未来科学城入驻的央企都有哪些

原标题：实现碳中和可以带来许多新的经济增长点，在低碳领域创造更多高质量就业和创业机会（引题）

企业如何抓住绿色低碳新机遇（主题）

阅读提示

在碳中和背景下，几乎所有的传统、高碳能源都可能会消失，如果不积极地采用低碳、零碳技术进行转型，高碳产业和企业将面临生存危机。

3月23日，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》。连日来，氢能概念股集体飙涨，30余只个股涨幅超过5%，整个板块位居行业涨幅榜首位。

在刚刚结束的北京冬奥会和冬残奥会上，氢能成为“绿色办奥”理念的重要体现。从“飞扬”火炬到氢燃料 汽车 以及赛场照明，亮起的都是“绿”灯，大大减少了碳排放总量。

“每卖出5辆车，就有一辆是新能源 汽车 。”今年全国两会上，全国人大代表，长安 汽车 董事长朱华荣代表业界发声：以新能源智能化推动 汽车 产业高质量发展，实现产业“换道超车”。

继2021年年末“双碳”政策体系两大纲领性文件发布后，今年以来，中央及部委密集谋划，绿色低碳政策体系持续完善并加快落地。《“十四五”工业绿色发展规划》提出，到2025年，我国绿色环保产业产值达到11万亿元，绿色低碳产业将迎巨大增量空间。

创新型企业引领绿色低碳发展

而在重庆高新区，西部（重庆）科学城正抢滩布局，以“低碳之谷”建设为抓手，着力集聚低碳产业，推进智能化改造， 探索 双碳战略下的科学城方案。

重庆高新开发投资集团有限公司相关负责人说，2021年，西部（重庆）科学城核心区绿色低碳产业增速45.5%，增长态势迅猛。力争在“十四五”期间，绿色低碳产业总规模达500亿元，引领整个西部乃至全国绿色低碳产业的发展。

作为全球新能源发电装机规模最大的能源央企，国家电投集团于去年底在科学城落地了国家电投西部生态能源研究院等两个项目。

“我们将立足高新技术开发、科研成果转化，及科学城绿色低碳产业发展，在科学城就地孵化落地一批创新型企业，为科学城的高质量发展增添绿色低碳动力。”国家电投重庆绿动智慧能源有限公司董事长曹作旺说。

天眼查数据显示，截至目前，重庆新能源 汽车 有相关企业1.2万余家，风能企业360余家，光伏企业2600余家,超过一半以上的企业在2021年成立。

低碳转型将创造巨大的投融资需求

清华大学气候研究院的研究成果显示，我国实现碳中和所需要的绿色投资大约在100万亿元至500万亿元之间，绿色新基建领域被资本看好。

根据清华大学气候变化与可持续发展研究院估算，实现碳中和至少需要累计新增投资138万亿元，超过每年GDP的2.5％。

“实现碳中和可以带来许多新的经济增长点，在低碳领域创造更多高质量就业和创业机会，带来经济竞争力提升、 社会 发展、环境保护等多重效益。”近日，高瓴资本创始人兼CEO张磊如是说。

据了解，在新能源技术、材料、工艺等绿色新基建领域，高瓴资本按照碳中和技术路线图，深入布局光伏、新能源 汽车 和芯片等产业链的上下游。

截至2022年3月25日，全球低碳领域本年度共发生127起投融资事件，总融资金额约1491.88亿元。国内低碳领域本年度共发生91起投融资事件，总融资金额约626.82亿元。

彭博新能源 财经 （BNEF）的一份报告显示，全球对低碳能源转型的投资总额于2021年达到创纪录的7550 亿美元，比上一年增长 27%。

“此前我们做了一项重庆绿色投资研究，光是重庆这么一个直辖市，要实现碳中和，估算未来30年内就有13万亿元的绿色投资需求。”中国金融学会绿色金融专业委员会主任马骏说。

在张磊看来，低碳转型是企业打破发展惯性、应对环境变化的挑战，更是主动作为、重塑核心竞争力的 历史 机遇。碳中和既是企业应对产业变革的关键举措，也是影响企业未来发展的战略抉择，将奠定企业长期可持续发展的关键优势。

低碳氢能或将成就新蓝海

在今年的全国两会上，川渝代表们建议，支持成渝氢走廊建设，布局建设加氢站及面向氢燃料电池 汽车 的研发、测试、检测、认证公共服务体系等。

近年来，氢能产业和氢能基础设施在重庆发展势头迅猛，重庆两江新区正加速在氢能源领域的布局。目前，两江新区已引进和培育了明天氢能、德燃动力、江苏清能等一批燃料电池产业的核心企业，落地了全国首个也是唯一一个氢能国检中心，逐步完善了集燃料电池产业核心零部件、系统集成制造、研发应用等在内的全产业链布局。

据了解，氢能来源丰富、绿色低碳、应用广泛，是重要的二次能源之一，在碳中和背景下，氢能正逐步成为全球能源转型发展的重要载体。全国已形成京津冀、华东、华南、华中、西南五大产业集群，覆盖了氢能的制备、储运及应用等领域。

3月22日，国家发改委、能源局印发《“十四五"现代能源体系规划》：到2025年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站，可再生能源制氢量达到10~20万吨/年，实现二氧化碳减排100~200万吨/年。

电力规划设计总院技术创新与产业策划中心主任戴剑锋表示，目前中国新型储能已经从实验室阶段，进入了商业化应用的初期。今年以来，各省市加快推进储能项目的落地，有超过20个省份明确了配套储能设备的配储比例。

根据中国氢能联盟预计，到2025年，我国氢能产业产值将达到1万亿元；到2050年，氢气需求量将接近6000万吨，实现二氧化碳减排约7亿吨，氢能在我国终端能源体系中占比超过10%，产业链年产值达到12万亿元。

01——个人感受

我觉得能源与动力工程这个专业跟我们的生活真的息息相关，该专业主要是研究能源的转换和利用及环境保护等基本知识和技能，包括一次能源转化为二次能源的过程、人工环境和制冷空调的技术问题、风能等新能源的开发利用等，力求实现能源利用高效、清洁的目的。例如：煤炭燃烧产生蒸汽能推动发电机的过程，社区绿化、供水、供暖的技术问题，风能、核能发电等。能源在我们生活中是多么的重要呀，所以这个专业的分量也是很重的。

能源与动力工程专业适合所有同学去选择，课程难度不是很大，院校的选择可以是北京大学、浙江大学、山东大学、东华大学等，这几所大学的能源与动力工程专业都是很不错的。

02——专业介绍

当代社会发展三大社会问题：人口激增，环境污染，能源短缺。能源与动力工程专业的研究对象就占了能源与环境两席，是面向国家的重大需求而设置的。本专业是多学科交叉的复合型专业，专业立足能源，兼顾环境，主要学习涉及各种能量转换和有效利用的理论、方法和技术，同时关注实现过程当中的环境保护问题。专业培养具有能源转换理论、能源与环境系统工程理论，能源转换与有效利用及其环境影响的分析能力，具有系统思维和较强的创新能力，较高的职业道德素质和文化素质的高级复合型人才。

03——主修课程

能源与动力工程专业本科核心课程有：工程热力学、工程流体力学、传热学等专业基础课程，以及能源生产过程控制、换热器原理与设计、制冷原理及设备、能源工业污染物排放与控制等专业课程。

其中工程热力学、工程流体力学、传热学是这个专业的基础课程，学好这几门课，后面的课程才会比较轻松，没打好基础的话，后面会很吃力，所以，选了这个专业的话就得好好修这几门基础课程。

04——就业前景

本专业就业前景不错，毕业生主要从事能源的有效利用，能源环境的控制和保护，建筑人工环境领域的研究或者是设计安装运行管理等方面的工作。

根据我们学校上一届该专业就业情况来分析，大部分毕业生能在政府规划部门、经济管理部门、能源部门、环保部门、设计单位、工矿企业、科研单位、学校等从事可再生能源利用、新能源工程与设备及能源环境保护的规划、设计、施工、管理、教育和研究开发等工作。

05——总结

总体来说，能源与动力工程这个专业还是非常不错的，毕业生毕业后的就业方向广，前景也很好，最主要是该专业的难度不是很难，所以说，对能源动力工程有兴趣的同学可以考虑一下该专业，毕竟以后能源肯定是一个大话题、大热门。

是的。中国能源集团属于国有独资企业。

中国能源建设集团有限公司、成立于2011年9月29日， 是经国务院批准、由国务院国有资产监督管理委员会直接管理的特大型能源建设集团，由中国葛洲坝集团公司、中国电力工程顾问集团公司和国家电网公司、中国南方电网有限责任公司所属15个省（市、区）的电力勘察设计、施工和修造企业组成。

扩展资料：

经营范围包括：

1、境内外电力和水利、矿山、公路、铁路、港口与航道、机场、房屋、市政工程、城市轨道、环境工程、冶炼、石油化工等基础设施项目的工程项目规划、评审、咨询、评估，工程勘察与设计，施工安装，工程总承包、施工总承包与专业承包。

2、工程项目管理、工程监理，项目运营管理、启动调试与检修，技术研发，招标代理、进出口业务、科技服务等业务；相关设备制造、修造、销售、采购与租赁，相关专有技术开发与产品销售，相关建筑材料的生产、物流、配送与销售，民用爆破产品制造与服务等。

2、房地产开发与经营；实业投资、经营与管理；国际资本运作与境外项目投融资；经国家批准，从事非银行金融服务业务，开展外贸流通经营、国际合作与对外投资、对外工程承包和对外劳务合作等业务。

参考资料来源：

百度百科-中国能源建设集团有限公司

主要教学内容为新能源汽车技术的车辆运行原理、日常保养及检测、车辆维修等，使得学生从根源上了解并掌握新能源汽车的相关技术。在实操教学中，采用比亚迪、江淮、众泰等国内市场主流新能源车型，从而保障了技术与市场的贴合性，极大提升了学生进入市场后的适应力，缩短了从学生到技术员工的转变时长。

毕业后，学生则可以从事新能源汽车的养护、检测、维修、钣金、美容等全系列技术工作，使得学生的就业选择面更为广泛。而新能源汽车属于新兴技术产业，学生所选择的企业也将是更为高品质的汽车企业。科技的发展、环保理念的不断升级和推广，传统汽车行业将面临向新能源汽车的转型。作为从事汽车技术人才培养的职业院校，也必须顺应行业变化，在人才培养上进行转型。

2010年中国太阳能光热发电发展分析

慧典市场研究报告网讯 “我现在手头有20亿元现金，账户里可动用资金200亿元，希望能投资光热发电项目。”2010年初，一家从事传统能源开发的跨国企业告诉中国科学院电工研究所人士，该所是国内太阳能光热发电研究的主导机构。

急于寻找类似投资渠道的巨量资金还有很多，面对传统能源的日渐稀缺和央企不可撼动的垄断地位，新能源自然成为最理想的出口之一。而最近一段时间以来，继水电、风电、核电、光伏发电等投资热潮之后，光热发电渐渐升温，进入投资者和战略决策者的视野。

10月20日，位于内蒙古鄂尔多斯的50兆瓦槽式太阳能热发电特许权示范项目(下称50兆瓦热电项目)正式招标，这是全国首个太阳能商业化光热发电项目，预计最初年发电量为1.2亿千瓦时。业界寄望于借助该项目考量国内研发技术，探索符合国情的商业模式并带动市场规模化发展。

2007年颁布的《可再生能源中长期发展规划》指出，“十一五”期间，在甘肃敦煌和西藏拉萨建设大型并网型太阳能光伏电站示范项目，在内蒙古、甘肃、新疆等地建设太阳能热发电示范项目。到2020年，全国太阳能光伏电站总容量达到2000兆瓦，太阳能热发电总容量也将达到2000兆瓦。

但当下，光热发电的进展远远落后于光伏。“相对于光伏电价，光热电价依然很高，发改委和国家能源局对发展太阳能热发电一直有所顾虑。”参与鄂尔多斯项目可行性研究的知情人士告诉记者，“毕竟可再生能源基金有限，决策层还是更倾向于选择成本低廉的可再生能源先行发展。”

按照财政部今年4月制定的《可再生能源专项基金管理办法(初稿)》安排，基金将主要用于补贴电网企业接受可再生能源电量产生的财务费用，其来源是可再生能源电价附加收入和财政部专项资金。以目前每度4厘钱的可再生能源附加额度计算，基金总量每年约120亿元。

由于光热发电没有光伏、风电等新能源不稳定、不连续的缺陷，许多国家在未来能源规划中将其定位为电力的基础负荷。根据聚热方式，光热发电可分为槽式、塔式、碟式三种，槽式最具商业化可行性。

973(国家重点基础研究计划)太阳能热发电项目首席科学家、中国电气协会副理事长黄湘估算，到2020年，中国光热发电市场规模可达22.5万亿至30万亿元，热发电总量可占全年总发电量的30%－40%。

但是，也有悲观者。多家从事太阳能热发电设备制造的企业在接受记者采访时表示，热电市场前景虽好，规模化难度却很大，目前还只是“沙盘上的房子”。

七年延迟

鄂尔多斯50兆瓦热电项目早在2003年就开始酝酿，原定于2010年一季度招标，但电价方案一直悬而未决，导致招标时间一再拖延。

在2006年召开的中德科技论坛上，该项目被正式确定为中德合作项目。2007年，获发改委开展前期工作的同意复函。

随后，德国太阳千年公司(下称太阳千年)与内蒙古绿能新能源有限公司(下称绿能)合资建立内蒙古施德普太阳能开发有限公司(下称施德普)，专门从事该项目可行性研究报告和实施工作。其中，绿能占股75%，太阳千年占股25%。

绿能公司总经理薛际钢告诉记者，项目开始之初，太阳千年打算自己融资运作项目，但依中国相关规定，外资投资电力的比例不能超过25%。于是，太阳千年找到绿能作为合作伙伴。

按照2008年10月的项目可行性研究报告测算，该项目总成本约为18亿元，年均总发电量约为1.2亿千瓦时，以25年营运期计算，若要实现8%的资本金内部收益率，税后上网电价需达到2.26元/千瓦时。

“与国外的电价相比，我们还是低一些的。”薛际钢解释，即使比照当年发改委已批复的光伏电价，光热发电仍具有很大竞争优势。彼时，发改委对上海崇明岛光伏项目和内蒙古鄂尔多斯聚光光伏项目的批复电价均在4元/千瓦时以上。

难以预料的是，正当施德普以2.26元/千瓦时的上网电价将项目上报给发改委时，金融危机发生，光伏组件价格骤降，国内首个光伏并网发电示范项目——敦煌10兆瓦太阳能项目最终中标价仅为1.09元/千瓦时。

这一突然的变化直接导致发改委否决了施德普的方案。此后，施德普将电价降至1.8元/千瓦时，仍因电价过高未获许可。

“核准电价与火电上网价之间的差价，需要政府埋单。”鄂尔多斯项目科研工作负责人姜丝拉夫表示，内蒙古火电上网价是0.285元/千瓦时，二者差价接近每千瓦时2元。照此计算，国家每年需财政补贴约2亿元，25年就是50亿元。

接近国家能源局人士向记者表示，一个项目的补贴政府能够承受，但一旦形成示范，各地纷纷效仿蜂拥而上，决策层担心应付不过来。此外，光伏上网电价经特许权招标后一降再降，决策部门有意效仿。

2010年3月25日，国家能源局再次下发《关于建设内蒙古太阳能热发电示范项目的复函》，决定改以特许权招标方式建设该项目，通过公开招标选择投资者和确定上网电价，并要求电站设备和部件按价值折算的本地化率需达到60%以上。

可这一复函并没有让鄂尔多斯项目马上启动。“之前的价格都是按照设备、部件进口价格计算，中国由于没有一个样本可供借鉴，本地化能力还有待考察。”薛际钢说。

就在绿能为实现本地化率要求进行前期考察的同时，光伏发电市场的竞争愈发激烈。8月，国家第二批大型光伏电站特许权项目开标，13个项目的上网电价均低于1元/千瓦时。远超预期的普遍低价让发改委和国家能源局倍感为难(详见2010年第18期“光电低价搏杀”)。

受此牵连，国家能源局内部曾一度传出消息，50兆瓦热电项目特许权招标无限期推迟。

“在企业层面，光热发电市场早就启动，但若迟迟没有一个商业化项目推出，企业在捕捉到政府的无作为后，很有可能掉转航向，这个市场也就没法培育了。”一位太阳能设备制造商对记者说。

9月，国家能源局召集意向投资商和相关设备提供商连续召开内部会议。一个半月后，50兆瓦热电项目终于在筹备七年之后发出招标公告，招标项目总投资商，期限为三个月，至12月20日止。开标时间定在2011年1月20日，项目建设周期30个月。

发改委摇摆

七年来，上网电价一直影响着发改委的态度，它犹如悬在政策制定者头顶上的一柄利剑，即使项目现已开标，这一担忧仍未散去。

“对待这个项目，发改委和国家能源局一直很谨慎，很认真，很操心。”接近发改委人士对记者透露。

5月10日，在“十二五”战略性新兴产业发展重点咨询研究项目之新能源产业课题组项目会议上，光热发电作为重点被要求详细陈述。

记者了解到，对于光热发电，发改委的初衷是比照光伏发电做法，先核准一两个项目启动市场，而后通过特许权招标摸索出标杆上网电价，并借此拉动产业朝规模化发展。这也是鄂尔多斯项目起初走核准程序申报的原因。

但光伏发电上网电价的骤降和可再生能源基金的捉襟见肘让发改委左右为难。上述接近发改委人士表示，一方面，电价到底核准在什么位置上才合理，发改委一直无法给出定论。国内没有可资借鉴的示范性项目，产业链也不成熟完整，致使发改委既无参照标准也无法准确计算，“政府也不知道该定多少，自然就不敢批，批得是否合理他们心里没数。”

另一方面，光伏上网电价下降幅度颇大，支持光热的补贴可以两倍作用于光伏，“所以决定先发展光伏，等电价能降得比较多的时候，再上光热。毕竟这些补贴最后都要摊到用户身上，结果就是提电价，这也会给发改委带来很多争议”。

3月，发改委提出了特许权招标方式和60%的本地化率要求，希望借此降低光热电价。

有专家指出，光热发电站建设成本直接影响热电并网价格。如果每千瓦单位造价降至1万元以下，上网电价就可降到1元/千瓦时以内，并逐渐接近现行每千瓦时0.51元至0.61元的风电标杆电价。

一度，发改委曾希望与欧盟开展合作。记者获悉，8月，国家能源局新能源司副司长史立山等人，在参加完布鲁塞尔能源会议后特地前往西班牙实地考察光热发电项目。

在此前后，史多次与欧盟接触，希望欧盟以赠款或贴息贷款的形式大力支持这个中德政府的合作项目，目的就是减少中方支付的成本费用，降低电价以便尽快启动项目。

“欧盟没有答应，不然可能还会走核准电价方式。”知情人士透露，直到此项目发出招标公告前半个月，发改委还在做最后努力，但始终没有谈成，“各种方式行不通之后就只能招标了”。

记者了解到，为遏制光热电价过高，发改委还特意在招标书中加设了一道“特别条款”——此次投标电价不得高于国家已核准的光伏电价。目前，在已核准的光伏上网电价中，最高价为1.15元/千瓦时。

这一“特别条款”源于9月国家能源局组织召开的一次内部协调会。华电、中广核、大唐、华能、国电等七八家意向投资商和五六家设备供应商均出席会议，会上，中广核、大唐、国电均表示1.15元以下的电价可以做，其他未表态企业也没有当场反映此价格过低。

薛际钢告诉记者，据此前去各设备厂家询价的结果看，1.5元/千瓦时左右的电价比较合适，但发改委仍然认为太高。“我毕竟是询价，并没有谈到规模化生产后的成本问题，也许大企业去谈1.15元的价格就没有什么问题。”

事实上，担心电价过高之余，发改委对可能产生的超低电价也心存忌惮。记者获悉，为避免招标过程中出现恶性竞争，此次评标先审技术方案，待其合格后再审价格标，电价约占考量因素的七成左右。

沙盘上的房子

筹备七年终上马，政府释放出的这个积极信号让投身其中者欢欣鼓舞。

863太阳能热发电项目总体组组长、中科院电工所研究员王志峰表示，50兆瓦热电项目不仅将引起光热发电行业的觉醒，也将引发整个热发电产业链的觉醒，包括电力企业、设备制造企业、银行、投资商等，光热发电有望成为下一个新能源投资的蓝海。

不少声音则认为“过于仓促”，新能源产业的发展过程一般从技术研发起步，经试验示范成功后再步入商业化推广阶段。

目前，国内仅限于研发工作，试验示范项目虽在建设但结果尚未可知，加之国家没有出台有针对性的扶持政策，不足以支撑这个装机容量不算小的商业化项目。

一位从事光热研究利用的央企负责人在接受记者采访时表示，“我们现在的自主研发有点不计成本，只是为了自主知识产权，成本却没降下来。商业化运行方面，规范、管理、维护等标准体系和盈利模式，以及财务、融资、建设、产业链体系、政策管理等一整套链条都没有形成，还没有做到商业化的可能性。”

不容忽视的事实是，热电产业链上的核心技术，如系统集成，集热管、聚光镜等，仍掌握在国外企业手中，若不能解决将严重阻碍市场规模化发展，这也是发改委要求50兆瓦热电项目本地化率的重要原因。

50兆瓦热电项目的前期本地化调研结果并不乐观。系统集成方面，目前只有中航空港和华电工程两家企业在建设完整的发电试验系统，由于还没实际应用，并不能证明其完整性、成熟性、可靠性，这成为一个令人担心的问题。

集热管部分，虽有北京市太阳能研究所、皇明太阳能、深圳唯真太阳能等多家企业从事自主研发，但眼下只是样品产出阶段，没有工程验证，量产能力和品质如何不得而知。

聚光镜部分，镜面产品弯曲精度和反射率最主要依靠先进的设备做保证。据了解，浙江大明玻璃从国外引进的世界第三条生产线还在运输过程中，年底若完成安装，明年或可供货。倘若不能按期供货，目前国内没有其他可提供满足国外同等技术水平要求产品的生产商。

可国外企业至今都不希望将其技术转移给中国，即使用市场份额交换也不乐意。中国光伏产业的迅速规模化，肇始于国外企业将光伏设备制造产业全部转移至中国，光热发电领域却还没有这样的机会。

据悉，西班牙最大的太阳能企业阿本戈集团(Abengoa Solar)，进驻中国已有四五年，一直希望能在中国独立运作项目，而不肯与中国本土企业进行技术合作。

前述央企负责人表示，光热发电的核心技术由国外大企业垄断，既没有污染压力，回报也丰厚，如集热管的利润可达200%－300%，国外企业没有动力转移。“我们曾和西门子、阿本戈等大企业谈合作，承诺可以帮他们在中国拿项目，但要求有技术合作，但这些企业都不愿意技术换项目。”

“不管谁中标，详细设计国内做不了，光场安装、维护国内也做不了。”一位不愿具名的业内人士对记者说，“希望最后中标的投资人能和国外公司联手做，这样成功的几率会更大。”

央企入场

“国家就想把电价控制在一定范围内，但他们对热发电不大了解，一系列问题他们认为都是小事，可以在具体项目上自己去解决。”参与鄂尔多斯项目全过程的黄湘对记者表示，他不认同发改委设置的1.15元/千瓦时电价上限。

黄湘认为，“对于第一个或者前若干个项目，不应在电价上提太多要求，不能只想着做一个价格特别低的，而要做一个好的，不能只看着价格来。”

而更为不利的是，耗时多年的鄂尔多斯项目在其开始阶段便已面临多重额外成本。据了解，在辗转数年之后，这一项目的前期勘探考察、方案咨询费用已高达3000万元，这一费用需要中标人埋单。

此外，该项目选址鄂尔多斯杭锦旗巴拉贡镇，占地约需1.95平方公里，土地成本约4000万元－5000万元，“这是块可以发展农田牧场的土地，价格较高，选择地点不大合理。其实几十块钱一亩甚至白送的土地有很多，更适合热电站建设。”

光热发电只适合阳光年辐射量在2000千瓦时/平方米以上地区，且土地坡度不能超过3%，该项目年用水量约15万方，与火电基本一致。但项目地水源不足，只能做空冷(空气冷却)，不仅导致电能转换率可能下降1%，也抬高了投资成本，以上述电价来进行消化并不合理。

而价格上限的严苛要求可能导致的结果是，资金实力小、融资能力和抗风险能力弱的民营企业被拒之门外，实力雄厚又有节能减排压力的央企再次集体登场。记者了解到，截至11月中旬，中广核、大唐、国电、中节能和阿本戈已购买标书，央企占八成。

“每个发电集团对新能源都非常看好。”一位五大电力巨头负责人对记者直言，“为了增加可再生能源份额，大家都非常努力。”

目前，五大发电集团都有各自的太阳能光热发电小型示范项目。有分析人士指出，这些企业可能通过今后扩大规模的方式，大幅度压低投标电价，以求先拿下 50兆瓦热电项目。原因不言自明，光热发电规模越大，每千瓦时电价成本越低，拿下的项目可以作为未来更大容量电站的一部分，先以低电价中标，再将成本分摊到后续建设项目中。

也有媒体报道称，各大电力集团已开始在光热发电领域圈地。国内适宜发展光热发电的土地资源有限，“谁先上项目，土地就给谁，大家自然蜂拥而上，并预留大量后续扩建土地。”

三年前，五大发电集团中只有华电跟随中科院做示范性项目，而最近半年来，约300万千瓦热电项目已完成项目建议书，几大电力巨头更私下里运作了部分未公开项目。国电集团吐鲁番光热发电项目人士曾表示，其项目仅为100千瓦，但圈地达几千亩，目的正是为了将来大规模扩张。

光伏发电已经出现的央企超低价垄断局面似乎又将要在光热发电领域上演。结果是，如果热电低电价持续，无法提高投资回报率，将无法吸引更多社会资本参与，也将会影响到有针对性的补贴政策出台。

“政府对太阳能热电项目的认知度还不够，对市场前景也不那么了解。”前述热电设备制造商表示，热电项目要能够长期稳定地完善下去，必须得到有针对性的政策支持，这样银行融资才会相应跟进。

决策层有矛盾之处，像超白玻璃是生产光热发电所需聚光镜的基本原料，但玻璃制造已被工信部划为淘汰落后产能的重点领域，银行“一刀切”地停止对玻璃制造业放贷，这也势必影响到光热发电所需的上游原料的生产。

2010年8月，美国能源基金会曾委托上海中科清洁能源技术发展中心，对中国光热发电市场进行调研。调研结论是，中国对可再生能源的扶持力度呈现与重视程度的正相关，虽然扶持政策种类较齐全，但存在跟风上政策现象，不具备长期性和稳定性。

“今天这个能源热，政策就一窝蜂地来；明天那个能源热，这边的政策就忽然不见了，全跑到那个领域。这会让投资者看不到稳定的市场回报。”上述调研主管龚思源对记者说。

分析报告。

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2019年下半年以来，随着国家队的进场，各地掀起一股光伏项目开发的热潮！随着2020年9月“碳达峰、碳中和”顶层设计的确定，这股热潮达到前所未有的高度。（详见：《地方政府与光伏企业签署的42GW开发协议！》）

根据各省投资项目在线审批平台上的数据，广东、湖北、江西、山东、河北、内蒙等地的光伏项目备案量，均超过10GW。以江西省为例，1月底，江西省发改委公布了本省1MW以上备案项目名单，申请备案总规模超过34GW，进入省规划项目库的就有27GW以上！（详见：《27GW光伏项目进入江西省规划论证项目库！》）因此，有从业人员坦言：这波地面电站开发的热度，相对于2017年的那波，有过之而无不及！只不过，那波是民企抢屋顶，这波是央企抢土地！然而，对于光伏项目，从完成备案到项目开工，还有一段很长的路要走！

一、光伏是唯一采用“备案制”管理的能源项目

无论是煤电项目，还是风电项目，能源项目投资管理，一般都采用核准制；而光伏项目，自从2014年开始，由“核准制”变为“备案制”。这两者之间的区别最大。

1、核准制

项目手续前置，需要办理好全部的项目手续，包括省土地批复、省电网的接入批复、环保批复等等，全部手续文件齐备之后，发改委才会给核准文件。

2、备案制

项目手续后置，只需要提供项目的基本信息、基本技术方案等基础信息即可完成备案，完成备案之后再去办理土地批复、接入批复、环保批复等支持性文件。

完成核准的项目，由于各种手续齐全，不出意外基本可以落地；而完成备案的项目，经常在办理后续手续的时候遇到困难，导致项目落地率低。

土地、接入，是平价上网项目面临的最大的两个问题。

二、稀缺的土地，是决定项目落地的第一要素！

1、一块土地被多次备案

多位前期开发人员坦言：当前项目开发过程中，最关键的是要拿到土地资源！

土地资源有多紧张呢？

某省的开发人员介绍，该省几乎每个县，都有好几个集团的人在开发。打个比方“一块土地，基本上是树上骑个猴、地上七个猴！”我要派人天天去政府守着，一天不去，估计地就没有了！

另一名开发人员介绍：一块地，我们已经完成了备案，但后期又有两家公司拿这块地做了备案。我们一看这种情况，就先把土地租金的定金支付给当地村民，签署了正式的合同，这就算把地拿到手了，其他两家完成备案也是白搭。

以广东省为例，作为全国第一用电大省，广东省有巨大的用电需求，肯定不存在限电的问题；而且，广东省煤电基准价高，资源也还可以，平价上网项目收益好，因此格外受到投资企业的青睐！2019年、2020年的两批平价上网项目中，广东省分别为2.38GW、10.89GW，总量居于全国首位。

然而，作为经济最发达的省份，土地是广东省的稀缺资源！按照广东发改委要求，前两批项目，都获得了省电网公司的接入批复。然而，在项目实施的过程中，很多项目出现土地不够用规模打折，甚至由于土地性质原因完全无地可用的局面。据介绍，广东前两批平价上网项目，目前可能只有不到三分之一的项目，落实了土地。

“现在，广东省电网要求拿到土地落地文件，才给接入系统批复”广东某项目开发人员介绍“土地落地文件，至少是已经预付土地租金的证明文件”。

按照光伏项目常规的开发流程，都是项目各种手续办齐全之后，确定项目要开工，再支付土地租金。然而，现在这种模式很容易被“翘单”。

比如，某企业跟某村集体签署了土地租赁意向书之后，就去办理各项手续文件；电网接入都办好了，准备开工时，发现另外一家投资企业已经将土地租金的预付款付了，并签署了正式的租赁合同！第一家投资企业前期所有的投入，都打了水漂！

在这种情况下，也不可避免的出现，一块地被多家企业拿去备案！备案规模的统计数据看似很大，而最终能落地的，只有一家。

2、不断被推高的土地租金和路条费

一块地好几家抢，所有者“待价而沽”心理浓厚。土地租金的行情也不断上涨，相对于一年前，几乎翻了一番。土地租金、青苗补偿两项加起来，要超过2000元/亩。

除了土地租金看涨之外，另一个大幅上涨的就是“路条费”！

受疫情影响，电力央企在国外开拓业务难度加大，加大了国内新能源项目的开发力度，开发任务都很重，甚至一些原来做火电项目的人都转行来做新能源开发。然而，新能源项目的投资风险点、财务测算和传统火电完全不同，这些人未经过专业、系统的培训，而且有传统电力的思维惯性，为了完成任务，出手都很大方。

“之前，广东的光伏项目开发市场一直非常理性。去年年初，项目开发前期费用才5~7分/W。但受一些央企开发人员抢项目的影响，很多路条方死灰复燃，漫天要价。现在一些条件特别好的项目，已经涨到两毛甚至更高。”某项目开发人员介绍，“您要呼吁一下理性开发，不要让路条方把市场搞乱了。一些央企开发人员高价开出去，最后总部算不过帐，收益率达不到，完成的任务越多，未来被人巡查审计的风险越大！如果项目最终完不成，也会引发信誉危机，破坏契约精神。”

3、虚报的项目规模

某项目开发人员介绍：平价上网项目都是100MW级别的，需要两三千亩地，涉及范围非常大。

而如此大范围的土地里面，往往有一部分土地由于各种原因，如土地性质、建设条件等不能被利用。如果前期开发过程中，如果不到项目现场大致跑一遍，不到各相关部门认真核实，可利用面积很容易高估。

另一方面，为了完成集团任务，让数据看起来好看，数据往往被人为放大。比如，能干100MW的项目，往往报成200MW、300MW，这会给后期的工作造成很多困难。然而，项目开发、项目实施往往是两批人，开发人员把任务完成了，哪管后期落地的困难！一些备案成200MW、300MW的项目，可能最后连100MW都干不成。

4、“集散式”光伏项目

“我们集团需要大项目，但现在大块的土地太难找，土地资源这么珍贵，一些小块土地也不得不利用起来。”有开发人员介绍，“我们在做一些“集散式”项目。就是在一些小块的零散土地上，建设一些6MW以内的项目。在一个县域内，做十几个这样的小项目凑成一个较大的规模。”

三、接入与送出，短期困境，但未来可期

对于平价上网项目，除了土地之外，另一大限制因素一定是接入。

1、可建设规模与物理接入条件不匹配

在一些地区，土地可建设规模和物理接入条件不匹配的矛盾，非常突出！

有开发人员介绍，“我们选中一块非常好的土地，面积大，施工条件好，就是周边30公里以内没有可接入的变电站！我们场地附近还有其他企业也遇到类似的问题。”

对于这一问题，解决方案一般有两个：

一是等电网的配套工程，但周期会比较差，估计要两年以上。

二是几家投资企业筹资建设，费用按接入规模分摊。这种方式落地时间最快，西部很多省份的光伏基地都采用了这种方式

“现在，我们在相邻的投资企业商量，是否可以合资建设一个220kV的升压变电站，一起送出”上述开发人员说，“但这会存在一定的政策风险，我们需要等省级电网的意见，但项目今年应该是没办法落地了。”

当前，国家政策明确送出线路必须由电网建设，升压变电站是可以投资企业自建后由电网回购？虽然西部省份有投资企业筹资自建的案例，但大多数中东部省份还未出现这种情况，很多省电网公司对此事的态度也比较模糊。

2、接入问题预期未来会逐渐得到解决

2020年，一些新规划了GW级的大型光伏基地，同样面临附近接入资源不足的困境。据了解，国家电网积极参与到“十四五”可再生能源基地的相关规划工作中，一般当地政府规划了发电基地，电网公司都会配合做对应的送出规划。

2021年1月27日，国家电网辛保安在“达沃斯议程”对话会中表示： 未来5年，国家电网公司将年均投入超过700亿美元 ，推动电网向能源互联网升级，促进能源清洁低碳转型，助力实现“碳达峰、碳中和”目标。

2020年，国家电网新增固定资产投资4600亿元。其中，最大的一块就是特高压投资1811亿元，约占总投资的40%。2020年，蒙西—晋中、驻马店—南阳特高压工程有序推进，青海—河南 800千伏直流工程、张北—雄安1000千伏特高压交流工程相继贯通，解决了一大批新能源项目的接入、送出问题！山西垣曲抽水蓄能电站项目年初开工，安徽绩溪抽水蓄能电站6台机组年底全部并网。

“我们去市里做项目开发的时候，市领导直接让我们在基地范围内选地，这样不需要担心送出问题”某企业开发人员介绍到。“十三五”末期，新能源项目的接入、送出问题十分突出，成为限制规模发展的卡脖子问题，预期在“十四五”期间会逐步得到解决。然而，由于电网规划、招标、建设等流程，新建的常规电压等级的送出工程一般要两年以上，特高压则需要更长的时间。

解决接入与送出，未来可期，但需要时间。

四、困境中突围

当补贴不再是光伏项目限制因素时，土地和接入成为发展的主要矛盾，而接入之后还将面临消纳的问题。

对于光伏项目，完成备案仅仅是一个开始，从备案到并网，还有一段很长的路要走。然而，“碳达峰、碳中和”的顶层设计不会变，电力企业们能源转型、投资光伏等新能源的决心与目标不会变！“逢山开路，遇水搭桥”，光伏行业就是在不断解决各种问题中，突出重围的！

中望能源有限公司是国家电力投资集团有限公司(简称国家电投)的全资公司。

中望能源有限公司是国资委新设的总部位于浙江杭州的国有企业，公司响应国家号召，积极投资清洁能源建设，致力于绿色可再生能源的建设。

深圳前海大族新能规划设计研究院有限公司是2015-08-20在广东省深圳市注册成立的有限责任公司，注册地址位于深圳市前海深港合作区前湾路1号A栋201室。

深圳前海大族新能规划设计研究院有限公司的统一社会信用代码/注册号是91440300349899469L，企业法人方治华，目前企业处于开业状态。

深圳前海大族新能规划设计研究院有限公司的经营范围是：电力工程勘察设计、监理、咨询、调试、工程总承包及项目管理和相关技术与管理服务；被动式建筑节能技术研发设计及建设总承包；新能源、新能源微电网、可再生能源、低碳环保、新材料、节能、智能配电网等技术开发与应用、技术咨询、技术服务；建设工程总承包、工程监理、工程项目管理和工程技术研发、技术服务、技术咨询；电力项目投资、商务信息咨询、大数据分析、数据服务与管理。^；本省范围内，当前企业的注册资本属于一般。

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改革，对大多数企业来说，都是想方设法增加收入。但有一家大型央企，却在改革中不断向自身收益“开刀”。用其负责人的话说，这样做是为了向社会“多让利”，同时倒逼企业“瘦身健体”、优化经营。

这家企业，就是世界500强排名第二的中国国家电网公司。党的十八大以来，国家电网通过一系列举措，释放改革“红”利，增强能源“绿”意，拓展增长“蓝”海，勾勒出发展新图景。

　降低电费，释放改革“红”利

华为技术服务有限公司是位于河北省廊坊市的一家高科技企业，过去一直是当地供电公司的用电大户。今年7月起，该公司改由电力交易平台向发电企业直接买电，每千瓦时电的价格较此前降低了5分5，不到两个月就省了54万元。

“电网企业的收入肯定是减少了，但给企业带来大实惠，能实现全社会资源的优化配置。”国家电网公司专职新闻发言人王延芳坦言，新一轮电力体制改革重点是建设统一开放、竞争有序的电力市场体系，使电力能像普通商品一样自由买卖。对此，国家电网责无旁贷。

仅一年多时间，国家电网就建成首个国家级电力交易中心和27家省级电力交易中心，目前注册各类市场主体近4．5万家，电力市场化交易规模大幅提升。今年1至8月，完成市场化交易电量8537亿千瓦时，同比增长93％。

“多买多卖的市场竞争格局已初步形成，越来越多执行‘政府定价’的计划交易，转向了双方‘协商定价’的市场化交易。仅直购电一项，今年预计就将为企业降低用能成本超过180亿元。”国网公司体改办副主任魏玢表示。

事实上，国家电网让出的“红利”远不止于此。王延芳给记者算了一笔账，仅今年一年，取消电价中城市公用事业附加费，可降低企业电费280亿元；取消电铁还贷电价，让利52亿元；按照7月末各省份批复的输配电价新标准，还将减少企业成本178亿元。

“企业电费降了，意味着我们直接和间接少收了约700亿元。这确实带来了很大压力，过去电网靠统购统销‘吃差价’行不通了，必须主动调整盈利模式，进一步提高自身效率和管理水平，不断压缩成本，以在市场上持续站稳脚跟。”王延芳说。

解决“三弃”，增强能源“绿”意

仅0．008秒，来自甘肃的风电、太阳能发电等，就瞬间送至湖南湘潭换流站，点亮了2000多公里外的千家万户。由国家电网投建的“甘肃直供湖南”特高压线路，有效缓解了西北地区清洁能源消纳难题。

近年来，我国也不断加大发展清洁能源的力度。作为能源领域的标志性央企，国家电网坚持在改革中引领清洁转型步伐，多措并举消纳清洁能源，解决弃风、弃光、弃水“三弃”问题成效明显。

据国网公司发展策划部副主任张正陵介绍，该公司通过开展可再生能源跨区现货交易、启动东北辅助服务市场等，促进了新能源大范围配置和消纳。

今年6月，青海电网在全国首次测试“绿电七日”，实现了168小时全部依靠太阳能、风和水力供电，引发了全球能源行业的广泛关注。

“未来将继续加快外送通道建设，为新能源在全国范围消纳创造条件。”张正陵表示。

他告诉记者，目前我国风电、光伏发电成本分别为0．4元、0．7元／千瓦时左右，按照特高压的网络规模效应，未来成网后，清洁电力供应成本可降至0．3元／千瓦时左右。

创新共享，拓展增长“蓝”海

在新电改中主动作为、让利社会的同时，国家电网也积极开拓新业务，不断寻求新的增长“蓝海”。

“2015年以来充换电设施爆发式增长。为此，我们专门成立了国网电动汽车公司开展电动汽车充换电业务。”国网公司董事长舒印彪说，其最大的亮点是建成了目前全球覆盖范围最广、接入设备最多、技术水平最高的智慧车联网平台。

据介绍，该平台已实现与17家充电运营商互联互通，接入的充电桩总数超过16．7万个，日充电量超过100万千瓦时。不仅有效解决了电动汽车用户找桩难、充电难问题，还能促进资源共享和分享经济发展。

家住北京丰台的肖勇，就将自家充电桩接入了车联网平台。“车主可以在APP上找到我的桩进行充电，方便了大家也给自己带来了额外的收入。去年12月份到现在，净赚了2000多元。”肖勇说。

此外，国家电网还建成光伏云网，构建“线上平台＋线下服务”，用手机便可实现电量查询、交易、结算等“一键操作”，大幅提升了光伏运营效率。目前，该云网已接入52万户、装机容量2430万千瓦。

“全面深化改革带来的压力很大，但动力更足。”舒印彪表示，原有板块稳定增长，新业务快速发展，海外市场不断开拓，今年1至8月，国家电网经营发展指标普遍好于预期，电网投资、售电量、营业收入均保持较快增长，利润总额同比增加了29亿元。

国企有国家支撑，减少也是为了减少人们的生活成本。