革重塑向更高水平发展。...
一线品牌不断扩大更具竞争力的新产能,让光伏电池行业呈现出强者愈强的格局。然而,技术迭代速度不断加快,在下一代技术商业化到来时,头部企业还能保持在电池行业的领先位置吗? 光伏电池产业是中国光伏制造业中产能最为分散的领域。中国光伏行业协会统计显示,2019年中国前5大光伏电池生产商产量仅占行业总产量的37.9%,集中度远低于多晶硅、硅片环节,也低于同样产能分散的组件端。 2019年中国多晶硅前五大生产商产量占比为69.3%,硅片则为72.8%。在组件环节,前五大生产商也占据了42.8%的产量份额。 中国光伏电池的头部厂商正在迅速扩产,以改变这一局面。今年2月,通威股份发布2020-2023年的发展计划,其中电池片产能计划到2023年达到80-100GW。该公司计划到2023年电池片产量占全球市场份额30-50%。 爱旭股份的扩产计划同样令人印象深刻。今年1月,爱旭股份发布了未来三年(2020~2022)扩产计划,计划到今年底将光伏电池产能扩张到22GW,2021年底达到32GW,2022年底达到45GW。 一线的光伏电池厂商也在紧跟头部企业扩产。由于整体光伏电池产能的严重过剩,这意味着大量的二三线电池生产商将逐渐出局。 光伏电池一线厂商的低成本、高品质,以及不断扩产的更具竞争力的新产能,让光伏电池行业呈现出强者愈强的格局。 但这样的趋势仍然存在变数。随着现有电池技术的转换效率逐渐达到天花板,光伏电池行业正在酝酿新一轮的技术革新,多种技术路线正在加紧赛跑,以率先突破技术经济性的临界点,成为下一代大规模商业化的主流电池技术。 在这个光伏电池技术变革的前夜,各家正在押注看好的下一代技术。由于光伏电池行业有专业的设备生产商,行业内人员流动频繁,几乎没有技术壁垒。这意味着在下一代技术突破临界点后,押对方向的生产商,将享有最好的利润回报,并可以在最佳时机扩产,就像通威股份和爱旭股份走过的路一样。 通威股份和爱旭股份是现有电池技术的最大获利者,正在积极扩产,并布局各种技术方向,以在这个没有技术壁垒的行业建立壁垒。其他的一些电池生产商,也在押注下一代的电池技术,只等经济性一旦突破,就立刻扩产。还有一些投资商,也在密切关注、跟进下一代光伏电池技术的进展,他们也希望能够抢准时机,复制通威、爱旭的成功故事。 从前所未有的产能扩张,到又一次的技术更替关口,中国光伏电池业迎来了一个变局时刻。在中国光伏业大规模发展的近二十年,这样的变局已经发生了很多次。在最终结局尘埃落定之前,各家电池生产商的起伏成败都还是未知数。 01电池双雄 第三方市场咨询机构PVInfoLink数据库统计,2019年光伏电池片出货量排名前两位的分别为通威股份和爱旭股份。值得注意的是,这份榜单的出货统计,未计入垂直一体化厂商对自有组件的出货。 通威和爱旭在光伏电池上的领先地位,很大程度源于其在PERC电池上超前布局和大规模扩产。以PERC电池产能计,通威股份为全球第一,爱旭则紧随其后。 PERC电池即钝化发射极和背面电池技术,最早可追溯至上世纪80年代,通过在常规电池的背面叠加钝化层,可以提高转换效率。相比常规电池,PERC电池产线上只须增加两道工艺,一道镀膜钝化,一道激光开槽。 PERC电池技术可在原电池产线上升级改造。2014年前后,中国光伏制造厂商开始逐渐导入PERC电池生产线。大规模产能扩产集中在2018、2019年。 中国光伏产业协会统计显示,2019年PERC电池占比已经达到了65%,超过了常规电池。与PERC电池市占率提高相对应,是PERC电池产能的快速扩张,2019年PERC电池产能已达到116GW,2019年年初尚为57GW,2020年有望达到188GW。 通威集团进入光伏电池领域要追溯到2013年(2016年将光伏资产注入控股上市公司通威股份),以8.7亿元收购了原来的光伏龙头赛维LDK位于合肥的电池资产,并正式成立了通威太阳能(合肥)有限公司。在此之前,通威集团的主营业务是水产饲料和畜禽饲料的生产和销售,并已经在2007年先行进入了光伏制造的上游多晶硅的生产和销售。 2015年4月,通威太阳能公司首次亮相当年全球最大光伏展——SNEC展会。当时业内还未预料到,这家光伏电池的新进入者很快会成为业内龙头。 通威的动作非常之快。赛维LDK的原电池产线是多晶电池技术路线,通威太阳能在合肥赛维的电池产线上积累技术经验。很快,在重新启动赛维电池产线两年后,通威开始在成都率先扩产新产能,布局双流的5GW晶硅电池项目,一期1GW,二期2GW,技术路线已经切换到单晶电池路线。 隆基股份作为单晶硅片的龙头,在2014年多晶占据市场顶点的时候,就看出单晶取代多晶的趋势,并向下游拓展,随着单晶取代多晶成为现实,隆基也成为全球最大的硅片生产商。 通威布局单晶的节奏与隆基相似。到2017年9月,通威已经拥有了3GW的单晶电池产线,以及原合肥2.4GW的多晶电池产线,当年产能已经达到了5.4GW。 在2015年,仅依靠合肥旧有多晶电池线,通威就已经成为国内出货量第一的光伏电池生产商,并成功将赛维亏损的电池资产扭亏为盈。随着后续电池产能的逐步投产,通威很快成为全球出货量最大的电池厂商。 通威切入到PERC电池是在双流电池基地三期,3.2GW的单晶电池产线加入了PERC工艺,并于2018年底投产,此外又在合肥投资2.3GW的PERC电池产线,并于2019年1月投产,这使得通威的PERC产能很快达到了5.5GW。 到了2019年,通威的电池产能在双流、合肥两大生产基地的基础上,再次开辟四川眉山电池生产基地和成都金堂生产基地,每个生产基地的规划的电池产能都突破了10GW,其中金堂电池生产基地规划产能达到了30GW。 截至2019年底,通威的电池产能已经达到了16GW,2019年通威的单晶PERC电池片出货超过10GW。据PVInfoLink统计,通威电池片出货量从2017-2019年连续三年位列世界第一。 相比通威股份,爱旭股份进入光伏电池领域的时间更早。爱旭股份成立于2009年,最早也是从事多晶电池的生产、销售。2017年,爱旭股份将其广东佛山的多晶电池产线改造为单晶产线,并在次年再次升级为PERC电池产能。 广东佛山之外,爱旭股份还在浙江义乌和天津布局PERC电池生产基地。截至2019年底,爱旭股份PERC电池产能达到了10GW,随着义乌二期电池项目在今年1月投产,爱旭股份的PERC电池产能达到了15GW,仅次于通威股份。 据PVInfoLink统计,2018、2019年,爱旭股份的电池片出货量仅次于通威,并在PERC电池出口方面位居第一。 爱旭股份和通威股份都公布了规模庞大的扩产计划。爱旭规划到2022年底,电池产能达到45GW;通威计划到2022年电池片产能达到6080GW,2023年达到80-100GW。 第三方产业咨询机构彭博新能源财经资深分析师江亚俐认为,2023年之前,全球光伏年新增装机预计不会超过170GW。 如果爱旭和通威的产能规划如约落地,这意味着到2022年底,仅爱旭、通威两家电池产能合计就将达到105-125GW。两家的全球市占率将可能达到70%以上。 两家企业都有电池行业的技术经验的积累,并超前布局,抓住了单晶替代多晶的历史机遇,并在后续PERC技术革新潮流中,抢准时机,在2018年就大规模扩产PERC电池产能,从而成为电池行业的领导者。 02模式之争 通威和爱旭在光伏电池领域的快速崛起,掀起了一股专业电池生产商的潮流。两者的迅猛发展,不仅体现在产能的迅速扩张上,在光伏电池的成本控制方面,也远远优于行业平均水平。 “通威拥有最好的成本。”江亚俐说。在光伏行业内部,一般认为通威的成本控制能力是独一档,爱旭和其他一线电池厂商是一档,其他电池厂商再一档。 成本控制能力是光伏电池竞争的核心能力之一,由于光伏电池设备商可以提供标准化的设备,因此对整个生产流程的精细化管理,降低成本则成了电池生产商差异化竞争的关键。 业界一般认为,通威在光伏电池上做到的低成本与其在管理模式上的创新相关。 通过扩大生产规模、精细化管理以及引入先进的无人生产线,通威股份在光伏电池的非硅成本控制上一直优于行业平均水平。 年报显示,2019年通威电池片销量13.33GW,其中多晶3.2GW,单晶10.13GW,平均非硅成本0.23元/瓦。 通威公告显示,如果仅计算单晶PERC产能,通威的非硅成本平均为0.22元/W左右,低于中国光伏行业协会统计的行业内平均单晶PERC非硅成本0.34元/W的水平。 爱旭股份的非硅成本略高于通威,但仍远低于行业平均水平。据招商证券研报,2019年爱旭股份单晶PERC电池非硅成本为0.25元每瓦,未来随着兼容210mm大硅片的新产线投产,非硅成本有望达到0.21元/瓦。 值得注意的是,爱旭和通威均没有或仅有极小的组件产能,这意味着他们生产的光伏电池几乎全部供应到公开市场,这与垂直一体化厂商电池产能绝大多数都供应给自身的组件业务,形成鲜明对比。 不过多位业内人士认为,通威与爱旭在电池非硅成本控制上的优异表现,并非源于其专攻电池片生产。 “主要是新产能、新设备。”一位不愿具名的电池生产商负责人表示,在光伏电池领域,新投产的产线往往比旧有产线更具有竞争力,生产效率提高,同时投资成本降低。 不仅通威、爱旭,包括隆基股份、天合光能、晶科能源等一线厂商新投产的电池产线,同样具备与通威、爱旭相比肩的非硅成本。 咨询机构EnergyTrend曾在2018年做过各光伏电池企业非硅成本的分析,通威股份和隆基泰州工厂处于第一梯队,拥有最好的非硅成本,爱旭和天合、阿特斯、晶澳、晶科等一线厂商的新投产电池产线拥有相当的非硅成本,第三梯队则是一些二、三线电池生产商,第四梯队是产能小于1GW,不能正常运营的电池厂商。 不管从成本控制、还是转换效率提升,专业化生产的模式并没有相对垂直一体化模式的独特的竞争力,其成本控制和效率提升,仍然有赖各家提升管理水平、投产高效率新产线,以及各家的研发团队水平。 上述不愿具名电池厂商负责人表示,恰恰相反,专业电池生产商的电池产线,经过几年后,相比新建产能也会失去竞争力,这时候往往会选择向下游发展,去做组件,甚至发展电站业务,来尽可能延长这些已成为旧产线的生命周期,让生产的失去竞争力的电池片在体系内消化。 晶澳太阳能就是一个典型案例,晶澳起家即从事光伏电池的研发、生产,2006年进入光伏电池领域后很快扩张产能,跃升为世界电池生产商前列,到了2011年,晶澳开始拓展组件业务,在合肥投资电池、组件一体化基地,之后又发展电站业务。 通威、爱旭大规模进入光伏电池领域的时间还不长,那些投产的电池产线还没有成为失去竞争力的“包袱”,不过通威已经呈现出向下游发展的趋势,除了上游更早进入的多晶硅领域,通威也有少量的组件业务,以及较大规模的光伏电站。 03扩产不停歇 通威和爱旭在光伏电池上的扩产计划令业界印象深刻,但事实上,光伏电池的扩产是一线电池厂商的普遍行为。 上个月初,隆基股份在西安的5GW单晶电池项目正式投产,这只是隆基三年扩产计划(20192021)中电池产能布局的一个项目。按照隆基规划,2021年PERC电池产能将达到20GW。 从2019年以来,不仅通威、爱旭,包括隆基、阿特斯、晶科、晶澳等一线厂商均在PERC电池上不断扩产。 从去年7月份开始,单晶PERC电池开始快速跌价。去年6月底,单晶PERC电池片的市场均价还在1.16元/W左右,到今年6月,158.75mm单晶PERC电池片市场均价已经跌至0.79元/W,接近一年时间,单晶PERC电池的价格下跌了30%以上。 从去年下半年开始,PERC电池价格快速下跌开始冲击那些成本控制能力较弱的电池生产厂家,整个电池行业的出货量开始向一线大厂集中。 中国光伏行业协会统计显示,到2019年12月,产能小于1GW的电池厂商产能利用率跌到了4成,产能小于2GW大于1GW的电池厂商的产能利用率也跌到了5成以下。作为对比,2GW以上产能规模的电池生产商,产能利用率则不降反升,突破了8成。 至于成本控制能力公认最为出色的通威股份,截至2019年11月,其电池产能已经连续63个月满产满销,开工率100%。 PERC电池产能过剩的背景下,成本控制能力优异的一线厂商加速扩产,来进一步提高行业集中度,并挤出那些成本控制能力较弱的中小电池生产商。 “通威、爱旭的扩产是零和游戏。”上述电池生产商的负责人表示。 事实上,一线大厂扩张的PERC电池新产能不仅将挤掉市场上弱势的多晶电池,也将对早期的PERC产能形成替代。 一家电池设备企业负责人在投资者交流会中表示,随着新PERC产能在2020年集中投产,预计2020年将有30-40GW多晶产能面临淘汰,同时前两三年投产的约20GW老PERC产能因成本较高也可能被淘汰。 光伏电池的头部厂商通过扩张产能来提升市占率仅是目标之一,事实上,由于新产能相比旧产能的竞争力优势,头部厂商也不得不继续扩产。 光伏电池产线作为固定资产投产,一般在十年折旧,但由于光伏行业技术更迭非常快速,电池产线往往在短短几年间就失去了市场竞争力。 在PERC电池从2016年快速产业化以来,光伏行业经历了一个技术更迭异常快速的5年,5年间,每年PERC电池的转换效率都在不断提升,新建产能的生产效率在快速提高,投资成本却大幅下降。 2011-2016年,光伏电池转换效率年提升约0.3%,2016年至今,PERC电池的转换效率年提升达到了0.5%,以上个月隆基西安投产的5GW电池项目为例,PERC电池量产效率已经超过了23%。 据中国光伏行业协会统计,2019年PERC电池产线投资成本已经降到了30.3万元/MW,折合约3亿元/GW。 一家电池厂商负责人表示,在2016年,一条1GW的电池长线投资成本要超过5亿元,但现在最新的投资成本只要1.5亿元/GW,如果配上好的设备,1GW产线投资成本也就在2亿元左右。 与投资成本大幅降低相对应,是PERC电池产线生产效率的大幅提升,这些带来了新产能相比旧产能的竞争优势,随着PERC新产能的投产,早前从常规电池改造而来的PERC电池产线,以及二三年前投产的PERC电池产线,都面临淘汰风险。 “头部厂商需要扩张新产能,来保持竞争力。”上述负责人表示,为了摊薄旧产能的相对较高的成本,也需要投产更大规模的低成本的新产能,“某种程度来说,电池厂商也不得不扩产。” 资本市场的普遍看好,也对电池厂商的扩产起到了巨大的推动作用。 隆基股份、通威股份、爱旭股份等在电池产能上扩产迅猛的厂商,均为国内资本市场上市,通过发行股票募资,扩充自身的电池产能,而新产能带来的竞争优势和市场地位提升,又反过来推动了公司市值的上涨。 7月24日,隆基股份市值突破2000亿元,再次创下记录,保持全球市值第一的光伏企业地位。7月21日,通威股份市值突破了1000亿元,成为全球第二家突破千亿市值的光伏企业,市值仅次于隆基。 上述电池厂商负责人表示,从投资回报的角度,由于光伏电池行业技术更新太快,把3年作为光伏电池产线的投资回收期限比较合理,在现实中,如果一年半还没有收回投资,就可能存在成本收不回来的风险。 该负责人认为,从投资的角度,2GW的电池产能是一个较为合适的投产规模,其规模足以产生规模效益,尽可能在3年内收回成本,同时又不至于在旧技术、旧产能上投入太多,最后成为面临淘汰的“包袱”。 “现在电池厂商的大规模扩产,资本市场的推动是关键因素之一,”上述负责人表示,他不太认同如此大规模的扩产,“但资本市场还认可这个故事。” 04技术大变局 PERC技术的量产效率在7月初到达了一个新的高度,隆基西安5GWPERC电池项目投产,PERC电池的平均量产效率超过了23%。 据中国光伏行业协会的最新统计,今年上半年,PERC单晶电池平均量产效率为22.4-22.5%,最高量产效率接近23%。 去年1月份,隆基曾宣布PERC电池实验室转换效率达到了24.06%,刷新了PERC电池转换效率的世界纪录。 业内普遍认为,23%的量产效率已经接近PERC电池技术的极限,未来还可以向24%效率提升,但将会是投入大、提效小的局面,和过去通过较少的投入,就可以获得比较明显的效率提升不同了。 光伏发电正处在普遍平价的前夜,光伏电站更低的度电成本意味着更高的投资收益,这也倒逼整个光伏制造业,来提供更低度电成本的电池、组件产品。对下游电站来说,电池、组件转换效率的提升,对降低度电成本至关重要。 从2015年起,提升电池、组件的转换效率就成为光伏行业的中心逻辑。其背后,是组件成本在光伏电站系统成本中的比例不断降低,这意味着,仅仅降低组件成本对降低整个电站系统成本的收益越来越小。 通过提升电池、组件的转换效率,可以在同等面积、重量的组件产品上,输出更大的功率,这意味着光伏电站将需要更少的逆变器、电缆、支架等辅助设备,由于辅助系统成本在电站系统成本中的比例已经突破了50%,这使得转换效率提升相比降低组件成本,能为电站系统带来更大的度电成本降低。 由于PERC电池技术转换效率提升已经接近天花板,整个光伏制造业开始在硅片端进行革新,通过推出更大尺寸硅片产品,带动电池、组件产线生产效率提升,降低生产成本。同时,大硅片也推动着组件向更大功率发展。 大硅片带来的更大功率组件产品,与提高转换效率具有相同的效应,即降低辅助设备所需的数量,从而更有效降低度电成本。 硅片尺寸的提升在不断突破现有产业及配套供应链的边界条件。硅片尺寸从156.85mm提升到158.85mm,利用了组件的冗余面积,电池、组件旧有产线也仅需微调即可,最终电池、组件产线提升了效率,组件产品提升了功率,158.55mm硅片很快成为主流。 接下来是隆基推出的166mm硅片,组件面积增大,功率显著提高,电池、组件产线升级改造就可以兼容166mm硅片。 相比166mm硅片更大的182mm硅片,同样增大了组件面积,大幅提高了功率,让组件厂商的组件产品普遍突破了500W。兼容182mm硅片需要新建电池、组件产线,但这一尺寸考虑到了产业配套的成熟度,比如现有运输用的集装箱、逆变器、支架的匹配度。 中环股份推出的210mm硅片则突破了各项边界条件。兼容210mm硅片需要新建电池、组件产线。天合光能、东方日升基于210mm硅片推出了600W+的组件设计方案,为匹配这一大功率组件,逆变器、支架等辅助设备厂商正在研发相匹配的新产品。 光伏组件在短短的半年里,就从500W+跃升到600W+,进入了供应链需围绕大功率组件研发新产品的新阶段,这实际意味着通过增大硅片尺寸提高电池、组件产线生产效率,推动更大功率组件进一步降低度电成本逼近了现有光伏产业链水平的极限。 一位不愿具名的业内资深技术专家表示,通过增大硅片尺寸,来提高组件功率,降低系统度电成本,是一条较低投入较高回报的技术路径,因为硅片在尺寸上的革新,新型电池技术的商业化向后推迟了。 今年5月29日,工信部发布《光伏制造行业规范条件(2020年本)》,要求新增单晶电池片转换效率需大于23%,这个效率是目前PERC电池量产效率的最高值。 政策的推动,以及硅片向大尺寸演进接近极限,使得光伏电站降低度电成本的压力再次来到了电池端,光伏电池制造业面临着提高效率的压力。 各家电池厂商都在储备相应的电池技术,以保证在下一轮的电池技术革新中不至于掉队。比如在通威的四年扩产规划中,提到通威在PERC+、TOPCon、HJT新型电池技术上均有重点布局。 PERC+是在PERC电池技术上在加入其它工艺,来进一步提高转换效率,还是属于PERC电池技术范畴,TOPCon和HJT电池技术则是业内公认最有潜力的下一代电池技术。 TOPCon和HJT技术公认相比Perc更具有转换效率的增长潜力。中国科学院微电子研究所研究员贾锐表示,TOPCon技术的最高量产效率已经达到了23.6%;晋能科技则公开表示,其HJT技术量产平均效率已经达到了23.85%,并计划在今年底突破24%。 但制约TOPCon和HJT技术产业化的关键在于投资成本。考虑到投资成本,PERC电池技术仍然是目前最具性价比的电池技术路线。 贾锐表示,同为1GW电池产线,TOPCon技术要比PERC技术高出30-40%的投资成本,而HJT技术则为PERC电池技术投资成本的3倍以上。此外,不管在电池片的良品率以及产线长周期稳定运行方面,TOPCon和HJT技术都难以比肩成熟的PERC电池技术。 江亚俐认为,至少在三年之内,PERC电池技术都将是市场的绝对主流。这也是光伏业内的主流观点。 上述资深技术专家表示,目前比较稳妥的一种技术升级路线是投资PERC产线,为后续的PERC+、TopCon技术预留升级空间,等待技术成熟,先升级PERC+技术,再升级TOPCon技术,相对风险比较低。 TOPCon技术可以在PERC电池产线上升级改造,而HJT电池技术则必须新建电池产线,而且TOPCon电池的投资成本要远低于HJT电池,因此多位业内人士均看好TOPCon技术成为PERC的替代技术。 深圳拉普拉斯能源技术公司是专注TOPCon电池技术的设备生产商。拉普拉斯总经理林佳继认为,PERC+技术也正在研究之中,并未成熟,并不一定是现有PERC技术到TOPCon技术的中间过渡技术路线,如果TOPCon技术成本进一步降低,现有的电池生产商完全没必要在PERC+技术上继续投入精力,可以直接升级到TOPCon技术。 林佳继透露,今年拉普拉斯接到的设备订单对应的TOPCon产能已达6GW,为应对即将到来TOPCon电池产能建设,拉普拉斯位于无锡的TOPCon设备生产基地将在年底投产,该基地的设备产能可供应每年20GW以上的TOPCon电池生产设备。 一家光伏电池上市公司的原首席技术官表示,他更看好HJT电池技术的前景,HJT技术多年来进展缓慢,主要原因是HJT电池技术专利拥有者日本三洋的专利壁垒,2015年三洋专利保护期满后,HJT技术产业化进入了快车道。 “HJT技术和TOPCon技术在赛跑,现在TOPCon技术跑得稍微领先一点,但不代表会先到终点。”上述技术专家表示,未来随着技术突破,HJT技术的成本会大幅降低,就好像金刚线切割技术成熟,推动单晶成为主流一样。 江亚俐认为,至少在2023年之前,PERC电池产能还将是新增电池产能的绝对主流,包括HJT、TOPCon、HBC在内的N型电池技术,将合计不足10%的市场装机规模,其中TOPCon技术占据6成份额。 05王无恒王? 在中国光伏电池业大规模发展的近二十年间,位列第一的电池生产商变动频繁。 尚德电力曾经是全球最大的光伏电池生产商,已经在2019年宣布破产;赛维LDK也曾经进行过规模庞大的光伏电池扩产,如今其在合肥的电池资产已经出售给通威股份。 就在通威、爱旭快速崛起之前,中国台湾电池厂商还曾扮演过重要角色,以通威、爱旭为代表的专业电池生产商兴起后,台湾电池厂商的市场份额和产能都在不断萎缩。 晶澳也曾经登上过全球光伏电池第一的宝座,也在通威、爱旭的迅速扩产下,名次被挤到后面。 通威和爱旭都宣布了大规模的电池产能扩张计划,希望通过扩产,来提高市占率,巩固自身在光伏电池行业的地位。 上述两家公司都在借助这一轮的PERC电池技术浪潮兴起,考虑到中国光伏电池业正处于一个技术变革的关口,现在的头部电池厂商还会在下一个技术商业化时,保持在电池业内的领先位置吗? 多位业内人士认为,中国光伏电池产业技术更迭非常迅速,新产能在生产效率和投资成本上的比较优势,使其在与旧产能的竞争中处于优势地位。 相比常规单晶电池,PERC电池在效率上占据优势,常规单晶电池在市场上又优于多晶电池,即使在PERC电池内部,新投产的PERC电池产能,要优于常规单晶电池升级改造而来的PERC电池产能,最新投产的PERC电池产能,又要明显优于早几年投产的PERC电池产能。 光伏电池的新进入者,其电池产能总是因为新投产,而在市场竞争中处于优势,就好像通威和爱旭的崛起一样,叠加新电池产能和新技术,是其非硅成本远低于行业平均水平的重要原因。 为应对新产能的冲击,头部电池厂商往往选择扩产来保持自己电池产能的竞争力,扩产的总是最具竞争力的新产能,不断有更大规模的新产能投产,也可以摊薄旧有产能相对较高的旧成本。 面对新产能的冲击,头部厂商还可以通过扩产来防御,但面对新兴电池技术的到来,头部厂商往往反应相对要慢一些。 由于具有专业的设备生产商,可以提供标准的产线设备,而业内人员又流动频繁,这使得中国光伏电池厂商很难保持相对竞争对手的技术壁垒。 一位业内技术专家认为,头部电池厂商意味着已经拥有庞大的电池产能,这些产能往往还没有折旧完成,全部收回投资成本,这导致头部厂商在接纳新技术,并快速大规模扩产上态度偏向保守。 这首先要取决于新电池技术能够多快取代现有技术。行业主流观点认为PERC电池技术至少在3-5年内仍然会占据市场绝对主流。但押注TOPCon和HJT技术的相关厂商显然不这么认为。 作为一家TOPCon电池设备厂商的创始人,林佳继认为TOPCon技术就是下一代大规模商业化的新型电池技术。 “今年下半年到明年就是扩产的最佳时机。”林佳继表示,在这个时间节点扩产TOPCon电池的厂商,会在未来的电池市场中获得一个好的市场地位和投资回报。 一位正在寻求资本投资HJT产线的技术专家则表示,HJT技术正处在成本快速下降的前夜,他预计到明年,HJT技术的投资成本就会降到与PERC技术相当。 林佳继认为,新的电池厂商的领导者往往需要超前布局新技术,在合适的时机扩产,扩产要迅速,以拉开与同行的差距,因此,他觉得新技术出现会让行业再次出现跨界进入的电池投资商,这些投资商既没有存量的产能“包袱”,也没有思想包袱,就好像通威从水产饲料生产切入到光伏电池行业,东方希望集团切入到多晶硅行业一样。 “说不定新的光伏电池新星会来自家电等传统行业,”林佳继说,家电行业的收入、利润增长都到了天花板,通过管理控制成本也做到极致,而且家电巨头都对新能源行业密切关注,“TCL控股中环股份就是一个信号。”...
今年6月,中电联发布的《增量配电业务改革试点情况及政策建议(摘要版)》指出,从过去3年国家发改委、国家能源局对试点项目的批复情况看,增量配电改革试点项目批复进度过快,已经背离了“先试点、后推广”的工作方法。 《建议》显示,截至2019年6月底,国家发改委、国家能源局共批复四批404个增量配电改革试点项目。其中,第一、二、三批试点项目共计320个(第四批项目2019年6月批复,相关进展情况未统计),其中,156个试点项目确定了业主,92个试点项目确定了供电范围,57个试点项目取得了电力业务许可证(供电类),另有17个试点项目已提出了退出申请。另据多位受访专家透露,由于现有问题多未得到解决,上述数据至今并无明显好转。 《建议》直言,增量配电业务改革的问题出在体制机制之上,在没有形成有效的解决办法前,继续扩大试点范围对于矛盾的解决帮助不大,还会扩大矛盾存在范围,增加不必要的改革成本。但记者了解到,目前增量配电网改革并无放缓之势,相关部门已组织专家开展调研,第五批增量配电试点发布在即。 “如果现在已经发现的问题都迟迟得不到解决,再搞新的试点是否还有必要?” 国家发改委发布首批105个增量配电业务改革试点名单时,在《规范开展增量配电业务改革试点的通知》中明确,将鼓励和引导社会资本投资增量配电业务。 “国家层面之所以要推进增量配电改革,就是想以此打开电网监管的一个窗口,通过引入其他经营主体形成比较竞争,最终捋顺成本。”北京鑫诺律师事务所律师展曙光告诉记者,“但对于社会资本来说,增量配电是参与国家基础设施建设、获取稳定收益的一个很好的途径。” 华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏也指出:“2019年国家发改委印发的《产业结构调整指导目录(2019年本)》,也将增量配电网建设纳入鼓励类项目当中。” 那如何看待试点暴露出的问题?“试点之所以是试点,就是要在很多东西还没有做过的时候,通过试点去发现问题,并总结经验,优化改善,再去推广。”吴俊宏表示,“现在第五批试点还未公布,前四批合计400多个试点,目前存在的问题已经暴露得差不多了,通过试点发现问题的目的也已经基本达到,而如果现在已经发现的问题都迟迟得不到解决,再搞新的试点是否还有必要?改革总归还是要朝着常规化的方向发展,不能只是搞搞试点就完了。” 另据吴俊宏介绍,由于增量配电项目长期冠以“试点”之名,地方由此出现了“唯试点论”的情况,并已对相关产业投资者的心态造成了影响。更有业内人士反映,一些本身质量不过关的项目,在申报试点的过程中存在投机倒把的侥幸心理,以致项目审批工作出现乱象。“例如,规划部门或专家可能在审批时要求有些项目提交一些补充材料,使评判更加客观合理,但项目投资者此时却往往忙于‘找关系’,催生出审批权滥用的情况。”上述业内人士说。 “试点工作更重要的是培育典型,通过典型试点的推进来反映体制机制上的突出问题并进行调整。”中国社会科学院财经战略研究院副研究员冯永晟表示,“理想状态下,在经历两三轮试点后,我们应该能够看到成功经验的复制,而不是试点数量的简单累积。” “增量配电改革中发现的种种问题解决得太慢,没有跟上改革应有的节奏” 虽然试点项目一批批通过评审,但多位受访人士指出,试点暴露的问题却始终不见减少:除《建议》中提出的缺乏技术与服务标准、配网整体规划管理薄弱、审批措施不完善等问题外,配电定价机制缺位、配电网市场地位不清晰、非试点项目受歧视等问题也随着一部分项目的落地运行逐渐显现。在此背景下,该如何看待试点的快慢问题? “有的观点认为,说话口吃的人脑子聪明,口吃是因为思考的速度太快。实际上呢?他思考的速度是正常的,是表达能力跟不上。”展曙光以此类比认为,不能简单地因为改革中存在尚未解决的问题,就得出试点推进过快的结论,“与其说现在试点批得太多、太快,不如说是增量配电改革中发现的种种问题解决得太慢,没有跟上改革应有的节奏。” 一位不愿具名的电力行业专家表示:“增量配电最终会动摇电网企业的利益,政策在输配电价改革等方面没有做好衔接与协调,导致目前增量配电改革给予投资者的信号是扭曲的。再加上电网企业,特别是基层企业在实际工作中对改革理解的差异,项目开展时必然会遭遇一系列的阻碍。” 对此,2018年国家发改委、国家能源局发布的《关于增量配电业务改革第一批试点项目进展情况的通报》曾一针见血地指出,“试点项目进展总体缓慢,一些地方政府和电网企业在改革关键问题、关键环节上认识不到位,与中央改革精神存在偏差”;此后,2019年两部委发布的《增量配电业务改革试点项目进展情况通报(第二期)》再次指出,虽然各方面认识明显提高,但“部分地区落实情况较差,试点项目进展依然缓慢”。 “地方政府与地方电网公司之间的复杂关系,决定了地方上往往不愿为了规模不大的增量配电项目去承担与电网‘作对’的风险。”上述电力行业专家对此解读称,“尤其是目前国家发改委并没有对一些关键矛盾作出明确政策要求,甚至已有政策在制定和执行上也缺乏衔接、存在矛盾,在这种情况下,地方政府推动增量配电改革的积极性往往难以被调动起来。” “国家层面一定要通过政策、规则的制定,体现出坚定的改革态度” 增量配电改革既然是“难啃却不得不啃的硬骨头”,那么国家层面为何未对地方作出强力的政策约束呢? 吴俊宏认为,国家发改委在制定政策时有很多原则性的表述,初衷是让地方有发挥的空间。“但这有一个前提,那就是地方对改革要求要理解透彻并敢担当、敢作为。而目前地方上对改革工作理解不足、不敢主动作为,本来是上面说的越少、下面可操作的空间越大,现在却成了上面说的越少、下面做的也越少了。” 另外,各地情况差异巨大,不宜制定太过具体的规定。对此,冯永晟举例称:“试点中不乏一些基础很好的项目,例如郑州航空港,配电区内有稳健的大规模产业,相比其他一些新启动的项目具备很多先天优势。但这种成功能否复制?增量配电试点项目对地方的实际贡献究竟有多少?各地的实际情况差异很大。” 冯永晟进一步指出,很多地方增量配电试点落地了,但园区负荷没有落实,最终不管是配网还是售电业务都无从开展。“电力毕竟是一个基础性产业,需要支撑其他产业才能实现发展。有的地方希望先把增量配电项目争取过来,然后再靠它去招商引资。但这个想法能否实现,最终还是要看当地是否具备各种营商环境,这些都不是一个增量配电项目可以决定的。” 展曙光表示,虽然目前很多问题没有得到解决,让部分投资者感到寒心,“但试点的‘压茬推进’,也向投资者展示出国家层面对于推进增量配电改革的决心。当然,仅凭这些是不够的,国家层面一定要通过政策、规则的制定,体现出坚定的改革态度,而且要将这种态度落实,不能摇摆。” 吴俊宏认为,增量配电改革应该建立非试点形式的长效机制。“这个长效机制应该包括地方政府规划、项目流程、增量配网项目的价格机制与盈利机制等各个环节。一旦价格机制捋顺了,项目投资价值有保障,其它不规范、不完善的问题都会有突破和解决的动力。”   增量配电网改革是新一轮电力体制改革的核心内容之一,因涉及电力市场 “蛋糕”的重新切分,一直被认为是电力体制改革成功与否的重要“试金石”。因此,增量配电网改革的一举一动,历来备受各方高度关注。 增量配电网原则上是指110千伏及以下电压等级电网和220(330)千伏及以下电压等级工业园区(经济开发区)等区域电网。通俗一点讲,增量配电网改革就是要在增量配电网的基础上,组建成立全新的电网公司,这些公司将作为独立的市场主体,同国家电网公司和南方电网公司等传统电网企业一同参与配电和售电市场竞争。由于传统电网企业曾占据几乎全部市场份额,所以增量配电网公司的成立,也意味着电力市场格局的重塑。因此,无论是从改变电力市场格局的角度讲,还是从提升电网行业市场竞争程度、推进电价市场化改革的角度讲,增量配电网改革在电力行业都具有重大而深远的现实意义。 跳出行业来看,增量配电网也是我国混合所有制改革的重要领域。增量配电网是国家重要基础设施,能够获得稳定收益,是混合所有制改革的“优选项”。所以,改革启动伊始就引来了各方资本跃跃欲试。 在“电改”和“混改”的双重利好下,主管部门自2016年底以来,已分4批次合计启动了404个试点项目。这一可观数字充分说明,作为改革的重要切入口和抓手,增量配电改革试点项目目前已形成遍地开花的良好势头。尤为值得一提的是,部分试点项目已经进入正常运营,起到了一定示范作用;有的项目激发了社会资本的投资积极性,促进了配电网的建设发展;还有一些项目在推动配电网运营效率和改善供电服务方面进行了积极探索。 成绩有目共睹,但问题同样突出。特别是大部分项目仍无实质进展的事实,已让试点“含金量”大打折扣,甚至引发诸多质疑:试点项目数量众多,为何真正落地的少之又少?在首批试点效果还未充分显现的情况下,为何又接二连三推出多批次试点?目前问题已经如此突出,为何还要急着推出第五批试点? 虽然有观点认为,试点的目的就是要暴露问题,但试点绝不仅仅是为了暴露问题,更重要的是解决问题,为后续推广蹚出一条路来。只有把暴露出的问题逐一消除,改革才能持续向前,试点的意义才能得以兑现。但增量配电网改革的“病灶”恰出在这一环节——试点问题暴露之后,市场并未看到应对之策的及时出台。新问题拖成了老问题,老问题又引发了新状况。不少项目因此举步维艰,主动退出的也不在少数。 在此背景下,“增量配电改革试点项目批复进度过快,已背离了‘先试点、后推广’的工作方法”“明知推不动还不停增加试点,有违常理”“重数量、轻成效,纯属自欺欺人、掩耳盗铃”等说法不断涌现。市场中因此弥漫着消极、失望情绪,且有愈演愈烈之势。这些状况的出现有违试点初衷,需要引起主管部门高度重视。 事实上,通过第一批试点项目,缺乏技术与服务标准、配网整体规划管理薄弱、审批措施不完善、配电定价机制缺位、配电网市场地位不清晰、非试点项目受歧视等主要问题都已充分显现。随着问题的日积月累,原本积极踊跃的社会资本开始失去热情,原本无比热烈的行业内外大讨论也逐渐冷淡了下来,增量配电网改革随之陷入“雷声大雨点小”的困境。改革氛围亟待恢复,行业发展信心亟需提振。 磨刀不误砍柴工。及时总结经验,对症下药破解现有难题,靶向治疗现存“痛点”“堵点”,为未来试点扫清障碍、铺平道路才是行业主管部门、行业企业的当务之急。...
微电网分为离网型微电网与并网型微电网。离网型微电网一般用于解决偏远地区或海岛地区的供电需求,就技术经济性而言,它是主网延伸不得已的选择,其发展具有必然性;而并网型微电网则不同,它只是局部地区供电方式中可供选择的一种解决方案,而非唯一的解决方案。因此相比离网型微电网,并网型微电网如何发展更加值得思考。以下讨论均指并网型微电网,简称微电网。 并网型微电网具备微型、清洁、自平衡、孤网运行等主要技术特征。近几年,无论是指导文件还是示范项目,均在鼓励并网型微电网商业化发展,然而实际效果却不尽如人意。业内比较一致的看法是,微电网陷入困境主要是由于垄断体制与市场机制的改革不到位,无法发挥微电网就近供电与售电的成本优势,以及支援系统的灵活性优势。但业内同时认为,只要未来有合适的市场机制,微电网的发展一定会有广阔空间。然而,市场机制的本质是资源的稀缺性和必要性,如果在未来电力系统中并不需要微电网这类资源,那么有利于微电网商业化发展的市场机制也许永远不会到来。 “十四五”电力系统格局的走向对微电网发展将有至关重要的影响。“十四五”电力负荷增速大概率会比过往进一步放缓,在此负荷增速的背景下,若仍然只重视大型电站、网架建设等传统电力解决方案,那么微电网是否需要发展、怎么发展是该产业值得深思的问题。 一、从技术角度而言,我们是否需要微电网 从并网型微电网的技术特征分析,它能通过配电设施建立与用户的直接供电关系,提高分布式清洁能源消纳比例与利用效率;通过有效管理局部区域的分布式清洁能源,减少局部分布式清洁能源并网比例较高情况下对电网的冲击;通过孤网运行能力,提升大电网故障下微电网内部负荷的供电安全;通过“源网荷储”协同响应,提升对外部电网的有功功率和无功功率的支援能力。 从上述角度分析,微电网是未来电力系统非常先进的一种解决方案,我们似乎是需要微电网的。然而,上述分析均是基于这些假设: (一)系统主力电源(包括新能源电站)装机容量距离负荷发展有较大缺口,且缺口主要通过分布式清洁能源的发展解决; (二)系统较为薄弱,较难承受大规模分布式清洁能源并网的波动; (三)电网可靠性较差,用户需要通过一种技术革新提升供电可靠性并且保证经济性; (四)系统调峰、调频、无功功率资源不足,需要更加灵活的资源维持系统安全稳定。 当“假设条件(一)”不满足时,从宏观发展和电力平衡角度看,分布式清洁能源不会有大规模发展的基础,那么为解决大规模分布式清洁能源消纳与管理而诞生的微电网自然不会有广阔的市场空间。 当“假设条件(二)”不满足时,即便分布式清洁能源能够得到大规模发展,那么因为系统资源(包括电网容量资源与辅助服务资源)足够强大,也不需要通过微电网减少分布式清洁能源对电网的冲击。 当“假设条件(三)”不满足时,在供电可靠性已经满足用户基本需求的情况下,微电网从“并网”到“孤网”无缝切换的技术成本,很难让用户愿意为之买单。 当“假设条件(四)”不满足时,系统对微电网的辅助服务容量需求并不强,通过微电网“源网荷储”统一控制手段而提升的灵活性资源,很难因为资源稀缺性而发挥市场价值。 事实上,通过近几十年电力系统的快速建设,目前我国大部分地区电源是足够的、电网是较为坚强的,这也是造成现在微电网应用价值并不太高最本质的原因。 二、未来电力系统格局决定了微电网发展空间 未来电力系统是否需要微电网呢?电力负荷的发展说明电力缺口终究会出现,这意味着系统会有满足新增负荷供电安全可靠性的需求,也意味着系统会有更多辅助服务容量的需求。那么这些缺口与需求是通过大电源建设、远距离输电、加强电网冗余度解决?还是通过大力发展分布式能源就近供电、加强局部区域“源网荷储”协同管理解决?两种不同的发展思路决定了未来微电网真正的市场空间与价值。 一个很简单的逻辑是,以微电网为代表的配电网有源化发展与输电网坚强化发展,相互间具有明显的排斥性。配电网的有源化程度越高,输电网的建设规模就越小;反之,输电网的输电容量规划越大,配电网的接入电源容量就越少。资金究竟是用于输电网及大电源等传统电力设施的建设,还是用于分布式电源及微电网等新型电力设施的建设?两者同时发展的冗余结果要么就是这两者投资都没有经济性,要么就是推升用户用电成本。 因此从发展的眼光来看,未来负荷的增量提供了重构电力系统格局的契机。虽然微电网是未来更加高效、更加绿色、更加安全的能源生产与供应解决方案,但是如果未来电力系统格局并没有颠覆性的发展,那么随着电源容量、电网容量等其他替代模式进一步发展,完整意义上的并网型微电网在未来也很难有广阔需求。 三、电改效果决定了当下微电网突破可能性 当然,无论是未来还是现在,微电网产业未必需要与传统模式分庭抗礼。重视分布式清洁能源大规模发展与就地平衡的电力系统发展思路的确有利于微电网的大规模应用,但是即便电力系统格局没有颠覆性变化,在负荷仍然主要靠大型电站和电网供电解决的基本面下,微电网作为电力系统技术模式的有效补充,对于微电网产业发展已经有足够空间。 在这种情况下,支撑微电网发展的不是宏观需求,而是可落地操作的微观解决方案。把分布式清洁能源电力就近供售给用户是微电网主要的生产经营模式,这种模式对于提升清洁能源利用率、降低用电成本具有积极作用。但这种模式能否运行通畅,恰是当下微电网发展的主要问题。简而言之,配售电改革的开放性与包容性、电力市场交易机制的合理性与公平性决定了微电网解决方案能否突破。 《推进并网型微电网建设试行办法》(发改能源〔2017〕1339号)将并网型微电网运营主体定位为拥有配电网经营权的第二类售电公司,赋予了微电网合法的市场主体身份。然而,恰是这种严谨定位,意外地将微电网和增量配电改革交织在一起。因此在增量配电项目落地还并不顺利的情况下,微电网项目落地也更加困难。 四、微电网监管模式可以更加灵活 微电网出现的初衷是为了管理大规模并网的分布式清洁能源,其发展重点也应是解决分布式清洁能源的就地消纳与安全管理,而非是与配电网形成“标尺竞争”的发展。对于微电网而言,面向用户供售电并不是目的,而是解决分布式能源消纳、提高分布式能源利用效率的手段。因此从这个角度出发,微电网监管模式上可以创新与突破,不以供电效果作为其主要监管目标,而是以分布式能源消纳效果和综合能效提升作为支撑微电网业务存在的依据。 一方面,对于较大规模的微电网,仍然可以将其定位为第二类售电公司,但在增量配电网遇到的区域划分、重复供电等难题上需要创新管理与突破。微电网存在的必要性和取得经营主体身份的合法性,应重点考虑分布式清洁能源、供电设施、用户负荷的匹配,以及从电气物理层面作为电力系统的一个可控响应单元的能力,而非空间层面供电区域的划分。基于配电设施电气物理层面的供电对象划分,对于分布式清洁能源就地消纳以及灵活性资源提升的意义更大,更加符合微电网这一形态出现的初衷。 另一方面,对于更小规模的微电网,可以将其定位为公共配电网末端环节的技术补充,服务于写字楼、商业综合体等转供电环节的综合能源服务业务,利用微电网模式赋予这类主体合法供电身份并优化其供电管理,既能够帮助解决我国转供电环节合法服务主体缺失的问题,又能够助力用户侧综合能源服务业态的发展。同时,微电网“源网荷储”统一管理思路更有助于这类负荷聚集单元的可控可响应,相比一般意义上的转供电,更有助于提升电力系统的灵活性。 五、微电网技术特征发展应围绕市场需求 如前所述,只有在特定条件下,完全技术特征意义上的微电网才是被系统完全需要的。在系统宏观基本面还无法给予微电网所有技术特征价值实现时,它的一些技术要求就显得有些鸡肋,比如可再生能源占比要求,再比如具备自我平衡运行能力和孤网运行能力技术要求。 可再生能源应占比多少,这更多取决于资源条件、场地条件、经济性条件以及微电网的经营方式;微电网能否自我平衡,归根结底应取决于市场需求,一方面是内部电源开发的技术及经济性,另一方面是与外部电力市场交易的成本以及与外部电网结算的输配电费(含容量费)成本;孤网运行能力同样如此,从“并网”到“孤网”无缝切换的技术成本并不低,能否通过孤网运行产生收益就很关键,它取决于用户是否需要该项目提供孤网运行服务并且愿意为之买单,或者市场能否为这个单元提供了可中断负荷能力而买单。 因此就鼓励微电网业态发展而言,除一些基本技术要求外,并不需要用统一技术标准完全限制微电网项目的技术形态。 六、结语 毫无疑问,微电网是一种更先进、更高效、更绿色的能源生产与消费模式,但支撑其发展的既不是空中楼阁的技术优势,也不是红头文件的鼓励,而是真正的市场需求。微电网市场空间取决于未来电力系统的发展格局,微电网能否落地取决于体制机制改革效果,微电网是否具备市场活力则与监管方式灵活性相关。 总之,微电网虽然还处于试点示范阶段,还没有体现出太多商业投资价值,但是若只在电力系统容量发展以及体制机制改革的既定轨迹下,微电网已然面临能否发展、如何发展的抉择。...
中国已成为全球最大的能源生产国、消费国,但同时也存在“一煤独大”的能源结构不合理、资源环境约束趋紧、能源安全风险高、能源利用效率低等深层次矛盾与问题,加快能源变革转型刻不容缓。 全球能源互联网发展合作组织认真学习关于能源“四个革命、一个合作”的重大战略思想,对中国能源变革转型、中长期电力发展趋势进行了深入研究,编制了《新发展理念的中国能源变革转型研究》《中国“十四五”电力发展规划研究》两份报告,旨在推动中国能源互联网建设,更好地支撑经济社会发展。 全球能源互联网发展合作组织微信公众号本周起推出“读懂中国能源互联网”系列解读报道,敬请关注。 正文: 2020,新冠疫情大流行,能源消费大规模下降,化石能源产业遭受严重冲击,“后疫情时代”能源行业的契机与转机在哪里? 去年,中国电力行业发电装机容量20.1亿千瓦、发电量7.3万亿千瓦时,均居世界首位;而同时,中国也是全球最大的油气进口国和碳排放国,能源安全、资源环境约束等“卡脖子”问题亟待解决,构建“清洁低碳、安全高效的现代能源体系”的出路又在何方? “能源安全是买不来的” 当前,疫情冲击经济发展,国际环境发生重大改变,保证能源安全是关乎国家安全的大事,对于稳住基本盘、促进高质量发展尤显重要。 2020年全国两会政府工作报告,将“保粮食能源安全”作为“六保”底线之一,并提出包括发展特高压、建设充电桩、推广新能源汽车等内容在内的“两新一重”建设。 “油气供给受制于人”成为了悬在中国能源界头上的“达摩克利斯之剑”:2019年中国原油、天然气进口量分别为5亿吨和1333亿立方米,对外依存度分别达到 72%和43%。 把油气安全系于国际市场靠得住么?石油价格易受全球经济、恐怖袭击、自然灾害等多种因素影响,总体呈震荡态势。新冠疫情在全球肆虐以来,国际油价全面跳水,今年5月交割的WTI原油期货价格甚至跌到了-37.63美元/桶。而就在一年前的5月,美国取消对伊朗制裁豁免,布伦特原油期货最高突破74美元/桶。这样剧烈的价格波动无疑给油企和消费端带来巨大的不确定性。 与此同时,中国进口石油的65%来自中东地区,运输需经过印度洋、马六甲海峡等海域,地缘政治复杂,风险长期存在。 安全风险的另一方面来自于化石能源终将走向枯竭 的“宿命”。随着开采力度加大,中国中东部煤炭浅部资源枯竭,开采逐步向地下深部转移,面临成本上涨、品质劣化等问题。中国的石油、天然气人均剩余探明可采储量仅为世界平均水平的7%和15%,且低渗透、特低渗透等“低品位”资源占比分别达64%和52%。 “一煤独大”下的产能过剩压力 煤炭,一直在中国能源发展中扮演着重要角色,用“一煤独大”比喻能源结构一点也不过分。2019年煤炭占中国能源消费的58%,煤电总装机高达10.4亿千瓦,占全球煤电装机的一半。 有这样一组数据,2019年我国煤电利用小时数4366小时,低于韩国燃煤机组的6200小时,甚至比2011年还少1000小时。按机组年设计利用5500小时的标准考虑,近1/4机组是无效投资,产能明显过剩。 面对煤炭这样的“老牌”能源,其他国家在做什么?全球已有30余个国家和地区先后出台退煤政策,比利时、奥地利、瑞典率先实现全面退煤,西班牙计划在2020年内淘汰煤电;意大利、英国和法国计划2025年前关闭全部燃煤电站;丹麦、芬兰、荷兰、葡萄牙将在2030年前停止煤电运行。英国和加拿大成立了弃用煤电联盟,倡议欧盟和经合组织国家2030年前、其他国家2050年前停止使用煤电,已有33个国家加入该联盟。 我们还应注意到,煤炭是碳强度最大的化石燃料,去年煤炭产生的二氧化碳排放占全国总排放的80%。煤电消耗了我国约54%的煤炭使用量,排放了全国43%的二氧化碳。当前每增加1亿千瓦煤电机组,到2050年将累计增加碳排放 150亿吨,这都是不可逆转的。 装机世界第一的清洁能源依然受限? 中国清洁能源发展成绩显著,常规水电、风电、太阳能发电装机分别达到3.3亿、2.1亿、2亿千瓦,均居世界第一。 但在令人骄傲的巨大总量数据下,清洁能源发展速度和质量仍有待提高。2019年,中国清洁能源占一次能源比重15.3%,较国际平均水平低5个百分点,远低于欧洲25.6%、美国19.0%的水平。中国新增能源需求仍主要由化石能源满足,而不是清洁能源。 清洁能源“三弃”(弃水、弃风、弃光)问题未得到根本性解决,在多项政策支持下,2019年有所好转,但全年“三弃”电量仍超过 500亿千瓦时,其中弃水300亿千瓦时、弃风169亿千瓦时、弃光46亿千瓦时。 电网的配置能力同样制约着清洁能源开发。“三北”地区(东北、西北、华北)是中国清洁能源资源的富集区,但目前6500万千瓦的外送能力不到清洁能源装机容量的32%,远不能满足送出需要。 鉴于清洁能源资源与电力消费逆向分布的客观现实,充分开发水、风、光资源,才能够完全满足我国经济社会发展需求。 中国能源发展的下一站 破解能源发展困局、推动能源变革转型,关键是要打造中国能源互联网。 什么是中国能源互联网?《新发展理念的中国能源变革转型研究》报告中将其总结为“三个转变、两个加快”——以清洁主导转变能源生产方式,以电为中心转变能源消费方式,以大电网互联转变能源配置方式,加快技术创新和市场建设,推动能源技术和体制革命。 报告同时勾勒了“三步走”的中国能源互联网建设路径,以实现安全、清洁、高效、低碳发展目标。 第一步,增量替代。到2025年,根本扭转化石能源增长势头,实现煤电规模达峰和布局优化,新增能源需求主要由清洁能源满足。 第二步,存量替代。到2035年,加速存量化石能源的清洁替代和电能替代,加快煤电退出,清洁能源和电能分别成为生产侧和消费侧第一大能源。 第三步,全面转型。到2050年,全面建成中国能源互联网,清洁能源占一次能源比重达到74%,能源自给率提高到95%,单位GDP能耗比目前降低60%以上。 《新发展理念的中国能源变革转型研究》报告分析预测了中国能源互联网的巨大综合效益—— 保障能源安全:中国能源互联网能够以自主开发的清洁电力,为经济社会发展提供供应保障。到2050年,自主生产的水、风、光等清洁能源能够满足74%的一次能源需求,能源自给率提升至95%,摆脱油气受制于人的局面。 降低用能成本:依托中国能源互联网加快清洁能源开发利用,2050年将使电价降低0.12元/千瓦时,年减少社会用能成本1.7万亿元,让企业和千家万户用上清洁电、便宜电,让全体人民共享能源变革的红利。 拉动投资就业:中国能源互联网是重要的新型基础设施,也是资金密集型产业,按照“十四五”末清洁能源装机比重提高12个百分点计算,清洁能源与电网建设投资至少可达7-8万亿元,增加就业岗位超过900万个。 减少污染排放:中国能源互联网将推动“两个脱钩”——能源系统与碳脱钩、经济发展与碳减排脱钩,到2050年,每年减少二氧化硫、氮氧化物、细颗粒物等大气污染物排放2700万吨,节约淡水1400亿吨。 助力脱贫攻坚:通过构建中国能源互联网,大规模开发西部、北部等经济欠发达地区清洁能源资源,在贫困地区建设大型风光基地、水电站、分布式光伏电站、电力外送通道等能源项目,将高原、荒漠变成“风光电田”,将资源优势转化为经济优势,助力打赢脱贫攻坚战。 推动人类命运共同体建设:以建设中国能源互联网为契机,将推动中国实现从能源大国向能源强国的转变,在世界上高举绿色低碳发展的中国旗帜,引领能源发展方向,促进“一带一路”倡议与人类命运共同体建设。...
今年的新能源汽车及动力电池产业充满了挑战和变化,全球形势风云变幻,市场较量刚刚开启。但挑战的背面即是机遇,应对好挑战也意味着抓住了下一轮腾飞的机遇。 2020年伊始,一场突如其来的新冠肺炎疫情席卷全球,各行各业向前的步伐都被迫放慢,动力电池产业链也未能幸免。今年1-7月,我国新能源汽车产销分别为49.6万辆和48.6万辆,同比分别下滑31.7%和32.8%;动力电池装机量约22.5 GWh,同比减少35.3%。 应对疫情冲击,助力产业复苏,中国乃至全球对于新能源汽车、动力电池产业的政策支持不断加码;另一方面,产业发展逐渐切换为市场主导,整车、电池产业链上下游持续通过创新提升技术水平,降低成本,整个产业正迸发新的活力,新技术不断涌现、新应用场景层出不穷,新的价值链不断被挖掘,商业模式也更加多元化。 政策,作为推动产业发展的助力器,各国都在加码。为降低疫情影响,中国政府决定将新能源汽车补贴政策再延长两年,同时免除购置税等刺激新能源汽车产业链消费的各项政策从上到下接连出台;欧洲为拉动新能源汽车产业发展,最近补贴在持续加码,如德国和法国每辆车的补贴额度达到了9000欧元和7000欧元,远高于中国。此外,欧洲各国对于动力电池产业链投资给予大力支持,带动欧洲地区产业链投资大幅增长,2019年已是中国的3倍。接下来,中国政策还需要怎么承接和助力? 全球电动汽车市场格局来看,在碳中和目标和高额补贴推动下,欧洲电动汽车产销快速攀升。今年上半年,中国新能源汽车销量同比下滑44%至33.5万辆;相比之下,欧洲新能源车市场销量同比增长50%,达到40万辆,一升一降之间,中国已被欧洲反超。全年来看,全球最大新能源汽车市场今年极有可能易主,如何改变“起大早,赶晚集”的现状?自主汽车及电池产业升级和技术迭代的方向如何抉择? 动力电池市场格局急剧变化。今年1-7月,LG化学、松下电池在中国市场装机量迅速攀升,其中LG化学装机量已经站稳第二,松下电池也挤进前10,外资电池企业在中国市场根基渐稳;另一边,宁德时代、孚能科技、蜂巢能源等企业也在全球市场开疆拓土。此外,国轩高科、万向一二三、亿纬锂能也得到国际车企巨头的青睐,或入股,或签订巨额大单,二线电池企业新机遇频现,国内乃至全球电池市场格局正迎来剧变,电池巨头如何应对全球化的竞争,中小企业的市场机遇在哪里,如何在全球激烈竞争中寻找合适定位? 车用动力电池新材料、新技术、新工艺层出不穷。高镍材料体系电池已成新车“常客”,无钴电池初露端倪、NCMA四元电池蠢蠢欲动、固态电池风声渐起,CTP、刀片电池等工艺创新让电池续航、安全再上新台阶;另一方面,在高安全、低成本的诉求,以及技术提升下,磷酸铁锂重回乘用车舞台,被更多主机厂认可和接受。技术路线纷繁复杂,创新工艺不断涌现,产业发展如何甄选?新材料、新技术、新工艺如何形成合力,助力产业更快、更好发展? 新市场方面,5G、电动船舶、电动自行车、智能穿戴/家居、电动工具、储能等新应用场景正快速爆发。截至6月底,我国5G基站累计已超40万个,目前正以每周新增1.5万个的速度飞速增长,对电池的需求正在井喷,多家动力电池企业纷纷杀入这一市场;锂电池已可以满足电动船舶在内河、或近海用船的技术能力,且经济性也在显现,多家头部企业已参与进来,预计未来两年船舶电池会有高速增长;同时,电动工具、智能家居、储能等市场也为电池开拓了新的“蓝海”。新市场从出现到成熟,必然要经历不少曲折,电池产业链企业如何拨云见日?在新市场中发掘产业链更多价值和机会,并占据主动? 动力电池产业的商业模式探索也出现了新的闪光点。换电模式得到政府支持,今年我国新能源汽车财政补贴政策对于换电车型给予“特殊待遇”,同时车企也积极参与到换电车型和市场研发中来;此外,电池租赁、电池资产公司也应运而生,车电分离在今年有了新的进展。新的商业模式有望解决电池“里程、安全、充电、成本”等焦虑,将推动产业行稳致远,不过,新的商业模式仍需要进一步的市场验证和论证。 可以看出,今年的新能源汽车及动力电池产业充满了挑战和变化,全球形势风云变幻,市场较量刚刚开启。但挑战的背面即是机遇,应对好挑战也意味着抓住了下一轮腾飞的机遇。 面对波云诡谲的全球形势,新能源汽车、动力电池产业链正处于一个关键的转折点上,中国化学与物理电源行业协会携手福建省宁德市人民政府、电池中国网联合宁德时代,将于10月15-17日在福建宁德共同主办第五届动力电池应用国际峰会(CBIS2020),会议将以“突围·共赢:迈进全球化拥抱新市场”为主题,邀请新能源汽车、动力电池产业链相关政府部门领导、专家学者,以及多国驻华使领馆(机构)商务官员和国内外知名产业链企业代表,共同围绕“亚洲产业迭代与欧洲产业崛起”“先进材料及新技术应用”“握手动力电池新市场”“车用动力电池的变革”“锂电智造的数字化新征程”“发掘动力电池产业链价值与机会”等主题展开深度交流和分享,共享产业发展思想盛宴,共同把脉产业发展方向和企业机遇。...
把握我国能源转型的大背景要看电力能源结构,主要从能源转型低碳化和数字化趋势这两个方面来思考当前电力能源结构的特点与问题,在此基础上分析中国电力结构的未来。 我国电力能源结构的主要特点 我国电力能源结构的特点可以主要从几个方面来阐述:一是电力在一个国家能源服务中的地位,二是发电结构的低碳化,三是电网结构,四是用户侧电力结构。 电力在能源服务中的地位 电力是一种优质能源,借助不断延伸的电网给大量工商企业和居民提供服务。然而,从终端能源消费看,电力始终只是提供能源服务的一种能量来源。2018年电力在终端能源消费中的占比,世界平均水平达到19.2%,排第二位。占比排名最高的是石油(41%),第三位是热力(14.3%),最后是煤炭(10.4%)。北美、欧盟等发达国家电力占比基本上达到21%左右,亚洲国家电能占比普遍较高,日本、韩国和中国分别为28.9%,25.1%和23.9%。根据国网能源院最乐观估计,到2050年,中国电能占终端部门能源消费比重将达到50%,但仍有一半是非电能源。 我国发电结构显现低碳化趋势 我国发电结构目前火电仍占绝对主导地位。发电装机和发电量开始从高速增长进入低速增长阶段,从两位数增长转为个位数增长。无论是发电装机容量还是发电量,都呈现出可再生能源占比扩大的趋势。2019年,发电装机容量59.2%,非化石能源装机占40.8%。 从我国发电量结构的份额变化可以看出,火电在发电量中的份额从2011年开始出现下降趋势,而核电、水电、风电光伏发电等发电量占比稳步上升。2019年,我国发电量中,火电占68.9%,非化石能源发电量占31.1%。 我国电力投资以电网投资为主,电源投资以非化石能源装机为主。 2013年开始,我国电力投资中,电源投资为主的势头被扭转,电网投资持续超过电源投资。2019年,全国电力投资7995亿元,同比减少2%。其中电网投资4856亿元,同比减少9.6%,占电力总投资的61%,电源投资3139亿元,同比增长12.6%,其中火电投资仅占20%,其余均为风电、水电、核电和太阳能发电等非化石能源电源投资。非化石能源电源投资已全面超过火电投资。 火电发电装机规模趋向大型化,光伏发电趋向分布式 第一,从火电装机看,其装机规模日趋扩大。出于减少污染物排放和降低单位发电煤耗的目的,2004年国家发改委出台了新建燃煤电站的技术标准,要求新建火电单机容量原则上应为60万千瓦及以上,发电煤耗要控制在286克标准煤/千瓦时以下。2019年,在役火电机组容量的44.7%为60万千瓦及以上。 二是在可再生能源中,早期建设的光伏发电绝大部分是规模化集中式电站,主要建在西北太阳能资源丰富的地区。2016年,集中式光伏电站份额依然占据光伏发电站的86.7%。到2019年前9月,这一份额已经下降为69.1%,而屋顶分布式光伏电站份额上升到30.9%。新增光伏电站也逐渐从西向东发展。2019年前三季度,华北、华中地区新增光伏电站占当年的52.6%,西北新增装机仅占26.9%。 我国处于能源转型的初级阶段 从可再生能源发电占比看,我国还处于能源转型的初级阶段。 有专家提到,我国可再生能源发展规模已经超过美国成为世界第一,已经是世界能源转型的引领者。以2017年数据为例,中国可再生能源总装机约6.5亿千瓦,占全球可再生能源装机总量的29.8%;其中水电装机(含抽水蓄能)3.41亿千瓦,占全球水电装机的29.6%;非水可再生能源电力装机3.34亿千瓦,相当于欧盟28国装机总和(3.2亿千瓦),是美国非水可再生能源电力装机(1.61亿千瓦)的2倍。2017年,我国可再生能源发电量完成1.63万亿千瓦时,占当年全球可再生能源发电量的26.2%。我国可再生能源发电量是美国的2.3倍、德国的7.5倍、日本的9.2倍、英国的16.4倍。可再生能源发展的确为气候变化作出了贡献,2017年,因可再生能源发展而减少的二氧化碳排放量为1494百万吨,占当年总排放量的16.4%。 然而,即便可再生能源发展规模的领先地位决定了我国在应对气候变化方面的全球先行者角色,但这并不意味着我国在能源转型方面也处于同样的位置。能源转型,本质上是一个国家内部的能源替代问题。因此,可再生能源的相对量,即在能源系统中的比重,更能反映能源转型的阶段。随着可再生能源在能源系统中份额提升到不同水平,其发展特征和所面临的问题是不同的。 国际上通行用非水可再生能源(风力发电和光伏发电)占总发电量的比重来衡量能源转型的进展,因为风力发电和光伏发电既是未来新增可再生能源发电主力军,同时也是对旧有电力系统冲击最大的可再生能源。中国、美国、印度、加拿大、日本等国,其总发电量中风光电份额还不到10%,都属于能源转型的初级阶段。 从能源转型趋势看我国电力能源结构问题 认识电源结构存在的问题,需要有一个潜在的评价标准。也就是说,用什么标准去评价某一个特点到底是优点还是问题。必须从能源转型的趋势和逻辑角度去思考电力能源结构,甚至当前电力系统的全部问题。 能源转型对电力行业的影响 本次能源转型是应对气候变化所推动的,最终目的是大幅减少人类活动的二氧化碳排放,抑制全球变暖趋势。能源转型是影响包括电力行业在内的所有能源行业未来50年最基本和持久的因素,对电力行业发展方向、商业模式和电力体制都将产生深远影响。 能源转型的趋势。通过逐渐降低能源生产和消费中所产生的碳排放,逐渐建立一个基于零碳能源的能源系统。转型的核心任务就是推动目前以化石能源为主导的能源系统,转向以可再生能源为主导的能源系统。 能源转型的两个支柱。从各国实践看,低碳到零碳能源的实现,一是依靠大力提高能源效率,减少化石能源消费总量;二是大力发展可再生能源。而转型的关键是能源系统的转型,其中电力系统转型是关键之关键。 对电力行业的影响。能源转型的要求具体到电力行业,其影响主要表现为两个方面:发电、电网和用电环节的低碳化;二是整个电力系统的数字化,用数字技术来适应能源转型过程中的挑战,更好地适应用户的需求变化。 当前电力结构存在的问题 从低碳角度谈电力结构的问题,自然会提到火电比重太高等问题。但笔者认为,这只是我国电力行业的阶段性特征,因为火电比重近年来的确在持续下降,非化石能源装机和发电量稳步上升。而以煤为主的能源结构,不可能快速跨越到以低碳电力为主。 首先,我国电力系统灵活性差是根本问题,远不能满足现阶段能源转型的要求。 随着带有波动性特点的风光电比重的上升,必然要求电力系统以更高的灵活性来应对这种波动性。根据欧洲的经验,提升现有电力系统波动性的常见方法有如下五种: 一是提高除风电和光伏之外其他发电厂的灵活度。包括对燃煤发电机组进行灵活性改造,降低最小电厂功率,提高最大负荷梯度增加,缩短开机时间等;热电联产发电厂可以将热能导入储能系统或集中供热网络,可以扩大其出力的调节范围。 二是加强区域电网的互联互通,发挥相邻电网的“间接储能系统”作用,优化资源利用,减少系统总体成本。 三是提高电力需求侧的灵活性,主要是综合运用储能、热泵、电动汽车、智能电表等技术手段,提高负荷的可调节性。 四是发展可再生能源供热、增加储热装置,增加电厂灵活度。与储电相比,储热在技术上更加易于实现,成本也相对要低廉得多。 五是在生产侧、电网侧和用户侧采用储能技术,提高这些环节灵活性。 目前,除了煤电机组的灵活性改造,电化学储能成本高之外,其余四种途径在我国都因为存在各种障碍,要么没动作,要么效果非常有限,导致目前电力系统的灵活性还是很差。当然,更重要的是多年来电源开发与电网规划不匹配,因而才出现了处于能源转型初级阶段、风光电无法上网的比重高企的局面。 其次,火电机组的大型化与电力系统灵活性的内在矛盾。 目前,很多电力政策思路基本上不考虑能源转型的影响。最典型的就是电力行业节能减排和淘汰落后产能的政策中一直推崇、并被推广到其他行业的“上大压小”政策。此后,关停小火电机组的标准不断提高。目前,已经要求20万及其以下千瓦火电机组必须关闭,并鼓励上大机组。据统计,60万千瓦及其以上火电机组占全部机组的比重已经占到44%以上。 然而,不断提高火电机组规模,本质上不利于提高电力系统灵活性。因为随着可再生能源发电机组比例的进一步提高,火电机组未来将从基荷电源转变为备用电源。也就是说,在风光电发电高峰,大量的火电机组就要停下来或者低负荷运转让风光电机组优先发电;当风光电出力掉下来时,火电机组要马上顶上去。这就要求火电机组有足够的灵活性。显然,机组规模越大,灵活性越差。而且,60万千瓦的超临界机组如果低负荷运行,煤耗和排放都要大幅度增加,节能减排的目的也无法完全实现。 第三,输网强、配网弱的电网结构无法适应用户侧变革的需要。 能源转型对电力系统来说,至少会产生两个重大的方向性变化:一是随着大量分布式光伏、小型生物质电站、多能互补的微电网等在用户侧出现,电力系统电能将从生产端向消费端的单向流动,转变为双向流动(用户端也生产电能——即产消者,pro-sumer);二是电网从纵向一体化的集中式电网向分布式扁平电网转变。 这两个转变,都需要一个数字化、智能化水平高和本地平衡能力强的本地配电网。无论是出于大量小型的分布式电站“集成”的需要,还是大量储能设备、电动企业等分布式接入对配电网优化运行和控制的需要,加快实现配电网转型都迫在眉睫。 我国的输电网的技术水平被业内认为是世界领先的,但长期以来,我国投资都是“重输轻配”,导致电网结构薄弱,自动化水平低;基础数据分割严重无法共享,信息化水平低,远不能应对电力系统转型的过程所带来的挑战,也不能适应未来智慧城市和低碳发展的要求。 电力结构未来趋势 电力结构未来发展趋势从两个角度阐述,一个是按照能源转型的要求,对未来电力结构的一个“情景分析”,二是能源转型从结构方面导致电力系统的变化,即电力系统转型。 未来电力结构 未来电力结构(供给或消费结构)低碳达到何种程度,各家机构有自己不同的看法。总体上看,可再生能源研究机构基本上是倾向乐观预测,而化石能源集团发布的各种报告基本上是保守估计。无论乐观还是保守,其实它们仅仅是反映了既定条件下的“情景分析”而已。重要的是如何能达到实现这个情景的条件。 这里引用中国电力规划院对我国2035年电力结构的一个情景分析。分析分为基准情景(NPS)和可持续发展情景(SDS)。 与基准情景相比,可持续发展情景的装机结构中,光伏发电比重增加8%,风电增加4%,核电增加1%,而燃气发电和燃煤发电分别减少1%和12%。发电结构方面,可持续发展情景中,光伏发电量增加了8%,风电增加了6%,水电增加了4%,核电增加了4%,燃气发电不变,而燃煤发电则大幅减少24%。 对情景分析的过度关注,容易导致一种倾向:把电力转型简单理解为不断增加发电结构中可再生能源的比重,从而会倾向于采取传统的“大干快上”(比如我国建风电三峡)的方式,短期内大幅提高可再生能源比重。可再生能源比重比较小的时候,化石能源与可再生能源之间的矛盾不大,但随着可再生能源比重的进一步提高,两者之间的利益矛盾必然导致可再生能源发展面临种种障碍。正如目前我们所面临的问题一样:电网先假定自己不需要做大的变革,并把出现冲突的原因归于可再生能源发电方。 电力系统转型的方向 电力系统转型,关键在电网转型。无论是可再生能源发电,还是可再生分布式能源和微电网等电力系统新生力量的进入,以及能源转型所推动的电力行业的技术创新与商业模式创新,都主要发生在用户侧。因此,一个与未来分布式扁平化发展趋势方向完全不同的传统电网,必须要尽快转型来实现这一变革趋势。一方面要通过技术变革和投资方向的调整来实现转型,另一方面需要通过电力体制改革,真正实现一个能够“管住”的“中间”,使“中间”真正成为一个单纯的输送通道,而不是上下游的“关键”。否则,“中间”管不住的结果,就是“两边”被“中间”管住了。...
8月15日,中央电视台新闻联播APP,头条以“人不负青山 青山定不负人”为标题,再次强调绿水青山就是金山银山,生态发展,绿色有限。2020年3月,总书记考察浙江省再次提出“经济发展不能以破坏生态为代价,生态本身就是经济,保护生态就是发展生产力”。风电作为当前可再生新能源主力,由于在荒郊野岭建设风电项目涉足青山绿水,再次面临生态高压的发展形势。 在过去十几年风电疯狂的发展过程中,破坏生态的案例也屡见不鲜,中央对破坏生态的项目也是重拳出击: 2017年:山东长岛国家级自然保护区48台风电机组予以拆除; 2018年:宁夏罗山国家级自然保护区38座风力发电机组拆除。 2018年:湖北省黄冈市龙感湖自然保护区内的龙感湖风电项目24台风机拆除 2019年:云南云台山风电场66台风力发电机组拆除(风电场位于楚雄州三峰山州级自然保护区) 风电项目在早期的发展过程中,确实存在个别项目违规违法建设,对局部的生态环境造成了一定的破坏。随着生态优先,绿色发展的经济发展战略实施,牺牲生态为代价的风电项目逐步退出了历史的舞台,违法建设的项目开发主体单位也承受了严厉的经济损失的代价。 生态高压态势,并不代表风电停止发展 2050年,根据国家长期电力规划,可再生能源将要达到50%以上,装机达到50亿千瓦,其中风光比例达到20%以上,这就意味着未来风电还有巨大的发展空间,当然这里面未来50%以上基本是海上风电。 陆上风电未来发展的核心因素在于资源,其发展空间和水电、光伏相比更大一些。火电属于限制性电源,控制发展;水电基本以大水电为主,资源基本已经开发殆尽,除了云南和四川还有部分外,已近枯竭;光伏占地因为林地,农地红线问题,后续电站光伏基本很难有大规模发展。而风电因为技术提升,造价下降,资源要求逐步下降,空间巨大,未来某一天,或许4m/s的风速会成为大家挣钱的好资源。 尽管风电未来发展空间巨大,但因为生态林业等限制,但总体来看资源是有限的。资源的有限就使得其越来越宝贵,资源的开发权竞争越来越激烈,资源的抢夺及配置已经成为各地政府能源主管部门的头痛问题之一。 辽宁最早开始竞争性配置,通过对业主的各项资源竞争配置要求进行公开招标,通过打分以此作为资源配置依据,打破过去地方县市决定开发权属的惯例,基本实现了公开配置。 湖北最早就实施了立塔测风省能源主管部门备案制,开发权实施特许权招标制,对拟开发业主的实力,能力等进行评估,以此确定开发业主。 广西2020年通过打分制,类似辽宁做法,通过阳光操作,确定开发业主和开发项目。 有限的资源配置如何配置,需要市场主导 无论是三北,还是南方诸省市,资源的宝贵不言而喻,抢夺资源遵循市场竞争机制,这是前提。 首先:无论如何配置,先来后到是基本的游戏规则,这是市场竞争机制的首要原则。谁最早获得开发权,谁优先开发,如果无能力开发,可以协商合作或者放弃,否则破坏了市场的游戏规则。 其次:作为有限的资源,为了发挥资源的最大效益,谁有能力开发优先配置给谁。作为资源,如果不及时开发,一个没有任何颠覆性因素的风电项目迟迟不能动工,对当地的经济是一种资源浪费,从这个意义上说,这也是市场竞争机制中的一条重要原则。选择有实力,有能力,有经验的开发商,是对资源的负责,也是对当地经济的高效利用。 第三:阳光竞争是市场竞争的基本原则。同一个平台,同一套平价办法,公开公平竞争,对参与竞争者不会有任何怨言。当然,在资源配置评价指标中,除了实力,能力、业绩和经验外,业绩不一定限于区域范围,可以从更大层面评价其业绩实力;此外,评价体系指标的设定可以对地方经济的贡献适当考虑,这也是对地方经济主要贡献者的一种市场回馈,也不违背市场经济的指导原则,不过权重就需要科学制定。 市场经济的最大优势就是可以做到基本公平。当然,笔者也认同绝对公平没有任何一个区域,任何一个部门能够做到。资源的配置只有做好市场化公开,才能让有开发意愿、有开发能力的开发商获得资源,才能让资源以最快的速度产生最大效益,为地方经济的发展带来更好的收益。其实,这也是地方政府最迫切的希望——找到实力、经验、开发效率高投资商,早日将资源优势变为经济优势。...
继纯电动汽车用户的“里程焦虑”之后,新能源车企的焦虑又在哪里? “感觉大部分同行都会严重低估了特斯拉自建超级充电桩、蔚来自建换电站和充电体系对于销量的促进。否则续驶445公里的Model 3,420公里的ES6,价格贵、续驶里程短,如何成为销量冠军?”近日提出这一疑问的不是“局外人”,而是理想汽车创始人、首席执行官李想。 “这说明,包括新势力在内的新能源车企已经意识到,仅仅盯住续驶里程是远远不够的,也是现有技术条件下难以有更大突破的。只有更多聚焦充电设施、相关服务等薄弱环节的建设和完善,统筹谋划电动汽车的生态圈,才能从根本上解决用户的里程焦虑,增强用户黏性,从而提升销量。”国家新能源汽车创新工程专家组组长王秉刚在接受《中国汽车报》记者采访时所言,道出了新能源车企正在形成的竞争新趋势。 谁已率先“拼生态”? “相较于几乎遍地可见的加油站,纯电动汽车充电的确还没有那么方便,即使是北京郊区县,以及临近的河北三河、高碑店等地,想要找充电桩都不容易。”北京的纯电动汽车车主陆先生向记者“吐槽”的,就是眼下的现实。 对这一问题,新能源车企并不回避。“如果说要看车企自建或布局充电桩与增加续驶里程哪个更重要,我们觉得是充电桩更重要,因为目前很多用户的里程焦虑,在很大程度上是因为充电不方便。”威马汽车公关总监石凯峰向《中国汽车报》记者介绍,“威马去年8月就对用户做过统计,52%的威马用户还是用公共充电设施充电,这就需要车企自建或布局公共充电设施,让用户很方便就能找到充电桩,且不用排队等候。” 其实,很多新能源车企都在自建或布局充电设施。8月7日,特斯拉在北京华贸中心的V3超级充电站正式投入使用。这是目前北京第一座,也是继上海和广州之后中国内地第三座特斯拉V3超级充电站。其可支持最高250kW的峰值充电功率,充电15分钟即可为车辆补充200km以上续驶里程。事实上,自进入中国以来,特斯拉始终坚持自建超级充电网络,并根据用户不同的出行场景,构建出家庭充电、超级充电、目的地充电等多种不同的充电方式。通过将充电桩布局在用户生活中的高频场景,为用户日常通勤、近郊出游、长途自驾等出行生活提供多样化的补能选择。截至目前,特斯拉在中国已经建成2500多个超级充电桩,2400个目的地充电桩,能够覆盖约90%的人口密集城市,是国内新能源市场中最大规模的单一品牌充电网络。 而国内造车新势力蔚来汽车,也正加速换电站建设。根据最新数据显示,蔚来换电站已建成142座,覆盖全国63个城市。蔚来汽车能源副总裁沈斐向记者表示,今年蔚来是一周布局一个换电站,明年会以更快速度布局全国主要城市。“蔚来的初衷并非是为了建立充电站,而是从提升用户体验出发。”沈斐说。 还在去年12月,北汽新能源就向北京奥动新能源投资有限公司增资2.57亿元。据此,奥动新能源承担了为北汽新能源建设换电站和充电设施的任务。至今,奥动新能源已在多个城市建设换电站220余座,而北汽新能源名下的充电桩已逾5000个。 在小鹏汽车发布的充电网络服务规划中,通过自建自营超级充电站和联手第三方充电网络,可有效解决电动车用户的里程焦虑。未来几年,小鹏汽车将实现签约1000座超级充电站、接入10万个第三方充电桩,并打通寻桩、充电、支付、结算一条龙服务。 比亚迪、上汽等车企都在自建充电设施。上汽安悦作为上汽集团下属的从事新能源汽车配套充电设施投资、建设、运营的一站式综合服务商,计划至2020年末,在全国范围内建设5万个公共充电桩。 “越来越多的新能源车企把建设和布局充电设施当作一种新的竞争手段,这从侧面表明车企正在开始从拼续驶里程向拼生态建设过渡。”成都新能源汽车产业推广应用促进会秘书长范永军在接受《中国汽车报》采访时如是说。 谁更影响纯电动汽车销量? “买纯电动汽车当然要考虑充电设施,如果充电不方便的品牌我也不会买。”正如消费者蒋先生所说,大多数购买纯电动汽车的用户看重的是充电便利。 这样的购买心理直接影响新能源汽车市场的竞争格局。在今年6月的电动汽车销量排行榜上,特斯拉Model 3分别以1876辆、3171辆和1717辆占据了北京、上海和深圳乘用车销量排行榜的第一位。对此,业内人士戏称:“一辆续驶里程445公里的车干翻了一切。”其实,大多数用户和消费者都知道,特斯拉超级充电桩建设是其背后的重要支撑。特斯拉超级充电桩一般建设在商场、写字楼、城市核心商圈等高频场景,目的是为了让车主在逛街、吃饭、上班时,就能给车辆充电,半小时即可满足一周通勤需求。 就特斯拉而言,当用户需要100~400公里短途自驾游时,可利用“目的地充电桩”充电。目的地充电桩一般布局在商圈、酒店、休闲庄园、周边景点、热门自驾路沿线,充电速度与家充桩一致。如从北京出发,周边景点如承德、秦皇岛、张家口,都建设有目的地充电桩,车主到达酒店后充上电即可安心享受假期。加上特斯拉超长续驶里程,解决了车主自驾游的充电焦虑。 “特斯拉这套充电网络已经消除了我们用户的充电焦虑,这是很多消费者选择特斯拉的重要原因。”特斯拉用户小张说。对于特斯拉来说,虽然短期内自建充电网络是一条重投资、见效慢的路线,但能让特斯拉在后续竞争中取得先发优势,且目前效果已经逐渐显现,成为特斯拉销量提升的一个重要“法宝”。 8月11日,蔚来发布第二季度财报。根据最新数据显示,今年第二季度,蔚来交付了10331辆汽车,其中包括8065辆ES6和2263辆ES8,而2019年第二季度交付了3553辆汽车,今年第一季度交付了3838辆。“目前蔚来用户家充装比例在所有整车厂中最高。”沈斐认为,如果不能解决补能焦虑就卖不好纯电动汽车。的确,很多难以找到充电设施的电动汽车,销量也十分难看。 “很多用户和新能源车企都看到了,买高续驶里程的电动汽车不如买充电方便的电动汽车。”范永军分析,即使到了续驶里程700公里,如果充电不方便,使用起来依然不方便。如果充电设施方便,续驶里程300至500公里左右对于一般个人和家庭使用足够了,而且续驶里程越高,电池越重,占用空间越大。在这方面,新能源汽车销售情况是最好的证明。 “现在新能源车企的新车一般续驶里程定在400~500公里左右。”石凯峰说,“其实续驶里程还是与电池的电量相关,而电池的电量又与整车成本相关。一般情况下,续驶里程600公里的车肯定要比续驶里程400公里的车更贵。‘羊毛出在羊身上’。成本越高,售价越高,市场推广就更难。所以,车企也在考虑,现有条件下,纯电动汽车并不一定是续驶里程越高越好。” 新能源车企的当务之急 “应该像燃油车一样,充电服务、售后服务及车辆安全性等都必须跟上,买的车才有性价比可言。”当前,很多消费者都和电动汽车车主苏先生有同样的看法。 显然,新能源车市已经不单纯是依靠产品走天下。与传统燃油车相比,纯电动汽车的服务链更长,用户的用车体验与厂家服务关联更近。因此,打造一个完整的服务生态圈才是眼下新能源车企的当务之急。尤其是在新能源车市销量连续下滑的情况下,新能源车企要想从传统车企虎口夺食,更是要提高用户体验。 “除了特斯拉,国内几乎还没有纯电动汽车的销量超过主流燃油车,难以与燃油车在销量上竞争。”范永军提醒,目前,燃油车与电动汽车很多在价格上已经差不多,要比拼的就是售后与服务。如果纯电动汽车在做好服务链条上各个环节工作的同时,加强布局智能化、网联化,提升主流年轻消费群体的体验,则容易形成竞争优势。“其实有的服务项目可以适当收费,就像上网看电视剧一样,优质优价未尝不可。”他建议。 “做好充电设施建设及布局之外,还要提升售后服务水平,更要提升车辆的安全性能,解决用户的安全焦虑。”在石凯峰看来,除了解决几大焦虑,提升电动汽车的智能化程度理所当然,对于销量的提升也有帮助。“除此之外,所有新能源车企应该考虑如何统一电动汽车充换电设施标准,实现全国通用,这对于消费者来说有更实际的意义。”石凯峰的想法,得到了沈斐的支持。沈斐表示,今后电池能量密度会不断提升,电池和充电设施标准无法不统一?这有待车企努力去实现。 “电动汽车生态圈做好了,即使补贴完全退坡,销量也能照样继续增长。”王秉刚的判断看似简短,对于新能源车企却是意味深长。...
1.得不到的C位 2018年以来,国内的天然气发电似乎有种说不出来的憋屈。 顶着清洁低碳的化石能源的抬头,却处处被煤电和新能源挤压着生存空间。 比如同样作为火电电源,气电不论是利用小时数,还是发电成本,都没法和煤电竞争。 以中电联口径的2019年统计数据为例: 2019年,煤电和气电的利用小时数虽然双双下降,但两者对比,煤电同比下降的79小时,气电下降了121个小时,简直就是为本不富裕的利用小时数雪上加霜。 2019年,天然气的新增装机容量也比上一年减少了255万千瓦;但形成鲜明对比的是,煤电只减少了67万千瓦。但同期数据显示,煤电的总装机容量是气电的11.5 倍。 根据中石油经济技术研究院的最新统计,当前我国气电的成本介于气电的成本介于光伏发电和生物质发电、海上风电之间,远高于煤电。(注:此处暂不考虑2020年疫情环境下,国际LNG长协价格的下滑,以及入夏旺季以来,到岸LNG的现货价格上升)。 所以,各种基数都不如煤电的的天然气,在2019年的降比反而比煤电还大,同为火电,看来是天然气不配了。 天然气这时候想起来,应该归到清洁能源队列里去提升自信。 但衰起来的时候,连光伏和风电这种“非电网友好型” 的电源,都可以跺天然气几脚。 会看中电联2019年的统计数据: 2019年,只能白天发电的光伏,全年的发电利用小时数已经大幅提升到了1285小时,几乎追上了天然气的一半。 论新增并网装机容量,光伏虽然和天然气一样,在去年位列“同比下降”的阵营,但数据上,却翻了天然气4倍不止(光伏并网增量2681万千瓦 VS 天然气629万千瓦)。 论全国统调装机,除了核电以外,唯一没有上亿的电源,就只剩下天然气了,至今,全国口径天然气装机为9022万千瓦。根据《电力发展“十三五”规划》当时目标,到2020年我国气电装机将达到1.1亿千瓦以上,在十三五的最后一年,天然气恐怕无法完成这一跃竞了。 当然,天然气成绩不理想,这些锅都可以甩给经济增速放缓、工业用电量下降等原因。 2.被政策遗忘的配角 然而,真正“可怕”的并不是数字上的下降,而是政策上的“查无此人”。 有一说一,天然气这两年半红不火,确实让人看着有点莫名奇妙。最为煤炭资源禀赋大国,11-5以来,就把天然气定位为低碳转型的重点能源。(以后可以再说西气东输、国际LNG贸易、上游常规和非常规天然气开发等话题)。 有两份看似和谐,却又矛盾的文件,让当时的天然气从业者有些摸不到脑袋: 2017年发改委印发《加快天然气利用的意见》,给了“ 实施天然气发电工程”一整个章节,天然气分布式能源、天然气调峰电站,以及天然气热电联产都是文件鼓励的方向。对于经济性不占优势的天然气来说,非常需要国际和国内的鼓励政策。 然而2018年7月,国务院公开发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》,意在经过3年努力,大幅减少主要大气污染物排放总量,协同减少温室气体排放,进一步明显降低PM2.5浓度,明显减少重污染天数,明显改善环境空气质量,明显增强人民的蓝天幸福感。 怎么看文件,都是要支持天然气发电的。但《蓝天》文件的主要内容,集中在煤改气、煤改电上、电能替代,涉及天然气利用的部分,还着重提了“原则上不再新建天然气热电联产项目。” 上一年还支持的天然气热电联产项目,下一年不建议上了,分布式三个字更是消失的无影无踪,手握天然气项目建议书的投资方,开始心生犹豫。 打赢蓝天保卫战三年行动计划,到底要不要靠低碳环保的天然气,这好像已经不重要了。 至少可以证明,在天然气综合利用的领域,天然气发电项目没再拿到政策的强有力支持。 2020年,可再生能源似乎在经历新的拐点。 ——赶在今年春节放假前,国家三大部委——财政部、国家发改委、国家能源局以“促进可再生能源开发利用“之名,联合修订并印发了重磅的《可再生能源电价附加资金管理办法》。 文件蕴含的意义是,资金虽然有限,但补贴一定到位;名额虽然有限,但运营商可以凭自己的本(资)事(质)拿(催)。 虽然一部分新能源企业会因此悲观,但事实上,越来越规范化的补贴,方才展示出强烈的信号——一部分风光行业的龙头企业已经初具断奶能力。而且可以更定的是以“促进可再生能源开发利用”之名,国家顶层坐实了可再生能源是中国“绿水青山”发展理念的绝对代言人。(对不住了,蓝天保卫战)。 于是乎,我们可以从数据上看到,截止至20206月底,光伏的装机容量以16.4%的同比增速一骑绝尘,遥遥领先于其他电源,而紧随其后的就是风电。(根据中电联口径的数据统计,上半年风电同比增长12.4%、核电6.2%、天然气5.9%、煤电3.0%、水电1.9%)。 第二个再说煤电。 ——煤电虽然被”按头整改“,但方向还是比较明确的。 被风光挤压的煤电这两年也一直惨兮兮地叫苦连篇。2019年5月,西北央企煤电整合大戏开幕,国家列出了48个煤电项目,装机容量从25万千瓦到200万千瓦不等。 意思是,与其把这些缺乏竞争力的“不良资产”扔到市场的大浪里,不如交给国资委的天团们通过行政手段来处理。毕竟,这些不良资产或许也曾辉煌过,而它们的背后,有着无数曾为之奉献年华的国企员工。 今年6月国家发改委发布《关于做好2020年重点领域化解产能工作的通知》,文件明确提到“ 多措并举提高员工安置政策措,坚持把职工安置工作作为重中之重。” 正所谓体量越大,责任越大。这的确反应了我煤电资源大国肩负的责任。 同时间,国家能源局发布《2020年能源工作指导意见》,给煤电指明了方向:——西部地区具备条件的煤电机组年底前完成超低排放改造、煤炭在上游着力提高电煤消耗比重、推进煤电灵活性改造、完善电力系统调峰、调频等辅助服务市场机制和煤电机组深度调峰补偿机制。 这还不够。 ——指导意见还高亮了“深入推进电力现货市场连续结算试运行、稳步推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设”这个方向。 这不正是我们所熟悉的电力市场化交易吗?本轮电改以来,煤电企业获得了发电侧(电厂机组)和用电侧(售电公司)的双重身份,占据电力市场风头浪尖(既有口碑,也有口舌)。但最重要的是,通过本轮电力市场改革,电厂终于绕过了电网,获取了终端用户资源。 所以顶层在劝退部分落后煤电后,给予了很大煤炭比较大的生存空间,只待兄弟间的自我革新。 这里又见天然气发电的可怜兮兮。作为和煤电同场竞争的“火电兄弟”,天然气发电的优势,是调峰能力(和可再生能源的搭配)和相对较低的碳排放(漂亮的国际口碑)。(身为化石能源的天然气,碳排放比煤电机组低了一半以上。) 带2020年的指导文件给了煤电明确了超低排放整改方向,和深度调峰的职能。看着就有取代气电的架势。 2019年10月,国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》文件,赋予了煤电机组上网电价含超低排放电价的权利。 比如广东省2020年煤电的统一上网电价0.463元/千瓦时,即在广东基准电价0.453元/千瓦时的基础上,增加1分的超洁净补贴。 超低排放给了追求洁净的煤炭,那么本来就“干干净净”的天然气算什么呢?价格上已经竞争不过,一旦煤电的超低排放化改造全面铺开,天然气机组的要面临两重尴尬: 第一重尴尬,气电的价格在煤电面前毫无竞争力可言: 以广东省的气电机组为例,在本次8月整月电力现货试运行期间,气电的日前申报价格,约为煤机报价的平均1.8倍。 第二重尴尬,就算搞得比煤炭干净,也干净不过风光电啊! 而更过分的是,文件指导煤电进行灵活性改造、参与深度调峰,这似乎都是要抢走天然气机组调峰的身份。 本想帮助中国打赢蓝天保卫战的气电,好像连自己的队友都没打赢。 但天然气发电尽管尴尬,却不代表天然气的发展的弱势。 气电的上游那一头,已经从2019年年底就迈出了深化改革的关键步子——国家管网公司于2019年12月9日成立,已经打破了三桶油垄断中国油气管网的格局;年初至今,改革加剧,三桶油陆续把油气管网资产转移给国家管网公司。 顶层设计在2020年给予了天然气市场改革的指导方向是——尽快形成“全国一张网”,并对此加以绝对的扶持——加快天然气产供储销体系建设,加快管网和储气设施建设,补强天然气互联互通和输送能力短板。 再往天然气的更上游看去——推动常规天然气产量稳步增加,页岩气、煤层气较快发展、有序推进LNG长期协议落实和现货采购等等,这些顶层意见都让天然气行业的市场化改革变得顺理成章而铺路。 在天然气的下游利用环节,天然气的最大终端应用场景,是城市燃气,其次是工业燃料,排第三的才是燃气发电。 所以天然气和气电这对母子组合,怎么比的上煤炭和煤电联营的捆绑关系? 3.气机出现生机了吗? 2020年说的不是“打赢蓝天保卫战”,说的是“脱贫攻坚战”。论经济性优势,天然气机组恐怕一时之间难以翻身。 可唯独令人欣慰的是,国家发改委、能源局在《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》文件中提出: “加快放开发用电计划,进一步完善电力市场交易政策,拉大电力峰谷价差,逐步形成中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。” 气电好像有戏。 拉大电力峰谷价差,即在负荷处在峰值的时候形成高价,在负荷处于谷底时候形成低价。这正是电力现货市场建设的两个明显标志之一。 电力现货市场以建立时间和地点两个纬度的电价机制为明显标志,俗称还原电力的商品属性。 有专家曾在公开场合指出,以广东省为例,省内的用电负荷非常陡峭,机组爬坡的时候,一定是需要天然气机组的。那么以天然气机组的迅速调节能力,如果可以在现货市场的峰段中标,就能掌握定价权。 熟悉海外电力市场的电力市场交易人士说,有时候天然气这一年赚的钱,就在于顶峰的哪些小时段,所累计起来的几小时、几天。 那么在现行市场竞争中比拼不过煤机的气机,到了电力现货环境下,能成功地够上峰值,赚的那份该赚的钱吗? 至少国家层面对拉大电力市场峰谷价差是支持的。 本轮电改以2018年国家确定8个现货试点省份为分水岭,18年,广东省把“除未供热参与调峰的9E机组以外的燃气电厂” 纳入电力市场交易;19年,新增9E机组进入市场。省内天然气机组全部进入市场。 2020年8月1日,正值台风季,广东省组织了全月现货结算试运行,省调69台燃气机组温和地走入现货市场,全年90-95%的市场电量被合约锁定后,这开放的5-10%现货市场,理论上就是天然气机组能否在峰尖拿下可观收入的试验场。 以广东8月1日开启现货结算时运这一天为时间节点,还发生了两件极其相似的事情: 往前一天,广东省发改委将省内使用澳大利亚进口合约天然气的LNG电厂的上网电价统一降低了0.049元/每千瓦时。 往后一周,同处沿海地区的浙江省发改委宣布启动天然气平价发电(0.4153元/千瓦时)上网改革试点,试点的主体是浙能集团下属的电厂—镇海燃气热电有限责任的1台燃机和1台汽轮机联合循环机。...
现有的纯电动车是车电一体化的结构,是由“三电(电池、电机、电控)一体(车体)”组成,其中,“三电”中电池是核心部件,约占整车成本的40%-50%,同燃油车的发动机不同,电池是一个能源类产品,存储电能和释放电能,并消耗自身电解液和其他材料,是消耗品属性...... 在今年的政府工作报告中,换电站作为新基建的重要组成部分第一次被写入政府工作报告。全国两会期间,工信部苗圩部长公开对媒体表态,在新能源车领域下一步要支持和鼓励“换电模式”的发展,这是在新能源车战略推行10年后,首次在国家层面明确提出对换电模式的肯定和支持。 汽车工业是国民经济的重要支柱产业,在国民经济和社会发展中发挥着重要作用,以纯电动车为代表的新能源汽车产业是战略性新兴产业。纯电动汽车能量转化效率高,社会资源消耗量少,碳排放量低,是建设资源节约型社会和环境友好型社会的重要载体。发展纯电动汽车能够摆脱对石油的依赖,是保障国家能源安全的战略措施。发展纯电动汽车是培育新的经济增长点和新型产业的最佳选择,是拉动经济增长的重要手段。 世界各国已将发展纯电动汽车产业提升至国家战略,出台各类政策支持行业快速发展。同燃油车相比纯电动汽车在制造成本、使用成本、维保成本、使用寿命、驾乘体验、智能化、环境保护等方面大大优于燃油车,发展纯电动车是行业发展的必然趋势。未来10~20年,纯电动汽车将完全取代燃油车,世界各国已制定了禁售燃油车的时间表。 2014年,习近平总书记提出:“发展新能源汽车是我国从汽车大国迈向汽车强国的必由之路”,要求相关部委加大研发力度,认真研究市场,用好用活政策,开发适应各种需求的产品,使之成为一个强劲的经济增长点。 为推动实现《中国制造 2025》和《节能与新能源汽车产业发展规划(2012-2020年)》中的重要战略目标,2017年以来,国家出台多项新能源汽车相关政策,覆盖范围包括补贴、基础设施、宏观统筹、技术研发等多个方面。《汽车产业中长期发展规划》中对于新能源领域未来十年提出明确的阶段性目标,到 2020 年,新能源汽车年产销达到200万辆,到2025年,新能源汽车占汽车产销20%以上,年产销量要求达到500万台以上。在国家产业政策的支持下,以“低能耗、低污染、低排放和高效能、高效率、高效益”为产业目标的新能源汽车产业呈迅猛发展态势。 从新能源汽车销量角度来看,未来10年新能源纯电动汽车仍将持续发展,预计到2030年新能源汽车保有量将突破8000万辆,市场渗透率将达到20%-23%。出租车、网约车两者的市场体量分别为150万辆、160万辆左右。 一、中国纯电动车发展的现状与瓶颈 纯电动车发展的现状 中国的新能源汽车产业已经发展十年,从2009年发布补贴政策开始,传统车企和互联网造车新势力纷纷加入到新能源造车大军。从数据上来看,新能源汽车年销量从2011年的0.8万辆暴增至2018年的125.6万辆,涨势迅猛。如此骄人成绩,离不开财政补贴和各大城市对燃油车的限牌限购政策。正是因为这些政策的推动,使得新能源汽车在这几年被越来越多的消费者所接受。 但是,从2019年下半年开始,在国家和地方财政补贴了十年之后,新能源车补贴力度开始大幅度退坡,这直接导致整车销量逐月下降。2019年7-10月新能源车销量跌幅逐步扩大,分别下降3.8%、21.7%、34.8%、46%。2019年全年,我国新能源汽车产销分别完成124.2万辆和120.6万辆,同比分别下降2.3%和4%,惨遭负增长,这是自2009年大力推行新能源汽车产业以来出现的首次年度下降。今年受疫情影响,1-6月份,新能源车产销分别完成39.7万辆和39.3万辆,同比分别下降36.5%和37.4%,全行业面临巨大压力。 近十年以来,在补贴政策的推动下,新能源汽车产业取得快速发展,但也让部分车企形成了强烈的依赖心理,将政府红利作为企业获利的根本,扰乱了新能源汽车产业的健康发展。同时,真正影响新能源电动车销售的根本原因,如:售价、续航、保值、安全等消费者关注的核心问题反而没有得到有效解决,这成为制约行业可持续发展的重要因素。 纯电动车发展的瓶颈与阻碍 现有的纯电动车是车电一体化的结构,是由“三电(电池、电机、电控)一体(车体)”组成,其中,“三电”中电池是核心部件,约占整车成本的40%-50%,同燃油车的发动机不同,电池是一个能源类产品,存储电能和释放电能,并消耗自身电解液和其他材料,是消耗品属性;车体和电机、电控及其他部件是耐用品,属于资产类属性,两者使用寿命不均衡、不统一,车电一体化的结构,将两者捆绑在一起,降低了材料和资源利用率,缩短了整车寿命,是不经济的结构方案。 这种结构方案在市场和消费端以及环境保护方面还存在更多问题: (1)充电问题 我国现有车桩比只有3.5:1,随着新能源汽车数量的持续增长,充电基础设施结构性供给不足的问题日益凸显,整体规模仍显滞后。2020年规划建设公共充电桩数量约50万个,但与同期新能源汽车发展的规模仍不匹配,车桩比将进一步扩大。同时,公共充电桩的使用率不到10%,可持续发展的商业模式还没有形成,存在运营企业盈利困难和消费者充电不便利的双重矛盾。 现有充电桩模式的技术方案决定了充电需要较长时间,从零充至满电,慢充需要5-10小时,即使是快充仍需要1-2小时,与燃油车加油的便捷性相比差距巨大。快充桩还存在投资成本高、电网冲击大、电池有损害、安全有隐患等诸多问题,这也导致快充桩一直占比不高。 (2)成本问题 纯电动车的整车结构较燃油车要简单的多,除去电池之后整车的制造成本远低于燃油车,但是由于动力电池的成本占纯电动车整车成本的40%到50%,这使同等性能下,纯电动车的制造成本却远高于燃油车。 由于充电方式的不便利性和国家针对续航能力进行补贴的导向因素,整车厂在车型研制时不得不追求高续航,电池搭载量越来越多,整车造价越来越高,性价比反而越来越低。无论从能效角度还是经济性角度,电池一体化方案将会使购车、用车矛盾进一步凸显,这严重制约了行业健康发展。 (3)安全问题 随着数量和规模不断扩大,电动车自燃事件也越来越多,其中绝大部分由电池引起。由于车企为追求高续航能力,多会采取特性更活跃、能量密度更高的三元锂电池,由于三元锂电池容易热失控,一旦出现问题便会导致非常严重的后果,燃烧、爆炸事故时有发生,在这些安全事故中,三元锂电池占比接近九成。据不完全统计,今年上半年国内共发生纯电动车自燃事故20余起,均由电池引起,这些电池大都是三元锂电池。 与燃油车不同,纯电动车因其动力电池的化学特性和电气特性,在使用过程中需要定期检测和维护,确保电池、电路、冷却系统等的正常运行,但现有的“车电一体化”的结构方案,使维护保养机制很难及时、准确做到这一点,这也是纯电动车自燃事故频发、消费者对电动车谈虎色变的主要原因。 (4)车辆残值问题 车电一体化的结构,使纯电动车在使用一年后的保值率为50%,三年后仅为20%,保值率过低已成为阻碍消费者选购的一个主要因素。导致这个结果的原因主要是:a.电池和整车技术进步速度快,二手车与新车性能差距巨大。b.动力电池自身衰减较快,三年后的续航能力已大不如前。c.纯电动车单车型保有量低,交易量非常有限,缺乏有效的检测评估标准。 (5)电池梯次利用问题 随着产业的发展,动力电池的更换和退役数量越来越多,这些退下来的电池电芯容量在50%左右,仍可用于储能等梯次利用。但是,由于电池规格不统一,电芯材料、外部尺寸、电气性能、接口等千差万别,很难进行规模化的利用,不得不进行拆解,造成资源的巨大浪费。 (6)环境保护问题 动力电池的拆解利用涉及的范围很广,包括运输安全、拆解安全、评估标准、再利用规范等,系统和流程非常繁杂,稍有不慎就会导致难以挽回的安全和环保问题。现有状况下,各车企甚至各车型的动力电池规格千差万别,更加剧了动力电池规模化拆解的难度,在非标情况下的可持续运营基本不可能。 伴随着首批新能源车开始逐步退役,由于标准不统一导致动力电池回收难题越来越凸显,已成为影响行业、产业甚至环境的重大问题。 根据《中国汽车流通业协会针对新能源汽车消费者的调查》显示:购车成本问题、充电续航问题、车辆保值问题和电池安全问题,这四大问题是目前消费者放弃购买纯电动汽车的主要因素,合计占比达90%。 很显然,目前的车电一体化结构方式,充电桩直充模式并不能彻底解决这四大问题,现在虽然有300KW的超级充电桩,可以在一定程度解决快速充电问题,但不能从根本上解决成本、保值和安全问题,以及制约行业发展的其他问题,包括:电池标准化和梯次利用问题、车辆残值和二手车交易问题、电网冲击和储能问题等。因此,行业要真正实现快速、健康、可持续发展,就必须寻找新的技术方案。而唯有车电分离、电池标准化并共享才是解决行业发展的最优方案。 二、车电分离、电池标准化并共享是解决行业发展的最优方案 换电模式的概念 电动汽车换电模式是通过更换电动汽车动力电池的方式为电动汽车提供电能补给的一种形式。电池更换模式主要通过换电站或换电柜实现电动汽车的电池便捷更换,并能够在换电过程中对电池更换设备、电池的运行状态进行实时监控。 2015年以前,国内电池更换的技术路线是以大巴为代表的侧向分箱换电为主,侧向分箱换电对空间要求较高,主要应用领域为电动大巴、环卫车等商用车。近三年,国内换电技术发展迅速,形成了针对不同类型车辆、不同运营场景的不同的换电技术路线。随着换电技术从商用车换电到乘用车换电,从手动换电到自动换电、从整箱换电到分箱换电,换电技术和换电产品越来越成熟,市场接受程度也越来越高。 换电模式的优势 电池更换模式目前大多应用于公交车、出租车、物流车等营运车辆,近两年越来越多的企业开始在消费端进行换电模式的积极探索。 电池更换模式的优势主要体现在以下几个方面: (1)用户层面 1) 降低车辆购置成本 电池更换模式下,电动车可以通过“裸车销售、电池租赁”的模式进行销售,用户在购买电动车的时候,采取只买裸车,租赁电池,从而降低用户的一次性车辆购置成本, 2)提升电动汽车电能供给的便捷性 电池更换模式能够提供像燃油车加油一样便利、快捷的换电服务,可以 3分钟内完成换电,大幅减少补能时间,达到与燃油车类似的使用体验,能够满足电动汽车使用者对电能供给便捷性的需求,解决消费者“里程焦虑”、“充电等待焦虑”等问题,换电站补能网络的建设,可以很大程度上解决纯电动车的补能难题,给用户提供实实在在的便利。 3)提高了二手车保值率 采用车电分离,避免了因为电池衰减而带来的二手车残值过低的问题,用户通过换电站租用到的电池,通过商业模式的创新可以打通一条有利于电池行业和电动汽车行业可持续发展的道路。 4)提高商用车用户的适用性 电池更换模式可以弥补充电模式的缺陷,不仅可以加快补能时间,消除里程焦虑,满足电动商用车的高频补能需求, 提升商用车的营运效率。而且相比于燃油汽车较低的营运成本,增加了商用车用户的收入,实现商用车企业和用户的双赢。 (2)车企层面 1)提升整车能效 电池更换模式下,新能源车企可以减少电池的搭载量, 既能解决里程焦虑问题也可以降低车重,提高整车能效。 2)降低车辆销售成本 电池更换模式实现的车辆与电池的分开销售方式,降低了车企的销售成本和后期的电池维护保修成本,提高了车企的资金利用率。 3)促进电动汽车转型升级 电池更换模式下,车企间竞争的主要战场将从车和电池整合方面转向单车技术研发方面,有利于提高电动汽车在智能化、网络化、个性化方向发展,提高整车技术革新和产业进步,促进我国汽车工业的战略转型。 (3)电池层面 1)延长电池使用寿命 电池更换模式可以通过对电池的专业化充电与维护,提升动力电池寿命,可以对电池的电气特性进行测定,采用相对应的均衡充电策略,确保每个电池都能够充满,也可以对性能下降过快或发生故障的电池进行专业维护或更换,延长整组电池的使用寿命。 2)强化电池的使用属性 通过电池更换模式,可让电池从资产属性回归它的使用属性,有助于促进电池的流通,提升电池的使用效率。 3)提升电池的全生命周期价值 电池更换模式通过电池集中管理、梯次利用、回收处理等运营方式,能够实现闭环状态下的可持续盈利,对电池的有效回收,减少环境污染,实现效益最大化有很大帮助。 4)提高电池的安全性 电池更换模式下,可以对电池时时进行全检,能够及时暴露有安全隐患的电池,车电分离模式下,电池是独立的个体,可以方便的进行问题修复和隐患排除,安全性会得到大幅提升。 5) 促进电池的标准化统一 电池更换模式的推广和应用,对电池的兼容性提出了更高的要求,有利于促进动力电池在尺寸、规格以及技术参数的统一,降低动力电池企业在研发方面的投入成本。 (4)电网层面 1) 减少对配电网设施的改造 服务同样数量的车,电池更换模式的充电功率只有充电桩直充模式的四分之一到二分之一,可显著降低对电网负荷的影响,减少对电网的冲击。 2) 有利于电网削峰填谷 电池更换模式通过对电池的集中统一管理,可以利用谷电为动力电池充电,避开峰时充电,起到削峰填谷作用。 3) 有利于双向互动,辅助电网高峰负荷需求 相比于充电模式,电池更换模式在参与电网需求响应方面有着天然的资源优势,通过先进的 V2G 技术,电池更换模式可在日间用电高峰时段向电网释放多余电能,协助电网满足高峰负荷需求,实现储能与充电的双向互动。 (5)国家和社会层面 电池更换模式下,车企对国家补贴政策的依赖度就可以降低甚至取消,使电动汽车产业实现由政府主导型向市场主导型的转变,使车企之间进行有序的良性竞争,创造出更好的产品和服务满足消费者的需求,减少国家财政补贴的压力,有利于推动整个产业的快速崛起。 换电模式的发展现状 我国电池更换模式的发展是伴随着电动汽车产业的发展而变化的,受政策导向、技术进步、市场环境以及电动汽车上下游产业链等多种因素影响。 我国电池更换模式应用最早出现在2008年北京奥运会,当时在专用大巴车领域率先试水电池更换。2011年,国家电网公司开始提供主要为公交和大巴车提供换电运营和电池租赁相关服务,提倡“换电为主,充电为辅”。雷诺曾在欧洲通过Better Place开展换电和电池租赁的商业模式,推广电动汽车。近年来蔚来、北汽、力帆、伯坦、时空电动、联合汽车等企业一直在持续开展电池更换技术的研发和商业模式的推广工作, 换电设施在成本、占地面积、效率等方面取得了重大改进。 换电模式相关政策 (1)国家支持政策 2019年,随着国家发展改革委、生态环境部、商务部发布《推动重点消费品更新升级畅通资源循环利用实施方案(2019-2020 年)》,明确指出要推广新能源汽车电池租赁等车电分离消费方式,降低购车成本。换电模式作为充电模式的重要补充依旧发挥着积极作用。换电模式目前主要应用于公交车、出租车、物流车、分时租赁等营运车辆领域,但随着近几年新能源车企的持续发力,换电模式在私家车领域的应用也开始逐渐发展起来。 2018年12月10日国家发展改革委等4部门印发《提升新能源汽车充电保障能力行动计划》的通知(发改能源〔2018〕1698号),提出“继续探索出租车、租赁车等特定领域电动汽车换电模式应用”。 2019年2月国家发展改革委等7部门印发《绿色产业指导目录(2019年版)》,其中包括换电设施制造、换电设施建设和运营。 2019年6月6日,国家发展改革委等3部门印发《推动重点消费品更新升级畅通资源循环利用实施方案(2019-2020 年)》的通知(发改产业〔2019〕967号) ,其附件《推动重点消费品更新升级畅通资源循环利用实施方案(2019-2020年)》中提出要“加快发展使用便利的新能源汽车”,要求“聚焦续驶里程短、充电时间长等痛点,借鉴公共服务领域换电模式和应用经验,鼓励企业研制充换电结合、电池配置灵活、续驶里程长短兼顾的新能源汽车产品。推进高功率快充、无线充电、移动充换电等技术装备研发应用,提高新能源汽车充换电便利性”。为支持换电模式电动车的发展,需不断改善配套基础设施,“中央和地方财政继续对充换电等基础设施建设和配套运营服务给予支持”。 2019年10月30日,国家发展改革委修订发布《产业结构调整指导目录(2019年本)》,将换电技术路线明确加入鼓励类发展项目(第十六项第4条)。 2019年12月3日,工信部装备司对《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》(征求意见稿)公开征求意见,其中在第六章 完善基础设施建设中,提出鼓励开展电池更换模式应用,提高充电便利性和产品可靠性的发展规划要求。 (2)地方支持政策 《北京市新能源小客车公用充电设施投资建设管理办法》提出“符合国家及本市相关要求的公共充电设施,可申请不高于项目总投资30%的政府固定资产补助资金”。为贯彻落实《北京市人民政府关于印发北京市打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》(京政发〔2018〕22号),促进出租汽车结构性调整,北京市发布《关于对出租汽车更新为纯电动车资金奖励政策的通知》 对出租汽车更新为纯电动汽车给予资金奖励政策,奖励标准为“比照纯电动出租汽车生产环节电池采购价格,每辆车奖励上限为7.38万元,获得资金奖励的车辆技术条件包括车辆续航里程原则上不低于300km,具备充换电兼容技术,以快速更换电池为主;车辆电池与充换电站技术相匹配”等。 《厦门市2016年新能源非公交汽车推广应用财政补贴办法》中提出“对新建的公用、专用换电设备给予投资额30%的财政资金补贴,直流换电设施上限不超过495元/千瓦、交流换电设施上限不超过150元/千瓦”。 《广州市电动汽车充电基础设施补贴资金管理办法》提出“换电设施项目按照2000元/千瓦的标准补贴”。 现有换电方案存在的缺陷和瓶颈 纯电动汽车换电的商业模式发展历史较短,大约有10年时间,最初由以色列的Better Place公司创造,并和雷诺公司合作进行换电模式的推广。此后,美国的特斯拉、国内的北汽奥动、国家电网、蔚来、时空电动、伯坦等都进行了换电技术的开发和运营模式的推广,他们采用的技术方案分为两种,一种是底盘上下整体摘取电池,一种是底盘两侧左右推拉进出电池,这两种方案经过5、6年的推广、验证,实践证明这两个技术方案是不成功的。从实践效果看,这两种技术方案过于复杂,电池无法实现标准统一和共享,每种技术方案对应的车型和厂商都是各自为战,无法统一标准,换电站投资大,运营成本高,换电业务量少,盈利能力差,推广速度慢,有些公司已无法持续经营。BatterPlace已破产,特斯拉已放弃,国内的这几家也举步维艰。 究其原因在于这两种换电技术方案的适应性和经济性有问题,在具体市场实践中存在三大难以逾越的障碍。 (1)技术复杂,建站成本高,盈利能力差 由于电池采取底盘摘取和两侧推拉进出的技术方案,使车辆端和换电设施端的机械结构过于复杂,制造、运行成本高,占地面积大,投资成本高,单品牌车系换电业务量少,收益率差,回收期长,自身很难产生盈利,不具备投资价值,只是作为车辆销售的一种促销和服务手段,所以不可能大规模密集布设,缺乏了便利性,用户接受程度低,无法持续经营。 (2)电池标准难以统一,无法实现共享 目前,国内主销的新能源乘用车车型近 100 余款,未来还会大幅增加,现有换电技术方案采取底盘摘取和两侧推拉进出的方式,使电池很难实现标准化和通用性,电池更换模式可覆盖的车型极为有限,但鉴于换电站初期的巨大投入,必然要求其要保有一定数量级的换电用户群体。这就要求电池必须要实现标准化和兼容性,简单说就是让电动车的电池做到如同现在燃油车的标准化燃油标号一样。但现有的两种换电方式在车辆端的结构方案很难实现电池的标准化,这是目前制约换电模式推行的最大障碍。 (3)建站难度大,周期长 现有两种换电方案由于技术过于复杂,使换电站建设占地面积大,投资成本高,在换电站建设时既要考虑地价因素又要顾及交通的便利性,站址选择不够灵活,建设、审批周期长,推广速度慢。 三、换电模式成立的商业逻辑和核心要素 通过上面的分析我们可以看到,换电模式作为一种商业模式要成立,就必须要遵循基本的商业逻辑,这个商业逻辑我们总结为: 第一.运营换电服务必须要有一个独立的第三方来运营,也就是这个独立的第三方向所有的车企、车系、车型提供换电服务,打破各自为战的局面,减少重复投资。 第二.这个独立运营的第三方必须要获得高于市场平均收益率的收益,也就是投资换电服务能获得较高收益,这个收益是可持续的商业模式才能成立。 第三.必须要有一个技术方案支撑这个投资收益率和这个商业模式的成立。 第四.这就要求这个技术方案投入要少、收入要高,这个技术方案要结构简单、兼容性强,这就要求换电站的制造和运行成本要低,电池要标准化、通用性强、换电业务量要大。 第五.综合分析,只有在车辆的前后端进出电池、底盘采用带驱动能力的电池仓才能实现这个目的,也就是采用前后端换电的结构方案才是可行的换电方案。 四、前后端换电的技术优势 前后端换电的结构方案是:车辆底盘是一个带驱动能力的电池仓,电池在仓内沿底盘中轴前后进出、电池串联、分箱链接的技术方案,这个技术方案具备以下明显优势: (1)电池沿车辆中轴前后端进出、更换,结构更简单、易用、安全性高、故障率低、制造成本低。 (2)车辆底盘改造成一个带驱动能力的电池仓,电池串联,统一从车辆前端或后端一个口进出,这种结构可以实现电池的标准化和兼容性。 (3)这种结构方案使换电柜的结构更简单、制造成本更低、占地面积更小,易于大规模布设。 这个结构方案由五部分组成:标准化的电池、带有驱动能力的电池仓底盘、带有电池仓的电动车、标准化的换电柜、电池共享平台和管控系统。 五、前后端换电的经济优势 第一、解决了第一个问题:换电的盈利问题,这个技术方案因其结构简单,使换电柜的投资和运营成本是现在换电站的二十分之一,在收益相同的情况下,其投资回报率是现有换电站的20倍。具有很强的经济性和投资价值,可规模化推广。 第二、解决了第二个问题:电池的标准化和兼容性;前后端换电的最大技术优势是可以实现电池的标准化,这是换电模式要成立的核心要素,例如燃油车能够在全球普及,其关键因素在于燃油的标准化。 第三、解决了第三个问题:在用户使用侧,电动车相对燃油车优势更加明显,这个方案使电动车完全成为一个市场化的产品,可以全面替代燃油车。 第四、解决第四个问题:车企侧,可以减少电池搭载量,提高车企的资金利用率,增加收益。 第五、解决第五个问题:环境侧,电池标准统一之后,梯次利用和报废处理可以有效解决 ,减少环境危害。 第六、解决第六个问题:电网侧,可以减少电网的冲击,并能真正实现储能。 从上面的分析可以得出,在车电分离模式下,只有前后端换电才能够实现换电模式下的盈利性和电池的标准化,在用户端可以彻底解决购车价格、使用便利性、保值率、安全性问题;在车企端可以减少资金占用量,提高资金利用率,增加收益;在环境端可以有效对电池进行梯次利用和拆解报废,减少环境危害;在电网端可以降低对电网的冲击,真正实现储能和双向互动,所以,前后端换电应是纯电动车快速、健康、可持续发展的最优解决方案。...
电力需求响应市场化机制建设的思考 赵晓东/国家发展和改革委员会能源研究所 充分挖掘调动需求响应资源是推动我国能源低碳转型、终端用能电气化的重要手段。我国电力需求响应试点始于“十二五”期间,是从需求侧入手,解决电力系统痛点,引导低碳电气化发展的有益尝试。实践初期,由于受到发用电价格管制,市场化竞争仍不充分,电价难以反映当时供需程度,响应补偿成本往往通过电网企业或政府部门专项列支相关预算作为资金池来源,参与主体的类型和规模相对有限。随着电力市场化改革的深入,特别是在8个现货试点区域已完成多次试运行、可开展连续不间断试运行条件的情况下,研究电力需求响应与电力市场耦合机制已具备基础条件。 一、国内典型电力需求响应实施方案 鉴于各省市差异化的网架结构、负荷特征以及用户类型,电力需求响应实施方案并不一致,选择山东、江苏、浙江、河南为典型省份展开分析。从表1的对比分析可以看出,当前需求侧响应实施方案存在如下特点: 一是准入门槛进一步降低。目前,电力需求响应对市场主体的要求相对较低,除要求必要的计量和管理系统以外,允许包括居民负荷在内的电力用户参与需求响应。鼓励新兴市场主体,如售电公司、负荷聚合商、储能、充电桩等主体参与,极大挖掘了需求响应的潜力。 二是补偿标准形成机制多样。从典型省份的补偿标准形成机制可以看出,各省结合自身实际情况,在单边竞价、单边竞价和定额补偿混用以及单纯定额补偿这三种方式选择解决方案。从市场化改革的趋势考虑,按照国外实践经验,通过竞价模式确定补偿标准为主要的选择方案。从需求响应项目投资主体角度,变动的电价信号容易造成投资收益指标和测算边界的调整,不利于相关应用的投资决策行为。 三是补偿资金来源的多样化。目前,各省需求响应补偿资金来源差异较大,一般按照购电侧价差资金池、售电侧价差资金池、超发超用形成的盈余空间以及输配成本统筹考虑。 四是需求响应内涵的延展。电力需求响应在我国的应用源于有序用电机制,实践初期的意图大多基于削减高峰负荷。近年来伴随可再生能源渗透率的不断提高和用能终端多类型用电设备的使用,系统峰谷差持续增加,通过用电低谷时段增加用电促进可再生能源消纳也被大多数省份所接受,同时在品种设计中采取了区别考虑的补偿和交易机制。 二、电力需求响应市场化机制建设存在的问题 为保证实施效果,目前典型省份需求响应均采取了单独列支补偿成本、单独出清成交以及单独运营监管的实施模式。从市场化机制建设角度考虑,存在的问题具体表现为: (一)补偿成本疏导机制有待完善 从典型省份的电力需求响应方案中可以看出,各省采取的方案大多遵循了统筹协调、共同承担的基本原则。以利用省间现货价差资金池的方案为例。尽管在一定程度上避免了补偿成本向全市场用电主体直接疏导,但对参与主体的补偿表现为省级电力市场的场外补偿,采用的是网间购售价差的待分配资源,没有体现“谁受益、谁承担”的原则。 以尖峰电价增收或季节性电价差的方案为例。尽管遵循了受益者负担的运营原则,但传统意义上的尖峰电价运行时段随着系统可再生能源渗透率的增加正在发生动态的变化,特别是光伏装机占比的增加正在抑制传统午时高峰或平段用电时段的系统最高负荷,系统负荷曲线由传统的“双驼峰”向“V字形”转变。尖峰电价执行时期的多用电者极有可能是促进可再生能源消纳的助力者,是否仍对其征收尖峰电价值得商榷。 表1 典型省份电力需求响应方案分析 (二)需求响应实施结果与电力市场协同机制有待厘清 我国电力市场目前仍以中长期交易为主,现货市场处于试运行阶段,辅助服务市场独立于电能量市场之外开展交易。由于需求响应按照单独列支的模式起步,其实施的效果应以虚拟电厂模式体现在辅助服务市场中,还是以需求侧资源储备体现于中长期交易中,或者以用电侧的自主用电行为调整体现在现货市场的博弈中,均需要进一步研究并明确权责。 对此,有关主管部门已在此前的实践基础上开展了有益的探索。《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)已明确参与需求响应产生的中长期用电偏差应由参与主体自主承担,进一步规范市场主体的权责;山东省《2020年全省电力需求响应工作方案》(鲁发改能源〔2020〕836号)已就与电力现货市场协同进行了尝试,采取参照现货日前、实时出清价格决定补偿标准。 (三)交易组织、市场运营与交易制度仍待统一 需求响应相关工作和电力市场建设均归属省发改、经信和能源局等相关部门,但是具体到交易组织、市场运营与交易制度并不一致。 交易组织方面,市场化交易均在电力交易平台开展,交易对手方为多种类型的市场主体;需求响应申报通常需要在专门的需求侧管理平台开展,交易对手方为电网企业。 市场运营方面,电力市场运营均由电力交易中心协同市场管理委员会共同负责;需求响应相关工作目前通常暂由省级电网企业市场营销部门负责。 交易制度方面,电力市场交易依据电力交易相关法规执行,并依据信用评价机制、信息公开披露机制等共同开展;需求响应目前主要依据电力需求侧管理相关办法开展有关工作,暂未就信用评价和信息披露工作做进一步的要求。 三、电力需求响应市场化机制建设实施路径思考 我国幅员辽阔,“十四五”期间预计电力需求侧资源开发潜力超过2亿千瓦。电力市场化面对即将开局的“十四五”,通过进一步深化体制机制改革,深度挖掘需求侧潜力,加快推进电力需求响应与电力市场实现耦合,对减缓“十四五”期间燃煤装机增速、提升可再生能源就近消纳程度、助力终端用能电气化率提升至30%以上、实现我国能源革命与能源高质量发展均具有重大意义。 从近期、中期和远期考虑,建议采取如下路径有序实施: 1.近期 鼓励需求侧资源整合交易,完善市场化补偿定价机制。随着电力市场交易比重的不断增加,作为市场重要构成的中小型电力用户大量进入电力市场。由于大部分并不具备电力市场交易专业知识储备且市场议价能力相对较弱,通过售电公司等负荷聚合商代理参与电力市场成为主流趋势。对于专业化的售电公司,可以精细化分析中小电力用户的用电特性和利益诉求,结合批发侧的市场化价格信号制定带激励特征的零售合约,以市场化的补偿定价机制满足中小电力用户的心理预期,提升需求响应的执行效果和响应能力。 探索需求侧响应与中长期电力市场衔接的市场机制。当前,我国电力市场交易主要采用中长期交易模式。为保证现货市场有序推进,在市场连续运行初期也采取了高比例中长期合约覆盖交易电量的政策性约束。探索需求侧资源以中长期市场主体参与交易,以相对稳定的市场化中长期价格,对参与主体建立明确的收益预期和惩罚约束,形成电力需求响应调用储备库,提升需求响应资源的可靠性。 推动市场运营机构与规则的协同一致。从国外实践来看,需求响应与电力市场均在同一交易平台开展交易,并遵循共同的市场交易和监管机制。从推进我国电力市场建设的角度来说,推动需求响应与电力市场同台交易,共同运营监管,有助于进一步挖掘需求响应的潜力,有利于“源-网-荷”的协同运作。 2.中期 研究需求响应资源纳入容量回收机制的方式。面对可再生能源的高速发展和系统灵活性资源稀缺的情况,探索建立容量回收机制对于保证电力系统充裕度具有重要意义。将需求侧纳入容量回收机制的范畴,可以有效缓解大量建设灵活性电源的迫切程度,降低系统容量成本,避免终端用能成本的大幅提高。 探索需求响应与现货市场、辅助服务市场联合出清机制。基于成熟运作的现货与辅助服务市场,研究需求响应主体参与日前、实时和辅助服务市场的交易规则以及出清机制,以试点形式推动部分现货市场开展需求响应主体参与现货、辅助服务市场的实践,以变动价格信号引导需求侧资源自主调整用电行为。 3.远期 研究虚拟报价、投机商等参与市场。对于成熟市场来说,允许市场主体使用虚拟报价,并引入投机商参与机制,可以有效提升市场流动性,为市场主体寻找对手交易方、规避经济风险、提升市场主体风险意识创造必要的条件。需求侧响应资源是以价格为主要驱动,通过更加宽松的市场化交易环境,可以大幅提升需求侧资源的参与意愿和执行效果。 研究引入金融衍生品工具。对于活跃电力市场,除采用中长期交易手段以外,引入必要的金融衍生品交易有助于市场主体降低交易风险。对于需求侧资源而言,既要考虑作为平衡责任主体收获为系统注入柔性的补偿,也要考虑作为终端用电主体保证用电价格的稳定。通过金融衍生品工具,可以在不影响电力系统安全性的情况,从场外保障市场主体的经济收益,提升需求侧资源在电力市场中的参与响应意愿。  ...
2020年既是“十三五”规划及《清洁能源消纳行动计划(2018~2020年)》的收官之年,也是为“十四五”谋篇布局的关键一年。以风电、光伏发电为代表的新能源开发与利用已经取得了显著的进步,这些进步与成效涵盖了新能源产业发展的多个维度,如新能源开发建设规模不断扩大、关键技术取得突破、产业竞争力持续增强,对节能减排和建设美丽中国作出了巨大贡献,使我国成为世界最大的新能源装备制造和新能源利用大国。但是在我国新能源产业发展取得巨大成就的同时,也暴露出来了一些矛盾和问题,因此我们应该迎难而上,夯实新能源产业发展根基,保障新能源产业长期健康发展。 一、新能源发展面临的形势及存在的问题 (一)并网问题难解,消纳机制未达预期 广东海上风电、广西陆上风电等新能源发电规划及建设规模不断扩大,呈现加速增长态势,存在超出系统消纳能力导致弃风弃电的风险。一是新能源大规模并网可能导致系统转动惯量不足,对大电网的安全稳定运行带来巨大压力;二是风电、光伏发电出力的间歇性和反调峰特性明显,但火电占比仍然较高,系统调峰能力不足,影响系统消纳能力提升;三是与新能源并网配套的输电网规划建设滞后,导致新能源电力无法被输送到需求端,引发电力供给与需求失衡;四是新能源并网调度及运行管理机制不完善。 (二)补贴政策支持力度持续减弱,上网电价竞争加剧 随着国家可再生能源补贴政策支持力度持续减弱,新能源发电陆续迈入平价甚至低价时代。对新能源企业来说,当前是一个比较艰难的阶段。一是当前国家大力推进可再生能源补贴政策退坡,支持力度明显减弱;二是新能源发电项目市场化招标竞争加剧,相互竞价压价比较普遍,新能源企业利润空间不断受到挤压。 (三)参与电力市场化交易机制尚未理顺,盈利空间受到挤压 随着电力体制改革及电力市场化建设深入推进,新能源参与电力市场化交易机制亟待理顺。一是电力中长期市场交易电量不断扩大,可能进一步拉低火电平均上网电价水平,对新能源企业“保量不保价”部分电量盈利空间带来影响;二是当前新能源参与电力辅助服务市场模式尚不明确,以风电、光伏发电为代表的新能源发电企业仅能作为辅助服务费用分摊者,增加了企业成本;三是以储能为代表的能源新技术应用存在身份认定、上网价格不明确等多重政策难题。 (四)“重发展规模轻自主创新”倾向明显,技术研发投入不足 中国新能源产业“重规模投产轻自主创新”问题较为普遍,自主研发投入相对不足。一是初期以产业链中低端的装备制造作为切入点,以规模优势实现了新能源产业的迅速发展,但是主要技术水平与发达国家相比仍然存在一定差距;二是研发与创新体系相对落后,新能源的核心技术过于依赖国外;三是新能源产业目前相对集中于新能源发电等主要应用领域,与其他相关产业的技术结合度不够。 二、促进新能源产业健康可持续发展的几点建议 新能源发电将进入平价甚至低价时代。新的形势下加强新能源产业转型的顶层设计,构建有利于新能源发展的政策环境和市场机制是实现新能源产业健康发展的关键。 (一)稳步推进新能源项目规划建设 能源主管部门在制定新能源产业规划以及核准相关新能源发电项目过程中,应借鉴以往经验教训,坚持政府宏观调控与市场配置资源相结合的原则,加强新能源项目的规模管理,完善新能源项目纳入规划管理制度,同步考虑电力系统调节能力、送出通道建设、调峰资源容量及社会用电成本等因素影响,合理确定并及时滚动修正新能源开发规模、布局及时序。另外,还可出台有关政策鼓励风电、光伏发电等新能源企业配置储能装置,提升功率输出的稳定性。 (二)加强新能源并网运行管理及技术监督 电力调度部门应加强新能源并网接入和发电运行管理,完善新能源机组并网标准,根据需要出台新能源调度规则,提高新能源机组涉网性能要求,挖掘新能源场站自身动态有功、无功调节能力,要求新能源参与系统调频、调压,防范新能源机组大规模脱网引发的连锁故障。电力科研机构应做好技术储备,完善技术监督规范,推动新能源有序发展,确保电网安全稳定运行。 (三)建立健全新能源参与市场化交易机制 积极推进电力现货市场建设。市场初期,新能源可以考虑按照“报量不报价”的形式参与现货交易,作为市场价格接受者优先出清;市场成熟后,结合当地实际有序安排新能源以“报量报价”形式参与现货市场交易。完善电力辅助服务市场机制,鼓励新能源企业开展技术创新,鼓励新能源机组联合储能装置主动参与调峰调频减少辅助服务费用分摊,甚至通过提供辅助服务获取收益,提高新能源企业参与辅助服务市场的积极性。 (四)提升电力系统调节能力 新能源发电并网速度持续超过电力需求增长,系统调节能力提升空间相对有限,新能源消纳面临挑战。一是出台激励政策,推进火电灵活性改造,继续完善并推广调峰辅助服务市场,探索引入容量电价机制,调动火电厂开展灵活性改造的积极性;二是引入社会资本,加强抽水蓄能电站、储能电站的灵活性电源建设,特别是尽快完善储能电站并网运行面临的政策性难题;三是完善需求侧响应激励政策,加快推动工业、商服楼宇等领域负荷参与电力需求侧响应,提升需求侧响应水平。 (五)加强自主创新,持续降低新能源产业成本 政府有关部门应通过引导与奖励性政策鼓励各类科研主体进行技术研发与创新实验,加速新能源技术的转化,从技术的需求和供给端推动新能源核心技术的开发与利用,真正激发技术市场的活力。新能源生产商和运营商应加强技术自主创新,促进新能源产业与相关技术应用的结合,构建起新能源的产学研合作机制,持续降低设备制造和运营成本。  ...
支撑高比例新能源并网、提高大电网运行安全性和可靠性,电力系统灵活调节能力至关重要,直接关系着电力系统平衡安全全局、决定新能源消纳利用水平。 灵活性资源广泛存在于电力系统源网荷各个环节,目前以电源侧供应为主体,需求侧和电网侧潜力尚未真正有效发挥。本文在分析当前灵活性资源面临问题与挑战基础上,结合相关电力规划初步研究,对“十四五”期间电力系统灵活性资源供需情况开展分析,并提出了系统灵活性提升措施建议。 电力系统灵活性资源面临问题与挑战 一是电源侧灵活资源潜力挖掘不足,常规火电改造推进滞后,抽蓄等灵活调节电源建设缓慢,清洁能源可提供灵活性资源不确定性强,导致灵活性资源供应结构问题突出。 火电灵活性改造进度迟缓,严重滞后规划规模。截至2019年底“三北”地区火电灵活性改造规模5775万千瓦,仅完成电力发展“十三五”规划目标28%左右。受近两年来新能源弃能限电情况好转影响,火电灵活性改造后参与辅助服务市场边际收益不断下降,影响火电企业改造积极性;另一方面随着国家连续两年下调电价水平,降价压力进一步传导到发电侧上网环节,同时受电煤价格波动影响,煤电企业生存压力加剧,推动灵活性改造动力不足。 燃气发电以热电联产为主,调节能力有限。截至2019年底,我国气电规模9022万千瓦,热电联产机组占比70%以上,调节能力仅为额定容量10%-15%。我国70%气电布局在“三华”地区,其中华北地区以热电联产为主,实行“以热定电”运行方式,华中、华东地区气电发展早期以调峰为主,后期为满足工业热负荷需求,热电联产规模快速提升,同时夏季工况还存在明显出力受阻问题。 可调节水电比重低,调节能力受丰枯期影响大,流域梯级水电开发建设不协同。我国具有调节能力水电装机规模小、比重低,水电调节能力受来水情况制约,存在明显丰枯季差异,且梯级水电开发中龙头水电站建设缓慢,流域综合调节性能差。以四川为例,具有季、年调节能力水库电站装机仅占水电总装机的36%,枯期调节能力较强,但丰期基本满发,调节空间很小。同时水电站需考虑防洪、灌溉和航运需求,“以水定电”导致实际可发挥调节能力不如预期。 抽水蓄能电站存在成本疏导和生态环境风险。新修订《输配电定价成本监审办法》明确提出抽水蓄能电站等不得计入输配电定价成本,依托现有两部制电价,可能面临电费结算风险。此外,目前我国部分抽水蓄能规划站点落在有关省份划定生态红线区内,存在重大环境敏感制约因素,直接影响项目可行性和核准工作进展。 核电尚不具备日跟踪调节能力。我国核电机组承担基荷,正常情况下一般保持额定功率运行,在节假日、恶劣天气等特殊时段,调控机构依据并网调度协议安排核电机组停机或降功率运行配合电网调峰,但从技术标准、操作规范、运行经验等方面,国内核电还无法广泛频繁参与系统调峰,参与调峰频次及深度仍不能完全满足电网需要。 二是需求侧灵活性资源潜在类型多,但受价格、激励机制、基础设施约束,实施规模偏小,实现方式相对单一。 目前以有序用电实现“削峰”为主要应用方式,集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定时段,转移负荷“填谷”能力不足。实时电价机制尚未建立,现行峰谷电价存在价差和峰谷时段划分调整不及时等问题,难以充分引导用电行为。同时,智能传感器等需求侧响应基础设施仍未全面普及,“虚拟电厂”等新型用能和调节方式尚处于试点示范阶段。 三是电网侧灵活性资源种类少、技术要求高,主要集中在跨区直流通道运行曲线灵活性方面。 特高压直流通道运行曲线多采用分高峰—低谷的二段式,一定程度上参与受端区域调峰,但调节频次和幅度基本固定,且基本不考虑送端调峰需求。随着特高压直流通道输送风光等新能源电量诉求上升,传统两段式运行曲线不能够有效实现跟随送端配套新能源特性。 “十四五”电力系统灵活性资源供需特点 面向“十四五”,新能源规模快速增长和负荷峰谷差持续拉大成为趋势,将进一步提高系统灵活性资源需求。本文结合电力发展规划初步研究成果,对国网经营区“十四五”灵活性资源供需特点进行整体性分析,认为主要有以下四方面特点: 特点1:“十四五”末国网经营区灵活性资源需求仍以负荷峰谷差调峰需求为主,约占三分之二,同时新能源调峰需要快速增长。随着新能源规模快速增长和用电结构深刻调整,“十四五”期间国网经营区灵活性资源需求仍将持续增长,5%新能源弃电率控制目标下,2025年比2020年增长40%以上。同时,河北南网、山东等地区已经出现因午间光伏大发,导致晚高峰时段平衡压力加剧,新能源带来的调节需求在负荷午夜低谷时段与光伏出力快速下降的午后时段并存。 特点2:分地区来看,新能源调峰需求占系统总调峰需求比重跟区域新能源装机规模和出力特性紧密关联,西北区域最大,达到28%,西南地区最小,占比为2%,其他区域大体相当,在14%~18%之间;负荷峰谷差调峰需求占系统调峰需求比重跟区域负荷特性和体量紧密关联,华东区域最大,达到32%,华中、华北受端为18%左右,西南地区在10%。 特点3:“十四五”末国网经营区灵活性资源供应与需求基本保持平衡,煤电仍是最重要的灵活性资源供应主体。考虑火电灵活性改造目标完成,2025年煤电提供的灵活性资源规模占比超过50%,抽水蓄能和储能快速发展,提供灵活性资源占比接近四分之一。分地区来看,煤电灵活性资源占地区灵活性资源总供应量比重方面,西北、华北送端地区最高,均达到70%以上,西南以水电为主电源结构下比重最低,仅为21%;抽水蓄能和储能等灵活性资源占地区灵活性资源总供应量比重方面,与抽水蓄能建设布局匹配,华中、东北地区均超过30%,西南最低,仅为7%。 特点4:从“十四五”灵活性资源供应能力增量看,抽水蓄能和储能占比最高,达到49%。国网经营区“十四五”期间灵活性资源供应能力增加2.1亿千瓦,以抽水蓄能和储能等类型灵活性资源供应能力增加占比最高。分地区来看,“三华”地区和西北地区是灵活性资源增量集中区域,其中华东地区灵活性资源供应能力增加最多,占29.4%。 提高“十四五”电力系统灵活性关键举措 面向“十四五”,为实现灵活性资源与新能源和传统电源的协调发展,应“注重电源侧挖潜,推动需求侧破局,扩展电网侧形式,同时结合电力市场建设进程,构建完善的市场交易和激励机制”,具体来看,可采取以下措施: 优先挖掘存量灵活性资源潜力,加快推动火电灵活性改造、需求侧响应、新能源合理弃电、通道灵活运行等见效快、成本低、影响范围广的措施。 一是提高火电灵活性改造盈利稳定性预期,因地制宜加快改造工作进展。针对目前火电企业缺乏改造积极性现状,应增强政策公平性和长远预期,按照“谁调峰、谁受益,谁改造、谁获利”的原则,充分考虑不同区域、不同类别机组,以及改造投入、运营成本等综合因素,建立健全调峰辅助服务市场和激励机制,探索通过财政补助、税收优惠等政策措施疏导改造成本、对灵活性改造机组给予额外发电小时数补偿等,提高盈利稳定性预期。 二是构建精细化、市场化、专业化和智能化需求侧资源利用体系。目前需求侧资源调用方式以有序用电为主,多采用电话通知等传统方式,“十四五”期间应结合泛在物联网建设和综合能源服务业务,加快用户侧关键环节信息交互设备部署,有序开展用户侧资源的挖掘、开发、聚合、交易等业务,实现需求侧资源自动化和智能化调用。根据需求侧资源特性,有针对性地进行需求侧资源分类改造,丰富完善适应用户意愿的、精准的激励机制,实现双向柔性友好互动,注重创新商业模式。 三是探索新能源参与系统调节方式,树立新能源合理利用率理念。新能源尖峰电量出现概率低、持续时间短,全额消纳需付出额外成本,降低系统整体经济性。应综合考虑不同系统特点及新能源消纳的边际成本和效益,以全社会电力供应总成本最低为目标构建新能源合理利用率管控体系。 四是提高跨区输电通道运行方式灵活性,打破省间交易壁垒,通过市场化手段实现省间和区域间调峰能力互济。可进一步探索直流输电通道多阶梯运行、随新能源波动等灵活运行方式,并同步建立跨省跨区调峰辅助服务交易机制,提高灵活性资源优化配置能力。 对增量灵活调节电源,应注重全局统筹规划,实现规模、结构和布局的综合优化,探索建立灵活性资源容量市场机制。 一是煤电方面,明确煤电在电力系统灵活性资源中的“压舱石”定位,通过市场机制解决利用小时数逐步下降带来的财务生存问题。“十四五”期间,煤电承担调峰作用仍不可或缺,不宜轻言退出,为保障“十四五”电力平衡和调峰平衡,应积极探索建立容量市场等机制,有效助推煤电由电量主体向容量主体过渡。 二是水电方面,发挥龙头水电作用、优化流域梯级水电联合调度。龙头水电调节能力强,但开发难度大,投资回报低,开发滞后,导致前期开发的下游水电站调节性能发挥不足,汛枯期发电量相差巨大。我国水库大坝数量居世界第一,但水库库容仅为美国的三分之二,“十四五”应优先建设龙头水库电站,加快白鹤滩、双江口、两河口等重大水电项目建设,探索流域上下游梯级电站优化联合调度模式和对龙头水库效益补偿机制。 三是气电方面,重视调峰气电建设,减少新增热电机组比例,完善调峰气电价格激励机制。考虑我国气源紧张和高对外依存度特点,“十四五”气电发展应定位为调峰电源,重点布局在气价承受能力较高的东中部地区和在新能源快速发展的西北地区。针对调峰气电低利用小时数特点,通过容量市场和辅助服务市场保证气电调峰的合理收益水平。 四是合理定位抽水蓄能和电化学储能发展方向,将储能纳入电力与电网发展统筹规划,推动协调发展。预计“十四五”期间,抽水蓄能造价、寿命和安全性等指标仍优于电化学储能,大容量系统级储能应优先发展抽水蓄能,电化学储能更适合分散式、小规模应用,在城市负荷中心、微网等场景有应用优势。应统筹电网、抽水蓄能和电化学储能发展,合理确定发展规模、设施布局、接入范围和建设时序,纳入电网发展规划并滚动调整,引导抽水蓄能和电化学储能合理布局、有序发展。 中长期系统灵活性发展建议 近中期来看,通过持续推动火电灵活性改造、推广实施需求侧响应、不断呼吁新能源合理弃能、积极构建容量市场、调整跨区通道运行方式等措施来激发存量电力系统资源发挥灵活调节能力。 中远期来看,通过提高并网标准推动新能源参与系统调节、加速龙头水电站建设实现流域综合优化调度、优化气电发展结构促进调峰气电布局建设、合理定位抽水蓄能和电化学储能纳入电力统一规划,以此保障增量电力系统资源具备深度调节能力。  ...
作为电力体制改革一个部分,电价改革同样可以适当放权给下级价格部门,鼓励其更多参与市场,在实践中发现问题、解决问题,积累正反两方面的经验教训。 电价改革,是中国“电力体制改革”的一部分。一方面,价格改革具有基础性、前置性,没有独立的输配电价,电力市场难以有效运转,没有电价部门参与,电改进程中的混乱势难避免;另一方面,硬件决定软件,没有合理的企业运营模式,市场竞争格局、行业监管体系,电价改革亦难以到位,或者说失去意义。 新一轮电改以来,电价改革是态度最积极、行动最果断的,大范围的输配电价格核算工作成果沛然,早已成为本轮电改乃至发改委阶段性改革工作的重要亮点,无须从专家层面再过多赘述。但需要指出的是,电价改革尽管取得了相当的成绩,回顾改革历程,仍然存在一些发展中的误区。 电价改革的几个误区 1. 电价改革决不是终点 如果输配电价格核算之后,不能够尽快进入9号文所要求的“改革和规范电网企业运营模式”,将使前期输配电价格核算的意义大打折扣并逐渐失效。 其次,如果一味表扬而讳言当下电价改革的困境,讳言交叉混淆的业务模式、过度集中的市场格局、勉为其难的监管能力,则无法形成电价改革与其它相关电改领域的良性互动、自身亦行之不远。 第三,如果电价改革始终纠结于成本,纠结于“所看到的”与“能看到的”,则其天花板仅仅达到“透明”的低标准,而永远无法达到“合理”的高标准。 电价改革本身不是目标,而必须融入国家电力能源管制或经济社会治理的大棋局。电价改革决不是终点,必须在经济社会大局中寻找方向,在电改大框架内找到合适着力点,并将电价改革作为促进相关改革的助推器。 2. 管制工具运用不到位 改革开放以来,电价改革发挥了极其重要的作用。例如,针对建国以来长期的电荒困局,八十年代实施了燃运加价、还本付息电价,从一厂一价甚至到一机一价,将“全成本个别定价”运用到极致。 又如,到九十年代中期之后电力供需逐渐平衡,又逐步推行经营期电价、标杆电价、竞争性电价,从个别成本,到平均成本,再到先进成本定价。 这样的历史轮回充分说明,电价改革从来不是会计核算层面的问题,而是必须作为一类管制工具来服务大局的问题。它是一个内容丰富的大工具包,可以适应不同历史时期的治理需求。 在新的历史时期,除了价格形成机制以外,对于电价水平该不该管?近年来李克强总理多次提出降低社会用电用能成本问题,发改委作为国家宏观调控部门,即使在市场经济框架以内,显然依然需要对电价水平具有干预能力。 其次,管的抓手在哪里?9号文明确提出本轮电改“管住中间、放开两头”的体制架构,多项研究亦表明近年来中国电价之下降主要由发电环节提供。那么显然,进一步压减社会用电成本的抓手就在电网环节。 再者,管的目的是什么?显然不应是单纯保障相关企业集团的效益稳定,而应是服务于经济社会发展大局,是在政府-电力企业-电力用户的三角关系中调节利益,或予或夺。 中国的大型国有企业集团,横有发改委/国资委、中央/地方的政策跷跷板,纵有三层四层五层的拧毛巾挤海绵。不仅大而不能倒,亦早低而不能倒,是最体现中国制度优势的治理工具之一。新冠疫情突降,高速公路主动免费,电网公司宣传减利,既然企业层面都懂得政治正确,价格部门有何顾虑不动用管制工具? 3. 治理手段缺乏系统性 发改委作为国家宏观调控部门,宏观部门需要宏观手段;包括价格领域,单纯定价权是不足以支撑宏观治理的,(基础产业领域)至少需要价格-税收-补贴-监管的组合联动,而目前显然是并不到位的。 以当前中国电价中的可再生能源附加为例,从2006年开始,已连续5次提高提取额度,从每千瓦时1厘提高到1分9厘,已占平均销售电价3%左右,但实际效果呢? 其一是投资拉动效果显著,但能源替代效果逊色。2004-2019年,年度电源投资结构中新能源提高了至少40个百分点,但在年度发电量结构中仅仅提高了不足9个百分点。 其二是规模拉动效果显著,但技术进步效果逊色。2019年中国风电和光伏装机规模均超过2亿千瓦(分别占全球风电及光伏装机的33%及36%以上)。但技术上风电刚刚实施平价、光伏依然需要补贴。而在中国电力的海外发电资产中,新能源依然缺乏竞争力(仅占13%),国际业务中仍仅传统火电/水电技术被市场认可。 三是政绩拉动效果显著,但社会经济负担积重难返。2012年、2016年中国风电和光伏装机规模相继达到世界第一,代价则是累计超过6000亿的可再生能源电价附加(与此同时账面上竟然还倒欠企业大约1000亿);2020年可再生能源电价附加预计提取884亿、支出924亿,但此时此刻高达4.1亿千瓦(占全国21%)的存量风电、光伏机组却仍然还将继续吃补贴10-25年。 特别是在新冠疫情时代,全球经济衰退、政府财政维艰、影响深远难料,这种盲目追求规模速度、忽视技术进步的滥发补贴模式,不论在政治伦理上,还是在政绩观念上,均亟待扭转! 如果说张国宝时代,尚可拿风电三峡、以激进补贴做为亮点;那么自“十四五”起始,是否应以压减补贴、力促技术进步来彰显新意与进步呢? 对电价改革的几点建议 1. 对存量风电/光伏尽快压减、取消补贴 从控制社会经济成本角度看,不宜再轻易上调可再生能源电价附加。上世纪八九十年代的“两分钱”政策曾一举扭转中国长期缺电局面。而以当前新能源的尴尬局面,不宜再突破历史上的“两分钱”红线。政策上,应大力推进政策转型,从盲目追求规模速度,尽快转型到全力推进技术进步,将更多补贴资金用于技术环节,而非建设环节。 在技术上,对所有增量风电/光伏及其它新能源项目,进一步明确安全性、电网友好性等相关技术要求。对增量光伏项目,尽快宣布平价时间表。 在补贴上,对高达4.1亿千瓦的存量风电/光伏机组,尽快研究提出补贴退坡及平价上网规划,可将节约出来的一定比例补贴资金用于鼓励企业技术改造、上新压旧以提高资源利用率。 总之,对已规模超大、技术趋近成熟的新能源,必须尽快断奶,督促其接受电力市场的考验,在公平竞争中进一步茁壮成长。 2. 积极推进电力造价及运营情况调研 推进电力造价及运营情况摸底,不仅是9号文第25条的要求,其实也是做好电价工作的内在需要。对于现代大电网来说,某种角度上其实并不存在绝对合理的边际成本。但即便如此,仍需努力把握其建设与运营状态,以作为定价、调价及其它管制工作的基本参照。 因此,有关部门及专业机构,应积极推进电力造价及运营情况调研,及时掌握电力造价、能耗、设备利用率等方面的基本状况与发展态势。输配电价格核算,低标准是透明,高标准是合理。 单纯的审计查账,连透明都不易解决,更不可能实现合理,只有通过持续、海量的价格、造价、运营数据的积累与分析,才可能从被动的会计核算,提高到主动而有效的管制与调控。 3. 结合形势要求适时调减输配电价 如前所述,从历史到当下,电价都是一种有效的、国家层面从未放弃的管制工具,或者吸引投资,或者抑制过热,或者降低负担,或者引导节能。公器慎用,亦需善用。不论政府,还是市场,追求“刚刚好”都是荒谬的,唯逆调节是永恒的,高下仅差别于波动幅度而已。 在9号文“放开两头”的体制架构中,“管住中间”是政府理所当然的管制抓手,定价仅是基础,调价的权与责不可废弃。习近平总书记关于能源四个革命讲话中“价格调整滞后于市场变化,客观上成为屡屡出现的油荒、气荒、电荒的推手之一”即此意也。 既然现代化大电网并不存在绝对合理的边际成本,那就更适宜使用价值优先于价值,形成让输配电价随经济社会发展形势而适时调整的机制,通过对“合理收益”的硬调节,来覆盖与超越“准许成本”的模糊性。最终形成,(上网及用电电价等)竞争性电价为主体,(输配电价等)管制性电价为基础,(居民农业及公益等少量特殊用电电价)计划性电价为补充的新型电价体系。 显然,输配电价的定价与调价是政府价格调控的主战场(当然,亦不排除税收补贴等更多调控手段之组合拳)。另外,适度调减输电价格,也有利于推进跨省跨区送电,释放资源配置空间,提高输电设备利用率。 4. 着力推进电网企业运营模式的改革 按照9号文“改革和规范电网企业运营模式。电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源,按照政府核定的输配电价收取过网费”的要求,在基本完成输配电价格核算工作之后,应及时推进开展此项改革。而且要求大型电网企业集团中,不同业务单独核算,禁止相互补贴、随意挪移成本。 特别是电网购销业务必须与输电业务分离,明晰各自的资产与财务;同时,市场化的购销业务与“居民、农业、重要公用事业和公益性服务”的供电业务,也必须各自单独核算。 显然,如果电网企业运营模式的改革不到位、业务不清晰、信息不透明,输配电价格核算在根本上其实并无法保证质量,下一步9号文要求的“配套改革不同种类电价之间交叉补贴”更无从下手。与此同时,这一步改革不到位,前期输配电价格核算的成果也难以及时运用到电力市场建设之中,亦将极大削减电价改革的效果与影响力。 5. 积极而审慎参与当前电力市场建设 对于“电力体制改革”来说,电力市场建设不必作为首要目标,而更应看作一种结果。上世纪80年代以来,全球很多国家都实施了不同模式不同程度的电力市场化改革,其中输配电独立定价、电力市场竞价交易等均已是一种普遍的常态,不论观念接受,还是技术实现,都并非高难度之事。 中国电改之复杂与困境,并不在于市场建设本身多么难,而在于政府行为方式、市场格局设置、企业利益机制等前置条件长期不到位。如果“电力体制改革”到位,电力市场很容易水到渠成;而若前者长期无实质进展,则电力市场建设势必乱象延续。 因此,电价改革目前只能积极而审慎参与电力市场建设,一是积极参与电力市场的顶层设计,例如容量市场/电量市场的设计,例如顺价结算的有关规则(交易机构即使不直接收钱,但至少要出账单),例如参与市场竞价与保留政府定价的隔离与衔接机制。二是积极参与电力市场有关规则体制的审定,特别是在电价形成机制方面,电价部门应参与把关,避免电力市场在搭建或运行中走偏。三是完成有关电价改革任务、并与电力市场建设良好衔接,例如及时将输配电价核算成果推进运用于电力市场顺价结算。四是依据电力市场建设进程的需要,配合进行电价体制有关改革与调整,例如目录电价应用范围的适时调整,由于市场推进预计漫长,这种配合工作可能也是渐进而繁琐的。五是加大对地方政府行政干预电价行为的查处力度;六是积极研究在未来对冲市场波动的有关管制措施,例如电价水平监测/预测/预警,例如输配电价调节的相关手段与机制。 6. 进一步加强基础统计及信息公开工作 建国以来中国长期施行计划体制,电价管理最终形成了现在这样覆盖广泛且繁琐多变、形同“补丁摞补丁”的复杂体系。电改及电力市场建设中,对于原有电价体系势必带来较大的压力。 空间上,市场化定价并非全面替代原有价格体系,而是局部挖洞式。未来价格体系中既有竞争性定价,也有管制性定价(例如输配电价)、计划性定价(例如居民农业及公益电价),这就相当于要求价格部门不断“给被撞破的蜘蛛网锁边儿”,破一块、补一圈。 这就要求进一步加强数据统计的基础性工作,尤其重视界定工作,各类数据内涵明确、外延清晰,随时可以拎得出来,而又不能随意调串。另外,有关信息公开,涉及价改成果的运用与推广,涉及对价改工作的理解与评价,也应进一步加强。 7. 适当放权下级价格部门更多参与市场 时间上,电改包括电力市场建设显然将是漫长的、分步的、无计划的。但价格这项基础工作本身肯定还是要不断不乱,避免陷入长时间被动追随、为人作嫁、吃力难讨好的情势。类似输配电价核算这种能出彩的“改革任务”之外,更多繁琐的“配合工作”可能贯穿始终。 建议借鉴9号文的出台过程,在国家层面——发改委/能源局/国家电网难以决断的情况下,最终下放到地方去分散试错。试想,中国电力市场的终极情景怎么可能是34个省34个样呢?中国的股市才有几个? 因此当前显然仅是战术层面培训+战略层面归谬的历史阶段,前路肯定还漫漫呢。因此,作为电力体制改革一个部分的电价改革,同样可以适当放权给下级价格部门,鼓励其更多参与市场,在实践中发现问题、解决问题,积累正反两方面的经验教训。...
近来,一向波澜不惊的动力电池企业遭遇资本 " 包抄 "。 7 月 17 日,孚能科技(赣州)股份有限公司(以下简称 " 孚能科技 ")在科创板上市,拟募集资金 34 亿元。截至 7 月 23 日,孚能科技总市值已达 302.14 亿元,成为科创板动力电池第一股。其中,戴姆勒大中华区投资有限公司(以下简称 " 戴姆勒 ")投资 9.05 亿元,持股比例 3%。 同日,宁德时代公布非公开发行股票结果,此次募集资金总额约为 197 亿元,其中,本田技研工业(中国)投资有限公司(以下简称 " 本田 ")认购 37 亿元,持股比例 1%。 近来,包括戴姆勒、宝马、大众、本田等跨国巨头在内,均增加了向国内动力电池企业的投资,这一轮外来投资热的背后,究竟意味着什么?" 随着电动化的到来,全球范围内的动力电池争夺战已经打响,疫情后时代国内稳定的产能已经成为跨国巨头新的投资热点。"中国汽车工业协会顾问杜芳慈在接受《中国汽车报》记者采访时表示,这既是跨国车企保障自身电动汽车走向市场的需要,也昭示着电动化的竞争正在升温。 动力电池为何抢手? 孚能科技上市之后的上佳表现,超出预期。这也表明,戴姆勒之所以投资给孚能科技,并非一时冲动。与行业其他头部企业相比,孚能科技多年来几乎是默默无闻,但始终专注三元软包锂电池技术。" 我们将努力抓住科创板和新能源汽车带来的大好机遇,谋求新的发展。"孚能科技董事长王瑀向记者表示。 据介绍,成立于 2009 年的孚能科技,是国内三元软包动力电池领域最早实现量产、且成为龙头的企业之一。其自主研发的主要产品为三元软包动力电池的电芯、模组和电池包,用户以新能源乘用车为主,同时涵盖新能源专用车等。 记者在天眼查上查询到,孚能科技主打三元软包动力电池产品,整车合作伙伴遍布国内外,主要包括德国梅赛德斯 - 奔驰、北京奔驰、北汽新能源、广汽新能源、一汽、吉利、长城等,正在拓展的有大众、奥迪、保时捷、通用、日产、本田等,出货量连续三年位居国内第一,营收逐年增长。其财报显示,2017 年、2018 年和 2019 年其营收分别为 13.4 亿元、22.8 亿元、24.5 亿元,同比分别增长 185.71%、70.15%、7.46%。 其实,软包电池与流行的方形电池、圆柱电池相比,不仅是封装形式不同,特性上也有区别。一位业内专家向记者介绍,软包电池具有安全性好、能量密度高、壳体强度低及机械应力小等特点。" 目前的电池产品没有完美无缺的,即使是方形、圆形电池也有自己的优缺点,关键是要扬长避短,发挥其优势。"中国电池工业协会专职副理事长王敬忠向《中国汽车报》记者谈到。 孚能科技上市之际,发行采用战略配售、网下发行与网上发行相结合的方式进行,共有 5 家战略投资者参与本次发行的战略配售,分别是华泰创新、戴姆勒、江苏瀚瑞、苏豪投资、中保投,合计投资 13.54 亿元。戴姆勒方面表示,将与孚能科技进一步深化战略合作,并入股孚能科技,同时根据协议,戴姆勒将获得孚能科技一个监事会席位。 与戴姆勒入股孚能科技相似,本田对宁德时代也是情有独钟。7 月 10 日,宁德时代发布公告称,双方已经签署了战略合作协议。根据协议,本田将入股宁德时代,而宁德时代则投桃报李,以优惠价格向本田供应宁德时代动力电池,双方还将围绕动力电池研究开发、供应、回收再利用等领域深化合作。" 通过本次战略合作,双方将面向全球携手打造更有竞争力的电动化产品和解决方案。"宁德时代总裁周佳向记者表示,将为实现清洁、舒适而愉快的移动出行生活而共同努力。 据介绍,诞生于 2011 年的宁德时代,从 2017 年开始,连续三年成为全球动力电池销量冠军。近来,与本田签约及相关利好因素,刺激了宁德时代股价持续走高。7 月 23 日收盘于每股 213.5 元,市值达到 4712 亿元,稳居创业板市值龙头之位。此次定增募资,宁德时代溢价 24%。在认购者中,除了本田是车企,其他均为投资机构。 近年来,国内外动力电池企业的市场竞争不断加剧,今年第一季度,一向是销量第一的宁德时代屈居第三,松下、LG 化学名列前茅。此外,宁德时代也存在产能不足、结构单一等问题,亟需资金来实现扩产计划。因此,此次的非公开发行股票募资就显得十分及时。" 产能不足是公司的竞争劣势之一。" 宁德时代相关负责人也承认这一点,由此将以募资扩产来补短板。 除了戴姆勒、本田有了 " 新欢 " 之外,大众也在寻觅新的伙伴。" 新能源攻势、战略不变,至少需要 2 至 4 家电池供应商支持。"7 月 17 日,大众中国首席执行官冯思瀚在媒体座谈会上向记者表示。此前的 5 月,大众已经入股动力电池企业国轩高科,投资占其总股本的 26.47%,成为其第一大股东。由此,大众成为首家控股中国电池厂商的外资汽车企业。近日,根据大众的新动作,万向一二三公司有望成为大众新的电池供应商。 万向一二三是万向集团 2012 年在收购美国 A 一二三公司、又整合国内旗下电池业务后整合而成的子公司。2016 年正式更名为万向一二三股份公司。同年,万向一二三又在捷克开设工厂,开拓需求日益增长的欧洲市场,捷克工厂现有客户包括戴姆勒奔驰、保时捷、捷豹路虎等欧洲车企。 与孚能科技产品相同,万向一二三也是主打三元软包电池,其开发的量产电池单体比能量达到 230Wh 至 260Wh/kg 以上,并通过了 USABC(美国先进电池联盟)EUCAR2 针刺测试。虽然大众与万向一二三尚未签约,但根据大众 2022 年在中国市场推 ID 电动汽车的产量推算,合同金额或有百亿元之多。因为大众已经表示,中国电池供应商的供货时间不晚于 2021 年第四季度,因此,对动力电池的需求显得十分紧迫。 " 当前,国内动力电池企业较大的优势在成本方面,除了少数头部企业,在产品设计和技术上还存在差距。"全国乘用车市场信息联席会秘书长崔东树向《中国汽车报》记者表示,国内电池企业还需要不断创新,提升技术水平,这也是吸引国外车企合作之本。 电动化加速供需矛盾 近两个月来,大众 11 亿欧元投资国轩高科并盯上万向一二三,戴姆勒入股孚能科技,本田入股宁德时代……这些正如戴姆勒董事会成员唐仕凯所言:" 通过入股中国动力电池制造商,以支持我们在全球范围推进电动化战略。" 话语中透露出的目的,已十分明确,也在一定程度上反映了动力电池的供需矛盾。 电动化,正在成为全球车企竞争新高地,而对于电池的需求,则尤为迫切。2019 年,戴姆勒明确提出了 "2039 愿景 ",具体目标是,到 2030 年,奔驰的新能源车型在乘用车销量中占比达 50% 以上;到 2039 年,奔驰将停止销售传统内燃机乘用车。戴姆勒计划,至今年底,将在市场上投放 5 款纯电动乘用车产品和 20 款插电混动车型。 戴姆勒与孚能科技合作,比简单的供应合作更有保障,可以使电池供应更稳定。目前,在奔驰电动化过程中,电动化的 EQ 品牌包括奔驰纯电 SUV 的 EQC、奔驰高端纯电动 MPV 的 EQV 等车型已经面市,未来奔驰新的旗舰电动轿车 EQS 等车型也将陆续上市,动力电池成为其亟待解决的问题。 此次,戴姆勒与孚能科技的合作协议中,主要内容包括开展高新电芯技术的开发和产业化,并大力提升成本竞争力,技术重点包括通过提高能量密度、缩短充电时间来实现续驶里程的大幅提升。这项协议将保障梅赛德斯 - 奔驰在电动化战略进程中的动力电池电芯供应。同时,为适应戴姆勒德国工厂不断增长的电池需求,孚能科技将在德国东部的比特菲尔德 - 沃尔芬选址,建设动力电池电芯工厂。 国外车企盯上中国动力电池,不只有戴姆勒。2018 年 7 月,宝马与宁德时代签署战略合作协议,其中约定 " 在双方约定条件得到满足的情况下华晨宝马有权选择向公司进行股权投资 "。根据双方最新的协议,宝马给宁德时代的采购订单已增至 73 亿欧元,合同供货时间从 2020 年到 2031 年。 大众的需求是 " 硬需求 "。"2025 年,大众在亚洲市场对动力电池的总需求量将达到 150GWh。" 冯思瀚直言不讳地表示,大众将在未来十年生产 2600 万辆电动汽车,且将有一半在中国生产,这意味着大众需要在中国就近解决动力电池供应问题,这也是大众电动化关键的一环。欧洲研究机构预测,如大众无法正常完成电动车生产销售计划,则 2021 年将面临可高达 45 亿欧元的欧盟环保处罚。好在,国轩高科、万象一二三在电池领域的能力正在不断增长。其中,今年上半年,万向一二三装机量为 93.87MWh,在软包电池领域紧跟孚能科技。 " 在电动化的大趋势下,跨国巨头迫于发展的压力和日益紧迫的时间以及市场需求,无疑会加速与国内电池企业的合作,为电动化解决后顾之忧。" 杜芳慈认为,海外车企与国内电池企业合作,当然比自己建设电池厂再研发要节省资金和时间成本,也更有利于其落实在中国的电动化战略。 这一观点,已经在跨国车企的实际行动中有所体现。6 月 4 日,通用汽车全球执行副总裁、通用中国总裁柏历表示,未来通用汽车将会加强在国内与宁德时代等更多国内供应商合作。 其实,电动化不仅在欧洲,在亚洲等地也引起了共鸣。本田汽车新提出的目标就是在 2022 年前,将在欧洲销售电动汽车和混合动力汽车,这比原计划提前三年。" 电动化转型是本田对欧洲市场变化的最新应对,到 2022 年,我们有信心实现全面电气化转型,并推出优秀的电动车产品。"本田欧洲高级副总裁汤姆 · 加德纳公开表示。 此前,本田的计划是,全新电动平台的汽车产品将在 2025 年推出,希望到 2030 年将其全球阵容的三分之二汽车产品实现电动化,在这其中 15% 为纯电动汽车。事实上,根据欧盟的排放目标,2020 年起,95% 的汽车二氧化碳排放量必须从目前的平均每公里 120.5 克降低至 95 克,每超标 1 克将被罚款 95 欧元。因此,本田也是不得已才加快了这一步伐,由此对动力电池的需求成为了头等大事。 而同样属于日系的丰田,在电动化步伐上比本田更快。今年以来,丰田在中国一次投放了多款电动车型,其中包括 C-HREV/ 奕泽 E 和雷克萨斯 UX 300e。继去年 11 月与比亚迪签署合作协议后,今年 4 月双方合资成立纯电动汽车研发公司,其中一项就是研发动力电池,在新产品诞生之前,丰田的中国电动化战略也需要比亚迪的电池来支撑。今年 6 月,随着比亚迪推出刀片电池,在 7 月中旬应用于比亚迪汉新车型上,丰田对此也产生了浓厚兴趣。 近日,工信部的公告信息显示,比亚迪将向福特提供动力电池,不过就像比亚迪与其他跨国车企的合作一样,不到最后时刻比亚迪不会公开相关信息,因此,合同数额至今尚未可知。但还是可以找到相关的依据,福特汽车在去年法兰克福车展期间及之后多次公开宣布,2024 年前将在欧洲市场推出 17 款电动汽车,2020 年起,也将向中国市场发布纯电动汽车。 投资扩产重在实力 " 随着跨国车企投资的增加和国内动力电池企业现状,动力电池头部企业的扩产势在必行。" 王敬忠认为,从现有的入股、订单来看,提升产能已经是国内动力电池相关企业的当务之急。 事实上,这样的行动正在展开。就孚能科技而言,为满足奔驰德国工厂及其他欧洲客户的动力电池供应需求,孚能科技将在德国东部的比特菲尔德 - 沃尔芬建造一座动力电池电芯工厂。该工厂将创造 2000 多个新工作岗位,且自筹建之初同样按照一座碳中和工厂设计,预计将于 2022 年底完工,初始产能 6GWh,后续将提升至 10GWh,可配套 6 万至 8 万辆纯电动汽车。 在国内,孚能科技已有江西赣州、江苏镇江两大生产基地,伴随订单的增加,孚能科技已经启动产能扩张计划,预计到 2022 年国内规划产能将达到 39GWh。在戴姆勒入股投资的情况下,孚能科技的发展被看好。 而此次宁德时代募集近 200 亿元资金,主要将用于宁德时代的扩产项目,其中包括湖西锂离子电池扩建项目、江苏时代动力及储能锂离子电池研发与生产项目三期、四川时代动力电池项目一期,以及电化学储能前沿技术储备研发项目等。截至目前,宁德时代已经拥有包括福建宁德、江苏溧阳、青海湖西、广州、四川宜宾以及欧洲等多个生产基地,已建或拟建产能近 250GWh。 近日,新车报告显示,日产最新的全球产品 Ariya 将搭载宁德时代提供的方形三元锂电池,该车将于 2021 年在日本上市,之后推向中国及欧美市场。其实,双方早在 2018 年就开启合作,在东风日产的纯电动版轩逸上搭载宁德时代电池。 7 月 14 日,宝马集团在德国慕尼黑全球首发了纯电动车型 BMW iX3。而且,BMW iX3 还以华晨宝马为生产基地,由沈阳工厂柔性化共线生产。该车的电池,正是宁德时代的当家产品。 为了更好地对接市场,强化研发,利于合作,今年 5 月,比亚迪重新拆分整合了动力电池及零部件等五大板块,成立五家子公司,其中弗迪电池就是比亚迪新成立的专门的动力电池企业。其第一个新产品就是刀片电池,比亚迪销售有限公司相关负责人介绍,目前已有多家国际品牌与比亚迪洽谈刀片电池供货及合作事宜。鉴于市场反馈高于预期,比亚迪已决定着手扩大刀片电池生产线,从目前年产能 6GWh 扩充至今年年底的 13GWh 以上。 " 在扩产的同时,更应该注意的是优化产能结构和产品质量,才是国内动力电池企业提高竞争实力的第一要务。" 王敬忠告诫企业,动力电池企业要通过核心技术创新和智能化水平提升来实现产品的提质降本,进而从根本上提升企业自身竞争力。 随着汽车电动化时代的来临,不断驱动动力电池市场竞争翻开新的一页。7 月 23 日,招商银行研究院发布研究报告《2020 新能源汽车之动力电池:市场拐点将至,抓住二线企业崛起机会》。其中显示,在国内,2020 年新能源汽车动力电池市场规模有望达 860 亿元。预计 2020 年动力电池出货量约为 70.8GWh,与 2019 年基本持平,未来两年的年复合增长率约为 30%。 " 资本的流向,一向是市场的‘晴雨表’,国内动力电池被国内外车企及资本热捧,反映了这一产业正处于一个新的机遇期,如何抓住机遇,加快发展,需要相关企业着力提升内在质量和水平,跟上汽车电动化技术发展的步伐,这才是真正的实力。" 杜芳慈表示。...
数据中心是指用于存放计算机设备、服务器设备、存储设备、网络设备、通讯设备等IT设备,并提供制冷、供电、网络等基础条件,以实现对大量数据信息的集中处理、存储、交换、管理的场所。对数据中心而言,其最基本的两大功能即保证安全、可靠的电力供应和网络供应。 与传统能耗单元不同,数据中心为了实现上述功能,必须以24小时昼夜不停的方式运行着。在提供海量数据服务的同时,数据中心自身也在消耗着大量能源,数据中心日益增长的电力需求,已经对电力供应提出了新的挑战。而储能系统基于其对供电系统“削峰填谷”的功能能够保障电力供应的稳定性,已经成为数据中心用电稳定性的保障方式之一。本文将以数据中心的用能困境为切入点,通过介绍储能系统的优势,探讨储能系统在绿色数据中心建设中的应用。 一、数据中心的用能现状及存在问题 传统的数据中心一般由所在地电网或专用的发电设施提供电能,且多基于燃煤发电模式,能耗强度高,污染物排放量大。在数据中心的高速发展下,能源的极大消耗增加了数据中心的运行成本。从长远来看,这种用电模式并不利于数据中心的发展。 (一)数据中心用能现状 国际环保组织绿色和平与华北电力大学2019年联合发布了《点亮绿色云端:中国数据中心能耗与可再生能源使用潜力研究》报告(下称《报告》),根据该《报告》,2018年中国数据中心机架数总计约为271.06万个,总用电量约为1,608.89亿千瓦时,占中国全社会用电量的2.35%,占第三产业用电量的14.9%,已经超过上海市2018年全社会用电量(1,567亿千瓦时)。《报告》预测,2023年中国数据中心总用电量将达到2,667.92亿千瓦时,未来5年(2019年-2023年)将增长65.51%,年均增长率将达到10.6%。 根据2019年5月国家工信部公布的《全国数据中心应用发展指引(2018)》,截至2017年底,我国在用数据中心的机架总规模达到了166万架,全国数据中心能效水平进一步提升,在用超大型数据中心平均PUE为1.63,大型数据中心平均PUE为1.54,其中2013年后投产的大型、超大型数据中心平均PUE低于1.50。全国规划在建数据中心平均设计PUE为1.5左右,超大型、大型数据中心平均设计PUE分别为1.41和1.48。此外,根据工信部2019年2月份公布的数据,截至2017年底,各类在用数据中心达28.5万个,全年耗电量超过1200亿千瓦时,约占我国全社会用电量的2%,超过全球单座发电量最高的三峡电站当年976.05亿千瓦时的发电量。 值得注意的是,由于技术原因,数据中心的实际能耗往往高于统计数据。数据中心按照用途可以分为企业自建自用和以盈利为目的两大类,在实践中,企业自建自用部分的能耗很难全部统计进去,这意味着数据中心的实际用电量远远大于上述公开数据。 (二)传统数据中心电力备用模式缺陷 除了能耗大,传统数据中心电力备用模式在实际应用中也显现出种种不足。如前所述,对于数据中心而言,保证安全可靠的电力和网络供应是其核心的两大功能。为了实现上述功能,数据中心都配备有不间断电源(UPS)。不间断电源由UPS主机和电池两部分构成,在市电供给正常时,UPS在“过滤市电杂质”后给负载供电,同时给电池充电;当市电出现异常(中断供电)时,电池放电通过UPS供给负载保证电力供应。这种电力备用模式存在以下缺陷: 1.燃煤发电污染严重 传统数据中心多基于燃煤发电模式,这种模式在数据中心的高速发展下,不仅增加了数据中心的运行成本,也产生了大量的污染物。 2.高昂的电费支出 数据中心的运营成本主要来自于电费,以山东为例,截止2019年10月底,数据中心的电费在数据中心的运营过程中占比超过70%(数据来源:山东移动济南云数据服务中心)。 3.过量的电池投资 数据中心备电需要使用大量的铅蓄电池,这些电池的使用寿命通常为5年左右,为保证备电的安全性,基本每5年就需要更换一批电池。而且由于常规数据中心市电可靠性高,电池因此长期处于闲置状态,造成了很大的资源浪费。 随着数据中心数量的不断增加,数据中心电力需求也在不断增长,而上述痛点必然成为阻碍数据中心产业发展的主要矛盾。改变数据中心行业用能方式,加快清洁低碳用电步伐,已成为国家和地方多方关注的重点。 二、数据中心用能发展方向 近几年,国家和各地方纷纷出台政策严控数据中心能耗,提出能耗指标,鼓励对数据中心进行绿色节能改造、提高数据中心能效水平,如: 2019年1月21日,工业和信息化部、国家机关事务管理局、国家能源局出台的《关于加强绿色数据中心建设的指导意见》(工信部联节〔2019〕24号),明确要求到2022年,数据中心平均能耗基本达到国际先进水平,新建大型、超大型数据中心的PUE达到1.4以下。 2018年5月31日,贵州省大数据发展领导小组办公室印发《贵州省数据中心绿色化专项行动方案》,要求全省范围内新建数据中心能效值(PUE/EEUE)低于1.4。 2018年9月6日,北京市政府印发《北京市新增产业的禁止和限制目录(2018年版)》(下称《目录》),该《目录》指出,北京全市范围内禁止新建和扩建互联网数据服务中的数据中心(PUE值在1.4以下的云计算数据中心除外);禁止新建和扩建信息处理和存储支持服务中的数据中心(PUE值在1.4以下的云计算数据中心除外)。中心城区禁止新建和扩建互联网数据服务中的数据中心,信息处理和存储支持服务中的数据中心。 2019年6月11日,上海市经济和信息化委员会印发《上海市互联网数据中心建设导则(2019)》(下称《导则》),规范上海市互联网数据中心建设。《导则》明确要求“严禁上海市中环以内区域新建IDC”“单项目规模应控制在3000至5000个机架”“PUE值严格控制不超过1.3”,旨在控制上海市互联网数据中心建设和新增能耗,实现合理布局。 2019年11月,《广州市发展改革委、广州市工业和信息化局关于加强数据中心节能审查工作有关事项的通知》一文指出,要求新建大型、超大型数据中心的电能使用效率需达到1.4以下,未达到能效准入标准的大型、超大型数据中心不予节能审查。 在控制传统能源和发展清洁能源的大趋势下,绿色节能、降低能耗已经成为数据中心的行业发展方向。2019年1月21日,工业和信息化部、国家机关事务管理局、国家能源局出台在《关于加强绿色数据中心建设的指导意见》中明确提出要建立健全绿色数据中心标准评价体系和能源资源监管体系,并提高储能系统在数据中心的重要性。具体包括: 1.加快高耗能设备淘汰。在满足可靠性要求的前提下,试点梯次利用动力电池作为数据中心“削峰填谷”的储能电池。 2.加快绿色数据中心先进适用技术产品推广应用,比如高效辅助系统,包括分布式光伏、高效照明、储能电池管理、能效环境集成监控等。 3.鼓励数据中心和节能服务公司拓展合同能源管理,研究节能量交易机制,探索绿色数据中心融资租赁等金融服务模式。 此前,2017年9月8日,浙江省机关事务管理局、浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局联合印发的《浙江省公共机构绿色数据中心建设指导意见》,对数据中心的未来发展和建设要求,作了明确指示: 1.应用可再生清洁能源。条件适应时,数据中心宜利用太阳能发电或风力发电,而太阳能或风能发电量宜配置电池储能系统进行储存和调节。 2.采取储能措施对供电系统进行“削峰填谷”。一方面,通过在数据中心配置电池储能系统,储存谷电时段电量,补充峰电时段用电量。另一方面,在备用电源系统中,采用储能电池代替后备电池,运行于“削峰填谷”模式。 3.探索合同能源管理模式。鼓励和支持公共机构通过合同能源管理模式,对既有数据中心进行绿色改造。 从上述国家和地方法规来看,建立绿色数据中心已经成为未来数据中心发展的趋势和方向,利用太阳能或风力等可再生清洁能源进行发电,并配置储能系统进行储存和调节,可以有效促进绿色数据中心的建设。 三、储能系统简介 储能系统根据技术路径不同,可以分为机械储能(如抽水蓄能、压缩空气、分论储能等)、电磁储能(如超导储能、电容器、超级电容等)和电化学储能(铅酸电池、液流电池、钠硫电池、锂电池等)。储能系统能够起到提高电能质量、通过调峰填谷节省电费开支、频率控制等作用,并可以作为备用电源。 按照应用场景的不同,储能主要分为电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能。电源侧储能是指装设并接入在常规电厂、风电场、光伏电站等电源厂站内部的储能设施;电网侧储能是指在专用站址建设,直接接入公用电网的储能设施。用户侧储能是指在用户内部场地或邻近建设的储能设施。数据中心储能系统属于用户侧储能。 四、储能系统在数据中心的运用场景 如前文所述,数据中心在提供海量数据服务的同时,必须保证用电的安全性和连续性,而电化学储能能够起到提高电能质量、通过调峰填谷节省电费开支、频率控制和作为备用电源等作用,因此两者结合就有了基础。根据数据中心用能情况不同,储能系统有不同的应用场景。储能系统在数据中心的主要应用场景如下: (一)作为数据中心的后备电源 传统上,数据中心需要使用大量的铅蓄电池作为备用电源,这些电池的使用寿命通常为5年左右,为保证备电的安全性,基本每5年就需要更换一批电池。而且由于常规数据中心市电可靠性高,很少放电,电池一直处于浮充状态,电池状态不可知,需要通过定期的假负载测试来检验电池的性能。储能型数据中心,电池每天都会放电,放电后电压一目了然,很容易判断电池好坏,有助于及时剔除不良电池,同时也省去了每年做假负载测试的费用。 (二)数据中心可再生能源搭配储能系统 目前,数据中心受限于能耗要求和碳排放配额,发展受阻,运用可再生能源发电已经成为建设绿色数据中心的一大趋势。但鉴于数据中心的用电特征,数据中心不能仅仅依靠太阳能发电或风力发电等可再生能源自发自用,一方面,其成本较高;另一方面,光伏发电或风力发电等可再生能源发电具有不连续的特点,而且还存在弃光弃风等现象,稳定性较差。因此,可再生能源若要取代传统能源实现大规模应用,必须保证其供电的安全可靠。 储能系统在可再生能源发电系统中的应用可以解决上述的供电不平衡问题,将可再生能源发电系统与储能系统相结合,能够起到负荷调节、存储电量、配合新能源接入、提高电能质量等作用。通俗来说,将储能系统比喻为一个蓄水池,先将通过光伏系统或风力系统发电的电量储存起来,在用电高峰的时候再释放使用,这样既能保证可再生能源发电系统的供电稳定性,也能减少对电能的浪费。 (三)数据中心利用储能系统的“削峰填谷”功能减少电费开支 “削峰填谷”,利用峰谷电价差获取收益,是目前储能系统应用较普遍的商业模式,也是效益最高的一种商业模式。 所谓“削峰填谷”,即利用国家的峰谷电价政策,通过储能电池的充放电过程调节用户用电曲线,在电价处于低谷时进行充电储能,在电价处于高峰时将储存的电量释放出去,从而利用峰谷电价差赚取差价。配置储能设施的园区或建筑基于峰谷电价机制,将供热、供冷系统和储能设施协同调度,实现智能化用电,节省电费支出。 数据中心采用储能模式,相比于传统模式,一方面可以保证电力供应的稳定性和持续性,不会轻易断电。另一方面,可以利用“削峰填谷”模式获得收益,在夜间低谷电价时充电,白天高峰电价时放出部分电量,可以有效减少数据中心的电费开支。 五、数据中心储能系统应用模式 数据中心储能系统可以由数据中心业主自行投资建设和运营,或者采用合同能源管理模式。 合同能源管理(Energy Management Contract,EMC)是指节能服务公司通过与数据中心业主签订服务合同,给数据中心业主提供节能改造的相关服务,并从数据中心业主节能改造后获得的节能效益中收回投资并取得利润的一种商业模式。其实质就是以减少的能源费用支付节能项目全部成本和投资的节能业务方式。相对于传统的能源管理和节能改造模式,合同能源管理是一种市场机制,其核心在于不仅能为项目节能减排从而实现社会效益目标,也能为合同双方带来经济效益。数据中心也可以采用合同能源管理模式进行投资。 合同能源管理模式有节能效益分享模式、承诺节能效益模式、能源费用托管模式、融资租赁模式等多种模式,实践中采用比较多的是节能效益分享模式。 节能效益分享模式是由节能服务公司投资或双方共同投资,由节能服务公司对储能系统进行建设。项目建设施工完成后,经节能服务公司与数据中心业主共同确认节能量后,双方按照合同约定的比例分享节能效益。分享的原则即:节能改造项目实施的前几年中所获得的经济效益,节能服务公司占据的比例较大,节能客户占据的比例较小。在合同期结束后,储能系统无偿移交给数据中心业主使用,数据中心业主享有未来产生的全部节能收益。 六、储能项目的立项及并网 (一)储能项目实行备案制 根据国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局关于《促进储能技术与产业发展的指导意见》(发改能源〔2017〕1701号)和国家发展改革委办公厅、科技部办公厅、工业和信息化部办公厅、能源局综合司印发的《贯彻落实<关于促进储能技术与产业发展的指导意见>2019-2020年行动计划》通知(发改办能源〔2019〕725号),储能项目实行备案制。 对于独立的储能项目,除《政府核准的投资项目目录》已有规定的,一律实行备案制。项目按照属地原则备案,备案机关及其权限由省、自治区、直辖市和计划单列市人民政府规定。企业按照地方有关规定向主管部门备案。 (二)储能项目并网 1.电网接入 对于有并网需求的储能项目,根据《国家电网有限公司关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》(国家电网办〔2019〕176号),不同的储能应用场景对应适用不同的管理办法。电源侧储能和独立的纯调峰调频储能接入电网参照常规电源接入电网的管理办法执行。用户侧储能接入电网参照分布式发电接入电网的管理办法执行(并非所有的储能项目都需要接入电网,实践中有些用户侧储能项目并无并网需求)。 上述文件要求,电网企业应公平无歧视为储能项目提供电网接入服务。对于符合要求的储能系统,电网公司应准予接入并将其纳入电网调度管理。 2.并网调度协议和购售电合同 a.国家层面 关于储能项目的并网,虽然有《电化学储能系统接入配电网技术规定》(NB∕T 33015-2014)、《电化学储能系统接入配电网运行控制规范》(NBT 33014-2014)等行业标准,但这些都是技术层面上的规范和标准,在法律层面上国家尚未出台统一的并网规制。 国家发展改革委、财政部、科学技术部、工业和信息化部、国家能源局发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(发改能源〔2017〕1701号)鼓励储能与可再生能源场站作为联合体参与电网运行优化,接受电网运行调度,实现平滑出力波动、提升消纳能力、为电网提供辅助服务等功能。电网企业应将联合体作为特殊的“电厂”对待,在政府指导下签订并网调度协议和购售电合同,联合体享有相应的权利并承担应有的义务。 此外,国家电网公司发布了一系列储能项目设计、并网测试等方面的企业内部技术标准和规范,但未见发布有关储能项目并网验收、并网调度协议签订、并网调度的统一规范。 b.地方层面 国家能源局南方监管局发布的《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》,适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的、并与电力调度机构签订并网调度协议的、容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站,其他类型储能电站参照执行。根据该细则,储能电站应与电力调度机构签订并网调度协议,实时充放电等相关信息应接入电力调度机构技术系统。储能电站不得在尖峰时段充电,不得在低谷时段放电。 国网江苏电力有限公司于2017年9月发布的《客户侧储能系统并网管理规定(试行)》,对内部机构职责分工、并网工作流程、储能项目运行管理等做出了比较细致的规定。2018年7月16日,国网江苏电力有限公司发布了对《客户侧储能系统并网管理规定(试行)》相关内容的补充说明,根据该补充说明,用户储能电站无需签订《并网调度协议》、无需安装调度自动化相关设备、改为签订《供用电合同》补充协议。 2020年6月,国网新疆电力公司发布了《新疆电网储能电站调度运行管理规定》,根据该规定,凡并入新疆电网运行的储能电站,必须根据并网要求与相关电网经营企业签订《并网调度协议》,并服从电网调度的统一调度管理。 目前关于储能项目尚缺少统一和明确的并网规则,有鉴于此,我们建议,有关储能项目并网流程、并网调度协议和购售电合同签订事宜应与项目所在地电力公司确认。 七、储能项目的电价政策 目前,对于储能项目的电价,国家层面尚未出台单独的电价政策。2018年6月21日,国家发展和改革委员会印发《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》(发改价格规〔2018〕943号),其中明确健全促进节能环保的电价机制,鼓励市场主体签订包含峰、谷、平时段价格和电量的交易合同。利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制,促进储能发展。该意见并未明确储能项目的电价政策。 在地方层面,2020年4月29日,山东省发展和改革委员会印发《关于开展储能峰谷分时电价政策试点的通知》(鲁发改价格〔2020〕618号),开展储能峰谷分时电价政策试点,这是国内首个关于储能电价政策的文件。该通知对储能电价政策、试点范围、条件等作了明确规定。其中明确对于参与储能峰谷分时电价政策试点的用户,电力储能技术装置低谷电价在现行标准基础上,每千瓦时再降低3分钱(含税)。 综上,目前储能项目仍是依靠峰谷电价差,在低谷电价时段充电、高峰电价时段放电,实现峰谷差套利,降低用电成本。 八、储能项目的补贴政策 目前,国内对于储能项目的补贴政策少之又少。在国家层面,尚未有文件进行明确;在地方层面,部分地方政府发布了本地化的储能项目补贴政策。 2018年9月17日,合肥市人民政府印发《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见》(合政〔2018〕101号),支持光伏储能系统的应用。对于建成运行的光伏储能系统,项目中组件、储能电池、逆变器采用工信部相关行业规范条件公告企业产品或《合肥市推荐应用光伏产品导向目录》推荐产品的,自项目投运次月起对储能系统按实际充电量给予投资人1元/千瓦时补贴,同一项目年度最高补贴100万元。 2019年3月24日,苏州工业园区管委会印发了《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》(苏园规〔2019〕1号)(下称《管理办法》),针对工业园区储能项目出台了补贴政策。根据该《管理办法》,对在园区备案实施、且已并网投运的储能项目,自项目投运后按发电量(放电量)补贴3年,每千瓦时补贴业主单位0.3元。 2020年3月25日,新疆发改委下发关于征求《新疆电网发电侧储能管理办法》意见函,鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商投资建设电储能设施,要求充电功率在1万千瓦以上,持续充电时间2小时以上,对根据电力调度结构指令进入充电状态的电量给予0.55元/千瓦时的补偿。 九、结语 高能耗、高污染、高成本制约着数据中心的发展,寻找降低能耗的合理途径迫在眉睫。数据中心的负载特性、运营方式和国家峰谷电价的政策,都给储能系统在数据中心的应用提供了发展机遇。在数据中心配置储能系统,运用可再生清洁能源可以减缓数据中心的碳排放,节约运行成本,获得收益,是现阶段数据中心的最佳选择。随着数据中心的高速发展,储能系统必将在数据中心领域得到更广泛的应用。...
清洁能源技术咨询和顾问机构Apricum公司技术专家Florian Mayr日前对储能行业如何更有效地适应后疫情时代以及冠状病毒疫情可能改变世界的方式进行了阐述,并对企业和员工在后疫情时代的主要思维方式和行为的转变,以及储能市场参与者的最佳应对措施进行了分析,并最终探讨了疫情对储能行业的长期影响以及前进的方向。 冠状病毒疫情如何影响储能行业的法规和市场框架 即使储能系统是满足日益增长的电力灵活性需求最具竞争力的解决方案,但如果没有政府部门的支持以消除市场准入的监管障碍,并允许将储能系统带来的好处实现货币化的话,可能部署进展缓慢。而在美国许多地区,到目前为止,为了适应具有百年历史的电力市场框架而进行的调整以适应储能系统的发展进程非常缓慢,这通常是由于政府部门缺乏紧迫性。 可能没人会想到,突如其来的疫情能够显著加快这一进程。一方面,由于一些国家和地区实施绿色经济刺激计划旨在向电力结构中大量增加可再生能源,这是储能部署的主要需求驱动力。 另一方面,通过实践证明,在过去几个月里,疫情已经导致太阳能和风力发电的市场份额暂时大幅增加,而储能系统可以缓解可再生能源发电的间歇性。 现有的可再生能源发电设施通常较少受到电力需求下降和价格下降的影响,这是因为许多可再生能源发电设施都签订了固定价格合同,并被优先接入电网。因此,根据国际能源署(IEA)的调查数据,尽管由于疫情而发布出行禁令已导致受影响地区的电力需求减少10%至30%,但在许多国家(例如意大利、奥地利、比利时、荷兰和德国)可再生能源发电的总份额达到创纪录水平。 这导致了对灵活性服务和储能系统的更大需求,以减轻可再生能源发电设施运营商的限制、价格竞争以及不利电价的影响,例如通过将可再生能源设施生产的电力转移到一天中的不同时间,以及平衡电网运营商的电网运营。尤其是在市场框架允许进入并盈利的情况下,储能系统展现了其优点。例如,在英国,平衡机制(BM)和可选的向下灵活性管理被认为是电网在疫情期间稳定运营的关键,而储能系统因其可观的回报而积极做出贡献。 当然,由于电力需求和价格将最终恢复,这其中大部分情况都是暂时的。尽管如此,这种情况加深了人们对在可再生能源占主导地位的世界中对于储能系统需求的理解。一些花费数十亿美元用于太阳能发电设施和风力发电发电设施扩建的开发商,希望避免由于过时的法规和低效的能源市场而导致的大规模削减,这阻碍了储能系统提供所需的灵活性。 而发生的疫情可能带来了加快储能框架必要改革所需的紧迫感。 适应储能系统的“下一个常态” 总之,储能市场的三个基本驱动力似乎是完整的,从长期来看不会受到疫情的影响: •由于可再生能源的不断发展,对灵活性的需求将进一步提高。 •竞争能力将进一步提高,这主要归因于电池生产能力和相关规模经济的持续增长。 •由于经济复苏计划的“绿色”重点以及储能部署的需求,监管和市场框架将进一步适应。 总而言之,储能部署可能会持续下去,或者在适当的经济刺激计划的情况下,甚至会加速其在疫情发生之前期间的增长轨迹。 但是,尽管基本驱动因素保持不变,但疫情肯定会在后疫情时代的储能领域带来影响。为了继续取得成功并参与预期的增长,储能市场的参与者应该问自己几个问题:在疫情结束之后,疫情引起的思维和行为转变有哪些可能会持续下去?应该如何相应地调整业务模型? 以下是Apricum公司期望看到的企业和员工的心态和行为可能转变的三个例子。 1. 渴望恢复常态 持续蔓延的疫情和相关的出行限制构成了一场全球危机,其规模对于当今大多数人来说都是前所未有的。人们不仅面临自身的脆弱性,而且还面临着认为理所当然的事情得到改变的脆弱性,例如上超市购物或参加足球比赛。这种经历引发了人们对疫情影响的强烈敏感性以及对恢复正常生活的渴望,而这种渴望很可能会在疫情过后仍然存在。这其中也包括电源的弹性:虽然说疫情从未危及电网供电,但采用储能系统增强电力弹性将成为一个固有的特征,而在后疫情时代的世界中,在产品设计、价值主张和整体营销中都应特别强调这一点。 2.越来越高的数字化期望 由于大多数销售人员、客户和其他利益相关者受到疫情影响而限制出行,许多企业必须优先考虑并显著加快其数字化工作,以交付并保持业务发展。这影响了各个行业领域,其中包括住宅储能系统的销售,还影响了如何对大型电网项目进行“公众咨询”,而这些项目的咨询通常在疫情期间转移到互联网上。利益相关者可能会越来越习惯于与储能开发商进行沟通便捷的数字方式,甚至将会放弃会面交流的传统方法。因此,储能开发商应该利用疫情期间建立的“数字化动力”来改善、增强和扩展数字体验,以满足利益相关者日益增长的期望。 3.重新评估风险 不仅客户和其他利益相关者,而且储能开发商本身也会经历某些观念转变。其中之一是商业模式所承受的风险承受能力较低,因为疫情展现了低概率的事件可以迅速变为现实。储能开发商将会重新评估其供应链遭受全球破坏的风险。然而,尽管如上所述,亚洲以外的电池制造能力正在增加,但是从效率的观点来看,将储能供应链无条件转移到其他地区(例如欧洲)是不可能的,也是不可取的。降低能源风险的措施应包括从单一或双重供应商策略发展到多元化供应商策略,并且供应商也不应集中在某个国家或地区。供应商需要在研究和尽职调查方面作出重大努力,以找到合适的新伙伴。重要的是,这些供应商应该有自己的本地化供应链,以避免简单地将供应中断事件传播到整个供应链。 4.保持灵活性 总的来说,业务模型的灵活性将比以往任何时候都更加重要。这场疫情表明,导致市场混乱的重大事件可能会迅速而出乎意料地发生,因此行业参与者需要能够迅速做出反应,以应对新的挑战和机遇。那些成功地及早发现变化趋势并据相应用调整业务模式的企业,很有可能比以往更快地摆脱危机。...
近日,各地风电不利政策频出:陕西省将废止不能按时间节点开工建设的风电项目,内蒙古自治区将采取“区域限批”等措施,云南省将审慎稳妥在适宜地区适度发展风电,湖南省水电与风电博弈还在继续。 因补贴取消的抢装潮还未停息,部分省区及有关部门的政策无疑又给广大风电开发商及业主们浇了一盆凉水,处在风口浪尖上的风电行业究竟该何去何从? 自2004年风电装机过100万kW以来,我国风电市场规模逐步扩大,推动了风电相关技术的进步,风电成本稳步下降的同时,发展模式也正从规模化逐步向高质量发展转变。据统计,截至2020年上半年,我国风电累计装机2.17亿kW,其中陆上风电累计装机2.1亿kW、海上风电累计装机699万kW。 2005-2018年,我国陆上风电场的初始投资建设成本下降49%,运维成本下降5%~10%,风电发电效率提高20%~30%;海上风电项目的造价也在快速下降,降幅超过30%。 继国家发展改革委规定自2021年开始新核准的陆上风电项目全面实现平价上网不再补贴,海上风电从2022年起已基本进入无补贴时代,国家发展改革委、国家能源局又联合发布了2020年风电平价上网项目,其装机规模为1139.67万kW。 国家能源局发布的《关于加快能源领域新型标准体系建设的指导意见》指出,在智慧能源、能源互联网、风电、太阳能发电、生物质能、储能、氢能等新兴领域,率先推进新型标准体系建设,发挥示范带动作用。业内人士认为,这意味着风电项目的开发与建设将逐步标准化。 可见,我国政府及相关部门已经看到了风电市场存在的问题:风电发展已经超出了原有的规划;电网和电源业主间的拉锯战(如峰谷负荷与消纳的调节问题迟迟得不到解决);三北地区装机量严重过剩,消纳能力不足;中东南部则面对生态环保方面的压力等。 为更好地解决这一系列问题,推动风电行业朝着更加科学合理、更绿色、更高质量及可持续发展方向迈进,在国家推动有关部门优化营商环境、降低非技术成本的同时,亟需风电行业加快技术创新、产品创新、管理创新和商业模式创新。 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩曾表示,取消风电补贴将加快风电市场从业者从粗放走向精细的速度。他认为,在补贴这张“安全网”的保护下,风电设备质量较差、风电场开发模式粗放的风电企业仍旧可以获得不菲的利润。在“十四五”期间风机质量粗放、风机运维粗放的企业将难以在市场竞争中获胜。 推进风电平价上网是我国能源战略的既定目标。自2017年起,国家能源局陆续组织开展多批次风电平价上网项目建设,近年来累计安排平价上网风电项目规模1121.7万kW。2020年,国家发展改革委、国家能源局公布的风电平价上网项目装机规模为1139.67万kW。业内专家指出,从长远来看平准化的电力成本的下降及消纳能力的提升将推动平价风电装机容量的增加。 能源咨询公司Wood Mackenzie分析认为,随着无补贴时代的风机价格下跌及风电平价上网发展趋势,中国风机制造商正在采取新的战略来保持竞争力,其中包括通过开发更大更好的涡轮机来提高效率,控制采购成本以及向非风能企业进行多元化经营,以推动风电行业平稳有序及可持续发展。 具有更大转子和额定值的新型涡轮机型号正在帮助原始设备制造商改善容量系数,如金风科技和远景科技推出了3.X MW平台,其转子直径为150~156m,比现有的容量系数高出3%~6%。到2021年后,主流涡轮机模型将从2.5~3 MW区段过渡到3~5 MW区段。在发展多元化非风能业务方面,金风科技的水处理和融资租赁业务在2019年分别实现了12.6%和41.3%的净利润率,远景科技则通过收购Automotive Energy Supply Corporation动力电池业务来加速其电动汽车电池和存储业务。 数据显示,我国中东南部19省份的风资源技术可开发量超过10亿kW,目前仅开发11%,我国风电发展潜力巨大。不少业内人士认为,进入平价时代后风电行业将面临更激烈的市场竞争,对投资商、设备商等相关企业而言,可能意味着利润率的短期降低,但随着风电技术及风电全产业链的协同创新发展,相信“十四五”期间风电产业将迎来更高质量及更可持续的发展。  ...
我国主要能源资源集中在西部和北部,电力消费60%以上则主要集中在东中部,能源逆向分布决定了基本的电流格局。考虑到整个经济布局、资源的分布、人口的流入、产业的发展趋势等因素,长远来看,西电东送、北电南送不仅不会削弱,还会进一步加强扩大。 日前,全球能源互联网发展合作组织发布了《新发展理念的中国能源变革转型研究》《中国“十四五”电力发展规划研究》两份报告,对煤电、可再生能源的定位,以及电力跨区域输送的格局等问题作出了判断,其中,“西电东送仍将扩大”“煤电2025年应控制达到峰值”等观点引发业内广泛讨论。 西电东送将持续加强 “有观点提出‘十四五’期间西电东送将出现拐点,我们认为,这个结论是立不住的。” 全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院院长周原冰表示,“考虑到整个经济布局、资源的分布、人口的流入、产业的发展趋势等因素,我们认为,长远来看,西电东送、北电南送不仅不会削弱,还会进一步加强扩大。” 全球能源互联网发展合作组织经济技术研究院规划一处处长宋福龙表示:“我国主要能源资源在西部和北部,电力消费60%以上主要集中在东中部,能源逆向分布,天然决定了基本的电流格局。而东中部地区风功率密度、太阳能辐照强度与北部、西部地区相比品质较差,利用小时数较低,开发成本较高。综合测算下来,2025年西部、北部送达东中部地区落地电价在0.26-0.32元/千瓦时之间,东中部分布式的成本为0.35元/千瓦时,海上风电为0.65元/千瓦时。” 上述研究报告指出,西电东送、北电南送电力流格局规模会持续扩大。预计到2025年,跨省电力流将由2019年2.2亿千瓦增加到3.6亿千瓦,跨区电力流达到2.4亿千瓦,跨国电力流接近2800万千瓦。 “根据我们的研究,东部地区的资源总量尤其是能够经济开发的资源量,远远不能支撑当地的电力需求和能源转型需求,大比例地需要外来电解决。”周原冰说,目前有一些专家、机构谈论开发东部地区本地资源的思路,但究竟如何开发,还要综合考虑经济性、电价、土地、环境、产业发展等多种因素,“东中部一些地区寸土寸金,如果开发可再生能源,其经济性并不高,这些空间可以选择做更有价值的事情。” 煤电该如何控制装机峰值? 宋福龙指出,我国煤电结构风险非常突出:“煤电装机规模已经超过了全球总量的50%;服役时间比较短,平均服役时间11年,超过48%的机组是近十年建成的;国内经营压力也非常大,2018年五大发电集团亏损面超过54%,亏损值比较高;煤电占能源相关碳排放比重超过30%。” 上述研究报告认为,2025年煤电装机应控制在11亿千瓦的峰值。但截至2019年底,煤电装机容量已达10.4亿千瓦,煤电达峰的目标究竟该如何实现? “现在几大发电央企对于增加煤电产能已经十分谨慎。” 中国能源研究会常务理事李俊峰表示,“一些电厂开始出现破产重组,煤电面临的行业性的困难需要警惕。” 华北电力大学教授袁家海也指出,在今年上半年新核准的煤电项目中,80%的项目主体是地方能源公司,并且多处于煤炭资源富集的省份,当地希望把煤炭资源变成经济发展的动力。而2015年电改9号文发布后新投产的机组不再安排发电计划,一些电力过剩省份的机组面临“投产即亏损”的局面。“地方发展思路需要转变。” “过去投资煤电,是基于主管部门的审批,单纯去看标杆电价、利用小时有没有效益。未来市场化的情况下,如果发不了那么多电,就要看辅助服务、灵活性调峰能不能在服务市场上得到合理回报,保证投资效益,这将是未来‘十四五’期间火电企业要考虑的新的环境。”袁家海说,“决策者把这个环境的关键参数加以明确,其他的交给市场,可以有效减少盲目投资的状况,市场主体是最聪明的,会根据市场信息自主决定要不要进行项目投资建设。” 煤电灵活性亟需机制保障 为适应能源转型的要求,灵活性调节成为未来煤电投资的重点方向之一,但煤电灵活性改造的推进却颇为缓慢。根据《电力发展“十三五”规划》,“三北”地区应有2.2亿千瓦煤电机组完成灵活性改造,但截至2019年底,改造完成度仅约1/4。 “目前也出现了一些积极的信号,比如开展电力现货市场试点的浙江省,白天现货价格高到0.9元/千瓦时,夜间最低到0.09元/千瓦时,这样参与市场的机组就有非常大的动力自己把夜间出力降下来。”袁家海说,“像浙江的华能玉环电厂,百万千瓦机组可以把最小出力压到18%。然而‘三北’地区一些地方虽然有激励机制,但电厂参与积极性仍不强。这反映出相关体制机制运行不顺畅,导致灵活性改造推进缓慢。” “现在不是技术上不可行,而是缺乏激励机制。”李俊峰直言,由于机制的欠缺和不完善,煤电参与灵活性改造的积极性并未得到充分调动,“‘十四五’应该思考如何利用市场手段,在机制上保证企业公平合理地享受经济利益,公平合理地推动转型。” 国网能源研究院副院长蒋莉萍指出,发挥煤电的调节能力,对于实现整个电力系统更低成本和更高效率的运行都十分重要。“不仅仅是煤电,可再生能源的竞争力也应该通过一个更加完备的、科学的市场体系来体现,而不是仅仅简单地比拼发电成本、只在电量市场上来决胜负。煤电机组需要在辅助服务市场上体现其可调度性、灵活性价值,可再生能源则需要在碳交易市场、配额市场等领地上体现其清洁环保价值。”  ...
能源是国民经济发展的重要支撑,能源安全直接影响国家安全、可持续发展以及社会稳定。随着工业化和城市化进程的不断推进,我国能源消费总量已跃居世界第一位,伴随经济增长有日益扩大之趋势,能源对中国经济社会发展的瓶颈制约日益显现,能源供给相对不足、能源结构不合理及由此带来的环境污染等问题日益凸显。因此,探究我国能源安全问题,保障能源安全是维护经济安全和国家安全,实现现代化建设战略目标的必然要求。 一、国家能源安全的内涵 能源安全,意指在经济社会发展的某一时期或特定阶段内,一个国家或地区能够在保持能源价格的可接受性、发展的可持续性和国家政治的稳定性前提下,保障能源的持续、充裕、及时地满足国民经济和社会发展需要的一种状态。国家能源安全概念包括以下两方面的含义:一是经济安全性,是指通过维持能源的供应与需求之间相互均衡的状态,在保障能源稳定供给的前提下满足国家生存与发展的正常需求。二是能源使用的安全性,即能源的消费及使用不应对人类自身的生存与发展环境构成任何威胁。能源安全是国家安全的重要支撑,是关系国家经济发展的全局性、战略性问题,是其他领域安全的依托,对国家繁荣发展、人民生活改善、生活长治久安至关重要。 二、我国能源现状 我国是世界上最大的能源生产国和消费国。《BP世界能源统计年鉴》2019中文版显示,2018年中国石油对外依存度达72%,为近50年来最高,此外,2018年中国天然气消费也在继续快速增长,继2017年成为世界最大原油进口国之后,又超过日本成为世界最大的天然气进口国,天然气对外依存度升至43%。2019年我国原油净进口量约5亿吨,同比增长9.5%,对外依存度升至72.5%,较上年提高1.6个百分点,天然气进口量1373亿立方米,增长9.4%较上年回落23.4个百分点,对外依存度45.2%,与上年持平。 作为拥有14亿人口的泱泱大国,我国又是一个人均能源资源相对匮乏的国家。全国总人口数占世界总人口的20%,已探明的煤炭储量占世界储量的11%,原油占2.4%,天然气仅占1.2%,人均煤炭资源为世界平均值的42.5%,人均石油资源为世界平均值的17.1%,人均天然电资源为世界平均值的13.2%。 因此,我国的能源安全问题已经引起了国内经济界、能源界人士的广泛重视,越来越成为中国经济发展中必须面对、无法回避的问题。 三、我国能源安全面临的挑战 中国的能源安全问题不仅体现在总量上,更体现在结构上。能源安全矛盾集中体现在石油安全问题或油气安全问题上,也就是国内油气资源能不能有效地支撑经济的持续发展。当前我国能源安全问题比较突出,主要表现在以下几个方面: (一)能源需求压力巨大 一方面,我国正处于工业化、城镇化进程加快的时期,能源消费强度较髙,随着经济规模进一步扩大,能源需求还会持续较快地增加,对能源供给形成很大压力,供求矛盾将长期存在,石油、天然气对外依存度将进一步提高,能源供给不足,供求矛盾日益突出。另一方面,我国能源资源总量不小,但人均拥有量较低。资源勘探相对滞后,影响了能源生产能力的提高。同时,我国能源资源分布很不平衡,大规模、长距离地运输煤炭,导致运力紧张、成本提高,影响了能源工业的协调发展。 (二)能源供给制约较多 1、国内能源分布不均,运输成本日益攀高。我国能源资源的空间分布极其不平衡,80%以上的煤炭储量集中分布于华北和西北地区,约70%的可开发水能资源蕴藏在西南地区的高山峡谷中,一半以上的天然气资源储藏在塔里木盆地和四川盆地,大量的风能和太阳能资源等可再生能源也主要集中分布于西部边远欠发达地区,然而全国2/3的能源消费却位于东部地区,能源生产和消费之间产生严重的空间错位,由此形成了世界上最壮观的“西气东输、西电东送、北煤南运”等能源运输景象。 2、国际能源市场变化对我国能源供应的影响较大。世界能源形势呈现出供应源和需求方同时多极化、多元化的纷繁复杂局面。能源供应受国际能源市场影响大,目前在我国进口石油中56%来自中东,23.5%来自非洲,14%来自亚太地区,剩余的6.5%来自世界其他地区。来源虽然多元化,但仍集中在北非、中东和亚太地区等少数地缘政治不稳定区域。地区局势持续动荡,石油生产和出口极不稳定。此外,进口通道集中度高,风险评估与安全保障力度不足。中国进口石油有70%-80%需要经过霍尔木兹海峡和马六甲海峡,一旦发生战事或被经济封锁,集中的石油运输通道是当前中国能源安全的重大挑战。国际石油市场形势的复杂多变,增加了我国石油安全的不稳定因素。 (三)能源生产和消费对生态环境损害严重 1、能源消费模式不合理,环保压力不断增大。能源生产和消费环节造成的环境问题严重且难以治理。过去那种以为能源安全即等于扩大供给的观念,有意无意地忽视了过度消耗资源必然带来的环境污染与必然增加的社会治理成本,已不能适应中国经济社会可持续发展的实际需要。 2、能源结构不合理,新能源和洁净能源开发缓慢。以煤为主的能源结构不利于环境保护,而煤炭是我国的基础能源,富煤、少气、贫油的能源结构较难改变。在我国能源消费结构中,煤炭占69%、石油占20%、天然气仅占3.4%、而水电、风电、核能及其他新能源加起来只有7%左右,而全球能源消费结构中,煤炭17.8%、石油40.1%、天然气22.9%、水电和核能19.2%。另一方面虽然我国拥有丰富的核能、风能、氢能、生物质能、海洋能等可再生能源,但目前除水电得到相对较好的开发利用外,由于技术开发水平、使用成本等问题,可再生能源在我国能源消费构成中不到2%,远远低于8%的国际平均水平。 (四)能源技术水平总体落后。 1、能源技术相对落后影响了能源供给能力的提高。我国能源技术虽然已经取得较大进步,但与经济发展的要求相比还有较大差距。可再生能源、清洁能源、替代能源等技术的开发相对滞后,节能、降耗、污染治理等技术的应用还不广泛,一些重大能源技术装备自主设计制造水平还不高。 2、替代能源发展不足,体制机制障碍突出。为缓解能源安全问题,政府重点推进油气资源的替代,支持发展替代能源。煤制油、煤制气等煤化工产业,推动电动汽车、轨道交通、氢燃料等新能源的应用。但都面临技术水平低、临成本偏高、设施建设不匹配、行业部门缺乏协调等问题。 四、我国保障能源安全应采取的对策 习近平总书记曾给中国的能源安全战略定下基调,“推动能源体制革命,还原能源商品属性”,明确提出中国要实现能源安全战略的途径,推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命,并全方位加强国际合作,实现开放条件下的能源安全。由此,“四个革命、一个合作”作为国家长期战略,成为全国能源高质量发展的实践遵循。 (一)推动能源消费革命 1、建立新型能源消费观念,降低社会运营成本。全面推进能源节约,缓解能源供应带来的压力。我国既是资源相对短缺的国家又是能源利用率低下的国家。因此要大力开展节能降耗工作,强制淘汰高耗低效的落后生产能力,广泛开展全民节能活动,改善产业结构和产品结构,建立节约型经济体系,逐步降低能源密集型产业在国民经济中的比重。 2、转变经济发展方式,实现经济增长模式由粗放型向集约型转变,由高碳向低碳转变。围绕提升产品质量、保护资源环境、节能减排等对传统产业实施技术改造和科技创新,淘汰落后产能,尽快走上低消耗、高效益的集约型增长之路。促进国家经济结构调整和产业振兴,发展高技术产业,积极建设国家战略性新兴产业体系,推进产业升级,优化产业布局。充分考虑我国能源安全目前面临的挑战,通过生产、贸易、运输及消费等各个环节控制能源消费总规模,通过推广节能和提高能源利用效率,切实调整我国能源供应和消费结构,提升我国的能源自给水平和供给保障能力。 (二)加强能源供给革命 1、加强能源储备体系建立,增强能源安全保障。国际能源机构要求建立起至少维持消费90天的战略储备量,美国、日本和德国的石油储备分别达158天、161天和127天,中国在这方面还是比较薄弱的。对此,一要完善能源储备法律体系,重点考虑国家能源储备制度的功能定位问题。二要建设符合国情的能源储备体系。应当采取以政府为主导的,政府和企业共同建设能源储备的模式。三要建立多元化的资金筹措渠道。四要实行多元化的国际合作。积极参与能源储备的国际合作,来确保本国的能源安全。 2、积极扶持和壮大中国的大型跨国公司,为中国的全球资源战略服务。要积极扶植中石油、中石化、中海油及具有一定规模的民营企业从事跨国油气开发与经营,使得它们有能力参与国际资源勘探、开发、加工、销售、贸易等领域的国际竞争,为中国在国际资源市场占有一席之地。 3、建立多渠道的能源供应保障体系,减少能源来源单一化带来的风险。我国应在现有基础上,加强与中亚、俄罗斯、北非、西非、拉美及加勒比海地区的产油国的合作,使我国原油进口的来源更加多元化,减少石油供应中的风险性。目前中国的油气来源已经构成了多方位、多渠道的格局,其中包括海上LNG,中缅、中巴油气管道建设及中土、中俄油气管道建设等多种进口渠道。 (三)推进能源技术革命 保障能源供给安全,关键靠科技进步。要加强前沿能源技术的研究开发,推进先进适用能源技术的开发应用,提高重大能源技术装备开发能力。要通过科研创新加快太阳能、风能与生物质能等新能源和洁净能源发展,加大海洋能、核聚变能等未来新型能源的研究与开发,建立中国可持续发展的能源结构。目前情况下我国尚难以复制美国的页岩气革命,充分发展核电不啻是保障我国能源安全的一个重要途径。加快能源技术研究步伐,不断开发矿物燃料的替代能源,已成为一项事关发展大局的紧迫任务。积极发展清洁可再生能源,推动能源生产结构多元化,走能源与环境、经济发展良性循环的路子,是解决能源安全问题的根本出路。 (四)推进能源体制革命 很多发达国家为确保国民经济运行安全,都针对能源供应和储备问题制定了相关法律法规。我国目前的能源立法领域尚有诸多不足之处,为应对日益严峻的国际能源安全形势,我们应该积极学习国外能源立法经验,尽快研究制定涉及能源安全和发展战略的法律法规,实现能源安全有法可依、有法可行、有法律保障。要依靠市场机制和政府推动,优化煤炭企业组织结构,深化电力体制改革。以提高国际竞争力为目标,以市场化改革为方向,深化油气行业改革。要积极稳妥地推进能源价格改革,逐步形成能够反映资源稀缺程度、市场供求关系和污染治理成本的价格形成机制,建立合理的能源比价关系。要强化能源管理,健全能源开发监管体系。通过制定行业规划、产业政策和技术标准,运用价格、财税、金融、投资等经济杠杆,加强信息发布和引导,鼓励能源结构调整优化,鼓励节能降耗和环境保护,鼓励新能源、可再生能源、清洁能源和替代能源开发利用,促进能源产业可持续发展。此外,能源安全问题需要得到国防力量的支持,能源国防建设刻不容缓。 (五)全方位加强国际合作 1、进一步加强和扩大国际能源合作,提高能源安全保障程度。充分利用我国市场优势和经济优势,积极参与世界石油、天然气、煤炭等资源的开发与合作, 积极参与国际能源双边及多边合作,加强与国际组织和跨国公司的对话与合作,搞好我国能源战略和政策的对外宣传,在开放的格局中维护我国能源安全。 2、积极参与国际能源市场价格体系,增加定价话语权。中国作为全球石油消费大国,随着中国需求的进一步扩大及国际市场参与度的提高,中国在国际石油定价权中的地位仍然有较大上升空间。自2003年以来,中国通过推出国内燃油基准价、燃料油期货等手段,着力在亚太石油市场形成有效的价格基准,以促进更为公平合理的国际原油贸易秩序,进一步形成并发挥中国在国际市场上的石油价格博弈能力。对中国来说,未来有一个重要的任务就是塑造中国在国际能源市场上的能源定价话语权。 3、当前国际环境较为复杂,一方面,我们要正确研判地缘政治冲突影响全球能源安全,规避风险确保我国能源安全;另一方面,我国应结合能源体制的改革,改革现有能源的贸易制度,特别是石油、天然气等能源的贸易限制,构建多层级,多领域的,广泛的能源贸易体系,以规避他国对特定企业的制裁、封锁。同时应积极与不同的能源出口地区、出口国家加强在多领域合作,实现多种形式的能源贸易方式。国家金融部门应加快推动人民币国际化,尽可能多的实行能源贸易的人民币结算方式,应在此领域给予相应的政策支持或奖励。...
电力市场建设和发展规划是当前我国电力行业的两件大事。与国外市场成熟国家不同,他们基本已进入电力需求相对饱和的发展阶段,所以其市场机制建设和能源电力转型所面临的主要是存量优化问题,而我国电力需求到2030年甚至2040年之前还会有较大增长空间,既面临存量优化,也要考虑增量发展。 电力系统综合成本的发现,需要中长期的电力市场。不管什么类型的市场,都可以从中发现价格,只是所涉及的产品类型和价值点有所区别。纵观各国的电力市场实践,电力市场的架构和机制呈现越来越多元的趋势,所以要结合当地实际设计市场机制。仅从市场合约的时间长短来看,可以有电力现货市场、短期市场和中长期市场。现货以日内市场为主,或者再加上日前市场;中长期市场应该以年为单位,是多年的或者至少是跨年的;短期市场则介于现货和中长期之间。现货市场价格主要反映的是电力生产的边际成本和系统供应能力与最大需求之间的平衡关系,前者对应市场的最低交易价格,后者对应最高交易价格(亦是消费者的承受能力,具有一定的时间性)。而反映整个电力系统安全可靠供电的综合成本,也就是包括建设投资、运行管理、纳税等各种费用的成本,则需要中长期的市场才能发现。这样的市场架构,可能才能兼顾运行和发展两方面的需求。欧美等国近年来着力推动可再生能源进入竞争性市场,其中一项比较普遍的做法,就是可再生能源的投资方与电网企业或者售电公司签订长达10年以上的中长期合约。这些举措值得我们去思考和借鉴。 没有完美的电力市场,但市场机制的设计必须是“技术中立”的,必须要基于对整个电力系统安全可靠和经济高效供电能力的贡献,或者说,基于其在市场上的价值贡献。目前各省在电力市场的设计上各有取舍,虽然没有完美的电力市场,但如果能够把一些重要的影响因素和相互关联关系考虑到,在这样的基础上设计的市场应该都可以在推进行业发展方面发挥作用。在大量可再生能源、大规模储能以及包括分布式电源、电动汽车、小型的户用储能设备等分布式能源资源接入后,市场机制需要如何设计和调整,是各方面需要尽早考虑的问题。这些能源资源接入后,电力系统将会形成一个非常多元化的发展态势,也会有更加多元的市场主体,这种情况下电力市场的设计必须要基于价值或者是基于对整个电力行业发展的目标,也就是安全可靠,经济高效的目标。只要对这个目标有贡献,都可以变成市场产品,这里不仅包括电力市场的主产品,即传统的电能量,也包括为瞬时电力平衡提供支持的容量市场,以及在大比例变动性电源(风电、光伏等可再生能源)接入后变得更加稀缺的可调度性,以及爬坡速率等等。 所以在市场设计层面要建立一个具有细分电力品种的市场,要充分体现电力特性和商品特性,这是我们在市场设计层面需要高度关注的。另外,可再生能源跟常规电源比更加清洁,这种清洁的特性也是一种价值,属于社会价值,这种价值需要通过其它政策措施来加以体现,比如,碳交易市场、绿证市场等等各种配额市场。显然,在这些市场中,化石能源是没有优势的。因此,影响未来电力发展的市场不仅只有今天讨论的物理性质的电力市场,碳交易、绿色配额、节能配额交易等,政策性市场同样至关重要,这样一个综合的市场化架构,才是体现未来电力发展的市场体制。 有必要根据市场化格局下的多元主体博弈去完善市场环境下的规划。由于我国电力需求还有很大增长空间,做好发展规划研究并由政府出台规划纲要是实现电力系统高质量发展的必要工作。随着全国市场化改革的逐步深入推进,电力规划已无法回避市场影响。 在电力规划阶段考虑市场环境,要把握两点,一是要根据多元主体博弈的格局对传统规划的边界条件、约束条件、重要参数等进行补充、完善和修订;二是要正确认知和处理好市场主体个体最优的追求与系统整体最优之间的矛盾。传统电力规划是基于整个系统综合成本最低、国民经济效益最好的视角,将电力系统作为一个整体来进行规划、设计,并不考虑多利益主体之间的利益分割。但事实上,每个投资主体都要寻求财务最优,这就涉及到个体利益与全局经济性之间的矛盾。而且,个体的投资及运行决策是基于财务成本和收益来做最优决策,所以在市场环境下进行电力规划时,需要对一些边界条件、约束条件及其参数做必要调整,甚至可能需要增加一些新的边界条件和约束条件。 电力规划的本质就是在满足国家能源转型发展目标和经济社会环保要求等基础上,给出电力发展的总量、结构和布局,以确保未来电力系统的安全可靠性和技术经济性。但按照这样的总量、结构和布局能否达成我们的目标,还需要配套政策措施和市场机制,还有市场监管。在向市场化转型的过程,市场监管的重要作用必须得到足够的认识和重视。...