一、本周重点事件回顾与分析
(一)小型风电世界市场缓慢增长
继2014年有所复苏后, 小型风电世界市场再次克服了困难,于2015年在单位数量方面取得小进步,安装方面取得很大进步。一些主要市场,中国,美国,英国一年内再次遭遇了单位安装数量的减幅。一个在小型风电领域新崛起的巨大力量——意大利市场,为这一行业挽救了很多安装量。截止2015年底,经累计,全世界至少安装了990 000万个小型风电机组。相比2014年的944 000的安装量,增长了5%,2014年增长了8%,2013年增长了7%。这里给出的数据是以有效数据为基础的,甚至排除了如印度的一些主要市场。世界风能协会因此估计全球的实际安装数量接近一百万。
目前,就安装量而言,中国将继续领先市场,仅2015年就增加了43 000台。2014年,增加了大约两万台,截止到2015年底,总安装量达到了732 000台。现在,就总安装量,中国市场已经占领了全球74%的市场,在2015年新安装量占全球市场的95%。 据估计,中国大约一半的风机将持续发电,这一市场已于十九世纪八十年代就开始了。
美国的小型发电厂和2014年相比,安装数量没有太大出入。2015年卖出了1695台,比2014年多95台。美国是全球第二大市场,其累计安装李为160995,明显落后于中国,但是却在中型风电市场遥遥领先。
2012年英国引进饲养计划,这一改变给过去几年的发展造成很大影响。2015年,为了配合FiT he Roofit 项目,英国仅安装了277台,是有史以来最低水平。 遗憾的是,没有可用的离网安装信息。
意大利已成为世界上最重要的中型风电市场,特别是超过50千瓦范围的风电市场。2015年安装了115座新的垃圾转运站。
德国,加拿大,日本和阿根廷,这些国家都是重要的中型风电市场,其风机总数大约是7000 到14500之间。
(二)国网2020年弃风弃光可控在5%以内
6月的第一天,站在国网冀北电力有限公司的电力调度控制中心大厅内,几百公里外张北风电场的实时画面在巨幅屏幕墙上清晰可见,葱茏草场上的风电机组随坡建,风轮由风转。屏幕边缘,一个个数字伴随着画面中迎风转动的叶片不断跳动变化。
这串数字显示的是冀北电网弃风电量和弃风率,四年来,这一数据已实现连续下降。
这只是国家电网公司促进清洁发展工作的一个缩影。记者从近日召开的该公司二季度新闻发布会上了解到,今年1~4月,国家电网公司经营区域内共消纳风电、太阳能发电等新能源电量1006亿千瓦时,同比增长37%;累计弃风电量147亿千瓦时,同比减少36亿千瓦时;弃风率16.5%,同比下降7.2个百分点;弃光率9.2%,同比下降5.3个百分点。
风行无阻、光照无忧———在数字的见证下,国家电网公司大力实施清洁替代,多措并举提升新能源并网、消纳水平的目标正在逐步变成现实。
新能源在全网范围强制消纳
截至2016年底,全国风电装机14864万千瓦,太阳能发电装机7742万千瓦。国家电网调度范围内风电、太阳能发电装机分别占全国的89%、93%。
据国家电网公司新闻发言人、发展部副主任张正陵介绍,2016年该公司调度范围内16个省区基本不弃风,22个省区基本不弃光。但受多种因素影响,局部地区弃风弃光问题突出。2016年弃风396亿千瓦时,弃光69亿千瓦时。弃风主要集中在西北、东北,占全网的90%,弃光主要集中在西北,占全网的99%。西北弃风弃光主要集中在新疆、甘肃两省区。新疆、甘肃合计弃风电量占全网总弃风电量的61%,弃光电量占全网总弃光电量的80%。
为解决弃风弃光问题,国家电网公司实施全网统一调度,打破过去分省备用模式,西北全网统一安排备用,尽可能压减火电开机,增加新能源消纳空间。通过跨区直流,华中抽蓄电站低谷时购买西 北风电抽水运行,增加新能源交易电量。
“实施新能源在全网范围强制消纳,将新能源外送优先级提到跨区直流配套火电之前,发生弃风弃光时,强制压减配套火电出力,优先输送新能源。”张正陵表示,在国家相关政策没有完全出台情况下,国家电网还率先试点弃风弃光跨区现货交易,充分利用现有通道裕度,累计组织交易近1000笔,外送电量18.5亿千瓦时。
此外,该公司还对预警结果为红色的地区,一律暂停办理并网;对明、后两年弃风弃光比例超过10%的省份,按黄色预警对待,暂停出具并网意见。
国网冀北电力有限公司副总经理葛俊向记者介绍,为了更好的促进和服务清洁能源发展,国网冀北电力将于6月份,推出成套行动计划,即:“卓越电网蔚蓝京畿电能驱动京畿地区清洁发展行动计划”,旨在以实际行动加快推动以电为中心的绿色用能方式转变,实现京畿地区生产、生活、生态清洁发展,水净天蓝。
“2017年,投资44亿元,加速推进锡盟—泰州、扎鲁特—青州两项特高压直流工程建设,将新能源送入华东、华北,弥补我国东部地区的能源缺口。投资48亿元推进主网架升级,建设线路2191千米,变电容量608万千伏安,有效满足地区新能源消纳;投资37.6亿元,推进配电网建设。”葛俊说,冀北电网将多举措解决主网建设和配电网安全可靠性问题,确保电能送得出、落得下、用得上。
完成消纳目标面临极大挑战
大规模消纳新能源是普遍难题,与国外相比,我国资源禀赋、能源结构、市场条件等有很大不同,新能源消纳问题更为突出。张正陵坦言:“解决我国新能源消纳问题,需要在技术和机制上加快推动实施一些关键措施。”
张正陵告诉记者,需要加快调峰能力建设。煤电灵活性改造技术成熟,效果好、见效快,适合我国 国情,应按照国家“十三五”规划确定的改造目标加快推进。加快抽水蓄能等灵活调节电源建设。将自备电厂全部纳入电网统一调度、参与调峰。同时,加快外送通道建设,为新能源在全国范围消纳创造条件。建设华北、华东、华中坚强受端电网,充分发挥跨区特高压直流通道作用,实现满功率运行。
此外,出台可再生能源配额制,明确地方政府的主体责任,纳入地方政府绩效考核。建立绿色证书交易制度,鼓励电力用户认购新能源。更重要的是,加快建设全国统一电力市场,逐步放开发用电计划,将发电权交易、直接交易等交易机制纳入电力市场体系,完全放开省间交易。同时,加快建设现货市场,发挥新能源边际成本低的优势,通过市场保障优先消纳。推广东北调峰辅助服务机制,通过市场化手段引导煤电企业积极参与调峰。
“我们对上述措施进行了量化分析,在所有措施执行到位的情况下,弃风弃光问题有望得到根本解决,2020年弃风弃光率均可控制在5%以内。”张正陵说。
但同时,要实现上述目标面临极大挑战。记者从国家电网公司了解到,煤电灵活性改造规模和进展难以达到预期,西北、华北地区推进缓慢。同时,关系电网安全和新能源消纳的一些关键电网工程,尚未明确建设方案,若不能在2019年建成投运,部分特高压直流工程不能满功率运行。而且,我国电力市场建设尚处于起步阶段,“十三五”全面建成全国统一电力市场存在很大挑战。更重要的是,新能源发展规模控制在国家规划目标内的难度很大,目前“三北”部分省(区)在运风电装机已超过2020年规划目标。
去年以来完成替代电量1428亿千瓦时
推动新能源消纳是一项系统工程,需要政府部门、电网企业、发电企业和用户等各方主体共同参与,多措并举、综合施策。
国家电网公司建议,需加强电力统一规划,有序引导新能源项目建设,严控东中部地区新增煤电,为新能源发展腾出市场空间。加快构建全国统一电力市场,尽快完善市场规则、新能源交易机制、调峰补偿机制,落实可再生能源配额制度。将“十三五”煤电机组灵活性改造规划分解到逐年、逐省,力争“十三五”全面完成改造目标。抓紧启动一批亟需的特高压重点工程前期工作,加快建设。此外,全面实施电能替代,大力发展电动汽车,鼓励用户积极参与电力需求侧响应和市场交易。
在大力实施电能替代方面,近年来,国家电网公司推动北方地区清洁取暖、煤改电工程,提高能源利用效率,促进大气污染治理。
国家电网公司专职新闻发言人、外联部副主任王延芳介绍,2016年以来,该公司大力推进电能替代,在居民采暖、生产制造、交通运输、电力供应与消费以及家庭电气化五大重点领域,累计实施项目4万余个,完成替代电量1428亿千瓦时,超过北京市全年用电量,相当于在能源终端消费环节减少直燃煤近8000万吨。
在居民采暖领域电能替代中,为促进京津冀大气污染防治,落实京津冀协同发展战略,国家电网公司实施了京津冀重点区域“煤改电”工程,2016~2017年配套电网计划投资258亿元,在北京、天津、保定、廊坊4个城市,实施2068个村、79.9万户居民电采暖改造工程,目前已完成22.4万户。其中,北京地区作为核心区域,加速推进“煤改电”工程建设,服务首都大气污染治理,取得了良好成效。
对此,国网北京市电力公司副总经理告诉记者,今年,国网北京电力将投资77亿元,在确保完成市政府下达的522个村“煤改电”任务基础上,力争再次超额完成建设任务。预计到2017年底,北京南七区(朝阳、海淀、丰台、石景山、通州、房山、大兴)将率先实现平原地区“无煤化”目标,2020年底将全面实现全市平原地区“无煤化”。
二、本周重点政策跟踪分析
(一)补贴重压促使新能源产业进步升级
“本次补贴清算工作是对过去补贴欠账资金的一次清理,是之前政策的延续。”原国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰向中国电力报记者表示。
日前,财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发通知,对列入第一至六批可再生能源电价附加资金补助目录的项目进行电价附加补助资金清算。
通过初步梳理6批补助目录,此次清算工作将主要囊括2012~2015年并网的风电项目106.9吉瓦、光伏项目25.9吉瓦、生物质发电项目9.3吉瓦,涉及补贴资金超过500亿元。
行业扩张导致补贴金额迅速增长
记者从国家统计局了解到,截至2016年底,我国可再生能源补贴缺口已超700亿元。
从国外可再生能源企业的 “OEM工厂”,到多项技术领跑全球行业发展,短短几年间,我国以风电、光伏为代表的可再生能源行业发展速度令人瞩目。然而,在可再生能源行业大跨步发展、能源结构不断优化的同时,行业规模扩张带来的发电补贴金额的迅速增长也大大超过了之前预期。
据业内专家分析,目前,我国可再生能源电价附加征收标准为每千瓦时1.9分,按照文件,2016年应当征收的可再生能源附加基金大约在800亿元左右,与当年可再生能源电价附加补贴基本相当,但实际征收的数额远低于这一数字,成为导致补贴无法及时到位的重要原因之一。未来,伴随行业装机规模的快速增长,政府补贴压力将更加沉重。
与此同时,补贴资金的滞后发放也已成为了被默认的行业“常规”。
采访中记者了解到,目前,一个可再生能源电站在正式并网后,拿到补贴资金至少需要18个月甚至是更久的时间。据业内人士统计,进入第6批补贴目录的光伏项目一般是在2013年8月到2015年2月正式并网,并于2016年9月开始领取补贴。此时,最早进行发电运营的一批项目,其补贴拖欠时间已超过3年。面对难解近渴的国家补贴,企业只能依靠地方补助、银行贷款等其他资金勉力支撑,有时还会遭遇限电等情况,严重影响了现金流及后续投资,电站经营举步维艰。
在政府巨大补贴缺口与企业的殷殷期盼下,2016年底,财政部印发《关于“加快落实可再生能源电价补贴”提案的答复(摘要)》明确,妥善解决可再生能源电价附加资金缺口较大的问题,根本之策在于尽快建立电价附加补贴资金与可再生能源发展规模相匹配的联动机制。我国将“根据可再生能源发展规模,相应提高可再生能源电价附加征收标准,并适时下调可再生能源上网电价标准,研究建立补贴退坡机制”。
技术进步和产业升级是发展关键
为缓解补贴重压,2017年初,国家发展改革委、财政部、国家能源局联合印发通知出台可再生能源绿色电力证书,拟自2017年7月1日起,在全国范围试行可再生能源绿色电力证书的核发及自愿认购,尝试通过市场化方式消化电价附加补贴资金,并为配额制的推行和实施提供制度基础。
政策出台后,立刻引来可再生能源企业议论纷纷,可再生能源发电项目的国家补贴真的要取消了?
“在短期之内,补贴制度还是会继续延续下去。”李俊峰表示,补贴和绿证就像是政府支持可再生能源发展的左右手,互为支持和补充。在现行能源发展环境下,我国仍将会以补贴制度为主,绿证仅发挥补充作用。
李俊峰指出:“无论是补贴制度还是绿证制度,其出发点都是为了推动可再生能源发电成本降低,提高行业市场竞争力。”伴随技术的不断提升,以及限电等情况的进一步减少,风电、光伏完全有可能在近年内实现平价上网。
据测算,目前,地处一类资源区的部分地区,在解决限电等问题后,其部分项目就已经具备了风电平价上网条件。同时,就在不久前,国家能源局印发文件要求各省(区、市)、新疆兵团遴选1~2个不超过10万千瓦的风电项目,开展风电平价上网示范工作。风电行业的“平价时代”已开始尝试揭下面纱。
面对日渐明朗的能源补贴形势,多位可再生能源企业负责人都在采访中明确表示,技术进步和产业升级才是推进行业发展的关键。企业已做好准备,投身市场竞争,依靠技术研发创新推动企业与行业的持续健康发展。
截至今年6月30日,第7批可再生能源电价附加补助项目的申报工作就将告一段落,距今仅剩不到一个月的时间。根据绿证的自愿认购规则,风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后,相应的电量将不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。面对补贴、绿证不可兼得的游戏规则,我国能源行业或将开启一个新的时代。
三、本周聚焦
(一)经济全球化背景下国际锂电技术创新与发展
随着数码类电子产品和动力储能类产品的得到广泛应用与普及,过去数十年里全球锂离子电池市场快速发展壮大。近几年,受新能源汽车市场持续高速扩张的推动,中国锂离子动力电池需求猛涨市场规模继续保持高速增长,动力电池逐步成为锂离子电池产业扩张的主要增长引擎。
当前,中国锂离子电池产业正迎来巨大的市场机遇,但是同时也面临诸多严峻挑战。在经济全球化背景下,中国锂电池产业如何实现可持续发展,如何进一步推进产业链更加深入地协同整合和技术创新,则是广大锂电界同仁需要认真思考的问题。
在这个系列文章里,笔者将与广大读者探讨锂电产业发展的技术推动因素、经济全球化背景下国际锂电产业发展动态和趋势,以及中国锂电产业未来发展模式与展望,希望能够在中国锂电产业可持续发展的问题上给广大读者提供一些不同的视野和角度。
一件工业产品或者新技术能否在商业上取得成功取决于多方面的因素,如果我们仔细分析全球众多高科技产品成功的案例就会发现,技术往往并不是最主要或者决定性的因素,比如大家所熟悉的Tesla电动汽车。但是笔者这里要强调的是,这句话如果反过来说那将是错误的。技术不是万能的,但没有科技创新和技术进步则是万万不能的!
实体制造业的发展,短期可能受到诸如资本运作和商业模式甚至政治等因素的影响,但是放在国际产业格局下从一个较长的周期比如一二十年甚至三五十年的时间跨度里来衡量,制造业领域从根本上而言还是依靠科技创新与技术进步来推动,化学电源产业亦是如此。在深入探讨锂电产业的发展方向和趋势之前,我们有必要从深层次挖掘和厘清化学电源产业技术进步与发展的脉络。
化学电源其实是一个非常古老的学科,如果从1859年法国人普兰特发明铅酸电池开始算起,电池工业已经有150年的历史了。让我们首先回顾一下电池工业具有里程碑意义的重大技术进步和创新:
从上面这个表格我们可以看到,从1859年普兰特发明铅酸电池到上世纪五十年代这一百年里,化学电源产业的技术进步是非常缓慢的。化学电源产业在技术上取得突破性进展的黄金时期是上世纪五十年代到九十年代这段时间,尤其是七八十年代美苏冷战正酣的时候。上世纪七十年代由于阿以战争(实质上是美苏争霸引发的局部“热战”)导致了两次国际石油危机,不仅对全球政治、经济格局产生了深远的影响,而且也促使西方国家深刻地认识到寻找新型能源的重要性,从而对新型高能化学电源的研究产生了前所未有的巨大推动。
正是这一时期,欧美国家在有机电解质、固体电极材料、质子交换膜、电极过程动力学等基础研究方面取得了很大的进展。燃料电池(AFC和PEMFC)、钠硫电池(包括ZEBRA电池)和镍氢电池和锂离子电池这四种当今最重要的高能化学电源体系这正是在这个时期构建了基本原理。虽然锂离子电池是在冷战刚刚结束的1991年由SONY产业化的,但本质上还是属于冷战时期八十年代的技术成果。
笔者个人认为,在过去近一个半世纪历程里,化学电源产业仅仅发生了两次堪称革命性的创新性突破,那就是上世纪六七十年代燃料电池的实用化和1991年锂离子电池的产业化。笔者之所以认为这两种高能化学电源体系具有革命性突破,是基于以下原因:
燃料电池基于独特的异相电催化和开放式工作原理,从电化学器件的角度而言具有革命性和开创性意义。燃料电池独特的工作方式,使其可以同时获得相对于现有二次电池体系更高的功率和能量密度。从电化学器件的角度而言,燃料电池是相对而二次电池更高级的发展层次。
锂离子电池则是第一次使得基于有机液体电解质的高电压高比能二次电池体系成为现实。锂离子电池基于嵌入式反应原理,不同于之前传统二次电池上普遍采用的异相氧化还原反应机理,从电化学器件的角度而言具有开创性意义。并且锂离子电池打破了负极必须是锂源的传统思想的束缚,在电化学实践上亦具有革命性意义。
如果我们将目光回眸到过去的二三十年就会很清晰地看到,自从1991年锂离子电池产业化到现在长达四分之一个世纪的时间里,世界上并没有一种全新的高能化学电源体系被商业化。
如果读者朋友们对当前国际新型电化学能量存储与转换体系的研究进展有所了解的话,就应该明白在未来可预见的5-10年之内,几乎不大可能存在一种全新的高能化学电源体系被商业化的可能性。化学电源产业的技术进步,更多地是体现在对现有化学电源体系的进一步优化、改进和完善。
虽然从实际应用的角度而言,这些改进甚至比开发全新的化学电源体系更具经济效益,但是这些技术进步并不是革命性和开创性的突破。实事求是而言,过去的四分之一个世纪里国际高能化学电源基础研究领域并未取得任何突破性进展,跟上世纪七八十年代高能化学电源技术的“井喷”形成了鲜明对比。
(二)能源局:加快推进分散式接入风电项目建设
为提高分散式风能资源的利用效率,优化风电开发布局,切实做好分散式接入风电项目建设,探索有利于推动分散式接入风电项目发展的有效模式,国家能源局发布关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知。
通知指出,加快推动分散式风电开发。优化风电建设布局、大力推动风电就地就近利用,是“十三五”时期风电开发的重要任务。随着风能勘察工作的不断深入和低风速技术的持续进步,加快推动接入低电压配电网、就地消纳的分散式风电项目建设,对于优化利用中东部和南方地区的分散风能资源、因地制宜提高风能利用效率、推动风电与其他分布式能源融合发展具有重要意义。
规范建设标准。分散式接入风电项目开发建设应按照“统筹规划、分步实施、本地平衡、就近消纳”的总体原则推进。项目建设应严格满足以下技术要求:
(1) 接入电压等级应为35千伏及以下电压等级。如果接入35千伏以上电压等级的变电站时,应接入35千伏及以下电压等级的低压侧。
(2)充分利用电网现有变电站和配电系统设施,优先以T接或者π接的方式接入电网。
(3)在一个电网接入点接入的风电容量上限以不影响电网安全运行为前提,统筹考虑各电压等级的接入总容量,鼓励多点接入。严禁向110千伏(66千伏)及以上电压等级送电。
加强规划管理。各省级能源主管部门按照有关技术要求和并网规定,结合前期区域内风能资源勘察的成果,在认真梳理区域内电网接入条件和负荷水平的基础上,严格按照“就近接入、在配电网内消纳”的原则,制定本省(区、市)及新疆兵团“十三五”时期的分散式风电发展方案,向全社会公示,并将方案和公示结果抄报我局。
各省级能源主管部门应结合实际情况及时对规划进行滚动修编,分散式接入风电项目不受年度指导规模的限制。已批复规划内的分散式风电项目,鼓励各省级能源主管部门研究制定简化项目核准程序的措施。
红色预警地区应着力解决存量风电项目的消纳问题,暂缓建设新增分散式风电项目。
有序推进项目建设。开发企业要认真研究分散式风电项目定义和要求,严格按照规划方案和相关管理规定做好项目建设工作,在保证施工安全、工程建设质量和可靠性的前提下,有序推进项目建设,推进技术进步和成本下降,鼓励探索分散式风电发展新模式,特别是鼓励建设部分和全部电量自发自用,以及在微电网内就地平衡的分散式风电项目。
加强并网管理。国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司及其它地方供电企业要对具备分散式接入风电的变电站位置和周边负荷情况进行梳理,统筹考虑系统安全运行和系统接入总容量等因素,对各自供电区域内的分散式接入风电项目规划方案出具意见函,对于规划内的项目应及时确保项目接入电网。
对于未严格符合第二条所列并网技术要求的分散式风电项目,电网企业不得接受其并网运行。
加强监管工作。各省(区、市)、新疆兵团能源主管部门要会同相关技术单位、电网企业对规划方案内的分散式风电项目开发建设和并网运行情况进行全过程监管,规范工程管理和监督体系,确保分散式项目按照有关要求和规定落实执行到位。
国家能源局各派出能源监管机构应对已建成和拟建设的分散式接入风电项目的合规性特别是接入系统技术方案的合规性进行核查,并对项目建设和建成后的运行情况进行监督,将评估报告上报国家能源局,不符合并网技术要求的项目应提交原因说明,并责令项目单位整改。对不符合技术要求的项目不得发放发电业务许可证。