光伏行业：一毛钱一度电，血泪交织的行业，多少英雄折戟沉沙

氢能更重要的是作为一种清洁能源和良好的能源载体，具有清洁高效、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。

氢是二次能源，通过多种方式制取，资源制约小，利用燃料电池，氢能通过电化学反应直接转化成电能和水，不排放污染物，相比汽柴油、天然气等化石燃料，其转化效率不受卡诺循环限制，发电效率超过 50%，是零污染的高效能源。

氢能是实现电力、热力、液体燃料等各种能源品种之间转化的媒介，是在可预见的未来实现跨能源网络协同优化的唯一途径。当前能源体系主要由电网、热网、油气管网共同构成，凭借燃料电池技术，氢能可以在不同能源网络之间进行转化，可以同时将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现不同能源网络之间的协同优化。

随着可再生能源渗透率不断提高，季节性乃至年度调峰需求也将与日俱增，储能在未来能源系统中的作用不断显现，但是电化学储能及储热难以满足长周期、大容量储能需求。氢能可以更经济地实现电能或热能的长周期、大规模存储，可成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途径，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行。

氢能应用模式丰富，能够帮助工业、建筑、交通等主要终端应用领域实现低碳化，包括作为燃料电池 汽车 应用于交通运输领域，作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电，应用于分布式发电或热电联产为建筑提供电和热，为工业领域直接提供清洁的能源或原料等。

日本、韩国、美国、德国和法国等国都从国家层面制定了氢能产业发展战略规划与线路，如日本的《氢能基本战略》、美国的《氢能经济路线图》、欧盟的《欧洲绿色协议》中的“绿氢战略”、韩国的《氢经济发展线路图》等，持续支持氢燃料电池的研发、推进氢燃料电池试点示范以及多领域应用，已在产业链构建、氢燃料电池 汽车 研发方面取得优势。根据国际氢能联合会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》预测，至2050年，氢燃料电池 汽车 将占全球机动车的20 25%，创造2.5万亿美元的市值，承担全球约18%的能源需求。

《中国制造2025》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、《“十三五”国家 科技 创新规划》等都将氢能与燃料电池列为重要任务，作为引领产业变革的颠覆性技术和战略性新兴产业，提出系统推进氢能 汽车 的研发、产业化和商业化。

今年以来，国家政策倾斜力度加大。6月22日，国家能源局发布了《2020年能源工作指导意见》，从改革创新和推动新技术产业化的角度推动氢能产业发展。文件指出，制定实施氢能产业发展规划，组织开展关键技术装备攻关，积极推动应用示范。

中国首部《能源法》再次征求意见。其中，氢能被列为能源范畴，是中国第一次从法律上确认了氢能属于能源。

目前，全国有20多个省份发布了氢能产业发展规划，在长三角、珠三角、京津冀等地区，氢能已形成一些小规模的示范应用。在一些地方形成了制备、储运、加注燃料电池和下游应用的完整产业链。

其中，山东省国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造氢经济带。省政府办公厅印发的《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》，以2019年为基准年，规划期限为2020-2030年，内容主要包括发展环境、总体要求、发展路径与空间布局、重点发展任务、保障措施和环境影响评价等6个部分。3月26日印发《济青烟国际招商产业园建设行动方案（2020-2025年）》，新能源 汽车 、氢能等字眼出现频率很高，也和山东省省级氢能规划相呼应。济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起。潍坊市人民政府办公室印发了《潍坊市促进加氢站建设及运营扶持办法》。本办法适用于对在本市进行加氢站建设、加氢站加氢的企业给予补贴，即按日加氢能力和建成年限分别给予50~600万元补贴。

2019年，中国石油对外依存度首次突破70%的关口，而天然气对外依存度也高达45%。自2018年中美贸易战爆发以来，高度依赖海外油气进口所带来的能源安全隐患越来越让决策层与 社会 各界侧目。新冠疫情又进一步暴露了在紧急状态下产业链全球化的隐患和风险，致使原本已有抬头之势的逆全球化趋势进一步加深，将能源安全的地位上升到新的政治高度。

全球气候变化是21世纪人类面临的最复杂的挑战之一，减缓气候变化的措施之一是减少温室气体的人为排放。中国是仅次于美国的第二大碳排放国家，已承诺力争2030年前二氧化碳排放达到峰值2060年前实现碳中和。在碳中和的道路上，氢能是一个不可或缺的二次能源形式

尽管氢能发展前景广阔，但当前也面临着产业基础薄弱、装备和燃料成本偏高以及存在安全性争议等方面的问题。目前我国制氢技术相对成熟且具备一定产业化基础，全国化石能源制氢和工业副产氢已具相当规模，碱性电解水制氢技术成熟。但在氢气储运技术、燃料电池终端应用技术方面与国际先进水平相比仍有较大的差距。

譬如在储运方面，实现氢能规模化、低成本的储运仍然是我国乃至全球共同面临的难题。高压气氢作为目前国内外主流的氢能储运模式，还存在储氢密度仍然不够高、储运成本太高等问题。

氢气是二次能源，需要通过一定的方法利用其它能源制取，目前主要包括以下方法：

天然气中的烷烃在适当的压力和温度下，在转化炉中发生一系列化学反应生成包含一氧化碳和氢气的转化气，转化气再经过换热、冷凝等过程，使气体在自动化的控制下通过装有多种吸附剂的PSA装置后，一氧化碳、二氧化碳等杂质被吸附塔吸附，从而得到氢气。

以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：一是煤的焦化，二是煤的气化。焦化是指煤在隔绝空气条件下，在90-1000 制取焦碳，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组成中含氢气55-60%左右。煤的气化是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化成气体产物，组成主要是氢及一氧化碳，经转化后可制得纯氢。

通常不直接用石油制氢，而用石油初步裂解后的产品，如石脑油、重油、石油焦以及炼厂干气制氢。石脑油制氢主要工艺过程有石脑油脱硫转化、CO变换、PSA，其工艺流程与天然气制氢极为相似；重油制氢是在一定压力下与水蒸气及氧气反应制得含氢气体产物；石油焦制氢与煤制氢非常相似，是在煤制氢的基础上发展起来的；炼厂干气制氢主要是轻烃水蒸气重整加上变压吸附分离法，与天然气制氢非常相似。

氯碱工业采用电解盐水的方式生产氯气和烧碱，在电解槽阳极生成氯气，阴极生成氢气，阴极附近生成烧碱，氢气进入脱氧塔脱除其中氧气，然后经过变压吸附脱除其中N2、H2、CO2、H2O等杂质，可获得高纯度氢气。

甲醇蒸汽重整制氢由于氢收率高，能量利用合理，过程控制简单，便于工业操作而更多地被采用。甲醇与水蒸气在一定的温度、压力条件下在催化剂的作用下，发生甲醇裂解反应和一氧化碳的变换反应，生成氢和二氧化碳，重整反应生成的H2和CO2，再经过变压吸附法（PSA）将H2和CO2分离，得到高纯氢气。

电解水制氢是一种较为方便的制取氢气的方法。在充满电解液的碱性电解槽（ALK）中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。也可使用PEM电解槽直接电解纯水产生氢气。此方式可利用光电、风电以及水电等清洁能源进行电解水制取氢气。

（1）风力发电机组的原理及特点：风力发电机组通过控制风轮转速，达成在低风速下最优能量捕捉；在高风速时，保持风轮转速和功率稳定。因此，在额定风速前（大部分工作状态），风力发电机组发岀的有功功率一直在随着风的改变而波动，表现在秒级上的发电功率波动性。另外，风力发电机组是一个电流源，也就是说风电机组每时每刻在跟随电网的50Hz交流电频率，把能量通过电流的方式输岀给电网。如果没有电网的电压维持，目前的风电机组很难独立发电。

（2）光伏发电：光伏电池将太阳能转化为电能，光伏逆变器一方面通过控制，追踪光伏电池的最佳功率点，一方面作为电流源，跟踪电网50Hz交流电频率，把能量通过电流方式输岀到电网。由于阳光在分钟级上变化不大，相对于风电，波动性较小。但是光伏发电表现出昼夜的间歇性。

光伏发电制氢主要利用光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站制氢用电。主要有3种技术路线。

碱性电解槽制氢。 该种电解槽的结构简单，适合大规模制氢，价格较便宜，效率偏低约70%~80%，主要设备包括电源、阴阳极、横膈膜、电解液和电解槽箱体组成，电解液通常为氢氧化钠溶液，电解槽主要包括单极式和双极式。

质子交换膜电解槽（PEM Electrolyzer）制氢。 效率较碱性电解槽效率更高，主要使用了离子交换技术。电解槽主要由聚合物薄膜、阴阳两电极组成，由于较高的质子传导性，电解槽工作电流可大大提高，从而提升电解效率。

固体氧化物电解槽（Solid Oxide Electrolyzer）制氢。 可在高温下工作，部分电能可由热能替代，效率高、成本低，固体氧化物电解槽是三种电解槽中效率最高的设备，反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用，提升效率，可达到90%。

电解水制氢技术路线成熟，目前未大规模推广关键因素为电价问题，以目前工业用电用来制氢成本过高，市场竞争力较差。

甲醇制氢投资较低，适合2500Nm3以下制氢规模，按照1Nm3氢气消耗0.72千克甲醇，甲醇价格按2319元 / 吨计算，制氢成本如下表：甲醇制氢成本表

天然气制氢单位投资成本低，在1000Nm3以上经济性较好，按照1Nm3氢气消耗0.6Nm3天然气，天然气价格按1.82元/Nm3计算，制氢成本下表：

天然气制氢成本表

以1000Nm3/h 水电解制氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm3氢气消耗5kWh 电能计算，不同电价测算制氢成本分析如下表：

光伏发电制氢成本表

由此分析，光伏发电制氢电价控制在0.3元 / 千瓦时以下时，制氢成本才具有竞争力。按照目前市场价格进行测算，以100MW光伏发电直流系统造价如下表：

光伏发电直流系统造价

以一类资源区域为例，首年光伏利用小时数为1700小 时 计 算，其他参数为 ：装机容量100MW，建设期1年，资本金投资比例20%，流动资金10元 /kW，借款期限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元 /kW，其他费用10元 /kW。按照全部投资内部收益率满足8% 反算电价，并分别分析计算造价为2.3亿、2亿、1.8亿、1.6亿元时的电价。通过计算，在满足全部投资内部收益率为 8% 时，不同造价下的电价如下表：

不同造价反算电价

光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性，较天然气制氢、甲醇制氢成本较低，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电制氢竞争力将进一步增强。本文未考虑氢气运输成本，光伏发电直供电制氢应与需求方靠近，资源一类区域主要集中在西北区域，该区域氢气用户主要为炼化、化工企业，用气量较大，对制氢站规模要求较大。

光伏组件价格下降较快，随着价格进一步降低，部分二类资源区光伏发电制氢也将具有竞争力，该类区域相对靠近负荷中心，经济发达，氢气需求量较大。光伏发电制氢工艺简单、运维难度低，制氢规模可根据场地和需求进行模块化组合，随着燃料电池技术的进步，分布式可再生能源制氢供应燃料电池也将是未来重要发展趋势。

氢气的运输方式可根据氢气状态不同分为气态氢气(GH2)输送、液态氢气(LH2)输送和固态氢气(SH2)输送。选择何种运输方式，需基于以下四点综合考虑：运输过程的能量效率、氢的运输量、运输过程氢的损耗和运输里程。

在用量小、用户分散的情况下，气氢通常通过储氢容器装在车、船等运输工具上进行输送，用量大时一般采用管道输送。液氢运输多用车船等运输工具。

虽然氢气运输方式众多，但从发展趋势来看，我国主要以气氢拖车运输(tube trailer)、气氢管道运输(pipeline)和液氢罐车运输(liquid truck)三种运氢方式为主。

长管拖车是国内最普遍的运氢方式。这种方法在技术上已经相当成熟。但由于氢气密度很小，而储氢容器自重大，所运输氢气的重量只占总运输重量的1~2%。因此长管拖车运氢只适用于运输距离较近(运输半径200公里)和输送量较低的场景。

其工作流程如下：将净化后的产品氢气经过压缩机压缩至20MPa，通过装气柱装入长管拖车，运输至目的地后，装有氢气的管束与车头分离，经由卸气柱和调压站，将管束内的氢气卸入加氢站的高压、中压、低压储氢罐中分级储存。

该方法的运输效率较低。国内标准规定长管拖车气瓶公称工作压力为10-30MPa，运输氢气的气瓶多为20MPa。

以上海南亮公司生产的TT11-2140-H2-20-I型集装管束箱为例，其工作压力为20MPa，每次可充装体积为4164Nm3、质量为347kg的氢气，装载后总质量33168kg，运输效率1.05%。国内生产长管拖车的主要厂商有中集安瑞科、鲁西化工、上海南亮、浦江气体、山东滨华氢能源等。

长管拖车运氢成本测算

为测算长管拖车运氢的成本，我们的基本假设如下：

（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；

（2）长管拖车满载氢气质量350kg，管束中氢气残余率20%，每日工作时间15h；

（3）拖车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；

（4）动力车头价格40万元/台，以10年进行折旧；管束价格120万元/台，以20年进行折旧，折旧方式均为直线法；

（5）拖车充卸氢气时长5h；

（6）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸气各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；

（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km；根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为8.66元/kg。

测算过程如下表：

运输成本随距离增加大幅上升。当运输距离为50km时，氢气的运输成本5.43元/kg，随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升。

距离500km时运输成本达到20.18元/kg。

考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离运输。

提高管束工作压力可降低运氢成本

由于国内标准约束，长管拖车的最高工作压力限制在20MPa，而国际上已经推出50MPa的氢气长管拖车。

若国内放宽对储运压力的标准，相同容积的管束可以容纳更多氢气，从而降低运输成本。

当运输距离为100km时，工作压力分别为20MPa、50MPa的长管拖车运输成本为8.66元/kg、5.60元/kg，后者约为前者的64.67%。

具有发展潜力的低成本运氢方式，但我国氢气管网发展不足，建设需提速。

低压管道运氢适合大规模、长距离的运氢方式。由于氢气需在低压状态（工作压力1~4MPa）下运输，因此相比高压运氢能耗更低，但管道建设的初始投资较大。

我国布局氢气管网布局有较大提升空间。美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地区，已有70年 历史 。

根据PNNL在2016年的统计数据，全球共有4542公里的氢气管道，其中美国有2608公里的输氢管道，欧洲有1598公里的输氢管道，而中国仅有100公里。

随着氢能产业的快速发展，日益增加的氢气需求量将推动我国氢气管网建设。

氢气管道造价高、投资大，天然气管道运氢可降低成本

天然气管道是世界上规模最大的管道，占世界管道总长度的一半以上，相比之下氢气管道数量很少。据IEA报告，目前世界上有300万公里的天然气管道，氢气管道仅有5000公里，现有的氢气管道均由制氢企业运营，用于向化工和炼油设备运送成品氢气。

由于管材易发生氢脆现象（即金属与氢气反应而引起韧性下降），从而造成氢气逃逸，因此需选用含炭量低的材料作为运氢管道。美国氢气管道的造价为31~94万美元/km，而天然气管道的造价仅为12.5~50万美元/km，氢气管道的造价是天然气管道造价的两倍以上。

虽然氢气在管道中的流速是天然气的2.8倍，但由于氢气的体积能量密度小，同体积氢气的能量密度仅为天然气的三分之一，因此用同一管道输送相同能量的氢气和天然气，用于押送氢气的泵站压缩机功率高于压送天然气的压缩机功率，导致氢气的输送成本偏高。

氢气输运网络基础设施建设需要巨大的资本投入和较长的建设周期，管道的建设还涉及占地拆建问题，这些因素都阻碍了氢气管道的建设。

研究表明，含20%体积比氢气的天然气-氢气混合燃料可以直接使用目前的天然气输运管道，无需任何改造。

在天然气管网中掺混不超过20%的氢气，运输结束后对混合气体进行氢气提纯，这样既可以充分利用现有管道设施，出于经济性考虑，也能降低氢气的运送成本。

目前国外已有部分国家采用了这种方法。

为测算管道运氢的成本，我们参考济源-洛阳氢气管道的基本参数，做出如下假设：

（1）管道长度25km，总投资额1.46亿元，则单位长度投资额584万元/km；（10）年输氢能力为10.04万吨，运输过程中氢气损耗率8%；

（2）管线配气站的直接与间接维护费用以投资额的15%计算；

（3）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（4）管道寿命20年，以直线法进行折旧。

根据以上假设，可测算出长度25m、年输送能力10.04万吨的氢气管道，运氢价格为0.86元/kg。

当输送距离为100km时，运氢成本为1.20元/kg，仅为同等距离下气氢拖车成本的1/5，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。

适合长距离运输，国内外应用差距明显，但液氢运输相比气氢效率更高，国内应用程度有限。

液氢罐车运输系统由动力车头、整车拖盘和液氢储罐3部分组成。

由于液氢的运输温度需保持在-253 以下，与外部环境温差较大，为保证液氢储存的密封和隔热性能，对液氢储罐的材料和工艺有很高的要求，使其初始投资成本较高。

液氢罐车运输是将将氢气深度冷冻至21K液化，再将液氢装在压力通常为0.6兆帕的圆筒形专用低温绝热槽罐内进行运输的方法。

由于液氢的体积能量密度达到8.5MJ/L，液氢槽罐车的容量大约为65m3,每次可净运输约4000kg氢气，是气氢拖车单车运量的10倍多，大大提高了运输效率，适合大批量、远距离运输。

但缺点是制取液氢的能耗较大（液化相同热值的氢气耗电量是压缩氢气的11倍以上），并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。

在国外尤其是欧、美、日等国家，液氢技术发展已经相对较为成熟，液氢在储运等环节已进入规模化应用阶段，某些地区液氢槽车运输超过了气氢运输规模。

而国内目前仅用于航天及军事领域，这是由于液氢生产、运输、储存装置等标准均为军用标准，无民用标准，极大地限制了液氢罐车在民用领域的应用。

国内相关企业已着手研发相应的液氢储罐、液氢槽车，如中集圣达因、富瑞氢能等公司已开发出国产液氢储运产品。

2019年6月26日，全国氢能标准化技术委员会发布关于对《氢能 汽车 用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输安全技术要求》三项国家标准征求意见的函。

液氢相关标准和政策规范形成后，储氢密度和传输效率都更高的低温液态储氢将是未来重要的发展方向。

为测算液氢槽车运输的成本，我们的基本假设如下：

（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；

（2）槽车装载量为15000加仑（约68m3，即4000kg），每日工作时间15h；

（3）槽车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；

（4）液氢槽车价格约为50万美元/辆，以10年进行折旧，折旧方式为直线法；

（5）槽车充卸液氢时长6.5h；

（6）氢气压缩过程耗电11kwh/kg，电价0.6元/kwh；

（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸载各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；

（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km。根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为13.57元/kg。

测算过程如下表：

液氢罐车成本变动对距离不敏感。当加氢站距离氢源点50~500km时，液氢槽车的运输价格在13.51~14.01元/kg范围内小幅提升。虽然运输成本随着距离增加而提高，但提高的幅度并不大。这是因为成本中占比最大的一项——液化过程中消耗的电费（约占60%左右）仅与载氢量有关，与距离无关。而与距离呈正相关的油费、路费等占比并不大，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。

第四章 加氢站建设

1.投资估算

加氢站投资主要包含设备投资、土建工程投资以及设计、监理、审批等费用。

项目投资估算表如下：

序号 名 称 费用（万元） 备注

1 工艺设备 222.00

1.1 增压系统 160.00

1.2 加注系统 56.00

1.3 卸车系统 6.00

2 现场管道、仪表电缆等 12.00

3 PLC柜、火焰探头、氢气泄漏探头、视频监控等 28.00

4 设备安装及调试 40.00 含辅材

5 土建工程 80.00

6 设计、监理、审批等费用 45.00

7 合计 424.00

2.运营成本估算

加氢站建成后，运营成本包括土地租金、设备折旧、运营维护成本、人员工资等。

项目总投资为424万元，固定资产采用直线法综合折旧，不计残值，按照10年折旧摊销，每年42.4万元。

每年运维成本包括设备维护费、管理费及人工成本费、电费和水费等，其中设备维护费用约55万元，管理费及人工（4名工人）成本费15万元，电费及水费30万元，每年运维成本费用为100万元。

本项目单站占地面积约2亩，参照目前服务区征地费用，土地租金暂按每年每亩10万元计取，单站每年土地租金为20万元。

3.效益测算

加氢站对外销售价格为35元/kg，进销价差一般为20元/kg。

本次加氢站项目设计日加氢能力：500kg/d，加注压力：35MPa；按照其70%加注负荷计算，日加注350kg，年可实现加注量120000kg。

按照价差收入，年毛利润额估算为252万元。

经济效益情况分析：

序号 名称 单位 金额（万元） 备注

1 价差收入（毛利润） 万元 240.00

2 土地租金 万元 20.00

3 年运行成本 万元 100.00

4 折旧及摊销 万元 42.4 按10年折旧

5 年税前利润 万元 97.6

5 税金及附加 万元 24.4

6 年利润 万元 73.2

静态投资回收期为：424万元/73.2万元 5.79年。

但是当前投运氢燃料车辆较少，但氢能源在政策利好下不断发展中，当前预测存在较大的困难和不可预见性，测算中取设计负荷的70%进行的估算。

山东省下发国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造鲁氢经济带，济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起，具有广阔的发展前景和潜力，在当前国家碳达峰、碳中和战略背景下，氢能必将迎来大发展阶段。

这是一项对于可再生能源发电的鼓励政策，由于大多数的可再生能源发电，比如光伏发电、风能、地热能、潮汐能等，受到技术、资源等限制，投入会比较大；与传统的火电或者已经发展相对成熟的核电、水电相比，成本偏高，因此在市场竞争中处于不利地位。由此国家采用额外费用分摊的方法，向电网中的所有用户征收一定的额外费用，所收能源用于补贴可再生能源发电。国家发改委在06年开始发布实施《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，这个规定一致在不断的修改调整，你可以查看一下。

可再生能源是指在自然界中可以不断再生、永续利用、取之不劲用之不竭的资源，它对环境无害或危害极小，而且资源分布广泛，适宜就地开发利用。可再生能源主要包括太阳能、风能、水能、生物质能、地热能和海洋能等。中国除了水能的可开发装机容量

法律分析：(一）省级电网企业（含各级子公司）销售给电力用户的电量；

(二）省级电网企业扣除合理线损后的趸售电量（即实际销售给转供单位的电量，不含趸售给各级子公司的电量）；

(三）省级电网企业对境外销售电量；

(四）企业自备电厂自发自用电量；

(五） 地方独立电网销售电量(不含省级电网企业销售给地方独立电网的电量）；

(六）大用户与发电企业直接交易的电量。省（自治区、直辖市）际间交易电量，计人受电省份的销售电量征收可再生能源电价附加。

法律依据：《中华人民共和国政府信息公开条例》

第七条 各级人民政府应当积极推进政府信息公开工作，逐步增加政府信息公开的内容。

第八条 各级人民政府应当加强政府信息资源的规范化、标准化、信息化管理，加强互联网政府信息公开平台建设，推进政府信息公开平台与政务服务平台融合，提高政府信息公开在线办理水平。

第九条 公民、法人和其他组织有权对行政机关的政府信息公开工作进行监督，并提出批评和建议。

分布式发电的渗透率为分布式电源容量与配电网额定容量的比例。

特点

分布式能源系统并不是简单地采用传统的发电技术，而是建立在自动控制系统、先进的材料技术、灵活的制造工艺等新技术的基础上，具有低污染排放，灵活方便，高可靠性和高效率的新型能源生产系统。

组成分布式能源系统的发电系统具有如下特点：

1、高效地利用发电产生的废能生成热和电；

2、现场端的可再生能源系统；

3、包括利用现场废气、废热及多余压差来发电的能源循环利用系统

扩展资料：

1、经济性

由于分布式能源可用发电的余热来制热、制冷，因此能源得以合理的梯 级利用，从而可提高能源的利用效率(达70%-90%)。由于分布式电源的并网，减少或缓建了大型发电厂和高压输电网，缓建了电网而节约投资。同时，使得输配电网的潮流减少，相应的降低了网损。

2、环保性

因其采用天然气做燃料或以氢气、太阳能、风能为能源，故可减 少有害物的排放总量，减轻环保的压力：大量的就近供电减少了大容量远距离高电压输电线的建设，由此不但减少了高压输电线的电磁污染，也减少了高压输电线的征地面积和线路走廊，减少了对线路下树本的砍伐，有利于环保。

3、能源利用的多样性

分布式发电可利用多种能源，如清洁能源(天然气)、 新能源(氢)和可再生能源(风能和太阳能等)，并同时为用户提供冷、热、电等多种能源应用方式，因此是解决能源危机、提高能源利用效率和能源安全问题的一种很好的途径。

4、调峰作用

夏季和冬季往往是负荷的高峰时期，此时如采用以天然气为燃 料的燃气轮机等冷、热、电三联供系统，不但可解决冬夏季的供冷与冬季的供热需要，同时也提供了一部分电力，由此可对电网起到削峰填谷作用。此外，也部 分解决了天然气供应时的峰谷差过大问题，发挥了天然气与电力的互补作用。

5、安全性和可靠性

当大电网出现大面积停电事故时，具有特殊设计的分布式发电系统仍能保持正常运行，由此可提高供电的安全性和可靠性。

6、电力市场问题

分布式发电可以适应电力市场发展的需要、由多家集资办电，发挥电力建设市场、电力供应市场的竞争机制。

参考资料来源：百度百科-分布式电源

参考资料来源：百度百科-分布式电源并网技术

数据显示，截至2018年底，我国可再生能源发电装机占全部电力装机的比重已达到38.3%，其替代作用日益突显。而根据不久前国家能源局公布的信息，2019年上半年，我国可再生能源发电装机已至7.5亿千瓦，较去年同期增长9.5%。其中，水电装机3.54亿千瓦(抽水蓄能为2999万千瓦)；风电装机1.93亿千瓦；光伏发电装机1.86亿千瓦；生物质发电装机1995万千瓦。

不过，根据中电联最新发布的数据，2019年1月份-8月份，我国新增光伏装机为1495万千瓦，比上年同期同比大幅下降54.7%。在业界看来，导致这一局面主要因为2019年度光伏补贴政策的改变，以及由此导致的政策推出时间延迟，而其中根源问题之一，在于可再生能源发电补贴资金缺口较大；且随着可再生能源发电成本的大幅下降，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏国家补贴的 历史 使命似乎也已完成。

事实上，此前财政部、国家发改委、国家能源局在《关于促进非水可再生能源发电 健康 发展的若干意见》以及《可再生能源电价附加补助资金管理办法》征求意见座谈会上就曾明确，到2021年，陆上风电、光伏电站、工商业分布式光伏将全面取消国家补贴(户用光伏是否包含其中尚未明确)。

以光伏为例，据相关媒体报道，目前，“2020年的光伏发电补贴政策”即将进入意见征求阶段，而鉴于此，业界推测，2020年大概率将成为我国光伏电站(户用待定)享受国家补贴的最后一年。

根据财政部公布的数据，按照相关办法，2012年以来，财政部累计安排可再生能源补贴资金超过4500亿元，其中2019年安排866亿元。

财政部介绍，一方面，对于新增项目，一是积极推进平价上网项目，目前已经公布了第一批共计2076万千瓦平价上网项目名单；二是调控优化发展速度，加大竞争配置力度，明确新建风电、光伏发电项目必须通过竞争配置，优先建设补贴强度低的项目，有效降低新建项目补贴强度。三是价格主管部门积极完善价格形成机制推动补贴强度降低的政策措施，新建陆上风电2019年和2020年的最低指导价已经分别下降到每千瓦时0.34元和每千瓦时0.29元，在局部地区已经低于煤电标杆电价；新建光伏发电项目2019年的指导价已经下降到每千瓦时0.4元，通过加大竞争配置力度可进一步降低补贴强度。通过上述措施，可以有效降低新增规模项目所需补贴资金，缓解补贴缺口扩大趋势。

另一方面，对于存量项目，一是拟放开目录管理，由电网企业确认符合补贴条件的项目，简化拨付流程；二是通过“绿证”交易和市场化交易等方式减少补贴需求；三是与税务部门保持沟通，进一步加强可再生能源电价附加征收力度，增加补贴资金收入。通过上述措施，可逐步缓解存量项目补贴压力。

第一章　总则第一条　为了促进可再生能源并网发电，规范电网企业全额收购可再生能源电量行为，根据《中华人民共和国可再生能源法》、《电力监管条例》和国家有关规定，制定本办法。第二条　本办法所称可再生能源发电是指水力发电、风力发电、生物质发电、太阳能发电、海洋能发电和地热能发电。

前款所称生物质发电包括农林废弃物直接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、垃圾填埋气发电、沼气发电。第三条　国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）依照本办法对电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量的情况实施监管。第四条　电力企业应当依照法律、行政法规和规章的有关规定，从事可再生能源电力的建设、生产和交易，并依法接受电力监管机构的监管。

电网企业全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目上网电量，可再生能源发电企业应当协助、配合。第二章　监管职责第五条　电力监管机构对电网企业建设可再生能源发电项目接入工程的情况实施监管。

省级以上电网企业应当制订可再生能源发电配套电网设施建设规划，经省级人民政府和国务院有关部门批准后，报电力监管机构备案。

电网企业应当按照规划建设或者改造可再生能源发电配套电网设施，按期完成可再生能源发电项目接入工程的建设、调试、验收和投入使用，保证可再生能源并网发电机组电力送出的必要网络条件。第六条　电力监管机构对可再生能源发电机组与电网并网的情况实施监管。

可再生能源发电机组并网应当符合国家规定的可再生能源电力并网技术标准，并通过电力监管机构组织的并网安全性评价。

电网企业应当与可再生能源发电企业签订购售电合同和并网调度协议。国家电力监管委员会根据可再生能源发电的特点，制定并发布可再生能源发电的购售电合同和并网调度协议的示范文本。第七条　电力监管机构对电网企业为可再生能源发电及时提供上网服务的情况实施监管。第八条　电力监管机构对电力调度机构优先调度可再生能源发电的情况实施监管。

电力调度机构应当按照国家有关规定和保证可再生能源发电全额上网的要求，编制发电调度计划并组织实施。电力调度机构进行日计划方式安排和实时调度，除因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形外，不得限制可再生能源发电出力。本办法所称危及电网安全稳定的情形，由电力监管机构组织认定。

电力调度机构应当根据国家有关规定，制定符合可再生能源发电机组特性、保证可再生能源发电全额上网的具体操作规则，报电力监管机构备案。跨省跨区电力调度的具体操作规则，应当充分发挥跨流域调节和水火补偿错峰效益，跨省跨区实现可再生能源发电全额上网。第九条　电力监管机构对可再生能源并网发电安全运行的情况实施监管。

电网企业应当加强输电设备和技术支持系统的维护，加强电力可靠性管理，保障设备安全，避免或者减少因设备原因导致可再生能源发电不能全额上网。

电网企业和可再生能源发电企业设备维护和保障设备安全的责任分界点，按照国家有关规定执行；国家有关规定未明确的，由双方协商确定。第十条　电力监管机构对电网企业全额收购可再生能源发电上网电量的情况实施监管。

电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并网发电项目的上网电量。因不可抗力或者有危及电网安全稳定的情形，可再生能源发电未能全额上网的，电网企业应当及时将未能全额上网的持续时间、估计电量、具体原因等书面通知可再生能源发电企业。电网企业应当将可再生能源发电未能全额上网的情况、原因、改进措施等报电力监管机构，电力监管机构应当监督电网企业落实改进措施。第十一条　电力监管机构对可再生能源发电电费结算的情况实施监管。

电网企业应当严格按照国家核定的可再生能源发电上网电价、补贴标准和购售电合同，及时、足额结算电费和补贴。可再生能源发电机组上网电价、电费结算按照国家有关规定执行。第十二条　电力监管机构对电力企业记载和保存可再生能源发电有关资料的情况实施监管。

电力企业应当真实、完整地记载和保存可再生能源发电的有关资料。第三章　监管措施

国家计委、科技部关于进一步支持可再生能源发展

有关问题的通知

　

各省，自治区，直辖市及计划单列市人民政府，计委（计经委），科委，物价局（委员会），电力局：

为了进一步支持可再生能源发展，加速可再生能源发电设备国产化进程，经报国务院批准，现将有关问题通知如下：

一、可再生能源主要包括：风力发电，太阳能光伏发电，生物质能发电，地热发电，海洋能发电等。国家计委和科技部在安排财政性资金建设项目和国家科技攻关项目时，将积极支持可再生能源发电项目。

二、可再生能源发电项目可由银行优先安排基本建设贷款。贷款以国家开发银行为主，也鼓励商业银行积极参与。其中由国家审批建设规模达3000千瓦以上的大中型可再生能源发电项目，国家计委将协助业主落实银行贷款。对于银行安排基本建设贷款的可再生能源发电项目给予2%财政贴息，中央项目由财政部贴息，申请条件为：

申请银行贷款的可再生能源项目在项目建议书阶段应取得银行贷款意向书，在可行性研究阶段应获得有关银行的贷款承诺函。

可再生能源项目资本金应占项目总投资的35%及以上。

贴息一律实行“先付后贴”的办法，即先向银行付息，然后申请财政贴息。贴息实行逐年报批。报批程序为：由项目业主填制贴息申请表（一式2份），并附利息计息清单和借款合同，经贷款经办行签署审查意见后，分别报送国家计委、财政部和有关银行。国家计委会同财政部、有关银行审核汇总后，由财政部按国家有关规定下达批准项目贴息资金计划。

地方项目由地方财政贴息，具体办法由地方按国家有关规定知定。

三、对利用国产化可再生能源发电设备的建设项目，国家计委、有关银行将优先安排贴息贷款，还贷期限经银行同意可适当宽限。

四、对利用可再生能源进行并网发电的建设项目，在电网容量允许的情况下电网管理部门必须允许就近上网，并收购全部上网电量，项目法人应取得与电网管理部门的并网及售电协议。项目建议书阶段应出具并网意向书，可行性研究阶段应出具并网承诺函。

五、对可再生能源并网发电项目在还款期内实行“还本付息＋合理利润”的定价原则，高出电网平均电价的部门由电网分摊。利用国外发电设备的可再生能源并网发电项目在还款期内的投资利润率以不超过“当时相应贷款期贷款利率＋3％”为原则。国家鼓励可再生能源发电项目利用国产化设备，利用国产化设备的可再生能源并网发电项目在还款期内的投资利润率，以不低于“当时相应贷款期贷款利率＋5％”为原则。其发电价格应实行同网同价，既与采用进口设备的项目享有同等的电价。

六、可再生能源并网发电项目在项目建议书阶段应出具当地物价部门对电价的意向函，可行性研究阶段由当地物价部门审批电价（包括电价构成），并报国家计委备案。经当地物价部门批准和国家计委备案的可再生能源并网发电项目电价从项目投产之日起实行。还本付息期结束以后的电价按电网平均电价确定。

七、对于独立供电的可再生能源发电系统，国家鼓励采用租赁、分期付款方式推广应用，具体办法由各地政府根据当地具体情况研究制定，并报国家计委备案。

八、本通知中的条款由国家计委负责解释。

一九九九年一月十二日

该指数根据全球各国可再生能源投资和发展机会的吸引力来排名，每年发布2次，今年已经是第16年，第52次发布了。

本次排名前10位的国家分别为中国、美国、印度、德国、法国、澳大利亚、日本、英国、荷兰、阿根廷。除阿根廷首次进入外，与此前排名并无明显的变化，主要是相互之间名次略有差异。

关于中国市场

就中国而言，它之所以能稳坐第一的位置，在很大程度上是由于中国对可再生能源发展的长期支持和追求。

电目标和降低上网电价——但安永分析师预计，这些举措将提高中国可再生能源行业的效率。

此外，中国政府已经采取行动，支持可再生能源技术实现平价上网，这样它们就可以在没有政府补贴的情况下，变得更成熟和更具有竞争性。

总之，安永认为中国可再生能源行业“财务状况相对良好”。

中国正致力于提高市场的效率和竞争力，这表明中国政府有意让这个市场成为一个长期的重要的能源来源。

尽管增长速度放缓，但中国市场的绝对规模是一个主要因素。

此外，与其他许多国家不同，空气污染是支持中国可再生能源增长的一个重要驱动力。

关于新兴市场

排名前40位的国家中有相当一部分是发展中国家，这证明了这些市场的重要性。

阿根廷首次进入前10名就是这种趋势的一个很好的例子。

发展中国家不一定只是在复制发达国家的能源模式。

例如，在撒哈拉以南非洲地区，离网太阳能和分布式发电的兴起是一项重要的发展，它符合该地区的能源环境，但发达国家在迈向今天的发电模式中就不一定经历了此阶段。