虚拟电厂的破局点 地方高温缺电，所以“虚拟电厂”概念又被带火了。 在一些“新能源赛道爱好者”眼里，似乎虚拟电厂具有无穷的魅力——缺电的时候一个指令，会出现一个神奇的阿拉丁神灯的虚拟电厂，让用电负荷往下降，电力用户还不受影响，以至于电网公司还给它起了一个时髦的名字：智能柔性负荷管理。 但是从商业的角度看，似乎并不是这样，目前单纯靠虚拟电厂没有持续盈利的机会。 虚拟电厂是一个技术概念，而非商业逻辑 虚拟电厂，是一个技术概念，技术和商业之间的鸿沟，是如此的巨大。 举个栗子：IBM最早提出“电子商务”这个技术概念，2011年开始，IBM拉上另一个信息化巨头SAP，亲自下场指导了“苏宁电子商务战略”，甚至IBM GBS的资深合伙人自己担任苏宁IT集团的二把手。 据说在苏宁，IBM最多的时候派驻了600多人。 最后的商业竞争结果，大家有目共睹，以至于“IBM+SAP+苏宁”的电子商务，被互联网电商界揶揄为： 西装电商 虚拟电厂也是如此，目前更多的还是概念型虚拟电厂 虚拟电厂的商业模式核心，依然是如何变现，而变现的关键问题，还在于市场的确立。 电力市场，场内与场外 电力市场分为两类，一类是省级/国家级电力市场，即一级市场，其目标是保证省级、区域级的电力网络中电力实时平衡和电量平衡。主要承担批发侧电力商品的交易，包括辅助服务市场、容量市场、输电权市场、电量市场（即现在大家认为的电力市场）。一级市场交易规则明确，交易门槛较高，交易品种较少，交易频次较低，单次交易规模较大，市场主体少。 另一类是省级以下的，即二级市场，主要保证地区级、城市级、园区级的配电网络的电力电量平衡，主要承担零售侧的电力商品交易。包括隔墙售电、负荷交易、各类场外的撮合交易、小规模偏差交易等。其特点是尺度小，交易品种多、交易频率高、市场主体多元且量大、单次交易规模小，参与门槛低，交易灵活。 电力一级市场和二级市场，就类似证券交易的场内、场外市场，是相互协调、相互配合的关系。 随着电力系统末端的复杂度提升，比如大量分布式光伏、分布式储能、智能充电桩、柔性负荷、交直流融合配电网等技术的应用，围绕配电网的多级平衡问题就将进一步凸显，二级市场的重要性也在提升。 但是从目前来看，无论是政府部门，还是大多数市场主体，更多的还是关注在一级市场的建设完善。或者说，大家更关注的是一个有形的，规则驱动的集中式市场建设，而忽视了无形的，用户驱动的分散式市场的建立。 现有电力市场设计的不足 现有的电力市场理论和机制，是为单向，单目标，用户极少参与的大型电网系统，在稳定收敛状态（线性化展开）设计和匹配的。 未来的电力市场设计，如何匹配双向（在时间尺度上的潮流方向不断改变），多目标平衡，用户侧“源网荷储”多方参与，多层复杂电力网络，在临界态（混沌状态）运行，目前还处于探索阶段。 或者说，这是新型电力系统必须要解决的核心问题之一： 建设一个新型电力市场。 这才是智能电网的本意，根据复杂系统理论，智能是在临界的混沌状态中产生的。虚拟电厂的技术形态，本质上是一种复杂适应性功能，是面向未来电力市场的应用场景，自然与当前电力市场的机制发生冲突，这是第一性原理的问题。 因此，我们认为未来虚拟电厂的变现渠道，主要还是通过新型电力市场。所以市场的形态，直接决定了虚拟电厂的未来发展方向。 虚拟电厂的变现模式与市场的关系，我试着用一张图去表现： 未来的虚拟电厂运营商，大致分为两个类型，其一是面向一级市场的交易，其特性更接近传统发电厂，体量较大、性能较高、围绕电力系统的安全稳定需求，提供负荷侧的支撑服务，接受电网调度。 其运行规则和商业模式也类似传统发电厂，更多的是传统发电企业，以及电网企业里和调度业务更近的一些公司去做，是传统电力市场的规则驱动。 如果我们认为把100个大锅炉接上自动化调度AGC，让调度员去调节洗浴中心热水温度，也可以算作是虚拟电厂的话。 某种程度，这类虚拟电厂更像是“交管部门搞了个出租车电话调度系统”。 另一类虚拟电厂，个人认为是真正具备创新的，是“互联网打车+无人驾驶”级别的虚拟电厂，那就是真正汇聚用户侧海量负荷资源，在二级市场里，以场外多边平衡的方式，实现多元互动的场景。 出租车公司总是希望通过交管“规范”出行市场，建设统一出行集中式市场。但是互联网打车是另一个路子，建立了虚拟的运力匹配平台，把分散式的运力资源进行调度。这是一个二级市场的玩法，甚至没有一个统一调度和交易平台，可以有无数个出行APP去完成匹配。 这里带来一个问题，具备创新意义的，场外电力的交易过程如何变得可行？ 二级市场的风向标，隔墙售电 我们认为，二级市场的海量用户、小额产品、高频、多变、自组织的交易形态，是与现有一级电力市场壁垒森严、规则较为清晰、产品结构相对简单、安全边界严苛的设计，存在较大冲突。 电网企业和传统大型电力企业，希望基于一级市场的规则，去开展负荷侧、配网侧的交易业务，主导二级市场的发展，这是传统电力企业的思维惯性所致。但是无论在技术上，还是在商业模式、运营模式上，它们并未对二级市场的蓬勃兴起与颠覆性创新趋势，做好太大的准备。 比如农村分布式光伏的并网和消纳问题就是矛盾点之一。于是隔墙售电的呼声越来越大，但是推进速度远低预期。 隔墙售电的本质，是基于物理配网的拓扑和潮流，去完成配网内部多市场主体之间的小额电力&电量交易，这是一个典型的二级市场特征，只不过这个二级市场交易品种与物理电网之间，存在强耦合的关系。 在物理电网——配电网的拓扑关系、电力接入、计量计费、潮流计算、运行调控、乃至电网管理边界没有理清之前，想基于一级电力市场的交易模式，去做二级市场的交易，是几乎不可能的。 就像网约车，如果按照出租车的管理，需要建立网约车调度中心、司机接入电话调度、安装里程打表（计量计费问题）、车上安装发票打印机、车顶安装出租灯，车身统一喷漆......网约车就不可能发展起来。 网约车APP和云平台运力调度，解决了上面所有的问题，而且还是以一种新的方式，有了GPS不需要里程打表，电子发票还能显示起点终点避免虚报发票，云端监控可以AI判定是否绕路，基于时间最优去确定出行路线，电子工单派发实现运力最优化调度，所有的创新都解决了传统出租车调度方式的缺陷，而且以更经济和智能的方式。 所以“隔墙售电”的本质，就是“网约车上路运营权放开”。 出租车公司自然不喜欢，所以出租车公司搞了“手机APP派单给外包司机”，，然后外包司机组成了外包公司，号称这就是“互联网出行的创新”。 这就是虚拟电厂的当下现实。 虚拟电厂，传统玩家的悖论 所以这就是虚拟电厂的某种悖论，如果传统玩家以传统的方式，用一级市场的建设模式去做，那虚拟电厂一定不是真正意义的虚拟电厂。 如果用二级市场的建设方式，即按照国家能源局《2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》里提到的：推动建设基于区块链等技术应用的交易平台，研究适应可再生能源微电网、存量地方电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制。 那对传统玩家来说，就是一种“互联网出行VS出租车调度”的颠覆式创新，无异于革自己命。 所以这就是一种悖论。 而悖论的破局，不在于市场，更不在于任何技术层面的革新，更在于电力体制改革，电网企业改革的深化。新型电力系统的基础，是新型的电力体制。 否则连车都没法上路，谈什么区块链+出行。

做空虚拟电厂与做多能源数字化 关于虚拟电厂的文字，最让人感到不真实的地方就是除了貌似有一些相关概念股在暴涨暴跌，与2015年左右的那一轮电改和能源互联网的二级市场火爆相比，几乎没有太大的变化。 虽然电改8年来，现货市场出现了、辅助服务市场快来了、新能源超过5亿千瓦了，但是人们并没有在能源互联网的道路上体会到真正的未来。 “但是今年虚拟电厂的概念真的很火！” 很多券商研究员们说。 长期以来即使是最看好虚拟电厂研究过此项技术的专家们也会说，在没有真正的电力市场、没有充分的用户互动、没有勇敢的破局者的情况下，即使不是缘木求鱼，也只能是镜花水月。 但另一方面，非常让人感到神奇的是，虽然人们总是觉得虚拟电厂这样的高大上概念落不了地，但又总是对它发生兴趣甚至津津乐道，似乎像在谈论不断上涨的特斯拉股票，买不到至少能保持充分的参与感，甚至还有人百般费力的开始一些虚拟电厂的示范项目和科技创新。 为什么各路神仙都突然口吐VPP言必称虚拟电厂，明明有分布式智能电网、泛在电力物联网等等各种似是而非听上去更美的概念可以使用，为什么这些其实并非专业出身的资源拥有者独独看中了这个概念？ 这其实比到底什么是虚拟电厂更加耐人寻味，也更值得研究。 电网公司喜欢虚拟电厂，是因为他们误以为虚拟电厂带有控制海量分布式设备的神奇作用，这对围墙以内10千伏以下一筹莫展的能源巨人来讲，简直就是垄断得以闭环的最后100米。 虚拟电厂与电力调度系统的对接和互动特性，让电网公司的能人们误以为这是触角和控制欲的延伸。 虚拟电厂的本质是一种公共电网系统的用户“自发秩序”，这就带来一种系统级的悖论：如果电网公司从自身的利益出发设计虚拟电厂，那么虚拟电厂就成为一种局部的“建构秩序”，必然失去虚拟电厂广泛参与者的多种可能性。 而如果虚拟电厂形成了基于价格的自发秩序，那么从某种程度将对电网公司的既有格局构成根本性的挑战。某种意义上来看，虚拟电厂是哈耶克与凯恩斯在电力行业的终极对决。 券商和上市公司们喜欢虚拟电厂，是因为他们觉得海量的新能源接入电网以后，发生了大量的数据搜集惯性和互动感，加之最近确实气候变暖气温升高，电网迎峰度夏动不动拿出2-5元一度电的需求侧刺激来推动他们以为的虚拟电厂，于是长久以来依附于电网的乙方企业和他们的拥趸们误以为这是一个机会——是颠覆的机会还是抱大腿的机会还没有来得及想清楚，炒作就已经开始发生，尽管这种炒作更多的是提供一种情绪价值。 至于更多的相关人士，他们大概误以为虚拟电厂就是数字化园区、智慧矿山，在肉眼可见的看得到石油、煤炭、矿山的没落背景下，他们略微看得到未来的虚拟电厂显然要真实的多，经常参观一下孵化企业的碳中和大屏和省电节碳减排数据不断的字节跳动也会让他们产生一种20年前对五笔打字一样的错觉，以为那就是信息高速公路。 因为虚拟电厂的出现，根本意义在于： 让过去大电网+大电厂的体系，以最慢的速度死亡。 是的，以最慢的速度和走向死亡并不矛盾，因为这是唯一最优解。当年电报取代千里马的时候，是人类第一次面临一个创新不再以可以所见即所得的方式进行，人们不仅仅是充满了怀疑，而是根本不知道在何种场景之下才需要使用它。直到一次抓捕犯人，电报直接超越火车到达下一个车站，让伦敦的警察直接请君入瓮，人们才恍然大悟：原来的情报传递体系可以灭亡了。 这不是人类本身第一次在创新的过程中成为自己的绊脚石，事实上，后续很多的科技发明都证明这一点：只是且正是因为人类的不接受，才使得事实上根本就无懈可击的技术在创新的道路上伤痕累累，以最缓慢的速度最终被人类全盘接受。 虚拟电厂显然也属于此类。大量各式各样的新能源和分布式发电设备并网发电，包括风力发电、光伏发电、热电联产等，对电网调度和安全性带来新挑战。 负荷端的可调控设备，储能设施可以根据电网的运行要求做出灵活切换和用电转移，为电网的经济稳定运行提供支持。由于分布式能源单元的小规模容量以及多样性使得其单个想要参与电力市场和达到较高经济性的时候都面临困难。 所以这就需要一种能够集合和协调各种分布式单元，并能够直接参与电网运营和电力市场交易，优化资源配置和提升分布式电源经济效益规模的集合单位：虚拟电厂。 虚拟电厂的本质就是要让新能源运营者手中的牌越来越多，很快就会是调控风能光伏生物电站的有功无功出力，下一步就是接入储能并且安排储能余量随时适应动态电力市场，参与一次二次三次调频，再下一步就需求侧响应调控智能家居、智慧建筑、电动汽车直至工业4.0，最终到灵活P2P电力交易的人人都是售电公司每个工商业企业都是电厂的转变。 其最终的目的，遵循的实际上就是整个能源转型的内在逻辑： 化整为零，聚沙成塔。 物理上的减法使得人们有更多的游戏空间，经济上的加法又带来更多的商业模式和可持续发展动力。而这些所有商业模式的背后都是同一种逻辑：可以随时最优的真实的数字化生活。所以数字化才是碳中和真正的目的，而虚拟电厂在人们最初的理解中就极力避免单一的技术属性，就像滴滴出行是不是虚拟的出租车公司，美团是不是虚拟的食堂一样，虚拟电厂的核心本来是商业模式和行业伦理的转换，而不是从3G到4G的技术升级，从深夜外卖到内卷骑手的服务延伸。因为电厂就和食堂一样，难道不该是一个新时代应该淘汰的东西么？ 从这个角度来看，虚拟电厂的推动者或者说这个行业的参与者唯一可以做出的选择是：要不要让虚拟电厂这样一个国外已经验证成功的事物，在中国率先成为能源+互联网转型的排头兵，理论上来讲医疗、交通、农业这些基础领域也都有类似的创新具备这样的先天基因，可以在数字化转型大潮中嗖的一下从天而起。 如若不然，站在传统行业的就业、资源固化、习惯和经验使然的角度，虚拟电厂就和电报一样，并不是一个一定要出现的事物——如果不是因为有火车，没有八百里加急的快马追不上的人。 所以这些很来劲鼓噪虚拟电厂的老革命们，是不是应该去做空虚拟电厂更合心意，但是因为市场化条件不允许做空，所以才一而再的在我们面前出现这种怪现象：那些应该和最终被淘汰的人出来带歪一个概念以为别无他法，只能炒作和僭越。 与其他几个概念不同的悲催命运相比，虚拟电厂本来是最有互联网色彩，现在活生生的加入进去秒级感应、万物互联的物联网标志尚可理解，但是把嘀嘀出行活生生的做成某省级出租车智能管理系统，还号称填补以前没有出租车管理系统的空白，到底是赢还是输？ 何不妨换个概念？综合能源、增量配网、电力市场都有它不得不实施国情特色的苦衷和委屈，但虚拟电厂已经不是杀鸡取卵，而是掩耳盗铃了。 其实不必如此扭曲。传统电厂就是应该做空虚拟电厂，去做多数字化就是了。

广东省“十四五”节能减排实施方案 9月16日，广东省人民政府发布广东省“十四五”节能减排实施方案的通知，通知提出，完善市场化机制。推广绿色电力证书交易，引领全社会提升绿色电力消费。全面推进电力需求侧管理，推广电力需求侧管理综合试点经验。推广能效电厂模式。 强化电价、水价政策与节能减排政策协同，持续完善重点行业阶梯电价机制，落实高耗能等企业的电价上浮政策，全面推行城镇非居民用水超定额累进加价制度。 完善充换电、加注(气)、加氢、港口机场岸电等布局及服务设施，降低清洁能源用能成本。大力推广新能源汽车，城市新增、更新的公交车全部使用电动汽车或氢燃料电池车，各地市新增或更新的城市物流配送、轻型邮政快递、轻型环卫车辆使用新能源汽车比例达到80%以上。 推动公共机构带头率先淘汰老旧车和使用新能源汽车，每年新增及更新的公务用车中新能源汽车和节能车比例不低于60%，其中，新能源汽车比例原则上不低于30%，大力推进新建和既有停车场的汽车充(换)电设施设备建设，鼓励内部充(换)电设施设备向社会公众开放。到2025年，全省新能源汽车新车销量达到汽车销售总量的20%左右。 广东省人民政府关于印发广东省“十四五” 节能减排实施方案的通知 粤府〔2022〕68号 各地级以上市人民政府，省政府各部门、各直属机构： 现将《广东省“十四五”节能减排实施方案》印发给你们，请认真贯彻执行。执行中遇到的问题，请径向省发展改革委、生态环境厅反映。 广东省人民政府 2022年8月31日 广东省“十四五”节能减排实施方案 为贯彻落实《国务院关于印发“十四五”节能减排综合工作方案的通知》（国发〔2021〕33号），大力推进节能减排工作，促进经济社会发展全面绿色转型，助力实现碳达峰、碳中和目标，结合我省实际，制定本实施方案。 一、总体要求 二、主要目标 到2025年，全省单位地区生产总值能源消耗比2020年下降14.0%，能源消费总量得到合理控制，化学需氧量、氨氮、氮氧化物、挥发性有机物重点工程减排量分别达19.73万吨、0.98万吨、7.38万吨和4.99万吨。节能减排政策机制更加健全有力，重点行业、重点产品能源利用效率和主要污染物排放控制水平基本达到国际先进水平，经济社会发展全面绿色低碳转型取得显著成效。 三、实施节能减排重点工程 （一）重点行业绿色升级工程。 （二）园区节能环保提升工程。 （三）城镇节能降碳工程。 （四）交通物流节能减排工程。 （五）农业农村节能减排工程。 （六）公共机构能效提升工程。 （七）重点区域污染物减排工程。 （八）煤炭清洁高效利用工程。 （九）绿色高效制冷工程。 （十）挥发性有机物综合整治工程。 （十一）环境基础设施能力提升工程。 （十二）节能减排科技创新与推广工程。 四、健全节能减排政策机制 （一）优化完善能耗双控制度。坚持节约优先、效率优先，严格能耗强度控制，增加能源消费总量管理弹性。 （二）健全污染物排放总量控制制度。 （三）坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目发展。建立在建、拟建、存量“两高”项目清单，对照国家产业规划、产业政策、节能审查、环评审批等政策规定开展评估检查，分类处置、动态监控，坚决拿下不符合要求的“两高”项目。新建（含新增产能的改建、扩建）钢铁、水泥熟料、平板玻璃项目原则上实行省内产能置换。新建、改扩建炼油、乙烯和对二甲苯等项目，须纳入国家有关石化产业规划。全面排查在建“两高”项目能效水平，对标国内乃至国际先进，推动在建项目能效水平应提尽提；对能效水平低于本行业能耗限额准入值的，按有关规定停工整改。深入挖掘存量“两高”项目节能减排潜力，推进节能减排改造升级，加快淘汰“两高”项目落后产能。严肃财经纪律，指导金融机构完善“两高”项目融资政策。（省发展改革委、工业和信息化厅、生态环境厅、能源局牵头，省市场监管局，人民银行广州分行、人民银行深圳市中心支行、广东银保监局、深圳银保监局等按职责分工负责） （四）强化节能审查和环评审批源头把关。严格项目节能审查和环评准入，做好节能审查、环评审批与能耗双控、碳排放控制、重点污染物排放总量控制、产业高质量发展等的衔接。新上项目必须符合国家产业政策且单位产品物耗、能耗、水耗达到行业先进水平，符合节约能源、生态环境保护法律法规和相关规划。从严查处未按规定办理节能审查、环评审批等未批先建项目，依法依规责令项目停止建设或生产运营，严格要求限期整改；无法整改的，依法依规予以关闭。加强对“两高”项目节能审查、环境影响评价审批程序和执行结果的监督与评估，对审批能力不适应的依法依规调整上收。（省发展改革委、生态环境厅、能源局等按职责分工负责） （五）健全法规标准。推动制修订广东省节能条例、移动源排气污染防治条例，完善广东省固定资产投资项目节能审查实施办法。建立省节能标准化技术委员会，强化能效标准引领，围绕重点行业、设备和产品，制修订一批主要用能行业和领域的能效标准和耗能设备能效标准，不断提升准入门槛。制修订餐饮业和汽车维修行业大气污染物排放标准、水产养殖尾水排放标准、畜禽养殖业污染物排放标准等，完善污染防治可行技术指南或规范。深入开展能效、水效、污染物排放“领跑者”引领行动。（省发展改革委、生态环境厅、工业和信息化厅、司法厅、财政厅、水利厅、市场监管局、能源局等按职责分工负责） （六）完善经济政策。各级财政加大节能减排相关专项资金的统筹力度，支持节能减排重点工程建设，对节能目标责任评价考核结果为超额完成等级的地区给予倾斜支持。逐步规范和取消低效化石能源补贴。建立农村生活污水处理设施运维费用多元化投入机制。完善节能环保产品政府采购制度，扩大政府绿色采购覆盖范围。加大绿色金融创新工作力度，大力发展绿色信贷、绿色债券和绿色基金，推进气候投融资试点工作，强化对金融机构的绿色金融业绩评价。扩大在重金属、危险废弃物处置等环境高风险领域中环境污染责任保险的覆盖面。落实环境保护、节能节水、资源综合利用税收优惠政策。推行节能低碳电力调度，完善污染防治正向激励政策。全面实施企业环保信用评价，发挥环境保护综合名录的引导作用。强化电价、水价政策与节能减排政策协同，持续完善重点行业阶梯电价机制，落实高耗能等企业的电价上浮政策，全面推行城镇非居民用水超定额累进加价制度。健全城镇污水处理费征收标准动态调整机制，探索建立受益农户污水处理付费制度。（省发展改革委、工业和信息化厅、财政厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、地方金融监管局、能源局，省税务局、深圳市税务局、人民银行广州分行、人民银行深圳市 中心支行、广东银保监局、深圳银保监局、广东证监局、深圳证监局等按职责分工负责） （七）完善市场化机制。积极推进用能权有偿使用和交易试点工作，加强用能权交易与碳排放权交易的统筹衔接，建立用能权与用能预算联动机制，推动能源要素向单位能耗产出效益高的产业、项目和能源利用效率较高、发展较快的地区倾斜。建立完善排污权交易制度，培育和发展排污权交易市场，鼓励有条件的地区扩大排污权交易试点范围。推广绿色电力证书交易，引领全社会提升绿色电力消费。全面推进电力需求侧管理，推广电力需求侧管理综合试点经验。推广能效电厂模式。大力发展节能服务产业，推行合同能源管理，鼓励节能服务机构整合上下游资源，为用户提供节能咨询、诊断、设计、融资、改造、托管等“一站式”综合服务模式。规范开放环境治理市场，推行环境污染第三方治理，鼓励企业为流域、城镇、园区、大型企业等提供定制化的综合性整体解决方案，推广“环保管家”“环境医院”等综合服务模式。强化能效标识管理制度，扩大实施范围。积极搭建低碳节能环保技术装备展示和项目对接平台。（省发展改革委、生态环境厅、工业和信息化厅、财政厅、市场监管局、能源局等按职责分工负责） （八）加强统计监测能力建设。完善能源计量体系，重点用能单位严格执行能源利用状况报告制度，按要求配备、使用能源计量器具。升级改造省能源管理中心平台，推广智能化用能监测和诊断技术，将年综合能源消费量1万吨标准煤以上的重点用能单位纳入能耗在线监测平台，推进数据整合和分析应用。完善工业、建筑、交通运输等领域能源消费统计制度和指标体系，探索建立城市基础设施能源消费统计制度。构建以排污许可制为核心的固定污染源监管体系，全面推行排污许可“一证式”管理，强化排污许可证监管执法和企业自行监测监管，加强工业园区污染源监测，推动涉挥发性有机物排放的重点排污单位安装在线监控监测设施。加强统计基层队伍建设，加大业务培训力度，强化统计数据审核，提高统计数据质量。充分发挥统计监督作用，防范和惩治统计造假、弄虚作假。（省统计局、发展改革委、生态环境厅、工业和信息化厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、市场监管局、能源局等按职责分工负责） （九）壮大节能减排人才队伍。完善省、市、县三级节能监察体系，强化监察执法人员力量保障。严格落实重点用能单位设置能源管理岗位和负责人制度。加强县级及乡镇基层生态环境监管队伍建设，重点排污单位设置专职环保人员。加大政府有关部门、监察执法机构、企业、第三方服务机构等节能减排工作人员培训力度，建立健全多层次、跨学科的节能减排人才培养体系，创新人才培养模式，大力培育一批领军型、复合型、专业型人才。（省发展改革委、生态环境厅、工业和信息化厅、能源局等按职责分工负责） 五、强化工作落实 （一）加强组织领导。 （二）强化监督考核。 （三）开展全民行动。

偏差电量免责！北京拟出台文件，批发交易用户可申请！ 为适应电力市场新政策，规范北京地区电力中长期交易市场主体行为，保证市场主体利益，结合北京市实际，北京市城市管理委发布关于对《关于北京市电力中长期交易偏差电量免责有关工作的通知》公开征求意见的公告（以下简称《通知》）。文件解读如下： 一、背景 2019年，北京市城市管理委印发《关于北京市电力中长期交易合同电量偏差免考核（试行）有关工作的通知》（京管发〔2019〕61号），明确了北京市市场主体申请偏差免考核的有关范围、流程、材料及相关要求。为落实国家电力体制改革新要求，结合华北能源监管局《关于印发<京津唐电网电力中长期交易结算规则（试行）>的通知》（华北监能市场〔2020〕250号）等有关文件，北京市城市管理委联合相关部门，修订了《通知》。 二、适用对象 《通知》适用于参与北京市电力市场化交易的批发交易用户（包括电力用户、售电公司）。 三、主要内容 （一）明确了偏差电量定义。批发交易用户（包括电力用户、售电公司）实际用电量与各类交易合同（购售合同）总电量的差值部分为偏差电量。 （二）明确了电量偏差免责范围。符合政策因素、电网因素、不可抗力因素，经认定后执行偏差免责。市场主体申请免责偏差电量为无市场化调整手段（不含绿电交易）对应的偏差电量。 （三）建立了免责标准。单一电力用户提交的免责偏差电量不得大于当月抄表周期内的（交易合同电量-实际用电量）；售电公司免责偏差电量按签约零售用户实际免责偏差电量的总和核定；电力用户结算时，总免责偏差电量不超过该用户实际产生的偏差电量。免责偏差电量的调节系数U1、U2取值为1。 （四）明确了申请免责需提交的材料。增加了申请材料明细表、偏差电量免责申请，修改了偏差电量免责预申请表、偏差电量免责申请表。（五）修改了工作流程。结合我市抄表周期的变化，《通知》统一将各项工作流程的时间进行了调整；增加市场主体二次修改的机会，市场主体可在次月15日前补充报送相关材料。 （五）明确了偏差电量和偏差资金的结算时间。偏差电量免责次月认定，次次月结算，并保持现有结算关系不变。由于偏差电量免责将会影响偏差资金，因此当月偏差资金次次月结算。

欧洲能源危机对我国的启示 早在2021年秋季，整个欧洲就已陷入能源短缺困境。当时，由于可再生能源发电出力不足，天然气供应减少，能源资源价格开始大幅上涨。今年2月，俄乌冲突爆发后，美欧等国对俄罗斯实施多轮制裁，欧洲能源危机愈演愈烈。 内忧外患导致 欧洲能源危机愈演愈烈 入夏以来，罕见的高温和干旱天气使得欧洲能源危机雪上加霜。高温造成欧洲大陆河流、湖泊和水库蒸发量加大，极低的水位和蓄水量不仅影响了欧洲的水力发电，核电厂冷却反应堆用水和燃煤发电厂的水路煤炭运输也受到波及。 8月23日，被视为“欧洲天然气价格风向标”的荷兰TTF天然气即月期货合约结算价上涨13.17%，刷新今年3月初的最高纪录。目前，欧洲天然气价格已经比往年同期正常水平高出10倍。 随着天然气价格走高，欧洲电力价格同样创下新纪录。8月26日，法国明年交付的基本负荷电价达到1130欧元/兆瓦时，历史上首次超过1000欧元，过去一年，电价上涨了约10倍；德国同类产品亦刷新历史纪录，至995欧元/兆瓦时。另外，英国的远期电力价格也直冲云霄，从6月的242英镑/兆瓦时，飙升到当前1000英镑/兆瓦时。 如今，欧洲陷入自20世纪70年代石油危机以来最严重的能源保障困境，这与全球极端天气频发密不可分，也与国际地缘政治局势直接相关，但究其根本，欧洲此前激进的能源政策，由于缺乏对能源转型复杂性、系统性的长远考量，加剧了供需失衡。2020年，欧盟27国领导人共同提议严格的碳排放目标，预计2030年欧盟温室气体排放较1990年降低至少55%，到2050年实现“碳中和”，并制定相关法律提案。为此，欧洲在大力发展可再生能源的同时，关闭了大量的燃煤发电厂和核电站。 然而，在现有技术水平下，可再生能源供应不稳定的问题短时间内难以解决。传统化石能源过早退出，清洁能源供给不稳定是其深陷能源危机的一个主要原因。同时，欧洲化石能源极高的对外依存度导致其能源安全形势愈发严峻。欧洲能源体系具有天然的脆弱性，自给率低、高度依赖进口，尤其是欧洲天然气对外依存度高达90%。 在欧洲能源进口中，大约四成天然气、三成原油、五成煤炭来自俄罗斯。俄乌冲突爆发后，能源成为俄欧双方地缘政治博弈的重要手段，欧美对俄全面制裁，叠加俄罗斯减少甚至中断欧洲天然气供应的反制裁，加剧欧洲能源短缺，引发天然气和电力价格持续上涨。尽管欧洲国家也在积极寻找替代能源，但短时间内完全取代俄罗斯的能源供应，几乎不太可能。 我国应加强长期稳定的国际能源合作 反思欧洲愈演愈烈的能源危机，同处能源转型期的我国须未雨绸缪，早作打算，妥善处理能源转型和能源安全的关系。当前国际能源市场持续动荡给很多国家带来困扰，尤其是欧洲国家不得不重新审视国家能源政策，甚至短期内对安全的需要超越了对转型的需要。面对当下复杂多变的世界局势，我国应更加注重能源安全保障，将能源安全当作能源转型的基本要求与底线，将能源安全稳定供应作为抑制通胀、保障经济发展的基础。 一方面，能源转型必须“先立后破”。立足我国能源结构偏煤等基本国情，在新能源并网的稳定性尚不能有效保障之前，增强传统能源生产供应的兜底作用，完善产供储销体系，保障产业链供应链稳定。在稳住存量的过程中，实现新能源的逐渐替代，加快可再生能源高质量跃升发展，使之早日成为能源消费增量供应主体。 另一方面，考虑到我国原油、天然气外采比例较高，加强长期稳定的国际能源合作，有助于降低能源制裁和禁运等风险，增加反制能力和筹码。如合理把握中俄能源合作节奏和规模，深化与海湾国家在能源贸易、投资等领域的战略合作，加强与周边地区和国家的能源合作，构建与东盟、中亚等国家之间相互融通的油气储备应急体系等，以确保全方位、多层次的能源安全，增强能源转型发展动力。

源局回复：进一步完善市场化电价形成机制，推动各类发电企业直接参与市场 国家能源局近日复政协十三届全国委员会第五次会议第00021号和第02984号提案。 关于政协十三届全国委员会第五次会议第00021号（经济发展类002号）提案答复的函 国能提规划〔2022〕41号 您提出的《关于加快能源结构调整布局 系统优化“双碳”目标实践路径的提案》收悉。该提案对推动能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。经商国家发展改革委、教育部、科技部、工业和信息化部，现答复如下： 一、关于系统优化“双碳”目标实践路径 实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的变革，能源绿色低碳转型是实现碳达峰碳中和目标的关键举措。国家能源局会同有关部门贯彻落实党中央、国务院决策部署，统筹发展和安全，在确保能源安全供应的前提下，稳妥有序推进碳达峰碳中和目标任务落实。 一是扎实推进能源规划政策研究制订。国家能源局会同国家发展改革委联合印发了《“十四五”现代能源体系规划》，系统部署了“十四五”时期加快构建现代能源体系、推动能源高质量发展的有关目标任务。一方面，大力发展非化石能源，加快发展风电、太阳能发电，因地制宜开发水电，积极安全有序发展核电，推进生物质多元化利用，因地制宜发展地热能、海洋能等。另一方面，提升化石能源供应能力，加大油气勘探开发力度，发挥好煤炭兜底保障作用，优化煤炭产能布局和生产结构，建立健全煤炭储备体系，同时大力推动煤炭清洁高效利用，发挥煤电支撑性调节性作用，根据发展需要合理建设先进煤电。印发了能源领域做好碳达峰工作的实施方案，从国情实际出发，提出了能源结构调整优化、能源产业链碳减排、推动重点行业转变用能方式等任务举措。下一步，国家能源局将会同有关部门，扎实推动《“十四五”现代能源体系规划》等相关文件有力有效落地实施，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，稳妥有序推进能源绿色低碳转型，推动如期实现碳达峰碳中和目标。 二是完善能源转型体制机制。印发了《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施意见》以及电力源网荷储一体化、新型储能指导意见等政策文件，完善能源领域碳达峰系列政策。近年来，持续推进电力中长期市场、现货市场和辅助服务市场体系建设，推动形成能够反映电力供需的电力分时价格，拉大峰谷电价，通过电价信号引导煤电逐步向支撑性调节性电源转变，2021年10月配合国家发展改革委出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，并多次组织开展燃煤发电市场化改革情况监测，严格跟踪监测各地政策执行情况。据统计，2022年第一季度，燃煤发电机组直接参与市场交易电量占燃煤发电机组全部交易电量的62.8%，市场化改革稳步推进。下一步，国家能源局将持续深化电力、油气体制机制改革，加强事中事后监管，加快现代能源市场建设，更多依靠市场机制促进节能减排降碳。会同有关部门持续深化电力市场建设，进一步完善市场化电价形成机制，推动各类发电企业直接参与市场，积极配合国家价格主管部门完善燃煤发电上网价格有关政策，不断加强燃煤发电市场化改革政策执行情况监管。 三是着力提高新能源消纳水平。近年来，国家能源局多措并举加强电力系统调节能力建设，新能源消纳利用水平不断提高。2021年，新能源年发电量首次突破1万亿千瓦时，风电、光伏发电平均利用率分别达约97%和98%。为进一步提高新能源消纳水平，《“十四五”现代能源体系规划》围绕规划建设新能源供给消纳体系、创新电网结构形态和运行模式、增强电源协调优化运行能力、加快新型储能技术规模化应用等方面提出了推动构建新型电力系统的具体举措。会同科技部印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，部署了储能技术相关的集中攻关、示范试验和应用推广任务，明确了技术路线图。印发了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展的实施方案》等政策文件，系统布局了新型储能试点示范工作。下一步，国家能源局将大力推动相关规划政策落地落实，加快推动构建新型电力系统，推动电力系统向适应大规模高比例新能源方向演进。协调组织相关单位加快推进输电通道前期工作，推动纳入规划的跨省跨区输电通道尽快投产运行，推动大规模新能源基地开发外送。结合当前新型储能发展实际，深入开展新型储能分类示范工作，推动新型储能多元化、产业化、规模化发展。 二、关于建立碳减排先行示范区 实现碳达峰、碳中和是一项复杂的系统工程，既要增强全国一盘棋意识，统筹各方力量，形成合力，又要充分考虑区域资源分布和产业分工的客观现实，研究确定各地产业结构调整方向和碳达峰碳中和行动方案，不搞齐步走、“一刀切”。 一是加快绿色产业体系整体规划布局。近年来，工业和信息化部加强政策协同配合，积极推动新能源产业发展，发布《国家工业节能技术推荐目录》等，遴选发布一批工业节能提效和可再生能源利用领域新产品、新技术、新设备；印发《“十四五”原材料工业发展规划》，鼓励有条件的行业、企业率先达峰；印发《新能源汽车产业发展规划（2021—2035年）》，明确推动新能源汽车与能源融合发展等重点任务。《“十四五”现代能源体系规划》中部署，要减少能源产业碳足迹，壮大清洁能源产业，推进化石能源开发生产环节碳减排，促进能源加工储运环节提效降碳，推动能源产业和生态治理协同发展。下一步，工业和信息化部将引导具备条件的工业企业、园区试点建设绿色微电网，加快分布式可再生能源系统开发运行，推进多能互补高效利用；加大汽车领域新能源推广应用力度，鼓励新能源汽车用新能源电。国家能源局将加强先进可再生能源发电、新型电力系统、安全高效核能、绿色高效化石能源开发利用等方面技术研发和推广应用，有力支撑能源绿色低碳转型。 二是推动重点区域绿色低碳发展。能源行业深入实施区域协调发展战略，统筹生态保护和高质量发展，加强区域能源供需衔接，持续优化能源开发利用布局，在提高资源配置效率的同时，有力推动各地区相关产业高质量发展。国家能源局高度重视并积极支持大型风电光伏基地建设，会同有关部门积极推动西北部地区以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏发电基地建设，截至2022年7月，第一批基地项目已全面开工建设，印发了第二批基地项目清单，将有助于相关地区清洁能源产业加速布局，加快形成内生动力。积极推进整县（区）屋顶分布式光伏开发，2021年组织开展了试点工作，推动分布式光伏成为我国新能源发展的一大亮点。2021年，新增分布式光伏发电装机2900万千瓦，累计分布式光伏突破1亿千瓦大关。下一步，将继续支持西部地区加快清洁能源基地建设，充分发挥本地区能源资源优势，重点建设“风光水（储）”“风光火（储）”等多能互补的清洁能源基地。支持中东部地区提升能源清洁低碳发展水平，以京津冀及周边地区、长三角、粤港澳大湾区等为重点，加快发展分布式新能源、沿海核电、海上风电等，推动能源“从身边来”与“从远方来”并重，提升本地能源自给能力。支持按照集约布局、先扩建后新建原 则，持续完善沿海重点地区LNG储运体系，增强天然气供应能力。 三、关于建立能源供需预警及保供应急体系 建立能源供需预警及保供应急体系是增强能源系统平稳运行能力的重要举措。近年来，国家能源局扎实开展能源监测预测工作，组织各省能源主管部门和主要能源央企，建立了能源监测预测工作机制，定期研究分析能源供需形势。2022年以来，国家能源局制定了多项有力措施，扎实做好能源安全保障工作。电力保障方面，持续加强电力供需的监测和分析，与气象部门做好协调联动，与各地能源主管部门、有关企业及行业协会做好对接会商，研判全国电力供需形势，对出现的问题及时作出应对，指导各地和有关企业做细做实电力保供的应对方案。同时，推动重大电力项目建设投产，提升发电燃料的保障和运行出力水平。煤炭保障方面，与各产煤省区签订了煤炭安全保供责任书，压实煤炭增产的保供责任；加快先进产能投产，稳定煤炭保供政策，充分释放先进产能；坚持全国煤炭产量调度，及时掌握全国煤炭生产动态；加强电煤中长期合同履约监管，保障发电用煤正常供应。 下一步，国家能源局将健全完善能源监测预测机制，提升形势预研预判能力。加强风险预警，建立健全煤炭、油气、电力供需预警机制，做好预案、加强演练，提高快速响应和能源供应快速恢复能力，化解区域性、时段性供需矛盾。加快完善能源产供储销体系，提升能源资源配置能力，加强电力和油气跨省跨区输送通道建设，增强区域间协调互济能力；建立健全煤炭储备体系，加大油气增储上产力度，重点推进地下储气库、LNG接收站等储气设施建设，提升能源供应能力弹性。 四、关于建立能源产业一体化生态圈 加强能源产业创新能力建设和人才培养是支撑能源绿色低碳转型的动力保障。国家能源局会同科技部已印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，提出要健全能源科技创新协调机制，完善能源科技创新平台体系，构建开放合作、共创共享创新生态圈。《“十四五”现代能源体系规划》中明确提出，要健全能源领域科技人才评价体系，完善充分体现创新要素价值的收益分配机制，优化能源创新创业创造生态，激发能源行业创新活力。教育部印发《加强碳达峰碳中和高等教育人才培养体系建设工作方案》，加快碳减排领域人才培养；深化能源领域产教融合，联合国家发展改革委建设首批3个国家储能技术产教融合创新平台。 下一步，国家能源局将会同有关部门，加快推动相关规划任务举措落地实施，完善能源技术创新市场导向机制，强化企业创新主体地位，发挥大企业引领支撑作用，构建以企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的技术创新体系。创新能源技术人才培养模式，遵循能源产业发展规律，依托重大能源工程、能源创新平台，加速技术研发、技术管理、成果转化等方面的中青年骨干人才培养。在能源关键技术领域，支持能源企业引进储备高层次技术人才，促进优秀人才在研发机构和能源高新企业双向流动。 关于政协十三届全国委员会第五次会议第02984号（经济发展类196号）提案答复的函 国能提规划〔2022〕55号 您提出的《关于加快能源供给与流程制造转型升级，助力“双碳”目标实现的提案》收悉，结合我局职能分工，现答复如下： 能源是二氧化碳排放的重点领域。加快构建智慧能源系统，稳妥有序推进能源结构转型升级，对推动如期实现碳达峰、碳中和目标具有重要意义。 一、关于推进能源结构变革 推动能源绿色低碳发展、加快现代能源体系建设是实现碳达峰、碳中和的关键。一方面，经国务院批复同意，我局会同国家发展改革委联合印发了《“十四五”现代能源体系规划》，重点围绕能源供应链稳定性和安全性、能源绿色低碳转型、能源发展布局优化、能源产业链现代化水平提升等方面，系统部署了“十四五”时期加快构建现代能源体系、推动能源高质量发展的有关目标任务。另一方面，充分衔接国家碳达峰碳中和顶层设计文件，会同国家发展改革委制定了能源领域落实碳达峰目标的实施方案，从国情实际出发，提出了能源结构调整优化和控制化石能源消费的任务举措。此外，会同国家发展改革委出台《“十四五”可再生能源发展规划》，制定《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》并由国办转发，进一步细化明确了推动水电、风电、光伏、生物质能等可再生能源发展的目标任务。 下一步，我局将会同有关部门，推动《“十四五”现代能源体系规划》等相关文件有力有效落地实施，立足资源禀赋，坚持先立后破、通盘谋划，稳妥有序推进能源绿色低碳转型，推动如期实现碳达峰和碳中和目标。

度电获利2.23分！上半年广东独立售电公司收益颇丰 近日，广东电力交易中心发布《广东电力市场2022年半年报告》（以下简称《报告》，其中显示，广东省上半年市场交易电量1408.1亿千瓦时，上半年累计新增7507家市场主体进入市场目录，比2021年底增加20.4%。用电侧累计结算市场电量1408.1亿千瓦时，电量完成率102.8%，用电侧平均结算电价504厘/千瓦时。 1-6月，共有124家售电公司累计收益盈利，21家亏损，整体亏损面为14.5%。售电公司总体获利，平均度电获利9.7厘/千瓦时。其中独立售电公司度电获利2.23分，创史上最高纪录！可再生绿电年度双边协商总成交电量6.8亿千瓦时，电能量均价484厘/千瓦时。 回首2022年广东电力市场，各项成绩均好于上年。今年广东开展了全年现货连续结算试运行，市场总体表现平稳。售电公司收益情况较上一年有较大幅度提高。 回望广东6年来的售电市场，有辉煌，也有曲折。2017-2022年上半年广东的电力市场相关数据，以做对此。 01火电装机占比 2018年全年 68% 2019年全年 65.70% 2020年上半年 65.53% 2021年下半年 65.80% 2022年上半年 61% 从广东省各类电源装机情况来看，火电装机仍占据大头，占比在60%以上。其中，煤电（41.5%）、气电（19.5%）、核电（9.8%）、并网风电/光伏各占比（7.4%），水电（5.8%），其他机组（8.6%）。 02外受电量占比变化 2018年全年 30.90% 2019年全年 29.90% 2020年上半年 25.21% 2021年上半年 21% 2022年上半年 23.50% 可以看到，广东省的外受电量占比呈逐渐递减态势，这也说明省内机组发电能力在持续攀升。 03全社会用电量 2017年上半年 2682亿千瓦时 2018年上半年 2930.49亿千瓦时 2019年上半年 3027.5亿千瓦时 2020年上半年 2964.84亿千瓦时 2021年上半年 3643.4亿千瓦时 2022年上半年 3556亿千瓦时 近年来，广东省的全社会用电量呈波浪式渐进上升状态，稳居全国第一位。 04交易规模 2017年上半年交易规模：489.7亿千瓦时 2018年上半年交易规模：1322.9亿千瓦时 2019年上半年交易规模：1658.2亿千瓦时 2020年上半年交易规模：2382.5亿千瓦时 2021年上半年交易规模：1420.6亿千瓦时 2022年上半年交易规模：1408.1亿千瓦时 05售电公司获利 2017年上半年获利：6.21亿元 2018年上半年获利：1.4亿元 2019年上半年获利：4.56亿元 2020年上半年获利：8.2亿元 2021年上半年获利：-3.1亿元 2022年上半年获利：13.65亿元 2022年上半年，广东售电公司经营情况总体向好。据显示，1-6月广东省零售总电量1408.01亿千瓦时，售电公司平均度电获利9.7厘/千瓦时，以此计算，上半年售电公司总获利为13.65亿元（注：由于该数据只统计了购销价差，售电公司还需承担营销、运营等方面的成本，故实际盈利情况会低于此数据）。 据《报告》显示，1-6月广东共有124家售电公司累计收益盈利，21家亏损，即有101家售电公司实现了盈利，盈利面达到85.5%，这也是广东历年来最好的盈利数据。 截至2022年6月，广东省售电公司数量共计516家，其中发电背景售电公司34家，电网背景15家，独立售电公司414家。从售电公司的地市分布来看，售电公司仍以广州、深圳两地数量居多，共占全省总数的61.6%。 06度电收益 2018年全年度电收益0.39分/千瓦时 2019年上半年度电收益0.52分/千瓦时 2020年上半年度电收益0.34分/千瓦时 2021年上半年度电收益0.09分/千瓦时 2022年上半年度电收益0.97分/千瓦时 总体来看，广东售电公司度电平均收益9.7厘/千瓦时，其中发电背景的售电公司度电收益2.4厘/千瓦时，电网背景的售电公司度电收益-0.9厘/千瓦时，独立售电公司实现了22.3厘/千瓦时的度电高收益。独立售电公司的度电收益成绩，创下史上最高纪录。 07现货结算 2020年全电量综合电价0.390元/千瓦时 2021年上半年全电量综合电价0.438元/千瓦时 2022年上半年用电侧结算平均电价0.504元/千瓦时 自今年1月起，广东正式开启全年现货连续结算试运行，“中长期+现货”市场全面转入绝对价格模式。 1-6月，共有222台机组、145家售电公司和2家大用户参与了现货申报，平均报价0.6元/千瓦时。其中日前均价0.484元/千瓦时，实时市场加权均价0.485元/千瓦时。比2021年5月现货结算试运行的日前、实时均价分别降低0.026元/千瓦时、0.085元/千瓦时。 08可再生能源绿电交易 2021年上半年0.1048亿千瓦时 2022年上半年3.8亿千瓦时 自2021年开始，广东进行了可再生能源电力交易。2021年6月22日，广东省可再生能源电力交易正式启动，交易标的为2021年7-12月可再生能源电量，总成交电量 1048万千瓦时，平均成交价差+18.8厘/千瓦时。 今年上半年，广东可再生能源绿电交易逐步走入正轨，实现了常态化开展交易。一季度可再生绿电结算电量1.2亿千瓦时，均价505厘/千瓦时。二季度，可再生绿电电能量结算电量2.6亿千瓦时，均价477厘/千瓦时。 09价差/价格 2018年上半年平均价差-70.5厘/千瓦时 2019年上半年平均价差-40.48厘/千瓦时 2020年上半年平均价差-46.5厘/千瓦时 2021年上半年平均价差-41.9厘/千瓦时 2022年上半年市场用户零售合同均价549厘/千瓦时 2022年，广东省全面转入绝对价格模式。市场用户零售合同均价549厘/千瓦时（含度电分摊35.6厘/千瓦时），较广东省燃煤基准电价（453厘/千瓦时）上涨96厘/千瓦时。 1-6月广东中长期电力市场一级市场成交均价500厘/千瓦时，较广东省燃煤基准电价上涨47厘/千瓦时。月度竞价方面，上半年的成交均价为534厘/千瓦时，较广东省燃煤基准电价上涨81厘/千瓦时。 10市场化需求响应 2021年上半年9170个用电户注册 2022年上半年56089个用电户注册 自2021年我国出现电力供应紧张的局面以来，多地加速了电力需求响应的进程。2021年广东省需求响应交易市场反响良好，共有9170个用户注册，培育稳定响应能力约150万千瓦，实现9天全量覆盖电力缺口。 2022年广东省市场化需求响应交易全面进入2.0时代，需求响应新机制在增加交易品种、扩大参与范围和提升竞争度三方面均有新突破，上半年共有56089个用电户注册，累计注册负荷聚合商近140家。 总体来看，2022年的广东电力市场总体向好，已初步建立“发电成本可疏导、用户价格可接受”的市场交易体系，顺利完成从“价并传导”向“顺价联动”、从“只降不升”向“能升能降”、从“间断运行”向“全年运行”的根本性突破。无论是盈利情况、市场用户参与度、现货市场平稳运行等方面，均好于此前。

潘家华：深刻认清碳中和核心路径及本质规律 最近，全球能源危机持续恶化，天然气和煤炭的价格飙升，全球碳中和之路受到冲击。我国自2020年9月向国际社会宣布“30·60”双碳目标以来，能源转型进入“快车道”，但受煤价上涨和极端气候的影响，近期我国能源供应安全正面临新的更高要求。对于当前能源发展所出现的种种问题，如何透过现象切中本质、准确把脉“双碳”之路？本刊记者专访了中国社会科学院学部委员、国家气候变化专家委员会副主任潘家华。他认为，碳达峰、碳中和是我国能源系统跃迁的动力，更是中国经济转型的巨大机遇。实现碳中和目标将切实改变传统发展方式，推动全社会加快构建绿色低碳循环发展的经济体系；推进碳中和的主要工作要围绕化石能源的退出来开展，促使经济增长与碳排放深度脱钩，在这一过程中，尤其需要警惕化石能源投资惯性和转型惰性带来的高碳锁定风险。 记者问：当前我国正处于能源转型的攻坚期，能源体系处于新旧交替之中，其中出现了许多前所未有的复杂难题和艰巨挑战，有关碳中和的路径选择也仍然众说纷纭。您如何看待当前能源发展中存在的问题？有哪些非理性陷阱需要警惕？ 潘家华：“双碳”目标是我国基于推动构建人类命运共同体的大国担当和中华民族永续发展所作出的重大战略决策，也是推进生态文明建设、建设人与自然和谐共生的美丽中国的重要抓手。如今，“双碳”理念在全社会深入人心，但在迈向“双碳”的过程中，仍然存在诸多认识上的误区和实践中的乱象。 首先，“双碳”目标一经提出，便成为全社会长期关注的热点和焦点。热度之下，一些非理性的做法不断出现，脱离实际、虚喊口号、一哄而上地抢风口、蹭热度、追热点，大搞运动式、大跃进减碳。我国是一个化石能源大国，化石能源退出是一项长期工程，需要坚定目标、稳中求进，而非盲目减排、急于求成。中央已三令五申不得运动式减碳，并指出实现“双碳”目标需要通盘谋划，先立后破，统筹有序做好碳达峰碳中和工作。 第二是化石能源投资惯性的误区。目前我国能源结构仍然以化石能源为主，化石能源退出面临的挑战前所未有，转型所需的推动力量是巨大的。目前，我们距离实现碳中和还有近40年的时间，化石能源仍有生存的空间，但需要尽快明确化石能源有序退出的时间表。化石能源是资本密集型产业，项目投资巨大，回收周期长，我国已向国际社会承诺到2060年非化石能源占比80%以上，如果未来仍然持续把化石能源大规模投资当做能源保障的基石，一旦形成高碳技术锁定，则积重难返，可能存在退出困难，以及大量的资金资产的沉淀风险，对于碳中和目标实现将是巨大的障碍。 第三是在技术路径选择上偏离主线。推进碳中和目标应聚焦于化石能源的逐渐退出，如果无法做到化石能源有序退出，碳中和只是一句空话而已。一些观点认为一方面可以保留化石能源，另一方面通过发展森林碳汇、海洋碳汇、碳捕集与碳封存等来实现碳中和，这种观点是不切实际的。森林植物固然能够吸收一部分二氧化碳将其固定于土壤植被之中，但严格来说植物碳属于气候中性碳，是自然循环的，其所吸收的碳最终随着植物的凋零还是会回到大气，植树造林所能中和的二氧化碳是非常有限的，远远小于化石能源燃烧产生的碳排放数量，无法从根本上解决问题。在碳中和目标的刚性约束下，如果仍然对化石能源抱有幻想，对于目标的实现将产生极大的风险。 以上是当前能源发展中实现碳中和的主要误区。另外，还需要强调的是，在低碳转型过程中供应端和消费端的变革要协同并进，同步发力。目前，能源供应端逐渐聚焦于发展零碳能源，这个方向是正确的，但要注意能源消费终端也要同步发展有利于消费零碳能源的电能替代。如果供应端的零碳能源逐渐发展壮大，但消费终端不做出相应转型的话，零碳能源便无用武之地。因此，需要加快在能源消费终端全面布局电能替代、加快电气化水平的提升。 记者问：请您进一步谈谈碳捕集和碳封存（CCUS）技术在实现“双碳”目标中具有怎样的定位？伴随着化石能源逐渐退出，您认为怎样的减排技术才是实现碳中和的主要方案？ 潘家华：CCUS技术最早应用于上世纪 70 年代的石油产业，通过将二氧化碳注入油田，提升油田采收率。但该技术和森林碳汇一样，对于碳中和的实现不会起到关键性和实质性的作用。一方面，CCUS技术成本高昂，不具备经济性；另一方面，受制于地质条件，碳封存能够实现的规模十分有限。 从经济性来说，CCUS成本居高不下，仅仅是增加捕集这一个环节，就会使煤电项目的成本翻一倍，这还不包括储存、运输、封存、监测等环节的费用。我在1997年担任联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）减缓工作组的高级经济学家，做有关气候变化的经济学减缓评估支撑工作，当时 CCUS被称为“地球工程”，但几十年过去了，该项技术的成本一直没有明显下降，在未来也很难具有经济性。我国每年的化石能源燃烧排放的二氧化碳超过100亿吨，对碳进行捕集后以后没有这么大的地质空间来封存，即使是封存到地下，也存在泄漏的可能性。此外，在捕集、运输、利用、封存的环节中也需要消耗一定能源，形成新的碳排放。 CCUS以及森林碳汇等减排技术可以作为应急和备用手段，成为碳中和“最后一公里”的解决方案，减少实现中和目标的不确定性，但绝不能作为减排的主要方式对于其寄予厚望。 我认为以新能源+储能取代化石能源是迈向碳中和的主要的、唯一的解决方案。以风光水为主要能源，构建源网荷储多能互补的零碳能源格局将是碳中和背景下能源体系的主要特征。目前，风电、光伏技术成本仍然在持续降低，市场竞争力越来越强，除了少量的工业生产仍然需要煤炭，绝大多数用能场景都可以通过零碳能源来实现。另外，生物质能的开发和利用也具有巨大的潜力,应成为零碳能源中的重要组成部分，但目前并未受到足够的重视。生物质能可以以固态、液态和气态等多种形态存在，相对于风光新能源发电不稳定不可调的特点，生物质能发电更加稳定可控，亟需把生物质能纳入我们国家能源发展规划的总体战略，加大生物质能开发力度，使其与风、光、水等共同构成零碳能源体系。 需要强调的是，未来能源发展将越来越明显地呈现出分散化、小型化、就近利用、“遍地开花”的格局。在以零碳能源为主导的能源时代中，大资本、高利润的投资思维将不合时宜。在推动技术变革的同时，还应加速深化社会经济体制机制改革，打破现有利益格局的羁绊，转变能源投资开发模式，使其尽快适应发展新阶段的新要求。 范式革命 记者问：碳中和目标驱动经济社会加速转变，您认为经济发展范式的转变具体体现在哪些方面？ 潘家华：其一是能源生产和消费换赛道。能源生产侧从过去的化石能源赛道切换至可再生能源赛道。同样地，消费终端产品和设施也要换赛道，谋划化石能源基础设施的有序退出，比如燃油汽车转向新能源电动汽车，大力推动用能终端全面电气化。电力是同质均质产品，从化石能源切换至可再生能源，不会削弱工业生产力，不会影响消费者的用能体验，也不会降低百姓的民生福祉。 第二是生产关系和生产方式的变革。在传统工业时期，规模经济和集聚效应促使我国迅速崛起成为工业大国。但在信息化和碳中和时代，工业制造的底层逻辑正在发生巨大改变，新能源的大规模发展催生了分布式能源、综合能源系统、微电网等能源新业态，能源产销一体化趋势明显，能源领域中规模生产、集中分配的生产关系将发生颠覆性变革，取而代之的是去中心化、自给自主的零碳经济，将形成分散化、扁平化、网格化的生产方式和开放、竞争的市场环境。 第三是对资源禀赋的重新界定。新古典经济学认为级差地租源于土地边际生产力的差异。但在碳中和时代，以新能源为主体的能源体系下，能源资源普遍地分布在各地，尽管也存在或多或少的资源差异，但相比化石能源而言，太阳能和风能的分布更均衡，各地区比较优势的差距缩小了，区域均衡发展的潜力更大了，这也是对经济学经典理论命题的一种突破。 第四是社会治理结构趋向扁平化。当前我国社会治理结构和能源产业发展呈现自上而下的等级结构。在碳中和的背景下，每家每户都可以成为能源的生产者，减碳环保将实现自下而上全民参与和社会共治的模式，等级体制思维要从根本上进行改变。 第五是国民经济财富核算方式亟待改革。当能源利用模式趋向于自发自用，一些用能消费将不再反映在GDP的数字上，但人民的生活质量和幸福指数没有下降，换言之，在碳中和的时代下，不必盲目追求GDP的增长，以GDP为主导的国民经济核算体系已无法准确地衡量和评价碳中和状态下的经济发展水平，现行考核制度亟待改革。 碳中和将推动经济社会系统性变革,既需要颠覆性的科学技术引领,也需要社会经济制度改革的支撑，双管齐下，相辅相成，才能为建设美丽中国开辟一条高效路径，开启人与自然和谐共生的社会发展新范式。 记者问：目前，碳达峰目标已经近在眼前，您认为应如何处理好达峰与中和的关系？二者分别对我们的技术体系提出了怎样的要求和挑战？ 潘家华：我认为，真正的压力并不在于碳达峰。实际上，无论是巴黎协定还是格拉斯哥气候协议，主要强调的还是世界各国实现碳中和的目标，达峰并不是最关键的，碳中和才是最终目的。因此，我认为不能把峰值理解得太过绝对，也没有必要过于强调峰值。从西方国家碳排放轨迹来看，许多早期工业化国家在20世纪90年代甚至更早就实现了碳达峰，但达峰之后的碳排放下降速度十分缓慢。也就是说，“峰”是一个平台期，达峰后可能会有反复，可能会出现波动，峰值也不是单一尖峰，而是多个尖峰。应该说，过于强调一个峰值的概念是错误的，正常的减排趋势应是多峰突起、波动下降，切忌在峰值压力下，为了避免碳排放波动和反复就对用能实行一刀切，或人为限电，这将对国民经济和社会运行产生不必要的伤害。 碳中和是一场持久战，要把握长周期规律。从科学技术发展的规律来看，在技术没有取得突破性进展前，碳减排的速度和幅度是很慢的，在减排的平台期，变革的力量暗流涌动，技术的发展处于量变积累之中，一旦形成质变，技术发生革命性的突破，碳排放便将进入迅速下降的通道。因此，峰值稍微高一点、峰值期时间长一点并不是太大问题，重要的是保持战略定力，积蓄力量、先立后破，加速降碳进程。 但需要注意的是，碳排放峰值越高，实现碳中和的风险和成本就越大。如果在碳中和趋势下仍然放任化石能源的投资惯性，就是一种经济不理性行为，比如现在新建燃煤电厂，至少在40年内具有高碳锁定效应；现在投资燃油汽车生产线，也至少需要十多年才可能回收成本。因此需要尽早转型，加快调整能源结构，大力开发水能、风能、太阳能等低碳能源，发展繁荣共赢、自给自足的零碳经济，在消费端发展低碳产业，生产低碳消费品，尽可能缩短峰值平台期，加速走向净零碳发展。 碳达峰、碳中和要坚持“全国一盘棋”，但不同区域在我国推进“双碳”中具有不同的功能角色定位，实现碳达峰碳中和需要加大区域协同，推动东西部地区优势互补、良性互动、缩小差距，带动区域间生产要素的流动、产业的合作对接、拓展发展新空间，形成高质量、可持续发展新模式。

迎峰度夏 浙江电力市场为何产生34.9亿分摊费？ 近期，浙江电网《2022年7月全电力市场损益清算结果》出炉，全体工商业用户居然要分摊34.9亿元费用？！ 清算结果如下：一是发用两侧电能电费偏差产生亏损3.8亿元；二是居民、农业用电产生亏损39.91亿元；三是执行分时电价产生亏损3.55亿元；四是综合线损电量偏差费用产生亏损2.64亿元；五是代理特殊用户增收费用产生盈余约0.8万元。 7月全电力市场清算损益合计亏损49.9亿元，根据相关政策文件要求，本次工商业用户实际分摊34.9亿元，纳入月度电费账单中。剩余未分摊资金后续统筹回收。 1-6月，市场总体损益在亏7.37亿至盈1.97亿元之间（见下图），而7月份的总体亏损达49.9亿元，如此对比，数字确实惊人。 浙江省全体工商业用户共分为三类，其一是电网代理购电用户，与全国各省相同，诞生于去年809号文之后，目的在于把中小工商业用户逐步纳入市场大盘；其二为兜底售电用户，是浙江特有的，诞生于去年12底，由指定兜底售电公司承担，目的在于进一步把更多零售用户从代购电范围直接摆渡到市场里去，其三为直接参与市场交易的用户，即原直接交易用户、售电市场批发侧用户、以及由售电公司代理的零售用户。 这三类用户每月共同分摊或分享全体电力市场损益。 虽然费用直接摊给了用户，但由于有些用户交给售电代理，不少懵懂的用户还是找到了售电公司，询问这到底是怎么一回事。 省内售电人士折算后告知室，“对他们代理的用户来说，每度电大约涨了7-8分钱。”不仅如此，还有省内市场人士预估，“下个月（8月份）的分摊费用应该和7月份的差不多。” 那么问题来了，7月市场为什么亏损如此之高？另外，电网发布的损益，是怎么计算到售电市场用户身上的呢？ 首先，市场总盘有亏有盈是必然的。一部制用户、两部制用户共同入市，居民农业属于保供电不入市，代理部分工商业用户在谷电盈利峰电亏损等等多重原因，均会产生市场不平衡资金。 “7月份亏项明细”，最明显的是高达39.91亿元的“居民、农业用电产生的亏损”，比前6个月亏0.84-亏3.62亿元区间高出太多。 高价买入缺口电量是主要原因。 从电量看，7-8月，正值迎峰度夏期间，浙江全省确实存在用电量硬缺口： “据新闻报道，7月浙江全社会用电量同比增长11.05%，三大产业用电量全部实现正增长，特别是第三产业用电量更是实现了两位数增长。而到了8月，在极端高温和经济回稳的双重作用下，全省每天的全社会用电量约20亿千瓦时。8月1日至16日，全社会用电量同比增长14.4%。国网浙江电力推动全省所有发电机组“应开尽开”，外来电“应购尽购”，实现统调燃煤机组出力4200万千瓦、气电顶峰917万千瓦、省外受电3790万千瓦，全部创下历史新高。” 3790万千瓦省外受电显然高于去年计划，对比2021年分月电力供需平衡表（如下图）即可看出，去年7、8月在确定外购电力3300万千瓦的前提下，仍存在200万千瓦的缺口。 从电价看，外来电的“应购尽购”也得到了各类佐证： 省内人士表示：“度夏期间，浙江从福建、山西买了很多高价电。由于大家都在抢，最贵要达到1度10元。” 跨省交易人士告知：“北京电力交易中心组织的省间交易，最高限价10元一度。” 参与山西省内现货的交易人士也补充：“8月份，山西省内的日前和实时价格，经常一天内长时间保持最高限价1.5元/千瓦时，这很有可能也和往外送电有关系，因为山西现货的时间窗口差，省内机组可以选择外送，外送电量一大，省内供需也紧张了，价格也高。现在迎峰度夏结束，山西的现货价格也回落了。” 根据809号文： 各地保量保价的优先发电量，不应超过当地电网企业保居民用电和代理工商业用户购电规模，不足部分由电网通过市场化方式采购。 尽管没有公开数据显示买电究竟填了那一类的缺口，但可以确认的是，迎峰度夏期间，浙江确实花了极高价格大量外购电。 不过，浙江省内市场人士仍异议不小：“按清算结果看，这不是说给居民、农业保供电造成的亏损吗？为什么全都摊到工商业用户身上呢？” 售电市场不是有自己的月竞价格吗？那么7月的全市场损益，到底是怎么计算到售电市场用户身上的呢？809号文“政策协同”机制提到： 执行代购电价机制后，电网为保障居民、农业用电价格稳定产生的新增损益（含偏差电费），按月由全体工商业用户分摊或分享。 意味着，代购电价的分摊机制，把原本一分为二，分别由电网代理，和进入市场买电的用户绑在了一起，当代购电价明确了分摊明细之后，售电市场则相应在月度竞价结果基础上，同步增加分摊/享费，传导至用户。 浙江9月代购电价明细中，浙江省工商业用户需要分摊“7月电力市场清算费用分摊折合度电水平”分别是0.1593元/千瓦时，以及0.1447元/千瓦时。这也就是7月34.9亿亏损分摊到户的方式。 电力用户用电峰谷有别，浙江分时电价分尖、峰、平、谷，有的用户告知，9月大概每度电涨了1.2毛，也有售电公司告知，自己的用户每度电涨了7-8分。由于分摊费用计算滞后，比如，7月损益折算入9月代购电价，所以明明迎峰度夏是7-8月份，但市场内用户的电费上涨却体现在9、10月份。 从浙江2022年各月代购电水平看，7月的高昂分摊电价，则把9月代购电价推到了全年第二高。 影响代购电价因素极多，现在还没法像售电市场一样通过供需形势来推断电价高低，不管是优发电量占比，还是新的分摊明细变化，都会影响代购电价。 于是，有部分眼尖的售电公司研究7月代购电价明细后，觉得略奇怪：为什么9月的平均上网电价那么低？ 浙江气电占比不低，因此每度电中含有“天然气发电容量电费等度电水平”。 市场人士表达：“9月用电负荷也是相对较高的，从现在的煤价和国际气价水平来看，发电成本不可能低（从图4看）。” 代购电价中，3-8月平均上网电价均高于标杆电价，与月竞市场行情一致，“怎么到了9月，平均上网电价才0.3819元/度，比标杆电价还低。” 于是乎，不免有人心生怀疑，“各个明细相加构成代购电价，如果平均上网电价低了，那么相对的，分摊费用就有空间调得高，这平均上网电价是多少，与售电市场无关，但分摊费用是全体工商业一起来的啊，这样写，难道是为了分摊而分摊？” 售电公司有如此怀疑，虽然只是推测，但也不是毫无缘由。从最新发布的浙江电力零售市场管理办法《征求意见稿》来看，原本2021年开始由省内售电公司主导的“用户电费结算权”将被取消。从“主动”变为“被动”，乃省内售电公司的最大感受，也难怪，会对34.9亿的分摊费用提出质疑。

内卷之王 谁开启了海上风电“价格战”？ 海上风机价格腰斩、海上风电电价探底，是“大跃进”还是具有一定可行性？ 2022年8月至发文日，共计20个海上风电项目标段中标公示，总装机12699.5MW。分别为：国电电力象山1#海上风电场（二期）工程、广东湛江徐闻海上风电场300MW增容项目、国家电投2022年度第三十四批集中招标（海上风电竞配机组框架招标）、国华投资山东渤中B2场址500MW海上风电项目、山东能源渤中海上风电B场址工程、国华投资山东500MW海上风电项目。 除2个含塔筒和2个未知报价项目外，本次海上风电项目风机均价约3457元/kW。从市场整体而言，继陆上风机价格触底后，海上风电价格战已然打响。 “大跃进”？跳过平价进入低价 业内普遍认为，在保证全产业链健康发展的前提下，海上风电真正实现平价仍需3—5年。然而，步入2022年平价未满一年，我国海上风电机组价格腰斩，3000-4000元/kW左右报价常见。 2022年4月，金山海上风电场一期项目0.302元/ KWh的电价，低于0.4155元/ kWh的上海市煤电基准上网电价。“没有最低，只有更低”，8月19日，福建海上风电示范项目竞争性配置结果惊现0.19元低电价，更是引起业界哗然。 该电价比当地的燃煤发电基准价低2毛钱，甚至低于全国最低的新疆煤电上网标杆电价，后有消息称，企业放弃中选资格。 众所周知，海上风电环境恶劣，投资成本巨额，开发业主多为央企，其项目投资收益率通常要求在6%。 业内专家曾分析表示，以福建连江外海海上风电项目为例，要使投资收益率达到6%，若保持12000元/kW的造价，年利用小时数需达到6800h，这是根本做不到的；若保持4400小时的年利用小时数，造价需要降至7000元/kW以下。 可见，在0.193元/千瓦时的电价下，这个项目只能是赔本买卖。其他主要海上风电省份的风能资源禀赋与地质条件普遍相对较差，目前除了个别项目外，大部分地区的海上风电项目并不具备平价的条件。 风电低价需具备足够的条件。第一、风资源要非常丰富，确保风机利用小时数足够高，第二，项目建设成本足够低，项目施工、设备价格、后续运维、融资等成本综合起来达到低价水平，第三，确保风机等设备可靠，后期不会出现大的故障或事故。 近年来海上风电投资下降趋势明显，不考虑建设高峰期影响，当前重点省份海上风电工程造价范围 10000-14000元/kW。“十四五”期间，预计近海风电投资存在1000-2000元/kW降本空间。 一度跌破3000元/kW 战火烧至海上 海上风电的成本构成复杂，降本涉及的环节更多。以当前造价来看，风电机组(含塔筒) 成本约占35%-40% ，风电整机降价首当其冲，大兆瓦风机也顺应市场不断涌现。 据中国海洋工程咨询协会海上风电分会研究，2019年，我国海上风电项目平均报价约6000元/kW；2020年因“抢装”出现了小幅上涨至7000元/kW左右。 2021年10月19日，华润电力苍南1#400MW海上风电项目风机(含塔架)中标结果公布，中国海装以4061元/kW的价格打响了海上风电平价“第一枪”，此后海上风机价格4000元左右成为常态。 2022年1月25日，浙能台州1号300MW海上风电场项目开标，7家整机商参与竞标，东方电气最低风机报价3548元/kW，项目平均报价4124元/kW。据相关人士估算，该条件下，塔筒价格区间大概在600-800元/kW。也就是说，不含塔筒，该项目折合单价大概率已低于3000元/kW，这是我国海上风电的首次。 此次，未踏足海上市场的运达股份，更是以含塔筒3306元/kW的风机价格，正式“下海”，中标国电电力象山海上风电象山1#海上风电场（二期）5600MW工程项目。 据了解，运达股份于2021风能展期间发布了其海风系列产品：WD19X-7.X-OS 、WD22X-10.X-OS 、WD24X-15.X-OS。 2022年的海上风电报价屡刷新低，仍不断探底，与陆上风电一样，上演着买风机送塔筒场面，竞争愈加激烈。 行业内卷下 理性角逐“十四五” 结合“十三五”时期海上风电规划执行的经验，综合考虑其他约束条件，“十四五”可实施的近海海上风电项目约4000万千瓦-5000万千瓦。 平价降本增效需求下，10MW、11MW、12MW、16MW......大兆瓦风机成为公认的降本途径，超大型海上风电机组研发不断突破，成为行业技术发展的主力方向。 2021年“抢装潮”，海上风电船舶从供不应求到现在价格回落，国内用于基础施工起重船超过20艘，能满足目前大型单桩基础沉桩施工需求；风机安装船投运和在建超过40艘，针对大兆瓦和深远海的船舶不断签约建造中。综合来看，我国已形成支撑年新增建成并网规模超过千万千瓦的海上风电产业链。 广东、山东、浙江已明确出台海上风电地方补贴政策，支持产业发展。此前，业内呼吁通过借债解决补贴拖欠的缺口问题，如今已具象化：三部委授权电网设立公司，解决可再生能源补贴！ “十四五”是我国海上风电产业高质量发展的关键时期，各方主要任务是苦炼内功打好基础，创新突破，为全面平价上网蓄力，助力“双碳”目标实现。 重磅利好！三部委授权电网设立公司，解决可再生能源补贴！

抽水蓄能建设加快！“十四五”期间核准的项目 截至2022年8月31日，“十四五”已核准23座抽水蓄能电站，总装机规模3050万千瓦，项目投资规模超过2000亿元。 其中，2021年核准电站11个，装机规模合计1380万千瓦，投资金额约900亿元。2022 年至今已核准电站12个，装机规模合计1670万千瓦，投资金额超1100亿元。 部分项目简介 广西南宁抽蓄电站 南宁抽水蓄能电站位于广西壮族自治区南宁市武鸣区境内，电站总装机容量 1200 MW（4×300 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广西区“十四五”重点实施项目，也是广西境内首座抽水蓄能电站，项目总投资约 80 亿元。项目于 2021 年 11 月 18 日取得自治区发改委核准批复，2022 年 7 月 15 日电站主体工程启动建设。 河南九峰山抽蓄电站 河南辉县九峰山抽水蓄能电站项目于 2022 年 6 月 29 日，正式取得河南省发展改革委核准批复，成为河南省“十四五”纳规抽水蓄能电站首个获得核准批复项目。 电站位于河南辉县市黄水乡境内，距新乡市、郑州市直线距离分别为 40 km、 75 km。总装机容量 2100 MW，拟安装 6 台单机容量为 350 MW的可逆式水泵水轮发电机组，主要建筑物包括上水库、下水库、输水系统、地下厂房洞群及地面开关站等。上水库正常蓄水位为 1202 m、下水库正常蓄水位为 507 m，额定水头 682 m。上、下水库进、出水口水平距离约 2211 m，距高比 3.2。连续满发小时数为 6 小时，设计年平均发电量 25.2 亿千瓦·时，设计年抽水用电量 33.5 亿千瓦·时，综合效率 75%，工程总投资 131.61 亿元。 湖南安化抽蓄电站 国网新源湖南安化抽蓄项目于 2022 年 6 月 24 日取得湖南省发改委核准批复，工程总投资 151 亿元，电站装机容量 240 万千瓦。 湖北长阳清江抽蓄电站 湖北长阳清江抽水蓄能电站位于湖北省长阳土家族自治县龙舟坪镇，地处清江左岸，距离宜昌市直线距离约 28 km，距隔河岩水库大坝约 5.5 km，下距长阳县城约 3 km。电站装机容量 1200 MW。电站为一等大(1)型工程，主要包括上水库、输水发电系统及开关站等，下水库利用已建成高坝洲水库，工程总投资约 88.69 亿元，工程施工总工期 75个月，其中首台机组发电工期 66 个月。电站建成后主要承担湖北电力系统调峰、填谷、调频、调相、储能和紧急事故备用等任务。 湖北远安宝华寺抽蓄电站 湖北远安抽水蓄能电站位于湖北省宜昌市远安县花林寺镇境内，设计装机容量 1200 MW，工程总投资为 86.26 亿元。电站距离远安县城约 19 km，距宜昌直线距离约 45 km，距武汉直线距离约 253 km。枢纽工程主要由上水库、下水库、输水系统、地下厂房、地面开关站等建筑物组成，工程等别为Ⅰ等大（1）型水利水电工程，总工期 75 个月，其中首台机组发电工期 66 个月。电站建成后主要承担湖北电力系统调峰、填谷、调频、调相、储能和紧急事故备用等任务。 广东陆河三江口抽蓄电站 广东陆河抽水蓄能电站站址位于汕尾市陆河县新田镇，站址距汕尾市区直线距离 55 km，距广州直线距离 210 km。电站装机规模为 1400 MW，属于一等大（1）型工程，枢纽工程主要由上水库、下水库、地下输水发电系统和地面开关站等组成。上水库主坝采用混凝土面板堆石坝、最大坝高 72 m，下水库大坝采用碾压混凝土重力坝、最大坝高 101 m；输水发电系统线路平面长度约 3040 m，额定水头 621 m，距高比约 4.9。供电范围为广东电网，承担广东电力系统调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用、黑启动等任务。项目可研概算工程静态总投资约 74 亿元。 广东肇庆浪江抽蓄电站 肇庆浪江抽水蓄能电站位于广东省肇庆市广宁县境内，电站总装机容量 1200 MW（4×300 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广东省“十四五”重点实施项目，项目总投资约 80 亿元。项目于 2022 年 8 月 8 日取得肇庆市发改委核准批复。电站已入选“ 300 MW 级变速抽水蓄能机组成套设备”国家能源局能源领域首台（套）重大技术装备项目名录清单。 广东惠州中洞抽蓄电站 惠州中洞抽水蓄能电站位于广东省惠州市惠东县境内，电站总装机容量 1200 MW（3×400 MW），是国家抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）广东省“十四五”重点实施项目，项目总投资约 80 亿元。项目于 2022 年 8 月 26 日取得惠州市能源和重点项目局核准批复。电站已入选“ 400 MW 级变速抽水蓄能机组成套设备”国家能源局能源领域首台（套）重大技术装备项目名录清单。