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政策新格局下新能源與儲能發(fā)展的新邏輯與潛力預測
日期:2022-03-10   [復制鏈接]
責任編輯:sy_miaowanying 打印收藏評論(0)[訂閱到郵箱]
進入2022年,能源政策出臺日益頻繁,隨著改革進入深水區(qū),日益觸及更深層次的問題,影響到更大范圍的利益主體,受到的關注越來越高,除能源本身外,也是產(chǎn)業(yè)、財經(jīng)和環(huán)境等政策的聚焦點。整體來看,在能源結(jié)構(gòu)發(fā)展方面,呈現(xiàn)出更加務實、回歸的趨勢,而在體制機制和市場化改革方面步伐卻越來越快。

要解決新能源與電網(wǎng)、煤電,能耗“雙控”與經(jīng)濟增長,市場化與計劃體制之間的矛盾,兼顧穩(wěn)增長與促轉(zhuǎn)型、保安全與綠色發(fā)展之間的平衡,使政策面更加趨向系統(tǒng)性,也帶來了理解的復雜度。本文根據(jù)讀者關心的新能源和儲能發(fā)展的系列問題,對政策進行梳理,從個人視角提出大致邏輯并對前景進行展望。

一、非化石能源發(fā)展目標仍需提高

(一)我國“雙碳”任務的嚴峻形勢

我國仍處于國民經(jīng)濟較快發(fā)展階段,城鎮(zhèn)化和產(chǎn)業(yè)發(fā)展動能長期延續(xù),同時我國特有的產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)和能源結(jié)構(gòu),導致一方面單位GDP能耗遠高于發(fā)達國家,另一方面單位能耗排放強度也顯著偏高,兩相疊加我國當前碳排放已超美國、歐盟、日本總和。我國碳達峰后實現(xiàn)中和時間僅有30年,碳排放下降速度要求超過西方國家2倍以上,是一個非常艱巨的任務。

而從近幾年經(jīng)濟、能源發(fā)展態(tài)勢來看,我國能耗總量仍處于較快增長通道,單位GDP能耗降低速度也逐步縮?。ㄈ鐖D1)。如果我國產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)不發(fā)生質(zhì)的調(diào)整,經(jīng)濟發(fā)展速度不論快慢,都會伴隨著能耗的較大幅度增長:經(jīng)濟較快增長階段,由于能耗強度降低趨緩,能耗增速將超預期,如2021年能耗增長5.2%,強度降低僅2.7%,低于“十四五”期間設定的平均值;而經(jīng)濟增長乏力階段,國家將出臺工業(yè)穩(wěn)增長的政策,基建投資必然重啟,其能耗增速仍將保持一定水平,如2020年。而由于非化石能源基數(shù)太小,單位能耗排放強度仍未實質(zhì)性改善,化石能源增長仍帶來能源使用排放的較大增加。


圖1 2015-2021年GDP、能耗增長情況

(二)能耗“雙控”目標調(diào)整,非化石能源發(fā)展仍需加碼

基于上述原因,設定能耗總量目標可能過早給經(jīng)濟增長加上天花板,為緩解日益尖銳的能耗“雙控”(主要是總量控制)與經(jīng)濟發(fā)展的矛盾,需要將能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉(zhuǎn)變,但受數(shù)據(jù)、監(jiān)測等技術(shù)手段限制,碳排放“雙控”能夠擔綱之前,需要采用更加靈活合理的能耗“雙控”體系。

今年2月10日,發(fā)改委、能源局下發(fā)的《關于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》(發(fā)改能源〔2022〕206號),要求:構(gòu)建以能耗“雙控”和非化石能源目標制度為引領的能源綠色低碳轉(zhuǎn)型推進機制。到2030年,形成非化石能源既基本滿足能源需求增量又規(guī)模化替代化石能源存量的能源生產(chǎn)消費格局。強化能耗強度降低約束性指標管理,有效增強能源消費總量管理彈性。

即不再將能耗總量目標設定為硬約束,但前提是2030年起非化石能源發(fā)展速度至少“基本滿足”能源需求增量,同時規(guī)?;娲茉创媪?。意味著只要非化石能源發(fā)展足夠快,在碳達峰情況下,能耗仍可不達峰,從而為國民經(jīng)濟發(fā)展釋放了空間。

根據(jù)當前能源發(fā)展態(tài)勢,結(jié)合多家機構(gòu)預測,2030年我國能耗總量將達到60億噸標準煤,其中化石能源約45億噸。預計2030年我國GDP增速仍將保持4.5%左右,能耗總量需求可能仍高于1%,按照非化石能源“基本滿足”增量又規(guī)?;娲茉创媪康囊?,當年非化石能源發(fā)展目標設定在1.5億噸標準煤比較合適,作為非化石能源主力的新能源發(fā)展目標可能需高于2億千瓦,但當前來看要實現(xiàn)該目標,需盡快破解電價疏導機制不健全、電力系統(tǒng)配套投入不足等多方面瓶頸。

二、新能源發(fā)展地位和生存環(huán)境變遷

(一)從“以新能源為主體”到 “能源開發(fā)利用新機制”,新能源“去虛名而獲實利”

2021年3月,中央財經(jīng)委員會第九次會議提出“構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”至今剛逾一年,但“以新能源為主體”實有“盛名之下、其實難副”之感。截至2021年底,我國新能源累計裝機達到6.4億千瓦,占全國總裝機比重約27%,但發(fā)電量占比剛邁過10%的關口,而其有效容量低更受到詬病。根據(jù)相關數(shù)據(jù),區(qū)域電網(wǎng)新能源可置信的最小保證出力可能小于5%,省級范圍內(nèi)瞬時最小出力可低至0.1%,沒有其他電源或儲能同步發(fā)展,大比例新能源的電力系統(tǒng)供電保障難度更大。這一年中,根據(jù)“主體電源”定位新能源,可能要求其提前承擔所要承擔的義務,也容易過早遭遇輿論的不寬容,可謂得不償失。

2021年年底開始,虛化“以新能源為主體”早有跡象。今年1月28日,發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》(發(fā)改體改〔2022〕118號),已不見“以新能源為主體”的字樣,而是“推動形成適合中國國情、有更強新能源消納能力的新型電力系統(tǒng)。”發(fā)改能源〔2022〕206號也提出:建立綠色低碳為導向的能源開發(fā)利用新機制、適應新能源電力發(fā)展需要制定新型電力系統(tǒng)發(fā)展戰(zhàn)略和總體規(guī)劃,新型電力系統(tǒng)是適應可再生能源局域深度利用和廣域輸送的電網(wǎng)體系。

整體來看,雖然不再有“以新能源為主體”的宏大表述,但將服務新能源發(fā)展作為新型電力系統(tǒng)建設的主要目標,在繼續(xù)建設煤電等調(diào)節(jié)性電源、加大能源輸送基礎設施建設、優(yōu)化能源市場體系、加強能源管理的協(xié)同機制、降低非技術(shù)成本等方面提供了體制機制保障,增添了對新能源的支持籌碼,提高了新能源發(fā)展所必須的電網(wǎng)調(diào)節(jié)、安全裕度、電網(wǎng)傳輸?shù)确矫娴墓┙o,明確了主要針對新能源綠電的需求來源,降低了新能源非技術(shù)成本和安全調(diào)節(jié)成本,可以實現(xiàn)新能源更低成本、更大規(guī)模的發(fā)展,可謂“去虛名而獲實利”。

今年2月18日,發(fā)改委、工信部、財政部等12部委聯(lián)合發(fā)布《促進工業(yè)經(jīng)濟平穩(wěn)增長的若干政策的通知》,將光伏產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新、沙漠戈壁荒漠地區(qū)大型風電光伏基地、中東部地區(qū)分布式光伏和海上風電發(fā)展等新能源相關的裝備產(chǎn)業(yè)鏈投資作為保增長投資部分的第一條。表明新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展,既是實現(xiàn)“雙碳”目標的關鍵路徑,也是穩(wěn)增長的核心要求,從國家經(jīng)濟發(fā)展算大賬的角度,促進新能源發(fā)展的力度只會加強不會削弱。

(二)適應新能源的市場機制,核心在于用綠色需求保障新能源電力需求

政策要求新能源參與交易的進度大大超出人們的預期。發(fā)改體改〔2022〕118號要求:有序推動新能源參與電力市場交易,到2030年新能源全面參與市場交易。建立與新能源特性相適應的中長期電力交易機制;鼓勵新能源報量報價參與現(xiàn)貨市場,對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核。

以市場化交易替代行政配額制,是新能源實現(xiàn)長遠、高質(zhì)量發(fā)展的必由之路。但對新能源而言是一個全新且生死攸關的命題,新能源資產(chǎn)的經(jīng)營風險顯著增加。運營商的經(jīng)營模式將發(fā)生巨大改變,打破了保量保價為主的經(jīng)營模式。在投資決策過程中,以前相對確定的投資決策和資產(chǎn)評估方式將不適用,新能源企業(yè)需要調(diào)整項目投資、收購決策模型,根據(jù)企業(yè)情況設定風險偏好,按照風險收益預期設定合理的收益置信區(qū)間,尋找與自身風險防控能力相適應的項目。在運營階段,新能源在與煤電等可調(diào)節(jié)電源的競爭中明顯處于劣勢,一是新能源強相關性強,容易在大發(fā)階段造成“價格踩踏”,新能源的市場策略選擇有限,要么作為價格接受者承擔低電價,要么參與競價承擔電量損失(對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核)。二是調(diào)節(jié)能力差可能承擔更多應對偏差的成本。新能源運營商不得不綜合考慮市場價格、輔助服務成本、偏差成本,不斷提升負荷預測能力和調(diào)節(jié)能力,時刻接受價格、電量不確定性的挑戰(zhàn)。

但新能源的劣勢并不是沒有辦法扭轉(zhuǎn),核心在于將綠色消費需求轉(zhuǎn)變?yōu)樾履茉措娏傂孕枨?,以確保新能源電力的基礎價格。根據(jù)國家發(fā)改委等七部委聯(lián)合印發(fā)的《促進綠色消費實施方案》,要求建立綠色電力交易與可再生能源消納責任權(quán)重掛鉤機制,市場化用戶通過購買綠色電力或綠證完成可再生能源消納責任權(quán)重。發(fā)改能源〔2022〕206號也要求:鼓勵各地區(qū)通過區(qū)域協(xié)作或開展可再生能源電力消納量交易等方式,滿足國家規(guī)定的可再生能源消費最低比重等指標要求。意味著可再生能源消納責任權(quán)重不會退出,而是成為企業(yè)綠色消費的剛性約束,需要企業(yè)自主通過采購綠電(綠證)的方式。

其中,購買綠證(證電分離)和購買綠電(證電合一)有明顯區(qū)別:購買綠證盡管操作上便捷,但由于購買的是已發(fā)新能源電量對應的綠證,對于促進新能源電力(實時或未來的發(fā)電)需求作用不明顯;而證電合一保證了獲得綠證需要同步消費新能源電力,將改變企業(yè)用電習慣,在新能源大發(fā)階段進行生產(chǎn),從而有利于實現(xiàn)新能源大發(fā)時段電力平衡,整體確保新能源電力的基礎需求和價格水平,從而實現(xiàn)一舉多得。

三、以“兩部制”電價支持新型儲能發(fā)展,大幅打開新能源發(fā)展天花板

打開新能源發(fā)展的天花板,仍需要大規(guī)模新型儲能的加盟。2021年我國缺電危機,再一次說明保障電力供應是電力系統(tǒng)發(fā)展的底線,支撐電力系統(tǒng)有效容量發(fā)展且不帶來碳排增加,除抽水蓄能外只能依靠新型儲能,所以新型儲能的核心作用和優(yōu)勢在于解決新型電力系統(tǒng)供電充裕度隱憂和提供電力系統(tǒng)安全保障能力,在常規(guī)電源越來越缺失的情況下守住電力系統(tǒng)的保供和安全防線。

新能源比例的進一步提高,給新型電力系統(tǒng)帶來系列安全問題,新型儲能既然主要作為安全保障電源,更加需要向大規(guī)模、中長周期、易調(diào)度的大型儲能電站方向發(fā)展,為實現(xiàn)日內(nèi)充分調(diào)節(jié),參照抽水蓄能,一般需配置4小時以上的時長。大型儲能電站的發(fā)展同時有利于單位建設成本的降低,易于出臺針對性技術(shù)和設計標準,也易于發(fā)揮和監(jiān)測儲能設施在安全保障、調(diào)峰、調(diào)頻等多方面的能力。

在電力市場環(huán)境下,新型儲能的盈利最終可歸納為現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量市場(機制)幾種?,F(xiàn)貨市場中,日電價差額和低價、高價時段持續(xù)時長均不確定,新型儲能將面臨較大的投資風險;輔助服務市場是在電力系統(tǒng)某類安全問題突出時設定的特殊品種,新型儲能雖然在調(diào)峰、調(diào)頻和爬坡等品種中具有優(yōu)勢,但輔助服務市場受電力系統(tǒng)運行方式變化每日供需均不同,不足以對一次投入大的主體產(chǎn)生長期激勵,同時輔助服務市場份額有限且面臨多主體競爭,不足以支撐新型儲能大規(guī)模發(fā)展;我國電力發(fā)展具有很強的公益性質(zhì),對于電價波動幅度和停電概率容忍度均較低,容量機制可能是支持新型儲能、抽水蓄能等電網(wǎng)安全保障電源發(fā)展的唯一機制,在容量機制下,將新型儲能具有的有效容量(功率上調(diào))、新能源消納(功率下調(diào))、調(diào)頻、爬坡、緊急備用等功能,統(tǒng)一通過容量電價機制進行支付,將更加簡潔可操作。

根據(jù)彭博預測,至 2025 年電池儲能系統(tǒng)成本將會下降超過40%(快于發(fā)改委、能源局發(fā)布的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》中30%的目標),4小時配置的儲能電站如按照容量機制,容量成本約800元/kW/年(含資金成本),接近抽水蓄能約700-900元/ kW/年的水平,所以以電化學儲能為主的新型儲能參照抽水蓄能發(fā)展模式,用于保證電網(wǎng)發(fā)電裕度和整體安全水平具有可行性。至2035年,4小時新型儲能電站容量成本約500元/kW/年,低于抽水蓄能成本。

根據(jù)當前政策條件和電力系統(tǒng)投入,考慮電網(wǎng)消納能力,2030年新能源及其他電源結(jié)構(gòu)如圖1(其他電源已含抽水蓄能),如果新型儲能政策沒有實質(zhì)進展,難以滿足2030年非化石能源的發(fā)展要求。考慮需求響應達到最大負荷5%,2030年供電充裕度仍存在約100GW的缺口,若不考慮需求響應或是嚴格控制煤電裝機不增長的情況下,供電充裕度缺口將在200GW,需要建設100GW以后的新型儲能電站。而2060年在大幅退煤的假設下,供電充裕度缺口將達到800GW,對于發(fā)展新型儲能具有更強烈要求。


圖2 既有情景我國電源結(jié)構(gòu)及最大負荷預測

綜上預測:2030年全國新型儲能總功率將達到1.2億千瓦,新型儲能總投資規(guī)模接近萬億。根據(jù)推算,隨著負荷的增長,每新增1千瓦(4小時)的新型儲能,可以帶動4-5千瓦的新能源的接入,如果針對新型儲能的兩部制(電量+容量)電價盡快出臺,發(fā)展規(guī)模將增加6000萬千瓦以上,可削減等量煤電增長,促進新能源總量至少多裝2億千瓦。

進一步根據(jù)2060年供電充裕度缺額推算,2060年電力系統(tǒng)需要4-8億千瓦(低值為煤電緩慢退出場景,高值為煤電較快退出場景),時長4小時以上的新型儲能,低值情況下年總計容量成本為2000億元,帶動全社會電價平均成本上升1.3分錢/千瓦時。

原標題:政策新格局下新能源與儲能發(fā)展的新邏輯與潛力預測
 
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來源:奇點能源
 
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