甘肃省新能源产业链发展现状及问题

       在“双碳”背景下 , 甘肃省新能源发展驶入快车道，新能源装机占比达到 51.6%，新能源产业已经是甘肃经济发展重要的支撑。甘肃省风光资源优势与产业链短板并存、部分产能过剩与不足并存等问题仍然存在，具体如下：

新能源产业链上游主要包括太阳能、风能和储能等能源设备以及组件和零部件制造业 ；中游作为整条产业链的重要环节，主要包含太阳能发电、风力发电等能源供应商，将风光等自然能源资源转化为便于输送利用的电力能源，是能源转化的核心环节 ；下游主要包括输变电、新能源汽车、加氢站等公共及个人应用领域。

一、甘肃省新能源产业链发展现状

近年来，甘肃省坚持以链式思维抓新能源产业，逐步构建了新能源高质量发展支撑体系，新能源产业在甘肃省正聚链成群，聚链成势。

（一）新能源产业链条日趋完备

“十四五”期间，甘肃省将新能源资源开发和新能源装备制造业发展有机结合，先后出台了《关于培育壮大新能源产业链的意见》《甘肃省新能源及装备制甘肃省新能源产业链发展研究造产业链实施方案》等相关政策文件，积极承接中东部产业转移。先后引进金风科技、东方电气、正泰集团、宝丰集团等龙头企业，积极培育壮大新能源装备制造产业链，初步形成了酒泉风光电全产业基地、武威风电产业基地、金昌新能源电池材料供应和电池生产基地、张掖区域制氢用氢试验示范基地等。从上游的硅料等原材料加工、新能源装备制造产业，到下游的电能储存与应用、氢能的示范利用，新能源产业链条日趋完善。

（二）新能源产业对经济带动有力

新能源项目建设具有投资需求大、产业链长、覆盖面广、带动效应强等特点，能有效拉动原材料、装备制造业、发电企业等上下游产业发展，在稳增长、促就业、惠民生中有着重要作用。2021 年全省新能源投资项目 184 个，完成投资 306.0 亿元，拉动全省固定资产投资增长 4.2 个百分点。今年已开工建设的瓜州宝丰多晶硅上下游协同项目、玉门昌马、张掖盘道山、肃南皇城抽水蓄能工程等单项投资超百亿，计划建设的陇电入浙工程配套新能源外送项目、特高压直流工程投资达到八百多亿元，可带动投资超 2000亿元，有效促进当地产业发展，为地方经济发展注入了新动能。

（三）新能源开发利用国内领先

2022 年全省新增新能源并网 622 万千瓦，截至 2022 年底，全省发电装机容量 6780.8 万千瓦，其中风电 2073.0 万千瓦，太阳能 1417.4 万千瓦，储能 6.0 万千瓦，新能源装机占比超过火电，跃升为第一大装机电源，达到51.6%，排名全国第三。全年完成发电量 1970.1 亿千瓦时，其中新能源发电量 538 亿千瓦时，占总发电量的 27.3%，发电量居全国第二。省内消纳新能源 298亿千瓦时，跨省外送新能源 240亿千瓦时，利用率保持 95% 以上，甘肃省绿电已输送至 21 个省份，新能源市场电量占比居全国第一，新能源开发利用处于国内“第一梯队”。

二、甘肃省新能源产业链发展存在的问题

甘肃省新能源产业经过多年发展，逐步形成了一条技术较成熟、配套较完备的产业链，但在新时代实现“双碳”目标的背景下，仍存在发展不平衡、不充分的问题。

（一）产业链中下游发展不协调不均衡

中游发电装机规模大，但系统调峰能力与之不匹配。虽然当前抽水蓄能发展势头较猛，开工建设较多，但由于抽水蓄能建设周期长（6-8 年），第一批项目预计到 2030 年投产，短期内火电和新型储能仍是电网调峰的主力军。截至 2022 年底，全省新型储能装机规模仅 47 万千瓦，储能调峰能力较弱，满足不了“十四五”期间新能源大规模并网对调峰调频的迫切需求。下游送出与消纳能力不足，相比电源的规划和建设，外送通道建设明显滞后，目前仅建成酒湖直流特高压通道，2022 年全省新能源外送电量 240 亿千瓦时，其中酒湖直流 113 亿千瓦时，外送能力明显难以支撑高速增长的风光装机规模。外送电量受输送通道、调峰能力、受端需求等诸多因素制约，难以持续增长。全省产业经济基础薄弱，全社会用电量处于较低水平，新能源发电量与全社会用电量增速不匹配，2022 年新能源发电量同比增长达 20.7%，而全社会用电量仅同比增长 0.4%，外送电量仅增长 8.31%。

（二）产业链上游竞争加剧

随着新能源产业的不断发展，大部分技术已经趋于成熟，加之规模化效应逐步显现，现已全面进入平价无补贴发展新阶段，实现了由补贴驱动向市场驱动的转变。价格和技术壁垒的降低致使进入新能源行业门槛降低，越来越多的企业布局新能源产业，省内已落地的新能源装备制造产业主要集中在光伏组件、风机总装等领域，风电产业链中主机总装、叶片、塔筒产能与光伏产业链中的组件产能均已远超需求，不仅产业相似度高，而且存在同质化竞争，没有形成分区域、差异化的布局。此外，已落地产业链项目科研力量薄弱，缺乏相应技术支撑，产业链与创新链发展存在不平衡，本地创新能力不强，风力发电机、光伏玻璃等关键零部件生产还存在缺口。发展较早的风电、光伏产业各环节的成本逐渐透明，产业链整体收益水平逐步趋微。

（三）非技术成本推高了新能源项目成本

为了解决新能源发电随机性、波动性、间歇性短板，强配储能俨然已是一个大趋势，很多地方都要求新能源电站必须配置一定比例的储能。《甘肃省发改委关于“十四五”第一批风电、光伏发电项目开发建设有关事项的通知》要求，河西地区最低按电站装机容量的 10% 配置，其他地区最低按 5% 配置，储能设施连续储能时长均不低于2 小时，嘉峪关市甚至要求不低于项目规模 20%。但根据国家发改委数据显示，2021 年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有 483 小时，配置储能的新能源电站仍按常规新能源电站方式调度。建一个光伏电站，比较理想的情况下收益率能达到10％左右，如果再配上 20％的储能，投资成本会再增加 10％ -20％，收益率降到了 6％ -7％。再加上部分地方对新能源项目投资提出了一些附带条件，包括产业配套、投资修路、与本地企业合作等，一定程度上又提高了项目开发的非技术成本。

（四）回收利用循环产业发展滞后

甘肃省新能源产业发展起步较早，早期风电项目抢占了资源优质地区，但由于机组额定风速高、单位千瓦扫风面积较小、风能利用率较低的机组占比高等因素，在同等风资源条件下，利用小时数远低于新机型。老旧风电场亟待改造升级，退役后的大量风机叶片、光伏组件如何处理成为新的难题。虽然目前已经初步培育了一些回收利用模式与技术路线，但由于市场不成熟、回收利用价值不高，企业的投资热情不高。目前风机叶片、光伏组件回收利用技术商业模式发展尚处于起步阶段，未实现产业化。预计风电光伏产业将在 2025 年迎来第一波大规模“退役潮”，新能源回收利用产业链亟待建立。(作者：王芳源)