什么叫电力的竞价上网?
光伏电站竞争上网电价项目,是不通过主管部门发放路条的方式获得地面光伏电站的开发建设资质,而是通过市场化的竞价方式获得该资格,在保证一定的发电效率和质量前提下,谁报的价低谁获得项目建设权。
在对输配电价的处理方面,核定了独立的输配电价格的市场,供需方均申报绝对价格,而在未核定独立的输配电价的市场,供需方均申报相对价格,即相对原来的核定的发电上网电价或用电目录电价的变化值。为了简化起见,这里主要分析绝对价格报价下的市场出清,结果对相对价格报价情况同样适用。
扩展资料:
注意事项:
电力领域的相关政策主要包括上网电价/补贴、招标电价、净电量制、可再生能源配额制等。
从整个可再生能源领域看,制定中长期目标,仍然是最主要的政策工具,而这些目标,大部分是针对电力行业提出的。到2017年年底,有超过150个国家提出了针对可再生能源电力的发展目标,其中有85个国家或地区提出,未来可再生能源电力占全部电力的比重将超过50%。
制定中长期转型目标,可为行业提供明确的转型方向,但其局限性在于高度依赖持续的政治承诺,同时目标本身没有效力,需要持续的配套政策措施助其实现。
在所有的政策类型之中,采用固定电价(或上网电价补贴)与拍卖机制的国家数量最多,到2016年分别达到了83个和73个。其中固定电价(或上网电价补贴)是全球可再生能源发展早期便被大量采用的政策,2009年以后越来越多的国家开始采用拍卖机制。
参考资料来源:百度百科-发电竞价
参考资料来源:百度百科-电力市场机制
推动点一
发挥好“领跑者”计划的引领作用
据记者了解,我国的光伏产业过去十年主要靠三个方面来降本:一是经验曲线,学习国外;二是规模效应,成本迅速下降;三是技术创新。目前经验曲线的效用已很低,规模效应降本也已接近“地板”,持续的技术创新则成为当下推动光伏产业升级发展、最终实现平价上网的最有效的手段。光伏“领跑者”计划实施一年多来,高效高可靠产品普及与推广迅速加快。对先进技术的引导作用和光伏产品效率提升也十分明显。
记者查阅了一份《山西大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地2015年项目招商文件》,其中对光伏基地电站建设指标有严格的规定:如光伏电站首年系统效率不低于81%;单晶组件效率达到17%以上,多晶硅光伏组件转换效率不低于16.5%;逆变器应具备零电压穿越功能、最高转换效率不低于99%、综合效率不低于98.2%等。很明显,部分技术含量低的光伏组件产品和实力不强的中小企业将很难参与该计划。
作为我国首个“领跑者”计划项目———大同采煤沉陷区国家先进技术光伏示范基地的一期工程已于去年6月底并网发电。
据了解,该项目共使用101.6万千瓦光伏组件,其中单晶硅组件60.9万千瓦,占比60%。目前全国已有多个省份启动了“领跑者”基地项目招标工程,竞标成功的企业一般都在业内有较高知名度,且技术实力强。
如成功中标去年“领跑者”基地项目的协鑫新能源、英利能源等企业就是最好的例子。
另外,目前天合光能、汉能控股、晋能科技、阿特斯、晶科能源等众多有实力的光伏企业也都纷纷加入光伏“领跑者”计划。
据相关部门测算,与常规的组件相比,“领跑者”先进技术组件在几乎不增加成本的情况下实现了单位面积装机容量5%~8%的提升,对促进光伏发电成本的下降有明显影响。如今,在“领跑者”计划的引领下,不仅“领跑者”基地项目对先进技术和转换效率有明确标准,其他光伏项目也开始主动向“领跑者”看齐。例如,去年国内多个主流电站投资商在大型集中招标过程中,要求一般项目设备产品也需满足“领跑者”计划效率标准
李世民对记者说,今年国家还将出台升级版的“领跑者”计划,会更加注重技术先进性,相关部门应充分发挥“领跑者”计划的技术引领作用,让更多新技术在光伏领域得到应用,这势必将会有效推动光伏发电成本的下降。
推动点二
全面实施竞价上网
2016年5月30日,国家发展改革委、能源局联合下发了《关于完善光伏发电规模管理和实施竞争方式配置项目的指导意见》。如今,在这个指导意见框架下,充分发挥市场机制作用,把光伏行业的发展潜力给激活了。这在光伏“领跑者”计划项目招标上表现的尤为明显。
据了解,基于上述指导意见,2016年的光伏“领跑者”计划专门增加了竞价上网的内容。其中去年10,在内蒙古乌海“领跑者”项目竞标中,英利能源以0.45元/千瓦时的超低价格成功竞标,这一电价低于当前的民用电价,让业内颇为震惊。似乎让人们看到了光伏平价上网的曙光。
据参与乌海光伏“领跑者”项目招标的相关企业负责人透露,部分企业之所以敢于“低价竞争”,主要原因还是目前光伏组件价格在不断下跌。另外一个原因则是“领跑者”项目中标企业可以优先上网、优先拿到补贴,因此,在这种情况下,拥有较好的付款条件、启用最好的管理团队,动用最好的资本资源,使得类似于0.45元/千瓦时的价格也有可能实现微利。
纵观全球光伏市场,一些国家通过竞价上网同样也使得光伏发电价格实现了大幅下降。例如,2016年在阿联酋的光伏项目招标中,最低价格为2.42美分/千瓦时;在近日印度的一个光伏项目招标中,最低价仅为2.99美分/千瓦时。
李世民告诉记者,竞价上网既是光伏产业发展的一个过程,同时也是“领跑者”项目招标的一个手段,通过竞争可以重新洗牌,不具备技术优势的企业将退出竞争。目的就是要促使光伏企业加快技术创新步伐,提高转换效率,降低度电成本。
国家能源局新能源和可再生能源司副调研员邢毅腾日前表示,2016年主要在8个“领跑者”基地采用竞价上网模式公开招标,平均每个项目比当地光伏标杆上网电价降了2毛钱,预计节省补贴15亿元。2016年并未对普通项目采取竞价上网模式,为了促使光伏行业更快地降低成本,今年对普通项目也将采取竞价上网模式。
推动点三
优化电站规划设计
“在上网电价下调的同时,普通光伏电站项目也将全面开启竞价机制,由此,光伏电站将逐渐进入‘微利’时代。在目前光伏发电应用模式多样化发展和光伏制造技术水平快速提升的前提下,如何强化光伏电站建设前的精细化设计和设备选型工作,对于进一步降低光伏发电度电成本显得越来越重要。”业内人士对记者说。
中国电建西北勘测设计研究院光电分院院长肖斌在近日召开的第二届光伏电站设计与设备选型研讨会上表示,通过精细化、定制化的设计规则,将环境友好、景色优美与生态效益、经济效益等跨界融入到了光伏电站项目规划设计理念中,为光伏电站提出了新的设计理念。
要想进行精细化、定制化的设计,光伏电站在规划选址的时候,就需要考虑土地资源的综合利用。例如,可以采用农光互补、渔光互补、牧光互补等形式建设光伏电站,这样可把传统产业的效益和光伏的效益进行一个互补和提升,最终实现生态效益与经济效益的双丰收。
另外,针对复杂地形光伏电站的设计,三峡新能源总工程师吴启仁在上述研讨会上表示:“我们应该对光伏子阵倾角及组串进行详细摸底,挑选坡度、朝向有利于光伏电站布置区域,要规避周围高大建筑物,在土地条件允许的前提下,综合分析加大组件支架单位前后排间距,延长发电时间。”李世民还告诉记者,目前光伏电站设计可以优化的空间还有很多。例如,增加光伏组件的装机容量,可以提高发电量,减少逆变器的数量,可以节省成本,本质都是提高电站的收益率;电缆的损耗和使用量,也是优化设计重点要考虑的,通常电缆的敷设量,和阵列的排布、串并联走线、地形地貌、逆变房的位置有关。
在设备选型方面,如采用1500伏直流系统,可以有效降低直流电缆损耗,提高系统效率。据了解,其中协鑫在江苏阜宁东沟30兆瓦农光互补光伏电站中采用了1500伏直流系统,在不增加电缆造价的情况下降低了光伏电站直流侧线损约30%,提高了整个光伏电站系统效率约0.4%。
项目国家补贴竞价结果的通知
各省(自治区、直辖市)和新疆生产建设兵团能源局,有关省(直辖市)发展改革委,各派出机构,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司,国家可再生能源信息管理中心:
根据《国家能源局关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》(国能发新能〔2020〕17号),在各省(自治区、直辖市)能源主管部门组织项目、审核申报的基础上,我局组织开展了2020年光伏发电项目国家补贴竞价排序工作。现将竞价排序结果及有关要求通知如下。
一、遵循公平、公正原则,经委托国家可再生能源信息管理中心对各省能源主管部门审核申报项目进行复核、竞价排序,拟将河北、内蒙古等15个省(区、市)和新疆生产建设兵团的434个项目纳入2020年国家竞价补贴范围,总装机容量2596.7208万千瓦,其中普通光伏电站295个、装机容量2562.874万千瓦,工商业分布式光伏发电项目139个、装机容量33.8468万千瓦,具体名单在国家能源局网站上予以公布。各项目按要求建成并网后依政策纳入国家竞价补贴范围,享受国家补贴。鼓励未纳入竞价补贴范围的申报项目在企业自愿的基础上转为平价上网项目。
二、请相关省级能源主管部门组织各项目单位和项目所在地按照国能发新能〔2020〕17号文件相关要求,认真落实申报项目的各项条件和承诺,扎实做好拟纳入2020年国家竞价补贴范围项目的各项建设工作;请电网企业按照相关要求,切实做好光伏发电项目送出工程建设相关工作,保障项目及时并网,共同促进光伏产业健康有序、高质量发展。
三、请相关省级能源主管部门组织各项目单位建立建设进度月报制度,于每月5日前在国家可再生能源信息管理系统中在线填报截至上月底情况,并督促加快建设,确保按期建成并网。对于2020年底前未全容量建成并网的,每逾期一个季度并网电价补贴降低0.01元/千瓦时;逾期两个季度后仍未建成并网的,取消项目补贴资格。如遇社会公认的不可抗力因素,建设期限经批准后可适当顺延。
四、请各派出机构加强对监管区域国家竞价补贴项目建设、电网送出落实、并网和消纳等事项的监管。我局将根据项目条件落实和建设实施等实际情况,做好名单动态跟踪管理。
我国新能源产业发展方针分析
坚持高质量发展的总要求,进一步完善新能源发电项目竞争配置机制,进一步优化风电光伏发电的建设布局,推动风电和光伏发电等可再生能源平价上网,支持风电光伏分散式发展,持续强化可再生能源消纳工作。是管理层为我国新能源产业发展拟定的现行方针。
新能源发电装机规模稳步扩大,发电装机达到7.06亿千瓦
在即将过去的2018年,新能源发电装机规模稳步扩大。据前瞻产业研究院发布的《中国新能源行业发展前景与投资战略规划分析报告》统计数据显示,在2018年前三季度,我国新增新能源发电装机5596万千瓦,占全部新增电力装机的69%。而截至到2018年9月底,我国新能源发电装机达到7.06亿千瓦,同比增长12%。这其中,包括水电装机3.48亿千瓦、风电装机1.76亿千瓦、光伏发电装机1.65亿千瓦、生物质发电装机1691万千瓦。
以风电、光伏为例,在风电方面,今年前三季度,我国风电新增并网容量1261万千瓦,同比增长30%,风电发电量2676亿千瓦时,同比增长26%。从新增并网容量区域分布来看,新增比较多的省份主要是内蒙古(193万千瓦)、江苏(156万千瓦)、山西(117万千瓦)、青海(110万千瓦)、河南(86万千瓦)、湖北(79万千瓦),合计占到全国新增容量的59%。
在此基础上,风电热门市场海上风电也在快速增长,今年前三季度,海上风电新增并网容量102万千瓦,主要集中在江苏(92万千瓦)和福建(9万千瓦)两省,累计海上风电装机容量达到305万千瓦,主要集中在江苏(255万千瓦)、上海(30.5万千瓦)、福建(19万千瓦)。
更为值得欣喜的是,今年前三季度,我国风电平均利用小时数达到1565小时,同比增加了178小时。其中,弃风电量为222亿千瓦时,同比减少74亿千瓦时。全国平均弃风率为7.7%,比去年同期减少了4.7个百分点。这意味着,曾经困扰行业的弃风限电情况,正在全面改善。
在光伏方面,我国光伏发电市场也总体稳健,截止到今年9月份,我国光伏发电累计装机达到16474万千瓦(光伏电站11794万千瓦,分布式光伏4680万千瓦)。在此背后,今年前三季度,我国光伏发电新增装机3454万千瓦,其中光伏电站新增1740万千瓦,同比减少37%,分布式光伏则新增1714万千瓦,同比增长12%。
从新增装机布局看,华东地区新增光伏装机为858万千瓦,占全国的24.8%华北地区新增光伏装机为842万千瓦,占全国的24.4%华中地区新增装机为587万千瓦,占全国的17.0%。而与风电一样,全国来看,光伏遭遇弃光的情况也得到了明显缓解,数据显示,今年前三季度,光伏发电平均利用小时数857小时,同比增加57个小时弃光电量40亿千瓦时,同比减少11.3亿千瓦时,弃光率为2.9%,同比降低了2.7个百分点。
在业界看来,光伏装机增长重心正在向我国东部,电力市场消纳条件比较好的地区转移。同时,分布式光伏的增长更快,意味着管理层支持风电光伏分散式发展的政策得到了市场的认可。
“531”新政长期积极影响大于短期阵痛
今年1月份至4月份,光伏行业密集出台了《关于2019年光伏发电项目价格政策的通知》、《国家能源局、国务院扶贫办关于下达
“十三五”第一批光伏扶贫项目计划的通知》等一系列政策。
特别是4月13日,国家能源局对《关于完善光伏发电建设规模管理的通知》及《分布式光伏发电项目管理办法》两个文件征求意见。彼时,业内普遍认为,这两个文件是对光伏行业进行规范管理的长效机制,管理层对光伏电站和分布式光伏项目的管理办法将会发生重大的变化。
但紧随其后,对于光伏行业影响似乎更为重大的一项政策,业界称为“531”新政的《关于2018年光伏发电有关事项的通知》颁布。
从“531”新政的内容来看,“暂停普通地面电站指标发放”、“分布式光伏规模受限”、“调低上网电价”等内容,看似是扼住了光伏行业命运的喉咙。按照新政,地面电站、分布式电站和扶贫电站均由国家层面直接安排和管理。其中暂不安排2018年普通光伏电站建设规模,仅安排1000万千瓦左右的分布式光伏建设规模,进一步下调光伏标杆上网电价,降低补贴强度。
这一变化曾令业界哗然,前瞻数据亦显示,2018年前三季度,我国光伏发电新增装机3454.4万千瓦,同比下降19.7%。其中,虽然分布式成为“逆”势攀升的典型代表,但光伏电站新增装机却同比减少了37.2%。
此外,“531”新政发布后,在资本市场上,以光伏产业上市公司为代表的一批新能源上市公司股价也受到了不同程度的影响。其中,光伏组件企业形势尤为严峻,净利润率降至1%以下,部分企业甚至出现亏损。而大部分光伏公司在第三季度的营收、净利润、净资产收益率、毛利率、现金流等财务指标上均出现了下滑。
不过,慌乱过后,越来越多的业界人士认为,“531”新政的颁布实为利大于弊。
虽然短期内光伏企业将面临不小的挑战,但在全球气候变化、能源转型的大背景下,发展可再生能源已成共识,为了增强光伏发电的竞争力,尽早实现平价上网,“531”新政的颁布有助于提高行业门槛,进一步淘汰落后产能,产业结构也将不断优化,具有积极意义。
如今,各界应该看到的是,在“531”新政的引导下,光伏产业正在加速淘汰落后产能,上下游越来越多的企业则更为积极地通过技术的革新,实现降本增效,主动迎合市场需求。
11月中旬,A股光伏板块集体回暖,部分个股甚至呈现大幅上涨。在业界看来,这很大程度上,源于国家能源局组织召开的会议释放了较为明确的光伏“十三五”装机规划上调信号。对于2018全年光伏发电量,业内人士预计可能接近40GW,比“531”刚出台时业内预计的“30GW以内”要好得多。不过,关于“十三五”全国光伏装机规划究竟上调至多少,目前仍是未知。而可期的光伏政策环境迎来边际改善,有效扭转此前“531”新政带来的市场对光伏产业的悲观预期。
目前,业内普遍预计2022年能够实现平价,而现在正是平价上网的“最后一公里”。根据中国光伏行业协会相关报告,新政对于光伏企业的压力将逐渐退去,光伏成本和价格仍将处于“快速下降通道”。接下来的光伏市场将呈现无补贴项目与补贴项目共存状态,同时增强银行等金融机构的信心,待相关政策细化后,其有望重新激发下游应用端的投资热情。随之而来的还有行业信心,业界专家指出,2019年将有新一轮补贴指标,业界千呼万唤的可再生能源电力配额制将正式实施。
风电竞价预示平价上网已经来临
今年,风电行业也迎来了《国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》(下简称《通知》)及《风电项目竞争配置指导方案(试行)》两项新政,《通知》要求,新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。这意味着,风电标杆上网电价时代的告终,风电平价上网已经到来。
目前,我国风电行业实现快速规模化发展,但存在较为严重的弃风限电、非技术成本高等问题。业内专家表示,此次印发的《通知》及《指导方案》,意在解决这两项不必要的成本,为实现风电平价上网扫清了障碍。
在风电新政发布后,有专家表示,风电建设管理办法是地方政府自主确定年度建设规模,并通过行政审批确定具体建设项目,但在具体的指标分配上仍存在标准不统一、不透明、难以公平等问题。这会导致将风电资源配置给不具备技术能力和资金实力的企业项目建设过程中的消纳条件不能得到有效落实,风电项目建成后不能及时并网。还有可能衍生变相向企业收费等问题,从而增加风电开发过程中的非技术成本。
《通知》提出,尚未配置到项目的年度新增集中式陆上风电和未确定投资主体的海上风电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价,各项目申报的上网电价不得高于国家规定的同类资源区标杆上网电价。同时,《指导方案》也将解决弃风限电,消除非技术成本作为项目竞争的前提条件。《通知》及《指导方案》将解决弃风限电,消除非技术成本作为地方政府配置风电开发指标规则和依据,消除不必要的成本,有利于发现风电的真实成本,加速风电平价上网到来。
与“531”新政相似,风电新政从长远来看能够解决我行业发展中遇到的问题,但同样,会对行业造成短期的阵痛,《指导方案》对竞争要素提出了要求。包括:对开发企业的能力,包括投资能力、业绩、技术能力、企业诚信履约情况进行评价对设备先进性,包括风电机组选型、风能利用系数、动态功率曲线保障、风电机组认证情况进行对技术方案,包括充分利用资源条件、优化技术方案、利用小时测算、智能化控制运行维护、退役及拆除方案、经济合理性等评价。
因此,风电企业要不断提高技术研发能力,具备各环节的优势资源整合能力,包括设备制造能力、EPC总包资质、工程建设优势与项目运营等方面。具备核心竞争力和持续发展能力的风电企业将会生存下来,经不住市场竞争考验的企业或将被淘汰。
12月初,广东省能源局印发《广东省能源局关于广东省海上风电项目竞争配置办法(试行)》和《广东省能源局关于广东省陆上风电项目竞争配置办法(试行)》,以促进海上及陆上风电有序规范建设,加快风电技术进步、产业升级和市场化发展。这也是全国首个风电竞价细则。
12月17日,宁夏回族自治区发展和改革委员会发布了《关于宁夏风电基地2018年度风电项目竞争配置评优结果的公示》。共有24家企业32个风电项目参与配置竞争,其中16个项目拟满额配置,4个项目拟减额配置,平均承诺电价为0.4515元/千瓦时。
而这两项地方政策的公布,都预示着未来电价仍有下降空间,风电平价上网正在加速到来。也为未来风电市场以及企业发展指明了方向。
新能源消纳有待进一步改善
除上述光伏、风电两项重要政策外,今年年底,国家发改委、国家能源局近日联合印发《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》(下称简称《计划》),其中提到,近年来,我国新能源产业不断发展壮大,产业规模和技术装备水平连续跃上新台阶,为缓解能源资源约束和生态环境压力作出了突出贡献。但是,新能源发展不平衡不充分的矛盾也日益凸显,特别是新能源消纳问题突出,已严重制约电力行业健康可持续发展。
为解决风电等清洁能源消纳问题,建立清洁能源消纳的长效机制,《计划》中制定了,优化电源布局,合理控制电源开发节奏加快电力市场化改革,发挥市场调节功能加强宏观政策引导,形成有利于清洁能源消纳的体制机制深挖电源侧调峰潜力,全面提升电力系统调节能力完善电网基础设施,充分发挥电网资源配置平台作用促进源网荷储互动,积极推进电力消费方式变革落实责任主体,提高消纳考核及监管水平等相关措施。
同时,《计划》中已经对我国未来光伏和风电的利用率以及弃用率提出了目标。2019年,要确保全国平均风电利用率高于90%(力争达到92%左右),弃风率低于10%(力争控制在8%左右)光伏发电利用率高于95%,弃光率低于5%全国水能利用率95%以上全国核电基本实现安全保障性消纳。
2020年,要确保全国平均风电利用率达到国际先进水平(力争达到95%左右),弃风率控制在合理水平(力争控制在5%左右)光伏发电利用率高于95%,弃光率低于5%全国水能利用率95%以上全国核电实现安全保障性消纳。
未来,对于光伏和风电行业的发展,有专家指出了以下几点,抓紧制定可再生能源电力配额政策,分省确定电力消费中可再生能源最低比重指标严格执行风电投资监测预警和光伏发电市场环境监测评价结果等监测办法,在落实电力送出和消纳前提下有序组织风电、光伏发电项目建设积极推进平价等无补贴风电、光伏发电项目建设,率先在资源条件好、建设成本低、市场消纳条件落实的地区,确定一批无须国家补贴的平价或者低价风电、光伏发电建设按照《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》开展各种可再生能源电力交易,扩大跨区消纳,进一步加强可再生能源的送出和消纳工作。
风电、光伏未来仍是能源转型主力军
根据有关目标,2020年我国全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标要达到9%,但2017年,作为绝对主力的风电和光伏发电量只占全部发电量的6.5%,距离目标还有较大的发展空间。
在此基础上,相关规划显示,2016年至2020年,我国风电新增投产要达到7900万千瓦以上,2020年达到2.1亿千瓦,其中海上风电500万千瓦左右太阳能发电新增投产6800万千瓦以上,2020年将达到1.1亿千瓦以上。
由此可以看出,未来,国家限制煤电、支持可再生能源发展的政策不会改变水电资源总量存在制约,开发成本不断攀升,未来增长空间有限核电建设受到整体社会氛围制约,发展存在不确定性生物质、潮汐、地热等发电形式由于资源、成本、技术限制等多方面原因,发展规模也不大综合各个因素,风电和光伏将是未来低碳发展和能源转型的主力军。
光伏“新政”在出台 进入精细化发展新阶段
让光伏行业在一季度焦灼等待的“新政”,终于在4月上旬连续发布的多份文件中找到答案。4月12日,国家能源局发布《关于报送2019年度风电、光伏发电平价上网项目名单的通知》而前两天《关于推进风电、光伏发电无补贴平价上网项目建设的工作方案(征求意见稿)》才刚发布——推进平价上网文件接踵而至,表明相关部门加快推动平价项目上报和建设进程的决心。
中国光伏行业协会副秘书长刘译阳告诉第一财经,在宏观政策引导下,中国的光伏产业将由粗放式发展转向精细化发展的新阶段,由拼规模、拼速度、拼价格转向拼质量、拼技术、拼效益转变的新阶段。在新的形势下,中国光伏产业将会进一步加强技术创新,加快提质、降本、增效的步伐,以求尽快地实现全面平价上网。
平价上网趋势日显
随着光伏发电技术的进步和产业规模的持续扩大,光伏建设成本和发电成本不断下降,光伏平价上网成为可能。
发电成本方面,水电水利规划设计总院副院长易跃春近日表示,自2011年起出台标杆电价、2013年起出台分区标杆电价以来,平均电价水平逐年降低。2015年启动领跑基地建设后,第二批、第三批光伏领跑基地项目通过竞争产生的上网电价,比当时光伏上网标杆电价平均低0.21元/千瓦时和0.24元/千瓦时,其中第三批基地中青海格尔木基地项目最低入选电价0.31元/千瓦时,已低于当地燃煤标杆电价。
建设成本方面,2018年第四季度,新建光伏系统的建设成本已降至5元/瓦以下。
易跃春认为,光伏平价上网在我国部分地区具备条件。全国能够实现平价上网的地方,现阶段主要集中在资源和建设条件较好、消纳保障条件较好、当地燃煤标杆电价相对较高的地区。
刘译阳表示,由于产品价格和投资成本的快速下降,我国光伏发电的竞争力得以进一步提升。2018年,“5·31”新政之后,国内新增装机仍能保持一定规模。
2018年,国家能源局会同有关部门对光伏产业发展政策及时进行了优化调整,全年光伏发电新增装机4426万千瓦,仅次于2017年新增装机,为历史第二高。其中,集中式电站和分布式光伏分别新增2330万千瓦和2096万千瓦,发展布局进一步优化。到12月底,全国光伏发电装机达到1.74亿千瓦,其中,集中式电站12384万千瓦,分布式光伏5061万千瓦。
李创军强调,2018年,全国光伏发电量1775亿千瓦时,同比增长50%。平均利用小时数1115小时,同比增加37小时光伏发电平均利用小时数较高的地区中,蒙西1617小时、蒙东1523小时、青海1460小时、四川1439小时。
李创军指出,2018年,全国光伏发电弃光电量同比减少18亿千瓦时,弃光率同比下降2.8个百分点,实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在新疆和甘肃,其中,新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时,弃光率16%,同比下降6个百分点甘肃弃光电量10.3亿千瓦时,弃光率10%,同比下降10个百分点。
光伏行业补贴缺口大超过600亿元
光伏平价上网在提升光伏发电竞争力的同时,可有效促进度电补贴的下降,缓解补贴资金收支缺口。
因广受国家补贴,光伏产业受到“巨婴症”的指责,国家财政面临较大压力。中国光伏行业协会统计数据显示,2018年,我国可再生能源补贴缺口超过1400亿元,其中光伏行业缺口超过600亿元。
为何会产生巨额补贴缺口?一方面是收入不足。可再生能源电价附加作为可再生能源补贴的唯一来源,自2016年可再生能源电价附加调整到1.9分/千瓦时之后,再未做调整部分自备电厂拖欠缴纳可再生能源电价附加。
另一方面是支出超出预期。2018年,全国光伏发电装机达到174.5GW,提前完成可再生能源“十三五”规划提出的底线目标。其中,集中式电站123.84GW,分布式光伏50.61GW。光伏发电补贴强度较高,补贴需求增大。
多位接受第一财经记者采访的业内专家认为,对于已经颁布的政策还需承担履约责任,补贴资金应该及时到位。否则会动摇市场对绿色发展的决心,引发行业发展危机。
借鉴可再生能源发展较好的国家,可再生能源发展到一定阶段,补贴逐步退坡是大势所趋。德国在2010年至2012年期间光伏装机量急速增长。一方面政府提高了可再生能源附加税,电力消费者买单另一方面政府调低了补贴。
业内人士认为,可再生能源补贴逐步退坡,最终实现平价上网,更加符合新一轮电改的方向。通过实行竞价上网,可以突出风电、光伏变动成本低的优势,在风大和光照充足的区域,风电和光伏可以报极低的价格来获取发电权,这将在一定程度上降低弃风弃光率,同时降低整体电力市场交易价格,使得电力系统获得既便宜又清洁的电力。而补贴退坡也不能“一刀切”“断崖式”,应设计合理退坡机制,以确保发电企业和相关装备制造业持续健康发展,避免大起大落。
2019年1月,财政部在“关于可再生能源发电补贴政策”座谈会上表达的思路是,先保证补贴的年度收支平衡,再考虑累计缺口如何应对。
按照有关规定,可再生能源电价附加由电网企业向电力用户代征,并向有关可再生能源发电企业发放。
国家电网公司财务部相关负责人对第一财经记者表示,征收方面,可再生能源电价附加随终端售电量收取,收取标准为1.9分/千瓦时,国家电网公司所属各级电网企业按月将收取的可再生能源补贴上缴中央财政。目前,电网企业直供用户全都按时缴纳了可再生能源电价附加,但部分自备电厂自发自用电量、地方电网售电量,有的不通过电网企业上缴,情况不太清楚。
发放方面,电网企业统计纳入可再生能源补助目录项目的补贴电量、补贴金额,提前向财政部申请补贴资金,今年3月初,它们已经向财政部申请了全年的可再生能源补助资金。财政部补贴资金将直接拨到各省电网企业,电网企业在收到钱的结算周期将补贴拨付至各项目。今年,财政部正在研究将补助资金直接拨付至各可再生能源发电项目,电网企业将积极配合做好工作。
新能源消纳“天花板”仍存
可再生能源利用率在2018年显著提升,弃水、弃风、弃光状况明显缓解。2018年,全国光伏发电量1775亿千瓦时,同比增长50%。弃光电量54.9亿千瓦时,全国平均弃光率3%,同比下降2.8个百分点。
但值得关注的是,部分地区光伏等新能源发电消纳形势依然严峻。目前弃光主要集中在新疆和甘肃地区,其中,新疆(不含兵团)弃光电量21.4亿千瓦时,弃光率16%,同比下降6个百分点甘肃弃光电量10.3亿千瓦时,弃光率10%,同比下降10个百分点。
业内人士认为,新疆、甘肃新能源消纳主要面临以下问题:本地负荷低于新能源装机容量,电力供大于求系统灵活性不足,自备电厂参与系统调峰不够外送通道容量受限。此外,部分地区未严格执行国家全额保障性收购政策,制定了低于国家规定的新能源保障小时数,影响企业收益。
由于光伏具有随机性与波动性的特点,传统模式难以满足清洁能源大规模接入后的消纳需求。国家电网国调中心相关负责人对第一财经表示,需以“全国一盘棋”的思路来促进清洁能源跨区消纳。
具体来说,以“全国一盘棋”的思路来加强清洁能源发展科学规划研究,统筹源-网-荷协调发展,统筹大规模清洁能源发展、消纳问题,推动电源和电网、清洁能源与其他电源统一规划、统一平衡,促进清洁能源健康可持续发展加快推进特高压工程建设,确保具备“全国一盘棋”的电网基础。通过特高压跨区工程来扩大清洁能源资源配置范围,促进清洁能源消纳构建全国统一电力市场,加大清洁能源跨省跨区交易规模。通过市场手段拓展清洁能源消纳空间
展望2019年,刘译阳表示,尽管新的补贴政策尚未出台,但是“稳中求进”的发展思路已经确定,中国仍将会保持一定的光伏市场体量。全球市场上,预计光伏装机仍将保持持续向上的发展态势。中、美、印等主要市场需求保持平稳欧洲市场老树新芽,可能会出现较大幅度增长新兴市场正在快速崛起,越来越多的国家将进入到GW级市场的行列。
更多数据来源参考前瞻产业研究院发布的《中国光伏行业投融资前景与战略分析报告》。
一、前言
能源技术的迭代创新推动了全球能源产业的转型发展。作为世界上最大的发展中国家、第一人口大国和第二大经济体,我国还是最大的能源生产国和消费国,能源工业的 健康 发展攸关我国资源、环境和 社会 经济可持续发展。当前,我国能源工业发展尽管已取得显著成就,但面临的问题同样突出:①能源消费总量规模巨大,能源生产和消费结构仍以化石能源为主。2018 年,我国煤炭消费总量约为2.74 109 tce,同比增长 1.0%,占能源消费总量的比例高达 59.0% [1] ,但所占比重持续下降。可再生能源和核能发电量保持增长,但规模化水平依然不足。②油气安全供应形势严峻,2017 年我国首次成为全球最大的原油进口国,2018 年石油对外依存度为 72%、天然气对外依存度为 43% [2] 。③化石能源尚未实现优质化利用,尤其是煤炭清洁高效利用水平仍需大幅提升。发电用煤占比远低于发达国家,大规模煤炭开发利用带来的生态环境问题较为突出 [3] 。④能源系统效率整体仍然偏低。我国单位国内生产总值(GDP)能耗是世界平均水平的 1.4 倍,2018 年火电利用小时平均数仅为 4361 h, “三弃”(弃风、弃光、弃水)电量为 1.023 1011 kW·h。⑤温室气体减排与应对气候变化压力巨大,我国CO2 排放量约占世界总量的 30%,CH4 排放量同样位居世界第一。
在保障国家能源安全的同时,保护生态环境并有效应对气候变化将是我国能源发展面临的长期重大问题。随着未来经济 社会 的发展,传统产业升级和基础设施建设对能源资源的需求依然强劲,我国能源消费总量可能持续上涨,新增能源需求集中在与可再生能源、天然气、核能等相关的新兴产业领域。能源领域新兴产业发展与国家战略需求紧密关联,有助于推动能源生产与消费革命、优化能源结构、助力能源安全、实现温室气体减排和生态环境保护,同时提升国家工业装备制造技术水平、培育经济发展新动能、服务经济 社会 可持续发展 [4] 。
今后 10~15 年以及更长时期,既是我国加快培育和发展战略性新兴产业的关键时期,也是发展绿色低碳产业的重要机遇期。促进能源新技术新兴产业发展,已经成为符合我国发展需求和资源特色的必然选择。现有研究 [5,6] 对我国战略性新兴产业总体发展规律、新能源产业或某一细分能源领域的发展动向与路径选择、战略性新兴产业政策规制等课题进行了探讨,在区域产业集群、战略布局、创新特征、发展模式等方向完成了深入分析。然而对于我国能源领域新兴产业未来发展,特别是产业定位、发展路径与具体举措的战略层面研究,相关内容尚属空白。
本文在界定我国能源新技术特点与产业内涵的基础上,梳理全球能源新技术新兴产业竞争格局的变化趋势与发展态势,研究面向 2035 年的我国能源新技术新兴产业发展方向,特别是“十四五”时期的发展目标与重点任务;明确具体的技术创新发展方向,提出工程 科技 攻关项目、重大工程和示范区建设以及相关政策的建议。
二、能源新技术的特点与产业内涵
(一)能源新技术的特点
能源新技术具有共性特征 [4] :①通过技术原理上的创新,解决所在技术领域发展的制约性问题;②具有优良的技术竞争力或技术优势;③ 以相关成熟技术为发展基础,具有较好的技术可行性;④ 具有较大的降低成本潜力,能结合较高的技术学习率,在技术发展规模迅速扩张的同时使成本随之急剧下降,从而具备与传统技术竞争而占据大量市场份额的能力。基于已有研究的定义 [7] ,本文进一步将能源新技术明确为:不仅涉及可再生能源和核能领域,而且涵括非常规油气资源开发、传统化石能源的清洁高效转化与利用、能源的传输以及终端用能等领域,是具有突破性或颠覆性的能源开发利用技术。
(二)能源新技术新兴产业范畴与定位
作为新兴产业,能源新技术产业的定位需准确反映能源发展的客观规律,符合“推进能源生产和消费革命,构建清洁低碳、安全高效的能源体系”的国家重大需求,且充分体现能源产业新趋势、新活力和新业态,有效促进绿色低碳成为经济增长新动能。《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》将战略性新兴产业划分为 7 个大类,其中涉及能源领域的主要有“新能源产业”和“节能环保产业”,其中“节能环保产业”仅涉及传统工业利用过程的高效节能。《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》将新能源产业、节能环保产业和新能源 汽车 产业统称为“绿色低碳产业”。因而,能源领域新兴产业以往主要由“新能源产业”所指代。
能源本身并不涉及新的能源和旧的能源,只是能源技术存在先进程度的差异 [7~9]。仅用“新能源产业”一词,不能直接反映智能电网、储能、分布式能源和微电网等产业,同时可再生能源产业发展也需要重视技术的先进性问题。“新能源产业”的定位由于聚焦于核能、太阳能、风能和生物质能等产业,容易忽视化石能源新技术的颠覆性作用(如页岩油气规模化开发技术、先进洁净煤技术),而且将化石能源与非化石能源新技术的系统联合与协同发展排除在外。国家能源局等一些政府部门的政策文件将页岩气开发、智能电网纳入战略性新兴产业,但关于能源领域新兴产业的具体范畴仍不清晰。“新能源产业”定位过于狭窄,所统计的范围不能充分体现能源新技术发展所带来的能源转型与产业变革。现有产业划分与定位的局限性在一定程度上阻碍了能源新技术的集成创新以及不同能源产业的协同发展,不利于全面推动能源生产和消费革命。
针对于此,本文提出宜拓展以往“新能源产业”所涵盖的范围与内涵 [7] ,同等重视化石能源的清洁高效利用以及核能与可再生能源的规模化发展,将能源领域新兴产业统称为“能源新技术产业”。与新兴产业发展相关联的能源新技术包括节能与提高能源效率技术,化石能源清洁高效开发与利用新技术,智能电网和储能技术,非常规油气资源、可再生能源规模化开发利用技术,自主创新的核电技术和核废料处理技术,以及氢能和燃料电池、核聚变能、干热岩、天然气水合物等相关前沿技术。
能源新技术新兴产业主要涵盖了煤炭清洁高效转化与利用产业(以先进燃煤发电产业为重点)、非常规油气开发利用产业(以非常规天然气产业为重点,涉及页岩气、煤层气、天然气水合物产业)、能源互联网与综合能源服务产业(以能源互联网、先进输电、储能、综合能源服务产业为重点)、核能产业和可再生能源产业(以风力发电、太阳能光伏和光热发电、生物质能、地热能、氢能源与燃料电池产业为重点)。
三、能源新技术新兴产业发展动态
(一)发展现状
1. 全球能源新技术新兴产业
全球能源形势正在发生深刻变化,非常规油气资源的大规模开发支撑了美国“能源独立”,部分国家核电供应能力不断削减,以风力发电和太阳能发电为代表的可再生能源产业快速发展以及非常规油气资源生产成为全球性趋势,不断改变着全球能源供需格局 [10] 。世界能源发展向绿色、低碳转型,以“能源结构的低碳化转变、能源发展方式向气候和生态适应型转变、从保障能源供应到实现能源服务的智能化转变”为主要特征。各国致力于能源技术创新,推动能源低碳化和绿色可持续化发展。高度活跃的技术创新活动引发了能源开发利用方式的变革:全球能源供应能力随着技术水平提升而得到显著提高;清洁高效的化石能源开发利用技术赋予了化石能源新的竞争力,但减排尤其是减碳压力仍然巨大;可再生能源技术已得到广泛应用且成本不断下降,实现可再生能源的大比例消纳将是未来能源系统面临的挑战 [11] ;值得注意的是,氢能应用已经成为新兴产业,涉及电力、供热和燃料 3 个领域。
2. 我国能源新技术新兴产业
当前,我国能源发展已转向着力提升质量阶段 [11] 。国内能源消费结构不断优化,2018 年煤炭和石油以外的清洁能源占比已达 22.1%。能源供应结构朝着多元化方向发展。作为世界最大的可再生能源生产国,我国可再生能源产业发展迅速,相应新增发电装机已经超过化石能源,2018 年可再生能源发电量在电能结构中的占比达到 26% [2] ,替代作用日益显现。风力发电(占比 5.2%)、太阳能光伏发电(占比 2.5%)规模均达世界第一,弃风限电形势明显好转,光伏弃光电量和弃光率均有所降低。核电规模(占比 4.1%)稳定增长,核能多用途利用前景看好。能源互联网和综合能源服务产业蓬勃发展,能源基础设施建设提速,保障了“一带一路”倡议实施,促进了区域融合发展。
在技术层面,我国能源 科技 水平和创新能力持续提升,部分领域达到国际领先水平 [12] 。化石能源开发和利用效率进一步提高,燃煤发电超低排放技术开始全面推广。非常规天然气开发利用技术不断取得突破。电网与储能工程技术水平持续提升,能源互联网与储能产业处于国际领先水平。核能和可再生能源产业技术创新能力也有所增强。
与此同时,我国能源新技术新兴产业发展存在的问题也较为突出 [13] 。煤炭清洁高效转化和利用整体水平有待提升,先进煤炭利用技术亟需进一步研发突破与示范推广;油气供应安全问题突出,非常规油气仍未实现大规模商业化开发,关键技术和体制机制方面的制约因素仍然存在;核电产业仍需进一步规模化以保障安全高效发展;能源互联网与综合能源服务产业发展仍受制于技术、市场等多方面因素;可再生能源产业发展面临的核心技术不足、并网消纳困难等诸多问题仍有所体现。
(二)发展趋势
1. 全球能源新技术新兴产业
面向 2035 年,全球能源发展的主流仍是化石能源与非化石能源的协同发展 [13] 。在稳定性、经济性和可获得性方面,可再生能源存在明显不足,全球一次能源供应的主体在较长时期内仍将是技术稳定的化石能源。绿色、低碳能源在较长时期内是能源技术创新的主要方向,同时能源与信息、材料的深度融合,有望催生智慧能源网络。能源领域的技术创新将为传统产业的转型升级注入新动力,推动智能制造、智能建筑、智慧交通等新兴领域的快速发展 [11] 。
2. 我国能源新技术新兴产业
未来 10~15 年,我国能源生产和消费结构将继续优化,但鉴于现有规模基础,传统化石能源在保障能源安全方面仍将持续发挥基础性作用。页岩气、煤层气等非常规油气资源有望成为我国油气工业的战略性接替资源。核能产业是我国具有全球竞争力的高新技术领域,核能技术的研发与多用途利用将持续升温。可再生能源产业作为化石能源的清洁替代方案,在增进能源供应能力、满足对可持续性能源的需求、维护环境和气候安全等方面意义重大,将持续处于快速上升期。能源互联网为现代电力工业和综合能源系统的变革指引了发展路径。
四、 面向 2035 年的能源新技术新兴产业发展战略对策
(一)能源新技术新兴产业发展战略思路
基于我国国情现实、能源发展客观规律以及能源技术创新趋势,能源新技术新兴产业的发展需要同等重视化石能源和非化石能源新技术的颠覆性作用,持续优化能源生产和消费结构,着力提升能源利用效率和非化石能源的消费比重。加强能源 科技 基础研究,大力开展前沿性技术创新,特别是交叉学科创新和颠覆性技术创新研究。推动能源与材料、信息的深度融合以及智能电网、智慧能源发展,构建清洁、低碳、高效、智能的现代综合能源体系 [7,11]。
(二)“十四五”时期产业发展目标与任务
根据能源新技术新兴产业所涵盖的9个子产业,在“十三五”时期各产业发展的基础上,进一步分析“十四五”时期各产业应着力实现的具体发展目标和重点任务。
1. 煤炭清洁高效利用产业
发展目标:燃煤发电机组平均供电煤耗低于300 gce/(kW·h),碳排放强度力争下降到 825 g/(kW·h)左右;实现 5~10 MW 煤气化燃料电池系统(IGFC)电站工程示范;建设 600 MW 等级的 700 超超临界工程示范项目;建成百万吨级 CO2 捕集、驱油与封存示范项目。
重点任务:①全面提升燃煤发电机组效率与污染物排放控制水平,开发高效低成本的碳捕集、利用和封存技术;②开发高灵活性燃煤发电技术,研发煤与可再生能源耦合发电技术;③研发数字化、自学习、自适应、互动化特征显著的智能发电技术;④加快实施“煤炭清洁高效利用”重大项目,加大IGCC/IGFC(整体煤气化联合循环发电系统,简称IGCC)研发投入。
2. 非常规天然气开发利用产业
发展目标:页岩气产量达到 3 1010 ~5 1010 m3 ,地面煤层气抽采产量达到 1.3 1010 m3 ;前瞻性布局天然气水合物产业,加强天然气水合物资源勘探,开采试验技术力争取得新突破。
重点任务:①加快川渝页岩气商业开发基地建设,实现页岩气产量快速增长;②加快常压、深层、陆相等新类型页岩气示范区建设,推动页岩气产业向多地区、多领域拓展;③继续推进沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两个煤层气产业化基地建设;④加快南方二叠系、鄂尔多斯盆地低阶煤等新区和新层系开发试验,形成新的煤层气产业化基地;⑤海陆并举,前瞻性布局天然气水合物产业,加快资源评价和技术研发力度。
3. 能源互联网与综合能源服务产业
发展目标:建成泛在电力物联网,初步形成共建、共治、共赢的能源互联网生态圈,引领能源生产、消费变革,实现涉电业务线上率达到 90%。
重点任务:①研究适应全球能源互联网发展特点的智慧城市新基础设施体系;②输电线路升级改造逐步采用超导输电技术;③全面深度感知源网荷储设备运行、状态和环境信息,重点通过虚拟电厂和多能互补方式提高分布式能源的友好并网水平和电网可调控容量占比;④采用优化调度实现跨区域送受端协调控制,基于电力市场实现集中式省间交易和分布式省内交易,促进清洁能源消纳;⑤开发多类型、大容量、低成本、高效率、长寿命的先进储能系统。
4. 核能产业
发展目标:建成核电装机容量9.4 107 ~1 108 kW;建成压水堆投运容量 7.2 106 ~9.6 106 kW;建成先进堆投运容量 6 106 kW。
重点任务:①自主三代压水堆核电技术实现型谱化开发、批量化建设;②小型多用途核反应堆技术开拓核能应用范围与应用领域;③第四代先进核能技术与压水堆协调发展,打造可持续发展模式;④发展稳态、高效、安全、实用的核聚变技术。
5. 风电产业
发展目标:累计装机容量达到 3.5 108 kW,其中海上风电为 2 107 kW;陆上风电项目全面实现竞价上网,海上风电项目平准化度电成本显著下降。
重点任务:①优化产业空间布局,加快发展陆上分散式风电;②积极有序推进海上风电建设;③加强就地就近利用,落实解决消纳难题;④加强基础共性技术研究,形成产业发展的完整研发制造体系;⑤强化市场竞争机制,积极促进风电产业与金融体系的融合。
6. 太阳能光电产业
发展目标:太阳能光伏发电累计装机容量接近400 GW,太阳能光热发电装机容量累计为 5 GW。
重点任务:①大力发展分布式光伏发电;②完善消纳保障机制,保消纳、保装机;③进一步提高太阳电池及组件效率,降低度电成本;④规模化发展长储热小时数的融盐塔式技术,进一步降低导热油槽式电站的成本电价;⑤发展太阳能跨季节储热采暖技术;⑥积极参与全球市场。
7. 生物质能产业
发展目标:垃圾焚烧发电实现清洁运行并在生物质发电中占据主导地位;生物质成型燃料年利用量为 4 107 t,生物质发电和供热成本逼近燃煤发电和供热成本。
重点任务:①建立生物质资源分布及其物化特性数据库;②研发生物质高效热电联产、热电多产品联产和垃圾清洁焚烧发电联合多产品生产技术;③生物质成型燃料重点研发成型燃料工业化生产关键技术和高效清洁化利用;④生物质交通燃料重点推进纤维乙醇产业化,建立生物柴油成熟的商业运营模式,研发生物质高效转化技术。
8. 地热能产业
发展目标:新增地热能供暖(制冷)面积为1 109 m2 ;新增地热发电装机容量 500 MW;地热能年利用量折合 1 108 tce。
重点任务:①优先开展地热资源潜力勘查与选区评价;②积极推进地热供热(制冷),改善供热结构,满足清洁用能需求;③针对不同热储类型加强技术攻关,突破共性关键技术;④加强地热发电技术攻关,推动地热高效利用;⑤大力发展梯级利用和“地热 +”,增强地热能的市场竞争力。
9. 氢能源与燃料电池产业
发展目标:完善制氢、加氢等配套基础设施,累积建成加氢站 300 座以上,实现氢气供需基本平衡;关键核心零部件批量化技术大幅提高,基本掌握氢能产业链核心技术;实现城市氢能应用场景多元化。
重点任务:①氢能基础设施全局规划、合理布局,规范化建设、规模化推进;②加强燃料电池系统集成;③在大型工业园区开展副产氢 + CO2 捕获和封存技术(CCS)、加氢站及燃料电池货运车示范;④在沿海城市开展可再生能源电解制氢、加氢站及燃料电池公交车、大巴示范应用;⑤特殊交通运输工具用燃料电池示范应用;⑥在边缘城市和工矿企业开展百千瓦级燃料电池分布式电站应用。
(三)面向 2035 年的创新方向与工程 科技 支撑
1. 关键技术方向
综合研判,面向 2035 年的我国能源新技术新兴产业关键技术发展方向见表 1,共有 41 项具体技术。
表 1 我国能源新技术新兴产业关键技术发展方向
(续表)
2. 设立工程 科技 攻关项目
从国家层面支持和推动设立工程 科技 攻关项目(见表 2),对能源领域具有前瞻性、先导性和 探索 性的重大关键技术开展集中攻关,提升技术水平和自主创新能力,进而有效支撑中长期能源新技术及产业的发展。
表 2 能源新技术新兴产业发展相关工程 科技 攻关项目
3. 设立多能互补分布式能源重大工程
国内对单一能源技术及其控制研究已经比较成熟,但缺乏对多种能源技术的集成应用技术,以及以分布式能源为基础的微电网基础理论和工程实践问题研究 [13] 。分布式供能系统是未来能源系统的重要发展方向,具有环保、经济、分散、可靠和灵活等特点,可满足高耗能行业以及工业园区、公共、商业和民用建筑的多能源联供需求,具有巨大的技术提升空间和市场潜力。设立重大工程,以示范为基础,建设多能互补分布式供能系统,这是构建“互联网 +”智慧能源系统的重要任务,有利于提高能源供需协调能力,推动能源清洁生产和可再生能源就近消纳,提高能源系统综合效率。
工程任务:①优化布局建设分布式供能系统基础设施;②开展分布式供能基础理论、核心技术和系统集成研究;③研制高水平独立微网变流器、控制器等关键设备;④通过独立微网系统集成和能效管理关键技术,实现多能协同供应和能源梯级利用;⑤形成适合终端用户和大型能源基地的多能互补分布式供能系统;⑥为城镇、海岛(礁)、极区及边远地区提供整体能源解决方案。
重点任务:①中东部终端多能互补分布式供能系统;②大型能源基地多能互补分布式供能系统。
4. 设立能源新技术集成创新示范区
(1)河北雄安新区能源新技术集成创新示范区
河北雄安新区及其周边地区现有开发程度较低,发展空间充裕,具备高起点、高标准开发建设的基本条件。以河北雄安新区为主建设能源新技术集成创新示范区,助力建设绿色智慧新城,打造生态城市,发展高端高新产业,带动河北南部地区乃至华北腹地的发展,建成与生态文明发展要求相适应的绿色低碳发展模式。
工程任务:①建设河北雄安新区智慧能源综合服务平台;②完成新建核电厂的供热总体规划方案及泳池式低温供热堆;③加快推进风电开发与配套电网建设协调发展;④加速推动区域太阳能全产业链的协调发展;⑤推进高效清洁的垃圾发电项目、建设玉米 / 小麦整株燃料乙醇和沼气生物炼制工程;⑥发展规模化分布式可再生能源并网技术与装备;⑦加大勘查力度,重点开展雄安新区多层水热型热储综合利用 [14] ;⑧布局包括制氢、运氢、加氢储氢、用氢在内的全产业链建设。
(2)华南沿海地区能源新技术集成创新示范区《粤港澳大湾区发展规划纲要》《国家生态文明试验区(海南)实施方案》《关于支持深圳建设中国特色 社会 主义先行示范区的意见》均提出了发展绿色低碳产业的要求。基于良好的区域优势、政策优势和能源产业基础,以粤西南地区(包括海南)为主建设华南沿海地区能源新技术集成创新示范区,为沿海区域低碳经济发展提供参考范例。
工程任务:①建设跨区域“互联网 +”能源综合运营服务平台;②完成现有核电机组建设,同时选址新建核电项目;③积极有序推进陆 / 海上风电开发建设,促进风电就地就近消纳利用;④光伏产业与其他产业互为补充,多种形式发展太阳能光电;⑤推进高效清洁的垃圾发电项目,开发蔗渣 / 稻秆燃料乙醇和多原料沼气生物炼制工程;⑥勘探地热资源及分布特点,建成地热利用示范工程;⑦重点突破规模化分布式可再生能源并网技术与装备 [14] ;⑧构建智慧能源体系,实现不同能源形式相互转化,提高能源的整体利用效率;⑨建设能源(氢能、电能)与交通融合的“绿色海南”,打造零排放智能交通海南岛自贸示范区。
五、对策建议
我国能源新技术新兴产业发展已经具备良好的基础,但作为战略性新兴产业,其发展壮大仍然面临成本、市场、政策等多重因素的制约 [15] 。为促进我国能源新技术新兴产业的高质量发展,亟待加强面向 2035 年的顶层设计与规划。
(1)重新明确能源领域新兴产业范畴与定位,在各级政府出台的战略性新兴产业发展规划中,将“新能源产业”调整为“能源新技术产业”,将节能产业从“节能环保产业”中独立并整合到“能源新技术产业”,精准布局能源新技术及产业的发展方向。
(2)理顺能源产业管理的体制机制,加强能源新技术新兴产业的统计体系建设,保持能源规划目标与政策的一致性、延续性和有效性,避免产业政策“令出多门”以及规划目标调整过于频繁,确保能源新技术产业相关规划的权威性,完善能源市场准入政策 [7] 。
(3)高度重视并准确评估能源领域 科技 攻关项目或重大工程“落地方案”,确保项目实施的可行性和可操作性。强化企业在能源技术创新决策、研发投入、科研组织和成果应用中的主体作用。大幅度提高能源新技术研发投入,强化关键核心技术攻关与项目立项,精准布局重大工程与示范区建设。
最近有许多朋友在询问风电、光伏和常规化石能源的度电成本相差多少,我梳理了一些资料,分国际和国内两个部分来做个比较。
( 1 )国际各种能源度电成本比较
国际可再生能源署(IRENA)在2018年1月发布的报告,全球陆上风电度电成本区间已经明显低于全球的化石能源,陆上风电平均成本逐渐接近水电,达到6美分/千瓦时,2017年以来新建陆上风电平均成本为4美分/千瓦时。
IRENA预计随着技术进步,2019年全球成本最低的风电和光伏项目的度电成本将达到甚至低于3美分/千瓦时,成为最经济的绿色电力。可再生能源相较化石能源已具备绝对的成本竞争力,将主导未来能源行业的新增投资。
(2)国内各种能源度电成本比较
由于全球范围内各个国家化石能源储量不一致、社会经济发展水平不一致,可再生能源资源不一致,能源政策不同等,各种能源的度电成本也有一定差异。
我们在各种发电形式电站满发、不限电的情况下来讨论当前技术水平下各种能源的度电成本。
火电的度电成本受煤炭价格影响很大,根据国内当前煤炭价格,大型火电站的度电成本约为0.2~0.3元。
陆上风电的度电成本受所在风电场的风能资源影响很大,根据当前项目造价,陆上大型风电场(I、II、III类资源区)的度电成本约为0.2~0.35。
集中式光伏的度电成本受所在区域的太阳能资源及技术路线影响较大,大型集中式、支架跟踪式光伏电站(I类资源区)的度电成本约为0.3~0.4。
而且随着竞价、平价上网、特高压线路的建设、促进消纳等政策的出台,我认为国内可再生能源的开发会趋于理性,风能及太阳能资源优越的地区才会有开发价值。可以看出,国内风能资源较好的陆上风电项目度电成本已经和火电十分接近,大型光伏电站的成本也在主要电气设备降价和技术提升的助力下快速下降。
可再生能源在国内相较化石能源也渐渐具备一定成本竞争力,而且火电对社会的环境成本也越来越是国家考量的重要方面,所以可再生能源在国内同样会主导未来能源行业的新增投资。
上述数据是在各途径收集、计算得出粗略的各种能源度电成本范围,欢迎大家给出专业的意见和指正。
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“国家不鼓励和支持可再生能源并网发电”这句话是错误的。
《中华人民共和国可再生能源法》第十三条内容如下:
国家鼓励和支持可再生能源并网发电。
建设可再生能源并网发电项目,应当依照法律和国务院的规定取得行政许可或者报送备案。
建设应当取得行政许可的可再生能源并网发电项目,有多人申请同一项目许可的,应当依法通过招标确定被许可人。
扩展资料:
《中华人民共和国可再生能源法》
第十四条 电网企业应当与依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议,全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量,并为可再生能源发电提供上网服务。
第十五条 国家扶持在电网未覆盖的地区建设可再生能源独立电力系统,为当地生产和生活提供电力服务。
第十六条 国家鼓励清洁、高效地开发利用生物质燃料,鼓励发展能源作物。
利用生物质资源生产的燃气和热力,符合城市燃气管网、热力管网的入网技术标准的,经营燃气管网、热力管网的企业应当接收其入网。
参考资料来源:中国人大网-中华人民共和国可再生能源法