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截止到2019年底,我国风电装机达到2.1亿千瓦、光伏发电装机2.04亿千瓦,提前一年完成可再生能源发展“十三五”规划目标。 2020年是我国“十三五”收官之年,也是谋划“十四五”发展的开局之年,为实现风电、光伏发电平稳有序发展,国家能源局下发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》,要求各省根据国家可再生能源发展“十三五”相关规划和本地区电网消纳能力,合理安排新增核准(备案)项目规模。 目前多个省份陆续发布了2020年风电、光伏发电建设方案和申报要求,与往年不同,河南、内蒙、辽宁、湖南等省份均提出了优先支持配置储能的新能源发电项目,新能源场站配置储能成为行业讨论热点。 新能源发电项目配置储能并非首次出现在政府文件当中,早在2017年,青海省发改委发布的《青海省2017年度风电开发建设方案》要求,列入规划的风电项目要按照其规模的10%配套建设储电装置,储电设施总规模达33万千瓦。该政策发布后引起较大争议,最终执行也未达预期。 经过数年发展,我国新能源发电迈上新台阶,新能源运行与消纳也面临一系列新的问题,此外我国新能源发电即将迎来平价上网,以锂离子电池为代表的电化学储能成本逐年下降,电力市场化改革持续推进,多种因素交织在一起,新能源场站配置储能面临新的环境,也需要进行新的认识。 认识一:“十四五”新能源发展和消纳矛盾更加突出,调峰资源日趋紧张的情况下,亟需储能等灵活性调节资源 根据统计,截止到2019年底,国家电网公司经营区内,新能源装机占电源总装机的23.4%,其中青海、甘肃新能源装机占总装机容量的50%和42%,已成为本省第一大电源,宁夏、新疆、蒙东、冀北等地区新能源装机占总电源装机容量均超过了30%,21个省份新能源发电成为第一、二大电源。 新能源发电具有间歇性和随机性,高比例新能源并网需要大规模输出稳定的可调节电源进行调峰,随着新能源发电的快速发展,电力系统调峰能力不足已不是个别省份、局部地区的问题。 为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%的目标,壮大清洁能源产业,保持风电、光伏装机规模稳定增长是“十四五”规划的重要目标和任务。 为适应能源转型和促进地方产业发展的需要,各省发展新能源的意愿依然强烈,“十四五”期间,我国新能源发电预计仍将保持“十三五”时期快速发展态势。随着装机规模的扩大,各省存在很大的调峰缺口,新疆、山西、山东等省份日最大功率波动超过1000万千瓦。为实现新能源95%的利用率目标,在系统调峰资源日趋紧张甚至用尽的情况下,多个省份对储能调峰寄予厚望。 储能具有调峰的天然优势,特别是电化学储能集快速响应、能量时移、布置灵活等特点于一体,受到高度关注,但发展初期价格偏高,仅在极个别早期并网的新能源场站试点运行,并未实现大规模商业化应用。 认识二:政府文件并未强制规定新能源发电配置储能,但作为部分地区新能源优先开发的重要条件 与2017年青海省风电开发建设方案不同,当前各地政府文件并未强制规定新能源发电配置储能。 河南发改委印发《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》暂停各类新能源增量项目,优先支持配置储能的新增平价项目;内蒙古自治区能源局印发《2020年光伏发电项目竞争配置方案》,优先支持“光伏+储能”项目建设,光伏电站储能容量不低于5%,储能时长在1小时以上。针对风电场,内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。辽宁省发改委印发《辽宁省风电项目建设方案》,指出优先考虑附带储能设施、有利于调峰的项目。湖南发改委印发《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》,指出电网企业要通过加强电网建设、优化网架结构、研究储能设施建设等措施,切实提高新能源消纳送出能力,为省内新能源高比例发展提供容量空间。随后国网湖南省电力有限公司下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》,28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6MW/777.2MWh储能设施,与风电项目同步投产,配置比例为20%左右。 从下发文件来看,各省并未强制要求新增新能源发电项目必须配置储能,但如果新能源开发企业想要提高竞争力,配置储能将是优先开发的重要条件。 认识三:光伏发电配置储能的效益要优于风电配置储能,新能源汇集区配置储能要优于各个新能源场站配置储能 受容量配置规模限制,连续无风或大风天气可能限制储能作用的发挥。一般电化学储能满功率连续充放电时间在1~4小时之间,可有效应对新能源日内波动,但若出现长时间无风或大风等极端天气,储能利用效率可能受到较大限制。 通过对西北电网新能源历史出力特性统计分析得出,单一省份极端无风天气最大持续时间达6天,频次最高达3次/年,若联网规模缩小至单个风力发电场,极端无风或持续大风天气可持续数周。风电大发时通常在晚上或夜间,此时负荷较低,与风电消纳匹配性较差,同时三北地区供暖季还存在“以热定电”的另一重矛盾,火电机组调峰能力受限,因此储能需要配置更大的容量进行调峰。 与风电相比,光伏发电可预测性更好,且具有一定的规律性,储能可实现定期充放,利用率相对较高;同时光伏发电输出功率较高的时候也是用电高峰的白天,与负荷匹配度较好,只需要配置较小容量的储能即可达到削峰填谷的作用。 从储能布局看,新能源汇集区配置储能要优于各个新能源场站内配置储能。 一方面,新能源汇集区配置储能所需的容量要显著小于各新能源场站单独配置储能所需容量之和。从统计规律上看,风光具有互补特性,各新能源场站出力的随机性通过相互叠加能够达到此消彼长的作用,一定程度上降低了峰谷差。 另一方面,新能源汇集区配置储能的经济效益要显著好于新能源场站单独配置储能。新能源汇集区配置储能可实现系统级调峰,各个新能源场站均可共享,大大提高了储能设施利用率,同时,由于配置在升压站外,不存在新能源补贴等计量方面的问题,交易和结算边界清晰。 按新能源装机容量比例配置储能的一刀切做法有待商榷。从目前政策来看,部分省份提出按新能源发电项目的装机容量比例配置储能,配置比例在5%~20%之间。由于各地新能源发展规模、电网结构,调峰资源缺口程度有所不同,在新能源场站无差异化地配置储能有可能降低设备利用效率,增加项目总体成本,由电网企业根据本地调峰缺口和调节需要,经测算后公开发布储能容量需求和安装地点,为储能投资和应用创造条件。 认识四:受技术经济性影响,电化学储能目前仅适合作为新能源发电调峰的补充措施 储能技术类型众多,可满足毫秒至数天不同时间尺度的调节需求。调峰介于调频与容量备用之间,调峰辅助服务市场是我国特有的市场品种,本质上是一种电能量市场,在国外归为平衡市场或现货市场,因此电力系统调峰对容量的需求要大于对功率的需求。 目前,各类储能技术中,抽水蓄能仍是新能源调峰的首要选择,主要表现为容量大,单个电站规模可达到120~360万千瓦,能量转换效率75%~85%,日调节一般为5~6小时,而电化学储能容量难以达到系统级调峰的规模;抽水蓄能使用寿命长,设计寿命30年,水工建筑物50年以上,而电化学储能寿命周期多为10年左右;抽水蓄能的能量成本约875~1085元/千瓦时,仅为锂离子电池的三分之一,且具有明确的两部制电价回收机制。 抽水蓄能兼具调频、调峰、调相和黑启动等多种功能,成为电网安全经济运行的综合调节工具。截止到2019年底,我国在运行的抽水蓄能电站将近3000万千瓦,在建容量达到4600万千瓦,均远超投运的170万千瓦电化学储能,电化学储能仅是系统调峰的补充措施。 近年来,电化学储能价格快速下降,在部分国家已得到商业化应用,主要包括调频和容量备用两个领域,如美国的PJM调频辅助服务市场、英国的快速调频市场,英国容量市场等。 电化学储能的优势在于其快速的响应特性,因此,从电力系统调节的时间尺度上讲,更适合对功率要求较高场合,如调频、紧急功率支撑、可靠供电等领域。对容量要求较高的调峰领域,从经济性讲电化学储能还难以和其他灵活性资源竞争,如火电灵活性改造、抽水蓄能等。 但电化学储能并非完全没有竞争力,受建设选址的局限以及施工周期较长的影响,抽水蓄能电站并不能解决局部网架结构受阻、常规调峰资源匮乏的新能源发电聚集区调峰问题,可通过配置电化学储能,发挥其“杠杆”作用,以较少的投资替代大规模电网改造或调峰电源投资。 认识五:新能源平价上网趋势下储能可持续发展取决于市场机制的设计 国家发展改革委《关于完善风电上网电价政策的通知》(发改价格〔2019〕882号)指出,2020年I~Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。自2021年1月1日开始,新核准的陆上风电项目全面实现平价上网,国家不再补贴。 国家发展改革委《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2020〕511号)指出,2020年纳入国家财政补贴范围的I~III类资源区新增集中式光伏电站指导价分别为每千瓦时0.35元、0.4元、0.49元。 文件虽未对光伏发电提出明确的平价上网时间,但今年以来我国新增光伏装机项目约有三分之二已实现平价上网,预计光伏发电大概率与风电同步,在2021年实现全面平价上网。 近年来以锂离子电池为代表的电化学储能价格已经降到了每千瓦时0.5元/次,但与平价上网的新能源发电项目相比,通过配置储能以电量置换的方式已不具备经济性。 在电网调峰资源没有改善的情况下,平价上网项目本质上是挤占了其他新能源的发电空间,随着新能源发电全面平价上网的到来,电网调峰和全额收购的压力进一步提升。 既要发展新能源又要保持一定的消纳水平,因此地方政府鼓励平价上网项目的同时配置一定比例的储能,这无疑提升了新能源发电项目的整体成本,而储能仅从减少弃风、弃光电量获取收益无法收回成本。 同时,我们也看到随着高比例新能源并网的发展,系统不仅仅面临调峰问题,还存在系统频率快速波动、转动惯量下降、次同步振荡(5~300Hz)等一系列新的问题。 此外,随着新能源发电成本的降低,参与电力市场的竞争力也在不断增强,未来保量保价的交易模式也将被打破。储能具有多重功能,可满足电力系统不同时间尺度的调节需求,未来成本回收的途径以及参与市场的类型是多样的,主要包括: 一是参与电网系统级调峰,实现共享,相关费用在全网收益电量中分摊。共享型储能既提高了利用率,也增加了储能的收益,《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》提出:在新能源弃电时对未能达成交易的储能进行调用,价格为0.7元每千瓦时;2020年3月,新疆自治区发改委发布《新疆电网发电侧储能管理办法》(征求意见稿)提出:电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的,对其充电电量进行补偿,补偿标准为0.55元每千瓦时。从两个省的规则来看,储能参与系统级调峰的价格已经超过储能自身的度电成本,收益是可观的,不过也应看到,系统调峰通常是季节性的,储能利用小时数难以得到有效保障,这对储能收益也带来了一定的风险。 二是储能参与电力系统快速调频。我国调频辅助服务市场规则以火电、水电为主要设计对象,独立储能电站虽然在响应速度和调节精度上具有显著优势,但跟踪调频指令时需要具备持续的输出能力,因此独立储能电站调频需要配置较大功率和容量的电池,成本快速上升,经济性较差。高比例新能源并网将导致系统频率的快速波动,储能快速响应特性满足了快速调频的需要,未来对于建立快速调频辅助服务市场的省份,储能与新能源联合调频也将成为增加收益的重要渠道。 三是储能参与现货市场。现货市场在经济学上是指买卖交易即刻生效的市场,是针对期货市场而言。电力市场中,只有实时市场严格满足现货市场的定义。结合电力交易即发即用的特点,在讨论电力现货市场时常把时间尺度扩大到实时交易的日内甚至一日前。现货市场的重要价值在于发现价格,用价格反映供需关系,目前我国八个现货试点省份已经全部进入试运行,随着现货市场的成熟运行,电力电量的商品属性逐步体现,新能源发电边际成本为零,与储能配合可根据价格信号灵活充放电获取更高的电量收益。 四是作为备用或需求侧响应资源,提升电网安全稳定运行水平。储能具有四象限运行特性,电网稳态下可以提高新能源涉网特性,电网暂态下可根据系统需要提供功率支撑,可以提高大规模新能源外送基地特高压直流输电线路输送容量,备用收益也是储能多重价值的重要体现。 放眼全球,新能源发电的快速发展是驱动储能发展的主要因素,新能源与储能的结合也是未来高比例新能源并网电力系统的必然趋势。随着新能源发电规模的扩大,新能源发电需承担的系统平衡成本将成为项目经济性测算必须考虑的重要内容,储能也必将在高比例新能源并网电力系统中找到自己的角色定位。  ...
我国充电桩总量不少、公共充电桩数量已居全球第一,但短板依然存在,亟待加快发展 我国新能源汽车成长有多快? 10年间,从无到有,产业规模全球领先,产销量连续5年居世界首位,累计推广新能源汽车超过450万辆,占全球50%以上。 新能源汽车实现快速发展,充电桩建设功不可没。 截至今年6月底,全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、数量居全球第一。 总量十分可观,但短板依然存在:一方面,受限于车位不足、电力增容难,私人充电桩安装率偏低;另一方面,公共充电桩存在布局不完善等问题,使用体验不佳……加快充电桩建设,不仅有助于改善充电体验,提升消费信心,激发新能源汽车消费需求,还将拉动直接投资,带动其他产业投资潜力稳步释放,成为汽车产业转型升级、发展绿色交通和推动能源转型的重要抓手。 近年来,随着充电桩建设不断提速,新能源汽车充电难问题部分得到缓解,但充电桩发展仍面临私桩安装率偏低、公桩使用体验不佳等问题。 今年,我国将加强新型基础设施建设,建设充电桩,推广新能源汽车。乘着新基建的东风,充电桩建设正迎来新的机遇。 充电桩,怎样才能装得上、用得好?近日,记者在北京、上海、广西等多地进行了调查采访。 充电桩,有利扩内需 国家电网的充电桩建设实践表明,投资建设1元充电桩,可带动7倍多的新能源汽车消费,溢出效应明显 “早就想买新能源汽车,可总是担心充电难。看到写字楼地库新增了10多个公共充电桩,我终于下定决心了!”受益于充电桩建设不断提速,上海市民李峰前不久得偿所愿,买下一台新款纯电动汽车。 统计显示,截至6月底,全国已累计建设充电桩3.8万座、换电站449座,建成各类充电桩132.2万个,其中公共桩55.8万个、私人桩76.4万个。同时,还建成“十纵十横两环”4.9万公里高速公路快充网络。 过去5年间,充电桩发展尤为迅猛——2015年至2019年,我国新能源汽车保有量从58.3万辆增加至381万辆,同期充电桩保有量从6.6万台大幅跃升到121.9万台,增长约17.5倍,车桩比从8.8∶1下降至3.1∶1。其中,公共充电桩保有量从约5.8万台增至51.6万台,4年增长近8倍。 充电桩建设提速,源于近年来政策举措的不断完善。 2015年9月,国务院办公厅发布《关于加快电动汽车充电基础设施建设的指导意见》(以下简称《意见》)。随后,国家发改委、工信部等多个部门印发相关具体鼓励措施和规范要求。2019年3月,财政部、工信部等部门发布通知,明确补贴将从新能源汽车购置环节转向充电基础设施建设。 调查中,受访专家表示,加快充电桩建设不仅可以惠民生、促消费,还可以稳投资、促转型。 ——加快充电桩建设有助于改善充电体验、增强消费者信心,从而进一步激发新能源汽车消费需求。 2019年,我国新能源汽车年销量达120万辆、保有量超过380万辆,均居世界第一。当年,新能源汽车销售渗透率(实际销售量在市场潜量中的占比)达到4.67%,远高于2.44%的全球平均水平,成为拉动汽车消费的重要力量。 国家电网表示,今年他们启动的新一轮充电桩建设计划投资27亿元、新增充电桩7.8万个,有望带动新能源汽车消费超过200亿元,据此测算,投资建设1元充电桩,可带动7倍多的新能源汽车消费,溢出效应明显。 ——加快充电桩建设有助于直接拉动投资,并间接带动其他相关产业投资需求。 日前,南方电网宣布,未来4年将投资251亿元,建成150座大规模集中充电站、38万个充电桩,据测算,由此可带动电网建设、元器件及设备制造等相关产业投资约2000亿元。而按照相关研究机构预估,未来10年,中国充电桩设备和服务市场规模有望超过5000亿元。 “加快充电桩建设,将间接拉动新能源汽车产业链投资需求,形成杠杆撬动效应。”国家发改委综合运输研究所助理研究员乔婧认为,撬动新能源汽车消费和投资,既能带动动力电池、机械制造、橡胶玻璃、新材料等上中游行业投资,也能释放电池回收、维修销售等服务业的投资需求。 ——加快充电桩建设有利于推动汽车行业转型升级,实现绿色交通和能源转型。 “加快发展新能源汽车产业是党中央、国务院作出的重大战略决策。”工业和信息化部副部长辛国斌表示,自2009年开展“十城千辆”示范推广工程以来,新能源汽车已经成为引领汽车产业转型升级的重要力量。 加快充电桩建设,助力新能源汽车推广,还能推动我国清洁能源革命和绿色交通发展。近年来,交通运输行业石油消费占比近60%。中汽中心预测,到2035年,我国纯电动乘用车保有量有望接近1亿辆,促进新能源汽车与可再生能源高效协同,可有效降低我国原油对外依存度。推动新能源汽车与智能电网全面深度融合,也可提高电网调峰、调频和安全应急等响应能力。 此外,通过与5G、云计算、人工智能、车联网等有机融合,充电桩建设将打通汽车、能源、互联网等产业,构建起全新数字化社会的骨架,助力经济高质量发展。 安私桩,障碍待破解 目前约有31.2%的新能源汽车未能随车配建充电桩。通过以公桩替代私桩、挖掘车位潜力等,可解决部分用户充电需求 “家里的车位按年续租、没有产权。按以往经验,物业很难允许安充电桩,可这次却痛快地签了安装协议。”前不久,家住北京市某小区的李喆终于在家门口安上了充电桩。这得益于北京出台的相关规定:用户安装充电桩时,物业需指定专人配合新能源小客车生产企业和属地供电公司勘查现场,提供相关材料,配合相关手续。 “装是装上了,可是一波三折,等了两周多时间。”李喆说,用电和施工要进行可行性勘查,相关各方都得到场,协调时间有难度;物业公司还会设置隐形门槛,要么让提交一堆表格,要么说走流程需要时间,来回办手续就跑了好多趟…… 李喆“喜忧参半”的遭遇并非个例。调查中记者发现,尽管《意见》明确,“力争到2020年基本建成适度超前、车桩相随、智能高效的充电基础设施体系”,但是近年来车主个人安装充电桩依然面临一些障碍—— 一方面,部分老旧小区无固定停车位,电桩建设难。 老旧小区往往车位十分紧张,有的车位比甚至达到5∶1,车主很难享有固定车位。据充电联盟数据,截至今年6月,约有31.2%的新能源汽车未能随车配建充电桩,相比之前改善并不明显,其中,老旧小区充电桩建设是“老大难”。 另一方面,不少小区电力负荷不够、存在用电安全隐患。 “电力负荷不够,可以申请扩容,但扩容这笔钱谁来掏?”北京物业管理行业协会副会长宋宝程说,近年来,部分老旧小区已在联合国网公司进行电力扩容改造,但改造后又出现了新问题——私桩无人值守,管理隐患和安全风险不容小觑,且责权不清。 上海市居民李远就遭遇了这样的烦心事。尽管是新小区,可物业还是以电容不足为由拒绝了他的充电桩安装申请,“私下里,物业承认,主要是担心电动汽车充电有安全隐患。” 为破解难题,不少城市已经在探索一些有效路径。 以公桩替代私桩。通过与物业合作经营、服务费分成,一些老旧小区“见缝插针”,尝试以公桩替代私桩,解决住户充电需求。去年,上海宝山区宝钢八村物业利用有限的空地,引入了6台智能公共充电桩,业主徐青怡说,“只要登录APP,就能查看电桩使用情况,闲置的时候去充电就行。” 充分挖掘车位潜力。广西柳州市机关三大院,是有20多年历史的老旧小区,停车位向来紧张。高效利用边边角角,小区成功规划出35个新能源汽车充电车位,类似宝骏E100这样的小型电动车可轻松停放。同样的“腾挪法”还被运用在柳州市东城印象小区:两个立柱之间的空隙、不方便车辆进出的闲置空间全部进行了优化,在513个停车位基础上,增加了10%的充电车位。 提升私桩安全性。2018年7月,由北汽新能源牵头的“卫蓝社区产业联盟”成立,囊括了整车厂、物业服务企业、充电服务商、电力公司等多家产业链上企业。为消除私桩安全隐患、明确责权利,争取物业配合,该联盟正推动编制严格的充电桩安装标准规范,后续将为行业和国家标准的出台提供支撑。 用公桩,体验待改善 布局有盲点、车位被占据、技术不互认,公共充电桩行业功率利用率仅4%左右,未来应运用先进技术手段提升用户体验 “每天通勤往返70多公里,三四天充一次电就行,现在小区周边、单位附近公共充电桩不少,挺方便。”家住北京石景山区的朱佳悦说。 5年前刚开始用新能源车时,朱佳悦可不这么轻松:那时公共桩不像现在这么多,故障率也高,经常性的“里程焦虑”,甚至一度让朱佳悦重投燃油车“怀抱”,直到两年前才换回新能源车。 记者在调查中发现,尽管公共充电桩规模较以前明显增加,但用户充电依然存在一些烦恼。 布局有盲点,网络尚未全覆盖。 在湖南长沙市工作的方显明,不久前在老家常德市桃源县安装了一个私人充电桩,“我的车续航里程340公里,从长沙到老家约210公里,但走高速途经的3个服务区都没有充电桩。在老家建个充电桩,返程才方便。”目前,我国已建成4.9万公里高速公路快充网络,但一些地区的支线高速公路,快充网络仍未完全覆盖。 车位被占据,技术故障偶发生。 “往往是APP显示有空位,到那后才发现被燃油车占着”“有一回着急充电,一连换了4个充电桩,全是坏的”……调查中,这样的反映不少。 技术不互认,运维安全存隐患。 记者尝试登录奔驰APP,点击主页“充电站”,附近的充电桩分布图立即呈现在眼前,点击“空闲充电桩”,空闲充电桩的具体位置等详细信息清晰可见。像梅赛德斯—奔驰这样整合多家充电企业资源,通过APP一键搜索充电桩的做法,让用户省去了安装多家充电APP的麻烦。但是,由于不少充电企业只对自家开放一些底层核心数据,许多车主还是不得不下载多个充电APP。 “目前,直流快充桩主要运营商都有自己的监控平台,能在线监控运行状态,线上或线下维修保养,但交流桩没有通信模块,无专人值守的交流充电场站监管和运维存在一定隐患。”中国电动汽车充电基础设施促进联盟秘书长许艳华说。 一边是用户体验不佳,一边是公桩使用率不高、行业盈利不理想。 行业发展初期,一些运营商追求“跑马圈地”,缺少科学规划,使得一些充电桩位置偏远、使用率低。新能源汽车国家大数据联盟的调研数据显示,37%的新能源汽车用户充电需驾驶超过3公里,45%的公共充电场站月服务车辆小于50辆。“当前,我国公共充电桩行业功率利用率平均只有4%左右。一般而言,利用率要达到10%—15%才能实现盈利。”中国电力企业联合会标准化管理中心主任刘永东说。 “我们坚持了6年,去年终于迎来盈利拐点。这期间,有约70%的充电桩投资建设企业相继离场。”特来电董事长于德翔告诉记者,建桩运营成本高、设施利用率低,令一些充电运营企业成本回收时间较长。 为更好提升用户体验、促进行业健康可持续发展,各地区正开展一系列有益的探索。 运用大数据,合理按需布局。85%为私人乘用车,62%的车辆月充电量为100千瓦时以内,35%的车辆次均充电量为20—30千瓦时……在北京外国语大学片区,新能源汽车国家大数据联盟利用多种技术手段分析潜在用户充电需求,为解决“在哪建”“建什么”“建多少”难题提供数据支撑。 借助先进技术手段,破解车位被占难题。“本站开启超时占用费功能,插枪未充电或者充满电不挪车满30分钟,将收取0.3元/分钟的超时占用费,请及时挪车。”在北京、成都等地的一些充电站,车主进行消费时会收到类似提醒信息。一些运营企业还探索运用智能地锁、一键提醒挪车、专人管理等手段,让充电桩使用更高效。 发力“联行模式”,让充电桩运营互联互通。据了解,目前国家电网、南方电网、特来电、星星充电等运营商已开始后台数据对接和联通,推出“联行模式”,在北京、青岛、常州等多个城市开始试点。“这意味着用户只要下载任意一家APP,即可查询并使用其他所有加入的运营商充电桩,实现从场站查询、导航、充电到支付环节的全面互联互通。”联行科技CEO安晶介绍。 探新路,模式更多元 采用换电模式,可破解充电时间长的难题;推动充电桩共享,可使企业、用户实现互利共赢 车辆缓缓驶入,升降机将底部电池取下,换上充满电的电池,一气呵成、电量满满!在厦门市奥动电吧换电站,出租车师傅贾相龙高兴地说:“换一次电只用3分钟,比充电方式能省1小时,一天能多拉六七十元的活,电池寿命也更有保障。每月换电花费55元,比烧油便宜得多!” 在北京,出租车采用换电模式后,日均订单数量增长了25%,运营里程提升了38%,司机收入增加了30%。北京汽车蓝谷营销服务有限公司副总经理王春风介绍,单个换电站投入约300万元,两年半可收回成本。 换电模式,当前主要应用于出租车、物流车、分时租赁等营运车辆领域,也正逐步向个人使用领域延伸,像蔚来汽车已在一些城市中心区域推出换电站。许艳华认为,在确保安全的前提下加快快充、智能充电、高效率换电等技术开发应用,可有效破解充电时间长的难题。不过,由于起步不久,换电模式的成本投入、技术安全性、电池耐久性等问题尚待观察和解决。 换电之外,不少运营商近年来还依靠加强技术创新、模式创新推出多元化的充电设施运营模式,为充电桩建设打开了新的思路与空间。 ——共享充电桩,私桩合伙人模式受青睐。 5月底,北京房山区的马涛成为“e充电”个人桩合伙人。6月份充电桩共享10余次,除去电费成本及平台抽成累计净收益60余元,“自己充了230多千瓦时,自用电费大约110元,算下来一个月就只用交50多元电费。” 刘永东说,不少运营商正在探索城市合伙人模式,向轻资产转型,“通过合作,运营商可以降低建桩、电网投资等成本,用户也可以摊薄充电成本,从而实现互利共赢。” ——汽车变成“充电宝”,车网互动(V2G)前景好。 “电网低谷时段充电、高峰时段放电,车变成移动‘充电宝’,通过充放电差价赚取收益。”在上海市嘉定区工作的闫女士,将新能源车停靠在一台V2G充电桩前,插好充电枪后,在“e充电”APP上设定用车时间和最低电量,开始参与电网互动。 “V2G达到一定规模后,不仅能引导有序充电、削峰填谷,还能降低电网投资成本。”刘永东说,但也要看到,当前V2G硬件技术还未成熟,充电桩成本昂贵,具体商业模式也有待进一步研究。 ——电桩也有“大数据”,增值服务潜力足。 “汽车充电是一个连接和交互的过程,车辆大数据、电池电机电控大数据、用户行为大数据、能源大数据都能被收集到充电网,并在云端分析、转移、应用。”于德翔认为,深度连接“人、车、能源”的充电网是行业未来的发展趋势,其中衍生出的数据增值、充电安全、能源交易、电商服务等,具有很大价值。 建设充电桩,要靠行业自身努力,也要靠良好的发展环境。许艳华建议,加大对充电设施的支持力度,优化国家奖补政策,充分发挥奖补政策的杠杆作用,加大地方配套资金;同时把充换电场站纳入城市规划,尤其要系统解决老旧小区的项目建设用地、电力接入等共性问题。 国家发改委产业发展司副司长蔡荣华日前表示,下一步,将鼓励商业模式创新,结合老旧小区改造、城市更新等工作,引导相关方联合开展充电设施建设运营,支持居民区多车一桩、相邻车位共享合作模式,加强新型充电技术研发,提高充电服务的数字化和智能化水平。据悉,财政部也将研究优化充电设施建设的奖补政策,进一步调动各方建桩积极性。 政策给力、市场发力、企业努力,充电桩建设有望迈出大步、加快前行。...
我国海岸线长,海上风资源丰富,海上风电又具有占地面积少,开发规模大,发电利用小时数高等特点,加上陆上风电又面临困境,以及国家政策利好,我国海上风电开发建设已渐入佳境。与此同时,由此衍生出来的海上风电机组运维的相关问题也受到了大家的广泛关注。海上风电机组相对于陆上来说故障率更高,因为它们面临的是一个更加恶劣的环境、更高难度的维护方式等。随着海上风电的发展,海上风电场建设不得不需要转移到离岸更远的地方,更深的水域。由于这个变化,运维成本将会增加,同时面临更远的运输距离,更恶劣的气候条件和更严峻的物流挑战。那么如何降低成本,提高风电场效益,成为了摆在大家面前的现实问题。 一、海上风电运维现状 因业主基于对海上风电场建设投资成本的考量,和主机厂商相互间的竞争,导致海上风电机组和陆上风电机组一样,采购价格不断的下降,由此必然导致风机整机配置降低和大量使用廉价质平的部件,从而导致风机整机的可靠性降低。 我国海上运维还处于相对落后的状态。我国海上风电运维面临两个难题。首先是机组故障率高,维修工作量大。国内尝试建造的海上风电项目,使用国产机组大多为陆上机组经适应海上环境改造而成,机组运行试验周期短,没有很好的试验和论证,使用的风机在复杂恶劣的海上环境,故障率居高不下。 其次,运维作业受潮汐影响明显,既有台风等恶劣工况,还存在较多的大风、团雾、雷雨天气,又有大幅浅滩,潮间带各潮汐影响明显,通达困难,交通设备选择困难,海上维护作业有效时间短,安全风险大且缺乏大型维修装备。 目前,海上风电运维基本照搬陆上风电经验,计划检修为主、故障检修为辅的运维模式。暨运维人员根据厂家指定的定检周期对风机进行计划性保养和测试和风机报故障,运行调度人员通知运维人员前往现场处理相结合。 长期以来我国电力行业都是实行预防性计划检修为主的检修体制,计划检修对缺陷消除,满足机组安全运行起到过有效的促进作用,但也有明显的弊端,主要表现在过维修、欠维修及盲目维修等。 故障检修是目前风电运维最常做的事情,但是在海上,交通因天气海况,存在极大的不确定因素,往往因为一个空开断开,导致风机停机几天的情况常常发生,且单台风机报故障,运维人员来回交通成本巨大,对风电场的效益产生极大的影响。 二、海上风电运维亟需解决的问题 1、海上风机状态监测与健康诊断。海上风机的状态监测,在状态监测系统基础上建立的健康诊断、异常监测以及寿命预测是后续进行合理运维的基础。但是与风电机组状态监测与健康诊断相关的技术却还很不成熟。 2、海上风机运维策略优化研究。海上风电机组运行积累经验少、运维方式不规范、且费用高。为了降低运维费用、提高发电效率,如何科学合理安排海上风电机组的维护策略,尽量减少出海次数、提高每次出海的工作效率是海上风电机组运维需要解决的关键问题。 3、海上风电场运维后勤管理优化研究。海上风电场可及性差,风电场全年可进入的时间有限,导致海上风电场运维对海上风电场运维中的人员、备件、以及交通工具等维护资源管理提出了相应的要求。但是,一方面,目前大多数研究主要集中于单项运维资源优化,缺乏结论性意见;另一方面,还未有结合风电机组的可靠性数据与运维策略的综合性研究成果。 4、海上风机容错运行研究。在当前海上风机故障几乎无可避免的条件下,开发海上风电机组的容错运行能力具有显著的经济价值,但海上风电机组故障容错控制的实际可行性、运行效果及可持续时间等都有待进一步研究。 5、海上风电场多机组多部件系统研究。目前关于风电机组运维的研究大部分仍是基于单机单部件系统或单机多部件系统进行的,一方面,缺乏对风电机组多部件之间故障相关性、结构相关性及功能相关性的进一步分析;另一方面,海上风电场可进入性差的特点与维修资源不足两者叠加对机组可靠性及运维策略的影响也缺乏研究。 三、海上风电运维方式转变 计划检修和故障检修需要大量的人力、物力、财力支撑。随着业主提高经济效益的需要和科学技术的进步,海上风电运维方式应逐步向以状态检修为主、计划检修与故障检修为辅转变。 状态检修是以设备状态为基础,根据对潜伏性故障的离线测量和在线监测的结果,结合巡检数据、历史数据、实时数据等技术,对设备进行状态评估,并以此来指导安排设备检修周期和项目维修问题。状态检修通过对设备结构特点、运行情况、监测数据分析等综合分析,确定设备是否需要检修,检修中需要进行哪些项目,具有很强的针对性,可以取得较好的检修效果。特别在海上风电机组的运维上,运维人员根据机组运行数据、各点监测情况,统一安排对多台风机进行状态检修,可大大节约交通成本,提高机组发电效率。 四、如何做好状态检修 1、提高运行监控分析能力 风电场运行人员的主要职责是监视或调度各种变配电设备、风机运行状况、巡检站内设备和制作报表等。作为对风机运行状态监控的第一人,运行人员需要具备较高的风机专业技能素养。而目前,各个风电场的运行人员素质参差不齐,且有相当一部分非相关专业。而工作也仅仅停留在监视和制作报表上,对风机的状态检修十分不利。 要安排具备风机运维较高水平的人员作为运行调度人员,对风机传回来的后台数据进行监控登记,并通过不同的风速、负荷、温度、各系统压力等进行判断分析,以此来发现风机可能存在的问题。如某风场歌美飒G87风机报液压油位低,登机后发现轮毂内蓄能器出口油管破裂,液压油泄露,整个轮毂中都是泄漏出来的液压油,清理就用了三个多小时。如果运行人员在监盘的时候能够发现风机的液压系统在不断的打压或者压力下降较快,及时通知检修人员前去处理,那么就可以节省很多的处理时间。 运行调度人员要对数据有敏感性,同一运行条件下,若机组后台监控数据存在偏差,就要引起重视。某风电场VESTAS V80机组,在夏季高温风大时,运行人员发现有部分风机的发电机轴承温度比其他风机高8℃左右,通知检修人员前往检查。经检查发现,这些风机的自动润滑油脂泵控制系统报错,没有按时出油,导致发电机轴承润滑不够充分,经手动添油和更换油脂泵后轴承温度恢复正常。从以上事例我们看出,增加运行调度人员对数据的敏感度,有利于对风机状态的实时把控,为状态检修提供依据。 2、加强对部件生命周期的监控 电气部件的寿命有其规律性。如接触器的电气寿命大约在十万次。某风场VESTAS风机在运行至第三年的时间,多台风机报Q8断路器打开,经检查为液压站电机接触器粘合,导致过流,造成断路器断开。如果能提前对风机上经常动作的电气部件寿命进行统计核算,就可以在部件寿命结束之前更换,这样就可以避免风机因部件损坏而停机。 特别是海上风电机组,长期在高温高湿高盐分的环境中运行,设备受腐蚀老化的速度更快,要加强对风机的散热风扇扇叶、通风管道以及油系统的油管和阀的腐蚀老化监控。 3、做好大部件的状态监测 风机的齿轮箱、主轴等大部件价格昂贵,且更换难度和成本较高。要加强对大部件的运行状况监测,在大部件出现不可弥补的故障之前处理。这时候,风机机组的在线监测系统就尤为重要,该系统可以监测到齿轮箱、主轴轴承、发电机轴承等机械设备的运行状况,从而判断出这些部件是否存在问题。这时候运维人员便可以实现对风电机组的主动性维护。 五、总结 海上风电机组的可靠性显得格外重要。提倡海上风机一定要高配,不要因为海上风电电价的影响打价格战,降低了风机的配置,从风电场的整个生命周期来说,这是得不偿失。为降低海上风电场运维成本及提高风电场可利用率,需要合理的规划海上风电场运维工作,针对不同的故障信息,选择最优维护方案。模型的建立需要考虑运维船配置、气候参数、风机具体故障、处理故障需要时长及人数等要素。 海上风电运维的目标是在全寿命周期内,降低运维成本,降低发电损失,提高风电机组的发电量,从而提高客户收益。海上风电运维与陆上风电运维最大的区别在于可达性差,造成的运维难度的加大和运维成本的提升。为了解决海上风电运维的难题,我们需要创新海上风电运维模式,围绕服务调度展开相关工作,从而形成全面的海上风电运维解决方案。 状态检修在风电领域是一项带有创新意义的开拓性工作,没有现成的经验。特别是海上风电刚刚起步,缺乏全生命周期的运行经验。为保证风电场的安全生产和减少检修成本,海上风电场应根据自身特点,综合考虑设备状态信息及设备对系统的安全性、可靠性、经济性等方面的影响,积极开展适合海上风电特点的状态检修工作,为海上风电事业发展做出贡献。...
2020年上半年,在中央统筹推进疫情防控和各项政策措施的大力推动下,我国经济运行稳步复苏,全社会用电情况持续好转。1-6月份,全国全社会用电量3.35万亿千瓦时,同比下降1.3%;全国电源工程建设完成投资同比增长51.5%,其中水电、风电投资分别增长25.3%和152.2%,火电投资明显减少,下降31.9%,核电投资下降1.5%。 上半年,发电设备行业疫情防控和生产经营两手抓,生产加快恢复。一季度,发电设备产量同比下降12.9%;二季度以来,清洁能源发电设备比重稳步提高,传统火电市场逐渐回归至稳定规模,上半年发电设备产量同比增长18.9%,为电力行业持续恢复提供有力保障。发电设备企业疫情防控和生产经营成效显著,经济运行情况稳中向好。 一、2020年上半年 发电设备行业发展情况 (一)行业发展特点 1.产业规模:产量实现较大比例增长,火电设备逐步回归至稳定规模,清洁能源发电设备比重稳步提高。 根据机械工业发电设备中心统计,上半年全国发电设备生产完成4754.62万千瓦(按发电机计),同比增长18.9%。其中: 水电机组1009.24万千瓦,同比增长153.7%; 火电机组2348.85万千瓦,同比下降5.7%; 风电机组1336.53万千瓦,同比增长71.3%; 核电机组60万千瓦,同比下降81.8%。 图1:2016年至今发电设备产量变化趋势图 (注:本报告发电设备产量指水电、火电、风电、核电设备机组的总和,不包含光伏设备,以及不上电网的小型发电设备,以下同) 近几年随着我国加快发展壮大水电清洁能源,水电大机组设备陆续生产完成。上半年水电机组产量同比增长153.7%,完工了5套百万千瓦级、5套30万千瓦级抽水蓄能机组。10万千瓦以上机组占水电机组产量的82.5%。 国家煤电“去产能”政策实施以来,火电设备产量连年回落。从2016年的8384.63万千瓦下降至2019年的4997.6万千瓦,2019年下降比例为33%。目前回归至每年约4000万千瓦的规模。今年上半年,火电机组产量2348.85万千瓦,同比下降5.7%。 风电设备方面,上半年企业一方面迎来吊装高峰,另一方面面临疫情带来的供应链紧张。2-3月份疫情对国内产业链供应链影响较大,但随着国内疫情防控形势好转,以及平价政策期限的影响,抢装进一步加剧,产业链需求依然旺盛,上半年风电机组产量同比增长71.3%。近几个月国际疫情严重,导致进口巴沙木、轴承等原材料、零部件交付拖期,影响风电设备生产。 核电项目在手订单少,企业产能放空大概30-40%。国外疫情严重导致进口大锻件、焊材、管材等部件延期交货。上半年完工霞浦示范快堆1号发电机1台。其他主设备方面,完成了蒸汽发生器3台、除氧器1台、主泵泵壳1台。按照年初排产情况,大部分核电产品集中在下半年交货。 近年来,清洁能源发电设备比重稳步提高。火电设备产量在发电设备中所占比重由2016年的73.2%降至2020上半年的49.4%;水电设备产量比重由2016年的7.6%增至2020上半年的21.2%;风电设备产量比重由2016年的16.3%增至2020上半年的28.1%;核电设备产量比重近几年在1.3%到5.3%之间变动。 图2:2016年至今发电设备产量占比变化趋势图 2.出口情况:出口小幅增长,出口规模占发电设备产量比重较低,市场开拓困难。 上半年全国出口发电机组437.22万千瓦,同比增长6.2%,占发电设备产量的9.2%。其中水电机组68.72万千瓦,火电机组326万千瓦,风电机组42.5万千瓦,主要出口地区为东南亚、中亚和非洲。 疫情导致全球经济增长进一步下降,基础设施建设增速进一步放缓,发电设备出口市场开拓工作异常困难。上半年全国新签约发电机组出口订单108.55万千瓦,同比下降55.8%。随着中美、中英、中印等中外矛盾升级,一些国外企业取消中企订单,发电设备出口风险持续增长。 图3:2016年至今发电设备出口变化趋势图 3.经济运行:疫情防控和生产经营成效显著,经济运行总体稳中向好 随着疫情防控常态化、生活生产正常化,上半年发电设备行业生产经营情况呈现稳中向好趋势。 上半年发电设备主机企业工业总产值完成558.4亿元,同比增长15.6%。其中哈尔滨电气、东方电气、上海电气集团发电设备板块共完成工业总产值350.9亿元,较去年同期增长14.7%,营业收入、利润较去年同期均有不同程度增长。上半年发电设备主机企业出口交货值完成47.9亿元,同比下降8.5%。 上半年水电头部设备企业由于有大型水电项目支撑,生产经营情况相对良好,但大部分中小水电企业产值、营收、利润等指标有不同程度下降。火电设备企业经历近几年“去产能”政策的调整后,整体经营情况已经趋于平稳,并通过老旧机组改造寻求业绩增量。风电“抢装潮”激发市场需求,加速产业链订单释放,多数风电设备企业上半年业绩增长。主营核电的设备企业由于在手订单明显减少,30-40%的产能放空,加之受疫情影响,企业资金链紧张,生产经营压力巨大。 新接订单方面,哈尔滨电气、东方电气、上海电气三大集团新签约发电设备订单接近650亿元,同比增长约19%。上半年国内水电项目招标约400万千瓦,大部分水电设备企业新接订单有不同程度下降;国内煤电项目招标约1600万千瓦,企业新接订单中30万千瓦以下小机组比重上升;能源央企42个风电机组项目累计容量488.6万千瓦,全国光伏发电招标2597万千瓦;核电主设备方面,上半年仅定标苍南项目的蒸汽发生器、堆内构件和控制棒驱动机构。 4.转型升级:科技创新与新兴产业稳步推进,数字化转型升级助推企业高质量发展 上半年,发电设备企业在新能源及节能环保设备、水电设备、高效清洁燃煤发电设备、核电设备、氢能、储能、能源综合利用等领域,不断突破,创新产品,持续加大科研投入力度,完善内部管理体系,建立对外合作协同机制,推动企业在科技创新与转型升级的道路上持续前进。 哈电集团世界首台百万千瓦水轮机组白鹤滩右岸水轮机进入安装环节;迪拜哈斯彦项目完成1号机组满负荷发电;厄瓜多尔美纳斯大型水电项目土建工程实现最终移交;中广核“华龙一号”示范堆首台稳压器成功发运;国内单机容量最大抽蓄机组首台座环蜗壳、世界日投煤量最大气化炉等一批重点项目关键部件顺利产成发运。同时通过加强资本运作,优化资源配置,培育企业转型发展新动能,与黑龙江省签署“新能源产业项目”合作协议,打造国内领先、世界一流的新能源产业板块;成立哈电融资租赁(天津)有限责任公司,深入推进产融结合;成立俄中电力装备有限责任公司,为深入开拓俄罗斯电力改造市场搭建平台。努力打造“互联网+服务”新引擎,为用户提供准确、及时的产品全生命周期服务,加快推进企业从制造业向制造服务业转型升级,不断推动中国制造向“中国智造”的转变。 东方电气全面启动三大创新工程,即以白鹤滩百万千瓦水电机组为代表的关键核心技术攻坚工程;以火电机组可靠性大幅跃升为代表的产品创新优化工程;以智能制造数字化车间建设、电厂智慧化改造为代表的智能制造转型工程。研发的我国首台10MW海上风电机组成功并网发电,是目前我国自主研发并投入运行的单机容量亚洲地区最大、全球第二大的海上风电机组;自主研制的商用氢燃料电池发动机系统迈上了100台大关,已形成从可再生能源制氢、高密度储运氢、氢加注到氢燃料电池的全产业链布局,并推动氢能和燃料电池在国防、分布式能源、汽车动力、储能装备等方向的跨领域应用;东方电机的大型清洁高效发电装备智能制造数字化车间建设项目正式通过验收,该项目使生产效率提高48%,运营成本降低31.9%,产品研制周期缩短30.7%,产品不良品率降低20%,能源利用率提高57.3%。 上海电气致力于加快产业结构的调整和优化,从传统能源设备制造向新能源设备制造的转型,从高耗能制造向智能制造的转型。全球最大超超临界二次再热项目安徽平山电厂二期工程锅炉水压试验一次成功,被国家能源局列为“国家示范工程”;与国网上海电力联手打造的“能源魔盒”项目,依托智慧能源管理平台,以”风、光、储、充、控”一体化形式实现多能协同互补和能源综合梯次利用,使工业区的整体用能效率大幅提升;中标阿联酋装机容量最大的光伏发电工程太阳能公园五期900MW独立发电项目,在中东乃至全球新能源产业领域持续提高影响力;新成立的能源公司着力打造成有装备基础的新能源EPC总承包商,通过智能化和数字化手段将工程设计经验固化在软件中,不断提升项目管理、运维服务和提供备品备件的能力,实现“无人化、少人化”电站;上海电气“e站通”电商平台1.0版正式上线,实现了一线电厂需求和上游工厂生产的精准对接,加速上下游企业的协同复工。 一重集团加快推动由重型装备制造商向制造服务商转变,在国际EPC新能源领域取得了历史性突破,获得智利10×3MW光伏发电项目订单;自主设计制造的首台套950mm不锈钢全连轧生产线热负荷试车成功,顺利产出第一卷钢卷,填补了公司在全连轧生产线领域的技术空白;高品质大型铝板轧机工作辊研制成功,标志着高品质大型铝板轧机工作辊开启国产化进程,提升了一重在大型铝板轧机工作辊制造领域的市场竞争力。 国机重装加快推进传统领域转型升级,着力解决“卡脖子”难题,加快推进新兴领域开拓创新,着力培育新的增长点。成功签订聚变堆主机关键系统综合研究设施(CRAFT)TF线圈盒先行件AU3制造合同,需要研制出在-269℃严苛条件下运行使用的新型材料,极大考验了企业全流程制造能力;成功冶炼首支100t级Cr12电渣锭,解决该类转子锻件长期依赖进口,打破了制约超超临界机组铸锻件完全国产化的瓶颈之一;研制的“华龙一号”RSR750型核主泵全流量试验台泵壳正式发运,标志着率先掌握了具有世界最高安全标准的第三代核电泵壳内壁堆焊全自动焊接技术。 北京巴威公司积极拓展光热发电等新能源市场,研制出可再生能源产品包括太阳能光热发电的吸热器研发生产(塔式水工质、塔式熔盐)、熔盐蒸汽发生器、垃圾焚烧锅炉、生物质燃烧耦合等新能源产品,成功签订的亿元垃圾焚烧发电项目也将为其发展带来新的机遇。 杭州锅炉公司深挖太阳能光热等新领域发电市场,积极参与国内、国外的光热项目,不断提升光热领域技术储备,力争在太阳能光热发电领域取得更大技术及市场突破。 (二)行业发展面临的主要问题 1.国产零部件、原材料产品推广应用困难,由于电力业主指定要求进口发电设备部分原材料或零部件,国内研制成功的供应商将始终没有业绩,陷入恶性循环。疫情带来的供应链紧张和复杂的国际形势之下,进一步提高发电设备国产化、自主化水平刻不容缓。尤其是核级焊材等有技术壁垒的原材料已持续制约国内核电产品的发展,政府和企业需加大对“卡脖子”技术的资源投入和攻关力度,尽早实现国产化。 2.受疫情影响,上半年发电设备进口的大锻件、阀门、焊材、管材、轴承等不同程度延期交付,未来不确定性因素较多。尤其是风电机组,轴承大量进口,海上风机长叶片、大型铸件紧缺,疫情使得风电零部件、原材料本就供应紧张的局面进一步凸显,从而对今年风电产品生产交付等造成影响。 3.发电设备产业链供应链中的配套中小企业无法适应目前瞬息万变的产业调整局势。当对应项目、订货量减少时,配套中小企业会选择萎缩经营该产业或直接退出现有市场,造成“两链”缺失,给发电设备产业链供应链稳定带来了新的不稳定因素。 4.目前正在执行的海外项目建设、监造、管理等人员进场困难,在场施工人员由于疫情防控需要,错峰或者接受检查与隔离,使得现场施工能力下降。部分项目所需设备国内生产完成但无法按时发运,欧美供货的部分零部件、原材料供应紧张,海外项目建设进度普遍拖期,造成物资积压和资金回笼困难,不可避免地增加“两金”占用。 5.目前核电新核准项目数量远远满足不了国内核电设备制造企业的产能需求。长期以来培养的核电人才流失,生产能力放空,产品质量稳定面临考验。风电行业抢装带来短期需求激增,制造企业产能严重不足,造成生产制造、外购材料、部件均出现问题。但抢装过后市场需求相对减少,风电设备制造企业又将面临产能放空。 二、未来形势研判 1.水电 国家将继续加快发展现已开发的水电清洁能源。积极稳妥发展水电,启动雅砻江、黄河上游、乌江及红水河等水电规划调整,加快龙头水库建设。目前在建水电项目有金沙江乌东德、白鹤滩、雅砻江两河口,大渡河双江口等水电站。金沙江旭龙等水电站正开展前期工作。随着大中型水电站设备陆续完工,结合下半年企业的排产计划,2020年水电机组预计交货1600万千瓦,继续保持较大幅度增长。预计全年水电项目招标约1300万千瓦。 未来新增水电主要集中在藏、云、川、青地区,但开发条件差,敏感因素多,开发负担大。抽水蓄能电站对于促进区域风、光等新能源消纳能有效发挥调节作用,国家将积极推进抽水蓄能电站建设,增强系统储备调节能力。新技术研发方面,高水头大容量机组、超高水头冲击式水轮发电机组、大型可变速抽水蓄能机组、海水抽水蓄能机组等是企业继续攻关的重点。 2.火电 未来煤电将继续发挥电力安全保障“压舱石”作用,在有序发展增量的同时,着力实现存量机组的优化升级,推动灵活、低碳和高效发展。今年国家将统筹推进现役煤电机组超低排放改造和节能改造,西部具备条件的机组年底前将完成超低排放改造;在确保电力、热力供应的基础上,继续淘汰关停不达标的落后煤电机组;从严控制、按需推动煤电项目建设;增强系统储备调节能力,积极推进煤电灵活性改造。 结合下半年企业排产计划,2020年火电机组预计交货4900万千瓦。预计全年火电项目招标约4000万千瓦。未来“十四五”期间,预计每年保持约3000万千瓦的规模。 随着风、光技术进步和规模化发展,风、光发电经济性快速提升,煤电恐失去低成本优势,若计及碳减排成本,会进一步削弱煤电价格的市场竞争力。未来煤电向调节性电源转型的速度将比预期更快,国内会加大煤电灵活性改造力度以及老旧机组改造项目的实施,推动存量煤电逐步由电量型向电力型转变。 燃机方面,随着工信部“两机专项”和国家能源局燃气轮机创新发展示范项目的深入实施,我国燃气轮机研发攻关陆续取得成果。计划到2023年完成30万千瓦级F级重型燃气轮机产品研制和定型;2030年完成40万千瓦级G/H级产品研制。高温结构材料、热障涂层技术需要加大自主研发力度,早日摆脱依赖进口局面。 3.风电 2020年是风电补贴退坡前的冲刺之年。风电抢装需求旺盛,但产业链供应紧张。自2019年初,行业内即出现主轴承和铸件的短期供应瓶颈,巴沙木的紧缺也进一步制约风机交付量增长。今年下半年新能源市场需求将恢复性增长。国家将有序推进集中式风电、光伏和海上风电建设,加快中东部和南方地区分布式光伏、分散式风电发展;积极推进风电、光伏发电平价上网。同时,随着风电机组20年使用寿命的临近,国内将会出现大批退役机组,旧机组退役更新市场潜力较大。 未来风电设备制造企业应集中力量解决关键零部件的短板问题,进一步促进我国风电行业良性发展。3.0MW机组成为陆上主流机组,现阶段更为成熟的4.0MW~6.0MW海上风电机组仍旧是开发商的主要选择,同时金风科技、明阳智能、东方电气也中标7.0MW、8.0MW、10MW级别海上风电机组,开发商在逐渐考虑更大兆瓦的海上风电机组。 4.核电 当前企业核电项目在手订单少,伴随下半年及未来项目核准的不确定性,核电设备企业将面临进一步产能放空问题。大部分核电设备制造企业经营困难,满足核电设备加工要求的人才队伍也很难稳定。从大型核电厂的技术路线来讲,“华龙一号”和CAP1400将是我国核电建造的主力堆型。 2020年内可能投入商业运行的“华龙一号”将对后续的项目核准和我国核电“走出去”起到很好的推动作用。小堆在系统简化等方面还有进一步改进的空间,未来更多应用于热电联供、区域供热、海水淡化等。当前应加大国内核电产业链培育力度,加快国产化装备推广应用。提前布局四代堆及小堆关键技术及装备的研发攻关,同时对一些“卡脖子”关键技术、核心部件和原材料加大攻关,从政策及资金等方面支持国内有潜在供应能力的企业,力争在下一轮核能竞赛中占据世界主导地位。 5.出口 当前疫情导致全球经济增长进一步下降,基础设施建设增速进一步放缓,发电设备出口市场开拓工作受到较大影响。但拓展海外市场是发电设备企业转型的必由之路。尤其是传统的发电设备,国内需求相对饱和,需进一步关注国际市场。未来应加快发电设备国内与国际产业标准融合,深化与亚、非、拉等国家合作,提升国际影响力和竞争力,填补国内产能空缺,使发电设备产业稳定、良性持续发展。随着“一带一路”倡议的深入实施,国家层面将通过建立能源双边多边合作机制,助力企业开拓市场。 三、相关建议 1.国产替代进口的支持:建议国家层面制定政策,对具备国产化条件的设备、部件、材料,全力推进国产替代进口。正在执行的项目如果采取国产替代进口的措施,相关的合同规定、事后审计等予以解释;正在进行前期策划的项目,在核准时应当提出重要部件、材料国产化的要求。 2.国产化研发攻关支持:建议政府加大对基础技术和关键原材料、零部件的研发攻关,不论其价值量高低,加大财政支持力度,在各项政策上继续向研发创新方向倾斜,减轻企业研发资本投入。针对创新激励、人才培育、知识产权、信息基础设施、公平竞争、完善投资环境、信息与数据安全、协同网络与联盟等,制定实施横向的功能性产业政策。加大各政府部门之间的协调性,解决信息不对称、资金投入分散问题。 3.物流便利上的支持:建议加快运输资质证照电子化,优化大件运输跨省并联许可服务,进一步提高审批效率;继续实行物流仓储土地使用税减半征收等政策;加快发展智慧物流产业。 4.企业税收、融资成本支持:近两年税率调整,业主单位普遍要求按照不含税价不变进行合同调整,国家出台降税措施的红利并未落到制造企业。受疫情影响,部分发电设备及零部件、原材料企业尤其是中小企业资金链非常紧张。建议国家在税收、融资成本等方面给予企业一定的政策倾斜,帮助企业渡过难关,为企业投融资、研发创新、产能恢复创造环境。 5.核电产业的支持:建议国家及时出台核电行业中长期发展规划,保持核电建设有序平稳发展,稳定核电产业链相关企业市场预期,同时从国家层面帮助中国核电“走出去”,不断扩大海外市场,助推国内核电产业链做大做强。 6.风电产业的支持:近年来,风电技术创新带来的降本增效被抢装直接抵消,不利于行业健康发展。疫情使得风机供应短缺、复工延期、进度受阻,风电项目难以在规定时间内并网,建议适当延长风电建设并网时限;发行专项建设债,推动绿色信贷发展;加快制定可再生能源发展规划,避免出现因补贴取消引发制造业生态环境恶化、设备产品质量隐患、弃风限电问题反弹、行业发展波动大等问题,以实现平价的平稳过渡。 当前和今后一个时期,我国发展仍处于战略机遇期,但机遇和挑战都有新的变化。经济形势严峻,国际环境日趋复杂,不稳定不确定性明显增强。发电设备行业需毫不放松抓好常态化疫情防控和高质量发展,在危机中育新机,于变局中开新局;对短板弱项和风险挑战,要有前瞻性谋划,强化管理,苦练内功,加快科技创新,注重补短板和锻长板,提高产业链供应链稳定性和竞争力,坚定不移地为确保我国电力行业平稳、有序、健康发展贡献力量。 注:本报告全社会用电量、电力投资数据来源于国家能源局、中电联官网。其他数据来源于机械工业发电设备中心统计及调研结果,以及相关企业、网站公开资料...
到2035年,全国储能装机规模将达2亿千瓦,其中抽水蓄能装机将达到1.5亿千瓦,电化学储能等其他形式储能装机规模将达到5000万千瓦;至2035年,储能可增加新能源消纳电量2100亿千瓦时。 一、新能源发展情况 1、现状 新能源装机规模持续扩大,产业布局不断优化。截至2018年底,全国风电、太阳能发电装机容量分别达到1.84、1.74亿千瓦,占全国总发电装机容量的9.7%、9.2%,比上年分别提高0.5、1.9个百分点。全国海上风电累计装机容量444.5万千瓦,占风电总装机容量的比重为2.4%,比上年提高了0.7个百分点;分布式光伏发电项目累计装机容量5061万千瓦,同比增长70.7%。 新能源发电量稳步增长,利用水平连续提高。2018年,全国风电、太阳能发电量分别为3658、1769亿千瓦时,比2017年分别增加20.1%、50.2%;占全国总发量的5.2%、2.5%,比上年分别提高0.5、0.7个百分点。全国平均弃风、弃光率分别降至7%、5%,比2017年降低了5.3、2.8个百分点。 2、政策 2019年以来,随着《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》《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》《关于完善风电上网电价政策的通知》《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》等文件的相继出台,新能源高质量发展的目标引导、消纳保障、建设管理和上网电价等方面的机制日趋完善,风电和光伏发电开始从标杆电价阶段过渡到平价和竞价阶段,市场在资源配置中也开始发挥越来越重要的作用。目前,我国已逐步形成包括发展规划、市场监管、产业激励、技术规范、并网消纳、电价与补贴、税收减免、金融服务及其他辅助支持政策等在内的较完整的新能源政策法规体系。 二、储能发展情况 1、现状 截至2018年底,全国已投运储能项目累计装机规模3130万千瓦左右(居全球首位),同比增长8.2%。其中,电化学储能累计装机规模107.3万千瓦,同比增长近2倍,三年平均年增速达到94.7%;其占全国已投运储能项目累计装机规模的比重为2.4%,较2017年上升了1.1个百分点。在各类电化学储能技术中,锂离子电池的累计装机规模最大,为75.9万千瓦,占全国电化学储能累计装机规模的70.7%。 2018年,全国新增投运储能项目的装机规模为2.4GW,其中电化学储能占比近三分之一,约为28.5%。 2、政策 储能政策可分为直接类与间接类。直接类政策主要有国家发展改革委、国家能源局等五部门联合印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(以下简称《指导意见》)、国家发展改革委、国家能源局等四部门联合印发的《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》(以下简称《行动计划》)等。其中,《指导意见》是中国储能产业的第一个指导性政策,针对储能技术与产业发展过程中存在的政策支持不足、研发示范不足、技术标准不足、统筹规划不足等问题,提出了未来10年中国储能技术和产业的发展目标和重点任务,要求分两个阶段推进相关工作,第一阶段实现储能由研发示范向商业化初期过渡,第二阶段实现商业化初期向规模化发展转变。《行动计划》则是对《指导意见》的进一步落实,给出了储能技术研发、政策落实、示范应用以及标准化等方面的工作措施,是实现储能第一阶段的具体安排,为下一阶段指明了方向。 储能间接支持类政策主要包括能源发展规划类政策(从技术研发创新和技术推广应用两方面对储能发展提出要求,如“十三五”规划等相关文件),电价类政策,新能源发展类政策,新能源汽车类政策等。其中,新能源发展类政策通过鼓励配套建设储能装置在一定程度上推动了储能的发展。电价类政策是直接与储能盈利模式相关联的政策,主要有辅助服务补偿(市场)机制、峰谷分时电价政策、两部制电价、需求响应补贴激励等,如各区域“两个细则”、地方电力辅助服务市场交易规则等,明确了储能参与市场的主体身份以及补偿方式;又如新修订的明确了电储能设施费用不得计入输配电定价成本的《输配电定价成本监审办法》。 3、商业模式 在当前的政策环境下,我国储能的商业运营模式主要可归为三类:基于电力辅助服务市场的商业模式,基于峰谷电价差套利的商业模式和间接盈利的商业模式。此外,通过创新模式和理念,个别省份探索性试点开展基于区块链的“共享储能”商业运营与交易模式的研究工作。 基于电力辅助服务市场的商业模式在发电侧主要指火储AGC联合调频,以火电企业为辅助服务提供及费用结算的主体,储能在火电企业计量出口内建设,协同跟踪调度指令提高AGC调节性能并联合计量,以获得补偿收益,补偿标准按照各地辅助服务规则执行。在电网侧主要是储能通过“经营性租赁”或“合同能源管理+购售电”等运营途径提供削峰填谷、调频、备用等辅助服务。在用户侧主要是储能通过需求侧响应提供电力辅助服务。 基于峰谷电价差套利的商业模式主要是用户侧储能利用分时、实时、尖峰电价等政策,合理错峰用电,降低电力使用成本,通过峰谷电价差套利。 间接盈利的商业模式主要有在新能源电站安装储能以平滑功率波动,减少新能源预测偏差考核费用,减少弃限电带来的发电收益损失,间接提升企业经济效益。通过加装储能设施延缓区域配电网扩容,节省电网建设费用,间接提升电网经济效益。用户侧基于两部制电价的激励,安装储能以减少最大用电需量,降低基本电费,间接提升用户经济效益。 探索性的商业模式主要有共享储能,是以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源进行整合,由电网来进行统一协调,推动源网荷各端储能能力全面释放,可以有效缓解清洁能源高峰时段电力电量消纳困难,实现了在服务模式和技术应用上的创新。 三、主要问题 1、新能源 一是“双弃”压力仍在,新能源消纳问题依然不容忽视。部分地区仍存在较突出的新能源消纳困难,2018年,弃风主要集中在新疆、甘肃、内蒙古,弃风率分别为23%、19%、10%;2019年上半年,新疆、甘肃、内蒙古的弃风现象仍较为严重,弃风率分别为17.0%、10.1%、8.2%。弃光主要集中在新疆和甘肃,2018年新疆、甘肃弃光率分别为16%、10%;2019年仍远高于全国平均值,分别为11%、7%。 二是灵活性资源不足,电力系统灵活调节能力有限。截至2018年底,我国发电装机容量达到19亿千瓦,其中风电、光伏发电等新能源装机占比达到19%,但抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比仅不到6%,远低于美国(49%)、西班牙(34%)、德国(18%)等发达国家。 三是补贴缺口不断增大,部分新能源企业资金链断裂。根据财政部《2019年中央财政预算》,2019年可再生能源电价附加支出预算数为866.1亿元,而目前国内新能源补贴缺口已达2000亿元左右;龙源电力、华能新能源、大唐新能源等公司的新能源补贴欠款均在100亿元以上,但今年出台的新政策主要解决的是新增新能源项目的补贴问题,未考虑存量新能源项目的补贴问题,补贴需求仍将继续增长。 2、储能 一是可持续市场模式有限,投资风险增加。发电侧储能的火储联合调频应用模式方面,参与调频的主体仍是火电机组,且投资回收具有不确定性。电网侧储能项目大都由电网系统内企业作为项目投资方,负责项目整体建设和运营,但由于目前电储能设施的费用不得计入输配电定价成本,储能项目投资费用无法得到疏导。用户侧储能收益方式尚难以摆脱峰谷价差依赖,由于储能设备前期投入较大、收益来源单一,成本回收周期较长,尤其是近两年的降电价措施进一步延长了投资回报周期。 二是技术仍待突破、成本仍需下降。综合而言,电化学储能技术中,除铅酸电池外,我国其他电池储能技术的成本与商业化应用仍存在一定的差距。 三是安全事故频发、标准亟需完善。电化学储能技术路线和技术产品众多,但尚没有哪种技术能够完全满足循环寿命长、可规模化大、安全性高、经济性好和能效高等五项储能关键应用指标。我国虽已出台数部储能相关标准,但体系建设仍不完善,在储能项目建设方面,消防、土地、环保、交通等部门对储能项目建设的相关审批要件缺乏认定标准。在项目运行方面,技术、运行和安全管理方面标准不完善,相关管理规定和办法亟需出台。具体到安全性方面,主要体现在系统风险识别与评估要求的缺少、BMS功能安全评估的缺失、BMS未结合系统进行整体评估,在外壳、保护接地、端子和线缆、文档信息以及其他关键组件的要求上缺乏详细的规范或明确的指引等。 四是激励机制不足、政策仍需完善。虽然东北、新疆、福建、甘肃、安徽、江苏等地区均提出电储能可作为独立的市场主体参与调峰、调频等电力辅助服务交易,但是独立储能电站并网的相关调度策略和技术规定、电力系统接入标准、储能系统的充放电价格、独立计量和费用结算等方式都尚无明确规定,仅在广东进行了试点。 四、展望 一是新能源规模布局不断优化,利用水平持续提高。初步预测,到2025年,全国风电、太阳能发电装机容量将分别达到3.5亿、3.4亿千瓦,占全国总装机容量的比重分别为12.7%、12.4%。2030、2035年,全国风电、太阳能发电装机容量将分别同时达到5.0亿千瓦和7.0亿千瓦,占全国总装机容量的比重分别为15.1%和18.4%。到2025、2030、2035年,风电发电量将分别达到7350亿、11000亿、15400亿千瓦时,占全国总发电量的8.0%、10.5%、13.5%;太阳能发电量将分别达到4121亿、6060亿、8484亿千瓦时,占全国总发电量的4.5%、5.8%、7.4%。 二是新能源建设成本持续降低,补贴退坡步伐加快。风电方面,“三北”、福建、河北、山东、广西、江苏、浙江等地区由于风能资源条件优越,风电建设成本和非技术性成本较低,预计2020年可以实现无补贴上网。太阳能发电方面,河北、四川、山东、辽宁、内蒙古、青海、黑龙江、吉林等省份,由于资源条件优良、建设成本和非技术成本较低,预计集中光伏电站2020年可以实现平价上网。 三是储能作用持续增强,发展前景光明。据相关研究测算,到2035年,全国储能装机规模将达2亿千瓦,其中抽水蓄能装机将达到1.5亿千瓦,电化学储能等其他形式储能装机规模将达到5000万千瓦;至2035年,储能可增加新能源消纳电量2100亿千瓦时。 四是电池储能成本加速下降,但短期内无明显优势。据初步估计,到2025年,电化学储能电池度电成本将下降至少30%~40%左右或更高,度电成本将低至0.36~0.86元/千瓦时之间或以下,但短期内仍无法全面与其他电源相竞争。 五、政策建议 一是以更宏观的视角审视储能定位,评估储能在电力系统中的综合作用,做好储能在各环节的布局与配置。储能问题需要通观全局进行把控,需要站在能源转型、各类能源品种平衡的角度审视储能定位。建议综合评估储能在发电侧、电网侧、用户侧发挥不同作用的市场潜力及效益,制定储能技术发展路线图,将各类储能列入能源电力规划,从空间、规模、技术等方面给予政策引导,科学做好储能在电力系统各环节的布局与容量配置,同时由市场来合理调节。 二是强化扶持,完善体制机制,促进储能在各领域发展。从电源侧储能的发展场景看,需要警惕考核细则变动给火储联合调频市场中已有项目带来的风险,提防零和游戏下的恶性竞争问题。光伏配套储能的发展潜力大,从行政许可法的要求看,不宜强制要求现有新能源企业加装储能设施,可以从鼓励、优化新能源出力等方面给予加装储能的新能源电站更多优惠政策;对于新建新能源项目,一是鼓励各个地方根据实际情况,给予新能源项目配套储能装置专项补贴、储能项目初装补贴或者度电补贴,二是建议研究新建新能源配套储能装置打捆项目整体纳入新能源补贴的可行性。 从电网侧储能的发展场景看,储能的各种作用价值在电网系统中都可以实现,电网侧储能仍是储能重要的发展方向之一,但电网企业发展储能需要进行监管,既要发挥电网企业建设运行储能的各项优势,也要兼顾市场的公平性,如在对电网安全极端重要的领域可由电网企业来投资建设储能,其它领域可放开市场、公平竞争,且需要系统研究电网侧储能监管机制及价格疏导机制。一方面,建立区域内各相关单位共同参与决策和协调的机制,对新建及现有电网侧储能项目的全流程进行监管。另一方面,在公正、公平的基础上,引导社会各种资本投资电网侧储能系统,在此基础上建立市场机制进行价格疏导。 从用户侧储能的发展场景看,需持续关注电价政策、电力市场建设等对利用峰谷电价差的储能应用模式的影响。 此外,对于具有新能源发电、储能作用的光热发电技术应给予更多的关注和支持。 三是稳步推进现货市场、辅助服务市场等市场化机制建设,加快储能参与电力市场的进程。“还原能源的商品属性”是电力市场改革的核心要义,开放、规范、完善的电力市场是储能真正发挥储能反映电能特定时间、特定空间价值等优势的舞台,须通过完善辅助服务市场、现货市场等市场化机制,形成储能参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的市场价格等。当前,应通过电力市场、两部制电价等方式率先解决可靠性高、经济性好的抽水蓄能价格疏导问题。 四是科技创新,提升自身技术水平,促进储能行业高质量发展。不断提高储能的安全性、经济性、可靠性和寿命是当前除抽蓄外其他储能技术最紧迫的任务。针对发电侧储能的特定需求,开发高能量密度、高转换效率、长寿命、高安全性能、单体大容量的新型储能技术,以降低储能系统的应用成本。加大力度破解储能系统安全问题,研究优化电化学储能系统拓扑结构设计,解决多电池串并联失稳等问题。开发高准确度的监测和控制技术,实现储能系统的优化运行和状态预测,以提升储能的技术经济性。同时,基于电力市场化改革,因地制宜、充分利用区域性的市场规则,结合不断提高的储能技术水平,创新发展储能多元化的商业模式。 五是标准引领,完善储能技术标准体系。需要继续加快储能规划、设计、设备、试验、施工、验收、并网、运行、维护等储能全生命周期的标准出台,建成从规划设计、建设运行、设备维护等全过程的储能安全防控体系。...
前言 近年来我国燃料电池客车市场持续快速增长,车型种类更加丰富,大型客车占比显著提升,系统功率稳步提升,市场格局不断变化。在燃料电池汽车示范推广政策的利好下,未来几年燃料电池客车市场将保持平稳快速增长,应用场景日趋多元化,高技术产品加快推广,用车环境更加成熟。 一、燃料电池客车市场现状 1、燃料电池客车产量持续快速增长 近年来我国燃料电池客车市场快速增长,产量从2016年的28辆增至2019年的1340辆,年均复合增长率达到363%。2020年上半年燃料电池客车产量为549辆,同比小幅下降3%。在疫情及纯电动客车产量大幅下降51%的背景下,随着2019年底及2020年初的燃料电池客车订单陆续交付,燃料电池客车市场保持了较为平稳的态势。 2、燃料电池客车产量集中在年初及年底 我国燃料电池客车产量主要集中在年初及年底,这表明燃料电池客车市场仍是政策导向型。2020年1-3月受疫情影响,产量同比小幅下滑。随着复工复产进程加快,4-5月份产量开始明显增长。然而燃料电池汽车示范城市推广的具体政策尚未出台,影响了部分地方政府和企业的积极性,给市场带来一定的不确定性。 3、燃料电池客车以中型车为主 近年来我国燃料电池客车以中型车为主,各车型不断丰富。目前燃料电池客车市场规模仍然较小,受大客户订单驱动,车型结构表现出一定的随机性。2020年上半年,8-9米客车大量投放,占到总体市场的75%,比2017年提高48%,12米燃料电池客车占比达到22%,比2017年提升21.4%。 4、燃料电池系统功率稳步提升 近年来我国燃料电池汽车系统额定功率稳步提升,40-60kw的燃料电池客车占比从2018年的12%提升至2020年的78%,60-80Kw占比从2018年的11%提升至2020年22%。 5、燃料电池客车市场格局不断变化 2019年燃料电池客车市场前五名企业包括上汽大通、郑州宇通、佛山飞驰、厦门金旅、上海申龙,市场份额为70%。2020年上半年,由于疫情影响及产业发展仍处于初期,受大客户订单影响较大,市场格局出现较大变化,云南五龙、厦门金旅、佛山飞驰、中通客车、吉利四川商用车位居前五,前五名企业市场份额达到83%。 6、燃料电池系统供给区域聚集明显 我国燃料电池系统供应格局处于快速变化中,2019年供应量前五的企业有新源动力、亿华通、国鸿重塑、上海重塑、爱德曼,前五名企业市场份额为73%。2020年上半年供应量排名前五的企业为广东探索、爱德曼、广东国鸿重塑、潍柴和亿华通,前五名企业市场份额达到86%。今年上半年燃料电池系统供给主要围绕系统厂商所在的广东、山东等地区域性配套。 7、主销区域产业发展意愿强烈 燃料电池客车主销区域包括广东、上海、河南、北京、河北、山东等地,由示范城市或龙头企业支撑,发展意愿较为强烈,多地政府领导高度重视,密集出台多项支持政策,逐步覆盖燃料电池汽车推广应用各环节。2020年上半年,广东、山东、四川的燃料电池客车推广力度较大,销量分别为592辆、78辆和75辆。 二、燃料电池客车市场展望 下半年随着国内疫情防控形势持续向好,复工复产加快推进,宏观调控措施力度加大,以及燃料电池汽车示范推广政策即将明朗,多地将加大燃料电池客车推广应用力度,预计今年燃料电池客车产量将比去年显著增长。 今明两年将会有更多城市开展燃料电池客车省际、城际示范,并加大燃料电池客车在通勤、旅游、机场等场景的应用,燃料电池客车和纯电动客车的互补定位将更加清晰。各地将加快推广新技术的车辆,更大功率、低氢耗等高技术车型不断投放,产品更迭更加迅速。 各地将加快打造加氢站网络,建设站内制氢、油电氢合建站等新型加氢站,因地制宜增加氢气供应,持续探索制储运氢各环节新产品、新技术和新模式的应用,逐步降低氢气成本,使燃料电池客车用车环境更加成熟。 2025年前,不含补贴情况下燃料电池汽车经济性仍难以与纯电动汽车和传统燃料汽车媲美,燃料电池汽车仍将依赖政策支持,主要在示范城市及产业发达、氢能丰富、氢气价格较低的区域聚集发展。  ...
本文上篇(建设我国能源互联网 推进绿色低碳转型(上))重点介绍了以建设我国能源互联网推动能源绿色转型的总体思路、巨大价值和深远意义,本期就“十四五”电力发展作深入阐述。“十四五”是我国能源转型的战略机遇期,在严控煤电、清洁替代、电能替代、电网建设等方面协同发力,加快构建我国能源互联网,将根本扭转“一煤独大”格局,为经济社会发展提供绿色、低碳、可持续的能源保障。   刘振亚,全球能源互联网发展合作组织主席,中国电力企业联合会理事长,瑞典皇家工程科学院院士,英国皇家工程院院士,德国国家工程院院士 把握“十四五”战略机遇期,推动我国能源互联网建设新突破 “十三五”以来,我国电力行业开拓进取、砥砺奋进,取得巨大发展成就。电力规模大幅提升,截至2019年,我国发电装机容量、年发电量达到20.1亿千瓦、7.2万亿千瓦时,较2015年分别增长32%、27%。清洁发展成效显著,水电、风电、太阳能发电装机分别达到3.6亿、2.1亿、2亿千瓦,较2015年分别增长12%、60%、365%,规模和增速均居世界第一。技术装备创新突破,攻克超超临界机组、第三代核电、大容量风机、高效率太阳能电池、±1100千伏特高压直流输电等世界领先的核心技术,投运全球首个具有网络特性的柔性直流电网示范工程,建成“十交十四直”24个特高压工程。国际合作加快推进,我国电力企业海外业务遍布全球五大洲,境外资产总额超过2000亿美元。总体看,“十三五”我国立足技术创新,加快提质增效,电力工业在规模、结构、安全、效益等方面迈上新台阶,为经济社会发展提供了坚强保障,也为“十四五”发展奠定了良好基础。   图 2015-2020年全社会用电量及增速 “十四五”是我国开启建设社会主义现代化强国新征程的第一个五年规划期,是全面落实高质量发展要求、加快能源变革转型的关键期。我国电力需求将持续增长,预计到2025年全社会用电量、最大负荷将达9.2万亿千瓦时、15.7亿千瓦,年均增速4.4%、4.8%。面对保障供应和加快转型双重压力,解决煤电问题,开发清洁能源、建设特高压电网等各项任务非常紧迫。如不在“十四五”加快转型,我国能源安全、碳排放、环境污染等问题将更加严峻。“十四五”绝不能走化石能源先建后拆、先排后治的老路,必须加快建设清洁主导、电为中心、互联互通的我国能源互联网,实现从化石能源为主向清洁能源主导的“直线式”转型。总的思路是,深入贯彻新发展理念和能源安全新战略,严格控制煤电,全面推进清洁替代和电能替代,推广应用储能,加快建设特高压电网,根本扭转“一煤独大”格局,通过风-光-水-储-输协同,满足新增能源需求,为“十四五”我国经济社会发展提供清洁、安全、高效的能源保障。 1.严控煤电规模 按照“控制总量、优化布局”思路,下决心控煤减煤,“十四五”期间我国煤电新增5500万千瓦(包括特高压配套3100万千瓦和在建2400万千瓦),退出低效机组4000万千瓦,净增装机1500万千瓦,到2025年总装机控制在11亿千瓦,实现煤电规模达峰和布局优化。 削减东中部煤电。“十四五”东中部不再新建煤电,同时加快退出3500万千瓦低效机组,到2025年东中部煤电装机占比从2020年的56%下降至52%,新增电力需求主要由区外受电和本地清洁能源满足。 新建煤电布局到西部北部。有序推进山西、陕北、锡盟、鄂尔多斯、宁东、哈密、准东等大型煤电基地集约高效开发,与当地风电、太阳能发电打捆,通过特高压大电网向东中部地区输送。 推进煤电灵活性改造。提高煤电机组调峰能力,“十四五”煤电累计改造规模超过2.2亿千瓦,推动煤电机组由电量型向电力型转变。 2.加快清洁能源开发 坚持集中式和分布式并举,水风光多种类型协同,加快开发西部北部大型清洁能源基地,因地制宜发展分布式发电和海上风电。到2025年实现清洁能源装机17亿千瓦,装机和发电量占比分别达57%和45%。 加快开发水电。以四川、云南、青海、西藏为重点,加快开发金沙江、雅砻江水电基地,投运乌东德、白鹤滩等大型水电站,“十四五”新增常规水电5600万千瓦,2025年水电总装机达到3.9亿千瓦。 大力发展风电。建设新疆哈密、甘肃酒泉、内蒙古等“三北”地区大型风电基地,稳步开发广东、江苏、山东、福建等海上风电,积极推进分布式风电,“十四五”新增陆上风电2.9亿千瓦、海上风电2400万千瓦,2025年风电装机达到5.4亿千瓦。 大力发展太阳能发电。建设青海海南、青海格尔木、新疆哈密等大型太阳能发电基地,在东中部地区加快发展分布式太阳能发电,“十四五”新增太阳能发电3.2亿千瓦,2025年太阳能发电装机达到5.6亿千瓦。 3.加强电网建设 加快构建以特高压为骨干网架,各级电网协调发展的坚强智能电网,全面提高电网安全水平、配置能力和运行效率,促进清洁能源大规模开发、大范围配置和高效利用,更好支撑“十四五”经济社会发展。 尽快建成坚强特高压骨干网架。加快建设特高压交流同步电网,在东部形成“三华”同步电网,在西部形成川渝特高压交流主网架,大幅提升电网配置能力和抵御严重故障能力。统筹推进西部北部大型能源基地特高压直流外送通道建设,新建雅中-江西、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江、金上-湖北、陕北-湖北、甘肃-山东、新疆-重庆等特高压直流工程。到2025年,跨区跨省输电规模达到3.6亿千瓦。 高质量发展配电网。以保障供电安全、提升服务质量为目标,加快构建可靠性高、互动性好、经济高效的中心城市电网,在北京、上海、广州、深圳等超大型城市建成世界一流现代化配电网。完善配电网结构,合理划分供区范围,提高负荷转供能力,全面消除薄弱环节,优化电力营商环境。围绕服务乡村振兴战略,加快新型小乡镇、中心村电网和农业生产供电设施升级改造,补齐乡村配电网短板。 提升电网智能化水平。推动大数据、云计算、物联网、移动互联、人工智能等现代信息通信技术与电力系统深度融合,更好适应清洁能源开发和电能替代需要。大力构建智能互动、开放共享、协同高效的现代电力服务平台,促进“源-网-荷-储”协调发展,满足各类分布式发电、用电设施接入以及用户多元化需求。深挖需求侧响应潜力,通过加强需求侧智能管理,提升灵活调节能力,实现5%左右的最大用电负荷“削峰”,降低峰谷差,更好满足能源消纳需要。 4.加快电能替代 推进工业、交通、农业、生活等领域电能替代,大幅提高电气化水平,形成电为中心的能源消费格局。到2025年,各领域替代电量超过6000亿千瓦时,电能占终端能源消费比重从目前的25%提高到32%。 推进工业电气化。在水泥、钢铁、有色金属等高耗能行业,推广应用电加热回转窑、电炉炼钢热泵、感应电炉等技术和设备。在陶瓷、造纸、纺织等行业,推广使用电窑炉、热泵、电锅炉替代燃煤锅炉。在原材料领域,大力推进电制氢气、甲烷等产业。到2025年我国工业领域年替代电量达到3400亿千瓦时。 加快电动交通发展。大力推进电动汽车产业发展,加强电动船舶技术研发与产业培育,加快建设电动汽车充电桩、港口岸电、机场桥载电源等配套设施。到2025年我国交通领域年替代电量达到1100亿千瓦时。 推动农业和生活领域电能替代。推广应用电排灌、电动联合收割机等大型作业机械,提高农业电气化和智能化水平。有序推进煤改电、煤改气和电采暖等惠民工程,推动以电炊具、电锅炉、电暖气、空调等替代散烧煤和燃煤锅炉,提升用能效率。到2025年我国农业和生活领域年替代电量达到950亿千瓦时。 5.科学发展储能 加快储能技术推广应用,把储能融入电力系统发、输、用各环节,加强统筹规划和科学布局,提升系统灵活性和调节能力,保障电力可靠供应。 加快发展电源侧储能。加快电化学储能在风能、太阳能电站应用,在有条件的地区发展压缩空气等长时间、大容量储能,在西部北部地区适当开发光热发电,多措并举提升新能源发电稳定性和电能质量。到2025年,力争电源侧电化学储能达到3000万千瓦。 科学配置电网侧储能。加快河北、山东、浙江、福建、安徽、河南、广东等省份抽水蓄能电站建设,“十四五”投产抽水蓄能3600万千瓦以上,2025年装机达6800万千瓦。因地制宜开展常规水电机组扩容和抽蓄改造,进一步提高调节能力。适量布局电化学储能,形成以抽水蓄能为主、电化学储能为辅的电网侧储能体系。发挥互联电网“时空储能”作用,优化电网调控,完善市场机制,实现多种能源广域配置和高效互补。 创新发展用电侧储能。到2025年,我国电动汽车保有量有望达到5000万辆,形成规模约20亿千瓦时的巨大储能系统。应以合理价格机制引导电动汽车参与电网调峰,提高用户侧灵活响应水平。探索新型储能模式,积极推广清洁电制氢、甲烷等燃料和原材料,丰富储能体系和能源供应方式。 6.强化科技创新 实现“十四五”能源电力高质量发展,必须发挥科技创新的驱动作用,按照“自主创新、示范先行、中国引领”的发展思路,加强技术攻关,抢占全球能源技术创新制高点,在以绿色低碳为方向的新一轮能源革命中赢得主动。 提升自主创新能力。统筹制定科技创新发展战略,依托重大能源电力项目,加快推动关键共性技术、前沿引领技术、重大工程技术创新。要在“卡脖子”问题上下功夫,加快自主研发相关技术和装备,实现关键核心技术自主可控,把创新主动权、发展主动权、安全主动权牢牢掌握在自己手中。 突破重大关键技术。推动清洁能源发电技术创新,研发低风速、大容量风机和高效率、低成本光伏材料,提高新能源开发利用效率;积极推进第四代核电、小型模块化反应堆和受控核聚变技术研发,提高核电安全性和经济性。推动特高压大容量海底电缆、特高压柔性直流、超导输电等先进技术与装备实现突破,提升电网高效配置资源能力。发展能源互联网智能控制、大容量虚拟同步机等新技术,提升清洁能源大规模接入条件下电网安全性和灵活性。加快智慧城市、智能家居、电动汽车、电力需求侧响应等领域技术创新,提高终端用能效率。 加强产学研用协同。充分发挥企业创新主体作用,建立健全产学研用协同创新体系,整合各方资源,共享前沿信息、研发设施和科研成果,推动重大技术研发、重大装备研制、重大示范工程和技术创新平台四位一体,在“十四五”加快将科研创新成果转化为实实在在的生产力和竞争力优势。 7.推进市场建设和企业转型 “十四五”是全面推进电力市场建设的关键期,是加快电力企业转型的机遇期,要以我国能源互联网为平台,加快推动构建全国统一电力市场,健全交易机制、理顺价格关系,形成统一开放、竞争有序的现代市场体系,激发企业发展活力。 建设全国统一电力市场。加强顶层设计,完善相关交易机制,推动国家与省级电力市场有效衔接并逐步融合,更好发挥“大电网、大市场”作用,打破省间壁垒,实现能源资源跨区跨省经济高效配置。积极研究推动电力市场与碳交易市场融合,构建全国电-碳市场,整合气候与能源领域治理机制、参与主体和市场功能,实现碳减排与能源转型协同推进。 推动形成科学电价机制。加快完善一次能源价格、上网电价、销售电价联动机制,使电价真实反映能源成本、供求关系和生态环境成本。完善省间辅助服务补偿和交易机制,充分利用输电通道容量和受端调峰资源,促进清洁能源全国优化配置。结合电价改革进程,妥善解决电价交叉补贴问题。 加快电力企业变革转型。聚焦能源电力行业绿色转型大趋势,优化调整业务布局、运营模式和管理方式,主动压减不符合清洁发展方向的业务,尽快实现主营业务绿色转型,重塑面向未来的竞争优势,提升社会价值。积极适应能源供应体系和消费方式变革,不断拓展新业务领域,加快向综合服务供应商转变。 8.深化国际合作 全方位加强国际能源合作是“十四五”推动能源高质量发展、实现开放条件下能源安全的必然要求。要统筹利用国内国外两种资源、两个市场,积极推动国外优质、经济的清洁电力“引进来”和我国技术、装备、产能“走出去”,积极推动和引领全球能源互联网发展,全面提升我国能源电力发展质量和效益。 加快我国与周边国家电力互联互通。发挥我国能源互联网平台和枢纽作用,推进与缅甸、老挝、尼泊尔、韩国、蒙古、巴基斯坦等周边国家电力互联,有效利用国际资源和市场,扩大跨国电力贸易规模,助力“一带一路”建设向深走实。 积极推动全球能源互联网发展。发挥我国电力行业综合优势,强化全产业、跨领域资源整合和优势互补,围绕全球能源互联网联合开展技术攻关、项目开发、市场开拓,创新商业模式,打造新的效益增长点。发挥全球能源互联网发展合作组织平台作用,推动能源电力上下游企业加强资源共享、需求对接和项目合作,积极参与全球能源互联网建设,推动中国倡议早日落地实施。 把握“十四五”战略机遇期,加快我国能源互联网建设,对保障国家能源安全、推动经济高质量发展意义重大。能源电力行业应担负起光荣使命和重大责任,深入贯彻落实习近平总书记关于能源发展的重要指示精神,解放思想、登高望远、凝聚合力、变革创新,大力推动我国和全球能源互联网建设,助力构建人类命运共同体,为实现“两个一百年”奋斗目标和中华民族伟大复兴的中国梦作出新的贡献。  ...
  如今,全球海上风电产业正在逐渐走向成熟。技术的持续进步推进海上风电场建设发展,成本的快速下降使之成为具有竞争力的电力来源,投资环境大幅改善后更多企业进入海上风电市场,未来持续扩大投资依然是支持海上风电产业发展的关键。海上风电制氢、与其他能源形式或储能联合发电等新型技术应用为产业发展提供机遇,将促进海上风电发挥潜力,使之对电力系统发展和能源清洁转型产生巨大的推动作用。 一、海上风电市场概况 根据全球风能理事会(GWEC)2020年3月发布的《全球风能报告2019》,截至2019年底,全球海上风电累计装机容量已突破29吉瓦。其中,欧洲地区21903兆瓦,亚太地区7204兆瓦,美洲地区30兆瓦。从累计装机来看,欧洲地区仍是目前全球海上风电最大的市场。 具体到国家层面,海上风电装机前五位的国家分别是:英国(9723兆瓦)、德国(7493兆瓦)、中国(6838兆瓦)、丹麦(1703兆瓦)以及比利时(1556兆瓦),前五位国家合计装机容量占全球海上风电项目装机容量的92%(见图1)。 图1 截至2019年底各国海上风电累计装机情况 2019年,全球海上风电新增装机6.1吉瓦,与2018年4.5吉瓦的新增装机相比增加35.5%,是有史以来表现最好的一年,占当年全部风电新增装机的10%,较2015年时的比重提高了一倍。其中,欧洲地区占2019年新增装机总量的59%,其余41%分布在亚太地区。 具体到国家层面,中国海上风电新增装机达到创纪录的2395兆瓦,仍居世界首位;其次是英国,新增装机1764兆瓦;德国1111兆瓦,位列全球第三;丹麦和比利时分别以374兆瓦和370兆瓦的新增装机排在第四和第五位(见图2)。前五位国家合计新增装机容量占全球海上风电新增装机容量的98%。 图2 截至2019年底各国海上风电新增装机情况 二、海上风电发展现状 (一)技术进步推进海上风电建设发展 风电技术发展的驱动力主要来自蓬勃崛起的海上风电场建设。如今,海上风电场的规模正在向大型化发展,从近海走向远海。海上风电机组继续向10兆瓦以上的大型化机组发展,机组的支撑基础从固定式走向漂浮式。 机组大型化趋势早已是不争的事实。更大的容量、风轮直径以及更高的轮毂高度将带来更高的发电量。结合改进的风电机组技术、更高的轮毂高度和更大的扫风面积,可以提高给定风能资源的装机容量。随着单机容量提高,风场(尤其是高风速区域)所需的风机数量就能减少,从而可降低运行维护成本。2018年9月,丹麦维斯塔斯与日本三菱重工成立的合资公司MHI Vestas发布全球风电史上首个10兆瓦风力发电机V164-10.0MW,风电行业由此迈入大功率时代。2019年11月,美国通用电气开发的Haliade-X 12MW海上直驱发电机组在荷兰鹿特丹发出第一度电。2020年5月,西门子歌美飒发布全新SG14-222DD海上直驱风机,该风机容量达到14兆瓦,采用公司自有的Power Boost功率提升技术容量可进一步提升到15兆瓦。该机型计划于2021年完成原型样机,2024年上市。一台容量为14兆瓦的SG14-222DD风机,每年可为大约1.8万个欧洲家庭提供电力。 机组基础技术的进步是海上风电加快发展的关键因素。漂浮式基础可以有效地利用深水海域中丰富的风能资源,从而为海上风电市场未来的快速发展铺平道路。在离海岸更远的地方,进入更深的水域,浮式风电设备的应用潜力巨大。IEA最新的地理空间分析表明,从理论上讲,浮式风电设备可以一定程度上满足包括欧洲、美国和日本在内的几个主要电力市场的需求。目前,浮式海上风电项目开始受到各国的关注。世界海上风电论坛(WFO)的统计数据显示,截至2019年底,全球共有10个浮式海上风电项目(不包括示范项目),其装机容量达到1000.3兆瓦。其中,已投运的浮式海上风电项目有1个,在建的有2个,规划期内的有7个。浮式风电技术达到工业化规模后,将为海上风电开拓全新的市场和机会。业内专家估计,到2030年,全世界可安装约5~30吉瓦的浮式风电机组,根据各个地区的发展速度,到2050年,浮式机组可占据全球海上风电装机总容量的5%~15%。 (二)价格下降,海上风电成为具有竞争力的电力来源 风电的大规模发展逐步提高了规模经济以及供应链水平,加之技术的不断革新,风电的成本持续下降。GWEC指出,过去10年间风电平准化度电成本的降低从根本上改变了其竞争地位。在过去5年中,风电的成本平均下降了50%以上,仅在2018至2019年期间,新建海上风电的价格就下降了三分之一。风电已经越过了世界上大多数地方化石燃料发电成本的竞争临界点。目前,海上风电已经在欧洲部分市场具有竞争力,例如德国、荷兰和法国等,英国也已开始市场化竞争。2017年,德国海上风电项目实行了首个“零补贴”投标项目。2019年7月,Vattenfall公司在荷兰再次中标“零补贴”海上风电项目,装机容量为760兆瓦。“零补贴”意味着这些项目只能拿到批发电价,而不会获得其他方面的支持或者收入。同年9月,英国公布第三轮差价合约(CfD)竞标结果,超过5.4吉瓦的海上风电项目中标,中标价低至39~41英镑/兆瓦时,比2017年公布的第二轮结果降低约30%。由此证明,依托技术创新以及规模经济效应的推动,海上风电成本已经大幅下降。 国际可再生能源署(IRENA)预计,到2030年,海上风电在世界其他市场也将具备竞争力,其成本将降至化石燃料的低成本范围。到2030年,海上风电的平准化度电成本将从2018年的0.13美元/千瓦时降至0.05~0.09美元/千瓦时,到2050年将降至0.03~0.07美元/千瓦时。IEA认为,在未来十年内,海上风电将与其他可再生能源(包括太阳能光伏)竞争。到2040年,海上风电的平准化度电成本将下降近60%。再加上其对系统相对较高的价值,这将使海上风电成为最具竞争力的电力来源之一。在欧洲,海上风电将很快在成本上超过新建燃气发电,与光伏和陆上风电持平;在中国,海上风电或将在2030年左右与新建燃煤发电竞争,并可与光伏和陆上风电相媲美;在美国,海上风电将很快成为一种负担得起的选择,有可能为美国东海岸的需求中心提供服务。 (三)投资环境改善,未来仍需稳定投资 随着自身平准化度电成本的下降以及全球能源转型进程的提速,海上风电的投资环境得到了很大改善,传统能源企业也纷纷进入海上风电市场。BP、壳牌等油气巨头相继通过并购、投资等方式布局海上风电业务,或提出了具体的海上风电发展战略计划。2019年12月,BP收购了法国风电企业Eolfi,后者主营海上漂浮式风电业务。2020年2月,挪威国家石油公司Equinor公布了可再生能源业务发展的最新战略,并公开表示将致力于成为全球海上风电市场的“专家”。国际咨询机构伍德麦肯兹表示,尽管与海上油气项目相比,海上风电项目的投资回报率较低,但不断完善的监管框架及支持政策将促进产业的健康发展,并预计,2020~2025年,全球对海上风电产业的投资将超过2000亿美元,提升至2110亿美元,令其成为比油气更具投资吸引力的产业。2020~2030年间,在某些特定区域,如欧洲、亚洲等海上风电产业供应链发展较为成熟的地区,对海上风电产业的投资额有可能追平对海上油气产业的投资额。随着投资的流入,海上风电产业将在专用设备、技术研发等方面不断取得新成绩,进而实现整个海上风电产业发展的提速。 但同时也应当意识到,目前可再生能源在整个能源结构的占比仍然较低,为实现全球气候和可持续发展目标,可再生能源投资需要大幅、稳步地增长,未来持续扩大投资依然是支持产业发展的关键。据IRENA测算,要实现“1.5摄氏度控温目标”,与2018年的投资(194亿美元/年)相比,从现在到2030年,全球海上风电平均年投资需要增加3倍(610亿美元/年),到2050年,这一增长需要达到5倍以上(1000亿美元/年)。 (四)新型技术应用为产业发展提供机遇 1.与其他能源形式和/或储能联合发电 海上风能与光伏等其他能源形式和/或储能联合发电的方案,能够确保稳定的供电,分摊项目承包、运维及并网成本,扩大收入,从而提高可再生能源的灵活性。从系统的角度来看,联合方案提供低成本的电能和更好的供求匹配关系,提升各类可再生能源电源之间的融合性,将更多的可再生能源接入到电网中,为这一地区的风电发展创造机遇,因而具有明显的价值。世界各地都已有这样的案例。 2.海上风电制氢 氢是一种可运输的新能源载体,可以在运输和供热中取代化石燃料,并被用作工业生产过程中的低碳原材料。因为可以提供低碳转型的机会,氢能源在能源转型过程中被视为一项颠覆性的技术和关键的推动者。由可再生能源生产的、零排放的氢被称为绿氢。目前绿氢的成本很高,其生产面临着相当大的挑战。IEA预测,基于可再生能源成本的下降和氢气生产规模的扩大,到2030年,绿氢的成本可能会下降30%。利用风能等可再生能源制氢,可以使可再生能源的发电价格波动更低、电力系统更加灵活。在所有可再生能源制氢的方案中,海上风电制氢最有潜力。海上风电的高容量系数和不断下降的成本使之成为可再生能源制氢的最佳选择,绿氢为海上风能提供更多的市场增长机会。据测算,一个1吉瓦的海上风电项目可以生产足够的氢,为大约25万个家庭供暖。目前欧洲、澳大利亚已有不少绿氢项目正在规划建设中。 三、展望 短期来看,随着近几年内百余个海上风电项目陆续完工,海上风电在电力供应中的作用将日益增强。 从2020年到2024年的5年间,GWEC预计,全球新增海上风电装机将达到50吉瓦,累计装机将达到80吉瓦。到2024年,海上风电在全球年度风电新增装机中的占比将从2019年的10%提高到20%。IEA表示,到2025年左右,中国有可能超过英国,拥有世界上最大的海上风电装机规模。 从中长期来看,风能和太阳能将引领全球电力行业的转型,海上风电将在全球能源系统转型中发挥重要作用。 根据IEA的数据,到2040年,全球海上风电装机将至少增长15倍,成为万亿美元的行业,并帮助全球电力行业减少50亿吨到70亿吨的二氧化碳排放。根据目前的投资计划和政策,全球海上风电市场将以每年13%的速度增长,2030年前每年容量将增加20吉瓦,2030~2040年间将保持每年40吉瓦的增长速度。到2040年,欧洲地区的海上风电装机将从目前的约20吉瓦升至130吉瓦。如果欧洲到2040年实现碳中和,海上风电装机可能跃升至约180吉瓦,那么海上风电将成为该地区最大的单一电力来源,同时中国的海上风电装机将与欧盟的规模相当。 IRENA认为,到2050年,风能可以实现《巴黎协定》所制定的与能源相关的碳减排量的四分之一。为了实现这一目标,2050年全球海上风电累计装机应大幅增长至接近1000吉瓦,海上风电每年新增装机需要比现在增加10倍。除了欧洲海上风电装机增长之外,未来几十年内亚洲将成为推动风电装机增长的主导力量,成为海上风电的世界领导者。到2050年,亚洲海上风电装机容量将占到全球总量的60%以上,其次是欧洲(22%)和北美(16%)。届时,风电产业将提供超过600万个就业机会,与2018年的116万相比,高出近5倍。 参考文献: [1]GWEC.Global Wind Report 2019 [R].2020. [2]IEA.Offshore Wind Outlook 2019 [R].2019. [3]IRENA.FUTURE OF WIND - Deployment, investment, technology, grid integration and socio-economic aspects [R].2019.  ...
日前,中国建筑西南设计研究院有限公司中标成都双流国际机场智慧能源管理系统设计项目,中标价1185000元。这预示着又一个机场综合智慧能源改造项目的实际建设进程将加速推进。 1.机场智慧能源管理的市场蓝海 随着我国民航运输业务量的持续快速增长,机场能源管理面临着巨大的挑战。多数机场存在能源系统设备更新速度慢、管理方式滞后的问题,导致能源管理的效率低下。 2020年1月,民航局正式印发《中国民航四型机场建设行动纲要(2020-2035年)》(以下简称《纲要》),这是指导当前和今后一个时期四型机场建设的主导性文件。《纲要》提及到2035年将实现标杆机场引领世界机场发展,全面建成安全高效、绿色环保、智慧便捷、和谐美好的四型机场,而智慧能源管理系统的建设正是实现这一目标的关键要素。 长沙黄花国际机场是这个领域的先行者,2018年8月,其携手新奥能源成立了合资公司,共同建设国内机场首个集计量、电力、水力、燃气、空调5大管理系统为一体的智慧能源管理平台,从此,长沙机场的能源管理开始驶入了智慧的高速路。 以人工智能和大数据为引擎,以新能源和数字技术为支撑,集智能监控、多能源管理、用供能一体化、泛能调度于一体,通过设备远程监控、数据实时采集、运营智能优化,智能调配电、气、冷、热等各类能源,将航班、旅客、天气等信息流集合优化后联动能源流,实现能源供需精准匹配、精细对接,显著提高了旅客用能舒适度,提升了长沙机场的整体能效及能源服务水平。 2018年和2019年,通过平台精细管控,长沙机场能耗分别下降11.7%和8%,年度节约标准煤3750吨,降低碳排放9293吨。 机场智慧能源系统在线运行 现如今,机场已然成为综合能源服务市场的主战场之一。已经建成的北京大兴国际机场、长沙黄花国际机场,在建的成都天府国际机场等等,综合智慧能源管理系统已发展成为机场能源系统建设的标准化配置。而这仅仅还只是个开始,机场的智慧能源管理系统市场正处于一片蓝海。 2.行业标准的指导意义 中国民用航空局早先已经深刻意识到机场智慧能源管理的重要性,2020年2月1日起正式施行的《民用机场智慧能源管理系统建设指南》行业标准即由中国民用航空局批准发布。这为机场智慧能源管理提供了强有力的指导。 《指南》的发布将推动机场智慧能源管理的加速发展。在这份翔实的行业标准中,《指南》分别对智慧能源管理系统总体规划、智慧能源系统设计、智慧能源监控系统、智慧能源管控平台、智慧能源系统的安全要求、智慧能源系统的一体化管理、智慧能源系统效果的评价等分章节进行了详细的介绍。 《指南》指出,机场智慧能源管理系统规划与设计应符合机场总体规划与设计、四型机场规划与设计,依据现实条件,开展专题研究,遵照统一规划设计、适度超前的原则,充分考虑近远期建设的合理衔接与分期具体实施建设,制定机场智慧能源管理系统的建设计划。 《指南》称,机场智慧能源管理系统建设应结合机场规模与定位、所在地域的气候、环境、资源等特点,遵循因地制宜、统筹兼顾、资源节约、环境友好和以人为本的原则,将源(水源、电源、气源等)、网(水网、电网、气网、热网等)、荷(电负荷、热负荷等)、储(储能设施)有机结合,实现系统的智慧、安全、经济运行。 据悉,该《指南》的研编课题组通过对国内机场能源系统的深入调研,充分吸收行业内外能源系统管理的经验,从“平安”、“绿色”、“智慧”、“人文”角度出发,建设机场智慧能源管理系统。《指南》的实施将使机场范围内覆盖的能源供给和能源负荷的源、网、荷、储各系统有机地结合,整体提升机场能源综合利用水平、能源系统的自动化、信息化和智能化,为实现“四型机场”的建设奠定良好的基础。  ...
据全球能源监测机构最新的全球燃煤电厂跟踪报告,2020年上半年全球退役的煤电装机超过了新投运的煤电装机,这是有记录以来世界燃煤发电站装机首次出现下降。 2020年上半年全球有21.2吉瓦煤电装机(其中欧盟8.3吉瓦、美国5.4吉瓦)退役,有18.3吉瓦(其中中国11.4吉瓦、日本1.8吉瓦)新的煤电厂投运,煤电装机净减2.9吉瓦,全球总装机下降到2,047吉瓦。 煤电行业继续集中在10个国家,包括中国、印度、土耳其、印度尼西亚、越南、孟加拉国、菲律宾、日本、南非、蒙古。这10个国家占在运机组装机容量的86%、待建煤电项目装机的90%。其中中国占在运机组装机的50%、待建煤电装机的48%。  ...
:能源被誉为“现代社会的血液”,其产生的影响是全方位的。在复杂的能源体系中,能源与各维度之间的相互关系并非显而易见,传统的理论方法已经无能为力,迫切需要加速创新。 能源是支撑人类文明进步的物质基础,是社会繁荣和经济发展的基本保障。现代社会中,经济发达地区能源必定通达,其地位不可或缺。同时,能源的粗放发展逐渐演化为引发资源、生态、环境、气候等问题的显著因素,影响到人类的健康、生存及永续发展。在经济发展、人口增长等因素的不断驱动下,这一影响越来越明显,能源转型的迫切性因此越来越大。 中国经济体量位居全球第二,能源体量位居全球第一,能源消费以煤炭等化石能源为主,能源革命需求尤为迫切。要实现这一战略目标,不仅需要深化能源生产革命、能源消费革命还应深度融合能源造成的影响,创新能源大数据理论,才能促进能源生产革命、能源消费革命向纵深发展。 体系复杂呼唤创新 能源被誉为“现代社会的血液”,其所产生的关联性和影响是全方位的。经济、社会、政治、生态、环境、气候、安全、工程、科技、市场、贸易、健康等与能源有不同程度的密切联系,形成一个以能源为中心的关系体(能源体系),牵一发而动全身。如果不能掌握这种内在联系,就会造成决策陷入顾此失彼的窘境。只有深入洞察、准确发现、牢牢把握能源以及能源与这些维度之间的相互作用机理,能源才可能完成高质量转型。 以能源为中心构成的关系体是复杂的。 其一是关联复杂性,如果将相关维度指标逐级展开,再考虑到维度之间的相互作用,与能源关联的关系数量就会呈级数增加,由广泛关联导致的复杂性是能源体系中最具挑战的内容。其二是链条复杂性,能源要发挥其能源属性,一般要经过勘探、开采、运输、转化、消费等阶段,能源与各维度的关联可分解为各阶段与多维度的关联。这些能源阶段环环相扣构成一个能源全生命周期链,一些物理变量可以正向传导(能量、质量),而一些非物理变量则可以逆向传导(环境影响),进一步增加了认识关系的复杂性。其三是时空复杂性,能源的赋存和能源的消费在空间分布上常常是不均匀和不匹配的,造成了能源在空间上的迁移受地理因素的影响非常严重。不同的地理环境,对能源产业链也有显著影响,空间的复杂性是形成能源体系复杂性的重要因素,这一点经常被忽略。能源体系的发展时刻在随时间变化,是能源体系复杂性的重要组成部分。其四是替代复杂性,能源在很多情况下是可以直接或者间接相互替代的(煤替油、生物质替煤),这种替代性使得不同能源的链条交织在一起,增加了能源系统内部的交叉性。 可见,在复杂的能源体系中,能源与各维度之间的相互关系并非显而易见,传统的理论方法已经无能为力。因此,迫切需要在能源理论方法方面加速创新。 为破解能源转型面临的困境,在中国工程院的支持下,中国工程院能源专业知识服务系统开创性地提出了“泛能源大数据”理论。 泛能源大数据(简称EEBD)是刻画以能源为核心、广泛关联相关维度的开放性数据体系。这里的能源包括各种一次能源形式(如煤炭、石油、天然气、核能、可再生能源),而且覆盖能源的全生命周期链条(如勘探、开采、运输、转化、消费等);和能源相关的维度可以是社会、经济、环境、生态、安全、市场、价格、工程、科技、教育、政策等,是开放的。泛能源大数据打破了狭义的能源边界,将现代社会主要活动因素以能源为中心关联为一体,囊括了现代社会活动的主要信息,蕴藏着现代社会运行的密码,通过挖掘和研究探索泛能源大数据,可为破解能源在社会发展中遇到的问题、能源革命、永续发展提供智慧方案。 泛能源大数据的建设和应用处于起步阶段,构建方式将决定其应用的价值。中国工程院能源专业知识服务系统提出了一套矩阵管理、自下而上、空间关联的构建理念。所谓能源矩阵就是将能源分解为以能源全生命周期链各阶段和多维度交叉而成的矩阵,并构建一套知识体系统一管理,实现数据横向联通;以最基本的能源活动细胞(如煤矿、电厂、工厂、码头、建筑等)为能源基元,自下而上(微观、中观、宏观)实现数据纵向贯通;通过数据空间化,实现能源以及多维数据的空间互联互通,同时关联地理信息数据、气象信息、遥感数据,形成独具时空特性的“立体能源(EnergyCube)”。这种理念可实现数据多重关联,从而提高知识发现和智慧创新的能力。 具备重塑能源格局的潜力 泛能源大数据独特的数据开放体系,决定了其在应用上具有广泛性和开放性。由于泛能源大数据广泛关联的数据特点,使得其可以很容易地拓展到经济、社会、生态、环境等领域,甚至复杂的交叉领域。 而以能源细胞为数据基元,泛能源大数据可以向微观纵深方向发展(智慧工厂、智慧楼宇等);如果结合行业对象,其可以提升到行业应用(电力行业、钢铁行业等);若以国家为对象,其应用可以上升到宏观层面。 利用泛能源大数据覆盖全产业链以及空间关联的优势,其应用还可以扩展到供应链、产业布局等方面。例如,泛能源大数据支持多维度评估评价,评价结果更具价值;基于数学模型、神经网络、人工智能、区块链技术等泛能源大数据,可以为政府、和企业用户,在管理、诊断、预测、应急、优化、战略等方面提供智慧解决方案。 可见泛能源大数据广泛的潜在应用,对于推动能源第三次革命,重塑能源格局将产生深远影响。 就泛能源大数据应用而言,大数据平台无疑是最值得关注的通用技术。中国工程院能源专业知识服务系统已经开发建成融合应用泛能源大数据的能源空间管理应用技术(简称:ESMART)基础平台,该平台从技术上具备数据采集、清洗、存储、关联、挖掘和应用功能。ESMART能够融合不同能源、不同产业链、不同维度、不同种类的数据,可实现全国任意区域、任意维度数据的互联互通。已经部署全国数万家能源生产和消费企业的工业数据、社会数据、经济数据、环境数据、遥感数据等,正在为数十位中国工程院院士、多项重大能源咨询项目、企业以及高等院校提供知识服务、科研服务、应用服务。 基于ESMART,中国工程院正在建设开发集能量流、物质流、价值流、信息流(“四流合一”)新型能源互联网、基于空间的全生命周期评价系统(gisLCA)等,正在以取得的研究成果建设宁东地区泛能源大数据,并开发促进宁东能源化工基地能源与经济、社会、生态、环境等高质量协同发展的应用平台。 目前,能源大数据正在引起越来越多政府的关注,但国内外关于能源大数据的概念范畴主要集中在能源,甚至是能源细分领域上,如新能源、电力、电网、石油、天然气等。在具体应用方面,能源大数据平台建设大多也是局限于某个领域或者区域。比如,青海省创建了青海新能源大数据创新平台、重庆市建设了重庆能源大数据中心,辽宁省建设了东北能源大数据中心。上述这些能源大数据平台有的聚焦不同能源行业,有的聚焦当地能源发展,但是缺乏统筹考虑全能源领域、全产业范畴以及相关社会、经济、生态、环境等社会重要因素的理论支撑和应用平台。 今天,互联网和大数据技术席卷全球。随着能源行业科技化、信息化程度的加深,各种监测设备、智能传感器以及5G技术逐渐普及,泛能源大数据也成为时代进步的必然趋势。2020年3月,中共中央政治局常务委员会召开会议提出,加快5G网络、数据中心等新型基础设施建设进度。此举将为泛能源大数据的发展和应用营造更加有利的环境。泛能源大数据在各个领域的应用,将加速推进能源产业发展及商业模式创新。社会将重新定义能源的作用,能源的格局以及业态也将得到重塑。...
今年的《政府工作报告》中指出,加强新型基础设施建设,发展新一代信息网络,拓展5G应用,建设数据中心,增加充电桩、换电站等设施,推广新能源汽车,激发新消费需求、助力产业升级。新型基础设施建设既包括5G、数据中心、人工智能、工业互联网、物联网等新一代信息基础设施,还包括了特高压、城际高速铁路和城际轨道交通、新能源汽车充电桩等融合型基础设施。目前,在国家与政府的支持推动下,我国新能源汽车发展势头强劲,新能源汽车产业规模全球领先,产销量连续五年位居世界首位,累计推广的新能源汽车超过了450万辆,占全球的50%以上。新能源汽车产销量的增加也推动了充电桩、充电站等相关基础设施的建设。据了解,全国已累计建设充电站3.8万座,换电站449座,建设各类充电桩130万个,其中公共充电桩55.1万个,私人桩74.9万个。 作为新基建的重要领域之一,新能源汽车与充电桩一直是社会各界关注的重点。日前,工信部透露,整个新能源汽车产业发展体系渐趋完善,新能源汽车的基础材料、电池、电机、整车、电控、生产装备等产业链上下游基本实现了贯通。此外,我国还建成了“十纵十横两环”4.9万公里的高速公路快充网络,遍布19个省份的171个城市。根据国家电网发布的数据,6月国家电网公司智慧车联网平台新增接入充电桩15.98万个,充电量1.49亿千瓦时,同比增长24.59%。同时,今年上半年国家电网新能源汽车充电量达7亿千瓦时,同比增长6.4%。从数字中可以发现,新能源汽车充电桩的数量在全国各地正稳步增长,这对于广大车主而言,无疑是一大利好。过去大家所担忧的新能源汽车不能出城,不能在城际间来回穿梭的问题正得到有效解决。以福建为例,日前发布的《关于进一步加快新能源汽车推广应用和产业高质量发展推动“电动福建”建设三年行动计划(2020-2022年)》强调加快充电设施建设,指出进一步优化和完善充电设施用地、报装、建设、通电等流程,优先安排土地利用年度计划指标,将独立占地的集中式充换电站纳入公用设施营业网点用地,允许利用临时用地建设充电设施;同时,有条件的党政机关、事业单位、国有企业原则上应自建或委托配建不低于20%比例的充电设施。充电基础设施建设奖补政策延长至2022年,加大对非城市核心区的补贴力度。可以预见,未来全国各地新能源汽车充电桩将继续增多,为新能源汽车的电力续航提供强有力的支撑。 然而,公众对新能源汽车的续航里程与续航能力仍有担忧,这背后透露出的,其实是对汽车电池的顾虑。工业和信息化部副部长辛国斌表示,从当前来看,新能源汽车虽然取得了长足发展,但仍处于产业的发展初期,具体表现为技术路线、商业模式都在探索和变化当中,仍有必要支持新技术、新业态、新模式的创新发展,鼓励企业研发新型充电和换电技术,探索车电分离的模式应用,来满足不同市场的需要。而充电与换电作为电动汽车的能源补充方式,各有各的优势。目前,对于广大新能源汽车的车主而言,充电是补充能源的“唯一”办法,其实不然。车辆驶入设施完备的换电站后进行换电操作耗时甚至比传统汽车加油的时间更短更便捷。同时,换电后替换的汽车电池由电池运营公司进行集中监测、养护、管理,更利于延长动力电池的寿命,提升电池安全性。当前,老旧小区充电桩建设难问题是令许多新能源汽车车主头疼的症结所在,这些小区由于电压负荷问题导致充电桩无法正常建设使用,只能通过电力扩容的方式才能开展建设工作。然而扩容成本高、涉及问题多,对于老旧小区而言是个极大的挑战,充电桩问题因此悬而未决。在这种背景下,车电分离的混电模式或许是电力补充的一条新路径。值得一提的是,新能源汽车的换电模式还能催生新的服务业态。设想一下,当新能源汽车的动力电池符合统一标准与换电业务规范时,一个通话10~15分钟就近换电点可派车前往进行换电,这对于车主而言既快捷又有保障。再以退役动力电池为例,目前,部分新能源汽车退役动力电池被应用到通信基础设施的备电场景当中,经过统一收集、管理、再次加工后的退役电池进入通信基站机房,通信基站遇突发断电可由退役电池进行电力补充,保证通信基站的正常运行。 据工信部透露,未来将大力推进充换电基础设施建设,进一步完善相关技术标准与管理政策,鼓励企业根据使用场景研发适合换电模式的车型,并在北京、海南等地开展试点推广。 除了电力续航问题外,新能源汽车行业的发展也离不开政策的支持。今年4月,财政部联合工信部、科技部、国家发改委发布《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》,提出延长补贴期限,支持“车电分离”等新型商业模式发展,鼓励企业进一步提升整车安全性、可靠性,研发生产具有先进底层操作系统、电子电气系统架构和智能化网联化特征的新能源汽车产品。完善配套设施政策,营造良好发展环境。此外,《新能源汽车产业发展规划(2021-2035年)》也在紧锣密鼓制定当中,工信部将进一步发布实施公共领域车辆电动化的行动计划,并准备在公交车、出租车、城市物流车,包括环卫的清扫车等方面,进一步推动电气化。...
第一场能源革命,“非常规油气革命”。重塑了全球油气版图,实现了“三个创新”:以连续型油气聚集地质理论、水平井体积压裂平台式开采技术为代表的科技创新,以按需求开发核心关键技术、低成本高效运行的管理创新,以实现美国能源独立、重塑全球能源版图的战略创新。传统常规油气工业,以石油与天然气地质学理论为指导,核心是寻找和评价圈闭“油气藏”和“目的层”;非常规油气工业,以非常规油气地质学理论为指导,核心是评价连续型“甜点区”和“甜点段”。世界石油工业正在从常规向非常规油气跨越。未来,中国非常规油气工业,要谋划“两个梦想”,即以页岩地下原位改质为重点的“陆相页岩油突破”,力争实现“页岩油革命梦”;以煤炭地下气化为重点的“天然气突破”, 力争实现“天然气革命梦”。 第二场能源革命,“新能源革命”。世界能源发展由化石燃料向新能源转换,四种主体能源发展进入各自阶段。煤炭发展进入“转型期”,石油发展迈入“稳定期”,天然气发展步入“鼎盛期”,新能源发展渐入“黄金期”,形成煤炭、石油、天然气、新能源“四分天下”格局。随着新一轮科技革命的到来,新能源提速发展,已成为能源发展的必然趋势和必然选择。 第三场能源革命,“智慧化能源革命”。世界已进入以生物与计算科学融合为标志的第四次工业革命,引领能源工业进入智能时代。未来,除增加更多能源产量,还应创新更高效利用和优化节能的能源管理模式,利用大数据、人工智能、信息技术等实现多能互补、多网融合、智慧协同的全新“智能源”管理方式,推动单一能源利用向多能利用的“大能源”转型,达到高效利用、节能清洁。通过“智能源”,将形成“煤炭、油气、新能源等”多能互补、“电网、管网、运输网等”多网融合、“按需供能、峰谷平衡、民商兼顾”供需联动、“能源调控中心”智慧协同的全新能源管理模式。 世界正在进入从化石燃料向新能源转型新阶段,新能源发展渐入“黄金期”,以氢能、储能、可控磁约束聚变为代表的三个可能“灰犀牛事件”,正在深刻影响能源行业,氢能工业与石油工业具有最佳融合发展优势。以量子计算与计算科学为代表的人工智能技术,推动世界石油工业从传统机械化生产进入智慧化时代,引领油气公司向综合性能源公司转型。 中国油公司转型进入战略机遇期,“坚持常规、突破非常规、开启新能源”,加快布局 “常规油气向非常规、国内油气向国外、油气产业向新能源”跨越,“三个更大跨越”将更有利于保障我国能源安全,或将推动中国实现“能源独立”。...
核心阅读: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。要实现这一目标,需要配套政策措施、市场机制、市场监管及时跟上。 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。  ...
国际能源署(IEA)日前发布《能源技术展望:洁净能源创新》特别报告,量化分析了洁净能源技术创新和投资需求,以实现更清洁、更具韧性的净零排放能源系统。报告确定了有助于加速创新周期的关键技术属性,并提出了实现净零排放的五项关键创新原则。报告要点如下: 1.洁净能源技术创新和政府的关键作用 更清洁、更具韧性的净零排放未来能源系统将需要一揽子新技术方案,创新是一个不确定且竞争激烈的过程。此过程涉及的参与者:政府、研究人员、投资者、企业家、企业和民间社会都在为技术的开发、改进直至进入市场和部署发挥重要作用。其中政府的作用远远超出了为技术研发提供资金:政府需要制定国家总体目标和优先事项,确定市场预期发展方向,确保知识流动、投资基础设施和促进重大示范项目实施。近70年来,太阳能光伏发电成本几乎持续下降,这一令人瞩目的历史,说明了政府在实现变革中所起的关键作用。 2.近几年洁净能源创新投资乏力,但未来发展势头强劲 自2012年以来,洁净能源在全球风险投资交易中所占的份额减少了一半,洁净能源的投资吸引力不及生物技术和信息技术等其他技术领域。值得注意的是,自2011年以来,低碳能源技术的专利申请量每年都在减少。在缺乏政府政策的扶持下,新冠疫情对私营部门为洁净能源创新提供资金产生了迅速而消极的影响,并可能阻碍洁净能源技术的进步。多家能源相关企业报告称,2020年第一季度研发预算同比下降,风投交易数量也有所下降。一些行业还没有切实可行的深度脱碳解决方案,如水泥和钢铁业,在研发方面的支出通常相对较少。 直接或间接解决洁净能源创新问题的措施已经成为一些国家政府政策回应的重点。例如,欧盟实施了最高的碳价,且制定了最多的洁净能源技术部署目标。挪威通过研发和公共采购促进海上运输业脱碳。中国将快速原型制造、公共采购、融资和内部市场部署相结合,在早期技术准备阶段就有效改进了电动汽车和LED等量产产品。日本在能效和其他领域的高标准推动了以市场为导向的创新。在2020年到2025年间,这些政策信号将为洁净能源市场环境的稳步发展提供信心。 3.技术创新需要关键技术、时间积累、技术属性等要素的协同作用 实现净零排放需要在关键技术方面进行强有力和有针对性的研发,包括:终端用能部门电气化;碳捕集、利用和封存(CCUS);低碳氢和氢基燃料的使用;生物能源的利用。 将新能源技术推向市场需要时间积累。即使是太阳能光伏、锂离子电池或发光二极管(LED)等清洁能源技术开发的成功例子,从原型到商业化也需要10至30年的时间。在可持续发展情景下,技术创新需要先发国家向后续国家有效的知识转移,尤其是在最关键的早期应用阶段推动跨国界的传播。 创新周期受不同技术属性所限。例如,与大型工程解决方案相比,小型和模块化技术的资本密集度较低,降低了开发阶段的投资风险。反过来,标准化和大规模生产需要通过竞争进行创新,将改进后的产品更快地推向市场。部门之间的协同作用可以进一步加速这些周期。 技术创新需要关注溢出效应。一个技术领域积累的知识可以用相对较低的成本在其他相关技术中加以利用,并且可以避免额外研发需要。在可持续发展情景中,创新政策刺激了这些协同效应,将使得一些技术领域具有强大的溢出潜力,如电池、电解制氢和燃料电池等领域。 4.需加快洁净能源创新以应对新冠疫情危机 新冠疫情危机对洁净能源技术创新既是机遇也是挑战。一方面政府通过重新安排和推动包括研发在内的创新,作为刺激措施的一部分,实现向净零排放的长期过渡。另一方面,可能导致政府和企业预算紧缩,致使洁净能源创新步伐放缓。 在更快创新情景下,目前处于原型或示范阶段的技术将使到2050年碳减排量比可持续发展情景下高出75%以上。另外,先进的高能量密度化学电池技术将促进交通电气化的更广泛普及,以及大规模高温工业电加热在化工等行业的广泛应用。2050年,对氢和氢基燃料的需求将比可持续发展情景增长近25%。同时,2050年碳捕集量将增加50%达到约75亿吨/年,几乎是可持续发展情景的三倍。 5.大力关注洁净能源创新,实现能源和气候零排放目标 为实现净零排放,针对洁净能源技术相关的领域,缩短创新周期应基于五个关键原则:(1)分清轻重缓急,考虑本地需求与优势对支持重点进行跟踪和调整;(2)促进公共研发和市场主导的私营部门创新;(3)平衡价值链中薄弱环节,推动技术创新的实际应用;(4)建立有效的基础设施;(5)进行国际合作以实现区域性成功。 当前需要注意将研发资金维持在计划水平,并考虑在适当的领域有所侧重。以市场为基础的政策和资金支持有助于扩大电解槽和电池等模块化技术的价值链,显著推动其进步。刺激创新的措施可以与相关措施一起实施,如在更广泛的经济激励方案中投资基础设施。 经济复苏措施也为洁净能源创新提供了新的机会,从更长远的角度重塑未来洁净能源布局。可以更新创新政策使其与长期目标保持一致。对重工业和长途运输等重点示范项目予以重视,可以使低碳技术方案能在2030年前更早实现。在电气化、CCUS、氢和生物能源的研发和基础设施方面进行协调投资,也可以显著推动洁净能源转型。  ...
近年来,绿色经济和绿色产业等课题成为全球各国的热门研究方向。作为制造业大国,通过推进绿色制造来发展绿色经济、壮大绿色产业,是中国落实制造强国战略的重要内容之一,未来工业节能环保成为全球发展重要趋势。据悉,中国工业节能行业具有周期性、区域性或季节性等特征:国家已将节能列为中长期国民经济和社会发展规划的重要内容,钢铁冶金、有色金属、石化、建材等重点耗能行业存在极大的节能需求,工业能效管理行业市场前景广阔,产品的应用范围较广。下游行业中的钢铁冶金、煤炭矿山等虽属于强周期性行业,存在一定的短期波动,但长期来看该等行业的节能需求呈上升趋势,因此,工业节能市场长期向好。 为服务国家生态文明建设战略,推动工业高质量发展,工业和信息化部、国家开发银行将进一步发挥部行合作优势,充分借助绿色金融措施,大力支持工业节能降耗、降本增效,实现绿色发展。推动工业节能与绿色发展,是贯彻落实党中央、国务院关于加快生态文明建设、构建高质量现代化经济体系的必然要求,是深入推进供给侧结构性改革、实现工业转型升级的重要举措。各级工业和信息化主管部门、国家开发银行各分行要充分认识此项工作的重要意义,不断深化合作,发挥政策导向和综合金融优势,按照源头减排、末端治理、技术优化、全程监控的系统性思维,进一步完善政策配套,共同探索机制创新,调结构、优布局、促发展,加快形成新时期工业绿色发展的推进机制,培育经济发展新动能。 2018年,我国工业节能减排目标任务基本完成,带动环境质量持续改善,“十三五”工业节能减排工作按计划稳步推进。展望2019年,工业经济发展有望继续保持平稳增长态势,节能减排压力有所加大,但各项节能减排工作仍将有序推进。 工业节能产业分析 随着我国工业化装备水平的不断提高和自动化控制技术、信息技术、网络技术的不断发展,工业节能产业的发展必然要从设备节能、生产流程的末端节能这一初级节能模式走向生产工艺节能以及生产流程的过程节能的高级模式,从而最终形成工业系统生产全流程的节能。绿色工厂、低碳工厂将建立在生产全流程的基础之上。 进入2019年,工业能源消费总量预计继续保持低速增长,单位工业增加值能耗有望继续下降,但降幅可能继续收窄。首先,根据国务院《“十三五”节能减排综合性工作方案》的总体部署,按照工业和信息化部发布的《工业绿色发展规划(2016-2020)》的具体安排,“十三五”工业节能工作进入收尾期,为确保目标任务顺利完成,必须在2019年进一步加大节能工作力度,2019年工业节能目标任务的完成有了政策层面的保障。其次,工业生产的稳定增长,尤其是高载能行业的持续回暖,将带动工业能源消费需求进一步回升,工业能源消费总量将继续保持增长态势的同时,单位工业增加值能耗大幅反弹的局面应该不会出现。第三,随着工业领域供给侧结构性改革持续推进,结构性节能的效果将进一步显现。总的来看,2019年我国工业能源消费总量不会迅速增加,单位工业增加值能耗下降速度可能减缓,但仍然处于下降区间。 进入2019年,在高污染行业增长有限和重点行业环保措施进一步加严的情况下,主要污染物排放总量有望继续保持下降态势。首先,2018年6月16日,中共中央和国务院批准了《关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》,意见提出到2020年我国生态环境质量要总体改善,主要污染物排放总量大幅减少;要继续全面整治“散乱污”企业及集群,京津冀及周边区域2018年年底前完成,其他重点区域2019年年底前完成;在重点区域采暖季继续实施错峰生产,重点是钢铁、焦化、建材、铸造、电解铝、化工等行业,实施的范围将在2019年进一步扩大。其次,工业仍是主要污染物减排的重点领域,工业源二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘(主要是PM10)排放量分别占全国污染物排放总量的90%、70%和85%左右,随着总量减排、环境监管等措施的深入推进,工业领域主要污染物排放总量必将延续下降态势。 进入2019年,我国工业领域第一个绿色发展综合性规划《工业绿色发展规划(2016-2020)》(简称“《规划》”)的落实将深入推进,包括绿色产品、工厂、园区、供应链和企业等要素在内的绿色制造体系建设将取得全面进展,形成更加完整的绿色发展体系。《规划》提出“十三五”期间要培育百家绿色设计示范企业、百家绿色园区、千家绿色工厂、推广万种绿色产品,截止目前,绿色设计试点企业已有99家,并完成了对第一批试点企业的验收,完成“十三五”目标任务问题不大;绿色制造示范名单已经连续公布了三批,共计包括802家绿色示范工厂、80家绿色园区和40家绿色供应链管理示范企业,绿色制造体系建设工作取得全面进展,“十三五”绿色制造体系建设任务有望在2019年提前完成。同时,为加快实施《绿色制造工程实施指南(2016-2020)》,财政部、工业和信息化部正式发布了《关于组织开展绿色制造系统集成工作的通知(财建[2016]797号)》,利用中央财政资金引导和支持绿色设计平台建设、绿色关键工艺突破、绿色供应链系统构建等三个方向的示范项目,截止目前,近370个项目获得了中央财政资金的支持,范围覆盖了机械、电子、食品、纺织、化工、家电等重点工业行业。 进入2019年,“十三五”节能环保产业发展有关规划的落实将继续推进,促进节能环保产业提速发展的政策措施将保持不变,但产业增速将有所下滑。一方面,作为政策拉动需求的典型行业,环境治理领域的利好措施接连出台。2018年6月,中央国务院连续批准和出台了《关于全面加强生态环境保护坚决打好污染防治攻坚战的意见》《打赢蓝天保卫战三年行动计划》,对环境治理提出了新的更高要求,也对环境治理和监测的技术装备及产品提出了更大的需求。另一方面,受制于上半年偏紧的资金面以及部分企业中报的不及预期,2018年前三季度环保行业市场出现了整体走弱的趋势,而这种趋势在2019年很难大幅回弹。究其原因,主要是由于去杠杆政策的影响,环保行业大部分上市公司主要以PPP为主要商业模式,在此情形下受到融资环境紧缩影响明显。总的来说,2019年节能环保行业发展环境喜忧参半,政策环境确保市场需求处于高位,融资困难又会一定程度束缚行业快速增长。 2020工业节能行业发展前景与趋势分析 根据规划,到2020年全国能源消费总量要控制在50亿吨标准煤以内,单位GDP能耗下降15%,重点推进节能工作的领域包括工业、建筑、交通、商贸流通、农业农村、公共机构等。这其中,工业领域的节能工作是重中之重,同时也是压力较大的推进领域。2018年前两个月,国内工业增加值能耗下了2.08%,按照既定目标,“十三五”工业增加值能耗要下降18%,平均每年下降4%左右,但直到2017年下半年才追平完成年度目标。从具体行业能耗来看,2018年前两个月,水泥行业的能源消耗增长最快,其次是钢铁。再具体来看,钢铁行业中炼铁一项的能源消耗是下降的,其他都呈现上升。 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指引,认真贯彻落实党的十九大精神,坚持新发展理念,以供给侧结构性改革为主线,着力解决工业绿色发展不平衡不充分问题,把推进工业绿色发展作为落实制造强国建设和生态文明建设硬任务,加快实施绿色制造工程,深化试点示范,壮大节能环保产业、清洁生产产业、清洁能源产业等绿色制造产业,增加绿色产品供给,加强节能监察,降低资源能源消耗,完善法规标准和政策,进一步推动工业绿色转型,确保完成各项工作任务,助推工业经济高质量发展。全国规模以上单位工业增加值能耗下降4%以上,单位工业增加值用水量下降4.5%,工业固体废物综合利用和清洁生产水平进一步提高,工业领域贯彻绿色发展理念的自觉性和主动性进一步增强。 1、大力推动能源效率变革。深入开展工业节能监察专项行动;推进实施工业节能与绿色标准化行动计划;加快高效节能技术产品推广应用。 2、积极促进资源利用效率变革。积极推进工业资源综合利用;推进新能源汽车动力蓄电池回收利用;深化甲醇汽车试点示范;深入推进生产者责任延伸。 3、持续推行工业清洁生产。提升重点区域和流域清洁生产水平;进一步提升清洁生产审核工作;加强电器电子、汽车等产品有毒有害物质限制使用;积极推进工业节水。 4、扎实构建绿色制造体系。深入推进绿色工厂建设工作;积极推动建设绿色工业园区;加快绿色产品供给;继续开展绿色供应链管理示范;健全绿色制造公共服务体系。 5、加快推进绿色改造提升。进一步发挥绿色金融对工业绿色发展的支持作用;继续实施绿色制造专项;深入开展工业绿色低碳发展试点,组织对第一批国家低碳工业园区试点开展验收。 6、培育壮大绿色制造产业。促进环保产业发展;推进节能服务产业发展;规范再生资源产业发展;推动再制造产业发展;加强绿色制造全产业链合作。 7、不断拓展国际交流合作。进一步发挥双边、多边合作机制的作用;积极参与国际履约工作;推进绿色国际经济合作。 8、加强重大问题研究。...
一直以来,无论是“风电+储能”,还是“光伏+储能”,均为独享模式,往往造成初始投资高、利用率不足、回收期长、IRR过低等问题,共享储能模式的兴起,有望解决上述难题。 近日,在中关村储能产业技术联盟(CNESA)举办的“储能百家讲堂”线上交流会上,华北电力大学电气与电子工程学院郑华预测,大规模储能将在西北地区率先“爆发”。而共享储能模式将有望消除传统1对1独享储能模式所带来的初始投资高、利用率不足等弊病。 西北共享储能破冰 地处西北的青海,拥有丰富的锂矿资源,当地政府有意借助资源优势推动储能产业发展。2018年,青海曾发布《关于促进青海省锂电产业可持续健康发展的指导意见》,明确鼓励储能应用。 “青海主打的就是新能源这张牌,将新能源作为一个支柱产业发展。同时,将区块链融入到了电力市场交易中,让共享储能变为可能。” 一位业内资深专家表示。 2017年底,针对青海格尔木地区“弃光”特性、AGC控制模式、交易结算机制等问题,有关方面提出了共享储能理念及解决方案。经过两年多的摸索,基本形成了青海储能参与新能源调峰辅助服务等配套规则。 郑华认为,未来我国新能源发展仍将以大规模、集中式电源基地开发及外送为主,西北地区仍将是我国的新能源外送基地。但是,随着新能源占比的逐年提升,西北地区普遍存在区内消纳能力不足、灵活性调节资源有限等问题,且逐渐呈现出“电力紧张、电量富裕”等特性,在部分缺少常规机组支撑的新能源资源富集地区,高比例新能源并网系统还面临备用容量缺乏、调频能力不足等一系列问题。虽然,储能技术可以很好地解决这类问题,但是,一直以来,无论是风电+储能,还是光伏+储能,均为独享模式,往往造成初始投资高、利用率不足、回收期长、IRR过低等问题。 中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬认为,西北辅助服务市场改革将独立储能主体参与市场纳入考量,这给共享储能模式带来了市场机会。同时,也可以借助共享模式解决过去单个电站配置储能存在的利用率低、收益差等问题。 仍需打破机制束缚 近年来,青海“弃风”“弃光”问题突出。随着青海两个千万千瓦级可再生能源基地建设的全面推进,对输送通道和电网调峰能力提出了更高要求,这激发了对储能的需求。 岳芬表示,共享储能借鉴了“共享经济”的概念,它的交易特征是1对N,而电是同一技术属性的商品,“共享”首先要明确交易中存储电量的来源主体,这需要相应的技术手段和商业模式。更深层次的问题是,需要突破体制和机制束缚,如结算机制、输配电价核算机制等,这需要一个过程。 郑华认为,共享储能是储能单元的虚拟化,可涵盖现有的多种场景与模式,服务对象既可以是发电企业、负荷用户,也可以是电网企业。共享储能的控制策略、计量、结算等方面的要求更为复杂,虽然在交易机制、结算流程、输配电价等方面与现行规则有一定的差异,但可以充分利用现有制度框架,实现大规模共享储能的落地实施。比如在输配电价方面,青海是以网损费用代替共享储能与新能源企业充电交易过程的输配电费,而新疆则采用新能源汇集站方式,避免了储能与新能源企业充电交易过程的输配电费问题。因此,共享储能作为一种新型商业模式,需要各环节共同努力,实现多方共赢。 不过,也有业内专家认为,当前,共享储能缺乏完善的落地方案,无法分辨储能单元中的电是谁发出来的,又输送给了谁。 “另外,如何收费也是一大问题,电力系统是一个‘大池子’,不同类型的电源都在里面,很难去分清是谁用了这度电,又该收费多少。”上述专家表示。 暂不具备全国推广条件 在业内看来,想在全国范围内推广共享储能,还需一个认知的过程。在政策制定中,需要利益各方广泛参与,建立良好的协同机制,让资本在政策的引导下,真正成为推动储能行业发展的利器。 “未来,大规模共享储能将会有两个发展方向,一是将更多的分散式储能纳入共享范围,包括移动储能车、电动汽车等;二是基于共享储能云,结合用户用能数据、气象数据等实现更多应用,例如,为一个客户,甚至是多个客户提供削峰填谷等多样化服务。” 岳芬说。 郑华表示:“从‘十四五’规划来看,大规模共享储能电站将主要布局在西北,包括新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏等新能源外送地区。对于外送大省来说,共享储能模式不仅可提升区内新能源消纳水平,还可以有效提升外送直流的新能源占比。另外,目前,江苏、浙江等地也在结合海上风电、需求响应等领域探索共享储能的可行性,但由于中东部地区主要是用能市场,未来大规模共享储能布局相对少一些。” 不过,上述专家认为,就目前来说,电源侧、电网侧和用户侧如何共同走到共享这一步,就是一个难题。“如果推进共享储能模式,仍需要一个‘摸着石头过河’的过程。”...
:日前,由财政部、生态环境部和上海市人民政府共同发起设立的国家绿色发展基金股份有限公司(以下简称“国家绿色发展基金”)在上海市揭牌。 作为我国生态环境领域第一支国家级政府投资基金,国家绿色发展基金首期募集基金高达885亿元,政府、银行、企业三方全面参与。哪些能源项目可能成为基金标的以及如何利用好这笔基金备受关注。 有望撬动3000亿元投资规模 绿色发展基金酝酿已久。生态环境部环境规划院作为技术支持单位之一,从20世纪90年代就开始协助财政部、生态环境部研究国家环境保护基金。 全国工商联环境商会秘书长马辉表示:“绿色融资的需求不仅仅是狭义的环境污染治理概念,还涵盖能源与资源节约、绿色产品等。”除了增添生态文明建设的新引擎,国家绿色发展基金旨在解决目前环保行业“融资难”“融资贵”的问题。 生态环境部综合司司长徐必久曾表示:“解决企业融资方面,将推动设立国家绿色发展基金,2020年正式运行。” 2018年至今,受多种因素影响,不少环保企业出现现金流紧缩、债务违约、资金链断裂等问题。启动投资、推动复苏,每一个节点都需要资金支持。根据英国绿色投资集团经验,政府引导基金可以撬动1:4的杠杆。也就是说,本次绿色发展基金可吸引3倍社会资金,有望撬动环保领域投资规模超3000亿元。 致力长江经济带环境治理 公开信息显示,国家绿色发展基金按照市场化原则实行专业化管理,采用股权投资、基金注资等方式进一步吸引社会资本。 归易渡(武汉)咨询服务有限公司分析师宋燕华表示,虽然基金撬动的投资总额十分诱人,但从实际执行来看,基金出资存在一定程度掣肘。“一方面,没有出资省份的项目预计无缘成为基金投资标的;另一方面,由于政府出资并不追求投资回报,而更强调战略意义,一个省份一般不会投资和促进其他省份项目的经济增长,除非这个项目与自身有关,比如跨省的高铁、油气管道、新能源基地项目等。因此,基金比较可能发生的出资方式是,某一省的独立项目,由中央政府、当地政府和其他非政府类型投资人出资。” 一位不愿具名的业内人士表示:“绿色发展基金辐射范围很明确,首期存续期间主要投向长江经济带沿线11省(市),致力于长江经济带生态环境保护。未来,将逐步向京津冀、黄河流域、粤港澳大湾区等重点区域拓展,成为真正意义上的国家绿色发展基金。” 目前,政府生态环保项目资金支持方式主要有财政资金直接投入和PPP等方式。陈鹏表示:“与财政资金直接投入和PPP等方式相比,绿色发展基金作为金融工具,可以充分发挥财政资金增信和让利作用,吸引更多社会资本投入长江经济带沿线环境保护、污染防治、资源能源节约利用、生态建设等绿色发展重点领域。” 亟需完善回报机制 据了解,国家绿色发展基金已储备战略功能类、股权投资类、子基金类项目80个左右,将对污水处理、垃圾焚烧、危废处理、清洁能源、电池回收利用、充电桩等十几个细分行业进行分类支持。 E20环境研究院执行院长薛涛认为,目前国家储备的项目,本质来看都是目前市场化机制相对完善的项目。“大致可以分为两类。一类是有价格机制、运营性较好、以厂为单元的城市基础设施项目,以污水处理和垃圾焚烧为代表;其余四种储备项目,均由受益者或污染者付费为主,市场化程度较高。” 薛涛指出,土地开发、生态旅游、生态农业、休闲娱乐、特色小镇等项目收益较低,可以通过探索在国家绿色发展基金的助力下,推进其与生态环保项目的融合,解决行业痛点的同时,还能以经营性收益反哺生态环保公益性投入。 在马辉看来,设立国家绿色发展基金,主要目的是充分发挥财政资金投入的杠杆作用,引导社会资本流向生态环保领域,特别是一些投资回报机制不完善的领域,同时也能有效缓解环境企业融资难问题。 “在具体操作方面,国家绿色发展基金重点是要发挥‘国家队’的引导、培育作用。一些公益性强、收费机制不健全、投资回报机制不明确的生态环保重点领域,对社会资本的吸引力不足,社会资本不愿进入或难以进入。有了国家绿色发展基金的资金支持和引导,可逐步在这些领域建立健全收费机制和投资回报机制、提高市场化程度,吸引社会资本进入。并且,当这些领域市场化达到一定程度时,国家绿色发展基金还应逐步退出,更多地让纯市场化的产业投资基金及社会资本进入,形成多元化的生态环保投入格局。”马辉说。  ...
2020年上半年,面对新冠肺炎疫情带来的严峻考验和复杂多变的国内外环境,在以习近平同志为核心的党中央坚强领导下,全国上下统筹推进疫情防控和经济社会发展各项工作,疫情防控形势持续向好,经济运行稳步复苏。电力行业坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署,为社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强电力保障,并坚决落实好阶段性降低用电成本政策,降低用户用电成本。 一、2020年上半年全国电力供需情况 (一)电力消费需求情况 上半年,全国全社会用电量3.35万亿千瓦时,同比下降1.3%,一、二季度增速分别为-6.5%、3.9%,二季度经济运行稳步复苏是当季全社会用电量增速明显回升的最主要原因。4、5、6月份,全社会用电量增速分别为0.7%、4.6%和6.1%,全社会用电量增速逐月上升的态势反映出社会复工复产、复商复市持续取得进展。 一是第一产业用电量同比增长8.2%,畜牧业和渔业用电量快速增长。上半年,第一产业用电量373亿千瓦时,同比增长8.2%,畜牧业、渔业、农业用电量同比分别增长14.6%、12.2%和4.6%。 二是第二产业用电量同比下降2.5%,二季度增速回升。上半年,第二产业用电量2.25万亿千瓦时,同比下降2.5%,一、二季度增速分别为-8.8%、3.3%。上半年,制造业用电量同比下降3.0%,其中,四大高载能行业、其他制造业行业、高技术及装备制造业、消费品制造业用电量同比分别下降1.0%、2.5%、4.4%、9.4%。二季度,高技术及装备制造业增速上升至4.3%,其中6月上升至8.4%,是当前工业企业复工复产中的一大亮点。 三是第三产业用电量同比下降4.0%,信息传输/软件和信息技术服务业用电量继续高速增长。上半年,第三产业用电量5333亿千瓦时,同比下降4.0%,一、二季度增速分别为-8.3%、0.5%;随着复商复市的持续推进,6月份增速回升至7.0%。依托大数据、云计算、物联网等新技术的服务业快速发展,上半年信息传输/软件和信息技术服务业用电量增长27.7%。 四是城乡居民生活用电量同比增长6.6%,乡村居民用电增速高于城镇居民用电增速。上半年,城乡居民生活用电量5331亿千瓦时,同比增长6.6%,一、二季度增速分别为3.5%、10.6%。分城乡看,城镇居民用电量增长3.6%,乡村居民用电量增长10.5%。 五是西部地区用电量增长2.9%,全国共有13个省份用电量为正增长。上半年,东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为-3.1%、-3.0%、2.9%、-0.5%;全国有13个省份用电量为正增长,其中云南、新疆、内蒙古、甘肃4个省份增速超过5%。 (二)电力生产供应情况 截至6月底,全国全口径发电装机容量20.5亿千瓦、同比增长5.5%。上半年,全国规模以上电厂发电量为3.36万亿千瓦时,同比下降1.4%;全国发电设备平均利用小时1727小时,同比降低107小时。 一是电力投资快速增长。上半年,纳入行业投资统计体系的主要电力企业合计完成投资3395亿元,同比增长21.6%。电源工程建设完成投资1738亿元,同比增长51.5%,其中风电完成投资854亿元,同比增长152.2%;电网工程建设完成投资1657亿元,同比增长0.7%,其中,一、二季度增速分别为-27.4%、13.1%,二季度电网企业加快在建项目复工复产,并加大“新基建”等投资项目开工力度,发挥好有效投资的关键作用。 二是新增装机规模同比减少,非化石能源发电装机比重继续提高。上半年,全国新增发电装机容量3695万千瓦,同比减少378万千瓦。截至6月底,全国全口径水电装机容量3.6亿千瓦、火电12.1亿千瓦、核电4877万千瓦、并网风电2.2亿千瓦、并网太阳能发电装机2.2亿千瓦。全国全口径非化石能源发电装机容量合计8.7亿千瓦,占全口径发电装机容量的比重为42.4%,比上年底提高0.4个百分点。 三是水电和火电发电量同比下降,核电、风电发电量较快增长。上半年,全国规模以上电厂水电、火电发电量分别为4769、24343亿千瓦时,同比分别下降7.3%和1.6%;核电发电量1716亿千瓦时,同比增长7.2%。并网风电发电量2379亿千瓦时,同比增长10.9%。 四是核电、太阳能发电设备利用小时同比提高。上半年,全国核电设备利用小时3519小时,同比提高90小时;并网太阳能发电设备利用小时663小时,同比提高13小时。水电设备利用小时1528小时,同比降低145小时;火电设备利用小时1947小时,同比降低119小时,其中煤电1994小时,同比降低133小时;并网风电设备利用小时1123小时,同比降低10小时。 五是跨区送电量较快增长,清洁能源进一步大范围优化配置。上半年,全国跨区送电量2454亿千瓦时,同比增长9.4%,其中,一、二季度增速分别为6.8%、11.7%。全国跨省送电量6470亿千瓦时,同比增长0.7%,其中,一、二季度增速分别为-5.2%、5.9%。 六是市场交易电量占全社会用电量比重同比提高。上半年,全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量12024亿千瓦时,同比增长5.9%。其中,电力市场中长期电力直接交易电量为9602亿千瓦时,同比增长8.5%,占全社会用电量比重为28.6%,同比提高2.6个百分点。 七是电力燃料供应总体有保障。上半年,煤炭供需形势经历“总体偏紧-平衡-偏紧”的变化过程。根据中国沿海电煤采购价格指数(CECI沿海指数)显示,今年上半年各期5500大卡现货成交价波动范围为468-569元/吨,反映电煤采购综合成本的综合价波动范围为489-564元/吨。二季度煤炭消费快速上升,国内煤炭产量以及煤炭进口量下降,当季电煤供需形势从平衡转为偏紧。 (三)全国电力供需总体平衡 上半年,全国电力供需总体平衡有余,为社会疫情防控和复工复产、复商复市提供坚强电力保障。分电网区域看,华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡;东北、西北区域电力供应能力富余。 二、全国电力供需形势预测 (一)下半年电力消费增速将比上半年明显回升 当前我国经济呈现出恢复性增长势头,表现出逐步回稳态势,充分展现出我国经济强大韧性和巨大回旋余地。同时,国际疫情仍在蔓延,国际局势日益复杂,对我国经济社会发展和人民生活产生较大影响,对后续电力消费增长带来不确定性。总体判断,下半年电力消费增速将比上半年明显回升,预计下半年全社会用电量同比增长6%左右,全年全社会用电量同比增长2%-3%。 (二)非化石能源发电装机比重继续提高 预计全年全国基建新增发电装机容量1.3亿千瓦左右,其中非化石能源发电装机投产8600万千瓦左右。预计年底全国发电装机容量21.3亿千瓦,同比增长6%左右。非化石能源发电装机容量达到9.3亿千瓦左右、占总装机容量比重上升至43.6%,比2019年底提高1.6个百分点左右,新能源发电装机比重的提升对电力系统调峰能力需求进一步增加。 (三)全国电力供需保持总体平衡 预计全国电力供需总体平衡、局部地区高峰时段电力供应偏紧。分区域看,预计华北、华东区域电力供需总体平衡;东北、西北区域电力供应能力富余;华中、南方区域部分省份高峰时段电力供需偏紧。省级电网中,湖南、江西、广东、内蒙古西部等部分地区用电高峰时段将可能出现电力缺口,需采取有序用电措施。 三、有关建议 电力行业作为我国国民经济的基础性行业,针对当前电力安全稳定供应、电力供应业发展能力、新能源发展等方面存在的问题,为进一步保障“六稳”和“六保”工作更好落实,提出有关建议如下: (一)关于保障电力安全稳定供应方面的建议 当前经济逐步复苏,再叠加逆周期调节措施效果继续显现以及高温天气等因素,预计迎峰度夏期间电力负荷较快增长;同时,部分地区电煤供应偏紧,电力系统调峰能力不足,建议: 一是密切跟踪电力供需形势变化,做好相关预案。充分利用电力数据监测宏观经济及主要行业运行情况,针对电力供应可能偏紧的地区,及时根据形势变化修订有序用电方案和措施;关注机组及电力设备因疫情导致有效检修时间窗口缩短带来的安全性风险,加强省间电网调峰互济。二是保障电煤稳定供应。继续采取有力措施释放煤炭先进产能,并充分发挥进口煤补充作用,适当增加进口煤量,利用好国内国外“两个市场、两种资源”保障电煤供应。三是提高系统调节能力。加快建立并完善电力辅助服务市场及市场化电价形成机制,针对灵活性电源、电化学等储能装置出台容量电价,进一步提高灵活性调节电源以及储能装置建设的积极性,提高电力系统的调节能力。 (二)关于提高电力供应业发展能力方面的建议 上半年全国电力供应业输配电业务整体亏损,省级电网企业亏损面接近70%。为保障和提高电力供应业服务经济社会发展能力,尤其是落实好国务院政府工作报告提出的“推动降低企业生产经营成本、降低工商业电价5%政策延长至年底”要求,建议: 一是多渠道筹集一般工商业电价降价资金来源。在降价政策覆盖范围广、执行时间长的情况下,多渠道筹措降价资金来源,特别是多方筹措今年下半年执行工商业电价降5%的资金来源。二是对电力供应业提供相关政策支持。合理给予企业国有资本经营预算资金支持,在信贷投放规模、资金成本利率等方面对农网建设改造等工程给予更大支持。三是将电价交叉补贴纳入输配电价。明确交叉补贴主体,单列交叉补贴标准,变“暗补”为“明补”,将交叉补贴纳入输配电价,解决电价交叉补贴问题。 (三)关于解决可再生能源补贴拖欠问题方面的建议 我国可再生能源补贴相关政策法规,推动了新能源产业取得长足发展,但近年来可再生能源补贴拖欠缺口越来越大,带来新能源企业资金紧张、企业财务费用大幅上升、上下游“三角债”、新能源企业评级下降导致企业融资难融资贵等问题,制约了新能源产业的健康可持续发展,建议: 一是坚持有法可依,提升全社会发展新能源的信心。通过政策法规等形式,明确新能源存量项目补贴拖欠的客观性,树立社会发展新能源的信心和前景,保障新能源企业健康发展。二是发行专项建设债,推动绿色信贷发展。以政策性银行或相关部门作为发行主体,分期发行政府、金融机构和企业三方联动的债券品种,化解补贴欠账问题,维护政府信用;鼓励各类金融机构探索利用风投、私募、信托等金融工具,为可再生能源企业提供多元化的绿色融资渠道。三是多种方式推广绿证交易。各级政府带头示范使用绿电、购买绿证,创造更多的绿证需求,培育社会绿色消费习惯,引导绿证市场进入良性循环通道;加快提高清洁能源消纳责任权重(配额比例),让更多市场主体扩大绿证的购买量。 注释: 四大高载能行业包括:化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。 高技术及装备制造业包括:医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。 消费品制造业包括:农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装、服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。 其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中,除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业,包括:石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。...
当下,以5G为代表的“新基建”正成为建设数字中国的重要力量。作为经济发展的新动能,5G通信的发展离不开可靠的电力供应和便捷的电力服务。近日,国家电网有限公司制定了支持5G基础设施建设、做好优质供电服务保障十项措施,加快接电速度,推动5G转供电清理,深化5G电网场景应用,积极共建共享、合作共赢,助力5G产业更好发展。 5G基站选点难、费用高?电网资源向5G设施开放,共享电力铁塔! 5G是“新基建”的底层核心技术,投入商用已经一年有余。地铁刷视频、居家上网课、游戏云组队……对于公众来讲,5G带来的最直观的变化,可能就是上网速度更快了——目前实测的5G网速基本上可以达到4G网速的20倍以上。不仅如此,随着5G技术的进一步升级,自动驾驶、VR和AR、人工智能、智慧家居等应用也将逐步普及和商业化,有望带来整个信息基础设施的革命性升级。 随着5G应用价值日渐显现,5G建设成为时下最紧迫的社会任务之一。3月24日,工信部发布《关于推动5G加快发展的通知》,提出全力推进5G网络建设,充分发挥5G新型基础设施的规模效应和带动作用,支撑经济高质量发展。 5G基站是5G网络的核心设备,提供无线覆盖,实现有线通信网络与无线终端之间的转换。基站的覆盖率直接决定着5G的发展速度。根据工信部的统计资料,截至今年6月底,中国的5G基站数量达到了41万个,而使用5G网的中国网民也已经达到了1亿,预计今年年底之前,我国将完成60万个5G基站的全国布局,5G基站将覆盖全国地级市。 然而,5G基站在建设选点上依旧面临着选址困难、建设成本高等难题。 在江苏省南京市高淳区,规划5G基站建设时,中国铁塔股份有限公司南京高淳分公司总经理陈晓就遇到了一个难题。他发现,这里湖泊圩区众多,土壤松软,建筑物普遍较矮,而通信铁塔架设要求地基稳、高度高,在此地新建铁塔,面临建设成本高、难度大,以及信号覆盖面窄等情况。 现阶段,国内5G基站有一部分是由4G基站改造而来的,但区域内原本的4G基站位置,给基站改造带来了挑战。“原本的4G基站位于垃圾中转站楼顶,挂高只有十几米,信号不太好,直接改造成5G基站,基本上是不可能的。”陈晓告诉记者。 在电力塔上挂5G基站,最终让他解决了这一难题。江苏南京供电公司对接政府、工信局、中国铁塔公司等单位,打通电力资源共享的选点、设计、评审、建设、验收等工作流程,与中国铁塔南京分公司共享了高达43米的电力无线专网通信塔,实现了电网与通信行业基础设施资源高度整合利用。 “从成本上计算,如果铁塔公司自立杆塔,成本超过50万元,而采用加挂模式只需3万元。”南京高淳区供电公司总经理刘强介绍,共享基站模式既解决了4G信号不好的问题,又让5G基站找到了新的“落脚点”,建设周期从60天缩短至1天。 为进一步做好供电服务、支持5G发展,国家电网携手中国铁塔及三大通信运营商,共享共建5G基站,为扩大5G建设、加快5G商用按下了“快进键”。 7月14日,国家电网有限公司制定了支持5G基础设施建设、做好优质供电服务保障十项措施(以下简称“十项措施”)。十项措施主要内容包括:实行超前服务,推进重点区域配电网建设,实行5G基站“三省”办电服务,优化5G配套电网工程建设,配合规范5G基站转供电,推进5G基站“转改直”,提供特色增值服务,加强5G基站供电应急保障,拓展5G电网场景应用及探索合作共享模式。 据了解,国家电网将积极引导5G建设运营商科学规划5G基站布点,并结合5G基站建设规划优化完善配电网规划,推动新建建筑预留5G基站站址;在重点区域配电网建设方面,加大5G基站密集区域配电网建设力度,重点支持直辖市、省会城市、副省级城市等中心城区配电网建设,结合不同类型5G部署方式和电源接入需求,合理确定建设标准,满足5G基站未来新增用电需求。 5G基站耗电惊人? 从“转改直”到“三省”办电,一路减少使用压力! 数字化应用蓬勃生长的同时,海量数据引发的电力消耗也成倍增长。 相比较4G基站,5G基站的电费高出数倍。根据中国铁塔的报告,典型5G基站的功耗是4G基站的4倍。此外,5G基站的覆盖面积远小于4G基站,如果要实现相同面积的覆盖,5G基站的数量至少是4G基站的3倍,如此一叠加,5G基站的耗电量将是4G基站的12倍。 功耗翻倍,意味着电费翻倍。据了解,5G基站站址用电约80%是直供电(指由电网企业直接供电),约20%是转供电(指由物业公司等电网企业之外的主体供电)。为什么会有两种供电模式?“相较于转供电,直供电对于企业来说价格低、供电稳定性好、电能质量好,企业还能直接享受到政府的降价福利。不过,基站因要考虑覆盖率需平均分布,孤立偏远地区不太可能都实现专线供电,另有风能、太阳能、转供电、小马达等多种方式补充。”中国电力科学院农电所副所长程干江解释说。 “在5G基站用电价格方面,建议政府能够针对5G用电出台相关的专享优惠政策,使5G网络电费的降低与提速降费的总体要求相匹配。”中国电信技术创新中心副主任杨峰义表示。 国网电动汽车服务有限公司董事长全生明建议,政府、通信运营商和电网企业要共同努力,多渠道发力,进一步降低5G用电成本。“具体来看,对于在公共区域新建的5G基站,原则上应该由电网企业直接供电;对于存量的5G基站,应该尽量改造为电网企业直接供电;对于实行第三方转供电方式的5G基站,要大力清理转供电环节的违规加价和收取不合理费用的现象,降低基站用电价格。”全生明说。 令人期待的是,十项措施中已经包含了此类举措。据了解,国家电网将协助5G建设运营商全面排查5G基站转供电情况,并促请地方政府出台规范5G基站转供电政策;全面推广“转供电费码”应用,完善“网上国网”手机APP功能,引导5G建设运营商自行查询并向市场监管部门提供问题线索。在5G基站“转改直”方面,国家电网还将坚持“能改尽改”,会同5G建设运营商研究5G基站实施“转改直”的可行性,对于具备改造条件的5G基站,详细制定改造方案,争取地方政府将5G基站纳入城市更新、城镇老旧小区改造范围。 除了规范“转供电”和推进“转改直”,国家电网推行的5G基站“三省”办电服务,也让5G基站报装更省钱。 “从提出申请到基站顺利通电,还不到4天时间,供电服务真是跑出了‘5G速度’!”6月9日,中国铁塔股份有限公司太原市分公司5G建设项目负责人尹利芳说。 今年,山西省太原市拟建设3000个5G基站。为此,山西太原供电公司成立了5G专项服务组,提前介入了解5G建设用电需求,优化业务办理流程,在客户手续、投资方面做减法,在流程运转效率、办电速度、表后延伸服务方面做加法,为5G基站建设提速度、抢进度。 据了解,接下来,国家电网将完善“网上国网”手机APP批量报装功能,5G建设运营商只需提供一份用电申请资料即可完成5G基站批量用电申请;制定适应5G基站不同建设场景的典型供电方案,实现5G基站就近接入电网;实行限时办结,平均接电时间压减至15天内,降低5G建设运营商外线工程投资。 智能电网加上5G技术? 传统变电站变身“储能站”,智能巡检速度更快更稳! 在电力领域,5G技术也有着巨大的应用价值。 7月10日,山东青岛古镇口35千伏顾家变电站投入运行,开始为本地5G设备提供经济稳定的电力供应。山东青岛供电公司党委副书记、副总经理孙鼎浩告诉记者,基站可以进行削峰填谷,电源通过在用电低谷时段储存能源,在高峰时段使用储存的能源为5G基站供电,从而平衡电网用电高峰和低谷时段的整体负荷。“经过测算,应用这种5G基站电力供应智能削峰填谷方案,一个基站每年可节省电费1.38万元。如果方案得到大规模推广,将产生巨大的经济效益和社会效益。”孙鼎浩说。 7月11日,山东青岛供电公司与中国电信青岛分公司、华为技术有限公司联合打造的5G智能电网项目建设完工。这是当前国内规模最大的5G智能电网。截至目前,合作三方在青岛西海岸古镇口、崂山金家岭、奥帆中心等地已部署30余个5G基站。 5G网络具有低时延、高带宽的特点,可为高清视频监控的应用提供良好基础,5G的引入,也将对输电防外破具有重要意义。 5月9日,6套发射频率为3.5G赫兹的5G通信射屏无线装置在江苏镇江110千伏隆高898线35号铁塔(五峰山大跨)上成功安装。 在输电线路智能巡检装置上应用5G技术,大大解放了人力。“以前,我们的巡检装置每隔半小时进行监测拍照,用上5G技术后,巡检装置不仅能实时监测拍照,传输回的画面也更加稳定、清晰,隐患源一目了然,有助于运维人员判别故障类型,缩短抢修时间。”江苏镇江供电公司输电运检室负责人王志说。 配电网是电力系统中最贴近客户的环节,是连接电网和客户最关键的节点,也是5G技术在电网“大显身手”的领域之一。在浙江省宁波市鄞州区保利印江南小区的配电房内,一台巡检机器人沿着轨道稳稳地划过一个个出线柜,将采集到的遥信、遥测数据通过5G网络发送到综合监控平台。 这是全国首个建成的基于5G云化小基站的智能配电房。国网浙江省电力有限公司携手中国移动宁波分公司,将5G技术赋能电力行业场景,在宁波建设了更加通用化、开源化、智能化的智能配电房。 “与传统的4G配电房相比,5G智能配电房具备独有的高带宽、低时延、广连接的特性,能将智能巡检水平提到一个全新的高度。”宁波鄞州区供电公司运检部专职徐磊告诉记者,应用5G技术后的配电房,新增了红外在线测温和环境在线监测功能,可通过安装的卡片式测温热像仪实时监测设备温度,并能快速提供各类突发事故的应急处置预案。“例如当温湿度越限时,后台能自动开启空调;当红外双鉴探测器报警时,后台能自动开启灯光。”徐磊说。 5G+电力,想象力有限,未来无限。国家电网将进一步拓展5G电网场景应用,探索输变电领域智能应用、配电领域自动化应用、营销领域智慧服务应用,提升电网安全运行水平、配电网故障研判和自愈能力以及需求侧响应能力,以更可靠、更智能、更高质量的供电服务,为客户创造更大价值。...
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。要实现这一目标,需要配套政策措施、市场机制、市场监管及时跟上。 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。...
2020过了一大半,想说点什么,又觉得没什么可说的,所有我们想说的,其实基本都在之前夜报文章里已经说过了,感兴趣的话,各位可以按关键字在公众号内查询,这里再啰嗦下,简单回顾半年来,行业里部分公司的主要动态,分为两部分,外资与内资。 上半年是困难的、复杂的,在经济下行、疫情袭击等大背景下,行业竞争进入新一轮赛道,低压配电企业迎来前所未有的挑战!但,从另一个角度来看,这又是充满机遇的一个上半年,经济提质的需求,新技术的发展、新政策的护航......,在再差的大环境下,也总会有优质企业脱颖而出!实际情况是,在缓过疫情最初的几个月后,在累积订单和新基建加持下,国内低压配电企业上半年日子都还算比较滋润,据低压配电研发组了解,尤其几家优质企业,同比增长率均达到了30+%以上。 无论内资还是外资,最近半年在产品、价格、渠道、促销等方面都动作频繁,所有的一切最终均服务于其战略目标!这里,需要大家重点关注的是,从各自专业的角度去深入思考这一切和背后的逻辑。 外资部分 西门子,年初收购C&S,将以印度为中心,将产品和技术出口东南亚和非洲等地,4月份,合并配电与工控,成立西门子电气产品事业部,雄心勃勃的要成为全球增长最快、可创造更高利润的电气产品供应商,接下来的几个月,措施不断,3VA产品系列不断完善,在去年发布全新升级的3WT后,今年7月,再次发布全新升级后的3WL等。 ABB,也不甘落后,年初发布创新型Tmax XT,全球首次集成ACB技术,3月份收购Cylon,为ABB在商业建筑的能源优化和舒适性提供新的创新,6月份采用ABB Way全新的运营模式,业务模式分散化,致力于电气业务在细分市场内成为第一或第二!当然还有值得一提的是ABB的固态断路器产品,预计今年上市。 施耐德,为了加强在建筑领域数字化转型的地位,年初收购RIB,3月份,为了加速数字化转型,大幅重组执委会,3名成员加入,更包括前空客数字化转型官彼得·韦克瑟,4月份,携手众业达,部署34.2亿的产品销售细节,接下来的几个月,更是不断完善ACB、MCCB开关设计,7月,针对建筑及OEM行业,发布高性价比全新C9系列小型断路器!毫无疑问,数字化转型及维持低压配电全球第一的地位将是施耐德的主要目标。 伊顿,2月份,完成收购PDI,加强其数据中心业务,5月份,代理商大会上,空气断路器、塑壳断路器、微型断路器等行业定制产品亮相,预计2020年发布,同时其目标定为未来3年,市场份额翻番。 几大家均不遗余力的推进自身数字化转型,推动低压配电行业数字化进展,从mindpower到ecostrxure power到ability EDCS,无一不是其低压配电数字化核心平台。 老实说,无论是ABB的细分市场第一或第二目标,还是西门子的全球增长最快的电气供应商目标,还是伊顿的未来3年市场份额翻番目标,低压配电研发组认为都不乐观,目前也没有看到有效的支撑手段,也就难以撼动施耐德的地位。 内资部分 正泰电器,为了彰显信心,多次股份回购和高管增持,3月份,出资人民币 2.55亿,控股艾临科公司,同时推动近3亿元员工持股计划,4月份,发布匹配电力物联网的NA1P-S万能式断路器,7月份,设立全资子公司正泰自动化,聚焦数字化云平台等业务,当然,上半年也推出了不少行业专供的配电产品!低压配电研发组认为,正泰电器的渠道优势仍然是其他对手难以企及的存在,也是其最为有效的护城河。 良信电器,低压配电行业最大的黑马,年初至今,股票上涨164%,3月份,推第一期员工持股计划,提升NDW3-1600A参数,4月份,发布Q1财报,在疫情影响下,在行业对手大部分负增长时,良信电器依然实现了营收和扣非2位数增长!4月底,变更经营范围,聚焦智能家居、物联网和人工智能,5月份,完善和发布旗下部分6系配电产品,7月份,发布物联网空气断路器NDW1A,发布行业塑壳断路器产品NDM3AR。 德力西电气,举办3.21电工节,意欲打造成颇具影响力的行业盛会,3月份,发布AFDD电弧故障保护断路器,发布CDM6EY电子式液晶塑壳断路器,发布CDEN1配电箱,4月份,发布全新CDW6i空气断路器,6月份,申请新商标,涉及云平台及产品系列等等,7月份,全新品牌升级。 常熟开关,年初发布CW6及CM6,是常开自主研发设计的一次尝试,上半年明显加强市场及营销运作,与第三方合作大力推广产品及品牌,同时营销策略也在逐步变化!至于效果如何,有待观察。 上海人民,4月份,设立第二家全资子公司-江苏申虹电器有限公司,7月份,密集发布空气断路器、塑壳断路器及小型断路器新品,其目标是年底完成改制,完成智能制造项目验收,实现上联三步走的目标。 写在最后,毫无疑问,未来的低压配电产品将是数字化的,将是高可靠性、高安全性的,将是低碳节能、绿色环保的,这也是低压配电研发组一直追求的目标!  ...
  ▲刘振亚,全球能源互联网发展合作组织主席、中国电力企业联合会理事长、瑞典皇家工程科学院院士、英国皇家工程院院士、德国国家工程院院士。 核心阅读 化石能源为主的发展方式难以为继,建设以智能电网为基础、特高压电网为关键、清洁能源为根本的我国能源互联网,将全面促进清洁发展,保障能源安全,对我国转变经济发展方式,增强内生发展动能,应对复杂国际形势将发挥重要作用,是一举多得的战略性举措,需要在“十四五”加大力度推进实施。 (文丨刘振亚) 新世纪以来,化石能源资源和气候环境约束日益趋紧,以绿色低碳为方向的新一轮能源革命正在全球蓬勃兴起。习近平总书记深刻洞察世界能源发展大势,提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略,在2015年9月联合国发展峰会上倡议“构建全球能源互联网,推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求”。习近平总书记关于全球能源互联网的重要讲话,明确满足电力需求总体目标,突出清洁和绿色发展方式,为我们深刻把握能源互联网的本质内涵提供了根本遵循。能源互联网不是现有各类能源系统的组合,而是能源系统发展演进的高级形态。随着化石能源退出历史舞台,以太阳能、风能、水能为代表的清洁能源将成为主导。清洁能源资源丰富,且在时间和空间分布上存在天然不均衡性、随机性、波动性,必须转化为电能,依托互联电力系统大范围配置,才能实现高效开发利用。因此,能源互联网是清洁主导、电为中心、互联互通的现代新型能源体系,是清洁能源大规模开发、大范围配置、高效利用的基础平台,实质就是“智能电网+特高压电网+清洁能源”。 我国能源互联网是全球能源互联网的重要组成,是推动我国能源转型的根本途径。当前,新冠疫情在全球蔓延,国际环境发生深刻变化。面对经济下行压力和复杂国际形势,能源电力行业要在保安全、促发展等方面发挥重要作用。关键要以新发展理念和能源安全新战略为指引,加快我国能源变革转型,推动经济复苏和高质量发展,于危机中育新机、于变局中开新局。“十四五”是我国能源转型的关键期和窗口期,加快建设我国能源互联网,将根本扭转化石能源增长势头,全面促进清洁发展,保障能源安全,对我国转变经济发展方式,增强内生发展动能,应对复杂国际形势将发挥重要作用,是利在当下、惠及长远、一举多得的战略性举措。 绿色低碳转型是世界能源发展大势 当今世界,气候变化、环境污染、资源匮乏、贫困健康等问题日益严峻,严重威胁人类生存与发展。问题的根源,是长期以来人类对化石能源的过度消耗和依赖,加快绿色低碳转型是世界能源发展大势所趋。 这是能源系统升级的发展方向。从薪柴到煤炭、石油、天然气,再到太阳能、风能、水能等清洁能源,能源碳含量逐渐下降,对环境影响逐渐减小,能源系统总体从高碳向低碳发展。面对全球性挑战,能源将朝着更清洁、更友好、更高品质、可持续的方向不断升级。 这是能源技术进步的必然结果。技术进步是能源转型的关键驱动力。蒸汽机、发电机、内燃机、电动机,每一次技术革命都开创了能源发展新的时代,带来能源利用形式的重大变革和效率的大幅提升。随着特高压、智能电网、清洁能源技术的快速发展和广泛应用,将推动人类进入清洁能源时代。 这是破解资源匮乏困局的必由之路。化石能源占全球一次能源消费比重超过80%,按目前开发强度,已探明煤炭和油气储量只能分别开采100多年和50多年。全球清洁能源资源丰富,太阳能、风能、水能理论蕴藏量超过100万亿千瓦,仅开发万分之五就能满足世界各国能源需求。清洁能源将成为解决资源匮乏问题、实现能源永续供应的“巨大宝库”。 这是应对气候环境危机的治本之策。气候变化和环境污染形势很严峻。目前全球地表平均温度已比工业革命前升高1.1℃,按此趋势,到本世纪中叶左右,全球温升将超过2℃安全阈值,导致不可逆转的巨大灾难。工业革命以来,化石能源产生的二氧化碳累计达2.2万亿吨,占温室气体总量的70%以上。必须从源头减少化石能源消费,加快清洁发展,实现能源系统全面“脱碳”,根本解决全球气候环境危机。 这是实现能源经济高效发展的重要途径。技术进步和规模化发展推动清洁能源发电成本快速下降,沙特、阿联酋、智利、葡萄牙等国光伏项目,墨西哥等国风电项目国际中标上网电价已低于0.14元/每千瓦时,而煤电等化石能源受资源与环境因素制约,发电成本将持续升高。预计2025年前,光伏和陆上风电竞争力将全面超过化石能源。推动全球清洁能源大规模开发、大范围配置,将发挥清洁能源互补性强、经济性好的优势,为各国提供充足经济的绿色能源。 总之,从历史规律、技术创新、现实需求等方面看,清洁能源取代化石能源是世界的潮流、时代的呼唤,是不以人的意志为转移的必然趋势。近年来,全球许多国家出台清洁发展和去煤控油政策,加快清洁能源项目投资建设,能源绿色低碳转型呈加速发展态势。比利时、瑞典等10多个国家煤电已全部退出,26个欧盟成员国承诺2020年以后不再新建燃煤电站,荷兰、挪威、英国、法国等国已宣布禁售燃油车时间表。2019年,全球可再生能源装机达到25.3亿千瓦,占总装机比重34.7%,新增装机1.8亿千瓦,占全球新增发电容量的72%;可再生能源投资达到2800亿美元,连续5年超过2500亿美元,是化石能源发电投资的3倍。当前,受疫情影响,化石能源产业遭受严重冲击,这也为能源转型提供了契机。发展清洁能源将成为“后疫情时期”最具效益的绿色投资,为促进各国加快经济转型升级,实现更高质量复苏发挥重要作用。 表1 国家/地区承诺淘汰煤电时间   破解我国能源发展困局亟需加快变革转型 新世纪以来,我国能源需求持续攀升,已成为世界最大的能源生产国、消费国和碳排放国,能源结构以化石能源为主,资源环境约束趋紧,供需矛盾突显,能源安全、可持续发展面临严峻挑战。 油气受制于人。我国石油、天然气占一次能源消费比重约27%,受资源条件限制,生产与消费缺口持续扩大,对外依存度分别达72%、43%,保障油气安全压力巨大。特别当前逆全球化抬头、油价巨幅震荡、中美摩擦加剧,油气对外依存度过高将对国家安全带来重大挑战。 煤电问题突出。我国煤炭占一次能源消费比重约58%,一半以上用于发电,探明储量只能开采50年。煤电装机超过10.4亿千瓦,占全球的一半,机组平均利用小时数仅4400小时,远低于韩国的6200小时,按5500小时的设计标准,相当于2亿千瓦装机是无效投资,产能明显过剩。2019年以来,我国新投产和在建煤电约1.2亿千瓦,接近欧盟国家现有煤电总和(1.4亿千瓦)。在全球30多个国家都在加快退煤的情况下,我国煤电装机不降反升,面临的压力越来越大。   图1 2010~2019年我国与全球其他国家净新增煤电装机情况 清洁发展受限。我国清洁能源丰富,但资源与需求逆向分布,发展大容量、远距离、低损耗特高压输电是加快清洁能源开发和大范围配置的必然选择。目前,我国特高压电网建设总体滞后,资源配置能力不足,严重制约清洁能源发展。如清洁能源富集的“三北”地区(东北、西北、华北),外送能力仅6500万千瓦,不到清洁能源装机容量的32%,远不能满足送出需要。 碳减排形势严峻。2019年我国碳排放占全球总量的28%,人均排放比世界平均水平高46%,兑现2030年减排承诺任务非常艰巨。延续当前路径,我国不仅无法实现减排目标,还将面临煤电等基础设施先建后拆、资产搁浅的巨大损失。研究表明,当前每增加1亿千瓦煤电装机,未来将挤压3亿千瓦清洁能源发展空间,到2050年累计增加碳排放150亿吨,相当于2019年我国碳排放的1.5倍,而且煤电机组被迫提前退役还将造成超过3000亿元的资产损失。 总体看,化石能源为主的发展方式是导致我国能源安全和碳排放问题的根源。破解困局,关键要贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念,以统揽全局的思维和勇于变革的魄力,突破传统能源发展路径束缚,深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略,实现能源体系的根本改变。 建设我国能源互联网是推动能源变革转型的根本途径 建设我国能源互联网是落实习近平总书记关于推进能源安全新战略、构建国内和全球能源互联网等有关要求的重要举措,是新发展理念在能源领域的创新实践,将从能源生产、消费、市场等环节协同发力,转变以煤、油、气为主体的能源格局,打造清洁主导、电为中心、互联互通的新型能源体系,开辟绿色、低碳、可持续的能源发展新道路。 生产环节,以清洁主导转变能源生产方式。我国太阳能、风能、水能技术可开发量分别超过100亿、35亿、6亿千瓦,完全能够满足我国未来能源需求。发挥清洁能源资源优势,加快清洁替代,推动以水、风、光等清洁能源替代化石能源,是实现能源供给革命的必然要求。重点要大力开发西部太阳能发电、“三北”风电、西南水电等大型清洁能源基地,因地制宜发展分布式能源和海上风电,安全高效发展核电,配套建设抽水蓄能和电化学等储能系统,以风光水储协同保障能源供应,打造高质量发展的“绿色引擎”。煤电要严控总量、优化布局、调整定位,加快转型。压减东中部低效煤电,新增全部布局到西部和北部地区,煤电装机在2025年前达峰(11亿千瓦),并逐步压减和退出。煤电功能定位由主体电源逐步转变为调节电源,更好促进清洁能源发展。 消费环节,以电为中心转变能源消费方式。电能是优质高效的二次能源,经济价值相当于等当量煤炭的17.3倍、石油的3.2倍,电能消费占终端能源消费比重每提高一个百分点,能源强度下降3.7%。加快电能替代,推动以电代煤、以电代油、以电代气、以电代柴,形成电能为主的能源消费格局,将大幅提高我国能效水平,降低油气进口依赖度,是实现能源消费革命的根本途径。应在工业、交通、商业、农业、生活等各用能领域全面实施电能替代,提高能源消费品质和效率,让煤油气等资源回归工业原材料属性,创造更大价值。同时,依托充足经济的清洁能源发电,推动电制氢气、甲烷等燃料和原材料,培育绿色循环新型产业,为经济高质量发展提供有力支撑。2035年前,电制燃料和原材料产业实现规模化发展;到2050年,电解水制氢年产量达到6500万吨,电制甲烷年产量达到500亿立方米。 市场环节,以大电网大市场实现能源大范围优化配置。电网既是能源输送的高效载体,也是市场配置的重要平台。基于完全具有自主知识产权的特高压技术创新,我国正在建设世界上电压等级最高、配置能力最强的特高压交直流混合电网,为保障能源安全、推动清洁发展发挥了关键作用。面对更大规模“西电东送、北电南供”需要,亟需加快建设以智能电网为基础、特高压电网为骨干网架的全国能源优化配置平台,形成西部为送端、东部为受端的两大同步电网,全面提高配置能力和安全水平,满足清洁能源大规模接入、输送和消纳需要,根本解决弃水、弃风、弃光和“窝电”等问题。同时,依托大电网加快建设全国统一电力市场,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好促进能源跨区跨省交易和经济高效配置。在主要立足国内前提下,加强国际能源合作,积极推动我国与俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦、缅甸、老挝等周边国家电力互联,利用国际资源,丰富能源供应体系,实现开放条件下能源安全。 表2 中国特高压工程列表   建设我国能源互联网将大幅提升能源自主保障能力,根本解决能源安全问题,总体分三步走。第一步增量替代。2025年前,煤电装机规模达峰,总量控制在11亿千瓦,新增能源需求主要由清洁能源提供,基本扭转化石能源增长势头。第二步存量替代。2035年前,煤电逐步退出,降到9亿千瓦以下;油、气年消费量达峰并稳步降低,减少进口达到1亿吨、500亿立方米;清洁能源和电能比重加快提升,达到47%、41%;能源自给率达到88%。第三步全面转型。2050年前,我国能源互联网全面建成,能源发展方式实现根本转变。届时,煤电将降到4亿千瓦以下,每年减少油、气进口4亿吨、1500亿立方米,清洁能源占一次能源比重从目前的22%提高到74%,能源自给率从目前的80%提高到95%,单位GDP能耗和碳排放比目前分别降低60%、68%,跨区跨省资源配置能力超过7.4亿千瓦,为我国全面建设社会主义现代化强国提供安全、清洁、高效、可持续的能源保障。 表3 中国能源变革转型发展阶段性目标   建设我国能源互联网价值巨大、意义深远 我国能源互联网涉及领域广、带动力强,为我国应对当前风险挑战提供了破局之策。能够推动重大前沿技术突破,培育和壮大一批高科技企业,既有利于稳定经济基本盘,又将有力促进我国高质量发展,是振兴经济、留住青山、赢得未来的重要举措。 推动产业升级和投资就业。能源互联网聚集了新能源、新材料、特高压、储能、电动汽车、5G、大数据等“新基建”重点领域和关键技术,是世界科技竞争的前沿阵地。建设我国能源互联网将有力推动这些领域技术创新和高端装备制造,促进产业链升级、价值链提升,打造经济发展新模式、新业态、新动能,在扩大有效投资,促进经济持久稳定增长中发挥“火车头”作用。预计“十四五”期间,我国能源互联网投资可达9万亿元,其中电源、电网投资分别为7万亿、2万亿元,增加就业岗位900万个,带动相关市场主体发展,稳企业、稳投资、保就业作用显著。   图2 中国能源互联网重点攻关技术 降低全社会用能成本。我国已逐步进入光伏、风电平价上网时代,预计2025年西部和北部地区清洁能源发电成本将低于0.3元/千瓦时,通过特高压送至东中部地区经济性显著。依托能源互联网,统筹利用资源差、时间差、价格差,推动清洁能源规模化开发和经济高效配置,到2035年、2050年将使全社会平均度电价格降低0.06元、0.12元,每年减少用能成本7000亿、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。 大幅减少碳排放。建设我国能源互联网,加快清洁替代和电能替代,将推动能源系统与碳脱钩、经济发展与碳排放脱钩,根本解决发展与减排的矛盾,以较低成本、较小代价、更快速度实现减排目标。2025年,我国碳排放达峰(97亿吨),2035年、2050年减少到67亿、30亿吨,较峰值下降30%、70%,兑现减排承诺,在全球气候治理中占据主动。 改善生态环境与健康。我国能源互联网是建设美丽中国的助推器,在减少环境污染、节约水资源等方面将发挥重要作用。到2035年、2050年,每年可减少大气污染物排放1500万、2700万吨;节约淡水700亿、1400亿吨。我国生态环境的根本改善,将显著降低自然灾害风险,减少污染引发的各种疾病,提高人民健康水平和幸福感。 促进区域协同发展。通过加快西部、北部清洁能源集约化开发和大规模外送,变资源优势为经济优势,将有力带动西部大开发和东北全面振兴,扩大投资就业,促进边远和贫困地区脱贫致富,缩小地区发展差距,实现共同富裕目标。目前,西部地区每年通过特高压电网外送电力约3000亿千瓦时,仅售电收入就超过850亿元,对于带动当地经济发展作用显著。 助力人类命运共同体建设。全球能源互联网本质是全球能源命运共同体,是人类命运共同体建设的重要内容。历史上煤炭革命、油气革命、电气革命,都是西方发起和主导,相关国家由此成为世界强国。新的历史条件下,以建设我国能源互联网为契机,引领全球能源互联网发展,在世界上举起绿色低碳发展的中国旗帜,将彰显我国责任担当,显著提升国际影响力和话语权,有力促进“一带一路”和人类命运共同体建设。  ...
长期来看,储能调频的总体需求会越来越大:一方面,风电、光伏等新能源发展规模越来越大,更加需要包括调频在内的辅助市场调节;另一方面,包括新能源汽车在内的用户侧也有调频需求。 伴随《江苏电力辅助服务(调频)市场交易规则(试行)》(以下简称《规则》)出台,江苏电力辅助服务调频市场日前开启试运行。 当前,新能源并网装机的快速增长,正日益激活储能调频市场的需求。储能调频能否迎来新发展机遇? 不能简单比较里程补偿价格 从目前数据统计的各地区AGC调频辅助服务补偿规则来看,此次江苏给出的补偿规则稍有不同,补偿价格为全国最低。江苏能监办称,规则维护了所有具备合格AGC功能机组(含风电、光伏)、储能电站和综合能源服务商的合理收益。 对此,有内人士担忧,这可能引发其他地区效仿,导致调频市场为降低成本而选用并不合规的产品,从而扰乱市场秩序,降低企业参与的积极性。 国网能源研究院高级工程师时智勇则指出,从其他省份调频市场里程报价限价看,山西为5-10元/兆瓦,福建为0-8元/兆瓦,广东为6-15元/兆瓦,江苏为0-1元/兆瓦,里程报价最低,表面上看,存在降低调频资源参与市场积极性的风险,但也要看到规则的差异性和市场的竞争性。 “首先,要认清江苏调频性能指标的评价算法与其他地方并不相同,以广东为例,调频性能指标由调节速率、响应时间和调节精度三个参数共同决定,最大值不超过3,江苏调频性能指标只由调节速率和调节精度决定,且计算公式不同,对于储能而言最大值可以超过10;其次,要认清储能仅仅是调频市场的主体之一,是否具备竞争力是由市场决定。同时,《规则》的制定充分考虑了各类调频资源的特性,遵循了按效果付费的原则,即性能越好的机组补偿费用越高,对于调节性能差的机组即使以较低的价格中标,其收益也相应降低,且后期难以继续中标,不存在‘劣币驱逐良币’的情况。”时智勇说。 中国能建华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏表示,江苏调频补助算法与其他地区并不一样,简单比较价格没有意义。 新能源激活调频辅助服务 所谓的调频辅助服务市场是指自动发电控制(AGC),即二次调频。各类调频资源通过自动发电控制功能按照一定调节速率实时调整发电出力,跟踪电力调度指令,以满足电力系统频率和联络线功率控制要求。 时智勇表示,我国调频辅助服务以省为单位开展,调度机构以省级联络线功率控制为目标,根据“按需调用、按序调用”的原则,将相关指令分解后下发至各调频机组。调频辅助服务从指令生成、调用以及执行均较为独立,与其他辅助服务品种相比最适合市场化。 “不过我国调频辅助服务补偿费用规模相对较小,主要原因是二次调频需求并不迫切,以火电、水电机组为主要电源结构的电力系统,二次调频资源总体充裕,常规机组即可满足调频基本需求,同时我国已形成了世界上规模最大的同步电网,系统之间互济能力显著增强,这大大提高了频率稳定性。”时智勇说。 国家发改委能源研究所研究员刘坚认为,短期来看,整体市场受政策影响较大,企业在意政府给出的价格是否具备吸引力;长期来看,储能调频的总体需求会越来越大,主要原因在于:一方面,风电、光伏等新能源发展规模越来越大,更加需要包括调频在内的辅助市场调节;另一方面,包括新能源汽车在内的用户侧也有调频需求。 “我国储能调频发展到现在,仍是在电源侧发挥作用,未来市场的发展趋势是,将会引导用户侧资源加入进来。另外,目前调频的补偿和奖励机制并没有落实,并没有真正的发挥市场化的优势,未来这方面的细则将有望落到实处。”吴俊宏说。 储能调频的身份定位有待明确 从调频辅助服务市场运营规则来看,山西、福建、广东、江苏、甘肃均将储能纳入市场主体,储能参与调频辅助服务市场主要包括储能联合火电机组调频以及独立储能电站调频。目前来看,技术不是主要障碍,但在市场化运营方面,却存在着不小的难题。 时智勇认为,当前储能联合火电机组调频是我国现行辅助服务考核机制下的特有形式,但是,调频容量需求有限,且基本固定,若越来越多的机组配置储能,市场快速饱和,导致价格过低,在市场并未产生增量收益的情况下,补偿费用仅仅是在各发电机组之间重新分配。 吴俊宏表示,目前来看,储能调频所面临的最大问题是,没有明确的市场定位。“其在市场中并没有清晰角色定位,究竟是以电网、售电公司还是用户侧参与进去,身份的不确定性导致其发展难度巨大。” “除了成本回收问题外,安全性也是一个制约其发展的因素。”刘坚指出,“储能调频是储能行业里安全性挑战最大的,一旦安全监管体制会更加严格,部分企业可能连获得入场券的资格都没有。” 针对储能参与调频辅助服务市场的前景,时智勇指出:一是要完善市场规则,允许储能等资源公平参与调频市场;二是设计合理的调频价格形成机制,储能调频的优势在于快速响应和精确的跟踪能力,设计一个充分反映储能价值的补偿机制是市场公平性的重要体现;三是要根据电力系统实际需要建立调频辅助服务新品种,随着我国新能源大规模并网,电力系统面临电力电子化,转动惯量持续减少以及“强直弱交”等一系列问题,对能够提供毫秒至数秒级的快速调频资源需求迫切。储能是应对该类问题的重要措施,未来各省可根据需要建立快速调频辅助服务市场,以满足系统安全稳定运行要求。...
化石能源为主的发展方式难以为继,建设以智能电网为基础、特高压电网为关键、清洁能源为根本的我国能源互联网,将全面促进清洁发展,保障能源安全,对我国转变经济发展方式,增强内生发展动能,应对复杂国际形势将发挥重要作用,是一举多得的战略性举措,需要在“十四五”加大力度推进实施。 新世纪以来,化石能源资源和气候环境约束日益趋紧,以绿色低碳为方向的新一轮能源革命正在全球蓬勃兴起。习近平总书记深刻洞察世界能源发展大势,提出“四个革命、一个合作”能源安全新战略,在2015年9月联合国发展峰会上倡议“构建全球能源互联网,推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求”。习近平总书记关于全球能源互联网的重要讲话,明确满足电力需求总体目标,突出清洁和绿色发展方式,为我们深刻把握能源互联网的本质内涵提供了根本遵循。能源互联网不是现有各类能源系统的组合,而是能源系统发展演进的高级形态。随着化石能源退出历史舞台,以太阳能、风能、水能为代表的清洁能源将成为主导。清洁能源资源丰富,且在时间和空间分布上存在天然不均衡性、随机性、波动性,必须转化为电能,依托互联电力系统大范围配置,才能实现高效开发利用。因此,能源互联网是清洁主导、电为中心、互联互通的现代新型能源体系,是清洁能源大规模开发、大范围配置、高效利用的基础平台,实质就是“智能电网+特高压电网+清洁能源”。 我国能源互联网是全球能源互联网的重要组成,是推动我国能源转型的根本途径。当前,新冠疫情在全球蔓延,国际环境发生深刻变化。面对经济下行压力和复杂国际形势,能源电力行业要在保安全、促发展等方面发挥重要作用。关键要以新发展理念和能源安全新战略为指引,加快我国能源变革转型,推动经济复苏和高质量发展,于危机中育新机、于变局中开新局。“十四五”是我国能源转型的关键期和窗口期,加快建设我国能源互联网,将根本扭转化石能源增长势头,全面促进清洁发展,保障能源安全,对我国转变经济发展方式,增强内生发展动能,应对复杂国际形势将发挥重要作用,是利在当下、惠及长远、一举多得的战略性举措。 绿色低碳转型是世界能源发展大势 当今世界,气候变化、环境污染、资源匮乏、贫困健康等问题日益严峻,严重威胁人类生存与发展。问题的根源,是长期以来人类对化石能源的过度消耗和依赖,加快绿色低碳转型是世界能源发展大势所趋。 这是能源系统升级的发展方向。从薪柴到煤炭、石油、天然气,再到太阳能、风能、水能等清洁能源,能源碳含量逐渐下降,对环境影响逐渐减小,能源系统总体从高碳向低碳发展。面对全球性挑战,能源将朝着更清洁、更友好、更高品质、可持续的方向不断升级。 这是能源技术进步的必然结果。技术进步是能源转型的关键驱动力。蒸汽机、发电机、内燃机、电动机,每一次技术革命都开创了能源发展新的时代,带来能源利用形式的重大变革和效率的大幅提升。随着特高压、智能电网、清洁能源技术的快速发展和广泛应用,将推动人类进入清洁能源时代。 这是破解资源匮乏困局的必由之路。化石能源占全球一次能源消费比重超过80%,按目前开发强度,已探明煤炭和油气储量只能分别开采100多年和50多年。全球清洁能源资源丰富,太阳能、风能、水能理论蕴藏量超过100万亿千瓦,仅开发万分之五就能满足世界各国能源需求。清洁能源将成为解决资源匮乏问题、实现能源永续供应的“巨大宝库”。 这是应对气候环境危机的治本之策。气候变化和环境污染形势很严峻。目前全球地表平均温度已比工业革命前升高1.1℃,按此趋势,到本世纪中叶左右,全球温升将超过2℃安全阈值,导致不可逆转的巨大灾难。工业革命以来,化石能源产生的二氧化碳累计达2.2万亿吨,占温室气体总量的70%以上。必须从源头减少化石能源消费,加快清洁发展,实现能源系统全面“脱碳”,根本解决全球气候环境危机。 这是实现能源经济高效发展的重要途径。技术进步和规模化发展推动清洁能源发电成本快速下降,沙特、阿联酋、智利、葡萄牙等国光伏项目,墨西哥等国风电项目国际中标上网电价已低于0.14元/每千瓦时,而煤电等化石能源受资源与环境因素制约,发电成本将持续升高。预计2025年前,光伏和陆上风电竞争力将全面超过化石能源。推动全球清洁能源大规模开发、大范围配置,将发挥清洁能源互补性强、经济性好的优势,为各国提供充足经济的绿色能源。 总之,从历史规律、技术创新、现实需求等方面看,清洁能源取代化石能源是世界的潮流、时代的呼唤,是不以人的意志为转移的必然趋势。近年来,全球许多国家出台清洁发展和去煤控油政策,加快清洁能源项目投资建设,能源绿色低碳转型呈加速发展态势。比利时、瑞典等10多个国家煤电已全部退出,26个欧盟成员国承诺2020年以后不再新建燃煤电站,荷兰、挪威、英国、法国等国已宣布禁售燃油车时间表。2019年,全球可再生能源装机达到25.3亿千瓦,占总装机比重34.7%,新增装机1.8亿千瓦,占全球新增发电容量的72%;可再生能源投资达到2800亿美元,连续5年超过2500亿美元,是化石能源发电投资的3倍。当前,受疫情影响,化石能源产业遭受严重冲击,这也为能源转型提供了契机。发展清洁能源将成为“后疫情时期”最具效益的绿色投资,为促进各国加快经济转型升级,实现更高质量复苏发挥重要作用。 破解我国能源发展困局亟需加快变革转型 新世纪以来,我国能源需求持续攀升,已成为世界最大的能源生产国、消费国和碳排放国,能源结构以化石能源为主,资源环境约束趋紧,供需矛盾突显,能源安全、可持续发展面临严峻挑战。 油气受制于人。我国石油、天然气占一次能源消费比重约27%,受资源条件限制,生产与消费缺口持续扩大,对外依存度分别达72%、43%,保障油气安全压力巨大。特别当前逆全球化抬头、油价巨幅震荡、中美摩擦加剧,油气对外依存度过高将对国家安全带来重大挑战。 煤电问题突出。我国煤炭占一次能源消费比重约58%,一半以上用于发电,探明储量只能开采50年。煤电装机超过10.4亿千瓦,占全球的一半,机组平均利用小时数仅4400小时,远低于韩国的6200小时,按5500小时的设计标准,相当于2亿千瓦装机是无效投资,产能明显过剩。2019年以来,我国新投产和在建煤电约1.2亿千瓦,接近欧盟国家现有煤电总和(1.4亿千瓦)。在全球30多个国家都在加快退煤的情况下,我国煤电装机不降反升,面临的压力越来越大。 清洁发展受限。我国清洁能源丰富,但资源与需求逆向分布,发展大容量、远距离、低损耗特高压输电是加快清洁能源开发和大范围配置的必然选择。目前,我国特高压电网建设总体滞后,资源配置能力不足,严重制约清洁能源发展。如清洁能源富集的“三北”地区(东北、西北、华北),外送能力仅6500万千瓦,不到清洁能源装机容量的32%,远不能满足送出需要。 碳减排形势严峻。2019年我国碳排放占全球总量的28%,人均排放比世界平均水平高46%,兑现2030年减排承诺任务非常艰巨。延续当前路径,我国不仅无法实现减排目标,还将面临煤电等基础设施先建后拆、资产搁浅的巨大损失。研究表明,当前每增加1亿千瓦煤电装机,未来将挤压3亿千瓦清洁能源发展空间,到2050年累计增加碳排放150亿吨,相当于2019年我国碳排放的1.5倍,而且煤电机组被迫提前退役还将造成超过3000亿元的资产损失。 总体看,化石能源为主的发展方式是导致我国能源安全和碳排放问题的根源。破解困局,关键要贯彻创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念,以统揽全局的思维和勇于变革的魄力,突破传统能源发展路径束缚,深入推进“四个革命、一个合作”能源安全新战略,实现能源体系的根本改变。 建设我国能源互联网是推动能源变革转型的根本途径 建设我国能源互联网是落实习近平总书记关于推进能源安全新战略、构建国内和全球能源互联网等有关要求的重要举措,是新发展理念在能源领域的创新实践,将从能源生产、消费、市场等环节协同发力,转变以煤、油、气为主体的能源格局,打造清洁主导、电为中心、互联互通的新型能源体系,开辟绿色、低碳、可持续的能源发展新道路。 生产环节,以清洁主导转变能源生产方式。我国太阳能、风能、水能技术可开发量分别超过100亿、35亿、6亿千瓦,完全能够满足我国未来能源需求。发挥清洁能源资源优势,加快清洁替代,推动以水、风、光等清洁能源替代化石能源,是实现能源供给革命的必然要求。重点要大力开发西部太阳能发电、“三北”风电、西南水电等大型清洁能源基地,因地制宜发展分布式能源和海上风电,安全高效发展核电,配套建设抽水蓄能和电化学等储能系统,以风光水储协同保障能源供应,打造高质量发展的“绿色引擎”。煤电要严控总量、优化布局、调整定位,加快转型。压减东中部低效煤电,新增全部布局到西部和北部地区,煤电装机在2025年前达峰(11亿千瓦),并逐步压减和退出。煤电功能定位由主体电源逐步转变为调节电源,更好促进清洁能源发展。 消费环节,以电为中心转变能源消费方式。电能是优质高效的二次能源,经济价值相当于等当量煤炭的17.3倍、石油的3.2倍,电能消费占终端能源消费比重每提高一个百分点,能源强度下降3.7%。加快电能替代,推动以电代煤、以电代油、以电代气、以电代柴,形成电能为主的能源消费格局,将大幅提高我国能效水平,降低油气进口依赖度,是实现能源消费革命的根本途径。应在工业、交通、商业、农业、生活等各用能领域全面实施电能替代,提高能源消费品质和效率,让煤油气等资源回归工业原材料属性,创造更大价值。同时,依托充足经济的清洁能源发电,推动电制氢气、甲烷等燃料和原材料,培育绿色循环新型产业,为经济高质量发展提供有力支撑。2035年前,电制燃料和原材料产业实现规模化发展;到2050年,电解水制氢年产量达到6500万吨,电制甲烷年产量达到500亿立方米。 市场环节,以大电网大市场实现能源大范围优化配置。电网既是能源输送的高效载体,也是市场配置的重要平台。基于完全具有自主知识产权的特高压技术创新,我国正在建设世界上电压等级最高、配置能力最强的特高压交直流混合电网,为保障能源安全、推动清洁发展发挥了关键作用。面对更大规模“西电东送、北电南供”需要,亟需加快建设以智能电网为基础、特高压电网为骨干网架的全国能源优化配置平台,形成西部为送端、东部为受端的两大同步电网,全面提高配置能力和安全水平,满足清洁能源大规模接入、输送和消纳需要,根本解决弃水、弃风、弃光和“窝电”等问题。同时,依托大电网加快建设全国统一电力市场,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好促进能源跨区跨省交易和经济高效配置。在主要立足国内前提下,加强国际能源合作,积极推动我国与俄罗斯、蒙古、哈萨克斯坦、缅甸、老挝等周边国家电力互联,利用国际资源,丰富能源供应体系,实现开放条件下能源安全。 建设我国能源互联网将大幅提升能源自主保障能力,根本解决能源安全问题,总体分三步走。第一步增量替代。2025年前,煤电装机规模达峰,总量控制在11亿千瓦,新增能源需求主要由清洁能源提供,基本扭转化石能源增长势头。第二步存量替代。2035年前,煤电逐步退出,降到9亿千瓦以下;油、气年消费量达峰并稳步降低,减少进口达到1亿吨、500亿立方米;清洁能源和电能比重加快提升,达到47%、41%;能源自给率达到88%。第三步全面转型。2050年前,我国能源互联网全面建成,能源发展方式实现根本转变。届时,煤电将降到4亿千瓦以下,每年减少油、气进口4亿吨、1500亿立方米,清洁能源占一次能源比重从目前的22%提高到74%,能源自给率从目前的80%提高到95%,单位GDP能耗和碳排放比目前分别降低60%、68%,跨区跨省资源配置能力超过7.4亿千瓦,为我国全面建设社会主义现代化强国提供安全、清洁、高效、可持续的能源保障。 建设我国能源互联网价值巨大、意义深远 我国能源互联网涉及领域广、带动力强,为我国应对当前风险挑战提供了破局之策。能够推动重大前沿技术突破,培育和壮大一批高科技企业,既有利于稳定经济基本盘,又将有力促进我国高质量发展,是振兴经济、留住青山、赢得未来的重要举措。 推动产业升级和投资就业。能源互联网聚集了新能源、新材料、特高压、储能、电动汽车、5G、大数据等“新基建”重点领域和关键技术,是世界科技竞争的前沿阵地。建设我国能源互联网将有力推动这些领域技术创新和高端装备制造,促进产业链升级、价值链提升,打造经济发展新模式、新业态、新动能,在扩大有效投资,促进经济持久稳定增长中发挥“火车头”作用。预计“十四五”期间,我国能源互联网投资可达9万亿元,其中电源、电网投资分别为7万亿、2万亿元,增加就业岗位900万个,带动相关市场主体发展,稳企业、稳投资、保就业作用显著。 降低全社会用能成本。我国已逐步进入光伏、风电平价上网时代,预计2025年西部和北部地区清洁能源发电成本将低于0.3元/千瓦时,通过特高压送至东中部地区经济性显著。依托能源互联网,统筹利用资源差、时间差、价格差,推动清洁能源规模化开发和经济高效配置,到2035年、2050年将使全社会平均度电价格降低0.06元、0.12元,每年减少用能成本7000亿、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。 大幅减少碳排放。建设我国能源互联网,加快清洁替代和电能替代,将推动能源系统与碳脱钩、经济发展与碳排放脱钩,根本解决发展与减排的矛盾,以较低成本、较小代价、更快速度实现减排目标。2025年,我国碳排放达峰(97亿吨),2035年、2050年减少到67亿、30亿吨,较峰值下降30%、70%,兑现减排承诺,在全球气候治理中占据主动。 改善生态环境与健康。我国能源互联网是建设美丽中国的助推器,在减少环境污染、节约水资源等方面将发挥重要作用。到2035年、2050年,每年可减少大气污染物排放1500万、2700万吨;节约淡水700亿、1400亿吨。我国生态环境的根本改善,将显著降低自然灾害风险,减少污染引发的各种疾病,提高人民健康水平和幸福感。 促进区域协同发展。通过加快西部、北部清洁能源集约化开发和大规模外送,变资源优势为经济优势,将有力带动西部大开发和东北全面振兴,扩大投资就业,促进边远和贫困地区脱贫致富,缩小地区发展差距,实现共同富裕目标。目前,西部地区每年通过特高压电网外送电力约3000亿千瓦时,仅售电收入就超过850亿元,对于带动当地经济发展作用显著。 助力人类命运共同体建设。全球能源互联网本质是全球能源命运共同体,是人类命运共同体建设的重要内容。历史上煤炭革命、油气革命、电气革命,都是西方发起和主导,相关国家由此成为世界强国。新的历史条件下,以建设我国能源互联网为契机,引领全球能源互联网发展,在世界上举起绿色低碳发展的中国旗帜,将彰显我国责任担当,显著提升国际影响力和话语权,有力促进“一带一路”和人类命运共同体建设。...
作为资产规模最大的能源央企,国家电网短时间内在两次会议上都提到“战略+运营”“战略+财务”管控模式。前一次是专题会,后一次在公司深化改革工作委员会会议上,通过了“战略+运营”“战略+财务”管控模式优化方案。 7月13日的深化改革工作委员会会议,提出推动管控模式优化,是公司落实中央深化国企改革部署的重大举措,是适应新一轮电力体制改革的必然要求,是推动公司战略目标落地的重要保障,事关全局、影响长远、意义重大。 2016年,《国企改革指导意见》下发,提出国资监管由“管企业”到“管资产”并改建组建国有资本投资运营公司,意味着国企改革的重点由事关“所有权”的混合所有制转移到“经营权”改革。 一时之间,议论纷纷。国有企业从管企业到管资产的试点也进行了几轮。央企能源企业也推出几波混改项目试点,管资产怎么管,有试点,外界能看到的效果并不显著。 国家电网放管赋能来了? 混改依然重要,但管控模式成为国企挂在口头的新话术。 国家管网公司成立后,还没有实施资产划拨就在年初提出,要构建具有国家管网集团特色的管控模式,推进公司治理体系和治理能力现代化。结合公司实际,构建“战略偏运营型”的管控模式、网格化赋能的组织形态,建立灵活高效的市场化经营机制,推进管理人员能上能下、推进员工能进能出、推进收入能增能减。 战略偏运营的管控模式被提到一个高度,也是能源央企首次提出。国家管网和国家电网的业务有相似性,都是具有自然垄断性质的能源输送环节。 不过,国家电网树大根深,从2002年电改算起,已经快20年,电网覆盖度高。长期是输配一体,电力行业话语权强。 国家电网的战略+运营,是什么概念? 7月13日,国家电网有限公司召开深化改革工作委员会2020年第3次会议,深入贯彻习近平总书记关于国企改革发展、能源电力发展的重要讲话和指示精神,坚持目标引领、问题导向,凝聚思想共识,把握方向重点,持续推进管控模式优化落地见效,以管理变革“一子落”求企业发展“满盘活”。 国家电网官方新闻稿称,“战略+运营”“战略+财务”管控模式优化方案,紧扣公司战略目标和企业发展规律,抓住了当前管控模式存在的主要矛盾,具有差异化、清单化、高效化的特点,有很强的指导性、针对性和可操作性,是对公司管理理念、管理机制、管理方式的深刻调整和重要探索。 毛伟明强调,要深刻把握管控模式优化在战略落地中的关键作用,重点把握“三个突出”。 一要突出战略统领。管控模式优化必须在公司战略目标确定的框架下统筹规划和系统实施。要紧紧把握这个基本点,结合改革发展新形势新要求,强化管控模式优化与战略落地的分层衔接,与八大工程、两大行动有机融合,引导公司上下在新的管控模式下干出精彩。 二要突出放管赋能。要牢牢把握放管赋能、向基层放权授权的总基调,正确处理管理与监督、效率与规范、权力与责任的关系。要注重“放管服”改革下放清单与“负面清单”的一致性、协同性。总部层面要强化工作协同,加快职责调整、制度完善和流程重构。基层单位要抓好衔接落地,确保四季度按照新模式运转。 三要突出差异管控。要着力在“精准”上下功夫,合理设置任务目标、管理要求、容错机制、评价标准,做到因企制宜、精准施策,让各个产业、各个单位在管控模式变革过程中同向发力、各展所长,切实提高公司整体运行效率和价值创造能力。 看完这些,觉得现在央企的管理几乎与政府别无二致,用的词都一样。要结合实际才能看得清楚。放管赋能对应政府的放管服和负面清单,要对应上国网之前以总部集权为目标的改革,更觉有意思。 毛伟明要求,公司上下要进一步提高认识,增强紧迫感使命感,抓紧抓实抓细各项工作,确保管控模式优化全面落地见效。 一是责任落实要到位。公司深改委要加强领导、全面统筹。总部各部门要细化实化工作安排、进度要求,层层传递压力,层层监督落实。各单位党委要把方向、管大局、保落实,结合自身实际确保改革平稳落地。 二是保障措施要到位。健全保障机制,强化政策配套,统筹推进职责界面、制度标准、业务流程、信息系统等调整优化工作,使各项改革举措在政策取向上相互协调、在实施过程中相互同步、在落地效果上相互支撑。 三是过程管控要到位。要纵深推进“放管服”改革,该放的放到底,该管的管到位,该服务的服务好,把事前把关和事中事后监管相结合起来,做到放活管好,并坚持在实践中不断探索、总结和提升,及时发现问题、解决问题、持续改进,推动好经验、好做法融入制度、标准和流程,不断提高管控模式优化的科学性、针对性和实效性。 一周之前的7月8日,国家电网优化方案专题会,照例也有论述。有细微差异。7月8日,“战略+运营”“战略+财务”管控模式优化专题会,是这么讲的: 落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略,优化分类管控模式,构建科学合理、精简高效的管理体制机制,推进企业治理体系和治理能力现代化,加快建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业。 毛伟明指出,管理是企业永恒的主题。推动管控模式优化,是公司落实中央深化国有企业改革等重大决策部署、推动中国特色现代国有企业制度建设的重要举措,对建设具有中国特色国际领先的能源互联网企业意义重大。在公司上下的共同努力下,经过充分论证研讨、广泛征求意见,大家提高了认知、开阔了思路、凝聚了共识,在较短时间内开展了大量富有成效的工作,形成了较为成熟的方案,值得充分肯定。 毛伟明强调,要紧密结合党中央、国务院赋予公司的职责定位,紧密结合行业特点,紧密结合公司实际,积极适应不断发展的新形势新任务,准确识变、科学应变、主动求变,坚持与时俱进,推进管理创新。要突出问题导向、目标导向、结果导向,正确处理管理与监督、效率与规范、权利与责任的关系,以好的理念、好的制度、好的方法,全面激发发展潜力与经营活力,有效提高市场竞争力和管理创新力,显著提升资本运营效率与价值创造能力,支撑公司高质量发展。 毛伟明要求,要增强“战略+运营”“战略+财务”管控模式优化方案的针对性和可操作性,确保经得起实践检验。 一是坚持战略导向。要将有利于战略落地实施、提高运转效率作为基本原则,提高方案的适应性、匹配度,激发各层级的积极性、主动性、创造性,引导公司上下在新的管控模式下干出精彩。 二是坚持差异管控。要综合考虑各单位在业务属性、发展阶段、监管要求等方面的差异,精准施策、精准考核,切实提高管控效率,不搞“一刀切”“一锅煮”。 三是坚持放管赋能。要牢牢把握放管赋能、向基层放权授权的总基调,清晰界定总部和基层单位的管理界面,合理确定责权关系,该放的放掉,该管的管好,该服务的服务好,通过“放管服”有机结合,有效激发各层级活力。 四是坚持稳中求进。要落实好“稳”是基础和前提,“进”是方向和目标,进一步优化方案,把公司管控的痛点、堵点找得更准一些,把措施考虑得更周全一些,确保管控模式优化调整取得实效。 稳中求进在13日通过后没有再提了。什么改革都得稳中求进,更得看实施细节。 是否彻底告别“三集五大”,还得看实际执行 从内容看,国网此次的管控模式改革切合国资改革大方向。 不过,更要看到。切合新方向等于对前任做法的纠偏。2002年电改成立的国家电网,本来划定了5个区域公司。按照当时的改革设想,是要一步一步做实区域公司,进一步推动电改。 形势变化快,主辅分离的改革诉求到2011年两家建设公司分离才告完成。其他的没什么进展。十二五期间,国家电网开始推三集五大,总部收权。 国家电网“十二五“发展战略提出,深入推进公司发展方式转变路线。即按照集团化运作、集约化发展、精益化管理、标准化建设(简称“四化”)要求,实施人力资源、财务、物资集约化管理,构建大规划、大建设、大运行、大检修、大营销(简称“三集五大”)体系,实现公司发展方式的转变。 到2014年进行新一轮电改时,国家电网公司‘三集五大’体系全面建成。完成了对管理模式、组织体系、业务关系等全方位、根本性的调整,实现了人财物集约化管理,初步建立现代企业管理体系,有效提升了公司资源配置能力和核心业务运转效率。 国家电网在2009年全球的排名是第15名,2010年是第8名,2011-2015年都是第7名,2016年国家电网排名升至了第2位,2017年和2018年国家电网都得以维持。 当时改革方案的操刀者,业内人士对国网的集权颇有微词。 三集五大也带来了大公司的弊病,不够灵活,基层单位没有决策权,没法按地方政府意愿投资等等。人财物的集约化使得国家电网形成了一切以总部为决策调控中心的行事体制,地方单位完全丧失了人财物的自主权。当年流传,基层单位采购办公用品,审批都得走一年。10千伏以下的线路都得总部批准。 人财物集中了,效率就下降了。也与2015年开始的电改、政府下放审批权改革相悖。 随着国网第一任董事长刘振亚的退休,也在经历静悄悄的调整。不过直到2017年,国网的工作会议,还是在提三集五大。 之后才慢慢调整。 时过境迁,这次要勇敢和过去say byebye!...
:一、引言 在全球气候变化的大背景下,推进绿色低碳技术创新、发展以可再生能源为主的现代能源体系已经成为国际社会的共识,能源清洁低碳转型加速已经成为全球发展趋势。能源转型不仅伴随着产业结构调整,同时也更需要能源技术创新的支撑,能源技术进步与能源转型相互促进,正在深刻改变能源发展的前景和世界能源格局。 当前,新一轮能源技术革命正在孕育兴起,新的能源科技成果不断涌现,新兴能源技术正以前所未有的速度加快迭代,可再生能源发电、先进储能技术、氢能技术、能源互联网等具有重大产业变革前景的颠覆性技术应运而生。随着云计算、大数据、物联网等新兴技术的发展,能源生产、运输、存储、消费等环节正发生变革。 世界主要国家和地区对能源技术的认识各有侧重,基于各自能源资源禀赋特点,从能源战略的高度制定各种能源技术规划、采取行动加快能源科技创新,以增强国际竞争力,尤其重视具有潜在颠覆影响的战略性能源技术开发,从而降低能源创新全价值链成本。如美国的《全面能源战略》、欧盟的《2050能源技术路线图》、日本的《面向2030年能源环境创新战略》、俄罗斯的《2035年前能源战略草案》等。本文分析当前各国能源科技战略布局方向和国际前沿能源技术发展成果,以期洞察能源技术创新方向和能源技术发展趋势。 二、主要国家能源技术发展战略布局 纵观全球能源技术发展动态和各国推动能源科技创新的举措,可见全球能源技术创新进入高度活跃期,绿色低碳是能源技术创新的主要方向,集中在化石能源清洁高效利用、新能源大规模开发利用、核能安全利用、大规模储能、关键材料等重点领域。世界主要国家均把能源技术视为新一轮科技革命和产业革命的突破口,制定各种政策措施抢占发展制高点,并投入大量的资金予以支撑。国际能源署(IEA)发布的《IEA成员国能源技术研发示范公共经费投入简析2020》显示,在过去40年里,IEA成员国能源技术研究、开发和示范(RD&D)公共投入领域变得日益多样化。1974年,核能在能源技术投入总额中占比最高,达到75%,此后逐年下降,在2019年已降至21%,与能源效率(21%)、可再生能源技术(15%)和交叉技术(23%)的RD&D投入相当。另一方面,化石燃料投入占比在20世纪80年代到90年代达到顶峰,但在2013年之后逐步下滑至当前的9%。2019年,IEA成员国能源技术RD&D公共投入总额达到209亿美元,较2018年上涨了4%。除化石燃料下降4%外,所有技术RD&D投入均有所增加,其中氢能和燃料电池技术领域增幅最大,紧随其后的是可再生能源技术。 2019年,美国和日本是IEA所有成员国中对RD&D公共投入最多的两个国家,两国的RD&D公共投入合计占到成员国总投入的近一半(47%)。紧随其后的是德国、法国、英国、加拿大、韩国、意大利和挪威。除了日本外(投入下滑2%),其他成员国RD&D公共投入均有显著增加。得益于“地平线2020”研发创新框架计划,2019年欧盟能源技术RD&D公共投入总额位列全球第三,仅次于美国和日本。   (一)美国 积极开展先进核能系统研发 美国政府高度重视能源技术研发,投入大量研发资金,维持其在全球能源技术领域的地位。2017年,美国联邦政府投入73亿美元支持RD&D,较前一年增长9%。大部分RD&D资金用于清洁能源技术研究,包括核能(尤其是小型核反应堆),碳捕集、利用和封存(CCUS),能效等。随着可再生能源发电量的增长和电动汽车的发展,以及极端天气和网络攻击的发生频率增加,电网现代化也成为其技术研发的重要内容。 为了鼓励核能创新,美国先后于2018年和2019年签署《2017年核能创新能力法(NEIC)》和《核能创新和现代化法(NEIMA)》两份法案。为了执行“核能加速创新门户”计划,美国能源部(DOE)2019年在爱达荷国家实验室启动了国家反应堆创新中心(NRIC),将核技术相关的企业、联邦政府机构、国家实验室和大学整合起来,联合开展新概念先进反应堆设计、研发、测试和示范工作,同时为新概念反应堆技术的测试、演示和性能评估提供充足的条件支持,以加速新的先进概念核反应堆技术的商业化部署。联邦政府众议院能源和水资源委员会已在2020财年预算中为NRIC拨款500万美元,计划在未来5年内完成多种小型模块化反应堆和微型堆示范工作。美国核能行业正在快速开发小型模块堆和其他先进型核动力堆设计,其中一部分可在2030年以前投入运行。这些先进型核动力堆不仅能够提高清洁基荷电力比例,还可以通过与可再生能源联调的灵活运行、偏远地区应用、提供工业用途的供热和其他产品等方式,为美国带来极大的效益。2020年5月,美国能源部启动了“先进反应堆示范计划”,拟建造2个先进示范反应堆,并在未来5~7年内将之投入使用。DOE将提供1.6亿美元的启动资金,费用与工业界分摊。美国国会也在2020年预算中为启动一个新的先进反应堆示范项目拨款2.3亿美元。“先进反应堆示范计划”主要是建造先进反应堆,并执行美国政府2020年4月发布的继续支持美国先进反应堆技术示范的战略。 美国在CCUS领域处于全球领先地位。截至2019年底,美国拥有10个大型CCUS项目,每年捕集超过2500万吨二氧化碳。2020年4月,DOE明确将提供1.31亿美元资助多个CCUS研发项目。其中的4600万美元用于支持燃煤或燃气电厂二氧化碳捕集技术的前端工艺设计。被资助的项目主要分为两类,一是工业碳捕集技术前端工艺设计研究,二是工程规模的燃烧后碳捕集技术测试。剩余的8500万美元用于支持CarbonSAFE项目三阶段。主要目的是加速CCUS项目区域化部署。该部分资助主要有两个目的,一是识别和评估经济可行且安全的商业化地质封存场地,二是二氧化碳捕集纯化技术的经济技术评价。 (二)欧盟 深化低碳能源转型,聚焦前沿技术创新 进入新世纪后,欧盟可持续发展战略不断深化,提出低碳能源转型,成为低碳经济发展的全球引导者。围绕低碳能源核心战略,欧盟制定了具体的发展目标和技术路线图,例如“3个20%”目标,即到2020年可再生能源电力占比提高20%、能效提高20%、碳排放量相比1990年水平减少20%。同时,欧盟通过制定详细的法规政策,强制成员国减排,积极引导投资并推广低碳能源技术应用。欧盟科研创新资助计划“地平线2020”2018~2020年度的支出方案中,“低碳和适应气候变化的未来”领域获33亿欧元预算,按年度工作计划,可再生能源、能效建筑、电动运输和储存方案4个清洁能源领域的项目可获22亿欧元拨款。 欧盟在风能和氢能领域进行了前瞻性的谋划布局。2019年11月,欧洲风能技术与创新平台(ETIP-Wind)发布《风能路线图》,明确欧盟在2020~2027年间将重点发展风电并网与集成、系统运行和维护、下一代风电技术、海上风电配套设施、浮动式海上风电等领域。欧洲燃料电池和氢能联合组织(FCH-JU)于2019年2月发布《欧洲氢能路线图:欧洲能源转型的可持续发展路径》,提出面向2030、2050年的氢能发展路线图,为欧洲大规模部署氢能和燃料电池指明方向,并阐明发展氢能的社会经济效益。同时,为推动氢能源技术发展,欧盟计划采取多项举措,包括:经由“创新基金”为氢能源生产提供50亿欧元至300亿欧元支持,推动年产量增至100万吨;把下个长期预算中对氢能源项目的扶持资金提升至13亿欧元;经由欧洲投资银行管理的一项特别基金加大对可再生能源和氢能源基础设施投资,这项主营贷款的基金年均可支配100亿欧元。 近十年来,德国一直推行以可再生能源为主导的“能源转型”战略,持续增加对能源技术研发的公共投入。2017年,德国投入10.1亿美元用于RD&D,占其GDP的0.031%,相比前一年增长了14%。其中,可再生能源技术占能源RD&D总预算的29%,主要用于太阳能和风能研究;其次是能效(主要用于提高工业能效)和核能(包括核聚变),分别占22%和21%;其他电力和储能技术占到13%,化石燃料仅占5%,其中一半以上用于碳捕集和利用的研究。 2019年,德国气候内阁达成“退煤”共识,通过了扶持退煤地区发展的《结构强化法》草案,以推动欧盟到2050年实现碳中和的目标。同时,德国出台《气候保护计划2030》,目标是2030年温室气体排放比1990年减少55%,包括为二氧化碳排放定价、鼓励建筑节能改造、资助相关科研等诸多措施,涵盖能源、交通、建筑、农业等多个领域。为了实现应对气候变化的目标,德国从3个方面加强研发:一是加强氢能研究,推出氢能战略。二是加强德国的电池生产。投入10亿欧元在德国多地促进电池生产。“电池研发工厂”支持德国在整个电池价值链中扩展能力和技术。三是加强二氧化碳的储存和使用研发。 2020年6月,德国政府通过了《国家氢能战略》,设定到本世纪中叶实现碳中和的目标,并计划成为氢技术的全球领导者。该战略认为,从长远来看,只有可再生能源生产的氢(绿氢)才是可持续的,这将是未来投资的重点领域。德国政府预计,到2030年,氢的需求量折合约90~110太瓦时。为了满足部分需求,到2030年德国将建成总装机容量达5吉瓦的海上(或陆上)可再生能源发电厂。作为迈向氢技术市场的第一步,强大而可持续的本国氢能市场至关重要。除了现有的支持计划,德国还将提供70亿欧元用于发展氢能技术,并将投资20亿欧元在其合作国家建立大型的“德国制造”制氢厂。由于德国没有足够空间用以建造所需的大量可再生能源装机,其计划在未来进口大量绿氢。氢能和燃料电池方面,德国联邦交通部已选定9个地区,拟通过帮助地区制定合适的氢能发展规划,建立多方共同参与的发展网络,将其打造成为德国的氢示范区。着眼于未来的工业标准,德国研究机构开发燃料电池的标准化物理参数测量方法,以便集成应用并进一步实现规模化和市场化,为燃料电池技术发展铺平道路。 (三)英国 制定低碳战略,加速部署低碳制氢技术 英国在2008年通过《气候变化法案》,法案确立的远期目标是到2050年将碳排放量在1990年的水平上降低至少80%。2019年5月,英国负责制定减排方案并监督实施的气候变化委员会建议,将此目标修改为“净零排放”,即通过植树造林、碳捕捉等方式抵消碳排放。如今,英国成为第一个以法律形式确立到2050年实现“净零排放”的主要经济体,将清洁发展置于现代工业战略的核心。英国2019年清洁能源发电量已经超过化石燃料发电量,并计划在2025年前逐步淘汰所有燃煤发电。2019年3月,英国发布《海上风电行业协定》,计划到2030年将英国海上风电装机容量增加到30吉瓦,满足英国三分之一的电力需求。 2020年,英国商业、能源和产业战略部(BEIS)宣布出资3300万英镑支持低碳制氢供应链技术开发,旨在研发高性能低成本的低碳制氢技术并开展相关示范,以降低制氢成本,加速英国低碳制氢技术的部署和应用。本次资助聚焦五大主题领域,具体内容如下:(1)海上风电制氢。在深海区域建造一个风电制氢设施原型,该设施原型由大型浮动式风力涡轮机(10兆瓦)、水处理单元和产氢电解槽组成,能够以海水为原料利用风电进行电解制氢,并通过管道输运到陆地。(2)低碳产氢示范工厂。通过采用集成Johnson Matthey公司低碳制氢技术的碳捕集设施,ProgressiveEnergy、Essar、Johnson Matthey和SNC-Lavalin四家公司联合建造一座低碳制氢示范工厂,每小时产氢量达到10万标准立方米,以验证技术规模化应用潜力。(3)基于聚合物电解质膜电解槽绿色产氢装置。基于ITM Power公司吉瓦级别的聚合物电解质膜电解槽,开发一个低成本、零排放的风电制氢示范装置,为炼油厂提供清洁的氢气资源。(4)开发和评估先进的天然气重整制氢新系统。开发和评估先进的天然气重整制氢新系统,为利用英国北海天然气生产氢气提供一种节能且具有成本效益的新方法,同时新系统能够有效地捕集并封存制备过程产生的二氧化碳气体以防止气候变化。(5)开发吸附强化蒸汽重整(SESR)制氢装置。依托天然气技术研究所(GTI)发明的基于新技术的SESR工艺,设计开发中试规模低碳氢气制备的示范装置并进行示范生产,评估新工艺的技术经济性。 (四)日本 持续推进氢能与燃料电池技术 在经历福岛核事故之后,日本在能源科技发展重点上有较大调整。日本将氢能作为应对气候变化和保障能源安全的一张王牌,为此制定了建设“氢能社会”的氢能基本战略目标,提出要构建制备、储存、运输和利用的国际产业链,积极推进氢燃料发电,扩大燃料电池及其汽车市场。2017年12月,日本政府制定《氢能基本战略》,从战略层面设定氢能的中长期发展目标。2018年7月,日本政府发布《第五次能源基本计划》,定调未来发展方向是压缩核电发展,降低化石能源依赖度,加快发展可再生能源,以氢能作为二次能源结构基础,同时充分融合数字技术,构建多维、多元、柔性能源供需体系,实现2050年能源全面脱碳化目标。2019年3月,日本更新《氢能与燃料电池战略路线图》,提出到2030年的技术性能、成本目标。同年9月,日本政府出台《氢能与燃料电池技术开发战略》,确定燃料电池、氢能供应链、电解水产氢3大技术领域10个重点研发项目的优先研发事项。从最初的发展氢能的基本战略,一直到最近的技术开发战略,日本从战略到战术再到具体项目执行层面,稳步推进氢能和燃料电池的技术发展与应用。 日本的燃料电池产业坚持面向家庭,且在技术上持续推进。在国家层面,政府以向新能源产业技术综合开发机构(NEDO)投入专项科研经费为主,设定核心技术应达到的相应指标,并将指标进行分解,对承担课题研究的单位定期进行评估,以实现氢能发展目标。研究机构在氢燃料电池领域建立了持续的研发体系,很多大学持续参与氢能研究已达50年,在关键技术包括极板、膜电极、电子材料等方面都有庞大的研发团队。在企业层面,根据氢燃料电池技术状况、氢来源的便利性以及成本、市场需求等,不断完善氢燃料电池家庭应用产品,松下、东芝、日立等机电一体化企业在十年前已开始了应用端的实证研究,积极占领研发成果制高点。降低制氢成本方面,2019年,日本物质材料研究机构(NIMS)与东京大学和广岛大学合作,通过开发2030年前后完全可能研制出实用化的、放电较慢但成本低廉的蓄电池,日本有望实现每立方米为17~27日元(约1.04~1.64元人民币)的制氢成本。 三、前沿技术最新动态与重要成果 (一)油气勘探开发与利用技术 1.地下原位改质技术 地下原位改质是通过对地下储层进行高温加热,将固体干酪根转换为轻质液态烃,再通过传统工艺将液态烃从地下开采出来的方法。该技术具有不受地质条件限制、地下转化轻质油、高采出程度、低污染等优点,一旦规模化应用,将对重质油、页岩油和油页岩开采具有革命性意义。壳牌公司地下原位改质技术采用小间距井下电加热器,循序均匀地将地层加热到转化温度。该技术通过缓慢加热提升产出油气的质量,相对于其他工艺可以回收埋藏极深的岩层中的页岩油,同时省去地下燃烧过程,减少地表污染,降低对环境的危害。为了避免地下水污染,壳牌公司开发了独有的冷冻墙技术,可有效避免生产区域在页岩加热、油气采出和后期清理过程中地下水的侵入。 2.废弃油田再利用技术 俄罗斯秋明国立大学将物理化学开采方法与微乳液驱油技术相结合,开发出一种从废弃的油田中开采石油的方法。微乳液驱油依靠的是重量和粘度,是当今最有效的驱油技术。微乳液比石油重,不与之混合,驱油时会把石油推到表面。但其对侵蚀性的现实条件(沉积物的温度和硬度)非常敏感,会失去实验中的理想特性。 3.高精准智能压裂技术 近年来,水平井分段压裂呈现压裂段数越来越多、支撑剂和压裂液用量越来越大的趋势。从长远看,实现压裂段数少、精、准,才是水力压裂技术的理想目标。目前业界正在探索大数据、人工智能指导下的高精准压裂技术和布缝优化技术,但是真正能够“闻着气味”走的压裂技术还有待研究和突破。美国Quantico能源公司利用人工智能技术,将静态模型与地球物理解释紧密耦合,对不良数据进行质量控制,形成高精度预测模型,用于压裂设计,在二叠盆地和巴肯油田的100多口油井中使用后,与邻井对比结果表明,优化后的完井方案不仅可以使产量提高10%~40%,还能有效降低整体压裂作业成本。随着“甜点”识别、压裂监测技术和人工智能技术的发展,未来高精准智能压裂技术有望实现每一级压裂都压在油气“甜点”上,可有效提高储层钻遇率和油气产量,降低开发成本,降本增效意义重大。 4.远程单趟式深水完井 高昂的钻机费用迫使开发商想方设法减少井筒起下钻次数,特别是在深水作业中。油服企业威德福于2019年3月推出TR1P系统,这是全球首个也是唯一一个能够远程激活的单趟下钻式深水完井系统,可为开发商带来更高的效率、灵活性以及收益。该系统无需控制管线、冲管、电缆、连续油管以及修井设备,完全实现了100%的无干涉作业。开发商能够在生产井与注入井中执行储层所需的作业,可在更短的时间内完成更多的作业,从而降低作业风险、降低成本。与传统的机械或液压式完井设备相比,TR1P系统在整体作业与钻机摊铺成本方面节省了开支。 (二)太阳能技术加快应用 1.新型六结叠层太阳能电池效率已接近50% 由于半导体固有的带隙特点,单结半导体太阳能电池的光电转换效率存在理论极限,即肖克利—奎伊瑟效率极限。而将不同带隙(光谱响应范围不同)的电池进行串联构建叠层太阳能电池被认为是电池效率突破S-Q效率极限值强有力的技术路径。围绕上述问题,美国国家可再生能源实验室(NREL)研究团队设计制备了基于III–V族异质结半导体的六结叠层太阳能电池,通过对制备工艺和结构的优化,有效克服了不同晶体晶格错配问题,减少了内阻,抑制了相分离,使得电池器件性能显著提升,在聚光条件下器件获得了高达47.1%的认证效率(之前效率纪录是46.4%),创造了有史以来太阳能电池器件光电转换效率最高值,即使在无聚光条件下整个器件依旧可以获得近40%的转换效率,也是目前无聚光太阳能电池器件的最高记录。电池的六个结(光敏层)中的每个结点都经过专门设计,可以捕获来自太阳光谱特定部分的光。该设备总共包含约140种III-V材料层,以支持这些连接点的性能,但其宽度却比人的头发窄三倍。由于III-V太阳能电池的高效率特性和制造成本,因此最常用于为卫星供电。 2.太阳能制氢技术取得积极进展 澳大利亚国立大学(ANU)的科学家利用串联钙钛矿硅电池实现了17.6%的太阳能直接制氢效率。这种电池是将低成本的过氧化物材料层叠在传统的硅太阳能电池上。目前的共识是,利用低成本的半导体来实现光电电化学(PEC)水分解过程,太阳能制氢的效率要达到20%,才能在成本上具有竞争力。ANU团队表示,串联钙钛矿硅电池,结合便宜的半导体,可以在合理的成本下带来高效率。PEC过程允许仅使用阳光和光电化学材料从水中生产氢。这一操作跳过了电力生产和转换步骤,不需要电解槽。这种直接产生绿色氢的过程与光合作用的过程类似。 美国科学家首次研发了一种能够有效吸收阳光的单分子,而且该分子还可以作为一种催化剂,将太阳能转化为氢气。这种新型分子可以从太阳光的整个可见光光谱(包括低能量红外光谱,也是太阳光光谱的一部分,以前很难收集该光谱的能量)中收集能量,并迅速有效地将其转化成氢气。与目前的太阳能电池相比,这种单分子可以多利用50%的太阳能,从而减少对化石燃料的依赖。 (三)新型核电技术取得重大进展 1.全球首座浮动核电站投入使用 2019年9月,由俄罗斯设计建造的全球首座浮动核电站“罗蒙诺索夫院士”号,从俄北极摩尔曼斯克港启航,穿越北极海域行驶近4989千米之后抵达目的地佩韦克港。“罗蒙诺索夫院士”号于2020年5月投入商业运营,其动力采用“泰米尔”号破冰船动力堆的升级版。俄罗斯已为“罗蒙诺索夫院士”号投入约4.8亿美元,该船长144米,宽30米,高10米,排水量2.15万吨,能配备70名左右船员,船上搭载两座35兆瓦核反应堆,主要功能是为俄极其偏远地区的工厂、城市及海上天然气、石油钻井平台提供电能。 在发电方面,该核电站采用了小型模块化核反应堆,拥有两套改进的KLT-40反应堆,每座发电量达35兆瓦,可提供高达70兆瓦的电力或300兆瓦的热量,供20万人使用。除了核电设施,这个巨型浮式核电站上的海水淡化设备还可每天提供24万立方米的淡水。现在,俄国家原子能公司正在研制第二代浮动式核电站,将之作为解决北极等特殊地域能源供应的重要选择。 2.受控核聚变实验持续创造纪录 受控的核聚变反应所产生的净能量在没有危险辐射量的情况下产生,实现能量持续、平稳输出,其优势明显大于核裂变发电。作为应对气候变化的一个潜在解决方案,核聚变能源将替代对化石燃料的需求,解决可再生能源固有的间歇性和可靠性问题。美国、中国和欧洲国家核聚变实验装置持续创造纪录,稳步推进受控核聚变的实现。 美国国家点火装置(NIF)在几年前就已经实现了1亿度目标,其采用惯性约束核聚变方式,以192条激光束集中在一个花生米大小的、装有重氢燃料的目标反应室上。每束激光发射出持续大约十亿分之三秒、蕴涵180万焦耳能量的脉冲紫外光,脉冲撞击到目标反应室上,将产生X光。利用X光将把燃料加热到1亿度,并施加足够的压力使重氢核生聚变反应。 中国自行研制的超导托卡马克受控核聚变装置(EAST)与美国NIF实现聚变的方式不同。目前托卡马克实现了磁束缚等离子体和中心温度1亿度,下一个目标是维持束缚,且达到1亿度维持1000秒。 位于法国南部的跨国项目国际热核聚变实验堆(ITER)是目前全球规模最大、影响最深远的国际科研合作项目之一。2019年7月,这一全球最大的核聚变反应堆项目实现低温恒温器成功交付,进入安装状态。目前,35个国家正在通力合作ITER。ITER装置主机最重要部分之一的PF6线圈,由中科院合肥研究院等离子体所承担研制并于近日正式交付,为ITER计划2025年第一次等离子体放电的重大工程节点奠定了重要基础。 (四)高性能储能电池获得重大突破 1.电池储能系统提供无功功率服务 随着越来越多的间歇性可再生能源并入电网,对电压精确平衡的需求促使英国电力系统运营商National Grid不断探索各种无功功率解决方案。英国储能开发商Zenobe Energy部署的电池储能系统通过National Grid为英国配电网络运营商(DNO)和英国电力网络(UKPN)提供这些服务。Zenobe Energy公司在英格兰苏塞克斯郡King Barn部署了一个装机容量为10兆瓦的电池储能系统。该储能项目由National Grid运营,主要为电网提供无功功率服务,以缓解容量挑战。预计到2050年可以为消费者节省4亿英镑以上的电力费用,同时增加4吉瓦的装机容量。 2.有机空气电池提高可再生能源供应稳定性 金属(如钾、钠、锂等)空气电池是一种极具发展潜力的高比容量电池技术,其理论能量密度上限可达11000瓦时/千克,远远高于传统的锂离子电池,因此得到了学术界和工业界广泛关注。然而,由于存在金属枝晶、空气电极孔道堵塞等问题,导致该类电池安全性和循环寿命不佳,限制了该类电池的实际应用。香港中文大学研究团队设计制备了钾联苯(Potassium Biphenyl)复合有机物,并将其作为负极取代传统的金属负极,与空气电极组成新型的有机空气电池,有效地解决了金属—空气电池由来已久的金属电极枝晶生长和循环寿命短的问题,从而获得了高安全、高倍率和长寿命的空气电池,在4毫安/平方厘米高放电电流密度下实现长达3000余次的稳定循环,平均库伦效率高达99.84%,为空气电池开辟全新技术发展路径。有机空气电池最适合应用于大型电厂能源储存,如风电或太阳能,亦可用于火力发电厂调频,家用太阳能电板也有机会使用到。 3.设计研发高性能负极材料全固态电池 以金属锂作负极的全固态锂金属电池在理论能量密度和安全性上都远优于传统锂离子电池。然而,锂负极不受控的枝晶生长以及低库伦效率严重制约了锂负极全固态锂金属电池的实用化发展。因此,开发高性能负极材料成为了全固态电池研究领域热点。三星技术研究院(SAIT)和日本三星研究院(SRJ)设计开发了一种独特的银—碳(Ag-C)复合负极,替代锂(Li)金属负极,结合硫银锗矿(Argyrodite)型固态电解质制备了软包的全固态电池,获得了高达942瓦时/千克的能量密度和99.8%的平均库伦效率。银—碳电极有效调节金属锂的沉积—剥离过程,避免枝晶形成,显著提升了电池寿命,且能够保持稳定循环超过1000余次,在电动汽车等高比能储能应用领域具备广阔应用前景。研究人员还测试各种不同高温下电池稳定性,结果显示电池表现出良好耐高温特性,且该电池体积仅为同样容量传统锂离子电池一半。 4.层状三元金属氢化物电极提升柔性电容性能 随着柔性可穿戴电子器件的快速发展,人们对柔性储能器件的需求逐步增加。而柔性超级电容器(超容)作为一类便携式能量储存设备也受到了许多研究者的关注。然而,当前商用的柔性超容能量密度较低(小于10瓦时/千克)无法满足高能量密度的实际需求,开发具有高容量、高充放电倍率性能的柔性电极材料极为重要。层状金属氢氧化物(LDH)具有双电层电容和赝电容的储能特性,是一类重要的超容电极材料,如镍钴层状氢氧化物,但其在碱性环境中存在不稳定性,亟需予以解决。新加坡国立大学课题组采用简单的水热法制备了一种镍(Ni)、钴(Co)、铝(Al)三元金属复合的层状氢化物柔性超容电极材料,通过对Al元素含量的优化调节,显著提升了柔性非对称超容的放电比容量和循环稳定性。该项研究制备了一种新型的三元金属双层氢化物柔性电极材料,通过Al元素的引入有效地改善了电极比电容和结构稳定性,从而获得了具有高比电容、高倍率性能和长循环寿命的柔性超容器件,电容器件经过15000次循环后,容量仅衰减不到9%。为改善柔性可穿戴电子器件储能提供了新的技术方案。 (五)氢能技术稳步推进 1.全球首次实现远洋氢运输 由多家日本企业组成的新一代氢能链技术研究合作组(AHEAD)实现了全球首次远洋氢气运输,从文莱向日本运输了第一批氢气,通过在川崎市沿海的东亚石油株式会社京滨炼油厂开始供应从甲基环己烷(MCH)中分离出来的氢气,为水江发电厂的燃气涡轮机提供燃料。不同于日本与澳大利亚开展的褐煤制氢—液氢输运,AHEAD项目采用千代田公司的SPERA技术探索有机液态储氢的商业化。相对于低温液态储氢的高能耗(25%左右)、易蒸发(0.5%~1%/日),有机液态储氢具有性能稳定、简单安全以及可充分利用现有石化基础设施等优势。但也存在着反应温度较高、脱氢效率较低、催化剂易毒化等问题。该技术的核心是找到高效的催化剂。千代田公司利用甲基环己烷(MCH)作为载体,开发的催化剂“有效寿命”超过1年,并成功进行了10000小时的示范运行。 2.10兆瓦级可再生能源电力制氢厂投运 位于日本福岛县浪江町的10兆瓦级可再生能源电解水制氢示范厂(FH2R),是目前世界上最大的可再生能源制氢装置。该设施于2020年3月7日开始运行,进行清洁廉价制氢技术的生产试验。该设施在18万平方米场地内铺设了20兆瓦太阳能发电装置,接入10兆瓦电解水制氢装置,设计生产能力每小时1200标准立方米氢气。开始运行期间能够年产200吨氢气,生产过程中二氧化碳净排放为零。生产的氢气预计主要以压缩罐车和气瓶组的形式供应福岛县和东京都市场。氢产量和储存量将根据对市场需求的判断进行调整。氢产量还将适应电力系统负荷调整的需要进行调节,以满足用电供需平衡的要求,最终不使用蓄电池而通过利用电能—氢能之间的转化实现电网负荷调整达到供需平衡。具体实施中,东芝能源系统负责项目协调及氢能系统,东北电力负责电力系统及相关控制系统,岩谷产业负责氢的需求预测系统和氢的储存、供给。 四、发展趋势 当下,全球能源转型提速,能源系统逐步向低碳化、清洁化、分散化和智能化方向发展。未来,低成本可再生技术将成为能源科技发展的主流,能源数字技术将成为引领能源产业变革、实现创新发展的驱动力。储能、氢能、先进核能等前瞻性、颠覆性技术将从根本上改变能源世界的图景。 (一)可再生能源技术成本仍呈下降趋势 在“技术为王”的时代,获取能源资源的成本或效率是决定成败之关键所在,因此发展低成本技术是未来重要趋势。近年来,随着太阳能、风能等非传统可再生能源技术水平提高、成本下降,世界多国和地区都加快了可再生能源发展的步伐。据彭博新能源财经(BNEF)发布的2019年《新能源市场长期展望》,可再生能源目前是全球三分之二地区最便宜的新建电源。到2030年,其成本将在全球大部分地区低于已建火电,由于风电、太阳能和储能技术成本的大幅下降,到2050年全球近一半的电力将由这两种快速发展的可再生能源供给。太阳能和风能是未来可再生能源的主体,低成本可再生能源技术是能源科技发展的重点领域。 (二)数字技术将加速能源转型 随着各种信息化技术在能源领域中的应用,“数字化”技术逐步打破了不同能源品种间的壁垒,成为未来的一大发展趋势。数字技术(如传感器、超级计算、人工智能、大数据分析等)具有强大的变革推动力,能够提升整个能源系统效率,使能源供应和消费变得更安全、更可靠和更具成本效益。例如,在石油勘探领域智能机器人的应用,将解禁全球之前大量无法开采或者高成本开采的油气田,全球能源可开采量将发生巨大变化。智能化电网系统的应用发展将实现对电力系统实时监测、分析、分配和决策等,实现电力分配、使用的效率最大化。区块链技术已经被愈加广泛地应用,在以原油为代表的能源交易平台、可再生电力的点对点交易、电动汽车充电、电网资产管理、绿证追踪管理甚至虚拟能源货币等领域都已崭露头角,这将会给能源领域带来更深刻的变化。 IEA在《数字化和能源》预测,数字技术的大规模应用将使油气生产成本减少10%~20%,使全球油气技术可采储量提高5%,页岩气有望获得最大收益。仅在欧盟,增加存储和数字化需求响应就可以在2040年将太阳能光伏发电和风力发电的削减率从7%降至1.6%,从而到2040年减少3000万吨二氧化碳排放。与此同时,数字化还可以使碳捕获和储存等特定的清洁能源技术受益。 (三)新兴技术将重塑能源未来 当前,以新兴能源技术为代表的新一轮科技革命和产业变革正在兴起,在油气、储能、氢能、先进核能等领域,新的颠覆性技术不断涌现。其中,油服公司的技术创新尤为活跃,新技术、新工具、新装备以及一体化的解决方案不断推出。大规模储能系统的应用,使得能源转换与利用更加高效,实现能源的时空平移,以解决能源在生产、传输以及使用环节的不同步性等问题。随着氢能和燃料电池关键技术的逐步突破,各国争相将发展氢能产业提升到国家能源战略高度,大力推进氢能产业链布局与技术创新。目前,包括物理储能、电化学储能、储热、储氢等在内的多种储能技术类型,在新能源并网、电动汽车、智能电网、微电网、分布式能源系统、家庭储能系统、无电地区供电工程等不同应用场景下,展露出巨大的发展潜力,市场前景非常广阔。在核能领域,确保可持续性、安全性、经济性和防核扩散能力的先进技术是研发的重点,主要研究方向包括开发固有安全特性的第四代反应堆系统、燃料循环利用及废料嬗变堆技术,以及核聚变示范堆的设计与实现。此外,各类新兴技术将对现有的能源市场带来深远影响,例如先进材料的开发可以显著提高电池性能等。...
世界能源领域前沿技术探析 邱丽静/能源情报研究中心 一、引言 在全球气候变化的大背景下,推进绿色低碳技术创新、发展以可再生能源为主的现代能源体系已经成为国际社会的共识,能源清洁低碳转型加速已经成为全球发展趋势。能源转型不仅伴随着产业结构调整,同时也更需要能源技术创新的支撑,能源技术进步与能源转型相互促进,正在深刻改变能源发展的前景和世界能源格局。 当前,新一轮能源技术革命正在孕育兴起,新的能源科技成果不断涌现,新兴能源技术正以前所未有的速度加快迭代,可再生能源发电、先进储能技术、氢能技术、能源互联网等具有重大产业变革前景的颠覆性技术应运而生。随着云计算、大数据、物联网等新兴技术的发展,能源生产、运输、存储、消费等环节正发生变革。 世界主要国家和地区对能源技术的认识各有侧重,基于各自能源资源禀赋特点,从能源战略的高度制定各种能源技术规划、采取行动加快能源科技创新,以增强国际竞争力,尤其重视具有潜在颠覆影响的战略性能源技术开发,从而降低能源创新全价值链成本。如美国的《全面能源战略》、欧盟的《2050能源技术路线图》、日本的《面向2030年能源环境创新战略》、俄罗斯的《2035年前能源战略草案》等。本文分析当前各国能源科技战略布局方向和国际前沿能源技术发展成果,以期洞察能源技术创新方向和能源技术发展趋势。 二、主要国家能源技术发展战略布局 纵观全球能源技术发展动态和各国推动能源科技创新的举措,可见全球能源技术创新进入高度活跃期,绿色低碳是能源技术创新的主要方向,集中在化石能源清洁高效利用、新能源大规模开发利用、核能安全利用、大规模储能、关键材料等重点领域。世界主要国家均把能源技术视为新一轮科技革命和产业革命的突破口,制定各种政策措施抢占发展制高点,并投入大量的资金予以支撑。国际能源署(IEA)发布的《IEA成员国能源技术研发示范公共经费投入简析2020》显示,在过去40年里,IEA成员国能源技术研究、开发和示范(RD&D)公共投入领域变得日益多样化。1974年,核能在能源技术投入总额中占比最高,达到75%,此后逐年下降,在2019年已降至21%,与能源效率(21%)、可再生能源技术(15%)和交叉技术(23%)的RD&D投入相当。另一方面,化石燃料投入占比在20世纪80年代到90年代达到顶峰,但在2013年之后逐步下滑至当前的9%。2019年,IEA成员国能源技术RD&D公共投入总额达到209亿美元,较2018年上涨了4%。除化石燃料下降4%外,所有技术RD&D投入均有所增加,其中氢能和燃料电池技术领域增幅最大,紧随其后的是可再生能源技术。 2019年,美国和日本是IEA所有成员国中对RD&D公共投入最多的两个国家,两国的RD&D公共投入合计占到成员国总投入的近一半(47%)。紧随其后的是德国、法国、英国、加拿大、韩国、意大利和挪威。除了日本外(投入下滑2%),其他成员国RD&D公共投入均有显著增加。得益于“地平线2020”研发创新框架计划,2019年欧盟能源技术RD&D公共投入总额位列全球第三,仅次于美国和日本。 2019年IEA成员国和欧盟能源技术RD&D公共投入占比(单位:%) (一)美国·积极开展先进核能系统研发 美国政府高度重视能源技术研发,投入大量研发资金,维持其在全球能源技术领域的地位。2017年,美国联邦政府投入73亿美元支持RD&D,较前一年增长9%。大部分RD&D资金用于清洁能源技术研究,包括核能(尤其是小型核反应堆),碳捕集、利用和封存(CCUS),能效等。随着可再生能源发电量的增长和电动汽车的发展,以及极端天气和网络攻击的发生频率增加,电网现代化也成为其技术研发的重要内容。 为了鼓励核能创新,美国先后于2018年和2019年签署《2017年核能创新能力法(NEIC)》和《核能创新和现代化法(NEIMA)》两份法案。为了执行“核能加速创新门户”计划,美国能源部(DOE)2019年在爱达荷国家实验室启动了国家反应堆创新中心(NRIC),将核技术相关的企业、联邦政府机构、国家实验室和大学整合起来,联合开展新概念先进反应堆设计、研发、测试和示范工作,同时为新概念反应堆技术的测试、演示和性能评估提供充足的条件支持,以加速新的先进概念核反应堆技术的商业化部署。联邦政府众议院能源和水资源委员会已在2020财年预算中为NRIC拨款500万美元,计划在未来5年内完成多种小型模块化反应堆和微型堆示范工作。美国核能行业正在快速开发小型模块堆和其他先进型核动力堆设计,其中一部分可在2030年以前投入运行。这些先进型核动力堆不仅能够提高清洁基荷电力比例,还可以通过与可再生能源联调的灵活运行、偏远地区应用、提供工业用途的供热和其他产品等方式,为美国带来极大的效益。2020年5月,美国能源部启动了“先进反应堆示范计划”,拟建造2个先进示范反应堆,并在未来5~7年内将之投入使用。DOE将提供1.6亿美元的启动资金,费用与工业界分摊。美国国会也在2020年预算中为启动一个新的先进反应堆示范项目拨款2.3亿美元。“先进反应堆示范计划”主要是建造先进反应堆,并执行美国政府2020年4月发布的继续支持美国先进反应堆技术示范的战略。 美国在CCUS领域处于全球领先地位。截至2019年底,美国拥有10个大型CCUS项目,每年捕集超过2500万吨二氧化碳。2020年4月,DOE明确将提供1.31亿美元资助多个CCUS研发项目。其中的4600万美元用于支持燃煤或燃气电厂二氧化碳捕集技术的前端工艺设计。被资助的项目主要分为两类,一是工业碳捕集技术前端工艺设计研究,二是工程规模的燃烧后碳捕集技术测试。剩余的8500万美元用于支持CarbonSAFE项目三阶段。主要目的是加速CCUS项目区域化部署。该部分资助主要有两个目的,一是识别和评估经济可行且安全的商业化地质封存场地,二是二氧化碳捕集纯化技术的经济技术评价。 (二)欧盟·深化低碳能源转型,聚焦前沿技术创新 进入新世纪后,欧盟可持续发展战略不断深化,提出低碳能源转型,成为低碳经济发展的全球引导者。围绕低碳能源核心战略,欧盟制定了具体的发展目标和技术路线图,例如“3个20%”目标,即到2020年可再生能源电力占比提高20%、能效提高20%、碳排放量相比1990年水平减少20%。同时,欧盟通过制定详细的法规政策,强制成员国减排,积极引导投资并推广低碳能源技术应用。欧盟科研创新资助计划“地平线2020”2018~2020年度的支出方案中,“低碳和适应气候变化的未来”领域获33亿欧元预算,按年度工作计划,可再生能源、能效建筑、电动运输和储存方案4个清洁能源领域的项目可获22亿欧元拨款。 欧盟在风能和氢能领域进行了前瞻性的谋划布局。2019年11月,欧洲风能技术与创新平台(ETIP-Wind)发布《风能路线图》,明确欧盟在2020~2027年间将重点发展风电并网与集成、系统运行和维护、下一代风电技术、海上风电配套设施、浮动式海上风电等领域。欧洲燃料电池和氢能联合组织(FCH-JU)于2019年2月发布《欧洲氢能路线图:欧洲能源转型的可持续发展路径》,提出面向2030、2050年的氢能发展路线图,为欧洲大规模部署氢能和燃料电池指明方向,并阐明发展氢能的社会经济效益。同时,为推动氢能源技术发展,欧盟计划采取多项举措,包括:经由“创新基金”为氢能源生产提供50亿欧元至300亿欧元支持,推动年产量增至100万吨;把下个长期预算中对氢能源项目的扶持资金提升至13亿欧元;经由欧洲投资银行管理的一项特别基金加大对可再生能源和氢能源基础设施投资,这项主营贷款的基金年均可支配100亿欧元。 近十年来,德国一直推行以可再生能源为主导的“能源转型”战略,持续增加对能源技术研发的公共投入。2017年,德国投入10.1亿美元用于RD&D,占其GDP的0.031%,相比前一年增长了14%。其中,可再生能源技术占能源RD&D总预算的29%,主要用于太阳能和风能研究;其次是能效(主要用于提高工业能效)和核能(包括核聚变),分别占22%和21%;其他电力和储能技术占到13%,化石燃料仅占5%,其中一半以上用于碳捕集和利用的研究。 2019年,德国气候内阁达成“退煤”共识,通过了扶持退煤地区发展的《结构强化法》草案,以推动欧盟到2050年实现碳中和的目标。同时,德国出台《气候保护计划2030》,目标是2030年温室气体排放比1990年减少55%,包括为二氧化碳排放定价、鼓励建筑节能改造、资助相关科研等诸多措施,涵盖能源、交通、建筑、农业等多个领域。为了实现应对气候变化的目标,德国从3个方面加强研发:一是加强氢能研究,推出氢能战略。二是加强德国的电池生产。投入10亿欧元在德国多地促进电池生产。“电池研发工厂”支持德国在整个电池价值链中扩展能力和技术。三是加强二氧化碳的储存和使用研发。 2020年6月,德国政府通过了《国家氢能战略》,设定到本世纪中叶实现碳中和的目标,并计划成为氢技术的全球领导者。该战略认为,从长远来看,只有可再生能源生产的氢(绿氢)才是可持续的,这将是未来投资的重点领域。德国政府预计,到2030年,氢的需求量折合约90~110太瓦时。为了满足部分需求,到2030年德国将建成总装机容量达5吉瓦的海上(或陆上)可再生能源发电厂。作为迈向氢技术市场的第一步,强大而可持续的本国氢能市场至关重要。除了现有的支持计划,德国还将提供70亿欧元用于发展氢能技术,并将投资20亿欧元在其合作国家建立大型的“德国制造”制氢厂。由于德国没有足够空间用以建造所需的大量可再生能源装机,其计划在未来进口大量绿氢。氢能和燃料电池方面,德国联邦交通部已选定9个地区,拟通过帮助地区制定合适的氢能发展规划,建立多方共同参与的发展网络,将其打造成为德国的氢示范区。着眼于未来的工业标准,德国研究机构开发燃料电池的标准化物理参数测量方法,以便集成应用并进一步实现规模化和市场化,为燃料电池技术发展铺平道路。 (三)英国·制定低碳战略,加速部署低碳制氢技术 英国在2008年通过《气候变化法案》,法案确立的远期目标是到2050年将碳排放量在1990年的水平上降低至少80%。2019年5月,英国负责制定减排方案并监督实施的气候变化委员会建议,将此目标修改为“净零排放”,即通过植树造林、碳捕捉等方式抵消碳排放。如今,英国成为第一个以法律形式确立到2050年实现“净零排放”的主要经济体,将清洁发展置于现代工业战略的核心。英国2019年清洁能源发电量已经超过化石燃料发电量,并计划在2025年前逐步淘汰所有燃煤发电。2019年3月,英国发布《海上风电行业协定》,计划到2030年将英国海上风电装机容量增加到30吉瓦,满足英国三分之一的电力需求。 2020年,英国商业、能源和产业战略部(BEIS)宣布出资3300万英镑支持低碳制氢供应链技术开发,旨在研发高性能低成本的低碳制氢技术并开展相关示范,以降低制氢成本,加速英国低碳制氢技术的部署和应用。本次资助聚焦五大主题领域,具体内容如下:(1)海上风电制氢。在深海区域建造一个风电制氢设施原型,该设施原型由大型浮动式风力涡轮机(10兆瓦)、水处理单元和产氢电解槽组成,能够以海水为原料利用风电进行电解制氢,并通过管道输运到陆地。(2)低碳产氢示范工厂。通过采用集成Johnson Matthey公司低碳制氢技术的碳捕集设施,ProgressiveEnergy、Essar、Johnson Matthey和SNC-Lavalin四家公司联合建造一座低碳制氢示范工厂,每小时产氢量达到10万标准立方米,以验证技术规模化应用潜力。(3)基于聚合物电解质膜电解槽绿色产氢装置。基于ITM Power公司吉瓦级别的聚合物电解质膜电解槽,开发一个低成本、零排放的风电制氢示范装置,为炼油厂提供清洁的氢气资源。(4)开发和评估先进的天然气重整制氢新系统。开发和评估先进的天然气重整制氢新系统,为利用英国北海天然气生产氢气提供一种节能且具有成本效益的新方法,同时新系统能够有效地捕集并封存制备过程产生的二氧化碳气体以防止气候变化。(5)开发吸附强化蒸汽重整(SESR)制氢装置。依托天然气技术研究所(GTI)发明的基于新技术的SESR工艺,设计开发中试规模低碳氢气制备的示范装置并进行示范生产,评估新工艺的技术经济性。 (四)日本·持续推进氢能与燃料电池技术 在经历福岛核事故之后,日本在能源科技发展重点上有较大调整。日本将氢能作为应对气候变化和保障能源安全的一张王牌,为此制定了建设“氢能社会”的氢能基本战略目标,提出要构建制备、储存、运输和利用的国际产业链,积极推进氢燃料发电,扩大燃料电池及其汽车市场。2017年12月,日本政府制定《氢能基本战略》,从战略层面设定氢能的中长期发展目标。2018年7月,日本政府发布《第五次能源基本计划》,定调未来发展方向是压缩核电发展,降低化石能源依赖度,加快发展可再生能源,以氢能作为二次能源结构基础,同时充分融合数字技术,构建多维、多元、柔性能源供需体系,实现2050年能源全面脱碳化目标。2019年3月,日本更新《氢能与燃料电池战略路线图》,提出到2030年的技术性能、成本目标。同年9月,日本政府出台《氢能与燃料电池技术开发战略》,确定燃料电池、氢能供应链、电解水产氢3大技术领域10个重点研发项目的优先研发事项。从最初的发展氢能的基本战略,一直到最近的技术开发战略,日本从战略到战术再到具体项目执行层面,稳步推进氢能和燃料电池的技术发展与应用。 日本的燃料电池产业坚持面向家庭,且在技术上持续推进。在国家层面,政府以向新能源产业技术综合开发机构(NEDO)投入专项科研经费为主,设定核心技术应达到的相应指标,并将指标进行分解,对承担课题研究的单位定期进行评估,以实现氢能发展目标。研究机构在氢燃料电池领域建立了持续的研发体系,很多大学持续参与氢能研究已达50年,在关键技术包括极板、膜电极、电子材料等方面都有庞大的研发团队。在企业层面,根据氢燃料电池技术状况、氢来源的便利性以及成本、市场需求等,不断完善氢燃料电池家庭应用产品,松下、东芝、日立等机电一体化企业在十年前已开始了应用端的实证研究,积极占领研发成果制高点。降低制氢成本方面,2019年,日本物质材料研究机构(NIMS)与东京大学和广岛大学合作,通过开发2030年前后完全可能研制出实用化的、放电较慢但成本低廉的蓄电池,日本有望实现每立方米为17~27日元(约1.04~1.64元人民币)的制氢成本。 三、前沿技术最新动态与重要成果 (一)油气勘探开发与利用技术 1.地下原位改质技术 地下原位改质是通过对地下储层进行高温加热,将固体干酪根转换为轻质液态烃,再通过传统工艺将液态烃从地下开采出来的方法。该技术具有不受地质条件限制、地下转化轻质油、高采出程度、低污染等优点,一旦规模化应用,将对重质油、页岩油和油页岩开采具有革命性意义。壳牌公司地下原位改质技术采用小间距井下电加热器,循序均匀地将地层加热到转化温度。该技术通过缓慢加热提升产出油气的质量,相对于其他工艺可以回收埋藏极深的岩层中的页岩油,同时省去地下燃烧过程,减少地表污染,降低对环境的危害。为了避免地下水污染,壳牌公司开发了独有的冷冻墙技术,可有效避免生产区域在页岩加热、油气采出和后期清理过程中地下水的侵入。 2.废弃油田再利用技术 俄罗斯秋明国立大学将物理化学开采方法与微乳液驱油技术相结合,开发出一种从废弃的油田中开采石油的方法。微乳液驱油依靠的是重量和粘度,是当今最有效的驱油技术。微乳液比石油重,不与之混合,驱油时会把石油推到表面。但其对侵蚀性的现实条件(沉积物的温度和硬度)非常敏感,会失去实验中的理想特性。 3.高精准智能压裂技术 近年来,水平井分段压裂呈现压裂段数越来越多、支撑剂和压裂液用量越来越大的趋势。从长远看,实现压裂段数少、精、准,才是水力压裂技术的理想目标。目前业界正在探索大数据、人工智能指导下的高精准压裂技术和布缝优化技术,但是真正能够“闻着气味”走的压裂技术还有待研究和突破。美国Quantico能源公司利用人工智能技术,将静态模型与地球物理解释紧密耦合,对不良数据进行质量控制,形成高精度预测模型,用于压裂设计,在二叠盆地和巴肯油田的100多口油井中使用后,与邻井对比结果表明,优化后的完井方案不仅可以使产量提高10%~40%,还能有效降低整体压裂作业成本。随着“甜点”识别、压裂监测技术和人工智能技术的发展,未来高精准智能压裂技术有望实现每一级压裂都压在油气“甜点”上,可有效提高储层钻遇率和油气产量,降低开发成本,降本增效意义重大。 4.远程单趟式深水完井 高昂的钻机费用迫使开发商想方设法减少井筒起下钻次数,特别是在深水作业中。油服企业威德福于2019年3月推出TR1P系统,这是全球首个也是唯一一个能够远程激活的单趟下钻式深水完井系统,可为开发商带来更高的效率、灵活性以及收益。该系统无需控制管线、冲管、电缆、连续油管以及修井设备,完全实现了100%的无干涉作业。开发商能够在生产井与注入井中执行储层所需的作业,可在更短的时间内完成更多的作业,从而降低作业风险、降低成本。与传统的机械或液压式完井设备相比,TR1P系统在整体作业与钻机摊铺成本方面节省了开支。 (二)太阳能技术加快应用 1.新型六结叠层太阳能电池效率已接近50% 由于半导体固有的带隙特点,单结半导体太阳能电池的光电转换效率存在理论极限,即肖克利—奎伊瑟效率极限。而将不同带隙(光谱响应范围不同)的电池进行串联构建叠层太阳能电池被认为是电池效率突破S-Q效率极限值强有力的技术路径。围绕上述问题,美国国家可再生能源实验室(NREL)研究团队设计制备了基于III–V族异质结半导体的六结叠层太阳能电池,通过对制备工艺和结构的优化,有效克服了不同晶体晶格错配问题,减少了内阻,抑制了相分离,使得电池器件性能显著提升,在聚光条件下器件获得了高达47.1%的认证效率(之前效率纪录是46.4%),创造了有史以来太阳能电池器件光电转换效率最高值,即使在无聚光条件下整个器件依旧可以获得近40%的转换效率,也是目前无聚光太阳能电池器件的最高记录。电池的六个结(光敏层)中的每个结点都经过专门设计,可以捕获来自太阳光谱特定部分的光。该设备总共包含约140种III-V材料层,以支持这些连接点的性能,但其宽度却比人的头发窄三倍。由于III-V太阳能电池的高效率特性和制造成本,因此最常用于为卫星供电。 2.太阳能制氢技术取得积极进展 澳大利亚国立大学(ANU)的科学家利用串联钙钛矿硅电池实现了17.6%的太阳能直接制氢效率。这种电池是将低成本的过氧化物材料层叠在传统的硅太阳能电池上。目前的共识是,利用低成本的半导体来实现光电电化学(PEC)水分解过程,太阳能制氢的效率要达到20%,才能在成本上具有竞争力。ANU团队表示,串联钙钛矿硅电池,结合便宜的半导体,可以在合理的成本下带来高效率。PEC过程允许仅使用阳光和光电化学材料从水中生产氢。这一操作跳过了电力生产和转换步骤,不需要电解槽。这种直接产生绿色氢的过程与光合作用的过程类似。 美国科学家首次研发了一种能够有效吸收阳光的单分子,而且该分子还可以作为一种催化剂,将太阳能转化为氢气。这种新型分子可以从太阳光的整个可见光光谱(包括低能量红外光谱,也是太阳光光谱的一部分,以前很难收集该光谱的能量)中收集能量,并迅速有效地将其转化成氢气。与目前的太阳能电池相比,这种单分子可以多利用50%的太阳能,从而减少对化石燃料的依赖。 (三)新型核电技术取得重大进展 1.全球首座浮动核电站投入使用 2019年9月,由俄罗斯设计建造的全球首座浮动核电站“罗蒙诺索夫院士”号,从俄北极摩尔曼斯克港启航,穿越北极海域行驶近4989千米之后抵达目的地佩韦克港。“罗蒙诺索夫院士”号于2020年5月投入商业运营,其动力采用“泰米尔”号破冰船动力堆的升级版。俄罗斯已为“罗蒙诺索夫院士”号投入约4.8亿美元,该船长144米,宽30米,高10米,排水量2.15万吨,能配备70名左右船员,船上搭载两座35兆瓦核反应堆,主要功能是为俄极其偏远地区的工厂、城市及海上天然气、石油钻井平台提供电能。 在发电方面,该核电站采用了小型模块化核反应堆,拥有两套改进的KLT-40反应堆,每座发电量达35兆瓦,可提供高达70兆瓦的电力或300兆瓦的热量,供20万人使用。除了核电设施,这个巨型浮式核电站上的海水淡化设备还可每天提供24万立方米的淡水。现在,俄国家原子能公司正在研制第二代浮动式核电站,将之作为解决北极等特殊地域能源供应的重要选择。 2.受控核聚变实验持续创造纪录 受控的核聚变反应所产生的净能量在没有危险辐射量的情况下产生,实现能量持续、平稳输出,其优势明显大于核裂变发电。作为应对气候变化的一个潜在解决方案,核聚变能源将替代对化石燃料的需求,解决可再生能源固有的间歇性和可靠性问题。美国、中国和欧洲国家核聚变实验装置持续创造纪录,稳步推进受控核聚变的实现。 美国国家点火装置(NIF)在几年前就已经实现了1亿度目标,其采用惯性约束核聚变方式,以192条激光束集中在一个花生米大小的、装有重氢燃料的目标反应室上。每束激光发射出持续大约十亿分之三秒、蕴涵180万焦耳能量的脉冲紫外光,脉冲撞击到目标反应室上,将产生X光。利用X光将把燃料加热到1亿度,并施加足够的压力使重氢核生聚变反应。 中国自行研制的超导托卡马克受控核聚变装置(EAST)与美国NIF实现聚变的方式不同。目前托卡马克实现了磁束缚等离子体和中心温度1亿度,下一个目标是维持束缚,且达到1亿度维持1000秒。 位于法国南部的跨国项目国际热核聚变实验堆(ITER)是目前全球规模最大、影响最深远的国际科研合作项目之一。2019年7月,这一全球最大的核聚变反应堆项目实现低温恒温器成功交付,进入安装状态。目前,35个国家正在通力合作ITER。ITER装置主机最重要部分之一的PF6线圈,由中科院合肥研究院等离子体所承担研制并于近日正式交付,为ITER计划2025年第一次等离子体放电的重大工程节点奠定了重要基础。 (四)高性能储能电池获得重大突破 1.电池储能系统提供无功功率服务 随着越来越多的间歇性可再生能源并入电网,对电压精确平衡的需求促使英国电力系统运营商National Grid不断探索各种无功功率解决方案。英国储能开发商Zenobe Energy部署的电池储能系统通过National Grid为英国配电网络运营商(DNO)和英国电力网络(UKPN)提供这些服务。Zenobe Energy公司在英格兰苏塞克斯郡King Barn部署了一个装机容量为10兆瓦的电池储能系统。该储能项目由National Grid运营,主要为电网提供无功功率服务,以缓解容量挑战。预计到2050年可以为消费者节省4亿英镑以上的电力费用,同时增加4吉瓦的装机容量。 2.有机空气电池提高可再生能源供应稳定性 金属(如钾、钠、锂等)空气电池是一种极具发展潜力的高比容量电池技术,其理论能量密度上限可达11000瓦时/千克,远远高于传统的锂离子电池,因此得到了学术界和工业界广泛关注。然而,由于存在金属枝晶、空气电极孔道堵塞等问题,导致该类电池安全性和循环寿命不佳,限制了该类电池的实际应用。香港中文大学研究团队设计制备了钾联苯(Potassium Biphenyl)复合有机物,并将其作为负极取代传统的金属负极,与空气电极组成新型的有机空气电池,有效地解决了金属—空气电池由来已久的金属电极枝晶生长和循环寿命短的问题,从而获得了高安全、高倍率和长寿命的空气电池,在4毫安/平方厘米高放电电流密度下实现长达3000余次的稳定循环,平均库伦效率高达99.84%,为空气电池开辟全新技术发展路径。有机空气电池最适合应用于大型电厂能源储存,如风电或太阳能,亦可用于火力发电厂调频,家用太阳能电板也有机会使用到。 3.设计研发高性能负极材料全固态电池 以金属锂作负极的全固态锂金属电池在理论能量密度和安全性上都远优于传统锂离子电池。然而,锂负极不受控的枝晶生长以及低库伦效率严重制约了锂负极全固态锂金属电池的实用化发展。因此,开发高性能负极材料成为了全固态电池研究领域热点。三星技术研究院(SAIT)和日本三星研究院(SRJ)设计开发了一种独特的银—碳(Ag-C)复合负极,替代锂(Li)金属负极,结合硫银锗矿(Argyrodite)型固态电解质制备了软包的全固态电池,获得了高达942瓦时/千克的能量密度和99.8%的平均库伦效率。银—碳电极有效调节金属锂的沉积—剥离过程,避免枝晶形成,显著提升了电池寿命,且能够保持稳定循环超过1000余次,在电动汽车等高比能储能应用领域具备广阔应用前景。研究人员还测试各种不同高温下电池稳定性,结果显示电池表现出良好耐高温特性,且该电池体积仅为同样容量传统锂离子电池一半。 4.层状三元金属氢化物电极提升柔性电容性能 随着柔性可穿戴电子器件的快速发展,人们对柔性储能器件的需求逐步增加。而柔性超级电容器(超容)作为一类便携式能量储存设备也受到了许多研究者的关注。然而,当前商用的柔性超容能量密度较低(小于10瓦时/千克)无法满足高能量密度的实际需求,开发具有高容量、高充放电倍率性能的柔性电极材料极为重要。层状金属氢氧化物(LDH)具有双电层电容和赝电容的储能特性,是一类重要的超容电极材料,如镍钴层状氢氧化物,但其在碱性环境中存在不稳定性,亟需予以解决。新加坡国立大学课题组采用简单的水热法制备了一种镍(Ni)、钴(Co)、铝(Al)三元金属复合的层状氢化物柔性超容电极材料,通过对Al元素含量的优化调节,显著提升了柔性非对称超容的放电比容量和循环稳定性。该项研究制备了一种新型的三元金属双层氢化物柔性电极材料,通过Al元素的引入有效地改善了电极比电容和结构稳定性,从而获得了具有高比电容、高倍率性能和长循环寿命的柔性超容器件,电容器件经过15000次循环后,容量仅衰减不到9%。为改善柔性可穿戴电子器件储能提供了新的技术方案。 (五)氢能技术稳步推进 1.全球首次实现远洋氢运输 由多家日本企业组成的新一代氢能链技术研究合作组(AHEAD)实现了全球首次远洋氢气运输,从文莱向日本运输了第一批氢气,通过在川崎市沿海的东亚石油株式会社京滨炼油厂开始供应从甲基环己烷(MCH)中分离出来的氢气,为水江发电厂的燃气涡轮机提供燃料。不同于日本与澳大利亚开展的褐煤制氢—液氢输运,AHEAD项目采用千代田公司的SPERA技术探索有机液态储氢的商业化。相对于低温液态储氢的高能耗(25%左右)、易蒸发(0.5%~1%/日),有机液态储氢具有性能稳定、简单安全以及可充分利用现有石化基础设施等优势。但也存在着反应温度较高、脱氢效率较低、催化剂易毒化等问题。该技术的核心是找到高效的催化剂。千代田公司利用甲基环己烷(MCH)作为载体,开发的催化剂“有效寿命”超过1年,并成功进行了10000小时的示范运行。 2.10兆瓦级可再生能源电力制氢厂投运 位于日本福岛县浪江町的10兆瓦级可再生能源电解水制氢示范厂(FH2R),是目前世界上最大的可再生能源制氢装置。该设施于2020年3月7日开始运行,进行清洁廉价制氢技术的生产试验。该设施在18万平方米场地内铺设了20兆瓦太阳能发电装置,接入10兆瓦电解水制氢装置,设计生产能力每小时1200标准立方米氢气。开始运行期间能够年产200吨氢气,生产过程中二氧化碳净排放为零。生产的氢气预计主要以压缩罐车和气瓶组的形式供应福岛县和东京都市场。氢产量和储存量将根据对市场需求的判断进行调整。氢产量还将适应电力系统负荷调整的需要进行调节,以满足用电供需平衡的要求,最终不使用蓄电池而通过利用电能—氢能之间的转化实现电网负荷调整达到供需平衡。具体实施中,东芝能源系统负责项目协调及氢能系统,东北电力负责电力系统及相关控制系统,岩谷产业负责氢的需求预测系统和氢的储存、供给。 四、发展趋势 当下,全球能源转型提速,能源系统逐步向低碳化、清洁化、分散化和智能化方向发展。未来,低成本可再生技术将成为能源科技发展的主流,能源数字技术将成为引领能源产业变革、实现创新发展的驱动力。储能、氢能、先进核能等前瞻性、颠覆性技术将从根本上改变能源世界的图景。 (一)可再生能源技术成本仍呈下降趋势 在“技术为王”的时代,获取能源资源的成本或效率是决定成败之关键所在,因此发展低成本技术是未来重要趋势。近年来,随着太阳能、风能等非传统可再生能源技术水平提高、成本下降,世界多国和地区都加快了可再生能源发展的步伐。据彭博新能源财经(BNEF)发布的2019年《新能源市场长期展望》,可再生能源目前是全球三分之二地区最便宜的新建电源。到2030年,其成本将在全球大部分地区低于已建火电,由于风电、太阳能和储能技术成本的大幅下降,到2050年全球近一半的电力将由这两种快速发展的可再生能源供给。太阳能和风能是未来可再生能源的主体,低成本可再生能源技术是能源科技发展的重点领域。 (二)数字技术将加速能源转型 随着各种信息化技术在能源领域中的应用,“数字化”技术逐步打破了不同能源品种间的壁垒,成为未来的一大发展趋势。数字技术(如传感器、超级计算、人工智能、大数据分析等)具有强大的变革推动力,能够提升整个能源系统效率,使能源供应和消费变得更安全、更可靠和更具成本效益。例如,在石油勘探领域智能机器人的应用,将解禁全球之前大量无法开采或者高成本开采的油气田,全球能源可开采量将发生巨大变化。智能化电网系统的应用发展将实现对电力系统实时监测、分析、分配和决策等,实现电力分配、使用的效率最大化。区块链技术已经被愈加广泛地应用,在以原油为代表的能源交易平台、可再生电力的点对点交易、电动汽车充电、电网资产管理、绿证追踪管理甚至虚拟能源货币等领域都已崭露头角,这将会给能源领域带来更深刻的变化。 IEA在《数字化和能源》预测,数字技术的大规模应用将使油气生产成本减少10%~20%,使全球油气技术可采储量提高5%,页岩气有望获得最大收益。仅在欧盟,增加存储和数字化需求响应就可以在2040年将太阳能光伏发电和风力发电的削减率从7%降至1.6%,从而到2040年减少3000万吨二氧化碳排放。与此同时,数字化还可以使碳捕获和储存等特定的清洁能源技术受益。 (三)新兴技术将重塑能源未来 当前,以新兴能源技术为代表的新一轮科技革命和产业变革正在兴起,在油气、储能、氢能、先进核能等领域,新的颠覆性技术不断涌现。其中,油服公司的技术创新尤为活跃,新技术、新工具、新装备以及一体化的解决方案不断推出。大规模储能系统的应用,使得能源转换与利用更加高效,实现能源的时空平移,以解决能源在生产、传输以及使用环节的不同步性等问题。随着氢能和燃料电池关键技术的逐步突破,各国争相将发展氢能产业提升到国家能源战略高度,大力推进氢能产业链布局与技术创新。目前,包括物理储能、电化学储能、储热、储氢等在内的多种储能技术类型,在新能源并网、电动汽车、智能电网、微电网、分布式能源系统、家庭储能系统、无电地区供电工程等不同应用场景下,展露出巨大的发展潜力,市场前景非常广阔。在核能领域,确保可持续性、安全性、经济性和防核扩散能力的先进技术是研发的重点,主要研究方向包括开发固有安全特性的第四代反应堆系统、燃料循环利用及废料嬗变堆技术,以及核聚变示范堆的设计与实现。此外,各类新兴技术将对现有的能源市场带来深远影响,例如先进材料的开发可以显著提高电池性能等。 参考文献: [1]金之钧,白振瑞,杨雷.能源发展趋势与能源科技发展方向的几点思考[J].中国科学院院刊,2020,35(05):576-582. [2]陈伟,郭楷模,岳芳.国际能源科技领域新进展与启示建议[J].世界科技研究与发展,2019,41(02):172-181. [3]吕建中.油气行业技术创新变革加速[N].中国石油报,2019-07-09(006). [4]中国科学院西安光学精密机械研究所,国务院发展研究院中心国际技术经济研究所,中国科学技术信息研究所等.2019中国硬科技发展白皮书[R].2019. [5]CASEnergy.国际能源署分析成员国能源技术研发示范公共经费投入态势[Z].中国科学院先进能源情报网,2020-06-04.  ...
7月26日,我们刚刚度过了第9个“中国电力主题日”——“新基建、新业态、新动能”。1882年,中国电力的第一盏灯在上海滩点亮;1949年,中国电力重新出发,一路向前。2020年,中国能源电力事业再次走到两个“五年规划”的承启之年。 站在新的历史起点,经历“十三五”的能源革命的蓄力加速期,在新基建的大背景下,中国将如何擘画未来五年的发展蓝图?作为中国经济建设的积极参与者和贡献者,全球能源管理和自动化领域数字化转型领导者施耐德电气始终致力于提供创新的技术和产品,助力中国电力工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。 回顾“十三五”:能源行业蓄力迈向高质量发展 “十三五”无疑是我国能源结构转型历程中波澜壮阔的五年。随着能源供需形态深刻变化,能源结构调整迎来重要窗口期,电力需求的快速增长对电网智能化、数字化提出了更高的要求。为此,国家先后出台《能源发展“十三五”规划》《电力发展“十三五”规划》“建设世界一流城市配电网”计划等多项政策和建设规划,不断推进智能电网、分布式发电、清洁能源的建设步伐,我国城市能源革命正式进入蓄力加速期。 这是一场需要汇集磅礴力量的历史性变革。“中国能源”巨轮在转型航道上平稳加速行驶,尤需各方提供源源不断的强大动力。施耐德电气全力支持中国电力行业高质量发展,在其开展业务的广泛领域内均留下了重要足迹。 数字化转型专家,为电网行业打造先进配电网 “十三五”能源规划的高瞻远瞩,使电力行业深刻认识到数字化智能化转型是电力系统迈向高质量发展的必经之途。在此大背景下,国家电网有限公司提出建设“具有中国特色国际领先的能源互联网企业”,中国南方电网有限责任公司也提出了建设“数字南网”。施耐德电气为两家电网公司战略目标落地提供有力支持,在推进智能配电网方面积累了众多成功实践。 其中,施耐德电气携手国网合作伙伴,为连岛项目提供了最先进的Smart Premset 环网柜与Easergy T300分布式智能配电终端的组合,助力国网连云港供电公司打造“五高一尖端”的全电气化能源服务示范岛项目,成为以数字智能为配网可靠运行提供坚实保障的经典案例。Easergy T300作为新一代配网自动化智能终端,可充分满足连岛项目本地与远程维护、分布式能源并网等需求,大幅提升能源和资产管理水平。更为值得一提的是,在此项目中,施耐德电气还在一二次融合的基础上,集成了设备非电气状态量的在线监测(三次系统),创新实现了一二三次设备的融合。  先进能源管理,为行业数字化转型提供强大助力 伴随全球能源危机与用电需求的加剧,提升能源效率已成为各行业共同的挑战。从石油化工、水泥矿业到健康医疗、机场交通、从数据中心、商业建筑到水务环保公共事业,从电子、物流到食品饮料、生命科学,都面临着节能增效、数字化转型升级的挑战。 以水务环保公共事业为例,在保驾垃圾焚烧发电方面,施耐德电气为上海老港再生能源利用中心提供了供配电和数字化工具,以可靠连续性的供电助力这座世界规模最大的垃圾焚烧厂提升垃圾处理能力、发电能力和经济效益;在共建城市地下综合管廊方面,施耐德电气为景德镇提供了环境与设备监控系统和供配电系统综合解决方案。在住建部和财政部评选的“国家地下综合管廊试点城市2018年绩效考核评价结果”,景德镇市在第二批15个试点城市排名中荣获第二。 “十三五”期间,施耐德电气倾力支持行业数字化转型、中国能源事业跨越式发展的创新实践不胜枚举。它们凝聚了施耐德电气人的不懈努力,也为施耐德电气在下一个五年计划中大展拳脚奠定了基础。   展望“十四五”:加快建设清洁低碳、安全高效的能源体系 在新起点翘首以盼,更多新机遇纷至沓来: 2020年政府工作报告首次明确提出“保障能源安全”、“新基建”。6月,国家电网发布 “数字新基建”十大重点建设任务,将以信息基础设施、融合基础设施、创新基础设施为重点,带动上下游企业共同发展。“十四五”期间,加快实施“四个革命、一个合作”能源安全新战略,建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系,必将成为重中之重。 放眼未来行业趋势,施耐德电气有志于进一步释放自身在业内积累的强大势能,助力数字新基建,全面助推中国开启下一个五年发展新篇章。 推进智能电网建设,微电网成下一风口 作为智能电网的重要组成部分,微电网具有清洁、可靠、便捷等优势。“十四五”期间,以电动车等热门趋势为触媒,微电网面临良好的发展机遇,势必成为电网建设的下一风口。作为全球创新领域和前沿趋势始终如一的引领者和探索者,施耐德电气将从可再生能源的角度出发,从两大方面助力推进微电网的建设,并以此作为新的突破口,推进我国智能电网建设向纵深发展: 一方面,针对国家框定的增量配网政策部分,施耐德电气将与本身已对可再生能源进行投资的相关配网企业并肩携手、深化合作,共同推进微电网发展,助力企业进一步提升可再生能源的可持续性及经济效益;另一方面,施耐德电气的工厂也正在快速进行很多微电网相关试点,身体力行推动微电网发展。凭借“产业合作+自主攻坚”相结合带来的强大动能,施耐德电气坚信,我们必能在这一前沿领域取得丰硕成果,为中国在全球范围内引领“智能电网”新潮流献出一臂之力。  推动数字化转型的两大关键因素 除进一步开拓新领域外,“十四五”期间,各行业的长足发展还将带来前所未有的能耗挑战。对此,电网管理企业需要通过更加有效的运营维护操作技术和更加智能的投资规划方法,提升数字化能力和价值,寻求获得新的发展机遇。施耐德电气认为,以下两大方面是推动数字化进程的关键:更高的客户参与度和对分布式能源运营的实时洞察。 更高的客户参与度:通过在IT、客户服务和客户营销职能部门引入共同的目标和指标,打破之前可能存在的一些壁垒,提升配电公司客户在能源和使用情况方面的透明性。 对分布式能源运营的实时洞察:由于分布式能源的渗透率持续上升,电网管理企业显然会面对由此带来的诸多挑战。分布式能源管理系统(DERMS)可以为电力公司提供所需的数据、洞察力和控制能力,使其能够高效运行各种不同的配电网。  以创新引领能源革命,以技术驱动创新发展 以强大技术为根基,最终还需落实到能够为客户解决实际需求的创新产品和解决方案——从深化改革的“十三五”到锐意进取的“十四五”,“创新”始终是我国能源规划与建设的强盛内驱力,深入实施创新驱动发展战略,既是全面释放能源转型潜力的关键,也是施耐德电气至关重要的精神内核: EcoStruxure电网解决方案架构作为施耐德电气在配电领域取得的最重要数字化创新成果之一,通过融合IT与OT技术,帮助客户实现现有业务与物联网技术的集成,为中国建设“世界一流城市配电网”的目标提供切实保障。同时,施耐德电气创新的无六氟化硫 (SF6-free) 技术和产品,以干燥空气取代传统温室气体六氟化硫,相较于前代产品,在绿色、清洁、环保、高效方面进步显著,亦在中压开关柜领域掀起了一场“技术革命”。 在当下全面深化能源转型的重要节点,“十四五”携巨大机遇和可能性稳步到来,令人憧憬有之,敬畏有之。面对当前充满不确定性的特殊形势,中国能源转型尤为需要强大的技术支持和可靠的能力保障。施耐德电气作为中国电力行业的长期合作伙伴,努力践行“在中国,为中国”的长久承诺,为“中国能源”巨轮开启保驾护航,助力中国客户响应未来能源世界的新需求,开启能源高效可持续发展新时代!...
2020年7月24日,中国石化集团公司举办氢能发展战略研讨会,请了8名院士来做演讲。堪称国内氢能行业里的顶级天团。研讨会的主题是“解构氢能产业,谋划氢能未来”,话题泛,但信息量很大。香橙会研究院以学习笔记记之。 1.中石化的氢能使命 禀赋和条件:中石化每年氢气产量超过300万吨,占全国氢气产量14%左右,有着丰富的氢气生产和利用经验。拥有3万多座加油站,目前已建成若干油氢合建示范站,有着布局加氢站网络的天然优势和实际运营经验。 定位:中国石化提出要打造世界领先洁净能源化工公司的发展愿景、构建“一基两翼三新”(以能源资源为基础,以洁净能源和合成材料为两翼,以新能源、新经济、新领域为重要增长点)的发展格局,氢能在其中占据重要的地位。 近期任务:以保障2022年北京冬奥会氢能供应为重要节点,力争在“十四五”期间形成一定规模的高纯氢产能,布局若干高速氢走廊,构建氢能产业链和关键材料自主核心技术体系及标准体系。 方向和路径:随着技术日趋成熟、成本大幅下降,氢能正迎来快速发展的战略机遇期。氢能发展前景十分光明,但氢能产业的发展方向如何选择、发展路径如何优化、发展时机如何把握,仍然存在疑问甚至争议,需要深入研究和探索实践。 2.中国工程院能源与矿业工程局学部主任苏义脑等认为:国内出现了氢能热 氢能是世界公认的清洁能源,近年来燃料电池汽车迎来了产业化发展的重要窗口期,使得氢能和燃料电池发展受到广泛关注,国内也出现了氢能热,全国部分地方政府陆续出台氢能相关规划和支持政策,其核心技术能力、燃料电池和氢能关键部件与装备、标准体系建设等亟待加强。 针对这些问题,中国工程院先后组织了我国燃料电池技术发展现状暨面向2035年的重大战略研究,中国氢能源与燃料电池发展战略研究等咨询项目。 目前,我国氢能产业发展还处于培育阶段,重点是要做好示范推进,这需要有实力的大型企业来承担相关示范任务,引领国家氢能产业健康有序发展。 3.中国工程院院士、“煤炭资源与安全开采”国家重点实验室主任彭苏萍:中国发发展氢能有煤化工企业的贡献 应该说我们还是归功于当时克林顿时期就提出氢能源的问题。后来到小布什时期就提出把氢能源拱一把,又拱到氢经济,应该说美国做了15年的努力还没拱起来。 现在世界上包括Audi、Sunfire、Fuel Cell Energy都在做,美国能源过剩,燃料电池发电没市场,包括GE三起三落。中国就是能源质量太差,所以中国还有市场。 现在这么热实际上是能源企业,特别是我们化石能源企业在里面有作用的。中国对氢能的推动我讲的不一定对,实际上是一大堆煤化工企业产能相对过剩反过来思考怎么走。 4.中国工程院能源与矿业工程学部副主任,国家能源集团科技委常务副主任顾大钊:氢能需要国企央企介入不够 现在看来我们的氢能搞的比较热,但是国企特别是央企的介入还不够,希望有中石化这样的龙头企业加入就好得多。 像中石化、国家能源集团这些央企一定要介入关键技术和装备的研发,这确实是必须的。不然的话很担心过了若干年之后我们就变成了一个市场,核心技术、装备、标准还在人家手里面。以前我们国家有很多产业是有教训的,这次是给我们提供了一个机会。 5.衣宝廉院士讲为什么要发展氢能 人类能源是一个逐渐的减碳过程,从木材、煤炭、石油、天然气到氢,这是逐渐来减碳的。 我们国家的能源特点:贫油,2018年燃油消耗达到6亿多吨,对外依存度达70%。少气,2018年我国天然气进口超日本,对外依存度达到45.3%。 为保证国家能源安全,减少对国际油和天然气的依赖,我国也要发展油、天然气的替代燃料——氢。 世界氢能协会预测到2050年:全球20%的二氧化碳减排可以通过用氢能完成,氢能消费将占全球能源的18%。 选择氢做能源载体的原因: 原因一,巴黎协定。《巴黎协定》长期目标是将全球平均气温较前工业化时期上升幅度控制在2摄氏度以内。氢作为能源载体它有物质性、可储运,还可以作为贸易商品,潜在分布广,可以淡化地缘政治,所以氢作为能源载体是很好的。 原因二,可再生能源高速发展。可再生能源高速发展,但可再生能源时间上不均匀性,催生物理储能和电化学储能如抽水储能,各种电池储能的发展,但这些储能只能解决短时间的可再生能源的不均匀性,不能解决长时间如季节性的不均。 为解决可再生能源长时间不均,选择氢能,采用电解水制氢解决可再生能源的储存、再分配问题,提高可再生能源的利用率。 原因三,燃料电池技术的突破。丰田在2014年12月15日正式宣布燃料电池车Mirai公开销售。同时丰田也宣布5680件燃料电池的专利可以无偿使用,到现在丰田已经销售未来车1万多辆,韩国现代也销售了1万多辆燃料电池出来。我们国家已经有6000多辆燃料电池的商用车在运行,主要是大巴和各种特种车。 6.欧阳明高院士讲氢能存在的合理性 根据储能装置的特性,目前的基本共识是: 1)动力电池是分布式、短周期储能的最佳选择,而长周期、大规模储能要靠氢能; 2)在车下固定式储能,氢能的成本比电池储电要低一个数量级(当然车上不是这样,车上没地方放,只好高压,成本就上去了),而且可以大规模、长周期储能。储氢和储电互补将是未来的一大发展趋势; 3)运储方式比较灵活,例如不一定要在新疆集中式可再生能源基地制氢,也可以在北京,对稳定电网无论哪里都一样。氢能是集中式可再生能源大规模、长周期储存的最佳途径,一旦可再生能源成本降低,如果到0.1元一度电,储存成本在总成本中间占的比例就最大,那时候它的优势就出来了,这是它存在的合理性。 7.欧阳明高院士讲未来智慧能源生态将有两个组合:分别是黄金组合和白银组合 1、黄金组合——分布式光伏+电池+电动汽车+物联网+区块链,光伏进入2毛钱电价,电池将会进入5毛钱一瓦时的时代,电动汽车进入了亿辆时代; 2、白银组合——集中式风电与光伏+氢能+燃料电池汽车+物联网+区块链。综上,我认为氢能是新能源技术体系的重要组成部分,因为可再生能源上来之后氢能才被赋予战略地位。 8.衣宝廉院士系统提出中国氢长距离输送方法:天然气管网输氢 我们提出一个解决氢长距离输送方法的建议。 因为我们国家东北、西北和西南可再生能源比较丰富,东北和西北风能、太阳能比较丰富,西南水能非常丰富,所以我们就想利用西南、西北、东北丰富的水电与风电、太阳能来电解水制氢,把氢输送天然气管网,利用天然气管网把氢和天然气一起运到全国各地。 国外现在正在做的是天然气当中氢的含量可以做到5-20%,输出去的管道要重新布设,用原先天然气管道比较费劲,内部还要加一个涂层。欧盟的计划就是在原先天然气管道的那块再建一个运输纯氢的管道,所以我们现在国内建议把氢送到天然气管网。 9.中国工程院院士彭苏萍:化石能源制氢最便宜 这两年国家提出了可再生能源,蓝氢、绿氢的问题,我们专门算了一个账,化石能源制氢是最便宜的方法,化石能源制氢是中国人最熟悉的。日本氢能的计划他们有战略规划了,还是煤制氢是主线,因为煤制氢便宜。 有的同志提出来可再生能源制氢,这个在目前20年范畴内还是没有机会的。 加上碳排放成本,煤制氢还是第一,天然气制氢第二,化石燃料制氢+CCS大于可再生能源或者核电制氢。 10.欧阳明高院士梳理纯电动和燃料电池汽车的发展脉:国家对燃料电池一直很重视 ①“十五”规划时期的“三纵三横”,燃料电池汽车是第一重点,因为那个时候动力电池还真的不行,那时候锂离子电池还是钴酸锂,根本不行,大家对纯电动不看好,那时候是燃料电池发展的第一次高潮。 ②“十五”只是打个基础,并不要产业化。但是“十一五”必须从打基础到示范考核。 ③2008年的时候,锂离子电池里的锰酸锂出来了,替代了钴酸锂,锂离子电池的革命性突破。“十二五”搞产业化,产业化必须提出一个重点来,08年在金融危机背景下我们选择了纯电驱动。 “十二五”是新能源汽车真正产业化,我们得益于锂离子电池的革命性突破,大家知道去年锂离子电池获得诺贝尔化学奖,所以如果没有技术的革命性突破,投再多的钱也是没有用的。 由于锂离子电池的革命性突破,我们真的能到今年实现500万辆,现在已经450万辆,按预定的国家规划是可以完成的。在全世界所有新能源汽车规划中间只有中国有希望达标,德国、美国都是没算数,我们是唯一一个,而且占了全球市场的一半以上,这是很不容易的。 ④“十三五”期间燃料电池仍然是重中之重,因为燃料电池本身也比较贵。也就是说燃料电池在我们整个计划这20年都是很重视的,到“十四五”现在正在酝酿,有可能单独还弄一个氢能燃料电池专项,说明国家对这个技术一直是很重视。 11.欧阳明高院士论证燃料电池汽车为什么不能用传统化石能源 综合看一下全链条能效分析,如果基于化石能源,汽油的油电混合动力是效率最高的,天然气重整制氢的燃料电池也效率最高,所以丰田说效率70%都是基于天然气,纯电动用煤电,这三种动力系统其实效率是差不多的,谁都争不过谁,都是大概总效率30%几。只要是化石能源,谁都不能说自己比别人更好。所以在这种情况下氢燃料电池既然不比油电混合动力更好,那我干吗要用你?逻辑上讲不通。所以如果基于化石能源,油电混合动力是最合理的选择。 氢能是新能源技术体系的技术组成部分,我不认为是化石能源的组成部分,因为可再生能源上来之后氢能才被重新重视,也就是向可再生能源转型,集中式转向分布式,用氢气、电池储存间歇式能源,发展能源互联网,然后纯电动、燃料电池汽车成为用能、储能、回馈能源的终端,这是第三次工业革命,我认同这个理念,这就是愿景。因为气候变化。 12.欧阳明高院士:可再生能源背景下,纯电动、燃料电池、燃油车三种技术路线并存 基于可再生能源的话未来动力选择都要基于可再生能源,一种是纯电动,直接发电就充电,一种是发完电制氢搞燃料电池,还有制完氢之后再把空气中二氧化碳捕捉起来再做成合成燃料,合成的汽柴油,现在欧洲搞的很红火,然后继续用内燃机汽车,不是说内燃机汽车就不能用可再生能源,也可以用。 13.欧阳明高预判:动力电池和光伏电池已经出现革命性突破,氢能需要一轮全链条科技革命 全球面对的共同挑战是氢能燃料电池全链条技术经济性。出路在于创新,包括理念创新、商业模式创新,最重要的当然还是技术创新。动力电池和光伏电池已经出现革命性突破,氢能需要一轮全链条科技革命,现在要以燃料电池的技术突破推进氢能的技术突破。 14.潍柴集团董事长谭旭光:固体氧化物电池从商业角度更现实 为了防止在技术路线上出现失误,燃料电池搞了两种,一种氢燃料电池,一种固态氧化物燃料电池。我们认为固态氧化物燃料电池,从商业角度判断可能更现实、更快,但是在过去几十年中对固态氧化物燃料电池的应用大家有争议,认为就是分布式发电,实际现在有了很大突破,所以现在已经完全应用到重卡客车上了,热效率在车上达到61,实验室达到70,如果烧天然气无非就是还有一点点污染,这方面我们和中石化再论证一下更现实。我们预计未来十年,天然气重型汽车将会达到30-40%。 15.长城汽车未势能源科技有限公司总裁陈雪松讲长城汽车的愿景 高压70兆帕的四型瓶,别人都在讲,我们已经在车上试了。 我们目标到2025年能够成为中国这个行业的领导者,到2030年有信心能够成为世界在这个行业主要的产品或者工程服务的提供商。 16.国家电投集团氢能首席专家柴茂荣:燃料电池功率密度还需要提高一倍,才能和现有的车辆来竞争 燃料电池从1839年开始发明到现在大概经过了180年的历史,大概到1958年为止燃料电池一直是没有得到应用的,1958年开始航天飞机上开始首先使用了燃料电池,到八十年代初燃料电池开始用于固定式发电,用氢气来发电。90年代才开始车载使用。 制氢这块我们还是上世纪40年代的技术,用氢燃料电池还是上个世纪90年代开始的技术,所以这两方面是我们现在要重点开发的。 现在最新的燃料电池大概103千瓦,它的体积大致相当于本田V6发动机的体积,但是功率只有一半。所以我们认为燃料电池功率密度还需要提高一倍,才能和现有的车辆来竞争。 17.国家电投集团氢能首席专家柴茂荣:国家电投氢能公司可能是央企里面第一个二级企业 燃料电池整个中试线的计划,2018年开始组装,2019年中试的设备到位,到今年10月份整个规模化量产,到智能化量产整个设备的调试、完成,我们就可以往市场上卖了。 18.干勇院士力推氢能“重卡时代” 因为柴油氮氧化物排放量占排放总量68.3%,柴油车占汽车保有量的9.4%,颗粒物排放量占排放总量99%以上。在一些特殊区域,如港口、码头、工业园区等重型柴油车密集的地方,污染物排放问题十分严重,柴油货车的尾气排放对雾霾颗粒物贡献率约为77.8%以上。物流密集的港口地区适合建立柴改氢示范区,氢燃料电池车的特点适合长距离、重载,若改为“氢能重卡”,氢需求量大。 此外,氢和锂动力电池相比,400公里左右和纯电动汽车成本基本持平,略高一点。但是里程超过400公里的时候,它的程序和里程特性得以体现。因为这时候纯锂动力汽车充电时间又长,还不如氢燃料电池的经济性。 港口地区大型钢铁企业及联产焦化企业,副产氢来源有保障,可实现氢源供应的经济效益。港口交通发达,可以开创氢能重卡时代,优先发展氢能源商用物流车这是重中之重。国内的主要海港,按照一个月货物60%的公路运输比例,估算重量2.36亿吨,约1600万车次,需消耗柴油400万吨,折算氢气240万吨/月。  ...
近十多年,我国数字经济持续增长。2019年数字经济对GDP增长的贡献率达到67.7%,成为驱动我国经济增长的核心力量。数据中心是集中储存和处理数据的设施,是科技创新与技术应用的实体,是数字经济发展的基石。网民数量与移动流量的迅猛增长,大数据与人工智能对数据存储和计算的巨大需求,共同推动了我国数据中心规模化增长。数据中心用电负荷巨大,部分用电负荷具有时间和空间上的可控性。充分利用数据中心用电负荷特性,使数据中心从“黑色”能源的消费者,转变为“绿色”可再生能源的产消者和驱动者大有可为。 数据中心数量与机架数量剧增,电力需求增长迅猛。截至2018年底,我国数据中心总量已超过40万个,大型及以上数据中心的总机架数达204万个。预计2020年和2025年,大型及以上数据中心机架数量将分别达到498万和802万个。数据中心数量及机架数量的大幅增加,将导致数据中心电力需求不断增长。2018年我国数据中心用电总量为1,609亿千瓦时,占全社会总用电量的2.35%。预计2020年用电总量将达2,023亿千瓦时,占全社会用电总量的2.7%;2030年将突破4,000亿千瓦时,占全社会用电总量的3.7%。 今年以来,突如其来的新冠肺炎疫情,使数字技术、数字产业和数字服务在经济社会运行中的重要作用更加突出。快速发展的数字经济在很大程度上对冲了新冠疫情的负面影响。分析表明,后疫情时代,人们的生产生活方式将发生深刻变化。数据中心建设既是已经启动的大规模“新基建”计划的重要内容,也将成为经济长远发展的重要支撑。可以预见,数据中心的数量将远超原有的预测水平,数据中心能耗将爆发性增长。 数据中心应加大清洁低碳用电步伐,引领能源转型。数据中心在使用电能的过程中,会产生大量污染物排放。2011年以来,国际互联网行业通过投资建设可再生能源发电站、从可再生能源发电企业直接购电等方式,正逐步向“100%可再生能源(使用)目标”迈进。我国互联网科技已处于世界领先地,但是该行业尚未形成大规模利用可再生能源电力的趋势。2018年可再生能源电力在我国数据中心行业用电占比为23%,低于全社会26.5%可再生能源用电水平。我国数据中心行业应改变用能方式,加快清洁低碳用电步伐,应成为能源密集型行业能源转型的典范。 由于我国分布式能源、微电网、局域电网接入大电网还存在诸多困难,加之我国电力市场建设滞后以及“绿色电力”交易刚刚起步,数据中心缺乏采购可再生能源的制度安排和商业渠道,因此,国际机构在估计我国数据中心的污染物排放时往往认定其主要使用了燃煤火电。据此测算,2018年我国数据中心火电使用量约为1,171.81亿千瓦时,带来了4,687吨烟尘,23,436吨二氧化硫,22,264吨氮氧化物以及9,855万吨二氧化碳等污染物排放。 数据中心部分电力负荷的时空可控性,有利于促进可再生能源消纳。数据中心工作负载具有时间上的灵活性。数据中心处理的信息数据,取决于用户的网络使用行为,具有较大的随机性和不确定性。但是,数据中心中的批处理数据只要在规定时间内处理完毕即可,非实时任务可以适当转移或者延迟处理。换言之,数据中心这些工作负载在时间上具有灵活性。与此同时,数据中心工作负载还具有空间上的灵活性。同一云服务提供商,可在多地拥有数据中心,各数据中心之间通过光纤等传输设备,实现异地数据和工作负载转移。数据中心工作负载在时间和空间上的灵活性,反映在其用电特性方面就是电力负荷的时空可控性。从这种意义上讲,数据中心能够根据电力调度中心的需要,主动进行需求响应,乃至发挥“虚拟电厂”的功效。 数据中心用电负荷的时空可控性,为其促进我国西部风(光)电等间歇性可再生能源消纳提供了重要条件。在我国,集中式风电、光伏发电等可再生能源多分布在西部,而互联网、大数据、人工智能等产业多分布在东部。数据中心在时间维度上转移负载,可以为电力系统提供调峰、调频等服务等辅助服务;在空间维度上优化调控负荷,可以推进数据算力跨区域流通,实现“东数西算”,从而增加“西电东送”通道的可再生能源输送能力。例如,如果对东部一个30兆瓦的数据中心的电力负荷进行时空调控,将其三分之一的批处理负载转移至西部数据中心处理,就可以在西部地区可再生能源富余时段为其腾出的10兆瓦“西电东送”通道容量。 强化顶层设计,营造良好政策氛围。一要提高认识。能源转型是党的十九大加快生态文明体制改革、建设美丽中国重大方略的具体要求,是履行《巴黎协定》中我国碳减排承诺的重要途径。数据中心巨大能耗问题应引起高度关注,应提高对数据中心与能源转型关系的认识。好的制度设计可以使数据中心这一耗能大户由能源转型的威胁者,变为能源转型的推动者。二要坚持问题导向和目标导向,尽快建立有利于数据中心发挥作用的电力市场机制。应扩大可再生能源市场化交易机制试点,将数据中心纳入其中;应深入探讨数据中心参与电力市场辅助服务、跨省区能源优化和现货交易等理论问题和市场规则问题;着手开展数据中心有效融入电力市场的示范应用工作。三要有效发挥政府作用。应将数据中心可再生能源使用与能耗总量和强度“双控”目标挂钩;应加强分布式能源、微电网、局域电网接入大电网的专项监管。【作者为华北电力大学经济与管理学院 张素芳(教授 博士生导师);华北电力大学电气与电子工程学院 王鹏(教授 博士生导师)】...
国际储能市场最新发展动向及趋势 邱丽静/能源情报研究中心 近年来,全球储能产业发展迅速。全球主要储能应用国家普遍通过完善电力市场规则、提供补贴和投资税收减免等措施支持储能市场发展,并逐步降低储能参与电力市场的门槛。众多储能技术路线中,抽水蓄能是全球迄今为止部署最多的储能方式,电化学储能紧随其后。从应用场景看,全球储能市场主要应用场景更加多元,应用最多的是参与频率调节市场,其次是参与能量时移。随着锂离子电池成本的快速下降,未来潜在的储能市场空间更加广阔。从电化学储能细分技术类别看,未来15年,固定式储能领域应用最多的仍将是锂离子电池,而液流电池、钠硫电池等技术则有望在长时储能应用中取得突破性进展。本报告从全球及典型市场储能部署、产业政策、热点技术应用场景及技术经济性等方面,分析了国际储能市场最新发展动向及趋势,供参考。 一、全球储能市场发展概况 基于已公布储能项目统计,2019年,全球储能新增装机规模为2.7吉瓦/5.5吉瓦时,全球宣布开发的储能项目总规模为9.7吉瓦。2017年、2018年新增装机容量分别达到4吉瓦、8吉瓦。综合各机构的统计结果,2019年,虽然全球年度储能装机增速放缓,但仍稳步增长。 来自美国能源部全球储能数据库(DOE Global Energy Storage Database)的更新数据显示,截至2020年2月18日,全球包括抽水蓄能、电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能和储热等在内累计运行的储能项目装机规模为191.15吉瓦(共1686个在运项目),其中抽水蓄能181.12吉瓦(350个在运项目)、电化学储能4.05吉瓦(1023个在运项目)、储热3.28吉瓦(220个在运项目)、其他机械储能2.61吉瓦(80个在运项目)、储氢0.02吉瓦(13个在运项目)(见图1)。其中,抽水蓄能占全球储能装机总量的95%,电化学储能和储热各占2%左右,其他机械储能占比约为1%。   资料来源:DOE 图1 2020年全球各储能技术类型最新装机及占比情况 从技术分布来看,抽水蓄能是全球迄今为止部署最多的储能方式,是目前最为成熟、成本最低的储能技术;其次是电化学储能和储热,电化学储能是应用范围最为广泛、发展潜力最大的储能技术;飞轮储能等机械储能也存在较大的发展前景。目前,全球储能技术的开发主要集中在电化学储能领域。 从地区分布来看,2019年美国、中国的储能项目累计装机规模居于全球前两位,美国33.4吉瓦,中国32.3吉瓦。当年新增规模中,欧洲装机量新增1吉瓦时,较2018年的1.4吉瓦时下滑28.6%,韩国新增装机约2吉瓦时,同比下滑50%。2018年韩国电化学储能累计装机量一度排名全球第一,这得益于韩国推行的可再生能源配额制以及电费折扣计划。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目数据库的不完全统计,截至2019年底,中国已投运的储能项目累计装机容量为32.3吉瓦,同比增长3.2%,装机规模增长速度有所降低。 从产业政策来看,美国、英国、澳大利亚、德国等国主要通过完善电力市场规则、提供补贴和投资税收减免等措施支持储能市场发展。在完善储能参与电力市场规则时,不断明确储能功能定位,让其获得参与电力市场的合理身份,但不同国家对储能的定位存在差异。比如,2018年,美国将储能列为独立的电力资产;2019年6月,英国对储能定义进行修订,将储能系统归类为发电设施。近年来,英国允许储能参与容量市场,德国、澳大利亚等国降低进入市场的储能装机规模要求,缩短结算周期等,让小型储能供应商有机会参与市场,并防止大储能电站拆分成小单元参与竞价。这些国家总体上是降低储能参与市场的门槛,以鼓励储能发挥在电力系统中的多重作用。 二、国外储能典型市场发展情况 近年来,随着全球可再生能源开发利用的规模加大,储能技术的发展与突破也成为各国关注的重点领域。目前,亚洲、欧洲、北美等地区国家纷纷部署储能项目,并相继出台支持政策来促进储能项目的研究与应用。下面以美、英、澳、德四国为例,对典型市场储能发展现状与产业政策进行分析。 (一)美国 1. 装机规模 美国是全球储能产业发展较早的国家,也是目前拥有储能项目最多的国家,并拥有全球近半数的示范项目。截至2018年底,美国储能装机总规模达到32.9吉瓦,占全球比重的18.2%,2019年又新增装机523兆瓦。美国储能协会和伍德麦肯兹(Wood Mackenzie)的数据显示,在2019年第四季度部署的186兆瓦储能系统中,电网侧储能为103.8兆瓦,非住宅用户侧储能为42.2兆瓦,而住宅储能达到了创纪录的40.48兆瓦,是2018年第四季度的两倍。从地区上看,美国加州地区将继续引领全美储能产业的发展,夏威夷州、纽约州和德克萨斯州等地区的储能市场也开始呈现爆发趋势(见图2)。   资料来源:Wood Mackenzie 图2 美国各州储能部署分布情况 2. 产业政策与市场规则 战略规划与法规方面,2020年1月8日,美国能源部长Dan Brouillette宣布启动储能大挑战(Energy Storage Grand Challenge)以帮助开发下一代储能技术并将其推向市场,该计划旨在确保到2030年美国成为全球储能行业领导者。美国前瞻性储能政策的领导者是加州,加州在2013年就通过了一项计划,要求所有的公用事业公司(IOUs)到2020年采购1325兆瓦的储能。2017年,加州公用事业委员会又发布了第2868号法案,要求IOUs额外采购500兆瓦的分布式储能。弗吉尼亚州和内华达州也在2019年相继提出储能目标。目前,美国制定或已实施储能发展目标的州已经达到八个。同时,美国各州正在解决立法、行政命令、监管程序等众多问题,这些问题将影响储能系统的总体成本和价值、储能系统与电网的连接过程。仅在2019年,美国各州的立法机关就审议了30多项与储能部署相关的法案,十几个州的监管委员会处理了一系列影响储能部署的监管程序。 补贴方面,自发电激励计划(SGIP)是美国历时最长且最成功的分布式发电激励政策之一。SGIP补贴收益占用户侧总收益比重较高。根据CNESA全球储能项目数据库,将分布式储能纳入补贴范围开始至2019年7月期间,SGIP处于补贴流程中以及已经获得全额补贴的储能项目数量(不包含取消的)达到13156个。其中,约6281个储能项目已经获得了SGIP的全额补贴支付。在用户侧储能项目前五年的收益中,SGIP补贴收益占到总收益的40%~50%。从将储能纳入补贴范围至今,SGIP经历了多次调整和修改。2018年8月,加州议会通过SB700法案,将SGIP计划的截止日期延长至2026年,用于持续激励更多分布式储能项目的建设。同时,从申请SGIP补贴的储能设备厂商来看,特斯拉、LG化学、Stem Inc、CODAEnergy等企业获得补贴的项目数量、能量规模和金额位居前列,补贴政策为储能设备厂商带来发展机遇。 税收方面,投资税收减免(ITC)是美国为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策,光伏项目可按照投资额的30%抵扣应纳税。2016年,美国储能协会向美国参议院提交了ITC法案,明确先进储能技术都可以申请投资税收减免,并可以以独立方式或者并入微网和可再生能源发电系统等形式运行。美国ITC自2020年开始下降,税抵退坡。2016~2019年,ITC仍维持在系统成本的30%;2020年,ITC开始下降至系统成本的26%;2021年,税收抵免进一步降至系统成本的22%;2022年以后,新的商业太阳能系统的所有者可以从其税收中扣除系统成本的10%,住宅ITC将取消。这在一定程度上说明2022年后,光伏配套储能系统成本有望降低至可接受水平,实现无ITC平价应用。 电力市场规则方面,美国对储能参加电力市场比较重视,美国联邦能源监管委员会(FERC)2013年发布792号法令简化小型发电设备并网流程,2015年发布745号法令允许消费端能源产品和服务参与批发电力市场,2016年开始就储能与分布式能源参与电力市场方面的规则进行建议征集和全面修改。2018年2月,FERC发布841号法令的草案,正式要求区域输电组织(RTOs)和独立系统运营商(ISOs)建立相关的批发电力市场模式、市场规则,包括储能技术参数,参与市场的规模要求以及资格等,以便使储能可以参与RTOs/ISOs运营的所有电力市场。针对市场参与模式、市场规则的建立,FERC提出四项标准(见表1)。在电力市场规则方面,除了FREC的841号法案外,美国储能产业发展的主要思路包括将储能列为独立的电力资产,定义储能参与电力市场的模式,降低储能参与电力市场的门槛等。 表1 储能系统市场参与模式/市场规则必须满足四项标准   ●PJM区域电力市场中储能参与情况 PJMINT.,L.L.C.(PJM)是美国最大的区域电力市场运营商,不拥有输电资产,负责美国13个州以及哥伦比亚特区电力系统的运行与管理。PJM是美国储能功率装机规模最大的地区,占到美国已投运项目近40%的功率规模和31%的能量规模,平均功率规模为12兆瓦,平均储能充放电时长为45分钟。PJM区域电力市场的储能项目以功率型应用为主,储能电站之所以在PJM调频市场中得到较好的商业化运营,得益于公平的市场环境和按效果付费的价格机制。 2011年,FERC755号法令要求电网运营商按调频性能进行补偿。2012年11月,PJM为了引入准确但电量有限的储能资源,将调频信号分为两种信号:慢响应调节信号A(RegA)和快速响应调节信号D(RegD)。储能凭借快速的响应特性,在各类调频资源中表现优异,取代燃气机组成为PJM最大调频来源。储能资源为了实现能量中性有时执行与电网调频需求相反的操作。为此,PJM于2017年初修订市场规则,维持调频服务的能量中性,要求RegD资源将不再只提供短周期调频服务,储能系统也将被要求延长电网充放电时间。市场规则的修改意味着储能系统需要配置更大的容量和充放电周期,也大幅降低了储能的安装增速。 ●加州电力市场中储能参与情况 美国CAISO(California Independent System Operator,Inc)是加州电力市场的运营主体和加州电网的调度中心,服务于加州三千万人口,控制超过2.5万英里的输电线路,发电总装机容量超过5亿千瓦。CAISO是美国储能能量规模最大的地区,占到美国已投运项目44%的能量规模和18%的功率规模。加州储能以提供能量服务为主,应用领域比PJM更为多样。CAISO储能项目的平均功率规模为5兆瓦,平均储能充放电时长为4小时。 太平洋燃气电力公司(PG&E)、圣地亚哥燃气电力公司(SDG&E)、南加州爱迪生公司(SCE)等投资者所有的IOUs是加州储能项目的主要投资开发主体。IOUs一方面积极推动电网级储能电站和工商业用户侧储能电站的建设,另一方面积极通过与用户共享资产的模式,集成用户侧分布式储能资源提供电力服务。目前加州62%的储能装机规模由SCE和SDG&E采购和应用,主要解决储气库泄漏带来的供电稳定性问题,满足该州发电资源至少4小时备用容量的要求。因此,加州储能呈现出更大储能能量的发展趋势。此外,加州还是小型储能系统(小于1兆瓦)的主要应用地区。美国90%的储能系统应用于加州,其中商业领域应用主要分布于SCE和SDG&E地区,工业领域应用主要分布于PG&E地区。 (二)英国 1. 装机规模 2017年,英国储能市场规模迎来爆发式增长,其累计投运储能项目规模达到2016年同期规模的10倍。截至2019年6月初,英国已经部署装机容量700兆瓦的大型电池储能系统。目前英国将近800兆瓦储能项目处于正在建设/准备建设阶段。根据帝国理工学院针对Drax Electric Insights进行的分析,在英国、欧盟和美国,在能源转型中,随着可再生能源发电(风能和太阳能)高比例接入到能源系统,其对能源存储的需求将持续增加。在接下来的20到30年中,仅英国的储能总容量就将增加到30吉瓦或更多。 2. 产业政策与市场规则 英国电力市场化改革是世界许多国家参考的典范。2011年,英国能源部正式发布《电力市场化改革白皮书(2011)》,该法案目的是通过建立容量市场,为容量提供稳定、持续性的新激励,保证现有容量机组的盈利能力,维持投资者对新建容量机组的热情。英国从2016年开始允许包括电化学储能在内的新兴资源参与容量市场,容量市场允许参与容量竞拍的资源同时参与电能批发市场,这极大地促进了英国储能装机容量快速提升。彭博新能源财经(BNEF)发布报告显示,2019年英国T-4容量竞价出清价格为15.97英镑/千瓦(以2018/19年价格为基准),逆转容量价格走低的趋势。BNEF认为,英国储能市场给电力行业带来的影响越来越明显。煤电退役将再推迟一年,到2024年,届时迫于政策压力,煤电将不得不关停。随着火电逐步退役,2023~2024年度英国调峰机组、储能和需求响应的并网规模将达到7.1吉瓦。 2016年以来,英国大幅推进储能相关政策及电力市场规则的修订工作。2017年,英国将储能纳入“英国智能灵活能源系统发展战略”,使储能具备参与英国电力市场的合理身份,并肯定其作用。英国天然气和电力市场办公室(OFGEM)于2018年10月更新了“智能系统和灵活性计划”,进一步消除智能技术(如储能)的市场障碍。该计划提出要将储能定义为发电资产的一部分,还提出进行增强频率响应项目招标。OFGEM于2019年6月对储能定义进行了修订,将储能系统归类为发电设施。这一举措否定了原来具有争议的储能系统双重收费政策,即将储能系统作为用电设施进行收费的同时,又作为发电设施收费。这种双重收费政策在欧洲各国普遍采用。储能系统成为发电设施的优势是能够在业界已经熟悉的规则中工作,并且业界厂商了解储能系统如何适应这些规则。 (三)澳大利亚 1. 装机规模 澳大利亚咨询公司Sun Wiz发布的最新报告显示,2019年是澳大利亚电池储能安装量创纪录的一年,全年新增储能容量376兆瓦时,其中,住宅侧电池容量有所下降,为233兆瓦时,共安装了22661套户用电池系统,大约每13个拥有光伏系统的用户中就有1个安装了电池储能系统;电网级和商用电池的总安装量超过143兆瓦时,远高于2018年的69兆瓦时。2015~2019年澳大利亚住宅侧电池储能安装量远高于非住宅侧,两者分别为738兆瓦时和361兆瓦时,但这一趋势预计将在2020年发生逆转。据BNEF分析,2019年澳大利亚有超过7万户家庭安装储能电池,户用储能电池市场占全球比重近30%。预计到2020年,澳大利亚的非住宅侧电池储能容量将超过500兆瓦时,新增容量至少是住宅侧储能容量的两倍。 2. 产业政策与市场规则 澳大利亚多地政府制定了储能安装激励计划,通过补贴重点支持用户侧储能系统。北领地政府和西澳大利亚州于2020年推出太阳能+储能项目激励计划,主要为电网级、住宅以及社区级太阳能+储能项目提供资助。由于澳大利亚的储能市场以户用与商用储能为主,工业大规模储能发展相对落后,因此政府目前的政策制定工作重点在于规范户用与商用储能市场发展。2017年澳大利亚清洁能源协会向联邦政府提出了13项政策建议,涉及创造公平竞争环境、消除户用与商用储能市场管理障碍、户用与商用储能价值认可与投资回报、建立标准及保护用户四个方面。BNEF发布的报告显示,自2016年以来,澳大利亚户用光伏安装量每年都创下新高,2019年创下年度新增装机高点,而2020年预计还会有所突破。家庭用户将继续主导储能投资,但随着经济性提高和新商业模式出现,工商业储能规模将实现快速增长。 2016年11月,澳大利亚能源市场委员会(AEMC)发布《国家电力修改规则2016》,提出将辅助服务市场开放给新的市场参与者,即大型发电企业以外的、市场化的辅助服务提供商。澳大利亚调频辅助服务规则修订后,市场参与者既可以在一个地点提供辅助服务,也可以将多个地点的负荷或机组集合起来提供服务。该规则于2017年7月开始实行,大大增加了储能参与澳大利亚电力辅助服务市场的机会,不仅有助于增加澳大利亚调频服务资源的供应,还能够降低调频服务市场价格。在创建公平合理的市场竞争环境方面,2017年8月,AEMC发布《国家电力修改规则2017》,旨在通过界定用户侧资源的所有权和使用权,明确用户侧资源可以提供的服务,来避免用户侧资源在参与电力市场过程中遭遇不公平竞争。2017年11月,AEMC将国家电力市场交易结算周期从现行的30分钟改为5分钟。这一机制不仅能够促进储能在澳大利亚电力市场中实现更有效的应用并获得合理补偿,还将推动基于快速响应技术的更多市场主体以及合同形式的出现,对储能在电力市场中的多元化应用产生重要影响。 ●澳大利亚国家电力市场中储能参与情况 澳大利亚国家电力市场(NEM)是单一电量市场,采用分区电价区域,目前分为5个区域,大致按照州的边际划分。NEM上的储能系统参与了现有市场参与者类别的框架,有双重身份:就电力供应而言,与发电机有关;在购买方面,与电力消费者有关。 (四)德国 1. 装机规模 据统计,截至2019年底,欧洲电池储能市场的装机规模达到3.5吉瓦左右,德国占比达到31.4%,德国的电池储能容量达到1.1吉瓦,同比上升41%,预计2020年底将达到1.4吉瓦。其中,公用事业级储能项目2019年新增89兆瓦,累计规模达453兆瓦,2020年累计规模将会增加至517兆瓦。另一方面,2019年德国家用电池储能市场继续发展,已投运家用储能容量达680兆瓦,新增240兆瓦,共有18.2万套系统,主要用于与屋顶光伏系统或者与电动汽车搭配。根据德国贸易促进署的数据,德国用户侧储能系统将以年度超过5万套的速度持续安装,并在2020年突破20万套储能系统的安装量。 2. 产业政策与市场规则 德国是支持储能系统发展的主要国家之一,主要通过赠款或者补贴融资来提供资金支持。德国储能发展的主要应用领域为屋顶光伏+电池储能、社区储能模式、集中式参与调频市场和大型储能系统参与调频。其中,德国家庭储能市场的爆发和德国政府推出的太阳能储能补贴政策关系甚密。2013年5月,德国政府通过政策性银行——德国复兴信贷银行(KfW)对家用太阳能电池储能系统进行补贴。补贴的对象是新建的太阳能电站加上储能设备,或者在现有的太阳能电站上安装储能设备进行升级。从政策执行效果来看,分布式光储补贴已经推动德国成为全球主要户用储能市场之一。2013年,德国家用和商业用储能系统还不足1万套,到2018年底,这一数字已经增长至12万套,其中绝大部分是户用储能系统。 近年来,德国也开始通过调整市场规则为分布式储能参与电力市场提供便利,其中影响较大的是德国联邦电网管理局对二次调频和三次调频的竞价时间和最低投标规模进行的调整。针对竞价时间,自2018年7月起,二次调频和三次调频的竞价时间由每周改为每日进行。同时,其供应时间段也由原来的每天2段、每段12小时改为每天6段、每段4小时。竞价在交付日的前一周上午十点开始,在交付日前一日的上午八点结束。针对最低投标规模,自2018年7月起,经联邦电网管理局许可的小型供应商有机会提供低于5兆瓦(原先要求的最小规模)的二次调频和分钟调频服务,如1兆瓦、2兆瓦、3兆瓦等,前提是该供应商在每个调频区域、每个供应时间段,针对每个调频产品,只能以单一竞价单元参与报价,以防止大储能电站拆分成小单元参与竞价。这些规则修改能够让可再生能源设备、需求侧管理系统、电池储能设备等装机功率较小的运营商有机会进入辅助服务市场,每天的竞价和更短的服务供应窗口允许可用的储能容量参与更多目标市场,能够更有效地激发聚合的储能容量获得叠加收益。 三、主要储能技术发展动态及应用 (一)储能技术类型与特征 除抽水蓄能外,在全球储能投运项目中,2008年,钠离子电池和飞轮储能为主要技术类型;2009年,所投运项目几乎全部为钠离子电池储能项目;2010年,锂离子电池储能项目呈爆发增长,约占当年投运储能项目的70%,并且自2012年起,应用锂离子电池技术的投运项目占比最大,到2017年,锂离子电池技术已占据90%以上的市场份额。根据CNESA统计,近五年全球已投运储能项目中,锂电储能系统占比均超过80%,2019年上半年,锂电储能新增投运项目的装机占比最大,为85.7%。锂离子电池作为主流技术路线,具备成本下降空间。目前已商业化应用的电化学储能技术主要为铅蓄电池和锂离子电池。根据BNEF预计,2020年至2023年锂电价格有望降至150美元/千瓦时,达到储能系统应用的经济性拐点。 对储能项目技术类型的分析表明,基于钛酸锂(LTO)电池和镍锰钴氧化物(NMC)电池的储能系统主要用于频率控制任务,在这些任务中,需要快速输出功率或接收小容量功率。磷酸铁锂(LFP)电池技术几乎可用于所有应用。而具有较长放电时间的液流电池更多是用于解决备用问题,特别是用于大功率储能的钒氧化还原液流电池。钠硫电池技术是目前唯一同时具备大容量和高能量密度的储能电池,但由于钠硫电池仍面临成本高的难题,所以目前尚未在全球实现大规模应用。通过对不同技术类型电池每小时耗能情况进行分析,可得出结论:钛酸锂(LTO)电池太阳能装置能耗大大低于基于LFP、液流电池和压缩空气储能系统的能耗。 此外,以飞轮储能为代表的物理储能技术实现了技术突破。目前国外市场已经全面启动了飞轮储能的推广应用,美国Active Power公司专门生产和销售UPS飞轮电池,年销售额达到7000万美元。英国研发出的飞轮储能技术装置在无需维护的情况下能够使用25年,反复充放电100万次,同时不会出现能量损耗。 (二)储能技术应用分析 以调频为代表的辅助服务市场是目前全球储能产业最具商业价值的应用领域。从储能市场应用来看,根据DOE数据,2018年,有一半以上的储能项目参与了频率调节市场(见图3)。根据BNEF统计,2016年、2017年,兆瓦级储能项目累计装机中,调频应用占比分别为41%、50%。在传统能源结构中,电网短时间内的能量不平衡是由传统机组通过响应AGC信号来进行调节的。而随着新能源并网,风光的波动性和随机性使得电网短时间内的能量不平衡加剧,传统能源由于调频速度慢,在响应电网调度指令时具有滞后性,有时会出现反向调节之类的错误动作,因此不能满足新增的需求。相较而言,储能(特别是电化学储能)调频速度快,电池可以灵活地在充放电状态之间转换,是非常好的调频资源。 储能另一个典型应用是能量时移,占储能项目应用的13%。能量时移就是通过储能的方式实现用电负荷的削峰填谷,即发电厂在用电负荷低谷时段对电池充电,在用电负荷高峰时段将存储的电量释放。此外,将可再生能源的弃风弃光电量存储后再移至其他时段进行并网也是能量时移。 第三大应用是帮助用户侧电费管理,该应用的储能项目约占11%。在用户侧储能中用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能,在用电高峰期使用存储好的电能,避免直接大规模使用高价的电网电能,如此可以降低用户的电力使用成本。 此外,储能应用较为活跃的领域还有供电备用容量,占比9%。备用容量是指在满足预计负荷需求以外,针对突发情况为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备,一般备用容量是系统正常电力供应容量的15%~20%,且最小值应等于系统中单机装机容量最大的机组容量。由于备用容量针对的是突发情况,一般年运行频率较低,如果是采用电池单独做备用容量服务,经济性无法得到保障,因此需要将其与现有备用容量的成本进行比较来确定实际的替代效应。   资料来源:DOE,EnergyNet 图3 全球储能市场主要应用场景分布情况 美国加州太平洋煤气电力公司公布的储能项目实际运行收益状况报告EPIC(Electric Program Investment Charge)表明,现阶段储能在调频领域已有一定的经济性;而由于电价差不足以抵消储能系统循环效率、电池老化等造成的损失,在能量市场的收益并不乐观;参与旋转备用容量市场,其收益包括备用容量的收益和被调用后的能量收益,机会成本较高,收益较低,还不足以支撑项目盈利。 (三)热点应用场景与典型案例 1. 长时间尺度储能 长时储能应用正在电力系统中进行部署,以平衡电力波动,管理峰值需求,使风力发电和太阳能发电可以调度。根据长时储能曲线划分,全球发展前景较好的长时储能技术包括五种:抽水蓄能技术、混凝土砌块储能技术、液态空气储能技术、地下压缩空气储能技术和液流电池储能技术。 美国各州都很重视新能源电力发展,新能源储能技术对于实现平抑新能源出力波动、促进电网稳定这一目标至关重要。美国加州公共事业委员会(CPUC)表示,加州计划到2026年部署装机容量为1吉瓦的新能源长时储能系统,以推进其清洁能源转型。CPUC对2019~2020年电力资源组合提出的最佳投资组合建议,包括大量使用太阳能、风能和电池存储资源,以及长时储能和基于新传输系统的州外风能。目前,纽约州正在开发能够储能6小时以上的经济可行的储能系统。 锂离子电池在储能市场占比较大,但其应用在长时储能系统中并不是较优选择。在大部分风能和太阳能为电网供电的地区,采用压缩空气蓄能(CAES)技术的长时储能资源正变得越来越有价值。CAES系统在电力充足的时候进行空气压缩储能,等到电力匮乏之时,再通过解压空气进行发电。加拿大初创公司Hydrostor致力于开发压缩空气储能系统,NRStorHydrostor压缩空气储能项目是一个很好的案例。Hydrostor利用其A-CAES技术和专门建造的地下储存洞穴开发大规模的储能设施。该技术可以像抽水蓄能一样提供长时间的存储,而且可以进行灵活安装,此外,此类设施完全不排放废气,成本低廉。 2. 光伏+储能 近年来,全球光伏发电比例不断增加,为保障电能质量、提升电网灵活性、提高分布式光伏自发自用比例,降低用户用电成本,又加之锂离子电池系统成本大幅下降,循环寿命不断提高,光伏整合储能技术系统建设成为储能全球应用的主流。以德国、英国、澳大利亚、美国、日本为代表的国家在“光伏+储能”方面走在了世界前列,而与储能相关的项目也成为这些国家的投资热点。这些光储项目还可以抵消对新建燃气机组提供容量服务的需求,具体的系统配置取决于项目所在地区的尖峰负荷时长和燃气机组利用率。目前光储项目的合约类型也在不断创新和多元化。 以美国为例,内华达州公用事业委员会(PUCN)已批准Quinbrook与NV Energy签订为期25年的售电协议(PPA),用于克拉克690兆瓦AC Gemini太阳能+电池存储项目。该项目用于展示将光伏技术与储能相结合的能力,以捕获和利用内华达州丰富的太阳能资源,为NV Energy的客户提供低成本电力,在太阳下山后长时间保持照明,并可以为内华达州电力需求激增的傍晚高峰期进行调度。美国能源公司PacifiCorp发布了其长期能源计划草案,首次将电池储能确定为最低成本组合的一部分,到2025年规划的所有储能资源都将与新型太阳能发电相配套。 在德国过去的25年中,已安装了170万座太阳能发电装置,总装机容量超过45吉瓦。其中大多数是安装在住宅屋顶上容量低于30千瓦的太阳能发电设备。这为小型储能系统提供了广阔的发展前景。平均而言,使用电池可将光伏发电的自用比例从35%增加到70%以上。 更低成本的太阳能系统出现在市场上之后,随着光伏补贴缩减,储能电池成本下降,储能行业发展步伐越来越快。家庭储能系统的价格取决于房屋或企业的大小、业主的能源需求、建筑物能接触到多少阳光,以及面板、电池和管理系统的质量。值得一提的是,电池储能的经济性并不是大多数电池系统购买者的唯一动机,甚至不是主要动机,他们希望独立于电力公司和不断上涨的电价,且希望为绿色能源作出贡献。 3. 参与“虚拟电厂” 随着全球太阳能和储能行业的快速发展,虚拟发电厂(VPP)正逐步成为储能应用的另一大市场。虚拟电厂在电力市场中,可以承担的角色包括发电商、发电经纪商、辅助服务供应商、售电商,这当中都少不了储能装置的参与。VPP的优势是可以降低对发电设备的初期投资,并提高日后灵活并网光伏发电的能力。 根据CNESA对全球储能市场的长期追踪,目前Sunverge、Stem、Tesla、Green Charge Networks、Sonnen等全球主要的分布式储能系统集成商都在积极探索VPP模式,并形成了许多代表性的应用案例。根据日本经济产业省相关数据,日本国内可供VPP收集的太阳能电力规模预计将在30年内增加到37.7吉瓦,相当于37个大型火力发电站的发电量,可见作为电力调配的VPP发展前景广阔。 南澳大利亚州政府实施的家庭电池计划目前已经达到了一个重要的里程碑,该州计划通过VPP技术整合拟部署的40000个住宅电池储能系统,并将为每个电池储能系统提供高达6000美元的补贴。2019年10月,南澳大利亚数百户家庭光储系统形成的VPP项目,通过向澳大利亚全国电力市场供能,成功地应对了昆士兰州发生的一次大规模断电事故。 4. 大型电池系统 近年来,德国积极部署大型电池储能系统。2016~2017年德国有13个新项目投运,用于平衡电网系统,规模约138兆瓦。2018年,总部位于荷兰的电力供应商Eneco完成在德国Schleswig-Holstein的大型储能项目EnspireME。该项目储能容量超过50兆瓦时,由大约10000块锂离子电池组成。Eneco表示,这是迄今为止在欧洲开发的最大的单点电池储能项目。项目位于高压电站旁,可以帮助减少高压电站的常规能源损耗,同时提供主要的控制电源,减少风力涡轮机弃风现象。该地区的风电场将与电池存储设施连接,以便在发电量高时存储电力。 更大的电池系统应用包括不间断电源和黑启动能力。利用黑启动能力能够以最快速度启动更多发电电源,从而恢复更多的发电能力。储能系统具有调节幅度更大、动态响应更快的特性,利用储能设备辅助黑启动能够有效提高局域电网的恢复速度。此外,德国商业储能系统的安装量也在不断增长。大型电池市场的未来趋势包括发展区域储能和租赁模式。区域储能将来自本地私有发电厂(例如屋顶光伏系统)的多余电量存储在中央电池中。 5. 提供辅助服务 从国外电力市场的经验来看,储能最有生命力、竞争力的是提供辅助服务。当前阶段,在调峰、能量时移方面,储能的技术经济性还有进一步提升的空间。而储能作为调频等快速响应的资源,已经在国外市场证明是非常有优势和竞争力的。例如储能在英国电力市场上可以参与的电力辅助服务主要为频率响应、容量储备、无功调节和系统安全四个方面,其中电池储能主要参与固定频率响应(FFR)的动态频率响应,英国国家电网电力系统运营商(ESO)定期公布英国未来一段时间内的调频需求,并且每个月都会举行招标。参与者可以针对未来某一个月甚至某连续的24个月,全天或者一天中的特定时间段分别进行投标,中标者需要按时实现容量的交付,并且与国家电网按投标价格进行结算。FFR主要可以分为三类服务,分别为:一级低频响应、二级低频响应和高频响应。英国储能市场增长的主要驱动因素包括先进调频、其他电网平衡服务等高价值电网服务合同。 (四)电化学储能技术经济性分析 随着应用需求的不断扩大,各国支持政策持续出台以及制造工艺不断完善,近年来储能电池技术发展迅猛,电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标均得到了大幅提升,应用成本快速下降。 在储能系统成本构成上,目前电池成本约占60%,储能变流器(PCS)占比20%,电池管理系统(BMS)占比5%,能量管理系统(EMS)占比5%~10%,其他配件5%。成本最高的组件是电池和逆变器。 在部署储能系统时需要考虑许多因素。电池的功率和持续时间取决于其在项目中的用途。项目目的是由经济价值决定的。其经济价值取决于储能系统参与的市场。这个市场最终决定了电池将如何分配能量、充电或放电以及持续多长时间。功率和持续时间不仅决定了储能系统的投资成本,而且决定了其工作寿命。 根据BNEF最新完成的全球储能系统成本调研,2019年一个完成安装的、4小时电站级储能系统的成本范围为300~446美元/千瓦时。成本范围之大也凸显了储能项目设计和安装过程的复杂性和多样性。2019年,4小时电站级储能系统的总成本基准为331美元/千瓦时,户用储能系统的总成本基准为721美元/千瓦时。根据GTM预测,到2025年,单位千瓦时储能电池成本将降至110美元,能源存储系统平衡(BOS)部分将降至85美元。 四、趋势展望 (一)储能装机继续保持增长 虽然当前全球储能市场面临诸多困难与挑战,但储能发展的广阔前景不会改变,随着市场机制和商业模式不断成熟、技术不断进步,储能规模将继续保持增长。众多储能技术路线中,电化学储能是储能的主要发展方向,而其中锂电池路线最为主流。 全球各大机构对未来全球储能市场规模的中长期预测显示,储能市场发展潜力巨大。据Wood Mackenzie预测,2020年全年新增装机量将达到创记录的12.6吉瓦时。到2025年,全球储能部署投资总额将从2019年的180亿美元增加到2025年的1000亿美元。世界能源理事会(WEC)预测,到2030年,全球储能装机总量将达到250吉瓦。美国研究机构Lux Research预测,未来15年,全球储能市场装机容量将以更快的速度增长,到2035年,累计装机规模年均复合增长率为20%,年收入年均复合增长率为14.9%。BNEF预测,到2040年,全球储能项目累计装机规模将达到1095吉瓦/2850吉瓦时,对应投资规模6620亿美元。 地区分布方面,据HISMarkit称,美国在2019年已经成为世界领先的储能市场。根据BNEF的报告,中国将在下一个十年超越美国。同时,印度、德国、法国、英国、澳大利亚以及部分拉丁美洲国家将成为储能的重要市场。到2040年,亚太地区的储能装机规模将占全球总规模的40%,欧洲、中东和非洲占33%,美洲占23%。中国和美国将是全球最大的市场,其需求明显高于所在地区的其他市场,两者的储能规模几乎与印度、德国、南美、东南亚、法国、澳大利亚和英国等其他主要市场的总规模相当。而欧洲、中东和非洲各国的需求则较为平衡。排名前十位的国家累计装机规模之和占全球总规模的近四分之三。 (二)储能成本下降,大规模储能潜力巨大 综合各研究机构的数据,储能成本自2010年以来一直呈下降趋势。2010~2017年锂离子电池价格下降近80%。尽管不同技术的价格有所不同,但各种类型电池的价格下降速度大致相同(见图4)。根据BNEF数据,2019年,全球锂电池组平均价格已经较2010年下降87%,降至156美元/千瓦时,中国锂电池组平均价格最低,为147美元/千瓦时。 从技术类别看,未来15年,固定式储能领域应用最多的仍然是锂离子电池,而液流电池、钠硫电池等技术可能会在长时储能应用中取得突破性进展,能够优化调度或者通过虚拟电厂聚合储能资源的软件系统使储能产品变得更具特色。   资料来源:BNEF 图4 2010~2017年锂离子电池价格(单位:美元/千瓦时) (三)储能应用场景不断丰富多元 大规模储能系统的应用,使得能源转换与利用更加高效,实现了能源的时空平移,解决了能源在生产、传输以及使用环节的不同步性。目前包括物理储能、电化学储能、储热、储氢等在内的多种储能技术类型,在新能源并网、电动汽车、智能电网、微电网、分布式能源系统、家庭储能系统、无电地区供电工程等不同应用场景下,展露出巨大的发展潜力,市场前景非常广阔。储能参与电力市场的价值可分为三个方面:容量价值、能量价值和辅助服务价值。目前,调频与能量时移成为储能的主要应用场景。其中,通过可再生能源场站配置储能系统的方式实现能量时移越来越普遍。BNEF预测,2020年后储能提供容量服务的应用模式将成为主流。 未来两年间,储能主要应用将更加多元、均衡。其中,当前占比约一半的储能调频应用将出现显著下降,占比降至16%。这一方面,尽管经济性补偿较好,但调频辅助服务市场空间较小,大量灵活性资源短期内涌入调频市场或快速拉低调频价格;另一方面,波动性可再生能源持续发展,配套大量储能系统,极大提升能量时移应用的占比。能源时移应用占比将翻倍增长,成为最主要应用。 资料来源:DOE,EnergyNet 图5 2020~2021年全球储能市场主要应用场景分布情况预测 (四)国际资本进入储能市场培育新业态 在能源转型的大背景下,传统能源企业向新能源业务寻出路是必然的选择。2019年1月,壳牌新能源与英国清洁能源项目的开发商和建设者Anesco合作开发了电网级电池储能系统,项目容量1.25兆瓦/1.25兆瓦时,这是壳牌首个电网侧储能项目。2019年2月,壳牌宣布收购Sonnen,使之成为壳牌的全资子公司。壳牌借此有望成为欧洲最大的储能企业。同年,包括杜克能源(Duke Energy)、Xcel Energy公司和亚利桑那州公共服务公司(APS)等在内的近50家美国电力公司,为了实现减排目标,开始依靠储能系统来缓解批发市场的波动,并为部署更多的可再生能源发电设施提供支持。 如今的全球储能市场,不仅吸引了传统的能源电力公司,太阳能电池板、储能系统、电力设备等供应商,能源行业以外的公司也开始在这一领域进行投资,国际资本相继进入储能市场培育新业态。  ...
近年来,随着“走出去”战略,尤其是“一带一路”倡议的稳步推进,我国企业开展跨国并购活动势头强劲,成为国际并购市场不可忽视的重要力量。全球新冠疫情的爆发不仅令世界公共卫生体系面临严峻考验,而且让国际经济和资本市场深受其害。 在这种背景下,中国电力企业参与跨国并购既潜伏着新风险,也蕴含着新机遇。随着全球经济逐步复苏,新一轮并购潮将扑面而来。中国电力央企应主动参与国际分工与合作,借助两个市场、两种资源,创新并购模式,努力打造具有强大创新能力和国际竞争力的跨国公司。 一、电力央企开启跨国并购“大时代” 2001年我国加入世界贸易组织后,跨国并购已成为我国企业“走出去”的重要方式,虽然自2008年后遭受国际金融与经济危机的影响与冲击,但是2016年我国企业跨国并购规模和数量大幅增加。 伴随中美贸易摩擦升温、欧美发达国家不断收紧外国投资的审查,同时国家相关部委加大跨国并购管控,我国企业跨国并购放缓,但“抱团”并购不断增多,“一带一路”沿线和经济欠发达国家和地区成为并购“新亮点”。从行业上看,能源和资源领域并购长期居于前列。 相对其他行业,电力央企跨国并购起步相对较晚,但伴随着我国电力体制改革不断完善而快速发展,华能、国家电网和三峡集团最为突出。华能集团2003年12月成功收购澳大利亚昆士兰州OzGen公司两座发电厂50%的股权,后又陆续并购新加坡大士能源公司、澳大利亚蒙托煤矿、美国国际电力公司等,是我国第一个境外电力装机规模达到千万千瓦的电力央企。 2006年国家电网作为最大股东联合当地公司成功中标菲律宾国家输电网经营权,这是国家电网“试水”海外第一单。2014年是国家电网的“收购年”,继1月完成新加坡能源公司所属的国际澳洲资产公司60%股权和新加坡能源澳网公司19.9%股权项目后,以基石投资人身份认购上市公司香港电灯有限公司18%股权,并在当年7月以21亿欧元收购意大利存贷款公司旗下能源网公司35%股权,实现了一年之内并购投资“四级跳”。目前国家电网已成功投资运营菲律宾、巴西、葡萄牙、澳大利亚、意大利、希腊和香港等七个国家和地区的骨干能源网,境外权益资产超600亿美元。 三峡集团按照“两条脚走路”的策略,在欧洲重点收购风光项目,在南美积极布局水电,现已是葡萄牙电力公司的第一大股东、德国最大海上风电项目的控股者、巴西第二大私营电力企业、秘鲁最大电力公司LDS的控股股东,境外清洁能源装机近2000万千瓦,业务横跨发配售等环节,打造“海外三峡”的装机目标基本实现。 总的来说,国内电力央企跨国并购经过起步、谨慎试水、快速扩张、调整收敛等阶段,受中美贸易战影响跨国并购势头放缓,国资委也加大合规审查,强化监管;在并购区域上,更注重向经济发达地区“聚集”,欧洲取代美国成为电力央企并购最理想之地;在并购方向上逐步从产品、劳务输出转向资本、技术和品牌输出,从产业链低端走向产业链中高端。 电力央企大举开展跨国并购,一是有利于实现企业在全球范围内资源优化配置,达到技术、融资、管理和营销渠道的共享,大幅提升国际竞争力;二是能够绕开贸易保护壁垒,直接进入全球价值链的中高端,开拓更广阔的发展空间;三是借助市场的双向传导作用,实现境内、境外企业的深度融合,拓展新的盈利模式。 二、新冠疫情为电力央企跨国并购带来新挑战 新冠疫情让全球经济倍受打击,也给跨国并购带来诸多障碍和困难。封锁措施导致项目前期论证的停摆、产业供应链的断裂、资本市场的波动和社会动荡加剧,使跨国并购风险不断加大,同时逆全球化和保护主义重新抬头,一些欧美发达国家借机对外商投资并购出台更为严格的审查机制,电力央企跨国并购面临更大的政策风险。 1. 融资“陷阱” 融资风险主要包括汇率和利率两种风险。新冠疫情让全球金融市场处于更加变幻无常的环境,汇率剧烈波动是跨国并购面对的最直接问题。特别是当前美国、欧盟等西方主要经济发达体仍未摆脱疫情影响,全球主要货币汇率冲突加剧,汇率走势难以有效预测。融资风险出现的原因不外乎以下三方面:一是选择了不当的计价货币,二是错误地使用远期结售汇;三是对货币衍生品滥用。因此,如何有效防范汇率、利率变动对跨国并购带来的影响,成为跨国并购最难预测的风险。 2. 政策法律“陷阱” 政策法律风险是跨国并购不可回避的问题。首先是各国加大疫情期间对重要支柱和核心产业的保护,如欧盟专门出台“警惕外国投资者在新冠疫情危机中收购欧盟战略性资产”的声明;其次是劳工法律风险,一些国家法律规定必须雇用当地雇员,美欧法律十分重视员工权利的保障;还有环保法律风险。目前各国对环境认识普遍提高,国外环保团体力量强大,往往一个看似很小的环境问题,可能被无限放大,导致并购“难产”。另外并购过程还会涉及到税务、反贿赂、知识产权保护等一系列法律问题,都需要引起高度重视。 3. 政治与社会“陷阱” 政治社会风险是跨国并购面临的最大风险。新冠疫情加深社会矛盾,以种族矛盾和文化冲突为代表的社会分裂将更趋恶化。一些国家对我国企业在能源电力、高新技术等领域的并购持有很强的抵触心态,多项并购因此夭折,如国家电网在收购比利时最大能源配网公司伊安蒂斯公司就因政治博弈而受阻。另外,利比亚、叙利亚危机让我国企业深感政治社会风险的危害,非洲、中东、拉美地区是政治社会风险的高发区,政权更迭、暴乱时有发生,也存在被“收归国有”的风险。 4. 市场“陷阱” 新冠疫情导致市场环境发生根本性的变化,极有可能会使原先预想的并购目标失去意义。譬如,在新冠疫情影响下,并购国家经济稳定和增长态势发生变化,出现新竞争对手及替代产品,生产要素市场价格发生变化等,都影响并购最终的完成与否。 5. 整合“陷阱” 新冠疫情进一步加大不同种族间人员隔阂,也提高了并购后整合难度,跨国并购是将经营理念、管理制度、组织架构、生产方式、文化背景等完全不同的企业“捆绑”在一起,真正将它们拧成一股绳、集而成团、管而有控,其困难常常是超乎想象的。 三、新冠疫情给电力央企跨国并购带来新机遇 乌云背后总有一线光明。新冠疫情造成全球经济低迷的同时,孕育着新的机会。受新冠疫情影响,国际金融和资本市场巨变、企业估值下降、产业链重组,给电力央企跨国并购带来新机遇。 1. 估值下降迎来“抄底”机会 新冠疫情引发全球经济动荡,资本市场市值缩水,原油等国际大宗商品全线下跌,企业营业收入锐减,现金流出现紧缺,以往一些质地优良、实力雄厚的目标公司估值普遍下降,为我国企业跨国并购提供了难得的“抄底”机遇。 2. 经营困境带来“窗口”机会 新冠疫情让许多国家和企业面临巨大现金流压力,尤其是国际化程度较高的欧美能源巨头表现最为明显,陆续减产减员、消减支出、剥离资产等情况,一些优质资产并购“窗口”可能出现。 3. 产业重构创造“洗牌”机会 新冠疫情导致全球产业链重构在所难免,电力作为国民经济基础和先导行业,其产业链关联度高、装备制造业技术密集,多数分支领域都属于战略新兴产业范畴,是各国争相引资和发展的重要领域,这给电力央企提供了难逢机会。 4. 区域合作营造了“共赢”机会 新冠疫情给日益碎片化的全球经济带来更大的冲击,进一步推动经济全球化转向区域化,但跨区域产业分工合作不会逆转甚至有可能加强。特别是RCEP预计在今年底正式签订,全球最大自贸区即将诞生,我国与东盟及日韩的经济互补性不断加强,包括东盟在内的“一带一路”沿线国家在疫情之后仍将是我国企业投资的热土,电力央企跨国并购重心由欧美转向东南亚等国家。 5. 人民币国际化的定价机会 新冠疫情将加速人民币国际化进程,推动人民币在全球范围内发挥货币功能,而且在其他国家央行纷纷降息至零利率的背景下,我国央行仍保留了人民币较大利率操作空间,同40余个国家签署了货币互换协议,摩根大通从今年2月起将人民币国债纳入其投资产品,这些在很大程度上提升了人民币作为支付手段和结算工具的吸引力,有利于电力央企在跨国并购中发挥人民币汇率的价格杠杆作用,尽可能利用人民币国际化所带来的贸易计价结算和投融资便利,促进电力央企以各种形式在世界范围内进行融资和投资。 四、后疫情时代电力央企开展跨国并购的新思考 新冠疫情加速国际政经济秩序和国际关系的重构步伐,推动大国战略竞争尤其是中美博弈更加白热化,加剧中美“新冷战”和“全面脱钩”的危险,催生出百年之未有大变局,给电力央企跨国并购带来更大不确定性。 在此背景下,电力央企跨国并购既要坚定与国际接轨和全球化发展的信心,保持非凡的战略定力,加强底线思维,做好充分准备和最坏打算;又要需要因时而变、借势而谋,跳出传统“窠臼”,加强科学规划,调整并购策略,实现更大突破。 1. 并购应聚焦于主营业务 选择合适的目标企业是跨国并购成功的前提条件。三峡集团就是选择在自己最熟悉、最擅长、最精通的水电领域,国家电网重点“聚焦”于电网领域。跨国并购是国内业务的延伸和拓展,电力央企只有更会突出自己的主业、完善产业链条、形成具有市场领导力的优势业务,将关键资源配置于产业链、价值链的关键环节,才能真正产生强大的协同效应,形成相互支持、具有合力和互补优势的内外业务组合,从而提升自己在本行业全球范围内的市场地位。 2. 并购要把握核心竞争力 培育具有全球竞争力的世界一流企业是中央对央企深化改革的新目标。电力央企跨国并购应当专注于企业核心竞争力的建设,要借助并购活动,占领市场制高点、抢抓核心资源、破除人才壁垒、强化技术优势,全面提升企业的市场竞争力、影响力、控制力和占有率。特别是在全球经济处于相对低迷的有利时机,通过发挥资本杠杆,借助跨国并购的方式,打造电力央企的国际核心竞争力,切入所处经营产业的最前沿领域,参与更高层次的竞争,对电力央企打造具有国际竞争力的跨国公司无疑具有相当重要的参考价值和典型的示范作用。 3. 全力营造良好并购环境 电力央企要想获跨国并购成功,既要满足自身发展战略的要求,又要符合并购目标国的需要,将自身利益和其他相关方的利益融为一体。要加强与目标国政府的关系,建立融洽的协商合作机制,合理运用公关手段,最大限度争取当地国工会组织、媒体和政客的支持。要主动参与当地公益事业,勇于承担自己应尽的社会责任,树立良好的企业公民形象,获得更广泛的社会认可,尽量降低跨国并购的阻力。同时,也要注重搞好与金融机构、中介机构等并购参与方的合作关系,争取他们的理解和支持,为并购活动营造一个良好的金融环境。 4. 把风险防范贯穿全过程 首先,做好跨国并购的尽职调查,这是确保并购取得成功的第一步。要通过尽职调查,真正摸清目标企业所在地政治和经济环境的优劣、企业的经营状况、发展潜力、相互融合性以及可能遇到的困难,在此基础上事先做好风险防范预案;其次,加强对跨国并购面临的诸如法律、市场、财务、政治、技术、运营等风险的研究和评估,构建一套完整有效的跨国并购信息预警系统,随时掌控可能出现的风险隐患;再者,建立健全风险处理、转移和应对机制,运用经济、金融工具、保险、市场等手段,充分发挥政府部门、驻外使馆、商会组织和民间团体的力量,尽可能地降低和规避并购中可能遇到的风险。 5. 高度重视并购后的整合 并购一旦完成股权交割,必须对目标企业的组织、品牌、资产、文化、市场、技术和人力等资源进行全方位有效整合与优化配置,以适应新的经营和市场环境的要求。这需要统筹考虑、做好沟通、持久作战,既要迎合并购双方的意愿,也要兼顾政府监管的要求,还要顾及NGO、工会等因素。成功的整合不仅能挽救一桩方案设计存在瑕疵的交易,还能让一宗策划周密的并购取得更大的成功。 五、结语 总体来看,对电力央企跨国并购而言,新冠疫情是一把“双刃剑”,虽然快速拉低了全球资产价格,给电力央企跨国并购带来了契机;但同时一些国家特别是欧美发达国家借机收紧了对并购投资的审查与限制,也给电力央企跨国并购戴上“紧箍咒”。 在后疫情时代,电力央企跨国并购面临的形势更严峻,道路更曲折,任务更艰巨,这需要电力央企紧密结合“十四五”发展规划的制订,全面梳理境外发展战略的现状和条件,切实把握好“走出去”战略尤其是“一带一路”倡议带来机遇,着力加强跨国并购顶层设计,不断优化调整跨国并购的思路和策略,精心挑选目标企业,认真做好前期论证和尽职调查,高度重视并购后的整合与协调,努力提升与跨国并购息息相关的战略、组织、流程和管控等一系列核心能力,并在实践中扎紧制度的“篱笆”,筑牢风险的“堤坝”,确保电力央企跨国并购能够行稳致远,以高质量的跨国并购催生出高质量发展之路。...
面对新冠肺炎疫情冲击,广州统筹推进疫情防控和经济社会发展,把推进新型基础设施和重点项目建设作为对冲疫情影响、推动“六稳”“六保”工作的重要抓手,力促投资在逆境中稳步回升。 随着中国经济进入高质量发展阶段,与之相关的新旧动能也进入调整阶段。新兴产业的发展,离不开以新技术、新科技为主要方向的新型基础设施建设。今年,“新基建”首次写入政府工作报告,成为社会投资的热点。 新基建涵盖范围广泛,主要包含5G基站、特高压、城际高速铁路和城际轨道交通、新能源汽车充电桩、大数据中心、人工智能、工业互联网等七大领域。对于广州而言,发力新基建将重点聚焦5G、人工智能、工业互联网、智慧充电基础设施等领域。据统计,截至今年6月,广州共有新型基础设施项目236个(不含城际高铁和城市轨道交通项目),总投资高达3690.9亿元。其中,瞄准数字新基建进行突围,成为广州加快新型基础设施建设的“关键路径”。 新基建将带来什么? 提高效率、降低成本,对数字经济发展起着倍增带动作用 广州港南沙港区四期工程致力于打造粤港澳大湾区首个全自动化码头,使用北斗导航精准定位,无人驾驶充当“搬运工”,人工相较传统码头减少约6成。广州港股份有限公司副总经理陈宏伟介绍,新基建是港口培育发展新动能的新引擎,通过5G、大数据、云计算等数字技术,对港口操作系统进行改造,实现精准感知、在线处理和智能决策,有助于提升港口运营效率,重塑业务操作流程。 在黄埔区和南沙区,文远知行和小马智行的两支“无人”车队开展自动驾驶出租车试点运营一年多。头顶长着“天线”的自动驾驶车辆在马路上奔驰,对于不少市民而言已不再陌生。通过手机APP,便能叫到一辆自动驾驶的出租车,背后正是由人工智能系统进行规划调度。小马智行发言人介绍,疫情期间,尽管车队曾停运24天,但第一季度的载客量、运行总里程比去年第四季度分别增长32.8%和50%。在他看来,新型基础设施无疑会带来更快的网络传输速度和更多的信号源,这对于自动驾驶安全性的提升将带来很大帮助。 新型基础设施建设对数字经济发展起着倍增带动作用。在新冠肺炎危机中,云上会议、视频课堂、远程医疗等应用不断推出,这些很大程度上依赖于新基建中的信息基础设施建设,充分体现了新型基础设施对生产生活的应急保障作用、倍增和乘数效应。”谈及新基建的带动作用,中国信息通信研究院广州分院副院长王洪岭如是说。 与传统基础设施建设相比,“新基建”又将为城市带来怎样的变化呢?“新基建将以数字化与智能化为一座城市提供解决方案。”新华三集团副总裁王鑫告诉记者。一座城市要解决出租车的运力问题,传统模式主要就是增加出租车。新基建则是一方面增加出租车,另一方面打造调度服务平台,减少出租车的空驶率。“通过新基建的方式,可能只要增加5000台出租车就能达到传统增加7000台车的效果,通过信息化提高效率、降低成本,这就是新基建一个突出的特征。” 新基建投资有多热? 创新基础设施单个项目平均投资超20亿元 随着“新基建”首次写入政府工作报告,并成为社会投资的热点,广州在新基建项目投资领域频频发力。今年5月,广州首批73个数字新基建重大项目集中签约,总投资规模约1800亿元,涵盖5G、人工智能、大数据中心、工业互联网、智能充电桩等数字新基建重点项目。6月28日,广州市举行重点项目开工活动并召开重点项目推进会,新基建同样是“关键词”之一。 据统计,截至今年6月,广州共有新型基础设施项目236个(不含城际高铁和城市轨道交通项目),总投资3690.9亿元,2020年计划投资332.5亿元。其中,5G网络与应用、大数据和云计算、人工智能、工业互联网、物联网、智能制造等信息基础设施领域项目128个,包含5G基站及网络设施建设、“国际数据传输枢纽”粤港澳大湾区广州南沙节点等项目,总投资额2028.6亿元,2020年预计投资191.5亿元;智慧能源、智慧城市、智慧交通等融合基础设施领域项目67个,包含阿波罗智能汽车生态基地和自动驾驶运营基地、广州市城市信息模型(CIM)平台等项目,总投资额515.3亿元,2020年预计投资63.1亿元;重大科技基础设施、科教基础设施、产业技术创新基础设施等创新基础设施领域项目41个,包含广州超算中心新一代国产超算系统建设、国家生物信息中心粤港澳大湾区节点等项目,总投资额1147亿元,2020年预计投资77.9亿元。 据广州市发改委相关负责人介绍,虽然从投资规模看,当前新基建总体规模不太大,但创新基础设施单个项目投资规模较大。从目前梳理的项目看,广州新型基础设施年度投资额占今年全市基础设施比重不足20%,其中5G网络与应用、大数据中心、云计算等信息基础设施是主要发力点,而智慧交通、智慧能源等融合基础设施的比重尚不高,创新基础设施项目因科研成本高、技术难度大要求高等原因,项目投资额较大,单个项目平均投资超过20亿元。 广州如何抓住新基建的浪头? 全国率先发布“数字新基建”政策 今年4月,国家发改委正式明确新型基础设施是指以新发展理念为引领,以技术创新为驱动,以信息网络为基础,面向高质量发展需要,提供数字转型、智能升级、融合创新等服务的基础设施体系,具体包括了信息基础设施、融合基础设施和创新基础设施三方面。 广州如何抓住新基建的浪头?近年来,广州在新型基础设施建设发展上一直走在全国前列。7月7日,广州在全国率先发布“数字新基建”政策——《广州市加快推进数字新基建发展三年行动计划(2020—2022年)》,提出数字新基建40条。5G被称作新基建的“压舱石”,在《广东省5G基站和数据中心总体布局规划(2021-2025年)》中,明确广州到2022年将建成67100个5G基站,到2025年,5G基站数达到73800个。 广州是我国互联网国际出口三大节点城市之一,出口带宽超过2000G,是国家工业互联网标识解析体系五大顶级节点之一,并逐步推进各行业领域二级节点建设。2018年已启动实施5G等信息基础设施三年行动计划,截至今年5月,全市共有4G基站8.4万座,截至今年6月建成5G基站2万座。截至2020年4月,全市在用数据中心65个,在建、待建和拟建达36个。 近年来,广州持续推动融合基础设施快速发展。出台“数字经济22条”,着力培育经济高质量发展新增长点,稳步推进以琶洲为核心的广州人工智能与数字经济试验区建设,引入腾讯、阿里、广发银行、中国人寿、统信软件、麒麟软件等龙头企业项目,打造数字会展、数字金融、数字文化、数字贸易等融合发展产业新高地。推进全市26个承接人工智能有关产业的产业园区建设,累计面积超2.5万公顷,逐渐形成人工智能产业空间格局。推动智能电网、电动汽车充电基础设施加快建设、超前发展。在广州市充电设施智能管理平台登记的充电运营商超过200家,共接入充电站点近3000座,充电桩2.5万台,共接入换电站超过50座。推动广州市城市信息模型(CIM)平台、视频监控系统等智慧城市项目建设,提升城市综合治理水平。 广州推进创新基础设施建设速度也不断提升,大力推进冷泉系统实验装置、极端海洋动态过程多尺度自主观测科考设施等4个重大科技基础设施项目建设。谋划建设广东粤港澳大湾区国家纳米科技创新研究院、中国科学院力学研究所广东空天科技研究院、广东智能无人系统研究院、粤港澳大湾区精准医学研究院、中国科学院空天信息研究院粤港澳大湾区研究院、中科院自动化所广州人工智能与先进计算研究院等一批高水平创新研究院。 新基建风口,谁在投资? 投资主体不仅是政府,充分吸引社会投资 事实上,以5G、人工智能、大数据中心为代表的新型基础设施,本身就是一个新兴产业,以应用为基础,与市场需求密切相关,这意味着投资主体不仅仅是政府,还将充分发挥市场调节作用和吸引社会投资。 上个月,紫光旗下的新华三集团与广州市工业和信息化局签署合作协议,将共同瞄准“新基建”赛道发力,推进新华三数字技术公司和数字服务公司全国总部项目的建设落地,并在5G、人工智能及工业互联网等领域开展战略合作,助力广州智慧城市建设,加快广州产业转型升级。新华三集团副总裁王鑫告诉记者,公司看好新基建的前景,同时,广州的高校、高职众多,将为新基建的上下游源源不断地输送各种类型的人才。“我们与广州的合作主要是建设两个总部,加速广州数字产业化和产业数字化的发展。数字技术公司将重点开展基于5G、物联网、人工智能、区块链等的创新应用研究,推进创新技术在工业制造、政府管理、民生服务、公共产品、社会治理等领域的渗透和应用。数字服务公司将建设‘互联网+’远程运维服务管理和调度平台,打造高度融合的数字化服务生态圈。” 如何吸引多元化投资、实现多轮驱动?广州市工信局副局长张宏伟表示,广州将激发各方投资活力,探索国有企业积极吸收非公经济成分参与,通过项目混改、技术入股、知识产权入股等多种灵活方式,激发民营资本投资热情,鼓励各区加快研究出台配套措施,形成市、区政策联动合力。值得一提的是,广州以项目拉投资,以科技增投资,以市场换投资,建立数字新基建项目库。目前首批征集入库项目254个,总投资额约2600亿元。 据广州市发改委统计,当前广州确定资金来源的新型基础设施项目中,以企业自筹为主,市区财政资金、贷款或者组合形式为辅,其中企业自筹项目比例超过一半。同时,新型基础设施具有超前性,不断促进数字化应用和数据场景的构建,有助拓展消费空间、升级消费体验,从而加快形成供给需求,推动投资建设。...
本文以东京电力公司综合能源服务发展实践为例进行分析,为国内综合能源服务发展提供相关启示借鉴。 综合能源服务发展的总体情况 东京电力公司(以下简称“东京电力”)成立于1951年,是日本最大的电力企业。日本能源政策、市场和改革等方面因素,共同驱动东京电力加快向综合能源服务商转型。 政策方面,1998年以来,日本政府陆续出台了一系列推动节能增效、新能源发展以及能源产业培育的政策,推动国内能源企业发展综合能源服务。市场方面,日本能源价格居高不下,尤其是2011年福岛核事故之后能源价格进一步攀升,为综合能源服务发展提供了广阔市场空间。改革方面,自1995年电力、燃气改革开启以来,日本能源市场逐步放开,各类能源企业之间的市场竞争愈发激烈。售电等传统业务利润的降低,促使东京电力重塑战略布局,大力发展综合能源服务业务。 东京电力2012年启动向综合能源服务商的战略转型,在做大做强传统能源服务的基础上,超前谋划、广泛布局,争做市场、技术的引领者,成为国际先进综合能源服务企业的典型代表。初期,东京电力通过旗下客户服务公司,与本国其他能源企业联合开展综合能源服务业务,主要提供电力和燃气的一站式服务以及其他能源解决方案。2016年日本全面放开电力零售市场后,东京电力顺势进行业务重组,确立综合能源服务商的战略定位,并新成立专业公司,力求提供多种电力能源产品及新型能源服务,努力成为综合能源服务行业的引领者。 转型综合能源服务商的主要做法 1.适应转型要求,打造“四位一体”支撑平台 东京电力认为电力行业正在从提供产品向提供服务转变,从单一服务向综合服务转变。为此,东京电力调整经营战略,以满足客户综合服务需求为导向,构建集输配电平台、基础设施平台、能源平台、数据平台于一体的信息系统,全力支撑其综合能源服务业务发展。 输配电平台。是传统电力系统的升级,既能接纳大规模发电,也能高效吸纳分布式可再生能源,还能协调发电侧与用户侧,实现供需高效平衡,是最核心的基础平台。 基础设施平台。以输配电平台为依托,以“就近消纳、就地平衡”为原则,融合分布式能源、供热供水系统、电气化住宅、电气化交通网络等基础设施,形成区域性综合能源服务系统,实现了输配电设施与其他基础设施的信息互动。 能源平台。融合电力、燃气、热电联产、氢能、蓄电池、基于电动汽车的移动储能等多种能源设施,实现多能互补、合理共享,是以电为中心的输配电平台在其他能源领域的延伸。 数据平台。是渗透各个平台的神经中枢,通过收集、分析各个平台、设备以及客户的信息,为平台、设备、客户间的深度融合与紧密互动提供有效保障,为综合能源服务业务顺利开展提供强大的数据支撑。 2.细分客户需求,实施差异化、个性化的营销策略 (1)针对工商业客户 着力提供从设计、施工到运营、维护的“一站式”综合能源服务。东京电力将工商业客户需求分为节能、减排、高可靠性、减少初期投资成本等四类。 对于节能需求,东京电力为客户提供涵盖电力、燃气、供暖的最佳能源供应组合方案,提供多种电价方案和电气设备方案的优化组合,帮助客户改进设备及生产流程。 对于减排需求,东京电力推出了一项名为“水溢价”的服务,此项服务中的电力完全由水力发电厂提供,获取的利润用于节能设备改造及水源维护。 对于高可靠性需求,东京电力提供包括可再生能源发电、通信、供暖、供水在内的建筑设计、施工、维护等全方位服务,提升企业用电可靠性及能源运维管理水平。 对于减少初期投资需求,东京电力主推“能源服务提供者”服务,客户可以获得电力、燃气供应,以及电气化热泵、变电设备等高能效设备及其运维服务,客户的初始投资为零,费用将以服务费的形式摊销到设备的全生命周期。 (2)针对居民客户 提供“电气化住宅+个性化价格套餐+增值服务”方案,满足其舒适、环保、安全、经济的用能需求。 电气化住宅,即面向新建、改建住宅提供节能诊断以及产能、节能、储能相关设备安装、售后等服务,并大力推广电炊具、节能热水器等高效电气产品构成的“全电气化住宅”; 个性化价格套餐,即向客户推荐具有市场竞争力的电力、燃气组合价格方案,并推出节能咨询、智能家居租赁等套餐服务; 增值服务,即以客户用电信息为资源,开展模式识别、特征提取、行为分析等大数据分析,建立客户行为档案,提供精准服务。 3.顺应商业生态发展趋势,广泛开展产业链上下游战略合作 为了快速补齐综合能源服务业务短板和能源消费侧技术短板,东京电力主动打破传统电力行业垄断经营模式,通过跨界合作的方式共同开拓综合能源服务市场。例如,在推广住宅节能咨询、智能家居改造等新的商业模式过程中,东京电力与EPCO住宅设计公司、SONY电子电器公司开展战略合作,虽然减少了自身售电量及客户数量,但在住宅节能与智能家居领域快速建立起竞争优势。 东京电力积极联合设计、电子电器、信息技术、汽车、通信、保险等行业的服务商,采用“个性化电费方案+企业联盟营销+客户需求响应+增值服务扩展”的营销策略,推出了用能监控、节能降耗、智慧家庭、电动汽车充电、精准广告投递等套餐服务,全方位满足客户需求。 对国内综合能源服务发展的启示 东京电力在综合能源服务实践方面的经验,对国内综合能源服务的发展具有借鉴意义。 一是革新发展理念,从战略高度做好顶层设计。 国内综合能源服务企业大多将综合能源服务作为传统主营业务的衍生品,开展业务集中于节能改造、运维托管、综合供能、分布式新能源等领域,产品同质化现象较为严重。综合能源服务是全新领域,具有贴近市场、灵活性强、创新要求高等特点,国内综合能源服务企业需要及时更新发展理念,加强对综合能源服务内涵、外延的宣贯和传播,明确综合能源服务的战略定位和支撑体系,做好前瞻性布局。 二是聚焦客户需求,提供差异化用能解决方案。 国内综合能源服务当前主要遵循以产品为中心的服务模式,围绕产品营销活动开展,而综合能源服务是以能源服务为主营业务,遵循以客户为中心的服务模式,该模式以充分认识、满足消费者需求为前提,设计充分满足消费者需求的服务理念、服务产品和服务方式。国内综合能源服务企业需要对客户群体进行用能需求细分,设计差异化的商业模式、产品套餐和营销策略,为客户提供从能源购售、节能设计到设备安装、运维及融资租赁的一站式或组合式服务。 三是加强与基础设施行业的信息融合,重视大数据技术的研发应用。 国内综合能源服务企业目前开拓市场的普遍策略是“高速度+低投入”,以迅速占领市场、提高市场占有率为主要目的,对跨能源领域信息融合以及大数据分析等核心技术的研发应用尚未重视。从国外综合能源服务发展趋势来看,大数据已成为未来综合能源服务市场准入的重要技术门槛。国内综合能源服务企业需要加强能源生产、消费与交通、建筑等领域的信息融合,聚焦数据收集与分析,将大数据作为核心技术工具,不断推动长链条、多环节的商业模式创新,持续提升客户需求响应能力与业务整体盈利能力。 四是积极开展产业生态联合,快速建立竞争优势。 国内综合能源服务市场尚处于起步阶段,商业模式与盈利模式尚未清晰,各市场主体之间尚未建立起合作共赢的竞合关系。随着我国能源革命的不断深化以及新技术的迅猛发展,综合能源服务市场的新业态、新模式、新实践将会不断涌现。国内综合能源服务发展需要打造合作共享的产业生态系统,灵活运用战略合作、项目合资、混改等方式,推动传统能源企业、新能源企业、互联网企业、工业企业以及产业园区等主体携手开拓市场,打通产业链上下游,实现优势互补、利益共享、风险共担,共同做强做优做大综合能源服务市场。  ...
当前,适度超前布局充电桩已成为业界共识。在此风口下,各地抢抓机遇,加大充电桩行业支持和投资力度,加速科学布桩,推动行业发展升级。 业内人士认为,充电桩行业即将迎来新一波巨量投资,但绝不是简单的规模扩张,而是在与5G、大数据、工业互联网等其他新基建的基因融合中,建设更便捷、更智能、更节能的充电桩,打通汽车、能源、互联网等产业,构建起全新的数字化社会的骨架。 各地充电桩建设提速 在新基建政策的加持下,拥有巨大潜力的充电桩市场受到了众多资本的追捧,一批新技术、新模式开始加快在各省市落地和应用。 据相关媒体报道,今年预计政府将投资100亿元左右建设充电桩,新增公共桩大概20万个,新增私人桩有望超过40万个,公共充电站达到4.8万座。 在业内人士看来,充电桩与新能源汽车两者间的关系是相互限制的关系,充电桩的供应将直接制约着新能源汽车的发展,而新能源汽车发展缓慢反过来也会抑制充电桩的发展。 值得注意的是,今年3月,新能源汽车充电桩被纳入“新基建”概念。随后,今年的政府工作报告提出,要加强新型基础设施建设,增加充电桩、换电站等设施,推广新能源汽车,激发新消费需求、助力产业升级。 自去年以来,各地政府陆续出台新政。充电桩行业建设也在政策加码下迎来新机遇。3月初,河北省发改委印发《关于加强重大项目谋划储备的指导意见》,提出加速谋划一批包括新能源汽车充电桩在内的新型基础设施项目,为新技术、新产业发展提供保障。4月中旬,河北省新能源汽车发展和推广应用工作领导小组办公室印发《2020年河北省新能源汽车发展和推广应用工作要点》,提出到年底全省累计推广新能源汽车将达到30万辆,累计建成充电站1970座、充电桩65625个。 据河北省能源局相关负责人介绍,河北省鼓励通过PPP、众筹等模式吸引社会资本,鼓励金融机构创新金融产品,支持充电设施建设。各设区市和省直管县财政部门根据国家有关支持政策,对充电设施用电实行扶持电价政策,充电服务费实行政府指导价管理。 不仅如此,重庆市发改委日前也发布了关于公开征求《关于稳定和扩大汽车消费的若干措施(征求意见稿)》,明确提出要加快充电桩建设,对全市范围内满足单站装机功率和桩数有关条件的公用和专用直流充电设施给予400元/千瓦的建设补贴。 汽车行业分析师杨磊在接受《中国产经新闻》记者采访时表示,目前我国新能源汽车保有量世界第一。充电桩的建设也是推广和普及新能源汽车的关键,随着保有量的不断攀升,充电桩的利用率和建设规模将持续提升。目前来看我国新能源充电桩仍存在巨大缺口,特别是三四线城市区域,加紧布局充电桩市场的发展,是促进新能源汽车产业升级、新能源汽车下乡的关键。 事实上,新能源汽车下乡考虑的问题还很多。对此,长风计划新能源与智能网联汽车产业专家智库成员张翔博士告诉《中国产经新闻》记者,新能源汽车下乡,农村布局充电桩还要考虑的是盈利问题。目前来看,在一线城市的公共充电桩盈利仍然是问题。在农村恐怕更难去解决,因为农村家庭有独立的院子,家里充电既便宜又方便,所以并不适合大规模进行大规模铺装公共充电桩。 巨大缺口有望催生万亿市场 充电桩不仅是新基建的重点投资方向,也是新能源汽车产业发展最关键的基础设施。随着新能源汽车保有量的不断增加,充电桩有望迎来万亿市场。 根据公安部交通管理局数据,截至2019年底,新能源汽车保有量达381万辆,与2018年底相比,增加261万辆,增长率为46%。 来自中国充电联盟的一组数据显示,截至2020年5月,联盟内成员单位总计上报公共类充电桩55.1万台,其中交流充电桩32.1万台、直流充电桩22.9万台、交直流一体充电桩488台。从2019年6月到2020年5月,月均新增公共类充电桩约1.2万台。 从数据对比来看,相较于高速发展的新能源汽车产业而言,我国充电桩的建设速度仍处于追赶阶段,充电桩的市场需求量仍然很大,远低于《电动汽车充电基础设施发展指南(2015-2020)》规划的1:1的指标。 在新基建的风口下,充电桩行业已经吸引了一大批玩家入局。互联网巨头阿里巴巴则通过投资方式进入赛道,蚂蚁金服旗下全资子公司投资充电桩运营商“简单充”,欲在充电桩的未来智能化竞赛中抢占席位;滴滴与高德等本身具有地图优势的企业,意图在充电服务平台上寻找机会,与国网打造的e充电平台展开竞争。 而在车企方面,宝马牵手国网电动汽车公司,预计到2020年底,公司将为车主提供超过27万个充电桩。通过接入国网“十纵十横两环”的高速公路快充网络,宝马充电网络将在全国覆盖超过5万公里高速公路,让电动车长途驾驶成为可能。 值得注意的是,为了更好地推进充电桩等电动汽车充电基础设施的建设,国家陆续出台补贴政策。去年3月,财政部、工信部等四部委发布《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》强调,降低新能源汽车补贴标准,转为用于支持充电基础设施“短板”建设和配套运营服务。各地推出充电桩补贴政策,北京对社会公用充电设施日常补贴,单个充电站最高可获得每年20万元奖励。山东将按照单桩参照额定输出功率,给予一次性奖补。其中,直流快充桩奖补400元/千瓦,奖补上限4.8万元/桩。 有分析认为,大批玩家争先恐后地加速布局充电桩行业,离不开政策的扶持和这一价值万亿市场的吸引力,但想要保持盈利仍值得思考。 张翔表示,谈到充电桩的破局,仍需要政府去调解,主要是降低费用。例如,美国和欧洲国家则采用的是充电免费停车,而国内大部分都是充电免费停车一小时。这个政策仍需政府去调整和贯彻落实,不然的话充电费用和停车费用过高,消费者就不愿意去充电,充电桩的利用率低运营商就很难盈利了,所以国家电网的电费要降,不能按照工业用电去收取,这也是破局的一个措施。 在新一轮新基建浪潮的带动下,随着政策层面的规划不断完善以及充电设施行业合理化推进,充电桩的未来仍一片光明。...
受国家补贴政策调整影响,预计今年相当规模的新能源将集中并网。同时,疫情导致新能源发电设备供应、项目建设存在一定程度延误,实际并网规模存在不确定性。此外,受新能源参与市场化交易补贴计算方式改变、消纳责任权重指标考核等因素影响,新能源参与跨省区市场化交易意愿下降,新能源外送电量规模或发生波动。 伴随新能源“抢装”进入“冲刺期”、社会用电量需求波动,新能源消纳将迎来较大不确定性。 部分地区利用率低于95% 日前,电网相关人士向记者表示,今明两年新能源消纳难度将加大。 国网能源研究院有限公司(以下称“国网能源院”)研究测算的新能源消纳能力显示,2020年全国新能源利用率整体可以保持95%以上,但个别省区面临较大压力。预计甘肃、新疆新能源利用率仍低于95%,但均较2019年有所提升;冀北、山西、青海受新增装机规模较大等因素影响,新能源利用率可能低于95%;华东、华中地区在春节等负荷低谷时段首次出现限电情况,但新能源整体利用率仍保持较高水平。 “预计2021年,新疆、西藏、冀北随着全社会用电量的稳步提高,新能源消纳矛盾将逐步缓解;山西、河南受2020年底风电大规模抢装影响,新能源利用率将分别下降至93.0%、93.7%。”国网能源院新能源与统计研究所新能源及统计研究室研究员叶小宁表示,“2020-2021年,受新能源装机量增长、电力需求波动等边界条件共同影响,新能源消纳情况存在一定的不确定性。” 中电联行业发展与环境资源部副主任兼中电联电力发展研究院副院长张琳认为,“‘十四五’时期是建设清洁低碳安全高效能源体系的重要阶段,推进能源高质量发展,迫切需要协调好中国特色的能源经济制度、产业政策等多个方面,而新能源消纳始终是个关键点。” 多位市场人士对记者分析称,从全国新能源消纳监测预警中心发布的信息来看,今年全国合计新增光伏发电消纳能力48.45GW,同比2019年的32GW消纳空间将大幅增长。“今年消纳空间‘扩容’无形中加大了电网的调节难度。” 市场化机制能否化解消纳阻碍 虽然近日国家发改委、国家能源局印发了各省2020年可再生能源电力消纳责任权重,在一定程度上给予风电、光伏行业带来更多信心,不过,仍不能忽视制约消纳的客观因素。 从各省去年可再生能源消纳责任权重完成情况看,21个省区完成非水电可再生能源消纳权重目标,3个省区完成情况非常好,9个省区消纳量占全社会用电量比重低于国家指标要求。“影响可再生能源消纳责任权重的因素,一是可再生能源的装机数量,二是全社会用电量增长情况,三是省间可再生能源交易的认定。”叶小宁表示。 业内人士认为,我国新能源市场化消纳面临的问题和挑战是多方面的。比如,电力系统调节能力提升有限。目前,火电企业效益普遍较差,加之实施火电机组灵活性改造投入较大,灵活性改造动力不足。再如,现有储能装机量不足以为新能源消纳提供有力支撑。 “当前,电化学储能刚突破100万千瓦、抽水蓄能仅3000万千瓦,与我国20亿千瓦发电装机相比,系统调节能力仍显不足。”张琳指出。 “此外,新能源新增装机存在不确定性。受国家补贴政策调整影响,2020年存在新能源补贴并网‘关门’时间,预计相当规模的新能源将集中并网。另外,受2020年初疫情影响,新能源发电设备供应、项目建设等都存在一定程度的延误,实际并网规模存在不确定性。”叶小宁说,“今年跨省跨区交易组织难度也可能增加,受新能源参与市场化交易补贴计算方式改变、消纳责任权重指标考核等因素影响,新能源参与跨省区市场化交易意愿下降,新能源外送电量规模或发生波动。” 在国网能源院企业战略研究所研究员杨素看来,除了新能源占比提升、电力市场建设推进等情况外,保障性收购制度与新能源市场化消纳的矛盾日益突出。随着发用电计划放开,用电侧市场化电量比例最高将达到70%左右,这要求新能源进入市场,与保障性收购政策产生矛盾。 电力系统调节能力存短板 受访人士认为,“十四五”期间新能源还是大发展时期,预计并网规模接近翻番,其消纳压力不言而喻。 张琳认为,要实现新能源翻番,在技术创新和经济可承受方面会面临挑战。解决新能源消纳问题需要多措并举,其中,提升与新能源发电特性相关的系统调解能力是解决新能源消纳问题的重要举措。 国网能源院董事长(院长)、党委书记张运洲表示,“十四五”新能源消纳形势依然十分严峻,初步测算,西北区域新能源整体利用率可能低于95%,冀北、山西、陕西、甘肃、新疆等省区新能源消纳需要重点关注。“建议‘十四五’期间进一步优化新能源装机规模、布局和时序,通过加强新能源项目规模管理,将无补贴项目纳入规划管理,深化年度投资预警等举措,引导新增规模向消纳较好的省区倾斜,充分利用东中部地区的消纳空间,提升新能源利用率。” 叶小宁建议,对省级可再生能源电力消纳保障实施方案设计,可考虑等比例、差额比例、贡献度等三种分配方案。等比例分配方案比较简单,适用于大多数的省份,差额比例分配方案考虑不同主体消纳新能源的难易度,贡献度分配方案操作较为复杂,适用于市场建设完善、不同用户用电差异大的省份。...
电力市场化改革近日又有新突破。 7月2日,山东省发改委、能源局、能监办联合印发了《2020年全省电力需求响应工作方案》的通知,启动2020年山东电网需求响应申报工作,标志着山东创新推出的基于电力现货市场的新型需求响应机制试点工作拉开帷幕,山东在全国率先进入电力需求响应2.0时代。 此次山东电力需求响应模式在国内尚属首次,建立了适应电力现货市场的“双导向、双市场”需求响应机制,即采用系统导向的紧急型需求响应和价格导向的经济型需求响应模式,这将为其他地区创新需求响应机制提供借鉴。纵观我国近年来的电力需求响应,平衡了政府、电网公司、发电企业、售电公司、电力用户等各参与方的需求及利益,逐步建立了多方共赢的商业模式。 创新机制为电企“减压” 据了解,今年山东电力需求响应是以政府为主导、电网企业为实施主体、负荷聚合商为中介、全社会共同参与的模式。“这充分体现了电力用户和电网之间的双向选择,是需求侧管理工作的一次重大突破和实践探索。”一位不愿具名的业内人士评价,“无论实施哪种需求响应,均是把分散的电力用户的可调节负荷集合起来,既实现电力用户能效管理提升,又为电网公司、发电企业减少了调峰压力。” 国网山东电力相关负责人对记者表示,此次需求响应机制创新有两个背景,一是山东电力现货市场建设,为需求响应市场化提供了环境基础;另一个是近年来综合能源服务市场快速发展,综合能源服务商作为负荷聚合商,在电力需求响应中发挥了中介和代理人作用。国网山东电力提供给记者的数据显示,截至7月9日,该公司已完成调研、申报2447户,其中,紧急型需求响应2394户,申报响应能力458.29万千瓦;经济型需求响应53户,申报响应能力53.29万千瓦。 “在需求响应结束后,根据用户实际响应结果,公司将从容量、电能量两个方面进行‘双市场’价格补偿费用结算。”国网山东电力副总工程师、营销部主任李云亭向记者介绍,这也是今年山东电力需求响应的一大亮点,不仅补偿丰厚,而且“双市场”还平衡了电力与电量之间的矛盾,实现“电力”这个特殊商品的“质”和“量”的有机统一。 据悉,紧急型需求响应补偿费用包括容量补偿费用、电能量补偿费用及考核费用;经济型需求响应补偿费用只包括电能量补偿费用。 国网山东电力营销部副主任杜颖介绍:“此次山东电力需求响应的另一个特点是国网山东电力省级智慧能源平台的应用,为电力需求响应提供了技术支撑。”平台不仅支持工业用户、非工业用户、电动汽车充换电站、客户侧储能、居民等各种负荷类型用户广泛接入,还能实现信息发布、注册申报、市场竞价、响应实施、效果评估、市场结算等业务的全链条、一站式管理,确保需求响应公平、公正、公开。 需求响应持续扩大范围 业内人士普遍认为,山东创新电力需求响应机制的做法将起到示范作用,其他相关地区需求响应机制也将不断创新。如今年江苏首个客户侧储能自动需求响应项目实现秒级响应,国网重庆电力编制了丰水期电力需求响应方案,浙江省发改委、能源局提出广泛发动各类用户参与电力需求响应等。 其中,较为典型的是上海。国网上海市电力公司近日开展了今年首次需求响应行动,与以往不同的是,国网上海电力在前期就已完成需求响应年度竞价。此次年度竞价交易品种丰富,除基本型削峰、填谷响应外,还增加了中长期削峰、填谷,日内削峰、填谷和快速削峰、填谷6种类型。竞价首次设置更贴近电网实际需求的开关型、阶梯型、曲线型3种调用方式,用户可根据能源使用特性,自主选择被调用的方式,让实际响应负荷更精准。国网上海电力方面透露:“下一步,上海电力需求相应将探索实施负荷侧交易、城市电仓、电动车智能有序充电、万电齐发等构想。” 记者梳理我国需求响应发展路径发现,自2014年上海开展国内首次需求响应以来,实施范围持续扩大,江苏、广东、北京、天津、浙江、山东、河南、江西等省(市)均已开展电力需求响应探索。一位知情人士向记者透露:“虽然安徽还未开展需求侧响应试点,但国网安徽经研院战略研究中心已开始模拟研究。” 其中,多数地区已开展削峰需求响应和填谷需求响应,随着电改不断深入、电力现货市场建设等,电力需求响应实施模式正由“需求侧报量+固定补偿价”模式向市场化的“需求侧竞价+最高限价”模式转变。如此次山东一旦出现用电缺口,将一改以往配合政府的有序用电方案,按照“经济型需求响应优先、紧急型需求响应次之、有序用电保底”的原则,发挥用户侧资源的调节作用。 政策法规和补偿机制仍待完善 在上述人士看来,成熟的电力市场环境下,现货市场给需求响应开展提供价格信号,需求响应既可参与影响电价的电能量市场,也能参与紧急情况下提供低成本资源的容量市场,还可以参与提供调频、备用、可中断负荷等辅助服务市场。 鉴于我国电力市场建设尚处于初级阶段,需求响应仍有不少需要完善的地方。国网能源研究院有限公司企业战略研究所研究员杨素近日在该公司2020年第一批基础研究年度报告线上发布会上表示,目前我国需求响应发展面临四个挑战,一是政策法规还不健全;二是需求响应补贴机制尚不完善;三是需求响应资源参与市场机制有待建立;四是拓展需求响应资源的商业模式还有待完善。 对此,杨素建议,尽快完善需求响应发展的政策法规体系,为其提供政策法律保障;建立健全需求响应补偿机制,为需求侧资源有效利用提供合理的激励措施,以此推动需求响应快速起步、稳妥发展。此外,还需分类设计需求响应资源参与市场交易机制,因地制宜推动将需求响应纳入辅助服务市场、电力现货市场和容量市场,完善需求响应与各项市场交易的衔接机制,逐步培育市场主体和市场意识,实现需求响应市场化交易。...
氢燃料电池刚刚步入产业化初期,在快速降本、探索经济可持续氢源保障、开发满足多元化市场需求产品、搭建科学有效的法规及政策体系等方面仍存在较大挑战。 作为支撑可再生能源大规模应用的重要途径,氢能在未来能源结构变革中的重要地位和作用已逐步为各国所重视。2016年至今,我国相继发布多项与氢能相关产业激励政策,推动氢能研究、示范和应用。 在日前由荷兰创新网络公司、UNPD联合举办的氢能线上研讨会上,与会专家认为,把政策优势加快转化为产业优势,才能应对我国氢燃料电池产业面临的种种挑战。 将政策机遇变为发展优势 与会专家表示,发展新能源汽车是中国控制交通领域排放的重要手段。据统计,2010-2020年4月中国新能源汽车累计推广超过440万辆,2015年中国新能源汽车渗透率首次突破1%,2020年已达3.6%。 按照《节能与新能源汽车技术路线图》,到2030年,中国将实现100万辆氢燃料电池汽车的商业化应用。数据显示,目前国内已建成加氢站61座,预计到2020年底将达到100座。与此同时,截至2019年底,我国已经实现累计推广6400辆氢燃料电池汽车,成为世界上运行燃料电池商用车最多的国家。 对此,北京亿华通科技股份有限公司常务副总经理于民认为,燃料电池汽车是中国新能源汽车“三纵三横”发展路线的重要组成部分,目前来看,到2020年底推广应用10000辆的目标完全能够实现。 今年4月,四部委发布《2020年关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》,将选取有基础、有积极性、有特色的城市或区域开展氢燃料电池汽车示范推广,并按“以奖代补”方式对示范城市给予奖励。于民表示:“这一政策将促使中国的氢燃料电池汽车有序、可持续发展,同时将极大刺激企业端投资的积极性。” 与会专家表示,自政策颁布后,为争取入围示范城市,各地纷纷出台相关规划及利好政策,为中国氢燃料电池汽车发展营造了良好的政策环境。据不完全统计,截至2020年5月,全国共有30多个地区发布氢能相关规划及政策。 利用“冬奥”契机推广积累经验 于民表示:“中国氢燃料电池汽车经历了2008年奥运会、UNPD等重大示范项目的考验,已开始步入商业化运营初期。” 在于民看来,从长期推广规划看,燃料电池产业发展分为三个阶段。第一阶段为2020年前的导入期,主要推广适用于公交车、团体客车和城市物流车的发动机;2020-2025年为商业化提升期,拓展推广适用于载重量大、长距离的中重卡、城际旅游客运及中大型物流车等车型的大功率发动机;2025年后,随着技术的不断提升,成本的降低以及加氢网络的不断完善,进入快速发展期,届时,将推广适用于乘用车、长途客运、牵引车等车型的发动机,形成氢能应用的全面覆盖。 于民表示,目前由于社会参与度提高,在氢能产业中已实现了小范围的市场竞争,成本也有较大幅度下降。 此外,2022年的“绿色冬奥”也将为氢燃料电池汽车的发展创造契机,届时将有数千辆氢燃料电池汽车投放到京张地区。“氢燃料电池汽车在2022年冬奥会及残奥会期间的规模化示范,将为中国氢燃料汽车规模化集中运营积累宝贵经验,同时企业端也已做好相应的技术准备。”于民补充称。 中国汽车技术研究中心项目总监于丹表示:“在燃料电池汽车开启示范推广的同时,氢能配套设施相关管理规定标准正在逐步完善,佛山、武汉、上海等地已制定或出台了明确的加氢站管理办法,加氢站建设进度明显加快,为保障氢燃料电池汽车运营奠定了基础。” 于丹强调,经过近20年的努力,中国燃料电池技术逐步走向成熟,车用氢燃料电池系统已实现从实验室小批量供应到商业化运营的转变,已经掌握了动力系统发动机、电堆、膜电极的核心技术,目前正在进行质子交换膜、碳纤维等基础材料技术的攻关,这为燃料电池汽车示范推广及可持续发展提供了有力支撑。 氢能网络及政策规范有待完善 与会专家表示,氢燃料电池刚刚步入产业化初期,在快速降本、探索经济可持续氢源保障、开发满足多元化市场需求产品、搭建科学有效的法规及政策体系等方面仍存在较大挑战。 于民坦言:“目前,氢燃料电池产业尚未形成规模,产品有待进一步优化,产业链成本较高,深度依赖政府的扶持政策。” 此外,“加氢站网络建设刚开始,氢气供应的便利性无法满足应用需要,氢燃料电池汽车规模及应用范围的扩大依赖加氢站网络的完善,如何科学有序推动加氢站建设,将是产业研究的重点之一。” 专家强调,充足且经济的氢气,是支撑产业发展的基石,各地需因地制宜,提前布局能满足区域需求的经济氢源。 “未来面对长续航、重载长途旅游客车以及中重型卡车等多元应用场景,产品性能和质量还需进一步提升。”于民表示,商用车应用场景复杂多变,对燃料电池耐久性、可靠性、动力性和经济性等均有较高要求,如何以市场需求为中心,开发满足市场需求的产品是氢燃料电池汽车及相关零部件企业面临的另一挑战。 氢燃料电池产业的健康持续发展离不开相关法规及政策的引导。“例如,加氢站建设规划及流程,以及长途重载车型对氢气卸载量的要求规范都需要尽快完善。由于产业仍处于摸索尝试阶段,标准和规范体系需要在实际应用及反复验证中才能不断优化。”于民进一步表示。...
新一代能源规划建模理念探讨 徐志成  鲁刚 (国网能源研究院有限公司) 能源是现代经济的重要支撑,能源战略是国家发展战略的重要组成部分,能源规划模型是分析研判能源战略的有力工具,模型背后所蕴含的理念认识将直接影响能源决策判断的质量。当前,世界政治、经济格局深刻调整,能源供求关系深刻变化,我国能源资源约束日益加剧,生态环境问题突出,调整能源结构、提高能效和保障能源安全的压力进一步加大,能源发展的内外部形势和发展阶段出现重大变化,能源规划模型的建模理念、理论和方法等应充分考虑这些新变化。 一、能源发展趋势及能源规划模型演变过程简要回顾 能源规划模型的演变与能源发展形态紧密相连,不同时期的能源发展形态影响了能源规划模型的规划理念、规划对象、建模方法和精细化程度等。因此,在研究新一代能源规划模型时需对能源发展形态进行分析研判,提出与新一代能源形态相适应的能源规划模型。 (一)能源发展趋势 纵观人类能源史,能源的发展经历了漫长的薪柴时代、异军突起的煤炭时代、全面爆发的石油时代、激流勇进的天然气时代、蓬勃发展的电气时代和新能源时代。归纳分析能源发展轨迹能清晰的认识其发展脉络,为研判未来能源变化趋势提供思路。 从能源物理形态上看,能源发展史是一个从固体(如薪柴和煤)到液体(石油)、气体(天然气)再到波、场(风能、光能可视为光波的直接利用)等形态变化的利用过程。 从能源化学构成上看,能源转型是一个不断氢化的过程。木柴中氢碳原子数比例为1:10,煤炭为1:2,石油为2:1,天然气则为4:1。据专家计算,目前的能源结构中有2/3是氢原子,海夫纳1甚至预言21世纪内剩余的1/3碳原子将会全被消除,为人类提供完全依赖氢能的可持续能源系统,这将是能源大转型的最终格局。 从能源利用形式上看,能源转型是一个从太阳能的间接利用到直接利用的过程。煤油气等化石能源均是太阳能经漫长的地质反应转化而来,风能、光能等新能源则省去了很多中间转换环节,变为太阳能的直接利用。该过程中能源的能量密度呈逐渐降低的趋势,风能、光能等低能源品质的开发利用需配合储能等手段改善能源利用品质。 综上判断,未来能源系统将朝着以风能、光能等低密度能源为主的太阳能直接利用方式转变,走可再生能源和新能源的能源发展新路是不断减缓能源系统“熵增”的过程,建立新一代能源系统是构建环境友好和谐社会的重要基础。 (二)能源规划模型演变 伴随着能源发展趋势的不同,能源规划模型也经历了不同阶段。从建模方法来看,传统刻画能源技术与能源经济的模型主要有自上而下、自下而上以及综合模型等。自下而上模型的历史可以追溯到上世纪70年代,1973年Hoffman开发出BESOM模型,自此拉开了自下而上模型发展的序幕,这一时期的代表模型有国际能源署(IEA)开发的MARKAL模型等;此后,为分析石油危机等能源问题对经济的影响,很多自上而下模型得以开发,以美国太平洋西北实验室1991年开发的SGM模型较为有名;之后,基于以上两类模型开发的基础,很多机构开发出混合模型,如美国Brookhaven实验室和斯坦福大学开发的MARKAL-MACRO模型。自此,能源系统模型进入了快速发展时期。随着一般均衡理论的发展,一大批以GREEN、PAGE和EPPA为代表的可计算一般均衡(CGE)模型得到了快速发展;之后以AIM、MESSAGE和TIMES模型为代表的自下而上模型,以及以MERGE、MESSAGE-MACRO和IPAC等模型为代表的综合评价模型也不断涌现出来。 从国内外已有研究进展来看,虽然相关成果侧重于能源系统规划模型的应用,但缺乏对能源转型路径设计、场景描述的系统性思考,也忽视了能源系统参与主体对能源规划的影响。 二、对新一代能源规划模型的新思考 能源规划模型常因模型变量作用关系不准确、变量缺失、数据测量不准确等因素导致构建的模型仅仅是对高维复杂非线性能源系统的一个简化近似,故其具有天然的局限性2。虽然未来能源的发展不会完全按照能源规划模型研判的结果去推进和演化,但我们仍可通过模型去揭示能源发展的部分规律,探索可能的转型路径,这正是其受到青睐的根本价值所在。综合能源规划模型的发展历史及未来能源新形势要求,新一代能源规划建模应考虑以下因素: (一)规划者的双重角色 传统的基于全局优化的能源规划模型存在以下不足:一是人为将规划者和参与者分割,忽略了参与者对能源规划本身的影响。在现实中,制定能源战略及规划的主体,同时也是完成规划的参与者,存在双重身份,其对能源规划的实施和执行效果的影响不容忽略,应在能源规划模型中将“人”(规划者本身)的因素纳入其中。二是由于规划者的双重角色,存在“观察者效应”3,当我们一旦给出能源规划的目标后,人们为实现该目标采取的各项行为往往会加快或降低该目标的实现过程,导致在能源发展中存在能源目标实现的“测不准”现象。因此,能源规划永远是一个不断迭代的反馈过程,能源规划模型难以给出静态的精确解,它更多是一个动态演化模型,并勾勒出未来能源发展大趋势。 (二)有限理性思维视角下的多主体复杂系统建模思路 当前大部分基于优化规划的能源模型都是基于“完全理性人”假设进行的完全理性决策理论,认为所有参与者均能按照最优标准追求理性。经济学规律揭示这是一种难以用于指导实践的理想状态,并提出有限理性决策理论。能源系统作为“经济人”社会的一部分,也具备有限理性的特点。 传统的能源规划模型主要对能源的开采、运输、加工、转换、利用等各环节进行物理层面的静态刻画,对参与其中的不同主体及社会经济等因素的动态变化所带来的影响刻画不足。在有限理性的背景下,将多主体行为的刻画纳入常规的静态能源模型中显得尤为重要,并可观察能源系统各主体的有限理性行为(如市场环境下的用户行为等变化)对能源规划产生的影响。由此,新一代能源规划模型应具备自我调节功能,是一种基于用户有限理性的市场思维下的反馈式规划,其具有多主体下复杂系统的特点。 (三)基于多路径演化的能源推演 传统能源模型是目标导向式的建模,只能给出不同水平年能源状态的静态规划结果,并未指明从一种能源状态向另一种能源状态转变的可行路径。从实施和执行的角度,能源转型路径的研究与科学转型目标的确定同等重要,共同决定了方向、节奏及最终的质量。新一代能源规划模型在规划出能源发展目标的同时,应注重路径规划,给出可行路径、演化过程及优劣比较等。 一段时期内,能源转型不变的是目标,可变的是路径。不同内外部环境(后文称为“转型阻力”,当然技术、经济性、政策等很多变化发挥的是促进作用,但总体而言转型需要克服的是阻力)的改变对实现能源目标的具体路径都会产生影响,如何适应变化去追求相对固定的目标,成为能源规划模型的重要功能。 图1展示了在相同转型起点和转型目标下,不同转型阻力对转型路径的影响。图中左侧场景下,有四条可行转型路径,当内外部环境发生改变后,仅有三条可行转型路径,且其具体路径形态亦发生改变。   图 1  转型目标不变时不同情景下的能源转型路径集合变化情况示意图 (四)能源转型从“最短路径”到“最速路径”的转变 当能源转型目标确定后,其从转型起点到转型目标间将有多种可行路径,多样性的转型路径将形成能源转型路径集合。为研判何种路径更适合未来发展趋势,需进行“最优路径”的选择。 传统能源规划建模的重点是基于全社会供能成本最低的优化方法,可以将这一建模理念称之为一种追求转型“最短路径”的方式,所谓“最短”仅用来表达静态下的选择逻辑,综合成本、绿色、安全等的最优多目标考量也可视之为“最短”。但能源转型除了有目标的限制还有时限的约束,故能源转型的速度也是影响能源转型是否顺利完成的重要维度,甚至是刚性条件。由此,能源转型是在最短的时间内以较低的成本实现转型目标。 物理规律显示两点之间线段最短,但最短的线段并非是最快的,两点间存在一条“最速路径”。更为特别的是,位于“最速路径”上不同起点的物体到达终点的时间相同,因而该“最速路径”也称为等时曲线。类比可知,在能源转型路径集合中存在一条“最速路径”,其在内外部环境构成的合力驱动下,总是沿着阻力最小的路径演化,实现最快速的能源转型,且其与能源转型的起点关系不大,最终将以相同的速度到达转型目标。当然在克服阻力的过程中,不同能源现状下的转型所需要付出的代价不同。   图 2  能源转型从“最短路径”到“最速路径”的转变 由上述分析可知,新一代能源模型将以转型阻力4最小而非单纯的系统成本最小为目标函数,在内外部转型合力驱动下实现能源转型从“最短路径”到“最速路径”的转变。 (五)基于场景思维实现“不测而测” 能源规划模型不是为了预测未来,而是基于多场景模拟及仿真提供在不同时期可能的能源发展路径。能源模型的实践意义在于:通过多种典型场景和极端场景(如安全事故、气象灾害、网络安全、战争、其他行业带来的联动影响等)的研究,发现多路径,并基于不同时期的当下实践,选择最佳的能源转型应对之法和转型策略,而非单纯的预测未来。实际中,由于内外部环境的变化及不可预测性,任何企图通过模型规划进行预测未来的尝试往往事与愿违。 不同场景下,能源转型将有不同的“最速路径”,某时段内的“最速路径”通常是由多个子时段不同场景下的“最速路径”拼接而成。由此,新一代基于场景的能源模型实质是形成尽可能涵盖各种场景的场景集合,并得到不同场景下的“最速路径”集合,通过识别实际能源发展情景属于场景集合中的哪一种,给出与该场景相适应的能源转型应对策略即“最速路径”,从而达到“不测而测”、以“策”代“测”的目的。 以图3为例说明,模拟了三个不同场景,并得到3条“最速路径”,结合实际情况,四个子时段所处的实际能源发展情景分别与场景3、场景2、场景1和场景3相对应,则整体的能源转型路径即为4段不同场景下的“最速路径”的组合。随着场景组合数的增多,其仿真过程将极为复杂,为便于决策者从未来多种可能形势变化中研判得到一系列可视化的“最速路径”,大数据、人工智能将在场景构建、“最速路径”分析,尤其在挖掘海量“路径集”找出潜藏关键规律方面将发挥独特作用。   图 3  不同场景集合下的“最速路径”集合及其应对策略 (六)构建多时空尺度下多层级的能源规划模型体系 能源模型随着时空尺度的不同,其规划理念及方法呈现一定的相似性,同时也将表现一定的差异性。针对不同的时间尺度、空间尺度和应用场景有必要构建一套能涵盖多时空尺度下的多层级能源规划模型体系,兼顾宏观和微观、整体和局部间的协同规划。 在时间方面,新一代能源系统中场景刻画具备针对长期(5~10年及以上)、中期(5年及以下)、短期(月及日等)的仿真能力,且不同时间尺度及级别上的场景能互相校验和生成,避免各时间尺度下的场景相对分割且独立,即大时间尺度上的场景应由小时间尺度场景演化得到,小时间尺度下的场景应服从大时间尺度下场景的变化趋势。在空间方面,应针对园区级、省级、区域级、国家级能源系统搭建简易程度不同、刻画精度各异的一套规划模型体系,便于不同空间尺度模型的对接和校核,提升能源规划模型的自检能力及适应性。   1.罗伯特·海夫纳三世,《能源大转型——气体能源的崛起与下一波经济大发展》,中信出版社,2013年。 2.英国统计学家George E. P. Box.曾说过“ All models are wrong, but some are useful”。 3.所谓观察者效应,指的是被观察的现象会因为观察行为而受到一定程度或者很大程度的影响。 4.转型阻力包含技术因素、成本约束、政策环境、外部约束等多种内外部因素。  ...
从全球来看,海上风电已经进入大规模发展阶段。截至2019 年年底,全球海上风电累计并网容量接近3000 万千瓦。其中,美国仅有罗德岛州的一个3 万千瓦海上风电场在运。但美国海上风能资源十分丰富,相关政策不断出台,一批规划项目正在推进,预计近期将有较快发展。本系列文章将围绕美国,尤其是该国东部海域的海上风电相关情况,从政策和市场两个角度介绍其海上风电的资源潜力、监管政策、开发流程、产业配套等。 2030年,美国海上风电计划装机17GW 根据美国国家可再生能源实验室(NREL)的报告,美国的海上风能总资源潜力为108 亿千瓦,即每年潜在发电量超过44 万亿千瓦时,其中,技术可开发潜力超过20 亿千瓦或每年发电量为7.2 万亿千瓦时。 从技术上来讲,美国东北部,即缅因州、马萨诸塞州、罗德岛州、纽约州、新泽西州具有最好的海上风电发展潜力。南部的佛罗里达州、德克萨斯州、路易斯安纳州虽然拥有漫长的海岸线和宽广的大陆架,但由于海域风速较低,所以,发展优势不如东北部各州明显。 开发情况 目前, 美国海上风电开发相对活跃的地区主要集中在东部弗吉尼亚州―马萨诸塞州的大西洋沿海区域;在美国太平洋沿岸、五大湖、南大西洋沿岸地区也有一些新规划的海上风电项目;墨西哥湾地区的海上风电发展相对滞后。美国东部海岸线涉及缅因州、马萨诸塞州、康涅狄格州、罗德岛州、纽约州、新泽西州、马里兰州、弗吉尼亚州、俄亥俄州,其中,东北部(缅因州、马萨诸塞州、罗德岛州、纽约州、新泽西州)的风速较高,风能资源较好。 一、在运项目 罗德岛州的布洛克岛风电项目于2016 年建成投运,装机容量为3 万千瓦,共安装 5 台海上风电机组,单机容量为6兆瓦,由沃旭能源(Ørsted)、通用电气和花旗集团合资开发,能够满足布洛克岛超过90%的用电需求。 二、前期开发项目 前期开发项目概况。截至2019年年底,除了已投运的1 个海上风电项目,美国还有12 个项目进入建设审批流程(提交申请,并制订了建设运营计划或者取得购电合同),5个项目(均在太平洋沿海地区)的建设申请已经提交至美国内政部海洋能源管理局。上述18个项目中,15 个已经取得联邦专属水域租赁权,1个取得州属水域租赁权,2 个尚在申请州属水域租赁权。位于州属水域的3 个项目分别在罗德岛州、缅因州和伊利湖地区。截至2019 年年底,美国东部海域处于开发阶段的海上风电项目共有15 个,装机规模达到683.8 万千瓦(如表1)。 项目开发商。美国的海上风电项目开发商主要为欧洲海上风电开发公司和当地合作伙伴组成的联合体,包括丹麦的沃旭能源公司、挪威的Equinor公司。当地合作伙伴主要为风电接入系统所在地的电力公司,如英国电网美国公司(National Grid)、永源能源公司(Eversource)。法国电力集团的子公司EDF可再生能源公司,以及石油行业巨头壳牌公司也参与了美国海上风电的投资建设。 补贴方式和水平。美国海上风电项目在州层面有两种获得补贴方式:一是通过州政府取得“海上风电可再生能源证书”(OREC,以下简称“证书”),出售证书获得的收入就相当于得到补贴,实际发电量在电力市场进行交易;二是与当地电力公司签订购电协议,相当于固定上网电价,其中包含了对项目的补贴。 从表2可以看出,美国大部分正在开发的海上风电项目选择采用证书方式获得补贴,证书价格在各州之间差异很大,在6.5~13.2美分/ 千瓦时之间,马萨诸塞州葡萄园风电项目的证书价格最低,是马里兰州的一半。 三、项目规划情况 截至2019 年年底,美国东部沿海各州处于规划阶段的海上风电装机容量达到2286.8万千瓦。其中,681.6 万千瓦项目的建设申请已提交,如表3所示。 根据美国风能协会(AWEA)的最新报告,截至2019年年底,美国联邦租赁区域海上风电总规划装机容量为2600 万千瓦,主要集中在东部大西洋沿岸的纽约州、新泽西州、马萨诸塞州、康涅狄格州、罗德岛州、马里兰州和弗吉尼亚州等地区。该协会预计到2026年,将有15 个风电项目,总计约911.2万千瓦的装机投入运行。 产业链发展情况 一、产业配套总体情况 海上风电产业配套的组成部分有:风电机组、海上变电站及海底电缆、上岸电缆、安装及承载船只、陆上输电、陆上设备组装、港口建设、施工船只及服务、海缆分布图绘制及地理信息服务、运行维护。现阶段,美国本土海上风电施工建设配套产业不成熟,因此,目前在美国风电开发市场中,欧洲公司联合当地电力公司占据了主导地位。 美国本土工业没有能力制造用于组装建设海上机组的特种船只,但是琼斯法案又限制了外国船只在该国海域施工作业,对海上风电项目的开发带来不利影响。美国本土的海上风电工业配套还处于初期发展阶段,除了在制造风电机组方面(通用电气公司)比较突出外,与海上风电相关的制造、安装、运输、基础建设、运行维护、人工等配套资源的本土化程度都比较低,需要经历一段时期来吸收欧洲海上风电开发和物资采购的经验。除了机组、海上平台、构架和汇集站,海上风电项目还需要将海底电缆敷设连接至沿岸的变电站,并进一步接入电网。 二、参与海上风电产业链的公司情况 通用电气和西门子歌美飒在提供机组和风电场的辅助设施方面占据主导地位。海缆和汇集站方面则竞争十分激烈,参与者包括ABB、西门子、住友商事株式会社(Sumimoto)、普睿司曼(Prysmian)等,Fred Olsen Windcarrier 公司拥有最好的展放海缆船只、专业技术人员和工人。 在新英格兰地区及中部大西洋地区的几个州中,新泽西州具备港口建设方面的优势。新泽西州有多个适合海上风电配套作业的港口,特别是近期扩建的保罗斯伯勒(Paulsboro,地名)港口,是近50 年第一个位于特拉华(Delaware)河流上游的海运港口。 康涅狄格州联合开发商沃旭能源共同开发建设了新伦敦港口。纽约州则是投资2亿美元用于扩建该州的沿海港口,便于海上风电配套作业。葡萄园风电项目开发商在罗德岛州建设了布里奇波特港口。布里奇波特港口和新伦敦港口都是理想的海上风电开发配套作业港口,因为在通往这些港口的水道上都没有桥梁,使得大型运输船只出入港口时不受高度的限制。 例如,罗德岛州的布洛克岛风电项目是以EPC 总包的方式完成的,其中, 大型石油天然气总包公司, 以及大型海洋基础设施承包商都纷纷参与到海上风电的竞标中。如:SNC-兰万灵(SNC-Lavalin)集团、嘉科(Jacob)工程公司、壳牌、Quanta 公司、美国福陆(Fluor)公司、麦克德莫特(Mcdermott) 国际公司、博威(Black&Veatch)工程顾问有限公司、Petrafac 公司等。布洛克岛海上风电项目的机组是由通用电气公司提供,它同时也负责这些机组投运后15年内的运行维护工作。机组的钢构架由海湾岛制造(Gulf Island Fabrication) 公司负责生产,专业潜水服务(Specialty Diving Services)公司负责组装。整个机组基础的安装建设由Weeks Maring和Manson 两家公司组成的合资公司负责完成。陆上和水下的环境影响评估报告由Tech Environmental 公司完成。施工监理由Tetra Tech 公司负责。海上保修检验服务由LOC休斯顿公司负责。 发展前景展望 对比美国能源部(DOE)、美国国家可再生能源实验室、美国能源信息署(EIA)、国际能源署(IEA)、彭博新能源财经(BNEF)等5 家机构的最新研究成果可以看出,各家关于美国未来海上风电发展规模的预测结果差异很大,总体判断是:未来十年是美国海上风电的起步阶段,预计2030年后进入大规模开发阶段。有关机构对美国海上风电发展规模的预测如表4所示。  ...
从全球来看,海上风电已经进入大规模发展阶段。截至2019 年年底,全球海上风电累计并网容量接近3000 万千瓦。其中,美国仅有罗德岛州的一个3 万千瓦海上风电场在运。但美国海上风能资源十分丰富,相关政策不断出台,一批规划项目正在推进,预计近期将有较快发展。本系列文章将围绕美国,尤其是该国东部海域的海上风电相关情况,从政策和市场两个角度介绍其海上风电的资源潜力、监管政策、开发流程、产业配套等。 美国首个海上风电场-30MW布洛克岛风电场 海上风电开发流程与政府监管 美国海上风电项目开发主要由联邦内政部海洋能源管理局(BOEM)监管。根据“2005年能源政策法案”第388节的规定,内政部负责在外大陆架(OCS)海上可再生能源设施开发中协调其他联邦机构。在与美国能源监管委员会(FERC)的谅解备忘录中,明确规定外大陆架区域可再生能源(包括海上风电,不含潮汐能)项目的生产和传输都由内政部专门负责,而内政部海洋能源管理局则成为具体实施协调职能的联邦机构,并于2009年签发了正式版监管条例,建立海上可再生能源开发计划,主要负责外大陆架区域能源(包括传统和可再生能源)项目开发,风电场选址和运营,授予外大陆架区域租赁权、地役权或路权等工作。其他联邦、州层面机构[主要涉及执行“国家环境政策法”(NEPA)的机构]则主要参与风电场选址和运营相关监管或审批事项。在美国,海上风电与其他电力能源项目类似,需要经过多年的开发建设过程,主要包括规划分析、海域租赁、海域选址、建设运营等4个阶段(一般耗时7~10年)。 规划分析阶段(约2年):通常,该步骤可由海洋能源管理局或项目开发商发起,即:海洋能源管理局在《联邦公告》中签发“兴趣意向书”(RFI),或为海上风电场待开发区(WEA)签发“信息提名征询书”;开发商向海洋能源管理局提交风电场海域的租赁使用申请。规划分析流程发起后,根据州长或州政府要求,将成立政府间任务工作组,为新确定的海上风电场待开发区提供必要的专家力量支撑。海洋能源管理局将对海上风电场待开发区的可行性进行评审分析,发布意向通知书(NOI),准备环境评估材料,发布关于环境评估的可行性通知书(NOA)。其中,环境评估需要对所在海域的风速、海浪高度、海床条件、海洋生物情况等进行详细调研。 海域租赁(1~2年):由海洋能源管理局提出并发布租赁竞拍公告,举行租赁竞拍,签发租赁合同。 海域选址(不超过5年):开发商提交场址评估计划(SAP),并获得海洋能源管理局的批准,开展项目场址评估和调研工作。 建设运营(建设过程一般耗时2年,项目运营周期一般为25年):由开发商提交建设运营计划(COP);海洋能源管理局对建设运营计划进行审核,并发布NOI和基于建设运营计划的环评报告(EIS);由海洋能源管理局批准通过建设运营计划[发布对于建设运营计划的决定意见(ROD)];开发商提交设计和安装计划,并根据计划开始实施工程建设。 风电场项目开工建设一般至少需要3个条件:一是项目的建设运营计划得到联邦内政部和所在州监管机构的批准,涉及的联邦、州监管机构及相应流程如表1所示;二是已与电力承购商签订购电协议(PPA);三是完成项目融资。 规划分析和海域租赁阶段。BOEM通过发布“兴趣意向书”确认提出的租赁区域是否具有市场吸引力,保证租赁区域的市场竞争性,并在此基础上发布“信息提名征询书”,征求公众对于租赁区域的意见建议。在举行租赁竞拍前,海洋能源管理局必须严格按照《国家环境政策法》履行环境审核与评估流程。 项目选址及建设运营阶段。在竞拍中获得租赁权的开发商(承租方)需要在1年内分别提交场址评估计划(SAP),计划需详细描述如何在这一阶段开展风能资源深度评估及技术测试工作。海洋能源管理局需要对提交的计划进行审核评估,给出评审意见(通过、拒绝或附带评价的通过)。通过场址评估计划的承租方将获得5年期限参与场址评估活动,并在期间提交建设运营计划,计划不仅需要详细描述如何开展风电场的建设运营工作,还必须涵盖租赁期满后风电场的退役处理。如果项目需要将电力传输到陆地,则需要在建设运营计划中提出铺设管道、海缆或其他附属设备所需地役权的请求。海洋能源管理局在给出评审意见(通过、拒绝或附带评价的通过)前,需要向公众征求意见建议,确保项目的环保性和技术可行性。 针对海上风电的主要激励政策 海上风电项目的发展壮大主要受联邦及州政府,特别是州政府的立法或行政推动。美国东部沿海大部分州政府都颁布了法律、行政命令以及海上风电的容量发展目标(RPS),并建立了绿色银行、绿色债券等融资机制,还开创“海上风电可再生能源证书”(OREC)的方式,根据每个海上风电项目的开发和运营成本给予开发商一定条件和限额的浮动资金补贴,努力降低开发风险,鼓励当地电力公司、私人开发商积极参与到开发中去。 一、联邦层面的激励政策 美国联邦政府为刺激风电项目开发,为私人投资方引入税收抵免和融资机制,例如免税债券、贷款担保计划和低息贷款。其中,对项目建设和运营激励力度最大、最重要的政策是生产税抵免和投资税抵免政策。 可再生能源生产税抵免(PTC):允许风电设施(陆上和海上)的所有者和开发商在设施投入使用后的10年内,每年为上网度电申请联邦所得税抵免。对于2017―2020年破土动工的项目,度电抵免水平取决于项目启动建设时间,并且开工后四年内必须建成投运才能享受该政策。 商业能源投资税收抵免(ITC):针对可再生能源项目投资的联邦所得税抵免。与PTC不同,ITC是指在项目正式投运后,其资本性投资总额的一定百分比可以抵扣项目业主/开发商的应纳税额,相当于为项目提供了一次性投资补贴。如果项目在2021年前破土动工,可以放弃PTC,申请享受ITC。 二、州层面的激励政策 除了联邦层面的激励举措外,一些位于东海岸的州也制定了推动海上风电项目开发的鼓励政策。 1.海上风电可再生能源证书机制 一般来说,海上风电项目除了依据购电协议在电力批发市场获得卖电收入外,还可以通过海上风电可再生能源证书机制获得额外收益。海上风电可再生能源证书与清洁能源配额制(CES)中的可再生能源证书(REC)类似,它为海上风电项目的投资建设提供经济激励,以更好地实现各州制定的可再生能源发展目标,其基本原理是: 州政府对海上风电电量在清洁能源配额中所占的比例作出约束性规定,即要求海上风电电量必须占到供电公司(Load Serving Entity)供电量的一定百分比;海上风电项目每发出1兆瓦时电能即获得1个海上风电可再生能源证书;政府清算机构(Clearing House)从具备资质的风电开发商处购买证书,并将其转卖给供电公司;供电公司需要收集到的证书数量比重与其售电量比重成正比,以履行海上风电配额义务,否则就需要向政府支付履约款(Alternative Compliance Payment)。 2.部分州的海上风电规划与激励政策 马萨诸塞州:2016年,通过一项法律,要求截至2027年该州公用事业公司需采购160万千瓦的海上风电装机容量。2018年,通过立法,授权公用事业公司采购额外的160万千瓦海上风电装机容量,即截至2035年的采购量达到320万千瓦,该目标建议于2019年5月由马萨诸塞州能源资源部正式提出。 马里兰州:2013年,《海上风能法案》修订了该州的“可再生能源配额制”,将海上风能纳入其中,并以海上风能可再生能源证书的形式为海上风电项目提供财务支持。2019年5月,发布一项法令,制定了2030年实现120万千瓦海上风电装机容量的发展目标。 新泽西州:2018年5月,通过立法将2030年海上风电装机容量发展目标从110万千瓦提高到350万千瓦,以履行州长墨菲的行政命令。2019年11月,州长墨菲发布了另一项行政命令,将2035年的州海上风电装机容量发展目标提高到750万千瓦。 纽约州:2017年1月,纽约州州长科莫宣布到2030年发展240万千瓦海上风电的承诺。2019年1月,州长科莫将该州2035年的海上风电发展目标提高到900万千瓦, 该目标于2019年7月签署成为法律。纽约长岛电力局与深海风能发电公司(Deepwater Wind) 签署了为期20年的购电协议,由南叉风电场(South Fork) 于2017年和2018年11月分别向长岛电力局提供9万千瓦和4万千瓦海上风电装机容量。 海上风电接入电网的有关规定 海上风电场接入系统的技术方案(网架结构、技术路线等)对项目的开发成本、开发规模、单机容量、开发风险都有比较大的影响。 接入系统方式。从接入网架结构的角度看,通常有辐射式和骨干网架式两种方式接入系统。辐射式适用于一次建成的海上风电基地接入系统;骨干网架式适合分期建设的海上风电基地逐步接入系统。纽约能源与研究发展局(NYSERDA)是纽约州政府研究和投资机构,该机构推荐纽约州近期发展的风电项目以辐射式的方式接入系统。 交/直流技术选择。海上风电在距离海岸比较近的情况下,一般采取高压交流方式接入电网;随着送出距离增加,则更适合采用高压直流方式接入。当前,美国东部沿海的风电项目距离海岸较近,所以,开发商多选择将风电项目以高压交流的方式接入电网。未来,随着风电规模的扩大,美国东部有可能大量海上风电项目都在同一个调度网范围内或者跨调度网接入。随着调度机构对风电项目的运行可靠性和控制要求越来越高,以及市场交易等方面的要求,海上风电项目的接入方式也更加趋向于高压直流方式。纽约能源与研究发展局和纽约州公用事业监管委员会组织进行技术研讨,其中,多端直流是备选的接入系统方案之一。 接入系统工程建设。美国调度机构要求发电开发商不仅应承担风电项目本身的建设运行费用,还要承担为了送出和消纳风电,导致电网升级改造的费用,也就是要承担“深成本”。由于海上风电的配套送出费用在前期阶段不是很明晰,所以,监管机构允许通过“海上风电可再生能源证书”的方式对上述费用支出在工程建设后期进行浮动补贴。 接入系统可靠性要求。根据联邦能源监管委员会的法规要求,项目开发商在提交项目审批的材料中要包括项目的接入系统研究报告,报告需要对项目接入的可行性、必要性、技术经济性进行分析、研究和论述。独立电网调度机构,还要根据此项目情况滚动完成包含可能建成投产海上风电项目的全网系统可靠性研究。系统可靠性研究要确保海上风电项目在接入电网后,大电网的运行要满足北美电力可靠性委员会(NERC)、区域电网可靠性组织(Regional Reliability Organizations)等监管机构颁布的各项电网稳定性标准。另外,由于新的电源容量接入,电力市场方面的供求关系也会发生变化,需要开展相应的分析。 接入系统可靠性研究。接入系统研究主要从两个角度对电网安全可靠性进行分析。一是分析新(扩、改)建项目对电网的稳定性造成多大程度的影响。二是分析为满足电网稳定性或者供电可靠性要求(有可能是新增的要求),需要进行何种电网升级改造工作以满足上述要求。所有的独立电网调度机构都提供上述两类接入系统研究咨询服务。开发商在完成上述工作,同意签订入网协议,并向联邦能源监管委员会递交材料之后,才能开展项目的施工图设计、建设、安装、调试和运行等工作。  ...
能源互联网产业是以可再生能源为优先,电力网络为核心,融合互联网思维和通信技术发展形成智能为基本要素、平台为主要形态、价值创造为最终目标的能源融合产业,是能够实现能源流、数据流、业务流于一体的跨界联合新业态。本研究聚焦车联网产业、分布式能源产业、智能家居产业等主要能源互联网产业,从产业链、产业规模和存在问题三个方面对其现状进行研究并提出发展建议。   1 能源互联网产业的内涵 2011年,美国学者杰里米•里夫金在著作《第三次工业革命》中率先提出了能源互联网的概念,他认为“基于可再生能源的、分布式、开放共享的网络,即能源互联网”。2016年,发改能源[2016]392号文中将能源互联网定义成是一种互联网与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的能源产业发展新形态。2018年,清华大学能源互联网创新研究院高峰副院长在国家能源互联网大会上提出能源互联网是一种将互联网理念、技术与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的能源产业发展新形态。2019年,周孝信院士在雄安新区能源互联网标准化试点工作启动会上提出能源互联网是互联网思维理念和技术与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的智能能源系统和能源产业发展新形态。本文将能源互联网理解为是一种将互联网理念、技术与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的智慧能源系统。通过多种能源协同、供给与消费协同、集中式与分布式协同,大众广泛参与,以实现能量双向流动的能量对等交换与共享网络。 在能源互联网的基础上,本文认为能源互联网产业是以可再生能源为优先,电力网络为枢纽,融合互联网思维和通信技术发展形成智能为基本要素、平台为主要形态、价值创造为最终目标的能源产业,是能够实现能源流、数据流、业务流于一体的跨界联合新业态。 2 车联网产业 车联网产业是以车内网、车际网和车载移动互联网为基础,按照约定的通信协议和数据交互标准,在车与人、路、互联网之间进行无线通讯和信息交换的大系统网络,是能够实现智能化交通管理、智能动态信息服务和车辆智能化控制的一体化网络,是物联网技术在交通系统领域的典型应用。 车联网产业链长,涉及产业角色多,跨界融合特征突出,从上游到下游涵盖制造业和服务业两大领域。未来服务类企业的数量和产值将占据车联网产业的绝大部分,尤其是车联网信息服务提供商将成为车联网产业链中的核心角色。制造业中整车厂作为核心位置,一方面作为终端、软件、服务的集成者,具有较大的话语权,同时也在开展自身的车载智能信息服务业务。通信芯片和通信模组由于涉及通信技术,门槛较高,主要参与者都是华为、大唐、中兴以及国外的高通、英特尔等通信行业领先企业。服务领域,通信运营商以中国移动、中国联通和中国电信为主,同时运营商也在积极拓展其他车联网领域业务。车联网信息服务提供商方面,包含了传统TSP供应商如安吉星等、主机厂自有TSP平台以及新兴车联网创业企业。从整个产业链条看,初创型企业更多的集中在车载终端设备、交通基础设备、软件开发、信息和内容服务等市场刚刚起步或者门槛较低的环节。 中国车联网市场在宏观政策、潜在市场、技术创新、基础设施建设等有利因素影响下,将保持快速增长。中国汽车市场巨大、保有量不断提升,新车搭载智能网联终端的比例将不断提升,预计2025之前,大部分新车都将联网,同时联网汽车渗透率也将不断提升。随着技术和服务的不断发展,用户对车联网功能的付费意愿也将提高。短期车联网市场增长主要依靠新增硬件数量和用户增值消费,2021年将过千亿元。同时由于2020年5G技术的推广应用、V2X技术发展、用户增值付费提升等因素,市场迎来爆发式增长。 我国的车联网产业总体来说还处于初级阶段,面临技术标准不规范、运营模式有待创新、信息安全仍需提高等问题和挑战。车联网产业系统庞大,涉及汽车、计算机、通信、物联网等多个领域,这些领域的技术存在差别,技术融合应用是当前亟待解决的问题,在技术标准方面的缺失也使得业务无法顺利高效展开。车联网产业在中国的发展时间较短,还没有找到成功有效的商业运营模式,没有建立起来社会层面的智能交通管理和用户层面的车联网服务的互动运营。同时由于车联网涉及产业较多,涵盖汽车、物联网、通信、互联网等多个产业,使得产业链的整合难度较大,各行业之间的协作和各类型企业之间的合作较为困难。车联网是通过互联网和物联网技术将智能汽车联结起来,众多车载智能设备存储着大量的车辆信息和车主个人信息,如何保证入网后的数据通讯安全和用户隐私安全是车联网的另一个挑战。 3 分布式能源产业 分布式能源产业是相对传统的集中式供能的能源产业而言的,是一种建在用户端的能源供应方式,可独立运行,也可并网运行。分布式能源产业一次能源以气体燃料为主,可再生能源为辅;二次能源以分布在用户端的热电冷(值)联产为主,其他中央能源供应系统为辅,实现以直接满足用户多种需求的能源梯级利用,并通过中央能源供应系统提供支持和补充。 由于涉及多种发电方式,分布式能源产业的上游行业众多。天然气分布式发电涉及天然气供应及其他能源行业。风电、光伏等分布式发电涉及风力、光伏等发电设备制造行业,其他分布式能源则涉及相应设备制造行业;分布式能源中游行业可以按照发电方式的不同分光伏分布式发电、风力分布式发电、天然气分布式发电、生物质能发电以及其他分布式发电;分布式能源下游应用主要是产生的能源应用领域,包括工业区域的自发自用、民用区域的结余售电,以及商业区域和公共区域的分布式能源项目等。 我国分布式能源起步较晚,但发展速度较快,目前国内分布式能源主要以天然气、生物质能、太阳能光伏为主。其中,又以光伏发电增长较为迅猛。2013-2019年,我国光伏新增装机量呈不断上升趋势,预计2020年底将达到2.4亿kW;天然气分布式发电新增装机量规模比分布式光伏新增装机量要小上许多,根据国家2020年发展目标,天然气分布式装机量要达到5000万千瓦,天然气分布式发电还有很大的上升空间。 我国分布式能源产业的发展已经取得新突破,但目前分布式能源产业的发展还存在运营市场化水平不高、能源利用效率偏低、国产化水平落后等问题。由分布式电源所发的电力成本比利用常规煤电发电成本要高,很多企业的生产依赖于政策补贴,发电补贴价格的变动对产业冲击很大,分布式能源产业尚未建立起完善的商业化盈利化的运营模式。分布式电源的理论效率可达到95%以上,但设计施工、能源利用、运营管理等环节导致部分分布式能源站综合能源利用效率偏低,经济性能差,影响了分布式能源的推广利用。目前分布式能源系统的关键设备,如中小型燃气轮机、燃气发动机,多是国外品牌,价格昂贵。国内自主研发的设备技术水平较低,可靠性差,导致分布式能源技术经济性水平不高。 4 智能家居产业 智能家居是基于物联网技术将家庭的各种硬件设备连接到一起,通过收集、分析用户行为数据,为用户提供家电控制、照明控制、电话远程控制、室内外遥控、防盗报警、环境监测、暖通控制、红外转发以及可编程定时控制等多种生活服务解决方案。智能家居产品种类多样,主要包括视频监控、防盗报警、控制主机、智能照明系统、电气控制系统、家庭背景音乐等20余个品类,涵盖照明、安防、供暖、空调、娱乐、健康医疗、厨房用品等诸多场景。 智能家居产业链横跨制造业和服务业,其中又以信息技术的应用为主要核心环节。上游主要是硬件、软件及技术支持,硬件主要是制造智能家居产品的零部件,包括电源、面板、pcb、芯片、传感器、控制器等元器件和显示模组、通讯模组等中间件,软件主要是智能家居的操作系统和应用软件开发;中游是智能终端设备生产、系统集成,包括家电、机器人、摄像头、音箱等家居生产和智能家居解决方案;下游是渠道服务和内容服务,渠道服务主要由房地产公司、家装公司、工程公司提供,内容服务由互联网、电信公司提供。 目前我国虽处在智能家居产业发展的初级阶段,但产业规模已经非常可观。2014年是智能家居元年,根据估算当年整个智能家居生态市场规模大概为1600亿元左右。随后智能家居产业迎来了黄金发展期。2018年伴随物联网、人工智能、云计算等技术的快速进步与一批领先企业的快速发展,中国智能家居市场迅速扩张,预计市场规模接近4000亿元。我国目前有1亿数量智能家居的潜在用户,预计未来三年,智能家居市场将持续保持20%以上的复合增长率,到2020年市场规模有望接近6000亿元,到2022年市场发展成熟规模有望突破万亿,随之的相关服务也将达到千亿级。 智能家居产业的发展面临自主创新能力偏低、缺乏行业标准、产业化合作有待加强等诸多挑战。传感器是智能家居的核心部件,几乎每个智能家居应用都离不开传感器设备,而国内传感器产业化水平较低,产品种类不全,高端产品为国外厂商垄断。目前国内外都没有统一的标准,企业产品互不兼容,制约了智能家居应用的快速推广和规模化发展。智能家居产业体系非常复杂,横向涉及多个行业和应用领域,如家电行业、医疗行业、电力行业、建筑行业、装修行业、物业管理等;纵向又有芯片厂商、软硬件平台提供商、智能家居集成商、家电厂商、电信服务提供商、终端厂商等,资源互联与信息共享困难,缺乏组织协调、统领、整合产业链的主导。 5 对策建议 目前我国的能源互联网产业发展尚处于起步阶段,但是在宏观政策的支持下发展迅速。建议:加强产业顶层设计,以规划促发展,打造能源互联网龙头企业,引领产业发展壮大;重视商业模式的创新突破,加快互联网技术和能源技术的融合互促,提升互联网对能源行业的赋能成效,夯实能源对经济社会发展的基础性支撑作用;加速突破关键技术瓶颈,加大对智能传感器、信息物理系统、智能配电网等关键设备和新材料的研发,融合多元能源,建设供需互动的能源互联网。...
近日,财政部发布《“六保”财政政策措施问答》,回应“六保”相关的财税政策。在保粮食能源安全方面,多项政策都与新能源汽车产业密切相关,财政部针对这些政策,统一做出了回应。 1、在延长新能源汽车推广应用财政补贴期限、平缓补贴退坡力度和节奏方面采取了哪些措施? 2019年以来,受多种因素影响,我国新能源汽车产销增速大幅下滑,产业发展积累的问题逐步显现。加之疫情的冲击,新能源汽车销量急剧下滑。为支持新能源汽车产业高质量发展,促进汽车市场消费,报经国务院批准,财政部会同有关部门综合技术进步、规模效应等因素,决定将原定2020年底到期的补贴政策延长2年,到2022年底完全退出;同时,平缓补贴退坡力度和节奏,2020-2022年购置补贴分别在上一年基础上平均退坡10%、20%、30%。 2、在适当优化新能源汽车技术指标、促进产业做优做强方面采取了哪些措施? 近年来,新能源汽车补贴政策坚持“扶优扶强”的政策导向,通过不断提高技术门槛等措施促进新能源汽车技术明显进步。此次政策调整,主要是合理提高部分车型续驶里程、能耗等技术门槛,动力电池系统能量密度等技术指标不作调整,在有效引导市场淘汰落后产能、资金向优势企业和知名品牌倾斜的同时确保产品安全。 3、在完善新能源汽车推广应用财政补贴资金清算制度、提高补贴精度方面采取了哪些措施? 一方面,要求新能源乘用车、商用车企业单次申报清算车辆数量应分别达到10000辆、1000辆,补贴资金向优势企业倾斜,引导企业做大做强。另一方面,借鉴国际经验做法,规定新能源乘用车补贴前售价须在30万元以下(含30万元,换电模式除外),避免补贴资金大量流向富人消费者。 4、在调整新能源汽车推广应用财政补贴方式、开展燃料电池汽车示范应用方面采取了哪些措施? 2009年以来,财政部会同有关部门采取对消费者给予购置补贴的方式支持燃料电池汽车推广。随着燃料电池汽车产业深入发展,一些深层次问题逐步显现,主要是:核心技术和关键部件缺失,创新意识和能力不强;基础设施建设不足;消费端的补贴政策对推动产业链和基础设施建设的局限性日益显现。为此,财政部将会同有关部门调整补贴政策,选择有基础、有积极性、有特色的城市或区域,重点围绕关键零部件的技术攻关和产业化应用开展示范,中央财政将采取“以奖代补”方式对示范城市给予奖励。 5、在强化新能源汽车推广应用财政补贴资金监管、确保资金安全方面采取了哪些措施? 为确保资金安全,财政部会同有关部门在此前加强资金监管措施的基础上,进一步要求地方把补贴核查结果同步公示,接受社会监督,对未按要求审核公示的上报资料不予受理。进一步发挥信息化监管作用,对于数据弄虚作假的,经查实一律取消补贴。有关部门将加大核查力度,对监管不严、造成骗补等问题的地方和企业按规定严肃处理。 6、2016—2020年中央财政继续安排资金对新能源汽车充电基础设施建设运营给予奖补,奖励对象有哪些,奖励条件有哪些? 奖励对象是推广应用规模较大、配套政策全面且在新能源汽车推广上没有地方保护的省(区、市)。中央财政的奖励条件主要有三个方面:一是推广数量相对较多,东部地区和大气污染治理重点省市奖励门槛相对较高,中部省份次之,西部省份和东北地区相对偏低。二是地方配套政策全面,突出地方主体责任。三是市场开放程度高,各地应建立公平开放市场,经有关部门认定存在地方保护行为的省份将扣减奖励资金。 7、2016—2020年中央财政继续安排资金对新能源汽车充电基础设施建设运营给予奖补,奖励标准有哪些,奖励资金使用范围包括哪些方面? 奖励标准主要根据各省(区、市)新能源汽车推广数量确定。对符合奖励条件的省(区、市),中央财政将根据各地新能源汽车推广数量安排充电设施奖励资金,推广量越大,获得奖励资金越多。地方政府在使用中央财政奖励资金时,应优先用于公交等公共服务领域充电设施、大型商场等城市公共充电设施、政府机关等单位内部充电设施、老旧小区充电设施以及公共充电服务平台建设等方面,并鼓励地方政府充分利用财政资金杠杆作用,调动包括物业小区、政府机关、大型商场在内等各方面积极性,对率先实现改造、解决充电难题的单位给予适当奖励。 8、2016—2020年中央财政继续安排资金对新能源汽车充电基础设施建设运营给予奖补,奖补资金如何申请、下达? 充电基础设施建设运营奖补资金与各地新能源汽车推广数量挂钩。各地新能源汽车推广工作牵头部门根据财政部等部门发布的申报通知,按要求将本地2017-2019年度充电基础设施奖励资金申报材料提交至工业和信息化部。工业和信息化部会同有关部门审核后将结果提交财政部。财政部据此下达资金。 9、为促进汽车消费,出台了哪些税收优惠政策? 为促进汽车消费,国家出台了如下税收优惠政策:一是自2020年5月1日至2023年12月31日,从事二手车经销的纳税人销售其收购的二手车,由原按照简易计税办法依3%征收率减按2%征收增值税,改为减按0.5%征收增值税。二是自2021年1月1日至2022年12月31日,对购置的新能源汽车免征车辆购置税。免征车辆购置税的新能源汽车是指纯电动汽车、插电式混合动力(含增程式)汽车、燃料电池汽车。...
2020年6月,在2016年《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源【2016】2784号)的基础上,新版《电力中长期交易基本规则》(发改能源规【2020】889号)正式发布。 以中央9号文发布为标志的新一轮电力体制改革已满五周年,全国各省市电力市场建设取得了一定的成就。如何承前启后,推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设,维护市场主体的合法权益,是当前电力市场改革领域面临的核心任务之一。 (来源:微信公众号“电力系统自动化”ID:AEPS-1977  作者:谷峰) 本微信公众号特邀华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠担任特约编辑,邀请来自电力交易机构、高校、科研院,以及电网、发电、售电企业的专家,针对新、旧规则差异、电力中长期交易的定位、中长期与现货的衔接、新主体与新品种、计划与市场、调度与交易、可再生能源消纳、售电市场发展、储能和电动汽车的机遇等关键问题,进行专题解读。希望对我国电力市场建设,对各类市场主体参与市场交易,提供有益的参考。 近日,国家发改委、国家能源局印发了《电力中长期交易基本规则(暂行)》。距离上一版规则出台,时间过去了40个月。新版规则总体上继承了上一版规则的总体原则、基本内容和整体架构,针对3年来的实践进行了一定的微调。重申了电力中长期交易规则适用于非现货试点地区,在增加市场成员、丰富交易品种及方式、完善交易机制及流程、培育用户带曲线交易四个方面进行了调整。未来的作用发挥还将取决于各地实施细则的制定。 01 重申 中发9号文件配套文件二《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出,我国电力市场建设目标是“现货交易发现价格,中长期交易规避风险”现货和中长期交易相结合模式。受我国电力工业长期施行计划机制以及电力系统运行专业性较强等因素影响,在2015年,市场主体普遍对现代电力市场以现货为核心的概念认识不深,并且当时预计现货交易对技术水平和市场主体素质要求较高,开展现货交易需要在技术支持系统、电力系统调度运行方式等方面做2-3年准备,因此2019年前,尚无按照配套文件二运行“现货+中长期”市场的地区,各地开展的均是“计划调度+电力直接交易”的交易模式。虽然这种模式与配套文件二描述的电力市场有很大差距,但是能够适应大部分市场主体当时对电力交易的认识水平,市场主体接受程度较高。上一版规则就是基于各地交易的实际,从保护基层首创精神的角度,对交易行为进行规范。以期市场主体认识深化后,采用顶层设计方式开展“现货+中长期”模式的市场建设。上一版规则将“市场化”的交易电量和计划性的“优先发电”统筹考虑,“化双轨为一轨,不再各说各话”,是国内首个覆盖全部中长期电量的交易规则。 从上一版规则有效期定为3年来看,设计者当时预计3年后电力市场的正确概念将得到普及,按照配套文件二全面建设市场的时机会成熟。显然,预计过于乐观,经过全行业努力,全国仅建设了8个电力现货试点,且各个试点尚未进入连续结算试运行,市场设计还存在问题,配套政策的改革仍然面对较大阻力。一方面考虑到电力现货市场建设仍然需要更长的时间,电力直接交易在实践中发现的经验和教训都需要对上一版规则进行局部调整;另一方面考虑到未来我国并不是全部地区都适合建设现货市场(电力现货市场需要建设成本,对于部分能源富集、价格低廉的地区,电力现货市场的优化红利并不一定大于建设成本),“计划调度+电力直接交易”的模式还将在部分地区普遍存在。因此,新版规则再次重申了上一版规则的核心要求“开展电力现货交易的地区,可结合实际,制定与现货交易相衔接的电力中长期交易规则”,这也与8个试点地区编制与电力现货市场相配合中长期交易规则的实践经验完全相同,能够与电力现货市场相配合的中长期交易与和计划调度相配合的直接交易区别很大,必须通过“另起炉灶”方式设计制定。 02 调整 新一版规则在重申上一版规则交易主体要求、交易品种与时序、交易方式、调度执行、偏差调整和结算等内容的基础上,对部分内容进行了调整。 调整1:规则中引入了新的主体,明确逐步引入储能等新兴市场主体,将增量配电网作为电网企业参与结算等相应市场化交易。强调了发电企业、售电公司和电力用户有权直接参加跨省区交易,鼓励利用输电通道剩余输送能力开展跨省跨区市场化交易,进一步打破电网企业在跨省区交易中的“统购统销”格局。增加市场监测与风险防控章节,保障市场平稳、规范运行。在市场主体交易申报、合同转让以及市场价格形成等条款中,明确不得人为设置限制条件、进行不当干预,保障市场环境公平公正。 调整2:增加了交易品种和交易方式允许月内多日交易并鼓励连续开市,进一步提高了交易频次、缩小了交易颗粒度。明确了发电企业、电力用户和售电公司可在一定约束条件下多次交易,为市场主体提供更加灵活多样的交易手段,。在常规电能量交易品种外,鼓励条件具备地区建立容量市场化补偿机制。 调整3:完善了交易机制和流程。改进了安全校核方式,允许交易机构带约束进行出清,统筹考虑各类交易预交易结果后进行统一安全校核,提高了交易出清结果的可执行性。简化了结算流程,提高了结算效率。细化了市场主体退出机制,区分了市场主体正常退市和非正常退市两种不同情形。 调整4:培育用户购买电力商品的概念。电力的同质性和即时平衡特性,决定了电力商品必然带有功率(曲线)要求。新版规则鼓励用户中长期交易约定负荷曲线,培育用电侧电力商品概念。尽管按照电力市场设计的“木桶理论”,部分用户不考虑曲线、部分用户考虑曲线,交易只能按照不考虑曲线设计,但是能够提出要求,具备积极的引导意义。 03 展望 2015-2016年制定上一版规则,虽然是称为基本规则,但是就内容而言是当时最为细致的规则,是按照“交易手册”方式设计的。3年来的实践,基本规则现在确实是“基本的规则”,各地根据现实条件已经做了大量的细化,未来各地在参考新版基本规则制定实施细则的时候,需要回答新版规则部分原则性要求。 展望1:新版规则提出“电力调度机构因电网安全和清洁能源消纳原因调整中长期交易计划”,这是对电力调度机构的一种授权,调整中长期交易计划很可能引起电力直接交易合同的执行偏差,那么这种偏差是否属于“调度原因产生的偏差”,由电网企业承担经济责任,还是予以免责,在市场主体之间调整经济利益?需要各地在制定实施细则中予以明确。 展望2:新版规则要求电力调度机构安全校核后,由电力交易机构削减不能通过的电力交易,这是强化电力交易机构职能的做法。那么电力交易机构按照什么原则进行削减,电力交易机构削减是否能够满足电力调度机构的要求,是否是约束下的最优方案,如何操作和判别,需要各地在实施细则中回答。 展望3:新版规则提出发电企业电费由电网结算,售电公司按照电力交易机构结算依据与电网结算。在电力现货试点地区,已经出现了售电企业在批发市场先买、零售市场后卖的做法,结算工作进行改革已有较大呼声。是否需要在各地规则中明确,非电力现货试点地区不允许发用双方直接结算,必须委托电网企业作为结算机构,电网企业仍向发电开具购电发票,用户也必须向电网企业开具购电发票? 展望4:新版规则提出电力用户在出现超用后,部分情况下电量采用惩罚性价格。一旦采用惩罚价格,就会产生盈余。这部分盈余账户设在哪里,应该如何使用并未在新版规则中明确,需要各地在实施细则中制定管理和使用办法。 新版规则采用印发,而不是延期的做法,体现了设计者的认真负责精神,满足了市场化的“程序正义”要求,是5年来市场发育的成效。未来,对促进非电力现货市场试点地区的市场化交易工作将起到有益的作用。...
能源转型,推动高质量发展 杜祥琬/中国工程院院士 能源是经济和社会发展的基础。我国进入了高质量发展阶段,需要高质量能源体系的支撑,“能源革命”新战略应运而生。“能源革命”意味着,我国能源必须有质的变革、革命性的创新和转型。在习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”中,能源消费革命意味着由粗放、低效走向节约、高效;能源供给革命意味着由黑色、高碳走向绿色、低碳;能源技术革命是消费革命和供给革命的支撑;能源体制革命则是成功的保障。“能源革命”的思想是在总结国内外发展经验的基础上提出的,是我国高质量发展和可持续发展的内在需求。其目标是建成我国清洁、低碳、安全、高效的能源体系。 能源体系向节约、高效的转型 在改革开放之初,我国注重能源发展的量,并未强调能效的问题。进入本世纪后,随着工业化、城镇化进程,一次能源消费曾呈现不寻常的高速增长态势,近年来,以能源强度、碳强度列入考核指标为标志,从消费端将能效列入国家五年计划指标和地方考核指标,能源消费弹性系数逐步下降(见表1)。\ 能源弹性系数的下降,意味着能源强度的下降,是开始改变粗放型发展的表征。我国的能源强度(单位GDP消耗的能源)在2010年是世界平均水平的2倍,近十年来逐步下降,但2018年仍是世界平均水平的1.5倍(生产了全球15%的GDP,消耗了全球能耗的23%)。 能源强度仍然偏高的原因主要是高耗能产业占比仍然过高,产业结构调整尚不到位;技术水平不够节能高效;再加上诸多的浪费。我国节能提效潜力巨大,例如燃煤电厂,每供1千瓦时的电力,1978年平均消耗煤炭471克,2018年已进步到只消耗308克,而我国先进的上海外高桥三厂,只需270克煤炭。如果全国的燃煤电厂都达到这个水平,则发电用煤就可以节约12%之多。 如果我们的能源强度达到世界平均水平(且不说先进水平),则每年可节省50%的能源消耗,约为15亿吨标准煤。因此,节能提效是中国能源战略之首,效能是一个国家能源体系先进性的标志。能源转型,首先要向节约、高效转型。 能源结构向绿色、低碳转型 全球一次能源结构变革的三个历史阶段是:煤炭为主阶段→油气为主阶段→非化石能源为主阶段。1913年,全球一次能源中70%是煤炭,经过几十年的转型,进入了油气为主阶段,目前全球一次能源中,油、气总和的占比超过50%。世界各主要国家的能源发展战略表明,再经过几十年的努力,一次能源结构将走向非化石能源为主的阶段。 与全球不同的是,定量的评估表明,我国不会有油、气为主的阶段。中国一次能源结构变革的三个阶段是:煤炭为主阶段→多元发展阶段→非化石能源为主阶段。现在,我国能源进入了多元发展阶段,煤炭、石油、天然气、可再生能源和核能协调互补、此消彼长、逐步转型。通过几十年电气化、智能化、低碳化的努力,走向非化石能源为主的阶段。 当前阶段,重点要做好以下两件事: 1.坚持煤炭清洁、高效利用的战略方针 煤炭作为能源的利用,应主要用于发电。目前,中国的煤炭消耗中,约一半用于发电。燃煤发电目前是中国电力的主力,煤电的高质量发展,体现在两个方面: 一是作为供电主力,做好洁净、高效的技术升级改造。如前所述,以先进企业为标杆,煤电节能、高效潜力不小。我国煤电厂近年来每年的运行时数只有4300小时左右,开工率不足,应不再扩大装机规模,而在洁净、提效上下功夫; 二是,部分煤电厂需做好灵活性改造,为间歇性新能源调峰,助推可再生能源上马,这是煤电的新使命,政策上应予鼓励支持。 中国煤炭消耗的第二个去向是散烧煤,这是最污染且低效的。应明确因地制宜,以各种清洁取暖尽快替代散烧煤,这也是蓝天保卫战的重要举措。 煤炭消耗的第三个去向是工业用煤,特别是高耗能产业用煤。中国的高耗能产业已经饱和、甚至产能过剩。高质量发展的方向之一就是调整产业结构。同时,随着技术进步,单位产品的能耗(如吨钢煤耗)每年也在下降。所以工业用煤总量也呈下降趋势。 煤炭消耗的第四个去向是煤化工。煤化工种类多,用作能源转换的煤化工,如煤制油、煤制气,作为技术储备,我国已有一定规模的安排。基于经济性和气候安全的考虑,不宜再扩大规模。煤炭是富含碳元素的宝贵资源,用作生产高端化工产品的原料是合适的。 综上所述,清洁、高效将使煤耗总量逐步减少,这是煤炭技术进步作出的新贡献。 2.大力发展可再生能源 可再生能源是本国可以掌控的能源,不受国际地缘政治变化的影响,是能源供给安全的要素。绿色的可再生能源还是能源环境安全的要素,同时,低碳的可再生能源又是能源气候安全的要素。 高比例发展可再生能源是完全可行的。 首先,丰厚的可再生能源资源是中国能源资源禀赋的重要组成部分。文献给出,我国技术可开发的风能资源约为35亿千瓦,技术可开发的太阳能光伏资源约为22亿千瓦。而截至2019年底,我国已开发的风能装机为2.1亿千瓦,光伏已装机2.04亿千瓦,均不到技术可开发量的十分之一。如果再加上资源可观的水能、生物质能、地热能,还有海洋能、太阳能热利用、固废能源化等,我国可再生能源的资源量是足够丰富的。 第二,发展可再生能源的技术可行性,已为国内外的实践所证明,与之相关的多种储能技术也在迅速进步。至于可再生能源的间歇性,通过储能、调峰等技术是可以解决的。 第三,高成本曾经是制约非水可再生能源发展的障碍,近二十年来,风电和光伏的成本下降了几十倍。经济可行性已被市场认可。 根据已有的国家能源发展规划,以可再生能源为主的非化石能源在一次能源中占比的变化如表2所示。 高比例非化石能源将为我国提供绿色电力、绿色氢气、低碳供暖(冷),使我国以更经济的方式,实现更高水平的绿色发展。 东、西部能源供需格局的优化 党的十九大提出的我国发展不平衡、不充分,也体现在我国能源空间格局上。中国的东部是用能大户,西部是产能大户。通过西部发展经济来提升消纳能力,东部增加产能的能力,可缓解发展的不平衡、不充分。东部地区可以将“远方来(如西电东送)”的能源与“身边来”的能源相结合,高度重视发展和调动身边的能源。我国中东部地区技术可开发的海上和陆上风能资源量有11亿千瓦,集中式加分布式太阳能可开发量有9亿千瓦。而中东部已经开发的占比不到技术可开发量的十分之一。倘若中东部省份把身边能源调动起来,结合远方来的能源,不仅使发展更平衡和充分,而且自控水平和安全性更高。经济性方面,经过天津大学和华北电力大学研究组测算,与西部发运送电的度电成本相比,东部自发电更便宜。 再考虑到生物质能、地热、水电、核电和天然气,东部能源高比例自给是完全可能的。考虑到东部的储能、节能技术和信息化技术较为先进,煤电在提供电力的同时,以灵活性改造起到调峰作用。我国东部由能源“消费者”变成能源的“产消者”不仅是必要的,也是可能的。 我国中东部能源做到高比例自给,可缓解“西电东送”和“北煤南运”的压力,对国家经济和能源发展的全局是有利的。 能源空间格局的优化与能源结构的优化显然是相耦合的,它们必将共同推动中国的能源转型。 集中式与分布式结合将改变能源系统的模式 过去长期习惯集中式概念。近些年,发展光伏、天然气、风电、生物质能、地热能等分布式能源,已经成为我国应对气候变化、保障能源安全的重要内容,分布式的重要性日益受到人们重视。 分布式能源是能源发展的重要方向,分布式能源的技术进步和应用推广将极大改变传统的能源生产和消费方式、消费模式。这不仅是能源、电力的重大变化,而且有助于城乡一体化能源转型。低碳能源网络(太阳能、风能、生物质能、地热、天然气),不论是农村还是城市,都可以由集中式的大电网和分散的微网进行互动。微网可以通过大数据等信息化手段,把星罗棋布的自发电小产能和储能进行管理,虚拟电厂(VPP)的概念应运而生。大批VPP可减轻集中电网的负担。 未来,一系列低碳能源网络和智能化的大电网、大能源基地结合起来,配电网中的分散发电和有源负荷将呈现高速增长态势,更多电力用户将由单一的消费者(consumer)转变为能源生产型消费者,即产消者(Prosumer),寓电于民,可培育大面积产消者。产消者依托互联网和现代信息通讯技术,把分布式电源、储能、负荷等分散在电网的各类资源聚合,进行协同化运行控制和市场交易,对电网提供辅助服务。 另外,走向现代化和美丽中国所面临的垃圾围城、垃圾围村难题,可以通过固废资源化利用解决。垃圾、固体废弃物,通过分布式利用,如堆肥、沼气、焚烧发电等进行能源化利用,成为可再生能源之一。一旦我国有了大批的产消者和VPP,它们将创造电力系统的新形态,中国能源的局面将会发生革命性的变化。 河南省兰考县被选为能源革命试点县,他们实际操作的是分散式风电、与建筑结合的光伏、生物质气、地热、储能、垃圾发电。三年来的实际效果已证实了上述思想的可行性。 分布式与集中式结合,将增强各地能源的自供能力和韧性,有利于应对突发公共事件,这也是新冠疫情给我们的启示之一。 能源与信息技术的结合改变能源业态 近年来,移动互联网、大数据、云计算、物联网等数字信息技术得到迅猛发展,全球经济社会正在形成新的发展图景,数字经济作为新生业态正在成为经济社会发展的新动力,世界各国和企业纷纷开启数字化转型。 在此浪潮下,“大云物智移”等数字化技术日益融入能源产业,重塑能源业态。能源、电力、互联网技术相结合,构成能源物联网(IoT),实现横向多能互补、电热协同,纵向源、网、荷、储、用、服、管协调优化,具有全面互联、全面感知、全面智能、全面协调特征的新型能源生态体系(智慧能源)。 人工智能AI技术与能源领域也在结合。这个结合就是一个多能能源服务业,提高能效和高质量个性化服务是其特征。能源业要成为能源业+能源服务业,不仅提供能源,还有服务,而且服务的功能会越来越强,无人管理的风场、光伏发电站会越来越多,都离不开数字化的支撑。这是需求侧推动的供给侧能源革命。 能源转型是产业革命的一部分。能源转型具有长期性、艰巨性,但方向是清晰的,需要立足现实,放眼未来。上述五个方面涉及一些观念的革命,能源观的创新将引领能源革命,共同成就能源的新常态、高质量、新体系。  ...
随着能源互联网技术,分布式发电供能技术,能源系统监视、控制和管理技术,以及新的能源交易方式的快速发展和广泛应用,综合能源服务(集成的供电/供气/供暖/供冷/供氢/电气化交通等能源系统)近年来在全球迅速发展,引发了能源系统的深刻变革,成为各国及各企业新的战略竞争和合作的焦点。因此,世界各国根据自身需求制定了适合自身发展的综合能源发展战略。下面主要介绍欧洲主要国家,以及美国和日本的发展情况。 1.欧洲 欧洲是最早提出综合能源系统概念并最早付诸实施的地区,其投入大,发展也最为迅速。早在欧盟第五框架(FP5)中,尽管综合能源系统概念尚未被完整提出,但有关能源协同优化的研究被放在显著位置,如DG TREN(distributed generation transport and energy)项目将可再生能源综合开发与交通运输清洁化协调考虑;ENERGIE项目寻求多种能源(传统能源和可再生能源)协同优化和互补,以实现未来替代或减少核能使用;Microgrid项目研究用户侧综合能源系统(其概念与美国和加拿大所提IES和ICES类似),目的是实现可再生能源在用户侧的友好开发。在后续第六(FP6)和第七(FP7)框架中,能源协同优化和综合能源系统的相关研究被进一步深化,Microgrids and More Microgrids(FP6)、Trans-European Networks(FP7)、Intelligent Energy(FP7)等一大批具有国际影响的重要项目相继实施。 欧洲各国除了在欧盟框架下统一开展综合能源系统相关技术研究外,还根据自身需求开展了大量更为深入的有关综合能源系统的研究,如英国HDPS(highly distributed power systems)项目关注大量可再生能源与电力网间的协同,HDEF(highly distributed energy future)项目关注智能电网框架下集中式能源系统和分布式能源系统的协同等;而德国自2011年开始,在环境部和经济与技术部等机构的统一领导下,每年追加3亿欧元,从能源全供应链和全产业链角度,实施对能源系统的优化协调,近期关注的重点则是可再生能源、能源效率提升、能源储存、多能源有机协调以提高能源供应安全等方面。 根据Utilities UK集团的市场调研,欧洲已经涌现出上千家能源服务公司。对于欧洲很多国家而言其能源系统间的耦合和互动急剧增强,英国和德国就是典型案例。 英国的企业注重能源系统间能量流的集成。 英国作为一个岛国,和欧洲大陆的电力和燃气网络仅通过相对小容量的高压直流线路和燃气管道相连。英国政府和企业长期以来一直致力于建立一个安全和可持续发展的能源系统。除了国家层面的集成的电力燃气系统,社区层面的分布式综合能源系统的研究和应用在英国也得到了巨大的支持。例如英国的能源与气候变化部DECC和英国的创新代理机构Innovate UK(以前称为TSB)与企业合作资助了大量区域综合能源系统的研究和应用。2015年4月创新英国在伯明翰成立“能源系统弹射器”(Energy Systems Catapult),每年投入3千万英镑,用于支持英国的企业重点研究和开发综合能源系统。 德国的企业更侧重于能源系统和通信信息系统间的集成其中E-Energy是一个标志性项目,并在2008年选择了6个试点地区,进行为期4年的E-Energy技术创新促进计划,总投资约1.4亿欧元,包括智能发电、智能电网、智能消费和智能储能4个方面。该项目旨在推动其他企业和地区积极参与建立以新型信息通信技术(ICT)通讯设备和系统为基础的高效能源系统,以最先进的调控手段来应付日益增多的分布式电源与各种复杂的用户终端负荷。通过智能区域用能管理系统、智能家居、储能设备、售电网络平台等多种形式开展试点,E-Energy最大负荷和用电量均减少了10%~20%。此外,在E-Energy项目实施以后,德国政府还推进了IRENE、Peer Energy Cloud、ZESMIT和Future Energy Grid等项目。 2.美国 在管理机制上,美国能源部(DOE)作为各类能源资源最高主管部门,负责相关能源政策的制定,而美国能源监管机构则主要负责政府能源政策的落实,抑制能源价格的无序波动。在此管理机制下,美国各类能源系统间实现了较好协调配合,同时美国的综合能源供应商得到了较好发展,如美国太平洋煤气电力公司、爱迪生电力公司等均属于典型的综合能源供应商。 在技术上,美国非常注重与综合能源相关理论技术的研发。美国能源部在2001年即提出了综合能源系统(integrated energy system,IES)发展计划,目标是提高清洁能源供应与利用比重,进一步提高社会供能系统的可靠性和经济性,而重点是促进对分布式能源(DER)和冷热电联供(CCHP)技术的进步和推广应用。 2007年12月美国颁布能源独立和安全法(EISA),明确要求社会主要供用能环节必须开展综合能源规划(integrated resource planning,IRP),并在2007~2012财年追加6.5亿美元专项经费支持IRP的研究和实施;奥巴马总统在第一任期,就将智能电网列入美国国家战略,以期在电网基础上,构建一个高效能、低投资、安全可靠、灵活应变的综合能源系统,以保证美国在未来引领世界能源领域的技术创新与革命。在需求侧管理技术上,美国包括加州、纽约州在内的许多地区在新一轮电力改革中,明确把需求侧管理提高电力系统灵活性作为重要方向。 3.日本 日本的能源严重依赖进口,因此日本成为最早开展综合能源系统研究的亚洲国家。2009年9月日本政府公布了其2020、2030和2050年温室气体的减排目标,并认为构建覆盖全国的综合能源系统,实现能源结构优化和能效提升,同时促进可再生能源规模化开发,是实现这一目标的必由之路。 在日本政府的大力推动下,日本主要的能源研究机构都开展了此类研究,并形成了不同的研究方案,如由NEDO于2010年4月发起成立的JSCA(Japan smart community alliance),主要致力于智能社区技术的研究与示范。智能社区类似于加拿大ICES方案,是在社区综合能源系统(包括:电力、燃气、热力、可再生等)基础上,实现与交通、供水、信息和医疗系统的一体化集成。Tokyo Gas公司则提出更为超前的综合能源系统解决方案,在传统综合供能(电力、燃气、热力)系统基础上,还将建设覆盖全社会的氢能供应网络,同时在能源网络的终端,不同的能源使用设备、能源转换和存储单元共同构成了终端综合能源系统。  ...
新基建,正吸引越来越多企业“跑步”入场,其中不乏外资身影。 从微软工业物联网国际加速器落户大连,到英特尔在南京推进未来科技智慧中心建设,再到西门子携手乌鲁木齐共建中欧数字化工业新基建创新基地……近期,一批外企布局的新基建项目加速落地。不少外企表示,新基建有望在接下来几年间提供大量投资机会,他们将抓住这一机遇,加快投资布局的脚步。 月月有新项目 7月2日,新疆乌鲁木齐甘泉堡经济技术开发区迎来一个新基建项目。 当天,乌鲁木齐市人民政府与西门子工业软件(上海)有限公司签署合作协议,共建中欧数字化工业新基建创新基地。创新基地将依托西门子智能制造、工业互联网等领域的资源,打造面向智能制造、新能源、工业互联网等领域的技术创新、智造服务、人才培育与创新加速等平台。 今年以来,西门子在新基建领域动作频频:与哈尔滨新区洽谈合作,准备建设数字化工厂和数字化展厅;和碧桂园旗下千玺餐饮机器人集团签署协议,共同建立餐饮行业物联网平台…… “新基建投资将为相关企业带来新一轮市场机遇。”西门子大中华区总裁兼首席执行官赫尔曼表示,目前,西门子和中国数百家工业企业开展合作,实施数字化转型升级,希望继续以可持续方式支持中国创新发展,期待中国针对新基建出台更多相关政策。“我们将继续扎根中国、谋求共同发展。” 不仅仅是西门子,抢滩新基建成为不少外企今年的工作重点。 5月中旬,霍尼韦尔新兴市场总部暨创新中心落户湖北武汉东湖新技术开发区。霍尼韦尔中国区总裁张宇峰指出,希望能抓住机遇,更贴合中国产业和消费者需求,开发转化新技术、新产品、新模式,积极投身到新基建等工作中。 6月30日上午,山东莱芜高新区与欧洲最大软件公司思爱普签约,思爱普智能制造创新赋能产业园项目落地。该项目计划投资2亿元,成立数字化创新赋能中心、数字化产业和服务平台、双招双引平台及数字化人才平台。 思爱普全球高级副总裁李强表示,接下来,思爱普将积极参与到新基建中,利用公司的产品、技术及服务,携手行业伙伴,支持客户加快数字化转型,助力政府和企业建设面向未来的新型基础设施。 此外,戴尔、英特尔、微软、高通、施耐德电气等一批跨国公司近期也纷纷表示,在新基建领域,公司目前已有或即将布局。 创造好的环境 外资布局新基建,中国的态度很明确:欢迎! 在日前于韩国举行的一场面向韩国企业家的网络直播研讨会上,中国驻韩国大使邢海明表示,中国新基建潜力巨大,欢迎韩国企业在信息基础设施、融合基础设施、创新基础设施等领域积极参与,共享中国大市场的广阔机遇。 今年政府工作报告提出,加强新型基础设施建设,发展新一代信息网络,拓展5G应用,建设数据中心,增加充电桩、换电站等设施,推广新能源汽车,激发新消费需求、助力产业升级。 国务院研究室党组成员孙国君指出,新基建面对所有市场主体开放,会给内外资企业带来同等发展机遇。比如,建设新能源汽车的充电设施,现在新能源汽车市场内外资都有,设施的普及会给很多外资新能源汽车企业带来机遇。 与传统基建相比,新基建的一个显著特点是市场化投资,政府主要给予政策支持、创造好的环境。 5月初,上海发布新基建行动方案,梳理了未来3年实施的第一批48个重大项目和工程包,预计总投资约2700亿元,包括新建3.4万个5G基站、10万个电动汽车充电桩、新增1.5万台以上智能配送终端等。与以往不同的是,此次方案特别强调以包括外资在内的各类社会投资为主,建立总规模1000亿元以上的新基建优惠利率信贷专项,在创新支持方式、推动资源开放、完善规则标准等方面加强保障。 湖南长沙日前提出了未来三年第一批拟建设的80个新基建项目。长沙市市长郑建新表示,政府要在“搭好台”的基础上,放宽市场准入,坚持“非禁即入、平等竞争”,实施市场准入负面清单制度,充分吸引内外资企业等广大市场主体参与新基建。 拉动效应很大 今年以来,新冠肺炎疫情给全球跨国投资带来巨大冲击,世界经济受到严重影响。在此背景下,新基建为跨国企业投资兴业提供了新选择、给全球经济注入了新动能。 花旗预计,到2025年,新基建相关直接投资可能高达10万亿元人民币,间接投资更可高达17.1万亿元人民币。 高通中国区董事长孟樸认为,中国将在未来成为最大的5G市场,中国在高通全球业务发展中扮演的角色也越来越重要。“高通将抓住5G带来的机会,进一步加深与中国产业的合作,通过高通的技术为更多产业赋能,不仅是智能终端领域,还包括工业互联网、智能交通、智慧城市等相关领域。” 新基建涉及的5G、新能源汽车充电桩、数据中心等为新一代半导体材料碳化硅带来发展机遇。对此,全球领先的半导体公司英飞凌电源与传感系统事业部大中华区开关电源应用高级市场经理陈清源表示,英飞凌会继续推出新的碳化硅产品,预计2021年扩展到50个产品以上,并针对不同的应用场景、价格考量、瓦特数,提供不同的技术产品方案。 位于武汉经开区的名幸电子(武汉)有限公司是一家日资企业,疫情在全球的蔓延对公司造成了较大冲击,美、日、欧100多家上游企业停产,订单大幅减少。公司制造部经理刘庆发介绍,面对冲击,公司积极开拓中国国内市场。谈及公司的未来,刘庆发并不沮丧,特别是新基建给了他很大的信心。 “新基建是未来产业升级发展必不可少的基础设施支撑,将带动产业结构优化升级,为在华外企带来更多发展机遇。作为通讯电子市场的核芯原件生产商,公司正在对设备改造转型,提升产品竞争力,抢抓新基建机遇。”刘庆发说。 科尔尼管理咨询公司全球合伙人宋旭军认为,新基建带动面广,具有巨大的经济拉动效应,能撬动广泛的上下游产业链环节。中国新基建带来的科技成果将通过企业间合作与贸易由全球共享,在满足世界消费者需求的同时,也将助推国外相关产业发展。“新基建能为全球经济长期发展提供基础设施和高质量供给,注入可持续的发展动能。”...