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2021-01-22

经济日报:警惕光伏盲目扩产

在碳中和目标的指引下,成本快速下降的光伏发电被认为是未来最具发展前景的清洁能源。去年以来,在资本的大举加持下,不仅光伏概念股在二级市场上一路狂飙,各大光伏企业也开启了新一轮“扩产潮”。从硅料、硅片、电池片、组件,再到逆变器、玻璃等辅材,你方唱罢我登场,仿若哪个企业不发布个扩产消息,都不好意思在光伏圈继续“混下去”。

据不完全统计,隆基股份、通威股份、晶澳科技、天合光能等13家龙头企业2020年共宣布了40个扩产项目,总投资超过2100亿元。其中,9个项目投资规模超过100亿元,3个项目计划投资额达到200亿元,仅通威股份一家2020年在扩产方面投资便高达近500亿元。

突如其来的“光伏热”引发了对新一轮光伏产能过剩的担忧。毕竟,在产能扩张这件事上,光伏行业有着刻骨铭心的记忆。2008年至2012年期间,中国光伏产业高速扩张,全国有300多个城市上马光伏项目,20余个城市要建千亿元产业基地。得到地方政府支持的光伏企业争相扩张,导致行业产能严重过剩,整个中国的光伏产能比全球需求量还大一倍以上。结果在遭遇欧美“双反”的情况下,曾经的光伏巨头江西赛维、无锡尚德负债数百亿元之后轰然倒下。

光伏是典型的重资产行业,而且技术更迭迅速,企业需要不断投入资金进行产线和配套升级,这导致光伏企业自由现金流普遍较差。由于大船难掉头,企业产能越大,产业链一体化程度越高,在技术迭代中承担的风险就越大,一旦押错技术路线,或是经营节奏没有踩准,往往就会陷入困境。

当前,站上风口的光伏行业,在紧抓机遇的同时,一定要增强风险防范意识,力避行业运行大起大落。对于光伏企业而言,要保持清醒头脑,在扩张的同时多想想市场能不能跟得上产能,做到有序扩产。同时,要大力转变发展方式,通过兼并重组、优化存量来实现企业规模的扩张。

从更大层面看,在促进光伏产业健康有序发展这件事上,无形之手和有形之手要协调配合。市场在资源配置中起到决定性作用,政府也要发挥好规划作用。对于各级政府来说,要做好产业规划,对产能过剩项目投资从严核准,加快淘汰落后产能,鼓励引导光伏企业加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本,迈向高质量发展。


2021-01-21

储能江湖:锂电和光伏龙头必争之地

近来,新能源概念的大热,作为“新能源+”重要伙伴的储能,更是随着宁德时代和阳光电源的新高以及派能科技的上市,迎来广泛关注。

这里主要谈谈储能业务(主要指电力储能)的产业链及典型玩家。目前,储能产业链是这样的:

储能品牌商,代表了纯正的储能

储能品牌商,也就是一般意义上的储能系统集成商,直接面对终端市场和客户,包括家庭户用和大中型储能,采购锂电池等设备进行集成,然后交付个性化的储能系统。

储能系统集成的内核技术要求并不高,核心零部件尤其是锂电池为外部采购,其核心竞争力是产品设计和市场开发,关键是市场,尤其是品牌和渠道。

就像任何系统集成商一样,储能系统集成商是一个低毛利率的生意,材料成本占比很高,固定资产投资比较低,销售费用比较高,同时由于账期错配,涉及资金占用,财务费用也比较高。

目前,典型代表是特斯拉。特斯拉的储能业务包括庭户用和大型储能,在美国市场具有领先地位,2019年装机1.65GWh,2020年上半年装机679MWh,以其经典的圆柱三元电池为主。

欧洲市场的Sonnen也是储能品牌商的代表,主要面向家庭户用市场,在欧洲具有一定的市场影响力。我们国内的沃太能源也是类似,主要面向海外家庭户用储能市场,上游嫁接中国的锂电产能。

其实,国内还有很多PACK性质的储能企业,他们拥有一定的产品开发能力,但没有上游锂电基础,下游市场也比较弱,往往在某些特定领域具有一定的市场资源。这类企业的生存环境,像极了当年电动汽车行业的PACK业务,唯有绑定优质的市场或渠道资源才是关键。

锂电提供商,储能是必争之地

储能是锂电池的重要应用场景,未来还有望超过动力电池成为最大的细分市场。头部锂电企业都比较重视储能市场,只是介入程度和投入力度有所不同。

目前,用于电力储能的主要类型是方形磷酸铁锂电池,这类锂电池供应商在开展储能业务上的动力会更大。

锂电池供应商介入储能业务,主要是两种方式:一是作为上游供应商,向下游储能品牌商提供标准化锂电池,角色比较独立;二是进入下游系统集成,直接面向终端市场,上下游一体化,会跟自己客户形成竞争。

第一种方式,本质上是2B业务,交付标准化产品,核心竞争力是锂电池的性能和价格,也就是性价比。

第二种方式,本质上是2C业务,交付个性化产品,核心竞争力是市场、品牌和渠道,也就是能够把产品卖出去。

当然,锂电企业直接面向终端用户开展储能业务,一般也不妨碍其向其他储能客户交付标准化的锂电池模组,甚至为他们OEM代工。

宁德时代作为锂电池龙头企业,储能是重要的应用场景之一,其不仅为战略合作伙伴提供锂电池,也直接参与终端市场,但相对于动力电池的占比还比较低。

比亚迪的储能业务,也是其锂电池业务在汽车动力电池之外的重要市场,很早就独立开展业务,包括国内及国外市场。比亚迪长期耕耘磷酸铁锂电池,在储能业务上自然具有一定优势。

近期上市的派能科技,作为锂电池供应商,既向Sonnen等海外储能系统集成商提供锂电池,同时也直接面向市场提供终端产品,也算是一体化企业。

储能业务的关键是市场和渠道

储能业务的核心是成本和市场。

但是,成本取决于上游锂电池。储能只是锂电池的应用之一,而且目前相对于动力电池的比例还比较小。得益于新能源汽车的发展,锂电池成本不断下降,未来下降空间还比较大,也比较明确。

伴随着锂电池的成本下降,储能业务的吸引力逐渐体现。但成本下降主要在锂电池环节,实质上无关储能本身。

既然上游环节没有差异化,那么差异化竞争点就在下游市场端,其实任何系统集成业务都具有这个特点,储能也不例外,关键在市场,而市场的重点在渠道。

光伏企业,具有开拓储能业务的先天优势

既然储能的核心在于市场和渠道,那么具有市场和渠道优势的企业就有先天优势。

光伏是新能源发电侧配套储能的重要场景,因此光伏的市场渠道也天然成为储能的市场渠道。

无论是分布式光伏,还是集中式光伏,也无论是光伏组件企业,还是光伏逆变器企业,在光伏行业的市场和渠道优势,都可以转换为储能业务的市场开拓。

目前,户用储能类似家电,其销售模式也类似,主要通过分布式光伏代理商等渠道商开展。而大型光伏电站的储能业务,则跟光伏组件的销售渠道相互协同,所以我们都看到光伏组件巨头阿特斯2020年三季度披露的储能项目储备已经超过6GWh。

阳光电源作为储能系统集成商,正是基于其光伏业务的产业协同。阳光电源很早就涉足储能业务,2018年与三星SDI成立合资储能公司。依托光伏逆变器领域积累的市场资源,以及在储能PCS(变流器)方面的产品优势,在储能业务进行了较好的布局,目前业务品类及市场分布较广,2020年上半年储能业务收入2.5亿元。

此外,天合、晶科、东方日升等光伏企业也在积极布局储能业务。

国内储能鸡肋,海外储能更好

早期国内储能市场主要是电网或工业企业调峰调频,以及一些孤网试点项目。近年,随着锂电成本的下降,光伏和风电的配套储能开始大力发展,“光-储一体化”甚至“风-光-储一体化”项目开始流行。

目前,国内储能市场中,家庭户用基本上还没有开始,主要是调峰调频储能和新能源发电侧储能,用户往往是国有企业。在国内普遍的招投标竞争模式下,储能企业很难获得较好的经营收益。

如果储能业务模式采用垫资建设或者投资运营,那么资金成本较高的民营企业更难获得较好的收益。近日,湖南就采用了中标企业通过10年租约方式提供储能服务的模式。

现阶段,储能业务真正的价值点还是在海外市场,尤其是海外大型储能市场。在海外尤其欧美的电力结构中,火电占比较低,新能源发展更快,对储能的需求更加迫切,购买力更强,经济价值也更高。这对中国的锂电企业而言是个机会,关键通过何种市场渠道将国产锂电与海外储能需求相嫁接。

在全球新能源浪潮下,“新能源+储能”将是能源结构调整战略中重要的组合拳,而中国恰恰在光伏和锂电领域全球领先,如何让中国的锂电像中国的光伏一样,伴随“新能源+”的趋势走向全球储能市场,这是中国锂电乃至光伏企业面临的重要机遇。


2021-01-20

核发2.7亿张 成交仅4.2万张 绿色电力证书为何少人问津?

2020年刚刚过去,可再生能源电力消纳保障机制的全面监测评价和考核也走完了第一个年度周期。根据《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》,承担消纳责任的各市场主体完成任务的主要方式是直接消纳可再生能源电量;同时,也可以将认购绿证作为一种补充和替代方案,去完成消纳任务,即自愿认购可再生能源绿色电力证书,绿证对应的可再生能源电量等量记为消纳量。

在绿证交易长期处于停滞状态的背景下,上述条款一度被行业解读为“绿证交易的重要利好政策”。然而截至2021年1月15日,中国绿色电力证书认购交易平台网站统计数据显示,目前我国累计核发风电和光伏绿证超过0.27亿张,但实际成交量不足4.2万张,仅占核发总量的约0.15%。换言之,绿证交易量并未在新政的“关照”下扭转颓势,出现明显增长。

利好政策护航、施行已近4年,绿证始终“叫好不叫座”,症结何在?

“贵得不着调”“这么贵的东西,对我而言其实没有任何实际价值”

“如果我有一个需要承担可再生能源电力消纳任务的企业,我一定不会去买绿证。”清华大学能源转型与社会发展研究中心常务副主任何继江给记者算了这样一笔账,“假设一家企业一年的任务是消纳一亿度可再生能源电力,如果完成方式不是实际消纳,而是买绿证,有些光伏项目的绿证核算下来一度电要0.6元左右,一亿度就是6000万元。太贵了,贵得不着调。我完全可以将这6000万作为利息出让,再叠加一定的杠杆去贷款6亿元,用来投建风电和光伏项目,这不比买绿证更靠谱?”

虽然认为“贵得不着调”,2021年的第一天,何继江还是以个人名义购入了5张绿证,折合绿色电力5000千瓦时。“你要是非问我为啥要买绿证,我只能说捐点钱呗。5000度电的总花费接近2000元,平均约400元/张。这么贵的东西,对我而言其实没有任何实际价值,如果不是我所在的行业特性,正常人都会觉得很荒谬。”何继江告诉记者,由于从事与能源环保高度相关的工作,从绿证制度施行至今,他每年元旦前后都会和朋友们一起买上几张。“国家有这么个制度,我们就‘意思’一下。”

但何继江也坦言,如果按照现行制度继续推行下去,绿证终将会演变为“环保主义者的玩具”,再无他用。

业内不认可的“玩具”,行业外的人士自然更不会待见。“数据中心确实是用电大户,大的数据中心每年用电量是以亿度来计量的。现在绿证的价格一般怎么也在200元/张以上,核算下来一年就是2000多万元。数据中心的钱也不是那么好赚的。”一位参与绿色数据中心评审的专家告诉记者,在工信部关于绿色数据中心评审指标设计的过程中,其实是有鼓励购买绿证的条款的,但在他参与的评审项目中,“没有一个买的”。

“卖了绿证就不能拿补贴,在高强度的补贴下,发电企业很难去给绿证降价”

既然价格太高阻碍了绿证的交易,为何企业不降价?国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶指出,绿证价格居高不下,最直接的原因是目前绿证和度电补贴高度相关。“按照现行政策,绿证和电价补贴是替代关系,卖了绿证就不能拿补贴。在高强度的电价补贴下,发电企业很难去给绿证降价。”

“绿证弥补的是国家补贴的缺口,这就相当于让个人或者企业为国家补贴买单,这在逻辑上就不成立。”何继江坦言,“既然都是捐赠,我把买绿证的钱捐给希望小学,岂不是更有意义?”

值得注意的是,上述绿证交易均属于自愿认购范畴,缺乏强制性。那么,一度被认为是利好消息的“可再生能源电力消纳保障机制”,为何也未能盘活绿证交易?

根据消纳保障机制的相关规定,即便没有实际完成消纳任务,绿证也并非唯一的替代方式。相关市场主体还可以选择“完成量交易”,即向超额完成年度消纳量的市场主体购买其超额完成的可再生能源电力消纳量,双方自主确定转让(或交易)价格。“完成量交易和绿证交易都可以作为备选方案。完成量交易对应的电量是真实被消纳后计入各市场主体名下的,即便发生流转,也不存在重复计量等技术性问题。”陶冶透露,针对2020年各省完成消纳责任权重的情况,有关方面计划在2021年统一安排完成量交易,北京电力交易中心也在组织相关工作。

“首先要让绿证价格和补贴脱钩。同时,要让绿证和消纳保障机制挂钩”

绿证之路如何才能走得下去?

根据国家发改委、国家能源局2019年印发的《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》,风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目,可按国家可再生能源绿色电力证书管理政策获得可交易的绿证,并通过出售绿证获得收益。同时,2020年财政部、国家发改委、国家能源局《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》也指出,纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目,所发电量超过全生命周期补贴电量的部分,不再享受中央财政补贴资金,将为其核发绿证,准许参与绿证交易。此外,风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后,生物质发电项目自并网之日起满15年后,无论项目是否达到全生命周期补贴电量,均不再享受中央财政补贴资金,核发绿证准许参与绿证交易。

“随着可再生能源平价上网的推进,绿证也将进入平价时代。”水电水利规划设计总院高级工程师邱辰指出,“针对平价、低价和超出全生命周期或规定年限的项目电量,低价绿证就是给发电企业的补充收益。基于此理念核发的绿证售价预计在50元/张左右甚至更低。同时,除现有交易平台外,可能还将组织电力交易中心或其他合规第三方进行分销。”

“把绿证放在解决补贴缺口的轨道上去运行,是很难提高交易量的。补贴的问题其实应该专项专议,让金融市场去创造新产品,比如国有企业把应收账款做成ABS(资产支持证券化融资),类似的路径都是可行的。”陶冶说,“所以,首先要让绿证价格和补贴脱钩。同时,要让绿证和消纳保障机制挂钩,即让绿证成为唯一计量可再生能源消纳的指标,这才能提高绿证的含金量、推动绿证交易量的提升。”


2021-01-20

79%的产能被锁定 硅料已成光伏行业紧缺战略物资

2020年7月以来,受疫情以及生产事故等因素影响,多晶硅供需趋紧,价格明显上涨。四季度后,硅料价格一度走高至97元/kg,后因硅料库存消化+硅片企业开工率下调+小厂抛售库存,12月初硅料价格下探至82元/kg。

需求方面,预计2021年光伏新增装机需求160GW,同比增长30%,对应硅料52-55万吨;供给方面,2021年硅料新增产能主要集中于2021年第四季度投放,考虑爬坡等因素,对2021年实际增量贡献有限,预计有效产能仅为50-52万吨,2021年供需持续偏紧。

在此基础上,2020第二季度起硅片产能快速扩张,硅料与硅片供需关系反转,硅片为保障原材料充足供应,多家企业通过长单锁定硅料供应,目前79%硅料产能已被长协锁定,供给紧张进一步验证。

根据明年国内组件需求规模及硅料企业的成本曲线,陶宇鸥团队预计明年硅料的价格中枢将在85元/kg附近,低位跌破80元/kg概率较小,高位可能探至100元/kg。而硅料龙头企业由于具备规模效应,更具成本优势,盈利能力显著优于行业平均水平。

公司层面,2020年上半年以通威和大全为代表的头部硅料企业盈利水平呈现明显提升,参考大全新能源披露的数据,上半年多晶硅平均销售价格同比下降15%左右,但成本下降的速度更快,包括单位折旧成本和现金成本均有明显的下降。

新特能源新产能投运进度相对较慢,且上半年老产能受检修影响,毛利率相对落后,预测未来成本具有较大下降空间;根据财报披露数据,协鑫上半年多晶硅产量仅1.79万吨,按照8月多晶硅市场交易价格的水平预测,江苏中能全年有望实现扭亏为盈。

同时,多家企业提出了新的扩产计划:通威乐山二期和保山一期项目合计超过8万吨产能预计将于2021年建成投产;亚洲硅业3万吨/年多晶硅项目已经开工;大全正在寻求科创板上市,募投项目包括3.5万吨的新建产能;保利协鑫宣称首期5.4万吨颗粒硅项目已正式开工。

需要指出的是,兴业证券陶宇鸥团队认为,尽管颗粒硅已经初步具备了产业化应用的要求,但由于运输、使用过程中容易被污染、生产过程危险系数更高等因素,目前产能有限,既不足以影响供需关系,也不足以影响行业均衡价格,但对于协鑫本身是重大变量。

与国内企业相比,海外硅料巨头上半年盈利水平明显落后,呈现较大幅度亏损。其中瓦克多晶硅业务上半年收入同比下降11.6%,OCI多晶硅业务所在的基础化学板块上半年整体营收同比下降约31%。

2021-01-19

实现碳达峰 “十四五”是关键

1月1日,全国碳市场首个履约周期正式启动,涉及2225家发电行业的重点排放单位。这是我国第一次从国家层面将温室气体控排责任压实到企业,通过市场倒逼机制促进产业技术的升级。

新年伊始,全国碳市场的新动作拉开了落实中央经济工作会议精神,做好碳达峰、碳中和工作的大幕。“十四五”期间,碳达峰、碳中和行动如何推进成为全社会关注的热点。

顺潮流大势需艰难跋涉

2019年6月5日,世界环境日全球主场活动在杭州举行,每位与会者座位上都有一张淡绿色小卡片。这是一张“个人碳中和荣誉证书”,提示主场活动在筹办、举办和收尾阶段排放的温室气体,被所购买的塞罕坝林场造林碳汇项目抵消。这项活动本身实现了碳中和,而就我国整体来说,在实现碳中和的道路上仍需艰难跋涉。

我国提出的碳达峰、碳中和目标,既是对世界的庄严承诺,也是自身发展大势使然,是统筹国内国际两个大局的战略决策。

对不少大众来说,碳中和仍是一个陌生词汇。科学界对此早已达成共识,为了不让全球气候走向灾难,本世纪末全球平均气温较工业化前水平不应超过1.5摄氏度或2摄氏度。5年前,1.5摄氏度和2摄氏度目标被写入《巴黎协定》。

据联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)的报告,若温升不超过1.5摄氏度,那么在2050年左右全球就要达到碳中和;若不超过2摄氏度,则2070年左右全球要碳中和。本世纪中叶碳中和遂成为各国制定自主贡献目标的重要参考。而近年来,越来越频繁的全球自然灾害显示,全球应对气候变化的时间窗口在迅速收窄。

2020年9月22日,中国国家主席习近平在第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。在此后的气候雄心峰会上,我国宣布了更具体的目标:到2030年,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,森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

“中国向世界庄重宣示提前碳达峰、实现碳中和目标的时间节点,展现的是国际责任,是大国担当,也是生态环境保护和高质量发展的实现途径和有力抓手。”中国社科院学部委员潘家华说。

在气候雄心峰会上,45个国家作出了提高国家自主贡献新承诺,24个国家提出了碳中和目标。由此预计,占全球温室气体排放量65%、世界经济总量70%的国家都将成为“碳中和”的一员。

潘家华表示,应对气候变化是我国可持续发展的内在要求,这不是别人要我们做,而是我们自己要做。我国的碳达峰、碳中和目标,与国内的发展战略、发展进程高度吻合。

低碳发展有三大效益

实现碳中和愿景意味着我国经济增长与碳排放要深度脱钩,这将带来巨大的经济结构性变革。破立之间,挑战与机遇并存。

以能源系统为例,一方面,我国能源结构以煤为主,要在较短时间内大幅度降低煤炭消费占比,需克服多方面的困难;另一方面,相对于2019年我国非化石能源在一次能源中消费占比约15.3%,到2030年将提升至25%左右,能源系统的跃迁蕴藏着新的机遇。

生态环境部国家应对气候变化战略研究和国际合作中心战略规划部主任柴麒敏在与企业、地方座谈时发现,有人认为,减排就是增加企业成本,为地方发展设置“天花板”。他直言,低碳发展并不是不要发展,而是要好的发展,是要倒逼不好的发展转向好的发展。

“低碳发展至少有三个效益。”柴麒敏表示,首先是环境效益。与应对气候变化同步协同,将带来大气污染治理的一系列成效。我国能源结构以高碳的化石能源为主,化石能源燃烧不但是二氧化碳等温室气体的主要来源,同时产生的颗粒物、二氧化硫、氮氧化物等也是当下大气污染物的主要来源。调整能源结构、产业结构不仅可以减少碳排放,也从根源上降低了污染物排放。

其次是社会效益。低碳发展将提供更多高质量的绿色就业机会。目前,我国在可再生能源领域的工作人员已经达到450万人左右,接近煤炭生产领域的产业工人。预计到2030年低碳领域的直接和间接就业总人数有望达到6300万人。

此外还有经济效益。“到2030年,全国低碳产业的产值预计将达到23万亿元,对GDP的贡献率将超过16%。”柴麒敏说。

如今,我国在可再生能源开发利用上逐渐形成优势。截至2019年底,我国可再生能源发电总装机容量7.9亿千瓦,约占全球可再生能源发电总装机的30%,其中水电、风电、光伏发电、生物质发电均居世界首位。我国风电、光伏发电设备制造形成了完整的产业链,技术水平和制造规模处于世界前列。风电整机制造占全球总产量的41%。

牵住降碳源头治理“牛鼻子”

要实现碳达峰与碳中和,其实很不轻松。生态环境部部长黄润秋在接受经济日报记者专访时表示,当前我国距离实现碳达峰目标不足10年,从碳达峰到碳中和也仅有30年,相比西方国家压力更大、时间更紧、幅度更大,“十四五”必须迈出坚实步伐。

很多发达国家实现碳达峰是一个技术、经济发展的自然过程,而我国是为应对全球气候变化自我加压、主动作为,要采取更加有力的政策措施。

目前,关于达峰路径存在两种声音:一种是“十四五”“十五五”期间对碳排放的控制稍松,在2030年前达到相对较高的峰值,然后开始下降;另一种是从“十四五”开始严格控制碳排放,提高政策和行动力度,在2030年前达到一个相对合理的峰值,然后开始一个先缓后急的下降。

前者下降的曲线会非常陡。在柴麒敏看来,采用“先冲高、后骤降”的减排路径,挑战大,造成的全社会经济损失也大。相对来讲,后者更为科学。

无论采用哪种路径,“十四五”将直接决定能否完成2030年前碳达峰。

黄润秋介绍,目前正抓紧制定2030年前碳排放达峰行动计划,牵住降碳这个源头治理的“牛鼻子”,将统筹谋划一批推动经济、能源、产业等绿色低碳转型发展的重点任务和重大工程。

记者从生态环境部获悉,我国将明确地方、行业的达峰目标和实施方案,鼓励有条件的地方率先达峰。同时,也将强化监督考核,将达峰行动有关工作纳入中央环保督察。

据了解,碳排放达峰行动的内容还包括将采取更加有力的措施控制化石能源消费,大力发展非化石能源,加快推动可再生能源发展;全面推进重点领域绿色低碳行动,大力发展低碳交通,积极发展绿色建筑,推动绿色低碳技术创新,推行绿色低碳生产生活方式等。

当下,在全国碳市场建设中,牵头承担全国碳排放权注册登记系统建设与运维任务的湖北碳排放权交易中心,正在增派人手加大工作力度,以确保完成启动电力行业全国碳交易运行的各项条件。该中心董事长曾庆祝告诉记者,经过6年多的试点探索,湖北证明了碳市场是政府推动企业转型升级、控制温室气体排放的有效政策工具之一。让市场发现碳价格这一市场化思维,将伴随全国碳市场的有效运行落地生根。


2021-01-18

蛰伏20年 光伏再次站在风口

“在产业链各环节的共同努力下,光伏已经实现了平价上网甚至低价上网,我们有信心在‘十四五’末期将光伏度电成本降至0.1元至0.15元,最终推动太阳能替代煤炭。”协鑫集团董事长、全球太阳能理事会联席主席朱共山告诉《中国电子报》记者。

据了解,2020年光伏电站建设成本约在3.5元/瓦左右,度电成本约0.36元/度,已经和火电价格基本持平(2019年全国脱硫燃煤电价平均值为0.3624元/度)。国家能源局数据显示,我国光伏新增装机已连续8年稳居全球第一,2020年全年光伏并网量超过40GW。中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华表示,“十四五”期间国内年均新增光伏装机将达到70GW,乐观预计有望达到90GW。

在碳中和的大背景下,上有政策扶持、中有技术支撑、下有市场需求,光伏产业迎来十几倍甚至几十倍的增长空间,也难怪在接受《中国电子报》记者采访时,晶澳科技执行总裁牛新伟将2021年定义为“光伏产业发展元年”,隆基股份品牌总经理王英歌认为光伏产业迎来了“风口”和“新一轮的起飞点”。

政策:光伏占比将大幅提高

去年9月22日及12月12日,中国两次向全世界宣布:中国提高国家自主贡献力度,力争2030年前二氧化碳排放达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和。到2030年,风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。

去年11月,《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》发布,多条规划建议涉及新能源,提出加快壮大新能源新材料等产业、推动能源革命、能源资源配置、碳排放达峰后稳中有降等。去年12月,中央经济工作会议强调做好碳达峰、碳中和工作,大力发展新能源。

国家对于光伏等新能源产业的重视程度提升到了前所未有的新高度。在工业和信息化部《光伏制造行业规范条件》等一系列政策措施的规范引导和保驾护航下,尽管新冠肺炎疫情对各行各业都带来了严重冲击,但我国光伏产业却展现出了顽强韧性。据中国光伏行业协会统计数据,2020年前三季度,光伏产业制造端保持稳定增长,多晶硅料产量29万吨,同比增长18.9%;硅片产量115GW,同比增长15.7%;电池片产量93GW,同比增长13.1%;组件产量80GW,同比增长6.7%。

我国光伏产品已经实现了性价比全球最优,各环节产能规模均为全球第一。麦肯锡一项全面对比中美创新实力的研究显示,光伏是中国领先美国且具有极大(也是最大)竞争优势的产业。

摆在我们面前的,是一个蓬勃发展的巨大市场。王勃华表示,到2025年,可再生能源在新增发电装机中占比将达到95%,其中,光伏在所有可再生能源新增装机中的占比将达到60%。

成本:光伏度电基本与火电持平

经过20年的磨砺,如今我国的光伏产业早已摆脱了“两头在外”的窘境,供应链基本实现自主可控,新增装机连续8年位居全球首位。

作为全球最大的光伏材料企业负责人,朱共山认为,任何一个行业的革命都是通过材料革命、装备革命和工艺革命,来推动整个应用的革命。

回首“十三五”,多晶硅从18-36对棒发展到40对棒以上,冷氢化能力提升了2~3倍,纯度从太阳能级1级提升到电子级3级;硅片完全实现了金刚线切割,单晶单炉投料量提升了5倍;单晶电池量产平均转化效率从2016年的20.5%提升到2020年的22.8%,领先企业已超过23%;PERC电池背钝化设备实现国产化,单线生产能力从150MW提升到550MW,设备投资成本从60万元/MW降低到22.5万元/MW;主流组件功率从2016年的250W提升到2020年的450W以上;逆变器的智能化、高功率化水平大幅提升。

技术创新带来了光伏产业链各环节成本的稳步下降,多晶硅价格下降24.9%,硅片、电池片、组件价格下降均超过50%,系统价格下降47.2%,光伏度电成本已经和火电持平,且仍具有较大下降空间。

龙头企业降本增效的脚步并未停止。目前,协鑫用市场主流的改良西门子工艺生产的多晶硅产品已经具备了技术和成本优势,但仍在不断探索硅烷流化床法(FBR)颗粒硅的生产工艺。在2017年收购美国SunEdison公司旗下FBR技术团队和专有技术设备的基础上,经过多年摸索,去年年底FBR颗粒硅生产工艺终于取得重大突破,有效产能迈入了万吨门槛。FBR具有投资强度更低、生产能耗更低、项目人员需求更少等显著成本优势,产出的颗粒硅直拉单晶转换效率高,未来将进一步降低光伏发电的成本。

在电池和组件生产环节,主流企业也在千方百计通过技术创新继续降低光伏发电成本。“我们的目标始终是提升光伏产品的功率和可靠性,推动光伏普及应用。”牛新伟表示,“这就需要我们通过不断的技术和工艺创新来降低度电成本。除了目前量产的PERC电池技术,晶澳还研发和储备了更为高效的N型等技术。”

据牛新伟介绍,晶澳2020年量产的DeepBlue3.0 PERC电池的转换效率已率先突破23%,组件效率提升0.4%,在实际应用中,有效实现了单瓦成本的下降和主要功率的上升。以迪拜360MW项目为例,组件用量降低8%,桩基础用量降低17%,线缆用量降低19%,周边系统成本降低18%。

牛新伟还强调,智能制造水平的不断提升也是光伏制造企业提升效率和降低能耗的有效手段。王英歌对此深以为然,隆基甚至专门成立了智能技术公司,将智能化引入电池组件生产环节,推动光伏产业智能制造进展。

王英歌表示,产业链协同创新也是光伏产业能够实现快速迭代发展的重要途径。硅片的厚度与切割损失量是影响电池成本,甚至系统发电成本的重要因素之一,为此隆基全面导入了速度更快、效率更高的金刚线来替代传统砂线切割硅片。但是,细如发丝的金刚线早期仅掌握在少数日本厂商手中,且并未应用于光伏行业,而国内金刚线整个产业链均处于空白状态。在光伏产业链上下游的共同努力下,金刚线成本最终下降了90%以上,并获得规模应用,粗略计算,每年可为业界创造超过300亿元的效益。

市场:新增装机容量大幅提升

王勃华预计,从2021到2025年,全球年均新增光伏装机容量222GW~287GW,国内年均新增光伏装机容量70GW~90GW。而2020年我国新增光伏装机容量还仅有40GW。

根据国家发改委能源研究所发布的《中国2050年光伏发展展望》,到2050年,光伏将成为中国的第一大电源,光伏发电总装机规模达50亿千瓦,占全国总装机的59%;全年发电量约为6万亿千瓦时,占当年全社会用电量的39%。目前,我国光伏发电总装机规模约2亿千瓦,这也意味着,未来30年,中国光伏产业还有着几十倍的发展空间。

过去我国市场常见的光伏应用主要有三类,第一类是大型地面电站,第二类是工商业分布式发电,第三类是户用分布式发电。2020年的户用分布式光伏给了行业一个惊喜,年度新增装机首次突破10GW,占比高达25%。经过企业的不懈耕耘与下沉式宣讲,户用光伏已经深入人心,逐步具备成熟的商业模式。

在王英歌看来,尽管这三类应用都取得了长足进步,但要想顺利实现碳中和目标,还应不断探索光伏应用形式,拓展光伏应用场景。

5G网络、数据中心等新型基础设施建设进度加快,为光伏产业发展带来了新的契机。1月12日,科技巨头腾讯宣布启动碳中和规划。马化腾预计,数据中心将成为腾讯未来使用清洁能源的重头。

数据中心的耗电量的确惊人。2017年中国数据中心总耗电量超过了三峡大坝、葛洲坝电厂当年发电量之和,2018年中国数据中心用电量比上海市全社会用电量还多。据预测,数据中心用电量还将保持30%的年增长率。而分布式光伏与数据中心有着天然的结合优势,“光伏+储能”“光伏+大电网”等多能互补模式可以全天候提供源源不断的清洁电力,满足数据中心昼夜不停运行的用电需求。

在5G网络建设方面,光伏+储能可以有效解决基站能耗问题;在新能源汽车充电桩建设方面,“光储充一体化”成为最具潜力组合;特高压建设的稳步推进,将在“十四五”期间彻底解决光伏发电的消纳问题。此外,光伏+工业多能互补、光伏建筑一体化等“光伏+”融合应用也在加速落地。

尽管当下还面临着供应链、用地、电网、消纳等一系列挑战,但光伏产业的爆发已是大势所趋。正如朱共山所说:“产业界有信心在‘十四五’末期将光伏度电成本降至0.1元至0.15元,并在未来最终推动太阳能替代煤炭,成为第一能源。”


2021-01-16

上海市力争2025年碳达峰

1月14日,上海市政府新闻发布厅举行市政府新闻发布会,介绍“十三五”生态环境保护规划完成情况和“十四五”规划思路。上海市生态环境局局长程鹏表示,到2025年,上海市碳排放总量要力争达峰。

也就是说,国家目标是要到2030年实现碳达峰,而上海市则将比全国提前5年完成这一任务。提前实现碳达峰,也将为环保产业带来极大利好。据清华大学研究机构估算,仅相关能源基础设施领域2020-2050年的累计投资需求就高达100~138万亿元,带动的其他节能环保产业发展更是不可估量。

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图为新闻发布会现场

程鹏表示,“十三五”期间,上海坚持碳排放总量与强度双控,煤炭消费占比持续下降,天然气消费占比稳步提高,光伏、风电等可再生清洁能源不断发展。

“预计本市将超额完成国家下达的“十三五”碳排放强度下降任务,为下一步实现碳达峰打下了很好的基础。”他说。

一直以来,上海市对光伏行业发展的扶持力度就非常大。自2015年起,出台了多项政策,涵盖光伏补贴、光伏规划建设、电价调整等方面。

2020年6月,上海市发改委发布关于印发《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法(2020版)》的通知。

《通知》明确,2019年光伏电站奖励标准为0.3元/千瓦时,分布式光伏(含户用光伏)奖励标准为0.15元/千瓦时(学校光伏为0.36元/千瓦时)。2020年、2021年投产光伏项目奖励标准以2019年标准为基准分别减少1/3、2/3。

对于企业投资的风电、光伏项目,根据实际产生的电量(海上风电、光伏电站按上网电量,分布式光伏按发电量)对项目投资主体给予奖励,奖励时间为连续5年。单个项目年度奖励金额不超过5000万元。

“2025年碳排放总量力争达峰”

程鹏表示,“十四五”期间,上海市将紧紧围绕“抓环保、促发展、惠民生”工作主线,牢牢把握“稳中求进”工作总基调,坚持方向不变、力度不减,在稳定巩固污染防治攻坚战阶段性成果基础上,进一步突出精准、科学、依法治污,统筹推进经济社会发展、应对气候变化,深入打好污染防治攻坚战,实现减污降碳协同效应,持续改善生态环境质量。

初步考虑,到2025年,上海市要实现“两稳定、两初步”,做到“三达、两保、两提升”。

其中,“两稳定”是指“生态环境质量稳定向好”和“生态服务功能稳定恢复”。

而“两初步”则包括节约资源和保护环境的空间格局、产业结构、生产方式、生活方式初步形成,以及环境治理体系和治理能力现代化初步实现。

“三达”则包括三个达标的目标,即:大气环境质量全面达标、水环境功能区基本达标,以及碳排放总量力争达峰。

也就是说,上海市要在2025年提前5年就实现碳排放总量达峰的目标,领先全国水平5年。

其他方面,“两保”是“指土壤和地下水环境质量保持稳定”和“近岸海域水质保持稳定”。

“两提升”则是指“受污染耕地、地块安全利用率持续提升”和“森林覆盖率、人均公园绿地面积持续提升”。

2016年上海首个绿色低碳公交场站在浦东上南公交高科西路停车场正式投入运营,该停车场的全部新能源公交车实现了太阳能充电。


具体到任务措施上,主要包括五个方面、五个突出:

一是加快推动绿色高质量发展,突出绿色赋能。坚持“四个论英雄”导向,把降碳作为促进经济社会全面绿色转型的总抓手,持续推动能源、工业、交通和农业等“四大结构”调整,大力发展低碳环保产业,积极践行绿色低碳生活方式,着力打造长三角生态绿色一体化发展示范区、崇明世界级生态岛等一批绿色发展新高地。

二是深入打好污染防治攻坚战,突出系统治理。牢固树立山水林田湖草是一个生命共同体的系统思维,统筹大气、水、土壤、固废、生态等治理保护,强化各环境要素的综合协同。

三是积极打造安全健康生态空间,突出共享可达。重点是优化生态空间格局,完善城乡公园体系,多渠道拓展公共开放生态空间,扩大城乡生态服务供给;强化生物多样性保护,完善环境风险防控体系,确保城市生态环境安全。

四是深化推进长三角区域污染联防联控,突出区域协同。紧扣一体化和高质量两个关键词,完善长三角区域生态环境保护协作机制,落实好《长江三角洲区域生态环境共同保护规划》,探索区域生态环境共建共治共享新路径,共建绿色美丽长三角。

五是加快构建现代环境治理体系,突出社会共治。重点是建立健全环境治理的领导责任、企业责任、全民行动、监管、信用、市场、法规政策和区域协作等八大体系,强化制度创新、模式创新、政策创新和能力提升,更加注重社会化、市场化治理机制,推动形成全社会生态环境共建共治共享新格局。

“我们坚信,通过今后五年全社会的共同努力,上海生态环境质量会持续稳定改善,推进经济社会发展全面绿色转型,构建和谐优美生态环境,把城市建设成为人与人、人与自然和谐共生的美丽家园,让绿色成为上海城市发展最动人的底色、成为人民城市最温暖的亮色,绘就山水人城和谐相融新画卷,谱写生态优先绿色发展新篇章,奋力创造新时代上海生态文明建设的新奇迹!”程鹏说。

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图为上海市生态环境局局长程鹏

“能源基础设施投资高达138万亿”

要想提前5年实现碳达峰,上海市打算怎么做?有哪些考虑和安排?

程鹏表示,去年,习近平总书记作出庄严承诺,中国“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”。中央经济工作会议又将“做好碳达峰、碳中和工作”作为2021年八大重点任务之一。

“上海作为改革开放的‘排头兵、先行者’,一定会按照总书记的要求和国家的统一部署,加快各项工作推进,力争提前实现碳达峰。”他说。

之所以敢于率先喊出碳达峰时间表,是因为上海市“十三五”期间已经超额完成碳减排任务。

程鹏表示,“十三五”期间,上海坚持碳排放总量与强度双控,煤炭消费占比持续下降,天然气消费占比稳步提高,光伏、风电等可再生清洁能源不断发展。

“预计本市将超额完成国家下达的“十三五”碳排放强度下降任务,为下一步实现碳达峰打下了很好的基础。”他说。

在他看来,实施碳达峰、碳中和是应对国际新变局、构建新发展格局、落实新发展理念的重大战略布局。对于上海来说,既是挑战也是机遇。


机遇方面,主要有4大机遇:

第一,通过碳达峰和碳中和,要推动经济社会发展全面绿色转型,这是重要的抓手和牛鼻子,尤其对能源结构的优化有倒逼的效果。一些钢铁行业、石化行业的清洁生产如何能够降碳减污?上海的煤炭的消耗量还是非常大的,我们这块的工作对于产业结构、能源结构方面能够起很好的倒逼作用。

第二,上海可以发挥上海人才优势,科创优势。我们有很多的高校和院所,还有国际金融中心的优势,可以推动我们科技创新策源,加快培育绿色发展的新动能,加快推进节能降碳环保关键技术创新,打通产业链、创新链、金融链。这方面我们整个的碳达峰和碳中和能带来一系列的投资的机会、投资量。

据清华大学研究机构估算,仅相关能源基础设施领域2020-2050年的累计投资需求就高达100~138万亿元,带动的其他节能环保产业发展更是不可估量。

第三,上海作为国际金融中心可以促进碳交易为代表的绿色金融发展,将碳金融纳入到金融中心整个框架体系建设中来。在原来上海金、上海油的基础上我们努力打造“上海碳”,增强上海对于全国的碳金融服务功能。

第四,我们要善于用碳减排碳达峰和整个的生态环境改善来建立高质量城市生态体系。这方面通过减排降污的协同治理,来使上海天更蓝地更绿水更清。

程鹏表示,下一步,上海市将在5个方面做好碳减排工作:

一是完善各部门、各领域工作协调机制,我们将与市发改、经信、交通、住建和金融等通力合作,加强顶层设计、系统谋划、稳步推进。

二是按照碳达峰碳中和的相关要求,抓紧与“十四五”能源、产业、交通、建筑等相关专项规划的衔接,在十四五期间推进落实。

三是抓紧出台本市碳达峰行动方案,明确达峰的目标和技术路线,细化重点行业和区域相关举措。

四是加强国际国内合作,开展科技攻关,大力推进绿色低碳技术开发应用和产业发展。

五是加快推进全国碳市场建设,大力发展绿色金融,努力争取把上海建成国际碳金融中心。 


2021-01-15

储能商业化之路需要“内外兼修”

随着低碳发展进入加速阶段,储能作为能源转型的关键支撑技术在业界的热度一直高居不下,但是实际的发展却是不温不火。在“十三五”期间,储能发展有起有落,有乐观也有悲观。今年上半年,新能源配储能成为业界高度关注的热点,似乎新一轮“储能热”又将开启。

新能源配储能,的确有助于扩大储能的市场规模与应用。但发展储能是谁的责任,谁应为储能的成本买单,对此业界多有争议,各执一词。

一些人认为新能源配储能天经地义。在传统的电力系统中,主要的电源品种和发电技术几乎都具备灵活性的价值和可调度的能力,都在一定程度上可以稳定供应并听从调度指令。但新能源的出现给电网运行带来了新的平衡问题,负荷侧的单侧波动变为源、荷双侧随机波动,大大增加了平衡的难度,对电网稳定运行的影响日益突出。因此,要求新能源发电自身需要具备一定程度的可调度性是合理的要求。今年7月实施的新版《电力系统安全稳定导则》中提出新能源发电应具备惯量和短路容量支持能力,在必要时可配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能等灵活调节电源及调相机、STATCOM等动态无功调节装置,为新能源配置储能的合理性提供了一定的依据。

另一些人则以《可再生能源法》为依据,其中第十四条明文规定“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。”在法律之外,国家发改委和能源局在2016年6月签发了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,从法律和政策两个层面豁免了可再生能源对系统运行的平衡义务。

但互相推诿,显然不是有利于电力行业整体利益的长久之计。对于电网而言,采取相应的技术手段、管理手段保证系统安全稳定运行是其基本职责所在。对于新能源而言,其发展规模如果超过了电网平衡能力,最终只能走向“限电”的结局。但在没有配套政策,没有相对成熟的市场机制和盈利模式的情况下,粗暴地以行政手段将储能配置的义务强加给新能源发电侧,显然不够合理,亦无法真正起到以市场优化资源配置的效果。

实际上,在现有的市场机制下,任何市场主体单独承担储能投资成本,都会存在“算不过账”的较大可能性,因此,用理性和长远发展的视角来看,对于储能的成本投入,应秉持“谁受益、谁承担”的原则,建立发电、电网、用户共同承担的合理的市场化价格机制,毕竟,储能发挥的作用,每一个环节都有受益,理应各自为其受益买单。要做到这一点,需要从国家层面来统筹考虑成本投入的疏导问题。

除此之外,还需继续完善市场机制。比如落实储能市场地位、建立市场长效机制、细则市场规则等。

目前,我国绝大多数储能应用必须依附于发电、电网或用户。在国外开放的电力市场中,储能多以独立电站的身份参与市场竞争,如美国把储能称为“非发电单元”,是除发电、输电、用户之外的第四种身份,储能可以参与电能批发市场、辅助服务市场以及容量市场;英国将储能系统归类为发电设施,允许储能参与容量市场,德国、澳大利亚等国也降低了对储能进入市场的装机规模要求,并缩短结算周期,为储能的市场生存扫清障碍,鼓励其在电力系统中发挥多重作用。我国储能商业化应用在没有落实独立身份的情况下,电站运营处处受制,衍生出了种种问题不利于储能的商业化发展。

缺少细则和长效机制,则导致储能项目在各应用领域的投资收益受政策变动影响较大。长效机制的核心是需要相对清晰的、可预见的盈利模式。但目前,我国处于电力市场建设的过渡期,各方利益仍在不断调整之中,价格机制并不稳固,这严重影响到项目收益的持续性,使得投资预期具有较大不确定性,影响了资本信心。因此,需要保证政策的稳定性和可持续性,才能引导储能产业最终发展成为成熟的、规模化的市场导向型的产业。

2020年8月27日,国家发改委、国家能源局发布《关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见(征求意见稿)》,向社会公开征求意见。此举旨在通过多种能源互补解决新能源的波动性问题,提升清洁能源的利用效率,保障电网安全运行,实现源网协调发展,支撑能源清洁转型。在“两个一体化”建设的具体内容中,储能占据了重要的位置,是解决矛盾问题的关键支撑技术。“两个一体化”的发展理念从顶层设计上为新能源及储能的发展提供了科学、合理的指引与方向,并为储能的未来发展开拓了更大空间。

对外,储能商业化发展呼吁相应的价格机制和市场环境,对内,储能产业需继续打磨技术,苦炼内功,蓄积能量。目前,储能技术多元化发展,除了抽水蓄能在技术成熟度和市场份额上独占鳌头外,电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等十几种储能技术路线齐头并进,其中电化学储能以其高效、灵活、高能量密度等特点受到了市场的青睐,具有广阔的发展潜力和前景。在现阶段,各种技术各有优势,无法互相取代,只是需要结合不同的技术特点在相应的应用场景中各自发挥所长;未来哪些技术能够从市场中突出重围,成为主流技术,还需要实践来检验。因此,各种储能技术目前仍需在成本、安全、性能等方面继续钻研,以增强自身核心竞争力,迎接市场的真正爆发。


2021-01-14

光伏制氢消纳外送两头难

我国大规模光伏发电集中在“三北”地区,可以通过电解制氢解决“三北”的弃电问题,但如何把“三北”地区的氢气外送,这个环节没有打通。

日前,我国发布了全球首个“绿氢”标准《低碳氢、清洁氢与可再生能源氢的标准与评价》,使得“绿氢”的产业化更加有章可循。

作为实现“绿氢”的一种途径,光伏制氢也日益受到业内关注。

光伏+氢催生新“蓝海”

当前,光伏产业已经迈入平价时代,并向“1毛钱1度电”的目标继续前进。预计在“十四五”期间,光伏将拉开替代化石能源的大幕,光伏装机量将迎来新一波高峰,但随之而来的消纳问题,需要引起重视。

与此同时,正值氢能产业爆发之际,氢气的绿色高效制取是一个让行业头疼的问题。

由2008年中科院启动的太阳能制氢计划获得灵感,不少专家提出,可将光伏发电用于制氢,这样既解决了光伏的消纳问题,平价的光伏电价也解决了制氢价格昂贵的问题。

当光伏遇见氢能,又一个全新的新能源应用“蓝海”诞生了。国家能源局新能源司副司长任育之曾在“2020中国光伏行业年度大会”上公开表示,随着光伏发电成本的进一步下降,许多过去受经济性限制的光伏发电应用场景不断变成现实,可以考虑在西部资源和土地资源丰富地区,建设大型的光伏发电基地用于制氢。

阳光电源副总裁兼氢能事业部总裁程程向记者表示,光伏与氢能的结合,可以理解为将光通过中间体——电,转化为氢能,两者的结合效果是1+1>2。“并不是为了简单地解决光伏消纳,而是两者之间的相互成就,拓展出绿色清洁能源在更多领域应用。”

外送是产业化瓶颈

据氢云链统计,目前我国的光伏制氢项目已有近30项。其中阳光电源在合肥“阳光电源产业园”自主开发、设计、建设的光伏+储能+电网多能互补变功率制氢系统示范站已于2020年6月建成、投运。

据了解,就目前情况来看,光伏制氢还存着一系列影响其大规模应用的问题。程程告诉记者,在制氢环节,光伏开发规模和产能每年均在扩大,但氢能产业链下游应用场景的开发尚未与其匹配。

“在经济性方面,光伏制氢所带来的后续氢气储存、运输环节,成本也比较高,同时整体项目的经济性并不突出。在光伏制氢全产业链上,一些关键技术和应用,尚有很大的进步空间。”程程表示。

上海舜华新能源系统有限公司总工程师阮伟民提出,在所有制氢方法中,可再生能源制氢的成本最高,再考虑到光伏制氢所产生的的氢气消纳问题,让这个产业面临重重困难。“我国大规模光伏发电集中在‘三北’地区,解决‘三北’的弃电可以靠电解制氢,但如何把‘三北’地区的氢气外送,这个环节没有打通。”

“就地全额消纳可能性不大,若是外送,则寄希望国家尽快出台管道输氢细则,加快液氢运输落地。运输成本与运量成反比,运输的氢气越多,运输成本就越低,只有实现规模化的氢气外送,才能彻底解决消纳问题。”阮伟民指出。

新业态提升消纳空间

未来,随着氢燃料电池汽车示范城市群的推进,氢能将会获得更大的消纳空间。同时,光伏发电成本进一步降低,可为新能源的微电网、分布式多能互补项目提供新模式、新业态,促进氢能消纳。

任育之表示,在“十四五”期间,国家将推动一批示范项目建设,促进光伏加储能、光伏治沙、光伏制氢等新产业新业态的成熟,并实施行动计划,促进光伏发电多点开发。

程程指出,从光伏制氢产业内部来看,想要大规模发展,首先要做到技术创新,其次要从商业模式上做出改变,通过金融模式的创新,让光伏制氢迅速跨过起步阶段的门槛;从产业外部来看,需要社会认同“绿氢”的环保价值,在工业、交通、建筑与电力领域培养使用“绿氢”的习惯,拓展更多的氢能的应用场景,让“绿氢”以净零碳排放的承载方式,通过光/风/水等可再生能源电力制取,将大量可再生能源电力转移到较难实现去碳化的用能领域,从而解决好氢能消纳之忧。


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