【政策法规】四部门联合推进北方冬季清洁取暖试点工作 未来3年财政将投约697亿元
【行业视点】2020年可再生能源补贴缺口将达到3000亿 中国绿证将如何实施？
【专家观点】王仲颖：建立完全竞争的电力市场 让可再生能源风电、光电成为电力系统的脊梁
9月14日，智慧能源集团在蓟门壹号办公区举办培训，邀请集团金融财务部会计牛智鑫讲授EXCEL应用技巧。集团集团本部、各子公司员工30余人参加培训。
近日国家住房城乡建设部、国家发展改革委、财政部、能源局联合印发了《关于推进北方采暖地区城镇清洁供暖的指导意见》。根据试点方案，未来3年地方财政将投入约697亿元保障清洁取暖改造顺利实施，计划吸引金融机构、企业投入等社会资本超过2000亿元。因地制宜推进天然气和电供暖。京津冀大气污染传输通道城市和“禁煤区”，应结合当地条件加快发展天然气供暖和电供暖，宜气则气，宜电则电，避免重复建设。在天然气资源落实的条件下，因地制宜选择天然气分布式能源、燃气壁挂炉、燃气热电联产、燃气锅炉等多种方式，推进天然气供暖。在部分地区，宜将燃气锅炉作为集中供暖区域的调峰和应急保障热源。详细情况请访问智慧能源集团网站查看，网址：（请长按地址，“选择复制”“打开”）
近日，国家发展改革委印发《关于委托中国电力企业联合会开展电力行业信用体系建设有关工作的复函》（以下简称《复函》）明确，中国电力企业联合会（以下简称中电联）将积极配合政府部门加强守信联合激励对象和失信联合惩戒对象名单管理，建立名单制度，完善名单归集和发布的标准，规范工作程序。
《复函》指出，行业协会是推动行业信用体系建设的重要力量，将按照“政府推动，社会共建”的社会信用体系建设原则，积极支持中电联协同开展电力行业信用体系建设工作。
《复函》指出，同意中电联作为电力行业市场主体相关备案信息共享单位，各级电力交易机构和市场主体配合做好有关工作。按照“互不排斥、互相支持”的原则，中电联、第三方征信机构要加强备案信息管理，加快推进电力行业信用信息平台建设，做好各自信用信息平台与全国信用信息共享平台的信息归集，同时加强对市场主体信息安全的保护。
《复函》指出，推动行业标准出台规范电力行业信用评价工作。在充分征求电力行业市场主体的意见的基础上，通过实施信用评价增强信用约束成效，支持电力行业信用评价标准纳入行业标准统一发布，以推动电力行业信用评价工作规范有序开展。
详细情况请访问智慧能源集团网站查看，网址：（请长按地址，“选择复制”“打开”）
为进一步加快能源产业发展，推动能源生产和消费革命，构建清洁、低碳、安全、高效的现代能源产业体系，近日，各省市陆续制定了“十三五”能源规划，要点分析如下：
按照规划，全国统一碳排放交易体系的构建将分阶段进行。其中，2014-2016年为区域试点阶段，2017年统一配额发放、统一交易平台，2018-2020年，推出碳衍生品，市场发展趋于成熟，到2021年后，推动碳交易平台与国际接轨。
目前，我国碳交易市场建设仍处于地区性试点的分散式交易阶段。就北京、上海、天津、广州等7个碳交易试点而言，都在不断的尝试中积累了碳市场的运行经验，成为未来全国碳市场建设的重要基础。根据北京环交所的统计，目前7个试点的配额总量约12亿吨，从年交易量来看，7个试点市场从2014-2016年整体有所上升，2017年上半年交易量与之前年度相比也有所增加，表明投资者对于碳市场的认可度逐步提高，交易量逐步提升。
首先，市场活跃度低，交易集中在履约期月份，由此反映出控排企业买入碳排放权主要是为了满足履约需求，而非交易需求，缺乏主动性。
第二，跨部门监管机制尚未建立。目前试点市场的监管工作和全国碳市场的设计工作主要由国家发展改革委应对气候变化司主管，各试点具体规章制度设计及监管由地方发展改革委负责，没有金融市场监管部门的参与。“发展改革部门在配额分配、履约监督等方面具有明显的管理优势，但对于市场机制的设计、价格管理和调控、未来期货等衍生品的引入等方面还缺乏经验，应该引入金融监管部门参与其中。”专家说。
第三，目前各试点的配额在履约期后均可结转到后续年度使用，但随着全国统一碳市场的启动提上日程，现有各地配额在全国市场中的有效性具有很大不确定性，导致企业不敢贸然囤积配额，市场参与度下降。
目前，全国统一碳市场各项准备工作已进入冲刺阶段，相应的配额总量设定和分配方案、注册登记系统、交易系统等公共基础设施建设也在推进中。专家认为，在建立全国统一市场的过程中，试点市场向全国市场过渡机制有待明晰。一方面，各试点配额分配方法、取得方式、抵消机制等不尽相同，且碳交易互不连通，这就导致试点之间配额的内在价值和市场价格不同，不能统一交易。如何处理目前各试点碳市场的剩余配额是全国统一碳市场构建的重要问题之一。
另一方面，目前除第一批7个碳交易试点之外公法线，四川、福建及其他地区的碳交易所也陆续建立，但从规模看，全国碳市场需要一个以配额和CCER为基础产品的全国交易中心，才能实现全国碳市场的真正统一。因此，在向全国碳市场过渡时，现有的交易所冗余，如何处理各交易所之间的关系和实现成功转型亟待解决。
“全国统一碳交易体系呼之欲出，统一市场意味着流动性更强，市场参与者更多，业务量随之增加，也将带来更加激烈的竞争和不可忽视的风险。”专家建议，政府层面，应致力于提高碳市场的流动性，应制定长期可持续的政策，配额分配方法、核算方法、交易制度、管理制度等都不可朝令夕改。各类机构参与者层面，应发挥自身优势，设计各类碳资产相关的金融产品，包括远期、回购、质押、置换等，这样可以给企业提供更多选择，引导企业发掘其利用碳资产参与市场交易的价值。企业层面，应积极参与碳市场，形成碳资产管理的理念，从成本和合规两个方面进行有效管理，既履行低碳减排义务、承担社会责任，又能实现企业收益的最大化。
8月8日，华锐风电发布公告，公司拟投资4000万元人民币，与大连融科储能一起，发起成立大连国联能源发展（集团）有限公司，经营范围包括分布式能源和节能工程的设计开发、工程咨询、项目投资、项目管理、合同能源管理以及相应的技术咨询、技术服务。力图实现风电-储能-应用一体化发展。
8月11日，中航锂电参加了由南方电网调峰调频发电公司组织的深圳宝清电池储电站#9-#10储能分系统蓄电池及BMS最终验收会议。
宝清站于2010年启动，是全国首个MW级储能电站，被评为国家的863项目，在储能产业的发展中，具有较强的示范意义，对行业发展有很大的推动作用。中航锂电在项目中提供了4MWh的储能系统，在宝清站的编号为#9-#10。
近日，猛狮科技旗下深圳华力特电气中标荆门生态科技城展示中心（核心岛一期）智慧能源管理系统项目，公司又一智能微电网示范项目即将落地。项目位于湖北省荆门市漳河新区，规划建设包括“太阳能光伏发电系统”、“储能管理系统”、“汽车充电桩管理系统”及“智能微电网集控平台”等在内的智慧能源管理系统，为科技城展示中心提供智慧能源整体解决方案。
8月14日，猛狮科技与南京金龙客车制造有限公司、武汉力唯新能源科技有限公司在猛狮科技深圳星河总部共同签订三方战略合作协议，携手开拓新能源市场。
根据协议，南京金龙向猛狮科技采购2000套三元锂离子电池用于配套旗下“开沃牌”纯电动厢式运输车NJL5031XXYBEV8、NJL5032XXYBEV8，电池PACK由武汉力唯完成。该电池由猛狮科技旗下福建猛狮新能源科技有限公司生产，一期生产线设备全部从日韩引进，是国内首条全进口装备的200ppm18650锂电池自动化高速生产线，产能是国内普通生产线的三倍以上。
英国配电系统运营商UKPowerNetworks（UKPN）发布34MW灵活性采购计划，将考虑在10个网络节点中引入分布式资源，在高峰负荷期间为当地配电网提供支持。UKPN服务区域主要位于伦敦以及英格兰东部和东南部地区。
采购计划将面向可以接入UKPN的发电资源、用电设备和储能系统，并且不对技术类型进行限制。系统最小规模不得低于500kW，并且应当符合FlexibilityServiceDesignconsultation的要求。中标的采购资源参与电网服务将会获得UKPowerNetworks的补偿支付。
UKPN将会在10月2日发布最后的竞标邀请，投标方需在3周内即11月17日之前提交标书，结果将在3天后宣布。
2017年8月，Alevo公司已向北卡罗来纳州的美国破产法院申请破产保护，并解雇了290名员工。公司对50个或更多的债权人拖欠了1,000万至5000万美元的债务。Alevo网站称计划清算所有资产，以偿还债权人的债务。尽管该公司展示了其开创性的电池技术优势，但其生产经营面临着巨大的挑战，因此无法继续运营。
2017年8月，意大利伦巴蒂大区环境、能源和可持续发展部发布光储补贴计划，将提供400万欧元，为购买和安装储能系统提供最高3000欧元的补贴，最大可覆盖50%的成本。
2017年9月开始，将接受补贴申请，实行先到先得的补贴资金发放方式，并且只有与光伏系统结合的储能项目（容量上限20kW）才能申请这笔补贴。并且政府还强调，只接受电化学储能和机械储能。
分布式光伏电站规模的爆发从2017年上半年的数据中可窥一二，随着分布式光伏装机规模的扩大，与电网的矛盾共生特点也开始凸显。
北控清洁能源执行总裁王野在們道分布式光伏嘉年华论坛上指出，分布式光伏在近两年有了爆发式增长趋势，但与地面光伏系统相比占比仍然很低，我国可利用屋顶面积仅开发1%左右，理论上分布式光伏具有广阔的前景。一方面分布式光伏可就近消纳，减少因远距离输电造成的电能损耗，并且充分利用居民、厂房、商业建筑等屋顶资源，另一方面分布式光伏自身规模小、数量多、地理上分散、功率随机波动的特点也导致了其“不可见”、不可调度、管理上难度非常大，同时，由于分布式光伏对电网有强依赖性，会对电网稳定性造成不良的影响，由此分布式发电在电网中的容量不可能太高。所以，在分布式光伏规模快速扩张的情况下，如何将其通过储能、多能互补以及微电网等利好政策下互相补充融合，以此规避其波动性大、不稳定的特点，促进分布式长期可持续性发展，并且使得投资企业获得可观的收益，正是目前多家电力投资企业不断探索的方向之一。
本文根据北控清洁能源执行总裁王野在們道分布式光伏嘉年华会议演讲实录整理，着重对分布式光伏未来发展的趋势以及与储能结合在多能互补、微电网等大电网环境下如何实现最优利用进行探讨与解析。
对于投资者来说，分布式光伏收益的不确定性仍是最重要的问题之一。首先，自发自用比例不确定，在目前的并网电价机制下，分布式光伏“自发自用”的经济性要，但是由于光伏发电的随机性，自发自用的比例难以准确估算，难以合理计算投资回报率；其次是补贴和上网电价政策的变化；第三，电费结算困难。目前国家补贴承诺20年，但地方补贴大多具有时效性，在未来补贴政策收紧是可以预见的，标杆电价、分布式补贴下调、电费结算困难将直接影响未来分布式光伏投资者的利益。
另一方面，从分布式光伏与电网的关系看，电网的接纳能力游戏那，一般电网要求接入容量不大于上级变压器容量的15-30%。这是电网为了保障自身运行安全提出的一个统一的保障限制，并不是大于30%就一定不安全，这取决于各个区域内的实际负荷情况。但可以肯定的是，分布式光伏穿透率的提高会给电力系统带来一些列的挑战，需要通过增加电力系统的中备用电源投入，改变和完善配电网系统的运行和保护机制等来维持稳定，这对电网来说，分布式光伏的大量接入会对其造成一定的负担。
从当前的情况分析，国网能源研究所新能源所所长李琼慧认为，接入大电网是分布式光伏的主要应用模式。依托大电网提供运行支撑和经营服务，才能充分发挥技术经济优势，实现快速发展。
那么如何既能够规避分布式光伏自身的弱点，又可以保持其经济性?王野认为，随着蓄电池技术商业化的步伐加快，促使蓄电池储能系统性能提高、使用成本快速下降，分布式光伏+储能正成为市场的新宠。
以上海市工商业用户电价为例：非夏季时的峰谷电价差0.814元/kWh，夏季时的峰谷电价差0.914元/kWh，如光伏全部自发自用，则光伏+储能的投资收益为投资收益=自用部分电费+上网电费+光伏补贴+峰谷电价差。
一方面，可以提高光伏发电的自发自用比例，通过削峰填谷获取电价套利，提供备用电与不间断供电，平抑光伏发电波动，缓解光伏发电对电网的影响，也具备一定程度的削峰填谷作用；但另一方面，系统的收益仍然依赖于电网电价，存在电费结算问题，光伏、负荷具有受季节特性影响大，固定储能容量的投资难以获得稳定的回报和高经济性。因此，根据系统成本、气象资源、电价成本等进行多种分布式发电的投资组合，可以进一步提高能源效率和经济性。
论坛上，王野介绍道，目前从国际角度到国家层面，都在不断的发布相关政策，布置相关的投资，引导新能源的推广和微电网的建设。微电网从单一光伏+储能，转变为多种能源的互补，通过有效的能量管理控制可以提高电网运行的稳定性并增加经济性，但是微电网的运行控制充满挑战，在整个微网里面除了光伏发电，有储能还有风力发电，有的地方还有微电上可以加上燃气发电，或者加上一个柴油机发电。并且它的电流源、电力电子变流器，同步发电机，而且电源数量多，单机容量小，地理上分散，发电功率波动、负荷变化、储能差异。
而要解决上述问题，可以从三个方面入手。第一是优化设计和合理喷配置，善用不同地电源的特性，这也是最重要的一点。举例来说，如果要让微网系统稳定，可能要用锂电池，如果达到大冗余的储存的话，需要加铅碳蓄电池，但目前铅碳蓄电池的造价差不多是一倍以上，在同一个电网全部用，这样的造价投资商接受不了；第二是混合储能和科学的搭配，精控储能充放特性这个非常重要，而电池的寿命是非常重要的一件事情，这么多电池并联串联在一起如何保证其一致性是非常关键的一点。第三是平抑波动，平衡功率，能量实时智能管控，增强系统的弹性，提高可再生能源的穿透率，提高供电可靠性。
同时，多能互补核心之一是储能，要解决发电功率和负荷功率之间的不匹配，不同类型电源响应时间之间的不匹配，是多能互补必须要考虑的两个问题。
微电网还有一个最大的特点就是要维持电网的稳定性以及可靠性，整个系统的波动是等不到在某一个电池放完之后进行充的，也许正在充的过程中间，突然就掉下来了，这个时候要维持电网的稳定性，就要马上去放电，控制策略非常重要。
所以，微电网中储能系统选择考虑两个方面，一个是系统的需求，包括功率需求+能量需求，另一个是经济性，即初始投资成本+运行使用成本。为什么提到运行使用成本?电池在使用过程中，如果管理不好，它是很容易坏的，同样一组电池，在不同地控制策略的情况下，它的整个使用寿命可能50%都做不到，所以整个在过程中间，怎么进行实时管理非常重要。
系统层面进行能效和运行成本优化的功率调度和能量管理，智能化的维护性充放电管理，维持蓄电池的健康状况。一个储能系统可能选择两种类型的电池，要维护系统的稳定性，怎么能保持整个电池系统的一致性，怎么延长电池的寿命来降低投资成本是很重要的。
微电网的核心之二是能量管理系统，从微电网内部来看，微电网相当于大量电力电子接口的小型电力系统，具有完整的发配电及控制和保护功能，实现了对内部所有分布式电源之间的功率和能量优化调度，具备完全自治能力和独立运行能力；从大电网的角度看微电网是一个受控的整体，相当于配电网中一个可控、可调度的负荷或发电源，这个可调度是非常重要的。
从三个层面来EMS管理，第一个是稳定性的控制策略，第一要稳定，第二要做到经济性的运行策略，就是这个电网要能赚钱。第三个最优化的运行控制，这里面有用户特性，资源季节性的特性，历史运行数据库，要不断地持续优化控制策略形成自学习的系统。
单个的微电网，它的稳定性、可靠性是有限的，而区域能源管理平台可实现对多个微电网的运行控制，建立多微电网间的竞价机制，提高电力系统的稳定性、用能的经济性，同时提高可再生能源比例，实现电力交易和能源交易。在这样的环节里，电量因为过剩就自动进行交换，自己进行能源交易，是将来的一个发展方向。
王野强调，能源的交换内部的交换是通过价优化利用的，可再生能源如果想替代传统能源，最重要一点是一定要变成可靠、可控的。
9月14日，水电水利规划设计总院艾琳博士在2017第十届中国（江苏）国际风电产业发展高峰论坛作了主题报告。据介绍以后补贴资金缺口肯定会越来越大，根据水电水规总院初步的测算，到2020年资金缺口会达到3000亿左右。她还介绍了绿证在世界各国的实行情况以及在中国将如何实施。
水电水利规划设计总院主要是负责全国可再生资源管理工作、相关标准的制定、项目评审等等。我们中心主要负责全国可再生资源信息的管理，还有一部分工作是给国家制定产业政策提供技术支持。
今天非常高兴，我和大家分享一下今年我们国家新推出的新能源的政策，就是绿证交易机制谈一谈对风电相关的影响。
主要的内容分三个部分，首先看一下绿证机制的背景。绿色电力主要指的是可再生资源，一块是绿色无污染，还有就是能源价值。对于环境价值国家通行的做法就是办法绿证机制，通过在绿证机制市场进行交易获取这部分价值，同时这两个市场是在相对独立的市场进行交易的。目前在世界上已经有美国、英国等20多个国家都是实行的绿证交易，根据各个国情不同交易包含范围也各不相同。主要包含小水电、风电、太阳能、生物质、地热、潮汐能等等。从认购形式来看，一个是强制配额交易，根据会针对发电、售电企业制定一个配额目标。比如说是15%铅垂面，对发电企业来讲每发一次电，里面有1500度是绿色电力，如果没有完成这个配额指标会需要接受一定的惩罚。比如说在澳大利亚绿证交易价格是83澳元，但是惩罚的价格达到93澳元。还有另外一种方式就是自愿认购，购买的主体就比较宽泛，包括社会公众、政府机关来参与。
具体来说我们国家是在今年1月份，发改委、财政部、国家能源局发布了《关于实行可再生资源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》。从出台背景来看主要有两方面，第一个就是大气污染严重，需要发展绿色电力。但是更重要的一点其实是现行的电价机制难以适应绿色电力发展需求。我们说国际电价机制分为两类，一类就是以美国、英国等国家为代表的，是市场电价+绿证收入的方式，这也是国际上十几年来通行的做法。另外一种主要是以中国、德国等国家为代表，我们说固定电价制度向规模化发展起到了非常大的作用，固定电价在初期是一个非常好的机制。但是随着产业的发展，现在也面临着更大的问题，主要有这么几个方面，第一个就是补贴资金缺口越来越大，我们知道在2016年底补贴资金缺口达到6百亿，补贴年限也是从1年到3年不等，以后肯定会越来越长。
为什么资金不够用了呢？这个其实很简单，我们知道补贴资金的来源是从社会用电量里面来的，所有可再生资源能源都是需要我们支出的。从发展增速来讲，我们知道风电太阳能在十二五和十三五是百分之二三十的增速，但是以后会越来越小。从整体来看，以后补贴资金缺口肯定会越来越大，根据我们初步的测算，到2020年资金缺口会达到3000亿左右。
第二，随着电力市场的开展，原来的标杆电价会逐步消失，现在的新能源补贴机制是以标杆电价为基础的，以后这种机制是否存在也是一个问题。
第三，下一步新能源也会参与到电力系统定价上来，企业盈利的不确定性也进一步增加。在这种情况下，我们就希望找到通过电流补贴的方式对风险进行对冲。总体来说补贴机制是这样一个发展方向，从现在的差价补贴到未来的定额补贴。
我们国家目前先行试点的是自愿认购交易，最直接的一点就是可以补充财政补贴资金的来源。但是更深层次的来源要培育绿色电力消费市场，为下一步的强制认购做准备。
下面介绍一下绿证自愿认购组织管理，首先从核发来看，核发对象列入电价附加资金补助目录内的陆上风电和光伏电站。核发标准是1MWh的证书。核发机构是管理中心。大家可以到国家能源局相关平台进行申请。绿证自愿认购是我们国家唯一承认的绿色电力消费证明行为，具体的参与人包括政府机关、企事业单位、自然人都可以，认购形式就是单边挂牌，都是通过线上进行，一般是个人买家用得多反转液力变矩器。还有一种方式就是协议转让，更适合公司的买家。也就是说，企业之间，买方卖方可以通过线下签订来认定，资金的交付可以通过线下和平台都可以，但是证书的划转一定是通过平台划转的。第三个认购的规则，第一个就是出售绿证后，相应的电量不再享受国家的补贴。但是反过来来说，如果你的电没有卖出去，这个补贴是有的，只不过是时间早晚的问题。第二个就是证书只能交易一次。第三个是价格不能高于补贴价格，关于补贴价格会根据各个项目发电时间和标杆电价来核算每一个项目的电价。
这个是绿证自愿认购的证明，这就不多说了。绿证自愿认购现在有两种途径，个人买家用的是用微信号进行，第二个就是绿证认购平台，这个平台包含信息量比较多，首页有各种信息的展示，还有专门的产品库和统计数据，大家可以去登录看一下。
第三部分谈一下绿证机制对风电产业相关的影响。我们说未来风电产业发展价值驱动分为两个部分，从内部来讲一定是通过技术进步带动的成本下降作为内在动力，从外部来讲就是需要通过配额制+绿证交易机制提供外在政策保障和资金支持。具体来看绿证交易对风电企业有哪些影响？
第一个要充分认识通过绿证可以提前获得收益缓解公司财务压力，这是一个好处。第二个考虑到未来有一些用户有长期购买绿证的需求，我们可以通过考虑向大用户直供电稳定售电量价创造有利条件。第三个就是政策今年出台，但是相关的后续的激励措施会陆续推出，根据企业的绿证来制定营销的错略齿槽底宽。第四个是进入到强制交易以后进入的模式，我们需要改变项目财务评价的模型。
下面我介绍一下绿证强制交易，强制配额是由政府制定的强制的可再生资源配额目标，实际上通过法律法规的形式予以确定的。在国际上考核主体主要分为两类，一类包括美国、英国在内的考核的是售电企业，另一类包括韩国、墨西哥考核的是发电企业。绿证强制认购交易也是由我们中心研究，根据我们初步的讨论结果，目前认为考核媒电更适合一些，但是后续的政策还需要再看。这里我需要介绍一下关于自愿认购和强制交易，其实不光是从字面上强制两个字，其实对于这两个区别更重要的是对电价机制完全的变化。也就是说，在我们现在自愿认购的体制下，我们实行的还是新能源的固定电价机制，对资金来源我们增加一个以绿证来获取补贴资金的方式。但是进入到强制交易的时候，整个新能源电价机制会发生大的变革，也就是说国家肯定不会再制定相关的电价，那供电企业的收益从哪儿来？一方面是通过电力市场交易获取价值，另一方面我们就没有补贴了，这个补贴是在绿证市场中进行绿色买卖获取这部分的收益，这个是需要大家注意的。
预计强制认购交易政策会在2018年出台，这里面需要重点关注几个方面。一个是考核对象的确定，是煤电还是售电企业；第二个的是交易次数，一般强制认购是允许多次交易的。绿证有效期我们初步的结果是2年，还有绿证的核发标准，我们目前考虑和自愿认购采取一个标准。其实对英国来说，它的核发标准是不一样的，这个也需要关注一下。
最后谈一下绿证机制对存量和新增项目的影响。在自愿认购我们是针对补贴目录存量项目进行发证，并且根据交易量核减补贴电量。对于强制交易阶段，对存量和新增项目是统一发证。但是这里面参与方式不同，新增项目是参与强制架构，不再领取国家的补贴。存量项目参与强制交易方式有待进一步确定，不参与强制交易，或者是分批加入强制交易。强制的绿证需要完成配额目标，绿证是不需要完成配额目标的。
太阳能热发电技术从上世纪八十年代发展至今，对充当其传热介质的材料进行了多样化的尝试，包括水和蒸汽、空气、液态金属、导热油及熔盐等。随着光热发电技术的革新，所需要的传热介质使用温度愈来愈高，要求的传热能力也愈来愈强。
熔盐是优良的传热储能介质，在建筑供暖、谷电制热、风电消纳等方面都具有一定的应用前景。由于其具有较高的使用温度、高热稳定性、高比热容、高对流传热系数、低粘度、低饱和蒸汽压、低价格等“四高三低”的优势，成为目前光热发电领域中认可度最高的传储热介质之一。
据统计，在首批的20个光热发电示范项目中，18个采用熔盐储能。已备案新增92个光热发电站清单中，86个采用熔盐储能。然而，光热电站中所使用的熔盐在品质与价格方面都与常见农用化肥（硝酸钾和硝酸钠为常见的化肥原料）有较大差别，同时熔盐在生产与使用过程中因自身特性导致的一系列问题已成为业内关注的重点。
目前，首批示范项目建设的陆续展开也将对熔盐产品开展集中式采购。本文将从熔盐品质界定入手，针对熔盐的不同生产方式、腐蚀问题、首批示范项目采购标准、槽式与塔式项目对熔盐的不同要求以及低熔点熔盐未来发展形势等方面进行了深入的分析与解答，以为示范项目熔盐采购提供一些参考。
根据应用领域的要求不同，所使用的熔盐产品亦有所区别。常见的光热熔盐品种有二元盐（40%KNO3+60%NaNO3）、三元盐（53%KNO3+7%NaNO3+40%NaNO2）和低熔点熔盐产品等。对于光热发电而言，二元熔盐的应用较为广泛及成熟。
据CSPPLAZA记者了解，以使用二元熔盐为例，槽式电站的使用量约是塔式电站的2.5倍左右。对于50MW、配置8小时储能的塔式电站，熔盐需求量约为1.2万吨，对于50MW、配置8小时储能的槽式电站，熔盐需求量约为3万吨。然而，在光热电站对熔盐需求量如此之高的情况下，中国当前对光热电站所使用熔盐的测试方法、测试项目、组分指标的要求尚没有统一的衡量标准，容易导致熔盐市场鱼龙混杂，以次充好。
熔盐通过选取不同类别的单体原材料（单晶盐），严格按照一定比例复配形成性能稳定的混合共晶盐。在熔盐所选用的单晶盐中，若杂质离子（如氯离子、硫酸根离子、铵根离子、碳酸根离子等）含量不能严格把关，将会导致最终的产品性能大打折扣，从而影响储换热效率，严重时可能腐蚀设备管道造成熔盐泄露事故，或者堵塞管道导致电站瘫痪。因此，杂质含量是评判熔盐品质的重要指标，高品质的熔盐产品才能更好地对电站安全性负责。
深圳市爱能森科技有限公司（以下简称爱能森）首席专家曾智勇向CSPPLAZA记者介绍，现阶段，高纯度的熔盐制备仍有较大难度，需要特定工艺去除杂质离子。因此，在选择产品供应商时，可从以下几个方面来界定产品品质：
一、产品主成分含量及其它杂质离子含量，可通过产品的组分检测来实现界定。研究发现，纯度高的产品较之低纯度产品的熔点可降低3℃以上，上限分解温度提高13℃左右，同时粘度及腐蚀性也可大大降低，劣化分解形成沉淀使设备结垢的风险随之降低。
三、产品的复配均匀度，这与复配的工艺及精细度有关。可从产品的色泽、颗粒均匀度粗略判断，再通过产品的性能测试进一步判断，如熔点、上限使用温度、粘度、导热、密度等参数。
除上述各项成分含量以及性能检测外，熔盐在光热电站实际应用过程中性能的良好发挥才是熔盐产品高品质的最有力证明。因此，百吉瑞（天津）新能源有限公司（以下简称百吉瑞）副总经理刘斌认为，熔盐质量好坏以是否能够满足光热电站熔盐相关系统和设备25年以上安全、稳定、高效运行为准，主要分为两方面：
一、熔盐本身做为蓄热工质的质量保证。主要要求熔盐在长期使用过程中物理化学性能保持稳定，比重、比热、粘度等各项热物性参数变化小，挥发量小。
二、熔盐对过流部件及设备的影响。主要包括熔盐罐、熔盐泵、熔盐管路、阀门、接触式测试设备、熔盐吸热器、熔盐-导热油换热器、熔盐-水工质预热器、蒸发、过热和再热器等熔盐流经设备的腐蚀、形变和热应力破坏等影响，需要保证这些设备在设计使用寿命内的正常工作。
通常情况下，熔盐供应可采用现场混合熔化或者直接供应混合熔盐的方式。硝酸钾和硝酸钠早期主要应用于工业及农业，对产品品质要求相对光热发电领域较低。市场上的供应商以单体为主，基本没有复合熔盐的供应商。所以，早期国外的光热电站建设时，大多直接选购硝酸钾和硝酸钠，再进行现场复配。但进入光热电站系统的最终熔盐产品不是硝酸钾单体、也不是硝酸钠单体，而是二者按照一定比例复配后形成的混合共晶盐。CSPPLAZA记者根据受访各方反馈总结了两种方式的优缺点。
在实际情况中，可对上述两种情况作出相应的取舍。例如，江西金利达钾业有限责任公司（以下简称金利达钾业）总经理田野建议参考供应厂商和项目地理位置综合考虑，如硝酸钾和硝酸钠生产厂家较近，可保证两种原料连续供货，则可采用现场混盐的方式；如硝酸钾和硝酸钠生产厂家较远，可采用直接供应混合熔盐的方式。
“储热熔盐中硝酸钾和硝酸钠的氯离子和硫酸根离子尤其需要注意，它好比人类血管中的胆固醇，轻则造成堵塞，重则危及安全，尤其高温条件下氯离子对设备的腐蚀性更是成几何倍数增加，严重影响着生产安全和运行寿命。”金利达钾业田野如是表示。
通常而言，熔盐的腐蚀性会对熔盐罐、熔盐泵、熔盐电加热器、罐体内测试元件、熔盐管路、阀门、熔盐吸热器、连接软管、法兰等产生一定的化学腐蚀或者应力腐蚀，由于熔盐使用过程中极大的温差变化而造成的应力腐蚀可以导致熔盐罐焊缝破裂。
新疆硝石钾肥有限公司（以下简称新疆硝石）销售副经理辛玲表示，熔盐的腐蚀性主要是对接触到熔盐的设备产生腐蚀。其腐蚀机理较为复杂，有晶间腐蚀（局部腐蚀的一种）、点腐蚀等形式。腐蚀产生的原因也较多，包括对材质的选择、施工工艺、生产管理等多个方面。
金利达钾业田野补充道：“据有关资料显示，在同种材质条件下，高温中氯离子每增高10PPM将增加腐蚀性8-12%，超过界限值将大大减少设计寿命。降低熔盐对储热设备的腐蚀问题，就需要采用低氯低硫的熔盐产品。”
一、提高熔盐产品的品质，尤其是降低易引起腐蚀的氯离子、硫酸根离子等，降低易沉积、结垢的杂质离子等。
二、选用合适的具有较强抗腐蚀性的材料制作设备，并且在设备制造和使用之前对设备进行防腐蚀处理。
三、运行过程中，做好温度监测，避免局部过热使熔盐劣化变质而加剧对设备的腐蚀。
熔盐的品质决定着储能系统能否安全运行，是整个储能系统的核心。首批示范项目是国家重点支持的光热项目，项目一定要确保质量第一，因此项目所使用的材料必须严格把控质量，在采购熔盐时应当考虑熔盐供应商的实力，其生产能力能否满足供货要求，产品品质能否达到光热应用要求。
对此，新疆硝石辛玲提出了4个参考点：1）企业生产规模，经营状况，资金保障能力，是否专业；2）企业产品和生产的稳定性，安全性及环保特性；3）企业产品是否符合熔盐技术指标；4）企业的项目供货经验、应用案例等。
2016年10月和2017年初，国际上投入商业化运行的两个塔式熔盐电站新月沙丘与Gemasolar电站相继曝出熔盐泄露事故，除了修复费用带来的经济损失外，因事故导致的电站停运而带来的售电收入损失更是巨大，给整个光热发电行业敲响了警钟。因此，熔盐的安全管理至关重要，绝不可轻视。
对此，爱能森曾智勇建议业主方应凭相关的许可证件或者证明文件向具有危险化学品资质（具有危险化学品安全生产许可证/危险化学品经营许可证）的供应商购买熔盐相关产品。同时，熔盐不可储存于露天环境，应储存于符合GB50016‐2014建筑设计防火规范中规定的甲类仓库要求，每个仓库的最大允许占地面积为750平方米。对于业主方而言，要满足3万吨熔盐的储存，至少需要12个750平方米的甲类仓库。业主方可预先将熔盐储存于离电站距离较近的供应商处或者另外租赁甲类仓库，可减少一次性固定投资，减少储存过程中的安全风险，确保电站安全投产。
熔盐价格在一定程度上可反映产品质量，然而熔盐市场价格波动主要还是受需求量的变化而变化，环保要求的日益严格将会导致环保方面的投资增加，从而增加生产成本。因此，金利达钾业田野认为，成本控制需要通过采购单位提出更准确的采购标准来控制熔盐采购成本，不同标准的熔盐产品价格相差较大，熔盐企业可提供多种质量标准的熔盐供客户选择。
百吉瑞刘斌建议直接采购混合熔盐，或者寻求第三方专业熔盐服务企业提供两种熔盐、混配、熔化、罐体预热以及熔盐全部使用周期内的质量保证。
“因为储热熔盐仅是硝酸钾和硝酸钠作为工业原料使用的领域之一，并非所有的产能都集中在光热发电领域，例如烟花、光玻强化等领域同样有极大的需求量，光热储能熔盐采购一般需求量大，要求的供货周期短且利润较低。在采购集中爆发期，可能会出现供应不足的情况，需要各采购单位提前沟通、订货。”金利达钾业田野认为首批示范项目需提前采购，以保证项目的顺利推进。
目前塔式光热电站熔盐的工作温度一般在550℃以上，而槽式光热电站一般不超过400℃，受访企业普遍认为虽然塔式电站更高的运行温度会导致熔盐挥发量高于槽式电站，但光热电站中熔盐使用寿命基本与电站同步，一般在25年至30年左右，运行过程中会损耗部分熔盐，需定时补充。超过使用寿命的熔盐可由熔盐生产企业经冷却凝固后作为化工原料再次提纯使用。
然而运行温度的差异是否会对熔盐的性能产生影响？这种差异的存在对熔盐产品的具体要求又有何不同？部分受访企业根据自身经验，提出了各自的看法。
百吉瑞刘斌介绍道，首先，由于熔盐中许多气体杂质只有在500℃以上才会出现，因此在杂质要求上，槽式电站熔盐使用的要求更低，比如碱金属Mg离子，400℃以下不会产生沉积，不需要特别考虑，而在塔式电站上就必须限制Mg离子含量；再次，除了温度，还与使用的方式有关，比如鑫能项目是二次反射塔式系统，集热器置于地面，太阳光直接照射熔盐完成吸热，这样使用的熔盐，对其指标又有完全不同的新要求。
金利达钾业田野则建议，塔式电站运行温度相对较高，可选择沸点较高的熔盐作为主要的选型方案之一，而槽式电站运行温度相对较低，更适合使用低熔点熔盐产品。
“对于塔式光热电站来讲，熔盐的运行温度相对槽式更高，所以塔式光热电站对于熔盐的热稳定性、上限使用温度、保温措施、设备材质、应对腐蚀及应力的要求相对更高。电站方在采购熔盐产品时，对产品品质应严格把关，确保满足电站需求。”爱能森曾智勇如是表示。
目前光热电站中二元盐应用较多，也更为成熟，但其凝固点较高、引起系统冻堵风险较大的特性对光热系统的保温和精细化控制都提出了较高的要求，许多企业和研究机构都在研究一些可能更适合光热发电系统的熔盐产品，其中低熔点熔盐逐渐成为热点。
金利达钾业田野认为，目前主流的熔盐产品研究方向在于扩大储热空间或增加沸点和凝固点之间的温度差,但是部分低温熔盐在降低熔点的同时，沸点也在降低，储热空间维持在300-400摄氏度左右。就目前熔盐开发技术而言，尚未开发出熔点较低、沸点较高的熔盐产品，这将是各熔盐生产企业研究的主要方向之一。
爱能森曾智勇则认为，低熔点熔盐相对传统二元熔盐，熔点较低，对系统的保温要求没有那么苛刻，在使用中可有效降低管道冻堵风险，降低塔式储热系统在恶劣环境下对设备和保温的苛刻要求，提升系统的环境适应性，提高储热系统的安全性及经济性；更重要的是带来技术性变革：低熔点熔盐产品可替代槽式及线性菲涅尔系统中的导热油，做传热、储热双重功能，无需热交换，热损小；提升系统上限温度，从而提升槽式的系统效率。此外，爱能森研发的新型低熔点熔盐已成功应用于宿迁光电科技中心，成为全球首个采用多元低熔点熔盐储能项目。自2016年12月成功并网发电以来，该系统截止目前运行正常，验证了低熔点熔盐在光热领域应用的可行性。
百吉瑞刘斌则表示，采用低熔点熔盐可有效防止熔盐冻堵问题的出现。首先，低熔点熔盐的熔点较低，就拿熔点为116℃的低熔点熔盐而言，其熔点较二元熔盐低100℃左右，这本身就大大降低了熔盐冻堵的风险。其次，熔盐冻堵一般发生在夜间没有阳光照射的情况下，因夜间集热管和罐壁的辐射散热损失与温度的四次方成比例，采用低熔点熔盐大大降低了夜间的散热损失，使熔盐降温速度明显下降。除此之外，采用低熔点熔盐后防凝泵的功率大幅度下降，对伴热及电加热设备的要求也大大降低，因此，百吉瑞刘斌认为采用低熔点熔盐不仅降低了熔盐冻堵的风险，还使夜间防凝运维费用大幅度降低，在电站全生命周期内带来可观收益。
相对于传统电网，微电网是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统。微电网有诸多优势，比如可以有效解决风、光等清洁能源并网和消纳问题。电力传输半径小，线损非常低。还可以解决部分调峰和备用问题。
关于微电网的原理与结构！简单来说，微电网就是一个由分布式电源、用电负荷、储能、配电设施、监控和保护装置等组成的
介绍完原理，接下来就告诉大家具备哪些特点才能称得上是合格的微电网哦！(敲黑板，以下全是知识点，小伙伴们一定要记住哟！)
(一)微型。主要体现在电压等级低，一般在35千伏及以下，系统规模小，系统容量(最大用电负荷)原则上不大于20兆瓦。
(二)清洁。电源以当地可再生能源发电为主，或以天然气多联供等能源综合利用为目标的发电型式，鼓励采用燃料电池等新型清洁技术。其中，可再生能源装机容量占比在50%以上，或天然气多联供系统综合能源利用效率在70%以上。
(三)自治。微电网内部具有保障负荷用电与电气设备独立运行的控制系统，具备电力供需自我平衡运行和黑启动能力，独立运行时能保障重要负荷连续供电(不低于2小时)。微电网与外部电网的年交换电量一般不超过年用电量的50%。
(四)友好。微电网与外部电网的交换功率和交换时段具有可控性，可与并入电网实现备用、调峰、需求侧响应等双向服务，满足用户用电质量要求，实现与并入电网的友好互动，用户的友好用能。
(五)经济。可再生能源发电的成本大大低于于普通发电的成本，同时微电网具备的削峰填谷的特性也是降低用电费用的一把好手，微电网的经济性也是独树一帜的。
在孤岛运行状况下，微电网与公用电网（外面的世界）断开连接，通过微网内的发电及储能设备维持电网的运行（小世界的自给自足)。微电网通过控制储能充放电以调节可再生能源间歇性问题，并利用当地风能、太阳能或其他可再生能源发电(桃花源的居民们靠山吃山，靠水吃水)，以确保满足不同时间段负载需求。
通过深入浅出的借喻相信大家一定对孤岛微电网有了最直观的了解，那么小伊就开始为大家从专业的角度阐述孤岛微电网的原理哦。
首先在孤岛微电网运行中，当设施与公用电网断开连接的时候，通过微网内的发电设备维持电网的运行。微电网中的负载平衡是一个挑战e世博官方网站。可再生能源是间歇性的，负载也会随机产生变化。仅由可再生能源（风能，太阳能等）组成的电力系统没有惯性，因此必须使用旋转发电机和能量存储器，将可用功率与变化的负载相匹配。
随着时间从深夜渐入拂晓，风能对减少供电需求起着显著的作用。在这个低需求高风能时段内，应通过充电来存储能量。而临近日出时分，基本没有可用的风能和太阳能。能量储存可以支持发电机的额外负载，而这时也可能需要切除负载。
日出之后到整个上午期间，太阳能和供电需求都开始攀升。化石燃料发电机提供基础负荷块式离合器。太阳能发电减少了对化石燃料发电的需求，储能的发电需求也在减少。到午后时分，太阳能和电力需求开始再次攀升。化石燃料发电量增加，储存能量可应需补给。所有额外的太阳能都用于电池充电，以满足夜间需求。
所有的化石燃料发电机用来提供基础负荷。风能减少了对这些发电机的发电需求。供电需求的缺口可以通过电池的充电或放电来弥补。夜间需求管理会很复杂，所以应对负荷分流或需求转移进行合理规划。
在孤岛微电网中，网内负载的用电随着不同时间段需求波动，化石燃料发电保证了基础供电，可再生能源（风能、太阳能等）在不同时间段根据需求进行缺口补充及储能充电，通过合理规划和需求预测来满足负载需求，同时降低运营成本。
自发自用、余电上网的分布式光伏度电补贴自2013年颁布以来，一直维持在0.42元/度，而自2013年，光伏标杆上网电价从0.9、0.95、1元/度逐步下降到0.65、0.75、0.85元/度。因此，随着光伏度电成本的下降，0.42元/度的分布式光伏补贴也是下降是意料之中，行业中不乏以此为卖点的销售宣传。可以说大家对分布式光伏补贴下降做好了心理准备。那么经济性的准备如何呢？今天兔子君与大家算算这笔经济账。
对于分布式光伏电价下降对行业的影响，首先是对家庭用户，本身由于自身用电电价较低且安装成本高，降低度电补贴将会对目前的光伏项目收益率造成较大的影响，也会对目前蓬勃发展的家庭光伏造成一个新的1230。
其次，由于全额上网分布式收益率应标杆上网电价下调下降较多，对于工商业分布式项目，分布式光伏补贴电价下调有一定影响，但不至于降低很多收益率，然而，由于自发自用分布式天生的风险，投资者会在收益率和风险中做出相应的权衡。此外，对于投资商而言，抢还是不抢屋顶，又成了新的纠结点。
再次，对于可再生能源补贴基金，降低补贴永远是对目前不堪重负的基金的一种解压。
而对于电网，可以减少因此垫付的资金以及减少光伏对电网日益增加的压力，也是十分希望补贴早日下降。
最后，对于各EPC和组件及设备厂商，分布式度电补贴的下降必然会带来一波强需求，今年和明年三月前应该是不愁的，不过之后的日子，恐怕会让各位老板犯愁了。
对于家庭分布式，以目前最为火爆的浙江为例，三类地区1100小时有效发电小时数，设平均用电电价为0.5380元/度，自发自用比例50%，不考虑地方补贴，5KW系统，造价7.5元/瓦，免运维、保险100元/年，电价每下降2分钱，业主全投资项目收益率如下所示：
对于工商业分布式，依旧以浙江为例，设企业一般工商业用电电价为0.8227元/度，自发自用比例80%，不考虑地方补贴，5MW系统，造价5.8元/瓦，运维费用0.07元/瓦锥蜗轮，含保险，系统运营25年。电价每下降2分钱，业主全投资项目收益率如下表三所示：
注：，因本测算使用工商业电价较高，因此收益率较高，一般大工业用电均价在0.7-0.75之间，还需考虑10-20%的电价折扣，因此实际项目收益率会低于本测算。
综上所述，分布式光伏补贴对于行业的影响取决于分布式光伏补贴下降的幅度，应当区别家庭与工商业分布式的的补贴。此外从上述数据可以发现，成本每下降1%，约可以弥补分布式补贴在当前基础上每下降2%。当然，每个项目地方日照、电价、补贴发放及时性都会对项目收益造成较大的影响，兔子君所计算的内容仅供参考。欢迎大家文后留言与兔子君讨论您对补贴下降和项目收益率变化的影响。（周报编辑整理汇总）
王仲颖：建立完全竞争的电力市场 让可再生能源风电、光电成为电力系统的脊梁
我们现在为什么要发展可再生能源，左下角1850年全球二氧化碳排放，首当其冲的就是说最显眼的是英国大不列颠帝国，最早进入工业化，实现工业化国家大英帝国。当时主要是依靠煤碳来实现的。到2011年，世界第一位二氧化碳排放量已经让我们中国占领，为什么？改革开放以来实际上我们的经济发展能够到今天，也是因为煤碳做出了巨大的贡献。不仅对经济的发展做出了贡献，实际上对我们生态环境，也起到了一个非常巨大的作用。
时间关系我就不再介绍了，煤电厂分布和PM2.5的分布，我就不再细说了。重点说的是制约经济发展，主要矛盾与次要矛盾已经发生了转换。从改革开放初期，改革开放38年到今年38年，改革开放初期，我们的一次能源消费总量非常低，记得应该是1990年才5.7亿吨。到今天，已经是43.6亿吨，到去年年底，43.6亿吨。那么改革开放初期经济的增长，当时一个主要矛盾，谁能把能源给供给，能够保障能源的供给，那谁就是功臣，所以那个时候主要矛盾是经济快速增长与能源供给不足的矛盾。所以今天习提出了五大发展理念，生态优先，实际上这时候的这个矛盾已经转化了，就是经济发展制约经济发展这个，就是已经由能源供给不足，转化为高碳的能源结构，是我们现在一个主要矛盾，必须要解决的一个问题。
《巴黎协定》生效以后，我们是积极的主张服从也好，或者是我们要跟从也好，英文翻译过来以后，因为巴黎协定并不是一个强制性的，但是我们要尊重这个《巴黎协定》，因为我们是积极倡导的这个《巴黎协定》。它意味着什么呢？《巴黎协定》生效以后，对我们国家来说，首先就要深度减排二氧化碳，这是一个。第二各国都有自主排放的清单，有一个目标，那时候所定的自主排放的目标已经满足不了《巴黎协定》。对中国已经不是简单的减少煤碳的消费，就像我们说能源革命替代煤碳，要把煤碳替掉了。要改变煤碳在中国的这个改革开放38年历程当中，为经济的发展做出巨大贡献，还要长期的依赖煤碳为主的观念我们要彻底转变。
最后一个要快速的进行能源转型，也是说能源革命。再简单的看一下，就是说国际市场能源趋势，实际上杜院士的讲话，全球的能源趋势，低碳清洁可再生能源将来成为主导的能源。我们现在看国际上到底发达国家在做什么，他们是处于一种什么样的矛盾期。我们在讲经济发展和能源的这种关系，我这里列举了几个国家的，OECD一个平均的GDP增长，OECD成员国平均的GDP增长一次能源消费关系。德国、丹麦、日本、英国，他们的关系，从上个世纪1986年到2015年，大家可以发现，一个发达国家他这么一个趋势，GDP增长已经与能源的增长一次能源的增长，已经脱钩了。
所以我的个人观点，未来能源市场，比如说我们在讲能源安全，你要说我们现在的石油进口已经到今年年底66%左右，如果加上石脑油，其他的这些化工产品，可能要依赖程度达到70%。所以，国际市场的化石能源的价格，特别是石油价格，不会再像以前一样。那么个人认为，化石能源市场应该比较稳定，石油能维持在每桶50美元。
从另一个角度也证实了，发达国家也在开始走能源低碳绿色发展道路，也在逐步抛弃化石能源。
再回到我们今天这个，首先，可再生能源怎么推动能源革命，有一个基本的约束条件，或者说边界条件，那么就是实际上也是以“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念作为一个指导，我有一个三线思维逻辑，经济发展底线。经济发展，我刚才说了，西方国家发达国家，OECD国家跟能源增长已经解套，但是我们国家不同。按现在的人均能源消费量来看，我们是第二大经济体，到去年年底人均消费能量应该是3.2吨标准煤，世界平均水平是2.8吨标准煤。美国是多少呢？我们比不了，8吨。但是日本是可以说是这世界上他的这个技术，他的质量，就是说他的这个能源效率可以说是最高的一个国家，那么他的人均能源消费量是多少呢，5.1吨标准煤。那么换句话说如果我们真是要实现人均三万美元以上，达到中等发达国家水平，按现有的能源结构，至少要再增加20到30亿吨标准煤的这么一个能源量，才能支撑人均三万美元，这么一个能源消费量。
如果这个能源结构不变，甚至说我们做一个小的调整，而不是颠覆性的，结构的变化的话，那么能源活动引起的生态环境问题会进一步恶化。这里就有一个生态环境的，2050年的一个上线也就是说红线，我们也要设定一个。我们要把到2050年各种因能源活动引起的污染物的排放水平要降到1980年的期间水平。我们也有我们自己的方法学。我们有三个模型，通过这三个模型，在这种条件下，怎么才能解决能源经济环境协调发展问题。唯一一条路，目前我可以做技术经济分析，我有可靠参数。我所有能够考虑的就是现在技术经济可行的这种参数，还有资源的限制压紧板，就是我到底能做多少，那么目前唯一能够看得清楚一条路，就是绿色低碳电力。
其他的关于并网的一些问题，一个是可再生能源到2050年一定要达到60%以上，在一次能源的比重。电力是为主的，电力替代里面，可再生能源达到86%。风电和太阳能将成为未来电力供应的主力，其他我不再说了。根据这个结论，针对目前的弃风弃光，这个到底是电网的问题，到底是技术问题，还是体制的问题，壁垒是目前弃风弃光最大的一个障碍。案例一，煤电是相对过剩，我们的目的是减煤，少用煤，多发展风、光、电，措施是什么，实际上就是激活电力市场。那么这个例子举的西北弃风弃光五省，西北五省的例子，你要甘肃省自己去平衡这个电量永远他就是弃风弃光的，不可能的。
再一个案例京津冀+内蒙，内蒙去平衡也是一样的，但是京津冀+内蒙，比如说2020年前如果把火电的利用小时数从现在4000多压到3000多，风电装机数可以增加到2亿千瓦。2030年如果这个火电运行小时数，就是煤电压到2200小时，跟临近的中部地区河南，就是说河南是一个煤电装机大省，差不多6000万。如果能压到3000多小时，这个区域风电装机可以增加到3.2亿千瓦，我们做了一个仿真分析，这是一个。
对未来我们也做了友好型电网，你的电网生产出来之后，布局出来，风电和光电得送出去，你得送出去。那么我们对这个电网的一个构想也输入到我们模型里面，2020年是怎么样的，2030年怎么样的，2050年。我最后想说的就是什么是友好型电网。适应友好，经济友好，绿色友好，还有三句话，一是要建立完全竞争的电力市场，第二要打破各种利益壁垒，煤电运行到2000小时以内，那激活电力市场给煤电调峰价格，美国调峰电价可以是5到10倍，不可能运行1500小时。建立完全竞争的电力市场，打破各种利益壁垒，实现省内、区域内乃至全国的平衡，只有这样我们才能让可再生能源风电、光电成为电力系统的脊梁，谢谢大家。返回搜狐，查看更多
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