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2018-10-13

可再生能源发电规模持续扩大 到2020年根本解决消纳问题

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今年上半年,国家能源局加大力度改进清洁能源消纳,加强可再生能源电力建设和并网运行监管,有序推进可再生能源重大工程建设,可再生能源发电规模持续扩大,风电和光伏发电消纳形势持续好转,实现弃电量和弃电率“双降”。

统计显示,上半年,我国可再生能源发电装机达到6.8亿千瓦,同比增长13%。其中,水电装机3.4亿千瓦,风电装机超过1.7亿千瓦,光伏发电装机超过1.5亿千瓦,生物质发电装机1634万千瓦。

上半年,全国弃风电量182亿千瓦时,同比减少53亿千瓦时,弃风率8.7%,同比下降5个百分点;弃光电量30亿千瓦时,同比减少7亿千瓦时,弃光率3.6%,同比下降3.2个百分点。有18个省份没有弃风限电,弃风率超过5%的只有内蒙古、吉林、甘肃和新疆4省(区);有22个省份没有弃光限电,弃光率超过5%的只有甘肃、新疆、陕西3省(区)。

上半年,全国风电新增并网容量超过750万千瓦,同比增长30%左右。全国风电发电量1917亿千瓦时,同比增长28.7%;平均利用小时数1143小时,同比增加159小时。

到2020年根本解决消纳问题

过去几年,电力产能过剩、电源与电网发展速度不匹配等多方面原因造成限电形势愈演愈烈,成为阻碍中国可再生能源健康发展的最大瓶颈。2017年,全国弃水550亿千瓦时,弃风419亿千瓦时,弃光73亿千瓦时,总量超过1000亿千瓦时。

面对限电难题,风电投资商更加趋于理性,放缓前进的脚步,开始从注重发展规模速度向注重发展质量效益转变。2017年,风电新增并网容量15吉瓦,创近五年新低。预计未来三年,中国风电市场将保持理性的规模增长,平均每年新增陆上风电15吉瓦至18吉瓦左右,每年新增海上风电1吉瓦左右,兼顾增量规模与存量效益。

国家能源局提出,2020年“三北”地区弃风、弃光率要控制在5%以内,其他地区要基本做到不限电。国家电网于2017年1月召开发布会,明确提出力争2017年至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,并提出20项促进新能源消纳的具体措施。

得益于设备制造技术水平的不断进步,10年来光伏项目造价下降了90%。光伏电价也在逐年退坡,今年以来,集中式光伏已降低至0.50元/千瓦时至0.70元/千瓦时,分布式光伏则为0.32元/千瓦时。今年3月,第三批光伏领跑者基地8个项目最低中标电价与当地的脱硫燃煤标杆电价只相差3.6分/千瓦时至12.5分/千瓦时。与光伏相比,风电开发成本下降速度没有那么快,风电实现平价上网将经历一个相对较慢的过程。

未来2年至3年,中国将迎来海上风电大发展时期,开发进程将明显提速。目前,多个沿海省份已公布了“十三五”海上风电发展方案。其中,江苏省规划到2020年投产海上风电3.5吉瓦;福建省规划建设海上风电13.3吉瓦,2020年投产2吉瓦;广东省规划到2020年开工建设海上风电12吉瓦,投产2吉瓦以上。到2020年底,预计中国海上风电装机容量将超过5吉瓦。

目前,限电严重的“三北”地区,随着电力市场的逐步完善,将迎来更加理性和健康的发展环境。电网规划建设的十余条跨区特高压输电工程近几年密集投产,提供了跨区消纳风电的技术条件。配额制正式实施以后,跨区电力输送将成为消纳“三北”地区风电的主要方式,到2020年,弃风限电形势将大幅改善。大叶片机组技术将打破传统IEC风电场分级标准,通过优化控制策略改善机组载荷,“三北”高风速地区也可以应用大叶片机组,届时风电项目的经济效益将更加可观。可以预见,2020年至2025年,随着土地资源、环境保护、北方限电环境改善等因素,中国的风电开发主战场将由中、东、南部地区回归“三北”地区。

未来,中央政府对项目生态环境保护的要求将更加严格,同时,将竣工环保验收行政审批改为项目法人单位自行验收、接受社会监督,业主将承担更大的环境风险和法律责任。为了降低自身开发风险,开发商也将更加重视项目环境保护和植被恢复工作,实现企业效益与环境效益协同增长。

可再生能源配额制面临重大问题

虽然可再生能源中光伏和风电的前景良好,但同样要面对很多问题。

早在今年6月底,国家能源局就计划公开发布配额制的第二次征求意见稿,但却被迫取消。关于取消的原因,是在第二版征求意见稿中,关于可再生能源补贴强度的新增内容,引起了业内的巨大反应。

原计划的第二版征求意见稿中,要求将可再生能源强制配额与绿色证书相结合,并且按省份划定了风电和光伏的最低保障利用小时数,在保障利用小时数之内国家可再生能源基金给予全额补贴,保障利用小时数之外的发电量不再获得补贴支持,但发电企业可以获得绿证并且出售获得增量收益,但金额不得超过原先的补贴数额。

这一新增规定,意味着新能源企业的发电量能够获得的补贴,在除去保障利用小时数之外,只能依靠出售绿证来换取,并且上限不超过原来的补贴数额。故作为盈利重头的保障外部分收益,将大大受损并且面临变现难的问题。

绿证制度在实施一年多以来,据中国绿色电力证书认购交易平台的数据显示,截至2018年9月19日,共有2034名认购者认购了29766个绿证。乍一看,数据还不多,实则不容乐观。

目前,绿证认购平台上的累积光伏挂牌量为238854个,累计成交量仅为151个,成交率为万分之6.3;累积风电挂牌量为4818346个,累计成交量为29615个,成交率为千分之6.1。成交率可谓非常之低。

配额制作为缓解和代替国家进行可再生能源补贴的一种方式,与绿证制是相互结合的关系。绿证交易的惨状,间接折射出目前可再生能源配额制面临的最大问题,那就是市场认可度底,收入难以保证。因为可再生能源,特别是光伏和风电,目前而言,其稳定性和发电成本,相对于煤电都处于劣势。即使强行进行配额,利用率和消纳率也难以保证。

并且,由于风电绿证的成交量达到了光电绿证成交量的196倍之多,会导致社会资本从光伏行业向风电行业倾斜。这些现实问题,新的配额制征求意见中,也要有应对规则,防止可再生能源结构的失衡发展。

本次9月18日发布的配额制征求意见,目的和重点依然会放在可再生能源的消纳上,并且在绿证交易制度的配合下,可能会适当增加一些可再生能源基金的补贴。然而增加适当的、领取困难且有拖欠风险的补贴,仍是难以解决可再生能源企业现实中面临的运行困境。所以,配额制的强制比例、可实现途径、稳定的收益保障等方面,也是配额制要严格明确并规定的细节。(据中国环境报)


可再生能源发展目标分析


统计数据显示,预计2020年全社会用电量中的非水电可再生能源电量比重指标要达到9%,2017年风电和光伏发电量只占全部发电量的6.5%,距离目标还有较大的发展空间。预计在2016-2020年期间,我国风电新增投产7900万千瓦以上,2020年将达到2.1亿千瓦,其中海上风电500万千瓦左右;太阳能发电新增投产6800万千瓦以上,2020年将达到1.1亿千瓦以上。

未来,国家限制煤电、支持可再生能源发展的政策不会改变;水电资源总量存在制约,开发成本不断攀升,未来增长空间有限;核电建设受到整体社会氛围制约,发展存在不确定性;生物质、潮汐、地热等发电形式由于资源、成本、技术限制等多方面原因,发展规模也不大;综合各个因素,风电和光伏将是未来低碳发展和能源转型的主力军。

1、风电发展更加注重规模和效益同步

过去几年,电力产能过剩、电源与电网发展速度不匹配等多方面原因造成限电形势愈演愈烈,成为阻碍中国可再生能源健康发展的最大瓶颈。2017年,全国弃水550亿千瓦时,弃风419亿千瓦时,弃光73亿千瓦时,总量超过1000亿千瓦时。

面对限电难题,风电投资商更加趋于理性,放缓前进的脚步,开始从注重发展规模速度向注重发展质量效益转变。2017年,风电新增并网容量15吉瓦,创近五年新低。预计未来三年,中国风电市场将保持理性的规模增长,平均每年新增陆上风电15——18吉瓦左右,每年新增海上风电1吉瓦左右,兼顾增量规模与存量效益。

2、风电、光伏消纳环境将大幅改善

国家能源局提出,2020年“三北”地区弃风、弃光率要控制在5%以内,其他地区要基本做到不限电。国家电网于2017年1月召开发布会,明确提出力争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,并提出20项促进新能源消纳的具体措施。

3、光伏将率先实现平价上网

得益于设备制造技术水平的不断进步,10年来光伏项目造价下降了90%。光伏电价也在逐年退坡,今年以来,集中式光伏已降低至0.50——0.70元/千瓦时,分布式光伏则为0.32元/千瓦时。今年3月,第三批光伏领跑者基地8个项目最低中标电价与当地的脱硫燃煤标杆电价只相差3.6-12.5分/千瓦时。与光伏相比,风电开发成本下降速度没有那么快,风电实现平价上网将经历一个相对较慢的过程。

4、海上风电开始进入规模化发展阶段

未来2——3年,中国将迎来海上风电大发展时期,开发进程将明显提速。目前,多个沿海省份已公布了“十三五”海上风电发展方案。其中,江苏省规划到2020年投产海上风电3.5吉瓦;福建省规划建设海上风电13.3吉瓦,2020年投产2吉瓦;广东省规划到2020年开工建设海上风电12吉瓦,投产2吉瓦以上。到2020年底,预计中国海上风电装机容量将超过5吉瓦。

5、风电机组技术进步将开拓更广阔市场空间

未来五年,随着风机制造产业技术升级,陆上风电主流机型将是效率更高的2——3MW及以上的风电机组。风机由中小容量向大型化、智能化发展成为必然趋势。在平原低风速高剪切地区,通过提升塔筒高度(从80米提高到120米甚至140米),风速可提高0.5——0.8m/s,应用中国先进的3MW级、140米大叶片机型,年平均利用小时可由2000小时提高至2500小时以上,技术红利将为风电产业带来更广阔的开发空间。

6、以新代旧改造将催生风电市场新机遇

欧洲风电运营商一般在风电场投运15年左右开始考虑对原设备进行“上大压小”改造。中国早期投产的近3吉瓦风电项目,在2020年将达到或接近生命周期;2010年底前投产的40多吉瓦项目,在2020年以后的五年将逐渐迎来替代高峰期,市场空间非常广阔。随着大容量、高效率机组技术不断进步,改造后的新机组盈利能力更强,将成为未来风电运营商新的利润增长点。同时,也将催生第三方运维市场,专业的运维公司将迎来重要商机。

7、注重环保 风电开发重点将回归“三北”地区

目前,限电严重的“三北”地区,随着电力市场的逐步完善,将迎来更加理性和健康的发展环境。电网规划建设的十余条跨区特高压输电工程近几年密集投产,提供了跨区消纳风电的技术条件。配额制正式实施以后,跨区电力输送将成为消纳“三北”地区风电的主要方式,到2020年,弃风限电形势将大幅改善。大叶片机组技术将打破传统IEC风电场分级标准,通过优化控制策略改善机组载荷,“三北”高风速地区也可以应用大叶片机组,届时风电项目的经济效益将更加可观。可以预见,2020——2025年,随着土地资源、环境保护、北方限电环境改善等因素,中国的风电开发主战场将由中、东、南部地区回归“三北”地区。

未来,中央政府对项目生态环境保护的要求将更加严格,同时,将竣工环保验收行政审批改为项目法人单位自行验收、接受社会监督,业主将承担更大的环境风险和法律责任。为了降低自身开发风险,开发商也将更加重视项目环境保护和植被恢复工作,实现企业效益与环境效益协同增长。(据中国循环经济协会)


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