光伏发电及储氢政策趋势分析

中国宏观经济研究院能源研究所钟财富2023年7月20日 顶层设计碳达峰碳中和，1+N政策体系，十四五规划 非化石能源在能源消费中占比目标 近期：2025年20% 中长期：2030年25%远期：2060年80%以上 ?2025年可再生能源消费总量达到10亿吨标准煤左右·2025年可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍 顶层设计-深改委第二次会议（2023年7月11日） 《关于推动能耗双控逐步转向碳排放双控的意见》 从能耗双控逐步转向碳排放双控，要坚持先立后破，完善能耗双控制度，优化完善调控方式，加强碳排放双控基础能力建设，健全碳排放双控各项配套制度，为建立和实施碳排放双控制度积极创造条件。要一以贯之坚持节约优先方针，更高水平、更高质量地 做好节能工作，用最小成本实现最大收益。要把稳工作节奏，统筹好发展和减排关系，实事求是、 量力而行，科学调整优化政策举措。 要科学合理设计新型电力系统建设路径，在新能源安全可靠替代的基础上，有计划分步骤逐步降低传统能源比重。要健全适应新型电力系统的体制机制，推动加强电力技术创新、市场机制创新、商业创产要推动有效市场同礼好电力基本公共服务供沿。 《促进新时代新能源高质量发展实施方案》及案例解读 《促进新时代新能源高质量发展实施方案》（简称《实施方案》）（国办函[2022]39号），是国务院再次专门支持包括光伏在内的新能源发展的政策文件，作为今后较长一段时期指导新能源行业发展重要政策文件。 新能源价格机制及参与电力市场 ·关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知（发改价格（2023）526号） 关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改【2022）118号）完善适应高比例新能源的市场机制，有序推动新能源参 与电力市场交易建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源签订较长期限的中长期合同鼓励新能源报量报价参与现货市场，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核在现货市场内推动调峰服务，新能源比例较高的地区可探索引入展坡等新型辅助务（发改办 工商业用户用电价终自上网电价、上网环节线损费用、余配电价、系统送行费用、政府性基金及附加组成。V系统运行费用包括销助服务费用、推水蓄能容量电费等。 关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格【2021】1439号） 对新能源的影响： 有序放开全部燃煤发电电量上网电价，现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准口对存量、2021年新安排增量项日的保障性收购电量部分电价无影响扩大市场交易电价上下浮动范图，电力现货价格不受上述爆度限制，做好与分时电价衔接口新能源参与市场帮分，如果走中长期交易市场价格，则浮动范变大推动工商业用户都进入市场，取消工商业日录销售电价，做好与分过电价街接口影响分布式光伏自发自用部分收益保持居民、农业用电价格稳定口户用光伏收益不变 《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》体改【2021】339号文】 鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期（如20年及以上）差价合约参与电力市场。引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网，市场化交易部分可不计入全生命周期保障收购小时数 《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改 【2022】129号文】 V有序推动新能源参与市场交易。建立与新能源特性相适应的交易机制，满足新能源对合同电量、曲线的灵活调节需求，在保障新能源合理收益的前提下，鼓励新能源以差价合约形式参与现货市场。 超势：存量项目保证改策延续性。 新项目参与市场交易比例总体变大，新能漂上网巨价总体将趋于下降；系统运行费用实现单列，折合度电的单价总体将提高。 新型储能在建和规划：规模巨大 截至2022年底，新型储能继续保持高增长，根据中关村储能联盟数据，累计装机规模首次突破10GW，超过2021年同期的2倍，达到12.7GW。（国家能源局：） >全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模接近67GW，此外，国内2022年单年新增规划在建的新型储能项自规模达到101.8GW/259.2GWh。这些规模数字已远超国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标。国内新增储能并网项自主要包括新能源配储和独立储能两大主要类型，约各占一半。内蒙古、新疆、甘肃、西 藏新增项目以新能源配储为主，上述省份新能源装机比例高：山东、湖北、湖南是独立储能装机大省。 驱动因素：经济性提高和地方强配压力提升 储能经济性逐步提升 >电芯成本：6月中标均价0.58元/Wh，报价区间在0.44元/Wh-0.68元/Wh。 >系统： 6月份整体中标价格，以2小时磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧应用为例储能系统中标均价1.08元/Wh，同比下降24%，与今年1月相比下降25%，中标单价区间在1.03元/Wh-1.24元/kWh。EPC中标均价为1.6元/Wh，同比下降14%，与今年1月相比下降2%，中标单价区间在1.2元/Wh-2.2元/kWh。 7月，中能建招标，2h储能系统入国最低报价0.996元Wh，4小时储能系统入围最低报价0.866元h，均来自比亚迪 》性能提升：循环次数、日历寿命等均有较大提升 各地新能源配储要求在不断提高 >配错比例和时长在提高、从摩先的10%一20%逐步上升至20%一30%，储能时长从1一2小时提高到4小时及以上，对于保障性并网项目，虽然国家未规定要求配置储能，但是要求冠置一定比例能的地方改府越来越多，大都要求至少配置10%的比例；对于市场之关网项日，《关于鼓励可恶生能源发电企业自建或购实调峰能力增加并网规模的通知》进一步明镜了市场化关网2021年的具体要求，功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）究建调泽能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。 消纳压力提高，地方要求储能必须按期并网。多个省份要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，如未按斯区则更是提出，新能源场站实际配应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量。 新型储能(光储）商业模式探索 新能源自建储能商业模式>满足并网要求 减少弃电，参与辅助服务市场减少罚款：部分地区给予发电侧储能发售电量一定补贴 独立储能收益模式：国内绝大部分省份独立储能电站的收益模式为：容 量租赁+调峰辅助服务。共享租赁收益是目前大部分独立储能电站最核心且较稳定的收益来源。比如未开展电力现货市场的省份以容量租赁、辅助服务补偿为主：青海最新规则通过支持共享储能同时参与调峰、调频辅助服务来提高储能利用率； 绿氢-氢能规划（2021-2035） 氢能发展的三大定位 高技术司组织召开氨能产业发展部际协调机制工作会议 》氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。（氢、电、热能融合）>氢能是用能终端实现绿色任碳转型的重要载体，（绿氢，工业交通等重点领域应用)黑能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方间。 称（每能产业规划》）实路，4月12日，高技术问组的召开禁能产业发票部协网机利（以下美院协满机款）工作会议为宽能随实竞中央，国务决用部，推动经国务现同思的（黑用产业发展中长期报始（2021-2036年）》（以下道全面总结工作进限成效，群究学害下一步重点任务，高技术因负费揭市主持会议并作总结，能源用科技同负责国志学会并讲适，教育邮、科接、工业和惠化惑、财政感、自然费游、生态环服、任房城参速设型、交透适验款、高务惠、应急您、国资委，市通监管总息，中科股等13家机制成员单位报关负费网志分制发高，个指了本整门工作开装情充和下一 基本原则：创新引领，自立自强：安全先行，清洁任碳；市场主导，政府引导；稳慎应用，示范先行。 ●阶段目标 》务实创新发展基础，加快补齐短板弱项。持续推进先进适用技术创新和产业化攻关，前瞻布局前沿技本，加强基础研究和应用基础研究。 2025：初步建立较为完整的供应链和产业体系；燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氙站。可再生能源制氙量达到10-20万吨年，成为新增乱能消费的重要组成部分。2030：形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氧及供应体系，可再生能源制象广泛应用2035：形成氢能产业体系，构建多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升 》拓展多元应用场景，逐步推动商业化发展。有序推进燃料电池中重型车辆应用，组织开展氢能在可再生能源消纳、微电网等电力领域示范应用，推动可再生能源制氢在工业领域替代应用。》布局完善基础设施，促进全链条降本增效。支持和 引导地方因地制宜发展可再生能源制氢，研究提升氢能跨区域输送能力，合理布局加注设施。加强政策制度保障，营造产业发展良好环境。规范 重点任务和保障措施 产业创新体系：技术攻关、创断平台、人才建设、国际合作基础设施建设：制氢布局、储运体系、加氢网络多元示范应用：推进交通示范、开展端能示范、布局发电应用、探家工业替代制度保障体系：氢能政策体系、产业标准体系、全链条监管。 氢能项目建设运营管理程序，优化审批流程和监管方式，加强财政金融支持，制定完善标准体系。 组织实施：部际协调机制、"1+n"政策体系、财政金融支持（中央预算为没资、产业基金）等 绿氢经济性 2030年在巴西、中国、瑞典、西班牙和印度，新建可再生能源制氢项目比以边际成本运行的现有灰氢工厂便宜 氢电耦合模式-新能源电力制氢+余电上网 近中期：制氢设备较贵，相对合理的配比，风光大发时以上网为主，出力小的时候制氢，以降低制氢成本：中远期：制氢设备价格大幅降低后，提高制氢设备比例，结合现 货市场，在上网电价低的时候，用于制氢：上网电价高的时候则上网发电，实现更高的综合收益，与电力系统友好 优点：未来可减小上网波动性，提升电力系统友好性：通过现货市场价格响应，减小弃风的同时实现收益增加：制氢成本低，近中期部分地区有望低至10-15元/kg;