万亿长时储能市场 政策加持下为何还很难赚钱 近年来，全国范围出台了高达600多项储能相关政策。在政策加持下，资本也开始蜂拥而入，出现强劲增长。长时储能一边被市场和资本长期看好，另一边却存在诸多风险和投资障碍。 “绿能+储能”，被视为新能源和电力行业脱碳的最终梦想。 以光伏和风电为主的新能源，随着技术的进步，成本大幅下降，已经具备跟煤电等化石能源竞争的优势。但储能，却因为商业模式一直不清晰，加上成本难以下降，目前还处于政策加持和财税补贴阶段。 但如果储能缺位，就像一条腿走路的跛脚鸭，电力行业很难行稳致远。随着新能源并网提速，长时储能（LDES）的配套和建设成大势所趋。 11月25日，国家能源局综合司就《电力现货市场基本规则》、《电力现货市场监管办法》公开征求意见，其中，《电力现货市场基本规则》提出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。 国家能源局明确指出要推动储能等参与电力现货交易，这是在政策层面打通储能商业模式，储能运营商可以参与电力现货市场交易，通过峰谷价差扩大盈利空间。市场认为，这给火热的储能市场添了一把火，将极大促进储能建设提速。 长时储能一般指6小时以上的储能介质，它既可以持续几个小时，也可以持续数周、数月，甚至跨季度。从类型来看，一般包括机械储能、热储能、电化学储能和化学储能等。 麦肯锡的一份报告，把这种长时储能定位于除锂离子动力电池和抽水蓄能之外的储能方式，有点像中国一些文件中所说的“新型储能”。这份报告认为，到2040年，全球长时储能需要扩大到85-140TWh，才能在能源和电网脱碳中发挥作用，并实现脱碳目标。 中国储能市场也有望迎来爆发式增长。 根据国家发改委、国家能源局2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，中国新型储能累计装机规模要达到30GW以上。截至2021年底，中国新型储能装机规模仅为5.76GW。 这意味着4年间有5倍以上的成长空间，复合年均增长率为51%。 随着中国风电光伏占比继续提高，各地方政府都对新建风光发电项目提出了配建储能的强制性要求，配建比例为项目装机容量的10%到20%不等。若按各地方政府的“十四五”规划，到2025年末，加总后的新型储能装机规模将高达43.7GW，差额达37.94GW。 根据中国储能网统计，按照每GW造价45亿元计算，2022年到2025年，中国的新型储能将新增投资超1700亿元。 尽管有政策加持，储能赛道也足够宽广，但长时储能一边被市场和资本长期看好，另一边却存在诸多风险和投资障碍，大多储能项目难以盈利。 01 超级风口下的资本布局 储能是支撑新能源大规模并网的重要技术手段。在碳中和目标下，近年来，美国、英国、澳大利亚、欧盟等发达国家和地区在推动能源低碳转型过程中，出台了一系列促进储能发展的政策法规，有效推动了储能产业的发展。 比如在美国，2022年8月通过的《削减通胀法案》（IRA），首次将独立储能纳入ITC抵免范围。IRA法案出台前，美国光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度，即退还投资产生增值税的30%，但储能必须搭配光伏才能享受ITC补贴。随着IRA法案落地，独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围，储能装机对光伏的依赖性将大幅降低。ITC补贴延期十年，抵免力度进一步加强。 最近又把风能加储能的项目纳入ITC税收抵免范围。 11月，拜登政府又通过美国能源部 (DOE) 宣布，将近 3.5 亿美元用于新型长期储能示范项目，该项目能够提供 10 至 24 小时或更长时间的电力，以支持低成本、可靠、脱碳的电网。 近年来，中国对储能的支持政策也逐渐增多。 从国家层面看， 2022年2月，国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，从电源侧、电网侧、用户侧3个方面给出了新型储能规模化发展的思路和措施，并在市场体系、价格机制、商业模式等方向进一步加快新型储能市场化步伐。 2022年6月，国家发改委、能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，引导新型储能行业有序发展。 除了国家层面的政策，地方在储能发展规划层面也纷纷出台支持政策，湖北、浙江、山东、广东、安徽、河北、内蒙古等省市明确提出储能规划和相关支持政策。 近年来，全国范围出台了高达600多项储能相关政策。 在政策加持下，资本也开始蜂拥而入，出现强劲增长。宁德时代、鹏辉能源、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、比克电池等老牌电池厂商快速跑马圈地。 以宁德时代为例，工商信息显示，今年年内，宁德时代已投资成立18家储能、电池等相关领域子公司，其中专事储能共3家，分别是11月17日设立的宁德时代储能发展有限公司、9月28日设立的天津时代智储科技有限公司和8月5日成立的能建时代（上海）新型储能技术研究院有限公司。 公司表示，目前储能业务已成“第二增长极”。董事长曾毓群甚至曾公开预测，到2030年，动力电池全球市场出货量会达到4800GWh，储能电池需求也会超过1000GWh。 除了老牌企业布局，众多“新玩家”也纷纷涌向储能。今年以来，试图跨界染指储能的上市公司可谓五花八门，包括锅炉、水利、空调、工程机械、电脑配件、食品、教育、环保、纺织等。 储能宽广的赛道和政策支持，也吸引了资本的大规模布局。 据钛媒体的统计，截至今年11月初，国内储能相关产品合计完成150起融资事件，披露融资金额超800亿元，投融资频次及披露融资金额均已超过2020年、2021年全年，达到近5年高峰。而2020年、2021年分别合计完成融资48起、91起，披露吸金分别超300亿元、600亿元。 02 储能如何盈利 从理论上看，储能的商业模式应该比较简单，最基本的盈利模式应该是通过电力价格的低买高卖来实现，即在低电价时段充电，在高电价时段卖出，赚取电价差。 国家发改委2021年7月发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。 拉大峰谷电价差，显然会提升储能盈利能力。这方面，浙江是做得比较好的省份。 去年12月和今年6月，浙江省先后出台了《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》和《浙江省“十四五”新型储能发展规划》两份支持新型储能产业发展的重要文件。 更关键的是，浙江还及时建立了一套新型储能政策和市场体系，将分时峰谷电价政策电差扩大至4:1。峰值和谷值的电价差异（每千瓦时）超过1.2元。 同时，浙江省也是电力现货市场的试点省，前期在试运营时已将储能发电纳入了模拟计算。 所以，这两年，浙江新型储能市场发展很快，包括南都电源、万向集团、容百科技、杉杉股份、超威集团、天能股份等在内的多家企业都在浙江立足，涵盖电池正负极材料、锂电池制造、电池回收、储能项目开发等储能产业链多个环节。 尽管中国电力市场化在推进，但总体看，电价依然受控制。电价大幅上涨和波动的空间还是有限。 而且，中国有大部分居民生活用电，是受保护的，平均电价也比较低。根据国家电网数据，多年来中国平均电价仅高于35个OECD国家中的2个。 这意味着，中国的电力市场，其实实行的是双轨制，分为政府定价和市场定价，全国只有一半电量是通过市场交易。 2021年，中国市场定价的电力交易电量3.8万亿千瓦时，占全社会用电量45.46%；2022年1月-7月，此比例提升到60%。 电价受控和市场不完善是阻碍储能发展的绊脚石。 由于规模和商业模式的单一，也导致储能项目成本与收益倒挂。从全国范围来看，目前中国新型储能中占比最大的磷酸铁锂储能的平均成本为每度电0.6元-0.8元左右，参考2022年1月-7月全国28省区市平均每度电0.7元左右的峰谷电价差，刚能勉强达到盈亏平衡线。 但考虑到一些配储项目仍按常规新能源电站方式调度，很多储能处于闲置的境地。这也会严重影响储能的盈利能力。 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。 03 参与电力辅助服务 只是通过电价波动来实现盈利，模式还是非常单一。未来储能还应该更多参与电力辅助服务，才有更大的盈利空间。 目前的储能大多与发电机组联合，用于改善电源的性能，尤其是促进新能源消纳。但储能如何参与电网调度、如何参与辅助服务市场的规则不明确，盈利渠道有限，这导致储能利用率较低，甚至出现储能设备“晒太阳”的情况。 中国储能网2022年6月报道，多数新能源建设单位将储能视作“包袱”，在设备采购阶段，采取“最低价”中标方式压缩采购成本，忽略产品安全和性能，在建设阶段，不考虑储能参与电力市场的接口设计，投产后也大多将储能空置“晒太阳”。 国家有必要明确新能源配储参与市场的规则，打开辅助服务市场的大门。 电力辅助服务是参与主体为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，在除了正常电能生产、传输、使用之外，响应电力调度指令所提供的服务。 根据国家能源局统计，目前中国电力辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%，约750亿元左右。国海证券估算，到2025年辅助市场规模可占全社会总电费的3%，约1710亿元。 2021年12月21日，国家能源局修订发布了《电力辅助服务管理办法》，扩大了辅助服务提供的主体。此前的主体只是并网发电厂，但修订后，新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂，也都被认定为辅助服务提供的主体。 这意味着新型储能将在原有运营模式基础上，进一步探索聚合商、共享储能、虚拟电厂等模式，丰富市场参与方式和运营模式。

生物质能如何参与碳市场？ 在碳达峰碳中和目标下，当“碳市场”“碳交易”不断成为“热词”，对于生物质能企业而言，“经济性”问题往往是最关注的焦点话题。 如果参与到碳市场中进行交易，生物质能项目到底能获得多少额外收益？ 11月23日，中国产业发展促进会生物质能产业分会、天津排放权交易所、北京松杉低碳技术研究院和昆仑信托有限责任公司联合发布《生物质能项目参与碳市场研究报告》（以下简称《报告》），回应生物质能企业对于参与碳市场的热点关切。 可有效提升经济性，但成本尚无法精确量化 根据项目的不同类型，生物质发电、供热和气化所产生的减碳收益也存在差异。就生物质发电项目而言，如果按照碳价格为30元/吨左右进行计算，生物质发电项目参与碳交易后的收益约为0.0175元/度。当前，含国家补贴项目的上网电价约为0.75元/度，无补贴项目约为0.36元/度，这一收益水平约占补贴项目度电价格的2.33%，占无补贴项目的4.86%。如果碳价格提升到60元/吨左右，相应收益则可以增加至0.035元。对于生物质供热项目，目前，工业蒸汽的售价约为220元/吨，在碳价格30元/吨的情境下，蒸汽收益可增加10元/吨左右；当碳价格提升至60元/吨，相应收益则可提高到20元/吨左右。与上述两种项目相比，生物质天然气项目的收益相对减弱。目前，天然气的市场价格约为2.5元/立方米，按照30元/吨的碳价格计算，生物质天然气的碳减排收益约为0.06元/立方米，约占气价的2.4%；当碳价格达到60元/吨，相应收益可以提升到约0.12元/立方米。 就现阶段的市场情况分析，生物质能参与碳交易的前期开发成本还无法做出准确量化预测。“成本组成主要涵盖四个方面，即开发阶段的协调组织和各种审核文件的准备、项目审定、项目监测和项目核证。不同类型和体量的项目开发成本差别很大，以项目监测环节为例，往往越是小规模的分布式项目，监测成本越高。而那些工业化和数字化程度较高的大项目，监测要相对简单，费用也低一些。此外，更重要的是取决于CCER机制重启后的要求。”，随着管理手段的不断进步和数字化程度的提高，相信未来的开发成本会逐步下行。 长远看，CCER机制仍拥有稳定市场 《报告》指出，全球碳信用市场现阶段还处于多市场相对独立又相互影响、碳信用机制不断变化的发展阶段。从碳信用机制角度，主要有国际机制、独立机制、区域/国家机制三种类型。市场透明度较低，交易规则复杂，碳信用价格差异很大。 目前，我国碳市场的抵消机制为CCER机制，是依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经国家主管部门备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量。但在2013年1月启动后，因试点碳市场抵消使用量较小，同时市场价格也比较低，企业开发CCER项目的积极性有所降低。 碳信用为避免重复计算，要求不可以同时申请两个机制，且机制之间互认兼容的通道尚未完全建立，而碳信用项目通常开发周期较长，一旦申请了某个机制，调整难度及成本都较高，将影响项目减排效果的交易变现。因此，企业需要慎重考虑选择相应的机制。 虽然国内CCER尚处于暂停状态，但《报告》表示，CCER短期内的不确定性因素确实较多，但从长期看仍是一个相对稳定的市场。建议企业在市场重启后，优先考虑申请CCER机制。 建议关注碳市场相关能力建设 随着碳市场建设的不断完善和未来交易需求的增加，生物质能企业要更加关注在碳市场方面的监测管理和方法学更新等能力建设。 要使项目减排量获得充分开发，首先要有适用的方法学，项目场景与方法学场景吻合度高，减排量计算所需的数据支持充分，项目才不会因场景不符而放弃某部分减排量，也不会因默认参数的陈旧、保守而损失减排量。因此，需要进行充分的行业联动，在合适的时机及时提出方法学更新或新方法学备案申请。其次，有效的监测计划和质量管理程序有助于及时发现和解决生物质项目参与碳市场过程中遇到的问题，可以有效避免因监测数据问题导致的减排量扣减。 特别是在新方法学方面，生物质能领域还有很大提升空间。例如，在生物柴油相关方法学上，是将生物柴油按照5%比例掺入化石柴油的使用方式进行测算，并且没有生物柴油类项目备案。但事实上，生物柴油参混比例已经逐渐提高，在一些案例中生物柴油还可以单独使用。与之类似，在生物航煤等其他液体燃料领域，相应技术也在不断进步，同时市场也期待对应的方法学尽快出台。

12月16日北京市发改委等11部门印发北京市进一步强化节能实施方案（2023年版）。方案指出，严格执行国家电价改革政策。 北京市进一步强化节能实施方案 （2023年版） 节能是生态文明建设的内在要求，是绿色北京建设的重要任务，是协同推进降碳、减污、扩绿、增长的重要源头措施。为立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，主动服务和融入新发展格局，积极稳妥推进碳达峰碳中和，充分发挥节能的“第一能源”作用，进一步保障本市能源安全平稳高效运行，在2021年发布的《北京市进一步强化节能实施方案》基础上，结合当前节能工作实际，修订形成本方案。 一、目标要求 把节能作为实施全面节约战略、积极稳妥推进碳达峰碳中和的重要举措，重点结合本市冬夏能源运行特点，发挥党政机关和国有企事业单位表率作用，大力倡导全民行动，以科技和专业服务为依托，以法律法规标准为保障，强化建筑、交通等重点领域节能，加强石化、水泥、数据中心等高耗能行业节能管理，压实属地、行业管理部门、用能单位三方责任，突出效率优先，坚持循序渐进，加强统筹协调，保障合理有序用能，促进本市单位地区生产总值能耗持续下降，保持全国省级地区最优水平。 二、进一步发挥党政机关和国有企事业单位表率作用 党政机关、国有企事业单位带头采取更严格、更精细化的节能管理措施，实现冬夏高效用能。要带头落实《党政机关能源消耗定额》《高等学校能源消耗定额》《中学能源消耗定额》《小学能源消耗定额》《博物馆与科技馆能源消耗定额》《体育场馆能源消耗定额》等地方标准，减少能源消耗。积极开展公共机构、国有企事业单位节能绿色化改造工作，持续推进公共建筑能效提升和碳排放降低。 要带头加强办公建筑外观照明管理，严格执行《北京市党政机关、国有企事业单位办公建筑外观照明强化节能导则（试行）》，合理降低景观照明强度，压缩开启时间。 要结合《北京市市级党政机关节能低碳行为规范（试行）》实施情况，研究制定《北京市公共机构节约能源资源工作规范》，做好宣传教育、专题培训、检查督导等。各单位要针对不同用能区域需求、不同用能类别特点、不同用能设备设施性质，制定并实施“一区域一方案、一类别一措施、一设备一对策”的精细化、精准化节能管理措施。副中心行政办公区带头做好表率，各项措施率先达到规范要求。 要优化办公区门厅、走廊、卫生间、电梯间等不同区域照明方案，充分利用自然光，加强感应控制，杜绝“白昼灯”；会议结束及下班时随手关灯，杜绝“长明灯”。室内温度严格执行公共建筑室内温度控制相关标准规范，地下车库原则上不供暖、不制冷，具备分控条件的，下班离开办公室提前关闭空调。办公电脑开启“10分钟不操作关闭显示器”等节电设置，下班前关闭电脑主机、显示器、打印机、路由器等设备电源，会议结束后及时关闭会议室显示屏和会控设备。分情况分时段精细设置开水器运行方式，在满足供水需求的前提下，尽量减少开机和待机时间，减少开机和待机开水器数量。会议室热水壶供应提倡“半壶制”。提倡短距离上下楼时不乘电梯，公务出行优先使用公共交通或集中乘车。 落实《北京市实施<公共机构能源资源消费统计调查制度>工作方案》，加强能耗计量监测，持续推动党政机关、事业单位能耗数据分阶段、分品种（电、热等）实时监测并接入北京市节能监测服务平台。（牵头单位：市机关事务局、市教委、市国资委、市住房城乡建设委、市发展改革委等） 三、大力倡导节能全民行动 鼓励市民家庭使用高能效燃气灶具、灯具和家用电器，推动采暖用一级能效空气源热泵，推进建筑电气化。鼓励市民积极参与“MaaS出行 绿动全城”等碳普惠行动和“绿色出行‘码’上有礼”等公益活动，降低私家车使用强度。延长执行促进绿色节能消费政策，鼓励商家开展节能家电产品促消费活动，并研究下一轮促进绿色节能消费工作。做好北京市绿色发展及碳达峰碳中和“大宣讲”活动，做好面向社区、学校的宣传，普及生活节能知识，提高节能意识。持续打造“北京绿色生活季”品牌，策划实施后期活动，不断推动生活方式绿色转型。充分利用新媒体和公益广告等媒介，采用短视频、电子海报等多种宣传方式，普及讲解节能基本理念和知识，宣传推广有效做法和技巧。（牵头单位：市委宣传部、市交通委、市住房城乡建设委、市商务局、市发展改革委、市城市管理委、市市场监管局） 四、积极开展节能专业培训和咨询服务 持续开展“节能官”培训。结合本市碳达峰实施方案，加强对各区、行业主管部门、重点用能单位能源管理负责人节能降碳业务培训。强化对公共机构能源管理人员节能降碳专业知识培训。开展“三进”服务。在落实疫情防控要求的前提下，组织专家和节能服务专业机构进企业、进公共建筑、进社区，开展节能诊断和节能咨询服务，普及节能降碳政策和技术，改进节能降碳管理。（牵头单位：市发展改革委、市经济和信息化局、市住房城乡建设委、市机关事务局，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 五、持续推动节能技术和节能机制创新 持续推动绿色技术创新，加强面向市场的绿色技术创新体系建设。分期分批发布创新型绿色技术推荐目录和应用场景清单，推动一批示范应用项目落地。（牵头单位：市发展改革委） 持续推动节能技改项目，完善节能技改项目支持政策，推广应用北京市节能潜力评估与节能量核证方法学及软件平台，开展项目节能量预审，做好项目改造实施过程中的技术服务，加强市区两级节能技术改造奖励资金联动，更好地调动企业改造积极性，尽早形成节能量。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 发挥市场化机制服务推动节能降碳作用，积极推广合同能源管理，制定实施《北京市公共机构采用能源费用托管服务实施办法》。（牵头单位：市机关事务局） 实施《北京市推动软件和信息服务业高质量发展的若干政策措施》，鼓励数据中心绿色化改造，对于改造后PUE达到地方标准准入值要求且接入北京市节能监测服务平台的数据中心，按纳入奖励范围的固定资产投资予以一定比例的奖励；对数据中心转型为算力中心或涉及余热回收、液冷、氢能应用的，按纳入奖励范围的固定资产投资予以一定比例的奖励。（牵头单位：市经济和信息化局） 加快实施道路照明节能改造。加快推广使用LED等高能效光源设备，科学合理控制路灯开启时间，推进路灯智能分时分区控制。（牵头单位：市城市管理委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 六、加强建筑、交通、工业和信息化等重点领域节能管理 （一）推进建筑、交通等重点领域节能 研究制定建立健全本市公共建筑能效评估办法和制度的工作方案，推进公共建筑能效评估工作。继续推进公共建筑能耗限额管理工作。研究制定公共场所室内温度标准导则，组织专业机构在冬季采暖、夏季制冷等用能高峰期对公共场所室内温度进行调查，完善公共建筑室内温控机制，引导公共建筑合理控制室内温度。（牵头单位：市发展改革委、市住房城乡建设委、市交通委） 推进燃气锅炉烟气余热深度利用，推广先进的平衡调节、气候补偿、自动监测控制和智能化供热等节能技术，提高供热系统效率和管理控制水平。结合既有建筑智能供热升级、城市更新改造和老旧小区改造，继续开展供热隐患排查治理、推进老旧供热管网更新改造。（牵头单位：市城市管理委、市住房城乡建设委） 制定《北京MaaS2.0工作方案》，持续优化以“轨道+”为核心的城市出行、跨区域出行以及“交通+生活”等场景出行服务，激励引导公众绿色出行。（牵头单位：市交通委） （二）加强石化和水泥行业用能管理 落实本市“十四五”规划纲要要求，持续推进不符合首都功能定位的一般性生产制造环节调整退出，推进在京石化、水泥生产企业落实生产规模控制性要求。（牵头单位：市经济和信息化局） （三）严控数据中心能耗 加强大型数据中心能耗在线监测。在前期完成提供第三方（非自用）数据中心服务的重点用能单位电耗数据实时接入的基础上，完成以电信运营商为主的数据中心实时电耗数据接入北京市节能监测服务平台，实现实时准确电耗监测。（牵头单位：市发展改革委） 推动数据中心余热利用试点示范项目建设。鼓励数据中心余热供热改造，并鼓励第三方专业供热公司通过BOT、EPC等多种模式进行投资建设及供热运营管理。研究促进数据中心余热接入城市大网或区域热力管网，提高用户供暖保障水平，解决余热直供用户难等问题。（牵头单位：市城市管理委、市经济和信息化局、市发展改革委） （四）整治虚拟货币“挖矿”活动 落实国家要求，持续开展虚拟货币“挖矿”活动整治工作，加强“挖矿”活动监测分析、分类整治，坚决依法依规清理本市虚拟货币“挖矿”活动。（牵头单位：市发展改革委、市经济和信息化局） （五）严格执行国家电价改革政策 落实国家电价改革部署，进一步完善峰谷分时电价政策和尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。充分发挥价格杠杆作用，对直接参与电力市场化交易的高耗能企业，市场交易电价不受燃煤发电基准价上浮不超过20%限制；通过电网企业代理购电的高耗能企业，执行高于电网企业代理其他用户的购电价格，具体幅度以国家代理购电相关规定为准。（牵头单位：市发展改革委） 七、进一步依法加强节能执法检查 依法开展公共场所节能综合监察专项行动，依托“互联网+监管”平台对全市重点用能单位开展全覆盖节能综合监察，并根据综合监察情况，选取部分单位，依法依规赴现场开展节能管理制度、能源利用效率、使用国家明令淘汰用能设备等专项监察，严肃查处违法用能行为，跟踪督促企业加快问题整改。（牵头单位：市发展改革委） 依法开展公共建筑节能温控执法检查。围绕商务楼宇、宾馆饭店、购物中心、电影院等公共建筑，重点检查冬夏室内温度控制情况。（牵头单位：市住房城乡建设委） 依法开展能源计量领域监督检查。加强热量表、燃气表、电能表等冬季供暖、夏季制冷相关计量器具的监督检查。（牵头单位：市市场监管局） 八、强化各区、部门和重点用能单位节能管理责任 严格落实市、区、重点用能单位节能目标责任制，加强能源消耗总量和强度调控，强化能耗强度约束性指标管理，合理控制能源消费总量。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 全市重点用能单位要严格落实节约能源相关法律法规要求，进一步完善节能目标责任制和节能管理制度，优化能源计量器具配置，严格执行向北京市节能监测服务平台报送月度能耗数据的制度。要加强能源管理负责人节能教育和岗位节能培训。（牵头单位：市发展改革委，各区人民政府、北京经济技术开发区管委会） 九、切实注重有序开展节能工作 要依法依规开展节能工作，确保市民生活用能，不得以强化节能名义影响企业正常生产经营用能。各项节能措施应满足疫情防控工作要求。要严格控制景观照明范围，合理降低景观照明强度，精细管理城市道路照明开关灯时间。要加强公交、地铁智慧化调度，根据季节变化与市民出行规律优化线路与班次，在保证服务质量的前提下进一步提升公共交通系统能效水平。（牵头单位：市城市管理委、市经济和信息化局、市交通委） 十、强化节能工作统筹协调 充分发挥市委生态文明委推动形成绿色发展方式和生活方式工作小组统筹推进全市节能领域重点工作作用，加强统筹协调。各区政府、行业主管部门，要切实落实属地责任和行业管理责任，持续加强节能管理，提高能效水平。（牵头单位：市发展改革委）

回首2022年，作为能源绿色发展的主力军，光伏、风电等可再生能源频迎政策利好，产业发展蹄疾步稳。展望2023年，在加快实施可再生能源替代行动、持续扩大清洁供给的道路上，中国新能源正踔厉奋发。 “推动绿色发展”——党的二十大报告锚定方向，我国经济社会发展目标明确。回首2022年，作为能源绿色发展的主力军，光伏、风电等可再生能源频迎政策利好，产业发展蹄疾步稳。展望2023年，在加快实施可再生能源替代行动、持续扩大清洁供给的道路上，中国新能源正踔厉奋发。 政策红利持续释放 “十四五”发展思路明晰 碳达峰碳中和“1+N”政策体系中统领性文件已于2021年发布。回顾2022年，新能源领域的“N”个支持政策密集出台。 站在“十四五”发展的关键节点，国家及各地方层面的可再生能源发展规划相继出炉。《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出，以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快建设黄河上游、河西走廊等七大陆上新能源基地；重点建设山东半岛、长三角、闽南等五大海上风电基地集群；重点部署城镇屋顶光伏行动、“光伏+”综合利用行动、千乡万村驭风行动、千家万户沐光行动、新能源电站升级改造行动等九大行动。“十四五”期间发电量增量在全社会用电量增量中的占比有望超过50%，风电和太阳能发电量将实现翻倍。 在国家目标的指引和昭示下，各省区因地制宜，提出“十四五”期间可再生能源发展的个性思路。浙江指出，要大力发展生态友好型非水可再生能源,实施“风光倍增”工程；山东明确，要打造山东半岛千万千瓦级海上风电基地、鲁北盐碱滩涂地千万千瓦级风光储一体化基地、鲁西南采煤沉陷区光伏发电基地、外电入鲁通道可再生能源基地；青海表示，要积极打造国家级光伏发电和风电基地；以生态保护为前提，探索三江源地区新能源开发新模式。 在夯实风电、光伏发展政策体系的基础上，在储能、氢能、生物质能等细分领域，政策红利也在不断释放：新型储能的技术创新、试点示范等重点任务部署明确；氢能“能源属性”定位明晰；生物质能迎来首个五年规划，“生物能源环保产业示范工程”稳扎稳打。 财政支撑、科技支撑，加持乡村振兴、助力城市减碳，交通、建筑多领域融合，2022年，可再生能源发展在多方面政策的保驾护航下行稳致远。 装机消纳持续向好 制造业势头强劲 数据是最好的佐证。国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏在四季度新闻发布会上指出，2022年前三季度，我国风电新增装机1924万千瓦、光伏发电新增5260万千瓦、生物质发电262万千瓦，分别占全国电力新增装机的16.8%、45.8%和2.3%。截至2022年9月底，我国风电累计装机达到3.48亿千瓦、光伏发电装机3.58亿千瓦。可再生能源发电量稳步增长。2022年前三季度，全国风电发电量达到5441亿千瓦时，同比增长15.9%；光伏发电3286亿千瓦时，同比增长32.2%。与此同时，可再生能源持续保持高利用率水平。2022年前三季度，全国风电平均利用率96.5%，光伏发电平均利用率达98.2%。 在市场驱动下，制造业发展势头强劲。中国光伏行业协会名誉理事长王勃华指出，在光伏供应端，今年前三季度，我国多晶硅、硅片、电池片、组件产量分别达到55万吨、2.56亿千瓦、2.09亿千瓦和1.91亿千瓦，同比分别增长52.8%、43%、42.2%和46.9%。在充分的市场竞争下，风电整机价格下行，对风电平价上网形成有力支撑。在机组性能提升上，相关数据显示，国内风电机组的大型化进程持续推进，2022年，单机功率为10兆瓦及以上风电机组陆续问世，国内风电机组最高功率纪录已达到16兆瓦。 2022年，我国积极推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局，目前第一批9500万千瓦基地项目已全部开工建设，第二批项目清单已经印发并正在抓紧推进前期工作，第三批基地项目正处于组织谋划之中。狠抓“大基地”的同时，整县屋顶分布式光伏开发试点也在稳步推行，截至今年6月底，全国试点累计备案规模6615万千瓦。在山东半岛、长三角、闽南、粤东和北部湾等区域，海上风电基地的建设有序推进。 累累硕果之下，我们也必须正视发展中暴露出的问题与挑战。这一年，我国开展可再生能源国家补贴清查工作，大量新能源电站经历“史上最严”审查，并网时间、容量等细节标准引发全行业热议；这一年，我国光伏供应链出现阶段性供需错配，部分环节价格剧烈震荡、高位运行，当前虽已出现下行拐点，但下游观望氛围依旧浓厚。 发现问题、直面问题才能更好发展，面向2023年，中国可再生能源前行的步伐不会停歇，脚步会更加坚实。 面向未来 持续扩大清洁能源供给 国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶指出，面向2023年乃至更长一段时间，增强能源供应能力，就要统筹推动非化石能源发展和化石能源清洁利用。加快实施可再生能源替代行动，持续扩大清洁能源供给，做好风、光、水、核等清洁能源供应体系建设工作。同时发挥好煤炭、煤电在推动能源绿色低碳发展中的支撑作用。 展望2023年，放眼“十四五”，在生产方面，我国将继续优化发展方式，大规模开发可再生能源。在“三北”地区大力推进风电和光伏发电基地化开发，在中东南部地区积极推进风电和光伏发电分布式开发，在西南地区统筹推进水风光综合基地一体化开发，在东部沿海地区积极推动海上风电集群化开发。 在消费方面，促进存储消纳，高比例利用可再生能源。加快建设新型电力系统，提升可再生能源存储调节能力，强化电网基础设施支撑，加强可再生能源终端直接利用，扩大可再生能源非电利用规模，推动可再生能源规模化制氢。 在技术方面，坚持创新驱动，高质量发展可再生能源。加大可再生能源技术创新攻关力度，补齐技术装备短板，加快培育新模式新业态，提高产业链现代化水平，提升供应链弹性韧性，持续巩固提升我国可再生能源产业国际竞争力。 在体制方面，健全体制机制，市场化发展可再生能源。深化“放管服”改革，完善可再生能源电力消纳保障机制，健全可再生能源市场化发展机制，建立健全绿色能源消费机制。 在国际合作方面，坚持开放融入，深化可再生能源国际合作。积极参与全球能源转型变革，深度融入共建“一带一路”高质量发展和构建人类命运共同体战略布局。

全国虚拟电厂项目汇总及案例分析 虚拟电厂项目国网冀北泛在电力物联网虚拟电厂示范工程首个实时接入与控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等 11类 19 家泛在可调资源，容量约 16 万千瓦，涵盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市。 广东深圳自动化“虚拟电厂”首套自动化虚拟电厂系统已在深圳110千伏投控变电站投入试运行。承载该系统的装置占地不足 1 平方米，却可凭借前沿的通信和自动化聚合技术，发挥出与大型电厂等效的调峰、电压控制等功能。 华北国网综能“虚拟电厂”聚合 15.4 万千瓦可调资源参与华北电力辅助服务市场；该虚拟电厂累计对接筛查负荷 20 余万千瓦，成功接入可调负荷 10 万千瓦，按照当前接入水平计算，该虚拟电厂每天可创造 23 万千瓦时的新能源电量消纳空间。 江北新区智慧能源协调控制系统虚拟电厂通过串联分布式光伏、储能设备及各类可控负荷，参与电网调峰辅助服务市场，按需增减各类能源使用比例。 安徽合肥“虚拟电厂”实现光伏、储能、充（换）电、微电网等多种电力能源形式互联互动；目前，合肥虚拟电厂接入光伏电站达 120 兆瓦，相当于新增一座可为 18 万户居民用户供电的电厂。预计三年内合肥区域虚拟电厂总容量占比将达到夏季降温负荷 400万千瓦的近两成，相当于少建设一座 80 万千瓦传统电厂。 浙江丽水绿色能源“虚拟电厂”丽水绿色能源虚拟电厂由全市境内 800 多座水电站组成，利用光纤、北斗通信等新技术，将全域水电发电信息聚合，进行智慧调度；可参与辅助电网调峰工作。 上海“虚拟电厂”通过开展规模化的“削峰”和“填谷”，虚拟电厂需求响应行动在不到两天时间内，累计调节电网负荷 56.2 万千瓦，消纳清洁能源 123.6 万千瓦时，减少碳排放约 336 吨。 武汉市“虚拟电厂”试点项目可在武汉市东西湖、黄陂、汉口后湖、百步亭、徐东、南湖、东湖高新等区域局部降低监控负荷 70 万千瓦，折合电网基建投资 12.8 亿，减少碳排放 300 万吨。 浙江平湖县域“虚拟电厂”汇聚分布式发电、储能、工业、综合园区、商业、居民等 6大类 18 小类用户侧资源，建成包含日前、日内、实时可调资源共计 200 兆瓦以上。 广州市虚拟电厂已注册各类用户 30 家，完成签约 15 家，邀约响应能力约 250兆瓦，实时响应能力约 15 兆瓦。 深圳网地一体虚拟电厂平台部署于南网调度云，网省两级均可直接调度；负荷侧资源在接到该局调度下发的紧急调控需求后，10 分钟内负荷功率即下调至目标值，为电网提供备用辅助服务 国电投深圳能源发展有限公司虚拟电厂平台由国家电投集团上海发电设备成套设计研究院牵头研发，目前参与广东现货市场交易并获利，平均度电收益 0.274 元国网 浙江综合能源公司智慧虚拟电厂平台聚合 3.38 万千瓦响应资源参与省级电力需求响应市场，所有参与企业均达到补贴最大区间。 示范工程——国网冀北虚拟电厂聚沙成塔，实现能源的高效利用国网冀北虚拟电厂是国内首个虚拟电厂试点项目，于 2019 年 12 月建成投运。该工程实时接入并控制了蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等 11 类、19 家泛在可调资源，容量约 16 万千瓦，涵盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市。冀北虚拟电厂的核心——智能管控平台可实现设备数据和互动信息的计算、存储以及集成能源运行管理、交易、服务功能，整合优化各类可调资源与电力系统实时交互。在 2019 年 10 月的第 83 届国际电工委员会大会上，国网冀北电力公司虚拟电厂示范工程被写入 IEC 国际标准用例，并向国际首次公开展示虚拟电厂测试床。从虚拟电厂运营效果上看，2020 年，冀北电网夏季空调负荷将达 600 万千瓦，10%空调负荷通过虚拟电厂进行实时响应，等于少建一座 60 万千瓦的传统电厂；“煤改电”最大负荷将达 200 万千瓦，蓄热式电采暖负荷通过虚拟电厂进行实时响应，预计可增发清洁能源 7.2 亿千瓦时，减排 63.65 万吨 CO2。虚拟电厂有效实现了清洁能源的高效利用和灵活可调，可挖掘价值空间巨大国网冀北虚拟电厂三级架构

碳交易是碳的买卖吗？ 01什么是碳信用？ 碳信用又称碳权，指在经过联合国或联合国认可的减排组织认证的条件下，国家或企业以增加能源使用效率、减少污染或减少开发等方式减少碳排放，因此得到可以进入碳交易市场的碳排放计量单位。碳信用的最终目标是减少温室气体排放到大气中。 02 什么是碳市场？ “碳市场”是指碳排放权交易形成的市场，碳排放权交易实质是将二氧化碳（CO2）等温室气体排放权作为商品进行买卖，是为减少全球温室气体排放所采用的市场机制。 碳交易市场大致可分为强制碳配额交易市场和自愿碳交易市场，前者以配额（碳排放许可）为基础产品，还可纳入抵消单位（核证减排量）和衍生品交易，可以进一步划分为基于配额的碳交易和基于项目的交易。后者是没有强制减排任务的主体自愿购买项目减排量以实现自身碳中和所形成的市场。我们现在所说的“碳市场”通常是指前者。 03碳交易是碳的买卖吗？ 碳交易全称为“碳排放权交易”，因此交易的不是碳或二氧化碳，而是二氧化碳的排放权（排放额度）。碳交易即把二氧化碳排放权作为一种商品，买方通过向卖方支付一定金额从而获得一定数量的二氧化碳排放权，从而形成了二氧化碳排放权的交易。碳交易市场是由政府通过对能耗企业的控制排放而人为制造的市场。通常情况下，政府确定一个碳排放总额，并根据一定规则将碳排放配额分配至企业。如果未来企业排放高于配额，需要到市场上购买配额。与此同时，部分企业通过采用节能减排技术，最终碳排放低于其获得的配额，则可以通过碳交易市场出售多余配额。双方一般通过碳排放交易所进行交易。第一种情况，如果企业减排成本低于碳交易市场价时，企业会选择减排，减排产生的份额可以卖出从而获得盈利；第二种情况，当企业减排成本高于碳市场价时，会选择在碳市场上向拥有配额的政府、企业、或其他市场主体进行购买，以完成政府下达的减排量目标。若未足量购买配额以覆盖其实际排放量则面临高价罚款。通过这一套设计，碳交易机制将碳排放内化为企业经营成本的一部分，而交易形成的碳排放价格则引导企业选择成本最优的减碳手段，包括节能减排改造、碳配额购买、或碳捕捉等，市场化的方式使得在 产业结构从高耗能向低耗能转型的同时，全社会减排成本保持最优化。

系统性思维下的光伏与虚拟电厂 虚拟电厂与光伏，都遇到系统性的问题 虚拟电厂因为其与分布式光伏，电动车等技术的天然亲和性，在双碳+限电+市场化的大背景下，自然受到市场的高度关注，但是这背后的系统性制约和发展动力更值得我们思考，是不是和光伏一样，只要给补贴和价格就能快速发展了？ 答案自然是否定的，至少在全球范围内，单纯的虚拟电厂业务是很难持续盈利的。 这是电力的系统性问题。 所谓系统性，就是“整体大于部分”，当许多个部分组合成一个系统时，系统本身的表现，迥异于每个部分。就像很多光伏耦合到一个电力系统的时候，光伏对电力系统的整体影响，将大于任何一个光伏项目本身，而且受电网影响的方式也不是简单的“能不能并网”、“能赚多少钱”。 虚拟电厂则会遇到更复杂的系统性问题。 光伏为什么会大发展，破局点分析 我们从系统发展的角度，分析下光伏市场发展。 系统论告诉我们，许多事物在没有受到制约之前，都将呈现指数型发展曲线，无论是细菌的生长，还是病毒的传播。而一旦受到制约，则增长函数变化。可能实际结果不增长，甚至衰退。 个人认为，国内光伏产业因为在破局点消除了三个制约，所以有了过去十年的大发展，但未来可能将从破局点，因为另外三个系统性制约而转换为失速点。 光伏的破局点，是在下述三重制约的解除后，获得了指数级的增长： 1、补贴，解决了初期发展的盈利问题，能够被纳入补贴，就是拿到了路条； 2、接入，电网解除了对光伏的限制，并且在电网建设上考虑对光伏的配套投资； 3、效率，光伏技术的发展，使得转换效率大幅度提高，并且制造效率也随着项目规模增加，快速越过盈亏平衡点，发挥了制造规律效率。 光伏可能的失速点，与系统性相关 光伏发展到今天，系统性的制约开始显现，也是三点： 1、补贴，新建项目取消补贴，光伏项目转换为高度市场化的模式； 2、接入，如果说前期光伏大量接入，依靠的电网的系统容量调节池，去缓冲光伏发电的波动性和不确定性，随着光伏渗透率的提高，电网面临巨大的安全风险，根据一些论文的描述，如果以变电站母线为单位，光伏占比超过25%时，对电网来说就是弊大于利，如果超过45%，可能将出现系统性风险。光伏配储能，就是电网要求光伏投资商为这种风险买单。 3、竞争，这里的竞争也分为两重，第一重是项目竞争，比如大量分布式MW级项目都已经被“跑马圈地”，更小的KW级项目的开发和运营成本极高，这也决定了“整县光伏”的开发模式将是低效率的。第二重是市场竞争，光伏进入电力现货市场后，由于其发电容量几乎毫无弹性，其价格将会剧烈波动，对投资商来说，原有的价格测算模式将失效。 盈利模型和资产估值模型也将重构。 所以，过去那种静态的投资思维和行业分析思维，不适用“失速点”以后的增长曲线。 需要转换为系统性的分析模式，基于电力市场竞争模型+电网最优运行效率模型等的复杂系统模型进行分析，比如应考虑配置储能后的收益率，分布式光伏还要考虑用户限电限产情况下的消纳率问题。 补贴退坡后，不少分布式项目采取“自发自用”模式，涉及到与用户的交互、并且要求电网的营销打交道，这里是业务的系统性，但是这一重的制约并不是光伏失速点的主要制约。 光伏多了以后，撞上了“电力物理系统”的墙，因为涉及到电网安全、稳定、潮流、电能质量等系统性问题，系统性制约开始出现。 个人认为这将是光伏未来面临的最重要制约因素。 虚拟电厂，更加系统性的业务 电力系统不是一个简单的技术系统，它包含相互交织的三重系统视角。而虚拟电厂的系统性，与这三重视角的系统，从一开始就是紧耦合。 而光伏在过去十年的发展中，几乎不考虑这种耦合关系，现在才开始遇到“系统墙”。 电力的系统性，大致如下（结构化图表难以表达分层网状的整体系统性，凑活着看吧） 在一次系统层面，虚拟电厂需要接入配网及负荷侧的“源网荷储”各类资源，并且需要在公共配电系统和工商业配电系统层面，解决安全运行的问题。这是作为电力系统的物理制约决定的。 在二次系统层面，虚拟电厂需要借助，甚至重构配电的数字化架构，才能实现。 在业务与业务系统（也叫做三次系统）层面，虚拟电厂需要解决“负荷侧商业模式”和“电网侧商业模式”的问题，都需要理解“电力营销”（以零售管理为目标）、“电力生产”（以设备管理为目标）、“电力调度”（以功率平衡和安全运行为目标）。 虚拟电厂，三层流变中的创新 这种系统性本身也不是一成不变的，上述三个圈层图中，最外层产业系统的变动是最快的，而业务系统是稍慢的，但也在适应物理系统和产业系统的变化。 而最内层的物理系统变化，是长期但是趋势性的，比如作为元器件的新型电源设备（风电、光伏），一方面是占比必然大幅度提升，另一方面这些电力电子电源的机械惯量几乎没有，导致电力系统的数学特性也将发生巨大变化，客观上要求配置大量储能装置（比如做虚拟同步机、或者做调频调峰）。 电源的结构性变化，客观上要求负荷的灵活性也大幅度提升，才能保证电力系统的新态势下的稳定性，这些就是物理系统的新型电力系统内涵。 从这个角度我们自然可以得出一些宏观结论，比如虚拟电厂的基础，不是大量的分布式和储能部署或者数字化，而是负荷资源从黑箱模式，逐步变成可观、可测、可控。 大范围的负荷可调节能力将成为新型电力系统的战略资源。 同时，物理系统的变迁，也将带来业务系统和产业系统的趋势性动力，比如物理系统需要更深度地实现信息物理融合，需要ICT，和IT产业的支持。 而新的商业模式甚至需要改变现有的业务系统和产业系统的组织方式，甚至从观念上，改变“自上而下”的规划模式，变成“自下而上”的建构模式等。 这些也都是系统性视角在电力行业的某种观察思考结果吧。 所以，理解了系统性，也就理解了行业的趋势，也能更好地看清虚拟电厂的制约与路径。

价格全线下跌！光伏利润“蛋糕”重新切割 2022接近收官，忙碌的光伏电站投资商迎来了期盼已久的利好消息——产业链价格下降。 全线下跌 对于深陷价格泥潭三年之久的光伏从业者来说，2022年的“疯狂”记忆犹新——“没有最高，只有更高。”硅料310元/kg、硅片冲破10元/片、电池片飙至1.35元/W 、组件高居2元/W以上，一路飙涨的价格曲线让诸多下游电站开发停摆待工，等组件、等组件、等组件……。 而身负能源转型重任，光伏产业链症结也获得了监管部门的重视，8月、10月，高层管理部门连发《三部门关于促进光伏产业链供应链协同发展的通知》（工信厅联电子函〔2022〕205号）、《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）两份文件，引导产业链协调健康发展，并加强市场监测监管。 第三方咨询机构PVinfolink价格信息显示，从8月底伊始，产业链价格进入稳定态势；11月初，硅片价格率先开启下降通道；11月末，从上游硅料到下游组件，产业链价格全线下跌。仅仅11月一个月，产业链价格降幅3%～5%。 从最新报价来看，跌幅似乎更大。11月27日，中环发布最新单晶硅片价格，相较月初价格，降幅4.42%～4.65%。更有消息透露，硅料报价出现250元/kg甚至边角料腰斩至140元/kg左右的价格。 对于硅料价格“雪崩”，硅料巨头很快进行了否认。也有业内人士指出，目前来看，不至于“雪崩”，但拐点已至，整体呈现向下趋势。 利润转移 “为上游打工”，这是近三年来光伏产业链的无奈吐槽，但也是真实写照。相比组件企业低至个位数的毛利率，有硅料企业毛利率高达70%以上。 随着上游价格下降通道开启，超额利润转移方向备受关注。 对此，上述业内人士表示，从短期来看，硅料价格下降，下游制造环节的盈利水平将率先好转，电站运营端也将改善；但长期来看，最终将达到均衡状态，没有暴利，各环节处于相对合理的盈利水平。 11月30日，在中国光伏行业协会举办的光伏供应链配套发展论坛上，国金证券股份有限公司新能源与电力设备首席分析师姚遥则表示，2023年能分享到硅料利润转移的环节，一定是产能或者供给增长比供应链短板扩张慢，或者说集中度是比较明显提升的环节。 在这个逻辑下，姚遥认为，2023年存在利润扩张的环节包括石英砂、坩埚辅材环节以及电池片。在姚遥看来，电池片扩张和硅料水平基本匹配，但是明年技术路线仍存在不确定性，由此电池片的利润水平仍有可能扩张。 “但是这些由于占比较低，或者利润扩张幅度不大，所以满打满算利润扩张不会超过1毛钱。”姚遥测算，“如果按照硅料从30万元/吨跌到10万元/吨计算，组件端可以让出0.5元利润，除了主产业链上分走0.1元之外，EPC可能会修复到赚0.1～0.2元，剩下的不会变成运营商的超额利润，更有可能是用来投储能。” 事实上，由于盈利模式缺乏，强配储能已然成为风光电站额外的附加成本，有风力发电站的配储比例甚至高达60%～100%。 在刚刚举办的“2022年第七届中国储能西部论坛”上，国家能源局节约和科技装备司副司长刘亚芳强调，避免“一刀切”统统按比例配置储能，并且透露国家能源局正组织编制大型风光基地及送电配套新型储能的规划技术导则，下一步将结合各方面的反馈意见修改完善后争取年内印发。 回归始终，市场驱动及政策引导的最终方向将是终端需求释放、新能源有效支撑起“双碳”目标。

贵州，电力告急！ 12月12日，贵州电网发布《关于对电解铝企业实施负荷管理有关要求的通知》。贵州电网表示，11月底以来，全省气温骤降，用电量迅速攀升，受高热值煤不足影响，在电力外送降至最低水平的情况下，水电被迫超发满足省内电力供应需求。当前水电蓄能已逼近安全底线，严重危及电网安全运行，存在大面积拉闸限电风险。因此，对贵州华仁新材料有限公司、遵义铝业股份有限公司、贵州省六盘水双元铝业有限责任公司、贵州兴仁登高新材料有限公司、安顺市铝业有限公司暂按70万千瓦总规模调减，并于12月13日00:00启动，每日按负荷分配的20%减负荷，通过5日负荷管理执行到位。贵州电网还称，按照负荷管理预案要求，对负荷管理执行不到位、擅自超限额用电的电力用户，为确保电网安全运行，紧急时，供电企业可采取强制限电措施。根据2021年贵州省全社会用电量数据（下图）来看，贵州省工业用电占比较高，电解铝企业作为“两高”企业通常会首先受到负荷管理。 从贵州省的电力结构来看，2021年全年，贵州省发电量2239亿千瓦时，占全国比重约为2.76%，其中，火力发电占全省发电量比重约为64.52%，水电占比约为27.93%。并且，贵州省煤炭资源丰富，煤炭储量居全国第5，占西南地区61%，超过南方数省区之和，素有“西南煤海”之称。2021年，贵州规模以上企业原煤产量13120万吨，居全国第5。除东部无煤区外，全省88个县（市）中，有74个产煤。其中，六盘水煤田、织纳煤田、黔西北煤田是贵州最重要的产煤区。但如今的贵州仍受困于高热值煤不足。就在12月12日，贵州能源监管办发布了贵州能源监管办召开2022年迎峰度冬电力保供暨月度电力供需形势分析会的报道，报道称会议指出，11月底以来，省内气温显著下降，用电负荷大幅攀升，当前及后期电力供应形势复杂，各方要高度重视，统一认识，凝心聚力，共渡难关。会议强调，要加大电煤购储力度，发电企业要落实进煤存煤主体责任，加强电煤采购，尤其多采购高热值电煤，提升机组顶峰发电能力；要优化调度运行安排，调度机构要进一步优化运行方式安排，严控水电发电，守住水电蓄能安全底线；精准安排火电发电计划，“一厂一策”提高机组负荷率。此外，出于保障能源安全的考虑，“2022年贵州省重大工程和重点 项目名单”也将多个煤炭生产、发电项目列入，譬如，桐梓县强博煤矿30万吨扩能技改项目、水城区玉舍煤矿东井（一期）工程、水城区发耳二矿（一期）工程、盘州市盘江新光2×66万千瓦燃煤发电项目、赫章县威赫660兆瓦超超临界循环硫化床然用高硫无烟煤发电示范项目、织金县国家电投贵州金元织金“上大压小”异地改建项目、务川县红毛洞水电站项目、平塘县六硐河甲茶水电站工程、平塘县六硐河甲江水电站工程。

虚拟电厂盈利模式 11月25日，国家能源局就《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》征求意见。《基本规则》提出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。 虚拟电厂尚未形成固化的商业模式，其调节手段、调节路径、可发展模式等仍具有多种可能性。 虚拟电厂：聚合分布式资源参与电力市场 虚拟电厂通过信息技术和软件系统聚合并优化分布式电力资源，从而参与电力市场和和电网运行。 虚拟电厂本身并不发电，而是通过聚合风电、光伏、储能、可控负荷、电动汽车等分布式资源，将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合起来，加入电网调度，实现有效削峰填谷，同时提供调频、调压、备用等电力辅助服务，增强电网安全性。 从邀约型向市场型过渡 虚拟电厂发展分为三个阶段，邀约型，交易型和自治型。当前，由于我国目前储能和分布式电源以及电力交易市场尚未发展成熟，虚拟电厂主要处于邀约型向市场型过渡的阶段。 交易型阶段：电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合商以类似于电厂的形式，参与市场获取收益。

绿电交易小知识-02 1.绿色电力交易是双边实物合同,需要优先保障。 绿色电力交易是推动清洁能源发展的一种中长期双边实物合同交易方式,它以绿色电力产品为标的物,目的是满足电力用户购买和消费绿色电力的需求,此外还会提供相应的消费认证,是电力中长期交易中单列的一个品种,在交易组织、电网调度、交易结算等方面具有优先地位。 2.绿色电力交易与其他交易品种的协同和融合。 新能源项目可自愿选择参与绿色电力交易或其他市场化交易。在参与年度及多年绿色电力交易的基础上,进一步增加交易频次,扩大绿电参与交易的范围至月度或季度交易,保障绿色电力交易常态化开展,增加绿电的流通性,在合同中约定电能量价格与环境溢价,绿色电力交易电量的环境价值随交易划转至用户,用户获得对应数量的绿色消费凭证。 3.绿色的电力交易的偏差结算和环境权益补偿。 对于绿色电力交易中的电能量偏差,非现货试点省按照本省交易规则偏差结算相关条款执行,现货试点省按照现货价格结算偏差电量,交易结算前,市场主体可以通过合同置换和合同转让主动调整合同电量偏差。 4.电力零售市场和绿电零售套餐为售电行业带来新的机遇。 绿色电力交易的开展,短期可以解决各类企业缺乏购买绿色电力途径的问题,中长期可以促进新能源的发展和能源转型,远期将对全社会的绿色生产生活方式,对人们绿色消费、绿色生活、绿色价值理念的培育起到深远的影响,为零售市场和绿电零售套餐为售电行业带来新的机遇。 5.绿色电力交易将助力新兴主体、分布式和新型电力系统建设。 绿色电力交易将进一步提升新能源市场活跃度,促进发电企业投资建设更多的新能源。同时,新能源规模变化也将引导需求侧资源主动参与市场,充分发掘蕴藏在需求侧的灵活调节能力,在保障电网稳定运行的同时进一步促进新能源消纳。因此,绿色电力交易将为建设以新能源为主体的新型电力系统,提供重要的价格引导信号。 6.加快完善可再生能源消纳责任权重+绿色电力交易的市场体系,落实市场主体可再生能源消纳权重核算及考核方式。 各地区按国家发展改革委、国家能源局下达的新能源电力消纳责任权重,合理制定省内各类主体的消纳责任权重,明确消纳量分配及核算方式。各地政府主管部门组织市场运营机构定期公布市场主体消纳责任履行情况,对未完成年度消纳责任的市场主体按规则进行考核,考核费用于补偿区域内具备调节能力的灵活性资源。 7.市场主体需要进一步拓展,涵盖分布式能源、拓展到水电。 为做好与新能源电力消纳保障机制的有效衔接,优化现有绿证核发制度,根据行业发展的实际情况,逐步将分布式项目、海上风电、生物质发电、未在公布清单内的平价项目等均纳入绿证核发范围,增加绿证市场的产品供应,进一步激发市场活力。 8.绿色认证体系与绿色权益价格的形成机制相辅相成,亟需进一步完善。 绿色电力价格包括电能量价格、环境溢价,分别体现绿色电力的生产运营成本、环境属性价值。市场准入的绿电应作为常规电源参与市场交易,其环境价格应在电能价格基础上根据市场形势进行溢价。在绿色电力交易合同中分别明确电能量和绿证的价格,充分发挥绿色电力交易价格体现绿色环境价值的作用,引导新能源主动参与市场获得收益,助力构建绿色环境价值体系。 9.绿色电力交易应着重向更长时间尺度拓展。 国外“证电合一”的长期购电协议一般为8~15年,其目的主要是为新能源企业提供稳定的收益预期,解决新能源企业融资难题,吸引投资,促进新能源企业健康发展。在“双碳”目标和电力市场加快建设的背景下,一方面还要继续增强我国电力系统可靠性,建设大量灵活性资源,缓解高峰时段因供不应求导致的高电价,另一方面推动传统能源与新能源协同向更长时间尺度的交易方式拓展,给予新能源企业和灵活性资源长期稳定的收益预期。 10.引领和促进分优先级的市场交易体系和出清机制建设。 风、光等可再生能源保量保价的优先发电计划与居民、农业等保障性用户的优先购电计划,与市场化交易共同完成资源优化配置,是我国电力市场建设长期以来的主要特征。未来我国统一电力市场的建设,应充分考虑不同交易品种的优先级设定,建立统一申报、分级联合出清的交易体系和出清机制。绿色电力交易的开展,客观上要求对现有的中长期交易、现货交易机制进行相应调整,将会引领促进分优先级的市场交易体系和出清机制的建设。 11.完善绿色电力交易等机制能耗双控制度衔接机制。 一是推行用能权指标市场化交易。进一步完善用能权有偿使用和交易制度,加快建设全国用能权交易市场,鼓励参与用能权交易的企业认购绿证,将绿证折合对应的能源消费量在其用能权核算中按一定比例予以扣减。二是将绿电绿证作为碳排放和能源消费计算重要因素。在能耗双控考核中,鼓励能源消费总量超标地区或企业可以通过认购绿电绿证折合对应的能源消费量,在其能源消费超标量中按一定比例予以扣减。重点引导煤炭、天然气等能源生产企业,化石能源进出口企业,高耗能企业等主体提高绿电消费,逐步将能耗双控制度向碳排放强度控制和总量控制的双控转变。

绿电交易小知识-01 1.“证电合一”与“证电分离”在国外不同国家均有实践先例、有自洽的逻辑体系、有各自的目标侧重、有各自的优势劣势。 新能源发电波动性大、可预测性差,其提供的电力商品价值较低,在电能量市场中获取的收益有限,参与电力市场处于天然劣势。国外新能源企业往往通过绿色电力交易或绿证交易保障自身合理收益,可通过签订证电合一的长期购电协议(PPA),协议确定上网电价和绿色证书价格等有关事宜,将新能源电力和证书捆绑出售给公用事业电力公司,也可以与电网或用电企业在绿证交易市场单独就绿证签订买卖协议(证电分离销售模式)。整体看交易方式多元,绿电交易和绿证交易在灵活性、价格和套期保值等方面各有优势,市场主体自主选择绿电或绿证交易完成自身需求。 2.绿色电力交易是一种“证电合一”的交易品种,为用户提供了一种新的获得绿证的途径,但并非排他性的唯一途径。 在北京电力交易中心正式发布国网范围内的绿色电力交易细则中,明确绿色电力交易是电力中长期交易中单列的一个品种,充分体现了绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等方面的优先地位,并增加了绿色电力认证环节,为我国可再生能源环境价值的兑现提供了一种新的渠道,市场用户可以在电力市场交易中直接获得绿证,交易方式便捷、绿证流通渠道清晰,但绿色电力交易并非获得绿证的唯一途径。 3.开启之前,“证电分离”的绿证交易已然存在,以后也仍然存在,并与绿色电力交易长期并存,供用户自主选择。 在绿色电力交易之前,我国主要通过绿证交易满足用户绿色能源消费需求。绿证是指国家可再生能源信息管理中心向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证,分为补贴绿证和平价绿证两种。未来绿色电力交易和绿证交易将长期并存,用户根据自身需要,选择参与绿电或绿证交易,决定选择在哪个市场满足自身购买环境价值的需求。绿证市场将更加灵活、便捷的按照用户需求,其金融性质更强。但对于电力用户来说,购买绿证后,依然需要在电力市场购买煤电电量,其综合交易成本与煤电交易价格挂钩。绿电通过电能量交易的方式，在物理消纳绿电的同时，为环境价值付费，获得绿证；绿证是金融属性的，不受物理网络约束 4.随着全国统一电力大市场的建设,“证电合一”的绿色电力交易,有助于建立全国统一的认证、流通、定价体系。 随着我国新能源装机占比的不断提高,其间歇性、波动性对系统短期调节能力和长期可靠性都提出了更高的要求,必须通过扩大市场范围促进新能源的有效消纳。在全国统一电力市场体系下,将逐渐打破省间交易壁垒,电力资源的优化配置范围将进一步扩大,届时证电合一的绿色电力交易,有助于建立全国统一的认证、流通、定价体系。 5.“证电合一”的绿色电力交易有助于完善绿色电力消费认证体系,并助力我国参与国际能源认证管理。 “证电合一”交易由电力交易机构组织,电力用户与发电企业可直接在平台完成电能量与绿证的交易,待电费结算后完成绿证划转,可以有效提高双方参与交易的便捷程度,适合电网企业和大型电力用户购买,有助于完善绿色电力消费认证体系,并助力我国参与国际能源认证管理。 6.“证电分离”的新绿证交易与“证电合一”的绿色电力交易互为补充。 近期，国家发展和改革委办公厅和国家能源局综合司联合印发《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号），从建立健全绿色电力交易机制、鼓励各类用户自愿消费绿色电力、健全特殊用户绿色力消费社会责任等五方面提出了14项具体举措，并通过电力交易中心同时开展了新的绿色证书交易。新的“证电分离”的绿色证书交易可以作为“证电合一”的绿色电力交易的一种有益补充和调整偏差的手段。