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智慧能源信息专刊 第55期2018年5月25日

智慧能源2020-06-29 15:37:46

【一周集团动态汇总】

【集团动态】智慧能源集团召开2018年第二次总裁办公会


【一周政策法规动态】

【政策法规】鼓励无需补贴的平价上网项目!2019年起开启竞价!国家能源局印发2018年度风电建设管理有关要求!

【政策法规】能源局通报2017年可再生能源电力发展监测评价:截止2017年底共投产747个生物质发电项目

【政策法规】国家能源局:首批光热示范项目可延期 但电价退坡

【政策法规】广东省发展改革委关于印发 2018年广东省陆上风电第二批开发建设方案的通知


【一周行业动态信息】

【行业动态】首批示范项目遇掣肘 光热发电如何拨快进度条?

【行业动态】全球及主要国家分布式能源行业发展状况:前景广阔 未来可期

【行业动态】解读:光热退坡机制明确 另半只靴子何时落地?

【行业观点】新型储能商业化应用形势探析


【一周行业专家观点】

【专家观点】何继江:分布式发电市场化交易试点进展详情

【专家观点】秦海岩:正确理解“风电项目竞争配置指导方案”




智慧能源集团召开2018年第二次总裁办公会


5月23日,智慧能源集团(以下简称“集团”)在蓟门壹号办公区召开2018年第二次总裁办公会,会议听取了集团总裁办公室、金融财务部及各在京单位工作汇报,讨论并明确了重点工作事项,对集团下一阶段工作进行安排部署。


会议现场

会议现场


会议现场

 

集团总裁王勇人、集团副总裁白玉明等出席会议,集团各部门、各子公司负责人与会。


(周报编辑整理汇总)




鼓励无需补贴的平价上网项目!2019年起开启竞价!国家能源局印发2018年度风电建设管理有关要求!


2018年5月25日,国家能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,通知指出,推行竞争方式配置风电项目。从通知印发之日起,尚未印发2018年风电年度建设方案的省(自治区、直辖市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。

具体详情请访问智慧能源集团网站,

http://www.secn.net/news/show-510.html(请长按地址,“选择复制”>“打开”)



能源局通报2017年可再生能源电力发展监测评价:截止2017年底共投产747个生物质发电项目


近日,国家能源局关于2017年度全国可再生能源电力发展监测评价的通报,2017年生物质发电量795亿千瓦时,占全部发电量的1.2%。截至2017年底,全国共有30个省(区、市)投产了747个生物质发电项目,并网装机容量1476.2万千瓦(不含自备电厂),年发电量794.5亿千瓦时。其中农林生物质发电项目271个,累计并网装机700.9万千瓦,年发电量397.3亿千瓦时;生活垃圾焚烧发电项目339个,累计并网装机725.3万千瓦,年发电量375.2亿千瓦时;沼气发电项目137个,累计并网装机50.0万千瓦,年发电量22.0亿千瓦时。生物质发电累计并网装机排名前四位的省份是山东、浙江、江苏和安徽,分别为210.7万、158.0万、145.9万和116.3万千瓦;年发电量排名前四位的省份是山东、江苏、浙江和安徽,分别是106.5亿、90.5亿、82.4亿和66.2亿千瓦时。2017年各省(区、市)各类生物质发电并网装机及发电量。

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国家能源局:首批光热示范项目可延期 但电价退坡


国家能源局日前发布关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知。


通知明确,2018年12月31日前全部建成投产的首批示范项目执行每千瓦时1.15元(含税)标杆上网电价。根据示范项目实际情况,首批示范项目建设期限可放宽至2020年12月31日,同时建立逾期投运项目电价退坡机制。

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广东省发展改革委关于印发 2018年广东省陆上风电第二批开发建设方案的通知


5月21日,广东省发展改革委发布2018年广东省陆上风电第二批开发建设方案,其中包含11个项目,总规模为67.5万千瓦。

具体详情请访问智慧能源集团网站,

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(周报编辑整理汇总)



首批示范项目遇掣肘 光热发电如何拨快进度条?

自首批20个太阳能热发电示范项目建设正式获批至今,进度一直不及预期。为促进太阳能热发电产业发展,加快项目建设进程,国家能源局近日印发《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》。


2016年9月,国家能源局印发《关于建设太阳能热发电示范项目的通知》,启动首批20个太阳能热发电示范项目建设,总计装机容量近135万KW。同时,《太阳能发展“十三五”规划》中明确2020年建成500万KW太阳能热发电装机的目标。


不过,今年2月底,国家能源局印发的《2018年能源工作指导意见》显示,年内计划建成的电站仅有“中广核德令哈、首航节能敦煌等示范项目”,装机容量远低于“十三五”规划目标。


而此前《国家发展改革委关于太阳能热发电标杆上网电价政策的通知》所确定的首批示范项目执行每KWh1.15元(含税)标杆上网电价也将不能如约而至。


首批20个太阳能热发电示范项目建设,让太阳能光热发电行业迎来了快速发展的春天,对我国相关技术研发和产品升级都起到一定的推动作用。作为首批光热发电示范项目的建设基地之一,青海省海西蒙古族藏族自治州德令哈市已基本构建起“技术试验—装备制造—发电站”为一体的新能源全产业链格局。可见,示范项目建设是推动太阳能热发电技术进步和产业发展的重要举措。


但是项目建设推进的过程仍遇掣肘。自项目正式获批至今,原则上均应在今年年底前建成投产,但进度一直不及预期。国家发改委能源研究所研究员时璟丽曾坦言,在首批20个光热示范项目中,目前能够按原计划在2018年投运的项目可能只有4-5个,已经有4个项目选择退出。


为促进太阳能热发电产业发展,加快项目建设进程,国家能源局近日印发《关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知》,明确根据示范项目实际情况,首批示范项目建设期限可放宽至2020年12月31日,同时建立逾期投运项目电价退坡机制。


在过去十多年的发展研究中,我国掌握了光热发电的技术特性,为工程应用奠定了深厚基础。太阳能热发电示范项目是我国首次大规模开展的太阳能热发电利用示范工程,是光热发电产业规模化应用历程上的重要事件,项目顺利建设运营对于示范引领产业发展意义重大。


虽然我国已形成了光热发电全产业链,但是行业仍处于商业规模化的前期阶段。首批光热示范项目建设期限放宽也是无奈之举,本身光热发电上下游产业链较长,需要经历一个较长的市场培育过程。工程造价高、技术装备相对薄弱等因素使得光热发电产业需要更多的政策扶持和金融支持。


此次,除了电价退坡机制外,国家能源局还表示会建立建设内容调整机制和项目退出机制。对于逾期未报送建设承诺的示范项目,则取消项目示范资格,不再享受示范政策。


面对光伏产业“消纳难”“外送难”“调峰难”的三座大山,该通知再次强调称,国家电网公司要按照《通知》要求,结合各示范项目明确的计划建设进度,及时开展配套电网送出工程建设,并提前研究示范项目投产后的并网运行方案,确保示范项目发电量全额消纳。


“十三五”仍将是光热发展的关键时期,基本任务是产业升级、降本增效,实现不依赖于国家补贴的市场化自我持续发展之路。只有不断优化电网网架结构、解决外送瓶颈、采取技术创新突破,实现多能源协同发电控制,才能光伏发电真正步入黄金发展期。


为确保发挥首批项目的行业示范引领作用,相关省级能源主管部门和各示范项目投资企业作为示范项目建设的责任主体,必须高度重视,突出目标导向,切实履行主体责任,认真做好示范项目各项工作,确保具备建设条件的项目按要求建成投产。随着标准的完善,监管体系的建立健全,太阳能热发电示范项目将向纵深挺进,焕发新的活力,展现出一幅全新的面貌。



全球及主要国家分布式能源行业发展状况:前景广阔 未来可期


2018年全球及主要国家分布式能源行业发展状况分析


一、全球分布式能源发展规模


能源工业是国民经济的重要基础,安全、高效、低碳是现代能源技术特点的集中体现,也是抢占能源技术制高点的核心方向。近年来,基于环保、可持续发展等诸多原因,世界各国均在积极寻求清洁能源的发展,其中分布式能源成为了发展的重点。


数据显示,2015-2017年,全球分布式能源新增装机容量均在130GW以上,其中2015年约为136.4GW,2016年上升至140.2GW,2017年全球分布式能源新增装机容量约为132.4GW,行业发展迅速


图表1.2015-2017年全球分布式能源新增装机量(单位:GW)


美国分布式能源发展现状及规划


美国分布式能源站从七十年代末期开始发展起来,由于分布式能源能捕捉多余热能并利用其生产冷和热提供给工厂和商业,从而节省成本并改善环境,美国能源局(DOE)与美国环保署(EPA)分别从节能与环保的两个出发点推进分布式能源的发展。美国环保署专门成立了分布式能源协作小组(CombinedHeatandPowerPartnership),明确分布式能源是经济可行的清洁能源解决方案,且视为国家首要事务之一。


2001-2015年,美国环保署分布式能源协作小组协助完成了1047个分布式能源项目,总装机容量为7600MW,累积减少二氧化碳排放1.7亿吨。截至2016年,美国分布式能源装机量约为82.5GW(包括热电联产及三联供)。


此外,为进一步推进"分布式热电联产系统"的发展列为长远发展规划,并提出力争2020年在50%的新建办公楼或商用楼群中,采用"分布式热电联产"模式,将15%现有建筑的"供能系统"改建成"分布式热电联产"模式;到2035年,商业用分布式发电装机容量至少增长到680万千瓦,理想情况是达到增长至980万千瓦。


图表2.美国分布式能源发展及其规划目标


美国分布式能源主要分布在美国西海岸、东海岸及南海岸,其中装机量前五名的州分别为德克萨斯州、加利福尼亚州、路易斯安那州、纽约州及新泽西州。此外分布式能源主要以天然气为主,占比达71%,遍布3700个以上工业和商业项目。


图表3.美国分布式能源结构分布(单位:%)


从美国分布式能源项目的应用来看,只有15%用于医院、学校、酒店和办公综合体的供冷、热,其中均集中在工业和制造业领域。其中化工业达29%,石油炼制行业达18%。。


图表4.2016年美国分布式能源项目在不同产业中的应用比例(单位:%)


日本分布式能源发展现状及规划


由于自然资源的稀缺,为尽可能提高能源利用效率,日本国内很早就开始重视节能减排技术的推广。自1980年以来,随着东京国立竞技场第一号热电机组运行开始,日本开始大力发展天然气分布式能源,年均新增装机容量达到30万千瓦,其中上世纪90年代到2007年,日本分布式能源年增装机40-50万千瓦。


到2008年,受到国际燃料价格上涨、美国次债危机等因素的影响,日本国内投资热情减退,分布式能源发展也受到影响。2011年日本分布式能源装机量达到940万千瓦;此后日本分布式能源发展较为缓慢,2016年日本分布式能源装机量突破1000万千瓦,其中民用领域占21%。


日本在《能源总体规划设计》中系统阐述了发展、普及使用分布式能源燃料电池、热电联产、太阳能发电、风力、生物质能和垃圾发电的目标。据日本经济贸易产业省(METI)预计,到2030年,日本热电联产装机容量将可能达到1630万千瓦,其中商业分布式发电项目6319个,工业分布式发电项目7473个。日本计划在2030年前分布式能源系统发电量将占总电力供应的20%。


图表5.日本分布式能源发展及其规划目标(单位:万千瓦,个,%)


二、全球分布式能源发展前景广阔


由于成本降低,政策利好以及对化石等替代燃料的关注增加,预计未来几年,全球分布式发电将呈现快速增长的趋势。而欧洲发达国家、日本、美国等由于分布式发电普及率已经达到较高的水平,预计未来分布能源发展增速将有所放缓;亚太、南美等新兴市场则将迎来分布能源的一轮投资潮。


2017年全球分布式能源装机容量约为132.4GW,根据行业当前发展趋势以及各国规划情况,预计2026年全球分布式能源装机容量将达到528.4GW,发展空间广阔。


图表6.2017-2026年全球分布式能源装机容量预测(单位:GW)



解读:光热退坡机制明确 另半只靴子何时落地?

5月22日,国家能源局下发关于推进太阳能热发电示范项目建设有关事项的通知(简称“通知”),“半只靴子”至此终于落地。


通知重点明确要建立电价退坡机制、建设内容调整机制、项目退出机制这三项工作机制和失信惩戒等制度,确保发挥首批项目的行业示范引领作用。


另半只靴子何时落地?


这份通知并未明确行业最为关心的另半只靴子-项目延期的电价联动政策,究其原因,是因为国家能源局并无定价权,价格政策应由国家发改委发文公布。


通知称,根据示范项目实际情况,首批示范项目建设期限可放宽至2020年12月31日,同时建立逾期投运项目电价退坡机制,具体价格水平由国家发展改革委价格司另行发文明确。


分析认为,通知的正式发布,同样也意味着项目延期的电价联动政策已经由国家能源局和发改委价格司等相关部门沟通确定,正式发布的时间应该很快。在通知开篇中也已提出,该通知的发布已经经商国家发展改革委价格司、基础司。


据此前信息,示范项目延期投运的电价政策很可能将分四个梯度执行,具体执行电价梯度为2018年底前并网投运执行1.15元/KWh,2019年6月30日前并网投运执行1.14元/KWh,2019年底前并网投运执行1.12元/KWh,2020年底前并网投运执行1.07元/KWh。究竟是否会按此执行?预计很快就将正式确定。


建设内容调整规则明确


时至这份正式通知出台之前,关于示范项目的投资方、技术路线、技术集成商等是否可以变更?如何变更是在被许可范围之内?等等这些在项目实际执行层面遇到的实际问题,在政策层面都没有确定性的原则。


这导致部分示范项目业主方特别是国企为投资主体的业主方在前期开发过程中,多有掣肘,如部分项目方从经济性角度考虑应该变更技术集成商,但从政策角度看,又担心政府不允许变更而无法享受电价。由此致使项目投资决策迟迟难下,最终甚至走向无奈退出。


这份通知明确,示范项目业主可对相关示范建设内容进行适当调整,建设内容调整须由企业报经省级能源主管部门组织技术支撑机构研究审定和履行相关程序,并于6月底前完成;省级能源主管部门需将示范内容调整批复情况及时报备国家能源局。对于通知明确的调整内容,略作解读如下:


1.股权结构变更需维持绝对控股方不变;(即原示范项目申报获批时的业主方需在示范项目中持有控股权。但分析认为,从实际操作层面,这并不影响示范项目大规模吸纳项目股权融资。)


2.建设场址变更范围位于同一县域范围内;(这意味着部分示范项目从一个市辖区范围内转向另一个市辖区范围内开发是不被许可的。)


3.储换热介质和技术参数调整需保证系统性能优化;(这表明示范项目在技术层面可以变更储换热介质,如由塔式DSG技术转向塔式熔盐技术是被许可的,从槽式导热油传热转向槽式熔盐传热或反之均是被许可的;但由槽式集热技术转为塔式集热技术或菲涅尔集热技术这种跨技术路线的方式仍是不被许可的。)


4.相关企业协商一致的,可调整技术集成商;(这意味着明确了项目业主方在选择技术集成商或项目EPC总包方时拥有足够的自主权,可以根据项目的实际招标情况来确定中标方。避免了对示范项目的市场化招标造成的掣肘。)


项目退出机制正式明确


今年的3月26日,国家能源局向青海省、甘肃省、河北省、内蒙古自治区、新疆自治区发展改革委(能源局)及首批示范项目各相关企业发布了《国家能源局综合司关于光热发电示范项目建设有关情况的通报》(以下简称通报),根据《通报》内容,首批20个光热示范项目中有17个项目企业按要求报来了承诺函,其中共有16个项目承诺继续建设,另有三家未报送书面承诺。


发布的通知正式明确了示范项目的退出机制,通知从三个层面对此予以明确,略作解读如下:


1.根据《通报》内容,对通报中所列主动退出的示范项目,所在地省级能源主管部门要配合做好相关善后工作;(据通报信息,主动退出首批示范的仅一家,为北京国华电力有限责任公司玉门熔盐塔式10万KW光热示范项目。)


2.对通报中所列逾期未报送建设承诺的示范项目,取消项目示范资格,不再享受示范政策;(据通报信息,国电投黄河上游水电开发有限责任公司德令哈水工质塔式13.5万KW光热发电项目、北方联合电力有限责任公司乌拉特旗导热油菲涅尔式5万KW光热发电项目和中信张北新能源开发有限公司水工质类菲涅尔式5万KW光热发电项目逾期未予承诺。据此通知,这三个示范项目将无法享受示范项目电价政策。)


3.通报中所列承诺继续建设的示范项目投资企业,须按照通报中明确的计划开工时间和计划投产时间,同时落实安全生产责任和工程质量要求,确保示范项目建成投产。对于未按通报明确时限开工或投运的项目投资企业,将视情节轻重予以通报或限制参与后续太阳能热发电示范项目建设。(这意味着,此前各示范项目业主方向政府承诺的计划开工时间和计划投产时间,将与惩罚机制相挂钩。各示范项目的承诺情况请见附表。)


对于光热示范项目的并网消纳问题,该通知再次强调称,国家电网公司要按照《通知》要求,结合各示范项目明确的计划建设进度,及时开展配套电网送出工程建设,并提前研究示范项目投产后的并网运行方案,确保示范项目发电量全额消纳。



新型储能商业化应用形势探析


政策、市场、技术的合力,似乎在推动大规模新型储能(相对于传统抽水蓄能而言)走上“风口”。


一边是去年起储能产业政策导向鼓舞士气,一边是储能可嵌入电力系统电源、电网、负荷侧全环节并为之增益,再一边是技术成本迅速下降。


然而,从全球到国内,储能市场上传统的抽水蓄能长期一枝独大,新型储能装机的份额不过4%,商业化应用程度普遍较低。未来一段时间,蓄势已久的新型储能商业应用能否“遍地花开”,快速由研发示范向商业化初期过渡,值得关注。


一、新型储能体量尚小


目前,储能技术主要分为机械储能(如抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等)、电磁储能(如超导储能、超级电容等)、电化学储能(如锂离子电池、钠硫电池、铅酸蓄电池、镍镉电池、锌溴电池、全钒液流电池等)等三大类,还有储热、储冷、储氢等。


据中关村储能产业技术联盟统计,截至2017年底,全球已投运储能项目累计装机规模为175.4GW,年增长率3.9%,国内为28.9GW,年增长率18.9%。其中,累计装机中抽水蓄能装机占比最大,全球和国内分别约为96%、99%;全球电化学储能项目累计装机规模为2926.6MW,国内累计装机规模为389.8MW,年增长率均为45%。显然,电化学储能是新型储能中的“佼佼者”,并增长快速。


不同储能技术,在寿命、成本、效率、规模、安全等方面优劣不同。总体上,机械储能规模比较大,寿命长;电化学储能发展快,规模相对小,响应时间非常快,应用全面广泛,安全性略逊。


在不同国家,不同技术发展程度有差异。美国的飞轮储能总体上处于领先地位;在钠硫电池上,日本绝对领先;我国在液流电池方面发展非常快,处于领先地位;在不使用燃料、不使用储气洞穴的新型压缩空气储能上,我国基本与国际同步。


目前,我国电化学储能(文中的新型储能一般指电化学储能)已形成一定规模的示范或商业化应用。其中,锂离子电池的累计装机占比最大,为58%,占比较大的还有铅蓄电池和液流电池;10MW级压缩空气储能完成示范;我国投运的第一座熔盐储能光热电站—中控德令哈10MW塔式熔盐储能光热电站于2006年8月21日实现满负荷并网发电,这是全世界第三座熔盐储能塔式光热电站。


2018年,我国积极推进已开工储能项目建设。年内计划建成大连100MW/400MWh液流电池储能调峰电站、辽宁绥中电厂24MW/12MWh火电机组联合调频储能、大连30MW/120MWh网源友好型风电场储能、江苏金坛压缩空气储能等项目。研究推进100MW压缩空气储能电站和100MW锂离子电池储能电站等项目前期工作。由此亦可看出我国重点推进的储能技术类型。


二、逐渐成形的商业模式及应用场景


储能具有“源”“荷”双重属性,在电力领域基本应用在可再生能源并网(专指储能在集中式风电场和光伏电站中的应用)、辅助服务、电力输配、分布式发电及微电网等领域。在不同国家,储能的主流应用不尽相同。在国内实践中,新型储能的主要盈利模式单一,正借鉴西方国家经验探索多种商业化应用模式,进展快慢不一。


1.峰谷电价差套利


通过峰谷电价差,帮助用户降低容量电费和电量电费,这是目前我国储能最主要的盈利模式。电力大用户每月固定地向电网企业交纳容量电费,储能系统可为用户节约此项支出。降低电量电费是指,谷值电价时向储能系统充电,峰值电价时用储能系统存的电,节省用户同等用电量的电费。各地区的峰谷电价差不同,以0.75~0.8元/KWh的峰谷价差计算,假定利用峰谷电价套利是唯一的盈利点,每天两次充放,储能电站项目静态投资回收期在7-9年左右。


2.配套可再生能源项目建设集中式储能电站


可再生能源发电具有间歇性、波动性等特点,储能可以跟踪计划出力、平滑输出和参与调峰调频辅助服务,促进可再生能源消纳。此应用场景对储能的成本、寿命、规模、安全性的要求都很高。陕西定边10MW锂电池储能项目即是通过联合当地150万KW光伏电站运行,吸纳未并网电力,按照光伏上网电价上网,削峰填谷,促进就地消纳。


3.参与电力辅助服务收费


电力辅助服务包括一次调频、自动发电控制(AGC)、调峰、无功调节、备用、黑启动服务等,可维护电力系统的安全稳定运行,保证电能质量。从全球来看,调频是储能的主要应用。根据彭博新能源财经统计,2016年、2017年,MW级储能项目累计装机中,调频应用占比分为41%、50%。某国内企业在英国参与的储能项目中,盈利构成为调频收入70%、调峰收入20%、容量费收入10%。


在国内,该盈利模式要随着电力辅助市场建设而形成。目前,南方电网区域已制定了辅助服务补偿表,对并网发电机组提供的AGC服务实施补偿;储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的,按其提供充电调峰服务统计,对充电电量进行补偿,具体补偿标准为0.05万元/MW时。


4.分布式储能应用


配合分布式能源建设,作为售电主体主要以卖电获益。今年3月印发的《关于提升电力系统调节能力的指导意见》,“鼓励分布式储能应用”。


5.参与电力需求侧响应


直接接入电网,峰谷双向调控,增加电网安全性稳定性。这种应用中的储能电站并网条件较严。2018年1月,江苏无锡新加坡工业园园区20MW储能电站经国家电网公司批准,全容量并网运行。今年春节期间,该储能电站参与电网需求侧响应,在用电低谷期“填入”约9万KW负荷,累计消纳电量57.6万KWh。此为全国大规模储能电站首次参与电网需求侧响应并收费。


三、新型储能商业化应用的机遇


1.政策与市场机制不断完善


2017年被认为中国储能产业政策发布的元年。去年以来,国家和部分地方密集出台一系列政策文件,给予储能市场主体地位,构建充分反映储能价值的市场体制机制,将加快储能产业发展。


其中,去年9月22日,国家发展改革委、国家能源局等五部门印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》。作为储能产业第一个指导性政府文件,其提出了未来10年中国储能产业的发展目标。国家能源局科技司有关负责人日前就此表示,指导意见的作用主要是“四个明确”,即明确鼓励支持储能发展的政策导向、储能的主体身份、储能的投资管理机制、储能示范的任务。


之后,南方能源监管局、山西能源监管办等就电化学储能参与电力市场辅助服务制定实施细则,明晰了储能辅助服务补偿标准。2017年底,南方区域调频辅助服务市场已正式启动模拟运行。2018年会有更多的省份陆续出台相关储能参与辅助服务的政策。2018年底前,我国8个地区第一批电力现货试点试运行,在实时的现货市场,储能电价更加灵活,利于提升收益率。随着售电侧放开和市场化交易放宽,储能有条件与分布式发电结合,形成售电主体。


2.技术成本有望快速下降


综合业内人士的多种计算,近几年,电化学储能技术成本每年下降8%-20%。当前,电池、人工组装成本累计下来,部分储能项目的成本已下降到每千瓦时2000元以下,甚至到1400元左右;100MW级压缩空气储能示范项目2021年投运后,项目成本有望降到5000元/千瓦,相当于每千瓦时1200元。随着新型储能技术发展及示范项目推广,成本下降趋势有望延续。


按照我国《关于提升电力系统调节能力的指导意见》,要加快新型储能技术研发创新,提高新型储能系统的转换效率和使用寿命。根据《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》,到2020年示范推广10MW/100MWh超临界压缩空气储能系统、1MW/1000MJ飞轮储能阵列机组、100MW级全钒液流电池储能系统、10MW级钠硫电池储能系统和100MW级锂离子电池储能系统等一批趋于成熟的储能技术。


3.市场需求广阔


储能可增强电力系统灵活性、适应性。随着能源互联网的发展,大规模集中式可再生能源、分布式发电及微电网发电、调频辅助服务等对储能均需求巨大。


同时,随着电动汽车的应用普及和动力电池的大规模退役,退役电池储能市场的兴起会加速。目前新电池成本比较高,这是限制储能大规模推广应用的重要原因;而梯次利用能降低储能的工程造价,还比较环保,有良好的经济社会价值。


此外,随着新一轮电力体制改革的深入推进,电力辅助服务市场、电力现货市场逐步发挥作用,电力市场化交易范围扩大,储能项目价值得到充分反映,其盈利性增加,将进一步增加社会资本的投资积极性,形成良好循环。


四、新型储能商业化应用面临的挑战


长期以来,全球范围内储能产业发展滞后,自然有其原因。经过多年发展,有些制约作用力变小,甚至消除,有些制约仍然存在,新的挑战也在产生。总体上,我国储能产业由研发示范阶段向商业化初期过渡的道路上面临多种不确定性和挑战。


1.技术性能上存在不同程度的局限性


尽管储能成本快速下降,即使商业化应用较好的电化学储能,“十三五”期间的示范项目规模也不过100MW级,锂离子、铅蓄、钠硫等不同电池技术在寿命、成本、能量密度和安全等指标上难以同步提升,存在不同的短板,已发生的多起电动汽车电池起火事故凸显了电化学储能的安全性问题。


2.间接效益较难补偿


如同抽水蓄能,新型储能对电力系统的电量贡献容易跟踪量化,而其对电能质量和电网运行效益的提升是间接的,相应价值难以直接量化,难以反映到电价中。同时,电力现货市场、电力辅助服务市场的建立和完善尚需时日,能否有效发挥预期作用,也还要经实践检验。


3.盈利模式存在不确定性


在我国,居民实行阶梯电价,各地方工商业峰谷电价差存在不确定性,影响储能峰谷价差套利模式的盈利预期。再者,当储能参与辅助服务市场接受AGC调度令后,需要响应进行充放电,这样一来就无法利用原来的峰谷差价套利方式来获得储能电站的收益,增加了辅助服务的收益是否比峰谷差价套利的收益多有待比较。此外,参与辅助服务的储能项目规模等资质要求有待明确。


4.产业发展存在融资压力


高额的可再生能源补贴已让国家财政捉襟见肘,短时间内难以拿出财政资金补贴储能产业,《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》没有涉及补贴问题。另外,储能企业目前在贷款、税收政策上未享受特别倾斜和优惠,“储能融资难”的行业呼声颇高。


(周报编辑整理汇总)



何继江:分布式发电市场化交易试点进展详情


2017年10月底,国家发改委与国家能源局联合下发《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源[2017]1901号),就分布式发电遇到的市场化交易程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等问题提出了改革方案。2018年1月3日国家能源局官网发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》,进一步明确了分布式发电市场化交易试点方案,更详细的阐明了分布式发电在细则方面的相关要求。


近日,清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江接受了专访,为我们介绍了分布式发电市场化交易试点项目申报进展情况,并分析了分布式发电市场化交易的未来发展趋势。



分布式发电市场化交易虽然是针对多种分布式发电方式,但在您看来,最适合开展并且将最快开展的发电方式是哪种?为什么?


分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。主要包括:太阳能发电(光伏电池、光热发电)、风力发电、生物质能发电等。还有天然气热电联供,如果周边有明确的消纳条件,也算分布式发电。最适合开展市场化交易的是分散式风电和分布式光伏,最快开展的肯定是分布式光伏,由于其安装设施对地点几乎没有要求,最容易发展规模。


《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》中明确要求每个省份必须申报分布式发电市场化交易试点,目前的项目试点申报情况是在怎样的?


目前我了解的信息并不完全,尚有一些省份的试点项目有缺项,正在补材料,但大部分省份的材料都报上来了。试点报得多的省份有八个六个的,也有两个三个的。像甘肃、新疆等光伏投资监测红色预警的省份是不需要申报的。


很多省份在上报的过程中,遇到了一些挑战和阻碍,比如电网的消纳承诺、政府关于税收和土地方面的承诺等,申报过程遇到的最大阻碍是什么?


拿到电网的消纳意见可能是试点单位最大的困难。《电网接入及消纳意见》《电网服务承诺》等材料都需要当地电网来出具。试点地区的发改委及相关筹备单位与电网公司进行了大量沟通协调工作,有的得到了消纳承诺函,有的得到了不同意试点的拒绝函,还有的只得到口头的说法,未获得任何书面材料。分布式发电交易需要电网企业提供分布式电源并网运行、输电以及保障电力用户可靠用电的技术支持,提供发用电计量、电费收缴等服务,这些都增加了电网企业的运营成本。特别是分布式发电交易不支付未使用的上一级电压等级的输电价格,与全部由电网企业供电相比,这部分电量对应的电网企业的售电(或输配电价)收入就减少了。项目试点是影响电网企业利益的,获取电网企业的消纳承诺函相当不容易。


一些项目申报单位做了前期了解工作后,选择观望态度,等待申报下一批试点。您对下一批试点申报单位,在材料准备方面有哪些建议?


选择观望是很正常的,首先很多项目单位不了解交易试点,也不了解分布式发电市场化交易,不知道如何去申报。还有一些单位了解了具体情况后,想申报,但是能力有限。由于不了解当地用电负荷,不熟悉当地电网,再加上申报材料的不易取得,起初想试着申报,慢慢就推不下去,最后只能放弃。申报材料方面通知文件里面都有具体的要求,最重要的是要准备比较详实的消纳报告,了解当地电网的基本情况,熟悉当地用电情况,证明未来要建设的项目能在配电网内就近消纳。


目前的几种交易方式中,相比于委托电网售电和全额上网,政府比较鼓励直接交易的方式,为什么会鼓励这种方式?直接交易方式虽然对提高项目单位的投资收益回报也许是有利的,但是会不会收电费时存在困难?


直接交易指的是分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易,向电网企业支付“过网费”,分布式发电项目单位与电力用户以合同方式约定交易条件,与电网企业一起签订三方供用电合同。直接交易是完全由市场确定电价,是推动分布式发电市场化的决定性力量。我了解到,浙江省的宁波、嘉兴的项目申报选择了委托电网售电的模式,电网企业对代售电量按综合售电价格进行收购。但这只是一种消极的试点,对于光伏的市场化并没有太实质性的突破。选择直接交易或代售电模式参与分布式发电市场化交易试点都存在提高项目投资收益率的可能性,电费是由电网企业先统一收取,然后按照合同再分给参与各方。


国家电网明确,省级电力交易平台建立分布式发电市场化交易模块,不在市县公司组建交易平台,相比把交易模块放在地方供电局,这样的安排对推进分布式发电市场化交易落地有何利弊?


国家能源局鼓励试点地区的市(县)级电网公司承担交易平台任务,国家电网公司的内部文件表述是要求在省级电力交易平台建立分布式发电市场化交易模块。分布式发电市场化交易发生在某地配网区域内,若由当地市(县)电网公司承担交易平台任务,当地政府会比较方便组织当地的发电资源和用电。国家电网坚持在省级电力交易中心的中长期电力交易平台上建立分布式发电市场化交易模块,当地政府对分布式发电资源的调动能力会受到很大制约。分布式发电市场化交易自身属性决定了这是一个在末端的交易行为,就像北京市内小区菜市场对周边居民来说是很方便的,如果一定要取消,全部搬到五环外的新发地,当地小区内的居民肯定会非常不方便。


关于过网费的测算方法,有些试点是在输配电价的基础上降低一些作为过网费,也有多个试点是按照电压等级将输配电价相减。过网费成为项目申报过程中的一个焦点关注问题,您认为过网费的测算应该怎么做?交叉补贴的问题后续该如何解决?


通知文件明确规定:过网费=电力用户接入电压等级对应的输配电价-分布式发电市场化交易所涉最高电压等级输配电价,可见采用差价法是非常明确的,国家电网内部文件中说争取过网费按全省输配电价来核算的说法是不符合发改委文件的,用输配电价作为配电网内就近消纳光伏的过网费是没有道理的,也没有任何意义。有的省采用差价法算出的过网费比较低,这反映了当地配网的建设管理和投资管理水平很高,这对其他市场主体在当地开展增量配电网建设是极大的挑战。如果电网公司也认为这个过网费太少,那可能就需要当地政策组织对配电价格进行重新核算,也要特别注意对分电压等级配电网成本进行核算。由于当前省级电网输配电价中包含有政策性交叉补贴,这对过网费的核算带来了不少困扰,很多省份表示无法准备计划。核算交叉补贴的问题是一个有待解决的问题,而不应该继续扩大,在试点问题上不应该讨论交叉补贴,以便于将交叉补贴逐步厘清,并最终出台相应政策取消交叉补贴。


由于光伏、风电装机规模越来越大,政府补贴压力越来越大,补贴如何退出已经成为政府近年来考虑的核心问题,分布式发电项目单位对市场化交易寄予厚望,希望能够通过试点对后补贴时代的商业模式有更加清楚的了解,但同时试点落地、试点规模扩大也必将面临着不少阻碍,您对试点落地、试点规模扩大有何预期?


根据规定若单体项目容量不超过20MW,度电补贴需求降低比例不得低于10%;若单体项目容量超过20MW但不高于50MW,度电补贴需求降低比例不得低于20%;若不要补贴则不限规模。大多数试点申报项目单位的补贴申报是按补贴降低20%做方案的。但实际上最近情况发生了巨大的变化,去年光伏新增装机53GW,十三五的目标已经提前完成了,把原计划的补贴实际上也全部用完了,目前,我们看到的光伏政策的变化可以理解为要坚绝控制带补贴的光伏规模。主管部门的决策将只有两种方式可选,一是按照即定补贴力度减少光伏发展规模,二是增大光伏发展规模同时减少补贴甚至去除补贴。随着新投资光伏生产线的加入,预计今年生产规模有可能达到120GW。但若光伏建设规模大幅收缩,整个行业有崩盘的风险,光伏巨头破产的情况很可能会出现。所以为了整个产业的可持续发展,只能降低甚至取消补贴。分布式发电市场化交易正好能通过市场化手段解决消纳问题,甚至在不需要国家补贴的情况下解决。未来试点落地肯定越来越多,规模也会越来越大,增量配网领域必然是分布式光伏的天下。


秦海岩:正确理解“风电项目竞争配置指导方案”

日前,国家能源局印发了“国家能源局关于2018年度风电建设管理有关要求的通知(国能发新能[2018]47号)”,同时配发了“风电项目竞争配置指导方案(试行)”(以下简称“指导方案”)。一石激起千层浪,引起业内广泛热议,其中不乏片面理解和错误解读,不利政策正确有效落实。在此谈一下我的认识。


一、风电项目竞争配置的是“年度开发规模指标”,不是“资源开发权”。


目前国家对风电建设管理主要依据《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》(国能发新能〔2017〕31号)。按照该文件,各省级能源主管部门,根据相关规划在落实电力送出和市场消纳的前提下,自主确定年度建设规模和具体风电项目,并形成年度风电建设实施方案后报送国家能源局。地方政府对年度开发规模指标实际是采取行政审批的方式分配给开发企业。


此次能源局印发的“指导方案”实际上是要求地方政府采用竞争的方式分配年度开发规模指标。这和前些年“风电特许权“招标,以及最近搞的”光伏领跑者“招标是不完全一样的,这两个是政府拿出可开发的资源,通过招标确定开发投资主体。“指导方案”明确了对于政府自己组织完成风电开发前期工作的场址区域,可以按照这个方式,通过招标竞争方式选择项目投资主体。同时,对于开发企业已经与当地政府签署了风电开发协议,完成了测风、场址勘察等前期工作的项目,只是通过竞争确定列入年度开发指标的顺序,资源开发权不因竞争而转移。地方政府不能因此违法剥夺开发企业的开发权。这里我想强调的是,对于大家普遍担心的,该“指导方案”的出台,会因恶性竞争导致出现亏本的上网电价问题,要有正确的认识。一是自己开发的中东南部风电项目,竞争配置的是年度开发规模指标,不是开发权。对于中东南部地区,大部分省份已经建设的非水可再生能源占比指标,距离2020年国家规定的配额指标均有一定的差距,完成难度不小,限制年度开发规模,不利任务的完成。而且预警为绿色的地区,还可以结合“十三五”规划中期评估,调高规划规模。开发企业是不是有必要报出亏本电价?二是西部北部的项目,无论是自己开发的,还是政府进行开发权招标的项目(政府开发项目估计只有西部北部地区具备这样的条件),这些地区风资源条件好,只要落实“指导方案”中要求的,消除非技术成本,保证全额收购,基本可以实现“平价”上网。三是对于分散式项目不强制要求进行竞争配置,而且不受年度建设规模限制。


当然,在某些地区,可能因消纳条件等因素,导致年度开发规模指标不足,竞争激烈。“指导方案”实际上是给地方制定年度方案,遴选项目提供了依据。所需补贴强度低的项目先干,成本降不下来的项目,要么别干了,要么等成本能有效控制之后再干。


二、风电项目竞争配置的前提是解决弃风限电,消除非技术成本。


目前风电建设管理办法,实质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,这种方式促进了我国风电快速规模化发展。但在具体的指标分配上仍存在标准不统一、不透明、难以公平的问题。前不久,陕西延安市就出现了采用“摇号”的方式确定项目的情况,引起不良反响。地方政府在指标分配上的自由裁量权较大还会导致很多问题:将风电资源配置给了不具备技术能力和资金实力的企业,倒卖路条行为加大了开发成本;项目建设过程中的消纳条件不能有效落实,风电项目建成后不能及时并网;以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费,增加了项目投资经营成本;以资源换产业投资,加剧了产能过剩,给制造企业增加负担,造成投资浪费。这些都是风电开发过程中的非技术成本。


据国际可再生能源署统计,2017年全球风力发电平均电价降到了4美分/千瓦时。去年德国陆上风电招标平均中标价格3.8欧分/千瓦时。我国风电设备制造成本远低于国外,但是与低设备成本形成鲜明对比的是,我国风电投资成本和度电成本反而高于国外水平。造成这种结果的原因,一个是弃风限电问题,据测算,2017年度,弃风限电造成的损失,相当于每千瓦时风电成本抬高了6.3分钱;另一个就是前面所述的各项非技术成本,根据测算,这些非技术成本相当于每千瓦时风电成本抬高了5分钱左右,在“三北”地区,甚至达到每千瓦时0.1元左右。


此次“指导方案”实际上是要求地方政府,改变通过行政审批分配年度建设规模指标的方式,要采用市场竞争的方式配置资源,为地方政府分配指标提供了规则和依据。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。文件要求所参与竞争的项目必须具备接网和消纳条件,确保项目建成后达到最低保障收购年利用小时数(或弃风率不超过5%)。所在地区要优化投资环境,进一步落实《关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知》的各项要求,地方政府及相关部门不存在收取国家法律规定之外的资源出让金等费用的问题,地方政府无向项目摊派费用或强制采购本地设备等增加项目投资经营成本的要求。各地市(县)级政府相关部门推荐风电项目参加新增建设规模竞争配置时,应对上述建设条件做出有效承诺或说明,省级能源主管部门应对相关市(县)履行承诺的情况进行考核评估,并作为后续安排新增风电建设规模的重要依据。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。


三、风电项目竞争配置将加快优胜劣汰,推动技术进步。


“指导方案”要求省级政府能源主管部门,制定具体的风电项目竞争配置办法,并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;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。


这些竞争要素无疑对开发商和设备制造企业都提出了更高的要求。开发企业要更重视全生命周期的度电成本,选择风电机组不能再一味压低设备采购价格,要考虑风电机组的发电效率,增加10%的发电量,比降低10%的价格更有效益;要考虑机组的质量和可靠性,减少运维成本。带方案招标将是普遍的做法,甄别方案的真假优劣,需要统一标准和评价方法。整机制造企业,必须从卖设备向提供解决方案转变,这需要更多的技术能力。通过创新不断提高机组技术水平和质量,同时还要进一步控制成本,竞争无疑会更加激烈,只有强者才能生存。昨天读到一篇文章,说任何一个行业都会经历四个阶段,第一个是创始阶段,这时企业的数量一直往上涨,涨到一定数量,这个行业进入第二个阶段,即规模化阶段。这个行业涨到一个基本的规模就不涨了,企业的数量达到百分之百。当企业数量百分之百之后,市场中就会出现两个现象:恶性价格竞争和寡头出现。再往后就有 20% 的企业要被淘汰,这个行业开始往下走,这一段叫做集中。这时又有 20% 的企业被淘汰,开始更加集中,到最后的阶段叫均衡。在这个阶段最大的特点是,行业趋于理性,不再有价格战,行业游戏规则重新制定,每个人都开始关注品牌,行业开始合作。凤凰涅磐,浴火重生。


风电产业近20年实现了快速规模化发展,逐渐显现出从替代能源,向主流能源发展的态势。这其中最重要的推动力就是电价补贴政策。今天,风电产业即将步入一个新的发展阶段,国家有关政府部门,已经明确强调,到2021年开始,新增风电项目要取消补贴,实现“平价”上网。最近国家能源局出台的一系列文件,都是意在扫清制约风电“平价”上网的体制机制障碍,为取消补贴铺平道路。正确理解、正确落实这些文件精神,尽快实现平价上网,才能开创风电的未来。


(周报编辑整理汇总)