售价1.28万！续航55公里！国内首款量产民用型氢能自行车上市 9月29日，据永安行官方消息称，国内首款大规模量产的面向消费端的永安行氢能自行车Y400正式上市，苏州、昆山、常熟等城市也将作为首发城市，消费者有望在10月份就能购买该车。 据悉，该车官方售价12800元，此售价包含未来五年为消费者提供维护保养和500瓶氢气换装的服务。永安行首款 toC端的氢能自行车Alpha系列是一款高端智能的自行车产品，全车采用镁铝合金架构，整车重量27kg左右，行车时速最高22km/h，可以连续骑行2.5小时，续航里程55公里。该车型采用了额定功率为300W的燃料电池系统及低压AB5合金固态储氢装置，其容积0.7升，由氢气发电机直接给电机供电，变速功能由骑行者的脚踏来控制，其通过车辆内置氢气发电机的电化学反应而产生的动力。 由于不需要电池，所以这款车相比于电动自行车更为安全，而换氢时间仅为10秒钟，此外，该车具备GPS定位、物联网通讯、信息采集、处理等车联网技术，可实现智能感知、交互、大数据服务等功能。

绿电交易成交电量已超200亿千瓦时 9月29日上午，国家发展改革委召开新闻发布会，介绍深化改革开放有关工作情况。 国家发展改革委体改司副司长蒋毅介绍，党的十八大以来，国家发展改革委在党中央、国务院的重大部署下，持续推动以石油天然气管网管理体制和运营机制改革为标志的石油天然气体制改革和以“管住中间、放开两头”为总体要求的电力体制改革，主要取得了以下几个方面的进展。 一是行业保持高质量发展。油气方面，进一步推进矿产资源管理，健全油气矿业权出让机制，形成了多元主体参与的勘查开采机制，提升资源接续保障能力。完善油品管理体制机制，推动行业规范健康发展。电力方面，持续深化电力装备制造、设计、施工业务改革，有序放开竞争性业务，推动电网企业聚焦主业。开展绿电绿证交易，更好体现可再生能源的环境价值，有力助推新型电力系统建设。截至目前，绿电交易成交电量已超200亿千瓦时，核发绿证超5000万张，折合电量超500亿千瓦时。 二是市场建设取得突出成果。油气方面，加强天然气输配价格监管和成本监审，完善天然气管道运输价格机制。推动油气交易中心规范建设，探索开展市场化交易，加快建设全国统一的能源市场，健全油气期货产品体系，规范油气交易中心建设，优化交易场所、交割库等重点基础设施布局，提高了基础设施利用效率。电力方面，电力市场建设取得显著成效，已初步形成了“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系并不断完善。配售电侧改革持续推进，有序向社会资本放开配电业务，全国已成立5000多家售电公司，向用户提供购售电业务、合同能源管理和综合节能等多种服务。着力深化电价改革，放开燃煤电价上浮，取消目录电价，推动工商业用户全部进入市场，向市场主体释放改革红利，有效减轻了实体经济负担。 三是能源安全保障能力不断增强。发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，夯实迎峰度夏度冬能源基础，压实地方和企业能源保供主体责任，切实保障能源可靠供应。油气方面，强化油气基础地质调查和勘探，积极扩大非常规资源勘探开发。依托国家管网集团发挥“全国一张网”优势，平稳应对10余轮大小寒潮，天然气供应保障能力进一步提升。电力方面，依托发电企业、电网企业确保机组“应开尽开”，重要通道可靠运行，保障电力供应。切实保障煤炭中长期合同履约，提升电厂存煤水平。充分发挥电力现货市场疏导成本、调节供需作用，缓解供应压力。 下一步，国家发展改革委将会同有关部门全面贯彻落实党中央、国务院关于深化油气、电力体制改革决策部署，以“碳达峰、碳中和”战略目标为指引，以保障能源安全可靠供应为前提，以进一步优化能源资源配置为出发点，围绕建设新型电力系统、推动油气行业产供储销协同发展等重点工作开展深入研究，持续推动改革走深走实。

从七方面完善城市碳核算工作 《中共中央国务院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意见》（以下简称《意见》）提出要加快完善碳排放核查核算报告标准，建立统一规范的碳核算体系。在《意见》指导下，结合各省相关工作精神，各地陆续在碳核算体系建设方面进行了有益探索，为城市绿色低碳发展提供数据支撑，但在推进过程中仍然存在着标准不统一、范围不明确等问题。要更好支撑地方政府贯彻落实碳达峰碳中和工作决策部署，更好地服务能源企业参与城市双碳建设，建议从七方面完善城市碳核算工作。 一、建立降碳与能耗双控考核衔接过渡期，修正初期误差，使城市“双碳”考核与已有的能耗双控考核合理衔接 早在“十二五”中期和末期，我国便已提出低碳战略和能耗双控措施。各地已经初步积累了城市能源和碳排放基础数据，为扎实推进降碳提供了良好基础。随着我国“双碳”工作在省市县逐级下沉，各地陆续开展了新一轮的碳排放核算、能源消费核算以及相关预测规划工作。 但由于能耗双控初期的标准细节不统一，各地统计核算数据往往存在核算框架不全面、核算参数不准确、统计口径不连贯等问题。这些历史累积的偏差传导到地方能源管理部门，在一定程度上影响了各地政府开展新一轮城市碳能核算工作的全面性、有效性和准确性。建议适当建立窗口期，将“十三五”及之前的管理统计误差进行修正，并与碳排放考核逐步衔接。这将有助于城市及时调整、修正和完善碳排核算框架、标准和原则，进一步做好未来节能降碳工作。 二、构建多维核算框架，促进地方政府结合本地情况高效开展节能降碳工作 目前，国内各地碳排放核算缺乏统一、详细和明确的核算框架、考核标准和参数依据。在此背景下，不少城市出台了符合当地实际的碳排放核算标准。以上海市生态环境局印发的《上海市低碳示范创建工作方案》为例，其方案附件给出了各类低碳示范的碳排放核算方法建议，并对建筑、产业、交通等核定边界进行了详细说明。 与强制性的全国统一碳排放核算标准相比，因地制宜的多维度碳排放核算框架或将更有助于地方政府高效开展节能降碳工作。能源消费导致的碳排放往往是一个城市最主要的碳排放来源，其对应的核算标准和方法也最复杂。建议从实际产生碳排放的部门、行业、企业、楼宇和交通工具出发，开展能源消费侧碳排放核算工作。能源消费侧碳排放核算具有框架细致、对象明确、空间明确等特征，能够准确定位节能降碳对象、明确“双碳”工作抓手、厘清低碳战略路径。当然，能源供应侧碳排放核算框架和能源消费侧碳排放核算框架同样重要，建议各地市在不同场景下分开使用和参考。 三、通过能源数据预处理，推动各类能源数据共享 传统的城市碳排放核算方法受限于能源供应侧数据统计模式，往往只能以年为统计周期进行核算和分析。为了有效提升核算结果的实际指导价值，目前，不少城市已在纷纷探索以电力、热力等消费侧数据为核心的短周期碳排放数据统计机制。 常态化的能源企业系统内部数据预处理过程或可成为解决当前数据交互难题的可选之路。各品类能源供应企业可以根据地方政府统一的核算分类框架和标准进行内部数据预处理，并适当修正误差数据，从而在充分保护用户隐私和数据安全的前提下，为地方政府提供碳排放核算支撑。待能源大数据广泛共享的商业模式、交互原则等保障措施成熟后，再进一步在此基础上推动各类能源数据广泛交互共享。 四、对重点数据开展抽样调查，提高统计数据的完整性 在更加精细的管理需求和更加科学的管理目标下，当前我国的能源数据管理基础有待进一步完善。数据缺失会导致能源消费总量核算产生误差、低碳发展规划出现偏颇，为后续节能降碳工作埋下隐患。因此，定期对数据缺口进行抽样调查是“十四五”时期修正数据缺失的必要措施。 当前，我国正处于经济社会全方面数字化转型的阶段，不可避免地会存在部分环节的数字化标准不规范、系统间孤立不互通、数据安全存在隐患等问题。但是，碳核算和碳预测工作不仅不应该受这些问题的影响而停滞，反而应该成为能源低碳领域深度数字化转型的助推器和催化剂。 五、因地制宜开展交通领域碳核算工作 交通碳排放因其碳排放主体具有较高的流动性，普遍存在着核算对象不明确、核算边界不清晰以及核算参数不准确的问题，也是目前各类已出台的城市碳核算框架中差异最大的板块。 建议交通情况不同的城市选择不同的交通碳排放核算框架，确保核算结果能够有效引导交通领域的规划和标准，切实与城市“双碳”战略协调一致。例如，对于有严格上牌限制的城市，应以本地常住车辆数为依据进行核算；对于外来车辆占比较低的城市，可直接采用本地登记车辆作为核算依据，并结合车辆型号、用能品类、年均行驶里程等参数进行建模和估算。核算框架会直接影响未来的管理措施，因此，选择符合城市自身管理目标和体系的碳核算框架至关重要。 六、尽快开展建筑和建筑业能源消费监测 在各类建筑的建设阶段，我国当前的能源数据统计框架仅覆盖了建筑业的电力消费数据，并未覆盖该行业最主要的油品消费量。例如，建筑工程车辆、应急装置以及专业设备的燃油量等均未纳入我国当前的能源消费管理中，仍属于城市能源监管的空白区域。而在各类建筑的使用阶段，能源消费数据均以能源品种为分类框架，尚未细分至建筑类别和建筑主体。 建议建筑业参考交通部门的碳核算方法，因地制宜地选择数据采集类别，可以采用能源使用设备数据和能源消费量监测两种思路。可以选择区域内若干重点建筑施工类项目进行全过程调研和监测，建立本地建筑体量、油品消费、电力消费、工程车辆类型和数量、主要用能设备型号和数量以及建设项目利润等经验模型，从而为本区域内建筑业能源消费数据统计提供分析估算基础。建议尽快探索建筑节能改造的商业模式，鼓励引导市场资源进入城市建筑碳排放数据的动态采集和监测中。 七、通过精准的对象调研，进一步摸清脱碳空间 碳排放核算工作并非为了核算而核算，最终目的是为了科学有效地指导城市有序开展节能降碳工作。因此，在碳排放核算工作过程中，还应同步完成对节能降碳空间的估算和分析，从而为后续的碳排放量预测、碳减排路径选择提供数据基础和分析起点。因此，明确工业企业的主要耗能环节、工业行业的能效客观水平，以及建筑交通领域的节能降碳空间，同样是城市碳核算过程中重要的一环。 对于工业部门而言，建议选择本市历史碳排放量和能源消费量靠前的若干行业作为重点能耗行业开展潜力分析。需要注意的是，工业行业不应包括作为能源加工转换环节的电力、热力等能源生产类工业行业，该行业虽然属于工业领域但不应该放在能源消费侧与其他行业进行同类对比。对于建筑和交通部门，建议按照传统分类框架，对其开展存量市场低碳发展进度核查。建筑部门可按需选择典型办公大楼、主要商超、重点小区进行抽样调研。交通部门可选择轨道交通公司、城市公交客运管理办、典型物流园区管委会以及各类车辆维修中心对各车种年均能耗水平，公交车各型号车长占比，私家车的油、电、混动比例及年均行驶里程等参数进行修正。

以绿证交易破局风光基地经济性之困 日前，部分针对风光大基地项目的研究得出了“部分以电网消纳、远距离送电为主的风光基地项目在市场竞争中，可能存在经济性不高、与受端省份电源相比处于劣势地位的情况”的结论，并提出了“合理规划投资方案、合理选择受端地区、消纳责任明确到用户、签订政府授权合约”等提高基地效益的建议。这些解决方案大多基于传统的电力价值评估角度（如“电力项目规划、运营、价格以及市场建设”等）。事实上，近来市场关注度持续升温的“绿证交易”也为破解基地项目经济性困境提供了新思路。简而言之，国家可针对风光基地自身的发电数据和重资产运营模式下较好的企业信用，建立一套专门的绿证交易品种，并配套相应的数据追踪和失信惩戒措施，在“开源”的同时实现数据资产的价值最大化。 国外绿证交易建立背景及现状 国际上绿证交易制度通常是可再生能源配额制的配套政策，是通过市场化方式给予可再生能源产业补贴的机制。荷兰在2001年最先开展绿证交易，随后美国、日本、英国、澳大利亚等20多个国家均实行了绿证交易。以美国为例，配额制是其支持可再生能源发展的主流政策之一：配额制下，配额义务承担者可通过自己建设可再生能源发电设施或购买一定数量绿证来完成相应义务。随着强制配额制下的绿证交易活跃度以及购买绿电意识的不断提升，美国出现了绿证自愿交易市场。绿证除了用以履行配额义务外，在某些国家也可作为碳减排证明参与碳市场（如美国加利福尼亚州碳交易），或用以满足采购方的清洁能源使用要求、塑造企业低碳形象。 国际尚未有关于绿证的统一定义或公约。结合当前国际流行的几种绿证的特点，绿证可以被定义为由政府或第三方非政府组织根据绿电溯源体系和标准核发的用以证明对应电量来自于可再生能源发电项目的一种证书。绿证的产生是为了解决可再生能源电量的“身份证明”问题，就需要具备准确计量、可信任、唯一、排他、可追踪等特性。 目前被国际社会广泛认可的主流绿证中，政府机构核发的有北美可再生能源证书（Renewable Energy Certificate，RECs）、欧盟来源担保证书（Guarantees of Origins，GO）；第三方组织签发的有国际可再生能源证书（I-REC）、全球可再生能源交易工具（APX Tigrs）。判定绿证国际认可度目前的主要标准是RE100标准（由两个非营利性组织合作发起），加入RE100的企业需承诺100%使用清洁能源。RE100直接认可的绿证主要是前文列举的四种；除此以外，满足“可准确计量的发电数据、权益集合、独家所有权、独家声明权、地域市场边界、时效限制”六项要求的绿证可被视为RE100接受的可再生电力权属证明。当然，由于我国可再生能源发展迅速、体量庞大，一旦我国绿证制度得以确立，会从根本上动摇现在的局面。 我国绿证交易发展概况 2017年1月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，依托国家可再生能源信息管理中心（以下简称为“可再生能源信息中心”）为陆上风电、光伏发电企业所生产的可再生能源发电量发放“绿色电力购买证明”。风电、光伏发电企业提供项目核准（备案）文件、电费结算单等材料，由可再生能源信息中心按月核定和发行绿证。风电、光伏企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。该“绿色电力购买证明”实际上起到代替“补贴”的作用。2021年5月25日，可再生能源信息中心正式启动了平价项目绿证核发工作，通过绿证交易使平价上网项目和低价上网项目获得合理补偿收益。 2022年，广州电力交易中心与北京电力交易中心相继发布了《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则》，提出由北京/广州电力交易中心将可再生能源信息中心核发给新能源发电企业的绿证划转给绿色电力交易用户。在实际操作中，两大电力交易中心直接向用户核发“绿色电力消费凭证”。 北京电力交易所提出的超额消纳交易凭证实际上也是绿证的一种形式。按照《北京电力交易中心可再生能源电力超额消纳量交易规则(试行)》，超额消纳量（消纳量大于最低权重的部分）交易通过可再生能源电力消纳凭证交易系统开展，交易标的物为超额消纳凭证。 除国内机构发行的各类绿证外，国际绿证签发机构APX和I-REC也在国内开展绿证核发业务。远景科技集团作为APX的核查代理，将其智能物联EnOS平台所连接的新能源资产（平价及非平价项目均有）的发电数据提供给APX作为凭证。远景基于其智能物联和区块链技术以及APX的信用，能为国内企业提供绿证注册、核发、交易、核销等一站式服务，为客户购买可追溯的绿证。 国内现行绿证制度存在的主要问题 当前，我国绿证交易并不活跃，交易效率较低。截至2022年8月，我国累计核发风电和光伏绿证约4860万张，累计交易仅318万张，交易率低至6.5%（数据来源于绿证认购平台）。绿证交易激励机制及强制机制不足、限制二次买卖，以及国际绿证作为替代品对国内绿证产生冲击等导致了国内机构核发绿证的认购意愿低迷。 相对于国际绿证，国内机构核发绿证并不具备价格优势且国际认可度不高，很难满足出口企业需求。当前我国补贴项目绿证价格在190元/个左右，平价项目绿证价格在50元/个左右。而APX Tigrs的平价项目绿证约为30元/个，I-REC一般为补贴绿证，价格在3-4元/个。 绿证交易本质上是基于机构信用背书的交易行为，绿证的实际价值很大程度上取决于市场对核发机构的认可度。国际认可度较高的绿证认证标准为RE100，加入RE100的企业须承诺本身达到100%使用清洁能源，并进一步要求其供货商做到这一要求，苹果、谷歌、微软、飞利浦、高盛等极具全球影响力的公司均加入了RE100。RE100认可的绿证包括两类，一是RECs、GO和I-REC三种直接被认可的绿证；二是满足“可准确计量的发电数据、独家所有权、独家声明权”等六项要求的可再生电力权属证明（APX Tigrs即为此类），即若要被RE100接纳，绿证需满足可计量、唯一性、可追踪等条件。 目前我国国内机构发行的绿证尚不能被RE100直接接受，主要由于当前我国绿证与超额消纳量及CCER所对应的环境权益及其声明权可能存在重复计算的问题。企业购买国内绿证后需向RE100提供关于“未重复计算、未被他人声明”的充分解释和证明，这将增加企业成本，且存在认证失败的风险。另外，可再生能源信息中心缺少计量数据，由企业自行填表方式申报电量，发电企业未将其计量数据直接接入可再生能源信息中心，造成其核查效率较低。北京、广州交易所虽然有部分参加市场交易的可再生能源发电企业的计量数据，但考虑到企业可以同时在可再生能源信息中心申报，无法确保绿证的唯一性。超额消纳交易凭证的出现，更是造成了企业在绿证管理、交易等方面的混乱。因此，作为绿证主要需求方的出口企业，难以借助国内绿证满足其采购方的要求。而对于远景集团代理核发的APX Tigrs绿证，虽然有较高的国际认可度，但是其本质是由国内资本建立别国机构的信用，不利于国内绿证的良好发展，也会加大资本外流压力。 风光基地绿证交易制度的可行性 风光基地作为未来我国可再生能源发展的主要方式之一，绿证作为其数字资产是应有之意，鉴于其未来发展迅速且会产生海量的绿证，为其在绿证交易制度中单独设立交易品种可行性很大。 一是风光基地具备完善的发电数据。绿证作为一种信用证明，最核心的是其底层数据的真实性。风光基地掌握其所发绿电的真实数据，将发电数据接入可再生能源信息中心，实现全流程追踪，能够保证数据可计量、可追踪、且唯一；也能保障数据核查的高效准确，为绿证交易提供基础条件。 二是风光基地具有较好的信用背书。建设大型风电光伏基地项目是国家重大发展战略，是“十四五”新能源发展重中之重；风光基地均为重资产运营，资金链更加稳定，且业主多为世界500强的超大型电力企业，商业信用较强，国际信用良好，为绿证交易提供关键保障。 三是风光基地拥有足够的绿证产量和交易需求。风光大基地是实现“到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标的主力军。按照规划，到2030年，建设风光基地总装机约4.55亿千瓦，占全国的38%。即风光基地所发绿电能占据较大市场份额，同样的，在绿证交易方面也拥有较大的议价优势。反过来，风光基地前期投入较大、经济性可能面临挑战，绿证交易收入可以为基地持续良好运营以及投融资等提供有力支撑。 对风光基地成立联合绿证交易中心的建议 在国家可再生能源信息中心的统一指导下，充分发挥风光基地新能源资产规模大、数据资产丰富等优势，建立各基地联合的绿证交易平台，对于改善基地项目经济性、发挥绿证机制对实现碳达峰碳中和目标的作用有重要意义。可再生能源信息中心作为唯一权威机构开展绿证核发的前提下，基地项目注册联合绿证交易平台，向可再生能源信息中心提供数据，开展“基地绿证”认购交易业务。 一是成立绿证联合交易平台，开展“基地绿证”认购业务。在“可再生能源电力总量配额”“非水可再生能源电力配额”等可再生能源消纳责任指标以外单设“大基地项目绿色电力配额”，由可再生能源信息中心核发绿证，基地绿证交易平台认证基地项目的绿色电力消费，并将认证信息同步至可再生能源信息中心，对相应绿证予以核销。该“基地绿证”依托基地绿证交易平台开展交易，并收取一定服务费，交易收益归平台和国家可再生能源信息中心所有。 二是完善软硬件支持。基地联合交易平台应具备数字化平台，对接国家可再生能源信息中心，保证国家可再生能源信息中心对基地绿证的准确计量和全程追踪。同时，以绿证持有方良好的资产和信用资质为背书，向社会公开绿证相关数据，接受社会各界监督，建立相应的失信惩戒机制，提高基地绿证认可度。 三是深入挖掘绿证价值。绿证作为一种重要的数据资产，对于推动能源转型有重要意义。风光基地应充分发挥带头作用，推动完善交易规则，实现绿证跨区域流通，实现资源更大范围内优化配置，提高市场交易活跃度。还可深入挖掘绿证的金融价值，充当抵押物等为基地项目投融资提供便利。 四是做好与国外碳机制的衔接。出口企业仍是国内绿证的主要需求方，考虑到欧盟碳边境调节机制等将对我国高排放出口产品造成冲击，基地绿证应积极做好与国外碳市场（机制）的对接，为出口产品环境责任的履行提供证明。 新型电力系统建设对电力行业而言，也是百年之未有大变局。风光基地需要深挖自身潜力，根据自身特点，寻求新的利润增长点，通过新的资金来源提高风光基地项目的经济性，为“30·60”目标的实现贡献力量。

采购绿证需要注意什么？有哪些具体流程？ 对于国内企业来说，采购绿证这件事新鲜且重要。 企业采购绿证，有很多事情需要注意： 在采购绿证前，采购经理要和业务侧同事充分沟通。 首先，要知道自家企业为什么要购买绿证？是集团总部的要求？还是下游客户的要求？还是企业加入RE100等组织的要求？ 不同的需求，要采购的绿证也并不相同。 其次，要知道绿证的种类和价格等信息，只买最便宜和只买最贵都是不对的，而是要结合实际需求买最合适的绿证。 绝大部分东西都有保质期，绿证也不例外。可能会有一些不良中间商，为了清掉库存“已过期”的绿证，而低价甩卖，采购经理一定要注意辨别，这些绿证是否对企业有用？ 总之，企业在购买绿证的时候，需要根据具体要求出发，采购既符合要求、又具性价比的绿证。 企业采购绿证要走的5步流程： 第一步：查供应商 绿证的供应商可分为2类：直销（Direct sale）和中介（Broker）。 直销供应商，多为五大六小国央企电力公司，或是远景、通威等持有风光电站资产的行业龙头企业或上市公司。如何确认绿证直销供应商是否靠谱呢？投资风场、光伏等新能源发电站，必须要大量资金投入。这样的公司有2个显著特征： 1.注册/实缴资金高 2.项目公司多 比如远景旗下持有风场项目的资产公司景泰新能源（上海）有限公司，注册资金高达21.8亿人民币。投资风光项目，需要在当地注册项目公司。所以从股权穿透图可以看到，这两个资产公司旗下都有大量的项目公司，分布全国各地。 如果是一家名不见经传的小公司，近两年注册，注册资金少，实缴可能是0，股权结构也没有大股东和项目公司，却声称自己是新能源电厂直销，那就要留意了！就算是自称是国央企或上市公司，也不一定是真的。需要检查其人是否有企业邮箱、营业执照等信息，最好能实地到公司拜访沟通。绿证中介（Broker），常常是一些咨询机构，或者大公司平台，还有一些个人、小公司中介。大公司的平台以及少部分大型咨询机构，可以对接大量的上游风光电站资源，有时可以集采、询价到比GEC网站、部分直销更优惠的价格。比如全球最大的智能物联EnOS操作系统，目前已连接全球超400GW能源资产，服务大量上游新能源发电资产持有方的绿色权益出售需求，确保了海量的绿色权益上游供应。选择这种靠谱的大平台合作，也往往是不错的。如何定义靠谱？主要看3点： 1.双方是否有过成功合作的经历？ 2.对方是不是有实力和名气的大机构？ 3.对方是否有很多可查的客户成功案例？ 如果这3点都满足，基本是靠谱的绿证中介平台。 去年，3人冒充老干妈诈骗腾讯四百多万的新闻上了热搜，像腾讯这种大公司都会被骗，防骗的难度可见一斑。购买绿证这种虚拟商品，也是比较容易上当受骗的。所以千万不要觉得签了合同就高枕无忧，擦亮眼睛、选择靠谱的大公司合作，总是没错的。 第二步：确认价格 目前，由于供需关系的转变，越来越多的企业开始有了采购绿证的需求，绿证的价格也在逐步上涨。可见前文：超千万张绿证交易达成，绿证市场火热背后存隐患！很多企业正在提前锁定明年采购绿证的价格，逐渐成为一个采购趋势。绿证价格在一个合理的区间范围内，它并不会过低，看到过低的绿证报价是要警惕的，极有可能是伪造或过期的无效绿证。同时，绿证价格也并不会过高。从卖方的角度来分析，卖方大多以GEC网站挂牌价50元/MWh为价格锚点，即使便宜，也不会便宜太多。竞价上网时代，绿证能给新能源电站业主带来不少的收入。所以千万不要认为绿证价格越低越好，事先了解不同绿证的效益和价格区间，制定合理的预算，总是没错的。

水电新定位和发展新思路 自新中国成立以来，历经建国初期艰苦奋斗建基业、改革开放奋勇直追谋发展、新世纪继往开来展宏图以及十八大以来科学发展绘新篇等四个发展阶段，我国水电发展取得举世瞩目成就，装机规模突破4亿千瓦大关，筑坝技术、大型机组制造技术、数字化智能化技术等到达世界先进或国际领先水平，为新形势下水电发展奠定了坚实的工程设计和建造基础。 9月23日，由中央企业智库联盟主办，水电水利规划设计总院承办的央企智库沙龙暨第三届“六铺炕能源论坛”在京召开。本次论坛的主题为“加快构建新型电力系统 努力推动实现‘双碳’目标”。 中国工程院院士、中国电建集团首席专家张宗亮在论坛上作题为《把握水电发展新机遇 促进新型电力系统建设》的报告。他认为，“双碳”新时代背景，水电处在新的历史方位，具有新的功能定位，将迎来新的发展机遇，为新型电力系统建设作出新贡献。 实现“双碳”目标和构建新型电力系统对灵活性电源的建设提出了更大的需求。张宗亮表示，常规水电、尤其是调节能力强的龙头水库电站以及抽水蓄能电站是电力系统重要的调节资源，可为新型电力系统建设提供重要支撑。 张宗亮认为，在“碳达峰碳中和”的新时代背景下，水电功能定位也发生了转变，常规水电由传统的“电量供应为主”转变为“电量供应与灵活调节并重”；抽水蓄能由传统保障电网安全稳定运行向能源电力、经济社会多领域综合效益发挥转变，对于支撑新型电力系统、构建风光蓄大型基地和流域可再生能源一体化基地，以及规模化拉动经济发展和促进乡村振兴等方面发挥着重要作用。 由此，他也提出了新形势下水电发展的三个方面新思路：一方面做大增量，积极推动金沙江龙盘等流域龙头水库和战略性工程建设，提升流域整体调节能力和综合效益，同时积极推进雅鲁藏布江下游水电开发；另一方面用好存量，通过水电扩机、增容改造、建设混合式抽水蓄能、增加库容等方式进一步挖掘水电调节潜力，实现优化升级；同时，充分发挥水电灵活调节能力，在全国主要流域推动水风光一体化创新发展，提升水风光可再生能源整体开发规模、发展质量和市场竞争力。此外，张宗亮认为应围绕提升建设和投产规模、拓展场景应用、推动多元化发展格局、完善产业体系等方面继续大力推动抽水蓄能高质量发展。

研究报告 | 全球核电策略动向与思考建议 2011年日本福岛核电站事故后，全球多国核电发展踩下“急刹车”，德国、意大利、韩国等国宣布“减核”甚至“弃核”。但近两年，新冠肺炎疫情冲击能源供应链、疫情后经济复苏拉动能源需求增长、乌克兰危机等事件接踵而至，导致全球能源价格飙升，欧洲陷入能源危机。出于对“黑天鹅”事件及地缘政治对能源市场持续影响的担忧，越来越多的国家开始调整核电策略，以降低对外能源依赖，保障能源安全。 一全球核电发展历程及现状 （一）全球核电发展历程 从20世纪50年代开始，全球核电发展大致经历了实验示范、高速发展、缓慢发展、逐渐复苏四个阶段： 1954-1965年为实验示范阶段。从1954年前苏联建成全球第一座商用核电站开始，该阶段全球共有38台核电机组投入运行，均属于早期原型反应堆，即第一代核电站。 1966-1980年为高速发展阶段。该时期受石油危机影响，核电得以高速发展，共有242台机组投入运行，均属于第二代核电站。期间美国成批建造了压水堆和沸水堆，并出口至其他国家，日本、法国等国引进了美国的核电技术。二代核电实现了商业化、标准化，目前全球在运核电站仍大多为二代核电技术。 1981-2000年为缓慢发展阶段。该时期，受石油危机导致经济发展减速、电力需求下降及三哩岛和切尔诺贝利核事故影响，西方国家核电发展滞缓。而中国、韩国和印度等国家在上世纪90年代仍继续大规模建造核电。 进入21世纪，全球能源紧张、碳减排约束等因素交互影响，全球核电进入逐渐复苏阶段。各国积极开展核电规划，第三代核电技术在各国取得重大进展并逐步推广应用。而近期，中国也成为全球少数几个掌握第四代核电技术的国家之一。 （二）全球核电发展现状 世界核协会统计数据显示，截至2021年底，全球共436台可运行核电机组，相比2020年减少5台，其中70%为压水反应堆。可运行核电机组总装机容量约396吉瓦，比2020年减少1吉瓦，其中在运机组装机容量为370吉瓦，比2020年增加1吉瓦。 2021年，全球核能发电量达2653太瓦时，比2020年增长100太瓦时。非洲、亚洲、东欧和南美的核能发电量增加，这些地区近年核电呈持续增长势头；西欧和中欧核能发电量也有所增加，但增长率下降；而因美国核反应堆的不断关闭，北美地区核能发电量连续第二年下降。 2021年，全球有8座大型压水反应堆开工建设，其中中国5座，印度2座，土耳其1座。此外，有1座铅冷快堆和1座小型模块化反应堆分别在俄罗斯和中国开工建设。2021年全球在建核电机组总数为53台，其中亚洲36台、东欧7台、西欧和中欧共6台、北美和南美各2台。 2021年，全球有10座反应堆被永久关闭，其中英国和德国各关闭3座，俄罗斯、美国、巴基斯坦和中国台湾地区各关闭1座。 表 全球核电装机TOP10国家有关情况 （截至2022年7月1日） 注：统计数据未包含我国台湾地区 （数据来源：世界核协会、国际原子能机构） 二近期各国核电策略新动向 （一）美国：启动60亿美元核电纾困信贷计划 美国从1990年以来，核电装机容量和发电量一直保持较平稳状态，也较少有新的核电机组投产。美国能源信息署数据显示，2021年美国核能发电量7.78亿兆瓦时，近十年核电在美国发电结构中的比重基本不变，2021年为19%。过去十年，美国境内有十几座商业核反应堆因许可证到期而关停。目前，美国共运营92台核电机组，尚有2台AP1000核电机组处于施工中。现役的核电机组多为二代核反应堆，且机组平均运行年龄普遍偏高，有些机组甚至已申请延寿30年。 今年4月，美国政府启动一项耗资60亿美元的民用核能信贷计划，以帮助陷入财务困境的核电站所有者和运营商，该项计划优先考虑已经宣布关停计划的核电站。美国能源部称核电是其最大的清洁能源来源，而这些核电机组有四分之一以上处于财务危机中，信贷计划有助于避免反应堆过早退役，在控制碳排放的同时能保留成千上万的高薪清洁能源工作。 （二）法国：2050年新增2500万千瓦核电装机 从核电在本国电力结构中占比来看，法国是全球占比最高的国家，约占69%。此前，法国曾计划逐步降低核电占比，着力发展新能源。2015年，法国通过了《能源转型绿色发展法案》，计划到2035年核电占比从2015年的75%降至50%，将核电最高装机容量控制在6320万千瓦以内。 今年，法国核电政策在新建核电机组和旧核电机组延寿两方面都发生了大转向。2月，法国提出将从2028年开始新建6台EPR2机组，首台机组计划在2035年前投运，并在此基础上再新建8台机组，到2050年实现新增核电装机2500万千瓦。此外，法国现有核电机组将在符合安全条件前提下继续延寿运行，寿期从40年延长至50年以上。除大型反应堆外，法国政府拟投资10亿欧元支持小型模块化反应堆、新型反应堆和减少核废料的核燃料循环等技术的研发。 （三）日本：今冬最大限度利用现有核能 福岛核事故后，日本政府关闭了境内54座核反应堆。根据有关数据，日本2020年核电站生产的电力份额仅占4%。而今年3月的大地震使日本6座火电站关闭，叠加高温天气影响，日本重启核电呼声越来越高。 近日，日本经济产业省发布的《清洁能源战略中期报告》明确指出，应将核电与清洁能源作为重要电力来源持续使用。日本政府希望到2030年核电在能源结构中占比上升至22%。7月，日本当局明确表示将“最大限度地利用已确认安全的核能”。当月14日，日本首相在新闻发布会上宣布，除了目前运行的5台核电机组，日本政府准备重启其他4台核电机组，以避免今冬电力短缺。 （四）韩国：2030年核电比重将超三成 韩国现有25座核反应堆，其中19座在运行。2021年，核电在韩国能源结构中的占比为27.4%。韩国上届政府计划到2034年将运行中的核反应堆减少至17座，在2050年净零排放场景中，核电仅占电力供应的6.1%～7.2%。而现任政府推翻了上届政府逐步淘汰核电的计划，鼓励迅速恢复“核电厂生态系统”，提出核能应与可再生能源一起利用，以实现韩国2050年前净零排放的承诺。 7月5日韩国召开的国务会议上审议通过了“新政府能源政策方向”，决定到2030年，将核电在整体能源中的比重提升至30%以上，以提高能源安全并帮助实现碳减排目标。韩国政府决定重启新韩蔚核电站3号、4号机组修建工作，并在确保安全前提下使现有核电机组持续运转。此外，韩国政府将支持能源领域新产业出口，提出争取到2030年在海外新建10座核反应堆，并斥资4000亿韩元（约合人民币20.6亿元）自主研发小型模块化反应堆。据韩国贸易、工业和能源部消息，为了实现到2030年出口10座核反应堆的目标，韩国将致力于赢得捷克和波兰等市场。 （五）加拿大：成为全球小型模块化反应堆技术出口国 加拿大安大略、萨斯喀彻温、新不伦瑞克和阿尔伯塔四省政府于今年3月发布了一项名为《模块化小堆（SMR）部署战略计划》的联合战略计划。该计划确定了加拿大模块化小堆开发和部署的几个优先领域：（1）通过推动三条独立的小型模块化反应堆开发路线，将加拿大定位为全球小型模块化反应堆技术出口国，涵盖并网和离网应用；（2）建立强有力的核监管框架，重点关注公众和环境的健康与安全，同时确保合理的成本和建造周期；（3）确保联邦政府承诺对新的小型模块化反应堆技术提供财政和政策支持；（4）为原住民社区和公众的参与创造机会；（5）与联邦政府和核运营商合作，为小型模块化反应堆制定核废物管理计划。与此同时，加拿大安大略省电力公司和美国田纳西河流域管理局宣布合作开发包括小型模块化反应堆在内的先进核技术计划，并创建北美能源中心，促进北美能源安全。 （六）英国：将启动政府基金加速核燃料供应 英国正在研究组建名为“英国核能”的政府机构，计划未来十年以约每年一个新建核电项目的速度推进核电开发。今年4月，英国发布《能源安全战略》，表示将开发8个大型核电项目，并新建多座模块化小堆。到2050年，英国核电机组装机容量将在当前基础上实现翻三倍，达到2400万千瓦，届时能满足英国25%的电力需求。为保障核电雄心的实现，英国商业、能源和工业战略部将启动一项7500万英镑的核燃料基金，以促进国内核动力反应堆燃料的生产。 三思考与建议 （一）坚持积极安全有序发展核电 核能是一种清洁、高效、运行稳定的能源，积极安全有序发展核电，不仅有利于降低我国能源对外依存度，也有利于加快构建清洁低碳安全高效的能源体系，助力实现碳达峰碳中和。 我国《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。要实现这一目标，需从以下几方面着力：一是要在严格监管、确保绝对安全的前提下，加强核电选址规划，合理布局新增核电项目。二是继续开展核能综合利用示范，推动核能在清洁供暖、工业供热（冷）、海水淡化、核能制氢、同位素生产等领域的综合利用。三是加快构建核电与其他清洁能源协同发展的机制，依靠数字化技术，打造“风光核储”一体化智慧能源系统。四是要加大对核能技术和核电安全性的科普力度，提升公众对核电的认知和接受度。 （二）多措并举保障核燃料安全 根据世界核协会数据，2021年全球核反应堆对铀的需求约为62500吨，在参考场景中，预计2030年和2040年全球铀需求将分别增加至79400吨和112300吨。而2011年福岛核事故后，全球铀行业陷入了长达十年的低迷期，国际铀价格低位徘徊，全球铀产量从2016年的63207吨大幅下降至2020年的47731吨。通过评估当前和未来的矿山生产能力，世界核协会预计，2030年全球初级铀产量约为70100吨，2040年下降至50600吨。依据当前各国核电策略和全球铀资源生产供应情况，可预见未来10～20年，如无增产，全球铀资源将可能供需失衡。 相较美、俄等国，我国铀资源探明程度低；因铀与煤炭、油气等矿产资源共存富集，矿业权大部分被煤炭和油气行业占有，外加地方政府环保准入条件限制，我国铀矿大基地获取采矿权难度较大；此外，全球优质铀资源大多被国外几大铀矿公司控制，在当前复杂国际形势下，我国在海外获取铀资源难度逐渐加大。对此，我国需多措并举，保障核燃料供应安全：一是加大国内铀矿勘探开发统筹协调和投入力度，聚焦找大矿、找富矿、找经济可采矿，尽快摸清我国铀矿资源家底。二是鼓励我国企业海外自主找矿，按照国际规则积极与外企合作开发铀资源。三是加快建设核燃料储备体系，提升国内核燃料应急保障能力。 （三）坚持核电装备“走出去”策略 我国已形成自主知识产权的华龙一号、国和一号等大型三代压水堆核电技术，系统掌握具有四代特征的高温气冷堆技术，多种各具特色的小型堆技术也正在进行工程示范准备。核电技术领域的新突破为我国核电装备“走出去”打下了坚实基础。 下一步，一方面，我国应继续加强核电科技研发和自主创新，积极参与国际核电标准编制和修订，提升核工业软实力，以标准体系“走出去”牵引配套装备“走出去”。另一方面，建立国家层面核电“走出去”统筹协调机制，完善相关法律体系，降低海外合作政策、融资等风险。与此同时，加强知识产权保护和管理，提升我国核电企业全球竞争力和影响力。

能源局发布《2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》 9月16日，国家能源局发布《2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》 2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告 一、全国可再生能源电力发展总体情况 截至2021年底，全国可再生能源发电累计装机容量10.63亿千瓦，同比增长约13.8%，占全部电力装机的44.8%；其中，水电装机3.91亿千瓦（抽水蓄能0.36亿千瓦）、风电装机3.28亿千瓦、光伏发电装机3.06亿千瓦、生物质发电装机3798万千瓦。2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全部发电量的29.7%；其中水电发电量1.34万亿千瓦时，占全部发电量的16.0%；风电发电量6556亿千瓦时，占全部发电量的7.8%；光伏发电量3259亿千瓦时，占全部发电量的3.9%；生物质发电量1637亿千瓦时，占全部发电量的2.0%。 二、各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重完成情况 2021年全国可再生能源电力实际消纳量为24446亿千瓦时，占全社会用电量比重29.4%，同比提高0.6个百分点；全国非水电可再生能源电力消纳量为11398亿千瓦时，占全社会用电量比重为13.7%，同比增长2.3个百分点。 根据《国家发展改革委 国家能源局关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改能源〔2021〕704号）公布的2021年各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳责任权重，综合考虑各省本地生产、本地利用以及外来电力消纳情况，经核算，除西藏免除考核外，全国28个省（自治区、直辖市）完成了国家能源主管部门下达的最低总量消纳责任权重，甘肃和新疆可再生能源电力总量消纳实际完成情况较最低消纳责任权重分别低2.6个和1.8个百分点；全国29个省（自治区、直辖市）完成了国家能源主管部门下达的最低非水电消纳责任权重，新疆非水电可再生能源电力消纳实际完成情况较最低消纳责任权重低0.6个百分点。 据统计，30个省（区、市）中，可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重超过80%以上的1个、40-80%的7个、20-40%的12个、10-20%的10个；非水电可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重超过20%以上的7个、10-20%的15个、5-10%的7个、5%以下的1个。 三、全国重点地区风电、光伏年可利用小时数情况 四、全国清洁能源消纳利用情况 2021年，全国及重点省份清洁能源消纳利用情况良好。 2021年，全国风电平均利用率96.9%，同比提升0.4个百分点；尤其是湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比显著提升，湖南风电利用率99%、甘肃风电利用率95.9%，新疆风电利用率92.7%、同比分别提升4.5、2.3、3.0个百分点。2021年，全国光伏发电利用率98%，与上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消纳水平显著提升，光伏利用率同比分别提升2.8和5.6个百分点。全国主要流域水能利用率约97.9%，同比提高1.5个百分点。 五、直流特高压线路输送可再生能源情况 2021年，17条直流特高压线路年输送电量4887亿千瓦时，其中可再生能源电量2871亿千瓦时，同比提高18.3%，可再生能源电量占全部直流特高压线路总输送电量的58.7%。国家电网运营的13条直流特高压线路总输送电量4048亿千瓦时，其中可再生能源电量2032亿千瓦时，占总输送电量的50.2%；南方电网运营的4条直流特高压线路输送电量839亿千瓦时，全部为可再生能源电量。 六、国家清洁能源示范省（区）落实情况 浙江。2021年，全部可再生能源电力消纳量1042亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为18.9%，同比降低0.7个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为474亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为8.6%，同比上升1.1个百分点。 四川。2021年，全部可再生能源电力消纳量为2633亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为80.4%，同比下降1.4个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为233亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为7.1%，同比上升1.0个百分点。 宁夏。2021年，全部可再生能源电力消纳量为334亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为28.8%，同比上升2.1个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为303亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为26.2%，同比上升4.8个百分点。 甘肃。2021年，全部可再生能源电力消纳量为701亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为46.9%，同比下降5.6个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为283亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为18.9%，同比上升1.1个百分点。 青海。2021年，全部可再生能源电力消纳量为662亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为77.1%，同比下降7.6个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为251亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重约为29.3%，同比上升3.9个百分点。

风、光大省都是谁？ “十四五”时期，可再生能源将逐渐成为电力装机增量主体。国家能源局2022年6月份全国可再生能源开发建设形势分析会指出，1-5月，全国可再生能源新增装机4281万千瓦，占全国新增发电装机的81%。 在能源转型的大背景下，大力发展可再生能源是必然趋势，多个省市也提出了可再生能源“倍增”计划，风电光伏等可再生能源装机将会实现翻倍增长。2021年，风电+光伏的发电量TOP3分别是内蒙古、新疆、河北，而这三个地方目前火电发电量占比均超过80%。 2021年，我国火电发电量占比在50%以下的仅有西藏、云南省、四川省、青海省、湖北省。西藏的发、用电量都相对较少；云南、四川、湖北、青海的水电资源丰富，2021年湖北省水电发电量占比超过48%，云南、四川、青海的水电发电量占比均超过了50%。

虚拟电厂的通信行业视角 虚拟电厂和虚拟机有什么区别？虚拟机，就是在实际的物理计算资源上，虚拟出一个计算机。使用虚拟计算机的人，不需要知道自己的虚拟CPU，到底是哪个服务器CPU上的哪个物理内核提供的计算资源。虚拟机的本质，是物理计算机资源的抽象，与虚拟化重新使用。虚拟电厂的本质，是物理电力资源的抽象，与虚拟化重新使用。 当然我们所说的虚拟电厂，更多的是指“负荷侧分散的”物理电力资源，比如可调节/可中断的电力负荷、分布式光伏、分布式储能、充电桩、三联供、热电机组等。所以，虚拟电厂是能源互联网的一个高级应用。 新型的电力系统，在物理网络运营、运营商基础业务、运营商增值业务、以及上层的能源互联网业务方面，都出现了很多新的东西。 物理网络与网络运营 电网公司的本质，是电力网络的运营商，即Operator。所以国外有TSO、ISO、DSO的角色，O就是Operator。传统的电力一张网，其实包含了三张网，即输电网、配电网、用户电网。 1、用户电网 我们过去根本不认为用户电网是一张网，俗称“工厂供电”或“民用建筑电气”，但是随着虚拟电厂、分布式电源的落地，用户电网变成了电力的局域网，就是企业、园区内部的配电网络，未来变成微电网、纳电网，形成局部的自治，未来会有大量的智能终端设备（微电网的源网荷储设备）布置在其中，类似智能手机普及。 局域电网，或者叫分布式智能电网、微电网、纳电网，更多的有“网”这个概念了，因为它自成体系，内部自平衡，在功能上是大电网的分形，具备大电网的所有能力，包括调度、运行管理。 2、配电网 配电网，对应通信的接入网，也发生了很大的变化。通信接入网最早就是固定电话网，每家每户一根电话线，然后到ADSL（电话线上走数据业务），再到光纤接入网，再到4G、5G。未来的配电网，就是一个开放式的配电网网络，过去配电网是单向的、非智能的、缺少互动的。未来的配电网，类似移动5G网络，是与智能终端实现双向能量交换、双向信息互动的智慧能源形态。 3、输电网 对应骨干网，特高压就是电力的高速光纤网，只不过更复杂，本质上还是在一个封闭的生态里，实现大规模能量传输。 4、运营管理 电信行业有BSS和OSS，电力行业有CIS和PMS，其实业务逻辑类似。 运营商基础业务 电信行业对外提供数据服务、语音服务、增值业务，现在多了一块云服务。电网公司对外提供的服务相对较少，提供电网的接入和供电服务。当然现在的综合能源服务，其实就是电网的增值服务。 互联网应用 基于电信网络的数据服务，面向消费者构建了互联网和移动互联网应用，这是巨大的创新价值。 能源互联网也有类似的应用，把它分为： 1、集中式能源互联网业务，面向大型市场主体，比如发电厂、电网公司（作为辅助服务的买家）、大型电力用户等。 2、分布式能源互联网业务。虚拟电厂是分布式能源互联网的应用之一，它之于电力系统，就像抖音拼多多对移动互联网的创新一样。 所以我们认为的虚拟电厂，在创新价值上，是和移动互联网类似的。 虚拟电厂是能源互联网的应用 很多人认为虚拟电厂是用通信手段，把负荷侧的资源简单的聚集起来，实现集中控制，这种思维和当年的大用户负控系统如出一辙。个人认为这是用传统电力控制的思维，去理解一个互联网应用。 抖音难道只是用5G的通信手段，把用户的视频聚集起来，实现集中的分发和传播么？抖音带货只是电视直销的翻版么？这是用电视台的思维，去理解抖音。虚拟电厂也是一样的，它是抖音这个层级上的应用，是一种全新的能源互联网物种。宁波电信局走出了丁磊，但是宁波电信局并没有自己孵化出一个网易。移动运营商没有一家孵化出抖音；电信设备商，比如华为，也没有能做出拼多多。 底层思维模式，决定了产品和场景的可能性。 借鉴意义 这样的一个技术和应用生态，需要全新的控制架构、管理架构、数字化架构，原有的电力自动化、信息化架构，是难以支持的。 这种升级，看成是从DOS操作系统，升级到Windows、IOS/安卓、云服务器软件（如虚拟机系统）这样的升级。 比如面向对象化、硬件抽象、虚拟化（虚拟电厂不就是电力系统的虚拟化么？），其实大量的都借鉴了ICT和计算机软件领域的创新成果。 所以，虚拟电厂不仅和虚拟机可以横向比较，甚至还能有电信和电力行业的类比，当然电力行业有自己的特殊性，有人认为不可比，我觉得至少可以多一个参考和思考的视角，求同存异，创新发展。

补贴7690余万元！浙江一地电力需求响应补贴结算完成 9月15日，浙江省绍兴市企业电力需求响应补贴结算完成。有效参与日前电力需求响应的4625家企业累计获得补贴7690余万元。 电力需求响应是通过市场化激励机制，引导电力客户在约定时间内短时优化用电负荷，增强电力应急调节能力的行为。为贯彻落实2022年浙江省迎峰度夏电力保供攻坚行动方案，今年7月，绍兴供电公司针对参与电力需求响应的电力用户，在省级响应补贴金额基础上再进行补贴，将每千瓦时响应负荷补足至4元。 本次需求侧响应从7月中旬开始，累计持续23天。在需求响应期间，绍兴供电公司通过“网上国网”APP和手机短信，提前一天向客户发出邀约，客户通过“网上国网”APP答复邀约，并在规定时段有效控制用电负荷，即可在结算完成后获取对应额度的电费补贴。需求响应补贴政策鼓励客户参与电力市场化调峰，引导客户优化用电负荷，保障迎峰度夏期间电网运行平稳有序。

绿电用户承担新增损益分摊费用！安徽绿色电力交易试点规则发布 日前华东能监局、安徽省能源局发布《安徽省绿色电力交易试点规则》。参与绿电交易的电力用户、售电公司,其购电价格 由绿电交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。其中,输配电价、政府性基金及附加按政府有关规定执行。参与绿电交易的电力用户应公平承担为保障居民、农业等优购用户电价稳定产生的新增损益分摊费用。 另外，安徽省能源局发布《关于开展2022年绿色电力交易试点工作的通知》。本次试点时间为 2022 年 9 月至 12 月。 交易主体如下： （一）可再生能源发电企业：平价上网的集中式风电和光伏发电等新能源发电企业。 （二）电力用户和售电公司：具有电力中长期交易资格的售电公司和电力用户。其中，一级用户可直接与可再生能源发电企业交易，二级用户需通过售电公司代理交易。 绿色电力交易成交价格分为电能量价格和绿色环境权益价格两部分，均由市场主体通过市场化交易方式形成。 电能量交易价格按照电力中长期交易价格执行，即按照“基准价格+上下浮动”形成，上下浮动范围不超过 20%；绿色环境权益价格不设上限。