在新增装机连续多年居全球首位之后，中国风电行业正加速全球产业布局，成为中国企业服务“一带一路”建设最为活跃的领域之一。

  就在今年年初，国电联合动力技术有限公司(以下简称“联合动力”)获得南非国家电网公司(ESKOM)签发的并网模型及测试一致性验证报告，一次性通过南非电网验收。至此，联合动力完成了我国出口海外最大风电项目——龙源南非德阿风电场的并网模型仿真、现场测试、实测与模型的一致性验证工作，标志着我国风电并网技术步入国际先进水平。

  在业内看来，作为整机供应商，联合动力一次性通过南非电网验收，再次表明了中国资本带动中国装备、技术、标准、服务“走出去”这一模式的优越性。

  龙源南非德阿项目是龙源电力首个海外EPC总承包工程。作为整机提供商，该项目同样考验着联合动力的项目管理能力和质量管控能力。

  联合动力连云港公司自2015年9月开始启动南非项目前期准备工作，2016年1月22日首批10台套风电机组顺利通过BV 监造方、联合动力总部、思达公司、和业主委托的运输方的验收，完成工厂交付。

  联合动力相关负责人和记者说，南非项目执行初期，不仅对所有采购部件进行了100%检验、产品100%联调，还对核心部件进行了监造、新增识别并控制装配过程关键点31项，对所有技改项目进行了重点检查、50%全功率实验。

  “根据当时收到的现场问题反馈，我们得知60%以上问题均为产品细节问题。”联合动力相关负责人回忆说。

  以此为契机，联合动力重新梳理了在产品细节方面的要求，分别从设计细节、工艺细节、操作细节、零部件检验标准及产品包装细节方面做出改进30余项，很大程度上改变了联合动力的产品形象，为出口项目奠定了基础。

  功夫在细节里。联合动力相关负责人说，以螺栓防腐喷涂为例，改进前，某些高强度螺栓、螺母、垫片，在安装过程中易发生涂层破损，不美观且易生锈;使用冷镀锌涂料进行改进后追加防腐，防锈又美观。

  质量管控只是一个缩影。联合动力相关负责人和记者说，在整个项目实施过程中，以客户的真实需求为导向，围绕打造样板工程目标，成立南非项目部，运用大项目管理模式打破部门壁垒，加强协同运作，从生产、质量、技术、调试、并网、运维等所有的环节高水平管理、精细化推进，最终确保项目强有力执行。

  龙源南非德阿项目是中国海外单体容量最大风电项目，总容量为244.5MW，均采用联合动力自主研发制造风电机组,共计163台。

  风电机组特别讲究适宜性。如何针对南非德阿的风资源条件和天气特征情况，进行优化改进是摆在联合动力技术团队面前的首要难题。

  技术负责人和记者说，联合动力结合多年国内成熟风电机组设计运营的经验，首次对该机型从安全性设计、可靠性设计、可维护性设计、经济型设计四大板块进行了多达100余项的重要设计优化，保证最新出厂机组应用全部优化设计方案。

  安全性是前提。相关负责这个的人说，进行了机舱罩顶部吊装孔盖固定改进、吊物孔护栏改进、吊物孔方形盖板易脱落处理方案等多项优化，增强了现场人员作业时的安全保证。

  可靠性关系着机组的发电量表现。联合动力通过一系列工艺改造，可靠性设计优化，持续提升风电机组可靠性，不断刷新风机的平均无故障间隔时间。

  在安全性和可靠性的基础上，技术团队还对机组经济性、可维护性等方面做了改进，逐步优化了机组发电效能，助力全生命周期度电成本的降低。

  据介绍，南非国家电网新能源并网标准源自欧洲并网标准，2016年7月发布的最新并网导则更是世界最严苛的并网导则之一，远高于中国国内标准。

  相关负责人和记者说，根据南非标准，要求提供整场并网仿真模型，并且必须包括针对全部电网故障工况的高穿零穿仿真、暂态稳定性仿真和小扰动稳定域仿真等;风电场的频率响应控制、并网点电压控制以及风电机组的高电压穿越和零电压穿越的响应时间控制和精度标准极高。

  在无经验可借鉴的情况下，联合动力技术攻关团队，历时一年，攻克了风电机组及风电场电磁暂态模型的机理描述准确性和大型风电场功率-电压-频率的弱电网智能主动支撑等世界性难题，实现多项技术创新。

  特别值得一提的是，相对于南非其他同期项目均经历多次测试和延期豁免才能并网的现实，联合动力一次性先后通过了项目的并网模型仿真评估、并网试运行现场测试、运行测试数据与模型的一致性验证等工作，体现了中国企业核心技术创新优势和研发实力。

  “通过Digsilent建模仿线个故障工况仿真模拟，验证了整场设备在弱电网条件下的并网友好性，尤其是机组在零穿和无功支撑方面的性能表现优异。提前取得了南非电网对于联合动力整场仿真模型验证的书面认可，这在国内风电设备制造厂家中尚属首例。” 联合动力相关负责人在向记者讲述时难掩自豪之情。

  联合动力负责这个的人说，南非德阿项目为联合动力积累了海外电网环境的并网技术经验，提升了海外服务技术力量，也标志着中国企业具备了世界先进的风电场并网评估能力，为中国风电装备“走出去”提供了坚实的技术支撑和可供参照的模板。(来源：中国能源报)

  6月11日，联合动力获得南非国家电网公司(ESKOM)签发的并网模型及测试一致性验证报告，一次性通过南非电网验收。至此，联合动力完成了我国出口海外最大风电项目龙源南非德阿风电场的并网模型仿真、现场测试、实测与模型的一致性验证工作，标志着联合动力并网技术处于国际先进水平。

  南非国家电网新能源并网标准源自欧洲并网标准，2016年7月发布的最新并网导则更是世界最严苛的并网导则之一，远高于中国国内标准。在无经验可借鉴的情况下，联合动力组建技术攻关团队，历时一年，攻克了风电机组及风电场电磁暂态模型的机理描述准确性和大型风电场功率-电压-频率的弱电网智能主动支撑等世界性难题，实现多项技术创新。相对于南非其他同期项目均经历多次测试和延期豁免才能并网的困难，联合动力一次性先后通过了项目的并网模型仿真评估、并网试运行现场测试、运行测试数据与模型的一致性验证等工作，体现了联合动力核心技术创新优势和研发实力。

  据悉，龙源南非德阿风电场项目是我国在非洲第一个集投资、建设、运营为一体的风电项目，共安装163台风机，总容量为24.45万千瓦，实现了国家能源集团风电项目开发与自主制造风电设备的联合“走出去”。作为国家能源集团高端装备创新实践重要阵地，联合动力南非德阿项目一次性通过南非电网验收，标志着联合动力具备了世界先进的风电场并网评估能力，为国家“一带一路”和中国制造“走出去”提供了坚实的技术支撑。

  近日，国家能源局下发了《关于快速推进风电、光伏发电平价上网有关工作的通知(征求意见稿)》(下称“征求意见稿”)，再度引发行业讨论——“风光零补贴时代”或提前到来。根据《可再次生产的能源发展“十三五”规划》，2020年风电电价与当地燃煤发电同平台竞争，即发电侧实现平价;光伏发电与电网销售电价相当，即用电侧实现平价，以此实现风光“零补贴”。

  征求意见稿提出，各地要组织并且开展平价上网和无补贴风电、光伏发电项目建设。符合监测预警管理要求的项目，国家能源局不再实施年度建设规模管理。有必要注意一下的是，各地能自行出台一定时期内的补贴政策，鼓励各地区结合增量配电网试点、分布式发电市场化交易试点、电力直接交易等开展风电、光伏发电与用户直接交易的试点工作。

  如何理解征求意见稿?可再次生产的能源领域一位资深人士称：“对文件别过度解读，就是字面意思——不要国家补贴能自己干，地方愿意补可以补，消纳要自己落实。”

  风电已于2017年率先启动首批平价上网示范项目，总规模70.7万千瓦的项目广泛分布于河北、黑龙江、甘肃、宁夏、新疆等地。但风光有没有平价上网的条件一直饱受争议，尤其是“5·31新政”后，光伏行业加速洗牌，仍旧处于“半冷冻”状态。

  此次征求意见稿，距离国家能源局8月末批复《关于无需国家补贴光伏发电项目建设有关事项的函》，只间隔半个月左右的时间。国家能源局有关人员曾在“5·31新政”后公开表示，光伏平价上网试点有望在年内启动。有业内人士推测光伏试点启动工作将加速，也有不愿具名的光伏资深人士持相反意见。根据智汇光伏的测算，在当前光伏电价水平下，光伏度电补贴在0.2元—0.37元/千瓦时，光伏发电的标杆电价同用户侧电价已经很接近了。在此背景下，“应该不会有光伏平价上网试点了，如山东省东营市一样，自行建设即可。”该人士称。

  另一方面，我国的风光平价上网始终囿于高企的非技术成本。此次征求意见稿明确，省级及以下地方政府能源主管部门要全面降低各项非技术成本。根据中国光伏行业协会的统计数据，光伏电站建设的非技术成本已占总投资所需成本的20%以上，风电则由于体制机制问题导致并网成本较高。

  “零补贴会倒逼制造成本及非技术成本双下降，有望让风光跑步迈向全面平价上网时代。”某新能源企业项目经理尹某告诉记者。

  据了解，风电设备和光伏组件价格近5年分别下降了约20%和60%。某行业内人士在接受记者正常采访时表示，此次征求意见稿或为风光“零补贴”铺路，“从技术上来说，一些地区风光具有平价上网能力，风电整体条件好于光伏。我国风机设备成本全球最低，在解决非技术成本后，风电将最先进入全面平价上网时代。”

  根据征求意见稿，在符合有关条件及管理要求的情况下，省级及以下地方政府能源主管部门可会同其他有关部门自行出台一定时期内的补贴政策，且地方补贴政策不影响项目评价属性的认定。实际上，“5·31新政”后地方补贴政策已经备受期待，接棒光伏国家补贴“断崖式”下调，助力光伏平价上网再行一程。

  近期，光伏地方补贴利好不断，9月17日，“5·31新政”后的首个省级光伏项目补贴政策落地，引起行业轰动，被视为给低迷的光伏市场“雪中送炭”。

  当天，浙江省发改委等6部门联合印发相关通知，除了维持0.1元/千瓦时的省补不变外，还规定对合乎条件的家庭屋顶光伏发电项目给予补贴：“自发自用，余电上网”的按照0.32元/千瓦时补贴，“全额上网”的按照0.7元/千瓦时补贴。

  有企业预计，停滞了3个月左右的户用市场将最先在浙江复苏，“接下去几个月全国各地都有活儿干”。合肥也于9月20日出台地方光伏补贴政策，分布式光伏按照0.15元/千瓦时连续补贴5年。

  据记者不完全统计，目前浙江、安徽、山东等10余个省有20多项光伏补贴政策，一些重视新能源的经济条件相对较好的省、市，补贴力度甚至“充满吸引力”。

  风电现在基本上没有地方性补贴。根据国家能源局5月份下发的相关通知，从2019年起，各省新核准的集中式陆上风电和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价，分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。

  “光伏的平价上网进程有可能快于风电，光伏的省市级补贴将支撑光伏新增装机量大幅度增长，光伏累计装机量将丝毫没有悬念地超过风电。”华北电力大学教授袁家海和记者说。光伏行业技术进步遵循“摩尔定律”，假如没有原创性、颠覆性的技术出现，风电行业成本下降速度将低于光伏。

  近期，华北电力大学发布的《风电和光伏发电2020年平价上网的路径及政策建议》研究成果表明，以2016年风光发电的真实的情况为基准，乐观设定2020年弃风、弃光率不超过5%，融资成本设定为4%，风机成本和光伏组件成本分别按8%和15%的速率持续下降，且无非技术成本，全国仅有1/3区域的风电可实现“十三五”规划中风电平价上网目标。全国约3/4区域的集中式光伏发电成本可与当地居民电价相当，全国绝大部分区域的分布式光伏发电成本均低于或接近当地工商业电价，实现用户侧平价上网目标。

  近年来，为解决弃风弃光问题，国家在控规模、降补贴、降电价、促消纳等方面陆续出台了一系列政策措施。自2017年以来，风电和光伏发电消纳形势持续好转，弃电量和弃电率持续实现“双降”。

  根据兴业证券分析师苏晨的分析，“风光有望于2020年前全方面进入发电侧平价时代。期间，当光伏标杆电价为0.4元/千瓦时、系统成本在3.5—4元/千瓦时、组件低于2元/瓦的条件满足时，光伏平价项目将规模化呈现。”

  根据兴业证券报告，风电方面，有27个省市可自行建设无需国家补贴的项目，2省已核准或备案平价项目可建设。光伏方面，15个省可自行建设无补贴项目，13个省市已核准或备案平价项目可建设。(来源：中国能源报)

  今年上半年，国家能源局加大力度改进清洁能源消纳，加强可再次生产的能源电力建设和并网运行监管，有序推进可再次生产的能源重大工程建设，可再次生产的能源发电规模持续扩大，风电和光伏发电消纳形势持续好转，实现弃电量和弃电率“双降”。

  统计显示，上半年，我国可再次生产的能源发电装机达到6.8亿千瓦，同比增长13%。其中，水电装机3.4亿千瓦，风电装机超过1.7亿千瓦，光伏发电装机超过1.5亿千瓦，生物质发电装机1634万千瓦。

  上半年，全国弃风电量182亿千瓦时，同比减少53亿千瓦时，弃风率8.7%，同比下降5个百分点;弃光电量30亿千瓦时，同比减少7亿千瓦时，弃光率3.6%，同比下降3.2个百分点。有18个省份没有弃风限电，弃风率超过5%的只有内蒙古、吉林、甘肃和新疆4省(区);有22个省份没有弃光限电，弃光率超过5%的只有甘肃、新疆、陕西3省(区)。

  上半年，全国风电新增并网容量超过750万千瓦，同比增长30%左右。全国风电发电量1917亿千瓦时，同比增长28.7%;平均利用小时数1143小时，同比增加159小时。

  过去几年，电力产能过剩、电源与电网发展速度不匹配等多方面问题导致限电形势愈演愈烈，成为阻碍中国可再次生产的能源健康发展的最大瓶颈。2017年，全国弃水550亿千瓦时，弃风419亿千瓦时，弃光73亿千瓦时，总量超过1000亿千瓦时。

  面对限电难题，风电投资商更加趋于理性，放缓前进的脚步，开始从注重发展规模速度向注重发展质量效益转变。2017年，风电新增并网容量15吉瓦，创近五年新低。预计未来三年，中国风电市场将保持理性的规模增长，平均每年新增陆上风电15吉瓦至18吉瓦左右，每年新增海上风电1吉瓦左右，兼顾增量规模与存量效益。

  国家能源局提出，2020年“三北”地区弃风、弃光率要控制在5%以内，别的地方要基本做到不限电。国家电网于2017年1月召开发布会，明白准确地提出力争2017年至2018年弃风弃光矛盾得到一定效果缓解，到2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内，并提出20项促进新能源消纳的具体措施。

  得益于设备制造技术水平的慢慢的提升，10年来光伏项目造价下降了90%。光伏电价也在逐年退坡，今年以来，集中式光伏已降低至0.50元/千瓦时至0.70元/千瓦时，分布式光伏则为0.32元/千瓦时。今年3月，第三批光伏领跑者基地8个项目最低中标电价与当地的脱硫燃煤标杆电价只相差3.6分/千瓦时至12.5分/千瓦时。与光伏相比，风电开发成本下降速度没那么快，风电实现平价上网将经历一个相对较慢的过程。

  未来2年至3年，中国将迎来海上风电大发展时期，开发进程将明显提速。目前，多个沿海省份已公布了“十三五”海上风电发展方案。其中，江苏省规划到2020年投产海上风电3.5吉瓦;福建省规划建设海上风电13.3吉瓦，2020年投产2吉瓦;广东省规划到2020年开工建设海上风电12吉瓦，投产2吉瓦以上。到2020年底，预计中国海上风电装机容量将超过5吉瓦。

  目前，限电严重的“三北”地区，随着电力市场的逐步完善，将迎来更加理性和健康的发展环境。电网规划建设的十余条跨区特高压输电工程近几年密集投产，提供了跨区消纳风电的技术条件。配额制正式实施以后，跨区电力输送将成为消纳“三北”地区风电的主要方式，到2020年，弃风限电形势将大幅改善。大叶片机组技术将打破传统IEC风电场分级标准，通过优化控制策略改善机组载荷，“三北”高风速地区也能应用大叶片机组，届时风电项目的经济效益将更可观。能预见，2020年至2025年，随着土地资源、环境保护、北方限电环境改善等因素，中国的风电开发主战场将由中、东、南部地区回归“三北”地区。

  未来，中央政府对项目生态环境保护的要求将更加严格，同时，将竣工环保验收行政审批改为项目法人单位自行验收、接受社会监督，业主将承担更大的环境风险和法律责任。为降低自身开发风险，开发商也将更加重视项目环境保护和植被恢复工作，实现企业效益与环境效益协同增长。

  早在今年6月底，国家能源局就计划公开发布配额制的第二次征求意见稿，但却被迫取消。关于取消的原因，是在第二版征求意见稿中，关于可再次生产的能源补贴强度的新增内容，引起了业内的巨大反应。

  原计划的第二版征求意见稿中，要求将可再次生产的能源强制配额与绿色证书相结合，并且按省份划定了风电和光伏的最低保障利用小时数，在保障利用小时数之内国家可再次生产的能源基金给予全额补贴，保障利用小时数之外的发电量不再获得补贴支持，但发电公司能够获得绿证并且出售获得增量收益，但金额不允许超出原先的补贴数额。

  这一新增规定，意味着新能源企业的发电量能轻松的获得的补贴，在除去保障利用小时数之外，只能依靠出售绿证来换取，并且上限不超过原来的补贴数额。故作为盈利重头的保障外部分收益，将大大受损并且面临变现难的问题。

  绿证制度在实施一年多以来，据中国绿色电力证书认购交易买卖平台的多个方面数据显示，截至2018年9月19日，共有2034名认购者认购了29766个绿证。乍一看，数据还不多，实则不容乐观。

  目前，绿证认购平台上的累积光伏挂牌量为238854个，累计成交量仅为151个，成交率为万分之6.3;累积风电挂牌量为4818346个，累计成交量为29615个，成交率为千分之6.1。成交率可谓非常之低。

  配额制作为缓解和代替国家进行可再次生产的能源补贴的一种方式，与绿证制是相互结合的关系。绿证交易的惨状，间接折射出目前可再次生产的能源配额制面临的最严重的问题，那就是市场认可度底，收入很难保证。因为可再次生产的能源，特别是光伏和风电，目前而言，其稳定性和发电成本，相对于煤电都处于劣势。即使强行进行配额，利用率和消纳率也难以保证。

  并且，由于风电绿证的成交量达到了光电绿证成交量的196倍之多，会导致社会资本从光伏行业向风电行业倾斜。这些现实问题，新的配额制征求意见中，也要有应对规则，防止可再次生产的能源结构的失衡发展。

  本次9月18日发布的配额制征求意见，目的和重点依然会放在可再次生产的能源的消纳上，并且在绿证交易制度的配合下，可能会适当增加一些可再次生产的能源基金的补贴。然而增加适当的、领取困难且有拖欠风险的补贴，仍是难以解决可再次生产的能源企业现实中面临的运行困境。所以，配额制的强制比例、可实现途径、稳定的收益保障等方面，也是配额制要严格明确并规定的细节。(来源：证券日报)

  今年以来，国网陕西省电力公司加大省内、省外新能源交易力度，创新交易品种，盘活发电权交易，激活省间互济交易，通过市场化方式促进清洁能源消纳，实现新能源消纳“双升双降”，成效显著。截至8月底，陕西新能源发电量78.45亿千瓦时，同比增长63.1%;新能源发电量占比8.4%，同比提高2.9个百分点。新能源弃电量3.64亿千瓦时，同比降低10.4%;弃电率4.4%，同比降低4个百分点。

  神木县德润发电有限公司是一家以生产兰炭、硅铁为主的煤化工企业，该厂有2台共6万千瓦的自备发电机组。据该厂负责人张雄虎介绍，过去，自备电厂发电成本为每千瓦时电0.14元，而且利用可燃余气和余热发电也是一笔不小的开支。自从去年与奥维加能焦电化工有限公司共同参加了陕西省发展改革委和电力企业组织的清洁替代以来，他们全部关停了2台自备发电机组，每个月消纳清洁能源电量4000万千瓦时，按照清洁替代每千瓦时电0.11元计算，一年节约发电成本1440万元。

  用风电、光伏等清洁能源替代燃煤发电，是国家治污降霾、节能减排的重要举措，也是国家电网公司大力实施“两个替代”战略的核心所在。近年来，陕西榆林新能源从无到有、发展迅速，该地区新能源企业目前已达到55家，新能源总装机358万千瓦。其中，光伏企业38家，总装机185万千瓦;风电企业17家，总装机173万千瓦。然而由于本地新能源消纳能力有限，加之距关中用电负荷中心区域太远，电网发展步伐滞后于新能源装机并网速度。2016年，陕北弃风弃光电量达3.4亿千瓦时，随着陕北新能源装机的加快速度进行发展，若不采取比较有效措施，预计到2020年陕北地区弃风弃光率将达到35%左右。

  为进一步提高陕西新能源消纳能力，有效缓解陕北地区弃风、弃光矛盾，陕西电力明确了榆林地区自备电厂企业和风电、光伏企业准入条件、清洁替代交易方式及直接交易电量认定原则，并组织有意愿关停原有机组的德润发电有限公司、奥维加能公司以及55家新能源电厂召开协调会，宣贯有关政策，规范交易行为，引导市场主体公平参与替代交易。

  榆林地区有着非常丰富的煤炭、天然气、风电、光伏资源，是陕西打造低电价的一个特别行政区域。在榆林地区开展清洁替代工作，有利于促进新能源就近就地消纳，有效提升风电、光伏企业发电利用小时数，有利于节能环保、治理大气污染，有利于调整能源结构、实现能源生产和消费革命新突破，是促进现阶段陕西省新能源健康可持续发展的有效举措。

  陕西电力抢抓机遇，努力扩大市场化交易规模。跨省区交易方面，配合陕西省发展改革委，与江苏、四川、重庆、西藏等省(市、区)签订政府间协议，全年协议电量35亿千瓦时;积极协调省内发电公司参与跨省区市场化交易，1~8月通过市场化方式完成外送电量41亿千瓦时，为全年电量外送打下良好基础。直接交易方面，充分与陕西省发展改革委沟通联系，制定电力交易工作方案，推进电力直接交易工作的顺利开展，2018年直接交易规模超过400亿千瓦时，较去年同比增长33%。

  通过一系列的改革措施，该公司实现了新能源消纳“双升双降”目标，提升了新能源消纳能力。电网结构进一步强化，330千伏统万变第三台主变投运，定靖地区风电送出断面能力提升，陕北电网稳定控制管理系统逐渐完备，有效缓解了局部新能源送出受限问题。网内火电厂加快灵活性改造，必要时安排重要受限断面内机组进行深度调峰和启停调峰，增加电网调峰空间。截至8月底，全网完成深度调峰能力改造火电机组22台，释放调峰能力148万千瓦。

  陕西电力努力创新市场机制与交易品种，千方百计促进新能源消纳。创新开展自备电厂跨省清洁替代交易，利用甘肃、青海两省新能源电量打包替代关中自备电厂，促成清洁替代交易电量2.1亿千瓦时。盘活省内发电权替代交易，针对榆林地区窝电现象，组织并且开展陕北地区自备电厂清洁替代交易8.66亿千瓦时、组织新能源企业与火电企业替代交易0.072亿千瓦时，协调陕北火电企业向关中火电企业转让发电权交易18.95亿千瓦时，竭力扩大陕北新能源发电空间，实现了陕北地区火电与新能源发电的“此消彼涨”。激活省间互济交易，通过月度互济交易及日前、实时短期交易、电量库交易，消纳西部新能源16.77亿千瓦时。(来源：中国电力新闻网)