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火狐体育安卓版最新版:智慧能源信息专刊 第33期 2017年11月24日

发布时间:2022-07-30 23:13:41 来源:火狐体育安卓版最新版 作者:火狐体育官网链接

  11月23日,智慧能源集团在蓟门壹号办公区举办了11月份集体生日聚会,集团本部及部分子公司近20人出席,为“寿星”送上祝福。  根据《国家能源局关于推进光伏发电“领跑者”计划实施和2017年领跑基地建设有关要求的通知》(国能发新能[2017]54号,简称《通知》),2017年拟建设不超过10个应用领跑基地和3个技术领跑基地。按照《通知》规定及有关要求,在对有关省(自治区)发展改革委(能源局)申

  

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

  毫无疑问,增量配电业务的投资和运营是一项社会公益事业,所谓公益事业,意味着投资增量配网的投资是一项“微利”行为。但这并不妨碍增量配网企业通过技术创新提高投资价值。《有序放开配电网业务管理办法》(发改经体[2016]2120号)明确指出配电网运营者可有偿为各类用户提供增值服务,例如发电、供热、供冷、供气、供水等智能化综合能源服务等。利用技术创新提供增值服务不仅有利于企业提高投资收益,也有利于降低用户用能成本,创造更大的社会价值。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

  现在风电发展进入了新的时期,经过十多年的发展,到今年装机1.7亿千瓦,国家的“十三五”规划是2.1亿,现在看实现2.1亿没有大问题。原来提的目标是2020年是2.5亿,现在出现了2.1亿之后,说行业目标低了。如果按照现在的发展态势看,线亿的装机。我认为今年的装机会降下来,今年2000万千瓦就不错了,有可能是1800万千瓦到1900万千瓦,去年是2300万千瓦。下降很大的原因是西部装机受到弃风限电的影响,今年下降比较快,西部可能只有去年的一半,去年是600万千瓦,今年有300万千瓦就不错。但装机难度的速度还不能弥补西部减缓的速度,中部难度也在增长,但中南部还有很多现实问题:一是开发周期比较长,二是从西部向中南部市场转移过程中,也存在认识的问题和因为开发模式转变不适应的问题。未来真的要保持一定的发展速度,整个行业应该有新的认识、新的思路。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

  要解答该问题,首先我们看看国家能源局2014年4月9日发布的《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》(国能资质〔2014〕151号)第一条:“简化发电类电力业务许可证申请有关事项规定:豁免以下发电业务的电力业务许可:1.经能源主管部门以备案(核准)等方式明确的分布式发电项目……3.项目装机容量6MW(不含)以下的太阳能、风能、生物质能、海洋能、地热能等新能源发电项目。”

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

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

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

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

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

  综上所述,目前明确豁免办理电力业务许可证的光伏项目,仅限于项目装机容量6MW(不含)以下的光伏项目,其余光伏项目是否属于《国家能源局关于明确电力业务许可管理有关事项的通知》(国能资质〔2014〕151号)中豁免办理电力业务许可证的分布式项目,建议还应与能源局相关资质管理部门沟通确认,以免因未及时办理电力业务许可证影响项目正常运营。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

  展望一下,我个人对我们未来的市场预期还是比较乐观的,因为大家如果有下围棋的知道要看大势,我认为大势是好的。大势表现在几个方面,一个从光伏产业推进十年的发展历史经验来看,一直在超预期发展,分析机构不断在调预测值,大家最近看到消息,8月份的预测是30GW,现在预测了54GW,很多的始料不及,很多的不可能,光伏最近十年一直是这样的情况。那么后面会怎么样,这个情况不是不可能的,还是很有可能,这是一个大的情况。另外我们具体展望一下,刚才我讲了一句话,去中心化,现在全球性的市场格局发生了非常大的变化,和我们过去的判断基础完全不一样了,我们过去判断欧洲市场,抓住德国