时璟丽:风光新能源大基地项目开发的政策和市场展望
发布者:admin | 0评论 | 1175查看 | 2022-08-17 18:53:51    

CSPPLAZA光热发电网报道:近日,在由中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、国家太阳能光热产业技术创新战略联盟、CSPPLAZA光热发电平台共同主办、首航高科能源技术股份有限公司联合主办的2022中国风光热互补新能源基地开发大会上,国家发改委能源研究所研究员时璟丽就风光新能源大基地项目开发的政策和市场展望作了主题报告。


图:大会现场


时璟丽提到,要达到2060年非化石能源占比80%的目标,大力发展风电和太阳能发电是必由之路;从近中期来看,2030年非化石能源在一次能源消费中的占比目标从之前的20%提升到25%,水电、核电、生物质发电在2030年前额外增加的空间非常有限,所以风光和太阳能发电装机以及电力的额外增量必须是主力。


按照风光在增量电量相等的情形测算,达到上述目标的底限是“十四五”风光新增装机在5亿千瓦左右,“十五五”在6-7亿千瓦。去年风电和太阳能发电新增装机超过了1亿千瓦,今年根据各方的预期,风光的新增装机至少在1.2亿千瓦。


水电、核电、生物质发电、地热、海洋能等低碳电力技术以及碳封存、碳捕获等技术,目前看来,其长远期应用规模存在不确定性,或存在一定资源的约束,或目前存在着一些壁垒,或者存在成本下降的不确定性,所以现在看比较明确未来的构建新型能源系统电源侧主要靠风电和太阳能发电。


根据国家“十四五”规划和2030远景目标纲要,以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点建设大型风光基地是近期基地的热点。同时需注意的是,“十四五”规划中提出新建输送通道中可再生能源电量占比不能低于50%,所以调峰任务不能全靠煤电,沙漠、戈壁、荒漠有太阳能和土地资源的优势,还应该按照合适的容量、储热时长配比来安排一些光热发电,尤其是光热发电有优于煤电、接近气电的爬坡、提供转动惯量等特性,可与风电、光伏构成风光的基地,也可以与煤电、气电互补运行,所以应该充分发挥光热发电的作用。当然,也可再辅以其它储能实现更加合理的配置。


针对风光新能源大基地的消纳问题,时璟丽表示,大规模建设新能源基地的电力组合消纳,在政策设计和实施方面,最主要是要促进新能源作为绿色电力的消费,并且通过政策来激发电力用户对于绿色电力的持续增加的需求,一方面增加西部和北部地区的新能源的本地消纳,另一方面也可以增加东中部对接纳“三北”地区新能源电量的需求。


就行业普遍关注的项目经济性问题,时璟丽结合当前风电、光伏和光热发电行业的实际发展情况进行了分析,从去年年初以来,陆上风机价格持续走低,今年上半年甚至出现机头价格每千瓦低于1500块的情况;而光伏发电由于国内外市场的火爆,组件价格基本上已到达2020年以来的历史最高点,考虑近期硅料产线布局量大,预计后期光伏组件的市场价格还是会反映相应的成本,这也就意味着风电和光伏发电都有大的平价上网和低价上网的空间,在这样的空间之下,光热发电也可以发挥长时储热的特征,设计好适宜的配比,使项目具有合理的收益,风光热合起来的基地有合理的收益和经济性,这才是集中式风电光伏光热清洁能源基地项目长久的持续发展之道。


更多精彩内容,请阅读下面刊出的时璟丽的演讲全文:


时璟丽:各位参会代表,大家上午好!感谢主办方的邀请参加此次会议。


我国风光新能源在过去十几年实现了商业化、规模化地发展,2021年风电和太阳能发电装机占比达到26.7%,发电量在全社会用电量中的比重达到了11.8%,同比增长了2.1%。自2020年9月我国提出碳达峰、碳中和以来,能源、电力、新能源发展的目标,逻辑,路径,政策也都发生了根本性的变化,我国也明确了非化石能源在能源消费中的占比的近中期和长远期目标。


现在看,要达到2060年非化石能源占比80%的目标,大力发展风电和太阳能发电是必由之路;从近中期来看,2030年非化石能源在一次能源消费中的占比目标从之前的20%提升到25%,水电、核电、生物质发电在2030年前额外增加的空间非常有限,所以风光和太阳能发电装机及其电力的额外增量必须是主力。在我国提出碳达峰碳中和之后一年多的时间内,风光等新能源要实现跃升发展已经基本达成共识。


《“十四五”可再生能源发展规划》中提出了相应的目标。规划虽然没有提出明确的风光新增装机量,但根据几个明确的量化目标测算,新增风电和太阳能装机“十四五”期间至少要达到5亿千瓦,2021年是“十四五”首年,风电光新增装机超过了1亿千瓦,今年根据各方的预期,风光新增装机至少在1.2亿千瓦。


水电、核电、生物质发电、地热、海洋能等低碳电力技术以及碳封存、碳捕获等技术,目前看来,其长远期应用规模存在不确定性,存在或存在一定资源的约束,或目前存在着一些壁垒,或者存在成本下降的不确定性,所以现在看比较明确未来的构建新型能源系统电源侧主要靠风电和太阳能发电。


以电源侧高比例风光构成的新型电力系统,才能够实现电力和能源的碳中和。下图是我所在单位做的一个中国能源转型展望研究结果。


这里展示了两个情景下的电力装机结构,总体结论是到2060年基准情景和碳中和情景下终端用能电气化率分别可以达到55%和74%;电气化战略减少了煤炭和石油消费,风电和太阳能发电在电力装机中的占比分别达到85%和89%,并且随着光伏和风电等波动性电源渗透力的提升,电力系统的运行需要向更加灵活的方式转变,各类的储能,包括储电和储热、车网互动、负荷转移等灵活性资源必将发挥各自的作用。


新能源未来的发展模式、布局怎样,去年颁布的三个重要的国家文件已经给出了很清晰的答案。三个文件的表述,对于风电、光伏和光热发展的表述略有不同,但是总体上三个文件都提出要集中式和分布式并举发展新能源,这是近、中、长远期一致的方向。


具体怎么做?政策保障如何?今年5月底和6月初,国家正式对社会公布了两个重要文件,一个是《“十四五”可再生能源发展规划》,6月1号正式对外发布,规划首次由九部委联合发布,也从一个侧面说明新能源和可再生能源成为增量的主体,涉及的部门越来越多,也需要政策的合力协同。另外一个文件5月底正式发布的《促进新时代新能源高质量发展实施方案》,这是国字头的文件,制定过程中会签了15个部门,包含7大项21条内容,文件的名字虽然是新能源,但重点是围绕着新能源电力,尤其围绕着风电和太阳能发电来展开,着眼于未来5-10年新能源发展,针对难点,痛点和堵点,重点解决新能源“立”的问题。


难点,痛点和堵点到底是什么?文件官方解读非常明确地指出,一是新能源消纳,二是破解土地的制约,再是建立消费绿色电力、能源的市场的良好环境。具体与新能源大基地相关的内容,在“实施方案”中有几点提得很明确,要加快沙漠、戈壁、荒漠地区大型风光基地项目的建设,以周边清洁、高效、先进、节能的煤电为支撑,以稳定、安全、高效、可靠的特高压输变电线路为载体,按照推动煤炭和新能源优化组合的要求,鼓励煤电企业与新能源企业开展实质性的联营。此外还提出支持在沙漠化,荒漠化的土地以及采矿沉陷区开展具有生态环境保护和修复效益的新能源项目;鼓励“风光渔”融合发展,切实提高风电、光伏发电项目海域资源利用效率,建立自然资源、生态环境能源协同的机制。


“十四五”可再生能源要实现大规模、高比例、市场化和高质量发展,风电和太阳能都要实现跃升发展。在《“十四五”可再生能源发展规划》中提出了几个50%量化的目标,其中有5个都是跟新能源电力直接相关的,大型风光多能互补的清洁能源基地是实现规划量化目标的重要保障。


去年3月两会发布的《国民经济和社会发展第十四个五年计划和2035年远景目标纲要》提出,要建设现代能源体系建设工程,第一个就是大型清洁能源基地,从下图可以看出基地的位置以及可再生能源技术类型。


在基地布局上,《“十四五”可再生能源发展规划》与国家大规划完全一致,细化提出了七大陆上风光新能源基地、两个西南水风光基地以及若干个东部海上风电基地,明确了重点以及建设规模;此外,今年6月份,山东还开展了海上光伏基地竞争配置,鼓励海上风光同场建设。陆上大型新能源基地中,《“十四五”可再生能源发展规划》提出要在青海、甘肃、新疆、内蒙、吉林等资源优势区域发挥光热储能的调节和系统支撑能力,建设长时储热型的光热发电,推动光热与风电光伏一体化的运营,提升新能源发电的稳定性和可靠性。


以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点建设大型风光基地是近期基地的热点,去年四季度,国家能源局安排了第一批基地,涉及了风电、光伏发电,光热发电三种技术,装机9705万千瓦,目前几乎所有基地已开工。第二批基地清单已下发,启动了前期工作和开展建设。总体布局方面今年3月份国家发改委何主任在两会上回答记者的提问时提出到2030年还要在沙漠、戈壁、荒漠规划建设4.5亿千瓦左右的大型风光基地。基地运行方式方面,不论是从技术运行角度,还是从经济的合理性角度,需要有这样一个认识:即风光通过特高压跨省跨区外送,单纯送风电和光伏发电等波动性电源至少在近中期是不可行的,这就是为什么许多政策文件,包括新时代新能源发展的实施方案都提出:近期的优选方式一定要发挥煤电的调节能力,包括存量的煤电灵活性改造和少量新增的项目。


还要注意的一点是,“十四五”规划中提出新建输送通道中可再生能源电量占比不能低于50%的要求,所以配置灵活性资源也不能全靠煤电,沙漠、戈壁、荒漠有太阳能和土地资源的优势,还应该按照合适的容量、储热时长配比来安排一些光热发电,尤其是光热发电有优于煤电、接近气电的爬坡、提供转动惯量等特性,可与风电、光伏构成风光的基地,也可以与煤电、气电互补运行,所以应该充分发挥光热发电的作用。当然,也可以再辅以其它储能实现更加合理的配置。因此,煤电的灵活性和调节作用必须充分发挥,但对于外送电力,一是要满足对于新建输送通道可再生能源电量占比不低于50%的明确要求,二是外送受端会对电力品种提出越来越高的要求,尤其是在强调可再生能源消纳责任权重的情况下,从“三北”和西部地区输送电量到东中部地区,东中部地区也不希望送来的通道中煤电电量占比高,否则也会影响受端当地完成全部可再生能源和非水可再生能源消纳责任权重的要求。


前面提到消纳是关键,是要解决的第一难点痛点。在第二批大型风光基地申报中国家能源主管部门提出了四个要素的要求,第一个要素是不碰生态红线,这是根本性原则性要求。另外三个都是与基地项目运行即电量消纳相关的,基础和配套设施方面,除了同期规划布局和建设跨省跨区输电通道、升级和加强交流电网以外,增加电力系统灵活性的措施也是必须匹配的。所以在鼓励和支持灵活性电源发展方面,“十四五”以来国家出台了很多政策规划文件,比如抽蓄相关规划便提出要重点项目库和储备项目库,项目库较之前认知的装机规模和潜力都翻倍了,统一了抽水蓄能的电价,全面实施了“容量电价(可纳入输配电价回收)+电量电价”的两部制电价,这样的政策对于其他储能方式的价格机制是很重要的导向。再比如新型储能方面也出台了指导意见以及新型储能“十四五”实施方案》,分时电价政策、全面取消工商业目录电价也利好终端电化学储能的应用。


对于风光等新能源项目的建设管理,相关政策提出从去年开始要建立保障性并网、市场化并网等多元的保障机制,风光基地项目也适用这一政策。这两类项目对于电网的要求是一样的,也就是说只要项目合规,电网企业对于这些项目的接网就应该能并尽并,在项目运行中都应该多发满发。区别在于市场化并网的项目,国家在去年7月份发布了文件,提出了统一的量化配置要求,抽水蓄能、新型储能、燃气发电、光热发电、灵活性改造的煤电都可以为风电和光伏等波动性项目的运行提供相应的支撑。


促进新能源基地的电力电量消纳,在政策设计和实施方面,最主要是要促进新能源作为绿色电力的消费,并且通过政策来激发电力用户对于绿色电力的持续增加的需求,一方面增加西部和北部地区新能源的本地消纳,另一方面也可以增加东中部对接纳“三北”地区新能源电量的需求。


“十四五”以来颁布和实施实施的促进新能源消纳的政策是组合性的政策,既有激励性的,也有约束性的,即“胡萝卜+大棒”政策组合。约束性机制是要强化实施可再生能源电力消纳责任权重,除了明确逐步提升各地区可再生能源和非水可再生能源的消纳量在全社会用电量的占比以外,还要逐步缩小各地区权重指标的差异,逐步实现责任共担。这也意味着今后东中部经济相对发达省份的消纳绝对量要提升更多,那么东中部省份就需要两条腿走路,第一是发展本地的可再生能源,第二个要接纳和消纳更多的来自于西部和“三北”地区清洁能源基地的电量。这两张图是2021年各省份完成的消纳责任权重的情况。


激励性的措施是去年下半年提出的新增可再生能源不纳入能源消费总量考核,如果说能耗双控对地方和用能企业来说是约束性的机制(各地方非常重视这一机制),从另一角度看,这一机制对于新能源来说就变成一个激励性的政策,根据《“十四五”节能减排综合工作方案》,“十四五”时期新增可再生能源电力消费量不纳入地方能源消费总量考核,这个规定是非常明确的,也就是说要以2020年为基数来计算相应的新增。Jinnian上半年东部一个省份出台了地方政策是以上一年为基数,如果按此实施,激励作用就减弱很多,因此需要政策的合理性细化,好政策不要走偏了,也希望关于如何不纳入地方总量考核的国家细化政策尽快出台。


再一个是绿电和绿证机制,绿电交易市场在去年9月份启动,之后绿证交易量呈数量级的增长。从2017年的7月1号到去年6月底,四年间绿证认购累计不到8万张,但到今年6月底的五年间就累计接近300万张。到7月25日已经超过了310万张。当前急迫的是要建立绿色能源消费认证和标识体系、公示制度,尤其是尽快建立绿电消费认证体系,也就是说用电企业使用了绿电,要能够获得认证,这个认证还需要国内外互认,企业才有持续动力去消费绿电,并为绿电的环境价值付费。后续还要有效连通碳市场和绿电绿证市场,当国家提出来的推进能耗双控向碳双控转变的时,绿电绿证机制也能够直接衔接。


电价方面,去年和今年国家发改委已经颁布的新能源电价政策是:当年核准和备案的风光项目平价上网,大部分地方在组织项目竞配时都执行了该电价政策,在第一批竞争配置的风光基地中,青海、甘肃和吉林都是形成了燃煤基准价水平的综合电价,或者按照落地端的燃煤基准价再扣除输配电价,以及送端和末端需要增加的费用倒推回去的送端综合上网电价,有一定灵活调节能力的电源(像光热发电)的成本,就由风电和光伏来承担了,所以实际上这些风电、光伏发电项目已经实现了低价上网。


新能源参与电力市场,进入“十四五”以来也在推进加速,新能源基地项目参与市场要看本地和受端电力市场的需求,预计基地项目在运行的时候也需要支付辅助服务、偏差考核等费用。对于新能源开发企业来说风光低价上网和平价上网其实都是可以接受的,企业对于基地项目开发更关注的是相对稳定的收益预期,行业也在建议推进以中长期购电协议为主的电价机制和参与电力市场的方式,并且通过完善辅助服务市场,建立容量市场,扩展调节技术手段和市场化交易方式等,来提高中长期购电协议的履约率。


最后谈一谈经济性,从去年年初以来,陆上风电机组价格持续走低,今年上半年甚至出现机头价格每千瓦低于1500块的情况,而光伏发电由于国内外市场的火爆,二季度价格呈现了小幅度的上涨,现在基本上是2020年以来的历史最高点,所以实际上风电和光伏发电目前的度电投资水平已经出现彻底的逆转。“三北”地区,风电低价上网的价格差空间很大,有很多省份风电可以做到低于燃煤基准价0.1元/千瓦时之上,但是光伏发电由于硅料价格持续高位,在不配备电化学储能、不负担光热发电成本的情况下,也仅能够达到平价上网的水平。


另外部分地方还存在配置产业不合理的现象,这块其实有很大的问题,因为现在看风电低价上网有较大空间,光伏发电没有,但这一块空间低价上网空间已经用掉了,比如在去年甘肃、吉林、青海等项目建设中可能就用于平衡光热发电高出的成本,最终达到综合平价上网电价付出去了,也有一些像内蒙就用于强配电化学储能了,还有一些地方可能在电力市场通过调峰或各类辅助服务支撑了,所以如果再强加非必要的非技术成本,其实企业开发项目在经济性方面确实比较难。


为了优化新能源基地布局,增加新项目开发规模,“十四五”以来国家也提出了可适度放开新能源的利用率的思路,比如去年四季度第一批风光基地中青海的新能源利用率是84%,这个利用率是综合考虑了消纳条件、新能源上网经济性等因素确定的,相应地要通过中长期的购电协议来保障电价水平和利用率,才能够保障项目的经济性。


长远来看,光伏发电从去年到今年高企的不正常的硅料价格,其实是市场供需尤其是硅料源头市场供需造成的结果,近期各地新上或在建硅料产线很多,预计后期光伏组件的市场价格还是会反映应成本,这也就意味着风电和光伏发电都有比较大的低价上网的空间。有了这样的空间,光热发电可以发挥长时储热的特征,设计好适宜的配比,使项目具有合理的收益,整个风光热合起来的基地就有合理的收益和经济性,这应是集中式风电光伏光热清洁能源基地项目长久的持续发展之道。

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