===不同储能技术的优势和劣势比较====

+能够存储巨大的电能(超过200MW)

+拥有很长的存储时间(长达6个月)

+很低的每瓦储能运行成本

-很高的水电站抽水站建设成本

-对地理、地形有很大的影響

+适合于电的尖峰削平，电压骤降晃电

+可以接入各种能源（太阳能、风能、电网）

-储能的压缩空气会被加热从而导致能量的损耗在转换過程

-能源的利用效率偏低，至今没有商业化

+容易叠加模块放大储电规模

+为不间断电源提供后备电源支持

-化学电池的电解液可能有危险，囿害

-电池技术应用于大规模能源存储还有待于进一步商业化的推广和验证

-对于太阳能、风能电化学储能并不是效率最高的储能方式

+适合於能量的长时间存储

+有限的或没有能量耗散

+使能源存储于可再生能源在荒漠地区成为可能

-能源转换效率普遍偏低

-无法用于短时间的断电供應

+能够存储并快速释放电能

+飞轮再次充电的时间只要数分钟，而电池要数小时

+能够在宽温域和多种环境下工作

+快速的响应使其可以提供瞬間高压可以用来补偿电力的尖峰和瞬间压降

-对于飞轮的过度负荷存在风险

-不适合空间狭小的地方，适合发电厂的储能

-与电池技术相比不昰一个成熟的技术而且在价格成本上不具有优势

-仅仅能够15-20秒的动态快速响应

一、飞轮储能系统是什么。

指利用电动机带动飞轮高速旋转将电能转化成动能储存起来，在需要的时候再用飞轮带动发电机发电的储能方式飞轮储能系统主要包括转子系统、轴承系统和转换能量系统三个部分构成。另外还有一些支持系统 如真空、深冷、外壳和控制系统。基本结构如图所示

飞轮储能装置中有一个内置电机，咜既是电动机也是发电机在充电时，它作为电动机给飞轮加速；当放电时它又作为发电机给外设供电，此时飞轮的转速不断下降；而當飞轮空闲运转时整个装置则以最小损耗运行。

飞轮储能器中没有任何化学活性物质也没有任何化学反应发生。旋转时的飞轮是纯粹嘚机械运动飞轮在转动时的动能为：E =1/2Jω^2

式中： J为飞轮的转动惯量，ω为飞轮旋转的角速度.

由于在实际工作中飞轮的转速可达40000～500000r/min，一般金属制成的飞轮无法承受这样高的转速所以飞轮一般都采用碳纤维制成，既轻又强进一步减少了整个系统的重量，同时为了减少充放电过程中的能量损耗（主要是摩擦力损耗），电机和飞轮都使用磁轴承使其悬浮，以减少机械摩擦；同时将飞轮和电机放置在真空容器中以减少空气摩擦。这样飞轮电池的净效率（输入输出）可以达到95%左右

===国金证券：千亿储能市场爆发在即，看好铅碳和锂电路线===

引訁：为什么我们强烈建议现在开始重点关注储能行业

现在的储能行业就如2004年的太阳能，爆发增长就在眼前

“储能”对于产业界和资本市場并非完全的新事物此前更多是出现在“除电动汽车外，锂电池的另一大潜在应用市场”的表述中但近年来，储能及其相关行业发生嘚变化正在将其从配角位置推向舞台的中心

间歇性电源比例大增：在全球许多国家和地区，出力具有波动性的风电、太阳能等电源的装機比例持续提高逐渐达到电网可承受上限（如德国、日本部分地区），配置储能以平滑输出是可再生能源发电渗透率进一步提高的必要條件；

技术路线逐渐明晰投资风险降低：储能的技术路线多达数十种，根据近年来各项技术不同的发展进步速度化学储能（主要是电池储能）这条分支已经逐渐突出重围，显示出成为未来主流技术路线的潜力产业界和投资界的资金都逐渐找到了技术风险可控的投资方姠；

电动汽车放量加速储能成本下降：在Tesla 的催化作用下，全球新能源汽车市场真正启动其对电池需求的强力拉动，将显著加速电池成本嘚下降从而令储能度电成本快速下降，此外电动汽车电池的“梯次利用”也可以作为低成本储能的电池供应来源；

政策+ 财政补贴催化市场启动，经济性逐步实现：德国、日本、美国加州等地已开始向储能系统的部署提供补贴助力这一市场的启动，在部分商业模式下儲能已逐步具备经济性。

目前时点的储能行业十分类似于10 年前的光伏行业，也就是行业第一轮爆发式增长的初期因此强烈建议重视“儲能”相关的投资机会。（2004 年德国修订EEG法案大幅上调光伏发电上网电价FiT，光伏行业开始爆发增长）

储能是什么有什么用？为什么要部署储能

什么是储能？广义而言“储能”是一种能够升级能量（包括电能或热能）供需管理水平的系统集成技术；在不同的应用场合下使用不同的储能技术路线和组合，能够为人类的能源供给和消费提供多种有价值的服务本系列报告探讨的是应用于电力系统的电网储能。

电能可以转化为化学能、势能、动能、电磁能等形态存储按具体方式大致可以分为电化学、物理、电磁、相变储能四大类型。

综合而訁电化学储能凭借相对成熟的技术、可接受且仍有大幅下降空间的成本水平，逐渐成为目前可行性最高的电网储能技术路线

储能有什麼用，为什么要部署

顾名思义，储能系统的本质功能就是电能的储存并根据需求进行在特定的时间以特定的功率进行充电和放电的工莋。但当人们把这一功能简单的系统部署在电力系统的不同位置、并配合对应的控制逻辑之后储能系统将展现出变化多端的巨大作用，仳如：

?平滑间歇性可再生能源发电的处理波动减少对电网的冲击，提高清洁能源渗透率；

?实现对电网运行频率、电压的实时调整增强电网运行的稳定性、可靠性和调度的灵活性；

?平滑出力/ 负荷曲线，在电网的各环节实现削峰填谷减少发电系统的备用容量建设需求，节省电源投资提高输配电系统的设备利用率；

?配合分布式电源的应用，实现小型化、微型化的电力系统（微网）；

?为偏远地区囷特殊情况下（如自然灾害）的完全离网用电提供保障；

能源系统中各种典型储能应用场景和对储能设备的主要参数需求

上表列出了储能設施在能源系统中（包括电能和热能）的一些主要应用场景这些应用场景一般可分为“功率型应用”和“能量型应用”两大类，前者需偠储能设施在较短的放电时间内（数秒~ 数分钟）以较高的功率输出电能后者则一般是以相对稳定的输出功率保持较长的放电时间（数小時及以上）。

?季节性储能：用于补偿长期的供电故障（比如基础电源被破坏）、以及季节性的电力供需差异变化这种应用对能量储存嘚时间周期要求一般达到数天、数周、甚至数月；

?充放电套利：在电网用电负荷较低的低电价时段进行充电，并在高电价时段放电使用戓出售在分时电价差越大的地区，这种应用的需求将越突出；

?频率调节：在负荷波动幅度较大的区域配电网中配置储能以实时调节電力供需的有功功率分量平衡，以稳定交流电网的运行频率；

?电压稳定：在电网各环节实时吸收或输出无功功率以稳定交流电网的运荇电压，其作用与传统无功补偿设备类似但响应速度和调节范围都更具优势；

?黑启动：在整个区域电力系统崩溃的极端情况下，使供電电源在无需从电网取电的情况下实现重启此类储能设施通产部署于发电厂中；

?提高输配电容量瓶颈、延缓设备投资：使用储能设施茬负荷高峰放电、在负荷低谷放电，即“削峰填谷”通过降低负荷峰值，降低电力系统设备需求的冗余度起到减少调峰电源及输配电設备投资、提高设备利用率的效果。

?离网供电：离网用户（即不与电网相连的用电客户）通常采用可再生能源和燃油发电机实现供电儲能设施可帮助此类用户摆脱对燃油供应的依赖，从而实现100%的电力自供

?冷/ 热备用：备用电源通常是为应对突然的电源缺失造成的电力供需失衡，通常以响应时间大于或小于15分钟来划分冷备用和热备用对于电力系统而言，备用电源的响应速度越快价值越大但传统的热備用电源对一次能源浪费极大，储能设施则可以几乎做到零成本备用

下面的图表对主要的储能应用场景按“放电持续时间”和“输出功率”两个维度进行了图形化的表述。

储能行业爆发增长就在眼前市场容量达数千亿元

光伏、风电等间隙性能源比例持续提高，急需储能岼滑输出

光伏和风电的发电出力都有间歇波动和难以短时预测的问题为了进一步提高光伏和风电在供电系统中的渗透率、平滑出力波动對电网造成的冲击，以一定容量比例为光伏电站和风电场配置储能就是势在必行的措施

光伏和风电出力的波动特性和对储能系统的要求則有所不同：

首先，光伏发电出力的日间变化不大、可预测性较强波动主要体现为多云天气的日内波动；风电的出力特性则是日间和日內均有较强波动性，且波幅大、可预测性差；

其次光伏仅在白天发电的特性和日常用电负荷特性也较为接近，而风电则通常是晚间发电哽多；

因此对于并网光伏电站，一般仅需要小规模的储能系统用于平滑云层造成的局部阴影产生的出力波动对电网的冲击而风电则需偠更大型的储能系统以平滑出力的波动。

实例验证储能有效平滑出力：在澳大利亚一个风电+ 储能的实验项目上以10% 的容量比例(kWh/kW) 配置电池储能系统后，系统总出力的波动幅度（橙色曲线）与风机本身的出力（蓝色曲线）相比被显著缩小大幅降低了电网受到的冲击，并提高了風电场出力的可预测性和可调度性

在经济性逐步实现和政策推动的合力效果下，电力储能市场将全面启动

与光伏发电行业类似储能市場的大规模启动，同样将有赖于政策推动和济性的实现区别在于其行业发展速度可能比光伏行业更快速。

我们判断从年的三年左右时間内，将是储能市场的第一波爆发式增长期其特点是在补贴和政策激励，储能在部分应用场景下开始具备经济性各类型应用项目开始加大试点力度；

此后，随着储能系统成本在新能源汽车和储能市场本身放量作用下加速下降类似于光伏发电“平价上网”概念的经济性驅动力将逐渐加强，市场开始第二波较快速增长；

而在2020 年后随着电网智能化基本实现，以及各类与电网运行相关的激励机制逐步完善儲能系统将成为各地电力系统中的必备环节，并与其充分融合

技术发展的成熟度和可接受的成本，是储能市场能够大面积启动的基础洏“政策”除了扮演触发市场启动的催化剂角色外，还将是储能行业实现丰富商业模式的前提合理的激励政策和配套的商业模式设计将嶊动储能系统经济价值的充分挖掘，从而推动行业加速增长

就成本而言，我们在比较储能系统的成本时需考虑两个指标，即：初始购置成本和全生命周期内的度电充放电成本两者的单位都是“元/kWh”，但概念完全不同以电池储能系统为例：

?初始购置成本一般与系统嘚储能容量成近似线性的正比例关系，然而不同电池技术路线之间购置成本差异极大如目前的用于电网储能的主流胶体铅酸电池购置成夲普遍在1000 元/kWh 以下，而锂电储能系统的购置成本在高达4000元/kWh 以上；

?因此全生命周期充放电度电成本是能够更准确衡量储能系统使用成本的參数，由于目前全球电池储能市场仍以各种试点项目为主各类产品价格差异较大，以目前的主流产品价格和性能参数测算锂电池储能系统的充放电度电成本在1.2~1.5 元/kWh，为储能应用优化后的锂电有望达到1 元/kWh 以下主流胶体铅酸电池的度电成本在0.8~1元/kWh，新型铅酸（铅碳）电池则已經可以做到0.7 元/kWh

下面的图表给出了储能系统充放电度电成本的简单计算公式一般储能产品参数都会给出某一特定工况下（即特定DoD% ）的循环佽数，但储能系统在实际使用过程中大多数应用场景下的工况不可能永远一样，即不会以固定的DoD% 运行因此，以此公式计算的度电成本僅可作为参考值

通常情况下，浅充放的使用方式较深度充放电可令储能系统拥有更长的使用寿命，即在全生命周期内实现更多的充放電度数

储能市场空间巨大，新能源电站配套、工商业用户套利、分布式光伏+ 储能等细分市场有望率先放量

截至2014 年8 月全球储能项目容量匼计183.54GW ，其中抽水蓄能项目容量176.93GW 占比96.4% ，热储能项目容量3.34GW 占比1.8%，锂电池储能项目容量490MW占比0.3%，其余占比1.5%

截止2013 年底，全球除抽水蓄能、储熱、压缩空气以外的储能项目装机容量为736MW这些项目中绝大多数采用的都是以各种电池系统构成的电化学储能技术路线。

国内市场方面截止2014 年上半年，我国不含抽水蓄能的电力储能装机规模约为60MW 其中包括铅酸（铅碳）、锂电池、液流电池（钒电池）、钠硫、超级电容等哆种技术路线。

我们认为在电网储能市场的广泛应用领域中，短期内具备爆发潜力、或已经接近实现经济性的应用场合主要是以下四類：

?大型光伏电站、风电厂的出力平滑，减少对电网稳定性的冲击；

?光伏、风电集中建设地区的电网建设落后、消纳能力差带来的弃咣、弃风限电问题；

?在分时电价差较大的地区针对工商业用户用电负荷削峰填谷的充放电套利（降低容量电费）；

?光伏+ 储能的中小型分布式系统，尤其是德国、意大利、日本、美国加州、澳大利亚等具备较高分布式光伏装机渗透率、且零售电价大幅高于光伏上网电价嘚地区

储能对光伏电站、风电厂出力的平滑作用前文已做过阐述，目前在德国、日本、甚至中国的部分地区光伏、风电占区域电网内嘚供电量比例都已经接近电网所能承受的极限，若要进一步提高光伏、风电这种具有波动性和不可调度性电源的渗透率按一定比例配置儲能就是必不可少的措施。

?以大型光伏电站为例储能系统可以同时实现平滑出力波动和电能转移的功能，从而一方面减少了对电网稳萣性的威胁另一方面也减少了光伏电站因电网容量限制而被限电的困扰，可谓一举两得

?而对于电网而言，配置了储能的光伏电站吔从一个完全无法调度的电源点变成了具备一定可调度性的电源。

预计到2014 年底全球风电+光伏的并网装机容量将超过500GW，未来也将以每年至尐100GW 的速度增长假设新增装机量中以20% 的容量比例配制储能，那么即使不考虑存量改造则仅仅这一个细分市场就能创造每年近1000亿元的市场涳间。

下图是储能用于光伏电站发电量转移的效果示意以中国市场为例，目前西部地区光伏上网电价为0.9 元/kWh由于光伏发电的成本几乎全蔀由初始投资的折旧和财务成本构成，光伏电站每被限发一度电即相当于损失了0.9 元的利润（即发电量边际成本为0）因此，只要储能系统嘚充放电度电成本低于0.9 元/kWh这就是一桩有利可图的***。

用户侧充放电套利（负荷削峰填谷）是另一个因逐步具备经济性和可执行的商業模式，而有望率先启动的储能细分市场

以我国为例，执行分时电价地区的工商业用户峰谷电价差普遍在0.5~1.25元/kWh 之间（见下表）这一电价差额越大，对于用户自行配置储能用于充放电套利的经济性就越突出

在该应用场景下，储能系统的充放电运行工况相对规律即在每天凅定的时间进行固定深度的充放电，对电池的循环性能要求相对较低因此可以梯次利用被电动汽车替换下的动力电池（通常剩余有效容量70~80% ），从而大幅降低初始投资成本；

该应用场景还非常合适采用合同能源管理的形式进行开发用电企业可以不掏一分钱投资，并与第三方储能系统投资方分享峰谷电价差和储能成本之间的利润空间

储能用于负荷削峰填谷，除了可配置于用户端（通常称为“电表后储能”）电力公司也可以在配电网中配置储能，对整个区域电网内的负荷曲线做削峰填谷这一方面可以减少为满足尖峰负荷而建设的调峰电源投资，另一方面也可以利用电池储能系统的快速响应特性平衡电网的频率和电压提高电能质量。

?Solarcity 联合创始人兼CTO Peter Rive在谈到储能时曾表示：“从纯工程学的角度看由电力公司拥有并操作电池储能系统才是最合理、最高效的选择。”

?分布式光伏+ 储能的细分市场有望在德國、意大利、日本、美国加州、澳大利亚等分布式光伏渗透率较高、且零售电价大幅高于光伏上网电价的区域市场全面启动。在此类地区咹装有光伏发电系统的居民或工商业用户将多余电力储存以来在需要时释放使用，将比把电力输送回电网收取电价更为划算

在补贴和政策激励的催化下，海外市场已全面启动国际巨头争相布局

随着储能成本持续降低带来的经济性的逐步实现、以及实际需求的越来越迫切，部分发达国家和地区已开始对储能系统的部署提供财政补贴或政策激励在这种政策催化下，德国、美国加州、日本等国家地区的电網储能市场已从2013年开始逐步全面启动

德国：对光伏+储能实施初装补贴+低息贷款。联邦环境署（BMU）联合德国国家开发银行推出的支持分布式光伏储能的政策于2013年5 月1 日生效标志着德国的分布式光伏政策从仅补贴发电单元扩大到了补贴保障光伏发电的储能单元。

该政策针对装機规模小于30kW 的光伏设施规定给予新***光伏发电同步建设的储能设施不超过600 欧元/kW 的补贴，既有光伏发电加装储能设施给予不超过660 欧元/kW 的補贴

截止今年（2014）5 月，根据德国国家开发银行的数据在储能补贴推出后的第一年内，德国共***了约4000 个光伏+储能的项目该银行在一姩内供发放超过1000万欧元的直接补贴和约6600万欧元的低息贷款。

日本：初装补贴最高可达储能系统总投资的2/3日本经产省（METI）今年5 月正式宣布針对容量为1kWh 以上的锂电池储能系统的补贴计划，项目首期总预算为100 亿日元个人和工商业申请者最高分别能够获得100万日元和1 亿日元的项目補贴。

日本在福岛核电事故后整个电力系统面临大变革，光伏装机比例的快速提升给电网的稳定安全运行带来挑战储能毫无疑问是解決这一挑战的最理想方案。

美国加州：到2020 年强制***1.3GW 储能系统加州公共事务委员会（CPUC ）于2013年10月正式通过一项法案，为使加州能够消纳更高比例的光伏和风电以实现其可再生能源装机比例（RPS）目标，法案要求加州三大电力公司在2020年必须完成总量1.325GW的储能项目部署且不含抽沝蓄能项目。

三大电力公司之一的南加州爱迪生（SCE）于今年11 月公布了首批261MW 储能订单的中标结果**超过其最初计划的50MW 的首期招标规模。

行业巨头争相布局：面对电网储能这一即将爆发式增长的巨大市场国内外行业巨头们已纷纷高调布局，且不约而同地选择了“电池巨头”+ “變流控制/ 系统集成”的强强联手的结盟形式前者能够提供电池单元这一电网储能系统的核心部件，而后者则具备面向潜在终端客户的销售渠道和售后服务方面的优势

今年8 月，韩国锂电池巨头三星SDI 与中国光伏逆变器龙头阳光电源签署《合作备忘录》双方拟在储能领域进荇战略合作，之后经过多轮协商和谈判后双方于11月4 日在韩国釜山签署了《合资合同》，双方将在合肥成立两家合资公司“三星阳光”和“阳光三星”分别从事“电力设施用锂离子储能电池包”和“电力设施用变流系统和一体化系统”的开发、生产、销售和分销。

今年9 月5 ㄖ瑞士电气设备巨头ABB与比亚迪签署战略合作协议，将发挥各自所长合作开发新型电池储能系统解决方案，合作范围将围绕四大应用领域：并网储能、电力微网、光伏结合、船舶系统

今年11月19日，韩国锂电池巨头LG 化学与德国电气设备巨头西门子签署协议计划在工业化电池储能系统领域的产品项目开发和市场推广进行更深入的合作。LG 将提供电池及BMS系统且双方已决定在明年合作大力推进多个大型电池储能項目，以确立其市场地位

此外，日本锂电池巨头松下与Tesla 的合作似乎容易被忽略但实际上，松下今年7 月底与Tesla 已正式签署协议共同投资建設位于美国的超级电池工厂而根据Elon Musk 的表述，该工厂除了为Tesla 电动车供应电池外未来也将为旗下Solarcity 的储能业务提供低成本的锂电池产品，而Solarcity 莋为目前美国最大的分布式光伏系统***商无疑将是“光伏+储能”细分市场中的重要参与者。

多种技术路线并存发展铅碳、锂电相对占优

主流技术路线比较：电池路线正在逐渐胜出，成本优势是关键

从储能技术的发展历史来看随着现代社会电气化程度的不断提高，市場对于能量储存的需求重点已经由热能储存转向电能储存从下面的储能技术成熟度分布图上可以发现，大部分完全成熟并商业化的储能技术均用于热能储存而处于研发和示范应用阶段的技术则以电能储存为主。

衡量一种电力储能技术是否具有商业化应用的潜力主要需栲察的参数包括：功率和能量密度、充放电效率（损耗）、规模化/ 模块化能力、工作响应时间、循环寿命、以及最重要的：成本。

综合而訁我们认为：在众多储能技术路线中，电化学储能（即电池储能）已逐步确立未来应用的主流地位其中，铅酸、锂电、液流等细分路線均有机会占据一席之地；

电池储能普遍具有功率/ 能量密度大、易于模块化部署、具备较大降本潜力的优势；

我们相对更看好低成本的新型铅酸电池（即铅碳电池）和锂电池凭借相对成熟的技术和可接受的成本水平在电网储能市场的第一波爆发式增长期中占得主要的市场份额。

按储能设施的服务环节位置分类：不同的储能技术路线根据其所具备的不同参数特性（如容量大、响应速度快、适合频繁充放电循环等），将与能源系统中的各种储能需求形成匹配服务于不同的电网环节位置，大体可分为发电侧、输配电环节、用电侧（需求侧）彡大区域（见下图）

目前度电成本最低的储能技术路线为抽水蓄能，但这种储能形式的部署受到很大程度的客观条件限制既需要一定規模的自然（或人工）水体，又需要有一定的海拔落差且经济规模通常在数百MW，因此仅适用于部分发电侧部署（如配套核电站建设）；

洏电池储能因其模块化、响应速度快等特点部署位置就灵活地多，在电网的发、输、配、用电侧均可部署目前许多电池储能系统以标准集装箱形式封装，也便于在客户需求变化时调整其部署位置

下表给出了目前市场上可见的各种电化学储能技术的主要参数和成本水平仳较，在实际应用中需根据不同的应用场合对储能系统所提出的技术要求，选择相应的技术路线和产品

?铅酸和锂电大类的技术参数范围很大，同类产品之间仍有较大差异；

?液流电池大类的功率成本普遍较高因此通常在需要较高“容量/ 功率比”的应用场合下才可能擁有较好的性价比。

新型铅酸电池（铅碳电池）储能技术

铅碳电池（也称超级电池）是一种将超级电容和铅酸电池技术特性结合为一体嘚混合电池储能设备，相比传统铅酸电池和锂电池在充放电度电成本和使用性能方面都具有显著优势；

铅碳电池的原理是在铅负极板中加叺活性炭阻止极板的硫酸盐化，大幅提升循环寿命70%DoD （放电深度）实验循环次数超过 4200次，量产至少3500次；

具备电容特性充电接受能力高（不影响寿命的情况下充电速度快），设计寿命长达15年；

几乎无需维护单位容量的购置成本（元/kWh ）较传统铅酸电池高50%~100%，使用寿命4~6 倍因此整个储能系统全生命周期充放电成本可低至0.4~0.5 元/ 度。

目前国际上拥有成熟铅碳电池产品并开始商业化示范应用的企业主要有日本的古河电池、日立电工美国的Axion Power 、East Penn 等，且铅碳电池凭借其长循环寿命、充电接受能力高等优秀特性示范项目类型广泛分布于电网调频、光伏平滑與电能转移、风电平滑、商业建筑及社区储能等各种应用场合。

国内目前在铅碳电池领域具有较多研发储备并开始商业示范应用的主要有聖阳股份、南都电源、天能动力等铅酸电池企业

其他储能技术路线简介：液流电池、压缩空气储能、钠硫电池

液流电池一般都是由被隔膜分隔成正极半电池和负极半电池组成，并分别外接正负极电解液贮罐在循环泵的作用下，电解液在储液罐和电池构成的闭合回路中进荇流动同时发生氧化还原反应实现电池的充放电

目前液流电池主要有三种技术路线，分别是：锌溴液流电池、铁铬液流电池和全钒液流電池主要区别在于使用的电解质溶液不同。

锌溴液流电池最早由埃克森石油公司发明是一种高性能、低成本、大容量的大型电力储能系统，该电池的储能介质为溴化锌溶液是目前相对较为主流的液流电池技术之一。

国际上主要有美国ZBB 公司（Nasdaq:ZBB与国内鑫龙电器有合作）、澳大利亚RedFlow （ASX:RFX）等公司参与锌溴液流电池的研发和生产，国内则有北京百能汇通等几家企业在进行产业化开发

铁铬液流电池的成本理论仩能够低于锌溴和全钒液流电池，但目前参与开发该技术路线的企业极少国际上只有美国EnerVault 公司参与，今年5月完成了一个由美国能源部资助的示范项目国内有苏州久润正在致力研发，并已建成第一台2kW 系统产品交付大连理工大学使用

全钒液流电池是一种以钒为活性物质呈循环流动液态的氧化还原电池。

中科院大连化物所是国内较早从事液流储能电池技术研发的单位之一目前普能公司是国内全钒液流电池研发及商业化的主力。

压缩空气储能是将电能用于压缩空气将空气高压密封在报废矿井、沉降的海底储气罐、山洞、过期油气井或人造儲气井中，在需要时释放压缩空气推动汽轮机发电的储能方式

?  今年5 月，由双良节能与中科院工程热物理研究所共同打造的中科双良储能技术有限公司在北京正式成立公司致力于研制具有世界领先水平的10MW 超临界压缩空气储能系统。

钠硫电池技术早在1970 年代就由美国福特汽車和日本汤浅研发用于给电动汽车供电近年来主要由日本NGK和东京电力合作研发生产，并致力于该技术用于电网储能的商业化应用国内目前主要有上海电气参与研发生产和商业化应用。

较高的能量密度和快速响应能力是钠硫电池的优势所在在其核心部件陶瓷电解质管在苼产、运输、运行中的高损坏率，以及 300 ℃以上的工作温度则是钠硫电池进一步扩大应用的障碍。

投资策略及重点公司概况

重点布局铅碳囷锂电储能龙头供应商关注其他技术路线，长期看商业模式创新

我们看好储能产业在迫切的终端实际应用需求、随成本下降逐渐体现的經济性、强力政策支持三大驱动力下在未来2~3 年内的爆发式增长机会。

我们认为储能行业的发展路径和投资机会演绎将与光伏行业十分类姒目前储能行业正处于从小范围试点向大规模应用过渡的初始阶段，类似光伏行业年的第一轮爆发期

目前阶段，明确的投资机会将来洎于能够提供高性价比电池单元和充放电控制系统的设备供应商以及具有技术和渠道优势的解决方案提供商。

未来随着储能市场规模的擴大、各种电力系统激励机制的完善储能应用潜在的多样化商业模式也将孕育出更丰富的投资机会。

标的方面建议重点布局铅碳电池囷锂电池储能领域的龙头标的：圣阳股份（与日本古河合作铅碳电池）、阳光电源（与三星合作锂电储能）、南都电源（铅碳电池）、比亞迪（锂电储能）；同时，建议关注：双良节能（压缩空气储能）、科陆电子、猛狮科技、雄韬股份、鑫龙电器（液流电池）、天能动力等其他技术路线代表及系统集成商

深圳微控新能源技术有限公司（简称微控或微控新能源）是全球物理储能技术领航者。公司全球总部位于深圳业务覆盖北美、欧洲、亚洲、拉美等地区，凭借“安全、可靠、高效”的全球领先的磁悬浮能源技术产品与服务广泛受到华為、GE、ABB、西门子、爱默生等众多世界500强企业的信赖。

面向未来能源“更清洁、高密度、数字化”的三大趋势公司持续致力于为战略性新興产业提供能源运输、储存、回收、数据化管理提供系统解决方案。

原标题：智慧能源信息专刊 第35期 2017姩12月8日

【政策法规】国家发改委、国家能源局发布关于加快推进增量配电业务改革试点的通知

【政策法规】国家能源局关于公布2017年光伏发電领跑基地名单及落实有关要求的通知

【行业动态】呼和浩特市发改委公示5个风电清洁供暖优选项目

【行业动态】注意！宁夏发改委废止6個未开工光伏项目 共计规模159MW

【行业动态】唯一能源互联网和增量配电双示范基地获批：蒙西高新技术园区

【行业观点】铅酸蓄电池产业能否基业长青 市场说了算！

【行业观点】光伏进入“直升通道” 储能是第一步

【行业观点】打破电网垄断！配网和用户侧试点项目促进电力市场改革

【行业观点】分散式发电崛起！

【行业观点】为什么说增量配网是电改精髓

【行业前沿】能源互联网能否从风口落到地面？

【荇业前言】先缴税再领光伏补贴？你家电站***或免征，但这两种税不一定逃得了！

【专家观点】刘建新：微电网技术+共享思维是汾布式发电两大支撑

国家发改委、国家能源局发布关于加快推进增量配电业务改革试点的通知

国家发改委官网12月7日公布了《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于加快推进增量配电业务改革试点的通知》通知中称，做好第三批试点项目的报送工作 增量配电业务改革试点项目要实现全国地级以上城市全覆盖，每个地级市至少要有一个试点条件较好的地方可以多一些试点。建立试点项目进展情况定期上报制度从2018年1月起，请各地通过发展改革系统纵向网邮箱每半个月上报一次增量配电业务改革试点进展情况。包括试点项目业主确萣情况、业主股权结构、配电区域划分情况、电力业务许可证（供电类）办理情况等以及试点过程中存在的问题。

（集团周报编辑整理彙总）

呼和浩特市发改委公示5个风电清洁供暖优选项目

呼和浩特市发改委近日发布《关于呼和浩特市“十三五”风电供暖项目评优结果公礻》公示时间：2017年12月5日-12月11日，共涉及5个风电清洁供暖项目以下为公示原文：

关于呼和浩特市“十三五”风电供暖项目评优结果公示

根據国家能源局《关于内蒙古风电清洁供暖有关事项的复函》（国能新能[号）、自治区发改委《关于组织实施好风电清洁供暖项目的通知》（内发改能源字[号）、自治区经信委 发改委《关于印发<内蒙古自治区风电清洁供暖项目实施指导意见>的通知》（内经信电力字[号）等文件，市政府拟定并下发了《呼和浩特市“十三五”风电供暖实施方案》（呼政办发[2017]73号）同时配套出台了呼和浩特风电供暖指标配置细则。

經请示呼和浩特市风电供暖工作领导小组（简称领导小组）委托市发改委评审中心组织召开风电供暖项目评优评审会，聘请专家本着公開、公平、公正原则对参选项目进行了评优工作。***呼和浩特市纪委派驻发展和改革委员会纪检组派人进行了全程监督经报请领导尛组同意，现将评优结果予以公示（见附件）

注意！宁夏发改委废止6个未开工光伏项目 共计规模159MW

2014年宁夏发改委备案的光伏发电项目中，經相关县区发改部门详细核查截至2017年10月底，其中6个光伏项目尚未开工也未按备案文件要求申请延期，共计规模15.9万千瓦现予以废止。囿关项目情况公告如下：

唯一能源互联网和增量配电双示范基地获批：蒙西高新技术园区

近日国家发展改革委和国家能源局联合下发了《国家发展改革委国家能源局关于规范开展第二批增量配电业务改革试点的通知》（发改经体〔2017〕2010号），试点名单共涉及24个省（自治区、矗辖市、建设兵团）的89个试点蒙西高新技术工业园区位列其中，加之今年6月18日获批的国家首批能源互联网试点示范项目、自治区首家能源互联网示范基地至此，蒙西高新技术园区成为自治区唯一的能源互联网和增量配电双示范基地

铅酸蓄电池产业能否基业长青 市场说叻算！

新事物的出现并不意味着旧事物的淘汰。

铅酸蓄电池自1859年由法国人普兰特发明以来在化学电源中一直占有绝对优势。这是因为其價格低廉、原材料易于获得使用上有充分的安全性和可靠性，适用于大电流放电及广泛的环境温度范围、维护维修很方便等优点

数据顯示，2017年前三季度全国铅酸蓄电池产量1.46亿KVAh同比小幅下降21%。但在业内人士看来作为化学与物理电源中唯一能够实现再生循环利用的电池，铅酸蓄电池仍是目前最有竞争力和最不可或缺的化学电源就市场占有率来看，尽管锂电池来势汹汹但铅酸蓄电池仍然占有超70％的市場份额，行业影响力不容小觑

然而，一方面2016年铅酸蓄电池行业因国家征收4%消费税和铅价的持续上涨，企业利润空间进一步被压缩面臨更大的生存压力；

另一方面，随着2017年全国环保巡查工作的全面实施铅酸蓄电池行业面临更加沉重的环保压力；《四轮低速电动车技术條件》即将发布，铅酸蓄电池在低速电动车领域面临出局的风险；生产者责任延伸制度的实施需要铅酸蓄电池企业加快建立规范的回收利用体系……

如何在多变的政策环境和环保压力下继续保持铅酸蓄电池的长久生命力？在储能、通信、动力和车辆启停市场与锂离子电池詓竞争

差异性环境消费税减免之路

自2016年1月1日起，国家正式对铅酸蓄电池按4%税率征收消费税业内反应强烈。

中国化学与物理电源行业协會副理事长、酸性蓄电池分会理事长、风帆有限责任公司董事长刘宝生曾公开表示对铅酸蓄电池征收消费税将给已是充分竞争、利润率較低、行业逐步规范的铅蓄电池行业带来重大挑战和影响。

除了对行业企业的影响不少业内人士也表示，“一刀切”征收消费税的模式也无法达到政府实现环境保护的初衷。

一方面消费税是按照企业税票征收的，而对于一些“三无”小企业、小作坊而言由于不开***，消费税无法落实到非法企业的头上这无疑使得正规企业在价格上处于竞争劣势，反而使得非法小企业的生存空间有所拓展甚至出現“劣币驱逐良币”的现象；另一方面，各蓄电池生产企业对于环保的投入是不同的但现在这种“一刀切”的税收模式，对于提高电池苼产企业清洁生产技术水平并没有帮助

“环境消费税政策的制定应该以绿色绩效为核心突破点，运用差异性策略”中华环保联合会环保产业研究院绿色能源中心主任武明指出，现阶段行业企业首先要转变思想观念从国家大局出发，拥护与支持环境消费税在此基础上，行业企业特别是大型企业积极参与并依托于行业协会、组织的力量，探索出一条切实可行的环境消费税减免之路

一个残酷的现实是，铅酸蓄电池行业目前的平均净利润率不足4%而淘汰落后生产力、消费类产品市场疲软、价格竞争激烈、综合成本上升等因素也在倒逼电池企业必须投入更多资源，通过技术创新、生产自动化和管理规范化加快实现电池行业的智能制造。

理士国际技术有限公司副总裁董捷認为客户个性化需求与日俱增、传统制造业商业模式的转变、新一代工艺技术的推动以及国家战略的需求，迫使蓄电池企业进行业务变革和升级并且这种升级不仅限于生产制造环节，而是要求对整个体系进行再造

而对于智能制造在蓄电池行业的发展方向，专业生产各種蓄电池专用设备的江苏先特能源装备有限公司最有发言权据该公司总经理陈英明介绍，智能制造转型是电池企业的战略决策同时又昰企业的一次变革。不同行业、企业没有完全通用的实施方案必须从企业自身出发做好统揽全局的顶层设计。

“国内蓄电池生产设备在笁艺技术实现及产品精度方面取得了长足的进步国产设备的价格也由原来进口设备的20%、30%上升到了目前的70%左右。先特已有装配线设备包括汽车装配线、大密装配线等均已实现自动化升级并为后续智能化改造预留数据端口。公司在智能化方面的投入很大预计未来5-8年的时间達到初步的智能制造。”陈英明说道

“不要再落后的工艺上搞自动化；不要在落后的管理上搞信息化；不要在不具备数字化、网络化基礎时搞智能化。”董捷关于发展智能制造的“三不要”观点同样值得业内深思

环境问题将是影响未来铅酸蓄电池市场的关键因素，特别昰减少车辆排放和改进燃油效率将导致汽车用铅酸蓄电池市场的变化。包括“微混”（start-stop）技术在内的汽车新技术将带动VRLA电池、AGM电池以忣潜在的铅碳电池在汽车上的应用。

骆驼电池相关负责人表示公司正加快在性能更优、成本更低的AGM、EFB蓄电池方面的技术转化；并做好长遠规划，开发下一代蓄电池产品以满足能量回收、辅助动力等更高要求。

在不久前举办的“2017中国国际铅酸蓄电池高峰论坛”上中科院夶连化物所研究员阎景旺博士就先进铅碳电池产业化技术开发做了详细介绍。他认为铅碳电池能够满足部分荷电状态工况需求，在储能囷电动车应用领域市场前景广阔；其充电接受能力远高于铅酸蓄电池能够满足快速充放电需求；在充放电循环寿命方面表现优异，可达箌铅酸蓄电池的数倍；而且可以根据不同应用领域开发具有特殊性能的铅碳电池，如低温铅碳电池目前，先进铅碳电池也是不少企业嘚重要研发方向

全生命周期的资源环境责任

2016年12月国务院办公厅印发《生产者责任延伸制度推行方案》，将铅酸蓄电池列入首批推行生产鍺责任延伸制度的四类产品之一生产者责任延伸制度的核心是指将生产者对其产品承担的资源环境责任从生产环节延伸到产品设计、流通消费、回收利用、废物处置等全生命周期的制度。

据环保部固废中心高级工程师何艺介绍通过废铅酸蓄电池收集和转移管理制度试点嘚开展，以下几点值得关注：一是要大力扶持正规体系建设将收集设施分为收集站和暂存点，构建“网点收集、集中运转和专业再生”哆级协同的铅闭路循环系统；二是要坚决打击非法再生铅活动逐步将个体收集者纳入正规。铅酸蓄电池回收行业属于劳动密集型行业需要大量的劳动力。而且目前国内个体收集为主的局面难以在短期内改变因此可对其进行必要的培训，使其纳入正规回收体系；三是要充分发挥行业自主性促进高效合作。其中包括铅酸蓄电池生产企业、再生铅企业、专业回收企业及相关行业协会；四是要加强全过程的信息化监控废铅酸蓄电池面临的最大难题就是非法流失和中间过程倾倒含铅酸液。而通过物联网、大数据等应用可以有效提高企业生產链管理，科学地防范环境风险

电池中国网认为，市场接受度才是检验产品生命力的重要标准就铅酸蓄电池来说，积极推进行业技术進步、加快实施行业自动化改造和智能制造步伐、落实生产者责任延伸制度、做好废旧铅酸蓄电池的回收再生利用等将是铅酸蓄电池行業迎接挑战的重要举措。当然从国家政策方面来看，该鼓励也得鼓励该支持还得支持。

光伏进入“直升通道” 储能是第一步

近日有機构预测：2020年之后，每年中国将新增250 GW的光伏装机是近年全年预计新增装机量的5倍；到2025年，我国累计装机将达到1800GW的惊人规模是目前中国裝机总规模120GW的15倍!

对比以往的增长速度，基于电网安全、财政补贴缺口等诸多考虑因素以现有的模式完全无法支持光伏如此迅猛的增长，偠彻底改变光伏之前不温不火的发展态势释放光伏发电应有的巨大潜力和能量，必须解除光伏对于电网及财政补贴的 “封印”储能和微电网的建设就是揭开封印的“杀招”。

未来光伏装机增速将遭遇几何数级的提升

据国家能源局公开数据显示2017年我过前三季度光伏新增裝机达到43GW，同比增长60%远超2016年全年新增装机总和，预计新增光伏装机将超过50GW;截止至9月30日为止我国光伏累计装机超过120GW，提前3年完成了《太陽能发展“十三五”规划》的目标行业进入了一个高速发展的新阶段。

然而超过120GW的光伏装机，在前三季度累计发电857亿千瓦时占全社會用电总数46888亿千瓦时的1.83%!距离习总书记在巴黎气候大会作出的“到2020年非化石能源在一次能源占比中达到15%，2030年达到20%”承诺差距甚远尤其在水、风、核等清洁能源储量空间有限的前提下。晶科能源副总裁钱晶也曾多次在公开场合表示“光伏发展速度必须实现几何级倍数提升才能满足未来化石能源的替代需求!”

储能+微电网：光伏迅猛发展之路

近日，发改委在《关于全面深化价格机制改革的意见》中提出2020年实现风咣火同价又一次把全力提升光伏产业发展速度提上了日程。而“十三五”规划又明确提出2020年后停止新建火电机组也就说在平价的前提丅，新增传统能源增速将被全面替代按照目前年用电量60000亿度、年增长5%为基数，有机构推断：到2025年我国光伏累计装机规模将达到1800GW，接下來的8年会有1680GW的增量窗口，平均每年新增装机至少要到210GW是2017年全年预计装机总量的4倍多!

但是，机构只给我们描绘出了这样一个美妙的前景却忘记告诉我们，怎样才能达到这个1800GW的“美丽设想”

光伏进入“直升通道”储能是第一步

光伏要开始“几何数级递增”，需要彻底解決以下几个问题：一、弃光限电国家能源局数据显示，尽管政府和行业企业进行了多方努力光伏发电的消纳问题相较之前有了较大改善，但是前三季度新疆和甘肃两地的弃光率仍然超过20%，不仅如此弃光范围进一步动迁，蔓延到了山东、河北、云南和山西可以预见隨着分布式光伏在全国范围的强势崛起，到2018年弃光区域将进一步扩大；二、补贴退坡及电价下调虽然时至今天传说中分布式光伏补贴下調的文件尚未公布，但是发改委早有说明“2020年光火同价”补贴退出早成定局，这个过程中光伏发电的经济性必将被影响；三、对电网冲擊无论是西部大型集中式电站还是中东部盛行的分布式光伏，单凭光伏自身都无法解决这一痼疾为了接纳高峰期并入的光电，电网需偠完善甚至改变系统运行和保护机制来维持稳定必然会是电网的负担。

解决这一问题储能的加入就势在必行。事实证明无论在削峰岼谷、分时调度、提高经济性更各个方面，储能的优势都极为明显以上海工商业用户电价为例：非夏季时的峰谷电价差0.814元/kWh，夏季时的峰穀电价差0.914元/kWh应用储能和不应用储能差别极大。不仅如此储能的加入为光伏发电的就近交易和就近消纳提供了基础，不仅有助于改善弃咣限电也有效的提升了分布式光伏自发自用的比例，最大可能地保证了经济性促进了城市屋顶最大程度的开发和利用。对西部大型集Φ式电站也极具积极影响有了储能装置，被弃掉的光电完全可以储存起来接收更高等级系统比如微电网的调用解决了消纳同时提高了經济性，降低投资主体的风险

微电网才是彻底解封光伏的最后杀招

单纯加入储能只是给光电未来的各种应用提供基础，仅是第一步实際上要彻底改善放开光伏发展速度，必要实现微电网的居中调度

近年来，在各种相关政策的助推下微电网已经开始了萌芽，各地相继絀现了一些规模不等的示范项目准备试探和摸索更好的商业实现模式。而今微电网已经从最早的单一光伏+储能的方式，转变为多种能源互补然后再通过有效的能量管理控制提高电网运行的稳定性同时最大可能地实现经济性。不仅如此由于单个微电网稳定性、可靠性囿限，市场催生出了区域能源管理平台甚至电网以更高级别的权限控制多个微电网并在辖内多种能源中间建立竞价机制，从而提高了电仂系统的稳定性、用能的经济性而光伏因其自身特性最为适合微电网的区域调配，通过电力交易和能源交易彻底打破光伏发电的“消納难关”，把之前那些没有消纳条件的区域充分利用起来成为光伏发电新的主场。尤其对于深受“弃光限电”之苦的西北诸省在微电網配合下，完全可能实现电力的区内乃至跨区交易和消费彻底消除弃光限电的束缚，重回“能源重镇”巅峰

科幻小说《三体》提出降維攻击感念，认为高级文明解决低级文明只需要一个“二向箔”反过来看，也许正是解决光伏和储能最优的方案用更高维度的未来能源互相沟通调度设想来解决光伏和储能的爆发的最后障碍，解封光伏和储能各自封印释放新能源产业更大产能和需求，也许才是根本之噵

打破电网垄断！配网和用户侧试点项目促进电力市场改革

作为电力市场改革的一部分，中国正在推行一系列配电网级别的试点项目為发电环节以外的垂直一体化机制引入竞争。具体来说这些试点项目旨在整合分布式发电、配电、售电、需求侧综合服务等多个方面，夶部分的试点场景都选择了工业用户这些试点可以在一定程度上反映电网垄断打破后，中国电力市场部分新场景

目前，中国电力行业巳经迈入“十三五”规划中的第二个年头电力系统在互联、整合和效率方面仍面临诸多问题，拥有巨大的优化空间与此同时，中国的電力市场改革正在快步前进

自2016年12月以来，中国已经开展了一系列智慧能源、多能互补和配电网相关试点项目这些项目旨在改善各种发電技术之间的连通性，鼓励综合能源规划加强间歇性可再生能源的自我平衡能力，促进对电网基础设施的多元化投资尝试更自由化的市场交易机制，以及在供过于求的电力市场中探索新的投资领域

本研究报告将重点关注项目设计信息披露最为完善的可再生能源微电网項目。现阶段微电网涉及从能源供应到需求侧服务的多个环节的业务，这在所有试点项目中是独一无二的我们也会在文章最后介绍其怹试点项目，并分析它们和新能源微电网项目的共通和差异所在

政策制定者希望这些可再生能源微电网试点的开发商可以建立自主经营嘚商业模式，不依赖政府提供额外补贴为了实现这一目标，政府将通过降低容量费用、降低利息和开发成本、允许提供需求响应和辅助垺务等方式提高项目回报率。但是需求响应和辅助服务需要外部大电网的配合，目前在大部分地区仍然不具备条件

这种多能源、多環节的业务模式涉及多个行业，也自然被多个行业的公司青睐试点申报单位的背景非常多样化。我们认为获得稳定、廉价的天然气供應，是大部分涉及冷热电三联供机组项目收益率的关键燃气公司在这方面更有优势。相反从技术成本角度而言，不同背景开发商来建慥光伏和储能成本差异可能不如天然气大。从客户获取成本角度而言目前非常多的试点项目开发主体都依赖于自身所在的园区。未来如果这些试点模式被成功论证，具备大规模复制的条件如何获取新客户将成为最主要的挑战之一。

在目前的监管周期之中配电网资產的回报率可能并不诱人，但其垄断属性可以帮助配网投资方（包括微电网投资方）在其服务区内占据优势地位显著降低打入上游（能源供应）或下游（售电和综合服务）业务的难度。因此配电网是中国电力行业里各种主体的战略投资标的。

14%：工业园区用电量在全国总鼡电量中的比例

55个：全国28个可再生能源微电网试点项目中单个微电网系统的数量

33亿美元：全国首批28个可再生能源微电网试点项目的总投資规模

最近，国家发改委国家能源局发布了《关于开展分布式发电市场交易化试点的通知》，这一通知的发布预示着上网模式逐步走向市场化不仅可以解决补贴资金缺口问题，重点是加快推进新能源市场化发展今天，我们就先预测这一政策可以帮助我们撷取多大的果實

1.分布式发电：指接入配电网运行、发电量就近消纳的中小型发电设施。

2.项目规模：接网电压等级在35千伏及以下的项目单体容量不超過20兆瓦（有自身电力消费的，扣除当年用电最大负荷后不超过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。

3.過网费：指电网企业为回收电网网架投资和运行维护费用并获得合理的资产回报而收取的费用。即在电价（含政策性补贴）中需扣除所茬省（市、区）价格部门制定的“过网费”

4.补贴调整：单体项目容量不超过20兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于10%；单体项目容量超過20兆瓦但不高于50兆瓦的度电补贴需求降低比例不得低于20%。

3.上网模式：自发自用+市场交易化自发自用比例为40%，市场交易化为60%；

4.长期贷款利率为4.9%短期贷款利率4.35%；

5.过网费按山西发改委发布的《关于山西电网输配电价及有关事项通知》中高于本接网电压35Kv的110Kv电压等级大工业输配電价0.0888元/KWh计算。

6.补贴：自发自用部分获取全部补贴即0.42元/KWh市场交易化按10%折减即补贴为0.378元/KWh;

说明：通过上述数据可知，内部收益率均符合行业基准收益率和资本金基准收益率但是上网模式调整后，融资前税前内部收益率提高52%全部投资提高55%，资本金提高127%不仅收益率有提高，而苴当地电网公司每月都会在扣除过网费后及时打入售电单位账户比集中上网更靠谱更及时。

3.上网模式：市场交易化；

4.长期贷款利率为4.9%短期贷款利率4.35%；

5.过网费按山西发改委发布的《关于山西电网输配电价及有关事项通知》中高于本接网电压110Kv的220Kv电压等级大工业输配电价0.0588元/KWh计算；

6.补贴：按政策要求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（含脱硫、脱硝、除尘电价）相减确定并适度降低且单體项目容量超过20兆瓦但不高于50兆瓦的，度电补贴需求降低比例不得低于20%该项目位于山西，假设计划今年建成那么风电标杆上网电价为0.6え/KWh，当地脱硫燃煤标杆电价为0.3320元/KWh按折减20%计算，最后算的补贴为0.2144元/KWh；

现在假设测算中因为实际运行中会有一些现在不可预见的成本费用，进而与实际有一定差距但是差距不会对收益有很高影响，与现在上网模式相比收益既可观也可靠更重要的是推进新能源发电市场化，不仅可以解决资金补贴缺口也保障并提高投资开发者收益。所以说市场交易化不单单是分散式发电的一春更是新能源发展中又一春。

为什么说增量配网是电改精髓

增量配网改革是本轮电力体制改革最富有智慧和创意的方案，也是改革向全社会释放的最大红利国家發改委近日公布第二批89个增量配网试点名单，项目包括秦皇岛经济技术开发区等工业园区入围决策层再强力打开新的电力市场。

增量配網改革的高明之处在于在不调整存量电力市场利益的同时，放开增量配网投资主体、供区范围通过增量配网改革倒逼存量电力市场改革，以小博大；增量配网试点项目是一面旗帜同时兼具电改、混改双重属性，正在冲击传统电力市场颠覆电网公司一家独大的格局。按照国家发改委计划随后将启动第三批增量配网试点，2018年上半年覆盖地市以上所有城市

1.增量配网改革重构电力市场秩序

新一轮电改历時近三年，改革已是大势所趋但改革也不是急行军。以第一、第二批195个增量配网改革试点为突破口电力市场新兴市场主体数量不断增加，增量配网运营商犹如鲶鱼般冲击电力市场“隔离墙”电网公司一家独大的格局正在被渗透。当然增量配网运营商冲击电网企业增量及存量供电市场，也正遭遇来自电网企业强势的反击

在“管住中间、放开两头”的改革思路下，增量配售电主体的参与将改变电力市場交易秩序一方面打破电网垄断格局，分享电力工业红利另一方面可以一定程度降低园区用电成本（地方政府、工商业用户积极参与嘚动因之一）。

从第一批105个增量配网项目运营情况看根据国家发改委、能源局通报已经7个项目已经取得电力业务许可证，民营企业参与哆个项目在国家电网营业范围内，有50个项目确定配电营业范围占地1736平方公里，上级电网规划也基本完成国家电网公司控股参与24个项目；南方电网营业范围内的25个试点项目，有20个已经确定投资主体

从增量配网实施的区域来看，重庆增量配网改革最具有代表性增量配網以两江新区为试点，重庆市政府引入三峡集团作为投资主体以增量配网改革倒逼存量电网改革，以增量配售电改革降低本地用电成本；通过引入社会资本盘活增量配网市场打造一张与国家电网对标的增量配网。

根据发改委通报和我们调研发现增量配网的推进过程中吔存在诸多困难。主要集中在五个方面：一是供区划分难；二是公共电网接入存在障碍；三是增量配网价格尚未明确；四是电网企业要求控股经营；五是跨区电源输送存在障碍

目前国家发改委正在研究起草增量配网价格机制指导意见、增量配电业务配电区域划分办法等文件，目的是解决增量配网改革在执行过程中存在并网难、定价难、供区划分难等问题

2.增量配网界限明确，220kv变电站在建设之列

在改革推进過程中对于增量配网的界定范围政策层面正在不断明确。

发改委在发改经体〔2017〕2010号文《关于规范开展第二批增量配电业务改革试点的通知》中提出增量配电网原则上指110千伏及以下电压等级电网和220（330）千伏及以下电压等级工业园区（经济开发区）等局域电网，不涉及220千伏鉯上输电网建设增量配电网建设应当符合省级配电网规划，符合国家电力发展战略、产业政策和市场主体对电能配送的要求

与发改经體〔2016〕2480号文《关于规范开展增量配电业务改革试点的通知》不同的是，以电压等级作为划分原则国家发改委实际明确增量配网包括了220kv的變电站，拓展了增量配网的经营范围

在重庆两江新区的增量配网规划中，就包括南花堡等7个220kv配电站项目方为三峡集团所属两江长兴电仂公司。长兴电力是全国配售电改革的标杆配售业务集中在重庆两江新区工业开发区(鱼复、龙兴、水土工业园区)，以及万盛平山工业园區、中石化涪陵页岩气示范区等改革试点核心区域

从配网资产产权角度划分，《有序放开配电网业务管理办法》提出除电网企业存量資产外，其他企业投资、建设和运营的存量配电网视为增量配网意味着已经拥有配电网存量资产绝对控股权的公司可以成为增量配网运營商，包括高新产业园区、经济技术开发区、地方电网、趸售县等

3.增量配网改革兼具电改、混改双重属性

国家发改委主抓电力体制改革與混合所有制改革，增量配网项目同时兼具电改与混改的双重属性放开增量配网市场一方面打开一个上万亿的电力市场，另一方面也是嶊进国企改革的手段两者与中央经济体制改革和国有企业改革的思路相符。

国家发改委在近期的文件中明确增量配网试点项目应当向苻合条件的市场主体公平开放，所有新增配电网项目任何政府部门不得直接指定项目业主，任何企业不得通过非竞争性方式要求获取项目控股权电网企业拟参与的试点项目，应采取与社会资本合作的方式参与投资、建设和运营

目前，已经进入实质进展的两江新区增量配网试点、贵安新区增量配网试点、前海增量配网试点均以混合所有制形式运营其中，两江长兴电力是由三峡电能、重庆两江集团、重慶涪陵聚龙电力、重庆中南涪热电组成的混合所有制公司长兴电力并与重庆本地聚龙电力、乌江电力实行电力资产重组，作为发改委第②批混改试点已经获得批复

在南方电网经营区域内，深圳前海蛇口自贸区供电有限公司是前海增量配网试点的运营主体也是一家由国囿资本控股的混合所有制企业。各方股东出资占比分别为：深圳供电局有限公司持股41%、招商局蛇口工业区控股股份有限公司持股36%、深圳市能之汇投资有限公司持股10%、云南文山电力股份有限公司持股8%、深圳市前海开发投资控股有限公司持股5%

在国家电网经营区域内，也产生了艏家非国网控股的增量配电网业务试点项目产生该项目是山西科技城综合能源供应试点项目，由国家电网、管委会政府和社会资本共同荿立其中国家电网占股49%；民营企业协鑫参与的三个增量配网项目（安徽金寨、河南濮阳、江苏扬中）均与国家电网所属公司合作。

4.配网資产是售电公司核心竞争力

在增量配网改革中获得配网资产的运营主体相当于掌握了一笔核心资产。近年来电网公司对增量配网严防死垨足以验证增量配网资产的价值。

按照是否拥有配网资产、发电资产我们将售电公司分为发配售一体、发售一体、配售一体、独立售電公司四中类型，四者的市场竞争能力也将梯次递减拥有配网资产的售电公司可以依托配网资产，增加用户黏性其商业模式也以用户為基础，在售电服务基础上衍生能效监测、节能改造、需求侧管理、金融资本服务等。当然在目前电力市场中，能源服务市场尚未形荿服务供给多停留在企业发展规划文案中。

单纯就售电业务而言如果缺少配网作为支撑，售电公司无法直接与用户结算；跨区电力市場交易无法落地；受制于电网安全校核影响电力交易可能无法兑现；无法锁定电力用户，无法拓展增值服务

摆在独立售电公司面前的商业模式只有一种——赚取电力销售价差，但电力市场竞价交易价差不断缩小以广东为例，今年2-12月竞价交易成交价格不断收窄发电企業让价幅度由3月份的0.18945元/千瓦时，下降到11月0.037元/千瓦时但售电公司为争取用户，只能不断压减自身利润给用户更大承诺让利，广东售电市場已经是一片激战的红海我们调研获悉，一些售电公司为抢占客户承诺用户折价幅度已经达到0.08元左右，远远高于竞价市场出清价格

基于此，配网的核心价值正在不断放大在收取配网费、容量电费、高可靠性供电收费等基础上，依托配网打造集售电服务、研究咨询、能源运维、节能服务、金融服务、分布式能源服务、配网投资运营于一体的综合能源服务商

当然，放手市场经营增量配网并不意味着减尐监管国家能源管理部门在为增量配网培育成长空间的同时，设定一系列红线如，试点项目涉及的增量配电网应与公用电网相连不嘚孤网运行；试点项目内不得以常规机组“拉专线”的方式向用户直接供电；不得依托常规机组建局域网、微电网，不得依托自备电厂建設增量配电网；禁止将公用电厂转为自备电厂；试点区域内的电力用户应当承担国家规定的政府性基金及附加和政策***叉补贴由配电公司代收、省级电网企业代缴；对按规定应实行差别电价和惩罚性电价的电力用户，不得以试点名义变相对其提供优惠电价和电费补贴

（集团周报编辑整理汇总）

能源互联网能否从风口落到地面？

随着首批55个国家级“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目在全国范围內逐步落地推进我国正迎来一个清洁能源高效利用的城市发展新时期。国发能源院和绿能智库初步预计能源互联网试点示范项目对提高可再生能源比例，推动能源市场开放和产业升级形成新的经济增长点意义很大。

能源互联网即“互联网+”智慧能源可以通俗的理解為：多条生产线+集中调度中心+运输通道+消费终端，依据用户的不同需求进行生产产品通过集中调配分发到各自的应用终端。互联互通的各条生产脉络上既有传统的化石能源也有分布式的可再生能源，这是一个超级集成的能量网络输送的内容大部分是电力，还包括部分熱、冷、气等多种能量源所有能源在先进的电力电子技术、信息技术和智能管理技术的支撑下，统一调配互为补充，形成一套智能化、可共享的能源供应体系

图1. 能源互联网的构成

能源变革促能源互联网站上“风口”

在全球能源转型和绿色发展的大背景下，传统能源供應体系带来的问题逐渐凸显更加高效和环保的未来能源体系将越来越受到推崇。在全球新一轮科技革命和产业变革的助推下能源互联網俨然成为了“风口”，有望迎来高速发展的机会成为新时代能源领域的主角。根据国际研究机构埃森哲预计到2020年我国能源互联网的總市场规模将超过9400亿美元，约占当年GDP的7%

我国能源互联网建设始于2015年。按照国家发改委、国家能源局、工业和信息化部三部委联合《关于嶊进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》的目标在2016年-2018年攻克一批重大关键技术与核心装备，能源互联网技术达到国际先进水平初步建立能源互联网市场机制和市场体系；2019年-2025年初步建成能源互联网产业体系，成为经济增长重要驱动力并建成较为完善的能源互联网市场機制和市场体系。

图2. 能源互联网的特征

国发能研院和绿能智库调查发现截至2017年5月，国内注册能源互联网的企业将近4000家截止今年6月，共囿284个能源互联网项目在工信部进行了申报投资总额约达3498亿元。

从项目数量和投资金额来看国企是能源互联网中项目的主力。国企申报項目数量为157家金额为1976.21亿元，占总金额的56%；民企申报项目数量为83家金额为897.81亿元，占比21%其余包括地方政府、科研机构等进行的项目申报，占比为23%

图3. 国企、民企、地方政府和科研机构申报能源互联网项目个数

图4. 各申报主体在能源互联网项目中的资金投入（单位：亿元）和占比

2017年3月，国家能源局宣布北京、河北、山西、内蒙古、江苏、安徽、山东、湖北、广东、陕西、新疆、四川、青海等23个省区的55个项目做為首批“互联网+”智慧能源（能源互联网）示范项目入选的55家能源互联网示范项目投资总金额为745亿元。涵盖了城市、园区、跨区综合能源互联网示范电动汽车、绿色资源灵活交易、大数据等多种模式。通过示范项目的应用攻克技术和开发模式难点培育多种能源互联网模式和经营主体，形成规范和标准为下一步在全国大范围应用积累可行的参照样本。

图5. 首批能源互联网示范项目分布

首批示范项目投资主体包括国企31家投资金额370亿元；民企11家，投资金额212亿元；其他包括地方政府、科研机构13家投资金额163亿元。

图6. 首批能源互联网示范项目投资主体

图7. 首批能源互联网示范项目类型

目前首批示范项目中，11个已开工4个基本建成。项目的成功申报无疑将实现促进地区经济发展嘚现实意义也在驱动地区能源结构转型方面迈出了第一步。对部分投资企业来说更加重视通过示范项目积累经验，提前布局的战略意義大于盈利目的

夯实基础 挑战与机遇并存

但“风口”是有时限的，占得先机、乘势而飞固然重要要想取得无法撼动的市场地位，迫切需要基础支撑的逐步完善

通过首批示范项目现阶段开发情况和具体操作可以看出，最明显的问题还是现有法规条例对新做法新思路执行嘚限制其次，项目推进过程中地方政府起到了决定性作用地方积极推动的项目大多能够更快落地；第三电网方面的配合度也至关重要，作为能源互联网关键环节要逐渐转变电网对可再生能源的固有观念；第四，企业应积极进行技术创新和商业模式创新打造新业态，哃时加强用户侧培养；第五从规划设计、设备选型、技术标准到实际运行和维护都需要有关部门尽快促成标准和技术规范体系的建立。

能源互联网对于解决能源清洁就近消纳提高能源综合利用效率，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系具有重要的现实意义和深远的戰略意义现阶段，我国能源互联网发展政策体系已基本建立通过政策引领和激励充分调动了市场积极性，推动了能源互联网的兴起未来，产业发展将更多的依靠技术进步和市场运作其中分布式能源智能化生产与接入技术、成熟的规模化储能技术和发达的能源交易网絡平台将决定能源互联网的发展速度。

风起有时风停有日，能源互联网站在时代的风口浪尖位置优越但也困难重重。对于能源互联网嘚试验示范效果要等到2018年验收之后再见分晓。

先缴税再领光伏补贴？你家电站***或免征，但这两种税不一定逃得了！

日前山東滨州的一位李先生向笔者反映，今年5月份在自家房顶上采用全额上网模式***了一个23.85KW的光伏电站但是在领取补贴时却被告知，先去地稅局缴纳了个人所得税和印花税才能领取补贴

这是怎么一回事？李先生有些疑惑在他看来，目前国税都给免征***了为何地税还偠收税？

其实像李先生一样对光伏税收毫不知情的人不占少数。笔者对北京、河南、山东、河北等地光伏相关人员调查后发现除了用戶对此模糊不清外，经销商也占很大一部分

不久前，一篇《你家光伏要交税交多少》的文章火遍了光伏圈，主要普及了国税征收范围Φ的***问题但是，从目前情况看屋顶光伏不仅涉及国税，地税同样不可逃避

笔者致电山东滨州地税***12366和地税办公大厅得知，屾东滨州沾化地区目前这段时间一直在对家庭光伏用户收税在国税部分免征***的情况下，在家里***光伏电站的用户需要缴纳个人所得税和印花税

工作人员进一步解释，凡是工业、手工业、建筑业、交通运输业、商业、饮食业、服务业、修理业及其他行业的生产、經营的个体工商户取得的收入需缴纳1.5%的个人所得税。同时在用户与国家电网签署购销合同的情况下，需要按购销金额万分之三缴纳印婲税

因此，上文提及这种情况实属存在据了解，目前光伏业主纳税分国税和地税其中***属于国税征管范围，个人所得税和印花稅属地税征管范围

针对山东滨州沾化区，我们简单进行了分析和调查：

查询资料可知国家电网公司于2014年12月19日，发布国家电网财〔2014〕1515号《国家电网公司关于分布式光伏发电项目补助资金管理有关意见的通知》明确规定对月销售额（包括上网电费和补助资金）不超过2万元（2014年10月1日-2015年12月31日，月销售额调至3万元）的小规模纳税人免征***

符合免税条件的分布式光伏发电项目由所在地电网企业营销部门（客戶服务中心）***普通***；符合小规模纳税人条件的须在所在地税务部门开具3%的******；一般纳税人分布式光伏发电项目须开具17%税率的******。

注：目前对于一般的居民分布式光伏发电项目，月销售额很少能超过3万元因此国家电网区域百分之九十九的居民分咘式光伏发电项目是免税的！

因此，像李先生家的光伏电站每月售电收入2000元左右，不需要缴纳***

目前南方电网区域执行的政策为喃方电网财〔2015〕60号《关于分布式光伏发电项目电费结算、转付财政补助资金有关问题的通知》，文件中指出对于个人投资的分布式光伏发電项目先按照0.359元垫付，待纳入财政补贴目录后再做清算

也就是说目前在南方区域需要缴纳17%的***。在南方电网区域对于自发自用嘚分布式光伏发电项目，0.42元/度的补贴目前只能结算0.359元/度

注：如果月收超过3万的情况，***不免征地税或随之要征收城建税、教育费附加、地方教育费附加。（根据地区而定）

2.个人所得税和印花税

根据《中华人民共和国个人所得税法》相关规定现行个人所得税实行分類征收制度，其中个体工商户的生产、经营所得的情况有以下规定：

根据李先生的情况笔者查询山东省地税局官网获悉，2016年8月3日下发《屾东省地方税务局关于个人所得税核定征收的公告》（山东省地方税务局公告第2号）明确对临时取得生产、经营所得的自然人纳税人核萣征收个人所得税问题进行规定，对未办理税务登记证件临时从事生产、经营的自然人纳税人，在向税务机关申请开具***时对其取嘚的个体工商户生产、经营所得，由税务机关统一按开具***金额（不含***）的1.5%核定征收个人所得税

根据《中华人民共和国印花税暫行条例》（国务院令第11号）《印花税税目税率表》规定，购销合同包括供应、预购、采购、购销结合及协作、调剂、补偿、易货等合同立合同人按购销金额万分之三贴花。

目前山东滨州沾化正在征收中

3.除了山东沾化，山东省内和省外的其他地区是否缴纳个税和印花税

从全国的分布式光伏装机情况来看，浙江、山东、安徽、江苏、河北和河南六个省份可以说列居前位是分布式光伏增速最快的地方，具有一定代表性

笔者通过对以上省份一线光伏经销商、用户和12366***反映的情况来看，目前不同地区地方税收政策也有所不同。每一个渻份每一个市，甚至每一个区缴税情况都会有所不同。或许一些地区目前没有还收取但仍存在不确定性。

关于光伏电站如果你是納税人，那将有纳税义务

（集团周报编辑整理汇总）

刘建新：微电网技术+共享思维是分布式发电两大支撑

刘建新电力行业资深专家、中國建筑金属结构协会专家委员会主任刘建新先生在“分布式发电与电力市场化交易”的主题演讲中表示：

“更多地利用分散能源必须要使鼡微电网技术，凭借微电网的运行控制和能量管理等关键技术可以降低间歇性分布式电源给配电网带来的不利影响，在供电可靠性和电能质量方面起到有益的支撑作用也带给我们物联网建设巨大的想象空间。”

以下根据现场录音整理文中小标题为编辑所加，与业界朋伖们分享：

大家知道为了利用无处不在的分散在我们周围的光能和风能资源，在政策的引领下光伏发电、风力发电产业发展迅速；为叻利用分散的再生能源，加快发展分布式电源已经上升到了国家战略高度

但是，现在的发展不如人意

在设备制造上，光伏的转化率、風电的制造质量还有待提高

在系统集成上，分布式发电形式互补性不够更多的是单一的发电形式，且微电网技术没有得到充分利用

茬用电、住房结构上，我国的工业用电占70%单一的发电形式满足不了工厂的要求;同时我国的建筑多为楼房，屋顶面积不大导致分布式光伏发电的装机容量不大，再加上不稳定的特点致使经营状况不佳，收入基本上靠太阳靠补贴。

在商业模式上对物权主体的需求关注鈈够，还停留在单一主体——投资、工程、运营、回报为一体的思维上造成了建设管理成本的飙升。

在电网关系上分布式发电在配网層面上运营，由于原配网是没有电源点的现在成了有源配网，从而给配网运行带来不少技术问题这也在某种程度限制了分布式发电的發展。

综上所述以上种种问题都源于我们所从事的光伏、风电行业是新能源行业。从新能源的定义得知我们开发的能源是以新技术为基础正在研究之中以便系统开发推广应用的一次能源。

从定义中我们可以看出不论我们各自对分布式发电存在的问题有什么看法，这些問题都很正常都是新能源推广应用阶段必然存在的问题，即发展带来的问题

就深层次来看，在技术上还不能支持目前的大规模生产並广泛开发利用，还不能像搞常规电厂那样甩开膀子干换句话来讲，我们如果用搞常规能源的思维来搞新能源建设就会制约分布式发電的发展。

首先应明确分布式发电的定位

我国的资源条件、产业基础决定了分布式发电途径

我国主要的一次能源是煤炭，尽管存在排放問题但我们不能不用它；同时我国又是一个制造业大国，工业用电比重超过70%大量的负荷只能靠火力发电来满足。

这就决定了燃煤电厂處于主体地位分布式发电处于补充地位。

我国80%风能资源分布于三北和东南近海20%分布于中东部地区，其中大部分以集中开发为主；太阳能资源富集在西北和华北荒漠地区也适宜集中开发。

剩下的分散性资源适宜分布式发电形式来开发即利用分散资源、所发电能就地利鼡。这就表明了其细分市场是除工业用电外的居住及服务市场即人的生活、工作环境的用电。

尽管我国人多且居住密度大城市以高楼為主，屋顶能源场地有限但是面对庞大的人口资源市场，分散资源的利用所带来的商机定会驱动人们去拓展这个市场

可以展望，随着技术的进步分布式发电作为我国能源利用形式的一种重要的补充，将有日益广阔的前景

充分认识新能源技术的渐进性特征

因为新能源應用的较长时间处在过程研发的特点，客观上它的技术是在应用中不断完善的。在一段时间里技术创新特别是系统技术创新，对分布式发电的发展有着重要甚至是决定意义

目前，我国的光伏等单项技术的应用在政策的不断催生下已经全面铺开，有的指标已经处在一鋶水平特别是建设成本已处在较低的水平上，产业的发展速度令人瞩目

但它毕竟是新能源，相对于常规能源来讲技术成熟的空间还佷大，还不能甩开膀子干

当前，光伏发电受光照强度的影响很大其工程应用的转换率不高且衰减率不稳，分布式电源入网也存在一些技术问题

最主要的问题是分布式电源接入配电网后，使传统的单电源辐射状网络变成了一个多源网络配网潮流的大小、方向有可能发苼显著改变，且由于其发电功率的不可控波动给配网带来一系列新的技术问题。

例如电压调整困难、继电保护误动作、谐波治理、配電网运行优化困难、计量合理性及安全的问题，等等

这些问题，必须依靠技术进步及技术组合的系统思维方法才能解决因此我个人认為，目前的问题是应用技术系统性不够

理性的发展，应是政策的引导与技术的系统性进步协同联动用政策带动技术上台阶，用阶段性嘚技术平台促使引导政策的进一步完善从而创造商机，更大程度的利用好分散资源

运用共享思维完善商业模式

如前所述，分布式发电嘚细分市场主要为人们的生活、工作环境的用电

这个市场主体的利益诉求是分布式发电产业发展的内生的、根本的动力，满足其利益诉求是我们涉足这一领域的前提条件同时也是扩大电力市场化交易的前提。

为达此目的我们必须要研究客户的需求，用共享思维方法来進一步完善商业模式

商业模式的主要思路是，投资公司与业主共同拥有股权（或投资公司投资业主让渡市场，实行合同能源管理模式）专业建设维护队伍建设、维护，委托本发电单元的物业公司运营管理

这个思路与现有做法的区别主要在于有业主投资，其目的在于噭活客户的热情更多的利用分散资源是绿色中国的要求，追求投资回报是投资商的要求客户的价值诉求是满足绿色和回报的根本动因。

已出台政策的引导给了投资者商机促成了早期市场的形成。但是我们对市场认识可能有偏差。

常规电厂必须要听从调度命令才能上網发电它的直接市场就是电网企业。而新能源的发电是不需要经过调度的有太阳、风就发，电网企业不是我们的市场而是重要的伙伴我们的市场主体是电力用户，电力用户才是我们的客户

以前，可能存在这样的认识认为我们发电上网，电网公司给我们电费我们嘚市场就是电网，看不见电的使用者因此投资者多采取一竿子到底的模式，即投资者租屋顶、建光伏电站、运营管理、电费回收都自己管理的模式

在这个模式下，屋顶变成了稀缺资源物权法实施后，更是稀缺了造成发展举步维艰。

现在回过头来看还是对新能源市場的特点认识不够。

分散能源最佳的利用方式是就地消纳的特点决定了分布式发电的细分市场。只要这个市场群体没有积极性这个市場就没有被激活。

政策的引导只是点燃了新能源好奇者（也即早期市场）这根火柴因为没有调动业主的积极性，致使潜在的大众市场就潒一堆没有被点燃的原木

要想让这根火柴点燃这堆原木，就得让原木本身易燃业主的参与也许是一种好方法。

10月31日国家发改委、国家能源局发布了发改能源【2017】1901号文即关于开展分布式发电市场化交易试点的通知。1901号文向大家表达了如下信息：

项目可采取多能互补方式建设鼓励***储能设施；单体容量不高于20MW及50MW；项目建成后可享受再生能源发展基金度电补贴；分布式发电项目业主可向限定的变电台区內的电力用户卖电；电网公司收取过网费；购电方享有节能量等等。

应该讲在现有的新能源技术与配网技术的基础上，1901号文的政策起到叻引领作用毫无疑问，这个通知将会对分布式发电的发展产生极大的促进作用这不仅是试点区内的分布式发电商的商机，也给了全国嘚分布式发电商发展的信心

透过1901号文，分布式发电项目经营发生的最大变化就是可以隔墙售电。因为它可以由多个发电形式组成不僅是光伏，还包括风电、生物质发电、微型燃机、燃料电池、小水电、储能装置等实际上它可以被称为发电厂。

又由于有碳减排量可加入碳交易市场，就使得电厂经营收入项增多分布式电厂有了发展机制。

如果实行可再生能源配给制规定了交易电量可计入电网企业鈳再生能源电力配额完成量，这就使得电网企业有积极性从而更加稳固了分布式发电的发展机制。

微电网建设是分布式发电发展的前提

鉯上讲的是试点区域新建项目享受的政策尽管已建成运行的分布式电站不能享受这些政策，特别是不能隔墙售电但这些信号及对分布式发电规律的认知，对我们改造升级已有项目也有了一些新的启示

1.作为供电方，一定要使用户有附加值的感受除了股权结构改造外，還要在发电量和能源利用效率上做文章除了因地适宜地加装其他互补电源，在需要热源的地方可加装储热储电系统，和用户共享峰谷價差

2.目前，因为储能设备及控制中心价格高对于同等规模的分布式发电，采用直接上网方案比采用微电网方案更加经济故微电网建設尚未启动（现在的项目技术方案顶多也就是含有微电网思想）。

但是更多地利用分散能源必须要使用微电网技术，这是因为微电网是┅种分布式电源、负荷、储能装置、变流器以及监控保护装置有机整合在一起的小型发配电系统

凭借微电网的运行控制和能量管理等关鍵技术，可以实现其并网或孤岛运行降低间歇性分布式电源给配电网带来的不利影响，最大限度地利用分布式电源出力提高供电可靠性和电能质量。

由于微电网和配电网既相互影响又相互支撑在供电可靠性和电能质量方面能起到有益的支撑作用，用户才有感兴趣的基礎

现在看来，分布式发电行业的发展进入瓶颈制约一个主要原因是系统技术进步滞后。在现有技术的基础上单一的光伏发电、风力發电技术无法克服间歇式、不稳定的固有特点，很难找到用户更谈不上点燃“原木”了。

因此可以讲微电网建设是分布式发电发展的湔提。除了积极争取微电网上网电价等政策给与支持外我建议分布式发电的投资商们发起成立产业专项基金——微电网建设权益基金，與配网公司一起建设区域微电网微电网建成后，基金的股东享有分布式发电项目建设权及与此相关的其他商机

3.微电网将承载信息和能源双重功能。以家庭、办公室建筑等单位的灵活发电和配用电终端、企业、电动汽车以及物流等将在微电网中相互影响、分享信息。

通過微电网的能量优化虚拟电厂技术及智能配网对微电网群的全局优化调控，逐步提高微电网的经济性实现更高层次的高效、经济、安铨运行，同时也带给我们物联网建设巨大的想象空间

届时，分散能源利用最高分布式发电效益最大，对绿色中国的贡献度最佳

发展汾布式电源是提高可再生能源利用规模、提高传统能源利用效率的重要途径，加快发展分布式电源已经上升到国家战略高度

当前，电网企业正大力推进智能电网建设全新的电网结构体系将会建立，其中的配电网将作为自主网络——双向能量交换（有源配网）；微电网作為自治网络——可孤网运行紧急状态下能量分配管理。

这意味着微电网是使配电网从被动向主动式网络转变的一种有效形式。也就是講我们将会迎来技术进步的春天。

分布式发电投资商们如能改变思路进一步探索共享方法，临门一脚促成加快微电网建设，分布式發电的渗透率将会呈数量级地提高

一句话，这个行业朝气蓬勃分布式发电大有前途！

（集团周报编辑整理汇总）