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    2017年8月,国际能源署(IEA)发布《2017年可再生能源信息》(Renewables Information 2017)全面回顾了经济合作与发展组织(OECD)国家可再生能源市场的历史和当前市场趋势,概述了1990-2015年世界可再生能源的发展情况。

    《可再生能源信息》涵盖能源指标、发电能力、可再生能源与废旧能源的电力和热力生产,以及可再生能源的生产和消费,是国际能源署每年发布的主要能源统计出版物之一。本文简要介绍了世界可再生能源的发展情况,以供参考。

    2015年,世界一次能源供应总量(TPES)为13647 百万吨油当量(Mtoe),其中1823 Mtoe来自可再生能源。由于在发展中国家(即住宅供暖和烹饪)的广泛非商业用途,固体生物燃料/木炭仍然是最大的可再生能源,占全球可再生能源供应的63.7%。第二大来源是水力发电,提供了世界TPES的2.5%或18.3%的可再生能源供应。地热、液体生物燃料、沼气、太阳能、风能和潮汐各占据其他可再生能源供应的一小部分。

    自1990年以来,可再生能源以年均2.0%的速度增长,这是略高于世界TPES 1.8%的增长率。太阳能光伏和风力发电的增长尤其迅速,年平均增长速率分别为45.5%和24.0%;排名第3的是增长率为12.8%的沼气,紧随其后的是太阳热能(11.4%)和液体生物燃料(10.1%)。

    1990-2015年,非OECD国家水力发电平均年增长率为3.9%,远远高于OECD国家0.6%的增长率。非OECD国家水力发电增长主要由中国推动,中国水电增长占非OECD国家水力发电增长的63.8%。1990-2015年,中国水电增长率为9.1%。越南和莫桑比克是非OECD国家水力发电高增长率的其他主要贡献者,平均年增长率分别为9.8%和17.8%。2015年,非OECD国家水力发电占到水力发电总量的64.5%。

    非OECD国家也占固体生物燃料生产的大部分。2015年,非OECD国家生产和消费了83.7%的固体生物燃料,主要是位于亚洲和非洲的发展中国家,使用非商业生物质用于居民烹饪和供暖。非洲只占2015年世界TPES的5.8%,但是占世界固体生物燃料供应的32.4%。

    由于大部分使用了非商业性的固体生物燃料,非OECD国家是主要的可再生能源使用国家,占世界可再生能源总供应量的72.3%。另一方面,尽管OECD国家提供了世界27.7%的可再生能源,但占世界TPES的38.5%。OECD国家可再生能源在能源供应总量的比重为9.6%,而在非洲、非OECD美洲国家和中国除外的亚洲其比重分别为49.8%、29.6%和25.0%。

    OECD国家可再生一次能源供应的一半左右用于发电和销售热能的转换部门。然而,住宅、商业和公共服务领域消耗了全球范围内的大多数可再生能源。这是发展中国家住宅部门广泛使用固体生物燃料的结果。实际上,全球可再生能源的35.1%用于全球发电和供热,而住宅、商业和公共部门使用的可再生能源占45.0%。

    可再生能源是2015年全球电力生产的第三大贡献者,占世界发电量的22.8%,仅次于煤炭(39.3%)和天然气(22.9%),超过核能(10.6%)和石油(4.1%)。但是,可再生能源和天然气的相对位置容易受到各种因素的影响,其中气候条件起着重要作用。

    水电供应了绝大部分的可再生电力,占世界发电量的16.0%,占可再生能源发电总量的70.3%,而生物燃料和垃圾,包括固体生物燃料,在发电中起着次要作用,占世界发电量的1.9%。尽管发展迅速,地热能、太阳能、风能和潮汐能仅占全球发电量的4.8%,但占2015年可再生能源发电总量的21.2%。

    自1990年以来,全球可再生能源发电平均每年增长3.6%,略高于发电总量的增长率(2.9%)。1990年全球电力的19.4%由可再生能源生产,2015年这一比例增加到22.8%。在此期间,水力发电占世界发电总量的比例从1990年的18.1%下降到2015年的16.0%。如果是不考虑水电的可再生能源,剩余的用于发电的可再生能源份额从1990年的1.3%上升到2015年的6.8%。

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    我国核电发展,一方面带动了相关行业的发展,提供了更多可靠的清洁电力,另一方面也给部分核电装机大省和核电装机容量增长较快地区的电网带来了较大的调峰压力。随着我国可再生能源和核电在电力系统的比例不断提高,核电参与电力系统调峰的需要越来越迫切。为此,深入调研国内外核电调峰的实践情况,加强利弊分析,研究实施适合我国国情的核电参与调峰的策略十分重要。

      国外核电参与调峰情况

      纵观国际,核电起步较早的国家,如美国、法国、俄罗斯、韩国等,都具有丰富的核电调峰经验。尤其是法国,其核电已有30余年参与电网调峰的运行经验。法国的实践验证了压水堆参与调峰的可靠性及日负荷跟踪运行的可行性,值得我国学习和借鉴。

      法国作为世界上核电装机比例最大的国家,其电网中核电装机比例超过50%,发电量比例超过75%。而调峰电源,如燃气/油发电、水电、煤电发电量占比较小,2015年分别约为4%、11%和2%;调峰特性较差的电源,如风/光发电,发电量占比5%左右。另外,相较于欧洲其他国家,法国电网负荷特性起伏相对较大。其电源结构和负荷特性决定了法国核电厂是电网调峰运行的主力。尽管法国58 台核电机组大部分都具备日负荷跟踪的调峰能力,但基于安全、经济等方面的考量,一般不采取日负荷跟踪调峰,仍将煤电、气电、油电、水电等作为优先调峰的手段,有选择性地限定20多台核电机组不参与任何形式的调峰。当电网其他可调容量用尽后才允许核电参与电网季节性调峰。

      法国核电调峰运行经验丰富,除了大力提高核电机组调节发电功率、适应电力系统负荷变化能力及负荷跟踪的运行灵活性以外,在核电运行管理方面也有很多值得借鉴之处。

      一是通过大修组合方式参与季节性调峰。法国电力系统执行的是核电5年检修计划,即首先安排好5年内的核电检修计划,然后在此基础上每年度再安排水电、火电机组的检修计划。由于法国用电量受季节变化影响较大,因此,在不同的季节安排的检修机组数量也是不同的。对于用电负荷最大的12月、1月,一般只安排2~6台机组进行大修;对于用电负荷较小的6月~8月,一般会安排10~12台机组大修或换料。

      二是重视需求侧管理。每年设置22天避峰日,提前一天通知用户。法国避峰电价很高,是平日电价的3~4倍。法国充分采取峰谷电价实现调峰目的,峰时段16小时,谷时段8小时,峰谷电价差约30%~50%,峰谷比为3~4倍。

      三是做好小修与电网周调峰的协调。在用电负荷最小的周末,法国有时会停掉一台核电机组进行计划性小修,这既满足了机组的维修要求,同时也满足了电网的调峰需求。

      法国的调度次序为径流式水电、核电、常规火电、库容水电、抽水蓄能发电,以径流式水电、核电作为基荷电源,以常规火电作为腰荷电源,库容水电、抽水蓄能作为峰荷电源。调度次序是按照电源发电成本来考虑的,径流式水电和核电的发电成本最低,煤电及其他火电发电成本其次、库容水电、抽水蓄能发电成本最高。

      除法国外,国际上,核电占电网总装机容量比重较大的国家,核电机组往往也要适当地满足电网调峰的要求。这些国家,根据能源结构的不同,大致可分为四类。

      第一类为核电发电比重较大,同时燃油燃气发电比重也较大。如比利时、韩国、英国、美国和俄罗斯。这些国家2015年核电发电比重分别约为38%、30%、21%、20%和17%,而燃油燃气发电比重分别约为31%、57%、30%、34%和50%。这些国家或天然气资源丰富,如俄罗斯和美国;或对生态环境保护有更高的要求,如比利时和韩国。由于油/气电是优质调峰电源,因此在这些国家核电、煤电机组主要承担基荷,油/气电承担电网的腰荷和峰荷。

      第二类为核电发电比重较大,同时水电发电比重很大,如加拿大。该国核电和水电2015年发电占比分别约为16%和60%。网中参与调峰的电源主要是水电,核电由于均为重水堆,机组本身调节性能较差,因此较少参与调峰,仅在电网调峰极困难的时候适当降低出力。

      第三类为核电和煤电比重均较大,水电和油/气电发电比重均较小,如德国。该国核电、煤电、水电和油/气电发电比重分别约为14%、43%、4%和9%。由于德国的弃核政策使德国风电装机容量迅速增加,风/光发电量占比已达到19%,加大了核电机组参与电网调峰的需求。

      第四类为核电和风/光发电占比较大,水电、煤电和油/气电发电比重均不大,如西班牙。该国核电、风/光发电、水电、煤电和油/气电发电比重分别为20%、24%、15%、16%和22%。由于风力发电波动性、反调峰特性,加上核电基荷运行的需求,西班牙主要依赖油/气电发电和抽水蓄能作为调峰电源。

      就电力系统建设和运行而言,核电参与调峰有利于提高电力系统运行的安全裕度与调度柔性,更好地适应各种不确定性因素的影响;有利于减少火电开停机,并减少高成本的燃气、燃油发电,降低系统运行成本;有利于提高风电等清洁能源的接入规模与利用效率。不过,国外核电参与电网调峰的实践表明:核电机组是否参与电网调峰主要取决于核电装机占比、调峰电源配置情况、新能源发电的比重和电网负荷特性;局部地区核电占比高和核电参与电网调峰没有必然联系。关键要看是否可以通过其他手段,如加快电网建设,优化调峰电源配置,加大储能设备设置,特别是抽水蓄能电站建设来解决调峰问题;优先发电成本高的电站参与调峰;国外核电参与调峰公众接受度低,如日本大多数公众并不支持核电参与调峰。

      核电调峰技术发展与风险分析

      从核电参与调峰的技术开发应用情况看,核电参与调峰并不容易,且有一定风险。法国上世纪70年代开始进行核电厂调峰的准备工作,到1983年才全面具备负荷跟随能力,耗时近15年。可见,核电厂调峰运行从可行性研究、试点开展、经验反馈到全面普及是一项长期且细致的工作。

      国外实践表明,不同核电机组调峰技术特点及方法不尽相同。当前,我国运行的36台核电机组,在大部分寿期内都有一定的日负荷跟踪能力,可以在一定程度上参与调峰。但我国至今没有系统地开展核电厂调峰的相关安全性和经济性评价工作,缺少实际操作经验。国际上,据统计,参与调峰的法国每年核电非计划停堆小时数449小时,远高于带基荷运行的美国108小时、韩国74小时。这一定程度上说明核电运行方式不同所带来的运营效果及安全影响是截然不同的。参与调峰的法国核电机组人因失误所造成的非计划停堆小时数为162小时,远高于带基荷运行美国、韩国人因失误所造成的非计划停堆6小时及0小时,其中一个重要原因就是由于实施反应堆功率调节导致操作难度增加,反应堆控制难度增大。

      从安全性角度考虑,核电长期参与调峰,存在导致机组运行可靠性降低的风险。核电机组功率频繁变化会增加压力容器及其他结构材料的热疲劳、燃料燃耗损失、运动设备部件磨损等。同时,由于频繁、深度的功率调节,将造成堆内中子通量振荡、堆芯温度分布不均匀,带来反应性控制方面的问题。当核电机组跟踪调节电网频率时,功率调节会对控制棒驱动机构、反应堆压力容器、稳压器、蒸汽发生器及其他部件的寿命产生一定的影响。

      核电由于具有不间断发电、不受自然条件约束及发电运行成本低等诸多优势,一直以来都承担着基荷电源的地位。而且核电机组除正常检修以外保持满负荷运行状态的安全性最高。核电参与调峰,核电机组的控制棒可能由于插入过深而引发局部功率峰,降低安全裕量;调节硼浓度会造成放射性水的产生和排放等系列问题;功率调节棒必须不断动作以补偿毒物的影响,毒物瞬态效应明显,稍有不顺或不慎堆芯功率严重畸变,增加机组停堆概率;堆芯在寿期末将逐步失去跟踪负荷或参与调峰的能力。

      此外,压水堆采用定期换料,频繁调峰、降负荷运行,必然浪费核燃料,并增加放射性废物的产生和处理量。统计数据表明,法国核电厂参与负荷跟踪和调频,导致核电厂可用性降低2%,燃料费用占发电总费用的比重从约20%增加至近24%;瑞典、芬兰和德国对给定负荷跟踪运行工况的计算表明,核电调峰时燃料费用占发电总费用的比重约25%,考虑到9%的计算不确定性,最大不超过34%;德国运行经验表明负荷跟踪运行导致维护费用增加大约2%。

      我国核电调峰需求分析

      现阶段,我国国内大部分核电机组以基负荷运行,不参与电网的调峰。但随着我国电力需求放缓,负荷峰谷差的日益增大,可再生能源发电在电力系统的比例不断提高,电力系统调峰形势越来越严峻,核电占比较高的地区核电机组面临着比较迫切的调峰运行需求。

      如2016年以来,辽宁电网日均最低负荷为1943万千瓦,其中核电机组出力占日均最低负荷比例达23.03%,导致负荷低谷时段负荷备用不足问题突出。另外,负荷结构和电源结构不协调,导致系统调峰调频极为困难。又如海南昌江核电机组由于占海南电网的比重很高,两台机组满功率发电量占电网低谷负荷超过50%,直接面临大机小网的问题。再如福建近10台百万级核电机组陆续投产,核电机组出力占日均最低负荷比例高达40.3l%,致使电网低谷调峰能力的缺口高达200万~300万千瓦,使福建电网面临较为严重的调峰困难。

      而在设计上,核电站具有一定的适应系统负荷变化的能力,大多数压水堆核电站在寿期初和寿期中在30%~100%的功率范围内具有最大不超过10%功率阶跃增加能力和最大不超过5%每分钟持续升/降功率的能力,可以满足变化速率要求较慢的负荷跟踪运行。但由于核电参与调峰对其安全性和经济性有一定影响,因此,核电宜带基荷运行,应尽量避免或减少频繁地参与调峰。我国大亚湾核电厂曾有在节日、周末和台风过境期间降低功率至76万千瓦运行2~3天的运行方式,但是该运行方式累计天数和次数受到限制,1年内不超过5次。

      对各种发电形式来说,年发电量的多少直接影响着电站的收益。为追求利润最大化,都希望尽可能带满出力运行。但电网大幅的调峰或潮流优化总是要有大量的机组参与降负荷。从上网电价、环保要求来说,利用可再生能源的发电站是最应该带基本负荷运行的,但由于调峰等原因,现实却是弃风、弃水、弃光比较频繁。新常态下,电力工业结构调整、用电需求放缓,加上电力外送遇阻,继弃水、弃风、弃光之后,核电消纳问题也愈演愈烈,个别机组不得不降功率运行甚至停堆。核电频繁参与深度调峰,甚至长期停机备用,会造成清洁能源资产的浪费,应引起高度重视。

      我国核电调峰策略的建议

      针对核电消纳困局,国家发改委、国家能源局2017年印发了《保障核电安全消纳暂行办法》,明确核电保障性消纳的基本原则为“确保安全、优先上网 、保障电量、平衡利益”,提出应尽量减少安排核电机组调峰,并鼓励核电厂营运单位按直接参与或购买辅助服务方式参与系统调峰。

      核电厂的运行方式取决于电力需求、技术水平、电力管制、运行管理、售电合同机制与经济性等许多因素。为了既能保持核电高水平、高效率运行,充分利用其清洁低碳、稳定高效的优势,又能应对我国调峰需求,提出如下建议。

      一是应该从政策上对核电基荷运行给予支持。从核电安全性和经济性的角度来看,核电站运行不宜参与快速调峰。在满功率运行的状态下,核电站才能够使堆芯内部达到较好的功率均衡和稳定的状态。功率快速调整有可能打破这种均衡,不利于安全操控运行,同时还会因调节功率增加废物排放并影响机组寿命。同时,考虑到在非化石能源发电中,核电是发电出力最为稳定的电源,为了节能减排、提高核燃料利用效率等,应优先保证核电厂基荷运行。

      二是应尽快开展对核电调峰安全分析的研究。现役、在建和拟建核电机组均具备2天以上中长期降功率运行配合电网调峰的能力,大部分核电机组设计上均具备日调峰能力。尽管如此,考虑到目前国内核电机组尚未有参与日负荷跟踪的运行经验,国内核电调峰风险评估研究开展较少,运行经验非常匮乏,为此,应尽快开展对核电调峰安全分析的研究,加大核电调峰运行相关人员培训的力度,积极提高我国核电参与调峰的技术和管理等方面的能力。

      三是推动核电集中跨区送电。随着我国核电及光伏、风电等可再生能源占比的持续增加,给电网稳定运行带来一定的挑战,甚至出现局部地区电力消纳困难。因此,应根据不同地区的负荷结构,考虑加强跨省区电网通道建设和利用,推动核电集中跨区送电,保障核电等清洁能源消纳,统筹电源、电网的优化布局,改善电源结构,同时,加大调峰电源建设力度,特别是抽水蓄能电站建设。

      四是核电参与调峰运行,应根据核电机组的运行模式和燃料循环周期,选择合适的功率调节速度和幅度,重点是增强核电站运行灵活性。从长远来看,我国核能发电量占比仍不高,且大多数核电机组所在地电量总体处于供不应求状态,核电机组具有长期维持基荷运行的条件。同时,由于水电、光伏、风电等清洁能源不同程度上受自然条件影响较大,而核电相对煤电、燃气、燃油发电而言,享有电网调度优先权,核电作为基荷运行更具现实和长远意义。

      五是应借鉴国外核电调峰运行经验。结合我国国情,从电源检修与调峰安排的协调、电力需求侧管理、智能电网建设、调峰市场化补偿管理、新能源保障性收购政策制定等方面,积极研究和采取各种技术或经济手段,并在电力市场改革进程中研究实施相关配套机制,强化督导检查,确保政策落实到位,让核电采用基荷运行,并尽可能实现满发。

    《中国核工业》杂志

    (孙杉 苟峰|文 作者单位分别是中国华能集团核电部、国家能源局核电司)

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  • 3   2017-09-07 电改大潮中 核电消纳突围之路 (编译服务:可再生能源专项服务)     
    摘要:

    今年年初,随着我国电力需求放缓、核电消纳问题愈演愈烈,核电消纳成为业界关注热议的焦点。

    纵览近两年核电发电情况,继弃水、弃风、弃光之后,核电消纳困难持续扩大,辽宁、福建、海南等地核电消纳频亮“红灯”。在全国各地,多个核电基地均出现了核电设备利用小时数及利用率降低的情况。相关数据显示,2016年,全国弃核率达到了19%,相当于近7台核电机组全年停运。

    对此,业界纷纷呼吁要确保核电基荷运行。今年“两会”期间,包括中国三大核电集团“一把手”在内的多名全国政协委员将联名提交《保障核电按基荷运行,落实低碳绿色发展战略》提案,建议明确核电按基荷运行,实现核电多发满发,并加强跨省区电网通道建设和利用,推动核电集中跨区送电,保障核电消纳。

    在行业的呼吁和管理部门的关注下,核电消纳提上日程。今年3月,国家发改委、国家能源局印发了《保障核电安全消纳暂行办法》,对电力供求平衡地区、电力过剩地区核电发电量做出安排。

    而近日,中电联公布的2017年1~6月份电力工业运行简况,再一次将业界目光拉向核电消纳问题。

    报告显示,1~6月份,全国核电发电量1154亿千瓦时,同比增长19.6%,增速比上年同期回落5.3个百分点。核电的消纳问题有所好转,单机组平均利用小时数增长59小时(半年)。但对比历史数据会发现,自2014年度过冰封期后,核电的发电增速其实一直在下行。

    核电消纳提振在即,但随着电力改革的深入推进,核电将面临更复杂的竞争环境,那么,摆脱核电消纳困境,路在何方?

    业界专家呼吁政策支持

    一直以来,核电由于具有不间断发电、不受自然条件约束及发电成本低等诸多“先天”优势,始终占据着基荷电源的地位。而近几年,随着电力需求放缓,电力消纳问题日益凸显,核电面临着降功率和低价上网的窘境。

    据悉,全国核电利用小时2016年比2015年下降361时,利用率从84.5%下降为80.4%。其中,辽宁省核电利用小时2016年为4982时,利用率为56.8%,同比下降836时,下降10个百分点;海南省核电利用小时2016年为5775时,利用率仅为65.9%。

    严峻的形势让业界纷纷呼吁,这是严重的浪费。核电站是高投入项目,要最大效能地发挥它的作用。

    核电专家郝东秦表示,核电厂高投入、高产出、高效益,带基荷运行对核电站、对社会、对国家都十分有利和必要。国际上,无论是在资本私有制国家,还是国家投资能源体制国家都有着同样的共识。世界上拥有核电国家,特别是压水堆发电国家,基本都是带基荷满功率运行,除了法国少量机组调峰之外,基本都不参与调峰。

    根据国外基荷运行经验,以及多年来对核电发展的研究观察,郝东秦详细介绍了核电基荷运行的重要意义。

    在安全性方面,带基荷运行是确保核电厂全燃料循环周期安全运行的保障。核电长期参与调峰,存在导致机组运行可靠性降低甚至引发安全事故的风险,因而核电作为基荷电源使用更为合适。

    在环保方面,减少清洁能源核电不利于环保效率。据中国工程院院士潘自强研究数据显示,核电产业链每发一度电所产生的二氧化碳为11.9克,是风电产业链的60%,是太阳能产业链的20%,是煤电产业链的1%。可见,核电产业链产生的温室气体是最少的。而如今,调峰致使核电减少发电量达15%~20%,这极大地削弱了清洁能源比例。

    在经济性方面,带基荷满发是核电经济性的重要保障。核电站寿期为40~60年,年发电能力为80%~93%,电站工程投资高、固定成本高,唯有通过多发电,才能使年平均每千瓦核电的成本降下来,实现良好的经济性。另外,核电发电税收高于煤电税收数倍,核电所在地方年收益达到亿元,对于地方经济、教育发展十分重要。

    核电基荷运行可节省资源和减少国家补贴。核电燃料成本是每度电6.5分,火电燃料成本每度电15分,气电燃料成本每度电32.5分。直观可见,核电燃料成本与火电、气电的燃料成本有着较大的差距。如果采用核电调峰所节约的资源较小,而如果用火电和气电进行调峰,所节约的煤和天然气的价值就会很大。从资源保护和合理利用方面看,选择核电满发,煤电调峰可以节省煤炭资源。另外,清洁能源中的风电、太阳能发电电价均高于核电,而且都依靠国家补贴。调峰减少风、光伏发电,也减少了政府补贴。

    “红海”市场倒逼增强市场竞争力

    核电基荷运行所带来的好处一目了然。但不得不说,在“全国电力供应能力总体富余、部分地区相对过剩”的用电形势下,消纳问题几乎是摆在各类电力面前的一道难题。客观地说,“市场蛋糕”变小,核电与其他电源形式在电力市场中的竞争加剧,必然会带来核电参与调峰运行的压力。

    那么,该如何摆脱核电消纳困境?业界纷纷建言献策:推动核电集中跨区送电、提速抽水蓄能为首的储能系统建设等等,以改善核电消纳。

    《保障核电安全消纳暂行办法》指出,电力供求平衡地区,核电机组应按发电能力满发运行来安排年度计划电量;在电力过剩地区,保障外的发电量,则鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳。

    也就是说,“除了保障电量能以标杆电价上网,核电厂发出的其它电量都要参与市场竞价。”中国核能电力股份有限公司售电公司负责人表示,目前来看,电力直接交易基本以“一定程度低价成交”。而“竞价上网的趋势”,一定程度上预示着未来核电将面临电力市场“红海”竞争。而今年5月出台的《关于有序放开发用电计划的通知》,则更进一步推进了我国电力能源市场化的进程,也将让电力市场“红海”竞争成为常态。

    《通知》新增了“认真制定优先发电计划”和“允许优先发电计划指标有条件市场化转让”两条规定,标志着我国发用电计划放开迎来实质性进展。有专家解读为,该文件出台的最大意义,在于把电力市场交易以法律法规的形式确定下来,使电力交易不再倒退。

    可以看出,“在这新一轮电力改革的推进和深化中,电力产品的商品属性不断强化,核电将受到前所未有的挑战。”中国核电售电公司负责人表示,“核电必须提升应对市场化的能力,才能够在未来电力市场化大潮中有更好的发展。”

    一是要在确保核电站安全和质量的前提下,进一步控制核电投资建设、管理成本,提高核电运行效率。

    二是进一步打造清洁能源品牌。在未来我国电能消纳的市场竞争当中,电站需要积极实现从生产型企业向服务型企业的转变,在借助现有安全发电基地优势的基础上做好核电清洁能源品牌的打造,以此获得市场环境中核心竞争力的提升。

    三是增强市场意识,不断开拓市场。目前,随着国家电改快速推进,我国“计划电量”正在向“市场电量”有序转换,形成较大的“市场电量”体量。这对售电公司来说是一个巨大的机会。不久前,中国核能电力股份有限公司已在浙江、江苏先后成立了售电公司,这就可以利用发售一体化优势解决或减缓核电消纳难题。

    核电市场化的“三生三世”

    自1991年我国大陆首台核电机组——秦山核电并网发电开始,我国开启了开发利用核电能源时代。因其“核”的特殊属性,以及核电站“科技含量高、投入大、技术路线不同”,核电的上网电价很长一段时间都是采用“一站一价”,也因此被视为“计划经济产物”。

    随着经济发展,我国电力能源改革不断推进。2013年,《核电上网电价机制有关问题的通知》出台,部署完善核电上网电价机制,将“个别定价”改为“标杆电价”,打破了长期以来核电“温室成长”状态,促使中国核电步入成本控制时代。核电标杆电价的出台,一定程度上强化了“电的商品属性”,更促使核电在电力市场竞争中不断提升自身竞争力。

    但无论如何,作为国内电力中占比较小的绿色清洁能源,核电凭借“先天优势”始终是基荷运行。

    而近几年,随着我国电力需求放缓,电力消纳问题日益凸显,伴随着我国新一轮电力体制改革的推进,如何优化消纳成为电力改革发展的一项重要问题。而新电改中“管住中间、放开两头”的思路,打破旧有的电力市场格局和交易秩序,培育多样化的交易主体;《保障核电安全消纳暂行办法》指明“保障外的发电量,鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳”,逐步推进“竞价上网”改革步伐,也致使核电脱离“计划发电”的保护,直面市场。

    可以预见的是,在低碳发展和环境污染(雾霾)治理力度不断加大的背景下,我国能源结构将有一个“去煤”的过程。但当下,面对电力市场的“红海”竞争,核电是否能够承受住这种市场化压力,是其可持续发展的“必修之课”。

    来源: 中核集团

    来源机构: 北极星智能电网在线 | 点击量:1604
  • 摘要:

    近日,德国《可再生能源法》(2017)出台了一系列新规,其中相当一部分具有重大实际意义。最重要的新规是采用招投标模式来确定对可再生电力的津贴。新法案为租户用电模式和本地用电模式等分散式电力供应商提供了机会。这些机会能否实现主要取决于各联邦州是否积极响应,根据法律授权出台相关法规。相关法规的实际出台将对可再生能源市场主体意味着新的选择和商机。

    2016年,德国通过《可再生能源法》(2017)的修订案。起初,德国立法机关宣称仅会在2014年出台的《可再生能源法》的基础上对招投标程序部分进行微调。但从最新出台的《可再生能源法》(2017)可以看出,法案的修改幅度远远超过了原定计划。新法案中的许多新规虽然与招投标关系不大,但却与实际操作息息相关。

    转换至招投标程序

    《可再生能源法》(2017)最重要的一项变化在于,将可再生能源补贴国家定价制度转换为公开竞争的招投标程序,以确定对风能、太阳能和生物质能发电的资助额度。同时,新规对免予招投标程序的各种例外情况也作出了规定。这些规定尤其对于市场份额小、不愿参与招投标程序的小企业具有重大意义:装机容量不足750千瓦(小机组界限)的光伏和风力发电机组的电力入网补贴将继续按照此前的规定(扶持型直接入市模式)执行。对于生物质能发电机组,150千瓦装机容量是招投标的界限。此外,对于水力和地热发电机组,将来依然不需要适用新招投标程序。

    在新的法律框架下,针对风能设备发电实施的招投标程序中,市民参与的可再生能源合作社将享有一定优惠,这是为了让地方合作社和乡镇都能共同参与到能源转型过程中。根据新的法律规定,参与公开招标的前提是:项目所在地的乡镇在可再生能源项目中至少参股或者有机会参股10%。招投标程序中的最高出价亦被视为可再生能源合作社(不超过六个风能发电机组或1800万瓦装机容量)的入网电价,而不论其自己的出价多寡。

    新增光伏补贴区域

    此外,作为能源法的一个重要组成部分,《空地投标条例》中关于空地光伏发电设备入网的招投标程序的规定,原本到2017年底有效,但将因《可再生能源法》(2017)修订案的实施而提前于2017年初失效。该修订案规定,除了现有优惠区域外,农田和绿地光伏设施也将获得电力补贴。然而,获得补贴的前提是联邦州须就此制定本州的具体规定。具体哪些联邦州会出台相关规定,还有待进一步观察。

    《可再生能源法》(2017)还包括引入所谓“租户用电模式”的法规授权。该模式规定,如果供电目标是居民楼且供电被该楼住户所消耗,则光伏设备运营商只需要为其向该楼住户输出的电力支付相对优惠的分摊款。在相关条例出台后,这种租户用电模式将与目前受扶持的电力自给模式享受同等补贴优惠。

    新法案还规定,可以对直接入市的可再生电力作出区域性绿色电力标示。这样,电力用户就可以通过该标示得知,他们的用电是否来自于他们所在的区域。但这仅是新法案作出的一项法规授权,各联邦州是否以及何时出台相关法规,还有待观察。

    昝妍编译、来源:Deutsch-Chinesische Wirtschaftsvereinigung E.V.德中经济联合会《2017年度报告》

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  • 5   2017-08-16 核电站投产后电卖给谁? (编译服务:可再生能源专项服务)     
    摘要:

    据澎湃新闻报道,三大核电企业董事长联名呼吁:核电按基本负荷运行,保障核电消纳。事情起因于2016年,全国核电机组按发电能力可生产2428亿度电,但由于各种因素限制,实际完成的计划电量1829亿度,参与市场交易消纳137亿度,总计损失电量462亿度,弃核率达19%,相当于近7台核电机组全年停运(澎湃新闻2017-03-08)。

    联想到未来几年我国还将有多个核电站进入投产阶段,到那时核电卖给谁呢?这则消息反映出当下电力市场有三个问题急需认真思考。

    第一个问题,我国的电力供应是否充分

    为了更好地展示我国电力市场的供给情况,需要对我国的电力市场整体有个粗略了解:根据国家统计局数字,2015年全国发电量为58145亿千瓦时,其中火电42420亿千万时,水电11302亿千瓦时,国家能源局的数据显示,2015年全社会用电量为55500亿千瓦时,同比增长0.5%。更为严重的是,2015年,全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3969小时,同比减少349小时。其中,水电设备平均利用小时为3621小时,同比减少48小时;火电设备平均利用小时为4329小时,同比减少410小时。

    这组数据说明了两个问题:其一,当下电力产能供过于求,有效需求增长缓慢,现有发电能力几乎都处于不能满负荷工作状态。这里还没有提到大量的弃风电、光电现象,据介绍:2016年全国弃风和弃光电量分别达到497亿千瓦时和74亿千瓦时,较上年分别增加了46.6%和85%。即便产能如此严重过剩,2015年,全国电源新增生产能力(正式投产)12974万千瓦,其中,水电1608万千瓦,火电6400万千瓦;其二,目前的电力能源结构主体仍然是火电为主,化石燃料也是造成环境污染的主要源头。

    至此,不需要再罗列数据了,电力供给市场目前存在严重产能过剩情况,即便处于用电高峰时段,现有的生产能力也足以满足市场需求,因而,核电的加入会让这种供给过剩现象更加严重。

    第二个问题,核电能否促成能源供应转型

    就目前情况看有点难。自2002年电力体制改革以后,国家电力公司拆分为两大块:电网与发电。名义上产供销分离,但是在结构安排上则呈现生产多元化而销售渠道单一化,人为造成严重垄断,这就意味着发电受制于输送与销售渠道,从而导致发电企业远离市场,并不了解市场的真实需求。问题是在市场经济社会,电网与发电厂家都是相对独立的市场经济主体,都要追求利益最大化。

    据介绍,就目前公开的发电成本排序而言,水电成本最低,其次是核电,约合每度3~4角钱,再次是火电(我猜测真实成本在2~3角之间),第四是风电。但是,这种成本核算仅仅是发电成本(建造成本+运行成本)。

    山东魏桥电厂以低于国家电网三分之一的价格卖电,还有25%的毛利润,由此可知,不赚钱谁还费心做这事。再加上核电目前仅占总发电量的4%(按2016年数据测算),短期内靠核电改变能源结构显然还有很长的一段距离要走。

    电力资源的最大特点就是无法储存,核电由于其自身的特殊性,调峰性能差,更不能停机,一旦运转最好满发,这样能够充分利用核燃料,并为后续的核废料处理提供便利。因此,核电一旦投产最稳妥的方式就是按基本负荷运行。如果完全按照当下的行政指令去运营,可以很容易猜测到,这个模式在实际运行中会出现打折扣现象,电网会以各种名义消解行政指令,让指令在执行中打折扣。在电力需求不紧张,而且核电成本无法与传统电力竞争的情况下,再加上反核的声音,无法回避的核废料处理难题,以及巨大的外部成本,希望利用核电去改变传统能源结构的设想在当下仅具有理论意义,由此可以推断核电生产的未来之路仍是不确定的。

    由于成本与市场价格的约束,用风电、光电等清洁可再生能源逐渐替代造成污染的化石能源结构的设想同样面临技术与成本的约束。如果没有大的技术突破,转型困难,除非国家补贴,但这不是长久之计,如何破解这个困局,只有市场化才是最终的破解之道。

    第三个问题,能源结构升级转型的出路

    仅就国家电网而言,虽然目前高居全球500强企业的第二名,但这份成绩单并不值得骄傲。客观地说,中国电网的市场化改革严重滞后,由于电力需求的刚性特征以及其超级垄断地位,导致其改革的动力与动机严重不足。基于常识,市场供给增加,消费价格应该下降才对。试问中国的企业和公众享受到符合市场预期的电价了吗?显然没有。在当下以火电为主的能源结构下,煤炭价格都快降成白菜价了,也没见电价有多少变化,导致电力需求严重不足。时至今日,市民用电大多平均在5~6角钱左右,工业用电更贵一些。如此巨大的差价,一则造成了垄断利润,二则限制了有效需求。当下中国电力市场的情形是:电力公司严重产能过剩,而电网公司通过各种隐性计划手段向电厂买电入网,并在各个生产厂家进行销量限额分配,这种运行模式严重扼杀了竞争与创新的潜在空间。

    由于水电、火电、风电、光电与核电等生产厂家都要依靠单一渠道卖出产品,会造成既无法实现满负荷运转,也无法实现充分竞争。导致的结果只有两个:其一,在计划定额下,双方都没有动力去改革与创新;其二,消费者剩余永远被垄断企业独占。在这种模式下,市场是失灵的。由此可以推测企业会有强烈愿望去实行自救行为:即与当地用户私下交易卖电,当然这种价格是以比国家电网价格更低的价格出货的,但是电网肯定是会阻击这种私下交易行为。

    一个理想模式应该是,通过市场的力量淘汰落后产能,降低电的成本,扩大用电的需求。作为超级垄断企业的电网本应把基于垄断价格卖电所得的利润中的一部分用于实现电力供给结构的改革,支持属于清洁能源的风电、光电、核电等进行技术革新,以促其降低成本,从而大幅替代火电所占比例,实现能源结构的转型,并助推全社会降低污染保护环境的目的,履行企业的责任。

    来源机构: 中国科讯 | 点击量:1140
  • 摘要:

    4月25日,美国国家科学院发布《美国汽车能效和车用能源可持续研发创新(U.S. DRIVE)计划第五次评估报告》[1]指出,基本上所有正在开发的先进车辆技术成本都较为高昂,部署燃料电池汽车的氢燃料基础设施还较为薄弱。为了更好地推动U.S. DRIVE计划进行,加速先进轻型车辆技术(如电力驱动、混合动力、燃料电池汽车等)、清洁可持续车用燃料(如氢能、电力等)及其相关基础设施(如充电桩、加氢站等)研发和部署,以提高燃料经济性、减少传统化石燃料消耗和温室气体排放,报告详细地分析了计划进展和存在的问题,并提出了相关的建议,具体内容如下。

    1、先进内燃机和排放控制

    经过数轮的项目推进,U.S. DRIVE合作联盟在先进内燃机和排放控制技术领域取得了一定的成果,但仍有改进的空间。

    建议:先进燃烧和排放控制技术团队(ACECTT)应积极主动地查找和评估替代内燃机架构的性能数据,将其与当前的研究项目得出的性能参数进行对标。

    2、内燃机用燃料

    U.S. DRIVE的燃料研究工作组(FWG)正积极开展新型低碳石油燃料、石油-生物燃料混合等先进燃料研究,并且美国能源部DOE还建立了联合优化计划来收集相关实验数据以帮助优化内燃机-燃料系统的建设,但尚未解决如何在轻型汽车中部署这样的系统。

    建议:DOE应进一步解释联合优化计划在商业实践中如何起到推广优化的发动机-燃料系统作用。这一计划与U.S. DRIVE计划之间应该就优化的发动机-燃料概念达成共识,还需要采用旨在提高交通运输能效和减少二氧化碳排放的先进燃烧系统和燃料的计划。

    3、氢燃料电池汽车(HFCVs)和氢能

    评估报告显示,当前燃料电池汽车成本仍较高昂,且氢燃料基础设施薄弱。尽管如此,但国内外汽车公司近期的活动表明,氢燃料电池汽车商业化已经进入了大规模的示范运行阶段,很快将投放市场与消费者见面。随着美国不同州的燃料电池汽车公司的快速发展,短、长期项目之间界限将变得愈发清晰。

    建议:U.S. DRIVE合作联盟应评估项目的短期或长期潜在影响,并对技术成熟度进行分类。合作联盟应不断评估其优先项目进程,并应继续解决长期目标和竞争前(低技术成熟度时期)目标。

    4、车载储氢

    为了加速车载储氢技术的创新和商业化,DOE成立了储氢技术研发团队并开展了相关研究,设定了2020年的研发目标,如到2020年系统在700巴压力下的储氢质量超过9%,体积储氢密度大于50克/升,以及续航里程要达到300英里和缩短加氢时间。但这些目标都尚未实现。

    建议:明确储氢技术团队的任务分工和目标,同时为实现这些目标制订一个详细的计划,增加与其他技术团队的合作,以扩大合作的领域,促进技术的研发突破,要及时地更新研发技术路线图,确保研发路径的正确性。

    5、氢气生产与运输

    目前氢气的生产和运输成本仍然是非常高昂,而且也没有氢燃料基础设施,这使得氢燃料电池汽车的市场推广成为一个艰巨的挑战。此外,电动汽车及其相应的充电桩已经开始逐渐部署,这使得燃料电池汽车的发展面临额外的挑战。

    建议:U.S. DRIVE合作联盟的执行指导小组(ESG)应解决与氢燃料基础设施相关的问题(例如,如何安装加氢站,谁负责生产氢气,以及如何激发企业投资氢燃料基础设施的兴趣等),还应评估合作联盟在制定行动计划解决上述问题和障碍的作用;DOE应该及时修正氢气的运输成本目标,以提高氢燃料电池汽车的竞争力;合作联盟应该将天然气企业设定为固定合作伙伴,以发挥这些企业氢气生产、运输和分配方面的经验,加速技术研发突破。

    6、电机与电控系统

    当前,电力驱动系统还是存在诸多问题,如由于电机采用稀土永磁材料(成本约占电机成本的一半)导致成本高昂(7美元/千瓦),电子控制系统(当前体积功率密度仅为12千瓦/升)存在较高的功率损失,导致冷却系统制造成本增加以及系统效率(93%)不够高等。

    建议:U.S. DRIVE合作联盟应加强对电力电子器件氮化镓技术的重视,以加快其商业化应用的进程。

    7、电化学储能

    尽管在2012年已设定了各类电动汽车用的新储能技术目标,但这些目标的表述并不一致。

    建议:U.S. DRIVE合作联盟应该建立一个单一的权威网站,以为各种电动汽车设定特定的储能技术目标,它应该成为未来几十年研究人员开展储能技术研究活动的技术路线图;其次要加快锂电池固态电解质的研发,提高电池安全性。

    8、交通电气化对电网的影响

    电力的便利性、可负担性和环境影响对于未来的插电式电动汽车和氢燃料电池汽车都是非常重要的。技术的快速发展加上全球日益增强的减排需求正在为电网带来革命性和不可预知的变化。

    建议:U.S. DRIVE合作联盟应密切关注电网的变革,以了解车辆设计如何能够有效匹配新兴电力市场发展,以增加非石油车辆的市场份额,如氢燃料电池汽车和纯电动汽车。

    9、车辆结构材料

    提高车辆效率,从而提高燃油经济性的主要方法是减少汽车的重量。虽然U.S. DRIVE材料技术团队确定的一些减轻车辆重量和成本的中期目标是合理的,但提出的长期目标和基本目标是不切实际的。

    建议:U.S. DRIVE合作联盟应确定减轻汽车重量成本的长期目标与其他技术团队的长期成本目标相互匹配。制定中期目标的做法也应该继续下去。同时要保证DOE和U.S. DRIVE拥有一套一致的参考目标。

    来源机构: 中国科讯 | 点击量:584
  • 7   2017-08-16 “光伏走出去”新篇章 (编译服务:可再生能源专项服务)     
    摘要:

    我国光伏装机规模已连续三年位居全球第一,光伏组件产品也大幅增长。2015年多晶硅产量超过16.5万吨,同比增长25%,比2013年增加一倍;组件产量达到43吉瓦以上,同比增长20.8%;硅片和电池片产量分别超过100亿片和41吉瓦。另外,经济步入新常态下,随着补贴逐步下调,越来越多的国内光伏企业把目光转向国外,以寻找新的市场。

    走出去遭遇的新挑战

    自2012年以来,欧盟、美国、加拿大、澳大利亚纷纷向我国砸下“双反大棒”,我国光伏企业在国际市场上一时间陷入了多路“围追堵截”的困局。

    日前欧盟委员会发布公告称,由于宁波华顺太阳能科技有限公司和江苏赛拉弗光伏系统有限公司违反价格承诺相关条款,因此决定自公告发布之日起在对华光伏双反案中取消上述2家中国企业的价格承诺,并对其征收反倾销税和反补贴税。

    在此基础上,根据欧盟对华光伏双反案原审终裁,宁波华顺太阳能科技有限公司的反倾销税和反补贴税分别为36.2%和11.5%,江苏赛拉弗光伏系统有限公司的反倾销税和反补贴税分别为41.3%和6.4%。在欧盟单方面撕毁与中国光伏企业达成的价格承诺的大背景下,这种不对等愈发强烈。

    至此,加之此前那些因遭到欧盟警告,随后自愿退出的乐叶光伏、西安隆基、东营光伏、阿特斯、中盛光电、昱辉阳光、天合光能、正信光伏等8家中国光伏组件企业,相继“被退出”中欧光伏价格承诺协议的中国光伏企业总数已达到22家。由此可见,如何更好地走出去,是我国光伏行业急需跨越的一道槛。

    走出去的市场结构正在逐步优化

    近年来,我国光伏产业在原料、工艺、技术、设备等方面都得到长足发展,光伏产品的市场结构不断优化。以前,我国90%的光伏产品需要出口,其中30%出口至美国,70%出口至欧洲;现在,光伏产品的产能只有一半用于出口,其中,18%~19%销售到北美,13%~14%销售至欧盟,其他近60%集中在亚洲地区销售。

    不仅如此,在经营方面,我国光伏企业也从单纯地向国外卖组件,发展到做EPC、投资运营电站并重。这些都是在“双反”背景下取得的业绩。

    价格战是走出去的潜在风险

    目前,在国外市场,我国光伏企业依然面临因无序竞争而导致价格大幅下滑的情况。中国企业之间的低价冲击,是造成后续、现有光伏项目停滞的重要原因。在国外打价格战,受伤的都是我们自己。因此,我国光伏企业海外开拓项目时,应该以大局为重和联盟思维,抱起团来走出去。

    光伏企业走出去,要想持续盈利,还需要制造业、投资商抱起团来一起走出去。在产能合作方面,我们也希望国内企业不只是转移产能,也适当创新性地转移一些技术。我们希望产能合作实现共赢,尤其在中等发达国家,可以考虑在建厂的同时,也能提高当地的技术能力。

    技术创新是走出去的核心竞争力

    近年来,随着光伏技术得到巨大提升,我国光伏品牌在国外市场已取代了众多国际品牌。一定程度讲,这引起了多个国外市场对我国实施“双反”,但越是“双反”,光伏企业越要注重技术创新,这样才能持续保持国际竞争优势。

    任何能够实现度电成本的降低的技术创新,都应该得到鼓励。无论对单晶还是对多晶,单纯从效率考量都是不公平的,因为两者本身就有一定的差异性。例如,若按效率定义,薄膜厂家将难以生存了。应该以度电成本而不是效率来定义技术标准,应该鼓励能够实现度电成本降低的任何技术创新。

    发展中国家是“走出去”的新蓝海

    在“一带一路”的战略框架中,“电力通道建设”是其中的重要组成部分。“一带一路”沿线部分国家光照资源丰富,尤其是近年来,东南亚、印度、中东、中亚、非洲等地区或国家的光伏电站装机正出现爆发性增长的市场前景,无疑给中国的光伏产业带来新机遇。

    伴随着各国政府对“可再生能源替代化石能源”的呼吁,如今已有多个国家制定了可再生能源发展目标。泰国计划到2021年可再生能源比重达到25%。印度计划到2020年实现20吉瓦的太阳能发电规模。在东非和南部非洲的一些国家,计划到2030年将可再生能源的比重提高到40%。

    目前,在一些发展中国家中,仍有部分地区还没有通电,如巴基斯坦目前尚有7%的无电人口,有较大的光伏产品市场。类似的情况在印度、印尼、乌兹别克斯坦等多个亚洲国家存在。此外,再加上发展中国家电力设施原本就不完善,电力缺口大,相对于发达国家,新能源装备更替传统能源装备的成本较低,具有广阔的发展空间。

    光伏行业“走出去”步伐将进一步加快,除了在传统市场并购现有产能外,部分企业正积极前往马来西亚、泰国、越南、土耳其、印度、巴西等地新建工厂,以规避欧美“双反”和靠近终端市场。新兴发展中国家已成为中国光伏企业“走出去”的新蓝海。

    其实自从国内光伏行业遭遇“双反”后,我国光伏企业就已经在开拓新兴发展中国家市场。早在2013年亚洲就已取代欧洲成为中国光伏产品的主要出口市场。数据显示,其中2014年出口亚洲的交易额达78.54亿美元,同比增长42.73%。而出口增幅最大的市场是拉美等新兴市场,出口额为4.86亿美元,同比增长高达159.21%。

    我们相信,“十三五”期间,随着国家扶持光伏行业发展的各项政策措施的落实到位,以及国内光伏市场的不断完善成熟,将会有更多的光伏企业在国际舞台上崭露头角。

    来源机构: 中国科讯 | 点击量:702
  • 摘要:

    2月,美国能源部(DOE)科学办公室发布报告《基础能源科学的百亿亿次需求评述》[1],确定了面向2025年基础能源科学的前沿科学研究的百亿亿次计算需求,包括计算、数据分析、软件、工作流、高性能服务以及各种计算机需求。报告指出8个领域将因计算、模拟和先进的工具设计等的重大、持续的进展而获得变革性机遇,并详细描述了这8个领域的需求。

    1、新型量子材料与化学品

    设计新一代“量子材料和化学品”,需要开发新的预测理论、高效和自适应的软件,以及利用各种计算设施。3个优先研究方向及其通过百亿亿次计算到2025年实现的目标为:

    (1)量子材料:实现材料性能的定量可验证预测,包括超导和磁转变温度、临界电流和拓扑保护的无耗散边缘电流。

    (2)重元素科学:开发可以实现长时间模拟和大规模系统的量子力学方法;执行长时间模拟,有效捕获萃取化学的复杂pH环境。

    (3)高级光谱学:利用密度泛函理论、动力学平均场理论等方法,实现理解实验的巨大改进。

    2、催化、光合作用和光捕获、燃烧

    催化是加速和引导化学转化的关键技术,是高效燃料生产和工业过程的关键。如果能够理解和操纵光合作用和光捕获的过程,就可能实现高效廉价的电源。在这些替代能源在经济上可用之前,燃烧将继续是运输、发电和工业热处理的主要能源转换模式。3个优先研究方向及其通过百亿亿次计算到2025年实现的目标为:

    (1)催化:实现对多功能催化的端对端、系统级的描述;不确定性量化方法和数据集成方法将可解决催化材料设计的逆问题;将准确的多尺度模拟集成到能源生产和制造业的过程级描述。

    (2)光合作用和光捕获:开发出能准确描述聚合物中和跨越各个电触点的电子电荷输运、通过陶瓷层和有机聚合物的热流体和冷流体的热传输的模型。

    (3)燃烧:将多重物理量、多尺度的燃烧科学全面纳入到经验证的预测模拟能力中,减少行业开发高效发动机的时间。

    3、材料与化学发现

    理想情况下,研究人员可以创建能满足迫在眉睫需求的精确性能的新材料或化学品,从而节省大量成本。然而,材料的特性、化学品的定制合成以及材料的控制的预测建模需要建模能力、硬件资源以及用于通过计算诠释实验技术的软件的进步。新的计算工具将可以实现:①具有目标特性的新材料和化学品的计算发现;②合成这些材料和化学品的路径预测;③其动力学或热力学稳定性和降解路径的预测。到2025年,将可以模拟多相材料、分层材料和复杂化学品的合成、稳定性和降解;执行“计算光谱学”来验证模拟结果,并与特征和设施联系起来;通过获得未知结构以完善无机晶体结构数据库。

    4、软物质

    聚合物、表面活性剂、电解质和微多相流等软物质长期以来是许多应用的关键组成部分,包括储能和能源生产、化学分离、提高原油采收率、食品包装、芯片制造和保健品。要设计出功能性物质,软物质的复杂性提出了诸多科学挑战和计算挑战。到2025年,混合多尺度预测模拟将可为复杂多相系统提供长度尺度从10-10到10-4米以及时间尺度从10-14至10+1秒的详细定量信息。

    5、量子系统算法的进展

    复杂材料和化学问题的现实模拟由于成本高昂而无法实现。真正的预测模拟将需要开发强健的分层理论和算法来处理跨越所有相关长度尺度上的电子关联。到2025年,将为每个尺度(量子和经典)的系统和多尺度方法开发出高度并行、小规模的算法,以更好地利用百亿亿次系统;计算节点越来越复杂,将出现一种全新的应用程序编写方式,使系统运行时能够隐藏经典应用程序员的细节。

    6、BES设施的计算和数据挑战

    计算和数据挑战包括实验的流分析和管理,来自不同仪器的结果的多模态分析,以及长期数据管理。到2025年:

    (1)流分析:将利用流分析来控制数据采集系统和仪器控制系统,利用决策支持系统优化科学成果,并将“数字孪生”与流分析相结合。

    (2)多模态分析:多模态数据分析将从“一次性”研究提升为常规和严格的项目。

    (3)数据管理:支持能轻松找到对即时科学任务至关重要的技术的能力和工具。

    (4)加速器模拟:应用高保真模型来解决全局并行优化的需求,帮助当前和未来的项目生成强健、优化的加速器设计。

    7、数学与计算机科学变革基础能源科学

    数学提供了语言和蓝图,将模型转换为方程、近似值和算法,计算机科学则提供了理论、工具和方法来有效地执行最先进计算架构上的这些蓝图。到2025年,模拟方面将开发出可提高预测材料和化学建模速度和准确度的数量级数学;实验方面将提供数学算法和统一的软件环境,允许对不同成像模式和DOE设施的实验数据进行快速的多模态分析;软件方面将构建可以使对未来机器的编程变得高效、简单的工具。

    8、下一代工程师

    下一代编程环境的复杂性和多层次结构将包括开发物理和数学模型、展示科学工作流程、开发数值算法等,提供各种教育和培训以培养出百亿亿次计算所需的计算科学家、领域科学家和计算软件开发人员是一个重大挑战。到2025年,将雇佣计算机科学家作为先进科学计算研究设施、学术机构和其他高性能计算中心的工程师。

    [1] Basic energy sciences exascale requirements review. https://science.energy.gov/~/media/bes/pdf/reports/2017/BES-EXA_rpt.pdf

    来源机构: 中国科讯 | 点击量:331
  • 摘要:

    9月2日,加拿大国际可持续发展研究所(IISD)发布题为《中国风能发展的警示性启示》报告[1],探讨中国风能发展中面临的问题,针对主要问题提出政策建议,旨在为中国及其他国家的政策提供参考。

    一、中国风能发展现状及存在的问题

    过去10年,全球风电装机容量从2005年不到60吉瓦(GW)[2]发展至2015年的430吉瓦。中国的风电装机容量出现了前所未有的增长,从2005年的1.25吉瓦发展至2013年的91.4吉瓦。

    近年来中国风电的发展出现了一些挑战性的问题,如延迟风电场接入电网的时间和已并至电网的风电场弃风等问题,需要马上解决,以确保未来风能发电能顺利发展。分析发现,延迟接入的驱动因素包括:①技术层面,国家风电资源的扩张速度已经超过了风电并网设施的建设速度。②管理层面,地方上风电场和电网的建设规划不协调,2011年之前风电场规划和建设的批准机构不一致。③经济层面,对负责风电并网的电网运营者的支持力度小于对电力发展的支持力度。

    风电场弃风现象的驱动因素包括:①技术层面,欠发达地区电力供应增长速度超过电力需求的增长,多出的电量输送至外省存在技术难度的情况下,只能选择限制发电能力。②管理层面,风能的发展规划没有有效整合到电力行业的发展规划中,并缺乏对电网基础设施的战略性规划。③经济层面,没有为电网运营者提供经济激励,鼓励其优先调度风电,也没有为燃煤电厂提供激励措施,鼓励其灵活运行。

    政府已经意识到这些问题并采取了系列应对措施。“十二五”规划也提到了需要协调发展电网与发电量,并建议“十三五”规划解决规划、发展和整合问题,解决风电场弃风。

    二、政策建议

    中国目前在风电方面的挑战可以被认为是在承担成功的后果。风电场弃风和延迟接入的挑战主要是让供需平衡,而不是解决供应不足的问题。对致力于扩大可再生能源的许多国家来说这是令人羡慕的问题,但仍然需要解决。报告在三个层面分别提出了如下建议:

    1、管理方面。①电力体系设计中需要考虑燃料的全部成本,尽量降低燃料对环境的影响,最终激励优先调度可再生能源发电。②接入电网的可再生能源发电占比大幅增长的情况下,需要考虑和调整管理资源调度的规则和激励措施,确保优先调度可再生能源发电。③设定基于装机容量的目标,帮助实现风力涡轮机部署和促进汽轮机行业增长的目的。设定基于能源生产的目标,提供激励确保所有的风电场被连接到电网,所有的电量都可以被调配。④制定有效的综合规划,协调发电量和输电基础设施的发展,推动可再生能源的有效集成利用。

    2、经济方面。①设计基于市场的定价系统,在需求高峰期提高电价,或实行两部收费制,部分电价取决于发电能力,以此为可再生能源资源具备的灵活性提供激励。②根据外界环境变化不断调整可再生能源的补贴政策,以此减少可再生能源装机容量过多冗余的问题。

    3、技术方面。①保证风电的装机容量发展与配套基础设施的发展协调一致,特别是在那些资源供应和需求不配套的地方。有必要开展研究,解决如电力储存、转换和长距离输送等问题,还需要通过提供培训和鼓励知识传递提高相关人员的能力。②连接和扩大平衡区域,促进可再生能源的整合。③更新政策和推广观念,宣传可再生能源是能源系统重要组成部分的观点。

    [1] Wind Power in China: A cautionary Tale. http://www.iisd.org/library/wind-power-china-cautionary-tale

    [2] 1吉瓦=10亿瓦特

    来源机构: 中国科讯 | 点击量:342
  • 摘要:

    拉美与加勒比地区经济委员会2月(简称拉美经委会)发布《拉丁美洲与加勒比海地区:经济生态创新与绿色生产分析报告》[1],分析了拉美绿色生产及经济发展的现状,同时指出存在问题及建议措施。

    一、现状分析

    1、绿色研发投入方面。主要分为环保治理、能源合理分配两大类支出。2013年,环保治理支出占公共研发总支出的百分比由高到低依次为:哥伦比亚(11.39%)、阿根廷(6.65%),墨西哥(0.86%),巴西(0.57%);能源合理分配占公共研发总支出的百分比,墨西哥最高为15.58%,其次为阿根廷(4.8%)。

    2、绿色就业方面。据拉美经委会研究表明,巴拉圭、哥斯达黎加、尼加拉瓜在可再生能源领域能创造更多的就业岗位;石油生产领域为巴西、哥伦比亚、委内瑞拉创造更多的就业岗位;农业和林业领域为玻利维亚在石油生产领域创造更多的就业岗位;墨西哥、巴西、哥斯达黎加、古巴、厄瓜多尔、秘鲁和委内瑞拉在工业绿色生产领域能创造更多的就业岗位。

    3、绿色技术专利方面。2010-2012年,拉美国家中绿色技术申请专利的数量由多至少为:墨西哥、巴西、阿根廷、智利和哥伦比亚。各类专利数量占总数比例:环境管理技术(48.39%)、能源活动中减少温室气体排放(29.6%)、交通运输中减少温室气体排放(7.84%)、水污染治理(7.68%)、施工过程减少温室气体排放占(5.46%)、储存和处理温室气体技术(1.03%)。

    二、存在的问题

    目前拉美绿色经济发展存在如下问题:①经济增长、环境保护和均衡地区发展三者间的平衡问题。②在全球生产率低迷环境下,中小型企业创新能力较弱,应向可持续的生产模式发展,包括深入学习环境保护相关知识;加强获取信息、知识和技术的能力;提升融资和投资能力;应对更严格的监管措施等。③生产结构需要调整,缺少优质的就业机会。

    三、建议措施

    拉美经委员会提出的建议包括:①各国应制定经济生态创新与绿色生产相关战略计划,不是单一政策或措施,而是包括政府、私营部门、研究机构、民间团体、公众等在内的全局性规划;②成立生态创新发展协调机构,设立环境问题改善技术过渡基金;③虽然一些拉美国家已经颁布相关环境法案,但执行效果不佳,应推进环保标准和认证体系的建立,加强监督和执行力度;④建立绿色生产监督管理平台,将监管政策、惩罚和奖励实情向公众透明公开;⑤通过税收减免、鼓励国内外高层专家交流、增强企业人员技术培训等手段,提升企业绿色生产能力。

    来源机构: 中国科讯 | 点击量:364