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【政策法规】发改委将于12月19日召开全国碳排放交易体系启动会议

【政策法规】国家能源局综合司关于做好2017-2018年采暖季清洁供暖工作的通知

【政策动态】国家能源局开展普通电站及领跑者项目环境监测评价工作

【行业动态】截至2017年10月底全国风电新增投产1070万千瓦 同比增长6.8%

【行业动态】亚太能源转型：实现以分布式能源为主 上演电储能之争

【行业观点】储能将以什么新面目参与纽约批发电力市场？

【行业观点】分布式能源迎来“奇点” 呈现“井喷式”发展

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【行业观点】储能电池市场：未来十年新蓝海

【行业前沿】我国分布式光伏电站发展历程

【行业前沿】盘点！中国最适合开发光热发电项目的几个重点县市

【专家观点】刘宝华：十年左右我国清洁能源发电装机可超煤电

发改委将于12月19日召开全国碳排放交易体系启动会议

国家发改委近日发布《关于召开全国碳排放权交易体系启动工作电视电话会议的通知》，定于12月19日14：30召开全国碳排放权交易体系启动工作电视电话会议，国家发改委张勇副主任将出席，就落实全国碳排放权交易市场建设方案，推动全国碳排放权交易市场建设有关工作进行动员部署。

http://www.secn.net/news/show-429.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）

国家能源局综合司关于做好2017-2018年采暖季清洁供暖工作的通知

近日国家能源局发布通知，要求各地发展改革委（能源局）（或相关主管部门）统一部署清洁能源供应、清洁供暖热源、管网线路、节能建筑等清洁供暖各环节的工作，推动清洁能源取暖替代工作，加强指导协调，提高办事效率，推动天然气管网、配电网、热力管网等清洁能源供应相关项目尽快建成投运。结合清洁能源供需情况，会同企业做好清洁能源供应的总体调配和运行管理工作。进一步通过煤电灵活性改造、辅助服务市场机制等方式提升电力系统调节能力，支持风电、光伏保障消纳外电量更多用于清洁供暖，减少弃风弃光。

http://www.secn.net/news/show-428.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）

国家能源局开展普通电站及领跑者项目环境监测评价工作

近日，国家能源局印发国能发新能〔2017〕79号《关于建立市场环境监测评价机制引导光伏产业健康有序发展的通知》，全面开展监测评价工作，监测对象为普通电站和领跑者项目，不含光伏扶贫村级电站和分布式光伏。

截至2017年10月底全国风电新增投产1070万千瓦

同比增长6.8%

全国新增装机容量快速增长。1-10月，全国电源新增生产能力（正式投产）9982万千瓦，较上年同期多投产2009万千瓦，同比增长25.2%。其中水电893万千瓦，较上年同期多投产26万千瓦，同比增长3.0%；火电3321万千瓦，较上年同期多投产255万千瓦，同比增长8.3%；核电新增218万千瓦，较上年同期少投产503万千瓦；风电1070万千瓦，较上年同期多投产68万千瓦，同比增长6.8%；太阳能发电4480万千瓦，较上年同期多投产2163万千瓦，同比增长93.4%。

图1.截至2017年10月底我国分类型新增装机情况

1-10月，全国仅新增太阳能装机比重增加。其中，新增水电占新增总装机的8.95%，较上年同期下降1.93个百分点；新增火电装机比重达33.3%，较上年同期下降5.2个百分点；新增核电装机比重2.18%，较上年同期下降6.9个百分点；新增风电占10.7%，较上年同期下降1.85个百分点；新增太阳能发电装机占44.9%，较上年同期增加15.8个百分点。

图2.截至2017年10月底我国新增装机分类型占比情况

分析

2017年1-10月，我国新增装机主要集中在山东、江苏、安徽、浙江、河南、四川、河北、福建、新疆等省份（新增装机均在360万千瓦以上），占新增装机总量的67.5%；

⊙新增装机类型主要以太阳能发电装机为主，占总装机的44.9%，太阳能发电新增装机主要分布在安徽、浙江、山东、河南、江苏和河北等省份（新增装机300万千瓦以上）；

⊙火电新增装机占总装机33.3%，主要分布在山东、江苏、新疆、内蒙古和福建等省份（火电装机项目合计均220万千瓦以上）；

⊙水电新增装机占比为8.9%，主要集中在四川、江苏、陕西等省份（项目合计装机分别为438、125、69万千瓦）；

⊙风电新增装机占比为10.7%，主要集中在山东、青海、河北、山西、河南、陕西、江苏、江西、四川等省份（项目合计装机均在60万千瓦以上）。

图3.2017年1-10月各省新增装机分类型情况

亚太能源转型：实现以分布式能源为主 上演电储能之争

2017年10月31日，彭博新能源财经亚太首席JustinWu发表关于亚太地区能源转型的演讲时表示，亚太地区是世界能源革命的重要组成，无论是政府、公司以及每一个用户都参与其中。两年前，彭博新能源财经在中国上海举行首届亚太地区未来能源发展高层会议，主题围绕贸易、技术以及转型发展。时至今日，上述三大议题仍然是能源发展的关键，与此同时，还有六大疑问是目前亚太地区能源系统发展急需解答的难题，值得我们来共同探讨和研究。

在过去的2年时间里，能源转型在亚太地区掀起阵阵飓风。电力市场自由化重组，可再生能源与传统能源结合，以及政府为保障能源系统安全和资源环境平衡的相关立法已经成为最热的话题。

在清洁能源发展方面，美国、欧洲、中东以及亚洲已连续五年出现实质性投资增长。对于迅猛的发展，人们不禁对下一阶段的远景提出疑问。这些疑问大多涵盖“一带一路”倡议的投资回报率；经济发展中电气化的构成形式；电池制造业的合理布局；电动汽车发展引发脱离燃油车后存在的不便性；为确保电网稳定所作的电力市场设计；以及亚太地区是否会经历天然气革命等。

1.能源政治及贸易

长久以来，亚洲在海外的经济贸易及投资长足发展。日本企业自二战结束经济重建后向海外大量出口产品。随后，工业迅速发展的韩国、中国台湾地区以及中国大陆地区组成庞大的经济体。从最初的具有经济优势的低成本制造，逐渐发展到向海外市场提供质量更好的产品，再到其他形式的海外直接投资，其中包括资产收购，迁移到生产设施成本较低的地方，以及近期收购外国企业和技术。这样一系列的发展形式——从大宗商品贸易到资产、技术收购，也同样延伸至世界能源系统。

中国发出“一带一路”倡议，将在欧亚大陆和东亚50个发展中国家的能源设施制造产业拉动数万亿美元投资。2017年5月在北京举行的高峰论坛上，得到包括俄罗斯总统普京在内的诸国国家元首的认可，以及国际货币基金组织的支持，这一倡议进一步得到世界范围的重视。会后，30国签署联合公报共同支持贸易开放和国家间的互联互通。

2016年底，中国已完成“一带一路”沿线国家直接投资超过145亿美元，这其中1/3的投资集中于能源领域。同时，中国两大银行——中国开发银行和中国进出口银行宣布，在今年5月已发放超过550亿美元特殊贷款计划来支持“一带一路”倡议。未来全球能源需求集中于发展中国家和地区，中国首先提出和倡导的这一举措，将从根本上改变未来世界能源的格局。

当然，这样的雄心壮志也受困于重重阻碍。出于地缘政治等原因，中巴经济走廊就受到了包括印度在内的部分沿线国家的反对和抗议，并在克什米尔地区形成反对阵营。“联通工程必须建立在国家主权和领土完整的基础之上。”印度在一份声明中写道。

所以急需解答的第一个问题就是，当中国的国内能源需求放缓引发持续增长的海外投资，这样的工程或构想是否可以带给投资人和借贷方合理的投资回报和收益。

尽管目前相关的数据还不完善，但在与彭博新能源财经的对话中，中国海外投资者认为“一带一路”投资的风险和其他能源领域的投资风险并无太多差异——均涉及投资下降、汇率波动、供应链中断，以及有经验的劳工短缺等风险。所以也不难理解，为什么中国的能源投资者更倾向于西欧、北美及澳大利亚等发达国家市场。但我们也应意识到，当涉及到海外投资时，政治需让位于投资回报。在彭博新能源财经亚太峰会上，我们将通过全体投资者大会进一步探讨中国的这一倡议，并通过分组会议来深入研究印度、撒哈拉地区、澳大利亚、越南等目标市场的构建。

同样值得考虑的就是在这些国家中要建设什么样的能源工程。中国已经在新兴市场中投资建设了25吉瓦煤电项目，尽管煤电项目出于环境因素的考量将逐渐退出市场。中国的石油公司也已经在沿线国家完成超过2000亿美元的投资，这其中大部分是用于石油和天然气基础设施建设来振兴化石能源开发出口至中国。当国内经济发展增速趋向平缓，政府倡导的发展构想将助力该国国有企业（包括煤炭、石油相关）在海外开辟新的潜在市场。

当然，中国企业在海外市场也不是单兵作战，日本电力公司目前在海外拥有17吉瓦的发电储备，并准备在2030年时将该数字增长至50吉瓦。基于下滑的电力需求和持续增长的售电竞争，日本电力公司正在海外寻求更好的投资回报。这其中以南亚市场的发展最为突出，其在泰国的投资已占比近全部投资的1/4。

与中国公司的开发模式相同，日本海外化石能源投资占到很大比重，在17吉瓦的海外发电储备中73%是天然气发电。日本电力企业、设备制造商和银行也毫不吝啬于在新兴市场上对“清洁煤”技术的出口或融资。

东亚企业的海外发展瞄准了能源准入和市场的振兴。但是，在许多方面，他们也把传统的能源系统带到了这些国家——集中的化石能源发电，以及高压输电网。所以第二个问题就是，发展中国家电气化发展路径究竟是走发达国家能源发展的老路，还是在分布式电源、微网以及小规模发电上另辟蹊径？

2.电储能之争

早在2005年，10大太阳能企业在世界上是一个多样化的群体，那时他们的制造能力和现在不可同日而语。这10大企业来自于日本、西班牙、德国，且只有一个企业来自于中国。2017年，世界10大太阳能制造商全部被中国企业包揽，世界80%的光伏元件均产自中国，并且已经在技术和能效方面世界领先。

随着光伏发电能力的增长，光伏元件的生产成本迅速下降，这都归功于中国光伏制造业的发展。这也成为目前世界能源发展的关键——我们可以更好地畅想未来能源转型，从目前的能源发展模式转变为以分布式能源为主的能源系统，以光伏为先驱，来更好地应对气候风险。这就带来了第三个问题，从上个10年光伏制造业的发展，我们是否可以预见电池制造业的发展趋势？

目前中国锂电池的生产能力已占到世界的半壁江山，其他的生产地区还包括韩国、日本和美国。居于目前世界10大电池生产商首位的是韩国LG公司，紧随其后的是中国的比亚迪。在10大锂电池制造商中，近半都来自于中国。

在未来四年我们可以看到中国将引领电池制造业的发展。到2021年，全球锂电池制造能力将翻番，中国制造能力将提升至76%。尽管LG公司和特斯拉公司都昭示了其在电池领域发展的勃勃雄心，但得益于近期由政府批准的五家锂离子电池制造商和许多新兴公司的崛起，中国锂电池制造业的扩张速度将会轻易赶超其他国家，在市场竞争中占优。

电池业的发展多仰仗于电动汽车业的进步，通过其对锂电池需求增长的拉动，在未来几年将成为新的发展极。2016年，中国成为最大的电动汽车消费市场，销售额超过位居第二位的美国两倍以上。大部分中国电池生产厂家将重点聚焦于家庭电动汽车和小型固定能源存储市场，这样的发展也是基于该国的国家产业政策。

蓄电池和电动汽车产业发生的变革，促使亚洲经济发展存在的一些既有问题逐渐浮出水面，这也是我们要讨论的第四个问题：中国是否已经意识到，电子移动产业将会是未来全球经济发展的主要引领？是否比亚迪、北汽、吉利会成为下一个通用、宝马或者是丰田？是否日本移动制造商在南亚建造的生产线，试图以内燃机来削弱电动汽车经济？再谈谈印度，该国试图通过采用推动电动汽车发展的方式来减少对于中东石油的进口依赖。所以和伊朗进行石油贸易还是选择从中国进口电池？

电动汽车的发展，不仅关系到用户个人习惯的改变，同时还需要包括移动互联以及网约车平台等新技术、新平台的支撑。众所周知，优步已于2016年退出中国市场，其在与滴滴短暂且耗资巨大的竞争中，投入接近20亿美元。目前优步已锁定南亚市场，并与该市场中占网约车产业主导地位的GrabTaxi进行激烈竞争。目前南亚市场是世界第四大网约车市场，已拥有超过该地区半数居民的注册量。

彭博新能源财经已于2017年组建一支新的“智慧移动”团队来关注持续增长的电子产业，来共同推动未来智能移动平台的发展。

3.能源系统安全

目前来看，亚太地区能源转型已势在必行。澳大利亚能源系统在近几年已经高度渗透了可再生能源，但在澳大利亚南部地区的用电管制已对澳大利亚整个电力系统的可靠性和安全性提出了新的要求。

今年7月，由法国可再生能源集团和特斯拉公司在南澳大利亚地区共同组建了世界最大的锂电池生产厂家，这家公司还拥有政府支持背景。特斯拉公司总裁ElonMusk曾宣称，组建这一公司将在100天内完成电池的组装并无偿向澳大利亚提供使用。这一系统的构建将耗资1亿美元，但仍然无法完全修复由于用电需求峰值所引起的南澳大利亚电力系统的问题。但这一举动加速推进了澳大利亚对于电力系统设计以及具有波动性可再生能源加入后，能源储存在电力系统中的重要作用的探讨和研究。这也有助于澳大利亚政府强化电力零售商对电力有效、安全分配，以及降低发电污染物排放来达成该国的能源转型目标。换言之，监管干预迫使该国最大的电力公司在未来将负责任地建造间歇性可再生能源，并为今后其他国家提供了潜在的样板。

今年8月，在中国台湾地区也发生了一次影响到80%用电人口的大停电。当地的媒体曾以“我们是否需要呼叫Elon（特斯拉公司总裁）”为题，来诠释了构建稳定、安全的电网是否需要电储能加入的话题。这样简短的标题，也为我们打开了一个巨大的话题，也就是我们的第五个问题。

这个问题关系到电力市场的设计及核电的未来发展趋势。市场设计者一直致力于以更高的能效和更低的成本来为用户提供电能，同时允许更多的可再生能源在无补贴，以及对电网危害最小的条件下并网。

在热点议题之外，台湾的大停电同时还触及到了亚洲能源转型的另外一个问题——核电的未来发展。从2011年福岛核事故发生至今，亚洲已对反核形成一定的共识，越来越多的政府关停了核反应堆。

2017年5月，韩国电力部长MoonJae-in也表示了对亚洲未来核能发展的不确定。同时，他设计的能源发展路线表明韩国将在2040年关停所有核能发电，以促进可再生能源、电动汽车和气电来促进达到更低的污染物排放目标，解决空气污染问题。

就在刚刚过去的几周，日本总理安倍晋三再次以压倒性优势当选。一个使他区别于其主要竞争对手——东京州州长小池百合子，就是核电重启。尽管安倍获得胜利，核能的重启仍进展缓慢，同时，该国的煤电和气电也在逐渐增加。

对于亚洲核能发展的不确定，政府显然与民众对于福岛核事件的影响站到一边，对于核能的重启仍然有所顾虑，与此同时，更清洁、更经济的天然气也为能源转型提供了更好的选择。亚洲天然气需求量在2017年增长了8.8%，是自2011年福岛核事件以来最大的增长。亚洲各国在2017年前半年的天然气进口量均有所增长，日本较前年增长近6个百分点，中国进口量增长38%，韩国增长20%。

尽管成交价格持续报升，天然气的供给量到下个十年仍然供大于求，这也将成就更令人欣喜的价格和更多的合同成交量。大量的经济且具灵活性的天然气资源从美国和澳大利亚输出，部分缓解了亚洲主要进口国对于核能发展的焦虑。低污染的天然气发电也被视为替代煤电的更好选择。这也带来了我们最后一个，或许是最重要的一个问题——亚洲是否正在经历天然气革命？

根据相关数据表明，亚洲将是未来天然气需求中心，2030年天然气进口量将占世界总进口量的70%。从2025年起，中国、印度及南亚的进口量将超过日本、韩国及台湾地区进口量的总和。天然气将持续以较低的价格在新兴市场中占据份额，而浮动储存和再气化技术将促使更多国家更便捷地以低成本建设天然气进口基础设施，来满足更多的市场需求。

储能将以什么新面目参与纽约批发电力市场？

12月4日，纽约独立系统运营商（NYISO）发布了一份报告，对0.1MW及以上容量的储能资源（energystorageresources，ESR）参与市场新模型的整合、开发和有效利用进行了时间安排。

在《储能状况：纽约批发电力市场中的储能资源》这份报告中，NYISO审查了ESR的技术、监管及市场现状，并概述了制定全面的市场参与模式将采取的步骤。报告指出，NYISO目前正在开发一种新的能够反映ESR技术进步和政策动态的市场设计理念，从而使得批发市场电网运营商和ESR管理者能够更好地利用ESR。

NYISO目前允许储能资源作为ELRs（一种每次运行可达4小时并可获得容量费用的资源）参与市场，同时对与NYISO市场交换能量并参与监管市场的储能资源有一定限制。储能资源也可参与需求响应计划，目前储能资源可参与的需求响应计划有以下4种（大部分都参与前两种）：需求侧辅助服务、特殊情况下的资源、日前需求响应以及紧急需求响应。参与这些需求响应计划的资源要求容量至少为1MW，并且允许整合。

今年早期发布的NYISO储能资源发展蓝图

报告指出，根据2017年初“NYISO分布式资源发展蓝图”中公布的市场参与模式，允许20MW及以下的ESR与其他非ESR分布式能源（DER）（最小容量为0.1MW）进行整合，以便促进其参与批发市场。

12月4日NYISO发布的报告侧重点在容量大于0.1MW并且希望参与NYISO电力批发市场的ESRs。报告中说ESR可以为NYISO市场提供各种服务。NYISO监督日前及实时市场，并在市场中调度能源，调节以及运行备用。

能源

报告指出，当负荷水平较低时，ESRs可以作为用户用电；当负荷水平较高时，ESRs可以作为发电机发电，帮助电网运营商处理高峰时的负荷，管理可变的间歇性资源，并在某些情况下推迟电网输电系统的扩建。

能源市场可调度的间歇性资源容量有限，通常根据资源（如风能和太阳能）的预计可用性来安排其发电。由于传输限制而导致这些资源发电不经济，或者由于供需不匹配而存在潜在的可靠性问题时，能源市场可能会削减这些间歇性资源的出力。削减NYISO中的风电出力是经济的——风力发电商会确定一个可削减出力的合适价格。

与其他完全可调度的资源一样，ESRs也可以及时对经济信号做出响应，帮助管理间歇性资源的变化。储能可以通过容量不足时发电以及容量过剩时用电来“锁定”可再生能源的出力。

风力发电通常在夜间达到峰值，光伏发电通常在中午达到峰值，储能资源可以购买这些能量并在几小时后出售，这样可以支持更大的可再生能源普及率，同时保持电网的可靠性。

现有的输电基础设施无法从纽约东部和北部向纽约市及长岛这些大的负荷中心输送可再生能源电力，因为会发生输电阻塞问题。报告中有一张图标显示了可再生能源发电厂和大型负荷中心如何由于输电网络约束问题而被隔离的。在系统不受限制的情况下，ESRs可以通过存储可再生能源电力来实现可再生能源的进一步渗透。

同时，报告还详细阐述了ESRs在市场中的所起到的其他作用，如降低高峰需求、满足备用要求等。

批发市场

2016年11月联邦能源管理委员会（FERC）发布了拟议规则制定通知（NORP），以鼓励在批发市场中消除ESRs和DER整合的障碍。NYISO表示将继续开发设计其市场，以符合FERC发布的规则。电网运营商表示，ESRs与批发市场中的其他资源不同，它必须在先购买电力的情况下才能出售电力并提供市场服务，因此ESRs可通过低谷期以低成本购买电力并在高峰期以高价出售从而获得最大利润。这种电力交易可以在日前市场或实时市场完成。

NYISO：应该授予ESRs设定价格的权力

报告中认为，允许ESRs制定价格将鼓励批发电力市场中ESRs与其他技术之间的竞争，从而降低消费者的成本。

最小容量要求

虽然特殊情况下容量的最低要求为0.1MW，但需求侧辅助服务的储能资源容量最低要求为1MW。

储能市场规划的3个阶段

第一阶段：储能整合（2017-2020），这一阶段将确定重要的参数，包括ESR报价中的参数及创建新的ESR参与模型。NYISO指出，ESRs不是作为单独的负荷或发电商来报价，而是要提交能够反映物理约束的报价。在这种模式下，ESRs将根据价格在小时之内切换发用电。

第二阶段：储能优化（2019-2022）.这一阶段将考虑资源在一天之内的能源限制，从而更高效的利用ESR服务。在这个阶段，ESR运营商可以授权NYISO使用经济调度软件来控制ESR的充放电，而不是在日前或实时市场中提交报价，从而最大化ESR的潜力。

第三阶段：储能与可再生能源的整合（2020-2023），这一阶段将分析ESRs与间歇性资源的匹配度，将可变资源确定为可调度机组。

分布式能源迎来“奇点” 呈现“井喷式”发展

近年来，得益于电力技术、信息技术、控制技术和储能技术的快速发展，全球分布式能源项目呈现“井喷式”的发展。可再生能源发电和小型燃气轮机技术的成熟使得平准化能源成本（LCOE）快速下降，分布式能源项目的经济性从过去的发展障碍一跃成为了驱动力；储能技术为分布式能源带来了更大的灵活性，可再生能源利用可以不受制于其间歇性的特征，多余的电力和热力也可以得到储存；信息和通信技术在电网中的应用极大地提高了对能源实时数据访问的能力，物联网作为通信基础设施的发展推动分布式能源系统从单纯的机械设备向智能化、数字化演进。在技术创新的引领下，分布式能源系统相比于传统集中式“发电—输电—用电”模式的诸多优势得到了强化：更高的综合能源利用效率、更少的污染物和温室气体排放、强化的系统稳定性和供能安全，以及更低的用能成本。分布式能源技术所倚赖的电力、通信、储能技术全面进入成熟阶段，已经非常临近打破传统能源技术成本壁垒的平衡点。时至今日，我们即将迎来分布式能源发展的“技术奇点”。

分布式供能技术

分布式供能技术是分布式能源系统的核心，其中包括各种发电技术及热电联产技术等。例如，分布式光伏发电系统的基本模块是进行光电转换的光伏阵列，分布式天然气热电联产（CHP）系统的核心是燃气轮机或者内燃机（也可以使用其他燃料或者技术，比如生物质能和燃料电池）。技术创新使得光伏组件和天然气燃气轮机等分布式供能设备能够适应各种用能需求，同时成本也大幅下降，为分布式能源的普及创造了客观条件。

天然气分布式能源技术以燃气轮机或燃气内燃机等设备为核心，在发电的同时，利用燃机产生的余热为用户供热和制冷。采用能源梯级利用的模式，天然气冷、热、电三联供（CCHP）机组的综合能源利用效率远高于独立的发电和供热系统，如西门子SGT-300型燃气轮机机组其冷热电三联供项目的燃料利用效率通常可达到80%以上，同时用能成本可降低约40%。另一方面，更高的效率也意味着更少的排放。相比于传统的燃煤发电和燃煤锅炉，天然气分布式能源在氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放上具有先天优势，燃气发电的二氧化碳排放量也仅为燃煤发电的一半。此外，燃气轮机独具的燃料灵活性也使其非常适用于分布式能源领域。近期，中电（成都）综合能源有限公司位于四川省成都高新科技产业开发区西部园区的分布式能源站项目就采用了此种设备。由于四川有得天独厚的天然气资源，该公司计划利用两台西门子SGT-800型燃气轮机燃料灵活性的特点，进一步降低能源成本。

世界范围内，发达国家在燃气轮机、燃气内燃机等核心动力设备的设计、试验和制造上仍占据主导地位，同时在关键零部件的制造过程中不断引入新技术。其中，3D打印（又称“增材制造”）已经成为燃机制造企业的下一个技术突破口。利用3D打印技术，西门子等企业完成了叶片等零部件的试制和满负荷试验，并有望将3D打印应用于其余燃机部件的设计和批量生产中。3D打印技术可以大幅缩短设备的研发周期，改善零部件的性能，提高设备的运行效率，充分发挥技术创新的潜能。

分布式光伏发电领域，在技术创新的推进下，“降本”和“增效”两个光伏系统发展根本目标都取得了积极的进展。得益于传统的晶硅材料不断研发以及碲化镉、铜铟镓硒、钙钛矿等新型材料技术的突破，光伏组件能量转换效率不断提高，抗老化、抗紫外、导热、阻燃等性能也大幅提升。金刚线切割、钝化发射区背面电池（PERC）技术等成为行业热词，得到市场的逐渐认可；与此同时，之前甚少企业介入的全背接触式电池（IBC）、异质结电池（HIT）以及金属缠绕背接触电池（MWT）等高效电池技术也受到了越来越多企业的关注和投入。“十三五”光伏技术创新规划提出，2020年前将晶硅太阳能电池效率提高到23%以上的目标，实现HIT、IBC等电池国产化等。从成本来看，同样3KW规模的分布式户用屋顶光伏电站成本已经降低至3万元人民币以内，较十年前成本下降了50%，分布式光伏“平价上网”的时代已经越来越近。

值得一提的是，分布式天然气和分布式可再生能源的多能互补具有协同效益，将成为分布式供能技术未来发展的重要方向。以天然气CCHP机组协同分布式光伏项目为例，可再生能源的加入使系统的综合能源利用效率以及减排效益得到进一步提升；多能互补的系统不受单一能源品种的限制，天然气与太阳能互为补充，增强了系统供能的安全性；在配备了储能设施的系统中，光伏的波动性得以抑制，燃气机组也可以在适当范围内进行灵活调度，保证供能区域和电网的稳定运行。

储能技术

储能是分布式能源系统中至关重要的一环，储能单元的存在使得原本只能“即发即用”的电、热能的灵活应用成为可能。目前，储能的应用场景主要分为热能储存（蓄冷和蓄热）和电能储存两部分。蓄冷和蓄热设施可以优化天然气分布式系统的运行并提高项目的经济效益，而电能储存则可以弥补分布式可再生能源波动性和间歇性的不足，保证系统的稳定输出。从储能介质来看，可以分为电池、氢、罐热、地热、冰热等。

风电、光伏等可再生能源飞速发展，电能储存的重要性不断上升。飞轮、超级电容、锂电池和液流电池等储电技术可以平滑分布式光伏的输出曲线，为系统的稳定运行提供支持。在光伏输出大于用户需求时，多余的电量可以被储存。如果太阳能电池板停止工作，或出现尖峰负荷、供电不足、电网断电等情况，储存的电能可以被释放出来，满足用户的用电需求，提高分布式光伏的综合利用率。随着电动汽车的推广和能源互联网概念的兴起，将电动汽车纳入储能网络的技术也纷纷涌现。其中，动力电池厂商、汽车制造企业以及高校已经展开相关研究，探索在分布式能源系统中利用废旧动力电池进行储能的技术可行性和经济效益。热储存是一种简单但基本的技术，该技术通常在建筑楼宇和工业过程中使用，一方面可以通过最优化供暖、通风和空调（HVAC）系统的方式来提高系统效率；另一方面，也可以避免高峰时段的电价溢价。

此外，氢能源也逐渐成为储能和分布式能源领域的下一个创新点。作为可再生能源利用的大国，德国目前已经建成数十个“风电制氢”项目：通过电解水设备，利用电网无法消纳的风电生产氢气，随后将氢气按照适当比例混入当地的天然气管道，供附近用户使用。这种方式将庞大的天然气网络当做储能介质，进一步降低风电场的弃风率。今年5月，国内首个风电制氢项目的制氢站也正式开工。在用户侧，电解水制氢可以与分布式光伏充分结合，在储能的同时生产氢气，整个过程中不排放任何污染物和温室气体。借助燃料电池、氢能源汽车等技术的推广，以氢气为核心的分布式能源网络也会迎来更大的发展空间。

信息及控制技术

数据、通信及控制技术创新为智能化的综合能源管理系统奠定了物理基础。随着信息和控制技术在分布式能源系统中的广泛应用，基于实时数据采集的监测、分析系统可以指导能源系统以最优化的方式运行，实现高效发电、实时故障检测、需求侧管理等功能。新型智能电表和能效管理软件如微网管理系统（MGMS）楼宇能源管理系统（BEMS）都是信息和控制技术在能源管理方面重要的硬件创新和软件创新。良好的能源管理可以提高系统可靠性、帮助节能增效，从而为更多地部署分布式和可再生能源发电创造了可能性。可以说，能源控制和管理技术变革正在深刻推动消费者改变其能源管理模式。

在典型的集成多种供能技术及储能设施的分布式能源系统中，作为神经中枢的能源管理系统不可或缺。能源管理系统监测和控制供能设备的运行状态，收集并分析用户冷、热、电能负荷的信息，并在不同系统状态之间进行切换。先进的能源管理技术可以保证系统的能源供需平衡，提高综合能源效率，并降低用户的用能成本，这在楼宇和工业园区等大型分布式能源的应用场景中显得尤为重要。例如，德国弗莱建筑集团联合西门子公司在德国弗莱堡市开发建设“智能绿塔”（SmartGreenTower）项目就是在当前最先进的能源管理系统的综合调度下实现了智能、高效、经济的稳定运行。这座商住综合建筑的屋顶及幕墙覆盖太阳能电池板，为整座建筑提供可再生电力，并充当幕墙外的另一层隔热材料。建筑内部安装了容量为0.5MWh的锂电池储能单元，用来储存分布式光伏产出的多余电力，平滑光伏系统的输出曲线，并在尖峰负荷等情况下供电。智能绿塔配备的能源管理系统控制建筑内的光伏、储能以及耗能设备。结合分布式光伏的输出功率监测与当地电价的变化，能源管理系统将尽可能地提高分布式光伏的利用率，降低电网电力的使用比例，提升整个系统的经济性；储能单元的开关受能源管理系统的控制，系统将优化太阳能电池板与电池之间的充电循环；根据运行人员的需求，系统还可以在提高能效、降低用能成本和降低二氧化碳排放等不同情景之间进行切换。根据预测，这套能源管理系统将在建筑照明上节省80%的成本，供暖、通风和空调系统的成本也可以减少20%。

发改委下周宣布全国碳市场启动 你需要知道这些

21世纪经济报道从发改委权威人士处获悉，发改委正组织于12月19日下午召开新闻发布会，宣布全国碳市场启动。

在新闻发布会之前，还将召开全国碳排放权交易体系启动工作电视电话会议。国家发改委副主任张勇将出席，并就落实《全国碳排放权交易市场建设方案（电力行业）》，推动全国碳排放权交易市场建设有关工作进行动员部署。

国家发改委气候司司长李高曾在10月31日的新闻发布会上表示，坚持将碳市场作为控制温室气体排放政策工具的工作定位，在碳交易系统运行过程中避免过多投机、避免出现过多的金融衍生产品。

即使仅纳入电力行业，中国碳市场也将超过欧盟成为全球最大碳市场。中国碳论坛（ChinaCarbonForum）数据显示，电力行业将被纳入全国碳排放交易市场的二氧化碳排放总量预计为35亿吨，占该行业排放总量的74%。由于该行业二氧化碳排放量在全国排放总量中占比较大，即便全国碳排放交易市场首批仅纳入发电/供热行业，碳市场覆盖的二氧化碳排放量将占到全国排放总量的39%。

在中国实施的各项温室气体减排政策中，碳定价具有极大的减排潜力。国家应对气候变化战略研究和国际合作中心（NSCS）、国家发改委能源研究所（ERI）、能源创新机构（EnergyInnovation）进行的建模分析表明，到2030年，在实施碳定价（定价为63元/吨）的情况下，碳排放将比常规情景（business-as-usualreferencescenario）减少27.49%。

然而，虽然碳排放交易系统将发挥作用，但并非万能，该研究也指出中国要实现气候目标，必须同步实施其他补充政策。

中国碳交易试点的市场碳价上下波动，但大多时间维持在每吨30元人民币上下。国家发改委应对气候变化司副司长蒋兆理此前曾表示，碳价要在2020年以后才会达到每吨200-300元人民币，在此之前，企业无法感到真实压力。

2011年底，我国批准在北京、天津、上海、广东、深圳、湖北、重庆七个省市开展碳排放权交易试点工作。这些试点纳入了电力、钢铁、水泥等多个行业，有近3000家重点排放单位，为全国碳市场打下基础。截至2017年9月，累计配额成交量达到1.97亿吨二氧化碳当量，约45亿元人民币。试点范围内碳排放总量和强度呈现了双降趋势。

那么，全国碳市场的启动对电力企业来说将产生哪些影响？昆山杜克大学环境研究中心主任张俊杰曾向21世纪经济报道分析，一是影响发电成本。发电企业实施碳减排必然要增加成本，包括碳成本、技术成本和管理成本等。

二是影响发电行为。电力企业碳排放配额分配数量和方式，将直接影响其发电行为，企业需要根据碳价进行适应性生产调节。

三是影响能源结构。碳市场将促进发电企业调整其能源结构，倾向于利用可再生能源发电。

四是促进发电企业进行技术革新。碳减排的压力将推动高效低煤耗机组的引进和研发，提升发电效率。

五是电源结构的变化将对电网规划布局等产生一定的影响。从电力供应来看，碳交易有助于推动电源结构低碳化、清洁化，同时推动电源向西部可再生能源富集地区或碳排放约束相对宽松地区布局。从电力需求来看，碳交易的施行将会提高工业企业能源消耗成本，促进地区经济结构调整，使高耗能产业向低成本地区转移，电力供需形势发生变化。随着电源结构和电力供需格局变化，对电网规划布局等产生一定的影响。

他提醒，电力部门需要注意电力供应的不稳定性：全国碳市场的启动将增大电力企业的减排压力，而目前对于电力价格的管控导致市场失灵，企业面临的碳管制成本无法通过电价转移，从而会影响其供电决策。此外，由于电价形成的市场化程度较低，碳市场对企业减排的激励可能较弱。

风电后十年路在何方？

十年对于一个行业而言，是一个重要的拐点。如今，高速发展的风电已步入瓶颈期，风电企业绞尽脑汁“上山、下海、进军低风速”，不断盘活存量。但是，补贴的抽离、强烈的电价下调预期、“抢装潮”之后的业绩遇冷、艰难的“走出去”，面临这些问题的风电后十年，能否延续前十年的辉煌？

▷ 分散式风电——希望的田野？ ◁

以2011年为分界线，我国风电发展从规模化集中开发，转向集中规模化开发与分散式开发“两条腿”走路，然而分散式风电发展六年之久却一直冷清，可见其开发难度之大。今年6月6日，国家能源局发文重推分散式风电，分散式风电一跃成为发展重头戏。

对重出江湖的分散式风电，不少业内人士起初认为其不能扛起风电发展大旗。但可喜的是，在2017北京国际风能大会（CWP2017）上，《能源》杂志记者听到了业界力挺分散式风电的声音以及解码分散式风电困境的良方良策。

业内人士认为，如今分散式风电已经迎来了发展的正确时间点：技术准备已经到位，南方的集中式已经做的差不多了，不管是从市场需求、行业发展，还是技术准备上都达到了这个时间点。

远景能源副总经理王晓宇博士在接受《能源》杂志记者采访时表示：“五年前做分散式和今天不可同日而语，技术的变化之快，几乎每年都会有新的机型，有新的价格，新的度电成本出现。广大的南方低风速为整个中国的风电技术换取了一个发展的时间，同时也给了它自己能够不断提升的市场机会。”

对此，远景能源副总裁田庆军补充说，中东地区部分散式的资源很多是集中开发剩下来的优质资源，江苏、山东、安徽的某些地区风速能达到6m/s，这样的资源在集中开发中已经很难找到了，在这些地方开发分散式风电项目的整体经济效益还是可观的。

为解决环境保护、土地利用规划以及审批手续复杂等问题，应该让土地拥有者、附近居民以及各级地方政府等利益相关者从风电开发中得到好处，分散式风电才有可能大发展。

田庆军的观点是，中国有接近70万的自然行政村，如果有30万个行政村采用分布式能源来布局的话，市场空间将是巨大的。“一项政策执行的好坏，有没有生命力，往往要看看最底层的农村，离用户越近生命力越旺盛，也更符合商业本质。”田庆军在接受《能源》杂志记者采访时说道。他提出了一个畅想，把立在田间地头的风机，与当地进行20年的利益捆绑，“如果社会资本、农民、政府能够参与进来，以后核准的问题，用地的问题就都好解决了，收益也可以大家共同享有”。

明阳智慧能源集团股份公司副董事长沈忠民在出席CWP2017企业家论坛时则表示，明阳提出了“普惠制”理念，即不管是开发商，还是供应商，能够真正把在整个产业链上创造的能源和消费者直接对接才是行业最终的出路。“我们要真正创造一个利益共同体，把消费者的诉求结合起来，才是真正的出路。”沈忠民呼吁。

此外，沈忠民还从风电融资的角度对分散式风电的发展进行了解读。他说，风电人必须接受光伏在股本和债务融资市场相对更受青睐的事实，“资产交易，风电的交易的频繁度、踊跃度，远远弱于光伏，风电行业必须创新商业模式，为本行业在资本市场重新树立形象。”而分散式风电的开发，关键因素是要创造化解风险的整体解决方案，从而将可能相对多元主体的分散项目在投融资层面上集约化，充分利用好社会资本。

另一方面，由于分散式风电具有对并网的负荷水平、短路容量和装机容量要求不高，度电成本低，占地面积小，投资规模小，建设周期短，收益稳定的优势，CWP2017与会专家提出，可以彻底颠覆开发商开发分散式的风电模式，将观念转变，“今后分散式开发的主力应该是民营企业”。

▷ “两海”战略——新的蓝海？◁

风机抢装潮过后，严重饱和的国内市场恐难再上演装机“神话”，风机销售承压。中金公司分析数据显示，国内行业竞争愈加激烈，预计2017年风机销售价格同比下降5%，销售毛利同比下降0.8个百分点。

面对国内风电市场的日益饱和，加之限电情况恶化，我国风电企业不得不面临“转型及如何转型”的拷问，寻求新的盈利增长点。在行业紧缩之下，海外市场成为一片提供市场弹性增量的新蓝海，国内风机厂商已加紧国际化步伐以释放产能。

以金风科技为例，其最新年报显示，2016年，金风国际新增开发容量440MW，同比增长151.4%。今后将加大对新兴市场如非洲、南美和亚洲等地区的市场开发，继续深耕澳洲、美洲市场。经过8年的海外耕耘，金风已布局7个片区，覆盖了6大洲。战略目标也从目前的8.37%，希冀迅速扩张至30%。

但是这一开辟弹性增量蓝海的骨头并不好啃，国际项目具有周期长、海外市场分散、单体市场狭小的特点，拿一个生命周期20年的东西去卖没有那么简单，进军海外市场之路的困难和复杂远超想象。除了对当地环境的不熟悉、认证及融资问题需要艰难克服。“海外生意的本质是业主、银行、保险公司，西方技术认证是需要第三方证明的，需要专家出证明，它们是大的认证机构，非常权威，获得认证的过程很难。”一位风电整机商海外项目负责人告诉《能源》杂志记者。

“中国企业走出去大多数是跟着国内业主一起走出去的。在一个完全的竞争市场上是不存在这种机会的，中国的央企自己开发、自己建能力不行，当地进行融资很困难，不光银行要看，电网也要看。整体的融资，国外电网、当地政府、第三方的金融机构、银行都过了以后才行。”上述人士对《能源》杂志记者表示。

此外，海外市场的工业管理体系、规则与国内完全不一样，经营理念和操作的顺序、思维逻辑不一样，管理和理念也需要国际化。与维斯塔斯、GE和西门子三大超级巨头争食，更是压力重重。

虽然艰难，但国内以金风科技为代表的风电企业已经开启了全球化雄心，我国风电企业走出去能否继续突破，还将拭目以待。

相较于艰难突围的海外市场，海上风电迎来了政策、市场利好。根据国家能源局制定的《风电发展“十三五”规划》，十三五期间风电新增装机容量在8000万千瓦以上，其中海上风电新增容量400万千瓦以上。按照陆上风电投资7800元/千瓦、海上风电投资16000元/千瓦测算，“十三五”期间风电建设总投资将达到7000亿元以上（其中海上640亿元）。

随着资本聚集、政策加码，在“十二五”期间未完成任务的海上风电或将成为一个风口，迎来淘金热。近半年来，浙江等省市海上风电项目纷纷通过验收，三峡、华电、金风、联合动力等行业巨头纷纷签下大单跑马圈地，“蓄势待发”、“迎来拐点”等词汇高频率出现。

湘电风能有限公司总经理陈岳智对《能源》杂志记者表示，海上风电从当年的小批量，到今天的全方位推进，主要得益于两点原因，第一是风电企业通过近十年的发展，大兆瓦风机已经开始趋于成熟，从原来的大部件进口，过渡到现在的国产化推动，成本已经能够适用于海上风电。第二是国家政策，随着陆上风电场越来越少，海上风电已经走到了风电行业的前面。

目前，国内已经可以生产5兆瓦和6兆瓦大容量风电建设，在海上风电有示范的基础，未来风电将向着更大兆瓦单机功率进行发展。《战略性新兴产业重点产品和服务指导目录（2016版）》强调，将3MW以上海上风力发电机组配套的各类发电机、轴承、风轮叶片等列为战略性新兴产业重点产品。作为我国“一路一带”国家战略以及“十三五”新能源规划中的重点产业，海上风电也是用来推动沿海经济发达地区能源转型的重要手段。

但我国海上风电具有基因缺陷，缺少“下海”经历，且海上风电建设运维成本高、安全性差，另一种声音对此降了温，认为未来海上风电还需谨慎发展。一位整机制造企业负责人忧虑地对《能源》杂志记者表示，目前我国海上风电的技术，与陆上相比还有很大的差距。“现在还没出过事儿，出事就是大事情。”

田庆军对此认为，海上风机和陆上风机的运维成本是十倍的关系。从理性的角度来说，海上要用最成熟的技术来做，而现在正好相反，用的最新的技术。

田庆军说，“十三五”期间，大家都跃跃欲试，但海上真正的黄金期应该在“十四五”，再经过三五年的发展，海上的风机技术会进步，海上风场的运维经验逐步积累，海上风电会逐步快速成长。“现在还是雷声大，雨点小。”

▷ 数字化元年——决胜未来？◁

物联网已成为顶替互联网的“独角兽”，智慧城市的物联网化正逐步蔓延，未来已呼之欲出。但当下的物联网机会，恰恰不在科技公司，而在制造业里。风电已迎来新的风口——将演变为以智能硬件和软件相互结合的数字化产业。

今年国际风能大会的主题是“风电的数字化时代”，去展台走一圈儿，便可发现，今年所有的企业基本都在提智能风机，探索智能化，应用更多、更精细的传感器。数字化已从个别公司的“独舞”，过渡到全产业开始全面运用大数据，整机厂商纷纷加快了向智能风机设计和数字化运维管理的脚步。

陈岳智告诉《能源》杂志记者，好多年前，不少企业就已经提出智能化风机、数字化风机。但是为什么没有形成革命？因为所有的智能化与数字化都是与业主结合的，业主的观点和投资商的观点，如果没有站在同一个层面考虑的话是难以推进的。“当有一天，业主认识到智能化和数字化对风电场的管理、对风机的度电成本和发电量有好处的时候，就是它们有兴趣去改变的时候，数字化的发展是很快的，因为现在的制造企业已经具备这个条件了”。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在CWP2017上公开表示，在数字化浪潮之下，不是风电企业想不想数字化的问题，而是时代的变革迫使企业需要通过数字化技术驱动变革、提升效率、创新产品。

“智能风机已经从提出‘概念’、开始研究逐步步入现在的商业化阶段，今年是数字化在行业广泛应用的真正的元年。”秦海岩在接受媒体采访时说，“眼下，风电发电机组设备层面已经大量使用物联网技术、ICT技术、智能化技术，进行数据分析。”

数字化时代下，产品优化、迭代速度的加快，也给风电企业提出了更高的要求。新疆金风科技股份有限公司董事长武钢在2017年北京国际风能大会上表示，在这一背景下，数字服务逐步成为有价值的商业模式。“比如数字风电场的出现，可进行基于数据资产性能管理，进一步提高发电量，降低运维成本。”

金风科技推出了雷达测风系统EFarm雷达控制技术，通过分析处理并控制机组响应匹配入流风速变化，实现“精准对风”，减少发电量损失，提升风机环境适应性与降低尾流影响。

远景能源在智能风机上实现了两个突破性技术：激光雷达和智能叶片。激光雷达能够通过激光提前7、8秒感知风轮前面的平面风速，使得风机能够做出前窥控制，从而提升发电量，降低载荷。智能叶片通过机器视觉摄像头感知叶片的动态特性，使得更长更轻更柔软的叶片设计成为可能。

此外，明阳、上海电气、联合动力设备制造商等也纷纷推出数字化新产品。

对于数字化时代风电企业路在何方，武钢从宏观和微观两方面提出了建议：宏观上要实现能源互联网和多能互补，并借助数字化预测，实现负荷与电源的统一管理。最终，通过数据驱动创新，实现共享、融合和跨界。

微观上，数据化是智能化的基础。“只有借助数据才能实现向高效系统解决方案提供商，和个性化设计供应商的方向转型，最终实现精益化，实现从智能到智慧的转型。”

全国弃风弃光电量超某些国家一年用电量 将钞票往火里扔

近年来，我国可再生能源装机量一路飙升，风电、光电、水电已成为我国能源供应的“绿色发动机”。清洁能源源源不绝，却无法充分有效利用，大量弃电问题犹如一道紧箍咒，制约行业发展、产业转型和环境优化。喧嚣多年，清洁能源消纳问题究竟何解？

“将一捆捆钞票往火里扔”

在广袤的西北、华北、东北和河流密布的西南地区，高耸的风力发电机、连绵的光伏电站、大大小小的水电站，正在将丰富的风能、太阳能和水能转化成清洁电。

我国水电、风电、光伏发电装机规模均居世界首位，可再生能源发电本该构筑起我国能源供应的“绿色基地”，却长期面临惊人浪费。

2016年，全国弃风、弃光电量约500亿千瓦时，超过某些国家一年的用电量。有人痛心地将弃电现象比喻为“将一捆捆钞票往火里扔”。

记者在采访中也深切感受到这一点，一些地方花了钱，征了地，建设了风电站、水电站和太阳能电站，可电再便宜也送不出。

应该说，这一问题已引起了高度关注。有效缓解弃水弃风弃光状况是2017年政府工作报告布置的一项重要任务。

党的十九大报告也提出，壮大清洁能源产业，构建清洁低碳、安全高效的能源体系。在国家重视之下，今年以来，风光水电弃电现象有所好转，但问题远未解决。

据国家能源局发布的数据，今年前三季度，西南水电水能利用率同比提高约2个百分点，弃风率同比下降6.7个百分点，弃光率同比下降4个百分点。

但局部地区弃风、弃光问题依然严峻，其中弃风问题尤为突出，甘肃、新疆、吉林前三季度弃风率分别高达33%、29.3%、19%。

清洁电为啥送不出

由风光水转化而来的清洁电用不完、送不出，装机越多弃得越多。这一情况，与储能与传输技术、消纳市场机制、电力系统稳定性等因素息息相关。

我国能源资源与消费需求呈逆向分布，很多可再生能源项目在“三北”、西南地区，但大多数用电需求集中在东部沿海，导致位于西南、“三北”地区的可再生能源发电基地大多是大装机、小负荷。

在这种背景下，储能、电力输送等技术当“扛起”重任。然而，目前我国储能产业、电网输送能力相对滞后，成为清洁能源消纳的巨大障碍。

储能是解决可再生能源发电不连续、不稳定、不可控性，实现跟踪计划发电、安全稳定供电的必要手段，但目前我国储能产业处于发展初期，科研热、应用冷，无法有效推动能源结构调整和转型升级。

坚强的电网是远距离输送电力的保障，但电网和电站分属不同部门审批，建设周期差别较大，容易出现电站已经建设完成，而电网线路还未实现配套的问题。

截至2016年底，“三北”地区新能源装机合计1.63亿千瓦，但电力外送能力只有3400万千瓦，仅占新能源装机的21%。

清洁能源发电上网难，还有电力系统稳定性方面的原因。

有人将可再生能源发电称作“垃圾电”，这种说法虽有失公允，但可再生能源发电确实具有随机性、波动性和间接性的特点，可能导致电网侧调峰能力不足。

如何优化电网调度运行、提高现有输电通道利用效率、充分发挥电网关键平台作用，已成为解决问题的关键。

此外，清洁能源消纳还存在地区“壁垒”。在电力整体富余的情况下，有部分地区出于地方经济增长、保障就业等方面考虑，消纳外来清洁能源电力的意愿不强。

需在发展中解决问题

国家发改委和国家能源局日前联合发布《解决弃水弃风弃光问题实施方案》，提出到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。

这是国家层面首次提出解决弃水、弃风、弃光的时间表和量化指标，彰显能源低碳转型的坚定决心。

清洁能源的发展对传统能源管理、技术、市场提出新要求，许多新问题需要在不断发展的过程中逐步解决。

解决“三弃问题”，首先应重视发展规划制定，滚动编制、严格执行，在整体规划下建立规范市场，不以局部利益影响全局，由政府主导并吸纳专业人士参与。

清洁能源入网，提升电网调峰能力是关键。综合具备水、火、风联合调峰和高安全稳定性等特点的智能电网能够最大限度地将新能源的发电量吸纳、送出，并保证接入后电网的安全运行和调度。

按照国家电网公司规划，到2020年，我国将基本建成坚强智能电网，形成以华北、华东、华中特高压同步电网为接受端，东北、西北电网为输送端，连接全国各大煤电、水电、核电和可再生能源发电基地的坚强电网结构。

需要注意的是，若是保证风电、太阳能发电优先上网，火电就要变成调度电源。大范围调节有可能提高发电成本，需要提前谋划对策。

此外，还要着力加大对储能产业的支持。针对目前支持政策缺乏、市场机制尚未建立、研发能力不足的现状，应给予储能设施全面参与市场的许可、适当财政补贴、税收减免优惠，加大金融支持力度。

针对清洁能源消纳的地区“壁垒”，要扩大可再生能源电力外送通道和跨省跨区交易，建立新的电价机制和清洁能源配额制度，加快构建全国统一的电力市场，推进可再生能源电力参与市场化交易。

今年10月，张家口可再生能源电力市场化交易在冀北电力交易中心挂牌交易，受到电力企业欢迎。交易过程中共有28家风电企业的37个风电项目参与摘牌，申报交易电量达2350万千瓦时，相比挂牌电量1930万千瓦时，多出420万千瓦时。

可再生能源企业虽然有政策鼓励、资金扶持，也要避免陷入盲目发展。从长远看，清洁能源必将走向市场。在我国完善发电补贴标准、建立补贴逐步下调机制的背景下，清洁能源企业如何形成成熟的盈利模式仍需进一步探索。

储能电池市场：未来十年新蓝海

南澳大利亚州政府11月23日宣布，美国特斯拉公司已完成了全球最大锂离子电池储能系统的建设工作，使其能够按计划在100天期限之内完成交付。特斯拉于今年7月份赢得南澳州政府一项合同，在当地建设一个装机容量129兆瓦时的锂电池系统。

在美国南加州的一组钢结构集装箱内有40万储能电池，每小时可以存储120兆瓦的电，供两万个家庭使用4小时，目前是世界上最大的锂电池场。加州在风能方面扩展非常快，利用那些不能作为农业用地的地方发电，但是风也不是一直稳定地吹，所以需要巨大的蓄电池，太阳能也可以存储在这些电池里面，以实现实时的能源转移，让风能和太阳能不再浪费。

中国储能电池产业也在飞速发展。近日，中国建筑工程总公司所属中建三局中标全球规模最大的全钒液流电池储能电站大连液流电池储能调峰电站国家示范项目一期工程。据介绍，该项目是国家能源局批准的首个大型化学储能国家示范项目，总规模为200MW/800MWh，其中一期项目建设规模为100MW/400MWh，建筑面积5万平方米，包括储能车间和综合楼两个功能分区。项目建成后，将成为全球规模最大的全钒液流电池储能电站。

近10年来，我国风电电网增长了100倍，近5年间光伏增长了100倍，新能源大规模接入已经成为第三大主力电源，预计在2030年会超过水电成为第二大主力电源。随着新能源快速发展和利用，由于太阳能、风能、潮汐能等新能源发电具有随机性和波动性的特点，大规模新能源接入电网，会给电网带来一些安全稳定运行的隐患，所以需要在新能源发电时配备能够实时储备能源的电池。

目前，中国已是全球最大化学储能的应用市场，从2016年到2017年6月底，我国新增在建和投运的电化学储能装机规模达到1.35GW，是2000年-2015年累计装机规模的9.6倍。不过，相对于其他的新能源发电装机，储能依然是雷声大雨点小。随着锂电池成本的快速下降，未来几年，锂电储能市场将会迎来爆发式增长。业内人士表示，未来10年的下一个确定性蓝海行业是储能市场。

中国在“十三五”期间大力推广试点示范项目，建立储能技术标准体系，推进储能产业商业化。预计到“十四五”时期，储能技术成熟化、储能产业规模化发展，至2020年底，储能产业实现商业化。

为了进一步加快储能产业发展，今年10月，国家发改委、财政部、科技部、工信部、能源局联合发布《关于促进储能技术和产业发展的指导意见》，明确计划在未来10年内完成“两步走”，到2025年，使储能产业实现规模化发展，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点。这也标志着我国储能发展进入一个崭新的时期。

我国分布式光伏电站发展历程

对于目前火热的分布式光伏电站，你真的了解它的发展历程吗？本文就来给大家科普下分布式电站的发展历程！

一、“金太阳”与“光电建筑一体化”推动分布式第一轮增长

我国的分布式电站的界定主要参考三个因素：并网电压、消纳情况以及装机容量。综合国家电网以及能源局对分布式电站的定义，分布式电站主要指所发电量在所在变电台区消纳，10KV以下电压等级接入且并网规模不超过6MW，或者35KV（东北电网66KV）以下电压等级接入，并网规模不超过20MW的光伏电站。

2007年之前，我国整个光伏行业处于初期示范阶段，截至2006年底，全国累计装机容量仅87MW，且近一半项目为政府性和政策支持性项目，商业化应用尚未正式启动。

2007年开始，我国光伏行业逐渐进入产业化发展阶段。为鼓励有条件的单位和个人提高使用清洁能源的比重，推动分布式电站发展，“金太阳工程”与“光电建筑应用示范工程”于2008年启动。“金太阳”和“光电建筑”项目针对屋顶分布式光伏电站以 及光电一体化建筑，按照光伏电站设备投资金额进行补贴。2009年-2012年，我国共组织四期“金太阳”以及“光电建筑”项目招标，规模合计达到6.6GW。“金太阳”和“光电建筑”项目极大推动了我国分布式电站的发展，也为后期光伏行业国内整体装机提升做出充分的铺垫。截至2012年底，我国光伏累计装机达到4.2GW，其中分布式装机达到2.3GW，占比超过50%。

“金太阳”以及“光电建筑”补贴属于事前补贴，导致部分电站出现以次充好、虚报电站建设投资成本的情况，给光伏市场发展造成一定扰动。2011年，我国首次提出针对发电量制定标杆上网电价，划定1.15元/kWh的全国统一标杆上网电价。标杆电价属于典型“事后补贴”，引导电站投资商从仅仅关注电站初始建设成本转换到关注电站整个运营期内度电成本。

二、政策倾斜，分布式启动第二轮快速发展

相比地面集中电站，国家对于分布式光伏的发展有明显的政策倾斜，体现在补贴政策、规模指标、发电消纳等各个方面。

度电补贴以及地方补贴提升分布式电站收益。2011年，国家首次提出按照上网电价对光伏发电进行补贴；2014年开始，国家发改委针对三类不同光照资源区制定三档上网电价，并针对自发自用分布式按照发电量提供0.42元/kWh度电补贴。考虑光伏行业成本下降以及新能源装机规模快速增长带来的补贴压力，从2014年开始，国家多次下调集中式电站（包括“全额上网”分布式）上网电价，而分布式电站度电补贴（适用于“自发自用”模式）一直保持0.42元/kWh。

各省级、地方政府提供额外补贴，进一步促进分布式发展。为鼓励分布式电站发展，各级地方政府，尤其中东部地区政府通过提供度电补贴、系统装机补贴以及上网电价补贴等多种补贴鼓励当地分布式发展。部分地方政府按照发电量在国家统一度电补贴和上网标杆电价基础上提供0.1/kWh-0.4元/kWh的度电补贴或者额外上网电价补贴，或按照系统装机规模提供设备补贴（最高补贴金额可达到4元/W）。

分布式装机规模不受限，发展空间更广阔。根据2017年7月发布的《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》，不限建设规模的分布式光伏发电项目、村级扶贫电站以及跨省跨区输电通道配套建设的光伏电站均不受指标限制。相比集中式电站（2017-2020年建设总规模86GW），分布式电站具备更大增长空间。

保障消纳基础上逐步推进市场化交易。2016年发布的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》将可再生能源发电电量分为保障性收购电量和市场交易电量，其中明确规定，分布式光伏项目暂时不参与市场竞争，上网电量由电网公司全额收购。在保障消纳的同时，政府积极尝试推动分布式进入市场化交易。2017年11月，《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》、《解决弃水弃风弃光问题实施方案》先后发布，提出结合增量配网试点和新能源微网建设，开展分布式电力市场化交易试点，促进分布式能源在同一配电网内通过市场化交易实现消纳。我们认为，政府在保障分布式发电电力收购的基础上，逐步推进分布式电力市场化交易试点，有利于进一步促进分布式发电电力消纳，保障分布式电站收益水平。

三、负荷集中、就近消纳，装机区域向中东部区域转移

西部输出通道建设滞后、弃光现象严重，光伏装机逐渐向中东部负荷集中地区转移。2011年的上网标杆电价为全国统一上网电价，导致初期电站投资者更偏好在西部光照资源丰富的地区投资建设集中式地面电站。由于西部地区所发电量在本地消纳有限而远距离大规模输电能力建设不足，我国西部地区弃光现象严重。截至今年上半年，新疆、甘肃地区弃光率依然高达26.5%、24.1%。

土地资源有限，中东部地区更适合建设分布式光伏电站。中东部地区经济活动发达，工商业用电需求旺盛，是我国主要的负荷集中区。分布式电站由于单个装机规模小（KW-MW级别）、占地面积小（KW级分布式占地面积不超过1万平方米），更适合土地资源相对紧缺的中东部地区。

2017年上半年，我国分布式光伏新增装机达到7.1GW，超过去年全年装机（4.3GW）将近65%，其中山东、安徽、浙江三省分布式新增装机3.9GW，占全国分布式电站新增装机比重超过50%。

四、分布式电站经济性显著，补贴退坡有望推动“自发自用”模式抢装

分布式电站系统成本较集中式更低。集中式电站由于装机规模大，需要建设配套升压站以及高压输送电缆（一个30MW电站对应升压站以及配套电缆等设备投资规模接近1000万），电站单瓦系统成本较高。目前分布式电站系统平均成本在6-6.5元/W，集中式电站系统成本在6.5-7元/W。

分布式电站按照补贴模式可以分为“自发自用、余电上网”和“全额上网”模式，已选择“自发自用、余电上网”模式的分布式电站可以变更为“全额上网”模式。“自发自用、余电上网”模式下，用户按照全部发电量获得0.42元/kWh国家补贴，自用电量以外的上网电量按照当地脱硫火电上网电价出售给电网；“全额上网”模式下，光伏发电执行全国统一标杆上网电价。

我们按照分布式电站6.5元/W系统成本、集中式电站成本7元/W系统成本，分别测算一个位于江苏5MW装机的工商业分布式电站与一个位于新疆50MW装机的集中式电站收益率。对于工商业分布式电站，我们分别考虑“自发自用、余电上网”模式以及“全额上网模式”，测算结果显示工商业分布式电站收益率高于集中式电站收益率水平。

按照建筑类型划分，分布式可以分为工商业屋顶分布式和住宅类的户用分布式。由于工商业电力用户电价高，单个工商业屋顶对应电站装机规模大，工商业屋顶分布式早于屋顶分布式进入规模化发展的阶段。根据BNEF统计，截至2016年底，我国工商业屋顶分布式装机规模已达到6.4GW，占分布式装机规模比重超过60%。

我们对目前商业楼宇的潜在装机规模做预测，仅考虑办公楼和商业用房建筑面积，分布式装机空间已超过100GW。

三类地区补贴大幅下调推动上半年分布式抢装。2016年，我国光伏三类地区标杆上网电价大幅下调，其中一类地区电价下调幅度最高，达到12.5%，三类地区电价下调幅度最低，在2%左右。一类地区电价大幅下调推动2016年上半年以集中式电站为主的一轮大规模抢装，新增装机规模超过22GW，其中集中式电站超过20GW。2017年，三类地区光伏标杆上网电价均出现下调，第三类地区上网标杆电价下调幅度超过13%，对按照标杆上网电价结算的全额上网分布式电站影响巨大，因此推动上半年分布式装机大幅提升。2017年上半年，我国光伏新增装机24GW，其中分布式装机超过7GW，我们认为其中大部分由全额上网分布式贡献。

“自发自用”度电补贴下调预期有望带动明年新一波分布式电站抢装。自2013年推出分布式度电补贴，对比持续下调的三类地区标杆上网电价，“自发自用”度电补贴一直维持0.42元/kWh。目前网传政府将在系统成本不断下降的大环境下适当下调补贴额度，倒逼电站开发商、设备制造商等市场参与者通过技术进步压缩成本，我们认为度电补贴下调将推动明年“自发自用”分布式一轮抢装。

盘点！中国最适合开发光热发电项目的几个重点县市

鉴于对土地和光资源等自然条件的要求，中国光热电站更适宜建在西北大部分地区以及华北的少数地区。

从首批20个光热示范项目的分布来看，甘肃省共有9个（玉门市4个、敦煌市2个、阿克塞哈萨克族自治县1个、金塔县1个、古浪县1个），青海省共有个4个（德令哈市3个、共和县1个），新疆维吾尔自治区1个（哈密市），河北省共有4个（张家口市），内蒙古自治区2个（巴彦淖尔市，乌拉特前旗和乌拉特中旗各1个）。

在十三五光热规划5GW装机目标的大背景下，CSPPLAZA此前汇总了相关企业在各地的光热发电项目开发规划（详见光热项目开发掀“圈地运动” 总装机已逾13GW），上述大部分县市再次成为光热项目最集中的地区，未来也将成为二批示范项目和后续光热项目开发的主战场。

基于上述数据，本文盘点了中国最适合开发光热发电项目的几个重点县市，并对这些重点县市的光热项目开发条件、政策支持等进行了简单梳理和汇总，以为后续光热发电项目的开发提供参考。

哈密市

哈密是新疆的东大门，是新疆连接内地的交通要道，自古就是丝绸之路上的重镇，素有“西域襟喉”、“中华拱卫”、“新疆门户”之称。天山山脉横亘于哈密，把全市分为山南山北。山北森林、草原、雪山、冰川浑然一体，山南的哈密盆地是冲积平原上的一块绿洲，被气势磅礴的戈壁大漠环抱萦绕。这里不但是西域与中原文化的交汇之处，更是资源富集的天然聚宝盆，煤炭、矿产资源种类多，储量大。

此外，哈密的可再生能源优势同样十分明显。当地风能资源丰富，风功率密度≥150W/平方米总面积51569平方公里，具备开发建设大型风电场的条件；空气干燥，大气透明度好，云层遮蔽少，日照充足，光能资源丰富，是新疆太阳能资源最好的地区。

规划或建设中的光热发电项目：

中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司哈密熔盐塔式50MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

神华国能哈密煤电有限公司哈密市伊吾县100MW塔式光热发电项目

深圳能源集团股份有限公司新疆分公司 哈密市伊吾县2X50MW塔式光热发电项目

哈密粤水电能源有限公司哈密市伊吾县100MW塔式光热发电项目

哈密中车新能源电机有限公司哈密市伊吾县100MW塔式光热发电项目

哈密同辉新能源有限公司哈密市伊吾县100MW塔式光热发电项目

三峡新能源哈密风电有限责任公司哈密市伊吾县100MW塔式光热发电项目

新疆伊吾盾安光伏电力有限公司哈密市伊吾县2X50MW塔式光热发电项目

浙江省能源集团有限公司新疆分公司哈密市伊吾县100MW塔式光热发电项目

中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司哈密市伊吾县100MW塔式/熔盐槽式光热发电项目

大唐新疆发电有限公司哈密市伊吾县2X50MW熔盐槽式光热发电项目

北京中尚明德太阳能光热发电投资有限公司哈密市伊吾县100MW槽式光热发电项目

华能新疆能源开发有限公司哈密市伊吾县100MW塔式光热发电项目

中船海装（北京）新能源投资有限公司 哈密市伊吾县50MW塔式光热发电项目

江苏鑫晨光热技术有限公司哈密市伊吾县100MW塔式光热发电项目

中电集团哈密光热发电有限公司（隶属中机国能）哈密市伊吾县50MW塔式光热发电项目

新疆京能建设投资有限公司哈密市巴里坤县100MW光热发电项目

中节能太阳能科技哈密有限公司哈密市巴里坤县100MW光热发电项目

中国电建甘肃投资有限公司哈密市巴里坤县50MW光热发电项目

自然条件：

【气候资源方面】哈密属典型的温带大陆性干旱气候，干燥少雨，晴天多。年平均气温9.8度，年降水量33.8毫米，年蒸发量3300毫米，年均日照3358小时，无霜期182天。春季多风、冷暖多变，夏季酷热、蒸发强，秋季晴朗、降温迅速，冬季寒冷、低空气层稳定。极端最高气温43℃，极端最低气温-32℃，无霜期平均182天。

【光照资源方面】空气干燥，大气透明度好，云量遮蔽少，光能资源丰富，为全国光能资源优越地区之一，日照充足，全年日照时数为3300-3500小时，年均DNI值为1920kWh/m2为全国日照时数最多的地区之一。

【土地资源方面】哈密地区高山占总面积的4.5%，沙漠占总面积的1.5%，平原戈壁占总面积的27.9%，丘陵占总面积的65.5%，水面占总面积的0.1%，农业耕地占总面积的0.5%。已开发利用的耕地、草场、林地、水面约占总面积的29.35%，未被利用的戈壁、沙漠、高山约占总面积的70.65%。

【水资源方面】哈密水资源主要以天山冰雪和地下水为主，地表水和浅层水资源为16.96亿立方米，其中地表径流量8.7亿立方米，地下水可开采量8.2亿立方米。

地方政策与规划：

2016年7月，新疆维吾尔自治区人民政府日前发布《关于扩大新能源消纳促进新能源持续健康发展的实施意见》，以促进新能源消纳，鼓励哈密等地开展光热示范项目建设。

2017年5月，哈密地区已委托西北院制定完成了中长期光热发电产业发展规划（2016-2030年），拟在2030年之前完成600万千瓦光热发电装机，项目规划将分布于哈密下辖的伊州区、伊吾县和巴里坤哈萨克自治县。

2017年11月，新疆自治区发改委印发《新疆维吾尔自治区"十三五"太阳能发电发展规划》。在具体布局上，规划明确要积极推进哈密太阳能热电站试点建设，积极打造哈密国家级太阳能发电综合应用基地，新增装机规模385万千瓦，其中光热发电新增装机80万千瓦。

项目开发相关支持：

哈密市发改委副主任蒋笑阳此前在出席第四届中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会2017曾表示，在哈密开发光热发电项目除了可以按照相关规定享受西部大开发、所得税两免三减半以及土地等相关政策优惠支持以外，为了保障光热发电等新能源消纳，哈密还在积极推进多条“疆电外送”通道，并将打造世界第一条、中国唯一第一条全速新能源通道。

玉门市

玉门是由甘肃省酒泉市管辖的一个县级市，位于甘肃省西北部，河西走廊西部。这里曾是新中国石油工业的摇篮，但近年面对石油资源枯竭，玉门市大胆创新，开始大力发展新能源。继风电之后，光热发电产业成为了玉门的新名片。

规划或建设中的光热发电项目：

玉门鑫能光热第一电力有限公司熔盐塔式50MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

北京国华电力玉门熔盐塔式100MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

常州龙腾玉门东镇导热油槽式50MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

中海阳能源集团股份有限公司玉门东镇导热油槽式50MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

天壕环境股份有限公司玉门东镇光电产业园100MW光热+余热并网发电示范及发电设备制造项目

上海晶电新能源公司玉门150MW塔式二次反射光热发电项目

中海阳能源集团股份有限公司玉门500MW光热发电项目

常州龙腾光热科技股份有限公司玉门500MW光热发电项目

深圳中科蓝天投资有限公司玉门600MW多能互补及热电冷联供协议

成都博昱新能源有限公司玉门300MW光热发电项目

浙江盾安新能源股份有限公司玉门花海100MW塔式光热发电项目

中国联合工程公司玉门花海100MW塔式光热发电项目

北京首航艾启威节能技术股份有限公司玉门500MW光热发电项目及定日镜生产线项目

深圳市华峰前海能源有限公司玉门200MW光热发电项目

博成通达玉门花海50MW菲涅尔光热发电项目

自然条件：

【气候条件】玉门属大陆性中温带干旱气候，降水少，蒸发大，日照长，年平均气温6.9℃。1月最冷，极端最低可达零下28.7℃；7月份最热，极端最高达36.7℃。年日照时数3166.3小时，平均无霜期为135天。年平均降水量为63.3毫米，蒸发量达2952毫米。年平均风速为4.2米/秒。

【光照资源方面】玉门是全国太阳能资源一类地区，年日照时数为3300小时，全年日照辐射量为6400MJ/㎡，也是甘肃省太阳能总辐射量最高的区域之一；

【土地资源方面】玉门市总面积1.35万平方千米，可开发新能源的土地面积达6400平方千米；

【水资源方面】玉门地处西北，虽然也缺水，但因位于疏勒河上游，在酒泉地区各县市中的水资源情况是最好的。

地方政策与规划：

2015年12月，省能源局在《甘肃省“十三五”新能源和可再生能源发展规划》中将玉门列为全省太阳能光热发电重点开发区域。

2016年4月，玉门在全国率先启动实施了玉门花海百万千瓦级光热示范基地规划工作，规划光热装机容量560万千瓦，占地面积570平方公里，总投资约1789亿元。

2016年9月，国家能源局公布第一批光热示范项目名单，玉门有4家入选，总装机25万千瓦，是国家首批光热示范项目获批数量最多、装机规模最大、技术路线最全的县市。

项目开发相关政策措施：

玉门市能源局局长鲁强在接受CSPPLAZA记者采访时曾表示，首先，在地方性的政策支持上我们会尽可能地提供优惠和便利，在技术层面也会尽可能提供协助和支持。我们还将与国内的光热专家团队建立良好的合作关系，帮助解决示范项目建设中可能面临的各种技术问题。

在光热示范项目推动的过程中，玉门采用“市级领导包挂、责任部门包抓、帮扶干部负责”的工作机制，由其直接协调各相关部门为企业提供保姆式的服务，特别是与环保、水资源、天然气、土地等各相关职能管理部门保持顺畅沟通协作，提高办事效率，为示范项目业主节约时间。

在实践中，据部分项目开发商的反馈，在玉门开发光热电站有些独特优势。围绕土地方面的地价、税收等相较其它地区更为优惠、灵活。甘肃酒泉地区（包含玉门）是国家重要的大型新能源产业基地，光伏、风电等清洁能源在此已经相对成熟，拥有良好的新能源支持政策和氛围。

敦煌市

与玉门市一样，敦煌也是由甘肃省酒泉市管辖的一个县级市，位于河西走廊的最西端，地处甘肃、青海、新疆三省（区）的交汇处，总面积3.12万平方千米。

古语有云：敦，大也；煌，盛也，敦煌二字饱含盛大辉煌的寓意。这里曾是古代丝绸之路上的咽喉重镇，如今以莫高窟和敦煌壁画闻名天下。虽然敦煌文化名声在外，但长期以来受制于西部恶劣的自然条件，城市恢复发展较为缓慢。但可喜的是，近年来，敦煌响应“一带一路”国家战略倡议，政府明确提出将敦煌打造为甘肃省建设丝绸之路经济带的重要名片，正可以给敦煌重塑辉煌提供难得的机遇。

在光热发电领域，敦煌依托丰富的光热资源和背靠的沙丘750千伏变电站拥有着得天独厚的发展优势。全国首批20个光热示范项目中，敦煌就有2座，同时这里也是国家批准的首个百万千瓦级以上太阳能发电示范基地，国家能源局批准的第一批新能源示范城市及综合新能源合作示范城市。

规划或建设中的光热发电项目：

北京首航艾启威节能技术股份有限公司敦煌熔盐塔式100MW光热发电示范项目（入选首批光热示范项目）

兰州大成科技股份有限公司敦煌熔盐线性菲涅尔式50MW光热发电示范项目（入选首批光热示范项目）

神华国华电力敦煌100MW光热发电项目

天津滨海光热发电投资有限公司敦煌500MW光热发电项目

自然条件：

【气候条件】敦煌市属典型的暖温带干旱性气候，气候干燥，降雨量少，蒸发量大，昼夜温差大，日照时间长。四季分明，春季温暖多风，夏季酷暑炎热，秋季凉爽，冬季寒冷。

【光照资源方面】敦煌光照充足，光合作用强，大气透明度高，地势平坦开阔，是中国太阳辐射量最高的区域之一。全年日照时数3257.9小时，日照百分率达75%，年太阳辐射量6882.57兆焦耳/平方米，日平均太阳辐射量为18.86兆焦耳/平方米，发展光电产业潜力巨大。

【土地资源方面】敦煌市是由甘肃省酒泉市代管的一个县级市，位于河西走廊的最西端，地处甘肃、青海、新疆三省（区）的交汇处。该市总人口18万，总面积3.12万平方公里，其中绿洲面积1400平方公里，占总面积的4.5%，因被沙漠戈壁包围，故有“戈壁绿洲”之称。

【水资源方面】敦煌水资源丰富，绿洲靠党河滋润。发源于祁连山的党河，全长390公里，流域面积1.68万平方公里，年径流量3.28亿立方米，是敦煌重要的水利命脉，敦煌人民的母亲河。境内除党河外，地面水还有西水沟、东水沟、南湖泉水区，年径流量9902.3万立方米。

地方政策与规划：

2009年，敦煌启动建设占地254平方公里的光电产业园区，目前是国内集中连片面积最大的光电产业园区。

2016年11月，敦煌获批国家能源局批复，成为第二批高比例可再生能源示范城市之一，将建设太阳能热发电、光伏协同示范基地，实现100%可再生能源电力消纳作为主要发展方向。

2017年，国家批复敦煌市为首批“新能源示范城市”，国家发改委将敦煌列入第三批“国家低碳城市试点”名单。敦煌市大力发展新能源产业，先后引进了26家光电企业，全力推进太阳能发电基地建设，截至目前，已建成并网光伏、光热发电项目830MW。

敦煌市副市长陈颢此前在出席中国光热示范电站开发领导者峰会暨CSPPLAZA2017新年汇致辞时表示，十三五期间，敦煌市将依托丰富的光热资源，建设100万千瓦光热发电、200万千瓦光伏发电协同示范基地，100%摆脱火电调峰，实现新能源外送，实现光伏光热电力协同稳定送出，为我国新能源稳定输出和解决弃光问题提供可借鉴的实践经验。

项目及产业发展施政措施：

为了推进各项政策、目标顺利完成，敦煌市制定了相应的保障措施。

一是落实包挂责任机制。每个风、光电项目和电网建设项目必须由一位市级领导包挂跟踪抓进度，实行从项目签约、前期工作、开工建设到建成投产的全程跟踪协调服务，破解项目建设难题，缩短项目建设周期，确保项目落地建成。

二是实行帮办领办制度。对新建项目和招商引资项目确定部门和工作人员实行帮办领办制，为企业提供相关手续的办理和优质服务，减轻企业负担，全力为项目建设提供便捷高效的服务环境，加快项目前期进度。

三是执行差别收费政策。对获得路条的风光电项目，就基础设施配套费、土地证办理、水土保持费用等相关规费，按照开工时间和建设进度，执行差别收费政策。

四是健全考核奖惩机制。对各企业项目建设情况按期进行督查，督查结果每月一公示，每季一通报，年终一考核并将考核情况向各企业总部通报。

五是强力推进招商合作。按照“以资源换装备、以资源换项目、以资源换产业”的思路，依托敦煌的金字招牌和资源优势，紧紧围绕新能源装备制造业，采用以商招商，节会招商、外出招商等方式，吸引进更多的装备制造项目落户敦煌。

阿克塞哈萨克族自治县

阿克塞哈萨克族自治县（简称阿克塞县）也隶属于甘肃酒泉，地处甘肃、青海、新疆三省（区）交汇处，是甘肃省惟一一个以哈萨克族为主体的少数民族自治县。阿克塞县全县总面积3.1万平方公里，平均海拔3200米。

阿克塞县地域辽阔，既有美丽的山川、草原，又有壮丽的高原、湖泊，新县城更是完美结合了哈萨克族风情和具有现代气息的民族特色，曾吸引了不少影视剧组前来取景，如张艺谋的《英雄》，陆川的《九层妖塔》等。

与玉门、敦煌等西北边塞小城一样，阿克塞县近年来充分利用自然资源优势，大力发展新能源产业，加快配套电网建设。而这其中最引人注目，势头最好的则要属光热发电，全球首个独立运行的高温槽式熔盐光热发电测试平台便位于该县。

规划或建设中的光热发电项目：

深圳市金钒能源科技有限公司阿克塞50MW熔盐槽式光热发电项目（入选首批光热示范项目）

深圳市金钒能源科技有限公司阿克塞2*50MW槽式熔盐光热发电项目

中国电力工程顾问集团有限公司阿克塞1GW光热发电项目

北京京能清洁能源电力股份有限公司、北京天瑞星光热技术有限公司、中国能源建设集团天津电力建设有限公司阿克塞1000MW光热发电项目（一期为2*50MW槽式光热发电项目）

中广核新能源投资（深圳）有限公司甘肃分公司阿克塞50MW槽式光热项目

甘肃博成通达能源有限公司阿克塞100MW光热发电项目

南通欧贝黎新能源电力股份有限公司阿克塞100MW光热发电项目

自然条件：

【气候条件】阿克塞县处于柴达木盆地荒漠与河西走廊荒漠包围之中，气候的冷、热、干、湿明显差异。年均气温在3.9℃以下，最冷气温均在一月份，平均气温为-9-20℃，最热气温在七月份，平均气温为11-16℃。年均降雨量在18.8-176毫米之间，而年蒸发量为1800-2500毫米。

【光照资源方面】阿克塞的年均日照时间达3315小时，太阳能辐射量6480兆焦/平方米，直接辐射量达2167千瓦时/平方米，属全国太阳能资源分类的一类地区，已建成的光伏电站年满负荷发电小时数可达1860小时。

【土地资源方面】阿克塞县境内的四十里戈壁太阳能热发电产业园规划区属戈壁祼地，平均海拔3000米左右，地势平整，没有任何的矿产压覆，不涉及草场，建设成本、土地成本非常便宜，且均为国有未利用土地，周边有乌呼图、哈尔腾等内陆河，年径流量达4亿立方左右，周边有青海油田涩北气田仙敦输气管线横穿园区，可为光热电站建设提供充足的日照条件、水源保证和天然气供给。

【水资源方面】阿克塞境内水资源比较丰富，但利用的则很少，主要河流有大、小哈尔腾河、安南坝河、旗里克河、苏干河等。

地方政策与规划：

2017年9月，西北院编制的《阿克塞四十里戈壁太阳能光热发电基地规划报告》顺利通过电规院评审，规划面积730平方公里，装机735万千瓦（近期规划目标为205万千瓦，远期2025年后开发总规模为530万千瓦）。

德令哈市

“德令哈”是蒙古语“金色的世界”的意思，德令哈市是青海省海西蒙古族藏族自治州州府所在地，总面积2.77万平方公里，市区海拔2980米。

谈及此地，大多数国人对它的印象还停留在诗人海子那首著名的诗歌里，这座坐落在祁连山脚下的高原小城也因此被赋予了孤独、荒凉的气息。但距离海子写下那首诗已经快过去30年，这段时期，小城快速发展，面貌焕然一线。如今的德令哈依托独特的光照、土地、水资源等自然优势，力推清洁能源，并且已是国内光热发电的摇篮——我国第一座10MW光热电站即在这里诞生。

规划或建设中的光热发电项目：

中控太阳能发电有限公司德令哈熔盐塔式50MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

国电投黄河上游水电开发有限责任公司德令哈水工质塔式135MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

中广核太阳能德令哈有限公司导热油槽式50MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

浙江中控太阳能德令哈500MW光热项目

北京首航艾启威节能技术股份有限公司、中核山东能源有限公司德令哈500MW光热发电项目

青海博昱德令哈50兆瓦槽式光热项目

自然条件：

【气候资源方面】德令哈市属高原大陆性气候区，具有高寒缺氧、空气干燥、少雨多风、年内四季不分的特点。

【光照资源方面】德令哈市日照充足，年均日照时间为3500小时以上，年均太阳总辐射量为7000兆焦/平方米，是全国第二高值区，是著名的“阳光地带”，具有日光透过率高、日照时间长、云层遮蔽率低的显著特点，太阳能开发利用价值高。且在相同面积和容量条件下，光热发电比相邻地区可多发15%-25%的电量。

【土地资源方面】德令哈地处青藏高原，市区海拔达2980米，土地面积广阔，全市适合太阳能开发的土地达5000平方千米以上，且土地征用成本低，环境容量大。

【水资源方面】据统计，德令哈在2013年的区域水资源总量为9.927亿立方米，多年的平均径流量为9.233亿立方米，其中巴音河、巴勒更河、白水河地表水资源共计3.66亿立方米，区间地表水资源为0.586亿立方米。该市水资源相对丰富，且水资源与电站项目的平均距离都在25千米以内。

地方政策与规划：

2016年6月，海西州《扶持新能源产业发展实施办法》出台，对域内从事新能源产品生产和服务的企业、科研院所、咨询中介服务等进行扶持。从公司注册、可研、环评、安评，到前期手续代办，从水电路气接通，到后期的运行服务，为企业开辟绿色通道，提供了一站式的服务，让企业可以安心在这里扎根。

近年来，海西州共出台与光热产业相关的扶持政策12则，德令哈市出台11则，这些政策涵盖了土地、税收、经营等多个方面，全方位保障了光热产业在德令哈的快速健康发展。

德令哈市委书记孙立明此前表示，未来将按照多技术路线并存、全产业发展的方向，充分发挥光照、土地等资源优势，力争在“十三五”期间建成2吉瓦的光热发电装机容量。

产业发展相关支持：

2016年9月成立柴达木光热发展促进中心，一是为政府部门及光热企业提供战略规划、产业政策、项目建设，并为投融资提供综合性咨询、信息服务、顾问服务及培训服务，承担有关机构关于光热发展的研究工作；二是组织理事单位对我国光热发展规划、资金筹集、经营管理等方面的问题进行探究，研究各国光热发展和管理的理论与实践，总结国外光热先进技术和管理经验；三是根据相关规定编辑和出版有关光热发展研究的书刊资料、举办网站、组织培训等活动。四是接受有关企业和部门委托，对光热项目进行论证和评估并承办其他促进光热发展的工作。

德令哈市副市长张学创曾表示，以光热为主的新能源是我们重点发展的方向，我们将着力建设国家级新能源产业发展基地和清洁能源输出基地，努力构建‘研发—装备制造—发电’的全产业链本地化发展格局。

格尔木市

格尔木地处柴达木盆地中南部，属青海西部重镇，青藏铁路通过地段，也是南通西藏、北往敦煌的必经之路，总面积逾12万平方公里。格尔木市区海拔2800米，是世界屋脊上的高原城市，也是全国太阳能资源开发最具优势的地区之一，有“日光城”之称。

近年来，格尔木市坚持以习近平总书记“四个扎扎实实”重大要求为引领，丰富实践“四个转变”战略思想，抢抓“一带一路”发展机遇，创新发展思路，按照“大集团引领、大项目支撑、集群化推动、园区化承载”的思路，加快推进新能源项目建设，风电、光伏、光热发电等新能源项目建设取得较好成绩。

规划或建设中的光热发电项目：

中海阳能源集团股份有限公司格尔木500MW光热发电项目

青海光热电力集团有限公司格尔木200MW光热项目

鲁能海西多能互补集成优化示范项目50MW塔式熔盐光热发电项目

金钒光热2*100MW熔盐槽式光热发电项目

自然条件：

【气候资源方面】格尔木市辖区属大陆高原气候，少雨、多风、干旱，冬季漫长寒冷，夏季凉爽短促，降雨量年平均仅41.5毫米，蒸发量却高达3000毫米以上。唐古拉山镇辖区，属典型高山地貌，气候寒冷，仅有冬夏两季，年平均气温-4.2℃，极端高温35℃，极端低温-33.6℃。无绝对无霜期。年平均降水量284.4毫米，年蒸发量1667毫米。

【光照资源方面】由于当地大气稀薄，大气透明度好，日光穿透率高，太阳能资源十分丰富。年均日照为3096.3小时，年总辐射量为6950兆焦/平方米，仅次于西藏，位居世界第三，光热资源充足，开发利用太阳能资源潜力巨大。

【土地资源方面】格尔木地处青藏高原腹地，地貌由周边向中心依次呈现高山、戈壁、沙漠和湖沼环带状结构，平原戈壁广阔。格尔木拥有大量的国有未利用荒漠化土地，辖区面积12.45万平方公里，其中：宜农土地86.6万亩、耕地面积6.3万亩、可利用天然草场4130万亩，林地面积71.94万公顷，其余多为目前尚难开发利用的石山、雪山、冰川、沙漠、戈壁和盐沼等。

【水资源方面】格尔木水资源由唐古拉山区和格尔木盆地区两部分组成，水资源总量72.42亿立方米，其中唐古拉山区水资源总量为49.78亿立方米，盆地区水资源总量为22.64亿立方米。流经格尔木辖区的流域面积在50平方公里及以上河流543条，各河流总长度26583.4公里。格尔木湖泊众多，星罗棋布，共有59个湖泊，常年水面面积2322.09平方公里。

地方政策与规划：

2013年，格尔木市委宣传部委托省工程咨询中心编制《格尔木市光热园区发展规划》，为项目建设提供规划依据。同时，为确保新能源项目建成顺利发电，提高园区基础设施承载能力，格尔木市加快推进新能源园区基础配套设施建设。开工建设750千伏柴达木换流变电站、新疆-西北主网联网750千伏第二通道等，为柴达木地区太阳能产业的发展提供更加坚强可靠的支撑。

张家口市

张家口市是河北省下辖地级市，位于河北省西北部，是冀西北地区的中心城市，连接京津、沟通晋蒙的交通枢纽。

2015年，张家口因赢得2022年第24届冬季奥林匹克运动会的举办权而名噪一时，也因此让外界看到了这座燕赵古城广阔的发展前景。同时，张家口也是华北地区风能和太阳能资源最丰富的地区之一，自古就有“坝上一场风，从春吹到冬”的农谚。当地是太阳能资源Ⅱ类区域，太阳能发电可开发量达3000万千瓦以上，是河北省太阳能资源最丰富的地区。

面对京津冀协同发展、2022年冬奥会申办成功以及国家级可再生能源应用综合创新示范特区成功落地等多重发展机遇，近年来张家口新能源发展取得了长足进步。首批光热发电示范项目评选中，张家口共有四个项目入选。

规划或建设中的光热发电项目：

中阳张家口察北能源有限公司熔盐槽式64MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

张北华强兆阳能源有限公司张家口水工质类菲涅尔式50MW太阳能热发电项目（入选首批光热示范项目）

达华工程尚义50MW熔盐塔式光热发电项目（入选首批光热示范项目）

中信张北新能源50MW水工质类菲涅尔式光热发电项目（入选首批光热示范项目）

张北多能互补集成优化示范工程（含光热发电50MW）

自然条件：

【气候资源方面】张家口属于温带大陆性季风气候。其气候特点是：一年四季分明，冬季寒冷而漫长；春季干燥多风沙；夏季炎热短促降水集中；秋季晴朗冷暖适中。坝上地区光资源丰富，昼夜温差大；雨热同季，生长季节气候爽凉；高温高湿炎热天气少。坝下河谷盆地分布在张家口市中部地区，桑干河和洋河径流形成了坝下河谷盆地，海拔高度一般在500-800米，地势较低。年降水量为330-400毫米。

【光照资源方面】张家口太阳能资源丰富，为全省之冠，在全国也属偏高地区，仅次于青藏高原和西北地区。年日照时数2600-3100小时，其中坝上地区较多，其次是桑洋河谷盆地；年均DNI值为1600-1750kWh/m2，年均太阳辐射总量139.027千卡/㎡。

【土地资源方面】张家口市地势西北高、东南低，阴山山脉横贯中部，将张家口市划分为坝上、坝下两大部分。市土地总面积3679652.99公顷，其中农用地2499936.97公顷、建设用地154196.7公顷、利用地1025519.32公顷。

【水资源方面】张家口市属半干旱地区，水资源严重不足。张家口市多年平均地表水可利用量为4.06亿立方米，地下水可开采量为6.48亿立方米，可利用量为10.54亿立方米。这些水资源分布在张家口市5大水系：大清河水系、潮白河水系、滦河水系、永定河水系、内陆河水系。

地方政策与规划：

2015年7月，国务院批复同意设立张家口市可再生能源示范区，并由国家发改委正式发布了示范区发展规划。该规划展望到2030年，规划到2020年实现100万千瓦光热发电装机，到2030年实现600万千瓦装机。

巴彦淖尔市（乌拉特前旗和中旗）

巴彦淖尔在蒙古语里意为“富饶的湖泊”，被誉为“塞上江南，草原水城”。这里东接包头市，西邻阿拉善盟，南隔黄河与鄂尔多斯市相望，北与蒙古国接壤，总面积6.4万平方公里。

在光照资源方面，位于巴彦淖尔东部的乌拉特前旗和中旗条件最为突出，首批光热示范项目中，两地各有一个项目入选。

规划或建设中光热发电项目：

内蒙古中核龙腾新能源有限公司乌拉特中旗导热油槽式100MW光热发电项目（选首批光热示范项目）

北方联合电力有限责任公司乌拉特前旗导热油菲涅尔式50MW光热发电项目（入选首批光热示范项目）

中国核工业二三建设有限公司、百吉瑞（天津）新能源有限公司、中新能集团控股（香港）有限公司乌拉特中旗2×100MW熔盐槽式光热发电项目

神华国神乌拉特中旗100MW光热发电项目

自然条件：

【气候资源方面】乌拉特前旗旗境属于中温带大陆性季风气候，日照充足，积温较多，昼夜温差大，雨水集中，雨热同期。该地年平均气温为3.5-7.2℃，无霜期100---145天；年降水量在200-250毫米，主要集中在6-9月份，占全年降水量的78.9%；年蒸发量1900---2300毫米。需注意的是，乌拉特前旗是自然灾害容易发生地区之一，多数为干旱、大风、霜冻、干热风、冰雹、雨灾等。

乌拉特中旗气候具有高原寒暑剧变的特点，属大陆性干旱气候区，表现为四季分明，夏季短促；春季干燥多风；秋季降雨量少蒸发量大；冬季漫长，持续5个月（11月-次年3月）。该地的年平均气温3.0-6.8℃，全旗各地7月份最热，极端最高为38.7℃，平均气温为19.8-23.4℃，冬季极端最低-39.4℃。全旗年平均降水量在115-250毫米。

【光照资源方面】乌拉特前旗光照资源较丰富，太阳总辐射153千卡/平方厘米，高于同纬度的北京和呼和浩特市;历年平均日照时数为3202小时，年均DNI值为2025kWh/㎡。

乌拉特中旗年平均日照时数为3098-3250小时，日照百分率为71%-73%。该地的光能资源很丰富，旗人民政府驻地海流图镇的太阳辐射量仅小于青藏高原和西北地区，在农作物生长季节（4-9月），辐射值可达93.3-98.0千卡/平方厘米，占全年的63%-65%，年均DNI值为2025kWh/㎡。

【土地资源方面】乌拉特前旗位于内蒙古自治区西部，河套平原东端。总面积7476平方公里，西部和东南部都是河套平原的一部分，面积2317平方公里，东部和东北部有乌拉山、查石太山和白音察汉山，是山旱农牧业区，面积5159平方公里。

乌拉特中旗所辖总土地面积3400多亩，其中农用占97%，建设用地占0.4%，未利用地占2.4%。牧草地占农用地面积的95.9%，是全旗主要的土地利用方式，为当地主体用地类型。

【水资源方面】乌拉特前旗大部分地区处在干旱少雨的区域，且地形地貌复杂多样，不论是地表还是地下水资源均较为紧缺。

乌拉特中旗水资源总量59461.53万立方米，其中地表水30345.53万立方米，地下水29115.6万立方米。当地地表水资源非常贫乏，地下水分布不均匀，其形成及赋存条件与分布规律受多种因素控制和影响。

地方政策与规划：

2017年6月，内蒙古人民政府办公厅印发《内蒙古自治区能源发展“十三五”规划》。规划指出，“十三五”期间，力争新增新能源本地消纳装机850万千瓦左右，其中风电300万千瓦。加强风能、太阳能等新能源汇集能力和效率，着力打造阿拉善（乌海、巴彦淖尔）、包头北（巴彦淖尔）、鄂尔多斯（巴彦淖尔、乌海、阿拉善）、乌兰察布（呼和浩特）、锡林郭勒、赤峰、通辽、呼伦贝尔（兴安）等8个新能源基地。

刘宝华：十年左右我国清洁能源发电装机可超煤电

近日，国家能源局副局长刘宝华表示，我们要逐步降低化石能源占比，在十年左右的时间内，我国清洁能源发电装机总量就可以超过煤电。

刘宝华在当天召开的第二届中国电动汽车充换电服务创新高峰论坛上说，近年来，国内外清洁能源的发展十分迅猛，新增发电装机三分之二都是清洁能源。目前，中国的清洁能源装机已经达到6.6亿千瓦，火电装机为9亿多千瓦，还有七千多万千瓦的天然气发电。

“在不久的将来，清洁能源就会成为我们电力消费的主角。”刘宝华表示，2020年我国煤电装机控制目标为10亿千瓦。2030年非化石能源发电将占总发电量的一半。

清洁能源包括核电和可再生能源两大类。国家能源局的数据显示，我国可再生能源利用水平不断提高，装机规模持续扩大。前三季度，我国各类可再生能源发电新增装机6300万千瓦，占全部电力新增装机的67%左右；全国平均弃风率、弃光率分别下降6.7和3.8个百分点。

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