行业解读

2020-11-11

光伏产业将迈入“精耕细作”阶段

在光伏产业的发展进程中,技术进步虽持续驱动电池转换效率不断提升,但光伏相关设备的更新迭代并未跟上产业发展步伐,是被产业需求带动的一种被动式跟进。

  当前,新能源汽车、“新基建”正给储能、分布式新能源、智能电网等电力细分领域带来新的机遇,并为光伏产业高质量发展创造了条件。

  在日前举办的2020中国光伏产业(沛县)高层论坛上,与会人士表示,应以发展的眼光看待光伏产业。实现平价之后,光伏产业进入“精耕细作”阶段,光伏仍有较大降本空间。


  精细化发展推进降本增效

  中国新能源产业研究院执行院长曾少军表示:“中国的光伏产业经过近二十年的发展,已经从粗放式发展向精细化发展迈进。”

  “在晶硅电池方面,P-PERC电池产业化转化效率达到22.2%-22.4%,领先的光伏企业产品效率已达22.6%以上;此外,部分企业逐步扩大N型电池研发生产,5BB电池片成为主流,9BB半片异质结电池组件也开始涌入市场。”曾少军称。

  在应用端,曾少军认为光伏产业呈多元化发展趋势。交通领域中,随着纯电动汽车市场占有比例的攀升,光伏充电站、充电桩建设业务逐渐扩大,光伏+电动汽车的时代即将到来;在建筑领域,BIPV/BAPV光伏组件生产工艺逐渐成熟,成本逐渐降低,前景广阔;此外,随着5G的大规模建设,分布式光伏与5G、储能等逐步结合,光伏电站日常运维可以通过5G高效实现。

  值得注意的是,在光伏产业的发展进程中,技术进步虽持续驱动电池转换效率不断提升,但江苏中辉光伏科技有限公司总经理郭强直言:“光伏相关设备的更新迭代并未跟上产业发展步伐,大多只是原来模式基础上延伸,实际上并不属于设备研发,而是被产业需求带动的一种被动式跟进。”

  对此,郭强建议,为进一步推动光伏产业实质性发展,企业要做到精细化生产,并进行集约化管理,以降本增效拓宽行业发展空间。

  此外,江苏林洋光伏科技有限公司副董事长顾永亮进一步补充称,实现降本增效不仅在于光伏企业的技术研发与高效管理,政府协助降低非技术成本也非常重要,因为它同样限制了光伏技术应用的发展。


  “光伏+储能”加速行业发展

  降本增效是行业可持续发展的重要方向,而光伏发电要进一步实现从补充电源向主力电源的转变,则需解决其自身的波动性。

  与会专家指出,如果与储能技术搭配,光伏产业有望进入稳定成长期。

  华东理工大学材料科学与工程学院教授袁晓表示,回看近二十年的光伏发展,光伏曾一度遇阻并受电网排斥,直到储能技术的发展真正解决了能源调节问题,新能源才开始进入蓬勃发展周期,从补充能源逐渐转变为替代能源。

  彭博新能源财经(BNEF)发布的2019年新能源展望预测,风能、太阳能和电池存储技术成本的持续下降,将推动可再生能源占全球电力结构比例到2050年接近50%。

  在此背景下,江苏华盛天龙光电设备股份有限公司董事长刘文平认为,光伏产业大有可为,为解决在发电过程中涉及的储能、调峰调频、稳定性等问题,除了对电网进行升级改造外,光伏产业自身也要重新定位。如增加储能电站功能、建立消纳中心,同时,在用电侧与充电桩、新能源汽车等深度融合。

  曾少军表示:“调峰能力不足将成为限电最核心的问题,因此建设以储能为核心的多能互补系统成为解决这一问题的重要手段之一,通过风光水火多能有效结合,进行调峰调压,可提升新能源消纳能力,缓解弃风弃光。”

  袁晓表示:“未来应关注新的储能技术和异质结电池的研发,进一步激发光伏发展潜力。”


  分布式光伏发电“大有可为”

  据与会专家介绍,我国幅员辽阔,自然资源丰富,但面临能源禀赋与用电负荷逆向分布的难题。我国绝大多数可集中开发的太阳能分布在西北和东北地区,而七成用电需求却在东部和中部省市。

  “能源的生产与负荷中心更好的结合十分必要,因此,应注重新能源的分布式发展。”在曾少军看来,目前,我国集中式光伏电站主要集中在西部地区,但由于项目过于集中,电网消纳困难,当地出现“弃光”现象,局部地区弃光率甚至高于20%,而作为用电消费重地的中、东部地区则可成为分布式光伏发电布局的主战场。

  近年来,在绿色发展理念的引领下,我国能源转型加速推进,火电厂建设放缓,新能源异军突起。刘文平直言:“对光伏产业而言,下一个重大机遇蕴藏在分布式光伏中,只有光伏能做到随时随地、分散地安装在建筑物屋顶上。”

  顾永亮建议,未来在分布式光伏发电应用上应加大模式创新,除了光伏电站,分布式光储一体化建设可应用在光伏园区内,通过储能调配在园区中自发自用,从而提高能源系统的灵活性。


2020-11-09

重大利好 光伏电站容配比正式放开 最高1.8

10月23日,国家能源局发布2020年第5号公告,批准了502项能源行业标准以及35项能源行业标准英文版,光伏行业翘首以盼的《光伏发电系统效能规范》即在此次获批标准中。该标准对光伏行业的容配比进行了重新定义,使得光伏电站容量不再受容配比1:1的限制,有利于整个行业度电成本的降本。根据公告,该标准与发布日期同日开始实施。

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点评:


《标准》推荐容配比最高达1.8:1.0,而此前规范要求容配比为1:1,我们认为本次放开将对国内的组件、逆变器需求产生额外需求,并可降低度电成本,加速平价推进进度。


几个关键问题及我们的回答:

1. 什么叫容配比?

容配比指的是光伏电站的组件容量与逆变器容量之比,组件容量与逆变器容量并不天然是1:1,最佳配比也不是1:1。

2. 全面放开容配比有什么影响?

将长期持续较大幅度提升国内光伏组件出货量,同时也提升逆变器出货量。之前国家关于容配比要求为1:1,行业内实际超配不超过1.05,而逆变器此前实际的安装容量也只有标准的0.8-0.9倍,放开容配比逆变器1:1配置将成为标配,组件预计平均超配比例为1:1.4,也就是说将提升10%-20%的国内逆变器需求和30%以上的国内组件需求

3. 本次放开容配比的考量是什么,此前限制有没有解决?

本次全面放开容配比适应了平价时代要求,且解决了征地限制,对行业需求的刺激有望超预期。由于2021年光伏前面平价,不再由补贴规模限制,因此财政部门不会产生约束,同时据悉国土部门也将放开对电站占地的面积限制,也即超配部门需要的土地问题也可获得批复。

4. 放开容配比的最重要意义在哪里,具体影响是什么?

合理超配可实现最低的LCOE,提升项目IRR,加速平价推进。限制容配比阻碍了系统实现最优设计,不利于度电成本降低,适当超配将提升逆变器使用效率,降低电站度电成本,帮助更多地区实现平价经济性。

5. 最佳容配比到底是多少,对组件的需求增量如何?

最佳容配比需因地制宜,根据规范推荐,一类地区最佳容配比约在1.2左右,二类地区在1.4左右,三类地区最高可达1.8。海外国家早已放开容配比,普遍在1.2-1.4之间,日本甚至在2.0以上。假设21年中国交流侧安装容量为55GW,按全国平均超配1.3估算,对组件需求可达71.5GW,增量需求达16.5GW,+30%

6. 对逆变器的影响如何?

逆变器需求也将适当提升。此前部分项目由于容配比限制,会适当减少逆变器容量,比如虽然核发了10MW容量电站,但是逆变器实际会简配到8-9MW左右。本轮容配比放开以后,逆变器肯定会配满,对国内逆变器出货也有10%-20%的提升

7. 对电网消纳的影响?

提高容配比不仅不会加重消纳难度,反而减轻电网消纳难度。此前电网消纳的根源在于光伏、风电发电曲线的波动性和不确定性,而不是发电量本身,因此超配后将使得电站发电曲线波动更小、峰谷差缩小,对电网调度来说更加可以接受,因此消纳不是阻碍。


2020-11-07

分散式风电市场有点凉

近年来,我国分散式风电发展一直低于预期,即便国家能源局在2018年发文释放出强烈的鼓励信号,分散式风电行业仍是不温不火。如今,行业发展正逐渐由“三北地区和中东南部地区平分秋色”转向“中东南部低风速地区一枝独秀”。

在前不久召开的2020北京国际风能大会上,有业内人士指出,目前集中式风电尚未开发建设完毕的情况下,企业不会“扔了西瓜捡芝麻”,并且,分散式风电还面临手续繁琐、成本高、融资难等诸多挑战。这意味着未来一段时间,分散式风电规模化发展仍难有大的起色。


  分散式风电装机占比不足1%

  2019年,各地分散式风电核准出现了“爆炸式”增长,但截至当年年底,在全国风电累计装机2.1亿千瓦中,分散式风电装机占比不足1%,而同期分布式光伏占光伏发电总装机的比例已超30%。

  不过,也有不少业内人士非常看好分散式风电。数据显示,我国中东南部分散式风电未来技术可开发规模接近10亿千瓦,但现在开发比例仅为11%,开发潜力巨大。

  在上海电气风电集团有限公司产品经理常春阳看来,“十三五”风电发展趋于南北两线共同发展,新建规模基本相当。“‘十三五’期间,三北地区依托特高压配套项目和综合能源大基地项目,形成了风电规模化效益。但中东南部分散式风电项目受资源开发成本高制约,没有形成规模效应,非技术成本亟待降低。”

  “目前正是分散式风电‘练好内功’的时候,应通过技术创新降低分散式开发的门槛。”远景能源有限公司高级产品市场经理黄小双在2020北京国际风能大会分散式风电发展分论坛上表示,“经过今明两年的抢装后,大家注意力肯定会转移。2022年以后,分散式风电将会迎来一个新蓝海时期。”


  规模化发展电面临诸多挑战

  在业内人士看来,近几年分散式风电发展速度虽然明显加快,但要形成规模化仍需时日。无论是与集中式风电比,还是与分布式光伏项目比,分散式风电项目都存在诸多短板。

  首先,手续繁琐直接限制着分散式风电发展。分散式风电项目从2018年国家出台鼓励政策到现在,未形成真正意义上的一站式服务,安装两三台风机的审批手续和集中式风电开发审批程序基本相同。

  其次,从成本来看,项目单位千瓦技术成本及非技术成本较高。目前分散式风电难有规模化效益,塔筒、基础建设、吊装施工等诸多环节难以摊销。此外,风机在不同区域、不同点位、不同环境的性能要求不同,但分散式风电产品解决方案与开发资源耦合性不足。

  再次,从融资、交易角度来看,分散式风电小且散,直接造成项目融资渠道不畅。不少分散式风电项目与目前收购方市场主流诉求匹配度低,直接造成项目流动性差,资本退出渠道受限,电站资产的金融属性被极大削弱。“分散式风电项目建成并网之后,一种是开发商自己持有,一种是转让、退出。虽然企业可以不行使退出权力,但因为交易不活跃导致退出渠道受限,会给开发商带来极大困扰。”华能天成融资租赁有限公司风电金融业务部负责人闫春涛直言。


  应构建区域性分散式风电生态圈

  针对分散式风电发展遇到的痛点,多位业内人士认为,分散式风电项目开发影响因素差异较大,需根据具体场景定制解决方案,也需要从政策、技术和模式上创新和变革。

 上海电气风电集团有限公司市场营销总监李彩球建议:“产业链企业,包括主机企业、设计院、基础施工企业、吊装装备及安装企业,亟需共同探讨分散式项目低成本建设系统解决方案。”

  “但目前市场上具备资源整合能力的开发商不多。”闫春涛表示,“为此,我们在国内新能源领域精耕细作,不断构建风电产业生态圈,提出了村村通、厂厂通和路路通的模式。”

  闫春涛介绍,村村通是指同一行政管辖区域下村落和村落之间,通过分散式风电项目的统筹规划、开发、建设、并网,实现区域清洁能源互联互通。“我们正在山东省探索村村通模式,计划2021年建设涉及两县40个乡镇、办事处,58个独立项目的规模化分散式风电项目。通过村村通、厂厂通、路路通可以真正解决分散式项目目前开发过程中面临的小散慢问题,解决开发商非常头痛的融资问题。”

  黄小双认为,分散式风电终极模式是社区风电。“中国有69万个行政村,如果每个村安装2台风机,可实现分散式风电蓬勃发展。探索分散式风电开发新模式可结合县域经济。例如,在某贫困县开发5万千瓦分散式风电,县政府所属投资企业或者集体企业可以灵活地以土地、产业基金、扶贫基金等形式参与进来,结合开发商在技术、资金、建设、运维等方面的优势,成立合资开发公司,按股份比例分成。届时,实现分散式风电新蓝海指日可待。”


2020-11-05

“合理利用小时”新政有望激活绿证市场

补贴和绿证的脱钩,为绿色电力交易创造了条件。脱钩后,绿证交易完全成为市场化的交易,绿证长期采购合约、二次转售等应逐步放开。

近日,国家发改委、财政部、国家能源局联合印发《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》(下称《补充通知》),对可再生能源电价附加补助资金结算规则进行了明确,同时指出可再生项目退补后,绿证及绿证交易成为收入来源之一。

今年初,财政部、国家发改委、国家能源局印发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》,规定自2021年1月1日起,实行配额制下的绿证交易。同时研究将燃煤发电企业优先发电权、优先保障企业煤炭进口等与绿证挂钩,持续扩大绿证市场交易规模,并通过多种市场化方式推广绿证交易。

绿证交易对可再生能源意味着什么?目前绿证交易市场现状如何?未来,绿证交易发展方向如何?


认购数量少致绿证市场低迷

绿证,即绿色电力证书,是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的“一纸凭证”。现阶段,风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后,相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。

2017年2月,国家发改委、财政部、国家能源局下发通知,将在全国范围内试行绿证核发及自愿认购交易制度,以期促进清洁能源消纳利用。自2018年起,适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。

2018年,可再生能源电力配额经历了三次公开征求意见,最终以可再生能源电力消纳责任权重的形式正式下发。2019年,国家发改委、能源局联合发布了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》。至此,我国可再生能源电力配额考核,形成了可再生能源“消纳责任权重”和“绿证”相结合的体系。

然而,绿证实际交易情况“不尽如人意”。据绿证认购平台显示,截至今年2月,已有2170名认购者,共认购36439个绿证。目前风电累计核发量2331.58万个、光伏累计核发量384.58万个。

绿证交易数量为何如此之少?中国新能源电力投资联盟秘书长彭澎指出,现有绿证政策目的是替代补贴,出售绿证的企业自然不愿降价,一旦降价就不能获得对应电量的应得补贴,绿证价格因此居高不下。“以风电为例,即使目前已经并网发电并获得零补贴资格的项目,其绿证价格仍高达0.17元/千瓦时左右,对应其每度电应得的补贴。”

一位不愿具名的光伏企业相关工作人员表示,现阶段推行的绿证自愿认购制度,对于自愿花钱认购的政府机关、企事业单位、社会机构和个人来讲,仅仅是一份消费绿色电力的荣誉和责任,并不会带来更多的收益和实惠,因此认购者寥寥。


新政下交易价格将更灵活

绿证再次引发关注,源于《补充通知》再度强调了绿证的作用。“当可再生能源发电项目所发电量超过全生命周期补贴电量部分,不再享受中央财政补贴资金,核发绿证准许参与绿证交易。”

《通知》及《补充通知》出台后,对绿证交易带来哪些变化?中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示,目前,全国碳市场建设正加速推进,各省也在陆续出台可再生能源电力消纳保障实施方案。这预示着绿色电力市场将很快被激活,绿色电力交易将会不断提升,绿证交易将为可再生能源发电项目带来额外收入。同时,补贴和绿证的脱钩,为绿色电力交易创造了条件。

如何理解补贴和绿证脱钩?彭澎指出,可再生能源项目退补之后再参与绿证交易,其实相当于平价项目,绿证为企业增加额外收益,绿证价格完全是企业自发行为,为吸引消费者,绿证价格也会大幅降低。

同时,彭澎预测,出售绿证的企业也会随之增多。“目前具备出售绿证的项目均具备补贴资格。换言之,项目首先要进入补贴目录,才有资格成为绿证卖方。未来,部分未能进入补贴目录的可再生项目也能出售绿证,这个数量不在少数。”易渡(武汉)咨询服务有限公司负责人宋燕华对此表示赞同,市场放开后,供过于求,绿证交易价格不会再延续之前的高价。


绿证交易与碳市场殊途同归

绿证价格下跌后,购买意愿会有所增强吗?如果一个业主已经用了全部绿电是否还需要购买绿证?按照目前规划,将来高比例接入可再生能源,大家购买绿证的意愿会减少,绿证需求会不会降低呢?

上述光伏企业工作人员也表示:“如果只是倡导绿色电力消费,没有配套的奖惩机制,仅靠自愿,绿证认购方的利益点在哪儿?”

彭澎指出,绿证的出现主要给市场带来了两个变化:明确了制度设计,让公众知晓所使用的绿色电力是有国家认证的,消费这份绿色电力所制造出的产品是区别于同种类其他产品的;未来绿证极有可能与碳市场进行连接,形成一个非常复杂而有趣的体系。

某业内人士认为,绿证与碳市场并无直接的关联,运行机制也不尽相同。但就发力点而言,二者是殊途同归,前者是以促进清洁能源利用为主要目的,后者是以降低碳排放为主要目的。降低碳排放就要减少化石能源的使用,提高新能源的应用比例,两者不应该割裂对待,而应统一合体。

现阶段,如何规范绿证市场的发展?彭澎指出,按照国际惯例,绿证市场运行需要更加市场化。“绿证交易与补贴脱钩后,完全成为市场化的交易,绿证长期采购合约、二次转售等应逐步放开。但目前,特别是电力市场,缺乏电力期货交易,绿证交易受到一定限制。随着改革深入,这些短板将被逐步补齐。”此外,据业内人士透露,目前关于绿证交易新规相关部委正在研究中。


2020-11-04

重新审视“双循环”下的光伏行业

11月1日出版的第21期《求是》杂志发表中共中央总书记、国家主席、中央军委主席习近平的重要文章《国家中长期经济社会发展战略若干重大问题》。

文章强调,要拉长长板,巩固提升优势产业的国际领先地位,锻造一些“杀手锏”技术,持续增强高铁、电力装备、新能源、通信设备等领域的全产业链优势,提升产业质量,拉紧国际产业链对我国的依存关系,形成对外方人为断供的强有力反制和威慑能力。

在“双循环”的发展格局下,我国光伏行业如何“拉长长板”?哪些领域将成为行业可以发掘的新方向?


什么是“双循环”?即形成以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。如果从产业角度看,我国光伏行业就是一个典型的“双循环”范例。

2008年,光伏行业还是“两头在外”——上游原料对外依存度高,下游应用依赖国际市场,整个行业基本处在“国际大循环”状态中。

从2009年开始,为应对欧美等地的“双反”措施,我国光伏产业开始了“壮士断腕”式的产业结构调整。伴随这次调整,国内市场正式开启,光伏行业也开始转向“国内循环”。

2018年,欧盟终止对华光伏“双反”措施,海外业务重新成为部分光伏企业的拓展方向,甚至被一些企业视为重点市场。与此同时,国内市场也日趋成熟,竞价、平价、扶贫等多种类型的项目均有较强的竞争力,这让“内外并重”的策略成为多数光伏企业的首选。

未来一段时间,我国国内经济的大循环将被逐步打通,光伏的“双循环”也需要继续推进,但在实施过程中,需要注意细化和优化。

在“国内循环”中,企业应不断挖掘国内市场的新需求、新机遇,特别是借助“新基建”的东风,提升技术能力,寻找新的应用场景;在“国际循环”中,企业应以新视角、新模式强化国际化布局,尝试开放创新、近岸业务等新模式,以增加回报、降低风险。


“国内循环”:把握新型城镇化机遇

激发国内需求、扩大新能源的应用场景,关键是要寻求“多点开花”。在“十四五”期间,光伏行业非常值得关注的领域就是新型城镇化。

不久前,中金公司发布研究报告指出,在总结已披露的各地“十四五”前期课题研究成果后,发现高频词汇主要集中在创新、城市群、区域协调发展、新型城镇化等方面。可见,推动都市圈和城市群的发展将是“十四五”的重中之重。

在未来的一段时间里,各地将会建设很多新的基础设施,以顺应人口向城市迁移的趋势,优化经济的空间结构,释放内生发展动力。

新型城镇化将伴随着绿色和能效水平的提升,这恰恰是光伏行业的机会所在。当光伏和新型城镇化融合,必然生发出诸多新的需求,推动光伏应用“多点开花”,不仅会扩大光伏产品的多元化应用领域,还有可能推动行业开启精益生产。

尽管生产流程复杂、技术升级频繁,但近年来,智能制造等高科技手段开始被一些光伏企业所尝试。当下,配合新型城镇化过程中出现的多元化需求,企业不仅需要提高产品质量,还要具备满足各种小规模需求的供应能力。这就要求改进生产组织方式和管理技术,提升企业生产体系的灵活性。这正是精益生产可以实现的。

精益生产的核心是“精”,既要保证生产的供应精准、不留库存,又要强调相互协作及业务的精简、减少流程,这与光伏市场未来发展趋势也是相吻合的。在国内光伏市场容量持续扩张的过程中,市场需求也会渐趋多样化,光伏企业不仅要面向B端市场,而且可能会开启C端市场,不同层次的市场将生发更为碎片化的需求。如果拥有大规模生产和精益生产兼备的生产能力,企业就不会因市场转型和需求多元化而措手不及。


“国际循环”:实现三轮驱动

10月13日,国际能源署发布《世界能源展望2020》。这份报告预计,尽管受疫情影响,今年全球能源需求出现整体下降,但全球清洁能源需求仍将保持0.9%的正增长。

因此,“走出去”仍将是国内光伏行业的重要选择,但前提是,企业要选择更加稳妥的方式去拓展国际市场。实现出口贸易、近岸生产和开放创新的三轮驱动,或是最好的选择。


一是继续开拓出口市场。

自从去年欧盟取消对华光伏“双反”措施后,美国也在2019年12月宣布了对双面光伏组件豁免“201法案”下的进口关税,贸易政策的变化重新激活了中国对欧美市场的出口。根据中国光伏行业协会的统计,2020年1~5月,中国对欧洲的光伏组件出口进一步增长,出口额为26.6亿美元、同比增长了12.3%,对美国的出口额达到了3.1亿美元、同比增长20倍以上。但受疫情管控和货币贬值等因素影响,今年对印度和拉丁美洲市场的出口量有所下降。

尽管出口状况在很大程度上仍取决于市场所在国的政策变化,但光伏企业依然可把出口贸易作为参与国际循环的重要选项。但应当视国外相关政策的变化,对出口目的地和贸易规模进行灵活调整。

二是海外投资要因时而变。

从全球生产的角度来看,新冠肺炎疫情的冲击在很大程度上体现为,一旦全球供应链若干重要环节因疫情而中断,就可能造成整条产业链停摆。目前,不少国家已经开始重新评估本土产业链的安全性,试图优化和重塑产业链供应链体系。

在全球生产秩序恢复正常以后,区域化和近岸化可能成为国际投资和全球产业布局的新趋势。近岸化是和离岸化相反的概念。离岸化是通过全球范围内的投资和业务外包,利用国家或地区的劳动力成本差异,降低生产成本,提高经营效率。这种模式强调的是“高效率”和“低成本”。而近岸化则是利用邻国生产要素的业务模式。这种模式更强调“安全”和“便捷”。如果疫情后全球供应链体系调整出现这些新变化,到主要市场所在国或其邻国投资设厂,就近供应区域市场,可能将成为中国光伏企业开拓国际市场的重要选项。

三是不断扩大开放式创新合作。

要想进一步提升光伏行业的发展水平,持续的技术创新不可或缺。在过去几年里,我国光伏行业的研发水平和技术能力进步很快,但在一些关键核心领域,尤其是最尖端、最前沿的技术领域,仍有较大的提升空间。当下,中国光伏行业已经具备资金、市场、环境等诸多优势,应当充分利用国内国外两个资源和两个市场来推动技术进步,既要聚焦自主研发,也要实施开放式创新,通过整合全球创新资源,实现集思广益。


“双循环”离不开四个支柱

从前几年的经验看,光伏行业的“双循环”离不开四个支柱,即扩大内需、优化供给、深耕技术和关注海外。

扩大内需就意味着要通过激活国内光伏需求,不断释放国内市场的潜力。这也是2012年后光伏行业最大的亮点。2013 年8月,国家发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》等一系列文件,此后几年中,我国光伏行业市场快速发展,截至2019年12月,全国光伏累计装机突破200吉瓦。

任何产业要实现迅速发展,仅靠扩大需求端是远远不够的,还要提高供给端的质量与效率。过去几年,在光伏产能不断扩张的同时,供给质量也在不断提升。光电转换率的提高就是高质量供给的表现之一。随着技术进步,我国光伏电池转换效率不断提升。特别是在过去一年,大硅片、高功率组件市场逐步完善,产品升级的速度超出了市场预期。

优化技术是产业升级的重要支柱。近年来,国内光伏产品持续升级,产品质量和技术水准不断提高。但必须承认,部分关键的技术环节仍存在短板。比如,光伏上游的制造仪器、部分核心零件等。要实现核心技术的突破,需要行业继续加大研发力度,进一步提升创新能力,为新能源产业的可持续发展提供坚实的技术支撑。

国际市场能够为光伏产业发展提供重要支撑。尽管部分国家和区域出现了“逆全球化”的现象,但是经济全球化的大趋势并没有中断,区域经济一体化正在重构全球生产贸易体系。今年年底,亚太地区最大的区域贸易协定《区域全面经济伙伴关系协定》或将签署,它不仅会极大地促进亚太地区的投资与贸易,也将使光伏行业从中获益良多。

上述四根支柱的内在逻辑非常清晰,即先通过扩大内需、改善供给、促进创新等措施做大、做强、做优国内市场,再将庞大的产品供应能力和强大的产业竞争优势在国际市场进一步释放出来。“十四五”期间,四根支柱不仅要立好,而且要立稳,只有这样,才能让国内循环和国际循环实现有机结合,构筑出光伏行业的完整“双循环”。


2020-11-03

碳排放权交易&结算征求意见 光伏电站将迎来一波新的发展高潮

11月2日,生态环境部办公厅发布关于公开征求《全国碳排放权交易管理办法(试行)》(征求意见稿)和《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》(征求意见稿)意见的通知。全国碳排放权交易以“每吨二氧化碳当量价格”为计价单位,用于抵消的减排量应来自可再生能源。

总体上看,政策倾向依旧是鼓励市场参与者多使用来源于风电、光伏等新能源项目的CCER,通过碳市场真正的促进新能源项目的发展,加大风能、光伏等可再生能源替代化石能源的比例,发挥碳市场的真正节能减排、促进可持续发展的功能。根据相关测算,企业年排放1吨二氧化碳,需要安装1.1kW以上光伏站才能实现碳中和。光伏电站必将又迎来一波新的发展高潮!


原文如下:

关于公开征求《全国碳排放权交易管理办法(试行)》(征求意见稿)和《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》(征求意见稿)意见的通知

环办便函〔2020〕373号


为贯彻落实党中央、国务院有关决策部署,推进全国碳排放权交易市场建设,我部组织起草了《全国碳排放权交易管理办法(试行)》(征求意见稿)和《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》(征求意见稿)。现就上述两个文件公开征求意见。各机关团体、企事业单位和个人均可提出意见和建议,有关意见请书面反馈我部(电子文档请同时发至联系人邮箱)。《全国碳排放权交易管理办法(试行)》(征求意见稿)征求意见时间自2020年11月2日至2020年12月1日。《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》(征求意见稿)征求意见时间自2020年11月2日至2020年11月11日。



附件:《全国碳排放权交易管理办法(试行)》编制说明.pdf          

          《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》编制说明.pdf                

           

                《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》(征求意见稿).pdf

                《全国碳排放权交易管理办法(试行)》(征求意见稿).pdf


2020-11-02

国家能源局官宣:前三季度光伏新增装机18.7GW 分布式8.66GW

2020年10月30日,国家能源局举办四季度网上新闻发布会,发布全国能源生产消费有关情况、可再生能源并网运行有关情况以及全国50个主要城市用户供电可靠性指标等。

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数据显示,今年前三季度可再生能源整体发展平稳,清洁能源消纳持续好转。可再生能源装机规模稳步扩大。截至2020年9月底,我国可再生能源发电装机达到8.37亿千瓦,同比增长9.6%;其中,水电装机3.65亿千瓦(其中抽水蓄能3089万千瓦)、风电装机2.23亿千瓦、光伏发电装机2.23亿千瓦、生物质发电装机2616万千瓦。可再生能源利用水平持续提高。2020年1-9月,可再生能源发电量达15305亿千瓦时,同比增长约6.5%。其中,水电9025亿千瓦时,同比增长1.0%;风电3317亿千瓦时,同比增长13.8%;光伏发电2005亿千瓦时,同比增长16.9%;生物质发电958亿千瓦时,同比增长19.2%。


光伏发电建设和运行情况如下:

前三季度,全国光伏新增装机1870万千瓦,其中,光伏电站1004万千瓦、分布式光伏866万千瓦。截至2020年9月底,光伏发电累计装机2.23亿千瓦。从新增装机布局看,华北地区新增装机800万千瓦,东北地区新增装机127万千瓦,西北地区新增装机为197万千瓦,华东地区新增装机为350万千瓦,华中地区新增装机为204万千瓦,华南地区新增装机193万千瓦。

前三季度,全国光伏发电量2005亿千瓦时,同比增长16.9%;全国光伏平均利用小时数916小时,同比增加6小时;平均利用小时数较高的地区为东北地区1141小时,华北地区1010小时,其中蒙西1264小时、蒙东1240小时、黑龙江1170小时。

前三季度,全国弃光电量约34.3亿千瓦时,平均弃光率1.7%,同比下降0.2个百分点。弃光主要集中在西藏、青海和新疆,其中,西藏弃光电量1.0亿千瓦时,弃光率8.7%,同比下降11.9个百分点;青海弃光电量9.4亿千瓦时,弃光率7.0%,同比上升1.2个百分点;新疆弃光电量5.6亿千瓦时,弃光率4.5%,同比下降4.4个百分点。


2020-10-29

超160亿元 2020年3.6GW光伏电站交易追踪

光伏电站交易成为近年来光伏终端市场的一大看点。据北极星太阳能光伏网根据公开信息统计,2020年至今,光伏电站交易共计20起,电站交易规模超3.6GW,总交易金额超160亿元。

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海外电站交易频繁

从统计数据来看,在20起光伏电站交易中,海外交易共7起,交易电站规模1789.3MW,占总交易规模的49.7%。

其中,天合光能、东方日升、昱辉阳光、阿特斯则作为“卖方”,向海外公司共售出1217.3MW光伏电站。

规模最大的为天合光能,向资产管理公司TPG旗下的睿思基金(The Rise Fund)售出近1GW的光伏项目,项目分布西班牙、智利、哥伦比亚和墨西哥等地,包括在建、已运营以及到达开发后期近待建状态(RTB)等不同阶段的项目,计划在2022年底前陆续完成全部交割。

此外东方日升转让澳洲昆士兰州121.5MW光伏电站项目的80%权益,仍保留20%权益。该项目组件供货和EPC总包方均由东方日升及其子公司提供。

事实上,上述交易也反映除了我国光伏电站开发企业参与国际电站开发的主流模式,即以滚动开发为主,建成并售出电站实现现金流回收。

不过,仍存“逆势之作”。8月,三峡集团猛进,成功拿下了西班牙太阳能运营商X-Elio 的13个光伏电站资产,全面吹响进攻西班牙光伏市场的“号角”。三峡国际副总经理、三峡欧洲公司总经理吴胜亮将这一交易描述为该集团的一起“里程碑式交易”。据悉,此次交易资产估计5亿~6亿欧元,折合人民币40~47亿元。

作为电力央企“四小豪门”之一,三峡集团在推动清洁能源产业升级和创新发展中承担引领责任。截至2019年10月底,三峡集团可控、权益和在建总装机规模达到1.32亿千瓦,其中96%为可再生清洁能源。三峡集团还积极开发风电、太阳能等新能源业务,截至2020年6月、风、光装机1285万千瓦,占比16.55%。在2020年26GW竞价光伏项目、41GW平价光伏项目中,三峡共拿下1288MW。


国企成接盘主力

从电站交易的“卖方”来看,江山控股、协鑫新能源、协和新能源、振发控股、北控清洁能源等13家企业清一色民企。

其中,售出电站规模最大的为天合1GW,其次则是协鑫新能源,包括子公司苏州协鑫共售出电站超737MW。

作为国内运营光伏电站规模最大的民营企业,截至2019年底,协鑫新能源光伏电站规模达7145MW。规模飙升之下“通病”接踵而,即补贴拖欠及高负债。为加速“降杠杆”和“减负债”,从2018年起,协鑫新能源将“轻资产”调整为企业的核心发展战略,密集出售光伏电站项目。进而,轰动业内的协鑫、华能交易浮出水面。截至目前,协鑫接连两次向华能“交接”697MW光伏电站,25亿现金“回笼”,进一步减轻负债。

协鑫新能源可谓近年来光伏电站开发民营企业的典型缩影。自2018年“531”后,光伏电站交易开始异常活跃,交易容量、金额超过了前三年总和,协鑫新能源、北控清洁能源、江山控股等曾雄踞光伏电站投资运营商榜首的民企开始接连出售电站,盘活现金流,缓解资金压力。

而资金充沛的国企顺势成为接盘主力。在2020年3.6GW光伏电站交易中,京能、三峡、华能、国开新能源、国投电力、中核6家国企共“收割”1629MW电站,占比45%。

事实上,2019年国内光伏电站投资商格局已然生变,据北极星太阳能光伏网统计,在TOP50投资商持有的94GW光伏电站中,国企持有规模总计57.9GW,占比达61%。而2018年约70%的光伏电站由民营企业投资。

在能源转型的主流趋势下,壮大风、光等清洁能源成为越来越多国企的核心战略。除“接手”民企电站资产,国企同时主动出击,在2019年、2020年竞、平价光伏项目中,均成为“最大赢家”。

“资产端最终将是国企的天下。”一位业内人士评价,国企资金实力难以匹敌,但民企在工程总包、运维等方面有优势,未来国企、民企合作将是大势所趋。


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