新能源行业的发展

未来的生活是什么样子?打开电器，电能大多来自水电、风电等清洁能源，而非传统的火电走出家门， 马路上再难见到石化汽油车的身影，取而代之的更多是新能源 、清洁燃料 汽车 等……

自从2020年中国“双碳”目标后，随后，中央经济工作会议、中央 财经 委员会第九次会议等均提出做好碳达峰、碳中和工作。碳达峰、碳中和成为全 社会 热议的话题。

为实现2030年之前二氧化碳排放达峰的目标，各地陆续推出详细的进程规划，而像石化、煤炭等高污染、高能耗行业，将面临新的能源结构调整压力。近期，全国17省市(自治区)已发布的“十四五”规划和2035远景目标，均涉及新能源利好消息。规划文件均在绿色低碳发展、清洁能源转型方面进行了着重强调，其中，广东、江苏、河北等部分省市出台的文件中制定的目标水平整体较高。

河北省：

建设张家口国家可再生能源示范区、以及构建综合能源体系，加快清洁能源设施建设，强化能源安全保障能力推动绿色低碳发展，推进排污权、用能权、用水权、碳排放权市场化交易。实施清洁能源替代工程，不断提高非化石能源在能源消费结构中的比重。降低能源消耗和碳排放强度。

上海市：

在“十四五”规划期间，优先将节能环保产业做大做强，持续推进能源结构优化，推动重点行业和重点领域绿色化改造，加快培育符合绿色发展要求的新增长点，延展绿色经济产业链。在公共领域全面推广新能源 汽车 ，加快构建与超大城市相适应的绿色交通体系。

贵州省：

2021年，贵州省将抓好四个水风光一体化基地建设，利用现有水电站送出通道，大力发展光电、风电、氢能等非化石能源，加快清洁能源推广，可再生能源并网装机新增600万千瓦。

　 　 西藏：

十四五期间，西藏将加快推进“光伏+储能”研究和试点，推动清洁能源开发利用和电气化走在全国前列。到2025年底，装机容量将突破1000万千瓦水电建成和在建装机容量突破1500万千瓦。

　 　 甘肃省：

甘肃酒泉将加快建设风光水火核多能互补、源网氢储为一体的绿色能源体系，主攻千万千瓦级风电、光伏光热、电网升级、调峰电源、储能装置等八类工程，致力于建成千亿级规模的清洁能源产业链。

陕西省：

十四五期间，将大力发展风电和光伏，有序开发建设水电和生物质能，扩大地热能综合利用，提高清洁能源占比。

山西省：

全力培育生物基新材料、光伏、智能网联新能源 汽车 等潜力型新兴产业，打造一批全国重要的新兴产业制造基地。深化能源革命综合改革，促进可再生能源增长、消纳和储能协调有序发展，提升新能源消纳和存储能力。

青海省：

推进重点行业和重点领域绿色化改造，支持建立动力电池、光伏组件等综合利用和无害化处置系统，发展光伏、风电、光热、地热等新能源。建设多能互补清洁能源示范基地，促进更多实现就地就近消纳转化。发展储能产业，贯通新能源装备制造全产业链。打造海南、海西清洁能源基地，推进黄河上游水能资源保护性开发，开展水风光储等多能互补示范。

江苏省：

江苏将继续发展光伏产业，同时大力发展海上风电和“光伏+”产业。到2025年底，全省光伏发电装机将达到2600万千瓦。其中，分布式与集中式光伏发电装机分别达到12GW、14GW，江苏省在“十四五”期间预计新增光伏装机9.16GW。

浙江省：

大力发展生态友好型非水可再生能源。实施“风光倍增工程”，到2025年为止，光伏、风电装机容量分别达到2800万千瓦和630万千瓦的目标，新增光伏发电1300万千瓦，积极发展建筑一体化光伏发电系统。

四川省：

四川的“三州一市”光伏基地，即甘孜、阿坝、凉山州及攀枝花市，在“十四五”期间的总装机容量预计达到2000万千瓦。

基于在资源和政策方面的优势，成都将氢能产业的发展纳入“十四五”规划。为了完善氢能产业的基础设施，成都将在2022年之前建设加氢站15座以上1条氢能源新型轨道1个氢燃料发动机研究中心等。

山东省：

在“十四五”期间，新增光伏发电1300万千瓦，2021年山东新增可再生能源发电装机将达到409万千瓦以上。积极发展建筑一体化光伏发电系统，高质量推广生态友好型“光伏+农渔业”开发模式。近日，山东利津县刁口乡40MW渔光互补光伏项目并网。项目采用“渔光互补”光伏发电模式，提升了单位面积土地的经济价值。

云南省：

“十四五”期间，云南将优先布局绿色能源开发，以绿色电源建设为重点，加快金沙江、澜沧江等国家水电基地建设。统筹协调风能、太阳能等新能源开发利用，以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为依托，建设“风光水储一体化”国家示范基地。

广东省：

十四五期间，要推进能源革命，积极发展风电、核电、氢能等清洁能源，建设清洁低碳、安全高效、智能创新的现代化能源体系。制定实施碳排放达峰行动方案，推动碳排放率先达峰。

江西省：

积极有序推进新能源发展，到2025年力争装机达到1900万千瓦以上，其中风电、光伏、生物质装机分别达到700、1100、100万千瓦以上。

内蒙古：

大力发展新能源，推进风光等可再生能源高比例发展，壮大绿色经济，推进大规模储能示范应用。“十四五”期间，新能源项目新增并网规模达到5000万千瓦以上。到“十四五”末，自治区可再生能源发电装机力争超过1亿千瓦。

辽宁省：

培育壮大氢能、风电、光伏等新能源产业，推动能源清洁低碳安全高效利用，推动能源消费结构调整。“建议”指出要打好关键核心技术攻坚战，聚焦洁净能源等产业部署一批创新链。

《中国风电发展路线图2050》报告称，到2020年、2030年和2050年，中国风电装机容量将分别达到2亿、4亿和10亿千瓦，成为中国的五大电源之一。到2050年，风电将满足国内17%的电力需求。这意味着在今年基础上，十年内装机容量就将有大幅增长空间。

“2010年，中国风电新增装机容量达到18928兆瓦，累计装机容量达到44733兆瓦，居全球第一位。据不完全统计，今年上半年新增风电装机容量已超过600万千瓦，中国已成为世界最大的风电市场。”中国可再生能源协会风能专业委员会理事长贺德馨补充说。

同时，记者还了解到，未来风电布局的阶段重点是：2020年前，以陆上风电为主，开展海上风电示范；2021-2030年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范；2031-2050年，实现在东中西部陆上风电和近远海风电的全面发展。

另外，在风电价格上，政策制定部门人士表示，“当下的煤电价格与发电成本并不一致，风电价格在现阶段有国家补贴的支持下更反映实际情况。” 据悉，我国从2006年后对风电实行分区域的固定电价制度，并规定风电上网电价高出脱硫燃煤电价的部分，由可再生能源发展基金支付。此外，根据风电场与已有输电线路距离长短确定了0.01元-0.03元/千瓦的风电并网补贴标准。

王仲颖说：“目前陆上风电开发的成本在0.35元-0.5元/千瓦时左右，相应的电价水平确定为0.51元-0.61元/千瓦。在目前电价机制下，不考虑煤电的资源、环境成本，风电成本和电价水平高于中国煤电成本和电价水平。 ”

但他同时表示，中国的煤电价格上涨或将持续，2020年陆地风电的成本将与煤电持平，这之后，风电将逐步脱离国家补贴。

行业主要上市公司：宁德时代(002074)派能科技(688063)国轩高科(002074)比亚迪(002594)亿纬锂能(300014)星云股份(300648)均胜电子(600699)科列技术(832432)国电南瑞(600406)华自科技(300490)金风科技(002202)阳光电源(300274)盛弘股份(300693)科华恒盛(002335)科士达(002518)、固德威(688390)阳光电源(300274)科陆电子(002121)南都电源(300068)德赛电池(000049)赣锋锂业(002460)等

本文核心数据：储能板块上市公司研发费用储能相关论文发表数量

全文统计口径说明：1)论文发表数量统计以“energy

storage”为关键词，选择“中国”、“论文”筛选。2)统计时间截至2022年8月29日。3)若有特殊统计口径会在图表下方备注。

储能产业技术概况

1、储能的界定及分类

(1)储能的界定

从广义上讲，储能即能量存储，是指通过一种介质或者设备，把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来，基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。

从狭义上讲，储能特指针对电能的存储，即利用化学或者物理的方法将产生的能量存储起来并在需要时释放的一系列技术和措施。

(2)储能的分类

根据不同储能技术储存介质的不同，储能主要分为机械储能、电化学储能、热储能、化学储能、电磁储能等。利用这些储能技术，电能以机械能、化学能、热能等形式存储下来，并适时反馈回电力网络。

2、技术全景图：五大细分技术路线

储能分为机械储能、电磁储能、电化学类储能、热储能以及化学储能五大类技术路线。

储能产业技术发展历程：始于20世纪60年代

从我国储能产业技术发展历程始于20世纪60年代，我国开始抽水蓄能电站研究，并建立第一座混合式抽水蓄能电站-岗南水电站到20世纪90年代，抽水蓄能电站建设迎来高潮至21世纪初期，国内开始其他储能技术的研究，包含压缩空气储能、电化学储能等，并于2010年之后加快了压缩空气、全钒液流电池等储能技术的落地，加快推动储能技术的多元化发展。

储能产业技术政策背景：政策加持技术水平提升

近些年来，我国提出了一系列储能产业技术发展相关政策，加速了储能产业链的发展，同时对储能关键技术做出了标准规范，使得储能技术水平稳步提升。

储能产业技术发展现状

1、储能产业技术科研投入现状

(1)国家重点研发计划项目

据已公开的国家重点研发计划项目，2018-2021年我国储能产业技术相关国家重点研发计划项目共计27项，其中2021年就有22项。

注：2019年未公布储能产业技术相关国家重点研发计划项目。

(2)A股上市企业研发费用

储能行业经过多年发展，储能项目广泛应用，行业整体研发投入水平较高。从A股市场来看，2017-2021年，我国储能板块上市公司研发总费用逐年增长，2022年第一季度，储能板块上市公司研发总费用约228.45亿元。

2、储能产业技术科研创新成果

(1)论文发表数量

从储能相关论文发表数量来看，2010年至今我国储能相关论文发表数量呈现逐年递增的趋势，可见储能科研热度持续走高。截至2022年8月，我国已有90294篇储能相关论文发表。

注：统计时间截至2022年8月。

(2)技术创新热点

通过创新词云可以了解储能技术领域内最热门的技术主题词，分析该技术领域内最新重点研发的主题。通过智慧芽提取该技术领域中最近5000条专利中最常见的关键词，其中，储能系统、储能电池等关键词涉及的专利数量较多，说明储能领域近期的研发和创新重点集中于储能系统、储能电池等领域。

(3)专利聚焦领域

从储能产业技术专利聚焦的领域看，目前储能产业技术专利聚焦领域较明显，其主要聚焦于储能系统、储能电池等。

主要储能产业技术对比分析

从储能技术成熟度看，目前机械储能市场技术成熟度较高，电化学储能技术(储能电池中)锂离子电池、铅酸电池均步入成熟阶段液流电池仍处在研发示范阶段钠硫电池处于部署阶段之中。

其中，成熟度较高的主要储能技术优缺点及应用领域如下：

储能技术发展痛点及突破

1、储能技术发展痛点

(1)成本较高

成本问题是目前储能技术面临的挑战之一。以锂离子电池为例，尽管随着锂离子电池技术的快速提升和电池规模化生产能力的提高，锂离子电池的成本有所下降但相比其他储能方式，锂离子电池的成本仍然处于较高水平。对比抽水蓄能和磷酸铁锂电池的全生命周期度电成本来看，锂离子电池的成本远远高于抽水蓄能，约为抽水蓄能度电成本的1.7倍。

(2)安全问题

安全问题是储能发展需要解决的重点。近年来，国内外多次发生储能电站安全事故，其中多数为锂电池储能。据不完全统计，2021年全球发生9起储能安全事故，其中“4·16”北京大红门储能电站起火爆炸事故便是由于锂电池内部短路引起。

(3)地理环境限制

地理环境的限制也是储能技术发展的一大挑战，例如抽水储能和压缩空气储能。以抽水蓄能电站的建设为例，首先要充分考虑当地的地质条件和自然条件，例如多为砾岩、砂岩等地下岩石，而且为无地震、台风、洪水、干旱等隐患灾害。其次，抽水蓄能电站的建设对上、下水库的高度差和水平距离也有所要求。

2、储能技术发展突破

(1)液流电池有望解决安全问题

液流电池具有安全性高、寿命长、规模大等优势，有望解决锂离子电池的安全隐患问题。

(2)模块化储能技术突破地理限制

目前很多科研人员以及公司都在研究如何让储能技术突破地理上的限制，模块化部署是可以突破例如热岩储能技术、铁空气电池技术、液态空气储能技术等，都已实现了模块化部署，这种模块化的部署能为长时储能带来诸多好处。

储能技术发展方向及趋势：技术路线多元化

《“十四五”新型储能发展实施方案》指出要推动多元化技术开发，开展不同技术路线分类试点示范。其中，对锂离子电池要求往高安全、低成本、长寿命的方向发展，另外也提出重点发展液流电池、金属空气电池、热储能等长时储能技术。

「前瞻碳中和战略研究院」聚焦碳中和领域的政策、技术、产品等开展研究，瞄准国际科技前沿，服务国家重大战略需求，围绕“碳中和”开展有组织、有规划科研攻关，促进碳中和技术成果转化和推广应用，为企业创新找到技术突破口，为各级政府提供碳达峰、碳中和的战略路径管理咨询和技术咨询。院长徐文强博士毕业于美国加州大学伯克利分校，二十余年来一直深耕于低碳清洁能源和绿色材料领域的基础研究、产品开发和产业化，拥有55项专利、33篇论文，并已将30多种产品推向市场，创造商业价值50+亿元，专注于氢能、太阳能、储能等清洁能源研究。

以上数据参考前瞻产业研究院《锂电池行业技术趋势前瞻及投资价值战略咨询报告》。

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文/赵学良 中国石化发展计划部，当代石油石化

1美国氢能及燃料电池产业概况

美国能源局从1970年就开始布局燃料电池研发，并一直处于世界领先地位。燃料电池备用电源和燃料电池叉车已具备市场竞争力，处于商业推广阶段；燃料电池乘用车处于政府补贴商业推广阶段；燃料电池巴士、大型货车、商用车处于行车实验验证阶段。2018年美国被评为国际氢能经济和燃料电池伙伴计划IPHE（International Partnership for Hydrogen and Fuel Cells in the Economy，为2003年由18个国家和欧盟共同发起成立的国际合作组织）主席国。

美国参议院决议确定2018年10月8日为美国国家氢能与燃料电池第四个纪念日，“参议院第664号决议”给出如下13点理由：

1）氢原子质量为1.008，而且是宇宙中含量最丰富的化学物质；

2）美国是燃料电池和氢能技术开发和部署的世界领先者；

3）氢燃料电池在美国太空计划中发挥了重要作用，帮助美国完成了登陆月球的任务；

4）私营企业、联邦和州政府、国家实验室以及高等教育机构持续提高燃料电池和氢能技术，以解决美国最迫切的能源、环境和经济问题；

5）利用氢和富氢燃料发电的燃料电池是清洁、高效的技术，被用于固定电源和备用电源、以及零排放轻型 汽车 、公共 汽车 、工业车辆和便携式电源；

6）固定式燃料电池正投入到连续和备用电源的使用中，以便在电网停电时为商业和能源消费者提供可靠的电力；

7）与传统发电技术相比，固定式燃料电池有助于减少用水量；

8）燃料电池轻型 汽车 和使用氢气的公共 汽车 可以完全复制内燃机车的经验，包括行驶里程和加油时间；

9）氢燃料电池工业车辆正在美国各地的物流中心和仓库部署，并出口到欧洲和亚洲；

10）氢气是一种无毒气体，可以从各种国内可获得的传统和可再生资源中获取，包括太阳能、

风能、沼气以及美国丰富的天然气；

11）氢和燃料电池可以储存能量以帮助增强

电网，并使可再生能源的部署机会最大化；

12）美国每年生产和使用超过1100万吨的氢气；

13）工程和安全人员及标准专业人员就氢气的交付、处理和使用已经达成共识，并已制定出相关协议。

2美国发展氢能及燃料电池的初衷

美国参议院决议的理由充分说明，从国家层面而言，发展氢能及燃料电池具有降低二氧化碳排放、减少空气污染等清洁环保层面的意义，同时还具有降低燃油消耗、提高可再生能源利用率及电网可靠性等增加能源自给率、保障国家能源安全的优点。2014年美国发布《全面能源战略》，将“发展低碳技术、为清洁能源奠基”作为放眼长远的战略支点，并明确提出，氢能作为替代性能源将在交通业转型中起到引领作用。

2.1减少温室气体排放

由于氢燃料电池具有高效率和温室气体近零排放的特性，燃料电池系统能够在很多应用领域实现温室气体减排。美国能源部研究了燃料电池的温室气体减排潜力。燃料电池应用于热电联产系统时，相比传统热电联产系统可减少35%~50%的排放；燃料电池货车相比燃油货车可减少55%~90%的排放；燃料电池叉车相比柴油叉车或动力电池叉车可减少35%的排放；燃料电池巴士比内燃机巴士效率高40%；燃料电池备用电源相比柴油发电机可减少60%的排放。

美国能源部对比测算了不同能源介质运输工具的油井到车轮（WTW）温室气体排放情况。天然气制氢－氢燃料电池路线每英里排放二氧化碳200克，低于美国现有电网取电－电动 汽车 路线230克和传统燃油车450克的排放标准。配有二氧化碳封存的煤气化制氢－氢燃料电池路线每英里排放二氧化碳95克，生物质气化制氢－氢燃料电池路线每英里排放二氧化碳仅37克。

2.2减少燃油消耗

燃料电池提供了一种几乎不消耗石油的提供动力方式，且可覆盖美国大部分的石油消耗，如 汽车 、巴士、备用发电机和辅助发电机等。美国能源部的研究结果表明，氢燃料电池轻型 汽车 相比汽油内燃机 汽车 可降低95%的燃油消耗，相比混合动力车可降低85%的燃油消耗，相比插电式混合动力车可降低80%的燃油消耗。可以看出，相较大规模使用生物燃料、提高内燃机效率（ICEV包括使用混合动力 汽车 ），燃料电池车大规模应用后可以大幅减少国家的石油消费，到2050年燃油消耗量将降到目前的40%左右。

2.3提高电网可靠性、最大程度部署可再生能源

美国能源部预估光伏和风电的建设成本将大幅下降，“太阳计划2030”（SUNSHOT2030）设定的目标是2030年光伏电站成本为3美分/千瓦时，2018年美国陆上风电成本已低至2.9美分/千瓦时。光伏和风电将得到迅速普及，预计到2050年风能装机容量将达到404吉瓦，装机容量占总容量的35%；光伏装机容量将达到632吉瓦，发电量占总发电量的19%。

根据国际能源署发布的研究报告《GettingWindandSunontotheGrid》，当电网中间歇性可再生能源（以风电、光伏为主）的比例超过15%时，就必须配置相应的储能设施。另外由于可再生能源的生产水平在不同时间段、不同季节之间存在显著差异，例如欧洲的太阳能发电在冬季比夏季低60%左右，但电力需求却增加40%，也需要配置大规模、长时间的储能设施才能提高可再生能源的利用小时数，减少“弃风”“弃光”。

丰田、通用、奔驰、林德等企业组成的氢能理事会研究表明，氢能是大规模储存电能的一种重要选择：相比超级电容、压缩空气、电池、飞轮储能、抽水蓄能，氢能更适合长期大量储存能量。当需要大规模储能时可以液氢或者氢化物的形式存储于地下盐穴，估计每个兆瓦时的成本在50~150美元之间，与受地质条件限制较大的抽水蓄能相当，显著低于其他的能量存储方式。

2.4高能源转化效率

燃料电池直接将燃料的化学能转化为电能，效率非常高且不需要燃烧。氢燃料电池 汽车 的能量转化效率约60%，大约是汽油内燃机的两倍。

燃料电池用于固定电源，用天然气或丙烷发电效率大致为45%；如果将透平系统与高温燃料电池组合，发电效率可达到70%，结合热电联产系统效率可达80%，相比传统煤电、天然气发电45%~50%的综合效率提高35%~40%。

2.5降低污染物排放

美国能源部的研究课题表明，燃料电池发电系统比燃煤、燃气发电系统少排放75%~90%的氮氧化物、75%~80%的颗粒物（PM）。

2.6 H2@Scale计划

H2@Scale是美国能源部（DOE）的一项倡议，将利益相关者聚集在一起，促进可负担得起的氢气生产、运输、储存和利用，增加多个能源部门的收入。通过政府资助将国家实验室和工业界以项目形式整合在一起共同合作，以加快适用氢技术的早期研究、开发和示范。H2@Scale联盟促进了工业界和学术界合作，利用国家实验室世界级的研发能力，依赖私营部门进行至关重要的示范。

通过示范使尖端技术集成到现有系统中、验证未来部署的商业可行性，并指导未来的研发计划。美国目前生产超过1100万吨氢气，占全球供应量的1/6，主要用于炼油和化肥工业。大型基础设施包括超过1600英里的氢气管道、不断增长的加氢站和数千吨的地下储存洞穴。H2@Scale计划中氢能的地位与日本的氢能战略类似，把氢能作为一种重要的二次能源，氢能与电能之间可以相互转化。通过利用电解槽在发电量超过负荷时生产氢气，可以减少可再生能源的浪费，并有助于电网的稳定。从现有基本负荷（如核能）中产生的氢气也可以储存、分配，并用作多种用途的燃料。这些应用包括运输、固定动力、工艺或建筑用热，以及工业部门，如钢铁制造、氨生产和石油炼制。

3燃料电池商业化推广现状

截至2017年，在世界范围内共有超过70000台、共计650兆瓦燃料电池处于商业运行状态，其中移动领域应用占比接近70%，非移动领域应用占比30%，相关营收超过20亿美元。

截至2018年10月，美国共出售或者租赁超过6200辆燃料电池乘用车，包括丰田Mirai、本田Clarity、现代Tucson；建成39个加氢站；商业应用超过23000辆燃料电池叉车；商业化普及超过240兆瓦燃料电池备用电源，遍及美国40个州；FedEx、UPS在试用燃料电池快递车；多家公司试验运行共33辆燃料电池巴士，其中最长行驶里程已经超过50万公里。

3.1燃料电池备用电源应用现状

截至2017年底，据美国DOE统计数据显示，全美共销售8400套燃料电池备用电源，其中900套获得美国DOE经费支持，其他7500套未获支持。燃料电池将天然气转换成电能供大型超市、数据中心、生产企业及其他工商设施使用，能源转化效率从传统发电的30%~40%提高到60%~65%，加上热能利用可达90%，极大地减少了污染物排放，同时还减排二氧化碳。相较美国某些州的电网供电电费，使用燃料电池供电可节省一部分费用。

BloomEnergy是美国燃料电池发电的领军企业，其燃料电池成本2016年第一季度为5086美元/千瓦时，2018年第一季度降至3855美元/千瓦时；而其安装成本也从同期的1280美元/千瓦时降至526美元/千瓦时。

家得宝2014年在加利福尼亚试用安装第一套200千瓦的燃料电池备用电源。验证了其经济性后，到2016年底为其140家连锁超市都安装了燃料电池系统，并准备将全部170家店都安装上燃料电池备用电源。家得宝的首席财务官CarolTome曾披露：“使用燃料电池发电比从电网取电节省15%~20%的费用，同时减排大量二氧化碳。”

沃尔玛在加利福尼亚、新泽西的60家超市安装了燃料电池备用电源，用电规模按其单店用电量40%~60%确定，保障在电网断电时冷柜、照明系统、收款机可继续工作，不至于致使食物腐败，并在恶劣天气情况下继续为顾客服务，且使用燃料电池供电价格低于从电网取电价格。

Johnson&Johnson于2015年安装了1台500千瓦BloomEnergy燃料电池电源，经其测算20年的运转周期将总共节省1000万美元的费用，每年减排130万磅二氧化碳；Medtronic公司的报告显示，其安装的400千瓦燃料电池电源每年可节省电费230万美元，每年减排100万磅二氧化碳；Ratkovich公司的报告显示，其安装的500千瓦燃料电池电源每年可节省电费20万美元；JuniperNetworks公司的报告显示，其安装的1兆瓦燃料电池电源配合300千瓦太阳能电池每年可节省电费12万美元，每年减排270万磅二氧化碳。

3.2燃料电池叉车推广情况

据美国能源部2016年5月统计显示，2008年美国氢燃料电池叉车数量在500辆左右，到2016年，美国26个州的氢燃料电池叉车数量已经超过11000辆，年复合增速高达56%。而截至2017年底，统计数据显示全美共销售21838台燃料电池叉车，其中713台获得美国DOE经费支持，其他21125台并未获得DOE经费支持。713台燃料电池叉车共获得DOE970万美元经费支持。

目前在美国使用燃料电池叉车的公司包括但不限于亚马逊、宜家、宝马、可口可乐、奔驰、尼桑、联邦快递及一批食品公司，仅沃尔玛在其北美的19个配送中心就配备了3000辆燃料电池叉车。PlugPower、NuveraFuelCells和OorjaProtonics，Hydrogenics及H2Logic提供了绝大多数的燃料电池叉车。

亚马逊在2014年采购了535辆氢燃料电池叉车，在证明其成本效益的合理性后，于2017年4月收购了美国燃料电池制造商PlugPower23%的股权。除此之外，亚马逊为其11个大型仓库配备氢燃料电池叉车。2021年1月，电池巨头SK集团与旗下天然气子公司SKE＆S各出资8000亿韩元，共约合13亿美元，收购PlugPower9.9%的股份。短短几年间PlugPower公司市值升值50倍。

相较内燃机叉车，氢燃料电池叉车没有任何污染物排放，因此广受食品工业青睐，更多被用于室内作业。相较电池叉车，氢燃料电池叉车可节省充电的时间和空间，并在整个轮班期间全功率运行，在冷藏仓库环境中运行时不会出现任何电压骤降的情况，从而提高运营效率和节省成本。

美国国家实验室（NREL）对动力电池叉车和燃料电池叉车的总运行成本进行了评估，包括电池和燃料电池系统的购置成本、支持基础设施的成本、维护成本、仓库空间成本和劳动力成本。考虑到所有这些成本，NREL发现燃料电池叉车的总体拥有成本比同类动力电池叉车要低。

燃料电池叉车的样本约60台，每天工作2~3班，每周6~7天。NREL发现，对于用于多班作业的Ⅰ类和Ⅱ类叉车，燃料电池可将总体拥有成本降低10%，从每辆叉车每年19700美元降至每辆叉车每年17800美元。三级叉车的拥有成本可降低5%，从每年12400美元降至每年11700美元。NREL的评估仅限于考虑电池和燃料电池叉车的拥有和运行成本，未评估燃料电池叉车提高生产力的潜在效益。

通过NRTL的敏感性分析，只要燃料电池叉车车队的数量足够大（敏感性分析中燃料电池叉车台数为30~100台）、多班次工作，燃料电池叉车的总操作费用会低于动力电池叉车。PLUGPOWER公司测算，对于拥有超过90辆二级叉车的客户，5年预计节省成本超过40万美元。

PLUGPOWER公司建设的加氢设施主要配合燃料电池叉车使用，建设在配送中心、工厂等厂房内，加注压力350千克，操作温度0~40 ，加注1台叉车耗时1分钟，与美国、日本通常建设的车用加氢设施有所区别。

3.3燃料电池乘用车及加氢站情况普及情况

美国的加氢站主要集中在加州地区和美国东北部地区，东北部地区项目由美国液化空气集团和丰田公司推动和主导，加州地区参与建设加氢站的企业包括空气产品公司、Shell、Linde、丰田、本田等公司。全美目前已投运加氢站39座，计划到2025年建成200座，2030年建成1000座。

截至2018年底，在美共销售Mirai、Clarity、TucsonFuelCellSUV共计6200辆。除丰田、本田、现代已有燃料电池车商业化推广外，奔驰最新推出了GLCF–Cell燃料电池车，宝马、奥迪、通用等企业也有燃料电池合作研发计划。

3.4燃料电池巴士试验运行结果

DOE于2012年制定的2016年燃料电池巴士技术预期指标及终极目标见表1。33辆试验运行的燃料电池巴士中，ACTransit公司的13辆由UTCPOWER公司提供燃料电池系统，Sunline、UCI、OTCA、MBTA、SARTA公司的12辆由Ballard公司提供燃料电池系统。根据统计，截至2018年2月28日，最好的1辆车运行总时长超过27330小时，超过DOE终极目标；12辆ACTransit运营车辆平均运行时长19000小时，达到了2016年预期目标值。ACTransit公司车辆从2006年开始逐步投入试验，试验结果基本达到预期；Sunline、UCI、OTCA、MBTA、SARTA等公司从2015年逐步投入车辆试验运行，周期较短，未达到验证燃料电池寿命的时限。

3.5燃料电池货车及商用车测试情况

丰田2017年推出第一代燃料电池卡车Alpha，在长滩和洛杉矶港口进行了近1万英里的测试和拖曳操作；2018年8月推出了第二代燃料电池卡车Beta，续航增加50%。Kenworth、Scania、Asko等传统卡车制造商在DOE、挪威政府科研资助下开展了氢燃料电池卡车的研发。PowerCell是一家低温质子交换膜电堆开发、制造及零售商，开发和生产世界顶级能量密度的固定和移动应用的燃料电堆，开发的100千瓦S3燃料电池供欧洲运输企业制造燃料电池卡车。Nikola为美国电动 汽车 制造商，宣称其制造的燃料电池卡车2020年正式上路测试，2022年正式上市销售，单价40万美元；通过其官方推特宣称已获得80亿美元的预订单，并计划与挪威NelHydrogen公司合作，2018年开始在全美陆续建设364个加氢站，并在2019年末陆续向公众开放，到2028年将累计达到700座。FedEx和UPS都在DOE的资助下开展燃料电池快递车辆运行试验。

4结论

1）美国高度重视氢能及燃料电池产业的发展，视氢能为未来不可或缺的、仅次于电能的重要二次能源，在未来的工业、交通运输、电网储能、供热发电等领域都将占有相当的比重。

2）美国在燃料电池领域开展了长期、深入、全面的技术研发以及工业验证实验。美国从20世纪70年代就开展了氢能相关领域的研究工作，在制氢、储氢、输氢、燃料电池、储能、相关安全环保事项、相关标准等领域技术储备雄厚。在燃料电池发电、燃料电池叉车、燃料电池商用车、燃料电池巴士、燃料电池载重货车等领域进行了长期的工业验证实验。

3）美国商业化推广燃料电池态度是积极的，方式是慎重而稳妥的。在有充分的技术储备后，美国政府仅利用少量的补贴进行了市场引导用于商业初期验证实验，实践证明这部分技术已经具备市场竞争力，有望看到未来美国在燃料电池领域取得更长足的进步，获得更多更广泛的应用。

4）燃料电池技术是保障国家能源安全重要的技术手段。氢能可有效整合多种化石能源和可再生能源，加大可再生能源部署、提高能源自给率、有效降低原油消耗，为 社会 提供一种环保、高效的能源，对保障国家能源安全具有重要意义。

5）氢能是可以安全部署和利用的。几万台氢燃料电池叉车十几年的安全运行经验，十几台氢燃料电池巴士上百万公里的运行试验，证明了氢气是可以被安全、高效利用的。

6）固定地点或固定线路、高运营负荷的的燃料电池应用场景更适用于氢能产业的初步推广。对比美国和日本的实践，美国的模式是1个加氢站服务1个物流中心数十台、数百台燃料电池叉车，制氢售氢企业和燃料电池用户的初始投资不高，而数十台满负荷运行的燃料电池叉车就可以平衡1个35兆帕加氢站的投资收益，制氢售氢企业和燃料电池应用企业的投资回报合理，产品在没有补贴的情况下得到迅速推广；而日本在本州岛大量建设加氢站，由于初期氢燃料电池乘用车售价较高、数量不足，平均每个站1天只服务几台车，制氢售氢企业处于全面亏损状态，同时由于加氢站的密度不够、使用不便，用户没有经济收益，一般用户也不愿意选择氢燃料电池乘用车替代燃油乘用车。燃料电池乘用车的继续推广需要制氢售氢企业坚定战略方向，等待燃料电池成本下降，燃料电池乘用车得到普及。

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1、分布式光伏＋荷随源动：江亿院士通过卫星高分图片＋现场抽样调查的方式对城市和农村的屋顶进行了统计，全部铺设光伏可产生4.18万亿kWh电力。这种方式的好处在于就地消纳，不需要远距离传输。未来凭借对天气变化颗粒度很细的预测能力，用电可能会从“源随荷变”转变为“荷随源动”。

2、储能（抽水蓄能）：新能源无法独立支撑供电，因此目前全额上网的新能源，均需要配置10%~20%的储能。因此，新能源＋储能的综合度电成本何时能够低于脱硫煤标杆电价（0.4元左右），将成为一个重要节点。当前抽水蓄能是当前最成熟、装机最多的主流储能技术，使用寿命长，综合效率高(70%-85%)，且仅有0.21-0.25元/kwh的度电成本，在各种储能技术中成本已是最低。有公司预测，2025年电池储能的度电成本将达0.15元，也就是说2025年光伏＋电池储能度电成本有望低于脱硫煤标杆电价0.4元。所以这两种将会是绿色能源的龙头。

其一，化石能源消费比重仍然较高，甚至过大，因此造成严重的空气污染问题。近年来，我国第三产业及其它终端能源消费增长较快，但是工业终端能源消费仍占总终端能源消费的较高比例。2016年中国终端能源消费总量达到32.3亿吨标准煤，其中工业部门占61%，交通部门占比21%，建筑部门占比14%。煤炭是中国终端能源消费的主要能源品种。2016年，煤炭消费占总终端能源消费比重的39%，石油27%，电力19%，天然气7%，区域供热5%，生物质能源2%。电力部门中，2016年可再生能源发电量占全国总发电量的比重达到26%，非化石能源发电量占29.5%。全国总发电量中的67%来自煤电，3%来自天然气发电。2016年，中国一次能源总消费量43.6亿吨标准煤。煤炭占比62%，石油占比18.3%，天然气占比6.4%，非化石能源所占比例为13.3%，其中可再生能源的比例为11%。

“我国能源消费结构中化石能源比重过大，这也导致了对能源进口的依赖。显著特征是石油进口依存度持续提高，我国2016年石油对外依存度占全部石油消费总量的三分之二。我国部分区域严重依赖煤炭经济，这些煤炭经济包括煤炭的开采及煤电产业，导致煤炭消费出现‘锁定’，这对降低我国煤炭消费、地方经济转型造成了阻碍。”王仲颖说。

化石能源的消费比重大，造成我国多地空气污染仍然严重。现在已经形成共识，煤炭发电厂、燃煤工业和以化石能源驱动的汽车是造成中国大部分城市严重空气污染的重要原因。“当前，我国政府将解决空气污染问题作为其首要任务之一。此外，水污染和土壤退化等环境问题也同样严重，上述生态环境问题将可能危及中国未来的可持续发展。”王仲颖强调说。

其二，可再生能源的浪费虽在减少，但仍很严重。

“被迫降低水电、风电和太阳能光伏电量——也被称作‘弃用’问题，在我国已存在多年。‘弃用’现象表明当前我国可再生能源尚未被充分优化整合进入能源系统。”王仲颖以弃风为例予以说明。2016年，我国全年弃风率为17%。今年1～9月，全国弃风电量和弃风率实现双降，弃风限电的范围和规模得到缓解，全国总弃风电量298.5亿千瓦时，同比减少25%，累计弃风率13%，同比下降6.8个百分点。由于弃用造成可再生能源资源的浪费，提高了风电等可再生能源电力生产成本。如果考虑由此导致的煤电发电量上升，则进一步增加了大气污染物和二氧化碳等温室气体排放。近年来，太阳能发电和部分重点地区的水力发电也遭到了弃用。

其三，电力系统缺乏灵活性，运行管理制度面临挑战。

王仲颖说，我国自改革开放以来所采用的能源和电力发展战略成功地保障了电力供应，为快速增长的经济提供了动力，目前依然影响着电力系统发展。我国经济进入新常态以来，煤炭发电厂产能过剩明显，在未来的电力系统中，有出现投资搁浅和化石能源技术锁定的风险。此外，电厂和互联电网的调度运行受到传统电力市场交易制度和地方利益壁垒的影响，无法适应大规模风电和太阳能发电等波动性电源的发展。我国的电力体制改革正在进行，这些问题均应得到解决，为电力系统的运行和发展创造一个全新的框架。然而，由于制度障碍以及缺乏针对不同省份的共同目标，目前电力市场改革推进缓慢，区域电力市场在市场设置和计划安排方面的合作往往存在明显的利益冲突。“在电力体制改革不到位的情况下，的的确确会影响不同省市现实的本身利益。可喜的是，十九大的定调，一定会加快电力体制改革的进程，上述问题会在电力体制深化改革的过程中逐步得到解决。”王仲颖说。

其四，可再生能源经济激励制度亟待改革。

王仲颖介绍说，当前，固定电价政策是中国可再生能源发展的主要支持机制，但补贴机制存在的问题，使改革迫在眉睫，以确保政策的有效性。“涉及到三方面的问题。一是电力附加费并不能保证为规模日益增长的可再生能源项目提供资金支持。二是补贴水平调整不平稳，且当补贴下降时产生新增项目的‘抢装潮’。三是固定电价机制并不适用于未来电力市场改革及可再生能源市场化。”“对可再生能源技术的支持主要是为应对化石能源价格不能反映其社会真实成本问题。现在的化石能源价格并没有完全反映出化石能源利用对我国生态环境影响的全部成本。环境成本没有真实呈现，且化石能源的其它支持机制也扭曲了不同能源技术之间的竞争。”王仲颖强调说。

既定战略必须更加坚定地深入实施

“我国的能源体系正在由以煤炭为基础、高环境成本向低碳、环境友好转型。我们的分析显示，尽管我国政府已经制定了正确的政策战略，但能源转型是否成功取决于政策是否得到强有力的执行。”王仲颖说。

记者：我国政府制定并实施了哪些能源转型战略举措?

王仲颖：当前，我国政府已经制定了一揽子政策战略及措施，全面推动能源系统向可持续和低碳方向转变：牢固树立“五大”发展理念、统筹推进“五位一体”总体布局、坚持协调推进“四个全面”战略布局“绿水青山就是金山银山”的发展理念已经植入我国政府的治国理政实践我国政府签署《巴黎协定》，并在全球应对气候变化行动中发挥大国作用的行为，展现了我国政府积极应对人类生存威胁因素的决心。正在进行中的“全国环境行动计划”、电力市场化改革和国家碳排放权交易系统则昭示着我国能源深度转型进程的序幕已经拉开。

记者：如果坚定坚持既定方针政策，那么到2030年、到2050年会出现怎样的结果?

王仲颖：CREO2017的分析表明，如果坚定不移地执行既定政策情景，那么2050年煤炭消费总量将降至2016年消费水平的三分之一，并确保二氧化碳排放于2030年之前达到峰值。2030年后，二氧化碳排放显著降低，直至下降到2050年的50亿吨水平，接近2016年排放水平的50%。2050年，非化石能源占全部一次能源供应的60%。同时，通过投资能源系统转型，未来能源系统的电力成本与当下严重依赖化石能源以及不可持续的能源系统相比将基本一致，而能源系统的可持续和稳定性则将大幅提升。如果那样的话，煤炭消费量被控制，以合理的经济代价实现2050年高比例开再生能源发展目标就可以实现。

记者：如果既定政策执行不坚决或有误，会出现怎样的结果?

王仲颖：政策措施和创新战略的高效实施是确保能源转型平稳实现的关键。反之，如果部分政策措施不能如期施行或方向有误，则将导致我国能源系统将继续被化石能源技术锁定，可再生能源技术的发展及其与能源系统的整体融合将面临严重障碍。因此，政策的执行力是关键，特别是短期战略的强有力地实施是长期能源深度转型取得成功的关键。

记者：能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升。如何看待这个问题?

王仲颖：的确，能源转型本身、电网基础设施和可再生能源技术都需要大量投资，这可能会导致短期内电力成本上升，但这些额外的成本也会带来效益，使那些过去依赖低化石能源价格的行业快速向电力和非化石能源转型，同时改善空气质量、降低污染水平。能源转型的大量投资也会创造出代表未来技术方向的新的就业岗位，从而弥补传统煤炭产业链和技术制造业转型所削减的就业机会，这一切都与我国积极的创新战略相符合。在这个角度上看，可以说，可再生能源成本下降、电力市场改革和碳交易价格将是驱动能源转型投资的主要动力。

记者：能源转型成功和煤炭消费总量下降需要哪些客观条件?

王仲颖：能源转型和煤炭消费总量下降是在基于三项重要客观条件下实现的。首先，CREO2017假定在国际大环境和我国创新战略驱动下，可再生能源技术发展将延续近年成本继续降低、效率提升的表现，可再生能源技术以较低的成本实现能源供应。到2050年，非化石能源消费中占比超过60%，煤炭消费占比下降至2016年消费水平的三分之一，电力供应成本基本维持不变，碳排放总量在2030年之前达到峰值。其次，假定碳排放权交易制度能够得到有效实施，碳排放价格将切实影响到能源部门的投资决策，(在CREO2017既定政策情景中，设定了长期执行的碳价格水平，即每吨二氧化碳100元人民币)，这将有助于支持可再生能源尽快实现与煤电平价。再次，假定持续推进电力市场化改革，并将其作为确保波动性可再生能源与电力系统融合的重要工具。

要实现“低于2℃”目标，需在既定政策基础上再加码

“CREO2017研究结论显示，即使既定政策情景顺利实施，仍不能支撑全球实现‘巴黎协定’设定的控制未来升温幅度‘低于2℃’目标。我国按既定政策情景发展，将能够实现承诺的国家自主贡献目标，但与大多数国家一样，二氧化碳减排尚显不足。”王仲颖说。

记者：依据CREO2017研究结论，既定政策难以支撑实现温升幅度“低于2℃”目标。那要实现控制温升目标，需要怎样的新目标?

王仲颖：基于考虑我国二氧化碳减排展望和未来实现“低于2℃”目标，CREO2017分析认为，我国要满足《巴黎协定》要求，就必须采取进一步的二氧化碳减排措施。综合分析国际研究成果，CREO2017假定了我国未来能源部门的二氧化碳快速减排的约束预案，即从2016年的100亿吨左右二氧化碳排放水平降到2020年的90亿吨、2030年80亿吨，直至2050年下降至30亿吨。

记者：也就是说，为达到实现“低于2℃”目标，应制定执行更加有利于可再生能源发展的政策?

王仲颖：是的，如果我国未来碳排放足迹遵循“低于2℃”假设，则我国必须加速削减煤炭消费、更为迅捷地发展可再生能源。相比既定政策情景，CREO2017结论表明，2020年，“低于2℃”情景需要额外增加3.05亿千瓦的可再生能源装机容量，2050年需要增加15.18亿千瓦。额外增加的发电装机初期将主要来自风电，后期则更多来自太阳能发电技术。在“低于2℃”情境下，煤炭消费量更为快速地降低。煤电装机到2020年将再削减1600万千瓦、2050年降低2.2亿千瓦。为了促进终端用能部门的减排，在“低于2℃”情景中，CREO2017设定了相比既定政策情景更高的终端电气化率水平，特别是提高了交通部门和工业部门的电气化率。

记者：如果按照“低于2℃”目标，我国可再生能源“十三五”规划中的发展目标已经落后于近期的发展形势。CREO2017展望风能、太阳能和生物质能发电装机总量也显著超出2020年规划目标，这个超出的部分能否实现?

王仲颖：从快速降低电力部门碳排放和提升终端用能部门电气化水平的角度分析，既定政策下的能源转型成就仍有进一步提升的发展空间。从遵守《巴黎协定》的角度看，2020年后的能源转型任务将更加艰巨，因此加码是必然的，只不过是早晚的问题。

记者：总体而言，今年以来，弃风、弃光现象有所好转，但仍比较严重。在这样的情况下如何发展更多的可再生能源?

王仲颖：要保证更多的新增可再生能源发电容量接入电网，要对煤电企业的运行提出严格的灵活性要求，维持提高电力系统灵活运行，要更为灵活地调度输电线路和省间电量交换。这些措施需要地方政府提高接纳和利用区外可再生能源的积极性，支持电网调度合作和联合调度。

记者：“低于2℃”情景下目前的电力系统已不需新增煤电装机。那么对那些已经获得行政许可、并准备开工建设的新的燃煤电厂应作如何对待?

王仲颖：应当在进一步加强开工审核的同时，尽快颁布禁止新建煤电厂的临时禁令，从而避免大额资产搁浅。近中期，随着电力市场化的进程，应逐步取消年度发电计划确定的满发利用小时数，直至最终取消年度发电计划制度。这也就意味着，所有的发电商都需要根据市场的需求来决策自己的发电量。在这种情况下，新建煤电厂的风险会更大，因为它已无法通过行政手段确保电价水平。在可预见的未来，煤电价格预期将会继续上升、可再生能源发电成本则处于下降通道，固定电价的长期购电合约将不复存在。到那时，可再能能源发电无论在成本上、技术上都会比煤电具有竞争性，起码不会比煤电竞争力弱。

从现在到2050年可再生能源逐步成为主导能源

CREO2017展示了我国能源系统到2050年的两条发展路径。一是低于2℃情景发展路径，这条路径由严格的碳预算推动二是既定政策情景发展路径，这一路径由当前实施的能源政策维持。

记者：请结合现实情况，用CREO2017研究结论，分析一下从现在到2035年、到2050年可再生能源如何逐步变成主导能源?

王仲颖：2016年，可再生能源占总终端能源消费的6%。据中电联数据，今年1～9月，全国基建新增发电能力中水电、火电、风电、太阳能发电分别比上年同期多投产35万、197万、146万、1977万千瓦。截止今年9月底，全国可再生能源发电总装机容量达到58655万千瓦，占全国规模以上电厂总发电装机容量的35.2%。从全球看，中国仍然是世界上最大的可再生能源投资国，未来几十年依照中国宏大的可再生能源政策和能源体系去碳化需求，可再生能源份额将大幅增长。

2016年，可再生能源消费量为2.7亿吨标准煤。“低于2℃”情景下，2050年该值增加8倍，达到21.86亿吨标准煤，既定政策下则增至16.63亿吨标准煤。“低于2℃”情景的主要趋势是首先发展风能，2035年前的中阶段发展太阳能。2050年前的长期阶段，将扩大太阳能发展规模，迅速提升生物质能利用率。

由于水资源进一步发展的潜力有限，因此两种情况下均遵循相同的增量增长。“低于2℃”情景下，2050年可再生能源涵盖大部分能源需求。2030年之前的能源转型初期，风能和太阳能发电将快速增加。

两种情景均预测中国能源需求于2030年左右达到顶峰。2050年，“低于2℃”情景的终端能源需求为33.21亿吨标准煤既定政策情景为35.3亿吨标准煤。提升能效措施是两种情景能源需求趋势类似的主要原因。

记者：根据CREO2017，到2050年前后，我国能源需求侧将发生怎样的改变?

王仲颖：到那时，我国能源需求侧将产生重大改变。目前工业领域占据终端能源利用的指导地位，但到2050年，尽管能源需求总量将与现在保持同一水平，但能源需求结构将发生巨变——工业领域的能源消费量大幅下降，交通和建筑能源消费将上涨。终端部门电气化程度提高主要源自可再生能源的贡献。两种情景均是如此，“低于2℃”情景的电气化程度和可再生能源份额更高。2050年，“低于2℃”情景下52%的终端能源需求为电力，既定政策情景该比例为39%。工业用化石能源很大程度被电取代。到那时，中国走上绿色、多样化供能之路，减轻对煤炭的高度依赖，代之以非化石能源。“低于2℃”情景下该发展趋势更为明显，2050年非化石能源占供能的63%，相比之下，既定政策情景则为47%。据此可以说，“低于2℃”情景下非化石能源的快速、决定性发展是我国实现《巴黎协定》目标的关键。

记者：到那时，电网传输将会发生怎样的变化?

王仲颖：两种情景均加大了电网基础设施投资，用以提升电力系统灵活性，促进在区域内外高效传输清洁电力。到2050年，中国电网将在更大的平衡区域实现密切整合，整个中国电网发展为一体化市场。中部和东部省份为主要输入地区，西南和东北则是净输出地区。“低于2℃”情景下的电网扩容总体比既定政策情景高。两个情景均表明，到2050年中国的输电系统继续完善，且依靠价格手段按照市场原则调节电力供需两侧，从而促进新增电网的大规模投资。

记者：依据CREO2017，从目前到2020年这段时期内，对可再生能源的发展要采取怎样的政策?

王仲颖：总体上要注意四方面。

一是2020年前可再生能源仍需延续固定电价政策，其中海上风电、太阳能光热发电需要延续到2020年后实现规模化发展。应更好利用竞争性招标推动价格下降，逐步扩大可再生能源电站竞争性招标的范围和规模。

二是随着2020年后逐步建立竞争性电力市场，在电力市场价格基础上，率先对新增风电、光伏电站建立基于定额补贴的市场溢价机制。初期可按目前固定电价的差价补贴标准确定溢价补贴标准，未来适时合理调整、逐步降低定额补贴标准，或者建立与招标电价结合的差价合约机制。

三是在2017年建立可再生能源电力证书自愿交易市场的基础上，在2020年前建成强制性可再生能源电力配额(发电侧)和绿色证书交易市场(售电侧)，逐年提升配额比例要求，形成市场化绿色证书价格形成机制和逐年上升的未履约价格惩罚水平。

四是切实发挥即将正式启动的全国碳交易市场对促进可再生能源与化石能源公平竞争的作用，逐步建立起新建建筑和工业用热的可再生能源用热强制安装或者供热比例要求制度。

记者：近日，《京津冀能源协同发展行动计划(2017～2020)》印发，说明三地能源协同发展进入实质落地阶段。依据CREO2017研究成果，该地区该如何实现能源协同发展?

王仲颖：京津冀是我国重要的能源消费重心之一。同时，京津冀作为我国的“首都圈”，是我国北方经济规模最大、最具活力的区域之一。经济的快速增长、不断优化转型的产业布局和依然严峻的环境污染问题对京津冀的清洁能源保障提出了更高要求。但是，目前京津冀区域的可再生能源利用比重不高，多样化可再生能源利用潜力没有充分挖掘，电网等基础设施发展不同步，急需通过创新驱动京津冀能源协同发展，不断完善能源政策体系和相关体制机制。CREO2017研究显示，京津冀可通过全面协同能源转型实现高比例可再生能源发展。在低于2℃情景下，2030年风电装机容量将达到128165兆瓦，占总装机比重的47.8%太阳能发电总装机将达到83922兆瓦，占全部发电装机的31.3%。雄安作为国家级新区，2030年可实现可再生能源占一次能源消费比重超过50%以上。

记者：具体而言，实现京津冀高比例可再生能源的目标需要哪些保障措施?

王仲颖：针对京津冀高比例可再生能源发展重点任务，京津冀需要加强以下5方面的保障措施。一是加强可再生能源发展的顶层设计二是提高京津冀可再生能源发展的协同性三是加大政策支持力度四是创新市场化机制体制五是加大宣传提高公众认识。

国家可再生能源中心2017～2020年行动建议

依据CREO2017研究结论，并基于过去数年可再生能源产业、技术和政策方面的进步，并展望其近中期发展情况，针对中国可再生能源发展，国家可再生能源中心提出下列建议：

可再生能源和非化石能源目标

“十三五”规划中2020年可再生能源发展目标是应努力超越的底线，通过努力实现更快发展：太阳能光伏装机量从1.1亿千瓦增至2亿千瓦，风电装机量从2.1亿千瓦增至3.5亿千瓦生物质能发电装机量从1500万千瓦增至3000万千瓦，总计增加5亿千瓦。

2020年非化石能源占一次能源消费总量的比例从15%提升到19%。如考虑落实《巴黎协定》提出的“低于2℃”温控目标，则需要进一步提升发展目标要求。

加大削减煤炭力度

即刻停止批准新建燃煤电厂努力实现2030年煤炭消费量占全部能源消费量的比例从现在的64%降至33%左右加快燃煤电厂灵活性改造，逐步取消年度发电计划制度地方经济主要依赖煤炭工业的地区要加紧制定经济发展转型升级计划。

加快电力行业改革

开展批发市场试点和区域协调市场试点市场试点要纳入跨区电网调度，打破省间壁垒预防双边交易合同锁定高碳型电力生产制定中国电力市场下一步发展的清晰路线图。

实施碳排放权交易制度

加强中国碳市场活力制定能够确保碳减排目标实现的最低碳交易价格。

深化经济激励机制改革

提高可再生能源附加水平(2020年后逐步降低直至取消)，确保转型期补贴资金需求实施可再生能源发电配额制度，配套实施强制性与自愿性相结合的绿色证书交易制度更大范围的采取竞争性拍卖方式，降低大规模风电和太阳能发电项目的并网价格。

我国太阳能利用发展历程及出台的相关政策

1973年10月的中东战争，引发了世界性的“能源危机”。许多国家，尤其是工业发达国家，加强了对太阳能及其它可再生能源技术发展的支持，在世界上掀起了开发利用太阳能的热潮。当年，美国政府就制定了阳光发电计划，太阳能研究经费大幅度增长；并成立太阳能开发银行，促进太阳能产品的商业化。1974年，日本政府也很快制定了“阳光计划”，对本国的太阳能研究利用给予大力支持。

世界上出现的开发利用太阳能热潮，对我国也产生了巨大的影响。1975年在河南安阳召开了“全国第一次太阳能利用工作经验交流大会”，推动了我国太阳能带来的发展。太阳能研究和推广工作随后纳入了我国的政府计划，获得了专项的经费和物资支持。

1992年联合国在巴西召开了“世界环境与发展大会”，通过了《里约热内卢环境与发展宣言》等一系列重要文件。世界各国都加强了清洁能源技术的开发，将利用太阳能与环境保护结合在一起。世界环保大会以后，我国政府对环境与发展十分重视，提出10年对策和措施，明确要“因地制宜地开发和推广太阳能、风能、地热能、潮汐能、生物质能等清洁能源”，制定了《中国21世纪议程》，进一步明确了太阳能重点发展目标。1995年，国家计委、国家科委和国家经贸委制定了《新能源和可再生能源发展纲要》（1996~2010），明确提出了我国在1996~2010年新能源和可再生能源的发展目标任务以及相应的对策和措施。

1996年9月，津巴布韦召开的“世界太阳能高峰会议”提出了在全球无电地区推行“光电工程”的倡议时，我国政府立即作出积极响应，制定实施“中国光明工程“的计划。同年由国家计委牵头制定了“中国光明工程”计划。计划到2010年，利用风力发电和光伏发电技术解决2300万边远地区人口的用电问题，使他们达到人均拥有发电容量100W的水平，相当于届时全国人均拥有发电容量1/3的水平。同时还将解决地处边远地区的边防哨所、微波通讯站、公路道班、输油管线维护站、铁路信号站的基本供电问题。

我国太阳能发电的成果及现状

目前，我国已具有15MW的太阳能发电容量，光伏产业也形成了较好的基础。虽然光电成本仍然高于煤电，但在边远地区，与拉设电网相比，小型太阳能发电设施仍然相对便宜适用。

近年来，太阳能光伏电池的应用在我国西部地区逐渐扩大。国家电力公司在西藏无水利资源的地区先后建设了10座光伏电站，解决了7个无电县的工业和生活用电，1.2万余人从中受惠。而过去这些县大多用柴油机发电，各县财政每年要花数十万元购买柴油。另外，西藏还建立了众多的太阳能道班、学校、边防哨所、气象站和广播电视微波中继站。青海及周边地区的6万余无电散居户，利用便携式小功率光伏系统解决了家庭生活用电问题。青海省还在电网无法延伸也无水利资源的地区建成了10个太阳能光伏电站，深受当地干部群众的欢迎。新疆则在亚欧光缆、南北疆光缆等工程必经之地的无电地区，安装了100多座无人值站的光伏电源。在西藏地区已有7个县靠太阳能解决了用电困难。

相比于蓬勃发展的世界光伏工业，中国光伏工业还处于起步阶段。光伏产量和安装容量仅为世界1%左右。国际上方兴未艾的光伏集成建筑和非硅系列多晶薄膜电池领域在我国还几乎是空白。在国家实施西部大开发战略和国内绿色环保工业开始升温的背景下，近两年中国光伏工业保持了较快的增长速度，正向光伏工业世界十强挺进。

目前河北保定国家高新技术开发区正加快建设我国规模最大的多晶硅太阳能电池生产基地。该项目集太阳能电池、组件及应用系统等为一体、一期工程完成后可达到年产3MW多晶硅太阳能电池的能力，填补了我国在太阳能开发应用方面的多项空白，并将大大推动太阳能电池用低铁玻璃的生产、销售市场。另外，云南半导体器件厂、宁波太阳能电池厂等太阳能光伏企业正在积极进行技术改造；经国家和地方政府批准立项，除河北保定外，广东深圳以及天津也正在筹建年生产能力达3~5MW的多晶硅和非晶硅太阳能电池生产工厂。

但从整体上分析，国内太阳能光伏发电系统由于起步较晚，尤其是在太阳能电池的开发、生产上还落后于国际水平，整体上仍处于产量小、应用面窄、产品单一、技术落后的初级阶段。经粗略统计表明，国内目前仅建有5个（单晶硅）太阳能电池生产厂，年产量约有4.5MW，工厂设施仍停留在已有引进的生产线上。而国外不少企业已把眼光瞄准更为先进的薄膜晶体太阳能电池的开发与生产上。这种新一代的先进的薄膜晶体太阳能电池其转换效率可高达18.3%，比目前平均转换效率提高了3个百分点。据业内人士介绍，我国太阳能电池平均转换效率不高，其主要原因是专用材料国产化程度低，如封装玻璃就完全依赖进口，低铁含量的高透过率基板玻璃市场仍不能满足需求，科研成果还没有迅速及完全转化为产业优势。

我国的太阳能资源及市场前景

我国拥有丰富的太阳能资源。据统计，每年中国陆地接收的太阳辐射总量，相当于24000亿t标煤，全国总面积2/3地区年日照时间都超过2000h，特别是西北一些地区超过3000h。另一方面，随着当前世界光电技术及其应用材料的飞速发展，光电材料成本成倍下降，光电转换率不断提高，这将带来太阳能发电成本的大幅度下降。世界光伏界一般认为，到2010年太阳能光伏电池成本将降低到可以与常规能源竞争的程度。这为中国大力开发太阳能资源提供了可能。

1、中国的太阳能发展将以边远、欠发达地区为先导

目前，我国尚有7656万无电人口，16个无电县，828个无电乡和29783个无电村。由于这些县城、村镇及散居牧户地处边远，远离电网，用电负荷小而且分散，近20年之内不可能通过延伸电网实现供电。我国太阳能资源丰富，2/3以上地区的年日照大于2000h，年均辐射量约为5900MJ/m2。青藏高原、内蒙古、宁夏、甘肃北部、陕西、河北西北部、新疆南部、东北以及陕甘宁部分地区的光照尤为突出。而我国大多数无电人口恰好主要分布在这些地区。而且，这些地区的风力资源也相当丰富，发展风电也比较适宜。

从经济性上来讲，对于边远地区的村落（或其它集体），年光照大于2500h，在年平均风速大于5m/s的地区，当电网距离为25km以上时，常规电网供电成本大于光伏发电和风力发电的成本。在年光照大于2500h的地区，月用电量大于2100kW·h时，光伏发电系统的经济性就优于柴油发电机组。而对于分散的用户来说，在边远地区常规电网和内燃机发电成本是无法与风力发电、光伏发电户用系统竞争的。在风、光资源良好的地区，用户可以按照自己的需求选择不同的配置，其用电成本为2~6.5元/ kW ·h。通过技术经济分析，结论是显而易见的，在目前条件下采用风力发电和光伏发电技术（或风光互补）解决边远地区分散供电是可行的，符合可持续发展的政策，比延伸电网或柴油发电有明显的优势。

目前国家计委和国家科委对发展太阳能技术及其应用给予了大力的支持，国内已有多家企业涉足。北新集团是最早率先组织专家对国内、国际太阳能光伏发电产业进行调查的单位之一，他们于1998年在国内首家引进了76 kW 国际上先进的屋面太阳能发电系统，至今一直运行稳定、效果良好。这套系统日均发电量为12 kW ·h以上，可满足1个小康之家用电要求。河北振海铝业集团公司是德国皮尔金顿（Piikington）太阳能国际有了公司在中国独家总代理，现已投入生产世界先进的太阳能电池玻璃封装设备和配套材料。其基地于1999年11月已在我国率先安装了100多m2的光电玻璃幕墙示范建筑物，现已竣工投入应用，其运行使用效果良好，已成国内一大景观及太阳能光伏发电工程的典范。

另外，2008年奥运会，北京将成为我国在太阳能应用方面的最大展示窗口，“新奥运”将充分体现“环保奥运、节能奥运”的新概念，计划奥运会场馆周围80%~90%的路灯将利用太阳能光伏发电技术；采用全玻璃真空太阳能集热技术，供应奥运会90%的洗浴热水。届时在整个奥运会期间，我们将看到太阳能路灯、太阳能电话，太阳能手机、太阳能无冲洗卫生间等一系列太阳能技术的应用。

可以相信，通过北京2008年的这次“绿色奥运”，我国的太阳能发电产业能够得到一次长足的发展；而且，通过在首都举办的这次世界盛会，太阳能发电技术将成为我国发达地区提倡环保、建设环保，大举采用太阳能电力作为替代能源的良好开端。

2、国际组织、国外政府对我国太阳能发展的有关支持项目

我国对太阳能产业发展付出了不竭的努力。在技术开发上，除对相关产业出台了一系列有利其商业化的优惠、扶持政策外，还在“863高科技攻关计划”中专门设立了“太阳能薄膜电池”技术研究项目，中科院在其西部行动计划中，也计划在两年内投入2.5亿元开展一系列基础性、战略性、前瞻性的课题研究，包括建立若干太阳能发电、太阳能空调、太阳能供热、风光互补电站、地热利用等示范工程，并适时开展区域性推广工作。而“光明工程”更是专门的太阳能发展扶贫工程计划。

与此同时，我国也积极利用国际组织和国外政府的对华援助项目，积极从事太阳能利用事业。从1994年起，国家经贸委在有关部委的支持和配合下，积极组织利用全球环境基金、世界银行、联合国开发计划署和亚洲开发银行的资金，支持我国新能源和可再生能源产业化、商业化发展。目前，正在准备和实施的太阳能项目包括：

全球环境基金太阳能光伏发电项目 该项目将利用全球环境基金赠款2200万美元，支持我国西北地区（甘肃、青海、内蒙古和新疆以及西藏、四川西北部等地区）发展20~30万户太阳能光伏发电户用系统（总规模约10MW，平均每套系统发电容量为30至50峰瓦），为边远地区无电成民提供电力。其中全球环境基金赠款1500万美元将用于直接补贴，平均每瓦补贴1.5美元，其余费用由用户承担。同时，700万美元赠款支持建立太阳能户用光伏发电市场化体系、销售网络和技术服务、技术引进以及相应的机构能力建设。

全球环境基金技术开发项目 针对我国目前大型风力发电设备依赖进口，造成风力发电电价较高，初始投资大，限制大规模风力发电场发展的现状，将利用全球环境基金1000万美元赠款，通过竞标选择承担企业，重点支持大型风力发电和太阳能光伏发电设备关键部件的技术开发和技术引进，加快国产化步伐。

全球环境基金/联合国开发计划署加速中国可再生能源商业化发展能力建设项目 该项目由国家经贸委于1994年向联合国开发计划署提出，用全球环境基金支持。经过4年多的努力，1999年3月，该项目由联合国开发计划署、中国财政部和联合国经济与社会事务部签字生效，并于4月6日召开了项目启动会，项目已正式开始实施。该项目是联合国开发计划署在中国开展的投资最大的一个项目。项目总投资为2583万美元，其中赠款1443万美元。在1443万美元的赠款中，全球环境基金/联合国开发计划署赠款880万美元，澳大利亚政府赠款300万美元，荷兰政府赠款253万美元。项目引进国际上先进的可再生能源技术和设备，在山东、浙江、广东、广西等地组织示范项目和相关活动，包括：建立风光互补系统，解决偏远地区居民用电问题；工业规模的沼气利用；以蔗渣为燃料进行热电联产。同时，建立可再生能源工业协会，研究制定可再生能源发展的财政激励政策，帮助企业提高市场开拓能力，加强资源测评、信息传播工作和市场机制的建设。项目实施期为5年。

亚洲开发银行可再生能源开发技术援助项目 该项目1998年11月开始启动，项目资金总额为82.6万美元，其中亚行提供日本政府赠款65.6万美元。该项目涉及的可再生能源领域包括蔗渣发电、太阳能热利用系统和沼气系统。项目的主要内容有：对所选的可再生能源技术进行技术、财务、经济潜力评价；制定方针和激励政策，完善产品制造标准，促进可再生能源利用；提出增强可再生能源技术竞争力的措施；开发支持可再生能源商业化发展的财务机制；完成各子项目的技术性、财务性、经济性和环境性评价。项目主要在广西、广东、河北、江苏、河南、四川和云南等可再生能源资源丰富的省份实施。

可再生能源不需要消耗不可再生能源就能获得电能。如光伏：

1光的资源取之不尽用之不竭

照射到地球上的能要比人类目前消耗的能量大6000倍。而且太阳光能在地球上分布广泛，只要有光照的地方就可以使用光伏发电系统，不受地域、海拔等因素的限制。

2太阳能资源随处可得，可就近供电

不必长距离输送，避免了长距离输电线路所造成的电能损失，同时也节省了输电成本。这同时也为家用太阳能发电系统在输电不便的西部大规模使用提供了条件。

3太阳能光伏发电的能量转换过程简

是直接从光到电的转换，没有中间过程(如热能转换为机械能，机械能转换为电磁能等)和机械运动，不存在机械磨损。根据热力学分析，光伏发电具有很高的理论发电效率，可达80%以上，技术开发潜力巨大。

近年来，国内外车企纷纷推出混合动力和纯电动的新能源汽车，政府也出台了新能源汽车补贴和新车上市的相关政策，为新能源汽车的发展开辟了绿色通道。可见，发展新能源汽车将是大势所趋。新能源产业前景看好。一方面，能源结构转型是大势所趋，新能源替代传统能源是不可逆转的过程。目前，我国光伏、风电等新能源普及率仍然较低，行业整体发展空间较大。

在《能源发展战略行动计划》中，明确了2020年我国非化石能源占一次消费比重要提高到15%。2050年，可再生能源将成为能源供应的主力军，其在用电量中的占比有望达到80%。能源结构转型将为新能源产业发展带来广阔空间。另一方面，中国新能源产业链具有全球竞争力。新能源发电和新能源汽车是中国制造2025的核心产业，国家对此有很强的政策支持。

经过多年的扶持和发展，中国涌现出了一批世界领先的企业。现在中国的光伏产业链在世界上占有绝对优势，新能源汽车的销量在世界上占比非常高。行业加速更新换代的趋势已经形成。纯电动汽车的核心部件是电池、电机和动力系统，主要的保养项目也是围绕这三个部件进行的。其次，就是刹车系统的保养，底盘检查，灯光检查，轮胎检查等项目。

当然，动力电池组是第一个需要经常维护的部件。动力电池组对新能源汽车至关重要也是不言而喻的。新能源汽车的车主朋友们，需要定期维护动力电池组的状态，防止动力电池组失去动力，也需要注意消除安全隐患。此外，电机是驱动新能源汽车的关键部件。和传统燃油车一样，新能源车的电机也需要定期更换冷却液。然后就是电路检测。相比燃油车的电路，新能源车的电路要复杂得多，同时电压也要高得多。为了我们的安全，需要定期维护连接器是否松动，线路是否老化等等。最后，除了检测新能源汽车的三大电动系统，还需要检测新能源汽车的刹车片、轮胎、雨刷。比如检查胎压是否正常，刹车片是否老化等。也不要大意。