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智慧能源信息专刊第32期 2017年11月17日

发布者: 云文章 | 发布时间: 2020-1-8 16:59| 查看数: 5044| 评论数: 1|帖子模式

【一周政策动态汇总】

【政策法规】国家发展改革委国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》

【政策法规】国家发展改革委关于全面深化价格机制改革的意见

【政策法规】《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》发布

【政策法规】湖北省发布《湖北省能源发展“十三五”规划》

【一周行业信息汇总】

【行业动态】两部委明确分布式发电项目与电力用户交易“过网费”标准

【行业动态】国家能源局：2017前三季度弃风电量同比减少103亿千瓦时弃风率同比下降6.7个百分点

【行业动态】可再生能源配额制有望推出三年内解决弃水弃风弃光问题

【行业动态】国家能源局新能源司朱明：2035年中国能源需求增量全部由清洁能源提供

【行业动态】国际能源署：中国将左右全球能源发展将成清洁能源领军者

【行业动态】绿色电力证书核发800万个只卖出2万业内担忧成鸡肋

【行业视点】区块链为解决电力交易难题注入新技术

【行业视点】全国碳市场启动倒计时碳金融非初期工作重点

【行业视点】多能互补示范工程稳步推进能源系统将进一步优化

【行业视点】分布式能源发电市场化交易的六个要点

【一周行业前沿动态】

【技术论谈】多能互补压缩空气储能电站的构想

【一周行业专家观点】

【专家观点】韩晓平：多能互补优化模式的分析与展望

【专家观点】李俊峰：用互联网思维建立共享共赢的能源生态圈和产业链

国家发展改革委国家能源局印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》

国家发改委、国家能源局日前印发了《解决弃水弃风弃光问题实施方案》。推进可再生能源电力参与市场化交易。在国家核定最低保障收购年利用小时数的地区，对最低保障收购年利用小时数之外的可再生能源电量，鼓励通过市场化交易促进消纳利用。加快电力市场建设步伐，充分挖掘跨省跨区输电通道能力，继续扩大跨区域省间可再生能源电力增量市场化交易规模，推进更大范围的区域电力市场建设。

http://www.secn.net/news/show-421.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）

国家发展改革委关于全面深化价格机制改革的意见

《意见》的出台，是国家发展改革委贯彻落实十九大精神的一项重要举措，明确了未来三年价格改革的行动方案。通过全面深化价格机制改革，牢牢抓住价格这一市场经济条件下资源配置效率的“牛鼻子”，加快价格市场化改革，完善价格形成机制，强化价格监管，维护公平竞争，打破行政性垄断，防止市场垄断，有效发挥价格机制的激励、约束作用，引导资源在实体经济特别是生态环保、公共服务等领域高效配置，促进经济高质量发展，更好适应人民日益增长的美好生活需要，更好服务决胜全面建成小康社会。

http://www.secn.net/news/show-420.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）

《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》发布

日前，国家发改委、国家能源局联合发布发改能源[2017]1901号《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，这是继今年3月发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知征求意见稿》8个月后千呼万唤始出来的正式通知文件，本政策将对分布式发电产生极大的促进作用！

http://www.secn.net/news/show-419.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）

湖北省发布《湖北省能源发展“十三五”规划》

近日湖北省人民政府印发了《湖北省能源发展“十三五”规划》。规划指出：

有序推进大型清洁高效煤电项目建设，积极贯彻落实国家化解煤电产能过剩风险的有关要求，结合省内实际需求，合理安排大型煤电项目建设投产时序，保障省内电力市场安全平稳运行。积极支持纳入规划的燃煤热电联产项目建设，认真落实国家热电联产管理有关规定；坚持生态优先，水电开发与移民致富、环境保护、水资源综合利用相协调的原则；重点开发建设风电、太阳能、生物质能项目，加大地热能资源勘查和技术研发、推广力度，积极推进地热能规模化利用，努力提高非水可再生能源在能源结构中的比重。

http://www.secn.net/news/show-422.html（请长按地址，“选择复制”>“打开”）

（周报编辑整理汇总）

两部委明确分布式发电项目与电力用户交易“过网费”标准

为加快推进分布式能源发展，国家发展改革委、国家能源局近日联合发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，明确2018年1月31日前，试点地区完成分布式发电市场化交易平台建设、制订交易规则等相关工作，自2018年2月1日起启动交易。

分布式发电是指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。分布式发电就近利用清洁能源资源，能源生产和消费就近完成，具有能源利用率高，污染排放低等优点，代表了能源发展的新方向和新形态。目前，分布式发电已取得较大进展，但仍受到市场化程度低、公共服务滞后、管理体系不健全等因素的制约。

为了进一步提升市场化程度，《通知》明确了分布式发电市场化交易的几种机制：

——分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。

——分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”(含网损电)后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。

——电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

国家能源局有关负责人解释说：“考虑各地区推进电力市场化交易的阶段性差别，可采取以上其中之一或多种模式。”

东吴证券分析师曾朵红认为，此前分布式光伏主要包括“自发自用、余电上网”和“全额上网”两种模式，由于受限于用电企业的稳定性问题，存在电费收取困难等风险因素，分布式光伏电站运营商往往会选择收益率较低、但是交易方为信誉较高的电网企业的“全额上网”模式。如今，新政实现了“隔墙售电”，有电网企业作保障，上述问题将得到有效解决。

考虑到分布式发电项目的特殊性，《通知》提出，试点地区可依托省级电力交易中心设立市(县)级电网区域分布式发电交易平台子模块，或在省级电力交易中心的指导下由市(县)级电力调度机构或社会资本投资增量配电网的调度运营机构开展相关电力交易。交易平台负责按月对分布式发电项目的交易电量进行结算，电网企业负责交易电量的计量和电费收缴。

记者了解到，此次试点对分布式发电交易的项目规模做了严格要求。参与分布式发电市场化交易的项目，接网电压等级在35千伏及以下的项目，单体容量不超过20兆瓦。单体项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦，接网电压等级不超过110千伏且在该电压等级范围内就近消纳。

“这份文件最关键的突破是明确了分布式发电项目与电力用户交易的‘过网费’。有此政策，分布式发电将迎来爆发式发展。”清华大学能源互联网创新研究院政策研究室主任何继江举例说，比如北京顺义区的航空港有大量的物流屋顶，面积大而自用电量小，现在可以卖给110千伏变电站下的其他用户，才几分钱的过网费，而这样的屋顶有很多很多。

在“过网费”核算上，在遵循国家核定输配电价基础上，将考虑分布式发电市场化交易双方所占用的电网资产、电压等级和电气距离。分布式发电“过网费”标准按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定。值得注意的是，电网企业对分布式发电的电力输送和电力交易提供公共服务，除向分布式发电项目单位收取政府核定的“过网费”外，其他服务包括电量计量、代收电费等，均不收取任何服务费用。

在业界比较关注的补贴方面，《通知》明确，纳入分布式发电市场化交易试点的可再生能源发电项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照全部发电量给予度电补贴。光伏发电在当地分布式光伏发电的度电补贴标准基础上适度降低;风电度电补贴标准按当地风电上网标杆电价与燃煤标杆电价相减确定并适度降低。

国家能源局：2017前三季度弃风电量同比减少103亿千瓦时弃风率同比下降6.7个百分点

国家能源局综合司昨日发布2017年前三季度缓解弃水弃风弃光状况通报，通报指出，今年前三季度，全国弃水弃风弃光局面有所好转，可再生能源电力整体消纳水平逐步提高。弃风电量同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点。以下为通报：

一、解决弃水弃风弃光问题取得初步成效

今年前三季度，全国弃水弃风弃光局面有所好转，可再生能源电力整体消纳水平逐步提高。弃水电量同比减少35亿千瓦时，西南水电水能利用率同比提高约2个百分点；弃风电量同比减少103亿千瓦时，弃风率同比下降6.7个百分点；弃光电量同比增加14亿千瓦时，弃光率同比下降4个百分点。前三季度重点地区及主要河流（河段）水电开发利用情况以及各省（自治区、直辖市）风电、光伏发电开发利用情况见附件。

冬季是风电、光伏发电消纳利用难度最大的时期，局部地区面临弃风弃光反弹的压力。同时，受汛末来水多和极端天气等影响，四川、云南、广西水电仍存在较大消纳压力。各级能源管理部门和电网企业要高度重视减少弃水弃风弃光的重要性，全力以赴采取有效措施，2017年各地区均要努力实现可再生能源弃电量和弃电率的“双降”。

二、加大可再生能源本地消纳力度

新疆、甘肃、山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北等地区要结合北方地区清洁取暖工作，尽快扩大风电清洁取暖规模，按照电力改革精神，通过风电企业与电供暖企业及各类电取暖用户进行电力市场化交易，实现符合清洁低碳发展方向的风电取暖。有关省级能源管理部门要指导地方政府组织风电、电供暖企业，在电网企业及电力交易机构平台支持下建立风电供暖合作机制。新疆、甘肃、内蒙古等限电严重地区要督促自备电厂企业参与系统调峰运行和消纳可再生能源，通过合法合规的电力直接交易或置换发电，扩大企业自备电厂消纳可再生能源电量。四川、云南、广西要通过多种途径推进本地电能替代，提升本地消纳可再生能源能力。

三、扩大可再生能源电力外送和跨省跨区交易

各区域电网要加强省间互济和跨省备用共享，统一调用区域内的调峰资源，协同消纳可再生能源电力。电网企业要挖掘哈密-郑州、宁夏-浙江、酒泉-湖南等跨省跨区输电通道输送能力，并优先输送可再生能源电力。有关能源监管机构要对跨省跨区电力外送通道中可再生能源占比情况按年度进行监测评价。国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司等要会同电力交易机构，扩大跨省跨区电力现货交易消纳可再生能源电力。具备消纳可再生能源电力的东中部地方政府和电网企业要把本地区减少燃煤量与消纳区外输入可再生能源电力相结合，主动与跨省跨区电力输送通道的送端地区政府及电网企业对接，将本地区腾出的电力市场空间优先用于扩大可再生能源消纳利用。

四、建立可再生能源电力消纳与新建项目的联动机制

各省（自治区、直辖市）能源管理部门要会同有关部门和电网企业，采取有效措施加大冬季可再生能源消纳工作力度，力争2017年风电、光伏发电弃电量和弃电率实现“双降”。预警结果为红色地区要大幅降低风电和光伏发电弃电率，争取尽早退出红色限制；预警结果为绿色地区要确保风电和光伏发电弃电率不升高；加快建立水电投资消纳预警机制。2017年弃风率、弃光率超过5%的省（自治区、直辖市），如2017年比上年度弃风率、弃光率上升幅度较大，2018年将视情况对该地区年度新增风电、光伏发电建设规模予以核减和采取停建缓建措施。

附件：1.前三季度重点地区及主要河流（河段）水电利用统计表

2.前三季度风电利用及弃风率统计表

3.前三季度光伏发电利用及弃光率统计表

可再生能源配额制有望推出三年内解决弃水弃风弃光问题

为推进能源生产和消费革命，尽快解决弃水弃风弃光问题，国家发改委、国家能源局近日印发《解决弃水弃风弃光问题实施方案》（简称《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。

业内人士指出，此次《方案》最大亮点在于提出今后将出台《可再生能源电力配额及考核办法》，意味着酝酿多年的配额制即将出台。《方案》的出台有望从多个角度进一步降低新能源限电水平，从而提升下游运营企业的盈利能力。

配额制将出台

方案提出总体目标，2017年可再生能源电力受限严重地区弃水弃风弃光状况实现明显缓解。云南、四川水能利用率力争达到90%左右，甘肃、新疆弃风率降至30%左右，吉林、黑龙江和内蒙古弃风率降至20%左右，甘肃、新疆弃光率降至20%左右，陕西、青海弃光率力争控制在10%以内。确保弃水弃风弃光电量和限电比例逐年下降，到2020年在全国范围内有效解决弃水弃风弃光问题。

方案要求，完善可再生能源开发利用机制，落实可再生能源优先发电制度，推进可再生能源电力参与市场化交易。在国家核定最低保障收购年利用小时数的地区，对最低保障收购年利用小时数之外的可再生能源电量，鼓励通过市场化交易促进消纳利用。

业内人士指出，此次《方案》最大的一个亮点就是提出配额制，首次正式提出《可再生能源电力配额及考核办法》，意味着酝酿多年的配额制即将出台。该措施是促进新能源长足发展关键环节，推出将夯实可再生能源发展的政策基础。

“配额制将使可再生能源消纳具有强制性，无论东部地区特高压受端省份吸收外来清洁电力的积极性，还是北方、西南地区扩大本地清洁能源消纳的积极性，均有望得到显著提升，将对清洁能源的消纳起到核心推动作用。同时，配额制与绿证制度有望结合起来，对于补贴问题的缓解也将推动明显。”平安证券分析师表示。

方案还指出，多渠道拓展可再生能源电力本地消纳。加快实施电能替代。“十三五”期间全国实现电能替代电量4500亿千瓦时。大力推广可再生能源电力供热。在风能、太阳能和水能资源富集地区，积极推进各种类型电供热替代燃煤供热。

纾困新能源电力

分析认为，《方案》是从顶层设计方面提出系统的弃水弃风弃光解决方案，这也是一直困扰我国可再生能源发展的难题。该方案解决措施涵盖体制机制、电网建设运行、电源结构及布局、消纳方式等各个方面，表明监管方面针对弃风弃光等问题对症下药，解决的思路非常清晰。

自2016年起，国家有关部门即陆续发文提出提高可再生能源消纳比例，但均是采取单一方式，针对特定地区，或针对单一能源形式。光大证券分析师王威指出，此次《方案》是第一次全面梳理可再生能源消纳措施，全方位多措并举。按照目前的测算，2016年我国仅四川、云南地区弃水量超过600亿千瓦时，三北地区弃风近400亿千瓦时，弃光近100亿千瓦时。根据“三弃”解决方式和总体目标，“三弃”问题在“十三五”末期必将得到有效解决，可再生能源发电企业及相关行业受益明显。

“一方面，可再生能源发电企业以及风电、光伏发电运营公司将直接受益，如太阳能；另一方面，建议关注改善空间较大，弃水改善条件较优的雅砻江流域的企业，如川投能源、国投电力。”王威表示。

国家能源局新能源司朱明：2035年中国能源需求增量全部由清洁能源提供

国家能源局新能源和可再生能源司长朱明撰文表示，2020-2035年，积极推动市场化改革和体制机制创新，推动可再生能源产业规模化发展和技术进步，推动可再生能源取得相对于化石能源的开发成本优势。力争到2035年，中国能源需求的增量全部可由清洁能源提供，可再生能源发展进入增量替代阶段。

国际能源署：中国将左右全球能源发展将成清洁能源领军者

国际能源署14日说，在中国和印度的推动下，未来数十年太阳能将领跑新能源发电。

据法新社11月14日报道，国际能源署的《世界能源展望》年度报告说，下一个25年，世界的能源需求越来越大，首先要靠再生能源来满足，同时很可能还会新建少量燃煤的发电厂。

目前联合国气候谈判正在德国波恩进行，国际能源署的报告在控制碳排放和限制全球变暖方面只带来了部分好消息。

报道称，国际能源署说，虽然电动汽车的时代会快速到来，但是石油需求预计仍会继续增加。

另外，预计天然气会成为更加大众的燃料，因此需要采取措施，减少天然气钻探过程中产生的甲烷。

国际能源署认为，前途最光明的是太阳能。

资料图片：张家口市下花园区张家庄村荒山上建设的奥运迎宾光伏廊道项目。

国际能源署署长法提赫˙比罗尔说：“由于在包括中国和印度在内的许多地方，太阳能成为成本最低的发电来源，因此在全球电力市场上，太阳能将异军突起。”

报道称，国际能源署认为，在中国和印度的大力推广下，太阳能电池在新增产能中的占比将是最大。

不过在欧盟，风能多半会蹿升至领跑地位，2030年后成为欧盟电力的主要来源。

国际能源署说：“在中国和印度的带动下，太阳能发电项目迅速铺开，到2040年太阳能将在低碳产能中占据最大的比例，届时，各种再生能源加起来在总发电量中的占比将达到40%。”

报告还指出，“为了改善糟糕的空气质量，中国高度重视清洁能源技术，这使得中国在风能、太阳能、核能与电动汽车方面迅速崛起为全球领军者。”

报道称，中国经济的庞大规模再加上它在全球能源市场上越来越大的占比，意味着北京的决策将左右全球能源发展趋势。

国际能源署还制定了一项稳定气候、改善空气质量、全球普及新能源的方案。

按照这个方案，到2040年低碳能源在总能源中的占比必须翻一番，达到40%，煤炭需求迅速下降，石油消耗见顶。

报道称，不仅要让电动汽车成为主流，还需要对包括卡车在内的其他动力车辆采取严格的能效措施。

德国正在举办联合国气候会谈，却能反映出要实现这些目标存在的困难，由于在快速分阶段推动核电淘汰，因此德国将来仍要仰仗煤炭。

绿色电力证书核发800万个只卖出2万业内担忧成鸡肋

“四个月，绿证仅出售2.1万多张，筹集资金不足1000万元。”

10月下旬，国家发改委能源研究所研究员王斯成在成都召开的光伏热点问题研讨会上说。

绿证是绿色电力证书，是中国政府颁发给陆上风电、光伏（不含分布式光伏发电）发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量发的电子证书，是可再生能源发电量的确认和属性证明，以及消费绿色电力的唯一凭证。

“目前绿证认购平台需要改进，最好放到电费单上，而且应当扩大宣传。”王斯成表示。

绿证面向各级政府机关、企事业单位，以及社会机构和个人发售。只要在全国绿色电力证书核发和认购平台上认购一张绿证，就代表了你消费的电量中有1000千瓦时是绿色电力，即由风电、光伏等可再生能源所发电量。

“刚开始认购时在朋友圈里热闹了一下，后来没再听到声音。”在中国光伏大会绿证市场研讨会上，有参会者对界面新闻记者说。

今年1月18日，国家发改委、财政部、能源局三部委发布了《试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，拟在全国范围内试行可再生能源绿证核发及认购交易制度，并要求自7月1日起正式开展认购。

按照国家主管部门的设想，是想通过推广绿证制度，引导全社会的绿色消费，促进清洁能源的消纳利用，进一步完善风电、光伏发电的补贴机制。

但挂牌出售以来，绿证交易“核发多，交易少。”

2万个绿证卖给了谁？

中国绿色电力证书认购交易平台的数据显示，截至10月31日，绿证的认购者共有1576名，共认购21257个绿证。

与之形成鲜明对比的是，不断增加的挂牌待交易绿证个数。截至10月底，已有800多万个绿证被核发，仅涞源新天风能有限公司挂牌的绿证个数就超过了12万个。

绿证购买量仅占核发量的0.26%。

记者查询中国绿色电力证书认购交易平台（下称绿证认购平台）发现，10月超过一半的天数，绿证的交易数量为零，有交易的天数，交易数量也多在个位数。

根据绿证认购平台的数据统计，这2万多个被售出的绿证，其中企业购买量约占比90%，个人购买量占比约10%。

购买绿证的企业和个人排名

企业成为绿证购买的主力。记者在绿证认购平台统计分析了绿电购买量超过10万千瓦时的企业数据后发现，新能源企业购买量占到了79%，非新能源企业的购买量只占到了21%。

从购买者企业的性质看，国有企业、事业单位对购买绿证的参与度明显不足。绿证购买量超过10万千瓦时的企业中，国有企业、事业单位占比仅为6%，民企占94%。

购买数量最多的企业前三名分别为明阳智慧能源集团股份公司（下称明阳智慧）、新疆金风科技股份有限公司（下称金风科技）和江森自控（中国）投资有限公司。

在首批自愿认购绿证交易中，明阳智慧申请购买总计超过1200万千瓦时绿证，成为全国首批申购绿证数量最多的企业。

明阳智慧副总裁杨璞对界面新闻记者表示，这1200万千瓦时是中山明阳工业园一年的用电量。在今年8月初，12100个绿证的交易量已全部完成，实现了去年中山明阳工业园100%绿色电力消费。

金风科技在首批自愿认购绿证交易中，申请购买了3000个绿证，是全国首批申购绿证的企业中，数量仅次于明阳智慧的企业。金风科技总裁王海波对界面新闻记者称，这3000个绿证中，已有2000个已经完成交割，所代表的电量主要用于金风北京亦庄园区二期用电，大概占园区年用电的25%。

作为绿证首批的支持者，这两大企业均表示目前的绿证制度对企业、个人缺乏足够的吸引力。

“绿色电力实行自愿认购交易，但自愿行动是一个长期过程。出于自愿，购买者动力不足，难以成为绿色电力的消费主力。”王海波对记者称。

杨璞对界面新闻记者表示，企业或者个人购买后，只是获得证书以证明其对绿色电力发展的贡献。为了提高购买者的积极性，在激励政策方面需要加强。“目前绿证的购买者多为能源企业或者是从事能源工作的个人，如何让非能源行业的群体知晓绿证购买平台，并购买绿证，还需要在宣传上多下功夫。”杨璞说。

北京鉴衡认证中心低碳节能事业部副总经理杨小山在调研后发现，社会公众对绿电、绿证等概念不太清楚；个人用户参与绿色电力消费的动力不足；对于企业用户缺少外部激励，也缺少内部驱动。

“企业购买者的数量并不多，一方面是中国的绿证价格相对国外比较高，另一方面更重要的原因是，大家还在观望。看这项政策能够为企业带来什么样实质的好处。”国家可再生能源信息管理中心博士艾琳在绿证研讨会上表示。

鸡肋“绿证”？

按照规定，绿证的价格不能高于证书对应电量的可再生能源电价附加资金补贴。风电绿证价格一般不超过0.26元/千瓦时，光伏绿证价格一般不超过0.55元/千瓦时。风电、光伏发电企业售出绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。对于申请核发绿证的发电企业，表面上并不能获得更大的收益。

风电的装机和发电量多于光伏发电，成本也低于光伏发电。因此以风电发电量核算绿证更便宜。

绿证交易制度在国际上是一套成熟的清洁能源市场机制，在荷兰、美国、澳大利亚、瑞典等发达国家被广泛使用。在这些国家，绿色电力证书交易包括“强制配额”和“自愿认购”两种机制，通常为两者并行，更多则是以配额考核制度为主。

可再生能源配额制政策是指国家或地区政府，以法律的形式对可再生能源发电的市场份额做出强制性的规定，能够真正识别出绿证交易的买家主体。

中国从2010年起同步开展了配额制的研究，截至目前尚未落地，仍停留在发布征求意见稿阶段。业内担心，此时开展绿证交易，绿证制度会成为“鸡肋”。

在杨小山看来，现阶段的绿证交易，更多的是对绿证制度的探索，将“绿色电力证书”这个新概念引入公众视野，增强公众对可再生能源、清洁发展的认知，同时将绿证作为消费绿色电力的权威证明，吸引一些有社会责任感的企业、个人参与绿色电力消费。

“同时也是为绿证强制配额交易积累证书核发、交易组织、资金监管等工作经验，奠定基础。”杨小山说。

从目前申请核发绿证的发电企业数量上看，越来越多的发电企业已经意识到，可再生能源在未来必定需要摆脱现有激励机制，绿证交易制度才是行业发展的大趋势，绿证收入很可能成为发电企业的重要收入来源之一。

国家能源局新能源司副司长梁志鹏曾公开表示，在2020-2022年期间，中国风电要基本实现摆脱补贴。

中国可再生能源目前执行固定电价制度，给予可再生能源相应的补贴。但随着新增装机规模的扩大，补贴资金缺口将越来越大，这种制度将难以为继。数据显示，截至2016年底，可再生能源补贴缺口已经超过700亿元。以规划的可再生能源发电量预测，到2020年，补贴缺口将进一步扩大到2000亿-3000亿元。

绿证制度的出现，实际上是为了帮助填补可再生能源发展基金的缺口。对发电企业来说，该机制允许它们在正常结算电费的基础上，通过出售绿证获取额外收益。

“如果补贴长时间无法到位，将对发电企业带来直接的财务成本压力。”杨小山说，“发电企业如能提前申请绿证并以相对合理的价格售出，可提前收回现金流，迅速获得收益或继续投入生产，同时也规避了远期货币的贬值风险。”

绿证交易还把发电企业从幕后被动等待补贴的角色，推到了与电力用户进行交易的一线。艾琳表示，在这种新的模式下，新能源企业既有机遇也有挑战，除了能够获取收益来缓解财务压力，而且能通过对有需求的大用户加绿证捆绑销售的模式，跟踪政策措施，来调整营销策略。

摸石头过河

“现在摸着石头过河搞示范，只是一个试水、引领的阶段。”水电水利规划设计总院一位不愿具名的人士对界面新闻记者称。这个阶段的关键是如何有效的推广绿证，让更多的企业或个人参与进来。

大多数人将期待放在配额制的落实上。多位业内人士均对界面新闻记者表示，希望尽早推行“可再生能源配额制+绿色证书”制度。

上述《试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》指出，根据市场认购情况，自2018年起适时启动可再生能源电力配额考核和绿色电力证书强制约束交易。

配额制将会对可再生能源的使用进行强制考核，但是考核对象尚未确定。目前业内有两种思路，一是考核电网公司，二是考核发电企业。上述水电水利规划设计总院一位不愿具名的人士对界面新闻记者表示，强制配额政策可能年内会见分晓，但具体怎么批、力度如何还需等待最终的结果。

王斯成表示，若实行绿色证书+强制配额制，按照全国电力需求每年6万亿度，燃煤火电4万亿度计算，如果执行15%绿色电力配额，则每年将有6000亿度绿电，每度电的绿色证书价格为0.2元，每年可征收1200亿元，若强制配额10%，每年也能征收800亿元。

目前，不同区域的可再生能源发电和火电的上网电价有所差别，绿证的价格要根据二者之间的差价决定。杨璞还对界面新闻记者表示，绿证想发挥优势，一是要进一步降低可再生能源发电成本，二是要把火电对环境、社会的综合影响体现在电价中，二者共同作用拉近、甚至抵消可再生能源发电和火电之间的价差，让绿色证书的交易价格维持在一个全社会可以承受的范围内。

受访者认为，绿证制度的推广还应开发更多配套激励政策。比如，对于放弃补贴积极申请绿证的可再生能源发电企业，可指定配套政策优先确保其电力的并网消纳，减少“弃风弃光”现象。对于积极参与自愿认购的绿色电力消费者，可通过权威、有效的第三方认证向其颁发荣誉证明，表彰其绿电消费行为，并考虑实施税收减免。

绿证目前不允许进行二次交易。杨小山建议，可考虑开放绿证价格限制、允许绿色电力证书的二次交易，使绿证真正成为具有金融价值的现货、期货商品，吸引更多新能源行业外的企业和资金参与绿证交易，充分通过市场手段调节绿证价格，激发市场交易活力。

“现行的绿证交易，很大程度上是对可再生能源发电企业的另一种补贴方式，弥补的是企业发电收入，并不能体现绿色电力消费环节的价值。”王海波也对界面新闻记者称，“如何让绿证流动起来，赋予其价值，促使更多的企业和个人去购买绿色电力才是关键。”

王海波建议，参考能效标识，推行绿色电力消费标识，以市场化的价格体现绿色电力环境友好的价值，引导和帮助消费者选择使用绿色电力生产的产品。“可以对购买具有绿色电力消费标识产品的单位和个人给予适当补贴，刺激消费，促进生产厂家使用更多的绿色电力。”王海波说。

据艾琳介绍，国家相关部门已经在考虑出台包括政府优先采购，还有税费优惠等激励政策，还有对购买绿证的企业及绿电生产产品的进行认证。

10月底，北京市发改委发布了《关于北京市开展可再生能源绿色电力证书自愿认购活动的倡议》，倡议北京市各级政府机关、企事业单位、社会机构和个人积极在全国绿证核发和认购平台上自愿认购绿证。

11月2日，第九届中国（无锡）国际新能源大会暨展览会上，国家能源局新能源和可再生能源司副司长李创军表示，要不断完善可再生能源绿色电力证书自愿认购交易制度，鼓励全社会开展绿色电力证书自愿认购，适时启动可再生能源电力配额考核和绿色证书强制约束交易。

区块链为解决电力交易难题注入新技术

近年来，区块链成为一个热词，频繁出现于金融、证券、贸易等行业。在能源领域，随着我国能源互联网建设的稳步推进，区块链技术也开始向能源电力行业渗透。

“区块链协同计算方式能够更有效地解决电力交易中存在的可再生能源并网结算复杂、电力交易参与方过多、计量认证等诸多难题。当前，这种方式在微电网和多能互补园区中已经有了生动实践并取得了初步效果。”11月8日，在上海举行的“智慧能源与区块链技术应用”论坛上，中国区块链技术创新与应用联盟秘书长、北京大同区块链技术研究院首席科学家朱皞罡在接受《中国电力报》记者采访时如是说。

区块链技术是比特币的底层核心技术，其本质上是一本去中心化的分布式记账本。朱皞罡介绍说，区块链的主要特征是去中心化，具有不可篡改、可追溯、双向安全、自动执行等诸多特性，将这些特性运用到结算和支付中，能解决很多现实的问题。

“物联网只是解决了数据的采集问题，但采集的数据如何流动和规管，则需要依靠区块链和人工智能技术。”江苏荣泽信息科技股份有限公司总经理钟晓介绍说。

当前，在电力交易中，尤其是在分布式能源、微电网等电费结算中，由于存在着参与方较多、峰谷电价不同、记账不清晰、分账不明、账期较长等问题，一定程度上制约了电力交易市场化发展。

如何建立一套让交易各方都认可、便捷安全的结算方式。朱皞罡表示，利用区块链的协同计算方式就能够有效地解决这一难题。把各方协同到一起做一个计算，把账分好，并且让每一方都可以看到分账的过程。通过把能源资产化，再把资产证券化，最后以证券交易的方式完成能源的交易，从而实现点对点的交易。这种计算架构可以有效解决电力交易中账期较长、分账不明，结算复杂的一些问题，而且数据完全公开透明，各方都可信赖。

北京融链科技有限公司技术总监郑涤非介绍，目前该公司已经有一个具体的能源项目使用了区块链技术。在北京未来科技城的微网能源管控系统中，该公司通过硬件设备在发电侧和用电侧直接采集发电数据，以五分钟为一个单位存储于区块链网络，再根据用户协商好的智能合约，自动完成交易，最后按照每个星期或者每个月的方式出帐单。

北京大同区块链技术研究院副院长毕伟表示，随着我国储能产业和分布式能源的快速发展，区块链由于具有去中心化、高度透明、不可篡改、可追溯、点对点互动等优势，将越来越受到能源行业内的青睐。

而在国外，关于区块链在能源领域应用的探索和实践也已经紧锣密鼓地进行了。11月2日，美国能源部研究室透露，该研究室正在探索区块链技术在管理电网方面的应用。早些时候，西门子也与纽约新创事业LO3Energy合作，计划将区块链技术应用于微电网电力交易市场。

全国碳市场启动倒计时碳金融非初期工作重点

从2013年碳排放权交易试点启动以来，已经过去了四年，而今全国碳市场启动终于进入倒计时的阶段了。中国气候变化事务特别代表解振华近日在波恩气候大会期间表示，全国碳市场目前已进入审批程序，得到批准就会启动。这是一个促进减排的新机制，初期可能不能寄予太高的期望，仍需要不断摸索走向成熟。

全国碳市场的启动进入了倒计时

当地时间11月13日，波恩气候大会期间，中国气候变化事务特别代表、中国政府代表团团长解振华在出席德国馆举行的“德中城市与气候保护”主题边会时表示，全国碳市场目前已进入审批程序，得到批准就会启动。

据21世纪经济报道记者了解，上海将建全国碳交易平台，湖北负责登记系统。全国碳市场初期不以金融产品应用为工作重点，而是建立、推行、完善碳市场的政策和交易。

最小成本实现减排

从2013年试点启动到现在，我国碳排放权交易已走过4个年头。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。

解振华在德国当地时间11月14日举办的碳市场主题的“中国角”边会上表示，中国碳市场的根本目的还是服务减排，是一个希望用最小成本促进达成减排目标的政策手段。

清华大学公共管理学院教授齐晔对21世纪经济报道记者表示，建立碳排放交易市场有两个考量。我国此前采用节能目标责任制等行政手段来降低碳排放行之有效，但缺点在于成本过高，经济效率偏低，因此希望用碳交易这种市场手段来补充完善行政手段。2017年启动全国碳市场也是中国作为一个负责任的大国向全世界作出的承诺。

此前，2016年1月，国家发改委下发《关于切实做好全国碳排放权交易市场启动重点工作的通知》（下称《通知》），为全国碳市场启动布局准备工作，定下时间表和实施细则。

按照当时的规划，全国碳市场第一阶段将涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等8个重点排放行业。参与主体为2013-2015年中任意一年综合能源消费总量达到1万吨标准煤以上（含）的企业。

据国家发改委气候司等主管部门透露的信息，全国碳市场采取中央和地方两级管理制度，中央定标准、定总量，具体的企业配额分配由地方政府执行。

配额指企业在指定时期内的碳排放额度，通俗来说指被允许排放的二氧化碳总量，是碳市场上的交易商品。

在实际执行过程中，历史数据摸底成为准备工作中最大的难点，但它却是碳交易最基础的工作。《通知》为这项工作设定的时间目标是2016年6月30日，但8个行业的实际数据基础低于最初设想，这项工作推迟到今年才完成。

碳交易催生新业务

那么交易从何而来？

主管部门每年要核查企业上年度的碳排放量，以此作为企业履行上年度配额清缴义务的依据。从试点来看，配额不足的企业需在碳市场购买配额以完成配额清缴工作，否则将遭受取消优惠政策、多倍额罚款等处罚。

而如果企业获得的配额是10万吨二氧化碳，通过减排行动实际排放5万吨，那么这多出的5万吨配额就可以在碳市场上出售。有些试点市场还曾允许国内投资机构、个人，甚至境外机构进入市场开展碳排放权交易活动。

在区域碳市场的试点时期，企业可以按规定使用国家核证自愿减排量（CCER）抵消其部分经确认的碳排放量。这些减排量来自于林业、光伏、风电、水电等不同项目。

碳交易还催生出碳金融市场。7个试点市场这些年推出了20余个碳金融产品。这些产品中以拓展融资渠道、碳资产管理为目的居多，还有碳债券、碳基金，碳远期、碳掉期等各种场外衍生品交易。

欧盟碳交易体系的实践显示，包括碳期货、碳期权等在内的碳金融交易活动，是整个碳市场交易活动的最重要组成部分，大概占市场交易规模的九成以上。

但是，因区域市场分割、碳交易不活跃、流动性差、产品规则不一等原因，试点市场的碳金融产品发展受阻，在首发后大多没有下文，可复制性不强。（见本报2016年6月16日报道《碳金融“PPT产品”泛滥碳金融中心最终花落谁家？》）

而且，国家发改委气候司司长李高在10月31日的新闻发布会上曾表示：“我们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。”

对此，一位业内人士表示，这并不意味着剥夺了碳交易的金融属性。对比纯资产金融化，碳金融更受资本市场青睐。它是一个有价无息的产品，几乎没有任何成本。不过，在中央严控金融风险的大前提下，必须防范碳金融的风险。

能源基金会（美国）北京办事处低碳转型项目主任刘爽表示，金融行业、投资者等关注的碳金融产品属于碳市场带来的额外的、次级的好处。解振华表示，金融产品应用并不是全国碳市场初期的主要工作。

碳交易本身还催生了一批新业务。通过向业内人士咨询，21世纪经济报道总结发现这些业务包括碳咨询、培训、交易、核算与核查、资产管理、资讯服务等。

一批上市公司已涉足相关业务：华测检测获得11个省市主管机构批准为第三方核查机构；置信电气子公司置信碳资产是国网系统内唯一专业从事碳资产的经营公司；中石油、中石化、宝钢、武钢、华能等本身处于控排行业的企业早已入股试点地区的碳交易中心。

《环维易为中国碳市场报告研究2017》显示，2013年到2015年期间，除重庆外的试点地区一共有25家上市公司提及碳排放。其中11家企业公布了在碳市场中的收益，收益全部为正，共计约7000万元的收益总额。

初期以摸索为主

电力是8个纳入行业中碳排放量最大，也是参与碳交易最积极的行业。

从纳入标准来看，几乎所有的火电企业都将加入。华北电力大学教授袁家海测算认为，全国碳市场近期不会对煤电行业整体产生较大的成本压力，但对于碳强度显著高于基准的机组，则有一定的成本压力。

而对于可再生能源发电企业，北京伊碳协创能源科技有限公司总经理韩曙东表示，试点时期它们可以通过CCER项目参与碳交易，但全国碳市场的CCER政策不明，碳市场能否与新能源产生联动作用就无法确定。

一位曾负责某大型电力集团碳资产管理业务的业内人士表示，碳管理部门在企业内部是边缘部门，在全国碳市场初期还不能影响到企业决策。

刘爽也表示，碳价到了一个比较高的水平才会让企业将减排纳入决策因素。初期更多的还是建立、推行、完善碳交易政策。

“配额价格很大程度上由国家发改委确定的总量目标来决定。”刘爽说，碳配额这一商品的价格由供需决定，供给来自于发改委，需求来自于排放量超出获发配额的企业。欧盟、加州等碳市场最开始都经历过配额过度分配导致碳价过低且上不来的阶段。

“短期是战略的影响，长期是战术的影响。”韩曙东认为，初期要传递一个明确的减排信号，让企业形成减排预期，才能形成减排决策，最终落实到减排行动。但之后碳交易将逐层加码，减排成本随碳价提高，企业要为此做好准备，从技术手段、战略布局上考虑这个问题。

“全国碳市场初期是一个需要摸索的阶段，并不期待初期能够在减排上看到明显的效果。”齐晔说。

多能互补示范工程稳步推进能源系统将进一步优化

今年初，首批多能互补集成优化示范工程项目出炉，标志着多能互补的序幕拉开。预计在“十三五”时期，多能互补示范工程将稳步推进，并进一步优化能源系统，通过联产联供、互补集成的方式提高整体效率及降低成本。可见，多能互补市场方兴未艾。

多能互补的概念与特征

多能互补是一种能源政策，目的是按照不同资源条件和用能对象，采取多种能源互相补充，以缓解能源供需矛盾，合理保护自然资源，促进生态环境良性循环。

我国从80年代初开始制订的能源政策，要求逐步改变单一以煤为主的能源格局，尽可能开发利用其他能源资源，包括煤、石油、天然气和核能的合理利用，特别是要不断增长新能源和可再生能源的比重，如水电、太阳能、风能等的开发利用。

根据多能互补的两种集成模式，不难看出多能互补是以往分布式能源以及综合能源基地等概念的细化。一是通过终端一体化集成供能系统建设，促进新增清洁能源项目的扩张，二是通过风光水火储多能互补系统建设，协调现有企业之间的关系，优化存量效率。

多能互补在实施上，与能源微网系统、智慧能源、能源互联网等有着紧密的内在联系，具有环保性、经济性、安全可靠性、独立性、灵活性等特点。

多能互补的特性分析

多能互补发展规模及类型

自提出多能互补后，中央收到地方申报的多能互补集成优化示范工程建设项目超过500个，首批多能互补集成优化示范工程入选项目共计23个，可见多能互补热情之高涨。

多能互补集成优化示范工程主要有两种模式：一是面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，优化布局建设一体化集成供能基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用；

二是利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行。从首批多能互补集成优化示范工程项目来看，目前主要集中在终端一体化集成供能系统方面，数量为17个，占比73.91%。

中国第一批多能互补集成优化示范工程类型结构（单位：%）

从地区分布来看，主要还是分布在传统的能源大省。排名第一的是山西省，首批共有5个项目入选多能互补集成优化示范工程。其次是河北省，数量达到4个。

中国第一批多能互补集成优化示范工程地区分布（单位：个）

多能互补发展趋势预测

首先，终端一体化集成供能系统以综合能源效率最大化，热、电、冷等负荷就地平衡调节，供能经济合理具有市场竞争力为主要目标；风光水火储多能互补系统以优化存量为主，着重解决区域弃风、弃光、弃水问题。

其次，推动产学研结合，加强系统集成、优化运行等相关技术研发，推动技术进步和装备制造能力升级。示范项目应优先采用自主技术装备，对于自主化水平高的项目优先审批和安排。

最后，积极推进终端一体化集成供能示范工程、能源基地风光水火储多能互补示范工程建设，将产业示范与管理体制、市场建设、价格机制等改革试点工作相结合，探索有利于推动多能互补集成优化示范工程大规模发展的有效模式，在试点基础上积极推广应用。

分布式能源发电市场化交易的六个要点

家发改委、能源局正式下发关于《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，分布式能源在被动接受调度指令管理多年之后，可以主动参与市场交易，在满足相关技术条件下，在110kv电压等级之内可以选择就近销售电量（“隔墙售电”成为可能），并获得合法的售电资质，集发售（电）于一体。在“放开两头，管住中间”的思路下，分布式能源作为增量市场主体参与电力市场竞争，堪称是中国电力市场化进程的里程碑，对于分布式能源而言也将进入新的成长周期。

一、分布式能源获得发售电资格

分布式能源企业具备供售电的资质，可以与电力用户市场化交易，突破《电力法》“一个供电营业区内只设立一个供电营业机构”的约束。分布式能源项目实际是发售一体项目。对于工业园区分布式项目而言，分布式电站可以摆脱单一售电对象的约束，电网代收电费模式也降低电费收回成本。

对于分布式项目的定义：接网电压等级在35千伏以下的项目，单体项目容量不超过20兆瓦（有自用的，在扣除年最大用电负荷后不超过20兆瓦）；接网电压等级不超过110千伏的项目，单体项目容量可超过20兆瓦但不高于50兆瓦。

二、“隔墙销售”具有较高经济回报经济经济回报高

从经济效益角度测算，无论是自行销售、还是委托电网代售，市场交易模式下分布式项目可以获得较高的经济回报，当然财政补贴依然保留。以北京分布式光伏项目为例，全额上网标杆电价0.75元/千瓦时，若与商业用户进行市场交易，交易电价在目录电价（商业用电峰谷平平均电价1.1元/千瓦时）基础上下调10%，交易电价为0.99元/千瓦时，扣减过网费、政府基金及附加，加上可再生能源补贴，销售电价高于0.75元/千瓦时标杆电价。

三、110kv是分布式项目市场交易的高点

110KV是分布式能源市场化交易的最高电压等级，按要求应在与电网联结点同一供电范围内用户进行交易。尽管有相对严苛的供区限定，其背后却是上万亿的电力市场。按照局部试点、逐步扩大、全覆盖的改革路径，分布式能源项目先以试点为主。第一批试点地区预计在山东、江苏、浙江、安徽等分布式项目规模大、电力负荷稳定地区。对于参与试点的地区，50MW及以下风电、光伏电站项目均按市场化交易模式建设。

按照国家发改委、能源局提出的时间表，明年2月第一批试点地区启动交易，明年年中前总结评估试点工作并适时进行推广。预计经过一年探索后，分布式市场化交易规模将出现跳跃式增长。

四、三种市场交易模式，电网收取过网费

分布式发电市场化交易的机制是，分布式发电项目单位（含个人）与配电网就近电力用户进行电力交易，电网企业（含社会资本投资增量配电网企业）承担分布式发电的电力输送并配合有关电力交易机构组织分布式市场化交易，按照政府核定的标准收取“过网费”。

考虑各地推进电力市场化阶段性差异，可以按照三种模式或者其中之一推进。

1.与电力用户直接交易；电网收取过网费；交易范围就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器范围内。

2.委托电网售电，电网扣除过网费（含网损电）后将收入转付给分布式能源主体。

3.标杆电价收购：基本上是原有的全额上网模式。

过网费征收在物价部门核定之前，采取用户电压等级输配电费减去分布式项目并网最高电压等级输配电费。过网费各地不尽相同，测算在3-5分/度左右。

五、市场交易主体自动纳入财政补贴目录

按照政策，纳入分布式发电市场化交易试点的项目建成后自动纳入可再生能源发展基金补贴范围，按照发电量给以度电补贴。但是，光伏发电在当地分布式度电补贴基础上降低。单体项目容量不超过20MW的，度电补贴比例不得低于10%，超过20MW但不高于50MW的，度电补贴不得低于20%。补贴资金由电网企业转付，鼓励各地出台其他补贴政策。

随着分布式装机规模扩张，财政补贴压力将加大，电网公司代付补贴压力增加、分布式能源对配网施加的影响加大。

六、创造新的商业模式

在增量配售电市场放开、万余家售电公司参与竞争的格局下，分布式能源是电力市场化交易的新玩家，辅之以储能设施、电力需求侧管理、电动汽车服务，集发配售储用（源网荷一体）于一身，有望成为新电力商业模式的构建者。

1.基于分布式能源市场交易规模扩大，市场交易经济性提高，投资分布式光伏电站经济性将大幅提高。

2.光伏+储能+电动汽车是新的应用场景，储能在分布式扩张中将扩大应用范围。

3.电力交易市场化进程加快，电力交易调度系统升级换代需求随之增加，软件供应商迎来新的商业机会。

（周报编辑整理汇总）

多能互补压缩空气储能电站的构想

多能互补集成优化作为新的能源发展方向，也是能源变革的发展趋势，已上升到国家战略层面高度。2016年7月，国家发改委、国家能源局《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》中明确提出将在“十三五”期间建成多项国家级终端一体化集成供能示范项目及国家级风光水火储多能互补示范工程。今年10月，国家能源局再次下发《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》，这是我国大规模储能技术及应用发展的首个指导性政策，进一步深化和完善了多能互补集成优化+储能的能源发展模式。

优势初显

目前，国内具有代表性的一批多能互补集成优化示范工程项目均在建设当中，例如属于能源消费终端电热冷气一体化集成的多能互补示范工程，包括武汉未来科技城多能互补示范工程项目、合肥空港示范区多能互补示范工程项目和青岛中德生态园多能互补示范工程等;属于大型综合能源基地风光水火储多能互补示范工程，包括宁夏嘉泽新能源智能微电网项目(已投运)和青海龙羊峡水光互补项目(已投运)等，其能源高效利用的优势已初现。

在国外，欧洲地区太阳能与其他能源相结合使用较多，例如丹麦主要采用太阳能与生物质能联合应用，这种能源利用方式得到了丹麦政府的大力支持。另外，瑞典在太阳能与生物质能结合方面也取得了丰富的经验。德国的供暖方式之一是采用太阳能与燃气互补系统。

除了上述的多能互补之外，利用主要可再生能源多能互补+压缩空气储能生产电力，将是一种完全意义上的清洁绿色能源方式，也是多能互补方面的一个重要领域，最近由国家专利局授权的《一种海浪能、风能、太阳能联合利用发电站》为此做出了有益探索。

设计关键点

岸线地带是海浪能、风能、太阳能三大能源集中区域，具有得天独厚的自然可再生能源区位优势，为三大自然能源多能互补+储能利用开辟了无限的想象空间。海浪能、风能、太阳能多能互补压缩空气储能电站原理及主要组成部分包括海浪能部分、风能部分、太阳能及换热器、压缩空气储能部分、涡轮发电机及控制系统6部分组成。

海浪能部分通过海水的浮力及波浪传播原理，采用海面点浮式捕获海浪能量方式，在岸线近海(海深可选择4m—7m)设置框架群与海底固定，每个框架内设置浮筒，浮筒被限制在框架内并可沿框架随海浪做上下垂直运动;气缸、集气管固定在框架伸出海面以上的部分，气缸布置在框架中心，浮筒通过连杆与气缸相连接(连杆与气缸内活塞相连);气缸上部设置出气单向阀与集气管相通，设置进气单向阀与外界大气相通;随着海浪的上下起伏，推动浮筒上下垂直运动，海浪从波谷向波峰上升阶段，浮筒受到海水浮力上升，气缸内空气被压缩压力增大，当压力值大于集气管中压力时，气缸出气单向阀打开向集气管输入压缩空气;海浪从波峰向波谷下降阶段，由于浮筒具有一定质量，带动连杆、活塞下行，气缸内空气压力值下降，气缸出气单向阀关闭，进气单向阀打开，外界大气进入气缸，为下次压缩做好准备;循环往复，外部大气被不断压缩进入集气管。

风能部分，风机分为水平轴风力机和垂直轴风力机两类，根据电站的特点，宜采用垂直轴风力机，通过自然风力吹动风力机扇叶旋转，带动风机轴旋转，通过一对伞齿轮将垂直扭矩传递给与之相连的水平布置的空压机轴，空压机将外界大气压缩，压缩空气进入集气管。空压机有很多形式，主要包括活塞往复式、叶片式、双螺杆等形式，双螺杆式空压机由于其输出压力平稳、寿命长等特点，可作为电站的首选。

太阳能部分，通过槽式太阳能集热管系统，将太阳能集热管中的传热介质(导热油)加热，被加热的传热介质通过换热器将集气管输入的涡轮机前压缩空气加热，使压缩空气进一步膨胀后喷入涡轮机。

压缩空气储能，系统中设置压缩空气储气罐，主要为在风力较小、海浪较低情况下，由风能、海浪能提供的压缩空气流量不足时，起到向系统中补充压缩空气的作用，以保证在一定时间内进入涡轮机的压缩空气达到设定流量和压强，保证电力输出的稳定、持续。为下个时段风力、海浪加大趋于正常值赢得时间，并再次将储能器充满。另外电站中的集气管，由于其管路较长、容积较大对压缩空气同样起到蓄能、稳流的作用。为增大储气罐压缩空气储量，可采用在进入储气罐前管道加装多级压缩机，利用自身发出的电力对压缩空气进行多级压缩，以获得较高压力值并存储。同时电站设计时要充分考虑结构的强度以抵御台风等恶劣天气的影响。

海浪能、风能、太阳能多能互补压缩空气储能电站有何优势？首先其原理、结构及设备简单，无任何复杂精密设备，降低工程造价，电力成本低。其次，能量采集范围面广量大，使能量更加趋于稳定，便于电力的大规模生产，解决了单一风力发电、太阳能光伏发电输出电力波动、断续及输出功率不能随负载变化得到控制等问题。第三，海岸线漫长，适合电站建设地点众多，并可作为离岸岛屿的分布式能源系统，可进一步实现冷、热、电三联产。第四，整个过程无任何污染，做到了清洁绿色环境友好。

潜力无限

我国是海洋大国，岸线长达18000多公里，特别是由于台湾海峡形成狭管效应，使东南沿海成为我国风能资源最佳的地区，风能又形成了较大的海浪，为电站建设提供了优良的自然条件。同时，沿岸地区经济发达，电力消耗量巨大，电网系统完善，多能互补电站的建设，可作为沿岸城市供电的补充，取代部分煤电，对环境保护具有重大现实意义，具有广阔的商业前景及社会效益。

电站具有向世界推广的巨大潜力，在地球表面，海洋面积占整个地球表面积的71%，陆地面积占总面积的29%，浩瀚的海洋、无尽的岸线为电站在世界范围推广奠定了基础。国外对可再生能源发电领域进行了长期的探索，但在海浪能、风能、太阳能三能联合发电方面鲜见其有理论或实验方面的报道，如果电站取得成功，将成为我国继深潜、高铁、可燃冰开采后走向世界的重大项目，赢得全球效益。

海浪能、风能、太阳能多能互补压缩空气储能电站，是一种纯粹意义上的多能互补集成优化利用可再生能源生产电力的解决方案，较完美诠释了多能互补集成优化+储能的理念，对于我国及世界由化石能源向可再生能源转型，将会产生深远的影响。

（周报编辑整理汇总）

韩晓平：多能互补优化模式的分析与展望

国家发改委和国家能源局2016年7月4日曾联合发布了《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）文件（以下简称1430号文件），旨在“提高能源系统效率，增加有效供给，满足合理需求，带动有效投资，促进经济稳定增长。”

推进多能互补的目的是要通过多种能源技术相互弥补彼此的缺陷，实现“集成优化”，充分兼容和利用间歇性的可再生能源，降低终端能耗。这就形成了以下几种优化模式：一是供给侧优化；二是近需求侧优化；三是需求侧优化；四是供需协同优化。而从维度看，存在同步优化与异步优化；集成优化与协同优化；单一维度优化与跨界优化等。

供给侧优化模式

根据1430号文件，供给侧优化模式就是“利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行。”这是在能源的供给侧进行大系统优化。这样的项目不少，例如前些年，国家能源局推进了千万千瓦级的“风电三峡”和“光伏三峡”，国家电网为了将这些超大规模的可再生能源电力输送到东部经济发达地区，建设了特高压输电线路，但是接踵而来的是不稳定的可再生电力时有时无，难以维持特高压输电线路的电压稳定。为了解决这一矛盾，要在新疆及西北煤炭丰富地区大规模建设燃煤火电集群，以发展“风火打捆”或“风光火打捆”模式，这是典型的供给侧多能互补。国电投蒙东能源公司是一个既拥有燃煤火电和热电，也拥有大型风电的企业，早在1430号文件发布之前许多年，就将风电和火电实现互补，集成优化配置资源，是一个比较成功的实例。

近需求侧多能互补模式

1430号文件对于“近需求侧多能互补”模式是这样界定的：“面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，优化布局建设一体化集成供能基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用”。首先，它是一个传统能源和新能源“一体化集成供能基础设施”，不是用户侧用户分布式能源系统与用户侧用能系统一体化的集成优化；其次，它的侧重点仍然是提升能源供给侧一次能源系统的转换效率，而不是将帮助用户“节能降耗省钱”作为出发点。它与前一种的区别是更加靠近需求，但没有彻底融入需求侧。协鑫智慧能源在苏州开发区推进能源互联网，强调能源的“六位一体”，将分布式天然气冷热电三联供、区内的光伏电站和微风发电、地热和工业废热回收利用、储能和节能服务等六个系统统筹配置，构筑新的清洁高效的区域能源供应体系，实现协调优化，形成区域的能源互联网系统，提升区域的能源综合供给效率。

需求侧多能互补模式

“需求侧多能互补”是完全从需求侧出发，其目的是为能源终端用户直接参与“节能降耗省钱”。实现这一目标，需要完全服务和融入用户一侧，用户具有极高的参与度和自主性，在能源用户一侧实现对于节能减排的“人人参与、人人尽力、人人享有”。用户侧分布式能源和用户侧分布式储能实现协同优化，重点在用户侧实现多种二次能源的协同提效。在此方面，埃隆·马斯克为世界提供了一个极具想象力的模式。特斯拉将用户分布式屋顶光伏、“电源墙”分布式户用储能电池和用户的电动汽车组成了一个“移动能源互联网”，让《第三次工业革命》作者杰米里·里夫金梦想的“可再生能源随需求流动”变为可能。

美国居民用电占电力消费总量的37.4%，是最大的电力消费市场。居民电价为每千瓦时13.8-22.2美分，折合人民币0.96-1.54元/千瓦时。居民用电由于分散，低压输送造成电损很大，且用电主要集中在用电高峰时段，故电价最高。高电价使安装分布式屋顶光伏的居民可以节省一大笔电费开销，从参与中分享乐趣。购置“电源墙”分布式储能电池的用户可将白天多余的光伏电力存储起来，供夜间或阴天时的用电需求，若有更多的富裕电力还可充进电动汽车的动力电池，解决交通能源需求。

这三件东西是三个分布式能源装置，组合起来就是多能互补。它们完全是由用户自主购置的，与传统能源供给侧毫无关系。它们组合起来能满足用户各种用电需求，确保用户供电可靠性；而且让电能供应完全脱离电网系统，随需求流动。依靠可再生能源在没有任何污染排放的前提下，为用户节约了能源开销。马斯克说，美国有4500万个屋顶，全球是其20倍，未来每一个家庭都可实现能源自给自足。

国家电网公司也已经开始尝试中国版的“三位一体”的需求侧多能互补模式。计划为一些拥有屋顶分布式光伏的用户配置储能电池，并配置智能双向充电桩。充电桩中的智能电表不仅可以记录光伏电站的发电量、用户自己的用电量、电动汽车的充放电量、应该获得的可再生能源发展基金补贴以及相应电费，还能将光伏发电的绿色证书记录下来，为未来的绿证交易提供依据。用户不仅可以使用和销售自己的绿色电力，为自己和邻里的电动汽车充电，还能够出售自己的绿证进行补偿。双向充电桩具有充电和向用户或电网输电的功能，让电动汽车成为可移动的储能电源，在必要时向电网反向供电，成为需求侧多能互补系统中的重要组成部分。所有的数据都会通过互联网上传到云端，大数据系统帮助电网和用户实现大范围的多能互补。

国家电网公司看到了这个巨大的市场，中国还有6亿农民居住在乡村，如果每个屋顶平均安装5千瓦的分布式光伏，装机就是10亿千瓦，每年发电1.2万亿千瓦时。美国2016年太阳能的发电量56.79TWh，占当年4350.8TWh总发电量的1.31%。根据美国能源信息署数据，当年美国太阳能发电行业新雇佣了37.38万名从业者，而全部化石能源发电行业（燃料包括石油、天然气、煤炭）仅雇佣了18.71万人。分布式可再生能源可以创造更多的就业，因为这些就业更多地集中在服务上，加之电动汽车、充电桩和数据服务，国家电网可能成为全球无与伦比的平台服务商。

供需协同优化模式

“供需协同优化”是两侧共同进行优化，效益实现共享的模式。协同优化与集成优化存在巨大的不同。所谓“集成”就是将一些孤立的事物或元素，通过某种方式集中在一起，产生相互联系，从而构成一个有机整体。而“协同”，就是指协调两个或多个不同资源或者个体，协调一致地完成某一目标的过程或能力。

大电厂、大电网、大系统的多能互补由于容量太大，不可能靠大规模储能实现错峰优化配置，所以基本上都是同步系统，所有的优化只能在同步条件下进行。同步优化存在着极大的局限性，集成优化是主要的选择。

在以分布式能源构建的系统中，在需求侧不仅可以将各种分布式能源协调起来，而且可将供给侧和需求侧协调呼应起来。让需求响应供给，而不是供给侧单方面应对需求侧的波动变化。结合分布式储能，共同实现资源的协同优化配置。能源互联网就是通过信息系统实现有效的需求响应，解决供需互动协调配置。

在用户侧建设充足的分布式储能系统，就可以实现异步优化。储能电池和各种储电技术的进步，在用户需求侧将用电低谷时段的电力储存起来，在用电高峰时段输出满足用户需求，削峰填谷，均衡用电，优化配置。

人们对于能源的需求不单是电力，还有热力和制冷需求。中国用于电力的煤炭消费占煤炭总消费量的45.2%，用于供热和终端能源消费占34.3%，其中终端能源消费也主要集中在采暖和热力系统上，而相当一部分电力也是在终端用于采暖和生活热水上。热是可以短期储存的，储热可将系统的供需实现异步优化。

目前市场上有一种相变蓄热材料，蓄热量是水的三倍以上。产品包括分布式模块化蓄热、户用蓄热和移动蓄热多种产品，可以连接城市热力管网、分布式热电冷三联供、太阳能集热系统、空气源热泵和电加热管等，蓄热72小时温度下降不到10摄氏度。在用户侧蓄热储能，将供热异步化，增强了系统协同优化的能力，而且可能跨越不同的终端二次能源进行协调优化。

冷也是可以储存的，可以蓄冰、也可蓄冷水，还可相变蓄冷；可以使用电制冷，也可通过热吸收制冷，还可将冬季的冰集中储存留到夏季使用。蓄冰也可以跨界优化，燃气轮机进气冷却是比较成熟的技术，就是将进入燃气轮机的空气降温，提升其出力和效率。如果将燃机进气温度从夏季环境温度35摄氏度，降低到15摄氏度，燃机出力可以提升18.2%，发电效率提升5.52%。2020年我国燃机发电容量将达到1亿千瓦，我们将低谷电制冰，蓄冰制冷来冷却燃机进气温度，夏季用电高峰可以增加1818万千瓦的尖峰负荷出力，对于电网调峰和供电稳定意义重大。

电、热、冷三种终端二次能源相互之间因为储能实现了异步优化，大大提升了能源系统的灵活性和对于终端需求的适用性。在马斯克三位一体的分布式能源模式上，再配置一个地源或空气源热泵以及蓄能水罐，就可以将能源自给自足扩展到供暖、供生活热水和制冷上。著名地热专家汪集旸院士将这种模式称为“地热+光伏+”。实际上，更准确地说是“光伏+储电+地热+储能+电动车+需求侧响应”模式的多能互补协同优化。

习近平总书记在十九大报告中说：中国特色社会主义进入了新时代，社会主要矛盾已经转化为人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾。

过去，我们的能源行业主要任务是满足经济社会发展对于能源的日益增长的需要。但是，今天能源和电力出现严重的供大于求，任务的重点已经转向“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”。而能源革命的首要任务是能源消费革命，“坚决控制能源消费总量，有效落实节能优先方针，把节能贯穿于经济社会发展全过程和各领域，坚定调整产业结构，高度重视城镇化节能，树立勤俭节约的消费观，加快形成能源节约型社会。”

由此可见，多能互补的重点要随着时代的变迁更多地转向需求侧，更多地关注分布式能源，更多地推进能效提升和污染的降低，更多地解决能源领域发展的不平衡不充分的矛盾。

李俊峰：用互联网思维建立共享共赢的能源生态圈和产业链

我国近年来对能源互联网有不少研究，虽理解有差异，但都反映了能源的绿色、低碳以及与互联网技术结合的发展趋势。讲话中，李俊峰老师指出了目前能源互联网急需解决的3大问题：清洁化问题、低碳化问题、安全问题，并对其现状及发展趋势做出阐述，并对解决能源互联网问题的发力点给出了如分布式与集中式相结合、横向的多能互补与纵向的“源-网-荷-储-用”优化结合等等指向性的意见。

最后，李俊峰老师提出了拥有互联网思维对大规模的发展能源互联网的重要性，这样才能为客户创造价值，推动能源系统的改革与进步，建立一个共享共赢的生态圈和产业链。

能源互联网的基本内涵

2004年英国《经济学家》杂志首先提出了“能源互联网”的概念。

杰里米˙里夫金在他的《第三次工业革命》一书中更多的是在讲能源互联网、分布式能源的开放与共享，他认为：能源互联网是基于可再生能源的、分布式、开放共享的能源网络。

我国近年来对“能源互联网”也有不少研究，虽然理解有差异，但都反映了能源的绿色、低碳、发展趋势与互联网技术的结合。

国家能源局概括地认为能源互联网是互联网+智慧能源，个人认为不是很准确。因为能源是没有智慧的，互联网也是没有智慧的，科学的理解应该是：能源互联网是把人类的智慧通过互联网或其他通讯手段，作用于传统的能源系统，使之更好地为人类服务。

为什么要把人类的智慧放在里面呢？因为人类是能源系统的主宰，人类一旦开始主宰就会出现好、坏两种情况。比如垄断，各种制度的安排上并没有遵从能源商品的客观规律。所以十八届三中全会关于改革开放的若干意见里面把能源的改革放在了一个很重要的位置；2014年能源体制的改革被看作是改革很重要的一部分，并且提出将能源商品化，这些都是在纠正人类主宰能源系统时出现的很多不合理的方面。

能源互联网要解决的问题

和十五至十八大这四次代表大会相比，十九大的报告里面提到能源的次数是最少的，但却提出了比较关键的问题，就是能源互联网要围绕能源的清洁、低碳、安全、高效这四个方面来考虑问题。

1.解决能源的清洁化问题

清洁化最大的途径就是实现电气化或流体能源。联合国有一个划分能源线的指标，这个指标把能源划分为流体能源和固体能源。一个国家的现代化程度越高，其流体能源的程度就会越高，固体能源的程度就会降低。

当然也会有一些例外。例如澳大利亚，虽然澳大利亚很发达，但是它的能源系统还不够现代化，因为它超过70%的发电都是靠煤炭。中国的能源结构是富煤贫油少气，所以大幅度增加石油、天然气的可能性比较有限，现实的选择就是大幅度提高电力在正常能源消费中的比例，特别是在终端能源消费中的比例，这一点我们跟其他国家走了一条完全不同的路。这意味着我国要大量减少煤炭的消费，增加电力消费。

（1）直燃煤（特别是散烧煤）需大幅度下降

现在我国每年的煤炭消耗中，只有约一半是用于电力，另一半则是直接燃烧，包括散烧煤。这部分是最污染环境的，也是最低效的，所以现在国家在大力倡导以电代煤，以气代煤。但是气的来源比较受限，而电的来源相对比较广泛，包括核能、可再生能源以及其他的能源等。所以如果以电、气、地热或者工业余热等替代，既可以提高能源效率，优化能源结构，又能改善环境，同时也给能源互联网提供了很多商业机会。

（2）交通耗油（经几年适度增加后）要逐步下降

汽车是能源互联网未来开发的很重要的一个市场。车是现代化交通工具的标志之一，一个国家现代化程度的高低和汽车的拥有量有很大关系。例如美国，是现代化程度最高的国家，差不多每户拥有两辆车。中国未来也会朝这个方面发展。1987年国务院在对于2020年中国能源的畅想时提到，2020年左右中国应该有6000万辆车，而现在我们汽车的拥有量已经超过了1亿；汽车工业协会也曾预测，到2030年或者2050年中国会有7亿辆车。所以交通方面的能源替代显得非常重要。

交通能源的替代可以是电、氢、生物油气或者太阳能的替代，其中电的替代是最现实也是最靠谱的，生物质能的替代在中国不现实，因为5亿吨左右的粮食可以生产1亿吨左右的汽油，和我国现在的汽油消费量差不多，将来汽油的消费量有可能会达到7亿吨，那也就是说全世界的粮食都换成汽油也不够中国使用，所以电替代是一个比较好的选择。

这两个减法使得终端能源中非电比例下降，低碳电力在终端能源消费中的比例上升。预计在终端能源中，电力的占比将从目前的20%上升到2020年的25%以上。

2.解决能源的低碳化问题

解决能源的低碳化问题，由可再生能源取代化石能源，这是改善环境、应对气候变化和可持续发展的要求。

（1）实现途径

中国的清洁能源主要分为三大块：可再生能源、核能和天然气。这不仅是能源应用的变换，更是可持续发展的要求，现在中国发展低碳能源基本就是靠这三驾马车。而在国际上低碳能源只有可再生能源，因为核能在减少，包括美国、日本以及核电比例最高的法国等，都在逐渐减少核电的比例。石油和天然气目前也在逐步被放弃，例如德国，到2050年100%的电力将来自于80%的可再生能源。所以中国发展低碳能源的三驾马车跟国外不太一样。

（2）我国低碳能源在一次能源中的占比

我国低碳能源在一次能源中的比例，将由2015年的12%左右增加到2020年的25%左右，希望2030年能达到35%以上，2050年能达到55%以上。这个占比数据为能源互联网的发展提供了很好的评估。

未来我国的低碳电力在电力中的占比将从2015年的27%上升至2020年的约35%，并进一步到50%以至更高。未来非化石能源将成为我国的主导能源。

3.解决能源安全问题

过去在能源安全问题上我国比较偏重于能源的国际安全。现在能源在清洁化、低碳化的同时，能够实现智能化、数字化的系统管理，是比能源的运输安全、贸易安全更重要的。能源系统的设计、运营和管理将与IT和DT深度融合，大幅度提高自动化、数字化程度与效率，使各种能源系统更加安全。

能源系统的安全技术主要包括电网安全技术、大数据技术、云计算技术以及微网技术。

电网安全技术

如智能传感器获取输配电网、交通网、通信网、天然气网的运行状态数据，以及用户侧的用能设备、微电网及分布式电源的运行状态参数，用于分析和改进控制策略。

大数据技术

能源系统中管网监控、运行、能源交易和用户用能及各类分布式电源负荷数据量极大，大数据分析的应用可以大大提高系统的效率。

云计算技术

可以实现实时的高性能计算，快捷便利地获取计算资源并提高其应用价值。

微网技术

微网是一个社区、单位或村镇可独立运行的能源网络，它将分布式发电、售电、储电、输电、用电相融合，进行协调规划、控制与管理，同时它又可与公共智能电网连接、互动，构成新型的能源网络。

还有分布式能源、光伏系统、户用系统在能源互联网中的应用。今年上半年我国光伏发电量3500万千瓦时，其中1700万是分布式能源。在江浙沪一带户用系统风起云涌。如果将这些技术有效地结合起来会对能源互联网产生很好的市场需求。

能源互联网的发展前景

1.分布式与集中式相结合

集中式：智能电网（自上而下）是电网技术和信息技术、数字技术的结合，是能源互联网的主干和资源配置中心。

我国随便一个城市的人口都百八十万，上千万人口的城市有好几个，五六百万的城市上百个；并且我们在进行城市化的过程中建立了大量的大都市，如京津冀、长三角地区、珠三角地区等，这些都是人口高度集中的地区，所以集中式是一个很重要的发展方面。

分布式：是产能和用能新的发展趋势，由分布式的、分散的、众多的低碳能源的生产者和消费者网络构成。

它们可构成独立运行的微网，成为一个社区、单位或村镇的能源网络；也可自下而上地与集中式的智能电网连接互动，利用智能感知技术和大数据技术高效管理，构成新型的能源网络，使低碳化、智能化落地。

2.横向的多能互补与纵向的“源-网-荷-储-用”优化结合

横向：把可再生能源、核能、火电、天然气连网起来相互补充，甚至通过互联网大数据管理将电网和供热（冷）网、水网、气象网连起来。

纵向：把能源供给侧与负荷侧及储能统一连起来，提供多样化的电能服务，提高综合效率。

例如天然气、三联供、地热、太阳能管道和可再生能源的配合，对能源互联网比较有益。火电是煤炭最大的一个应用，我国今天的装机超过了10.3亿千瓦，发电量约4.5万亿，占到整个发电量的70%。下一步我国将采用非化石能源取代化石能源，这样就实现了能源的补给，减少了煤炭的使用量。这些方面的结合将是未来能源互联网发展的方向。

储能技术是最早介入能源互联网并发挥它有效作用的技术之一。人工智能和储能、电动汽车结合起来，会是改变人类生活的另一次技术革命。储能是一个十分活跃的创新领域，有多方面的应用价值，可能是一个具有颠覆性的技术方向。它可以解决能源的弃光弃风的问题，也可以支持电动汽车的发展。个人认为，可再生能源、储能技术、电动汽车、现代化电网是颠覆化石能源为基础的能源系统的四大支柱，所以能源互联网是对这四个方面进行有机整合的最有效的技术。

结论

1.如果说Internet是一个信息互联的网络，则能源互联网是一个利用Internet为重塑能源服务的一个物理网络。它把人类的智慧作用于传统的能源系统和能源装备，使之更加高效，更加符合人类的愿望。众多先进的传感器、控制和软件应用程序、大数据技术等，将能源生产端、传输端、消费端的数以亿计的设备、机器、系统连接起来，形成能源互联网的物联基础。因为每一个物品都有能源的消耗和生产过程，把这些过程连接起来就成为能源互联网。

2.发展能源互联网是能源转型的特征之一。它使传统的能源业升级为具有双重属性的产业：既是能源产业，又是能源服务业。

3.发展能源互联网的目的，在于建设高效、安全、低碳、共享、可持续的现代化能源体系。