储能爆发增长遭遇“强配”瓶颈 共享储能或是破解之道 随着风光等新能源的大幅增长，近年来，储能也跟着呈现爆发式增长态势。国际国内市场需求都持续旺盛。 中泰证券数据显示，9月36个国内新型储能项目开标，总容量6.05GWh，总功率2.63GW。欧洲市场方面，东吴证券10月16日报告指出，欧洲户储仍具备超强经济性，且欧洲2023年居民端电价预计将有显著提升，欧洲户储订单普遍已排至明年4月。 据高工锂电预测，到2025年，全球储能电池出货量将逼近500GWh，到2030年，储能电池出货量有望达到2300GWh，市场规模将超3万亿元。各大电池企业加速扩张储能电池产能，连黑芝麻、龙净环保等公司也“豪掷千金”跨界储能赛道。 在政策的助推下，构建“新能源+储能”的应用模式，已经成为解决新能源消纳问题的重要手段之一，从国家到地方，陆续出台多个鼓励政策，储能行业今年加速发展，储能项目数量激增。据《中国能源报》报道，受电池供不应求的影响，目前部分储能企业已经暂停接单，出现“电池荒”。 储能“停单”的焦虑更多源于锂离子电池供应。由于率先实现产业化，锂离子电池在储能赛道中占据了主流地位。 在实际运行中，新能源场站内配置储能的模式，弊端逐步凸显， “共享储能”凭借其创新的商业模式，对电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，推动行业和产业的相互促进与发展。多省推出共享储能政策，共享储能租赁也实现了“零”的突破。 01 共享储能电站-用户-运营商 国家发展改革委、国家能源局等五部门早在2017年印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中，就明确提出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。 所以，储能的装机体量和装机节奏与新能源装机密切相关。 2019年以来，各地方政府陆续采用行政命令方式要求新能源强配储能，2020年，全国先后有17个省市区出台了相关政策，而进入2021年以来，至今已有20个省市区提出了“风光储一体化”。 各地统一要求“强配”储能，主要是为了解决风光难以消纳的问题。 但新能源强配储能造成社会投资浪费。根据国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时，配置储能的新能源电站仍按常规新能源电站方式调度。 某光伏开发企业董事长为自己算了一笔账：建一个光伏电站，比较理想的情况下，“收益率能达到10％就已经不错了”，大约需要10年来收回成本；如果再配上20％的储能，投资成本会再增加10％~20％，收益率降到了6％~7％。 为了解决强配储能使用率不高、投资回报率下降问题，市场推出了“共享储能”的概念和商业模式。 “共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。 “共享储能”是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。它将原本仅服务于单一个体的储能服务于多个个体，通过科学地协调控制，为用户提供有效服务。 总的来说，共享储能就是一个大型储能站，将原本新能源发电侧需要强配的储能，以向共享储能电站购买一定比例储能容量的形式，按年支付租金来实现。 2021年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等多个省份陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设共享（独立）储能电站，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，共享储能概念得到进一步推广和外延。 共享储能电站服务主要是为经运营商向用户出售电能。共享储能电站收入主要来源于经运营商向新能源电站收取的租赁费，这也是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。 共享储能还能通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，购买新能源电站可能被弃掉的风或弃光电能充电，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用为主。 在电力现货试点省份，共享储能电站通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。山东已经开始试行。 通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等，这主要以山东、青海、甘肃等省份为主。 02 共享储能或将迎来快速发展 据东吴证券研报，2022年储能电池和储能逆变器涨价，带来储能价格上涨。涨价后光储电站收益率将下降2-3%，所以强制配储要求下刺激储能租赁模式—共享储能的出现。 独立/共享储能具备规模化降本优势，可通过租赁调峰能力和参与辅助服务或电力市场交易获得收益，其是当前市场下储能盈利的很好的模式，或在国内成为主流。 目前国内市场山东、湖南、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试。以山东为例，根据其《关于开展储能示范应用的实施意见》，山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易，这三种收益叠加，根据国网山东省电力公司经济技术研究院测算，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约为7600万元，具备了初步商业价值。 此外，独立储能9月开标规模超过新能源配储。据中泰证券研报数据，9月国内36个国内新型储能项目开标，总容量6.05GWh，总功率2.63GW，平均中标单价2.11元/Wh。按项目类别划分，其中独立储能项目11个，容量占比57.03%；新能源配储项目24个，容量占比42.48%，独立储能9月开标规模已经超过新能源配储。 相关业内专家表示，用户侧共享储能的实践体现了三个层面的价值，一是实现了不同用户之间的电力容量共享；二是通过为电网侧提供辅助服务获得稳定收益，验证了储能商业化模式的可行性。第三共享储能在实现绿电消纳的同时助力降低风光电站业主的开发成本。 海外储能方面，华鑫证券表示，在2023年IRA新政生效、东南亚光伏关税取消两年等政策背景下，今年下半年到明年美国储能市场有望持续突破装机记录。 当前，共享储能电站已经成为我国储能应用的主要形式，未来结合退役火电机组现有站址、变电站空闲土地、新能源汇集站、电站关键节点等建设的共享储能电站将为电力系统安全稳定运行发挥重要作用。

全球最大！超级“充电宝”！ 抽水蓄能，是指在用电低谷时，利用风电、光电等清洁能源将水抽到山上，在用电高峰时再放水发电。这个转化过程解决了一直以来电能难以储存的难题，因此，抽水蓄能电站也可以称得上是超级“充电宝”。当前我国的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。 我国建设全球最大规模抽水蓄能电站 成超级新能源“充电宝” 河北丰宁抽水蓄能电站是全球最大装机的抽水蓄能电站，总装机容量360万千瓦，总投资超过了192亿元，共安装12台抽水蓄能发电机组。 丰宁抽水蓄能电站就是在山上、山下分别建设水库，通过电网调度，在用电低谷时，利用富余的风电、光伏电能把水抽到山上，在用电高峰时，放水发电，不仅把富余的清洁能源存了起来，还是电力系统的稳定器、调节器和平衡器。 在安徽金寨抽水蓄能电站，截至10月26日，累计发电量近1.6亿度。 截至目前，国家电网经营区，在建在运抽水蓄能电站70座、装机8524万千瓦，分别是2012年的3.2倍、4.1倍。预计到2030年装机容量将达到1亿千瓦。 抽水蓄能行业爆发式增长 关键核心装备升级加速 国内抽水蓄能电站项目在加快建设，这也带动了相关设备制造产业的发展。积极扩充产能的同时，抽水蓄能设备的制造技术也在向智能、高效的方向加速升级。 在国内的一家大型抽水蓄能装备制造企业，工作人员正在进行抽水蓄能机组核心部件座环的生产，它的总重超过194吨，最大回转半径达15.8米。今年，像这种大型设备的订单量快速增加。 抽水蓄能装备订单的快速增加，也在加速关键技术的创新，在国内首个抽水蓄能装备的数字装配中心，工作人员正在对抽水蓄能重要设备进行数字化装配，就是用虚拟制造技术，来判定产品装配质量，用数字装配代替实物装配。 为了更好地适应新能源的波动性和间歇性，相关企业正在研发变速抽蓄机组，关键核心技术研究已基本完成，这也将形成一个总规模在150亿元左右的市场。 国内抽水蓄能电站建设提速 每年带动投资600亿元 为了推进抽水蓄能电站的建设，目前国家已经出台了抽水蓄能电站的电价政策，保障了合理收益，而抽水蓄能电站的加速建设，也将为上下游产业链带来更加显著的拉动效应。 广东梅州抽水蓄能电站一期工程在今年5月全面投产发电，目前执行的是两部制电价，包括容量电价和电量电价，也就是按电站容量核算固定收入和按抽发电量核算变动收入，这两部分的收益加起来构成了抽水蓄能电站的主要收入。 有了稳定的电费收入来源，各个地方正在加快储备抽水蓄能项目站址，为下一步大规模建设做准备。 南网储能公司战略规划部总经理 彭潜：在南方地区的储备站址接近30个，装机总容量超过3500万千瓦，预计到2030年投资将超过2000亿元。站址主要分布在珠三角、粤西沿海、广西南宁等用电负荷集中、新能源接入旺盛的地方。 国家能源局发布的《抽水蓄能中长期规划》任务目标明确提出：到2030年，要投产抽水蓄能总规模1.2亿千瓦左右，到2035年我国抽水蓄能总装机规模将达到3亿千瓦。据测算，一个装机容量为120万千瓦的抽水蓄能电站总投资约80亿元。 这样可以带动全社会每年平均超过600亿元以上的直接投资，从抽水蓄能中长期规划来看，我们有装机规模4.2亿千瓦的重点项目，还有超过3亿千瓦的储备项目，同时仍有不少地区在积极推动后续的项目。

“虚拟电厂”重新定义电动汽车 在当前复杂国际形势下，全球能源系统稳定性在持续下降，并放大了极端天气对能源安全的影响。作为水电第一大省，四川在今夏经历了最为严峻的“缺电考验”。如今，极端天气事件或不再“极端”，在遭遇类似的电力供需失衡状况时，除了被动按下“限电”暂停键，还有其他选择吗？ 8月26日，深圳虚拟电厂管理中心举行揭牌仪式，这是国内首家虚拟电厂管理中心，值得注意的是，管理中心未来计划接入虚拟电厂集中管理的分布式能源中，也包括了V2G模式。 在这样的背景下，“V2G”作为电力系统重要的调节手段引发市场热议。 什么是V2G？ V2G全称为Vehicle-to-Grid，即电动汽车特有的储能功能与电网的双向互动，其核心思想就是利用大量电动汽车的储能装置作为电网和可再生能源的缓冲。纯电动车（BEV）与插电式混合动力汽车（PHEV）均可实现V2G。 目前，这一技术被普遍看作是电网调峰的有效手段之一。电动汽车可以作为可移动的储能装置，通过电动汽车用电低谷时段充电，用电高峰时段对电网反向放电，可构建动态有效的“新能源汽车+电网”能源体系，起到削峰填谷的调峰作用。 在“双碳目标”的大背景下，向着更多可再生能源过渡的需要重要考虑因素之一就是电力供需的稳定性，新能源比例越来越高，发电的不确定性及时空属性需要平衡。“间歇性”是大量发展可再生能源必须跨越的障碍。高比例间歇性可再生能源大量接入电网，为电力系统的安全稳定运行带来了巨大挑战。 发展储能是解决可再生能源电力供应安全和可持续问题的关键，通过车网互动的协调运行，电动汽车还可作为一种移动式、分布式的储能设施，提高电网运行效率和资源配置能力，提升清洁能源消纳能力。 此外，传统调峰方式的响应速度以秒计，而V2G调峰的响应速度可达毫秒级。在V2G双向充电技术运用下,可以达到减缓电网压力、节省充电成本、助力电网智能化转型等优势。并且，车主能够通过V2G向电网售电的方式获得额外收益。 政策利好V2G 今年9月26日，在国家发改委重大基础设施建设新闻发布会上，国家能源局规划司副司长宋雯表示，加大新型电力基础设施建设力度，其中包括：优化充电基础设施布局，推动新能源汽车与电力系统融合发展，鼓励开展有序充电、电动汽车向电网送电（V2G）等技术应用示范。 自2022年年初，中国就相继出台了V2G产业相关政策。 V2G市场分析 中国是全球电动汽车最大市场，2021年全球纯电动汽车的销量达到650万辆，同比增长109%。其中中国大陆市场销售了320万辆，占全球电动汽车销量的一半。 截止到2022年6月，我国新能源汽车保有量已突破1000万辆。据专家预测，在2030年我国新能源汽车保有量将达到8500万辆，在2040年或将突破3亿辆。2040年，电动汽车年用电量增加2.68万亿千瓦时，占全社会用电量17%。日充电功率最高可达5.87亿千瓦。 从电网角度来看，随着电动汽车保有量的快速攀升,电动汽车的充电及放电时间是高度随机性的，如果不能进行统一协调控制及管理的话，将会对电网网损及电能稳定性产生巨大的影响。大规模电动汽车会使区域电网峰谷差由最大负荷的35%加剧至55%。“峰上加峰”的现象会更加严重，配电网运行的压力不断增加。 在不久前，小鹏汽车表示将正式发布S4超充桩，支持800V高压超充体系。此消息传出，800V高压超充解决补能焦虑瞬间成为热议话题。 事实上，不仅小鹏汽车，比亚迪、长城、广汽等车企也加快推出800V架构或规划。快充技术的高速发展，同时所带来的电动汽车快充充电电网瞬时供电压力将更进一步增加。 甚至在今年夏季，川渝限电的背景下，部分公用充电站暂停充电服务，部分四川电动汽车的车主陷入了充电难的困境中。出现了一桩难求排队充电更是“难上加难”的情况。 从用户的角度来看，在用电低谷时用较低的电价给汽车充电并储存电量，而在用电高峰期用较高的电价向电网输送电力，相当于“卖电”给电网，低谷和高峰期的电价差可以给车主带来一定的经济收益，从而进一步降低电动汽车车主的充电成本。 以8月份电网峰谷电价为例。又到迎峰度夏时，多省开始执行尖峰电价、峰谷电价差也在进一步拉大。，8月最大峰谷电价差超过0.7元的有24省市，有17省份峰谷电价差增大，分别为：北京、甘肃、广东、贵州、河北、河南、江苏、辽宁、宁夏、青海、湖南、陕西、上海、四川、重庆、天津、广西。其中天津电价差最高为1.5元/kWh！ 若车主每日将其电动汽车中50kWh“反卖”给电网，天津电价差最高为1.5元/kWh计算，其每次最高可获利75元。 但是，电池包身为电动车最贵的部件，电池只要有充放，就会有损耗。 一般情况下，动力电池容量衰减超过20%，将成为退役电池，由于频繁充放电对动力电池容量衰减或产生影响。动力电池的寿命本身年限并不长，再加入V2G模式之后，会加速动力电池的老化和降解，从而影响电动汽车的性能。 从运营商角度来看，V2G充电桩设备成本较普通充电桩更高。系统设计和安全保障、电力交易市场仍待完善，电动汽车充放电控制装置需要满足电动汽车和电网的信息交互功能、交换能量、电网运行状态、电价信号、车辆信息、电池状态、费用等问题都亟待解决。 V2G是一项需要进行长期研究、规划和调整的系统工程。不仅涵盖了汽车工业和电力工业这两大现代社会的代表性业界。同时，因为其中涉及到大量的信息传递过程，同样也收到受到IT、互联网行业等等的高度关注。相信在未来随着V2G相关技术瓶颈的不断突破，V2G技术将会成为我国双碳目标下的能源转型的一个重要支点。

2022年10月全国电动汽车充换电基础设施运行情况 近日，2022年10月全国电动汽车充换电基础设施运行情况发布： 公共充电基础设施运行情况，2022年10月比9月公共充电桩增加3.9万台，10月同比增长57.71%。截至2022年10月，联盟内成员单位总计上报公共充电桩167.5万台，其中直流充电桩70.9万台、交流充电桩96.6万台。从2021年11月到2022年10月，月均新增公共充电桩约5.1万台。 公共充电基础设施省、区、市运行情况，广东、江苏、上海、浙江、北京、湖北、山东、安徽、河南、福建TOP10地区建设的公共充电桩占比达71.6%。全国充电电量主要集中在广东、江苏、四川、河北、浙江、福建、上海、陕西、湖南、北京等省份，电量流向以公交车和乘用车为主，环卫物流车、出租车等其他类型车辆占比较小。2022年10月全国充电总电量约20.6亿度，较上月减少1.3亿度，同比增长103.3%，环比增加-6.0%。 公共充电基础设施运营商运行情况，截止到2022年10月，全国充电运营企业所运营充电桩数量TOP15，分别为：特来电运营32.4万台、星星充电运营32.1万台、云快充运营22.9万台、国家电网运营19.6万台、小桔充电运营8.9万台、蔚景云运营6.6万台、南方电网运营6.1万台、深圳车电网运营6.1万台、万城万充运营4.7万台、汇充电运营4.2万台、依威能源运营4.0万台、万马爱充运营2.7万台、上汽安悦运营2.4万台、中国普天运营2.2万台、蔚蓝快充运营1.8万台。这15家运营商占总量的93.5%，其余的运营商占总量的6.5%。 充电基础设施整体运行情况，2022年1～10月，充电基础设施增量为208.7万台，其中公共充电桩增量同比上涨107.3%，随车配建私人充电桩增量持续上升，同比上升391.4%。截止2022年10月，全国充电基础设施累计数量为470.4万台，同比增加108.8%。 充电基础设施与电动汽车对比情况，2022年1～10月，充电基础设施增量为208.7万台，新能源汽车销量528.0万辆，充电基础设施与新能源汽车继续爆发式增长。桩车增量比为1:2.5 ，充电基础设施建设能够基本满足新能源汽车的快速发展。

普及3万辆氢车！韩国公布氢经济发展战略 据韩国国际广播电台11月10日报道，韩国政府公布氢经济发展战略，计划到2030年普及3万辆氢能商用车。 韩国政府与11月9日召开新政府成立后的首次氢经济委员会会议，并公布了新的氢经济政策方向。会议认为原有氢经济政策在竞争力、温室气体减排效果方面存在局限，新政策主要由发展相关基础设施和产业等内容组成。 政府计划到2030年实现普及3万辆氢能商用车的目标。为此，将扩大氢能公共汽车和货车的购买补贴，延长购置税、通行费减免等措施，创造氢能需求。政府还将建造年产量达4万吨的全球最大规模的液化氢成套设备、年进口量达400万吨的氨进口终端等基础设施。为培育氢能产业，政府将指定七大领域支援企业的技术研发，同时通过监管沙盒放宽针对尚无安全标准领域的限制。 政府预计通过上述发展战略，到2030年将可产生约47万亿韩元的经济连锁效应、创造出逾9万个就业岗位，温室气体减排量将达到2800万吨。 政府表示，在制定未来战略时将优先考虑亟需实现国产化的技术领域，并积极扶持下一代技术研发，与民间企业分担技术研发带来的不确定性。 虽然日本被认为是最推崇氢能的国家，不过在韩国，氢能也已经是重要经济选项。 在2019年1月，韩国产业通商资源部正式对外发布了该国《氢能经济活性化路线图》，计划到2025年将氢燃料电池乘用车的年产能提升至10万辆，售价降至目前的一半。 早在2018年8月，韩国政府就将氢能经济与人工智能、大数据并列为三大战略投资领域。而后历经3个月，在听取了100多位专家意见后，韩国政府经研究分析制定了该路线图，囊括了氢能生产、运输、存储、使用等全部领域，旨在大力发展氢能产业，并在全球氢燃料电池车市场的发展中占得先机。 韩国在2021年10月公布过一份文件：“氢能领先国家愿景”，旨在发展氢能产业。这份文件提出一个野心勃勃的计划：争取到2030年主导全球氢能源市场；争取到2030年构建产能达100万吨的清洁氢能生产体系并将清洁氢能比重升至50%。 韩国在全球率先制定《氢能经济发展及氢能安全管理法》，积极发展氢能产业。现代汽车、SK、POSCO、韩华、晓星5家大企业集团也计划到2030年在氢能领域投资43万亿韩元（约合人民币2230亿元）。 根据计划，韩政府将打造覆盖生产、流通、应用的氢能生态环境。在生产领域，韩政府将构建清洁氢能生产体系，争取可再生氢的年产量在2030年和2050年分别达到100万吨和500万吨，并将氢气自给率升至50%。 韩国国土交通部于今年9月25日公布《第三期汽车政策基本规划案》（2022～2026年），提出到2027年实现自动驾驶汽车的商业落地，到2030年普及450万辆电动汽车、氢燃料电池汽车的目标。 在此之前，日本已经提出要建设成首个氢能社会。韩国显然有意要在氢能领域与日本一较高下。 近期，无论是韩国的现代还是日本的丰田都加大了与中国企业的合作，并在正在进行的进博会上推出了新品，寄希望于中国成为氢能乘用车销售重镇。不过发展后续还有待继续观察。

南方电力现货市场连续结算运行一周年 11月1日，南方（以广东起步）电力现货市场连续结算运行满一周年。连续结算运行以来，中长期电量累计约2769亿千瓦时，现货电量累计约200亿千瓦时，占市场化交易电量约6.7%，日前现货均价约0.59元/千瓦时，较燃煤基准价上浮28%，与电力供需和一次能源成本基本匹配，真正发挥了“价格发现”的作用，释放出精细化的电力时空价格信号，为南方区域电力现货市场的建设奠定了坚实基础。 广东在现货市场建设、售电主体培育等方面引领了我国新一轮电力市场化改革。面临计划与市场双轨制、交叉补贴的电价体系、大规模‘西电东送’等复杂现实条件，广东电力市场建设秉承顶层设计、渐进改善的原则，市场运行平稳有序，市场风险整体可控，并在信息披露、市场监测等方面形成了先进的实践经验。 累计疏导发电成本171亿元 “价格发现”和保供稳价作用凸显 通过包括现货在内的电力市场化交易，一年来，广东累计疏导发电成本171亿元，有效稳定市场预期。现货市场偏差结算机制有力约束发电行为，省内机组非计划减出力容量保持在1.5%左右，处于历史较低水平，充分彰显了市场配置资源的决定性作用，更好发挥了政府作用，保障了电力供应能力。 以去年11—12月为例，在一次能源价格持续高位运行的情况下，现货均价上涨至0.68元/千瓦时，较燃煤基准价上涨近五成，及时缓解了发电侧经营压力，激发发电企业发电积极性。现货市场运行以来，明显感受到电价“动”起来了，以前不论何时何地，绝大部分同类型机组的上网电价都是同一价格水平，而现货模式下，电能量不同时空价值的差异得到了充分体现，也在一定程度上传导了发电行业的成本。 对于用户而言，今年电力市场建设带来的最明显感受，就是由价差模式转变为顺价模式。在原来价差模式下，市场用户在交易中谈的是一度电相较于目录电价能降多少钱，电价只跌不涨；转至顺价模式后，谈的是买一度电需要多少钱，最终成交价格可跌可涨。同时，现货市场有力推动用户积极参与市场互动，由“被动接受固定电价”变为“主动调节用电行为”，助力削峰填谷。现货市场的出现，让用户参与到电力市场交易的队伍中，提供了更多自主发挥的空间，可以通过规范的操作进一步降低用电成本。 首创多项机制规范市场行为 多措并举为改革保驾护航 在国内首批现货试点省区中，广东电力现货市场规则设计首创了二级限价以及与一次能源价格联动的报价上限机制，由原来的固定申报价格上限，变为每周根据公开发布的一次能源价格，动态计算现货市场申报价格上限，更及时反映燃料成本变化对发电成本影响，既防范极端现货高价，也保障了发电企业合理收益。 在广东电力市场交易品种多、频次多、市场主体数量多的背景下，广东电力交易中心编制、发布全国首个电力市场交易规程——《广东电力市场交易规程》，明确广东电力市场交易业务的工作原则、业务流程、技术要求、职责界面等，指导各交易业务有序开展，并为市场主体业务开展提供指导，促进广东电力市场规范运行。 此外，广东建成国内首个电力市场“逐日盯市”动态履约风险防控体系。结合市场价格走势和售电公司交易情况，广东电力交易中心每天计算评估售电公司亏损风险，及时发出预警，并按规定要求相关售电公司追加履约担保或及时结清欠费。广东在全国首创保底售电机制，建立了信用额度预警与处置管理机制等，确保电力用户持续稳定参与交易。 对参与电力现货交易的市场主体来说，最大的变化是交易专业性的增加。无论是交易品种，还是经济、天气等各方面对电力市场的影响，都大大增加了电力交易的难度，对专业度的要求更高。 为清洁能源置换发电空间 推动多市场机制的融合衔接 广东电力现货市场连续试运行后，各个交易领域和各种交易规则不断优化调整，推动了“双碳”目标下多市场机制的融合衔接。 现货市场机制可有效引导发电侧主动参与调峰，助推能源转型。在供应富余时期机组停机少发最大可获得约0.5元/千瓦时的中长期偏差收益，精准引导电厂释放调峰潜力约400万千瓦，为清洁能源消纳置换发电空间。今年6月，广东省首批绿色电力证书（以下简称“绿证”）颁发。广东率先构建绿电时代消纳保障体系下的可再生能源交易机制，创新“证电合一”交易方式，组织绿电专场交易，凸显绿电环境权益价值，激发绿电消费活力。绿证和绿电的同步流转，填补了国内市场化用户绿电消纳空白，充分还原绿色电力的商品属性。自去年开展交易以来，广东绿电累计成交13.3亿千瓦时，交易规模、交易活跃度均处于全国领先地位。

光伏十大“一哥” 纵观光伏产业链，各环节的“一哥”均备受关注，他们是细分行业的技术标杆，也是光伏产业的明星企业，本文特意梳理了十大环节的TOP企业。需要强调的是，参评数据不同，排位亦然生变，本文排名仅供参考。 1、硅料——永祥股份 近十余年，硅料王朝几度更迭。2013年，保利协鑫（现更名为协鑫科技）旗下江苏中能超越德国Wacker登上“一哥”位置，多晶硅年产能达6.5万吨，此后更是多年独占鳌头。 2018年伊始，变动萌生，通威集团旗下永祥股份多晶硅产能从2017年2万吨快速飙升至2018年底的8万吨，超越江苏中能的7万吨，然而叠加新疆协鑫投产的6万吨，协鑫仍旧稳坐头把交椅。不过，2019年第四季度，新疆协鑫31.5%股权被交易。 2020年，协鑫开启棒状多晶硅到颗粒硅的变革，江苏基地棒状多晶硅产能由7万吨减少至3.6万吨，年底颗粒硅产能增加至1万吨。通威则全面加速，在2020底8万吨多晶硅产能的基础上，力争2021、2022、2023年多晶硅产能分别达到11.5~15吨、15~22万吨、22~29万吨。 当下，无论是产能亦或产量，永祥股份均稳坐“一哥”。截至2021年底，永祥股份多晶硅产能达到18万吨，在建项目产能合计17万吨，其中包头二期5万吨项目预计2022 年投产，乐山三期12万吨项目预计2023年投产，届时产能规模将达到35万吨，远超曾经的三年规划。 当然，协鑫持续押注颗粒硅，最新数据显示，协鑫颗粒硅满产运行产能合计已达10万吨。 2、硅片——隆基&中环 在全球硅片的历史长卷上，“协鑫王国”同样称霸多年。不过随着单晶性价比的突破，隆基绿能接下“接力棒”，中环股份紧随其后，单晶“双雄”格局自此成型。 截至2021年底，隆基单晶硅片产能达105GW，也是至今首个产能破百的硅片企业，2022年目标产能150GW。 中环2020年与隆基的产能差距最大达到30GW。但与此同时，中环祭出两大“杀手锏”，一是于2019年发布G12（210mm）超大尺寸硅片，再次掀开硅片尺寸之争；二是2020年混改完结，TCL集团入主，中环由国企变身民企。至此，中环开启产能“加速度”。 2021年2月，中环发布公告，于宁夏银川投建50GW（G12）太阳能级单晶硅材料智能工厂及相关配套产业。该项目于2021年3月开工，预期今年底前投产。 2022年5月，中环再度调整募投项目，将原计划投入“集成电路用8-12英寸半导体硅片之生产线项目”中的剩余募集资金全部用于“DW四期项目”的建设，新增年产30GW太阳能光伏硅片（G12）产能。 据中环披露，2022年硅片产能预期达到140GW，直追隆基。 3、电池片——通威太阳能 手握硅料“一哥”，通威股份同时具备另一大杀手锏——太阳能电池，操盘者为通威太阳能。 2016年，在第三方机构的专业太阳能电池厂商产能排名中，通威太阳能以3.4GW跃升至第一。而至2018年，通威太阳能已从垂直一体化大厂手中接下交接棒，成为全球第一大太阳能电池供应商，并“守擂”至今。 4、组件——隆基乐叶 作为光伏技术的终端呈现，光伏组件备受关注，组件龙头更是竞争激烈。以出货量为依据，组件“一哥”交替频繁。2020年，继硅片后，隆基绿能旗下电池组件舰队隆基乐叶成功摘下组件桂冠， 成为硅片、组件的“双料”冠军。 今年前三季度，隆基以超30GW的组件出货量依然守擂成功。 值得重视的是，隆基刚刚推出HPBC组件新品，在行业N型热潮下，隆基新技术能否另辟新径值得期待。 5、玻璃——信义光能&福莱特 光伏玻璃作为光伏组件的封装材料，其强度、透光率等直接决定了光伏组件的寿命和发电效率。 ；-板硝子收购）、日本旭硝子、日本板硝子四家外国公司垄断，进口价格高达80元/平方米以上。2016年后，国产光伏玻璃开始替代进口，并逆袭成为全球最大的光伏玻璃生产国。 光伏玻璃生产商，信义光能、福莱特两大厂家的市占率占比超过50%，光伏玻璃“双霸”格局稳定多年。截至2022年6月30日，信义光能、福莱特的光伏玻璃产能分别为16800吨/天、15800吨/天。 6、胶膜——福斯特 光伏胶膜同属光伏组件的关键封装材料，对太阳能电池组件起到封装和保护的作用，能提高组件的光电转换效率，并延长组件的使用寿命。 按照技术类型，光伏胶膜主要包含EVA胶膜、POE胶膜，其中前者又包含白色EVA胶膜和透明EVA胶膜，后者包含纯POE胶膜和共挤POE胶膜。目前，占据市场主流的仍为EVA胶膜，但随着N型技术的大规模量产，具有优秀阻水性能和抗PID性的POE胶膜需求渐起。 与光伏玻璃一致，光伏胶膜龙头企业的市占率超过50%。但与光伏玻璃“双霸”格局不同的是，光伏胶膜的超50%市场份额由福斯特一家独享。 2021年，福斯特光伏胶膜销量达96779.84万平方米，较2015年增长158%。 其他主流胶膜企业还包括斯威克、赛伍技术、百佳年代、祥邦科技等。 7、背板——中来股份 光伏背板“三剑客”赛伍技术、中来股份、明冠新材，2020年三者全球市场占比超过60%。 2021年，中来股份背板销售量达16785.94万平方米，超越赛伍技术的13120.67万平方米，成为新背板龙头。 根据财报披露，中来股份主打双面涂覆型背板，2021年该背板出货量占全年总出货量的63%以上。截至至2021年末，中来股份拥有背板年产能超1.7亿平方米，可配套近40GW组件。此外，中来股份同时布局N型TOPCon高效电池组件以及户用分布式光伏开发业务。 8、逆变器——阳光电源&华为 光伏逆变器“江湖”，由于出货量数据并未完全公开，因此排名多有争议，但不容置疑的超一线企业非阳光电源和华为莫属，两者全球市占率均超过20%以上，大幅领先。 官方信息显示，1998年阳光电源自主研发的光伏逆变器首次应用于南疆铁路，1999年开发国内首台用于电力系统的正弦波逆变器，2003年国内首台具有自主知识产权光伏逆变器并网发电。截至2022年6月30日，阳光电源在全球市场已累计实现逆变设备装机超269GW。 而华为进军光伏逆变器仅十年左右，高举组串式逆变器大旗，不仅彻底改写了光伏逆变器市场的格局，且其所倡导的数字化、智能化更是引领了逆变器市场的概念革新。 9、跟踪支架——中信博 组件、逆变器、支架，光伏电站的“三大件”。作为光伏电站的重要“骨骼”，支架支撑起了电站25年的安全运营和收益。 跟踪支架对光伏电站发电量的增益广受认可，但在国内市场，性价比、可靠性仍待破局。全球跟踪支架排名中，中信博名列前茅。财报数据显示，2021 年，中信博光伏支架出货量约 6.51GW，其中境内出货 4.94GW，境外出货 1.57GW。按照技术类型，跟踪支架出货量约 2.33GW，固定支架4.18GW。 此外，国内领先的跟踪支架龙头企业还包含天合跟踪、帷盛科技、江苏国强等。 10、光伏电站投资商——国家电投&正泰新能源 全球最大光伏发电企业——国家电投，截至今年9月底，国家电投光伏装机已超45GW，稳坐全球光伏“巨无霸”宝座。2019~2021年，国家电投光伏电站累计装机容量增长113%。 而民营光伏电站“一哥”则非正泰新能源莫属。截至9月底，正泰国内所持光伏电站规模增至11.1GW，这也是电站规模超过10GW的首个民营企业。超11GW光伏电站规模中，分布式光伏电站超10GW，其中小型工商业分布式电站1.12GW，户用光伏9.03GW。

涨电价应少调控 多市场 11月8日，中电联发布《适应新型电力系统的电价机制研究报告》，其中建议有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平。 类似的建议实际上在电力行业并不是第一次被提出。在今年3月，就有电力行业专家撰文如下： 近年来，国内各省煤电企业基准电价在0.3~0.45元/千瓦时，平均约为0.38元/千瓦时，这对应的是过去535元/吨下水煤基准价。今年初，国家根据煤价上了一个新平台的实际情况，对煤炭基准价调增为675元/吨。 为体现公平对等原则，消除煤电历史亏损，应对不确定因素的影响，稳固煤电企业收益，建议国家在适当时机，相应提高平均燃煤基准电价到0.45元/千瓦时，并与新能源定价机制解耦，电价上下浮动20%的比例仍不变。 中电联的计算方式大致相同，也是以535元/吨的煤价对应平均0.38元/千瓦时的煤电基准价，在叠加了煤价上涨带来的电价上涨标准，得出了0.4335元/千瓦时这一数字。只是不知道这个小数点后4位，中电联是如何计算出来的。 但无论小数点后的几位数字有多科学，都无法掩盖一点：依靠煤电基准价调整来理顺煤电关系，还是2015年新一轮电改之前的旧思路。 发端于2015年的新一轮电力体制改革有2个重点任务：（一）有序推进电价改革，理顺电价形成机制；（二）推进电力交易体制改革，完善市场化交易机制。 按照价值规律，商品价格受供求关系的影响围绕价值做上下波动。理顺电价形成机制与电力市场交易改革相辅相成。电力市场交易承担着“价格发现”的职能，在当前供需失衡、原材料价格波动的背景下，更应该依靠市场来发现煤电价格的合理区间。 火电企业今年的日子确实难过。 10月25日，中电联发布《2022年三季度全国电力供需形势分析预测报告》。报告显示，前三季度全国电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。因此导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。 从上市公司年报来看，前三季度华能国际和大唐发电继续亏损，未能实现扭亏；国电电力和华电国际虽然扭亏为盈，但主要依靠股权转让、投资收益、热价上涨等因素，火电业务依然艰难。 成本疏导不到位，火电企业步履维艰。根本原因是市场化改革不到位，而不能将解决方案归结于上调煤电基准价。 2015年新一轮电改开始时，电力供需环境宽松，可谓是改革的最佳窗口期和红利期。但电改进度太慢、程度太浅、力度太弱，导致我们错过了改革最黄金的时期。看起来成果斐然的售电侧改革，实际上只是利益在特定群体中的重新分配，并没有达成提高效率、反垄断、厘清电价……等一系列目的。 先把好改的都改完了，剩下难改的偏偏留在了形势错综复杂的时期。 或许我们可以参考煤电市场化的案例。2021年之前，经过多年的改革，中国煤炭市场化程度已经很高。当2021年出现煤价暴涨，以至于影响到国民经济稳定发展的时候，政府强有力的宏观调控措施遏制了不合理上涨的趋势。 我们或许可以尝试（或者在部分区域试点）加快电力市场化改革，调高对于电价上涨预期的阈值，让电价更好地根据市场供需、原材料价格波动。只有当价格长时间异常高或低（又想到国民经济稳定、行业健康）的时候，才进行短期宏观调控。

中电联研究：应逐步建立适应新型电力系统的价格形成和疏导机制 为更好地服务构建新型电力系统，中电联组织完成了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》 电价政策现状及执行情况 “双碳”目标下，电力行业进入到了“能源转型期”、“改革深化期”、“新型系统构建期”三期叠加的新阶段，需要设计科学合理的电价机制，促进新能源对煤电的安全可靠替代，提升电网的安全供应能力和对新能源的灵活消纳能力，推动电力成本在市场主体之间公平负担，推动各类市场主体共同为系统安全稳定运行做出贡献。 关于煤电价格：今年以来，全国各地普遍能够执行国家现行燃煤发电价格改革政策。煤电价格由市场交易形成，1～9月全国燃煤发电机组完成交易电量3.12万亿千瓦时。 关于新能源价格：新能源于2021年开始实行平价上网，并且政策提出2030年新能源要全面参与电力市场。当前全国新能源电量平均市场化率约30%左右，各省分布不均。全国有三分之一的省份超过30%，主要集中在中西部地区。新能源参与市场程度高的省份，尤其在运行电力现货市场的省份，新能源结算价格普遍较低。 当前电价机制存在的主要问题 （一）煤电价格形成机制执行不到位 电煤价格高企，煤电基准价没有随之调整，市场价格水平难以反映煤电生产的真实成本。当前煤电价格采用基准价加浮动的市场机制，价格主要由市场形成。其中煤电基准价和浮动机制各有作用。煤电基准价是反映全社会平均煤电发电成本的上网基准价格，应随成本变化及时调整；浮动机制反映的是供需变化、市场竞争导致的价格波动。国家文件也曾明确提出“根据市场发展适时对基准价和浮动机制进行调整”。 相较2019年确定煤电基准价时的边界条件，当前环境已发生明显变化。2019年确定煤电基准价时，测算对应的秦皇岛港5500大卡下水煤价格是535元/吨，当前电煤价格持续高位运行，已远高于当时535元/吨的基准，估算全国煤电机组前三季度亏损总额接近950亿元，影响发电企业的生存和发展。 市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制。新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，更多地参与系统调节，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。 （二）新能源的绿色价值难以体现 目前的可再生能源消纳责任考核制度只对省级行政区域进行考核，没有体现售电公司、电力用户等个体消纳绿色电力的责任。在自愿购买机制下，绿证、绿电市场成交规模较低。 现行市场交易机制更多针对常规电源特点设计，不符合新能源出力特性，导致新能源在连续成交的电力现货市场缺乏竞争力，且承担了大部分市场运营费用。 （三）输配电价定价机制有待完善 省级电网输配电价机制“约束有余、激励不足”，部分核价参数设置与电网生产经营实际存在较大偏差，难以支撑加快建设坚强电网的需求。 专项输电工程定价机制不完善，单一制输电价格下，容易对部分跨省跨区交易形成一定的“价格壁垒”效应，难以适应电力资源大范围配置的要求。 （四）系统调节成本难以有效疏导 我国电力辅助服务费用长期在发电侧内部平衡，这种成本分摊方式已不适应未来发展需要。国家已出台政策明确了辅助服务费用的疏导原则和要求，但在实际操作中，仅少数地区落实了辅助服务费用在发电侧和用电侧按比例分摊，大部分省份仍然难以落地。 有关建议 电价改革重点是健全完善电价形成机制和疏导机制。未来系统对于电力的需求，将从以电量价值为主向多维价值转变，电价的构成也应逐步体现电力的多维价值。电价的合理构成应包括六个部分，即电能量价格+容量价格+辅助服务费用+绿色环境价格+输配电价格+政府性基金和附加。有关建议如下： （一）建立更多维度的上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型 一是完善煤电价格市场化形成机制，发挥安全保供作用。当前煤电价格主要通过市场形成，基准价仍然发挥重要的价格之锚作用，浮动机制划定了价格波动的合理区间，应合理设置和调整基准价水平和浮动范围，保障在价格形成过程中充分发挥市场和政府的作用。合理设置煤电基准价，应在基准价中及时反映燃料成本变化，使基准价发挥价格基准的作用，可考虑将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。如果根据以上方法测算，按照当前的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，对应平均煤电基准价调为0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，建议选择现货试点地区，将煤电中长期交易价格上下浮动20%的限制予以适当放宽；增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。相较于容量市场和稀缺电价，容量补偿机制是我国现阶段发电容量保障机制的可行选择。原则上，建议根据煤电机组的可用发电容量按年度进行补偿。 二是完善绿电“市场价+环境价值”，促进清洁低碳发展。建立新能源“绿证交易+强制配额”制度，通过落实对售电公司、电力用户等市场主体的绿色责任，扩大绿证、绿电交易规模，落实全社会共同推动能源转型的责任；推动交易机制更加适应新能源特性，通过提高交易频次、科学设置偏差考核、实行政府授权合约等手段，保障新能源入市能够获得合理收益；建立全国统一的绿证制度，构建与国际接轨的绿证交易体系。 三是完善调节能力合理定价机制，激发系统调节潜力。科学确定电力现货市场限价幅度，完善峰谷分时电价政策，适度拉大峰谷价差，通过价格信号引导储能、虚拟电厂等新兴主体发挥调节性作用。 （二）建立更加科学的输配电定价机制，促进全国资源配置 一是完善省级电网输配电价核定规则。遵循电网企业运营客观规律，按照激励约束并重原则，足额保障电网生产性成本，合理确定定价权益资本收益率，合理核定输配电价水平。 二是针对跨省跨区输电通道制定科学合理的电价机制。分阶段推动跨省跨区输电价格由单一制电量电价逐步向“容量电价+电量电价”的两部制电价过渡，降低跨省跨区交易的价格壁垒，推动电力资源大范围灵活配置。 （三）建立更为有效的系统成本疏导机制，支撑新型电力系统建设 一是合理疏导辅助服务费用。对于能够确定受益主体的费用，由受益主体承担；对于无法确定受益主体的费用，应合理确定辅助服务费用在发电侧和用电侧的分摊比例。 二是合理疏导交叉补贴费用。完善居民阶梯电价制度，探索对居民、农业用户实行分时电价政策，通过暗补变明补的方式妥善解决交叉补贴问题。 三是充分考虑社会承受能力。保证一次能源价格在合理区间，注重经济效益与社会效益协同。 （四）更好发挥政府监督管理作用，保障各项政策落到实处 一是加强对电力市场的监测，深化对电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场交易中电价形成的监管。 二是加强对煤炭市场的监测，保持电煤市场供需平衡，避免电煤价格大幅波动。 三是加强对发电成本的监测，保障各类电源健康可持续发展。

绿电交易火了，用户需求到底有多大？ 10月28日，国家发改委、国家能源局联合发布文件，鼓励多晶硅生产企业直接消纳光伏、风电、水电等绿电进行生产制造，支持通过微电网、源网荷储、新能源自备电站等形式就近就地消纳绿电。使用绿电进行多晶硅生产的，新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制。 同日，深圳市发改委发文鼓励深圳市能源企业利用全国布局的可再生能源项目开发绿色电力证书。支持购售电公司为深圳市企业提供绿电交易服务，每万千瓦时交易量奖励50元。 10月19日，陕西完成首场大规模绿色电力交易，14家省内平价光伏发电企业与13家售电公司和其代理的53家电力用户达成双边协商交易，成交电量达1亿千瓦时，陕西正式开启绿色电力消费新模式！ “双碳”目标下，开展绿电交易，能够更好地体现可再生能源的环境价值，有利于助推新型电力系统的建设，绿电交易将成为我国能源发展的主流趋势。但目前我国绿电市场还处于初期建设阶段，发展现状如何，用户需求多大？一起来看。 绿年初，国家发改委等七部门联合发布《促进绿色消费实施方案》，重点指出鼓励行业龙头企业、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地区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，各地可根据实际情况制定高耗能企业电力消费中绿色电力最低占比。 方案的发布促使我国绿电交易市场逐渐繁荣，据了解，截至2022年9月底我国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。2022年1-9月全国电力交易中心就已完成绿电交易136.3亿千瓦时。今年3月开始，绿电成交量大幅上涨，虽然我国绿电市场刚刚起步，但发展态势强劲。 从交易价格看，在去年开展的全国首次绿色电力交易中，国网区域成交价格较中长期交易价格每度电溢价（相较燃煤基准电价）3-5分钱左右。 2022年年度交易中，江苏绿电交易溢价7.2分/千瓦时，广东绿电交易溢价6.2分/千瓦时。 截至6月中旬，广西绿电交易平均成交价格48.13分/千瓦时，其中环境溢价6.06分/千瓦时。 7月柴达木能源共和一期50兆瓦平价光伏电站在青海首笔绿电交易中溢价3分/千瓦时。 8月30日甘肃送上海首单绿电交易，落地价格首次突破本地燃煤基准价上浮20%限制。 2021年9月绿电交易试点启动后，涌现了多家绿电交易的“积极分子”。其中，以腾讯、阿里巴巴、万国数据、秦淮数据为代表的互联网科技企业表现突出，其次还有来自上海的巴斯夫、科思创、施耐德、国基电子等多家行业龙头企业拔得头筹。 与去年相比，今年绿电溢价略有增加，但依然抵挡不住企业消费绿电的需求。 据彭博新能源财经分析，2022年中国绿电交易市场中，企业购电量不断上升，且有更多元的行业购买绿电。据悉绿电买方五强计划在2022年消纳的绿电合计是2021年五强在2021年消纳量合计的六倍。同时，钢企成为领先的绿电买家。 上组数据足以充分体现绿电的环境价值和客户对其较高的接受程度，随着国家“双碳”目标的持续推进，多地的绿电需求量在今年也呈现爆发式增长。 以上海为例，今年以来上海企业已增购省间绿电3.1亿千瓦时，累计绿电交易规模突破18亿千瓦时。在9月27日组织的华东电网首次跨省绿电交易中，科思创、诺华生物、罗氏制药、赢创特种化工、强生等上海多家进博会参展企业，向安徽、江苏多家光伏发电企业购得四季度2300万千瓦时绿电。 绿电市场活跃度较高的省份还有广东，据悉，2021-2022年，广东绿电交易规模达13.3亿千瓦时，在南方电网区域内位居首位。其中，2021年，广东省绿色电力交易电量0.3亿千瓦时，2022年交易电量13亿千瓦时，省内市场化绿色电力一度供不应求。 绿电在外向型企业中是十分受欢迎的，因为国际市场对产品供应链的碳排放量有一定要求，企业通过购买绿电实现碳减排，同时也会增加企业的国际竞争力。位于浙江的宁波申洲国际集团是绿电交易的“老客户”，早在2020年12月，申洲集团就和浙江中营风能达成全国首笔点对点绿电交易，今年1月该集团又向国网综合能源有限公司代理购买绿电1500万千瓦时。今年以来，浙江绿电交易规模和积极性都有明显增长，市场活跃度较好，市场主体对绿电的需求趋于旺盛，仅今年一季度，绿电交易电量就已突破10亿千瓦时，较去年全年增长208.64%。 北京-国际环保组织绿色和平与清华四川能源互联网研究院联合发布的报告《科技企业绿电消费新浪潮：案例、挑战与建议》中预测，随着越来越多的科技企业与数据中心企业宣布2030年前后实现运营阶段碳中和以及100%绿色电力消费，假如2035年数据中心行业85%左右电量采用绿电，则年绿电消费量估计可达4000亿千瓦时，按照0.6元/千瓦时计算，涉及金额将超过2400亿元人民币，市场潜力巨大。

国内首家集中式储能电站虚拟电厂落户浙江 近日，国家能源集团浙江温州梅屿100兆瓦/200兆瓦时电化学储能电站项目启动设计，进入实质性建设阶段。 作为国内首个以大容量集中式储能电站为主体的虚拟电厂、首个以虚拟电厂参与辅助服务全要素的商业运营示范工程、首个以大容量储能电站为主体的虚拟电厂运行评价平台、首个全流程合规的高标准大型储能电站标杆示范工程，该项目的顺利实施填补了我国集中式储能电站应用的技术空白，推动新型储能技术迈入快速发展新阶段。 该虚拟电厂项目由国家能源集团新能源院牵头，联合中国电科院、华北电力大学等国内一流研发机构为项目提供工程规划设计、关键技术研发、全流程技术支持和全寿命周期运行服务，由浙江公司牵头实施，温州能源公司具体承担，国网浙江温州供电公司、文成县供电公司等多家单位共同参与。 项目组针对虚拟电厂“集中+分布式”资源协同出力置信度提升这一科学问题，将通过资源优化配置、协同调度、商业模式、综合评价、示范工程建设等关键技术研究，自主研发能量管理平台，聚合周边分布式资源和可控负荷，最终建成整体规模不低于200兆瓦的新型虚拟电厂，开拓新型储能应用和虚拟电厂运营新模式。 工程建成后，预计每年可通过直接参与调峰、调频等服务收益5000余万元，并通过实时接入采暖、电动汽车充电站、分布式新能源发电等可调资源节约15亿元电网新建投资成本。同时，该虚拟电厂将进一步提升当地灵活快速调峰调频能力，支撑电网安全稳定运行，加大清洁能源消纳力度，预计每年可提高清洁能源消纳4.8亿度电，减少碳排放38万吨，对温州乃至浙江地区优化电源电网结构，建设以新能源为主体的新型电力系统贡献积极力量。也为集团开拓新能源和储能新业务、构建新业态进行了有益探索，提供了示范样板。

支持通过微电网、源网荷储、新能源自备电站等就近就地消纳绿电！ 10月28日，国家发改委、国家能源局联合印发关于促进光伏产业链健康发展有关事项的通知。文件指出：鼓励光伏产业制造环节加大绿电消纳。鼓励多晶硅生产企业直接消纳光伏、风电、水电等绿电进行生产制造，支持通过微电网、源网荷储、新能源自备电站等形式就近就地消纳绿电。使用绿电进行多晶硅生产的，新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制。 详情如下： 国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于 促进光伏产业链健康发展有关事项的通知 发改办运行〔2022〕788号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，有关企业： 为完整、准确、全面贯彻新发展理念，做好碳达峰、碳中和工作，抢抓新能源发展重大机遇期，巩固光伏行业发展取得的显著成果，扎实推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地建设，纾解光伏产业链上下游产能、价格堵点，提升光伏发电产业链供应链配套供应保障能力，支撑我国清洁能源快速发展，现就有关事项通知如下。 一、多措并举保障多晶硅合理产量 多晶硅在光伏产业链中居于重要环节，发挥着关键作用，同时产能形成周期相对较长。要保障多晶硅生产所需的原材料供应、用电用水用工等，合理安排检修、技术改造等计划，确保已有产能开工率。 二、创造条件支持多晶硅先进产能按期达产 支持多晶硅企业加强技术创新研发，提升生产线自动化、数字化、信息化、智能化水平，降低能耗水平，提高生产效率与产品优良率。推动建设项目按期投产达产。鼓励上下游一体化、战略合作、互相参股、签订长单，支持建设光伏产业园区。鼓励国有、民营等各类资本参与产业链各环节，有效限制低端产能无序扩张。 三、鼓励多晶硅企业合理控制产品价格水平 在遵循公平竞争原则前提下，结合市场供需形势、生产成本及合理利润水平等因素，引导多晶硅等产品价格维持在合理区间，相关企业可享受政府支持政策，纳入政府及行业重点企业支持政策清单。 四、充分保障多晶硅生产企业电力需求 对于主动控制多晶硅等产品价格水平的企业，有条件的地方，特别是绿电资源丰富的地方，支持其通过市场化方式降低多晶硅生产用电成本。目前，对于产品价格控制在合理区间的多晶硅生产用电负荷，各地暂不纳入有序用电方案。 五、鼓励光伏产业制造环节加大绿电消纳 鼓励多晶硅生产企业直接消纳光伏、风电、水电等绿电进行生产制造，支持通过微电网、源网荷储、新能源自备电站等形式就近就地消纳绿电。使用绿电进行多晶硅生产的，新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制。 六、完善产业链综合支持措施 落实相关规划部署，突破高效晶体硅电池、高效钙钛矿电池等低成本产业化技术，推动光伏发电降本增效，促进高质量发展。推动高效环保型及耐候性光伏功能材料技术研发应用，提高光伏组件寿命。 七、加强行业监管 严格贯彻落实价格法、反垄断法，加强市场监测，发现扰乱市场秩序的问题线索，及时约谈相关市场主体，推动依法合规经营；从严查处散布虚假涨价信息、囤积居奇等哄抬价格行为，以及达成垄断协议、滥用市场支配地位等垄断行为，有力遏制资本过度炒作，维护行业公平竞争秩序。 八、合理引导行业预期 各有关部门、企业应理性分析光伏产业发展预期，充分考虑产业链已有产能与不同生产环节间扩产周期的差异，根据新能源发展规划、市场需求预测等情况引导企业提前谋划布局、合理安排投产扩产增产计划，推动上中下游平衡协调发展，有序推进光伏产业链建设，推动光伏产业链的平稳、健康发展。 请各地方、企业按照本通知要求抓好落实，积极推进光伏产业链各环节健康有序发展，遇到的重大问题及时反馈国家发展改革委、国家能源局，我们将会同有关部门积极协调