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智慧能源信息专刊 第56期 2018年6月1日
时间:2021-01-29 13:38

  【行业观点】储能市场未来占电力行业的10%~15% 是能源革命的重要技术支撑

  开发可再生能源、构建可持续能源系统成为能源行业发展的必然趋势。分布式电源由于靠近电力用户、实现电力的就近消纳,可以节省输变电投资和运行费用,减少集中输电的线损;与大电网供电互为补充,减少电网容量,改善电网峰谷性能,提高供电可靠性;同时可以减少对环境的污染等优点受到了广泛关注,尤其是光伏和风力发电近年来得到了快速的发展。但由于可再生能源发电的不可控性和随机波动性,随着其渗透率的提高也增加了对电力系统稳定性的负面影响。

  为了适应分布式能源的迅速发展,近年来提出了一种新的分布式能源组织方式和结构-微电网。微网是由各种分布式电源、储能电源、负荷以及监控、保护装置组成的集合。微网包含了分布式光伏、分散式风电、小型燃气轮机和蓄电池等微型电源形式的各种电源,还配备了能量管理系统,通过数据采集并连接到能量管理系统,可解决电压控制、潮流控制、保护控制等一系列问题。在微电网中有各种不同类型的负荷,需要采取不同的能源供应策略,并可同时满足用户对电能质量和供电安全等的要求。

  此外,微电网相对于外部大电网表现为单一的受控单元,通过主隔离器和微电网连接,可以实现与主电网的并网运行,改善主网的电能质量。

  1.是一种新型能源网络化供应与管理技术,将原本分散的分布式电源相互协调起来,保证配电网的可靠性和安全性,能够便利可再生能源系统的接入、实现用户需求侧管理以及现有能源和资源的最大化利用;

  2.具有灵活的运行方式和可调度性能,能在并网运行和孤岛运行两种模式间实现切换,与大电网间灵活的并列运行方式能起到削峰填谷的作用,在协调大电网与分布式电源间的矛盾、充分挖掘分布式能源为电网和用户所带来的价值和效益等方面具有优势;

  3.实现能源的就地转换和消纳,提高发电效率,并减少由于长距离输电带来的损耗;

  4.通过相关控制装置之间的协调配合,可以同时向用户提供电、热、冷、燃气等多种形式的能源。

  根据微网的特殊需求,需要研究适用的电力电子技术并研制一些新型的电力电子设备,例如变换器、静态开关和电能质量控制器等装置。

  首先,变换器的出现,对分布式电源中电能进行变换、传递与存储有着十分重要的意义。根据一次能源的使用情况不同能够将分布式电源分为直流源型的分布式电源和需要整流的高频交流源型的分布式电源,前者包括太阳能、蓄电池和燃料电池等等,后者包括微型燃气轮机和风力发电机等等。这两种分布式电源在使用过程的最后阶段都要转换成标准的工频交流电对并网或者负荷进行供电,即都需要通过变换器(整流器、逆变器)才能与微网系统相连接。

  由于变换器具有响应速度快、惯性小、过流能力强等特性,使得微网能源管理的控制理念与常规系统有很大的不同。同时,适用于微网的逆变器除了需要具备常规逆变器的功能以及能够并联运行之外,还需要根据微网系统的特殊需求具备一些控制功能,例如有功-频率下垂控制和电压-无功下垂控制功能。因而,逆变器的运行控制成为微网研究中的一个重要方面。

  再就是静态开关。静态开关置于连接微网和主网间公共连接点处,在发生一些主网故障或者电能质量事件等扰动情况时,它能够自动地将该微网切换到孤岛/自主运行状态;当故障被排除后,它也能够自动实现微网和主网的重新连接。除了上述开关功能外,静态开关还需具备常规电力系统中继电器、DSP及其他的硬件组件等所提供的保护、测量及通信功能。

  此外还需要相关的电能质量控制系统。任何分布式发电单元的接入都会对系统中的电能质量产生一定的影响,若控制不当,将会对电压波形、频率、功率因数产生不利,尤其是风光这样的波动性大的一次能源。并且,电子负载易受暂态、跌落、谐波、瞬间中断及其他扰动的影响。

  微网的运行基于不同特性的分布式能源单元信息采集,在响应特性不同的设备间建立连接,通过配网级、微网级、单元级各控制器之间的相互通信来实现。以电力电子器件为接口的分布式能源单元与常规同步机的特性有很大的差别,因此对通信技术的可靠性和速度提出了更高要求。通信技术还直接关系到微网能否更快地提供辅助服务。

  为了能够与现有电力系统相融合,微网的正常运行需要在通信网络的支持下,通过以下三个层次的监测与控制系统之间协调合作来实现。

  (1)单元级:各个分布式发电单元及负荷的本地控制器,调节系统电压和频率,以利于微网系统的稳定运行。

  (2)微网级:微网中央控制器,是主网与微网间的接口,一方面与上层配网级控制器交互,一方面与下层的各本地控制器交互信息。

  (3)配网级:配电网控制器,用于控制包含一个或多个微网的区域;市场控制器,负责各个特定区域内电力市场的功能。这两种控制器属于微网上一层次的系统,实现主网配网级别的调度功能。

  (1)微电网在并网运行和孤岛运行两种运行方式下,短路电流大小不同且差异很大。

  (3)加入分布式能源后,微电网的双向潮流特性对微电网保护的方向判别也有新的要求。

  (4)发生故障时,微电网与配电网的不同隔离策略需要与微电网保护相结合,这也是微电网保护的关键。

  因此,在结合微电网与配电网隔离策略和不同接地方式的前提下,探寻一种新的微电网保护技术,使得无论在并网运行模式或孤岛运行情况下,都能快速感知微电网内外部故障,同时保证保护的选择性、快速性、灵敏性和可靠性,是对微电网保护的基本要求。

  微网的运行方式、所采取的电力市场和能源政策、系统内分布式能源类型、渗透率、负荷特性以及对电能质量的要求,与常规电力系统存在较大的区别。因而需要对微网系统内部各分布式能源单元间、单个微网与主网间、甚至多个微网间的运行调度和能源优化管理系统研究制定合理的控制策略,才能确保微网的安全性、稳定性和可靠性,从而高效经济运行。

  微网系统处于并网运行状态时,如何与主网之间相互作用,与所采取的市场策略相关。一种市场策略是,微网利用内部的分布式能源单元来尽力满足网内的负荷需求,可以从主网吸收功率但不向主网输出功率;另一种是允许微网参与到开放的电力市场中,可以与主网间自由交换功率,并且除各分布式发电单元参与竞价外,需求侧也可以参与市场交易。

  此外微网也可以参与辅助服务市场。微网在向主网提供能量的同时,可以提供调频、调峰、调压、备用、黑启动等辅助服务;或者以一个可控的负荷形式来运行,控制负荷量和功率因数,这对主网系统处于重载时具有重要意义。

  随着科技及工业技术的不断发展,全球能源危机日渐严峻,传统燃料的短缺及其引起的环境污染问题也日益加剧。与此同时,以太阳能为主的可再生能源技术的不断提升及逐渐成熟,为解决能源危机提供了一条新的道路。因此,许多国家均将目光投向以可再生能源为能量来源的分布式发电。

  分布式发电技术主要有:光伏发电、风能发电、生物质能发电、燃气轮机及潮汐能发电等。目前,国内外主要以发展光伏发电及风能发电为主。尤其是光伏发电的技术研发及市场应用已经相对成熟。

  与传统的大型集中式发配电模式相比较,分布式发电技术具有的独立性、可对区域电网的电能质量和性能进行实时控制、投资少、安装地点灵活、建设周期短、能源利用率高及环境污染小等优势。但是,可再生分布式能源的大规模应用及接入也给传统电网带来巨大的挑战及冲击,究其原因,分析如下:

  1.分布式可再生能源具有随机性和波动性,受其本身能源特性的影响比较明显,可控性相对较差。

  2.分布式可再生能源的接入,改变了传统电网单向潮流的基本格局。格局的改变将影响电能质量及供电的可靠性。

  综合以上分析,为减少分布式电源接入对大电网产生的不利影响,同时结合可再生能源的特点及优势充分利用能源,相关研究人员提出了一种更加灵活、智能,可靠性更高的系统-微电网。

  微电网的出现能够改善分布式可再生能源随机性及接入可靠性低等问题,其主要优点如下:

  2.可有效提高分布式可再生能源的利用率,并根据实际的应用需求,提供相应电能质量的服务。

  微网中融合了先进的信息技术、控制技术和电力技术,在提供可靠的电力供应,满足用户多种需求的同时,还能保证实现能源效益、经济效益和环境效益的最大化。与此同时,微网可在常规电网中提供电网支撑、提高能效、节能降耗等功能。微网将是智能电网建设中的不可或缺重要组成部分。在我国,大力的推广微网技术,是走可持续发展道路的具体体现,是对我国调整能源结构、解决边远地区用电问题、保护环境的有力支撑。

  新电改至今,已有三年。电力市场化可谓发生了翻天覆地的变化,电力交易中心、售电公司这些电力行业的新兴主体运运而生。尤其售电侧,逾万家售电公司成立,各省交易中心完成注册近3500家。

  售电公司从站在风口满怀“待食千亿蛋糕”的憧憬,到盈利者屈指可数,再到近期山东、江苏、广东等多地多家售电公司陆续主动退市,愈来愈让大家深感到售电市场的不易。广东售电公司今年3月份甚至亏损达3600万元,亏损企业创纪录达55家,占比近40%;即便汛期降至,贵州省电力月度交易最高挂牌让利也只有7厘/KWh。售电业务的盈利状况持续堪忧。

  电力交易分析师认为,随着市场竞争,电价日趋透明,再加上国家降电价的政策要求,价差空间在相当长的一段时期内会很有限。只有自身有电源点或电厂背景的售电公司才能靠价差盈利。没有价值创造、没有价格发言权的售电公司自然会被市场淘汰。

  价差售电,举步维艰。售电公司要实现自身价值,成为电力市场中最活跃的鲶鱼,还得通过服务创新。积极挖掘电力用户用电、用能需求,积极创新有价值的服务内容和服务形式。目前一些售电公司已未雨绸缪,根据自身情况探索开展“售电+”业务:

  电力交易分析师认为售电的未来是“售电+”。除了自己加项目做,还可以与有实力的公司合作或代理产品项目来做“售电+”。做“二级代理”,做光伏二级代理、做合同能源管理二级代理等。总之,“售电+”是方向、是未来,相信电力市场会因此走向真正的繁荣。

  当前,“售电+”涉及“荷、储”的业务大多处于初步开展阶段,能够提供真正增值服务的不多,从中获利较难。不过,大云网电力交易分析师比较看好储能。储能优势有三:

  在实行峰谷电价的省份,日峰谷电价存在较大价差(如云南大工业用电日峰谷时段价差能达到0.3元/KWh至0.5元/KWh)。作为用户侧储能既能起到削峰填谷的作用,又可以帮助用户合理利用分时电价政策,充分辅助设备,提高低谷时段用电比重、降低高峰时段用电比重,从而实现用户用电降费的目标。

  另外,用户侧电储能还可与分布式电源、智能微网等形成自循环,带动形成更多新型电力消费和交易模式。

  我国是全球可再生能源生产第一大国,但弃风、弃光问题一直没有得到有效解决。用户侧电储能可发挥电力“仓储”功能,改变电力产品的瞬时特性,为电力消纳赢得时间和空间,支撑分布式风电、光伏等清洁能源及智能微网运行,更好实现开放共享、多能互补,从而助力清洁能源消纳,符合国家能源战略目标要求。

  储能系统能够精确控制充、放电功率。随着技术进步和成本下降,各种先进储能系统已逐步应用于电力系统调频业务中,有效辅助弥补火电机组响应负荷慢,机组调节速率及调节进度弱的不足。

  据悉:2018年1-3月,南方(以广东起步)调频模拟运行期间,共交易调频里程共计439.65MW,平均日交易里程4.89万MW,平均日调频补偿184.82万元,平均成交价格37.30元/MW。这既是一个电力交易品种发展的方向,也是为售电公司业务拓展和储能应用提供更大的发展空间。

  总之,储能应用对用户、电厂、电网都有益,具备服务基础。如果说“售电+”是售电的未来,那么储能或将成为这“+”中促进售电迈向繁荣的一抹阳光,它的热力和影响必定深远!何时降临呢?储能成本、储能技术、市场及政策都是关键,缺一不可吧。

  目前全球和中国储能累计装机中,抽水蓄能最高,占比超过90%,熔融盐储热第二,电化学储能排名第三;从发展速度来看,电化学增长较快,截至 2016 年底,全球电 化学储能装机规模达1756.5MW,近 5 年复合增长率27.5%,其中以锂离子电池累计规模最大,超过50%以上。

  电化学储能具有设备机动性好、响应速度快、能量密度高和循环效率高等优势,是当前储能产业发展和研究的热点,主要应用在电网辅助服务、可再生能源并网、电力输配、分布式发电及微网领域。从我国已投运的电化学储能项目来看,分布式发电及微网领域的装机规模最大,其余依次为可再生能源并网领域、电力辅助服务领域和电力输配领。

  从技术方向来分类,主流电化学储能技术包括先进铅酸电池、锂离子电池、液流电池和钠硫电池等。

  传统铅酸蓄电池凭借其安全可靠、 容量大、性价比高等优点,在储能领域仍具有稳固的地位。特别近年来,以铅炭电池为代表的新兴铅酸技术的出现,大大弥补了传统铅酸电池比能量低、寿命短等缺点,使其在大规模储能领域的应用成为可能。

  锂离子电池由正负电极、隔膜、电解液组成,具有能量密度大、工作温度范围宽、无记忆效应、可快速充放电、环境友好等诸多优点,目前在国内已广泛应用于各类 电子产品、新能源车和电化学储能等领域。特别受下游新能源车动力电池需求增长拉动,产业规模和技术发展加速,技术和产业链正在进一步成熟。

  液流电池具有充放电性能好、循环寿命长的特点,适合大规模储能应用。目前较为成熟的液流电池体系有全钒、锌溴、铬铁、多硫化钠-溴等双液体系,目前应用和研究最广的为全钒液流电池,但由于成本过高、体积密度低等原因,产业还处于起步阶段。锌溴、铬铁、多硫化钠等电池的技术或被垄断、或处于研发阶段,未能实现产业化。

  钠硫电池以单质硫和金属钠为正负极,β-氧化铝陶瓷为电解质和隔膜,其工作温度在 300-350 摄氏度之 间,具有能量密度高、功率特性好、循环寿命长、成本相对低等优点,其规模约占全球电化学储能总装机量的30-40%,仅次于锂离子电池。但由于技术垄断,目前在国内无法大规模推广。

  从技术成熟度、经济性、安全环保性等来看,锂电池是我国发展较快、有望率先带动储能商业化的电化学储能技术。

  2018年3月23日,国家能源局颁布了《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》(以下简称《办法》)。这份政策体现了两个重要的原则:一是政策的发力点应放在需求侧,如《办法》明确提出,“承担配额义务的市场主体包括省级电网企业、其他各类配售电企业(含社会资本投资的增量配电网企业)、拥有自备电厂的工业企业、参与电力市场交易的直购电用户等”,这改变了以往抓住发电企业(电力市场的供给方)不放的思路,开始在电力市场的需求侧发力;二是可再生能源电力证书要实现真正的自由交易。如《办法》提出,“各省级电网公司制定经营区域完成配额的实施方案,指导市场主体优先开展可再生能源电力交易”,这也向市场引领的原则大大前进了一步。

  因此,可以说,《办法》的颁布是可再生能源电力政策的重要进步,体现了中国在碳减排方面,作为负责任的大国的勇气和担当。但是,政策所取得的实际效果如何,考验的不仅仅是其原则和理念,还有政策细节的科学性及其与其他政策的协调、匹配程度,从这个角度看,此次《办法》中仍然蕴含了两个重要的问题,需要我们在未来的发展中做出更加深入的思考。

  此次《办法》明确规定,“向其他各类市场主体售出的可再生能源电量计入购入企业,不再计入售出企业。”这是在小心地规避双重计量(Double Acing)的问题。但是《办法》同时规定,“可再生能源电力证书的转移和交易不影响可再生能源发电企业的相应电量继续享受国家可再生能源电价附加资金补贴。”这表明至少在未来一段时间内,可再生能源补贴和电力证书同时并行的状态。

  可再生能源发电能够创造两部分收益:电力供应和通过替代化石能源所产生的环保收益。从理论上看,可再生能源的发电量尚低于社会最优水平,原因在于只有电力供应这部分社会收益能够得到社会的认可和支付,而环保收益因为难以度量,无法在市场上得到报酬。补贴的思路就是通过公共财政的手段,补充环保收益的部分不足,从而让资本有动力投入到可再生能源的发展上来。

  可再生能源电力配额,实质上是认可环保收益的另一种手段。通过配额制度,可再生能源电力的生产方创造出两种商品:电力供应和可再生能源电力证书。这个证书实质上解决了环保收益的度量问题。当政府有配额的要求时,市场上就会在可再生能源电力证书方面产生需求,市场由此形成。从理论上讲,最后市场上形成的可再生能源电力证书的价格,应当反映社会所承认的环保收益的价值(通过配额表现)。

  可再生能源电力证书和补贴,都是奖励环保收益的一种手段。如果补贴和证书交易同时并存,可能会产生事与愿违的后果。最直接的市场后果是:可再生能源电力生产方的成本,因为补贴的存在,人为地被降低,所以会形成投资冲动,形成更多的可再生能源发电容量。同时,因为每一单位可再生能源发电会带来一单位的电力证书。这样电力证书的供给会扩大,从而压低电力证书的市场价格。补贴越多,可再生能源电力证书的市场价格越低,直到毫无意义。所以,这两种“奖金”非常可能会产生替代的效果,而不是叠加强化的效果。

  这种替代效应的实质是多政策协调的问题,应在改革的过程中受到关注。2017年年底,我国在电力行业启动了碳排放交易体系,碳减排也因此产生了市场价值,如果可再生能源电力的生产因为减少了碳排放而得到市场奖励的话,我们也应当关注这两个市场如何互动的问题,从而使得它们能够互相支持,而不是互相弱化。

  《礼记》中说:“君子慎始,差若毫厘,谬以千里”。西方也有句谚语:“魔鬼常藏在细节中”。这都说明在制度顶层设计的过程中细节的重要性。《办法》强调了市场机制的优先地位,这毫无疑问是“发挥市场在资源配置过程中的决定性作用”的正确之路,但是我们看到,有些细节要更明确具体,需要更多的研究支撑,这样才会充分释放制度效能。

  在环保领域,没有天然存在的市场。市场都是通过政策设计创造出来的。在创造市场的努力中,如果不留心制度设计的细节,会直接导致市场的失败。一个典型的例子就是二氧化硫的污染权交易体系。我国从2002年开始试点工作,但在过去的15年中,始终是雷声大雨点小,并没有真正落地。这有市场成熟度的原因,也有制度层面的问题。

  其中的一个制度细节是惩罚机制。没有有效的惩罚机制,企业会逃避责任,不会真正满足配额要求。该办法规定:“未完成配额的市场主体,须通过向所在区域电网企业购买替代证书完成配额。”这实质上是设置了一个惩罚机制,保证负有配额要求的市场主体满足法规的要求。但是目前,这个惩罚机制还很模糊。在美国的可再生能源配额市场中,通常的做法是,按照可再生能源电力证书2倍或者3倍的价格出售替代证书,这样的话,实质上没有企业愿意去购买替代证书,除非企业“临时抱佛脚”,市场在短期之内没有企业出售可再生能源电力证书。这样的规定使惩罚有灵活性,能够保证制度实施。

  另外一个很重要的问题是,现有的可再生能源发电是否能够得到“电力证书”。在美国,加利福尼亚州和缅因州设置的配额在表面上设定得很高,但是这两个州现有的可再生能源的比例很高,如果这些现有的可再生能源都能得到“电力证书”,实质上是现有的可再生能源投资者得到补贴,在鼓励新的可再生能源发展方面,力度并不是很大。当然,我们应当奖励过去的可再生能源投资,但是更重要的政策目标是鼓励更多的资本在未来致力于开发可再生能源。所以,如何判定现有可再生能源发电的“证书资格”,需要更多的研究。

  还有一个细节是,政府在配额分配中,如何体现在不同可再生能源之间的偏好。目前的可再生能源主要是风力和太阳能发电,而我国太阳能行业的产能过剩问题尤为突出。如果我们从产业发展和环保的角度来看,想给予太阳能发电更多的鼓励,可行的做法是给太阳能发电一个乘数,也就是发放更多的证书。如果这样的细节在制度设计中能够得到关注,会使得政策更为准确有力。

  综合能源服务是将能源销售服务、分布式能源服务、节能减排及需求响应服务等三大类组合在一起的能源服务模式,本文将介绍综合能源服务的概念、商业模式,以及其面临的挑战和机遇。

  按照关联的紧密程度和业务发展模式的相似程度,能源服务归纳为三类。第一类是能源销售服务,包括售电、售气、售热冷、售油等基础服务,以及用户侧管网运维、绿色能源采购、利用低谷能源价格的智慧用能管理(例如在低谷时段蓄热、给电动汽车充电)、信贷金融服务等深度服务。第二类是分布式能源服务,包括设计和建设运行分布式光伏、天然气三联供、生物质锅炉、储能、热泵等基础服务,以及运维、运营多能互补区域热站、融资租赁、资产证券化等深度服务。第三类是节能减排服务及需求响应服务,包括改造用能设备、建设余热回收、建设监控平台、代理签订需求响应协议等基础服务,和运维、设备租赁、调控空调、电动汽车、蓄热电锅炉等柔性负荷参与容量市场、辅助服务市场、可中断负荷项目等深度服务。

  综合能源服务是指将不同种类的能源服务组合在一起,即将能源销售服务、分布式能源服务、节能减排及需求响应服务等三大类组合在一起的能源服务模式。综合能源服务是在国内刚开始发展、有广阔前景的新业态,它意味着能源行业从产业链纵向延伸走向横向互联,从以产品为中心的服务模式转向以客户为中心的服务模式,成为实现国家能源革命的新兴市场力量。

  传统能源服务,多是从产业链上游向下游纵向延伸的合纵模式,而综合能源服务则是围绕客户需求提供一站式服务的连横模式。新模式相对于传统模式的变化主要体现为以下两个方面。

  一是从以产品为中心的服务模式,变为以客户为中心的服务模式。传统能源服务,多是上游企业的附属业务,往往围绕上游企业的产品营销开展服务,服务模式是以产品为中心。而综合能源服务是以能源服务为主营业务,围绕客户的综合需求开展服务,服务模式是以客户为中心。为了提高客户满意度、增强客户粘性,综合能源服务企业甚至不仅仅提供能源服务,还可以针对客户使用能源背后的最终需求,考虑客户对成本、安全、舒适、便捷、速度等方面的要求,提供物业管理、垃圾处理、碳金融、智慧生活、大气治理、水处理、固废处理等相关服务。

  二是从基于事物的弱互动服务模式,变为基于关系的强互动服务模式。过去纵向延伸的能源服务模式,重点在于围绕事物开展营销,与事物无关的方面不开展营销,企业与客户的互动比较有限。而横向一站式的综合能源服务,重点在于围绕关系开展营销,致力于建立、保持并稳固与客户之间紧密的、长期的互动关系,充分开展能量流、信息流、业务流的互动,吸引客户的高频次访问,赢得客户对企业的强烈认同甚至偏爱。

  综合能源服务企业面临多客户类别、多专业领域、多供应链、多基础能力带来的需求、技术、生态、管理差异性大、复杂性高的挑战。一是多客户类别,例如有高耗能工业、新兴产业、公共建筑、住宅建筑、交通等领域的不同细分类别客户,而不同客户的需求差异性大;二是多专业技术领域,例如电力、燃气、供热、分布式能源、节能、需求响应、车联网、环保等专业,而不同专业领域的技术差异性大;三是多供应链,供电、供热、供气、光伏装备、生物质装备、风电装备、热泵等,而且不同供应链的商业生态差异性大;四是多基础能力,例如规划设计、施工、运行、科研、营销、融资、投资、法律等,不同基础能力的管理制度差异性大。

  为了应对挑战,综合能源服务企业必须具备四类重点资源的所有权或者使用权。一是资质资源,包括售电、售气、售热、设计、施工等;二是多专业的技术资源,例如节能本身是技术密集型领域,需要针对不同类别的客户开发不同的专业技术,例如分布式能源和能源销售运维均需要专业技术支持;三是客户资源,服务行业的本质是让客户满意,能赢得市场竞争的企业不是以技术为导向,也不是以竞争对手为导向,而是以客户为中心,需要建立长期的客户粘性;四是一定的资本资源,例如分布式能源的投资建设运行是资本密集型,同时能源销售、节能服务等也需要一定的周转资金。

  为了获取多种必要资源,提升为客户提供综合解决方案的能力,综合能源服务企业必须发展合作伙伴关系,建立优秀的网络连接能力,创建互利互惠的商业生态圈。企业发展伙伴关系,通常包括非竞争者之间的战略联盟关系、竞争者之间的战略联盟关系、开发新业务的合资企业、发展稳定供应商的采购商-供应商合作关系,从而有效促进规模效应、减少风险和获取资源等。与综合能源服务企业发展伙伴关系相关的企业,可以归结为A、B、C三种类型:

  A类企业是能源行业的大企业,通常有较好的上游供应能力,在某个专项领域已经具备较强实力,一定程度上具备资质、技术、资本、客户、线下服务能力等资源,可能主导或者参与发展综合能源服务企业。A类企业通过发展综合能源服务,可以增强客户粘性,从而加强促进反哺上游业务发展,包括促进增加上游收入规模、减少上游收入风险等。A类企业之间存在一定的合作需求,以求快速填补业务空白,例如售电企业与地方燃气企业的合作,供热企业与分布式能源装备制造企业合作等。A类企业之间的合作具有一定的不确定性,因为双方具有业务重合、同质化竞争的可能性,通常采取战略联盟、采购商-供应商的合作方式。

  B类企业是非能源行业但为大量客户提供能源相关服务的机构,有较好的客户资源,可能主导或者参与发展综合能源服务企业,但大都需要与A类企业合作。B类企业由于在资质、技术、资本等资源方面存在较多空白,难以独立提供综合服务,因此大都需要与A类企业开展合作,例如通过合资、战略联盟、采购商-供应商合作方式成立综合能源服务企业。以大型互联网平台企业为例,他们具有强大的平台流量优势和互动服务能力,对APP产品开发、大数据分析、商业模式创新积累大量经验,可以与A类能源企业以战略联盟、采购商-供应商合作方式提供强互动的综合能源服务。

  C类企业是非能源行业的专业技术企业,或者能源行业小微企业,具有专业服务能力、专利技术资源等,由于缺乏资质、技术、客户等资源,很难主导发展综合能源服务企业,主要以参与为主。由于综合能源服务企业会提供一定的非能源服务,例如垃圾处理、碳交易、物业管理、建筑物维护、节水管理、智慧生活、大气治理等,以充分满足客户多元需求、增强客户粘性,因此需要与非能源行业提供专业技术服务的企业合作。另外,综合能源服务企业为了更快速填补资源空白,会与能源行业小微企业合作,例如专业节能企业、能源大数据企业等,以使用小微企业的技术资源和快速响应的服务能力。尤其对于采用开放平台型商业模式的综合能源服务企业,更将会与数量众多的C类企业合作。

  本文首先介绍了美国、丹麦、英国、日本的分布式能源发展现状和配套政策,并分析了我国分布式能源产业发展现状、政策、标准规范,最后对我国分布式能源产业发展状况进行了总结。

  分布式能源是新形式的供能系统,是在能量综合梯级利用理念的基础上,通过消耗一次能源天然气,产生电能、热能与冷能的分布式供能系统。国家“十三五”规划纲要将分布式能源项目发展力度推到新高度。随着国家经济稳步提升,环保要求不断提高,对清洁能源的需求将持续增长,分布式能源项目投资力度将不断加大。本文通过对美国、丹麦、英国、日本的分布式能源政策与发展现状进行研究,分析国内分布式能源发展现状,为行业下一步发展提供参考。

  根据国际能源署(IEA)2015年发布的《电力发展趋势》统计,2013年经合组织国家的发电总装机容量达2794GW,其中燃气发电机组占比21.7%。美国、丹麦、英国、日本等发达国家,在分布式能源项目政策支持力度、运行项目数量、行业技术水平等方面都排在世界前列。

  美国是世界上较早发展分布式能源的国家之一,从1978年起提倡发展小型燃气分布式热电联产技术。据统计,2000年,美国商业、公共建筑用分布式能源项目980个,发电装机容量约为4.9GW;工业分布式能源项目1016个,发电装机容量约为45.5GW。“加州大停电”事故后,美国政府将推进分布式热电联产系统作为长远发展规划,以提高供能安全性,并制定了明确的战略目标:力争到2020年在新建办公楼或商业楼群中将应用分布式能源技术的比例提高到50%,将15%现有建筑的供能系统改建成分布式能源模式,则分布式能源项目的发电装机容量达187GW,占全国总装机容量的29%。目前,美国能源部认为,美国分布式能源的发展潜力还有110-150GW,其中,工业领域的分布式能源潜力为70-90GW,商业及民用领域的分布式能源潜力为40-60GW。

  美国政府的分布式能源政策主要体现在减免部分投资税、缩短资产折旧年限、简化经营许可程序、项目并网,调动项目投资的积极性。这些配套政策提高了项目的经济性,鼓励和推动了分布式能源项目的发展。

  丹麦是世界上能源利用效率最高的国家之一。80%以上的区域供热热源采用热电联产方式,体现了采用最有效的方式来利用有限的资源,从而带来经济优势和环保优势,使其在GDP增加的同时,没有带来能源过度消耗和环境污染。在丹麦的分布式能源系统中,其能源主要由风力发电、燃煤发电贡献,天然气的比例并不高。自1990年以来,丹麦新增电力主要依靠分布式能源系统,特别是工业用户和小型区域化的分布式能源电站(热电站)和可再生能源项目。在未来,丹麦分布式能源的发展方向之一是区域热电厂的燃料改为天然气、垃圾以及生物质等。

  与传统燃煤电厂相比,分布式能源系统可以节约28%的燃料,减少47%的CO2排放,能源利用效率高。因此,丹麦是世界上分布式能源的政策最多的国家,要求严格落实。其中,能源税退税和低息贷款的政策为项目投资提供了强有力的支持。

  英国政府机构能源与气候变化部(DECC)于2008年发布的《能源统计报告》指出,英国燃气发电机组总装机容量达到5.47GW,所发电量占全国总发电量的7%。2012年,英国发电总装机容量为89.2GW,其中,燃气发电机组的比例占总装机容量的28%。随着英国大力推广分布式能源系统,在过去20a中,在商贸中心、医院、学校、机场、写字楼等公共场所安装分布式能源系统超过1000个项目,其中包括英国政府机构的办公楼。因此,提高了能源综合利用效率。英国政府还要求,发电项目开发商在项目上报时要考虑分布式能源技术的可行性。英国商务能源与产业战略部(BEIS)于2016年发布的《英国能源生产展望报告》表明,天然气发电已占总发电量的45%,英国2025年前要取消所有燃煤发电的火电厂。

  英国自2001年4月10日起实施气候变化税,初步税率将使电费提高0.43便士/(KW·h),煤和燃气费提高0.15便士/(KW·h)。而分布式能源项目则不需要上缴气候变化税,预计可以节省20%的能源费用。规定以热电联产为代表的分布式能源项目,允许直接销售一定量的电力。

  受资源和位置限制,日本采用分布式能源发电、太阳能发电、风能发电等能源利用方式,以降低对能源进口的依赖。特别是在福岛核电站泄漏停用后,开始加速分布式能源项目建设。截至2010年底,日本商业和工业领域应用分布式能源项目的发电装机容量达到9.44GW,其中,商业项目为6319个,主要用于医院、饭店、公共休闲娱乐设施等;工业项目为7473个,主要用于化工、制造业、电力、钢铁等行业。

  燃料与售电价格关系到分布式能源项目的经济性。日本政府通过特殊税费、低息贷款、投资补贴、新技术发展补贴等方式,保证分布式能源项目的投资回报,大力推广分布式能源项目,提高能源利用效率。

  2011年国家发改委发布发改能源[2011]2196号文件《关于发展天然气分布式能源的指导意见》(以下简称发改能源[2011]2196号文件),提出的主要任务是:“‘十二五’期间建设1000个左右天然气分布式能源项目、10个左右各类典型特征的分布式能源示范区域。”提出的目标是:“‘十三五’期间分布式能源项目装机规模达到50GW,占全国电力总装机容量的近3%,天然气发电装机容量的50%,初步实现分布式能源装备产业化。”

  截至2014年底,中国城市燃气协会分布式能源专业委员会(以下简称CDEC)统计的我国已建和在建的分布式能源项目共计104个,发电装机容量为3.8GW,占全国发电总装机容量的0.28%,其中楼宇型0.15GW、区域型3.65GW。2015年底,我国天然气分布式能源项目增长至205个,发电总装机容量超过7.5GW,其中已建项目105个,在建项目35个,筹建项目65个。与发改能源[2011]2196号文件提出的主要任务指标相比,完成率仅达到20.5%。

  我国的分布式能源项目主要分布在环渤海、长三角、珠三角以及川渝等地区,装机占比约为70%。CDEC发布的2015年我国天然气分布式能源项目情况详见表1。表1中,数量占比为目标地区天然气分布式能源项目数量与国内天然气分布式能源项目总数量之比,装机占比为目标地区天然气分布式能源项目发电装机容量与国内天然气分布式能源项目发电总装机容量之比。

  由表1可见,我国的分布式能源项目的总体发展情况为:沿海城市数量最多,川渝地区次之。

  我国分布式能源产业发展过程与国外相似,政策从宏观性鼓励到实质性支持,对分布式能源产业的健康发展起到重要的推动作用。2011年之后,我国分布式能源产业政策密集发布,支持力度也逐步具有实质性。为了进一步做好分布式能源项目前期准备工作,现梳理我国现行主要政策和标准,项目投资、建设单位应当充分研读这些文件。我国分布式能源相关政策和标准见表2,表2中的“—”表示无文件号。

  发达国家制定的法律法规、技术标准、税收补贴政策等分布式能源相关文件,覆盖了分布式能源产业链从发展规划、技术研发、投资建设到运营维护的各个环节,在初始投资补贴或优惠、燃料税豁免权、电力入网优先权、电网激励、电价形成、收益分配机制等涉及利益分配的方面进行强制性的规定,支持产业发展。

  我国分布式能源产业发展仍处于初期,受政策影响程度大,缺少整体发展规划,财政补贴等政策不足,不同地区对国家政策的执行力度和支持力度差异较大,严重影响分布式能源项目发展的积极性和经济性。

  在美国等发达国家和地区,由于分布式能源系统具备资源保障能力和稳定性以及设备成熟度等原因,因此,分布式能源全面发展,增长速度快,成为本国或者本地区能源行业的重要发展方向和支撑。

  我国分布式能源项目过于集中在华北、华东和华南的经济发达地区,各地区之间发展不平衡。其原因在于这些经济发达地区的用户对能源价格的承受能力强,负荷需求大,有利的地理位置方便获取天然气资源。

  去年一年,促进中国储能市场增长的主要动力有3个方面:第一是分布式可再生能源快速发展,对储能是刚需。第二是来自对可再生能源发展市场的预期。通过储能技术手段可以把不可调度的“垃圾的电”变为可调度的“优质的电”,同时,时间上也能与用户负荷需求更匹配,比如把下半夜负荷谷值时的风能储存起来白天利用。第三是峰谷电价差带来巨大的市场机会。储能能够提供关键的削峰填谷技术支撑,负荷峰谷差拉大,峰谷电价差逐步拉开,这对储能来说是巨大的市场机会。

  针对储能行业未来发展,我认为,第一,储能企业要做好自己,苦练内功。电力行业投资比较大、投资回收期相对比较长,但是投资回收很稳定,光伏也好、风电也好,回收期也是8-10年左右,不要期待储能行业暴利。做好自己,苦练内功,首要的就是进一步发展和攻关储能技术,把寿命做上去、把成本降下来、把安全性做好、把规模做上来,为发展打好基础,这是第一步。

  第二,行业政策和体制会逐步完善。现在储能企业比较艰难,主要是因为储能的多元价值没有在价格当中完全体现。储能除了削峰填谷的贡献之外,更为重要的是提高电能质量的贡献,对于可再生能源企业、电网、电力用户都有益处,但目前没有人为此支付成本。为此,国家政策和体制机制正在逐步完善。

  一方面,国家发展改革委、国家能源局去年发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,明确今年启动8个地区第一批电力现货市场试点。现货市场中电价实时变动,每变动一次就有峰谷价差,峰谷价差由原来的一天1-2次变成一天多次,也即储能以后可以一天充放多次,这样投资收益率自然就上来了。另一方面,去年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》发布后,多地陆续制定了实施细则,例如南方能源监管局、山西能源监管办分别发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》,明确价格补偿机制等。国网江苏省电力公司在国内首次制定了《客户侧储能系统并网管理规定》(试行)。还有的省份通过峰谷差引导产业发展,降低峰谷差,增加可再生能源装机容量,提高发电出力谷值和降低峰值。总体而言,储能行业向好发展,政策可能会来得慢点,但不会缺席,政策方向是确定的,但政策出台的过程要慎重。

  第三,储能技术逐渐聚焦。未来储能主流技术可能有七八种,其中三四种会是市场主体。逐步聚焦之后就带来规模效应,可以集中更多的人力、物力进行技术攻关,然后降低成本,一个是通过技术降低成本,一个是通过规模降低成本。目前,大规模新型储能的成本正在快速降低,总体的价值已经跟传统的抽水蓄能可比,行业到了爆发的临界点,去年我们称储能行业“春风乍起”,今年储能的“春天”正在到来。

  以上是我对储能行业发展的三个判断,如果其市场规模能占到电力行业的10%-15%,储能将成为能源革命的一个重要的技术支撑。

  发展可再生能源已成为世界各国推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径,也是我国推进能源生产和消费革命、推动能源转型的重要措施,在十九大报告中,习同志明确提出,要“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”,为新时代能源行业的转型发展指明了方向。2017年全球电力增长中,包括风能、光伏在内的可再生能源在新增装机容量已经超过所有新增电力装机的50%,可再生能源首次超过火电,成为全球最重要的能源之一,大力发展可再生能源是大势所趋。

  可再生能源行业正在经历一个新的伟大时代,风能作为技术最成熟、成本最低的可再生能源形式之一,是未来能源革命的中坚力量。回顾过去,展望未来,认真总结过去发展经验,审视产业发展面临的主要问题的同时,参照国外先进经验,进一步明确未来的发展方向,能够更好的契合新时代能源消费革命和绿色发展的要求,并为未来更好的发展积蓄力量,为新时代风能等可再生能源持续快速发展做好准备。

  回顾过去,中国风电产业无论装机规模,还是技术创新都取得了惊人的进步,与此同时也应清醒地认识到,我们的风能产业发展还面临弃风限电亟需改善、成本下降压力、体制机制待完善等困难。

  装机规模方面,我国风能产业虽然起步较晚,但发展速度惊人。上世纪80年代,我国风电进入商业化开发阶段,风电开发还主要集中在内蒙古、新疆、辽宁、甘肃等几个风资源较好的区域,而截至2017年我国风电开发已经延伸到我国所有的省份自治区。2005年在国家相关政策法规不断出台和完善的推动下,我国风电开发进入快速增长阶段,2005年我国风电装机仅有127万千瓦,而现在每年新增装机超过百万千瓦的省份就有十个,而且这数字还在不断的扩大。2017年,新增并网风电装机1503万千瓦,累计并网装机容量达到1.64亿千瓦,占全部发电装机容量的9.2%,其中海上风电新增装机容量116万千瓦,累计达到280万千瓦,达到历史新高。

  风电设备设计制造方面,我国经过近十年奋起直追,不仅攻克了大部分关键技术,而且建立了完善的产业链,设备设计、制造水平和制造能力已经形成了国际竞争能力。在设备出口方面,虽然面临产业链建设、融资、运维能力建设等的一系列困难,但近年来经过金风等优秀企业扎实、努力的工作,不断提升产品技术水平,在产品质量、国际合作等方面取得了丰硕成果,逐步走出了我们自己的国际化道路,近年来我国风电整机的出口量呈现持续增长的趋势,2017年风电整机出口量达到了340万千瓦,出口的地区覆盖五大洲,包括美国、英国、法国、澳大利亚等在内的超过33个国家,相信在国家“一带一路”倡议支持下,未来我国风电走出去的步伐会越来越大。

  技术创新是我国风电产业健康可持续发展的基石,近年来在不断扩大的产业规模支撑下,我国企业技术创新能力和速度不断提升。风电机组型号研发、更新速度是我们直观了解我国风电技术创新速度的一个全新角度。首先,从历年进行认证的机型数量来看,从2007年到现在,在国内权威认证机构开展认证的机型不断增加,尤其是近三年,申请认证的风电机组型号数量呈现出爆发式增长,2015年认证机型较之前翻了一番,近两年仍在持续增加。近年来机型更新的速度不断加快,2006年,一个机型可以保持市场地位5~6年,而随着市场需求的不断变化,近两年新机型2~3年就要更新、换代。另外我们看到,叶轮过去十年增长了60米,单位的扫风面积提高52%,扫风面积增加了170%,2017年最新机型轮毂高度已经达到了140m,更高的160m机组也很快会进入市场。新机型研发和更新速度的加快,一方面,反映了在快速变化的市场推动下和满足风电场精细化开发要求下,对机组的定制化需求,对海上大容量机组的需求,对满足低风速等不同资源条件、不同气候条件和不同地形条件下特殊机型需求给风电技术研发提出了更高的要求。另一方面,也反映了风电企业为了应对不断变化的市场需求,在创新能力建设方面的努力,创新能力不断加强和创新速度不断加快。

  图6.近年风电机组产品生命周期统计(注:气泡大小和数字为退出市场的机型数量)

  风电开发成本方面,随着风电开发的规模化发展和技术不断迭代,风电度电成本持续下降。过去十年全球风电价格下降了40%,根据近期国际能源署发布的报告,2017年全球陆上风电平均度电成本6美分,相当于0.4元,预计到2020年将降至5美分,相当于0.3元,这个水平已经低于我国很多省份一半以上的煤电成本。而随着成本的下降,在国外很多国家和地区通过招标定价的项目越来越多,从招标情况看,最低的电价达到1.8美分,折合人民币不到0.2元,我国现在风电成本反而比国外还高了。影响风电度电成本的因素很多,资源、土地成本、财务成本等。在国外很多地区,资源很丰富,等效小时数可能达到了3千小时、4千小时,而贷款利率可能只有1%~2%,另外还有土地无偿使用等很多优惠政策,是一些项目低价投标的主要原因。

  风电投资方面,全球可再生能源投资强劲,我国风电投资主体呈现多元化。根据彭博新能源投资近期发布的报告数据显示,2017年全球可再生能源投资达到3335亿美元,较2016年增加3%。我国可再生能源投资达到1326亿美元,占全球总量的40%。不仅投资总量持续增长,我国可再生能源领域投资主体更加多元化,根据中国可再生能源学会风能专业委员会数据,以过去“五大六小”为代表的中央企业和国营企业开发总量在下降,而投资私营企业和中小型企业在不断增加,投资主体呈现多元化的趋势,除央企和国企外的其他企业开发量也在增长,过去两年已经超过了50%,而随着分散式风电开发的不断推进,技术和资金门槛的降低,一些集体,甚至个人也将投入到风电开发投资中来,风电投资主体多元化的趋势将更加明显。

  我国风电成本下降明显,但仍有较大下降空间。就设备成本而言,我国风电机组成本已经明显低于国外水平,但风电开发平均度电成本与全球平均水平持平,但与国外很多项目相比仍有很大下降空间。非技术成本已经成为我国风电成本下降的重要因素,比如弃风限电因素、土地成本等。虽然2017年弃风限电得到明显改善,较2016年下降5.2个百分点,但弃风限电比例仍然达到28.4%,弃风限电仍是我国实现风电平价上网的最大障碍。除了根本解决弃风限电问题,提高风电机组的质量、效率和技术水平,推动产业链上下游协同,消除不必要的资金成本等是实现2020年风电平价上网目标主要的努力方向。

  随着可再生能源技术进步,开发规模的不断增加,风电、光伏等可再生能源行业主要的矛盾已经发生了很大的变化。过去风电行业谈论的热点话题更多是如何推动技术进步,使风电等可再生能源成为更加可靠、更加高效的能源形式,从而降低风电开发的成本,而现在随着技术的进步,经验的积累,现在的技术能力已经能够满足当前电力大规模开发利用需求。现在可再生能源行业面临的主要矛盾已经转变成传统的电力体制、集中型的电力系统和分散式可再生能源开发先进生产方式之间的矛盾。如何推动体制机制的变革,使其更加适应当前大规模开发利用可再生能源成为当前的工作重点。

  展望未来,在正视目前发展存在的问题基础上,通过借鉴先进发展经验,发现、融合更多前沿技术,风电产业的发展将在开发模式的重大变革,与其他领域合作、共享发展等方面迎来新的希望和机遇。

  从各国未来电力系统发展趋势来看,未来电力系统去集中化的趋势非常明显,相比于集中式风电开发,分散式风电具有更好地匹配中东南部的自然条件特点,能够有效利用分散的风能资源,提高风能利用效率;位于负荷中心附近,能够就地并网就近消纳;以配网负荷和接入条件确定建设规模,可根据外部建设环境进行灵活设计,对土地依赖程度较低;投资规模小、建设周期短、更容易吸引民间资本参与,带动投资主体向多元化方向发展等优势。但目前,我国分散式风电开发还面临征地困难、审批手续繁琐、开发管理模式不明朗等制约因素,分散式风电并网量只占全国风电并网总量的1%左右,远远低于欧洲水平,其发展水平也总体滞后于我国分布式光伏。2017年6月,国家能源局印发《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》,提出加快推动分散式风电开发,对规范建设标准、有序推进项目建设、加强监管等工作部署,引发全行业对分散式风电开发的关注。随着国家相关政策的陆续出台,及分散式风电开发技术的不断突破和开发模式的不断探索,相信分散式风电能够成为下一个“希望的田野”。

  2016年,国家能源局发布《风电发展“十三五”规划》,明确提出“加快中东部和南方地区陆上风能资源规模化开发”的风电发展战略。2017年,新增装机布局由西北地区向中东部地区转移的趋势明显,新增装机中中东、南部已经超过了50%以上。根据气象局对中东、南部风资源统计数据显示,6m/s的风资源储量只有3亿千瓦,而5m/s等可开发风资源储量近10亿千瓦,而对目前的技术水平完全能够满足5m/s风速条件下风电开发对于经济型的要求,但目前中东、南部风电已开发量不足7%。从德国单位国土面积风电开发量看,德国几个州的单位国土面积风电装机量最高达到300kW/km2,平均136kW/km2。而我国湖南仅有10kW/km2,江苏也仅有50kW/km2,远未达到德国开发水平。从中东、南部地区风资源分布情况和国外经验来看,未来中东、南部风电开发潜力巨大。

  风电开发项目应将环境保护和生态恢复作为重点工作。近年来,中东、南部地区风电项目暴露出一些对当地自然环境,尤其是植被造成破坏。风电作为清洁能源对人类环境保护的贡献毋庸置疑,风电场向大气排放的污染物为零,相比火电厂能够节省大量淡水资源,同时风电场建设运行过程中严格遵守噪音、电磁辐射、水土保持等环保标准,不会对环境造成明显影响。但开发企业仍应在风电场规划和建设过程中,认真论证,并根据相关标准和法律法规,严格把控,尤其在建设过程中由于开挖土方等造成的植被破环应及时恢复,避免造成由于植被破环等原因造成不利的生态影响。风电开发企业应牢固树立“绿水青山就是金山银山”的发展理念,采取及时有效的生态环境保护和恢复措施,消除公众对于风电开发的种种误解,避免在未来风电开发过程中产生不必要的障碍。

  数字化是未来风电技术发展的重要趋势,充分利用大数据、人工智能等前沿数字化技术,给风电产业发展注入新的活力。20年前,尼葛洛庞帝(Negroponte)在他的著作《数字化生存》中准确的预言了未来数字化时代为我们带来的变化,勾画了数字时代的宏伟蓝图,今天他的预言一一得到了验证,数字化渗透到了我们生活的各个角落。风电行业作为与国计民生息息相关的战略性新兴产业,更应顺应数字化发展的浪潮,不仅借助前沿数字技术,在风电设备设计制造、风电场规划建设、风电场运行等各个环节,融合发展,更应积极践行互联网思维,不断探索新的发展模式。2017年北京国际风能展上,风电产业数字化成为全行业关注的热点话题,大数据技术、人工智能等前沿技术在风电设备设计优化、风电设备制造、风电场规划建设和风电场智能化管理中应用的成功案例层出不穷,而以金风智能化制造和远景智能化风电场管理为代表的技术成果应用已经成为行业的新标杆。未来风电技术与数字化技术的进一步融合将使风电成为更高效、更廉价的清洁能源,为我们带来新的机遇。

  随着智能电网等技术的广泛应用,能源互联网构建成型,电力需求侧管理对于电网灵活性的作用更加重要,而共享储能和电动汽车等电力消费技术及产业发展成果,将成为未来风电可持续发展的重要支撑。利用需求响应资源国外研究成果表明,在智能电网环境下,需求侧响应对于促进风电消纳,缓解系统调峰压力具有重要作用。而储能和电动汽车技术的快速发展将成为需求侧响应的重要支撑。预计到2030年8000万辆电动汽车保有量,平均停驶率90%。假设停驶时全部插电,白天采用30千瓦速充充电桩,则可提供20亿千瓦的灵活性负荷资源,夜间回家采用户用慢充充电桩,功率为7千瓦,亦可提供5亿千瓦负荷资源。2017年中国电力总装机17.7亿千瓦,目前主要的机构预测2030年中国电力装机负荷在30亿千瓦左右,即使在谷电时段,电动汽车也可以提供总负荷20%以上的电力平衡能力。风电与其他领域技术的融合发展,共享成果,为未来风电产业的持续发展带来新的希望。

  我们欣喜的看到,风电为代表的可再生能源不再只是电力系统中的配角,在绿色发展理念引领下,通过全体风电人的共同努力,继续推动技术和发展模式创新,加强风电与数字化等先进技术的深度融合,可再生能源必将成长为新时代支撑能源革命,维护全球环境的参天大树。

  托马斯·卡博格:是可再生能源发电的成本正在显著降低。在欧洲,2017年,德国竞价上网的离岸风电已经不再需要任何补贴。同样的趋势也发生在中东、拉美等地,尤其在沙特阿拉伯,在那里,太阳能发电的成本已经压缩到每千瓦1.79美分。在某些地区,理论上风能和太阳能的边际成本已经接近为零,虽然在现实中实现这一点仍有困难,但是,可再生能源电力的经济性已经超越任何其他电力。

  托马斯·卡博格:成本的下降是各方面因素综合作用的结果,包括政策的支持、技术的进步以及不断趋于激烈的市场竞争,等等。其中大规模产业政策的支持必不可少,这正是欧洲和中国带给我们的经验。

  比如德国很早就在需求侧方面为新能源的发展提供了强劲的动力,在2000年就颁布了《可再生能源法》,确定了以固定上网电价为主的可再生能源激励政策。可以说,是德国的电力用户补贴了新能源早期较为昂贵的发展阶段。瑞典则制定了强制性的配额制度,在每年新增的电力市场规模中,规定新能源发电所占的比重。

  此外,像我们普遍了解到的,中国的扶持政策主要表现在供给侧,通过气候、能源和工业等政策刺激了可再生能源产业的发展,在这些政策的扶持下,中国的光伏组件生产规模发生了成倍的增长,而成本的下降速度则比预期中更快。

  托马斯·卡博格:是的。这在新能源和化石能源的博弈过程中表现的尤为明显。以德国为例,在光照条件较好的天气中,光伏发电能满足该国50%的电力需求,但尽管如此,从全年用电量来看,仍有超过一半的电力供应来自煤炭和天然气。随着化石能源价格的波动,对新能源的需求仍然处于一种较不稳定的状态,需要政策的干预和介入。

  政策制定者总是想等到低碳的手段更具经济性的时候,才开始为碳排放征税,但人们通常都意识不到一个问题,即成本的下降本身,也是需要成本的,这种成本就是政策成本和税收成本。

  那随着新能源发电成本的不断降低,您认为政策支撑的阶段结束了吗?下一步新能源发展的主要问题是什么?

  托马斯·卡博格:是的,随着成本的下降,政策大规模支撑新能源发展的阶段可以告一段落了,未来需要提升对于能效的重视。随着可再生能源发电成本的不断下降甚至接近为零,很多人认为传统的能效观念可以被忽视,这是非常错误的。因为一个明显的事实是:随着光伏技术的发展,光转化为电的效率在不断上升,但与此同时,LED的技术也在迅猛发展,因此也正有越来越的电转化为光,不断增加着电力的消耗,有时候这种电力消耗之大,甚至不能补偿新能源电力的增量,所以也在不断影响着总体的经济效率。

  此外,在面临风电和光电的波动性时,传统的能效解决方案在降低系统损耗方面,也能提供一条较为经济的途径。尤其随着电气化水平的不断提升,能效的可控性和控制的精确性都在同步提升,这也为我们更好的运用能效管理手段提供了帮助。

  托马斯·卡博格:成本的降低使得在全球范围内大规模开发可再生能源成为可能。在未来几年,可再生能源的加速增长将为解决许多与能源相关的世界资源和环境问题作出贡献,进而促进经济的持续发展。

  对于电网互联来说,通过利用低损耗、低成本的高压传输技术,可以将一些地区富余的可再生能源输送到其他地方,实现全球电网互联。这有助于帮助世界以低成本实现经济持续增长,保障能源供应。

  但从技术层面来看,风能、太阳能电力的生产较不稳定,且大规模并网容易引起电网的波动,我们知道,特高压技术的发展正是为了解决这一难题而应运而生的。那么除了特高压技术之外,您认为还有那些手段可以帮助解决清洁能源电力的消纳问题?

  托马斯·卡博格:从瑞典的经验来看,不稳定性并不是可再生能源目前面临的主要问题,因为通过严密的天气情况预测,可以实现风电的可预期性。而抵消风电波动性的一个重要因素,是一个实时的、可以交易的电力市场,通过竞价上网,成本最低的公司可以获得用户的青睐。可以说,在整个欧洲,电网的稳定都是依靠这种电力实时交易来完成的。因为统一的市场可以把各国的能力都充分利用起来,同时给了消费者更多的选择。而可再生能源发电随着成本的不断下降,也将获得更多的青睐。

  这一点可能与欧洲本身具有的电力互联水平有关。根据GEI最新发布的全球能源互联网发展指数显示,在电力互联方面,目前排名靠前的主要是欧洲国家。但是,当电力交易扩展到发展水平不一的国家和地区时,您认为会遇到哪些问题,应该如何解决?

  托马斯·卡博格:一个统一的市场是非常重要的,因为统一的市场可以充分利用各国的发电能力,瑞典拥有一个电力的现货市场,成本和价格最低的发电厂商可以通过竞价上网,从整体运营方面这个市场是非常好的。而理想的解决方案,是建立一个依据时间和地点波动的电价制度,来反应发电和输电的成本,包括环境成本。

  但是一个适当的价格机制无论是从政治上还是从市场上都是很难建立的,妥协和多样的政策工具必不可少。返回搜狐,查看更多

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