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《聚焦可再生能源 | 舍弗勒签订绿色风电采购协议》

  • 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：2023-02-13

  • 日前，舍弗勒集团与欧洲最大的可再生能源提供商Statkraft Markets有限公司达成长期绿色风电采购协议。本次绿电采购是对舍弗勒集团现有可再生能源来源的又一重要补充。

     

    从2024年起的五年内，Statkraft Markets位于德国黑森州施陶芬贝格的风力发电场将向舍弗勒供应绿色电力。该发电场于2022年10月投入使用，总装机容量达18兆瓦。届时，该发电场提供的绿色电力将满足舍弗勒在德国8%的电力需求。

    聚焦可再生能源

    作为实现气候中和目标的关键，舍弗勒不断推进可再生能源的应用。2022年9月，舍弗勒与Statkraft Markets有限公司签订了一份光伏电力采购协议。自2023年起，Statkraft Markets位于德国的两个光伏发电园区已经开始为舍弗勒供应电力，满足舍弗勒在德国11%的电力需求。2022年12月，舍弗勒集团收购了BayWa r.e. 集团位于德国卡梅尔斯泰因的光伏发电农场。

    2021年起，舍弗勒在欧洲所有工厂外购电力100%均产自可再生能源，舍弗勒在中国所有工厂的外购电力也于2022年达到这一目标。除外购电力外，舍弗勒还在不断提升各地工厂在可再生能源自发电方面的能力和规模。

    迈向气候中和

    对舍弗勒集团而言，可持续发展具有重要的战略意义，是集团2025战略规划的重要组成部分。舍弗勒集团计划于2040年实现生产领域及整个供应链气候中和。

    2022年12月，舍弗勒集团范围1、范围2和范围3的减排目标获科学碳目标倡议（SBTi）认证，认定其符合气候科学的要求。这些目标为舍弗勒集团减少温室气体排放明确了发展方向，并与《巴黎协定》的目标一致。

     

    安德烈亚斯·希克

    舍弗勒集团首席运营官

    “舍弗勒在德国拥有众多生产设施，与Statkraft Markets等合作伙伴签订的电力采购协议可帮助我们提高工厂规划的安全性，从而减少因电力波动带来的影响。

    通过携手合作伙伴，以及我们自身开展的可持续发展相关活动，舍弗勒致力长远，不断强化生产布局，积极践行到2030年实现生产领域气候中和的承诺。”

  • 原文来源：https://wind.in-en.com/html/wind-2427268.shtml
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相关报告

  • 《越南计划在可再生能源市场实施双边电力采购协议》
    • 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：2022-11-04
    • 自从2020年以来，越南工业和贸易部(MIOT)一直在研究在该国电力市场实施双边电力采购协议(PPA)的方案，将允许可再生能源发电商通过虚拟交易或合成交易直接向私人承购商出售电力。而这一试点计划却被推迟，研究机构的预计是将在2023年第一季度启动，但官方计划将于2025年启动。 根据现行法规，越南国有能源生产商越南电力集团(EVN)垄断了该国电力的传输、分配、批发和零售，是该国电力市场上唯一的买家。 总部位于柏林的咨询机构Apricum公司的高级顾问Moritz Sticher表示，该计划尚未启动，还没有明确的日期。但该公司预计该计划可能会在2022年到2024年期间实施，目前预计将于2023年第一季度启动。而官方计划将于2025年启动。 自从2020年以来，越南政府起草了几项立法，这些法案拖延该计划的实施。例如在今年1月，该计划的关税结构就进行了调整。Sticher表示：“承购商现在将以零售价格购买，而不是以现货市场价格加上电力采购协议费用。”越南公用事业厂商Genco公司仍将由越南电力集团(EVN)以批发价支付，买方和发电商还将为未来的交易周期差价签订长期合同。 Sticher解释说，“这种机制现在给投资者一个固定的关税，并把关税波动的风险转移到买方身上。从批发到零售电价的电价变化意味着越南电力集团市场份额将会增加约2%，因此投资者的回报略有降低，由于电价风险的变化，对承购商的吸引力略有下降。” Sticher表示，悬而未决的电力采购协议计划阻碍了越南公用事业规模项目的开发，越南对快速大规模增加光伏系统的装机容量兴趣不大。可再生能源目标的持续不确定性、持续的减排问题，以及前几轮上网电价招标搁浅的项目造成了这种情况。 根据Apricum公司最新发布的“东南亚光伏发展”报告的数据，越南目前累计安装的光伏系统装机容量约为18.47GW。越南的《国家电力发展计划VII》将到2045年安装光伏系统目标降低到13.6GW的公用事业规模光伏系统和3.4GW的屋顶光伏系统。该公司表示，海上风力发电和陆上风力发电将弥补光伏发电量以及从老挝进口电力的减少。 越南商业和工业(C&I)部门安装的光伏系统装机容量正在增长，根据其方案，Apricum公司预计到2022年底累计安装的光伏系统装机容量为10792MW。大多数商业和工业(C&I)部门项目由独立电力生产商提供资金。
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  • 《可再生能源发电助推农村能源革命》
    • 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：2023-08-16
    • 广大农村地区风能、太阳能、生物质能等可再生能源资源丰富，是落实碳达峰目标、大力发展新能源的重要增长极。2023年3月，国家能源局、生态环境部、农业农村部、国家乡村振兴局四部门联合发布《关于组织开展农村能源革命试点县建设的通知》，并印发《农村能源革命试点县建设方案》，以县域为基本单元统筹城乡清洁能源发展成为主要模式。本文聚焦以电为中心的农村能源转型路径，结合首个农村能源革命试点（兰考县）实际工作以及全国典型县域可再生能源开发实践，深层次剖析县域规模化可再生能源发电利用亟待处理的三对关系，进而提出电力助推农村可再生能源高质量开发相关建议，为新一批试点县提供经验借鉴，助力农村能源革命向纵深推进。 一、可再生能源发电利用成为推动县域能源转型的主力军 县域是能源转型实施的基本单元，更是落实国家“双碳”目标、助推能源转型发展的重要阵地，承载了90%的可再生能源开发项目，发电装机规模快速扩张。 （一）首个农村能源革命试点县可再生能源发电利用成效显著 2018年7月，国家批复《兰考县农村能源革命试点建设总体方案（2017-2021）》，兰考县紧抓试点建设机遇，积极推进生物质发电、垃圾发电、风力发电、光伏发电等系列项目建设，全方位探索可再生能源发电技术应用，实现电力消费由“远方来”到“身边取”转变。自2018年试点建设以来，兰考可再生能源发电装机快速增长，截至2022年底，全县新能源装机超过116万千瓦，较试点前增长超过三倍，本地可再生能源发电量占全社会用电量比重达到87.4%，支撑兰考电能占终端能源消费比重由49%增长至67%，2022年4月8日至12日实现连续5×24小时本地全清洁能源供电，可再生能源利用水平大幅提升。 （二）非试点县以电为纽带积极推动可再生能源开发利用 在“双碳”目标下，非试点县立足本县实际，主动探索可再生能源开发利用有效模式。调研结果显示，65%的县域紧紧围绕可再生能源发电这一成熟技术应用创新，推进本县域能源转型发展。湖北广水市建成首个县域级100%新能源新型电力系统，形成以新能源供电为主体、与大电网柔性互联、源网荷储协同互动、清洁低碳、安全高效的未来电网新形态和能源可持续发展新模式。预计支撑全年100%新能源独立供电时间占比超过70%、新能源供电量占比超过80%。浙江缙云县建设全国首个乡村生态氢能示范工程，发挥新型电力系统和能源互联网作用，利用当地丰富的水、光、生物质等自然资源制备高纯度的绿氢与生物天然气，助力乡村共同富裕。青海共和县创新立体化生态光伏发展模式，建设塔拉滩太阳能生态发电园区，吸引入驻新能源企业84家，总装机容量8430兆瓦，累计发电量突破500亿千瓦时，占青海省比重58.7%，相当于全青海省半年的社会用电量。 二、县域规模化可再生能源发电开发需要处理好三对关系 “千乡万村驭风行动”“千家万户沐光行动”深入实施，可再生能源规模化开发助力县域绿色发展成为共识，可再生能源发电装机规模快速增长，一些矛盾也逐步显现，亟需重点关注。 （一）开发节奏上要处理好“快慢关系” 可再生能源发电技术持续进步，开发建设成本不断下降，已全面进入平价无补贴发展新阶段，叠加农村空间与资源优势以及政策因素，装机规模陡增。乡村振兴战略纵深推进促进农村地区用电需求持续释放，但可再生能源开发速度远超负荷增长速度，对电网建设和电力系统运行带来新挑战。 一是分布式光伏建设速度快与配电网升级改造周期长匹配难。分布式光伏建设周期短，井喷式建设并接入配电网，基本上是在“消费”原有电网系统的接入裕量。随着分布式光伏持续接入，以农村电网为典型代表的县域配电系统将从放射状无源网变为具有大量分布式电源的有源网，传统的规划建设理念难以维系，加上配电网升级改造周期长，源网不匹配导致电网设备运行风险日益凸显。比如，因分布式光伏发电引起的配电网反向重过载问题日益突出，配电变压器烧毁现象时有发生。为保证农村能源革命试点县高质量建设，要有序引导分布式光伏建设节奏，实现分布式电源与配电网承载能力协同发展。 二是可再生能源发电量快速增长与本地用电负荷缓慢释放匹配难。规模化可再生能源接入县域电网，本地电力供应快速增加，但受风光出力不确定性影响，叠加县域电网调节性资源匮乏，源荷难以实时匹配，导致可再生能源发电就地消纳存在困难，甚至出现省网频繁出现火电机组压至最低、集中式新能源全停调峰，分布式光伏发电已无法就地就近消纳，甚至层层上送至特高压电网的现象。可再生能源高速开发虽促进了县域能源供给的清洁化转型，但开发节奏快慢要与本地负荷发展相适应，才能实现可再生能源资源开发就地服务县域能源清洁发展的初衷。 （二）开发模式上要处理好“权责关系” 在国家政策引导下，新能源设备厂商、渠道商、新能源企业等市场主体蜂拥而至，积极推进县域新能源开发模式创新。分布式光伏利用农民闲置屋顶，在生产绿色电能同时还能为农民创收，成为县域可再生能源开发利用中最活跃的要素。然而，一些深层次的、长远的问题仍要公平处理，方能确保农村能源革命试点县建设行稳致远。 一是处理好农民与分布式新能源企业间的利益问题。农户出屋顶+厂商出设备+银行出资金+新能源企业负责运维的模式成为主流，短期内大大加快了农村地区光伏开发进程。以河南为例，2022年分布式光伏新增装机全国第一，新增容量占分布式光伏全年新增总量比重达到89%。但从长远来看，农民的付出和收入是否匹配、经营分布式光伏的新能源企业是否尽到相应的义务等方面，还有很多需要商榷的地方。从实际调研来看，部分开发主体借用商业模式创新，与农民签订看似公平的协议，快速提升分布式光伏市场占有率，一定程度上影响分布式光伏发电行业健康有序发展。调研结果显示，在光伏实际开发过程中，光伏企业获得了80%以上的光伏发电收益，却利用户用光伏由农民备案报装等方式，逃避了建设运行安全职责。农户月收益仅百元左右，却可能承担着长达十几年的屋顶租赁责任、光伏设备管护责任。此外，部分光伏企业利用百姓缺乏辨别能力，采用虚假宣传、欺诈投资等手段，向老百姓承诺虚高的发电收益，甚至利用“光伏贷”损害百姓利益。 二是处理好分布式电源与其他电源间的公平性问题。按照现行政策，分布式光伏发电基本不参与电力系统调峰和辅助服务费用分摊，主要靠常规电源和集中式新能源场站承担调节任务。随着屋顶光伏规模不断扩大，其他电源的调节任务日益繁重。以某中部省份为例，近两年统调火电利用小时数持续保持低位，较全国平均水平低750～1100小时，集中式光伏电站利用率已经降至90%左右。此外，与集中式场站相比，屋顶光伏不承担汇流线路、升压变电站等设施投资，整体投资回报相对较高，更应该与其他电源共同承担调节义务。 （三）系统运行上要处理好“内外关系” 县域规模化可再生能源开发对新型电力系统建设是一把“双刃剑”。从县域电力系统自身来看，本地清洁电力供应能力大幅提升，减少了外部化石能源输入，加速了地区清洁低碳转型步伐；从全省电力系统一盘棋来看，县域电网功能形态、运行方式，电力系统电力电量平衡基础、安全稳定运行机理发生深刻变化，增加上级电网运行调度难度。 一是注重县域电网内部智慧运行能力建设。县域可再生能源发电比例持续上升，出力与负荷存在时空差异，加之县域内部可调节资源匮乏，可再生能源发电难以实现就地消纳，需要通过大电网进行消纳，以确保可再生能源利用率。以全国首个农村能源革命试点为例，可再生能源装机是平均负荷的6倍，但仍然有37.4%电量由外部电网供应。针对县域高比例可再生能源新型电力系统建设，坚持本地资源服务本地能源转型的思路，紧紧围绕“对内智能”的建设原则，推进源网荷储全要素优化布局、多元调节资源丰富可控、全环节设备状态全息感知、数字化调控手段全面覆盖，确保试点县域各电压等级设备智能运行，最大限度实现清洁电力本地消纳。 二是注重县域电网外部友好互动能力建设。可再生能源发电规模化接入县域电网，潮流双向流动，可再生能源出力高峰时段送上级电网，出力低谷或者不出力时刻从上级电网吸纳电力，导致县域电网断面“大开大合”现象时常发生，甚至完全挤压大电网调节空间，带来运行风险进而造成弃电。针对以县域为单元的可再生能源开发利用这一大趋势，要坚持“对外友好”的原则，推进县域新型电力系统建设，着力构建源网荷储一体化运行策略体系，保障各要素收益与责任对等，通过智能控制和价格引导，实现农村能源革命试点县源网荷储分层分区自平衡、县域电网与外部电网经济高效协同运行。 三、高质量实施农村能源革命试点相关建议 （一）推动乡村地区源、网、荷、储协调发展 坚持“量”“率”协同原则，科学评估分布式电源最佳接入方式与极限接入容量，引导新能源有序接入。研究制定乡村地区储能发展实施指导意见，明确储能配置原则、应用模式、市场机制，推进集中式风电光伏、整县规模化分布式光伏按照一定比例租赁共享储能，推动多元储能与农村配网协调发展，促进县域发用电就地平衡。 （二）探索多元新兴要素接入和融合的运营模式 鼓励用户侧储能多元化发展，探索智慧能源、微电网、虚拟电厂等多种商业模式，并给予相关政策支持，促进形成源网荷储一体化发展的内生动力。同时，根据各省光资源与开发条件差异，因地制宜、分类指导，支持地方发展新能源+特色产业，推动新能源与各领域融合发展。 （三）建立新能源和新型储能参与电力市场机制 加快推动分布式电源进入电力市场，通过中长期交易规避风险、现货市场发现价格，绿电交易体现价值，充分发挥分布式光伏和分散式风电低边际成本、高附加值优势，促进新能源高效消纳。同时，建立配建储能转独立储能机制，明确新型储能独立市场主体地位，制定新型储能参与现货、辅助服务等各类市场交易的准入、交易、结算细则，建立适应其生产运营特性的商业模式，促进新型储能健康发展。
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