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新能源發電企業高質量發展之路——專訪魯能新能源(集團)有限公司總經理徐進

  近年來,我國新能源發電規模快速增長,新能源(風電和光伏)裝機容量從2013年0.92億千瓦增長到2017年的2.94億千瓦,占全國電源總裝機容量的17%。2017年新能源發電新增裝機容量6809萬千瓦,占全國電源新增裝機容量的52%。2018年上半年,在國家推進供給側結構性改革和化解煤電過剩產能等背景下,非化石能源發電新增裝機3827萬千瓦、占新增總裝機的73.5%,為歷年新高。

  新能源的快速發展有利于我國調整能源結構、減少溫室氣體排放、保護環境,實現可持續發展。大力發展新能源已成為國家推進能源轉型的核心內容和應對氣候變化的重要措施,是改善能源結構、保障能源安全、推進生態文明建設的重要任務。

  隨著新能源產業技術不斷進步、新能源裝機規模節節攀升,電網外送通道不足、市場化電量占比有待擴大、非技術成本制約新能源度電成本下降等因素,已成為能源供給側結構性改革下新能源產業發展亟待突破的瓶頸。為探尋新能源企業高質量發展路徑,本刊特專訪魯能新能源(集團)有限公司總經理徐進,詳細剖析目前我國新能源發展的內生動力和現階段主要制約因素,以實現新能源產業高質量發展為目標,實現產業進步和企業發展“雙贏”。

  我國新能源發展的動能與制約因素

  發展清潔能源已成為國家推進能源轉型的核心內容和應對氣候變化的重要途徑。習近平總書記在十九大報告明確指出推進綠色發展,壯大清潔能源產業,推進能源生產和消費革命,構建清潔低碳、安全高效的能源體系。

  為實現2020、2030 年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標,國家《能源生產和消費革命戰略(2016-2030)》提出,到2030年,非化石能源發電量占全部發電量的比重力爭達到50%。國家《可再生能源發展“十三五”規劃》明確到2020年風電、太陽能最低發展目標分別為2.1億千瓦、1.1億千瓦(含500萬千瓦光熱發電)。國家《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》進一步調增風電、光伏發展目標,明確各省區、各年度建設規模,2017-2020年平均每年新增指標約5000萬千瓦。

  徐進認為,目前推動我國新能源產業不斷發展的動力,不僅包括可再生能源補貼等政策支持,還包括產業技術進步實現了新能源發電系統造價不斷下降,互聯網+智慧能源等創新模式也不斷激發了產業活力。但與此同時,非技術成本因素成為制約新能源尤其是光伏發電度電成本持續下降的“元兇”,極大地影響了新能源發電的經濟性。

  動能

  資源潛力。一方面,我國風力資源豐富,根據全國900多個氣象站對陸地上離地10米高度資料進行估算,全國平均風功率密度為100瓦/平方米,風能資源總儲量約32.26億千瓦,可開發和利用的陸地上風能儲量有2.53億千瓦,近海可開發和利用的風能儲量有7.5億千瓦,共計約10億千瓦。另一方面,我國幅員遼闊,太陽能資源十分豐富,太陽能年輻射量在933-2330千瓦時/平方米,中值為1620千瓦時/平方米。據估算,中國陸地表面每年接受的太陽輻射能量約為1.47×108億千瓦時,相當于4.9萬億噸標準煤。

  政策支持。結合行業發展需要,國家連續三次調整了可再生能源電價附加征收標準,上調至1.9分/千瓦時,為可再生能源提供資金保障。同時,出臺綠色電力證書核發及交易政策,多渠道解決電價補貼資金缺口問題。為支持可再生能源發展,國家研究制定減輕可再生能源企業稅費負擔政策,明令禁止地方政府亂收費、亂攤派,保障新能源企業權益。2016年,國家能源局《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》,明確各行政區域的全社會用電量中非水電可再生能源電量比重指標,多重政策支持為新能源占比提升打下良好基礎。

  系統造價下降。2018年,我國風電機組投標價下降至4000元以下,系統造價7000-8000元/千瓦。業內普遍預計,2018年光伏發電系統投資成本可下降至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、電網接入以及項目前期開發費用等非技術成本,至2020年電站系統投資可有望下降至5元/瓦以下。

  產業技術進步。風電技術水平明顯提升,關鍵零部件基本國產化,5-6兆瓦大型風電設備已經試運行,特別是低風速風電技術取得突破性進展,并廣泛應用于中東部和南方地區,陸上風電機組降至3700-3800元/千瓦。光伏電池技術創新能力大幅提升,創造了晶硅等新型電池技術轉換效率的世界紀錄。建立了具有國際競爭力的光伏發電全產業鏈,突破了多晶硅生產技術封鎖,光伏組件產量連續多年全球總產量第一,組件價格降至2.7-3.11元/瓦。

  分布式能源。分散式風電主要集中在中東部山東、江蘇、廣東、湖南、湖北、福建等省份。《風電發展“十三五”規劃》確定了2020年中東部和南方地區陸上風電新增并網裝機容量4200萬千瓦以上,累計并網裝機容量達到7000萬千瓦以上的發展目標。

  創新應用模式。國家先后實施多能互補集成優化、互聯網+智慧能源、新能源微電網等示范工程,推進風電清潔供暖、平價上網等示范項目,開展光伏“領跑者”、光伏扶貧、 “光伏+”(農業、林業、牧業、漁業)等應用新能源創新應用模式不斷涌現。

  制約

  “對于新能源發電成本的挖掘,主要依賴關鍵設備成本和非技術成本的下降。其中風電主要依靠技術進步和設備選型,光伏發電主要影響因素是土地費用和稅費等。”徐進介紹,根據GE研究結果,更長更輕的葉片、一體化傳動鏈等技術突破將使2025年風電度電成本下降0.050-0.067元/千瓦時,微觀選址與風機選型的優化設計將使度電成本下降0.031-0.070元/千瓦時。對于海上風電來說,水深和離岸距離是影響成本的重要因素。光伏發電單位容量造價在近中期仍有較大的下降潛力,主要是因為光伏組件、逆變器以及土地費用、稅費等非技術成本呈下降趨勢。其中,光伏組件成本下降主要取決于硅料成本的下降、組件轉換效率的提升、硅利用率的改善等。

  徐進認為,新能源發展不但需要關注自身發電成本,也要關注系統成本。相比常規電源,新能源大規模并網必然增加系統的平衡成本和容量成本。風電等變動性電源出力波動,需要電力系統提供調峰、調頻、備用等輔助服務,增加平衡成本。風電等變動性電源容量可信度低,需要提供備用容量,增加容量充裕性成本。參考IEA研究結果,當風電比例達到20%時,平衡成本和容量充裕性成本分別為1-7美元/兆瓦時和4-5美元/兆瓦時。

  差別化用地政策執行標準不一。2015年,國土資源部下發《關于支持新產業新業態發展促進大眾創業萬眾創新用地的意見》(國土資規〔2015〕5號),提出采取差別化用地政策支持新能源等新業態發展。光伏、風力發電等項目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的,對不占壓土地、不改變地表形態的用地部分,可按原地類認定,不改變土地用途,在年度土地變更調查時作出標注,用地允許以租賃等方式取得,雙方簽訂好補償協議,用地報當地縣級國土資源部門備案。但是,在項目的實際開發過程中,大多數地區對占用未利用地、農用地的光伏、風電項目辦理轉建設用地手續,大幅提高了新能源的建設成本。以20兆瓦的光伏電站為例,工業用地出讓按最低價標準約為4萬元/畝,光新增的土地成本就要超過2000萬,如果在建設用地費用高的地區成本更高。

  對土地的界定標準不同,也給光伏、風電等新能源發電項目帶來困擾。土地資源涉及國土、地質、水利、氣象、林業、旅游、交通、軍事等眾多部門,從土地規劃、用途管制等角度,土地還被劃分為基本農田保護區、風景旅游用地區、生態環境安全控制區、重點森林保護區、自然與文化遺產保護區等特殊區域。新能源電力項目需要向各部門溝通確認土地性質,還要從規劃、用途管制角度進行多次確認,使得項目投資開發周期延長,對于地類的界定標準不統一,增加了項目開發的不確定性。

  光伏、風電等項目開發還面臨稅收等不確定因素的影響。根據《耕地占用稅暫行條例》,“人均耕地不超過1畝的,單位稅額為每平方米10元-50元”,即對于耕地占用稅具有5倍的調整空間。而根據《城鎮土地使用稅暫行條例》的規定,城鎮土地使用稅采用有幅度差別定額稅率:大城市1.5-30元,中等城市1.2-24元,小城市0.9-18元,縣城、建制鎮、工礦區0.6-12元,調整空間達到了20倍。由于地區間稅收執行標準不統一,相關部門自由裁量權較大,造成新能源電力項目難以把控投資風險。

  現行價格機制對降低成本和促進消納的作用不明顯。近年來新能源發電,尤其是光伏發電成本下降幅度較大,但政策調整滯后,標桿電價下調往往滯后于成本下降,加上以市場競爭方式確定的規模有限,從而使開發商自身降低成本的動力不足。此外,現行以標桿電價為主的價格機制僅對新能源開發商起激勵作用,而缺乏對常規電源補償調節促進消納的激勵措施。

  缺乏對新能源引發的系統成本和對策研究,對相關方激勵不足。新能源具有隨機性、間歇性等特性,可信容量低,電力系統必須配備足夠的靈活性電源,從而帶來額外的平衡成本和容量充裕性成本等,目前對這些系統成本的研究不夠,缺少補償機制。目前我國正在探索建立相關的市場化機制,但進展不大。譬如,僅在西北地區開展了清潔能源替代自備電廠交易試點,輔助服務試點也僅限于東北、新疆、福建等地區。

  多重因素影響清潔能源消納和占比提升

  隨著新能源的快速規模性增長,盡管國家陸續出臺了解決“三棄”問題的相關政策和措施,棄風棄光率得到了明顯控制,但消納依然是制約新能源產業高質量發展的首要問題。一方面,在全社會用電量增速放緩的背景下,我國出現較為嚴重的電力裝機容量過剩,“供大于求”的現象普遍存在。另一方面,新能源項目建設周期短,西部地區新能源項目多、容量大,配套電網輸電線路建設周期長,部分項目受送出線路限制低負荷運行,存在棄風棄光限電問題。與此同時,一些棄風棄光嚴重的地區,地方政府仍有較強烈的發展訴求,在建待建項目規模遠超規劃目標。在省間壁壘依然存在的環境下,部分省區政府干預市場,明確限定外購電規模和交易價格水平,繼續推進跨省區市場化交易增長難度較大。

  徐進向記者介紹,與全國形勢基本相符,魯能新能源2017年以來棄風、棄光得到明顯改善。2017年的棄風率較2016年下降了12.3%,棄光率下降3.4%,2018年1-4月份棄風率同比下降14.72%,棄光率下降10.1%,這些成績主要得益于以下幾方面因素:一方面,國家能源局和國網公司解決“三棄”問題政策給力、措施得當。目前國家電網公司經營區域內備用調峰已實現全網統一調配,電力交易機制日趨成熟,跨省跨區特高壓線路輸送效率不斷提高,全國棄風、棄光持續改善。另一方面,新能源發電企業積極參與各種渠道電力交易,有利于提高機組利用小時數。參與市場化交易對發電企業的考核更加嚴格,對新能源短期和超短期功率預測準確率提出更高的要求。最后,新能源企業主動開展增強電網適應性技術改造,并從多能互補、就地消納等角度助推新能源消納水平的提升。魯能新能源公司投資開發的青海海西州多能互補示范項目預計在2018年全部建成,該項目將充發揮風電、光伏、光熱和儲能系統的內在互補屬性,最大限度減少電網輸送容量和調峰需求,項目建成將展示新能源開發的全新模式。

  政策支持、發展模式創新以及擴大新能源在電力市場中的交易規模,是實現新能源產業高質量發展必不可少的要因。徐進建議,一是大力發展以新能源為主的多能互補能源基地建設,提升新能源接入電網的適應性。二是盡快完善和實行可再生能源電力配額考核制度及配套的綠色電力證書交易機制,為新能源平價上網和可持續發展奠定基礎。三是進一步完善全國電力交易市場,從根本上打破區域壁壘。四是繼續加大碳排放和污染物排放治理,壓減常規火電發電占有率,積極推廣清潔供暖等促進新能源消納的能源消費模式。

  供給側結構性改革下新能源企業發展探路

  “近年來,國家能源局逐漸減少常規風電、光伏規模,推出多能互補、互聯網+智慧能源、微電網、光伏領跑基地等創新示范項目。面對新形勢,魯能清潔能源產業必須優化結構、創新模式,才能實現長遠發展。首先,在基地項目策劃階段即考慮多種能源結構友好互補,提高項目整體可靠性和電能質量。”徐進介紹。

  以青海多能互補項目為例,考慮電網接納能力、特高壓通道規劃等,利用風光熱儲互補特性,最大限度減少棄電,同時采用虛擬同步機技術,使清潔能源發電從運行機制及外特性上與火電相當。海上風電作為重點開發方向,電網接入是難點之一。以東臺項目為例,前期階段對海上升壓站建設方案、海纜選型與敷設方案等進行了專題論證,建成了國內首個220千伏海上升壓站。鑒于風電、光伏大規模接入對主網影響較大,公司在配網相對堅強區域積極布局分散式風電、分布式光伏,開發風電+清潔供暖、光伏+農牧漁業等項目,下一步還將開展微電網相關研究和試點工作,強化配電網網格化支撐。

  “其次,清潔能源產業的長遠發展與技術創新突破息息相關。魯能清潔能源產業圍繞前沿技術領域,率先在行業推廣實施風電場低電壓穿越改造,參與國家‘863’課題《電網友好型風電場關鍵技術研究和示范》,積極開展海上復雜地質環境施工、電能匯集輸送、大規模儲能等技術研究,為產業快速規模發展提供技術支持。”徐進介紹,未來,魯能新能源還將繼續推進多能互補協調控制、源網荷互動等研究成果示范應用,推廣應用綜合能源基地集中監控、智能運維等技術,將科技創新打造為驅動突破發展,提升運營效益的新動力。

  “最后,針對產業‘十三五’發展初期內部專業支撐不足,供應商水平參差不齊,資源儲備少,信息閉塞等問題,魯能新能源圍繞建立‘兩個資源庫’和‘四個集中管控’著重強化提升。”徐進介紹,通過整合供應商資源,分三個批次建立涵蓋36類供方、約300家企業的戰略合作供方庫,組織實地考察,與龍頭企業簽訂戰略合作協議;通過供方庫建設,獲取了合作方提供的部分優質資源,信息互通能力得到加強,協同發展效應明顯提升;主動聯系上下游企業、第三方研究、咨詢機構等,建立覆蓋80家單位的約450名專家組的專家庫,為產業專業評審、政策規劃、技術咨詢、人員培訓等提供保障;堅持可研、初設集中評審、物資集中采購、遠程集中監控,評審質量、通過率明顯改善,建設成本得到合理控制,開發效率持續提升,實時監控經營數據和設備狀態,逐步建成開發、建設、生產、經營管理云中心、大數據平臺,運營效率穩步提高。

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新能源發電企業高質量發展之路——專訪魯能新能源(集團)有限公司總經理徐進

發布時間:2018-09-05   來源:《中國電力企業管理》

  近年來,我國新能源發電規模快速增長,新能源(風電和光伏)裝機容量從2013年0.92億千瓦增長到2017年的2.94億千瓦,占全國電源總裝機容量的17%。2017年新能源發電新增裝機容量6809萬千瓦,占全國電源新增裝機容量的52%。2018年上半年,在國家推進供給側結構性改革和化解煤電過剩產能等背景下,非化石能源發電新增裝機3827萬千瓦、占新增總裝機的73.5%,為歷年新高。

  新能源的快速發展有利于我國調整能源結構、減少溫室氣體排放、保護環境,實現可持續發展。大力發展新能源已成為國家推進能源轉型的核心內容和應對氣候變化的重要措施,是改善能源結構、保障能源安全、推進生態文明建設的重要任務。

  隨著新能源產業技術不斷進步、新能源裝機規模節節攀升,電網外送通道不足、市場化電量占比有待擴大、非技術成本制約新能源度電成本下降等因素,已成為能源供給側結構性改革下新能源產業發展亟待突破的瓶頸。為探尋新能源企業高質量發展路徑,本刊特專訪魯能新能源(集團)有限公司總經理徐進,詳細剖析目前我國新能源發展的內生動力和現階段主要制約因素,以實現新能源產業高質量發展為目標,實現產業進步和企業發展“雙贏”。

  我國新能源發展的動能與制約因素

  發展清潔能源已成為國家推進能源轉型的核心內容和應對氣候變化的重要途徑。習近平總書記在十九大報告明確指出推進綠色發展,壯大清潔能源產業,推進能源生產和消費革命,構建清潔低碳、安全高效的能源體系。

  為實現2020、2030 年非化石能源占一次能源消費比重分別達到15%、20%的能源發展戰略目標,國家《能源生產和消費革命戰略(2016-2030)》提出,到2030年,非化石能源發電量占全部發電量的比重力爭達到50%。國家《可再生能源發展“十三五”規劃》明確到2020年風電、太陽能最低發展目標分別為2.1億千瓦、1.1億千瓦(含500萬千瓦光熱發電)。國家《關于可再生能源發展“十三五”規劃實施的指導意見》進一步調增風電、光伏發展目標,明確各省區、各年度建設規模,2017-2020年平均每年新增指標約5000萬千瓦。

  徐進認為,目前推動我國新能源產業不斷發展的動力,不僅包括可再生能源補貼等政策支持,還包括產業技術進步實現了新能源發電系統造價不斷下降,互聯網+智慧能源等創新模式也不斷激發了產業活力。但與此同時,非技術成本因素成為制約新能源尤其是光伏發電度電成本持續下降的“元兇”,極大地影響了新能源發電的經濟性。

  動能

  資源潛力。一方面,我國風力資源豐富,根據全國900多個氣象站對陸地上離地10米高度資料進行估算,全國平均風功率密度為100瓦/平方米,風能資源總儲量約32.26億千瓦,可開發和利用的陸地上風能儲量有2.53億千瓦,近海可開發和利用的風能儲量有7.5億千瓦,共計約10億千瓦。另一方面,我國幅員遼闊,太陽能資源十分豐富,太陽能年輻射量在933-2330千瓦時/平方米,中值為1620千瓦時/平方米。據估算,中國陸地表面每年接受的太陽輻射能量約為1.47×108億千瓦時,相當于4.9萬億噸標準煤。

  政策支持。結合行業發展需要,國家連續三次調整了可再生能源電價附加征收標準,上調至1.9分/千瓦時,為可再生能源提供資金保障。同時,出臺綠色電力證書核發及交易政策,多渠道解決電價補貼資金缺口問題。為支持可再生能源發展,國家研究制定減輕可再生能源企業稅費負擔政策,明令禁止地方政府亂收費、亂攤派,保障新能源企業權益。2016年,國家能源局《關于建立可再生能源開發利用目標引導制度的指導意見》,明確各行政區域的全社會用電量中非水電可再生能源電量比重指標,多重政策支持為新能源占比提升打下良好基礎。

  系統造價下降。2018年,我國風電機組投標價下降至4000元以下,系統造價7000-8000元/千瓦。業內普遍預計,2018年光伏發電系統投資成本可下降至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、電網接入以及項目前期開發費用等非技術成本,至2020年電站系統投資可有望下降至5元/瓦以下。

  產業技術進步。風電技術水平明顯提升,關鍵零部件基本國產化,5-6兆瓦大型風電設備已經試運行,特別是低風速風電技術取得突破性進展,并廣泛應用于中東部和南方地區,陸上風電機組降至3700-3800元/千瓦。光伏電池技術創新能力大幅提升,創造了晶硅等新型電池技術轉換效率的世界紀錄。建立了具有國際競爭力的光伏發電全產業鏈,突破了多晶硅生產技術封鎖,光伏組件產量連續多年全球總產量第一,組件價格降至2.7-3.11元/瓦。

  分布式能源。分散式風電主要集中在中東部山東、江蘇、廣東、湖南、湖北、福建等省份。《風電發展“十三五”規劃》確定了2020年中東部和南方地區陸上風電新增并網裝機容量4200萬千瓦以上,累計并網裝機容量達到7000萬千瓦以上的發展目標。

  創新應用模式。國家先后實施多能互補集成優化、互聯網+智慧能源、新能源微電網等示范工程,推進風電清潔供暖、平價上網等示范項目,開展光伏“領跑者”、光伏扶貧、 “光伏+”(農業、林業、牧業、漁業)等應用新能源創新應用模式不斷涌現。

  制約

  “對于新能源發電成本的挖掘,主要依賴關鍵設備成本和非技術成本的下降。其中風電主要依靠技術進步和設備選型,光伏發電主要影響因素是土地費用和稅費等。”徐進介紹,根據GE研究結果,更長更輕的葉片、一體化傳動鏈等技術突破將使2025年風電度電成本下降0.050-0.067元/千瓦時,微觀選址與風機選型的優化設計將使度電成本下降0.031-0.070元/千瓦時。對于海上風電來說,水深和離岸距離是影響成本的重要因素。光伏發電單位容量造價在近中期仍有較大的下降潛力,主要是因為光伏組件、逆變器以及土地費用、稅費等非技術成本呈下降趨勢。其中,光伏組件成本下降主要取決于硅料成本的下降、組件轉換效率的提升、硅利用率的改善等。

  徐進認為,新能源發展不但需要關注自身發電成本,也要關注系統成本。相比常規電源,新能源大規模并網必然增加系統的平衡成本和容量成本。風電等變動性電源出力波動,需要電力系統提供調峰、調頻、備用等輔助服務,增加平衡成本。風電等變動性電源容量可信度低,需要提供備用容量,增加容量充裕性成本。參考IEA研究結果,當風電比例達到20%時,平衡成本和容量充裕性成本分別為1-7美元/兆瓦時和4-5美元/兆瓦時。

  差別化用地政策執行標準不一。2015年,國土資源部下發《關于支持新產業新業態發展促進大眾創業萬眾創新用地的意見》(國土資規〔2015〕5號),提出采取差別化用地政策支持新能源等新業態發展。光伏、風力發電等項目使用戈壁、荒漠、荒草地等未利用土地的,對不占壓土地、不改變地表形態的用地部分,可按原地類認定,不改變土地用途,在年度土地變更調查時作出標注,用地允許以租賃等方式取得,雙方簽訂好補償協議,用地報當地縣級國土資源部門備案。但是,在項目的實際開發過程中,大多數地區對占用未利用地、農用地的光伏、風電項目辦理轉建設用地手續,大幅提高了新能源的建設成本。以20兆瓦的光伏電站為例,工業用地出讓按最低價標準約為4萬元/畝,光新增的土地成本就要超過2000萬,如果在建設用地費用高的地區成本更高。

  對土地的界定標準不同,也給光伏、風電等新能源發電項目帶來困擾。土地資源涉及國土、地質、水利、氣象、林業、旅游、交通、軍事等眾多部門,從土地規劃、用途管制等角度,土地還被劃分為基本農田保護區、風景旅游用地區、生態環境安全控制區、重點森林保護區、自然與文化遺產保護區等特殊區域。新能源電力項目需要向各部門溝通確認土地性質,還要從規劃、用途管制角度進行多次確認,使得項目投資開發周期延長,對于地類的界定標準不統一,增加了項目開發的不確定性。

  光伏、風電等項目開發還面臨稅收等不確定因素的影響。根據《耕地占用稅暫行條例》,“人均耕地不超過1畝的,單位稅額為每平方米10元-50元”,即對于耕地占用稅具有5倍的調整空間。而根據《城鎮土地使用稅暫行條例》的規定,城鎮土地使用稅采用有幅度差別定額稅率:大城市1.5-30元,中等城市1.2-24元,小城市0.9-18元,縣城、建制鎮、工礦區0.6-12元,調整空間達到了20倍。由于地區間稅收執行標準不統一,相關部門自由裁量權較大,造成新能源電力項目難以把控投資風險。

  現行價格機制對降低成本和促進消納的作用不明顯。近年來新能源發電,尤其是光伏發電成本下降幅度較大,但政策調整滯后,標桿電價下調往往滯后于成本下降,加上以市場競爭方式確定的規模有限,從而使開發商自身降低成本的動力不足。此外,現行以標桿電價為主的價格機制僅對新能源開發商起激勵作用,而缺乏對常規電源補償調節促進消納的激勵措施。

  缺乏對新能源引發的系統成本和對策研究,對相關方激勵不足。新能源具有隨機性、間歇性等特性,可信容量低,電力系統必須配備足夠的靈活性電源,從而帶來額外的平衡成本和容量充裕性成本等,目前對這些系統成本的研究不夠,缺少補償機制。目前我國正在探索建立相關的市場化機制,但進展不大。譬如,僅在西北地區開展了清潔能源替代自備電廠交易試點,輔助服務試點也僅限于東北、新疆、福建等地區。

  多重因素影響清潔能源消納和占比提升

  隨著新能源的快速規模性增長,盡管國家陸續出臺了解決“三棄”問題的相關政策和措施,棄風棄光率得到了明顯控制,但消納依然是制約新能源產業高質量發展的首要問題。一方面,在全社會用電量增速放緩的背景下,我國出現較為嚴重的電力裝機容量過剩,“供大于求”的現象普遍存在。另一方面,新能源項目建設周期短,西部地區新能源項目多、容量大,配套電網輸電線路建設周期長,部分項目受送出線路限制低負荷運行,存在棄風棄光限電問題。與此同時,一些棄風棄光嚴重的地區,地方政府仍有較強烈的發展訴求,在建待建項目規模遠超規劃目標。在省間壁壘依然存在的環境下,部分省區政府干預市場,明確限定外購電規模和交易價格水平,繼續推進跨省區市場化交易增長難度較大。

  徐進向記者介紹,與全國形勢基本相符,魯能新能源2017年以來棄風、棄光得到明顯改善。2017年的棄風率較2016年下降了12.3%,棄光率下降3.4%,2018年1-4月份棄風率同比下降14.72%,棄光率下降10.1%,這些成績主要得益于以下幾方面因素:一方面,國家能源局和國網公司解決“三棄”問題政策給力、措施得當。目前國家電網公司經營區域內備用調峰已實現全網統一調配,電力交易機制日趨成熟,跨省跨區特高壓線路輸送效率不斷提高,全國棄風、棄光持續改善。另一方面,新能源發電企業積極參與各種渠道電力交易,有利于提高機組利用小時數。參與市場化交易對發電企業的考核更加嚴格,對新能源短期和超短期功率預測準確率提出更高的要求。最后,新能源企業主動開展增強電網適應性技術改造,并從多能互補、就地消納等角度助推新能源消納水平的提升。魯能新能源公司投資開發的青海海西州多能互補示范項目預計在2018年全部建成,該項目將充發揮風電、光伏、光熱和儲能系統的內在互補屬性,最大限度減少電網輸送容量和調峰需求,項目建成將展示新能源開發的全新模式。

  政策支持、發展模式創新以及擴大新能源在電力市場中的交易規模,是實現新能源產業高質量發展必不可少的要因。徐進建議,一是大力發展以新能源為主的多能互補能源基地建設,提升新能源接入電網的適應性。二是盡快完善和實行可再生能源電力配額考核制度及配套的綠色電力證書交易機制,為新能源平價上網和可持續發展奠定基礎。三是進一步完善全國電力交易市場,從根本上打破區域壁壘。四是繼續加大碳排放和污染物排放治理,壓減常規火電發電占有率,積極推廣清潔供暖等促進新能源消納的能源消費模式。

  供給側結構性改革下新能源企業發展探路

  “近年來,國家能源局逐漸減少常規風電、光伏規模,推出多能互補、互聯網+智慧能源、微電網、光伏領跑基地等創新示范項目。面對新形勢,魯能清潔能源產業必須優化結構、創新模式,才能實現長遠發展。首先,在基地項目策劃階段即考慮多種能源結構友好互補,提高項目整體可靠性和電能質量。”徐進介紹。

  以青海多能互補項目為例,考慮電網接納能力、特高壓通道規劃等,利用風光熱儲互補特性,最大限度減少棄電,同時采用虛擬同步機技術,使清潔能源發電從運行機制及外特性上與火電相當。海上風電作為重點開發方向,電網接入是難點之一。以東臺項目為例,前期階段對海上升壓站建設方案、海纜選型與敷設方案等進行了專題論證,建成了國內首個220千伏海上升壓站。鑒于風電、光伏大規模接入對主網影響較大,公司在配網相對堅強區域積極布局分散式風電、分布式光伏,開發風電+清潔供暖、光伏+農牧漁業等項目,下一步還將開展微電網相關研究和試點工作,強化配電網網格化支撐。

  “其次,清潔能源產業的長遠發展與技術創新突破息息相關。魯能清潔能源產業圍繞前沿技術領域,率先在行業推廣實施風電場低電壓穿越改造,參與國家‘863’課題《電網友好型風電場關鍵技術研究和示范》,積極開展海上復雜地質環境施工、電能匯集輸送、大規模儲能等技術研究,為產業快速規模發展提供技術支持。”徐進介紹,未來,魯能新能源還將繼續推進多能互補協調控制、源網荷互動等研究成果示范應用,推廣應用綜合能源基地集中監控、智能運維等技術,將科技創新打造為驅動突破發展,提升運營效益的新動力。

  “最后,針對產業‘十三五’發展初期內部專業支撐不足,供應商水平參差不齊,資源儲備少,信息閉塞等問題,魯能新能源圍繞建立‘兩個資源庫’和‘四個集中管控’著重強化提升。”徐進介紹,通過整合供應商資源,分三個批次建立涵蓋36類供方、約300家企業的戰略合作供方庫,組織實地考察,與龍頭企業簽訂戰略合作協議;通過供方庫建設,獲取了合作方提供的部分優質資源,信息互通能力得到加強,協同發展效應明顯提升;主動聯系上下游企業、第三方研究、咨詢機構等,建立覆蓋80家單位的約450名專家組的專家庫,為產業專業評審、政策規劃、技術咨詢、人員培訓等提供保障;堅持可研、初設集中評審、物資集中采購、遠程集中監控,評審質量、通過率明顯改善,建設成本得到合理控制,開發效率持續提升,實時監控經營數據和設備狀態,逐步建成開發、建設、生產、經營管理云中心、大數據平臺,運營效率穩步提高。

      關鍵詞:區塊鏈, 新能源,發電


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