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图2-1 甘肃某绿电直连有色项目B电力电量平衡图(1月)
图2-2 甘肃某绿电直连有色项目B电力电量平衡图(4月)
图2-3 甘肃某绿电直连有色项目B电力电量平衡图(7月)
图2-4 甘肃某绿电直连有色项目B电力电量平衡图(10月)
(二)自备电厂应用
绿电直连自备电厂应用要关注以下内容:
1. 根据“650号文”,风光自发自用电量占总用电量的比例应不低于30%,并不断提高自发自用比例,2030年前不低于35%。在满足该条件时,应少配或不配储能,主要通过自备电厂进行调节。从表2-1可知,甘肃某有色项目A可在不配储能的情况下,满足自发自用比例要求。
2. 应考虑用电主体工程剩余运行期限,并作为风光发电工程财务评价依据;或在用电主体工程终止后,且风光发电工程仍在经济运营期内,风光发电工程电量可部分或全部参与电力市场(争取省级能源主管部门同意,在新能源消纳困难时段,不向公共电网送电,反之可参与电力现货市场)。
3. 绿电直连专线仅缴纳政府性基金及附加(扣除可再生能源发展基金),以及政策性交叉补贴。
4. 绿电直连度电综合电价应低于自备电厂度电燃料成本。可根据自备电厂主体工程所属行业碳减排政策,考虑是否计算绿电环境溢价收益。
有关情况见表2-2。下一步,需关注“650号文”省级实施细则,以及自备电厂主体工程所属行业碳减排政策调整及环境溢价收益变动情况。
表2-2 绿电直连自备电厂应用指标汇总
(三)有降碳刚性需求的出口外向型企业
欧盟碳边境调节机制(CBAM)、欧盟《电池和废电池法》是我国企业面临的主要绿色贸易壁垒,其中,尤以应对欧盟动力电池碳足迹限制最为迫切。CBAM方面,欧盟不认可我国的绿证交易机制,基本认可绿电交易机制。欧盟《电池和废电池法》方面,在电池碳足迹核算时,电力间接碳排放仅考虑绿电直连模式(不考虑绿证、绿电模式),否则按产品所在国电网平均碳排放因子计算。2025年2月,江苏省发展改革委发布《关于创新开展绿电直连供电试点项目建设工作的通知》(苏发改能源发〔2025〕115号),确定5个绿电直连供电试点项目,5个试点项目均涉及动力电池企业。
2024年,我国锂电池对欧出口额为227.6亿美元,占全国锂电池出口额的34.4%。2023年7月生效的欧盟《电池和废电池法》规定,出口至欧盟的电池产品应于2027年7月达到碳足迹限值要求,否则不允许进入欧盟市场。2022年,我国磷酸铁锂和三元锂电池平均碳足迹均高于欧盟、美国、韩国、日本的同类产品;其中,磷酸铁锂电池碳足迹平均值为53.5 kgCO2/kWh,是欧盟同类产品平均值的1.47倍;三元锂电池(NCM622)碳足迹平均值为69.0 kgCO2/kWh,是欧盟同类产品平均值的1.28倍。以磷酸铁锂电池为例,正极、负极、组装环节占电池生产过程碳排放的90%左右,若正极、负极、组装环节100%采用绿电,则碳足迹下降51%,降至欧盟同类产品平均值的80.5%。
对于绿电直连动力电池生产企业来说,可参照本问答“第(一)部分新建项目”进行策划和测算。由于动力电池技术迭代较快,用电主体工程的投资回收期较短(一般不超过5年),若风光发电工程与动力电池主体工程不为同一投资主体,应分析动力电池企业的市场竞争能力、评估企业存续时间,或电源和负荷双方联合向省级能源主管部门争取政策(用电主体工程终止后,若风光发电工程仍在经济运行期内,允许全部电量参与电力市场)。
表2-3为广东粤东、江苏盐城绿电直连动力电池项目测算情况;暂定争取到省级能源主管部门相关政策,风光发电工程基准收益率(全投资财务内部收益率)按8%考虑。总体来看,若存在一定政策支持,在海上风电资源相对较好的沿海地区,绿电直连动力电池项目可降低电池碳足迹并同时降低用电成本,以破解欧盟《电池和废电池法》之绿色贸易壁垒。
表2-3 绿电直连动力电池项目指标汇总
问题3:绿氨项目如何布局?
答:本问答测算了内蒙古包头地区并网型绿电直连稳定制氨项目、离网型绿电直连柔性制氨项目,见表3-1。根据作者调研情况,我国离网柔性制氢已无技术障碍,离网柔性制氨正开展项目示范,总体无技术障碍。另外,电制可持续燃料纳入CCER机制的可能性较大,本节分析考虑了CCER收益。由于“650号文”与内蒙古自治区能源局印发的《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版(试行)》等6个市场化实施细则相冲突,后续要观察内蒙古自治区针对“650号文”的实施细则。
本节分析及作者在其他报告中与绿氨有关的主要结论汇总如下:
(一)表3-1显示,“十五五”期间,在满足全投资财务内部收益率(融资前税前,下同)10.0%的前提下,内蒙古包头地区并网型绿电直连稳定制氨出厂单价为3736元/吨,离网型绿电直连柔性制氨出厂单价为2509元/吨。总体来看,离网型柔性制氨更具优势,预计将是绿氨生产的主要方式。
(二)“十五五”期间,内蒙古较多地区离网型柔性制氨出厂单价可降至2600元/吨以内,1500km运输距离绿氨终端销售价格可控制到3300元/吨以内;远洋航运船舶保税加注绿氨价格(舟山港)可控制到3000元/吨以内(退税后)。根据国际海事组织(IMO)于2025年4月批准的《防止船舶污染公约》(MARPOL)附则VI修正草案,绿氨船燃碳减排指标可用于交易,交易价格按Tier2价格的80%考虑;则2030年和2035年,绿氨单位热值成本(含碳减排收益,按3000元/吨保税加注价计算),仅为燃料油单位热值成本(按3400元/吨保税加注价计算)的29.4%和44.3%。预计“十五五”中后期,船用绿氨加注需求将快速增加。
(三)“十六五”期间,部分地区“风光储联合发电+氨燃气轮机调节”的综合发电价格将低于煤电、气电纯凝发电价格。我国可再生能源发展基金预计在2033年前后完成全部支付责任,之后可用于火电掺烧氨或全烧氨补贴。另外,全国碳排放权交易市场有偿配额拍卖预计将逐步实施,该部分收入也可在绿氨等可持续燃料生产或消费环节提供补贴。以氨燃气轮机调节为例(2035年,若氨燃气轮机按全国调节电量的10.0%估算,则氨电装机容量为6217万千瓦),给予可再生能源发展基金总额45.0%的补贴金额,即可实现氨电调节电价低于煤电或气电调节电价。针对该节内容,作者将视情况公开研究思路、产供链情况、相关措施和结论。总之,“十六五”中后期以后,氨电作为调节电源有望得到快速应用。
(四)氨属于准液体燃料,其分销受输送网络的限制较小(与油品类似),要面临全国乃至全球竞争,从全局和长远来看,区域价格不足以评判经济性,要在全球范围内分析竞争力。长期来看,综合6类指标(风光资源、土地资源、基础设施、外送距离、生产规模、产供链体系),全球预计会形成中国内蒙古及周边地区、中东北非地区、美国落基山脉以东的中部地区三个绿氨生产中心。中国内蒙古及周边地区绿氨生产基地在东亚、东南亚区域具有竞争优势。
表3-1 绿电直连制绿氨项目指标汇总
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