【一周集团动态汇总】

【集团动态】智慧能源集团举办11月份集体生日聚会

【一周政策动态汇总】

【政策动态】国家能源局发布2017年光伏发电领跑基地优选结果公示信息

【一周行业信息汇总】

【行业动态】四川禁止并网水电站为比特币矿场供电

【行业动态】2017年结束前 全国碳排放交易市场能建起来吗？

【行业视点】用智慧能源解决增量配网发展的技术难题

【行业视点】智能化开发降低光伏发电成本 多能互补为可再生能源打开出口

【行业视点】秦海岩：绿证价格未来也可能很高 关键看可再生配额指标

【一周行业前沿动态】

【行业前沿】恒功率、大功率及无线充电 充电设备面临哪些趋势和挑战？

【行业前沿】办还是不办？分布式光伏项目中的电力业务许可证办理问题剖析

【技术论谈】英国工程院院士麦克·斯德林：智能电网本质是优化控制

【行业动态】2017年美国各类储能技术应用成本全披露：消峰填谷有竞争力！

【一周行业专家观点】

【专家观点】王勃华：全球光伏行业呈去中心化形式 中国光伏企业应警惕产能过剩

【专家观点】熊华文：储能系统有哪些价值？如何更好地体现？

【专家观点】何继江：利用能源互联网推动分布式光伏发展

【专家观点】王志轩：电力转型是推动能源转型的关键

智慧能源集团举办11月份集体生日聚会

11月23日，智慧能源集团在蓟门壹号办公区举办了11月份集体生日聚会，集团本部及部分子公司近20人出席，为“寿星”送上祝福。

聚会现场

聚会现场

（集团新闻整理汇总）

国家能源局发布2017年光伏发电领跑基地优选结果公示信息

根据《国家能源局关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知》（国能发新能[2017]54号，简称《通知》），2017年拟建设不超过10个应用领跑基地和3个技术领跑基地。按照《通知》规定及有关要求，在对有关省（自治区）发展改革委（能源局）申报文件进行初步形式审查的基础上，我局委托技术管理机构组织专家遵循公平公正、科学客观的原则开展了基地优选工作，经竞争择优和我局审核，提出了2017年光伏发电应用领跑基地和技术领跑基地拟入选名单。

http://www.secn.net/news/show-424.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）

（集团新闻编辑整理汇总）

四川禁止并网水电站为比特币矿场供电

11月14日，媒体报道有四川电力公司给并网水电站下发紧急通知，称比特币生产属于非法经营，各并网电站全部停止比特币生产，澎湃新闻从数位比特币矿工口中得知该消息为真，但是矿工称已经有了应对方案——搬迁到内蒙古、新疆或者四川不并网的小水电站。

继全面关停比特币交易所之后，该行业上游——比特币挖矿又受到冲击。

该通知的下发者为国网四川甘孜州电力有限责任公司丹巴县供电分公司，下发时间为11月3日。通知称，比特币生产属于非法经营，各并网电站也属于非法转供电经营行为，自接到通知之日起，各并网电站全部停止比特币生产，发电量由章谷变电站统一调度安排。

通知强调，对于继续非法转供电的并网电站，将予以解网处罚。

比特币挖矿是矿工用自己的算力进行大量计算，谁最先得到计算结果，就能获得比特币全网交易的记账权，同时获得网络分配的比特币奖励的行为。目前比特币奖励为每10分钟12.5个比特币，按照6000美元的价格来计算，每10分钟是7.5万美元。当下，全球80%以上的比特币算力集中在中国。

一位比特币矿工对澎湃新闻表示，目前下发该文件的仅有四川甘孜州一地，同样聚集矿场和矿工的新疆和内蒙古等地并没有类似通知，“我们和内蒙古和新疆的一些地方政府都有合作项目的。”

上述矿工表示，当前快要入冬，本来就是四川的枯水期，没有办法满足挖矿的用电负荷，所以即便没有上述通知，矿场也要搬迁到省外。

澎湃新闻曾经报道过，由于比特币矿场十分耗电，一般都建设在发电的水库旁以获得低价用电，而这都要根据季节作调整。由于四川丰水期和枯水期电价有很大差别，一般要在枯水期要把矿机迁往内蒙古和新疆，这有点类似于养蜜蜂和放牧。

但上述矿工也表示，四川还有很多没有并网的小水电站，投建水电站的老板们要收回成本，接下来他们会接触一下这些水电站，来保证在丰水期仍然能获得低价电。

一位熟悉水电行业的人士对澎湃新闻表示，四川大大小小的水电站发电量远远高于实际用电量，并且运送不到省外去，丰水期“弃水”现象严重。弃水就是本来可以用来发电的水量，因为供电过多而不得不放弃，任其流走。据统计，2016年四川电网调峰弃水电量较2015年增长四成，达到142亿千瓦，属于历史高位。

与此同时，很多四川未并网的水电站属于惠民政策产物，有些山区居民很少，但是也建了电站发电，废电很多，所以小水电站有足够的动力把这些原本要废弃的电力提供给比特币挖矿者们。

无论是不是“上有政策、下有对策”，比特币矿工们都是忧心忡忡。

“所有的矿场应该都有想过把新生产的机器搬到国外运营，留个后手吧，我也整天睡不着，担心监管部门还有‘后招’，”有比特币矿场主对澎湃新闻表示，如果要搬到海外，会考虑俄罗斯、乌克兰和美国。但是虽然大家都有意向，但是根本没有搬的动力，因为国内电费便宜又没有监管阻碍，而去国外面临高昂的用电成本、不可控的政治风险，很可能“踏坑”。

有矿工为澎湃新闻算了一笔账，显示出搬迁到国外的价格不菲。1台机器的算力大约13T，全网大约9500P的算力，也就是950万T，相当于73万台机器，其中80%以上在中国，也就是全国至少58万台机器，加上中国的矿机厂商的存货，至少60万台。这还只是比特币的矿机，比特币现金的算力是比特币的15%左右，矿机也大多在中国，此外还有各种显卡币的矿机。

2017年结束前 全国碳排放交易市场能建起来吗？

中国碳排放交易也许能如约在全国展开，但最终能否被各方接受，取决于与排放总量和配额分配设置密切相关的数据、相关法规体系是否就绪。

11月22日，距离2017年划上句点仅剩39天。“在2017年底前建立全国碳排放交易市场”，中国政府的这一承诺一再被提起。当日发布的《2017年中国碳价调查》（下称《碳价调查》）显示，近半受访者预计中国碳排放交易市场将于2020年，甚至更早将所有关键环节建设到位。

但，另外近半受访者则持谨慎态度，认为中国全面建成碳排放交易市场的计划将于2021-2025年期间实现。这份调查收集260份来自中国碳市场利益相关方的反馈。

自2015年，中国政府宣布于2017年启动全国碳排放交易市场。现在，各方期待中国在2017年底前建立全国碳排放交易市场的宣告，能够如期履约。

“准备已经基本就绪，在等待国务院的批准，批准之后，应该很快就会宣布启动。”国家应对气候变化战略研究和国际合作中心副主任马爱民称。

不久前，在德国波恩举行的第23届联合国气候变化会议上，中国气候变化事务特别代表解振华透露了同样的信息。

不过，参与《碳价调查》的受访者，明显流露出担忧。在谈及其所在单位是否为参与碳排放交易做了充分准备时，配额管理、碳交易被认为是准备最不充分的两个领域，分别占44%和41%。

数据，会直接影响前述两个领域。在这个市场中，数据，既关系到政府相关部门设定碳排放总量和配额分配，也将直接作用于市场和企业。如果数据不准确，交易的公信力就不存在。

“数据的准确性和真实性，对于碳排放交易市场而言非常重要。”《碳价调查》作者之一、中国碳论坛调研与项目经理Huw Slater对《财经》记者表示，数据质量是碳排放交易市场利益相关各方都颇为看重的，在数据采集、上报、核对各个环节，需建立相当完备的工作机制，才能建立起良好运转的碳排放交易市场。

中国政府在加快部署，比如，启动重点排放单位报送历史数据的工作，并要求数据必须接受独立第三方核查。

“但如果经过国家统一认可的第三方机构的数据出错了，怎么办?”一位试点企业碳排放管理负责人对《财经》记者分析，在参与碳排放交易试点工作过程中，曾遇到第三方核查机构出示的数据与企业提供数据不符的情况，最终主管部门选择采信第三方核查机构的数据。这让企业觉得“冤”，“为此企业是要多掏钱的，而企业也是保证了自己数据真实和准确性的，对第三方核查机构的资质和能力，也应该有严格的管理”。

事实上，尽管已经在2016年启动全国范围的碳排放历史数据报告、核查、审核报送等工作，数据缺失仍是无法忽视的“先天不足”。

“对于全国的碳排放交易市场来说，排放数据的质量是一个非常关键的问题。”马爱民对《财经》记者称，针对第三方机构，“或许未来会建立一个机制，发挥类似裁判的作用。”

不仅仅是数据。《碳价调查》认为，中国碳市场法律框架有待明确，超六成受访者认同，应有全国人大通过的国家层面法律作为全国碳排放交易市场的法律依据。而这至今仍是空白。

“我们建立了很多其他制度，比如对各个地区都有考核制度，还有一些地方也在探索，比如做了类似环境影响评价那样的碳排放影响评价。”马爱民表示，中国的碳排放交易市场仍在初步阶段，“肯定有逐步发展、不断完善的过程，参与其中的企业门槛也会逐渐降低。”

2017年5月，碳排放配额试算工作在四川、江苏的电力、水泥、电解铝三个行业开展，并向公众披露了相关配额分配方案草案，其中包含三行业配额基准值及配额计算方法。《碳价调查》称，“根据分配方案及试算结果，即使仅有电力行业被纳入，中国仍将建成全球最大的碳交易市场，其配额总量仍将接近欧盟碳市场的两倍，远超全球其他碳市场的体量。”

用智慧能源解决增量配网发展的技术难题

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）拉开了新一轮电力体制改革的序幕，增量配电业务改革是此轮改革的重点任务之一。目前，第一批106个增量配电业务试点正在陆续完成业主优选工作，第二批增量配电业务试点名单也呼之欲出。在增量配电业务改革取得可喜成绩的同时，我们也应当看到，由于增量配电业务在我国仍属新生事物，在目前已有的政策背景下仍然存在一些技术难题。这些难题将一定程度上影响增量配电业务的健康发展，而智慧能源将是这些难题的有效解决方案。

一、增量配电业务当前发展的主要技术难题

相关文件已经为增量配电业务发展指明了方向，但诸如增量配电价格机制等细节问题还缺乏有效支撑文件，同时各地实践经验还不足以复制和推广。但笔者认为这些技术难题只是暂时性的，将来随着政策文件进一步细化以及各地增量配电业务实践经验的丰富，这些技术难题都将迎刃而解。

当前增量配网发展的主要技术难题如下——

如何利用技术手段适应未来电力现货市场

《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源[2017]1453号）指出，2018年底前启动电力现货市场试运行，并选择南方（以广东起步）、浙江等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。与此同时，冷热电综合能源服务是增量配网经营模式发展的一个趋势，增量配网企业在提供冷热电综合能源服务时如何通过技术手段，减少将来现货市场价格波动的风险是现阶段需要认真思考的问题。

如何从技术上保障保底供电服务

增量配网企业最大的责任和义务是要承担面向非市场用户的保底供电服务。由于不像大电网拥有公益性、调节性发用电计划电量，增量配网投资主体需要考虑保底供电服务的电量问题，具体而言，包括保底供电服务电量从哪里来、电量能否保证稳定、电量价格是否合理等几方面问题，为减少对外部电网的各种依赖，应考虑如何通过内部技术手段进行解决。

如何通过技术手段提高增量配网供电的安全可靠性

保障用户的安全可靠供电是增量配网投资主体需要重视的问题。供电的安全可靠性不仅取决于增量配网自身的网架结构和运行方式，也与外部电网的连接方式和调度方式相关。增量配网企业希望能够与外部电网进行强连接，并且希望迎峰渡夏时调度能够优先保障增量配网的供电，但这是一个全局协调的客观问题，不以增量配网企业主观意志为转移。但至少增量配网企业可以通过内部技术手段减少外部不确定性因素。

如何通过技术手段提升增量配网的经济价值和社会价值

毫无疑问，增量配电业务的投资和运营是一项社会公益事业，所谓公益事业，意味着投资增量配网的投资是一项“微利”行为。但这并不妨碍增量配网企业通过技术创新提高投资价值。《有序放开配电网业务管理办法》（发改经体[2016]2120号）

明确指出配电网运营者可有偿为各类用户提供增值服务，例如发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务等。利用技术创新提供增值服务不仅有利于企业提高投资收益，也有利于降低用户用能成本，创造更大的社会价值。

二、智慧能源是解决增量配网当前技术难题的关键

智慧能源有着广泛的含义，《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》（国发[2015]40号）和《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》（发改能源[2016]1430号）则明确指出了园区型智慧能源发展的主要形式：因地制宜实施传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的协同开发利用，优化布局电力、燃气、热力、供冷、供水管廊等基础设施，以天然气热电冷三联供为主，协同发展分布式可再生能源，实现多能互补和协同供应，并通过用户互动为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务。

园区型智慧能源和增量配网都主要服务于园区，园区型智慧能源的主要特点是清洁、高效、智能、共享，是当前解决增量配网发展技术难题的关键——

提升增量配网企业对未来现货市场的适应能力

园区型智慧能源的本质是通过用户用能需求分析，结合外部能源交易价格，根据各类分布式供能系统的固有生产成本、能源转换效率，选择整个系统能源生产成本最低、用户用能成本最优的开机组合方式，以此满足用户的各类用能需求。因此智慧能源系统一个突出的特点就是可以根据外部价格信号作出调整，增量配网企业利用智慧能源更能主动适应未来电力现货市场甚至油气现货市场，减少现货市场价格波动带来的运营风险。

加强增量配网保底供电的服务能力

依靠外部电网和外部电源解决增量配网的保底供电问题虽然是最简单的解决方式，但是无论是保底电量稳定问题还是价格问题，拥有自己的电源无疑是最主动的解决方式。智慧能源符合国家产业政策，在增量配网区域建设智慧能源，能够从技术上解决保底电量的来源问题、稳定性问题以及价格透明问题。

提高增量配网供电的安全可靠性

智慧能源不仅为增量配网提供了外部电网故障时的备用，也在外部电网迎峰渡夏发生限电等情况下为内部用户提供可靠的电力来源。同时智慧能源的储能单元也使得运行方式更加灵活，对于提高增量配网供电安全可靠性具有重要作用。

提升增量配网建设的经济价值和社会价值

智慧能源最直接的经济价值在于投资分布式电源的投资效益，用户也能够通过与本地分布式电源的交易减少对外部电网资产的利用，节省外部电网部分的“过网费”。同时用户侧分布式电源的合理配置也可以优化增量配网网架结构，降低增量配网建设容量，以此减少配网的投资成本。因此，智慧能源的建设对于增量配网企业以及用户均具有更高的经济价值，全局而言则是社会价值的体现。

三、智慧能源和增量配网是推动能源革命的孪生兄弟

在多能互补集成优化示范工程建设中，国家发展改革委、国家能源局明确提出到2020年，新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右。在第一批106个增量配电业务改革试点中，工业园区、经济开发区和产业园区类的试点共69个，占比达65%。由此可见，园区成为了智慧能源和增量配网共同的主要落脚点。园区型智慧能源系统的核心是电能，电能的载体是电网。增量配网则为智慧能源的生产和消费创造了有利的耦合条件，能够充分发挥智慧能源系统的集成优化价值

习近平总书记中央财经领导小组第六次会议上提出推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命和能源体制革命，十九大报告又指出 “建立健全绿色低碳循环发展的经济体系”，“壮大节能环保产业、清洁生产产业、清洁能源产业。推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”。智慧能源通过技术创新改善了我国能源供给和消费模式，增量配网与智慧能源的结合无疑是我国能源“四个革命”的重要突破口，随着电力体制改革的深入，也将凸显更大的社会价值，并推动我国能源革命健康发展。

智能化开发降低光伏发电成本 多能互补为可再生能源打开出口

根据国家能源局的数据，光伏装机从2012年年底的5万兆瓦左右，上涨7倍左右，至2016年年底已经达到35万兆瓦；风电也同样呈现上升态势，2012年，中国风电总装机容量约600万兆瓦，而到2017年年初，已接近2012年的3倍。

光伏和风电的装机逆袭，事实上折射了中国能源供给结构的逆袭。

这种逆袭，具体表现在大力推进煤炭清洁高效利用，着力发展非煤能源，形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系上。其中不难发现，实现多元化，既是过去五年的原则，也是未来五年的方向。

从煤统天下，到绿能参与

有人曾把能源供给的变化看做“一升一降”：即煤炭生产比重持续降低，以及清洁能源比重的不断提高。

两者的变化，几乎都是从2012年产业寒冬开始的。当时，由于煤炭价格下跌，行业产能过剩、生产集中度低，人均效率低，产品结构单一等问题集中暴露。与此同时，以光伏为代表的清洁能源也因海外“双反”，遭遇了全行业寒冬，部分企业深陷资金链断裂和债务恶化中。

也正是因为两者的类似境遇，人们意识到，能源行业需要一次彻底的自我修复——对煤炭等传统能源，原有的粗放式发展导致了产业结构、技术结构和产品结构的不合理，这让行业已很难适应未来的变化。亟需淘汰落后产能，努力发展附加值更高的煤化工产业；对于光伏等可再生能源领域，既有“两头在外”的模式已经被堵死，出口已经不是唯一的良策。与之相比，国内市场还是尚未开垦的蓝海，存在可以挖掘的可能。

于是在2013年，煤炭经历全行业亏损之后，部分企业开始兼并重组，1年后，随着兼并重组的范围逐渐扩大，煤炭去产能大幕正式展开。

光伏行业也在2013年开始转向国内，在国家连续出台利好新政的刺激下，西部的地面电站和东部的分布式屋顶光伏开始大量涌现。

风电行业的逆转也是从这一年开始，由于国家电网加大对风电新能源的输送力度，限电问题得到有效缓解，企业获得造血能力之后，再次发力新建项目，于是当年，风电装机从2010年以来首次企稳回升。

此后几年中，煤炭过剩产能逐渐离场、绿色能源纷纷入场成为常态，而在一出一进之间，中国的能源供给结构从黑金领军，演变为绿能参与。

2016年，原煤生产在2013年达到39.7亿吨之后，连续三年下降。而与之形成对比的是，在全国发电装机容量16.5亿千瓦中，并网光伏已经达到7742万千瓦，比2012年增长了21.7%。

从天天打麻将，到天天看电量

然而，能源供给结构的“腾笼换鸟”才刚刚开始。

10月19日，在2017中国光伏大会首日议程结束后，有一句话在能源行业的朋友圈火了——“过去天天打麻将，现在天天看发电量”。

这句话来自天合光能董事长高纪凡当天的演讲，他在山西进行户用市场调查时，一位农民告诉他，之所以能有这种转变，是因为屋顶安装的太阳能板。如果不出意外，一年发电的收入就可以达到12000元。

用屋顶给自己赚“养老钱”，只是光伏应用较为成熟的模式之一。未来五年，光伏将不仅在户用等领域发展，还可能与风电、储能、甚至煤炭、石油等其他行业有机结合，形成新型能源供给模式。而实现这些的前提，是光伏装机保持增长，发电占比不断增加。

不久前，国际能源署曾发布《2017国际能源展望报告》，其中提及了三个中国发电量的长期目标：到2040年，煤炭发电量占比将从73%降至43%，而风能和太阳能的占比，则分别从3%和1%升至12%和6%。

但是，在一些业内人士看来，IEA的测算有些保守。他们认为，至少在未来5年中，绿色发电的占比有望或将更大，能源生产多元化的趋势也将更明显，理由有二。

首先看空间。

在光伏领域，《能源发展“十三五”规划》指出到2020年，太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6000万千瓦、光伏电站4500万千瓦。但在业内人士看来，实际开发的数量或将超过这个数。因为除了众所周知的地面电站和分布式光伏，既有存量改造市场也将超过预期。

在风电领域，陆上风电机组装机容量增速放缓，但海上风电已开始发力。仅2016年一年，新增装机就达到592MW，相当于此前五年全部新增装机的79%。

其次是市场。

一直以来，可再生能源被认为是难断奶的“补贴型行业”，但事实上，补贴下调才是一个大概率事件。最新的明确信号是，国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏就风电退补提出了时间表，即在2020-2022年，风电不依赖补贴发展。

但是，高补贴不再，也并不意味着企业找不到未来。一方面，退补并非一刀切，而是“分类型、分领域、分区域”退出，这可以让行业提前做好准备，实现软着陆；另一方面，替代机制已经开始运行。2018年1月，绿证交易将开始强制实施，而可再生能源配额制也将在2018年择机出台。上述两项政策，即是为了填补可再生能源发展基金的缺口，利用市场化的方式，为新增机组提供可持续的现金流。

从不做成本管理，到学会精打细算

有空间、有市场，下一步就要继续“撸起袖子加油干”。但在下一个多元化开始前，我们还需要针对既有供给体系的问题，“低下头去仔细看”。

众所周知，既有能源供给革命中遗留了不少短板，而追根溯源，会发现很多都与成本和效率相关。

所谓成本短板，即能源新建成本过高，这种情况在可再生能源领域领域最为明显。

事实上，在过去几年中，国内可再生能源的设备成本已经明显下降。仅以光伏领域为例，从2012-2016年，中国仅组件成本就已降低41.6%，逆变器成本降低57.1%。

但是，这样的成本下降速度仍然不够。当前，竞价是全球可再生能源价格领域的大趋势，根据国际可再生能源署《可再生能源竞价分析报告》，截至2016年，全球至少有67个国家以竞价方式确定可再生能源项目。而与固定的标杆价格相比，竞价模式的最大特点就是“价廉者得”，如果成本无法降低，不仅会错失项目，还意味着被推出全球能源发展的主流之外。

在各种能源设备或已“降无可降”的前提下，就要在开发中继续降低成本，通过智能化开发，提升整体运行效率，减少发电成本。在智能化开发中，开发者可以通过物联网技术、信息化技术的使用，加强能源生产的效率，精确监控发电状态，减少损失，进而优化成本。

所谓效率短板，即把“生产革命”和“加大供应”简单地划上等号，于是就出现了只追求规模而忽视效率的问题。

在能源开发处于初级阶段时，追求规模效应无可厚非，但当行业发展到一定阶段，大力发展的同时也需要开源节流。因为只有重视效率，才能让能源总量得到控制，并最终实现能源供给关系的优化。

对于单个能源项目，提升效率需要精细。

一位光伏业内人士曾说：“未来光伏行业的赢家，将在能够把握住每一瓦获利的人之中产生。”言下之意，要想从以量而生转向以质而生，企业需要选择最好的技术、明确的定位、细化的渠道，从生产的每一个产品中挖掘出可以寻找的最大价值。而整个项目的能源供给能力，也将因为每一个产品的优化而升级。

而对于综合能源项目，提升效率则需要互补。

当下，多能互补已经成为能源生产的主要方向之一。这种互补并非简单的叠加，而是一种基于技术创新的融合。这种融合也并不仅限于传统或可再生能源内部，而是要利用光伏、风电等新能源与煤炭、石油等传统能源之间的结合，通过各类能源不同特点，实现供能体系的优化，以实现利用效率的提升，让能源供给最终实现多元、绿色的目标。

秦海岩：绿证价格未来也可能很高 关键看可再生配额指标

现在风电发展进入了新的时期，经过十多年的发展，到今年装机1.7亿千瓦，国家的“十三五”规划是2.1亿，现在看实现2.1亿没有大问题。原来提的目标是2020年是2.5亿，现在出现了2.1亿之后，说行业目标低了。如果按照现在的发展态势看，真的可能到2020年不能实现2.5亿的装机。我认为今年的装机会降下来，今年2000万千瓦就不错了，有可能是1800万千瓦到1900万千瓦，去年是2300万千瓦。下降很大的原因是西部装机受到弃风限电的影响，今年下降比较快，西部可能只有去年的一半，去年是600万千瓦，今年有300万千瓦就不错。但装机难度的速度还不能弥补西部减缓的速度，中部难度也在增长，但中南部还有很多现实问题：一是开发周期比较长，二是从西部向中南部市场转移过程中，也存在认识的问题和因为开发模式转变不适应的问题。未来真的要保持一定的发展速度，整个行业应该有新的认识、新的思路。

有些风电的问题是老生常谈了，首先是弃风限电。我认为弃风限电不是根本上解决不了的问题，首先它不是技术上的制约。但今年的弃风限电有所好转，和政府出台了很多措施，领导的重视，国网也想了很多办法，今年弃风率大规模下降。但现在量上去了，另一个问题出现了，就是价格无法保证。现在宁夏、新疆等地方，要上网可以，但价格要降低，甚至有的地方是零电价。零电价是火电从电网拿的标杆电价，有的是两毛多，有的是三毛多，现在让降到零。保障小时数可以有效的降低弃风限电，但现在不给价格了，甚至在有些地方最低保证小时数成为了最高保障小时数。归根到底，这是利益的博弈问题。

为什么降了电价，电就可以发了，要求维持标杆就不能发？这是利益问题还是技术问题？我认为，随着电力市场化的改革，弃风限电问题不是根本上的制约。现在有一个很难解决的问题就是补贴，可再生能源附加严重不够了，今年缺口有600多亿，如果到2020年，还是维持电力附加1分9，当年就要近千亿，累计下来会有两三千亿的缺口。所以，国家也在想办法用绿色证书交易的方式，代替补贴，走市场化形式。绿证还取决于强制性交易政策能不能出台呢。现在由于各方面的原因，强制性措施没有出台。

但上周两部委已经发文，列了很多条，就是把里面的措施进行了总结和汇总，里面关键就是要启动配额制。配额制有两方面的含义：一是驱动绿色售电交易，提到了要售电公司配额。这个政策出来以后，配额制马上就要实行了。这就带来一个问题，未来就不是固定的电价的交易，而是考虑如何出售绿色证书，这是对财务模式是很大的挑战。绿色证书会不会影响收益？确实，这种方式没有固定电价，它提高了不确定性，因为拿到市场上卖，不知道卖多少钱。未来如果额度控制得好，可再生能源的收益有保障。

现在的绿证交是为了促进更多人自愿消纳绿色电力，购买绿色电力证书，为了保障可再生能源的利益，会给最低的定价。所以，不要对绿色证书交易制度产生更多的恐惧，或者认为会受到很大的影响，还是要通过政策的措施、限价比例保证发展。澳大利亚也是如此，前几年配额指标比较低，装机比较多，导致绿证价格大幅度下降。但现在由于配额的比例高了，证书的价格非常高。现在零电价只要卖证书就可以取得很好的收益。

经过十几年的发展，可再生能源就到了新的发展时期，到了怎么提高整个能源系统中可再生能源的比例。现在已经不是结构的改变，而是生活方式和认识的改变。这时候要凝聚共识，让全社会共同认识为什么要每年可再生能源、为什么要消费更多的可再生能源，消费更多的绿色可再生能源。我们希望社会上都可以凝聚共识，支持可再生能源的发展，否则这条路很难走通。

本来绿色电力证书是虚拟经济，本来就是荣誉证书，这样虚拟的东西为什么有价值？实际上国家做背书，证明绿色证书有价值，是一种环保象征。我们就要通过环保行业的营销手段，让消费者去买。但在营销上，它是一个新的商品。要通过绿色证书的营销，让消费者接受绿色证书，消费绿色证书。全行业要站得高一点，看得远一点，希望全社会接受绿色证书，让更多的人来消费。

还有未来发展空间的问题。未来五到八年，西部的发展间绝对受到限制，因为那个地方的火电装机很多，用电负荷很少。不是说西部没有潜力了，西部照样有潜力，最多就是20%，新疆是10%左右，但远远比丹麦42%、德国43%的可再生能源差得远。但西部的火电太多了，火电已经到4000小时了，让它发到3000小时，这是巨大的差距。所以，未来不能只盯着西部，一定要把东、中、南部的市场建设起来。为什么说现在中西部可以呢？因为技术有很大的进步。

三四年前，我说中国的风电可以到5米/秒的时候，很多人质疑，很多人说我被企业骗了。前不久，我们和气象局做了中东南部，算上山东，进行了风资源详查，比如说不能装机的地方湖泊、保护区都去除。我们算的是90米高度风速达到5米/秒以上，按照这个考察，中东南部的开发达到了10亿千瓦。中东南部工业聚集，是不是有巨大的开发空间？我说这又是认识上的误区，去德国，德国没有像这样五万、十万的集中风电场，都是三台、两台，去德国也看到三五台装机在农田、在路边。德国风电装机是134千瓦/平方公里，很多地方达到了200千瓦/平方公里，而我们的湖北这样的地区基本上都是20千瓦/平方公里，比人家差10倍。所以，不要认为没有发展空间，发展空间巨大。

一定要改变思路，一定要像德国一样做分散式，分散式一定是下一个希望。两个月前能源局发了风电的实施意见，发了以后，我们一直希望可以掀起开发者的热潮。最近，为了解决分散式风电的问题，已经起草了开发方案。核心就是要减少审批和流程程序，比如说我们希望省里放到地市县局，把省里的核准变成备案，就是一个县可以做一百来台、几十台，打包核准，减少审批核程序。

人类总是会对现实的误判，现在我们装机1.7亿了，在一些区域完全可以和火电竞争了，还有很多人阻挠可再生能源的发展，但这是技术的潮流，是不能阻挡的。唯一的出路就是顺应潮流，如果不顺应潮流一定会被淘汰。去年到今年我们去国外参加会议，和以前不一样了。以前都在讨论大规模可再生能源发展成本怎么办等等，现在讨论的问题是肯定能实现100%的可再生能源，但实现100%可再生能源要解决什么问题。我认为，现在实现100%的可再生能源已经不是天方夜谭，事实已经摆在面前了，要突破知识结构和信念体系才能看到未来，才能抓住机会。

（集团周报编辑整理汇总）

恒功率、大功率及无线充电 充电设备面临哪些趋势和挑战？

在今年的广州车展中，新能源汽车算是抢尽了风头。所谓“兵马未动，粮草先行”，在我们关注汽车新产品的时候，也不要忘记充电桩的发展。

广州那厢有车展，北京这厢便有充电设备展。在由新能源汽车产业网、广东省充电设施协会、广东省新能源汽车产业协会、中国土木工程学会城市公共交通学会和振威展览股份主办的第十届北京国际充电站（桩）技术设备展览会中，笔者发现了一些充电桩行业的新鲜事儿。

新的挑战：恒功率技术要求及大功率充电

“恒功率技术要求和大功率充电是现阶段充电桩行业里的热门话题”，深圳英飞源技术有限公司朱春辉向笔者表示。

今年10月12日，国网发布2017版《电动汽车充电设备供应商资质能力核实标准》，要求供应商应提供直流充电机部分输出电压区间恒功率充电功能的委托试验报告；10月31日，英飞源的恒功率模块REG75040在国网电力科学院实验验证中心通过测试，是国网颁布恒功率技术要求以来，第一家通过测试的恒功率模块。

充电模块作为充电桩的核心部件，也是英飞源的主营业务，其特性直接决定了充电桩的输出性能。英飞源在本次展会上推出了恒功率15kW和20kW系列充电模块，可以实现50v-750v电压范围输出。“为提高充电桩在不同电压下的充电功率，使用恒功率充电模块是大势所趋。一个750v的充电模块，如果不是恒功率输出，在电压400v时它的输出功率只有最大功率的67%，一个60kW的充电桩此时只能输出40kW。如果采用恒功率模块的话，60kW的充电桩在400v充电时，也能实现60kW的输出，这对于提高充电设施利用率具有重要作用。”

“大功率充电”这个词是个舶来品，如今业内尚没有明确的标准定义。目前很多跨国车企都已经着手规划建设充电基础设施，提出的是350kW、1000V、350A的大功率充电。假设提升到1000V，在元器件的耐压、绝缘等方面，需要重新设计。朱春辉表示，单说充电模块的话，满足大功率充电的要求并不难，相反充电桩其他的部件却面临着诸多挑战。

由于GB/T 20234.3-2015中规定额定电流最大为250A，因此，采用大功率充电的充电接口到底是采用全新的接口，还是要兼容原来的接口，需要进行论证。其次，已有的通讯协议是不是能支持大电流，同样需要探讨。

当采用大功率充电的时候，单位时间传输的能量会增加，而温升同样会增加很多，如散热不畅，可能会造成大的安全事故，所以需要在整个电路设计上增加更多的温度检测以及保护措施，比如给线缆和充电枪（以及其他高压连接器）配备冷却系统。

直流替代交流，无线充电是未来趋势

作为Formula E“钦点”的充电合作伙伴，法国IES（海里斯）集团号称是全球最大的电动汽车直流快速充电设备制造商之一。2015年，法国IES与浙江万马股份有限公司合资设立浙江万马海立斯（IES-WANMA）新能源有限公司，开启了自己的中国业务。

本次，IES推出带来了24kW壁挂式直流桩Wall box和50kW落地式直流桩Keywatt60两款新产品。其中，Wall box 是面向全球市场符合多标准的一款快充设备，体积小、安装方便是它的一大特色。

“两款产品均采用了IES研发的KeyWatt技术核心模块，待机功耗低于20W，充电效率高达94%。另外，产品还采用了特殊散热工艺，隔断空气污染，无需滤网，有利于持续高效快充。”IES中国总经理赵顺如是说。

2018年底，IES将会推出第四代直流快充产品，采用碳化硅半导体技术，在提高充电效率的同时进一步缩减产品体积。IES认为，在中国，直流充电桩将会逐步替代交流充电桩而占有更多的市场份额。对于比较前沿的无线充电技术，赵顺认为成本和技术标准是限制其发展的两大因素，同时IES也在进行无线充电的技术储备，来适应未来的发展趋势。

办还是不办？分布式光伏项目中的电力业务许可证办理问题剖析

在实践中，很多光伏项目公司在项目并网后都存在未办理电力业务许可证（发电类

）的情况。究其原因，一是对是否需要办理电力业务许可证存在误区，认为所属项目属于分布式光伏项目因而不需要办理电力业务许可证；二是对电力业务许可证的重要性认识不足，认为项目已经并网，未及时办理电力业务许可证并不会导致严重后果。那么，分布式光伏项目真的不需要办理电力业务许可证吗?不办理电力业务许可证可能面临什么样的法律后果呢?今天，阳光所律师对电力业务许可证办理问题进行剖析，办还是不办?请看下文解读。

一、哪些项目豁免办理电力业务许可证?

是否存在光伏项目不需要办理电力业务许可证?答案是肯定的。国家发改委2013年7月18日发布的《分布式发电管理暂行办法》（发改能源[2013]1381号）第十二条规定：鼓励企业、专业化能源服务公司和包括个人在内的各类电力用户投资建设并经营分布式发电项目，豁免分布式发电项目发电业务许可。同时依据本办法第三条的规定，办法规定适用于以各个电压等级接入配电网的太阳能分布式发电。根据以上规定，我们不难得出，接入配电网的分布式光伏项目是不需要办理电力业务许可证的。

二、什么样的项目属于分布式光伏项目?

既然接入配电网的分布式光伏项目是不需要办理电力业务许可证的，那何种项目可以归类进分布式光伏项目呢?我们透过能源局以下几个文件一探究竟。

首先，《国家能源局关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》（国能新能〔2013〕433号）第二条规定：分布式光伏发电是指在用户所在场地或附近建设运行，以用户侧自发自用为主、多余电量上网且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施。该条款归纳了分布式光伏项目应当具备的三个主要特点：运行地点为用户所在地附近；发电模式为自发自用为主、余电上网；接入配网。但是，该条文也仅对分布式光伏项目做了定性规定，并未对项目的容量、电压等级等具体指标进行定量规定，在实践中缺乏可操作性。

而国家能源局2014年9月2日出台的《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（国能新能[2014]406号）第七条，似乎对分布式光伏项目具体划分指标进行了量化，该条规定：“在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网（东北地区66千伏及以下）、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理，执行当地光伏电站标杆上网电价。 ”实践中，许多发改部门对光伏项目进行备案时也是依据本条来判定项目是否属于分布式光伏项目，但是笔者认为这种做法其实有待商榷。我们认为该条款主要目的是为了便于光伏指标管理，将单个项目容量20MW以下，35KV及以下电压等级的地面光伏项目也作为分布式光伏进行指标管理，而不应将该条作为认定分布式光伏项目的唯一标准。

通过以上分析，笔者认为目前对于分布式光伏项目仍缺乏明确的认定标准，实践中，有关政府职能管理部门简单以406号文“接入电压35KV及以下电压等级，装机容量20MW以下”作为分布式光伏项目认定标准，有可能突破433号文对分布式项目的定性认定。这就带来一个问题，若是备案文件明确项目属于分布式项目，是否就一定可以豁免办理电力业务许可证?下面我们对此进行分析。

三、备案属于分布式的光伏项目，是否一定可以豁免办理电力业务许可证?

要解答该问题，首先我们看看国家能源局2014年4月9日发布的《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）第一条：“简化发电类电力业务许可证申请有关事项规定：豁免以下发电业务的电力业务许可：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……3.项目装机容量6MW（不含）以下的太阳能、风能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电项目。”

本条款从侧面也应证了笔者之前的观点，若“接入电压35KV及以下电压等级，装机容量20MW以下”的光伏项目是分布式光伏项目，为何在同一条款里既豁免分布式项目，又特别明确豁免装机容量6MW以下的光伏发电项目办理电力业务许可证呢?笔者认为，根据现有规定能够明确豁免办理电力业务许可证的光伏项目仅限于装机容量在6MW以下的项目，一些项目取得的备案文件中虽然指明为分布式项目，但更多的是从光伏建设规模指标分配的角度考虑，项目本身因不具备分布式光伏项目的全部特征，难以被能源局资质管理部门认定为豁免办理电力业务许可证的分布式项目，即这类项目仍需要办理电力业务许可证!

四、未及时取得电力业务许可证的法律后果

既然大部分光伏项目仍属于电力业务许可证办理范围，那么未及时取得电力业务许可证究竟会导致什么法律后果呢?根据《国家能源局关于加强发电企业许可监督管理有关事项的通知》（国能资质〔2016〕351号）第三条的规定，新建发电机组在完成启动试运行时间点后三个月内，必须取得电力业务许可证，逾期未取得电力业务许可证的，不得发电上网，拒不执行的，由派出能源监管机构依法予以处理。该条明确电力业务许可证的办理时限为并网后三个月内。

根据《电力业务许可证管理规定》第四十条的规定，未依法取得电力业务许可证非法从事电力业务的，应当责令改正，没收违法所得，可以并处以违法所得5倍以下的罚款；构成犯罪的，依法追究刑事责任。

笔者经办某光伏项目，在规定期限内未办理电力业务许可证，被能源局当地监管部门要求限期办理，否则停止上网发电。在另一个项目中，当地电网公司提出未取得电力业务许可证前，电网公司拒绝与项目公司签订购售电协议。

需要特别注意的是：未按规定办理电力业务许可证发电的，还可能触犯刑律，构成犯罪。《刑法》第二百二十五条规定：未经许可经营法律、行政法规规定的专营、专卖物品或者其他限制买卖的物品的，属于违反国家规定，非法经营行为，情节严重的，构成非法经营罪，应当承担刑事法律责任。

综上所述，目前明确豁免办理电力业务许可证的光伏项目，仅限于项目装机容量6MW（不含

）以下的光伏项目，其余光伏项目是否属于《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）中豁免办理电力业务许可证的分布式项目，建议还应与能源局相关资质管理部门沟通确认，以免因未及时办理电力业务许可证影响项目正常运营。

英国工程院院士麦克·斯德林：智能电网本质是优化控制

英国首相科技理事会能源工作主席、英国皇家工程院院士麦克·斯德林。他结合欧洲的情况分析认为，大规模接入新能源需要以大范围电网互联为基础，并统筹考虑储能技术。在与用户侧进行互动时，第三方的智能化方案需要兼顾电网与用户诉求，智能电网的本质是优化对系统和用户的控制能力。

智能电网

电网互联带来新机会

在第三次工业革命时代，以风电、光伏为代表的新能源蓬勃发展。从欧洲的经验来看，针对新能源的波动性，如何能做到平衡电网安全与用户需求？

麦克·斯德林：欧盟制定的目标是，到2020年可再生能源占比将达到20%。欧洲议会今年提出，将2030年的目标由原来的27%提升至35%。要应对新能源发电量不断提升，以及越来越多的电网波动性问题的办法只有两个：一是增加基础的电力供应容量，二是对用户端进行控制。如何将可再生能源的不断并网和用户需求控制来结合起来，寻求到平衡点，是未来技术挑战所在。整个过程非常复杂，这也正是发展智能电网的意义所在。为此，欧洲各国都意识到智能电网是电力行业发展的重要趋势，在加足马力不断往前推进。

在输电侧增加供给能力，或者大范围电网互联，无疑会加增强系统调节的底气。在这方面，中国的特高压输电工程技术已经给出了证明，您认为，欧洲和英国的未来会怎样？

麦克·斯德林：互联性的问题——需要让更多的电源、更广泛的地区电网互联，来提供稳定的电力供应。中国其实已经做到这一点，欧洲可能有一些问题，因为每一个国家地域比较小，所以就必须和邻国进行互联。以英国为例，因为是一个岛国，长期以来实现了相当程度的国际电网互联，比如在1986年就实现了和法国电网互联，目前已经签约的互联项目包括比利时、丹麦等国家。从数量来看，英国的需求峰值是52.7吉瓦，进口容量达到14.2吉瓦，潜在的电网互联容量为22.4吉瓦。对整个欧洲而言，目标是到2020年所有国家电网互联度要达到10%以上，到2030年要达到15%以上。

欧洲的智能电网，目前是以各国发展为主，很多国家已经部署了智能电网的试点运行，但是仍然没有实现国际间的协调和互联。一旦实现互联的话，仅对英国而言，到2020年，消费者每年就会因智能互联节约10亿英镑，其商业前景非常广阔。同时，增加电网互联性对于新技术发展也会带来很多机会，比如对跨地区远距离输电的特高压技术。因此我相信，全球能源互联网也许是一个遥远的目标，但仍然存在希望，而且发展合作组织正在发挥领头的作用。

如果只是在供给端简单叠加装机，可能会使波动加剧，或需要大量协调传统能源。您认为，还有哪些更有效更智能的解决方案和手段吗？

麦克·斯德林：对于可再生能源的扩张带来的挑战，如果发电端没有有效的管理，就需要在用户侧进行控制——寻求在用电高峰阶段，减少用户同时用电的强度。但用户控制不意味着减少用户数量，或者硬性减少其用电总量，而是给他们另外一种选择，让他们尽量减少在高峰期间同时用电。智能电表作为一个非常重要的科技，其更大的应用价值就在于，它是一个教育的过程，会让更多的家庭明白他们需要智能互动，而且减少在高峰时间同时用电会带来更多附加价值，比如经济性和节能环保等等。

储能需有全局观

在智能电网系统中，储能被寄予厚望。对于大规模储能、分布式储能（如特斯拉的Powerwall），您更看好哪个的发展前景？

麦克·斯德林：二者没有绝对的优劣之分，对于智能电网的发展，需要把这两个方面结合起来携手发展。一方面，很多国家在进行大规模集中式储能的研究，比如说液化空气储能等复杂的技术，可以提供电网级别的调频调峰等服务；另一方面，微观的或者分布式储能，比如锂电池、氢燃料电池的应用，可以弥补分布式太阳能、中等规模风能发电的波动性，还可以提供一些基本的家庭能源供应。需要注意的是，无论是大规模储能，还是分布式储能，都是构建智能电网有待解决的一个挑战，核心问题是价格。一旦解决了储能的成本问题，能够实现新能源的“平价上网”，对于电网的建设和运行将起到非常大的支持作用。

在有些人看来，电化学储能尤其是锂电池储能会成为解决难题的“救世主”，您怎么评价？

麦克·斯德林：当然，研发出更大容量的电池，意味着在能量释放方面效率会更高，但是我们需要从全局来考虑，更全面看待能源与经济社会的应用发展，而不是仅仅关注分布式储能技术。比如绝大多数的国家都认为，电动汽车是未来分布式储能的发展方向，但不要忘记，电动汽车未来供电还是应该从大电网来供电。同样的，氢能经济是一个非常好的概念，但是短期来讲并不容易实现。当下要做的仍然是建设运营好智能电网，与发电侧、用电侧保持良性互动。

智能终端应对电网友好

您提到电动汽车与智能电网的互动，智能电网与新一代交通系统、信息网络融合需要哪些条件？它对能源供应体系会带来哪些冲击？

麦克·斯德林：其实，这种融合已经在深度进行。现在电动汽车充电这种新型的用电方式，其容量和压力都是前所未有之大，和此前的电冰箱、电视机的用电量给电网带来的压力完全不一样，这对电网的控制系统是一个非常大的挑战，也是分布式能源不能够解决的问题，必须要通过智能电网解决。

对构建智能电网控制系统而言，毫无疑问其基础是智能电表。当每个家庭都拥有这样的控制节点的时候，如何保证一个国家成千上万个，甚至如中国般的几亿个控制点合理运行，将成为极大的挑战。基于现有的控制技术，还没有非常好的解决方案。为此，智能电表必须足够智能化。这意味着，未来的智能电表必须要具有一定的需求侧管理能力，因为随着行业的发展，会有大量的实时数据需要收集和应用。

需要强调的是，电网产生波动和不稳定是正常的现象，电网的特性就是，有可能前一两秒我们需要往高调，后一两秒就要进行反向操作，所以如果控制系统没有设计好，运行不妥当的话，很可能就会产生大规模的停电事故，这是我们需要着力避免的问题。在智能电网的控制系统设计方面，未来方向还是应该坚持分级设计的模式，从每个用户、不同地区再到国家层面逐级进行控制。

在用户侧，有些家庭已经开始使用谷歌Home、亚马逊Echo或其他智能终端进行能源控制甚至管理。您认为，面对新挑战，电网与第三方的智能化控制系统应该如何更好衔接？有哪些创新和改变值得期待？

麦克·斯德林：这种终端用户模式，对于电力公司其实是非常难预计的。目前在电力公司和用户之间的独立系统，比如像谷歌或者是亚马逊这样的第三方，开发出对用户用电量分析的软件，他们其实是基于价格的，其出发点就是如何减少用户用电成本，但是对于电力公司而言，这可能并不友好。因为对于用户的需求，电网还是缺乏稳定的预期，所以就需要这些独立的第三方与电力公司进行协作，能够通过电力公司放出的价格和负荷信号，不断进行反馈调整。

我希望，未来的第三方能够研发出这样的技术：一方面，减少终端用户成本；另一方面，对于电网负荷全面了解和响应，进而增强电网可预期性，减少电网负担。

2017年美国各类储能技术应用成本全披露：消峰填谷有竞争力！

美国LAZARD公司日前发布一年一度的美国各类储能技术应用平准成本（LazardLevelizedCostofStorageVersion3.0）数据。

电网侧应用（表前）

——消峰填谷

#钒液流电池：20.9-41.3美分/千瓦时

#锌液流电池：28.6-31.5美分/千瓦时

#锂离子电池：28.2-34.7美分/千瓦时（预计2018年：26.8美分/千瓦时）

——配电网

#钒液流电池：18.4-33.8美分/千瓦时

#锂离子电池：27.2-33.8美分/千瓦时（预计2018年：26.1美分/千瓦时）

——微电网

#钒液流电池：27.3-40.6美分/千瓦时

#锂离子电池：34.6-38.6美分/千瓦时（预计2018年：36.3美分/千瓦时）

用户侧应用（表后）

——商业

#锂离子电池：85.3-98.5美分/千瓦时（预计2018年：89.1美分/千瓦时）

#铅酸电池：1.057-1.154美元/千瓦时

#先进铅电池：0.95-1.107美元/千瓦时

——居民

#锂离子电池：1.028-1.274美元/千瓦时（预计2018年：95美分/千瓦时）

#铅酸电池：1.160-1.239美元/千瓦时

#先进铅电池：1.138-1.188美元/千瓦时

王勃华：全球光伏行业呈去中心化形式 中国光伏企业应警惕产能过剩

2017年11月24日上午中国光伏行业协会秘书长王勃华在加强应用长江经济带“一带一路”分布式能源创新发展论坛上分析了中国光伏产业发展现状，并对行业未来作出展望。

中国光伏行业协会秘书长王勃华

王勃华在论坛上指出，现在全球性的市场格局发生了非常大的变化，和我们过去的判断基础完全不一样了，全球光伏行业去中心化已经形成。现在全球有100多个国家支持发展绿色能源，特别是光伏已经有国家意志，所以预测未来的光伏行业市场是东方不亮西方亮，此起彼伏的市场。由一个国家的政策变化引起的大起大落已经不复存在。

此外，王勃华秘书长还指出，从绝对数量来讲，由于光伏行业的基数目前较大，未来投资的规模都比较大，有可能会带来新一轮的产能过剩，引起行业的波动。对此，他提醒光伏行业要警惕产能过剩。

据了解现在已经有二三家规划产能要20GW，甚至于以上，阿特斯现在提了10GW，凡是主流的发展规划都是10GW以上，这么几家加起来，七八十GW就出来了。因此他建议，光伏企业首先要有比较大的规划，其次要有比较充足的技术储备；产品销售时要分步走，密切关注市场的发展动向，避免出现以前出现过的阶段性的产能供需失衡问题。

以下为发言实录：

国家发展和改革委员会国际合作中心国际能源研究所所长王进：感谢参加本次论坛，非常高兴，我也是江苏人，所以也是回到家乡。我是做研究的，跨界做了一下主持，感谢大家对我的信任和鼓励。

第一个，我们特别容幸请到了王勃华秘书长给我们作个报告，王秘书长是这个行业的老领导，耕耘了几十年，一直带领我们行业向前，有请秘书长分享一下中国光伏产业发展现状与展望。

中国光伏行业协会秘书长王勃华：大家好!按照会议的布置我还是给大家讲两个部分，一个是已经发生的，还有一部分是后来即将到来的。首先讲回顾今年的现状和情况的时候，我想先回顾一下2016年，也就是去年的情况，首先我们看从全球来讲，整个光伏发电的市场总体形势是在往上快速增长的形势，具体的数字大家都已经知道了，我想强调的一点是，去年是非常重要的时间节点，去年光伏第一次成为装机最大的新增电源，我相信这个优势会保持下去，可能有相当长的一段时间都会成为最大的新增电源。在光伏发电的市场格局方面，已经发生了非常巨大的变化，就是说过去我们最大的光伏市场——欧洲，现在装机在市场的占比已经在个位数上徘徊了，美洲市场处于第二位，其他的新兴市场在快速上涨。中国的光伏情况是什么样的情况，我们从几个侧面可以看出来。

我们几个制造业的环节产量的占比在半数以上，我们的市场光伏组件产量连续十年第一位，我们已经连续四年是全球光伏新增市场的第一位，而且这里特别要指出的是，如果我们把制造分为四个主要环节，多晶硅、硅片、电池片和组件，这四个环节均为全球第一。

发展到今年是个什么态势，在今年年初的时候大家非常忐忑不安，因为光伏已经经历三次的大跃进，大家普遍有一种市场透支的感觉，2017年会不会保持很好的增长态势，大家拭目以待，现在已经10个月过去了，仍然保持了非常好的发展态势，不但继续在发展，而且中国的光伏产业在2017年面对的是一个非常难得的、全世界最好的光伏产业的发展环境。从几个方面都可以看出来。

首先，社会氛围在日渐升温。今年光伏的会议特别多，超过了往年的总和，而且展会也特别多，活动也很多，参加非常踊跃。光伏在我们的微信点击率非常高，上至习近平总书记，下至普通老百姓，对光伏已经是耳熟能详了，这在十年以前不可想象的，那个时候这个词汇是很生涩的，大家都不清楚怎么回事儿。但是现在，仅10月份央视报道光伏已经有25次，所以我们面临一个非常好的发展环境。

再说政策环境，2013年的时候我们就开始叫光伏产业的政策年，接着2014年比政策年的政策还多，然后到了2017年，我们的政策出台频率一直保持在非常高的出台频率，包括三个方面，一个是制造业方面，还有就是我们在应用端的方面，还有其他，包括土地等等其他方面的政策，非常完善，我们现在已经是全球最好的一个有利于光伏市场发展的政策环境。我们粗略统计了一下，2013年到现在为止出台了支持光伏产业发展政策国家层面87个，地方层面几百个，我们的政策环境越来越完善。

在产业方面，规模持续扩大。这是多晶硅，三季度17万吨，预计今年22万吨以上。今年我们又重新分析了，现在有一个要超过24万吨的说法，今年发展还是比较快的。硅片三季度产量已经62GW，同比增长超过40%，预计全年可以达到80GW。电池片前三季度51GW，预计全年达到80GW。组件前三季度增长超过40%，都是非常快的发展速度。薄膜仍然还是延续去年、前年的发展态势，去年的情况全球的市场占比不到7%，但有一点需要指出，薄膜光伏最近在效率方面有很多的突破和新技术，换句话说它的技术进步非常活跃，并且这几个企业可以说正在蓄势待发，但是大的产能上GW的产能已经在建设，大家也听到了一些消息，但是目前还没有释放出来，现在薄膜光伏产业规模在扩大，但是还没有释放出来，预计2018年会有比较大的动作。逆变器增长也是比较快的。另外就是我们的专用设备发展也非常快，大家注意一下中国的工业门类很多，但是凡是哪个门类能够在国际上有一席之地，我们发展的比较快的，市场占比比较高。凡是这样的产业，肯定是专用装备国产化率必须高的产业，光伏也是这样的。尽管我们为了保险起见，先进国外的设备，但是第二条跟进基本就国产替代了，现在国产比较全面，各种设备都已经有了，而且跟进的周期在加速。以前可能我们一两年才能够跟进，现在可能半年之内就跟进出来了。辅材方面也是这样，我们现在是世界第一。

在对外贸易方面，我这个地方是统计在9月份，因为10月份的数据还没有出来。从1月到9月份的情况来看，我们光伏产业的出口额继续下降，但是值得指出的就是我们的出口量在上升，大家看到了我们的出口量增长都在三成以上，我们这几个环节，硅片、电池片和组件。我们的出口额为什么下降，就是因为我们价格的下降速度比出口额下降的速度还要快，印度已经成为我们第一大出口市场。

在产能的布局方面，现在已经有20家左右的企业在20个国家已经有了制造基地，我们大概统计了一下，不管电池片还是组件的产能都已经超过了6.5GW，而且这些国家的分布没有包括我们的建电的，如果包括应用端的走出去可能还多。另外一个特点就是先进技术的产业化在加速推进，大家看到最近我们的产能很快，但是和我们以前同质化的竞争不太一样，我们主要在一些新的技术转换效率不断加快，可能是市场的倒逼，特别是领跑者，现在超跑给大家刺激很大，同时也不排除我们在2012年产业低谷时期大家都试图通过我们的技术创新、技术进步尽快走出困境，所以在那个时候有了一大批的技术储备和技术积累，现在赶上市场需要了，就很快爆发出来了。所以先进技术产业化在领跑者和超跑带动下正在加速推进。

主要的还是制造端，在应用端，也就是市场方面增长非常迅猛，我们初步统计。1到10月份，我们的新增装机已经超过了45GW，其中分布式超过16GW，同比增长300%以上。我们累计装机超过了122GW，分布式超过了26GW，非常值得指出的是我们在应用端快速发展的同时，我们的市场的格局正在改变，一个就是从市场的结构分析，过去是九成甚至九成半以上是集中式电站，但是现在非常可喜的是，前三季度我们的新增装机里面已经有接近四成是三不是，所以这个结构发生了非常大的变化，去年同期我们大概是10%左右，现在前三季度分布式装机已经占到新增装机的四成。第二是从市场分布范围来讲，大踏步向中东部转移，大家知道我们过去的市场，由于是以集中式电站为主，所以主要在西部地区，现在主要是中东部，即使是新增电站的装机半数以上也是分布式。第三就是在全球性分布方面，主要集中在亚洲市场，新兴市场非常值得关注，这个也是在剧烈调整，过去我们95%以上出口，但是出口的70%到80%是在欧洲市场，其中大部分都在德国，现在我们去中心化。

另外一个在应用端值得指出的是就是分布式发展非常快，国网范围内的统计，上半年在去年累计增长的基础上增长了一倍多。从报表上来讲，浙江一个省已经超过10万户，而且10万户大部分是在今年发生的，比如说金华地区已经超过2万户，其中1.2万户是在今年发生的，以前累计只累计了8千户，但是今年多半年就已经是1.2万户，发展非常快。各地也给出了很多的扶持政策，所以各主流厂商都在打品牌机、原装机，各有各的概念。各环节的生产成本在持续下降，在世界很多地区已经出现平价上网的趋势。最近在墨西哥的招标电价里面出现了1毛1的电价，为什么呢?就是因为生产成本在快速下降。2012年到2017年的时候，我们的成本都下降了一半左右，有的甚至于超过了一半，所以带动了后面价格的快速下降。

领跑者项目，这是往期的情况，一期已经验收了，二期已经有两个并网了，时间关系就不细说了。但是我们注意第三期现在正在公示过程当中，在报的37个项目里边已经有10个领跑者的应用基地，3个技术的领跑基地，这个已经是能源局正式公示了，公示期一周的时间，目前正在公示期内。我觉得这个相比一期、二期有一个非常大的变化，就是说在这次各地上报基地的项目之前，上报给能源局的同时，同时地方政府就一期、二期当中反映的问题，因为二期现在有的能不能并网还很难说，我估计到今年年底之前并网的在8个里边不一定超过一半，所以还是碰到了很多问题。但是这次让地方政府就用地问题，比如说土地的用地范围、土地的类型、土地的成本、消纳问题等等一些其他问题，都作出了比较明确的承诺，我觉得这是一个改进的地方，我们拭目以待吧，期待比以前的项目能够有一些进步。这是现状的情况。

展望一下，我个人对我们未来的市场预期还是比较乐观的，因为大家如果有下围棋的知道要看大势，我认为大势是好的。大势表现在几个方面，一个从光伏产业推进十年的发展历史经验来看，一直在超预期发展，分析机构不断在调预测值，大家最近看到消息，8月份的预测是30GW，现在预测了54GW，很多的始料不及，很多的不可能，光伏最近十年一直是这样的情况。那么后面会怎么样，这个情况不是不可能的，还是很有可能，这是一个大的情况。另外我们具体展望一下，刚才我讲了一句话，去中心化，现在全球性的市场格局发生了非常大的变化，和我们过去的判断基础完全不一样了，我们过去判断欧洲市场，抓住德国不放，我们基本能把大的市场看个八九不离十，但是现在不一样了，去中心化已经形成了，现在全球有100多个国家对于发展绿色能源，其中主要是光伏已经有国家意志，在支持这件事情，所以预测未来的市场是东方不亮西方亮，此起彼伏的市场。大起大落，由于一个国家的政策变化引起的大起大落已经不复存在。我觉得我还是比较乐观的。

这是2017年国外的一些预测，和年初差不多，最近对2017年的预测已经有到100GW的情况了。国内的预测也是好于预期，中国已经被调到54GW了，我们现在已经有45GW了。但是国内市场有不确定性，一个就是能源局下了指标，有的实际上已经透支了，指标已经满足了并网的项目，形不成真正的市场。比如安徽3.3GW的项目争800MW的项目，即使项目出来了，也不会再采购新的组件了。另外分布式光伏发展比较快，也不排除有一个规避降价的问题。

我再讲一句，外贸形势不容乐观，因为中国是第一大市场，美国是第二大市场，印度是第三大市场，现在两个市场都出问题了，美国现在很多人赞助贸易救济措施，这个报到特朗普那儿，什么样的裁决对中国影响很大。但是现在已经出现影响了，到10月为止，在美国海关排队的产品超过了5GW，未来到明年5GW要有消化过程，所以就会减到明年的市场。另外，为了规避美国市场的风险，已经在透支了。印度一个反倾销，再一个就不多说了。最近又出了一个强制认证，BSCRS认证，换句话说到明年9月5日以后就会强制实施，凡是在印度市场销售要经过本地的认证，因为印度还和别的发展中国家不一样，非常强调印度制造，所以这里面印度的市场会怎么样，所以这个带来比较大的影响。过去反中国，现在他这个反倾销也好，201也好，面对的范围比较广。像美国排除的国家和地区比较少，基本上面对全世界。印度对中国大陆、中国台湾以及马来西亚，马来西亚是我们走出去最聚集的地方，所以这个影响不可低估。另外就是供需失衡的问题，现在已经有90GW的规划要上了，虽然我们增长比较快，但是能不能消化这么多我们也在调查研究。不细说了，技术升级再加速。

最后一个问题就是质量问题，以前讲这个比较多，今天因为时间关系就不讲了。我讲我们的两个动作，一个就是标准的制定工作，另一个我们也进入能源局信用等级评价体系的领导小组的办公室，所以我们也在抓这方面的工作，一个我们把行业的标准建立起来，另一个就是说我们加强行业自律工作。大概就是这些，谢谢大家!

主持人：时间有点紧张，我们就问一个简单问题，大家知道光伏行业比较快，未来还会不会这么快，未来投资的规模都比较大，如果速度没有那么快的话，会不会带来新一轮的产能过剩，引起行业的波动?

王勃华：这个可能性是存在的。我首先回答前面提到的问题，会不会发展这么快的问题，要看从什么地方来讲，从增长速度来讲不会老是这么快，但是从绝对数量来讲，还会比较快的，因为基数大了。所以在这个时候，我觉得你后面提的产能过剩问题非常值得行业警惕，据我了解现在已经有二三家规划产能要20GW，甚至于以上，阿特斯现在提了10GW，凡是主流的发展规划都是10GW以上，我们有这么几家加起来，七八十GW就出来了，所以未来的产能会不会跟上，我也持一种疑问。所以我再给大家一个建议，就是说首先你可能有比较大的规划，有这个设想，有这个考虑。第二，你要有比较充足的技术储备，但是卖的时候我希望你分步走，要密切关注市场的发展动向，避免出现以前出现过的阶段性的产能供需失衡问题。这个还是行业应该注意的。

主持人：咱们知道全球的光伏看中国，中国的光伏看江苏，对这个行业的发展您有什么建议?

王勃华：中国的光伏行业占中国的半壁江山，这是毋庸置疑的，江苏怎么样保持这样的发展优势，继续能够快速发展，我觉得特别注意的就是，一个我们还是要充分发挥我们的地区和人才优势，规避掉我们的劣势，或者是我们不太占优势的地方，比如说我很赞成协鑫，中能把6万吨的产能放到新疆去，这种高耗能的要走向成果化。我们江苏这个地方用电成本还是比较高的，扬长避短，继续保持我们的优势。

熊华文：储能系统有哪些价值？如何更好地体现？

国家发展和改革委员会能源研究院专家熊华文就《储能技术发展潜力及面临障碍》发表演讲，以下为演讲实录：

2017年是我们储能产业的历史上值得纪念的一年，国家发改委和能源局出台了《储能技术和产业发展的指导意见》，搞储能的人应该都非常清楚，现在的储能为什么这么热?应该说和未来我们的发展，尤其是能源系统的发展变化方向密切相关。什么情况下储能最有价值?主要有三个重要的点：

未来我们的能源系统是要向低碳化方向发展，意味着高比例的可再生能源，高比例可再生能源的消纳目前确实是各界，不管是能源生产界还是电网，或者是对各级政府都是非常大的问题，大家肯定也非常清楚储能是解决高比例可再生能源消纳的重要途径。其次是能够提供非常灵活有效的电力系统，包括电网系统的可靠性。

电力系统的灵活性和可靠性的具体实现途径来看，最前端的系统运行、市场机制的设计到后面的负荷管理、灵活发电、电网和储能等等，涵盖了电力系统灵活性资源的各个方面。前面的两个更多的是管理和体制机制的范畴，接下来是管理层面的事情。从技术层面可以提供的，就是对电力系统、灵活性、可靠性，提高电力系统的运营效率能够想出来的技术性办法，负荷端、发电端、电网和储能，储能放在电力系统这个角度来看就是整个电网的重要支撑。

我们在相对高比例的可再生能源的情况下，储能能够给我们的电力系统灵活性、可靠性带来什么作用?实际上加入储能以后，风电的出力更加稳定，整个电力系统的运行峰谷差进一步平滑，所以这是从这两个大的背景条件来看储能潜在的价值。国家发改委和能源局前两个月的文件当中写明了储能真正应用的几个方面，高比例推动可再生能源的消纳、提高电网运行的灵活性和可靠性、能源互联网和区域智慧能源系统也需要储能的介入，这个文件对储能产业的定位就是我们未来能源革命的一个重要的支撑点，就是从战略定位上明确了储能未来的发展方向和前景。

我们储能到底有什么样的系统价值?我们可以减少发电能量，同时可以干烧弃风弃光，相对应地可以避免输电的投资、配电的投资，同样可以提供低成本的辅助服务、调风调频，终端通过加入储能系统，我们可以降低容量电费，同时实现分时电价的套利，最后可以降低我们终端的用电成本，这是从整个系统的角度对储能进行价值分析。既然储能有这么大的价值、有这么多的好处，为什么储能产业目前来看大部分应用还是处于微利甚至亏本?少部分的微利是因为系统的价值在现有的市场价值和各种价格体系当中没有得到很好的体现。

今天我们探讨的电化储能可能是技术储能当中的一种形式，不能说储能就是电化储能。从储能的各种技术路线来看，大致有这样几个分类：物理储能可以说是当前我们应用最广泛、最传统的一种储能方式，最具代表性的就是抽水蓄能。还有电化学储能和储热，电力系统当中应用得不多，但是从能源消费端搞蓄冷蓄热，这个方面应该说是一种非常成熟的、低成本的储能措施，但是直接和新一代的电力系统发展方向相比可能相对结合得少一点。储氢也是现在的一个重要的储能方向，下面我还会介绍关于储氢与储能之间怎么看待的问题。电动汽车本身也是储能的一种重要的方式，可以通过与电网之间的有序充电、V2G等等，包括废旧电池的回收利用，应该说也是储能产业的一个重要的技术方向。

2016年全球储能规模大概是170GW，传统的抽水蓄能占到了96%-97%，抽水蓄能以外我们的电化学储能应该说又占到了整个其它这部分的50%左右的比重，电化学储能当中按照世界趋势来看还是锂离子电池为主，大概占到了75%，中国基本上也是这样的情况，总的规模是25GW，97%-98%的比重是传统的抽水蓄能，其它的部分也是以电化学储能为主。我们基本上是以锂离子电池储能占到了绝大部分，但是和国外略有区别的地方是，由于产业基础的原因，我们的铅蓄电池在整个电化学储能当中的比重要明显地高于世界平均水平。其它的纳硫电池和铅锌正处于研发示范阶段，距离商业化的应用还是有一定的距离。

从2000年到2016年开始快速增长，基本上从2011年以后我们的电化学储能产业才开始发展，之前几乎可以忽略不计，从零到一的增速是1000%，这个是起步年份，到了后面几年的年均增速基本上都保持在50%-100%这样的区间，5年之间翻了6倍。

退役电池国内涉及的可能还不是太多，国外关于退役电池的储能也有一些初步的商业化尝试，并没有开展大规模商业化的应用，主要是电动汽车的制造商开展的，比如宝马。这是两种不同的商业模式，但是技术路线都是一样的，就是组件回收和重新集成，用于电网的储能，宝马是直接卖，戴姆勒是做了退役电池储能的运营。为什么要谈到这一点?电动汽车的发展现在应该是如火如荼，真正大规模退役电池的到来至少就是这几年。现在我们就要着手关注退役电池的储能问题，实际上这是一个非常巨大的空间。

影响储能产业发展的有哪些因素?个人把它归结成了三大因素：前两个是技术和成本，这个大家可能心里都很清楚，国家发改委和能源局的文件当中对未来储能产业发展提出了四个目标，叫做低成本、长寿命、高安全性、高能量密度，这些指标未必全面，但是可以概括出未来储能产业要想在这个市场上立足需要追求和努力的目标。目前来看，储能行业面临着最大的三个方面的影响因素：技术问题、成本问题和政策设计下带来的商业模式问题，说到底，能不能快速发展就是这三个方面。

前面两个方面大家还是有比较明确和统一的判断，按照技术进步来看，业界对我们电池的技术进步还是抱有非常乐观的态度，日本综合产业开发机构和我们的汽车工程学会基本上都预测到2030年我们的电池单体能量密度可以达到500W/时/千克，美国能源部预测到2030年单体电池能量密度可以达到800W/时/千克。这是平均单体电池密度的2-3倍，但技术进步的指标有很多，总体上还是比较乐观的。

这几年成本下降得非常快，未来还会继续下降，而且还有非常大的空间。具体的预测数据就不再讲了，但是大家可以掌握一个概念，2030年左右未来的电池成本在现有的基础上下降30%-40%是非常有可能的，这就是对成本下降的总体趋势的判断。下降的区间大家都有不同的认可，但是唯一非常一致的就是未来依然有30%-40%的下降空间和潜力。

储能行业要体现它的价值，但在现有的政策体系下储能的价值其实体现得并不明显，所以未来的政策是影响储能行业发展的一个重要的因素。现在国际上对储能行业的发展都有哪些政策?归结起来基本上就是市场结构设计，就是不给钱，但是给政策，另一个是直接给钱的。

美国是搞市场结构设计的一个典型代表，通过市场化的结构设计推动储能行业发展，形成相应的商业模式，并且能够获得合理的经济回报。比较典型的是美国能源监管委员会关于储能参与电力市场辅助服务的法律，应该说给予了储能在电力市场辅助服务方面明确了它的重要地位，同时也是给它创造了巨大的市场空间。加州的主要是可再生能源比例的配额制，也是对所有电网运营公司提出了储能提高高比例可再生能源强制性配额明确的采购目标，可再生能源必然是需要相对规模的储能系统在电网当中进行配套。

大家可能都在探讨国内会不会对储能行业出台大规模的政策补贴?我是行业外的人士，不是消息灵敏人士，但是据我个人判断，国家层面对储能行业出台大规模的经济补贴和补助不是说完全不可能，但这是小概率事件。现在储能的政策空间是什么?基本上就是峰谷价差，做得好少亏一点，做得不好缺口可能还比较大。其次是电力市场辅助服务，当然是以辅助服务为代表的、参与电力市场的一些商业模式，包括电力需求产业，这是目前在现有空间下可以琢磨的，其它的就是点对点的示范项目。

这个不是普惠型的支持政策，比如现在搞了多能互补的示范、偏远地区和海岛的风光互补，单从系统的角度还仅限于示范项目的层次，并不是面上的整个大的政策。国家大的支持政策实际上不那么直接、不那么明显，未来的政策创造需要靠什么?需要靠我们电力体制改革进程的推进，只有随着进程的推进，我们储能的市场空间才会进一步显著扩大。

商业模式是决定储能能不能赚钱、或者能不能亏得少一点的重要影响因素，目前比较成熟的基本就是峰谷价差、二次调频、可再生能源和发电并网，基本上就是这三个途径。现在行业内对这三个商业模式应该是有这样一种判断和认识，就是基本上峰谷价差这种商业模式是覆盖不了成本的，但是做得好的话也许能少亏一点，未来如果差的区间更大的话有可能覆盖一部分，但是我个人认为这种商业模式不是储能真正应用的主要场景。

按照目前的运营情况来看，虽然更多的是示范性项目，但在安全性、可靠性、灵活性和迅速响应方面已经可以证明是可行的，可以说它的重要的历史功绩是值得铭记的，至少给我们电力指出了这样一条路，就是储能参与电力系统的辅助服务，安全性和可靠性上是没有问题的，这是一个重要的成就。现在随着技术成本的降低，部分示范项目当中火电厂的储能配合电网辅助服务，应该是可以做到保本的。目前从现有的政策框架来看盈利的水平应该说不是特别令人满意，基本上还是从社会价值，比如减少弃风弃光，推动可再生能源消化的角度是有意义的，但是从纯粹经济帐来算，目前确实是算不过来。

京津唐地区到未来2030年这样的电力系统，通过应用储能能够给我们的电力系统带来什么样的价值?这是一天的运行曲线，无储能和有储能的情况下最显著的特点是两个方面：可再生能源的出力明显平稳，煤电、天然气和热电联产这些传统机组的出力明显更加平稳，所以这是应用储能以后对电力系统改善的情况。促进传统机组平稳出力，推动新能源大规模的消纳。

储能的价值在现有的政策框架下确实体现得不够，所以导致储能老是觉得好，但总是亏钱、算不过来帐，我们就把储能相关的技术路线放到了整个系统价值里面评判到底有什么价值。这就说明单体价值和系统价值之间已经出现了脱钩和分离，就像经济学里面常讲的外部性的效益，虽然我给大家做了贡献，但我做的这个贡献最后体现不到收益上。既然收益不能内部化，那么在现有的政策下只能算单体单个的帐，这个经济帐是自然算不过来的。

这是关于电动汽车对我们电力系统的系统价值和单个价值，还有成本之间的比较。按照系统价值的角度，我们的储能系统对电力系统有什么价值呢?比如减少电网投资，减少配电费用，包括减少气电、增加辅助服务等等，一系列的技术是整个储能系统运用以后对整个电力系统大的系统上的提升，绿色的是成本，最后大家可以比一比。按照储能系统的自身投入与创造的系统价值相比性价比是非常高的，节约了成本，空白的柱子相当于储能系统节约的成本，但是这个空白部分节约的成本真的是可以体现到储能上的经济价值吗?这是不对的，要是这样的话储能早就赚钱了。正是因为这些空的柱子是虚拟的价值，是跟整个系统价值相比得出的价值，分布在各个经济主体上的。

我们把储能价值分为能量价值、能量+容量价值和全部价值，储能投资真正能够体现到经济收益上的只是能量价值，或者主要是能量价值，现在能量和容量价值我们体现得都很少，并不是对电力系统优化的系统价值，所以就清楚地说明了我们的储能系统，为什么系统价值很高，但是从经济主体的核算来看它的价值是很低的?经济核算体系是只考虑储能系统的能量价值，投入可能是1%，超出1%的就说明效益是高于投入的。这是针对电动汽车的几个技术路线，目前的能量价值来看是具有正的投入产出比的，其它的投入产出比都在1%以下，那就意味着单纯从能量这个角度，这些储能的技术路线都是亏的，产出是覆盖不了投入的。如果从整个系统价值的角度，我们的投入和产出比就高多了。我们需要通过我们的市场设计、机制设计把我们储能产生的这种系统价值在不同的利益主体之间进行合理的分配，并不是所有的都要分到储能上来，但是现在完全不考虑它的系统价值，只考虑它的能量价值，这种分配机制和格局肯定也是不对的。

刚才还有讲到储氢，同样的投入有不同的储能路线，我们到底是储电还是储氢?如果从转换效率来看，同样是投入天然气，最后出来的电力我们是通过氢的路线还是通过化学电池的路线?目前来看化学电池的转换效率更高，比如从天然气出发还是可再生能源出发。但是从长远来看，以储氢作为核心媒介打通不同能源管网之间建立不同能源网络之间的联系，这应该是整个储能的未来。走路要一步一步地走，我们就是要从电化储能开始向储氢过渡，虽然现在电化储能的效率更高，储氢的效率更低，但关键是储氢能够把各种能源网络进行非常有效的链接，如果连成网络以后所有的各种能源介质最大的特点是稳定、平衡、有安全性，同时也有经济性。这和目前我们发展电化学储能是一点也不矛盾的，这是同一个事物的两个阶段。

储能产业发展面临着一系列的障碍，大致有这样几个方面：首先是对储能界定的问题，实际上这个定位目前在政策层面已经不多了，国家能源局都已经明确了储能系统可以参与电力系统的辅助服务，但是在执行层面确实还是有些障碍。比如电网接入的时候技术标准各个方面可能没有，确确实实还存在很大的接入障碍，目前也就只是示范项目走得比较顺，但是未来大规模推开以后具体怎么定位的问题。因为储能系统在电力系统当中既不是发电设备也不是用电设备，现有的电力规范里面确实是缺乏对它的明确的定位。虽然政策上有定位，但是政策和法律、技术标准还是有区别的，所以虽然有障碍，但障碍还是不大，随着产业的都是可以慢慢克服的。关于市场准入和技术准入的标准、监测认证、项目审批和接入等等障碍，这些是具体执行层面。再就是市场监管，储能怎么和调度规则相统一、相适应、相匹配，如何在辅助服务当中发挥它的价值等等，技术层面实际上还是有一系列的障碍需要摸索。

如果考虑到系统的价值，储能实际上是很便宜的，但是现有的市场格局下是不便宜的，而是成本过高的一种电网调节手段和方式。目前我们正在考虑研发材料上下游入手，法律定位就要明确它的身份，市场准入方面进行完善，具体体现储能的价值和地位。通过参与电力系统的辅助服务，我们可以扩大储能应用的商业模式，通过科学的电力市场进一步体现储能系统价值。实际上这是比较计划调度和市场调度的情况下储能价值的体现程度，具体的竞争性电力市场下面我们储能的系统价值是能够更好地得到体现，经济价值和商业模式也是更加有生命力的。短期内的政策是两部制电价，长期是建立竞争性的电力市场，从而进一步推动储能的价值提升，提高储能项目的经济回报。

何继江：利用能源互联网推动分布式光伏发展

11月24日清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江发表题为《能源互联网下分布式光伏的未来之路》的演讲。

清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江

他在演讲中指出“互联网+分布式光伏”的发展主要在以下几个方面：第一是分布式光伏装机资源匹配平台，第二个是分布式光伏运维平台，第三是光伏发电量直接交易，相关政策已经出台。第四是光伏金融平台，支持电费收益权抵押贷、融资租赁等众多创新的光伏融资方式。第五，光伏电站的交易平台从承担高风险要求高收益的资本向承担低风险要求低收益转移。

何继江在演讲中提到，大比例应用可再生资源最大的困难，在技术上来说是光伏的消纳问题。另外一个困难在于光伏行业的发展需要全社会的推动，仅仅依靠业界同仁是不够的，需要抓住人民群众，把光伏的发展变成人的发展。

以下为发言实录：

清华大学能源互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江：大家好，非常高兴来到南京在这个会议上作报告。今天汇报的主题是能源互联网下分布式光伏的未来之路。

首先，我们来看我们的光伏承载的任务叫能源革命，2014年习近平总书记提出能源革命，十九大明确了要建设清洁低碳安全高效的现代能源体系，未来的能源体系是要零碳的，就是在体系当中没有天然气、煤炭的消耗。规划里面提出2020年非化石能源占15%，2030年占到20%，2050年是50%。还有一个更激进的情况，我们已经签署了《巴黎协定》，尽快实现温室气体排放达峰，并在此后迅速下降，继而于本世纪下半叶实现温室气体净零排放。

最近迎来了我们行业当中特别重要的一个政策的出台，叫分布式发电市场化交易，这个文件在座的各位都已经看到了，很容幸地说这个文件我参与做了一些研究的工作，两年前我们起草了一份文件，我和国家能源局的老领导、科技部的老领导，我执笔的一份文件，是关于光伏的文件，在国务院德国了张高丽副总理的批示，就到能源局和发改委一起落实这个事，价格司和新能源司一起推这个事，两位领导做了非常大的工作，我们也做过很多次的研讨会。这个文件发布了，规定了一些新的过网费，一般工商业不超过1分钱，大工业不超过5分钱。这对我们光伏来讲是非常重要的政策，一个是现有分布式光伏的项目可以挣钱了，可以在一定削减补贴的情况下仍然可以挣钱。第二，过去很多开发不了的项目现在可以开发了，通俗地说一个城市里面只要110千伏覆盖的地方都可以尽情开发。

刚才看我们的政策实际上就是我们能源互联网为载体，互联网与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合。我参与了这个文件的起草，今天这个片子当中一部分内容也是当时我执笔的，创新城市规划、综合能源规划、建筑设计方法，集成各类、智能电网、电动汽车及充放电设施，建设普及低碳能源、低碳建筑和低碳交通的低碳城市。鼓励综合示范区对可再生资源渗透率、灵活性资源比例等设置挑战性目标，鼓励开展100%可再生资源示范区的研究规划。当时提出100%的时候领导说太高了，后来就加了鼓励开展，这样就可以了。

我们来看看城市有多少资源。这是我在浙江嘉兴调研的时候拍的照片，500亩地，土地利用率45%，每平米79W。那个是每平米约123W。这是嘉兴的光伏小镇，在做规划的时候把建设用地10%拿出来做了光伏，但是我个人认为10%保守太多。我们找了北京的一家公司，用卫星的方法对北京市的顺义区进行了扫描，顺义的公共机构大于500平米的屋顶总共有17000多万平米，工商业屋顶有6千多万平米，合在一起就是7千万了。这个面积如果用来装光伏，按照刚才那个数据的话，可以装出来7个GW的光伏。我们测算了以后，发现顺义区屋顶面积大于500平米以上的屋顶面积占到顺义区建设用地的25%，我建议用这个数做测算，甚至用下面的46%的测算。而且城市的光伏资源并不仅限于屋顶，这是柔性支架，我们可以利用这个大量装光伏。这是停车棚，也可以装光伏。我们去过工业园做过仔细的测算，1千亩地的厂房，已建6MW的光伏，在建14MW的光伏，自用比例将大幅下降，他们用不了怎么办。我建议除了就近交易之外，我还有一个建议，鼓励他们免费给员工的电动自行车充电。还有道路也可以装光伏，这是江苏盐城的案例，这个案例从一开始就密切关注，可以就近卖给就近的用户，但是产权比较单一。如果把园区里面的道路都装上光伏，这是多大的资源量。还有高速公路，这是在天津的高速的一个服务区，现在装了290KW的光伏，又装了电，就变成了光伏一体化了，这个我也参与了。右上角也是高速公路服务区的光伏，下角是城市的匝道圈，这是一个非常好的资源，都是建设用地。不光是装光伏，还可以变成一个综合化、一体化的停车场和充电设施。这是公交场站，不管有没有屋顶都可以装光伏。这是江苏的嘉兴电厂，原先是个火电厂，空的地方可以做光伏。

所以我们测算了一下，如果我们把光伏的项目成本分了五个方面，一个叫资源获取成本，比如说我们获得分布式光伏的屋顶，你们要给人家租金，这块获取资源成本比较高。第二个是组件成本。第三个是安装成本，有些地方安装光伏不要钱，但是路上装光伏廊道建设的成本比较高。第四是微网成本，如果就近符合能够建到现有3.5万变电站或者11万变电站那成本就很低。第五就是电网的系统成本。我们把五项成本综合出来去看，综合光伏必然向分布式方向迁移，屋顶以外的光伏也会成为爆发点。这是初步的测算，建设上容易建设容易消纳，在就近上有些地方容易消纳，有些不容易消纳。

未来我们光伏越建越多就会出现这样的情况，这是德国2017年4月电力的构成，火电的日子难过了，4月30日中午光伏占了将近一半，再加上风电，火电被压到喘不过气来了，但是这样也带来的挑战，光伏也会变成主体的能源。这是浙江嘉兴的尖山工业园20万变电站，最大负荷是20万出头，但是非常奇怪，天一亮负荷就下降，中午经常就没有负荷，这就是光伏干的。我相信这样的工业园区还有很多，未来可以出现很多这样的工业园区，我们东部地方的工作园区光伏资源量前景非常巨大。

这是我做的一个研究报告，还没有正式发布，今天先把主要的计算结论汇报一下。在城市里面依托建设用地，光伏在40%开发强度的情况下可以达到700多GW，农村的户用光伏如果按照人均1KW计算，中国可以有6亿多KW的扩大。全国的铁路沿线有大量的光伏可以建设，因为铁路沿线有大量的变电站，消纳是不成问题了，铁路沿线建的光伏就可以被铁路消纳了，铁路又有几百个GW。还有高速公路，这个光伏现在消纳有一点困难，但是以后可能就不困难了，我把公路上加上接触网变成电器化公路，以后的汽车全部改成电动的，这样就可以让车消纳。还有全国的鱼塘有若干个GW的光伏。还有全国的农业大棚建光伏，一级二级公路，如果按照这个去算，中国今年在建设用地上，光伏可以达到几千个GW，3千个GW在40%开发强度的情况下，我个人认为是完全够用的。

小结，城市的能源互联网综合试点，分布式光伏全覆盖，电动汽车全覆盖，需求响应和清洁供热。互联网+分布式光伏，第一是分布式光伏装机资源匹配平台，第二个是分布式光伏运维平台，第三是光伏发电量直接交易，政策已经出台了，第四是光伏金融平台，支持电费收益权抵押贷、融资租赁等众多创新的光伏融资方式。第五，光伏电站的交易平台从承担高风险要求高收益的资本向承担低风险要求低收益转移。最后给大家一个参考值，慕尼黑城市规定，光伏电站在城市里面的电量占到10%，2025年。法兰克福到2050年整个电子系统全部用可再生资源。最后是能源互联网的学术成果，以后全部用可再生资源，只要把中国的耦合关系搞好了，把电、热和交通全部用可再生资源解决。谢谢大家。

主持人：感谢何主任的分享。我们大家都知道可再生资源在我们能源的体系中占很大的比重，这是需要非常艰苦的努力，理想总是很丰满的，现实总是很骨感的，我们将来大比例用可再生资源最大的困难在什么地方?

何继江：技术上最大的困难是刚才看到了光伏越来越多，光伏就用不掉了，系统里面不能接纳，光伏的波动性是电力系统面临最大的困难，我想这个是有办法解决的。另外一个困难就是光伏要成为全社会的行动，光靠在座的业界同仁是不够的，必须抓住人民群众，要把光伏的发展变成人的发展。

王志轩：电力转型是推动能源转型的关键

电力供应安全可靠性不断提高

在实现高速跨越式发展的同时，电力行业始终将安全可靠放在第一位。

一是电力供应能力显著增强。经过多年努力，我国已经完全扭转了电力供应长期不足的局面。2016年底，中国电力装机容量16.51亿千瓦、发电量6.02万亿千瓦时，发电装机容量、发电量和电网规模均居世界第一。电力供应能力总体较为充裕，除局部地区受电煤供应紧张、水库来水偏枯等随机性因素影响，出现个别时段电力供应偏紧外，全国电力供需总体平衡、个别省区略有富余。部分国家发电装机容量（2015年）和发电量（2016年）占比情况见图1。从图中可以看出，中国发电装机容量与发电量的占比均为约25%（2016年中国装机容量又增加了1.2亿千瓦）基本一致，说明了中国发电装机的利用小时数与世界基本持平。

二是供电可靠性不断提升。1991年，我国城市用户因限电原因造成停电时间为66.39小时，到2012年限电造成用户年平均停电时间已不到2分钟。

全国煤电机组年均强迫停运率1996年为3.87%，2016年降低到0.27%，全年“零非停”机组占全部机组的70%以上。目前，我国所有类型的机组等效可用系数均高于北美地区，非计划停运率均低于北美地区。

三是全面解决了无电人口用电问题。在本世纪初我国还有近4100万无电人口，电力行业按照党中央国务院的部署和要求，加大行动力度，实施无电地区电网延伸和可再生能源供电工程建设，在2015年全部解决了最后20多万无电人口用电问题，为同步进入小康社会创造有利条件。

绿色发展能力不断提高

电力行业积极践行绿色发展理念，大力推动电力绿色低碳发展。

一是新能源发电超速增长，非化石能源发电比重明显提高。中国是全球新能源发展规模最大、增长最快的国家，风电、太阳能发电装机容量均居世界首位。“十二五”期间风电装机年均增长34%，2016年装机达到1.49亿千瓦，已跃升为我国第三大电源；太阳能发电实现跨越式发展，“十二五”累计新增4100万千瓦，2016年发电达到7700万千瓦。通过积极发展水电、核电、风电、太阳能等非化石能源发电，电源结构得到进一步优化（见图2）。到2016年底，我国非化石能源发电装机容量达到5.7亿千瓦，约占全部电力装机的35%。非化石能源利用量占到一次能源消费总量的13.3%，比2010年提高3.9个百分点。

二是加快煤电清洁高效利用，为能源、电力转型作出重大贡献。通过建设高参数、大容量、环保型机组，以及关停小火电机组、对在役机组实施节能和降低污染物排放改造等措施，在发电效率大为提高的同时，单位煤电发电量污染物排放大幅下降。2016年，全国6000千瓦及以上火电机组供电煤耗312克/千瓦时，比1978年下降33.8%。截至2016年底，全国电力二氧化硫年排放量约170万吨，比2006年排放峰值（约1350万吨）下降87%；电力氮氧化物年排放量约155万吨，比2011年排放峰值（约1000万吨）下降86%；电力烟尘年排放量约35万吨，比1979年排放峰值下降超过90%。单位火电发电量二氧化硫排放量约为0.39克、氮氧化物排放量降至0.36克、烟尘排放量降至0.08克，达到甚至优于世界先进水平。全国单位火电发电量二氧化碳排放约822克/千瓦时，比2005年下降21.6%。

电力价格基本维持在平稳区间

电力是关系国计民生的基础产业，电力价格与国民经济各行各业生产成本和人民生活水平息息相关，事关经济社会发展全局。各国资源禀赋、电价形成机制不同，电力价格不能简单地对比，但我国的历史变化情况看，在物价水平上涨的情况下，电价水平基本维持在平稳区间。在电价比较上，中国与美国具有一定的可比性。中国电力长期以来以煤电为主，影响价格的主要因素有燃料成本、电力设施（发电及电网）建设成本以及运行维护成本。燃料成本中国明显高于美国。2016年中国火电（煤电、气电等）发电量比重为71.8%，煤电发电量65.5%，美国同期气电34%、煤电33%，合计67%。根据文献介绍（杨娟，刘树杰.《价格理论与实践》2017年第5期），美国煤价长期稳定在40美元/吨（5000大卡，下同）左右，2016年到厂价262元人民币/吨。在页岩气革命下，气电单位燃料成本不断下降，2016年已与煤电接近。而中国2016年煤炭平均价格达379元/吨，比美国同期电煤价格高出45%，2017年以来的电煤平均到厂价已经涨到520元/吨。2015中国供终端用户电价加权平均2015年、2016年分别为每千瓦时0.691元和0.669元，平均电价与美国持平（见图3）。从图6还可以看出，中国居民电价明显低于美国，而工业电价明显高于美国。主要原因是我国交叉补贴所导致。但从投资成本来看，通过管理、技术的持续创新，我国火电厂单位千瓦投资造价从高峰时期的8000元/千瓦，下降到4000元/千瓦的水平。国产风机单位造价从2008年的6360元/千瓦一路降至2015年的平均4150元/千瓦，处于世界最低水平。并网光伏发电站平均单位投资由2009年的20000元左右降至2015年的8000元左右。

从各种类型发电的上网电价比较，煤电平均标杆电价与水电基本持平，略低于核电，但比气电、风电、光伏发电有明显价格优势。（见图4）

我国电力工业发展取得举世瞩目的成就，成功经验有许多，有三点最为关键。一是坚持改革开放，促进了电力工业快速发展。在改革开放和以市场经济为导向的方针指引下，我国电力体制改革经过不断完善，完成了由计划经济向市场经济的模式变革。实施了集资办电、引进外资政策，解决电力建设资金瓶颈。实施以“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”为主要内容的电力改革，促进了电力行业快速发展，根本扭转了长期保供压力。中发9号文等一系列政策措施出台，掀起新一轮电力体制改革，进一步释放改革红利。二是加强国际合作，推动电力技术进步和装备国产化。通过引进先进设备和核心技术并举，充分发挥重大工程对电力科技创新和重大技术装备创新的带动作用，实行引进、消化、吸收、再创新，走出了一条技术进步和装备国产化的成功道路，有效降低了电力成本。三是坚持管理创新和技术创新，为电力转型升级奠定坚实基础。百万千瓦级超超临界机组、超低排放燃煤发电技术广泛应用，达到世界领先水平。攻克了世界领先的300米级特高拱坝、深埋长引水隧洞群等技术，建成一批大型水电工程。风电、太阳能等新能源发电技术与国际先进水平的差距显著缩小。核电技术步入世界先进行列。电网技术装备和安全运行水平处于世界前列。国际领先的特高压输电技术开始应用，±1100千伏直流输电工程开工建设，智能电网建设持续推进，各省级电网通过交直流联网，基本实现了全国电网互联。

中国电力转型的难点

中国电力转型面临诸多机遇和挑战，重点是解决好几个关键问题。

（一）创新机制，优化电力发展的体制环境

电力改革历经集资办电、厂网分开等一系列变革，可以说容易改的问题都已基本解决，留下来的都是比较难啃的硬骨头。电力改革同样进入深水区、攻坚期，必须迎难而上。一是法律滞后。改革开放以来，我国电力工业规模和电力管理体制发生了翻天覆地的变化，而《电力法》（1996年颁布）、《电网调度管理条例》（1993年颁布）等法律法规都是在上世纪90年代发布的，其立法基础已经发生了巨大变化，很多规定明显滞后。二是电力市场建设仍在探索。电价形成机制尚未理顺，传统思维模式、管理方式与市场经济理念存在交叉和碰撞，已不能适应我国电力工业发展的需要。三是新情况下新的矛盾更为复杂。煤电矛盾、电力企业亏损、弃风、弃光、弃水、煤电产能过剩风险累积等问题和当前背后隐藏着没有解决或难以解决的深层次矛盾。要啃下这些硬骨头，需要坚决转变传统的思维模式和管理方式，在理顺重复、交叉、矛盾政策的同时，以打破市场交易壁垒，发挥市场在资源配置中的决定性作用，统一精准设计政策机制。要改变各种能源品种规划各自为营的状态，加强电源、电网、电力需求相协调且以电力为中心的统一制定能源转型规划，以促进各类能源合理布局、健康发展。

（二）正确认识和充分利用煤电在电力转型发展中的作用

大力发展非化石能源，大力推进化石能源清洁高效利用，是迈向绿色低碳能源发展道路的两个重要战略途径。我国煤炭资源相对丰富，约占一次能源消费总量的64%。以煤为主的资源禀赋，决定了我国能源向低碳化转型任务的艰巨性和长期性。燃煤发电排放的常规污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）经过严格治理，已不是制约电力转型发展的关键因素。在我国以PM2.5为主要特征的雾霾型空气污染仍然十分严重的情况下，要解决好约7亿吨散烧煤污染空气环境的问题，需要大力提高电煤在煤炭消费中的比重。我国电煤占煤炭消费比重多年来一直在50%左右，远低于国外发达国家甚至是世界平均水平，如欧盟81.7%、德国85.7%、英国82.1%、美国92.8%（见图5）。未来一个时期煤电仍将是我国的主体电源，要做好煤电发展规划，发挥好煤电在系统中的作用。2010年时，煤电占全国总装机的比重为71%、占总发电量的比重为78%；根据《电力发展“十三五”规划》，到2020年，煤电装机将达到11亿千瓦，占全国总装机的比重下降到约55%、发电量的比重下降到约62%。新能源发电出力波动性大，而我国调节能力好的水电站、抽水蓄能电站、燃气电站等灵活调节电源比重低，系统调节主要依靠煤电机组，要加大实施煤电机组灵活性改造，进一步提高调解能力，更好地服务新能源发展。同时，要严格控制煤电发展增量，严格防止煤电的“碳锁定”效应。根据中电联分析，中国在役煤电机组平均运行年龄约为11年，这比美国平均运行年龄约为38年要小得多，长期碳减排压力更大。

（三）解决好新能源发展问题

新能源的持续快速发展，增强了人类社会摆脱对化石能源的依赖，逐步构建以可再生能源为主体的能源供应体系的信心和决心。同时我们也看到，新能源的大规模开发利用，给能源生产消费方式带来前所未有的深刻变革，当前，仍有许多难题和挑战需要面对和解决。一是能源电网安全性问题。新能源发电大量使用电力电子元件，大规模集中并网给电网带来巨大的安全压力。中国、德国都曾经出现过风机大规模脱网事件。在新能源大规模高比例接入的情况下，如何保障电网安全稳定运行，是能源转型必须面对的首要问题。二是新能源消纳问题。随着我国风电、太阳能发电大规模开发，消纳瓶颈问题日益突出。新能源发电具有随机性、波动性和反调峰特性，由于电网灵活调节电源比重低，调峰能力严重不足，加之网源规划不协调等原因，短期内弃风弃光问题难以从根本上加以解决。三是新能源经济性问题。近年来，随着技术的快速发展，新能源开发成本持续下降，但与常规电源相比，成本依然偏高，新能源比例较大的国家普遍存在补贴数额巨大、终端用户电价持续上涨的压力，对新能源发展形成制约。

（四）处理好大电网与分布式电源、微电网的关系

世界电网经历了电压等级由低到高、联网规模由小到大、资源配置能力由弱到强的发展历程。大电网是功能强大的能源转换、高效配置和互动服务综合平台。目前，我国电网已进入以特高压、超高压为骨干网架，智能化、信息化、互动化为特征的坚强智能电网阶段，能够将煤炭、水能、风能、太阳能、核能、生物质能、潮汐能等一次能源转换为电能，实现多能互补和协调利用；能够联接大型能源基地和负荷中心，实现电力远距离、大规模、高效率输送，在更大范围优化能源配置。分布式电源、微电网是大电网的重要补充。分布式电源、微电网的运行方式灵活，能够适应新能源灵活接入、送出和消纳，满足用户多样化需要。近年来，随着分布式发电、微电网技术研究和应用，出现了认为分布式发电、微电网是未来电网发展的主要方向，将会替代大电网的认识。这种认识是片面的。实际上，微电网主要是在配电和用电环节，以自我平衡为主的方式满足小范围供电需求。微电网在结构上是大电网的组成部分，运行上需要大电网的支撑，功能上无法替代大电网的作用。

中国电力转型展望

2016年我国人均装机规模是1.19千瓦，人均用电量4321千瓦时，与发达国家人均装机约2千瓦和人均用电量8000千瓦时相比，还存在较大差距。中国电能占终端能源消费的比重是25%，虽然已经与发达国家持平，但天然气在终端能源的消费，发达国家在20%以上，我国为6%左右，显然清洁能源占终端能源消费比重还很低。根据我国能源资源的特点，需要通过提高电能在终端能源消费中的比重，来提高能源消费的清洁性。随着新电气化时代的到来，未来我国电力发展还有较大空间。展望未来，中国电力转型将有以下几个趋势：

1.电力将成为推动能源发展方式转变的中心环节

把电力作为推动能源发展方式转变的中心环节，是由电力特性、资源禀赋和能源发展规律决定的。电能具有清洁高效、使用便捷的特点。所有一次能源都能转换成电能，电能也可以方便地转换成动力、光、热以及电物理、电化学作用。电力对我国能源可持续发展的意义，体现在多个方面。一是保障能源供应，缓解能源安全压力。电力是最近20年来消费增长最快的能源品种，满足未来能源需求需要重视电力发展。煤炭是我国的基础能源，实现煤炭的高效洁净利用，最主要的途径就是发电。发展电气化交通，实施以电代油，是缓解石油进口压力的现实选择。二是优化能源结构，缓解环境保护压力。水能、风能、核能都需要转换成电力使用，太阳能、生物质能、海洋能的规模化利用方式也主要是发电。实现2030年非化石能源占比达到20%左右的目标，需要新增水电装机1.2亿-1.4亿千瓦，核电装机0.6亿-0.7亿千瓦，风电、太阳能发电装机2亿千瓦左右。三是提高能源效率，降低能源强度。发达国家的经验表明，电能占终端能源消费比重每提高1个百分点，能源强度下降3.7个百分点。在工业化、城镇化过程中，从国家层面统筹推进电气化，对提高我国能源效率具有积极意义。四是改善民生，服务和谐社会建设。电力的应用非常广泛，具有突出的基础性和公共性，其安全稳定供应直接影响到经济社会的有序运转。解决农村能源贫困问题，推动城乡协调发展，也需要积极发展农村电力事业。五是加强国际合作，服务“一带一路”建设。电力是“一带一路”基础设施互联互通的优先领域，具有广泛的带动作用，将全方位推进中国企业电力技术、装备走出去。总之，解决能源发展面临的突出矛盾和问题，推动能源发展方式转变，关键在于电力。抓住电力，就抓住了我国能源可持续发展的“牛鼻子”。

2. “两个替代”将加快推进

能源开发实施清洁替代，即以清洁能源替代化石能源，推进主体能源更替，提高非化石能源在一次能源中的比重。加快发展清洁能源，重点是加快开发水电、核电、风电和光伏发电基地，高效有序发展各类分布式清洁能源，推动我国能源从以化石能源为主、清洁能源为辅，向以清洁能源为主、化石能源为辅转变。我国清洁能源资源丰富，水电可开发资源6亿千瓦；风能、太阳能可开发资源分别为25亿、27亿千瓦。如果风电、太阳能发电能保持12%以上的年均增速，到本世纪中期我国清洁能源比重可以提高到50%左右。能源消费实施电能替代，即以电代煤、以电代油，推动再电气化，提高电力在终端能源消费中的比重。把工业锅炉、居民取暖厨炊等，在因地制宜原则下逐步将用煤改为用电，大幅减少直燃煤；大力发展电动汽车、电气化轨道交通等，减少石油依赖；随着新材料、储能、电池等技术取得重大突破，将大幅降低清洁能源开发利用成本，提高经济性，终端能源大部分都可以用电能替代。

3. 国有企业仍将发挥主导作用

电力行业是关系国家安全、国民经济命脉的关键领域，属于国有资本相对集中的行业，占比达到70%以上，国有企业在过去电力发展和转型中起到了决定性作用。习近平总书记提出要“理直气壮做强做优做大国企”，中央在去年底召开的中央经济工作会议上也提出，混合所有制改革要“在电力、石油、天然气、铁路、民航、电信、军工等领域迈出实质性步伐”。引入民资试点混改，促进突破国有经济和民营经济相互对立的思维误区，形成共赢格局，将为能源电力行业改革和转型发展注入新的动力和活力。总体来看，在未来电力发展和转型中，将呈现公有制为主体、多元化发展的局面，国有企业仍将发挥主导作用。

（集团周报编辑整理汇总）

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