用时:30ms

电力行业报告-PDF版

您的当前位置:首页 > 行业分析 > 电力行业
  • 电网行业深度:柔直渗透率加速提升把握特高压新技术大机遇-240208(28页).pdf

    本公司具备证券投资咨询业务资格,请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 1 电网行业深度 柔直渗透率加速提升,把握特高压新技术大机遇 2024 年 02 月 08 日 新一代直流输电技术,提升电网输.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-02-19 28页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 公用事业行业电力专题系列报告(十二):方向重于弹性优选确定性标的-240206(15页).pdf

    请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2024.02.06 方向方向重于弹性,重于弹性,优选确定性标的优选确定性标的 电力专题系列报告(电力专题系列报告(十十二二)于鸿光于.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-02-07 15页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 电新行业出海深度系列(一):聚焦全球海风高速发展构筑“中国制造”出海机遇-240202(39页).pdf

    行业研究行业研究 行业深度行业深度 电力设备电力设备 证券研究报告证券研究报告 请务必仔细阅读正文后的所有说明和声明请务必仔细阅读正文后的所有说明和声明 Table_Reportdate 2024年年.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-02-04 39页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 公用事业行业:火电盈利模式重塑重视优质火电资产-240130(32页).pdf

    请务必阅读正文之后的免责声明及其项下所有内容证券研究报告证券研究报告|2022024 4年年0 01 1月月3030日日火电盈利模式重塑,重视优质火电资产火电盈利模式重塑,重视优质火电资产公用事业公用.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-31 32页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 热电联产行业专题报告:我国持续推进热电联产等清洁供暖对燃煤锅炉及散煤的替代-240131(15页).pdf

    本报告的风险等级为中风险。本报告的信息均来自已公开信息,关于信息的准确性与完整性,建议投资者谨慎判断,据此入市,风险自担。请务必阅读末页声明。公用事业公用事业 超配(维持)我国持续推进热电联产等清洁.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-31 15页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 清华大学:2023农村光储直柔新型电力系统研究报告(中英文版)(27页).pdf

    1 中国光储直柔建筑发展战略路径研究(二期)Research on the Strategic Path of PEDF Buildings in China(Phase II)子课题 3:农村“光储直柔”新型电力系统研究 Task 3:Research on the PEDF Power System in Rural Areas 清华大学清华大学 2023 年年 12 月月 15 Tsinghua University Dec 15,2023 致谢致谢 本研究由清华大学统筹撰写,由能源基金会提供资金支持。ACKNOWLEDGEMENT This report is a product of Tsinghua University and is funded by Energy Foundation China.免责声明免责声明 -若无特别声明,报告中陈述的观点仅代表作者个人意见,不代表能源基金会的观点。能源基金会不保证本报告中信息及数据的准确性,不对任何人使用本报告引起的后果承担责任。-凡提及某些公司、产品及服务时,并不意味着它们已为能源基金会所认可或推荐,或优于未提及的其他类似公司、产品及服务。Disclaimer-Unless otherwise specified,the views expressed in this report are those of the authors and do not necessarily represent the views of Energy Foundation China.Energy Foundation China does not guarantee the accuracy of the information and data included in this report and will not be responsible for any liabilities resulting from or related to using this report by any third party.-The mention of specific companies,products and services does not imply that they are endorsed or recommended by Energy Foundation China in preference to others of a similar nature that are not mentioned.1 执行摘要执行摘要 1.农村能源系统的困境与机遇农村能源系统的困境与机遇-我国农村建筑能耗巨大。我国农村建筑能耗巨大。我国农村地区用能约占全社会建筑能耗的四分之一,农村建筑用能包括 2.2 吨标准煤商品能的使用以及 0.9 亿吨的生物质直接燃烧。同时,农村是我国散煤使用率最高的地区,散煤的使用量约 1.1 亿吨标准煤。农村建筑运行碳排放约 4.2 亿吨,约占全国建筑碳排放的 20%。-我国农村用能造成了高昂的环境代价。我国农村用能造成了高昂的环境代价。由于我国大部分农村主要采用燃烧化石能源的方式满足自身的用能需求,尤其是北方农村采暖。化石能源的燃烧不仅释放大量二氧化碳,还会造成严重的空气污染。化石能源的燃烧产物如 PM2.5、氮氧化物、一氧化碳等会严重危害室内人员的健康。根据世界卫生组织报告,2019年中国有 103万人死于空气污染,其中 62%发生在农村。-农村农村“煤改电,煤改气煤改电,煤改气”方案的效果并不理想。方案的效果并不理想。从 2017 年开始,我国开始实施“煤改电,煤改气”工程,但是由于缺乏合理的顶层设计,天然气和市政电力的价格过于昂贵,大部分地区的农户在补贴结束后又用回了散煤。因此,不能把在农村地区实现“碳中和”的任务简单地理解为一个能源替代工程,而是一个需要详细可靠的规划来引导的复杂方案,方案包括科学的技术创新、实际的工程应用、完备的政策引导。这需要在技术、政策、商业模式上进行全面的改革和创新。-农村能源革命与国家战略息息相关。农村能源革命与国家战略息息相关。习近平主席在 2020 年的联合国大会发言中宣布中国“二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值,努力争取2060 年前实现碳中和”。国务院文件强调:脱贫攻坚目标达成后,我国“三农”工作重点向全面推进乡村振兴战略转移,农村能源转型是促进农村产业发展和农村生态治理的主要手段,更是实现乡村振兴战略的重要基础。建立农村新型能源系统是实现“碳中和”的必经之路!也是促进农村生态治理、乡村振兴的重要基石。-农村具有发展光伏系统的空间优势。农村具有发展光伏系统的空间优势。实现碳中和战略的主要任务之一是实现从以化石能源为基础的碳基电力系统转为以可再生能源为基础的零碳电力系统。因此,实现农村用能脱碳就要全面推动农户用能电气化,并利用可再生能源代替火电。而农村在发展可再生能源有得天独厚的空间优势。根据卫星图像识别的结果,我国农村屋顶面积丰富(130 亿),可安装 19亿 kW光伏,光伏年发电量可达 2.5万亿 kWh,是未来农村实现全面电气化后所需用电量的 3-4 倍。因此,在农村发展以分布式光伏为核心的新型电力系统可以充分利用农村巨大的光伏潜力,从而使得农村从一个传统的能源消费者转变为一个能源的生产者。2.中国农村要建立以屋顶光伏为基础的新型电力系统中国农村要建立以屋顶光伏为基础的新型电力系统-传统的直接逆变上网的方式不能帮助农村实现能源转型。传统的直接逆变上网的方式不能帮助农村实现能源转型。目前农村的光伏系统的运行模式是:开发商租赁农户的屋顶安装光伏板,光伏发电直接逆变上网,而农户依然需要从电网取电满足自身的用电需求。这样的光伏系统存在三个问题:1,不公平:变压器的容量有限,每个村仅少数“捷足先登”的农户能享受上网容量。这种方式浪费了巨大的农村屋顶光伏潜力;2,不充分:这种系统的发电和用电是两个体系,开发商获得了卖电的收益,但是农民无法真正受益。而且,农民没有享受到光伏电力,这种光伏系统并不能改变农村原有的能源结构;3,不平衡:光伏发电具有随机性和波动性,直接入网容易产生垃圾电,无法利用农村储能资源,浪费大量调峰电源资源。因此,现有的光伏系统无法引领农村用能的脱碳化,农村需要一种新的可以让农民享受光伏电力、为农民带来真正实惠的电力系统。-农村光储直柔新型电力系统推动农村能源结构的变革。农村光储直柔新型电力系统推动农村能源结构的变革。为了克服传统的农村光伏系统所带来的不公平、不充分、不平衡的问题,光储直柔新型电力系统应运而生,它的基本原则是优先自发自用,余电有序上网。该系统的运行方式是:光伏电力优先满足农户的用电需求以及储电设备的充电需求,然后多余的电力响应电网的调度有序地送入电网。与传统的农村光伏系统相比,这样的系统有三个优势:1,变压器的扩容压力小,因为相当一部分比例的光伏电力被就地消纳了,就可以允许有更多的农户参与到这个系统中;2,充分利用农村的储能优势,使得光伏电力不再是垃圾电,不会增加电网的调度压力;3,农户直接使用光伏电力,不仅获得经济上的实惠,而且带动农村全面电气化以及农村用能脱碳化。图 I 光储直柔系统与传统光伏电力系统的对比 3.农村新型电力系统设计方案农村新型电力系统设计方案-农村新型电力系统的挑战是解决光伏电力与农户负荷的不匹配。农村新型电力系统的挑战是解决光伏电力与农户负荷的不匹配。光伏电力与农户用电之间存在严重的不匹配,这是农村新型电力系统面临的最大的挑战。在逐时的时间尺度上可以看出,由于光伏发电特征与农户用电特征不一致,导致光伏电力无法始终满足农户的用电需求。而解决这个问题的关键,是控制策略和储能技术。储能可以实现光伏电力的转移,使得农户在夜间和阴雨天通过储能设备的电力就可以满足自身用电需求。而控制策略决定系统的运行规律,可以使得系统能够按照预期方案平稳运行。-新型电力系统的拓扑方案需要因地制宜。新型电力系统的拓扑方案需要因地制宜。确定系统拓扑结构是农村新型电力系统设计的基础。目前农村“光储直柔”电力系统的拓扑结构大致分为三种。不同的拓扑结构会导致不同的发电效率、传输损失、设备容量、控制方法以及投资费用。三种方案各有利弊,因此在实际项目中需要因地制宜,综合考虑当地的电价、设备成本、上网政策、柔性目标等进行经济性对比,从而选择性价比最高的方案。-新型电力系统的设备容量选择要兼顾可靠性和经济性。新型电力系统的设备容量选择要兼顾可靠性和经济性。选定电力系统设计方案的拓扑结构后,需要确定系统的设备容量,即:光伏装机容量、储电容量以及各种变流器的容量。理论上讲,光伏容量越大,发电收益越大;储电容量越大,系统的调控能力越强,柔性潜力也越大。但是在实际工程中,受到成本的限制,系统的设备选择是一个优化问题,兼顾系统运行可靠性以及经济性。系统设计容量需要满足两个约束条件:(1)多云天气一天内的光伏发电量不小于农户的用电量;(2)户内电池满足农户夜间以及阴雨天的用电需求。-新型电力系统需要去中心化的自适应控制方法。新型电力系统需要去中心化的自适应控制方法。由于农村建筑的特征是“量大面散”,传统的集中控制的方式难以适应农村的场景。对于直流系统,电压是最简单也是最重要的运行参数,可以利用电压信号作为控制信号来改变设备的运行状况。具体来说,就是系统中的电力电子设备感应接触点的电压信号,根据电压的高低来改变自己的运行状态。这是一种去中心化无控制器的控制方法,设备根据所在位置的电压信号做出自适应的调节,维持系统的稳定运行。图 II 光伏电力与农户用能的逐时对比 图 III 常见的农宅光伏拓扑结构 图 IV 基于母线电压控制原理 4.农村光伏供暖方案要服务于房间的功能农村光伏供暖方案要服务于房间的功能-对于全天使用的房间需要采用低成本的储能方案。对于全天使用的房间需要采用低成本的储能方案。对于卧室这种全天使用的房间,热负荷稳定,任何时刻都需要供暖。然而光伏电力在夜间以及阴雨天难以满足房间的供暖需求。因此需要将晴天白天的发热量转02000400060008000100000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Power/WTime/hPV power on sunny daysPV power on cloudy daysRefrigeratorAir conditionerLightCell phone chargingElectric BicycleTVCookiingHot water kettleWashing machineShower 移到夜间以及阴雨天才能与房间热负荷相匹配,这样的热量转移过程可以通过储能的方式实现。但是储电的成本太高,农户难易承受。而传统的储热技术成本比较昂贵,占地空间大,难以在农宅中实施。因此,可以采用墙体进行储热的方式,红砖价格低廉,同时墙体占地面积小,基本不压缩农户的生活空间。供暖末端采用光伏直驱电热丝的方式,由于电热丝在运行的过程中不需要控制电压或者功率的稳定性,因此降低了控制设备的成本。经过测试,房间的冬季黑球平均温度为 16,满足农户的热舒适需求。-对于间歇使用的房间需要采用低成本的控制策略。对于间歇使用的房间需要采用低成本的控制策略。对于厨房、客厅这样间歇使用的房间,采用储热的方法反而会降低系统控制的灵活性,浪费储热资源。因此,采用光伏驱动热风机的方法对间歇使用的房间进行供暖,因为热风机系统的升温速度快,可以快速响应室内人员的变化,适合于间歇使用的房间。然而这样的系统需要克服光伏电力的波动性从而控制输出功率和电压的稳定,在新型电力系统中可以采用电压信号的控制方法。测试结果显示,在白天,热风机的电力几乎全部来自于光伏电力,而且系统在任何时刻保持输出功率满足热风机的用电需求。图 V 基于墙体储热的光伏供暖系统 5.电动农机将为农村新型电力系统提供储能资源电动农机将为农村新型电力系统提供储能资源-农机电气化是未来农业机械发展的必然趋势。农机电气化是未来农业机械发展的必然趋势。随着农村全面电气化的推进,农业机械电气化将会成为农村潜在的储电资源,为农村新型电力系统提供调蓄作用。19 世纪 80 年代,世界上开始出现了电动拖拉机,距今为止,电动拖拉机已经过了 130 多年的发展,其发展历程可以大致 分为电网供电阶段与蓄电池供电阶段。进入 21 世纪后,随着能源危机的逐渐加深以及新能源技术的飞速发展,电动拖拉机也迎来了高速发展时期,主要特点如下:集成先进的电力电子技术,进一步提高了电动拖拉机的轻便性和灵敏性;增程式电驱技术的出现提高了电动拖拉机对大功率农田作业的适应性,促进了大功率电动拖拉机的发展;电池技术的极大发展大幅提高了电动拖拉机的额定功率和续航时间。-中国农机电气化进程还在起步阶段。中国农机电气化进程还在起步阶段。我国电动拖拉机的研发起步较晚,直到 1960 年,哈尔滨松江拖拉机厂成功试制了我国首台电动拖拉机。之后进入发展的相对停滞阶段,到 2010 以后,中国的电动农机才迎来井喷式的发展。随着电动拖拉机动力电池、电驱动技术、整机及部件控制技术以及牵引性、动力性及经济性等拖拉机使用性能的改善,国内电动拖拉机的研发取得了很大进展,但电动拖拉机实际生产和应用范围非常有限,电动拖拉机在整机重量、续航时间以及额定功率等性能方面还有较大改善空间。-农机电气化提供丰富的储能资源。农机电气化提供丰富的储能资源。通过调研不同传统农机的工作时长和功率范围,结合目前常用的磷酸铁锂电池的参数,对常用农机电气化的电池容量进行预测。拖拉机械的储能潜力范围最大,为 11 589kWh,这是由于其作为动力装置的组合特性决定的。植保机械和耕种机械由于配套使用,整体的储能潜力相对较大,分别有 0.04 71 kWh 和 8 14 kWh 的储能潜力。运输机械的储能潜力为 6 165 kWh。储能容量相对小的几类农机分别为的打药机、喷雾机、移栽机、牧草机、微耕机以及田园管理机。它们的储能潜力在 10 kWh 以内,同时在农户家中较为常见,可基本满足户级新型电力系统的储能调度需求。-电动农机储能的方式能适应不同的农村场景。电动农机储能的方式能适应不同的农村场景。对于目前农机户用使用模式,生产侧电动设备如割草机、喷雾机、微耕机等,可提供至少 9 kWh 的储能潜力。交通侧电动设备如电动两轮车、电动三轮车和低速电动汽车等,该类设备可提供至少 9.5 kWh的储能潜力。因此,电动农机能为户级的农村新型能源系统提供至少 20 kWh 的储能潜力,可满足农户的储能调度的需求。在未来土地规模化经营的场景下电动农机的情况,大型电动农机的种类将大幅增加,户用电动农机设备与规模化经营一方的电动农机设备将通过电池柜及拼装电池等方式进行有序的充分互动。-农机电气化将对农村的减碳做出巨大的贡献。农机电气化将对农村的减碳做出巨大的贡献。通过构建一个自上而下的模型对不同规划情景下农业机械的电气化带来碳减排收益进行预测。模型预测在 2025 年农业机械总动力为 113687.7 万千瓦。仅在市场推动 下,我国电动农机的渗透率发展较为缓慢,2040 年为 26.04%,实现357.81 千吨 CO2的减排收益。在高速发展的情景下,在 2035 年,农业机械电动化带来 357.81千吨 CO2减排收益,将是市场推动场景下的 5.83倍。积极的政策引导来推广农机电气化可以带来十分可观的碳减排收益。-农机电气化的挑战是电池和电机技术。农机电气化的挑战是电池和电机技术。农机电气化最大的技术难点是电池,电动农机功率大,对运行时长有要求,因此电池要满足容量大、比能量大的特征。同时农机工作时产生强烈的震动,对电池的安全性和散热性能的要求也很高。由于工作环境特殊,对电动机性能要求比较高。首先就是要能适应恶劣工作环境,防尘防水可靠性强;其次要有较大的调速范围满足不同工况;然后要能承受突变载荷,具有一倍以上过载能力;最后实际使用中具备高转矩和较高瞬时输出功率。图 VI 国内拖拉机发展历程 图 VII农机碳排放收益预测模型 图 VIII农业机械碳排放图 图 IX 不同场景下农机电气化的减碳收益 6.与山东东营罗盖村达成示范村合作意向与山东东营罗盖村达成示范村合作意向-罗盖村具有三大优势。罗盖村具有三大优势。(1)罗盖村一定程度上代表中国未来的农村场景。面对农村老龄化和空心化的趋势,合村并居是未来农村的发展路径之一;(2)无需变压器扩容费用。罗盖村已经完成变压器扩容,村中两台变压器容量将近 1000kW,满足新型电力系统的需求;(3)当地政府与电网公司的配合度高,也已经和当地电网公司合作申请省科技项目。-示范村新型电力系统方案。示范村新型电力系统方案。每个农宅屋顶安装 10-15kW 光伏,光伏电力直接送入户内满足电器和 5kWh 储电的需求,多余的电力送入村级母线,满足集中储电和周边地源热泵机组和农业生产负荷的需求。最后,多余的电力响应电网的调度送入电网。其中,罗盖村采用电动拖拉机作为集中储能。20002005201020152020202520302035204003000600090001200015000农业机械碳排放(千吨)年份 传统场景拟合值 真实值 基准场景 S1 S2 S3 -示范村建设进度。示范村建设进度。目前已申请山东电力科技项目,用于解决项目建设的成本。同时,已经确定了光伏板的投资,示范户的屋顶光伏铺设工作已经完成。示范村的设计方案和施工图纸也已经基本完成。图 X 罗盖村卫星影像 图 XI 罗盖村新型电力系统拓扑 7.农村新型电力系统的商业模式农村新型电力系统的商业模式-“政府引导,企业投资,农户参与政府引导,企业投资,农户参与”的融资方式。的融资方式。新型电力系统共有四家参与方,分别是政府、国家电网、投资开发商、以及农户。其中,这几种角色可以相互重叠,一方承担多个角色。投资主体一般分为农户个人和企业两种,农户作为投资主体来说模式较为简单,项目建设的复杂度较小,需协调的相关方较少,回收期最短,但是农户普遍不具备投资能力。相较而言,企业作为投资开发商,运营过程中需要大量协调政府、金融机构的相关关系,投资能力强,但是回收期长。融资的金融机构主要负责建设资本提供和筹集,是整个分布式光伏项目的资金来源渠道,决定着商业模式中资金周转的有效性,其决定着商业模式是否能正常开展。政府主要负责制定并出台相关政策、行业发展规范,开展市场监管,批准和发放各类补贴,同时出台相关的法律对其他的市场主体行为进行约束,化解市场中出现的争端和冲突,为分布式光伏发展营造良好市场氛围。-整合政策,集中发力。整合政策,集中发力。现阶段由于市场机制还不完善,导致新型电力系统的经济性还不具备投资吸引力,这就需要结合政策上的优惠来吸引投资者参与。目前国家对于农村的政策,主要分为四类:1,扶贫政策。如光伏扶贫、旅游扶贫、家政扶贫等;2,基础设施补贴。如农网升级改造,危房改造;3,专项活动补贴。如清洁取暖、家电下乡、新能源建设以及农机具购买等;4,生活福利及其他。如农电电费补贴等。因此,农村新型电力系统涉及到多方面的政策补贴,如果多种补贴可以综合发放,则每个示范户至少可以获得 2 万元的政策优惠,进一步改善农村新型电力系统的经济性。图 XII 新型电力系统参与角色分析 8.农村新型电力系统的政策建议农村新型电力系统的政策建议-动态电价是提高参与方积极性的重要动力。动态电价是提高参与方积极性的重要动力。目前限制农村新型电力系统很大的因素是电价,因为电力系统的收益来自于卖电,因此提升电价将会明显提高电力系统的经济性。但是,电价与民生直接相关,简单粗暴地提高电价会影响农户生活质量。因此,建议采用分时电价,提高非午间上网的电价,这有助于提高储能经济性,对于可以灵活响应电网调度的系统是一种正反馈奖励。同时,降低中午的上网电费和用电电费,引导农户加大高峰期的用电量,帮助促进光伏的就地消纳。同时,也可以在电交易中增加碳交易份额,从而增加可再生能源电力的经济性。-加大直流变换器、直流电器、电动农机与电动交通工具的补贴。加大直流变换器、直流电器、电动农机与电动交通工具的补贴。直流变换器是造成新型电力系统相比直接逆变系统投资成本更昂贵的主要原因。这就需要出台相关的政策进行对直流变换器以及直流电器进行补贴。通过对这些直流设备的补贴支持可以提高市场需求,从而促进直流设备的产业升级发展。同样,对于农村潜在的储能设备,如电动汽车、电动农机的补贴也对于提高农村新型电力系统的经济性有积极的作用。需加快各类电动农机具和交通工具电气化工作,调整对农业装备的补贴政策,将目前对农林生产机械化方面的各项支持政策转为支持“油改电”。把农林业装备电气化任务纳入到我国农林业装备发展规划中。采用标准化模块电池,农机和车辆采用换电模式,可以使蓄电池充分发挥作用。从而全面推动农村新能源系统的建设和农机电气化的推广。-加强对农村电力系统上网的监管。加强对农村电力系统上网的监管。以村为单位,将全部农户屋顶、院子周边、农业设施、林地荒地具备铺设光伏的资源统一规划,“建档立卡、一村一策”,将电动农机具、电动车、农户采暖以及家电升级等需求综合考虑,采用光储直柔方式,分期分批统一建设。同时,加大对于分布式光伏系统的审查力度,制定光伏并网规范,如严格规定储能比例、系统灵活性、响应速度、自消纳率等参数,通过强制的标准提高分布式光伏系统的质量。同时应该在农村引导推广“优先自发自用,余电有序上网”的系统,逐步淘汰之前的分布式光伏直接逆变上网方案。-建设农村新型电力系统的交易平台。建设农村新型电力系统的交易平台。加快分布式发电交易平台建设,使得投资安装光伏的农户可以“隔墙售电”。和城市地区建筑类型多样、用电计量计费复杂的情形不同,农户每家天然具备产销一体的属性,让农户实时感知简单的清洗电池板、系统别掉线,多余的电就能够卖钱,除了还贷款还能净赚一笔钱,可以使得光储直柔系统的后期运维成本最低。“隔墙售电”可彻底破解当前农村地区户用光伏系统中“农户袖手旁观、企业运维不起”的困境。Executive Summary 1.Dilemma and Opportunities of Rural Energy Systems-Rural areas in China exhibit significant energy consumption in building sector.Energy consumption in rural regions accounts for approximately one-fourth of the total building energy consumption in the entire society.The energy consumption in rural buildings includes the usage of 2.2 million metric tons of standard coal equivalent of commercial energy and the direct combustion of 90 million metric tons of biomass energy.Additionally,rural areas have the highest utilization rate of bulk coal in China,with an approximate consumption of 110 million metric tons of standard coal.The operational carbon emissions from rural buildings are estimated to be around 420 million metric tons,representing about 20%of the national building carbon emissions.-The energy consumption in rural areas of China has resulted in significant environmental costs.As a major energy source in rural regions,the combustion of fossil fuels,especially for heating purposes in northern rural areas,has led to the release of a large amount of carbon dioxide and severe air pollution.The combustion byproducts of fossil fuels,such as PM2.5,nitrogen oxides,and carbon monoxide,pose serious health risks to indoor occupants.According to a report by the World Health Organization,in 2019,approximately 1.03 million people in China died due to air pollution,with 62%of these deaths occurring in rural areas.-The effectiveness of the rural coal-to-electricity and coal-to-gas conversion programs has been less than satisfactory.Since 2017,China has implemented the coal-to-electricity and coal-to-gas projects in rural areas.However,due to a lack of comprehensive top-level design,the prices of natural gas and municipal electricity have become excessively high,leading to a situation where many households in most regions have reverted to using bulk coal after the subsidies ended.Therefore,achieving carbon neutrality in rural areas cannot be simply seen as an energy substitution project but rather as a complex endeavor that requires detailed and reliable planning.This includes scientific technological innovations,practical engineering applications,and comprehensive policy guidance.It necessitates comprehensive reforms and innovations in technology,policy,and business models.-The rural energy revolution is closely tied to national strategies.In his speech at the 2020 United Nations General Assembly,President Xi Jinping announced Chinas commitment to peak carbon dioxide emissions before 2030 and strive for carbon neutrality by 2060.A State Council document emphasizes that after achieving poverty alleviation goals,the focus of Chinas rural development shifts towards the comprehensive promotion of rural revitalization strategies.Rural energy transformation is a key means to promote rural industrial development and ecological governance,and it serves as an important foundation for realizing the rural revitalization strategy.Establishing a new type of energy system in rural areas is a crucial pathway to achieve carbon neutrality and serves as a cornerstone for promoting rural ecological governance and rural revitalization.-Rural areas possess spatial advantages for developing photovoltaic systems.One of the key tasks in achieving carbon neutrality is transitioning from a carbon-based electricity system reliant on fossil fuels to a zero-carbon electricity system based on renewable energy sources.Therefore,decarbonizing energy consumption in rural areas requires comprehensive promotion of electrification in households and the utilization of renewable energy to replace thermal power generation.Rural areas have unique spatial advantages in developing renewable energy sources.According to satellite image recognition results,rural areas in China have abundant roof space,with a potential for installing 1.9 billion kilowatts of photovoltaic capacity.The annual electricity generation from photovoltaic systems can reach 2.5 trillion kilowatt-hours,which is three to four times the projected electricity demand after achieving comprehensive electrification in rural areas.Therefore,the development of a new power system in rural areas,with distributed photovoltaics as a core component,can fully leverage the immense photovoltaic potential in rural areas,transforming them from traditional energy consumers to energy producers.2.Chinas rural areas are striving to establish a new type of power system based on rooftop PV-The traditional method of direct grid-tied photovoltaic(PV)systems cannot facilitate the energy transition in rural areas.Currently,the operational model of PV systems in rural areas is as follows:developers lease rooftops from households to install PV panels,and the PV-generated electricity is directly fed into the grid,while households still rely on the grid for their electricity needs.This type of PV system faces three main issues:Inequity:Due to limited transformer capacity,only a few early adopter households in each village can enjoy grid access.This approach wastes the vast PV potential of rural rooftops.Insufficiency:This system separates electricity generation and consumption into two separate systems.Developers gain profits from selling electricity,while farmers do not reap the benefits.Moreover,farmers do not directly benefit from PV electricity,and this type of PV system does not effectively change the existing energy structure in rural areas.Imbalance:PV generation is subject to randomness and fluctuation,and direct grid integration can lead to the generation of surplus electricity that cannot be effectively utilized.It also fails to leverage rural energy storage resources,resulting in the wastage of a significant amount of peak-shaving power resources.Therefore,the existing PV systems are incapable of leading the decarbonization of energy consumption in rural areas.Rural areas require a new power system that allows farmers to enjoy PV electricity and brings tangible benefits to them.-The rural“Photovoltaic-Energy storage-DC-Flexible load”power system promotes the transformation of the rural energy structure.To overcome the issues of inequity,insufficiency,and imbalance brought by traditional rural PV systems,the“Photovoltaic-Energy storage-DC-Flexible load”power system has emerged.Its fundamental principle is prioritizing self-consumption and orderly grid export of excess electricity.The operation of this system is as follows:PV electricity first satisfies the electricity demand of rural households and charges the energy storage devices.Any surplus electricity is then dispatched in an orderly manner to the grid.Compared to traditional rural PV systems,this type of system offers three advantages:Reduced pressure for transformer capacity expansion:Since a significant proportion of PV electricity is consumed locally,the pressure for transformer capacity expansion is alleviated,allowing more households to participate in the system.Full utilization of rural energy storage advantages:This system leverages rural energy storage capabilities,ensuring that PV electricity is not wasted and does not increase the grids dispatch pressure.Direct utilization of PV electricity by households:Households not only benefit economically from using PV electricity but also drive comprehensive rural electrification and decarbonization of energy consumption in rural areas.Figure I Comparison between“Photovoltaic-Energy storage-DC-Flexible load”power system and traditional photovoltaic power system 3.Design Scheme for Rural PEDF Power System-The challenge of the rural PEDF power system lies in addressing the mismatch between PV electricity and household loads.There is a significant mismatch between PV electricity and household electricity demand,which is the biggest challenge faced by the rural PEDF power system.When examined on an hourly time scale,it can be observed that the inconsistent characteristics of PV generation and household electricity demand result in PV electricity being unable to consistently meet the needs of households.The key to solving this problem lies in control strategies and energy storage technologies.Energy storage enables the transfer of PV electricity,allowing households to meet their electricity needs during nighttime and cloudy/rainy days through the stored energy.Control strategies determine the operational patterns of the system,ensuring smooth operation according to the intended plan.-The topology of the PEDF power system needs to be tailored to local conditions.Determining the systems topology is the foundation of designing a rural PEDF power system.Currently,the topology of rural“Photovoltaic-Energy storage-DC-Flexible load”power systems can be broadly categorized into three types.Different topology options result in varying levels of generation efficiency,transmission losses,equipment capacity,control methods,and investment costs.Each option has its advantages and disadvantages.Therefore,in practical projects,it is necessary to consider local factors such as electricity prices,equipment costs,grid connection policies,flexibility goals,etc.,and conduct an economic comparison to select the most cost-effective option.-The PEDF power system requires a decentralized adaptive control method.Due to the characteristics of rural buildings being large in quantity and dispersed in area,traditional centralized control methods are difficult to adapt to rural scenarios.In the case of a direct current(DC)system,voltage is the simplest and most important operational parameter.The voltage signal can be utilized as a control signal to modify the operating conditions of devices.Specifically,the voltage signal at the sensing contact of power electronic devices in the system can change their operating state based on the voltage level.This is a decentralized controller-less control method where devices make adaptive adjustments based on the voltage signal at their location to maintain stable system operation.Figure II Hourly comparison of photovoltaic power and energy used by farmers 02000400060008000100000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Power/WTime/hPV power on sunny daysPV power on cloudy daysRefrigeratorAir conditionerLightCell phone chargingElectric BicycleTVCookiingHot water kettleWashing machineShower Figure III Common farmhouse photovoltaic topology Figure IV Based on the principle of bus voltage control 4.Rural PV Heating Scheme to Serve Room Functions-A low-cost energy storage solution is needed for rooms that are in use throughout the day.For a bedroom,which is occupied all day,there is a stable heat load requiring heating at any given moment.However,photovoltaic(PV)power is unable to meet the heating demand of the room during nighttime and cloudy/rainy days.Therefore,it is necessary to transfer the heat generated during sunny days to match the rooms heat load during nighttime and inclement weather.This heat transfer process can be achieved through energy storage.However,the cost of electrical energy storage is prohibitively high and difficult for rural households to afford.Traditional thermal energy storage technologies are expensive and require large amounts of space,making them impractical for implementation in rural residences.In this regard,heat storage in walls can be employed as a solution.Red bricks,with their low cost,can serve as a medium for heat storage,while occupying minimal space in the walls,thereby not significantly reducing the living space for households.The heating endpoint can be achieved by using photovoltaic direct-driven electric heating wires.Since the operation of the heating wires does not require voltage or power stability control,it reduces the cost of control equipment.Through testing,it has been determined that the average black globe temperature in the room during winter reaches 16C,meeting the thermal comfort requirements of rural households.-A low-cost control strategy is required for rooms with intermittent use.For rooms such as the kitchen and living room,which are intermittently used,adopting a thermal storage method would reduce the flexibility of system control and waste thermal storage resources.Therefore,using a photovoltaic-driven heat pump is a suitable approach for heating intermittently used rooms.The rapid temperature rise of the heat pump system allows for quick response to changes in the number of occupants,making it suitable for such rooms.However,such a system needs to overcome the fluctuations in photovoltaic power in order to control the stability of output power and voltage.In the PEDF power system,a control method utilizing voltage signals can be employed.Test results have shown that during the daytime,almost all the power for the heat pump comes from photovoltaic power,and the system maintains output power to meet the electrical demand of the heat pump at all times.Figure V Photovoltaic heating system based on wall heat storage 5.Electric Agricultural Machinery to Provide Energy Storage Resources for Rural PEDF Power Systems-The electrification of agricultural machinery is an inevitable trend for the future development of agricultural mechanization.With the comprehensive electrification of rural areas,the electrification of agricultural machinery will become a potential energy storage resource,providing regulation and storage capabilities for the new rural power system.In the 1980s,electric tractors began to appear worldwide.Over the past 130 years,electric tractors have gone through two major phases:grid-powered and battery-powered.In the 21st century,with the deepening energy crisis and the rapid development of new energy technologies,electric tractors have entered a period of rapid growth,characterized by the following aspects:Integration of advanced power electronics technology,further improving the lightweight and responsiveness of electric tractors.The emergence of extended-range electric drive technology has enhanced the adaptability of electric tractors for high-power field operations,promoting the development of high-power electric tractors.Significant advancements in battery technology have greatly increased the rated power and endurance of electric tractors.-The process of electrifying agricultural machinery in China is still in its early stages.The development of electric tractors in China started relatively late,and it wasnt until 1960 that the Harbin Songjiang Tractor Factory successfully produced the first electric tractor in the country.Afterward,there was a relatively stagnant period of development.It was only after 2010 that electric agricultural machinery in China experienced a rapid growth phase.With improvements in power batteries,electric drive technology,overall machine,and component control technology,as well as traction,power,and economic performance of tractors,significant progress has been made in the research and development of electric tractors in China.However,the actual production and application of electric tractors are still very limited,and there is still considerable room for improvement in areas such as overall weight,endurance time,and rated power of electric tractors.-Agricultural machinery electrification provides abundant energy storage resources.By investigating the working duration and power range of different traditional agricultural machines and considering the parameters of commonly used lithium iron phosphate batteries,the battery capacity of commonly electrified agricultural machines can be predicted.Tractors have the largest energy storage potential,ranging from 11 to 589 kWh,which is determined by their combined characteristics as power devices.Crop protection machinery and cultivation machinery,due to their complementary use,have relatively large overall energy storage potentials,ranging from 0.04 to 71 kWh and 8 to 14 kWh,respectively.The energy storage potential of transportation machinery is between 6 and 165 kWh.Several types of agricultural machinery,such as sprayers,sprayers,transplanters,forage machines,micro tillers,and garden management machines,have relatively small energy storage capacities,within 10 kWh.However,they are commonly found in rural households and can essentially meet the energy storage scheduling needs of household-level PEDF power systems.-The energy storage methods of electric agricultural machinery can adapt to different rural scenarios.For the current usage patterns of agricultural machinery at the household level,production-side electric equipment such as lawnmowers,sprayers,and micro tillers can provide at least 9 kWh of energy storage potential.Transportation-side electric equipment such as electric bicycles,electric tricycles,and low-speed electric vehicles can provide at least 9.5 kWh of energy storage potential.Therefore,electric agricultural machinery can provide at least 20 kWh of energy storage potential for household-level rural new energy systems,meeting the energy storage scheduling needs of farmers.In the scenario of future large-scale land management,the variety of large-scale electric agricultural machinery will significantly increase.Household-level electric agricultural machinery equipment and the equipment used in large-scale operations will interact orderly and extensively through battery cabinets and assembled batteries.-The electrification of agricultural machinery will make a significant contribution to carbon reduction in rural areas.By constructing a top-down model,the carbon emission reduction benefits brought by the electrification of agricultural machinery under different planning scenarios can be predicted.The model predicts that by 2025,the total power of agricultural machinery will be 1,136,877.7 MW.Only with market-driven promotion,the penetration rate of electric agricultural machinery in China develops relatively slowly,reaching 26.04%by 2040,resulting in a reduction of 357.81 kilotons of CO2 emissions.In the high-speed development scenario,by 2035,the electrification of agricultural machinery will bring a reduction of 357.81 kilotons of CO2 emissions,which is 5.83 times higher than the market-driven scenario.Active policy guidance to promote the electrification of agricultural machinery can yield substantial carbon emission reduction benefits.-The challenges of agricultural machinery electrification lie in battery and motor technology.The biggest technical challenge in agricultural machinery electrification is the battery.Electric agricultural machinery requires high power and has specific demands for operating duration,thus the battery needs to have a large capacity and high energy density.Additionally,agricultural machinery generates strong vibrations during operation,which imposes high requirements on battery safety and heat dissipation performance.Due to the unique working environment,there are also high demands on the performance of electric motors.Firstly,they need to withstand harsh working conditions and have strong dust and water resistance.Secondly,they should have a wide speed range to meet different operating conditions.Thirdly,they should be able to handle sudden load changes and have an overload capacity of more than double the rated load.Lastly,in practical use,they should possess high torque and high instantaneous output power.Figure VI Domestic tractor development history Figure VII Agricultural machinery carbon emission income forecast model Figure VIII Carbon emission map of agricultural machinery Figure IX Carbon reduction benefits of electrification of agricultural machinery under different scenarios 6.Intention to Collaborate with Luogai Village in Dongying,Shandong Province as a Demonstration Village-Luogai Village has three major advantages.(1)Luogai Village represents to a certain extent the future rural scene in China.Facing the trend of aging and hollowing out of the countryside,merging villages and living together is one of the development paths for the future of the countryside.(2)No need for transformer capacity expansion costs:Luogai Village has already completed transformer capacity expansion.The village has two transformers with a combined capacity of nearly 1000 kW,which meets the requirements of the new power system.(3)High cooperation between the local government and the power grid company:Luogai Village represents a future rural living model in China,and there is a high level of cooperation between the local government and the power grid company.-Demonstration Village PEDF Power System Scheme:Each rural household is equipped with 10-15 kW photovoltaic(PV)panels installed on the rooftops.The PV electricity is directly supplied to meet the households electrical needs and provides 5 kWh of energy storage.Excess electricity is fed into the village-level busbar to meet the demands of centralized energy storage,surrounding ground-source heat pump units,and agricultural production loads.Finally,any surplus electricity is dispatched to the grid in response to grid scheduling.In Luogai Village,an electric tractor is adopted as the centralized energy storage solution.-Progress of the demonstration village construction:Currently,an application has been submitted for the Shandong Electric Power Technology Project to address the construction costs of the project.Additionally,investments for the photovoltaic panels have been secured,and the installation of rooftop PV panels in the demonstration households has been 20002005201020152020202520302035204003691215AM carbon emissions/MtYear DS predicted value True value MDS LSS MSS HSS completed.The design scheme and construction drawings for the demonstration village have also been largely finalized.Figure X Satellite image of Luogai village Figure XI Topology of the PEDF power system in Luogai Village 7.Business Model for Rural New Power Systems-The government guidance,corporate investment,and farmer participation financing model.The new power system involves four participating parties:the government,the State Grid Corporation,investment developers,and farmers.These roles can overlap,with one party taking on multiple roles.The investment entities generally consist of individual farmers and businesses.For farmers,the investment model is relatively simple,with less complexity in project construction and fewer stakeholders to coordinate with.The payback period is shorter,but farmers generally lack investment capacity.On the other hand,businesses,as investment developers,require extensive coordination with the government and financial institutions during the operational phase.They possess stronger investment capability but have a longer payback period.Financial institutions involved in financing primarily provide and raise capital,serving as the funding source for the entire distributed photovoltaic project.They determine the effectiveness of capital turnover in the business model,which in turn affects the normal operation of the business model.The governments role primarily involves formulating and implementing relevant policies and industry development standards,conducting market supervision,and approving and distributing various subsidies.Additionally,the government enacts relevant laws to regulate the behavior of other market entities,resolves disputes and conflicts that arise in the market,and creates a favorable market environment for the development of distributed photovoltaics.-Integrating policies and focusing efforts.Currently,due to imperfect market mechanisms,the economic viability of the new power system lacks investment attractiveness.Therefore,it is necessary to combine policy incentives to attract investors.Currently,the national policies for rural areas can be classified into four categories:(1)poverty alleviation policies,such as photovoltaic poverty alleviation,tourism poverty alleviation,and domestic service poverty alleviation;(2)infrastructure subsidies,including rural grid upgrades and renovation of dilapidated houses;(3)special activity subsidies,such as clean heating,appliance distribution in rural areas,new energy development,and agricultural machinery purchases;(4)living welfare and other subsidies,such as electricity tariff subsidies for rural households.Therefore,the rural new power system involves various policy subsidies.If multiple subsidies can be combined and distributed comprehensively,each demonstration household can receive at least 20,000 RMB in policy incentives,further improving the economic viability of the rural new power system.Figure XII New power system participation role analysis 8.Policy Recommendations for Rural PEDF Power Systems-Dynamic electricity pricing is an important incentive to increase the motivation of participants.Currently,a significant constraint on the rural PEDF power system is the electricity price,as the systems revenue comes from selling electricity.Therefore,increasing the electricity price would significantly improve the economic viability of the power system.However,electricity prices are directly linked to peoples livelihoods,and a blunt increase in electricity prices could affect the quality of life for rural households.Therefore,it is recommended to implement time-of-use pricing,with higher prices during non-peak hours.This approach helps improve the economic viability of energy storage and serves as a positive feedback reward for systems that can flexibly respond to grid dispatch.Simultaneously,reducing the electricity fees during midday and peak consumption periods can encourage rural households to increase their electricity usage during those times,thus facilitating the local absorption of photovoltaic energy.Additionally,incorporating carbon trading into electricity transactions can enhance the economic viability of renewable energy electricity generation.-Increasing subsidies for DC converters,DC appliances,and electric agricultural machinery and vehicles is essential.DC converters are the main reason why the investment cost of the PEDF power system is higher compared to direct inversion systems.Therefore,relevant policies should be introduced to provide subsidies for DC converters and DC appliances.Subsidies for these DC devices can boost market demand and promote the upgrading and development of the DC equipment industry.Similarly,subsidies for potential energy storage devices in rural areas,such as electric vehicles and electric agricultural machinery,have a positive impact on improving the economic viability of the rural new power system.Efforts should be made to accelerate the electrification of various types of electric agricultural machinery and vehicles and adjust the subsidy policies for agricultural equipment to support the transition from fossil fuel-based machinery to electric alternatives.The electrification of agricultural and forestry equipment should be incorporated into Chinas development plans for agricultural and forestry equipment.The use of standardized modular batteries and adopting a battery-swapping model for agricultural machinery and vehicles can fully utilize the batterys capacity.This will comprehensively promote the construction of rural renewable energy systems and the widespread adoption of electric agricultural machinery.-Strengthening the regulation of rural power system grid connection is crucial.The planning of photovoltaic resources should be unified at the village level,considering all households rooftops,surrounding yards,agricultural facilities,and unused land.A comprehensive approach should be taken,considering the demand for electric agricultural machinery,electric vehicles,household heating,and appliance upgrades.The construction should be carried out in a phased and unified manner,adopting a flexible approach of integrating solar power generation,energy storage,and grid connection.Additionally,it is important to enhance the scrutiny of distributed photovoltaic systems and establish standards for grid integration.Parameters such as energy storage ratios,system flexibility,response speed,and self-consumption rates should be strictly regulated.By enforcing these standards,the quality of distributed photovoltaic systems can be improved.Furthermore,it is advisable to guide and promote the system of priority for self-consumption,orderly grid connection of excess electricity in rural areas.This approach gradually phases out the previous practice of direct inversion grid connection for distributed photovoltaic systems.-Establishing a trading platform for the rural PEDF power system is crucial.The development of a distributed generation trading platform should be accelerated,allowing households that invest in photovoltaics to engage in peer-to-peer electricity sales.Unlike the diverse building types and complex metering and billing systems in urban areas,rural households naturally possess the attribute of integrated production and consumption.By enabling rural households to have real-time awareness of simple tasks like cleaning solar panels and system connectivity,they can sell excess electricity and earn additional income,which can offset loan repayments and minimize the long-term operation and maintenance costs of“Photovoltaic-Energy storage-DC-Flexible load”systems.This peer-to-peer electricity trading can effectively address the current challenges of rural household photovoltaic systems,where households are passive and rely on external companies for operation and maintenance.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-29 27页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 清华大学:2023孤网系统光储直柔系统构建模式与示范研究报告(15页).pdf

    1 中国光储直柔建筑发展战略路径研究(二期)Research on the Strategic Path of PEDF Buildings in China(Phase II)子课题 4:孤网系统光储直柔系统构建模式与示范研究 Task 4:Construction Mode and Demonstration Research of PEDF for Isolated Network System 国创国创能源能源互联网互联网创新创新中心(中心(广东)广东)有限公司有限公司 2023 年年 12 月月 15 National Energy Internet Innovation Center(Guangdong)Co.,LTD Dec 15,2023 致谢致谢 本研究由国创能源互联网创新中心(广东)有限公司统筹撰写,由能源基金会提供资金支持。ACKNOWLEDGEMENT This report is a product of National Energy Internet Innovation Center(Guangdong)Co.,LTD and is funded by Energy Foundation China.免责声明免责声明 -若无特别声明,报告中陈述的观点仅代表作者个人意见,不代表能源基金会的观点。能源基金会不保证本报告中信息及数据的准确性,不对任何人使用本报告引起的后果承担责任。-凡提及某些公司、产品及服务时,并不意味着它们已为能源基金会所认可或推荐,或优于未提及的其他类似公司、产品及服务。Disclaimer-Unless otherwise specified,the views expressed in this report are those of the authors and do not necessarily represent the views of Energy Foundation China.Energy Foundation China does not guarantee the accuracy of the information and data included in this report and will not be responsible for any liabilities resulting from or related to using this report by any third party.-The mention of specific companies,products and services does not imply that they are endorsed or recommended by Energy Foundation China in preference to others of a similar nature that are not mentioned.执行摘要执行摘要 1.1.孤网系统的光储直柔应用场景分析孤网系统的光储直柔应用场景分析 -“一带一路”国家无电人口“一带一路”国家无电人口基数大。基数大。全球无电人口总数 7.33 亿,占全球总人口的 9.28%;其中“一带一路”国家无电人口累计 5.5 亿,占全球无电人口的75.03%。在无电人口数量排名前20的国家中,有18个是“一带一路”国家。主要分布在南亚、东南亚、撒哈拉以南的非洲等经济欠发达地区,如图 1、图 2。图 1(左)无电人口数量排名全球前 20 的国家 图 2(右)2020 年世界不同地区可使用电力的人口比例分布图 -适合建设光伏发电系统。适合建设光伏发电系统。“一带一路”国家集中分布在热带气候区,如图3,且太阳资源属于最丰富区,年太阳辐射总量在 18262300kWh/。其中非洲光伏技术可开发量 1374.8TW,年发电量 2670.2PWh;印度年日照时间为23003000h,太阳光的年辐射量大约为16002200kWh/,如图4,处于最丰富区。光伏投资回收期短,约 23 年。图图 3 3(左)(左)全球气候分布图全球气候分布图 图图 4 4(右)(右)全球太阳辐射量分布图全球太阳辐射量分布图 -多依靠化石能源解决用能需求,太阳资源利用率低。多依靠化石能源解决用能需求,太阳资源利用率低。非洲地区,天然气、煤炭、石油等能源占据非洲电力供给来源约 80%,占比重,对外依存度高,如图 5。太阳能、风能、地热和现代生物能源发电合计仅占 3.7%,如图 6。印度的能源需求主要由煤炭、石油和生物质能来供应,其占比印度总能源需求的 80%以上。图图 5 5(左)(左)2010201020192019 年非洲电力结构按能源划分年非洲电力结构按能源划分 图图 6 6(右)(右)印度主要能源需求总量印度主要能源需求总量 -用电电器主要以照明、小家电为主用电电器主要以照明、小家电为主。无电网接入农村地区的主要照明工具为煤油灯和太阳能手电筒。埃塞俄比亚地区,主要家电为冰箱、收音机和手机,且收音机、手机电池都是可利用太阳能充电;尼日利亚地区,冰箱、榨汁机、烹饪炊具、冷冻机的拥有率排名前四位,且太阳能风扇、太阳能灯在该地区也具有一定的使用率,如图 7 和图 8。印度地区,电视机在无电地区的采用率是四种家具中最高的,其次为冰箱、空调或空气冷却器以及洗衣机,如图 9。图图 7 7(左)(左)埃塞俄比亚模型设备所有权的表示以及各州农村电气化率埃塞俄比亚模型设备所有权的表示以及各州农村电气化率 图图 8 8(右)(右)20222022 年尼日利亚家用电器拥有率年尼日利亚家用电器拥有率 图图 9 9 印度拥有家电人口印度拥有家电人口 2.2.孤网系统的研究现状与发展孤网系统的研究现状与发展 -标准建设标准建设。标准建设方面,目前国外内建立了相关微电网的标准,其中涉及部分独立型微电网系统,如表 1、表 2 所示。IEC 在微电网领域已发布的国际标准 IEC TS 62898-1:2017 ED1、IEC TS 62898-2:2018 ED1 由中国牵头,同步国内转换为NB/T 10148-2019、NB/T 10149-2019。尽管微电网技术 前景广阔,由于相关行业标准和规范的缺失,严重滞绊了这一产业的快速健康发展。目前已开展的微电网领域标准化活动主要集中在并网型交流微电网的规划设计、运行、保护、能量管理以及内部负荷调度。用于解决偏远地区供电问题的独立型微电网在全球范围内呈现出快速增长势头,同时直流微电网的应用也在不断增多。因此,未来孤网光储直柔系统相关技术要求和系统及设备功能检测要求将是重点方向,诸如孤网光储直柔系统标准(可规定孤网光储直柔系统供电电能质量、电压调节、信息通信、黑启动等方面应满足的技术要求)、系统及设备功能检测标准(柔性响应系统、直流电器、能源路由器等指标及检测方法)、运行特性、经济性评价标准(提供已投入运行的微电网项目的功能、性能和经济性评价依据)。表表 1 1 国内微电网相关标准国内微电网相关标准 序号 标准号 标准名称 1 GB/T 41995-2022 并网型微电网运行特性评价技术规范 2 GB/T 38953-2020 微电网继电保护技术规定 3 GB/T 51341-2018 微电网工程设计标准 4 GB/T 36274-2018 微电网能量管理系统技术规范 5 GB/T 36270-2018 微电网监控系统技术规范 6 GB/T 34930-2017 微电网接入配电网运行控制规范 7 GB/Z 34161-2017 智能微电网保护设备技术导则 8 GB/T 34129-2017 微电网接入配电网测试规范 9 GB/T 51250-2017 微电网接入配电网系统调试与验收规范 10 GB/T 33589-2017 微电网接入电力系统技术规定 11 NB/T 10148-2019 微电网 第 1部分:微电网规划设计导则 12 NB/T 10149-2019 微电网 第 2部分:微电网运行导则 表表 2 2 国际微电网相关标准国际微电网相关标准 序号 标准号 标准名称 1 IEC TS 62898-1:2017 ED1 Microgrids-Part1:Guidelines for microgrid projects planning and specification 2 IEC TS 62898-2:2018 ED1 Microgrids-Part2:Guidelines for operation 3 IEC TS 62898-3-1 ED1 Microgrids-Technical Requirements-Protection and dynamic control 4 IEC TS 62898-3-2 ED1 Microgrids-Technical Requirements-Energy Management Systems 5 IEC TS 62898-3-3 ED1 Microgrids-Technical Requirements-Self-regulation of dispatchable loads 6 IEEE 2030.9:2019 Recommended Practice for the Planning and Design of the Microgrid 7 IEEE 1547.4:2011 Guide for design,operation,and integration of distributed resource island systems with electric power systems-工程建设工程建设。表 3 列举了国内外典型独立型微电网示范工程,国内外的独立型微电网应用主要先考虑应用于一些海岛、农村等偏远不适合或没有并入大电力系统条件的地区。到目前为止,独立型微电网项目主要集中于验证安全可持续运行、提供可接受的电能质量、并离网无缝切换以及即插即用运行方面的能力。在运独立型微电网大多能够不依赖公共电网而独立运行,光伏和风力发电是微电网中最常见的可再生能源发电形式。同时,为提高 独立型微电网的安全可靠供电能力,柴油发电机和燃料电池通常被用作微电网内部的可控发电设备。此外,由于可再生能源发电出力的间歇性和不可控性,独立型微电网通常利用储能设备来补偿可再生能源发电的波动性,如蓄电池、飞轮、储氢罐等储能设备。因此,未来孤网光储直柔系统相关应用在“源储网荷”中考虑引入“备用”电,形成“源储网荷备”系统、源-荷互动调节等将是重点方向。表表 3 3 国内外示范工程国内外示范工程 配置 Kythnos微电网 Hawaii微电网 蒙东微电网 Utsira微电网 光伏发电 12kW 10kW 110kW/风电/7.5kW 50kW 1200kW 储能电池 85kWh 85kWh 50kWh 35kWh 飞轮储能/5kWh 氢燃料电池/5kW/10kW 旋转发电设备 5kVA/-系统技术系统技术。孤网光储直柔系统只能孤岛运行,且不能从公用电网获得电能,所以其自身必须配置黑启动。为了平抑由分布式能源和负荷产生的波动,孤网光储直柔系统必须配置足够的储能装置。在运行时除了考虑经济性外,电压响应也是必须要考虑的因素。孤岛运行时的控制策略至少可以采用集中控制、分散控制、分层控制、自主控制中的一种或数种,并且必须保证网内至少有一个分布式能源采用 U/f 控制,其他电源采用 P/Q 控制模式运行,以维持系统电压。-优化配置优化配置。优化配置是孤网光储直柔系统研究的重点之一,目的是在对本地负荷需求和可再生能源资源情况进行充分分析预测的基础上,依据特定的系统优化运行目标和约束条件,确定系统结构及设备配置(包括分布式电源、储能设备类型、容量和位置),尽可能实现系统经济性、可靠性及环保性等量化指标的优化。因此,微网系统优化配置包含优化变量、目标函数和约束条件三大要素。孤网光储直柔系统优化配置流程图 10 如所示。图图 10 10 微网系统配置流程微网系统配置流程 -协调运行协调运行。孤网光储直柔系统的运行控制亦是研究的重点,其包含设备级控制和系统级控制两个层次。设备级控制的主要目标是维持直流母线电压稳定,实现系统功率平衡,保证孤网光储直柔系统稳定运行。系统级控制的主要目的是对系统进行集中管理和能量优化,提升整体运行效率和可靠性,实现最优运行。对设备级和系统级的分层控制体系如图 11 所示。该体系在不同时间尺度上分别实现设备级控制(对应第 1 层控制)和系统级控制(对应第 2 和第 3 层控制)策略,完成电气量控制、电能质量调节以及经济运行控制。图图 11 11 分层控制体系分层控制体系 3.3.孤网系统的光储直柔设计孤网系统的光储直柔设计 -设计设计思路。思路。通过研究边境小镇、游牧民蒙古包、海岛、旅居驿站、房车、临建等区域孤网系统的光储直柔应用场景的太阳能辐照量、环境温度和光 伏可安装面积,确定光伏系统的配置;通过具体研究应用场景下用户的用电需求、用电行为特性和持续阴雨天数情况,确定储能系统的优化配置设计。调研分析孤网光储直柔系统的造价成本和电网架空线路在不同地形的造价成本,通过对比分析两者造价成本与距离的关系,得到孤网光储直柔系统在不同地形、距离下建设的经济驱动力。-地形增加系数地形增加系数。根据用户的需求分析,孤网光储直柔系统可按保障型、经济型和舒适型三类需求考虑配置。而电网架空线路的敷设,在不同地形条件下,其投资成本是不一样的,研究均以平地为主,其他地形根据20kV 及以下配电网工程预算定额中的地形增加系统进行调整研究。地形增加系统如表 4。表表 4 4 地形增加系数地形增加系数 地形类别 丘陵 一般山地、泥沼地带、沙漠 高山 调整系统 150%4.4.孤网光储直柔系统孤网光储直柔系统配置及建设成本分析配置及建设成本分析 -孤网光储直柔系统孤网光储直柔系统配置配置。光伏系统配置时,为使光伏系统能发出满足相应负载需求的功能和电量,应考虑天气差、太阳辐照较低的情况下也能保证系统的供电可靠性,同时也许考虑组件自身性能衰减导致的系统发电量降低的情况。考虑到实际应用情况,通过分析,对于不同保障类型的孤网光储直柔系统,光伏系统、储能系统配置如表 5。表表 5 5 不同保障类型孤网光储直柔系统配置不同保障类型孤网光储直柔系统配置 系统类型 负载需求 光伏系统配置 储能系统配置 保障型 120W,0.96kWh 300W,1.19kWh 1kWh 经济型 1.96kW,6.68kWh 2kW,7.9kWh 8kWh 舒适型 4.48kW,16.4kWh 4.5kW,17.8kWh 17kWh-孤网光储直柔系统孤网光储直柔系统配置配置分析。分析。孤网光储直柔系统成本主要由光伏系统成本、储能系统成本、安装辅材及安装费组成,根据现行的市场行情,光伏系统成本约为 3 元/W,储能系统成本约为 3 元/Wh,安装辅材及安装费约为 2 元/W。不同保障类型孤网光储直柔系统造价如表 6。表表 6 6 不同保障类型孤网光储直柔系统造价不同保障类型孤网光储直柔系统造价 系统类型 光伏系统(W)储能系统配置(Wh)光伏系统成本(元)储能系统成本(元)系统总成本(万元)保障型 300 1000 1500 3000 0.45 经济型 2000 8000 10000 30000 4 舒适型 4500 17000 22500 67500 9 5.5.电网延伸方式及成本分析电网延伸方式及成本分析 -电网延伸供电网延伸供方式方式。用电网延伸方式向无电地区供电,通常面临线路架设难度大、投资高、收益少等问题。在负荷较低的无电地区,配供电网络多采用网架结线简单、投资小、维护方便但供电可靠性较低的 10kV 辐射式结线,如图 12 所示。图图 12 12 无电地区配电网供电示意图无电地区配电网供电示意图 -电网延伸成本分析电网延伸成本分析。按照目前典型配电网线路和变压器价格,参考南方电网(广东)配网工程标准设计和典型造价-第二册 架空线路典型造价说明,平地供电线路投资 为 10kV 线路 59 万元/公里(计算时取均值 7 万元/公里),配变(10kVA)及周边设施 4 万元,低压线(2.5mm2)1 万元/公里。6.6.孤网光储直柔系统孤网光储直柔系统建设经济性分析建设经济性分析 -保障型保障型孤网光储直柔系统孤网光储直柔系统。对于保障型孤网光储直柔系统,当电网延伸距离超过 10km 时,在平地、丘陵、山地、高山上建设孤网光储直柔系统,均具有经济性;-经济经济型型孤网光储直柔系统孤网光储直柔系统。对于经济型孤网光储直柔系统,地形不同、村落户数不一样时,电网延伸具有经济性的最短距离见图 13,超过电网延伸最短距离时,建设孤网光储直柔系统更具经济性。图图 13 13 经济型电网延伸具有经济性的最短距离经济型电网延伸具有经济性的最短距离 -舒适型孤网光储直柔系统舒适型孤网光储直柔系统。对于舒适型孤网光储直柔系统,地形不同、村落户数不一样时,电网延伸具有经济性的最短距离见图 14,超过电网延伸最短距离时,建设孤网光储直柔系统更具经济性。1010101218101010162510101022351010112540051015202530354045小于10户10252045457070距电网距离(km)村落户数高山山地丘陵平地 图图 14 14 舒适型电网延伸具有经济性的最短距离舒适型电网延伸具有经济性的最短距离 7.7.光伏未来屋直流社区孤网光储直柔系统实证基地光伏未来屋直流社区孤网光储直柔系统实证基地 -项目概况项目概况。光伏未来屋直流社区位于广东省珠海市香洲区格力电器股份有限公司内,在原有代基础上加装,共计 4 个集装箱,建筑面积 180m,为纯直流办公场景。项目结合光伏、储能等多能源综合配置,发、储、网、用电高效利用,形成能源自给自足的直流供用电生态系统,搭建完成后效果如图 15。图图 1515 光伏未来屋直流社区项目光伏未来屋直流社区项目 1010122641101016365610102250780102030405060708090小于10户10252045457070距电网距离(km)村落户数高山山地丘陵 图图 1616 光伏未来屋直流社区系统架构光伏未来屋直流社区系统架构 -项目技术方案。项目技术方案。如图 16 所示系统屋顶配备光伏组件 2.85kWp,配备户用储能系统 24kW/36.6kWh,搭载直流空调、电脑、空气净化器等直流电器设备为主的用电负荷 17.625kW。代采用两个等级电压供电,分别为 400VDC、48VDC,实现高低压分类分区。代以智慧能源管理系统(IEMS)平台为支撑,实现精细化能源应用,可实现对灯光、空调的实时控制,也可实时监控各区域、各类设备的运行状态电流、电压、运行功率等数据,可实现远程运行控制和故障预警等功能。该系统还可以显示“光储直柔”系统各建筑单元的碳排放量、光伏发电及上网电量、储能累计充放量、电网供电、建筑用电负荷等实时数据和历史数据。图图 17 17 珠海光伏未来屋直流社区典型日实证数据珠海光伏未来屋直流社区典型日实证数据 -工程实证意义。工程实证意义。为了验证孤网光储直柔系统在办公场景的可行性及可靠性。建设了光伏未来屋直流社区,如图 17 所示,验证了在日常办公场景下,系统通过光伏发电、储能充放电保证室内负载正常运行,在储能电量放至20%时自动关闭大功率负载(空调)设备,系统自持力可达 5 天及以上,并对整体办公无影响。由此可知,光储直柔系统可覆盖社区办公场景,实现孤网运行。8.8.纳木纳木措措圣象天门光伏驿站孤网光储直柔系统实证基地圣象天门光伏驿站孤网光储直柔系统实证基地 -项目概况项目概况。纳木措光伏驿站位于新疆纳木措圣象天门景区,建筑高度 2.9m,建筑面积 14.9m。是国创在高寒高海拔地区打造的一个集使用与参观一体-600-400-200020040060080014:52:5815:07:0315:21:0915:35:1415:49:1916:03:2416:17:2916:31:3416:45:3916:59:4417:13:4917:27:5417:41:5917:56:0418:10:0918:24:1418:38:1918:52:2419:06:2919:20:3419:34:3919:48:4420:02:4920:16:5520:31:0020:45:0520:59:1021:13:1521:27:2021:41:2521:55:3022:09:3522:23:4022:37:4522:51:5023:05:5523:20:0023:34:0523:48:10W时间3.13日数据曲线-400-300-200-100010020030040050060070015:10:4815:10:5315:10:5815:11:0315:11:0815:11:1315:11:1815:11:2315:11:2815:11:3315:11:3815:11:4315:11:4815:11:5315:11:5815:12:0315:12:0815:12:1315:12:1815:12:2315:12:2815:12:3315:12:3815:12:4315:12:4815:12:5315:12:5815:13:0315:13:0815:13:1315:13:18W时间光伏 储能 ;77 负载;?负载 的孤网光储直柔系统驿站场景示范基地,具有科技示范意义和推广价值,搭建完成后效果如图 18。图图 18 18 纳木措光伏驿站纳木措光伏驿站 图图 19 19 光伏驿站系统架构光伏驿站系统架构 -项目技术方案。项目技术方案。光伏驿站系统架构如图 19,驿站不连接市电,纯孤网运行,屋顶配备光伏组件2.46kWp,配备户用储能系统3kW/6.6kWh,具备多路直流输出回路,满足 2.55kW 直流空调、直流照明、直流电脑供电要求。光伏DC/DC 变换器具备 MPPT 自动运行控制和限功率运行功能。图图 20 20 纳木措光伏驿站雨季发电、用电、充放电情况纳木措光伏驿站雨季发电、用电、充放电情况 -工程实证意义。工程实证意义。为了验证孤网光储直柔系统高寒高海拔场景下售卖驿站的可行性及可靠性。建设了纳木措光伏驿站示范项目,如图 20。在高寒高海拔场景下,高远边无地区,连续阴雨天气等异常情况会极大影响发电量,孤网系统的设计应进行实际场景提前勘察,考量场景特性,做好配置设计。目前项目正可靠运行,圣象天门的售票人员驻扎于此,解决了其工作空间的舒适性及能源供给问题。9.9.珠海荷包岛离网珠海荷包岛离网 5G5G 基站示范项目基站示范项目 -项目概况项目概况。珠海联通基站荷包岛试点地处黄茅海太平洋的交界,位于珠海市的西南端,该站为国创联合联通公司打造的光储直柔离网微波站一体化机柜的基站,是国创在海岛场景下打造的一个孤网光储直柔系统基站示范点,如图 21。图图 21 21 珠海荷包岛离网珠海荷包岛离网 5G5G 基站示范项目基站示范项目 图图 22 5G22 5G 基站系统架构基站系统架构 -项目技术方案。项目技术方案。5G 基站系统架构如图 22,系统以储能系统为核心,配备光伏组件 3.6kWp,配备户用储能系统 3kW/6.6kWh,为基站内部微波及传输设备直流设备供电,支撑基站离网运行。图图 23 23 珠海荷包岛离网珠海荷包岛离网 5G5G 基站示范项目典型月光储用数据基站示范项目典型月光储用数据 -工程实证意义。工程实证意义。为了验证孤网光储直柔系统海岛场景下 5G 基站的可行性及可靠性。国创与联通联合建设了珠海荷包岛离网 5G 基站示范项目,由图 23可知典型日,珠海荷包岛离网 5G 基站光储直柔系统在孤网模式下根据负载,光储持续出力,5G 通讯设备稳定运行。验证了孤网光储直柔系统可在此场景下可保障系统可靠运行,而在连续阴雨天及各种极端天气下,备电系统(柴油发电机等)的发挥可保障系统稳定运行。在无电或市电拉电困难区域,采用光储一体化供能,柴发备电的光储直柔系统,有望解决孤网系统的基站部署问题。10.10.尼日利亚离网型别墅示范项目尼日利亚离网型别墅示范项目 -项目概况项目概况。项目位于尼日利亚拉各斯,为一栋高端精装纯澳式轻钢结构别墅,如图 24,原有系统使用的是本地市政网以及柴油发电机双电源供电,存在供电不稳、经常停电,噪音大、污染环境,低效率、不稳定等问题:针对尼日利亚拉各斯的应用环境,该项目使用国创光储直柔系统,采用光伏、储能、市电、柴发的多能源互补架构,搭建一个24h不断电的孤网系统。图图 24 24 尼日利亚离网型别墅示范项目尼日利亚离网型别墅示范项目 图图 25 25 尼日利亚离网型别墅示范项目系统拓扑图尼日利亚离网型别墅示范项目系统拓扑图 -项目技术方案。项目技术方案。尼日利亚离网型别墅示范项目系统拓扑图如图 25,系统以光储空系统为核心,配备光伏组件 18.16kWp,配备户用储能系统12.5kW/34.5kWh,为别墅内部交直流设备直流设备供电,支撑别墅离网运行。图图 26 26 尼日利亚离网型别墅典型日系统运行情况尼日利亚离网型别墅典型日系统运行情况-工程实证意义。工程实证意义。建设了尼日利亚离网型别墅示范项目,验证了孤网光储直柔系统家居别墅场景下的可行性及可靠性。在别墅住宅场景下,用电设备种类多,用电形式多样化,其中空调是最主要的用电负荷,炊具等负荷表现出一定的集中性。本项目实现在白天光照充足时,光伏发电可以完全支持孤网光储直柔系统正常运行,并给储能充电。并实现了在住户外出情形下,冰箱等关键负荷的不间断运行,满足储藏食物所需。11.11.孤网光储直柔设计导则孤网光储直柔设计导则 -孤网光储直柔设计导则孤网光储直柔设计导则。完成了孤网光储直柔设计导则企业标准的下发,导则规定了孤网光储直柔系统的术语和定义,提供了设计总则、系统建设的目标要求与应用、资源禀赋分析与发电预测、负荷行为特性分析、系统设计等的指导,适用于新建、改建和扩建项目的孤网光储直柔系统的设计。

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-28 15页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 中国人民大学:2023中国煤电低碳转型发展路径研究报告(46页).pdf

    中国煤电低碳转型发展路径研究中国煤电低碳转型发展路径研究 Low carbon transition pathway of coal power in China 中国人民大学中国人民大学 20202323 年年 7 7 月月 Renmin University of Renmin University of CChinahina July,2023July,2023 关于作者关于作者 王 克 中国人民大学环境学院副教授 刘俊伶 哈尔滨工业大学(深圳)助理教授 王艳华 中国人民大学博士 张宇宁 中国人民大学博士研究生 王甜甜 中国人民大学博士研究生 王佳邓 中国人民大学博士研究生 刘芳名 中国人民大学博士研究生 -免责声明免责声明 -若无特别声明,报告中陈述的观点仅代表作者个人意见,不代表能源基金会的观点。能源基金会不保证本报告中信息及数据的准确性,不对任何人使用本报告引起的后果承担责任。-凡提及某些公司、产品及服务时,并不意味着它们已为能源基金会所认可或推荐,或优于未提及的其他类似公司、产品及服务。Disclaimer -Unless otherwise specified,the views expressed in this report are those of the authors and do not necessarily represent the views of Energy Foundation China.Energy Foundation China does not guarantee the accuracy of the information and data included in this report and will not be responsible for any liabilities resulted from or related to using this report by any third party.-The mention of specific companies,products and services does not imply that they are endorsed or recommended by Energy Foundation China in preference to others of a similar nature that are not mentioned.摘 要 电力部门作为中国最大的碳排放来源以及终端部门电气化的重要支撑,需要从以煤电为主体转向高比例可再生能源、多种能源形式互补的新型电力系统。从排放占比和减排潜力来看,煤电行业低碳转型将成为碳中和愿景下的重点任务。当前,中国煤电为主的电力结构是客观事实,明确煤电在转型过程中不同阶段的定位,积极稳妥推进煤电转型升级是电力部门低碳化转型的关键举措,也是推进实现碳达峰碳中和的重要支撑。关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见明确提出,转型过程需注意防范和化解可能伴生的经济、金融等各类风险,实现安全降碳。现有大量电力转型研究尚未将转型风险因素纳入路径决策中,识别、量化和防范不同转型路径下可能伴生的转型风险将成为转型路径研究的热点问题之一,即形成统筹安全供应、成本最优、风险控制、绿色低碳等多重目标的电力转型路径。项目组综合开题及中期会专家意见,构建了低碳转型情景假设-转型风险评估-转型路径建议为逻辑链条的评估框架,情景假设将中长期转型路径关键因素与煤电风险量化评估方法挂钩,进而对中国煤电行业在碳中和目标下面临的资产搁浅与信用违约等风险开展量化评估工作,最后基于风险防范的角度对煤电转型路径进行了讨论。聚焦于中国煤电发展现状、行业特征及低碳转性要求,并结合现有研究对煤电低碳转型路径可行性的讨论,本研究利用机组级煤电数据明确了转型的时间表和路线图,进行了四种煤电转型路径情景假设,即提前退役、灵活性调整、CCS 改造三类单一技术措施情景及组合情景,进而从满足电力需求和碳减排约束两方面验证其合理性。同时,情景假设中将中长期转型路径关键因素与煤电风险量化评估挂钩,为测算中国煤电转型过程中可能面临的资产搁浅风险、贷款违约风险奠定基础。首先,从市场风险的含义出发,研究在原有搁浅资产定义基础上进行了补充,即搁浅资产风险包含煤电机组提前退役导致的预期回报损失,也包含灵活性调整等政策或市场因素导致的预期收益下降。研究发现,在没有电力价格补偿机制的前提下,提前退役、灵活性调整、CCS 改造三种单一转型措施路径影响下将使中国煤电搁浅资产累计达到 1.53 万亿、3.97 万亿和 3.92 万亿元,分类 施策的组合情景下搁浅资产规模达到 2.90 万亿元。现役煤电机组资产是搁浅资产风险的主要部分,全面停止在建和待建煤电机组将使搁浅资产规模大幅减少。在没有电力价格补偿机制的前提下,煤电企业现有资产价值的下降,还将进一步导致煤电企业偿债能力下降,并可能出现地区性信贷违约集中爆发的问题。测算发现,2021 年煤电贷款余额高达 1.38 万亿元,虽然仅占全社会信贷余额的 0.8%,但对宁夏、新疆、内蒙古等经济结构中煤电占比较高的省级行政单位,煤电剩余贷款额占地区金融机构贷款余额的比例高达 69%,成为地区信贷中不可忽视的部分。基准情景下,全国煤电信贷违约率预期值约为 14.82%,而提前退役和灵活性调整等情景下煤电信贷违约概率将提高至 17.09%和 36.67%,呆坏账余额有可能达到 2807和 5735亿元。从电厂层面来看,基准情景下全国有 199 家“易违约”煤电厂,占全国现役1137 家煤电厂的 17.5%。“易违约”煤电厂分布在多个省份,尤其在西北、东北地区省份和山东的比例更高。这表明煤电信用违约将成为中国的一个普遍问题。“易违约”煤电厂剩余信贷的总账面价值为 129.6 亿元。四种转型情景下,“易违约”煤电厂的数量将在全国范围内增至 405、424、361 和 323 家,也就是说,技术改造路径下将出现超过1/3的煤电厂可能面临信贷违约的可能性,且信贷余额账面价值提高至 169.6、504.3、622.5 和 312.0 亿元。虽然提前退役情景下此类煤电厂的违约数量有较大幅度提升,但是信贷余额账面价值并不及其他转型情景高。煤电作为我国当前电力的主体来源,短期内缺乏可行替代,如果转型不当不仅影响电力供应安全,还可能涉及到大量存量煤电资产贬值、银行信贷违约等转型风险。立足保障国家能源安全和经济发展为底线,为积极稳妥有序推动煤电行业低碳转型,我们提出以下五条建议:第一,明确煤电定位,处理好短期和中长期之间的关系,制定煤电积极稳妥转型目标与路线图;第二,全面统筹煤电区域性、技术性的差异,因地制宜,分类施策,科学合理规划煤电转型行动,共同推动煤电角色转变;第三,先立后破,加快构建多能互补的新型电力系统;第四,进一步发挥转型金融的资金支持和风险管理职能;第五,完善与煤电功能定位调整相匹配、符合新型电力系统特征的配套机制和市场模式,建立适宜煤电转型的政策市场环境。目 录 第一章第一章 中国煤中国煤电行业发展现状及趋势电行业发展现状及趋势.1 1.1 碳中和目标对中国煤电转型提出了更高要求碳中和目标对中国煤电转型提出了更高要求.1 1.2 煤电在电力系统的角色转变煤电在电力系统的角色转变.2 1.3 中国煤电低碳中国煤电低碳转型面临诸多风险挑战转型面临诸多风险挑战.4 第二章第二章 中国煤电行业转型路径中国煤电行业转型路径.8 2.1 煤电转型路径的技术可行性煤电转型路径的技术可行性.8 2.2 煤电低碳转型政策情景假设煤电低碳转型政策情景假设.13 2.3 煤电中长期转型路径的时间煤电中长期转型路径的时间表表与路线图与路线图.18 第三章第三章 不同转型路径下煤电转型风险评估不同转型路径下煤电转型风险评估.21 3.1 煤电低碳转型风险的评估方法煤电低碳转型风险的评估方法.21 3.2 煤电低碳转型的市场风险量化煤电低碳转型的市场风险量化搁浅资产搁浅资产.22 3.3 煤电转型可能引发的信贷违约风险煤电转型可能引发的信贷违约风险.27 3.4 电价政策对搁浅资产电价政策对搁浅资产规模的影响规模的影响.31 第四章第四章 实现煤电平稳转型的政策建议实现煤电平稳转型的政策建议.34 参考文献参考文献.38 1 第一章 中国煤电行业发展现状及趋势 1.1 碳中和目标对碳中和目标对中国煤电中国煤电转型提出了更高要求转型提出了更高要求 2020年9月22日,习总书记在第75届联合国大会一般性辩论上郑重承诺,中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值,努力争取 2060 年前实现碳中和。这是中国首次明确提出碳中和目标,也是中国经济低碳转型的长期政策信号。2021 年 4 月,习近平在出席领导人气候峰会等讲话中提出,中国将严控煤电项目,“十四五”期间严控煤炭消费增长,“十五五”时期逐步减少;10 月,中共中央、国务院印发关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见,对碳达峰、碳中和工作进行了系统谋划和总体部署,进一步在能源利用效率、非化石能源占比等方面提出了明确目标。2030 年,非化石能源消费比重达到 25%左右,至2060 年要达到 80%以上,能源利用效率达到国际先进水平,这意味着中国的能源体系以及依托能源体系的整个基础设施都要发生根本性的重构。二十大报告中也明确提出,要积极稳妥推进碳达峰碳中和,立足中国能源资源禀赋,坚持先立后破,深入推进能源革命,加强煤炭清洁高效利用。目前,中国是全球最大的碳排放和能源消费主体,二氧化碳增量也占全球的 70%以上(Li et al.,2022)。随着世界能源结构已经进入油气为主的发展阶段,中国受资源禀赋和基础设施惯性等因素限制,以煤为主的一次能源结构依然没有改变,煤炭消费量占全球总消费量的 50%左右。煤炭是中国推进工业化和城市化进程的关键能源,煤炭消费的碳排放占中国总碳排放量的 75%(Liu et al.,2021)。从排放现状来看,燃煤发电是能源领域最大的碳排放源,逐步减少燃煤发电的排放是实现巴黎协定1.5温控目标中最重要途径(Tong et al.,2019)。2021 年中国全部碳排放约为 121 亿吨,电力部门排放占比在 48%左右(IEA,2022a),主要为燃煤发电的碳排放(清华大学绿色金融研究中心,2022)。根据张强和同丹(2021)对能源基础设施的排放核算发现,中国煤电碳排放占总排放的比重达到 40%。从碳排放占比来看,煤电行业低碳转型将成从碳排放占比来看,煤电行业低碳转型将成为碳中和愿景下的为碳中和愿景下的重点任务。重点任务。碳中和愿景对中国各部门提出了非常严格的减排力度要求,尤其需要能源2 系统的颠覆性变革(Iyer et al.,2022)。研究表明,电力部门脱碳、电气化、能效提高、碳汇是实现碳中和的四大支柱(IEA,2021b;IEA,2021c),尤其是随着城镇化和工业化进程的不断推进,终端部门电气化率不断提升,煤电转型将成为碳中和目标实现的关键。魏一鸣等(2022)认为,为如期实现碳中和目标,煤电行业通过提升能源效率、推进电气化进程等可以实现近零排放。总的来说,煤电煤电具有较大的减排潜力,有望成为中国低碳转型的“先行军”。具有较大的减排潜力,有望成为中国低碳转型的“先行军”。在此背景下,国家发改委和能源局于 2022 年 3 月共同发布了“十四五”现代能源体系规划(发改能源2022 210 号),规划中明确了电力的长期转型路径,构建以新能源为主体的新型电力系统将成为电力转型和实现碳中和愿景的重要支撑。电源端由燃煤发电为主转变为太阳能、风能等新能源发电为主,同时深度融合低智能电网等,实现协同优化、有效互补,建立源网荷储一体化及多能互补平台,为中国煤电行业转型提供了转型方向。因此,中国电力部门需加速转型,降低燃煤发电的占比,实现向可再生能源主导的电力系统的跨越式转变,燃煤发电将面临功能定位的巨大调整。1.2 煤电在电煤电在电力系统的角色转变力系统的角色转变 煤电行业是中国电力结构的主体部分,发电量和装机量均居电力部门之首,短期内仍将保持主体电源的地位。2021 年,全国煤电装机达到 11.1 亿 kW,占电力总装机的 46.7%,发电量达到 5.04 亿 kWh,占比高达 60.8%,并承担了全国 70%的顶峰任务。尽管近年来煤电装机和发电量占比呈现出明显的下降趋势,但煤电仍然是目前中国电力系统中的绝对主体(中国电力企业联合会,2007-2021),如图 1-1所示。3 图 1-1 中国煤电发电量和装机量在电力部门中的占比 注:数据来自中国电力统计年鉴(2012-2020 年)及国家能源局公布的全国电力工业统计数据(2021年)中国还有大量的待建和在建煤电项目,根据中国煤电机组级数据库数据整理和 IEA 等统计数据交叉对比后发现,目前全国仍有 0.94 和 2.02 亿 kW 煤电项目处于在建和待建状态,尤其是特高压规划建设成为了“新基建”的重点项目之一,甘肃和陕西核准了一批特高压配套电源为主的煤电项目(陇东-江西,陇东-山东,陕北-湖北)。从煤电装机结构来看,全国存量机组中以 300-600MW 和600-1000MW两类机组为主,在建和待建机组以更高参数的大型机组为主,600-1000MW 和 1000MW 以上机组的占比远高于其他类型(图 1-2)。随着先进增量机组的建设投运和存量机组的提质增效,煤电发电效率还将进一步提升。4 图 1-2 中国存量和增量煤电的机组构成 注:数据来自项目组收集的煤电机组级数据,发电煤耗数据来自国家能源局统计http:/ 近年来,中国通过“上大压小”、“等量替换”、淘汰落后机组等措施,存量煤电机组的能源效率得到了有效改善,度电煤耗大约为 305 克标准煤/kWh,已经优于美国和德国、仅次于日本。同时大量新增煤电项目多为 1000MW 及以上的高参数煤电机组,在建和待建机组的度电煤耗更是低至 276 克标准煤/kWh,是世界上最高效的机组。因此,中国煤电机组服役年限低,意味着短期内的大规模淘汰的可行性较低,转型不当可能导致的风险也更高。在能源效率不断改善的同时,中国煤电机组平均运行小时数却在下降。2004 年发电小时数达到峰值近 6000 小时,在 2016 年达到 4186 小时最低水平,此后缓慢回升至 4300 小时,并逐渐稳定在该水平上下。波动性是由于产能过剩和可再生能源比例的增加导致,可再生能源的清洁能源替代作用日益突显,煤电正逐渐向灵活性发电资源的角色转变(IEA,2020)。1.3 中国煤电低碳转型面临诸多风险挑战中国煤电低碳转型面临诸多风险挑战 在化石能源资源禀赋和技术锁定等因素影响下,中国拥有世界上最大的以煤电为主的电力系统,中国煤电装机总量占全球煤电装机的 56.2%(图 1-3),远超过世界其他国家。燃煤发电是能源领域最大的碳排放源,逐步减少燃煤发电的排放是实现巴黎协定1.5温控目标的重要途径,也被纳入格拉斯哥气5 候公约(GEM,2022)。中国煤电低碳转型将成为全球规模最大的能源系统转型,中国煤电低碳转型将成为全球规模最大的能源系统转型,可能面临的诸多风险因素和问题。可能面临的诸多风险因素和问题。图 1-3 中国煤电装机规模的全球占比 注:图中数据基于 Global Energy Monitor 对全球存量煤电厂的统计数据计算得到,统计截止时间为 2022年 12月 中国具有世界上最年轻高效的煤电机组,服役年限不足 20 年的煤电机组有70%左右在中国(IEA,2021a)。相比而言,美国及欧盟等国家煤电机组的服役时间普遍在 40 年以上,近几年退役煤电机组的寿命约为 50 年。发达国家甚至有超期服役的煤电机组寿命可达到60年以上,仅有少量机组服役年限不足20年。而中国煤电机组的平均年龄仅为 12 年,是全球平均运行年龄的一半。中国不同规模煤电机组的年龄差异较大,200-300MW机组平均年龄达到22年,而技术更为先进的 1000MW 及以上机组服役时间仅为 7 年,短期淘汰难度大。综上,中中国煤电机组服役年限低,意味着短期内大规模淘汰的可行性较低,转型不当可国煤电机组服役年限低,意味着短期内大规模淘汰的可行性较低,转型不当可能导致的风险也更高。能导致的风险也更高。世界经济论坛 WEF(2023)发布的全球风险报告(2023)指出,未来十年全球面临的十大风险中半数与气候变化有关,低碳转型过程中的关联性风险已经成为当前社会经济面临的重要风险来源,如气候转型行动失败和适应气候行动失败等,并重点关注了向低碳经济转型中所面临的潜在金融和经济风险。关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见也明确提出,转型过程需处理好节能减污降碳过程中的各项关系,注意防范和化解可能伴生的经济、金融等各类风险,实现安全降碳。煤电低碳转型过程中可能伴生6 的风险将影响广泛的行业和部门,企业面临投资失败风险,并进而引发金融市场不稳定,甚至引起宏观经济危机。首先,大量服役年限短的煤电厂存在部分投资资本可能无法回收的风险。中国现有煤电装机容量大、煤电机组平均年龄小,煤电厂的技术寿命往往设计为 30 年,当前中国煤电厂的剩余运行寿命还有接近 20 年的时间。为满足电力需求增长和疫情后经济绿色复苏,中国规划核准了一批大型煤电项目(Qin et al.,2022),还有大量在建、待建煤电厂尚未投入使用。中国已承诺了2060年实现净零排放,并逐步减少燃煤发电占比,受市场预期、投资偏好、市场波动、政策规制等多种因素影响,部分煤电投资可能面临无法回收本金。据 IEA(2022b)测算,2021 年世界还有超过 6 万亿元人民币的燃煤发电厂投资尚未收回,其中仅中国就有2.8万亿,其中有部分投资可能由于转型不当而彻底无法收回,2030年中国煤电相关投资中未收回金额还有 1.2 万亿元,如图 1-4所示。在转型不当的情况下,煤电资产的市场价值发生贬值,甚至可能下降至负资产(Caldecott et al.,2013)。图 1-4 燃煤发电厂投资未收回的资金规模估计 注:数据来源为 IEA,图中数值为 2021年不变价,已根据 2021年美元兑人民币平均汇率进行折算 燃煤发电厂投资很大比例也来自银行等融资渠道,向低碳经济的无序转型可能导致资产突然贬值和搁浅风险(Stranded assets),可能影响银行等金融机7 构持有的资产贬值(Zhang et al.,2022),因此,国际社会开始呼吁金融机构在进行投资决策时应该把气候因素导致的相关风险纳入考虑范围。此外,由于企业盈利能力下降,银行的不良贷款率可能会上升,煤电资产价值下降也将影响到银行等金融机构的信贷发放意愿,收紧信贷额度,并传导至国家货币政策中。央行和监管机构绿色金融网络 NGFS(2019)和气候相关财务信息披露工作组TCFD(2017)明确指出气候变化已经成为金融风险的重要来源,中央银行、商业银行等应及时开展评估气候相关风险的工作(NGFS,2020)。煤电行业作为社会经济发展的基础行业,也是重要的经济部门,煤电可能面临投资收益变化、资产价值搁浅、信贷违约率升高等风险,甚至有可能导致广泛的社会经济损失和风险事件(孙倩和薛进军,2022)。为了有效地管理气候相为了有效地管理气候相关风险,必须识别和量化关风险,必须识别和量化不同转型路径下可能伴生的不同转型路径下可能伴生的转型风险转型风险,并,并评估低碳转评估低碳转型目标下可能导致的潜在风险,防范和化解型目标下可能导致的潜在风险,防范和化解相关风险相关风险对宏观经济稳定的影响十对宏观经济稳定的影响十分必要。分必要。8 第二章 中国煤电行业转型路径 2.1 煤电转型路径的技术可行性煤电转型路径的技术可行性 中国提出的 2060 年前“努力实现碳中和”的目标,对电力部门也提出了新的要求:逐步降低燃煤发电比例,制定分阶段的煤电转型具体路径和可再生能源扩张策略。在电力部门转型路径的分析与决策过程中,需要综合考虑电力需求增长、能源稳定安全供应、煤电经济性、可再生能源潜力及可开发量等。由于电力部门转型涉及的因素多、范围广,与多个因素紧密相关,诸多研究从不同角度模拟了电力部门的转型路径。具体地,经济性、安全性、环境影响等是最常被考虑的问题。为详细了解中国电力转型的现实状况、面临的主要问题等,围绕中国的电力转型,针对转型的关键时间节点、风光等可再生能源推广速率等重要问题,本研究整合了多个模型组的 61 种情景,并重点归纳了中国煤电转型的时间表、路线图(表 2-1)。表 2-1 中国电力部门转型路径总结 机构机构/作者作者 煤电主要结论煤电主要结论 Yang et al.(2022)近 10年内 CCS将成为煤电领域实现碳中和的重要技术手段 Zhang and Chen(2022)燃煤发电面临 10年的时间窗口,随后将退役、灵活改造或转换为生物质-煤混燃电厂甚至 BECCS电厂。国网能源研究院/孙宝东等(2022)2040年前煤电装机 13.5亿 kW左右,并保持 4000小时以上,2060年保留装机 89亿 kW,小时数降至 1000小时 王丽娟等(2022)强调煤电节能改造,提高能源效率,发电煤耗下降速率平均 1 g/(kWh年)魏一鸣等(2022)2040年后加快煤电机组退出,2060年保留 2.43.6亿 kW作为灵活性电源,并部署 CCS 中国宏观经济研究院(2022)2025年后加速煤电提前退役,2060年仅保留 0.961.60 亿 kW Cui et al.(2021)煤电发电小时数逐步下降,2050年减少到 1000小时以下 Zhang et al.(2021)2030年后需大规模部署 CCS,2040年煤电发电量占 39%,2050年传统煤电基本淘汰(仅占发电量的 3.6%)李政等(2021)2050煤电装机剩余不超过 6.23亿 kW,且 2030年后开始为煤电机组大规模部署 CCS 孟之绪等(2021)2025年前达峰,2050年左右中和,发电小时数逐步下降至3300左右 全球能源互联网发展合作组织(2021)2025年煤电装机达峰,2030年装机控制在 10.5亿 kW,并加速退出,2060年煤电全部退出 张运洲等(2021)2030年后煤电加装 CCS的成本将低于可再生能源发电成本,有助于 CCS的大规模推广 9 作为发展中大国,伴随着经济发展水平的不断提升和工业化的进一步深化、终端用电部门电气化率的不断提升、高技术及装备制造业和现代服务业的进一步发展等,中国的电力需求仍将持续攀升。大量电力转型研究对中国电力需求增长进行了估计(图 2-1),从当前到 2060 年,中国的电力需求整体呈现“先稳中国的电力需求整体呈现“先稳定增长,后维持平衡”的发展态势。定增长,后维持平衡”的发展态势。考虑未来社会经济行为发展不确定性对终端产品需求、能源技术进步等存在较大影响,电力需求预测值存在较大分歧,到2060年全国电力需求将达到12.1621.55万亿kWh(中位数16.36万亿kWh)。2025年、2030 年、2035 年中国全社会用电量分别为 8.210.1万亿(中位数 9.4)、9.212.4万亿(中位数11.2)、9.714.7万亿(中位数12.4)kWh。本研究在煤电转型情景假设中重点参考舒印彪等(2021)、孙宝东等(2022)对电力需求等的估计。图 2-1 现有电力转型路径研究的电力需求估计 不同模型组预测结果的差异,来源于所考虑外部条件、基础技术条件等的不同。但整体上,可再生能源规模扩大是实现电力低碳转型的关键,在满足增可再生能源规模扩大是实现电力低碳转型的关键,在满足增量电力需求后,还需要进一步替代煤电存量电力转型的需求量电力需求后,还需要进一步替代煤电存量电力转型的需求。“中华人民共和国6121824 kWh1861220402020203020252035204520502055206016.3618126 15.00 kWh11.20 IEA,2021 ,2022 ,/,2022 ,2021 ,2020 ,/,2021 ,/,2022 ,2021Yong Yang,et,al.,202210 国民经济和社会发展第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要”明确提出要构建现代能源体系。以新能源为重要支撑的现代能源体系的构建,与电力部门的转型呈现相辅相成的密切关系。着眼于政策需求,在电力部门转型过程中,一方面,要全方位发展风、光、水等可再生能源,另一方面,要综合考虑工业化进程下煤电需求的不断增长、不同能源的特点、煤电转型面临的现实问题和挑战等,制定全面、具体的转型路径。当前,中国处于可再生能源发展的黄金时期,过去五年来,风光装机的增长速率维持在 20%左右。截止 2022 年底,中国风光装机总量达到 7.58亿 kW,占全国电力装机总量的 29.57%。在中国可再生能源政策的支持下以及成本逐步降低的多重驱动下,可以预见未来一段时间内,以风电和太阳能发电为主的可再生能源将维持稳定的增长,成为煤电替代的主力军。到2060年,可再生能源装机总量将达到6294亿kW,可再生能源装机占比 8097%。整体上,可再生能源装机总量变化趋势基本呈“S 形”趋势,从当前年到 2045 年前后,太阳能发电累计装机和风电累计装机的增长速率仍将持续增加。2045 年以后,二者累计装机数量仍继续增加,但增长速率逐渐放缓。当前,风电在电力系统占比略高于太阳能发电,大型光伏发电适宜地区广,普适性更高,以及近年来国家对于屋顶光伏的大力扶持,太阳能发电量占比将迅速超越风能发电。2040 年以前,光电和风电发电量仍将以较快速率增长。2040 年后风光发电量的增速将逐渐放缓。到 2050 年,太阳能发电总量将达到4.0 万亿 kWh 左右,占总发电量的 36%;风电总量将达到 3.4 万亿 kWh 左右,占总发电量的 24%。11 图 2-2 可再生能源装机总量模拟 图 2-3 太阳能和风能发电量(数量及占比)模拟 12 伴随着应对气候变化的大背景及能源清洁化的政策需求,可再生能源尤其是风光发电规模不断扩大,煤电占比将逐步缩小。关于“存量煤电何时退出、如何退出”的研究越来越多,不同模型的模拟结果存在较大分歧。部分观点认为煤电退出是必然趋势,应尽早安排存量煤电退出(Wang et al.,2020;张小丽,2022),也有观点认为短期内应继续保持存量煤电的主体电源地位,并逐渐降低发电小时数向调节性电源转变,但对煤电的具体转型措施、全部退出的时间节点和可能性等存在一定分歧。最早的煤电退出时间为 2040 年,虽然各研究对煤电装机量的估计存在较大差距,但对煤电装机占比的模拟则呈现更为趋同的特点。煤电装机占比持续下降,2060 年煤电装机占比将削减到 2%左右,如图 2-4所示。究其原因,可再生能源作为清洁能源,在实现减碳的同时,也具有其间歇性、不确定性等内在缺点,仍然需要保留少量煤电承担调峰调频作用,确保国家电力供应安全。图 2-4 现有研究对中国煤电装机估计 从煤电发电量变化来看(图 2-5),2025 年前燃煤发电量仍有少量增加,这是由中国仍持续增长的电力需求和煤电装机的进一步扩充综合决定的。2030 年后,随着煤电装机的不断削减,煤电发电量占比将低于 50%,并进入持续下降时期。转型后期仍然保留部分煤电,主要承担调峰调频作用,解决由于可再生0369121503691215 /kW03691215 02040602055202520202030203520402050204520600204060 /%4 ,2022 ,/,2022 ,2022 ,2021 ,2021 ,2020IEA,2021IEA,2019 ,/,202113 能源不确定性产生的尖峰时段供电缺口。图 2-5 现有研究对中国煤电发电量的估计 同时,大量综合评估模型和电力系统规划模型在转型路径中都强调了负排放技术的重要性,从技术角度而言,CCUS 及 BECCS 等技术是实现煤电深度减排的关键技术,也是实现行业净零排放甚至负排放的必然选择(IEA,2016;IEA,2021c;Su et al.,2022;Wei et al.,2021)。中国拥有世界上最年轻的煤电机组存量,超临界、超超临界机组超过总装机的 55%。碳中和目标下,有必要保留部分煤电机组,配合 CCUS 技术要满足深度脱碳的要求。2.2 煤电低碳转型政策情景假设煤电低碳转型政策情景假设 综合来看,煤电仍是近中期电力系统灵活性和发电量的第一大支撑电源,需要正确认识“双碳”目标下煤电的兜底保供、系统调节等价值,发挥好其“压舱石”作用。煤电行业短期内需要实现较大幅度减排,率先达峰,长期来看需要实现深度减排,率先碳中和。可再生能源扩张是实现电力转型的关键,在满足增量电力需求后进一步替代煤电满足存量电力需求,以实现低碳排放要012345670123456701234567 /kWh 0156030452020 / 252030203520402045205020552060 ,/,2022 ,2021Shu Zhang,Wenying Chen,2022 yna Yiyun Cui,et,al.,2021 ,2020 ,2021Chao Zhang et,al.,2021Yong Yang,et,al.,2022IEA,202114 求。在碳达峰、碳中和目标背景下,电力行业既迎来转型发展的重大机遇,更面临艰巨挑战。近年来,针对中国大规模存量和增量煤电机组转型的讨论越来越多,社会各界对于“存量煤电何时退出、如何退出”的讨论越来越多。(1)煤电低碳转型的政策导向)煤电低碳转型的政策导向 从能源安全角度来看,中国当前以煤为主的基本国情决定了一段时间内煤电依然是保障电力供应安全和经济平稳运转的重要行业,习总书记在 2021 年中央经济工作会议中专门强调决不允许再次发生大面积“拉闸限电”。另一方面,从煤电行业特征来看,中国煤电所拥有的全球范围内最年轻最高效的机组,决定了短期内不可能实现大面积退出。关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见 2030年前碳达峰行动方案一系列文件中明确了燃煤发电转型任务,应有序推进煤电行业淘汰落后产能,推进煤电机组灵活性改造,提升电力系统调节能力,为煤电行业转型指明了方向。2021 年 11月,国家发展改革委、国家能源局联合印发关于开展全国煤电机组改造升级的通知(发改运行2021 1519 号),明确了淘汰关停低参数机组、煤电机组灵活性改造等举措,随即发布的全国煤电机组改造升级实施方案中明确了近期煤电三改联动的具体任务,即“十四五”期间煤电节能降碳改造、供热改造和灵活性改造的规模分别达到 3.5 亿千瓦、5000 万千瓦、2 亿千瓦。即短期内支持煤电进行改造,实现清洁高效利用,满足电力系统调节需要、电力热力供应需要,在新能源及相关配套储能技术进一步完善的情况下,逐渐实现煤电转型和平稳过渡。(2)煤电转型的技术可行)煤电转型的技术可行性性 现有大量研究关注了煤电转型路径的技术可行性,通过“自下而上”模型分析电力部门的排放趋势和技术选择,分析了提前退役、推广 CCS 技术等煤电低碳转型路径及其对中国减排目标的重要作用(Cui et al.,2021;He et al.,2016;Liu et al.,2019;Tong et al.,2018)。部分观点认为煤电退出是必然趋势,应尽早安排存量煤电退出(Wang et al.,2020),也有观点认为短期内应继续保持存量煤电的主体电源地位,并逐渐降低发电小时数向调节性电源转变。同时,大量综合评估模型在电力转型路径中都强调了负排放技术的重要性,从技术角度而言,CCUS 及 BECCS 等技术是实现煤电深度减排的关键技术,也是实现行业净零排15 放甚至负排放的必然选择(IEA,2016;IEA,2021c;Wei et al.,2021)。中国拥有世界上最年轻的煤电机组存量,超临界、超超临界机组超过总装机的 55%。碳中和目标下,有必要保留部分煤电机组,配合 CCUS 技术要满足深度脱碳的要求。综上所述,煤电低碳转型的技术选择主要有提前退役(etire early)、灵活性调整(epurpose)、部署 CCS(etrofit CCS)三类,即煤电的 3 转型路径:提前退役(etire early):在技术寿命期内逐步淘汰关停,并视情况将具备条件的转为应急备用电源。灵活性调整(epurpose):通过锅炉、汽机、控制系统的改造,使机组具备深度调峰能力,如将新建煤电机组纯凝工况调峰能力的一般化要求为最小发电出力达到 35%额定负荷,提升对可再生能源的消纳能力,推动煤电由基荷电源向调节电源进行转变。部署 CCS(etrofit CCS):通过二氧化碳捕集封存(CCS)技术改造使煤电成为“近零脱碳机组”。“双碳”目标进程中,电力转型将面临“能源不可能三角”(Energy Trilemma)的挑战,即电力供应的绿色低碳、安全性和经济性三者很难兼得(图 2-6)。研究表明,处理好“能源不可能三角”三个维度的平衡,对于实现能源结构转型和能源脱碳必不可少,对经济的短期和长期发展至关重要(Khan et al.,2022)。综合考虑“能源不可能三角”的基础上,现有电力部门转型路径的研究,如李政等(2021)、张希良等(2022)往往通过电力系统规划模型等方式测算电力系统结构,即满足电力供应和碳排放约束目标的下系统总成本最优或度电成本最优条件下的电力装机结构和发电量结构,研究结果倾向于转型路径的技术可行性验证。而且这种方法与政策决策之间往往存在断层,很难为煤电行业转型提供针对性的分类施策的实施依据。16 图 2-6 电力系统低碳转型的“能源不可能三角”注:基于世界能源理事会(World Energy Council)能源不可能三角指数(2022)及郑新业、王永中等对能源不可能三角理论的描述绘制 为实现碳中和愿景的碳减排要求,中国电力部门低碳转型力度需大幅提高,煤电由基础电源向调峰电源转变,需要降低发电小时数,发挥调节电源作用,部分机组面临提前退役或增加 CCS 等(陈文会和鲁玺,2022;王丽娟等,2022)。对于增量煤电机组而言,当前大量待建和在建煤电机组多为支撑性煤电项目、特高压输电网配套机组和风光能源基地消纳配套项目等,本研究对新增煤电机组的情景假设中保证了在建机组的正常建设和投入使用。因此,本研究综合考虑中长期电力需求与电力结构变动、中国碳中和目标与煤电累积碳排放等因素,通过对不同类型机组分类施策,进行 3 路径的四种转型路径假设,包括提前退役(Early etirement Scenario,E)、灵活性调整(Low Utilization Scenario,LU)、CCS 改造(CCS etrofit Scenario,CCS)三类单一转型政策情景。考虑到煤电行业现实状况往往采取多项转型举措相结合,因此,在单一转型措施的情景假设的基础上设置了组合情景(MIX Transition Scenario,MIX),并根据技术参数、机组规模、运行寿命等因素进行了综合考虑。以上转型情景与基准情景(BAU Scenario,BAU)对比,以分析转型路径对中国煤电行业转型所带来的风险,各类转型情景的参数详见表 2-2。17 表 2-2 碳排放约束下煤电转型情景假设 情景情景 基本假设基本假设 基准情景(BAU)运行年限 30年,已超龄服役机组在近 3年淘汰,折旧年限为 15年,残值率 5%,采用年限平均法进行折旧,运行小时数保持 2021 年水平 提前退役(ER)运行年限缩减至 22年,其他与 BAU情景保持一致 灵活性调整(LU)运行年限 30年,煤电机组分级使用,1000MW 及以上机组以承担基础负荷为主,虽不进行灵活性改造,但运行小时数稳中有降,至 2030年达到 2021年水平的 75%左右 2025年前,完成灵活性改造机组 2亿千瓦,包括 300MW 以下所有机组(约 1亿千瓦)及 300-600MW 亚临界机组(约 1亿千瓦),改造后机组运行小时数逐渐下降;2030年前达到 600MW 以下机组均完成灵活性改造,累计 5亿千瓦,煤电机组运行小时数整体将大幅降低,除 1000MW 及以上机组外,各类型机组运行小时数下降至2021年的 30P%,热电联产机组运行小时数逐渐下降至 2021 年水平的 70S 改造(CCS)提前部署 CCS 技术在高参数大机组的应用,运行年限、运行小时数等参数均与 BAU情景保持一致 2030年起针对 IGCC、超临界、超超临界三类机组加装 CCS 设备 2043-2045年后逐渐向其他技术类型机组部署 CCS 设备 组合情景(MIX)200MW 以下循环流化床(CFB)、亚临界机组运行年限下降至 25年(热电联产机组除外)600MW 以下煤电机组向调峰电源转变,1000MW 及以上机组以承担基础负荷为主,运行小时数保持在2021年水平,其他类型机组采取灵活性调整措施,运行小时数下降 40%,运行年限延长至 35 年 2035 年后逐步在 IGCC、超临界、超超临界、装机在 600MW 以上且剩余运行年限 10 年以上的应用 CCS技术,在 2045年后在 600MW 以下机组中应用,部署 CCS 后的机组延寿至 40 年 18 为避免煤炭价格等关键价格因素波动对风险因素的干扰,本研究将初始建设成本、煤炭价格和燃煤发电上网电价采用 2021 年不变价水平作为煤电各情景的基本假设。折现率是影响到中长期现金流净现值的关键指标,参考折现率常用指标中国加权平均资本成本指标 WACC,取值为 7.5%。2.3 煤电中长期转型路径的时间煤电中长期转型路径的时间表表与路线图与路线图 随着终端部门电气化率提升,电力需求可能出现逐渐提升,确定煤电转型路径需考虑中长期电力需求趋势,并对电力低碳目标与煤电转型路径进行系统全面判断。保障电力供应安全,避免中长期煤电转型导致的电力供应安全风险,这也是我们在煤电转型情景假设中需要优先考虑的因素。2021 年中央经济工作会议中专门强调决不允许再次发生大面积“拉闸限电”,考虑到煤电在短期内保障电力供应安全方面发挥的作用,转型情景假设中应尽量避免剧烈的结构变动。通过综合研判国内外对中国电力需求的短期和中长期趋势,并结合煤电转型路径,进而比较了 2060 年前中国煤电装机和发电量的演变过程。重点参考舒印彪等(2021)、孙宝东等(2022)综合统筹能源安全与低碳转型的电力需求估计,2050-2060 年间电力总需求将达到 17 万亿 kWh 左右。在电力系统转型的角度来看,清洁能源扩张是实现煤电低碳转型的关键,在满足增量电力需求后,还需要进一步替代煤电存量电力转型的需求。从发电量结构变化来看,2030 年后,非化石能源电力将置换存量煤电,成为电力供应的主体,2050 年后,燃煤发电量占比将低于 5%。具体而言,在基准情景中,随着增量煤电机组投入使用,中国煤电装机和发电量将呈现出一定程度增长。随着部分存量煤电机组的技术寿命临近,煤电装机的绝对量有呈现出下降趋势。由于中国存量煤电机组的平均服役年限仅为12 年,将有大量 2040 年左右出现幅度较大下降。到 2050 年,中国煤电装机容量为1.79亿 kW,发电量占电力总需求的 5.43%左右。CCS情景煤电装机及发电量与基准情景类似,由于 CCS 设备自身所需的电力消费增加,燃煤发电量略低于基准情景,占电力总需求的 4.50%。提前退役情景下,存量和增量煤电机组的运行寿命较基准情景下有大幅缩减,2030 年、2040 年煤电装机量将下降至 8.21 亿 kW 和 2.62 亿 kW,发电量为3.96和 1.30万亿 kWh,并在 2050年煤电装机削减至零。在此背景下,风力发电19 和太阳能发电等可再生能源装机需快速增长,取代燃煤发电成为主要的电力装机。同时,由于煤电对电网稳定性的需求将导致储能要求有一定程度的增加,以支持高比例可再生能源电力系统的转变。灵活性调整情景下,煤电装机容量变动与基准情景的变动一致,但由于煤电机组通过灵活性改造等措施,使得运行小时数逐渐下降。到 2050 年,中国煤电装机容量为1.79亿kW,发电量为0.41万亿kWh,较基准情景下降了53.9%。该情景下煤电机组并未延长服役时间,2057 年存量和在建煤电机组将全部到达技术寿命期末,2060年煤电装机削减至零。组合情景下,通过分类施策,对机组进行了灵活性改造和 CCS 部署,请考虑到改造后的延长机组寿命,煤电装机和发电量变动情况较其他情景更为缓和。2050年,中国煤电装机在 2.91亿 kW,发电量为 0.82万亿 kWh。2060年仍将保留 0.305 亿 kW 的加装 CCS 设备的煤电装机。从煤电发电量与电力需求的差值来看,灵活性调整、组合转型和 CCS 改造情景,使煤电行业实现“软着陆”,同时,这也意味着中长期电力部门转型对风能和太阳能等可再生能源的部署速率要求将大大低于提前退役情景。尤其对于组合情景而言,煤电装机和发电量的退出速度更低,是以一种有序的方式有步调地持续推进。从发电量结构变化来看,2030 年后,非化石能源电力将置换存量煤电,成为电力供应的主体,2050年后,燃煤发电量占比将低于5%,少量燃煤发电机组在确保电网可靠性方面发挥重要作用。图 2-7 不同转型情景下煤电发电量变动情况 20 组合情景符合“三步走”转型发展路径,如图 2-8 所示。当前至 2030 年为转型准备期,煤电装机和发电量在 2030 年前仍将适度增长,同时,新能源成为发电量增量主体,到 2030 年风光装机占比超过 40%;2030-2045 年为快速转型期,2030 年后,风光发电量将迅速超过煤电发电量,成为电力系统的主力电源,保留的燃煤需耦合生物质发电、CCUS 等清洁低碳技术的创新突破,逐步降低碳排放;2045-2060 年为巩固完善期,2050 年前后用电需求达到饱和,煤电完全转变为系统调节性电源,服务于高比例可再生能源消纳,并提供应急保障和备用容量。图 2-8 组合情景下煤电与风光发电的发展路径 注:煤电装机与发电量数据来自本文组合情景下的计算值,风力发电和太阳能发电装机与发电量参考现有研究中位数研究值,且发电量加和满足中长期电力需求值 21 第三章 不同转型路径下煤电转型风险评估 关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见明确提出,转型过程需注意防范和化解可能伴生的经济、金融等各类风险,实现安全降碳。现有大量电力转型研究尚未将转型风险因素纳入路径决策中,认为短期内煤电仍将作为主力电源,发挥托底保供作用;随着非化石能源占比逐步提升,煤电将逐渐转为基础性和灵活性电源。为形成统筹电力安全供应、成本最优、风险控制、绿色低碳等多重目标的转型路径,识别、量化和防范不同转型路径下可能伴生的转型风险将成为关键问题。因此,煤电转型目标与方向较为明确,关键如何推动煤电从短期主力电源向中长期调节性电源的角色转变,并避免转型过程中可能存在的诸多风险,实现平稳过渡。3.1 煤电低碳转型风险的评估方法煤电低碳转型风险的评估方法 转型风险是政策、技术和消费偏好等人为因素导致的与气候变化和低碳转型的经济损失。燃煤发电作为高碳排放产业,将成为面临低碳转型变革中的传统行业,短期内需要实现较大幅度减排,长期来看需要实现深度减排。因此,煤电转型面临长期性、持续性和不确定性等风险特征,涉及不同种类的风险。首先,不同转型路径可能造成煤电企业经济成本不同程度的提高,企业当前或预期利润受到影响,造成资产价值下降的市场风险。煤电行业属于资源型行业和重资产型行业,低碳转型将导致更高的运营成本、资本支出损失、资产贬值或折旧加快,甚至导致煤电生产性资产无利可图、失去竞争力,即实物资产搁浅。煤电资产市场价值所发生的不利变化是煤电行业所面临的最主要的市场风险。根据标准资产定价理论,资产市场价值等于其预期未来收益的预期净现值(NPV),即其未来净现金流量(Cochrane,2009)。因此,不同转型路径可能将造成煤电企业的净现金流量发生较大幅度减少,即造成资产市场价值下降,也被称为搁浅资产。其次,搁浅资产所引发的市场对公司价值的高估,煤电企业经济性的变动将通过违约和市值下降传递给金融机构,搁浅资产将直接影响资本投资链条中的金融机构,尤其是为煤电企业提供信贷支持的商业银行(Gros et al.,2016),如发生到期不能履行到期债务或信贷违约等情况。考虑到金融市场有紧密相连的、22 多层次的资产-负债关系网,煤电低碳转型的信用风险还将传导至金融市场所有参与者,产生信用风险的传染效应。为此,本研究构建了低碳转型情景假设-转型风险评估-转型路径建议为逻辑链条的风险评估框架,对煤电转型过程中造成的市场风险、信用风险进行了实证分析。评估框架将详细说明低碳转型情景如何影响煤电资产的成本和收入,并将煤电资产搁浅与信用违约等联系起来。煤电企业盈利能力下降,导致燃煤发电机组等高碳基础设施的资产价值下降即资产搁浅,进而对企业和金融机构的资产质量造成不良影响,甚至可能引起宏观经济危机,影响金融稳定。为此,本研究重点建立了动态的、考虑不确定性的、与中长期碳减排目标挂钩的煤电成本核算框架,自下而上煤电机组级财务成本模型(BUCM)将融资成本、折旧、税费等纳入成本核算,并进一步通过净现值法和违约模型等为中国煤电机组的搁浅资产风险和信贷风险提供更全面的分析视角(Wang et al.,2022;王艳华,2023)。3.2 煤电低碳转型的市场风险量化煤电低碳转型的市场风险量化搁浅资产搁浅资产 中国煤电转型将导致数万亿元搁浅资产,大量新增机组投入投资和建设的情况下,提前退役、灵活性调整和 CCS 改造三种单一转型政策影响下将将使中国搁浅资产规模累计达到 1.53万亿、3.97 万亿和 3.92万亿元,分类施策的组合情景下,搁浅资产规模达到 2.90 万亿元。现役的存量煤电机组的资产损失是煤电搁浅风险的主要部分(图 3-1)。新增煤电主要包含在建机组和拟建机组两部分,提前退役情景下二者搁浅资产风险分别为 751.0亿元和 307.6 亿元,搁浅资产规模与装机总量呈正相关关系;灵活性调整情景和 CCS 改造情景下对增量煤电机组的影响较为相似,在建机组和拟建机组搁浅资产规模较提前退役情景有所扩大,煤电资产损失相对更明显。组合情景下,煤电转型路径结合了提前退役、灵活性调整和 CCS 改造等多种措施手段,并且部分煤电机组采取延寿策略,使得搁浅资产的规模介于提前退役和灵活性调整、CCS 改造情景之间,存量煤电机组搁浅资产达到 2.67万亿元,在建和待建机组搁浅资产损失分别为 577.7亿元和 1702.5 亿元。23 图 3-1 不同转型情景下存量和增量机组搁浅资产规模对比情况 注:搁浅资产规模均为 2021年折现值,下同 从煤电搁浅资产概念和转型情景假设的角度来看,灵活性调整情景要求大多数煤电机组逐渐降低发电小时数,售电量和售电收入下降,而煤电机组运行需要支付一定的运营维护成本和职工工资等,将导致中国大部分煤电机组的净现金流量缩减,造成搁浅资产风险较提前退役更高。从搁浅资产规模来看,提前退役导致的资产市场价值下降幅度远低于灵活性调整情景。这也侧面说明搁浅资产价值的评估若仅从提前退役导致的账面价值损失角度进行量化,则将大大低估投资者的资产损失,即采用 NPV 市场价值的测算方法更为合理。需要说明的是,对燃煤发电部署 CCS 技术后,CCS 设施本身的资产价值并未纳入燃煤发电机组的资产增值部分,CCS 设施相应的能源消耗、碳封存和运输成本等计入煤电机组成本中,由此产生的资产价值损失为 CCS 情景中的搁浅资产风险。由于 CCS 设备运行导致煤电机组煤耗增加、运行成本上升,造成煤电资产价值的贬值,在不延长机组预期使用寿命的情况下,资产减值损失累计将高达 3.92万亿元。(1)煤电搁浅资产的时间分布)煤电搁浅资产的时间分布 提前退役路径下,中国存量煤电搁浅风险压力主要集中于2030-2040年间,搁浅资产规模最高出现在 2035年,该年度煤电净现金流损失为 2148.7亿元,达到电力、热力行业2020年增加值的8.8%。搁浅资产的年际分布与中国煤电机组24 的年龄结构有关,煤电机组的平均服役年限短,平均服役年限仅为 12 年,2015年中国煤电审批程序的行政变更导致新增煤电产能回升明显,年新增装机容量达到 80GW,这部分机组将于 2035 年提前退役,造成高额的煤电资产损失。而增量煤电机组的搁浅风险将在 2050 年前出现新的高峰期,这是由于新冠疫情后大量新规划、核准和建设煤电机组将在此时间段内提前退役导致的。灵活性调整情景和CCS改造情景下,搁浅资产的产生主要集中于近15年间即2035年前。灵活性调整情景下使得存量和增量煤电机组面临寿命期全面的净现金流损失,峰值时间约为2030-2035年间,较提前退役情景有所提前,峰值水平也略有提高,搁浅资产总规模达到 2757.8 亿元。灵活性调整将影响大部分机组的运行小时数,直至达到最小技术出力,随着煤电机组的服役期满,资产损失的规模将逐步缩减。图 3-2 不同转型情景下搁浅资产的年际变化 注:图中为 2021年折现值 CCS 改造情景与灵活性调整情景类似,风险峰值时间也处于 2030-2035 年间,但峰值水平维持时间较长,随后进入资产损失下降趋势,且 2045 年间还将出现风险,这与 CCS 部署时间安排有关。从搁浅资产风险的值来看,CCS 改造25 情景的年际分布更为集中,且资产损失的峰值水平达到 3000 亿元以上,是四类情景中峰值水平最高的。对比而言,分类施策的组合情景下搁浅资产的年际分布更为平坦。该情景下,2032年达到资产损失的峰值 1701.4亿元。由于灵活性调整和 CCS改造的高技术参数机组还将采取延寿措施,因此,在 2060 年后产生资产价值的补偿,表现为搁浅资产负值。(2)煤电搁浅资产的)煤电搁浅资产的空间空间分布分布 从煤电搁浅资产规模的地域分布来看,与各省的煤电装机规模密切相关(图 3-3)。现存煤电装机前十的省份主要有山东、内蒙古、江苏、广东、河南、新疆、陕西、安徽、河北、陕西,占全国煤电总装机的 63.81%,贡献了电力部门三分之二的碳排放,提前退役和灵活性调整情景下,搁浅资产规模占全国的67%和 70%,山东和内蒙古是全国煤电装机规模最大的省份,也是面临巨额搁浅资产风险。从六大电网的角度来看,华北电网和西北电网在各种转型情景下的搁浅资产风险远高于其他电网地区。华东电网和南方电网(江苏、浙江、广东等省份)大型机组占比高,灵活性调整方案具有明显的比较优势。从全国整体来看,灵活性调整情景导致搁浅资产风险更高,将导致全国煤电机组搁浅规模翻倍,同样的情况也体现在山东和内蒙古等多个省份,灵活性调整情景下山东、内蒙古搁浅资产规模高达 4374 和 4734 亿元。中国各省由于煤电装机结构差异较大,提前退役和灵活性调整导致的搁浅资产规模存在明显差异。内蒙古、新疆、山西、河北、贵州等省份1000MW以上机组占比低于5%,灵活性调整导致的搁浅资产较提前退役情景更大,新疆尤为明显,灵活性调整导致的搁浅资产规模为提前退役情景的 15 倍以上;而江苏、广东、浙江等省份大型机组占比高,1000MW以上机组在 3438%左右,灵活性调整情景下搁浅资产规模和提前退役基本一致,与其他省份相比灵活性调整方案具有明显的比较优势。因此,煤电低碳转型过程中,需关注不同地区转型风险的差异,尽量避免地区不均衡现象加剧。另外,由于“蒙西-晋北-天津南”、“陕电外送”等一系列特高压输电线路的规划建设,内蒙古、山西、陕西、安徽等省份新增煤电装机规模大,搁浅资产风险也远高于其他省份,停止或限制新增煤电将给各省造成千亿级煤电搁浅资产,内蒙古受影响尤为严重,全面停止在建和待建煤电项目的搁浅资产将达 2518.7亿元。26 图 3-3 单一转型措施情景下中国各省煤电机组特征与搁浅资产规模 组合情景下,华北和西北电网省份仍然是受低碳转型影响最大的地区,尤其是山东、内蒙古等装机规模大的省份。同时,我们也注意到,大多数省份在组合情景下的搁浅资产规模多介于提前退役和灵活性调整、CCS 改造情景的规模中间,且省际差异也略低于单一技术措施情景下的搁浅资产规模。27 图 3-4 组合情景下中国各省煤电搁浅资产规模与结构 3.3 煤电转型可能引发的信贷违约风险煤电转型可能引发的信贷违约风险 煤电行业是投资额巨大的基础能源行业,建设和运维周期长,需要长期资金支持。银行信贷是煤电行业融资的主要渠道,银行贷款约占煤电建设资金的70%左右。煤电转型过程中,企业经营成本可能进一步增加、盈利能力下降,借款偿还能力下降,债务违约概率增加。煤电厂近 70%资金来自银行贷款,主要分为长期贷款和短期贷款两大类。煤电短期贷款是期限在一年以内(含一年)的流动性贷款,煤电流动性贷款主要为维持生产所占用的周转资金,用于购买燃料、材料和支付工资等。为量化煤电厂信用风险程度,需建立煤电厂剩余贷款账面价值和资产市场价值之间的关系。因此,根据 BUCM 模型测算了中国煤电机组级剩余贷款的账面价值1,结合煤电机组地理信息、机组名称、投资企业等字段进行了匹配校对,并根据厂级和省级两个维度进行了加和。向“双碳”目标转型的程中,燃煤发电成本可能进一步增加,收益进一步递减,这将造成煤电偿还贷款能力大幅下降。煤电资产价值的下降将作为信用违 1 考虑到在建、待建煤电厂的银行贷款结构与偿还能力等与现役煤电厂存在差异,因此本研究所述煤电厂均为现役煤电厂 28 约风险传导。根据 Merton 模型和煤炭机组级成本数据库核算,基准情景下的预期违约率约为 14.82%,而提前退役情景的煤电信用违约概率将增至 17.09%。如果煤电根据政策指导采取灵活性调整等措施,灵活性调整情景和 CCS 改造情景将导致信用违约概率显著增加,分别达到 36.67%和 40.39%。信贷违约的损失也将随着违约概率变化而有所增加。基准情景的信用违约损失仅为 2142 亿元,而提前退役、灵活性调整和 CCS 改造情景的信用违约损失分别为 2807、5735 和6870 亿元。对分类施策的组合情景而言,煤电资产价值减值介于提前退役和灵活性调整、CCS 改造情景之间,信贷违约风险的测算结果也是如此,组合情景下信用风险的预期损失为 3899亿元,违约概率为 23.19%。因此,低碳转型不仅会导致信用违约概率的显著增加,还会导致中国的高信用损失。需要注意的是,本研究测算的信贷违约概率仅为煤电厂资产减值后低于负债账面价值的概率测算,由于煤电厂所属集团内部资本配置较为频繁、复杂,此概率并不等于违约实际发生的比率。同时,现实中企业具有较强的还款意愿,在企业资产市场价值低于应还信贷账面金额时,企业也会设法筹集资金归还欠款避免违约,而模型无法估计到这种特殊情况。然而,预期违约率的大幅提高仍然表明,煤电厂在低碳转型过程中面临的信用风险问题是一个值得关注的问题。同时,不同类型和地区机组违约率的差异、不同转型路径下违约率变动也呈现出一些重要特征。图 3-5 不同转型路径下煤电信贷违约风险对比 29 通过整合不同地区煤电厂级的信息发现,地区信贷违约压力差异大。为了更清楚地展示区域差异,以违约率为 30%、信贷余额为 1000 亿元作为分类标准(图 3-6),使得装机容量排名前 10 的省份在该分类标准下具有更好的信用风险特征。第一类地区违约损失和违约风险高于其他地区,如新疆,新疆煤电信贷违约的预期损失高达 8666 亿元人民币,占全国违约损失的三分之一以上,这是由于新疆地区拥有大量运行年限短的煤电厂,剩余贷款额规模较大,且燃煤发电上网电价较低导致盈利能力较弱;第二类违约风险较高,但剩余贷款金额总体较低,可能需要警惕煤电公司集中爆发信贷违约的可能性;第三类违约风险较低,但剩余贷款金额较高,山西、内蒙古、山东等煤电大省违约概率约为10.17%、9.29%和 7.31%,重点需要放在警惕在低碳转型中由于市场形势变动而引发的违约事件;第四类地区剩余贷款规模小、预期违约概率低,此类省份整体的煤电信用风险相对较低。图 3-6 基准情景下中国省级煤电贷款余额与预期违约率对比 通过对不同转型情景下各省煤电信贷违约的预期概率对比来看(图 3-7),提前退役情景下各省份信贷违约风险相对较低,这与第五章中搁浅资产的结果是相对应的,即提前退役情景下煤电资产的市场价值损失较小,而技术改造路径下煤电厂虽然在持续运行,但技术改造需要资金投入,且成本上升、收益下降导致经营状况恶化,反而将导致更高的信贷违约概率。30 具体而言,灵活性调整路径对煤电信用风险的影响最大,尤其是山东、内蒙古、吉林、陕西、山西等省份,灵活性调整情景下信贷违约率将面临大幅上升。山东、内蒙古和山西是非常典型的省份,煤电剩余信贷余额规模较大,但基准情景下预期违约概率并不高,而灵活性调整情景下则将出现大幅度信贷违约风险的升高,分别提高至 31.32%、46.41%和 42.36%。CCS 改造的情况也基本类似,也达到了27.7%、36.5%和36.44%。此类省份需重点关注和防范转型路径和措施选择,避免转型不当造成的地区性金融系统不稳定。组合情景下,全国平均信用风险概率预期为 23.19%,介于提前退役情景和技术改造情景之间。从各省份的角度来看,多数省份与全国整体情况基本类似,但部分省份在组合情景下的信贷违约率甚至低于提前退役情景,如贵州和重庆两个省份,是分类施策路径下的受益省份。图 3-7 不同转型情景下各省煤电预期违约率变动情况 为进一步准确识别信用风险发生的分布情况,根据 Merton 模型的含义重点筛选了违约距离小于 0 的煤电厂,将其定义为“易违约”煤电厂。这意味着该类煤电厂短期内将发生可预测的信贷违约,即煤电厂短期内将出现资不抵债状况。如图 3-8 所示,基准情景下全国有 199 家“易违约”煤电厂,占全国现役 1137 家31 煤电厂的 17.5%。“易违约”煤电厂分布在多个省份,尤其在西北、东北地区省份和山东的比例更高。这表明煤电信用违约将成为中国的一个普遍问题。“易违约”煤电厂剩余信贷的总账面价值为 129.6 亿元。通过在四种转型情景下,“易违约”煤电厂的数量将在全国范围内增至 405、424、361 和 323 家,也就是说,技术改造路径下将出现超过 1/3 的煤电厂可能面临信贷违约的可能性,且信贷余额账面价值提高至 169.6、504.3、622.5 和312.0 亿元。虽然提前退役情景下此类煤电厂的违约数量有较大幅度提升,但是信贷余额账面价值并不及其他转型情景高。图 3-8 基准情景下“易违约”煤电厂分布图 3.4 电价政策对搁浅资产规模的影响电价政策对搁浅资产规模的影响 折现率、煤炭价格、初始建设成本、煤电电价、运行小时数等因素是影响煤电机组净现金流的重要因素,建设成本、煤炭价格是燃煤发电机组初始建设和运行成本的主要部分,燃煤电价是影响煤电盈利的主要因素,运行小时数则同时影响机组运行成本和盈利情况。为检验搁浅资产风险结果的稳健性,进一步选取五项指标对煤电机组搁浅资产规模进行了敏感性分析,发现影响搁浅资32 产规模的最关键因素为煤电电价,其他因素变动对搁浅资产规模的影响程度较小,结果的稳健性较强。随着电力体制改革不断深化,全国电源结构、价格政策和电力市场体系发生了重大变化。随着燃煤发电标杆上网电价机制取消,为进一步适应燃煤发电上网电价政策要求,燃煤发电电量原则上全部参与市场,并通过市场交易在“基准价 上下浮动”范围内形成上网电价,上下浮动原则上不超过 20%。考虑到未来燃煤发电在容量市场和调峰辅助服务市场、调频辅助服务市场的作用,燃煤发电上网电价的平均价格水平还可能进一步提高。因此,为进一步探究电价因素变动对搁浅资产规模的影响,在基准情景的基础上增加了上网电价的政策假设(表 3-1)。表 3-1 电价变动情景设置 情景情景 燃煤发电上网电价燃煤发电上网电价 基准情景 BAU 与 2021年煤价水平相同 高电价 HPrice 较 2021年电价水平增加 30%中等电价 MPrice 较 2021年电价水平增加 20%低电价 LPrice 较 2021年电价水平增加 10%如若燃煤发电上网电价普遍上涨,各转型情景下的搁浅资产风险均有较大程度下降,尤其在电价水平提升 30%时,各转型路径下的搁浅资产规模将下降5560%。灵活性调整对电力企业的经济压力主要是由于低负荷运行期间煤耗上升、运维成本增加、设备老化速率上升,搁浅资产规模是各转型情景中最高的。通过提升燃煤发电上网电价 10%、20%和 30%,灵活性调整情景下的搁浅资产风险整体分别下降 0.73、1.37 和 2.03 万亿元。因此,建立煤电在电能量市场、辅助服务市场和容量电价市场中的价值实现机制,将有效降低煤电行业搁浅资产风险。不同地区燃煤发电上网电价水平存在较大差异,各省搁浅资产规模对电价变动的反应程度也存在明显差异,本部分选取了组合情景下电价变动对各省搁浅资产规模的影响进行阐述(图 3-9)。组合情景下,在上网电价普遍上涨 30%,各省搁浅资产风险降低 4274%。受电价变动因素影响,新疆煤电搁浅资产规模下降 1927 亿元,成为全国受电价影响最高的省份。这与新疆地区煤电服役时间33 较短有关,该地区煤电平均服役仅 7 年左右,电价上涨将为较长的剩余寿命期带来更高收入,净现金流量有明显改善,表现为搁浅资产风险的大幅降低。图 3-9 组合情景下电价变动对搁浅资产的影响差异 综上所述,燃煤发电上网价格对搁浅资产风险的结果稳健性影响较大,这也说明煤电转型如果缺乏合理的价格疏导机制,使得煤电清洁化改造后的灵活性资源调整价值未能体现,煤电转型措施对相关资产价值的负面影响更为明显。随着电力市场机制改革逐步推进,煤电在容量市场和调峰辅助服务市场、调频辅助服务市场所发挥的作用体现在上网电价的变动中,通过市场机制改善煤电企业财务状况。05001,0001,5002,0002,5003,0003,500山 内蒙古江苏广 河南新疆山西安徽河北陕西浙江贵州辽宁宁夏湖北福建江西甘肃广西黑龙江湖南吉林重庆天津云南四川青海搁浅资产 动(元)价 304 第四章 实现煤电平稳转型的政策建议 关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见明确提出,转型过程需处理好节能减污降碳过程中的各项关系,“有效应对绿色低碳转型过程中可能伴生的经济、金融、社会风险,防止过度反应,安全降碳”。煤电作为中国当前电力的主体来源,意味着转型需要稳妥有序,如果转型不当不仅影响电力供应安全,还可能涉及到大量存量煤电资产贬值、银行信贷违约等转型风险。当前,中国以煤为主的能源禀赋和煤电为主的电力结构是客观事实,考虑到双碳目标的长期性和系统性,应立足保障国家能源安全和经济发展为底线,积极稳妥有序推动煤电行业低碳转型。第一,第一,明确煤电定位,制定煤电明确煤电定位,制定煤电积极稳妥积极稳妥转型目标转型目标与与路线图路线图 煤电转型需要处理好短期和中长期之间的关系,明确不同时期煤电的功能定位与价值,并据此制定转型时间表和路线图。短期来看,我国煤电装机总量大、发电量稳定,仍然是保障用电需求、维护电网稳定供应的主力。因此,煤电转型不可能一蹴而就,需要循序渐进,逐步优化存量,控制增量。从时间表来看,全国煤电装机可争取在“十四五”时期达峰,在这一阶段,逐步淘汰部分老旧落后和低效燃煤电厂,推动节煤降耗改造,提升煤电行业对煤电的清洁高效利用水平;而到“十五五”期间,煤电预计将进入增长平台期,其发电量和耗煤量将稳中有降,增加承担系统调节、高峰电力平衡的功能。2035 年后,随着风光发电技术的创新应用及成本不断下降,以及煤电达到甚至超过 30 年的寿命期进入自然淘汰阶段,电力系统具备加速转型的基础和条件,煤电机组将逐步转向调节备用、兜底保供的基础性电源。这时期,煤电利用小时数将继续降低,通过灵活性改造措施提升煤电机组的调节能力,结合煤电 储能、煤电 储热、电锅炉、煤电 富氧燃烧等多途径深度拓展煤电调节能力,并进一步通过CCUS 部署、生物质混燃、煤氨混燃等技术助力煤电脱碳运行。第二,因地制宜、第二,因地制宜、分类施策,共同推动煤电角色转变分类施策,共同推动煤电角色转变 全面统筹煤电区域性、技术性的差异,科学合理规划煤电转型行动,采取多种转型措施组合,灵活施策、多管齐下。各省煤电总体规模、机组结构、服役年限等水平参差不齐,需要避免一刀切,结合不同区域煤电特征、电力供需平衡条件,因地制宜的确定转型路径。35 山东、内蒙古和山西三省是典型煤电大省,装机总量大、小机组占比高,可优先改造升级并退役淘汰部分已经长期运行、效率低、盈利能力差的煤电机组。东北地区供热机组多且小机组占比较高,要推动大型高效供热机组进行容量替代;西北地区拥有较高的可再生能源开发潜力,需重点推动煤电与可再生能源的组合发电;华东和南方电网覆盖省份,譬如广东、江苏和浙江,煤电机组规模更大,技术更为先进,可充分发挥现有运行年限短、技术先进以及离负载更近和等优势,开展灵活性改造,做好煤电与核电、海上风电、分布式光伏等多种电源技术耦合,并做好长期改造为具有 CCUS 装置的近零碳机组的准备工作。煤电低碳转型的技术路径有提前退役、灵活性调整、CCS 技术改造等。考虑到不同类型煤电机组的技术性和经济性存在较大差异,可以参考以下三个标准实行分类施策:1)在保证供热、供电安全的情况下,优先对 200MW 以下 CFB、亚临界等能耗效率低的部分机组采取提前退役策略;2)推动 600MW 以下煤电机组采取“三改联动”措施,尤其是加大灵活性改造和供热改造等措施力度,向调峰电源转变,并对改造后机组适当延寿;3)2035 年后逐步在 IGCC、超临界、超超临界等高技术参数机组应用 CCS技术,优先部署在装机 600MW 以上且剩余运行年限 10 年以上的机组,并在2045 年前后在 600MW 以下机组中应用,部署 CCS 后的机组可适当延长技术寿命。第三,第三,先立后破,加快构建多能互补的新型电力系统先立后破,加快构建多能互补的新型电力系统 煤电转型过程中,电源端将由燃煤发电为主转变为太阳能、风能等新能源发电为主。在煤电达到设计运行寿命之前的近 20 年转型窗口期内,需加快可再生能源开发利用,增强可再生能源消纳能力,推动风光互补、水火互济等多能互补。这一进程和煤电转型速率相匹配。考虑到风、光等自然资源与负荷中心存在显著的逆向分布特征,需根据不同地区对灵活调节资源的需求,明确储能发展规模和布局,提前部署储能系统,加强源网荷储协同发展,尤其支持分布式新能源合理配置储能系统。这一过程也需深度融合智能电网,实现协同优化、有效互补,建立源网荷储一体化及多能互补平台,形成清洁低碳、安全可控、灵活高效、开放互动、智能友好的新型电力系统。36 实现碳达峰碳中和是中国高质量发展的内在要求,将破立并举、稳扎稳打,在推进新能源可靠替代过程中逐步有序减少燃煤发电等传统能源,确保经济社会平稳发展。新型电力系统的构建、双碳目标的实现都是循序渐进的过程。第四,进一步第四,进一步发挥转型金融的资金支持和风险管理职能发挥转型金融的资金支持和风险管理职能 考虑到现有煤电企业的亏损情况和现金流状况,以信贷为主的转型金融工具组合需要兼顾短期和中长期目标,既要帮助煤电企业降低资产负债率,降低短期还贷成本,实现更为健康的现金流,又要帮助煤电企业实现改造升级,从而在电力体系中能够扮演更为稳定的角色。转型金融需为碳中和领域提供更多的新产品以满足转型的资金要求,开发适合于煤电低碳转型相关的产品和服务,以金融手段引导煤电技术升级改造,全力保障企业合理融资需求。为支持煤电行业平稳有序转型,可以通过引导商业银行按照市场化原则,对煤电转型升级给予合理必要的转型专项资金支持。短期内以转型信贷、转型债券等债权性融资方式重点支持煤电“三改联动”,中长期探索债转股等手段,支持相关企业在更长时间范围内推进转型。鼓励投资机构等以股权投资形式参与低碳转型,探索转型基金、并购基金、夹层基金等新型形式。风险识别、管理和控制也是低碳转型过程中转型金融的重要功能之一,推动开发转型相关保险类产品,解决煤电等高碳行业面临的转型技术研发周期长、市场不确定、信贷违约风险高等问题,提升煤电企业在转型的抗风险能力。第五,第五,建立适宜煤电转型的政策市场环境建立适宜煤电转型的政策市场环境 燃煤发电上网价格对风险评估的结果稳健性影响较大,这也说明煤电转型如果缺乏合理的价格疏导机制。为提高煤电低碳转型的稳健性,降低不当转型带来的风险,需进一步完善与煤电功能定位调整相匹配,并符合新型电力系统特征的配套机制和市场模式,完善煤电作为灵活性资源的价格补偿机制,从而改善煤电的收益条件,在稳定电力供应的前提条件下,避免煤电资产过度贬值以及相关衍生风险。一方面,电力市场化改革需逐步建立交易品种齐全、功能完备的电力市场体系,完善市场化电力电量平衡机制、价格形成机制和电力调度交易机制,建立“中长期 现货 辅助服务”的电力市场体系,推进电力标准化交易模式;另一方面,煤电灵活性资源需要有效成本疏导机制,需进一步完善分时电价政策,合理确定峰谷、季节性电价价差、建立尖峰电价机制。同时,37 考虑到煤电对电力系统灵活性和稳定性的贡献,必须完善辅助服务补偿政策,建立电网电力调峰辅助服务市场运营规则,依据“谁受益、谁付费”原则,由新能源电厂以及出力未减到有偿调峰基准的燃煤电厂等为改造机组分摊调峰成本压力。38 参考文献 1 Caldecott B,Tilbury J,Yuge M.Stranded Down Under?Environment-related factors changing Chinas demand for coal and what this means for Australian coal assetsM.Smith School of Enterprise and the Environment,University of Oxford,2013.2 Cochrane J.Asset pricing:evised editionM.Princeton University Press,2009.3 Cui Y,Hultman N,Cui D,et al.A plant-by-plant strategy for high-ambition coal power phaseout in ChinaJ.Nature Communications,2021,12(1):1468.4 GEM.Boom And Bust Coal 2022/OL:Global Energy Monitor,2022.https:/globalenergymonitor.org/report/boom-and-bust-coal-2022/.5 Gros D,Lane P ,Langfield S,et al.Too late,too sudden:Transition to a low-carbon economy and systemic risk/OL:eports of the Advisory Scientific Committee,2016.https:/www.econstor.eu/handle/10419/193616.6 He G,Avrin A P,Nelson J H,et al.SWITCH-China:A Systems Approach to Decarbonizing Chinas Power SystemJ.Environmental Science&Technology,2016,50(11):5467-5473.7 IEA.Chinas Emissions Trading Scheme:Designing efficient allowance allocation/OL.Paris:International Energy Agency,2021a.https:/www.iea.org/reports/chinas-emissions-trading-scheme.8 IEA.World Energy Outlook 2022/OL.Paris:International Energy Agency,2022a.https:/www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2022.9 IEA.An energy sector roadmap to carbon neutrality in China/OL.Paris:International Energy Agency,2021b.https:/www.iea.org/reports/an-energy-sector-roadmap-to-carbon-neutrality-in-china.10 IEA.Net Zero by 2050:A oadmap for the Global Energy Sector/OL.Paris:International Energy Agency,2021c.https:/ oadmapfortheGlobalEnergySector_CO .pdf.11 IEA.eady for retrofitting:analysis of the potential for equipping CCS to the existing coal fleet in China/OL.Paris:International Energy Agency,2016.https:/ etrofit.pdf.12 IEA.Coal in Net Zero Transitions:Strategies for rapid,secure and people-centred change/OL.Paris:International Energy Agency,2022b.https:/www.iea.org/reports/coal-in-net-zero-transitions.13 Iyer G,Ou Y,Edmonds J,et al.atcheting of climate pledges needed to limit peak global warmingJ.Nature Climate Change,2022,12:11291135.14 Khan I,Zakari A,Dagar V,et al.World energy trilemma and transformative energy developments as determinants of economic growth amid environmental sustainabilityJ.Energy Economics,2022,108:105884.39 15 Li L,Zhang Y,Zhou T,et al.Mitigation of Chinas carbon neutrality to global warmingJ.Nature Communications,2022,13:5315.16 Liu J,Wang K,Zou J,et al.The implications of coal consumption in the power sector for Chinas CO2 peaking targetJ.Applied Energy,2019,253:113518.17 Liu Z,Deng Z,He G,et al.Challenges and opportunities for carbon neutrality in ChinaJ.Nature eviews Earth&Environment,2021,3(2):141-155.18 NGFS.Overview of environmental risk analysis by financial institution:Technical report/OL:Network for Greening the Financial System,2020.https:/ NGFS.A call for action Climate change as a source of financial risk/OL:Network of Central Banks and Supervisors for Greening the Financial System,2019.https:/ Qin X,Tong D,Liu F,et al.Global and egional Drivers of Power Plant CO2 Emissions over the Last Three Decades evealed from Unitbased DatabaseJ.Earths Future,2022:e2022EF002657.21 Su X,Tachiiri K,Tanaka K,et al.Identifying crucial emission sources under low forcing scenarios by a comprehensive attribution analysisJ.One Earth,2022,5(12):1354-1366.22 TCFD.ecommendations of the Task Force on Climate-related Financial Disclosures/OL:Task Force on Climate-related Financial Disclosures,2017.https:/assets.bbhub.io/company/sites/60/2020/10/FINAL-2017-TCFD-eport-11052018.pdf.23 Tong D,Zhang Q,Liu F,et al.Current Emissions and Future Mitigation Pathways of Coal-Fired Power Plants in China from 2010 to 2030J.Environmental Science&Technology,2018,52(21):12905-12914.24 Tong D,Zhang Q,Zheng Y,et al.Committed emissions from existing energy infrastructure jeopardize 1.5 degrees C climate targetJ.Nature,2019,572(7769):373-377.25 Wang H,Chen W,Bertram C,et al.Early transformation of the Chinese power sector to avoid additional coal lock-inJ.Environmental esearch Letters,2020,15(2):024007.26 Wang Y,Wang K,Wang T,et al.Stranded Assets and Credit Default isk in Chinas Coal power transition/OL,2022.https:/www.efchina.org/Attachments/eport/report-lceg-20221104/Stranded-Assets-and-Credit-Default-isk-in-Chinas-Coal-Power-Transition.pdf.27 WEC.World Energy Trilemma Index 2022/OL:World Energy Council,2022.https:/trilemma.worldenergy.org/.28 WEF.The global risks report 2023/OL:World Economic Forum,2023.https:/www.weforum.org/reports/global-risks-report-40 2022?DAG=3&gclid=CjwKCAiAjs2bBhACEiwALTBWZccy_YJrKDqgJVyBbT59cgS79hHQ1enol3aQh4gOl5reODBzNEAbrBoCEsIQAvD_BwE.29 Wei Y,Kang J,Liu L,et al.A proposed global layout of carbon capture and storage in line with a 2C climate targetJ.Nature Climate Change,2021,11(2):112-118.30 Yang Y,Wang H,Lschel A,et al.Energy transition toward carbon-neutrality in China:Pathways,implications and uncertaintiesJ.Frontiers of Engineering Management,2022,9(3):358-372.31 Zhang C,He G,Johnston J,et al.Long-term transition of Chinas power sector under carbon neutrality target and water withdrawal constraintJ.Journal of Cleaner Production,2021,329:129765.32 Zhang S,Chen W.Chinas Energy Transition Pathway in a Carbon Neutral VisionJ.Engineering,2022,14:64-76.33 Zhang X,Zhang S,Lu L.The banking instability and climate change:Evidence from ChinaJ.Energy Economics,2022,106:105787.34 陈文会,鲁玺.碳中和目标下中国燃煤电厂 CCUS 集群部署优化研究J.气候变化研究进展,2022,18(3):261-272.35 李政,陈思源,董文娟,等.现实可行且成本可负担的中国电力低碳转型路径J.洁净煤技术,2021,27:1-7.36 孟之绪,张凯,袁家海.气候和安全约束下中国煤电退出路径及成本J.煤炭经济研究,2021,41(7):13-20.37 清华大学绿色金融研究中心.煤炭开采、燃煤发电、钢铁行业上市公司碳排放现状和转型分析/OL.北京:清华五道口金融支持行业低碳转型论坛,2022.http:/ 全球能源互联网发展合作组织.中国 2060年前碳中和研究报告/OL.北京:全球能源互联网发展合作组织,2021.https:/ 舒印彪,张丽英,张运洲,等.我国电力碳达峰、碳中和路径研究J.中国工程科学,2021,23:1-14.40 孙宝东,张军,韩一杰,等.“双碳”目标下统筹能源安全与低碳转型的我国能源系统演化趋势与路径研究J.中国煤炭,2022,48:1-15.41 孙倩,薛进军.全球价值链风险、能源安全与“双碳”目标J.中国人口资源与环境,2022,32(11):9-18.42 王丽娟,张剑,王雪松,等.中国电力行业二氧化碳排放达峰路径研究J.环境科学研究,2022,35:329-338.43 王艳华.碳中和愿景下中国煤电转型风险评估D.中国人民大学,2023.44 魏一鸣,余碧莹,唐葆君,等.中国碳达峰碳中和时间表与路线图研究J.北京理工大学学报:社会科学版,2022,24:13-26.41 45 张强,同丹.全球能源基础设施碳排放及锁定效应/OL.北京:清华大学碳中和研究院,2021.https:/www.efchina.org/eports-zh/report-lceg-20220303-zh.46 张希良,黄晓丹,张达,等.碳中和目标下的能源经济转型路径与政策研究J.管理世界,2022,38:35-66.47 张小丽.碳中和目标下中国电力系统转型路径及社会经济影响评估D.北京;中国人民大学,2022.48 张运洲,张宁,代红才,等.中国电力系统低碳发展分析模型构建与转型路径比较J.中国电力,2021,54:1-11.49 中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告(2007-2021)M.北京:中国市场出版社,2007-2021.50 中国宏观经济研究院.中国能源转型展望 2023:COP27 特别报告/OL.北京:中国宏观经济研究院能源研究所,2022.https:/www.cet.energy/2022/11/12/中国能源转型展望2023:cop27-特别报告/.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-28 46页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 公用事业行业专题研究:北美电力龙头成长之路-240123(25页).pdf

    免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分,请务必一起阅读。1 证券研究报告 公用事业公用事业 北美电力龙头北美电力龙头成长之路成长之路 华泰研究华泰研究 公用事业公用事业 增持增持 (维持维持)研.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-25 25页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 电网设备行业策略:特高压+配用电出海双格局电网设备持续高增发展-240114(31页).pdf

    请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 证券研究报告|行业策略 2024 年 01 月 14 日 电网设备电网设备 特高压特高压+配用电出海双格局,电网设备持续高增发展配用电出海双格局,电网.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-16 31页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 中国华能:风电机组数字化感知与运行状态评估报告(28页).pdf

    背景1234数字化感知运行状态评估研究展望目 录中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心背景3p海上风电气候条件更为恶劣,运行维护成本高,占到海上风电总投资40%以上p我国海上风电发展时间相对较短,技术成熟度偏低,设备故障率更高p海上风电故障停机损失大亟需探索海上风电智能运维技术,提升海上风电的运维经济性中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心目前的不足p设备监测范围不足且手段单一、数据汇集传输困难p多物理场之间耦合研究不足,缺乏模拟海上风电复杂系统行为特征的方法p沿用故障后运维模式,缺乏高水平智慧运维体系支撑,运维成本居高不下4风电设备运行监测不足缺乏模拟复杂系统的方法缺乏完备海上风电智慧运维体系中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数字孪生随着现代信息技术和能源技术的深度融合,能源转型的数字化、智能化特征进一步凸显,数字化是基础、智能化是关键,信息流与能量流融合是必然趋势。数字孪生技术为解决海上风电运维难题提供了新的思路和技术手段。5 数字孪生是综合运用感知、计算、建模等信息技术,通过软件定义,对物理空间进行描述、诊断、预测、决策,进而实现物理空间与赛博空间的交互映射。中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数字孪生技术路线6数字孪生系统可采集无人机 传感器可控制智能终端可预测智能体模型ABM可计算人工智能 云计算可存储分布式 云技术可感知BIM VR非结构化多源数据数据驱动模型组多源传感与监测业务数据闭环调度数据发送指令各级优化预案推演仿真模型物理对象数字模型数据基座气象数字孪生设备数字孪生场站数字孪生基地/区域数字孪生p数据来源气象数据|地形地貌|场站观测数据 p典型应用(预测类)机位点风速风向|组串点辐照数据 p数据来源设计参数|运行数据|增量传感数据p典型应用(诊断类)效能分析|健康度评估|故障诊断与预警p数据来源气象孪生数据|设备孪生数据|运行数据p典型应用(优化类)场站功率预测|场站有功无功优化 p数据来源气象孪生数据|场站孪生数据|大数据平台p典型应用(决策类)运检维决策|经营决策|管理决策 机理建模混合建模虚实工业互联网映射中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心设备数字孪生对风电机组进行状态监测实现故障预警,是提升机组运行可靠性的有效手段之一。7风电机组监测方案示例目前,塔筒、叶根、机舱、传动链等状态监测为重点,尚无法覆盖叶片整体现有监测技术:点位有限。仅关注重点部件,按最低要求配置。参数单一。多为单一物理参数的测量,缺少多特征参量表征。机组振动监测机组关键部件疲劳监测机组位移监测机组基础冲刷中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数字化感知与运行状态评估实现机组运行状态精细化评估,需要打通全部监测系统、采用人工智能的方式构建部件级运行状态数字模型。8SCADA(风速、风向、功率)CMS(振动)塔筒监测(加速度、倾角)海洋监测(冲刷)现有监测系统各自独立,数据分散且未标准化数据标准化(数据清洗、数据变换、特征提取)人工智能技术(深度学习、机器学习)部件级运行状态表征背景1234数字化感知运行状态评估研究展望目 录中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数字化感知p机组整机及关键部件数字化感知系统:运行状态实时监测,多源数据接入、异构数据融合、云边协同处理、多维状态构建10系统整体功能逻辑数字化感知系统风机整体及关键部件运行状态实时监控SCADA数据叶片状态螺栓状态现有CMS、塔筒、海洋等监测预紧力监测与预警、法兰面载荷反演风速、风向、功率载荷、振动、净空、音视频特性其他系统新增模块中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心样机设置华能江苏如东70万海上风电场示范示范机组示范海上风电场测点布置方案中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心应用效果针对风场环境、叶片、变桨系统、轮毂、主轴、齿轮箱、塔筒等机组主要部件新增测点数量超过180点中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测:叶片p载荷监测 多截面载荷特性监测 截面间、叶片间载荷信号相关性分析p振动监测 多截面振动特性监测:叶根、叶中、叶尖 0.01Hz5000Hz宽频响应 优于0.001Hz频率分辨率 优于0.1mg高探测灵敏度 实时载荷反映风机姿态三支叶片载荷一致性比较中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测:叶片p净空监测 叶片扫过塔筒时,叶尖距离塔筒的的直线距离为塔架净空值 通过安装在机舱底部的高清摄像头实时采集机组运行画面,并进行图像处理,实现塔架净空的实时测量,并以此为依据对机组进行控制14扫塔时刻扫塔预警发电性能提升实时监测录像中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测:叶片p音视频监测及结果示例15视频检测结果-无冰视频检测结果-有冰(雾天)视频检测结果-有冰(光照影响)视频检测结果-有冰(夜间)失效叶片扫塔声音:刺耳高频噪声正常叶片扫塔声音 视频、音频数据采集 视频:灰度图 边缘检测 音频:带通滤波 降噪 视频:CNNs神经网络 音频:STFT短时傅里叶变换 实现叶片结冰、断裂、雷击、裂纹等损伤的识别音视频数据处理流程音频处理示例视频处理示例中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测:螺栓p螺栓预紧力监测与预警螺栓轴力监测:根据声弹性原理,超声波的速度会因材料中的应力而产生微小的变化。通过研究螺栓轴力与超声波传播时间变化率的关系可以利用超声波发出和接收的时间来测量螺栓的紧固轴力。16声弹性测量预紧力原理现场安装螺栓预紧力监测系统中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心关键部件监测:螺栓p螺栓预紧力监测与预警简化叶片和轮毂,基于载荷-螺栓预紧力计算模型对螺栓进行有限元计算,建立不同载荷下应力与螺栓到螺母之间的距离的关联,并利用少量螺栓监测数据反演整个法兰面的载荷。17监测波形有限元计算应力与螺栓到螺母之间距离关系轮毂和机舱螺栓连接法兰面中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心数据治理依托华能新能源智慧运维中心,基于成熟的数据集成技术、数据仓库、BI和大数据采集、存储、处理与分析技术进行搭建数据处理系统。18数据平台架构华能新能源智慧运维中心背景124数字化感知运行状态评估研究展望目 录3中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心运行状态评估p利用高级算法预警部件潜在故障,给出严重程度判断及维护建议20隶属度函数隶属度函数隶属度矩阵隶属度矩阵A=0.100.190.190.190.190.14 权向量权向量确定各维度权重确定各维度权重=0.860.070.070.00 模糊向量模糊向量正常正常 注意注意 异常异常 严重严重级分级分=10070400 =健康度健康度R=1.00.01.00.01.00.00.00.00.00.00.00.01.00.01.00.00.00.50.00.00.00.00.50.0 健康度评估中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心部件级数字模型:传动链p健康状态劣化趋势及预警分析利用综合健康评价指标和LightGBM模型对多维特征集进行筛选,并利用等距ISOMAP对筛选特征集进行特征融合,构建滚动轴承退化趋势指标,实现对传动链故障的早期预警。GBDT训练过程最终回归树退化趋势指标中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心部件级数字模型:支撑结构p健康状态劣化趋势及预警分析基于深度学习模型(高斯混合模型)的支撑结构健康状态监测方法,采用考虑多状态特征融合的动态劣化指数(degradation index,DI)作为健康状态评价指标,通过对支撑结构健康状态动态衰退趋势进行分析,实现早期预警。预警故障动态劣化指数及其计算流程14#机组支撑结构动态劣化指数14#机组冲刷情况动态劣化指数中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心部件级数字模型:叶片1、通过材料应变/载荷的阈值分析,判定叶片的状态或报警、采取相应控制措施3、时序信号的后处理分析,包括FFT分析等,判定叶片部分宏观性能的合理性和变化4、信号相关性分析,依据不同信号之间的物理关联特性,分析信号大小与趋势的一致性和合理性2、依据监测信号的时序数据进行趋势分析,判定曲线变化斜率等参数的合理性生成分析报告训练学习模型同类型机组信号分析与评估中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心机组运行状态预警建立了机组运行状态预警系统,集成前述模型,具备叶片故障预警、螺栓预紧力监测与预警、支撑结构安全评价与预警、传动链故障预警等功能。支撑结构安全评价与预警叶片与高强螺栓监测与预警传动链故障预警背景1234数字化感知运行状态评估研究展望目 录中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心中国华能集团清洁能源技术研究院华 能 海 上 风 电 技 术 研 发 中 心研究展望p风电场全场低成本安全监测 基于部件级数字模型,建立整机运行状态表征方法 基于关键机位运行状态,通过数学模型与物理模型结合建立传递关系,开展全场机组状态特性预测,实现风电场全场低成本安全监测26中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司北京市昌平区未来科学城华能人才创新创业基地A座(102209)T:010-89181603 F:010-89181000E:x_THANK YOU!中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司北京市昌平区未来科学城华能人才创新创业基地A座(102209)T:010-89181603 F:010-89181000E:x_THANK YOU!

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-11 28页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 公用事业行业深度研究:核电运营商ROE如何变动?如何资产定价?-240110(43页).pdf

    1证券研究报告作者:行业评级:上次评级:行业报告:请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明公用事业公用事业强于大市强于大市维持2024年01月10日(评级)分析师 郭丽丽 SAC执业证书编号:S1110.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-11 43页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 公用事业行业:火电盈利向好股息吸引力有望提升-240110(32页).pdf

    1证券研究报告作者:行业评级:上次评级:行业报告|请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明公用事业公用事业强于大市强于大市维持2024年01月10日(评级)分析师 郭丽丽 SAC执业证书编号:S1110.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-11 32页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 电网行业深度:电网开启新篇章出海再造新引擎-240105(72页).pdf

    本公司具备证券投资咨询业务资格,请务必阅读最后一页免责声明 证券研究报告 1 电网行业深度 电网开启新篇章,出海再造新引擎 2024 年 01 月 05 日 背景:能源变革浪潮起,电网稳舵任重道 净零.

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-10 72页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
  • 北京鉴衡认证中心:2023中国海上风电基地化发展路径研究与示范报告(30页).pdf

    中国海上风电基地化 发展路径研究与示范课题摘要报告美国自然资源保护委员会1 中国海上风电基地化发展路径研究与示范基地化发展是落实国家海洋战略、提升产业创新能力的重要途径世界工业发展实践表明,集群化是产业发展的基本规律,以产业集群为基础的基地化发展是制造业向中高端迈进的必由之路。从制造环节看,我国海上风电产业布局分散,产业创新能力不足,产业链存在明显短板弱项环节,尚处于集群发展的初级阶段。从资源开发环节看,当前各类海洋产业密集布局,海上风电产业发展空间受限。海上风电产业涉及众多高端装备制造的尖端技术,随着海上风电机组大型化趋势,对配套装备、降本提质、技术协同提出了更高要求。基地化发展并非传统意义上的大型生产基地,而是产业集群与其他相关产业集群融合发展的有机共同体。基地化发展通过产业集群及融合发展模式,突破企业和单一产业的边界,可推动产业不断升级,实现高端资源高效优化配置,是落实国家海洋战略、提升产业创新能力的重要途径。当前海上风电的发展对于我国战略意义重大,是促进能源转型,保障能源安全的重要手段。概 要2中国海上风电基地化发展路径研究与示范概 要产业基地化发展需要多维度体系配合产业基地化发展涉及因素多,基础设施是保障,规模化发展是关键,企业协同是催化剂,地理位置是核心,创新发展是动力,政策为基地化发展保驾护航。海上风电基地化发展既包括海上风电产业集群,也包括海工、渔业等其他产业,是海上风电产业与其他产业融合发展的有机共同体,是一个完整的生态系统。海上风电产业基地化是以资源有序开发为支撑,以先进装备制造产业集群为核心,以跨界协同创新为驱动,以产业融合发展为主要特征的国际化产业“新城”,以创新、融合、持久落地来推动其从传统“园区型”向“城市型”转变。海上风电产业基地化要求全产业链的配套,实现从装备制造-配套产业-工程服务的纵向垂直一体化。海上风电产业基地化发展过程中需重点关注当地自然资源条件、产业引进质量、协同与创新等问题。国内沿海区域在布局产业基地时需结合自身条件选择合适路径,国际市场可结合当地海上风电产业发展现状,开展基地化解决方案、产业链共建或合作开发等合作。3 中国海上风电基地化发展路径研究与示范概 要“汕头模式”的成功实践汕头以建设具有国际竞争力的风电产业集群为基础,以完善创新要素为核心,以国际化发展为导向,提出创建国际风电创新港的目标。汕头风能资源储量丰富,经济技术可开发量近 1 亿千瓦,具备发展海上风电的天然优势。汕头也在积极探索海上风电 海洋牧场等融合发展模式,大唐汕头“海上风电 海洋牧场”示范项目,已完成立项工作,项目实施有序落实中。4CONTENTS产业基地化发展需要多维度体系配合基地化是落实国家海洋战略、提升产业创新能力的重要途径“汕头模式”的成功实践目 录P6P15P245 中国海上风电基地化发展路径研究与示范基地化是落实国家海洋战略、提升产业创新能力的重要途径6中国海上风电基地化发展路径研究与示范海上风电对我国具有重要战略意义发展海上风电既是现实需要,也是战略考量有利于实现地区经济结构转型升级,带动海洋经济发展有利于加快能源转型进程欧洲各国作为全球能源转型的重要推动力量,将海上风电作为发展重点。印度、韩国、日本的 2030 年海上风电装机目标分别为3000 万千瓦、1800 万千瓦、1000 万千瓦。美国的海上风电装机在 2030 年也将达到 1000 万千瓦。到 2030 年,全球海上风电有望创造出 43.5 万个就业岗位。通过产业配套,集合海上风电全生命周期产业价值,为地方经济注入强大动能。我国沿海省份经济发达,总耗能约占全国的一半且用能仍以化石能源为主,能源结构亟需调整。依靠丰富的海上风能资源,加速开发海上风电,可以有效推进这些地区的能源供给侧结构性改革,为落实党中央和国务院的大政方针提供强有力支撑。7 中国海上风电基地化发展路径研究与示范有利于确保我国的能源供给安全与我国建设海洋经济强国的国家战略高度契合发展海上风电可以带动技术突破2018 年,我国能源对外依存度达到 21%,原油的对外依存度攀升至 71%,每年石油进口成本超过 1000 亿美元。充分挖掘海上风能资源,能够有效提高我国的能源供给安全系数。海上风电与海洋牧场等融合发展模式,可有效提高我国海洋资源的开发能力,推动海洋经济向质量效益型转变。海上风电涉及众多高端装备制造的尖端技术,将带动我国在高端轴承、齿轮箱和大功率发电机等方面取得突破。具有前瞻性的海洋测风、海洋基础、海洋施工和专业船舶设施研究等工作也会伴随海上风电技术开发而展开。8中国海上风电基地化发展路径研究与示范世界工业发展实践表明,集群化是产业发展的基本规律。全球主要国家十分重视产业集群,从国家层面制定相关计划与政策推动集群发展。从“生物区域计划”到“走向集群计划”建立分类施策的“治理体系”实现差异化集群发展目标实施自下而上的“赛马机制”组建高效的“促进机构”从“美国创新战略”到“区域创新集群计划”制定完善、具体的集群发展政策体系利用财政金融手段支持集群创新构建“1 N”部门联动机制从“产业集群计划”到“城市区计划”建立集群计划的精准长效机制推动跨部门协同参与集群建设构建区域政产学研合作创新系统从“产业集群示范项目”到“新增长动力产业”分阶段实施不同集群管理策略促进创新为根本任务注重集群内部创新结构建设在国家层面规划先进产业集群战略支持,构建明确的管理体系构建研发扶持、税收优惠、人才培养等产业政策积极推进产学研转化全球主要国家制造业集群发展情况德 国美 国日 本韩 国新加坡以产业集群为基础的基地化发展是制造业向中高端迈进的必由之路9 中国海上风电基地化发展路径研究与示范2019 年国家发展和改革委员会公布第一批 66 个国家级战略性新兴产业集群名单,2022 年工业和信息化部公布 45 个国家先进制造集群名单。国家已公布集群名单主要涉及信息技术、高端装备、生物医药、先进材料、新能源汽车等领域。风电产业未入选国家集群名单。中国代表性先进产业集群西 安合 肥江苏泰州苏 州飞机设计研发整机生产制造试验试飞产品支援综合保障教育培训NLP开放平台智能写作平台智能家居运营平台类脑智能技术及应用平化学药新型制剂疫苗抗体诊断试剂高端医疗器械中药现代化保化品锂离子电池半导体器件LED光伏航 空智能语音生物医药新材料国家已发布产业集群名单10中国海上风电基地化发展路径研究与示范产业集群的发展水平可从集群规模、集群结构、集群效应及集群网络四个维度进行评价,涵盖集群企业规模、产业链的完善程度、品牌影响力以及服务范畴。评价产业集群发展的关键指标评价维度评价指标企业数量企业密度集群总产出主导产业数量配套产业比例分工比重创新能力交易成本产出效率市场效率品牌影响力国际化程度服务网络交易网络资本网络集群规模集群结构集群效应集群网络产业集群发展水平的评价11 中国海上风电基地化发展路径研究与示范当前海上风电的发展对于我国战略意义重大,是促进能源转型,保障能源安全的重要手段。但从制造环节看,产业布局分散,产业创新能力不足,产业链存在明显短板弱项环节,尚处于集群发展的初级阶段。从资源开发环节看,当前各类海洋产业密集布局,海上风电产业发展空间受限。中国海上风电产业尚处于集群发展的初级阶段12中国海上风电基地化发展路径研究与示范中国海上风电发展历程、现状、未来趋势海上风电产业集中化、规模大型化、配套完整化将成为未来发展主流20072013201420162018202020152010中国海上风电起步中国首个,亚洲首个大型海上风电场东海大桥100MW 海上风电场并网发电完成 13 个海上风电示范性项目分配确定中国海上风电标杆上网电价海上风电装机容量 1GW海上风电开发建设管理办法颁布,简化开发流程新审批海上风电项目竞争性配置明确国家补贴退出时间表规 模产 业技 术2022 年中国海上风电累计装30.51GW,新增装机 5.16GW中国已经建立了相对完整的海上风电产业链海上装备安装技术领先规模化集中化完整化聚集化大型化专业化精密化现 状规 律13 中国海上风电基地化发展路径研究与示范风机大型化对配套情况、降本提质、技术协同提出了更高要求20222021202020192018230186185184171完整产业链包括原材料、关键零部件、整机、运输、工程安装、电网、检测、维护等环节配套情况近五年风机直径变化趋势(米)降本提质技术协同风机大型化使成本竞争更加激烈,规模化带来的成本优势是核心竞争力越来越大的风电机组对装配和流程管理提出更高要求,对各环节企业技术协同的要 求进一步提高市场条件生态客观条件主观条件多元功能有足够的市场需求足够的市场需求促进市场 持 续 增长,是企业加大投入的先决条件大型风机对运输提出更高需求和挑战,运输成为重要的限制因素开放的市场环境有利于企业良性竞争国际合作是解决人才发展、技术瓶颈的重要方式可提供多样性服务 帮 助 企 业 发展,包括但不限于设计、检测、维护、培训、金融等地理位置要求较高市场环境开放国际合作紧密多种生态和增值服务增加企业粘性14中国海上风电基地化发展路径研究与示范 基地化发展并非传统意义上的大型生产基地,而是产业集群与其他相关产业集群融合发展的有机共同体。“基地化”是抓住产业发展机遇、解决产业发展挑战的重要手段发展目的关注问题产业升级规 模完善配套配 合促进经济集 中人才吸引为市场与市场解决关键问题提供发展所需的条件促进经济发展的手段基地化产业集群目标市场对产业升级对目标市场集中规划布局,解决企业对规模扩大发展的关切多种多类企业形成完整产业链,解决产业配合问题更集中的产业服务,对上下游企业联合发展创造条件多种类企业的入驻促进城市配套升级新的增长支点,为经济增长带来新的动能增加人才粘性,复杂的产业链融合要求更高端人才进入,促进人才培养核心功能基地化是落实国家海洋战略的重要载体,也是提高产业创新能力的重要途径15 中国海上风电基地化发展路径研究与示范产业“基地化”落地需要多维度体系配合16中国海上风电基地化发展路径研究与示范定位基础关键催化核心动力保驾护航基础设施规模化企业协同地理位置创新发展政策制定交通连接供水供电公共服务完整产业链配套完善规模化产业协同资源交互平台生态市场原料业务模式组织模式技术迭代发展规划建设规划产业政策高速、铁路、港口可再生能源超市、医院、学校全工序上下游配套提高资源利用产业互补资源互补企业间网络靠近终端市场靠近原料产地地理集中创新网络融合发展模式协同机制金融支持科研鼓励税收优惠成功要素关键环节主要内容基地化发展的支撑体系17 中国海上风电基地化发展路径研究与示范海上风电基地化发展既包括海上风电产业集群,也包括海工、渔业等其他产业,是海上风电产业与其他产业融合发展的有机共同体,是一个完整的生态系统。海上风电基地化发展是落实国家海洋战略的重要载体,也是国家创新能力的重要标志,是提高当前产业创新能力的重要途径,正在加速从“园区型”向“城市型”转变。海上风电产业基地化发展突破了企业和单一产业的边界。着眼于一个特定区域中,具有竞合关系的主体,包括政府、企业、高校、科研机构、行业组织等的互动,能从整体出发挖掘特定区域的竞争优势,将是推动未来区域经济增长的“加速器”。海上风电基地是产业集群落地生存的大本营。通过建立产业集群,加强核心技术的研发投入、优化产业链、培育龙头企业、促进国内外交流与合作,形成良好的产业发展生态,实现技术、资本、人才、信息等高端资源的高效配置,有效促进海上风电产业的规模化,提升产业创新能力和竞争力。海上风电基地也是技术创新和产业融合发展的示范区。通过推进海上风电的综合利用,如海上风电 海洋牧场、储能、氢能、海水淡化等,可以形成良好的产业协同,既可以补充完善产业集群的配置,又可以更加合理的利用海洋资源,提升能源资源的转化效率,带动清洁电力的高效利用。海上风电基地化的内涵及特征18中国海上风电基地化发展路径研究与示范海上风电基地化实施路径海上风电基地化发展是以资源有序开发为支撑,以先进装备制造产业集群为核心,以跨界协同创新为驱动,以产业融合发展为主要特征的国际化的高端装备制造产业基地和产城结合的新型模式。储能配套电化学储能发电机、齿轮箱控制系统、变流器轴承工程装备海上风电制造海上风电配套协同创新网络产业集群海上风电基地化发展主机叶片 塔筒输变电装备设计运维施工监理海工船运维船吊装船线缆船高校科研院所企业、行业组织创新基础设施创新型人才绿色钢铁制氢制甲醇航空燃料移动燃料电池固定燃料电池燃气机轮航天燃料制甲烷大规模储能太阳能电池碳氢化合物独立运营模式支援式模式19 中国海上风电基地化发展路径研究与示范储能配套Power To X海上风电 海洋牧场能源岛海上能源枢纽养护型、增殖型、休闲型融合发展模式融合发展可再生能源渔业养殖医用氧冶金/精炼氧气提供反应能量电解绿氧风能太阳能水电监理海工船运维船吊装船线缆船高校科研院所企业、行业组织创新基础设施创新型人才绿色钢铁制氢制甲醇航空燃料移动燃料电池固定燃料电池燃气机轮航天燃料制甲烷大规模储能太阳能电池碳氢化合物独立运营模式支援式模式地下电缆模式联合发展模式基地化发展要求覆盖全产业链,实现从装备制造-配套产业-工程服务的纵向垂直一体化。叶片产业投资开发碳纤维树脂芯材玻璃纤维涂料变流器结构胶轴承产业中材科技时代新材中复连众液压站液压站信号传输电缆电能传输电缆通信光缆海底复合电缆干式变压器高压环网柜润滑冷却系统IGBT主齿轮箱偏航减速机、变桨减速机钢材端盖机座定子、转子机座/机架轮毂发电机外壳齿轮箱外壳导管架单桩齿轮箱产业电缆产业大型发电机产业大型锻铸件产业塔筒及基础电气系统液压及润滑设备产业升压系统硅钢铝合金有色金属控制阀传感器过滤系统电机锂电池超级电容上游中游下游保定维塞洛阳科博斯北京科博力整机产业电气风电明阳智能风电机组金风科技运维服务检测认证洛轴瓦轴新强联瓦轴新强联大连冶金轴承德力佳南高齿弗兰德重齿南高齿银川威力传动中车永济电机中车株洲电机中船重工电机(汾西重工)阳光电源禾望电气日风电气圣克赛斯川润股份敏泰液压东方电缆中天科技亨通光电和汉缆股份ABB广州西门子金盘科技日月重工永冠集团吉鑫科技通裕重工金雷股份大金重工海力风电水电四局海力风电大金重工振华重工上海麦加PPG中国巨石泰山玻纤宝钢首钢鞍钢道生天合东树惠柏新材料吉林化纤(国兴)吉林碳谷佐敦集团中复神鹰康达新材道生天合重庆国际海拓常宝股份望变电气河钢股份中铝铝材坚美铝材凤铝铝材中国铝业江西铜业中国五矿运输和吊装 勘察设计叶片主控系统重庆前卫科技天诚同创成都阜特海缆锻件塔筒导管架、单桩箱式变压器轮毂、机座、定子转子自动润滑系统敏泰液压川润股份奥特科技和盘古智能变桨控制系统天诚同创国能信控(原华电天仁)浙江海得新能源偏航轴承、变桨轴承双馈、直驱永磁、半直驱永磁叶片主轴承、齿轮箱轴承、发电机轴承21 中国海上风电基地化发展路径研究与示范自然资源协同与创新产业引进质量风 资 源原 则土地资源企业选择风资源是产业基地化发展的基础大中小企业融通土地资源是产业集群发展的保障龙头“链主”企业国家级单项冠军企业专精特新“小巨人”协 同 创 新 网 络海上风电协同创新中心协同创新基础设施企业公共数据服务中心综合研究实验室各种设备检测平台检验检测保障船科研院所高校创 新 机 制基础研究 产品开发 检测认证 标准制定基地化发展需要解决的重点问题22中国海上风电基地化发展路径研究与示范国内沿海区域补链-强链针对产业薄弱环节进行补链通过创新协作实现产业升级补链-强链-延链 针对产业薄弱环节进行补链 通过创新协作实现产业升级 通过海上风电与其他产业的融合拓展应用场景 建设海上风电专用港口,辐射周边区域市场建链-补链-强链 重点引进整机 主要零部件产业,进行建链 针对产业薄弱环节进行补链 通过创新协作实现产业升级 建链-补链-延链-强链 重点引进整机 主要零部件产业,进行建链 针对产业薄弱环节进行补链 通过创新协作实现产业升级 通过海上风电与其他产业的融合拓展应用场景 建设海上风电专用港口,辐射周边区域市场不同基础条件下的基地化解决方案(1/2)风资源条件海上风电产业基础电力消纳基地化解决方案23 中国海上风电基地化发展路径研究与示范国际市场科研合作-人才交流 针对关键技术加强科研合作,催生具有颠覆性和引领性的前沿技术,共同推进产业升级。积极开展人才交流,建立良好的人才合作基础。合作开发 针对当地项目,可考虑联合中国的开发企业共同投资建设,利用中国经验,保证项目开发进度及质量。整体基地化解决方案引进 利用中国完整的产业链条和服务资源,提供装备先进化、人员专业化、管理系统化、服务周到化的完整解决方案。通过整个产业链的引进,快速复制中国经验,助力当地海上风电产业基础能力建设,减少不必要的弯路。产业链共建 以中国海上风电先进设备为基础,通过在当地建厂逐步实现设备本地化,共建当地海上风电产业链。合作开发 针对当地项目,可考虑联合中国的开发企业共同投资建设,利用中国经验,保证项目开发进度及质量。不同基础条件下的基地化解决方案(2/2)风资源条件海上风电产业基础合作方向24中国海上风电基地化发展路径研究与示范“汕头模式”的成功实践25 中国海上风电基地化发展路径研究与示范汕头风能资源储量丰富,具备发展海上风电的天然优势汕头市海岸线长 289 公里,海上风能资源十分丰富,经济技术可开发量近 1 亿千瓦。区域内 100 米高度年平均风速达约 9 米/秒,125 米高度年平均风速在 9.4-10 米秒之间,年平均等效可利用小时数在 3500 小时以上,近海深水区场址可达 4000 小时以上。汕头海上风电规划装机3535 万千瓦,全省占比 53%。近海浅水区洋东、勒门及海门 3 个场址,总装机185 万千瓦。国管海域近海深水区场址三至六分别为芹澎、南澎、中澎和顶澎场址,总装机3350 万千瓦。26中国海上风电基地化发展路径研究与示范打造汕头国际风电创新港 汕头以建设具有国际竞争力的风电产业集群为基础,以完善创新要素为核心,以国际化发展为导向,创建国际风电创新港,全方位支持我国海上风电高质量发展,助力实现能源转型和双碳任务。国际风电创新港 国际海上风电产业根据地 国际海上风电创新策源地 一个平台 两个集群 一个母港规模领先,国际综合竞争力和影响力强创新引领,新技术新产业不断迭代升级生态完善,高端资源要素集聚高效配置开放融合,跨区域跨领域协同共生发展2025年,各项重点任务基本建成2030年,全球领先,产值规模超 2000 亿以新型电力系统先进装备集群为核心以海洋工程服务产业集群为支撑以创新平台和人才培养体系为驱动以海上风电母港为支点以海上风电清洁能源基地建设 融合发展为保障战略定位总体思路发展目标27 中国海上风电基地化发展路径研究与示范打造汕头国际风电创新港28中国海上风电基地化发展路径研究与示范打造汕头国际风电创新港空间布局29 中国海上风电基地化发展路径研究与示范汕头海上风电 海洋牧场示范大唐汕头“海上风电 海洋牧场”示范项目,已完成立项工作,项目实施有序落实中。确定海洋牧场选址工作,完成海上风电 海洋牧场项目在属地的备案办理工作海洋牧场工程现场开工海洋牧场施工安装作业投入养殖工作取得扩建项目含海洋牧场资金计划批复,委托设计单位结合风电场的布置和养殖需求,对已有海上风电 海洋牧场方案进行论证,开展勘察设计工作,开展网箱桁架平台主体结构设计、建造2023 年 10 月2023 年 11 月2023 年 12 月2024 年 1-3 月2024 年 4 月

    浏览量0人已浏览 发布时间2024-01-07 30页 推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数推荐指数5星级
978条  共49
前往
会员购买
客服

专属顾问

商务合作

机构入驻、侵权投诉、商务合作

服务号

三个皮匠报告官方公众号

回到顶部