時間：2023-06-06 09:33:15
開篇：寫作不僅是一種記錄，更是一種創造，它讓我們能夠捕捉那些稍縱即逝的靈感，將它們永久地定格在紙上。下面是小編精心整理的12篇光伏電站開發方案，希望這些內容能成為您創作過程中的良師益友，陪伴您不斷探索和進步。
1.概述
近年來，受國內外政策、經濟形勢影響，我國啟動了大范圍光伏電站建設的。從早期的金太陽工程到近期的政府電價補貼政策，極大地推動了光伏產業發展。在光伏電站開發熱情高漲的同時，電網作為吸納電力方，受配電網架制約，矛盾日益擴大。如何最大限度地保障光伏產業健康發展，做到電網、光伏開發單位的整體社會與經濟效益最大化，亟需電網及光伏開發單位雙方不斷適應新的發展思路。
2.河北南網地面光伏電站開發現狀
隨著國內光伏產業的蓬勃發展與相關扶持政策的利好，近年來河北省內企業投資建設集中式地面光伏電站的積極性很高，如中電投、三峽、英利、晶澳等單位均在河北省南網范圍內積極開展這方面業務。河北南網范圍內，截止2013年底已建成并網發電的項目有6座，已開發容量301MW；在建項目20余項，預計2014年底可新增并網容量超過500MW；待審批、核準項目亦超過500MW。光伏電站開發速度不斷加快，電網接納能力也快速飽和。
通過調研，目前河北南網范圍內光伏開發主要集中在河北省境內沿太行山各個區縣。光伏資源開發條件較好的區縣包含保定市淶源縣、曲陽縣、唐縣、阜平縣；邢臺市邢臺縣、臨城縣；石家莊井陘市、行唐縣；邯鄲市涉縣等，上述每個縣境內規劃光伏開發容量均在200MW～400MW以上，并網壓力較大。
3.河北南網地面光伏電站接入系統思路
通過以上調研，光伏電站開發區域主要集中在西部太行山沿線。與此同時，河北南網西部山區經濟發展水平較為落后，網架普遍基礎薄弱，220kV與110kV變電站布點稀少，110kV與35kV出線間隔極度緊張，地面光伏電站普遍存在無法就近接入或并網線路造價高等困難。
針對境內地面光伏電站接入系統的實際困難，河北省電力公司為了最大限度地保障光伏產業發展，根據不同項目特點并結合其實際情況，批復的接入系統方式主要為就近T接為主，條件較好的光伏電站可直接并入變電站內，但并網線路需作為遠期新增變電站布點T接資源備用。
在這種思路影響下，電網最大限度地保障了光伏電站開發的積極性。集中體現在光伏電站減少了并網線路長度及施工難度，降低了工程造價，節省走廊資源，進而節省110kV或35kV間隔。同時T接模式光伏電站出力可部分就地消納，電網降低了綜合網損，實現了互贏。
4.光伏電站并網過程中，電網設計、運行方式的改變
在現階段，電網職能主要以保障光伏電站能夠順利并網為第一要素。
1）發展以T接模式為主的并網思路，大量釋放光伏可開發區域。現在部分地區電網要求發電廠必須接入變電站內，受出線間隔、路徑限制，大量的光伏電站將不具備并網條件，這限制了區域光伏產業發展。
2）增加變電站間隔配置。現狀變電站一般按典設進行設計等前期工作，由于典設是按照末端負荷站配置，間隔數量與擴建空間受到嚴格限制。在部分光伏條件較好區域，設計新建變電站時應考慮光伏電站并網需求，在間隔及主接線型式上作出預留。
3）更改保護配置原則。現在保護配置要求電站T接線路后需配置三端光差保護，部分光伏電站滿足這一要求，但也有部分情況下，光伏電站附近具備高壓線路，但由于該線路已有T接變電站導致無法接入的情況。為了更大限度地保障光伏電站開發，應改變三端光差保護為距離保護，同時此種線路一般負荷較大，更能體現就地消納的原則。
5.區域內光伏電站可開發容量的天花板
在光伏電站建設的初期，大范圍的光伏電站在西部山區落地。隨著并網容量不斷加大，河北南網境內電網潮流也將發生改變。現在潮流為中部主網送往西部配網，在西部山區光伏電站大規模并網發電后，光照條件較好的每天中午時刻，系統潮流將由西部配網返送中部主網，進而影響東部主網潮流走向，其它時段恢復正常潮流走向，這從根本上改變了常規運行方式，增加了調度與運行方式困難。
為了避免上述大范圍潮流轉移帶給電網的沖擊，應從整體上進行區域內光伏電站可并網容量的研究。
1）以地區為單位，論述地區域范圍內可開發光伏總容量。主要應關注大范圍潮流轉移對主網架的影響。
2）以縣域為單位，論述縣域境內可開發光伏總容量。主要應關注220kV網絡輸電能力及N-1能力等指標。
3）以220kV變電站及110kV變電站為個體單位，論述每座變電站可開發光伏總容量。主要應關注變電站規劃容量配置、負荷預測、返送狀態下N-1能力等指標。
4）考慮現狀山區已有建成的規模地面電站或屋頂電站，同時待核準規模也較多，政府于近期提出了光伏扶貧工程以及廣義概念上的分布式電站，上述各個工程均應納入每個單位可開發容量限額。避免因電網因素導致光伏電站建成后出現的無法并網、棄光等事件發生。
6.光伏電站遠景發展設想
從近年光伏電站建設的跨越式發展歷程中，并網難、并網造價高等問題已凸顯。考慮到現狀光伏電站主要利用荒山地區進行開發，而此類區域一般電網較為薄弱，短期內負荷難以提升，可開發光伏電站總容量將迅速飽和。為了更好地發展光伏產業，中遠期光伏電站建設應遵循以下原則或方向。
1）在西部山區光照條件較好區域，通過建設特高壓電網，大范圍開發光伏電站，并結合風光互補因素后集中送出。
2）在山區與平原交界處，如河北南網太行山沿線，山區負荷較低，但東部緊鄰平原區域負荷較重。可以縣域為單位新建或利用已有220kV網絡，集中電力送往東部平原地區。
3）應大力展開負荷集中區域光伏電站建設，如東部平原地區。具體型式以屋頂、道路沿線、樓宇等分布式光伏，以及漁光互補、農業大棚等地面光伏電站。
4）針對山區光伏電站，現狀主要建設在緩坡等荒山區域，嚴格意義上而言，此類區域若土壤條件改善，可轉為農田或林地。更多的無法利用區域主要為高山陡坡，此類區域在沿太行山一線分布范圍更廣，是目前光伏開發領域的盲區。未來光伏技術應更多地考慮如何利用高山陡坡開發光伏電站，若此類區域可大規模利用，特高壓或高壓電網外送光伏電力才具備更好的匯集條件，減少匯集線路損耗，并節約用地，發揮更好的經濟社會效益。
5）針對平原區域光伏電站，現狀主要以工業園區屋頂分布式電站為主，該類電站已暴露出產權不清晰、負荷不穩定等缺點。未來光伏產業應發展與農業、漁業或其它產業相結合的高效利用技術，結合東部區域密集電網可開發利用更多的太陽能資源。
6）現狀光伏電站并網模式均為匯集升壓站-并網線路-并網點，從資源利用角度看，此種模式并未充分體現出節約資源、路徑的目的。未來可探討將光伏電站內的匯集升壓站就地轉化為電力系統變電站或開關站，在匯集光伏集電線路的同時也可以向當地區域供電，即提高了電網建設速度，又充分體現了光伏就地消納的原則。此種模式在山區10kV線路供電半徑過長、電壓質量不達標區域或東部平原供電緊張區域均可利用。
參考文獻
[1]國家電網公司關于印發分布式光伏發電接入系統典型設計的通知（國家電網發展〔2012〕1777號）
[2]光伏電站接入電網技術規定 Q/GDW 617-2011
【關鍵詞】光伏電站 銀行融資 互聯網金融
一、我國光伏電站融資的背景
近年來，為了發展清潔能源，消化國內光伏制造過剩產能，我國陸續出臺了大量光伏發電的補貼政策，從最早的金太陽工程到分布式電價補貼，經過幾年的努力，我國目前已經成為年裝機世界第一、累計裝機世界第二的光伏發電大國。2014年，光伏發電新增年裝機10.6GW，累計裝機28.05GW。光伏發電的融資與電站的發展幾乎是同步，主要是銀行融資，同時有別于銀行融資、融資租賃等傳統金融模式，借助近年來互聯網的發展，互聯網融資也是光伏電站融資發展的一個新現象和有益補充。
二、光伏電站銀行融資的實踐問題
按照業界標準，光伏電站的發電量依項目所在地的光照條件決定，每年技術衰減0.5%，光伏組件使用壽命可達25年，僅需少量的維護成本，無需火電那樣不可控的原料費用，電站全投資的收益率一般在10%左右。光伏電站作為收益穩定、效益較好的一類項目，天然的具有項目融資的優良屬性。但由于光伏電站屬于新興事物，銀行對項目屬性及風險的識別還沒有經過時間的檢驗，在實踐中許多風險始料未及：如項目業主出資能力不足，導致項目工期拖后，項目規模縮水；如運維不善或組件、逆變器等設備問題，發電量不達預期；如輸電通道建設未跟上導致棄光；等等。因此，就銀行融資而言，光伏電站真正為銀行所接受成為純粹的項目融資依然路途遙遠。目前的光伏電站銀行融資一般需要項目業主具備較強的風險承擔能力，為項目的風險承擔連帶責任。光伏電站的融資期限不宜太短，一般在12～15年，過短的期限降低業主的收益率，也容易在前期造成現金流緊張。對大型光伏電站而言，銀行融資可以解決大部分問題，然而對政策更加鼓勵的分布式光伏電站，裝機規模較小，對銀行而言，意味著交易成本較高，融資可能性將大幅降低。如“千家萬戶”屋頂光伏電站，每個電站不過幾十千瓦，投資不過幾萬元，銀行需要面對大量物權不統一、單一物權融資極低的局面，貸款進入個人信貸小微領域，很難進行下去。
三、光伏電站互聯網融資新形式
互聯網金融是近幾年的一個新興熱門金融領域，光伏電站互聯網融資是隨之伴生的一種融資新模式。互聯網融資包括眾籌融資與p2p融資。眾籌融資是指互聯網門戶向公眾募集股權或者債權資金用于自身項目建設，p2p融資是指互聯網門戶提供的融資項目不是自有而是屬于其他權益者、互聯網門戶僅充當中介的融資類型。2014年，國內第一個光伏電站眾籌項目由聯合光伏推出，籌集1000萬元建設1MW光伏電站，引起多方關注。2015年1月，綠能寶上線，到3月底兩個月不到的時間內即實現融資14800萬元。無論是聯合金融的眾籌股權還是綠能寶的眾籌債權及p2p融資，其融資本質都是將資金提供方由銀行轉為互聯網上的分散的小投資者，籌資者向投資者支付的代價一般比銀行融資更高，但因為互聯網投資者對風險的評估遠不如銀行，從而降低了交易成本。
四、光伏電站互聯網融資與傳統銀行融資的比較
相對于銀行融資而言，互聯網融資在以下幾個方面的特點：
（一）融資的準入門檻比銀行低
銀行融資首先考慮的是項目開發商是否具備較強的資信實力，行業新進入者或者小的開發商往往難以進入銀行授信的名單。而且銀行會要求提供項目之外的信用結構，降低項目風險。互聯網融資的投資者很少會考慮這一方面，對于業主的準入要求較低，但也需要一個資信較好的互聯網平臺來提供融資服務。
（二）融資的交易成本比銀行低
項目業主無需向銀行申貸一樣提供繁瑣的文件資料以及等待漫長的授信過程，投資者一般不會去做項目的盡職調查，資金提供的決策過程較短，資金到位的時間遠低于銀行融資。另一方面，這也導致了投資者對風險的識別不足，其面臨的風險提升。
（三）融資的利率成本比銀行高
如綠能寶提供的利率約為10%，這個收益比一般的銀行貸款利率高。利息支出實際上是光伏電站現金支出中主要的部分，假設發電利用小時數為1300小時，貸款利率為7%，資本金比例為20%，首年度電利息支出約在0.34元，而度電運營成本不過0.12元左右。如果融資利率為互聯網金融的10%，那么度電利息支出可以達到0.49元。可見，互聯網融資大幅度提高了項目的融資成本。
（四）融資期限不如銀行信貸穩定
銀行信貸的融資期限一旦合同簽訂即可確定，光伏電站一般銀行融資期限應為12～15年，與光伏電站的收益相匹配。而互聯網融資很難從單個資金提供者那里獲得這么長的期限，需要不斷更換投資者，這也要求融資者設立方便的贖回機制。
（五）互聯網融資的資金保障不如銀行信貸
銀行一旦決定授信，必然考慮項目的資金是否存在缺口。而互聯網融資每個投資者投資份額較小，需要大量投資者才能保證項目資金完備沒有缺口，顯然融資者需要充分考慮融資不能達到預期的資金替代方案。
五、對光伏電站銀行及互聯網融資的一些展望
（一）銀行融資未來仍然是光伏電站的主力軍
大型光伏電站是光伏電站開發商的第一選擇，需要的資金量也較大，在期限、利率等方面都會傾向于銀行融資。銀行業需要積累大型電站的風險數據，以便更快速的識別風險，降低交易成本。對于小型分布式光伏電站，銀行業應當借鑒小微信貸經驗，積極創新融資模式，提供便捷有效的金融產品。
（二）互聯網融資是光伏電站融資的有益補充
從2014年11月隆基股份（601012.SH）收購樂葉光伏科技有限公司開始，隆基就進入了擴張期，至今仍在加速前行。
隆基向兩個方向擴張。一是縱向向產業鏈縱深延伸。隆基此前專攻硅片的生產，收購樂葉后將業務擴張到組件環節，隨后又發展了電池板塊，由此，隆基形成了從上游單晶硅棒、硅片到單晶電池、組件的近乎全產業鏈的業務模式。
隆基橫向還在加速擴張產能。2013年隆基硅片產能1.6GW，已經是世界最大的單晶硅片生產商。截至2015年底，隆基單晶硅片產能已經膨脹到5GW，兩年近乎翻了兩番，占2015年全球單晶硅片總產能逾三分之一。
這還不是隆基宏圖的全部。隆基將業務向下游拓展后，各環節的產能都在加速放大。隆基股份在2015年度報告中公布了未來兩年的產能布局，到2017年底，隆基硅片產能將達到12GW，組件產能6.5GW。
《財經》記者從隆基了解到，隆基內部還有一份五年期的產能規劃（2015年-2019年），到2019年，硅片產能將達到20GW，電池產能4.5GW，組件產能10GW（2015年全球最大光伏組件生產商天合光能出貨量5.74GW）。
2015年10月，隆基股份出售旗下西安隆基晶益半導體材料有限公司100%股權和寧夏隆基半導體材料有限公司100%股權。隆基的半導體業務始于創立初期，隆基股份創立于2000年，一開始是為半導體行業提供上游原材料，隆基2006年才進入光伏產業，半導體業務一直存在。
“光伏行業面臨著一個巨大的機遇，我們要全力以赴抓住它。”隆基股份董事長鐘寶申告訴《財經》記者，隆基的擴張正緣于此，放棄半導體業務也是為了集中精力，專注于行業的變革之機。
鐘寶申所言的機遇，就是隆基多位高管多次公開表達的，單晶將取代多晶，成為光伏產業的主流。
在中國乃至全球市場，單晶太陽能電池、組件均處于非主流地位。在中國市場，單晶太陽能電池份額一直遠低于多晶太陽能電池。2015年之前，單晶太陽能電池占中國市場比例約為5%。
多晶太陽能電池在全球市場也是主角。第三方研究機構IHS數據顯示，2015年全球單晶太陽能電池占比為26%，多晶比例為74%。
鐘寶申認為，單晶多晶的權重對比將在2019年發生轉折，屆時，中國市場單晶太陽能電池市場份額將超過多晶，隆基的布局正是基于這一預判。
單晶太陽能電池在中國市場占比正迅速提高。市場調研公司EnergyTrend的統計顯示，2015年中國市場單晶太陽能電池占比約為15%。EnergyTrend預測，2016年中國市場單晶比例可提升至25%。
多晶太陽能電池廠商也開始布局單晶產能。比如去年5月，全球最大的多晶硅片生產商協鑫集團宣布，在寧夏中衛投資開建總規模達10GW的單晶硅項目。
因為單晶市場的增長，以及隆基在單晶電池、組件的提前布局，2016年上半年，隆基交出了一份靚麗的半年報。
2016年1月-6月，隆基股份營業收入64.24億元，同比增長282.51%，凈利潤8.61億元，同比增長634.17%。
但是，單晶增長能否持續，乃至突破臨界點，超越多晶，業內各執一端，并無定論。隆基押下的重注能否賭贏，還需要時間的檢驗。
隆基面臨的競爭壓力正在加大，多晶陣營已經開始規模應用降低成本的新技術，單晶的競爭力面臨挑戰；此外，單晶市場的增長，帶來了許多新的單晶對手。從硅片到電池、組件，在一整條戰線上，隆基都必須進一步技術創新，來降低成本、提升轉換率，從而為規劃中的龐大產能維持競爭力。 發力下游
隆基股份的戰略轉變始于2014年11月收購樂葉光伏。樂葉光伏是一家組件生產商，收購樂葉后，隆基將業務從上游單晶硅片拓展到下游組件環節。
這對隆基來說是一次巨大的轉變。隆基一直將自己定位為專業的單晶硅片生產商，到2013年底，隆基單晶硅片產能達1.6GW，成為全球最大的單晶硅片供應商。
“我們開始思考隆基下一步怎么走？”樂葉光伏總經理李文學告訴《財經》記者，隆基一開始的目標是將單晶硅片發展到具備全球競爭力，到2013年已經實現了目標，隆基到了選擇關口。
2014年初，隆基決定深耕光伏行業，向產業鏈下游發展，建立起自己的電池、組件業務。
李文學透露，隆基認識到，單晶硅片市場的瓶頸在下游，在全球光伏組件市場中，單晶太陽能組件只占一小部分。因此，隆基要繼續發展自己的單晶硅片業務，必須要促進下游單晶太陽能電池、組件的市場發展。
隆基內部測算，認為在單晶太陽能電池、組件上的確存在市場機遇，單晶太陽能電池、組件存在價格虛高的狀況，隆基如果將價格拉低，市場必定會增長。
“2013年的時候，我們測算單晶硅片成本比多晶硅片實際每瓦只貴一毛錢。”李文學說，多晶組件和單晶組件的成本差異主要在硅片，但到了組件環節，單晶組件每瓦市場價格要比多晶高七八毛錢。
這與國內光伏產業格局相關。國內并沒有專門的單晶組件生產商，單晶組件都由多晶組件生產商兼營，這些生產商重點推廣多晶組件，單晶組件銷量少，采取的是高價策略，獲得高利潤率。
隆基一開始希望專攻硅片環節，由下游組件生產商來擴大單晶電池、組件的生產。2014年上半年，帶著對單晶電池、組件市場潛力的判斷，鐘寶申和隆基股份總裁李振國陸續拜訪了國內的幾大組件生產商，游說他們擴大單晶電池、組件產能。
“應該說，并沒有得到積極的回應。”鐘寶申說，隆基最后下定了決心，發展自己的電池、組件業務。
2013年底，工信部公布符合《光伏制造行業規范條件》的第一批企業名單。考慮到自己投資建設電池、組件產線還需要走程序申請進入名單，隆基決定通過收購來發展自己的電池、組件業務。
樂葉光伏就在工信部公布的這第一批企業名單中。李文學透露，隆基考察了幾十家潛在的收購對象，最終才確定收購樂葉光伏。
2014年11月，隆基股份以現金4609.55萬元收購樂葉光伏85%股權，樂葉光伏成了隆基的控股子公司。
收購樂葉后，隆基開始迅速擴張自己的硅片、電池、組件產能。先將樂葉原先的200MW的組件產線擴建為2GW，又在江蘇泰州投資新建2GW高效單晶電池產線及2GW配套組件產線。
去年5月，隆基股份還和通威集團簽署戰略合作協議，租賃對方約500MW的單晶電池產線，租期為十年。
李文學介紹，隆基布局產能原則是，硅片產能是組件產能的兩倍，組件產能是電池產能的兩倍。硅片部分是因為需要兼顧重點客戶，對外銷售，電池部分投資較大，所以一半通過委托外部加工或與外部合作生產方式來獲得，一半自己生產。
比如，今年3月，樂葉光伏宣布與平煤股份成立合資公司，在河南平頂山市建設2GW高效單晶電池生產項目，其中樂葉光伏出資1.188億元，占19.8%。樂葉光伏承諾每年以戰略客戶價采購其產品的數量不低于公司當年產量的50%。
鐘寶申表示，到2019年，中國市場上單晶市場份額將超越多晶，基于這一判斷，隆基在2015年制定了五年發展規劃，來擴充產能。
截至2015年底，隆基硅片產能達到5GW，組件產能達到1.5GW，隆基計劃到2019年，硅片產能達到20GW，組件產能10GW，電池產能4.5GW。 單晶回潮
從2015年開始，中國市場的單晶比例開始顯著增長。EnergyTrend數據顯示，2015年中國市場單晶太陽能電池比例從此前的5%上升至15%。
業內普遍認為，單晶電池、組件市占率快速提升，有兩個重要原因：一是單晶價格逼近多晶；二是“領跑者”計劃的促進。
為快速打開市場，隆基為樂葉制定了低價策略。
2015年4月，第九屆國際太陽能光伏展會在上海召開。隆基股份在這一行業盛會上隆重推出樂葉光伏品牌，隆基公開承諾：單晶與主流多晶硅片價差最高不超過0.6元/片，這意味著折算到每瓦價格，單晶硅片甚至比多晶硅片價格還低。
李文學透露，在組件銷售端，樂葉單晶組件銷售執行“一毛錢”策略，即單晶組件價格比多晶高一毛錢。“組件高一毛錢，但單晶有轉換效率高的優勢，系統成本相比多晶有優勢。”
樂葉光伏從去年下半年開始發力。2015年銷售單晶組件721MW、電池237MW，到年底，組件產能擴張到1.5GW，硅片產能達到5GW。
值得注意的是，2015年隆基的庫存增長迅速。2015年隆基單晶組件庫存46MW，同比增長了約94%；硅片庫存約1.5億片，同比增長約78.6%。
鐘寶申解釋，組件庫存是因為2014年基本沒有組件業務，增長比例顯得很大；硅片則是由于來自2016年一二季度的組件訂單很多，硅片庫存是用作儲備。
到2016年上半年，隆基組件銷售就達873.14MW，硅片銷售也大幅增長，對外銷售5.75億片，硅片和組件產銷率都超過了100%。
“領跑者”計劃始于2015年1月，能源局、發改委等八部門聯合《能效領跑者制度實施方案》，國家部分用電項目將優先使用符合“領跑者”指標的產品。
2015年“領跑者”給單、多晶組件設定的轉換效率指標分別為17%、16.5%以上。
業內公認，這一指標對單晶有利。絕大多數多晶組件達不到這一轉換效率標準，反之，絕大多數的單晶組件則在這一標準之上。這導致在“領跑者”光伏發電示范項目上，單晶有天然的優勢。
2015年7月，山西大同1GW光伏示范基地獲批，成為首個“領跑者”示范項目。EnergyTrend統計，大同項目中單晶組件裝機占比達到了47%。
“領跑者”在光伏電站市場中占據舉足輕重的地位。今年6月，能源局正式下達2016年光伏發電建設實施方案，全年新增光伏電站建設規模18.1GW，其中光伏領跑技術基地規模達5.5GW，占近三分之一。 單晶增長能否持續
單晶的增長是公認的趨勢，但未來與多晶格局如何，究竟能否取代多晶，仍是未知之數。
多名電站開發商人士告訴《財經》記者，他們并不在意使用的是單晶還是多晶，他們看重的是產品的性價比，這直接關系到光伏電站的度電成本。
從技術角度看，單晶降價緣于近年來成本的快速降低。隆基多年來專攻單晶硅片的生產。IHS分析師金鳳告訴《財經》記者，隆基在產業鏈上的擴張不可復制，因為隆基在成本控制上有獨特的競爭力。
《財經》記者從隆基了解到，早年隆基的硅片生產設備是從外部購買的標準設備，后來結合自己的技術經驗，生產設備都是定制采購，和其他單晶硅片廠商并不一樣。
單晶硅片的生產分為拉晶、切片兩大環節。每年隆基硅片的非硅成本都在降低。隆基歷年的年報顯示，2013年，隆基拉晶非硅成本同比下降18%，切片同比下降6.9%；2014年整體非硅成本下降了12.79%。
隆基圍繞硅片的生產形成了獨特的技術能力。比如，2013年隆基研發成功全自動單晶生長系統平臺，改變了單晶生長依賴成熟工人經驗的局面，使硅片擴張產能不必受人工的限制。
阿特斯（CSIQ.N）副總裁刑國強告訴《財經》記者，單晶成本直逼多晶，與隆基多年來在拉晶環節降低成本的努力密不可分；另一方面，相比多晶，單晶提前在切片環節應用了金剛線切割工藝。
金剛線切割工藝是近年來光伏業界關注的重點，因為它能較大地提高切片環節的生產效率并降低物耗。
隆基2015年度報告顯示，2015年隆基硅片非硅成本下降了20.78%，是近年來下降幅度最大的一年。《財經》記者了解到，這主要得益于切片環節金剛線切割工藝的全面應用。
金剛線切割工藝在多晶硅片應用上相比單晶有額外的技術難度，目前國內尚沒有多晶硅片廠商實現金剛線工藝的規模應用。
保利協鑫（03800.HK）一位高管 告訴《財經》記者，2015年以來，單晶通過全面應用金剛線切割，縮小了與多晶的價格差距，但是多晶也可以通過應用金剛線切割大幅度降低成本。該高管透露，多晶硅片切片應用金剛線切割已經沒有技術瓶頸，保利協鑫已經有應用，下一步是擴大應用比例。
近日，光伏大會在北京舉辦，《財經》記者在協鑫展臺看到，協鑫已經展出了采用金剛線切割的多晶硅片產品。
現場協鑫工作人員介紹，由于電池廠商使用這類硅片，還需要改造電池產線，現在協鑫是根據訂單需求來安排金剛線切割硅片的產能。
刑國強告訴《財經》記者，到今年底，阿特斯將有1GW的組件產能采用金剛線切割的多晶硅片。
李振國此前公開表示，多晶硅片導入金剛線切割是大勢所趨，隆基有能力犧牲一些毛利率，讓單晶硅片與多晶硅片維持0.1美元的價差，只要多晶硅片降價，隆基就會跟進。
他有信心，即使多晶應用系列的新工藝，單晶仍有能力保持成本競爭力和效率上的優勢。
《財經》記者詢問多家多晶廠商，他們一致認為，金剛線切割工藝之外，多晶還有多項儲備技術可以提升效率，降低成本。 新競爭格局
隆基靚麗的半年報的另一個背景，是今年上半年的光伏電站搶裝風潮。
2015年底，國家發改委《關于完善陸上風電光伏發電上網標桿電價政策的通知》（下稱《通知》），明確2016年一、二、三類資源區的地面光伏電站標桿電價分別降低0.1元、0.07元、0.02元。
因為《通知》明確，2016年以前備案并納入年度規模管理的光伏發電項目但于2016年6月30日以前仍未全部投運的，要執行2016年新電價，光伏電站開發商紛紛搶在6月30日之前建設完工，以趕上原先的高電價。
中國光伏產業協會的數據顯示，今年上半年國內光伏電站裝機量超過了20GW，作為對比，去年全年光伏電站裝機約15GW。
上半年狂飆突進的電站建設浪潮，光伏組件廠商享受了一段需求和價格同時上升的美好時光。但熱潮過后，是清冷的下半年，需求削減，光伏組件開始進入到殘酷的價格競爭中。
今年7月，中廣核2016年500MW光伏組件領跑者項目戰略集中采購項目開標，這是“6?30”之后的首個大型集中采購項目，組件最低報價降到了3.19元/瓦，其他報價在3.4元/瓦左右。
就在數月之前，光伏組件主流報價還在4元/瓦左右。業內普遍認為，“6?30”過后，組件會降價，但降得如此之快，還是令業界吃驚。
沒有最低只有更低。8月國電投2016年度第二批光伏組件設備招標中，晶科能源（JKS.N）報出了3.05元/瓦的最低價，再次拉低了業界的心理底線。
鐘寶申告訴《財經》記者，隆基對此有充分的預見，在價格上將保持跟隨策略。
東旭藍天新能源（000040.SZ）正在大規模推進光伏電站建設。該公司一名高管稱，樂葉給他們的大客戶采購價已經與多晶持平。“現在我們對單、多晶一視同仁。”
價格競爭之外，隆基還面臨著新的單晶競爭對手。其中最令人矚目的是多晶硅片龍頭保利協鑫在單晶上的布局。
上述保利協鑫高管解釋，協鑫看好多晶，但并不排斥單晶，單晶也有一定的市場，預計今年產能將達到1GW。
光伏電站系統經銷商葡萄太陽能創始人袁海洋表示，他看好單晶的未來前景，但隆基不一定是勝出者。
袁海洋拿協鑫舉例，他認為協鑫消化了SunEdison的單晶技術后，會對隆基形成挑戰。
今年8月，保利協鑫宣布以1.5億美元收購美國光伏產業巨頭SunEdison的部分資產。這部分資產中，包括單晶領域的技術，其中較知名的，是SunEdison擁有專利的連續投料拉晶技術及生產線，可以一邊投料一邊拉晶，提升效率，降低成本。
袁海洋表示，隆基所擁有的電池、組件技術，別人也擁有，隆基要脫穎而出，需要盡快實現技術突破及創新。
鐘寶申告訴《財經》記者，隆基了解到未來電池、組件的競爭是技術的競爭，因此會進一步加大研發投入，來保持技術的領先。
一、全球及中國光伏產業發展情況
（一）全球光伏行業呈現復蘇增長態勢，中國新增裝機容量躍居全球首位
全球光伏發電市場繼2011年、2012年的行業不景氣后，2013年呈現復蘇性增長態勢。根據歐洲光伏行業協會（EPIA）統計數據，2013年全球光伏新增裝機容量達3700萬千瓦，較2012年增加714萬千瓦，同比增長23.9%，增速低于2003年至2013年51.9%的年均增速，扭轉2012年的負增長（-1.38%）。其中，歐洲新增裝機1025萬千瓦，同比下降41.68%，美國新增裝機515萬千瓦，同比增長36.54%，其它地區新增裝機1030萬千瓦，同比增長105.57%，中國新增裝機1130萬千瓦，同比增長22.9%，年度新增裝機占全球總量30.5%，首次超過歐洲成為全球新增裝機容量最多的地區。
從全球光伏累計裝機容量來看，截至2013年，全球光伏累計裝機容量達1.37億千瓦，同比增長37.0%。其中，歐洲地區累計裝機7995萬千瓦，同比增長14.7%，增速為10年最低，美國累計裝機1352萬千瓦，同比增長61.6%，中國累計裝機1810萬千瓦，同比增長166.18%，占全球光伏裝機總量的13.2%。
（二）全球光伏行業產能過剩得到緩解，中國產能過剩問題依舊嚴峻
2013年，面對行業低谷，多數光伏企業推遲或取消產能擴張計劃，同時隨著全球光伏下游市場需求的持續增長和上游制造企業的洗牌，全球性產能過剩得到一定程度緩解。根據NPD Solarbuzz的研究，2013年全球光伏組件“有效產能”為4500萬千瓦，產量為3970萬千瓦，產能利用率約為88%，相比較2012年65%的產能利用率顯著提高。中國光伏組件產能約為3400萬千瓦，產量約為2600萬千瓦，產能利用率約為76%，組件產量占全球產量的65%，連續7年位居全球首位。在Solarbuzz最新的2013年十大光伏組件供應商排名中，除日本的夏普太陽能、京瓷與美國的Firstsolar等3家海外供應商外，中國供應商占據7席，包括英利、天合、阿特斯、晶科、昱輝陽光、韓華新能源、晶澳等在內的7家供應商光伏組件出貨量約為1530萬千瓦，約占全球光伏組件產量的三分之一強。
（三）全球多數光伏企業重回盈利軌道或縮減虧損，中國部分光伏上市企業恢復盈利
2013年，隨著光伏應用市場加快啟動及政府對光伏行業的政策扶持，全球光伏行業扭轉了自2011年開始的頹勢，多數企業實現全年盈利目標。光伏上市公司2013年財報顯示，美國太陽能板制造商First Solar(第一太陽能)全年運營收入4.55億美元，毛利率為26.1%，較2102年的25.3%略有提高。德國太陽能電池板制造商Solar World AG 稅費前虧損額2.66億美元，較2012年有所削減。晶科公司2013年總營收11.7億美元，同比增長47.6%，實現利潤3110萬美元，而2012財年虧損2.48億美元。阿特斯2013年實現利潤4560萬美元，而2012年虧損1.95億美元。天合、晶澳、英利分別凈虧損7790億美元、7050億美元、3.21億美元，分別較2012年的2.66億美元、2.75億美元、4.92億美元的虧損額實現大幅度縮減。
二、我國光伏產業發展面臨的形勢分析
（一）發展機遇
一是新興市場加快發展推動我國光伏出口市場結構趨向優化。隨著新興市場的發展，我國光伏產品出口格局發生變化，傳統市場份額下降，新興市場份額不斷上升。2013年，中國電池組件出口量1600萬千瓦，占產量的61.5%，出口額127億美元,同比下降27%。其中，對歐洲出口份額由2012年的約65%下降至2013年的30%，對日本出口約22億美元，占出口額的22%，對美國、印度和南非的出口額分別占10%、5.2%和4.5%，我國對亞洲市場占光伏產品出口的44%，取代歐洲市場成為最大出口市場。2014年1-2月，亞洲市場出口占比52%，其中，對日本出口占比34%，對歐洲市場占比22%，未來新興市場的加快發展將進一步弱化我國光伏產品對傳統市場的依賴，在降低貿易摩擦可能性的同時，促進出口市場結構趨向優化。
二是光伏組件企業向下游環節延伸為光伏產業發展提供新的增長點。受全球光伏行業供求失衡及歐美“雙反”等影響，光伏組件企業逐漸轉變單一銷售組件的盈利模式，開始向下游電站拓展。根據SEMI的《全球光伏制造數據庫》統計，中國排名前20位的光伏組件和電池制造商均已涉足電站開發業務。在2013年我國新增裝機容量中，光伏大型地面電站約700萬千瓦，約占70%。根據北美光伏市場季度報告，2013年美國光伏市場主要由大型電站項目主導，在新型項目中占比超過80%，其中地面電站占約70%以上。從國外一般經驗看，光伏組件產品的毛利率約在15%左右，而從電池片生產到電站建設的毛利率約在25%-40%之間。因此，未來光伏企業向下游拓展將成為企業獲得新盈利模式，加快推動高端技術和終端電站結合，實現以項目帶動產品、以產品推動項目，提升行業投資回報率的同時，為組件銷售提供更加穩定的渠道來源。
三是企業“走出去”步伐加快為我國光伏產業發展開辟更廣闊的空間。近年來，我國光伏企業積極開展海外投資，利用當地資源投資建廠，突破國外市場封鎖。江蘇昱輝陽光自2012年起開始規劃在波蘭、印度、日本等國家開設代工廠，通過中國設計、境外生產方式應對國外“雙反”等貿易壁壘，其中2013年3月簽約成立的波蘭代工廠已經投產。中電光伏為規避歐盟“雙反”措施，積極尋求在土耳其設廠。晶科能源也計劃赴葡萄牙投資建廠。國內光伏企業加快“走出去”步伐有助于企業規避高額關稅，減輕經營壓力，緩和日益激烈的貿易爭端，同時也為企業走向國際市場開辟了更廣闊的空間。
四是宏觀利好政策的密集出臺為我國光伏產業發展提供良好的政策支撐。為規范和促進光伏產業健康發展，2013年，國務院出臺《關于促進光伏產業健康發展的若干意見》（國發【2013】24號文），“國發24號文”提出，“2013-2015年，年均新增光伏發電裝機容量1000萬千瓦左右，到2015年總裝機容量達到3500萬千瓦以上”，在積極開拓光伏應用市場、加快產業結構調整和技術進步、規范產業發展秩序、完善并網管理和服務、完善支持政策、加強組織領導等方面提出具體政策意見。繼“國發24號文”后，財政部、發改部、工信部等先后分別出臺《關于分布式光伏發電實行按照電量補貼政策等有關問題的通知》、《分布式發電管理暫行辦法》、《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》、《光伏制造行業規范條件》等9個配套政策文件，這些政策的出臺和相繼實施為光伏產業發展提供了良好的政策環境，未來隨著這些政策及相關細則陸續發揮效力，將為國內光伏發電市場的發展提供有力的支撐。
（二）面臨挑戰
一是國內市場供應過快發展可能引發新一輪產能擴張趨勢。自2013年下半年開始，國內外光伏市場規模化啟動，閑置產能陸續復產，光伏產品呈現量價回升局面，光伏上市公司業績呈現集體回暖態勢。但是，國內外市場需求不容樂觀，其中歐、美市場需求提升空間有限，日本、印度等新興市場需求仍存在很大的不確定性。因此，未來國內光伏市場在政策等因素刺激下，國內產能持續擴張，如果不斷提速的市場供應得不到市場需求的有效支撐，可能導致產能過剩重演。
二是光伏行業技術落后產能仍然偏高成為影響行業未來發展的主要障礙。目前，我國光伏組件產品結構仍不合理，高端產能與中低端產能同時并存，高端產能表現不足，中低端產能占相當比重。從上游多晶硅材料制造來看，國內企業單位產品能耗約為120千瓦時/千克，比國外先進水平高約20-30%。晶體硅太陽能電池生產線使用的大部分高端設備仍需進口，薄膜太陽能電池主要生產設備與國外相比還有較大差距。單晶硅和多晶硅電池產業化轉化效率普遍在17-19%之間，效率在20%以上的高端產品嚴重不足。根據德國研究機構PvXchangeGmbH公布的研究報告顯示，在2013年中國產品價格上揚、歐洲與日本產品價格下滑的前提下，中國光伏組件價格仍較歐日光伏產品價格低18-25%。未來加快推動中國光伏產業由重視規模效應向重視技術效應轉變，推進產業向高端化、品牌化邁進的任務仍十分艱巨。
三是光伏行業整合難度較大造成未來行業發展仍面臨結構性失衡壓力。受政策引導和市場調整等因素影響，自2011年開始，產業無序發展得到一定程度遏制，行業企業兼并重組意愿強烈，但調整產業結構、淘汰落后產能舉步維艱，未來行業整合推進難度較大，行業面臨著“大”“大”兼并、“大”“小”整合難的困境。目前，我國大型光伏企業量級多在吉瓦級以上，由于實力相當，且受到地方政府保護主義影響，難以通過競爭進行優勝劣汰，推動行業整合。此外，現有大型光伏企業由于品牌、產品售后差距等因素不愿意吸納整合中小型企業產能，導致大量不具備競爭優勢的企業不能得到及時淘汰，未來光伏產業向重點和優勢企業集中速度將有所放緩，進一步延緩產業整合速度。
四是產業對單一市場依賴度過高造成未來行業整體性風險猶存。隨著我國光伏產品主要出口市場受阻，面對外部市場壓力，我國光伏企業在2013年經歷了目標市場的重大調整，由2011年90%以上產品出口調整為2013年的60%產品出口，即國內市場由承受不到10%的產量躍升到支撐約40%的產量，從對外依存度過高轉而過度依賴國內市場，這種過度依靠單一市場容易造成行業整體性風險，單一市場需求變動對行業影響顯著，一方面單一市場整體需求呈現的季節性上漲可能導致勞動力成本上升或者非常規性外包生產，產生光伏代工企業；另一方面，對國內市場的過度依賴造成財政補貼需求增長過快，行業面臨無序發展壓力。未來由于光伏產業對單一市場依賴度偏高，行業整體風險仍然存在。
三、未來展望與政策建議
展望未來，隨著光伏行業發展環境不斷改善，預計全球組件產量有望繼續增長，行業集中度將不斷提高，部分閑置產能將繼續啟動，全球出貨量和新裝容量將形成中國、歐洲、美國和新興市場四分天下格局。
但同時，光伏產業發展也面臨著外需不穩定、國內市場發展過快、行業整合推進較難、對單一市場依賴度過高、貿易摩擦風險仍然存在等問題，均對產業規范和市場應用發展帶來挑戰，應積極加以引導和政策支持。
（一） 改革境外投資制度，鼓勵光伏企業走出去
一是加強市場信息和預警體系建設。加強對光伏產業國別投資環境調研，及時各類投資風險預警信息，避免產業盲目投資;二是提升金融機構對產業發展的融資力度。鼓勵國內金融機構靈活信貸政策，改革融資擔保結構，支持光伏企業參與境外技術創新等投資項目;三是改革光伏產業境外投資管理體制。通過下放對外投資審批權限、縮短審批周期，鼓勵光伏企業開展境外投資合作。
（二） 推動市場機制創新，堅持內外市場相結合
一是鞏固傳統市場份額。推進市場機制創新，發展產品、項目與服務全產業鏈出口模式，鞏固傳統市場份額優勢;二是積極開拓新興市場。采取積極市場策略，選擇市場前景好、投資環境好的國家和地區，推動光伏產品出口;三是繼續開發國內市場，加強光伏市場應用與新型城鎮化建設相結合，推動光伏電站和分布式發電的應用。
（三） 支持企業自主創新，推動優勢企業兼并重組
一是繼續加大光伏技術的投入力度。重視技術創新投入，促進光伏產業在技術、設備和工藝方面不斷進步，實現高端設備國產化及應用技術取得重大突破;二是推動企業產品創新。鼓勵企業提升自主創新能力，推動產品差異化發展;三是支持優勢企業兼并重組。重點支持具備核心品牌競爭力的光伏企業并購中小企業，加快淘汰技術落后企業。
結合當前工作需要，的會員“陽光123”為你整理了這篇氫能源產業發展調研報告范文，希望能給你的學習、工作帶來參考借鑒作用。
【正文】
大力發展新能源產業，是轉變發展方式、培育發展新動能的重要舉措，是優化能源結構、實現低碳轉型的重要途徑。氫能作為一種儲量豐富、來源廣泛、能量密度高、清潔的綠色能源，一些國家和地區正在積極發展布局氫能源產業，我市在氫能源產業發展方面也要積極研究布局。
一、氫能源產業發展現狀
近年來，隨著燃料電池的迅速發展和推廣，氫能作為最適宜的燃料逐漸進入高速發展階段。隨著全球氫能源工業的發展，人工制氫的需求量呈現出爆發式增長，制氫技術日新月異。
國際上，進入21世紀以來，美國、日本、德國等發達國家已將氫能上升為國家能源戰略高度，不斷加強相關的技術研發與產業化扶持力度。美國自2012年以來不斷加大氫能及燃料電池等清潔能源研發領域的投入，并成立美國燃料電池和氫能聯盟，于2013年啟動H2USA計劃，共同對加氫站網絡規劃、融資方案、市場拓展制定詳細方案，為美國在氫能基礎設施方面的集成技術與裝備制造奠定了世界領先地位。截至目前，美國已公開對外運營加氫站達到42座，尚有部分內部加氫站數量未知。日本的《氫能/燃料電池戰略發展路線圖》分為三個發展階段，詳實指導了2014年至2040年，日本制氫、儲運、加氫、氫能利用等產業鏈各環節的發展目標與路徑。在氫能基礎設施方面，結合日本能源稟賦，提出日本各階段制氫與加氫站建設目標，到2030年日本加氫站數量要達到1000座且成本降至2億日元，海外制氫運輸回日本的價格將控制在30日元/m3以內。截至2018年年末，日本已經建成106座加氫站，其中80座以上對公眾開放，按照政府制定氫能基礎設施項目的補貼政策，這些加氫站可享受自身投資水平的一半左右的補貼金額。德國政府在2006年啟動氫能和燃料電池技術國家創新計劃(至2016年該計劃共支持14億歐元)，于2009年啟動氫能供應基礎設施研究，2011年年底實施路線圖。為了尋找可靠的商業推廣模式，2015年2月，約有27家企業共同發起成立H2M公司，在德國政府的資助下，開展全國加氫基礎設施網絡規劃、加氫站建設及經營工作。截至2018年年末，歐洲擁有152座已運營加氫站，其中德國擁有60座對外經營站，且其中2018年度投運17座，已成為全球擁有第二大公共加氫站數量的國家。
國內方面，經過長足發展，我國氫氣年產量已逾千萬噸規模，位居世界第一大產氫國;同時，我國金屬儲氫材料產銷量已超過日本，成為世界最大儲氫材料產銷國。氫氣產量和儲氫材料產銷量兩項世界第一，為我國開發利用新能源、加快邁入氫能經濟時代創造了有利條件。據中國氫能聯盟數據統計，2012-2018年，我國氫氣產量呈逐年遞增趨勢，其中，2018年中國氫氣產量約為2100萬噸。據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書》估計，到2030年，中國氫氣需求量將達到3500萬噸，在終端能源體系占比5％。到2050年，氫能將在中國終端能源體系占比至少達10％，氫氣需求量接近6000萬噸，產業鏈年產值約12萬億元，在交通運輸、工業等領域將實現氫能普及應用，化工、鋼鐵業氫能消費量超過1.6億噸標準煤，燃料電池車銷量達到160萬輛/年。
4月10日，國家能源局《中華人民共和國能源法(征求意見稿)》，將氫能明確劃入了能源種類。4月23日，財政部、工信部、科技部、國家發改委聯合《關于完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》。3月31日，河北省發改委印發《河北省2020年氫能產業重點項目清單(第一批)》。4月初，四川省出臺《新能源與智能汽車產業2020年度工作要點》，提出將編制印發《四川省氫能產業發展規劃》。4月13日，廣州市黃埔區與廣州開發區發展和改革局制定了《促進氫能產業發展辦法實施細則》。4月24日，河北省政府印發《關于加快推動首都“兩區”建設重點突破的意見》，強調將加快發展氫能產業。4月26日，江蘇省常熟市政府印發了《常熟市關于氫燃料電池產業發展的若干政策措施》，明確了氫燃料電池汽車、加氫站的補貼標準和范圍。4月28日，安徽省銅陵市《銅陵氫能產業發展規劃綱要》。4月29日，河南省政府印發《河南省氫燃料電池汽車產業發展行動方案》，河南省新鄉市也在日前印發了《新鄉市氫能與燃料電池產業發展規劃》和《新鄉市氫能與燃料電池產業發展實施意見》。
寧夏方面，我區氫能處于起步階段，年工業用氫氣300萬噸，占全國氫氣產量的15%，但下游輸氫、加氫、用氫等商業化應用還處于空白，儲運及燃料電池等領域尚無相關項目落地。與全國其他地方相比，寧夏煤炭資源富集，煤制氫基礎條件良好；煤炭地下氣化制氫前景可期；能源化工產業聚集，具有生產大量工業副產氫的良好基礎；太陽能光伏發電和風能發電具有一定規模，具備可再生能源電解水制氫的優越條件。
2020年4月26日，自治區政府審議通過《關于加快培育氫能產業發展的指導意見》，并于5月6日正式印發。寧東基地是國家14個億噸級大型煤炭基地、9個千萬千瓦級大型煤電基地、4個現代煤化工產業示范區及產業轉型升級示范區之一，具備大量的副產氫資源。自治區政府已經意識到煤化工合成氣制氫過程副生大量二氧化碳，不符合碳減排趨勢，寧東基地必須盡快找到電解水制氫等安全綠色的第二氫源。2020年4月，《寧東基地氫能產業發展規劃》編制項目進行公開招標，規劃實施后，將進一步推動寧東基地氫能產業的健康發展。此外，寧夏第一個氫能項目——寧夏寶豐能源太陽能電解水制氫儲能及綜合應用示范項目也已落地在寧東能源化工基地。
銀川方面，近年來，銀川市大力推進新能源產業發展，全市風光電站開發有序推進，配套電網加快建設，產業鏈條逐步拓展，新能源產業呈現較快發展勢頭，2014年被確定為國家第一批新能源示范城市。2019年，銀川市發改委編制了《銀川市新能源產業發展規劃（2019-2025年）》，并經市政府專題會議審議通過。規劃提出探索開展氫能產業布局試點，謀劃特色氫能小鎮，為入駐氫能企業提供研發、孵化、生產、檢測、認證等一站式服務。引進吸收制氫、氫能運輸、加氫、燃料電池等核心技術。依托寧東基地工業制氫優勢，開展新能源棄電電解水制氫，結合公交公司、物流園區、加油加氣站，推廣加氫站及氫燃料汽車。
二、推動銀川市氫能源產業發展的建議
（一）擇機有序開展氫能產業發展布局。氫能作為清潔能源，全球主要國家都十分看重其發展，目前氫能和燃料電池已在一些細分領域初步實現了商業化，預計五年后將迎來產業爆發，到2050年全球18%的電力由氫能發電承擔。自治區《關于加快培育氫能產業發展的指導意見》，培育發展氫能產業，促進我區能源產業轉型升級，助推經濟高質量發展。《銀川市新能源產業發展規劃（2019-2025年）（送審稿）》，提出探索開展氫能產業布局試點。銀川市要加快推進“一高三化”進程，推進“綠色高端和諧宜居”美麗新銀川建設，必須不斷優化能源結構，提高新能源的使用比例，發展氫能可作為一個重要選項，我們要積極主動對接國家、自治區發展戰略規劃，又要審時度勢，認真分析氫能產業發展趨勢方向，結合本地實際擇機有序開展產業發展布局。
（二）緊密結合技術、產業發展方向優化路徑選擇。根據《自治區人民政府辦公廳關于加快培育氫能產業發展的指導意見》及自治區和銀川市產業發展現狀，緊密結合技術、產業發展方向，我市氫能產業發展按照氫氣來源，有兩個技術路徑選擇建議。一是氫氣來源外供。依托我區氯堿化工產業基礎，正在加快推進寧東能源化工基地氫能友好示范產業園建設，積極發展氯堿制氫，配套開展制氫、儲運、加氫站等基礎設施建設。寧夏第一個氫能項目，寧夏寶豐能源太陽能電解水制氫儲能及綜合應用示范項目也已落地在寧東能源化工基地。二是氫氣來源自供。例如深圳市凱豪達氫能源有限公司主要采取的技術方案，建設制氫加氫站，采用新型電解水制氫裝置進行水電解制出氫氣。把一些棄光、棄風的電用來制氫，實現本地制氫加氫模式，降低建設和運營成本，解決運輸和安全隱患，隨時保證氫源供給。目前該企業有在銀川投資建設的意向。
（三）積極開展氫能應用試點示范。積極推動氫能產業試點示范，打造規模化、商業化的終端應用場景，為新裝備、新技術提供實證場所。《指導意見》提出在銀川地區和寧東能源化工基地先行開展制氫、儲運、加氫站等基礎設施建設，到2025年，力爭建成1至2座日加氫能力500公斤及以上加氫站。將積極支持銀川市率先開通1至2條示范公交線路運營氫燃料電池公交車，實施開展氫燃料物流車、市政環衛車等示范運營。加大對氫能產業技術研發攻關的支持，對單獨或聯合建設并經自治區相關部門認定的氫能領域重點實驗室、工程技術研究中心、企業技術中心一次性給予100萬元資助，新獲批國家級工程中心和企業技術中心的給予一次性200萬元支持。
