编者按：并非所有的叶落都有声，并非所有的雁过都无痕。电气行业在下半年的惊喜与惊险中挺进了2015 年，这里既有自信拥抱“走出去”大蓝海的胆识与谋略，又有深陷国内产能过剩囹圄的挣扎，电力设备规模呈现出的上述“两极”特点较为明显。
那么在此背景下，电气产业有哪些问题值得警惕，又有哪些产业或现象在过去的一年变现得较为抢眼？在这一期的年度策划中，让我们共同关注。
2014 年，“海风”吹过，成绩几何？
MEB 记者贾美姿
2014 年，海上风电赚足了眼球，不少海上风电项目开工，国家政策亦十分“给力”，为海上风电的发展提供支撑和保障：6 月5 日，国家发展改革委出台《关于海上风电上网电价政策的通知》，确定了2017 年以前投运的非招标的海上风电项目上网电价；12 月12 日，国家能源局发布《关于全国海上风电开发建设方案（2014-2016）的通知》，让业界对这一能源新蓝海充满了期待。
2014 年海上风电获得了哪些政策支持？业界专家对2014 年的海上风电的发展作出怎样的评价，对今年的表现又有怎样的预期？近日，《机电商报》记者独家采访了中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长、北京鉴衡认证中心主任秦海岩，看他对2014 年海上风电产业的发展情况如何打分。
《机电商报》：很多人将2014 年称为海上风电的元年，您的看法是怎样的，您认为海上风电的市场是否已经打开？
秦海岩：2014 年海上风电电价政策出台，未来两年的核准计划也进行了发布，但这一时间段仍是大规模海上风电成本与电价水平的实际摸索阶段，我国海上风电开发工程、技术、设备、成本等多方面还需进一步加强探索。
《机电商报》：业内普遍认为海上风电电价偏低，对此您有怎样的评价？
秦海岩：《关于海上风电上网电价政策的通知》确定了海上风电电价，但电价水平与欧洲国家相比，仍有一定的差距。德国海上风电上网电价目前约为每千瓦时1.27~1.6元，英国约为每千瓦时1.58 元，丹麦约为1.14 元，意大利约为1.4~1.5元，荷兰则是在该国年度平均电价基础上，每千瓦时补贴约0.94 元。
我们之前做过一个理论测算，以一个100 兆瓦的近海风电场为例，按照等效小时数2400 小时，投资额每千瓦时1.4 万元，贷款期限15 年、利率为6%计算，以每千瓦时0.85 元的电价，内部收益率约为8.91%，还不足9%。
值得注意的是，上述推算只是从理论上计算，实际情况中还有很多边际条件难以囊括，如果加上我国复杂的海洋工程条件以及初期阶段高昂的工程造价和运维费用，本次出台的海上风电电价实际支持力度并不高。
我建议要继续加强对产业发展的引导和鼓励，并进一步细化海上风电的价格。由于对施工成本和技术缺乏了解，不确定因素较多，我国海上风电在初期发展时电价应更高一些。
2014-2016 年这一时间段是大规模海上风电成本与电价水平的实际探索阶段，预计2017 年会有一个更加客观合理的电价政策。
《机电商报》：不久前，国家能源局发布《关于全国海上风电开发建设方案（2014-2016）的通知》，对海上风电来说，该方案发布最重要的意义在哪里？
秦海岩：意义有两层。首先方案涉及了我国海上风电项目的建设计划。其列出了44 个项目，总装机容量达到了1053 万千瓦。列入此方案的项目，相当于列入了核准计划，也就是这些项目如果顺利核准完成将享受补贴，同时这些项目需在有效期内核准。
另外，该方案对海上风电市场秩序进行了一定的规范。其强调，为规范海上风电设备市场秩序，开发企业选用的海上风电机组须经有资质的第三方认证机构的认证，未通过认证的设备不能参加投标。加强海上风电设备的认证和运行监测是提高设备可靠性的重要途径，应积极做好风电机组制造、工程施工、海底电缆等方面的技术认证，是海上风电发展的必要条件。由于海上风电还处于发展初期阶段，因此通知的下发很及时，可以从海上风电产业发展之初，就对海上风电开发设定计划进行规范，对提高设备质量、了解海上风电运行情况起到积极作用，尽量使海上风电少走或不走弯路。
此外，该通知的发布，为我国未来两年开发海上风电项目的扎实推进，列出了一个工作时间表，对于我国更大规模开发海上风电将起到积极的促进作用。
《机电商报》：对于海上风电面临的各种难题，如施工难度大、部门之间协调困难等，您认为最为关键的是要解决哪些问题？您如何看待今年的海上风电市场？
秦海岩：应做好海上风电的整体规划。不但风电开发应具有整体性，在审批流程和产业链产能规划方面也要体现出整体性。规划的顶层设计尤其重要，海事、军事、运输、渔业、环保、电网等各方面都应充分参与其中。此外，施工装备对于海上风电工程也很重要，不但直接涉及施工质量，也在很大程度上影响了施工能力。因此，国家应继续加强对海上施工技术和能力方面的支持。
对于今年海上风电产业的发展，我认为虽然会有所加速，但仍需持有谨慎乐观的态度。与生产制造水平相比，技术研发能力目前仍是国内厂商相对薄弱的环节，因此应将具有自主知识产权的海上风电机组研制工作上升到国家战略高度并加大支持的力度。
当农业披上光伏的“外衣”
记者贾美姿
盘点2014 年的光伏圈，跨界是一个绕不开的热词。从史玉柱跨界投资光伏，到华为打造智能光伏电站，从英利等企业跨界投资地产，到光伏农业大棚的炙手可热，跨界、融合的各式新玩法不时冲击着人们的眼球。在光伏企业“走出去”的多条道路上，光伏农业倍受青睐，尤以光伏农业大棚最为火热。
光伏农业大棚来袭
2014 年，不少光伏企业选择了将光伏农业大棚作为跨界农业的切入点，纷纷涉足这一市场。
2014 年3 月27 日，济南首家光伏农业大棚示范项目（400 兆瓦）并网发电，该项目由山东力诺太阳能电力集团承建，是济南首家光伏农业大棚示范项目。
2014 年7 月22 日，英利集团云南曲靖南头山70 兆瓦太阳能光伏农业综合项目开工建设。
2014 年12 月30 日，中盛新能源有限公司投资开发的江西省余江县40兆瓦光伏农业大棚项目宣布正式开工。……
为何是光伏农业大棚？
由于众所周知的原因，我国光伏产业备受欧美国家光伏贸易壁垒的限制，市场空间遭到严重挤压，国内光伏企业纷纷调转方向，加快了从出口加工型向能源生产服务型的转变，积极开拓国内市场。而在调转船头的过程中，很多企业都将眼光聚焦到光伏农业大棚项目上。
据不完全统计，我国日光温室、塑料大棚的面积超过200 万公顷，且连接成片，具备发电和并网的优势。不少业内专家看好这一市场前景，认为如果合理开发利用，5 年内市场规模就可达万亿元。
作为分布式光伏应用的一种模式，光伏农业大棚的“身份”逐渐得到了国家的认可。2014 年9 月，国家能源局发布了《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，其中提到要“因地制宜利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊等建设就地消纳的分布式光伏电站。鼓励分布式光伏发电与农户扶贫、新农村建设、农业设施相结合，促进农村居民生活改善和农业农村发展”。这份被业内认为是2014 年度最有力的分布式光伏政策，从国家层面上对光伏农业大棚做了肯定，使其发展纳入了国家重点关注的范畴。
“光伏农业，尤其是光伏农业大棚将会成为未来分布式光伏发展的重要方向。甚至可以说，如果没有光伏农业大棚，将难以完成国家分布式光伏的规划。”中国能源经济研究院首席光伏产业研究员、光伏研究主任红炜如是表示。
此外，值得一提的是，农业也逐渐跨界光伏行业，以农业、新能源双主业发展的通威集团有限公司（以下简称
“通威集团”）便是最好的例子。通威集团董事局主席刘汉元曾表示，农业和新能源两大板块相结合，将成为通威集团未来的竞争优势之一。
金子何时发光 尚需时间考量
无论是光伏跨界农业，还是农业走进光伏，都是企业基于自身的优势和原有生产体系进行的一种拓展、融合，其最终的目的是实现光伏和农业完美融合。然而从目前来看，光伏和农业只是一种结合，尚未实现融合，也没有让人们看到跨界带来的真正价值。
对此中国光伏农业委员会副会长高祥根也曾表示：“我国的光伏农业发展还是起步阶段，就像蹒跚学步的婴儿，很多尝试都是刚刚开始。”以光伏农业大棚为例，其尚未找到可不断复制的模式，其还不能作为一个成熟的产业健康地发展。红炜表示，目前光伏农业大棚有两种发展模式，一种是农民负责农产品的生产过程，企业负责光伏农业大棚的电站建设。而在我国，农业还没有实现规模化、规范化生产。而光伏产业已有了成熟的可复制的现代生产模式，这种情况下，农业的发展跟不上现代光伏产业的步伐。且由于农民的积极性有限，很多项目甚至因为农民不满土地问题而搁浅。于是，很多企业开始选择另一种模式———既做光伏也做农业。红炜认为这种跨界的选择是被动的，同时也带来了另一个问题———收益的不稳定。光伏农业大棚的收益来自两个部分，一是光伏电站，其投资收益比较明晰；二是农产品收益，由于农产品价格的不确定性较大，收益具有不确定性。
此外，光伏农业由于处于起步阶段，市场尚未规范，很多企业打着“生态农业”、“新能源”的旗号，实际却是在谋求税收优惠政策和补贴资金。还有一些企业借助建设光伏农业的口号，目的是借助农业项目以相对低廉的价格拿到土地。还有企业将传统光伏产业的思路套用在光伏农业上，片面追求发电售电。但是传统农业投资大、见效慢，资本兴趣不大，因此农业慢慢变成了可有可无的点缀。一些光伏农业大棚里种的是便于打理但经济效益低的玉米、大豆，一些光伏大棚里甚至出现了土地闲置。
对此，高祥根表示，由于目前国家层面缺乏相关配套政策，既没有针对性的政策倾斜，也没有严格的准入机制和约束机制，造成了当下的鱼龙混杂的情况。
在瞬息万变的市场中，光伏企业涉足农业，亦或农业为自己披上新能源的外衣，都是新的商业模式的一种探索和尝试。这种商业模式的形成过程需要时间。或许有一天，经过政策的引导、规范和有志于此的企业共同的努力，真正具有“科技范儿”的光伏农业能够呈现在人们面前。这一天，这样的跨界尝试，才具备了它应有的意义。
抽水蓄能电站：被冷落的“救火队员”规模有望扩充
记者毛玮阳
抽水蓄能电站，目前被公认为最经济、可靠的调峰方式，特别是随着我国电力系统规模的不断扩大、可再生能源电力的快速发展，调峰矛盾、拉闸限电和弃风弃水弃光等问题突出，而因其自身所具备的“调峰”属性而备受业界认可。但因长期以来无法理顺的价格体制，这位具备“良好出身”的“救火队员”一度被市场冷落。然而这一情况有望在今后得到改观。
据悉，截至2013年底，我国建成抽水蓄能电站2151万千瓦，约占全国电力总装机的1.7%，虽然尚没有去年抽水蓄能新增装机的官方数据，但业内人士预计装机占比仍比其他国家偏低。
而为改变这一形势，去年国家层面相继出台了多项相关扶持政策。去年11月1日，国家发改委正式下发《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展有关问题的意见》，明确提出，到2025年，全国抽水蓄能电站总装机容量达到约1亿千瓦，占全国电力总装机的比重达到4%左右。
理顺价格机制
据了解，当前横在抽水蓄能面前的两大问题分别是，一是其建设周期为4~5年，周期较长；二是目前我国对抽水蓄能发电还没有明确合理的电价政策，激励不够。
抽水蓄能电站的建设权由两大电网公司掌握，但现行的电价体制下，电网公司建设抽水蓄能电站并不合算，实际是拿出一部分利润来支付相关费用。因此，若要扶持其发展，必然要解决制约其发展的价格因素。
而就在去年，国家为电网公司的担忧开出了“定心丸”。去年8月，国家发改委便下发了《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》，明确指出在形成竞争性电力市场以前，对抽水蓄能电站实行两部制电价，具体是指：容量电价弥补固定成本及准许收益，并按无风险收益率（长期国债利率）加1~3个百分点的风险收益率确定收益，电量电价弥补抽发电损耗等变动成本；逐步对新投产抽水蓄能电站实行标杆容量电价。
这也就是说，只要电站在电网里起到备用作用就给企业成本钱，保证不亏本，这就解决了建设资金问题，有利于调动各方积极性。
装备能力将有望大幅提升
一直以来，重大装备是我国电力发展的薄弱环节，近些年虽然经过不断的追赶，我国电力设备行业取得了重大进步，但是核心技术“空心化”问题仍存在。据记者了解，在抽水蓄能电站装备中，500米及以上水头和单机容量40万千瓦级机组尚未实现自主化，大型地下洞室、高水头输水系统设计和施工等工程技术水平尚需进一步提升。
为此国家层面希望“把科技创新作为促进抽水蓄能产业发展的根本动力”。
据悉，国家发改委希望依托具体抽水蓄能电站建设，实现500米水头及以上、单机容量40万千瓦级高水头、大容量机组设计制造的自主化，积极推进励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化，着力提高主辅设备的独立成套设计和制造能力，启动海水抽水蓄能机组设备研究，适时开展试验示范工作。逐步引入竞争机制，放开机组设备市场，不断提升自主化设备的国际竞争力。
吸引社会资金参与
抽水蓄能电站的建设权被电网公司掌控也引来颇多争议，而对此问题，刚刚过去的2014年也在一定程度上给出了答案。
去年11月，国务院公布了《关于创新重点领域投融资机制鼓励社会投资的指导意见》，该文件明确提出抽水蓄能电站市场化，“鼓励社会资本参与电力建设。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”。此举无疑令其市场化向前迈出了一步。
实际上，由于初始投资较高，目前抽水蓄能电站建设以电网公司为主，同时吸收社会资本参股。按现在政策，社会资本和电网公司的抽水蓄能公司，不是竞争关系，而是合伙关系。社会资本独立运营这一点看起来还是没有突破。
不过也有专家指出，由于抽水蓄能主要用于调峰备用，目前在国内规模较小、项目较少，作为电力改革试点比较合适。
值得一提的是，这一猜测将有望变成现实。据悉，国家发改委已经确认未来将会选择抽水蓄能电站建设任务重、新能源开发集中或电力系统相对简单的浙江、内蒙古、海南等省份，开展抽水蓄能建管体制和运营机制创新改革研究，“重点研究探索抽水蓄能电站价值机理和效益实现形式，体现电力系统多方受益的电站价值，落实‘谁受益、谁承担’的市场经济规则，并适时开展试点工作”。若照此推测，未来抽水蓄能电站发展的阻力将大大被减弱，其必将步入一个全新的发展阶段。
