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“风光”都要平价了,光热发电还有多远?

2018.09.28 来自:CSP Focus光略咨询

光热发电创新大会

10月25-26日,西安

核心话题之

助力我国光热发电度电成本快速下降


本文阅读大纲


一、风电和光伏即将平价

二、风电、光伏花了多久做到平价?

1、风电十年

2、光伏七年

3、而光热发电呢?

三、“风光”平价对光热的启示


、风电和光伏即将平价

 

524日,国家能源局官网发布的《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》提出,从518日起,尚未印发2018年风电度建设方案的省(自治区、直辖市)新增集中式陆上风电项目和未确定投资主体的海上风电项目,将全部通过竞争方式配置和确定上网电价。

 

531日,发改委,财政部和国家能源局联合发布了《2018年光伏发电有关事项的通知(发改能源〔2018823号)》,通知提到,自发文之日起,新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元,I类、II类、III类资源区标杆上网电价分别调整为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7元(含税)。

 

913日,国家能源局综合司发布了《关于征求<关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知>意见的函》。文件提到,为了引导和促进可再生能源高质量发展,进一步提高新能源的市场竞争力,推动技术进步和早日摆脱以来补贴,从而起草了这份《通知》文件。

 

这表明,风光平价时代已经来临了。


 

二、风电、光伏花了多久做到平价?

 

当前,我国风电、光伏发电和光热发电类似,都实行统一的标杆上网电价政策,但略有区别。

 

1、风电十年

 

先看风电,公开资料显示,根据国内各类风电资源状况的不同,发改委将全国分为四类风资源区,陆上风电的标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61

 

该电价从200981日开始实施,此后五年未做出调整。2014年底,发改委将前三类资源区标杆电价每千瓦时下调两分,而第四类资源区维持0.61元每千瓦时标杆电价不变。

 

到今年,新建陆上风电标杆上网电价分别为每千瓦时0.4元、0.45元、0.49元和0.57

 

也正是在2009年标杆电价出台后,我国风电装机迎来了爆发式增长。

 

我国风电在2000年时装机仅有300MW2006年装机~2537MW,而在2010年已达~44733 MW,截至目前,中国风电装机已超过1.8亿千瓦,全球第一。

 

为推进风电平价上网,国家发改委已经确定了详细的时间表。根据2017118日公布的《国家发展改革委关于全面深化价格机制改革的意见》,2020年实现风电与燃煤发电上网电价相当的发展目标

 

也就是说,2009年正式公布首批陆上风电标杆电价以来,风电花了差不多十年左右时间来达到平价,与之而来的是1.8亿千瓦的全球第一装机量。


风电标杆上网电价及触发条件(元/kWh


2、光伏七年

 

对光伏电站来说,2011年开始执行全国统一的标杆上网电价,年底前并网的电站享受每千瓦时1.15的电价。在201211日至20131231日调整为全国统一的每千瓦时1元。从201411号以后开始,将全国分为三类资源区,分别执行每千瓦时0.9元、0.95元、1元的电价标准。

 

时至今日,531新政的公布将光伏电站标杆电价已经设立为每千瓦时0.5元、0.6元、0.7,而第三批领跑者计划招标甚至爆出了每千瓦时0.31元的超低电价。这距离首批电价公布仅仅过去了7年时间

 

光伏电站标杆上网电价


3、而光热发电呢?


光热在20169月左右公布了每千瓦时1.15元的标杆上网电价,并没有按照资源条件区别不同的资源区。这个价格比首批第四类资源区的风电标杆电价要高出0.54元,和首批光伏标杆上网电价相同。


 

三、“风光”平价对光热的启示

 

从风电和光伏的经历来看,光热发电要达到平价势在必行,而且时间可能更加紧迫。

 

我们先来看下今年913国家能源局综合司最新发布的《关于征求<关于加快推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知>意见的函》,这次《通知》尽管是征求意见稿,但基本确定了风光要尽快摆脱补贴的方向。文件的主要内容有以下几点:

 

1、各地区组织开展平价上网和无补贴风电、光伏发电项目建设。在符合本地可再生能源规划、落实接网消纳条件、符合检测预警管理要求的前提下,由省级能源主管部门自行组织实施国家能源局不再实施年度建设规模管理

 

2、省级及以下地方政府部门要协调落实项目建设条件,可会同其他相关部门自行出台一定时期内的补贴政策,地方补贴政策不影响项目平价属性的认定

 

3、上网电价按照当地燃煤机组标杆上网电价或作为可再生能源发电补贴基准的其他常规能源平均上网电价执行。与风电、光伏发电企业签订长期购售电合同,确保按照上述电价政策按照全年弃电率不超过5%的要求优先收购相应电量

 

4、鼓励具备跨省跨区输电通道的送端地区优先配置无需国家可再生能源发展基金的风电、光伏发电项目。

 

5、鼓励各地区结合增量配电网试点、分布式发电市场化交易试点、电力直接交易等开展风电、光伏发电与用户直接交易的试点工作。交易电价由发电项目和电力用户自主协商确定,同时按照有关规定向电网企业缴纳过网费。

 

6风光监测预警或评价为红色地区不再安排新的平价上网项目,橙色地区鼓励项目,绿色地区自行开展项目。

 

7、风光平价项目要做好消纳论证工作,电网企业要加大支持,做好项目并网工程。

 

8、相关技术单位要协助做好技术支持工作。

 


《通知》文件释放了很明显的信息,这对光热发电行业也带来一些启示,CSP Focus光略咨询尝试从以下几个方面进行解读:

 

1、  未来,在可再生能源技术较为成熟、装机达到一定规模后,国家能源局不再统一安排新项目的建设,项目规划权下放到各地,各地方决策自由度更高。

 

光热未来很有可能也会面临类似的局面,而这个时间取决于光热发电的未来有多大规模和市场,以及成本是否具有竞争力。

 

2国家会加快实施新能源补贴退坡机制。

 

正如CSP Focus光略咨询在光热发电“阿喀琉斯之踵”是可再生能源补贴吗?(点击查看)一文中所提到的,当下可再生能源补贴的缺口越来越大。2009年全国可再生能源电价附加缺口为13亿元,2010年缺口20亿元,到2011年缺口已达107亿元,2012年增至200亿元左右,2017年底缺口总额已高达1000亿元。可以认为,这种滚雪球一样不断增大的补贴负担是促成光伏531新政的主要原因之一。

 

在补贴风电和光伏发电得到的经验,可能会引起国家更加谨慎的对待光热发电补贴事项。

 

因此,在目前光热发电成本还高企的状况下,行业必须要尽快争取进入到补贴目录,并且要做好未来补贴趋势收紧的准备。尽管地方能源部门有可能组织补贴,但对于这样高额的资金扶持,地方政府支持的可能性并不乐观。

 

技术和设备国产化主导的成本下降必定是未来一段时间光热发展的主旋律。

 

3、市场规模决定了成本能否在短时期内下降甚至达到平价。

 

风电和光伏发电首批标杆电价下发之前,受益于2003年开始的风电特许权招标和2009年的光伏发电金太阳示范项目建设,两者国内市场规模分别为~25800MW~893MW

 

与之相比,光热发电标杆电价出台前,国内连一个商业化电站都没有建成,市场规模可以忽略不计。这一点和风电光伏相比,起步太晚,相差巨大。

 

光伏和风电在电价出台后规模迅速扩张得益于一定的技术和市场积累,而光热前期积累尚浅,市场的爆发期可能也要晚一些。



4、从标杆电价发布以来,风光分别通过10年或者7年左右的时间达到或即将达到平价。先不论现阶段这些价格是否真的现实、可行、能够保证行业利润,但这一平价的趋势无疑是明显和明确的。

 

这种趋势也表现在光热发电行业上。尽管市场规模还未做大,但已有很多消息表明2018年底之后并网的首批示范项目将面临电价退坡机制。这比风光的电价退坡机制来临的要更加迅速。

 

前有国家的电价退坡机制倒逼,平价风光带来的压力,后有市场规模小、技术风险不明确的阻碍,光热发电面临的困难可见一斑。

 

但正是由于这些困难,才有着无数的可能和机遇。光热行业人应该脚踏实地,一步一个脚印的从自身项目做起,在技术上不断创新突破,在政策上要抱团呼吁,争取在主观因素和客观条件两个方向上双管齐下,加快缩减成本的同时保证项目质量。在吸取风光的经验教训上,相信光热能够在8~10年内达到平价成就。


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