摘要：新闻多一点光伏发电，是利用半导体界面的光生伏特效应而将光能直接转变为电能的一种技术。 ...
1月31日，由光伏家主办、光伏经销商联盟承办的长江三角洲地区 2018 年光伏经销商战略采购洽谈会-暨第十届家用光伏系统推广会将在浙江金华瑞莱克斯酒店举办。
通过智能系统、车辆管控，有效提升高速公路运行速度，使车辆平均运行速度提升2030%。浙江省交通运输厅副厅长任忠表示，智能的核心理念就是要构建人车路协同综合感知体系，构建路网综合运行监测与预警系统。
任忠表示，浙江在创新的同时兼顾新技术、新材料的经济适用性，使超级高速公路的建设具有示范性和可复制性。在这条超级高速公路上,将构建大数据驱动的智慧云控平台。超级高速公路近期能实现自由流收费，远期则实现构建车联网系统，全面支持自动驾驶。值得期待的是，这条超级高速公路未来还将全面支持自动驾驶，这在国际上目前也是领先的。远期的目标是实现移动式的无线充电，一边开车一边充电。
远期基于高精定位、车路协同、无人驾驶等综合接入系统，实现零死亡愿景。任忠介绍，近期的目标是通过太阳能发电、路面光伏发电，插电式充电桩电量的补充，为电动车提供充电服务。总结对电网公司来说，储能对电网适用性强、友好性强。
储能电站的二次配置应与全站的电气一次系统统筹考虑。储能电站总平面布置应按最终规模进行规划设计，目前储能装置一般都采用集装箱式。储能对于能源体系转型起到关键作用。八、储能电站土建设计储能电站的建、构筑物的设计应做到统一规划、造型协调、结构合理、整体性好、生产及生活方便，便于施工及维护。
基于解决上面问题，储能的加入就势在必行。那进行储能系统的设计就变为必要性，由于大规模的储能技术还需要完善和经济性，我只阐述分布式光伏+储能项目的设计要点。
实现与其他二次系统的无缝切换，接受电网公司的调度是二次设计的重点。储能电站站用电源的设计应符合现行国家标准GB50054-2011《低压配电设计规范》的规定。储能电站电气设备布置应符合国家标准GB50060-2008《3~110kV高压配电装置设计规范》的规定。储能电站的备用电源可引自光伏站站用备用变压器或单独从10kV配电网中引接备用电源。
储能电站站用电源应满足站内操作、照明及其他动力用电。一、储能电气系统的组成储能型分布式光伏储能系统主要用于配合光伏发电，因此，整个系统包括光伏组件、开关站、储能电池组、电池管理系统、逆变器、电能表及储能电站联合控制调度系统等。对于20kV以下储能电站还应满足现行国家标准GB50053-2013《20kV及下变电所设计规范》的规定。六、电缆的选择与敷设储能电站电缆选择与敷设的设计应符合现行国家标准GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》的规定。
储能电站电气设备和导体选择应符合国家现行标准GB50060-2008《3~110kV高压配电装置设计规范》和DL/T52222005《导体和电器选择设计技术规定》，对于20kV以下储能电站还应满足现行国家标准GB50053-2013《20kV及下变电所设计规范》的规定。储能电站的二次系统主要包括变电站综合自动化、继电保护和安全自动化装置、电池管理系统和储能电站监控系统等。
由于风能、太阳能资源的波动性和间歇性，以及新能源发电设备中电力电子元件的弱电网适应性，新能源安全稳定运行和有效消纳问题非常突出：一、新能源大规模脱网事故频发，仅2011年就发生50万kW以上风电脱网事故8起，风电机组脱网3800余次，损失电力487万kW，脱网事故造成电网有功功率缺额，引发系统频率降低，危及电网运行安全;二是弃风/弃电现象严重，2012年和2013年全国弃风电量分别达到208亿kW˙h和162亿kW˙h，约占当年风电总发电量的20%和10%，尽管政府和行业企业进行了多方努力，新能源发电的消纳问题较之前有了较大的改善，但是2017年前三季度，国家能源局提供的数据显示，新疆和甘肃等地的弃风/弃电仍然超过20%。图1 储能接网系统构架二、电气主接线设计储能电站的电气主接线应根据储能电站的电压等级、规划容量、线路和变压器连接元件总数、储能单元设备特点等条件确定，并应满足供电可靠、运行灵活性、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求，储能电站接入方式应满足标准Q/GDW5642010《储能系统接入配电网技术规定》，储能电站高压侧可采用线路变压器组、单母线、单母线分段、桥形接线等简单接线方式。
七、储能电站电气二次设计储能电站的二次系统是保障储能电站安全、稳定运行不可或缺的重要部分。锂电池的电池分系统基本上由电池模块按一定容量放置在电池柜内，因此电缆进、出线宜由下端引出，宜采用电缆桥架敷设。随着大规模的分布式项目+储能项目的应用，期盼早日完成《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中对储能十三五的定位要求：储能产业发展进入商业化初期。储能接网系统构架如下图1所示。事实证明，无论在削峰填谷、分时调度、调频调峰等各个方面，储能的优势都非常明显。四、储能电站的设备布置储能电站电气设备布置应结合方式、设备形式及储能电站总体布置综合因素确定。
三、电气一次设备与选择储能电站电气设备性能应满足储能电站各种运行方式的要求。五、储能电站站用电电源设计储能电站站用电源配置应根据储能电站的功能定位、重要性、可靠性要求等条件确定
回到钱从哪里来的这个问题，联盟判断，仅靠现有的市场参与者无法支撑2018年的新增市场，必须引入新的投资主体。新的投资主体往往是其他行业转型或者新增新能源业务，缺乏新能源行业经验，所以公平、公开、公正的投资服务，对吸引他们进入行业至关重要。
银行等金融结构确实到了要练内功的时刻了。按照平均每瓦8元的价格，民营企业扛上100亿至150亿的硬资产，还是压力比较大的。
关键是光伏电站大量并网于2015年底之后，现在补贴还是飘在空中的。今时不同往日，各省已经自发调减GDP，真心撑的好辛苦。古人云，英雄不问出处，今人说，钱要问来路。中性派表示，2018年应该与2017年持平，50G上下吧。
这也是平台建立的初衷和未来服务的重点。现在问题就是，到了2018年了，光伏电站大量进入到还本付息的阶段(刚开始只还利息)，接下来各位老板怎么办?先不说新的融资怎么搞，就这些旧债，能不能还的起?不过我们光伏行业不是一个人在战斗，整个2018年的金融市场，大概率是很多不良爆发的一年。
乐观者做出了60G甚至以上的预测，预测的逻辑是组件价格的下降会带来分布式市场的持续爆发。另外一个是如何匹配两端的资金成本和周期。
为解决这个问题，中国新能源电力投融资联盟联合广州碳排放权交易所、水利水电咨询公司和中国电科院新能源研究中心共同组建了中国新能源电力资产投融资与交易平台，建立资产池，形成透明的资产质量判断标准。到了2018年，大家对市场的判断出现了明显的分化，有些人悲观了，表示明年也就是30-40G，发展太快了，这是电源，不是种白菜。
先解决基础资产质量判断这个关键因素。民间的平台炸裂，国有的也不一定兜不住，云南省国有资本运营有限公司及其旗下子公司,未能按时足额偿还信托贷款本息,已经导致中融信托两款集合资金信托计划延期。1.2GW以上的22家中，8家是国有企业(有2家标得国企，但是我没有算作国企)。再经历几年发展后，现有的市场玩家还能增持多少电站呢?目前超过2GW以上的持有者一共12家，7家是国企性质(领跑者表格里是8家，有一家我没算成国企)。
省级融资平台的违约加上各省自发调减GDP，用银行朋友的话说，省级平台都这样，我们还能相信谁?我想说的是，对于资产的信心应该来自于专业，银行要么提高自己的专业实力，要么请第三方来协助判断项目，同时通过其他的风险分散手段来保护自己。无论未来是多少GW的发展，都需要资金的持续投入。
那么未来的融资的核心就是基础资产的质量，在这点上，欧美的银行是自己组建技术团队判断资产质量的，这才是金融机构的核心竞争力之一。2017年光伏市场的爆炸性增长，让人回想起来热血沸腾。
每年光财务成本至少10亿级别起，还不算其他的费用。就在这样的情况下，上峰还在坚持挤水分、去杠杆，可见这次决心很大。
