有朋友可能要责怪我不该在长电吧里发一些太阳能甚至蓄电池行业的资料了吧。其实，这些材料都在间接地诠释长电的中长期投资价值。

首先，太阳能即将成为人类的主流能源，当前以煤电为主的市场格局根本不算数，“重新洗牌”不可避免。长电或者说三总虽然是目前市场中的弱小者，但由于其“负担”轻和现金流充足，很有可能后者居上。而且太阳能发电业的真正起飞将是三五年之后的事，那时正是长电羽翼基本丰满之时。

其次，未来电价的定价标尺不是火电，而是太阳能发电。虽然太阳能发电成本近年来快速下降，但正在接近其成本平台，水电的成本优势与未来的太阳能发电相比并不比水电相对于煤电的成本优势小。也就是说，当人类度过目前的金融危机并抛弃严重危害人类生存环境的化石能源之后，水电的价格提升空间不是比原先估计的缩小了，而是更大了。

第三，由于太阳能存在巨大的“昼”与“夜”及“晴”与“阴”的差别，因而对蓄能设施提出了特别的要求，难怪巴菲特在金融危机爆发后不久就迫不及待地介入了比亚迪。各种类型的蓄电池产业的发展不仅直接制约着人类向着主要依靠太阳能的新时代迈进的步伐，也决定着太阳能发电的成本。这其中隐含着对长电的双重机会：一方面，蓄能装置增加了太阳能发电的成本，因而增加了水电价格的提升空间;另一方面，正如我过去曾经说过的（http://www.jrdao.com/topic-33539.html），三峡及金沙江下游的四大巨型水库（我依然认为，金沙江下游游四大梯级电站迟早要注入长电）很容易在枯水季节充当抽水蓄能电站。事实上，长电不仅拥有三峡等8大巨型水电站，同时还隐含着8个“比亚迪”或巨型蓄电池厂。

第四，目前人们在讨论太阳能发电成本时很可能是以当前太阳能发电占比很小的现实为假想“情境”的，而忽略了未来太阳能成为主流电源时的实际需求。在太阳能占比很小的背景下，并网太阳能电站几乎不用考虑蓄电设施，因为夜晚或天阴时太阳能电站停止发电所造成的电能短缺完全可以由其他电源取代。但是，当太阳能电能成为主流时，蓄电设施就必不可少了。一天24小时中，有充足太阳光照射的时间大约只有三分之一，再考虑天阴等，未来太阳能电站的建设规模可能要比现在人们想象的扩展3－4倍。换句话说，当白天有太阳光照射时，至少需要三倍规模的太阳能电站同时发电，其中的三分之一用于满足白天的人类用电需要，另三分之二用于蓄电以满足早晚及夜间的用电需要。

该贴内容于 [2009-04-05 15:02:55] 最后编辑

转：青海将建我国GW级大型并网太阳能发电示范基地 http://www.indaa.com.cn/ 2009-04-09 国际能源网
　　
近日，省科技厅组织在北京召开了“青海省GW级太阳光伏系统应用及产业发展规划研究”项目论证会，会议建议，应加快青海国家级太阳能综合研发示范基地建设，率先将青海省建成我国GW级大型并网太阳能发电示范基地。
　　
据了解，为充分发挥青海太阳能资源丰富、荒漠土地面积辽阔、推广太阳光伏发电条件便利的优势，2008年9月，省科技厅安排实施了重大科技攻关项目“青海省GW级太阳光伏系统应用及产业发展规划研究”，由项目承担单位中科院电工所和青海新能源集团组成的项目组，在深入青海省各州县进行细致调研的基础上，综合分析研究了全省能源、电力负荷、工业、经济和光伏产业等现状和趋势。结果表明：青海省发展GW级以上超大规模荒漠光伏高压并网电站的综合条件居全国首位，项目完成后的年电费收益约在39亿元至52亿元。青海省未来几年内将重点发展本省太阳光伏产业，预计2020年将建成完整的光伏产业链，年产值达到1000亿元，成为青海省重要的支柱产业。
　　
会议建议尽快启动荒漠光伏高压并网电站和水光互补发电系统等项目，构建集资源、技术和资本于一体、产学研相结合的太阳能规模化利用创新战略联盟，率先将青海省建成我国GW级大型并网太阳能发电示范基地。

从一楼的太阳能分布图看，我国发展大型并网太阳电站的“战略高地”在青海、甘肃、宁夏等地。这些地区日照天数多同时也拥有相对便利的电网条件。从长远的角度看，同这些地区尤其是青海建立紧密的联系，共同开发新源是个不错的选择。

西藏虽然是日照条件最好的，而且很容实现太阳能发电与水电的“联合调度”，但离内地电力用户较远，电力输送成本较高。

美中不足的是，三峡库区以及金沙江下游等水电资源丰富的地区的日照条件相对差，不是发展太阳能电站的理想地区。

转：争夺海上风电 时间: 2009-4-11 00:27 | 作者: 叶文添 | 来源: 中国经营报

　　一个直径500千米的海上台风所蕴含的能量相当于30万颗广岛原子弹的能量，如果把这些都转化成风能的话，那会怎样？
　　在上海东海大桥千米之外的大海中，一座亚洲第一的大型海上风电场正在建立。据悉，日前，这座国家发改委确定的第一个风电场示范项目，已经完成了首台3000千瓦的风机安装，而围绕着这个高为80米，直径为92米的风机周围，更多的风能电站也正在规划之中。在此轮投资风电的热潮中，中电、华电、中海油等能源巨头已经展开了一场海上资源与话语权的争夺。

寡头们的游戏

　　风能所蕴含的巨大能量已经吸引了众多企业启动海上风电的计划。他们的计划有着充分的依据：我国拥有十分丰富的近海风资源，近海10米水深的风能资源约1亿千瓦，近海20米水深的风能资源约3亿千瓦，近海30米水深的风能资源约4.9亿千瓦，我国海上风能的量值是陆上风能的3倍，具有广阔的开发应用前景。
　　据记者了解，位于上海市境内的东海大桥海上风电场项目，共安装风机50台，[B]预计项目总投资21.22亿元[/B]，回报周期在10～20年之间，当初的[B]设计规模为100兆瓦级[/B]，单机容量不低于2000千瓦，特许期为28年，建成后出口电力将纳入上海市电网。
　　据记者了解，这个项目最早由上海市发改委在2006年年底进行招标，最终的[B]中标者是由中电国际、中国大唐、中广核、上海绿色能源组成的投标联合体[/B]。
　　“当初的争夺特别激烈，因为这是我国第一个海上风电项目，如果可以拿到海上风电项目的建设权，就能比其他企业早一点积累经验，获得优势拿下更多风电项目。”曾参与此项目的一位上海发改委人士说。
　　“另一方面来讲，得到了这个项目的企业，将会参与日后海上风电相关政策的制定和业内话语权，因此，即便是不赚钱的，一些有实力的企业也会去做，这是一个长远利益的问题。”长城证券分析师周涛对记者表示。
　　记者从国华能源投资公司了解到，在今年年初，国华能源投资公司与东台市政府签订了联合开发建设协议书，计划在2020年前，计划总投资900亿元建成400万千瓦特大型海上风电场工程，年销售收入将突破100亿元；而实力雄厚的中海油也和缺油少煤的福建省签订了协议，中海油将在福建开展海上风电项目建设项目。
　　“海上风电一般是能源巨头们热衷的游戏，中小企业基本上没有机会，一些海上风电的招标过程中，很多企业为了报一个接近成本的价位，都会花上数百万对项目进行摸底勘测，如果不能中标，这些钱都打水漂了，一般的企业花不起这个钱。”红鹰新能源公司国内业务部负责人李永钊对记者说。

产业难题待解

　　尽管能源巨头对海上风电兴趣不小，但技术、并网等难题并未解开。
　　实际上，[B]在2007年正式开建的东海大桥海上风电场项目进展缓慢，在迄今为止的两年内仅安装了一台风机，[/B]而一般的陆地风机安装最多只需半年，“这其中主要是基座安装问题，此前国内没有一个正式的海上风电项目，没有参考，很多技术难关有待于攻破，在安装好第一台风机有了经验之后，下一批34台供3兆瓦风机将于2010年上半年世博会前完成全部安装。”中电集团一位工程师对记者说。
　　“目前虽然海上风电发展前景很好，但其开发难度要远大于陆上风电，从技术上而言，海上风力发电技术要落后陆上风力发电十年左右，而其成本[B]也要高2到3倍，[/B]相比较太阳能产业，技术门槛较高，而且在[B]电网配套方面，接纳大容量风电的技术还没有突破[/B]，与常规电源的利益分摊矛盾尚未解决，因此进行大规模产业化目前还是很困难。”中国能源网CEO韩晓平对记者说。
　　曾参与此工程的上海勘测设计研究院郑磊夫介绍，[B]海上风电场建设前期工作非常复杂，需要在海上竖立70米甚至100米的测风塔，[/B]并对海底地形及其运动、工程地质等基本情况进行实地观测；海上风电机组的单机容量更大，对风电机组防腐蚀等要求更为严格，一点瑕疵都将造成机组的停转。
　　“由于国内一些厂商制造的风机质量低下，所产生的效率只有国外的20%到30%左右，大型的海上风机用国产设备有很多隐患。”一位大型发电公司技术部负责人告诉记者。
　　而在技术层面之外，中国发展海上风能还有一个别的国家所没有的特性，就是台风频繁。
　　“台风对风机是一个严峻考验，[B]2006年的浙江大台风曾经让所经之处的90%的陆上风机折断，海上的情况可能更加严重。[/B]”江苏一家风电设备企业对记者透露。
　　而在麦健陆顾问公司分析师裴培看来，从长远来看，[B]风电的发展要比太阳能差，风能的特性决定了它只是一个过度性的新能源。“[/B]风能远比太阳能更不稳定，有风就有电，无风就无电，这对电网影响非常大，电网企业对接收风电非常有抵触。”裴培说。
　　据记者了解，国家在政策上对风电开发是鼓励和积极推动的。对于风电的上网问题，国家要求电网公司无条件接收风电场发出的电量；在税收上，[B]风电场实行“减半”政策，即增值税按８.５％的税率征收；在电价上，按照“微利”的原则，由政府部门审批，网内平均分摊；对于进口的风电机，符合条件的企业可以申请减免进口关税。[/B]
　　尽管有着政策上的多重优惠，但[B]众多风电企业仍然面临巨额亏损[/B]。一个不容忽视的事实是，风电产业的平均成本为0.551元/千瓦时，这个数字仍然是火电成本的2倍多。
　　“现在，在我们陆地上的风电都不成熟，现在又贸然进军海上，到底有没有这个必要？”在裴培看来，为了支持新能源发展，国家对大型发电公司有个硬性的配额限制，即可再生能源发电要占到总发电量的4%，这个规定在支持新能源产业发展的同时，也让不少能源巨头为了达到政策规定的比例，不顾实际情况跑马圈地。
　　不过，在周涛看来，日后海上风电仍有巨大机会。“[B]目前对于解决海上风电不稳定的办法主要有两个[/B]，[B]一个是建立超级蓄电站[/B]，将风能发电后储存起来，来弥补时有电，时无电的缺陷；[B]另一个则是建立智能电网[/B]，这个美国已经在研制当中，这个电网将自动调节风电极不稳定的特性，转化为稳定的电力供应。只不过这两个技术仍在研发中，从成熟到应用，至少还要三到五年时间。”周涛说。

该贴内容于 [2009-04-12 16:01:34] 最后编辑

三峡总公司准备在长电之处发展的长江新能源似乎将走以海上风电为主的清洁新能源发展之路。海上风电储量巨大，很有潜力可挖，但也充满挑战。

目前陆上风电的建设成本大约为每千瓦1万元，而海上风电建设成本是陆上风电的2－3倍。长江新能源成立伊始的远景规划说：到2020年要达到400万千瓦的海上风电装机容量，这将是近千亿的投资。

在前面讨论太阳电站建设成本时，我曾提到：“当太阳能电能成为主流时，蓄电设施就必不可少了。一天24小时中，有充足太阳光照射的时间大约只有三分之一，再考虑天阴等，未来太阳能电站的建设规模可能要比现在人们想象的扩展3－4倍”。类似的情况同样适用于风电，目前的风电成本估算差不多都假设风电场所发的电直接并网，而且发多少电网接纳多少。事实上，随着风电规模的扩大，风电场必须解决风电储蓄的问题。这不仅会增加成本，而且会降低风能利用率，因为这中间增加了两个能量转换环节。

该贴内容于 [2009-05-03 00:19:40] 最后编辑

目前风电和太阳光伏发电已被列为国家经济振兴的战略重点，这无疑为风电和太阳能发电设备和工程建设企业带来不小的商机，但对风电和太阳能电力生产一经营企业来说，三五年内看不到多少赢利的希望。

长江新能源的未来归属并不重要。在目前可预见的各种可再生新能源中，水电的优势地位无人能取代。只要三总不违背其公开承诺并保证全部水电资产最终注入长电，则长电就值得长期投资。

转：发电费用分摊制度正式实施 风电有望加速发展
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发改委、电监会日前发布《关于2006年度可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》(以下简称《通知》)，中国风能协会相关人士认为，这标志着中国可再生能源发电费用分摊制度正式实施。
　　从出台《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》，到发布《可再生能源中长期发展规划》，近期，我国连续出台促进可再生能源发展的重大政策，对此，中国风能协会不愿具名人士称，全球气候变暖，作为火电占比最多的国家，中国也希望向世界展示：力推可再生能源的发展。
　　风电可能突破目标
　　2006年初，根据《可再生能源法》的要求，发改委先后颁布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》，并于2006年6月，对除农业生产外的销售电量每千瓦时征收1厘钱的可再生能源电价附加。2006年，我国已按规定收取了可再生能源电价附加。以风电厂为例，由于发电成本高，风电厂经审定的电价一般高于火电电价。按发电费用分摊办法，高于火电价格的部分需要向全国用电户征收，再把征收的钱，按发电量多少分摊给风电厂。但由于没有实施细则，收取的附加费一直未下发到相关企业
　　而根据这次发布的《通知》，2006年度可再生能源电价附加补贴金额合计2.6亿元，包括38个发电项目的支付补贴电量和补贴金额，涉及装机容量141.4万千瓦。其中，受补贴的风电项目占133万千瓦，占比近95%，获补贴2.27亿元，占87%。《通知》已要求电网企业限时结清可再生能源发电项目电费(含接网费用补贴)。
　　中国风能协会相关人士认为，补贴到位，会促进企业建设风电项目的积极性。有关人士认为，按照我国可再生能源中长期规划，到2010年和2020年，风电全国风电总装机容量分别达到500万千瓦和3000万千瓦。从当前的风电建设速度来看，很可能会突破这一目标。
　　谨防各省定高电价
　　《通知》提出电价附加配额交易。即对所收取的可再生能源电价附加金额小于应支付电价补贴金额的省区，国务院价格主管部门按照短缺金额颁发同等额度的可再生能源电价附加配额证，以电网企业之间配额交易的形式实现附加资金的统一平衡。
　　中国风能协会人士认为，从政策来看，建越多风电项目，可以从全国争取到更多的可再生能源附加资金，这一政策将激发各省发展可再生能源项目的积极性，从而进一步加速可再生能源的发展。
　　有关人士认为，这可能会带来另一问题。即各省为争取更多的资金，给可再生能源项目定一个较高的电价。
　　以风电项目为例，5万千瓦以上的风电项目实行国家定价，5万千瓦以下的实行各省定价。由于超过火电部分的价格实行费用全国分摊，各省在定风电价格时，会偏向于定一个高价，这样，即可利于本省企业的发展，同时又不需本省用户买单。
　　中国风能协会人士表示，上述情况在实际中出现过。国家有关部门已注意到这个问题，虽然在制度上尚未有硬性规定，但在实际审查各省报备的风电项目电价时，一般不允许搞一个高价格，或者会确定一个国家分摊的上限。

以上是目前风电的定价与补偿机制，估计将来的太阳能光伏发电很可能会实施类似的办法。我们过去只关注到风电与太阳能发电产业的自身发展，却未太留意去思考风电与太阳能发电的快速发展会对我们的电价产生怎样影响。

与上述类似的风电、太阳能发电补偿机制无疑将是销售电价提升的另一个助推器。而且风电、太阳能发电规模扩展速度越快，销售电价的提升速度也会越快。