随着储能建设运营成本的下降以及分布式能源的大量开发利用，分布式储能在近年来正得到广泛关注。与集中式储能相比，分布式储能的选址安装更加灵活便利，更易实现分布式能源的就地快速消纳。 此外，分布式储能相比于集中式储能减少了电能在线路上的损耗，减少了线路投资压力。分布式储能在“分散”状态下易实现分布式能源就地消纳，在“聚合”状态下同集中式储能一样，仍可以实现调频调峰、延缓电网改造、提高电网运行稳定性等功。 1、分布式储能商业价值分析 分布式储能容量一般小于10MWh，相较于集中式储能，分布式储能建设周期短、建设地点灵活、投资费用少。上述特点决定了分布式储能在用户侧、配网侧以及分布式电源侧具有更多的应用空间。然而，分布式储能的应用场景丰富并不意味着这些价值都可以被大规模的商业化。因此，需要从政策层面以及项目实践经验上论述分布式储能的商业价值。 1.1用户侧 在用户侧领域，分布式储能技术目前的主要价值点包括峰谷价差套利、需量电费管理、需求响应补偿3个方面。峰谷价差套利的实现主要通过用户调整自身的用电计划而获得，这是用户装设储能的主要获利方式。对于需要支付较多容量费用的电力用户，安装储能设备可以节省容量费用，做到需量电费管理。需求响应补偿是指储能用户通过参与需求侧响应项目获得补偿收益。更重要的是，合适的分时电价机制和更大的峰谷电价差为储能进一步的商业化发展提供了非常有利的空间。用户侧储能以及储能运营商可作为市场主体参与需求响应并获得收益。 1.2配网侧 在配网侧，储能技术目前的主要价值点是缓解电网阻塞、延缓配电网升级改造投资以及提高配网侧的供电可靠性。 利用储能设备灵活快速的特性，通过在阻塞区域配置储能装置不仅可以有效缓解线路重过载的问题，还可以延缓网络的升级改造，减少资源的浪费。 1.3分布式电源侧 分布式储能技术在分布式电源侧的价值点主要是减少分布式发电的随机性与波动性，保证可再生能源的平滑输出。在风电、光伏供应高峰时，为保证系统运行稳定不得不选择弃能。在系统负荷处于高峰时，风电、光伏又可能因自然条件原因导致发电量不足。在分布式电源侧配置储能后可有效解决此类问题。 2、分布式储能商业运营模式 尽管分布式储能的商业价值已经逐渐清晰，但其仍需要通过可靠的商业运营模式参与电力市场获得收益。当前，集中式储能投资费用较大，所以其商业运营模式划分的主要依据是投资主体差异。根据投资主体的不同可以划分为：独立投资模式、联合投资模式、租赁模式。 分布式储能的商业运营模式与集中式储能有类似，也有不同。类似于集中式储能，分布式储能也可以按照投资主体差异形成上述3种商业运营模式。 不同于集中式储能，分布式储能投资费用更少，建设场地规模更小，资源更加分散。这样的优势使得分布式储能还可以与虚拟电厂结合形成虚拟电厂模式，也可以将其应用场景延伸至社区中，形成社区储能模式。 基于国内的政策环境以及国内外相关项目的实践经验，本章对分布式储能目前较为成熟的租赁模式、共享模式、虚拟电厂模式以及社区储能模式进行探讨总结。 2.1租赁模式 目前，融资租赁的商业模式是储能最常见的商业模式，也是国外分布式储能应用范围最广的商业运营模式。 融资租赁商业模式的成功发展根源于其模式独有的特点： ①租赁模式的风险更小 ②租赁模式更加灵活。 对于用户独立投资建设而言，从某种程度上看，用户只有一次选择机会，若用户购置的储能使用后发现达不到自己的理想情况或是在购置储能后发现储能的建设成本不断下降，那么用户又需要承担额外成本，而租赁模式在这些方面具备更大的灵活性。 当前，租赁模式发展较为成熟的国家是美国和韩国。美国PowerEdison公司针对公用事业公司的需要建立了储能租赁模式，储能租赁服务可以帮助公用事业公司管理拥堵、提供备用电源保障，这些应用虽然使用周期较短，但对于公用事业公司却必不可少，故而选择储能租赁可以降低固定资产的投资。 在工商业用户市场，美国的AdvancedMi⁃crogridSolutions（AMS）公司向用户提供储能租赁服务以帮助用户节省电费支出。针对新能源消纳空间不足以及新能源发电企业自配储能困难的问题，国网湖南综合能源公司于2020年11月发布储能设备租赁招标公告，首创电池租赁模式。 从项目的实践经验来看，目前国内储能租赁项目的开发商多为电力集团，而电力集团内部本身具有很多新能源场站，其内部的新能源场站正是保证了储能租赁模式的稳定收益。 如果电力集团不参与储能租赁项目的开发，那么怎样去寻找新能源场站并签订稳定的租赁合同就是项目开发商需要考虑的一大难题。这类问题是关乎此种模式下收益的关键问题，也是影响开发商做出投资决策的主要原因。 2.2共享模式 共享储能模式突破了原有的“一对一”模式，将储能资源释放给整个电力系统，从服务一方到服务多方，极大地提高了资源的利用率。共享模式不仅可以实现储能服务对象的多元化，还可以实现投资主体的多元化，完成投资回报上的共享。 共享式储能通过规模化投资、建设、管理可以有效降低建设与运行成本，减少了自配储能的成本投入与管理投入。对比新能源自配储能的方式，共享储能在安全质量以及经济效益上具有更加明显的优势。 当前国内面向新能源场站的共享储能模式更偏向于租赁模式。随着储能建设成本下降以及技术更加成熟，自配储能的新能源场站变得更多，那么共享模式下的租金收益空间将会进一步缩小。 所以，共享储能模式得以实现可持续发展的关键在于开拓更多的收益模式，跟随市场化改革步伐积极参与各类电力市场。 2.3虚拟电厂模式 虚拟电厂利用调控、通信技术将相对分散的源、网、荷、储等资源进行整合，形成一个特殊的电厂来参与电力系统运行和电力市场管理。 储能能够在虚拟电厂中发挥核心作用得益于它较强的主动性，其独有的充放电双向功能弥补了虚拟电厂中负荷、电源只有单向性的缺点。 目前，虚拟电厂模式发展较为成熟的国家是德国。作为欧洲最大的虚拟电厂运营商之一的德国NextKraftwerke公司，其业绩非常突出。 Next⁃Kraftwerke公司已经对德国、比利时等多个国家的1.3万个分布式能源单元和可调负荷实现了管理，2020年营收5.95亿欧元。 对于虚拟电厂模式，国内也做了积极地探索。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出为推动新型储能快速发展，要积极探索虚拟电厂商业模式。 2021年11月，国内首个虚拟电厂平台在深圳运行，深圳供电局通过虚拟电厂平台向用户发起调峰需求，深圳地铁集团与深圳水务集团参与响应，按照计划调节用电负荷3MW。 虚拟电厂模式的价值点包括很多方面，但这些价值点并没有在市场上转换为收益。其盈利的模式仍需要拓宽，当然这也需要良好的政策环境和市场环境作为发展的前提。 另外，虚拟电厂是一个比较丰富的系统，应当充分延伸其场景。例如，近几年新能源汽车迅速崛起，虚拟电厂应当充分分析其充电行为，考虑是否可以将其很好地纳入到虚拟电厂的系统中去。 最后，虚拟电厂最关键的技术在于其搭建的平台。其搭建的平台必须要充分利用系统中的资源与外部市场做交易，实现低成本高收益。 2.4社区储能模式 在社区储能模式下，社区用户通过缴纳低于目前用电价格的费用以使用社区储能装置，满足自身的用电需求，此模式下的项目开发商的收益主要包括3个方面：①电费收益；②服务电网收益；③供热收益。当前，社区储能模式发展较为成熟的国家是澳大利亚、德国和英国。澳大利亚国有公用事业厂商Synergy公司联合其他开发商合作开发了名为Al⁃kimosBeach储能试验（ABEST）的项目，该项目旨在对社区储能模式进行研究。在5年的运营期内，ABEST项目有效降低了用户的高峰电量需求，实现了用户电费管理。 但该项目主要关注的是对于用电高峰需求的管理，并没有为电网提供频率调节和电压支持等辅助服务。社区储能模式以社区用户为基础，在满足社区用户的前提下再创造其他方面的收益。 相比于其他的商业模式，社区储能模式拥有更稳定的用户群体。在推广社区储能模式时，需要前期充分调研，对项目的利好充分解释说明，以及在售后上给予客户足够的服务。 2.5其他模式 除上述4种商业模式外，储能还有一些其他的商业模式，这些商业模式大部分是融合租赁、共享、虚拟电厂、社区储能这4种模式而形成。这需要开发商根据不同的市场情况以及客户需求，融合多种商业模式以实现该模式在市场上的可持续发展。 例如，在国内新能源配储的背景下，共享储能电站在2021年里异军突起，新兴的共享储能电站的商业模式就是融合了租赁模式和共享模式。 但是通过共享容量获得的租赁收益缺乏一定的可持续性，因为目前的租赁收益是在新能源配储背景下产生的，随着储能建设成本的进一步下降，自配储能的新能源场站变得越来越多，那么共享储能电站的租赁收益空间就会越来越小。

2022年，中国新增投运新型储能项目达7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，累计装机规模达13.1GW/27.1GWh，单个项目规模与以往相比大幅提升，百兆瓦级大型储能项目成为常态。全国24个省（市）已明确的”十四五“新型储能建设目标总计规模超60GWh，远超国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的”2025年30GW“的目标。 储能发展进入”大时代“。大型储能，是储能规模化发展的关键，也是储能行业“十四五”高景气度且确定性较高的细分赛道。 下面给大家介绍一下： 大储系统集成五大技术路线 储能产业链整体围绕电池开展，主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游核心环节储能系统集成，含电池组、储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统（EMS）四大关键部分以及其他设备，主要应用在发电侧、电网侧、用户侧和微电网四大领域，其中发电侧受益于新能源产业发展带动，是推动储能市场的主要动力。 按电气结构划分，大型储能系统集成主要是五大技术路线：集中式、分布式、智能组串式、高压级联、集散式。 集中式：低压大功率升压式集中并网储能系统，电池多簇并联后与PCS相连，PCS追求大功率、高效率，目前在推广1500V的方案。 分布式：低压小功率分布式升压并网储能系统，每一簇电池都与一个PCS单元链接，PCS采用小功率、分布式布置。 智能组串式：基于分布式储能系统架构，采用电池模组级能量优化、电池单簇能量控制、数字智能化管理、全模块化设计等创新技术，实现储能系统更高效应用。 高压级联式：电池单簇逆变，不经变压器，直接接入6/10/35kv以上电压等级电网。单台容量可达到5MW/10MWh。 集散式：直流侧多分支并联，在电池簇出口增加DC/DC变换器将电池簇进行隔离，DC/DC变换器汇集后接入集中式PCS直流侧。 储能系统集新技术 安全、成本、效率是储能系统发展需要重点解决的关键问题。电池热失控，是目前常见的储能电站安全问题，监控电池状态、温控是关键环节；电芯一致性影响储能系统的效率；初始投资成本、循环寿命决定储能系统成本。 储能技术的迭代核心就是要提高安全、降低成本、提高效率。 1500V集中式 随着集中式风光电站和储能向更大容量发展，直流高压成为降本增效的主要技术方案，直流侧电压提升到1500V的储能系统逐渐成为趋势。1500V储能系统核心产品为1500V储能PCS。1500V电压升级源于光伏，据CPIA 统计，2021年国内光伏系统中直流电压等级为1500V的市场占比约49.4%，预期未来会逐步提高至近80%。1500V储能系统也将有利于提高与光伏系统的适配度。 据说某厂商产品数据，1500V储能系统在能量密度、成本、系统效率等方面优势明显。比如40尺的集装箱+280Ah的电芯下，1000V的电池最大装机容量为3.3MWh，1500V可以提高到4.5MWh，除了PCS、电池、辅助配件成本可以减少外，人工、地基和土地成本也会大幅下降。 近年来，阳光能源、上能电气、华为、宁德时代、科陆、南瑞继保、双一力储能、科华恒盛、锦浪科技等企业相继发布1500V相关储能产品，抢占储能市场，并且这种趋势逐年加速。 据不完全统计，2022年以来, 采用1500V储能系统的招标项目超9GWh，其中“中核汇能有限公司2022-2023年新能源项目储能系统集中采购项目”，采购全钒液流及磷酸铁锂电池储能系统总规模达5.5GWh，明确项目拟采用直流1500V储能系统设计方案。从近期招标项目数量来看，1500V储能系统已成为各发电集团主流储能系统电压等级。 智能组串式 目前业内电池储能系统主要采取集中式，多组电池并联将引起电池簇之间的不均衡；组串式可以实现簇级管理，提升系统寿命，提高全寿命周期放电容量。比如华为提出“一包一优化、一簇一管理”的智能组串式方案，解决集中式系统电池容量衰减、一致性偏差、容量失配等问题。组串式系统规模化应用趋势已见雏形，比如华能黄台100MW/200MWh项目，是国内首个采用组串式PCS架构的大型储能电站（PCS由上能电气提供）；山东德州林洋光储3MW/6MWh项目也采用该系统架构（华为提供整套系统）。 高压级联式 高压级联储能技术方案，主要应用于大型储能电站。 随着储能集成系统容量增加，传统串联升压方案会面临一些挑战。比如，大容量下所需电芯数量众多，安全风险较大；随着电芯循环次数增加，电芯本体差异化逐步体现，系统一致性变差；受上述两因素制约，系统单机容量通常有限，随着并联设备增加，二次通信、协调控制变得更加复杂。 在这些挑战下，大容量下高压级联方案具备一定优势。高压级联方案采用“能量裂解”技术，将大容量电池堆和大功率PCS裂解为小容量电池堆和小功率AC/DC功率单元，采用去并联组合，每个储能单元输出几十到几百伏电压，将电池堆离散化，既大幅度降低了电池堆电量，减少了电池堆内电池单体数量，又大幅提高了系统容量，提升系统安全性。 目前国内掌握高压级联技术的企业：智光电气、金盘科技、新风光、四方股份、国电南瑞等。 储能系统集成商 储能系统集成商，就是开展储能系统集成业务，向客户提供成套储能系统产品的企业。储能系统是由储能技术本体、电池管理系统、储能变流器、能量管理系统及其它配件等组成的、满足客户实际需求的一整套储能系统设备。系统集成商根据终端客户需求设计适用于各场景的储能系统，并负责组装成形，确保高效、可靠运行，其业务庞杂且涉及电化学、电网调度、IT等多领域技术。 2022年度，国内市场中，储能系统出货量排名前十位的储能系统集成商，依次为：海博思创、中车株洲所、阳光电源、天合储能、远景能源、平高、华能清能院、融和元储、新源智储和中天储能。全球市场中，储能系统出货量排名前十位的储能系统集成商，依次为：阳光电源、比亚迪、海博思创、华为、中车株洲所、南都电源、远景能源、天合储能、采日能源和中天储能。 作为储能产业链的核心环节，系统集成商上承设备提供商，下接储能系统业主，成为储能厂商必争之地。目前，国内储能系统集成竞争格局相对分散，参与者较多，竞争也较为激烈。 专业系统集成商： 拥有丰富的产品应用经验与项目实施经验，拥有电力电子、控制管理、大数据分析、热管理方案等方面的专利布局，如海博思创、科陆电子、派能科技。 PCS厂商（多为光伏PCS企业）： 光伏系统与储能系统同源性高，进入障碍小；客户重叠，可通过新能源配储等方式快速拓展客户，如阳光电源、华为、科华、上能电气； 电池厂商： 电芯自研，产业链一体化布局，降本增利，如宁德时代、比亚迪、亿纬锂能； 电力企业： 在传统电厂集成中积累了丰富的经验，熟悉电网运行特点，在有效配置储能系统方面有优势，如许继、平高。 整体来看，储能系统集成商主要有两种发展模式：一是一体化发展模式，PCS、电池厂商纵向延伸价值链，实现PCS、电芯等储能系统主要部件自主生产制造，并由自主设计部门完成系统集成服务，竞争优势在于产品一体化销售，有利于降本增利；二是专业集成商发展模式，专注于本身环节，定位第三方供应商，如海博思创、科陆电子等，竞争优势在于与部分集成商无利益冲突，销售渠道广，通过集成商快速铺开。

4月24日，国家能源局发布关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见征求意见稿，总体思路上提出科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电，适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。 （四）总体思路 ——夯实稳定物理基础。科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 ——强化稳定管理体系。围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备、源网荷储互动环境下的电力系统安全稳定运行，远近结合、科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。 ——加强科技创新支撑。围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，提升自主可控水平，以创新引领新型电力系统建设。 三、夯实新型电力系统稳定基础 （五）完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局。可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压能力；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。增强常规电源调节支撑能力。新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电,适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。 （六）构建坚强柔性电网平台。明确网架构建原则。构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，适应运行方式的灵活调整，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力。提高直流送受端稳定水平。直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。促进各级电网协调发展。合理控制短路电流水平，适时推动电网解环和电网柔性互联；推动建设分布式智能电网，统一开展稳定管理，实现与大电网的兼容互补和友好互动。 （七）深挖电力负荷侧灵活性。整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。 （八）科学安排储能建设。按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。 四、加强新型电力系统全过程稳定管理 （九）加强电力系统规划。统筹整体规划。统筹源网荷储整体规划，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析深度和精度；加强新能源消纳和系统调节能力的统筹规划。滚动开展分析。滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，保证电力供应和系统调节能力充裕。有序做好衔接。加强规划与运行的衔接，提升规划方案的适应性与安全性；加强一、二次系统的衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。 （十）加强工程前期设计。深化设计方案。在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。开展差异化补强设计。针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。优化二次系统设计。合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。 （十一）加强电力装备管理。紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。 （十二）加强电力建设管理。强化电力工程建设的施工、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保一次设备与相应的二次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。 （十三）加强电力设备运维保障。加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时组织设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止安全自动装置不正确动作。 （十四）加强调度运行管理。严肃调度纪律。坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，保证互联电力系统安全稳定控制措施的协同落实；在电力系统发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。强化协同控制。建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源涉网性能管理，通过源网荷储协同调度、跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。优化调度方式。加强调度与市场衔接配合，推动调度生产组织向市场化方式转变；研究推动风光水（火）储一体化项目作为整体优化单元参与电力系统调节和市场交易；建立完善灵活调节性资源调度机制；定期优化有序用电方案、序位表和措施，确保符合最新电力供需形势。 （十五）加强电力市场管理。将提高电力系统安全稳定水平作为电力市场建设的重要目标之一，强化交易合同履约，完善中长期市场连续运营机制，加快建设更能体现灵活调节能力的现货市场。持续完善辅助服务市场，丰富调频、备用、转动惯量等辅助服务交易品种，建立健全基础保障性和系统调节性电源容量补偿机制。推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设。完善电力市场交易安全稳定校核制度，强化市场化的电力市场风险应急处置机制，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。 （十六）加强电力系统应急管理。建立健全应对极端天气和自然灾害的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，确有必要的，保留一部分停机备用煤电机组，应对季节性保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。 （十七）加强电力监控系统安全防护。实施电力行业网络安全“明目”“赋能”“强基”行动，建立完善电力行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提升电力行业网络安全攻防和应急能力。打造以仿真验证环境、密码平台和北斗设施为代表的电力行业网络安全共性基础能力支撑平台，加强信息资产、威胁情报管理基础能力，落实关键信息基础设施安全保护要求。深化电力监控系统安全防护体系，前瞻应对新型电力系统新业态新技术带来的网络安全新风险，筑牢电力行业网络安全基石。 五、构建稳定技术支撑体系 （十八）攻关新型电力系统稳定基础理论。研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统的稳定机理，掌握电力系统故障暂态过渡过程，加快攻关源荷双侧高度不确定性环境下电力电量平衡理论，突破海量异构资源的广域协调控制理论。深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用，加快建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。 （十九）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度仿真能力建设。在电力系统各环节深入开展仿真分析，研究标准化仿真模型，推动新能源发电机组参数开放共享，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真校核，建立集中式新能源、新型储能、直流等详细仿真模型，开展含分布式电源的综合负荷模型建模。加强电力系统稳定特性分析。充分考虑运行工况的随机波动性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全稳定边界。 （二十）强化系统运行控制能力。融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全局分析、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，实现分布式电源、可控负荷的汇聚管理，同步加强网络安全管理。 （二十一）加强系统故障防御能力。巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防御手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定性措施。加强电力系统故障主动防御，提升全景全频段状态感知水平，实现风险预测、预判、预警和预控。

4月24日，国家能源局发布关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见征求意见稿，总体思路上提出科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电，适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。 （四）总体思路 ——夯实稳定物理基础。科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 ——强化稳定管理体系。围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备、源网荷储互动环境下的电力系统安全稳定运行，远近结合、科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。 ——加强科技创新支撑。围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，提升自主可控水平，以创新引领新型电力系统建设。 三、夯实新型电力系统稳定基础 （五）完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局。可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压能力；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。增强常规电源调节支撑能力。新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电,适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。 （六）构建坚强柔性电网平台。明确网架构建原则。构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，适应运行方式的灵活调整，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力。提高直流送受端稳定水平。直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。促进各级电网协调发展。合理控制短路电流水平，适时推动电网解环和电网柔性互联；推动建设分布式智能电网，统一开展稳定管理，实现与大电网的兼容互补和友好互动。 （七）深挖电力负荷侧灵活性。整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。 （八）科学安排储能建设。按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。 四、加强新型电力系统全过程稳定管理 （九）加强电力系统规划。统筹整体规划。统筹源网荷储整体规划，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析深度和精度；加强新能源消纳和系统调节能力的统筹规划。滚动开展分析。滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，保证电力供应和系统调节能力充裕。有序做好衔接。加强规划与运行的衔接，提升规划方案的适应性与安全性；加强一、二次系统的衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。 （十）加强工程前期设计。深化设计方案。在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。开展差异化补强设计。针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。优化二次系统设计。合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。 （十一）加强电力装备管理。紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。 （十二）加强电力建设管理。强化电力工程建设的施工、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保一次设备与相应的二次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。 （十三）加强电力设备运维保障。加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时组织设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止安全自动装置不正确动作。 （十四）加强调度运行管理。严肃调度纪律。坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，保证互联电力系统安全稳定控制措施的协同落实；在电力系统发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。强化协同控制。建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源涉网性能管理，通过源网荷储协同调度、跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。优化调度方式。加强调度与市场衔接配合，推动调度生产组织向市场化方式转变；研究推动风光水（火）储一体化项目作为整体优化单元参与电力系统调节和市场交易；建立完善灵活调节性资源调度机制；定期优化有序用电方案、序位表和措施，确保符合最新电力供需形势。 （十五）加强电力市场管理。将提高电力系统安全稳定水平作为电力市场建设的重要目标之一，强化交易合同履约，完善中长期市场连续运营机制，加快建设更能体现灵活调节能力的现货市场。持续完善辅助服务市场，丰富调频、备用、转动惯量等辅助服务交易品种，建立健全基础保障性和系统调节性电源容量补偿机制。推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设。完善电力市场交易安全稳定校核制度，强化市场化的电力市场风险应急处置机制，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。 （十六）加强电力系统应急管理。建立健全应对极端天气和自然灾害的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，确有必要的，保留一部分停机备用煤电机组，应对季节性保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。 （十七）加强电力监控系统安全防护。实施电力行业网络安全“明目”“赋能”“强基”行动，建立完善电力行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提升电力行业网络安全攻防和应急能力。打造以仿真验证环境、密码平台和北斗设施为代表的电力行业网络安全共性基础能力支撑平台，加强信息资产、威胁情报管理基础能力，落实关键信息基础设施安全保护要求。深化电力监控系统安全防护体系，前瞻应对新型电力系统新业态新技术带来的网络安全新风险，筑牢电力行业网络安全基石。 五、构建稳定技术支撑体系 （十八）攻关新型电力系统稳定基础理论。研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统的稳定机理，掌握电力系统故障暂态过渡过程，加快攻关源荷双侧高度不确定性环境下电力电量平衡理论，突破海量异构资源的广域协调控制理论。深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用，加快建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。 （十九）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度仿真能力建设。在电力系统各环节深入开展仿真分析，研究标准化仿真模型，推动新能源发电机组参数开放共享，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真校核，建立集中式新能源、新型储能、直流等详细仿真模型，开展含分布式电源的综合负荷模型建模。加强电力系统稳定特性分析。充分考虑运行工况的随机波动性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全稳定边界。 （二十）强化系统运行控制能力。融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全局分析、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，实现分布式电源、可控负荷的汇聚管理，同步加强网络安全管理。 （二十一）加强系统故障防御能力。巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防御手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定性措施。加强电力系统故障主动防御，提升全景全频段状态感知水平，实现风险预测、预判、预警和预控。 （二十二）加快重大电工装备研制。研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。

随着各国为了实现碳达峰、碳中和目标而大力发展零排放电源，以风力和太阳能为主的绿色能源在美、欧和中国等主要国家得到迅猛发展。我国业已设定2030年非化石原料发电量占比达到40%的目标，风力和太阳能装机容量是目前装机容量的2倍。伴随着绿能装机容量的大幅增长，如何保障其消纳及收益也成为当前以及未来一段时间内亟待破解的难题。一方面风光等绿能发电的间歇性和不可预测性给电网的安全运行带来了极大的挑战，也抬高了电力系统的运营成本，对新型能源体系下电力系统的运行方式提出了新的考验。另一方面绿能的低可变成本和高装机成本造成传统现货市场价格波动加剧，会出现更多的极端高（低）价格并增加容量定价机制的难度，也增加了电力现货市场设计的难度。与此同时，尽管绿能自身的平均成本在一些地方可能已经低于传统电源，但如果考虑其外部性成本（比如电网建设和电力平衡成本），绿能经济性尚不如人意，大规模发展绿能将会升高整个电力系统运营成本，从而大幅推高用户侧用电成本。要系统性地解决电力系统“不可能三角”（安全稳定、价格低廉和清洁低碳）问题还任重道远。 为了促进可再生能源快速发展，我国中央和地方政府此前一直对风光发电通过“保量保价”政策进行保障性收购，但风光装机容量快速增长带来的财政补贴压力和系统运营成本（目前由传统电源无偿承担）也成了市场建设过程中迫切需要解决的问题。随着电力市场建设的加快和绿能在部分区域内占比快速提升，风光也逐步参与了中长期、现货市场交易，承担了部分市场风险。2020年全国风光参与电力市场化比例约25%，2021年提高至27%，2022年达到37%，在绿能占比较高省份和地区（比如甘肃和蒙西），多数新能源场站都参与了现货市场，蒙西除扶贫项目等全部参加了现货市场。而为保障风光整体收益，在电能量交易市场之外，绿能的绿色环境属性相关制度逐步配套建立，绿证、绿电交易也逐渐走入大众视野。 绿色能源环境价值和环境属性的价格决定因素 绿能的定义在世界范围内并不完全相同。国际上大多数地方仅仅将风、光、小水电和生物质归类为绿能，还有部分地方（比如欧洲和加拿大）将核能和大中型水电也归为绿能。但如果从温室气体排放的角度讲，它们都是低排放的“绿色电源”。 绿能的环境价值在于其替代煤/气电而减少了温室气体和其他有害气体的排放，避免了由此造成的社会经济损失。但是，要测定绿能的实际环境价值是相当困难的，因为环境价值的实现有赖于绿能出力时所取代的传统电源种类，也有赖于绿能本身采用的技术。这种替代关系可能随时间和地理位置不同而不同，也与各地收入水平、环境政策和电源结构有关。例如，在弃风弃光严重的地方（电力系统实际消纳绿能的总量受限），从某一增量绿能项目发出的每千瓦时电能取代的只是另外等量绿能，此时替代的绿能就没有新增的环境价值。当然，如果绿能取代的是传统煤电，那么绿能价值就是减少的煤电排放的温室气体所造成的社会经济损失。 环境属性价格的决定因素是人为定义的。由于绿能替代的发电资源随时间和地理位置不同而不同，而各地可能因为生活水平不同而对环境要求也不一样，其环境价值本质上体现的是当地为环境改善而愿意支付的费用。代表绿能消纳的绿证也因此随具体情况不同而有不同的价值。为了提高绿能环境价值属性的流动性，目前世界范围内大部分绿能的标的物通常都是在某一段时间（比如一年）的新能源电量，其交易价格并没有追求完全反映该地绿能因为替代其他电源而产生的环境价值，由此换取的是绿证可以大范围流通。这种次优的设计自然无法产生最优的结果，导致一些地方绿证价格高于实际环境价值，而在另外一些地方，绿证价格则低于实际环境价值。 绿证的定价机制必须有足够的颗粒度。正是因为绿证的环境价值依时间、位置和发电技术不同而不同，在保证流动性的前提下，应尽量细化绿证的细节信息。例如在阻塞严重的情况下，在严重依赖煤电的地方，过大范围统一的绿证价格很可能大大低于绿能在某些地区的实际环境价值，也可能会造成某些地区绿色能源投资的不足。 当然，在实际交易中，绿证的成交价格受许多因素影响，包括能量市场价格（含容量收入等）、社会经济承受水平、绿能标准、绿证市场设计等等。在充分竞争的条件下，绿能公司的主要收入分为两个部分：能量市场收入和绿证收入。如果能源市场收入足以支付其投资收入，绿证收入便变得无关紧要，绿证成交价格可能就会很低。正是因为绿证价格与现货市场价格紧密相关，现货市场价格的大波动性也会反映到绿证的成交价格，这也是美国绿证价格大幅波动的原因之一。 北美的绿证制度和演进历史 北美的绿证制度已经出现近30年，出现了多类型的绿证和多种交易方式，但仍然无法称之为成熟，还存在着一些问题。 （一）绿证制度的起源与发展 90年代中期，美国加利福尼亚州在讨论可再生能源标准时，部分市场参与主体便提出将环境属性从电能分离开来的绿证概念，并推出“绿票”在Automated Power Exchange（APX）的绿票市场中交易。随着绿证机制在美国的成功施行，世界各主要国家也开始接受并推广绿证的交易。目前，全球主要绿证机制有北美的RECs，欧洲的Guarantees of Origin (GOs), 以及以亚洲和拉美为主的 I-RECs 等等。全球绿证规模在2020年大约是93亿美元，估计到2030年达到1032亿美元，增长10倍以上。 需要说明的是，绿证并不是唯一支撑可再生能源发展的方式。与美国不同，加拿大的电力系统规划和新能源政策由各省负责，在电力市场开放的安大略省和阿尔伯塔省，绿能的开发主要是政府授权电力市场运营机构（安大略省的IESO或阿尔伯塔省的AESO）通过公开招标等方式统一规划和购买，成交价格则有赖于竞争程度及当地税收水平等，绿能参与电力现货市场形成的损益由全体用户分享或分摊，（隐藏的）环境价值由全体用户共享。安大略省的IESO在2023年通过M-RETS平台（Midwest Renewable Energy Tracking System）开始运营清洁能源证书的交易（Clean Energy Certificates或CECs）。与美国的RECs只包括太阳能和风能不同，IESO的CECs也包括水电和核电，安大略政府预估每年有大约1300亿千瓦时的CECs可供出售。绿能发电方从电力现货市场赚取部分收入，不足部分则由IESO或AESO按政府授权合同价补足，与绿能有关的所有费用由IESO或AESO从终端电力用户收取。 （二）绿证的种类和交易形式 如前所述，绿能的环境价值有赖于绿能本身的技术特性和所替代的电源。北美的许多地方对不同的绿能发电技术和其他特性设定了不同的绿证，比如太阳能、风能、配电网绿证、小水电、大水电、竞争性购买绿证等等。细分绿证可能是监管当局强制性的要求，也可以满足不同用户不同的偏好。 绿证和电能既可以捆绑出售（即“证电合一”），也可以单独交易（即“证电分离”）。捆绑出售有私有公司的购电合同（比如亚马逊和苹果公司的购电合同）、地方供电和售电公司的购电合同、政府授权合同等。“证电合一”受到电网运行物理约束，适用于地方性的可再生能源（尽可能小的地理范围就近消纳），其基本特征是在绿能出力的同时，电能和绿证也同时转交到买方。“证电合一”的绿证交易主要为强制性市场，服务于当地强制性可再生能源标准。与“证电合一”不同，“证电分离”完全忽略电网阻塞，为绿证管理资源缺乏而又有环保意愿的公司和个人提供了一个有效的购买和避险途径。“证电分离”的绿证交易主要为自愿性市场。 美国可再生能源绿证、交易、合同，2020年美国强制性绿证市场规模达到3500亿千瓦时，而自愿性市场的绿证的交易量为1920亿千瓦时。 （三）绿证价格 绿证的价格随产地、种类、市场架构和供需情况等不同而有很大的差异，且随时间变化波动很大。以美国强制性的绿证为例，在过去十年中，非太阳能绿证的价格一直介于1~50美元/兆瓦时之间（目前纽约州绿证大约30美元/兆瓦时 )，而太阳能绿证则在150~680美元/兆瓦时之间。自愿性市场的绿证价格通常远远低于强制性市场的绿证价格。美国的自愿性绿证在1~10美元/兆瓦时之间波动。自愿性市场中“证电分离”的绿证价格甚至更低，据美国环保署计算，2019年的平均价格只有区区的0.85美元/兆瓦时。 （四）北美绿证制度存在的主要问题 美国和加拿大都是联邦制国家，绿能政策主要由各州或省制定和执行。因为各地有不同的资源禀赋和电网发展历程，电源组合差异很大。再加上经常性的政党轮替，各地的能源政策差异很大，而且也往往变化频繁。这就导致了获得绿证的电源资格可能差异很大，在自愿性市场中流通的绿证经常有“同价不同质”或“同质不同价”的问题。比如加拿大的绿证主要反映的是绿能替代天然气机组的环境价值，而美国的是绿能替代煤、气机组的环境价值，两国绿证市场一体化便产生了“同价不同质”的问题。 另一个主要问题是绿证基本上忽略环境改善所要求的添加性（Additionality）。也就是说，销售的绿证可能来自于现有的低排放电源，并不会替代现存传统电源。如果绿证没有绿能对传统电源的替代作用，对环境改善就没有帮助。 我国可再生能源政策和绿证的发展 2020年，我国可再生能源装机容量5.34亿千瓦，主要以光伏、陆风为主，2030年预计可达12亿千瓦以上。为推动我国可再生能源发展，提高全社会消费绿色电能意识，我国在绿证、绿电交易两方面均进行了积极的探索。绿证是“证电分离”的产物，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证，任何单位和个人都可以从政府指定的网站购买。与之相对应的是绿电，是绿色价值与其电能量一同捆绑进行交易，即所谓的“证电合一”。 （一）我国绿证、绿电制度的起源和发展历程 我国全国性的绿证核发和自愿认购始于2017年，并于2019年明确了风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目可以通过出售绿证获得额外收益。随后，可再生能源发电补贴清单范围的项目所发电量超过全生命周期补贴电量部分以及超出规定并网运行年限所发电量部分，均准许核发交易绿证。

国家能源局举行新闻发布会，发布2023年一季度能源形势、可再生能源发展情况，解读《关于支持光伏发电产业发展 规范用地管理有关工作的通知》、介绍煤矿智能化建设有关工作进展情况，并回答记者提问。

2018年5月27日，SNEC第十二届国际太阳能光伏与智慧能源展在上海拉开大幕，就在几天后，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布了一份《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，这份后来被称作531新政的文件，以近乎残酷的一刀切的方式给整个行业泼了一盆冷水，旧王谢幕，新王登场，顷刻兴亡过手。2018年的531之后的几天，那是还颇懵懂的笔者曾经写过一篇文章，主要的论点是绝境中更要保留希望，只要太阳仍在发光发热，行业美好的明天就一定会到来。可是谁又能想到，彼时彼刻，恰如此时此刻，竟能如此相像。今天，中国光伏行业和5年前确实不可同日而语，中国的企业家们已经从上游到下游，几乎对这个行业完成了统一：供应链、设备、工艺、技术、人才，除了一些细分的领域，中国的光伏企业在各个环节都占据着绝对的优势。根据国家工信部的数据显示，2022年全国多晶硅、硅片、电池、组件产量分别达到82.7万吨、357GW、318GW、288.7GW，行业总产值突破1.4万亿，也第一次突破GDP占比的1%（2022年全国GDP为121万亿）。今天，曾经对于中国企业家来说属于雷区的海外也不再神秘，在东南亚，南美和中东，属于中国人的光伏工厂陆续投产，上演的故事比起曹德旺和福耀玻璃的美国故事精彩毫不 逊色。在海外的中国公司产能之大，使得美国人惊讶的发现，从2013年开始双反了中国10年，最后美国市场上的行销的组件依然是那些熟悉的中国品牌。今天，通威和隆基双王在位，2022年两家公司分别赚取了超过250亿和147亿的净利润（笔者写此文时通威2022年财报尚未发布，使用的数字来自其业绩预告），令一众同行相形见绌。这个数字是怎样的概念呢？航天科技集团和航天科工集团是中国航天系的双雄，主营业务包括战略核武器、弹道导弹等一系列国之重器。按照《财富》世界500强企业名单统计，2021年航天科技和航天科工集团利润分别为30.99亿美元和21.08亿美元，分别低于通威和隆基。施正荣博士在当年喊出拥硅为王的口号时，恐怕也没有想到过登基的新王会有着这样的能量。然而与光伏行业的如火如荼不同，放眼近年全球经济环境，是一幅完全不同的光景。三年疫情，对无数的实体和非实体经济带来了重创；持续已经超过一年的俄乌战争让欧洲能源价格居高不下，进一步带来的是持续的高通胀；美国的暴力加息让金融行业哀鸿遍野，银行破产、基金清算，手里有钱的人比手里没钱的人陷入了更深的焦虑。一边是全球几乎要陷入大萧条的经济危机，另一边是全行业的大力扩产、高歌猛进；一边是一流高校 的本科生找不到工作去送外卖，另一边是头部企业用堪比投行的高薪疯狂挖人；一边是以房地产行业为首的企业纷纷暴雷，另一边是全行业各家企业利润屡创新高。光伏行业的光鲜亮丽和整个市场的大环境似乎形成了及其鲜明的对比，这离奇的光景不禁让还尚存理智的人发出了必然的疑问：这一切真的可以持续么？要回答这个问题，我们不妨先用第一性原理，回答另一个问题，光伏行业的产品是什么？答案非常简单，是电。硅料硅片，电池组件，电站，逆变器支架等等，最后的目的都是为了产出电，电力的需求是光伏的终极需求，电力的供需关系是光伏终极的供需关系。从这个角度出发，我们不妨来深挖预测一下，整个行业的未来会走向哪里。我们先把目光聚焦在中国，根据国家能源局的数据，2022年中国全年电力消耗为8637TWH，用这个数字除以一年8760个小时,得到中国平均电力功率需求为988GW。实际考虑到用电峰谷、电网匹配、备用调度等问题，实际中国的发电供应是远高于这个数字的。同样是根据国家能源局的数据，2022年中国全部发电设备容量约为2564GW，大概是平均用电功率需求的3.72倍（这个倍数我们姑且称之为装机冗余比，还请各位读者记住这个说法，因为后续还会不断提到），其中又可以分成主要 五个部分：在这个表格中，好的消息是，光伏发电装机历史性的超过风电，以392GW的装机量荣登中国新能源发电榜首。不好的消息是，中国电力装机总量的2564GW中，757GW已经被新能源吃掉，而水电作为零排放且成本极低的发电方式，短时间内光伏也看不到取代的可能。极限情况下，哪怕中国彻底弃用火电和核电，整个市场的极限需求也只有1300GW左右，而考虑到光伏仅能在白天发电的特性(一年8760个小时，年平均光照达到2000小时的地区都已经算是阳光资源丰富了)，以及储能技术在成本上尚不成熟，实际的市场存量只怕还要小的多，哪怕我们以最乐观的情况估计，按照2022年的数据，整个中国电力供应中，光伏的存量市场应该也不会高于500GW。看完了存量市场，我们再来看一看增量市场，2022年中国GDP增长3%,全社会用电量增加3.7%。根据经济学家普遍同意的观点，一个经济体基数越大，工业化程度越高，则其经济增长速度就会逐渐放缓。我们假设未来中国能够长期维持3%的经济增速，以及3.7%的电力需求增加，按照上文提到的，我们给每瓦电力需求配上3.7倍的装机冗余比，可以得到中国电力需求的增量市场，大约是284GW每年。我们继续以绝对的乐观主义精神，假设其中1/4都使用光伏装机（光伏实际发电时 间只有全年时间的不到1/4），不过71GW。考虑到大环境的不景气，以及制造业近几年的转移趋势，新增用电和装机需求的数字应该只会更低。这是多么令人意外和沮丧的数字！作为全球最大光伏市场的中国，居然只剩下500GW的存量需求，而这500GW一旦装完，每年市场规模就只能维持在60-70GW左右，甚至还不够通威和隆基两家龙头企业分！既然国内的市场注定是一片红海，那么我们放眼全球，情况是不是会好一些？笔者通过英国石油公司2022世界各国电力结构报告中的数据（BP Statistical Review of World Energy,2022,71st edition)，整理了一份2021年，G20国家电力消耗情况的统计表，具体如下（为避免重复计算，这里不包括中国和欧盟，表格里我们称其为“G18”）：2021年，G20国家消耗了全球电力的80%以上的电力，这其中除了俄罗斯和加拿大因为纬度过高的原因可能不太适合光伏发电，其他国家无疑都是光伏产品最主要的市场。在我们继续分析之前，还有一个概念必须要说明，中国作为全球第一大电力消费国，电力生产国，以及全球最大的生产制造基地，加上幅员及其辽阔，对供电安全的要求可以说是世界最高标准。中国高达3.7的装机冗余比，这个设置放眼全球都是极高的。作为对比，美国作为全球第二大电力消耗国，全年用电4406THW，平均用电功率需求502GW，而美国的发电装机总计1143GW，装机冗余比2.27，大大低于中国。而理论上国家幅员越小，用电量越低，则这个比值就会越低。各国的实际发电装机量的数据混杂，笔者在网路上并没有找到非常权威的数字，所以我们粗略的假设G20国家的装机冗余比2，即1W的平均电力需求配备2W的发电设施。按照这个假设，套用之前分析中国电力需求的方法，笔者也计算了一下中国外的G20国家的发电装机整体状况：和中国的情况类似，光伏行业在全球市场的主要存量在于取代化石能源的 发电装机（核能可能也是光伏可以部分取代的能源之一，但是目前趋势还不明显），而相对于中国，G20国家中不乏沙特、俄罗斯这样短期内很难放弃化石能源投入新能源怀抱的国家。这里我们依旧以非常乐观的心态来看待未来，假设G20国家的化石能源发电有1/3将全部被光伏取代，那么这个全球主要光伏市场的整体存量，应该在600GW左右。而增量方面，全球的表现要略弱于中国，根据国际能源署（IEA）的预测（Electricity Market Report - July 2022），2022年全球电力需求增长大约在2.4%左右（过去10年全球平均电力增长大约在3%左右）。由于电力需求和装机冗余比都要低于中国，仔细计算下来，全球发电需求的增量市场只有区区76GW，我们更加，更加的乐观一些，这些增量中的一半都由光伏提供，也不过是每年新增38GW的需求。呜呼！原来所谓风光无限的海外市场，也比中国的情况乐观不到哪里去。就算我们完全不管各个国家复杂的关税壁垒，以及海外已然非常庞大（最保守估计也有50GW以上）的产能，仅靠目前中国厂家已有的350GW左右的产能，在满产的情况下，不过3年多，就可以吃光整个存量市场，然后靠着每年可能不到150GW的增量市场过活。看着这个数字，笔者联想起十几年前，自己刚入行的时候，我的第一位领导也是彼时的光伏大佬之一，执掌的公司也作为行业龙头一时无二。那时候他经常挂在嘴边的一个说法，是光伏行业的命运就是不断的降本，降本再降本，等到平价上网的那一天来临，整个行业才能迎来真正的发展与腾飞。从过去10年的情况来看，这个说法完全正确，行业的各个环节不惜一切代价的降本，终于在2019年迎来了平价上网的这一天。而正如普遍的预料，价格的下降带来了市场的大爆发，随之造就了一批几千亿市值的行业龙头 。现在回首，那确实是一个充满希望和激情的年代：对彼时的产能来说，平价上网之后的市场几乎看不到边际，无论在新技术、新产品上烧了多少钱，只要在成本上能够取得突破，都会有足够广阔的市场空间给予奖励（PERC技术的突破就是一个典型的例子）。时至今日，随着整个光伏市场边际的逐渐清晰，这套过去10年行之有效的逻辑，可能已经不那么有效了。诚然，技术更先进、价格更低的产品在市场上永远会有竞争力，但是因为市场的总量有限，为了降低成本付出的研发、设备、人工等各种成本，是否能够靠有限的市场回收，照理说是每个企业现在必须考虑的问题。客观的说，在储能技术有大的突破之前，光伏市场的规模不会迎来下一轮的大爆发，而现有的技术日渐成熟，取得突破的代价也越来越大。几乎可以确定，在并不遥远的将来，行业的某些先驱会骤然发现更新某些新技术所要付出的代价要大于其收益，为行业军备竞赛重重的踩下一脚刹车。可惜的是眼下我们还完全看不到这个迹象，TOPCon，异质结，颗粒硅，钙钛矿等等，各种新技术依然刺激着各路大佬的神经，行业内的资金和行业外的资金疯狂涌入，不计成本的投入新技术、新产能，行业里的新朋旧客们都幻想着自己可以在新时代的新技术上弯道超车， 幻想着储能的技术会有所突破、电动车的发展会带来电力需求的大增，市场足够广大，大到能让自己复制单晶和PERC时代通威、隆基、中环的辉煌，最后登基成王。但是！现在就可以非常确定的说，对在牌桌上的大多数人来说，最后留下的应该只有一地鸡毛而已。竭泽而渔，岂不获得？而来年无鱼。当下的光伏行业，手持用巨量产能编成的渔网，捕尽市场当下一丝一毫的需求，甚至要网住未来市场一丝一毫的需求，用一句网上流行的话来形容，做到可持续性的竭泽而渔。这真是一个可悲又可叹的循环！发展，扩产，产能过剩，破产潮，再发展，再扩厂，再过剩，再破产。

4月14日，深圳市发改委发布关于公开征求《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施（征求意见稿）》意见的通告。 《意见稿》提到，加快新型储能智慧化改造。支持本地燃煤燃气电厂灵活配储，提高电源侧系统调节能力和容量支撑能力。鼓励电网企业在关键节点合理布局储能项目，提升电力安全保障水平和系统综合效率。支持用户侧储能多元化发展，探索大数据中心、5G基站、充电设施（含多功能智能杆）、工业园区等储能融合发展新场景。对先进的储能示范项目给予财政资金支持，项目最高支持力度不超过1000万元。

加快全国统一电力市场体系建设 国家发展改革委、国家能源局《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）发布一年多来，围绕“加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”目标，全国统一电力市场体系建设稳步推进。2023年全国能源工作会议又进一步作出部署：要着力深化重点领域改革，加快全国统一电力市场体系建设。 全国统一电力市场体系构建的条件是否足够完备？多层级电力市场建设进展如何，又发挥哪些作用？各层级电力市场又该怎么衔接推进？……一场以改革促发展、以市场促转型的电力行业知行探索精彩上演。 加快建设全国统一电力市场体系是今年能源工作重要内容之一 聚焦全国统一电力市场体系，做好市场建设和市场监管工作。要贯彻落实党中央关于构建全国统一大市场的决策部署，研究全国统一电力市场发展规划，建立辅助服务跨部门协同机制。统一市场基础规则制度，规范方案、规则的制定程序，增强规则的刚性约束。 综合各方面信息来看，加快全国统一电力市场体系建设是今年国家能源工作及能源监管工作的重要内容之一。 加快建设多层次统一电力市场体系，依托区域电网建设区域电力市场，促进电力资源在更大范围内优化配置。 面对鼓励“风光水火储”多能互补项目开发的配套政策落实不到位、部分多能互补项目市场竞争力不足、部分多能互补基地与输电通道建设不匹配等问题，将“完善可再生能源跨区跨省消纳市场机制”作为对策之一。加快构建全国统一、区域协调的电力市场体系，逐步统一省间电力交易规则，促进跨区跨省直接交易。 落实“双碳”目标，需要构建新型电力系统和新型能源体系。然而，构建新型能源体系首先要面对能源系统安全性、经济性与环保性之间的矛盾。要化解这一组矛盾，将“以深化改革释放能源发展活力”作为一个应对策略，构建更加公开透明和统一开放的电力市场，扩大电力用户向电力企业直接购电的范围。 建设统一电力市场体系有客观需求也具备基础条件 在我国，建设全国统一电力市场体系是必然选择。就能源资源禀赋来说，全国各省份中能做到电力自平衡的并不多。从省情来看，我国送端省份有12个，受端省份有13个，其余为数不多的省份才可以实现自我平衡。全国尚有20多个省份不能实现电力供需自平衡，再加上辅助服务资源的供需匹配，很难说有哪个省份可以独立且经济高效安全地实现自我平衡。总结来看，我国电力负荷与能源基地呈逆向分布的资源禀赋，加上新能源作为一次能源具有不可运输的特性，共同决定了以市场化来大范围配置电力资源是必然选择。这是建设全国统一电力市场体系的根本原因。 就未来的能源行业发展来看，我国能源布局中还是有相当大的部分为基地化生产，需要跨省跨区异地消纳。仅“十四五”期间，我国就规划建设有七大陆上新能源基地，其中三个基地以外送消纳为主，两个基地为本地消纳和外送消纳相结合，一个基地以区内消纳为主、外送为辅，剩余一个基地则以就地消纳为主。 我国的能源发展可以概括为3句话，即开发大基地、建设大电网、融入大市场。由于我国的能源基地大部分处在消纳能力不足的西部，需要借助大电网实现跨省跨区外送，这种外送在未来一定是市场化条件下的外送，所以需要建设涵盖送售两端省份、覆盖全国的统一电力市场。 我国的能源资源禀赋和能源发展布局，让建设全国统一电力市场成为客观要求。而要建立起这个市场，还需要有跨越东西、连接送售两端的输电网络作为必要的硬件。 我国各区域之间能源资源禀赋分布极不平衡，发展大容量、远距离、低损耗特高压输电是加快清洁能源开发和大范围配置的必然选择。根据有关规划，“十四五”期间，我国将进一步加强电力跨省跨区输送通道建设，存量通道输电能力提升4000万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道6000万千瓦以上，跨省跨区直流输电通道平均利用小时数力争达到4500小时以上。跨省跨区输电能力的提高，为开展大范围电力市场化交易打下坚实基础。 我国对各层级电力市场构建均开展了有益探索 2021年12月召开的2022年全国能源工作会议提出，坚定不移深化体制机制改革，加快建设全国统一电力市场体系。 2022年1月18日，发改体改【2022】118号印发，明确了建设全国统一电力市场体系的总体要求、工作原则、总体目标和基本任务。至此，建设全国统一电力市场体系的大幕正式开启。 构建全国统一电力市场体系是从建设省级市场起步的。我国“省为实体”的基本国情，以及长期形成的以省为单位实现供需平衡的电力行业特色，决定了建设省级电力市场更容易操作。因此，在全国统一电力市场体系中，省级市场的建设更趋于完善，实现了中长期+辅助服务交易的基本覆盖，部分省份已经实现中长期+现货+辅助服务交易的全覆盖，为建设多层次统一市场体系走好了第一步。 在区域电力市场建设方面，2022年7月6日，川渝一体化电力调峰辅助服务市场启动，这意味着川渝两地调峰资源首次实现跨省优化配置；同年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，并首次实现区域间电力现货交易，中长期交易周期也全面覆盖年、月、周，标志着全国统一电力市场体系建设又向前迈进一大步。 在国家能源局2023年一季度新闻发布会上，国家能源局介绍，下一步，国家能源局将加强区域电力市场设置方案研究，明确区域电力市场组织架构，研究建立区域电力市场建设方案工作规范指引及跟踪推进机制。还将深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设。 在建设国家市场这个层级，电力行业已经开展了多年的跨省跨区交易，积累了丰富的经验。2017年，我国启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点，这也是由省级市场向全国统一电力市场体系迈进的起点。北京电力交易中心于2021年印发了跨区跨省电力中长期交易实施细则，并于2022年5月完成并印发该细则的修订版。2021年，《省间电力现货交易规则（试行）》印发，这意味着跨区跨省交易层面也实现了中长期与现货的全覆盖。 根据发改体改【2022】118号，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行。 省内和省间市场的衔接问题，现在，不管中长期还是现货，普遍运用的还是‘统一市场、两级运作’的模式，这也是目前比较好的一种模式。对于多级市场的衔接，国内采取的是顺序出清模式，即先出清市场的出清结果作为后出清市场组织申报和交易的边界条件，这是一种滚动的顺序出清模式。这种方式比较简单，也比较清晰，其优点是容易起步和操作，但由于不是联合优化，优化的空间就会小一点。

揭秘“凝聚态”：不是半固态电池，也不是过渡产品 乘着能源转型的时代巨潮，中国在诸多领域从一个后来者变成领头羊。特别是最近几年，新能源产业的发展速度令人叹为观止。这背后离不开电池技术的不断创新。继首创CTP技术、钠离子电池、M3P和麒麟电池之后，4月19日，宁德时代再次点亮新的科技树——凝聚态电池。这不仅是一项酝酿已久的重大创新，更是一次面向未来、充分满足电动化全方位要求的里程碑式突破。新能源的“凝聚态时刻”，意味着什么？ 01揭秘“凝聚态”：不是半固态电池，也不是过渡产品 1、凝聚态电池的起源电池技术的不断进步带来续航里程和充电效率得到显著提升，过去10年来，动力电池能量密度提升了2-3倍，乘用车续航里程从最开始100多公里到如今突破1000公里。从出租车到短距离配送货车、城市公交，再到重卡等应用场景，我们看到电气化深化的趋势已愈演愈烈。经过一轮高速发展期，从实际电池技术发展情况看，锂离子电池能量密度的提升速度开始放缓并接近理论极限，常规的电池升级路线面临技术和制造工艺层面的重大考验。而追求高续航、高能量密度仍是行业大趋势，要实现全面电动化和碳中和目标，没有捷径可言，产业界必须找到更先进的电化学材料体系，实现更高能量密度的突破。然而，高能量密度和安全性往往是鱼和熊掌不可兼得。这是因为电池的能量密度越高，其材料体系就越活跃，对电池的安全性提出更苛刻的要求。这也是一直制约着电池技术突破天花板的核心症结。从业人员时常会陷入自我怀疑，锂电池商业化至今三十多年，电池技术会陷入研发和创新升级的长期瓶颈期吗？有没有既要又要的解决方案，找到高能量密度和高安全之间的精妙平衡点？答案就藏在宁德时代的凝聚态电池里。 2、凝聚态电池的核心技术作为长期跟踪新能源发展的研究机构，我们第一次听到凝聚态电池就倍感振奋。最早宁德时代公开表示研究凝聚态电池是在去年6月，当时宁德时代董事长曾毓群在重庆车展上透露，“除全固态电池、半固态电池，包括大家没有听过的凝聚态电池，宁德时代都在搞。”经过不到一年的等待，我们终于看到凝聚态电池在上海车展首次揭开神秘的面纱。最为关注的指标，毫无疑问就是能量密度。凝聚态电池的主要优点之一是高能量密度，其单体能量密度高达500Wh/kg，打破了目前主流材料体系的天花板。500Wh/kg是什么概念？相当于松下2170圆柱电池的近两倍，刀片电池的近三倍。凝聚态电池的发布，标志着电池领域的产业创新，显然没有进入瓶颈期。 第二大关注的指标，自然就是安全性。这么高的能量密度，如何确保电池安全成为核心看点。前文提到电池的能量密度越高，其材料体系就越活跃，安全性难以保障。凝聚态电池能否突破这个跷跷板效应？相信大家和我们一样都想一探究竟。具体而言，宁德时代针对超高比能化学材料的电化学反应变化，采用了高动力仿生凝聚态电解质。也就是说，宁德时代的凝聚态电池内部不是传统意义的液态电解液，而是升级为凝聚态电解质。相比液态电解质，凝聚态电解质不易燃、零挥发，显著提升了电池的热稳定性。当然，光靠改变电解质来实现高能量密度是远远不够的。正如宁德时代首席科学家吴凯所言，“电池有一个特点，它有N个性能指标，但之间都是强耦合，一个性能指标提高了，往往其他数额性的指标会下降。”宁德时代的创新在于通过构建微米级别自适应网状结构调节链间相互作用力，在增强微观结构稳定性的同时，提高电池动力学性能，提升锂离子运输效率。在电化学中，电池的安全性能和正负极材料的能量密度是强相关的。凝聚态电池显著提升了电池的安全性能，并可在保证高比能的情况下还具备高安全性。目前已开发了6系到9系的凝聚态电池，可以做到电芯解体的情况下也不起火不爆炸。更重要的是，凝聚态 电池还聚合了高比能正极、新型负极、隔离膜等一系列创新技术，而不是大家想象中的半固态电池概念。最终，凝聚态电池在实现高能量密度的同时又具备高安全性和优秀的充放电性能。简单来说，就是改了配方，改了结构，还适配了制造工艺。 透过凝聚态电池的创新，我们看到一个趋势，就是电池的高端化。正所谓“好马配好鞍”，新能源车的高端化升级趋势，首先带来的就是长续航、高性能动力电池的需求。根据发布会透露，凝聚态电池的车规级版本将在今年内具备量产能力。也就是说，年内有望见到凝聚态电池量产车型落地，助力新能源车企的高端化之路再上新台阶。总结而言，宁德时代凝聚态电池的问世，突破了长期以来限制电池行业发展的天花板，将激活以高安全和轻量化为核心诉求的全新电动场景。目前，宁德时代甚至正在进行民用电动载人飞机项目的合作开发，执行航空级的标准与测试，满足航空级的安全与质量要求。可能不仅仅是一款创新的电池这么简单，凝聚态电池作为宁德时代创新体系的最新成果，也是其开启下一轮创新节奏、实现零碳战略的里程碑。 02全面可持续发展不再遥远 1、将创新进行到底自主创新是企业发展的源泉，很多伟大的企业都是在不断创新的基础上迅速发展起来的。那么什么是真正的创新？近期的AI浪潮给了我们最鲜活的答案，革命性、颠覆式的创新才是最摄人心魄的。制造业领域，我们也观察到更多类似的创新样本。为了利用清洁高效的电力系统，替代传统化石能源为主的固定和移动能源系统，实现更多场景的电动化，宁德时代相继首创了钠离子电池、M3P、麒麟电池等技术，并均已实现产业化： · 2021年，宁德时代突破资源瓶颈，发布第一代钠离子电池，其电池电芯单体能量密度达到160Wh/kg，常温下充电15分钟，电量可达80%以上，在零下20摄氏度低温环境中，也拥有90%以上的放电保持率。如今，它正应用于奇瑞新能源车型，将成为主流市场上的高性价比选择。宁德时代实现了向下兼容。 · 2022年6月，麒麟电池正式发布，作为宁德时代的第三代CTP技术，麒麟电池完全取消模组形态设计，并通过冷却结构上的优化，使得电池安全性、寿命、快充性能以及比能量密度进一步提升，体积利用率突破了72%，刷新系统集成度全球纪录。 目前续航最长纯电MPV——极氪009 ME版已开启交付，千里版极氪001也将于4月底上市。在4月18日，理想汽车宣布其第一款纯电动汽车将成为全球首款搭载4C麒麟电池的量产车型，实现充电10分钟，续航400公里，让充电像加油一样方便。宁德时代实现了横向拓展。 · 作为宁德时代材料最新技术成果，凝聚态电池突破了材料体系和结构体系的桎梏，扩展到更多极限应用场景，实现了向上突破。 一次次完成体系化创新的秘诀在哪？我们认为，未来的产业创新不是局限在某一个环节，而是全方位的创新，突破边界、打破壁垒。用宁德时代曾毓群的话说，动力电池化学体系的创新、结构的创新、制造的创新，再加商业模式的创新，整合在一起，才能推动新能源行业的发展。 在大众眼里，宁德时代毫无疑问是技术创新的集大成者——科学领路到哪里，就在哪里攀登不息。如果说腾讯善于将市场优势变为技术优势，宁德则是反过来，它通过研发和创新，变技术优势为市场优势。比如： · 针对钠离子电池能量密度偏低的短板，宁德时代创新开发AB混排电池技术，可实现钠锂混搭，助力钠离子电池续航达到500公里。 · 针对磷酸铁锂在低温环境下的短板，通过磷酸铁锂和三元混搭，解决磷酸铁锂电池在低温环境性能不佳等问题。 · 在电池使用安全方面，极氪009麒麟版配备了宁德时代最新的NP 2.0技术，首创了烟气与高压主动隔离设计，彻底消除了高温烟气可能引发的高压拉弧打火隐患。 · 在电池热管理系统方面，麒麟电池改进了电池的液冷板设计，将传统方式设在底部的水冷功能件置于电芯之间，使换热面积扩大四倍，让电芯在极端情况下可快速的降温，有效阻隔电芯间的异常热量传导。 3、创新驱动零碳战略纵观全球的龙头公司，已经有越来越多的名字加入了“零碳”的大军，那宁德时代的零碳战略又有什么新意？面向碳中和时代，领先不仅仅指电池的性能和极限制造，还包括“碳领先”。4月18日，宁德时代发布零碳战略。按照战略规划，宁德时代将在2025年实现核心运营碳中和，2035年实现价值链碳中和。这意味着，到2025年，宁德时代的电池工厂将全部成为零碳工厂，在生产制造领域实现碳中和。到2035年，宁德时代生产的电池将全部为零碳电池，从矿产资源到电池系统实现全价值链碳中和。这是锂电产业目前最大规模碳中和行动，难度可想而知。但在进一步了解后，我们找到了其率先在行业内宣布零碳战略的底气——技术。为了实现零碳战略，宁德时代将通过四大创新体系，在矿砂、大宗原料、电池原材料、电芯、系统五大关键节点实现技术降碳，以技术创新作为主引擎推动零碳战略。 4、一个最打动人的想象点是，当主流玩家还在关注新能源车减不减碳，行业领先者已经要去卷飞机了。根据国际能源协会统计，2019年，全球航空业的碳排放量已经占到全球碳排放总量的2.8%。在我国，民航的二氧化碳排放占到交通领域碳排放的12%，仅次于公路交通。若不采取有效措施加以控制，到2050年，航空业的碳排放量将占到全球总碳排放量的25%。 2021年底，民航局印发的《“十四五”民航绿色发展专项规划》中，明确指出要综合考虑国家中长期低碳发展目标和民航高质量发展要求，有序推动民航基于市场减排机制建设。但是，航空业是出了名的“脱碳困难户”，减排的技术挑战十分严峻。目前，多数国家将可持续航空生物燃料和合成燃料看作航空业减排的突破点。其实大多数可持续航空燃料并不能将碳排放减少到零，它们在燃烧时仍可能产生污染，而且可持续航空燃料价格约是普通航空燃料的2-4倍，由合成燃料替代传统化石燃料暂不具备经济性。以上方法只是传统技术的缝缝补补，不是底层式创新。能不能再大胆一点，让飞机也变成新能源的？当然，这一梦想的技术难度极高。航空领域不仅需要电池能量密度的大幅度突破，还需要电池做到轻量化，对燃油飞机而言，其燃油重量会随着飞行时间增长而减轻，但电池质量却是恒定的。同时，飞机运行在高空，也就到了高寒地区，需要电池在低温环境下仍有非常优秀的放电性能。（飞机在万米高空飞行的时候，舱外气温低至零下50度左右）在今年3月1日的特斯拉电池日上，马斯克提出实现完全可持续之路的五大部分，其中之一就是可持续燃料的飞机和船舶。马斯克也是提出相似的结论，飞机和船舶运输可以考虑使用 磷酸铁锂电池供电，但是能量密度等需要达到较高水平。作为行业另一领导者宁德时代，其首席科学家吴凯表示，宁德时代正在用凝聚态电池进行民用电动载人飞机项目的合作开发，执行航空级的标准与测试，满足航空级的安全与质量要求。届时，使用清洁电力系统的电动飞机可以实现真正意义的零排放。从这个意义来讲，凝聚态电池开启了航空领域电动化的全新场景，将对碳中和产生积极深远的影响，而这正是技术驱动零碳战略的最新注脚。在宁德时代的战略里，零碳是责任，也是能力。而很多企业为了达到政府要求的指标，不得不斥巨资购买碳积分。（仅2020年一年，特斯拉卖碳积分就大赚15.8亿美元）近年来，宁德时代不断践行绿色低碳发展，2019年在业内率先使用区块链技术进行原材料溯源。比如宁德时代的电池护照就记录了包括电池信息、原材料信息、ESG评价、供应链数据等多项内容，为电池全生命周期溯源管理和循环回收贡献力量。2021年，宁德时代宜宾基地成为业内首家电池零碳工厂，并已完成2022年碳中和认证。2022年，宁德时代推进了节能项目400余项，累计减碳45万吨，绿色电力使用比例上升至26.6%。更进一步，若宁德时代在2035年实现价值链碳中和，将给整个动力电池产业乃至新能源产业带 来巨大的变化。管中窥豹，可见一斑。凝聚态电池的问世，不仅拉开了海陆空全域电动化的时代，更为产业发展打开了丰富的想象空间。行业龙头已经吹响了零碳革命的集结号，在这个创新奔流的时代，你准备好了吗？

随电价征收的政府性基金及附加 政府性基金及附加是到户电价的重要组成部分。长期以来，政府性基金及附加为促进我国电力事业发展，实现电力公共政策目标发挥着积极作用。现行随电价征收的政府性基金及附加主要有5项，包括：国家重大水利工程建设基金、中央水库移民扶持基金、地方水库移民扶持基金、可再生能源电价附加和农网还贷资金。 1. 国家重大水利工程建设基金国家重大水利工程建设基金（后文简称“重大水利基金”）是国家为支持南水北调工程建设、解决三峡工程后续问题以及加强中西部地区重大水利工程建设而设立的政府性基金，前身是1992年设立的三峡工程建设基金。2009年印发的《国家重大水利工程建设基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2009〕90号）明确从2010年1月1日起开始征收重大水利基金。重大水利基金在除西藏以外的全国范围内，扣除贫困县农业排灌用电量后筹集。2017年7月1日起征收标准降低25%，2018年7月1日起再降25%，2019年7月1日起再降低50％。根据国家财政部2019年印发的《关于调整部分政府性基金有关政策的通知》（财税〔2019〕46号），征收至2025年12月31日。2021年征收标准为每千瓦时0-0.42分（其中湖北为0分、江苏约为0.42分）。重大水利基金由省级电网企业向电力用户收取电费时一并代征；企业自备电厂自发自用电量和地方独立电网销售电量，按月自行申报缴纳。北京、天津、河北、河南、山东、江苏、上海、浙江、安徽、江西、湖北、湖南、广东、重庆等14个南水北调和三峡工程直接受益省份，征收后全额上缴中央国库；山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、福建、广西、海南、四川、贵州、云南、 陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等16个南水北调和三峡工程非直接受益省份征收后全额上缴省级国库。14个省份缴入中央国库的重大水利基金，纳入中央财政预算管理，由中央财政安排用于南水北调工程建设、三峡工程后续工作和支付三峡工程公益性资产运行维护费用、支付重大水利基金代征手续费。16个省份缴入省级国库的重大水利基金，纳入省级财政预算管理，专项用于本地重大水利工程建设。 2. 中央水库移民扶持基金按照《关于取消、停征和整合部分政府性基金项目等有关问题的通知》（财税〔2016〕11号）规定，自2016年2月起，大中型水库移民后期扶持基金、跨省（区、市）大中型水库库区基金、三峡水库库区基金合并形成中央水库移民扶持基金。（1）大中型水库移民后期扶持基金大中型水库移民后期扶持基金是国家为扶持大中型水库农村移民解决生产生活问题而设立的政府性基金，于2006年按照《关于完善大中型水库移民后期扶持政策的意见》(国发〔2006〕17号)要求设立。2017年7月1日起，大中型水库移民后期扶持基金的征收标准降低25%，现行征收标准为每千瓦时0.12～0.62分，征收范围是除西藏以外所有省份扣除农业生产用电后的全部销售电量。目前未规定实施期限。电网企业在向电力用户收取电费时一并代征。按照规定，对2006年6月30日前搬迁的符合扶持范围的移民，自2006年7月I日起再连续扶持二十年；对2006年7月I日后搬迁的移民，从其完成搬迁之日起连续扶持二十年。分配给地方的后期扶持基金由地方政府包干使用，能够直接发放给移民个人的应尽量发放到移民个人，用于移民生产生活补助，也可以实行项目扶持，还可以采取两者结合的扶持方式。2017年《大中型水库移民后期扶持基 金项目资金管理办法》（财农〔2017〕128号）印发，明确基金使用范围包括：支持库区和移民安置区基础设施建设及经济社会发展、中央实施大中型水库移民后期扶持政策专项经费支出以及国务院批准的其他支出。项目资金主要采取因素法分配：各省经核定的大中型水库农村移民人数（权重50%）、对全国统筹大中型水库移民后期扶持基金的贡献情况（权重15%）、水库移民突出问题情况（权重20%）、项目资金绩效（权重15%）。（2）跨省大中型水库库区基金按照《关于征收跨省际大中型水库库区基金有关问题的通知》（财综〔2009〕59号）规定设立，征收对象是装机容量在2.5万千瓦及以上有发电收入的水库和水电站，针对实际上网销售电量征收。征收标准按照水库发电企业所在省份的大中型水库库区基金征收标准执行，不高于8厘／千瓦时，按月自主申报缴纳。跨省际大中型水库库区基金收入全额缴入中央国库，由中央财政按相关省份应分配的比例，并根据资金入库情况按季拨付给相关省级财政。（3）三峡水库库区基金三峡水库库区基金征收对象为中国三峡工程开发总公司、中国长江电力股份有限公司，征收标准为8厘/千瓦时，按月自主申报缴纳。针对三峡电站机组实际上网销售电量征收。 3. 地方水库移民扶持基金按照《关于取消、停征和整合部分政府性基金项目等有关问题的通知》（财税〔2016〕11号）规定，自2016年2月起，省级大中型水库库区基金、小型水库移民扶助基金合并形成地方水库移民扶持基金。（1）省级大中型水库库区基金《关于完善大中型水库移民后期扶持政策的意见》（国发〔2006〕17号）提出，地方政府要“做好大中型水库非农业安置移民工作“，“积极通过其他渠道进行帮扶，努力改善他们的生活条件”。各地装机容量2.5万千瓦及以上的大中型水库和水电站缴纳省级大中型水库库区基金。按有发电收入的省级辖区内大中型水库实际上网销售电量征收，征收标准不高于8厘/千瓦时，缴入省级国库。《关于取消、调整部分政府性基金有关政策的通知》（财税〔2017〕18号）明确，“十三五”期间各地可以结合当地经济发展水平、相关公共事业和设施保障状况、社会承受能力等因素，自主决定免征、停征或减征地方水库移民后期扶持基金。（2）小型水库移民扶助基金按照《关于完善大中型水库移民后期扶持政策的意见》（国发〔2006〕17号），地方政府可通过“提高本省（区、市）区域内全部销售电量（扣除农业生产用电）的电价筹集资金，统筹解决小型水库移民的困难，并保证对在建后 期扶持项目的后续资金投入，确保项目按期建成并发挥作用”。小型水库移民扶助基金针对行政区域内装机容量2.5万千瓦以下的小型水库和水电站收取，征收标准为每千瓦时不超过0.05分。 4. 可再生能源电价附加可再生能源电价附加是为扶持可再生能源发展，随电价收取的附加费。2006年，《中华人民共和国可再生能源法》出台，一是明确“国家财政设立可再生能源发展专项资金”用于支持可再生能源开发、利用、系统建设、资源勘查及评价等；二是提出电网企业收购可再生能源电量“高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，附加在销售电价中分摊”。2006-2007年，《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改价格〔2006〕7号）和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格〔2007〕44号）陆续出台，进一步明确了可再生能源电价附加的征收和调配办法，即由各省级电网企业按照国家统一规定的标准和范围自取自用，差额部分国家不定期公布电价补贴和配额交易方案，全国平衡。2009年，国家修正《中华人民共和国可再生能源法》，明确提出“国家财政设立可再生能源发展基金，资金来源包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加收入等”。2011年，《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2011〕115号）发布，可再生能源发展基金正式成立，资金来源包括国家财政公共预算安排的专项资金和依法向电力用户征收的可再生能 源电价附加收入等。可再生能源电价附加从2006年7月1日开征，每千瓦时0.1分；历经2008年7月、2009年11月、2011年12月、2013年9月、2016年1月等5次调整后，征收标准提高至每千瓦时1.9分。对除西藏自治区以外全国范围内，对各省、自治区、直辖市扣除农业生产用电（含农业排灌用电）后的销售电量征收。北京、上海、山东、浙江、河南等大部分地区对居民生活用电维持每千瓦时0.1分的征收标准。可再生能源电价附加由电网企业代征，电网企业直接缴库，收入全额上缴中央国库。中央财政按照可再生能源附加实际代征额的2‰付给相关电网企业代征手续费，代征手续费从可再生能源发展基金支出预算中安排。与电网不联接没有电费结算关系的企业自备电厂，由财政部驻所在地财政监察专员办事处直接征收基金；自2019年1月1日起改由税务部门征收。 5.农网还贷资金农网还贷资金是专项用于农村电网改造贷款还本付息的政府性基金，纳入国家财政预算管理。2001年，《财政部关于印发农网还贷资金征收使用管理办法的通知》（财企〔2001〕820号）印发，提出将电力建设基金每度电2分钱并入电价，收入专项用于解决农村电网改造还贷问题。具体分为两种情况：（1）对农网改造贷款一省多贷(指该省市区的农网改造工程贷款由多个电力企业承贷）的山西、吉林、湖南、湖北、广东、广西、四川、重庆、云南、陕西等地建立农网还贷资金，（2）对农网改造贷款一省一贷的由企业自收自用。农网还贷资金由电网经营企业在向用户收取电费时一并收取，并在电费收款凭证中注明农网还贷资金的征收电量、征收标准和征收金额。2019年起由税务部门征收，分别缴入中央和地方省级国库，具体缴库比例原则上按国家批准的农网改造贷款计划确定。

什么是演化经济学？ 演化经济学是一种研究经济系统中变化、创新和进化的经济学分支。它与新古典经济学的静态均衡分析相对，强调经济现象的历史性、动态性和多样性。它借鉴了生物学的演化理论，用遗传、变异、选择和适应等概念来解释经济行为、组织、技术和制度的演化过程。 演化经济学认为，经济系统是一个开放的、动态的、非线性的、复杂自适应系统，它由多种主体、多种行为和多种机制构成，具有不确定性、多样性和创新性。 为什么用演化经济学的视角分析新型电力系统 从演化经济学的视角来看，新型电力系统是一个典型的演化经济系统，它具有以下特征： 1、在技术上：新型电力系统是一个开放的技术系统，它与外部环境（如气候变化、政策法规、市场需求等）相互作用和影响，需要不断适应和调整。同时，它又是一个非线性的系统，它受到多种因素（如新能源随机性、波动性、间歇性等）的影响，可能出现突变和混沌现象，需要强化风险管理和应急响应。2、在经济上：新型电力系统是一个动态的经济系统，它由多种主体（如传统发电企业、新能源发电企业、电力交易中心、传统电网运营商、增量配电运营商、资源聚合运营商、储能企业、电力用户等）组成，这些主体之间存在竞争和合作的关系，通过市场机制和协调机制实现资源配置和价值创造。3、在商业形态上：新型电力系统是一个复杂自适应系统，它具有自组织和自学习的能力，通过技术创新、商业模式创新、管理创新和服务创新等方式实现进化和优化。综上所述，演化经济学可以为新型电力系统提供一个理论框架和分析工具，帮助我们更深入地理解新型电力系统的本质特征、运行机制和发展趋势。 演化经济学视角下中国电力系统的发展周期 演化经济学认为，经济系统的周期性发展，一般要经历四个阶段，一个转折。 四个阶段：爆发阶段、狂热阶段、协同阶段、成熟阶段。 一个转折：在狂热阶段和协同阶段之间，存在一个巨大的转折。我们以中国电力系统过去40年的发展来看，四个阶段特征是明显的：