可再生能源发展为铜业带来持续动能

2018/09/07 11:09国际铜业协会

在全球范围内,一场能源革命正在展开。随着世界经济逐步向低碳、可持续的模式转型,越来越多的国家将扩大清洁可再生能源的使用列入其未来发展目标,一些跨国企业、城市和国家甚至承诺在未来将百分百使用可再生能源。作为全球zui大的可再生能源生产、消费和投资国,中国正处于这场能源革命的中心。而铜作为发展可再生能源必不可少的基础性材料,将利用其高效环保等特性助力全球能源转型,并在这一进程中迎接新的发展机遇。

中国可再生能源发展势头强劲

8月21-23日,由中国可再生能源学会主办、国际铜业协会等机构支持的2018中国可再生能源学术大会在京召开,超过一千名来自学界、企业、协会及政府的代表参与了此次盛会,并就可再生能源行业的未来发展和创新方向进行了探讨。中国工程院院士杜祥琬在会上表示可再生能源将成为未来世界的主导能源,到2050年中国可再生能源占一次能源消费总量将有望超过50%,而电力中非化石电力的占比也有望达到78%左右。

近年来,中国的可再生能源生产和消费能力持续升级。随着中国可再生能源发电规模的不断扩大,今年上半年,来自水电、核电、风电、太阳能等非化石能源的发电量已经占到全部发电量比重的25.2%,一个绿色多元的能源供应体系正在中国快速建立。同时,根据《BP世界能源统计年鉴》显示,2017年中国占全球可再生能源消费增长的36%,已成为全球可再生能源消费的zui大驱动力。

同时,根据安永可再生能源国家吸引力指数,自2015年起中国就一直保持着全球可再生能源领域zui具投资吸引力的国家地位。2017年初,中国国家能源局发布《可再生能源发展“十三五”规划》,更是宣布在“十三五”期间将在可再生能源领域新增投资2.5万亿元。

可再生能源的使用为铜业带来新机遇

铜具有仅次于银的导电性能,能够有效提高电气设备的效率,是发展可再生能源必不可少的材料。它被广泛应用于太阳能、风力、水力等可再生能源发电系统中,以促进发电和运输功率的zui大化,从而减小对环境的影响。

国际铜业协会的研究数据显示,可再生能源系统中的平均用铜量超过传统发电系统的8-12倍,其中风力发电机组每兆瓦用铜量为2.5-6吨,太阳能光伏发电每兆瓦使用4吨铜。按照我国2020年光伏发电达到105,000千瓦的目标估算,将需要大约42万吨铜。研究还显示,可再生能源发电设备每使用一吨铜,便可减少100-7,500吨的碳排放,而由于铜所带来的高能效,还能为使用者在该设备使用期间省下2.5-250万美元不等(约为人民币17万-1,725万元)。

另外值得一提的是,除了太阳能、风力和水力等zui为人所熟知的可再生能源系统以外,一些新兴的可再生能源应用——如空气源热泵设备——也需要大量的铜。空气源热泵相对于一般的热源设备更加节能,消耗 1度电可以获得 3-4度电的热量。因此,空气源热泵正成为中国北方地区“煤改清洁能源”革命的重要工具, 如2017年度北京全市就使用空气源热泵实现了烟煤替代量90.6万吨。一个典型的空气源热泵供暖系统的用铜量大约在20kg左右,而与其配套的室外蒸发器、室内冷凝器以及电网等也都需要使用铜作为原材料。

责任编辑:Keyi

文章关键字可再生 能源 铜业
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可再生能源发展十三五规划发布 新增投资2.5万亿

日前,国家发改委正式对外发布了《可再生能源发展“十三五”规划》(以下简称《规划》)。 这一《规划》可谓影响深远,不仅是因为它将牵动我国可再生能源产业,更为关键的是,它的启动及执行,关系到我国至2020年,能否实现非化石能源占一次能源消费比重15%的目标。 据《证券日报》记者整理,《规划》提出,到2020年,我国水电将新增装机约达6000万千瓦,新增投资约5000亿元;我国新增风电装机约8000万千瓦,新增投资约7000亿元;我国新增各类太阳能发电装机约7000万千瓦,新增投资约1万亿元。 而在此基础上,加上生物质发电投资、太阳能热水器、沼气、地热能利用等,我国“十三五”期间可再生能源或将新增投资2.5万亿元。比“十二五”期间增长近39%。 可再生能源产业、市场 拥有政策、技术双支撑 如今,可再生能源已成为全球能源转型及实现应对气候变化目标的重大战略举措。此外,从产业化角度来看,《规划》称,随着可再生能源技术的进步及应用规模的扩大,可再生能源发电的成本显著降低。例如,风电设备和光伏组件价格近5年分别下降了约20%和60%。 在我国,2015 年,商品化可再生能源利用量为4.36亿吨标准煤,占一次能源消费总量的10.1%;如将太阳能热利用等非商品化可再生能源考虑在内,全部可再生能源年利用量达到5.0亿吨标准煤;计入核电的贡献,全部非化石能源利用量占到一次能源消费总量12%,比2010年提高2.6个百分点。 到2015年底,全国水电装机为3.2亿千瓦,风电、光伏并网装机分别为1.29亿千瓦、4318万千瓦,太阳能热利用面积超过4.0亿平方米,应用规模都位居全球首位。全部可再生能源发电量1.38万亿千瓦时,约占全社会用电量的25%,其中非水可再生能源发电量占5%。生物质能继续向多元化发展,各类生物质能年利用量约3500万吨标准煤。 除了在政策推动下,已经形成的良好趋势及巨大市场外,《规划》认为,我国可再生能源技术装备水平也已显著提升。例如,我国已具备成熟的大型水电设计、施工和管理运行能力,自主制造投运了单机容量80万千瓦的混流式水轮发电机组,掌握了500米级水头、35万千瓦级抽水蓄能机组成套设备制造技术。风电制造业集中度显著提高,整机制造企业由“十二五”初期的80多家逐步减少至20多家。风电关键零部件基本国产化,5兆瓦-6兆瓦大型风电设备已经试运行,特别是低风速风电技术取得突破性进展,并广泛应用于中东部和南方地区。在光伏方面,我国创造了晶硅等新型电池技术转换效率的世界纪录。建立了具有国际竞争力的光伏发电全产业链,突破了多晶硅生产技术封锁,多晶硅产量已占全球总产量的40%左右,光伏组件产量达到全球总产量的70%左右。技术进步及生产规模扩大使“十二五”时期光伏组件价格下降了60%以上。 细分领域发展着力点不同 分布式光伏被摆在显著位置 不过,《规划》也总结了我国发展可再生能源面临的问题。一是现有的电力运行机制不适应可再生能源规模化发展需要;二是可再生能源对政策的依赖度较高;三是可再生能源未能得到有效利用。 为化解上述问题,《规划》提出,到2020年,我国全部可再生能源年利用量要达到7.3亿吨标准煤。其中,商品化可再生能源利用量5.8亿吨标准煤;我国全部可再生能源发电装机要达到6.8亿千瓦,发电量1.9万亿千瓦时,占全部发电量的27%;我国各类可再生能源供热和民用燃料总计约替代化石能源1.5亿吨标准煤;我国风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争,光伏项目电价可与电网销售电价相当;结合电力市场化改革,我国要基本解决水电弃水问题,限电地区的风电、太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求;要建立一次能源消费总量中可再生能源比重及全社会用电量中消纳可再生能源电力比重的指标管理体系。到2020年,各发电企业的非水电可再生能源发电量与燃煤发电量的比重应显著提高。 除此外,《规划》也就具体的可再生能源细分领域做出了明确的规划。 以太阳能为例,《证券日报》记者发现,相对于积极稳妥发展水电、全面协调推进风电开发、加快发展生物质能、加快地热能开发利用、推进海洋能发电技术示范应用、推动储能技术示范应用等要求,针对太阳能,规划提出的是“推动太阳能多元化利用”。#d1cm#page# 在业内人士看来,“这一措辞,一方面意味着,管理层认为太阳能利用的产业基础、市场情况要明显好于其它可再生能源细分领域。此外,着力发展太阳能利用等产业,将是我国推动可再生能源发展的重要抓手”。 具体来看,在“到2020年底,全国太阳能发电并网装机确保实现1.1亿千瓦以上”的总体目标指引下。《规划》将“全面推进分布式光伏和‘光伏+’综合利用工程”放在了促进太阳能利用的首要位置。 《规划》提出,我国继续支持在已建成且具备条件的工业园区、经济开发区等用电集中区域规模化推广屋顶光伏发电系统;积极鼓励在电力负荷大、工商业基础好的中东部城市和工业区周边,按照就近利用的原则建设光伏电站项目;结合土地综合利用,依托农业种植、渔业养殖、林业栽培等,因地制宜创新各类“光伏+”综合利用商业模式,促进光伏与其他产业有机融合;创新光伏的分布利用模式,在中东部等有条件的地区,开展“人人1千瓦光伏”示范工程,建设光伏小镇和光伏新村。 同时,在分布式光伏和“光伏+”之外,《规划》还提出了有序推进大型光伏电站建设、因地制宜推进太阳能热发电示范工程建设、大力推广太阳能热利用的多元化发展、积极推进光伏扶贫工程等要求。 日前,国家能源局新能源和可再生能源司司长朱明曾对媒体表示,“十三五”期间,需要进一步转变可再生能源发展理念,从强调可再生能源开发规模和速度逐步转变为重视提高可再生能源的利用水平,行业管理的重点由开发建设管理转移到开发建设与消纳利用并重,更加重视可再生能源发展的质量和效益。 2020年基本解决弃水问题 全额保障性收购限电地区风电、光伏 业界认为,我国到2020年要实现上文提及的“结合电力市场化改革,基本解决水电弃水问题,限电地区的风电、太阳能发电年度利用小时数全面达到全额保障性收购的要求”,具有相当难度。 一方面,目前弃水、弃风、弃光等现象严重,一组数据显示,今年前十个月,全国弃水、弃风、弃光电量达到了980亿千瓦时。而今年上半年全国“弃风率”达到21%,超过了2013年的17%,达到历史最高值。三北地区七个省区达到或者接近20%,新疆和甘肃甚至达到了47%和45%。 对此,《规划》提出,借助已建的特高压外送输电通道,加快新疆哈密、宁夏宁东等地区配套的可再生能源项目建设,确保2020年前可再生能源项目全部并网发电。结合在建输电通道的建设进度,有序推进甘肃酒泉、内蒙古、山西、新疆准东等可再生能源项目建设,有效扩大消纳范围,最大限度地提高外送可再生能源电量比重。 据整理,目前我国已建输电通道包括,哈密-郑州±800千伏直流、宁夏-山东±660千伏直流、高岭背靠背等。我国规划和在建输电通道包括,锡盟-山东1000千伏交流、锡盟-江苏±800千伏直流、蒙西-天津南1000千伏交流、上海庙-山东±800千伏直流、晋北-江苏±800千伏直流、宁东-浙江±800千伏直流、酒泉-湖南±800千伏直流、扎鲁特-山东±800千伏直流等。 与此同时,《规划》支出,要确定规划期内各地区一次能源消费总量中可再生能源消费比重指标,以及全社会电力消费量中可再生能源电力消费比重指标;落实可再生能源全额保障性收购制度,按照《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》要求,严格执行国家明确的风电、光伏发电的年度保障小时数;建立全国统一的可再生能源绿色证书交易机制,进一步完善新能源电力的补贴机制。通过设定燃煤发电机组及售电企业的非水电可再生能源配额指标,要求市场主体通过购买绿色证书完成可再生能源配额义务,通过绿色证书市场化交易补偿新能源发电的环境效益和社会效益,逐步将现行差价补贴模式转变为定额补贴与绿色证书收入相结合的新型机制,同时与碳交易市场相对接,降低可再生能源电力的财政资金补贴强度,为最终取消财政资金补贴创造条件。[详细]2016-12-22 09:45

河北张家口签约100亿元可再生能源项目

  总投资100亿元的可再生能源示范区应用项目日前在河北省张家口市签署,将有效推进张家口市在智能电网、智慧城市、污水处理等方面的技术革新,为该市建设可再生能源示范区增添新动力。   该项目由建设能源生产基地、风光电场、示范基地以及微网研发应用等7个环保项目组成。其中总部和生产基地将落户张家口市经开区。   根据签署协议规定,到2020年该项目总投资额不低于100亿元,一期投资16亿元,在经开区洋河新区建设可再生能源科技创新城,在燕兴机械厂租用厂房建设风机生产基地,引入相关配套设备制造产业和运维技术,形成风电产业集群;投资运营风力发电场与光伏发电场,共同开发当地优质风光资源;投资建设5万千瓦试验风电厂,并开展风电试验检测活动;引入和研发先进的智能微网、能源互联网等相关技术,实施先进风电、光伏、微燃机、储能于一体的智能微电网示范项目;开发运营污水处理、垃圾处理等环保项目。[详细]2016-07-26 10:31

京津冀是中国可再生能源发展困境的缩影

2022年弃电率低于3%!对当下仍然面临弃风弃光难题的京津冀来说这现实吗?京津冀与德国、美国德克萨斯州可再生能源需求相似,但弃电率却大相径庭。那么德国、德州又是怎么做到的? 京津冀是中国可再生能源发展困境的缩影 中国对可再生能源的投入以及可再生能源发电装机容量均已位居世界前列,但可再生能源发电量却落后于其它国家。 举例来说,2015年,美国的风电并网容量仅为中国的58%,但风力发电量却超过中国。原因之一就是中国的太阳能和风能发电被大量“弃用”而浪费了。2015年,中国弃风率高达15%,远高于2014年的8%。 报告称,从2011年到2015年,中国弃风限电导致的电费损失累计约510亿元人民币,因此多消耗了原本可以避免的4.3亿吨原煤。 京津冀地区,2015年河北省风电并网量达10吉瓦,光伏发电并网量2.4吉瓦。但与此同时,河北省的弃风率约为10%,虽然稍低于全国平均水平,却仍远远高于国际水准。2015年底,张家口的风电和光伏发电容量达到8吉瓦,并计划到2030年增长到50吉瓦。这个数字要比中国、德国和美国三个国家以外所有国家当前的装机总量还高。 然而,张家口本地电力需求仅有1.85吉瓦,外送能力仅5.5吉瓦。距离张家口仅200公里的北京却仍然无法用上张家口的清洁电力,更不用说今后五年的新增可再生能源电力将要如何消纳。据报道,2014年张家口的弃风率已高达30%。38如果不加大对输电设施的投资,提高可再生能源消纳及外送能力,张家口的弃风情况将会更严重。 美国和欧洲的案例研究表明:可再生能源并网不无挑战,但通过正确的政策引导是完全可实现的。 国际上没有一个完美的可再生能源并网模式可供京津冀地区效仿。在地理距离和可再生能源需求占比方面,京津冀地区与美国的德克萨斯州和德国相似,可将二者作为参考。这两个国际案例都说明,通过正确的区域性试点和政策引导,将可再生能源弃电率降至1%是完全有可能的。 在可再生能源并网方面,德国和美国是这么做的: 德国:政策设计和调度原则 分布式能源的作用。德国的光伏发电以分布式屋顶太阳能系统为主。分布式太阳能,尤其是屋顶太阳能系统的普及,意味着发电端和用电端可以近在咫尺。,确保在配电网层面就大规模消纳了可再生能源,从而避免了发展大型太阳能电厂可能需要的巨额输配电网投资。 可再生能源专属输配电投资。德国风力发电主要位于北部地区,而光伏发电集中于光照最强且持续时间最久的南部地区。因此,德国要实现可再生能源并网,就需要新建输配电设施。为此,德国联邦网路管理局(FederalNetworkAgency,FNA)批准新建1876公里的输电线路。 建立透明、活跃的日间交易市场。德国有一个高效运转的日间电力市场,电力在需求当日进行交易,调度却不是按照每日、每月或每年合同来确定。德国2006年启动日间电力市场交易,而且随着可再生能源电力的不断增长,交易量也持续增长。2011年,日间市场从每小时交易一次改为每15分钟交易一次,自此,日间电力市场交易量已经增长了近一倍。 可再生能源平衡区统一调度。自2009年开始,德国的四大输电企业一改往日依靠内部资源平衡电力供需的做法,形成了一个共同平衡市场。 与欧洲其它地区联网。德国电网与邻国互联,2015年净出口电力接近9%。截至目前,可再生能源电力出口并不是德国实现可再生能源大规模并网的主要原因,但今后几年可能有所改变。欧洲正在制定覆盖全欧的可再生能源并网输电规划。 德克萨斯州:制度改革以及输电项目投资的新方式德州的弃风率从2009年的17%降至2014年的0.5%以下,主要归功于2011年至2013年末逐步建设完成的新输电线路。 德州的主要经验有以下3点: 修改法律规定,加快可再生能源专属输电项目的投资。值得注意的是,德州放弃了对新输电线路利用率的要求,代之以3%的弃电率上限规定。 交易活跃、透明的日间电力市场,鼓励可再生能源发展。德州电力市场交易间隔短至5分钟,更符合风力和太阳能发电的瞬变性特点,降低了可再生能源电力并网成本。 统一的调度和平衡区域,在全州范围内平衡电力供需,确保清洁能源能够以最低成本输送给用户。这种做法不但促进了可再生能源的优先使用,而且还向市场发出信号,有利于今后输电和发电项目的投资。 从德国和德州的经验来看,京津冀地区也有望提高可再生能源并网率,改善空气质量,提高非化石燃料发电比例。因此,保尔森基金会建议,与其将小范围的张家口列为可再生能源示范区,不如扩大到整个京津冀地区,开展可再生能源并网试点,将可再生能源丰富的张家口市与区域内电力需求旺盛的中心城区连接起来。[详细]2016-07-12 17:05

可再生能源产业发展现状及瓶颈问题

能源局3月28日发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》,引发了业内外人士广泛关注。鉴于我国可再生能源的发展现状,以及对可再生能源在世界范围内发展趋势的判断,笔者从以下几点进行阐述,仅代表个人观点。 可再生能源产业发展现状及瓶颈问题 最近几年,有关于新能源与可再生能源的谈论很多,政府文件中也时常交替出现新能源或可再生能源,这两个概念的范畴是有所不同的。根据1980年联合国新能源和可再生能源会议,对新能源的定义是,以新技术和新材料为基础,使传统的可再生能源得到现代化的开发和利用,用可再生能源取代资源有限、对环境有污染的化石能源,重点开发太阳能、风能、生物质能、核能等。因此相对于常规能源而言,新能源又被称为非常规能源。可再生能源主要是从一次能源的属性上进行划分的,主要也是太阳能、风能等,更多的是指在自然条件下可以再生。从这个意义上讲,可再生能源要小于新能源的范畴,二者在范畴上有较多的重叠。 在过去的十二五期间,我国可再生能源装机容量增长快速,其中,风电以及光伏装机容量处于全球领先地位。但与装机容量快速增长形成反差的是弃风弃光限电现象逐渐凸显,产业瓶颈问题也就随之而来。仅2015年,“三北”地区(具体指中国的西北、东北、华北等地)弃风电量达339亿千瓦时,造成弃风弃光限电现象的原因主要有两个:一是我国陆上风能资源大部分集中在“三北”地区,适合太阳能发电的资源大部分集中在西部地区,由于这些地区相对于东部沿海地区而言,大部分都是经济落后地区,随着装机容量的上升,电能就地消纳不了;二是传统化石能源的对抗以及原有电力高度管制的体制的限制,使得大量的风电、光伏发电产生的电能无法并网输送出去。 保障性收购电量指标将成为博弈重点 能源局此时发布《办法》,对于解决可再生能源产业发展瓶颈问题,起到了积极的推动推动作用,使得发电企业、电网企业以及大的用户等各方有了博弈的依据。最基本的条件就是要求可再生能源发电项目要在确保供电安全的前提下,电网企业或电力调度机构才会进行相关的收购活动。可再生能源发电与传统化石能源发电相比,重要的区别就在于它在规模化利用过程中的可控性处于劣势,以至于对原有的电力系统安全、稳定、可靠的远行构成了挑战。 《办法》对于突破电力高度管制,实际也是非常重要的一步。对于以可再生能源为主要业务形态的发电企业而言,寄希望于以文件的形式确立保障性收购电量解决目前严重的弃风弃光现象,成为了可能。同时电网企业也没有失去保障性收购电量的确定权,在最终确定项目的保障性电量多少时,目前的情况,电网企业可能参照可再生能源分类电价加合理收益的方式进行测算出各个项目的保障性收购电量,而且这是个变量,可能要根据周期变化做出相应调整。 虽然文件中对保障性收购电量做了规定,发电企业超出部分,可以拿到市场上交易,不过对于“三北”地区的风能、西部地区的太阳能,如何卖给东部沿海地区?允许不允许直接售电给用电大户?另一种情况就是,电网企业会不会故意降低保障性收购电量指标,从而获得发电企业更低的入网电价(如果存在补偿发电企业损失小于压低指标获得收益的情况)?实际上,由于电价改革的推进力度的限制,截止目前,国家仅成立了北京、广州两个交易中心,但是这两个交易中心的职能是负责原有的西电东送、跨区域间政府(主要以省为单位)协议等,真正的电力市场还没有建立起来。总之,所谓的可再生能源发电全额收购也是有条件的,可再生能源发电企业与电网企业间的博弈才开始。 负电价机制有无可能被引入到可再生能源发电领域 此次所提到的可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。这就给可再生能源发电提供了两条途径,一条就是依照所谓的经过核定的上网电价,争取更多的向电网企业输送保障性收购电量,这在目前而言是最好的一条途径,而对于一些发电能力强,可再生能源资源优势较为明显的发电企业,也可以将超过保障性收购电量的部分用于电力市场交易。这个时候就有可能导致发电企业为了获得更大的发电权,采取价格上的优势,在各方面条件允许的情况下,甚至零电价或者负电价。 不过,《办法》中指出,生物质能、地热能、海洋能发电以及分布式光伏发电项目暂时不参与市场竞争,上网电量有电网企业全额收购。如此看来,剩下的也只有风力发电、水力发电了。而水力发电,主导思想是优先安排那些调峰机组和大型机组等。从国内的大的环境看,目前电力交易机制还很不完善,是否在可再生能源发电领域引入负电价机制,可能还要经历一段时间的等待。但负电价机制是趋势所在。 过热投资有可能引发的一系列新的环境问题 可再生能源得到空前的广泛关注,两个原因成为关键因素。一是,传统化石能源的投资空间在缩减,相应的可再生能源的投资成本在下降;二是,政府在传统化石能源发展格局中的紧缩政策的倾向性导致投资从其他领域部分转移到可再生能源。3月17日,国际可再生能源署发布《迈向可再生能源未来路线图》,其中提到全球能源消费的80%的40个经济体都在或即将进行能源转型,预计2030年,全球能源结构中可再生能源达到36%,节能效益将会非常明显。 这一趋势一方面引领可再生能源得到强劲的发展,同时也可能导致过热投资现象的出现。投资过热不仅不利于产业健康,比如光伏产业的过热投资导致中下游的出现部分产能过剩局面,甚至由于一味的重市场轻市场导致所建设的光伏电站问题众多,这种情况下,即便是市场真的来的,也是抓不到的。再比如,投资过热导致的无须投资现象频频发生,某中部省份,一座山上树木全被伐光,代替的是一排排的太阳能电池板。不仅从电力局面过剩的情况出发还是从环境保护的角度出发,这种以牺牲环境资源换取纯粹经济效益的投资方式都是不可取的。 关于可再生能源发电领域值得探索的地方还有很多,问题的症结还是在于目前国内的电力市场尚未真正形成,不能充分发挥市场化的优势,随着电力改革的深入,电力市场化机制的建立健全,可再生能源的综合效益也会被再次评估。[详细]2016-04-13 16:51

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