今年3月，中央财经领导小组第九次会议明确提出将碳达峰、碳中和纳入生态文明建设总体布局，构建以新能源为主体的新型电力系统。“十四五”将是夯实新型电力系统基础，保障光伏发电转变为电力系统主角的关键时期。

　　碳中和倒逼新型电力系统加速建设

　　能源生产端碳减排是实现碳达峰碳中和的根本措施

　　全球累积排放的2.2万亿吨二氧化碳中有70%以上来源于化石能源消费，只有彻底摆脱化石能源依赖才能从源头上化解气候危机。近年来，我国碳排放强度持续下降，截至2020年底，我国单位GDP二氧化碳排放较2005年降低约48.4%，提前超额完成下降40-45%的目标。

　　我国煤电装机容量和发电量均居世界第一，同时，电力结构中煤电占比高，2020年煤电发电量为5.17万亿千瓦时，占总发电量的67.9%，大量排放的二氧化碳主要来源于煤电机组。因此，减少煤电发电量是实现碳达峰碳中和的关键。而且，削减的煤电发电量可为光伏等可再生能源发电提供发展空间。

　　新型电力系统是电力系统转型的内在要求

　　构建以新能源为主体的新型电力系统，符合电源结构向风电、光伏发电过渡的发展趋势，可有效适应电源建设主体多元化、快节奏的发展需求。同时，建设新型电力系统是满足新型电源结构下电力系统安全稳定运行的基本要求。新型电力系统运行需要构建新的稳定运行策略，实现发电和用电实时平衡。

　　传统电力系统发电端主要由煤电、燃气发电等可控电源构成，通过调节可控煤电和燃气发电来满足负荷波动的需求。新型电力系统是以不可控、间歇性的风电和光伏发电为主力电源，发电单元数量多、分布范围广，与传统电源差异大。可再生能源出力的不确定性和负荷波动叠加，将导致电力系统存在较大的安全运行风险，进而使得电力系统稳定运行更为复杂，这要求电力系统应具有更高的智慧调度能力。

　　电源建设主体的多元化和快节奏客观上要求必须建立新型电力系统。与传统火电相比，光伏发电单个项目体量小、数量多，建设周期短，这些特征势必造成电力系统更为复杂，对电力规划工作提出了更高要求。具体来说，一是要求能够提前研究电网结构和电源结构的合理性，并结合新电源特点更加灵活地开展电力规划工作；二是电力规划工作要更频繁的评估和滚动编制，这就需要打破原来电力系统五年一规划的节奏，充分利用数字化和智能化手段，及时掌握电力发展形势，适应光伏发电发展规律。此外，可再生能源渗透率的不断提高对电力系统灵活性资源也提出了更高要求。

　　光伏面临融资、土地成本高等制约

　　尚未形成光伏发电市场化发展格局。近几年，光伏发电布局快速变化是行政手段干预的结果。“十三五”初期，光伏发电主要集中在甘肃、青海，以集中式为主；“十三五”后期，光伏发电快速转向分布式，主要分布在中东部地区，特别是形成了户用光伏山东省一家独大的局面。随着光伏发电成本逐步降低，实现全面平价上网，应减少行政干预光伏发电布局，转为通过市场化机制促进光伏发电在各地多元化均衡发展，并与应用场景紧密结合，这有利于高效利用太阳能资源和土地资源。

　　配电网智能化水平不高，建设速度不能满足分布式光伏发电快速发展的需要。智能化程度提高可以有效改善配电网接纳光伏发电的空间，并有利于提高分布式及户用光伏效率。配电网建设周期长，而分布式光伏发电项目建设周期短，若不提前开展配电网改造和技术升级，有可能导致分布式光伏发电项目延期并网，这将降低分布式光伏项目的经济性。

　　当前的电力系统不能充分利用和调动灵活性资源。客观来看，我国电力系统现有的灵活性资源不多，需对火电机组进行改造，增加灵活性资源供给。当前，我国电力辅助服务市场不完善，没有灵活性机组改造的补偿机制，这导致既不能利用现有的灵活性电源，也不能有效调动火电机组灵活性改造的积极性，限制了光伏消纳空间提升。

　　支撑光伏发电成为主力电源的电力体制机制需完善。未来光伏发电承担电力系统安全稳定运行的责任尚无明确说法，急需顶层设计，明确相关要求。当前，各地提出的光伏发电配备一定容量的储能并非最优的发展方案，相比之下，未来通过电力辅助服务市场统一解决电网安全稳定运行问题，效率更高，成本也更低。

　　电力系统灵活性不足，导致西北地区成为主要弃光地区。太阳能资源条件较好的甘肃和青海在我国最早开始大规模发展集中式光伏，2015年两省光伏发电装机容量分别为610万、564万千瓦，分别位居全国第一、第二。短时间内光伏发电装机容量大幅增加，然而当地灵活性电源建设没有跟上，导致出现光伏限电，特别是甘肃。随后，为了抑制弃光现象，国家能源局采取了一系列措施引导光伏向具有消纳空间的地区发展，“十三五”光伏增量主要集中在中东部地区。2017-2019年，我国光伏发电平均弃光率分别为6%、3%、2%，光伏发电利用率得到改善。曾经的光伏大省，近几年鲜见红红火火的光伏建设场面。虽然新增光伏发电装机容量较小，但受制于当地消纳条件有限，弃光仍主要集中在西北地区。

　　光伏发电与其他行业融合尚处于起步阶段，融资及土地等非技术成本高。中国光伏行业协会最新统计数据显示，在光伏发电项目其他成本均下降的形势下，土地成本不降反升，是下一阶段降低成本需要重要解决的。近一两年，国外光伏电站项目电价屡创新低，其中一个重要原因就是低廉的融资成本。户用光伏的投资主体主要是个人或小微企业，难以拿到优惠贷款，造成项目成本较高。

　　后平价上网时代，光伏投资者面临投资回报不稳定的风险，可能影响光伏发电替代煤电的进度。与平价上网时代的政策大不相同，后平价上网时代，光伏发电获取收益的不确性增加，应通过精细化运维、科学选址等手段提高电站的效益水平。

　　光伏高质量发展迎来历史性机遇

　　光伏发电在多种可再生能源发电技术中具有发电成本低、资源分布广、易于安装、应用场景丰富等多种优势，被国际能源署（IEA）等许多国内外能源研究机构认为是未来主要的电力来源。作为全球最大的光伏设备制造国，我国通过顶层设计精准支持光伏发力，结合“十四五”时期部分省（市）、行业碳达峰目标，光伏产业将在“十四五”迎来历史性发展机遇。

　　符合国际能源转型整体趋势

　　近年来，各国纷纷加入联合国自主贡献减排承诺行列，积极采取措施应对气候变化，全球能源绿色转型步伐逐步加快，对清洁能源的重视程度不断加深。如坐拥丰富石油资源的中东国家也提出了发展清洁能源战略。国际能源署报告显示，到2030年，中东可再生能源（不含水电）总发电能力将超过192GW，为当前水平的17倍，其中光伏占比将达42%以上。在“一带一路”倡议下，我国可以利用光伏制造业世界领先的优势，向中东国家出口光伏产品，开拓市场空间。

　　已入列“十四五”重点发展行业

　　“十四五”是碳达峰的关键时期和窗口期，受益于顶层设计精准支持，光伏发电有望更好地发挥能源替代作用，实现从发电生力军到主力军的转变。

　　《十四五规划和2035远景目标规划纲要》（以下简称《纲要》）明确提出，加快发展非化石能源，坚持集中式和分布式并举，大力提升光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，建设一批多能互补的清洁能源基地，非化石能源占能源消费总量比重提高到20%左右。另外，针对当前困扰光伏等可再生能源发展的消纳问题，《纲要》也提出了多种解决办法，如加快电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电力系统互补互济和智能调节能力，加强源网荷储衔接，提升清洁能源消纳和存储能力。

　　同时，围绕可再生能源高质量发展问题，国家能源主管部门积极开展工作，包括健全可再生能源电力消纳保障机制、推动解决可再生能源补贴资金拖欠问题，以及引导光伏发电、风电、生物质发电产业持续健康发展等。2021年政府工作报告明确提出，要制定2030年前碳排放达峰行动方案，优化产业结构和能源结构，大力发展新能源。

　　我国光伏设备制造及应用全球领先

　　作为全球最大的光伏设备制造国，我国持续深化光伏领域国际合作，为全球市场供应了超过70%的光伏组件。目前，我国已成为世界上最大的光伏应用市场，光伏发电的新增装机容量和累计装机容量连续数年均位居世界第一。2020年，全国光伏发电新增装机容量4820万千瓦，其中集中式光伏3268万千瓦，分布式光伏1552万千瓦；累计装机容量达2.53亿千瓦，年发电量2611亿千瓦时，占全社会总发电量的3.4%。同时，光伏发电经济性不断提升，2020年我国地面光伏发电系统初始投资每瓦造价已低于4元。全年平价上网项目装机规模约3305万千瓦，预计近一两年基本会实现新增光伏发电项目全面平价上网。

　　在光伏发电新增装机大幅向消纳空间充裕地区布局的前提下，光伏发电消纳形势明显改善。2020年，全国平均弃光率2%，与2019年基本持平，光伏消纳问题较为突出的西北地区弃光率降至4.8%，同比降低1.1个百分点，尤其是新疆、甘肃弃光率进一步下降，分别为4.6%和2.2%，同比降低2.8和2.0个百分点。

　　同时，青海实现了高比例可再生能源电力系统稳定运行，为全国全面建设以光伏发电、风电为主的新型电力系统作出了示范。截至2020年底，青海光伏发电装机容量1237万千瓦，风电装机容量622万千瓦，水电装机容量1301万千瓦，火电装机容量仅为37万千瓦，清洁能源发电装机容量占比高达89.3%。

　　双碳目标下我国光伏发电市场空间广阔

　　我国巨大的电力需求存量和维持经济社会持续发展所需的电力需求增量是支撑光伏发电跨越式发展的基础。全球能源互联网合作组织预测，到2025年我国太阳能发电装机容量将达5.6亿千瓦，其中集中式光伏3.7亿千瓦，分布式光伏1.8亿千瓦，光热936万千瓦；分区域来看，西部和北部地区3.1亿千瓦，中东部地区2.45亿千瓦。中国光伏行业协会预计“十四五”期间，我国年均新增光伏装机将达7000万-9000万千瓦。

　　我国承诺在2030年前实现碳达峰，并不是2030年前一个时间点统一达峰，而是结合各行业和各地经济社会发展特点，科学规划，分阶段、分领域和分地区逐步达峰。今年3月21日，生态环境部部长黄润秋在中国发展高层论坛2021年会上指出，推动制定2030年前碳达峰行动方案，稳步推行碳强度和总量“双控”制度，支持有条件的地方和重点行业、重点企业率先达峰。

　　得益于光伏发电和风电成本快速下降，电力行业减排将有更多技术路径，其中，通过光伏发电实现清洁替代，能够较为经济地实现碳达峰。具体而言，为实现东部地区逐步碳达峰，“十四五”将不再新建煤电项目，并要实现4000万千瓦煤电机组退役，这将为光伏发电等绿色电力腾出发展空间。

　　需创新体制机制和研发前沿技术

　　新型电力系统的基本要求是服务能源结构转型，满足从高碳向低碳转型的要求，适应高比例可再生能源接入后的安全稳定运行，同时，高效消纳可再生能源。

　　协调长期与短期、整体和局部的关系

　　新型电力系统建设需从系统规划、建设及运行等各维度更新，投入资金和资源巨大，成本分摊需要顶层设计，避免公共电网发展滞后，影响清洁替代和电能替代进度。

　　从全国来看，光伏发电在“十四五”将逐步成长成为主力电源之一。受限于西部地区的消纳条件，“十四五”光伏发电更多以分布式兼集中式，主要布局在电力负荷较高、具备消纳空间的中东部地区，同时，西南地区利用水电资源丰富的特点，可以建设风光水多能互补电站。

　　创新商业模式丰富光伏发电应用场景

　　随着碳达峰碳中和要求不断深入，全社会将从过去“要我减排”转变为“我要减排”的自觉减排。其中，参与光伏发电应用涉及电力消费的重点领域有建筑、交通。如2019年我国建筑运行碳排放达22亿吨，占全国碳排放的22%，碳减排压力大。

　　因此，分布式光伏发电可与建筑及充电设施等结合，实现就地消纳，特别是公园、学校、医院、交通场站等公共建筑应大力发展分布式光伏。其中，分布式光伏发电与建筑结合，可降低建筑能耗；与充电桩结合，可实现零碳交通；与废弃的采矿区结合，可为资源枯竭型城市注入新活力。

　　集中式光伏电站方面，“十四五”期间，可发挥西部太阳能发电成本低的优势，开展光伏制氢、光伏制燃料等应用，这将有助于解决西部电力系统光伏消纳空间小的问题。

　　加快电力体制改革构建新型电力系统下的运行机制

　　一直以来，光伏发电一直被认为是新生事物，需要扶持和帮助，电力系统中传统的煤电和燃气发电承担了调峰、调频等稳定电力系统安全运行的责任。近年来，随着煤电机组更多参与调峰、调频等，发电空间让给了光伏发电和风电，煤电利用小时逐年降低。未来随着煤电退役规模逐步增加，光伏等可再生能源发电将转变为主力电源，自然少不了承担电力安全稳定运行的责任。

　　目前，各省（市）要求光伏配备一定容量的储能，由于电池成本较高，这将造成光伏项目经济性下降，影响其更大规模应用。因此，建议完善电力辅助服务市场，从电力系统全局考虑灵活性调节问题，提高灵活性电源的利用效率，这可以借鉴更多的光储应用场景，而不是采用行政命令一刀切，要求各项目均配备储能。如澳大利亚光伏发展速度较快，面临中午高峰期发电能力强、电网难以消纳的问题。对此，澳大利亚能源市场委员会（以下简称AEMC）近日提出，拟对向电网出售太阳能电力的居民征收“太阳能税”。根据公布的规则草案，AEMC建议在中午时段对上网的太阳能电力征税2美分/千瓦时。AEMC表示，征税将发送“价格信号”，以帮助减少电网拥堵，并鼓励更多的家庭安装电池存储设备，减少高峰期上网电力。

　　协同供需两侧挖掘光伏发展空间

　　发电侧在碳排放强度较大的地区开展光伏发电替代煤电，消费侧开展电能替代，提高终端电力消费比重。随着电气化进程加快及工业、建筑等领域电能替代提速，我国人均用电量增长潜力增大。预计到2025年，我国人均用电量约为6425千瓦时，相当于2016年美国的1/2、加拿大的1/5，与主要发达国家仍有较大差距，增长空间巨大。

　　科技赋能光伏转型发展

　　在基础前沿领域，建议重点攻关高效率高安全性大容量储能、氢能及燃料电池、高效率光伏发电材料、新型绝缘材料、超导材料、宽禁带电力电子器件等技术；在工程应用领域，可重点攻关适应高比例可再生能源电力系统的安全稳定运行技术，以及高效率低成本光伏发电、虚拟电厂、源网荷储协调运行、主动需求响应等技术。

　　总的来说，建设新型电力系统是一个系统工程，需综合考虑发、输、配、用和储等各个环节，建议从全局、长远的角度进行体制机制创新和前沿技术研发，服务于未来主力电源光伏发电发展，让光伏发电安全、稳定、高效、可靠地融入新型电力系统。

在碳达峰、碳中和目标下，电力行业如何助力地方实现绿色低碳发展？电网如何发挥枢纽平台作用，促进能源电力系统转型？

11日在南京发布的《清洁电力赋能美丽江苏——国网江苏省电力有限公司服务地方绿色低碳发展蓝皮书》以国网江苏电力为样本，系统介绍了其探索低碳发展的实践成果与创新经验，为我国加快构建以新能源为主体的新型电力系统，实现碳达峰、碳中和目标提供借鉴。

江苏作为全国碳减排的重点区域和潜力地区，较早推动光伏、风电等清洁能源的发展，也因此较早遇到了“高比例新能源、高比例区外来电、高比例电力电子器件”等复杂情况带来的电网安全稳定和控制问题。解决这些问题，对于我国构建以新能源为主体的新型电力系统有着关键意义。

统计显示，截至“十三五”末，江苏电网新能源装机规模达3496万千瓦，较“十二五”末增长369.9%。2020年，江苏省新能源发电总量达522亿千瓦时，等效减少省内煤炭消耗1500万吨左右，减少二氧化碳排放4800万吨左右。江苏新能源利用已从最初结构单一、数量有限、零星分布的补充能源阶段，进入到品种多元、规模庞大、分布广泛的替代能源阶段。

中国经济信息社经济智库事业部副主任李济军在发布会上表示，电网是连接电力生产和消费的重要平台，在推动能源转型中发挥着关键作用。国网江苏电力以增强“源、网、荷、储”联动为抓手，探索走出了一条“从坚强智能电网策源发力，服务地方构建绿色电力系统，推动能源清洁革命，实现绿色低碳发展”的创新路径。

在推动能源供给侧清洁化转型方面，国网江苏电力持续拓宽区外清洁来电“绿色通道”，初步形成了以“一交三直”特高压混联电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强智能电网。同时，通过加强新能源并网管理、提升“北电南送”能力、完善政策机制等举措，为大规模清洁电能输送和平衡提供坚强支撑。

在优化清洁能源配置平台方面，国网江苏电力强化源网荷储友好互动，聚焦攻关统一潮流控制器（UPFC）、分布式电源、储能等核心技术，先后建成了多个示范工程项目，力促江苏电网更加柔性，高效地实现清洁能源的并网和调度，提升电网安全稳定控制水平。

在促进能源消费清洁化方面，国网江苏电力重点推动江苏工业领域、农业生产、居民生活和交通出行等关键领域的电能替代，大力提升电气化水平。同时，创新推出综合能效服务新业态，发挥能源互联网、电力大数据、专业能效服务等优势，带动社会综合能效提升。

此外，国网江苏电力还积极发挥企业在践行绿色低碳发展过程中的主体作用，积极探索高效低碳的企业运营模式，严格实施项目建设全过程“节能、节水、节材、节地”环境保护，多措并举处置废弃污染物，打造企业绿色低碳发展样本。

蓝皮书显示，在国家电网公司顶层设计指引下，今年3月，国网江苏电力出台了“碳达峰、碳中和”实施方案，明确从能源供应清洁化、能源消费电气化、能源配置智慧化、能源利用高效化、能源服务多元化五个方面发力，加快构建以新能源为主体的新型江苏电力系统。这一实施方案从电网侧勾勒出了推动江苏能源产业减排减碳的路线图和时间表，将为江苏践行“碳达峰、碳中和”战略注入全新动能。

全文如下：

根据《财政部国家发展改革委国家能源局关于印发<可再生能源电价附加资金管理办法>的通知》(财建〔2020〕5号，以下简称《资金管理办法》)、《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》(财建〔2020〕426号)等文件要求以及你单位申请，现下达2021年度可再生能源电价附加补助资金预算。

资金支付方式按照财政国库管理制度有关规定执行，具体金额及支付方式见附件。

项目代码和名称为“Z175060070001可再生能源电价附加补助资金”，支出列2021年政府收支分类科目：“2116001风力发电补助”、“2116002太阳能发电补助”、“2116003生物质能发电补助”。列政府收支经济分类科目“50799其他对企业补助”。有关事项通知如下：

一、请严格按照预算管理要求，尽快将补贴资金拨付至电网企业或公共可再生能源独立电力系统项目企业。电网企业应严格按照《资金管理办法》，按月将相关资金拨付至已纳入可再生能源电价附加补贴清单的风电、太阳能、生物质等发电项目，并及时公开资金拨付情况。

二、电网公司在拨付补贴资金时，应按如下原则执行：

1.优先足额拨付第一批至第三批国家光伏扶贫目录内项目(扶贫容量部分);

2.优先足额拨付50kW及以下装机规模的自然人分布式项目;

3.优先足额拨付2019年采取竞价方式确定的光伏项目以及2020年采取“以收定支”原则确定的新增光伏、生物质项目;

4.对于国家确定的光伏“领跑者”项目，以及国家认可的地方参照建设光伏扶贫项目，优先保障拨付至项目并网之日起至2020年底应付补贴资金的50%;

5.其他发电项目，按照各项目并网之日起至2020年底应付补贴资金，采取等比例方式拨付;

6.对于发电小时数已达到合理利用小时数的项目，补贴资金拨付至合理利用小时数后停止拨付。拨付资金已超过合理利用小时数的项目，应在后续电费结算中予以抵扣，抵扣资金用于其他符合条件项目的补贴资金;

7.电网企业应加强补贴资金管理，可再生能源发电项目上网电量扣除厂用电外购电部分后按规定享受补贴。同时，电网企业应按照《农林生物质发电项目防治掺煤监督管理指导意见》要求加强补贴资金拨付审核，杜绝掺煤等情况的发生。2019年底前完成并网的项目，原则上应在2021年底前完成补贴清单审核;2020年起并网的项目，原则上应在并网后一年内完成补贴清单审核。

三、电网企业应按照《关于核减环境违法垃圾焚烧发电项目可再生能源电价附加补助资金的通知》(财建〔2020〕199号)、《关于核减环境违法等农林生物质发电项目可再生能源电价附加补助资金的通知》(财建〔2020〕591号)要求，向相关生态环境部门申请生物质发电企业环境违法等行为处罚情况，相应核减补贴资金等。

四、为保障资金安全，提高资金使用效率，电网企业应按年度对补贴资金申请使用等情况进行全面核查，必要时可聘请独立第三方。电网企业应在5月31日前将2020年及以前年度补贴资金拨付情况报送至国家可再生能源信息管理中心。统计信息包括项目代码、项目名称、项目业主、装机容量、上网电价、补贴强度、拨付金额等。我部将联合发展改革委、国家能源局聘请第三方独立机构对补贴项目有关情况适时进行核查。对于存在信息报送不及时等不配合核查情况的电网企业，将在以后年度中暂缓资金拨付或降低资金拨付比例。为深入贯彻落实《中共中央国务院关于全面实施预算绩效管理的意见》，切实提高财政资金使用效益，请你单位有关部门在组织预算执行中对照绩效目标做好绩效监控，确保年度绩效目标如期实现。同时，你单位应按规定及时上报绩效自评结果，绩效自评结果将作为分配预算资金的重要依据。

5月6日，山东发改委、能源局联合下发《关于组织申报2021年储能示范项目的通知》。根据通知，项目申报单位应为山东省内注册的独立法人企业，每个设区市同一类型（调峰或调频）限报2个项目，原则上同一企业（母公司或集团）同一类型限报1个项目。项目基本要求包括项目布局合理，符合相关电力规划。前期准备充分，已完成选址和备案，具备建设和电网接入条件，与相关风电、光伏发电项目建设进度一致性较高。

通知原文如下：

各市发展改革委（能源局），各有关单位、企业：

根据《关于开展储能示范应用的实施意见》（鲁发改能源〔2021〕254号）精神，现就组织申报2021年储能示范项目有关事项通知如下：

一、申报条件

项目申报单位应为山东省内注册的独立法人企业，每个设区市同一类型（调峰或调频）限报2个项目，原则上同一企业（母公司或集团）同一类型限报1个项目。基本要求：

1.项目布局合理，符合相关电力规划。前期准备充分，已完成选址和备案，具备建设和电网接入条件，与相关风电、光伏发电项目建设进度一致性较高。

2.技术质量达到相关要求。调峰项目功率不低于5万千瓦，联合火电机组调频项目单体功率不低于0.3万千瓦。关键技术指标满足鲁发改能源〔2021〕254号文件和国家、省里相关标准要求。不得使用梯次利用动力电池。

3.项目主设备应通过符合国家规定的认证认可机构的检测认证，涉网设备应符合接入电网的相关技术要求。

4.项目应具有较为完善的安全方案，符合相关安全规范要求，须按接入电压等级选择对应资质的设计、施工、监理、调试等单位。严格消防风险管控，配套CO、VOC或H2等复合型气体检测预警系统。

5.项目须于2021年底前建成投运，按要求接入省级监测平台并接受统一调度。

6.项目实施路径、运营模式或应用场景具有一定创新性，能够发挥示范带动作用。

二、有关要求

1．申报单位需按要求填写《山东省储能示范项目申请表》、编制申报书（详见附件），加盖公章后报项目所在地市级能源主管部门。

2．市级能源主管部门于5月20日前将申报文件及相关材料（一式7份、含电子版）报送省能源局。

3．省能源局将会同有关部门组织专家或委托第三方对申报项目进行评审，提出示范项目建议名单，并在省能源局门户网站公示。公示无异议的，联合发文确认2021年储能示范项目。

三、跟踪评估

省发展改革委、省能源局会同有关部门（单位）对示范项目加强跟踪评估，对违反相关规定或效果不达标的，及时终止示范，不再享受相关政策。

联系人及电话：李倩 王磊 0531-68627718

电子邮箱： snyjkjc@shandong.cn

山东省发展和改革委员会 山东省能源局

最大限度释放空气能和太阳能等清洁能源能量、持续探索碳晶材料在清洁取暖方面的可能性……眼下，工业大省山东的制造业企业使尽浑身解数，大力发展清洁能源，“清装”上阵，探寻经济高质量发展“良方”。

山东是中国工业大省，化工、轻工、机械、纺织、冶金行业规模位居中国前列，100多种重点产品产量居中国前三位。近年来，随着山东加速推进新旧动能转换，传统产业如何转型升级成为山东各地面临的普遍问题。记者连日来探访山东力诺瑞特新能源有限公司(以下简称“力诺瑞特”)、山东得象电器科技有限公司(以下简称“得象”)等多家企业，实地了解企业升级传统产业、发展新兴产业、探寻高质量发展的路径。

力诺瑞特针对农村“煤改电”项目，推出以“太阳能+空气能”多能互补的形式，解决民众取暖和家庭热水问题。　

在济南市章丘区乐家村，由力诺瑞特公司承建的清洁能源循环特色示范村“乐家模式”，采用“太阳能+空气能”多能互补的形式，既为村民提供热水和供暖，还可增加收益。据了解，该模式下，使用空气能产生的电费由太阳能自发电承担，余电还可以售卖。去除采暖用电量，村民每年还有3000元(人民币，下同)至3500元的收益。力诺瑞特常务副总经理赵培勤介绍说，在中国北方农村地区，普遍面临单户供热面积小、房屋保温性和气密性差、民众对取暖费的承受能力低等问题。在利用空气源热泵“煤改电”以前，农村地区一直靠烧煤取暖，不仅有危险隐患，而且会污染环境。

除探索“太阳能+空气能”清洁能源在农村的推广应用外，力诺瑞特还在行业内率先提出太阳能与建筑一体化概念，与房产企业合作运行大型太阳能工程配套项目。“下一步，我们将继续推进太阳能与建筑一体化项目，比如，改变室内热水箱的规格，使其更适应居家装修风格，这样更节省空间。”赵培勤表示。

墙暖、地暖、云暖、电暖画、电屏风、暖足宝……将碳晶能源新材料制造成为一张发热纸，幷将其应用到绿色节能取暖产品中，成为一个新兴产业，这是得象公司自2009年成立以来锚定的方向。得象董事长缪峰介绍说，碳晶电热板产品电能与热能的转换率达98%。同时在建设和成本方面，要比集中供热节约70%，比空调供暖节电30%。

力诺瑞特研发的空气源热泵冷暖机。 

碳晶取暖产品升温迅速，1分钟就能发热，安全省电、环保节能，相等热量需求下，耗电低于空调。”缪峰表示，农村煤改电项目成为得象发展过程中紧抓的一个机遇“风口”。“下一步，我们将考虑与光伏和风能发电企业合作，解决碳晶电热板产品的用电问题，让其更节能环保。”

据了解，山东提出要推进实施“绿动力计划”，清洁高效利用传统能源，深度开发利用新能源，加快煤炭消费减量替代。在可再生能源的开发利用上，该省将聚焦海上风电与海洋牧场、波浪能、潮汐能融合发展等领域，启动150万千瓦左右海上风电融合发展试点示范项目；推进黄河三角洲盐碱滩涂光伏基地规划建设，规范分布式光伏电站发展。

“为了实现碳达峰目标，到2030年我国新能源装机要达到12亿千瓦以上，到时我们至少需要2亿千瓦以上的储能设施。现在我国的抽水蓄能装机在4000万千瓦左右，受制于建设周期问题，到2030年我国抽蓄装机最多只能达到1亿千瓦。那么，剩下的1亿千瓦储能要怎么布局？”4月14日，在第十届储能国际峰会暨展览会开幕式上，国家电网公司总工程师陈国平向全体与会者抛出了这样的一个棘手问题。

　　据记者不完全统计，今年以来，全国范围内已有超过10个省（区、市）公开发布文件，要求新建新能源电站配置相应比例的储能装置。常见配储规模在10%—20%之间。

　　面对1亿千瓦的庞大储能需求，当前地方主推且最为常见的发电侧小容量、分散式配储能否担当重任？在成本和效率方面，这一模式是否存在短板？在可再生能源高速增长的未来，我们到底需要怎样的储能？

　　“存一度电比发一度电还贵，为什么要存呢？如果不是政府强制要求，谁会做这样的买卖？”有可再生能源开发企业相关工作人员坦言，出于并网压力，在新建发电项目时，发电企业有时不得不选择配置储能。

　　“存一度电比发一度电还贵，为什么要存呢？”

　　存一度电要花多少钱呢？在今年的全国两会上，通威集团董事局主席刘汉元曾在人大建议中指出，根据对储能系统的财务测算，即便采用成本相对便宜的锂电池方案，其成本依然达到了约0.44元/度。

　　发一度电能卖多少钱呢？不久前，国家发改委就2021年新能源上网电价政策征求意见。根据征求意见稿，2021年，新建可再生能源发电项目的指导上网电价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定。最终上网电价不得高于指导价。而在已公布的共计32个地区中，仅有湖南和广东两地的指导电价超过0.44元/度。

　　“目前，越来越多的省份实现了光伏发电平价，而在电价较低的地方，其电价通常维持在0.2-0.3元/度左右，如果再增加储能设施，对企业来说显然是一笔不小的开销，很难算过账来。”一位从事储能项目规划设计的业内人士告诉记者，“但现在光伏电站配置储能已经成了政策问题，并不是说算不过账就可以不上了。虽然文件上使用的是‘鼓励’‘优先’等字眼，但如今新能源项目份额竞争越来越激烈，不配储就拿不到项目，等于直接失去了竞争资格。企业只能硬着头皮上，实际上就是强制的。”

　　不仅如此，许昌许继电科储能技术有限公司副董事长田志国还指出，目前，我国储能虽有一定程度的发展，但仍属新生事物，储能电站相关的专业技术支持和运维人员都十分缺乏。“现在，传统的变电站基本都是无人值守的。储能电站理论上可以按照无人值守去设计，但现阶段我们还是不太放心，还是需要懂行的专业人员进行操作。那么从节约人力资源的角度出发，肯定是集中式建设大容量的储能更好。”

　　刘汉元指出，相比大容量集中储能，发电侧小容量的储能系统投资建设的成本较高、充放电效率较低，客观上不合理地推高了可再生能源的建设成本与电力价格。

　　“在电站端强制配置储能，存在巨大资源浪费”

　　除经济性因素外，在一些使用场景下，电源侧小规模、分散式配储更是“有心无力”。

　　“新能源出力的波动有多大？今年1月6日到8日，我国受到寒潮天气影响。在寒潮来临之初，风非常大，国网经营区域内，风电出力一度达到1.1亿千瓦/天左右。寒潮过后，出力下降到约6000万千瓦/天。而且由于连续几天低温天气的积累，用电负荷增加了约5000万千瓦/天。”陈国平直言，“出力下降叠加负荷上涨，里里外外就是1亿千瓦。相当于三天寒潮时间里要启动200台50万千瓦装机的机组。”

　　陈国平进一步指出，在长时间的静稳天气下，可再生能源可能连续多日处于低出力状态。“在去年夏季极热无风的情况下，华北地区的风电低出力最长持续了58小时，东北达到92小时。去年冬季，西北地区在一次冷空气间歇期中，风电低出力达到120小时。光伏的冬季低出力持续时间则更长。去年冬天，华东和华中地区光伏低出力最长曾维持8天左右，湖南和江西的部分地区甚至达到10天以上。”陈国平表示，可再生能源的日内波动尚能通过储能平抑，但面对长时间静稳天气带来的持续低出力，完全依靠储能“填谷”，成本将非常高昂。

　　刘汉元表示：“电网系统的运行方式与局部消纳能力实时变化。在电站建设时，统一按一定比例配置分散式储能设施，相比在电网侧集中配置储能，先天存在无法灵活调整、整体利用率偏低的缺陷。而且电站与电站之间不平衡出力是常态，在电网系统内可自然形成类似‘蓄水池’的缓冲调节能力，而在电站端强制配置储能，则存在巨大资源浪费。”

　　国内某参与风电储能项目建设的企业负责人向记者透露，该公司在去年建设的几个配储电站就曾出现刘汉元所说的“资源浪费”。“都是根据地方要求按照10%配的储能，有5MW的，也有10MW的。但是半年多来，电网一次都没调度过，平时还得充电维护。零散小电站配的储能利用率太低了。”

　　为此，刘汉元建议，应将抽水蓄能电站、储能基地纳入电力发展规划与统一调度范围，由电网公司在网侧集中配置储能系统，其成本由所有用户均摊。

　　“目前需要搞清楚的是，配置储能到底是为了什么”

　　那么，发电侧的小规模分散式配储究竟适用于怎样的场景呢？

　　2019年，新疆自治区发改委印发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》，鼓励光伏电站合理配置储能系统，储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置；对于配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量。

　　中国电建西北院储能与微电网研究中心副所长田莉莎表示，新疆提出的“增加100小时计划电量”政策，在很大程度上缓解了配置电化学储能的高成本问题。“以装机规模10万千瓦、电价1元/度的计算，多发100小时即增加了1000万度的电量，对应增加了1000万元的收益。对于已建高电价的光伏电站，配置储能后，几年内就可收回储能投资。而在平价上网的大趋势下，上网电价要低一些，新建光伏电站收回储能投资的时间也要相应延长。”

　　“目前需要搞清楚的是，配置储能到底是为了什么，要解决什么问题。不能仅仅为了配置储能而配置储能。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出，可再生能源电站侧强制配储的政策值得商榷。“储能的配置最好还是从各地区的全局规划出发，按照每年新增新能源装机规模，确定火电、抽水蓄能和电化学储能的建设比例。同时，应结合各地新能源发展规划进行商业模式探索，最大限度发挥储能系统的使用效率和经济效益，避免无效配置造成浪费。”