日前，国务院刚刚印发的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》强调建设绿色交通基础设施，建设一批低碳（近零碳）车站、机场、码头、高速公路服务区，因地制宜发展高速公路沿线光伏。借此，光伏+高速公路模式再次备受关注。 事实上，在庞大的既存规模以及巨量装机需求下，光伏行业也亟需探寻更多的新的应用场景。而作为碳排放的“两座大山”之一，交通领域碳减排需求紧迫，由此光伏+交通一触即发。特别是光伏+高速公路，自2022年以来，国家层面多次下发相关文件鼓励公路等沿线布局光伏发电，与此同时今年四川、上海、湖南等多地也发布规划，推动高速公路区域光伏的应用。 据了解，高速公路可布置光伏的场址包括收费站和服务区房屋屋顶、车棚、边坡、隧道出入口以及闲置未利用地等。 这在具体项目中也逐一体现。据北极星追踪，今年截至目前已有30余个高速公路分布式光伏项目展开招标，遍布陕西、山西、河北、云南、湖南、福建等多省。 值得关注的是云南建设基础设施投资股份有限公司运营分公司高速公路沿线闲置屋顶和场地分布式光伏发电项目，该项目场址为呈澄、泸弥高速公路辖区域范围的服务区、停车区闲置屋顶及场地，收费站、养护工区管理用房闲置屋顶及场地，隧道隔离带、匝道互通区域中央地块等闲置场地，最终由山高新能源（山东）有限公司获得开发权，承诺招标人的收益包含两种，全额上网电站固定收益1.5元/㎡/年，自发自用、余电上网模式享电费9折。于6月初进行招标的昆明东南绕城高速公路分布式光伏发电项目目前处于流标状态。查看其招标公告，招标人需享有固定收益以及电费优惠的浮动收益，且需获得50%以上的碳排放交易利润。此外，更多的项目为EPC招标。规模最大的为山西交通控股集团的山西省高速公路分布式光伏项目，直流侧规模超200MW；张石高速保定段二期、津石高速廊坊二期、沧州段二期、太行山高速邢台、邯郸段分布式光伏项目总规模也近200MW；陕西交通控股集团公司所辖的陕西省范围内高速公路路域分布式光伏项目，规划总装机容量高达518MW，一期项目率先招标规模133MW。就项目业主而言，除了各个省级交通控股集团外，尤为吸睛的则是中交光伏科技有限公司，其成立于2022年，隶属于中国交通集团 ，是中国交通集团唯一的光伏产业专业化投资平台和科技创新引领平台。截至目前，中交光伏科技已启动十余个高速公路分布式光伏项目的招标。从EPC中标价格来看，仅统计占比最大的大EPC项目，均价3.3元/W。最高价为京石高速涿州等6对服务区及石家庄北、石家庄西收费站分布式光伏发电项目，第一中标候选人为中通建设股份有限公司、河北三知电力工程设计有限公司联合体，投标单价4.03元/W，追溯这一项目招标公告，需配置15%、两小时储能，并且某一站点还需建设一座新能源汽车充电站。最低价为道安高速（道真至瓮安段)、合兴高速（和溪镇至永兴镇段）分布式光伏项目，中国交通集团旗下中咨泰克交通工程集团有限公司以2839.559万元中标，折合单价2.61元/W。而中标企业，大多同样来自“交通系”，如中国交通集团旗下项目多数由其旗下企业中标，此外还包括中国建筑集团、中国铁道建筑集团、中国铁路工程集团、山西建设投资集团以及省级交通控股旗下企业。

广东省能源集团将与南网科技共同出资，设立广东储能产业发展有限公司，注册资本20亿元人民币，主要从事储能资产投资以及股权投资业务。 9月19日晚间，南网科技发布公告称，为拓展储能设备及服务市场，公司拟出资2亿元与与广东省能源集团有限公司共同投资设立广东储能产业发展有限公司（暂定名），从事储能资产投资以及股权投资业务。 公告显示，拟成立的储能公司注册资本为20亿元，其中广东能源集团认缴注册资本18亿元，持股90%；南网科技认缴2亿元，持股10%，该合资公司拟注册在广东省广州市南沙区。 广东能源集团、南网科技均在储能领域积极布局。广东能源集团作为广东省属规模最大的能源企业，正在全力推进新型储能产业发展，至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，在建项目超60万千瓦；储能系统技术服务是南网科技的主营业务之一，今年上半年南网科技已完成包括金湾电厂火储联合调频项目等在内的大型储能项目。 广东能源集团储能布局 广东能源集团由广东恒健投资控股有限公司（持股76%）（以下简称：广东恒健）和中国华能集团有限公司（持股24%）合资成立。其中，广东恒健由广东省人民政府国有资产监督管理委员会全资控股。 截至2023年底，广东能源集团资产总额2750亿元，可控装机容量5000万千瓦，装机容量保持全国省属能源企业首位；拥有全资、控股、参股单位554家，控股1家A股上市公司。 作为广东省属规模最大的能源企业，广东能源集团正在全力推进新型储能产业发展。截至2023年底，投运新型储能规模57.3万千瓦，是广东新型储能电站最大投资主体；据广东省国资委公开数据，截至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，已投运的新型储能覆盖新能源配套储能、火电厂辅助调频储能和用户侧储能等应用场景。在建新型储能项目容量超60万千瓦，预计后续年均投产容量约100万千瓦，位居全省第一，是推动广东省新型储能发展的重要力量。 同时，广东能源集团正在逐步延伸拓展储能上中下游产业链，其所属科技研究院已研发出国内首个单机功率35kW的高温燃料电池并实现6台35kW系统集群示范，研发成果“35kW单机/210kW示范固体氧化物燃料电池发电系统”于2023年10月入选国家能源领域首台（套）重大技术装备项目名单。 广东能源集团此前也透露将筹划组建储能发展专业化平台公司，应该就是目前广东能源集团与南网科技合资成立的广东储能产业发展有限公司（暂名）。广东能源集团将以该储能产业专业化公司为平台，做强做优做大新型储能业务，打造集设备研发、制造和应用上下游一体化的自主品牌，建设储能产业创新领军企业，推动储能和售电、节能实现产业深度融合，力争推动集团新型储能企业实现上市。 此外，广东能源集团还将筹设新型储能产业基金。聚焦“新型储能+新能源”，正在推进设立新型储能产业基金和基金管理公司，助力新型储能、新能源和新产业高质量发展。 南网科技储能布局 南网科技包括技术服务和智能设备的两大业务体系，其中技术服务包括储能系统技术服务和试验检测及调试服务2个类别，智能设备包括智能监测设备、智能配用电设备和机器人及无人机3个类别。储能系统技术服务分为调试技术服务和集成服务两大类。 南网科技近年来业绩持续上涨。2023年，南网科技实现营收25.37亿元，同比增长41.77%；归母净利润2.81亿元，同比增加36.71%。今年上半年该公司营收15.55亿元，同比增加23.74%；归母净利润为1.85亿元，同比增加59.33%。储能系统技术服务业务方面，上半年营收5.7亿元，同比下降18.04%，毛利率13.21%。 今年上半年，南网科技已完成广东能源集团金湾电厂火储联合调频项目（16MW/8MWh磷酸铁锂电池+4MW×10min超级电容器），30MW/30MWh阳江峡安储能项目、300MW/600MWh佛山南海宝塘电网侧独立电池储能项目、大唐（郁南）东坝镇80MW农光互补配套储能EPC项目等多个储能集成及EPC项目验收。 截至2024年6月，累计已完成储能PACK产品供货超500MWh；完成兆瓦级构网型变流器第三方型式试验和产品定型，推进首套构网型变流器产品的试点应用。 此外，南网科技牵头成立的国家储能创新中心，致力于开展关键共性技术研发、科技成果转移扩散和首次商业化应用，技术路线主要聚焦在新型储能领域，目前该中心正在积极推进中。创新中心产学研用协同创新基地项目计划建设规模为 300MW/600MWh，覆盖新型储能领域多种前沿技术路线，预计今年 10 月底前开工建设；顺德实证基地项目规划建设 200MW/210MWh 混合型储能电站，计划在今年下半年开工建设。

没有厂房、没有烟囱，更不烧煤，但“发电”实力却不容小觑。近年来，“虚拟电厂”迅速“出圈”。 党的二十届三中全会指出，要加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施。8月6日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，其中明确提出利用源荷储资源建设一批虚拟电厂，建立健全标准体系，完善相关规则，提升电力保供和新能源就地消纳能力。 作为消纳新能源电力、保障新型电力系统安全稳定运行和实现能源保供的一大利器，发展虚拟电厂对建设新型能源体系的意义不容小觑。 究竟什么是虚拟电厂？发展虚拟电厂对我省有怎样的意义？目前，全省各地虚拟电厂的建设情况如何？ 何为虚拟电厂？看不见的电力“智能管家” 究竟什么是虚拟电厂？8月，一进南京市江宁开发区能碳虚拟电厂项目基地，一块绿色低碳智慧能源云平台展示大屏映入眼帘，大屏上动态更新着开发区的发电容量、可调节容量、绿电使用比例、碳排放量等信息。屏幕的一角，布局着园区碳达峰、碳中和的达标数据、曲线图。 江宁开发区园区级能碳虚拟电厂的“最强大脑”，能碳虚拟电厂将江宁开发区辖区内的工厂、写字楼、商场里的空调、机器、电灯等“用电端”，以及园区内的充电桩、光伏、储能等“充放电端”，集中纳入调配资源，后台发出一个指令，即可实现对指挥中心数公里外一栋办公楼里空调温度的优化调节，降低高峰期用电负荷。未来，江宁这一虚拟电厂计划建设调节能力规模达到50兆瓦，为夏、冬高峰期电力保供提供有力支持。 2023年9月，国家发展改革委等部门印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》明确了虚拟电厂的权威概念，即“依托负荷聚合商、售电公司等机构，通过新一代信息通信、系统集成等技术，实现需求侧资源的聚合、协调、优化，形成规模化调节能力支撑电力系统安全运行”，并提出逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡的要求。 虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂，而是一种“智慧能源管理平台”，即借助能源互联网技术的发展，将分布式电源、储能、电动汽车等零散资源“化零为整”，既可以作为“正电厂”向电力系统供电，也可以作为“负电厂”消纳系统的电力，起到助力电网系统保持平衡的作用。 虚拟电厂可简单理解为，将小容量分布式资源，汇总聚合起来的聚集容器和调控实体，可成为一种特殊形式的发电单元，支持功率向上调节和向下调节，故而称其为“电厂”。 在虚拟电厂中，传统的发电、用电等环节都被赋予更加多元的角色。比如，分布式光伏电站，以前只是作为发电侧给用户提供电力，现在可以参与电网调峰，再比如，电动汽车不仅可作为用户在充电桩上充电，还能像一个小型充电宝，给电网反向供电。 虚拟电厂实不实用？能力一点也不“虚” “虚拟”二字意味着并非实体，所以虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂。作为参与电网运行的“特殊电源”，虚拟电厂有着与传统电厂相同的运行特性，但它确实看不见、摸不着，好似网友熟知的互联网平台，通过物联网和数字化，与实体资源进行实时互通互联。 这些特征，也让“虚拟电厂”自带争议体质。它到底有啥大作用？难道真的就是一个所谓新概念而已？ 国家电网新能源云碳中和创新中心执行主任王函韵解释，虚拟电厂有点“虚”的说法，主要来自虚拟电厂并非传统意义上的实体发电厂，而是一种通过软件和技术手段聚合分散的可调度资源，如分布式能源、储能设施、可控负荷等，形成一个能够响应电网调度指令的整体。这种“虚”，实际上是相对于传统集中式发电厂而言的，但它在现代电力系统中的作用却非常实际且关键。 业内人士指出，中国不缺电量，缺的是电力。如何破局？虚拟电厂是一大法宝，它可灵活调控可调节电力负荷，减少或避免弃风、弃光等现象。 南京能碳虚拟电厂项目负责人介绍，能碳虚拟电厂就是企业的“大管家”，为企业算出绿色账和经济账，当政府部门预判电力供需将出现缺口时，虚拟电厂就会引导企业错峰生产，技术团队通过AI、大数据等为企业算出节能减排和生产运行的最佳平衡点，助力企业实现精细化生产。 陈曦寒认为，虚拟电厂可“唤醒”调动“沉睡”的海量需求侧资源，同时通过调节，降低终端用户的能耗用电量，化解短时供需不平衡的压力。“在供给侧之外，从需求侧这一新的维度，促进省内区域保供。” 2022年12月，苏州虚拟综合智慧零碳电厂项目启动试运行。据了解，苏州虚拟综合智慧零碳电厂项目全部建成后，能够为苏州区域能源保供提供顶峰能力约1100MW，调峰能力约1300MW，预计全年可生产绿电量2.8亿千瓦时、减少标煤消耗8.5万吨、减排二氧化碳24万吨。 今年7月，被国网江苏电力明确携手推进虚拟电厂建设的常州，成功运行了“江苏省首个市级虚拟电厂监测管理平台”，可调能力超12万千瓦，助力电力保供和新能源就地消纳。 平台依托江苏省新型负荷管理系统，建设了需求侧调节资源的统一接入口，并以微电网为主要汇集单元，重点聚合光伏、储能、充电桩、5G基站等非工灵活性可调节资源，目前共聚合电力用户3561户，聚合容量达到45.45万千瓦，形成可调能力超12万千瓦的实时调节资源池。“资源的聚沙成塔只是手段，能化零为整调用起来才是目的。 国网江苏电力数据显示，截至去年11月6日，江苏已经并网的虚拟电厂“发电”能力达210万千瓦，相当于两台全球最大的白鹤滩水电站水轮发电机组的装机容量，可满足20多万户居民一天的用电。 在环保节能的同时，虚拟电厂另一大优势在于不占用土地资源，也无需新建输电通道，降低全社会能源系统的投资建设成本。 据统计，在成本上，虚拟电厂仅为传统电厂的1／10，根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5％的峰值负荷需要投资4000亿元；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需400亿—570亿元。 还有哪些路要走？三大难点需持续发力 据华泰证券研报，我国虚拟电厂正由邀约型向市场型过渡。预计2025年，我国的虚拟电厂市场规模将达到102亿元，且有望于2030年达到千亿元。 作为经济大省、制造业强省，江苏能源需求较大，但能源资源较为匮乏，电力平衡存在缺口，能源资源和负荷中心总体呈现逆向分布的特征。发展虚拟电厂、建设新型能源系统迫在眉睫。但由于虚拟电厂兴起不久，当前其建设运行仍面临一系列挑战。 目前，国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主，仍处于理论研究和前期试点的发展阶段。 一大挑战在于行业的政策标准尚不完备，虚拟电厂的市场准入和行业规范仍然缺乏统一的设计，需要进一步出台各类专项政策来引导和规范虚拟电厂的设计、建设和运营。 虚拟电厂是需求侧资源的一种高级组织形态，信息化、智能化、实时性方面较传统需求侧响应、负荷聚合系统要求更高。如果称之为电厂，那电厂在电力系统内拥有的权利和承担义务，虚拟电厂是不是也需一视同仁？由于虚拟电厂涉及多种类型的资源和不同的利益相关方，制定统一的技术标准和市场规则也是一项艰巨的任务，当前不同地区对虚拟电厂参与市场仍要求不一。 一大难点在于盈利模式尚不明晰，用户侧负荷及发电侧资源参与意愿不强。当前，虚拟电厂普遍以邀约型为主，更多依靠政府补贴，想要可持续发展，仍需要探索出能够充分调动起各方积极性的商业模式。 用户侧储能、家电空调响应等往往还是‘叫好不叫座’，时间上也是选择了迎峰度夏个别尖峰时段，真正落实在常态化市场调节的虚拟电厂少之又少。 今年6月，省发展改革委发布新版《江苏省电力需求响应实施细则》，此次新规新增了虚拟电厂运营商等新兴市场主体，并将市场化的需求响应作为负荷管理的前置手段和柔性措施，形成最大用电负荷5％以上的需求响应能力，引导各类主体参与需求响应主动移峰填谷，减小峰谷差。文件明确，需求响应实施补贴标准，其中0.5—2小时（含2小时）的，度电补贴最高，为4.8元／千瓦时。 业内人士建议，除了参与需求响应，也可让虚拟电厂参与电力现货市场和辅助服务市场，交易它的发电量和调节能力，让项目方获得市场化的收益。 多次到国内各大城市感受虚拟电厂项目推进后，王函韵期待能够建立合理的市场准入门槛、定价机制和交易规则，确保虚拟电厂可公平参与电力市场竞争。 虚拟电厂技术上的尚不成熟也不容忽视，建设方仍需进一步提高技术水平和系统集成能力，以实现更高效和稳定的运营。“如何聚合海量且分散的资源是一个技术挑战。虚拟电厂需要高效的信息通信技术和强大的数据分析能力来实现资源的有效管理和调度。 江苏是全国第二批电力现货市场建设试点。当前，我省各地虚拟电厂相关试点项目正在如火如荼地建设，相信在不远的将来，虚拟电厂产业一定会迸发出更大的电力‘火花’。

在当今能源转型的大背景下，市场中发挥越来越重要的作用，为电力市场的发展注入新的活力。 党的二十届三中全会就加快经济社会发展全面绿色转型作出部署，明确提出“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。8月11日，中共中央、国务院印发的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》指出，“加强清洁能源基地、调节性资源和输电通道在规模能力、空间布局、建设节奏等方面的衔接协同”。国家电网有限公司深入学习贯彻党的二十届三中全会精神，认真落实党中央、国务院决策部署，加强配套电网建设和并网服务，提升系统调节能力，发挥电力市场作用，积极服务新能源高质量发展，为更好支撑和服务中国式现代化作出新贡献。 强化电网支撑 满足能源外送需要 8月26日，新疆木垒南750千伏输变电工程建设正酣，现场工程车辆隆隆作响，施工建设者来来往往。工程建成后，将满足古尔班通古特沙漠基地项目210万千瓦新能源接入和送出需求，为准东千万千瓦级新能源基地建成提供有力保障。 目前，新疆第二批“沙戈荒”项目总量1460万千瓦风电光伏基地正在建设中。国网新疆电力全力服务“沙戈荒”基地建设，加快推进超、特高压电网工程建设，2024年计划新开工750千伏输变电工程15项、投产9项。 国网新疆电力积极推动新能源送出工程纳规，实现木垒南输变电工程等6项750千伏电网项目顺利调增纳入国家规划，确保风电、光伏发电能够高效、稳定地送出。 在柴达木盆地的茫茫戈壁深处，一片新能源“绿洲”正在加快建设中。8月21日，在青海省海西蒙古族藏族自治州茫崖市冷湖镇境内的丁字口750千伏变电站新建工程施工现场，施工人员正在进行高抗套管安装工作。 加快输电通道建设，支撑风电、光伏发电项目不断“上新”，也为“风光”资源规模化外送奠定了基础。 丁字口750千伏输变电工程作为“沙戈荒”大型风光基地清洁能源外送通道，是连接青海海西千万千瓦级新能源基地和青豫特高压直流工程的关键，为青海海西地区“沙戈荒”项目开发外送预留空间。 国网青海电力力争电网配套送出工程与新能源项目建设时序匹配，同步投产。如今，青海电网与西北主网联络通道增至7回，已形成东接甘肃、南联西藏、西引新疆、直通中原的交直流多端枢纽型电网，送、受电能力均超过千万千瓦，青海绿电外送范围拓展至15个省（市、自治区）。 运用市场机制 扩大绿电交易规模 持续扩大绿电绿证交易规模是促进清洁能源消纳的重要途径。甘肃风、光资源富集，是我国重要的“沙戈荒”大型风电光伏基地建设区域之一。 国网甘肃电力创新将省内绿电交易纳入“D+3”日滚动交易机制。新能源企业可以根据短期和超短期负荷预测及时调整增补已有的中长期交易，大幅减少现货交易中的偏差电量。新能源企业市场化收益更可控，交易活跃度明显提升。 “新的交易模式下，同等成交量的价格有时候能下降45%，有效降低了企业用电成本。”长庆石油勘探局有限公司工作人员王雪鹏说。 长庆石油勘探局有限公司的绿电交易电量占甘肃省内绿电交易总量的27.5%。通过绿电消费，该厂能够达到国家要求的能效标准，满足碳减排的相关指标要求。 “省内参与主体逐步拓展至265家企业，参与交易市场的主体范围不断扩大。”甘肃电力交易中心副总经理庞伟介绍。截至8月20日，今年甘肃省绿电成交电量达10.06亿千瓦时，比去年全年增加5.74亿千瓦时，折合减排二氧化碳超过831万吨。 从西部风光富集地区到东部负荷集中区，不断完善的市场化交易，推进了发用两侧需求对接，有力促进绿电绿证资源的优化配置和高效利用，推动新能源电量广泛消纳，提升了东部地区电力保供能力。 国网上海电力通过“多年期+年度”的方式，与山西、宁夏、甘肃、青海等多个省（自治区）开展多年期绿电交易。今年前7个月，上海的绿电交易规模达到2023年全年的2.5倍，创历史新高。上海全市各类用户通过北京电力交易中心绿证交易平台购入省间绿证超2000万张，购证量是2023年的40多倍。 “目前，绿证购买的主体主要分发电侧和客户侧。企业对绿色低碳转型的诉求日益提高，客户侧购买绿证越来越多，用来满足产品零碳生产的需求，树立绿色、环保的品牌形象，助力拓展海外客户，促进外贸经济发展。”国网浙江综合能源公司售电事业部主任吴心弘介绍。 以绿电消费促进企业低碳转型。今年上半年，浙江加强与新疆、甘肃等地的绿电市场化交易，省内绿证交易规模已达到1683万张，折合电量约168.3亿千瓦时，通过市场兑现了新能源绿色价值。 深化技术应用 服务分布式光伏接入 8月12日，国网天津电力研发的分布式光伏接入电网承载力评估应用上线运行。这一应用可实时监测电网在10千伏至220千伏等级范围内分布式光伏高比例大规模接入的反向负载率，为分布式光伏电源和电网规划、设计等提供精准、可信的数据支撑。 “应用上线后，监测范围较去年同期扩大了50%，工作效率提高了90%。”国网天津城南供电公司供电服务指挥中心运营管控专责工巩超介绍。 分布式光伏是可再生能源的重要组成部分。因地制宜深化创新技术应用，有效提升配电网系统的灵活安全调节能力，是促进分布式新能源高比例开发利用的关键。 江苏镇江扬中市地处长江中下游，四面环江。2016年11月，扬中市获批创建国家高比例可再生能源示范市。目前，当地分布式光伏并网用户超1.2万户，光伏装机渗透率达83.5%。 光伏电站接入对传统的配电网可靠性提出考验。国网镇江供电公司多举措提升配电网可靠性，服务新能源大规模接入。该公司在扬中市上线低压配电网柔性调控装置，台区内分布式光伏接入能力提升40%，且光伏电量全部就地消纳，电压质量合格率达100%；在扬中滨江公园应用光储一体构网装置，利用建在配电网末端的大型光伏电站发出的电量为邻近线路临时供电，提升配电网供电可靠性。 2023年底，山东省临沂市清洁能源装机容量达到844.5万千瓦，其中分布式光伏装机容量495.7万千瓦。今年4月，国网临沂供电公司在南头新村打造的分布式光伏村级自治微网示范区正式投运，实现发电数据可视化管理、配置储能促进就地消纳、负荷灵活调节、电能质量实时监测等功能，提升了分布式光伏大量接入条件下配电网稳定运行水平。 国网山东电力深化示范项目和创新技术应用，促进源网荷储协同规划。1～7月，山东省新增风光装机容量836.7万千瓦，风光总装机容量达9120万千瓦。预计年底前，山东电网风光新能源装机容量超过1亿千瓦。 今年，合肥地区新能源最大出力达合肥电网实时负荷的42%。7月份，国网合肥供电公司建成主配微网协同的分布式光伏群调群控新模式，以多元化调节模式最大化提升新能源消纳水平。 “新模式大幅提升新能源发电预测精准度，试点区域的分布式光伏实现就地消纳，做到了电网和光伏有序安全互动。”国网合肥供电公司数智配网部副主任朱健说。

近日，阳光电源发布2024年上半年报告。 营收方面，阳光电源展现了极具韧性的持续增长力。2024上半年，阳光电源实现营业收入310.20亿元，同比增加8.38%；实现毛利率32.42%，同比增长5.42%；归母净利润49.59亿元，同比增加13.89%。 从季度发展趋势看，2024年二季度阳光电源营业收入实现了更强力增长，第二季度营业收入为184.06亿元，同比上一年同期增长了14.74%，增速较第一季度提升14.48%。 从阳光电源主营业务结构来看，其最核心的三大主营业务分别是光伏逆变器等电力电子转换器、储能系统和新能源投资开发，2024年上半年三大主营收入分别为130.93亿元、78.16亿元和89.55亿元，分别同比增长了12.63%、-8.30%和18.45%；三大主营业务毛利率分别为37.62%、40.08%和16.88%；储能是其毛利率最高且唯一略有下滑的主营业务。 近两年，国内储能产业高速发展，储能产业正面临“冰火两重天”，一方面产业规模快速增大，另一方面持续的价格战正在加速产业洗牌与博弈进程。 据CNESA最新数据，2024年上半年，国内新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运）超1000个，较去年同期增长67%。 储能招标规模持续高增长，中标价格持续下降。2024上半年，电池系统、储能系统和EPC的招标量均超去年同期水平，同比增长分别为86%、29%、124%。储能系统上半年均价约在676.06元/kWh，同比下降49%；EPC中标均价在1369.08元/kWh，同比下降27%。 据业绩报告，阳光电源表示，较高的毛利率主要系公司品牌溢价、产品创新、规模效应及项目管理能力提高的影响所致。 在储能系统研发创新与应用方面，2024上半年，阳光电源首发10MWh “交直流一体” 全液冷储能系统PowerTitan2.0及工商业液冷储能系统PowerStack200CS在全球范围内广泛应用。 PowerTitan2.0液冷储能系统，已在泰州海陵200MW/400MWh独立储能电站、昆山龙腾特钢用户侧储能电站、山东台阳电网侧储能电站等落地。 工商业储能产品PowerStack也已在冶金铝业、纺织业、大交通等领域广泛落地。报告期内，阳光电源在建工商业储能项目包括江苏常州东方特钢一期30MW/60MWh用户侧储能项目、江苏徐州华丰铝业5MW/10MWh用户侧储能项目、安徽芜湖之优轴承1.6MW/3.2MWh用户侧储能项目等。 2024上半年，阳光电源签约多个大型储能项目。与沙特Algihaz签约了7.8GWh中东最大储能项目，该项目的三个站点分别位于沙特Najran、Madaya和Khamis Mushait地区，2024年开始交付，2025年全容量并网运行；与Atlas签约了880MWh拉美最大独立储能电站；与Engie签约800MWh欧洲最大储能电站之一；与SSE签约320MW/640MWh英国最大电池储能项目并接入英国最高电压等级电网；助力中海油打造全球首个海上构网型储能电站等。 阳光电源在成立伊始就树立全球化的发展战略。截至2024年6月末，阳光电源海外的印度生产基地和泰国工厂产能已达25GW；已在海外建设了超20家分支机构，全球五大服务区域，超490家服务网点和数百家重要的渠道合作伙伴，产品已批量销往全球170多个国家和地区；海外员工1518人，同比增长23.01%。 阳光电源还表示，未来将持续深耕全球市场，有序推进逆变器储能、充电、电站、水面光伏业务全球化布局，重点提升全球营销、服务、融资等关键能力建设，强化全球化支撑能力体系，提升全球影响力。

近日，德国因为太阳能发电过剩导致电价跌至负值。动态电价提供商Rabot Charge数据显示，德国4月份现货市场出现了50个小时的负电价，最低价格超过负0.05欧元/kWh。 “负电价”是指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值。意味着，发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而从发电企业取得收入。 为何出现“负电价” 电力商品具有无仓储性，电能的生产、交割和消费几乎同时完成。随着新能源装机容量的增加，因新能源发电波动性和间歇性的特性，风、光电量爆发时段与用户需求量不匹配，导致容易出现负值现货交易价格的情况。 负电价反映的是可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并不意味着电力供应处于过剩的状态。 国信证券分析称，由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象。 此次再次出现负电价的德国近年来正在大力推进光伏装机和可再生能源发展。 德国联邦网络管理局（BNetzA）统计数据显示，2023年，德国可再生能源新增装机容量17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%。其可再生能源的增长主要来自光伏，与2022年相比，德国2023年的光伏发电量几乎翻了一番。 负电价最早出现在德国。2007年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。据国信证券统计，2017年德国负电价出现次数超过100次，2020年仅第一季度就出现了128小时的负电价。 不止德国。由于电力市场已成熟，在可再生能源普及程度高的荷兰、西班牙、丹麦等其他欧洲国家，负电价现象频发。奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入负电价。 以2023年夏天为例，根据欧洲电力交易所EPEX SPOT公布的数据，7月初，欧洲电力市场出现周末接近一整天负电价的情况，德国和荷兰中午时段甚至出现负500欧元/兆瓦时的价格。背后主要原因是，欧洲光伏发电激增，导致电力供应的阶段性过剩。 2023年，欧盟出现负电价激增现象。 欧盟能源监管合作机构（ACER）发布的《欧盟电力批发市场的主要发展-2024年市场检测报告》（下称《报告》）显示，2023年，欧盟出现负价格的激增现象。欧盟50个电价竞标区域中，有27个遇到2017年以来最高次数的负价格，大多数北欧电价竞标区域出现了最高数量的负价格（超过380次）。 理性看待“负电价” 四年半前，在风光资源发达的山东省首次出现“负电价”。 2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了负40元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现负电价。 据山东电力市场现货交易中心数据，2023年5月1日至2日，山东实时负电价时段长达21小时，刷新了长周期现货试运行的负电价时长纪录。最低实时电价出现在5月2日17时，为负85元/兆瓦时。也就是说，消费者用一度电“挣8分钱”。 据山东省发展和改革委员会官网，截至2023年12月31日，山东电网风电与光伏装机容量突破8000万千瓦，达8228.8万千瓦，装机规模位居省级电网第一。 海通证券认为，彼时山东出现长时间负电价的主要原因是正值节假日期间，部分工厂停工放假，工业用电大幅下降电网最高直调负荷下降15%。同时风电大发，晴好天气光伏发电大增，电力供应大幅超过用电负荷，导致长时间的负电价。 据悉，2017年，山东、山西、浙江、四川等8个地区成为电力现货市场建设的第一批试点。2023年3月，山东省发改委发布一份草案规定，正式将其电力现货市场上的最低价格设定为低于零，成为国内首个将电力现货市场价格下限设为负值的省份。 不过，由于山东的“负电价”发生在电力现货交易市场而非中长期交易市场，实际影响有限。由于新能源风电、光伏发电的边际成本为零，只要负电价损失不超过机组启停和弃电损失，新能源电力运营商就有动力参与市场交易。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为：“应该理性看待非常局部短暂的负电价，这是可再生能源的逐渐普及和电力市场发展的正常结果，未来也会成为一个常态化的现象。” “如果停止发电，成本更高，所以部分发电方更愿意通过付费来进行电力消纳。”前瞻经济学人资深产业观察员周星认为，在“五一”假期期间，山东白天光照充足，夜晚大风，风光发电量大增，叠加工厂放假用电量下降，煤电机组低容量运行，电力供应整体大量超过用电负荷。 国信证券分析称，当电网电量供大于求时，传统发电机组启停成本过高，不能随时启停，新能源发电企业只能弃风限电造成电力浪费。如果发电企业以零电价甚至负电价将电力卖给电网公司来鼓励用电侧消纳多余电量，则有望减少弃风限电现象。 再进一步看，短期的负电价也不能真正让利于消费者。 “负电价的产生是因为某些时刻新能源大发导致电力市场供需失衡影响价格。”一位券商电新行业分析师表示，发电企业需要付费向批发市场出售电力。比如发电企业支付电力运营商一定费用以保证自己的发电设备继续运行。但是这个价格发生在批发市场，终端用户一般很难从中受益，需要还要加上税/费/输配费才是用电侧的价格。 业内人士表示，未来随着新能源装机占比增加，光伏大发与用电高峰的时间错配问题将进一步凸显，负电价发生的可能性增加。 记者注意到，2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出，到2030 年，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%；至2045年，新能源成为系统装机主体电源。 据国际能源署预测，由于太阳能光伏和风能在发电中领先于其他能源，可再生能源在发电中的比例将从2020年的29%上升到2050年的近70%。

工商业是我国最大电力市场，表现为电价高、波动强等特点，在我国电力市场化改革与分布式能源转型大趋势之下，工商业储能将是不可或缺的表后中坚力量。 2024年，国内工商业储能持续高速发展。据CNESA数据，上半年新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%，其中用户侧储能新增投运规模超1GW，装机规模同比增长超过650%。业内人士预计2024下半年或2025年上半年，工商业储能市场将迎来爆发级增长。 持续增长的工商业储能市场，哪些增量应用场景更值得关注？ 六大增量应用场景 储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本为工商业储能。 工商业储能系统应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有： 1.中型工商业场所，单独配置或光储(充)一体化配置，尤其是光储充一体化，光伏自发自用，储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急； 2.零碳园区/园区微网，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用； 3.高载能企业，钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大； 4.台区储能，属于电网侧，应用的产品一般是工商业储能一体柜系统，主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大； 5.高速公路充电站/服务区，光储充一体化重点应用场景之一，2024年以来各省交通集团将其作为“交能融合”重点应用场景，以推动实施交通运输基础设施绿色化改造，也将为光储充带来巨大需求。 6.新型应用场景，数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等高耗能场景绿色低碳发展趋势，储能将在其中发挥灵活性调节作用，也将催生一定的储能量级需求。 中型工商业场所工厂、商场等中型工商业场所，目前最常见且落地项目最多的应用场景。 该场景存在一定用电负荷，用电习惯明显，涉及行业众多，项目需求基本小于5MWh，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源。 此类应用场景又主要分为单独配置、光储(充)一体化。 单独配置是目前最基础应用场景。 光储（充）一体化电站，工商业储能400V应用的主要场景之一，涉及行业众多，在单独配置的应用场景上拓展了储能的经济空间，提高了配备光伏用户的发、用电灵活性，在拓展工商业储能的盈利方式的同时也降低了光伏并网对电网的冲击。但光储(充)一体化电站，尤其是超充站，对储能系统的性能与安全提出了更高的要求。 从长远来看，借助现有工商业光伏项目上量，光储(充)一体化将是未来工商业储能综合能源解决方案重点应用场景。 零碳园区随着“双碳”行动持续深入推进，园区，作为产业和企业的规模化聚集地，已然成为推动“双碳”战略实施的重要环节。零碳园区，是指在园区的规划、建设与运营的全生命周期内，多方主体协同产业生态链，依托绿色供电、零碳、数智运营等手段，实现区域内温室气体排放与清除的动态平衡。 在能源供应侧，考虑到各地在可再生资源能源种类及数量有着不均衡的现实情况，零碳园区也需因地制宜的发展光伏、风电、水电、生物质等可再生能源，配合储能、分布式供能等手段实现调峰填谷、源网荷储深度协同，整合形成园区微电网，持续增加可再生能源供能占比，使园区能源结构清洁化，从源头减少碳排放量。 园区对可靠、绿色供电有巨大需求，零碳园区单一项目大，项目基本为35kV及以上并网，工商业储能在零碳园区的应用，需要从单一产品，上升到“系统化”理念，融入数智技术，以“AI+源网荷储一体化”的模式驱动园区进入“低碳新时代”，这对储能的精准调节能力提出了更高的要求，系统的耦合性更强。 高载能企业钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大，这类场景对多元新型储能技术或混合储能技术的应用有更大潜力。 除了锂电技术路线，也有更多大型工商储项目采用如铅碳电池、液流电池、二氧化碳储能等多元技术路线。如位于浙江常山的国家电投浙江哲丰新材料有限公司42MW/284.884MWh项目，采用了铅碳电池技术。 针对建材、电解铝、钢铁等高排碳、高耗能且有大量工业余热的工厂及园区场景特点，既要满足用能需求，又需考虑余热利用、降碳等需求。 安徽芜湖海螺水泥工厂应用了一套10MW/80MWh二氧化碳储能系统，既满足水泥厂削峰填谷、需量管理等用能需求；二氧化碳储能系统深度耦合海螺水泥的CCUS捕捉产线，将水泥产线上捕捉的二氧化碳用于储能系统，实现二氧化碳的暂态封存，既降低了储能系统成本，又减少了碳封存成本，实现了二氧化碳捕捉与循环利用；同时，结合水泥生产工艺特点，利用水泥窑废热提高储能效率，系统在放电过程中，利用50℃以上的低品位余热进一步提升储能系统效率。 台区储能在电力系统中，“台区”就是变电站下游的一个配电网络范围，或是一个变压器所服务的区域。这个区域可以是一个居民区、工业园区或是商业区，其范围和大小取决于变压器的容量和设计用电需求。 台区储能，是指安装在配电台区低压侧的储能系统，主要用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。 这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性和响应速度。台区储能将在削峰填谷、顶峰保供、安全稳定、调频调压等方面助力电网平稳运行。 今年2月，国家发改委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年我国将具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力，这意味着，我国分布式光伏至少还有一年半的红利期，若配置储能，则规模巨大。《“十四五”新型储能发展实施方案》、《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》等国家级政策文件，均有提及在电网关键节点、电网末端配置储能，以增强电网调节能力和稳定性。安徽、湖北、山东、河北、湖南等多地也已陆续下达政策文件，鼓励建设台区储能。 政策推动下，台区储能风口将逐渐打开。 台区储能属于电网侧，应用产品一般是工商业储能一体柜系统。比如今年4月投运的陕西西安台区分布式储能项目，在西安市七个区县的130个村中共部署149套台区分布式储能设备，含17台50kW/110kWh储能一体柜 ，132台100kW/213kWh储能一体柜，单个台区配储大约在50kW-100kW之间。 从功能来看，台区储能主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大。此外，当台区储能达到一定规模，未来有望实现“云储聚合”，也就是将大量分布式储能通过云平台控制，参与电网调度和电力市场交易，模式类似虚拟电厂。 但目前台区储能并网政策及标准仍有待完善，台区储能并网仍存在较大困难，加之缺乏监管规定，企业在办理流程手续过程中会面临来自地方政府、电网的阻力。

目前国内存在将欧盟碳边境调节机制（CBAM，俗称“碳关税”）和“绿色贸易措施”这两个概念混同、以偏概全的问题。这会导致政府和民间过度夸大CBAM的影响，忽视其他对出口冲击更大的绿色贸易措施，例如欧盟的《电池法规》和产品生态设计规则（ESPR）。 欧盟在过去五年编织了一个复杂的、无所不包的“绿色规则网”。在这个规则网中，有两大块政策措施直接影响国际贸易和全球供应链：一是旨在减少欧盟温室气体排放的气候措施，也就是“Fit for 55”政策包；二是旨在推动欧盟经济向绿色和可持续转型的“循环经济行动计划”。 CBAM是欧盟的气候措施——“Fit for 55”政策包的一部分，是欧盟碳市场的衍生政策。这一本质决定了在CBAM的政策出发点中，实现温室气体减排优先于获得产业竞争优势。相比之下，“循环经济行动计划”的主要政策出发点就是提高欧盟经济的绿色竞争力，所以其子规则（如《电池法规》和产品生态设计法规）对中国出口的影响更为直接和迫切。 CBAM并非完全有利于欧盟产业 CBAM是否一定会有保护欧盟产业、提高欧盟经济整体竞争力的实际效果？这个问题没有直截了当的答案。CBAM的作用是给进口产品增加一个额外成本。从2026年起，非欧盟产品进入欧盟市场，要和欧盟产品一样按照欧盟的碳价水平背负“碳成本包袱”。这个包袱以前进口产品是不背的。从这个角度看，CBAM会提升欧盟产品在本土市场的竞争力。但是这个竞争力的提升并非没有代价，代价就是放弃碳市场免费配额。 在CBAM落地前，欧盟的钢、铝等有“碳泄露风险”的高排放行业一直可以拿到大量的碳市场免费配额，也就是不要钱的碳排放指标。2026-2034年期间，欧盟钢、铝、水泥、化肥、氢等五个行业获得的免费配额将逐渐取消。以欧盟钢厂为例，免费配额可大致覆盖它四分之三的碳排放，剩下的四分之一才需要付费（购买配额）。但CBAM会改变这种情况。从2026年开始，CBAM在对进口钢铁征收碳费的同时，也逐渐减少给欧盟钢厂的免费配额，到2034年就彻底不给了。 所以从欧盟钢厂的角度看，CBAM看得见摸得着的效果就是碳排放成本增加——原来碳排放有免费配额“罩着”，现在要去买配额了。这就是为什么欧盟的钢、铝、水泥、化肥等行业组织对CBAM的表态很耐人寻味：免费配额的停发宜缓不宜急，CBAM是从来没试过的新东西，效果到底咋样还不好说。笔者认为，欧盟企业的小算盘算得很清楚——比起对进口产品征收CBAM，真金白银的碳排放补贴（免费配额）来得更实在。 还有再深一层，CBAM给非欧盟产品进入欧盟市场施加了额外成本，是增加了欧盟产品在本土市场的竞争力，但是欧盟产品的出口竞争力会因CBAM而下降。因为免费配额的取消会进一步增加欧盟产品的碳排放成本，而在欧盟以外的市场上，非欧盟产品可以甩开CBAM带来的碳成本包袱与欧盟产品竞争。这就是为什么欧盟产业一直呼吁CBAM的制度设计必须考虑欧盟产品的出口问题。目前的CBAM规则搁置了这个问题，留待2028年再评估。 再看CBAM对欧盟经济整体竞争力的影响。假设CBAM能起到保护欧盟产业的效果，那么受保护的产业体量也是有限的（欧盟共有25家钢厂，铝产能呈萎缩趋势并严重受制于能源价格）。而另一方面，钢铝是汽车等诸多下游产业的“工业粮食”。CBAM落地后，进口钢铝将和欧盟本土生产的钢铝负担相同的碳排放成本，这意味着欧盟的所有下游工业部门将无法获得低碳排放成本的钢铝原料。总体来看，即使假设CBAM会在一定程度上保护欧盟的钢铝等少数几个高排放行业，也会削弱，而非增强欧盟制造业的整体竞争力。 CBAM一定会削弱中国产品的出口竞争力吗？ 另一个误区是认为CBAM必定会削弱中国产品的出口竞争力。 国内对CBAM的影响分析几乎无一例外地只盯着中国产品的出口成本增加。这种思维的局限性在于忽视了国际贸易中产品竞争力的横向比较。CBAM并非只增加中国产品的出口成本。如果CBAM开征之后，中国输欧钢铁产品的成本增加50欧元/吨，而印度和俄罗斯产品增加100欧元/吨，那么在其他条件不变的情况下，中国产品在欧盟市场上必然会取代一部分印、俄产品的市场份额。所以，CBAM对贸易的影响可以概括为：奖励绿色产能，重分欧盟市场份额。如前所述，CBAM的作用是一视同仁地给所有非欧盟产品都增加一个额外的成本——碳排放费用，所以按理来说CBAM的实施有利于欧盟本土产品扩大市场份额。但是由于产能和综合成本等多方面的掣肘，欧盟本土产品不可能把市场全部“吃掉”，仍然会有相当一部分市场要靠进口来填补。在这一部分市场，非欧盟厂商的座次会重排，有些会因为CBAM带来的额外负担而丢失份额，丢失的份额将转移给那些能够以较低成本提供低碳强度产品的厂商。 笔者认为部分中国的先进钢铁企业有潜力在CBAM实施后增加欧盟市场的占有率。阅读国外关于钢铁行业脱碳的各种报告会发现，虽然国外的近零碳钢铁“明星”项目出镜率很高，但最远也只走到示范（pilot）阶段。倒是中国河钢和宝武的氢基竖炉已率先投入商业化运营。这并不是说中国在钢铁脱碳方面已经遥遥领先了，只说明中国企业一旦认准脱碳目标，在落地方面未必落后。CBAM将在客观上奖励具有成本竞争力的低碳钢铁产品，笔者相信中国钢铁行业对此已经有一定认识。 在企业应对CBAM方面，在笔者所接触的有限范围内，并未有钢铁冶炼企业（区别于紧固件等下游钢铁加工企业）反映在数据填报方面遇到实质性困难。在实操层面一个值得关注的问题是，如何保证下游钢铝加工企业能够从上游钢铝冶炼企业获得钢铝原料的实际排放强度信息。这对下游企业满足CBAM填报要求至关重要。从2024年10月起，由于CBAM规则开始限制使用碳排放强度默认值，这个问题就变得无法回避了。建议有关部门考虑建立协调机制，既考虑下游加工企业必须知悉其钢铝原料的实际碳排放信息，也要考虑上游钢铝冶炼企业关于提供数据的合理顾虑。 国内企业需要与境外对话沟通的渠道 根据笔者的接触，国内企业在应对CBAM和《电池法案》等“绿色贸易措施”时普遍存在的困惑是，不知归哪个政府部门负责，不知应向哪个部门咨询和求助。笔者认为，“绿色贸易措施”归根结底还是贸易问题，是以气候和环境为理由而采取的贸易措施，它直接作用于出口和贸易，所以应属贸易主管部门的职责范围。CBAM和《电池法案》等规则的出现向全世界传递了一个明确无误的信息，气候和环境问题与贸易正在变得越来越密不可分。所以国内有关部门在制定气候和环境相关政策时也必须考虑对出口和贸易的影响。碳市场、碳足迹、绿电绿证等相关政策都会直接影响到中国的出口竞争力。 龙头的动力电池企业对电力碳足迹问题尤为关注。但是电力碳足迹不是某一个企业的问题，也不仅仅是电池行业的问题，它关系到所有中国产品的出口竞争力，关系到中国经济的整体竞争力。因为没有任何产品的生产能离开电，电力碳足迹因子的缺失会影响几乎所有中国产品的碳足迹计算。“电——碳”问题对出口和贸易的竞争力影响很大。 国内企业一方面不清楚向国内哪个政府部门求助，另一方面也缺乏有效的和国外规则制定者对话沟通的渠道。笔者接触的一些行业龙头企业希望和欧委会相关部门在技术层面进行沟通，但缺乏通畅的、名正言顺的渠道。建议有关部门考虑建立绿色贸易规则工作组，吸纳对欧盟等外部规则有真正深刻理解的专家和产业代表，建立与欧委会相关职能部门的对话渠道，目的在于解决实际遇到的技术性障碍，使对方的技术官员更多了解中国的实际情况，争取有利于中国产业的合理的规则调整。特别重要的是，这个沟通机制的中方参与者应对国外规则和政策逻辑有深入的理解，才能实现有效沟通。

“十三五”时期，中国非化石能源消费比重从12.1%提高到15.9%，平均每年提高了0.76个百分点。 今年以来，新能源产业快速发展，清洁能源消费占比显著提升，绿色低碳转型不断加快。预计到2030年，非化石能源消费比重将达到25%左右，清洁能源将成为能源消费增量的主体。 随着新能源装机规模的不断扩大，新能源消纳成为关键问题。与此同时，随着煤电核准增速放缓，为实现能源低碳转型，煤电低碳化改造势在必行。 风光先行，煤电放缓 8月23日，国家能源局发布1月-7月全国电力工业统计数据。 截至2024年7月底，全国累计发电装机容量约31亿千瓦，其中太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，风电装机容量约4.7亿千瓦。风电、太阳能装机合计达到12.1亿千瓦，提前约六年半实现2030年风电、太阳能总发电装机达到12亿千瓦的承诺。 在2020年12月的全球气候雄心峰会上，习近平主席宣布，“到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。2021年《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》也明确要求，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。 2020年，风电、太阳能装机分别为2.8亿千瓦和2.5亿千瓦，总装机约5.3亿千瓦。 而如今，不到四年的时间里，我国已完成了2030年承诺的装机目标。 风电、太阳能装机从5.3亿千瓦增长至12.1亿千瓦，新增装机6.8亿千瓦，平均年增装机近2亿千瓦。 其中，风电装机从2020年底的2.8亿千瓦增长至2024年7月的4.7亿千瓦，增长1.9亿千瓦；太阳能发电装机从2020年底的2.5亿千瓦增长至2024年7月的7.4亿千瓦，增长4.9亿千瓦。 风光装机目标的超前完成，意味着新能源发展来到了又一转折点。与之相反，煤电再度被按下“减速键”。 为达成“双碳”目标，近年来我国严格控制煤电项目，煤电核准审批逐渐收紧。特别是2021年以来，受环境保护要求、产能过剩以及煤价高企等因素影响，煤电装机增速显著放缓。 今年上半年，全国新能源发电装机首次超过煤电装机。 据国家能源局数据显示，截至2024年6月底，中国风电和光伏合计装机达11.8亿千瓦，中国的煤电装机约11.7亿千瓦，分别占全国全口径发电装机的38.41%、38.08%。新能源发电装机持续成为中国新增装机主体。 与此同时，地方政府逐渐收紧对于煤电项目的审批。 8月20日，国际环保机构绿色和平与上海国际问题研究院联合发布《2024年上半年中国电力部门低碳转型进展分析》，分析发现2024年上半年，全国总核准煤电装机约1034.2万千瓦，比2023年上半年同比减少约79.5%。其中，今年新审批的煤电项目仍以不利于煤电发挥支撑性功能的大型机组为主，并主要来自安徽（200万千瓦）、江西（200万千瓦）、新疆（132万千瓦）等11个省份。 消纳挑战 12亿千瓦风光装机目标已达成，如何实现新能源更好地消纳正在成为行业面临的新难题。 根据公开信息显示，包括山东、河南、河北、江西在内的多个省份公布了光伏消纳空间预警。截至目前全国已有超过370个县出现低压承载力红色区域，分布式光伏接入受限。 今年以来，为实现“双碳”目标，确保新能源大规模发展与合理利用，提升电力系统对新能源的消纳能力，相关部门相继出台了多项政策文件予以协调解决。 今年5月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展的通知》，规划了一批新能源配套电网项目，提出加强系统调节能力建设，提高新能源并网性能，加强电网资源配置能力，发挥电力市场机制作用，资源较好地区新能源利用率目标可放宽至90%。 其中，对500千伏及以上配套电网项目，每年组织国家电力发展规划内项目调整，并为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，加快推动一批新能源配套电网项目纳规。 同时，还要重点推动一批配套电网项目建设。今年，川渝特高压交流输电工程、张家口坝上500千伏输变电工程等30余个新能源配套电网重点项目预计将投产，陕北—安徽特高压直流工程、茂湛500千伏网架完善工程等30余个新能源配套电网重点项目开工。 《通知》明确，强化调节资源效果评估认定，开展煤电机组灵活性改造效果、各类储能设施调节性能、负荷侧调节资源参与系统调节规模和置信度的综合评估。 今年7月，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027）》，提出了“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的基本原则，计划在未来3年开展9项专项行动，其中与新能源发展直接相关的包括电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动、配电网高质量发展行动、智能化调度体系建设行动、新能源系统友好性能提升行动、电力系统调节能力优化行动和需求侧协同能力提升行动。《方案》希望以此提升电网对清洁能源的消纳、配置、调控能力。 8月29日，国务院新闻办公室举行新闻发布会，发布《中国的能源转型》白皮书。国家能源局局长章建华在就“能源转型将强化哪些能力建设”问题答记者问时表示，下一步，将重点做好深化能源改革、强化能源监管等工作。 其中，通过建设全国统一电力市场体系，持续扩大电力现货市场覆盖范围，进一步提升电力资源优化配置水平。建立健全绿色低碳发展机制，加快培育绿电绿证市场。完善新能源消纳和调控政策，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源。推动自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革。 同时，要加强能源重大规划、清洁能源项目实施情况监管，持续加大可再生能源消纳、调节性电源建设运营等方面的监管力度，确保能源转型重大政策能够落地见效。加强市场交易、价格机制、信息披露等监管力度，确保新能源参与市场的规则能够有效执行。 煤电低碳化 尽管煤电核准增速放缓，但煤电在电力安全保障中仍发挥着重要作用。随着清洁能源比例的不断提高和新能源技术的不断发展，煤电低碳化改造将成为未来煤电发展的重要方向。 7月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（发改环资〔2024〕894号），提出到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。 《行动方案》提出在具备长期稳定可获得生物质资源的地区，综合考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电，要求改造建设后煤电机组具备掺烧10%以上生物质燃料能力，显著降低燃煤消耗和碳排放水平。 此外，《行动方案》还提出绿氨掺烧、碳捕集利用与封存两种煤电低碳化改造建设方式。利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤，改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩，推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术，因地制宜实施二氧化碳地质封存。 低碳化改造已经不再是煤电企业的选修课，而是不得不做好的必修课。这项工作时间紧迫、势在必行。

9月2日，第三届EESA储能展在上海举行。远景正式发布全球最大容量储能系统，标准20尺单箱8MWh+，推动储能行业进入8MWh级时代。远景8MWh+储能系统采用了自研的700Ah+储能专用电芯。该储能电芯来自远景动力，是全新一代电芯产品，RTE达到96%，能量密度440+Wh/L，循环次数超15000次。高能量密度储能电芯结合集约化的系统设计，让远景储能8MWh+储能系统单位面积能量密度达到541kWh/㎡。 据悉，远景储能系统这次能在标准20尺单箱内实现容量突破性的达到8MWh+，60%要归功于自研大容量电芯的能量密度提升，30%来自系统集成，集装箱内空间设计进一步集约化，还有10%来自箱内功能单位的优化。远景储能在本次储能展还展示了其面向新型能源体系的系统级能力，包括系统级产品、系统级技术、系统级方案和系统级服务，在提供高安全、高性能、低LCOE系统级储能产品的同时，还可以提供AI+大模型驱动的交易和构网解决方案、“储能+X”综合解决方案和全生命周期的服务。据介绍，交易解决方案可以帮助储能在电力现货市场中实现AI最优交易；构网型储能则可以支持高比例新能源电力系统安全稳定运行；“储能+X”综合解决方案对应未来电力系统中源网荷储的趋势，为客户提供综合最优解决方案；全生命周期服务则可以为客户提供从设计、施工、并网、运维的一站式服务。截至目前，远景已在全球参与超过200个项目，交付超过15GWh，包括新加坡裕廊岛项目、英国Wormald Green项目等大型储能项目，在手订单超25GWh。

微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统（必要时含储能装置）。 微电网特征 1、小型发配用电系统 微电网包含了发电（分布式电源，以分布式新能源为主）、用电负荷、配电设施（小型配电网络）的电力系统。“麻雀虽小，五脏俱全”，大电网具备的电力元器件要素，微电网也同样具备，所以是一个电力系统。 2、监控和保护装置 微电网需要有监测、控制、保护等各类装置（含系统），以及相应的系统。即微电网是天生的“一二次融合”、“自动化与信息化融合”的系统。 所以对微电网EMS系统有客观上的需求。 3、必要时含储能装置 微电网并不一定要包含储能，但是在必要情况下，这个必要包括了安全性的必要、经济性的必要、绿色性的必要，可以实现“源网荷储一体化”。 微电网EMS的定义 根据《微电网工程设计标准》，定义如下： 一种计算机系统，包括提供基本支持服务的软硬件平台，以及保证微电网内发电、配电、用电设备安全经济运行的高级应用软件。 这个定义基本上延用了调度自动化专业对EMS的定义，主要目标是微电网系统的安全、经济运行。 未来可能还需要增加绿色低碳运行的需求。 微电网的功率和电压等级选择 根据国家能源局发布的《新能源微电网技术条件》，以新能源为主的微电网分为联网型和独立型两种，这里我们主要看联网型微电网的功率和电压等级规范： 当然，微电网内部的最大运行功率可以超过这个限制，上面的这个表格可以作为微电网的功率范围参考。也有一些标准和文件把微电网的最大运行功率设置为50MW，作为微电网的上限。 对微电网EMS来说，最大需要考虑110kV配电系统（如果是独立性离网系统，甚至要考虑220kV配电系统）的监控和管理需求，如110kV受电变电站的综合监控。 微电网系统的分类方式 微电网EMS系统与微电网系统，大致可以根据以下维度进行分类： 1、按电压（或容量） （1）35KV及以上的，数十MW～数百MW的微电网系统 （2）10kV的，数MW的微电网系统 （3）380V的，数百KW的微电网系统 （4）220V的，数十KW的微电网系统（也有人叫做纳电网） 不同的电压等级和容量，对微电网的智能化、自动化水平需求是不太一样的，方案形态也不同。 2、按运行场景分 比如军用微电网系统、建筑微电网系统、重工业（高耗能、高电压等级）微电网系统、轻工业（非高耗能、10kV及以下）微电网系统。 当然还有更细分场景的，比如离岛型微电网系统、牧区微电网系统、充电场站微电网系统、数据中心微电网系统等。 对微电网EMS系统来说，如何适应各种不同场景的细分需求，也是较大的挑战。 3、按照微电网的公共属性分 （1）公共微电网，具有公共服务属性，为不特定的用户对象服务的微电网，比如台区微电网、岛屿微电网、牧区微电网等； （2）用户微电网，具有私有属性，为特定的（类似专变）用户提供服务，比如建筑微电网、工业微电网等。 不同属性的微电网，对EMS的需求差异较大。 微电网EMS的基本功能 根据《微电网工程设计标准》，微电网EMS系统可以实现监控、调度、优化管理等多功能合一，并具备以下功能： 发电预测、分布式电源管理、负荷管理、发用电计划、电压无功管理、统计分析与评估、WEB 发布（人机交互界面）。 同时实现与调度机构以相应的传输规约实现信息交互，并满足安全防护要求。 微电网EMS的技术路线 从目前的政策文件来看，国内微电网EMS正处于一个新老交替的技术阶段。 老阶段 即参考《微电网工程设计标准》、《微电网接入电力系统技术规定》等，严格按照电力二次系统设计的规范，配置的继电保护、自动控制、计量管理、能量管理、监控系统、通信系统等。 微电网监控系统采用本地化的服务器、数据库、工作站、交换机，并设置本地中控室进行集控。 但是，按照传统调度自动化要求设计的微电网EMS，在现实中存在三方面的矛盾： 1、提高了设计和实施的难度 上述技术规范，适合于MW级及以上的，35kV及以上的大型微电网系统建设运行，但是对于数量较大的10kV、0.4kV的中小型微电网，无论是设计成本，建造成本，实施和调试的难度都较大。 2、运行难度较大 中小型微电网系统，尤其是“源网荷储一体化”的系统，大多存在： （1）投资方和运行方分离 （2）投资方只管投资不管运行 （3）运行方往往是企业业主（的电力或者能源运行部门），只管节约不管系统综合效率。 企业的能源管理部门绝大多数并不能按照调度自动化的要求，运行和管理EMS与微电网系统的能力。 如EMS中的发电计划管理，涉及到设备管理（比如检修、抢修的运行调度）、计量管理（发电计量、负荷计量）、发用电预测管理、微电网拓扑管理、微电网潮流仿真、继电保护等很多细分专业领域。 3、涉及多市场、多主体交易困难 传统的调度自动化系统，其设计目标是为电网调度部门内部使用，使用角色单一，使用目标清晰。 而这种自动化系统设计思路，沿用到微电网自动化和EMS系统中，就是“老革命遇到新问题”。 但是微电网系统，无论是公共微电网，还是用户微电网，其运行工况和经济性实现环境，都迥异于传统调度自动化。 比如如何与虚拟电厂的应用场景结合？如何参与售电交易？如何进行分布式能源的入市交易？如何实现多主体的交易？ 举个例子，在公共微电网的应用场景中，也涉及到多主体、多品种交易。 比如台区微电网，有可能一个公共配电台区，有售电公司、充电桩投资方、电力用户、分布式投资方（需要参与电力市场化交易，涉及到上网问题）、共享储能投资方。 所谓公共微电网EMS系统同样需要考虑多买多卖，与上级配电网、与用户微电网（群）、与台区内各个市场主体的多对多互动问题。 新阶段 无论是欧洲的配电网智能化路线，还是国网、南网的智能配电网、智能微电网数字化路线，都以上述的能源互联网综合应用场景为目标，逐步摒弃传统调度自动化设计路线，把配网（微网）调度自动化、EMS、虚拟电厂管理、负荷调度、分布式发电管理、多代理协同等需求进行融合。 从更深的角度来说，这是电网调度-电力市场架构设计，从传统电力系统的“自顶向下，逐层分解，自下而上，逐级兜底”的经济管理模式，以及与之配套的调度自动化和配网信息化建设运行模式 转换到“自下而上、分层分群、群内自治、群层协同”的新型电力系统 经济运行模式，配-微网的数字化、智能化路线，必然也跟着改变。 比如最近的国网、南网都在开展的“开源电力鸿蒙”计划，其本质就是用新一代的、源自移动互联网开源技术体系，去重构10kV及以下的数字化架构和产业生态的一种尝试。 如何在新的环境和趋势下，结合新的业务，形成既满足电力系统的保护、自动化、安全防护、调度接口需求，又适配未来的多目标、多产品、开放、开源、多代理的能源互联网场景，无论是新玩家还是老玩家，都面临机会和挑战。

自2017年启动绿证认购制度以来，我国对可再生能源环境权益机制的持续探索超过７年，绿电、绿证市场规模逐步扩大，市场机制持续优化完善，以绿电绿证赋能出口、约束能源生产和消费、通过相关机制收益接续补贴政策促进可再生能源发展的路径逐渐清晰。2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度陡增。但由于各种原因，证电“分离”与“合一”之争尚未平息，我国绿电、绿证在国际市场的有效性和通用性需要进一步落实；同时还存在应用场景不够清晰，绿电绿证价格出现背离现象等问题，这些都在相当程度上制约了绿电和绿证机制的健康运作。本文尝试对我国绿电和绿证机制的沿革进行简单梳理，基于自身工作实践对市场现状进行考察，希望相关认识对我国绿电绿证机制的健全完善尽绵薄之力。 我国绿电、绿证机制发展历程 2015年3月，中发9号文印发，启动了新一轮电改，为可再生能源参与电力市场与绿电、绿证的发展奠定了基础。为解决可再生能源补贴缺口问题， 2017年1月，开始试行绿证自愿认购制度。但由于应用场景较为稀少，很长一段时间，绿证市场基本处于有价无市的状态。 随着弃风弃光压力逐步增大，为引导需求侧主动消纳可再生能源，2019年5月，可再生能源电力消纳保障机制建立，要求按省级行政区域设定可再生能源总量和非水电消纳责任，可通过认购绿证等方式来完成责任。消纳责任机制的建立为提高可再生能源利用率、促进绿证消费开辟了新渠道，该文发布后绿证的交易量有所提高。但由于消纳责任未实际分解到终端电力用户等原因，交易成交量未达预期。 在全球碳中和的大势下，电力行业发生巨变。2021年6月，国家发展改革委《关于2021年可再生能源上网电价政策有关事项的通知》印发。同时RE100等国际绿色发展倡议影响力持续扩大，我国与欧美碳市场发展迅速，用户侧采购绿电、绿证的诉求持续扩大。2021年9月，《绿色电力交易试点工作方案》获得国家发改委、国家能源局正式批复，标志着“证电合一”的绿电交易模式正式开启。绿电消费量迅速扩大。另外，平价可再生能源项目的批量并网使得绿证的价格迅速下降，绿证的消费量逐步攀升。 同时，自2021年7月全国碳市场启动以来，自愿减排市场（CCER）、绿电、绿证等机制不衔接引发了广泛争议，不同部委管理条线的区分、视角的不同、政策着力点不同，引起了外界对环境权益重复性计算的争论，对国内绿电、绿证的公信力和权威性造成不利影响，一定程度上阻碍了我国绿证的国际认可。 近年来，政策与市场双向发力推动绿电、绿证市场格局渐成。2022年8月，国家发改委、国家统计局、国家能源局《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》要求新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，以绿证作为认定凭证。2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》明确对全部可再生能源电量核发绿证。2024年2月，政策更进一步，国家发改委、国家统计局、国家能源局发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号）明确非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控，绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。同时，生态环境部相继对铝冶炼、水泥行业温室气体排放核算与报告指南征求意见，对市场化绿电在碳排放核算中的计算机制进行了部分明确，初步促进了碳市场与绿电市场的衔接。系列政策组合拳，促进了绿证的消费，推动能耗指标紧张省份绿证交易量大幅增长。 绿电、绿证的消费侧应用 根据市场调研，目前用户采购绿电、绿证的用途主要有降低国内碳市场排放、应对欧盟碳边境调整机制（CBAM）、进行绿色低碳行业声明、完成可再生能源消纳责任、完成能耗考核、企业宣传等。下表简要概括绿电和绿证针对不同用户类型不同应用场景的适应性。 对国内控排企业碳排放的核算。由于尚未建立相关核算体系、绿证不受网架约束可能存在重复计算、管理部门不同等因素，绿证目前无法直接用于碳排放计算。对于绿电交易，铝冶炼行业、水泥行业温室气体排放核算与报告指南的发布表明全国碳市场开始逐步认可绿电的零碳属性，但具体实操层面能否落地还有待观察。而北京、上海、深圳等地方碳市场部分明确绿电可以抵扣碳排放，初步推进了电碳衔接，但机制设计远未完善。如2023年6月上海市生态环境局发布《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》（沪环气候〔2023〕89号），明确“通过北京电力交易中心绿色电力交易平台以省间交易方式购买并实际执行、结算的电量，其外购绿电排放因子调整为0 t CO2/104kWh”，此举有利于上海提高省间绿电的消纳。但意味深长的是，上海市内绿电仍按照全市电力排放因子平均值计算排放。 欧盟CBAM对电力间接排放的核算。根据CBAM相关实施细则及官方问答，只有实际消耗了的清洁能源才可在计算碳排放时进行抵扣，而欧盟来源担保证书等绿证所代表的形式上的减排量，是不允许在核算CBAM规则下的碳排放量时进行抵扣的。这排除了绿证抵扣电力间接排放的可能。而对于绿电，目前欧盟指引性文件里认可的绿电消纳方式包括自发自用、远距离采购以及通过签署电力采购协议，目前多数观点认为绿电可适用于“直接技术连接或购电协议”；根据部分出口企业的反馈，在实际进行过渡期申报时，CBAM倾向于认可国内绿电单独计算间接排放，即企业采购的绿电可能被认可为碳排放为0。后续需持续关注CBAM规则的完善与实践。 需要关注的是，4月30日，欧盟发布《电动车电池碳足迹计算规则草案》征求意见稿，要求电力消费碳足迹应使用“国家平均电力消费组合”，直连电力方式除外。按照该草案，除了自发自用方式，企业采购绿电仍按照全网平均水平计算碳排放，“绿电”与“绿证”均无法用于碳足迹降低。由于中国以煤为主的资源禀赋与发展阶段特性，这将削弱中国电动车电池企业的竞争优势，同时更需警惕类似规则向其他领域蔓延。 在相关行业倡议的应用。典型的行业倡议如RE100，要求加入的公司需承诺不晚于2050年100%使用可再生能源电力，企业可选择自己生产和购买绿色电力来实现可再生能源使用目标，其中包括物理购电协议（物理PPA）、金融购电协议（金融PPA）、与电力供应商签署的协议、能源属性证书等，我国的绿电与绿证基本可纳入上述范畴，满足RE100的要求。但国内绿证由于可能存在与CCER的重复计算问题，最新的“常见问题解答”（FAQs）要求使用我国绿证的企业要提交其绿证拥有全部的环境属性的可信声明。 在可再生能源消纳责任机制中的应用。对于可再生能源消纳责任，国家相关文件明确国内的绿电、绿证均可用于完成总量与非水电消纳责任。但目前主要的消纳责任主体是各省级行政单位与电网企业，终端电力用户并未实际进入该应用场景。 在能耗“双控”考核中的应用。发改环资〔2024〕113号文明确绿电与绿证均可抵扣能源消费总量与强度指标，大大拓展了绿电、绿证的应用。由于使用绿电仍受到电网物理约束，采购绿证成为了完成能耗考核的最便捷措施。2024年初，文件发布后，存在能耗缺口的省份迅速开始要求辖区内能耗用户采购绿证。但能耗“双控”的考核责任主体是各省，而采购绿证的主体——各电力用户并不承担能耗考核责任，权责不对等导致供需错配。2024年初，华东各省开始逐步引导用户侧参与到绿证交易，探索全社会参与绿色消费的模式，尽管此举在一定程度上刺激了绿证消费，但应该看到，行政手段的强大力量凸显了市场作用的渺小，短暂以考核导向制造的需求也不利于市场的长远发展。 在企业宣传或零碳声明的应用。对于企业基于体现社会责任进行的宣传、声明、ESG报告等活动，绿电、绿证理论上均能发挥出其功效。但是仍要关注可能存在的“漂绿”风险。2024年1月17日，欧洲议会表决通过“为绿色转型而赋能消费者”方案，它将禁止产品或服务提供者做出基于温室气体排放抵消（Offsets）的环境影响声明，这是欧盟打击“漂绿”行为的一项重要立法举措。2024年4月初，市场传闻科学碳目标倡议（SBTi）董事会宣布计划更新企业净零目标的设定标准，“扩大环境属性证书（EAC）（如减排信用额）的使用范围，以帮助解决范围三排放问题”，但在引起强烈反响后，随后又声明“SBTi 现行标准未作任何更改”。这反映出行业内外对“绿证”等信用证书能否实际起到宣传中作用的质疑。 绿电、绿证的供给侧主体适应性 4月19日，国家发改委、国家能源局发布的《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章（征求意见稿）》规定，“绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目所生产的全部电量”“初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目”。而4月26日，国家能源局发布的《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》规定，“对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证”“对项目自发自用电量和2023年1月1日（不含）之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。”