“全球光伏看中国，中国光伏看江苏。”地处我国东部沿海的江苏省，不仅是我国综合发展水平最高的省份之一，也是我国能源变革的样板省份之一，更是全国乃至全球光伏产业重要的研发、制造基地之一。 历经20余年，江苏已然发展成为我国光伏产业最为完备、产业规模最大、企业集中度最高的省份。而今，在双碳背景下，江苏省光伏产业又推开了新篇章。 光伏制造狂飙，“十四五”已扩产608.55GW 江苏是公认的光伏制造大省，在我国光伏制造产业中的地位举重若轻。数据显示，2020年，江苏省光伏电池产量就已达48.3GW，约占全国产量44%，占全球产量34.5%；光伏组件产量达46.9GW，占全国产量约48%，占全球产量约34%。 江苏不仅齐聚了天合光能、晶澳科技、上能电气、阿特斯、腾晖、正泰、中信博等一众光伏名企，更形成了常州、无锡、常熟、镇江、扬州、盐城等多个光伏产业园，其光伏硅片、电池、组件产能和产量连续十多年保持全国第一。 进入“十四五”后，江苏光伏制造企业再次发力，仅硅片、电池、组件环节的扩产规模便已高达608.55GW，另有5亿平方米光伏胶膜、年产500台单晶炉、100吨浆料项目以及光伏玻璃、逆变器等扩产项目。 分环节来看，电池、组件环节是江苏光伏制造企业重点布局方向。 2021年至今，以晶澳科技、通威太阳能、钧达股份、上机数控、林洋能源、协鑫集成、东方日升为代表的30家光伏企业已宣布在苏扩产373.05GW光伏电池组件项目，总投资额超1061亿元。其中，仅晶澳科技、通威太阳能两家扩产总规模便高达116GW，占比约31%。 其中，晶澳宣布扩产高效电池组件产能共计66GW，项目地点分布于扬州、启东、东台地区。目前，晶澳扬州6GW高效组件项目已经投产运行；晶澳盐城东台10GW光伏电池、10GW光伏组件及配套项目也已于今年3月30日开工，主要生产新一代N型高效产品，预计今年7月份首条组件生产线投产、10月份首条电池生产线投产。 硅料、电池“双龙头”通威宣布斥资80亿元扩产两个25GW高效组件项目，项目场址位于盐城、南通两地。其中南通25GW高效组件项目已于今年1月初正式开工建设，主要生产采用通威TNC/TPC等技术路线的182、210大尺寸版型高效组件产品。 分地区来看，盐城、徐州两大光伏基地扩产规模遥遥领先，分别以129.5GW、122GW稳居“第一梯队”。近年来，在天合、阿特斯、协鑫集成等骨干企业带动下，盐城光伏产业规模明显扩大，目前已建有盐城经开区光电产业园、大丰港区新能源产业基地、阜宁光伏产业园，光伏产品以电池、组件为主。徐州则以硅材料生产为主，同时拥有电池组件制造企业，目前建有徐州经开区、沛县经开区两大光伏产业基地。 “第二梯队”以扬州、南通、宿迁、宜兴、扬州、常州、淮安、东台、启东地区为主，扩产规模在20GW-70GW之间。扬州市以68.5GW领衔，扬州将新能源产业作为“323+1”先进制造业集群的重要组成部分，集聚了一批光伏产业上下游企业，近年来始终保持良好发展态势。 “第三梯队”则包含无锡、张家港、苏州、锡沂、泰州、常熟等地，扩产规模20GW以下。其中，无锡、苏州、泰州作为省辖市，光伏企业集中，产值规模较大。 光伏装机稳居全国前四，分布式光伏市场爆发 除光伏制造产业实力强劲外，江苏省光伏装机规模同样处于全国领先地位。 国家能源局数据显示，2015年江苏省光伏累计装机规模仅4.22GW，到2022年底，全省光伏累计装机规模突破20GW，达到25.085GW，规模增长近5倍，装机总量位居全国前四。 更为关键的是，8年间江苏省不仅实现光伏装机规模的飞跃式发展，更完成了光伏装机结构的变化。 纵观江苏省2015-2022年光伏装机数据，2018年江苏分布式光伏新增并网规模首次超过集中式光伏电站；2021年分布式光伏累计装机规模正式超越集中式光伏，占比达到50.89%；2022年分布式光伏装机占比进一步扩大，占省光伏装机总量的62%。显然，江苏分布式光伏市场正式迎来了爆发期。 分析原因，政策扶持、市场需求及屋顶资源储备缺一不可。 政策方面，早在2017年国家能源局开展分布式光伏发电市场化交易试点中，江苏省入选6家。2019年5月，江苏明确提出以分布式为重点，有序推进分散式风电、分布式光伏发展。2022年6月，江苏“十四五”可再生能源发展专项规划正式印发，明确到2025年光伏累计装机35GW以上，这意味着“十四五”期间江苏省将有18.16GW光伏新增并网空间。 此外，据统计，尽管国补政策取消，但目前江苏常州、南京、苏州、无锡、张家港等多个市区依旧给予光伏项目装机规模或度电补贴。如常州给予“十四五”建成并网的公共机构光伏项目0.3元/W的投资主体一次性建设奖励，南京市给予光伏项目不超过500元/kW装机规模补贴，苏州工业园区给予2022年1月后并网发电、且接入园区碳达峰平台的分布式光伏项目0.1元/kWh发电量补贴等。 市场需求方面，作为经济强省、用电大省，江苏省用电需求长期处于旺盛阶段。数据显示，早在2001年江苏年度用电总量便突破1000亿千瓦时。自2005年起，江苏全社会用电量平均3至4年增长1000亿千瓦时，并于2021年首次突破7000亿千瓦时。2022年江苏全社会用电量保持增长至7399.5亿千瓦时。此外，2022年江苏净受入区外电量1450亿千瓦时，首次突破1400亿千瓦时大关，省内市场化电力交易规模达4210亿千瓦时，超过当年该省全社会用电量的一半，市场规模居全国前列。 屋顶资源储备方面，《江苏统计年鉴2020》数据显示，江苏城镇人口5698.23万，农村人口2371.77万，以城镇人均47.5㎡、农村人均61.7㎡住房建筑面积综合测算，江苏省城镇和农村可利用屋顶面积约7.58亿㎡，户用光伏屋顶开发潜力约15.28GW。工商业分布式、公共建筑屋顶开发潜力分别约为26.04GW、8.91GW。 显然，多重利好因素下，江苏分布式光伏终端市场与光伏制造产业正以齐头并进之势高速发展。但就现实而言，或尚有些许问题待解。如双碳背景下，江苏分布式光伏市场开发现状及机遇究竟如何？分时电价下工商业分布式收益如何重新测算？绿电绿证市场又该如何合理交易等等。

近300亿！比亚迪、吉利动力电池项目进展情况来了！ 4月14日，重庆发布《关于做好2023年市级重点项目实施有关工作的通知》。2023年重庆市级重点项目共有1457个，总投资约4.4万亿元。 其中，涉及新能源汽车产业领域的项目多达19个，覆盖电驱系统、动力电池、汽车底盘、汽车照明、整车等多个产业链环节，项目同时还涉及到比亚迪、长安、吉利、领克等多个汽车品牌。 19个项目当中，秦安机电总部基地及新能源汽车驱动系统项目、合川智能智慧电驱动产业化项目，2个完工；两江龙兴新城智能网联新能源汽车产业园基础设施配套项目等8个续建；长安汽车渝北工厂置换及绿色智能升级建设项目等9个新开工。 动力电池方面，吉利科技年产12GWh动力电池项目和比亚迪动力电池全球总部项目今年都将迎来工程续建。 吉利科技年产12GWh动力电池项目总投资约85亿元，规划占地面积500亩，建设年产能12GWh动力电池生产线及相关配套，建筑面积约30万平方米。项目由吉利和孚能科技共同投建，项目属双方共建的合资公司驰航新能源。项目于2022年5月开工，预计到2024年达产。 比亚迪动力电池全球总部项目。总投资不低于205亿元，将比亚迪旗下电池主体业务剥离，在璧山区成立总公司，并计划在璧山上市。 西门子与小鹏汽车签署战略合作协议 深化动力电池开发制造及储能等领域合作 4月18日西门子官微消息，西门子与广州小鹏汽车科技有限公司(小鹏汽车)签署战略合作协议，双方将在数字化工厂建设、动力电池开发制造及储能、碳中和咨询服务，以及人才培养等领域深化合作。此外，西门子还将基于其中低压智能供配电、楼宇科技等技术和解决方案对小鹏汽车工厂园区内的供配电基础设施进行实时监测和管理。

4月18日，国家能源局发布《<关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案>案例解读》第二、三章部分，《实施方案》要求“不得以任何名义增加新能源企业的不合理投资或成本”，即除国家法律法规规定的费用外，各级地方政府不得另行设立名目收取费用，也不得强制企业以捐赠等名义收取费用，这将推动开发建设环节的成本回归理性。 在新能源项目开发过程中，很多地方政府对新能源项目投资提出了各种各样的附带条件，包括拉动装备制造业在当地建厂、投资修路、捐助帮扶、与地方企业合作等，严重推高了新能源项目开发的非技术成本。 根据案例来看，2021年以来，包括云南、湖北、贵州、宁夏、安徽等省份对新能源项目开发均提出了产业配套的要求，企业开发成本大幅增加。南方某县政府以资源指标印发为由，要求9万千瓦项目的风电开发企业无偿给予镇政府2000万元扶贫资金，增加开发成本0.18元/瓦。西北某县政府以征地协调为由，要求10万千瓦项目的风电开发企业无偿修建6千米旅游道路，增加开发成本0.2元/瓦。 例如，在整县分布式光伏推进过程中，部分地区出现了短期内并网的分布式电源超过电网承载能力的现象，暂缓了分布式光伏备案和并网申请。为预防此类问题，福建省长汀县率先试行发布分布式光伏可开放容量信息公开发布办法，每月定期根据长汀县分布式光伏累计并网容量进行动态更新110千伏及以下配电网设备的分布式光伏可开放容量，并向社会公开发布。 在新能源参与电力市场交易中，支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行。为保障我国新能源产业健康平稳发展，国家发展改革委、国家能源局于2019年发布《关于规范优先发电优先购电计划管理的通知》，将新能源列为优先发电的支持范围。根据文件精神，风电、光伏发电在消纳不受限地区全额电量列入发电计划，在消纳受限地区要采取合理有效措施，确保全额保障性收购政策有效执行。同时，为适应电力体制市场化改革要求，文件鼓励新能源通过市场化方式落实可再生能源优先发电政策。 目前，全国绝大部分省区均已建成中长期电力市场，为新能源参与中长期电力交易创造了有利条件。初步统计，已有二十多个省（自治区、直辖市）的新能源项目不同程度参与到电力市场化交易中。电力现货市场交易机制可以在更大程度发挥市场作用，调动系统资源实现新能源消纳，但现货市场价格的波动性较大，直接参与现货市场交易会对新能源项目主体收益造成影响。为进一步发挥市场机制对新能源消纳的促进作用，同时保障新能源项目开发主体的合理收益，《实施方案》提出“支持新能源项目与用户开展直接交易，鼓励签订长期购售电协议，电网企业应采取有效措施确保协议执行”，旨在鼓励新能源企业在中长期市场发挥新能源成本优势和绿色属性优势，通过签订中长期购售电协议方式与电力用户直接交易，以规避市场波动风险，锁定预期收益。同时强调电网公司要确保协议执行，真正落实可再生能源优先发电政策。 此外，对国家已明确价格政策的新能源项目，电网企业应按照有关法规严格落实全额保障性收购政策，全生命周期合理小时数外电量可以参与电力市场交易。 但随着新能源装机比例越来越高，部分地区超过了50%，在部分时段部分地区出现了消纳困难的情况，也发生了部分地区自行降低新能源保障利用小时数的现象，迫使新能源企业只得以较低电价在电力市场中竞得发电权，损害了新能源投资开发企业合法权益。 鉴于此，《实施方案》明确要求严格落实全额保障性收购政策，在全生命周期合理小时数内电量严格落实收购政策，切实保障新能源企业合法权益。与此同时，《实施方案》再次强调支持新能源企业在全生命周期合理小时数以外电量参与市场竞争，通过“计划为主、市场为辅”的方式保障存量有价格政策项目投资收益，确保新能源由计划向市场平稳过渡。

Vol433.从五粮液跨界新能源 看千年酒都的电池布局

宁德时代成立海上风电子公司 近日，宁德时代子公司时代绿色能源有限公司注册成立福建润时海上风电有限公司，注册资本为25亿，从事包括发电业务、输电业务、供（配）电业务；电气安装服务；建设工程施工，以及海上风电相关系统研发等海上风电业务。 去年7月，宁德时代收购时代绿能40%股权，后者成为其全资子公司。时代绿能经营范围同样包括海上风电相关系统研发、风电场相关系统研发及风力发电技术服务等，并在山东济宁、江西宜春、广东肇庆、福建宁德等地从事光伏风电等绿电开发。 宁德时代曾提出三大战略发展方向，其一即以“电化学储能+可再生能源发电”为核心，实现对固定式化石能源的替代，摆脱对火力发电的依赖。 与海上风电配套，宁德时代另一控股子公司广州汇宁时代新能源发展有限公司，已涉足绿色储能电站项目开发，为新能源项目提供配套基础服务。 据了解，汇宁时代成立于2021年8月，是宁德时代在广东省区域开展大型电化学储能电站项目投资开发建设的唯一授权单位，在广东省电力系统、储能工程建设、电力市场交易领域有着丰富经验。 2022年6月1日，汇宁时代与广东阳西县人民政府、中广核电力销售有限公司签署战略合作协议，建设全球最大的绿色储能电站项目，项目总投资120亿元，容量为2GW/5GWh。该项目建成后能够为阳西县730万千瓦海上风电项目以及其它新能源项目提供配套基础服务，将进一步提升阳西乃至粤西电网的新能源消纳和调峰调频能力，推动阳西经济社会高质量发展。 2022年1月26日，汇宁时代完成了与中广核电力销售有限公司合作投资的“汇宁时代江门（台山）核储互补电化学储能电站”项目备案，项目规模为1.3GW/2.6GWh ，总投资约60亿元，计划2022年10月正式开工建设，2023年10月投产。该项目已纳入2022年广东省重点建设项目计划，建成后将是全球单体最大的电化学储能电站，可为粤西南地区电力系统提供灵活性资源，增强核电、海上风电等清洁能源的调节能力，缓解电网阻塞，提升清洁能源的消纳以及区域绿电的使用比例。 至此，宁德时代已开展风光电储能系统、风光项目开发及新能源储能电站开发等战略相关业务。

储能展看各家电芯，“大”容量趋势明显 根据国家工信部电子信息司公布的信息，2022年储能型锂电产量突破100GWh，与2021年同口径的32GWh的产量相比，增长213%。 根据储能与电力市场对公开信息的统计，2022年国内已完成招标的储能项目总规模已超44GWh，当年新增并网项目规模为7.762GW/16.428GWh。 伴随储能产业的高速发展，脱胎于动力电池的储能用电池，已经朝着储能专用电芯道路发展。 如火如荼的第十一届储能国际峰会暨展览会（ESIE2023）上，储能专用电芯备受瞩目。 在已经成为储能集成商主选规格的280Ah电芯以外，300Ah以上的电芯产品，已经在展台上绽放光彩。 远景动力、亿纬、海基、蜂巢能源、国轩高科、南都电源、天合储能、力神、海辰、楚能纷纷展出了300Ah以上产品，“大”电芯趋势明显。 2022年全球储能电池销量首次突破120GWh，与此同时单体项目规模也在朝着GWh迈进。快速增长的储能市场对储能电芯的专业化开发和规模化制造提出了更高要求。储能独特的充放电特征正在呼唤长循环寿命电芯的出现，大规模系统集成的需求也使得大容量、高一致性电芯的出现变得迫切。 咱们就说一说远景动力315Ah储能电芯。在尺寸不变基础上，较上一代产品能量密度提升了11%，实现“单颗电芯一度电”，同时循环寿命高达12000次，满足一天一次充放电25年安全可靠运行要求，适配当前市场主流储能系统方案。 储能电芯“长循环寿命”和“高能量密度”无法兼容是技术难题 ，通过优化正极材料表面颗粒配比，材料包覆技术，多元素均相参杂技术，实现能量密度与循环寿命的双提升；针对负极材料定制化开发，降低材料表面锂耗，持续提升材料的动力学性能，延长电芯循环寿命；此外，创新开发的补锂缓释技术，能在电池全生命周期内实现长期稳定的锂损失补偿。 该款储能电芯产品实现五年能效保持率高达95%以上，全生命周期衰减后容量始终保持在70%以上。 本次发布的315Ah储能电芯除了继续沿用安全性更好的磷酸铁锂材料外，通过高浸润电解液技术进一步提高了材料稳定性，减少电芯初始阻抗，降低析锂风险。在结构设计上，远景动力采用自研的一体注塑结构盖板，结构高度精简，过流能力强，确保全生命周期结构性能稳定。此外，远景动力延续了车企的工艺控制理念，以车规级制造标准打造储能专用电芯产线，保证产品的极致安全和优异品质。

2022储能盘点：全年并网7.8GW/16.4GWh储能项目全景分析 2022年中国储能市场全年并网项目总规模达到7.762GW/16.428GWh，与中关村储能产业技术联盟此前发布的2021年全年2.4GW/4.9GWh的投运规模相比，同比增长达235%（按容量规模比较）。 在2022全年并网的储能项目中，锂离子电池仍然是绝对的主力，占比高达93%。此外，我们也看到了铅炭电池重返战场、百兆瓦时液流电池储能项目投运规模。锂离子电池+液流电池、锂离子电池+超级电容器等组合技术方式、钠离子电池、飞轮储能等新技术也都得到了示范应用。 项目应用领域 从2022年已并网项目的应用领域来看，可再生能源储能项目和独立式储能项目贡献了绝大多数增量，分别占比达45%和44%。调频储能项目在2022年明显降速，仅有8个项目投运。得益于3个10小时铅炭储能项目投运，用户侧储能项目在容量规模上大幅提升。 项目地域分布 2022年投运的储能项目共计分布在26个省市自治区。从各地储能项目的应用场景来看，呈现了可再生能源储能和独立式储能此消彼长、交相辉映的特点。 内蒙古、新疆、甘肃、西藏是可再生能源储能项目的主要实施地区。得益于当地储能示范项目的推动，宁夏、山东、湖南、湖北则成为独立式储能项目的大省，可再生能源配储的需求也将主要通过租赁储能容量进行满足。 有关各地储能示范项目进展，详见：群雄逐鹿，48.4GWh储能示范项目归属分析 有关独立式储能项目商业模式分析，详见：2022储能盘点：独立式储能周年考 分地区来看： 内蒙古 大多数增量源于当地2021年保障性新能源项目及其配套储能项目必须在2022年底并网。此外三峡、明阳、内蒙古电力集团、阿拉善和乌兰察布供电局等实施的多个大型多能互补和源网荷储示范项目也贡献了数百兆瓦时的增量。 宁夏 共计投运了10个独立式储能项目而一举超越山东成为2022年独立式储能最大的市场，总容量近1.25GW/2.5GWh。根据储能与电力市场的统计，宁夏已经启动EPC招标和建设的项目还有近1.8GW/3.6GWh，有望为2023年宁夏的独立式储能市场持续贡献增量。 山东 投运项目在2022年呈现了独立式储能和可再生能源储能平分秋色的局面。山东曾在2021年引领了国内独立式储能项目的开发，但在2022年缺明显不及预期。山东已公布的29个第二批示范项目仅并网投运了6个，其余项目仍在实施过程中。 新疆 大量与2021保障性新能源配套的储能系统在2022年投运。由于疫情影响，新疆还有大量项目处在收尾阶段。此外，新疆自治区发改委曾在去年夏天发布了两批次的市场化项目清单，涉及66个项目，配置储能需求高达7.9GW/34.3GWh。其中大多数项目已经启动，预计两批次市场化项目将继续推高新疆2023年的储能市场增量。 湖北 湖北市场的异军崛起得益于该地2021年平价新能源项目清单中涉及的独立式储能项目开始落地投运。目前投运项目规模在全部规划项目中的占比仍然只有约五分之一，未来湖北市场的持续发展仍需要提升项目的经济性。 项目开发商和参与方情况 2022年已并网投运的储能项目来自近70家开发商。国电投、国家能源集团、中核、华能、华润、大唐、京能、三峡、国网、中电建等央企开发商独领风骚，牢牢地守住了排行榜的前十位。 国家电投（含中国电力、新疆能源化工等）广泛布局了独立式储能、可再生能源储能、用户侧、调频储能项目，仅已投运的独立式储能项目就遍布于宁夏、青海、山东、湖南等多个地区。 国家能源集团（含龙源电力、国华等）、华能、三峡、华电的项目增量仍然主要来自与风电、光伏开发配套的储能系统。 中核（含中核汇能、新华发电等）、华润（含华润新能源、华润财金）、大唐、京能等开发商在2022年除了持续开发新能源储能项目，也加大了独立式储能项目的开发力度，并有数个项目投运。 中电建、中能建在2022年也开始加速布局可再生能源储能和独立式储能的项目开发并且有多个项目投运。未来除了承担EPC的角色，有望成为储能国内项目开发的一支重要力量。 国网、南网虽然由于储能投资不能计入输配电价而暂缓了电网侧储能项目的开发力度，但各地供电公司仍然在围绕“源网荷储”一体化、区域配网等领域开展储能示范应用。此外，南网及其省网公司已经开始探索以商业化形式参与独立式储能项目的开发；国网综合能源公司及其各地分公司还广泛参与了可再生能源储能、用户侧储能等领域的储能项目。 民企开发商如阳光新能源、国润绿色能源、大连恒流储能、奇点汇能、三一、等主要因为参与开发了若干大型独立式储能项目的开发而榜上有名。 在系统集成商方面，根据不完整公开信息的统计，中车株洲所、海博思创、比亚迪、阳光电源、科华数据、远景能源、山东电工时代、天津瑞源电气、上海融和元储、采日能源的并网项目规模名列前茅，都已超过了400MWh。 独立式储能项目完成情况 目前独立式储能项目单体规模正在快速突破百MWh，朝着GWh迈进。2022年我们首次看到有4个200MW/400MWh的单体电站投运。随着独立式储能商业模式日趋成熟且电站规模快速增加，储能市场大有得独立式储能得天下的趋势。（有 储能与电力市场将接入110kV及以上等级的变压站并接受电网独立调度的储能项目归为独立式储能电站。结合2022年已投运的45个独立式储能项目来看，项目共分布于16个省市自治区，涉及27家开发商。 从项目具体应用场景来看，既有电网公司主导开发的电网侧项目，更多的还是来自央企、民企开发商实施的商业化电站项目。 在独立式储能项目开发商方面，国电投不仅规模遥遥领先，而且项目实施地点也更为广泛。中核和大唐分别有多个200MW/400MWh项目投运而排名前列。 在独立式储能系统集成商方面，比亚迪、山东电工时代、中车株洲所、海博思创、阳光电源、采日能源、融和元储、科陆电子等八家锂电储能系统集成商都实现了300MWh以上的供货，市场竞争激烈度之高可见一番。 除去大连融科使用液流电池为大连储能示范项目供货外，阳光电源和采日能源在通过实施项目开发实现了部分供货。从区域上看，比亚迪在湖南、采日能源和融和元储在宁夏都具有较强的市场竞争力。

4月9日，特斯拉储能超级工厂项目签约仪式在上海临港正式举行。据悉该工厂将规划生产特斯拉超大型商用储能电池（Megapack），初期规划年产商用储能电池可达1万台，储能规模近40GWh，产品提供范围覆盖全球市场。该工厂计划于2023年第三季度开工，2024年第二季度投产。这也是特斯拉在美国本土以外的首个储能超级工厂项目。 不久前，特斯拉正式公布的“秘密宏图”第三篇章中，曾将目标设定为全面转向可持续能源，2050年前实现能源100%可持续。特斯拉方面表示，特斯拉储能超级工厂项目也正是实现这一目标的重要举措之一。 目前，特斯拉Megapack电池已经在美国、英国、澳大利亚等全球各国进行销售。在澳大利亚维多利亚州，特斯拉建设了一套名为Victoria Big Battery，包含212台机组的350MW系统。这是目前全球规模最大的可再生能源存储园之一，建成以来持续为维多利亚区提供备用电能保护。 特斯拉介绍，可再生能源的未来有赖于大规模储能。特斯拉Megapack电池可以支持千兆瓦时规模的低成本、高密度公用事业项目，灵活性是Megapack电池的一大特点。它能随时能与电池模块、逆变器和温度系统集成安装，帮助电网更加稳定、可持续。设计层面，特斯拉为各电池模块匹配了专属逆变器，每台机组也均已经过大量火灾测试，内含集成安全系统、专业监控软件等，能源效率和安全性均得到大幅提升。此外，Megapack电池还可通过OTA实时更新，持续优化功能。 临港新片区已在“风-光-氢-电-制-储-用”产业领域形成了较为完备的产业链布局。在锂电材料、储能电池领域，引进了以瑞庭时代、杉杉科技、锦源昇为代表的先进储能类企业；在新能源氢能领域，更是集聚了以康明斯、陕汽德创、氢晨科技、唐锋能源等30多家企业，构建了拥有氢能产业核心零部件自主创新能力的产业集聚地。未来，临港新片区将围绕新能源及储能产业编制产业发展规划、研究完善产业政策，通过优化产业体系、举办“中国储能大会”等重大活动，加快重点企业和重大项目集聚，将临港新片区打造成为上海乃至全国新能源和储能的产业集群新高地。

近九成新能源项目被央企国企收入囊中 随着前两批项目相关各类招投标信息的不断披露，目前，已有超1.5亿千瓦的风光大基地明确了业主单位。根据公开信息统计，目前，国家能源集团手握的风光大基地规模已超过4000万千瓦。此外，国家电投、华能集团、三峡集团规模也均在2000万千瓦左右，大唐集团目前已知规模也在1000万千瓦以上。 大型央国企何以成为风光大基地的绝对赢家？民营企业的参与积极性又如何呢？ 民企负责人感叹：“我们也想做大基地，但是能拿的项目少之又少，‘蛋糕’根本不够分” “我们也想干大基地啊，但现在的情况是央国企在分大基地，民营企业在做‘整县推进’的屋顶光伏。‘整县推进’虽然也有国家层面的文件，但实际还是自下而上，要自己和老百姓谈，和村里谈，和县里的各个部门谈。大基地是从上到下，国家都规划好了，前期省了多少麻烦，干就行了。”“虽然是民营企业，但我们也是行业里实力过硬的企业，我们也想做大基地，但是能拿的项目少之又少，‘蛋糕’根本不够分。” 国家发改委、国家能源局在《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方案》中指出，原则上每个风光基地项目由1家有实力的企业作为投资主体或者牵头新组建单一联合体。 在已明确业主单位的超1.5亿千瓦规模中，仅有亿利集团、天合光能、远景能源、阳光新能源等少数几家民营企业参与其中，且各自规模多在50万千瓦以内。“民营企业能拿到的份额太少了，像亿利集团，也是在库布齐深耕了几十年的大企业了，那也是和三峡集团联合，才拿到了相对大一点的项目。” 不仅仅是风光大基地，2022年在新疆、内蒙古、湖南、云南、河南、山东、河北、湖北、甘肃、山西等19个省份公示的新能源指标项目分配情况。除了未公示具体业主企业规模的云南、湖南、河北3省外，央国企获取的项目指标占比高达87.48%。换言之，近九成新能源项目被央国企收入囊中。 当前，风光大基地的开发对投资主体的规模体量等方面要求较为苛刻，忽视了促进产业高速发展的技术创新要素以及新能源发电特有的制造业属性，民营企业几乎无法实质性参与大型风光基地项目开发。 “说实话，别说是大基地了，就算是‘整县推进’的光伏项目，都是更愿意给央国企做，省心。”央国企具有资金实力雄厚、内部管理规范严谨、抗风险能力强等优势，“哪家政府会不欢迎这样的开发商？” 目前，很多地区的头部民营新能源企业在风电、光伏电站的项目设计、生态治理、施工建设、成本控制和资金实力等方面都具备独特的经验和优势，完全有能力把新能源项目建设好。 按照目前新能源市场的发展趋势以及相关政策，民营企业在新能源市场的生存空间进一步缩小，生存环境更加困难，不能充分发挥民营企业在新能源产业链细分领域的技术创新能力、投资能力和应对市场变化的灵活性等优势，不利于新能源项目建设质量和效率的持续提升，将直接影响新能源产业的可持续发展。 建议通过混改明确民营企业参与比例 民营企业如何才能更多地参与风光大基地建设？ 首先要给予具备条件的民营企业平等的市场地位，在风光大基地建设中，明确央国企、民企同等条件参与风光大基地项目投资建设。建议通过市场化优选机制确定大基地项目投资开发主体，支持民营企业积极投身新能源大基地项目的开发建设。 在市场化优选机制上，要重点基于提高发电效率、降低发电成本、创新业务模式等技术，设置风光大基地的竞争配置要求。 对风光大基地进行混改，优化商业模式，通过1+N模式，明确民营企业的参与比例。 对于税收贡献较大、投资能力强、具有新能源产业链拉动作用、具备可持续发展能力的大型上市民营企业，可根据实际需求配置一定规模的新能源项目。同时，对于具备一定水平的电工装备制造能力并在当地投资实体经济的民营新能源企业，应给予一定支持。

增量配电的困境与破局 一、困境的由来 增量配电改革的原因，或者说增量配电试点的目标，有以下三个方面，某些方面的原因，也恰恰造成增量配电试点的困境： 1、地方产业发展配套 大量增量配电项目之所以有地方国有经济平台的参与，其本质是为了解决地方招商引资过程中的“三通一平”超前需求，与电力基础设施由“国网、南网”计划性投资带来的滞后性矛盾。 过去这种矛盾成为地方政府与当地供电企业的某种博弈过程，现在由于增量配电业务的推进，地方政府可以在其中有一定的话语权。 但是，一方面增量配电项目的电力投资配套，除了增量配电的基础投资，还仰赖于上级电网的扩容和资源开放，且不允许传统电源“专线直供”，无法彻底解决电源瓶颈问题，并未根本解决地方经济发展需求，这是“电力一张网”的系统性问题。 另一方面，两网公司为了因应“增量配电的竞争”，也改善了园区配网配套服务，推出了“绿色通道”，提高了投资建设速度。 以单纯“供电配套”为目标的增量配网困境，由此产生。 2、高载能产业引进的低电价优势 不少增量配电项目，是为地方经济发展中的高载能行业配套的，无论是“高大上”的数据中心项目，还是电解铝、水泥、晶硅生产等。这些项目由于用电量巨大，除了需要大量电网投资，更隐含了低电价的需求。 对地方政府来说，增量配电项目除了做好“供电配套”，最主要的是为高载能（某种程度也是地方主要税基）行业提供低价电，甚至可以用税收去补贴增量配电的主业亏损。 再加上输配电价中，110kV及以下的配电价格较低，本身的经济性收益就不客观，最终导致了不少增量配电项目失去了经济性目标基础： 3、引入市场化资本，使得增量配电投资效率提升 中央推进增量配电改革的初衷之一是：通过引入第三方投资，发挥“鲇鱼效应”，在提升投资速度的同时，更使得投资效率增加，并且投资、运营配电业务的真实成本清晰、透明，倒推两网公司的成本清晰化、效率提升。 由于上述的两个问题，使得这个初衷无法真正落地。 加之过去两轮的外部输配电价核准中，对两网公司的投资、运行成本监管与审核方面，输配电价并不能真实反映输配电成本，第三方投资者大量退出，造成今日之困境。 二、坚持改革，创造有利发展的宏观环境坚持改革，坚持创新是增量配电业务发展的关键。坚持改革，就是创造公平公正的宏观发展环境，让市场回归市场，充分发挥监管的作用。1、增量配网本身坚持公平、公正的发展理念不宜把“补贴高载能”等手段作为发展目标，我们承认高载能是某些行业的本质特性，但是补贴高载能行业短期内可以刺激地方产业发展，但是从中长期的社会公平、环境保护等方面看，应平衡好“安全、绿色、经济”的能源发展综合目标，使得全社会整体福利最大化。2、法律确权，配网就是电网应在法律上明确增量配网的市场地位——它是一个电网，而不是一个大用户，参考电信行业的“网间互联互通”法律法规与监管，促进配网之间、配网与主网之间的互联互通、主网对配网的公平接入。 3、坚持政企分开，促进建设规划与监督 在电网整体规划、投资审批、投资进度监管等方面，充分发挥监管部门的作用。坚持“政企分开”原则，监管归监管、企业归企业，进一步推动两网公司的服务水平，并加强大电网的投资规划审批与投资进度监督，做好电网发展的整体规划与实施，避免大小网的发展速度不匹配导致各种矛盾产生。4、加强成本监管，推进配电价格合理化 在下一周期的输配成本监管与价格核准方面，参考国外成熟的垄断环节成本价格监管措施，加强电网企业成本监管，让价格真实反映成本，让交叉补贴真实透明。 三、用电网的思维，是做不好增量配电试点的 9号文中明确规定，增量配电业务试点，而非增量配网。 “电”还是“网”的一字之差，体现的是9号文在改革设计时的前瞻性。 随着新型电力体制与新型电力系统的推进，创新的破局点就是“配电”二字。 而很多增量配网项目的失败，个人认为就是太像电网了：用电网的管理模式、管理团队、管理技术，去建一个配电网。而这些增量配网唯一的竞争力就是：用非电网的钱，去加快投资速度。一旦电网投资提速，或者上级电网卡脖子，则必然失败。这是不可能的任务，最后的结果就是回归电网。当然，我们无意批评电网企业，存在即是合理，电网的建设运行管理体制，自有其合理原因。任何管理体制和思维，只有适合不适合，没有根本性的合理不合理。只不过电网的管理模式，并不适合增量配电，就像用高速铁路管理的思维，是管不好地铁的。 四、坚持创新，是配电，而不仅是配网 新型电力系统包括新型的输电、新型的发电、新型的配电、新型的用电四个部分： 1、在配用电环节，存在重大创新的可能 随着分布式电源、分布式储能、新型负荷（充电桩、灵活性负荷）等一次设备的逐步普及，以及微电网、主动式配网、新型配网数字化技术等信息、通信、自动化技术的推进，电网的运行方式、平衡机制、调度模式都在发生潜移默化的变化，以配电网+微电网群为单元的自平衡模式逐步出现，并以“虚拟电厂”的模式参与大电网互动，将成为可能。 2、处于电网边缘的增量配电，是创新的试验田 在技术创新与业务创新的方面，处于传统电力系统“最后一公里”的增量配电试点，在电力体系的边缘地带，脱离于传统电网的管理体制，可能成为孕育电力行业技术变革试验田。增量配电试点之于电网行业的意义，说不定就像“小岗村”对中国农村经济改革的贡献：在40年前的那个冬夜，在既不是“北上广”，也不是“长三角、珠三角”的，中国经济版图的边缘地带，一个安徽凤阳县的贫困村，吹响了改革的号角。 3、配电业务的物理边界，不等于供电营业范围 增量配电的上边界，是与大电网的资产分界点，这是供电营业范围所设定的。但是随着新型电力系统、综合能源业务的推进，增量配电的下边界，已经不是电力用户的红线，逐步延伸到负荷侧。 只有下边界的延伸拓展，用户变电所的代投资代运维、用户能耗计量、分布式光储的投资运营、充电桩建设、能效服务，乃至负荷灵活性资源的开发，都成为可能，因为这些业务都是红线内的。也是虚拟电厂的业务发展需要。 4、配电业务创新，营配调售综一体化 在现有输配电价不存在根本性调整，配电投资收率相对较低的情况下，只有积极拓展市场化业务，实现营配调售综的一体化运营，以用电客户的综合服务需求为导向，而不是以传统供电服务为目标，才有可能走出增量配电的创新发展之路。 五、总结 2015年，在9号文出台的时候，可能设计者们都没完全预料到，在双碳大潮下，以分布式新能源、电力电子技术、新一代数字化技术为代表的新型电力系统，在8年以后将如何影响电力改革的走向，甚至上升到“新型电力体制”的宏观高度。恰恰是9号文的“增量配电试点”，为新型电力系统探索与尝试，留出了“传统电力体制外创新”的巨大能动空间。 4年前，曾和某位增量配电试点项目的管理者聊天，他的一句话至今让我印象深刻，大意如下： 我虽然是电网公司的正式员工，来到增量配电项目，就是想干一些电网公司体制内没干成的事情。4年之中，他们艰难尝试，慢慢落地当初的设想并持续探索，至今项目开始盈利，展现出更高效率和更多元化的发展可能。这样的增量配电试点项目，也有不少。

安徽蚌埠一步加强电力负荷管理工作 持续扩大需求响应能力 3月30日蚌埠市发展和改革委员会发布《关于进一步加强我市电力负荷管理工作的通知》，通知指出，实现电力保供和能耗“双控”，建设可监控、可操作的新型电力负荷管理控制系统。坚持“需求响应优先、有序用电保底”，充分发挥5G、大数据等先进技术手段，全面提升负荷管理能力，2023年迎峰度夏前完成所有工商业企业的负荷普查工作，接入柔性负荷规模达到全市去年最大负荷的10%，需求响应签约注册规模达到全市去年最大负荷的15%，实时响应注册负荷达到3.34万千瓦，实现有序用电下负荷精准控制和常态化的需求侧管理工作。 二、主要目标 实现电力保供和能耗“双控”，建设可监控、可操作的新型电力负荷管理控制系统。坚持“需求响应优先、有序用电保底”，充分发挥5G、大数据等先进技术手段，全面提升负荷管理能力，2023年迎峰度夏前完成所有工商业企业的负荷普查工作，接入柔性负荷规模达到全市去年最大负荷的10%，需求响应签约注册规模达到全市去年最大负荷的15%，实时响应注册负荷达到3.34万千瓦，实现有序用电下负荷精准控制和常态化的需求侧管理工作。 三、重点任务 （一）全面开展电力负荷资源普查。进一步开展电力用户负荷资源普查工作，掌握用电客户主要生产流程及关键设备负荷特性，理清电气拓扑关系，细化负荷资源标签，了解产业上下游关系，建立“一户一档”负荷资源档案卡和地区分类分级负荷资源池，开展用户内部用能方案优化、科学参与负荷管理，从新装源头落实负荷普查常态机制。 （二）高效推进负荷管理能力建设。坚持政府主导、统筹推进的原则，各县（区）发改委要按照“两高”、重点用能企业优先，10千伏及以上用户逐步全量纳入负荷管理的要求，推动实现负荷管理方案内的用户“应装尽装”，鼓励和引导商业企业、公共建筑以及相关行业接入柔性负荷调节，做到刚柔并济，扩充可调可控负荷资源。 （三）持续扩大需求响应能力。各县（区）发改委、市县（区）供电公司要加强市场化政策的宣传，引导企业参与需求响应签约注册，做到全市负荷管理措施内的用户“应签尽签”。发动各类市场主体，挖掘整合5G基站、充换电站、储能电站、虚拟电厂、商业楼宇、公共机构空调负荷等实时可调节负荷资源，提高负荷侧调节灵活性，增强应急响应能力。持续开展节约用电活动，统筹制定全市节约用电管理方案。 四、职责分工 （一）电力运行主管部门。按照市级统筹、属地管理的原则，电力运行主管部门加强对电网企业和电力用户的指导，统筹考虑出台相关激励政策、制度文件等，负责组织协调新型电力负荷系统建设、运行维护、实施负荷管理方案过程中的相关问题，负责督促电力用户积极参与电网负荷管理措施。 （二）电网企业。按照电力运行主管部门要求，协助开展电力负荷资源普查，负责新型电力负荷管理系统建设、运行维护、客户各轮次负荷的接入，利用系统实施负荷管理方案，开展负荷管理方案执行情况数据统计与分析。依托系统为客户提供预警信息通知、负荷分析与优化、安全监测诊断、能效提升、需求响应等服务。加强新型电力负荷管理系统运行维护，提高系统监测控制能力。 （三）电力客户。要主动配合供电公司落实好电力负荷资源普查，分清负荷结构，确保数据真实完整，负荷调整、资料变更应及时向供电公司反馈。负责配合建设、维护负荷管理终端、控制开关等设备，按要求将负荷分轮次接入控制开关，保证负荷管理开关动作可靠，具备远程自动分闸功能。按自身产权范围开展建设工作，包括开关改造、负荷确认、接入系统等，确保保安负荷不接入负荷管理系统。主动配合供电公司日常巡视消缺工作，禁止私自迁移、更动和擅自操作电力负荷管理系统装置，不得擅自将保安负荷调整至负荷管理回路。广大居民用户要积极响应节约用电工作要求，主动开展节约用电相关事宜。 （四）增量配售电公司及负荷聚合商。应同步建立自己的电力负荷管理系统，并承担相应的电力负荷管理责任。

电力现货市场与调峰市场共存有哪些弊端 电力现货市场是电力市场的关键环节之一，其本身的一个重要作用就是调节短期电力平衡，因此在现货市场运行地区，并不需要额外设计具有相同功能的调峰市场。从全球范围内五十年来的电力市场建设经验看，国外典型电力现货市场均不建设调峰市场，也不存在调峰这一辅助服务品种。《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）中指出“在现货市场内推动调峰服务”，本意指的是以分时的电力现货交易代替计划机制下的调峰辅助服务，融合是指电力现货交易“吃掉”调峰市场，而非机械理解为调峰市场和现货市场共存。受一些场外因素以及认知误区的影响，国内第二批电力现货市场建设试点地区当中出现了一种调峰市场和现货市场共存的市场模式。这种“共存模式”确实一定程度上适应了转轨过程中一些扭曲的关系，在市场建设初期有利于让电力现货市场“先跑起来”，通过实践证伪再寻找完善机会。但从实现电力现货市场功能的角度来看，运用这种模式说到底还是“弊大于利”。 什么是调峰市场与现货市场共存 新能源的大规模并网和人民生活水平的提高，使供给侧和需求侧功率变幅和频率都快速上升，电力系统的上下出力变化变得频繁且更加重要。国际经验长期以来是通过电力现货市场的价格机制引导实现调峰功能，保持系统发用两侧的功率平衡。2006年，由于我国当时还处于统购统销时代，尚未启动电力现货市场建设，为了激励发电企业等调节资源为系统提供足够的调节能力，原国家电监会提出将调峰作为电力辅助服务产品，近20年来，已形成省内调峰市场和省间调峰市场共存的局面，同时也发展出了深度调峰和启停调峰等细分调峰辅助服务品种。 目前，个别电力现货市场建设地区采用的调峰市场和现货市场“共存”模式，是指深度调峰市场与现货市场分开运行、共同制定调度计划的一种做法。具体来说，就是机组在现货市场中只申报所谓“正常稳燃”出力以上部分（多为50%左右）的价格，50%出力以下至实际稳燃出力部分“不报价、不定价”，而在调峰市场进行竞价。在制定调度计划过程中，根据市场需求，预计会出现弃风弃光情况时（仅允许火电机组降出力至“正常稳燃”水平），先将电能量价格固定，再启动深度调峰交易，依据火电机组通过集中竞价形成深度调峰交易的结果，对日前现货市场出清结果进行调整，形成最终的调度计划。也有“更退一步”的做法，即先启动深度调峰交易，确定深度调峰交易中标机组必须开机，尔后再对其他机组进行基于报价的机组组合和调度计划制定。 这种设计仅在国内存在，在全球范围内的研究者中并未得到普遍认同，主流观点认为这种模式会使电力现货市场短期价格发现功能受损，甚至劣化资源配置，但是在国内部分地区支持的声音却很强。 一是保留调峰市场在多头管理的体制下有利于减少电力市场建设的阻力 我国调峰辅助市场建设起步早于电力现货市场建设，在计划体制下，在缺乏精细分时价格信号引导发电侧调节出力、用电侧改变用能习惯的前提下，调峰市场为激励引导火电机组开展灵活性改造、促进新能源的有效消纳、缓解电网调峰压力作出了巨大的贡献，所以很多人对调峰市场存在一种“特殊的感情”。调峰市场历经多年发展，形成了受益的技术手段和受益方，与传统的统购统销模式融合得相得益彰，将调峰市场直接与现货市场按照一台机组“上半身和下半身（某一出力水平之上和之下）”分别交易，避免市场建设牵头单位和其他单位出现重大的职能调整，“各退一步”（电力现货市场降低部分效率接纳调峰交易）可以使电力现货市场先动起来，避免精良的市场设计长期处于“纸面作业”状态，某种意义上符合“渐进式改革”的思维逻辑。 二是调峰市场可以为“筚路蓝缕、脚步蹒跚”的火电机组提供部分生存所需收入 我国的火电行业在历史上，经济放缓的时候承担降低电价向工业输血的职能，煤炭价格降低的时候承担保证煤炭工业正常运行的职能，电煤供应紧张的时候承担保供稳价（电价和热价）的职能。多期叠加、多年支撑，火电机组的财务状况普遍非常糟糕，调峰费用连年上涨向火电行业年输血可以达到200亿人民币以上，对维持火电机组保供稳价不无裨益。虽然目前相关政策已经明确了辅助服用费用向用户侧疏导的改革方向，但是在实际执行中仅有少部分省份疏导了少部分费用，大部分省份依然保持发电侧“零和游戏”状态，调峰市场费用主要由新能源参与分摊来补偿火电机组。在当前新能源大部分未进入现货市场的情况下，其购买的平衡服务无法通过现货市场向火电等调节机组支付（不平衡费用由市场化电源分摊），相比入市的新能源少承担了平衡服务费用，保留调峰市场可以解决未入市新能源逃避平衡责任的问题，为火电提供补偿资金以维持其连续运行以及回收灵活性改造成本。 三是可解决所谓的深调成本上升问题（边际成本曲线非凸问题） 国内目前存在一种观点，认为火电机组在参与深调时，负荷降到50%技术出力以下，随着机组不断降低出力，发电边际成本呈上升趋势，即在“深调峰”范围内出现了边际成本呈递减趋势，这种趋势与现货市场报价单向递增构成矛盾，即火电机组边际成本曲线非凸问题，解决这个问题需要设置补偿机制，恰好调峰市场可以完成这件事。如果选择通过调峰市场与现货市场共存模式分割边际成本曲线，使边际成本递减部分放到调峰市场中竞价，边际成本递增部分放在现货市场中竞价，这一做法在理论上可以解决所谓的深调成本上升问题，被部分专家认为这是“中国特色”的方式解决了电力现货市场的理论缺欠。 调峰市场与现货市场共存模式存在的弊病 基于上述这么多“优点”的考虑，电力现货市场与调峰市场强行嫁接是否可以呢？答案很明确——弊病很大。现货市场的本质是考虑安全约束的机组组合和经济调度，其交易的结果会形成经济调度计划，如果调峰市场形成的调度计划与现货市场形成的不完全重合，会使现货市场形成的经济调度计划效率下降。简单说，在一个优化模型里出现两个优化方法，如果这两个优化方法优化方向不同，那么出清的最终结果就一定会产生问题。从实践来看，相对于现货市场模式，调峰市场与现货市场共存模式存在三个弊病：一是该模式会干扰调度计划使其偏离最优，二是该模式会使市场发现价格功能受损，三是该模式会造成用户购电费用的上涨。 通过以下简化模型进行举例说明。在该模型中，假定有三台成本不同的火电机组（G1、G2、G3）与一台风机，并模拟了一条典型负荷曲线，对不同市场模式的优化结果进行比对。 在该模型中，第15时段为最小负荷300兆瓦，第42时段为最大负荷399.8兆瓦，并假设风电出力30兆瓦只发生在15时段。 模式1：传统计划调度模式。如果既不采用现货市场，也不启动调峰市场，并且限制火电功率仅降至50%，考虑高峰低谷负荷需求，按照经济调度原则会安排G1、G2运行，在15时段两台机组均无法降低出力，此时只能选择弃风，此时全天发电总成本为204.94万元。 模式2：现货市场模式。在该模式中，不设置调峰市场且机组首段报价出力不受50%的限制，机组申报任何出力均可用于定价，市场出清结果。由于机组均将最小出力30%作为报价首段，两台机组的最小出力和加上风电出力小于系统低谷时的负荷，运行G1和G2不会导致弃风。而且相对成本较高的G2下调出力，为成本较低的G1留出了发电空间，进一步降低了系统发电成本，在现货模式下，用户需支付的全天发电总成本为190.57万元，在解决弃风问题的同时相对模式1降低了发电成本14.37万元，释放了社会福利并使用户购电费用降低。 模式3：调峰市场与现货市场共存模式。在该模式中，机组现货市场报价首段出力限制为50%，50%-30%为深调峰市场竞价部分，火电机组50%以下出力不得参与定价，深调峰市场中标机组在中标时段设置为开机，发电出力为现货市场中中标出力（若在现货市场未中标，按照50%最大出力计算）减去调峰市场中标的调峰出力。市场出清结果如，G3会在15时段的深调市场中标30兆瓦，所以在后续的电能量市场中被设置为开机，且除去调峰中标时段外，其他时段出力均为50%的最大出力，导致G2只能处于停机状态，使得总发电成本进一步上升。在调峰市场与现货市场共存模式下，由风电企业向G3机组支付产生的75万元调峰费用，用户需要支付的发电总成本为240.64万元，虽然解决了弃风问题，但是使得发电总成本上涨35.70万元，扭曲了市场中电力的真正价格，引起用户购电费用的同步上涨。 从上述算例分析可以看出，模式2和模式3都能解决模式1的问题，对现货市场模式、调峰市场与现货市场共存模式两个模式的运行结果进行分析比对，两个市场均未产生弃风现象，但是通过对发电总成本的比较发现，现货模式下成本下降，而调峰市场与现货市场共存模式的成本不降反增，出现了新能源“高成本消纳情况”，两相比较现货模式的运行结果更优。首先，在现货模式下，市场的出清结果是通过求解器求解出的、满足电网安全约束的最优发电计划，自然能够做到保证新能源消纳的同时使得总发电成本最小。而在调峰市场与现货市场共存模式下，虽然也是通过现货市场求解器求出了最优解，但是在调峰市场中又出清了机组中标结果，两个结果都会影响到调度计划的安排，调整过后的调度计划自然偏离了最优。其次，调峰市场与现货市场共存模式机组组合与调度计划的变化，又改变了供给侧曲线形成，使现货市场出清结果偏离社会购电成本最小原则，扭曲现货市场的出清价格，使得市场发现价格的功能受损。最后，调峰市场与现货市场共存模式虽然消纳了新能源，同时也导致发电总成本上升35.70万元，扩大的全社会发电成本最终会疏导至用户侧，提升用户侧购电费用，造成社会福利的损失。