行业解读

2021-02-26

成本难疏导困住新能源配储

根据“谁受益谁买单”的原则,相关部门探讨过3:5:2的分摊比例,即发电侧、电网侧、用户侧按此比例分担储能配套成本,但据知情人士证实,具体分摊方案仍未最终敲定,还有待进一步商榷。

    去年3月,湖南28家企业承诺为新能源项目配套建设储能,但时隔一年,兑现承诺者寥寥无几。这一尴尬现象在引发舆论热议的同时,也引出另一个业内关注的话题:新能源为什么要配套储能?配储后效果如何?建设的成本该由谁出?本报记者就此展开了调研。

  “我们不愿意配储能,生生拔走利润。”

  “如果不是强制并网要求,发电企业谁会愿意上储能呢。”

  “说白了在发电、电网和用户里面,发电最弱势,所以让发电方承担配储成本。”

  目前,多地在执行过程中将配套储能作为可再生能源并网或核准的前置条件,引发行业争议。可再生能源配建储能可以在弃风、弃光时削峰填谷,提升电力系统灵活性和可靠性,具有多重效益。但“多方都受益,却都不愿买单”,是当下可再生能源配套储能面临的尴尬局面。

  盲目上储能 难达预期效果

  截至目前,新疆、青海、湖北、湖南、内蒙古、山东、山西等地均出台了新能源配建储能的相关政策。多地要求可再生能源项目配置5%—20%、1—2小时的储能项目。

  配套储能后将对新能源侧有多大帮助?水电水利规划设计总院新能源部主任赵太平直言,小时级的电化学储能在应对风电消纳问题时的作用十分有限。“以某弃风严重区域风电配套储能站为例,配置额定功率10%、4小时的储能,弃风率为20.6%,配置额定功率20%、4小时的储能,弃风率仍达19.7%。”他解释道,在大风季或连续大风日,额定功率、有限容量的电化学储能在风电大出力的前几个小时已快速充满,对超过额定功率或电量充满后的弃电无能为力,且充进去的电在连续大风日没有机会向电网放电。同样,集中式光伏消纳问题不仅是日内能量转移,更是季节性难题,用小时级电储能效果并不理想。

  然而,配建储能却实打实增加了企业投资压力。阳光电源光储事业部副总裁汪东林算了一笔账:一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目,其初始投资将增加8%—10%;而风电场配建同样容量的储能项目,其初始投资成本将增加15%—20%。

  “只规定配套功率,不考核最终效果,有可能不利于储能产业的健康发展。” 中关村储能产业技术联盟理事长陈海生坦言。在没有具体的使用和质量考核办法的情况下,储能系统安装之后使用的实际效果和收益难以保证。因此,部分企业很可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品,使储能仅仅作为可再生能源优先并网的工具,不能达到促进风光消纳的目的,从而偏离政策初衷。

  配建储能 “有效”也要“有利”

  既然如此,为何多地急于发展储能?业内人士坦言,“十四五”期间,新能源将在更多省份成为主力电源。届时,电力系统调峰能力不足将不是个别省份、局部地区的问题,储能将成为可再生能源发展的关键支撑技术。两者协同发展是大势所趋。

  新能源发电具有波动性和间歇性,受气象因素影响较大,增加了电力系统平衡压力。在电力系统运行中合理应用大规模储能技术,可以确保新能源发电、电网电压、频率与相位变化相匹配,进而降低新能源电力波动对电网产生的不利影响,而且也可加强风电和光伏发电并网的安全性及稳定性,让电网吸纳更多的新能源。

  “原来的电力市场结构中,用户端是波动的,发电端是可控的,当用户端波动的时候可以控制发电端实现动态平衡,但现在电力结构中用户端更加不可控,电网端还增加了大量不稳定、不可控的可再生能源接入。这样用户端和发电端两边都不可控了,怎么解决?谁来解决?这是整个电力系统的责任。”陈海生认为,新能源配套储能是当前最具可行性的解决方案,并已经成为行业公认的发展趋势。

  但是,在实际操作过程中如何配储能,却决定着储能是否能发挥最大效用?在陈海生看来,“有效”和“有利”是可再生能源配储能的首要原则。“有效”指的是通过储能应能够实现可再生能源的优化利用,尽可能减少弃风弃光,保障电网安全运行,提高电能质量;“有利”指的是储能要有经济性,通过配置储能,使得发电、电网、用户得到的收益最终高于储能的成本投入。只有如此,可再生能源配储能才具备大面积推广的条件。

  受益方买单 实现成本合理分摊

  尽管各地出台多项政策鼓励配建储能,但在实际推广中,对“谁来买单”的问题各方争执不下。

  “都站在自己立场上,不愿意出钱。发电企业依据《可再生能源法》,认为电网就应当尽发尽收;电网企业认为,自己就是一个过路通道,可再生能源上网会造成的波动,应该自己解决好再上网;用户觉得自己买电一直是即插即用,凭什么要多加钱。”上述知情人士坦言,“如果投资成本不能引导出去,就没人愿意投资。”

  据记者多方获悉,为破解这一难题,国家发改委相关部门已多次召开储能成本分摊的会议,试图让发电、电网和用户侧按一定的比例,共同承担储能的建设成本。

  去年全国两会,全国政协常委、正泰集团董事长南存辉带来了优化电网侧储能成本疏导机制的相关提案。他指出,储能尚处于早期开发阶段,目前存在的一些规定在一定程度上抑制了储能成本通过输配电价进行疏导,影响了相关企业建设储能电站的积极性,制约了储能技术的扩散应用和产业持续发展。希望由国家相关部门牵头,电网企业配合设计更为合理的电网侧储能商业模式,建立基于市场化的开放型输配电价格机制,推动储能成本分摊疏导。

  成本分摊可行吗?陈海生认为,安装储能对发电、电网和用户均有利,但在现有的市场机制下,如果把储能的成本仅仅强加在某单一市场主体身上,就会存在收益小于投入的情况。在电力现货市场构建之前,多主体的分摊储能成本机制或是一个有效方法。  

  业内流传相关部门探讨过3:5:2的分摊比例,即发电侧、电网侧、用户侧按此比例分担储能配套成本。知情人士向记者证实,相关部门对储能成本分摊机制已经探讨很久,普遍认可“谁受益谁买单”的原则,如果达成共识将会对可再生能源和储能行业产生颠覆性影响,但具体分摊方案仍未最终敲定,还有待进一步商榷。

  捋顺价格机制 凸显储能价值

  成本分摊短时间难以落地,储能产业该如何良性发展?

  陈海生认为,可再生能源配建储能最终应该通过电力市场建立“谁受益谁补偿”的机制,靠市场来发展;中期靠合理的价格机制;近期需要加快示范项目建设和财税政策的支持,给予储能电站独立身份。

  “储能干了多份工作,却只拿了一份工资。”在陈海生看来,储能具有多重价值,但收益却很单一。他进一步表示,现在储能发展最根本的问题是储能价格机制问题,可再生能源配置储能后,从不可控电源成为可控、可调度的电源,在价格上应该有所区分。可再生能源配套储能可探索多重收益,比如参与调峰、调频等辅助服务,获得辅助服务补偿;减少弃风、弃光电量,增加电费收入;减少电网考核费用;参与电力市场交易获得电价收益等。

  市场也在实践中探索出了一些可行的商业模式。北京能高自动化技术股份有限公司总经理金成日介绍,青海共享储能方案对行业有借鉴意义,由第三方投资,在新能源汇集站、升压站配建储能让周围光伏场站共享共用,集中调度、集中管理、集中结算。“谁受益谁买单,反过来说更合适一些,如果谁买单谁受益了,储能的春天才会真正到来。”

       安迅电力认为,电化学储能装置在电力系统中的大规模应用,在国际上没有先例,在国内相关技术标准和安全标准也不完善,包括消防标准、电力系统接入标准都处于缺失状态。因此国家层面、行业协会亟需健全相关标准,规范储能科学发展。


2021-02-24

配建储能不是解决新能源消纳的灵丹妙药

去年以来,多地大力推动新能源配储能。配建储能成为新能源场站并网或优先调度的前置条件。“新能源+储能”大有成为标配之势。

当前,各省面临着可再生能源电力消纳配额的压力,积极提升可再生能源消纳比例的初衷无可厚非。但是,对技术的采用需要采取审慎的态度,切忌病急乱投医。配置储能也并非解决新能源消纳的灵丹妙药。同时,更要提防在实际操作过程中“一配了之”,使储能沦为新能源并网的工具和手段,而无法发挥其应有的价值。

首先,从系统层面讲,电化学储能的确有新能源“稳定器”的作用,能够平抑波动,有助于提高新能源的消纳能力。但这不意味着,储能是解决新能源并网消纳问题的必要条件和最优选项。

业内有个形象说法,当前,小时级的储能配置犹如“水库边上挂水桶”,虽然成本投入巨大,但对于解决新能源消纳而言收效却甚微,投入产出比较低。

储能作为技术手段,固然有助于解决弃风弃光等新能源消纳问题,但是技术手段不能解决所有困扰。当前面临的新能源消纳难题,更是深层次的市场机制问题所致。储能解决不了市场机制问题,其发挥作用反而依赖于市场机制。

因此,实现更大比例的可再生能源消纳,不是配置一个储能硬件所能解决的,也不是仅在电网运行的物理特性上做出改变就能解决的,更关键的是要在电网运行策略、规则和程序上做出改变。

其次,即使确有必要配置储能,那么,为了发挥其最大价值,也必须探寻合理化针对性配置方案,避免简单复制,杜绝“千人一面”。

电力系统固然需要调峰手段,让风电场、光伏电站配储能,利用的是电量型储能,而从世界范围内来看,储能都是以功率型应用为主,即通过短时间放电,来响应系统峰谷价差,并非大规模用于电量存储。

显然,电力系统当前急需的不是完整的“充放”能力,而是调节能力,也就是把负荷适时变大变小的能力和把发电适时变大变小的能力。

即使在新能源内部而言,风电和光伏对储能配置的需求也不尽相同。实践表明,光伏发电配置储能的效益要优于风电配置储能,在新能源汇集区配置储能要优于在各个新能源场站配置储能。

忽视新能源场站之间、不同地域之间、更大范围内的电力系统平衡能力,简单要求每一个新能源场站加装储能来平衡自己的出力,既无必要,也不经济。相反,集中利用系统提供的辅助服务,才是最具经济性的调峰手段。

最后,配置储能并不能直接带来新能源消纳能力的提升,用好储能才是关键。这需要严谨的流程和标准。

当前,电化学储能装置在电力系统中的大规模应用,在国际上没有先例,在国内相关技术标准和安全标准也不完善,包括消防标准、电力系统接入标准都处于缺失状态。

储能装置若作为一个独立项目,无法取得安全消防手续,也不具备运行资质。若与新能源项目配套,则将所有安全风险全部转嫁到新能源企业身上。因此,需要尽快完善相关标准,为新能源配储能的安全运行堵上漏洞。

如果仅仅为了满足并网的硬性要求“一配了之”,只盯着配建,不着眼用好,那么,无论对于新能源行业还是储能行业都是不可估量的损失。

安迅电力认为,新能源配置储能是新能源未来发展的必然趋势,但是市场消纳难题仍亟需解决。新能源场站配置储能,投入加大的同时进一步压缩了业主的利润空间,如果消纳难题解决不了,将极大的打击投资者信心。因此,如何用好储能才是关键,这需要严谨的流程和标准。

2021-02-23

国务院印发《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》

国务院关于加快建立健全

绿色低碳循环发展经济体系的指导意见

国发〔2021〕4号



各省、自治区、直辖市人民政府,国务院各部委、各直属机构:

建立健全绿色低碳循环发展经济体系,促进经济社会发展全面绿色转型,是解决我国资源环境生态问题的基础之策。为贯彻落实党的十九大部署,加快建立健全绿色低碳循环发展的经济体系,现提出如下意见。

一、总体要求

(一)指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会精神,全面贯彻习近平生态文明思想,认真落实党中央、国务院决策部署,坚定不移贯彻新发展理念,全方位全过程推行绿色规划、绿色设计、绿色投资、绿色建设、绿色生产、绿色流通、绿色生活、绿色消费,使发展建立在高效利用资源、严格保护生态环境、有效控制温室气体排放的基础上,统筹推进高质量发展和高水平保护,建立健全绿色低碳循环发展的经济体系,确保实现碳达峰、碳中和目标,推动我国绿色发展迈上新台阶。

(二)工作原则。

坚持重点突破。以节能环保、清洁生产、清洁能源等为重点率先突破,做好与农业、制造业、服务业和信息技术的融合发展,全面带动一二三产业和基础设施绿色升级。

坚持创新引领。深入推动技术创新、模式创新、管理创新,加快构建市场导向的绿色技术创新体系,推行新型商业模式,构筑有力有效的政策支持体系。

坚持稳中求进。做好绿色转型与经济发展、技术进步、产业接续、稳岗就业、民生改善的有机结合,积极稳妥、韧性持久地加以推进。

坚持市场导向。在绿色转型中充分发挥市场的导向性作用、企业的主体作用、各类市场交易机制的作用,为绿色发展注入强大动力。

(三)主要目标。到2025年,产业结构、能源结构、运输结构明显优化,绿色产业比重显著提升,基础设施绿色化水平不断提高,清洁生产水平持续提高,生产生活方式绿色转型成效显著,能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高,主要污染物排放总量持续减少,碳排放强度明显降低,生态环境持续改善,市场导向的绿色技术创新体系更加完善,法律法规政策体系更加有效,绿色低碳循环发展的生产体系、流通体系、消费体系初步形成。到2035年,绿色发展内生动力显著增强,绿色产业规模迈上新台阶,重点行业、重点产品能源资源利用效率达到国际先进水平,广泛形成绿色生产生活方式,碳排放达峰后稳中有降,生态环境根本好转,美丽中国建设目标基本实现。

二、健全绿色低碳循环发展的生产体系

(四)推进工业绿色升级。加快实施钢铁、石化、化工、有色、建材、纺织、造纸、皮革等行业绿色化改造。推行产品绿色设计,建设绿色制造体系。大力发展再制造产业,加强再制造产品认证与推广应用。建设资源综合利用基地,促进工业固体废物综合利用。全面推行清洁生产,依法在“双超双有高耗能”行业实施强制性清洁生产审核。完善“散乱污”企业认定办法,分类实施关停取缔、整合搬迁、整改提升等措施。加快实施排污许可制度。加强工业生产过程中危险废物管理。

(五)加快农业绿色发展。鼓励发展生态种植、生态养殖,加强绿色食品、有机农产品认证和管理。发展生态循环农业,提高畜禽粪污资源化利用水平,推进农作物秸秆综合利用,加强农膜污染治理。强化耕地质量保护与提升,推进退化耕地综合治理。发展林业循环经济,实施森林生态标志产品建设工程。大力推进农业节水,推广高效节水技术。推行水产健康养殖。实施农药、兽用抗菌药使用减量和产地环境净化行动。依法加强养殖水域滩涂统一规划。完善相关水域禁渔管理制度。推进农业与旅游、教育、文化、健康等产业深度融合,加快一二三产业融合发展。

(六)提高服务业绿色发展水平。促进商贸企业绿色升级,培育一批绿色流通主体。有序发展出行、住宿等领域共享经济,规范发展闲置资源交易。加快信息服务业绿色转型,做好大中型数据中心、网络机房绿色建设和改造,建立绿色运营维护体系。推进会展业绿色发展,指导制定行业相关绿色标准,推动办展设施循环使用。推动汽修、装修装饰等行业使用低挥发性有机物含量原辅材料。倡导酒店、餐饮等行业不主动提供一次性用品。

(七)壮大绿色环保产业。建设一批国家绿色产业示范基地,推动形成开放、协同、高效的创新生态系统。加快培育市场主体,鼓励设立混合所有制公司,打造一批大型绿色产业集团;引导中小企业聚焦主业增强核心竞争力,培育“专精特新”中小企业。推行合同能源管理、合同节水管理、环境污染第三方治理等模式和以环境治理效果为导向的环境托管服务。进一步放开石油、化工、电力、天然气等领域节能环保竞争性业务,鼓励公共机构推行能源托管服务。适时修订绿色产业指导目录,引导产业发展方向。

(八)提升产业园区和产业集群循环化水平。科学编制新建产业园区开发建设规划,依法依规开展规划环境影响评价,严格准入标准,完善循环产业链条,推动形成产业循环耦合。推进既有产业园区和产业集群循环化改造,推动公共设施共建共享、能源梯级利用、资源循环利用和污染物集中安全处置等。鼓励建设电、热、冷、气等多种能源协同互济的综合能源项目。鼓励化工等产业园区配套建设危险废物集中贮存、预处理和处置设施。

(九)构建绿色供应链。鼓励企业开展绿色设计、选择绿色材料、实施绿色采购、打造绿色制造工艺、推行绿色包装、开展绿色运输、做好废弃产品回收处理,实现产品全周期的绿色环保。选择100家左右积极性高、社会影响大、带动作用强的企业开展绿色供应链试点,探索建立绿色供应链制度体系。鼓励行业协会通过制定规范、咨询服务、行业自律等方式提高行业供应链绿色化水平。

三、健全绿色低碳循环发展的流通体系

(十)打造绿色物流。积极调整运输结构,推进铁水、公铁、公水等多式联运,加快铁路专用线建设。加强物流运输组织管理,加快相关公共信息平台建设和信息共享,发展甩挂运输、共同配送。推广绿色低碳运输工具,淘汰更新或改造老旧车船,港口和机场服务、城市物流配送、邮政快递等领域要优先使用新能源或清洁能源汽车;加大推广绿色船舶示范应用力度,推进内河船型标准化。加快港口岸电设施建设,支持机场开展飞机辅助动力装置替代设备建设和应用。支持物流企业构建数字化运营平台,鼓励发展智慧仓储、智慧运输,推动建立标准化托盘循环共用制度。

(十一)加强再生资源回收利用。推进垃圾分类回收与再生资源回收“两网融合”,鼓励地方建立再生资源区域交易中心。加快落实生产者责任延伸制度,引导生产企业建立逆向物流回收体系。鼓励企业采用现代信息技术实现废物回收线上与线下有机结合,培育新型商业模式,打造龙头企业,提升行业整体竞争力。完善废旧家电回收处理体系,推广典型回收模式和经验做法。加快构建废旧物资循环利用体系,加强废纸、废塑料、废旧轮胎、废金属、废玻璃等再生资源回收利用,提升资源产出率和回收利用率。

(十二)建立绿色贸易体系。积极优化贸易结构,大力发展高质量、高附加值的绿色产品贸易,从严控制高污染、高耗能产品出口。加强绿色标准国际合作,积极引领和参与相关国际标准制定,推动合格评定合作和互认机制,做好绿色贸易规则与进出口政策的衔接。深化绿色“一带一路”合作,拓宽节能环保、清洁能源等领域技术装备和服务合作。

四、健全绿色低碳循环发展的消费体系

(十三)促进绿色产品消费。加大政府绿色采购力度,扩大绿色产品采购范围,逐步将绿色采购制度扩展至国有企业。加强对企业和居民采购绿色产品的引导,鼓励地方采取补贴、积分奖励等方式促进绿色消费。推动电商平台设立绿色产品销售专区。加强绿色产品和服务认证管理,完善认证机构信用监管机制。推广绿色电力证书交易,引领全社会提升绿色电力消费。严厉打击虚标绿色产品行为,有关行政处罚等信息纳入国家企业信用信息公示系统。

(十四)倡导绿色低碳生活方式。厉行节约,坚决制止餐饮浪费行为。因地制宜推进生活垃圾分类和减量化、资源化,开展宣传、培训和成效评估。扎实推进塑料污染全链条治理。推进过度包装治理,推动生产经营者遵守限制商品过度包装的强制性标准。提升交通系统智能化水平,积极引导绿色出行。深入开展爱国卫生运动,整治环境脏乱差,打造宜居生活环境。开展绿色生活创建活动。

五、加快基础设施绿色升级

(十五)推动能源体系绿色低碳转型。坚持节能优先,完善能源消费总量和强度双控制度。提升可再生能源利用比例,大力推动风电、光伏发电发展,因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电。加快大容量储能技术研发推广,提升电网汇集和外送能力。增加农村清洁能源供应,推动农村发展生物质能。促进燃煤清洁高效开发转化利用,继续提升大容量、高参数、低污染煤电机组占煤电装机比例。在北方地区县城积极发展清洁热电联产集中供暖,稳步推进生物质耦合供热。严控新增煤电装机容量。提高能源输配效率。实施城乡配电网建设和智能升级计划,推进农村电网升级改造。加快天然气基础设施建设和互联互通。开展二氧化碳捕集、利用和封存试验示范。

(十六)推进城镇环境基础设施建设升级。推进城镇污水管网全覆盖。推动城镇生活污水收集处理设施“厂网一体化”,加快建设污泥无害化资源化处置设施,因地制宜布局污水资源化利用设施,基本消除城市黑臭水体。加快城镇生活垃圾处理设施建设,推进生活垃圾焚烧发电,减少生活垃圾填埋处理。加强危险废物集中处置能力建设,提升信息化、智能化监管水平,严格执行经营许可管理制度。提升医疗废物应急处理能力。做好餐厨垃圾资源化利用和无害化处理。在沿海缺水城市推动大型海水淡化设施建设。

(十七)提升交通基础设施绿色发展水平。将生态环保理念贯穿交通基础设施规划、建设、运营和维护全过程,集约利用土地等资源,合理避让具有重要生态功能的国土空间,积极打造绿色公路、绿色铁路、绿色航道、绿色港口、绿色空港。加强新能源汽车充换电、加氢等配套基础设施建设。积极推广应用温拌沥青、智能通风、辅助动力替代和节能灯具、隔声屏障等节能环保先进技术和产品。加大工程建设中废弃资源综合利用力度,推动废旧路面、沥青、疏浚土等材料以及建筑垃圾的资源化利用。

(十八)改善城乡人居环境。相关空间性规划要贯彻绿色发展理念,统筹城市发展和安全,优化空间布局,合理确定开发强度,鼓励城市留白增绿。建立“美丽城市”评价体系,开展“美丽城市”建设试点。增强城市防洪排涝能力。开展绿色社区创建行动,大力发展绿色建筑,建立绿色建筑统一标识制度,结合城镇老旧小区改造推动社区基础设施绿色化和既有建筑节能改造。建立乡村建设评价体系,促进补齐乡村建设短板。加快推进农村人居环境整治,因地制宜推进农村改厕、生活垃圾处理和污水治理、村容村貌提升、乡村绿化美化等。继续做好农村清洁供暖改造、老旧危房改造,打造干净整洁有序美丽的村庄环境。

六、构建市场导向的绿色技术创新体系

(十九)鼓励绿色低碳技术研发。实施绿色技术创新攻关行动,围绕节能环保、清洁生产、清洁能源等领域布局一批前瞻性、战略性、颠覆性科技攻关项目。培育建设一批绿色技术国家技术创新中心、国家科技资源共享服务平台等创新基地平台。强化企业创新主体地位,支持企业整合高校、科研院所、产业园区等力量建立市场化运行的绿色技术创新联合体,鼓励企业牵头或参与财政资金支持的绿色技术研发项目、市场导向明确的绿色技术创新项目。

(二十)加速科技成果转化。积极利用首台(套)重大技术装备政策支持绿色技术应用。充分发挥国家科技成果转化引导基金作用,强化创业投资等各类基金引导,支持绿色技术创新成果转化应用。支持企业、高校、科研机构等建立绿色技术创新项目孵化器、创新创业基地。及时发布绿色技术推广目录,加快先进成熟技术推广应用。深入推进绿色技术交易中心建设。

七、完善法律法规政策体系

(二十一)强化法律法规支撑。推动完善促进绿色设计、强化清洁生产、提高资源利用效率、发展循环经济、严格污染治理、推动绿色产业发展、扩大绿色消费、实行环境信息公开、应对气候变化等方面法律法规制度。强化执法监督,加大违法行为查处和问责力度,加强行政执法机关与监察机关、司法机关的工作衔接配合。

(二十二)健全绿色收费价格机制。完善污水处理收费政策,按照覆盖污水处理设施运营和污泥处理处置成本并合理盈利的原则,合理制定污水处理收费标准,健全标准动态调整机制。按照产生者付费原则,建立健全生活垃圾处理收费制度,各地区可根据本地实际情况,实行分类计价、计量收费等差别化管理。完善节能环保电价政策,推进农业水价综合改革,继续落实好居民阶梯电价、气价、水价制度。

(二十三)加大财税扶持力度。继续利用财政资金和预算内投资支持环境基础设施补短板强弱项、绿色环保产业发展、能源高效利用、资源循环利用等。继续落实节能节水环保、资源综合利用以及合同能源管理、环境污染第三方治理等方面的所得税、增值税等优惠政策。做好资源税征收和水资源费改税试点工作。

(二十四)大力发展绿色金融。发展绿色信贷和绿色直接融资,加大对金融机构绿色金融业绩评价考核力度。统一绿色债券标准,建立绿色债券评级标准。发展绿色保险,发挥保险费率调节机制作用。支持符合条件的绿色产业企业上市融资。支持金融机构和相关企业在国际市场开展绿色融资。推动国际绿色金融标准趋同,有序推进绿色金融市场双向开放。推动气候投融资工作。

(二十五)完善绿色标准、绿色认证体系和统计监测制度。开展绿色标准体系顶层设计和系统规划,形成全面系统的绿色标准体系。加快标准化支撑机构建设。加快绿色产品认证制度建设,培育一批专业绿色认证机构。加强节能环保、清洁生产、清洁能源等领域统计监测,健全相关制度,强化统计信息共享。

(二十六)培育绿色交易市场机制。进一步健全排污权、用能权、用水权、碳排放权等交易机制,降低交易成本,提高运转效率。加快建立初始分配、有偿使用、市场交易、纠纷解决、配套服务等制度,做好绿色权属交易与相关目标指标的对接协调。

八、认真抓好组织实施

(二十七)抓好贯彻落实。各地区各有关部门要思想到位、措施到位、行动到位,充分认识建立健全绿色低碳循环发展经济体系的重要性和紧迫性,将其作为高质量发展的重要内容,进一步压实工作责任,加强督促落实,保质保量完成各项任务。各地区要根据本地实际情况研究提出具体措施,在抓落实上投入更大精力,确保政策措施落到实处。

(二十八)加强统筹协调。国务院各有关部门要加强协同配合,形成工作合力。国家发展改革委要会同有关部门强化统筹协调和督促指导,做好年度重点工作安排部署,及时总结各地区各有关部门的好经验好模式,探索编制年度绿色低碳循环发展报告,重大情况及时向党中央、国务院报告。

(二十九)深化国际合作。统筹国内国际两个大局,加强与世界各个国家和地区在绿色低碳循环发展领域的政策沟通、技术交流、项目合作、人才培训等,积极参与和引领全球气候治理,切实提高我国推动国际绿色低碳循环发展的能力和水平,为构建人类命运共同体作出积极贡献。

(三十)营造良好氛围。各类新闻媒体要讲好我国绿色低碳循环发展故事,大力宣传取得的显著成就,积极宣扬先进典型,适时曝光破坏生态、污染环境、严重浪费资源和违规乱上高污染、高耗能项目等方面的负面典型,为绿色低碳循环发展营造良好氛围。


国务院

2021年2月2日


2021-02-22

聚焦:新一代电力系统“适配”储能

要实现碳达峰、碳中和目标,到2030年我国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上,这要求电力系统要更加灵活。与煤电灵活性改造、建设气电等调节技术手段相比,储能技术多样化,具有广阔的应用前景,如电动汽车、新能源+储能、光储充一体化等各种储能技术正加快应用到电力系统各环节。但同时,动力电池等储能细分领域小、散、乱,发展缺乏统筹规划。因此,面对构建新一代电力系统的迫切需求,储能机遇与挑战并存。

近日,记者在调研采访如何构建新一代电力系统的过程中,多位业内专家不约而同提到“要发展储能”。众所周知,随着储能技术逐渐深入应用,其在新能源并网消纳、电网运行控制等方面发挥的作用正日益显现。据预测,到2050年,我国风电、光伏发电占总装机的比例将接近70%,储能尤其是电池储能技术将应用到电力系统发、输、配、变、用、调等各个环节,有效解决高比例可再生能源的接入问题,助力构建新一代电力系统。提升系统灵活性的可靠手段在落实碳中和目标、保障能源安全、加快推进能源转型的背景下,“十四五”我国可再生能源将快速发展,“双高”(高比例可再生能源、高比例电力电子装备)电力系统特征日趋显著。同时,存量调节资源呈现枯竭化,转动惯量、电力和调峰平衡、频率调节、电压支撑等问题将逐渐凸显,电网安全稳定运行面临重大挑战。为提高电力系统的灵活性,在电源侧和电网侧调节手段均难以满足大规模新能源并网消纳需求的情况下,储能将极具吸引力。

“源、网、荷、储各侧将共同构建未来电力系统灵活调节资源体系,储能作为性能优异的灵活调节资源,将具有广泛的应用前景。”国网能源院新能源研究所专家胡静对记者分析,从发挥作用层面来看,储能可以更有效地满足因新能源大规模接入和用能方式升级带来的系统平衡新需求;从发展前景方面来看,传统的电力系统灵活调节电源具有一定局限性,储能是我国未来提升系统灵活性较为重要和可靠的手段;从发展优先级层面来看,储能属于提升系统灵活性的增量资源,要在充分挖掘存量资源的基础上,进行统筹开发;从发展平台层面来看,需要发挥电网的平台作用,引导电源侧、电网侧、用户侧各侧储能共同发挥作用。

对于“十四五”储能在新一代电力系统中的定位,中关村储能产业技术联盟研究经理张兴认为,短期来看,由于缺乏独立的主体身份,储能更多是和新能源、火电、用户等主体绑定在特定领域里发挥作用,应用场景也较单一。由于储能在促进新能源接入和消纳、电网安全高效运行、提高用户用电体验和经济性等电力系统的发、输、配、用等各个环节均能发挥作用,因此需从全局性、系统性、整体性上看待储能在未来电力系统中的价值。

胡静也认为:“储能产业发展不能就储能论储能,需要站在整个国民经济的高度,全面考虑系统调节资源成本的投入,统筹储能发展,使储能发挥其应有价值,又能获得收益。”亟需解决诸多关键问题目前,我国以电化学储能为代表的新一代非抽蓄储能发展态势强劲,储能产业发展已从技术示范进入商业化初期发展的新阶段。但同时,“在形成源网荷储协同消纳新能源的格局中,亟需技术突破。”华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏对记者表示,如果能快速降低新型储能技术的成本,储能将得到更广泛的应用,甚至颠覆传统电力系统模式。如果短期内还难以实现技术的显著突破,那么建立合理的源荷储协同机制就显得非常必要。

一方面,通过交易机制或需求响应机制让源荷储之间能更好地互动和平衡,提高能源利用效率和经济性;另一方面,可以将其打包为一个整体参与到电力系统的平衡运行中,以发挥更大价值,如负荷聚集商、虚拟电厂就是典型的聚集“源荷储”资源并发挥更大作用与效果的模式,而基于增量配电网或微电网的多能互补系统则可以发挥“网”的作用,进一步提升源网荷储协同优化的价值。

胡静对记者直言,未来储能快速发展需要重视多个关键问题,要统筹储能发展规划,引导储能合理布局、有序发展。我国在推动储能产业发展时应注重规划先行,从安全效益、经济效益、社会效益等角度进行综合衡量,结合“十四五”电力需求及电源发展趋势预测,考虑成本变化、环保要求等因素,在提高电力系统安全可靠性的前提下,以能耗最低、投资最优、可再生能源充分消纳等为目标,统筹不同技术类型和应用需求,测算各地区合理的储能建设时序与规模,滚动规划区域电网储能容量,引导储能有序发展。

同时,要明确储能在部分细分应用场景下的市场准入,完善交易规则。如完善新能源配置储能、共享储能、电网侧独立储能的参与电力电量交易的市场准入、调度运行管理和交易机制;推动形成电化学储能参与有偿调压、容量备用、黑启动的市场化运营规则;建立健全电能量市场、辅助服务市场、容量市场,实现抽水蓄能电站在市场中的“长协采购+现货市场”的收入方式;推动形成聚合储能、虚拟电厂、V2G(车网互动)等电力新业态用户侧储能参与电力市场的规则。

“对于特定场景储能和抽水蓄能要考虑其公共属性,适当纳入监管范围。同时,对于特定场景储能,如保障系统安全、保障输配电功能等无法从市场获利的场景,若无第三方投资建设,可通过电网公司兜底建设,并通过完善输配电价机制进行疏导。”胡静指出。储能成本呈快速下降态势对于未来五年储能发展的前景,业内人士均持乐观态度。据统计,截至2020年底,我国风电装机2.81亿千瓦、光伏发电装机2.53亿千瓦,合计达5.34亿千瓦,根据相关机构预测,到“十四五”末,我国风光发电累计装机规模将达10亿千瓦以上,波动性新能源发电量占比将超过15%。

“根据IEA(国际能源署)的研究结论,如果波动性可再生能源渗透率超过15%,电力供需平衡难度更大,需系统性地提高电力系统的灵活性,而现有设施和改进运行方式难以满足这一要求,尤其是在我国缺乏成熟的电力市场的情况下,这一问题会更加突出。”张兴对记者表示,储能可为电力系统提供调频、备用、调峰、黑启动等调节能力,从目前各地区辅助服务市场规则条文来看,基本明确了储能参与辅助服务市场的身份,独立储能电站和联合储能电站形式均被允许参与电力辅助服务。

胡静表示,储能未来发展很大程度上取决于储能和新能源的技术经济进步性和政策机制的影响。从目前的发展趋势来看,“十四五”期间储能、光伏发电、风电仍将实现较快的技术进步和成本下降,新能源配置储能、用户侧储能、分布式光储等项目的收益水平将逐步提升,迎来规模化发展。同时,在政策机制方面,随着我国电力辅助服务市场和现货市场的市场机制逐步健全完善,除削峰填谷和需量管理外,储能可从市场上获取更多收益,将成为电力系统中最为活跃的主体之一。

张兴认为,从储能成本来看,根据CNESA(中关村储能产业技术联盟)预测,磷酸铁锂储能的度电成本在“十四五”末将下降至0.18-0.27元/千瓦时,在当前基础上下降50%以上。随着储能度电成本的快速下降,“十四五”期间,储能会呈现加速发展趋势。

科华数据股份有限公司新能源事业部副总经理曹建还表示,未来光伏+储能将创造更多更安全可靠的发电场景,同时,其具备快速响应电网调频等众多优势。

安迅电力认为,储能未来发展很大程度上取决于储能和新能源的技术经济进步性和政策机制的影响。从目前的发展趋势来看,“十四五”期间储能、光伏发电、风电仍将实现较快的技术进步和成本下降,新能源配置储能、用户侧储能、分布式光储等项目的收益水平将逐步提升,迎来规模化发展。

2021-02-20

山东能源局:《关于印发2021年全省能源工作指导意见的通知》

2月19日,山东省能源局印发《2021年全省能源工作指导意见》,提出实施可再生能源倍增计划,到2021年底,新能源和可再生能源发电装机达到5200万千瓦以上,占电力总装机比重达到32%以上,年内完成投资300亿元以上。数据显示,2020年,山东全省新能源和可再生能源发电装机累计达到4791万千瓦,2021年山东新增可再生能源发电装机将达到409万千瓦以上。

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为了加快推进能源结构优化调整 ,《指导意见》提出:印发实施“十四五”能源规划。围绕实现碳达峰、碳中和战略目标,系统谋划“十四五”规划目标和重点任务,印发实施《山东省能源发展“十四五”规划》,配套出台煤炭、 电力、石油天然气、可再生能源、能源技术创新等分领域专项规划。《指导意见》提出:围绕打造千万千瓦级盐碱滩涂地风光储一体化基地,建成投运通威东营渔光一体化生态园区等项目;推进采煤沉陷区光伏基地建设,建成新泰翟镇采煤塌陷地平价光伏等项目;支持利用厂房、商业建筑屋顶等,建设分布式光伏电站。可再生能源发电装机突破5000万千瓦,年内完成投资300亿元以上。

积极推动储能发展,建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制,新能源站场原则上配置不低于10%储能设施。全省新型储能设施规模达到20万千瓦左右。


附件:2021年全省能源工作指导意见.pdf




2021-02-19

“新能源+储能”要抓住“碳中和”机遇

“碳达峰、碳中和”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展。同时,高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求,给储能发展带来新机遇。

  2030年新能源

  新增配储或超34GW 

  2020年9月22日,我国在联合国大会上向世界承诺,“中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”(以下简称“30·60双碳目标”)。2020年12月13日,我国在气候雄心峰会上进一步阐述碳达峰、碳中和目标,提出到2030年中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上,非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

  国家能源局公布的数据显示,2020年全国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦,风光新增装机之和约为1.2亿千瓦。此前国家能源局公布2020年1-11月新增风电装机2462万千瓦,新增太阳能发电装机2590万千瓦。这意味着,仅2020年12月的风电、太阳能新增装机容量就分别高达4705万千瓦、2330万千瓦。截至2020年底,风电、太阳能发电累计装机总容量超过5.3亿千瓦。

  国家能源局已发布2021年新增风电、太阳能发电1.2亿千瓦的目标,如果按照新能源装机的5%来配置储能,那么2021年新能源侧储能规模将新增6GW。

  按照2030年风电、太阳能发电总装机12亿千瓦以上的目标,预计未来10年,风电、太阳能发电合计年均至少新增规模6700万千瓦以上,才能实现12亿千瓦以上的目标。若按5%的配置储能比例测算,2030年风光新能源将新增配套储能34GW以上。

  中国投资协会联合落基山研究所预测,在“碳中和”目标下,2050年,中国光伏和风电将占到电力总装机量的70%。相应地,电化学储能将由2016年的189MW增长到510GW,年均增长率达26%。

  “30·60双碳目标”的提出必将加快推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展,高比例可再生能源对电力系统灵活调节能力将提出更高要求,给储能发展带来新机遇。储能装置可实现负荷削峰填谷,增加电网调峰能力,也可参与系统调频调压,提高电网安全稳定性。加快储能有效融入电力系统发、输、用各环节进程,对于保障电力可靠供应与新能源高效利用,实现“30·60双碳目标”具有重要意义。

  “新能源+储能”问题不少

  一是灵活性资源不足。

  由于我国资源禀赋和用能负荷不均衡,加之新能源的时空不匹配,风光大规模接入电网,其波动性和间歇性给电网带来的影响也被日趋放大。电网的调峰、消纳压力巨大,需要更多灵活性资源为电力系统的安全稳定高效运行提供支撑。目前,我国电力系统灵活性较差,远不能满足波动性风光电并网规模快速增长的要求。我国灵活调节电源,包括燃油机组、燃气机组以及抽蓄机组占比远低于世界平均水平。特别是新能源富集的三北地区,灵活调节占比不到4%。高比例可再生能源电力系统运行的最大风险就是灵活性可调节资源不足,调频调峰资源明显不足,安全稳定问题凸显。

  最新发布的《电力系统安全稳定导则》(GB38755-2019)要求,电源均应具备一次调频、快速调压、调峰能力。随着光伏风电发电比例不断增大,电网的调频需求越来越大。截至2020年底,已有18个省市出台了鼓励或要求新能源配储能的有关文件。湖南、湖北、内蒙、山东、山西、河北、贵州明确规定了储能配比比例,配置储能的比例从5%到20%不等。辽宁、河南、西藏三地虽未要求具体储能配置比例,但相关文件明确在新能源项目审核过程中“优先考虑”新能源配置储能项目。

  目前新能源配置储能项目普遍被认为是新能源配电储能装置,尤其是化学电池。但灵活性资源有多种,既包括灵活性火电、抽水蓄能电站、燃气电站、燃油电站、储能,还包括可调节负荷等,应从系统的角度统筹优化,共同参与到电力系统的运行调节过程中。

  二是市场机制和相关激励机制不健全。

  受体制改革不到位、市场机制不健全、市场化程度低等影响,我国新能源发电一直存在消纳难题。目前储能存在技术经济性不高、位置独立分散、利用率低,成本疏导途径及盈利能力受限等问题。

  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,强配储能给新能源企业带来较大的成本压力。尽管电化学储能成本呈逐年下降趋势,但目前仍高达0.6-0.8元/kWh,远高于抽水蓄能电站0.21-0.25元/kWh的度电成本。安装、运行成本之外,融资成本、项目管理费等附加费用也很高。由于补贴退坡、资金拖欠、平价上网等因素,新能源项目盈利空间逐步压缩,配置储能缺乏合理的机制和明确的投资回收渠道,带来的收益有限,企业建设积极性较低,导致部分省份新能源与电网企业矛盾加剧。

  三是电化学储能相关标准缺失。

  电化学储能产业已发展十几年,相关标准却没有得到完善,储能系统从设计、运输到安装、投运、验收和后期运维,以及储能系统的灾后处理、电池回收等,都没有非常完善的标准和政策来支撑。

  新能源配储要抓住四个关键点

  首先,加强储能与“源—网—荷”协调规划。

  政府应统筹规划所有灵活性资源的发展,如果一拥而上、泛滥式发展,其结果只会造成无序竞争和社会资源的浪费。

  加强储能与“源—网—荷”协调规划,促进“源—网—荷-储”协调发展。根据不同地区对灵活调节资源的需求、发展定位和特点,明确储能发展规模和布局,实现“源—网—荷—储 ”协调发展,合理确定储能发展规模、设施布局、接入范围和建设时序并滚动调整,引导储能合理布局、有序发展。

  其次,加快电力市场建设。

  应进一步加快建设电力中长期电力市场、现货市场、辅助服务市场和可能的容量市场等,使各种电力资源都能在市场交易中实现其经济价值,以促进新能源在更大范围、全电量市场化消纳,最终提高新能源发电占比。

  要建立能够充分反映储能价值的市场化机制,合理科学地评估储能配置规模和储能服务价值,针对市场化过渡阶段和全面市场化阶段分别设计市场规则,最终形成“谁受益,谁付费”的市场化长效机制。可以先从允许储能系统运营商作为独立市场主体提供多元化服务入手,使其能够参与调峰、调频、黑启动等各类服务。除了拉大峰谷价差外,储能的价格机制可按照容量电价、电量电价、辅助服务电价予以制定,且以对电能质量的影响作为电价的评估标准。在出台相应价格政策的同时,也要通过其实践情况进行调整和修正。

  再次,推动储能云平台建设。

  以互联网思维看待储能服务,推动储能云平台建设,以共享经济、平台经济的发展模式创新储能运营的体制机制,充分挖掘储能云的利用潜力,积极探索综合能源服务、绿电交易、需求响应、能源托管等新型商业模式,通过设备共享、资源共享和服务共享最大限度地发挥储能设备的利用价值,实现储能设备资源优化配置和高效利用。

  最后,制定和完善储能相关标准。

  进一步完善储能规划设计、设备试验、并网检测、安全运维、消防等技术标准,建立储能实施门槛。推进储能技术创新与标准化协同发展,解决储能设施参与系统运行的关键问题,有效保障我国储能产业高质量发展。

安迅电力认为新能源配储能的政策出台,在实现碳中和目标的过程中将起到至关重要的作用,将为新能源的新一轮快速发展提供动力。在实践中应尽快建立健全储能相关技术标准、消纳市场管理,从源头塑造储能行业精细化、可持续性的健康发展环境。

2021-02-07

百亿级光伏项目密集上马 无序扩张苗头需警惕

在碳达峰、碳中和等目标的引领下,光伏行业正受到前所未有的关注。随之而来的是一系列扩产计划被密集抛出,近日,中环股份宣布拟在宁夏投建50GW单晶硅片,福莱特在不久前也表示要新投资5座光伏玻璃窑炉,总的来看,这一轮扩产潮涉及产业链的方方面面。

扩产背后,既有行业容量增加的有利因素,也有企业进一步抢占市场份额的盘算。但需要注意的是,警惕行业无序扩产的声音正越来越多,作为最激进的一个环节,硅片的过剩风险愈发突出,机构预计,明年硅片均价或将下降20%;电池与组件的扩产同样激进,以至于六大组件企业2021年的合计出货量目标超过了今年全球的潜在需求。

相比之下,硅料与光伏玻璃保持着供应偏紧的态势,站在今年的视角,这两个环节的新产能释放相对有限。但是,扩张一直在路上,以硅料为例,记者获得的数据显示,2021年硅料预计新增产能8.78万吨,2022年为20.5万吨,市场的潜在波动给当下的扩张埋下了不确定性。

谨防硅片过剩危机

2020年,光伏行业的一大亮点就是涌现出不少新势力企业,其中,硅片环节尤其引人关注。去年四季度,上机数控旗下的弘元二期8GW硅片项目投产,加上此前已投产的一期5GW项目,合计产能13GW。根据东北证券等机构的预计,公司实际产能释放有望达到20GW。

另一家硅片新势力企业是京运通,同样公布了雄心勃勃的扩产计划,公司现有乌海一期5GW硅片项目,实际产能可提升至7GW左右;在规划的还包括乌海二期10GW,以及乐山24GW项目,其中,乐山项目分两期实施。公司预计2021年末的硅片产能可达30GW左右。

上机数控与京运通都是由设备制造转向硅片生产的,两家公司硅片产能扩张的同时,长单合同纷至沓来,近期,上机数控累计获得305亿元硅片订单,京运通获得长单约168亿元。伴随扩产与大单加持,2020年,上机数控、京运通股价涨幅分别达到了623%和243%。

光伏硅片一直是隆基股份、中环股份的双寡头天下,新势力企业崛起的重要原因是市场期待出现新的独立第三方供应商,硅片市场两强格局的更迭似乎就在当下。然而,新势力企业尚未羽翼丰满,中环股份最近的一笔大规模扩产计划就令市场为之震动。

按照中环股份的计划,公司拟在银川经开区建设50GW(G12)太阳能级单晶硅材料智能工厂及相关配套产业项目,项目总投资额预计120亿元。中环股份表示,该项目将扩大规模效益、提效降本,项目建成后,公司单晶总产能将达到135GW以上。

隆基股份方面,市场普遍预计其2021年硅片产能将达到110GW,保持绝对市场领先。不过,问题也来了,综合各家的现有产能与扩产计划,2021年国内硅片产能超过300GW已经是大概率事件,但根据光伏行业协会的预测,今年全球光伏新增装机约为150GW~170GW。

硅片产能短期过剩的风险已经显而易见,一场价格战似乎随时都将来临。兴业证券就表示,根据2021年国内硅片需求情况及硅片行业的成本曲线,预计明年硅片的价格中枢将在2.67元/片附近,下降20%左右。

值得一提的是,近日,中环股份上调了部分硅片产品价格,其中,M6、G1尺寸与前期价格相比上涨0.1元/片,G12尺寸上涨0.12元/片。中环股份的涨价虽然有些突然,但业内人士告诉记者,一季度,单晶硅片产能尚未大量释放,供需依然偏紧,当下市场行情不支持立刻降价。

对于硅片环节的急速扩张,已经有不少行业专家及协会呼吁市场保持冷静,不要冲动扩产。但实际上,除了上市公司以外,不少非上市企业也正磨刀霍霍,1月18日,江苏美科35GW大尺寸单晶硅片项目签约;1月29日,高景太阳能50GW大尺寸单晶硅片项目开工奠基。

电池、组件

面临技术革新

硅片的下游,电池、组件环节同样扩张步伐迅速,举几个例子,晶澳科技近日公告称,拟在扬州经开区投资建设电池和组件项目,项目分两期建设。一期为10GW电池和6GW组件项目,拟投资总额60亿元;二期拟投资总额40亿元。

今年1月,东方日升签订新型高效光伏电池及组件(金坛基地二期)项目合作意向书,公开资料显示,本次合作主要系东方日升拟在东方日升常州原有厂区内建设年产4GW以上新型高效光伏电池及6GW以上新型高效光伏组件项目。

电池与组件环节的扩产计划更多的来自于2020年,根据通威股份去年2月披露的三年发展规划,2020年公司电池产能达到30GW~40GW、2021年要达到40GW~60GW;去年8月,爱旭股份公告称,拟通过浙江爱旭投资建设义乌四期、五期年产10GW高效晶硅电池项目。

组件龙头天合光能的情况也值得关注,去年8月,公司宣布拟投资建设年产10GW高效210mm太阳能电池项目,2021年底的电池产能规划合计将达到26GW左右;此外,天合光能与通威股份的全产业链合作中还涉及15GW高效晶硅电池项目。

相比硅片而言,电池、组件同样面临过剩风险,但由于两者更接近终端用户,而终端用户的核心诉求就是度电成本的降低。从这个角度来看,电池、组件环节扩产的不确定性更多来自于技术的更迭,包括电池从P型转向N型、大硅片的应用以及大功率组件的普及程度。

记者从业内得到的反馈显示,光伏电池技术正迎来新旧替代的拐点,“光伏行业里,三年就会出现一个大的更替,PERC电池是2017年出来的,现在眼看着PERC即将面临下一个新技术替代的时间节点。”一家电池厂商人士向记者说道。

虽然PERC电池的生命周期还不会很快结束,但业内不少电池企业已经转向其他新技术,例如,记者从爱旭股份了解到,公司2021年的新增电池产能将不再采用PERC技术,而是其他技术路线。关于下一代电池技术路线,业内通常看好异质结、TOPCon等方向。

大硅片的应用推动了大功率组件不断推陈出新,天合光能的规划是,210mm大尺寸电池产能在2021年底占比将达到70%左右,而这些电池产能必然用于制造更大功率的组件产品。随着更高转换效率、更大功率产品的面世,电池、组件环节可能会出现结构性的供需不平衡。

当然,组件环节会否掀起一场“腥风血雨”般的客户争夺战同样值得关注,因为,按照行业统计,相较于2020年,2021年六大组件企业(隆基、晶科、晶澳、天合、阿斯特、东方日升)的出货目标基本呈现翻倍增长,六家企业合计总目标就已经超过了170GW。

硅料、玻璃仍显紧缺

当然,整个光伏产业链中也有“异类”,硅片、电池、组件环节虽然大规模扩产,但仍可能受制于硅料与光伏玻璃等环节的供应不足。难道硅料与光伏玻璃制造商没有扩产计划吗?实则不然,只不过由于扩产周期不同以及政策限制等因素,这两个环节扩产进度相对较慢。

从硅料端来看,硅料供应商的扩产计划一直存在,但由于硅料属于化工产品,扩产周期相对较长、安全生产要求高。去年下半年以来,硅料供应紧缺的现象愈发突出,价格也从6万元/吨的低点冲高至9万元/吨以上,涨幅超过50%。

记者从中国有色金属工业协会硅业分会获得的数据显示,2021年国内硅料新增产能预计约为8.78万吨。硅业分会副秘书长马海天向记者表示,在2021年光伏国内新增60GW装机,全球新增160GW的前提下,硅料市场在上半年呈现阶段性供应过剩,需求有望在二季度达到低点;不过,下半年市场会再次呈现供不应求,价格可能出现快速上涨。

在光伏玻璃环节,近期实际上是有不少扩产动作的,例如,去年末,中电彩虹投资106亿元超薄高透光伏玻璃项目签约活动在江西省上饶市举行,该项目计划建设10座光伏玻璃炉及配套加工生产线,中电彩虹旗下彩虹新能源成为该项目的实施单位。

福莱特也于近期决定投资约43.5亿元,在凤宁现代产业园建设5座日熔化量1200吨光伏组件玻璃项目,该项目预计2022年陆续投产,项目建成后预计形成销售收入超过50亿元。

除了福莱特、彩虹新能源等一众老玩家,光伏玻璃市场也吸引了很多行业外的企业参与进来。例如福耀玻璃,公司在H股配售计划中表示,一部分募集资金将用于扩大光伏玻璃市场,其他的新进入者还包括旗滨集团等。

从专业机构的最新报价来看,上周,3.2mm镀膜光伏玻璃的均价为43元/平方米,而2.0mm的均价为34.5元/平方米,价格延续了去年末以来的高位运行态势。这也就意味着,虽然大批项目计划上马,但短期光伏玻璃的供应仍然十分紧张。

记者从业内得到的反馈显示,光伏玻璃供应紧张的状况有望在今年下半年缓解,不过,届时可能会出现结构性问题。一方面,匹配182、210等大尺寸组件的光伏玻璃仍有可能供不应求;另一方面,在双玻组件渗透率逐渐提升的背景下,2.0mm光伏玻璃可能出现紧缺情况。 


2021-02-06

央/国企巨无霸挥师进军 分布式光伏投资重回“风口”

2020年12月4日,全球清洁能源“巨无霸”国家电投抛出重点计划,在分布式光伏领域打造独角兽企业。

2020年8月25日,东方电气投资与三峡资本、正泰新能源、天宏阳光共同投资创立三峡智慧能源投资(海南)有限公司,初期聚焦工商业分布式光伏电站的投资运营。

……

“央、国企开始着急了。”对于以摧枯拉朽之势称霸大型地面电站开发的国企开始密集进军分布式光伏,成立仅一年半便以300MW签约、200MW并网量入驻行业前三的“黑马”道达尔远景CEO孙捷如此评价。

19GW、21GW,2017~2018年,分布式光伏装机一度疯狂,然“531”一纸通知瞬间浇灭了市场投资热情。不过,逐渐成熟的商业模式下10%的收益率,远远高于大型地面电站,这也让分布式光伏的投资热情再度被点燃。


“玩家”聚焦

根据国家能源局公布的最新数据,2020年我国分布式光伏新增装机15.52GW,其中户用光伏10.1GW,同比增长91%;工商业分布式光伏5.42GW,同比降低22%。

从年度数据来看,工商业分布式光伏的成绩依旧不太理想。而背后掣肘原因,沉浸新能源行业近十年的孙捷总结为两大原因,其一便是历史原因——补贴。

2013年,国家发改委下发《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》,开启三类资源区光伏标杆上网电价及分布式光伏度电补贴制度,由此正式催生了我国光伏市场的“黄金时代”。从2016年起,光伏补贴逐年下调,但分布式光伏补贴在2016~2017年依旧保持了最初的0.42元/千瓦时。2018年起,分布式光伏补贴开始下调,至2020年历经4次下调,工商业分布式光伏补贴从0.37元/千瓦时直线下滑至0.05元/千瓦时,降幅高达86%。

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另一大原因则是分布式光伏的自身属性。孙捷介绍,合同能源管理是工商业分布式开发的主流模式之一,其中“收电费”可谓一块难啃的骨头,这与企业信用息息相关,而挖掘优质企业用户也是分布式光伏开发中艰难的第一步。

此外,分布式光伏的高补贴曾吸引一众外行蜂拥而入,其中不乏投机者,这为分布式光伏电站质量埋下隐患,叠加规模较小且分散,分布式光伏电站融资及可交易性大打折扣。“资产贵在流动,但在近年来的光伏电站交易中,分布式光伏电站交易寥寥无几。” 孙捷指出。

由此,2018年后一大批人员开始纷纷离场,留下的则是长期专注分布式光伏领域的企业。

“近两年分布式光伏的装机规模虽然仅有5GW左右,但合理的规模也让‘玩家’从过往的分散开始逐渐聚集。”孙捷介绍。梳理当下分布式光伏市场的投资企业(不包含EPC服务商),大致可以分为三类。

一是以上述提到的道达尔远景等中外合资企业为代表的专业投资商,据孙捷介绍,2020年道达尔远景完成了300MW的分布式光伏签约量,新增并网规模200MW左右,“主要受上半年疫情影响,很多企业新建工厂及改造工期延后影响了屋顶光伏项目并网。2021年计划签约量达到500MW。”

第二大不容忽视的力量则是国网、南网两大电网旗下的综合能源公司。以南网综合能源公司为例,其招股说明书显示,截至2020年6月,分布式光伏电站投资建设运营项目一共 132个,总装机容量 697.87MW。

第三则是地方国企,如青岛城投、广州发展、浙江交投等。据悉青岛城投仅上海公司2020年分布式光伏的开发规模约80MW。

随着国家电投、龙源电力、三峡、大唐等央企的挥师,电力央企无疑将成为分布式光伏开发市场的第四股主力开发力量。从2020年的光伏备案数据来看,央企分布式光伏项目的储备规模正快速飙升,如国家电投2020在仅在河南一地便备案上百兆瓦分布式光伏项目;在江西刚刚公布的省级光伏发电规划论证项目库中,大唐、国家能源集团的分布式光伏项目规模均超200MW。

不过,在孙捷看来,分布式光伏最终是“企业对企业的行为”,央企最终能否真正沉下去和分散的终端用电企业打交道,还须后续观察。因此,不排除央企联手民企共同开发,如龙源电力。

“不仅仅是分布式光伏”

来自彭博新能源财经的一份分析数据显示,预期到2040年,中国工商业屋顶分布式光伏市场规模或达到300GW。收益率方面,据一位资深从业人员透露,即使是平价模式下,自发自用的分布式光伏项目收益率仍可达到10%以上。

无论是“玩家”质量,亦或开发潜力,无不显示分布式光伏的投资价值已得到市场的充分认可。

“但价值远未被开发”,在这一过程中,专业投资商的创新功不可没。如联盛新能源以“零碳新城平台”主打普惠性;道达尔远景强调“可融资性”和“可交易性”。

其中,道达尔远景可谓特立独行。道达尔远景于2019年7月正式成立,由全球石油天然气巨头道达尔携手零碳技术公司远景科技集团,旨在“重塑分布式光伏行业的游戏规则”。

虽然仅仅成立一年半时间,但沉淀行业5年以上的业内人士可谓对这一公司并不陌生,因为核心力量之一的远景早在2014年便进军分布式光伏市场。彼时,远景以阿波罗光伏为触角,为行业提供标准、设计、管理等数字化软件,全力打造第三方资产服务平台。而道达尔的加入,投资实力如虎添翼。

“立足分布式光伏,超越分布式光伏。”孙捷强调,道达尔远景以分布式光伏为切入点,为终端客户提供一揽子零碳综合解决方案,包括光储充和绿证交易等服务领域,持续为客户创造价值,帮助客户实现100%绿色能源转型。“道达尔远景不在乎一个项目规模有多大,在乎的是客户是否有持续的零碳需求实现价值挖掘,道达尔远景能不能作为客户值得信赖的解决方案提供商和客户长期合作下去,从这个角度来看,分布式光伏的投资价值被重新定义了,这个是关键。”

此外,道达尔远景力在破局分布式光伏的弊端,打造分布式资产的“可融资性”和“可交易性”。而实现这两个目标的前提就是投资开发和建设高质量电站。

据孙捷介绍,道达尔远景承袭远景科技集团与道达尔高质量标准、重安全和数字化的优势,在项目设计、建造过程中,公司有严格的安全标准和质量要求,同时通过智能化平台全程监控。道达尔远景奉行的高质量和安全标准受到国内外金融机构的广泛认可,目前已经并网的资产包即将获得金融机构数亿元的无担保项目融资,这在国内分布式光伏行业尚属先例。

值得重视的是,在全球减碳的大趋势下,100%使用可再生能源已成为各行各业领头企业的不二选择。而受屋顶装机规模限制,分布式光伏产生的绿电对企业贡献相对有限,绿证、碳交易等需求应运而生。

就绿证而言,道达尔远景在2020年进行了先行探索。孙捷介绍,当前国内绿证交易尚不包含分布式光伏项目,于是道达尔远景转向国际绿证。国际绿证包含I-RECs和APX/TIGR两大体系,受到RE 100联盟成员企业的广泛认可。目前,道达尔远景已经有多个分布式光伏项目成功进行了国际绿证交易。孙捷预测,一年内单个绿证价格将超过20元,甚至到30元,后续随着需求增加价格会有较大涨幅。

尽管目前分布式项目无法参与绿证交易,但生态环境部发布的《碳排放权交易管理办法(试行)》已于2月正式施行,全国碳市场正式启动。在碳交易市场中,除了控排企业外,满足相关条件的自愿减排企业及个人也可以通过登记注册成为交易方,提供核证自愿减排量-CCER,这为分布式光伏带来了新的增值空间。

据业内测算,2020年在我国率先实行碳交易试点的地区,CCER价格约30元(5美元左右)/吨。孙捷表示,如果20元/吨,则意味着光伏电站每度电将获得约2分钱补贴,收益相当可观。

权威机构预测,2030年CCER价格将上升到160元(25美元左右)/吨以上。在我国2030年“碳达峰”、2060年“碳中和”目标的刺激下,碳交易无疑将为分布式光伏带来前所未有的发展机遇。

“绿证和碳交易将会越来越受到关注。”挖掘更多附加价值,也将成为分布式光伏主流“玩家”的下一个核心竞争点。

仍旧道阻且长

“十四五”期间,分布式光伏装机或达100GW,分布式光伏重回巅峰被寄予厚望。

但需要看到的是,诸如融资贵、融资难、屋顶难找、电网消纳以及企业经营风险等问题依然存在,分布式光伏发展并非一路坦途。

短期内,分布式光伏电站的主要收益仍来自发电收入,其他的增值渠道尚不通畅。以碳交易为例,虽然整体前景看好,但碳交易对光伏电站的收入贡献仍存不确定性,如各个地方政府尚未公布高排放企业的配额。而CCER是买方市场,如果配额较多那么基本上CCER没有需求。

此外,孙捷提醒,目前仅有北京、上海、广州等地建设了环境交易所,且地方限制较为严重,“全国碳交易步入正轨还须半年时间”。

长远来看,“隔墙售电”放开之后分布式光伏将进入跨越式发展阶段。而自2017年国家发改委、国家能源局印发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》以来,分布式发电市场化交易推行进程较为缓慢。今年年初江苏地区率先破局,先后发文明确了相关电价和电费结算问题,为“隔墙售电”扫清了障碍。

用户侧、灵活性、收益稳、想象空间大,分布式光伏的优势毋庸多言,必将在未来的光伏开发中扮演至关重要的角色。但行业突破,仍旧需要政策引导,需要企业创新,需要行业自律。而突破升级后的行业,诞生的将是下一个分布式光伏“独角兽”企业。


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