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海上风电驶向深水远海是必然趋势
2019-8-6 来源：中国能源报
“到2030年，我国发电装机总量将达30亿千瓦，中东部地区最大负荷将达9.7亿千瓦，传统的‘西电东送’模式将难以为继，而中东部地区丰富的海上风电资源将极大地推动我国能源结构转型。”日前，在国家海上风电发电工程技术研究中心学术委员会第六届年会暨国际海上风电高层技术论坛上，国家海上风电工程技术研究中心管理委员会主任、中国船舶重工集团海装风电股份有限公司（下称“中国海装”）董事长王满昌表示。
近年来，我国海上风电装机规模增长迅速，2018年海上风电新增装机容量达到165万千瓦，同比增幅达到42.7%。我国已成为全球海上风电装机增长最快的国家。然而，放眼国内外，目前建成的海上风电场绝大多数为近海风电场。未来，走向深水远海成为海上风电的发展方向。一方面，近海风电更易受到日益严苛的环保生态等制约，发展空间受到挤压；另一方面，深远海范围更广，风能资源更丰富，风速更稳定，在深水远海发展风电，既可以充分利用更为丰富的风能资源，也可以不占据岸线和航道资源，减少或避免对沿海工业生产和居民生活的不利影响。
同时，我国海上风能资源丰富的区域毗邻用电需求大的地区，大力发展我国海上风电可实现风电能源就近消纳，降低电力输送成本。随着海上风电高速发展，近海资源开发必将逐渐饱和，海上风电势必走向深远海。
2012年发布的《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》就曾提出了“双十”原则：即海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。
据业内人士透露，中国海上风电是按照潮间带风场—近海风场—深远海风场的发展路径逐步推进。中国近海风资源条件和海床地质条件不如欧洲好，因此，更有必要在远海深水风电技术领域提前谋划，提早储备。
2. 需深厚行业积淀，突破传统技术路径
业内认为，开发远海风电资源需要深厚的技术积淀。目前，在近海区域的规模化发展将为风电走向深水远海积累必要的经验。
中国工程院院士周绪红在论坛上指出，目前我国海上风电产业仍面临诸多挑战。“在海上风电施工安装方面，海上环境复杂，潜在风险较大，海上施工窗口期短是造成海上风电建造成本居高不下的主要原因之一。同时，我国海上风电施工装备相对落后，目前急需研发高效、高可靠性的施工装备。要实现海上风电的平价，我国海上风电不仅需要优化基础结构设计，提高制造安装水平，也需要提高关键部件的国产化程度，提高运维智能化水平，实现效益增值。”
目前我国现有的海上风机主要采用的是固定式基础，基本都安装在浅海区域，水深不超过30米。然而，随着海上风机走向深海，水深增加将导致固定式风机建造安装费用急剧增加。深远海风电通常水深超过50米，在这样的海域，以固定打钻、浅滩着床的方式建设风电场，不具备经济性优势。因此，要走向风大浪高的深远海，必须改变技术路径，突破传统海上风电的‘作战半径’。
3. 浮式风机及大机组赋能，技术创新助力海上风电远航
水深大于50-60米后，考虑到安装建造成本，提升海上风电经济性，浮式基础将成为深水海域风机重要的支撑平台。
中船重工集团公司七零二研究所副总工程师程小明预测称，未来我国海上风场将会离岸越来越远，单机功率将越来越大，浮式风机将成为未来技术发展的必要路径。不过，浮式基础海上风机技术起源于欧洲，我国起步较晚，目前我国浮式基础海上风机技术较国际先进水平仍有一定差距，成本相对高企。
目前我国浮式海上风机仍面临着多方面挑战，包括如何得到性价比高、可靠性强的总体设计，如何实现准确、可信的载荷分析，以及如何在复杂海洋环境中提升环境适应、安装运维技术等。为解决现有技术难点，中国海装于2018年承接了国家工信部“海上浮式风电装备研制”高技术船舶科研项目，并计划在我国广东省建设浮式风电装备示范项目。
与此同时，大兆瓦机组技术的突破也将支撑风电走向深水远海，大兆瓦机组可以大幅提高发电量，节约运维成本，虽然目前成本较高，但随着技术推动，大兆瓦机组成本将逐步降低。综合考虑多方面因素， 10兆瓦级海上风电机组将有望成为下一代海上风电的主力机型。
据了解，由国家海上风电发电工程技术研究中心主导的“10兆瓦级海上风电机组关键技术研究”获中船重工立项，2018年，初步设计方案通过专家评审，目前已进入详细设计阶段。该项目将有效带动风电整机、关键零部件、安装调试运维产业链发展，形成百亿级以上海上风电产业集群，推动占据海上风电市场竞争制高点。
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风能的新式存储方式
2019-8-3 来源：氢能泡泡
风力发电所产生的电能除了可以输送给电网或者直接应用外，还可以储存起来。氢气可以用作储存风能的媒介，这种储能方式具有独特的优势。
首先，电解水制氢过程中，随着电流流过，会在电极两侧生成氧气和氢气。假设电解装置的效率为100%，则生成1千克氢气需要消耗39千瓦时的电。而在现实中，最好的电解装置的效率大约为80%。使用效率为80%的电解装置，生成1千克氢气需要消耗50度电。生成的氢气用管道输送到储氢装置中。为了避免氢气压缩或冷却液化的高成本，一个很好的选择是将氢储存于金属氢化物悬浮液中。即采用很小的金属微粒与合适的分散剂，可使镁金属微粒永久性保持悬浮状态。在适当压力和温度下，使用氢化反应器，镁的悬浮液将快速吸收氢气，在反应器中生成的氢化镁悬浮液，从而在正常环境下大量储氢。氢化反应器在生成氢化镁悬浮液的同时产生热。这些热能大约是氢气热值的30%，其中的大约10%或其三分之一可用来做有效功，例如用来发电。其余的热能可以用来供暖或热水。这样，氢化反应过程的效率将达到110%-130%。
这些储存氢的悬浮液具有多重选择，其一，氢气可以在原地重新释放，用于驱动燃气涡轮机发电。风力发电厂主可以选择实时或先于电力市场销售，时间和价格都由电厂主自己决定。因为通常夜晚刮风的次数比白天多，而白天的用电量比晚上多，晚上电的批发价格一般是0.02美元每千瓦时或者更少。据《商业周刊》报道，2009年年初至今德克萨斯州的输电网电的批发价格接近于零或低于当时价格的11%。所以在那个时侯，连接在电网上的风力发电设备实际上是在赔着钱向电网供电。为什么这么说呢？因为大型的煤电厂和核电厂不希望改变他们的发电量，这种发电量变化的循环会导致过发电设备早磨损和高成本。风力发电厂享受着美国联邦税务所0.022美元的税收补贴。因此，只要电的价格没有降到-0.022美元，风力发电厂仍可以盈利。
图中，灰褐色部分代表被氢储存的电能，蓝色部分被风力发电机传送到输电网，红色部分来源于氢驱动燃气发电机。横坐标代表输送到输电网的电能中来源于风力发电机和燃气发电机的电能所占比率。一年里大约45%的时间，这150兆瓦的电能来源于实时风能，并将多余风能储存起来。大约40%的时间里，电能来源于风能和燃气发电机协同供电。大约15%的时间，电能仅来源于燃气发电机。
综上所述，采用氢存储风能的优势主要有：
1. 分时输送电力时可要求更高的价格；
2. 并网发电的风机可以采用较小的容量——而不用将其设计为适于风力发电厂最大供电量；
3. 不需燃天然气发电厂；
4. 燃氢气的发电机可以替代天然气发电机；
5. 风力发电机只要在有风的情况下就能全天发电。
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放眼世界，作为现代风电的故乡，丹麦风电渗透率高居全球第一，分布式风电正是其陆上风电的主力；作为能源转型的标杆，德国在向清洁能源转型过程中，大力发展包括分布式风电在内的分布式能源功不可没。这些欧洲国家在发展分布式风电过程中的经验和教训，既为其他致力于发展风电的国家提供了参考模板，也提供了前车之鉴。
1. 因地制宜发展风电
与国内集中式风电和分布式风电泾渭分明不同，在欧洲，并没有集中式风电和分布式风电的区分。丹麦风能工业协会CEO Jan Hylleberg透露，在丹麦，一般根据资源、电网、负荷条件等情况，确定风电场的开发规模，并接入合适的电压等级。风场宜大则大，宜小则小，并不会人为将其划分为集中式风电还是分布式风电。
据了解，丹麦、德国等国都有一定比例的小规模开发的风电，接入配电网就地消纳，类似于我国的分布式风电。而在西班牙，由于风资源与负荷中心分布不均衡，小规模风电开发比例较低，多采用大规模风电场开发，通过电网外送到负荷中心，类似于我国的集中式风电。
丹麦技术大学（简称“DTU”）是全球风电人才的摇篮。据DTU风能研究中心副主任Peter Hjuler Jensen介绍，丹麦陆上风电机组主要并入配电网，接入20千伏或更低电压配电网的风电装机容量约占全国风电装机容量的八成以上。究其原因，一是丹麦风电起步较早，受当时技术制约，机组规模较小，所以一般就近接入配电网；二是在风电开发过程中注重风电机组对城市规划及自然景观的影响，使风机和风电场与周边社区融为一体。
德国与丹麦类似，陆上风电场装机规模较小，德国90%的陆上风电场装机小于9台风机，大多连接到6千伏—36千伏或110千伏电压等级的配电网，以就地消纳为主。现有的分销网络可实现包括风电、光伏和生物质能在内的分布式可再生能源生产的大规模整合。分布式应用是欧洲应用风电的最初形式，风机散布于机场、港口甚至社区是常态。由于距离居民较近，从一开始就采用较高的风机安全标准，对噪音、光影等有更严格的控制。
2. 政策驱动分布式能源
欧洲诸国在推动包括分布式风电在内的分布式能源方面取得显著成效，一个重要因素是，制定了推动可再生能源发展的相关法律和激励政策。
据了解，2000年，德国政府颁布的《可再生能源法》正式生效，规定电力运营商必须无条件以政府制定的保护价格购买绿色能源电力，其中风电按市场平均价格的90%执行。政府则负责向运营商提供总投资额20%-45%的补贴。在此基础上，德国还制定了《市场促进计划》，对有意进军市场的绿色能源商提供优惠贷款，不仅利息低，而且贷款期限长。
相比之下，尽管我国出台了《可再生能源法》以及相关政策，但相关法律仍不健全，政策不完善，可再生能源特别是分布式能源的发展仍然相对缓慢，《可再生能源法》缺乏对分布式能源的保护和支持。
值得注意的是，德国在能源转型过程中，也曾出现一些偏差：比如，新能源发电量大幅增加，但传统火电发电量却未明显下降；新能源发电成本在下降，但居民用电成本反而升高等。2016年，德国政府通过《可再生能源法》改革草案进行了“纠偏”：对可再生能源项目全面引入溢价补贴机制，固定电价补贴演变为“溢价补贴+电力市场价格”。
3. 电价机制和电网配套不可少
丹麦是连接北欧和欧洲大陆两大电力系统的枢纽，这意味着丹麦拥有强大的电网调度能力。比如，挪威的水电可以通过蓄水放水实现对丹麦风电的补充。与此同时，丹麦积极推进与邻国间国际包络线建设项目，为能够更加灵活的消纳可再生能源提供基础。
与分布式能源相对应，欧洲各国也积极开展微电网研究。其主要方向是，考虑如何更好满足用户对电能质量的多种要求以及满足整个电网的稳定和环保要求。强大的电网是硬件基础，而市场化的电价机制是保障分布式风电等可再生清洁能源兴起的软件基础。
在分布式风电和分布式电源日益增长的情况下，丹麦建立了完善的电力市场交易机制，制定了合理的定价和交易规则。据介绍，在丹麦等国，一系列电力市场规则发挥作用，电力的生产和消费平衡通过电价得以体现。价格作为信号，可以有效调节电力生产和消纳，实现电网对电力生产和消耗的平衡。这也为电网中的储电单元建设提供了价值空间。
反观我国，电网坚强程度和调度能力虽媲美欧洲，但在市场化的电价机制方面却有软肋。而分布式应用模式既是解决就地消纳和弃风限电问题的一种有效方案，也是转变电力供应方式和倒逼电力市场改革的重要手段。
4. 社区风电，形成利益共同体
在丹麦、德国等国，除了政策推动分布式风电发展外，风电与社区、居民形成了非常紧密的利益共同体关系。社区居民通过联合购买风场的股份，保证了社区可以受益于风力发电的投资，也显著提升了公众对于风电的接受度。
社区风电是近些年兴起的分布式风电的一种应用形式，发电主要目的为自用，多余电量并入电网，打包出售。欧洲民用电价较高，利用社会投资解决了自发自用的问题，同时还能增强民众对新能源利用及节能减排的观念。
丹麦是社区风电的先行者，丹麦80％的分布式风电场都具有社区风电性质。丹麦市政能源机构不但购买社区风电，而且参与投资，为社区风电在丹麦的普及发挥了非常重要的作用。
在德国，75％以上的分布式风电都可以归为社区风电。社区风电的拥有者可以为当地农场主，也可以为独立公司和合作社等。独立公司一般会购入社区风电公开发行的股权，能源公司的参股也越来越广泛。
在丹麦等国，相比把钱存入银行、投入股市，人们更乐于去投资风电。其运行稳定，投资回报较高，也是养老基金投资的一个有效途径。风机被分成很多股份，一股大约合4000丹麦克朗-4600丹麦克朗，丹麦平均月收入为4万丹麦克朗，这确保了所有的居民都有能力购买。
据介绍，一台风机的生命周期为25年，投资成本回收时间通常为10-15年。中间商给予风机拥有者固定的电价，这意味着投资成本收回之后，还有10-15年的纯盈利，股份持有者可以持续获得相应分红。
社区风电的形式，能够显著提高可再生能源的渗透率，这将帮助中国实现可再生能源的长期目标。实际上，没有受到当地社区接纳，没有与居民形成紧密的共同体，这正是我国分布式风电难以推广的一个重要因素。欧洲社区风电的经验不能照搬，但却值得借鉴。
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远景能源技术高峰论坛都说了些什么
2019-8-26 来源：每日风电
2019年8月22日，来自全国各地的600多位风电开发商代表齐聚沈阳，参加由远景能源主办、中国风能协会和中国农机工业协会风力机械分会协办的“第五届远景能源技术高峰论坛”。与会代表一致认为，技术进步使风电仍然具备广阔的发展空间，风电是新的煤炭，产业各方携手共同支持和推动精益管理和技术进步，共同迎接风电和可再生能源平价美好时代的到来。
今年大会的主题聚焦风电产业的平价需求，通过技术进步提高发电效率、降低运维成本，提高全生命周期的性价比，是行业发力的重心。
人们认知风电平价是从百万级基地项目开始的，基于基地项目实际案例，远景能源综合解决方案负责人从时间维度打开了项目收益的谜底，昨天的基地项目收益“很骨感”,今天的基地项目收益则“很踏实”。以内蒙古某130万千瓦基地项目为例，远景机型发电小时数为3817小时，度电成本（LCOE）0.2009元/千瓦时,资本金IRR为24.09%。值得惊喜的是，通过风场尾流优化、数字化风场设计技术，风机发电小时提升到3869小时，LCOE降低至0.1879元/千瓦时，IRR收益率提升至28.02%。
过去基地项目出现的影响发电量损失的实际问题主要有：限电率高；功率曲线性能损失大；风机可靠性停机损失大。借鉴过去，展望未来，远景能源认为基地项目明天的竞争核心是发电权的竞争。由此，建议业主在未来的基地项目建设中，要抓住三个中心：选择高性能、高可靠性风机，最大程度降低LCOE（平准化度电成本），应对未来电力交易；选择并网更友好的风机，争取更多发电权；发电侧储能解决方案的提前考虑，支撑风电场发电权。
低LCOE、高IRR也得益于风机与机群状态监测技术的支撑。远景能源智能风机系统架构负责人以“可触摸的智能风机与机群”为题作了分享，其中有两方面的内容尤其引起开发商代表的浓厚兴趣，一是机群站端的智能应用，简单来说，就是智能风机向机群大脑报告本机健康及产能状况，机群大脑给出这台风机的最优出力规划，两者构成了机群智能运行平台，实际上是一个可触摸、可感知和可透明的运行监测系统；二是风机价值的持续交付，远景风机智能监测应用包括叶片、变桨轴承、主轴承、齿轮箱、偏航、结构及螺栓、电气、塔筒及基础等多个监测应用包，是一项可持续升级的监测应用服务。
更高的可靠性支持更低的LCOE，但仅此还不够，进一步通过与电网友好和储能配套来赢得发电权，进而获得一定的收益才算拿到风电平价的通行证。
什么样的风电场能够支撑发电权？远景能源并网技术负责人分享了远景并网技术的三大特征，一是体格壮，远景批量交付的双馈和全功率两类机型具备高电压穿越认证报告，风场EMS系统一次调频性能指标优于电网要求；二是有主见，远景大基地振荡监测与智能抑制系统，可以精准监测到振荡并将其消灭在萌芽状态；三是开外挂，配备风电侧远景储能，不仅可提升大基地特高压利用率，进而减少弃风，还能提升负荷中心的调节能力，以防范大扰动。
国家发改委可再生能源发展中心副主任陶冶在分享“近中期风电发展形势、路径和趋势分析”议题中强调，风电光伏将成为推进电力市场化、储能、微网、增量配网、综合能源服务的关键动力。同时，他还强调，全面“平价”阶段前经济激励政策体系仍将持续完善。
国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧在展望“十四五”风电发展前景时强调，西部北部作为我国风能开发主战场的地位不会改变。关于东部地区电力平衡，她提醒道，大量煤电机组退役如果得不到清洁能源替代，我国将错失能源转型的大好时机，进入不得不发展煤电的怪圈。
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清洁能源装机7263万千瓦、占比50.14%，首次超过集团电力总装机的一半，稳居国有五大发电集团之首；完成发电量290亿千瓦时，同比增长18%，其中风电16亿千瓦时，同比增长75%——这是国家电力投资集团交出的上半年成绩单。
“海南州多能互补集成优化示范项目全容量投产，标志着集团公司清洁能源装机占比达到50%。”国家电投黄河上游水电开发有限责任公司（下称“黄河公司”）董事长谢小平表示。我国单体容量最大的85万千瓦莫合风电场由多能互补集成优化工程400兆瓦风电场和共和450兆瓦风电场组成，前者共安装182台远景能源2.2兆瓦风机。此次并网标志着莫合、那仁共计95万千瓦、447台风机的全球一次性并网单体容量最大的风场实现全部投运。
此次的85万千瓦莫合风电场，由黄河公司投资建设，项目平均海拔3000多米，站区面积约369平方公里。自2018年12月31日首台机组并网发电后，公司一鼓作气，于2019年6月底完成了最后10台风机的并网工作。经过严密观察，风场达到95万千瓦额定出力，全球一次性并网单体容量最大的风电项目由此全部并网投运。
该项目年发电量可达18亿千瓦时，与传统火电厂相比，每年相当于节约标准煤约60万吨，减少烟尘约0.76万吨，减少二氧化碳排放约180万吨。截至2019年7月24日凌晨，黄河公司在运远景风机总发电量为5.51亿千瓦时，均达到项目设计电量水平。
好风场离不开合理选型及科学设计。“由于海拔高、空气密度低，低温对风机适应性的要求比一般地区更高。当地还时有沙尘暴，风里裹着沙子，容易对叶片、塔筒等设施造成磨损，或因大量灰尘进入风机而影响运转，设备绝缘、密封等性能一定要好。”青海黄河风力发电有限责任公司执行董事刘启栋举例，合理的风机选型、精准的微观选址、科学的点位布置等前期工作，将直接影响后期效益。选择合适的整机商伙伴，也因此更加重要。
对此，远景能源莫合项目解决方案相关负责人表示，在选址阶段工程师常在建设成本与发电量之间“进退两难”。远景通过自行开发的智慧风场设计平台，为发电量评估与载荷仿真提供精细的风况输入，结合风资源工程师实地勘探，可根据经济性结果快速取舍。“莫合风电场范围大，机位多，需要从整体出发，考虑排布对尾流的影响。普通软件无法同时计算这么多机位，也难做到优化排布算法。我们通过自开发尾流优化排布模型，整体规划排布；通过调整机位行列间距，前后排机位错开比例、机位排布朝向等关键排布参数，得到满足容量要求尾流最小的排布方式，可保证发电量最大化。”该人士称。
刘启栋坦言，由于地形复杂、局地气候变化大，现有技术对当地风速的预判精度受限。加之项目覆盖地域广，东西长约100多公里，南北跨度达30-40公里。“在这么大的范围内，后期运维的难度着实不小，对运维团队也是严峻考验。”
结合现状，莫合风电场现按“少人值守”原则设计，可实现电站的远程监控、调节及大数据分析等功能。“例如，通过远景中央监控系统，提前对机组健康度状态进行预警；结合孔明风功率预测系统，对不影响机组安全运行的亚健康故障，计划性选择小风天气处理；极大减少了发电量损失，可实现智能化运维。”远景能源运维团队相关负责人介绍。
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行业观察
近日，青海—河南±800千伏特高压直流输电工程（简称“青豫直流”工程）河南段首基铁塔在河南省方城县组立试点，标志着该工程河南段全线进入铁塔组立阶段。
“青豫直流”工程起于青海省海南藏族自治州共和县，止于河南省驻马店市上蔡县。该工程建成投运后，每年可向河南省输送清洁电能400亿千瓦时，约占该省全社会用电量的十分之一，对于满足负荷紧张区域用电需求及大气污染防治等具有重要意义。
该工程包括换流站工程、线路工程等，河南段途经南阳、平顶山、驻马店3市10县区，其中线路工程全长374.575公里，新建铁塔785基，换流站配套接地极线路全长105.1公里，新建铁塔293基。该输电线共跨特高压线路3条、110千伏至500千伏线路58条，跨越铁路6次，跨越高速公路10次。
据国家电网有限公司介绍，该工程将是世界上首个以服务光伏发电为主、全清洁能源打捆外送的特高压工程。
青海—河南工程途经青海、甘肃、陕西、河南等4省，线路全长1587公里，新建海南、驻马店2座换流站，输电电压等级为±800千伏，输送容量800万千瓦，总投资约226亿元，计划2020年建成投运。
青海省是中国重要可再生能源基地，太阳能、风能、水能资源丰富。因此，该工程被寄望于能够促进西北可再生能源基地开发，提高当地电力外送能力，尤其是解决当地的弃风、弃光问题。
据了解，该工程完全靠清洁能源自身互补能力独立供电，将是全国乃至全世界第一条专为清洁能源外送而建设的特高压通道，是我国发展运用特高压输电技术推动新能源大规模开发利用的一次重大创新，将进一步提升特高压输电的安全可靠性和标准化水平，打造新时代特高压建设的样板工程。
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世界首条清洁能源专用特高线路明年将投入使用，解决西北弃风、弃光问题
2019年年上半年中国光伏逆变器出口再度加速，根据进出口海关数据显示，上半年中国逆变器出口额约为13.5亿美元，光伏逆变器出口金额前20家企业占比逼近50%大关。
从企业方面来看，华为、阳光电源和今年进入A股市场的锦浪科技持续引领2019年上年逆变器出口热潮，稳坐光伏企业逆变器出口头三把交椅！前五强企业出口金额占比为36.44%，头部企业出口集中度进一步提升。
随着传统光伏市场趋于稳定甚至出现下滑，逆变器企业在传统市场中的竞争加剧。与此同时，受国内市场政策的波动影响，中国逆变器厂商出海步伐加速，具备成本优势的中国企业越来越多参与到海外市场的竞争中。
随着光伏技术不断演进和市场发展变化，全球逆变器市场呈现出了新的发展格局。回望过去十年，欧美企业凭借在电气领域的优势，几乎霸占了全球光伏逆变器排名前十的全部席位，如今一个个逐渐退出逆变器领域。目前，老牌光伏逆变器巨头西门子、施耐德早已在中国市场上销声匿迹，曾在印度占最大的市场份额的ABB集团，也于今年7月初出售了光伏逆变器业务，将在2020年第一季度正式退出光伏逆变器领域。反观国内企业，世界500强企业华为、A股上市企业阳光电源、锦浪科技顺势而为，进一步巩固和拓展海外布局。可以预见ABB退出后，为中国的光伏逆变器企业“出海”带来更多的机遇。
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电力行业有望率先接轨工业互联网
2019-8-8 来源：中国能源报
近日，在中国智慧能源产业联盟举办的“智慧工业互联网在能源企业的应用”沙龙上，来自国内发电企业及中电联的多位人士表示，未来的工业发展趋势是“智能工业”，但工业互联网在我国的应用还处于初级阶段，我国工业领域需意识到工业互联网的重要性，才有望在该领域走在世界前沿。
1. 工业生态将发生改变
广义的工业互联网包括ERP、远程控制、供应链等，但这些应用多年前就已实现。在此次沙龙上，电力企业代表达成共识，工业互联网的核心是智能和互联，在大数据基础上，应用信息技术、人工智能和互联网技术解决工业生产中的实际问题。
有发电企业人士认为，实体工业分为两种形态，离散型企业例如服装制造厂、发电设备制造厂，设备产生的数据是不连续的；流程型企业例如石化、石油、钢铁、电力、冶金等企业，生产过程连续且不能中断，设备自带的传感器按照秒级、毫秒级实时产生大量数据，这些实时大数据为人工智能分析提供了便捷的技术基础。
中国工业互联网研究院相关负责人表示，工业互联网是5G商用的主战场，5G可以满足工业智能化发展需求，形成具有低时延、高可靠、广覆盖特点的关键网络基础设施。抓住工业互联网蓬勃兴起的机遇，可助力能源企业尤其是电力企业先行一步实现数字化转型。
2. 电厂管理难题将获解决
多位电力行业人士认为，设备状态检修是工业互联网可为流程型工业企业带来变革的领域之一。以电力行业巡检为例，因早期制造业水平较低，电力工业设备跑冒滴漏情况比较严重，又无数据远程监测，因此需要补充巡检的方式。巡检人员大部分时间花在了巡检的路上，在每台设备前检查的时间很短。
随着设备制造水平的提高，企业将不再需要巡检机制，而是可以通过数据分析发现设备问题。传统工业监测方法存在无法区分工况、滞后报警、误报率高等问题，而数据智能可以做到工况感知、提前预警、精准预警。
以火电厂配煤掺烧为例，通过智能检测和数据分析，可以发现燃烧达到最佳效果时火焰中心所处的最佳位置，即特征值，从而可以指导燃煤锅炉火焰中心移动，解决火焰中心检测与管壁超温等问题，进而指导发电厂运行人员实现配煤掺烧优化，使得经济效益显著提升。
与会的电力企业代表与中国工业互联网研究院相关负责人表示，工业互联网在工业中的应用，可以让企业掌握最佳的生产状态，从而在节能降耗、技术改造、降库存、提升设备设计能力、制造业整体制造水平等方面持续提升。
3. 发展尚处“婴儿期”
工业互联网在我国工业、尤其是能源生产行业，目前真正的应用很少，仍在起步阶段。一位工业互联网服务提供商也表示：“工业互联网在电力行业的应用目前还处于“婴儿期”，其应用需要一个接受的过程，就像计算机和ERP刚刚进入中国时一样，但前景非常光明。”
在认知、了解工业互联网之前，大多数企业目前并未尝到“甜头”。“单独一个企业应用工业互联网，只能在单点做出突破，希望流程型企业以及我国工业领域更多的人，可以意识到工业互联网的重要性。”上述服务商表示，希望工业互联网的供给侧和需求侧在联盟平台上共同发力，形成生态和规模，以促进工业化和信息化在电力企业更深度的融合。
目前，以人工智能驱动的智能化变革正方兴未艾，在电力企业代表们看来，我国有机会在能源、工业领域率先实现智能化。原因在于，首先，我国具有大量的工业基础；其次，这些工业产生了海量的工业数据；再次，我国有一定的信息化基础，加上行业对工业互联网的理解和突破，有望在工业互联网领域走在世界的前沿。
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2019年8月13日，国家能源局局长章建华首次在《人民日报》上发表署名文章谈到制定能源发展重大战略规划时明确提出：“要加快推进能源技术装备自主化进程，力争在大规模储能、智能电网、先进核电、氢能和燃料电池等重点领域取得突破，抢占能源转型变革先机。”
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资本市场
亿华通科创板上市申请已被上交所受理
2019-7-19 来源：电车汇
近日，上海证券交易所科创板首页显示，北京亿华通科技股份有限公司（以下简称“亿华通”）拟科创板上市申请获受理。招股书显示，亿华通本次拟发行不超过约2,265万股，占发行后总股本比例为29.99%，每股面值为1元人民币，发行后总股本约7,552万股。
亿华通成立于2012年，是一家专注于氢燃料电池发动机系统研发及产业化的高新技术企业，致力于成为世界领先的氢燃料电池发动机供应商。公司产品目前主要应用于客车、物流车等商用车型。
亿华通2016-2018年财务情况（单位:万元人民币）
数据来源：Wind，国际创投整理
2019年前三个月，亿华通资产总额约为14.38亿元，资产负债率为25.82%；营业收入为1,556.84万元，归属于母公司所有者的净利润为-3,288.62万元。
亿华通常务副总经理于民在采访时表示，亿华通首先从整车和市场需求出发，逐步实现从氢燃料电池动力系统集成向内部核心部件包括氢燃料电池电堆的开发。目前，亿华通已形成从控制器、DC/DC、氢系统到氢燃料电池发动机、测试台在内的纵向一体化产品研发体系。
2019年上半年氢燃料电池汽车总装机量1407台，总计约53.8兆瓦，达到2018年全年总装机量的77.45%。然而国内装机的90%以上都是厢式运输车车和城市客车，不同于美国占比更大的是乘用车（丰田MIRAI为主），可以理解为政策拉动的因素更多。从电动大巴市场看，每年新增才10-20万台，目前国内城市大巴已经90%转为电动车，过往真正的市场增量只有3-5年，总量少且很难长期维持。需要尽快出乘用车的氢燃料电池车才能使市场成本快速下降。
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天津国企拟收购国开新能源
2019-8-21 来源：微能网
津劝业于2019年8月16日晚发公告称，公司收到控股股东津诚资本来函，相关方正在筹划由津劝业以发行股份等方式购买国开新能源科技有限公司（下称“国开新能源”）现有股东所持股权（全部或部分）事宜。
国开新能源是由国开金融有限责任公司牵头组建，光大金控、摩根士丹利、红杉资本、中日节能等联合参与投资的金融投资与实业管理平台。作为国开金融成立的第一个实业投资平台，国开新能源目前业务聚焦新能源项目的开发、投资、建设及运维，并已在全国10多个省市筛选储备光伏发电项目近3GW，其中已并网容量近700MW。
津劝业控股股东津诚资本目前持有国开新能源35.4%股权，而津诚资本也是本次交易对象之一，津劝业计划向相关交易对方发行股份来购买国开新能源的控制权。
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全球21家光伏制造上市公司研发支出分析
2019-8-23 来源：PV-Tech
2017年，21家主要光伏制造商累计年度研发支出达到10.8686亿美元（约为10.8亿美元）。尽管2018年略低于这一数值，但这是研发支出连续第二年超过10亿美元水平。
从2013年的5.04亿美元增至2017年的10.8亿美元，研发支出在五年内翻了一番。21家光伏制造商在2013年几乎都已是上市公司。至2014年，所有21家光伏制造商都实现了上市。
然而，自2014年以来，与逐年增加支出的公司相比，减少研发支出的公司数量在不断增长。
此外，自2015年以来，还有两家公司（First Solar和英利绿能）已连续四年降低支出。2018年的分析显示，两家公司（亿晶光电和海润光伏）已连续三年降低支出，还有两家公司（浙江向日葵光能科技、无锡尚德）连续两年降低支出。
支出模式的差异主要是由部分公司的财务状况推动的，例如英利绿能、海润光伏和SunPower等公司。
2018年，由于开发项目远超计划、市场过热，中国政府宣布实施“531新政”，公用事业和分布式市场出现停滞，中国下游市场疲软。这是导致越来越多的公司在2018年降低支出的部分原因。
值得注意的是，由于这一趋势，自2012年以来，只有两家公司（隆基和中利腾晖）的研发支出逐年增长。2018年增加支出的其他公司包括：晶科能源、阿特斯、SunPower、通威、汉能薄膜、URE、TZS和Comtec。
下图涵盖了 21 家主要光伏制造商过去五年的年度研发支出情况。
图表显示，五家公司（First Solar、隆基公司、汉能薄膜、SunPower和协鑫集团）过去五年的累计研发支出至少超过了1亿美元。尽管First Solar和SunPower的年度排名有所下降，但First Solar五年间的变化并不那么明显，仍是累计研发支出的领导者。
在2018年的排名表上，SunPower下滑了两位。过去五年，SunPower也被隆基公司和汉能薄膜发电集团所取代。在2018年大幅削减研发支出之前，协鑫集团一直在快速向SunPower靠拢。
就研发支出而言，隆基公司和汉能薄膜发电集团一直位列增长最快的三家公司之一，尤其是在过去三年。从图中还可以看出，过去四年，三家公司(中利腾晖、TZS和通威集团)组成了研发支出快速增长的第二个强大团体。中利腾晖、TZS和通威集团的研发支出范围介于2-2.5亿美元。
TZS之下的情况也很有趣。过去三年，低支出水平令英利绿能在排行榜上不断下滑，而海润光伏则大幅下滑。这意味着过去两年，东方日升、晶科能源和阿特斯的研发支出加速，具备了迅速超越英利绿能的实力。然而这也表明，它们仍然远远落后于第二梯队中的中利腾晖、TZS和通威集团。由于其他公司的排名正在下降，这几家公司的排名可能会缓慢上升，虽然如此，它们与第二梯队公司的差距很有可能会扩大，硅基组件超级联盟的两家主要成员会维持在中下游水平。
随着另外两家硅基组件超级联盟成员——天合光能和晶澳太阳能回归中国股市，预计它们的研发支出也会加速这一趋势。对于那些排在阿特斯之后的公司来说，五年的研发支出凸显的是一梯队和二梯队领军公司之间看似越来越难逾越的鸿沟。
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