国发2015年 60号文件内容
各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：
为推进经济结构战略性调整，加强薄弱环节建设，促进经济持续健康发展，迫切需要在公共服务、资源环境、生态建设、基础设施等重点领域进一步创新投融资机制，充分发挥社会资本特别是民间资本的积极作用。为此，特提出以下意见。
一、总体要求
(一)指导思想。全面贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中全会精神，按照党中央、国务院决策部署，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用，打破行业垄断和市场壁垒，切实降低准入门槛，建立公平开放透明的市场规则，营造权利平等、机会平等、规则平等的投资环境，进一步鼓励社会投资特别是民间投资，盘活存量、用好增量，调结构、补短板，服务国家生产力布局，促进重点领域建设，增加公共产品有效供给。
(二)基本原则。实行统一市场准入，创造平等投资机会创新投资运营机制，扩大社会资本投资途径优化政府投资使用方向和方式，发挥引导带动作用创新融资方式，拓宽融资渠道完善价格形成机制，发挥价格杠杆作用。
二、创新生态环保投资运营机制
(三)深化林业管理体制改革。推进国有林区和国有林场管理体制改革，完善森林经营和采伐管理制度，开展森林科学经营。深化集体林权制度改革，稳定林权承包关系，放活林地经营权，鼓励林权依法规范流转。鼓励荒山荒地造林和退耕还林林地林权依法流转。减免林权流转税费，有效降低流转成本。
(四)推进生态建设主体多元化。在严格保护森林资源的前提下，鼓励社会资本积极参与生态建设和保护，支持符合条件的农民合作社、家庭农场(林场)、专业大户、林业企业等新型经营主体投资生态建设项目。对社会资本利用荒山荒地进行植树造林的，在保障生态效益、符合土地用途管制要求的前提下，允许发展林下经济、森林旅游等生态产业。
(五)推动环境污染治理市场化。在电力、钢铁等重点行业以及开发区(工业园区)污染治理等领域，大力推行环境污染第三方治理，通过委托治理服务、托管运营服务等方式，由排污企业付费购买专业环境服务公司的治污减排服务，提高污染治理的产业化、专业化程度。稳妥推进政府向社会购买环境监测服务。建立重点行业第三方治污企业推荐制度。
(六)积极开展排污权、碳排放权交易试点。推进排污权有偿使用和交易试点，建立排污权有偿使用制度，规范排污权交易市场，鼓励社会资本参与污染减排和排污权交易。加快调整主要污染物排污费征收标准，实行差别化排污收费政策。加快在国内试行碳排放权交易制度，探索森林碳汇交易，发展碳排放权交易市场，鼓励和支持社会投资者参与碳配额交易，通过金融市场发现价格的功能，调整不同经济主体利益，有效促进环保和节能减排。
三、鼓励社会资本投资运营农业和水利工程
(七)培育农业、水利工程多元化投资主体。支持农民合作社、家庭农场、专业大户、农业企业等新型经营主体投资建设农田水利和水土保持设施。允许财政补助形成的小型农田水利和水土保持工程资产由农业用水合作组织持有和管护。鼓励社会资本以特许经营、参股控股等多种形式参与具有一定收益的节水供水重大水利工程建设运营。社会资本愿意投入的重大水利工程，要积极鼓励社会资本投资建设。
(八)保障农业、水利工程投资合理收益。社会资本投资建设或运营管理农田水利、水土保持设施和节水供水重大水利工程的，与国有、集体投资项目享有同等政策待遇，可以依法获取供水水费等经营收益承担公益性任务的，政府可对工程建设投资、维修养护和管护经费等给予适当补助，并落实优惠政策。社会资本投资建设或运营管理农田水利设施、重大水利工程等，可依法继承、转让、转租、抵押其相关权益征收、征用或占用的，要按照国家有关规定给予补偿或者赔偿。
(九)通过水权制度改革吸引社会资本参与水资源开发利用和保护。加快建立水权制度，培育和规范水权交易市场，积极探索多种形式的水权交易流转方式，允许各地通过水权交易满足新增合理用水需求。鼓励社会资本通过参与节水供水重大水利工程投资建设等方式优先获得新增水资源使用权。
(十)完善水利工程水价形成机制。深入开展农业水价综合改革试点，进一步促进农业节水。水利工程供非农业用水价格按照补偿成本、合理收益、优质优价、公平负担的原则合理制定，并根据供水成本变化及社会承受能力等适时调整，推行两部制水利工程水价和丰枯季节水价。价格调整不到位时，地方政府可根据实际情况安排财政性资金，对运营单位进行合理补偿。
四、推进市政基础设施投资运营市场化
(十一)改革市政基础设施建设运营模式。推动市政基础设施建设运营事业单位向独立核算、自主经营的企业化管理转变。鼓励打破以项目为单位的分散运营模式，实行规模化经营，降低建设和运营成本，提高投资效益。推进市县、乡镇和村级污水收集和处理、垃圾处理项目按行业“打包”投资和运营，鼓励实行城乡供水一体化、厂网一体投资和运营。
(十二)积极推动社会资本参与市政基础设施建设运营。通过特许经营、投资补助、政府购买服务等多种方式，鼓励社会资本投资城镇供水、供热、燃气、污水垃圾处理、建筑垃圾资源化利用和处理、城市综合管廊、公园配套服务、公共交通、停车设施等市政基础设施项目，政府依法选择符合要求的经营者。政府可采用委托经营或转让—经营—转让(TOT)等方式，将已经建成的市政基础设施项目转交给社会资本运营管理。
(十三)加强县城基础设施建设。按照新型城镇化发展的要求，把有条件的县城和重点镇发展为中小城市，支持基础设施建设，增强吸纳农业转移人口的能力。选择若干具有产业基础、特色资源和区位优势的县城和重点镇推行试点，加大对市政基础设施建设运营引入市场机制的政策支持力度。
(十四)完善市政基础设施价格机制。加快改进市政基础设施价格形成、调整和补偿机制，使经营者能够获得合理收益。实行上下游价格调整联动机制，价格调整不到位时，地方政府可根据实际情况安排财政性资金对企业运营进行合理补偿。
五、改革完善交通投融资机制
(十五)加快推进铁路投融资体制改革。用好铁路发展基金平台，吸引社会资本参与，扩大基金规模。充分利用铁路土地综合开发政策，以开发收益支持铁路发展。按照市场化方向，不断完善铁路运价形成机制。向地方政府和社会资本放开城际铁路、市域(郊)铁路、资源开发性铁路和支线铁路的所有权、经营权。按照构建现代企业制度的要求，保障投资者权益，推进蒙西至华中、长春至西巴彦花铁路等引进民间资本的示范项目实施。鼓励按照“多式衔接、立体开发、功能融合、节约集约”的原则，对城市轨道交通站点周边、车辆段上盖进行土地综合开发，吸引社会资本参与城市轨道交通建设。
(十六)完善公路投融资模式。建立完善政府主导、分级负责、多元筹资的公路投融资模式，完善收费公路政策，吸引社会资本投入，多渠道筹措建设和维护资金。逐步建立高速公路与普通公路统筹发展机制，促进普通公路持续健康发展。
(十七)鼓励社会资本参与水运、民航基础设施建设。探索发展“航电结合”等投融资模式，按相关政策给予投资补助，鼓励社会资本投资建设航电枢纽。鼓励社会资本投资建设港口、内河航运设施等。积极吸引社会资本参与盈利状况较好的枢纽机场、干线机场以及机场配套服务设施等投资建设，拓宽机场建设资金来源。
六、鼓励社会资本加强能源设施投资
(十八)鼓励社会资本参与电力建设。在做好生态环境保护、移民安置和确保工程安全的前提下，通过业主招标等方式，鼓励社会资本投资常规水电站和抽水蓄能电站。在确保具备核电控股资质主体承担核安全责任的前提下，引入社会资本参与核电项目投资，鼓励民间资本进入核电设备研制和核电服务领域。鼓励社会资本投资建设风光电、生物质能等清洁能源项目和背压式热电联产机组，进入清洁高效煤电项目建设、燃煤电厂节能减排升级改造领域。
(十九)鼓励社会资本参与电网建设。积极吸引社会资本投资建设跨区输电通道、区域主干电网完善工程和大中城市配电网工程。将海南联网Ⅱ回线路和滇西北送广东特高压直流输电工程等项目作为试点，引入社会资本。鼓励社会资本投资建设分布式电源并网工程、储能装置和电动汽车充换电设施。
(二十)鼓励社会资本参与油气管网、储存设施和煤炭储运建设运营。支持民营企业、地方国有企业等参股建设油气管网主干线、沿海液化天然气(LNG)接收站、地下储气库、城市配气管网和城市储气设施，控股建设油气管网支线、原油和成品油商业储备库。鼓励社会资本参与铁路运煤干线和煤炭储配体系建设。国家规划确定的石化基地炼化一体化项目向社会资本开放。
(二十一)理顺能源价格机制。进一步推进天然气价格改革，2015年实现存量气和增量气价格并轨，逐步放开非居民用天然气气源价格，落实页岩气、煤层气等非常规天然气价格市场化政策。尽快出台天然气管道运输价格政策。按照合理成本加合理利润的原则，适时调整煤层气发电、余热余压发电上网标杆电价。推进天然气分布式能源冷、热、电价格市场化。完善可再生能源发电价格政策，研究建立流域梯级效益补偿机制，适时调整完善燃煤发电机组环保电价政策。
七、推进信息和民用空间基础设施投资主体多元化
(二十二)鼓励电信业进一步向民间资本开放。进一步完善法律法规，尽快修订电信业务分类目录。研究出台具体试点办法，鼓励和引导民间资本投资宽带接入网络建设和业务运营，大力发展宽带用户。推进民营企业开展移动通信转售业务试点工作，促进业务创新发展。
(二十三)吸引民间资本加大信息基础设施投资力度。支持基础电信企业引入民间战略投资者。推动中国铁塔股份有限公司引入民间资本，实现混合所有制发展。
(二十四)鼓励民间资本参与国家民用空间基础设施建设。完善民用遥感卫星数据政策，加强政府采购服务，鼓励民间资本研制、发射和运营商业遥感卫星，提供市场化、专业化服务。引导民间资本参与卫星导航地面应用系统建设。
八、鼓励社会资本加大社会事业投资力度
(二十五)加快社会事业公立机构分类改革。积极推进养老、文化、旅游、体育等领域符合条件的事业单位，以及公立医院资源丰富地区符合条件的医疗事业单位改制，为社会资本进入创造条件，鼓励社会资本参与公立机构改革。将符合条件的国有单位培训疗养机构转变为养老机构。
(二十六)鼓励社会资本加大社会事业投资力度。通过独资、合资、合作、联营、租赁等途径，采取特许经营、公建民营、民办公助等方式，鼓励社会资本参与教育、医疗、养老、体育健身、文化设施建设。尽快出台鼓励社会力量兴办教育、促进民办教育健康发展的意见。各地在编制城市总体规划、控制性详细规划以及有关专项规划时，要统筹规划、科学布局各类公共服务设施。各级政府逐步扩大教育、医疗、养老、体育健身、文化等政府购买服务范围，各类经营主体平等参与。将符合条件的各类医疗机构纳入医疗保险定点范围。
(二十七)完善落实社会事业建设运营税费优惠政策。进一步完善落实非营利性教育、医疗、养老、体育健身、文化机构税收优惠政策。对非营利性医疗、养老机构建设一律免征有关行政事业性收费，对营利性医疗、养老机构建设一律减半征收有关行政事业性收费。
(二十八)改进社会事业价格管理政策。民办教育、医疗机构用电、用水、用气、用热，执行与公办教育、医疗机构相同的价格政策。养老机构用电、用水、用气、用热，按居民生活类价格执行。除公立医疗、养老机构提供的基本服务按照政府规定的价格政策执行外，其他医疗、养老服务实行经营者自主定价。营利性民办学校收费实行自主定价，非营利性民办学校收费政策由地方政府按照市场化方向根据当地实际情况确定。
九、建立健全政府和社会资本合作(PPP)机制
(二十九)推广政府和社会资本合作(PPP)模式。认真总结经验，加强政策引导，在公共服务、资源环境、生态保护、基础设施等领域，积极推广PPP模式，规范选择项目合作伙伴，引入社会资本，增强公共产品供给能力。政府有关部门要严格按照预算管理有关法律法规，完善财政补贴制度，切实控制和防范财政风险。健全PPP模式的法规体系，保障项目顺利运行。鼓励通过PPP方式盘活存量资源，变现资金要用于重点领域建设。
(三十)规范合作关系保障各方利益。政府有关部门要制定管理办法，尽快发布标准合同范本，对PPP项目的业主选择、价格管理、回报方式、服务标准、信息披露、违约处罚、政府接管以及评估论证等进行详细规定，规范合作关系。平衡好社会公众与投资者利益关系，既要保障社会公众利益不受损害，又要保障经营者合法权益。
(三十一)健全风险防范和监督机制。政府和投资者应对PPP项目可能产生的政策风险、商业风险、环境风险、法律风险等进行充分论证，完善合同设计，健全纠纷解决和风险防范机制。建立独立、透明、可问责、专业化的PPP项目监管体系，形成由政府监管部门、投资者、社会公众、专家、媒体等共同参与的监督机制。
(三十二)健全退出机制。政府要与投资者明确PPP项目的退出路径，保障项目持续稳定运行。项目合作结束后，政府应组织做好接管工作，妥善处理投资回收、资产处理等事宜。
十、充分发挥政府投资的引导带动作用
(三十三)优化政府投资使用方向。政府投资主要投向公益性和基础性建设。对鼓励社会资本参与的生态环保、农林水利、市政基础设施、社会事业等重点领域，政府投资可根据实际情况给予支持，充分发挥政府投资“四两拨千斤”的引导带动作用。
(三十四)改进政府投资使用方式。在同等条件下，政府投资优先支持引入社会资本的项目，根据不同项目情况，通过投资补助、基金注资、担保补贴、贷款贴息等方式，支持社会资本参与重点领域建设。抓紧制定政府投资支持社会投资项目的管理办法，规范政府投资安排行为。
十一、创新融资方式拓宽融资渠道
(三十五)探索创新信贷服务。支持开展排污权、收费权、集体林权、特许经营权、购买服务协议预期收益、集体土地承包经营权质押贷款等担保创新类贷款业务。探索利用工程供水、供热、发电、污水垃圾处理等预期收益质押贷款，允许利用相关收益作为还款来源。鼓励金融机构对民间资本举办的社会事业提供融资支持。
(三十六)推进农业金融改革。探索采取信用担保和贴息、业务奖励、风险补偿、费用补贴、投资基金，以及互助信用、农业保险等方式，增强农民合作社、家庭农场(林场)、专业大户、农林业企业的贷款融资能力和风险抵御能力。
(三十七)充分发挥政策性金融机构的积极作用。在国家批准的业务范围内，加大对公共服务、生态环保、基础设施建设项目的支持力度。努力为生态环保、农林水利、中西部铁路和公路、城市基础设施等重大工程提供长期稳定、低成本的资金支持。
(三十八)鼓励发展支持重点领域建设的投资基金。大力发展股权投资基金和创业投资基金，鼓励民间资本采取私募等方式发起设立主要投资于公共服务、生态环保、基础设施、区域开发、战略性新兴产业、先进制造业等领域的产业投资基金。政府可以使用包括中央预算内投资在内的财政性资金，通过认购基金份额等方式予以支持。
(三十九)支持重点领域建设项目开展股权和债权融资。大力发展债权投资计划、股权投资计划、资产支持计划等融资工具，延长投资期限，引导社保资金、保险资金等用于收益稳定、回收期长的基础设施和基础产业项目。支持重点领域建设项目采用企业债券、项目收益债券、公司债券、中期票据等方式通过债券市场筹措投资资金。推动铁路、公路、机场等交通项目建设企业应收账款证券化。建立规范的地方政府举债融资机制，支持地方政府依法依规发行债券，用于重点领域建设。
创新重点领域投融资机制对稳增长、促改革、调结构、惠民生具有重要作用。各地区、各有关部门要从大局出发，进一步提高认识，加强组织领导，健全工作机制，协调推动重点领域投融资机制创新。各地政府要结合本地实际，抓紧制定具体实施细则，确保各项措施落到实处。国务院各有关部门要严格按照分工，抓紧制定相关配套措施，加快重点领域建设，同时要加强宣传解读，让社会资本了解参与方式、运营方式、盈利模式、投资回报等相关政策，进一步稳定市场预期，充分调动社会投资积极性，切实发挥好投资对经济增长的关键作用。发展改革委要会同有关部门加强对本指导意见落实情况的督促检查，重大问题及时向国务院报告。
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国务院
2014年11月16日
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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！
在光伏产业因为新政策而动荡不安的近日，储能却忽然间铺天盖地的大放异彩。这世上，好的搭档不是用来互相拆台的，而是互相成就的，就比如光伏和储能。近年来，正是由于光伏、风电等清洁能源的蓬勃发展，储能在整个能源行业中的关键地位才越加凸显。光储充示范项目的成功让行业人士看到了储能与光伏发电结合的潜力，毫无疑问，未来的“光伏+储能”将带给人们更大的惊喜。而对于储能产业的深耕，一批极具远见的企业早已参与其中，并且取得了良好的成绩，北京能高就是我国储能行业的先行者之一。
在此前举办的SNEC2018展会期间， OFweek太阳能光伏网 采访了 北京能高副总经理李岩 先生。针对储能行业的发展难题，以及“光伏+储能”的未来前景等问题进行了深入交流。
北京能高副总经理李岩
储能的三大应用端
李岩分析认为，储能的三大应用端， 第一是电网侧调峰、调频等辅助服务 。目前火电储能联合调频是一种主要表现形式，作为一种新的尝试，虽然现在包含已建、在建的项目仅仅20个左右，但是区域市场已经从华北电网向蒙西电网、南方电网扩散，依据能源局公布的《并网发电厂辅助服务管理实施细则》及《发电厂并网运行管理实施细则》，三大电网对火电储能联合调频已给出较为清晰的补偿机制，投资主体和利益分成模式日趋多元，市场模式正在趋于成形。
第二是电源侧新能源高比例接入电网。 风能和太阳能发电的功率输出具有波动性和随机性的特点，通过分布式发电的方式并网会引起电压波动和闪变、电网频率波动等电能质量问题，也可能改变系统的潮流分布和线路传输的功率，给各级配电网带来诸多问题。储能平滑功率波动的特性可以降低新能源间歇性、波动性对电网造成的影响。同时，在多能源电力系统电源互补协调控制方面，北京能高提供系统的解决方案具备先进的集群控制策略，可合理分配出力，最大化减少新能源消纳出现的“弃风弃光”现象，提高经济效益。所以新能源的高比例接入，是储能应用的巨大市场。
第三是用户侧工商业应用。 城市工商业存在较大的峰谷电价差，削峰填谷促进源网荷平衡，降低用电成本；局部地区的配网容量不满足负荷需求，接入储能系统，起到电力增容的作用，解决这些电力需求都需要储能的参与和改善。运用价格信号引导电力削峰填谷，合理制定储能控制策略，提高系统经济性；利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，提高投资回报率。同时，这种稳定控制性，也可以提高电网荷载能力，改善电能质量。
比政策支持更重要的是技术和经验
北京能高很早就进入了储能领域，从2007年开始储能变流器的研发、制造及应用，2010年开始承建我国首批光储互补微电网项目。目前，能高公司承建的湖北枣阳10MW全钒液流储能电站示范项目具有十分重要的示范意义，李岩介绍道，“能高这个项目的意义不仅是国内首个最大的全钒液流电池储能项目，更多的是对大规模储能技术的验证，对经济运行模式以及投资等方面的探索”。
实际上，在这次展会上，记者也了解到当储能“忽如一夜春风来”的时候，提出储能“概念”的企业也忽然间呈现出“千树万树梨花开”的现象，但大多数企业还处于摸索阶段。不仅仅是企业，也是在2017年10月份，才出台了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，正式打响了我国储能产业快速发展“第一枪”，显示了层面对储能产业明确的支持态度。2018年7月2日，发改委网站正式发布《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》。这份文件中关于“完善峰谷电价形成机制”的一段表述，对于储能行业来说，意义非凡。该文件鼓励储能项目开发商自行寻找盈利方式，比如利用一些现有电力市场机制，如提供辅助服务；以及未来可能出台的机制等。随后，各地方政府也开始发布相关支持政策。
尽管储能产业已经面临风口，但是成本降低依旧是横亘在眼前的难题。能高作为储能行业内的先行者，李岩对此表示，“储能电池的价格已经在逐年下调了；另一方面，储能技术仍有很大进步空间，这一点与项目经验的积累有很大的关系，因为储能不是一种固定的模式，只有通过对多种应用场景多种系统解决方案做过验证，才能定制出成本低、收益高的系统集成服务。未来，随着技术进步及应用案例的更多实施，我们相信储能系统的成本肯定会降低。”
变流设备在储能系统的重要地位
储能变流器(PCS)是储能系统中的重要装置，接受能量管理系统的指令，实现系统的主要功能，主要包括削峰填谷、平抑功率波动、电能质量治理、储能电池的充放电管理等。
李岩结合公司发展，发表他个人的看法，他说道，“能高从07年成立以后，在无电区域和电网末端做光储互补微网系统积累了很多经验，光伏逆变器、储能变流器（PCS）设备功率等级也从25kW到1.5MW全部涵盖，可应用于各种场景。2017年能高自主研发的储能变流器、双向直流变换器应用于世界首个柔性直流变电站项目。智能电网系统的运行离不开关键的变流、控制设备，对能高而言，都是基于技术基础，去定制开发不同系列的产品而已。”
“储能+”模式演绎能源行业更多可能
能高储能设施通过风、光等新能源发电单元、电动汽车、智能用电设施等用电单元及输配网的智能化结合，运用大数据能源管理等互联网技术，构建智能电网配送平台，演绎出能源行业的多种组合模式。从基本的“光储”模式到“风光储柴燃充车”多能混合智能交互模式，实现了分布式可再生能源电力的高效利用。
能高在建项目：拉萨兴业银行光储互补项目
李岩预测，随着储能技术的快速发展，储能装备性能不断提升、成本不断下降，在电网中的安装容量将大幅增加。预计到2030年，参与电网大规模可再生能源消纳、削峰填谷、调频调峰、电能实时交易等辅助服务功能的各层级储能存量资源将到达20-30亿千瓦时，同时数以千万计的电动汽车以V2G方式形成泛在储能充放电网络形态，也将构成巨大储能资源。通过有序聚合电网各层级储能资源，实现高效、规模化利用，将极大提升电网对电力和电量平衡调控能力，有效缓解电力供需实时平衡的约束限制，对电力系统带来革命性影响。
在现代社会中，人们已经无法想象没有电的生活。电能是一种看不见摸不着的奇妙能源，可能有的人会想，从商品角度来看，多发电才能多赚钱，那为什么不把多余的电储存起来，等到发电量不足的时候加以使用呢。这样电厂能多赚钱，还能节约能源。
但有物理常识的人应该知道，电能目前是无法大规模储存的。不管是比较常见的蓄电池组，或者是抽水蓄能型的水电站，它们能储存的电能，相对于整个国家的用电规模来说，是极其渺小的。电能的奇妙之处，就在于用掉多少电能，电力系统就产生多少电能，整个电网系统随时处于一个动态的平衡状态。
去年，整个中国全社会用电量达到72255亿千瓦时，规模这么庞大，国家电网怎么保证发电和用电时刻平衡的呢？根据能量守恒：中国电网每天发那么多电，用不完的电到哪里去了？
电力系统的自我调节，使发电量和用电需求最大程度平衡
在我国，不管是国家电网、南方电网还是地方电网，所采用的发电、输配电、用电，都是以交流电的方式进行的。西电东输项目虽然采用了特高压直流输电技术，但在接入电网之前，应用了逆变转换为交流电，才能使用。
交流电的全国统一标准是50HZ，用电和发电都是这个频率标准，只有统一频率的交流电才能互联互通。为什么要首先解释电网频率的问题呢，因为频率决定了发电机运行时的转速。只要是接入中国电网的发动机，运转的节奏都是保持一样的。
对于整个中国电网系统，如果发电量大于用电量，那么电网的频率和电压就会随之上升。也就是说，当电网上的用电量下降时，发电机多余的能量会导致整个系统上的发动机转速增加。能增加多少，大概能增加10%左右。与此同时，要是接入电网系统的电器没有自动功率保护装置，这些电器就会在高压状态下工作，甚至发生危险。
这样可以看出，发动机产生的多余能量一方面变成了发动机转子的机械能，仍然在电网系统当中，另外一方面输出的电压被带高，使得线路上其它用电电器超负荷工作。用电量和供电量矛盾的情况当然会随时出现，不可能每个用户要关电视机之前都跟国家电网打电话报备一下，所以电网系统自有一套调节机制，最大程度地达到发电量等于用电量，减少能源浪费。
由于电力无法存储的瞬时特性，发电出力要与用电负荷功率保持及时的平衡。所以，供需平衡，是电力系统调控运行的本质和必须完成的目的。具体看的话，在电网系统有专门负责调频的电网调控机组，通过调整调频电源出力来响应系统频率变化。调频还分为一次调频和二次调频。其中，一次调频是机组自发地，不受人为控制的调频。
各发电厂的机组根据自身速度变动率的不同，自动做出幅度不同的发电量增减。调节速度快，精度高，但是调节范围小，而且是有差调节。二次调频是由专门的调频机组在电网系统的控制之下，进行的有目的有计划性的调频。
我国目前已运用自动调频技术，通过装在发电厂和调度中心的自动装置随系统频率的变化自动增减发电机的发电出力，保持系统频率在较小的范围内波动。从这个角度来看，每年举行的地球一小时熄灯活动，其实并不能起到节能效果。反而是在考验调频机组的应对能力。
要知道，发电厂和电网之间的调度是一个复杂的问题。各大电厂的人员纪律、配置设备都不同，在我国实行的是分级管理制度，分为县调、市（地）调、省调、区域电网调度、国网调度5级。正是这些网与网之间的协同管理，才保障了国家的电能平衡。
弥补现有调频电源存在的技术局限性，更多大容量储能技术正在发展之中
由前文已经知道，电网的自动调节系统能够调节发电量与用电量之间的需求矛盾。然而，当发电量远超用电量时，不可避免地会发生能源浪费。怎么办？可以想办法把电能储存起来。
在我国，灵活调节电能的政策并没有跟上国家电网的建设速度。抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，欧美等发达国家如西班牙，灵活电源占比达到了34%，可以说我国电能调节能力先天不足。并且，最近几年，风力发电、太阳能发电占比上升，所以大量火电机组（燃煤机组/燃气机组）承担了调控机组的重任，造成了发电煤耗增高、设备磨损严重等一系列负面影响。现有电力调频资源已难以满足可再生能源入网需求。
目前，抽水蓄能是目前占比最高的储能系统，占到全部储能量的99%。抽水蓄能就是将用户没有使用的过多的电力，利用起来，将水从地势低的水库抽到地势高的水库。
然后在电网负荷高、用电量过大的时候，将高位水库的水放回到低位水库，利用水能推动发电机转动起来发电。依据能量守恒定律来看，就是将多余的电能转化为水能，但并不能做到百分百地转化，准确转化率只有四分之三左右。
在我国，已经建设有广蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等几座大型抽水蓄能电站。但这些蓄能水电站目前使用率其实不高，主要受到我国电价政策的制约。抽水蓄能水电站，不是想建就能建的，要看地势选址，要高昂的投资，要周期性的规划建设，对能源的损耗又比较高，所以并不实用，也不能满足未来大规模储能的需要。
除了抽水蓄能外，还有压缩空气储能、超级电容器储能、电化学储能、化学类储能等多种方式的大型储能技术。目前研究发展主要还是集中于超级电容和电池（锂电池、液流电池）上，材料领域的突破才是关键。
最近几年，各种新型的电化学储能电池的开发，取得进展，并被电力系统采用。主要有传统的铅酸电池和钠硫电池。钠硫电池的使用时间比较长，对环境的污染比较小、制造成本也比较低。
但是，钠硫电池的使用环境要求特殊，只有在300摄氏度到350摄氏度之间，才可以正常使用。钠、硫这两种化学物质产生反应之后，会产生电能，钠硫电池自身可以把电能储存起来。电池储能系统用于电网机组调频，也是优点多多。具有快速响应、精确跟踪的特点，比传统调频手段更为高效。
如果大规模储能得到普及，那么电网企业在调峰和供电压力得到缓解的同时，可获取更多的高峰负荷收益。也能减少各种电能质量问题造成的损失。从智能家居、电动汽车的发展来看，没有储能技术，也是无法支撑其有突破性进展的。
不用担心电发多了用不完！
对于整个中国电网来说，考虑的是发电的总量和用户需求的电量，如何平衡一致，这样才能减少能源的浪费。所以在电网系统里面，首先不可能有大量的多余的电能产生。
其次，由于实际过程中，用户无序的使用以及发电端新能源发电的波动性特征使得电网无法保证真正的实时平衡，通过调节供需可以使得电网能在较小的范围内波动，从而达到相对平衡的状态。而储存电能，正是调节电能供需的必要手段，也是未来的发展方向。
一般的吃瓜大众，可以放心用电，不用太担心电网里多余的电去哪儿了，有没有浪费的问题，有一大波专业人员在研究、维护整个电网系统。我们能做的是长期养成节约用电的好习惯。
