【政策法规】国家发展改革委 国家能源局关于印发《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》的通知

  【政策法规】国家发展改革委 国家能源局关于提升电力系统调节能力的指导意见

  3月19日，原光大集团副董事长、光大国际行政总裁陈小平先生到访智慧能源集团（以下简称“集团”），交流讨论了当前智慧能源发展形势及集团发展相关工作。

  集团总裁王勇人、北京智慧能源资本有限公司董事长刘涛、集团顾问刘建平等领导出席座谈交流。

  智慧能源投资控股集团是我国率先提出智慧能源概念、注册智慧能源商标、开展智慧能源实践的企业。集团主要是做能源互联网、分布式能源、智慧微能网、能源区块链、能源大数据、合同能源管理、智慧能源交通，以及规划设计、研发技术、系统集成、建设运营、金融投资等，经营事物的规模覆盖智慧能源全产业链。目前，集团正以创新为引领、以项目为载体、以技术为支撑、以资本为保障，着力打造“互联网＋”智慧能源应用场景。

  国家发展改革委 国家能源局关于印发《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》的通知

  各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、经信委（工信委、工信厅），国家能源局派出监管机构：

  为深入学习贯彻习新时代中国特色社会主义思想和党的十九大精神，全面落实《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）及其配套文件要求，逐步推动增量配电业务改革，根据《有序放开配电网业务管理办法》等有关法律法规，国家发展改革委、国家能源局制定了《增量配电业务配电区域划分实施办法（试行）》。现印发你们，请认真贯彻执行。

  各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委（能源局）、经信委（工信委、工信厅）、国家能源局各派出监督管理的机构，国家电网公司、南方电网公司，华能、大唐、华电、国电投、国能投集团公司，国司、华润集团，中国国际工程咨询公司、电力规划设计总院：

  为贯彻落实党的十九大精神，按照2017年中央经济工作会议部署，以习新时代中国特色社会主义思想为指导，扎实推动能源生产和消费革命，推进电力供给侧结构性改革，构建高效智能的电力系统，提高电力系统的调节能力及运行效率。

  中国政府将“智慧城市”定义为“运用物联网、云计算、大数据、空间地理信息集成等新一代信息技术，促进城市规划、建设、管理和服务智慧化的新理念和新模式”。总体而言，关于智慧城市的政策分为四类。第一类是智慧城市建设的具体规划与政策，包括政府长期规划、建设方案、指导意见、项目管理方法等。第二类是在政府的国民经济社会信息化建设总体设计中专门列出的智慧城市政策。第三类是“城市信息化建设”或“数字城市建设”的有关政策，这些项目与智慧城市建设目标类似。第四类是由多个中央部委联合开展的试点项目，着重关注智慧城市建设或相关基础设施。

  2014年9月，国家发改委联合七部委7发布《关于促进智慧城市健康发展的指导意见》（以下简称《意见》）。《意见》作为战略政策文件，为中国的智慧城市建设确立了根本原则，包括应用智慧技术推动综合公共服务，推动数字平台的数据收集与分享，促进执法（如通过智慧技术促进依法纳税），推动电子政务，完善群众诉求表达和受理信访的网络站点平台等。《意见》强调，智慧城市的建设必须以人为本、务实推进；因地制宜，以城市发展需求为导向；市场为主，同时杜绝不必要的行政干预。

  国务院颁布的《国家新型城镇化规划（2014-2020年）》第十八章第二节将智慧城市建设作为重点。智慧技术在城市中的关键应用领域包括：

  目前，国内各地智慧城市建设的重点和发展路径各不相同，同时，各地智慧城市建设也具有规律可循，即围绕城市总体发展的策略，选择智慧城市建设的重点和发展路径，实现智慧城市和城市总体发展的策略的统一。

  2016年11月8日，《深圳市新型智慧城市建设工作方案（2016-2020年）》经深圳市新型智慧城市建设领导小组审议后原则通过。按照该《工作方案》，深圳市力争到2020年构建起宽带、泛在、融合、安全的智慧城市基础设施，形成高效便捷、无处不在的信息服务，建设全程全时的公共服务体系，打造低碳绿色环境友好的宜居城市，智慧城市建设达到国际领先水平。根据原则通过的《工作方案》，深圳市新型智慧城市建设将在公共服务、社会治理、信息经济、城市环境、基础设施和信息安全等方面着力。

  为了更好地把握国内智慧城市发展动态、分享建设经验、探索发展规律、打开发展新思路，国脉互联智慧城市研究中心开展了第六届全国智慧城市发展水平评估。

  此次评估得分前十名的城市分别是深圳、上海、杭州、北京、无锡、广州、宁波、佛山、厦门、苏州。其中深圳和上海得分超过80分，领跑其他城市，杭州、北京、无锡、广州四个城市成绩均在70分以上，智慧城市建设成果突出，而宁波、佛山、厦门、苏州四个城市成绩则在60-70分之间，智慧城市建设成果相对较好。总的来看，前十名城市在总分成绩上存在一定差距，但每个领域得分较为均衡，说明以上城市的智慧城市建设注重均衡发展，这为我国其他城市建设提供了良好的标杆示范。

  关于对储能行业的认识，可以把光伏拿出来做一个比较，光伏行业是非常有意思的。在光伏行业，有1万亿的资产，存量的光伏电站达到100G的资产；每年的电费现金流达到了1千亿；每年新增的资产超过了千亿规模，今年可能达40到50GW，增量资产有2000多亿；股市定增差不多有70多笔，从股市上拿到了1000亿。

  在政策方面，光伏是非常典型的政策推动的产业，因为政策的推动，每一轮政策调整，会带来光伏在细致划分领域非常典型的短周期现象。最开始是从国外光伏补贴政策，到我们的祖国出台的初始造价补贴，到后来的上网电价补贴。第一轮拉动的是设备出口，催生了当时光伏行业的中国首富，到现在的扶贫、领跑者，再到分布式。业内企业对于细分跑道的判断失误，一方面在市场切换的时候，会留下一批所谓的问题资产、项目，还有就是在细分的领域里，一个企业是很难从头到尾能领跑、成为行业龙头的。

  光伏这样一个万亿级的产业，现在又站到一个十字路口，在后续分布式项目中，到底是美国为代表的自持模式主导，还是国内之前的第三方投资模式主导，值得拭目以待。我们预判到明年光伏的组件有可能跌破2.5元/瓦，光伏的系统造价有可能跌破5元甚至更低，光伏的市场和有突出贡献的公司会出现进一步的转型和细分，会出现更多的一站式的服务企业，在技术上跟储能捆绑，在服务上从备案，到电网接入，到融资都能够提供。

  储能行业在做政策的顶层架构设计的时候，很看重培育、推动市场化为主导的长周期产业高质量发展，保证储能企业在市场当中更客观、更持续的去做发展的策略、判断和布局，《指导意见》发布之后，几个区域里，慢慢的开始有省级和地市级的政府，开始出台区域性补贴政策，这是非常利好的消息。

  还有国家电网和南网，对储能的应用，特别是《指导意见》发布之后，做示范和试点项目的积极性非常高。可以预测随着政策的出台，第一大类储能市场的爆发是电力公司、电网公司的自投项目，可能会出台一大批节能技改、试点示范项目，这将给储能的产业，在设备销售，工程服务上面提供一个全新的规模化市场。

  在细分领域，一些峰谷价差比较高的区域需要我们来关注，会出现在用电侧、电网侧的储能应用市场，这些项目更多需要储能行业的电池制造商、EPC集成商等第三方来投资，而不是电力公司和电网公司做自持型的投资。

  第一，成本的因素。成本包括开发成本、建设成本、融资成本、经营成本。开发成本要关注储能项目开发过程中隐性成本，包括时间、费用。现在社会、企业对于储能的认识，还有很多误区。比如说高铁是一个非常受欢迎的交通工具，高铁的广播当中，对锂电池和充电宝就非常有可能夸大了风险的提示，所以，从项目开发来讲，社会的推广和企业的教育，还是需要行业一起来推动。

  目前电池厂开始做资源回收、投资锂矿等，这弥补了之前的产业链不封闭、铅和锂等原材料价格的波动风险，这是能观察到的一个可喜的产业高质量发展方向。

  还有核心设备的成本，这块各家区别非常大，目前主流的电池供应来源，从成本倒推，一是梯次利用电池，第二类是B类电池，然后是没有上电动车的库存电池，还有传统的铅炭电池，这四类电池的成本，有相当一批已经接近、达到经济性测算的临界点。

  还有工程的成本，现场的管理成本，还有系统的运行效率能否达到预估的，特别是运营半年、一年之后，我们也在实际案例中发现了一批问题。我们也呼吁大家能把工程、实际案例当中碰到的问题，拿出来在行业内部一起分享，共同克服。

  在融资成本方面，光伏已经走的很畅通了，目前有些租赁公司对储能的项目很积极。

  最后是经营成本，既包括基于安全考虑的投入、后续运营过程中人工、管理的成本。总而言之，把四个成本综合起来考虑，储能应用成本挖潜的空间非常大。

  第二，技术的因素。目前储能电池的技术已在突飞猛进的发展，现在在系统集成方面，在系统控制方面，可能会出现短板。举一个光伏技术创新的例子，金刚线技术的推广，一个细小的技术突破，对整个光伏行业的影响之大，远远超出人们的想象。一是在整个装备的投入方面大幅度的降低成本，二是硅片生产效率迅速提升、产能快速释放，三是显著降低硅片、电池片成本。一个看似当年非常不起眼的技术突破、创新，对整个行业从装备、产能、核心设备成本，都带来了颠覆性的变革，对原有行业龙头的地位产生非常大的影响，借这个例子，想说明未来在储能领域，不管在电池技术，还是在集成技术，进步创新空间都会非常之大，如果一个好的关键技术，快速放量推广，相信对整个储能市场化会起到显著加速的作用。

  第三，在投融资方面，首先是在商务模式方面，怎样用一个好的商业模式把合同结构搭得清晰，例如在发电侧调频，让业主能认可项目公司的地位和价值，通过三方合同约定合作关键条款，这在光伏领域是比较常见的。在储能领域，尤其是大家推广试点项目的时候，不管在调频领域、还是在用电侧领域，都可以考虑采用三方合同的架构。可以规避掉很多后续融资环节的麻烦。

  还有就是标准合同，光伏领域的核心合同，不管是跟业主签订的能源管理合同，EPC合同，还是居间合同、运维合同，都已经非常标准化，核心条款一致性很高，所以不同的项目在后续证券化时比较畅通，建议在细分领域，在调频、用电侧的削峰填谷都可以尝试推广标准合同。

  在此基础上，足够体量、规模大储能项目，租赁公司也非常积极。租赁模式后面是产业基金。光伏领域，只要有一个成规模、合规性完备的项目包，比如一个区域有20兆瓦的分布式光伏电站项目，不用担心卖不出去。现在光伏融资的痛点在于分布式项目的建设期融资，特别是对于体量较小的分布式项目，所以在光伏领域积极推进建设期基金。在储能领域，可以在以发电侧调频项目为试点，去推BT基金、长期持有型的基金模式。

  第一，非常看好与大型光伏、风电结合的促进新能源消纳的储能项目。但是这个更多的经济测算取决于电力公司，目前对于第三方投资来讲，模式还不是特别清晰。

  从第三方投资来讲，第一个看好的是发电侧的储能调频，经过过去几年，不管是技术的模式论证，还是商务模式论证，已经非常成熟了。

  第二，用电侧的削峰填谷。如果是用集装箱的方案来做，不仅能实现时间上的电量转移，也能在空间上的电量转移做非常好的部署。给大家举一个例子，调研的时候，有一个地方的城司，这个城司每年10几个工业园区的项目同时开工，在园区的建设过程中，为了解决临时的变压器、临时增容和临时用电，成本达到百万级规模，业主说如果能够拿上几十个集装箱储能的解决方案，他觉得很有吸引力。除了传统的固定的工商业用户之外，未来可能还有类似移动的用电需求。分别对铅炭和锂电池的经济性做了测算，对边界条件做了一定的预估，可以初步判断是目前达到了盈利的临界点。

  第三，看好蓄热蓄冷项目，特别是对京津冀，在治理环境、治霾的大背景下，现在有大量燃气的项目，包括电极锅炉项目，收益率非常好，这块也是近期被认为的一个爆发点。

  第四，电动车。动力电池是一个非常大的领域，一批企业已经开始在电动车运营方面尝试进行电动车的融资，电动车退役之后梯次利用电池储能的应用可以形成一个闭环。

  近年来，我国加快数字城市建设，据了解，我国新建地级市数字城市100多个，地级市数字城市建设累计超过300个，其中150多个数字城市已经建成并在60多个领域得到应用。新启动100多个数字县域建设和3个智慧城市建设试点。2012年国家测绘地理信息局将“构建数字城市”的目标调整为“构建智慧城市”。

  2015年4月7日，住建部公布了2014年度国家智慧城市试点名单，确定北京市门头沟区等84个城市（区、县、镇）为国家智慧城市2014年度新增试点，河北省石家庄市正定县等13个城市（区、县）为扩大范围试点。

  为了顺应时代发展，推进特色城市化，中国政府近年来正在大力推进智慧城市规划建设进程，从2012年到2016年，中国已选择数百个城市或城镇开展国家“智慧城市”试点。据前瞻产业研究院发布的《智慧城市建设行业发展趋势与投资决策支持报告》数据显示，截至2017年3月，中国95%的副省级城市、83%的地级城市，总计超过500个城市，在政府工作计划中提出建设智慧城市。中国今年内建成和在建智慧城市数量将有望超过500个。

  从产业链角度来看，智慧城市的建设涉及的主体包括：政府、运营商、解决方案提供商、内容及业务提供商以及最终用户等。从智慧城市解决方案来看，其产业链上下游涵盖了RFID等芯片制造商；传感器、物联网终端制造商；电信网络设备、IT设备提供商；终端应用软件开放商、系统集成商、智慧城市相关业务运营商以及顶层规划服务提供商等多种科技型企业。

  其中，各主体在智慧城市建设过程中的作用以及最终用户得到的成果如下图所示：

  对于正处于经济复苏期的中国而言，“智慧城市”理念的进入孕育了巨大的发展机遇，中国不仅能够借此机遇加速发展，摆脱经济危机的影响，而且能够运用全新的智慧，开创新的产业和新的市场，走出一条跨越式发展之路。因此，中国应抓住机遇，充分利用“智慧城市”带来的好处，并正确应对它的挑战。中国发展智慧城市，首先应高度重视智慧城市对我国信息产业和信息安全的影响。从形式上看，“智慧城市”是IBM的一种营销手段和产品促销策略，是其应对金融危机展开自救的一项措施，但它所具有的战略的前瞻性和超前性是不容忽视的。

  中国发展智慧城市还应加快构建具有自主知识产权的物联网。物联网不仅是智慧城市建设的重要基础设施，同时也因其涉及交通、能源、金融等重点领域的安全动态信息采集而尤为重要，只有构建了具有自主知识产权的物联网，才能从容应对智慧城市建设和运营过程中物联系统可能带来的各种影响。

  中国发展智慧城市，还需尽快掌握智慧城市所涉及的核心技术。目前，在高科技信息技术方面，我国对外依存度依然很高，多数产业的核心技术仍然掌握在跨国公司手中。我国只有加强关键技术领域的自主研发，突破核心技术，并加强相关技术集成创新，才有可能建设自主可控的智慧城市。

  新能源可持续发展需要依托自身技术进步和成本下降，降低补贴依赖，国家也提出了到2020年风电在发电侧平价上网，光伏发电在用户侧平价上网的目标。基于中国新能源发电成本历史变动情况分析和未来成本趋势研判，预测了2020年和2030年中国新能源发电成本，分析了未来平价上网情况，结果显示，2020年基本实现“三北”地区风电在发电侧平价上网和东中部光伏发电在用户侧平价上网，2030年光伏发电平均度电成本有望低于风电。

  近年来，中国新能源快速发展，对能源结构调整的贡献越来越大。截至2016年年底，风电累计装机容量1.49亿千瓦，成为煤电、水电之后的第三大电源，光伏发电累计装机容量7742万千瓦，合计占全国电力总装机的14%。2017年上半年新能源仍然保持快速发展势头，风电和光伏发电分别新增491万和2 440万千瓦，预计到2017年年底风电和光伏发电累计装机有望超过2.9亿千瓦。新能源发展在取得巨大成绩的同时，也亟待关注解决一些问题：一方面，如何增强新能源产业内生动力，提升平等参与市场的竞争力；另一方面，现有补贴政策推动了产业快速发展，但也面临补贴资金亏空逐年加大的困难，影响可持续发展。因此，本文就中国新能源发电成本历史变化和未来趋势以及相关外部成本等进行分析，提出有关政策建议。

  世界范围内风电和光伏发电成本持续下降。根据彭博新能源财经数据，2016年下半年全球陆上风电平均度电成本比2015年下半年下降18%，光伏发电下降17%，主要原因是风电机组、光伏组件、逆变器等关键设备价格下降以及项目开发经验逐渐成熟。图1所示为2009—2016年全球风电和光伏发电度电成本。

  为激励新能源发电减少相关成本，目前全球至少已有67个国家采用竞标方式确定上网电价。根据国际可再生能源署（IRENA）统计，2016年全球风电和光伏发电的中标电价分别为0.20-0.46元/（千瓦时）和0.16-0.80元/（千瓦时）。

  近年来，中国风电全产业链逐步实现国产化，风电设备技术水平和可靠性不断提高，风电场造价总体呈现逐年下降趋势，2015年全国风电单位造价比2012年下降了10%，如表1所示。就具体类型来看，分散式风电项目单位造价要高于大型风电场，主要是由于风电机组单价高、项目规模效应弱等。

  随着2016年风电布局的调整，中东部及南部地区新增装机规模占全国新增总规模的44%，同比增加了11个百分点，列入统计的四川、重庆、山东、河南等省份单位造价水平较高，使得2016年全国风电平均造价为8 157元/千瓦，略超过2015年。

  从地区差异来看，“三北”地区风电平均单位造价低于东中部地区，主要原因有：一是建设条件差异，中东部地区风电主要建设在山地和沿海滩涂，地质条件和交通基础差，风机基建和道路交通工程成本相对较高；二是用地成本差异，东部地区土地资源紧张，风电用地指标获取难度大、成本高。

  根据数据，2016年全国风电平均度电成本约为0.5元/（千瓦时），仍高于燃煤标杆电价（0.25-0.45元/（千瓦时））。

  随着光伏发电的技术进步、产业升级和市场规模扩大，中国光伏发电成本持续下降，单位容量造价从2010年的约20000元/千瓦，降到2016年约7000元/千瓦（见图2）。就具体类型来看，分布式光伏发电造价比光伏电站高10%-20%。

  根据数据，2016年全国光伏发电度电成本波动范围较大，在0.55-1.02元/（千瓦时）之间，平均为0.68元/（千瓦时）。

  未来风电项目造价下降将主要依赖关键设备成本和非技术成本的下降，前者主要依靠技术进步和风机选型，后者主要是土地费用和税费等。根据GE研究结果，更长更轻的叶片、一体化传动链等技术突破将使2025年风电度电成本下降0.050-0.067元/（千瓦时），微观选址与风机选型的优化设计将使度电成本下降0.031-0.070元/（千瓦时）。

  参照2012–2015年分区域风电项目单位造价的年均降幅，按2015年不变价格预测，2020年全国风电项目单位造价约为6 700元/千瓦（见表2），2030年约为4600元/千瓦。

  光伏发电单位容量造价在近中期仍有较大的下降潜力，主要是因为光伏组件、逆变器以及土地费用、税费等非技术成本呈下降趋势。其中，光伏组件成本下降主要取决于硅料成本的下降、组件转换效率的提升、硅利用率的改善等。

  结合中国光伏行业协会对光伏组件行业关键指标的趋势分析，按2015年不变价格预测：2020年全国光伏发电单位容量造价约为5 500元/千瓦，2030年约为3 000元/千瓦。其中，2020年华中、东北、南方、华东、华北、西北区域分别为5 655、5 740、5 655、5 486、5 318和5 148元/千瓦。

  为方便与标杆电价进行比较，采用平准化发电成本（LCOE）的概念，也常称为度电成本。平准化发电成本是指发电项目所发单位发电量的综合成本，即发电项目在整个运营期内产生的所有成本与全部发电量的比值，计算公式为

  式中：LCOE为平准化发电成本；At为第t年的运营支出；E0为项目初始投资；i为投资收益率；Mt， el为当年的发电量；n为财务分析时考虑的项目寿命；t为项目运行年份（1，2，3，…，n）。

  测算结果如下：2020年“三北”地区风电平均度电成本为0.35元/（千瓦时），低于东中部地区（0.49元/（千瓦时））；“三北”地区光伏发电平均度电成本为0.48元/（千瓦时），低于东中部地区光伏发电成本（0.63元/（千瓦时））（见表3）。2030年全国风电平均度电成本降到0.33元/（千瓦时），光伏发电平均度电成本0.31元/（千瓦时）。

  《可再生能源发展“十三五”规划》提出到2020年，风电项目电价可与当地燃煤发电同平台竞争，光伏发电项目电价可与电网销售电价相当。将预测得到的2020年和2030年风电、光伏发电度电成本，与发电侧、用户侧电价进行对比分析（仅考虑新能源自身发电成本，不考虑环境外部成本），结果如下。

  （1）与本地燃煤标杆电价和电网销售电价的对比。2020年“三北”地区多数省份风电可实现发电侧平价上网，但甘肃、宁夏、内蒙古等省份燃煤标杆电价较低，风电实现发电侧平价上网有一定难度，东中部地区风电仍难以实现发电侧平价上网；东中部地区光伏发电可基本实现用户侧（大工业用户和一般工商业用户）平价上网，“三北”地区光伏发电仍难以实现用户侧平价上网。2030年光伏发电度电成本将低于风电，竞争力更强。

  （2）“三北”地区新能源发电跨区外送与东中部地区新能源开发消纳的对比。当弃风弃光率控制在合理水平的情况下，2020年“三北”地区风电和光伏发电外送至东中部地区的价格分别为0.61、0.75元/（千瓦时）左右，要比东中部地区省内开发消纳更具经济性，后者价格分别为0.65、0.79元/（千瓦时）左右。

  （3）“三北”地区新能源发电跨区外送与东中部地区煤电的对比。仅考虑外送到东中部地区特高压落点，2020年“三北”地区风电跨区外送的价格将达到0.40元/（千瓦时）左右，加上500 kV输电成本，将超过大部分东中部地区省份的燃煤标杆电价，经济性相对要差。按照现有跨区外送输电价格、东中部平均输配电价、基于资源条件的发电利用小时数等参数计算，预计“三北”地区光伏发电跨区外送到东中部落地价格比东中部地区煤电上网电价要高。

  在考虑新能源自身发电成本和燃煤发电环境外部成本情况下，参考国际绿色和平组织研究结果，燃煤发电环境外部成本包含燃煤发电的污染排放和碳排放、煤炭生产和运输环节对环境的负面影响等方面，2020年和2030年分别为0.095和0.300 1元/（千瓦时），综合分析，2020年东中部地区风电和“三北”光伏发电也初步可与燃煤发电同平台竞争，2030年全国风电和光伏发电竞争优势将较为明显（见图3）。

  此外，新能源发展不但需要关注自身发电成本，也要关注系统成本。相比常规电源，新能源大规模并网必然增加系统的平衡成本和容量成本。风电等变动性电源出力波动，需要电力系统提供调峰、调频、备用等辅助服务，增加平衡成本。风电等变动性电源容量可信度低，需要提供备用容量，增加容量充裕性成本。参考IEA研究结果，当风电比例达到20%时，平衡成本和容量充裕性成本分别为1-7美元/（MW˙h）和4-5美元/（MW˙h）。

  考虑到中国属于大陆季风性气候、风电保证出力相比欧美较低、新能源发电整体预测精度尚有差距、煤电比重高等原因，中国新能源所引发的额外系统成本要比欧美更高。

  （1）风电和光伏发电成本仍有较大下降空间，2020年基本实现“三北”地区风电在发电侧平价上网和东中部光伏发电在用户侧平价上网。

  （2）中长期看，光伏发电比风电更具下降空间，2030年光伏发电平均度电成本有望低于风电；随着弃风弃光控制在合理水平，“三北”地区风电和光伏发电跨区送到东中部地区，相比东中部地区新能源开发消纳更具经济性。实现新能源开发中长期目标还得依赖“三北”地区和西部地区。

  （3）风电、光伏发电等新能源发电不仅需要关注自身的发电成本，还需要关注给整个电力系统带来的额外系统成本，主要包括平衡成本和容量充裕性成本等。

  鉴于能源转型要求、政策框架、市场模式等方面存在差异，导致不同国家的新能源支持政策也存在差别。总体来看，目前多数国家采用固定上网电价机制（FIT）和奖励+市场价格机制（FIP）。

  丹麦激励政策配套有效。丹麦采取了包括碳税、碳排放配额、环保税、上网电价补贴、研发补贴、基础设施建设、风能行业支持等相关政策，推动风电发展。早期丹麦采取了装机基金和电价补助，要求新能源优先上网，后来则以固定上网电价与差价补贴为主要支持手段。

  西班牙价格激励“双轨制”。可再生能源电力上网实行“双轨制”。“政策轨”下，通过固定电价支持政策，保障可再生能源发电企业的基本收益；“市场轨”下，鼓励可再生能源发电企业在固定电价政策的基本保障下，更多参与市场竞争，获取额外收益。

  美国建立完善的税收政策，积极推广配额制。美国新能源产业相关的税收政策贯穿了产业的生产和消费环节。美国是第一个推行配额制（RPS）的国家。目前，已有29个州制定并实施可再生能源配额制。

  德国根据可再生能源发展阶段，及时调整支持政策。第一版可再生能源法EEG 2000版，确定了以固定上网电价为主的激励政策体系，可再生能源发电进入起步阶段。EEG2004版进一步完善上网电价政策，并引入上网电价固定下调机制，可再生能源发电进入加快速度进行发展阶段。EEG 2009版建立基于新增装机容量的固定上网电价下调机制，并通过补贴方式鼓励自发自用。在此期间，光伏发电投资成本大幅下降，上网电价下调幅度没有及时跟上，光伏发电迅猛发展。EEG 2012版进一步完善基于新增装机容量的固定上网电价下调机制，提高下调频次，鼓励可再生能源发电进入市场，同时也将小型光伏发电纳入系统监控范围。EEG 2014版首次提出通过招标确定光伏补贴额度，进一步推动基于市场溢价机制的光伏发电市场化，降低并逐步退出补贴。EEG 2017版全面引入可再生能源发电招标制度，正式结束基于固定上网电价的政府定价机制，全面推进可再生能源发电市场化。此次修订既是响应欧盟关于各国可再生能源支持政策的要求，也有实现可再生能源发展目标、降低发展成本的内在动力。

  1.新能源发展初期需要依靠多种方式的补贴，实现规模扩大和成本降低的相互促进，提升产业竞争力，但也不应长期依赖补贴。各国均根据本国国情、能源转型目标进程和自身承受力，采取逐步降低直至取消补贴的政策导向。

  2.引入市场机制可促进新能源持续发展。通过招标制实现开发投资权的竞争，倒逼降成本；由于新能源发电边际成本较低，在充分竞争市场机制下能够凭借其成本优势保证优先调度，推动新能源优先消纳。

  3.配额制在跨省区电力市场不完善的情况下可发挥重要作用，通过逐步提高配额要求，促进新能源在更大范围内消纳。

  自“十一五”以来，中国逐步建立了涵盖上网电价、全额保障性收购、补贴基金、税收优惠等方面的新能源政策体系，促进了新能源加快速度进行发展，但也带来一些问题，值得关注。

  1.补贴强度高，补贴资金缺口较大，难以为继。中国新能源补贴强度高，2016年风电和光伏发电的补贴强度分别约为0.17、0.53元/（千瓦时）。截至2016年年底，补助资金缺累计缺口超过550亿元。如果维持现有政策（不考虑光热发电和接网补贴，按照当前基金征收比例计算），预期“十三五”期间可再生能源发展基金的累计缺口可能达到2 000亿元。

  2.现行价格机制对减少相关成本和促进消纳的作用不明显。近年来新能源发电，尤其是光伏发电成本下降幅度较大，但政策调整滞后，标杆电价下调往往滞后于成本下降，加上以市场竞争方式确定的规模有限，从而使开发商自身降低成本的动力不足。此外，现行以标杆电价为主的价格机制仅对新能源开发商起激励作用，而缺乏对常规电源补偿调节促进消纳的激励措施。

  3.缺乏对新能源引发的系统成本和对策研究，对相关方激励不足。新能源具有随机性、间歇性等特性，可信容量低，电力系统必须配备足够的灵活性电源，从而带来额外的平衡成本和容量充裕性成本等，目前对这些系统成本的研究不够，缺少补偿机制。目前中国正在探索建立相关的市场化机制，但进展不大。譬如，仅在西北地区开展了清洁能源替代自备电厂交易试点，辅助服务试点也仅限于东北、新疆、福建等地区。

  分析表明，2020年“三北”地区多数省份风电可实现发电侧平价上网，东中部地区光伏发电可基本实现用户侧（大工业用户和一般工商业用户）平价上网。从国际经验看，新能源可持续发展仍需激发产业内生动力，促进技术进步和成本下降，减少补贴依赖，降低发展成本，需要建立倒逼机制，以实现新能源开发预期目标和融入大电网。通过完善电价下调机制、优化规模布局、降低非技术成本、提高技术门槛等手段，引导产业升级，不断提升新能源发展质量；在开发容量和上网电量上引入市场机制，鼓励收益与常规电源共享，着力打破省间壁垒，促进新能源消纳，推动中国能源体系向清洁低碳加快转型。

  利用可再次生产的能源是缓解化石能源危机，实现节能减排的重要途径，但诸多可再生能源存在不稳定、不连续、能量密度低等特点，限制了其单独利用的可靠性，因此与化石能源或高品位燃料互补利用是更合理的利用方式。分布式能源系统靠近用户附近，可集成度高，为因地制宜地利用可再生能源提供了有效途径。传统的化石能源驱动的分布式能源系统已有节能率国家标准作为其评价方法，然而多能源互补的分布式能源系统由于存在多种能量的输入，其节能性评价具有复杂性，且作为支撑的可再生能源转化等相关能效标准不完善，使得其节能性评价尚未有统一的方法和指标。

  在现有研究中，多采用一次能源利用率，可再生能源折合发电、制冷或供热效率等作为能效评价指标，对于可再生能源的输入计量，主要分为两类，一是忽略可再生能源的输入，认为是“白得”的；二是将可再生能源按量全部计入，认为与高品位的化石能源或燃料是等价的。现有评价方法存在以下问题：可再生能源等非化石能源输入计量不一致且不合理；节能率的研究少有开展，参比系统选择具有主观性；其他折合指标存在局限性，无法评价系统总体节能性能等。

  在此研究背景下，针对目前得到广泛研究的多能互补系统的重要形式之一，多能源热互补分布式能源系统，包括热互补和热化学互补，研究系统评价方法。充分考虑非化石能源的特殊性，建立多能源热互补分布式能源系统的节能率计算方法，分析关键参数对节能率的影响规律，与以往计算方法作比较分析，得到所提出方法的合理性，对此类系统的评价具有指导意义，并为更广泛的多能源互补系统评价研究提供思路。

  多能源热互补分布式能源系统模型如图1所示。能源输入可包括燃料，可再次生产的能源如太阳能、地热能、废热能等的一种或多种。燃料进入动力单元发电，或进入热化学互补单元反应生成合成气再进入动力单元发电，动力单元的余热被回收用于驱动制冷或制热单元，太阳能、地热、废热等能源进入热/热化学互补单元，为燃料提供反应热或直接用于驱动制冷或制热单元。系统最终可为用户提供多种产品如电、冷、热等。

  《分布式冷热电能源系统的节能率第1部分：化石能源驱动系统》国家标准中给出了节能率的具体计算方法，虽然该计算方法仅适用于化石能源驱动的系统，但其含义是广义的，即输出相同产品的参比系统总能耗与分布式能源系统总能耗之差与参比系统总能耗的比值。对于多能源互补的分布式能源系统，是不同品质的多种能源输入且转换利用方式各异，如何计量分布式能源系统能源输入成为关键问题。

  为与节能率标准对接更方便实际应用，可将多能源互补系统的输入能源统一向燃料折合，定义一个折合系数k。以往的研究中，是将k等于0或等于1，前者仅适用于考察系统在燃料方面的节约情况，而不能反映多能源互补系统整体的节能情况，且无法反映出可再次生产的能源收集、转化、利用技术对系统节能性的影响；后者认为可再次生产的能源和燃料完全等同，忽视了可再次生产的能源由于能量密度低、不稳定等特性导致的收集和转化效率低，容易产生可再次生产的能源在系统中占比越大，节能率越低的情况，不能真实反映可再次生产的能源的利用对节能减排的作用。在多能源热互补系统中，可再次生产的能源如太阳能、地热能和废热能等是以较低品位的热能形式进入系统的，因此问题转化为低品位热能如何向高品位燃料折合，本文提出将低品位非化石能源按做功能力向燃料折合的思路。

  能的品位定义为某微元过程能量释放侧或接收侧释放或接收的㶲与释放或接收的能量之比，由此得出功的品位是1。同时，燃料化学能的品位通常也很高，如常用燃料煤、天然气、甲醇、合成气等燃料燃烧时的品位一般都在0.9-1范围内，为方便计算本文将燃料化学能的品位近似认为是1。物理能（热）的品位被认为是释放或接收热量的热源温度所对应的卡诺循环效率（ηc=1-T0/T）因此热互补系统输入热能的折合系数k为输入热能的卡诺循环效率。据此本文提出的多能源热互补分布式能源系统的节能率评价方法具体计算方法如下：

  其中，ESR为多能源热互补分布式能源系统（以下简称系统）节能率，Qa为参比系统总能耗，Qr为系统总能耗，Qf为燃料量，Qnf为非化石能源如可再次生产的能源等的输入热，ηc为该输入热所对应的卡诺循环效率。以往研究中系统总能耗的计算方法是Qr=Qf或Qr=Qf+Qnf。

  系统节能率和燃料输入量、非化石能源输入量及其品位，系统内部能量转化利用方式及效率，不同形式能量输出比例，参比系统性能等有关。为突出多能源互补系统的特点，比较各节能率计算方法对于分析多能源热互补系统的适用性，主要研究引入可再次生产的能源等低品位非化石能源在三种计算方法下对节能率的影响规律。

  以典型太阳能和燃料热/热化学互补分布式能源系统为例，通过理论计算，研究可再次生产的能源占比，热互补输入热温度，热化学互补输入热温度在三种节能率计算方法下（当k等于ηc、1、0时对应的系统节能率用ESR1、ESR2、ESR3表示）对系统节能特性的影响规律。

  当系统其他参数一定时，ESR2随着可再次生产的能源占比的增加而下降，是由于把低品位的太阳能完全按照高品位的燃料作为系统能源输入量，导致可再次生产的能源的引入反而引起系统节能性能下降的不恰当结论。ESR3随可再次生产的能源占比的增加显著上升且始终保持很高，说明完全忽略可再次生产的能源的输入价值，不考虑其收集、转化的代价，难以准确反映输入能源的实际情况。在所提出的计算方法下，ESR1随可再次生产的能源占比的增加上升趋势较缓，综合考虑了可再生能源的品质较低和转化利用的代价，更加符合客观实际。

  随着太阳能集热温度的升高，集热效率明显下降，因为集热温度越高，集热器的热损失越大。集热效率的下降导致输入相同太阳能时，热互补中可被利用的热能下降，系统节能率下降。由于k等于1或0时，是将太阳输入热能全部计入或完全不计，因此ESR2和ESR3受集热温度的影响相对较小，而本文提出的计算方法将太阳能根据品位按做功能力折算，因此集热温度越高，太阳能所折合成的燃料量越大，系统总能耗越大，ESR1下降明显。该方法不仅体现出不同集热温度下集热效率本身的差异，更能体现出热互补利用的本质，是由较高品位的热向较低品位的热转化，输入和输出的品位差越大，系统越不节能，揭示了能量品位匹配对系统节能性的重要影响。

  当集热温度超过一定值时，ESR1已不再随可再次生产的能源占比的增加而增大，因为集热温度较高时太阳能根据品位所能折合成的燃料量较多，而热互补供热效率此时却较低，引入太阳能得到的收益不足以弥补输入的太阳能所折合成燃料的代价，没有实现高品位能量的高效利用。该结果说明多能源互补系统不是一味追求提高可再次生产的能源的输入比例，更应根据能的品位对可再次生产的能源进行温度对口，梯级利用。

  太阳能集热温度不仅会影响集热效率，还会影响热化学互补过程的热化学转换效率。随着集热温度升高，集热效率下降，但热化学反应随反应温度的升高燃料转化率会升高，获得的合成气燃料热值越大，当温度过低时，燃料几乎没有实现转化，即便此时集热效率较高，热化学转换效率仍很小，当温度超过一定值时，燃料基本实现全部转化，此后热化学转换效率主要受集热效率影响，因此在集热效率和热化学反应均随温度变化的双重作用下，热化学转换效率呈现先上升后下降的趋势。

  ESR2和ESR3随集热温度的变化完全取决于热化学转换效率随温度的变化，而ESR1的变化规律并不完全相同，这是由于本文提出的节能率计算方法考虑了所输入可再次生产的能源在质上有所区别，考虑到了可再次生产的能源收集、转化的代价，技术的难易程度对系统节能性的影响，是从系统层面出发的整体评价，而非单一衡量某项能源转化过程的优劣，因此适合作为系统节能性优化的评价指标。

  针对目前多能源热互补分布式能源系统节能性评价存在的问题，本文提出将低品位非化石能源按做功能力折合成燃料的节能率计算方法，通过研究得到以下几点结论：

  1.低品位非化石能源按量全部计入能源输入或全部舍弃的方法存在不合理性或局限性。前者可能得出随可再次生产的能源占比增大节能率减小的不适当结论；后者无法体现可再次生产的能源的转化利用和技术先进性带来的节能效果，因此也无法反映客观实际。

  2.本文提出的节能率计算方法能够反映低品位非化石能源收集、转化过程对系统节能性的影响，且折合成燃料后便于与现有化石能源驱动的分布式能源系统节能率国家标准对接，进而通过与传统参比系统进行比较，评价多能源热互补系统的节能特性，便于工程实际应用。

  3.在发电、制冷和供暖的一般需求下，系统节能率随可再次生产的能源占比提高而提高；随热互补热源温度的升高而降低，减小热互补利用过程输入和产出的品位差能够有效提高节能性；随热化学互补热源温度的升高，系统节能率先上升后下降，反映了为获得更多节能收益，提高技术先进性的同时应考虑可再次生产的能源的品质，收集、转化技术的难易程度，从而对多能源热互补系统进行优化设计。本研究提出的节能率评价方法，对多能源热互补分布式能源系统的节能性评价具有指导意义，但不适用于可再次生产的能源等以非热形式输入的其他多能源互补系统，如风电、光伏等，更广泛的多能源互补系统的节能性评价尚有待于拓展研究。返回搜狐，查看更多