支持绿电交易！多地出台政策！ 近期，北京、山西、重庆、湖南、辽宁、贵州、江西、广西南宁、安徽六安等多个地区发布相关政策支持绿色电力交易，对于促进绿色消费具有积极作用。 北京：到2025年市外调入绿色电力规模力争达到300亿千瓦时 日前北京市政府印发《北京市碳达峰实施方案》，从7方面28项措施书写“双碳”新篇，推动全市继续有序做好碳达峰、碳中和有关工作。 方案指出，逐步理顺外调绿电输配、交易和消纳机制，加强需求侧管理，形成有利于促进绿色电力调入和消纳的政策环境。深化与河北、内蒙古、山西可再生能源电力开发利用方面合作，大力推动绿电进京输送通道和调峰储能设施建设，建设以新能源为主的新型电力系统。到2025年，新型储能装机容量达到70万千瓦，电网高峰负荷削峰能力达到最高用电负荷3%—5%，市外调入绿色电力规模力争达到300亿千瓦时，太阳能、风电总装机容量达到280万千瓦，新能源和可再生能源供暖面积达到1.45亿平方米左右。到2030年，太阳能、风电总装机容量达到500万千瓦左右，新能源和可再生能源供暖面积比重约为15%。 深化电力、热力、天然气价格改革，研究完善差别电价、分时电价、居民阶梯电价和供热计量收费政策。继续完善碳市场要素建设，充分发挥碳排放权交易机制的作用，创新自愿减排交易机制和碳普惠机制，引导多元主体参与，扩大碳市场影响力。实现本市碳市场与全国碳市场有序衔接，做好温室气体自愿减排交易机构建设。率先探索建立用能权有偿使用和交易制度。持续推进绿电交易，加强电力交易、用能权交易和碳排放权交易的统筹衔接。加大财政资金对低碳技术和项目的支持力度，逐步削减对燃气供暖等化石能源消费的政策补贴，加强对光伏发电、地热及热泵等可再生能源开发利用的政策支持。推动构建绿色金融体系，大力推进气候投融资发展，引导更多社会资金流向低碳领域，支持有利于低碳发展的信贷、债券、基金、期货、保险等绿色金融创新实践。 山西：在工业园区推动绿色电力直接供应 10月8日，山西省发展和改革委员会山西省能源局发布关于印发《山西省可再生能源发展”十四五“规划》的通知。 通知中提到，提升可再生能源就地消纳能力。从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。推进现役和新建煤电机组灵活性改造，提升电源侧灵活性调节能力；创新调度运行机制，提升电网调度运行控制水平和电网灵活调节能力；通过价格信号引导用户错峰用电，提升电力需求侧响应能力。 推动可再生能源发电在终端直接应用。在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区，因地制宜开展新能源电力专线供电，推动绿色电力直接供应。结合增量配电网试点，积极发展以可再生能源为主的微电网、直流配电网，扩大分布式可再生能源终端直接应用规模。 重庆：加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束 10月10日重庆市发改委发布《重庆市促进绿色消费实施方案》。方案指出，推动绿色能源转型。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的区县逐步提升绿色电力消费比例。加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，逐步提升绿色电力消费最低占比。组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布，有序引导用户更多消费绿色电力。探索在电网保供能力许可的范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。逐步建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，引导市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。加强与碳排放权交易的衔接，跟进落实国家在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的相关政策。加快培育地方碳市场，修订完善碳排放核算指南等，充分统筹衔接绿色电力碳排放量等因素。持续推动智能光伏创新发展，大力推广建筑光伏应用，加快提升居民绿色电力消费占比。有序推进航电枢纽建设，增强清洁电力能源供给，科学推进水电合理化布局。 10月13日，重庆市经信委公开征求对《重庆市工业领域碳达峰实施方案》（征求意见稿）的意见。意见稿指出，打造绿色低碳工业园区。持续创建绿色园区，强化园区节能降碳基础设施建设。以园区企业循环式生产和产业循环式组合为导向，加速绿色产业项目集聚式发展，打造园区内绿色低碳产业链条。推动有条件的绿色园区低碳升级，规范园区碳排放科学管理，健全园区碳排放管理机制。鼓励园区内企业深度参与碳排放权、排污权、用能权及绿色电力直购等资源环境权益交易。鼓励园区创新工业技术减排的低碳、零碳和负碳技术应用场景及载体，探索园区碳汇发展新模式。开展近零碳园区试点，打造一批近零碳试点建设优秀案例。 湖南：积极组织参与全国绿电市场交易，试点推进省内绿电交易 湖南省发改委日前发布印发《湖南省推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案》的通知。其中提到，健全电力市场体系，规范中长期市场交易，完善辅助服务市场建设，丰富创新辅助服务交易品种，稳步推进电力现货市场建设。积极参与全国统一电力市场建设，打破省间交易壁垒，有序推动外电参与省内辅助服务市场，持续推进新能源全面参与电力市场交易。积极组织参与全国绿电市场交易，试点推进省内绿电交易，做好绿电交易与绿证交易、碳排放权交易的衔接。以增量配电改革试点区域为重点，探索分布式发电市场化交易，发展以消纳可再生能源为主的增量配电网。充分发挥市场机制作用，探索建立容量市场，在确保健康可持续发展前提下，推进煤电向基础性、调节性电源并重转型。 辽宁：引导有需求的用户直接购买绿色电力 10月11日，辽宁省人民政府办公厅发布关于印发《辽宁省加快推进清洁能源强省建设实施方案》（以下简称《方案》）的通知。 《方案》指出，构建加快清洁能源发展的市场机制。立足全国统一大市场建设，扩大交易规模，加快构建东北区域能源（电力）交易中心。深入推进电力市场体系建设，打破地区间交易壁垒，推动中长期、电力现货、辅助服务市场协同运行，完善清洁能源市场交易机制。研究出台新能源调度工作办法，通过市场机制引导新能源健康可持续发展。探索开展绿色电力交易，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。（责任单位：省工业和信息化厅、省发展改革委等，相关市政府，省沈抚示范区管委会） 建立促进清洁能源消纳的价格机制。完善峰谷分时电价机制，通过科学划分峰谷时段，完善电力市场价格规则，发挥电力市场价格引导作用，提高省内电源顶尖峰发电能力、新能源消纳能力，有效平衡电力供需，在保障系统安全的同时提高清洁能源消纳能力。落实抽水蓄能电站容量电费核定与传导机制，促进储能等新型灵活性调节资源的投资可靠回收，提高系统灵活调节能力。建立用户参与辅助服务费用分摊机制，推动储能设施、虚拟电厂、用户可中断负荷等需求侧灵活性调节资源参与辅助服务。落实清洁取暖电价、气价、热价等政策。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅等，相关市政府，省沈抚示范区管委会） 贵州：发放绿色电力证书支持绿色低碳发展的企业形象 日前，贵州省发展和改革委员会发布贵州省促进绿色消费实施方案（征求意见稿），文件指出，落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制政策，加快推动南方区域绿色电力交易试点工作，持续完善绿色电力交易的常态化交易机制，发放绿色电力证书支持绿色低碳发展的企业形象，全面提升绿色电力消纳能力。（省发展改革委、省能源局、省商务厅） 发挥大型国有企业的示范引领作用，鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，鼓励用电企业开展分布式光伏发电建设，积极推进分布式光伏与储能、微电网等融合发展。到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。（省国资委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省能源局、省发展改革委） 结合绿色电力峰谷特性，有序引导用户优化用能时序，促进绿色电力消纳和消费双提升。鼓励支持新兴产业提高绿色电力消费占比。（省能源局、省发展改革委） 持续推动屋顶分布式光伏发展，大力推广建筑光伏应用，发挥党政机关等公共机构率先垂范作用，加快提升公共机构和居民绿色电力消费占比。（省住房城乡建设厅、省机关事务局、省能源局、省电网公司） 大力推广智能家电，通过优化开关时间、错峰启停，减少非必要耗能、参与电网调峰。（省商务厅） 江西：建立健全用能权、绿色电力证书等交易机制 10月10日，江西省工业和信息化厅、江西省发展和改革委员会和江西省生态环境厅发布《关于印发江西省工业领域碳达峰实施方案的通知》，《方案》提出，扩大光伏、风电、水电等可再生能源供给，持续推进工业绿色电力消费，逐步降低化石能源消费比重。完善市场机制。严格开展碳排放配额分配和清缴、温室气体排放报告核查，鼓励重点企业参与全国碳排放权交易市场，加强对重点排放单位和技术服务机构的监管。统筹推进排污权有偿使用与交易，探索开展用能权有偿使用和交易试点，建立健全用能权、绿色电力证书等交易机制，培育交易市场，利用市场机制推进工业企业节能减污降碳。落实绿色低碳产品服务认证与标识制度，强化绿色低碳产品、服务、管理体系认证。 广西南宁：积极推广绿色电力证书交易 近日，广西南宁发布“十四五”节能减排综合实施方案（征求意见稿），方案提出，强化电价政策与节能减排政策协同，严格执行高耗能行业阶梯电价等绿色电价机制，扩大实施范围、加大实施力度，落实落后“两高一低”企业的电价上浮政策。落实城镇污水处理费征收标准动态调整机制。〔市发展改革委、财政局、工信局、生态环境局、住建局、金融办，南宁税务局等按职责分工负责〕 完善市场化机制。创新有偿使用、用能预算管理、投融资等机制，积极参与节能减排要素指标交易市场建设。按照国家、自治区统一部署，逐步落实排污权、用能权、水权等有偿使用和交易制度，推动能源要素向优质项目、企业、产业及经济发展条件好的地区流动和集聚。积极推广绿色电力证书交易，鼓励企业通过南方区域绿色电力交易市场购买风电、光伏发电等绿色电力，提高绿色电力消纳水平。鼓励节能服务公司创新服务模式，为用户提供节能咨询、诊断、设计、融资、改造、托管等“一站式”合同能源管理综合服务。建立节能服务公司、用能单位、第三方机构信用监管制度，依法依规将失信信息纳入全国信用信息共享平台（广西）。探索培育以合同能源管理交易为特色的资产交易平台。鼓励有条件的合格投资者按市场化方式发起设立科创、产业投资基金，投资节能服务相关产业。推行节能低碳、环保电力调度，按照国家、自治区统一部署严格执行可中断负荷电价机制，实施广西峰谷分时电价政策。 安徽六安：建立绿色能源消费促进机制 10月12日六安市发改委发布《六安市能源发展“十四五”规划》，文件指出，建立绿色能源消费促进机制。 落实统一绿色产品认证与标识体系建设，建立绿色能源消费和服务的认证机制，鼓励各类社会组织采信认证结果。认真执行节能产品、环境标志产品政府采购政策，加大政府绿色采购力度。鼓励采取补贴、积分奖励等方式引导企业和居民采购绿色产品。大力宣传节能及绿色消费理念，深入开展绿色生活创建行动。配合做好国家和省碳排放权交易市场建设，督促高排放行业企业参与碳排放权交易

终端需求呈现不确定性 硅片价格或将分化（10.19） 本周单晶硅市场仍持稳运行，专业化硅片企业并未调整报价。M6单晶硅片（166mm/160μm）价格区间在6.31-6.43元/片，成交均价维持在6.36元/片，周环比持平；M10单晶硅片（182 mm /155μm）价格区间在7.52-7.68元/片，成交均价维持在7.58元/片，周环比持平；G12单晶硅片（210 mm/155μm）价格区间在9.9-10.16元/片，成交均价维持在10.05元/片，周环比持平。 供给方面，宁夏、内蒙、新疆等地受疫情影响的多家企业陆续复工复产。据硅业分会统计，10月硅片产量较9月增加约5%，包括开工率提升的增加量和受疫情影响的减少量。具体来看，增量主要来自于宁夏中环、青海晶科、新疆晶科、内蒙双良、云南宇泽等企业的新增产能释放，以及由于硅料产出陆续投放市场，各家单晶硅企业开工率提升，产量总计增加约10%-12%。减量主要来自于银川、呼和浩特、包头等地的单晶硅生产基地受疫情影响被迫减产，产量总计减少约6%。 需求方面，电池端，M10单晶PERC电池片报价维持在1.33-1.34元/W。近期大尺寸电池供应偏紧，刺激G12单晶硅片需求量。组件端，远期订单成交价维持在1.92-1.96元/W之间，四季度终端开始接受组件价格，国内地面电站项目逐步启动，对硅片需求有一定支撑。欧洲出口方面，海运需要40天左右到港，随着圣诞节的临近，人员用工加剧紧张情况，需求开始逐步放缓。 综合供需两端的情况，预期短期内不同尺寸硅片供需格局可能转变，硅片价格或将出现分化。本周两家一线企业开工率分别降至70%和80%，银川基地受疫情影响减产，目前事态已经得到控制，企业正逐步恢复生产。一体化企业开工率维持在70%-100%之间，其余企业开工率维持在80%-100%之间。

电力现货中场之战 在我国电力市场建设的版图中，现货市场是一项全新的机制，也是最受关注的改革内容之一。在过去的五年里，我国现货市场的建设呈现出迟迟难起步，但一经迈过门槛便跑出加速度的态势。 2017年8月，国家发展改革委、国家能源局公布第一批电力现货交易市场试点，经过几年来的方案建设、规则设计、模拟试运行，2021年，首批电力现货市场全面进入了“真金白银”的财务结算试运行阶段；2021年3月，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等第二批现货试点名单公布，部分第二批试点已按照计划启动结算试运行或模拟试运行；今年3月，省间现货市场开展结算试运行，预计今年年底第二、第三批试点将启动现货市场试运行，届时现货机制将覆盖全国大部分地区。 五年现货，市场建设完成了阶段性任务，市场主体对于现货交易有了具象化认识。现货市场赋予了发电、用电企业更多的自主权，价格的时空变化也增强了市场主体竞争意识，“以市场机制优化资源配置”的理念获得了企业和用户的普遍认同。 中场之战，既要谋事，更需谋局。诚然当前现货市场还存在着各类机组的市场定位及参与市场方式悬而未决，中长期市场与现货市场、省内省间市场衔接不畅，市场运行风险防范尚未健全等问题，但电力现货行至中场，其艰难挑战并不仅仅存在于试点范围扩大、市场层级提升所带来的一系列技术问题，更在于把握下一步市场推进的新方位，夯实市场建设的制度基础。 始于2015年中发9号文的新一轮电改，在起步时恰逢我国电力供应相对宽松，为电改推进创造了有利的外部环境。但短短几年，进入“十三五”末期，相对宽松的供需局面已然逆转，摆在面前的是史无前例的全球能源危机、风云突变的国际格局，以及只争朝夕的“双碳”大计。内外部变量复杂交织，市场建设所承载的诉求与期盼更为多元。在电力现货的战场不断扩大的当下，亟需审视当前行业发展的忧患、目标与任务，从战略层面进一步明晰市场的功能与定位。 聚焦成本收益 助力经济保供 过去一年里，能精准概括全球能源现状的关键词莫过于“缺”和“涨”。能源短缺导致一次能源价格全线上涨、电力市场价格屡创新高、用能成本与日俱增，在全球的能源市场里，价格上涨得近乎触目惊心。 涨价反映了全球电力供需严重失衡。较之国外，我国用户的电力价格仍然相对“稳定”，但这并不意味着我国电力供应无忧。今年夏天，水电大省四川限电引发全国支援；9月，云南的用电缺口仍未缓解，保供仍然是当前行业工作中持续性的重点任务。 保供稳价的背后，发电行业负重已久，其中传统煤电与新能源各有所难：去年下半年，受到上游煤炭市场涨价的冲击，和新型电力系统建设下煤电转型的影响，煤电陷入全行业亏损的境地，可持续发展能力受到严重威胁。国家出台了一系列煤电纾困解困的措施，但未从根本上解决煤电之困；新能源则面临着全额保障性收购制度难以落实到位、配置储能压力重重、光伏组件等上游原材料价格上涨过快，新能源消纳成本逐渐显性化并呈上升趋势等问题。重压之下，通过电力现货市场发现价格信号、优化资源配置，从而实现科学保供、经济保供，成为当下现货试点加速推进的出发点之一。 发现价格是市场建设的一项关键经济功能，真实的价格信号应合理反映电力供需和成本变化。在构建新型电力系统目标任务的加快推进和全球一次能源价格上涨的情况下，电力生产成本上涨的趋势在短期内不可逆转，我国电力现货市场发现价格的能力有待进一步提升。电价应该反映电力生产的真实成本，现阶段发电行业陷入困境反映出的问题之一在于，过去我们传统电价机制是单一制电量电价，这种单一电价结构已经不能适应新型电力系统下电能价值多元化的要求。为了适应安全、经济、低碳的新型电力系统，应该合理反映电能量、容量、系统运行、环境价值等多方面成本，特别是系统运行成本。在传统发电和大工业用户占比高的二元结构时代，发电可调可控，负荷波动相对平稳可预测，系统运行的调节服务是由发电企业无偿提供的。但新型电力系统所形成的电力生态中，发电主体和用户主体多元化发展，源荷双侧随机波动加大，系统调节成本和调节难度显著提升。在安全保供不可松懈、‘双碳’目标“说到做到”的要求下，必须合理建立多元化的电价机制。在树立了这种认识的前提下，才能探索市场下一步建设的发力点。 但囿于电力作为公用品的特殊属性，过去我国电力价格长期处于管制状态，尽管市场改革不断深化、市场理念逐渐深入人心，但“还原电力商品属性”这一宗旨仍然处于有共识、难落实的层面。也正因如此，在市场化改革的大势面前，行业内某种复杂心理仍然存在：既希望通过市场缓解资源配置矛盾，又担心市场推高电价。 最近，欧洲电价飙升使得部分欧盟国家对当前的电力市场设计合理性产生质疑，欧盟委员会要求欧盟能源监管合作机构对此开展评估。最终监管机构认为，在相对“正常”的市场条件下，当前的电力批发市场设计确保了高效和安全的电力供应，应当继续保留。现行的市场规则实际上一定程度地缓解了当前危机，避免某些地区限电甚至停电。如果采取不当的紧急措施或干预市场价格形成机制，将扭曲价格信号，可能会使欧盟市场一体化和广泛竞争倒退，增加今后能源转型的总成本。 以人为镜，观照自身。在我国能源转型与电力保供日益严峻的形势下，更应加快完善市场化价格形成机制，充分发挥市场价格信号作用，从而更好地引导各类市场主体形成“系统友好型”发用电方式，保障电力安全可靠供应，使转型成本最大限度地控制在社会可负担范围内。在行业发展急剧变革的时代，如果仍然对电力市场抱有“能跌不能涨”的期待，则有悖于经济规律，不利于电力行业的健康可持续发展和国民经济的高效运行。 电力市场本身提供了最科学的保供机制，但是，被人为的价格限制制约了。让价格机制充分发挥作用，在迎峰度夏（冬）中释放合理的价格信号，让更多用户包括居民用户参与市场，是整体上和长期内最低成本的保供方式。现货市场发现价格在各省建设方案中都有提出，但是，实际上却通过0~1.5元/千瓦时价格下、上限，使价格在相对较小的范围内运行，该高不高，该低不低，市场主体难以充分响应。值得注意的是，本该由各省现货市场发现的价格却由省间现货市场和需求侧响应机制发现了，省间现货市场最高成交价格超过7元/千瓦时，多省需求侧响应补偿标准达到4.5元/千瓦时。现货市场价格变化包括出现极端高价和极端低价是电力系统规律和市场规律共同作用的结果，由于极端高价一般持续时间很短，实际上不会对用户年度电费产生太大影响。但是，极端高价和极端低价产生的削峰填谷效果对电力系统经济和安全运行却能产生难以估计的积极影响，这是国外政府和公众理性对待现货市场极端高价的根本原因。目前，一些省燃煤发电机组利用小时数已经很低，却还在大规模建设新电厂。目前居民负荷是系统最大负荷的主要来源，不让居民优化用电而建设更多低利用小时数的电厂，会导致居民今后承担更大的用电成本 。 表面上看，一些现货市场也在持续运行着，但究竟是在以市场的形式走‘计划’的路，还是在酝酿新的改革动力，仍需拭目以待。可以说目前的试点虽有孤军奋战之勇，但仍受先天不足之困，比如将市场价格上限限定在较低水平、设置固定的供需比限制市场竞争、缺乏流动性和风险管理工具等，都会制约最优的机组准入和应有的价格波动，使市场无法传递真实的价格信号。 当前，电力保供支撑经济增长的任务迫切要求市场建设绝不能仅仅停留于“看得见”，而需要实实在在地“起作用”。既不能把发电企业让利视作改革红利，也不应将燃煤成本传导作为效益目标，更不能把双边协商、集中撮合和挂牌交易等市场竞争方式当作电力市场改革本身。而是要综合测算改革的成本收益，如通过电力市场改革实现发电侧低成本、低煤耗和低排放电源对高成本、高煤耗和高排放电源的替代，强调用户侧响应价格信号削峰填谷降低系统最大负荷和提高系统年负荷率的效果，以及削峰填谷后减少的发电和电网配套投资等，使我国电改的目标回到资源优化配置效益这一核心诉求上来。 完善市场体系 支撑多元价值 在“双碳”目标的战略部署下，建设与新型电力系统运行相适应的电力市场，是电力市场化改革的题中之义。构建新型电力系统需要怎样的技术和资源，投入这些技术与资源会遇到怎样的现实挑战，是深化现货市场建设面对的首要问题。 当前新能源已经成为电源增量的主体，未来成为存量主体也只是时间问题。在高比例新能源的电力系统中，电力的充裕性、稳定性和灵活性价值凸显，但当前的市场机制并没有为以上价值提供足够的激励。当然，这也并不仅仅是中国面临的问题，而是全球面临的共同挑战。 以煤电为例。近年来，煤电为电力保供和系统平衡作出了突出贡献，随着新能源发电的大幅增长，煤电企业在被挤占生存空间的同时承担了更多的系统平衡责任，但其收益主要来自于电量交易和限定在发电侧的辅助服务补偿，其灵活调节、容量保障、应急备用等多维价值无法兑现经济收益。在国内外频频限电的现实挑战下，容量资源成为电力系统中最急迫的需求之一。但煤电作为当前能源市场里仍居主导地位、功能作用无可取代的电源之一，在市场中却难以获得合理的激励回报，严重影响到电力系统的容量充裕度。 而未来电力系统中的主角新能源，仍然在进与不进市场之间艰难抉择。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）针对新能源入市已经提出了明确的时间表，留给新能源的时间已经不多。但新能源进入市场，尤其是现货市场，将面临着收益下降的风险。 在现货市场中，机组报价策略科学、调节性能好的电源主体占有竞争优势，机组报价粗放、存在出力受阻或缺陷的机组相对居于劣势。新能源靠天吃饭，发电具有间歇性、随机性、波动性特点，不仅存在曲线履约难、偏差风险大等问题，还将面临着市场高价时难出力、市场低价时电量大发的窘境。从近几年各地新能源参与市场的情况来看，新能源入市后收益均显著降低。 作为构建新型电力系统所必备的核心技术和电源类型，新能源大规模、高质量发展是刚性目标，在新能源市场竞争力相对不足的现状下，仍然需要政策发力，市场驱动，保障新能源合理收益，增强新能源持续投资的市场信心。激发绿证消费市场是新能源进入现货市场的前提条件，如果新能源的绿色属性无法产生经济效益，仅仅依靠电力市场中的收益将难以可持续发展，但我国当前绿证交易采取自愿原则，成交比例低，没有形成应有的市场规模。促进绿证交易的关键是出台强制配额制度。没有强制配额，绿证交易就无法形成具有持续性的市场。 容量保障、灵活调节、绿色低碳……支撑新型电力系统的多种价值需要不同的市场主体来提供，而以上价值的提供者，也应获得合理的长效激励。如果缺乏相应的多元价值激励机制的支撑，孤立的现货市场难以深入推进。受访专家认为，需要按照“谁受益、谁承担”的原则开展辅助服务市场、同步建立容量补偿机制、落实强制绿证制度等，促使市场形成一个完整的有机体，从而鼓励各种类型的发电资源投资，帮助参与现货的发电企业收回固定成本，科学疏导建设新型电力系统的成本，保证系统可靠性。 在电力发展与体制机制改革的任何时期，都不能放松对容量保障的重视程度。回顾我国二十年电改的历史路径，其政策导向和制度安排具有鲜明的容量激励特征。我国电力行业最初就是围绕解决缺电难题而发展起来的，电力体制改革的内核聚焦于协调电力容量投资和经济增长需求之间的关系，从而创造了电力大国的辉煌成就。随着‘十三五’经济发展进入新常态，在供给侧结构性改革的背景下，对容量激励的引导有一些忽视，对电力系统变化的预判以及能源安全形势的把握不够准确，使得当前容量投资受到冲击。现货市场的建设，填补了我国长期缺失的短期价格信号发现机制，但同时也需要合理保留容量投资激励的长效机制，推进现货市场配套机制建设，使多种市场交互衔接，这更加需要加强顶层设计，以系统思维构建电力市场体系，以适应电力系统变化特征、保障能源安全、满足经济增长与低碳转型对于电力行业的需求。

浙江2022年8月工商业用户分摊33.44亿元 市场主体怎么说 在电力市场中，损益电费（不平衡费用）一直客观存在。近期，浙江2022年8月全电力市场损益清算结果公布于众。结果显示，浙江8月全电力市场清算损益合计亏损38.44亿元，根据相关政策文件要求，本次工商业用户实际分摊33.44亿元，纳入月度电费账单中。剩余未分摊资金后续统筹回收。 自从9月份浙江公布了7月份全电力市场损益数据以来，损益情况就引起了业内的广泛关注。结果显示，7月份浙江的全电力市场清算损益合计亏损为49.9亿元，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。8月份虽比7月稍有减少，但用户分摊仍然有33.44亿元之多，对此，有市场主体仍表示“要不起”。 2022年浙江全电力市场损益清算情况 先来回顾一下浙江今年以来的全电力市场损益情况。截至目前，浙江共公布了8个月的全电力市场损益情况，总损益情况为亏损106.97亿元。其中1-6月，市场总体损益在亏损7.37亿元至盈利1.97亿元之间，1月和6月两个月份显示为盈利，其他月份均为亏损情况。 根据浙江发布的月度损益清算明细显示，盈亏数据主要来自于发用两侧电能电费偏差、居民、农业用电产生损益、执行分时电价产生盈亏、综合线损偏差费用、代理特殊用户增收费用。而居民、农业用电产生的亏损占据了大头。 进入7月份后，浙江全电力市场的亏损数额达到49.9亿元，居民、农业用电亏损占据了79.97%。8月份浙江全电力市场亏损数额有所降低，为38.44亿元，居民、农业用电亏损比例为62.48%。

2025年上海新能源汽车年产量预计超过120万辆 10月13日上午，上海市政府召开新闻发布会，介绍新一轮《上海市交通发展白皮书》相关情况。到2025年，上海新能源汽车年产量预计超过120万辆，新能源汽车产值突破3500亿元，占全市汽车制造业产值35%以上。 未来十年，绿色出行体系要更加健全，中心城绿色交通（轨道交通、公共汽电车、轮渡、自行车和步行）出行比例不低于75%。货运结构要更加优化，新能源、清洁能源应用比例显著提升，交通生态环境影响持续好转， NOx污染物排放减少30%， 力争实现交通碳排放量(不含航空、水运)达到峰值，确保航空和水运碳排放量增长保持在合理区间。 上海将强化新能源汽车推广应用，到2025年个人新增购置车辆中纯电动汽车占比超过50%，公交汽车、巡游出租车等新能源汽车占比超过80%，推动公交和环卫等领域开展氢燃料电池汽车示范应用，2025年力争达到1万辆规模。 与此同时，推进交通领域装备的电气化转型提升充(换)电、岸电等使用便利性。到2025年，计划建成充电桩76万个、换电站300座，车桩比不高于2:1。探索氢燃料电池车辆商业性示范应用，适度超前布局加氢站，建成并投入使用各类加氢站超过70座，实现重点应用区域全覆盖。

为什么分布式“隔墙售电”现在行不通？ 由于集中式光伏的快速发展，我国山东等地区已经出现了欧美等国家出现的净负荷“鸭型曲线”，光伏为购买平衡服务承担的经济责任越来越大，相应集中式光伏项目经济性下降。因此，全国范围内分布式光伏电站成为行业的发展重点。国家能源局今年一季度新闻发布会披露，2021年全国光伏新增装机54.88GW，为历年来最高。其中，光伏电站25.6GW；分布式光伏29.28GW，约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次超过集中式电站。截至去年底，分布式光伏已累计装机突破1亿千瓦，约占全部光伏发电并网装机容量的三分之一。国家能源局数据同时显示，据不完全统计，2021年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累计备案容量46.23 GW，主要分布在山东、河南和浙江；累计并网容量17.78 GW，主要分布在山东、浙江和广东。 分布式光伏电站通常是利用屋顶资源建设光伏电站，一般采用自发、自用、余电上网的上网模式。随着分布式的快速发展，装机和上网电量越来越多，已成为新型电力系统的重要组成部分，有必要提前探讨其如何参加市场。目前，国际上，普遍采用净计量政策，也在探索分布式光伏参加批发市场的方式，近期英国学者波利特先生提出的“混合式”市场改革，重点就是要求分布式光伏作为电源参加电力现货市场，即“从理论上，需要对现有市场进行小改变，以降低其参与市场的门槛，并允许小型分布式的聚合商发挥更大的作用”。 分布式光伏也是光伏，集中式电站的问题分布式光伏并未减少，只是分布式光伏目前可以相对集中式光伏少交了很多费用，才显得有“经济性”。国家推动的“隔墙售电”一直不能规模化落地，固然有部分原因是体制机制不衔接，但是“隔墙售电”行不通的根本原因，是“隔墙售电”只是分布式光伏参与市场的一个侧面，一个对分布式光伏有利的方面，分布式光伏该参加的环节被“缺省掉”了。 一是社会责任问题。分布式电源，本质是新型电力系统中的新型自备电厂。燃煤自备电厂遗留的历史问题、面临的发展问题，燃煤自备电厂的盈利方式问题，隔墙售电一个不少——该承担的交叉补贴没有承担、该承担的基金附加没有承担，造成不拥有分布式的工商业用户承担更多的社会责任。分布式光伏电站中部分业主是居民，但分布式上网实质是经营行为，居民也就变成了工商业。从这个行为来说，分布式光伏电站的业主，就需要承担交叉补贴。分布式的“隔墙售电”本质上扩大了少交“交叉补贴和基金附加”的用户范围。 二是“不足补有余”的道德问题。当前的电网（输配电）投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然分布式拥有者和“隔墙售电”的购买者减少了网购电量，但电网投资却是“一分没少”。分布式光伏和“隔墙售电”实际上造成了输配电收入减少，对电网公司而言是亏损的，按照输配电价核定制度，其少收的输配电电费会造成下一个监管周期输配电价（假设其他边界条件不变）上涨。输配电费补窟窿的方式是将这部分投资转移到没有分布式的用户身上回收，进而成了道德问题。因为有分布式屋顶资源的业主大多为企业园区或实质行为构成从事工商业的居民，继而也就变成了没有屋顶的居民“穷人”补贴有屋顶的工商业“富人”，所以被称为“隔墙售电的道德问题”。当然，为了维持系统可靠性，发电侧的有效容量投资也需要按照用户的最大负荷设计，与输配电费的道德问题同理，在发电侧容量电费上，也存在类似的问题。 三是市场分割问题。受电力使用方式以电网为主影响，电力商品有四个方面：电量、平衡、调节和可靠性，对应三个市场，电力现货市场（电量和平衡）、辅助服务市场（调节）、容量市场或容量回收机制（可靠性），以及在这三个电力市场基础上衍生出的避险机制，包括远期合同（国内称为中长期合同）、期货、期权等。“隔墙售电”严格意义上说是远期合同，或者认为只反映电力商品中的一个方面——电量，并不能够清晰反映分布式光伏的真正价值（被高估）。更为麻烦的是，简单的“隔墙售电”会割裂市场，影响现货发现价格，这也是波利特先生为什么提出要求分布式参与现货的原因。在分布式发展比例极高的山东为例问题会更加突出，分布式光伏电站装机大幅增长，对平衡能力提出挑战。对电网平衡来说，分布式电源原本体量小系统影响还可以忽略，但是以现在2000多万千瓦的规模，隔墙售电会在发电时间对于平衡和供需产生影响，形成事实上的市场分割，扭曲现货价格，形成市场分割套利。 分布式光伏参与市场的正解，应当一是将“隔墙售电”作为分布式光伏参与市场交易的远期合同；二是分布式光伏应参与电力现货市场和容量市场（或容量回收机制）；三是拥有分布式光伏的业主应当采用两部制输配电价（容量电价部分加大比例）或单一容量输配电价方式收取输配电价，并且按照实际用电量缴纳发电侧容量电费（如有）；四是拥有分布式光伏的业主应当按照分布式光伏发电量缴纳交叉补贴和基金附加。这样做了“全套”实现公平后，可见分布式光伏的经济性没有预期乐观，“隔墙售电”也不具备明显优势。当然，约束“隔墙售电”的体制机制问题，也应该得到解决，分布式光伏也应获得公平的市场主体权益。 不可否认，分布式电源大量接入配电网能带来降低系统损耗、提高供电可靠性、减少环境污染等一系列益处。但隔墙售电仍然是一种财务或金融上的合同约定，若不考虑社会责任和电力市场，一股脑单纯炒概念、单一发展分布式电源是不现实的，“挖墙角”的思维发展产业也是不可持续的。

“双碳”背景下优化调整电网碳排放因子的思考 2021年8月，国家碳达峰碳中和工作领导小组办公室成立碳排放统计核算工作组，负责统筹做好碳排放统计核算工作，加快建立统一规范的碳排放统计核算体系，彰显了我国对碳排放数据核算及数据质量的高度重视。在企业温室气体排放核算实务中，对于购入使用电力产生的二氧化碳排放核算最常用的是排放因子估算法，即用购入使用电量乘以电网碳排放因子得出对应的碳排放量。因此，电网碳排放因子作为连接电力消费量与碳排放量的重要参数，其使用是否合理、取值是否恰当，极大程度影响着温室气体排放的核算质量，对于能否精准评估各地区、各企业、各项目的碳排放量（或碳减排量），以及能否制定高质量的碳达峰、碳中和实施方案具有重要意义。当前，电网碳排放因子存在更新不及时、时空分辨率体现不够、绿色环境价值尚未体现、无法引导企业主动调整用电行为等问题，亟需建立客观、直观、精准的电网碳排放因子体系，为监测碳排放动态、落实减碳行动提供科学数据参考。 碳排放核算主要方法 碳排放核算可以直接量化碳排放数据，还可以通过分析各环节碳排放数据，找出潜在的减排环节和方式，对碳资产管理和碳市场建设至关重要。目前，碳排放核算主要有两种方法：碳计量和碳监测。碳计量数据是基于现有数据计算而来，碳监测数据是直接从排放端测量而来。相对而言，碳计量是目前发展相对成熟的碳排放核算方法，国家发展改革委发布的24个行业排放核算报告指南仅包含“基于计算”的碳计量法，“基于测量”的碳监测法是未来的发展趋势，可以避免核算过程人为因素干扰造成的数据失真。 碳计量计算方式可以概括为两种：排放因子法(Emission-Factor Approach)和质量平衡法(Mass-Balance Approach)。排放因子法是联合国政府间气候变化专门委员会(Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC)提出的一种碳排放估算方法，可以简单理解为能源消耗量附加一个排放因子，排放因子是与能源消耗量相对应的系数。在碳质量平衡法下，碳排放由输入碳含量减去非二氧化碳的碳输出量得到。相对而言，排放因子法是目前适用范围最广、应用最为普遍的方法。 企业间接碳排放概念 根据2012年世界可持续发展工商理事会和世界资源研究所发布的《温室气体核算体系：企业核算与报告标准（修订版）》（以下简称《企业标准》）、2018年国际标准化组织ISO发布的《ISO 14064-1:2018组织层面温室气体排放及消减的量化及报告指导性规范》（以下简称ISO 14064-1）定义，依据企业是否拥有或控制排放源，温室气体排放可以分为直接排放和间接排放。其中，直接排放被划定为范围一排放，指由企业直接控制或拥有的排放源所产生的排放。间接排放是指由企业活动导致的、但发生在其他企业拥有或控制的排放源的排放。《企业标准》将间接排放进一步区分为范围二排放和范围三排放。范围二排放是指企业外购的电力、蒸汽、热力或冷力产生的温室气体排放（在ISO 14064-1中称为“能源间接排放”），范围三排放则包括其他所有间接排放（ISO 14064-1中称为“其他间接排放”）。 《企业标准》和ISO 14064-1要求企业核算范围一和范围二排放，因此外购电力排放因子（即范围二电网碳排放因子）是企业进行温室气体核算时必不可少的关键数据。 电网碳排放因子分类 电网碳排放因子指电网覆盖区域单位电量的碳排放水平。根据使用场景和管控目的不同，主要分为两类：第一类是计算温室气体排放量，采用的排放因子为电网年平均排放因子。该因子主要有三种：全国电网排放因子、区域电网排放因子、省级电网排放因子。第二类是计算温室气体减排量，采用的排放因子为区域电网基准线排放因子。 全国电网排放因子 全国电网排放因子指全国范围内电网平均排放因子，该数据主要用于核算纳入全国碳市场的企业履约边界的电力间接排放。2017年12月，国家发展改革委办公厅印发《关于做好2016、2017年度碳排放报告与核查及排放监测计划制定工作的通知》（发改办气候〔2017〕1989号），在附件“重点企业2016（2017）年温室气体排放报告补充数据表”中，明确2015年全国电网排放因子为0.6101吨二氧化碳/兆瓦时，这是国家部委层面首次公布全国电网排放因子取值。此后，我国八大行业的碳核查从2016年开始一直沿用该数值至2020年。全国采用统一的平均排放因子，主要是为了参与全国碳市场交易的企业能够在公平的场景下交易，避免不同区域的企业由于排放因子不同而造成不公平的情况。 2021年12月，生态环境部办公厅印发《关于公开征求企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施（2021年修订版）》（征求意见稿）》（环办便函〔2021〕547号），全国电网平均排放因子调整为0.5839吨二氧化碳/兆瓦时。2022年3月，生态环境部应对气候变化司印发《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》（环办气候函〔2022〕111号），并以附件形式更新了《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施(2022年修订版）》，全国电网排放因子调整为0.5810吨二氧化碳/兆瓦时。这是继2017年国家部委层面公布全国电网排放因子以来的第一次正式更新，引起社会高度关注。 电网排放因子与可再生能源、火电机组单位供电标煤耗密切相关。从理论上讲，可再生能源比例越高，火电机组单位供电标煤耗越低，电网排放因子越小。近年来，我国可再生能源发电装机容量和消纳比例不断提升，截至今年5月底，我国可再生能源发电总装机达到11亿千瓦，同比增长15.1%，占总装机规模的45.5%；其中，风电、光伏、生物质发电等新能源发电装机突破7亿千瓦。今年1～5月，全国可再生能源发电新增装机4349万千瓦，占全国发电新增装机的82.1%，已成为我国发电新增装机的主力。火电企业持续进行节能改造，供电标准煤耗不断降低，2021年全国供电标准煤耗302.5克/千瓦时，较2011年下降26.5克/千瓦时。0.6101吨二氧化碳/兆瓦时反映的是2015年单位用电量蕴含的二氧化碳排放，与当前实际情况出入较大。将全国电网排放因子调整为0.5810吨二氧化碳/兆瓦时，体现出近几年我国风电、光伏等清洁能源的迅猛发展和火电厂平均供电标准煤耗的不断降低，更符合当前我国电力结构的实际情况，能够及时、准确、客观评估企业消耗电力的实际碳排放水平。 区域电网排放因子 从理论上说，电网覆盖范围越小，相应的电网排放因子越接近单位电力实际间接排放。区域电网排放因子将全国电网划分为六个区域电网，其计算方法为区域电网本地所有发电厂化石燃料碳排放与净调入电量、净进口电量蕴含的碳排放之和除以区域电网总供电量。 电网碳排放因子存在的问题 以上几种“电网碳排放因子”名称相近但用途根本不同，由于对其内涵、外延理解得不够全面和深刻，在使用电网碳排放因子时往往存在一些误区，这会导致产生错误的减排标杆和信号，并由此产生一些不利影响，包括无法准确反映各地区可再生能源电力发展的客观情况，误导政府部门对制定碳减排措施和评估效果的分析，影响减排政策的公平性和公正性；误导企业对生产模式的选择，弱化来自能源结构较为优化地区的企业的国际竞争力等。即使使用正确，也存在以下四个方面问题。 一是数据更新不及时。在企业温室气体排放核算实务中，电网碳排放因子主要采用国家发布的区域电网排放因子，目前仍沿用若干年前国家公布的数据，相对滞后，且更新周期长，不利于动态反映我国电力系统绿色低碳发展的趋势，也不利于客观评估我国碳减排成效及科学推进碳减排工作。 二是时空分辨率体现不够。电网碳排放因子通常以年为发布周期，计算时长一年内只有一个指标值，取值相对固定，且仅能体现省级及以上的电碳耦合情况。 三是清洁电力绿色环境价值尚未体现。电网碳排放因子将电力相关碳排放平摊至全部电量，无法区分不同类型电源及外送电力的绿色环境价值，无法带动全社会消纳绿电的积极性，不利于推动构建新型电力系统以及碳达峰、碳中和目标的实现。 四是无法有效促进电碳市场融合发展。电网碳排放因子无法影响企业的用电行为及其在电力市场、碳市场的交易行为，无法带动企业灵活选择更具有清洁能源优势的生产模式。 优化调整电网碳排放因子的有关建议 当前，我国正在构建以新能源为主体的新型电力系统，电网碳排放因子的时空差异性愈发显著。可考虑对电网碳排放因子在时空维度进行精细化核算，提供更加清晰及时的信号指引，使企业公平公正承担碳排放责任。时间维度上，新能源发电具有较强的随机性、波动性和间歇性，在大规模、高比例新能源接入背景下，电网碳排放因子在不同时间尺度“峰谷差”越来越明显。空间维度上，东西部地区资源禀赋、能源结构差异明显，特别是随着近几年跨省跨区输电规模不断扩大，区域间的发电装机、发电量在规模和结构上变化更加显著，电网碳排放因子在不同空间尺度“地域差”越来越显著。未来可基于新能源发电装机容量的实际情况，探索构建区域动态电网碳排放因子，并逐步精确到省、市，这样可以有效引导用户通过调整用电时序实现主动碳响应，同时促进清洁能源消纳，进一步提高全社会碳效水平。 电力大数据实时性、精准性和普遍覆盖的优势，在碳排放核算中具有不可替代的价值，可为监测碳排放动态、落实减碳行动提供重要的科学参考。在构建动态电网碳排放因子基础上，未来可以利用电力大数据来强化碳排放核算。通过云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、区块链等新一代数字技术赋能电网，利用数字电网对电能生产、传输、使用全环节的碳流进行精准监测、追踪和溯源，充分发挥电力数据要素在“双碳”目标实现过程中的独特价值。更进一步，可以考虑构建电力系统源网荷全链碳计量体系。建立以电碳流分析为基础的电碳核查标准，建设全面覆盖的电碳监测计量体系，实现碳排放量的实时跟踪和计量，推动构建与国际衔接互认的电碳认证技术与标准体系。 “双碳”及构建新型电力系统的背景下，我国将加快实施能源绿色低碳转型，风电、光伏等新能源发电比例将进一步提升，电网碳排放因子应随着电力结构的变化及时优化调整。未来可依托电力市场交易区分用户的绿色电力消费量和化石能源电力消费量，将绿电部分核算为零排放，这样既可以充分体现绿电的环境价值，也可以进一步提升绿电采购需求，从而建立电碳市场相互促进的纽带关系。 国际碳市场在碳排放量化和配额分配环节中不考虑间接排放，以避免总量重复计算。欧美发达国家具备比较健全、成熟的电力市场和碳市场交易体系，能够将碳价传导至火电发电成本和批发电价，影响终端用户用电成本，从而为用户端节电提供有效激励，实现用户端驱动的电力系统碳减排。当前我国电力市场与碳市场均处于逐步推进、逐步完善的阶段，短期内转嫁碳成本的时机和能力难以实现，何时转嫁、如何转嫁、转嫁多少，需要系统思维、科学论证。未来随着全国统一电力市场体系逐步建立、碳市场的逐步完善，电力市场全面放开，碳价充分有效传导，特别是碳价随着配额需求提高和减排成本上升而逐步走高，碳市场为碳减排提供经济激励、降低全社会减排成本作用充分发挥时，可以考虑适时将电力间接排放从全国碳市场覆盖排放范围中排除。

中韩联手解决电池回收“难”？ 9月27日，中伟股份发布公告称，公司与SK ecoplant签署《战略合作框架协议》。基于双方在战略合作方面的互补性和兼容性，双方一致同意在原料供应、预处理、湿法冶金和前驱体正极材料的生产进行锂离子电池回收业务领域开展合作。 对此，中伟股份表示，本次合作符合公司的发展战略，属于公司发挥快速产业化能力水平，加速一体化、国际化布局的重要举措，将近一步强化公司矿产资源粗炼—矿产资源精炼—前驱体材料制造—新能源材料循环回收一体化路线，提升公司的全球核心竞争力和巩固行业领先地位。 事实上，这并不是中韩双方就电池回收领域进行的第一次合作。7月26日，LG新能源表示，将与华友钴业合资建立两家工厂，以从废旧电池和旧电池中提取镍、钴和锂。处理废旧电池的预处理厂将建在LG新能源在南京的生产设施内，而处理回收金属的后加工厂将建在浙江的衢州。 近日，工业和信息化部节能与综合利用司副司长尤勇近期在世界动力电池大会上称，“废旧动力电池从早期企业不愿意回收变成了如今人人争抢的香饽饽。” 数据显示，2021年，动力电池回收利用相关企业注册量快速增长至2.4万家。随着新能源汽车产销量和动力电池装车量的攀升，国内新能源汽车动力电池也进入到规模化退役阶段。未来5年，国内动力电池累计退役量将超过100GWh。 只不过行业高速发展的同时，问题也相继暴露。动力电池回收来自供应商的压力是不争的事实，产业链上下游的信息并不对称，上游有电池的找不着下游的买家，下游回收企业找不到上游的电池。根据统计，动力电池回收相关企业的注册量超过2000家，但是进入工信部“白名单”的企业仅有45家，正规渠道回收的退役动力电池往往不到全行业数量的30%。大量的废旧电池流向了“小作坊”、“黑作坊”等非正规渠道。 此外，回收企业面临技术挑战。尽管大多数电池回收企业都表示自己的电池材料回收率达到了90%以上，但背后的成本却颇高。要拆解回收这些方方面面都存在差异的电池，电池回收企业必须要有多样化的技术，前期投入大，且难以真正规模化。 为解决行业乱象，政策引导就显得十分重要。9月16日，在工业和信息化部今日举行的主题发布会上，工业和信息化部节能与综合利用司司长黄利斌表示，下一步将加快出台一批动力电池回收利用国家标准、行业标准。 实现千亿产值，动力电池回收还面临不少坎坷，上至电池生产厂商，下至终端利用企业，动力电池回收产业牵涉众多。

配电网多场景储能系统应用关键技术及攻关方向 随着中国经济的高速发展，对于电力能源的需求与日俱增，同时对于电网供电可靠性也提出了巨大的挑战。贵州作为我国的旅游大省，以其独有的自然景观和少数名族风光受到众多旅游者的喜爱，但存在配电网架薄弱，设备季节性过载严重，负荷峰谷差大，自动化水平低等问题。由于设备水平参差不齐，缺乏统一规划，造成多种原因引起线路跳闸事故的发生，严重降低了当地的供电可靠性，一旦发生停电事故，将造成恶劣的影响，甚至会引发群体事件的发生。因此，提高供电可靠性是电力供应部门目前的首要工作。目前解决上述问题的多采用采用传统方法。一是在通过变压器增容，改造原有线路提升供电能力方面；而是多采用柴油发电机组来提升应急供电能力。 一、配电网多场景储能系统应用关键技术是构建新型电力系统的重要技术保障 “十三五”以来，我国新型储能行业整体处于由研发示范向商业化初期的过渡阶段，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了实质性进展。市场应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用初步显现。为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，国家部委印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，期望通过储能技术的专项攻关，实现新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。 二、配电网多场景储能系统应用关键技术面临的技术问题 配电网中，储能系统的综合利用和管控面临一下几个技术难题。 难点1：储能系统智能管控评价方法。为了科学评价具备积木拼接功能的储能系统在电力应急、抗灾中的整体效益、需综合考虑其系统配置、地理位置、容量功率信息、目标距离、场景应用需求等多个因素，管控评价方法受多个条件约束，创新一种科学的评价方法及优化求解算法是实现智能管控的关键。 难点2：储能系统多机并联功率分配与环流抑制技术。在多移动储能系统多机并联工作状态下，如何解决不同规格、荷电状态的储能系统的功率优化分配问题，及针对多个出功不同的移动储能系统并网带来环流问题的抑制技术，是突破储能多机并联控制的难点之一。 难点3：储能系统优化集成技术。由于使用环境和路况复杂，模块化可移动储能系统在运输过程存在振动、倾斜等多种状况，因此对系统内部各设备进行优化布局是系统能够安全运行的前提。 难点4：储能系统即插即用技术。针对现场系统接入困难的问题，需要对储能系统物理接口和信息接口的标准化统一，实现系统快速接入以及运行状态的快速识别，简化设备接入的流程，实现设备的自描述和互操作是工作的难点之一。 三、配电网多场景储能系统应用关键技术攻关方向 （1）基于电力应急或抗灾事件及配电网薄弱环节的储能系统快速响应技术研究。根据电力应急或抗灾等特定应用需求，综合考虑储能系统配置及地理信息、容量功率信息、目标距离、场景应用需求等因素，建立不同应用场景下储能系统响应模型，研究其高效经济的规划方案及动态优化配置算法，基于储能布点优化、积木式储能应急决策约束条件。采用智能决策方法对储能的快速响应进行评估，并形成响应的调度指标。 （2）基于电力应急或抗灾事件及配电网薄弱环节下多台储能系统智能管控及环流控制技术研究。研究多台储能系统并网逆变装置的等值阻抗，分析离网模式下多机环流产生机理；基于各中不同型号储能车蓄电池的电气指标，给出在并网/离网运行模式下的出功参考值；并在这各参考值基础上采用反馈机制的下垂控制进行优化，解决多机并联带来的环流问题，提升弱电网下的多种储能系统并网的稳定性；研究具备积木式拼接的储能系统电路拓扑结构，分析其防环流效果，为储能系统样机研制提供理论依据。 （3）储能系统离网模式下多机并联组网运行控制技术。研究储能系统切换控制技术，实现并/离网不同运行模式下无缝切换；研究储能系统接入系统网侧和源侧故障保护方案，提升故障处置能力，确保系统可靠安全稳定运行。 （4）储能系统的即插即用信息交互规约。研究储能系统的自描述方法及其实现技术研发;研究储能系统多台并网互操作方法及其实现技术研发;研究储能系统即插即用信息交互规约以及一致性测试技术研发；研究储能系统的信息安全接入方案。 （5）储能系统热管理及辅助系统优化设计技术。研究适用于多台积木式拼接的储能系统储能变流器、电池模块、变压器以及开关柜电气设计、关键设备选型以及结构优化设计技术，确定其体积、重量。研究其内部散热、通风管理及消防、照明等辅助系统优化技术。研究设备的优化布局、灵活扩展技术以及防振设计，使系统能够满足不同路况、不同应用场景下的运行要求。 （6）储能系统的通信组网方案，研究应急供电装备调度与管控云平台框架，满足灾害应急电力装备快速指挥需求。考虑可以积木式拼接的储能系统可移动特点及信息安全，研究通信组网方案。

迎战电力现货市场必备技能和风险应对 电力现货市场是电力市场体系建设的关键环节，加快推进电力现货市场建设有利于构建完备的电力市场体系，进一步发挥市场配置资源的决定性作用。当前，在加快建设全国统一电力市场体系的号角下，电力现货市场政策不断更新、市场建设逐步完善，电力现货市场建设正加速驶入“快车道”。 01电力现货市场总体进展 今年以来，我国电力现货市场建设步伐迈出一大步，目前首批八个现货试点目前均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。同时，第二批现货试点也全部启动模拟试运行，越来越多的非试点省份出台现货试点建设方案，电力现货试点正加速扩围。省间方面，省间电力现货交易已开启为期半年连续结算试运行，南方区域电力市场启动，南方五省区的电力市场实现跨省现货交易，国内电力市场化改革迈出了重要一步。 第一批现货试点，既有采取分散式的省区也有采取集中式的省区。其中，广东、山东、浙江、甘肃、山西、四川为集中式，福建、蒙西为分散式。原则上，电网阻塞断面多的地区，宜选择集中式电力市场模式起步；电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区，宜选择分散式电力市场模式起步。 出清和限价方面，浙江市场日前采取30分钟为一个出清时段，实时市场5分钟为一个出清时段；其他省区日前和实时市场均以15分钟为一个出清时段，其中，蒙西设置了4小时一个交易时段，15分钟一个出清时段的日内市场。电力现货市场申报和出清限价设置应以促进用户侧削峰填谷、消纳清洁能源和防范价格异常波动为基本原则，避免因上下限设置不合理而影响价格信号发挥作用。 第二批现货试点中，江苏进展较快。2022年上半年在江苏电力交易中心注册生效的发电企业、售电公司、电力用户、电网企业四类市场主体含计111627家，市场主体数量居全国前列。其中，发电企业共注册1219家，其中参与市场化交易209家；售电公司注册生效260家，其中参加交易的112家；用户注册110147家，参与市场交易用户103744家。 2022年1月25日至27日，江苏开展电力现货市场模拟试运行，成为国家第二批电力现货市场试点省份首个实现模拟试运行的省份。6月30日至7月7日，江苏开展电力现货市场第一次结算试运行，9月22日至9月29日，开展电力现货市场第二次结算试运行，发电侧市场主体报量报价参与日前市场，采用日前封存量价信息参与实时市场。用户侧市场主体不报量不报价，参与实时市场结算。 02市场主体参与现货应具备的技能 电力现货交易带来以下迫切的现实问题：参与现货交易的发电企业配网售电企业如何参与现货交易竞争？如何规避风险实现盈利？面对趋于常态化的电力现货交易，企业如何智能经营提升核心竞争力？这是发电企业、配网售电企业要存活发展必须解决的问题。 对于发售电企业如何参与现货交易，必须学习掌握各省发布的现货交易方案、政策和交易规则；学习掌握必要的电网运行知识；实时跟踪电网运行和用户的相关信息；实时掌握机组的优良状况。 现货市场中，一旦有其他机组的报价低于自己中长期合约电量的发电成本，电厂就愿意减少自己的中长期发电，通过差价合约的结算机制，由更低价的现货电来代替自己发电，以履行自己的中长期合约。虽然电厂在现货市场中减少了发电，但通过差价合约的结算，反而增加了自身的利润，实现了资源优化配置。 对于售电公司现货市场报量策略，日前市场中，当售电公司的合约电量超出日前申报电量的部分，将自动以日前市场的价格反卖回日前市场。合约电量提前锁定了购电价格，多出的合约电量反卖回日前市场，若日前价格大于合约价格，可以起到降低购电成本的作用，则售电公司盈利。 电力交易中存在三个风险，即“决策风险”、“操作风险”、“交易风险”。应对决策风险，需要售电公司提升分析能力，防范对市场判断和电量预测偏差较大的风险，根据自身风险偏好能力，做好风险收益平衡。应对操作风险，要求售电公司强化校对复核，防范交易申报方向（买入or卖出）错误的风险，同时也要防范交易申报点错的风险（多点一个0、少敲一个0）。应对交易风险，要求售电公司及时调整仓位，防范仓位过多或过少，及时调整合约仓位，减少套利心理。 在市场加快应急备用和调峰电源能力建设的进程中，售电公司要重点关注、积累具备可调资源的用户，积极参与调峰辅助服务市场。 03新能源企业参与市场的风险应对 新能源可以参与电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场、用能权交易、排污权交易及其他市场 。 目前我国新能源参与市场化交易的省份主要分为三种类别。一类是新能源常态化参与省内现货及中长期交易省份，包括甘肃、山西、山东、蒙西；二类是新能源常态化参与中长期交易（暂不参与现货），且交易比例较高，主要为云南、青海、新疆、宁夏、湖南、黑龙江、辽宁、吉林、陕西9个省份；三类是指新能源参与市场交易比例较低和市场价格以政府指导定价为主的区域，共计8个省份。 随着市场规模的不断扩大、交易品种不断丰富，新能源参与电力市场也面临更大的风险与挑战。新能源企业需要持续创新营销模式，深化布局绿色市场，全面提升交易能力，打造专业的营销队伍。 现货价格由谁来决定？ 电力现货价格主要受新能源发电（供）与统调负荷（需）的影响，而电力供需受天气的广泛影响，基于人工分析和历史经验的电力交易决策质量与效率面临挑战。电力供需关系的实时变化，使得历史经验难以应对，现货频率高、依据数量大，仅基于人工的决策质量和效率低。这时就需要人工智能技术的加持，气象大数据与人工智能技术，可以帮助新型电力系统更好的实现供需平衡，提高新能源消纳。 新能源高占比环境下，现货市场价格与新能源预测或出力密切耦合 。相比用电负荷的变化，新能源发电出力大小变化完全左右着的现货市场的价格与走势。市场研判是制定交易策略的前提，电力市场研判的核心是电价走势。 新能源发电的随机性、波动性、不确定性特点，使得新能源中长期曲线合同在现货市场交付时面临量价两个方面的风险。第一个风险就是会产生大量的正现货电量和负现货电量，第二个风险就是大概率的“低价正现货、高价负现货”电价风险。这进一步表明，新能源签订中长期曲线合同难以达到“锁定长期收益、规避现货风险”的作用。 针对新能源高占比的现货市场下中长期分时电价机制是否适用的问题，目录分时电价仅适用于非现货市场环境。对于还没有运行现货市场省份而言，目录分时电价对引导电力用户移峰填谷会起到积极作用。但对于现货市场试点地区，应该尽快让用户进入现货市场并取消执行中长期峰平谷电价政策或目录分时电价政策。特别是新能源高占比现货市场运行条件下，必须取消中长期分时电价规定。不能用计划的思维或计划的手段搞市场。 04电力辅助服务促进储能实现价值 在双碳目标的指引下，随着新型电力系统的构建，我国新能源装机占比不断提高，新能源发电具有间歇性、波动性、随机性等特点，新能源装机占比大幅增加，电力系统平衡难度加大，对储能等电力系统的灵活性资源提出了迫切需求，因此储能在新型电力系统中具有非常重要的价值。 储能作为市场成员独立参与现货电能量市场时，在电力现货市场进行购售电交易获取价差收益，收益水平由市场决定。此时的利益相关方有储能投资运营企业、售电公司、现货市场中的发电企业、电力用户、电网企业等。储能投资运营企业负责储能项目投资、建设和日常运维。 引入辅助服务市场竞价机制，使储能参与调频、调峰、备用将是独立储能最具前景的回收机制之一。在辅助服务市场未完全建立之前，可获得辅助服务补偿收益，市场建立后，收益水平由市场决定。此外，储能还可以参与多个协作运行的市场，例如：电能量市场、调频市场、备用市场、容量市场等。 首批8个试点省区除了蒙西外均开展了辅助服务市场，市场主要交易品种有调频、深度调峰、备用。山东、福建、甘肃区域调峰市场优先出清，作为省内市场边界。 煤电、气电在提供辅助服务方面更具优势，储能与新能源发电的互补性使得应鼓励储能纳入辅助服务市场。在系统实际运行中，应引导具备调节能力的煤电机组、燃气机组、储能主动提供辅助服务，保障系统电力安全供应。 目前，我国电力现货市场正处于发展的深水区，面临艰巨的改革任务，要在发展中找到正确的路子。应对瞬息万变的市场，各主体应该实“市”求是，从千变万化的市场信息中淘出真实的规律。