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  • 正泰陸川:對光伏行業“十四五”發展的幾點期待!
  • 2019-12-14 11:58:14  發布:  來源:中國分布式能源網
  • 摘要:快三游戏下载“十四五”是國家層面的一個宏觀戰略和計劃。對于新能源發展,其實過去幾年一直保持非常好的增速。“十三五”在規劃的過程中,中期也做了一次調整。關于光伏裝機數,也調至一個更高的目標。

     本文是“中國光伏行業協會年會”活動期間,對正泰新能源總裁陸川進行的專訪實錄。

     
    一、對于“十四五”光伏政策,投資企業有哪些期盼?
     
    提問:“十四五”規劃上,明年將進入核心制定期,新能源行業的發展也在面臨十字路口。其中,2020~2030年的可再生能源利用將持續增長,能源消費控制在60億噸的標煤,非化石能源占比20%左右。那么,您對“十四五”規劃有哪些建議?如制造端和電力投資服務端等方面?
     
    陸川:“十四五”是國家層面的一個宏觀戰略和計劃。對于新能源發展,其實過去幾年一直保持非常好的增速。“十三五”在規劃的過程中,中期也做了一次調整。關于光伏裝機數,也調至一個更高的目標。從我們的理解看,未來清潔能源會作為一個主要的能源供應方式。這不僅是在中國,全球范圍內,幾乎所有的發達國家都有明確的減排、低碳的能源發展目標,歐盟也有具體的時間表。
     
    就“十四五”規劃,國家層面對可再生能源的發展,可能將朝著主要新增能源的環節推進,這對行業也有正面推動作用。
     
    但我也不否認,新能源在過去的發展中速度很快,存在問題不少。其實這些問題也不只是中國的(新能源)發展過程中有,只是我國新能源產業發展得特別快,有些問題會被隨之放大。
     
    國家從頂層設計結構對整個能源結構、配套環節(如可再生能源接入到電網時),與電網的協調方面等都會做較好布局。如果沒有這樣的設計,雖然我們可能提出了一個非常高的裝機目標,但在執行和落地方面都將有很大困難。
     
    我舉一個例子:2020年是最后一年企業都還能參加新能源項目的競價,2021年將全面轉向平價時代。
     
    首先,平價后,電價是否一定按目前的脫硫煤價去執行?第二,脫硫煤電價本身已開始實行浮動機制,我們的電價依據又會是什么?是全面轉向,不設定所謂的“平價”,完全開始競價?但競價之后,又用什么樣的機制和體制去保障它的價格可順利實施?
     
    全世界范圍內,我們看到電力自由交易的國家,其電價是通過PPA形式去簽署的,一般簽署10~15年,這是一個普遍較低的年限了,更長的還有20年年限。而我們在目前的實際操作過程中,國內電力公司的PPA基本是一年一簽的。每一年就為調價留了一個活口,這樣的機制進入平價時代,是不是我們要做一些調整?
     
    對于光伏或者其他可再生能源,需要一個長期穩定的電價,即接入方的長期購電協議這類方式。未來是不是要有新的電價機制?直接套用原來以火電為主的這種脫硫煤標桿電價體制下的既有模式,去做新能源的頂層規劃是否合適?我覺得,這是“十四五”規劃里面可以去考慮的,或者說至少在部門協調層面要去考慮的一個問題。否則我們的新能源業務,在裝機端會碰到電網的實質性制約。
     
    上面是說政策層面,再看技術層面。其實我國的可再生能源發展這么快,對電網沖擊是不是很大?剛才有報告也提到,包括德國在內的歐洲各個國家可再生能源的裝機比例非常高。在這種情況下,它的電網并沒有出現重大癱瘓的情況。因此,至少在技術層面,我不認為可再生能源的接入和運行會有本質上的問題,更多還是機制激勵機制方面的問題。
     
    前面談到,頂層設計上允許可再生能源的接入以及新的定價機制運作,比如PPA機制是20年。但實實在在要滿足電網接入的技術條件,比如儲能投資,是在規劃里,還是電網或投資商的責任?其實全世界范圍內的儲能配比都是投資商的責任,不會是電網的責任。
     
    在中國,未來也會一樣:電網之間也出了文件說,電網側的儲能不會再投。那么今后,我認為這也是一個大方向,會推動發電方去做儲能的平衡。
     
    發電方做儲能平衡時,在增加儲能時若是沒有額外的電價機制,這也沒辦法實施。所以,是不是應在規劃里對相應的接入或電網公司來出臺標準。換句話說,當接入到電網里的可再生能源,其電能輸出質量有什么標準?把這個標準定下來,自然而然人家會推導出要上怎樣的技術,配多少的儲能來實現這個技術標準。在實現這一技術標準后,意味著我在競價時會把成本放在電價里考慮,大家的競價也會滿足這種技術標準。這一價格有可能低于脫硫煤價,也可能高于它。
     
    所以說,當談到政策環節時,我們要首先放棄脫硫煤的概念,我是根據你進入的情況來定價。
     
    第二,當對電價定價時,我們的競價要把技術標準告訴對方,電量應是一個比較平衡的點,投資商會發揮更大的創造力,如在空間里如何降本,怎么提高電能質量等等。那么出來的競價結果,會讓新能源業務有健康、良性的發展。否則現在一味說光伏發電成本全世界最低,你把電能平衡質量的責任甩給了電網,但是電網總有一天不能平衡時,意味著我們就不能接入了,所以最后還是讓產業無法發展起來。我覺得,與其是說不去正面面對和投資,還不如更明確。
     
    另外一點在于,當投資商投了電力項目后,電價也得到了平衡,那么高質量的可再生能源接入就變成了全社會去承擔成本的一樣事物了。而現在并沒有實現全社會承擔的機制,未來是不是也應該在“十四五”規劃中提到。
     
    二、“十四五”,企業發展重點方向有哪些?
     
    提問:對企業來講,正泰每年都會制定一些規劃,未來三年重點方向在哪里?
     
    陸川:是會有一些判斷。不僅從正泰新能源的角度來看,從上市公司如正泰電器的智能電力和新能源方向看,我們會從電子化走向智慧化。
     
    最近,公司在為國家電網做一個項目實施。國家電網浙江省電力有限公司對浙江安吉的民宿和周邊地區需要做智慧化的電力示范。從這個項目上可看到,國網要求使用的設備和技術,要基本代表未來3~5年國網全面推廣的東西,幾乎我們所有的電表都要非侵入式,要去監控每一路的用電狀態。而我們的智能網關在里面,每一路需要去控制所有的電氣設備,網關部分都是帶計量和控制的。而這就是為未來微電網運行時,電網可較精準的切斷一些電路,來實現電網平衡、微網平衡的準備。
     
    未來,微網運行不一定是電網的工作,而是市場上的配電公司在做,那這個技術的基礎就非常明確地提醒:你將來必須要上這樣的產品。如果你還是在做傳統機械式、不帶感知的一些產品,將被電網直接淘汰。所以在電器產品上,我們會在智能化領域一往無前。
     
    新能源布局方面,正泰更關注的是清潔能源。
     
    目前從產業鏈上看,技術路線的下一代還不是特別明確,到底什么技術路線會成為主流產業,讓大家普遍去投資?
     
    如果是HJT,有的企業告訴我,目前進口設備一條線的投資,基本上是1GW約15億,PERC則是三個億。相對來說,HJT的固定投資非常大,快速實現商業化的量產還有一定的時間。即便是國產化設備,目前的投資也是8~10億左右,將來有沒有希望降到5~6億的一個水平?
     
    技術創新方面,明年還是一個較重要的觀察期。到底下一步擴產會擴什么樣的技術?做電池和組件,我們還在觀察中,目前還沒有結論。
     
    以前的成本下降就是靠系統成本的整體下降。但是系統成本的下降,目前從產業鏈制造端角度看,現在只有硅片環節的毛利較高,電池、組件、硅料都沒有超額毛利。隨著明年硅片量的大舉釋放,這一領域的毛利也會下降。當所有環節的毛利只有10%,而組件環節毛利率也只有5%的時候,技術不突破的情況下,你的產品是沒有下降空間了,已達到終極成本了。
     
    這一狀況下,我們的度電成本是多少?其實現在就可以算出來。簡單靠成本下降的方式來提升光伏競爭力,已經到頭了。因為中東地區的電價都投到了1.6美分,還要在此基礎上做非常大的預期,未來讓組件繼續大幅下降的話,是不太可能了。所以從我們的角度講,更多考慮在應用側的光伏發電,還是要堅持在分布式、戶用領域去做更多布局。
     
    就大型電站方面,我們基本上是自持為主。我認為,明年競價時代下還會有不錯的回報,現金流也會不錯。再往后的平價光伏時代,我們更多考慮怎么與發電集團合作,可以以拆小股的方式去做,這或許是未來2~3年于投資端的策略之一。
     
    三、電價政策對光伏行業發展影響幾何?
     
    提問:根據最新規定,2020年1月1日起,取消煤電價格聯動機制,將標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制,以期降低企業用電成本,促進電力市場化交易。2021年無國家補貼后,浮動的煤電價格將給光伏發電帶來無平價標桿、收益不明確等很多不確定性影響。為順利過渡到全面市場化,您希望國家出臺哪些政策?如果光伏發電價格也上下浮動的話,企業應該如何應對?
     
    陸川:其實現在的平價項目,還是一個示范性的平價項目,帶著保護性質的平價項目。2021年以后,這類項目沒有任何的保護可言。這時我們國家怎么引導行業的發展?
     
    從國際上比較成功的集中式電站案例來看,一般來說它有兩種模式,
     
    一種模式就是國家搞大基地。比如青海搞特高壓直流的這種配套基地,因為大基地的消納相對有保障,但大基地的組織方對消納應有一些承諾。否則,當平價以后,電價可能浮動也可能固定。如果消納有問題,意味著你一定是參加交易的,新能源電力與其他電力交易時,新能源一定會損失掉。
     
    新能源的電價比例,應在招標時明確。對于這種長期收益型的資產,全世界范圍內都普遍認為它是一種低風險、低回報的長期收益型資產。一旦存在不確定性,意味著它就變成了高風險、低收益的資產,這就不會有人跟你玩了。至于國企會不會去投我不清楚,但至少一般市場化的主體是不會去做這類投資的。
     
    這類大基地有一個例子。比如在埃及,它把高達數GW的基地都建在一起,輸配電線路統一建設,這時它的消納就相對有保障,所以我認為這是一種方向。
     
    第二類是不搞大基地的市場化,它就是招標并網點資源,國家電力公司把并網資源拿出來招標,你們來鎖定我的并網點資源。對于并網點資源,我組織一次競價,你愿意付多少錢,我來保障你的消納。這兩樣是對等的,大家也能算出較穩健的、未來20年企業收益是多少。所以我覺得,這兩種機制在國際上都會被采取。
     
    西班牙、葡萄牙現在就是并網點競價了。電價上實現了市場化,投資方去找購電主體做長期的電力購電協議就行。
     
    這兩個機制在中國其實都可以搞。但中國還缺一點:是不是允許供電方和買方直接做定價?目前還沒有,我希望在“十四五”期間可以做嘗試。這部分嘗試在哪里可以做?一個方向就是工商業用電。
     
    在此之前,我們有全額上網與余電上網兩種模式。以前的全額上網就是“隔墻售電”,無非是國網用著上網標桿電價把你的電買走了,然后再以比較高的價格賣給了臺區內的其他人。
     
    在現有區域內,把國網撇開,這樣不行。因為這個價格已經很低了。新建的工業區是否可以做“隔墻售電”呢?因為工業園總有一臺變壓器,變電站以下的是園區里各企業。能不能它們之間搞電力交易?
     
    如果發電方與園區談價格,且該價格介于標桿電價、市場化電價之間的中位數,意味著國網也會有利潤,下面的企業也多一點利潤,這樣一來大家可以找到平衡點,把這個東西推廣起來,因而園區級的隔墻售電會比較適合。
     
    不僅如此,這樣的隔墻售電也讓儲能有了發揮空間。園區里會出現電力平衡的狀態。現在的工業園區雖然有最大負荷,但其實1年365天內只有三天到最大負荷,大部分時間是空閑的。如果有儲能去調頻調峰,園區內又可形成一個自己的電價,那都是較好的推廣方式,做一些試點性項目會對未來光伏在分布式端會有很大的好處。
     
    本文內容轉載自公眾號:能源一號
     

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