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新能源发电企业高质量发展之路

时间:2018-09-05 16:33来源:http://www.gepresearch.com 作者:中电联 点击:
【摘要】新能源发电企业高质量发展之路 ——专访鲁能新能源(集团)有限公司总经理徐进

  近年来,我国新能源发电规模快速增长,新能源(风电和光伏)装机容量从2013年0.92亿千瓦增长到2017年的2.94亿千瓦,占全国电源总装机容量的17%。2017年新能源发电新增装机容量6809万千瓦,占全国电源新增装机容量的52%。2018年上半年,在国家推进供给侧结构性改革和化解煤电过剩产能等背景下,非化石能源发电新增装机3827万千瓦、占新增总装机的73.5%,为历年新高。

  新能源的快速发展有利于我国调整能源结构、减少温室气体排放、保护环境,实现可持续发展。大力发展新能源已成为国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要措施,是改善能源结构、保障能源安全、推进生态文明建设的重要任务。

  随着新能源产业技术不断进步、新能源装机规模节节攀升,电网外送通道不足、市场化电量占比有待扩大、非技术成本制约新能源度电成本下降等因素,已成为能源供给侧结构性改革下新能源产业发展亟待突破的瓶颈。为探寻新能源企业高质量发展路径,本刊特专访鲁能新能源(集团)有限公司总经理徐进,详细剖析目前我国新能源发展的内生动力和现阶段主要制约因素,以实现新能源产业高质量发展为目标,实现产业进步和企业发展“双赢”。

  我国新能源发展的动能与制约因素

  发展清洁能源已成为国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径。习近平总书记在十九大报告明确指出推进绿色发展,壮大清洁能源产业,推进能源生产和消费革命,构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

  为实现2020、2030 年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标,国家《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》提出,到2030年,非化石能源发电量占全部发电量的比重力争达到50%。国家《可再生能源发展“十三五”规划》明确到2020年风电、太阳能最低发展目标分别为2.1亿千瓦、1.1亿千瓦(含500万千瓦光热发电)。国家《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》进一步调增风电、光伏发展目标,明确各省区、各年度建设规模,2017-2020年平均每年新增指标约5000万千瓦。

  徐进认为,目前推动我国新能源产业不断发展的动力,不仅包括可再生能源补贴等政策支持,还包括产业技术进步实现了新能源发电系统造价不断下降,互联网+智慧能源等创新模式也不断激发了产业活力。但与此同时,非技术成本因素成为制约新能源尤其是光伏发电度电成本持续下降的“元凶”,极大地影响了新能源发电的经济性。

  动能

  资源潜力。一方面,我国风力资源丰富,根据全国900多个气象站对陆地上离地10米高度资料进行估算,全国平均风功率密度为100瓦/平方米,风能资源总储量约32.26亿千瓦,可开发和利用的陆地上风能储量有2.53亿千瓦,近海可开发和利用的风能储量有7.5亿千瓦,共计约10亿千瓦。另一方面,我国幅员辽阔,太阳能资源十分丰富,太阳能年辐射量在933-2330千瓦时/平方米,中值为1620千瓦时/平方米。据估算,中国陆地表面每年接受的太阳辐射能量约为1.47×108亿千瓦时,相当于4.9万亿吨标准煤。

  政策支持。结合行业发展需要,国家连续三次调整了可再生能源电价附加征收标准,上调至1.9分/千瓦时,为可再生能源提供资金保障。同时,出台绿色电力证书核发及交易政策,多渠道解决电价补贴资金缺口问题。为支持可再生能源发展,国家研究制定减轻可再生能源企业税费负担政策,明令禁止地方政府乱收费、乱摊派,保障新能源企业权益。2016年,国家能源局《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》,明确各行政区域的全社会用电量中非水电可再生能源电量比重指标,多重政策支持为新能源占比提升打下良好基础。

  系统造价下降。2018年,我国风电机组投标价下降至4000元以下,系统造价7000-8000元/千瓦。业内普遍预计,2018年光伏发电系统投资成本可下降至6元/瓦以下,到2020年可下降至5.2元/瓦左右。如能有效降低土地、电网接入以及项目前期开发费用等非技术成本,至2020年电站系统投资可有望下降至5元/瓦以下。

  产业技术进步。风电技术水平明显提升,关键零部件基本国产化,5-6兆瓦大型风电设备已经试运行,特别是低风速风电技术取得突破性进展,并广泛应用于中东部和南方地区,陆上风电机组降至3700-3800元/千瓦。光伏电池技术创新能力大幅提升,创造了晶硅等新型电池技术转换效率的世界纪录。建立了具有国际竞争力的光伏发电全产业链,突破了多晶硅生产技术封锁,光伏组件产量连续多年全球总产量第一,组件价格降至2.7-3.11元/瓦。

  分布式能源。分散式风电主要集中在中东部山东、江苏、广东、湖南、湖北、福建等省份。《风电发展“十三五”规划》确定了2020年中东部和南方地区陆上风电新增并网装机容量4200万千瓦以上,累计并网装机容量达到7000万千瓦以上的发展目标。

  创新应用模式。国家先后实施多能互补集成优化、互联网+智慧能源、新能源微电网等示范工程,推进风电清洁供暖、平价上网等示范项目,开展光伏“领跑者”、光伏扶贫、 “光伏+”(农业、林业、牧业、渔业)等应用新能源创新应用模式不断涌现。

  制约

  “对于新能源发电成本的挖掘,主要依赖关键设备成本和非技术成本的下降。其中风电主要依靠技术进步和设备选型,光伏发电主要影响因素是土地费用和税费等。”徐进介绍,根据GE研究结果,更长更轻的叶片、一体化传动链等技术突破将使2025年风电度电成本下降0.050-0.067元/千瓦时,微观选址与风机选型的优化设计将使度电成本下降0.031-0.070元/千瓦时。对于海上风电来说,水深和离岸距离是影响成本的重要因素。光伏发电单位容量造价在近中期仍有较大的下降潜力,主要是因为光伏组件、逆变器以及土地费用、税费等非技术成本呈下降趋势。其中,光伏组件成本下降主要取决于硅料成本的下降、组件转换效率的提升、硅利用率的改善等。

  徐进认为,新能源发展不但需要关注自身发电成本,也要关注系统成本。相比常规电源,新能源大规模并网必然增加系统的平衡成本和容量成本。风电等变动性电源出力波动,需要电力系统提供调峰、调频、备用等辅助服务,增加平衡成本。风电等变动性电源容量可信度低,需要提供备用容量,增加容量充裕性成本。参考IEA研究结果,当风电比例达到20%时,平衡成本和容量充裕性成本分别为1-7美元/兆瓦时和4-5美元/兆瓦时。

  差别化用地政策执行标准不一。2015年,国土资源部下发《关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见》(国土资规〔2015〕5号),提出采取差别化用地政策支持新能源等新业态发展。光伏、风力发电等项目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的,对不占压土地、不改变地表形态的用地部分,可按原地类认定,不改变土地用途,在年度土地变更调查时作出标注,用地允许以租赁等方式取得,双方签订好补偿协议,用地报当地县级国土资源部门备案。但是,在项目的实际开发过程中,大多数地区对占用未利用地、农用地的光伏、风电项目办理转建设用地手续,大幅提高了新能源的建设成本。以20兆瓦的光伏电站为例,工业用地出让按最低价标准约为4万元/亩,光新增的土地成本就要超过2000万,如果在建设用地费用高的地区成本更高。

  对土地的界定标准不同,也给光伏、风电等新能源发电项目带来困扰。土地资源涉及国土、地质、水利、气象、林业、旅游、交通、军事等众多部门,从土地规划、用途管制等角度,土地还被划分为基本农田保护区、风景旅游用地区、生态环境安全控制区、重点森林保护区、自然与文化遗产保护区等特殊区域。新能源电力项目需要向各部门沟通确认土地性质,还要从规划、用途管制角度进行多次确认,使得项目投资开发周期延长,对于地类的界定标准不统一,增加了项目开发的不确定性。

  光伏、风电等项目开发还面临税收等不确定因素的影响。根据《耕地占用税暂行条例》,“人均耕地不超过1亩的,单位税额为每平方米10元-50元”,即对于耕地占用税具有5倍的调整空间。而根据《城镇土地使用税暂行条例》的规定,城镇土地使用税采用有幅度差别定额税率:大城市1.5-30元,中等城市1.2-24元,小城市0.9-18元,县城、建制镇、工矿区0.6-12元,调整空间达到了20倍。由于地区间税收执行标准不统一,相关部门自由裁量权较大,造成新能源电力项目难以把控投资风险。

  现行价格机制对降低成本和促进消纳的作用不明显。近年来新能源发电,尤其是光伏发电成本下降幅度较大,但政策调整滞后,标杆电价下调往往滞后于成本下降,加上以市场竞争方式确定的规模有限,从而使开发商自身降低成本的动力不足。此外,现行以标杆电价为主的价格机制仅对新能源开发商起激励作用,而缺乏对常规电源补偿调节促进消纳的激励措施。

  缺乏对新能源引发的系统成本和对策研究,对相关方激励不足。新能源具有随机性、间歇性等特性,可信容量低,电力系统必须配备足够的灵活性电源,从而带来额外的平衡成本和容量充裕性成本等,目前对这些系统成本的研究不够,缺少补偿机制。目前我国正在探索建立相关的市场化机制,但进展不大。譬如,仅在西北地区开展了清洁能源替代自备电厂交易试点,辅助服务试点也仅限于东北、新疆、福建等地区。

  多重因素影响清洁能源消纳和占比提升

  随着新能源的快速规模性增长,尽管国家陆续出台了解决“三弃”问题的相关政策和措施,弃风弃光率得到了明显控制,但消纳依然是制约新能源产业高质量发展的首要问题。一方面,在全社会用电量增速放缓的背景下,我国出现较为严重的电力装机容量过剩,“供大于求”的现象普遍存在。另一方面,新能源项目建设周期短,西部地区新能源项目多、容量大,配套电网输电线路建设周期长,部分项目受送出线路限制低负荷运行,存在弃风弃光限电问题。与此同时,一些弃风弃光严重的地区,地方政府仍有较强烈的发展诉求,在建待建项目规模远超规划目标。在省间壁垒依然存在的环境下,部分省区政府干预市场,明确限定外购电规模和交易价格水平,继续推进跨省区市场化交易增长难度较大。

  徐进向记者介绍,与全国形势基本相符,鲁能新能源2017年以来弃风、弃光得到明显改善。2017年的弃风率较2016年下降了12.3%,弃光率下降3.4%,2018年1-4月份弃风率同比下降14.72%,弃光率下降10.1%,这些成绩主要得益于以下几方面因素:一方面,国家能源局和国网公司解决“三弃”问题政策给力、措施得当。目前国家电网公司经营区域内备用调峰已实现全网统一调配,电力交易机制日趋成熟,跨省跨区特高压线路输送效率不断提高,全国弃风、弃光持续改善。另一方面,新能源发电企业积极参与各种渠道电力交易,有利于提高机组利用小时数。参与市场化交易对发电企业的考核更加严格,对新能源短期和超短期功率预测准确率提出更高的要求。最后,新能源企业主动开展增强电网适应性技术改造,并从多能互补、就地消纳等角度助推新能源消纳水平的提升。鲁能新能源公司投资开发的青海海西州多能互补示范项目预计在2018年全部建成,该项目将充发挥风电、光伏、光热和储能系统的内在互补属性,最大限度减少电网输送容量和调峰需求,项目建成将展示新能源开发的全新模式。

  政策支持、发展模式创新以及扩大新能源在电力市场中的交易规模,是实现新能源产业高质量发展必不可少的要因。徐进建议,一是大力发展以新能源为主的多能互补能源基地建设,提升新能源接入电网的适应性。二是尽快完善和实行可再生能源电力配额考核制度及配套的绿色电力证书交易机制,为新能源平价上网和可持续发展奠定基础。三是进一步完善全国电力交易市场,从根本上打破区域壁垒。四是继续加大碳排放和污染物排放治理,压减常规火电发电占有率,积极推广清洁供暖等促进新能源消纳的能源消费模式。

  供给侧结构性改革下新能源企业发展探路

   “近年来,国家能源局逐渐减少常规风电、光伏规模,推出多能互补、互联网+智慧能源、微电网、光伏领跑基地等创新示范项目。面对新形势,鲁能清洁能源产业必须优化结构、创新模式,才能实现长远发展。首先,在基地项目策划阶段即考虑多种能源结构友好互补,提高项目整体可靠性和电能质量。”徐进介绍。

  以青海多能互补项目为例,考虑电网接纳能力、特高压通道规划等,利用风光热储互补特性,最大限度减少弃电,同时采用虚拟同步机技术,使清洁能源发电从运行机制及外特性上与火电相当。海上风电作为重点开发方向,电网接入是难点之一。以东台项目为例,前期阶段对海上升压站建设方案、海缆选型与敷设方案等进行了专题论证,建成了国内首个220千伏海上升压站。鉴于风电、光伏大规模接入对主网影响较大,公司在配网相对坚强区域积极布局分散式风电、分布式光伏,开发风电+清洁供暖、光伏+农牧渔业等项目,下一步还将开展微电网相关研究和试点工作,强化配电网网格化支撑。

  “其次,清洁能源产业的长远发展与技术创新突破息息相关。鲁能清洁能源产业围绕前沿技术领域,率先在行业推广实施风电场低电压穿越改造,参与国家‘863’课题《电网友好型风电场关键技术研究和示范》,积极开展海上复杂地质环境施工、电能汇集输送、大规模储能等技术研究,为产业快速规模发展提供技术支持。”徐进介绍,未来,鲁能新能源还将继续推进多能互补协调控制、源网荷互动等研究成果示范应用,推广应用综合能源基地集中监控、智能运维等技术,将科技创新打造为驱动突破发展,提升运营效益的新动力。

  “最后,针对产业‘十三五’发展初期内部专业支撑不足,供应商水平参差不齐,资源储备少,信息闭塞等问题,鲁能新能源围绕建立‘两个资源库’和‘四个集中管控’着重强化提升。”徐进介绍,通过整合供应商资源,分三个批次建立涵盖36类供方、约300家企业的战略合作供方库,组织实地考察,与龙头企业签订战略合作协议;通过供方库建设,获取了合作方提供的部分优质资源,信息互通能力得到加强,协同发展效应明显提升;主动联系上下游企业、第三方研究、咨询机构等,建立覆盖80家单位的约450名专家组的专家库,为产业专业评审、政策规划、技术咨询、人员培训等提供保障;坚持可研、初设集中评审、物资集中采购、远程集中监控,评审质量、通过率明显改善,建设成本得到合理控制,开发效率持续提升,实时监控经营数据和设备状态,逐步建成开发、建设、生产、经营管理云中心、大数据平台,运营效率稳步提高。

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