· 本周重点事件回顾与分析
(一)国家电网解难题强举措 全力消纳清洁能源
近年来,风电装机增长迅猛与消纳难题待解共同构成了中国风电行业的两极。严重超出消纳能力的风电“挤着”上网,给电网安全稳定运行带来重重压力。作为在消纳过程中的关键一环,国家电网在加快新能源并网输送通道和抽水蓄能电站建设、推进电能替代、扩大新能源市场等方面,积极布局施策,全力消纳新能源。
中国风电,像风一样快。
早在2012年我国便摘得风电装机容量世界第一的桂冠,2011~2016年,新增风电装机均领跑全球。
然而这句媒体对中国风电装机的评价却并不适用于整个风电行业的发展。我国面临着严重的风电消纳难题,“边建边弃”的怪圈连续多年始终存在。全国弃风率从2014年的8%,上升到2015年的15%,到2016年的17%。
是什么正掣肘着在能源转型发展大趋势下本应火热的“风光”?一边是严重超出消纳能力的风电“挤着”上网,一边是电力系统安全稳定运行压力重重,作为在消纳过程中不可或缺的关键一环,国家电网解难题强举措,全力消纳风电等清洁能源。
举措一:加快输电通道建设
加快建设新能源并网工程和跨区跨省输电通道,打造清洁能源大范围优化配置的坚强平台,满足新能源集中大规模开发和大范围消纳需求,是解决弃风弃光问题的治本之策。
如果将电力消纳市场比做一个水桶,那么由于经济增速放缓、电力需求增速减慢等原因,如今水桶近满,而新能源等各类电源还在不断地注水。如何将溢出的水通过合理配置送到需要的地方,就成为解决问题的关键。破解我国风资源集中、规模大、远离负荷中心、就地消纳市场有限的困境,同样是这个道理。
截至2016年底,“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦,但电力外送能力只有3700万千瓦,而且还要承担煤电基地外送任务,远远不能满足送出需要。
加快建设新能源并网工程和跨区跨省输电通道,让风电及时并网、顺畅送出、高效消纳,是解决弃风问题的治本之策。
一方面,面对风电项目“井喷式”上马,国家电网公司加快建设配套并网工程,持续完善并网服务。“十二五”至今,国家电网调度范围内累计新增风电等新能源并网项目5000余个,保证了国家和各级地方政府核准的风电项目全部及时并网发电。
另一方面,基于我国能源资源与负荷中心逆向分布的现实带来的本地消纳空间不足,国家电网加大投资力度,建设新能源并网及输送工程。2016年,国家电网公司750千伏及以下新能源并网及输送工程总投资91亿元,建成新能源并网及送出线路5049千米,建成投运锡盟—山东、蒙西—天津南等特高压交流工程,宁东—浙江特高压直流工程,新增跨省跨区输电能力超过2000万千瓦。为风电大规模开发和高效利用提供坚强支撑。
消纳成效如何?数据说话。
截至2016年底,国家电网经营区域新能源并网装机突破2亿千瓦,2016年全年,消纳清洁能源达11893亿千瓦时。国家电网调度范围内,16个省区的新能源成为第二大电源。
万亿电量中,特高压等跨区跨省输送通道发挥了至关重要的作用。2016年,通过特高压交易清洁能源电量就超过1000亿千瓦时,占特高压交易总量的七成多。
在2016年弃风率最高的甘肃,酒泉风电基地装机规模已超过1300万千瓦,亟待特高压发挥外送作用。国家能源局《关于支持甘肃省创建新能源综合示范区的复函》中明确要求,确保酒泉—湖南特高压直流工程年输送新能源电量占比40%以上。根据规划,该工程年送电可超过400亿千瓦时,40%则意味着工程年输送新能源发电超160亿千瓦时。这个可期的数字与2016年前10个月甘肃风电光伏发电量基本持平,会让酒泉陆上“三峡”、世界风库的美誉更加名副其实。
截至2016年底,包括“四交四直”特高压工程在内的国家电网纳入大气污染防治11条重点输电通道已全部开工。其中,投运不久的蒙西—天津南交流以及在建的锡盟—江苏、上海庙—山东直流工程都瞄准了内蒙古电源送出,三条输电高速路旨在将内蒙古风电等新能源送往华北、华东负荷中心。
2016年年底《电力发展“十三五”规划》和《风电发展“十三五”规划》发布,明确了“十三五”风电发展的总量目标,即到2020年全国风电装机达到2.1亿千瓦以上,并提出大力发展新能源,要优化调整开发布局,依托电力外送通道,有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦。
这一系列特高压重点工程的建设,对西部、北部大型能源基地来说,将促进能源基地集约化开发,扩大风电、光伏发电等清洁能源消纳范围,加快当地资源优势向经济优势转化;对落点的京津冀鲁、长三角等地区,则对满足负荷中心的清洁用电需求、助力经济社会发展具有重要意义,让“无限风光”更多地并得上、发得出、能消纳。
举措二:提升电力系统平衡调节能力
加快建设抽水蓄能电站,提升系统调峰能力,持续完善调度支持系统,优化系统运行方式,发挥交易平台作用,扩大跨省跨区交易规模,是实现新能源高效消纳的重要保障
2016年12月8日,辽宁清原、江苏句容、福建厦门、新疆阜康抽水蓄能电站开工。对于新能源快速发展的这些省区,四座电站的开工显得尤为重要。
数据显示,2016年,国家电网经营区63%的弃风电量发生在供暖期,低谷弃风电量又占总弃风量的80%。这主要是由于“三北”地区大风期与供暖期重叠,而“三北”地区电源结构单一,抽水蓄能等灵活调节电源比重低,供热机组不能深度调峰,保供热和新能源消纳矛盾突出。比如东北地区就出现了供热期火电最小技术出力超过最小用电负荷的情况,完全没有消纳风电的空间。
作为目前最具经济性的大规模储能设施,抽水蓄能电站就像清洁能源的“蓄水池”,在增强系统运行灵活性、保障电网安全的同时,为提高电网消纳能力提供了重要支撑。
近年来,抽水蓄能电站的建设步伐加快,截至2016年底,我国累计建成抽水蓄能电站装机容量达到2669万千瓦。。2016年,国家电网开工建设陕西镇安等5座抽水蓄能电站,合计装机容量715万千瓦,西北地区将结束无抽水蓄能电站历史。
在运抽水蓄能电站在上一个供暖季已充分彰显了价值。2015年,辽宁蒲石河、吉林白山和北京十三陵抽水蓄能电站负荷低谷抽水启动分别为1268、546、980次,累计消纳风电电量达33.5亿千瓦时。2016年,抽水蓄能电站平均综合利用小时数3185小时,同比增长78%,为有史以来最高,充分利用抽水蓄能电站调峰作用,增加消纳新能源电量103亿千瓦时。
未来,抽水蓄能电站建设力度还将加大。国家能源局部署推进能源领域供给侧结构性改革,确定化解消纳存量、优化系统调度运行、发展抽水蓄能等调峰电源作为解决弃风弃光问题的重要举措。《电力发展“十三五”规划》中,指标更加明确:“十三五”期间建成1700万千瓦、开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站。2020年2.1亿千瓦的风电装机容量目标,必然要求系统调节能力和保障手段的同步增强。加快建设抽水蓄能电站的战略意义和全局影响将更加凸显。
如果说建设外送通道和抽水蓄能电站是解决弃风问题的长久之计,那么优化系统运行方式和扩大跨省跨区交易规模则是更为直接和高效的良策,也充分体现了电网调度侧的精准和公平。
为提高新能源预测预报和调度水平,国家电网公司全面部署新能源功率预测系统,建成世界上规模最大、信息最全的风电运行实时调度监测网络。至2015年年底,27个省级调度机构就已全部部署风功率预测系统,实时调度监测网络实现国家电网调度范围内风电场全覆盖。
更直接的举措是实施电能替代、电力直接交易、新能源企业与自备电厂发电权置换等措施,努力拓展新能源消纳市场。2016年,电采暖、港口岸电等4.1万个电能替代重点项目的实施共完成替代电量1030亿千瓦时。同时,公司推进风电供暖,投资超8000万元,为吉林洮南等8个风电供热站建设配套电网,优先安排参与供暖的风电场发电。仅新疆达坂城风电清洁供暖示范项目每年就能消纳风电1.2亿千瓦时,与原有供暖设施相比,可减少标煤消耗4万吨。
此外,依托大电网、大市场,国家电网公司发挥交易市场平台作用,打破省间壁垒,鼓励新能源企业积极参与外送,支持西部北部风电等清洁能源通过集中交易、双边交易等市场化交易方式实现跨区跨省消纳。2016年全年,北京电力交易中心开展各类交易1200余次,完成包括新能源在内的市场化交易电量7907亿千瓦时,同比增长59%。
举措三:以技术创新提升电力系统接纳能力
持续加强新能源技术研发创新,提高各级电网智能化水平,增强新能源发电的可控性,是加快新能源发展的重要推动力
都说新能源大规模消纳难。难在哪里?
预测难、控制难、调度难。中国电科院新能源所专家表示,必须在风电并网运行的核心技术上攻克难关,在有效提高新能源接纳能力的同时,确保电网运行的稳定性。
围绕建设坚强智能电网,从技术研发到工程示范再到标准规范,国家电网公司持续在创新上用力。“十二五”以来,已累计投入超20亿元开展课题研发,研究领域覆盖新能源发电装备、新能源并网仿真及规划、大容量储能等,多项关键技术取得突破。如采用先进控制手段优化风电场有功出力,解决风机低电压穿越、新能源集群控制等重大技术问题;研究高压大容量柔直关键技术,缓解风电基地高比例可再生能源高效接纳和外送问题;发展储能技术,推进虚拟同步机研究,促进新能源并网消纳。
值得一提的是,2016年12月,国家风光储输示范工程荣获中国工业大奖。该工程是目前世界最大的集风电、光伏、储能装置和智能输电“四位一体”的新能源综合性示范工程,让风电、光伏发电与储能发电搭配成像火电一样稳定可靠的电源,实现大规模并入电网。
国家风光储输示范工程相关负责人介绍说,工程储能技术的创新,削弱了风光出力的“毛刺”,解决了“安全”这一电网运行最核心的问题。目前,示范工程已累计输电超过28亿千瓦时,创新成果应用于美国及我国宁夏、青海多个新能源联合发电示范工程,让大规模新能源精益化运行拥有强有力的技术支撑。
为了让风电场与电网在相同的语言体系内协调发展,截至2016年年底,国家电网公司累计发布新能源相关技术国际标准1项、国标19项、行标40项、企标40项。
针对弃风弃光问题,曾有业内人士表示,如果在新能源迅猛发展的“十二五”之初,国家有关部门就能意识到新能源电源和电网工程协调发展的重要性,超前核准一批“三北”地区电力外送通道项目,那么,弃风、弃光也许不会像现在这么严重。
这样的“也许”并不能改变现状,其意义更在于反思和探究未来。
《电力发展“十三五”规划》和《风电发展“十三五”规划》都在解决弃风问题上布局落子——首先在可再生能源的布局上要进行优化,弃风弃光的地区要适当放缓规模和节奏;其次坚持集中建设与分散建设并举的原则;最后全面提升系统的灵活性,提高电力系统的调峰能力。
令人欣慰的是,以国家电网公司为代表的能源企业已经在这样的路径上开始实践。“力争2017~2018年,弃风弃光矛盾得到有效缓解,到2020年,根本解决新能源消纳问题,弃风弃光率控制在5%以内。”这正是国家电网公司立足电网本职提出的方向和目标。
(二)新能源纳入曙光股份?华泰再玩资本局
不靠谱的华泰汽车依旧沿袭其一贯风格。3月16日,经济观察报获悉,刚到任不到四个月的华泰新能源董事长郑兆瑞已经宣布辞职,同郑兆瑞一起离开华泰的还有他在奇瑞时候的老同事,现任华泰新能源总经理王朝云。“这个事情确实是真的,两位老总已经离职了。”3月16日,华泰新能源的内部人士告诉记者。
不仅是新能源汽车板块,华泰汽车的高层人士变化也十分频繁——过去,华泰汽车的销售研发负责人往往待不过一年时间。这家车企因创下“十年十换总裁”的别样纪录而被业内诟病。
“郑总和王总也是十分意外的。”上述消息人士告诉经济观察报记者,事情起因在于华泰集团前几日突然下发文件,宣布裁撤“华泰新能源集团”——而这个公司是郑兆瑞加盟华泰的主要原因。3月初,华泰还高调表示,到2020年,华泰要完成50万辆销量目标,跻身主流汽车品牌行列。今年华泰汽车的目标是实现销量10万辆。
从2016年开始,华泰汽车便开始布局新能源。目前华泰汽车的新能源营销事业部设在天津,主要新能源车型也由天津工厂完成。现在,华泰汽车已经推出了iEV230和XEV260两款车,今年还将再推出一款A00级电动车EV160。
按照最初的设想,华泰新能源集团将是集合产品研发销售服务为一体的,以新能源汽车为核心的汽车集团,其最终将以上市为目的。郑兆瑞等高管的加入,也获得了华泰集团董事长的亲口允诺,包括为其提供股权激励等。但在这一次的组织机构调整中,华泰新能源集团被降级为“新能源营销事业部”。
“这意味着原本是要独立的新能源业务,又回到了传统汽车下面,郑总和王总的职务实际上被降级了。”上述消息人士表示。而导致新能源业务发生变化的直接原因是,华泰汽车收购上市公司曙光股份大局已定。当前华泰汽车正在重新梳理集团的上市计划。“原来新能源是独立上市计划,但现在是要打包进入曙光股份的壳之中。”该人士表示。
据华泰汽车高管此前透露,目前华泰汽车正在筹建产能达5万辆的“丹东基地”,该基地会上马客车、专用改装车、物流车、新能源客车等。而丹东基地是“丹东黄海”所在地,为上市公司曙光股份的旗下资产。
今年1月12日,曙光集团与华泰汽车共同签署股权转让框架协议,拟将曙光股份21.27%的股权转让给华泰汽车,但一家叫“七里港”的公司将曙光集团告上法庭,表示它与曙光集团的协议在先。在经过一番纠纷之后,华泰汽车终于“吃下”了曙光股份。2月28日晚,曙光股份发布公告称,大股东曙光集团已于当日与华泰汽车签署股权转让协议。
资料显示,在双方股权转让完成后,华泰汽车将拥有曙光股份21.27%股权,成为公司控股股东。而华泰汽车入主曙光股份耗资将超过31亿元。华泰汽车之所以对上市计划着急是因为其对资金十分渴望。公开资料显示,华泰汽车目前资产负债率居高不下,已达69.66%,。与吉利、长城等已经上市的其它6家民营整车制造上市公司相比,华泰汽车的资产负债率水平更是高出了平均值逾11个百分点。
华泰汽车目前在全国拥有多个汽车生产基地,总产能超过60万辆,但其年销售还不超过5万辆,开工率在10%左右。但华泰新能源在其汽车业务中算是一个“奇葩”。“新能源汽车去年销售不过3000台,但也实现了盈利。”一位知情人士告诉经济观察报记者。通过分摊成本和获取补贴,华泰新能源也实现了业绩“逆袭”。
华泰汽车在汽车行业一直口碑不佳,其在各地建立工厂的原因也是通过产业投资与地方政府之间形成交易,获取当地的矿产资源、土地资源。比如其在鄂尔多斯,当地政府就投桃送李地给予了不少煤矿。“华泰是一个玩金融、地产的公司,不是造车的。”一位华泰汽车内部高层曾对经济观察报记者表示。
而对于此次离职,郑兆瑞和王朝云恐怕也没有想到会在华泰逗留如此之短。“郑兆瑞他们属于实干型职业经理人,从奇瑞离开之后,也想进入民营企业干点事情,但没想到这里的套路太多。”
· 本周重点政策跟踪分析
(一)完善政策导向 推进生物质能开发利用
生物质能的开发利用由来已久,巴西早在1931年就规定其国内销售的汽油必须添加2%-5%的无水乙醇。近几年,高能源价格刺激和出于能源安全的考虑才使得生物质能真正为各国政府重视。生物质资源的利用形式主要是发电、制取可燃气体及液体燃料等。各国对发展生物质能源的主要考虑有不同的侧重点,但有两个主要原因是相同的,即能源替代和环境保护。
曾经有一段时间,许多人认为生物质能源可以替代化石能源,使人类摆脱对传统石化能源的依赖,减少温室气体排放。并且许多人认为,由于国际石油价格上涨和环境成本加大,生物质能源在经济上已经可行。但事实上,生物质能源发展确实不尽如人意。生物质能源发展涉及许多重要方面,比如说,许多国家生物质能源主要以玉米等农作物为主要原料,当玉米通过加工可以转化成乙醇汽油时,玉米已经具有能源属性,不再是简单的粮食,而是能源供应体系中的一部分,这样玉米价格随着能源价格波动,使能源安全与粮食安全相联系。
生物质能是可再生能源的一个重要组成部分,一般是指以生物质为载体储存的化学能。生物质能原料来源广泛,主要包括各种农林废弃物、生活垃圾、禽畜粪便以及废水废渣等。生物质能的利用方式多种多样,既可以用来发电,也可以加工成固体成型燃料,还可以转化为多种气体或者液体燃料,储存和运输都比较方便。因此,生物质能可以满足各种形式的能源需求,这也是生物质能的一个优势。中国生物质能总量比较丰富,目前主要以农林废弃物为主,根据相关数据统计,2014年,农业废弃物主要是农作物秸秆可利用总量折合约4.4亿吨标准煤,林业废弃物约2亿吨标准煤,禽畜粪便0.28亿吨标准煤,生活垃圾0.12吨标准煤,废水废渣0.2亿吨标准煤。
发展进程相对滞后
随着2006年中国《可再生能源法》实施,可再生能源产业得到了较快发展。中国目前生物质能的主要利用方式有生物质发电,加工转化为固体、气体、液体燃料等。2014年生物质发电累积核准装机容量为1423万千瓦,并网约为950万千瓦。生物质发电主要有农林生物质发电和城市生活垃圾发电。其中农林生物质发电占比为59%,并网容量约为500万千瓦,原料是各种农作物秸秆和林业废弃物,主要集中在华中和华东等原料比较丰富的地区。垃圾发电并网约为423万千瓦,原料以城市生活垃圾为主,主要分布在大中城市周边地区。生物质固体成型燃料主要用于各种锅炉,原料以农作物秸秆和木屑为主,近几年发展速度较快,2014年产量已达700万吨。沼气是我国农村利用生物质能的主要方式。沼气利用在中国发展起步较早,近几年也得到较快的发展。2000年,农村沼气用户约有848万户,到2013年中国农村沼气用户达4122万户,沼气利用量每年约137亿立方米。沼气利用方式比较灵活,可以根据具体需要设计不同的规模。一般来说,农村户用沼气的规模相对较小,在一些农村地区也建立一些中型的沼气设备集中使用。除一般家用沼气之外,一些规模相对较大的沼气工程也得到了一定程度的发展。
但是相对于中国能源消费总量的规模,生物质能发展仍然相对缓慢。从规模和发展速度来看,生物质能与其他可再生能源形成鲜明对比。2014年我国水电利用量241百万吨油当量,位居世界第一,占全球水电总量的27.4%。非水可再生能源利用总量53百万吨油当量,仅次于美国的65百万吨油当量,其中风电发电量占全球总量的22.4%,光伏发电占15.7%,都位居世界第二。从增速上看,2014年中国风电新增装机容量2319万千瓦,占全球新增装机容量的44.9%,远超其他国家。2014年中国光伏新增装机1056万千瓦,也位居世界首位。风电装机容量已从2005年的106万千瓦增加到2014年的9637万千瓦,太阳能并网容量也从7万千瓦增加到2805万千瓦。而2014年中国生物质发电累积并网装机容量为950万千瓦,美国最多,为1610万千瓦,德国为880万千瓦。中国现阶段生物质液体燃料主要有燃料乙醇和生物柴油两种,发展速度也相对缓慢,2014年产量分别为28亿升和11亿升。在总量上,中国虽然位于全球第四位,但是与美国和巴西的差距非常大,美国的燃料乙醇和生物柴油产量分别为543亿升和47亿升,远高于中国。从增长速度来看,即使在低油价的背景下,前两位的美国和巴西2014年的增长速度为3.9%和1.6%,中国仅增长0.3%。
由此可见,中国生物质能源的几种主要利用方式发展都相对缓慢。然而,与其他可再生能源不同,生物质能源现阶段的主要原料是农林废弃物以及生物垃圾等,如果不能得到合理利用,不仅是一种资源浪费,更会对环境产生负面影响。因此,发展生物质能源具有环境保护与发展新能源的双重意义。即使发展困难重重,也不应该被忽视。
生物质能源发展缓慢的原因是多方面的。其中主要一个原因就是原料的供应问题,这是由生物质能源自身特点决定的。中国耕地有限(相对于人口),农产品很难实现大幅增产(相对于目前生产水平),生物质资源不足,这是规模发展生物质能源的首要障碍。此外,农林生物质发电所需的农作物秸秆搜集比较困难,成本比较高。垃圾发电也存在类似的问题,由于中国没有实行垃圾分类,垃圾热值不高,焚烧过程中可能产生有毒物质,对周边环境造成危害,因此常常遭到周边百姓的抵制。以食用粮为原料的生物质液体燃料可能会威胁到粮食安全,并且现阶段以微藻等转化燃料的技术还不够成熟。
发展存在新问题
近年来,生物质能源发展也出现了一些新的问题。目前农林生物质发电标杆电价的标准是2010年确定的0.75元/千瓦时,垃圾发电标杆电价是2012年确定的0.65元/千瓦时。与光伏发电技术不同,生物质发电与火电类似,其中主要设备如锅炉、汽轮机等技术相对比较成熟,成本下降空间不大。光伏和风电在建成之后,只需要少量人员维护,不需要大量的劳动力。然而,生物质发电所需的原料如农作物秸秆,城市生活垃圾的搜集和运输需要较多的人力劳动,发电过程中也需要较多数量的劳动力。由于劳动力成本在不断上升,从整体上来看,生物质发电成本并没有明显下降,很多地区还有所上升。这与光伏发电成本较快下降形成了鲜明对比。因此,现行的标杆电价对于很多地区生物质发电来说已经不能满足要求。
2016年底,国家发改委发布《关于调整新能源标杆上网电价的通知(征求意见稿)》,提出从2017年1月1日以后并网的农林生物质发电、其他生物质发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电等新能源发电项目标杆上网电价,由各省(区、市)价格主管部门确定继续执行国家制定的标杆电价或根据本地实际情况研究制定标杆上网电价。目前大部分地区还没有出台明确的标杆电价政策。
非粮生物质液体燃料的技术还不成熟,与光伏和风电相比,国家在相关领域的科研支持和投入还相对较小,技术发展比较缓慢。以能源植物来说,由于各地区的气候和自然条件不同,适合的品种和转化技术也不一样。但是发展能源作物和配套产业的周期较长,地方缺乏积极性,国家也没有系统的规划和指导。因此,中国生物质液体燃料的规模还相对较小。生物质成型燃料可以替代燃煤锅炉,可以减少大气污染。虽然生物质固体成型燃料的加工生产相对比较简单,但是长距离运输成本较大,国家在该领域缺乏相关的支持,致使生物质成型燃料推广较慢。农村沼气的使用有诸多益处,在国家的补贴下,很多农村地区也建成了沼气设施,但是总体运行状况并不理想。农民继续使用的积极性不高。主要原因在于很多地区沼气原材料种类较多,在使用过程中不当操作造成设施损坏,产气量下降。在沼气建成后,后期维护跟不上,很多地区建成的沼气设施被荒废。
中国石油对外依存已达63%。与其它石油消费国一样,寻找石油替代是中国降低油价冲击和保障能源安全的重要措施。目前所知道的石油可能替代很多,但都有一个量和价的问题:替代量太小,代价太高。从价格和可行性看,生物质能源是一个比较接近的替代,尽管问题很多,发展燃料乙醇及生物柴油等生物质能源也应该是实施替代能源的战略之一。
可以说,中国生物质能源的发展还处于起步阶段。在生物质能源发展的鼓励政策上,政府必须十分慎重和具有选择性。在扶持发展生物能源的过程中,政府除了应当把握不能“与粮争地”的基本原则,还必需用相应的财税扶持政策鼓励技术进步和企业提高效率。针对现阶段生物质能源发展存在的问题,笔者提出以下几点政策建议。
第一,对于生物质发电,在政府的指导下,根据各地具体情况,对当地生物质发电成本进行核算,适当提高上网标杆电价。政府在总量规划上进行指导,可再生能源基金上给予一定的补贴,提高地方发展生物质发电的积极性。生物质液体燃料未来发展前景广阔,要进行总体规划。微藻可以利用近海养殖,不占用土地,可能是未来液体燃料的一种主要原材料。因此,要加快微藻培育和转化技术的研发。
第二,对于边远地区来说,农民做饭取暖全靠烧柴烧煤。在这些地区发展生物质能源的好处很多:首先技术装置不复杂,适合农村的特点;其次原料充足,可利用秸秆、柴草、谷壳、刨花等在农村随处可见的废料造气;三是节省煤炭、减少室内污染;最后,由于不是规模利用,对耕地粮食影响不大。因此,因地制宜地利用生物质能源的确为农民提供了一条新能源的可持续之路。
第三,中国有大量的边际土地,能源作物未来也很有可能是一种重要的原料,考虑到能源作物发展的地区性差异,该领域的科研资金应该向地方农林科研机构倾斜,各个地区根据当地特点,发展适合的能源作物和相关产业。对于生物质成型燃料,推进对燃煤锅炉的替代,特别是在城市地区,对于减少雾霾有积极作用。生物质燃料从农村地区加工成型运输到城市距离相对较远,成本较高,需要给予一定的补贴和支持。农村沼气一直是中国生物质能源的重要方面,目前的发展关键在于后期使用过程中的维护。因此,在沼气池建成后,可以确定相关责任人,在后期使用过程中帮助农户解决使用中的困难,责任人可以是政府农技服务人员或者是沼气设备的售后服务人员。
第四,中国耕地有限(相对于人口),农产品很难实现大幅增产(相对于目前生产水平),生物质资源不足,这是规模发展生物质能源的首要障碍。因此,生物质能源可以是中国新能源战略的重要一环,但作为能源替代应该是一个补充,不能夸大它的替代作用。
· 本周聚焦
(一)2017,新能源领导者比亚迪的新纪元
在过去的两年间,尽管充电装置在国内尚不完善,但得益于相关福利政策的出台,新能源汽车还是迅速火了一把。但2017年伊始,新能源汽车领域的各家车厂销售状况都不太理想,前两个月的销量同比显著降低。
从根本上来看,年初的销量下降只是暂时的,这跟新能源补贴政策迟迟未出、春节假期等综合因素有关,在旺盛市场的大趋势下,销量会慢慢恢复。对于消费者来说政府补贴的下降是阻碍他们购买新能汽车的最大障碍,这无疑是对车企提高了要求。
新能源汽车概念这两年的迅速普及让在电池领域有着先天技术优势的比亚迪如鱼得水,一举成为国内新能源汽车的领头羊。据统计,比亚迪去年的新能源汽车销量为11.4万辆,同比增长70%,连续两年位居全球首位,其中乘用车占全国新能源车销量的32%,雄踞插混市场68%的份额,纯电动车市场份额也达到18%。以秦唐为代表的两款新能源插电混动车型,双雄合力布阵新能源家轿、SUV领域,“擎”起新能源车销量大旗。尤其在紧凑型新能源汽车和新能源SUV两个细分市场,比亚迪的优势最为明显,秦和唐两台车无论是销量还是口碑均远超于对手。
经过元月销量的急剧下滑后,比亚迪迅速采取了积极应对措施,2月情况有所好转。一方面他们积极提升自身产品的性能、品质、配置,让消费者直观感受新能源汽车的进步。2月底比亚迪推出了旗下两款主力新能源汽车秦和唐的升级车型秦100和唐100,两车在续航里程、外观内饰、智能科技等多方面有了很大的提升。
另一方面,比亚迪联手13家企业进行跨界合作,发布“电动?未来”计划,通过优势资源的整合,加速抢夺新能源汽车市场的蛋糕。与国内多家新能源汽车运营服务商的携手让用户安装充电桩的手续和流程得到简化;与多个保险公司达成合作协议,针对新能源汽车用户推出更完善的保险服务套餐;与万科等国内大型地产商的接洽,让用户小区充电难等问题得到解决;与主流汽车共享平台的深度合作,鼓励用户共享新能源汽车出行方式。“电动?未来”计划将为消费者解决新能源汽车购买、使用以及售后等方面遇到的产品、技术、配套等多种问题,意在打通通往美好明天的绿色通道。
有如此软硬件结合的应对措施,难怪比亚迪面对眼前新能源市场的瓶颈期会如此乐观。相信比亚迪的这些努力即将在很短的未来内达成效果,2017年将会是新能源汽车爆发式增长的一年,面对激烈的竞争和补贴政策下调等不利因素,比亚迪将为消费者呈现怎样的新能源汽车新格局我们拭目以待。
(二)商务部:预计后期煤炭价格仍有一定上涨空间
商务部消息,上周(3月6日至12日)煤炭价格环比上涨0.6%,其中炼焦煤、动力煤、无烟煤价格分别上涨1.1%、0.5%和0.4%。
商务部分析表示,目前沿海六大电厂煤炭库存水平总体偏低,预计后期煤炭价格仍有一定上涨空间。
近期,下游企业煤炭需求超预期增加,促使煤炭供应企业措手不及,反映时间滞后导致煤炭市场价格出现阶段性上涨,从目前价格水平来看已经接近年前峰值。
不过业内分析称,预计3月底之前动力煤价格还有小幅上涨空间,但4月份以后,随着煤矿开工率逐步恢复,供应宽松将是市场的大环境,价格的下滑也将是市场的大趋势。
3月16日召开的去产能、去杠杆、降成本工作部际联席会议机制联合全体成员会议也指出,近期出现的煤价上涨苗头,主要是受今年以来用电需求较快增长、火力发电量增加、煤矿节后复产开工不足、地方阶段性强化煤矿安全生产检查致停工停产整顿的煤矿较多等因素的叠加影响,这些都是短期的阶段性现象。
总的看,当前和下阶段煤炭供应都是有足够保障的,供大于求的矛盾并未发生根本性改变,煤价不具备大幅上涨的条件。
会议同时强调,要密切关注市场供需变化,加强监测预警,统筹做好去产能与保供应,避免价格大起大落。对于煤炭来说,在煤价仍处于合理区间及以上范围时,不会出台减量化生产措施;供暖逐步结束将大幅减少取暖用煤需求,南方来水增加、水电增发、安排清洁能源多发满发将减少电煤消耗,煤矿复工复产增多等将增加煤炭供应。在这些因素共同作用下,供需关系将趋于宽松,预计煤价将呈现平稳回落态势。