揭开中医的不传之秘[ok][ok][ok]
I导读：中药的剂量问题真是中医学里面一个永恒的话题，连本文的作者都说，“中药用量真是一门颇深的学问，恐以毕生精力都不能穷尽其奥秘，著名中药学家叶橘泉先生早年提出的关于药量问题‘希望有专人研究讨论之’，足见其用心良苦。”书友中的各路高人们若有话想说，可在文末留言，与大家分享。
不传之秘在用量
作者/朱炳林
朱炳林，江西鄱阳县人，主任中医师，从事中医40余年，系江西省老中医药专家学术经验继承工作指导老师。
学术代表专著有《困学斋中医随笔》《困学斋中医续笔》。
一、诸家之医案为何不留下药物用量？
中药剂量的问题，一直缺乏一致的标准，清代医案上即可见“用药轻巧”，各药不过一二钱，有的甚至别出心裁，一般药材用根，名医偏偏用花，为求轻巧之至，无所不用其极，若问“根”“花”有何不同，却说不上来。
目前在台湾，“经方派”用药不过三钱，组方少则三味；而“恽派”动则过两，组方多则三四十味，却都有一定的疗效，此当中有何微言精义，外人单看处方不可而知，可待后世智者研究矣!
我读叶天士、徐灵胎诸名家医案，未尝不慨然叹其才秀也，但也有一事不得其解：诸家之医案为何都不曾留下药物用量？
连秦伯未先生辑《清代名医医案精华》时，为求一律，也将用药分量概行删除。
难道用量无关紧要，没有留传之价值？难道用量乃不传之秘，诸家著书立说尚有保守？
莫非如《吴医汇讲》所说，“不以分量明示后人者，盖欲令人活泼泼地临证权衡，毋胶柱而鼓瑟也”？
不管怎么说，辨证论治，环环相扣，一环都不可疏忽。即使辨证准确、论治周全、选方独到、用药精纯，而用量不达，亦差之毫厘则失之千里，也断无佳效。
二、古今两则医案看用量对祛病之影响
《吴鞠通医案》
清朝陈颂幕先生治一肿胀病人，予金匮麻黄附子甘草汤，麻黄八分，附子一钱，甘草一钱二分，无效。邀吴鞠通先生治之。
吴认为陈氏辨证不误，此病确属阳虚水停，选方用药也精纯不杂，取麻黄发表，附子扶阳，甘草和中。之所以无效，是用量不够。
吴氏改麻黄为二两，熟附子一两六钱，炙甘草一两二钱，才取得较好疗效。
《名老中医之路》
重庆陈源生之母患巅顶剧痛，手足逆冷，胸口冷痛，时欲作呕，陈予吴茱萸汤治之，不料药后病增而吐剧，为此求教于其叔祖父陈济普。
陈济普先生认为辨证无误，方亦对路，药后无效，在于吴茱萸的用量过重，减其半，并加黄连五分以制之，便一剂而安。
从这一古一今两则医案看，用量过与不及，都不足以祛病。古今名医，在精通药性、药物归经、四气五味的同时，没有不在用量上细加摸索的。
三、张锡纯之药物用量经验
1984 年冬，全国不少专家学者聚会沧州，探讨张锡纯学术思想，对于张氏敢于实践验证，毫不保留地将药效体验的独得之秘公诸于世之精神，无不交口称赞。
甘遂
例如，甘遂专于行水，攻决为用，乃泄水之圣药，但其气寒而有毒，要发挥它的作用，必须掌握好用量。那么，甘遂的用量多少才合适呢？
张氏决定试试，曾一次嚼服 3 克，未曾瞑眩，只是连续泻下十多次，最后所食水谷尽出，但无其他异常现象，始悟甘遂的通利降痰之力，数倍于芒硝、大黄，一般用量可由 1.5 克增至3 克，并无危险。
石膏
又如石膏，张氏谓“治外感有实热者，直同金丹”，其用量，轻证必用至两许，若实热炽盛，又恒用至三、四两。
麻黄
再如用麻黄发表，张氏在沧州时，至多不过四钱，后南游至汉皋，才用二钱；迨北至奉天，有用至六钱始能出汗者。
“此宜分其地点之寒热，视其身体之强弱；尤宜论其人或在风尘劳苦，或在屋内营生，随地随人斟酌定其所用之多寡，临证自无差谬也。”——《医学衷中参西录》
四、方剂用量有精巧及名方举例
毋怪乎喻嘉言在《医门法律》中申明：“凡治暴寒病，胸中茫无真见，虽用辛热，或以渐投，或行临制，时不待人，倏然而逝，医之罪也。”是有深意的。
岳美中先生说过：“不理解组方的原意，不掌握药物的配伍和用量上的精巧之处，就是原则不明。失去了原则性，则谈不上灵活性。”——《岳美中医话》
方剂用量上有精巧处，这真是见道之言。试想，如弃用量不管，那么，同是大黄、枳实、厚朴三味药物组成的方子，何以区别其为小承气汤、厚朴三物汤、抑或厚朴大黄汤？
一旦掌握了各自的用量，其攻下、除满或开胸泄饮之主治就不会张冠李戴。
桂枝汤中的桂枝、白芍是等量的，如白芍用量重于桂枝，就变为桂枝加芍药汤；而桂枝重于芍药，就是桂枝加桂汤了，方不同，主治不同。
小青龙汤中的干姜、细辛、五味子应等量使用，桂枝、芍药于疾病初起时可等量，病久渐虚，应芍药倍于桂枝，取小建中汤意。
完带汤是治白带的要方，其药物用量甚巧，白朮、山药各一两，白芍五钱，人参、车前子、苍朮各三钱，甘草一钱，而陈皮、荆芥、柴胡只用五、六分。
这种重达一两，轻不及钱，用量悬殊，正是傅青主寓补于散，寄消于升，动静配合，相反相成的组方经验，用此方如不按此方用量，则难收利湿止带之效。
类似完带汤这种用量奇特的例子，《石室秘录》中也有一方，药为白芍三两，当归三两，萝卜子一两，枳壳、槟榔、甘草、车前子各三钱。
裘沛然先生治一赤白痢患者，在一系列治痢正规方失效情况下取用此方，没想到仅两剂便使日夜登厕近百次已臻危殆之患者得以病除。——《壶天散墨》
张仲景芍药甘草汤的芍药和甘草是等量的，刘渡舟先生的经验是芍药甘草用量2:1方有好疗效。
据报道，加味生化汤可治子宫肥大，但当归、川芎、桃仁、炮姜、炙甘草、益母草、荆芥七味药中，如不知重用炮姜与炙甘草，便无明显疗效。
中药用量真是一门颇深的学问，恐以毕生精力都不能穷尽其奥秘，著名中药学家叶橘泉先生早年提出的关于药量问题“希望有专人研究讨论之”，（《名老中医之路》）足见其用心良苦。
I导读：中药的剂量问题真是中医学里面一个永恒的话题，连本文的作者都说，“中药用量真是一门颇深的学问，恐以毕生精力都不能穷尽其奥秘，著名中药学家叶橘泉先生早年提出的关于药量问题‘希望有专人研究讨论之’，足见其用心良苦。”书友中的各路高人们若有话想说，可在文末留言，与大家分享。
不传之秘在用量
作者/朱炳林
朱炳林，江西鄱阳县人，主任中医师，从事中医40余年，系江西省老中医药专家学术经验继承工作指导老师。
学术代表专著有《困学斋中医随笔》《困学斋中医续笔》。
一、诸家之医案为何不留下药物用量？
中药剂量的问题，一直缺乏一致的标准，清代医案上即可见“用药轻巧”，各药不过一二钱，有的甚至别出心裁，一般药材用根，名医偏偏用花，为求轻巧之至，无所不用其极，若问“根”“花”有何不同，却说不上来。
目前在台湾，“经方派”用药不过三钱，组方少则三味；而“恽派”动则过两，组方多则三四十味，却都有一定的疗效，此当中有何微言精义，外人单看处方不可而知，可待后世智者研究矣!
我读叶天士、徐灵胎诸名家医案，未尝不慨然叹其才秀也，但也有一事不得其解：诸家之医案为何都不曾留下药物用量？
连秦伯未先生辑《清代名医医案精华》时，为求一律，也将用药分量概行删除。
难道用量无关紧要，没有留传之价值？难道用量乃不传之秘，诸家著书立说尚有保守？
莫非如《吴医汇讲》所说，“不以分量明示后人者，盖欲令人活泼泼地临证权衡，毋胶柱而鼓瑟也”？
不管怎么说，辨证论治，环环相扣，一环都不可疏忽。即使辨证准确、论治周全、选方独到、用药精纯，而用量不达，亦差之毫厘则失之千里，也断无佳效。
二、古今两则医案看用量对祛病之影响
《吴鞠通医案》
清朝陈颂幕先生治一肿胀病人，予金匮麻黄附子甘草汤，麻黄八分，附子一钱，甘草一钱二分，无效。邀吴鞠通先生治之。
吴认为陈氏辨证不误，此病确属阳虚水停，选方用药也精纯不杂，取麻黄发表，附子扶阳，甘草和中。之所以无效，是用量不够。
吴氏改麻黄为二两，熟附子一两六钱，炙甘草一两二钱，才取得较好疗效。
《名老中医之路》
重庆陈源生之母患巅顶剧痛，手足逆冷，胸口冷痛，时欲作呕，陈予吴茱萸汤治之，不料药后病增而吐剧，为此求教于其叔祖父陈济普。
陈济普先生认为辨证无误，方亦对路，药后无效，在于吴茱萸的用量过重，减其半，并加黄连五分以制之，便一剂而安。
从这一古一今两则医案看，用量过与不及，都不足以祛病。古今名医，在精通药性、药物归经、四气五味的同时，没有不在用量上细加摸索的。
三、张锡纯之药物用量经验
1984 年冬，全国不少专家学者聚会沧州，探讨张锡纯学术思想，对于张氏敢于实践验证，毫不保留地将药效体验的独得之秘公诸于世之精神，无不交口称赞。
甘遂
例如，甘遂专于行水，攻决为用，乃泄水之圣药，但其气寒而有毒，要发挥它的作用，必须掌握好用量。那么，甘遂的用量多少才合适呢？
张氏决定试试，曾一次嚼服 3 克，未曾瞑眩，只是连续泻下十多次，最后所食水谷尽出，但无其他异常现象，始悟甘遂的通利降痰之力，数倍于芒硝、大黄，一般用量可由 1.5 克增至3 克，并无危险。
石膏
又如石膏，张氏谓“治外感有实热者，直同金丹”，其用量，轻证必用至两许，若实热炽盛，又恒用至三、四两。
麻黄
再如用麻黄发表，张氏在沧州时，至多不过四钱，后南游至汉皋，才用二钱；迨北至奉天，有用至六钱始能出汗者。
“此宜分其地点之寒热，视其身体之强弱；尤宜论其人或在风尘劳苦，或在屋内营生，随地随人斟酌定其所用之多寡，临证自无差谬也。”——《医学衷中参西录》
四、方剂用量有精巧及名方举例
毋怪乎喻嘉言在《医门法律》中申明：“凡治暴寒病，胸中茫无真见，虽用辛热，或以渐投，或行临制，时不待人，倏然而逝，医之罪也。”是有深意的。
岳美中先生说过：“不理解组方的原意，不掌握药物的配伍和用量上的精巧之处，就是原则不明。失去了原则性，则谈不上灵活性。”——《岳美中医话》
方剂用量上有精巧处，这真是见道之言。试想，如弃用量不管，那么，同是大黄、枳实、厚朴三味药物组成的方子，何以区别其为小承气汤、厚朴三物汤、抑或厚朴大黄汤？
一旦掌握了各自的用量，其攻下、除满或开胸泄饮之主治就不会张冠李戴。
桂枝汤中的桂枝、白芍是等量的，如白芍用量重于桂枝，就变为桂枝加芍药汤；而桂枝重于芍药，就是桂枝加桂汤了，方不同，主治不同。
小青龙汤中的干姜、细辛、五味子应等量使用，桂枝、芍药于疾病初起时可等量，病久渐虚，应芍药倍于桂枝，取小建中汤意。
完带汤是治白带的要方，其药物用量甚巧，白朮、山药各一两，白芍五钱，人参、车前子、苍朮各三钱，甘草一钱，而陈皮、荆芥、柴胡只用五、六分。
这种重达一两，轻不及钱，用量悬殊，正是傅青主寓补于散，寄消于升，动静配合，相反相成的组方经验，用此方如不按此方用量，则难收利湿止带之效。
类似完带汤这种用量奇特的例子，《石室秘录》中也有一方，药为白芍三两，当归三两，萝卜子一两，枳壳、槟榔、甘草、车前子各三钱。
裘沛然先生治一赤白痢患者，在一系列治痢正规方失效情况下取用此方，没想到仅两剂便使日夜登厕近百次已臻危殆之患者得以病除。——《壶天散墨》
张仲景芍药甘草汤的芍药和甘草是等量的，刘渡舟先生的经验是芍药甘草用量2:1方有好疗效。
据报道，加味生化汤可治子宫肥大，但当归、川芎、桃仁、炮姜、炙甘草、益母草、荆芥七味药中，如不知重用炮姜与炙甘草，便无明显疗效。
中药用量真是一门颇深的学问，恐以毕生精力都不能穷尽其奥秘，著名中药学家叶橘泉先生早年提出的关于药量问题“希望有专人研究讨论之”，（《名老中医之路》）足见其用心良苦。
风电行业交流纪要
Q1:十四五全国及各省风电规划情况？
A:整个十四五期间，全国各省风电规划情况如下：内蒙古风电装机最多，在51GW左右；浙江大概有4.5GW；黑龙江大概有10GW左右；甘肃有25GW左右；山东大概有7-8GW；天津大概有1GW多一点；宁夏大概有4-5GW；江苏大概有11GW左右；云南大概有15-20GW；河北大概有21-22GW；河南大概有10GW多一点；吉林大概有16GW左右；四川大概有10GW左右；湖北大概有6-7GW；西藏可能暂时没有多少；海南大概有5GW左右；江西大概有2-3GW；广东大概有20GW左右；青海大概8-10GW；重庆大概有1GW多一点；贵州大概有5GW左右；北京大概有0.2GW左右；湖南大概有6-7GW。
Q2: 22年预计国内新增陆风海风装机规模多少？
A: 整体来说，海风在十四五期间规划总装机大概55GW左右，陆风大概年平均装机45-50GW左右。22年预计国内新增陆风装机量大概在45-50GW左右，海风相对比较少，大概有5-6GW左右装机量。
Q3: 从更长的时间维度看，陆风和海风的增长空间和态势如何？
A: 陆风可开发容量大概在500-600GW左右，包括新开发陆风、旧风改造、风叶下乡以及戈壁滩陆风等，而海风可开发容量将超过1000GW，陆风可开发总容量要比海风可开发总容量少很多。十三五底，海风装机在整个风电装机中占比大概为13%-15%的水平，预计往后海风装机会越来越多，每年新增装机可能会达到15-20GW。在2030年之前，陆风依然是主力，预计年均新增装机45-50GW。
Q4: 目前风电的消纳情况如何？各地区的弃风率如何？呈现什么样的趋势？
A: 目前风电消纳情况相比前几年整体有所好转，风电消纳主要与两方面有关：一是电网侧改革，二是供电侧改革。电网基本上往智能化围网改变，供电侧将增加风电储能，避免需要电的时候无电可用，不需要电的时候弃风现象。因为风光发电不如火力发电那样稳定，会受季节和天气影响。增加存储设备后，既可调节上网时间，又可调节火电发电周期。
以前甘肃弃风限电最为严重，近几年甘肃弃风限电降到了10%以内。沿海发达地区弃风限电情况相对较好，弃风率基本都很低。弃风限电最明显地区还是三北地区，这些地区经济发展慢，以前特高压电没有足量上网，弃风率相对较高。近几年，特高压电远程调节输出明显好转，弃风率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。
Q5: 今年上半年风电装机情况如何？
A: 今年1-5月份风电装机量非常少，主要有两方面影响：一是受季节因素影响，二是受疫情影响。季节影响方面，我国北方地区1-5月仍处于天寒地冻状态，冻土导致风电装机寸步难行，每年1-5月风电装机都非常少。往年南方风电施工基本上占全国风电总施工20%左右。今年受疫情影响，南方风电施工占比会有所降低。上海地区和华东地区疫情影响较为明显，风电装机量有一定负面影响。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影响，影响量大概在10%-15%。今年上半年风电装机整体偏弱，但下半年整体装机量会增加许多，全年陆风电装机量依然朝着至少55GW发展。整个市场需求没有太大问题，去年招标量基本上都有60GW往上，今年截止目前招标量大概有43-44GW左右。
Q6: 关于新能源欠补问题，今年已经发放的两批补贴主要是给哪些企业？补贴款是否已收到？行业剩余的未发补贴预计什么时候能发放？
A: 今年已发放的两批新能源补贴主要给了央企。陆风补贴之前欠一部分，这两批补贴更多给了陆风，海风补贴和陆风补贴目前都欠一部分。预计在之后的2-3年时间里，补贴会发放到位，补贴填补最迟完成时间在十四五末期。今年补贴填补会减缓，主要是疫情对整体国家财政经济带来一定负面影响，国家财政政策会更加偏向于刺激消费和购置税等恢复经济活力方面，新能源补贴填补因此会有所放缓。
Q7: 目前风电行业招标情况如何？今年及分季度陆风海风招标规模多少？有什么趋势？
A: 目前，陆风招标大概在37GW左右，海风招标大概在7GW左右。预计今年海风总招标量大概在20GW左右，陆风招标量大概在60左右。
Q8: 风电产业链上中下游分别的竞争格局和竞争态势如何？各企业如何构建自己的行业壁垒？（上游零部件、中游整机、下游电厂运营商）
A: 上游零部件，目前国产化零部件处于充分竞争的红海状态。国产化率不高的零部件（如：主轴、轴承等），竞争相对不算激烈，相应生产厂家利润会好一些，但慢慢竞争态势也会加剧。其他小品类零部（如：提升机），这类企业也会相对比较有竞争优势，因为企业基本处于领跑地位。但铸件、叶片以及低端结构件自动器等部件竞争比较充分，相应厂家毛利率在不断下降。
中游整机，竞争也比较激烈，目前有十几家企业竞争。中标过程中，价格依然是大比例考量因素。整个行业中，目前有几家相对运营健康的大企业，如：金风科技、明阳智能。远景能源未上市，财务状况尚不明确，其他一些企业目前盈利能力并不是很好。除非企业有知识、风场开发、材料以及跨业务比较全，包括投资运营或者像发电厂一样进行投资，这样企业盈利才会相对较好。
下游电厂运营商，平价之后，盈利能力最好的企业，如：三峡能源，它的毛利率超过40%。国家电投盈利也算比较好，但往往集中于火电业务的运营商亏损严重。总之，新能源业务占比较高的电厂运营商，盈利能力会更强。
Q9: 怎么看待风电下乡？以及开发中可能遇到的瓶颈？
A: 长期来看，风电下乡的年装机量会比较有限。风电下乡至少得有100GW以上的装机量，但并非每个农村或每个县都能达到这个地步。未来电改政策可能会促进风光能源在农村、乡镇、碳中和工业园及碳中和农村加速建设。但这并非单个设备的影响，而是整个电力体系的改变。
风电下乡瓶颈主要体现在两个方面，一是，风电下乡主要集中的三北地区用电量上不去。二是，南方风电装机占地面积较大、占地费用贵，并且风资源并不是很好。
Q10: 目前陆风和海风的单GW总成本在多少亿？
A: 在陕北平原地区大一些的项目，陆风开发成本大概在4000-5000元/kw，即40-50亿/GW。海风项目开发成本相对会翻倍，在山东以北地区，海风开发成本大概在1.1-1.2万/kw。福建和广东风电开发成本要高一些，大概在1.3-1.4万/kw。
Q11: 目前陆风和海风项目分别的详细成本拆分？比如风机、塔筒、海缆、安装成本占比等。
A: 北方地区陆风风机成本大概占45%-50%，南方偏山区陆风风机成本大概占40%-45%，因为运输成本和施工变压站等成本要高，整体相对成本更高，风机成本占比相对较低。塔筒成本占建设成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建设成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海缆成本和风机到海岸线的距离有关，大部分海缆按照30-40公里计算，海缆成本大概占开发成本5%左右，距离远一些的占6%-7%左右。陆上安装成本大概占总成本11%-12%左右，海上安装成本大概能占20%左右，相对较高。
Q12: 近年来，陆风和海风的成本变化情况？未来趋势如何？（设备成本、施工成本等）
A: 近些年陆风成本变化相对较大。平价之前，风机成本可能在2500-2600元左右。平价之后，一个机组大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊装费等成本降了30%-40%左右，吊装打桩成本基本腰斩。
Q13: 近期大宗商品价格有所回落，原材料价格对项目成本及收益率的影响？
A: 近期原材料价格确实稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然处于高位。今年所施工项目基本上都是去年招标完成的项目，新招标项目并不多。企业在购买原材料产品时，与上游厂家谈判可能会稍降成本，但降幅不会很明显。因为上游零部件企业大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上涨时，中下游企业使劲压价，上游企业会很难经营下去。
Q14: 陆风风机和海风风机有哪些区别？价格差异这么大的原因是什么？
A: 陆上风机和海上风机区别主要体现在四个方面：一是使用寿命；二是建设可靠性；三是设备防腐等级；四是防雷预警装置和阻尼器要求。首先，陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。其次，海上风机建设可靠性要求比陆上风机更高，因为海上风机一旦发生故障，维护成本会很高，所以它的建设可靠性要求会更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上风机设备防腐等级要求要更高，喷涂和防腐材料要求比较高。海上风机的塔筒机舱部分除湿要求也比较高，否则内部腐蚀影响会比较大。最后，海上风机遭遇雷暴天气比较多，相应的防雷预警装置设备会比陆上风机装配要多。海上风机的阻尼器也会相对比较大，以起到减震和抗击载荷冲击作用。
Q15: 目前国内能生产的最大的风机有多大？大型化发展的极限是多少？
A: 目前国内开发的最大风机在16MW左右。东方电气、远景能源、金风科技和上海电气等企业可能开发了14MW的风机，海上风机大概在15-16MW左右。大型化的极限基本上。目前陆上风机大型化极限大概是8MW以上，主要是运输方面受限比较大，分段叶片目前也不算成功。海上风机大型化极限大概在20MW以上，海上风机只有做大，整个收益率才会比较理想。
Q16: 除了大型化以外，风电设备未来还有哪些发展趋势？
A: 往半直驱发展，成本相对较低，可靠性向直驱方面发展，海上风电逐渐降低双馈比例。风机越大，轴承倾向于半直驱，不用直驱那么大。风机大型化之后，叶片可能会使用大量轻质高强的碳纤维。为成本控制，风电叶片可能会推出不饱和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替环氧树脂类材料。此外，海上风电并网可能由交流渐渐变成直流。大型化带来的技术发展还包括很多方面，例如：海缆技术需要更加进步，海缆逐渐变细，内高压性能加强，电流功率逐步增大，有效减少功率模块的使用量，降低设计成本，在测风雷达设备方面更加敏感，立体性应用更大型化，海上应用更广泛。智能网络中的存储设备不仅仅使用电池储能设备，在海上可实现自清，向海洋牧场发展。
Q17: 通常海风和陆风设备的使用寿命分别有多长？
A: 陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。
Q18: 目前风电运营的行业普遍内部收益率IRR是多少？单GW利润能到几个亿？分陆风和海风。
A: 风电运营商普遍业内收益率在8%以上，发展较好的企业甚至可达到12%。风电平价后，典型业主（即：运营商）相比平价之前利润更高。海上风电平价收益率普遍在6%以上，因为其整机寿命更长，达到25年。
Q19: 今年是海风平价第一年，平价前后海风项目收益率的变化情况？
A: 最低收益率在6%以上。今年是海上平价第一年，平价前国家补贴较多，并网电价大概在0.85元；平价后，上网电价不按经费算，普遍在0.39-0.42元，典型代表为山东、江苏、广东。业主的收益率由于补贴减少过多，其收益相比平价前有所下降。
Q20: 沿海各省海风利用小时数有多少，目前哪些地区的海风项目能达到平价标准？
A: 山东、江苏约为3200小时，年平均风速为7.5米，福建、广东约为4000小时，年平均风速为8米，其中，福建省来风较为平稳，发电效率较好。目前，江苏省海风装机量最多，累计装机量占全国近50%。
Q21: 风电项目配套储能对于收益率的影响有多少？
A: 配储能后，发电量可提高6%左右。
Q22: 大基地的风电项目收益率是多少？
A: 正常情况下，并网收益率基本在6%-8%以上。
Q23: 风光大基地项目，各企业分别能拿多少指标？什么样的企业拿项目有优势？
A: 央企优势较大。例如国家电投、国家能源、大唐发电、华电国际、华润电力、三峡能源、中广核等企业指标较多，三北地区占比较多，其次还有南方个别省，例如云南，南方各省主要以光伏为主。
Q24: 目前海风竞价项目的情况如何？怎么看待今年3月上海金山海风竞价项目出现0.302元/kwh这么低的中标价格。
A: 项目竞配以联合体竞配为主，开发商、业主、运营商、电厂、重点部件厂家进行联合竞配。
Q25: 现在风电参与市场化交易的规模如何？溢价水平有多少？
A: 目前风电参与交易市场交易规模约为20%左右。溢价水平比正常电价略低几分钱。
Q26：关于风电成本，风机领域还有哪些方面有降本空间？
A：小品类还存在某些空间，大部分品类降价空间不大。部件方面进行降本，偏向于国产化的推进速度，主轴承、齿轮箱、海缆等部件，如果国产化竞争态势加剧，有利于海缆降价，其他方面的降价空间不大。
Q27：分散式风电的空间如何看待？
A：分散式风电只是作为风电或者新风电发展的重要补充，但不会成为主力。分散式风电每年基本上占比20%以内，风电下乡、碳中和工业园、智能化改造、风电用电结构改造后，这部分量主要为补充作用，无法形成太大规模，每年不超过10GW。
Q28：陆风、海风从招标到交付的时间周期大概为多长？
A：陆风从招标到交付普遍在12-14个月。海风近几年比较另类，今年普遍为1年以内，但正常情况下，从招标到全容量并网，大概为1.5-2年。
Q1:十四五全国及各省风电规划情况？
A:整个十四五期间，全国各省风电规划情况如下：内蒙古风电装机最多，在51GW左右；浙江大概有4.5GW；黑龙江大概有10GW左右；甘肃有25GW左右；山东大概有7-8GW；天津大概有1GW多一点；宁夏大概有4-5GW；江苏大概有11GW左右；云南大概有15-20GW；河北大概有21-22GW；河南大概有10GW多一点；吉林大概有16GW左右；四川大概有10GW左右；湖北大概有6-7GW；西藏可能暂时没有多少；海南大概有5GW左右；江西大概有2-3GW；广东大概有20GW左右；青海大概8-10GW；重庆大概有1GW多一点；贵州大概有5GW左右；北京大概有0.2GW左右；湖南大概有6-7GW。
Q2: 22年预计国内新增陆风海风装机规模多少？
A: 整体来说，海风在十四五期间规划总装机大概55GW左右，陆风大概年平均装机45-50GW左右。22年预计国内新增陆风装机量大概在45-50GW左右，海风相对比较少，大概有5-6GW左右装机量。
Q3: 从更长的时间维度看，陆风和海风的增长空间和态势如何？
A: 陆风可开发容量大概在500-600GW左右，包括新开发陆风、旧风改造、风叶下乡以及戈壁滩陆风等，而海风可开发容量将超过1000GW，陆风可开发总容量要比海风可开发总容量少很多。十三五底，海风装机在整个风电装机中占比大概为13%-15%的水平，预计往后海风装机会越来越多，每年新增装机可能会达到15-20GW。在2030年之前，陆风依然是主力，预计年均新增装机45-50GW。
Q4: 目前风电的消纳情况如何？各地区的弃风率如何？呈现什么样的趋势？
A: 目前风电消纳情况相比前几年整体有所好转，风电消纳主要与两方面有关：一是电网侧改革，二是供电侧改革。电网基本上往智能化围网改变，供电侧将增加风电储能，避免需要电的时候无电可用，不需要电的时候弃风现象。因为风光发电不如火力发电那样稳定，会受季节和天气影响。增加存储设备后，既可调节上网时间，又可调节火电发电周期。
以前甘肃弃风限电最为严重，近几年甘肃弃风限电降到了10%以内。沿海发达地区弃风限电情况相对较好，弃风率基本都很低。弃风限电最明显地区还是三北地区，这些地区经济发展慢，以前特高压电没有足量上网，弃风率相对较高。近几年，特高压电远程调节输出明显好转，弃风率每年降低大概2%-3%，最高降低20%以上。
Q5: 今年上半年风电装机情况如何？
A: 今年1-5月份风电装机量非常少，主要有两方面影响：一是受季节因素影响，二是受疫情影响。季节影响方面，我国北方地区1-5月仍处于天寒地冻状态，冻土导致风电装机寸步难行，每年1-5月风电装机都非常少。往年南方风电施工基本上占全国风电总施工20%左右。今年受疫情影响，南方风电施工占比会有所降低。上海地区和华东地区疫情影响较为明显，风电装机量有一定负面影响。西安、河南和吉林等地年初也受到疫情影响，影响量大概在10%-15%。今年上半年风电装机整体偏弱，但下半年整体装机量会增加许多，全年陆风电装机量依然朝着至少55GW发展。整个市场需求没有太大问题，去年招标量基本上都有60GW往上，今年截止目前招标量大概有43-44GW左右。
Q6: 关于新能源欠补问题，今年已经发放的两批补贴主要是给哪些企业？补贴款是否已收到？行业剩余的未发补贴预计什么时候能发放？
A: 今年已发放的两批新能源补贴主要给了央企。陆风补贴之前欠一部分，这两批补贴更多给了陆风，海风补贴和陆风补贴目前都欠一部分。预计在之后的2-3年时间里，补贴会发放到位，补贴填补最迟完成时间在十四五末期。今年补贴填补会减缓，主要是疫情对整体国家财政经济带来一定负面影响，国家财政政策会更加偏向于刺激消费和购置税等恢复经济活力方面，新能源补贴填补因此会有所放缓。
Q7: 目前风电行业招标情况如何？今年及分季度陆风海风招标规模多少？有什么趋势？
A: 目前，陆风招标大概在37GW左右，海风招标大概在7GW左右。预计今年海风总招标量大概在20GW左右，陆风招标量大概在60左右。
Q8: 风电产业链上中下游分别的竞争格局和竞争态势如何？各企业如何构建自己的行业壁垒？（上游零部件、中游整机、下游电厂运营商）
A: 上游零部件，目前国产化零部件处于充分竞争的红海状态。国产化率不高的零部件（如：主轴、轴承等），竞争相对不算激烈，相应生产厂家利润会好一些，但慢慢竞争态势也会加剧。其他小品类零部（如：提升机），这类企业也会相对比较有竞争优势，因为企业基本处于领跑地位。但铸件、叶片以及低端结构件自动器等部件竞争比较充分，相应厂家毛利率在不断下降。
中游整机，竞争也比较激烈，目前有十几家企业竞争。中标过程中，价格依然是大比例考量因素。整个行业中，目前有几家相对运营健康的大企业，如：金风科技、明阳智能。远景能源未上市，财务状况尚不明确，其他一些企业目前盈利能力并不是很好。除非企业有知识、风场开发、材料以及跨业务比较全，包括投资运营或者像发电厂一样进行投资，这样企业盈利才会相对较好。
下游电厂运营商，平价之后，盈利能力最好的企业，如：三峡能源，它的毛利率超过40%。国家电投盈利也算比较好，但往往集中于火电业务的运营商亏损严重。总之，新能源业务占比较高的电厂运营商，盈利能力会更强。
Q9: 怎么看待风电下乡？以及开发中可能遇到的瓶颈？
A: 长期来看，风电下乡的年装机量会比较有限。风电下乡至少得有100GW以上的装机量，但并非每个农村或每个县都能达到这个地步。未来电改政策可能会促进风光能源在农村、乡镇、碳中和工业园及碳中和农村加速建设。但这并非单个设备的影响，而是整个电力体系的改变。
风电下乡瓶颈主要体现在两个方面，一是，风电下乡主要集中的三北地区用电量上不去。二是，南方风电装机占地面积较大、占地费用贵，并且风资源并不是很好。
Q10: 目前陆风和海风的单GW总成本在多少亿？
A: 在陕北平原地区大一些的项目，陆风开发成本大概在4000-5000元/kw，即40-50亿/GW。海风项目开发成本相对会翻倍，在山东以北地区，海风开发成本大概在1.1-1.2万/kw。福建和广东风电开发成本要高一些，大概在1.3-1.4万/kw。
Q11: 目前陆风和海风项目分别的详细成本拆分？比如风机、塔筒、海缆、安装成本占比等。
A: 北方地区陆风风机成本大概占45%-50%，南方偏山区陆风风机成本大概占40%-45%，因为运输成本和施工变压站等成本要高，整体相对成本更高，风机成本占比相对较低。塔筒成本占建设成本大概5%-6%水平，如果每千瓦建设成本是4000-5000元，塔筒成本大概在400-500元左右。海缆成本和风机到海岸线的距离有关，大部分海缆按照30-40公里计算，海缆成本大概占开发成本5%左右，距离远一些的占6%-7%左右。陆上安装成本大概占总成本11%-12%左右，海上安装成本大概能占20%左右，相对较高。
Q12: 近年来，陆风和海风的成本变化情况？未来趋势如何？（设备成本、施工成本等）
A: 近些年陆风成本变化相对较大。平价之前，风机成本可能在2500-2600元左右。平价之后，一个机组大型化成本大概在1500元左右。施工成本中，吊装费等成本降了30%-40%左右，吊装打桩成本基本腰斩。
Q13: 近期大宗商品价格有所回落，原材料价格对项目成本及收益率的影响？
A: 近期原材料价格确实稍有回落，但相比于前年，原材料成本依然处于高位。今年所施工项目基本上都是去年招标完成的项目，新招标项目并不多。企业在购买原材料产品时，与上游厂家谈判可能会稍降成本，但降幅不会很明显。因为上游零部件企业大部分盈利能力并不是很好。如果原材料成本上涨时，中下游企业使劲压价，上游企业会很难经营下去。
Q14: 陆风风机和海风风机有哪些区别？价格差异这么大的原因是什么？
A: 陆上风机和海上风机区别主要体现在四个方面：一是使用寿命；二是建设可靠性；三是设备防腐等级；四是防雷预警装置和阻尼器要求。首先，陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。其次，海上风机建设可靠性要求比陆上风机更高，因为海上风机一旦发生故障，维护成本会很高，所以它的建设可靠性要求会更高，以最大程度降低故障可能性。此外，海上风机设备防腐等级要求要更高，喷涂和防腐材料要求比较高。海上风机的塔筒机舱部分除湿要求也比较高，否则内部腐蚀影响会比较大。最后，海上风机遭遇雷暴天气比较多，相应的防雷预警装置设备会比陆上风机装配要多。海上风机的阻尼器也会相对比较大，以起到减震和抗击载荷冲击作用。
Q15: 目前国内能生产的最大的风机有多大？大型化发展的极限是多少？
A: 目前国内开发的最大风机在16MW左右。东方电气、远景能源、金风科技和上海电气等企业可能开发了14MW的风机，海上风机大概在15-16MW左右。大型化的极限基本上。目前陆上风机大型化极限大概是8MW以上，主要是运输方面受限比较大，分段叶片目前也不算成功。海上风机大型化极限大概在20MW以上，海上风机只有做大，整个收益率才会比较理想。
Q16: 除了大型化以外，风电设备未来还有哪些发展趋势？
A: 往半直驱发展，成本相对较低，可靠性向直驱方面发展，海上风电逐渐降低双馈比例。风机越大，轴承倾向于半直驱，不用直驱那么大。风机大型化之后，叶片可能会使用大量轻质高强的碳纤维。为成本控制，风电叶片可能会推出不饱和聚酯以及聚氨酯等新材料，以代替环氧树脂类材料。此外，海上风电并网可能由交流渐渐变成直流。大型化带来的技术发展还包括很多方面，例如：海缆技术需要更加进步，海缆逐渐变细，内高压性能加强，电流功率逐步增大，有效减少功率模块的使用量，降低设计成本，在测风雷达设备方面更加敏感，立体性应用更大型化，海上应用更广泛。智能网络中的存储设备不仅仅使用电池储能设备，在海上可实现自清，向海洋牧场发展。
Q17: 通常海风和陆风设备的使用寿命分别有多长？
A: 陆上风机寿命大概20年，海上风机寿命大概25年，海上风机寿命相对更长。
Q18: 目前风电运营的行业普遍内部收益率IRR是多少？单GW利润能到几个亿？分陆风和海风。
A: 风电运营商普遍业内收益率在8%以上，发展较好的企业甚至可达到12%。风电平价后，典型业主（即：运营商）相比平价之前利润更高。海上风电平价收益率普遍在6%以上，因为其整机寿命更长，达到25年。
Q19: 今年是海风平价第一年，平价前后海风项目收益率的变化情况？
A: 最低收益率在6%以上。今年是海上平价第一年，平价前国家补贴较多，并网电价大概在0.85元；平价后，上网电价不按经费算，普遍在0.39-0.42元，典型代表为山东、江苏、广东。业主的收益率由于补贴减少过多，其收益相比平价前有所下降。
Q20: 沿海各省海风利用小时数有多少，目前哪些地区的海风项目能达到平价标准？
A: 山东、江苏约为3200小时，年平均风速为7.5米，福建、广东约为4000小时，年平均风速为8米，其中，福建省来风较为平稳，发电效率较好。目前，江苏省海风装机量最多，累计装机量占全国近50%。
Q21: 风电项目配套储能对于收益率的影响有多少？
A: 配储能后，发电量可提高6%左右。
Q22: 大基地的风电项目收益率是多少？
A: 正常情况下，并网收益率基本在6%-8%以上。
Q23: 风光大基地项目，各企业分别能拿多少指标？什么样的企业拿项目有优势？
A: 央企优势较大。例如国家电投、国家能源、大唐发电、华电国际、华润电力、三峡能源、中广核等企业指标较多，三北地区占比较多，其次还有南方个别省，例如云南，南方各省主要以光伏为主。
Q24: 目前海风竞价项目的情况如何？怎么看待今年3月上海金山海风竞价项目出现0.302元/kwh这么低的中标价格。
A: 项目竞配以联合体竞配为主，开发商、业主、运营商、电厂、重点部件厂家进行联合竞配。
Q25: 现在风电参与市场化交易的规模如何？溢价水平有多少？
A: 目前风电参与交易市场交易规模约为20%左右。溢价水平比正常电价略低几分钱。
Q26：关于风电成本，风机领域还有哪些方面有降本空间？
A：小品类还存在某些空间，大部分品类降价空间不大。部件方面进行降本，偏向于国产化的推进速度，主轴承、齿轮箱、海缆等部件，如果国产化竞争态势加剧，有利于海缆降价，其他方面的降价空间不大。
Q27：分散式风电的空间如何看待？
A：分散式风电只是作为风电或者新风电发展的重要补充，但不会成为主力。分散式风电每年基本上占比20%以内，风电下乡、碳中和工业园、智能化改造、风电用电结构改造后，这部分量主要为补充作用，无法形成太大规模，每年不超过10GW。
Q28：陆风、海风从招标到交付的时间周期大概为多长？
A：陆风从招标到交付普遍在12-14个月。海风近几年比较另类，今年普遍为1年以内，但正常情况下，从招标到全容量并网，大概为1.5-2年。
【相变储热清洁供暖为多地特色小镇实现了低成本采暖】特色小镇能源利用不能照搬城市的发展模式，应因地制宜，重点关注经济、可靠、易控、节能，加强围护结构保温水平，降低能耗需求，充分挖掘生物质清洁利用、太阳能、风能等可再生能源，鼓励采用电动热泵提高效率、降低污染。
特色小镇是指人口在三万至十万的小城市、卫星城、工矿区、县城、建制镇、农村集镇等，介于城市和农村的初级城市，非农业活动人员聚焦地，建筑面积100--500万平米。小城集主要以热电和燃煤锅炉为主，存在少量的燃气锅炉和工业余热应用。热水锅炉占县城总供热量的82%，热电联产仅占18%，相比较于城市，小城镇锅炉比例更大。
小镇分散供热以户用散煤、型煤为主，应用比例占75%以上，其他还包括燃气、电、生物质能等。取暖热源主要为燃煤和生物质燃烧，近年来空气源热泵也逐渐出现，但冬季取暖效果不佳。
北方地区城镇建筑设计阶段节能标准执行率达到100%，施工阶段节能标准热行率达95%以上，小城镇地区远远低于这个水平。部分依旧为坡顶或者平顶单层住宅，此类建筑的体型系数大多在0.8以上，是城镇多层住宅体型系数的2倍以上，户围护结构保温差，实测单位面积建筑需热量是同等气侯条件下城市普通住宅的3倍以上。
小镇集中供热存在的问题：管网老化严重，热力公司管理水平低下，热网热损大，漏水率高。末端缺乏有效的调节手段，供热管网流量调节不均匀现象，存在大量过量供热和供热不足现象。镇区供热管理职责没有明确牵头部门，相关事项由有关部门按职能分工分别负责。
实地调研北方地区部分典型小城镇，各个小城镇差异巨大，系统耗热量高、输配能耗高，热源效率低下。小城镇住宅及居民生活特点：
1、小城镇独立住宅和多层公寓住宅并存，建筑相对集中，但 密度低，有利于太阳能利用，周边紧效农田，自然资源丰富，空闲土地多，有利于生物质能源利用，可再生能源应用具有广阔前景。
2、部分小城镇周边存在热电厂、工业余热等集中热源，建筑规模适合发展集中供热。
3、发展相对落后，经济承受能力低，技术管理水平低下，特别重视技术的经济性及运行维护便利性。目前小城镇最为薄弱环节是建筑围护结构普遍较差，采暖清洁度差、能耗大，运行管理水平低。
小城镇的清洁供热是我国节能减排及可持续发展的必然趋势，首先建议小城镇建筑应加强围护结构保温水平，降低能耗需求。小城镇清洁供热，应该因地制宜，发展各种适宜的清洁供热方式，应充分挖掘生物质清洁利用、太阳能、风能、热泵等可再生资源，鼓励用户配合国家峰谷电价政策，使用低价谷电的相变储能蓄热供暖设备，白天不用电造就该设备具有取暖费用低等特点。
相变储能蓄热供暖市场是近年来新启动的一个市场，增长快速，但市场需要健康发展，各方应更加重视蓄热技术，天帅智能科技核心的固态相变蓄热技术，通过复合成型，可以有效利用相变蓄热材料的相变潜热以及封装显热陶瓷材料的耐火度和稳定性，使其在高温相变状态下仍然保持原有的固态形貌，而且可以实现上千次循环且蓄热能力不发生较大衰减。也就是说，复合技术可以充分利用现有相变材料的优势，同时结合了显热蓄热材料原有的优势。
电价政策是影响蓄热项目经济性的关键因素，蓄热项目是否具有可行性，低谷电价几乎起了决定性的作用。国家能源局综合司最新发布的征求《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》再次提到，要认真落实《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》要求，在峰谷分时电价、阶梯电价、电力市场化交易等方面进一步加大工作力度。这对蓄热发展无疑也是利好信号。
其创新的“四方协作”机制，通过可再生能源电力市场化交易，电供暖用户可享受到0.15元/千瓦时的优惠电价，可以实现蓄热系统的经济运行，不少蓄热企业已抢先布局这些电价优势地区。天帅智能科技的储能蓄热清洁供暖项目正在建设中，四方交易机制是非常不错的一种清洁能源消纳方案，储能蓄热式这类可控大容量负荷与四方机制相配合是非常有效的。这种机制是获得多方认可的，可以考虑在清洁能源较为富裕的地区推广。
随着峰谷电价政策的全国普及，运行成本低的优势将会更加突出，受到广大用户的欢迎。天帅智能科技相变储能蓄热市场广阔，有效促进我国社会节能环保。通过与燃煤和燃气供暖具体对比来看优势明显，清洁环保、运行成本低！
第一，用户侧的散烧煤锅炉会造成严重的环境问题，与清洁供暖背道而驰，从社会角度来看，由此带来的环境修复成本以及因为环境污染而带来的健康医疗成本不可忽略。
第二，2017年和2018年的燃气供应紧张也让很多人意识到，燃气并非一个可靠的能源资源。通过核算，与多个省市的燃气供暖项目相比，谷电供暖也是具有竞争力的。
就电蓄热运行价格的未来走势，随着社会经济的发展，第三产业的比重增加，电网的峰谷差将进一步拉大，通过蓄热蓄冷可以为电网提供一种“增量调峰”的技术手段，对于电网的安全运行是有利的，更大的峰谷电价差也将成为必然。此外，根据电改9号文件，电力市场将逐步放开，用户与发电企业间的直接交易机制也在逐步完善，这都将带来电价差的进一步拉大，谷电价格的进一步降低，这将为蓄热技术的应用提供更好的电价支撑。
当前，相变储能蓄热供暖技术在弃风弃光较多的西北、华北、东北等三北地区，可以获得更低的电价，由此带来了更广阔的应用空间。但我国三北地形特殊，气候条件较为恶劣，这也为蓄热技术在当地的应用带来了一些挑战，由天帅智能科技承建的复合相变储能蓄热清洁供暖系统调试并投入运行。
特色小镇是指人口在三万至十万的小城市、卫星城、工矿区、县城、建制镇、农村集镇等，介于城市和农村的初级城市，非农业活动人员聚焦地，建筑面积100--500万平米。小城集主要以热电和燃煤锅炉为主，存在少量的燃气锅炉和工业余热应用。热水锅炉占县城总供热量的82%，热电联产仅占18%，相比较于城市，小城镇锅炉比例更大。
小镇分散供热以户用散煤、型煤为主，应用比例占75%以上，其他还包括燃气、电、生物质能等。取暖热源主要为燃煤和生物质燃烧，近年来空气源热泵也逐渐出现，但冬季取暖效果不佳。
北方地区城镇建筑设计阶段节能标准执行率达到100%，施工阶段节能标准热行率达95%以上，小城镇地区远远低于这个水平。部分依旧为坡顶或者平顶单层住宅，此类建筑的体型系数大多在0.8以上，是城镇多层住宅体型系数的2倍以上，户围护结构保温差，实测单位面积建筑需热量是同等气侯条件下城市普通住宅的3倍以上。
小镇集中供热存在的问题：管网老化严重，热力公司管理水平低下，热网热损大，漏水率高。末端缺乏有效的调节手段，供热管网流量调节不均匀现象，存在大量过量供热和供热不足现象。镇区供热管理职责没有明确牵头部门，相关事项由有关部门按职能分工分别负责。
实地调研北方地区部分典型小城镇，各个小城镇差异巨大，系统耗热量高、输配能耗高，热源效率低下。小城镇住宅及居民生活特点：
1、小城镇独立住宅和多层公寓住宅并存，建筑相对集中，但 密度低，有利于太阳能利用，周边紧效农田，自然资源丰富，空闲土地多，有利于生物质能源利用，可再生能源应用具有广阔前景。
2、部分小城镇周边存在热电厂、工业余热等集中热源，建筑规模适合发展集中供热。
3、发展相对落后，经济承受能力低，技术管理水平低下，特别重视技术的经济性及运行维护便利性。目前小城镇最为薄弱环节是建筑围护结构普遍较差，采暖清洁度差、能耗大，运行管理水平低。
小城镇的清洁供热是我国节能减排及可持续发展的必然趋势，首先建议小城镇建筑应加强围护结构保温水平，降低能耗需求。小城镇清洁供热，应该因地制宜，发展各种适宜的清洁供热方式，应充分挖掘生物质清洁利用、太阳能、风能、热泵等可再生资源，鼓励用户配合国家峰谷电价政策，使用低价谷电的相变储能蓄热供暖设备，白天不用电造就该设备具有取暖费用低等特点。
相变储能蓄热供暖市场是近年来新启动的一个市场，增长快速，但市场需要健康发展，各方应更加重视蓄热技术，天帅智能科技核心的固态相变蓄热技术，通过复合成型，可以有效利用相变蓄热材料的相变潜热以及封装显热陶瓷材料的耐火度和稳定性，使其在高温相变状态下仍然保持原有的固态形貌，而且可以实现上千次循环且蓄热能力不发生较大衰减。也就是说，复合技术可以充分利用现有相变材料的优势，同时结合了显热蓄热材料原有的优势。
电价政策是影响蓄热项目经济性的关键因素，蓄热项目是否具有可行性，低谷电价几乎起了决定性的作用。国家能源局综合司最新发布的征求《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》再次提到，要认真落实《关于北方地区清洁供暖价格政策的意见》要求，在峰谷分时电价、阶梯电价、电力市场化交易等方面进一步加大工作力度。这对蓄热发展无疑也是利好信号。
其创新的“四方协作”机制，通过可再生能源电力市场化交易，电供暖用户可享受到0.15元/千瓦时的优惠电价，可以实现蓄热系统的经济运行，不少蓄热企业已抢先布局这些电价优势地区。天帅智能科技的储能蓄热清洁供暖项目正在建设中，四方交易机制是非常不错的一种清洁能源消纳方案，储能蓄热式这类可控大容量负荷与四方机制相配合是非常有效的。这种机制是获得多方认可的，可以考虑在清洁能源较为富裕的地区推广。
随着峰谷电价政策的全国普及，运行成本低的优势将会更加突出，受到广大用户的欢迎。天帅智能科技相变储能蓄热市场广阔，有效促进我国社会节能环保。通过与燃煤和燃气供暖具体对比来看优势明显，清洁环保、运行成本低！
第一，用户侧的散烧煤锅炉会造成严重的环境问题，与清洁供暖背道而驰，从社会角度来看，由此带来的环境修复成本以及因为环境污染而带来的健康医疗成本不可忽略。
第二，2017年和2018年的燃气供应紧张也让很多人意识到，燃气并非一个可靠的能源资源。通过核算，与多个省市的燃气供暖项目相比，谷电供暖也是具有竞争力的。
就电蓄热运行价格的未来走势，随着社会经济的发展，第三产业的比重增加，电网的峰谷差将进一步拉大，通过蓄热蓄冷可以为电网提供一种“增量调峰”的技术手段，对于电网的安全运行是有利的，更大的峰谷电价差也将成为必然。此外，根据电改9号文件，电力市场将逐步放开，用户与发电企业间的直接交易机制也在逐步完善，这都将带来电价差的进一步拉大，谷电价格的进一步降低，这将为蓄热技术的应用提供更好的电价支撑。
当前，相变储能蓄热供暖技术在弃风弃光较多的西北、华北、东北等三北地区，可以获得更低的电价，由此带来了更广阔的应用空间。但我国三北地形特殊，气候条件较为恶劣，这也为蓄热技术在当地的应用带来了一些挑战，由天帅智能科技承建的复合相变储能蓄热清洁供暖系统调试并投入运行。
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