可再生能源电力行业

2024-06-04

可再生能源电力行业（精选10篇）

可再生能源电力行业篇1

社会的发展与进步离不开对能源的依赖, 但是对化石能源等不可再生能源的利用却是有一定限度的, 面对这种现状在国际上引发了对可再生资源的开发热潮。在电力资源方面, 绿色电力的概念便逐渐兴起, 作为一种环境友好型的新型能源, 绿色电力因为其可以在满足人们需求的前提下达到保护环境的目的, 所以它的发展一直备受期待。但是由于绿色电力的成本较高, 所以在发展过程中一直处于劣势, 然而对于绿色电力营销来说既是对电能本身的宣传, 也是对环保理念的营销。营销人员应该根据具体情况为绿色电力争得更广阔的市场。

1 我国绿色电力营销存在的问题

1.1 绿色电力的价格较其他电力偏高

绿色电力的价格较煤电的价格偏高在政府方面的体现就是, 煤电属于对不可再生能源消耗进行发电的一种供电方式, 煤电的增值税是以电力的出厂价减去煤炭的进购价格为标准进行征收的, 然而对于新兴的绿色电力来说, 政府对其收取17%的增值税, 对于两种不同的增值税征收方式, 相当于在无形之中拉开了绿色电力与传统电力之间的价格差距。外加我国目前的绿色电力发展尚不完善, 对于一些地区来说绿色电厂多呈现分散式、小规模的状态, 无论在生产、交易或者造价成本方面都很高。目前我国没千瓦时的绿色电力比传统的火电价格要高出很多, 价格上如此显著的差距成为了阻碍我国绿色电力发展的重要原因。

1.2 可再生资源的分布不均匀

相对于西方的发达国家来说, 我国绿色电力的发展时间较短, 主要集中在近几年绿色电力得到了较大的发展。随着国家对可再生能源开发的关注与大量的资金投入, 使我国绿色电力的市场有了雏形, 随科技进步带来的一些新型能源进入了人们的生活。但是我国资源分布不均在很大程度上成为了绿色电力发展的障碍, 我国大部分的可再生能源, 例如:风能、太阳能在西部地区较丰富, 较东部地区来讲更加具有可开发性, 但是由于西部地区的经济发展要很大程度落后于东部发达地区, 外加交通的闭塞以及当地人民对可再生能源的需求量较低支付水平也有一定限度, 所以导致了绿色电力的发展受到了很大的影响。

1.3 绿色电力的营销制度尚未完善

随着可再生能源的开发利用逐渐受到重视, 我国政府也颁布了《可再生能源法》辅助其发展。但是与西方国家相比, 我国政府对于可再生能源的税收优惠政策、财政贴息政策、低息贷款政策等方面的力度还不够。在法律法规方面也还不健全, 一些配套辅助的制度并不完善, 总体来说, 我国绿色电力产业尚未形成。随着科技的不断发展, 可再生能源的开发利用在一定程度上也取得了较大的进步, 面对这种情况, 我国的相应扶持政策、优惠方案尚不明确, 从政府的角度来讲, 这些均已成为阻碍我国绿色电力发展的因素。

2 如何促进绿色电力营销的发展

2.1 加大绿色电力营销力度, 扩大消费群体

就我国目前的绿色电力发展现状来看, 如何让人民接受绿色电力与传统电力之间的差价是一个难点。面对这个问题, 我们应该从绿色电力的根本出发, 让消费者逐渐明白相对于环境来说绿色电力比传统电力更加有开发使用的价值, 解决他们心中的疑惑。另一方面应该加大对绿色电力较传统电力优势的宣传, 为消费者普及科学知识, 让他们从可持续发展的角度评价绿色电力, 从而吸引更多的消费群体。在一些营销活动中要正确树立绿色电力的品牌形象, 使其更加具有市场价值。营销最重要的就是了解消费者的具体需求, 所以对于绿色电力的营销来说自然也不例外, 营销者应该了解消费者的意见, 采取差异的营销策略引导消费者。

2.2 促进绿色电力的跨地区交易

由于我国的国土面积较大, 而可再生资源的分布又不均匀, 针对风能、太阳能较富足的西部地区却因为受到经济和交通的影响, 使其无法更大程度的实现对可再生资源的有效利用。针对这种情况, 我国应该借鉴国外的一些有效办法, 建立一个由中央监督的绿色交易系统, 统一登记数据库。对于已经进行绿色电力生产输送的生产商来说, 国家将会根据标准给其办法一个证书, 这个证书可以实现不同电力公司之间的交易。这种办法的实施既使绿色电力得到了有效的管理, 又实现了绿色电力的跨区域交易, 从而促进了绿色电力市场的发展, 也有效的解决了我国资源分布不均的问题。

2.3 政府加大扶持力度

绿色电力想要取得长足的发展必须要有健全的法律法规作为后台基础, 就我国目前的发展现状来看, 政府应该加大绿色电力科技研发方面的资金投入。并且要根据地区各异的情况进行一些辅助条例的修订与补充, 另外在电力价格方面, 面对绿色电力正处于起步阶段的现实情况, 政府应该对其进行相应的补贴, 以鼓励更多的消费者选择绿色电力。在宣传方面, 政府应该起到主导作用, 定期对地区的人们进行绿色电力优点的普及, 让他们有所比较。总之, 借助政府的行政力度促进绿色电力的发展是一个有效的手段。

结语

随着资源节约型环境友好型社会建设的提出, 可再生能源的开发利用受到了人们的重视。相比于西方发达国家, 我国绿色电力市场的起步较晚, 但是近年来随着国家在此方面的大力支持, 绿色能源产业已经取得了较大的发展。面对绿色电力这种新型的电力资源, 我国政府应该加大支持力度, 从长远的角度来看, 支持绿色电力的发展就是对环保理念的支持, 也是促进可持续发展的一种有效措施。绿色能源产业已经成为了能源界的一支新军, 相信在不久的将来在市场上一定会占有优势地位。

参考文献

[1]徐英军, 孔晓霞.把握时代特点实现电力市场的八个转变[J].有色金属高教研究, 1997 (01) .

[2]高南林.低碳经济环境下的绿色营销策略[J].经济师, 2010.

[3]高巍翔.中国可持续发展中的能源与环境问题研究[J].经济纵横, 2013.

可再生能源电力行业篇2

如今，很多人相信可再生能源很快就能让我们摆脱化石燃料。不幸的是，事实正好相反。据国际能源署(IEA)的数据，1971年世界能源中有13.12%来自可再生能源，这也是IEA第一次报告全球数字。，可再生能源的比例实际上有所缩小，为12.99%。最新调查显示，美国人认为到2035年，可再生能源比例将是30.5%。但现实可能性大概仅在14.5%。

太阳能和风能在现有可再生能源格局中几可忽略不计，大概只占0.3%。目前绝大部分可再生能源来自生物，即木头和植物材料―人类最古老的能量源。生物能固然是可再生的，但它既不好，也不可持续。

前工业化时代，燃烧木料导致西欧森林大面积被毁，今天，大量发展中国家也在重蹈这一覆辙。生物能产生的室内空气污染每年要夺走300多万人的生命。类似地，现代能源作物恶化了毁林状况、挤出了农业、推高了食品价格。

世界上可再生能源最密集的地区正是最贫困的地区。非洲有近50%的能源来自可再生能源，而经合组织国家只有8%。在欧洲经合组织国家，这一比例为11.8%，也低于全球平均水平。

事实是，几百年来人类越来越少地使用可再生能源。1880年，世界能源的94%来自可再生能源。这一比例此后一直在下降。

转向化石燃料的有力趋势带来了诸多好处。与250年前相比，今天平均每个英国人可以获得多50倍的电力、250倍的旅行距离、3.75万倍的光明。收入则增加了20倍。

转向化石燃料还带来了巨大的环境好处。煤油拯救了鲸鱼(从前，为了供应被认为“可再生”的鲸油用于照明，鲸鱼几乎被捕杀殆尽)。煤炭拯救了欧洲的森林。而电气化让比室外空气污染危险得多的室内污染在发达国家成为了历史。

还有一项常被忽视的环境好处：19，美国30%以上的农地被用于生产马匹和骡子所需要的饲料。拖拉机和汽车让农场不再有这项需求(也让城市免受肥料污染)。

当然，化石燃料也有其自身的环境问题。此外，尽管烟囱洗涤装置和汽车催化转换器极大地减少了本地空气污染，但二氧化碳排放问题依然存在。事实上，这正是呼吁世界重回可再生能源的主要理由。

平心而论，风能和太阳能增长迅猛。自1990年以来，风能发电每年增长26%，太阳能更是达到了令人惊叹的48%。但这只是从无到有。1990年，风能占全世界能源之比为0.0038%;现在达到了0.29%。太阳能电力从几乎为零增长至0.04%。

是的，丹麦创出了34%的电力靠风能的`纪录。但电力只占丹麦最终能源使用量的18%。

目前欧洲有1%的能源来自风能―比工业化前的水平还要低，当时转动舒缓的风车贡献了2%的能源(船帆也贡献了1%)。英国风能占比纪录出现在18，比重为2.5%，是今天水平的近3倍。

此外，在未来数十年中，太阳能和风能的贡献比例不会有太多变化。根据IEA描述的乐观情景―假设世界各国政府将充分兑现其绿色承诺―到2035年，风能将提供全球能源的1.34%，太阳能提供0.42%。2035年全球可再生能源比例有望增加1.5个百分点左右，达到14.5%。在不现实的乐观假设下，这一比例将增加5个百分点，至17.9%。

因此，我们远没有站在重归可再生能源的门槛上。在美国，1949年可再生能源占能源产量的9.3%。总统奥巴马的政府预计，到近一个世纪后的2040年，这一比例将略有上升，达到10.8%。在中国，可再生能源占能源产量的比例从1971年的40%降至今天的11%;到2035年，可能只有9%。

但我们为这些可再生能源投入得太多。在过去中，全世界清洁能源投资总量为1.6万亿美元。，增加可再生能源依存度的措施，光是在欧盟每年就将耗费2500亿美元。

目前，西班牙将GDP的1%用于补贴可再生能源，比花在高等教育上的钱还要多。到本世纪末，西班牙的巨大投资将可以让全球变暖停止62小时。

当前绿色能源政策失败的原因很简单：可再生能源太贵了。时不时有人站出来说，可再生能源其实更便宜。但如果可再生能源更便宜的话，它们就不需要补贴，我们也不需要气候政策了。

前美国副总统戈尔的气候顾问汉森(Jim Hansen)直率地指出：“说可再生能源可以让我们迅速抑制美国、中国、印度或全世界化石燃料用量，和相信存在复活节兔子和牙仙是一样的。”

解决方案是用创新让可再生能源价格降下来。我们需要大量增加研发资金，让下一代风能、太阳能和生物能更便宜、更高效。

以中国为例。尽管中国大手笔投资风能和太阳能，但主要是以补贴价向西方国家出售太阳能面板。风能只占中国能源总量的0.2%，太阳能只占0.01%。

与此同时，中国拥有全世界68%的屋顶太阳能热水器，因为这是一项智能而廉价的技术。它不需要补贴，并且产生的能源比中国太阳能面板加起来还要多50%。

摩洛哥可再生能源电力前景向好篇3

可再生能源发展概况

2010年摩洛哥年发电量约为265亿千瓦时，装机总量6346MW，为满足摩电力需求年均5%的增长速度，根据规划，2020年摩发电装机总量将在目前的基础上翻三番，其中清洁能源的比例将达到42%，太阳能、水能和风能各占14%。摩风电装机量将从目前的280MW达到2020年的2000MW。届时，摩每年将可以减少燃油消耗150万吨，相当于节约了7.5亿美元的燃油费，同时，减少560万吨的二氧化碳排放。

开发太阳能

为了在日趋激烈的能源争夺战中抢得先机，摩政府于2009年出台一项总投资66亿欧元（约合90亿美元）的战略计划，用于大幅提高国内太阳能发电能力，同时也为该国今后更具雄心的能源出口战略铺平道路。计划披露，到2020年摩洛哥将修建5座太阳能电厂（厂址已选定，分别设在Ain Beni Mathar 400MW、Ouarzazate 500MW、Sebkhate 500MW、Foum Al Qouad 500MW和Boujdour 100MW，共计占地10000公顷）。

据了解，这5座电厂都投入使用以后，总装机容量达到200万千瓦，预计将满足摩洛哥20%的能源需求，并大幅提高太阳能在能源消费结构中所占的比例。目前摩大部分的太阳能采集都在小村庄里分散进行，没有实现规模化生产。过去10年中，摩政府推出的“农村电气化项目”让15万农村家庭用上了太阳能。此外，摩已经制定了2012年10%能源需求来自可再生能源的国家能源战略目标。

开发风能

摩拥有2600公里的海岸线（包括西撒），常年西风，平均风速达到8～12米／秒，最高可达20米秒，风力资源丰富。据预测，该国每年的风力发电潜力为25000MW左右。在大力开发利用太阳能的同时，摩又将大部分精力转到发展风能方面。

2010年6月，摩政府正式宣布投资315亿迪拉姆（40.3亿美元）实施摩洛哥风能综合计划，内容包括风力发电、风能工业发展、研发和培训等方面。该风能计划将一举使摩电力消费中的14%来自清洁能源风能。能源发展基金将向该计划提供近10亿美元的资助（其中沙特5亿美元，阿联酋3亿美元和哈桑二世经济社会发展基金2亿美元），该发展基金主要为中东国家和机构提供的赠款。

摩洛哥目前已经运行的风电装机总量共计280MW，分布在5个风电场，分别是Abdelkhalek Torres（50MW）、lafarge（30MW）、Amougdoul（60MW）、Tanger I期（140MW）。据摩政府公布的数字显示，2010年风能占摩洛哥发电装机总量的4.4%，占年电力生产总量的2.5%。

2010年6月28日投入运行的丹吉尔I期风电站是其最大的风力发电站，这也是目前非洲最大的风电站。丹吉尔风电站I期装机量为140MW，总投资27.5亿迪拉姆，由欧洲投资银行（8000万欧元）、西班牙官方信贷局（Instituto de Credito Oficial，1亿欧元）和德国复兴开发银行（5000万欧元）和摩洛哥国家电力公司共同出资，西班牙Gamesa Ealica公司承建。电站包括165座850千瓦的风机和基座（电站分为两个风电场，第一个位于丹吉尔东南22公里的Dhar Saadane，有126台风机，第二个位于丹吉尔以东12公里，有39台风机）、4座测风站、一座33/250千瓦的升压站和60公里长的输电缆线。年发电量约5.565亿千瓦时。丹吉尔风电站的建成使摩洛哥不仅成为地中海沿岸和非洲国家中可再生能源利用方面最先进的国家之一，甚至达到了欧洲国家的水平。

摩于2011年5月31日在其东北城市乌日达举行第二届能源大会（旨在开发利用风能），会议强调可再生能源为摩洛哥能源可持续发展的重要战略，并将在2011～2020年投资1740亿迪拉姆（约合217.5亿美元）重点用于发展太阳能、风能等可再生清洁能源。到2020年实现太阳能和风能分别达到2000兆瓦发电量的目标。

现有能源及发展规划

从现在起至2020年期间，摩洛哥计划安装发电总装机容量为8000MW的各类电站（除各占2000MW的风能、太阳能电站外，余下的4000MW为水电、燃气和清洁煤电站）。其中计划新建的2座电站厂址已选定：El Menzeh （200MW水电站）和Abdelmoumen（300MW石油当量火电站）。计划于2015年前完成2500MW的化石电站，2018年前完成1000MW燃气或清洁煤电站（其中包括100MW的沥青砂电站）。

现有能源

摩目前拥有22个水力发电站，4个火力发电站、4个天然气和十几个柴油发电厂。2010年发电量约为2650千瓦小时，装机总量6346MW。已经运行的风电装机总量计280MW，分布在5个风电场，分别（从北往南）是丹吉尔（140MW，2个风场）、A. Torres（50MW，丹吉尔附近）、Lafarge（30MW，德图安附近）和Amougdoul（60MW，索维拉附近）。

据摩政府公布的数字显示，2010年风能占摩发电装机总量的4.4%，占年电力生产总量的2.5%。

近期风电发展规划(2011～2015年)

根据摩政府安排，摩近期将建的风电装机容量为720MW，分布在以下5个风电场（从北向南）：Sendouk I期（120 MW，丹吉尔附近）、Haouma（50 MW，丹吉尔附近）、Akhfenir（200 MW，阿加迪尔附近）、Tarfaya（300 MW，阿尤恩附近）和Laayoune（50 MW）。

远期风电发展规划（2015～2019年）

根据摩政府规划，在下面五个地点建装机总量为1000MW的风电场，（从北往南）分别是SendoukII期（150MW，丹吉尔附近）、Koudia Al Baida（300MW，丹吉尔附近）、塔扎Taza（150MW）、Tiskrad（300MW，阿尤恩地区）和Boujdour（100MW，阿尤恩地区）。

摩北部风能资源丰富，发展潜力很大。其平均风速为10米/秒，最高可达20米/秒。通常风机发电最小风速应保持在4米/秒。摩洛哥风能潜力约25000MW，其境内埃萨维拉、丹吉尔和德途安等地风速为9.5～11米/秒，达赫拉和塔扎地区风速为7.5～9.5米/秒。根据目前选定的地点，可以满足6000MW的风电装机量。

风能计划充分体现了穆罕默德六世国王统筹兼顾经济社会发展、环境保护和应对气候变化三者关系的强烈意愿，同时也是新的能源战略的重要内容，目的是实现能源多样化，通过提高可再生清洁能源比重，达到在促进经济增长的同时，加强环境保护和降低摩洛哥对进口能源依存度的目标。

电力主管部门

可再生能源电力行业篇4

国际能源署认为, 可再生能源的成本随着技术的成熟应用而降低, 未来电力行业对可再生能源的利用占大部分的增长。风能、太阳能、地热能、潮汐能和海浪能等非水电可再生能源在总发电量所占比例, 将从2006年的1%增长到2030年的4%。

尽管水电产量增加, 但其电力的份额下降两个百分点至14%。经合组织 (OECD) 国家可再生能源发电的增长量超过化石燃料和核发电量增长的总和。

核能是可再生能源吗篇5

解析：

核能是指原子核发生变化过程中释放出来的能量。在人类历史时期不可能循环再生，故核能是不可再生能源。

可再生能源电力行业篇6

据21世纪可再生能源政策网络 (REN21) 最新报告显示, 全球可再生能源持续高速增长。2008年全球可再生能源发电能力达到208GW, 比2007年增长16%。在美国和欧洲, 新增可再生能源发电能力第一次超过传统发电能力的新增量。全球风能理事会表示, 这主要是因为全球很多国家实施了促进可再生能源发展, 限制温室气体排放的政策。当前, 已有73个国家制定了可再生能源发展目标, 64个国家出台了鼓励可再生能源电力生产的政策措施。在应对经济危机中, 一些国家的经济刺激计划对可再生能源进行了投资。新兴经济体如中国和印度, 在全球可再生能源发展中发挥着越来越重要的作用。由于越来越多政治承诺的刺激, 虽然处于经济危机之中, 可再生能源依然是投资的天堂。2008年, 全球在可再生能源领域的投资超过1200亿美元, 比2007年增长16%, 其中500亿美元投向了风能。 (科技部门户网站)

中为了实现较高的电流, 必须使其中的硫与类似碳这样的导体紧密接触, 而此前并无十分有效的方式。

滑铁卢大学琳达·纳扎尔教授所带领的研究小组通过纳米技术实现了碳和硫的紧密结合。在实验中他们采用了一种被称为介孔碳的多孔碳材。在纳米水平上, 这种类型的碳在孔径和孔容量上十分一致。通过纳米技术, 该小组将其制成了一种空心碳管, 每根厚6.5纳米, 孔径3至4纳米。由于硫可被加热和融化, 当接触碳管后它们就被吸入并凝固收缩为硫纳米纤维。研究人员通过电子显微镜对灌注过硫的碳

可再生能源电力行业篇7

1 可再生能源发电技术特点

可再生能源发电技术主要包含风力发电、水力发电、太阳能发电、生物质能发电等。可再生能源发电技术相比于传统的发电技术, 具有清洁、无污染或污染小、运行成本低等优点。将会是未来电力系统的重要组成部分。可再生能源发电技术的优势与存在的缺陷见表1。

2电网负荷的变化

电网负荷通常随人类的作息时间呈现出有规律的变化。但可以分为以下三种:基本负荷、中间负荷和高峰负荷。

基本负荷占电网负荷的比重较大, 但需求量稳定, 承担这部分负荷的电厂燃料和运营成本相对较低。中间负荷需要电厂按照电网负荷的变化进行生产, 可以根据历史负荷的变化情况进行预测。高峰负荷则难以预测, 需要电厂在电网负荷达到峰值时进行生产, 所以需要电厂具备灵活的操作条件。

图1[1]为美国加利福尼亚州2009年某一天之内电网负荷的情况。

结合图表可以看出, 可再生能源发电技术普遍存在波动性、随机性、难以储存、易受外界环境变化的影响等缺陷, 这给电网负荷的调度造成了一定的困难, 制约了可再生能源的推广和使用。

3 智能电网技术

为了调和现有可再生能源发电技术与电网负荷之间的矛盾, 智能电网技术应运而生。美国电力科学研究院给出智能电网的定义为:一个由众多自动化的输电和配电系统构成的电力系统, 以协调、有效和可靠的方式实现所有的电网运作, 具有自愈功能;快速响应电力市场和企业业务需求;具有智能化的通信架构, 实现实时、安全和灵活的信息流, 为用户提供可靠、经济的电力服务。

因此, 智能电网技术可以根据各种可再生能源技术的特点对发电、输送、变压、分配、用电以及储存各个环节进行智能化的调度[2]。最大化地利用各种可再生能源。实现能源的最优化配置。

表2[1]列出了针对不同负荷下可替代现有发电技术的可再生能源发电技术。

在此背景下, 许多国家凭借其在技术和资金上的优势, 已经展开了相关方面的探索和研究:

美国于2003年发布的“Grid2030”计划预计将在2030年建成建成全自动、高效能、低投资、安全可靠、灵活的输配电系统;

欧盟在“欧盟能源战略2020”的框架下, 于可再生能源、智能电网等领域推出了相应的计划, 以实现其在2020年前能源消费节约20%的目标;

中国国家电网公司在2009年提出了“坚强智能电网”的概念, 并计划于2020年基本建成中国的坚强智能电网。

图2[3]为美国预期2050年西部建成智能电网以后的负荷情况。

从图中可以看出, 未来电力系统中可再生能源将占主要地位, 传统燃料将会逐步被取代直至淘汰。智能电网的调节也会使电能得到更充分的利用, 减少不必要的浪费。

4 结语

得益于可再生能源发电技术和智能电网技术的发展, 将会使未来的环境、生获得到极大的改善。两者相辅相成, 未来的电力系统将会变得更加环保、安全、高效。相关的探索和研究将成为今后业内长期而艰巨的任务。

参考文献

[1]Craig Turchi, Solar Power and the Electric Grid[J/OL], NREL Energy Analysis, 2010.

[2]刘振亚.智能电网知识读本[M].北京:中国电力出版社, 2010.

可再生能源电力行业篇8

可再生能源发电是指风力发电、太阳能发电、生物质能发电、地热能发电和海洋能发电。我国的风力发电始于20世纪50年代后期,2008年后进入大规模发展阶段;太阳能发电(以下简称光伏发电)始于1998年,2013年国家将全国分为三类太阳能资源区,制定了相应光伏电站标杆上网电价;生物质能发电起步较晚,2006年以后我国的生物质能发电行业才开始壮大。由于可再生能源发电成本较高,国家对可再生能源发电项目实行补贴政策。

二、国家可再生能源电价补贴(以下简称“电价补贴”)资金与银行可再生能源发电项目贷款安全性的关系

近几年来,银行在可再生能源发电行业贷款规模原来越大。比如某银行省分行,2014年可再生能源发电项目新增贷款占当年公司类年度新增贷款的19.2%,2015年则占36.4%,再生能源发电项目贷款余额占到全部贷款余额的9.3%。

(一)需要电价补贴的原因及情况分析

与西方国家相比,我国可再生能源发电行业设备制造技术水平低、价格高,造成可再生能源发电项目投资大、需要银行贷款量大、电力成本高。例如,一个5万千瓦的发电厂,风电需投资4亿元,银行贷款3亿元,经营期前三年平均成本0.60元/kwh;光伏发电需投资4.8亿元,银行贷款3.6亿元,经营期前三年平均成本0.71元/k w h。发电成本不仅远高于目前燃煤发电平均标杆上网电价(0.3614元/千瓦时),甚至高于同区域内居民生活用电价格。与燃煤发电相比,可再生能源发电在成本上没有竞争优势。从经济性上讲,没有必要发展可再生能源发电。

但是,能源安全问题和气候变化问题是当今世界经济发展面临两大难题,也是中国面临的重大问题。大力发展可再生能源,将是解决上述两大难题的必要措施,这也正是我国积极开发可再生能源的重要原因。

面对这种事关能源战略全局、必须发展且前景很好,成本较高但逐步降低的行业,国家实行财政补贴政策予以扶持,建立了“可再生能源发电上网定价及补偿机制”。其主要内容:一是制定可再生能源发电上网定价机制。陆上风电实行分资源区标杆上网电价,海上风电实行招标电价,太阳能光伏发电实行分区域标杆上网电价(其中分布式光伏发电实行全电量补贴政策),生物质能发电实行标杆上网电价和招标电价并存;二是可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分,通过向电力用户征收“可再生能源电价附加”(以下简称“电价附加”)加以解决;三是可再生能源发电上网补偿政策,包括税收政策和全额保障性收购政策等。其中税收政策主要有“增值税即征即退50%的税收优惠政策”,所得税“三免三减半”政策。

可再生能源发电项目的补贴资金来源是可再生能源发展基金,可再生能源发展基金的来源则是电价附加。

《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》规定“电价补贴”包括:可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分,以及可再生能源发电项目接网费用等。并规定可再生能源电价补贴计入电网企业销售电价,由电网企业收取,单独记账,专款专用。

根据《可再生能源电价附加补贴资金管理暂行办法》,补贴项目需要申请纳入补贴目录。纳入补贴目录需具备以下条件:1)按照国家有关规定已完成核准,且已经过国家能源局审核确认;2)符合国家可再生能源价格政策,上网电价已经价格主管部门审核批复;3)按属地原则向项目所在地省级财政、价格、能源主管部门提出补贴申请,省级财政、价格、能源主管部门初审后联合上报财政部、国家发展改革委、国家能源局。

可再生能源发电项目的收入来源分两部分:一是按照燃煤发电标杆上网电价(0.3614元/千瓦时)从电网企业取得的收入;二是国家财政提供的电价补贴。

(二)电价补贴对银行信贷决策带来的影响

银行经营的原则是安全性,流动性和和效益性。银行信贷管理的原则是安全性,即按照贷款合同规定的时间收回贷款本金和利息。

从银行信贷投向的选择方法来看,一看行业发展方向,二看国家政策是否支持,三看企业经营状况。从行业看,2015年风电、光伏和生物质能发电装机规模仅占全部并网装机的13%,与《中国风电发展路线图2050(2014版)》确定的2030年达到17%的目标相比还有不小的差距,因此可再生能源发电行业还有很大的发展空间;从政策看,可再生能源发电行业是国家能源结构调整、解决能源安全的重要途径,也是经济新常态下国家支持的重点发展领域,受到国家政策的大力支持。

补贴资金的变化对银行信贷决策的影响主要表现在两个方面:一是银行从补贴资金量的多少判断国家对可再生能源发电行业的支持力度,从而决定银行贷款策略;二是补贴资金到位的及时性决定了银行对该行业贷款的管理方式。

三、可再生能源电价补贴对银行贷款风险的影响

(一)目前可再生能源发电行业存在的问题

目前可再生能源发电行业除了存在弃风、弃光现象之外,存在的主要问题:一是这几年来可再生能源发电行业发展过快、建设项目过多;二是可再生能源发电投资大、发电成本高,需要国家财政提供的电价补贴资金量大;三是电价补贴由于部分资金不能及时到位,在某些省份已经造成了一些不良贷款,降低了银行支持可再生能源发电行业的积极性。

(二)可再生能源电价补贴资金量和补贴时间对银行贷款质量带来的影响

一是对银行贷款质量的影响。发电项目收入中25%~40%来自于电价补贴。如果电价补贴资金充足,补贴资金能及时到位,企业就能按时归还银行贷款本息;如果没有电价补贴或电价补贴资金长期有缺口,企业仅仅能支付人员工资和银行贷款利息,归还本金的可能很小,此时银行将会出现大量的不良贷款,这样银行将不会向可再生能源发电项目贷款,反过来又会影响国家调整能源结构的战略构想。

二是对银行贷款期限的影响。企业要想获得电价补贴,必须先进入《可再生能源电价附加资金补贴名录》,但是国家发布电价附加资金补贴名录的时间是不确定的,它视电价附加资金量而定。如果资金充足,资金补贴名录发布就很及时,否则就滞后,现在最新的资金补贴名录还是2014年8月2日发布的第五批,第六批尚在征集过程当中。目前从项目建成到拿到财政补贴要2年以上,对银行来说,企业建成后前两年无法还款,原定的贷款期限无法执行。

(三)电价附加收入资金预测

1. 电价附加征收范围。

根据财综(2011)15号《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》,电价附加在除西藏自治区以外的全国范围内,对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电后的销售电量征收,征收范围的销售电量包括:1)省级电网企业(含各级子公司)销售给电力用户的电量;2)省级电网企业扣除合理线损后的趸售电量;3)省级电网企业对境外销售电量;4)企业自备电厂自发自用电量;5)地方独立电网销售电量(不含省级电网企业销售给地方独立电网的电量);6)大用户与发电企业直接交易的电量。即:除农业用电和居民用电以外,其他用电都需征收可再生能源电价附加。

2. 电价附加征收标准。

发改价格[2015]3105号《国家发展改革委关于降低燃煤发电上网电价和一般工商业用电价格的通知》将可再生能源电价附加征收标准提高到0.019元/千瓦时。

3. 预测依据。

2015年我国全社会用电量55500亿kwh,征收电价附加的电量(即第二产业用电量+第三产业用电量)为47204亿k w h,同比下降0.2%。电力消费增速下降的主要原因是经济增长方式转变,这种变化是经济新常态的基本特征,本文预计这种趋势将会持续。因此,电量增长率按年下降0.2%计算。预计2016年~2020年,电价附加收入分别为895亿元,893亿元,892亿元,890亿元和888亿元。

(四)电价补贴资金支出预测

按照《可再生能源电价附加补贴资金管理暂行办法》,可再生能源补贴对象包括:可再生能源发电项目(主要包含风电、光伏发电、生物质能项目)、可再生能源发电接网工程和公共可再生能源独立电力系统。

1. 补贴标准。

第一,发电项目。2015年全国燃煤发电标杆上网电价平均为0.3614元/千瓦时,根据发改价格(2015)3044号《国家发展改革委关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》和国家能源局对2016年-2020年可再生能源发电上网价格的预测,以此计算出风电、光伏、生物质能发电补贴最新标准。

(1)风力发电:2016年~2020年,风电平均补贴标准分别为0.16元/kwh,0.16元/kwh,0.13元/kwh,0.10元/kwh和0.08元/k w h;

(2)光伏发电

A、光伏并网发电补贴标准:2016年~2020年补贴标准分别为0.55元/k w h,0.53元/k w h,0.51元/k w h,0.49元/k w h和0.47元/k w h;

B、分布式光伏发电补贴标准:0.42元/k w h;

(3)生物质能:平均补贴0.1元/k Wh;

第二,接网工程。补贴标准为50公里以内0.01元/kwh,50~100公里0.02元/k w h,100公里及以上0.03元/k w h,全国平均补贴资金约为0.01元/千瓦时。

第三,独立电力系统。补贴标准平均为4000元/kw年。

2.2016~2020年各年度可再生能源发电或建设规模预测。第一,风电:2015年末我国风电项目累计核准容量21600万千瓦,累计并网容量12900万千瓦,全国风电平均利用小时数1728小时。风电项目的建设周期大约为1年,因此,2016年底的累计并网容量将达到17250万千瓦,2017年将达到21600万千瓦,超过了《中国风电发展路线图2050(2014版)》所预测的基本情景(最低目标),极有可能在2020年达到积极情景的预测目标,即风电装机容量达到30000万千瓦。以此估算,2018~2020年风电年增长率11.57%。全国风电发电小时按1700小时计算。

第二,光伏。2015年末光伏发电累计装机4318万千瓦,其中光伏电站3712万千瓦,分布式光伏606万千瓦,全国平均利用小时数为1133小时。依据《能源发展战略行动计划(2014~2020)》,光伏装机在2020年将达到10000万千瓦(其中光伏电站8335万千瓦,分布式光伏1665万千瓦),预计2016~2020年光伏电站装机规模年均增长17.56%,分布式光伏年均增长22.40%。全国年均利用小时数按1130小时计算。

第三,生物质能。2015年末生物质能装机规模1300万千瓦,年均发电小时3000小时。根据《可再生能源中长期发展规划》,2020年生物质能装机达到3000万千瓦,2016~2020年年均增长18.21%。

第四,接网工程和电力系统。假设建设电接网工程的上网电量占可再生能源发电量合计(风电+光伏+生物质能)的50%,补贴价格0.01元/kwh;2015年独立电力系统装机0.53万千瓦,年均增长20%,补贴标准4000元/千瓦。

经计算,2016~2020年,电价补贴支出合计分别为848亿元,1024亿元,1032亿元,1028亿元和1061亿元;2015年~2020年,(电价附加收入-电价补贴支出)累计分别为-330亿元,-282亿元,-413亿元,-554亿元,-692亿元和-865亿元。

计算结果说明:可再生能源电价补贴资金存在缺口将是长期的,而且资金缺口是在逐年加大的,这对可再生能源发电项目和银行都有潜在的风险。对可再生能源发电项目来说,拿到补贴资金的时间将会推迟,至于要推迟多久还难以预料;对银行贷款来说,建成后2~3年出现不良的可能性急剧提高。

四、银行对可再生能源发电行业的信贷风险防范措施

(一)客户选择方面

选择母公司实力强或股东实力强的客户,要求母公司或股东有代偿能力。主要原因是补贴资金到位有可能滞后2~3年,这期间企业将无法按时归还银行贷款,需要母公司或股东代为偿还。

(二)贷款期限安排方面

如果母公司或股东拒绝代偿,就需要提前做好贷款期限的安排。在贷款项目评估阶段,不考虑项目经营期前2~3年应该偿还的贷款额,这实际是预先设计了2~3年的宽限期,在宽限期内,企业只付息不还本。此后有两个选择:一是在贷款合同中约定,收到前2~3年电价补贴后,一次归还前几年应偿还贷款,这样原贷款偿还期不变;二是从第3~4年开始,按照贷款评估的还款金额还款,实际是将项目的贷款期限延长了2~3年。

(三)担保方式方面

一是对于五大电力集团下属的可再生能源发电项目可采用信用担保方式或电力收费权质押方式;二是对其他集团成立的可再生能源发电项目,优先选择母公司或股东作为保证人,承担连带责任保证。三是在母公司或股东保证能力不足的情况下,可以选择政府成立的担保公司提供一部分补充担保;四是在以上方案都无法实施时,可以选择抵押担保方式。在抵押物选择上,优先选择商业用地,不足时再增加部分建筑物或其他资产。

参考文献

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[9]国能新能(2016)54号《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》.

可再生能源电力行业篇9

我国西北地区风光资源丰富,但就地消纳空间十分有限,高电压、大容量、长距离的电力传输是实现大规模可再生能源(Renewable Energy,RE)发电并网的必由之路。但是,RE发电出力在时间上具有明显波动性,在空间分布上具有不均衡性,为了保障RE并网条件下电力系统的稳定运行,必须采取相应的配套措施,包括安排系统备用容量、建设储能装置、实施相应的需求侧管理以及进行相应的输电网扩容等[1,2]。这些配套措施是为了提高电力系统灵活性而采取的措施[3],本文称之为“灵活性措施”,主要考虑输电网和储能设施的投资。

文献[4,5]综述了国内外各种储能技术的优缺点以及在电力系统中的不同应用,研究了可再生能源开发利用与发展、改造以及节能发电调度需求侧管理等方面问题。文献[6]给出了一个PERSEUS模型,这个模型与一个发电机组短期调度模型进行“软”连接,但没有考虑输电网结构因素。

为了弥补现有模型的不足,本文建立了一个高度组合的模型,其目标函数是电力系统总成本折现值最小,能够同时对发电容量、输电网容量以及储能容量给出一个多时段的最优化投资方案。

1 数学模型

1.1 假设条件

在一个含有可再生能源发电、常规火力发电和储能系统的混合电力系统中,考虑燃煤发电和燃气循环发电2类化石燃料发电技术,以及风电和光伏发电2类可再生能源发电技术。

化石燃料的消耗数量与燃料成本及碳排放成本有关,特定的燃料成本由外生给定,随着时间而增加,以反映化石燃料的稀缺性。可再生能源资源被分成几个等级以反映不同类型的地点特征,每一个等级的可再生能源资源都由其铭牌容量上限值以及容量因子来描述以反映资源的质量。所发电能或者被消耗,或者被存储,或者被输送到邻近区域消耗(通过输电线路)。

模型中包括的输电技术用跨区高压输电线路来表示。模型中除了考虑输电线路之外,其他的配电线路、变电站等都没有考虑。模型中考虑的储能措施由抽水蓄能电站实现。

在模型中将一个大区分成几个区域,每个区域通过特定的用电需求和特定的可再生能源发电潜力来表示这个区域的特征。模型中给出2个不同时间范围,一个是系统长期投资规划(包括输电网和发电容量投资)时间区间t,这里t定为5年。另一个是系统短期经济调度时段τ,即一系列的时段。不同区域不同时间段的用电需求和可再生能源发电容量因子是不同的。用电需求是外生的,价格假设是无弹性的。

1.2 目标函数

目标函数考虑总成本折现最小,这个总成本CΩ,i,a,τ,t是在所有区域Ω,所有节点i,所有发电技术a(包括火力发电G,可再生能源发电R,储能设施发电S,即{G,R,S}∈a),所有规划时间区间t,以及所有短期经济调度时段t上的各项成本之和。具体包括发电投资成本CG、储能投资成本CS和输电网投资成本CT、化石燃料发电厂的燃料成本CF、碳排放成本CE(与碳价格相对应)。目标函数如式(1)所示。

式中:ρ为折现率。

1.3 约束条件

(1)系统供需平衡

一个区域的用电需求可以由特定区域的发电来满足,也可以由相邻区域输送过来的电力来满足,还可以将事先储能释放出来以满足。对于每一个区域Ω、时间区间t、时段τ而言,发电出力q、用电负荷D、净输电潮流f(即所有注入关口输电潮流f1和输出关口输电潮流f2之和)以及储能装置的充电功率s1和放电功率s2,这些变量值必须保持平衡。考虑线损因素(线损因子为λ),输电线路上的潮流f随着输电线路长度l的增加而降低,假定潮流降低与线路长度呈线性关系。系统供需平衡约束如式(2)所示。发电容量、用电需求和储能容量的非负性约束条件由式(3)至式(6)表示,输电网潮流可以是正值或者负值,取决于潮流方向。

(2)容量约束

火电机组出力qΩ,G,t,T、输电功率f、储能装置的充电功率s1和放电功率s2要分别受约束于装机容量Q、输电容量K以及储能容量S。容量约束如式(7)至式(10)所示。可再生能源发电的装机容量与最大发电出力受式(11)约束。

(11)式中β为区域Ω内最佳可再生能源电厂所能够获得的最大容量因子;β'为随着厂址条件恶化使得可再生能源发电能力降低的平均容量因子。

(3)储能平衡约束

任意时段τ存储的电能EΩ,i,T与其上一时段(T-1)存储的电能EΩ,t,τ-1之间的关系如式(12)所示。

式中:η为储能装置循环效率。

2 算例分析

采用一个3区域电力系统进行分析,其中2个发电资源区域,其用电需求低且风电与光伏发电资源丰富;1个用电负荷区域,其用电需求高而潜在的可再生能源发电资源少。

2.1 参数假设

模型中应用因素学习曲线将一个特定投资成本作为累计装机容量的函数[7]。通过学习所得到的成本降低值由一个同定的“上限”成本来表示。发电和输电技术所涉及到的技术经济参数在表1[8,9]和表2中给出表3给出了用电需求和RE资源的区域分布情况。虽然用电需求和RE资源在3个区域的分布是不均匀的,但是这3个区域中都不同程度地存在着RE资源和用电需求。则存在2种选择:1)在可再生能源资源富裕的区域发电并且通过输电网送电;2)在本区域发电(不论可再生能源资源富裕与否),自发自用,不通过输电网跨区域送电(以减少对输电网的投资)。在模型中,假定区域之间对于最大储能容量没有约束。假设所有相邻区域之间的距离是相等的,每一个联络线的长度是500 km;并且初始的RE容量、初始输电容量以及初始储能容量都是0;在所有区域中初始的燃煤和燃气发电容量都足够大,能够满足各个区域内的初始用电需求。

2.2 小节将分析一种参考情景,可以有投资储能设施和输电线路2种选择,且不受时间约束2.3小节将分析输电容量和储能容量受约束条件下,在每年每一个节点1GW的时候对整个系统所产生的影响,情景分为表4所示的各种组合情况。

注:t表示输电容量约束,s表示储能设施,tON和tOFF分别表示有输电容量约束和没有输电容量约束,tLIM表示有限输电容量投资比例;sON和sOFF分别表示有储能设施和没有储能设施。

2.2 参考情景分析

在输电容量以及储能容量投资不受约束的情况下,参考情景的发电容量组成以及投资成本折现值的时间序列如图1和图2所示。图1中,总发电容量与用电需求之间的差异来自于输电和储能方面的损失(来自RE发电出力中断情况图1中没有表示出来)。新的燃煤发电和新的燃气发电投资分别到2015年和2030年下降到0。燃煤发电在21世纪的前半段完全消失。燃煤发电是被逐步替代的,首先是由燃气发电来替代,之后由风电和光伏发电来替代。到2080年电力行业实现完全去碳。风电和光伏发电大规模进入电力系统的顺序应该是:风电在前,而光伏发电在后,理由是风电初始投资成本较低。与发电容量(风电与光伏发电容量)投资相比较,输电网容量和储能容量的投资相对较低。

2.3 受约束情景分析

在输电扩容投资受到约束的情况下,对不同情景下光伏发电的实际平均容量因子的比较分析见图3。由图3可以看出,发电区域与用电区域之间的输电潮流将明显降低,相当大比例的RE容量将从RE资源区域转向用电负荷区域。对于所有情景而言,由于各个RE资源是基于其质量等级由高到低顺序开发利用,RE的实际容量因子都随时间推移而降低。在输电网扩容有约束的情景下,后期RE发电总容量因子明显降低,这是由于新增发电容量的厂址选择是“次优”的。如果储能容量可用的话,那么RE容量因子会提高,因为储能装置可以将RE发电的实际并网功率在不同时段进行转移,以减少RE发电出力被电网调度机构中断的数量。

分析不同情景下总容量中的RE份额,结果如图4所示。投资时间的安排不仅会影响RE容量的厂址选择,也会影响RE资源快速进入市场,RE份额和其市场渗透率取决于输电网和储能装置的可用性

基于整个时间区间内的累计值,图5给出了各个情景之间的成本折现值的差值(图中黑点表示总成本)。如果输电容量和储能容量受到约束,那么化石燃料发电所产生的碳排放比较高,会产生较高的碳排放成本,提高系统总成本。从图5可见,在这些情景下,如果输电容量可用,那么储能容量的实际投资将增加,输电容量和储能设施投资二者不能够作为替代措施,但是可以作为补充措施。

上述模拟结果表明,为了促进大规模RE资源并网发电运行,需要长距离的输电线路以及储能装置的投资。如果输电和储能设施的投资不能实现,将会导致RE发电的选址次优,降低实际容量因子,总体RE发电出力降低,化石燃料发电所产生的碳排放提高,结果导致整个电力系统的成本提高。

3 结语

本文给出了一个能够整合发电、输电和储能的长期投资决策与RE发电出力短期波动性影响的协调扩容规划模型。应用该模型能够很好地分析、评估和确定系统碳减排实施方案。该模型也可以模拟、分析主要发电技术(包括CCS技术、核电技术、生物质发电技术、海上风电技术、CSP技术)、HVDC输电技术以及各种类题型的储能技术;也可以对诸如我国和印度这种具有特大型电网并且用电负荷增长很快同时RE资源呈现多元化的电力系统进行模拟分析。

摘要：为了分析大规模可再生能源并网发电对电力系统带来的挑战,提出了一个含有发电、输电和储能设施在内的混合电力系统协调扩容规划模型。该模型将可再生能源发电、输电网以及储能的长期投资动态性与系统电力供求的短期波动性和空间分布特性整合起来。将这个模型应用于3区域电力系统中。分析结果表明,对于输电网和储能容量进行适量的、适时的扩容投资以及大规模可再生能源发电的并网运行是非常重要的。

关键词：可再生能源并网,协调扩容,情景分析

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