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中信博周石俊:光伏电站“玛法里奥突破口骨骼
文章来源:http://www.xnxstk.cn  发布日期:2019-04-09

  :“很多人认为支架系统是辅材觉得不够重视,但是历史惨痛的教训告诉我们,如果不重视支架系统,可能给电站带来致命的的打击。”江苏中信博新能源科技股份有限公司国内营销中心总经理周石俊在“PAT2019年爱光伏一生一世,十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会”发表了重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会

  江苏中信博新能源科技股份有限公司国内营销中心总经理周石俊先生主题分享《光伏电站“骨骼系统”的突破与创新》

  

  江苏中信博新能源科技股份有限公司国内营销中心总经理周石俊

  以下为发言实录:

  周石俊:大家下午好!在分享今天的主题之前,我代表中信博特别感谢今天的主办方阳光电源,因为阳光电源是连续三年是中信博的前十大客户之一。我们的前十大客户发生了巨变,但是唯一不变的是阳光电源,这是第一个,阳光电源的业绩非常的稳定和健康;第二个,它带着我们一些走在一起的合作伙伴共同成长,未来只要阳光电源对中信博不离不弃,我们肯定是永远追随,提供最好的产品,最好的价格。

  今天带来的题目是《光伏电站“骨骼系统”的突破与创新》,也是中信博提出来把光伏支架做成“骨骼系统”,很多人认为它是辅材觉得不够重视,但是历史惨痛的教训告诉我们,如果不重视支架系统,可能给电站带来致命的的打击。

  今天大家都再说跟踪系统,前两年很少提,以及助力平价上网。

  一、智能跟踪如何助力平价上网

  不得不提光伏领跑者。领跑者目前是三批,从第一批跟踪系统,大家从怀疑,或者说不认可,到第二批的小规模应用,直到第三批爆发性的增长,整个跟踪系统在第三批容量当中占30%。平价上网就是要降低电站建设成本,传统做法就是高效组件,1500V系统以及DC高超配。大家知道钢铁两年之前是两千多块钱一吨,今天已经翻了一番,所以跟踪系统反而是上升,我们不能看跟踪系统的价格,应该看跟踪系统给电站带来哪些价值?

  中信博目前有两款产品在应用,一个是天智,一个是天际。天智最大的特点就是适合当下双面组件,跟双面组件兼容,以及地形适用性强。第三批领跑者整个双面组件的占比接近70%,几乎每一个领跑者都用到了双面组件,我们的跟踪系统和双面组件结合产生哪些化学反应呢?我们在哈工大、威海做了一个试验,当时是用普通的固定支架配合双面组件,平单配合双面组件,以及背面支架配合双面组件。

  天际有哪些创新呢?主要是主梁,它的主梁是D型管主梁,便于安装,D型管相比较方管和圆管,性价比是最高的。这两款跟踪系统目前也有了实际的案例,天际是在墨西哥144MW应用,海兴50MW应用的是天智。

  这是中信博在2018年领跑者项目跟踪器案例。当时对所有领跑者做了仿真的对比,最高的是阳光电源的格尔木项目。

  为什么今天说这两款产品,刚刚看到了很多600MW的项目,所有跟踪系统全部是定制化的,如果把这个成本降下来,希望跟踪系统也要走标准化路线,只有标准化才能把成本降下来。

  大家刚才说到桩基础,中信博有30%到35%的业绩是来源于海外,海外桩基更多用的是钢立柱直接打入地,希望以后特别是跟踪系统和垂直打桩基础配合,效果会更好。

  二、中信博BIPV屋顶光伏发电系统

  希望未来的工业厂房以及老厂房改造更多的采用BIPV,彩钢瓦的寿命是10到15年,如果用BIPV,一次性使用25年。它的主体结构不会变,不会改变它的整体架构,比如屋顶檩条、包括整体结构都会保留。

  简单做个比较,传统的BIPV,我们说一万平米传统彩钢瓦对比现在1万平米BIPV有哪些方面的优势,一个是建设+25年维护成本,传统的彩钢瓦需要200万,BIPV只需要80万。可安装光伏电站是1MW对比1.25MW,屋顶租赁收益2元/平米·年约50万,BIPV是一次性安装永久使用。

  大家最关心的是既然用BIPV代替彩钢瓦,那你的防水效果怎么样?我着重把我们中信博的BIPV如何防水跟大家解释一下。我们做了W型的导水槽,这是定制的,我们为叫导水槽,不叫防水槽,水其实是防不住的,只能是把水导出来,然后我们做了双层保护。这是已经成功的案例,一个是在中信博自己的厂房,还有一个是东方日升的厂房,也采用了我们的BIPV。

  今天说的主题是十年特许权,阳光平价路,中信博是2009年成立的,成立刚好十年,我们成立十年以来只专注一件事,就是专注于做支架,做到行业遥遥领先。这是我们工厂厂房,很多人说支架系统是传统制造,我们的厂房已经进入2.0时代,很多工艺都是机械操作,我们打造这样的智能工厂就是要把我们的产能达到新的高度,我们的产能一年可以做到10GW。截至到现在,中信博跟踪器历史出货量全球排名第四,亚洲排名第一。76项技术专利,首家跟踪器安全标准引入到IEC体系的跟踪器厂商,2017中国第一跟踪器厂商,全球28个国家1000多个成功案例。

  这么多荣誉的背后离不开研发投入,中信博每年投入三千多万用于研发投入。

  这是我们的全球案例,印度市场是占30%,去年,比较火的市场,越南出货量达到800MW,我们希望全球只要有发展光伏的地方就可以看到中信博的身影。国内就太多,国内主要针对不同地形提供解决方案,比如高海拔地区如何保障我们的电子产品能够安全可靠,以及封闭式的如何和跟踪系统结合,开放式的如何和跟踪系统结合,我们都有解决方案。

  因为时间有限,如果大家对中信博感兴趣,可以扫描上面的二维码,可以做更多的咨询。如果有业务方面的咨询,也可以直接扫描上面的二维码,和我直接联系,我们是一家民营企业,没有国企、央企深厚的资源背景,但是我们可以做到高效、快捷。谢谢大家。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :近期有行业研究机构宣称:“4~5月新增perc产能不多”,与该机构的结论不同,我走访产业链调研的结论是:2019年二季度是Perc电池片产能释放的一个高峰时期。

  (来源:微信公众号“SolarWit”作者:进化论基金治雨)

  从电池设备厂商了解到,现在每个月Perc电池设备发货量高达4GW,现在是历史上高效电池片产能释放的一个高峰时期,甚至可以说是最高峰时期。公说公有理、婆说婆有理,不以事实说话就是耍无赖,本文汇总近期将要释放的PERC电池产能的情况,以方便大家依据数据复核实际情况。话不多说,以下是汇总数据:

  

  本张表格统计的是二季度将要新投产的电池片产能对硅片每月的需求量。和大家媒体上通常所使用的GW数据不同,本文使用的是“硅片需求量”数据来表达新增产能,由于随着技术的进步和提升,单张硅片的功率是不断变化的,这就会使得同样的一条产线不同时期他的产能总是在变化的,本文所使用的硅片消耗量更贴合产业中生产和销售人员的习惯,也和电池片上游硅片产业环节的统计口径一致。

  由于启用新的数据表述方式,为了方便大家理解,此处做一些说明和解释:当前高效perc电池每片的功率是5.25瓦,以润阳悦达为例,其二季度合计新增硅片需求量是5700万片每月,那么如果把二季度的新增产能折算成为年化GW的计算过程为:

  5700万片每月×12月×5.25瓦÷10亿=3.59GW

  解释一下这个公式以方便大家理解,5700万是二季度润阳悦达新增的高效电池片产能对硅片的需求量,乘以12是把该需求年化,代表一年的需求量是5700万×12=6.84亿片;每片的功率是5.25瓦,6.84亿×5.25=35.91亿瓦代表总功率,由于1GW=10亿瓦,所以最后除以10亿是为了把单位换算为GW,最终结果就是每月硅片需求量5700万的产能相当于年产3.59GW的电池片产能。

  我之所以选用没月硅片需求量作为统计口径而不是GW作为统计口径,原因有二:

  1、一条电池产线的通量是一定的,但伴随着技术提升单张电池片的功率是不断优化提高的,若年底润阳悦达电池效率提高,每张电池片对应功率是5.35瓦,那么他的总产能就会成为3.66GW。大家就会发现总产能提高了,同样的工厂在不需要新增设备的情况下他的总GWH产能都是不断变化的,所以我不喜欢这个统计口径。

  2、使用硅片需求量作为计算方式恰好和上游的单晶硅片产业环节的统计口径一致,也方便我们更进一步分析上游产业环节的供需情况。而且此部分恰好是本文的重点之一:伴随着二季度这一系列产能的投放,单晶硅片会在二季度的某个时候出现明显的缺口。

  下面我们开始详细解读这张表格:

  

  1.润阳悦达:

  润阳悦达贡献了二季度电池片最大的增量产能,从今年4月份开始,润阳悦达的盐城二期项目开始投产放量、伴随着个条产线的不断调试上量,从4~7月都是润阳悦达产能爬坡的过程。此项目是完全新产能,最一流的生产效率,最低的生产成本,叠加陶博士对工艺的独特理解,电池转换效率也处于行业领先水平;润阳悦达盐城项目全部达产后每月对硅片增量需求会达到4700万片每月,此外在开化还有一个技改工厂在二季度增量硅片需求量是1000万片每月。所以2019年二季度润阳悦达的总的增量需求是5700万片,润阳已建成项目目前每月硅片需求量4000万片左右,待到二季度润阳全部产能达产以后,每月硅片总需求接近1亿片,比肩爱旭太阳能,正式晋升为国产专业电池片三杰(通威、爱旭、润阳悦达)之一。这三家公司未来月度电池片出货量都会在1亿片以上。

  2.东方日升:

  东方日升也是一家Perc电池产能浪潮中实现弯道超车的优秀企业,东方日升老产能小,历史包袱少,有凭借A股上市平台融资优化资产负债表。具体到今年二季度,东方日升金坛项目3GW电池+3GW组件开始逐步释放产能,由于东方日升早先就监事耕耘海外市场,去年光伏组件成本大幅下滑以后海外市场大爆发,今年东方日升组件出货量预计会达到8GW,雪片般的订单是的东方日升自有产能捉襟见肘,需要大量外部采购电池片,而二季度伴随着金坛产能的释放,自给自足率会提升。具体到产能数据,金坛的电池厂从5月份开始释放产能,预计7月会达到满产,总的月度硅片需求量会达到4800万片/月,此外洛阳东方日升还有50万片/月的技改优化提升,使得5~7月期间东方日升总的产能增量达到了4850万片,但是由于有部分产能是在7月份才能释放, 具体到二季度产能释放总量为3050万片每月,是2019年二季度产能第二大释放主体。

  3.通威股份:

  通威股份产能释放的最高峰时期是今年一季度,若时间点回到2018年10月,通威月度perc电池片产出量仅为8000万片每月,而2019三月的月度产出量就来到了1.6亿片每月,净增量为8000万片每月。随着一条又一条产线的达产,通威的产能释放已经接近尾声,但在四月份通威还有一些增量,月度产出会从1.6亿片增长到1.8亿片,然后就是维持此高位不变了。所以二季度来自通威增量为2100万片每月,若时间点来到四月末,通威每月可生产1.8亿片单晶perc电池片和6000万片多晶电池片,折合15GW的总产能,是光伏电池片行业的“真王者”。

  4.苏民新能源:

  苏民新能源南通项目二期也会在2019年释放产能,并且依旧是基于单晶硅片的perc产能,总的新增需求量为2800万片/月。

  5.老产能的技改释放:

  一边是全新perc产能来势汹汹,另一边则是老产能为生存而战,二季度除了是新产能的释放高峰期以外,也是老产能技改的高峰期,具体释放的项目为:阿特斯太阳能技改2100万片/月(多晶perc);晶科能源马来西亚老产能技改单晶perc 1400万片/月;潞安光伏多晶技改为单晶perc对应1000万片/月;天合光能常州工厂多晶产能技改800万片/月;爱旭太阳能佛山工厂优化提升600万/月。

  庞大新产能释放后的影响:

  整个二季度,林林总总统计下来,新增perc电池片产能对单晶硅片的月度需求是2.25(24350-2100)亿片,根据EVA方面的预测,预计4月份的总需求量基本持平,总需求不变,那么伴随着这么庞大的产能释放,二季度电池片环节的价格压力将会是十分巨大的。此外,电池片对硅片的增量需求量是2.25亿片,但硅片产业环节高度集中,且主流企业的开工率已经十分高,很难有余量产能,这就必然会给这些新产能带来挑战,巧妇难为无米之炊,这些新产能若想继续保持满产,除了考虑销路问题,也要认真考虑单晶硅片的供给问题。

  待到二季度末,这些新产能全面释放以后,叠加原先的产能,总的月度单晶perc电池片的产出量会达到12.5亿片每月(当然前提是这些产能满产且硅片能供应足够量的硅片),12.5亿片×12月×5.25÷10亿=78.75GW,若按照2019年总需求120GW计算,单晶perc的占比为78.75÷120=65.3%,单晶perc电池片成为行业的绝对主流。但很显然这不是终点,2019年三四季度还有十分庞大的perc产能要释放出来,相信年底的时候单晶perc占比会突破75%。

  单晶产业链在RCZ革命、金刚线革命、Perc电池片革命助推下,市场占有率用了短短三年时间就从15%左右迅速提升到今年底的75%,过去几年单晶产业链上的扩张是踩在多晶产业链的尸骨上实现的,多晶产业链以现金成本迎战,而单晶产业链凭借更高功率带来的溢价赚取丰厚的利润,但是伴随着市场占有率的快速提升有一点我需要提醒大家:当单晶市场占有率足够高以后,将不再是单晶vs多晶;而是单晶产业链内部优质企业和二线企业的厮杀,是单晶vs单晶;届时基于多晶支撑的溢价不再,价格压力将会要比想象的要大许多,当下一腔热血上产能的企业应当要警惕这一点。

  此外还有点值得注意,在我《158.75方单晶渐成主流》文章中提到过158.75这一规格渐成主流不可阻挡,但它又会使得现有硅片产能损失10%左右,二季度单晶硅片在规格改变和新产能释放的共同作用下变得异常紧缺,唯一能想到的合适的解决之道是单晶硅片薄片化,预计在二季度末或三季度的某个时候,160um厚度的单晶硅片可能会受到青睐而普及开来,双面电池的对称结构也为进一步的薄片化创造了可能性。

  原标题:2019二季度新增Perc电池片产能到底有多少?

  :“希望到2022年,弃风弃光率总体到5%以内,这里面除了电网自身的努力,更离不开电源的支持。希望和设备厂家,变电开发商,共同做好广源协调,促进光伏的平价上网。”中国电科院新能源研究所主任张军军在“PAT2019年爱光伏一生一世,十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会”发表了重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。上发表重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会

  中国电科院新能源研究所主任张军军主题分享《网源协调新技术助推新能源实现平价上网》。

  

  张军军:感谢主办方的邀请,今天,我想从新能源的诞生地,也是风电和光伏集中开发的典型的西北地区,目前光源发展的新的态势,所运用的新的技术,这个角度为切入点,跟大家一起分享一下未来网源协调的新技术和起到的作用。

  首先,跟大家分享一下西北电网电源发展情况,应该说整个西北电网电源装机总量,火电占据50%,剩余的50%是三分天下,也就是水电、风电和光伏,清洁能源和火电各在西北电源类型中平分秋色。西北等新能源大省,新能源装机容量最大的是新疆,其次是甘肃和宁夏,这三个省应该说都是风光并举的一起发展,青海以光伏为主,风电相对来说比较少,因为青海海拔比较高,风密度比较低,风资源不是特别好。所以总体上来说,西北新能源装机总容量普遍达到相当的体量,截止到2018年底,西北网的新能源总装机容量将近9千万,新能源占比应该说是非常高。另外,为了促进新能源的消纳,整个西北网内的常规电源目前在运行方式上都已经在按照负备用方式安排开机。火电作为主要的常规电源来支撑新能源发展,因为火电现在占比50%,总的网调可以调的快速可以响应的电源资源正在逐步的减少,特别是在光伏,应该说整个全网的火电机组都处于深度调幅运营模式,向下调频的能力比较弱。但是恰恰是西北,它是全国最大的送端电,也就是各种资源都集中在西北,但是西北的负荷很小,都是通过特高压线网在往外送,所以它是一个非常典型的送端电网,我们的煤炭、风资源、光资源,包括相当的水资源都在西北地区。整个这样一个典型的大的送端电网,电网频率的特定结构,在快速调频资源被大力挤占的情况下,我们就需要新能源作为主力电源,参与到调频的工作当中来。

  说完了电源的西北发展态势,再看一下西北电网的网价格局,截止到目前,西北网主要是通过天中和灵绍两个特高压电流为主进行外送,这两个特高压直流外送总容量超过3千万千瓦,如果说这两个特高压直流线路发生大规模的事故,整个电网有功功率的损耗所造成的频率扰动,对全网的安全稳定运行都会造成很大的影响。特别是按照电网和电源规划,到2020年,西北电网外送总电量就要超过8千万千瓦,所以这么大的优势和特点决定了我们对于电网频率安全的关注度要逐步的加大。我们做了一个方针,随着占比的不断增高,在新能源开机为零到新能源开机1200万,我们看到,如果在新能源全部满开机的时候,如果说新能源不具备频率控制,特别是快速频率控制能力的时候,整个直流网架所带来的西北电网的频率的变化,将会非常的突出,最高已经可以突破50.3赫兹的频率上限。

  所以,基于这样一种特点来说,西北电监局以及电力系统,光源协调系统,电力行业标准的规范,我们就开展了关于网源协调,特别是新能源参与电网快速频率响应的相关技术的一些研究。在2016年开始,我们启动了这样一个网源协调机制研究试点,在2016到2017年,在西北电监局的同意下,选定十家风电和光电实战,参与快速频率响应的试点工作,经过几年的努力,把我们快速频率响应的,通过试点项目,得到的一些技术成果和大家分享一下。

  一、新能源参与系统侧的调频,针对于风电和光伏不同的工作方式以及机组系统以及电力装置特性,它的快速频率响应技术指标进行了分别设定,主要差别是在一次调频死区设定。风电一次调频死区是0.1赫兹,光伏是0.06赫兹;调差率是2%,光伏是3%,但是功率限幅都是一致的,都是10%。

  为什么这么去设计呢?为什么采用风电和光伏差异化快频反应设计方式,主要是避免电网小扰动的风况下,频繁动作造成风电机组的磨损,又频率恢复又能起到积极的支撑作用。另外我们今天上午也在谈,过去的十年,新能源是在根据电网的要求被动的响应,今后网源协调发展技术方向就是起到主动支撑的作用。通过跟传统的火电以及水电的调频参数设置,互为补充,来实现统筹网内各类型电源能够实现快速频率响应能力。

  快速频率响应的指标,实际上主要分为六个指标,一是调频控制它的指标偏差;二是测频记录,我们要求测频精度达到0.003赫兹;三是对采样周期的要求;四是躲暂态过程要求;五是有功控制周期,以及响应性能指标要求,这里面设定了三个时间,这三个时间我画了一张图(PPT)。

  我们做出来的这一个技术指标要求之后,也形成了相关的规范文件和技术标准,我们这两年也做了一些试点性的工作,来看通过我们不同的技术方案努力,去改造这些风电厂和光伏电站,能不能达到或者满足这些快速频率响应指标的要求。从2016年开始,我们陆陆续续做了十个场站的工作,采用不同技术方案,在这里面我把我们改造试点结果跟大家汇报一下。

  风电,有三种典型的改造方案,一是通过原有的风电厂AGC系统,实现快频响应要求,试点的风电厂是鲁能北一风电场、宁夏五里坡风电场,不改变原有装置的网络价格,需要关注的是调频功率指令控制链入比较长,层层下发,快速响应时间比较长。重点关注的是三个时间指标,这个改造方案直接造成最后一个,响应时间会比较长。第二种改造方案,通过能量管理平台进行改造,选了新疆龙源阿拉善口风电场和陕西华能风电场,它的优点是改变原有的风电场架构,需要关注的问题是通过这种技术方式,需要解决与原来的AGC系统的协调匹配问题;第二点是需要不同的风机制造厂商平台存在差异性的问题。最后一种方式,这是非常简单明了的方式,把以前所有的东西给它淘汰掉,采用专业的调频工作队方案,在宁夏五里坡的风电场,金风控制器部分,包括宁夏候桥和金风,都采用这个方案,它的响应时间快,调频效果好,这也容易理解,不存在和原有系统任何的交叉。总体上,我们推荐采用第三种方式,这样一种改造快频响应效果最好。

  对于光伏电站来说,改造方案也有三个:前两种跟风电的控制系统改造类似,一种是通过AGC系统改造,优缺点是一样的;第二种是加装快速频率的应用响应装置,它的优点是可以和现有电站和新建电站做到兼容,改造周期比较短。需要关注的问题是现有光伏电站通讯单元与逆变器多采用串行通讯方式,响应时间长,满足快速调频需要结合光伏电站实际情况进行通讯网络优化,并完成与AGC控制策略协调。最后一种方式就非常直接,对逆变器改造,这种改造要更多的发挥我们逆变器的作用,现有光伏逆变器测频精度、频率采样周期大多无法满足快速频率响应快速性要求,需要根据光伏逆变器实际情况进行优化或加装专用高精度测频模块。相对于来说,我们集中的逆变器改造起来,组串式的在通讯网络上的难度更大一些。如果说光伏电调节难道比较大的话,在通讯环节对于我们曾经下发的一致性就要求比较高,台数越多,一次性的难度就更大。做逆变器,在精力上是一种节省的方案,在技术上难度会更大。

  最后,我简单的做个总结,作为光伏和电网在西北协同发展的这十年,应该说光源协调,作为光伏友好型接入的试点,我们应该说做了很多的尝试,这十年来也取得了很多巨大的成果,通过西北九个特高压建设,目前西北的新能源,去年已经实现了气风变量和气风气光率的双降。我们也给自己提出了目标,希望到2022年,弃风弃光率总体到5%以内,这里面除了电网自身的努力,更离不开电源的支持,所以希望和设备厂家,变电开发商,携起手来,共同做好广源协调,促进光伏的平价上网,谢谢大家。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :随着光伏发电等新能源的发展,行业技术本身也在不断进步,那么平价时代又将刮起什么样的技术风向呢?智汇光伏创始人王淑娟在“PAT2019年爱光伏一生一世,十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会”发表了主题为“平价上网实现路径展望”的精彩演讲。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会

  

  智汇光伏创始人王淑娟

  以下为发言实录:

  2018年,新增装机量是44GW,下降了10GW,这里可以看一下,如果按照时间来看的话,5·31出台之前,装机同比上升21%,5·31之后同比下降36%,哪一块下降呢?主要是地面电站下降了,我们把不同的地面电站、扶贫、领跑者按照不同的补贴强度来算,2018年地面电网项目至少要153亿补贴,大家知道2019年国家补贴控制在30亿以内,相当于去年的五分之一,行业进步速度没有这么大,没有说去年需要153亿,今年需要30亿,所以这肯定会影响行业的发展,既然会影响行业发展,为什么还要这样做呢?我们看一下补贴的需要。

  在2018年底,风电电网是184GW,光伏是164GW,生物质是17.81GW,合计366GW,以后我们是量入为出,大概会有751GW的可再生能源,这样的话,风电每年需要补贴的电量应该在4000多亿度电,光伏是2000多亿度电,生物质是1200亿度电,如果发补贴的话,风电是789亿,光伏是780亿,生物质是280亿,总共是1849亿。我们风电最早是2006年开始出现大规模装机,2020年最早项目开始退出,就会有大规模的补贴需求降低,光伏是2030年大规模退出,这是总量的需求,大家都知道,我们现在只发了七批目录,右上角这张图就是七批目录,我把每批目录的不同项目规模都列出来了,蓝色代表风电、黄色代表光伏、灰色代表生物质,除了这七批之外,我们多发了一批光伏扶贫,一共是相当于7+1的模式,大家可以看一下,其实主要都是蓝色的,我们可能第六批开始,黄色的光伏才多一些,所以现在七批目录里面,风电占比最大,已经有140GW,也就是76%的并网风电项目都纳入前期目录,都可以拿到补贴。光伏是2016年那批项目才有大规模进入,也就是2016、2018年两批进入目录,只有52GW进入了目录,也就是只有30%,70%的光伏项目是没有拿到补贴的。生物质大概是60%的生物质项目进入补贴目录。所以大家看右下角这张图,从2013年到2017年财政部公布的数据,大家可以查一下,每年发给电的是500多亿。

  我们能收多少钱呢?从2006年开始收一厘钱一度电的补贴,一直到2016年调整到1分9以后就再也没有调整,每年虽然按照1分9的标准,但是没有都能收上来,我记得每年一二三产业发电量,通过补贴标准征收情况下,比如2017年理论上能收上来1000亿,但是实际只收到了705亿,这一块主要是之前没有足额缴纳,如果每年补贴需求全部进目录的话是1800亿,每年收上来的是700多亿。

  这张图故意把纵坐标金额去掉了,因为可能看了以后会有不好的感觉,这张图蓝色是补贴需求,可能是1800亿的补贴需求,红色是当年附加收入,附加收入是按照用电量增加会逐渐升高,2026年开始,这条蓝线会下降,我们蓝线和黄线的差,就是这条绿线,就是当年存在的补贴缺口,比如2017年,当年可能存在几百亿的补贴缺口,最上面的红线就是累计补贴缺口,大家可以看到,一直到2040年补贴缺口还没有清零,所以如果不提高补贴标准,如果不把1分9提高到3分钱或者是更高,基本上是无解的。

  我们怎么实现去补贴呢?首先看一下度电成本,一般情况下是度电成本和脱硫电价基本相当的时候,就认为它可以实现平价上网,大多数因素其实是差异不大的,我们能使劲的、能让它变化,主要是初始投资和里面的发电量这两个因素变化会比较大一些。

  在过去十年里,度电成本下降,主要是来自于初始投资的下降,2011-2018年,组件、逆变器价格均出现80%左右的下降,在此推动下,电价下降。

  在组件和逆变器这两个核心成本的下降下,我们现在的投资已经到了4到5块钱了,这里面我总结了特许权招标项目,也就是去年年底招标的5·31之后,系统组件出现大幅度下降,我总结了8月份到12月份投标的中标价格,大家可以看一下,逆变器中标价格,最主要的是刚才说的3.7元的中标价格,最高的是5块钱的价格,已经这么低了,未来的初始投资还会有下降空间吗,我觉得必须有,没有下降空间是不行的。它的下降空间主要是来自于组件效率提高和设计优化。组件逆变器成本占比一直没有变,大概50%左右,大家看左边这张图,蓝色是组件占比,黄色是逆变器占比,大家可以看到,组件逆变器占比基本上都在50%,随着组件和逆变器成本下降,我们的其他成本也在不同程度下降。右边这张图,为什么出现这样的下降,一个非常重要原因就是组件效率提高和设计优化带来的,右边这张图我总结了2011到2018年主流组件效率提升的速度,从最早的14.1%,提升到去年的17%以上。随着组件效率提升,我们的BOS成本上升速度和下降速度是有点类似的。所以组件效率提升对BOS成本下降是起了非常大的作用。

  在领跑者推动下,组件效率提升是非常快的,这里总结从2016年9月份到2019年1月25日,晶科发布的最新的一个转化效率,它提出是量产效率,并不是实验室效率,当时量产效率是60片组件输出功率达到387.6W,所以2019年底,预计315W组件可以实现大规模应用。为什么会有这么大的效率提升?因为我们电站很多成本,有的是按功率收费的,比如组件一瓦多少钱,逆变器一瓦多少钱,但是刚才的支架,我们的基础并不是按瓦收费的,是按照工程量收费的,都是按照我们的面积,所以这个成本大概占到总投资的1块7到2块5之间。这一块投资是不会增加的,但是整体功率上是增加的,大概60片组件功率每提高10W,BOS成本会有1到10块钱的下降。同时我们的规模可以从1MW变成2.5MW的规模。我这里拿两个项目算了一下,大概装机和线缆会降低3到4分钱的样子,现在全球有很多电价特别低的中标电价项目,包括墨西哥的2美分,青海的格尔木项目都采用1500V技术,在大型电站里面,1500V占比会逐渐提升,可能国内的用电量很少,在国外用电量是非常大的,达到50%。

  超配设计的应用:大家知道格尔木资源是全国最好的资源地方了,它的四个点,春分、夏至、秋分和冬至,光照利用率都在80%左右,在直流端,组件、逆变器等占70%,交流电占30%。所以,其实我们如果提高容配比的话,相当于30%投资会得到更充分的利用,它的度电成本就会降低。

  另外设计中有很多小的细节,原来做设计的时候,都算最佳倾角,当地最高的倾角是多少,现在电价变低了,同时土地成本变高,大家发现发电量最高的倾角设计并不是经济最优的时间,这里是应用山东的一个项目,当时是全额上网的分布式项目,就发现它的发电量最优的时候是32度,但是它的经济性最优可能是26度,这里有两个国外的案例,它们采用人字型设计,按理说它朝北的发电量会很差,但是发电量很差并不代表经济效益差,所以现在有很多智能设计软件,会给你做各种优化方案,使电缆、钢材用量减少,同时做多种经济测算,不同情景下,怎么设计才是最优的。

  另外,组件价格还是有空间的,大家知道硅料现在的价格大概在60块钱,它成本是多少呢?其实现在国内质量最好的硅料大概是永祥和大全了,永祥之前提出他们在包头大概是30、40、50的价格,全成本大概在50,不含税是30,大全的年报提出,它的现金成本是44元,全成本是53元。

  另外,才说了组件不断高效化,带来封装成本也会逐渐降低。现在电池片价格一路走低,这里给大家准备的图,蓝色是电池片价格,红色是封装成本,绿色是包装运输保险等等成本,其实它的占比是,如果是用低效组片的话,封装成本会非常大,但是高效组片不一样,它也会带来组件成本下降的空间,所以我有时候觉得,可能72片的组件今年的占比会提升,因为72片,起码机械盒会摊下来一部分成本。

  总的来说,组件会有两毛钱左右的下降空间,高效的组件下降会更大一些,组件效率带来的BOS成本降低大概在1毛到1毛5左右,设计优化带来的BOS成本降低大概在1毛5左右。

  这里面,我认为近期能大幅提升发电技术主要是双面组件还有跟踪技术还有智能运维可以带来发电提升。在这里我用两个案例,宁夏天威这个案例是效果最好的一个,可能会有20%左右的提升,林洋安庆实证基地是效果比较差的,只有15%的提升。其实我不知道大家有没有注意到,前段时间通威发布它的电池片定价公告的时候,双面电池片是1.21元,单片是1.22元,我更青睐双面组片,利用率更高一些,对下游来说,双面组件,虽然提高了一毛成本,但是收入会增加5%到10%。

  跟踪支架我用第三批领跑者做了比较,发电量理论可以提升10%以上,占地增加很少,高纬度地区不增加。造价可能是7到8毛钱,相对于固定式投资增加8%,但是能够提高10%的发电量,也是很划算的。

  原来老电站的系统效率大概是78%左右,现在提高到81%以上,有的人恨不得投90%了,这得益于智能化设备和无人机值守等等技术。

  所以我觉得这些技术可以提升发电量在25%以上甚至30%以上都是可以期待,但是总成本会增加,大概增加15%左右,总的来说,我们的成本可能未来只有10%左右的下降空间,但是我们的发电量会有25%以上的提升,这个主要依靠发电量的提升。我今年比较看好的三个技术,一个是双面组件技术,还有一个是1500V系统以及跟踪支架技术的应用。格尔木项目里面,目前唯一一个实现脱硫媒电价项目,这三个技术都有应用的。

  最后再简单说一下去补贴优选项,这张图就是说不同的脱硫煤和居民生活用电、一般工商业用电的价格,大家可以看一下,绿色是脱硫煤,会比工业电价低1毛5左右,所以我们要实现脱硫煤是很难的,但是要实现用电侧平价,尤其是大工业、工商业平价其实是相对比较容易的事情,因为它比脱硫煤高很多。

  所以我觉得,无补贴下,最早会从分布式开始,而且2019年无补贴项目肯定还是以分布式为主,去年新增项目里面,有补贴项目大概53%,光扶贫是19%,无补贴项目,就是有6GW的分布式项目不可能拿补贴,大概28%的比例,总项目占13%,主要分布在东南或者是华北和华东区域的这些项目。

  我们再看一下地面站哪些地方比较好一些,这张图颜色越深代表定价越高,颜色越浅代表电价越低。西部电价最低,南部电价最高,右边是中国气象图发布的发电小时数的情况。发电量高的地方,电价低,而发电量低的地方电价高,最好是去哪呢,是东北区域和华北区域,它的电价也比较高,同时发电量也比较高。

  除了这个以外,刚才军军总也说,我们要考虑接入条件,这里我把全国装机的情况立了一下它是越深的,左边是光伏,右边是风电,大家可以看一下,我们西北和华北、华东区域已经装的非常多了,无论是风电还是光伏,颜色非常深,装的也很多,但是东北区域,东三省装的还是比较少的,综合来看,无论从接入条件来看还是电价,我们的资源和电价来看,东三省是从技术角度来看,收益相对更好,但是它的投资环境好不好,那就不是技术考虑的问题了。

  我们目前来看,我们存在的缺口比较大,在无妥善解决方案之前,建议企业主动考虑去补贴项目。2019年预期初始投资有10%左右的下降潜力,度电成本的下降,未来主要要靠发电量提升实现。双面组件+1500V系统+跟踪支架将是地面去补贴项目优选组合技术方案。2019年去补贴项目仍以分布式项目为主,仍将以东南部地区为主。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  今日,工信部、国开行发布《关于加快推进工业节能与绿色发展的通知》,提出要拓展PSL资金运用范围至生态环保领域,对已取得国开行贷款承诺,且符合生态环保领域PSL资金运用标准的工业污染防治重点工程,给予低成本资金支持。

  原文如下:

  两部门关于加快推进工业节能与绿色发展的通知

  工业和信息化部办公厅 国家开发银行办公厅关于加快推进工业节能与绿色发展的通知

  工信厅联节〔2019〕16号

  各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团工业和信息化主管部门,国家开发银行各省(区、市)分行:

  为服务国家生态文明建设战略,推动工业高质量发展,工业和信息化部、国家开发银行将进一步发挥部行合作优势,充分借助绿色金融措施,大力支持工业节能降耗、降本增效,实现绿色发展。现将有关事项通知如下:

  一、充分认识金融支持工业节能与绿色发展的重要意义

  推动工业节能与绿色发展,是贯彻落实党中央、国务院关于加快生态文明建设、构建高质量现代化经济体系的必然要求,是深入推进供给侧结构性改革、实现工业转型升级的重要举措。各级工业和信息化主管部门、国家开发银行各分行要充分认识此项工作的重要意义,不断深化合作,发挥政策导向和综合金融优势,按照源头减排、末端治理、技术优化、全程监控的系统性思维,进一步完善政策配套,共同探索机制创新,调结构、优布局、促发展,加快形成新时期工业绿色发展的推进机制,培育经济发展新动能。

  二、突出重点领域,发挥绿色金融手段对工业节能与绿色发展的支撑作用

  按照《工业绿色发展规划(2016-2020年)》(工信部规〔2016〕225号)、《关于加强长江经济带工业绿色发展的指导意见》(工信部联节〔2017〕178号)、《坚决打好工业和通信业污染防治攻坚战三年行动计划》(工信部节〔2018〕136号)等工作部署,以长江经济带、京津冀及周边地区、长三角地区、汾渭平原等地区为重点,强化工业节能和绿色发展工作。重点支持以下领域:

  (一)工业能效提升。支持重点高耗能行业应用高效节能技术工艺,推广高效节能锅炉、电机系统等通用设备,实施系统节能改造。促进产城融合,推动利用低品位工业余热向城镇居民供热。支持推广高效节水技术和装备,实施水效提升改造。支持工业企业实施传统能源改造,推动能源消费结构绿色低碳转型,鼓励开发利用可再生能源。支持建设重点用能企业能源管控中心,提升能源管理信息化水平,加快绿色数据中心建设。

  (二)清洁生产改造。推动焦化、建材、有色金属、化工、印染等重点行业企业实施清洁生产改造,在钢铁等行业实施超低排放改造,从源头削减废气、废水及固体废物产生。

  (三)资源综合利用。支持实施大宗工业固废综合利用项目。重点推动长江经济带磷石膏、冶炼渣、尾矿等工业固体废物综合利用。在有条件的城镇推动水泥窑协同处置生活垃圾,推动废钢铁、废塑料等再生资源综合利用。重点支持开展退役新能源汽车动力蓄电池梯级利用和再利用。重点支持再制造关键工艺技术装备研发应用与产业化推广,推进高端智能再制造。

  (四)绿色制造体系建设。支持企业参与绿色制造体系建设,创建绿色工厂,发展绿色园区,开发绿色产品,建设绿色供应链。重点支持国家级绿色制造体系相关的企业和园区。

  三、加大政策支持力度

  (一)加强开发性金融支持

  国家开发银行切实发挥国内绿色信贷主力银行作用,根据国家重大规划、重点战略以及地方政府工业发展整体规划和安排,按照“项目战略必要、整体风险可控、业务方式合规”的原则,以合法合规的市场化方式支持工业节能与绿色发展重点项目,推动工业补齐绿色发展短板。拓展中国人民银行抵押补充贷款资金(以下简称PSL资金)运用范围至生态环保领域,对已取得国家开发银行贷款承诺,且符合生态环保领域PSL资金运用标准的工业污染防治重点工程,给予低成本资金支持,主要包括技术改造升级、工业废气、废水和固体废物治理、资源再生及综合利用、工业企业环保搬迁改造及环境整治等。

  (二)完善配套支持政策

  工业和信息化部会同国家开发银行统筹用好各项支持引导政策和绿色金融手段,对已获得绿色信贷支持的企业、园区、项目,优先列入技术改造、绿色制造等财政专项支持范围,实现综合应用财税、金融等多种手段,共同推进工业节能与绿色发展。同时,鼓励地方出台加强绿色信贷项目支持的配套优惠政策,包括但不限于在项目审批、专项奖励、税收优惠等方面给予支持。

  四、有关要求

  (一)各省级工业和信息化主管部门要加强与当地国家开发银行分行的对接,掌握开发性金融信贷要求和PSL资金支持政策,选取有融资需求且符合条件的项目,在政策允许的范围内协助企业落实有关贷款条件,用好各项开发性金融支持政策。

  (二)国家开发银行各分行要将工业节能与绿色发展作为推动工业高质量发展的重点领域,进一步做好开发性金融信贷政策宣介和项目开发评审工作。对符合绿色信贷、生态环保领域PSL资金支持政策的项目,要按照总行有关要求,及时完成项目识别、申报入库、贷款资金统计报送等工作,落实好贷款资金的发放和支付,并督促企业建立相关管理制度,保证合规。

  (三)各省级工业和信息化主管部门、国家开发银行各分行要建立协调工作机制,加强沟通、密切合作,及时共享工业绿色信贷项目信息及调度情况,协调解决项目融资、建设中存在的问题和困难。要及时将相关开发性金融政策运用及工作中遇到的问题和建议,报送工业和信息化部(节能与综合利用司)和国家开发银行(评审二局)。

  联系人及电话:

  工业和信息化部:莫虹频010-68205369

  国家开发银行: 韩 毅010-68306806

  工业和信息化部办公厅

  国家开发银行办公厅

  2019年3月19日

  :“据世界银行统计,截止到2018年9月,漂浮电站建设总建设规模在1.1GW,据我们统计,实际上应该超过这个规模,整体发展可以看到,从2009年才有一个实验性的漂浮电站。2014年发展非常缓慢,2015年以后呈现爆发性增长,2015年全球达到65MW,2016年达到132MW。”阳光浮体科技有限公司系统解决方案部总监吴昊在“PAT2019年爱光伏一生一世,十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会”发表了重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会

  阳光浮体科技有限公司系统解决方案部总监吴昊主题分享《漂浮电站系统解决方案助力平价上网》。

  

  阳光浮体科技有限公司系统解决方案部总监吴昊

  以下为发言实录:

  吴昊:各位嘉宾及专家下午好,我来自阳光浮体科技有限公司。

  首先公司介绍

  阳光浮体科技有限公司是阳光电源的全资子公司,传承集团22年光伏行业的技术研发及生产经验,致力于成为全球技术领先的浮体及飘浮系统的供应商。公司在淮南有一个年生产800MW的生产基地,在大陆、台湾以及东南亚都有合作工厂,基本上产能可以辐射全球。另外公司的生产也是将SAP+MES生产管理系统引进浮体生产行业,另外像现在的浮体材料是非常关键,公司非常注重来料检测,建立一个完善的材料的检测实验室,可以完成所有材料的来料检测,研发团队目前拥有硕士、博士专家团队大概四十余人,包括结构设计团队,海洋工程团队以及材料专家团队,团队目前在一起工作大概三年,已经申请了专利,关于浮体及浮体的系统解决方案专利大概有30余篇。

  浮体的应用场景

  最早一批浮体主要建设在一些小型的闲置水域,主要是一些实验性和探索性,后来逐渐拓展到水库以及景观湖泊,目前大型的浮体水电站都达到百兆瓦级,通过技术进步,目前污水处理池、极寒区域、高台风区域目前也有浮体电站的实质的案例。

  浮体电站和地面电站比较有一些特殊的优点:第一优点是节约资源;第二个优点是提高发电量;第三个优点是施工非常便捷,飘浮电站是模块化建设,没有大规模的施工,对工人技能要求也不是非常高,施工周期非常短;第四个优点是保护水体,在水面上铺设一定比例的漂浮电站,可以有效的减少水体的蒸发,抑制藻类生长;第五个优点是运维方便。

  下面我们看看来自世界银行的统计,他们将全球适合潜在建设漂浮电站的水资源做了梳理,在水资源比较丰富的,主要是亚洲、北美洲以及非洲,它们潜在的水域面积超过10万平方公里,适合建设副电站项目水域亚洲和北美洲比较多,差不多有两千多个水域,这些水域如果开发利用1%来建设漂浮电站,这个容量可以达到400GW,这是非常庞大的数字,如果开发到5%,可达到2000GW,是非常巨大的。据世界银行统计,截止到2018年9月,漂浮电站建设总建设规模在1.1GW,据我们统计,实际上应该超过这个规模,整体发展可以看到,从2009年才有一个实验性的漂浮电站。2014年发展非常缓慢,2015年以后呈现爆发性增长,2015年全球达到65MW,2016年达到132MW。

  下面看一下,漂浮电站的发电量的提高,从一些公开可查的报道来看,在日本的电站,他们发电量数据相较于地面发电站提高14%到15%左右,韩国有一些漂浮电站,他们数据大概在11%到12%,新加坡太阳能研究院做了各种形式的漂浮电站,得出结论也是类似,大概在10%左右。鄱阳电站全年平均值大概是达到11%,顾桥电站达到13%。整体来看,分析它提高的因素,首要因素是降低组件表面的温度。去年夏天,我们在相同的户外的条件下,测试组件表面温度,水面电站比地面电站温度降低大概在30%左右。第二个,它的飘拂电站的布局紧凑,组件轻巧,适配比地面小很多,另外水面灰尘少,浮体有很好的光线反射作用,可以提高发电量有很好的作用。

  以往我们和客户介绍漂浮电站,重点想介绍系统的可靠性,现在我们有这么多实质的电站以后,可靠性不是最关键的,最关键是怎么来给客户算账,之前介绍漂浮的时候,客户知道初始投资比地面电站高以后,都有些打退堂鼓,确实是这样,就EPC成本来看,漂浮电站比地面电站成本要高一些,土地成本漂浮电站比地面电站稍微便宜,大概资金在450元/每年左右,地面大概600元/亩/年。我们认为漂浮电站投资不能看初始投资,还要看它的发电成本。按照发电量5%来测算,浮体成本是1元/W的时候,地面电站成本比漂浮电站高0.33元,如果按照10%算的话,漂浮电站已经低于地面电站,如果是和渔光互补式的水面电站比,桩长超过7米左右,这就是一个分界线,做漂浮电站会更加划算。

  漂浮电站的系统解决方案

  主要包括三个部分,一个是浮体材料,第二个是浮体产品,第三个是锚固系统。

  漂浮电站在水面运行方面自然环境是非常复杂的,包括环境的影响因素,还有一些臭氧、光氧、热氧、疲劳老化,环境应力开裂,水质包括溶氧、有害化学介质、微生物、PH值,工业废弃物,比较复杂。用的材料是高密度聚乙烯,它的特点是韧性好,耐疲劳性好,低温韧性好,优异的化学稳定性。

  目前我们配方经过改良以后,相当于25年辐照1400GWH的辐照剂量可以达到75%左右。

  在水面使用漂浮浮体,一个好的材料要有这样几个特点。第一个是环境友好型,第二个是寿命长(25年),第三是高品质,第四个是耐候浮体材料。环境友好是按照水质检测标准来检测。寿命长是通过光氧老化以及湿热老化,我们一共会对材料做超过十五项的材料性能检测。

  这个是我们的浮体产品,左上角是我们的主浮体,组件安装浮体,左下角是过道浮体,和主浮体联结在一起形成一个通道,右上角是连接浮体,下面是一个汇流箱浮体,主要是安装电器设备,这样的话,组装在一起成为一个漂浮方阵,这是非常经典的设计。

  每一个产品设计采用不同的系统排步方式,会形成不同的系统方案,在国内大部分地区,纬度大概在20度以上的地区,会采用单片横排12度倾角的方式,在东南亚地区采用双连排和三联牌,倾角5度,可以降低成本,同时基础支架设计的形式好处是针对不同地区,倾角会调整,从5度到15度进行调整,这样支架是需要重新开模的。

  浮体产品也是通过权威的第三方检测来确认它的质量,目前行业内还没有发布浮体标准,我们目前正在制定相应的标准,相应的指标和我们目前所采用的第三方检测指标都是一致的,包括风洞测试、硬度测试、高低温测试十多项检测都是经过权威的第三方认证。

  下面说一下锚固系统的设计,锚固系统设计第一步是确认环境输入,包括水体地形、水深、水位变化,风、浪、流,确定这些之后,可以做基本设计以及详细设计,这些做好以后再进行迭代,然后再优化,形成最终的锚固系统设计方案。

  锚固系统有一些设计的原则,现在目前达成的方案越来越多,首先是缆绳互相之间不能接触,采用海洋工程的一些分析方案确保缆绳不能接触;第二个是不同的缆绳受力均匀度要一致;方阵与方阵之间要预留一个足够的距离;方阵与岸边也要预留一个安全距离;选择适中的漂移范围以节约缆绳和水域面积;一个锚固点配两根缆绳。

  锚固方式,第一种是重力锚,重力锚特点是施工简单、适用性强,但所需锚块数量较多,成本较高。另外像水深特别大的地方,采用重力锚的时候,还可以采用一些平衡浮球,可以防止缆绳把边缘浮体拉入网中。

  下面看桩锚,水深在15米以下,特点是成本较低,大规模的机械化作业,稳定性好,同时抗水平力比较大。

  岸锚在一些非常小的项目,岸边地形比较规则的情况下,在地面操作,施工比较方便,运维检修也是非常方便。同时这些锚固方式还可以形成组合,像桩锚与重力锚的组合,岸锚与重力锚的组合,岸锚与桩锚的组合。主要要根据具体情况来确定。

  运维:漂浮电站的运维和地面电站有些区别,主要是包括运维码头、运维船只,还有方阵运维通道,以及浮船的运维通道。

  日常的内部巡检,所有方阵四周的锚固件的巡检,内部浮体巡检,方阵内部组件固定筹建,内部电缆通道巡检,直流电缆水面漂浮装置巡检,逆变漂浮船巡检。

  案例介绍

  这些是大型的漂浮电站,大部分建在采煤区,目前这些挑战逐步实现了,第一个是采煤深陷区,当时的挑战是地基,适应水位变化的锚固,整体得益于这些大型电站的建设,目前浮体电站已经超过400MW;

  第二个案例介绍,极寒区的电站,我们在日本福岛装机容量达到0.16MW,我们把浮体牵回来检测,材料结构都是完好如初,证明浮体在极寒冰冻区域使用是完全没有问题的,去年在黑龙江巴彦也建了浮体电站;

  第三个挑战,台风地区,那时候也是不确定,在台湾高雄、台湾台南都建设这样的项目,高雄这个项目是再一个污水处理厂,装机容量1.2MW,台南装机3.1MW,目前都是完好无损。泰国游乐场装了一个300KW的项目,台中装了一个1.9MW的项目,以前客户总会问我们,你们的浮体在干的地方能不能行,虽然我们自己清楚是可以的,也没有案例说明,现在在台湾台中有这样一个很好的案例说明,在干涸地区也是可以建设漂浮电站的。

  以上就是一些漂浮电站的案例,谢谢各位专家和嘉宾。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :“双面PERC技术延续了PERC技术的高效率和高发电能力,叠加背面发电,是实现平价上网的必备技术。”隆基乐叶光伏科技有限公司产品总监李绍唐博士在“PAT2019年爱光伏一生一世,十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会”发表了重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:十年特许权,阳光平价路——光伏先进技术研讨会

  隆基乐叶光伏科技有限公司产品总监李绍唐博士主题分享《实现平价的组件技术及技术发展路线》

  

  隆基乐叶光伏科技有限公司产品总监李绍唐博士

  以下为发言实录:

  李绍唐:各位专家,大家下午好!很荣幸来到这个会议,我来分享一下对高效组件的看法。

  报告分为三个部分:一,双面PERC电池与应用前景;二,双面PERC组件发电原理与实证;三,组件端的技术叠加与性能优势。

  一、双面PERC电池

  PERC电池结构最早由ISFH研究所报道,背面使用低成本的铝栅线且没有背部扩散工艺。这是2018特定结构太阳电池中国最好效率-Version2,今年我们会用新的机构打破原来的水平。隆基PERC组件于2019年获得组件户外证实单面组第一名,证明了这种PERC技术发展非常好。户外优秀发展能力,也在PV magazine test的众多组件当中,隆基PERC组件的发电量大幅领先于其他产品。在这个实证当中,我们可以看到隆基PERC处于非常好的发电状态,右边的图,把隆基双面组件加进来,发电能力更好一些,主要解决大家对PERC组件和PERC双面组件的突破。

  下面讲双面PERC组件的衰减情况,从2017年9月到2018年8月,一年的周期,在这一年当中,我们17块双面组件衰减平均是在0.55%,双面率仍然在75%以上的水平,也就是2018年有部分炒作的情况,对热温衰减过度炒作,核心上我们是把传统的光衰解决,控制光衰,控制LID、PID性能。

  在工作温度方面,不是通常认为的双面组件温度更高,它背面没有铝背面极,综合两种正负效率来看,测试结果,双面组件率温度和单面组件率温度相当,甚至更低。双面组件的测试标准是CQC1609-2018发布的标准,通常选取正电10%不到的水平来作为扁平值。这里是双面组件的全球应用,可以看到这个组件是普世的技术。

  双面PERC技术的市场前景,单晶PERC组件在2020年将占市场份额的53%,右边是我们隆基根据用户的实际采购情况,所采集到的工作产品占比,可以看到PERC双面,包括半片和整片,总共占比达到了40%以上,非常可观,单面PERC占比也达到了40%。双面PERC电池占比提升,一方面是双面组件提升,另外一方面,双面PERC电池也可以用到单面组件,预期未来大部分单面组件也是用双面电池组装。

  双面组件可以利用正面直射散射光,影响组件发电功率,还有具体辐照条件,包括阵列间距。这里是很多典型的地表环境下的地表反射率,双面组件仍然是一个可以通用于这些场合的产品,在高反射的条件下会有更好的效果,尤其在黄沙地上,所以我们跟客户合作的一些电站,把黄沙和白沙应用起来,加强地表反射,案例我们在后面也会进行详细的分享。

  这里提到PVsyst模拟效果,对我们容配比的设计,包括功率预测,都有一个很好的作用。

  这里给出了ASTME的测试标准,通常我们认为反射率是一个范围,无论是草地、土地,或者地表的潮湿程度、颜色,都会影响到实际反射率。所以对于这么大的投资,我们还是在双面组件实际投入之前进行实地的考察,很简单,在直径大于4m的均匀平整地表使用背靠背的两个辐照测试仪进行测试。

  这里是安装高度与位置的影响,我们建议组件离地高度至少在1m以上,甚至更高的水平,当然组件整个受光还是有所不同,在边远地方,离道路近的地方,没有干扰,受光会更好一点。

  这里是给出了隆基积累的大量应用案例,在黑龙江大庆、哈密砾石地、库布齐的杀敌上,以及在印度、沙特等国家都做了实整,与我们的预期是一致的。

  这里给出了具体的情况,也就是一天当中的增益情况,反射材料上获得20%的增益,这个增益非常平稳,但实际上有一个低谷的情况,我们的台州电站在冬天早晚遮挡比较明显,双面组件在早晚发电增益大的优势没有表现出来。而在夏季的话,早晨和傍晚持续时间又是相对长的,因此双面组件在夏季的增益又会高于在秋冬天增益。

  这里是库布齐电站,很大功率的电站,这也是双面组件最早的应用案例之一。我们从2017年6月份就开始统计数据,这里摘录了2018年全年数据,里面涉及到跟踪质量,它需要全年的数据进行了解增益,我们可以看到,左边是实际的情况,我们获得24.25%的增益,单独跟踪的话,这里是9.3%的增益,两者相减的话,可以看出双面组件的增益大概在15%。沙地上,本身支架地表比较空旷,有一些额外增益。右边是但双面组件的模拟,周期性是夏季增益高,冬季增益低,双面组件趋势会相对小一些。双面组件夏季增益高,主要还是体现在早晨和傍晚。

  接下来是水变电站,得到的增益也是和模拟结果是相当的,双面组件增益相对于常规单面PERC多发4.0%,再加上PERC组件的发电优势,因此相对常规单晶多发电7.1%。

  最后谈一下组件端的技术叠加与性能优势,半片组件的应该优势:半片技术已经代替整片技术,成为常规技术了,隆基现也已经把半片组件作为标准产品,新接定单都是力争让客户接受半片,整片在今年年底完全退市。它的好处是在竖装状态下,在阵列阴影阻挡时保持一半输出。组件受光不匀时,发电量较整片组件更高。推而广之的话,对于双面组件,背面受光不匀的情况下,也有这样的优势,在这个情况下,对电池模拟的话,整片双面组件发展增益是10.78%,双面变成了11.58%,提升了0.8%的发电增益,效果是非常可观的。

  从去年半片组件开始,客户就对二极管有疑惑,我们做了测试,小面积遮挡时半片组件二极管可正常启动,启动需要的遮挡面积甚至低于整片组件。半片组件热斑温度比整片组件低10-20度,通常可以防止热斑,半片组件抗热斑的优势有显现出来了。这里给出了半片组件在不同电池遮挡面积的情况下,它的热斑温度,可以看到无论是半片还是整片,最高的热高温度大概发生在10%和15%的全面电池情况下,我们做了一系列的对照试验,都发现半片组件温度比整片组件温度低10到20度,对于高分子材料的长期可靠性其实有很大的影响,如果因为高温发生一些老化,对组件肯定有影响。

  这里给出的是高辐照、高温环境的发电表现,半片和整片大概在500-700辐照范围内,发电相等,高于这个辐照的话,半片辐照要低于整片。我们认为在三类地区,两者的发电量是差不多的,在一类地区,半片的发电优势会非常明确,半片组件节省热损耗的效应会更加明显。在我们辐照很好的地区,应该会取得类似的效果,也就是双面半片比双面整片多发电2.7%。

  最后来看一下组件端的叠片技术,它将电池一分为五或者一分为六,用导电胶连接,无电池片间距,显著提高了受光量。不使用焊带且串联电流显著降低,降低电学损耗,叠片组件也对企业技术积累提出了很高要求。增加切片过程,颠覆了传统成串过程,对工艺精度要求高,需匹配合适的导电胶以满足可靠性测试要求。

  从工艺过程来讲,切片的滞后的话,重点有一个点胶的过程,在切片之前点胶,在点胶之后印刷。后面是成串设计和排版,刚才讲了,设备方面有点胶和印刷两位方式,需要合理选择,使它通过通常的IAC两倍到三倍的设计。

  叠片组件的优势在这里面做一个简要介绍:一是让热斑温度的可靠性更高,使用了导电胶的柔性连接,叠片组件抗热循环性能优于常规组件。二是发电能力提升,组件工作温度降低使得温升带来的发电损失减小。三是低BOS成本,组件效率达20%以上,电站的占地面积与人工成本显著减少。支架、电缆、第桩、汇流箱等设备成本显著降低。最后我提一个看法,电池工艺从原来125上升到156,大的变化之后,就是提到了,一方面是整个电池层面生产成本明显降低,另一方面是BOS成本降低,我希望有一个更大的升级,带来行业组件工艺的变化,这样就可以使规则有一个多年的稳定状态。

  最后做一个总结,双面PERC技术延续了PERC技术的高效率和高发电能力,叠加背面发电,是实现平价上网的必备技术。隆基双面PERC组件有效解决光衰问题,应用案例丰富,可靠性历经实践与时间的检验,组件发电量可通过PVsyst模拟。组件端的半片与叠片技术与双面PERC技术相结合,提升组件功率的同时,还可带来发电量与可靠性的提高。这是我的报告,谢谢大家。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :“不仅要通过技术的提升来降低组件成本,同时也要通过不断降低成本才能实现最终的平价。”特变电工新疆新能源股份有限公司系统解决方案总工程师张盛忠在2019年度电成本最优高峰论坛上发表重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:2019年度电成本最优高峰论坛

  特变电工新疆新能源股份有限公司系统解决方案总工程师张盛忠先生主题分享《关键设备性能对光伏项目度电成本影响分析》。

  

  以下发言实录:

  张盛忠:

  大家都知道,中国的光伏产业发展到今天,系统成本在大幅下降,但是伴随而来的是光伏标杆电价大幅下调,所以在这种情况下,设计的敏感性也是越来越高,所以对工程设计提出了精细化的要求。

  2019年1月9日国家发改委出台了《关于积极推进风电、光伏无补贴平价上网有关工作的通知》,明确提出开展平价上网试点项目建设,在2月19号国家发改委价格司联合全国工商联新能源商会召开光伏上网电价政策民营企业座谈会,基本上也确定了补贴调整机制。这个也是预示着平价的时代已经真正到来。

  平价上网技术路线主要通过,一是降低组件的成本,提高组件的转换效率,降低系统的集成成本,提升系统的发电量等措施来实现,但是要实现平价上网,一方面是外部的资源条件,技术条件,一方面又和内部的技术水平是密切相关。从外部资源条件来看,因为和各地的脱硫煤电价是各不相同的,另外各地的辐照水平也是不一样的,所以要使得平价上网能够实现,它与项目的所在地是密切相关。

  特变电工在2016年第二批领跑者项目推动实施以来,开始着手进行平价上网设计研究,列出了西藏31个省,334个地级市,根据脱硫煤电价的水平分别计算了每个地区单瓦投资效率,形成了最佳开发地区的排名,31个省区哪些省区条件最好,哪些省区条件最不好。同时,根据每个省区的脱硫煤电价结合先进技术相对应的发电小时数,以及投资生意的基准值,倒推出来每个地区它的最高单瓦投资成本的限值,形成了平价上网梯队开发的分布图,在每个资源区只要技术方案它的单瓦投资成本控制在限值内就可实现平价上网,同时实现收益的要求。

  光伏系统的设计最重要的工作就是设备的选型,从2015年开始光伏技术的升级换代进入快速道,从光伏电池技术而言,已从当初的16.5提升到了20%,甚至21%,度电效率也提升到了99%以上。大家知道采用高效的设备有利于提升电站的发电量,降低度电成本,所以这就要求在光伏设计的时候,怎么样才能做到只选对的不选贵的。在设备选型这一块大家比较关心的就是这三类设备,一是组件,二是逆变器,三是支架,这三个设备技术性能的差异也会影响到咱们度电成本的,但是影响到底有多大,我们做了以下分析。

  针对性能参数变化,一方面针对发电性能的影响、对发电量的影响,以及对度电的影响做了分析,另一方面也对这些性能参数的变化,形成了对EPC成本的影响,以至于对度电成本的影响,也做了电量的分析。最后通过综合两种影响叠加以后来确定中信博周石俊:光伏电站“玛法里奥突破口骨骼最优的设立典型方案。首先看看主线转换效率,选用高效的主线带来的是土地占用的减少,电网的数量都会相应减少,相应组件的效率对于组件的功率做了一下度电成本的分析,效率提升1%,度电成本就会降低0.00077元。其次组件衰减,一个是逐年衰减,一个是首年的衰减,逐年的衰减目前来说最高的组件厂家0.7,0.7往下针对不同的衰减对系统组件成本的影响做了分析,年衰减如果是每降低0.1%,度电成本会降低0.0021元/kWh,首年衰减每降低1%,LCOE降低0.00026元/kWh。

  组件双面率,双面组件背面发电量增益和电站总发电量 ,结论就是双面率每提升0.1,LCOE降低0.0017元/kWh,双面率67%,最高达到了90%。还有就是组件的温度系数,这个温度系数对咱们的度电成本影响有多大,我们也对它进行了详细的分析,因为温度系数最高负的0.45,最低达到负的0.28,通过对这个温度系数来进行测算,它的影响程度是每降低0.1,度电成本会降低4.9,但是温度系数对于温带地区和热带地区的效果是不一样的,影响的程度也不一样,如果在中东热带地区应用,它的温度系数对于发电量的影响也是特别大,它达到了每降低0.1,影响是6.5厘,尤其是热带地区对于温度系数会比较重视。

  除了组件,大家常常提到逆变器,逆变器的效率也是代表逆变器技术水平的高低,目前来说已经达到了99%以上,对于最高效率的分析是没有意义的,我们是对它的平均效率进行了分析,按照96%作为基准来测算的话,结果是每提升1%度电成本降低2.7每千瓦,就是逆变器效率这块的影响。

  支架的影响,组件表面辐照量每提升10千瓦时,它的度电成本降低0.09厘,影响数量看起来比较小,但是实际上影响的结果非常大。

  针对这几项参数的变化,它到底影响有多大,转换效率最低17.5,最高21,提升这么快会影响2.7分,衰减率来说,常规率是0.7,最高年衰减0.45,它的衰减从常规的提升到最大的,它影响到0.53,双面率的影响从0.7—0.9,这个范围影响有多大,它也是0.34,温度系数对于温带地区它的影响,一个是0.065,一个0.049,逆变器效率从98—99,最后是支架影响非常大,以哈密地区的辐照量为例,按30%的增加量会影响到4.04分,我们会关心哪些参数,哪些放在重要的位置,哪些可以忽略不计。再一个成本,采用先进的设备带来的结果,成本每降低1块钱,会造成度电成本降低6.14分,这个量也是影响比较大。

  最后以一个实际的案例来结束,第一种A组件如果转换效率17.4%,售价1.8元每瓦,度电成本0.326,EPC成本4.51元,B组件18.91%,C是19.39%,D组件19.88%。叠加的结果最好是C组件,最高效的D度电成本的增加还是比较大的,如果是D组件在其他方面的性能,如果它能引起度电成本的降低,它的幅度超过1.15分的话,或者是它的价格降到了2中信博周石俊:光伏电站“玛法里奥突破口骨骼.1元,它也同样具备优势。所以,不仅要通过技术的提升来降低组件成本,同时也要通过不断降低成本才能实现最终的平价,谢谢大家。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :“到2018年年底,西北电网总风电装机接近4900万千瓦,光伏装机超过4000万千瓦,占总装机16%,风电和光伏加在一起在西北网区域内占电源总装机的超过35%,1/3都是新能源的天下,这个比例对于电网来讲已经很大,可能新能源技术上没有问题,电网可以无限接纳,但要知道新能源是天赋异禀,也抢占了一定的江湖地位,但新能源到底能不能全面替代常规能源?新能源有这个潜质,也要认识到自身的缺陷。”中国电科院新能源研究所主任助理陈志磊在2019年度电成本最优高峰论坛上发表重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:2019年度电成本最优高峰论坛

  中国电科院新能源研究所主任助理陈志磊主题分享《新能源场站快速频率响应》

  

  以下为发言实录

  陈志磊:

  实际上大家看这个题目,平价时代,看上去跟场站新能源快速响应没有什么关系,新能源不只是平价,还要替代传统电源、火电、水电。上午说了遇到消纳问题,由新能源行业和传统能源之间利益博弈的问题,作为新能源,具不具备能力跟老大博弈,有没有能力抢占第一中信博周石俊:光伏电站“玛法里奥突破口骨骼的位置。新能源,无论是风电还是光伏,10年前可能是个小孩子,经过10年大家立捧立推,把他培养大,10年之后成长为青壮年,现在挑战传统电源的地位,内功够不够硬,有没有这个实力。所以,今天说一下新能源场站快速频率响应,在平价之后需要具备什么样的能力,才能让新能源真正成为行业老大。

  背景

  在西北五省区域内进行试点和推广,首先,到2018年年底,西北电网总风电装机接近4900万千瓦,光伏装机超过4000万千瓦,占总装机16%,风电和光伏加在一起在西北网区域内占电源总装机的超过35%,1/3都是新能源的天下,这个比例对于电网来讲已经很大,可能新能源技术上没有问题,电网可以无限接纳,但要知道新能源是天赋异禀,也抢占了一定的江湖地位,但新能源到底能不能全面替代常规能源?新能源有这个潜质,也要认识到自身的缺陷。

  消纳的问题

  国家电网公司想尽一切办法解决消纳的问题,但是技术手段捉襟见肘,不能完全解决现有的矛盾,因为装机量的大幅上涨跟电源整体结构运行方式的调整之间是需要过程,需要一个缓冲的时间。所以西北电网在16、17年,一直到去年年底之前都在做尝试,想尽一切办法解决消纳的问题,但是由于统计口径的不一样,各方面的原因都对消纳起到了一定的促进作用,但总体消纳的形式还是很严峻。常规火电已经大范围的退出电网,给新能源留出足够的空间,这就使得电网结构发生了很大的变化,以前传统的电源电网和负荷实施平衡的规则很有可能会被打破。需要新能源厂家在一定程度上接替常规电源的责任。

  在西北电网这个区域由于这么大的装机,在中午太阳光非常强的时候,新能源的发电最大出力,这时候火电要调峰,常规电源没有向下调峰的能力,在这种情况下就需要新能源厂家具备向下整峰的功能,跟常规电源配合起来,把主网撑起来。

  另外网的建设,由于现在直流输电大规模的投运,也给电网的运行带来隐患,当直流出现故障的时候可能对于电网的冲击比较大,所以也对电网的频率安全稳定造成了一定的威胁,我们预计到2020年西北电网外送规模会超过8000万千瓦。

  系统调频难度不断加大

  随着西北电网新能源占比不断攀高,电网发生系统调节的矛盾也是不断增加的,也急需新能源参与到电网调频当中。这张图做了一个计算,有新能源开机和没有新能源开机,几个频率响应的曲线。有新能源开机,频率响应,电网的频率调节能力会一定程度降低,但是当新能源具备频率响应能力的时候,这个特性会一定程度上抵消,会很大程度上缓解调频的需求。

  新能源快速发展技术上已经不存在问题。现在想要新能源具备快速频率响应的功能很容易,基本上都能做到。另外标准也已经出台,可以有效指导做这件事情。

  实际上这个事情西北网在推广,在西北电网分布也都陆续发了文件,来鼓励和支持西北的新能源开展快速频率响应和试点工作,目前这个工作取得的效果也是非常好,也在主网做过一次大的实验,也是能够看到具备了快速频率响应之后,它是可以撑起来电网调频的需求。

  那么,这么多背景,需要新能源厂商具备什么样的能力。第一,系统侧调频指标,电源的调频资源,在调频方面的差异性,所以针对风电和光伏提出了不同要求,也是根据技术实现的难度不一样,对于风电来要求有一个正负0.1刻度的响应。第一个新能源场站有功功率降至额定负荷10%时可不再向下调节。第二个新能源场站根据实时运行工况参与电网频率快速响应。

  对于多调频资源快速调频参数设置方案,对于风电、水电、常规火电,实际上在系统提供调频功率的时候,他们所扮演的角色是不一样的,在电力系统需要调频的时候,实际上是希望电源能够给电网采取措施之前争取更多的时间,有足够的时间采取措施让人、网、赫达到频率状态,并不是希望一次调频把电网的频率拉到,这是一个缓冲的时段,所以不同的电源在电网需求时要求也是不一样的。

  结合西北五省新能源场站快速频率响应市电情况,西北电网提出了新能源场站的快速频率响应性要求。对于响应指标有响应滞后时间,第二是响应的时间,目标值的时间,第三整个响应过程的调节时间。

  具体电网的改造,风电和光伏比较典型的改造方案如何去实现?第一个有在AGC系统上直接改,直接在AGC上加装高频测试装置,感知层要怎么做,要加高精度的测量装置,在AGC上通过软件的控制算法,频率开始响应最难做到的就是工具,如何在最短时间内让它们同时协调性的输出,这是第一种方式。这种方式优点不用改变风场现有的框架,只需要在原有基础上做一个程序的更新,但是时间比较长,不一定能够满足快速响应的时间要求,所以在通讯环节还需要进一步优化。第二需要加装高频的装置,只有非常明确的感受到了频率的变化,才能做出准确的动作。

  优点传输层级会比较少,也不改变原有的控制框架,但是这个需要AGC和系统之间要有一个协调配合,而且不同的设备制造商之间,可能平台之间会有差异,兼容性通用性会比较差一点,这是这个方案的不足之处。第三个就是加装专用的快频响应的装置,电网频率异常时“旁路”风电场原有功率控制系统,不同的技术路线选择响应的风电场进行试点。

  光伏也一样,也分几种改造方案,第一个就是AGC,把需要的功能在程序上写进去。优点和缺点也是跟风电是一样的,因为技术路线是一样的。第二就是加装快速频率响应装置。优点就是对于现有的电站和新建的电站可以兼容,可能我发一个指令,我问第一台机发给他,第一台机不回答就在等,等到你回答,再给第二台机发指令,现在建议并发的方式来解决这个问题。第二就是在逆变器上直接改,无论从发电效率,从各方面功能的附加,逆变器一直是在风口浪尖,凡是有功能需要加,可能大家都会想到逆变器会干这个事,所以这是挑战也是机遇,也是给逆变器的厂家提供了动力。逆变器的优点是速度快,是不是大家要统一步调听从指令来做这件事情,就是逆变器的数量比较多,真正发程序改造工作量比较大。

  虽然看上去频率快速响应跟今天的主题不是特别相关,密切性不高,但是开场我说了,平价之后是光伏的天下,光伏想要得天下就要练好内功,谢谢大家!

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :“未来分布式能源肯定是将来10年甚至20年中,中国乃至世界发展重要的能源供应方式之一,从经济性角度看,分布式能源通过横向多能互补、纵向协调来盈利,通过互补和协调来降低成本。综合能源系统将是分布式能源发展的重要形式。”华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利在2019年度电成本最优高峰论坛上发表重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:2019年度电成本最优高峰论坛

  华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利先生主题分享《综合能源系统的仿真平台及其应用》

  

  以下为发言实录

  王永利:

  我对今天一天的总结是顶天立地,上午大佬顶天,下午设备企业包括做基本性业务的专家来立地,顶天立地才能把事情干好,新能源产业肯定是先做大后做强,不可能是先做强后做大,为什么呢?先做大它的成本才能降下来,才能有规模效应,未来长期的利益和短期利益要相对融合,才能慢慢逐步发展下去,才能可持续发展。

  上午几位领导介绍了大规模的风电光伏可再生的能源发电,今天我给大家介绍分布式能源,未来的分布式能源肯定是将来10年甚至20年当中,中国乃至世界上当中发展重要的能源供应方式之一,因为大量的风电资源和集中式的光伏资源基本上开发了,未来的分布式能源星星之火可以燎原,这是第一个可行性。

  第二个经济性,分布式能源通过什么来盈利呢?就是横向多能互补,纵向协调,通过互补和协调来降低成本,不是说去降低产品的成本,也不是说提高电价的收入,它通过减少这些环节实现它的耦合互补来降低成本。今天给大家介绍综合能源系统,综合能源系统将是分布式能源发展的重要的形式。

  首先介绍一下能源互联网,能源互联网大家都不陌生,都要建能源互联网企业,包括综合能源服务,综合能源服务实际上就是面对用户这一块。但是能源互联网是虚的概念,未来真正的物理承载方式,我们认为它是综合能源系统,包括国家提出的23个多能互补的试点,55个能源互联网+的试点,现在有的不太理想,但是未来的方式肯定是多能互补的发展方式。通过去年的大浪淘沙以后,必须要扩展自己服务的范围。

  什么是综合能源系统,在一定区域内利用先进的物理信息技术和创新管理模式整合区域内煤炭、天然气、新能源、电能、热能等多种能源资源,实现多异质能源子系统之间的协调规划、交互响应,在满足系统内多元用能需求时,有效提升能源利用效率。在满足用户需求不被约束的情况下来提高能源的利用效率,从而通过这种方式来降低它的能耗。

  横向多源互补,举个例子,现在很多领导开的油电混合车,我同事买了一个油电混合车,说5个油,我说你多长时间充一次电,他说我不充电,我没有充电口充什么电?装一箱油能跑1000公里。通过这个简单的例子可以看到,60公里以上用的是油,60公里以下用的是电,通过这种互补形式来降低油耗,所以它是能够实现互补的。现在的储能发展起来以后是一个配置的装置,实际上储能装置就能真正的弥补一些在流动过程当中的某些波动性,从而减少了它的波动性,提高了它的稳定性,满足了用户的需求。

  综合能源系统解决四个关键问题:第一,综合能源系统规划涉及多能源管网,便压站选址定容,需要考虑经济、可靠、节能、减排、降污等多重目标,较之传统能源系统规划方法更加复杂;第二,综合能源系统运行调度需要满足用户的综合性能源需求,涉及多异质能流,多能源主体的利益博弈,同时兼顾各种系统运行约束,较之传统能源调度更加困难;第三,尚未建立适用于综合能源综合效益评估的理论体系,难以实现对综合能源系统经济效益、环境效益和社会效益的科学定量平价;第四,尚未开发出适用于综合能源系统运行仿真的平台系统,综合能源系统规划、运行决策缺少科学有效的仿真工具支撑。

  实际上有一个路径,综合能源系统的耦合建模,得到了两个成果,从四个方面进行研究和深入的挖掘:第一个综合能源系统规划优化项目,前期的规划,它需要根据你客观的条件和用户的用能结构。第二是运行优化,考虑电、气、热不同能量调度的时间尺度和物理特性差异,构建综合能源系统多异质能流统一调度模型。综合能源系统综合效益平价,构建考虑综合能源系统运行可靠性及综合效益的平价体系,衡量规划,运行方案的科学性。

  下面展示一下仿真系统:四大模块,这是数据库,所有光伏设备、储能设备、风机设备的选型,有风电企业、储能企业,把这些设备放到数据库里面,综合能源系统里面给当地的园区、楼宇做的时候就在这些系统里面给他选设备,当然一般性的设备在这里都包含。接下来优化的结果,设备的购置费,包括一年的碳排放。这个把风速放进去,这一对储能的规划,有的人说我们想对储能进行规划,我们直接把它优化出来,功率、容量、投入成本,碳排放还有安装费用设备费用,这是规划的。最后的规划结果,输出了30个方案,这30个方案随便减一个方案都会有这个结果,多目标的,这是规划的。下面运行的,现有的园区把所有都配置好了,风机、光伏、燃气锅炉,里面有些选型,这是场景,一天的总运营成本3万多块钱,然后它所有的成本都出来了。这是出力规划,这是我们用每一个小时呈现的,包括它的热处理规划的结果,这是成本的构成,上面是一天的成本构成,下面是每个小时的,再一个就是环境成本的构成。

  这就是今后一段时间为可再生能源做的事情,包括今年青海那边要突破清洁能源供应,上次是9天,这次要突破15天,这些都是发展的趋势。发言就到这里,谢谢大家。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :3月29日,以风光并举·共创平价为主题的2019年度电成本最优高峰论坛在西安举办。会上,正泰新能源副总裁周承军针对“光伏+储能”话题进行探讨,他表示,发展分布式+储能的应用是为了扩大分布式应用,同时为了减少或避免分布式光伏对对电网的冲击。目前储能行业仍在安全、成本、技术和政策支持层面存在一定难度,不过在能源革命的大趋势下,新能源不断壮大,储能也会进一步发展。

  直播专题:2019年度电成本最优高峰论坛

  正泰新能源副总裁周承军主题分享《分布式光伏+储能应用研讨》

  

  以下为演讲内容

  实际上,光伏+储能是一个比较早的应用方向。在离网中,储能配置比较小,但是在并网当中是要根据场景进行考虑。在并网当中随着离网光伏的应用,特别在分布式当中有可能对电网产生冲击,所以曲线效率就逐渐展现出来,由此需要在并网当中增加储能。我们分布式+储能的应用就是为了扩大分布式应用,同时减少或避免分布式光伏当中对电网的冲击。

  相比较而言我们觉得有两种方式比较合适,第一种我们分布式光伏数字的+,把我们光伏发的电先用储能存储起来,在别的时段把它释放出来,这个场景主要在什么情况下用呢?主要在我们分布式光伏在中午的时候,可能我们有些用电企业用电负荷比较低,因为中午员工都休息了,这个时候我们光伏发电负荷超出了我们用电,产生了余电上网的现象,这种情况下对电网会有一定的冲击,为了减少对电网的冲击,如果说对应的储能就会减少冲击,减少负荷情况,同时提高光伏的利用。但是这种模式也有一个缺陷,技术上没有任何问题,但是经济上的效益比较差,因为我们知道目前余电上网的情况下也是火电的标杆,所以目前技术上没有问题,包括对我们光伏分布式的应用也有比较好的促进,但是经济上效果上比较差,所以目前还需要进一步进行成本的优化和探索。

  分布式光伏+储能,这是商务模式上应用场景模式上的叠加,我们本身是开发了分布式光伏的企业,同时叠加上储能项目,为什么这么讲呢?因为这个主要应用于我们全额消纳分布式的应用场景,这个企业的用电量非常大,光伏所发的电力能够全额进行消纳,在此基础上,如果说峰值时段的用电负荷还非常大,这个时候我们就可以在晚上进行充电,在它白天的峰值时段,或者下午的风电电价时段放开用,这时候和光伏的叠加,尽管没有连接,但是商务模式上可以连接,又安装了分布式光伏,又安装了储能,充分分享了分布式开发资源、建设资源、技术设计资源等叠加,目前这个场景在经济上来说,从技术上来说都是可行的,所以这个是目前值得去探讨和研究的一个模式。包括我们的微网,这个也是我们储能应用,但是这个模式目前在国内来说都是园区级的,目前的应用大家也在进行一个探索和摸索。

  储能项目目前大家探讨研讨的比较多,储能目前的商业模式主要有这么几个。一个是电网,由国家电网进行投资,它在变电站周围进行大规模的调频项目,去年我们国家电网在江苏、在河南、在湖南都建设了大规模的几百兆瓦时以上的磁能项目,这是电网的模式。第二个是发电,一方面说的火电调频,火电厂由于电网的考核要求比较高以后,火电的调频机组性能满足不了考核的要求,装置了我们储能以后快速进行调节,然后满足调离考核要求以后改善它的性能,减少被考核电量。这几年,我们在行业内,在山西,特别是华北电网出台了辅助服务调频激励政策以后,明确了价格以后上了很多项目,在山西在内蒙,最近在广东也在做这方面的尝试,也推出了很多火电厂的调频项目。再一个就是光伏+储能商业模式上叠加的储能项目,另外有制造业企业、有工商业企业,包括IDC数据中心的这几种方式。

  储能现在大家都在纷纷探讨和研讨,但是目前来说还存在一些难点,需要所有的行业人员进行探讨和研究,包括几个方面。第一个是我们的安全,因为动力电池发生过燃烧,储能项目目前国外也发生过失火的案例,国内个别也有,所以这个还需要行业内进一步去推动。第二个是成本问题,今天大会都在探讨光伏和风电的平价问题,储能最大的问题也是目前投资收益率比较低,由于成本高昂导致收益率比较低,所以说影响了我们项目的快速发展。还有技术方面的,一个是电池的寿命,我们电力电池都在说跑多少公里,储能电池是循环次数,运行多少年,目前10年来看,有的电池能达到,有的电池达不到。还有就是技术路线,目前锂电池为主,但是其他电池也都在做,具体哪一个做的更明显,效果更好,现在还各有特长。再一个就是储能的优惠政策,包括税收政策、补贴政策,目前还没有,这个也是对储能的推广造成了一定的难度。虽然有这么多困难,但是我们觉得随着能源革命大的前景,还有我们新能源的发展,所以储能诞生也会进一步发展。

  我的演讲完毕,欢迎大家进一步交流,谢谢。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :“需要解决很多问题,需要一个数字化整体风能资源的解决方案,第一是项目与用户管理,第二是宏观选址及测风塔管理与数据分析处理,第三尺度模拟计算,第四基于度电成本的风电场自动优化。”西安特变电工电力设计有限公司总经理郭勤文在2019年度电成本最优高峰论坛上发表重要讲话。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:2019年度电成本最优高峰论坛

  西安特变电工电力设计有限公司总经理郭勤文主题分享《以LCOE为主导的平价上网之路》

  

  以下发言实录:

  郭勤文:

  首先代表特变电工公司再次感谢各位嘉宾来到高峰论坛。结合本次会议的主题,我跟大家的分享的内容是“以LCOE为主导的平价上网之路”。

  面对平价来说,我们能做什么?其中平价的大趋势是不可改变的,但是对于我们做技术的来说,对于技术的提升以及转型升级是迫不及待的。现在大家更关心的是LCOE,因为原先在电价明确的情况下,大家可能更关心的是资本金应用收益率,但是为什么现在,尤其是这两年对LCOE关注度越来越高,结合公式我们感觉到,因为LCOE上面是建设成本+运维成本+贷款费用减去相关的税费还有剩余价格,不仅贯穿建设过程,而且同时影响到运营过程。下面发电量是我们20年来发电量的总和,LCOE是平准化的度电成本,但是从它的公式意义来看,它是整个风电场全生命周期的概念。

  从对LCOE的理解有几个核心的内容,分为三块。第一发电量,第二建设成本,第三运维成本。当然这个成本又跟发电量有关系,因为跟你自主选型有关系,而发电量又包括两个部分,根据刚才的公式来说,首先关心LCOE是不是最优,但是在测算过程中首先发电量要测算非常准确,另外就运维成本来说,结合运维运营期,在运营20年中能不能保证原先预测的发电量,是否会有提升发电量的过程。所以对于LCOE来说,从刚开始的设计阶段一直到运营结束,是一个整体的过程,很简单那就是让发电量更高,让建设成本和运维成本逐渐下降,这样LCOE才是最优最低的。

  刚才提到在LCOE来说,我个人认为建设成本和运维成本其实是可控的,只要选型可靠,问题不是很大,但发电量本身在设计之初,评估时可能和实际运行产生很大差异,所以怎么能精准的做好风险评估,然后评估出发电量是可靠的,反而成为一个很关键的作用。所以,提出了数字化的风资源评估。全生命周期的风能资源评估,首先从立项阶段,要从源头来降低这个项目的风险,要了解开发区域的风能源情况到底如何,后面进入可研阶段,要对项目的风险进行再次确认,还是要最终评估发电量,评估整个项目的收益,在整个工程建设阶段就和你的工程设计息息相关,到底选择什么样的机型,和你的风电场是否相匹配。最后进入到运行阶段的时候,发电量提升这一部分,首先你要判断运行阶段的发电量情况和当初设立的值是否一致,所以其核心,要搭建出基于不同尺度模型链整合技术的风能资源评估体系,17年已开始运行,正式把评估体系介绍给大家,从这三张图片看出,从最原始最直接的微观风险评估,一定要有一个测风塔,后面我们引进一个大数据库长期分析数据,主要是GCM全球环流模式。再到后面,还是一个微观的领域,但是会发现目前对风能源评估光靠测风塔肯定是不行的,所以引入中尺度模拟技术,通过中尺度和微尺度相结合提升风能源评估的精度。

  当然结合后期的情况来说,因为整个评估可以延展,可以在后平价的过程中去做进一步的文章。想强调一点,这个后平价是将外部气象因素耦合和其他数进行相互分析来做的一个后平价,这个应该在今年年底或者明年会有一个平价标准。结合我们数字化的手段,为了降低人为的分析引起的误差,因为做风能源工程师,每个工程师分析出来的数据或多或少都有差异,如果经验和各方面差距很大,可能得出来的结论也会有差异。当然除了这个平台,不同尺度分流模型的审核,也是包括不同资源的整合,都是可以外扩,同时还有不同阶段的耦合,就是全生命周期。

  要解决很多问题,最终需要一个数字化整体风能资源的解决方案,第一是项目与用户管理,第二是宏观选址及测风塔管理与数据分析处理,第三尺度模拟计算,第四基于度电成本的风电场自动优化。

  整个平台的案例,这是国际大范围的宏观选址,每个模拟区域80平方公里×180平方公里,另外一个是不同尺度的,非常适合大型基地风资源的评估,所以我们通过中尺度+微尺度的结合,同时+上测风塔,进一步提高风能源的情况。

  最后基于LCOE风电场的多维度的优化:第一就是常规计算机辅助优化,计算机辅助优化:优化目标单一优化维度唯一,第二人工手动布机,人工手动排布风机,工作烦琐,效率低,技术人员经验要求高,排布结果差别较大。但是结合我们LCOE的目标,第一增加了精细平价,不光考虑LCOE,还要考虑资本金的收益率,风机的排布范围,装机容量,而且我们增加了不同的场景,风电场增容,新建风电厂,旧风电场升级。

  从选择效果来看,不管是从度电产品也好,还是内部的收益率汇报来看,其实都应该选择A类机型。用两台机型进行混排,同样不同优化目标结果对比,发电量目标方案,LCOE目标方案,以LCOE的目标优化是更好的。左边的图以发电量为目标,因为它分布会比较散,间距比较大,以LCOE为目标,风机水平间距比较小,且造价高,基本被否定,同时有些点上面采用90米的高度,道路和道路的成本是比较高,所以结合结论,虽然发电量不是很高,但是最终要寻求LCOE为最优的。

  最后想跟大家分享一下,因为新能源公司也是向整体工程服务业数字化的转型,LCOE这块的优化放在前期工作,但是具体的进一步的优化设计放在了工程设计平台。

  再次感谢大家,风光并举,共创平价,特变电工新能源与大家同行,谢谢大家。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  动力电池应用分会研究部统计数据显示,2019年2月纯电动乘用车共生产约3.7万辆,67款车型,其中,前10款车型的产量占纯电动乘用车总量的64.1%。

  

  下面,小编将从四方面给大家解读2月纯电动乘用车TOP10车型

  第一从技术路线来看,排名前10的纯电动车型中,100%的纯电动乘用车配套的动力电池是三元电池。

  从2月生产的67款车型配套来看,三元占比89.55%,磷酸铁锂占比8.96%,锰酸锂占比1.49%。

  

  这一现象从纯电动乘用车生产商角度来看,车企想要拿到补贴又得满足用户续航里程的要求,不得不考虑提高动力电池的能量密度,而磷酸铁锂电池现在又处于一个瓶颈期,这让各大电池企业不得不向三元靠拢,既满足了用户的需求,又可以拿到补贴。但在安全性上还须再继续提高。

  第二从续航里程来看,在排名前10的纯电动车型中,有9款车型的续航里程在250-450km之间,系统能量密度在140-162Wh/kg之间。根据2019年新能源汽车补贴政策要求的技术指标来看,排名前10的纯电动车型有9款可以在过渡期间拿到2018年补贴金额的0.6倍,LZW7002EVBBG车型拿的是2018年补贴金额的0.1倍。从数据来说,续航里程足以满足用户的需求。

  

  第三从车型级别来看,纯电动乘用车在排名前10的车型中,有7款车型是A级车型,带电量在42-53.6kwh之间,配套的电池企业有三家,分别是宁德时代、比亚迪和孚能。

  

  第四从单体外形来看,排名前10的纯电动乘用车车型中,配套的动力电池多以方型电池为主,但仔细去看会发现软包电池已在慢慢崛起,在这10款车型中占比10.61%,凭借自身的安全性高、不易发生爆炸、重量轻等优点,已在慢慢获得消费者的青睐。整体来说,近年软包电池大幅增长,必将是动力电池市场的一个发展方向。

  通过分析上述畅销车型配套电池情况,我们不难发现,三元动力电池已逐步成为纯电动乘用车A级车型配套主力;在续航里程上,56.01%的车辆续航里程在400km以上;在能量密度方面,98.06%的车辆系统能量密度在140Wh/kg以上。不管怎样,纯电动车的受欢迎度最后还是要取决于电池的实用性,而电池的实用性又取决于制造商技术的高与低。

  :3月29日,以风光并举·共创平价为主题的2019年度电成本最优高峰论坛在西安举办。会上, 彭博高级分析师栾栋对全球新能源市场进行了分析。他预计,到2050年全球风电和光伏发电量可以占到所有发电量的50%。不过,要从现在10%增长到50%,最关键的是要有电力市场、电力机制的设计支持。在他看来,电力机制需要通过经济调度和绿色调度,通过调度机制才能真正凸显可再生能源度电成本的优势,与此同时让可再生能源才能有非常光明的未来。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:2019年度电成本最优高峰论坛

  

  以下为主要内容:

  栾栋:

  希望能够通过对全球市场的分析给大家带来新的维度的不同的视角,给大家更宏观的一个思考方式。

  2009年开始我们对全球风电光伏成本进行追踪和测算,我们以2018年实际价格来计的话,全球风电光伏成本下降是非常明显的,光伏从2009年350美元每兆瓦时水平,下降到目前50每兆瓦时水平。深蓝色的这条线,从2009年100美元到现在50美元,下降的幅度也是超过50%,海上风电从2009年大概不到200美元到现在的将近90美元,下降幅度也超过了50%,正是由于光伏和风电用电成本的大幅下降,使得新能源的品种竞争力逐渐提高才有了我们今天的平价。

  最上面这一条线,这张图大家看到的是海上风电的价格,全球海上风电平准化价格,从2012年开始是有非常明显的下降,这张图上有三个有意思的点。第一个点是全球海上风电的价格有趋同的趋势,无论最开始是150美元还是100美元,各个国家的差距都在逐渐缩小。第二点是新兴市场价格下降非常明显,以美国市场为例,这五个蓝色的点,美国市场2018年8月份竞标获得的中标结果,2022年、2023年需要上线的这四个点,其中最下面的这两个点是美国波士顿附近的麻塞诸塞州的项目,这个项目在2022、2023年需要上线的电价已经低于成熟市场在同一时间需要上项目的平准化价格。第三点俄国三个项目在两个竞价项目当中,海上风电出现无补贴的项目,这三个项目需要在2021、2024、2025年上线。海上的风电能够实现这么大幅的价格下降,能够到目前实现我们国内定义里面的平价,主要成本下降的原因有三个,第一个是规模效应,欧洲海上的风电目前已经建成项目风机的单机容量是4—6兆瓦左右,待建的风继,未来将要上线的项目,主流的单机容量已经上升到7—9.5兆瓦。另外就是供应链的经验积累,横坐标是时间,纵坐标是需要安装每兆瓦风机和每兆瓦基础所需要的天数,这个是欧洲主要市场的经验,也是从2000年左右,从大概需要花1.7装一兆瓦的风机,将近2天装的机组,需要2.86天左右,专门的安装船去出海施工,时间的节约就是成本的减少。

  另外就是融资成本,这是过去几年当中每一年欧洲主要市场每年新增装机不同类型的投资者的占比分布,蓝色是项目开发商,黑色是其他金融机构,其中包括政府、私募基金和股权基金,绿色就是机构投资者,从2010年开始欧洲机构投资者开始进入海上风电企业,投资占比逐渐提高,不仅仅占比逐渐提高,他们参与项目时间也逐渐变早,现在有不少海外风电海外机构投资者在项目并网之前进行股权收购,他们的参与使得项目的融资成本有比较显著的降低。其实成本下降本身并不能导致零补贴,导致零补贴还有三个原因,第一个原因是定价机制,欧洲海上风电主要的定价机制是我们所谓的差价合约的CFD,但是差价合约各个国家也有不同,上下波动的这个曲线是批发市场的电价,灰色横线是中标价格,在荷兰和德国这两个市场,双向的CFD,什么意思呢?当批发市场的电价超过中标价格以后,超过这一部分海上风电的业主是可以保留的,但是在英国市场我们叫单项差价合约,超过这一部分,海上业主是拿不到的,是需要还给政府的。如果在荷兰和德国的市场,中标电价为零,海上业主还是可以拿到其他市场电价的,但是在英国零电价就意味着你的工厂收入是零,这是一个定价机制。

  第二个开发商的责任。在丹麦和荷兰这样的国家,海上风电的开发商需要做的事情是风机本身和风机到海上之间的辐射,正是因为这个原因,开发商的成本降低了,成本是一点,但是第二点是项目的风险降低了,就意味着项目开发商去融资的时候,银行对于风险的认知更透彻,融资成本会有相应的降低。

  第三是负电价的保护。海外成熟的批发电力市场产生偶然的负电价的主要原因,是因为在电力供过于求的时候,这张图上展示的是德国最近几年,2010—2016年电价的分布,以2016年为例,德国2016年8760个小时里面有13%的小时电价是超过40欧元每兆瓦时的,有1.1的时间是负,德国负电价情况会越来越普遍,海上风电里面有负电价的保护,负电价事件连续出现6小时之内,海上风电业主是不需要负电价的,有这样的负电价在保护,让海上风电项目整体性更优。

  再说说光伏。和国内市场一样无补贴的光伏在海域市场最先进的一点是工商业分布式,澳大利亚在2018年工业光伏1000千瓦以上的光伏项目出现了爆发式增长,在欧洲工商业的光伏,在2019会比2018年会有比较大的提升。地面电站现在欧洲比较领先,我们最新的统计发现欧洲主要的国家大概有超过4G瓦的地面光伏项目已经签署了无补贴的购电协议,这些项目存活,最主要的原因是因为他们和用电企业签署了长期的购电协议,为什么签这个协议呢?欧洲的主要市场批发电价市场比较高,未来上升的可能性还有一些,所以在这样的背景下用电企业有动力和可再生能源签署比较低的PDA,然后去锁定电价。但是在直购电市场其实也有一些变化,在美国企业直购电当中光伏直购电合同年限在逐渐变短,由此PPAs价格也在明显下降,所以在合同年限变短价格降低的背景下大家会问,有没有可能未来可再生能源不需要签署长期的电价协议,只靠批发电价来存活实现经济性。现在来看美国市场是可以实现的,但是没有一个融资机构赌未来20年的电价,所以我们认为未来更多的是长期合约和限购市场结合的形式。

  这个是我们看到最新发布的2019年上半年中国主要能源品种的度电成本,我们经常会讨论两个能源经济的转折点,第一是新增装机的替代,第二是在装机的替代,这两个意义比整个电力系统成本最低为一个平台标准,当一个电力市场越过第一个转折点以后,任何新增的电量需求就应该用新增的可再生能源,而不是用新增的传统的火电,当这个电力市场跨国第二个转折点以后,任何存量的电力需求就应该由新增的可再生能源,而不是由已经建成的煤电和气电来完成了。很多人说这个不公平,因为可再生能源是有波动性的,我们从去年开始测算了另外两个供电成本,风加储和光伏加储,100兆瓦风电配20兆瓦的储能,在中国已经低于新建煤电的成本了,光伏也快了。

  到2050年全球风电和光伏发电量可以占到所有发电量的50%,要从现在10%增长到50%,最关键的是要有电力市场、电力机制的设计的支持,什么意思呢?电力机制需要通过经济调度和绿色调度,通过调度机制真正实现可再生能源度电成本的优势,在这样的机制下我们用电的成本才会有比较明显的下降,与此同时让可再生能源有非常光明的未来,谢谢大家。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  :3月29日,以风光并举·共创平价为主题的2019年度电成本最优高峰论坛在西安举办。会上, 特变电工西安电气科技有限公司微网产品线总经理黄浪博士进行了智慧型微网——分布式能源的系统级解决方案的汇报。他表示,随着能源互联网、互联网+智慧能源成为趋势,整个世界能源形式也在向数字化、低碳化、中心化发展。数字化能源结合新材料技术可以融合人工智能、大数据、云计算这样的技术,可以说分布式能源响应着世界能源形式的变化,是顺势而为。北极星太阳能光伏网、一起光伏APP对大会进行全程直播。

  直播专题:2019年度电成本最优高峰论坛

  

  以下为主要演讲内容:

  尊敬的各位专家、各位领导大家下午好,很荣幸能邀请到各位在这里跟大家共同探讨智慧微网分布式能源系统性解决方案。

  首先,我们为什么要建设微电网,为什么要发展微电网,刚才王教授也和我们谈了能源互联网,谈了综合能源,随着能源互联网和产业互联网,互联网+智慧能源这种新的业态和发展,整个世界能源形式也发生了变化,数字化、低碳化、中心化趋势,而我们数字化能源结合新材料技术可以融合人工智能、大数据、云计算这样的技术,可以说分布式能源响应着世界能源形式的变化,是顺势而为。但是正如人一样,这种有潜力、有能力的能源它有一些自己的不一样的品性。

  首先,我们这种分布式能源是靠天发电,具有强随机性、高波动性、低灌性,这种问题会给我们带来什么麻烦呢?首先会使我们电网的调节能力下降,使我们电网的抗干扰能力不断下降,增加整个电网的稳定风险,所以说我们希望分布式能源可以实现系统择优,把它一些不好的品性给改掉。所以,我们提出智慧微网分布式能源系统解决方案,把清洁能源做得更好。什么是智慧性微网呢?是一个智能小型发挥用量的系统,可以基于变换设备和二次的监控保护,由我们智慧的人员管理系统去实现整个系统的优化、调度,实现整个系统的最优。它可以从经济、技术、能源、环境四个维度实现优化,从技术层面处理“源、网、荷、储”的能量流优化与功率协调,微电网主要是解决优化不同投资主体的利益冲突。另外我们可以促进清洁能源的开发,使所有参与者共享这份优化带来的利益,使大家合作共赢。另外国家出台了一系列的标准去指导大家怎么去设计、去完善微电网。

  特变电工也在积极探索思考到底在微电网方面,我们可以为大家做什么,提供什么样的服务,首先微电网是一个复杂的系统,它需要一颗智慧的大脑去协调各个子系统,我们提出了三层、双端的能源管理系统去做微电网的精准预知,可以根据预测进行优化调度,最终为大家提供需求响应、调度响应、低碳等多种运行模式。整个能源管理系统包含两大数字化平台,集成了SCADA软件平台的数据图表和报表分析功能,集成了云平台以及手机APP的大数据分析和跨平台。我们优化调度软件也是为了满足不同应用场景,不同客户的定制化需求,我们提出了应用、决策、执行分层模块化的优化调度软件,提出需求响应的运行模式。另外我们要对大电网提供一些辅助服务,我们提供了联络线功率控制模式,孤岛运行模式,低碳环保模式,所以说我们整个软件是按照不同客户的需求去做定制化模块的设计。基于人工智能算法多时间尺度的优化调度去实现不同的运行模式,在前期的规划设计里面有优化,在运行阶段我们也可以做实时的在线的多系统的优化,使整个系统经济效应提升,使各个参与者都能分享这份利益。

  光有智慧的大脑光做思考也不行,还需要一个强健的体魄去实现刚才的目标,所以我们提出了电能路由器去做交直流混合微电网的设备,去给交直流提供网价。现在我们可以提供从500千瓦到2兆瓦,从2端口到4端口,从交流直流到交直流综合,我们每台产品都可以实现98%以上,到现在我们不断突破,现在我们已经达到了98.5%。整个电能路由器怎么去实现它的先进性,我们也有一些技术攻关,通过模块化的设计我们可以实现各种产品的标准化的开发,实现产品便于维护的功能。另外,控制器也采用双电源技术,保证控制器能稳定一些。我们的效率做到98.5%,这也是基于先进半小时材料这样的技术,实现碳化硅的工厂应用,通过这项技术使整个产品提高两个点的效率提升。

  这些产品怎么用呢?我们还为大家提供了这些产品的解决方案。第一种就是工业园区,在3月5号政府工作报告上面提出我们要降低一般工程电价的电费,用量最多的是大工业,采用基本电价和电度点价,基本电价占到用电成本的40%,电度电价占到一半,整个园区用电成本比较高,但是优化空间也是相当大。我们可以进行数据采集,通过这种规划设计真正为大家降低度电成本。我们可以提供交流、交直流混合的不同技术场景的技术方案,这是交流系列的解决方案,另外可以通过分布式光伏发电的比例,从而提升光伏系统的效益,另外我们还可以通过能效管理提供精细化的能源服务,降低整个园区的能耗。

  说得好不如做得好,我们怎么把这些产品落地呢?我们在东莞实现了全世界首台4端口交直流混合变压器的应用,为数据中心提供了交直流混合的解决方案。我们在西安园区建设了微电网示范工程,也欢迎大家去我们园区参观指导,谢谢大家。

  (发言为一起光伏APP根据速记整理,未经本人审核)

  3月25日,晋能长治热电有限公司储能联合调频项目成功投运。该项目由北控清洁能源公司投资运营,在长治热电1#、2#机组6kv厂用电侧安装建设基于磷酸铁锂电池技术的9MW/4.5MWh电网级储能系统,该系统将联合火电机组开展电网AGC调频业务,系统最大出力9MW。

  据了解,该系统系统是以长寿命磷酸铁锂电池作为储能器件和载体,通过储能协调控制系统控制EMS实现对双向变流器交/直流电能变换和电能流向控制,并通过升压变压器接入高厂变低压6kV母线实现AGC辅助调频功能。

  系统投入后能够大幅度提升机组 AGC调节性能,获得辅助服务AGC的补偿收益。

  根据中共福建省委、福建省人民政府印发的《关于坚持农业农村优先发展做好“三农”工作的实施意见》,持续推进“百乡千村”路网提升工程和“四好农村路”建设,加强村内道路建设,全面落实“路长制”和乡村道路专管员制度。全面实施乡村电气化提升工程,加快完成新一轮农村电网改造,建设农村智能配电网,完善农村电网结构,逐步提高农村电网信息化、自动化、智能化水平。加快推进数字乡村建设,提高农村地区宽带网络和移动通信网络服务质量,推进提速降费。加快莆田等地城乡供水一体化试点建设,推进农村饮水安全巩固提升工程,到2020年农村自来水普及率提高到84%。健全村庄基础设施建管长效机制,明确各方管护责任,鼓励各地将管护费用纳入财政预算。

  《关于坚持农业农村优先发展做好“三农”工作的实施意见》

  今明两年是全面建成小康社会的决胜期,“三农”领域有不少必须完成的硬任务。在经济下行压力加大、外部环境发生深刻变化的复杂形势下,做好“三农”工作具有特殊重要性。必须坚持把解决好“三农”问题作为全党工作重中之重不动摇,进一步统一思想、坚定信心、落实工作,巩固发展农业农村好形势,发挥“三农”压舱石作用,为建设机制活、产业优、百姓富、生态美的新福建,如期实现第一个百年奋斗目标奠定基础。

  做好“三农”工作,要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中全会以及中央经济工作会议精神,紧紧围绕统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局,牢牢把握稳中求进工作总基调,坚持高质量发展落实赶超,坚持农业农村优先发展总方针,以实施乡村振兴战略为总抓手,对标全面建成小康社会“三农”工作必须完成的硬任务,适应国内外复杂形势变化对农村改革发展提出的新要求,抓重点、补短板、强基础,围绕“巩固、增强、提升、畅通”深化农业供给侧结构性改革,坚决打赢脱贫攻坚战,充分发挥农村基层党组织战斗堡垒作用,加快建设特色现代农业,加快建设美丽、文明、善治、殷实乡村,全面推进乡村振兴,确保顺利完成到2020年承诺的农村改革发展目标任务。

  一、聚力精准施策,坚决打赢脱贫攻坚战

  1.不折不扣完成脱贫攻坚任务。组织实施打赢脱贫攻坚战三年行动,力争2019年现行扶贫标准下的贫困人口基本实现脱贫、省级扶贫开发工作重点县全部达到退出标准、建档立卡贫困村全部实现摘帽,稳定一年后到2020年与全省同步进入全面小康。坚持现行扶贫标准,全面排查解决影响“两不愁三保障”实现的突出问题,防止盲目拔高标准、吊高胃口,杜绝数字脱贫、虚假脱贫。水利、教育、卫健、医保、住建等职能部门要加强督促指导,加大资金、项目倾斜扶持力度。持续实施造福工程易地扶贫搬迁,加强安置区社区管理和服务,强化搬迁后续扶持措施,着力解决重搬迁、轻后续帮扶问题。继续推进农村危房改造。强化贫困地区“四好农村路”、电网等基础设施建设,加快推进贫困地区广播电视节目、宽带网络等全覆盖。加强脱贫监测,组织开展脱贫攻坚“回头看”,对脱贫户进行再检查,多措并举防止返贫和出现新的贫困。进一步压实脱贫攻坚责任,落实最严格的考核评估,精准问责问效。组织开展常态化约谈,发现问题随时约谈。用好脱贫攻坚巡视巡察成果,推动落实脱贫攻坚政治责任。关心爱护扶贫干部,加大工作支持力度,帮助解决实际困难,解除后顾之忧。持续开展扶贫领域腐败和作风问题专项治理,严厉查处虚报冒领、贪占挪用和优亲厚友、吃拿卡要等问题。

  2.巩固提升脱贫攻坚成果。加强贫困人口动态管理,做到应纳尽纳、应退尽退、应扶尽扶。坚持扶贫与扶志扶智相结合,注重发展长效扶贫产业,强化产业、就业扶贫措施,加强贫困群众职业教育和技能培训,加强开发式扶贫与保障性扶贫统筹衔接,增强贫困群众内生动力和自我发展能力。对已脱贫和未脱贫的贫困人口,脱贫攻坚期内,相关扶贫政策保持不变,支持力度不减。对新增和已脱贫但基础较脆弱的贫困人口,进行分户造册、精准帮扶,推动产业、就业、搬迁、金融、教育、健康、生态、旅游、电商和兜底保障等扶贫措施精准落实。研究解决收入水平略高于建档立卡贫困户的群众缺乏政策支持等新问题。到2020年底前,对农村家庭收入水平略高于建档立卡贫困标准的群众,根据具体原因,精准施策,可按规定给予享受与贫困户同等的省级产业、就业、金融等相关扶贫政策。引导社会力量参与脱贫攻坚,深入开展“千企帮千村”行动。深入推进抓党建促脱贫攻坚,实施贫困村提升工程,扶持贫困村集体经济发展,大力培育贫困村创业致富带头人。强化山海协作对口帮扶,加快推进山海协作共建产业园区建设,不断提升省级扶贫开发工作重点县自我发展能力。把打好精准脱贫攻坚战作为实施乡村振兴战略的优先任务,做好脱贫攻坚与乡村振兴的衔接。加强脱贫攻坚总结宣传,及早谋划脱贫攻坚目标任务2020年完成后的战略思路,支持有条件的地区对缓解相对贫困问题进行探索。

  3.深化东西部扶贫协作。持续落实“联席推进、结对帮扶、产业带动、互学互助、社会参与”的扶贫协作机制,深化闽宁对口扶贫协作、福州对口帮扶甘肃定西市、厦门对口帮扶甘肃临夏州工作。充分发挥援宁工作队对口帮扶一线指挥作用。加强产业合作和劳务协作,强化人才支援,加大资金帮扶,实施生态扶贫,推进县县结对奔小康,提升闽宁镇、闽宁示范村和闽宁产业园建设水平。继续做好援疆、援藏等工作。

  二、突出提质增效,加快特色现代农业建设

  4.保障粮食安全。认真落实粮食安全省长责任制,深入实施藏粮于地、藏粮于技战略,加快构建更高质量的粮食安全保障体系。强化粮食生产政策扶持,鼓励发展规模经营,稳定粮食播种面积。推进800万亩水稻生产功能区建设,到2021年基本完成建设任务。加强新增千亿斤粮食综合生产能力建设。加快实施“优质粮食工程”,每年推广绿色高质高效新技术1000万亩,发展优质稻800万亩。落实省级粮食储备订单收购直补和最低收购价政策。实行引粮入闽奖励政策,巩固提升粮食产销协作水平。加快完善粮食储备体系,支持粮食仓储设施功能改造升级,完善应急保供网络。

  5.做强做优做大十大乡村特色产业。围绕实现农林牧渔业增加值增长3.5%目标,打造茶叶、蔬菜、水果、畜禽、水产、花卉苗木、林竹、食用菌、乡村旅游、乡村物流等十大乡村特色产业,力争2019年全产业链总产值超1.7万亿元,到2022年十大产业全产业链产值全部超千亿元,总产值超2.1万亿元。实施特色现代农业“五千工程”,强化项目带动,因地制宜推进特色农产品优势区、现代农业产业园建设,通过支持技术创新、改造升级、兼并重组做大农业产业化龙头企业,促进农业产业化联合体发展,实施产业兴村强县示范行动和水产品加工提升工程,创建特色农业小镇,到2020年建设优质农产品标准化生产示范基地500个,新建农产品产地初加工中心600个,累计达到认证“三品一标”4500个以上,评定农产品区域公用品牌40个、福建名牌农产品100个,培育省级以上重点龙头企业1000家、水产品加工产值超20亿元的示范县12个、“一村一品”示范村200个,创响一批“土字号”“乡字号”特色产品品牌,持续加强农产品质量安全,扩大“清新福建·绿色农业”影响力。

  6.加快农业绿色发展。开展生态茶园、生态果园、生态菜园创建,到2020年生态茶果菜园面积比重提高到74%。实施化肥农药减量化行动,每年生产商品有机肥800万吨以上,推广使用有机肥2000万亩,推广绿色防控技术2800万亩次,到2020年化肥、农药使用量都比2018年减少4%。实施茶产业绿色发展行动,到2020年建成不用化学农药绿色示范茶园300万亩,到2022年基本实现全覆盖。探索建立“以地定养、以养肥地、种养对接、异地循环”的循环农业模式,推广牧沼果、稻鱼综合种养、林下种养、贝藻类海上筏式吊养、池塘生态混养、大水面增殖等立体生态农业。推进漳州、南平2个国家级和仙游、长汀等8个省级农业可持续发展试验示范区创建,探索农业绿色发展新模式。

  7.促进农村一二三产业融合发展。支持食品产业重大技术改造,积极推广生物技术、新型保鲜技术、废弃物综合利用开发技术。扶持建设水产、蔬果、粮油、畜禽等特色食品加工示范基地。大力发展精制茶、海洋生物制品、休闲食品及其他功能性食品。支持供销、邮政、农业服务公司、农民合作社等开展农业生产性服务。深入开展电子商务进农村综合示范,支持示范县完善农村电商公共服务体系,开展农村电商培训,促进农村产品上行。实施城乡高效配送专项行动计划,加快完善农村配送网络。支持建设改造冷库设施、批发市场低温专区和零售企业终端低温设施等项目建设。支持符合条件的农产品冷链物流园区列入省级示范物流园区。支持农产品批发市场建设和改造。加强乡村旅游公共服务基础配套设施建设,推进旅游要素和公共服务全域覆盖。拓展“生态+”“旅游+”等模式,大力发展农家乐、水乡渔村、森林人家、名镇名村、休闲农业等乡村旅游业。实施乡村旅游“百镇千村”提质升级三年行动计划,培育一批“清新福建·百镇千村”精品旅游产品,到2020年打造60个三星级以上休闲集镇、180个旅游村,培育一批乡村旅游精品线路,休闲农业和乡村旅游接待1.8亿人次以上。创新发展具有地域特色的乡村手工业,大力挖掘农村能工巧匠,培育一批家庭工场、手工作坊、乡村车间。

  8.深化农业对台对外合作。提升国家级台湾农民创业园建设水平,新设一批省级台湾农民创业园,推进闽台在花卉、水果、休闲农业和种业、农机等多领域交流合作,引进更多台湾农业龙头企业,农业利用台资数量和规模保持全国领先。创设闽台乡村振兴合作基地,支持台湾文创团队参与美丽乡村建设,鼓励台胞参与我省乡村振兴。秉持“两岸一家亲”理念,扩大闽台农业技术人才交流培训,促进台湾青年农民和台湾农会、产销班等基层组织代表来闽交流,推动两岸基层民众直接交往。加强农业与“一带一路”沿线国家合作,支持发展远洋渔业,开发远洋渔业新渔场,新建扩建海外养殖和综合性渔业基地,持续开展“闽茶海丝行”活动,发挥海外闽茶文化推广中心作用,推动福建优势农业企业和名优农产品走出去,保持农产品出口领先优势。

  三、夯实农业基础,提高农业综合生产能力

  9.提高农业科技创新水平。推进现代种业创新与产业化工程,加强联合育种攻关,到2020年主要农作物、畜禽良种覆盖率提高到97%、水产良种覆盖率提高到70%以上。完善基层农技推广体系,增强公益性服务能力,打通农技推广服务“最后一公里”。创建13个农业科技创新专业联盟,促进产学研协同创新,打造全省农业科技创新高地。加强国家级和省级农业科技创新平台建设,扶持建设一批高水平农业科技园区,培育农业科技创新型企业,支持符合条件的企业牵头实施技术创新项目。加强农业领域知识产权创造与应用,加快先进实用技术集成创新与推广应用,到2020年农业科技进步贡献率达61%以上,农业劳动生产率提高到4.7万元/人。建立健全农业科研成果产权制度,赋予科研人员科技成果所有权,完善人才评价和流动保障机制,落实兼职兼薪、成果权益分配政策。

  10.深入推行科技特派员制度。把科技特派员制度纳入各地经济社会发展全局中统筹谋划、整体推进。改进科技特派员选认方式,广开选认渠道,继续坚持跨界别、跨区域选拔科技人才,推动科技特派员工作向二、三产业延伸。每年选认1000名以上省级科技特派员,实现省级科技特派员乡镇全覆盖,带动市、县(区)科技特派员行政村全覆盖。探索建立科技特派员以技术和成果为纽带,与农民、企业结成利益共同体,共担风险、共享收益的机制。

  11.加强农业基础设施建设。修编高标准农田建设总体规划,统一规划布局、建设标准、组织实施、验收考核、上图入库,加快推进高标准农田建设。实施“3323”地力提升工程。加强农田水利建设,发展节水农业。加快泉州山美等7个大中型灌区节水配套改造,完善路沟渠等田间基础设施,到2020年农田灌溉水有效利用系数提高到0.55以上。建设安全生态水系600公里,推进56条中小河流治理。推进平潭及闽江口水资源配置工程,加快长泰枋洋、罗源霍口、泉州白濑等大型水库建设,持续推进一批中型水库建设。

  12.推进农业信息化和装备现代化。加快建设福建“农业云131”工程,新建一批省级现代农业智慧园、农业物联网示范基地,整省推进信息进村入户工程。大力发展智慧林业,建设完善森林资源综合视频监控体系,构建完善林业信息共享服务平台。实施“智慧海洋”工程,推动海洋数字经济发展。实施农机化赶超工程,开展农机装备升级行动,推广使用先进适用、节能环保、精准高效的农机装备,到2020年全省主要农作物和水稻综合机械化水平分别提高到68%和76%。发展温室大棚、智能温控、工厂化生产,提高设施农业发展水平。推进粮食储备信息化建设。推进宁德三都湾海水养殖设施升级改造,建设海上生态养殖示范区。

  13.完善防灾减灾体系。改造升级气象、海洋、水文等预测预警预报系统,全面落实省市县乡防汛挂图指挥,进一步完善各级“预报-预警-指挥”体系。实施基层气象防灾减灾和气象公共服务能力提升工程。加快33个“五江一溪”防洪工程和平潭防洪防潮、老区防洪减灾等一批重点项目建设。继续推进“百个渔港建设、千里岸线减灾、万艘渔船应急”防灾减灾“百千万”工程,加快海洋渔船通导与安全装备建设,加大渔港及渔港经济区项目建设力度。抓好抓实动物集中强制免疫,强制免疫“先打后补”试点覆盖所有县(市、区),强化疫病监测预警,深入推进种畜禽场动物疫病净化,加大非洲猪瘟等动物疫情监测防控力度,严格落实防控举措,确保产业安全。组织农作物重大病虫和检疫性病虫监测预警,大力开展绿色防控和统防统治,推广使用高效药械,粮食作物重大病虫害损失率控制在5%以内。加强林业有害生物监测防治。加大森林防火巡护和火源管控,推进航空护林和防火基础设施建设。

  四、推进乡村建设,构建人与自然和谐共生美丽乡村

  14.提升乡村规划建设水平。落实“留白、留绿、留旧、留文、留魂”要求,加强村庄规划管理,确定集聚提升、城郊融合、特色保护、搬迁撤并村庄分类,推进村庄规划与土地利用规划有机衔接,分批次开展村庄规划修编,同步完成县域乡村建设规划编制或修编,到2020年村庄规划管理覆盖率达80%以上。村庄规划要划定农民建房用地范围,同步落实新增建房用地指标,保障农民建房用地需求。加强村庄规划编制单位、镇村干部培训,落实多规合一、规划执行刚性等规定和政策。推进乡村建设、保护、修复、开发、利用协同并进、有机统一,充分体现乡村自然景观、生态环境、历史建筑、文物古迹、民族民俗等独特风貌和人文气质。加强农村建房许可管理。

  15.抓好农村人居环境整治三年行动。深入学习推广浙江“千村示范、万村整治”工程经验,以“一革命四行动”(农村厕所革命、农村垃圾治理行动、农村污水治理行动、农房整治行动、村容村貌提升行动)为重点,扎实推进农村人居环境整治行动,确保到2020年实现农村人居环境阶段性明显改善,村庄环境基本干净整洁有序。对农村厕所革命整村推进等给予补助,对农村人居环境整治先进县给予奖励,允许县级按规定统筹整合相关资金,集中用于农村人居环境整治。推进农村人居环境整治提升试点。实施农村厕所革命,到2020年新建改造乡镇公厕800座、农村公厕2000座、完成农村户用厕所无害化改造22.5万户,农村卫生厕所普及率达98%以上。实施农村垃圾治理行动,推行“户分类、村收集、镇转运、县处理”的城乡一体化垃圾处理模式,推动农村生活垃圾干湿分离,提倡“垃圾不落地”,进一步健全农村生活垃圾处置体系,到2020年对生活垃圾进行处理的行政村达95%以上。实施农村污水治理行动,到2020年全省乡镇污水处理设施基本建成并投入使用,农村生活污水治理率达70%以上。实施农房整治行动,推进村庄房前屋后整治,规范新建农房,加大力度引导集中建设村镇住宅小区,鼓励开展示范房建设,打造地域特色的村庄建筑风貌,实行违建“零容忍”,做到违建“零增长”。实施村容村貌提升行动,改造村庄公共照明和村内道路,整治村庄杆线“蜘蛛网”,推进村庄“四旁”(路旁、水旁、宅旁、村旁)绿化,建设美丽庭院,到2020年村庄绿化覆盖率达30%以上。综合整治铁路和高速公路沿线环境,打造安全有序、整洁美观、富有地域特色的景观通道。

  16.强化乡村生态资源环境保护。严守生态保护红线,启动建设生态保护红线监管体系。统筹推进山水林田湖草系统治理。全面落实永久基本农田特殊保护制度,确保面积不减少、土壤环境质量不下降。实施“清洁土壤”工程,规范和加强农产品产地土壤环境监测工作,开展耕地土壤环境质量类别划定,全面落实耕地和园地严格管控,推进受污染耕地安全利用。实施“清新水域”工程,落实河长制、湖长制,严格乡村河湖水域岸线等水生态空间管理,推进小流域水环境综合治理,减少源头水污染物排放,改善农村及小流域水环境质量,到2020年全省小流域水质达到或优于Ⅲ类比例超过90%。完善饮用水水源保护制度,全面整治饮用水水源保护区内的环境问题,推进农村饮用水水源保护区和保护范围划定工作。开展“保护母亲河,争当‘河小禹’”等活动,深化农村青少年生态环保工作。落实海洋渔船“双控”(海洋渔船船数和动率数控制)制度,加强渔业资源养护,实施海洋伏季休渔和闽江水域禁渔制度。强化重点海域生态保护修复,推进岸线资源保护与优化利用有机统一。持续开展水土流失综合治理,到2020年水土流失率降低到8%以下。实施“三个百千”绿化美化行动,加快实施闽江流域山水林田湖草生态保护修复工程,加强植树造林、森林抚育、封山育林,森林覆盖率保持全国领先。加大国家公园、自然保护区、风景名胜区、森林公园、湿地公园、地质公园、海洋公园等重要自然保护地保护力度。健全生态保护补偿机制,建设健康稳定田园生态系统。

  17.加大乡村污染治理力度。加强农业农村生态环境监管,持续压实地区和部门监管职责。强化农村污染联防联控,取缔农村“散乱污”企业,加大对畜禽养殖违法排污、生活污水随意排放、生活垃圾乱堆等行为惩处力度,开展河漂垃圾整治。严厉打击、坚决遏制固体废弃物、危险废物向农村非法转移、倾倒等违法行为。实施畜禽养殖废弃物资源化利用整县推进项目,到2020年畜禽粪污综合利用率达90%。推进农药包装废弃物、地膜100%回收处置试点。培育发展治理市场主体,加快建成全面开放、政策完善、监管有效、规范公平的农业面源污染治理市场体系。

  车辆的风阻系数是一项重要的参数,对于纯电动车来说,风阻系数直接影响到续航里程,这个影响究竟有多大呢?当纯电动车出现异常虚电后,4S店通常要给车辆做“电池均衡”,它的原理是什么?为什么现在全球的动力电池很难做到统一标准化?

  本期电动湃“有问必答”栏目,湃客将和你一起讨论这些问题,带你了解纯电动车的小知识。

  

  

  首先,风阻系数对于燃油车也是十分重要的参数,它影响着燃油车高速时的油耗表现和风噪。不过燃油车通常没有里程焦虑,所以很少会有人关心燃油车的风阻系数和满油续航里程的关系。但是对于纯电动车来说,续航里程是关键参数,这时风阻系数对续航里程的影响更让人关心。

  

  有研究表明,风阻系数每降低10%,燃油经济性就能提高3%;换言之风阻系数每降低10%,对于新能源汽车来说,续航里程就能提升3%左右。对于纯电动车来说,它们在改善风阻系数方面相比普通燃油车有先天优势。首先纯电动车没有内燃机,可以将进气格栅完全封闭。燃油车也经常会采用主动式进气格栅,高速行驶的时候进行关闭,目的就是减少风阻。另外很多燃油车的底盘并不平整,而纯电动车的底盘布满电池组,更容易做到纯平。

  

  目前有些纯电动车在空气动力学上的设计已经比较完善,比如特斯拉Model X这样的中大型SUV,风阻系数已经可以做到0.24。而大众凌渡、马自达昂克赛拉这样的三厢紧凑级轿车风阻系数却要0.28。对于纯电动车来说,更低的风阻就意味着更高的续航里程,至于更高的极速、更小的风噪,这些都是附加的好处。

  

  

  电池组由多个锂电池组成,每个锂电池都有自己的充、放电截止电压。比如18650电池的充电截止电压在4.25V左右,放电截止电压在2.75V左右。通常只要有一个锂电池达到了截止电压,出于对电池的保护,充、放电过程就会终止。

  

  在充电过程中,可能别的锂电池都没有达到充电截止电压,只有一个锂电池达到了充电截止电压。但是出于对电池的保护,充电过程就会结束。这就好比木桶原理,因为一个“短板”导致整个木桶的蓄水能力大打折扣,电池不均衡会导致续航里程的严重缩水。

  放电过程中,可能只有一个锂电池率先到达放电截止电压,其余的锂电池还有不少放电能力,但是出于保护,放电过程也会终止。

  

  当纯电动车出现续航里程严重缩水、电量发虚后,4S店通常会用均衡器给车辆做“电池均衡”。目的就是尽可能得将所有锂电池的充放电性能均衡到同一个水平,这样的话电池组可以存储更多的电能,放电时也能放得更加彻底。

  

  

  很多人会想,目前主流的电动车使用的都是三元锂电池,为什么不能将电动车的动力电池进行统一标准化,让每一块电池可以安装在所有电动车上呢?湃客认为主要有4个原因

  ①动力电池发展至今,种类多样,而且很多厂家的电池都加入了自己的核心技术。如果进行统一标准化,首先就要搞明白所有厂家的电池技术,这会涉及到专利和商业机密,本身并不现实。

  ②就算我们能够对于国内所有电池生产厂家做到统一标准化,电池生产从研发到布置生产线都是一个很长期的过程,如果现在贸然统一标准化,到底以谁家的电池作为标准呢?

  

  ③如果从最开始研发动力电池就进行统一标准化也是不现实的。电池技术发展日新月异,很难从一开始就确定标准,哪怕就是现在也不知道以后的电池究竟会发展成什么样。一切都是在不断摸索、不断尝试中发现最合适的电池参数。

  ④不同的新能源车价位不同,如果做到了统一标准化,你让100万的车和10万的车使用统一标准的电池,那么买100万车的消费者会怎么想?统一标准化之后,高端电动车的价格会受到限制,这对于电动技术未来的发展是不利的。

  

  以上就是本期电动湃“有问必答”栏目和大家一起讨论的问题。如果你也有哪些有关新能源的话题,欢迎在下方和我们互动留言。

  昨日,工信部、国家开发银行办公厅联合发布《关于加快推进工业节能与绿色发展的通知》指出,支持重点高耗能行业应用高效节能技术工艺,推广高效节能锅炉、电机系统等通用设备,实施系统节能改造。促进产城融合,推动利用低品位工业余热向城镇居民供热。支持推广高效节水技术和装备,实施水效提升改造。支持工业企业实施传统能源改造,推动能源消费结构绿色低碳转型,鼓励开发利用可再生能源。支持建设重点用能企业能源管控中心,提升能源管理信息化水平,加快绿色数据中心建设。

  此外,推动焦化、建材、有色金属、化工、印染等重点行业企业实施清洁生产改造,在钢铁等行业实施超低排放改造,从源头削减废气、废水及固体废物产生。

  通知原文:

  两部门关于加快推进工业节能与绿色发展的通知

  工业和信息化部办公厅 国家开发银行办公厅关于加快推进工业节能与绿色发展的通知

  工信厅联节〔2019〕16号

  各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团工业和信息化主管部门,国家开发银行各省(区、市)分行:

  为服务国家生态文明建设战略,推动工业高质量发展,工业和信息化部、国家开发银行将进一步发挥部行合作优势,充分借助绿色金融措施,大力支持工业节能降耗、降本增效,实现绿色发展。现将有关事项通知如下:

  一、充分认识金融支持工业节能与绿色发展的重要意义

  推动工业节能与绿色发展,是贯彻落实党中央、国务院关于加快生态文明建设、构建高质量现代化经济体系的必然要求,是深入推进供给侧结构性改革、实现工业转型升级的重要举措。各级工业和信息化主管部门、国家开发银行各分行要充分认识此项工作的重要意义,不断深化合作,发挥政策导向和综合金融优势,按照源头减排、末端治理、技术优化、全程监控的系统性思维,进一步完善政策配套,共同探索机制创新,调结构、优布局、促发展,加快形成新时期工业绿色发展的推进机制,培育经济发展新动能。

  二、突出重点领域,发挥绿色金融手段对工业节能与绿色发展的支撑作用

  按照《工业绿色发展规划(2016-2020年)》(工信部规〔2016〕225号)、《关于加强长江经济带工业绿色发展的指导意见》(工信部联节〔2017〕178号)、《坚决打好工业和通信业污染防治攻坚战三年行动计划》(工信部节〔2018〕136号)等工作部署,以长江经济带、京津冀及周边地区、长三角地区、汾渭平原等地区为重点,强化工业节能和绿色发展工作。重点支持以下领域:

  (一)工业能效提升。支持重点高耗能行业应用高效节能技术工艺,推广高效节能锅炉、电机系统等通用设备,实施系统节能改造。促进产城融合,推动利用低品位工业余热向城镇居民供热。支持推广高效节水技术和装备,实施水效提升改造。支持工业企业实施传统能源改造,推动能源消费结构绿色低碳转型,鼓励开发利用可再生能源。支持建设重点用能企业能源管控中心,提升能源管理信息化水平,加快绿色数据中心建设。

  (二)清洁生产改造。推动焦化、建材、有色金属、化工、印染等重点行业企业实施清洁生产改造,在钢铁等行业实施超低排放改造,从源头削减废气、废水及固体废物产生。

  (三)资源综合利用。支持实施大宗工业固废综合利用项目。重点推动长江经济带磷石膏、冶炼渣、尾矿等工业固体废物综合利用。在有条件的城镇推动水泥窑协同处置生活垃圾,推动废钢铁、废塑料等再生资源综合利用。重点支持开展退役新能源汽车动力蓄电池梯级利用和再利用。重点支持再制造关键工艺技术装备研发应用与产业化推广,推进高端智能再制造。

  (四)绿色制造体系建设。支持企业参与绿色制造体系建设,创建绿色工厂,发展绿色园区,开发绿色产品,建设绿色供应链。重点支持国家级绿色制造体系相关的企业和园区。

  三、加大政策支持力度

  (一)加强开发性金融支持

  国家开发银行切实发挥国内绿色信贷主力银行作用,根据国家重大规划、重点战略以及地方政府工业发展整体规划和安排,按照“项目战略必要、整体风险可控、业务方式合规”的原则,以合法合规的市场化方式支持工业节能与绿色发展重点项目,推动工业补齐绿色发展短板。拓展中国人民银行抵押补充贷款资金(以下简称PSL资金)运用范围至生态环保领域,对已取得国家开发银行贷款承诺,且符合生态环保领域PSL资金运用标准的工业污染防治重点工程,给予低成本资金支持,主要包括技术改造升级、工业废气、废水和固体废物治理、资源再生及综合利用、工业企业环保搬迁改造及环境整治等。

  (二)完善配套支持政策

  工业和信息化部会同国家开发银行统筹用好各项支持引导政策和绿色金融手段,对已获得绿色信贷支持的企业、园区、项目,优先列入技术改造、绿色制造等财政专项支持范围,实现综合应用财税、金融等多种手段,共同推进工业节能与绿色发展。同时,鼓励地方出台加强绿色信贷项目支持的配套优惠政策,包括但不限于在项目审批、专项奖励、税收优惠等方面给予支持。

  四、有关要求

  (一)各省级工业和信息化主管部门要加强与当地国家开发银行分行的对接,掌握开发性金融信贷要求和PSL资金支持政策,选取有融资需求且符合条件的项目,在政策允许的范围内协助企业落实有关贷款条件,用好各项开发性金融支持政策。

  (二)国家开发银行各分行要将工业节能与绿色发展作为推动工业高质量发展的重点领域,进一步做好开发性金融信贷政策宣介和项目开发评审工作。对符合绿色信贷、生态环保领域PSL资金支持政策的项目,要按照总行有关要求,及时完成项目识别、申报入库、贷款资金统计报送等工作,落实好贷款资金的发放和支付,并督促企业建立相关管理制度,保证合规。

  (三)各省级工业和信息化主管部门、国家开发银行各分行要建立协调工作机制,加强沟通、密切合作,及时共享工业绿色信贷项目信息及调度情况,协调解决项目融资、建设中存在的问题和困难。要及时将相关开发性金融政策运用及工作中遇到的问题和建议,报送工业和信息化部(节能与综合利用司)和国家开发银行(评审二局)。

  3月27日,工信部发布了《关于征求<工业炸药水下爆炸能量试验方法>意见的函》,该标准适用于工业炸药作功能力的测定。规定了用水下爆炸测试装置测定工业炸药作功能力的方法、仪器设备、实验器材、试验准备、试验程序、试验数据处理和结果的表述。

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  

  根据创业环保公发布的2018年业绩报告,2018年营业收入244,751.5元,同比增长13.93%;归属于上市公司股东的净利润50116.8万元,同比下降1.39%。

  

  据报告,2018年,公司主要业务仍以水务业务及新能源供冷供热业务为主,业绩驱动因素主要来源于水务业务。

  1、水务业务

  (1)污水处理业务。截至报告期末,本公司拥有污水处理项目总规模499万立方米/日,其中权益类项目总规模445万立方米/日,比报告期初增加32万立方米/日;委托运营类项目规模54万立方米/日,比上年度略有减少。本公司污水处理业务以天津中心城区四座污水处理厂为起点,目前已经扩展到津京冀、华中、华东、西北等地的15个省市。

  (2)供水业务。本公司供水业务分为民用自来水供水和工业供水,规模分别为21万立方米/日及9.5万立方米/日,分布在曲靖及巴彦淖尔。

  (3)再生水业务。本公司再生水业务规模35.5万立方米/日,报告期内没有新增规模。污水处理、供水业务模式以BOT、TOT、PPP模式为主;再生水业务经营模式以生产销售再生水获得销售收入,及提供再生水管道接驳工程服务获得收入为主。

  2、新能源供冷供热业务

  新能源供冷供热业务主要分布在天津地区,报告期内新增密云路电供暖项目,实现了电供暖业务上零的突破,同时新增新能源服务面积34.6万平米。截至报告期末,新能源服务面积234.6万平方米,经营模式仍以BOT为主,与上年度相比没有变化。

  3、其他业务

  基于综合环境服务商的战略目标,为提升综合环境服务能力,在巩固基础水务业务的同时,向水务业务产业链两端延伸,以自主技术为支持,向工业废水、医疗废水、污泥处理、环境监测、危废处置等细分领域延伸,同时继续加大科技成果转化力度,拓展业务范围。

  为针对性地解决弃风弃光问题,玉门市引进全国最大的储能试验示范项目——中能峰频电力有限责任公司60MW/240MWh大规模网侧储能示范项目,总投资4亿元,建设一套容量为60MW/240MWh的集装箱式储能系统和一个110KV升压站,预计5月建成投运。

  据了解,该项目将储能发电系统引入电网,通过毫秒级调控有效平抑新能源电力波动、稳定并网,将有效提高河西区域电网和酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程调峰调频能力、输电能力和安全稳定性。

  本周工信部发布了2019年新能源补贴政策,SMM第一时间与各电池厂与车企进行了沟通。新的补贴政策退坡幅度符合行业普遍预期,车企向SMM表示,2019年补贴政策对于未来新能源汽车行业的发展导向比较明显,提高最低门槛的能量密度以促进技术不断进度,但同时不过高过快一味追求能量密度,安全性被放在更重要的位置。对于车企来说,目前TOP电池厂的三元电池能量密度基本都能达到140-160wh/kg区间范围,车企在考虑成本与安全性两方面因素下,对于高镍三元的使用进度会趋缓。同时,车企表示2019年新能源补贴政策的退坡幅度基本符合预期,在短期内不会影响企业的生产计划与战略布局;另一方面,电池厂对SMM表示,考虑到目前政策对于能量密度的提升速度要求放缓,高镍三元电池的量产速度可能会受到一定程度的影响。与此同时,磷酸铁锂应用场景进一步扩大,近两年需求量或有改善。消费类电池方面,企业表示,5G手机的大规模应用还有待考量,换机需求时间周期被拉长,明年年初或是起量时间点。2019年消费类电池的需求重点主要关注电动自行车与电动工具领域。

  电解钴本周外媒刚有持平表现,国内投机市场空头翻盘,超跌态势被扭转。然而周初国内主流生产商报价仍趋跌,低价供应激起下游终端实质性刚需补货,而周末时段市场抢货有所积极,在进口货源还未进入国内市场,主流生产企业报价提升迅速,虽然目前对钴市发生转折还不置可否,但下游低库存补货令行情暂时止跌,SMM电解钴价格为25.7—28.5万元/吨,均价较上周上涨0.4万元/吨。

  钴盐及镍盐周初硫酸钴生产商低价抛货,部分生产商报价逼近4万元./吨关口,但生产商恐慌性抛货并未激起下游买方的买兴,下游买方态度更加观望,落地成交零星。周中外媒报价企稳微涨,卖方崩溃心态稍有缓解,报价坚守4.5万元/吨关口。但上下游对此次价格反弹幅度及持续时间均持消极心态,成交愈发稀少。SMM硫酸钴价格为4.5 - 4.7万元/吨,均价较上周下跌0.2万元/吨。SMM氯化钴当前价格为5.3 - 5.5万元/吨,均价较上周下跌0.2万元/吨。SMM硫酸镍价格为25000.00 - 27000.00元/吨,均价较上周持平。

  四氧化三钴四氧化三钴价格下滑,增值税调整在即,下游买方谨遵刚需采购原则,等待价格调整到位后再定采购订单。SMM四氧化三钴当前价格为17 - 18万元/吨,均价较上周下跌0.5万元/吨。

  三元前驱体(523动力型)三元前驱体价格受原材料硫酸钴价格急剧下滑影响而持续下跌。为规避原材料库存减值,三元前驱体厂商采购频率再次提高,受此影响原材料价格传导速度加快,三元前驱体价格随之下调。SMM三元前驱体(523型)价格为8.5 - 8.7万元/吨,均价较上周下跌0.25万元/吨。SMM三元前驱体(622型)价格为9 - 9.3万元/吨,均价较上周下跌0.2万元/吨。

  碳酸锂本周碳酸锂价格持平。国内碳酸锂两大生产企业的的主流成交价依旧坚挺,保持在7.8-8万元/吨,且透露4月份无主动调价意向。中小企业的电池级 碳酸锂成交价格集中在7.5-7.7万元/吨。对于部分采用回收料或锂云母为原料生产的电池级碳酸锂,价格可降7.4万元/吨甚至更低。电池级碳酸锂已经出现品 质和价格分化。本周SMM电池级碳酸锂价格为7.5-8万元/吨,均价较上周持稳。

  氢氧化锂本周电池级氢氧化锂价格不变。目前我国的电池级氢氧化锂价格已与国外产生倒挂,关键原因是国内市场需求较弱。而日韩市场需求较好,且对品质要求更高导致价格坚挺。电池级粗颗粒氢氧化锂价格在9.5万元/吨左右,电池级微粉级氢氧化锂价格在10.5万元/吨左右。本周SMM电池级氢氧化锂价格为9.5-10.5万元/吨,均价较上周持稳。

  钴酸锂钴酸锂价格迅速下滑,下游龙头锂电大厂向smm表示,钴价下滑迅速,生产商为保出货主动下调报价。数码市场表现不佳,预计短期内需求难以对价格形成支撑。SMM4.35V钴酸锂价格为22.7 - 23.7万元/吨,均价较上周下跌1.5万元/吨。

  三元材料(523动力型)三元材料价格小幅下滑,下游订单较为稳定,尚未出现显著增量,交易价格受原材料价格下跌而下滑。SMM三元材料(523型)价格为13.7 - 14.7万元/吨,均价较上周下跌0.2万元/吨。SMM三元材料(622型)价格为15.4 - 16.4万元/吨,均价较上周下跌0.2万元/吨。

  磷酸铁锂(动力型)本周磷酸铁锂价格继续走低。据厂家透露,由于补贴退坡力度较大,下游电池厂不得不控制原料成本,对磷酸铁锂正极材料进行压价。 本周SMM磷酸铁锂(动力型)价格为4.8-5.3万元/吨,均价较上周下降0.2万元/吨。

  锰酸锂动力型锰酸锂市场清淡,鲜少交易。三元正极材料价格走低,致使动力型锰酸锂的掺杂量减少。应用在数码3C类的中低端容量型锰酸锂价格平稳,订单稳定。本周SMM锰酸锂( 容量型)价格为3.2-4.2万元/吨,均价较上周持平。本周SMM锰酸锂(动力型)价格为5-5.5万元/吨,均价较上周持平。

  后市预测本周外媒金属钴报价企稳微涨,主因前期低价中间品抛售完毕,中间品供应商有意抬涨中间品报价至10美金以上,海外电钴价格自春节后长期对国内价格贴水,现中间品止跌,海外电钴价格向国内价格靠拢,贴水逐步收窄。后续钴中间品进口若持续增多,在长单未定的前提下,供过于求的中间品现货市场状态或将再次对国内钴系产品价格产生压力。

  今日,节能风电发布的2018业绩报告显示,2018年营业收入为2,376,067,405.60元,同比增长26.96%;归属于上市公司股东的净利润为515,187,388.82元,同比增长29.11%。

  

  

  截至2018年12月31日,公司实现风电累计装机容量2,907.50MW,权益装机容量2,673.20MW。

  报告期内,公司在湖北、湖南、广西、广东、浙江、四川、河南、山西、陕西等非限电区域已有在建项目121.75万千瓦,核准、储备项目104万千瓦,并以此为基础对我国中东部和南部地区继续挖掘新的后续项目,争取获得更大市场份额。

  报告期内,公司澳大利亚白石17.5万千瓦项目已全部建成投产运营。公司在继续开拓澳大利亚市场的同时,也在利用澳洲项目并购及建设运营的经验,加强对欧洲及“一带一路”沿线等国家风电市场的跟踪研究及项目前期论证,不断推进海外市场的战略布局,继续扩大公司的海外市场份额。

  3月28日,惠州亿纬锂能股份有限公司(以下简称“亿纬锂能”)旗下子公司惠州亿纬集能有限公司(以下简称“亿纬集能”)6GWh三元软包动力电池二期项目动工仪式,在深圳市惠州仲恺总部C区隆重举行。

  电池中国网从现场了解到,亿纬集能软包动力电池项目共规划两期一期项目规划3GWh软包动力电池工厂,其中1.5GWh已于2018年4月建成投产,预计将在今年二季度全部达产;此次动工的二期项目,规划产能为6GWh,投资额为30亿元,预计将于2020年6月投产。届时,亿纬集能软包电池总产能将达到9GWh。

  亿纬锂能董事长兼总裁刘金成在动工仪式上表示“亿纬集能一期项目已开始为国际车企供货,将于明年6月建成投产的二期项目,也将主要服务于国际主流车企和国内优秀造车新势力。”同时,刘金成还表示,新能源产业目前刚刚开始,未来会是一个万亿级的大市场,亿纬锂能会抓住分分秒秒,谋求技术创造,打造世界一流的质量体系和产品,不断前行。

  随着新能源汽车的推广普及,高续航里程和高安全车型已经成为消费者追逐的对象。为此,车企一直在追求高能量密度与高安全兼得的优质动力电池。据电池中国网了解,今年亿纬锂能量产的软包三元电池,单体能量密度已达240Wh/kg以上;放电倍率最大可达到4C,容量保持率仍可接近100%;单体电芯循环寿命可达2500次以上,同时具备优异的低温放电和倍率充电性能;在过充实验中,也显示出了良好的安全性。

  不仅于此,亿纬锂能自主研发的软包电芯标准模组,成组效率达85%,电池包平均能量密度可达150Wh/kg以上;采用主被动散热相结合的方式,温差可控制在2℃以内;采用多种串并组合液冷标准模组,可很好地满足乘用车不同空间和电量的要求。

  得益于产品的技术和性能优势,过去一年,亿纬锂能三元软包电池通过了包括戴姆勒等在内的多家国际主流车企的审核,并取得了长期供货合同,亿纬集能一期工厂已经开始给客户供货。此次动工建设的二期工厂,正是为了满足快速增长的客户需求而布局。

  值得一提的是,6GWh软包三元动力电池项目对于亿纬锂能来说,可以算得上一件里程碑事件。从技术角度而言,项目实现投产后,意味着亿纬锂能的技术和研发能力得到国际一流车企客户的认可;从市场角度而言,由于当前国内软包电池优质产能严重不足,因此亿纬锂能一旦开始批量出货,市场占有率将在短时间内快速提升。预计随着项目的竣工投产,将进一步巩固亿纬锂能在新能源汽车动力电池市场的影响力。

  实际上,在布局软包三元电池项目之前,亿纬锂能已经在国内动力电池领域有着不俗的表现。动力电池应用分会数据显示,2018年,由亿纬锂能提供配套的新能源汽车动力电池装机量达1.27GWh,同比增长56.50%,在国内排名第七,全球第十。据悉,亿纬锂能目前在新能源汽车动力电池领域拥有圆柱三元电池(18650/21700)、软包三元电池、方形三元电池、方形磷酸铁锂电池多种技术路线产品,覆盖新能源专用车、商用车、乘用车等不同领域。

  亿纬锂能相关负责人透露,公司圆柱三元电池已成功完成战略转型,产品主要定位在电动工具、电动两轮车等市场领域,且已成为行业主流企业的供应商;方形磷酸铁锂电池方面,目前主要应用在新能源客车领域,在2018年客车动力电池装机量排名中已挺进前三。此外,在储能、电动船舶、电动叉车等市场领域也完成了布局。公司目前已形成11GWh产能规模,其中磷酸铁锂电池4.5GWh,圆柱三元电池3.5GWh,方形三元电池1.5GWh,软包三元电池1.5GWh,并计划到今年年底提升至14GWh。

  3月26日,业内翘盼已久的2019年新能源财政补贴政策出炉,退坡力度远超业界预期,在业内激起很大浪花。对此,刘金成表示,亿纬锂能一直按照没有补贴的市场化方向来布局技术方向和产能。他认为,补贴退坡,对亿纬锂能反而是发展良机。未来,公司的创新技术产品、稳定安全的品质以及快速响应的服务,有望在后补贴时代的大环境中脱颖而出。

  作者 闫志刚

  据外媒报道,芬兰能源供应商Fortum正进军锂离子电池回收市场,该公司使用芬兰Crisolteq公司研发的工艺,声称可以回收每块电池中80%以上的材料,而目前市场上的电池回收率约为50%。Fortum公司预计,随着对电动汽车的需求激增,到2025年,全球电池回收市场市值将达到至少200亿欧元(约合230亿美元,1543亿元人民币)。

  Fortum公司回收电池采用湿法冶金工艺,首先通过分离塑料、铝和铜,让电池可安全进行机械处理,并让分离的材料进入各自的回收过程中;然后,电池中的钴、锰、镍和锂被回收,并且返还给电池制造商,用于生产新电池。

  此外,Fortum还在利用电池测试“二次”应用,此类电池不再适用于电动汽车等应用后,被淘汰成为了固定储能设备。

  今年2月,大众汽车(Volkswagen)宣布,在德国萨尔茨基特(Salzgitter, Germany)开始了一个电池回收工厂试点项目,该公司表示,长远目标是回收每块电池中97%的材料。比利时公司优美科(Umicore)目前能够回收大约15万至20万辆电动汽车的电池。现代,电池能够而且正在被回收,但是与回收相比,生产新的锂和钴价格仍然更便宜。中国希望强制电动汽车制造商回收二手电池,2018年夏,中国在17个城市和地区开展了废旧电动汽车电池回收试点。

  作者:余秋云

  根据工信部合格证产量数据,2019年2月新能源乘用车产量为5.1万辆,同比增幅有所下降,仅上涨45.11%。

  

  纯电车型:比亚迪元产能回落 帝豪EV环比增长79.13%

  具体车型来看,比亚迪E5和帝豪EV以4185辆和3425辆的产量位列纯电乘用车产量前两位。产量TOP10的车型中,除了帝豪EV以外,其余车型环比均为负值。

  北汽方面,EU系列排名第三进入榜单,产量为3352辆,环比下降18.36%。EX系列以566辆的成绩排名第十八,EC系列产量仅有30辆。

  比亚迪元2月产量与上月相比回落幅度较大,跌幅达69.38%。

  纯电动产量TOP20中,有6款A00级车辆,三款A0级车型,11款A级车型以及比亚迪唐一款B级车型。

  

  插混车型:合资企业发力 帕萨特超越比亚迪唐

  插混方面,帕萨特和宝马5系大爆发,前者从上月262辆的产量提升至1837辆,后者也将产量从99辆拉升至1801辆。

  比亚迪唐2月产量为1660辆,较上月下跌64.34%。

  一汽丰田的重点车型卡罗拉双擎E+从2月开始产出,产量为289辆。

  

  车企产能表现

  根据工信部合格证产量数据,2019年2月共有12家生产企业产能破千,比上月减少了3家。

  12家企业中,只有比亚迪产量破万,但与上月相比产能依然出现大幅下跌。其主要支撑车型为比亚迪E5、宋DM、比亚迪元及比亚迪唐PHEV。三者分别占总产量的35.64%、11.14%、24.7%和14.14%。

  吉利汽车2月帝豪EV较上月产能增加79.1%,成为本月吉利汽车的主力车型。

  上汽乘用车2月主力车型产量Ei5和ei6都有较大下跌幅度,环比分别下跌26.16%和63.64%。Marvel X较上月产量减少了650辆。整体产能环比下跌了25.18%。

  北汽新能源方面,主要产能集中在EU和EX系列,两者分别占2月差能总量的84.9%和14.34%。

  以A00级车型为支撑的奇瑞和江淮汽车,产能上大幅萎缩,其主打A00级车型eQ系列和IEV6E产能较上月分别下跌49.14%和62.47%。

  

  造车新势力中,蔚来ES8由江淮代工,2月产出483辆,产能再次缩水,环比下跌74%。小鹏G3由海马代工,1月产出600辆。2月产出只有40辆。威马EX51月产出1357辆,2月产出792辆,环比下跌41.64%,排名新势力中产能第一位。合众新能源的哪吒N01在2月产出502辆,是新势力中2月唯一一家产能环比上涨的企业。前途K50产出7辆。新能DEV、领途K-one、云度等新势力在2月均没有产出。

  

  作者:邓娅

  据外媒报道,电动汽车在冬季举步维艰,而即使汽车制造商推出的电动汽车也无法避免此挑战。零度以下的天气对于电动汽车来说就是此类挑战之一。2019年2月,美国汽车协会(American Automobile Association)研究发现,与正常温度相比,冻结温度会降低汽车的续航里程和燃油经济性。

  冻结气温会使电池在吸收锂离子的过程(在电池充电时发生)中,速度减慢,从而导致锂离子的捕获率变低,电池的容量和循环效率下降。特斯拉(Tesla)甚至告诉Model S车型的车主,在寒冷天气中,由于电池太冷,汽车电池中存储的能量可能不够车主驾驶时使用。

  如今,澳大利亚石墨开发商塔尔加资源公司(Talga Resources)宣布,已经生产出一种锂离子电池,可以在冻结条件下(0°C),让电池实现100%的容量和100%的循环效率。

  该家矿业公司的矿藏位于瑞典,不仅从事材料提取,还生产和测试电池。该公司的旗舰产品是Talnode-C,而且在最新测试中该产品非常成功。

  虽然短期内Talnode-C电池将继续接受测试,但该公司打算在近期内实现该电池的商业化。尽管由于制造商间的激烈竞争,导致了金属锂价格的不断下跌,但是如果竞争对手无法赶上该家公司的发展脚步,此类电池极有可能产生溢价。

  作者余秋云

  日媒称,中国企业正在日本的风力发电市场上加强攻势。在小型风力发电机组领域居世界第三位的上海致远将于6月推出日本专用的陆上风力发电机组。小型厂商青岛安华新元风能也计划,2019年内在日本的100个地点设置机组。中国企业在全球市场掌握巨大份额,在成本竞争力上具有优势。在日本企业相继撤出这一行业的背景下,继光伏面板之后,日本的可再生能源依赖中国的局面或将加强。

  据《日本经济新闻》3月29日报道,日本风力发电协会资料显示,日本国内风力最大发电能力截至2015年度末约为303万千瓦,但到2020年预计增至1090万千瓦,到2030年增至3620万千瓦。日本欧力士在千叶县铫子海域建设20万千瓦发电设备等的计划将取得进展,但在日本国内最早引进的小型风力发电机组领域,中国企业的势头加强。

  市场潜力

  上海致远在意大利和美国等世界20多个国家拓展业务,最近开发了面向日本的商品。该公司将于6月上市的是输出功率19.2千瓦的小型风力发电机组,调查对周边生态系统影响等的环境影响评估可在3个月以内完成。

  报道指出,一般来说,输出功率在20千瓦以上的风力发电机组为大型,而低于20千瓦被归类为小型。如果是大型机组,环境影响评估有时需要5年左右。如果是小型机组,能大幅缩短投入运行所需的时间。

  上海致远在日本国内运转了250个风力发电机组,提出到2022年增加至2500个机组的目标。该公司的总经理俞卫表示,日本是世界范围内优先级最高的市场。虽然土地狭小,但在缝隙中设置的机会很多。

  此外,在丹麦和德国等销售小型风力发电机组的青岛安华新元风能提出了2019年内在日本市场获得200个机组订单的目标。该公司2017年10月进入日本,已经销售了40个小型风力发电机组。

  活跃在日本市场的原因

  《日本经济新闻》称,中国制造的风力发电机组的优势是成本低廉。

  在小型机组领域,爱尔兰等欧洲国家也具有强有力的企业,但在价格方面,中国制造被认为最便宜。在大型机组领域,与欧美产品相比,中国的产品便宜五成左右。在中国,作为风力发电机组主要材料的钢铁价格低,同时还能借助大量生产降低成本。

  全球风力发电机组的年产量达到两万个,其中1万个由中国企业制造。与之相对,日本国内的需求较少,日立制作所截至2016年的最大年产能被认为是75个机组左右。

  报道认为,在风力发电领域,中国企业进入日本市场的背后还存在中国国内因素。英国调查公司伍德麦肯兹的资料显示,中国2018年新增的设备容量为2007万千瓦。预计2021年达到2195万千瓦,比2018年小幅增长。

  在国内市场难以期待大幅增长的背景下,中国的风力发电企业寻求通过拓展海外市场来找出路。

  下一个焦点

  今后,中国大型风力发电机组的厂商是否进入日本将成为焦点。

  《日本经济新闻》指出,中国最大、世界第二大制造商金风科技从2016年起在日本的展会上开始亮相。金风科技的相关人士表示,正讨论进入日本市场。在日本的大型风力发电机组市场,丹麦维斯塔斯和美国通用电气等欧美企业掌握过半份额。如果中国企业的大型风力发电机组杀入日本市场,欧美企业有可能不得不调整战略。

  据报道,中国企业在光伏电池板市场也掌握全球七成份额。到2006年排在世界首位的夏普等日本企业的存在感正在下滑。2018年,全球市场份额前十的企业中,7家是中国企业,日本企业1家也没有。

  《日本经济新闻》根据2017年数据推算,在日本市场上,光伏面板的三至四成来自晶科能源等中国企业。价格明显低于日本产品的光伏面板正在流入日本市场。对日本来说,大部分能源依赖海外。而在可再生能源这一增长市场,日本依赖中国的趋势正在加强。

  日企缺席本土市场

  在可再生能源之中,风力发电作为仅次于太阳能的主力电源受到关注。

  《日本经济新闻》指出,日本政府在2018年7月发布的第五次能源基本计划中,提出了重点支援风力发电的方针。在日本,风力发电占全部电源的比例按实际发电量计算仅为0.6%,但政府提出了到2030年度提高至1.7%左右的目标。

  日本欧力士和东京电力控股等涉足风力发电业务的企业正在增加,但在相关设备领域,日本企业处于缺席状态。1月,日立制作所宣布退出风力发电机组的自主生产。三菱重工与丹麦的维斯塔斯以对半出资的形式成立了海上风力发电的合资公司,但基地和生产设备都位于欧洲,实质上算是丹麦企业。三菱重工和日本制钢所已在事实上撤出陆上风力发电设备的生产。


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