近日，关于天合、晶科、隆基等多家头部企业上调组件价格的消息刷爆朋友圈。经北极星了解，部分企业确实向上微调1-3分/W。 而此次头部企业集体行动，实则是10月中旬中国光伏行业协会“反内卷”会议的后续反馈。 晶科能源表示，“基于行业‘反内卷’会议所达成的共识，各企业正共同努力促进产业链价格逐步回归合理区间，公司积极响应，期待行业早日重回健康发展轨道。 ” 不止上述企业，据北极星调研，个别前十企业也将随行就市，上调组件价格，称“市场涨，我们就涨”。而目前来看，大部分二三线组件企业尚未跟进。 实际上，本次头部组件企业集体涨价，是对长期以来的价格战发起的反击。2024年开年以来，产业链价格大跳水，硅料价格由7字头降至3字头，受低价中标规则影响，组件中标价格更是一路走低，n型组件中标价格从0.9X降至0.6X,已普遍低于行业成本价，企业陷入“越亏越卖、越卖越亏”的怪圈。 而由于招投标启动及中标公示有一定周期，企业的投标价格并不能真实反馈当前市场行情。如被业内广泛讨论的0.612元/W的投标价格，实际上是在9月10日启动招标，10月9日正式开标，投标价格与当前组件市场价格存在“时差”。 10月18日，中国光伏行业协会在《光伏组件当前成本分析：低于成本投标中标涉嫌违法》一文中指出，0.68元/W已经是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。 北极星梳理近期光伏组件投标及中标价格来看，自行业协会“反内卷”会议后，光伏组件投标价格有所提升。如10月22日，中节能2024年度光伏组件框架协议采购开标，该项目采购2.5GW的N型TOPCon双面组件，投标均价0.694元/W，报价范围为0.675-0.722元/W。 此次头部企业联合行动，对提振组件市场价格有一定积极作用。也有业内人士表示，最终影响价格的仍是供需关系，目前来看企业仍有一定程度库存，且国内外需求提升有限，组件价格真正回暖或许还要一段时间。 近期有消息称，某央企在修改招标规则，涉及风光储项目，并将储能项目招标中技术评价权重和价格评价权重由50%和45%调整至55%和40%。如果央企们效仿上述行为，修改光伏项目的价格评价权重，或将对组件市场产生积极影响。

迎峰度冬开启 以年为单位测算某地区全年的负荷用电水平，基本呈现夏冬季节高于春秋季节的趋势。 所以在电网公司内部会有“迎峰度夏、迎峰度冬”以及“春检、秋检”这样四季分明的生产活动。 不过不同地区的省份对于具体的四季月份，会根据自身所在区位进行区分。对于冬季来说，部分省份将在11月份开启“迎峰度冬”，这与北方11月开始供暖也很吻合。 从分时电价上来看，吉林、黑龙江、冀北、新疆、青海等地将会出现晚间高峰用电时段。（未包含全年常态化尖峰省，黑龙江分时新政尚未执行） 11月尖峰电价省份 吉林：晚16-19，较高峰上浮25%（较平段上浮93.75%）。 黑龙江：晚16:30-18:30，较高峰上浮20%（较平段上浮80%）。 新疆：晚19-21，较平段上浮100%。 冀北：晚17-19，较高峰上浮20%（较平段上浮104%）。 青海：早8-9，晚19-21，较平段上浮100% 呈现双驼峰特性的全社会负荷（非净负荷），在晚间高峰期主要为工商业、居民照明和空调等负荷。 而此时段白天发电充足的光伏电源已无法出力，火电机组是此时段的主力电源，受制于碳排放以及被新能源挤压生存空间等因素影响，夏冬季负荷晚高峰段的发电容量充裕度会有些吃紧。 所以设置工商业尖峰时段电价用来进行季节性的需求侧响应。 而尖峰时段不影响居民用电，且部分省份因为一般工商业用户可暂不执行分时电价，故尖峰时段所针对的负荷主要集中在大工业用户负荷。 相当于靠尖峰时段高电价增强大工业用户在此刻的价格弹性，增加其避峰用电的概率，将负荷空间暂时让渡给居民和公共商业场所，起到负荷侧的调节作用。 多数地区也会将尖峰段相较于高峰段增收的电费作为当地需求侧响应资金池。 天然气容量费 本月河南省在代理购电价格表中系统运行费一项增加“天然气容量电费”，折合度电0.00643元/度。 至此，目前有蒙西、广西、广东、天津、安徽、江苏、上海、浙江以及河南在系统运行费中明列天然气容量费。 这也是各地的天然气机组执行两部制电价的体现，但并非是说其它地区就没有天然气装机容量。 我国燃气轮机装机容量最多的省份为广东省，超过30GW，江苏、浙江和北京等地也都有超过10GW的装机容量。 但不同地区对于燃气机组的价格政策不同，多数省份执行了两部制的电量电费和容量电费政策，少部分地区执行单一制的上网电价，也有像山东对全部类型电源的容量补偿统一做了设计，其中也包含天然气发电机组。 部分省份天然气容量费 广东省公布气电容量电费100元/年·kW，折合8.33元/月·kW与当地24~25年燃煤机组容量电费一致。 上海热电联产机组天然气发电机组容量电费438元/年·kW，折合36.5元/月·kW。 江苏和浙江等地公布的机组容量电费在25~50元/月·kW不等，河南为36.5元/月·kW。 相较于煤电机组，天然气机组燃料成本高，所以边际成本高，在电能量市场上不具备价格优势。 但是机组物理约束较燃煤机组宽松，最小技术出力、持续停机和运行时间以及爬坡速率等均更灵活，且碳排放低。 一定程度上，一些负荷较重，年度负荷峰谷差较高的地区，为了保证负荷高峰期的发电容量，需要以容量补偿电价的机制给天然气机组进行投资补偿。 所以多数省份出台两部制电价政策，或者以较高的单一制上网电价（类政策性稀缺电价）用来保障这部分充裕度。 天然气机组可以划分为OCGT和CCGT： 简单理解：前者只烧天然气，后者先烧天然气再烧水。所以前者响应速度最快，后者热效率高，相较于传统燃煤机组，这些都是比较灵活的发电侧可调节电源。 甘肃执行双轨制资金折价 本月起，甘肃省的代理工商业购电价格中，除了当月平均购电价格和历史偏差电费折价外，增加一项“双轨制资金折价”。 代购表中对于这部分价格的解释为“双轨制资金按《甘肃电力现货市场规则》(V3.1)规则形成，包含省间外购双轨制资金和结算模式双轨制资金。” 甘肃电力现货市场9月份起正式运行，10月份是首个正式运行月的结算月，对于9月份发生的双轨制资金进行了结算，并根据11月的预测工商业用电量进行了分享。 对于该部分内容的官方解释详见《甘肃电力现货市场结算实施细则第五章第一节“省间双轨制资金”和第十章第三节“结算模式双轨制资金”》 尝试理解后，黄师傅的粗浅解释如下，请大家指正： 省间双轨制资金所结算的电量指的是在月内开展的省间短期且没有清分至具体主体的交易电量，这部分电量在甘肃省内执行了现货市场价格，而在对端省份执行的是省间交易结算价格，二者之间有一定的偏差。 清分的意思可以理解为这些电量和电价可以对应到时间上的每个具体的最小交易周期，空间上对应到每个具体的电网节点。 这些“没找到主”的电量产生的原因是系统潮流所反映出来的。 省间互联的通道是可查的，发受两端也有相应的计量设备，但受到省内整个系统潮流的影响，会出现省间实际过网电量和交易量不相符的情况。 这些情况也并非仅是省间购电主体的实际用量偏差所致，而是省内系统的电量平衡所致，所以当实际省间外购电量＞合约总量时，多余的部分就视为“没有清分至具体主体”的无主电量，其所产生的关联费用，面向全部主体分摊或分享。 而文件中所述的在月内开展的省间短期交易，推测大部分出自于通过调整联络线功率已达到平衡省内系统功率，也就是调度发起的交易行为。 更多的细节和公式参见规则原文。 省间电量的发生，虽然是因为参与主体在省间内的交易，但最终产生的电量偏差并非完全因为参与主体的实际电量和合约电量偏差。 联络线某种程度上充当了平抑本身功率平衡和频率稳定的“电源”，而导致这些功率偏差的不仅仅是省间交易用户，而是整个省内的电力系统。 结算模式双轨制资金类似于代理购电用户参与现货市场后所产生的偏差。 不过在甘肃，这类用户除了电网代理购电户外还有只参与中长期而不参与现货市场的交易的用户。 电网代理购电户的相关分析我们在10月份电网代理购电价格解析文章和直播中有过解释，这里不再赘述，不过在甘肃省，这部分偏差费用已经体现在了“历史偏差电费折价”中，而不在“双轨制资金折价”里。 而对于只参与中长期而不参与现货交易的用户，其结算电费时中长期合同照付不议，月度总偏差电量按照平谷时段划分后执行对应市场月度均价，进而产生了偏差费用。 作为对端的发电侧，这部分电量依然要按照现货市场的规则进行结算，所以一收一发之间因为结算模式不一致导致了购销差额，被视为是结算模式双轨制资金。 总之，对于双轨制的理解，要在于找到那个相同的行为但是不同的处理方法。 对于“省间外购双轨制资金”，行为是对于省间外购电量的结算，不一样的方法是在省外和省内的结算方式不同（省间交易价格VS省内现货价格）。 对于“结算模式双轨制资金”，行为是对于未参与现货市场日清分的用电主体电量的结算，不一样的方法是这部分在电量在发电侧还是按照清分的方式结算，而在用电侧按照总偏差电量以月度均价结算。

10月15日，省间电力现货市场转正式运行启动仪式在北京举行。省间电力现货市场转入正式运行是全国统一电力市场建设的里程碑事件，标志着全国统一电力市场体系架构的初步建成，更是贯彻落实党的二十届三中全会精神中关于“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”决策部署的重要成功实践。 省间电力现货市场实现了从0到1的突破 省间电力现货市场是在省间电力中长期市场基础上，利用省间通道可用输电能力开展的日前、日内电能量交易，是目前国际上覆盖范围最大、参加经营主体最多、交易通道最复杂的跨省跨区现货市场。作为全国统一电力市场体系的重要组成部分，省间电力现货市场建设充分考虑了电力资源大范围优化配置、新能源持续快速发展、省间省内市场协同运行等现实需求，探索了一条更加适应我国国情的市场建设可行路径，实现了“从0到1”的突破。 2022年1月，根据《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837号），省间电力现货市场首次启动模拟试运行；2022年2月，进入连续结算试运行阶段；截至2024年9月，省间电力现货市场已实现不间断结算试运行31个月。试运行期间市场运转平稳有序、效益显著，为转入正式运行奠定了良好基础。 经过两年半的探索实践，“统一市场、协同运作”的全国统一电力市场架构已初步形成，省间电力现货市场在其中发挥着不可替代的作用。在空间维度上，省间电力现货市场发挥省间富裕电力市场化余缺互济作用，协同省级现货市场保障省内资源优化配置和电力电量平衡；在时间维度上，完整构建了“中长期为基础、现货余缺互济”的全国电能资源优化配置的电力市场体系。 省间电力现货市场转入正式运行将进一步促进资源要素流动，稳定市场发展预期，激发市场活力，助力我国新型电力系统建设，为实现能源结构优化升级、促进经济社会高质量发展和实现可持续发展目标奠定坚实的基础。 有效市场和有为政府助力市场长时间平稳运行 省间电力现货市场建设立足于我国电力管理体制现状、电力资源和负荷分布特征等基本情况，创新设计了交易组织、调度执行、市场衔接、风险防控等核心机制，形成了有效的市场规则。建立了省间电力现货市场运营管理体系，以规范化制度、标准化作业程序、智能化技术支持系统，支撑省间电力现货市场依法合规、健康有序运行。完备的制度体系和运营管理体系有效支撑了省间电力生产组织方式的市场化转型，为确保市场各环节顺畅衔接和稳定有序运行奠定了基础。 省间电力现货市场自结算试运行以来，政府主管部门在市场建设与运营中发挥了重要作用，市场各环节经受住了长时间尺度运行的考验。为促进省间电力现货市场平稳运行，引导市场价格合理形成，防范供需紧张时段市场价格异常上涨，实现省间电力现货资源合理配置，2023年7月国家发展改革委及时出台了《关于优化省间电力现货市场交易价格机制有关事项的函》，对省间现货的价格机制进行了优化，在省间电力现货市场价格信号反映供需的同时避免了异常高价的出现，调控机制有效统筹了保供和稳价需求，保障了市场价格的总体平稳。 省间电力现货市场运行成效显著提升 电力供应保障能力，确保系统安全稳定运行。省间电力现货市场充分发挥大电网平台优势，在日前和日内时间尺度开展市场化余缺互济，通过市场价格信号激励火电机组顶峰发电，进一步释放全网整体调节能力，保障了电力系统平稳度过全国电力供需面临的最高温度、最长时间、最大负荷、最小水电的用能高峰挑战，实现了电力的安全可靠供应。 促进可再生能源消纳，加速能源电力绿色发展。省间电力现货市场充分考虑可再生能源波动特性，通过交易机制创新和运营实践，充分挖掘可再生能源的跨省消纳潜力。截至2024年上半年，省间电力现货市场累计消纳可再生能源348亿千瓦时，占全部省间现货交易电量的46.6%。通过省间电力现货交易实现了新能源在更大范围内的协同消纳，有力促进能源电力的低碳转型。 发挥省间现货价格引导作用，实现电力资源经济高效配置。省间电力现货市场在运行过程中，形成分日、分时等尺度的多维价格信号，实现动态反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，充分体现了电力资源的时空价值。 拓宽省间交易范围，推动电力生产要素畅通流动。省间电力现货市场交易范围覆盖了国家电网有限公司和内蒙古电力（集团）有限责任公司经营区，充分挖掘了电力资源供应能力和跨区输电潜力，在26个省间实现了大范围源荷互补。通过省间购售电灵活转换等方式，省间购售经营主体根据供需变化，灵活调整交易方式，从而适应大规模新能源接入后的系统运行特点，推动了电力资源在省间的灵活高效流动。 省间现货转正标志全国统一电力市场建设进入崭新阶段 2024年7月，党的二十届三中全会通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，提出要“聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，三中全会精神为我国统一电力市场建设发展指明了方向。 目前，全国统一电力市场建设取得了阶段性成果，电力市场交易规模快速扩大，多层次电力市场体系建设有序推进，多元竞争主体格局初步形成，电力商品的多元价值属性进一步显现，电力系统运行效率和资源配置效率不断提升。在当前这个时点，省间电力现货市场转入正式运行既能让我们暂时停下脚步，认真总结回顾上一阶段市场建设的经验和教训，同时也标志着全国统一电力市场建设进入了一个崭新的阶段。 全国统一电力市场建设是一项长期艰巨的任务，因此要不断在发展中解决新问题，推动市场建设重要领域和关键环节改革走实走深。下一步，应推动加快形成国家层面“1+N”基础规则体系和全国统一的技术标准，实现市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通，推动跨省跨区市场与省（区、市）/ 区域市场有序衔接、联合运行。推动新能源全面参与市场交易，各类经营主体平等竞争、自主选择，让全国统一电力市场建设为构建新型能源体系、支撑经济社会高质量发展注入新的动力。

阳光电源发布公告，计划募资48.78亿元人民币，加码海内外储能产能扩产。 10月14日，阳光电源披露境外发行全球存托凭证（GDR）新增境内基础A股股份的发行预案，计划募资48.78亿元人民币，主要投入海内外储能产能扩产。此次GDR将在德交所挂牌上市，发行GDR所代表的新增基础证券A股股票不超过本次发行前总股本的10%。 从预案也不难看出，阳光电源意在加快海外储能产能建设，以匹配海外市场的营收重要性。发行募集的资金中，阳光电源拟将19.92亿元用于建设年产20GWh先进储能装备制造项目，17.60亿元用于海外逆变设备及储能产品扩建项目，另外逾11亿元用于数字化提升项目与南京研发中心建设项目。 上述年产20GWh先进储能装备制造项目拟在阳光电源的大本营安徽省合肥市实施。海外逆变设备及储能产品扩建项目拟在海外建设，公司暂未披露具体实施地点。该海外项目将通过新建厂房，新增生产、检验检测等设备构建年产50GW逆变设备、15GWh储能产品的生产体系，其中一期项目规划25GW逆变设备、5GWh储能产品产能，二期项目规划25GW逆变设备、10GWh储能产品产能。 阳光电源证券部工作人员对外表示，此次发行GDR也是考虑到支持公司全球化战略。目前，发行相关工作仍在正常推进中，需要等待相关部门审批。 海外市场是国内各主流设备厂商争夺的战略重地。 全球电化学储能市场累计装机规模从2014年的约1.5GWh增长到2023年的189.73GWh，复合年均增长率达71%；受全球加速碳中和进程、可再生能源占比快速提升以及欧洲能源危机等因素影响，电化学储能在新型电力系统中的重要性日益凸显。同时，欧美等地区配置储能系统已具备经济性，我国风光储联合应用正加速进入平价时代，预计到2030年底全球电化学储能累计装机量将突破2,855.18GWh，市场前景十分广阔。 阳光电源在预案中也表示，海外市场新能源参与电力系统盈利模式多样，经济性较强，市场整体对逆变设备、储能产品的价格敏感度相对较低，海外销售价格及产品毛利率通常略高于国内同类型产品。 2022年以来，阳光电源来自海外市场的营收占比均超过40%。2024年上半年，海外业务收入134.76亿元，营收占比43.44%，已成公司重要收入来源。 阳光电源储能系统已应用在美、英、德等海外市场。近年来，成功与沙特 ALGIHAZ签约中东最大7.8GWh储能项目、与澳大利亚Hive Battery Development Pty Ltd 签约3GWh独立储能项目等，并为国内单体最大的电化学储能电站青海海西州托格若格共享储能电站、拉美880MWh最大独立储能项目等全球多个标杆性项目提供整体解决方案。 此外，阳光电源表示，公司储能产品目前尚无海外产能，公司全球交付的能力和灵活性均亟待提高。通过预案海外项目的实施，将在海外新增年产 50GW逆变设备及15GWh储能产品的产能，为海外业务开拓和市场销售提供更多选择和灵活性，逐步形成可向国际市场快速供货的生产基地网络，有助于公司在一定程度上优化控制由于潜在贸易摩擦带来的额外成本，以更加灵活的产能规划和销售网络布局应对国际贸易形势变化带来的不确定性。 据悉，GDR，是存托凭证的一种，主要是为了解决境外公司在境内发行证券以及境内投资者投资境外公司证券的需求。2022年2月，证监会发布《境内外证券交易所互联互通存托凭证业务监管规定》，扩展了GDR发行主体与境外上市交易所，国内因此涌现一波GDR发行热，锂电企业尤为踊跃。锂电企业的经营模式决定了企业更热衷于发行GDR，因为获得的境外募资可直接用于在海外建设产能。 发行GDR在有利于帮助企业扩充资金、提升国际知名度的另一面，也存在风险。国际资本市场波动较大，可能影响GDR的发行价格和募集资金量。企业需要密切关注市场动态，选择合适的发行时机。

10月14日，国家电投集团综合智慧能源有限公司（以下简称“电投综能”）举行揭牌仪式。电投综能由国家电投集团综合智慧能源科技有限公司、国家电投集团智慧能源投资有限公司重组整合成立。 国家电投集团综合智慧能源科技有限公司是国家电投直管二级单位，成立于2022年12月，与国家电投集团综合智慧能源产业创新中心一体化运作，即智慧能源（综合智慧能源产业创新中心），注册资本9亿元。 国家电投集团智慧能源投资有限公司是国家电投二级单位，成立于2022年4月，与国家电投集团碳资产管理有限公司一体化运作，即智慧能投（碳资产管理公司），注册资金23亿元。 重组成立的电投综能的定位为国家电投综合智慧能源产业发展提供系统性解决方案和可规模化复制商业模式的专业化公司，其主营业务涵盖综合智慧能源的开发建设、技术创新与实证、绿色低碳转型服务等。 综合能源管理是一种综合考虑水、电、风、气等多种能源的管理方法，旨在通过有效的能源监测、优化能源配置和提高能源利用效率，实现对能源消费的控制和减排，从而降低企业的能源成本，提高能源利用效率，并推动可持续发展。 根据国家电网公司研究机构初步测算，预计2020年-2025年，我国综合能源服务产业进入快速成长期，市场潜力规模由0.5-0.6万亿元增长到0.8-1.2万亿元；2035年步入成熟期，市场潜力规模约在1.3-1.8万亿元。巨大综合能源服务市场的蓝海空间正加速形成。 综合能源系统的核心在于利用先进的物理信息技术和创新管理模式，提升能源利用效率，促进能源的可持续发展。这个系统不仅包括电力、暖通、天然气等系统的融合，还涵盖了光伏发电、风力发电、微电网、储能、氢能等多种能源形式的综合利用。 综合能源服务以此为基础，以电能为统一载体，以开发清洁绿色能源为目标，通过信息技术和数字科技手段，综合调配各种能源的发、输、变、配、用、储全过程。 电投综能的正式组建是国家电投深入贯彻中国“3060”目标，进一步全面深化改革，推动产业高质量发展的重要战略决策，是国家电投发展新质生产力，培育壮大战略性新兴产业的重要举措，承载着国家电投创新发展的使命，标志着国家电投在推进综合智慧能源产业发展，加快发展新型电力系统用户侧新质生产力上迈出了坚实的一步。

近年来，我国新能源发电规模持续扩大，能源转型步伐显著加快。国家能源局数据显示，截至7月底，全国累计发电装机容量超过31亿千瓦，其中太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，同比增长49.8%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.8%。围绕新形势新任务，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）》（以下简称《行动方案》），提出重点开展9项专项行动，其中包括实施“大规模高比例新能源外送攻坚行动”“新能源系统友好性能提升行动”，加快推进新型电力系统建设。 加快新能源大规模高比例外送 8月已过，广东粤西海域仍热浪滚滚。绵长的海岸线上，错落有致的风机正迎风缓缓转动，光伏电站则如同繁星般点缀在波光之中，这些巨大的风机叶片和精巧的光伏面板，捕捉着经此而过的每一缕清风和每一束阳光，将它们高效地转化为清洁绿色的电能，经由四通八达的“铁塔银线”，源源不断地输送到千家万户。这样一幅充满现代科技感的画卷，是我国新能源高速发展的一个缩影。 规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统的重点就是大力发展新能源。我国的新能源资源主要集中在西部和北部地区，因此，如何有效推进这些地区大规模、高比例的新能源开发与外送，不仅是实现“双碳”目标任务、推动能源电力绿色低碳转型过程中亟待解决的问题，更是加速构建新型电力系统和新型能源体系的关键。 为支持西部和北部清洁能源基地的开发与电力外送，我国规划建设了一系列跨区域输电通道。这些输电通道宛如一条条电力动脉，穿越广袤的沙漠、戈壁，将清洁的能源血液输送到全国各地。然而，这些电力动脉大多起始于环境恶劣的荒漠地区，其送电端的周边电网支撑能力较弱，如同细弱的血管难以支撑庞大的血流，而受电端的电网则存在常规电源不足的严重“空心化”的问题。随着新能源输送比例的不断提升，输电通道在安全稳定运行以及高效利用方面面临着多重挑战。 此次《行动方案》明确实施大规模高比例新能源外送攻坚行动，以提升输电通道新能源电量占比为重点，提出“提高在运输电通道新能源电量占比”和“开展新增输电通道先进技术应用”两项重大任务，为推进大规模高比例新能源外送指明了发展方向、技术背景，具有重要的实践意义。 通过优化电源配置，增加新能源在运输电通道中的电量占比，可以直接促进风能、太阳能等新能源的开发和利用，加速能源结构的绿色转型。新能源的接入要求电力系统具备更高的灵活性和调节能力。优化电源配置，合理配置常规电源与新能源的比例，可以提升电力系统的整体响应速度和调节能力。因此，优化电源配置，提升在运输电通道新能源电量占比尤为重要。 要高度关注在运输电通道输送新能源的适应性。一是要加强支撑能力建设，一方面新能源开发宜靠近送端换流站和火电、水电等其他配套电源，以利于“打捆”送出，另一方面要加强抽水蓄能、新型储能等调节支撑资源配置。二是要提升常规直流技术性能。常规直流技术不能频繁调节功率，主要受制于换流变压器分接开关和交流滤波器的动作次数限制，应加强直流控制策略优化研究，提升输送新能源适应性。三是要保障在运通道保供能力。重视配套新能源占比提升对受端电力保供的影响，推动送受端就通道功能定位和电力支撑能力取得一致。我国部分在运通道投产已达20年，逐步达到改造年限，可以借助改造加强新技术应用，有效解决常规直流换相失败问题。 多年来，技术进步有效推进了输电通道建设。自2009年1月1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程投运至今，我国已建成“19交20直”特高压输电工程，“西电东送”输电能力超过3亿千瓦，累计送电超过3万亿千瓦时，有效支撑了中东部地区约1/5的用电需求。 目前世界上绝大部分的特高压直流工程都是由我们国家实施的，其中难度最大、技术水平最高的特高压直流工程，也都是由我们国家率先研制完成的。 对于输电相关技术的发展方向，传统常规直流对系统支撑要求高，存在送端暂态过电压越限、受端电压不稳定、多回直流同时换相失败等难题，需要研发特高压大容量柔性直流输电技术，支撑送端大规模新能源接入和受端潮流可靠疏散；改进常规直流输电技术，采用可控换相换流阀（CLCC）等先进技术；结合柔性直流输电具备孤岛运行能力的特点，考虑在远离主网的“沙戈荒”工程中探索多端直流孤岛运行的技术。超前研究低频输电、嵌入式直流等先进输电技术，扩充进一步提升输送新能源规模的技术储备。加强新能源和外送通道协同设计，超前示范应用直流组网技术。 同时，先进的储能技术如抽水蓄能、新型储能等，同样为解决新能源发电的间歇性、波动性等问题及提高输电通道对新能源电力的接纳传输能力发挥着关键作用。 水电水利规划设计总院总工程师彭才德表示，截至去年底，全国抽水蓄能投产总装机容量达4579万千瓦，全产业链协调发展机制基本建立。开发以“沙戈荒”地区为重点的大型风光基地和主要流域水风光一体化基地，急需建设抽水蓄能等调峰储能电源，提升风电光伏开发规模、竞争力和发展质量。 要进一步挖掘配套煤电的调节支撑能力，实现配套煤电的调峰深度，采用CCUS等先进技术提高煤电清洁性；积极采用构网型技术改造新能源发电和储能，提高各类设备的涉网性能和主动支撑能力；研究长时大容量储能技术，提升对新能源的跨时段、跨季节、大幅度调节能力；研究藏东南等高海拔地区清洁能源基地构建技术，提出适应于多端直流送出拓扑结构的水光储多能互补联合配置方案，采用水资源上下游协同、跨流域水资源互补及水光跨区域一体化调度、水电机组调相技术等提高水电支撑能力。 推进系统友好型新能源电站建设 新能源渗透率的持续提高致使当前电力系统呈现出“双高”特性，即高比例可再生能源和高比例电力电子设备并存。在此背景下，还存在一系列系统性问题，包括新能源在调频、调压等方面的主动支撑能力不足、系统惯量降低、调控难度加大、电力平衡保障挑战加剧以及源荷不确定性增加等。 对此，《行动方案》明确提出新能源系统友好性能提升行动，推进新型电力系统建设取得实效。 推动提升新能源系统友好性能，是加快构建新型电力系统适应能源转型需要的必然选择。一方面，系统友好型新能源电站可以助力新能源大基地及配套设施的建设，保障电力供应安全；另一方面，系统友好型新能源电站有利于提高新能源可靠出力水平，保障电力运行安全。 为更好推进新能源系统友好性能提升，《行动方案》进一步提出，打造一批系统友好型新能源电站。整合源储资源、优化调度机制、完善市场规则，提升典型场景下风电、光伏电站的系统友好性能。改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站，提高可靠出力水平，将新能源置信出力提升至10%以上。 记者了解到，针对风电、光伏等新能源发电的整合优化，此前贵州省能源局就发布《关于清理贵州省“十四五”风电光伏发电建设规模第三批项目的通知》，对纳入风电光伏发电年度建设规模项目进行调度和梳理，对47个逾期或不能实施的风电、光伏项目进行清理，项目总装机388万千瓦。其中，风电项目33个、总装机248万千瓦，光伏项目14个、总装机140万千瓦。 值得一提的是，为更好支撑新能源电站建设，《行动方案》还释放出一个信号，即有效利用储能，增强出力水平。 在提高新能源配储电站调节能力方面，《行动方案》提出两方面工作，一是整合源储资源，优化储能系统的配置和运行策略，发挥配储电站的调节能力，最大限度提升新能源配储的调节能力和运行效率。二是完善市场规则，积极推动各类调节资源参与电力市场，提高储能系统的市场化运行水平和经济效益。 这为储能快速发展创造了良好机遇。“新要求下，未来储能绝不只是简单的配角，而将成为智慧电网、新型电力系统中一个独立且重要的组成部分，维持发电端与用电端之间的平衡，成为市场机制下的一项重要产业。 国家能源局数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。其中，已投运锂离子电池储能占比97%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。 与抽水蓄能相比，锂电池储能具有系统效率高、响应速度快、选址灵活性大、建设难度低、建设周期短等优势。目前，锂电池储能系统建设成本已降至1000元/千瓦时以内，未来有望降至500元/千瓦时，大规模应用经济性将进一步凸显。 开展算电协同促进新能源消纳 如今，大数据、云计算、人工智能等先进科学技术在能源领域的应用日益广泛，算力与绿色电力一体化融合已成为不可阻挡的发展趋势。今年政府工作报告明确指出：“适度超前建设数字基础设施，加快形成全国一体化算力体系。” 在能量层面，算力作为能源系统源网荷储各个环节中的负荷，其空间上的可转移性和时间上的可平移性决定了，在与风光等新能源、电网和新型储能互动实现能量平衡方面，可以发挥一定的耦合作用。 《行动方案》提出，实施一批算力与电力协同项目。统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋，科学整合源荷储资源，开展算力、电力基础设施协同规划布局。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。加强数据中心余热资源回收利用，满足周边地区用热需求。 《行动方案》提出要统筹数据中心需求和电网资源，提前规划布局算力与电力协同项目，为数据中心绿色低碳发展提供了重要参考。数据中心作为国家节能降碳管控重点，是落实“双碳”目标和能耗双控要求的重要环节。算力与电力协同发展，需要加强数据中心时间、空间分布特性以及用电结构变化规律分析，超前研判数据中心参与源网荷储一体化、新能源直供电方式，引导数据中心通过电力市场提升绿电占比。 提升算力与电力协同运行水平，推动数据中心向新能源富集、用电成本较低的地区转移，并优化数据中心电力需求的时间和空间分布，已成为提升新能源系统友好性能，进一步促进新能源高水平消纳的重要途径。 早在2020年，安徽首个城市能源大数据中心在合肥揭牌，截至目前，合肥市能源大数据中心累计接入2.5万户高压电力用户、168个充电桩、60座光伏电站，后期将逐步接入政务和气、水、热、石油、煤炭等数据和信息；2021年，山西阳泉智慧能源数据中心首批建设场景交付投用，包括“重点用能单位能耗在线监测、区域能源发展监测、大数据看阳泉能源转型、新能源发电监测、节能改造潜力企业识别”等多个应用场景；在贵州，南方电网与贵州省贵安新区管理委员会签订协议，投资建设南方能源大数据中心，据悉，截至今年6月，该项目主体结构已全面封顶，预计9月底建成交付。 因地制宜建设智能微电网项目 《行动方案》提出，建设一批智能微电网项目。鼓励各地结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目。在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展。 当前，分布式新能源实现了快速发展，电化学储能成本持续下降，电力市场机制也日益完善，这为智能微电网的建设提供了难得的机遇。智能微电网在促进分布式新能源接入消纳、提升电力普遍服务水平、创新商业模式等方面具有重大意义。 新能源发展路径从大型集中式转变为集中式与分布式并举，就近消纳是新能源利用的重要模式。从新能源自身特性来看，就近消纳可以降低其波动性对系统安全稳定运行的影响，也可以减少对系统调节能力的需求。 。

虚拟电厂的南北特性 当下中国虚拟电厂的“南派”和“北派”差异。 北派，一般更关注虚拟电厂作为一个可调度的电厂，参与电力系统平衡，尤其是更接近实时化的平衡，强调电厂调频调峰的性能、容量可用性、可靠性、接入安全性等指标，通过辅助服务市场获得收益。 北派虚拟电厂一般是送端电力省份，或者是电源中心，比如河南、山西、陕西，甘肃等，即需求小于本地供给的电力省份。 南派，一般更关注负荷侧的资源属性，强调分散式负荷侧资源的聚合管理与用户互动，是传统电力营销业务中需求侧管理、需求响应的业务延伸，目前更倾向于用需求响应补贴去启动市场。 南派虚拟电厂一般是受端电力省份，或者是负荷中心，比如江浙沪、广东，即需求大于本地供给的电力省份。 虚拟电厂与电力市场化的特征 如果我们结合电力市场进展，就会发现，北派虚拟电厂所在的省份，往往是对现货市场建设较为积极的，而南派虚拟电厂省份，尤其是国网范围，对现货市场的态度往往比较暧昧。其实背后的动因无非是： 新能源装机与消纳的矛盾。 一方面，由于新能源的间歇性、波动性，导致“北派”省级电力系统存在巨大的调频调峰压力，迫切需要通过现货市场传导供需信息，并且调动虚拟电厂参与平衡。 而“南派”的省级电力系统，总体来看新能源装机和发电量占比并不突出，输电网系统的实时平衡问题并不急迫，即使启动现货市场，相比北派电力市场，日内-现货的波动性也并不显著增加，集中式虚拟电厂能发挥的空间不大。 另一方面，由于“北派”省份的行业、产业特性，集中式高耗能的重化工业电量占比较大，负荷侧资源的集中度较高，所以更关注输电网系统的平衡，以及在省级集中的批发侧辅助服务市场进行互动，选择“场内启动”的做法。 南派的电力系统，二三产业发展较为均衡，电量消耗呈现“分布”特征，重化工业整体占比相对较低，大量中小型企业的中小型负荷是消费主体，分布式电源的装机和消纳较为活跃，用电缺口时段需要负荷侧的广泛参与。于是选择了“需求响应”的路径。 虚拟电厂与输配之争 虚拟电厂是参与电力系统“时空”平衡的一种资源。 从时间尺度来说，从秒级响应，到跨季度、跨年的平衡，目前虚拟电厂更多还是参与日内级别，也就是小时级别。 随着电力市场化的深入，批发侧价格-零售侧价格的逐步挂钩，零售端的中长期电力合约价格也将逐步波动，这时可能虚拟电厂的负荷资源还能参与跨月、跨季的平衡，帮助售电公司降低购电风险。 从空间尺度上看，虚拟电厂可以参与输电网系统平衡、配电网系统平衡，以及微电网系统平衡。 北派虚拟电厂更关注集中式资源聚合，参与输电网平衡，而南派虚拟电厂更关注分散式负荷侧资源与配电网层面的平衡。 这两种不同的空间尺度，代表了两种虚拟电厂的实践思路，当然也不是非黑即白，南派中也有聚合商通过辅助服务市场参与输电网平衡的盈利模式，只是相对较少。 其实这背后也隐含了电网企业内部部门，在电力市场、补贴政策、虚拟电厂主导权等方面的竞争。 北派因为是发电大省，用电管理部门相对弱势，而面向发电侧管理和输电网调控的调度部门相对强势，所以倾向于集中、场内的资源交易，同时由于新能源消纳压力大，更为积极的推动省级集中电力市场的建设，用现货价格去疏导电网安全风险，引导资源参与实时平衡。 南派是用电大省，负责用电管理的营销部门相对强势，所以倾向于以地市供电公司、配电网+负荷侧分布式资源的互动，在没有分布式电力市场的情况下，先行采用需求响应补贴、场外启动虚拟电厂业务。同时，因为新能源消纳量小，原有的电力供需利益关系稳定，对现货市场传导电网平衡风险的需求也不是特别迫切，自然对现货市场不是非常积极。 虚拟电厂与电力市场体系 谈到这里，很多期待现货市场快速启动，马上成熟，并以此获得更大的盈利空间的虚拟电厂运营商可能要失望了。 因为无论是南派还是北派，虚拟电厂的基本特征是： 负荷侧各类可调节资源的管理与集中调度，以虚拟电厂的形态参与平衡并获得收益。 北派虽然电力现货进展很快，但是辅助服务市场有了价格，自然竞争也很激烈——灵活性火电机组拥有更低的成本优势，更强的实时响应，更好的跨周期能力。 南派现货市场进展较慢，虽然有营销部门通过“新型负荷管理系统”，以补贴方式鼓励运营商、集成商参与，但是补贴模式始终不是市场化的终极方向，而即使批发侧现货推进，也会遇到北派一样的火电（还有大量水电机组）竞争。 个人认为，随着配电网有源化、分布式光储渗透率提高、V2G这样的新型电力“产销者”的大量出现，新型电力系统的平衡模式， 未来一定是“自下而上”的， 而电力市场的进展，只可能去适应这种模式。 适应无非是两个方面，一是在批发侧场内市场，增加配电网运营商（地市供电公司，也就是DSO）、微电网运营商（源网荷储一体化项目）等市场主体，并且增加时间上高频，空间上小尺度的交易品种，比如配网的调频服务，微电网间能量平衡产品等。国外成熟电力市场中确实有类似产品和交易设计。 二是探索建立场外交易市场和品种，即分布式电力交易市场，形成面向配电网级别的电力交易品种，去容纳高频、小额、隔墙（也就是小尺度的电量交易和电力平衡）的，目前无法在输电网视野中，无法通过批发侧交易去满足的需求，需求响应未来可以过渡到这个市场形态。 场外高频、小额、就近先行平衡，然后进入场内平衡产品，电力市场机制与电力系统平衡方式实现匹配。 这种市场机制设计，可以极大的解决“隔墙售电”和“分布式发电就近消纳”的问题，而不是把几乎没有议价能力的分布式发电商，赶进批发侧市场去被动出清。 虚拟电厂，地方政府的“置身事内” 分布式电力交易市场，可以由电力营销部门、配网管理部门、地市供电公司、地方政府共同设计与组织。可以说虚拟电厂的“深圳模式”就是这个路径的探索，也凸显了“电网总部主导”VS“地市供电公司主导”的“央地矛盾”，“电网主导”VS“地方市场主导”的“内外矛盾”。 似乎也与中国改革开放中的税制改革，地方经济发展的“央地关系发展”不谋而合。 这次的电力市场化改革，地市级地方政府如何“置身事内”，结合低碳城市的新能源产业发展，似乎也有很多值得期待和探讨之处。 分布式电力市场的小额、高频、场外、多主体的交易模式，天生就是“能源互联网”化的，更需要区块链的技术支持，与Web3的商业模式结合。 让场内的归于场内，场外的市场可能也很精彩呢。

近日，泛欧智库Strategic Perspectives发布了一份题为《全球净零工业竞赛开始:强有力的清洁工业协议的唤醒》的报告，该报告聚焦于全球主要经济体在净零工业时代的竞争态势。 报告警告称，随着中国和美国的强劲增长势头，欧洲有可能在全球竞赛中落后，特别是在引领净零工业时代方面，并敦促欧盟采取更积极的战略，以保持其竞争优势。 2024年7月18日，第二次当选的欧盟委员会主席乌苏拉-冯德莱恩（Ursula von der Leyen）向欧洲议会提交了下一届欧盟委员会（2024-2029年）的政治指导方针，主要内容包括建立《清洁工业协议》，减少碳排放并降低能源价格；对可持续竞争力开展大规模投资等。 9月10日，英国下议院举行了主题为 “COP29: UK Priorities，即第29届联合国气候变化大会（COP29）的英国优先事项”的辩论。数十名英国下议院议员就英国优先事项进行了辩论并表示，COP29的一个优先事项必须是为未来五年减少英国国家排放的新目标。如果英国能在11月会议之前提前勾勒出雄心，就可以为其他人设定一个高标准。 Strategic Perspectives的这份分析报告也强调，为抵消来自中国和美国的日益加剧的竞争。英国达成《清洁工业协议》已迫在眉睫。 根据该报告，欧盟仍然是净零投资第二大最具吸引力目的地，2023年欧盟获得3340亿美元净零投资，比2022年增加760亿美元。虽然欧洲仍然领先于美国，但它面临着来自中国日益加大的压力，今年中国占全球净零投资的39%，约2550亿美元。 报告强调，中国计划到2030年将电池产量增加四倍，中国制造的绿色产品可能进一步覆盖全球市场，或将威胁欧盟的工业生态系统。 Strategic Perspectives董事尼尔·马卡洛夫（Neil Makaroff）表示：“欧洲在与中美两个巨头的三方竞争中已经落后了，如果不采取果断的行动，欧洲可能会因为中国的制造业主导地位和美国的科技驱动增长而失去其在清洁技术领域的领导地位。 报告显示，美国正在成为清洁能源创新的领导力量，吸引了超过三分之一的全球清洁能源初创企业投资。这种技术优势，再加上能源价格优势，扩大了欧洲与其跨大西洋竞争对手之间的差距。 尽管一些欧洲国家正在取得重大进展，如波兰成为清洁技术制造中心，西班牙和丹麦在风能领域处于领先地位，但报告警告称，差距正在进一步扩大。德国和法国占欧盟净零投资总额的45%，引发了对“双速欧洲”的担忧，即一些国家领先，另一些国家难以跟上。 报告认为，“没有一个欧盟成员国能够单独赢得这场竞赛”，并强调欧盟成员国需要统一的战略。 欧盟委员会主席乌尔苏拉冯德莱恩提出的清洁工业协议（Clean Industrial Deal）被强调为在净零时代对欧洲产业重新定位的及时回应。该计划结合监管改革和新的竞争力基金，旨在促进战略投资、创新和欧盟制造产品的生产。 马卡洛夫强调说：“在欧洲开设清洁技术工厂和实现现有产业的脱碳是清洁工业协议最重要的使命之一。他说，这只能通过欧盟的大规模战略投资、创新和对欧盟制造产品的支持来实现。” Strategic Perspectives还强调，欧盟的能源脆弱性是一个关键问题。该智库的能源分析师艾默里克库阿姆（Aymeric Kouam）表示，欧洲对化石燃料进口的依赖，使能源价格显著高于美国和中国，从而影响了竞争力。 报告得出结论认为，除非欧盟调动足够的投资，并采取协调的产业战略，否则其在“净零竞赛”中的地位将会减弱。随着中国和美国的崛起，报告呼吁欧洲领导人果断捍卫欧洲大陆的经济未来。

行业竞争就是如此残酷，在疯狂价格战与正在席卷全国的消防整改风暴持续冲击下，使高速增长的工商业储能江湖猛然坠入了大洗牌深水区。 产业共识，2023年是工商业储能产业化元年，根据EESA统计，中国工商业储能新增装机4.72GWh，同比增长超过200%。 整体来看，2024年上半年国内工商业储能仍保持高速增长趋势。比如根据EESA数据，截至7月底，2024年我国工商业储能备案总计4381个，共计规模8.96GW/20.65GWh，不论规模和数量已远超23年全年。同时EESA预测，国内工商业储能全年装机量为5.5GWh。 但无论规模还是增速均远低于年初部分机构的预测。根据阳光电源年初发布的《工商业储能解决方案白皮书》预测，今年国内工商业储能装机量将会达到9GWh。 综合储能领跑者联盟、中信建投等机构统计，2024年7月，工商业储能装机量达 212.1822MW/460.031MWh，按MWh口径统计，环比降低19%，同比降低44%；以MW为口径统计，环比降低26.6%。 产业规模与增速不及预期的背面是，产业玩家的疯狂涌入，企业间竞争与博弈愈发凶猛，进一步加速了产业大洗牌进程。 据阳光电源《工商业储能解决方案白皮书》显示，2023年工商业储能相关企业新增5万家，平均每天新增150家。 伴随着玩家的疯狂涌入与竞争加剧，工商业储能产品价格已经出现大退潮趋势。 比如2023年年中时，头部厂商如奇点能源的工商业储能柜报价曾高达1.55元/Wh，12月厂商明美新能源宣布液冷一体柜最低价为0.88元/Wh；到了2024年7月30日中车株洲所发布工商业储能系列产品渠道价格政策，其中，1500V工商业一体柜418kWh方案集成单柜价格为0.75元/Wh，大于30台可以享受95折，折合单价0.7125 元/Wh，还免费赠送价格高达45000元/台的并网柜和20000元/台的EMS配套，综合单价已经低于0.7元/Wh。 事实再次证明 “没有最低，只有更低。” 9月，科陆电子推出Aqua-E系列工商储能产品，采用A类电芯的价格仅为0.598元/Wh；沃橙新能源随后报出0.58元/Wh的价格，并推出 “0元体验，账期半年” 的优惠条件，再创价格新低。 早些时候，协鑫集团董事长、全球绿色能源理事会主席朱共山去年末在公开演讲中坦言，储能行业 “没有最卷，只有更卷。产能链价格持续走低，储能投标价半年下降三分之一。产品同质化严重，价格战愈演愈烈，冲业绩、抢份额、报价跌破成本。一半春天，一半寒流，就是我们现在储能行业的现状。” 如今，市场上对于 “凶猛价格战可能将进一步引发储能电站质量与安全性大退潮” 的担忧正在与日俱增。 有一组数据可以参考，根据中国电力企业联合会发布的《2024年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，上半年，在可靠性方面，非计划停运901次（同比2023年同期增长261.85%），单次平均非计划停运时长31.55h，其中电站关键设备、系统以及集成安装质量问题是导致电站非计划停运主要原因，占比达80%以上。 早在2023年5月17日，在中国（山东）储能高峰论坛上，远景能源储能事业部总经理郑汉波表示，行业内存大量生存困难的系统集成商，为解决生存问题，只能低价拿项目。“（这种企业）要低于成本价拿项目，又要活下来，会非常难，看看十几年前的风电行业、逆变器行业就知道了。” 郑汉波还举例说，在他经历的光伏逆变器、风机制造行业中，早期市场快速增长，行业内鱼龙混杂、良莠不齐。随着行业发展，质量和运维压力凸显，那些没有核心技术的企业很快消失了。一些靠资本支撑无核心技术的企业，为求生存再融资，低质低价中标，难以持续，也为产业埋下隐患。“现在储能电站生命周期不少于10年，售后服务很难有保障……（2024年）可能80%的（储能系统集成商）企业会倒下。” “如果有人告诉你储能很简单，那么你要知道，10年后他会为此付出代价。也许只要5年，他们就不得不支付巨额维护费用。” 曾毓群近期在接受了挪威主权基金主席尼古拉·唐根的播客访谈时如是说。 市场的担心正在成为现实。今年4月，温州一工商业储能项目发生火灾，因消防设施不到位造成了不小的损失。事后，温州针对工商业储能电站项目，掀起了一场严厉的消防安全整改。据整改通知单显示，要求所有已备案的、500KWh以下的工商业储能电站在一定时间内提交经第三方机构检测合格的消防质量检测报告，对于限定期限内未提交检测报告或检测不合格的工商业储能项目，会对其直接撤销验收合格评定，不予以兑现相关补贴。 温州整改之后，杭州市建委、杭州市发改委也联合印发了《关于做好我市电化学储能电站建设工程消防设计审查验收管理工作的通知》。文件明确适用范围为功率为新建、扩建或改建的容量为500千瓦时及以上的电化学储能电站建设工程。文件指出，电化学储能电站建设工程参照电力建设工程开展消防设计审查验收，属于特殊建设工程的，应进行消防设计审查、消防验收；属于其他建设工程的，实行备案抽查制度。 有数据测算，此次温州、杭州的储能安全整改整体将推高0.2元/Wh的非技术成本，单个储能电站的消防整改成本最高可增加10万元。 消防风暴还在进一步蔓延。8月中旬，浙江金华市武义县也公开征求《武义县电化学储能项目建设管理工作指南（试行）》意见。文件明确，电化学储能电站申报消防备案前，项目单位应组织竣工验收，消防查验应纳入竣工验收内容，查验结果作为工程竣工验收报告附件。 据高工储能披露，浙江省内已备案的2000多个储能项目中，90%以上都将面临消防整改。到2025年，能够顺利通过整改并继续运营的项目可能会少于一半。 业内人士认为，浙江只是这场储能电站消防整改风暴的第一站，未来还会席卷全国。尤其是工商业储能同样发展快速的广东省和江苏省。 据21世纪经济报道（7月），国家正酝酿对储能消防安全隐患进行全面的排查及整改工作。目前相关部门近期已约访了包括储能厂家、施工、运营等相关方调研意见，而相关的储能消防安全隐患排查及整改动作可能将要发生。 知情人士告诉21世纪经济报道，过去，新能源侧配备的储能电站的利用率普遍不高，这些未被调用过的电站存在监管盲区，其电站状态处于 “黑盒” 状态或存在隐患。 对于储能安全性而言，大储最多烧掉一个设备，但工商业储能可能就涉及到人身安全问题。截至目前，全国已有19个省市将储能电站纳入了消防安全重点单位。 可以预见，全国消防风暴必然将对工商业储能江湖产生深远影响，甚至冲击。 回归商业层面，还需要注意的是，目前工商业储能的主要盈利模式为峰谷价差套利（用能方在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用）。但在电力现货交易日益普及的背景下，国家政策引导和电力市场运行规则，都倾向于把峰谷分时电价拉平。这意味着，“当前浙江等地区较高的峰谷电价差无法长久维持，这将造成工商业储能项目未来数年收益率的下滑，从而影响到投资者的积极性。部分投资方因此选择了暂时观望。” 简单来说，未来工商业储能投资收益率大概率也会出现大退潮现象。 这并非危言耸听，根据东海证券统计，今年以来浙江、河南、江苏多地发布分时电价调整政策，全国范围内峰谷电价差缩窄趋势显著，河南省分时电价调整新政亦正式落地。此外根据中关村储能联盟对32个省区的分析，今年1-8月份一般工商业1-10kV电网代理购电最大峰谷价差平均为0.68元/kWh，较2023年同比下降了6.7%。与2023年1-8月相比，今年各地最大峰谷价差普遍呈现下降趋势，仅甘肃、蒙西、冀北等8个地区价差有所提高，其他地区均为下降。 考虑到，随着储能成本不断下降，若以0.6元/kWh作为度电盈亏平衡点，今年1-8月共有20个地区以上最大峰谷价差超过0.6元/kWh。而国联证券统计数据也显示，从全国范围内来看，全国共有10个地区峰谷电价差减小，20个省份峰谷价差扩大，2个省份保持不变。其中工商业储能收益率下滑幅度最大的为浙江省，主要原因在于分时电价政策的调整，6月起浙江不再执行尖峰电价，峰谷价差变为高峰电价与低谷电价之差，价差下降幅度超20%。或受此影响。原本国内工商业储能江湖的 “热土” 浙江省（由于分时电价政策支持 “两充两放” （即每天充放电两次），安装储能系统回本周期快，其装机量占到全国的1/4以上）在今年上半年遇冷。数据显示，今年二季度，浙江省的工商业储能项目备案数量呈现骤减的趋势。浙江省工商业储能备案平台的数据显示，四月备案项目300个，五月减少到200多个，六月备案数仅剩100多个。另外据国联证券测算，目前国内云南、甘肃、宁夏等十个地区的工商业储能收益率为负数，形势不容乐观。还需要注意的是，据东吴证券测算，工商储实际应用中收益率低于理论值，对工商业业主吸引力有限。工商储单个项目功率较大，初始投资成本约上千万元，此外分时电价政策变化的不确定性、若实际利用天数较低，收益率将打较大折扣，每天同一充放次数下，220天利用天数与340天利用天数可产生近2倍收益率差异。考虑目前实际利用是一充一放为主，280利用天数下IRR为7.75%。 对于工商业储能投资的难点，有专家指出，从投资端来看，最大的挑战就是电价差波动性。因为工商业储能资产的定价逻辑就是服从于大的新型电力系统转型趋势，以及作为转型支撑的电力市场化交易趋势，在这两个大的趋势下，分布式能源资产的收益率波动将是常态，不再是收益率绝对固定的资产。由于国内工商储盈利主要来自于分时电价下的峰谷套利，而分时电价的机制往往是由宏观政策制定，但政策的转向是终端电力用户不可预知的，这也导致了很多的业主在一次性购买设备时持观望态度。从工商储机柜以10年质保、15年的设计寿命的生命周期来看，项目建设时的分时电价机制是否在项目的整个生命周期内延续是一个最大的未知数。“关于项目选择，首先要考虑项目商业模式是否可持续。例如工商业储能目前主要依赖代理购电较高的峰谷价差实现套利，但代理购电仅为过渡模式，较高的峰谷价差不可持续，未来当电力用户真正进入市场，峰谷价差必然没有这么高，”

中国北京时间9月24日下午4点，两年一度的2024 年德国汉堡国际风能暨风力发电设备展览会隆重开幕，相比2022年疫情期间的汉堡风能展，这一次，中国风电装备企业可谓重磅出击，不完全统计，整机及产业链企业超过90多家企业参展，而在2年前的这个展览会，这个数据还仅仅有10家，相比1400余家参展商而言，中国风电装备参展商的数量比例还是很低，但对比上一届，参展商的数量却是数量级的增长。装备企业亮相汉堡风能展：为啥？ 是什么原因让中国风电装备企业开始重视海外市场呢？ 2023年，中国风电装机总规模超过76GW，占全球118GW的总市场的64.3%，而2022年的数据为61.3%，海外市场从30.24GW增长到42.1GW，增速高达39.21%，面对中国疯狂的降价形式，2021年海外三巨头SG，GE及VESTAS宣布推出中国市场，在低价和全球同意供应链（全球接近70%的供应链来自中国）的形势下，中国风电装备的内卷开始走向海外，尽管2023年海外市场仅仅增加了10GW的市场规模，但这10GW的规模国际市场价格产生的利润可能要超过中国风装备产业全部的利润（如果按海外价格销售），当然海外几个风电装备巨头在疫情、质量问题和逐步降价的压力下，接连出现亏损，中国风电装备企业让海外同行苦不堪言。国外卷：为啥？ 显然，这次走出去亮相汉堡风能展，是中国整机企业和产业链龙头企业的集体亮相，这也意味着，面对海外逐年增加的市场，中国风电装备企业已经从内卷开始海外卷！ 不用怀疑，中国风电出海是当前提升利润的重要手段 中国风电平价（2021年陆上风电）以来，中国风电装备企业就在低价内卷中快速前行，在竞争格局无法改变的形势下，价格在大兆瓦一大再大的技术迭代创新压力下不断走低，直到2024年年中这个形势才得以缓解，但价格走低依旧是不可阻挡的技术潮流，当前国内的风电装备企业竞争格局短期无法改变，唯有出海方能提升，不管怎么样，海外订单的价格还是具有相当的竞争力的。中国风电集体出海：还面临多重压力 中国企业的竞争，是个非常神奇的市场模式，一哄而上，至少早期没有很好的研究海外市场环境与竞争因素。过去两年，中国风电装备企业，尤其是整机这几年发力迅猛，订单从个位数的GW预计到2024年提升到两位数的GW级别，商业模式从过去的借船出海，也开始直面终端客户，客户也遍及五大洲，几乎所有的整机企业都在各自的渠道方面获得重大突破，但从当前的国际竞争压力看，中国风电装备整机企业出海依旧压力重重：1，商业壁垒风险较大 欧洲几乎隔段时间就会有风电装备企业通过欧盟传出要抵制中国风电装备进入欧洲市场的反对声音，过去光伏，塔筒经常性的遭到反倾销，在有限的海外市场竞争形势下，海外几大巨头不会放弃对中国企业打压，ESG、本地化生产、低价倾销等手段会频频出手。未来可能本地化生产，绿色供应链都将成为标配。 2，服务网络尚未系统建立这是海外客户最大的担忧，和很多海外销售大佬交流过，海外客户对服务非常重视。但从历史来看，中国整机企业的海外市场拓展都是零散的，不如欧美的几个海外巨头，其本国以外的市场订单占比远超过内部国家订单，其服务，销售以及配件网络虽然不多，但基本覆盖，而中国企业的都是零敲碎打，基本没有建立系统的销售与服务网络，这也是当年三一重工为什么收购大象的原因，收购大象就拥有了大象的海外销售服务网络，尽管其一年的销售额不足高峰期三一一个月的数量，但通过中国化制造，大幅降低成本，快速切入了欧美市场。 3，产品品牌尚未获得全面认可中国风电装备整机出口数据统计显示，截止2023年年底，出口15.6GW，由于应用数量少，绝大多数产品都在第三世界国家，欧美应用比例比较低，而绝大多数第三世界国家都是发达帝国主义国家过去的殖民地，产品标准都是按照欧美标准执行，所以品牌影响力还是较小，如果不是这几年中国风电价格大幅下降，其国际化市场拓展难度依旧难以改变。这几天中东的新能源装备企业遴选，只有GOLDWIND入选就可见一斑。4，技术标准还需继续努力可别小看有些小国家，虽然不富有，但其产品标准要求都很高，其产品技术标准都非常严格和苛刻，中国的风机很难直接出口，即使要出口，都得单独设计与认证，就ESG一项可能就要一个企业在整个供应链掀起一场风浪，各种在中国企业行业认为不必要的问题在他那里都是必须有。三一重能这次就专门研发了应对欧美市场同级别的7MW级别机型就说明了这个问题。来2-3年：中国风电装备将砍下海外市场半壁江山 这个结论大家可能认为很夸张，但事实会告诉你，这个结果是可能实现的。我个人认为，中国风电装备企业出海的趋势不可挡，过去家电，现在工程机械，汽车等，因为过去我们参与国际标准制定的深度和力度不够，在全球化的今天，中国不仅仅是制造打过，风电供应链大国，未来也毫无疑问将是风电装备标准的制定者，高铁就是活生生的案例，物美价廉，符合本地化技术标准，为什么不用中国造呢？ 期待中国风电装备整机企业这次集体汉堡亮相成为中国风电出海的里程碑，同时也期待中国风电装备企业不仅仅是中国市场的规模老大（全球前十中国有六），还是风电装备行业的技术老大，我相信，这个时间不会太长，可能3年，或者更短！

风电与太阳能发电受天气影响大，间歇性与波动性特征明显，且可控性差，给新型电力系统的安全可靠运行带来了巨大的挑战。除了新能源之外，电动汽车用电负荷也存在较大的波动，受气候变化因素影响，终端负荷与水力发电的分月、分日与分时波动也在进一步加强。可以预见，新型电力系统面临的供需波动比传统电力系统要大得多，如何经济高效地平衡供需成为巨大挑战。 现货市场可以自动引导供需协同 相比在所有的路口都设置一个有人值守的交通指挥岗，现有的红绿灯信号系统很明显更加经济、更加有效，所有城市交通得以井然有序。现货市场也是类似于一种交通信号灯的机制，当新能源发电多的时候，现货价格低，此时火电越发越亏，而用户用电成本极低，乃至为0，因此火电会主动少发、用户会多用；当新能源发电少的时候，现货价格高，有时超过1000元/兆瓦时，此时火电发电能获得超额回报，而用户用电成本极高，因此火电会主动多发、抢发，用户有动力少用电。 在现货市场运行的情景下，价格信号与新能源发电出力状况匹配，发用两侧，包含火电、自备电厂、部分水电与可调负荷，均可积极响应价格信号，以此实现发用两侧运行与新能源发电之间的高效协同。 借助现货市场这个支点，在保障新型电力系统安全可靠运行的前提下，整个调度管理工作量极大地降低，只需要执行传统的发电计划与发电调度程序即可；另外，现货市场也通过经济关系实现电网与发电、用户之间的高效协同，在实现资源优化配置的同时，有效地保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。 全国性的现货市场是平衡供需最经济的手段 截至2022年底，全国全口径火电装机容量13.3亿千瓦，其中，煤电11.2亿千瓦，与2021年基本持平，占总发电装机容量的比重为43.8%；水电装机容量突破4亿千瓦，达4.1亿千瓦（常规水电3.68亿千瓦，抽水蓄能4579万千瓦），核电5553万千瓦，生物质发电3798万千瓦；以上传统发电容量相加的总数超18亿千瓦。 2022年底，我国的总发电量规模为88487.1亿千瓦时，折算到小时约为10.1亿千瓦时。刨除风光发电容量之后的剩余传统发电容量除以10.1亿千瓦，可得裕度系数为178%。通过这一数据可以看出，只要保障传统发电容量在风光发电不足时候的可用性，不用新增任何投资（退役发电容量正常补充除外），现有发电容量规模足以确保当前用电量水平下的新能源发展。也就是当新能源高比例发展时，在发电量不足的极端月份和时刻，利用已有传统发电容量可以确保用电可靠性。 在容量规模足够的情况下，为了匹配新能源的供需波动，需要建立电力现货市场机制作用指挥棒，通过价格信号引导传统发电容量与用户侧的多种可调资源参与系统供需平衡；且由于单省市和部分区域内部的发电容量不足，需要持续扩大市场规模，建立区域电力市场或者跨省跨区交易机制，实现全国范围内资源的优化配置。当这样一种机制形成后，仅仅依托现有发电容量与用户侧资源就足以支撑新型电力系统的安全稳定运行，这无疑将节省大量的不必要投资。 电力现货市场价格保持动态稳定 有利于平稳推进电价改革 《决定》还要求推进能源领域的价格改革。虽然电力现货价格在一天之内的不同时刻存在大幅变化，但从年、月周期尺度来看，却能非常好地反映供需与发电成本，保持长周期范围内平均价格的相对稳定，有利于电价改革的平稳开展。 电力现货市场日前与实时价格存在大幅波动 由于在一天当中新能源、负荷存在大幅波动，分时供需态势差异巨大，相比传统价格机制，电力现货价格确实存在大幅波动。如图1所示，山东市场2024年1月1日~10日的日前市场价格，新能源大发的1月4日，最低现货价格为-80元/兆瓦时，同一天高峰日前价格则达699元/兆瓦时，二者相差779元/兆瓦时。 电力现货价格的长周期均价波动幅度小 然而拉长周期看，电力现货市场价格却相对稳定，能够很好地反映供需情况与发电成本。如表1所示，2022年电力供需紧张，典型市场的现货价格（实时价格）相比燃煤发电基准价格均存在一定的上涨，但也只有甘肃河东区域与广东现货价格涨幅大，分别约为40%、24%，其他地区现货价格均在燃煤发电基准价20%以下。2023年，随着煤价的下降，供需形势缓解，电力现货价格开始接近或者小幅低于燃煤发电基准价；甚至在有些季度，现货价格下降到低于燃煤发电基准价20%以下的水平，如表2所示。 总体来看，年度与季度等长周期尺度的电力现货价格虽然存在波动，但是幅度并不大，基本处在燃煤标杆价上下20%这个范围之内。 电力现货价格均价高度反映供与发电成本 广东、山西与山东等电力现货市场2022~2023年的价格在发电成本变化不大的月份中，需求高的月份价格就高，需求低的月份价格也随之走低。而随着煤价的下行，在供需情况没有根本变化的情况下，电力现货价格随着发电成本的下降也快速降低。这种定价机制一方面有利于平衡电力系统供需，另一方面也有利于价格本身的稳定。 电力现货价格的均衡性 在供应充足时，价格走低，可以鼓励发用两侧多用电、少发电，引导供需平衡并让下一个周期的价格回升；在供给不足时，价格走高，可以鼓励多发电、少用电，也可以促进供需平衡并让下一个周期的价格回落。 以山东现货市场为例，2023年的电力现货分时形态相比2022年出现了一些值得关注的变化：7~17点之间的实时价格出现了近0.02元/千瓦时的小幅上升，而18~24点的价格出现了超0.045元/千瓦时的下降。这充分说明了现货市场价格对用户负荷的影响，高价时用户愿意减少用电，从而抑制电价的上涨；反过来，低价时用户愿意增加用电，从而抑制电价的下降。所以价格信号毫无疑问地发挥了指挥棒作用，充分引导需求响应，实现源荷互动，而这进一步又会作用在价格上，长期来看将使现货价格维持在一定的区间范围内。 总之，为了保障国家能源安全与应对气候变化，需要建设新型电力系统。但新能源、气候变化、电动汽车等新型负荷的变化会引发复杂的供需不平衡问题；为了控制平衡管理成本，保障长中短期的电力供应与新能源消纳，并实现中长期尺度上的电价均衡，电力现货市场成为最经济的调节手段。 党的二十届三中全会所明确提出的全国统一电力市场与深化能源体制改革的目标任务，毫无疑问需要以电力现货市场为中心来推进。随着多地电力现货市场逐步转入正式运行，以及《电力现货市场基本规则》的颁行，虽然还存在一些需要根据实际情况进行微调的地方，但以“中长期+现货+辅助服务”为主要内容的市场框架已经获得了行业内市场主体的广泛认同，很多地区的技术支撑平台建设与调电试运行工作都已经具有比较好的基础。接下来，在国家与地方政府层面，可以通过总结各自省份现货长周期和正式运行省份的经验，进一步坚定对电力现货市场在保供、促销与稳价方面的信心，加快所在地电力现货市场的长周期运行安排，并以此为基础深化辅助服务、中长期、容量市场、市场监管与新能源市场化交易等相关配套改革工作，早日完成党的二十届三中全会明确的体制机制改革任务目标、实现能源清洁转型。

看到一个观点：储能行业未来的主导者，是电芯厂家，因为电芯占了储能产品60%以上的成本比例。 这个观点是没错的，但是要分场景。 工业2.0的场景 在工业2.0的场景中，储能作为一种工业产品而存在的，类似于福特的T型车。 工业2.0讲究的是： -大规模、流水线、批量化制造 -标准化的，极少差异性的产品 -以降低边际生产成本为目标 -渠道化、标准化的销售模式，比拼产品单价 目前面向于大型集中式储能，和较大型的工商业储能产品，基本上就是按照这个思维制造的。 如果你去过刚结束的SNAC储能展，就会有这个感受，大部分厂家的产品，具有较高雷同性，产品差异不足以支撑客户的采购决策。 在这个场景下，储能产品是高度内卷的。 电芯则起到了价格的决定性作用，所以用工业2.0的视角看， 储能确实是电芯主导的行业。 工业3.0场景 工业3.0讲究的是系统性，比如丰田把汽车整车生产线，看成系统化的供应链体系和质量体系，所以有了零库存管理，和全面质量管理等先进生产管理理论，并辅以自动化和信息化作为工具。 1930年代福特看到的汽车，和丰田1970年代看到的汽车，是两种不同的管理思维带来的产品，所以至今丰田汽车依然是世界顶级的工业产品。 虽然电力行业是工业2.0时代诞生的，但是大规模交流同步互联的高压电力系统，是工业3.0的思维产物。 以工业3.0的，体系化思维去看储能， 可以认为储能是“电力系统主导”的行业。 无论是大储参与辅助服务市场的调频或者备用服务，还是工商业储能基于电价型号的充放电套利，其本质都来源于电力的系统属性： 电力是一种无法被经济的大规模存储，发用必须实时平衡的商品。 正因为今天任何技术都无法解决电力的大规模经济存储，所以电力发用必须实时平衡。 电化学储能至今并不解决上述“经济性存储”的问题。 传统电力系统叠加了风光的波动性，才有了更大的调频、调峰需求，某些场景需要更多的“并不经济的”储能产品，并需要依靠市场化电价去调度这些资源。 而这种调度，或者价格本身，带有新型电力系统的本质特性。 这时储能的商业逻辑，不再是“低价成本竞争”，而是利用充放电容量资源，在动态平衡的电力系统中获得收入。 储能需要知道动态平衡的需求从哪里来，如何满足，用某个储能厂家的话来说就是： 不懂电力系统，做不好储能。 电力系统的动态平衡，分为时间维度和空间维度。 从空间维度上看，虽然是“全国一张网”，但是在不同的电压等级，不同的节点，平衡的需求是不一样的，比如大储满足输电网（220kV及以上）视角下的平衡需求，响应的是批发侧电能量市场和辅助服务市场的价格。 工商业储能满足的是配电网和微电网的平衡需求，响应的是零售侧电能量市场的价格。 在时间维度上，秒级、分钟级、小时级、天级、周级、月级的平衡需求，是截然不同的，市场给出的价格、价格波动周期也截然不同。 结合上述的空间维度，输电网层面，电化学储能更擅长秒级~小时级的平衡服务，而对数小时~天级~月级的动态平衡需求，能力有限。 在配/微网层面，则是面向配电网节点，甚至用户内部某个微电网的动态平衡需求，需要分行业、分场景的细化产品。 所以这时储能更需要场景化的产品解决方案，充分体现出差异性，面向调频的大储产品，和面向某个化工行业的MW级储能解决方案，可能在产品性能和价格上都存在差异。 工业3.0之上的思维 如果把视角从储能产品、储能耦合到电力系统，再放大到储能作为一个社会化产品的视角，可能得到另一个图景。 储能耦合到电力系统，形成的产品解决方案，需要叠加运营和服务的属性，比如储能参与电力市场交易、储能运维、储能和企业合同能源管理、储能资产的金融服务等领域。 这时候储能从围绕产品的解决方案，细化到围绕不同对象需求的服务解决方案，不仅仅是从金融端和交易端（峰谷套利是从零售交易端的价格进行套利），也从真正的企业能源管理服务、金融资产管理服务等衍生产业链进行整体的获利。 基于这个视角，才能看到蚂蚁推动新能源RWA的意义，把新能源资产与虚拟世界Web3的结合。 从线下的社会化衍生服务，再扩展到线上、Web3.0时代的社会化服务，具备更大的想象空间，但是也非常难。