登录
 机构网站
  1. 首页
  2. 情报产品
  3. 快讯详情

《华中地区最大地热可再生能源利用项目投产》

  • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
  • 编译者： wukan
  • 发布时间：2018-01-03

  • 新华社武汉12月31日电（记者黄艳）随着最后一台热泵主机顺利通过调试，江汉平原上一座以清洁地热能作为热源的地热站正式投入试运行，这标志着华中地区最大的地热可再生能源利用项目已全部顺利投产并达到设计预期目标，供暖效果良好。

    记者从该项目设计单位长江设计院了解到，该项目的成功投产运行完全实现了江汉油田矿区燃煤供暖的清洁能源替代，具有节能减排、绿色环保和可持续发展的重大示范意义。

    据介绍，该项目是江汉油田矿区供暖热源改造项目一期，共计13个地热站，是华中地区最大的地热可再生能源利用项目。长江设计院承担了7个能源站的设计工作，其中5个为单供暖地热站，1个为冷暖双供加蓄能地热站，1个为燃气锅炉能源站，总计供暖面积近90万平方米。

    有关设计负责人表示，该项目主要技术特点鲜明，地热利用采用深井与浅井相结合、深井为主的方式。深井取水深度约700米，井水温度33摄氏度；浅井取水深度约100米，井水温度18摄氏度；地热水采用闭式回灌，取热不取水，井水与热泵之间采用板式换热器隔开的间接换热方式，杜绝环保风险；此外，地热水热量梯级利用，提高系统整体能效比。

27浏览量
原文链接
相关报告

  • 《可再生能源制氢：理想很丰满》
    • 来源专题：中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2020-10-15
    • 被称为“未来能源”“终极能源”的氢能已经成为近两年的一个热门话题，在国际上，美国、欧盟、日本都出台了相应的氢能战略规划，日本甚至提出了“氢能社会”的宏大构想;在国内，中石油、中石化、国家能源集团、国家电投等能源央企纷纷入局氢能产业链，多个地方政府出台了氢能发展方案和扶持政策。 随着“2060年碳中和”任务的提出，氢能似乎成为实现终端燃料脱碳的最终解，又增添了其讨论的热度。那么，我国的氢能发展到什么程度了?制氢和用氢将分别向什么方向发展?氢能将在未来能源体系中担任什么角色?本文将尝试对这些问题作出解答。 01 可再生能源制氢：理想很丰满 氢能产业链包括制氢、储氢、运氢、用氢几个环节。当前我国氢气总产能达到2500万吨/年，是全球氢气产能最大的国家。 氢是一种清洁高效的二次能源，无法直接从自然界中获取，必须通过制备得到。目前主流制氢路线中，煤炭、天然气等化石燃料制氢是当前国内成本最低的制氢路线，其中煤制氢成本可低至 9-11元/公斤 ，比天然气制氢成本低约30%;钢铁、化工等行业的工业副产气制氢也是较为成熟的手段，综合成本在10-16元/公斤，我国工业副产氢还有较大利用空间，可以在提供就近氢源的同时提高资源利用率，但建设地点受限于原料供应;电解水制氢作为新兴的热门方向，项目经济性直接受电价影响，市电生产的成本约30-40元/公斤，一般认为当电价低于0.3元/千瓦时时，电解水制氢的成本才能接近传统化石能源制氢。 不论是国内还是国外，目前电解水占所有制氢方式的比重仅为3%-5%左右，但却是专家学者和业内人士眼中未来最重要的制氢途径，特别是可再生能源电力制氢。这是由于不论是化石燃料制氢、工业副产氢还是传统电解水制氢，都存在生产过程中的碳排放问题，在碳捕集与封存装置(CCS)不具备大规模推广可能性的前提下，可再生能源电力制氢是唯一能实现全周期零碳排放的制氢方式。 在中国氢能联盟发布的《氢能源及燃料电池白皮书》中，预测随着我国能源结构由化石能源为主转向以可再生能源为主的格局，氢气供给结构中可再生能源电解水的比例也将大幅增长，到2050年占比70%。 中国氢气供给结构预测 来源：中国氢能协会 当前国家政策层面，虽没有出台针对性支持政策，但是在促进可再生能源消纳相关文件中提到电制氢途径。《清洁能源消纳行动计划(2018-2020年)》指出“探索可再生能源富余电力转化为热能、冷能、氢能，实现可再生能源多途径就近高效利用”。国家能源局2020年5月发布的《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》也提到了“清洁能源富集地区，鼓励推广电采暖、电动汽车、港口岸电、电制氢等应用，采取多种措施提升电力消费需求，扩大本地消纳空间”。 项目实践层面，已经有数个落地案例。国内首个风电制氢工业应用项目——河北沽源风电制氢综合利用示范项目于2019年投产，项目包含200MW风电场、10MW电解水制氢系统。2019年7月，阳光电源与晋中市榆社县政府签订300MW光伏和50MW制氢综合示范项目，9月与山西省长治市举行200MW光伏发电项目(一期)开工暨二期500MW光伏制氢项目签约仪式。水电大省四川已出台多项相关支持政策，但目前尚未有水电制氢项目落地。整体来说，可再生能源制氢项目主要为科技项目试点示范。 可再生能源制氢的优点似乎显而易见，一方面随着可再生能源大规模推广，电价将会明显降低，可进一步降低制氢成本;另一方面可再生能源制氢有利于清洁能源消纳，将弃风弃光等可再生能源电力以氢能的形式存储下来，可解决电力供需的大规模季节性不平衡问题，助力高比例可再生能源电力系统的调峰问题。 但是，可再生能源制氢要实现大规模发展，还有诸多问题需要解决： 一是近年来我国弃风弃光现象已经得到明显好转，容易出现电解设备利用率低、无法收回投资的情况。近年来，国家出台了多项措施促进清洁能源消纳，并明确表态到2020年基本解决弃风弃光弃水问题。2019年我国弃风率4%，弃光率2%，连续几年实现双降。弃风弃光制氢理论上既是一种有效的电力调峰手段，又能降低制氢成本，但由于弃风弃光的尖峰特性，将导致制氢设备利用小时数低，分摊到每公斤氢的投资相关成本高昂。 二是现阶段电解水制氢的成本仍然较高，即使随着风电光伏的技术进步和规模效应降低到发电端“一毛钱一度电”，但加上输配电价、政府性基金及附加、辅助服务成本之后，终端电价相比其他制氢方式仍不具备成本优势。且在降电价过程中，过低的上网电价、输配电价会对发电企业和电网企业收益造成明显损害，难以实现多方合作。 三是制氢还需要配套的氢气储运和下游产业需求，否则产生的氢气无法最终转化为经济效益。即使制氢成本得到大幅降低，在经过储存、运输多个环节层层叠加后终端氢气价格仍较高，只有当氢气大规模储存、运输等技术瓶颈得到解决，且下游需求如氢燃料电池得以激发的情况下，大规模制氢才可以实现商业模式上的闭环。 四是从储能的角度出发，储氢的效率、成本等各方面均无法与其他常规储能方式相竞争。“可再生能源制氢-氢气储存-燃料电池发电”听起来是零碳利用的完美途径，但电-氢-电两次能源转化综合效率只有30%-40%。对比现在技术路线较为成熟的电化学储能效率80%-90%，抽水蓄能效率75%，即使储氢具有存储规模大、不受地理环境制约的优点，其成本、效率、响应速度和安全性都是制约发展的硬伤。 02 氢燃料电池汽车：政策曙光已现 正如前文所述，我国当前已具备较高的制氢能力，但在消费端，90%以上的氢气仍然作为工业原料，用于合成氨、合成甲醇、炼油、煤炭深加工等，氢的“能源化”利用历史较短，其中最受关注的便是氢燃料电池汽车的发展。 氢燃料电池汽车的优点在于清洁环保、能量密度高、续航里程远、加氢时间短(只需3-5分钟)，但成本高昂、加氢站数量少等因素制约了其进一步发展。经过多年发展，纯电动汽车产业链已经较为成熟，进入规模化商业化发展阶段，而氢燃料电池汽车仍处于试点示范阶段。截至2020年7月，我国累计推广燃料电池汽车超过7200辆，建成加氢站约80座。 2015-2019氢燃料电池销量统计 全球来看，2019年全球氢燃料电池汽车销量创下历史新高，达到10409辆，销量最高的韩国突破4000辆，其次分别是中国、美国和日本。品牌方面，自日本丰田于2014年推出第一代商用燃料电池汽车Mirai后，本田Clarity、现代Nexo几款车型均已实现商业化量产，日韩品牌在燃料电池乘用车市场上占据绝对优势。 我国燃料电池汽车以客车、货车为主，应用在公交、物流等领域，这也与燃料电池续航里程长的特点相适应。公交车一般由政府集中采购，广东佛山、河北张家口燃料电池公交车数量均超过百辆，北京、山西大同、湖北武汉等地也纷纷加大了燃料电池公交车的投放力度。相比乘用车，公交车路线固定，一个加氢站可满足一批车的加氢需求，利用效率更高。 目前阶段，氢燃料电池汽车用车成本仍居高不下。据测算，纯电动汽车百公里电费约为6元～15元，燃油车百公里油费约为50元，而氢燃料电池车燃料费用高达100元。成本问题是制约燃料电池汽车行业发展的关键因素。如何才能降成本?根据国际氢能协会发布的《氢能平价之路》，到2030年大型乘用车的总体拥有成本可能下降45%，主要来自于扩大产量带来的规模效应、增加加氢站降低的运输成本、使用可再生能源降低的制氢成本。 来源：国际氢能委员会 氢燃料电池汽车的发展越来越得到政府重视和政策支持。自2019年政府工作报告中首次提及“推动充电、加氢等设施建设”，近两年间各地密集出台氢燃料电池汽车发展规划。9月21日，财政部、工信部、科技部、发改委、国家能源局等五部委联合发布了《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》，对 2020 年开始的 4 年示范期的氢燃料电池支持政策进行了初步明确。 下一阶段，燃料电池汽车的政策方向是采取“以奖代补”方式，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励。根据中金公司测算，不同车型奖励金额上下限差异较大，重卡的奖励总金额与单位功率奖励金额均高于其他品类，有一定强化引导作用;关键零部件在示范期内补贴金额总体不变，有望强化头部企业实力。 我们认为，该政策出台后将在氢能发展基础好、财政实力强、有产业链优质企业的地区形成龙头聚集效应，接下来10年将是氢燃料电池汽车突破技术瓶颈、实现规模化发展的关键时期，氢燃料电池将与电动汽车实现差异化发展，在不同的应用场景下发挥作用，共同推进我国新能源汽车行业更上层楼。 03 能源转型中的氢能：受重视但不是最关键要素 纵观人类能源转型历史，可以发现从高碳到低碳、从低密度到高密度转变的明显趋势。人类学会用火标志着薪柴时代的开始，第一次工业革命伴随着煤炭的大量使用，石油的开采极大推进了现代文明，而我们现在正处在大规模可再生能源替代化石能源的转换期，那么下一次能源革命，会是更加清洁高效的氢能时代吗? 在中国氢能联盟公布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》中，预测到2050年氢能在中国能源体系中的占比约为10%。而根据最近发布的BP世界能源展望(2020版)，在低碳转型的迫切要求下，传统能源品种将在很大程度上被低碳能源代替，主要指的是大规模的电能替代和小比例的氢能替代。预计到2050年，电能在终端能源消费中的占比将达到50%(快速转型情境下)-60%(净零排放情境下)，而氢能则为7%(快速转型情境下)-16%(净零排放情境下)。随着技术和原料成本的下降、碳价的上涨，氢能在强调低碳的情境下会逐步具有竞争力，与之相反，在一切如常(Business as usual)情境下，氢能的发展空间则非常有限。 左图：电能和氢能在终端能源消费中的比重预测 右图：不同情境下终端能源消费结构预测 来源：BP 同样作为二次能源，电能的利用范围要比氢能广得多，必将成为能源转型的主要载体，而氢能的一个额外优势在于可以用作工业领域中需要高温燃烧场景的燃料，部分实现对化石燃料的替代，从而实现减排效益。电能可以将氢气作为载体，通过氢冶金、电氢合成氨尿素等工艺实现对传统工业的重构。 综上所述，在制氢环节，可再生能源制氢在技术和经济上均不具备足够的可行性和竞争力;在用氢环节，氢燃料电池汽车在乘用车方面难以匹敌电动车，将主要向重卡等长距离运输领域发展;而在低碳转型的背景下，尤其是总书记提出“力争在2060年实现碳中和”的环境下，氢能将比以往发挥更大作用，但难以成为转型的主要支撑和中坚力量。 氢能产业链的培育，需要政策、市场、技术多方面力量的有效协同和共同努力，虽然还有很长的路要走，但正如哈佛大学《中国的氢经济即将来临吗?》报告中所说：如果中国政府能够在氢能价值链上投入全部的制造和政策力量，就将成为一个真正的游戏规则改变者，并对整个世界产生连锁效应。
    1193浏览量
    原文链接

  • 《国家能源局：6MW以下光伏等可再生能源发电项目免许可证！》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-02-03
    • 此前，国家能源局发布关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知，指出项目装机容量6MW（不含）以下的太阳能、风能、生物质能（含垃圾发电）、海洋能、地热能等可再生能源发电项目，不要求取得发电类电力业务许可证。 国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神 优化电力业务许可管理有关事项的通知 各省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团能源局，有关省（直辖市）发展改革委，各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司，有关电力企业： 为贯彻落实“放管服”改革精神，充分发挥电力业务许可制度在落实国家产业政策、规范企业经营行为、维护电力市场秩序、优化营商环境等方面的作用，现就优化电力业务许可管理有关事项通知如下。 一、深入推进简政放权，简化发电类电力业务许可管理（一）继续实施电力业务许可豁免政策 以下发电项目不纳入电力业务许可管理范围： 1、经能源主管部门以备案（核准）等方式明确的分布式发电项目；2、单站装机容量6MW（不含）以下的小水电站； 3、项目装机容量6MW（不含）以下的太阳能、风能、生物质能（含垃圾发电）、海洋能、地热能等可再生能源发电项目；4、项目装机容量6MW（不含）以下的余热余压余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用项目；5、并网运行的非燃煤自备电站，以及所发电量全部自用不上网交易的自备电站。 相关企业经营上述发电业务不要求取得发电类电力业务许可证。已取得电力业务许可证的，由国家能源局各派出机构公示注销，公示期不少于30日。公示期满且无异议的，办理注销手续。各派出机构要通过电网企业、调度机构、交易机构等多种渠道积极联系有关发电企业，做好政策宣传工作。 （二）简化部分发电企业许可申请要求 除本通知规定豁免许可的情形外，经营以下发电业务的企业，简化发电类电力业务许可申请要求： 1、总装机容量50MW及以下的小水电； 2、太阳能、风能、生物质能（含垃圾发电）、海洋能、地热能等可再生能源发电；3、余热余压余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用发电。 具体简化内容如下： 主要负责人方面，企业安全负责人、生产运行负责人、技术负责人、财务负责人，允许一人兼任多项职务。 财务资料方面，不再要求提供年度财务报告、财务状况审计报告，提供资产负债表即可。 二、贯彻落实供给侧结构性改革要求，严把许可准入关（一）明确发电项目许可要求 除豁免情形外，发电项目应当在完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证。在此规定时限之前，发电企业与电网企业签订《并网调度协议》《购售电合同》可暂不提供电力业务许可证。发电企业取得电力业务许可证后，应将有关许可内容及时告知相关电网企业及调度机构。超过规定时限仍未取得电力业务许可证的，有关机组不得继续发电上网。 （二）优化风电、光伏发电项目许可准入监管 风电和光伏发电项目应当严格按照规定时限取得电力业务许可证，分批投产的风电或光伏发电项目，可分批申请许可。企业应提供机组通过启动验收的证明材料或质量监督机构出具的《工程质量监督检查并网通知书》作为发电设施具备发电运行能力的证明材料。 对未按要求取得电力业务许可证的风电、光伏发电企业，派出机构要依法予以处理。对不执行相关要求，不配合监管工作的相关电网企业，给予通报批评，拒不整改的，依法予以处理。 （三）做好煤电机组市场退出，促进淘汰落后产能 按照《国家发展改革委 国家能源局关于深入推进供给侧结构性改革 进一步淘汰煤电落后产能 促进煤电行业优化升级的意见》（发改能源〔2019〕431号）精神，对于列入淘汰关停计划的煤电机组（应急备用电源除外），派出机构应按照各省（区、市）人民政府制定的落后煤电机组关停方案和年度关停计划明确的时限，督促企业办理许可证变更或注销手续。经地方能源主管部门确认已实际关停的项目，按规定变更或注销电力业务许可证。煤电应急备用电源关停后应及时变更或注销电力业务许可证。 关停机组发电权转让不需要保留电力业务许可。 三、规范许可管理，加强事中事后监管 （一）调整供电类电力业务许可证申请条件 根据《国务院关于取消和下放50项行政审批项目等事项的决定》（国发〔2013〕27号），将电力业务许可证（供电类）申请条件中“具有经有关主管部门批准的供电营业区”调整为“具有有关主管部门出具的供（配）电区域划分意见或企业间自主达成的供（配）电区域划分协议”。 （二）规范增量配电业务许可管理 在供电企业持有的电力业务许可证（供电类）副本“供电营业区覆盖范围”中统一标注“不含已许可的增量配电业务配电区域”。各派出机构应当在本通知印发后及时组织供电企业集中办理许可证信息标注工作。 持有电力业务许可证的增量配电业务项目业主依法享有所辖配电区域配电网投资建设及经营管理的权利。原供电企业应当按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发<增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）>的通知》（发改能源规〔2018〕424号）要求，妥善处置存量资产和用户，不得在已许可的增量配电区域内发展新用户。 派出机构向增量配电业务项目业主作出的许可决定应同时抄送原供电企业。 （三）加强输、供（配）电企业许可事中事后监管 持有电力业务许可证的输、供（配）电企业应当严格履行持证企业义务，按照有关规定开展定期自查、申请许可变更。输电企业主网架输电设施投入运营、终止运营的，应于每年二季度集中向所在地派出机构申请办理上一年度此类许可事项变更。供（配）电企业供（配）电设施投入运营、终止运营的，不列入许可事项变更，按照登记事项变更管理。供（配）电企业应于每年二季度集中向所在地派出机构报送主要设施、设备变化情况并办理变更手续。供（配）电企业供（配）电区域发生变化的，应及时申请许可事项变更。 各派出机构要落实“一网通办”要求，企业自查、变更等业务全部实现网上办理，做到办理事项、办理流程和办理结果公开、透明。 各派出机构应按照国家关于加快构建以信用为基础的新型监管机制要求，依法组织实施持证企业信用监管，与“双随机、一公开”监管相结合，采取差异化监管措施，不断提升信用监管效能。 本通知自印发之日起施行。《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》（国能资质〔2014〕151号）、《国家能源局综合司关于落实电力业务许可管理有关事项的通知》（国能综资质〔2014〕426号）同时废止。 国家能源局 2020年3月23日 《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神 优化电力业务许可管理有关事项的通知》解读近日，国家能源局印发了《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神 优化电力业务许可管理有关事项的通知》（国能发资质〔2020〕22号）（以下简称“《通知》”）。《通知》深入贯彻落实国务院“放管服”改革精神，从简化许可管理、规范许可准入、加强事中事后监管等三个方面明确了优化电力业务许可管理的具体措施。《通知》的出台，将使电力业务许可制度在促进国家产业政策落实、规范企业经营行为、维护电力市场秩序、优化营商环境等方面作用得到进一步发挥。 一、《通知》制定背景 （一）2014年，为落实国务院关于简政放权总体要求，鼓励分布式发电及可再生能源发展，国家能源局印发了《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》（国能资质〔2014〕151号）（以下简称“151号文件”），实施电力业务许可豁免政策，社会各方反应良好。151号文件已到有效期，为了保证政策延续性，国家能源局在总结前期工作并广泛征求意见的基础上，按照“放管服”改革精神，决定继续实施电力业务许可豁免政策，并进一步扩大豁免政策适用范围。 （二）2019年，国家发展改革委、国家能源局印发《国家发展改革委 国家能源局关于深入推进供给侧结构性改革 进一步淘汰煤电落后产能 促进煤电行业优化升级的意见》（发改能源〔2019〕431号），对淘汰煤电落后产能工作提出要求。为了发挥电力业务许可制度在落实国家产业政策方面的作用，持续推进煤电行业供给侧结构性改革，需要进一步明确煤电机组许可管理政策。 （三）近两年，国家能源局派出机构在监管工作中发现，部分电网企业未严格执行许可制度、风电和光伏发电企业依法持证经营意识不足等问题时有发生，需要规范和进一步加强许可制度执行情况监管。 二、《通知》如何体现“放管服”改革要求 《通知》坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中全会精神，认真落实行政许可“放管服”改革有关要求。 一是大力推进简政放权。围绕电力业务许可定位，拓宽豁免范围、降低许可准入门槛、简化许可申请材料，进一步激发市场活力，鼓励分布式发电和可再生能源发展。 二是强化准入和退出监管。贯彻供给侧结构性改革精神，按照“放管结合”的要求，明确许可准入要求、把好退出关口，促进淘汰落后产能。 三是优化许可服务和管理。规范持证企业事中事后监管，落实“一网通办”要求，探索构建以信用为基础的新型监管机制，不断提升监管效能。 三、《通知》主要内容 （一）深入推进简政放权，简化发电类电力业务许可管理《通知》明确继续对分布式发电、可再生能源发电等项目实施电力业务许可豁免、简化政策，并在151号文件的基础上，将余气发电、煤矿瓦斯发电等资源综合利用项目纳入豁免、简化范围；对于自备电厂的许可管理，《通知》明确将“并网运行的非燃煤自备电站，以及所发电量全部自用不上网交易的自备电站”纳入豁免范围。为减轻企业经营负担、切实将豁免政策惠及企业，《通知》还要求派出机构采取公示的方式主动注销豁免范围内企业的电力业务许可证。 （二）贯彻落实供给侧结构性改革要求，严把许可准入关《通知》一是明确发电项目取得电力业务许可时间节点，加强风电、光伏发电项目许可准入监管；二是要求做好煤电机组市场退出，对关停机组按规定办理变更或注销。《通知》还明确关停机组发电权转让不需要保留电力业务许可。 （三）规范许可管理，加强事中事后监管 为规范输、供（配）电企业许可管理及加强许可事中事后监管，《通知》一是对供电类电力业务许可证申请条件进行相应调整；二是重点强调了增量配电项目业主的合法经营权利，明确在下一步将集中组织开展电力业务许可证（供电类）标注工作；三是优化输、供电许可变更工作，进一步简化变更手续。 另外，《通知》强调，派出机构要落实“一网通办”要求，企业自查、变更等业务要全部实现网上办理。按照国家加快构建以信用为基础的新型监管机制的精神，《通知》重点强调派出机构应依法组织实施持证企业信用分类监管，与“双随机、一公开”监管相结合，对各信用等级企业实施差异化监管，不断提升监管效能。
    375浏览量
    原文链接