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    光伏补贴应倾向储能和分布式
      北极星太阳能光伏网讯:经过十余年快速发展,中国太阳能光伏从制造到装机发电,已拥有了世界上大规模的成熟产业链。但近两三年来,中国光伏发电出现两个新的显著特点:  其一是成本继续快速下降。光伏电站安装成本已普遍低于10元/瓦水平。2016年,光伏组件市场价格甚至跌破5元/瓦,相当于用十年时间成本降低了90%的成本。据此推算,中国光伏特别是西部集中式光伏电站发电平价上网是可以较快实现的。这意味着,逐步降低光伏上网电价补贴具备了更大的可行性空间。  其二是光伏发电并网问题愈发严峻,特别是较大规模集中式光伏电站为主的西北部分地区出现了严重的弃光现象。  2015年全国全年平均利用小时数为1133小时,甘肃全年平均利用小时数为1061小时,弃光率达31%,甚至更高;新疆自治区全年平均利用小时数为1042小时,弃光率达26%。光照条件优越的西部光伏发电小时数反而低于东部。2016年上半年,西北五省(区)光伏发电量占全网总发电量的4.5%,利用小时数仅611小时,弃光率为19.7%。  2016年5月,发改委与能源局发布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,要求按核定的保障收购年利用小时数消纳可再生能源。其中,光伏保障小时数为1300(东部)至1500小时(西部)。这一政策的实际执行效果有待考察,不过,西部集中式光伏电站只能按一定额度发电,额度内电量不一定能全部上网的现实是客观存在的。  新出台的《电力发展“十三五”规划》(简称《规划》)着重解决可再生能源消纳问题,对抽水蓄能电站、调峰气电以及热电联产和常规煤电灵活性改造规模作出了相应规划。还提出落实全额保障性收购制度,将弃风、弃光率控制在合理水平。  但在现实层面,几种传统消纳手段中,抽水蓄能远水不解近渴且响应偏慢,气电调峰成本过高,外送通道充分出力尚需时日。笔者认为,光伏发展需要将发展主要和补贴向分布式倾斜,并将与储能结合应用的路线早日纳入规划。  集中式光伏并网大致存在以下几点难题:电源地用电市场容量有限;新能源出力集中,电网调节能力不足;外送通道建设滞后;电网消纳网架存在薄弱环节。而这些对分布式光伏都不是问题。  近几年,中国分布式光伏的发展不尽如人意,连续几年实际安装量小于政府规划量。相对于分布式发展很好的德国等国家,中国的确存在一些客观的不利因素,如安装地点限制等,但补贴力度特别是初期力度弱,也应该是主要原因之一。《规划》中分布式光伏比例依然很高,完成目标需要政府新思维和新手段。  储能特别是电池储能是有效解决并网问题的重要路径。从响应速度、应用地点、能量密度综合考虑,电池储能与可再生能源结合,显著优于其他模式,瓶颈在于成本。而近年来,随着电池技术的快速进步与成本下降,折算到度电的电池成本已经可以达到0.8-1.0元/度,在某些国家及中国的某些地区已经进入经济性应用范围。  电池储能与电力电网的结合实践在国内外也已经展开。美国在加利福尼亚州南部的公共电网储能系统已开始规模化试验,其储能系统采用美国电动汽车制造商特斯拉的企业用锂电池组产品。国内方面,比亚迪在大型储能电池上也进入了应用阶段。考虑到储能用动力电池仍然是电池技术的一个新方向,其成本下降可期,且下降速度很可能高于传统电池。以磷酸铁锂电池为例,2014年-2016年间,其价格下降了大约一半。如果五年或十年内,储能成本可以降至与新能源发电成本相近的水平,新能源与储能相结合的系统将有广阔的发展空间。  针对以上情况,笔者提出几条建议:  一,转变思维,以大局观指导制定光伏发展,特别是分布式光伏与电池储能的发展规划。一方面,中国国情不同于其他光伏应用成熟的国家;另一方面,中国光伏体量很大,面临其他国家不需要面对的很多新问题。举个例子,丹麦是新能源应用的国家,当然有很多值得中国学习的地方,但中国仅仅光伏发电就与丹麦全国电量相当,简单模仿不可行。在新能源规划上,政府需要从模仿走向创新、世界行业发展的角度转变。  第二,在分布式光伏发展上,政府首先需要完善细则,保证《规划》落到实处;其次需要思考适合中国分布式大规模发展的战略。这些年来的光伏扶贫、农光互补、渔光互补等项目,都是一些很好的尝试。期待在“十三五”期间,中国分布式光伏在应用方法、应用地点、补贴模式上都能够有多路径的发展;需要认识到分布式光伏相对于集中式的特殊性,补贴力度需要更多地向分布式倾斜。政府可以根据成本下降加快减少集中式光伏补贴,增加分布式补贴力度,扩大补贴范畴,细化补贴办法,特别是在环境压力大且经济发展较好的地区,更深入地探索发展分布式光伏。  第三,在储能发展上,以下两点应尽快提上日程:一是快速制定行业规划,明确主要发展的技术与规模;二是制定科学的补贴方法。值得注意的是,电池储能补贴的内容可能包括与新能源发电配套的储能、电网保障与调峰的储能、微电网储能、用户端及家用储能等等,比纯粹的光伏发电上网电价补贴更为复杂,其价值评估除了发电侧、用户侧的增值以外,也需要考虑环境外部性。
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    光伏产业“断奶”之后该如何发展?
      北极星太阳能光伏网讯:2016年上半年和下半年,国内光伏项目建设出现了冰火两重天。上半年新增装机容量20吉瓦,下半年新增只有11吉瓦。  之所以会出现这样的状况,缘于2015年底国家发改委下发的《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》,其中提出,我国一类、二类资源区的地面光伏电站电价分别降低0.1元、0.07元,三类资源区降低0.02元。  通知还提到,2016年以前备案并纳入年度规模管理的光伏发电项目、但在2016年6月30日以前仍未全部投运的,执行2016年上网标杆电价。  这一通知,被业界称为“6˙30大限”。因此,2016年上半年国内再度掀起了历史性的抢装潮,电站规模迅速扩张。国家能源局数据显示,2016年上半年,我国光伏发电新增装机规模同比增长2倍。  电价及补贴,一直是光伏业界关心的焦点问题。  业界认为,光伏发电是战略性可再生能源,在其起步和发展阶段给予适宜水平的补贴,以促进产业成长并使其成为有竞争力的能源技术是国际通行做法。  但围绕补贴,问题也在出现。公开报道显示,自财政部2013年9月组织第五批《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录》项目申报之后,光伏补贴就停止了相关申报。截至2015年9月,已有超过2000万千瓦光伏项目未能获得补贴资金,拖欠金额已超百亿元。另有数据显示,到2020年,光伏补贴的资金缺口将达2000亿元。  如此态势之下,调整和取消补贴,已经摆上了政府主管部门的议事日程。国家发改委价格司电价处负责人就曾表示,将制定差异化光伏发电补贴标准,并伴随产业技术进步逐步下调光伏发电补贴水平,直至取消补贴。  这意味着,经历近20年的发展之后,中国光伏产业将面临“断奶”。  国家能源局印发的《太阳能发展“十三五”规划》明确,到2020年,光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上,在用电侧实现平价上网。  早在2009年3月,英利便以每千瓦时0.69元的价格,拿下当时国内敦煌10兆瓦光伏电站项目,并因此被业内人士公开质疑为刻意“搅局”。然而,仅时隔7年,每千瓦时0.4元、0.5元的光伏发电价格已经频频出现。  随着产业的发展,技术进步带来的成本下降支撑了电价的下降,并为取消补贴提供了空间。  国家发改委能源研究所有关专家预判,我国光伏发电电价预期在2020年前可以实现与销售电价平价,在2025年前实现与煤电在上网侧平价,时间甚至还有可能大大提前。  任何一个新兴产业都不可能永远生活在“襁褓”中。价格下调、补贴取消,已成为光伏产业必须面对的现实。在政策红利逐渐消失、市场竞争进一步加剧的背景下,如何推进技术创新以降低成本,推动质量提升以占领更多市场,将是光伏产业面临的大考验。
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    我国可再生能源行业政策嬗变:从单纯补贴走向绿证制度
      北极星太阳能光伏网讯:从单纯补贴逐步走向绿证制度,我国可再生能源发电行业政策出现嬗变。  近日,国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》(以下简称《通知》),提出拟在全国范围内试行可再生能源绿色电力证书核发和自愿认购。  所谓可再生能源绿色电力证书(以下简称“绿证”),是指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具有独特标识代码的电子证书,是非水可再生能源发电量的确认和属性证明,以及消费绿色电力的凭证。  根据以上三部门安排,从2017年7月1日起正式开展绿证认购工作,2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易。  国家能源局的一位官员对记者表示,可再生能源绿证自愿交易只是一步,关键还在于下一步的绿证强制交易。  降低直接补贴强度  为促进清洁能源高效利用,同时降低国家财政资金的直接补贴强度,中国将启动可再生能源绿色电力证书制度。  据21世纪经济报道记者了解,目前,可再生能源上网电价高于常规能源发电的差额部分,通过在全国范围,对销售电量征收可再生能源电价附加筹集。  从2006年到目前,我国可再生能源电价附加标准从起初的每千瓦时0.1分钱提高至1.9分钱,但补贴的缺口依然很大。  据国家发改委的分析,2016年上半年,可再生能源补贴资金缺口累计约550亿元,全年可能突破600亿元。但再次上涨可再生能源电价附加标准的压力很大。  面对这一局面,绿证制度应运而出。中国可再生能源学会风能专委会秘书长秦海岩对21世纪经济报道记者解释,绿证交易可以部分缓解可再生能源发电补贴的压力。  根据《通知》,风电、光伏发电企业出售可再生能源绿证后,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。  同时,企事业单位、社会机构和个人在全国绿证核发和认购平台上自愿认购绿证,作为消费绿色电力的证明。  而且,认购价格按照不高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴金额,由买卖双方自行协商或者通过竞价确定认购价格。  例如,某个河北风电项目所在四类资源区风电项目的标杆电价为0.6元/千瓦时,而当地火电标杆0.42元/千瓦时,那么这个风电的绿电证书高价为180元/兆瓦时。  中国循环经济协会可再生能源专业委员会政策研究主任彭澎分析,业主选择绿证的动力在于,等补贴估计要等很久,如果绿证能迅速卖掉,且价格接近补贴,业主可以考虑通过卖证书迅速回款,优化现金流。  2018年起适时启动强制交易  不过,彭澎坦陈,在绿证自愿交易的情况下,电网企业和火电企业没有强制的可再生能源发电配额,是无法通过绿证交易来解决弃风和弃光问题,促进清洁能源高效利用。  根据国家能源局的统计,2016年全年弃风电量497亿千瓦时,全国弃风较为严重的地区是甘肃(弃风率43%、弃风电量104亿千瓦时)、新疆(弃风率38%、弃风电量137亿千瓦时)、吉林(弃风率30%、弃风电量29亿千瓦时)、内蒙古(弃风率21%、弃风电量124亿千瓦时)。  为此,《通知》提出,根据市场认购情况,自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿证强制约束交易。  彭澎指出,在可再生能源发电配额制和绿证强制交易下,确定考核主体有两种思路:一种是考核电网公司,通过对电网的配额考核,让电网想办法把绿色电力卖出去,这个比较类似国外电力市场的模式;第二种思路为考核发电企业,由发电企业承担一定的可再生能源发电配额,该配额可以自建或者绿证交易完成,否则就要承担责任。  实际上,2016年4月,国家能源局曾经下发《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》(征求意见稿)》,体现的就是第二种思路。  具体来说,2020年各燃煤发电企业承担的可再生能源发电量配额,与火电发电量的比重应在15%以上。承担配额责任的方式是自建这类项目或者购买可再生能源电力绿证。  但这一征求意见稿由于遭到发电企业的反对至今悬置。  对此,彭澎指出,未来可再生能源发电配额制和绿证强制交易到底是选择考核电网还是发电企业,都在酝酿中,选择哪一种也要看电力市场的改革情况。
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