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    發展綠色能源,助力動能轉換
    2021年3月26日,主題為“發展綠色能源,助力動能轉換”的第十六屆中國(濟南)太陽能利用暨綜合能源展覽會,在山東濟南國際會展中心拉開帷幕。2021年是“十四五”規劃開局之年,“做好碳達峰、碳中和工作”在今年的政府工作報告中也被列為2021年主要任務之一,而新能源產業是國家實現碳達峰、碳中和的重要環節,本屆“光伏展”,對響應國家“雙碳”目標,發展綠色能源,助力動能轉換,推動太陽能及綜合能源利用起到了極為重要的作用。展會現場,河南藍盈盈新能源科技有限公司吸引了廣大的客戶前來咨詢,與安裝商和客戶洽談合作,參展了本次展會和展會期間的論壇,并榮獲大獎!河南藍盈盈新能源科技有限公司是一家以銷售光伏發電產品為主的公司,總部位于中部地區重要的城市——鄭州,交通非常便利!公司自成立以來,致力于為光伏電站提供一站式產品服務解決方案。公司主營產品有天合、晶澳、晶科太陽能組件,錦浪逆變器,支架及配件,以發貨快,質量好,贏得了業內客戶的廣泛認可。公司地址:河南省鄭州市經開區第八大街富田財富廣場3號樓1409
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    光伏補貼應傾向儲能和分布式
      北極星太陽能光伏網訊:經過十余年快速發展,中國太陽能光伏從制造到裝機發電,已擁有了世界上大規模的成熟產業鏈。但近兩三年來,中國光伏發電出現兩個新的顯著特點:  其一是成本繼續快速下降。光伏電站安裝成本已普遍低于10元/瓦水平。2016年,光伏組件市場價格跌破5元/瓦,相當于用十年時間成本降低了90%的成本。據此推算,中國光伏特別是西部集中式光伏電站發電平價上網是可以較快實現的。這意味著,逐步降低光伏上網電價補貼具備了更大的可行性空間。  其二是光伏發電并網問題愈發嚴峻,特別是較大規模集中式光伏電站為主的西北部分地區出現了嚴重的棄光現象。  2015年全國全年平均利用小時數為1133小時,甘肅全年平均利用小時數為1061小時,棄光率達31%,或者更高;新疆自治區全年平均利用小時數為1042小時,棄光率達26%。光照條件優越的西部光伏發電小時數反而低于東部。2016年上半年,西北五省(區)光伏發電量占全網總發電量的4.5%,利用小時數僅611小時,棄光率為19.7%。  2016年5月,發改委與能源局發布了《關于做好風電、光伏發電全額保障性收購管理工作的通知》,要求按核定的保障收購年利用小時數消納可再生能源。其中,光伏保障小時數為1300(東部)到1500小時(西部)。這一政策的實際執行效果有待考察,不過,西部集中式光伏電站只能按一定額度發電,額度內電量不一定能全部上網的現實是客觀存在的。  新出臺的《電力發展“十三五”規劃》(簡稱《規劃》)著重解決可再生能源消納問題,對抽水蓄能電站、調峰氣電以及熱電聯產和常規煤電靈活性改造規模作出了相應規劃。還提出落實全額保障性收購制度,將棄風、棄光率控制在合理水平。  但在現實層面,幾種傳統消納手段中,抽水蓄能遠水不解近渴且響應偏慢,氣電調峰成本過高,外送通道充分出力尚需時日。筆者認為,光伏發展需要將發展主要和補貼向分布式傾斜,并將與儲能結合應用的路線早日納入規劃。  集中式光伏并網大致存在以下幾點難題:電源地用電市場容量有限;新能源出力集中,電網調節能力不足;外送通道建設滯后;電網消納網架存在薄弱環節。而這些對分布式光伏都不是問題。  近幾年,中國分布式光伏的發展不盡如人意,連續幾年實際安裝量小于政府規劃量。相對于分布式發展很好的德國等國家,中國的確存在一些客觀的不利因素,如安裝地點限制等,但補貼力度特別是初期力度弱,也應該是主要原因之一。《規劃》中分布式光伏比例依然很高,完成目標需要政府新思維和新手段。  儲能特別是電池儲能是有效解決并網問題的重要路徑。從響應速度、應用地點、能量密度綜合考慮,電池儲能與可再生能源結合,顯著優于其他模式,瓶頸在于成本。而近年來,隨著電池技術的快速進步與成本下降,折算到度電的電池成本已經可以達到0.8-1.0元/度,在某些國家及中國的某些地區已經進入經濟性應用范圍。  電池儲能與電力電網的結合實踐在國內外也已經展開。美國在加利福尼亞州南部的公共電網儲能系統已開始規模化試驗,其儲能系統采用美國電動汽車制造商特斯拉的企業用鋰電池組產品。國內方面,比亞迪在大型儲能電池上也進入了應用階段。考慮到儲能用動力電池仍然是電池技術的一個新方向,其成本下降可期,且下降速度很可能高于傳統電池。以磷酸鐵鋰電池為例,2014年-2016年間,其價格下降了大約一半。如果五年或十年內,儲能成本可以降到與新能源發電成本相近的水平,新能源與儲能相結合的系統將有廣闊的發展空間。  針對以上情況,筆者提出幾條建議:  一,轉變思維,以大局觀指導制定光伏發展,特別是分布式光伏與電池儲能的發展規劃。一方面,中國國情不同于其他光伏應用成熟的國家;另一方面,中國光伏體量很大,面臨其他國家不需要面對的很多新問題。舉個例子,丹麥是新能源應用的國家,當然有很多值得中國學習的地方,但中國僅僅光伏發電就與丹麥全國電量相當,簡單模仿不可行。在新能源規劃上,政府需要從模仿走向創新、世界行業發展的角度轉變。  第二,在分布式光伏發展上,政府首先需要完善細則,保證《規劃》落到實處;其次需要思考適合中國分布式大規模發展的戰略。這些年來的光伏扶貧、農光互補、漁光互補等項目,都是一些很好的嘗試。期待在“十三五”期間,中國分布式光伏在應用方法、應用地點、補貼模式上都能夠有多路徑的發展;需要認識到分布式光伏相對于集中式的特殊性,補貼力度需要更多地向分布式傾斜。政府可以根據成本下降加快減少集中式光伏補貼,增加分布式補貼力度,擴大補貼范疇,細化補貼辦法,特別是在環境壓力大且經濟發展較好的地區,更深入地探索發展分布式光伏。  第三,在儲能發展上,以下兩點應盡快提上日程:一是快速制定行業規劃,明確主要發展的技術與規模;二是制定科學的補貼方法。值得注意的是,電池儲能補貼的內容可能包括與新能源發電配套的儲能、電網保障與調峰的儲能、微電網儲能、用戶端及家用儲能等等,比純粹的光伏發電上網電價補貼更為復雜,其價值評估除了發電側、用戶側的增值以外,也需要考慮環境外部性。
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    光伏產業“斷奶”之后該如何發展?
      北極星太陽能光伏網訊:2016年上半年和下半年,國內光伏項目建設出現了冰火兩重天。上半年新增裝機容量20吉瓦,下半年新增只有11吉瓦。  之所以會出現這樣的狀況,緣于2015年底國家發改委下發的《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》,其中提出,我國一類、二類資源區的地面光伏電站電價分別降低0.1元、0.07元,三類資源區降低0.02元。  通知還提到,2016年以前備案并納入年度規模管理的光伏發電項目、但在2016年6月30日以前仍未全部投運的,執行2016年上網標桿電價。  這一通知,被業界稱為“6˙30大限”。因此,2016年上半年國內再度掀起了歷史性的搶裝潮,電站規模迅速擴張。國家能源局數據顯示,2016年上半年,我國光伏發電新增裝機規模同比增長2倍。  電價及補貼,一直是光伏業界關心的焦點問題。  業界認為,光伏發電是戰略性可再生能源,在其起步和發展階段給予適宜水平的補貼,以促進產業成長并使其成為有競爭力的能源技術是國際通行做法。  但圍繞補貼,問題也在出現。公開報道顯示,自財政部2013年9月組織第五批《關于公布可再生能源電價附加資金補助目錄》項目申報之后,光伏補貼就停止了相關申報。到2015年9月,已有超過2000萬千瓦光伏項目未能獲得補貼資金,拖欠金額已超百億元。另有數據顯示,到2020年,光伏補貼的資金缺口將達2000億元。  如此態勢之下,調整和取消補貼,已經擺上了政府主管部門的議事日程。國家發改委價格司電價處負責人就曾表示,將制定差異化光伏發電補貼標準,并伴隨產業技術進步逐步下調光伏發電補貼水平,直到取消補貼。  這意味著,經歷近20年的發展之后,中國光伏產業將面臨“斷奶”。  國家能源局印發的《太陽能發展“十三五”規劃》明確,到2020年,光伏發電電價水平在2015年基礎上下降50%以上,在用電側實現平價上網。  早在2009年3月,英利便以每千瓦時0.69元的價格,拿下當時國內敦煌10兆瓦光伏電站項目,并因此被業內人士公開質疑為刻意“攪局”。然而,僅時隔7年,每千瓦時0.4元、0.5元的光伏發電價格已經頻頻出現。  隨著產業的發展,技術進步帶來的成本下降支撐了電價的下降,并為取消補貼提供了空間。  國家發改委能源研究所有關專家預判,我國光伏發電電價預期在2020年前可以實現與銷售電價平價,在2025年前實現與煤電在上網側平價,時間甚至還有可能大大提前。  任何一個新興產業都不可能永遠生活在“襁褓”中。價格下調、補貼取消,已成為光伏產業必須面對的現實。在政策紅利逐漸消失、市場競爭進一步加劇的背景下,如何推進技術創新以降低成本,推動質量提升以占領更多市場,將是光伏產業面臨的大考驗。
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    我國可再生能源行業政策嬗變:從單純補貼走向綠證制度
      北極星太陽能光伏網訊:從單純補貼逐步走向綠證制度,我國可再生能源發電行業政策出現嬗變。  近日,國家發改委、財政部、國家能源局聯合發布《關于試行可再生能源綠色電力證書核發及自愿認購交易制度的通知》(以下簡稱《通知》),提出擬在全國范圍內試行可再生能源綠色電力證書核發和自愿認購。  所謂可再生能源綠色電力證書(以下簡稱“綠證”),是指國家對發電企業每兆瓦時非水可再生能源上網電量頒發的具有獨特標識代碼的電子證書,是非水可再生能源發電量的確認和屬性證明,以及消費綠色電力的憑證。  根據以上三部門安排,從2017年7月1日起正式開展綠證認購工作,2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠證強制約束交易。  國家能源局的一位官員對記者表示,可再生能源綠證自愿交易只是一步,關鍵還在于下一步的綠證強制交易。  降低直接補貼強度  為促進清潔能源高效利用,同時降低國家財政資金的直接補貼強度,中國將啟動可再生能源綠色電力證書制度。  據21世紀經濟報道記者了解,目前,可再生能源上網電價高于常規能源發電的差額部分,通過在全國范圍,對銷售電量征收可再生能源電價附加籌集。  從2006年到目前,我國可再生能源電價附加標準從起初的每千瓦時0.1分錢提高到1.9分錢,但補貼的缺口依然很大。  據國家發改委的分析,2016年上半年,可再生能源補貼資金缺口累計約550億元,全年可能突破600億元。但再次上漲可再生能源電價附加標準的壓力很大。  面對這一局面,綠證制度應運而出。中國可再生能源學會風能專委會秘書長秦海巖對21世紀經濟報道記者解釋,綠證交易可以部分緩解可再生能源發電補貼的壓力。  根據《通知》,風電、光伏發電企業出售可再生能源綠證后,相應的電量不再享受國家可再生能源電價附加資金的補貼。  同時,企事業單位、社會機構和個人在全國綠證核發和認購平臺上自愿認購綠證,作為消費綠色電力的證明。  而且,認購價格按照不高于證書對應電量的可再生能源電價附加資金補貼金額,由買賣雙方自行協商或者通過競價確定認購價格。  例如,某個河北風電項目所在四類資源區風電項目的標桿電價為0.6元/千瓦時,而當地火電標桿0.42元/千瓦時,那么這個風電的綠電證書高價為180元/兆瓦時。  中國循環經濟協會可再生能源委員會政策研究主任彭澎分析,業主選擇綠證的動力在于,等補貼估計要等很久,如果綠證能迅速賣掉,且價格接近補貼,業主可以考慮通過賣證書迅速回款,優化現金流。  2018年起適時啟動強制交易  不過,彭澎坦陳,在綠證自愿交易的情況下,電網企業和火電企業沒有強制的可再生能源發電配額,是無法通過綠證交易來解決棄風和棄光問題,促進清潔能源高效利用。  根據國家能源局的統計,2016年全年棄風電量497億千瓦時,全國棄風較為嚴重的地區是甘肅(棄風率43%、棄風電量104億千瓦時)、新疆(棄風率38%、棄風電量137億千瓦時)、吉林(棄風率30%、棄風電量29億千瓦時)、內蒙古(棄風率21%、棄風電量124億千瓦時)。  為此,《通知》提出,根據市場認購情況,自2018年起適時啟動可再生能源電力配額考核和綠證強制約束交易。  彭澎指出,在可再生能源發電配額制和綠證強制交易下,確定考核主體有兩種思路:一種是考核電網公司,通過對電網的配額考核,讓電網想辦法把綠色電力賣出去,這個比較類似國外電力市場的模式;第二種思路為考核發電企業,由發電企業承擔一定的可再生能源發電配額,該配額可以自建或者綠證交易完成,否則要承擔責任。  實際上,2016年4月,國家能源局曾經下發《關于建立燃煤火電機組非水可再生能源發電配額考核制度有關要求的通知》(征求意見稿)》,體現的是第二種思路。  具體來說,2020年各燃煤發電企業承擔的可再生能源發電量配額,與火電發電量的比重應在15%以上。承擔配額責任的方式是自建這類項目或者購買可再生能源電力綠證。  但這一征求意見稿由于遭到發電企業的反對到今懸置。  對此,彭澎指出,未來可再生能源發電配額制和綠證強制交易到底是選擇考核電網還是發電企業,都在醞釀中,選擇哪一種也要看電力市場的改革情況。
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