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网站优化这些误区一定要避免 百害而无一利

发布时间：2025-04-05 12:07:33编辑：天行时气网浏览（85）

它可以实现技术交流、建设示范工厂，实施中国工程师和运营商与国际专家的合作项目。

继续实施国家水土保持重点建设工程五年规划(2013-2017)，2016-2017年在蔚县、阳原、涿鹿、怀来、崇礼、怀安治理水土流失面积200平方公里。推动优势产品向优势区域集中，在桑洋河谷重点发展优质葡萄，在浅山丘陵地区发展苹果、板栗、红果、山杏等，在城市周边发展观光采摘业，促使京津冀的果盘子扩规模、提质量，培育具有较强竞争优势的主导产业。



】(九)促进清洁能源发展1.加快发展风力发电和光伏电站。到2017年，30%的三化草原得到治理，草原植被覆盖率达到50%以上。到2020年完成造林绿化15万公顷，工程固沙14万公顷，草地治理工程16万公顷，小流域治理3040平方公里，完成规划的80%。重点推进双峰寺水库、乌拉哈达水库、石湖水库、承德县四道河、宽城老亮子等大中型水库建设。【牵头单位：张家口市。

严格取水许可审批，强化计划用水管里。选择资源条件好，具备建设条件的村庄，加快农村地区户用分布式光伏发电项目应用。光伏充电站除了现有的商业模式之外，可通过与旅游项目结合实现盈利。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇在会议闭幕致辞时指出，十三五期间，在推动技术进步的同时，降低成本是储能能否走进商业化推广的关键所在。智能化路灯充电桩，将会是人类向第三次工业革命迈出的重要一步。本期大讲堂聚焦光伏+储能+智能充换电设备，就光储充电站一体化领域的发展趋势、热点和痛点以及新型商业模式等进行深入解读。储能行业渐入佳境，光储充一体化项目关注度随之不断提升，并越来越受到企业青睐，背后所蕴藏的巨大市场机遇，有望催生出下一个投资风口，撬开新的增长空间。

结合应急备电等有偿辅助服务收益，目前在国内已可商业化应用。中国储能大讲堂特邀嘉宾国家发改委能源研究所的刘坚博士结合苏州工业园区光伏发电与电动汽车充电协同运行的经典案例对我国光储充电站的发展进行了精彩剖析。



2015年苏州工业园电力消费119.53亿千瓦时，其中非化石电力消费17.81亿千瓦时，光伏装机123万千瓦，年发电13.8亿千瓦时。但是，两者的结合对提升工业园区光伏自用率作用有限。国网信息通信产业集团有限公司营销服务中心主任、研究员级高工殷树刚在互联网+路灯充电系统技术应用的报告中，介绍了北京市LED市政路灯和充电桩一体化设计方法，为解决当前充电基础设施数量不足问题提供了新的思路。北京北变微电网技术有限公司副总裁杜宏在微电网技术在光伏电动汽车充换站的应用报告中结合实践指出，采用直流微电网技术，光伏发电、储能、电动汽车充电都连接在直流母线上，将减少光伏逆变、充电桩整流环节，从而降低系统的建设成本和运营成本，提高系统效率和经济效益，并同时解决了分布式光伏上网难和电动汽车充电下网难的问题，新能源和电动汽车的发展将不再受到电网制约。

按路灯数量15%估算，也可提供30350个直流电源点，规模巨大，从而大大降低充电桩的建设成本。目前有2000辆新能源汽车，1297根充电桩，至2020年将建设不少于5座集中式充(换)电站以及10000个充电桩。刘博士指出，苏州工业园是首批智慧城市、低碳工业园区、电力需求侧管理试点以及开放创新综合试验区。山东圣阳电池股份有限公司副总经理隋延波带来了FCP铅碳储能系统商用模式报告。

山东圣阳2014年与古河电池株式会社进行技术合作，推出了FCP铅碳储能电池产品，将储能度电成本大幅降低至0.5元/KWh以下。快速、低成本、大规模建设充电站是电动汽车成功推广的关键，而覆盖城市的路灯网络可与充电桩结合，利用直流电源对LED路灯进行供电的同时，建立直流充电桩，为电动汽车提供充电服务。



光伏的发展将会在一定程度上帮助当地发展电动汽车，提升减排效果。隋延波指出，山东圣阳电源股份有限公司多年来致力于储能产业的发展，并取得了领先的市场业绩。

何教授指出，应大力建设光伏充电站、光伏停车场，推进光伏与电动汽车协同发展，推动换电模式，并鼓励电动汽车、低速电动汽车、电动自行车、电动踏板车采用电子车牌，安装物联网芯片，接入互联网，实现能源互联网与交通的融合。并且，仅依靠峰谷电价差错峰供电，峰谷电价差达1.2元/KWh以上的地区也可实现商业化推广。就工业园整体而言，电动汽车和光伏的协同更多体现在降低配网建设成本，以及建设新能源发电和电动汽车充电的智能管控平台上。清华大学互联网创新研究院政策发展研究室主任何继江教授分享了关于能源互联网与交通的融合电动汽车与可再生能源协同发展的最新观点塔式熔盐传储热或将成为主流据一些业内专家介绍，应用熔盐储热系统的塔式光热电站能够在更高温度下运行，该储热系统的安装和操作更简便，换热效率也更高，因此，业界对熔盐储热技术的认可度颇高。储热系统的最佳规模取决于承购方或者市场给予的条件，比如电力购买计划、激励措施等。

更高的工作温度带来的将是成本相对更低同时效率更高的储热系统，而这又会很快地转化为收益。从西班牙Torresol能源公司开发的装机20MW的Gemasolar光热电站到美国Sola Reserve装机110MW的新月沙丘电站，再到Abengoa在智利开发建设的装机110MW的Atacama1电站(与新月沙丘电站配置相似)，以及ACWA电力公司在摩洛哥建设的150MW级NoorIII电站，都无一例外地选择了熔盐储热型塔式光热发电技术路线。

该研究结论表明，对于一个坐落于像西班牙南部塞维利亚等地的100MW级光热电站而言，要获得最高的收益率，则电站的储热时长最好为12个小时，同时太阳倍数要按照2.75来计算。图：中国首批光热示范项目中的7个槽式项目的基本信息影响储热规模的主要因素一般来说，在光热电站公开竞标时，项目开发商往往会更加青睐具有持续储热能力的项目，因为这些项目不仅有利于履行招标要求，其电力购买价格也会更具竞争力。

槽式传热介质：由导热油到熔盐的探索目前，全球众多槽式光热电站开发商正纷纷进行试验，探索将传热介质由导热油转换为熔盐的可能性，希望通过进一步提高技术水平，以提高系统的运行温度，从而缩短与塔式熔盐储热光热电站之间的差距。另外，到2025年，储热系统的安装成本预计会下降到16美元/kWth。

一些业界专家认为，光热发电项目开发商必须根据市场的实际需求，从更长时间的调度能力和获得更高容量因子的角度考虑，来确定电站的储能容量，以将光热发电的成本优势最大化。事实上，储能系统在当今光热电站中的应用已十分普遍。据了解，使用导热油作为传热流体(HTF)的塔式光热电站的最高运行温度是565摄氏度，相比之下，槽式导热油光热电站的运行温度最高只限于385摄氏度。9月13日，国家能源局发布了首批光热示范项目名单，共有20个项目入选，其中18个项目都采用了熔盐储热技术。

此外，Avery还指出，如果将以可用电力为准的支付方案应用于可再生能源项目，那么这在一定程度上，会不可避免的对光热电站的储能系统的规模产生影响。根据国际可再生能源机构(IRENA)的报告显示，槽式光热电站的传热介质若由导热油转换为熔盐，整个槽式光热电站储热系统的安装成本将会减半。

瑞典皇家理工学院KTH在2014年曾做过一项研究，发现当光热电站采用调峰运行策略时，业主更倾向于选择小规模的储热单元和光场;如果需要连续基荷发电，业主则往往会选择较大规模的储热单元和光场。近年来，很多中国光热企业也在研究槽式熔盐传储热技术，而在首批光热示范项目名单中，7个槽式光热项目中有2个将熔盐作为传热介质，而且这两个项目的储热时长均远远超出其它5个项目。

图：南非kaxu solar one电站的熔盐储热系统瑞典皇家理工学院(KTH)的高级研究员RafaelGuedez表示：光热电站在整合了储能系统(TES)后，的确能够显著降低电力平准化成本(LCOE)，当然，要使成本效益达到最优化，储热系统的设计方案必须综合考量太阳岛、发电岛的实际规模以及具体的电力调度策略。对于传统发电方式来说，容量电价是根据电厂的发电量或是可用电量来制定的，其目的是为了鼓励发电站有效发挥自身的电力调配作用。

输电系统理应给配有更大储能容量的光热发电站一种更好地付费方式，因为他们在调度电力方面要可靠的多。Guedez则补充表示，如果将熔盐同时作为塔式光热电站的传储热介质，相当于将熔盐储热系统和熔盐塔无缝连接起来，不但简化了整个电站的设备组成，还有利于电站后期的运维控制。作为光热发电技术的主要优势，配置储能系统可以使光热发电相比其他可再生能源发电技术为电网提供更为稳定的电力供应。满负载储热时长每增加一小时，就意味着投资成本需提高大约3%~4%，具体的增加数额将取决于不同的光热发电技术路线、储热材质和运行策略等等，但随着输出电力的增加，额外的投资成本也相应增多，西班牙动力工程和技术咨询公司Araner的储热技术专家KatlynAvery介绍道，通过提高储热容量，光热电站就能持续运行更长时间，发电成本自然会降低，这对项目开发商来说是很划算的。

据统计，目前全球共有17个公用事业规模的光热发电项目在建，其中15个项目都配备了储热系统对于全额上网模式补贴发放，9月29日发布的版本提出将执行光伏电站价格，具体补贴发放审批程序按照光伏电站的方式执行。

对于补贴标准，彭澎此前就表示，以目前0.42元/千瓦时的补贴标准来看，补贴标准不宜再降。预计需求将从今年11月畅旺至明年农历新年。

此次披露的征求版本则调整为，非自然人项目补贴发放审批程序，按照光伏电站的方式执行，自然人项目由电网企业代付。而在新一轮向大型发电企业征求意见稿中，相关标准调整为一类、二类资源区0.35元/千瓦时，三类资源区0.40元/千瓦时。