7月涉氢政策汇总：涉及3个国家级与13个省市级 7月，又是政策爆发的一月，国家出台三项政策支持氢能产业，各地区也不甘落后，纷纷出台政策促进氢能产业发展，据统计，除国家级政策外，共有13个省市出台氢能相关政策，此外安徽阜阳，广东珠海、广州等地区相继出台了氢能产业发展规划。 国家 7月12日，国家发改委发布《国家公路网规划》，其中氢能方面指出：提升公路服务区服务品质，设置人性化服务设施和充换电、加氢等设施。7月18日，国家自然科学基金委员会发布《“双碳”基础研究指导纲要》，其中四项涉氢领域被列入重点和优先发展方向。其中能源结构重塑方面的重点领域与优先方向包括： 氢能等二次能源与低碳化工协同体系构建：化石能源低碳高效制氢原理；氢能“制储输用”一体化产业体系构建及关键材料研制；高效经济的氢燃料电池的过程机理；高值流程制造业体系构建等。 产业结构重构重点领域与优先方向包括： （1）低碳流程工业：低碳化学化工过程耦合机制；绿氢炼化流程调控机制；碳基资源催化转化机理；电化学零碳负碳机制；全废钢电炉流程高能效与品质耦合原理；低碳流程再造的物化原理与调控机制等。 （2）低碳建筑体系：碳酸盐分解耦合原位还原机制；绿氢及生物质燃料替代过程机制；冶金废渣利用机理；柔性智能碳中和建筑设计与运行维护机制等。 （4）产业低碳转型路径：产业低碳转型新技术路径选择策略；氢基流程与电气化流程变革路径；智能控制与资源循环利用的全产业生态系统等。7月15日，国家发展改革委印发《推动毕节高质量发展规划》（以下简称《规划》），新能源汽车、氢能发方面，《规划》明确：稳慎有序推动氢能项目，在威宁、赫章探索建设平价光伏制氢项目，推进地热能开发利用，发展抽水蓄能电站。 安徽 安徽阜阳市发改委发布了《阜阳市氢能源产业发展规划（2021-2035年，征求意见稿）》，其中指出：到2025年，气氢年供应能力突破2000万m3、液氢1000吨，打造长三角区域最大的氢源供应基地。在全市建成投入运营4座加氢站，争取燃料电车汽车保有量达到300辆，氢能产业总产值规模达到200亿元。在相关场景应用领域，争取在住宅、大型商超和园区等区域形成3-5处氢燃料电池热电联供应用项目。 广东 7月18日，深圳市氢能产业创新发展行动计划2022-2025年）（征求意见稿）发布，其中指出：到2025年，示范燃料电池车辆不少于1000辆，建设加氢站不少于10座，分布式能源、热电联供及备用电源应用不少于100套，示范氢能船舶1-3艘、氢能无人机及共享单车、生命健康等新兴及交叉领域不少于100台（套），并提出18项政策补贴，对制氢加氢一体化站，2022-2023年度加氢价格35元/kg及以下，2024年度加氢价格 30元/kg及以下的，站内电解水制氢用电价格执行蓄冷电价政策，电解制氢设施谷期用电量超过50%的免收基本电费。 7月27日，珠海市发改委发布《珠海市氢能产业发展规划（2022-2035 年）》，其中指出：到2025年实现氢能供给能力达3万吨/年，形成逐步辐射粤港澳大湾区的氢能供应基地，建成加氢站（包括综合能源站/改扩建站）不低于15座；加快在公交、物流等领域开展燃料电池汽车示范及替代，累计推广燃料电池汽车不低于520辆；推广燃料电池分布式发电、热点量及备用电源等不少于5套；建设具有引领带动作用的氢能产业园1 个；氢能产业总产值预计达100亿元。 同月，《珠海市能源发展“十四五”规划》发布，其中氢能方面指出：加强氢能综合应用推广，试点探索海上风电制氢。推进海水淡化系统和技术产业化应用，探索“水电联产”新型模式。 推动金湾区打造能源供应保障基地，集约风能、太阳能、天然气、氢气、煤炭等多品种能源资源，补齐补强能源供应保障产业链条，为全市能源发展提供支撑。 推进氢能源供应保障能力建设。围绕省氢能发展规划布局和示范建设，加快推进氢能供应保障能力建设。支持副产氢气企业建设氢气提纯(PSA)装置，满足氢燃料电池商用车推广应用需要。在满足安全前提下鼓励发展分布式制氢，利用发电厂富余蒸气建设蒸气热能热解制氢，探索海上风电制氢。加快加氢站建设，鼓励加油（气）站与加氢站合建等，为我省氢能示范建设提供有力支撑。 围绕储能、高效太阳能、海上风电、能源互联网、氢能与燃料电池等重点领域，率先推进一批采用自主化先进能源科技和装备的示范工程，鼓励先行先试。7月22日，广州市人民政府印发了《广州市生态环境保护“十四五”规划》（以下简称“《规划》”），其中在氢能方面指出：优化能源结构。发展氢能产业，加快氢能基础设施建设，探索氢能作为化石燃料替代，推进广州开发区氢燃料电池产业园建设。 7月，广东省人民政府发布《中共广东省委广东省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念推进碳达峰碳中和工作的实施意见》，其中指出：构建以新能源为主体的新型电力系统。优化电网建设，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。加快推进源网荷储一体化，提高源网荷储协调互济能力。因地制宜推动综合能源示范，探索建设区域综合能源系统。加快调峰气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源建设。推进氢能“制储输用”全链条发展。构建绿色交通基础设施网络，加快推进新能源汽车充换电站（桩）、加氢站等建设。 宁夏 7月，宁夏回族自治区发展改革委印发关于《自治区碳达峰实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的通知，其中氢能方面指出：推进氢能应用示范建设。推进氢能产业化、规模化、商业化进程，加快氢能替代，助力减煤降碳。以建设宁东能源化工基地新能源产业园为重点，推进规模化光伏制氢项目建设，积极开展可再生能源制氢耦合煤化工产业示范，实现以氢换煤。开展储氢、输氢、氢能综合利用等技术攻关，培育氢能装备制造产业，形成集群发展。推进氢燃料电池汽车在物流运输、公共交通、市政环卫等领域试点应用，促进氢能制输储用一体化发展。到2030年，绿氢生产规模达到30万吨/年以上。 上海 7月8日，上海市人民政府印发促进绿色低碳产业发展、培育“元宇宙”新赛道、促进智能终端产业高质量发展等行动方案的通知，其中上海市瞄准新赛道促进绿色低碳产业发展行动方案（2022—2025年）中指出：在临港、嘉定和青浦建设产业实践区，丰富应用场景；开展兆瓦级风力、光伏等新能源电解水制氢集成及应用示范，开展“氨—氢”绿色能源应用试点。突破高能效氢燃料电池系统、长寿命电堆、膜电极、质子交换膜等关键技术。推动高压供氢加氢设备、70兆帕储氢瓶等多重储运技术的应用。 以集聚发展为目标，加快建设氢能示范实践区。推进嘉定氢能港建设，形成关键零部件、系统、整车等产业集聚，建立氢燃料电池汽车计量测试国家级平台，构建氢燃料电池汽车全产业链，打造基础设施完善的燃料电池汽车产业生态。依托临港国际氢能谷，聚焦燃料电池整车、重型燃气轮机、航空发动机制造，加快制氢储氢加氢一体化站建设，开展电解水设备的产业化和先行先试，开展氢能在交通、能源、建筑等领域的综合利用试点示范。7月7日，上海市交通委、发改委、财政局联合印发了《上海市交通节能减排专项扶持资金管理办法》，《办法》指出：通过使用电力、液化天然气、氢燃料，对本市交通节能减排效果明显，年燃料替代量在100吨标准油及以上的项目。场内特种设备电能及氢燃料替代燃油项目，按被替代燃料每吨标准油5000元给予一次性资助，单车补贴金额不超过10万元，资助金额不超过总投资额的30%。 7月，上海市人民政府印发了《上海市碳达峰实施方案》，其中氢能方面指出：培育壮大新能源、新能源汽车、节能环保、氢能等绿色低碳循环相关制造和服务产业。 探索开展气基竖炉氢冶炼技术、碳捕集及资源化利用示范试点。加快优化建筑用能结构。推广大阳能光热、光伏与建筑装配一体化，推进浅层地热能、氢能、工业余热等多元化能源应用。提高建筑终端电气化水平，引导建筑供暖、生活热水等向电气化发展，推动新建公共建筑逐步全面电气化。 到2025年，燃料电池汽车应用总量突破1万辆。党政机关、国有企事业单位、环卫、邮政等公共领域，以及租赁汽车、市区货运车、市内包车有适配车型的，新增或更新车辆原则上全部使用纯电动车或燃料电池汽车。 江苏 7月，江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划发布，规划中提到，按照“统一规划、 统一送出”的思路，探索开展海上风电柔性直流集中送出、 海洋牧场、海上综合能源岛、海上风电制氢、海上风电与火电耦合等前沿技术示范。 探索开展规模化可再生能源制氢示范，实现季节性储能和电网调峰，推进化工、交通等重点领域的绿氢替代，提升能源资源利用效率和绿色化水平。 7月22日，江苏省政府发布关于进一步提升全省船舶与海工装备产业竞争力若干政策措施的通知。措施中提出聚焦高技术船舶、高端海工装备、绿色（纯电动或使用氢燃料电池、氢内燃机等）智能船舶、特种船舶、深海锚泊及动力定位控制系统等重点领域，支持骨干船舶海工企业开展关键核心技术攻关，提升自主创新能力。 浙江 7月11日，宁波市人民政府办公厅印发宁波市能源发展“十四五”规划，其中指出：有序推进加氢站建设，支持现有加油（气）站改造成为加氢站或增加充换电（加氢）功能。开展智能电网、氢能与燃料电池、太阳能、风电、核能、海洋能、生物质能等领域技术攻关。 重视氢能、储能等新型能源安全管理，做好制度设计，明确责任主体，落实部门监管职责。积极推进综合智慧能源、氢能、储能等试点示范，以点带面，探索能源发展的新模式和新业态。 7月20日，宁波市镇海区人民政府发布对区政协十一届一次会议第001号提案（关于相应加强节能减排及新能源建设的建议）的答复，其中就氢能方面给出建议：应整合资源，多措并举，创建氢能综合利用示范区，积极推进氢能产业链布局，超前谋划绿氢生产设施布局。 河北 7月12日，张家口市人民政府办公室发布关于印发张家口市支持建设燃料电池汽车示范城市的若干措施的通知。文件提出，市级财政原则上按照中央财政奖励资金1:1比例进行配套，对“燃料电池汽车推广应用”“氢能供应”“关键零部件”三个重点领域予以奖励，同时对车辆运营以及加氢站建设给予资金支持。示范期内，对列入城市群示范车辆保障的加氢站（日加氢能力500公斤及以上），在建设完成且验收投入运营后，按实际设备投资额的20%给予一次性补贴，单座加氢站建设最高补贴额不超过400万元。7月，保定市人民政府发布《保定市氢燃料电池汽车产业安全监督和管理办法（试行）》，其中一共包括91条，分别为总则6条、涉氢企业安全生产保障22条、氢能生产环节安全要求22条、氢能经营环节安全要求17条、氢能运输环节安全要求8条、监督管理13条、附则3条。其中对氢燃料电池汽车产业全链条提出较为具体的安全要求。 重庆 7月，重庆市发展和改革委员会印发《重庆市“十四五”清洁生产推行工作方案》，其中氢能方面指出：鼓励氢能、生物燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。加快布局氢能源产业，推广使用氢燃料电池汽车。研制全氢冶炼炉、交通自洽能源装备、等清洁生产装备。 7月，中共重庆市委、重庆市人民政府出台关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见，其中提到：统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。到2025年，风电、太阳能发电总装机容量达到364万千瓦以上，到2030年达到564万千瓦以上。有序发展氢燃料电池汽车，推动加氢站建设，构建便利高效、适度超前的充换电网络体系。 四川 7月13日，四川省攀枝花市城市管理行政执法局发布面向社会广泛征求《攀枝花市燃料电池汽车加氢站建设运营管理办法（试行）》意见建议的公告。 管理办法中要求，加氢站经营企业应取得燃气经营许可证、有经专业培训并考核合格的人员、有符合国家标准的氢气气源、有符合《氢能车辆加氢设施安全管理规程》相关要求的企业安全管理制度、安全操作规程、安全生产责任制度、风险管理体系、应急抢修人员和设备，以及事故应急预案、有符合要求的加氢站。

阿里巴巴联合19个消费领域企业发起“减碳友好行动” 日前，阿里巴巴集团及19个消费领域企业共同发起“减碳友好行动”，在低碳商品、低碳物流等场景开展合作，为各自实现“双碳”目标，助力“全民减碳”迈出坚实一步。 “作为连接十亿级用户生态，千百万级商业生态的数字平台，我们既要确保自身成为一家健康可持续的公司，同时也有机会和广大的客户、合作伙伴一起，搭建一个绿色和可持续的新商业生态，这是一个历史性的新课题。‘减碳友好行动’是当中的重要一步，希望依托平台的数字技术能力和多元消费场景，共同为全社会减碳行动做出贡献。”阿里巴巴集团董事会主席兼首席执行官张勇说。 在“减碳友好行动”聚焦的三大消费减碳场景，阿里巴巴有较为成熟的数字化能力。在低碳商品方面，以天猫新品创新中心(TMIC)为例，将与品牌的产品开发部门合作，共建低碳商品标准，共同开发低碳商品，增加低碳商品数量。在低碳物流方面，菜鸟将与品牌的供应链部门共同设计低碳物流方案，短期提升原箱发货与循环箱使用量，在中长期实现物流环节碳排放的显著降低。在低碳心智打造上，天猫、饿了么等将与品牌的市场部门合作，在消费者中树立低碳消费观念。 此前，阿里巴巴发布了首个覆盖10亿人的消费者碳账户体系“88碳账户”，涵盖用户吃、穿、用等生活场景，并接入菜鸟、闲鱼、饿了么、天猫等App的碳积分。在“88碳账户”频道页上，低碳友好品牌、低碳标杆商品、低碳包装代表商品均有专门呈现，在一定程度上提升了低碳友好品牌与消费者的良性互动。 “减碳友好行动”20家发起企业的共识是，减碳不仅是践行公益，也是高质量增长的机遇。在减碳过程中，企业不仅能履行社会责任，更可以通过创新低碳消费场景，带来新增商业价值，从而获得减碳的持久动力。 阿里巴巴还领衔起草了《减碳友好行动指南》，秉承“可落地、可持续”的理念，汇集了“减碳友好行动”成员企业的既有经验，也包含了消费场景中有待攻克的关键减碳议题，让更多企业“从0到1”的减碳之旅有所参考，从而带动更多行业加入减碳行动。 此前，阿里巴巴发布首份《碳中和行动报告》，创造性提出了“范围3+”概念，目的是以平台“参与者经济”之力，带动实现更大范围的减碳实践，让低碳行动和长远发展结伴而行。

国家发改委：强化中长期合同管理确保电煤质量稳定！ 国家发展改革委办公厅关于强化中长期合同管理确保电煤质量稳定的通知 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国中煤能源集团有限公司： 为贯彻落实党中央、国务院关于煤炭保供稳价工作决策部署，针对近一段时期电力企业采购电煤热值、硫分等煤质指标下降情况，为有效规范并稳定电煤质量，遏制到厂电煤质量下滑趋势，保障电力安全稳定供应，现将有关事项通知如下。 一、充分认识规范稳定电煤质量的重要意义 煤炭、电力是关系国计民生的重要能源产品，电煤稳定供应和合理电煤质量是保障燃煤发电机组长期安全稳定运行和顶峰有效出力的重要基础，事关能源电力安全供应，事关国家能源安全大局。各地区和中央企业要切实提高思想认识，采取有效监督措施，严格电煤中长期合同履约监管，确保电煤供应数量充裕、价格合理、质量稳定。 二、规范电煤中长期合同煤质要求 发热量、灰分、硫分、水分是电煤质量的衡量指标，其中发热量是最关键指标，直接关系到电厂能否按照设计要求足额出力。供需双方签订中长期合同时，要明确到厂电煤基准发热量范围、硫分等质量标准及供需双方认可的第三方质检机构，未明确的要以补充协议方式明确。电煤发热量要符合发电机组设计要求，并以质检机构出具的检验结果作为合同结算的重要依据。 三、引导电煤质量稳定在正常水平并力争高水平 在严格符合电煤中长期合同价格合理区间及供需双方协商一致的基础上，按照市场化原则，鼓励实行电煤质量“分质分级”管理，充分体现煤炭“优质优价、低质低价”原则，有效引导市场主体按照约定进行履约，防止出现“签高售低”等行为，保障电煤质量稳定在合理水平。完善电煤合同质量偏差结算机制，对于实际到厂电煤发热量等指标明显低于约定基准指标范围的，交易价格应在单卡折算后作梯级打折处理。需方企业应结合电厂实际提出与之匹配的合理煤质诉求，与供方签订合同时应约定中长期合同电煤发热量不低于上年或近三年平均水平，并力争高水平，无特殊原因不得大幅降低采购电煤质量。供方企业应对标煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平，提高商品煤质量，保障到厂电煤质量符合合同约定。 四、建立健全电煤质量激励约束机制 对于实际供应电煤质量与约定相差过大的行为，经国家和地方有关部门查实后，对所涉市场主体予以约谈提醒。对于故意降低发热量、“以次充好”、掺杂使假等行为，经查实后给予取消运力、记入信用记录等惩戒措施。对于实际供应质量高于约定质量的，经需方和国家有关部门确认后给予优先发运、金融支持等激励措施。 五、加强电煤质量监测和合同履约监管 各地区要健全煤炭生产企业和贸易企业电煤质量监测制度，为开展电煤质量监管、评估完善电煤质量合理水平提供支撑。对标煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平，鼓励煤炭企业加快推进煤炭清洁高效利用，推动低品质煤提质利用，全面提高商品煤质量。优化完善电煤中长期合同履约监督机制，强化电煤质量监督，严肃查处不执行煤质规范措施的违规行为。严禁利用市场优势地位降卡销售，对煤质不达标案例进行归集核查，典型案例公开曝光。 国家发展改革委办公厅 2022年7月28日

关于虚拟电厂这件事 最近虚拟电厂的热度较高，有朋友希望我写点这方面的文章，那就做个命题小作文，仅供参考，请多指正。 虚拟电厂并非新鲜事物 找了个不算权威的“搜狗百科”，发现虚拟电厂是1997年就有的概念。 电网企业最初的大用户电能计量系统，叫做“大用户负荷控制平台”，对应的“负控终端”，本身就带有负荷控制的功能设计，大概是2000年前后的事情。 说个题外话：那时候为了搞无线负控，在移动通信网络不支持的条件下，采用的是230Mhz的数传电台作为通信手段，电网对电力移动通信专网的执念由此诞生。 2006年左右，Smart Grid概念出世，虚拟电厂也是作为Smart Grid的负荷侧要素之一，包括了DR需求响应和ADR自动需求响应（Auto Demand Response）。 有专门的组织去做行业标准化的工作，比如IEC62939智能电网用户界面，以及OpenADR（开放ADR组织）等。 虚拟电厂为何如今成为关注点 国内虚拟电厂至今才开始热起来，这与中国电力行业的发展阶段有关。2006年前后，Smart Grid概念在欧美的主要方向之一，是低压配网及负荷侧的创新，这与欧美电力行业早已过了输电和配电领域建设高峰，电网侧业务趋于饱和有关。 而中国的Smart Grid，在当时要解决电网卡脖子的问题，所以侧重于电网建设，尤其是输电网建设，因此走特高压路线，整个行业对中低压配网及负荷侧关注度较低。 而如今，虽然特高压在绿色电力的时代，依然是电网建设的主要方向之一，但是由于可再生能源的波动性、间歇性问题，倒逼行业关注负荷侧资源的协调响应，才牵扯出对虚拟电厂的广泛关注。 虚拟电厂的三代论 从国外的实践来看，虚拟电厂技术已经发展了三代： 第一代虚拟电厂，以分布式电源（或者是单一资源类型）的集中式汇聚与协调为核心，基于传统的工业自动化SCADA架构，主要面向电网内部服务。 第二代虚拟电厂，以源荷聚集（两类资源）协调为核心，增加了负荷侧资源汇聚功能，还是传统的SCADA架构，除了为电网运营商服务，也参与到市场化的交易中（比如现货市场、辅助服务市场等）。 第三代虚拟电厂，是多元资源的广泛聚集，只要有调节能力的负荷侧资源都可纳入，探索形成新的商业模式，采用新的数字化模型（61850/62939），以新的数字化架构（云-边-端协调）去实现，形成非常复杂的协作生态，甚至增加区块链、DAO等新的技术要素。 虚拟电厂在中国 从中国的虚拟电厂实践来看，大多数虚拟电厂还是第一代水平，少数项目部分具备第二代的特征，但远未成熟。 虚拟电厂作为电力行业的一项技术产品，其发展受制于电力行业的开放度、市场化水平、专业化程度、以及数字化水平。 说得更直白一点，产业链的成熟度决定了虚拟电厂的发展空间。 当前中国电力行业的产业结构，在发电侧属于寡头垄断（少数发电集团之间的博弈），在电网侧属于自然垄断（全国两张网），在负荷侧几乎没有成熟的服务商和市场环境。 在这样的产业链结构中，虚拟电厂很难找到合适的生存土壤，离成熟尚远。 在成熟的电力市场中，产业链各环节相对清晰，专业界限较为明确，每个环节相对都有成熟的商业模式，并且在自然垄断环节之外的各环节，形成较为充分的市场竞争，客户的市场意识也较高。逐步出现了独立于输电、配电和交易环节的“资源聚合商”角色，这是虚拟电厂的主要应用对象。 虚拟电厂的逻辑本质 第三代虚拟电厂的技术逻辑本质，在于汇聚一切可以调节的负荷侧资源，以数字化手段形成资源池，并进行市场化变现。 第三代虚拟电厂最主要的创新，在于突破了“负荷”或者“光伏”这类单一资源聚集，把各种资源形式，比如三联供、储能、电动车V2G、小型热电联产、蓄热蓄冷装置等各种资源都进行聚合。 每个资源在时间上都可能具备负荷的上下调节能力，形成一个“阴影面积”，虚拟电厂就是把所有的阴影面积叠加，汇聚成一个巨大的阴影面积池，即资源池。 虚拟电厂在需求响应领域的变现 虚拟电厂本质上是一种技术产品，这个产品需要形成可行的商业模式，从目前来看，围绕需求响应的变现是大家关注的重点。 但是需求响应的变现空间到底有多大，谁是付费方，这个问题又牵扯出电力体制改革的很多深层次问题，直接影响虚拟电厂的未来发展。 需求响应的商业本质是：以KW为单位的电力资源，在时间上的稀缺性问题。 我们以某省级电网的年度负荷曲线为例： 某一负荷值的年持续时间（概率），决定了它的稀缺性价值，大致可以分三档： 1、该省电网的3%最尖峰负荷，年持续时间约10多小时。这是最稀缺的电力资源，如果电网要为这3%尖峰负荷去配置增量容量，需要巨大的投资。那么一旦这3%的尖峰负荷出现，过去电网会采取“有序用电”方案，现在以“电网级虚拟电厂”的方式进行建设，并且补贴给用户。 最稀缺的电力资源，如果进入市场必然是最丰厚的回报，这块资源电网自行掌握，相关投资作为电网安全稳定的成本，进入输配电价。 2、3%~8%的尖峰负荷，年持续时间大约几十小时。这部分资源，有两种变现方式，其一是少部分省份进入辅助服务市场，以市场化方式采购，但是辅助服务市场是批发侧市场，玩家都是大体量，交易门槛较高，中小型负荷集成商很难进入。其二是大部分省份目前采用非市场化的“政策性需求响应”，以事件的方式，或者是直调资源补偿的方式。从目前看，每年执行的次数较少，且价格非市场形成，无法对参与者构成足够的刺激，负荷集成商能保本就算不错。 3、8%以下的这部分，年持续时间在几十~几百小时。这部分资源，有赖于电力现货的价格信号，售电公司以偏差成本控制的方式进行响应，目前市场化水平也较低，要看后续现货市场的成熟度提升。 所以就变现的空间和模式上看，由于中国电力市场正处于转轨过程中，双轨制运行对虚拟电厂的发展制约较大，且涉及到多方面的改革推进，至少在短期内，虚拟电厂在需求响应这个商业模式里，并不可能出现国外成熟电力市场那样的高回报空间。 当然，虚拟电厂的商业模式，不仅仅是在需求响应，还有别的很多场景，这里不过多展开。 虚拟电厂在中国，更深层次的问题 不管虚拟电厂在一些能源创业者口中，被说成是多么有前途的技术，其在中国电力行业的实践，还需要解决更深层次的问题。 我曾经问过某电网自建的虚拟电厂平台运营方：你们接入了多少多少的场站，签订了多少多少合同，也汇聚了多少多少MW的负荷，那么真正需要执行响应的时候，客户的参与率到底是多少？第二年、第三年的参与率变化是怎么样？ 他的回答是：低到不好意思说。 个人认为这里包含了两方面的问题： 1、电力用户的市场化意识和使用习惯培育问题 大多数企业并不具备负荷管理能力，在现有的电价体系下，也很难真正意识到负荷的时间价值。而且对企业来说，用电是刚需，这个刚需到底有多刚，企业为了错避峰运行，需要如何调整负荷，这个调整对企业的代价有多大，这个代价是不是有足够的激励补偿？ 这些问题还需要不断的回答和探索，至少目前的价格机制是无法做到充分激励的，这也是虚拟电厂起不来的原因之一。 2、缺乏专业运营能力与企业信任度 目前的虚拟电厂主要是三类建设方，一是电网以项目建设的方式自己投资运营，投资规模大，客户数量多，但是缺乏深层次互动；二是少量创业团队进行建设，但是这个业务本身缺乏盈利能力，需要靠别的业务去弥补，所以更多的是2VC的故事性；三是发电企业以试点、科技项目等形式建设，多数并不具备商业化持续运营的可能性。 虚拟电厂即使最基础的负荷管理和负荷运营，也需要了解负荷背后的特性，电力的最终消费者不是人，而是各类负荷设备，实现电能量与其他能源形式的转换，目前的虚拟电厂建设方，并不会太关注电力最终消费者——负荷的背后使用需求。 如果说需求响应的量是Know What（需要削减或者增加多少个kW），虚拟电厂在现有的技术条件下，可以做到Know How（在不影响企业正常生产经营的情况下，如何削减），但是很少人会去关注Know Why（为什么企业要削减，削减的好处怎么获得，企业动力在哪，企业为什么相信你能最好的做这件事）。 所以才有了实际的响应率较低的现状。 其本质是：虚拟电厂是一种负荷侧的管理技术，管理方（虚拟电厂运营商或者负荷集成商）和被管理方（企业）之间，需要在负荷管理、交易结构与利益结构、深层次的能源运营服务能力等方面，建立充分的企业互信，运营方需要展示真正的价值管理和创造能力。 这些都不是简单的虚拟电厂技术能解决的问题，其核心在于：中国缺乏真正负荷的运营商，能以专业的第三方能力，帮助企业提升较低的能源管理水平和负荷管理能力。 说到底还是电力产业链过去长期的计划经济模式，导致产业成熟度低、市场化水平低、客户市场意识低的问题。 当然，正因为低，所以才有机会，谁能真正服务好客户，真正占据客户的心智，为客户创造当下的价值，谁才能做好未来虚拟电厂的技术、业务和客户资源积累，而不是在当下装一堆控制器，然后搞个云平台去拉估值，讲故事。 期待中国电力市场的不断成熟，电力体制改革的推进，让虚拟电厂有更光明的未来！

煤电转型升级中这个因素非常必要！ 近日，国家能源局、科学技术部联合发布了《“十四五”能源领域科技创新规划》（以下简称《规划》）。其中，“先进燃煤发电技术”板块设置了7项重点任务，“行业智能升级技术”板块设置了1项火电智能化重点任务，提出了煤电科技重点发展方向，高度契合了煤电行业面临的形势，具有鲜明时代特色，受到行业内的广泛关注。 01 继续发展煤电科技的形势和需求 截至2021年底，我国煤电装机规模已达到11.1亿千瓦，全国平均供电煤耗降至310克/千瓦时以下，先进超超临界二次再热机组的供电煤耗运行值达到270克/千瓦时以下，85%以上的煤电机组达到超低排放水平，我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系。 逐渐提高的间歇性新能源比例对电力系统传统运行模式产生了重大冲击，煤电需要提供更多的灵活调节功能，调节能力要求将不断提升。同时，煤电还需要不断缩减碳排放量，并承担更多的供热替代。多重要求下，先进煤电科技的需求愈加迫切，技术创新愈发具有战略价值。 “十四五”时期是煤电通过科技创新实现高质量转型发展的关键时期，在国家级科技规划中明确其发展方向非常必要，也非常及时。 02 煤电科技的主要发展方向 清洁、高效、灵活、低碳、经济、智能是煤电技术发展的永恒目标。 针对煤电的能效目标，共设置了3项重点任务，并有其他重点任务兼顾。其中，“先进高参数超超临界燃煤发电技术”主要针对700摄氏度技术和650摄氏度技术。我国自“十二五”时期启动700摄氏度技术攻关以来，已开展了高温材料研发、高温部件挂炉试验等工作，取得了一批成果，但也出现了很多困难，目前仍不具备商业化应用条件。650摄氏度技术储备更加充足，尤其国产化高温材料已初步具备应用条件，开展示范是可行的。 “超临界CO2（S—CO2）发电技术”是进一步提升燃煤发电效率的潜在方向之一，且有望提升机组运行灵活性。我国在S—CO2发电领域的研究起步相对较晚，亟须在基础物性研究、关键设备设计制造等方面开展集中攻关。西安热工院、上海成套院等在关键设备研制方面已取得显著进展，西安热工院具备了开展10~50兆瓦级S—CO2发电工程示范及验证的条件。 “整体煤气化蒸汽燃气联合循环发电（IGCC）及燃料电池发电（IGFC）系统集成优化技术”是面向未来的新型煤电技术。其中，IGCC技术便于兼顾碳捕集，IGFC有望达到更高的系统效率，并具备与氢能系统互相连通的技术优势。国内IGCC技术已具备多年运行经验，IGFC技术研发势头强劲、初步具备小规模设备基础，能够支撑示范试验任务。 在“老旧煤电机组延寿及灵活高效改造技术”和“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”2项重点任务中，分别提出了煤电机组延寿改造与节能改造相结合、推广先进成熟的节能提效及综合利用技术，均具有现实必要性和可行性。 针对煤电的低碳化，设置了1项重点任务，另有2项重点任务涉及低碳化方向，其余大部分重点任务也与低碳化相关。“高效低成本的CO2捕集、利用与封存（CCUS）技术”是煤电低碳发展的关键支撑技术之一。近10年，国内已实施多个煤电碳捕集示范项目，二氧化碳捕集规模在500吨/年~12万吨/年不等，积累了丰富的研发和运行经验。但捕集效率低、能耗高、经济性差始终是该技术难以推广应用的主要障碍，需要针对吸收剂制备、系统集成优化等继续开展研究攻关。 另外，在“整体煤气化蒸汽燃气联合循环发电（IGCC）及燃料电池发电（IGFC）系统集成优化技术”“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”2项重点任务中，也分别提到了煤电低碳化发展的技术方向。尤其燃煤耦合农林废弃物、市政污泥等发电技术已较为成熟，应完善政策机制，推动更大范围的应用推广。 针对煤电的经济性目标，设置了1项重点任务。“老旧煤电机组延寿及灵活高效改造技术”提出了示范试验任务。“十四五”期间，将有大量煤电机组达到设计寿命，为提高现有煤电资产的经济效益，对临寿机组开展评估并安排适宜机组延寿运行是十分必要的。结合国内已有的实践经验，“十四五”期间可以建立健全临寿机组的评估技术体系，形成先进适用的综合改造技术方案，并开展工程示范。 针对煤电的智能化目标，设置了1项重点任务。“十三五”以来，国内对于智能电厂的需求与热情高涨，已建或在建的智能电厂项目有数十项之多，其智能化方案主要集中于智能控制、故障诊断等，在硬件、软件、设备等方面均有探索。“十四五”期间，进一步推动建设具备快速灵活、无人巡检等特征的智能示范电厂，全面提升火电厂全产业链智能化水平。 针对煤电的环保目标，设置了1项重点任务，其他部分重点任务中也有兼顾体现。“高效超低排放循环流化床锅炉发电技术”提出了示范试验任务。我国“十三五”末启动了超超临界CFB示范机组建设，进一步开展CFB锅炉炉内污染物控制机理研究，将实现炉膛出口NOx、SO2基本达到超低排放限值要求，大幅降低CFB锅炉的污染物控制成本。 另外，“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”提出了推广先进成熟的超低排放、深度节水、废水零排放、固废减量及综合利用技术，相关技术具备进一步提升煤电环保水平的潜力。 针对煤电的灵活性目标，在其他重点任务中兼顾体现。国家发展改革委、国家能源局已提出共计2.5亿千瓦装机的煤电灵活性提升目标。《规划》重点任务“老旧煤电机组延寿及灵活高效改造技术”中提到了研究煤电延寿改造与灵活性提升改造等集成的综合改造技术，并开展工程示范及验证；“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”提出要因地制宜推广低压缸零出力、加装蓄热装置等火电灵活性提升改造技术。 03 推动煤电科技发展的措施和建议 《规划》提出了健全能源科技创新协同机制等8项保障措施，突出了协同合作的理念，重视创新平台和人才基础建设工作，强调企业的主体地位，并明确将加大资金支持力度，相关措施对于煤电行业的技术创新具有重要的引导意义。 值得注意的是，煤电项目多为大型能源工程，投资额高、系统复杂、安全保供影响大。因此，实施煤电科技攻关，尤其是开展示范应用时，建议相关单位务必压实责任，充分开展技术评估论证，稳妥推进先进技术的示范试验和推广应用。

8月3日，湖北电力现货市场成功模拟试运行。就在不久前，上海市发改委、上海市经信委、国家能源局华东监管局发布《上海电力现货市场模拟试运行总体方案》和《上海电力现货市场首次模拟试运行工作方案》。根据工作安排，上海电力现货市场首次模拟试运行为期一周，时间自2022年7月22日至2022年7月28日。 在电力市场中，以往的电力市场化交易是按年、季、月及月内多日为周期，属于中长期交易。电力现货交易则主要开展日前、日内、实时交易，电力因此成为真正的商品。现货市场向用户传递电力商品价格信号，促进电力短期供需平衡，同时实时交易降低了新能源发电的不确定性，有利于消纳更多新能源。正因如此，业内有“无现货不市场”之说。 湖北、上海属于我国第二批电力现货试点。去年4月，相关部门发文，选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。一年多过去了，两批电力现货试点进展如何？ 国家发改委和国家能源局发布的《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（以下简称“129号文”）为今年电力现货市场建设设定了进度表。首批电力现货试点原则上于2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批电力现货试点原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。在区域电力现货试点方面，2022年6月底前省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行，研究编制京津冀电力现货市场、长三角区域电力市场建设方案。 据悉，截至目前，第二批电力现货试点已全部启动模拟试运行。今年1月，江苏率先实现模拟试运行。3月，安徽启动相关工作。6月，辽宁、湖南、河南相继实现模拟试运行。其中，江苏省走在前列，经过模拟试运行、调电试运行，目前已经率先实现了结算试运行。 整体而言，第二批电力现货试点进展并不快，仅有江苏完成了结算试运行，其他省份至多是开展了调电试运行。“这表明，第二批试点省份均对现货试点持谨慎态度，这可能是因为担心迎峰度夏期间电力现货市场出现较高价格，拉高用户用电成本；也可能是因为第一批电力现货试点还面临这样那样的问题，且这些问题还没有很好地解决。” 首批电力现货试点南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区于2017年敲定，2019年6月底全面启动模拟试运行。此后，各试点相继推进按周、按月、按季度、按年连续结算。截至目前，山东、广东、甘肃、山西、蒙西试点已进入以年为周期的结算试运行。 经过近7年的摸爬滚打，首批现货试点试运行积累了不少经验，建设取得了很多成绩。以蒙西现货试点为例，其系列新规创造了当前现货试点规则的多个“第一”：首个双轨并单轨的现货试点，首个居民和农业等保障性用户、电网代理购电全部入市的现货试点，首个可再生能源放弃优先发用电计划的现货试点，首个市场化用户采取分区电价的现货试点，首个将外送合同视为虚拟负荷的现货试点…… 同时，首批电力现货试点在运行中也暴露出了许多问题。“计划与市场‘双轨制’产生诸多问题、辅助服务市场与电能量市场缺乏统筹、可再生能源参与市场机制及配套措施不完善、信息披露制度不健全、用户侧未有效参与市场等诸多短板待补。 第二批电力现货试点建设仍然面临这些问题。对此，业内人士王某建议，不断完善市场规则的同时，要加强现货市场监管机构的能力建设。“由于电力的特殊物理属性，电力市场机制的设计和监管都与其他大宗商品市场不同。例如，在大宗商品中，只有电力必须有一个集中的现货市场。这对监管人员的知识结构、认知水平提出了更高要求，因此，应当整合电力管理职能，成立相对独立的电力监管机构。建议将政府职能部门的部分现有行业管理职能放给市场，既不能再管生也不能再管养，改变平时多龙治水、遇事无人负责的尴尬局面。”

2022年1-6月全国光伏利用率97.7% 8月11日，全国新能源消纳监测预警中心发布2022年6月全国新能源并网消纳情况，1-6月全国光伏利用率为97.7%。

# 风口 | 储能专用锂电池，趋向浪潮中央 锂电池市场风起云涌，暗流涌动。 最近，多名动力电池大厂大佬出来创业，做储能专用锂电池。人们的第一个反应通常是，他们为什么选择这个方向？这个方向还有创业机会吗？ 首先来看看储能专用锂电池的现状。根据中国化学与物理电源学会储能应用分会的统计，2021年，中国电化学储能装机规模5117.1MW/10498.7MWh，在这其中，锂离子电池储能技术装机规模占比较大，达到4658.9MW/8254.2MWh，功率规模占比91.0%。 那2021年装机的8254.2MWh都是储能专用锂电池吗？目前，对这一问题并没有一个权威、可靠的说法。 ，目前国内的储能专用锂电池生产企业还比较少。 根据不完全统计，在动力电池大厂之中，可能仅有宁德时代和亿纬锂能等大厂在动力电芯产线外，有专门的储能电芯研发团队和生产产线；在动力电池之外，也出现了以储能专用锂电电池为主业的公司。比如专门做海外户用储能电芯的派能科技、非户用储能专用锂电电芯企业海辰新能源和海基新能源、天辉锂电、昆宇新能源等。 尽管如此，现在国内储能市场上使用的电芯很多仍非储能专用电芯，而仍然是动力电芯或者其改造款。这就是说，在认知和实操中，动力电芯和储能电芯在市场上并没有做特别清晰的区分。那么动力电芯能否直接用在储能场景上？动力锂电池和储能锂电池有哪些本质区别呢？ 从应用场景来看，动力锂电池主要用于电动汽车、电动自行车和三轮车以及其它电动工具领域，而储能锂电池主要用于调峰调频电力辅助服务、可再生能源并网消纳和工商业储能、微电网等领域。 应用场景不同，对电池的性能要求也有所不同。如果用一句话来概括出储能专用锂电池的要求，那就是高安全、长寿命和低成本。 首先，由于储能电站安全事故频发，储能专用锂电池对能量密度要求不高但安全性要求高。动力锂电池作为移动电源，在安全的前提下对于体积（和质量）能量密度尽可能有高的要求，以达到更为持久的续航能力。同时，用户还希望电动汽车能够安全快充，因此动力锂电池对于能量密度和功率密度都有较高的要求，只是因为出于安全性考虑，目前普遍采用1C左右充放电能力的能量型电池。 绝大多数储能装置无需移动，因此储能锂电池对于能量密度并没有直接的要求。至于功率密度，不同的储能场景有不同的要求。 对于电力调峰、离网型光伏储能或用户侧的峰谷价差储能场景，一般需要储能电池连续充电或连续放电两个小时以上，因此适合采用充放电倍率≤0.5C的容量型电池；对于电力调频或平滑可再生能源波动的储能场景，需要储能电池在秒级至分钟级的时间段快速充放电，所以适合≥2C功率型电池的应用；而在一些同时需要承担调频和调峰的应用场景，能量型电池会更适合些，当然，这种场景下也可以将功率型与容量型电池配合一起使用。 由于储能电芯对安全性要求更高，所以这就要求电池企业在材料和结构上做出一定创新，来满足市场的需求。 其次，储能专用锂电池对于日历寿命和循环寿命有更高的要求。新能源汽车的寿命一般在5-8年，而储能项目的寿命一般都希望大于10年。动力锂电池的循环次数寿命在1000-300次，而储能锂电池的循环次数寿命一般要求至少大于3500次，并且希望通过开发新型的运维再生技术，以达到超长的日历储能寿命。所以我们看到宁德时代都在开发循环寿命10000次的电芯。 第三，储能专用锂电池对成本更加敏感。面临和传统燃油动力源的竞争，储能专用锂电池则需要面对传统调峰调频技术的成本竞争。储能电站的规模基本上都是兆瓦级别以上甚至百兆瓦的级别，因此储能锂电池的成本要求比动力锂电池的成本更低。 由此可见，动力锂电池与储能锂电池在性能要求上有着重大的区别，大佬们纷纷离职出来创业也正是因为看到了其中的商业机会。 虽然这种区别并不同于当年从3C电池到动力电池这种电池材料体系上的创新，但在储能电池市场巨大的想象空间刺激下，在同样材料体系基础上做出“更高安全”、“更长寿命”、“更低成本”这种性能创新带来的商业想象空间依然巨大。 根据第三方统计，预计2025年全球储能电池需求量将达218GWh，复合增长率约38%，年均新增需求>130GWh。 可见，储能专用锂电的市场前景广阔。在储能专用锂电池市场上，全球和国内市场尚未形成专门的龙头，对新兴的创业公司来讲，这也是一个很好的市场机会窗口。 但不容忽视的是，这个时间窗口也不会很久。我们预测宁德时代、比亚迪、亿纬锂能等公司的储能部门未来大概率会从动力电池公司中分拆出来。 因此，我们预测，在未来一段时间内，会陆续有更多的动力电池大佬出来创业，专门做储能专用锂电池。

# 近期全国各地增量配电试点发展现状 自2016年起，国家发改委共分五批次公布了459家增量配电业务改革试点（不含申请取消的24家试点），目前试点已经实现了地级以上区域的全覆盖。 作为本轮电改中，推动社会资本进入电网竞争环节的重要突破口，增量配电网一直被寄予厚望。时至今日，增量配电试点已经走过了五年多的时光，目前各地增量配电试点进展如何？哪些试点已经投运及开工？未来该如何发展？ 01现状：试点进展参差不齐 目前市场上存在的增量配电网类型主要有三种：纯增量型、存量增量混合型、存量转增量型。其中增量主要为各省市县的产业集聚区，存量则是各种矿区（包括煤矿、铝矿、油田、煤化工等）等配电资产。 整体来看，各批次增量配电试点进展参差不齐。从取证、项目投运情况来看，第一批试点进展明显好于其他批次。 据国家能源局公布的数据显示，截至2022年第二季度，国家能源局派出机构共向226个增量配电项目业主颁发了电力业务许可证（供电类），其中，试点项目204个，非试点项目22个。目前来看，试点取证率为44.4%。 以各批次为维度来看，第一批94个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的74个，取证率为78.72%；第二批88个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的40个，取证率为45.45%；第三批114个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的52个，取证率为45.61%；第四批84个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的30个，取证率为35.71%；第五批79个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的8个，取证率为10.13%。 从省份来看，江苏增量配电持证企业总数达到17家，其中试点内16家、试点外1家。试点项目持证率达94%，居全国首位。 从项目投运来看，近期投产运营的增量配电试点正在逐渐增多。尤其是第一批试点，正在陆续投运中。第二批、三批试点也在陆续走向开工建设。 从项目审批来看，自第五批试点公布后，国家将试点的审批权力下放到了地方。目前来看，进展速度并不快。仅2021年7月5日，吉林省能源局下发通知，允许白城绿电产业示范园区开展增量配电业务。 02风向：增量配电试点呼唤更多融和 在“双碳”背景下，我国提出将构建以新能源为主体的新型电力系统，能源行业正迎来前所未有的机遇。 对于增量配电业务来说亦是如此。近两年来，虽然国家层面没有出台专门针对细分领域的增量配电业务文件，但强调增量配电与其他领域相融合发展的词条，却不断出现，这意味着未来增量配电将走向综合发展、健康发展、低碳发展的道路。 国家能源局党组书记、局长章建华曾撰文表示，针对增量配电网等领域市场化改革存在的难点堵点，要加大改革力度，充分激发市场主体活力。 2022年2月《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》中明确提到，鼓励各地区建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。发展探索同一市场主体运营集供电、供热（供冷）、供气为一体的多能互补、多能联供区域综合能源系统。相信将会推动增量配电业务改革的落地见效。 在《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》中提到，推动增量配电企业发展综合能源服务，创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式。 从地方来看，各地纲领性文件，也将增量配电业务纳入在内。如《浙江省电力条例（草案）》征求意见稿中提到，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力；河北省出台的碳达峰碳中和工作实施意见，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网市场主体地位；广西发文鼓励增量配电网配建一定比例储能，鼓励增量配电网开展源网荷储一体化绿色供电园区建设；河南发文表示要推进增量配电业务改革试点开展源网荷储一体化建设。 配电价格是推动增量配电改革中分歧最大的焦点，更是阻碍增量配网实现良性运营的关键堵点。对此，国家发改委在近期回复增量配电试点单位时表示，下一步将持续深化输配电价改革，理顺输配电价结构。进一步完善增量配电网价格形成机制，支持和鼓励增量配电网与可再生能源、分布式电源等协调发展，保障增量配电网合法经营。 种种迹象表明，从国家到省级层面，对于增量配电改革的支持力度正在逐渐加码！

# 2022年全球光伏组件需求将达到240GW 2022年上半年，光伏项目从去年推迟，分布式光伏市场强劲需求维持了中国市场。中国海关数据所显示，中国以外的市场出现了强劲的需求。今年前五个月，中国向全球出口光伏组件63GW，预计到6月底将达到75GW，比2021年同期增长两倍。 淡季需求强于预期，加剧了今年上半年现有的多晶硅短缺，导致价格持续上涨。截至6月底，多晶硅价格已达到270元人民币/公斤，价格上涨没有停止的迹象。这使得组件价格保持在目前的高水平。 1月-5月，欧洲从中国进口组件33GW，占中国组件出口总额的50%以上；预计到6月底将达到40GW。 印度和巴西也是值得注意的市场： 在1月至3月期间，印度进口了超过8GW组件和近2GW电池，用于在4月初引入基本关税（BCD）之前进行库存。在实施BCD后，4月和5月出口到印度的组件降至100兆瓦以下。 今年前五个月，中国向巴西出口了超过7GW组件，预计到6月底将超过8.5GW。显然，巴西今年需求更加强劲。随着美国关税暂停24个月，东南亚制造商被允许运输组件。有鉴于此，今年来自非中国市场的需求预计将超过150GW。 强劲需求 强劲的需求将持续到下半年。欧洲和中国将进入旺季，而美国可能会在关税豁免后看到需求回升。InfoLink预计下半年需求将逐个季度增加，并在第四季度攀升至年度峰值。从长期需求来看，中国、欧洲和美国将在能源转型中加速全球需求增长。预计今年的需求增长率将从2021年的26%上升至30%，随着市场继续快速增长，预计到2025年，组件需求将超过300GW。 虽然总需求发生变化，但地面安装，工商业屋顶和住宅项目的市场份额也在发生变化。中国政策刺激了分布式光伏项目的部署。在欧洲分布式光伏已经占了更大比例，需求仍有明显增长。 分布式发电项目份额的不断增长，有助于N型产品的发展。 在过去的几年中，N型的市场份额一直保持在4%至5%左右，但今年发生了显著变化。主流级制造商正在积极扩大N型产能，千兆瓦级规模的TOPCon扩建项目开始并增加产量。随着良率和成本的提高，今年的产能和产量都有所增加。 异质结也有所改善。如母线数量的增加和银浆消耗的减少，加上低温银浆价格的下降和效率的提高，HJT整体金属化成本比2021年下降了0.05元/瓦。然而，HJT制造成本仍远高于TOPCon和PERC，它需要优化的金属化解决方案来降低非硅成本。InfoLink预计，N型市场份额将从去年的4%增长到今年的7%至8%之间，到2023年预计将超过15%。

# 国内硅料最高成交价310元/kg 7月27日，硅业分会公布了太阳能级多晶硅最新价格。其中，国内单晶复投料价格区间在288-310元/kg，成交均价为297.6元/kg；单晶致密料价格区间在286-308元/kg，成交均价为295.5元/kg；单晶菜花料价格区间在283-306元/kg，成交均价为292.7元/kg。 据硅业分会此前分析，8月份国内多晶硅企业扩产增量在弥补检修减量的基础上，尚有余量将在一定程度上缓解当前供应紧缺的局面。从硅料供需总量的角度看，8月份国内7.1万吨左右硅料供应（包括进口），能够满足26.8GW左右硅片产出，与目前硅片已具备投产条件的产能所对应的硅料需求相比，依旧存在缺口。因此预计，8月份由于多晶硅总体供应短缺，但缺口缩小，故价格将呈现涨幅收窄的上行走势。

# 我国碳达峰目标能否如期实现？国家能源局回应 7月27日，“加快建设能源强国 全力保障能源安全”新闻发布会举行。 央视记者向国家能源局提问：“十四五”是碳达峰的攻坚期、窗口期，能源是碳达峰的重要领域，国家能源局采取了哪些举措推动碳达峰目标实现？在全球能源供应紧张的情况下，中国能源碳达峰工作能否如期实现？国家能源局局长章建华回应称，深入贯彻党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的决策部署，狠抓“十四五”能源规划和能源领域碳达峰方案的落地实施，推动能源绿色低碳转型和高质量发展。具体是： 一是大力发展非化石能源。去年我国可再生能源装机增加了约1.3亿千瓦，去年10月超过了10亿千瓦大关。今年上半年新增装机又超过5000万千瓦，5月份进一步突破了10亿千瓦，预计到2025年可再生能源占能源消费总量的比重将达到18%左右。另外，今年以来，核准开工了6台核电机组。 二是积极推动煤炭的清洁高效利用。大力实施煤电节能降碳改造，灵活性改造、供暖改造。2021年，已经完成改造2.4亿千瓦，今年将继续改造2.2亿千瓦，为“十四五”累计改造6亿千瓦的目标奠定了一个良好的基础。 三是加强终端用能的清洁替代。北方地区清洁取暖提前完成了规划目标，清洁取暖面积达到了156亿平方米，清洁取暖率达到73.6%，累计替代散煤超过1.5亿吨，对降低PM2.5的浓度、改善空气质量的贡献率超过1/3。另外，加快电动汽车充电设施的建设，截至今年6月份，已累计建成392万台，形成全球最大规模的充电基础设施。2025年将满足超过2000万辆电动汽车的充电需求。 在去年全球能源供应紧张、欧洲多国重启煤电的形势下，我国非化石能源发展保持力度不减，占能源消费总量比重提高了0.7个百分点，就是从15.9%提高到16.6%，保持了十八大以来的年平均增速，从现在到2030年，预计非化石能源消费比重将按平均每年1个百分点的速度持续增长，我们有能力也有信心实现2030年前碳达峰的目标。