元铝新能源

中国电力版图（2021版）

根据中电联数据：   截至2021年底，全国发电装机容量23.77亿千瓦，包括：火电装机容量13.0亿千瓦，水电装机容量3.9亿千瓦，风电3.3亿千瓦，太阳能发电装机3.1亿千瓦。全口径非化石能源发电装机容量11.2亿千瓦。   那这些装机主要分布在哪些省份？截止2021年底，不同类型电力装机的前十省份，如下表所示。         具体情况如下。下文图片均来源于中国电力知库。     1、全国总电力装机布局图         2、全国太阳能装机布局图   全国太阳能发电装机容量分布图如下所示。         3、全国风电装机布局图   全国风电装机容量分布图如下所示。         4、全国水电装机布局图   全国水电装机容量分布图如下所示。         5、全国火电装机布局图   全国火电装机容量分布图如下所示。         6、全国核电装机布局图   全国核电装机容量分布图如下所示。          

地面均价3.68元、整县最高4.43元/W ，8.8GW光伏EPC项目中标结果出炉

与去年相比，今年光伏项目启动速度明显加快。去年一季度公布中标结果的EPC项目约3.5GW，而据北极星太阳能光伏网统计，2022年开年至今，共有约8.8GW光伏EPC项目公布中标结果，地面电站约6GW,分布式光伏项目约2.8GW，其中整县项目约93MW。 地面大EPC均价3.68元/W，分布式项目均价4.2元/W 在前述8.8GW项目中，大EPC项目约有4.7GW，其中地面电站规模为3.7GW，分布式项目约1GW。 进入2022年，随着组件价格由2元/W回落，光伏项目建设可行性提高。根据PVInfoLink的数据，1至2月份，182mm与210mm单面组件均价在1.88元/W。 从地面光伏电站EPC总承包中标价格来看，所统计的13个项目，中标均价在3.68元/W，最低中标价格为3.07元/W，最高中标价格为4.12元/W，该项目为广西来宾市迁江镇方庆-大里-赵村水库85MW、平阳镇北洛水库40MW渔光互补项目，使用590W单晶组件，配套建设110kV升压站。   分布式项目对于组件、逆变器等产品容忍性较高，因此整体中标价格高于地面项目。在约1GW项目中，中标均价为4.2元/W，最低价格为3.29元/W，最高中标价格为6.89元/W。 在2月共有5个整县（市、区）大EPC分布式项目公布中标结果，总规模约70MW，从中标价格来看，最低为3.4元/W，最高为4.43元/W，均价为3.9元/W。 从产品选型来看，南阳市鸭河工区第一批整区屋顶分布式光伏发电项目、湖南公司永州电厂祁阳整县分布式光伏一期6.6MW项目以及国华投资河南公司获嘉县域光伏一期项目均明确采用540W及以上单晶组件。   工程招标范围则各有侧重，南阳市鸭河工区整县屋顶项目包含入户谈判、收资、代理合同签订、开发建设及与之相关的工程协调等，嘉县域光伏一期项目EPC承包提及房屋及防水造成的损坏、破坏的修缮等。 而贵州电网整县（六盘水、毕节）屋顶分布式总承包项目设置了限价，标段一最高限价4.47元/W，标段二最高限价4.3元/W。最终中国电建集团贵州工程有限公司分别以4.43和4.28元/W中标。   注：上述根据公开信息统计，仅供参考 小EPC均价1.84元/W ，不含组件、逆变器最高3.87元/W 1-2月份，不含组件、逆变器等设备的小EPC项目共4.12GW公示中标结果，整体来看均价为1.84元/W，最高3.87元/W，最低0.83元/W。   在上述4.12GW小EPC中标项目中，地面电站约2GW，中标企业除中能建、中电建两巨头外，还包含三峡集团、国家能源集团下属公司，阿特斯、湖南红太阳等民营企业。 从中标价格来看，不含组件、逆变器、主变等项目的中标均价为1.53元/W，最低为0.83元/W，该项目为大唐文山州丘北县红花山(150MW)项目，招标范围不含组件、逆变器、主变、无功补偿（带预制舱）、箱式变压器、升压站高低压开关柜、CIS（带预制舱）、电缆及35kV电缆头等,最终由中国电建集团昆明勘测设计研究院有限公司中标。 最高中标价格为3.87元/W，该项目为三峡能源兰坪县30MW高坪农光互补光伏发电项目EPC总承包，项目不含组件及逆变器采购，需建设一座35kV开关站，最终由三峡绿色发展有限公司中标。 分布式小项目平均中标价格为1.97元/W。不含组件和逆变器采购的项目共20个，平均中标价格为1.85元/W，最低1.28元/W，最高2.4元/W；而反观不含组件采购的项目，平均中标价格为2.13元，最低1.22元/W，最高为3.43元/W。 整县项目中，共有华能2个项目公布中标结果，分别为华能（漳州）古雷港经济开发区整区屋顶10.27134MW分布式光伏项目和华能信都区整区一期10兆瓦分布式光伏发电项目，招标范围均不含组件采购，中标价格分别为2.24元/W和1.77元/W，由中国电建和国网河北公司中标。 光伏电站EPC价格主要受组件、逆变器等关键设备的影响，从产业链价格走势来看，硅料开年以来已连涨七轮，单晶致密料均价涨至243.6元/千克，182mm硅片涨至6.50元/片。而受终端需求疲软的影响，目前大部分企业仍持观望态度，部分企业计划调节开工率，组件价格涨势不明显。

中国电力版图（2021版）

根据中电联数据：   截至2021年底，全国发电装机容量23.77亿千瓦，包括：火电装机容量13.0亿千瓦，水电装机容量3.9亿千瓦，风电3.3亿千瓦，太阳能发电装机3.1亿千瓦。全口径非化石能源发电装机容量11.2亿千瓦。   那这些装机主要分布在哪些省份？截止2021年底，不同类型电力装机的前十省份，如下表所示。       具体情况如下。下文图片均来源于中国电力知库。     1、全国总电力装机布局图         2、全国太阳能装机布局图   全国太阳能发电装机容量分布图如下所示。         3、全国风电装机布局图   全国风电装机容量分布图如下所示。         4、全国水电装机布局图   全国水电装机容量分布图如下所示。         5、全国火电装机布局图   全国火电装机容量分布图如下所示。         6、全国核电装机布局图   全国核电装机容量分布图如下所示。      

新能源发展要快更要稳

推动新能源能并尽并、多发满发，创建新能源发展的协同机制以及突破重点工程已成为我国又快又稳创建新能源发展体系的重要支点。 我国先后出台“双碳”工作指导意见和行动方案后，我国到2030年实现非化石能源在一次能源消费中的占比达到25%的目标是明确的。不仅有目标，而且有行动。2021年我国已经开始了在戈壁、荒漠上马亿千瓦级新能源装机项目建设。新能源发展步伐进一步加快的同时，我国采取系列措施克服新能源供应方面的短板，聚焦新能源供应稳定性，能源发展呈现快与稳结合的态势。这一点从2021年出台的系列政策可以得到验证。一是积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发，旨在最大限度利用已建设的新能源发电项目产能。 国家能源局2021年10月出台《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》，要求各电网企业按照“能并尽并”原则，对具备并网条件的风电、光伏发电项目，切实采取有效措施保障及时并网。要求电网企业按照“多发满发”原则严格落实优先发电制度，加强科学调度，进一步提高电力供应能力。同时要求各单位加大统筹协调力度，加快风电、光伏发电项目配套接网工程建设，与新能源发电项目建设做好充分衔接，保障同步投运。 二是高度重视与新能源发电相关联的各类环节协同作战，发挥好体系集成之力，进一步增强新能源供应稳定性。 强调源网荷储与多能源协同。国家能源局出台《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，鼓励相关主体探索构建源网荷储高度融合的新型电力系统发展路径，融合的范围包括区域（省）级、市（县）级、园区（居民区）级“源网荷储一体化”等多种模式。国家能源局还出台了《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年全国统一电力市场体系初步形成，到2030年基本建成。统一电力市场的形成之后，局部地区出现电力供应紧张现象可通过区域协同得以解决。 三是聚焦煤炭与新能源融合以及以抽水蓄能为代表的重点工程突破。2021年中央经济工作会强调煤电的兜底保供作用的同时，还强调大力推动煤电机组灵活性水平提升，推进火电由主体基荷电源向调节型电源转变，同时提出通过新能源+煤电途径充分利用现有资源，提高新能源消纳水平。这一表述和论断是基于我国能源供需国情的重要决策，对今后能源优化转型具有积极影响。 与此同时，以储能为核心的新能源配套技术在相关政策文件中也受到高度重视，旨在通过新能源体系自身建设完善整体能源体系供应。2021年全国抽水蓄能电站累计装机规模达到3479万千瓦,新型储能累计装机超过400万千瓦,新增电能替代电量大约1700亿千瓦时，取得显著成绩。 在此基础上，能源局出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出建立健全“新能源+储能”项目激励机制；同时出台《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，提出到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业的发展目标。目前的抽水蓄能项目具备大规模实施的条件，应先行发展起来。但这一举措传递出了未来发展多元储能体系的信号。 推动新能源能并尽并、多发满发，创建新能源发展的协同机制以及突破重点工程已成为我国又快又稳创建新能源发展体系的重要支点。2021年出现的能源短缺及能源价格上扬是创建又快又稳发展机制的重要推动诱因，是重要的政策出台及调整“催化剂”。这些新的政策决定了当前及今后一个时期我国能源发展改革的方向，值得高度关注，需要大力落实。

碳中和的隐形“风口”，SiC产业链迎来光伏市场发展机遇

随着整个光伏市场景气发展，做为光伏系统大脑的光伏逆变器市场也迎来了发展风口，逆变器在光伏系统中承担着整个系统的交直流转换、功率控制、并离网切换等重要功能。 光伏逆变器是可以将光伏(PV)太阳能板产生的可变直流电压转换为市电频率交流电(AC)的逆变器，可以反馈回商用输电系统，或是供离网的电网使用。光伏逆变器中机构件成本占比最高，为25%。 光伏逆变器成本占比情况 预计到2025年全球逆变器需求达到455GW，其中国内逆变器需求143GW，海外逆变器需求312GW;逆变器市场规模832亿元，其中国内逆变器市场规模159亿元，海外逆变器市场规模将达673亿元。 碳化硅器件是光伏逆变器降本的良好途径 目前，国内光伏产业正在迈入 “大组件、大逆变器、大跨度支架、大组串” 这样的 “大时代”。其中，大组串节省支架、土地和人工的效果明显，在组件价格触底且在系统比重越来越小的今天，意义越发凸显。目前第一轮的尺寸提升已初步完成，而HIT等高效电池技术效率提升、成本降低的工作还有一段路要走。 随着行业迈入 “后1500V” 以及 “20A大电流” 时代，要建成更大组串，进一步降低成本，目前常见的有两种办法： 一是降低组件工作电压。 二是提高电站的电压等级，近年来光伏电站电压等级从1000V提升至1500V，就必须使用第三代半导体材料也就是碳化硅功率器件。据了解，目前业内在研发1700V甚至2000V及以上电压等级技术，碳化硅的性能优势将进一步凸显。 有人要问，碳化硅的价格目前比硅要高出几倍，为什么还会有价格优势? 实际上，在光伏发电的系统当中，硅基的逆变器的成本占到系统的10%左右，但它却是系统损耗的一个主要来源。如果通过使用碳化硅功率模块的光伏逆变器，系统的转化效率可以从96%提升到99%以上，能量损耗能够降低50%以上，能够显著的提高循环设备的使用寿命，能够降低系统的体积，增加功率密度，从而降低生产成本。 实际上，在光伏逆变器企业降本之路的探索上，通过元器件升级，提高功率密度一直是提效降本最主要方式：效率更高，体积更小，发热量更低，同时耐高温性能更好也让产品更加可靠。 近年来，集中式逆变器的箱体越来越小就是功率器件升级的最直观体现，而同样体积的中小型逆变器，功率则提高了数倍，目前组串式光伏逆变器功率做到了275kW，与功率器件升级密不可分。 这时，宽禁带半导体的优势就显现出来了。碳化硅(SiC)的击穿电压是传统硅器件的十倍以上，并具有比硅更低的导通电阻，栅极电荷和反向恢复电荷特性，以及更高的热导率。这些特性意味着SiC器件可以在比硅器件更高的电压，频率和电流下切换，同时更有效地管理散热。由于功率转换效率与开关频率直接相关，因此碳化硅器件既可以处理比硅器件更高的电压，又可以确保超高开关和导通频率。 当前，从行业发展趋势来看，采用碳化硅器件可有效提高光伏发电转换效率，碳化硅MOSFET或碳化硅MOSFET与碳化硅SBD结合的功率模块的光伏逆变器，转换效率可从96%提升至99%以上，能量损耗降低50%以上，设备循环寿命提升50倍。

完善制度体系端稳能源饭碗

日前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》（以下简称《意见》），要求在保障能源安全的前提下有序推进能源绿色低碳转型，提出了应对安全风险的系列政策机制。 在应对气候变化要求下，全球能源发展正进入新阶段。一方面，供需格局深刻调整变革，地缘不稳定因素增多，能源供给可能受到多方面因素影响和冲击，传统能源安全风险在加剧。另一方面，可再生能源比例加速提高，波动性、间歇性、随机性特征导致能源电力系统安全稳定运行难度加大。2021年，全球天然气、煤炭、石油等价格加快上涨，我国部分区域局部时段出现煤炭、电力供需偏紧问题，凸显了新旧能源体系转换期能源安全面临的多重挑战。 能源关系国计民生和国家安全，需要以制度体系保障“能源的饭碗端在自己手里”，防范能源领域“黑天鹅”“灰犀牛”事件。“双碳”目标之下，我国能源转型发展进入关键期，社会对传统化石能源投资信心不足，欧洲能源危机揭示发挥化石能源兜底保障作用难以完全依赖市场自发调节，还需更好发挥政府作用，需要更多制度机制配套。从这个意义上看，有关部门发布《意见》，有利于在保障国家能源安全中正确发挥“两只手”作用，用更有效机制为能源转型升级保驾护航。 以增强能源持续稳定供应能力为目标，完善可再生能源与化石能源协调发展制度。大力发展风电、光伏发电等已成各界共识，可再生能源投资大幅攀升、装机规模快速增加，这是加快能源绿色低碳转型发展的应有之义。但也要看到，储能技术和能力等发展进步仍需时日，发挥好化石能源兜底保障作用是能源安全的需要，也是促进绿色低碳转型的必然要求。所以，《意见》明确了促进可再生能源与化石能源协调发展的政策方向，设立非化石能源发展目标制度，进一步完善推动化石能源清洁高效开发政策机制，是一种务实可行的思路。 以增强合理需求调控能力为目标，健全能源消费节约高效与低碳替代统筹发展制度。彻底改变粗放型能源消费方式、提升绿色低碳能源消费水平，需以制度建设为抓手，强化能耗强度降低约束性指标管理，探索开展能耗产出效益评价，实施绿色能源消费认证机制，这有助于逐步建立起适合我国发展阶段的能源消费和碳排放控制机制。能源需求合理调控是保证能源安全的必要举措，需以改革创新进一步突出市场机制调节作用，加快建设电力需求响应市场等。 以增强政策机制保障能力为目标，深化能源战略统筹和安全责任落实制度。我国正逐步建立碳达峰、碳中和“1＋N”政策体系，完善国家能源战略和规划实施的协同推进机制尤为重要。《意见》明确在规划编制及实施中加强各能源品种之间、产业链上下游之间、区域之间的协同互济。针对类似于去年煤电供需偏紧问题，《意见》提出建立电力企业与燃料供应企业、管输企业的信息共享与应急联动机制，确保极端情况下能源供应。同时，把能源供应保障纳入考核机制，有助于压实有关企业保供责任。 以增强国际能源领域影响能力为目标，完善促进开放合作和融合发展制度。我国已深度融入全球能源市场，开展国际竞争的同时也需加强国际合作，以融合发展思路构筑多元化境外资源供应格局，探索建立产业链上下游企业协同发展合作机制，积极参与全球能源治理，构建广泛利益共同体，实现开放格局下的能源安全。 以增强风险预警与应对能力为目标，健全能源预测预警和储备应急体系。应坚持底线思维、强化危机意识，以牢牢把握能源安全主动权为目标，健全能源预测预警机制，完善极端情况下能源供应应急预案和应急状态下的协同调控机制，健全能源供应保障和储备应急体系，守住能源安全底线。