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  •       风从海上来。沿海各地积极发展海上风电,海洋正在成为风电产业新的“角斗场”。近年来,江苏、广东、上海等地纷纷加大海上风电开发力度,引发业内关注。有人称,国内海上风电正步入规模化开发阶段,将极大地推动能源结构转型,但也有人担心海上风电大规模开发会像光伏一样引发一波“抢装潮”。


          海上风电潮起

      近年来,我国海上风电装机规模增长迅速,2018年海上风电新增装机容量达到165万千瓦,同比增幅达到42.7%,已成为全球海上风电装机增长最快的国家。

      借海上风电发展形势大好的东风,江苏、广东、上海等地海上风电开始驶入发展快车道。7月初,上海市发改委公布《2019年上海市海上风电建设方案》提出,拟正式启动奉贤海上风电项目开发,项目位于杭州湾北侧海域,装机规模20万千瓦。7月中旬,中交三航局成功中标规划装机规模为300兆瓦的浙能嘉兴1号海上风电场工程风机基础施工与风电机组安装项目,金额约14.39亿元,工期478天。8月2日,龙源电力龙源盐城大丰海上风力发电有限公司大丰(H12)200MW海上风电项目、(H7)200MW海上风电项目风机内部微型纵向加密安装、调试采购招标公告已经挂网发布。

      根据水电水利规划总院发布的统计数据显示,预计到2020年,江苏、浙江、福建、广东、上海等省市海上风电开工规模将突破7800万千瓦(相当于3.4个三峡水电站的装机规模),远远超过《风电发展“十三五”规划》到2020年达到1500万千瓦的目标。

      有业内认为,这可能会导致一轮海上风电抢装潮的出现,因为海上风电上网电价退坡趋势越来越明晰。

      早在今年5月底,国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》明确,将2019年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元,2020年调整为每千瓦时0.75元。对2018年底前已核准的海上风电项目,如在2021年底前全部机组完成并网的,执行核准时的上网电价;2022年及以后全部机组完成并网的,执行并网年份的指导价。

      “受竞价政策刺激,各地海上风电项目建设加速。”在国家可再生能源产业技术创新战略联盟理事长张平看来,各地希望绕过竞争性配置,以便获取高补贴电价。

      中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩也认为,各地海上风电正处于热火朝天的建设中,主要为了在2021年底前并网以获得每千瓦时0.85元的高上网电价补贴。

      但也有人表示,抢装潮可能性不大,不过,2021年前,我国海上风电建设速度会提速,可能会形成一波建设“小高潮”。

      经过多年的稳步发展,无论是在可开发的资源量上,还是技术、政策层面,我国海上风电目前已基本具备大规模开发的条件。如,在海上风电机组的研发方面,金风科技、上海电气,东方电气等一大批企业已经有能力生产适应我国沿海复杂海洋环境的5兆瓦以上大容量机组,可以避免完全依靠国外进口;在施工方面,中交三航局、龙源振华等通过参与上海东海大桥、福清兴化湾海上风电场的建设,在海洋施工、大型海洋施工设备制造方面也积累了许多成功经验;在项目开发上,呈现出由近海到远海,由浅水到深水,由小规模示范到大规模集中开发的特点。

      “海上风能资源的能量效益比陆地风电高约20%-40%,具有平均风速高、利用小时数高、市场消纳空间大、适合大规模开发等优点。同时,与远在“三北”地区的陆上风电不同,我国海上风能资源丰富的区域毗邻用电需求大的地区。值得一提的是,各地希望借助发展海上风电调整能源结构,既有利于改善本地能源结构,拉动装备制造业等相关产业发展。”有业内人士这样解释各地积极发展海上风电的原因。


      警惕发展过热带来的风险

      在海上风电补贴退坡的大趋势下,各地正在加速海上风电发展。但是,扩张之下的背后,可能会带来各种风险和隐忧。业内人士表示,应持有理性谨慎的态度发展海上风电。

      首先,海上风电产业链还不够成熟。一位不愿具名的业内人士表示:“海上风电不少新的技术和产品尚处于应用的初期阶段,其可靠性仍需更长时间验证,不排除个别新产品会出现质量风险。大规模的开发建设可能给海上风电项目安全埋下隐患,也可能给地方政府投入造成损失。”

      与陆上风电相比,海上风电的建设成本高,收益较低。张平认为,近年来,随着技术进步、工艺改进、规模化应用和市场竞争加剧,海上风电的建设成本正在持续下降,但海上风电建设成本仍是陆上风电1-2倍。同时,海上运维市场尚处于起步阶段。从目前国内已建成的海上风电场运维情况看,海上运维工作量是陆上的2-4倍,费用远超陆上风电。“这将会增加政府财政支出成本。”

      秦海岩表示,我国海上风电施工船只存量不足,施工难度大,如广东海上领域因地质条件复杂,目前施工技术很难满足项目建设顺利进行。而2018年年底沿海各省核准项目太多,依据当前施工进度,大部分海上风电项目很难在2021年底前完成装机并网,甚至连2019年每千瓦时0.8元、2020年每千瓦时0.75元的电价补贴都难以得到。“所以,各地能够根据实际情况,多方考虑,慎重决策,如果不能在时限内并网,应走竞价项目。目前海上风电竞价项目上限是0.8元,仍可以拿到一个不错的电价。”

      面对大规模开发补贴退坡、建设成本高、技术创新不强等问题,海上风电下一步该如何发展?业内人士认为,通过技术和商业模式创新推动海上风电规模化开发。

      发展海上风电,技术突破尤为关键。张平表示,需要加强海上风电风机机组等核心装备和技术研发,逐步提升海上安装和运维水平,并且不断完善产业标准体系。同时,海上风电开发涉及高端装备制造、高新技术研发、基础科学、材料科学、空气动力学等多个前沿科学领域,需要不断完善全产业链,实现全产业链深度融合发展。

      同时,政策扶持也是至关重要。秦海岩则认为,海上风电补贴退坡是无可非议的,但需要再给海上风电几年时间,稳步“去补贴”。(记者 叶伟)


      本文来源于:中国高新技术产业导报

  • 2019年是电力现货市场建设试点建设的突破年。近日,国家发改委、国家能源局公布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》(下称《意见》),就合理设计电力现货市场建设方案等多个方面提出详实指导,如鼓励各地差异化探索、建立促进清洁能源消纳的现货交易机制等。

      在业内人士看来,这是对八个电力现货试点地区初步经验总结的基础上,国家层面对中国现代电力市场建设的顶层再设计,将有利于相关工作的加速推进。

      在一个成熟完备的电力市场体系中,现货市场属于核心环节,业内素有“无现货、不市场”之说。2015年3月启动的新一轮电力体制改革提出,“逐步建立以中长期交易规避风险,以现货市场发现价格,交易品种齐全、功能完善的电力市场”。

      2017年8月,国家发改委、国家能源局选取南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点,加快推动电力现货市场建设,要求试点于2018年底前启动电力现货市场试运行。由于进展不及预期,能源局频频督战现货试点建设,在去年11月将第一批试点地区开展现货试点模拟试运行的时限调整为2019年6月底,并提出各试点电力现货市场建设报送制度。随着今年6月下旬四川、福建、蒙西电力现货市场启动模拟试运行,首批8个电力现货市场试点已全部启动模拟试运行。

      《意见》明确,要因地制宜、科学合理选择电力市场模式,确保市场模式有良好的开放性、兼容性和可扩展性。原则上,电网阻塞断面多的地区,宜选择集中式电力市场模式起步;电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区,宜选择分散式电力市场模式起步。试点地区可结合所选择的电力市场模式,同步或分步建立日前市场、日内市场、实时市场/实时平衡市场。

      按照规定,现货市场主体范围应涵盖各类发电企业和供电企业(含地方电网、趸售县、高新产业园区和经济技术开发区、增量配网试点项目等)、售电企业、具备直接参加电力现货交易条件的电力用户等。

      《意见》提出,有序引导用电侧参与现货市场报价。根据市场发育程度、市场主体成熟度和计量设施情况,电力现货市场中,可采用发电侧单边申报量价的方式,采用负荷预测曲线作为需求,用电侧作为市场价格接受者;具备条件地区,用电侧可报量报价或报量不报价。

      同时,要建立促进清洁能源消纳的现货交易机制。非水可再生能源相应优先发电量应覆盖保障利用小时数。各电力现货试点地区应设立明确时间表,选择清洁能源以报量报价方式,或报量不报价方式参与电力现货市场,实现清洁能源优先消纳。市场建设初期,保障利用小时数以内的非水可再生能源可采用报量不报价方式参与电力现货市场。(记者 王璐)


      本文来源于:经济参考报

  •     近年来,储能系统的安全问题得到了人们的日益关注。公用事业厂商亚利桑那州公共服务公司(APS)在亚利桑那州部署的电池储能系统今年4月发生火灾并导致爆炸,致使几名当地消防队员受伤。自从2017年8月以来,韩国至少有23个电池储能系统发生火灾。为此,很多人质疑储能系统的安全性,并希望对其部署进行严格审查。
      在当前更广泛的电力市场背景下,在电池储能系统部署方面,许多行业专家继续表示支持。
      英国能源开发商Centrica公司技术开发经理David Kane表示,在储能厂商生产并测试电池储能系统时,通常是通过失效测试进行检验,其安全性并没有被视为一系列安全标准的一部分。
      他说,“如果不能确信电池储能系统的部署和运营是安全的,那么就不能通过检测和检验,就不能生产和部署。这个原则不仅适用于最终产品设计,也适用于其安装、服务、退役,以及供应链中的各个步骤中。”
      APS公司仍然没有透露其在亚利桑那州的电池储能系统发生爆炸的真正原因。然而,正如行业媒体GTM之前的报道,该公司拥有美国最积极的储能部署目标之一,计划到2025年部署装机容量约为1GW电池储能系统。
      为了迅速增加装机容量,仓促部署电池储能系统,这似乎是导致韩国大量电池储能系统设施火灾的原因。
      标准普尔全球(S&P Global)公司在上个月发布的调查报告表示,通过对APS公司的这场火灾进行的几个月调查,其责任是电池储能系统的安装错误和操作错误,而不是电池本身故障。
     储能行业如何应对至关重要
      调研机构Wood Mackenzie Power&Renewables高级研究分析师Rory McCarthy预测,未来几年全球储能行业将实现巨大增长,到2040年部署的储能系统装机容量将达到600GW,将远远高于目前4GW。
      而在7月5日,英国维珍大西洋航空公司一架飞往伦敦的飞机由于手机充电宝的锂离子电池发生自燃,导致机舱起火。因此,最近频繁发生的安全事故对锂离子电池行业来说将面临重大挑战。
      McCarthy说,“对于锂离子电池制造商来说,安全性始终是一个重要问题。锂离子电池存在众所周知的热失控风险。”
      McCarthy表示,韩国和美国亚利桑那州的电池储能系统接连发生火灾,再次凸显了与锂离子电池相关的安全问题。储能厂商现在必须在电池安全方面开展更多工作,向所有参与者保证安全措施得到有效实施。
      由于电池储能系统在技术成熟方面仍处于较早阶段,因此观察人士认为其事故是可以预料和防止的。McCarthy说,这是否会影响储能行业的发展,取决于行业厂商对这些安全事件的反应。
      他指出,“如果电池储能厂商没有吸取教训,没有采取正确的控制和措施的话,那这很有可能会阻碍储能行业增长。”
      还有一些储能技术也有这方面教训,例如氢储能设施也发生了一些事故。今年6月,挪威一个加氢站的高压氢气罐发生爆炸,氢燃料电池汽车行业的发展可能为此遭遇重创。
      氢能源厂商Nel Hydrogen公司的业务推广陷入危机,该公司定期发布有关事故的最新消息,最终这个导致氢气泄漏并爆炸的事故原因是插头装配错误。
      Hydrogen Europe公司发言人Michela Bortolotti表示,该行业希望从这一事件中吸取教训。不过从理论来说,氢气面临的风险不会超过汽油、柴油、天然气。
      Bortolotti说,“如果处理得当,氢气和其他燃料一样安全,并且毒性较小,并是实现气候目标不可或缺的组成部分。现在,氢储能行业需要更加努力地制定更高的安全标准。”
      即便发生事故很少但还是“太多”
      其他专家强调,与更广泛的电力部门相比,电池储能系统具有相对良好的安全记录。
      APS公司一名员工在日常网络维护工作中由于发生火灾而丧生。
      在这个存在一定风险的行业背景下,储能技术厂商和项目开发商必须谨慎行事。
      彭博新能源财经储能部门主管Logan Goldie Scot表示:“任何迹象表明,火灾不仅限于个别公司或个别市场,但这可能会影响储能行业的发展进程。到目前为止人们仍在讨论这个问题,认为储能系统受到的影响相对较小,其中大部分集中在单一市场,但对于储能行业来说,发生的事故还是太多了。”
      Centrica Business Solutions公司技术、战略和创新经理Bernardo Orvananos表示,“韩国发生的电池储能系统火灾事件数量剧增,这对于储能行业来说难以接受。我认为从这些火灾事件可以学到很多的经验和教训,希望这些事件不会发生在其他市场或其他场合。”


      本文来源于:中国储能网

  •     经历史上最严苛的“531光伏新政”和国补退坡后,中国光伏行业经历了冷热两重天:上半年,国内光伏新增装机不足12GW(1GW=1000MW),降幅超过50%,其中集中式电站新增装机约6.8GW,同比下降43.3%;分布式光伏新增装机约4.6GW,同比下降61.7%。但由于欧盟“双反”(反倾销和反补贴调查)取消及越南等新兴市场异军突起,上半年海外市场大放异彩,我国光伏产品(硅片、电池片、组件)出口额达到106.1亿美元,同比增长31.7%。
      近日在京举行的光伏行业2019年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上,中国光伏行业协会副理事长兼秘书长王勃华介绍了上述数据。展望下半年,王勃华认为,全年光伏产业规模预计大致在35GW~45GW,上半年不足12GW,因此下半年国内市场可能会呈现爆发式增长,或造成产业链部分环节供应趋紧。平价项目的建设也可能会对产业链各环节带来一定压力。此外,随着光伏发电的成本下降,会激发更大及更多元化的海外市场发展。
     海外市场拉动明显,中国企业“一骑绝尘”
      王勃华在会上称,上半年海外市场驱动明显,硅片、电池片、组件出口量均实现了同比增长,其中电池片出口量超过了2018年全年出口量、组件出口量接近翻番。
      受海外市场拉动,全产业链主要企业均呈现生产端和销售端产销两旺的局面,基本保持满产状态。根据行业协会对产业生产运营情况的分析,2019年1-6月份我国多晶硅产量共计15.5万吨,同比增加8.4%,其中3月份产量达2.89万吨,创历史新高,环比增加10.7%;硅片产量达63GW,同比增加26.0%;电池片产量达51GW,同比增加30.8%;组件环节产量大多来自海外订单拉动,达到47GW左右,同比增长11.9%。
      光伏产品的出口方向也出现了变化:上半年,我国光伏组件出口国家/地区更加多元化,出口额超过亿美元的国家/地区有16个(2018年为12个),出口量超过1GW的国家/地区10个(2018年为4个)。其中,前十名国家和地区中亚洲国家有3个(越南、日本、印度,2018年为5个),欧洲国家4个(西班牙、葡萄牙、荷兰、乌克兰,2018年为2个),拉丁美洲国家2个(巴西、墨西哥),大洋洲为1个(澳大利亚)。随着欧洲市场复苏,出口到荷兰、西班牙、乌克兰、葡萄牙、德国、比利时的组件明显增加。
      值得关注的是,越南超越印度成为中国光伏产品出口第一大市场,主要原因在于越南总理签发关于在越南发展太阳能发电项目鼓励机制的决定。为享受20年0.0935美元/kWh的电价补贴,越南光伏上半年呈现爆发式增长。而因受“201“、中美贸易摩擦等影响,中国对美国的光伏组件直接出口仅1137万美元(占比0.1%),约40MW,进一步下降。
      据了解,龙头制造企业下半年国际市场订单充足,对于国内订单部分企业已经开始以订单质量(价格和付款方式等)为依据,有选择性地进行接单。
      王勃华用“一骑绝尘”来形容中国光伏行业的发展态势:中国的多晶硅、硅片、电池片、组件、逆变器,五个重要制造环节中,产量最低的环节全球市场占有率接近六成,高的已经超过九成,具有绝对优势。这背后是中国光伏产业特殊的发展路径:中国的工业门类成百上千,一种最常见的路径是“由内而外”,引进消化吸收创新然后部分替代进口,替代到一定程度后出口发展中国家,再往发达国家市场的硬骨头啃。光伏行业则走了“由外而内”之路,从欧洲、美国、日本走向中国,众多主流光伏企业从海外上市,吸收海外经验、吸纳海外资金,借助海外市场,进而在国内发展光伏产业。
      此外,民营企业是中国光伏产业的主力军,90%以上的光伏企业都是民企,2018年进入产业链4个制造环节全球产量前10的中国企业有34家次,其中32家次是民营企业,且各环节第一名皆为民营企业。在“先天”条件上,中国光伏产业并非无本之木,作为半导体领域的延伸,光伏产业的发展充分借助了中国几十年积累的半导体人才、技术基础和产业链。
      产业洗牌提速
      工业和信息化部电子信息司副司长吴胜武在会上表示,上半年中国光伏装机规模仍居首位,1-6月我国光伏发电新增装机约11.4GW,预计2019全年将达到40GW以上,继续保持一定规模,并位居全球第一。2019年上半年,海外市场是我国光伏制造保持增长的主要驱动力,下半年,随着补贴项目、平价项目相继落地,国内市场有望恢复,预计2019年全年我国光伏制造业整体仍将保持平稳增长。
      在光伏行业实现全面平价上网之前,仍需要一部分的补贴规模,在有限的补贴资金支持下,如何既给出有支撑作用的电价,又能保障维护行业健康发展的装机规模一直是个难题。主管部门推出竞价机制后,2019年我国光伏竞价项目共涉及22个省份、3921个项目、2279万千瓦,测算年度补贴需求为17亿元,平均度电补贴强度0.065元/kWh,下降50%以上。吴胜武提出,平价过程中,光伏产业利润率正面临不可避免的持续下降,为保证持续的研发和技术创新,业内并购重组将成为常态,拥有技术积累优势、管理制度优势、生态品牌优势的企业将脱颖而出。
      据光伏行业协会的全年展望,2019年全球光伏市场新增装机预计在110GW-120GW,预计中国年内可建成并网的装机容量在40GW-45GW,下半年应还有30GW的建设容量。基于此判断,国内生产企业在下半年仍将保持一定程度扩产,高效产品产能增加;头部企业生产规模会越来越大,产业竞争度将进一步提升;产业整合持续推进,部分不具备竞争力的企业逐步退出光伏市场。
      2018年“531光伏断奶新政”的“后遗症”仍在延续。截至今年6月底,多晶硅企业停产数量已累计达到6家,在产企业数量减少至18家,加之多晶硅龙头企业大规模扩产,产业集中度进一步提高。硅片、电池领域继续巩固“大者恒大”的发展格局,中小型企由于产能利用率低、无成本优势逐渐失去竞争力。组件端,由于上半年主要市场在海外,骨干企业的品牌、技术、营销等优势明显,中小企业或沦为其代工厂,或停产重组。据福斯特数据,截止目前,其活跃的组件厂客户数目由去年的100多个缩减至40多个,产业整合不断推进。
      “531新政”后,由于政府政策出现调整。上市光伏企业股价下挫、光优产品价格大幅下跌、可再生能源资金补贴拖欠等多方面因素影响,金融机构对光伏领域内的贷款支持更加谨慎。即使是行业内品牌力高,前期融资难度相对较低的企业,也纷纷反映出融资难与融资贵的问题,甚至出现“断贷”和“抽贷”的现象。有企业反映,贷款利率已从531前的6%左右,上涨至超过8%,融资成本大幅增加,并且企业也已经没有可以抵押的资产。电站业务方面,531后,金融机构对于光伏电站评级很差,很多项目因为融不到资不得不放弃建设。
      光伏行业协会建议尽快解决补贴拖欠问题。建议可再生能源资金覆盖所有有指标的存量光伏发电项目,每个项目均能按照规模比例拿到部分补贴资金;加快启动2020年有补贴项目竞价政策制定工作,尽快研究下达,给地方和企业充分的准备时间;做好政策的上行下达和统一落实;总结2019年政策实施过程中存在的问题,并在新政策制定过程中加以避免;充分协调电网,做好项目的申报过程中消纳意见函出具,以及项目建成后的并网消纳工作。


      本文来源于:澎湃新闻

  • 图为江苏盐城,大丰龙源200兆瓦海上风电项目。这是江苏省打造千万千瓦海上风力发电基地的重要组成部分,该项目位于盐城市大丰区北部海域,节能又环保,年发电量5.2亿千瓦时。视觉中国


      “发展海上风电将成为我国能源结构转型的重要战略支撑。然而,我国海上风电起步较晚,基本都位于滩涂、浅水区域,存在各自为政、无序发展的现象。”日前,在由国家海上风力发电工程技术研究中心主办、中国海装承办的国家海上风力发电工程技术研究中心学术委员会第六届年会暨国际海上风电高层技术论坛上,中国工程院院士刘吉臻表示。

      2018年我国海上风电总装机445万千瓦,在建647万千瓦,成为仅次于英国和德国的世界第三大海上风电国家。预计到2035年总装机将达1亿千瓦,2050年达2亿千瓦。

      但是,专家表示,我国海上风电的发展也面临着一些亟待解决的难题和挑战。

     能源结构转型的重要支撑

      海上风电在全球风电领域的占比正日益提高。“根据国际可再生能源机构《全球能源转型路线图2050》的预测,2050年,全球总发电量的35%将来自风能,而2018年仅有5%的发电量来自风能。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示,据预测,到2050年,全球风电装机规模将达到约60亿千瓦,其中海上风电约为10亿千瓦。

      专家表示,我国海上风电正成为全球海上风电发展的新动力,而海上风电对我国能源转型的支撑作用也将越来越显著。我国海上风电储量大,5—50米水深、70米高度的海上风电可开发资源约5亿千瓦(水电约6.6亿千瓦)。与陆上相比,海上风速高15%—40%,年运行小时数达4000以上,能多发50%—70%的电能。

      刘吉臻分析,我国中东部陆上分布式电源开发潜力仅有1.7亿千瓦。而海上风电资源丰富,潜力巨大,且靠近东部负荷中心,就地消纳方便,发展海上风电将成为我国能源结构转型的重要战略支撑。

      多种问题影响持续健康发展

      尽管我国发展海上风电优势明显,但仍面临着多重挑战。

      “我国东部地区陆上可再生能源的开发潜力有限,要想实现可再生能源的本地化开发和就地消纳,必须大力发展海上风电,特别是资源和储量更好的远海风电,而对于海上风电的发展尚存在认识不到位的问题。”刘吉臻说。

      海上风电涉及行业部门众多,国家层面的宏观统筹与整体规划缺乏。“目前,对于海上风电的开发缺乏宏观的统筹与整体规划,海上风电开发大部分都由地方政府或者单一企业主导,与其他行业和部门之间缺乏协同,这样的局面未来有可能会导致弃风弃电等现象的出现。”刘吉臻不无担忧。

      与此同时,海上风电接入问题突出,缺乏海上电网顶层设计。“海上风电现在多位于近海,后续随着规模增大和向远海发展,将涉及海上组网和输送等问题。而由于海上风电处于分散式、独立式发展状况,没有统一规划,这将对未来健康持续发展带来严重影响。”刘吉臻说。

      “目前海上风电开发均由发电企业自行完成,电网公司一直未介入,海上风电接入大电网的地点、容量、性能的选择缺乏统一规划,未来可能会对东部地区电网安全、可再生能源消纳带来严重影响。”而且,刘吉臻认为,海上风电对电网格局和电力流的影响也缺乏系统研究。

      刘吉臻说:“除此以外,海上风电属新兴技术密集型产业,装备研发能力和工程技术力量不足。由于海上风电对可靠性和智能化等性能的要求较高,使得目前的设备主要还是依赖进口。同时,我国对于远海风电使用的大容量风机、直流换流平台、海上施工运输等方面的技术研究也较少,与国外技术差距较大。”

      不少专家还表示,对于海上风电产业发展的经济性和全寿命周期技术经济评价也缺乏深入研究,一般的投资回报率仅仅涉及对发电和输电成本的考虑,缺乏从整个产业发展的角度对海上风电的技术经济性进行总体评价。

      在秦海岩看来,未来我国海上风电还面临着电价降价带来的投资收益的挑战,以及整个产业尚未形成成熟规模经济产业链的挑战。

      “建议企业利用自身优势,共同努力,进行全产业链地深度融合;整个行业则应该认识到在海上风电价值链上,风电机组、电力送出、支撑结构、施工、运维等各个环节要同等重要,需全面均衡发展;同时,海上风电行业还应加强有效的国际合作,尽快提高自身的技术水平和发展能力。”秦海岩说。

         本文来源于:科技日报

  •       统计数据显示,2013年以来,中国光伏市场异军突起,每年新增光伏装机量均位居世界第一。经过多年的起伏,与中国光伏产业发展密切相关的社会环境和市场环境发生了天翻地覆的变化,一个有利于中国光伏产业健康发展的、相对完整的光伏发展的大环境已经初步建立并正在逐步完善,一个中国的、可以引领全球发展的战略性新兴产业正在快速成长。中国的光伏产业已经从制造环节逐步向应用环节转移,产业发展也将步入一个新的发展阶段。


     政策助推产业发展


      作为光伏产业发展路上不可或缺的"加速键",中国的光伏产业的发展也得益于政府的补贴政策。

      2019年是中国实行光伏发电补贴竞价新机制的第一年,是光伏发电建设管理政策的一次重大改革和创新,光伏行业发展从舒适期进入差异化竞争时代。技术升级、产业整合、成本降低、系统优化、海外市场等将是各大光伏企业面对光伏产业快速发展的重要课题。

      近年来,在"一带一路"倡议下,中国光伏企业更是积极走出国门,海外市场布局"全面开花"。在"扬帆出海"的过程中,中国光伏产品出口面对的传统国际光伏市场格局发生了重大变化,中国的光伏国际市场已从发达国家延伸到发展中国家,光伏组件出口市场的多元化发展态势明显增强,市场范围已经遍及亚洲、欧洲、美洲和非洲;新兴市场如印度、拉丁美洲诸国及中东地区也亮点纷呈。

      赛维集团董事长甘胜泉在接受记者采访时表示,中国光伏产业之所以在十几年的时间里迅速发展成世界光伏产业领导者,主要得益于三大要素:一是得益于改革开放政策,中国经济与世界经济接轨、融合,中国光伏才能有"两头在外(主要原料来自国外、主要市场在国外)"的起步与发展,并在短短的数年间迅速发展成全球最大的光伏制造大国;二是中国光伏企业自强不息,特别是民营光伏企业,在面对"两头在外"和"三道门(卷帘门、玻璃门、旋转门)"的困难局面,努力开创国外市场,积极寻求在国外资本市场上融资。在"国五条"及其配套政策以及地方政策的帮扶下,中国光伏产业挺过了"寒冬",并连续多年保持世界最大的光伏市场的地位。


      产业经历升级变革


      中国的光伏产业正在经历着升级变革,技术进步成为关注焦点。掌握了新技术,就掌握了未来的主动权。

      甘胜泉表示,中国光伏产业要做好技术储备,需要政企合力:政府积极出台更多更有力的政策措施,提高技术门槛和准入台阶、去除低效落后产能、加快提升技术装备水平;政府有形之手应转向于企业,从融资渠道、专项资金、税收政策等各个方面引导、鼓励、支持企业大力提升技术装备水平,以增强中国光伏核心竞争力;支持培育科技型光伏领军企业,同时,加大企业知识产权的保护力度,鼓励企业加强技术研发投入,增强企业自身竞争力。

      记者了解到,新赛维着眼行业前沿技术,开创科技引领、高质量发展的新路径,全力打造轻资产科技型企业,重整完成以来的一年多时间里,赛维申请专利30多项,授权专利10多项,获得了中国专利优秀奖一项,江西省科技奖两项;研发推出高效铸锭单晶"赛单晶"系列新产品,以更高转换效率、更高组件功率的铸锭单晶新技术及新产品在激烈的竞争中保持技术优势。


     国际舞台"朋友圈"扩大


      中国光伏企业"走出去"的步伐加大,国际话语权不断增强,国际舞台的"朋友圈"也越来越大,光伏发电也成为中国为数不多的、可同步参与国际竞争的优势产业。

      甘胜泉表示,质量是企业也是行业的生命线。在日益复杂化的国际竞争下,中国光伏企业应谨记前车之鉴,避免粗放型发展、体量竞争的老路,走高质量发展的路线,以高质量的产品和服务取信于市场,赢得更多的市场份额。

      光伏企业在挖掘海外市场、选择适合发展的国家或地区时,应注重国家的政策导向,如响应"一带一路"倡议,注重沿线国家地区的市场开发;了解并遵守当地的法律法规,尊重当地文化习俗;采用本地化运营策略,打造包括当地优秀人才的国际化人才团队,培养当地员工队伍,与当地强势企业进行合作,调动各方资源,以确保光伏项目高质量高效率的建设、维护和运营。

      开拓海外新兴市场是新赛维的发力重点之一。据悉,新赛维将目光瞄准东南亚和非洲等"一带一路"国家,计划在电站项目建设方面实现重大突破。与此同时,新赛维与当地有实力的企业开展强强合作,通过优势互补,进一步拓展市场,保障电站得到及时维护。(记者 刘旭)


      本文来源于:国际商报

  •     □ 新旧动能转换体现在用电主体变化上。上半年,高新技术产业用电保持较快增长,信息传输、软件和信息技术服务业用电继续保持快速增长势头,同比增长13.6%。

      □电力生产延续绿色低碳发展态势。非化石能源发电装机比重继续提高,发电量也快速增长。预计到今年底,全国发电装机容量可提前完成2020年20亿千瓦规划目标。

      “上半年,全国电力生产运行平稳,电力供需总体平衡。预计下半年电力消费将延续平稳增长态势,全年全社会用电量同比增长5.5%左右。”在日前举行的2019年上半年全国电力供需形势分析预测报告会上,中国电力企业联合会专职副理事长兼秘书长于崇德说。

      据统计,上半年全国全社会用电量3.40万亿千瓦时,同比增长5.0%,一、二季度分别增长5.5%、4.5%。从电力消费特点看,第一产业用电中速增长,第二产业及其制造业用电稳定增长,第三产业和城乡居民用电量继续保持较快增长。其中,第三产业和居民生活用电占比合计为31%,同比提高1.2个百分点;第二产业用电占比为68%,同比下降1.2个百分点;第一产业用电占比与上年持平。

      新旧动能转换体现在用电主体变化上。上半年,高新技术产业用电保持较快增长,信息传输、软件和信息技术服务业用电继续保持快速增长势头,同比增长13.6%;租赁和商务服务业、房地产业、批发和零售业用电量增速均保持在两位数以上。值得注意的是,电能替代持续推广,促进第三产业用电快速增长,充换电服务业用电量增长126.9%,港口岸电用电量增长316.9%,城市公共交通运输业用电量增长18.6%。

      从区域用电量来看,上半年绝大部分省份用电量均为正增长,中西部地区增速领先东部和东北地区。除青海、甘肃、上海3个省(市)用电量同比下降外,28个省份用电量正增长,在14个用电量增速超过全国平均增长水平的省份中,除海南、河北外,其余均属于中西部。

      “电力生产延续绿色低碳发展态势,非化石能源发电装机比重继续提高,发电量也快速增长。”于崇德表示,截至6月底,全国全口径发电装机容量19.4亿千瓦,同比增长6.1%。其中,非化石能源发电装机容量占比41.2%,同比提高1.4个百分点;全国规模以上电厂发电量为3.37万亿千瓦时,同比增长3.3%;全国发电设备利用小时数为1834小时,同比下降24小时。

      上半年,全国新增发电装机容量4074万千瓦,同比少投产1194万千瓦。其中,新增非化石能源发电装机容量2506万千瓦,占新增发电装机总容量的61.5%。新增煤电装机984万千瓦,同比少投产54万千瓦。

      上半年,非化石能源发电量快速增长,全国规模以上电厂水电发电量5138亿千瓦时,同比增长11.8%;核电发电量1600亿千瓦时,同比增长23.1%;全口径并网风电、并网太阳能发电量分别为2145亿千瓦时、1063亿千瓦时,同比分别增长11.5%、29.1%。

      与此同时,跨区跨省送电量也实现了较快增长,清洁能源得到大范围优化配置。上半年,全国跨区、跨省送电量分别完成2243亿千瓦时、6426亿千瓦时,同比分别增长11.2%、12.0%。西北区域是外送电量最多的区域,占全国跨区送电量的40.6%。

      据预测,下半年电力消费仍将延续上半年的平稳增长态势,预计今年全社会用电量同比增长5.5%左右。

      “预计发电总装机容量年底达20亿千瓦,非化石能源装机比重提高至42%。”于崇德说,到今年底,全国发电装机容量可提前完成2020年20亿千瓦的规划目标,太阳能发电装机容量远超2020年1.1亿千瓦的规划目标,非化石能源发电装机比重也将超过2020年39%的规划目标。

      针对当前我国已进入迎峰度夏关键期,加之下半年重大活动保电任务较为繁重,中国电力企业联合会建议,要根据电力供需趋紧形势,加快系统调峰能力建设和需求侧管理,扎实做好电力供需平衡工作,确保电力安全稳定供应。(记者顾阳)

        本文来源于:经济日报

  • 目前已经在250多个片区开展了配网施工,架起两万多根电杆,超过5000户家庭已经用上了电。中企还为经济情况困难的家庭免费送上节能灯泡,于是电灯成了很多家庭的第一样家用电器。


    当地工人在肯尼亚偏远乡村架设输电线。中国电建供图

    当地技术人员进入居民家中测试通电情况。 中国电建供图  

    撒哈拉以南非洲是世界上电力供应最紧缺的地区之一。肯尼亚政府制定了到2020年实现居民用电全覆盖的目标,但农村人口的通电率不到50%,由于线路老化、住户分散、入户困难等原因,电网难以真正覆盖偏远城镇及农村家庭。中国企业积极参与到肯尼亚电气现代化改造项目中,为解决居民用电“最后一英里”问题贡献力量,同时赢得了民众口碑,树立起中企良好形象,增进了中肯人民的友谊。

    “孩子们终于可以在家里完成功课了”

    肯尼亚电气现代化改造项目是肯政府为拉动经济增长、提高就业率、改善居民用电而实施的重要民生工程,通过集中对配电网络进行延伸改造,让电力能够真正入村入户,也被政府称为“最后一英里”项目。该项目由世界银行提供资金,中国电建湖北工程公司2017年成功中标项目第四标段,成为首家具备施工条件的单位。

    “我们是第一个开始施工的承包商,也是第一个为老百姓送电的承建企业。”该工程项目经理曾绍鹏告诉记者,这是给当地百姓送去光明、带去福祉的民生项目,他们从策划、组织到行动都采用了最高标准。去年7月开工,今年4月完成首台变压器的安装,成为同期首个通电成功的工程,业主和当地民众无不惊叹于“中国速度”。

    中国建设者们也感受到了当地民众的欢迎和信任。村民们会到村口热情迎接施工人员,在电线杆下驻足盼望;施工过程中,民众会主动前来给工人帮忙;当地偷盗情况时有发生,村民们就自发组织起来日夜看护设备。

    电线杆一根根立起来,线路一条条入村去,电灯一盏盏被点亮。有些村户第一次见到夜晚被电灯照亮的一刻,兴奋地鼓起掌来。他们以前天一黑只能早早睡觉。“我家里有6个孩子,现在有电了,孩子们终于可以在家里完成功课了!”有的村民说。据了解,中企还为经济情况困难的家庭免费送上节能灯泡,于是电灯成了很多家庭的第一样家用电器。

    当地很多线路年久失修、老化严重,电力损耗达到20%以上。中国企业帮助他们改造更新线路,装上智能电表,规范用电行为。该工程施工地点分散在肯尼亚中部省5个郡辖的723个变压器片区,覆盖53750户家庭。目前已经在250多个片区开展了配网施工,架起两万多根电杆,超过5000户家庭已经用上了电。预计项目完工后,将为超过20万城乡居民带来光明。

    “中企让我有了归属感和主人翁的认同”

    肯尼亚员工耶罗最近在朋友圈分享了一则消息,他被中国电建湖北工程公司聘为正式员工,获得同事和好友的纷纷点赞。“这不只是工作上的肯定,更是对我在中企历练成长的认同”,耶罗说。

    耶罗从读大学本科到研究生,在中国生活了8年,是个“中国通”,这让他成为湖北工程肯尼亚分公司的第一名外籍员工。他的工作涉及公司工程、法务、财务、注册等多个方面,被公司看作高效润滑剂,让诸多有难度的工作得以顺利开展。他会告诉中国同事符合当地特点的信息,也会用中国人的思维方式与当地人沟通;会考虑客户需求,耐心解释疏导,也会货比三家,努力为公司节约成本。“我喜欢说,自己是中国和非洲共同的孩子。中企让我有了归属感和主人翁的认同。”

    中国企业在执行“最后一英里”项目过程中,高峰期间可以创造就业岗位超过400个,同时高度重视当地雇员技能培训。曾绍鹏介绍,项目充分授权,当地员工在项目沟通、用户协调、材料管理等工作上扮演重要角色,为项目的顺利推进贡献了重要力量。“帮助当地就业,充分满足当地需要,是我们赢得政府和民众信任的重要原因。”曾绍鹏说。

    “中国朋友带领我们创造了优异成绩”

    该工程需要施工的5个郡相距都在150公里左右,大多无正规公路,车辆平均时速到不了50公里。肯尼亚中部气候潮湿,几乎天天下雨,通行更加困难——大车进不到村里,公司就改换摩托车前往;大型设备无法驶入,公司就靠人工操作。入户配电工作非常细碎繁杂,安装一户设备的时间只用1—2个小时,但却要在片区内来回跑上三四趟,加起来就是大半天。

    肯尼亚能源部长查尔斯·科特非常关心这个项目,多次视察中企承建的工程现场。当看到灯被一盏盏点亮,他对着身穿蓝色工作服的工作人员竖起大拇指,对中企表示感谢。科特说:“能在短时间内如此高质量地完成困难重重的工作,中企非常不简单。让贫困居民尽早用上电,享受到生活的便利,是中国朋友带领我们创造了优异成绩。”

    在共建“一带一路”进程中,中企为肯尼亚建设了莫伊国际体育中心、蒙内铁路等多个重大项目,为肯尼亚政府实现“2030年远景规划”和“四大发展计划”增添动力。其间,让肯尼亚人民得到实惠的民生工程越来越多——中企承建的肯尼亚首个保障房项目深度推进,加里萨太阳能电站并网发电,“万村通”卫星数字电视项目在肯尼亚落地实施,两国动植物检验检疫协议为肯尼亚农产品出口中国市场打开了新的大门,科达陶瓷二期项目正式投产,中国对肯尼亚非金融类直接投资同比增长2倍以上。

    中企参与的项目建设大大加快了肯尼亚的工业化进程并创造大量就业。目前在肯尼亚的中企员工本土化率达96%,2018年为当地创造就业岗位超过5万个,并为约6.7万名当地员工提供了职业培训。世界银行发布的报告显示,在肯尼亚的中企平均雇用当地员工360名,远高于其他外国企业的147名。在一些基础性工作中,中企已基本实现本地招聘和本地化管理。

    本文来源于:人民日报

  •       新中国成立70年来,我国能源事业沧桑巨变。新中国成立初期,我国能源生产水平很低,供求关系紧张,存在严重的结构性问题。70年后的今天,随着我国经济的快速发展和社会生产力的显著增强,我国能源领域发生了翻天覆地的变化,取得了举世瞩目的伟大成就,能源生产不断攻坚克难,实现跨越式发展,能源消费不断提高水平,实现历史性改善。党的十八大以来,全国上下深入贯彻落实新发展理念,充分把握新时代对能源事业发展的新要求,不断强化各项节能降耗政策落实,我国能源事业取得新进展,能源结构显著优化,节能降耗成效巨大。

     

      一、新中国成立以来能源政策不断完善,有力推动我国能源事业飞跃发展

      能源是人类生存和发展的重要物质基础,是现代社会发展不可或缺的基本条件,攸关国计民生和国家安全,对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。

      新中国成立初期,我国能源基础十分薄弱。上世纪50-70年代,能源发展得到重视。从“一五”计划至“五五”计划,国家对电力、煤矿、石油等能源工业发展作出了具体部署,同时提出节约使用电力、煤炭、石油等。改革开放以来,在不断加强能源资源开发和基础设施建设的基础上,我国更加注重能源发展质量和效率,从“六五”计划到“十五”计划,逐步提出提高经济效益和能源效率,坚持节约与开发并举,把节约放在首位,优化能源结构,积极发展新能源,推动能源技术发展,提高能源利用效率。

      进入新世纪后,面对资源制约日益加剧、生态环境约束凸显的突出问题,我国坚持节约资源和保护环境的基本国策,积极转变经济发展方式,不断加大节能力度,将单位GDP能耗指标作为约束性指标连续写入“十一五”、“十二五”和“十三五”国民经济和社会发展五年规划纲要,相继出台了能源发展“十一五”、“十二五”、“十三五”规划和《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》、《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》等纲领性文件,以及《能源技术革命创新行动计划(2016–2030年)》、《可再生能源发展“十三五”规划》等专项文件。党的十八大以来,面对国际能源发展新趋势、能源供需格局新变化,以习近平同志为核心的党中央高瞻远瞩,坚持绿色发展理念,大力推进生态文明建设,提出“能源革命”的战略思想,为我国能源发展指明了方向、明确了目标,推动能源事业取得新进展。

     

      二、能源生产实现跨越式发展,基础性保障作用持续增强

      新中国成立初期,我国能源生产能力不足、水平不高。1949年,能源生产总量仅为0.2亿吨标准煤。经过70年的快速发展,我国能源生产逐步由弱到强,生产能力和水平大幅提升,一跃成为世界能源生产第一大国,基本形成了煤、油、气、可再生能源多轮驱动的能源生产体系,充分发挥了坚实有力的基础性保障作用。2018年,能源生产总量达37.7亿吨标准煤[1],比1949年增长157.8倍,年均增长7.6%。

      主要能源品种生产全面发展。原煤产量1949年仅为0.3亿吨,2018年达到36.8亿吨,比1949年增长114.0倍,年均增长7.1%;原油产量1949年仅为12.0万吨,2018年达到1.9亿吨,增长1574.9倍,年均增长11.3%;天然气产量1949年仅为0.1亿立方米,2018年达到1602.7亿立方米,增长22894.7倍,年均增长15.7%;发电量1949年仅为43.0亿千瓦小时,2018年达到71117.7亿千瓦小时,增长1652.9倍,年均增长11.3%。

     

      三、能源消费保持较快增长,用能条件和水平不断改善

      新中国成立70年来,随着我国经济快速发展、人民生活水平不断提高,能源消费整体呈现较快增长态势。1953年,我国能源消费总量仅为0.5亿吨标准煤,2018年达到46.4亿吨标准煤,比1953年增长84.8倍,年均增长7.1%。

      人均用能水平显著提高。1953年,我国人均能源消费量仅为93千克标准煤,2018年达到3332千克标准煤,比1953年增长34.8倍,年均增长5.7%。

      能源消费弹性系数[2]不断下降。1954年,我国能源消费弹性系数高达3.54,2018年为0.50,比1954年弹性系数低3.04,比1954-2005年、2006-2017年平均弹性系数分别低0.49、0.01。

     

      四、能源结构大幅优化,清洁低碳化进程不断加快

      新中国成立70年来,随着我国能源总量不断发展壮大、用能方式加快变革,能源结构持续大幅优化改善,清洁低碳化进程不断加快。

      生产结构逐步向清洁化转变。受我国能源资源禀赋“多煤少油缺气”特点影响,新中国成立初期,原煤占能源生产总量的比重高达96.3%,其他品种原油仅占比0.7%,水电占比3%。70年来,原煤占比在波动中持续下降,2018年下降到最低的69.3%;原油占比稳步提高到1976年最高的24.8%后逐步下降,2018年下降到7.2%;天然气、一次电力及其他能源等清洁能源占比总体持续提高,天然气由1957年最低的0.1%提高到2018年最高的5.5%,一次电力及其他能源由1949年的3.0%提高到2018年最高的18.0%。

      消费结构持续优化改善。受资源禀赋特点影响,煤炭占我国能源消费总量比重始终保持第一,但总体呈现下降趋势,由1953年的94.4%下降到2018年最低的59.0%;石油占比在波动中提高,由1953年最低的3.8%提高到2018年的18.9%;天然气、一次电力及其他能源等清洁能源占比总体持续提高,天然气由1957年最低的0.1%提高到2018年最高的7.8%,一次电力及其他能源由1953年的1.8%提高到2018年最高的14.3%。

     

      五、能效水平显著提升,单位GDP能耗不断下降

      新中国成立70年来,随着我国能源科技创新能力不断提升,能源技术装备突飞猛进发展,自动化、智能化、数字化推动能源系统不断优化,能效水平得到显著提升,2018年单位GDP能耗比1953年降低43.1%,年均下降0.9%。从单位GDP能耗指标值(GDP按2018年价格计算)来看,由1953年的0.91吨标准煤/万元逐步上升到1960年最高的2.84吨标准煤/万元后逐步下降,70年代开始又逐步上升后,基本呈现稳步下降态势,2018年下降到最低的0.52吨标准煤/万元;从单位GDP能耗降低率来看,在改革开放之前波动较大,多数年份为上升,改革开放之后基本保持下降态势。

     

      六、“十一五”以来能源发展进入新阶段,节能降耗取得巨大成效

      “十一五”以来,我国高度重视节能降耗工作,陆续出台多项节能降耗政策措施,不断加强节能减排体制、机制、法制和能力建设,切实推进工业、建筑、交通等重点领域节能降耗,通过加快产业调整、淘汰落后产能、优化能源结构和推进节能型社会建设等方式,促使我国能源发展进入新阶段,节能降耗取得巨大成效。

      能源生产由传统能源加速向新能源转变。“十一五”以来,我国能源生产发生巨大变革,发展动力由传统能源加速向新能源转变,能源结构由原煤为主加速向多元化、清洁化转变。原煤、原油等传统能源生产增速明显放缓,占比大幅下降:2005-2018年,原煤产量年均增长3.5%,比1949-2005年年均增速回落4.5个百分点,占能源生产总量比重2018年比2005年下降8.1个百分点;原油产量年均增长0.3%,年均增速回落13.7个百分点,占比下降4.1个百分点。天然气、水电、核电、新能源(风电、太阳能及其他能源)等清洁能源加速发展,占比不断提高:天然气产量年均增长9.5%,占比提高2.6个百分点;一次电力及其他能源产量年均增长10.2%,占比提高9.6个百分点。

      能源消费过快增长势头得到有效控制,清洁低碳化趋势加快。“十一五”以来,我国能源消费革命不断深化,用能方式不断变革,清洁低碳化进程显著加快,品种结构继续优化,利用效率高、污染小的清洁能源消费比重进一步提高,能源消费得到有效控制。2005-2018年,能源消费总量年均增长4.5%,比1980-2005年年均增速回落1.5个百分点。煤炭、石油等传统能源消费增速减缓:煤炭消费年均增长3.7%,年均增速回落2.0个百分点,占能源消费总量比重2018年比2005年下降13.4个百分点;石油消费年均增长5.0%,年均增速回落0.4个百分点,占比提高1.1个百分点。天然气、水电、核电、新能源(风电、太阳能及其他能源)等清洁能源消费高速增长,占比大幅提高:天然气消费年均增长14.8%,年均增速加快9.9个百分点,占比提高5.4个百分点;一次电力及其他能源消费年均增长9.9%,年均增速加快1.2个百分点,占比提高6.9个百分点。

      节能降耗取得巨大成效。“十一五”以来,在各项节能降耗政策措施的大力推动下,经过全社会的共同努力,我国单位GDP能耗整体呈现下降态势,2005-2018年累计降低41.5%,年均下降4.0%,比1952-2005年年均降幅扩大3.9个百分点,节能降耗取得巨大成效。“十一五”时期,单位GDP能耗2010年比2005年降低目标为20%左右,实际下降19.3%;“十二五”时期,单位GDP能耗2015年比2010年降低目标为16%以上,实际下降18.4%;“十三五”时期,单位GDP能耗2020年比2015年降低目标为15%,2018年比2015年已下降11.4%。

      当前,世界能源格局深刻调整,应对气候变化提上议程,能源治理体系加速重构,新一轮能源革命蓬勃兴起。随着我国经济发展步入新常态,能源转型变革任重道远,传统能源产能结构性过剩问题仍较突出,发展质量和效率亟待提升,节能降耗面临阶段性压力,有效控制能源消费总量和完成“十三五”单位GDP能耗降低15%的目标,仍需继续努力。“十三五”时期是全面建成小康社会的决胜阶段,也是推动能源革命的蓄力加速期,我们必须深入贯彻落实党的十九大精神,以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,牢固树立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念,遵循能源发展“四个革命、一个合作”战略思想,深入推进能源革命,着力推动能源高质量发展,建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系,推动生态文明建设迈上新台阶。

     

    注:[1]本文中2018年数据为初步核算数。

      [2]能源消费弹性系数=能源消费增长速度/GDP增长速度。

     

      本文来源于:国家统计局网站

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