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  •       2019年新增發電裝機規模約1.1億千瓦,總裝機規模可達20.1億千瓦,火電、水電、核電發展走勢各異: 隨著各地保供壓力增大,火電新增裝機規模將進一步增長;西南水電基地來水偏枯,隨著各方就緩解棄水逐步達成共識,棄水量將有所下降;核電擬投產機組明顯減少,新增裝機規模預計大幅下降。

      國網能源研究院近日發布的《2019年中國電源發展分析報告》(以下簡稱《報告》)顯示,2019年我國電源裝機規模呈現穩步增長趨勢,但裝機總體增速將有所放緩。

      “從規模上看,2019年新增發電裝機規模大概1.1億千瓦,總裝機規模約達到20.1億千瓦,火電、水電、核電發展走勢各異。” 國網能源研究院能源戰略與規劃研究所中級研究員王芃表示。

      火電裝機將逼近設定目標

      《報告》顯示,火電產能繼續向西北地區轉移,近一半新能源新增裝機集中在東中部。2018年,西北地區新增火電裝機約1209萬千瓦,占全國新增火電裝機總規模的31%。

      《報告》認為,受嚴控煤電發展規模等政策影響,2018年我國新增火電裝機3872萬千瓦,同比下降12%,占新增裝機總量的31.6%。截至2018年底,火電裝機容量達11.4億千瓦,同比增3.5%。“十三五”以來,火電裝機年增速逐步趨緩,2018年裝機增速較2015年下降約5.4個百分點。

      從區域分布看,西北、華北是2018年新增火電裝機最多的地區。尤其西北地區,新增火電1209萬千瓦,占新增火電裝機的31.2%;從省份看,山東、江蘇是火電裝機容量最大的兩個省份;從發電量占比看,火電仍然最高。2018年江西省的火電設備利用小時數最高,達5269小時。

      王芃認為,隨著電力需求快速增長,煤電在電力系統中技術性地位較長時間內不會改變,仍需在電力供需緊張地區布局一批保障電力供應的煤電機組,以滿足電力平衡需要。“今年火電新增裝機規模有望改變近來年的下降趨勢。”

      隨著各地保供壓力增大,火電新增裝機規模將進一步增長。預計2019年火電新增4500萬千瓦,煤電累計裝機規模不斷逼近國家電力“十三五”規劃中設定的發展目標。

      水電、核電裝機將下降

      《報告》顯示,2018年我國新增水電裝機867萬千瓦,同比下降24.7%,水電裝機增速已連續第五年放緩。從區域分布看,南方地區為我國新增水電裝機主要分布區域,新增規模569萬千瓦,占全國新增水電裝機約65.6%。從省份看,四川、云南水電裝機規模居前兩位,湖北、貴州緊隨其后。

      “根據氣象部門對重點流域降水量預測結果分析,2019年我國西南水電基地來水偏枯,隨著各方就緩解棄水逐步達成共識,棄水量將有所下降。預計四川、云南等地區新增水電裝機約300萬千瓦,新增水電規模有限。”王芃表示,西南地區仍是未來水電的開發重點,隨著開發難度加大,水電新增規模存在不確定性,預計2019年新增規模較2018年水平有所降低。

      《報告》顯示,2019年預計新增水電規模710萬千瓦,其中常規水電新增620萬千瓦,同比減少15.9%。

      與火電、水電裝機增速放緩不同,2018年核電裝機規模實現了大幅提升,新增裝機規模合計為884萬千瓦,約為2017年新增規模的4倍,創歷史新高。

      《報告》顯示,截至2018年底,核電裝機容量達4466萬千萬,同比增24.7%。從省份分布看,核電裝機分布于我國浙江、廣東、江蘇、遼寧、福建、廣西、海南、山東8個省,其中廣東、浙江兩省核電裝機規模最大。

      受電力需求增加、市場化交易規模擴大等因素,2018年核電設備利用小時數達到7184小時,山東省核電設備利用小時數最高,達8305小時。

      “與去年核電投產規模相比,2019年擬投產四臺機組(合計528萬千瓦),投產臺數明顯減少,2019年新增規模預計大幅下降。”王芃表示,從技術可持續發展角度看,核電需要保持穩定的發展節奏,以實現安全、高效發展。(記者 蘇南)

          本文來源于:中國能源報

  • 2019年5月,國家能源局發布了《關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》(國能發新能〔2019〕49號,以下簡稱《通知》),啟動了2019年光伏發電國家補貼競價項目申報工作。7月1日各省完成補貼競價項目申報工作后,按國家能源局要求,國家可再生能源信息管理中心(以下簡稱信息中心)依托光伏發電國家補貼競價信息系統,對申報項目進行了復核和競價排序。7月11日,國家能源局正式公布了2019年光伏發電項目國家補貼競價結果

      一、項目申報情況

      截至7月1日,全國共有23個省份(吉林、黑龍江、福建、海南、云南、甘肅、新疆、西藏和新疆建設兵團未申報)組織4338個項目申報光伏發電國家補貼競價,總裝機容量為2455.8979萬千瓦。基本情況如下:

      從項目類型看,普通光伏電站387個,裝機容量1929.839萬千瓦,占申報總容量比例為78.6%,主要分布在中西部地區,項目數量位列前三位的分別為貴州省55個、山西省49個、陜西省35個。分布式光伏項目3951個,裝機容量526.0589萬千瓦,占申報總容量比例為21.4%(其中,全額上網分布式項目490個,裝機容量63.7689萬千瓦,占申報總容量比例為2.6%;自發自用、余電上網分布式項目3461個,裝機容量462.29萬千瓦,占申報總容量比例為18.8%),主要分布在東南部沿海地區,項目數量位列前三位的分別為浙江省1446個、江蘇省612個、上海市216個。

      分資源區看,I類資源區申報項目103個,裝機容量215.1995萬千瓦,占申報總容量比例為8.8%;II類資源區申報項目452個,裝機容量298.9865萬千瓦,占申報總容量比例為12.2%;III類資源區申報項目3783個,裝機容量1941.7115萬千瓦,占申報總容量比例為79.1%。I、II類資源區由于市場環境監測為紅色或消納能力不足等原因,申報容量相對較少。

      分省看,申報項目裝機容量最多的省份為貴州360萬千瓦。裝機容量超過300萬千瓦的省份有2個,為貴州、山西;裝機容量在200萬千瓦到300萬千瓦的省份有1個,為浙江;裝機容量在100萬千瓦到200萬千瓦的省份有7個,為河北、江蘇、江西湖北、廣東、陜西、寧夏;裝機容量在100萬千瓦以下的省份有13個。

      這次申報項目中已并網項目容量121.9311萬千瓦,新建項目容量2333.9664萬千瓦。新疆、甘肅和新疆建設兵團因市場環境監測為紅色,不能申報光伏發電補貼競價項目;西藏光伏發電單獨進行建設管理,不用申報;還有個別省因電網消納能力有限,在統籌考慮風電和光伏發電平價項目的情況下,沒有組織項目參與補貼競價;也有個別省份受限于電網消納能力,申報規模較少。申報項目總體情況詳見附表1。

      二、擬納入2019年國家競價補貼范圍的項目情況

      在各省申報項目的基礎上,信息中心對申報文件和材料進行了復核,對通過復核的補貼競價項目進行了排序,據此確定了擬納入2019年國家競價補貼范圍的項目名單。2019年擬納入國家競價補貼范圍的項目覆蓋22個省份,共3921個項目,較申報減少了417個;總裝機容量2278.8642萬千瓦,較申報減少了177.0331萬千瓦;測算年度補貼需求約17億元。基本情況如下:

      從項目類型看,普通光伏電站項目366個,裝機容量1812萬千瓦,占總容量比例為79.5%,主要分布在中西部地區。分布式光伏項目3555個,裝機容量466萬千瓦,占總容量比例為20.5%(全額上網分布式項目473個,裝機容量56萬千瓦,占總容量比例為2.5%;自發自用、余電上網分布式項目3082個,裝機容量410萬千瓦,占總容量比例為18.0%),主要分布在東部沿海地區。

      分資源區看,各類資源區都有擬納入國家競價補貼范圍的項目。I類資源區項目100個,裝機容量203.1615萬千瓦,占總容量比例為8.9%;II類資源區項目405個,裝機容量277.6323萬千瓦,占總容量比例為12.2%;III類資源區項目3416個,裝機容量1798.0704萬千瓦,占總容量比例為78.9%。

      分省看,參與申報的23個省份中,除一個省由于申報項目并網時間均不符合要求未納入外,申報各省都有擬納入國家競價補貼范圍的項目。裝機容量最多的省份為貴州360萬千瓦。裝機容量超過300萬千瓦的省份有2個,為貴州、山西;裝機容量在200萬千瓦到300萬千瓦的省份有1個,為浙江;裝機容量在100萬千瓦到200萬千瓦的省份有6個,為河北、江西、湖北、廣東、陜西、寧夏;裝機容量在100萬千瓦以下的省份有13個。

      這次擬納入國家競價補貼項目,已并網項目容量86.4569萬千瓦,新建項目容量2192.4073萬千瓦。納入競價補貼范圍項目總體情況詳見附表2。

      總的看,這次競價工作各省組織有力有序,項目信息填報總體規范有效,但項目申報中也發現一些問題,主要是:

      一是個別項目申報電價超過對應類型指導價。如III類資源區全額上網分布式項目指導價為0.55元/每千瓦時,但有的項目申報電價為0.56元/每千瓦時。

      二是重復申報。個別省份存在一個項目重復申報的問題,有的項目甚至重復申報了4次。

      三是個別項目為2019年以前并網的光伏發電存量項目。申報項目中有一些已并網項目并網時間為2017年或者2018年。

      四是關鍵性支持文件不完備。一些項目電網消納條件未落實,未提供電網公司出具的消納文件。有的項目土地條件未落實,存在占用林地的問題。有的項目申報容量與實際容量或電網消納文件中的裝機容量不一致,個別項目申報容量甚至為實際容量的10倍,0.04萬千瓦填報為0.4萬千瓦。

      從這次申報情況看,前期工作準備情況、信息填報質量情況,協調電網企業、國土部門落實消納、土地等相關支持性文件情況,都是影響申報項目組織和競價項目入選的重要因素。

     三、擬納入2019年國家競價補貼范圍項目的電價情況

      從項目電價看,I類資源區,普通光伏電站平均電價為0.3281元/千瓦時,最低電價為0.2795元/千瓦時;全額上網分布式項目平均電價為0.3419元/千瓦時,最低電價為0.2899元/千瓦時。II類資源區,普通光伏電站平均電價為0.3737元/千瓦時,最低電價為0.3298元/千瓦時;全額上網分布式項目平均電價為0.4027元/千瓦時,最低電價為0.3832元/千瓦時。III類資源區,普通光伏電站平均電價為0.4589元/千瓦時,最低電價為0.3570元/千瓦時;全額上網分布式項目平均電價為0.4817元/千瓦時,最低電價為0.4110元/千瓦時。

      從電價降幅看,I類資源區,普通光伏電站平均電價降幅為0.0719元/千瓦時,最高電價降幅為0.1205元/千瓦時;全額上網分布式項目平均電價降幅為0.0581元/千瓦時,最高電價降幅為0.1111元/千瓦時。II類資源區,普通光伏電站平均電價降幅為0.0763元/千瓦時,最高電價降幅為0.1202元/千瓦時;全額上網分布式項目平均電價降幅為0.0473元/千瓦時,最高電價降幅為0.0668元/千瓦時。III類資源區,普通光伏電站平均電價降幅為0.0911元/千瓦時,最高電價降幅為0.1930元/千瓦時;全額上網分布式項目平均電價降幅為0.0683元/千瓦時,最高電價降幅為0.1390元/千瓦時。自發自用、余電上網分布式項目平均電價降幅為0.0596元/千瓦時,最高電價降幅為0.0999元/千瓦時。

      從補貼強度看,I類資源區,普通光伏電站平均補貼強度為0.0663元/千瓦時,最低補貼強度為0.0050元/千瓦時;全額上網分布式項目平均補貼強度為0.0624元/千瓦時,最低補貼強度為0.0060元/千瓦時。II類資源區,普通光伏電站平均補貼強度為0.0381元/千瓦時,最低補貼強度為0.0020元/千瓦時;全額上網分布式項目平均補貼強度為0.0558元/千瓦時,最低補貼強度為0.0188元/千瓦時。III類資源區,普通光伏電站平均補貼強度為0.0749元/千瓦時,最低補貼強度為0.0001元/千瓦時;全額上網分布式項目平均補貼強度為0.0846元/千瓦時,最低補貼強度為0.0047元/千瓦時。自發自用、余電上網分布式項目平均補貼強度為0.0404元/千瓦時,最低補貼強度為0.0001元/千瓦時。

      從電價降幅區間看,電價降幅大于0.1元/千瓦時的項目裝機容量為539.6442萬千瓦。電價降幅在0.08到0.1(含)元/千瓦時之間的項目裝機容量為649.9585萬千瓦。電價降幅在0.06到0.08(含)元/千瓦時之間的項目裝機容量為623.163萬千瓦。電價降幅在0.04到0.06(含)元/千瓦時之間的項目裝機容量為252.9375萬千瓦。電價降幅在0.02到0.04(含)元/千瓦時之間的項目裝機容量為109.679萬千瓦。電價降幅在0.02(含)元/千瓦時以下的項目裝機容量為103.482萬千瓦。

     四、2019年光伏發電建設規模預判

      此次擬納入國家補貼競價范圍的項目只是今年全國光伏發電建設規模的一部分。除此之外,加上此前已安排和結轉的戶用光伏項目、光伏扶貧項目、平價示范項目、領跑基地項目、特高壓配套外送和示范類項目等,今年光伏發電項目建設規模在5000萬千瓦左右,預計年內可建成并網的裝機容量在4000~4500萬千瓦左右,能夠保障光伏發電產業發展合理規模,實現光伏發電產業穩中求進。

      需要強調的是,納入國家補貼競價范圍項目名單只是取得了補貼資格,項目最終能否享受國家補貼,還要以是否按《通知》要求按期全容量建成并網為準。對于逾期未全容量建成并網的,每逾期一個季度并網電價補貼降低0.01元/千瓦時;在申報投產所在季度后兩個季度內仍未建成并網的,取消項目補貼資格,并作為各地光伏發電市場環境監測評價和下一年度申報的重要因素。國家將根據項目條件落實和建設實施等實際情況,做好名單動態跟蹤管理。

      實行光伏發電補貼競價是光伏發電建設管理政策的一次重大改革和創新。實行這個新機制后,光伏發電發展的市場化導向更明確、補貼退坡信號更清晰、財政補貼和消納能力落實的要求更強化、“放管服”的改革方向更堅定。2019年是實行新機制的第一年,今年競價工作已結束。通過開展競價,推動了光伏發電補貼退坡,進一步堅定了光伏發電平價信心。國家將在今年工作的基礎上,總結經驗,進一步完善工作機制,保持政策的連續性、穩定性,提早謀劃、及早安排明年競價相關工作。建議各地方和項目業主及電網公司,認真落實申報項目的土地、接網等各項條件和承諾,保障項目及時并網,在做好今年競價項目建設的同時,提早做好明年競價的相關準備工作,以共同促進光伏產業健康有序、高質量發展。(本文來源于:國家可再生能源信息管理中心

      附表:1.各省(區、市)申報國家補貼競價項目總體情況

              2.各省(區、市)擬納入國家競價補貼范圍項目總體情況


  •       水能、風能、太陽能、生物質能、地熱能、海洋能等可再生能源是重要的清潔能源。我國正在積極落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰略,加快構建“清潔低碳、安全高效”的能源體系,著力推動能源高質量發展。在此背景下,我國可再生能源開發利用取得明顯成效,水電、風電、太陽能發電等能源種類累計裝機規模均居世界首位,在能源結構中占比不斷提升。
      近日,水電水利規劃設計總院組織發布了《中國可再生能源發展報告2018》(以下簡稱《報告》)。《報告》分水電、風電、太陽能發電、生物質能、地熱能等能源品種,對可再生能源行業全生命周期各環節發展狀況進行了全面、系統的分析,并對國家重要政策和行業關切熱點及存在問題進行了分析。《報告》指出,我國能源結構不斷優化,可再生能源占比顯著提升。
      我國水電、風電、光伏發電裝機容量穩居世界第一
      談及我國能源整體的發展形勢,《報告》編委會主任、水電水利規劃設計總院院長鄭聲安說,“能源生產與消費隨經濟回暖穩步增長,2018年能源生產與消費總量分別為37.7億噸和46.4億噸標準煤,分別比2017年增長5.0%和3.3%。不過能源的進口總量及能源對外依存度仍然在增加,能源供給面臨著風險和挑戰有所增強。”
      同時,鄭聲安表示,“我國能源結構不斷優化,可再生能源占比顯著提升。”《報告》顯示,截至2018年底,我國各類電源裝機容量189948萬千瓦,相比2017年增加11986萬千瓦,增長6.7%。我國主要可再生能源發電裝機容量72896萬千瓦,占全部電力裝機容量的38.4%,相比2017年增長11.7%。
      2018年,我國常規水電新增投產724萬千瓦;抽水蓄能核準開工700萬千瓦,新增投產130萬千瓦;風電新增并網裝機2059萬千瓦,其中海上風電新增并網裝機161萬千瓦;太陽能發電新增裝機4426萬千瓦;生物質發電新增并網裝機容量305萬千瓦。截至2018年底,我國水電裝機(含抽水蓄能)3.52億千瓦,在建規模約9100萬千瓦,年發電量1.23萬億千瓦時;風電裝機1.84億千瓦,年發電量3660億千瓦時,太陽能發電裝機1.74億千瓦,年發電量1775億千瓦時。我國水電、風電、光伏發電裝機容量穩居世界第一。
      同時,《報告》還指出,近年來,我國地熱能、海洋能等其他新能源開發利用局面也已顯雛形。
      2018年我國可再生能源呈現三大發展趨勢
      “2018年,我國可再生能源資源綜合利用效率穩步提升,能源整體利用成本不斷降低。”鄭聲安表示,在《解決棄水棄風棄光問題實施方案》《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)》等政策的引導下,抽水蓄能、龍頭水庫電站等調峰電源以及分布式電源建設進度加快,運行管理機制不斷創新,2018年棄水、棄風、棄光狀況明顯緩解,可再生能源有效利用率顯著提升。
      “常規水電發展放緩、抽水蓄能電站推進有序。”鄭聲安表示,我國常規水電新增開工規模放緩,未來水電開發潛力主要集中在西南,因此,需進一步促進水電開發與環境保護協調發展,做好水庫移民安置,推動和加強流域水電綜合監測管理工作;抽水蓄能電站建設和前期工作正在有序推進,發展形勢總體較好。
      “風電和光伏發電成本顯著降低。”鄭聲安說,風電基地規劃建設有序推進,投資布局不斷優化,分散式風電發展不斷推進。未來需進一步推動風電產業進步、加快實現平價上網。光伏發電成本顯著下降,分布式光伏發展迅速、光伏發電的多元化利用趨勢日益顯著,未來需著力推動產業發展提質增效、光伏扶貧以及平價上網。
      同時,在鄭聲安看來,2018年生物質發電發展迅速、技術取得新突破。生物質能利用呈現出農林生物質發電區域集中、垃圾焚燒發電裝機快速增長、生物質發電轉向熱電聯產等特點,未來還需進一步推動技術研發和商業模式創新。
      可再生能源規模將持續快速增長
      落實脫貧攻堅、加強清潔能源消納、優化建設運營環境、分散式風電開發建設暫行管理辦法、風電建設管理有關要求……鄭聲安認為,一系列政策措施的實施,將促進新能源多元化開發利用,推動行業的健康發展。
      可再生能源規模將持續快速增長,鄭聲安預計,到2020年常規水電并網裝機規模約3.4億千瓦,抽水蓄能約4000萬千瓦,風電約2.3億千瓦,太陽能發電約2.5億千瓦,生物質發電約2200萬千瓦,地熱發電約7萬千瓦。
      同時,鄭聲安表示,可再生能源有效利用率將顯著提升。力爭在“十四五”時期基本解決棄水、棄風和棄光的問題。
      此外,常規水電會積極有序推進。鄭聲安認為,要在推進西部大型水電基地建設,優化開發中東部水電資源潛力,提升工程建設、裝備制造水平,水電移民創新、水電利益共享,建設生態友好型的水電,加強流域綜合管理和安全管理等方面推進常規水電發展。

      對于未來產業的發展,鄭聲安建議:一是加強標準制度體系和產業發展政策研究,規范和保證行業健康發展;二是多措并舉,著力解決棄水、棄風、棄光,促進可再生能源消納;三是推動構建水電開發和移民利益共享的長效機制;四是優化營商環境,降低風電、太陽能開發建設的非技術成本;五是加強生物質能、地熱能統籌兼顧與協調發展,健全行業的監測機制;六是積極響應“一帶一路”倡議,有效推進水電、風電、太陽能參與全球的市場開發。

    本文來源于:中國經濟導報

  • 上海市發展改革委關于公布2019年上海市海上風電建設方案的通知

    滬發改能源〔2019〕71號

    各有關單位:

          為推進《上海市能源發展“十三五”規劃》的落地實施,根據《國家能源局關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》(國能發新能[2019]49號)和《上海市風電項目競爭配置管理辦法》,現將2019年上海市海上風電建設方案有關情況通知如下:

           2019年本市擬正式啟動奉賢海上風電項目開發,項目位于杭州灣北側海域,裝機規模20萬千瓦。根據國家和本市開展風電競爭配置有關要求,我們制訂了《奉賢海上風電項目競爭配置工作方案》(詳見附件),上海市電力公司也出具了項目并網消納的有關意見。項目擬于近期正式開展競爭配置工作。

          特此通知。

          附件:《奉賢海上風電項目競爭配置工作方案》

                                                                                                    上海市發展和改革委員會                                                                                                         2019年6月21日

    奉賢海上風電項目競爭配置工作方案

            一、項目情況

            奉賢海上風電是本市繼東海大橋和臨港之外規劃的第三個海上風電基地,也是上海市能源發展“十三五”規劃重點工程,已列入上海市海洋功能區劃。項目位于杭州灣北部海域,總規劃裝機容量40萬千瓦。場址中心距岸線約12千米,自西向東分為1號-4號4塊場址。本次競爭性配置項目為東部1號、2號場址,合計開發容量20萬千瓦。我委前期已委托上海投資咨詢公司、上海勘探設計研究院等單位完成了測風和預可研工作。根據測風結果,場址區代表年95m高度年平均風速約為7.2m/s,年平均風功率密度約為349.16W/m2。風功率密度等級為3級。

           二、實施程序

           我委委托上海投資咨詢公司作為服務單位,承擔項目競爭配置具體工作,并配合我委做好項目實施監督管理工作(服務單位工作費用參照國家相關規定和同類項目標準,由獲得項目的投資主體和上海投資咨詢公司協商確定,從項目前期費用中列支)。具體實施流程如下:

          1、發布公告。上海投資咨詢公司根據本方案制訂具體工作文件,在我委和公司門戶網站公開發布公告。

          2、報名申請。競爭配置公告發布5個工作日內,有意向參與競爭配置的投資主體向上海投資咨詢公司進行報名并領取項目競爭配置工作文件,逾期不再受理報名申請。參與競爭配置的投資主體可以是單個企業,或組成聯合體(須明確合作股權比例),但一個集團內只能有一個控股或參股的企業參與。

          3、編制并遞交申報材料。擬參與競爭配置的投資主體應在報名截止后20個工作日內,根據競爭配置評分要素和工作文件要求,編制項目實施方案,形成項目申報材料,遞交上海投資咨詢公司。申報材料可由企業自行編制或委托第三方設計單位編制,1家第三方設計單位只能承擔1個參與競爭性配置的投資主體申報文件編制。

           4、專家評審。上海投資咨詢公司在5個工作日內組織專家開展評優工作。專家組共11人,由海洋、海事等部門代表以及新能源、風電、電力接入、氣象、土建、技術經濟等相關行業技術專家構成。其中,行業部門專家2人,技術專家9人,專家組推選組長一名。風電行業技術專家從專家庫中客觀隨機抽選產生。評優工作分為合格性評審和詳細評審兩個階段。合格性評審:合格性評審主要審核申報投資主體遞交材料是否完整,投資主體是否滿足評選基本要求。詳細評審:通過合格性評審的投資主體由專家組進行詳細評審,根據評分標準進行客觀評價并打分排序,評分最高者為項目競爭性配置推薦業主。專家組以書面形式出具評審意見。

           5、結果公示。我委將專家評審意見和結果在門戶網站公示,公示時間為5個工作日。

          6、公布最終結果。我委根據公示結果確認最終投資業主,通過門戶網站向社會公布項目競爭配置最終結果,并抄送國家能源局。

           三、評分標準

           專家評審采用綜合評分法,主要包括企業能力(25分)、設備先進性(15分)、實施方案(20分)和上網電價(40分)等競爭要素。詳細評分指標和分數權重詳見附表。

           四、相關要求

           (一)業主參與資格

          1、信用要求。信譽良好,三年內在能源、環保領域無嚴重和極嚴重程度的失信行為。

          2、業績要求。須擁有本項目同等容量(20萬千瓦)及以上的海上風電項目建設運營業績(聯合體內企業建設運營業績可累計)。

          (二)上網電價

          1、申報電價。參與優選的投資主體申報上網電價不得高于國家價格主管部門公布的海上風電指導電價。

          2、實施電價。項目的最終上網電價原則上按照項目單位申報電價執行,如國家對競爭配置項目電價有最新要求,按最新要求實施調整。國家海上風電價格政策變動風險和地方獎勵政策調整風險由項目單位自行承擔。

          (三)項目實施和調整

       1、項目實施方案。競爭配置形成的項目應嚴格按照競爭配置要求和申報實施方案開展前期工作。競爭配置項目在后繼實施過程中如需進行方案調整,最終以我委核準批復文件為準。

    2、項目開發權。項目整個建設經營期內原則上不得轉讓。如需股權轉讓及股權變更調整,必須取得我委同意。

          (四)監督管理

          1、如項目主要建設內容未按實施方案執行或工作進度嚴重滯后,我委可視情況取消該投資主體項目開發資格,由下一順位的投資主體接替或重新開展項目競爭配置工作。

          2、如企業在項目申報和實施過程中存在弄虛作假或承諾不兌現等行為,取消該企業競爭參與資格和配置結果,且五年內不得再次參與本市風電項目競爭配置。相關信息將記入信用檔案,依法依規納入市公共信用信息服務平臺實施聯合懲戒。

          特此通知。

          本文來源于:上海市發展與改革委員會


  •       □ 2018年,全國發電新增生產能力(正式投產)12785萬千瓦。其中,并網風電和太陽能發電2127萬千瓦和4525萬千瓦,其合計新增占全國新增裝機容量的52.0%

      □ 非化石能源發電裝機容量目前已占全國發電總裝機容量的40.8%,我國發電裝機結構正進一步趨向優化,促進了電力綠色發展水平

      日前,中國電力企業聯合會在京發布《中國電力行業年度發展報告2019》顯示,2018年全國全口徑發電量為69947億千瓦時,較上年增長8.4%。其中,非化石能源發電量21634億千瓦時,比上年增長11.1%,對全國發電量增長的貢獻率為40.0%;新能源發電量增長28.5%,對全國發電量增長的貢獻率達到22.2%。

      “這是近年來新能源發電效率最高的一年。”中國電力企業聯合會行業發展與環境資源部主任薛靜表示,去年以來新能源發電消納進一步改善。同時,并網風電設備利用小時也創下了2013年以來的新高。

      據統計,2018年全國棄風電量277億千瓦時,平均棄風率7%,比上年下降5個百分點;全國棄光電量54.9億千瓦時,平均棄光率3%,比上年下降2.8個百分點。受電力消費較高增速和部分流域來水較少影響,2018年火電、核電與新能源發電利用小時同比提高較多。其中,并網風電達2103小時,比上年提高155小時,為2013年以來最高。

      發電量的持續增長,離不開發電供應能力的增強。2018年,全國發電新增生產能力(正式投產)12785萬千瓦。其中,火電4380萬千瓦,已連續4年減少;核電884萬千瓦,創核電年投產新高;并網風電和太陽能發電2127萬千瓦和4525萬千瓦,其合計新增占全國新增裝機容量的52.0%。

      薛靜表示,我國發電裝機結構正進一步趨向優化,非化石能源發電裝機容量目前已占全國發電總裝機容量的40.8%,新能源發電裝機占比為18.9%,裝機占比繼續有所提高。與此同時,60萬千瓦及以上火電機組容量占比達到44.7%,單機100萬千瓦級火電機組已有113臺。

      發電結構的優化,促進了電力綠色發展水平,呈現出資源節約水平繼續提升、污染物排放進一步降低、碳排放強度持續降低的特點。截至去年底,我國達到超低排放限值的煤電機組約8.1億千瓦,約占全國煤電總裝機容量80%。

      “整體上看,全國電力供需形勢從前兩年的總體寬松轉為去年以來的總體平衡。”中國電力企業聯合會副秘書長兼理事會辦公廳主任冮宇峰表示,在宏觀經濟運行總體平穩、服務業和高新技術及裝備制造業較快發展、冬季寒潮和夏季高溫、電能替代快速推廣、城農網改造升級釋放電力需求等因素綜合影響下,全社會用電實現較快增長。

      值得關注的是,“一帶一路”電力合作呈現新亮點,全球能源互聯網加快推進中。2018年,我國主要電力企業參與“一帶一路”國際合作實際完成投資約28億美元,涉及沿線亞洲和歐洲8個國家,直接創造6700個當地就業崗位。新簽工程承包合同項目共128個,涉及沿線30個國家和地區,合同金額255.5億美元。全球能源互聯網合作組織會員數量和覆蓋國別大幅提升,目前會員總數達到602家、覆蓋85個國家。

      報告同時指出,電力行業多年來積累的一些深層次問題依然存在。比如,電源與電網、交流與直流、輸電與配電發展不協調等問題突出;清潔能源發展長期面臨棄水、棄風、棄光等挑戰;煤電發展面臨的碳減排和污染防治任務艱巨;國企“放管服”改革滯后于市場化建設進程,等等。

      為此,報告建議,電力行業要繼續加快能源綠色低碳轉型發展。“要盡快實現主營業務向清潔低碳領域轉型,著力解決發電企業經營困境,防范市場風險,推動傳統電力企業向綜合能源服務商轉變。”薛靜說。(記者 顧 陽)

          本文來源于:經濟日報


  •       埃塞俄比亞位于非洲東北,高原占全國面積的2/3,平均海拔近3000米,素有“非洲屋脊”之稱,境內風電資源較為豐富。據統計,埃塞俄比亞境內50米高度風速7.5~8米/秒的可裝機儲量18645兆瓦、8~8.8米/秒的可裝機儲量4925兆瓦、8.8米/秒以上的可裝機儲量2005兆瓦,具備建設大型風電基地的條件。近年來,埃塞俄比亞經濟增長較快,電力需求越來越大,在水電資源不足的情況下,建設周期短、見效快的風電項目成了埃塞俄比亞電力公司的首選。

          此前參與埃塞俄比亞亞吉鐵路、非盟大廈、Dangote水泥廠項目、Addis Ababa輕軌等一系列重大項目的三一集團,順利承接埃塞俄比亞阿達瑪(AdamaII)二期風電場項目建設任務,并于2014年6月裝機,首臺機組于2014年10月并網發電,2016年5月通過驗收,移交埃塞 俄比亞電力公司。該項目的實施,有效地緩解了埃塞俄比亞電力緊張 的局面,意味著三一集團風電技術獲得北非市場認可。

          埃塞俄比亞阿達瑪二期風電場由三一集團全程負責現場指導安裝、驗收、調試以及質保期后的運維。在風電場建設前,項目工作人員根據風資源數據、風機功率曲線、尾流影響情況計算每臺風機的發電量,確定風力發電機組的布置,對不同風機機組經濟技術指標進行比選,確保風電場具有較好的經濟效益,避免由于風電場選址或機型選擇 失誤造成發電量的損失和維修費用的增加。

          同時,針對風場位于高海拔地區,高溫、高風沙、空氣密度低、強雷暴、強紫外線等惡劣的氣候條件,對設備的安全性、防雷能力以及電氣絕緣性的要求,在風機設備的 設計和制造上,注重防高溫、防風沙、電氣絕緣性、防雷爆等特別 設計,保證設備系統具有良好的適應性、可靠性。

          埃塞俄比亞阿達瑪二期風電場項目采用中國貸款、中國技術、中國標準、中國設備和中國承包商,是中國風電“走出去”的第一 個完整的新能源工程項目。成套中國運營和中國設備,保證了項目的高效進展。從現場考察到開工建設僅用了40多天。即使最艱巨的102臺風機吊裝工作,也僅用25個月就并網發電。

          項目引入中國風力發電技術、風電建設 技術和電力入網檢驗標準,大大改善了當地社會經濟面貌,幫助埃塞俄比亞政府逐步建立和完善風電工業。目前,埃塞俄比亞與蘇丹、吉布提、肯尼亞、埃及、盧旺達、布隆迪、坦桑尼亞、贊比亞和南蘇丹等國已簽署供電協議,已向蘇丹、吉布提出口電力,獲得外匯收入。 此外,埃塞俄比亞和肯尼亞已修建跨國輸變電線路,預計未來可以通過該電線路與東非電網連接,向肯尼亞及坦桑尼亞等國出口電力。

          這一項目不僅緩解了埃塞俄比亞電力緊缺的局面,也為非洲國家利用當地條件、應對全球氣候變暖樹立了榜樣。非洲擁有豐富的清潔能源,關鍵是要開發和利用好這些能源。埃塞俄比亞大力發展風電清潔能源,能夠帶動非洲其他國家積極投身新能源的開發建設,促進非洲經濟發展,提升非洲人民福祉。

          本文來源于:紅網        作者:楊朝文

  • 據中國機電產品進出口商會最新發布的 《2019年一季度我國光伏產品進出口分析》 (下稱 《報告》),今年一季度,受國內光伏組件價格快速下降影響,海外新興市場需求旺盛,中國組件產品出口至186個國家和地區,組件出口額同比增長31.89%至43.9億美元;出口量同比大增77.63%至16.78GW。


      一季度,中國光伏組件出口前五位市場分別是越南、荷蘭、印度、日本和澳大利亞。


      其中,越南取代印度成為中國組件出口第一大市場,對越南的組件出口額大幅提高239倍至7.39億美元,占總出口額的16.8%。


      一季度,中國光伏組件出口美國只有0.01GW,同比減少28.9%。近年來,受美國雙反、 “201”及 “301”貿易保護政策影響,中國出口至美國的組件逐漸減少。


      2017年,美國發起 “201”保障措施后,中國出口至美國的組件量驟降71.2%至0.82GW;2018年,美國發起 “301”調查,在多種措施關稅疊加的情況下,中國組件出口美國大降92.6%至0.06GW。


      受 “印度制造”政策影響,印度失去了中國組件出口第一大市場的位置。一季度,中國出口印度組件數量1.81GW,同比下降24.4%。 “印度制造”政策要求,對于政府和中央公用事業單位開發的并網光伏項目,光伏組件須100%本土制造。


      受歐盟取消雙反政策影響,一季度,中國出口歐盟組件數量大幅增加。


      一季度,中國對日本光伏出口數量小幅增長8.2%,對荷蘭、西班牙數量分別同比大增1049.6%和158.3%,對墨西哥、烏克蘭、巴基斯坦等地區出口也同比大幅增長。


      與此同時,全球光伏市場進一步多元化。組件出口前五大市場量在總出口量的占比為52%,較2013年下降了10個百分點。


      《報告》預計,今年中國光伏組件產能將繼續擴大8.5%至約93GW,全球光伏市場將增長約10%。除供應國內需求外,中國近50GW組件將出口至海外市場,同時,出口價格將持續下跌。 (王 鋒)

                                                                  本文來源于:中國工業報    

  • 5月20日,我國自主研發制造的全球首個200千伏高壓直流斷路器舟山柔直系統舟定換流站直流斷路器成功進行首次短路試驗,其在實際系統短路情況下的性能得到充分檢驗,為我國直流短路相關技術積累了經驗。

        本次舟定換流站直流短路現場試驗,在傳統的單極接地短路試驗基礎上首次進行了雙極極間短路試驗,并首次使用無人機掛線。多種短路工況下,直流斷路器均成功動作。短路試驗充分驗證了直流斷路器在系統短路故障過程中的動作性能,標志著高壓直流開斷技術走向成熟。

        2016年年底,200千伏高壓直流斷路器作為全球首個投入工程應用的高壓直流斷路器,成功應用于舟山五端柔性直流輸電工程,攻克了高壓直流輸電電流難以快速斷開的世界級技術難題,實現了直流輸電核心裝備研發和制造領域的重大突破。

        在舟山柔直系統直流斷路器兩年多運行考驗的基礎上,國網浙江省電力有限公司開展此次短路試驗。該公司組建了由多家企業、高校和科研院所專家組成的試驗團隊,制訂了完備的標準和技術規范,并結合現有工程實際情況,編制技術可行、風險可控的試驗方案,完善演練腳本;做好試驗場地安全防護,開展周邊環境管理和人員引導,把試驗對周邊造成的影響降到最低。

        此次試驗檢驗了舟山柔直工程高壓直流斷路器開斷功能、直流斷路器與換流閥配合邏輯的正確性,收集了直流側短路故障下各種必要數據和參數,為后續開展直流側短路試驗積累了經驗。

    本文來源于:國家能源局網站

  • 2019年第一批共20.76GW風電、光伏平價項目公布,我們預計實際貢獻增量需求超19GW。隨著平價項目確定與政策逐步落地,光伏國內需求開始釋放,風電需求有望保持高增長;維持強于大市的行業評級,建議關注光伏制造業、光伏電站、光伏設備、風電零部件及整機龍頭標的。

    2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目公布,總量20.76GW:5月22日,國家發改委、國家能源局發布《關于公布2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目的通知》(以下稱“《通知》”)。共有16個省(自治區、直轄市)能源主管部門向國家能源局報送了2019年第一批風電、光伏發電平價上網項目名單,總裝機規模20.76GW。其中光伏發電總量14.78GW、風電總量4.51GW、分布式交易試點項目1.47GW。

    平價項目確保優先消納和20年固定電價:《通知》明確,國家電網、南方電網組織所屬有關省級電網企業認真落實電網企業接網工程建設責任,確保平價上網項目優先發電和全額保障性收購,按項目核準(備案)時國家規定的當地燃煤標桿上網電價與平價上網項目單位簽訂長期固定電價購售電合同(不少于20年)。有關省級能源主管部門和派出能源監管機構協調推進有關項目建設,加強對有關支持政策的督促落實。

    存量轉平價項目以風電為主,主要集中在東北地區:今年平價上網政策的主要思路之一是鼓勵存量需補貼項目自愿轉為平價項目。我們統計,在20.76GW的首批平價項目中共有990MW風電項目、155MW光伏發電項目為存量轉平價項目,其中990MW風電項目全部位于吉林省,105MW光伏項目位于遼寧省,40MW光伏項目位于安徽省。

    首批項目貢獻超19GW增量需求,2020年為并網高峰:我們統計,擬建平價上網項目中,明確給出預計于2019年內投產的項目總容量約5.5GW,其中風電約1GW,我們判斷這些項目前期工作開展較早,目前應已有較好的開工基礎或已部分開工;亦有少量項目給出的投產時間為2021年,大部分項目的預計投產時間在2020年內。考慮前述存量轉平價項目的影響,預計首批平價項目為2019-2020年貢獻的需求總增量超過19GW。

    國內光伏需求開始釋放:隨著平價項目名單與補貼項目指導電價的落地,2019年國內光伏政策體系已基本確定。我們預計規模管理政策的正式文件將于近期印發,需補貼的光伏電站競價配置工作有望于6月展開,預計2019年內投產的約4GW平價項目和今年的競價項目將對下半年光伏需求端形成有力支撐,且隨著平價項目并網高峰的到來和補貼項目的進一步競價,2020年國內光伏需求有望實現進一步增長。

    本文來源于:中銀國際

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