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(2)新能源装机及占比逐年提升
2014年底至2023年底,风电累计装机从11461万千瓦增长至4.4亿千瓦;光伏累计装机从1280万千瓦增长至6.1亿千瓦。新能源发电装机占比从9.27%增长至35.96%(见图2—图4)。
截至2024年一季度,全国发电总装机约31.7亿千瓦,其中光伏约6.6亿千瓦、风电约4.6亿千瓦;新能源装机占比约37.3%。预计2024年底,发电装机将达到32.5亿千瓦,其中风电5.3亿千瓦、光伏7.8亿千瓦,新能源发电占比将达40%。
国家能源局有关文件指出,推进676个县(市、区)屋顶光伏试点,并且试点应满足如下要求:学校、医院总面积40%及以上可安装光伏,工商业屋顶总面积30%及以上可安装光伏,农村居民屋顶总面积20%及以上可安装光伏。假设每个县安装20—30万千瓦,676个县屋顶光伏年发电量可达1800亿千瓦时,相当于全社会用电量的1/40。江苏正在大力推进园区屋顶光伏、铁路沿线光伏、高速公路沿线及服务区光伏、沿海滩涂及采煤塌陷区光伏,以及农光互补和渔光互补;昆山要求国企厂房屋顶面积100%安装光伏。中国邮政计划在全国各地经营场所屋顶安装光伏,预计可达550万千瓦,按年发电1000小时计算,年电量55亿千瓦时。我国城乡建筑屋顶250亿平方米,按照215瓦/平方米的安装标准开发屋顶面积的25%,就可实现装机7.5亿千瓦,以年发电1000小时计算,年电量可达7500亿千瓦时。
可见,我国新能源装机比重仍将逐年上升,煤电装机比重逐年下降,清洁替代是大势所趋。
我国新能源发电设备出口创汇也在逐年增加。2021年光伏产品(硅片、电池片、组件)出口额约512.5亿美元,同比增长80.3%;2022年光伏组件出口158.5吉瓦,同比增加58%,逆变器出口额89.8亿美元,同比增加75.4%。2022年全球光伏新增装机260吉瓦,其中90%以上组件来自中国。民营企业晶科公司光伏组件覆盖160多个国家和地区,出货量超44吉瓦,累计出货量超100吉瓦,相当于全球每10块光伏组件中就有1块来自晶科。2023年,风电装备出口额近49.3亿元人民币,顺差达49.1亿元;叶片、发电机、变速箱的产能在全球占比分别达60%、65%、75%。我国风电设备累计出口达1193万千瓦,覆盖49个国家和地区,占全球市场的近六成。
(3)发电企业开辟储能业务
中国华能、中国大唐、中国华电、国家电投、中国三峡、国家能源集团、华润电力、协鑫集团等纷纷进入储能领域。中国三峡已在十多个省市取得3450万千瓦的抽蓄储备资源。
我国抽水蓄能累计运行装机约5130万千瓦。2022年,全国新核准抽蓄电站48座,装机6890万千瓦,一年核准规模超过之前50年投产总规模;2023年,核准抽水蓄能电站35座,装机4560万千瓦。截至2022年底,已纳规抽蓄站点资源总量约8.23亿千瓦。“十四五”期间拟开工1.8亿千瓦,“十五五”期间拟开工8000万千瓦,“十六五”期间拟开工4000万千瓦;抽蓄运行容量将从2025年的6200万千瓦增至2030年的1.2亿千瓦左右,年均增长14.1%。
新型储能主要包括锂电池、压缩空气、飞轮、液流电池、氢(氨)储能等。2024年初,国家能源局发布56个新型储能试点示范项目名单。截至2024年一季度末,全国已建成投运新型储能装机达3530万千瓦/7768万千瓦时,同比增长超过210%,其中锂电池储能占比超过95%;2023年全年新增投运新型储能21.5吉瓦/46.6吉瓦时,3倍于2022年新增投运规模,是“十三五”末装机的近10倍。
锂离子蓄电池是我国蓄电池出口额最高的单一产品,2023年前9个月,蓄电池及零件对美出口额512.3亿美元,同比增长33.2%;对德国出口额95.3亿美元,同比增长37.2%;对韩国出口额62.9亿美元,同比增长68.5%。2023年,全球储能电池出货量173吉瓦时(以终端口径统计),同比增长60%,其中我国储能电池出货约159吉瓦时,占比92%。
02
发电产业技术的演变
(1)智慧电厂
对锅炉、汽轮机、发电机、主变压器、配电装置、给水系统、供水设备、水处理设备、除尘设备、燃料储运设备等,进行实时数据采集与监控;对大数据经过智能算法进行挖掘;通过物联网对燃料系统、燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统进行数字驱动及智能管控,实现发电过程中的自动化、信息化、标准化,达到低排碳、低成本的经济运行。
(2)虚拟电厂
聚合不同类型的可调度和不可调度、可控制或灵活负载、分布式发电系统,形成集群,包括微型CHP、小型气电、小型风电、光伏、小型水电和储能系统等,由中央机构控制,能够在短时间内提供峰值负载电力或跟随负荷进行向上向下爬坡、深度调峰与顶峰,其可以替代传统的发电厂,减少碳排放,提供更高的效率和灵活性。如国家电投与苏州供电公司聚合49个站点,包括光伏站点31个、储能站点6个、产业园站点2个、码头换电站点1个、大用户可调节用电站点9个,其聚合的负荷在尖峰时段可下调110万千瓦,在低谷时段比正常功率可上调130万千瓦。华能浙江分公司聚合分布式电源、新型储能、充换电站、楼宇空调、源荷储互动,实现30万千瓦的调峰调频。
(3)海上风电
我国海上风电技术领先全球。截至2021年底,全国海上风电累计装机2777万千瓦,当年新增1690万千瓦,占全球新增海上风电的80%;截至2022年底,全球海上风电累计装机5760万千瓦,我国累计达3051万千瓦,占全球的53%。从2018年到2023年,广东海上风电单机从3兆瓦升为5兆瓦,再升为8兆瓦,再升为12兆瓦,再升为16兆瓦;从固定式风塔发展为漂浮式风电机岛;从离岸10千米,升为40千米,再升为110千米。
(4)氢储能及发电
氢储能是长周期、大规模新能源的最佳储能方式。发电侧集中式氢储能,即电解水储氢发电,或用于煤电、燃气机组的掺氢燃烧。2021年12月国家电投荆门绿动电厂在运燃机实现15%掺氢燃烧运行;2022年9月实现30%掺氢燃烧运行。广东省能源集团惠州大亚湾石化区综合能源站项目,计划实现10%掺氢燃烧,2023年5月进入分步调试阶段。
(5)光热发电
2023年,国家能源局《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》提出,“十四五”期间全国光热发电年新增开工约300万千瓦。截至2023年底,11座光热电站并网发电,兆瓦级以上光热发电机组累计容量达58.8万千瓦。在建和拟建光热发电项目超40个,总装机约480万千瓦,预计2025年全部建成。光热发电技术包括塔式光热发电与槽式光热发电。如中国能建、中国电建、首航节能新能源公司开发的塔式光热电站,自带11小时熔盐储热系统,理论上可实现24小时连续发电。
03
发电产业体制的演变
(1)发电企业经营增量配电或者微电网
国家电投、协鑫集团、国投电力、中电国际发展公司、贵州乌江水电、中广核、云南文山电力涉足增量配电业务。2017年国家发改委、国家能源局发布《关于新能源微电网示范项目名单的通知》,其中包括28个新能源微电网示范项目,涉及新增光伏装机899兆瓦,新增电储能装机超过150兆瓦,以及各种热储能等。昌盛日电、阳光电源、协鑫集团等民营企业以及京能集团进入微电网领域经营。微电网技术涉及多源互补、多能转换、多网互通、多储互济、多荷互代。
(2)发电企业组建售电公司
电改9号文提出多途径培育6类市场售电主体,明确“允许发电企业投资和组建售电公司进入售电市场,进行直接交易的同时从事售电或配售电业务”。五大发电集团先后成立12家售电公司;三峡、神华、华润、中国广核、粤电、福建福清核电等也纷纷成立了售电公司。
(3)新能源发电主体多元化
中国大唐、国家电投、国家能源、中国华电、中国华能、华润、中国三峡、中国电建、中国能建、宝武集团等央企以及建投能源、江苏新能源、京能集团、湖南能源集团、天津中绿电等地方企业先后成立35家新能源企业,业务涉及光伏、风电与储能。中国石油、中国石化、中国海油分别进入新能源发电领域;中国广核已开发1000万千瓦新能源项目;中核已开发1400万千瓦新能源项目;中国能建已开发900万千瓦新能源项目;中国电建已开发900万千瓦新能源项目。到2022年底,中煤集团新能源装机200万千瓦,储备规模300万千瓦,规划规模3000万千瓦。新奥集团大力开发泛能网项目,以及地热、太阳能、风能、生物质能和海洋能。
(4)民营企业进入新型储能领域
宁德时代、中储国能、亿纬动力、鹏辉能源、海基新能源、力神、远景动力、中创新航、中天科技、派能科技、晶科、比亚迪、宁德时代、南都公司等纷纷踏足新型储能。
(5)民营或股份制企业开发抽水蓄能
华源电力公司、协鑫、金风科技、新天绿色能源公司、浙江新能公司等纷纷进入抽蓄领域。
04
发电产业经营方式的演变
(1)售电领域
电改9号文提出,深入推动增量配电业务改革,陆续实施了5批483个增量配电试点项目;多途径培育6类市场售电主体,明确“允许发电企业投资和组建售电公司进入售电市场,进行直接交易的同时从事售电或配售电业务”。我国电力市场交易规模不断扩大,市场化交易电量逐年增长。全国注册售电公司约5000家。发电企业成立的售电公司具有明显的谈判优势。国家能源、国家电投、华能、华电、大唐、华润、中国广核、三峡、华润电力等大型发电企业以及地方发电企业陆续成立售电公司。2023年,山西地区发电企业与电网企业的两大售电主体竞争工商业用户,发电企业的售电量高出电网企业售电量将近1/3。
(2)综合能源服务领域
国务院发布的《关于加快建立健全绿色低碳循环发展经济体系的指导意见》,鼓励建设电、热、冷、气等多种能源协同互济的综合能源项目,进一步放开石油、化工、电力、天然气等领域节能环保竞争性业务,鼓励公共机构推行能源托管服务。五大发电集团与一些发电企业积极转型综合能源服务商,均成立了综合能源专业公司,专业化拓展综合能源业务。如协鑫集团在苏州工业园区参与的综合能源服务项目,包括2个天然气热电联产中心、3个区域能源中心、10个分布式能源站、1000辆电动汽车和2个充电站、50兆瓦屋顶光伏、150千瓦微风发电、100家需求响应企业,形成一个100万千瓦清洁能源系统。利用屋顶与车棚开发光伏与光热;园区里开发微型风力发电;电动车充电桩白天充电消纳屋顶光伏,夜间充电消纳风力发电;通过地源热泵消纳夜间风电,把新能源电力转换为热能;通过天然气冷热电联产提供电能与冷热能,并对风光发电进行调峰调频;通过电化学储能,在风光大发时储能,高电价时放电,削峰填谷。
(3)电力辅助服务领域
新能源发电具有不稳定特征,如华北地区出现过连续58小时无风,东北地区连续92小时无风,西北地区连续120小时无风,华中、华东地区出现8天持续无光,湖南、江西出现10天持续无光。新能源发电往往与负荷需求不相吻合,极热无风,极冷无水,极冷无光;北方一些省份冬季21时至次日5时为风电的高位、负荷的最低位;南方一些省份夏季20时至23时为负荷的高位,但光伏出力为零,12时至14时为光伏出力最高位,但负荷处于低位。2022年,我国新能源装机比重虽接近30%,但发电量比重仅能达到13.7%;火电以51.9%的装机比重贡献了66.0%的发电量。2023年上半年,全国电力辅助服务费用共278亿元,占上网电费的1.9%,市场化补偿费用204亿元,固定补偿费用74亿元;调峰补偿167亿元,占比60.0%;调频补偿54亿元,占比19.4%;备用补偿45亿元,占比16.2%;火电企业获得补偿254亿元,占比91.4%。
(4)电力现货市场与绿电市场
2017年8月28日,国家发改委、国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点。2021年4月20日,国家发改委、国家能源局印发文件,选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市为第二批电力现货试点。现货市场建设目的更多的是促进新能源进入。2021、2022、2023年,国家电网区域新能源市场化交易分别为2137亿、3465亿、5515亿千瓦时,新能源市场化交易电量占总交易电量比例分别为28.3%、38.4%、45.3%;其中甘肃、宁夏、新疆、青海、山西均超过500亿千瓦时。2023年,国家电网区域新能源市场化交易均价0.381元/千瓦时,浙江、江苏、安徽、江西超过0.45元/千瓦时,青海0.25元/千瓦时,华东0.426元/千瓦时,西北0.281元/千瓦时。
山西电力现货市场,2021年4月发电结算均价0.193元/千瓦时,10月结算均价1.115元/千瓦时。2022年0元价格结算1217小时,最高价1.5元/千瓦时结算出现681小时;3月4日连续17小时出现0元价结算;8月9—13日连续120小时出现1.5元/千瓦时结算。2022年省间现货市场,送往江苏省的电力,7月发电结算均价1.5491元/千瓦时;送往浙江省的电力,7月发电结算均价2.21元/千瓦时,尖峰时段发电结算价出现过6元/千瓦时、10元/千瓦时。甘肃电力现货市场,2022年,最低价0.04元/千瓦时结算出现951小时;最高价0.8元/千瓦时结算出现1468小时。山东电力现货市场,2022年,负电价结算出现176次;-0.08元/千瓦时结算出现135次。2023年5月1—2日,连续22小时出现-0.085元/千瓦时结算;2023年4月,实时市场的平均价差为0.93元/千瓦时,最高价差为1.38元/千瓦时,最低价差为0.439元/千瓦时。事实证明,只要运行电力现货市场,就会出现负的结算电价,如欧盟2023年出现负电价6470次。
2021年至2023年12月底,全国累计绿电交易954亿千瓦时。2023年,国家电网区域成交611亿千瓦时,月均51亿千瓦时,10—12月成交均价区间0.435—0.454元/千瓦时,均价为0.444元/千瓦时。对应绿证交易,2021年9月16日至2023年12月交易3867万张。
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用能之道在于绿色智慧节约抑制不合理能源消费,树立科学用能导向,实现绿色智慧节约用能,是逐步建立新型能源体系、推动贯彻落实能源安全新战略的题中应有之义。2024年,我国通过推动大规模设备更新和消费品以旧换新(简称“两新”)工作、开展经济社会节能降碳技术建设改造等一系列政策举措,预计全年
3月13日,疆电(南疆)送电川渝特高压配套火电750千伏送出工程环境影响评价公众参与第一次信息公示。项目名称:疆电(南疆)送电川渝特高压配套火电750千伏送出工程建设单位:国网新疆电力有限公司建设性质:新建建设地点:项目位于新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州若羌县。项目概要:本工程线路起
塔吊林立,机器轰鸣。3月12日,华能德州电厂举行高灵活性清洁高效2台660MW热电联产项目主厂房浇筑第一方混凝土仪式。华能山东公司总经理、党委副书记黄涛出席仪式并致辞。德州市市委常委、常务副市长赵纪钢宣布德州电厂四期项目主厂房浇筑第一方混凝土开始。华能山东公司党委委员、副总经理李卫东主持
3月11日,中煤宝山项目迎来重大进展,项目环评报告及接入系统报告双双获得批复,为项目建设的顺利推进筑牢根基,也为项目融资申请扫除障碍。中煤宝山项目作为中煤集团在上海投资建设的首座电厂,在环评环节面临重重挑战。该项目既无老厂可依托,也缺乏行业资源支持,且存在煤气掺烧这一特殊情况。不仅
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