2023年全国电力供需形势预测 （一）电力消费预测 宏观经济及气候等均是影响电力消费需求增长的重要方面。2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。 （二）电力供应预测 在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。 （三）电力供需形势预测 电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性，同时，煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。 根据电力需求预测，并综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。

2022年全国电力供需情况 （一）电力消费需求情况 2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第二、四季度电力消费增速回落。 一是第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量同比分别增长6.3%、12.6%、16.3%。乡村振兴战略全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升，拉动第一产业用电量保持快速增长。 二是第二产业用电量5.70万亿千瓦时，同比增长1.2%。各季度增速分别为3.0%、-0.2%、2.2%和-0.1%。2022年制造业用电量同比增长0.9%。其中，高技术及装备制造业全年用电量同比增长2.8%，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业全年用电量增速超过5%；新能源车整车制造用电量大幅增长71.1%。四大高载能行业全年用电量同比增长0.3%，其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形势相对较好，用电量同比分别增长5.2%和3.3%；黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量同比分别下降4.8%和3.2%，建材中的水泥行业用电量同比下降15.9%。消费品制造业全年用电量同比下降1.7%，其中，造纸和纸制品业以及吃类消费品用电形势相对较好，食品制造业、农副食品加工业、烟草制品业、酒/饮料及精制茶制造业用电量均为正增长。其他制造业行业全年用电量同比增长3.5%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业、废弃资源综合利用业用电量同比分别增长11.7%和9.4%。 三是第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%。各季度用电量同比增速分别为6.2%、0.0%、7.7%和3.1%。第三产业中的8个行业用电量同比均为正增长，其中租赁和商务服务业、公共服务及管理组织、批发零售业用电量增速均超过5.0%。电动汽车行业高速发展，拉动全年充换电服务业用电量同比增长38.1%。 四是城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。各季度用电量同比分别增长11.8%、7.0%、19.8%和14.9%。8月，全国出现大范围持续高温天气，全国平均气温达到1961年以来历史同期最高水平，当月居民生活用电量增长33.5%，拉动三季度居民生活用电量快速增长。12月，有4次冷空气过程影响我国，当月全国平均气温为近十年来同期最低，当月居民生活用电量增长35.0%，拉动四季度居民生活用电量快速增长。 五是全国共有27个省份用电量正增长，中部地区用电量增速领先。2022年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.4%、6.7%、4.2%、0.8%。全年共有27个省份用电量正增长，其中，西藏、云南、安徽3个省份用电量增速超过10%，此外，宁夏、青海、河南、湖北、江西、陕西、内蒙古、四川、浙江用电量增速均超过5%。 （二）电力生产供应情况 截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。 一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。分类型看，水电4.1亿千瓦，其中抽水蓄能4579万千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.65亿千瓦，其中，陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3046万千瓦；并网太阳能发电3.9亿千瓦；火电13.3亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为43.8%。 二是全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%，其中，规模以上工业企业火电、水电、核电发电量同比分别增长0.9%、1.0%和2.5%。2022年，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长16.3%和30.8%。全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，占总发电量比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。全口径煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%，同比降低1.7个百分点，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长9.2%，较好地弥补了水电出力的下降，充分发挥了煤电兜底保供作用。 三是太阳能发电设备利用小时同比提高56小时，风电、火电、核电、水电同比分别降低9、65、186、194小时。2022年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时，同比降低125小时。分类型看，水电3412小时，为2014年以来年度最低，同比降低194小时。核电7616小时，同比降低186小时。并网风电2221小时，同比降低9小时。并网太阳能发电1337小时，同比提高56小时。火电4379小时，同比降低65小时；其中煤电4594小时，同比降低8小时；气电2429小时，同比降低258小时。 四是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。2022年，全国新增220千伏及以上输电线路长度38967千米，同比增加6814千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）25839万千伏安，同比增加1541万千伏安。2022年全国完成跨区输送电量7654亿千瓦时，同比增长6.3%，其中8月高温天气导致华东、华中等地区电力供应紧张，电网加大了跨区电力支援力度，当月全国跨区输送电量同比增长17.3%。2022年全国完成跨省输送电量1.77万亿千瓦时，同比增长4.3%；其中12月部分省份电力供应偏紧，当月全国跨省输送电量同比增长19.6%。 五是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。2022年，重点调查企业电力完成投资同比增长13.3%。电源完成投资增长22.8%，其中非化石能源发电投资占比为87.7%；电网完成投资增长2.0%。 六是市场交易电量同比增长39.0%。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，同比增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407亿千瓦时，同比增长36.2%。 （三）全国电力供需情况 2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。

火电企业的碳资产管理策略 近日，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场第一个履约周期报告》，系统总结了全国碳排放权交易市场第一个履约周期建设运行经验，目前全国碳市场运行框架已基本建立。本文以此为契机，探讨火电企业在“双碳”目标之下的碳资产管理策略。 中国要实现碳达峰、碳中和目标，电力是主战场，火电企业面临巨大的压力。2021年7月，全国碳市场启动上线交易，火电企业率先纳入。碳约束时代来临，火电企业进入了“排碳有成本，减碳有收益”的时代，必须加强碳资产管理，推进高质量发展，为国家“双碳”目标实现贡献力量。 碳资产的特点 碳资产是指由碳排放权交易机制产生的新型资产，主要包括碳配额和碳信用两种。碳配额是重点排放单位发电机组的碳排放限额；国内主要的碳信用为“国家核证自愿减排量”（China Certified Emission Reduction），简称为CCER。碳资产是能在碳市场交易、有金融资产属性的类金融资产。 碳资产经营是碳排放核算、碳交易履约的统一。按照生态环境部《碳排放权交易管理办法（试行）》，重点排放单位要在规定的时限内，按照该单位上一履约周期温室气体实际排放量等量清缴配额（含符合规定的CCER）。对于火电企业来说，排放量与入炉煤量、含碳量、全水分等相关，配额与供电量、供热量、供热比、负荷率等相关。核算碳资产和发挥资产效益，既要掌握投入燃料的指标、生产数据，准确核算排放量和碳配额，又要掌握政策动态、市场行情，准确进行碳交易，这样才能争取更多收益，按时完成清缴履约，履行社会责任。 配额盈缺与产量、排放强度相关。根据全国碳市场配额分配方案，火电企业的供电量、供热量越多，分配的碳资产越多。同类机组中，供电碳排放强度、供热碳排放强度低于分配基准线越多，配额盈余越多，供电碳排放强度、供热碳排放强度高于基准线越多，配额缺额越多。火电企业通过配额管理，分析配额盈缺，开展技术改造、优化运行，挖掘潜力，以降低碳排放强度和控排履约成本。 碳资产交易与当期履约、市场预期相关。和证券、债券市场一样，碳资产交易给火电企业增加收益带来机遇，通过市场操作，低价买进、高价卖出赚取价差收益。出于合规履约的需要，缺额企业需要在履约前买入足够的配额，以按时足额完成配额清缴。而盈余企业，则可以根据市场政策、市场形势发展选择持有或卖出配额，以获取更好的预期收益。一般情况下，CCER价格低于配额价格，根据抵销机制，火电企业可以买入符合履约规定的CCER，卖出配额，获取置换差价收益。 碳资产可以利用市场工具盘活。火电企业可以根据市场行情做出判断，应用碳市场交易工具，如碳远期、期货、期权、掉期、借贷等，盘活碳资产，发挥价值作用。碳资产是一种市场化的权利，在国家绿色金融政策支持下，火电企业和CCER项目企业可以通过碳市场融资工具，发行碳基金、碳债券，开展碳资产抵质押融资、碳资产回购、碳资产托管等，以获得绿色低碳发展资金支持。 碳资产管理 碳资产管理模式 自行管理和委托管理。企业碳资产可以自行管理，也可以委托专业机构管理。对于生产实物类资产，一般由企业自行开展全生命周期管理。对于专业性较强、风险较大的金融或类金融的流动资产，如企业年金、基金等，一般由企业采取委托专业机构管理方式。企业碳资产管理也是类金融业务，宜采取委托专业机构的管理方式。 集中管理和分散管理。集中管理的优势：一是便于开展集团公司内部企业间调剂余缺；二是便于对外形成合力和信誉，提高市场话语权和影响力，在数量和价格上取得优惠的待遇、价格和服务；三是有利于实施专业管理，掌握全面信息，提高工作质量和效率；四是有利于实现公司整体利益的最大化和战略管理目标；集中管理的劣势：一是考虑因素较多，决策过程较长；二是各企业利益诉求不一，协调难度较大；三是在市场波动激变时，反应较慢。分散管理的优势：一是便于发挥企业的积极性，快速决策，灵活应对市场变化；二是便于企业根据自身情况开展交易，满足个性化需求；分散管理的劣势：一是有限的交易数量，难以获得价格优惠；二是工作人员专业水平相对低，效率较低，风险较大。通过对国内外能源集团碳资产管理模式调研，多数集团型企业采取了集中统一管理模式。 碳资产管理内容和要求 以某能源集团为例，该集团建立了集团公司-子分公司-基层企业三级管控体系，确立“统一管理、统一核算、统一开发、统一交易”四统一管理原则，推行专业化服务，开展碳资产管理工作。 统一管理。集团公司制定碳排放管理制度、碳排放信息统计报送管理办法等制度，基层火电企业制定碳排放管理规定、监测管理办法、核算和报告管理办法。集团公司统筹制订减排工作规划和年度碳资产经营计划。集团公司统一开发了覆盖集团公司控排企业和新能源企业等的碳资产管理信息系统，对碳资产进行全过程管理。主要功能包括排放管理、MRV、配额管理、交易管理、履约管理等。 统一核算。根据温室气体排放核算指南和国家、行业相关标准，结合集团公司实际，提出核算细则。针对碳排放核算重点工作、重点指标，研究制定碳排放数据质量控制技术要求，明确入炉煤、元素含碳量以及供电量、供热量、供热比等数据监测、统计、核算方法和交叉核对参数范围及合理逻辑关系。每年组织碳资产公司依据核算指南和集团公司技术要求，按照统一的作业指导书，对火电、化工企业进行碳盘查，编制排放报告。多维度、多层次地统计、对比、分析企业、设施、产品排放量和排放强度等排放数据，掌握排放规律。 统一开发。依据国家政策推进情况，组织碳资产公司，研究国家政策，对集团公司风电、太阳能、甲烷利用、林业碳汇项目以及水电项目，应用CCER开发方法学，有序开发CCER项目、备案减排量,获得补偿、增值收益。研究开发碳基金等金融产品，支持新能源发展。 统一交易。研究碳市场政策、形势，分析集团公司火电企业配额盈缺，按照“先内部调剂，后对外交易”“先CCER，后配额”的原则，制订交易策略和交易计划，明确交易对象、数量、价格、时间。由碳资产公司统一管理控排企业注册登记账户和交易账户，分解执行交易计划，落实分析、风控、交易岗位职责，开展碳配额和CCER交易、CCER配额置换、参与政府拍卖。当市场形势发生变化，影响交易策略预期目标时，及时调整交易策略。 “双碳”目标下火电企业碳管理策略 2021年12月31日，全国碳市场第一个履约周期结束，2162家火电企业参与，配额盈缺不一，整体盈余。2022年全国碳市场进入第二个履约周期。随着全国碳市场的发展，预期配额分配方案将逐步收紧，火电企业将经历“无影响-弱影响-强影响”的过程。火电企业要认真学习生态文明思想，提高对控制温室气体排放重要性的认识，加强碳资产管理，推进绿色低碳转型发展。 加强碳排放数据质量管理 落实管理责任。火电企业承担碳排放数据质量管理主体责任，负责编制执行数据质量控制计划，开展监测、统计、核算、分析和交叉核对，以及化验计量等设备维护工作，确保各项数据反映企业生产排放真实情况。碳资产公司承担碳排放数据质量审核责任，负责定期开展服务企业的碳排放报表数据检查，校验各项数据的合理性、逻辑关联性，核对各项数据、报告的合规性、一致性、真实性、准确性。子分公司和集团公司承担指导监督考核责任，确保数据准确，自觉维护碳市场公平交易。 完善机制建设。建立领导协调机制，完善制度，火电企业成立碳排放工作领导小组和工作组，明确牵头部门、责任部门和管理岗位，贯彻执行国家、行业、地方政府、注册登记和交易机构等政策、法规、规则、标准和集团公司管理制度，健全工作体系，明确工作流程，确保碳排放各项工作落到实处。建立逐级审核机制，要进一步完善数据审核机制，建立填报、审核责任制，加强对日监测、月核算、年报告排放数据的监督和考核。企业要全面落实数据质量控制计划，协同做好碳排放、能耗检测、统计、分析、核算等工作，严格按要求填报碳排放计划、数据、报表、报告等，确保基础数据质量。建立交叉核对机制，火电企业要根据核算指南要求，结合实际建立核算细则，定期开展入炉煤量与入厂煤量、入炉煤热值与入厂煤热值、供电量与上网电量、供电量与发电量、供热量与售热量、供电排放强度与供电煤耗、元素含碳量与低位发热量、内水与全水分等相关指标的交叉核对，耗煤量与发电量、排放量与发电量、单位热值含碳量等指标的年度月度比较分析，发现纠正偏差。 创新管理技术。建立适应碳排放总量和强度“双控”要求的碳排放监测统计报告制度，确立指标体系、报表体系和工作体系。建立碳排放数据可信认证体系，在上链前对数据进行可信性认证，验证皮带秤、电量、热量计量数据可靠性、准确性，煤炭采制化各环节数据的真实性、合理性，比对分析供热比、负荷率数据的相关性、正确性，利用区块链技术，做好碳排放数据质量管理工作。 多措并举控排减排 大力宣传绿色低碳理念，倡导践行节约、低碳生产生活方式。建立碳排放总量和强度“双控”制度及指标体系，加大考核力度，促进落实控排减排目标。 优化运行，开展电量转移，让排放强度低的机组多发，降低碳排放量。 技术改造节能降耗，将改造降碳的碳资产收益纳入项目可行性研究效益测算，积极推进煤电机组“三改联动”，加速淘汰高耗能机电设备。 掺烧污泥、生物质、氨等非化石燃料。通过掺烧生物质、污泥等燃料，替代化石燃料；研究燃煤锅炉混氨燃烧，应用零碳燃料，降低火电机组碳排放量和排放强度。 加强CCUS减碳技术研究。整合CCUS研发力量，研发CCUS技术和装置，要通过加快科技创新，推进规模化二氧化碳捕集与封存、利用技术研发、示范和产业化应用。降低碳捕集成本，探索碳封存方式，拓宽二氧化碳资源化利用途径（化工利用、矿化利用、生物利用等），早日形成一套技术先进、经济实用的碳捕集与封存、利用的技术与装备，应用于碳减排。 提升碳资产管理水平 完善制度规范管理。根据国家“双碳”政策和全国碳市场法律法规，结合企业实际，健全碳排放碳交易管理制度，强化责任，强化监督检查和考核问责，将碳排放管理指标纳入目标责任制考核。建立对专业咨询服务机构评估制度，检查考核工作质量、及时性和满意度等指标。 持续加强能力建设。坚持开展能力培训，着重宣传国家“双碳”政策，解读发电企业温室气体排放核算与报告指南，讲解全国碳市场交易规则和工作流程。加强碳排放碳交易专业培训交流，建设一支一流的专业咨询服务队伍。升级碳资产管理信息系统，嵌入落实碳排放核算指南和配额分配方案，跟踪碳达峰进程，对接全国碳市场交易系统，制订交易履约策略，加强节能减碳技术成效分析、碳中和技术分析，为企业控排减排、低碳绿色发展提供有力的数据支撑和决策支持。 全面夯实管理基础。煤炭采制化是煤电企业碳排放核算中一项至关重要的工作，其工作质量关乎碳排放核算的准确性。要开展煤电企业（含自备电厂）煤检实验室CNAS认可（扩项）工作，范围包括入厂煤、入炉煤，项目包括采样、制样和工业分析，全硫、碳、氢、全水分、发热量检测等。要加强皮带秤的维护校验工作，对可靠性低的，更换为可靠性高的高精度（0.2级）皮带秤。积极试点，探索建立符合实际的火电厂二氧化碳在线监测系统和技术规范。 积极参与全国碳市场建设 认真总结试点市场和全国碳市场第一个履约周期工作，对修订完善火电企业碳排放核算指南和配额分配方案、出台的法规制度，以及注册登记、交易规则和系统完善，积极建言献策。 当前我国煤电能耗处于世界先进水平，减排空间有限，呼吁全国碳市场尽快扩容，应尽快将其他高排放行业纳入碳市场，促进全社会各行业平衡减排，履行责任义务。 做好CCER重启的相关准备工作，大力发展新能源。积极开展林业、草原等碳汇项目储备和方法学研究，做好项目储备和人才储备。呼吁尽快恢复CCER的注册备案，在全国碳市场加大抵销比例，支持新能源发展。

储能迎融资热！124家闯关IPO、114企业融资近千亿！ 储能这条黄金赛道持续火爆，吸引着资本不断加持，不少企业纷纷加入到上市的队伍之中。据不完全统计，2022年以来，公布IPO进度的储能产业链企业共有120多家，更有大批企业启动融投资、排队入局！ 从参与企业来看，IPO阵容迎来了艾罗能源、阿特斯等储能系统集成商，首航新能源、三晶电气等PCS企业，也有蜂巢能源、中创新航等电池名企。此外年末一批电池企业扎堆选择境外上市，瑞交所则成为锂电领域企业海外上市的优选项。还有不少企业在其他版块折戟之后，纷纷试水刚成立一年的北交所。 储能赛道火热 吸引重金投资 在政策推动、新能源建设提速、国外市场储能需求、新能源汽车驱动等多重因素下，2022年储能行业热度高涨。2022年，储能领域IPO数量多达124起。从申报材料来看，这些企业业务链了覆盖储能系统、储能变流器、电池制造以及电池材料、锂电设备等多领域。 据不完全统计，2022年IPO企业中包括蜂巢能源、阿特斯、大连融科储能、赣锋锂电、中创新航等储能系统集成、储能变流器、储能电池企业20家，天赐材料、杉杉股份、格林美等锂电材料企业49家，特来电、极氪等新能源汽车产业链企业23家。 其中，2022年国内外各大交易所已上市的储能系统、储能系统集成、储能PCS等领域企业募集资金总额达近百亿人民币，已上市的电池企业募集资金总额达200多亿元人民币，已上市的锂电材料企业募集金额约560多亿人民币。 除了启动IPO募资之外，国内还有114家储能产业链相关共传出融资消息，合计融资金额预计超过900亿元。从技术和业务方向来看，储能系统、储能PCS等企业占了近三分之一，钠离子电池、液流储能等小众储能技术今年以来成为投资热点领域，共有7家相关企业启动融资；而因为近两年锂电原材料价格持续上涨，锂电池正极材料、钒材料等储能材料企业也成为了资本热衷的方向。 光伏企业加紧储能布局！ 北极星储能网观察发现，储能系统或储能PCS的上市企业新生军中，仍然以光伏同步企业布局储能的居多。 全球主要光伏企业之一的阿特斯，近年来主营业务向外延伸到大型储能系统，目前已是美国市场份额最大的大型储能系统集成商之一，并在全球拥有高达21GWh的储能项目储备。该公司已经开启上交所科创板上市的进程，拟募集资金88.06亿元，其中40亿元用于产能配套及扩充、研究院建设及补充流动资金。 与阿特斯比较类似的企业还有三晶电气、古瑞瓦特和首航新能源等。三家企业均专业从事光伏逆变器、储能变流器及储能系统等产品销售。 其中三晶电气2021年近七成的营收来自境外，产品主要销往意大利、荷兰、澳大利亚、巴西等国家。2022年7月公司递交IPO材料获受理。三晶电气此次拟募资12.04亿，其中6.77亿元用于产能建设，也是为了扩大产能、抢占市场。 2022年11月，储能变流器生产商古瑞瓦特赴港上市获批，预计募资金额达10亿美金，将成为港股今年以来第四大IPO。 核心产品涵盖光伏储能变流器、储能电池的首航新能源拟募资35.12亿元，用于储能系统产能建设、新能源产品研发制造、研发中心建设等。 此外，艾罗能源也是布局海外光伏储能系统的企业之一，尤其在澳大利亚市场份额较高。6月30日披露招股书显示，艾罗能源拟募资8.09亿元，计划用于储能电池及逆变器扩产、光储智慧能源研发中心建设。 电池企业重视储能 近两年随着储能市场逐步打开，以及新能源汽车的大规模推广应用，设备及原材料端均出现了不同程度的产能紧缺状况，不仅限制了企业经营规模的进一步扩张，更甚者会阻碍下游储能应用和新能源汽车交付等。 通过梳理IPO企业的募资用途发现，2022年整个储能产业链赛道都迎来扩产潮。而且尤为明显的是，此前一批以动力电池为主要业务的企业，加速了对储能的布局或扩产步伐。 今年国庆节期间，动力电池巨头中创新航赴港敲钟，募集资金总额101亿港元，刷新了今年港股募资额的纪录。 此次，中创新航招股书曾提出，募集资金拟用于新建和扩建多个动力电池和储能系统的产业基地，用于先进技术研发以保持技术领先优势。 2022年12月14日，动力电池、储能电池生产上瑞浦兰钧正式向港交所递交招股书，这也是从动力电池冲进储能领域的代表，此次募集资金主要用于扩大产能、研发先进的锂离子电池、先进材料等。 此外，以长城汽车出身的蜂巢能源，计划在科创板上市，这也是从动力电池成功跨入储能系统提供商的代表。蜂巢能源招股书显示，公司拟募集资金150亿元，主要用于在常州、湖州、遂宁等地扩产锂离子电池以及补充流动资金等。 11月23日，赣锋锂业启动了子公司赣锋锂电在深交所分拆上市融资计划。这意味着企业将进一步完善对电池环节的投入，并正在逐步谋划构建从上游矿产资源开采到下游车企、储能以及电池回收业务的完整的产业链版图。 2022年，全球汽车工业迎来全面电动化转型，新能源汽车销量持续攀升。一些新能源汽车产业链的企业也加入IPO的行列。 新能源汽车新势力11月交付量上同比增长447.3%，或是得益于当下势头正好，极氪12月中旬敲定赴美上市，计划募资超过10亿美元，有望成为第四家赴美IPO国内造车新势力。 “充电桩一哥”特来电也在12月宣布分拆上市，公司瞄准的是电力能源领域的虚拟电厂的构建。特来电表示将进一步募集资金，支持其生态网络布局扩大。 锂电企业组团打拼瑞交所 自今年2月全球存托凭证（GDR）新规发布以来，越来越多的A股公司积极推进境外GDR发行上市，多数企业首选在瑞士上市。我国储能产业链企业表现最为积极。现如今储能企业出海，成为扩张业务的重要途径之一。2022年企业集中选择瑞交所上市的主要目的，基本都是通过在海外建厂、投资开发材料矿产资源等，完善国际化产业布局。 7月28日，科达制造、格林美、国轩高科、杉杉股份在瑞交所摇响了具有瑞士特色的大号牛铃，标志着首批中国企业正式登陆瑞交所。 三家企业共募集资金13.85亿美元，国轩高科募资总额约 6.85 亿美元，成为瑞士资本市场今年最大IPO，杉杉股份募集资金约为3.19亿美元，格林美募集3.81亿元。 11月，动力电池二线企业欣旺达宣布在瑞交所挂牌，企业最终发行价格为每份GDR 15.30美元，募集资金约4.4亿美元。 12月，国内轻型电动车电池龙头企业天能股份和锂电材料企业盛新锂能同时宣布拟发行GDR，申请在瑞交所挂牌上市。值得注意的是，天能股份表示将依托于帅福得在海外市场的渠道，进行锂电储能业务的拓展。据了解，储能业务是天能股份国际化进度最迅速的业务之一。天能股份2022年上半年其储能业务营收近3亿元，其中海外订单营收占比15%，国内订单营收占比85%。但海外储能业务毛利率为20%，显著高于国内的9.5%。 另外，电解液龙头天赐材料、锂电材料华友钴业、锂电设备生产商东方盛虹等也在12月陆续传出冲刺瑞交所IPO消息。 有分析指出，与海外其他国家相比、瑞士政治环境相对稳定，有助于赴海外上市的A股公司防范、应对国际关系不确定性带来的不可抗力因素。同时，瑞交所在投资者保护和监管措施方面相对完善，瑞士的审计要求较为宽松。 此前，美国纽交所一直是很多国内企业赴海外上市的首选地，赴美上市企业面临的不确定因素持续增加，GDR业务的扩容相当于给中国企业改道欧洲资本市场提供了新的路径。目前，GDR融资已成为A股上市公司再融资的新形式，也是主流的海外融资渠道之一。 2021年11月北交所开市后，很多企业纷纷转战北交所，这一年中，锂电股不断扩容。 2022年3月，专注从事电动汽车动力电池管理系统的科列技术从创业板转战北交。2022年11月29日，锂电池模组生产商天宏锂电成功过会。 截至目前，北交所锂电领域上市公司有6家，10余家锂电产业链、新能源汽车产业链企业正在冲刺北交所IPO。 多家企业折戟 值得一提的是，今年以来已有多家储能领域公司终止审查、折戟 IPO。 这其中包括锂离子电池负极材料供应商凯金新能源，四年三次更换券商，三次冲刺IPO，均铩羽而归。 2017年6月，凯金能源申请创业板上市，2018年7月被否；2019年5月，再次冲刺创业板，2019年7月被证监会抽中现场检查；2021年7月，改道申请沪市主板上市。遗憾的是，2022年10月，证监会决定终止对“凯金能源”首次公开发行股票申请的审查，但未说明原因。 锂电设备生产商大成精密此前向A股发起冲击，拟登陆创业板。不过，排队仅一个半月，大成精密便撤回了发行上市申请。2022年11月15日，深交所官网显示大成精密IPO终止。值得关注的是，该公司在今年10月28日曾被抽中现场检查，被抽中检查后撤单，或许多跟检查有关。 从公开的企业IPO被取消或撤单原因来看，主要有三方面： 一是板块定位。越来越多的企业因为不符合板块定位被否或撤单； 二是可持续经营能力。如毛利率、应收账款、收入真实性、业绩下滑等都是监管关注的问题； 三是合规性问题。如关联交易、同业竞争、独立性诉讼、客户集中、对赌协议等

碳排放权交易市场概述 一、国内碳交易市场背景 2020年9月，我国明确提出要在2030年实现“碳达峰”并在2060年实现“碳中和”的“双碳”减排目标。碳达峰指的是在某一时点，二氧化碳的排放量达到历史最高值后逐步回落，进入平稳下降阶段。“碳中和”则指企业，团体或个人通过如植树造林，节能减排，产业调整等二氧化碳去除手段抵消其自身直接或间接产生的二氧化碳排放量，从而达到“净零排放”的目的。对绝大多数发达国家来说，其通常需要60到70年的时间实现从“碳达峰”到“碳中和”的过渡，而我国中间的过渡期只有30年的时间。在此宏观背景下，建设全国碳排放权交易市场是利用市场机制控制和减少温室气体排放，促进绿色低碳发展一项重大制度创新，也是实现“双碳”目标的重要政策工具。在2004年7月，我国颁布了《清洁发展的机制项目运行管理暂行办法》并在2005年10月开始实施，我国碳排放市场至此初具雏形。自2011年10月开始，我国在北京、天津、上海、重庆、广州、湖北、福建、深圳八省市启动了碳排放交易市场地方试点工作，并从2013年起陆续开展交易。2014年12月10日，国家发展与改革委员会发布《碳排放权交易管理暂行办法》（已废止），是我国全国碳排放交易建设的原则性法律文件。2020年12月25日，为对应全国碳市场的第一个履约周期，生 态环境部审议通过了《碳排放权交易管理办法（试行）》。2021年7月16日，全国碳排放权交易市场在上海环境能源交易所开市，并计划将试点地区行业及单位逐步纳入全国市场，这也预示着我国目前正逐步实现从地方试点阶段到全国交易阶段的过渡。 二、国内碳交易市场的主要交易产品 碳排放配额（CEA，Carbon Emission Allowance） 目前，全国碳排放权交易市场的主要交易产品为全国碳排放配额（CEA），参与交易主体仅包括碳排放量符合纳入管控标准的电力企业，未来有望逐步纳入其他七大高排放的管控行业。碳排放交易权地方试点市场的交易主体为尚未被纳入全国市场且符合各地区行业纳入准则的控排企业，交易配额为各地区生态环境部发放的地区性碳排放配额（如广东碳排放配额GDEA、深圳碳排放配额SZEA）。全国及各地区被纳入管控的企业在履约周期内应根据自身实际排放量和分配的碳排放配额量的差异，及时完整地购买相应碳排放配额或者国家核证自愿减排量以履行减排义务。在此市场机制下，环保技术先进企业将有技术能力获得更多可出售的碳排放配额并在市场中通过交易获益，而环保技术落后企业则需付出额外成本购买市场上的碳排放配额而保持正常运转，从而增加企业经营成本。因此，碳排放配额的交易体系有助于控制区域内的碳排放总量并推动企业发展绿色减排技术。我国目前对碳配额的分配以免费发放为主，并在地区试点逐渐开始尝试以拍卖形式有偿分配部分配额。我国对配额的有偿分配通常采用拍卖的模式，而免费发放则可以细分为基准线法、历史排放法和历史强度法三种分配模式。在基准线分配法标准下，监管部门将 不同行业按照其技术水平、减排潜力等因素制定“碳排放强度行业基准值”，不同企业个体以其所属行业的行业基准值为标准结合该企业实际产出量获得配额分配。在历史排放法中，各地区监管部门结合当年情况为不同行业制定调整系数，企业取得的配额总量为该企业的历史碳排放量乘以其所属行业该年调整系数。而历史强度发则是根据企业的产品产量、历史强度值、减排系数等因素为企业分配配额。依据2020年发布的《碳排放权交易管理办法（试行）》，生态环境部负责制定全国碳排放权交易及相关活动的技术规范并负责对地方碳排放配额分配、温室气体排放报告与核查的监督管理；省级生态环境主管部门负责在本行政区域内组织开展碳排放配额分配和清缴、温室气体排放报告的核查等相关活动，并进行监督管理；设区的市级生态环境主管部门负责配合省级生态环境主管部门落实相关具体工作，并根据该管理办法有关规定实施监督管理。 中国核证自愿减排量（CCER，Chinese Certified Emission Reduction） CCER是中国核证自愿减排量的简称，是指对我国境内可再生能源，森林碳汇，甲烷利用等项目的温室气体减排效果进行量化核证，并在国家温室气体自愿减排交易注册登记系统中登记的温室气体减排量。类似碳配额，CCER具有可交易性，其最主要的市场用途是作为碳市场的补充机制用来抵扣配额。除此之外，CCER还可以用于参加碳中和，参与绿色金融和国际联行减排机制。CCER和碳排放配额的主要差异为碳排放配额是由政府分配的，而CCER的核证是由减排主体自愿申请的。我国自2014年开始实行温室气体自愿减排项目备案审核工作并在2015年使CCER进入交易阶段。我国对CCER的交易过程采取备案管理，企业参与CCER核定交易主要需要经过六个阶段：项目识别、申请备案、项目备案、减排量备案、上市交易、注销。我国生态环境部负责对自愿减排企业和参与减排交易的CCER项目进行备案和登记，并在地区交易所内进行交易。各地对CCER的抵消额度都有不同规定，全国碳排放市场规定CCER的抵消比例不得超过应清缴排放配额量的5%。2017年3月，由于温室气体自愿减排量交易量小，个别项目不够规范等问题，我国做出了暂缓CCER项目备案的决定，但市场上已备案的存量CCER仍可参与交易。目前距CCER申请核证的暂缓已有五 年的时间，市场上的CCER存量在逐年减少，作为碳排放权交易市场中的重要组成部分，CCER的审批有望在不远的未来重启。 三、国内碳交易市场主要交易场所 全国碳排放权交易市场 2021年7月16日，全国碳排放权交易市场在上海环境能源交易所开市，并计划将试点地区行业及单位逐步纳入全国市场。自全国碳交易市场启动以来，我国计划将电力、石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、航空八大行业有序纳入到全国碳排放权交易市场，目前，只有电力行业被纳入进全国碳排放权交易市场。全国碳排放权交易市场的交易产品为全国碳排放配额，碳排放配额交易应通过交易系统进行，可以采取包括挂牌协议交易和大宗协议交易在内的协议转让形式，单向竞价形式或者其他符合规定的方式。全国碳排放权注册登记机构被定在湖北碳排放权交易中心，该机构的主要工作内容为记录碳排放配额的持有、变更、清缴、注销等信息，并提供结算服务。全国碳排放权的交易主体为重点排放单位，后续还计划纳入符合国家有关交易规则的机构和个人，我国目前首先将电力行业纳入全国碳排放权交易市场。对全国碳排放权交易市场，我国对纳入行业秉持“成熟一个，纳入一个”的态度。据生态环境部公布，截止到2021年12月，我国全国碳市场首个履约期共纳入发电行业重点排放单位2162家，年覆盖温室气体排放量约45亿吨二氧化碳。这意味着中国的碳排放权交易市场在启动初期就成为全球覆盖碳排放规模最大的碳市场 。 地方试点碳排放权交易市场 自2013年以来，中国先后启动了北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建八个省市的碳排放权地方交易试点，至今已累积了超过八年的试点经验，为建立全国碳排放权交易市场、碳市场配额分配和交易制度体系等方面提供了重要的实践经验参考，对温室气体控制排放发挥了积极作用。我国计划将上述地方碳交易所逐步纳入全国碳交易市场，目前，地方试点市场不会关闭，其覆盖范围和全国碳交易市场相比有差异性也更具地方特色。碳排放权地方试点交易市场的交易主体为尚未被纳入全国市场且符合各地区行业纳入准则的控排企业，交易产品为各地区生态环境部发放的地区性碳排放配额（如广、国家核证自愿减排量及当地碳普惠核证减排量。从各个地方试点的交易情况看，湖北省和广东省碳排放权的累计成交量远高于其他省市，累计总量分别为8300万吨和1亿1000万吨。而广东地方试点交易所的年成交量在逐年上升，自2018年起正式取代了湖北省在碳资产交易量上的领跑地位。 四、碳交易市场监管政策 2014年12月10日，国家发改委员会发布《碳排放权交易管理暂行办法》（已废止），是我国全国碳排放交易建设的原则性法律文件。2020年12月25日，为对应全国碳市场的第一个履约周期，生态环境部审议通过了《碳排放权交易管理办法（试行）》。截至目前，我国就全国碳交易制度体系的条例法规《碳排放权交易管理暂行条例》还未正式出台，但已于2021年3月30日开始征求意见。目前全国碳市场的第一个履约期已经顺利结束，相信距正式条例的出台为期不远。据《碳排放权交易管理办法（试行）》，生态环境部按照国家有关规定建设全国碳排放交易市场。上海环境能源交易所作为全国碳排放权交易机构负责组织开展全国碳排放权集中统一交易，湖北碳排放权交易中心作为全国碳排放权注册登记机构通过全国碳排放权注册登记系统，记录谈排放配额的持有、变更、清缴、注销等信息，并提供结算服务。目前全国碳交易市场只允许电力行业的履约企业进行交易。 碳交易市场地方政策在中国设立的八个碳交易试点大多由当地政府设立的政策法规由当地主管部门进行监管，这也导致了不同省市之间政策的差异性。不同地区交易所对可参与交易的主体也有不同规定，八个碳排放权地方试点市场都允许控排企业及投资机构参与交易，而在全国八个试点交易所中，只有广州、湖北、重庆、福建允许个人参与交易。在碳交易排放交易系统的行业纳入方面，不同地区的试点市场也能体现出地方特色。像深圳、北京、上海等工业企业占比较少但以第三产业为主导的省市，其对工业企业的纳入标准设置低于其他地方试点，还以占地面积等因素作为衡量标准将商业、宾馆、金融等服务业企业、交通运输、大型建筑等纳入管控范围。如广东、湖北等工业产业占比较大的城市通常设置的纳入门槛较高，纳入企业以工业产业为主。广州于2021年起还将陶瓷、纺织、数据中心等新行业纳入排放权交易体系。 四、碳交易市场监管政策 2014年12月10日，国家发改委员会发布《碳排放权交易管理暂行办法》（已废止），是我国全国碳排放交易建设的原则性法律文件。2020年12月25日，为对应全国碳市场的第一个履约周期，生态环境部审议通过了《碳排放权交易管理办法（试行）》。截至目前，我国就全国碳交易制度体系的条例法规《碳排放权交易管理暂行条例》还未正式出台，但已于2021年3月30日开始征求意见。目前全国碳市场的第一个履约期已经顺利结束，相信距正式条例的出台为期不远。据《碳排放权交易管理办法（试行）》，生态环境部按照国家有关规定建设全国碳排放交易市场。上海环境能源交易所作为全国碳排放权交易机构负责组织开展全国碳排放权集中统一交易，湖北碳排放权交易中心作为全国碳排放权注册登记机构通过全国碳排放权注册登记系统，记录谈排放配额的持有、变更、清缴、注销等信息，并提供结算服务。目前全国碳交易市场只允许电力行业的履约企业进行交易。 在中国设立的八个碳交易试点大多由当地政府设立的政策法规由当地主管部门进行监管，这也导致了不同省市之间政策的差异性。不同地区交易所对可参与交易的主体也有不同规定，八个碳排放权地方试点市场都允许控排企业及投资机构参与交易，而在全国八个试点交易所中，只有广州、湖北、重庆、福建允许个人参与交易。在碳交易排放交易系统的行业纳入方面，不同地区的试点市场也能体现出地方特色。像深圳、北京、上海等工业企业占比较少但以第三产业为主导的省市，其对工业企业的纳入标准设置低于其他地方试点，还以占地面积等因素作为衡量标准将商业、宾馆、金融等服务业企业、交通运输、大型建筑等纳入管控范围。如广东、湖北等工业产业占比较大的城市通常设置的纳入门槛较高，纳入企业以工业产业为主。广州于2021年起还将陶瓷、纺织、数据中心等新行业纳入排放权交易体系。

2022年，国际能源供需形势复杂严峻、价格大幅上涨，多个国家遭遇能源危机；我国是能源消费大国和进口大国，国际冲击叠加极端天气频发，能源保供稳价面临较大风险挑战。国家发展改革委坚决贯彻落实党中央、国务院决策部署，在持续加强能源产供储销体系建设基础上，创新机制、稳定预期、加强监管“三箭齐发”，以煤炭为锚着力保持能源价格总体稳定。2022年1—11月，美国、欧元区CPI中能源价格同比分别上涨约27%和38%，而我国CPI中居民水电燃料价格仅上涨约3%，汽柴油价格涨幅也明显低于美欧。 一是创新机制。立足以煤为主的基本国情，坚持系统观念，煤价改革、电价改革“双管齐下”，以机制创新支撑能源保供稳价。改革完善煤炭市场价格形成机制，按照“下限保煤、上限保电”的原则，提出煤炭价格合理区间，同步明确煤、电价格可在合理区间内有效传导；进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革，创新建立电网企业代理购电制度，引导市场交易电价合理形成。上述改革措施实现了煤价、上网电价、用户电价通过市场化方式“三价联动”，有效稳住了煤价，进而实现稳电价、稳用能成本。坚持保障民生，保持居民、农业用电价格稳定。 二是稳定预期。通过“打明牌、定边界”方式，持续加强宣传解读和预期引导，积极应对价格异常波动风险。完善煤炭价格形成机制方案2022年5月1日正式实施，同步发布公告明确煤炭领域哄抬价格行为认定标准，连续发布16篇煤炭价格政策系列解读，编印3000份《煤炭价格政策宣传解读手册》送至煤炭企业和相关单位，部署主产省多次召开政策宣讲会，全面完整解读煤炭价格“新政”，促进形成广泛市场共识。对相关煤炭生产贸易企业、资讯机构开展约谈提醒，及时纠正捏造散布涨价信息、恶意炒作等行为。 三是加强监管。建立煤炭价格监测和成本调查制度，开展煤炭价格指数行为评估和合规性审查。每日监测煤炭出矿、港口、到厂现货价格，每周监测中长期交易价格，每月调度重点发电企业合同信息，及时了解一手市场价格情况，发现异常波动及时预警处理。对煤炭价格涉嫌超出合理区间线索开展拉网式调查、聚焦式核查，坚决做到发现一起、处理一起。 一系列改革调控监管措施有效稳定了我国能源价格，为稳增长、保民生提供了有力支撑，与欧美国家能源价格大幅上涨形成鲜明对比。

澳大利亚虚拟电厂试点运行及经验 与世界上很多国家一样，澳大利亚电力系统正在发生着结构性改变，分布式能源和储能技术迅猛发展、用电侧更加积极主动地参与需求响应等，都对保证电力系统安全稳定运行提出了新的挑战。基于传统集中式能源设计的澳大利亚电力市场需要进一步的改革，以适应分布式资源规模持续扩大的新形势。为此， 澳大利亚开展了一系列电力市场改革措施研究，探索如何能够将可再生能源、储能技术、分布式能源和需求响应等资源与电力市场运行进行有效整合，其中的一个环节是于2019年7月到2021年6月进行的为期两年的虚拟电厂参与电力市场试点运行。本文基于对相关机构公开发布的原始资料进行收集整理、编译，简略地介绍澳大利亚虚拟电厂试点运行情况。 起源背景 尽管澳大利亚分布式能源发展势头强劲，各州政府相继推出大力发展家庭储能电池计划，人们普遍预期分布式能源与储能电池的聚合发展将进入快车道，可是现行电力市场规则中有关售电公司、虚拟电厂运营商、小规模电源聚合商的每个发电设备要有单独的并网计量点，且不包括聚合用电负荷并网计量点和发电、用电必须分开计量等规定，阻碍了虚拟电厂有效参与电力市场并发挥作用。为了配合未来电力市场整合分布式能源改革研究，澳大利亚能源市场运营中心（Australian Energy Market Operator，简称为AEMO）牵头组织实施了这次虚拟电厂参与电力市场试点运行，旨在了解掌握储能电池运行规律，评价虚拟电厂提供可靠调频辅助服务、响应现货市场价格、为配网提供电压支撑等方面的能力，检验虚拟电厂是否具备增值潜力及增值空间，为虚拟电厂纳入电力市场体系规则制定和技术要求积累经验。澳大利亚可再生能源署（Australian Renewable Energy Agency，简称为ARENA）为该项目提供资金支助。 准备过程 AEMO于2018 年11月23日发布了虚拟电厂试点运行项目方案的征求意见稿，陈述了试点运行要达到的目的及市场主体准入条件，并公开征询意见，于2018 年12月举办两次线上会议听取市场主体对试点运行方案的反映。市场主体对虚拟电厂试点运行反映非常积极，到2018 年12月21日征询截止时，AEMO共收到29份书面反馈意见，其中的26份被挂在AEMO网站上，可以公开查询。试点运行项目得到市场主体的普遍支持，认为目前虚拟电厂仍处在早期发展阶段，其规模尚小，所使用的操作平台和通讯系统并不完善，试点运行是检验虚拟电厂的能力，并使其在电力市场中增值的有效途径。AEMO对市场主体提出的诸多改进方案的建议给出了书面答复。 试点运行数据接口并不是直接衔接到电力市场技术支持系统上的，而是通过单独开发的一套App界面来交互数据，其中有供市场主体注册用的常备数据App、调频辅助服务确认App、运行数据App（上传虚拟电厂实际执行数据和运行计划）和设备遥测技术App，用于每5分钟上传一次用户水平的实际频率、电压、储能电池充放状态、光伏出力等数据。其实于2019年4月才开始开发的这些数据App界面在7月虚拟电厂试点运行启动时还没有完成，当时市场主体是使用电子邮件提交非运行数据的，只是在数据App界面付诸使用后，虚拟电厂才开始上传运行数据。 AEMO于2019年7月发布虚拟电厂试点运行实施方案（正式版）、市场主体准入条件及注册文件，启动试点运行，开始受理市场主体注册申请。 试点运行实施方案与相关技术规范 试点运行实施方案规定虚拟电厂的最小规模为1 兆瓦，不得包含集中式储能电池。AEMO采取了三种虚拟电厂参与市场试点运行的方式：一是虚拟电厂与售电公司合作同时参加调频辅助服务市场和实时电力市场；在这种情况下，虚拟电厂要与售电公司签订协议，虚拟电厂不必进行注册，交易机构与售电公司进行结算。二是售电公司拥有的虚拟电厂参加调频辅助服务市场和实时电力市场交易。三是虚拟电厂可以单独注册，但仅能参与调频辅助服务市场。参加试点运行的虚拟电厂市场主体在注册时需提交用户表计标识码和电表技术参数，注入频率测试数据，无须缴纳注册费。 注册试点运行的虚拟电厂参加实时电力市场归类于非调度安排电源，接受实时电能量价格，并不需要竞价上网。AEMO依据虚拟电厂上传的运行数据预测他们的发用电量， 作为电力供需平衡的边界条件。参与用电侧电能量交易的售电公司代理用户进行结算，按照用户电量和实时电价缴纳电费。在用户向电网输入净电量时段，售电公司获得“负”负荷收入，以降低用户电费。 虚拟电厂不仅能够通过发电出力、用电负荷双向交易电能量，而且还可以参加六种应急恢复用调频辅助服务品种交易，分别为快速向上恢复，快速向下恢复，慢速向上恢复，慢速向下恢复，延迟向上恢复，延迟向下恢复。虚拟电厂响应频率偏移方式可以按照比例调节, 即其出力/负荷上下调节量与频率偏移幅度成比例，或者是以开关方式，例如关停或开启用电设备。受技术条件限制，试点运行期间虚拟电厂不参与由AGC调控的修正用调频辅助服务市场。AEMO对虚拟电厂提供调频辅助服务的技术要求进行了相应规定，其中包括数据采集装置的技术标准、有功功率和频率计量点、数据采集时间颗粒度、计量精确度、 计量数据的同步性、虚拟电厂对计量点频率偏移响应的时间等，并印发测试虚拟电厂对频率偏移响应功能的操作规程。 澳大利亚电力市场规则规定发电侧和用电侧为两类不同的市场主体，分开注册参与调频辅助服务市场交易， 并且分摊调频辅助服务费用的方式是不一样的。虚拟电厂是按照用电侧市场主体注册的。在2019年7月试点开始运行时，电力市场规则并不认可调频辅助服务市场用电侧主体的反向净送电。为了使虚拟电厂能够参与调频辅助服务市场，AEMO对现有调频辅助服务技术标准中所规定的表计方式进行了特别修订。2019年12月，AEMO发布了分布式资源调频辅助服务临时条款，允许一般的用电负荷并网点提供发/用电双向调频辅助服务。 为了提高虚拟电厂运行透明度，试点运行要求虚拟电厂实时上传其运行计划、可用容量、实际运行及常备数据。发用电量预测是5分钟颗粒度，每5分钟更新一次。实际发用电量数据颗粒度也是5分钟，每5分钟更新一次，要在5分钟时段结束后的5分钟内上传完毕。在发生应急事件、出现频率偏移后，AEMO会依据虚拟电厂提供的一系列运行数据，包括频率、有功功率、有多少分布式电源可提供调频辅助服务等，来确认其出力/负荷对频率变化响应的执行情况。 在试点运行结束后，相关文件不再生效，技术支持平台终止运行。 试点运行情况 在试点运行的两年间，共有7家虚拟电厂市场主体注册参加，其中一家有两个虚拟电厂。在运行的第一年，因新冠肺炎疫情暴发，各项工作都受到很大影响，只有特斯拉（2019年9月）和 AGL VPP（2020年2月）两家虚拟电厂市场主体注册参与试点运行。在延续的一年中，又先后有五家虚拟电厂市场主体注册参与了试点运行。参与试点运行的虚拟电厂的技术设备都是“光伏+储能电池”，总容量合计为31兆瓦，其中绝大部分（27兆瓦）在南澳大利亚。约7150用户签约参与试点虚拟电厂项目，几乎占安装储能电池用户的1/4。 试点运行期间出现了几次突发事件，对于应急恢复频率需求，多数虚拟电厂都能提供调频辅助服务。但也出现过公共互联网造成与虚拟电厂通讯暂时中断时、虚拟电厂项目未能提供调频辅助服务的现象。事实上，AEMO平均能接收到66%～97% 的虚拟电厂通过遥测技术上传的数据。 从电能量市场看，参与交易的虚拟电厂表现出大体相近的充放电行为，其市场策略在很大程度上是为了优化用户的用电量，而不是通过博弈实时市场价格获利。特别是虚拟电厂的行为在正常电价范围（0～300澳元/兆瓦时）没有明显的改变。市场分析显示，即使在实时价格高于10000澳元/兆瓦时、低于负500澳元/兆瓦时这样的极端情况下，虚拟电厂的反应并不存在趋同行为。在实时价格极高时，只有三家虚拟电厂在39%的时间内做出相应反应。在很多的负数实时价格出现时，确实观察到虚拟电厂在充电，但是这些时段基本上与虚拟电厂每天中午充电时间重合。在其他负价格时间，虚拟电厂充电是非常有限的。后续跟进调研了解到受用户协议约束，虚拟电厂不太可能在设定充电时间外的负电价情况下再充电。所以说，观察到的市场行为与电价信号弱关联，反映出的是虚拟电厂的发用电决策在很大程度上取决于用户协议、事先设计的充放电控制算法等非价格因素。分析还发现储能电池充放电模式与用户类型、电池规模有很大关系。 虽然虚拟电厂可以提供其发用电的预测，但是其精准度还存在提高的空间。试点运行还出现了一个令人困惑的现象，虚拟电厂预测出力/负荷的精准度似乎并不随着预测提前的时间缩短而提高。如表所示，从提前一天到提前5分钟，虚拟电厂的平均预测精准度没有什么改进。作为对比，集中式光伏的输出功率预测精准度随着时间减少有了显著的提高，平均提前5分钟的预测误差是提前一小时预测误差的一半。 AEMO还在试点运行期间聘用第三方机构进行了客户体验调查，结果显示希望节省电费是用户加入虚拟电厂项目的最主要原因。用户意识到虚拟电厂会在一定程度上控制他们的电力设备使用方式，因此保障其经济上的利益对提高他们参与虚拟电厂项目意愿是非常重要的。 经验总结 虚拟电厂技术特性与集中式电源相比存在极大差别，其分散性意味着指令性的精准控制方式不再适用，这对电力系统调度运行提出了新挑战。如何调动虚拟电厂市场主体的积极性，充分发挥其作用是能够将虚拟电厂与电力系统运行有效整合的关键。澳大利亚虚拟电厂试点运行准备过程的规范性、公开性及在注重市场主体参与等方面的经验都非常值得借鉴。 虚拟电厂是使用公共互联网聚集用户设备来运行数据的，其可靠性是无法与高质量、高标准电力系统运行专用的通讯网络相比拟的，也必然存在网络安全隐患。发用电设备运行数据采集、传递是保证虚拟电厂有效发挥作用的核心技术，而发用电量预测则是虚拟电厂算法的重中之重。 此次试点运行非常重视虚拟电厂设备运行数据的采集和上传，获得了大量第一手数据。在试点运行期间，虚拟电厂运营商向AEMO实时上传运行数据，不仅有助于试点运行平稳进行，而且为开展试点运行复盘分析提供了翔实的数据基础。AEMO每半年都会发布一次运行情况报告，共享其分析结果和发现。虚拟电厂对于市场主体来说是新生事物，市场主体可以通过披露信息，把握分析市场运行情况，结合自己在试点运行中所积累的经验寻求虚拟电厂的市场价值。这将有益于增强虚拟电厂市场主体的信心，提高其参与电力市场的积极性，也有助于培育资源聚合商这一新兴市场业态。

“电费刺客”告诉我们 是时候考虑居民电价改革了 1月刚开始，电费账单的话题就冲上了热搜榜。 在各地网友缴纳12月电费的时候，意外发现当月电费比11月高出一大截，不少人甚至高出1倍还多。在2022年的夏天经历了“雪糕刺客”之后，有人戏称冬天又冒出了“电费刺客”。 事情的原委已经被很多人解释了，这当然不是因为居民电价真的莫名其妙上涨，而是大多数居民在12月份增加了取暖负荷，而电量也在12月累计突破了阶梯电价里的第二、第三阶梯，所以单位电价也水涨船高。 说起来这是一则简单的新闻，但却刺激到了公众脆弱敏感的神经——涨电价。从2021年9月开始，电力供需紧张的局面逐渐开始影响到每一个普通人，有些人是公司、企业遭遇停电，有些人是在家里也遭遇了停电。供小于求导致价格上涨，是很多人第一时间的天然想法。再加上媒体时常对工商业电价上涨的报道，无疑加重了公众对于涨居民电价的“恐慌”。 实际上，有关居民电价改革的相关事宜并非空穴来风。那么在电力体制改革和电力供求关系紧张的大背景下，我们应该如何正确看待居民电价改革？“涨电价”是居民电价改革的必然结果么？ 现行居民电价机制 总的来说，现行的居民电价机制是阶梯电价+峰谷电价。电价依照用电量分为三个阶梯，随着电量增加，单位电价增加。在每个阶梯内，不同时间段，还要区分峰谷电价。我们可以看下上海与杭州两地的居民电价： 熟悉中国电价水平的读者很清楚，在新一轮电改之前，所有电价都受到政府强力管制，工商业用户的需求价格弹性高于居民用户，但工商业电价高于居民电价，居民电价与工商业电价明显倒挂。在2021年之前，电改推进的售电市场改革，发电侧让利给用户侧，实现了工商业用户一定程度的降电价，但依然高于居民电价的水平。2021年之后，电力市场交易电价开始上涨，部分终端用户电价可能还出现了比改革之前更高的情况。 单就居民电价来说，在综合计算了发电侧上网电价、输配电价的情况下，居民用电成本实际上是高于工商业用户的。理论上来说，工商业用户的供电成本相对较低，因此工商业用户的销售电价应低于居民用户销售电价（至少不应该明显高于居民电价）。但实际情况恰恰相反，这就产生了“交叉补贴”的问题。而随着居民用电量增加，交叉补贴无疑会更加严重。 “电费刺客”背后的真相 2021年6月，中国政府网公开了国家发展改革委答网民关于“建议完善居民阶梯电价制度，鼓励城乡居民多用清洁的电力资源”的留言。 发改委在回复中提到，与国际上其他国家相比，我国居民电价偏低，工商业电价偏高。下一步要使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性。 国家电网公司此前曾经刊文，与35个经济合作与发展组织（OECD）成员国、新兴经济体国家、美国相比较，我国电价均处于较低水平。 通过以上内容，我们或许可以得出一个残酷的事实：2022年12月的电费上涨并不是“刺客”，而是我们被较低的居民电价“宠坏了”。 必须强调的是，作为普通消费者，无论是笔者本人还是《能源》杂志，都与居民电价上涨或是下跌没有利益相关，也并不希望上涨居民电价。而且中国作为世界上最大的发展中国家、刚刚实现全面脱贫的国家，保障每一个普通人的用电权利也是社会主义制度优越性的组成部分。 但我们也必须知道，相对较低的居民电价给电力系统带来了哪些影响。 居民用电带来了什么 2022年1-11月，我国全社会用电量累计78588亿千瓦时，同比增长3.5%。分产业看，第一产业用电量1051亿千瓦时，同比增长9.7%；第二产业用电量51860亿千瓦时，同比增长1.5%；第三产业用电量13576亿千瓦时，同比增长4.1%；城乡居民生活用电量12101亿千瓦时，同比增长12.0%。居民用电在全社会用电量的比例大约是15%，而且是增速最快的部分。 而在10年前的2021年，居民用电量在全社会用电量的比例大约是12%。 无论是最近2年，还是过去10年，夏季和冬季都是我国电力保供形势最为严峻的时期。原因也很简单，高温天气、极寒天气让居民的降温、取暖负荷快速上升，而且会在较长时间（从3、4天到数周不等）内保持。 居民用电单体负荷量小且极为分散，但在时间维度上，居民用电往往有着很强的一致性。例如说早上上班、晚上下班会是居民负荷快速下降、抬升的一致时间点。而到了23点左右，居民负荷又会再度快速下滑。 现有的储能设备（包括抽水蓄能、电化学储能）都可以在一天的时间段内内通过蓄电、放电实现削峰填谷，但当夏季、冬季这种长时间维度的居民用电高峰来临，电力系统就会缺乏调节手段。因为在长达几天、甚至几周的高温或极寒天气里，储能设备一次放电结束后，几乎没有多少时间充能。 在这种特殊的保供时间段里，居民用电负荷是缺乏（主动的）需求侧响应能力的。低电价让居民降温、取暖的成本降低，因此随着收入提高、对生活质量要求的提高，降温、取暖都成为了绝对刚性的需求，只要不断电，在这一时间段内就会一直保持高负荷。 最近两三年的时间里，全国各地的最高用电负荷都在不断地刷新记录，而且刷新记录的时间基本都在冬季和夏季，考虑到负荷最高峰时间段已经采取了部分有序用电、需求侧响应等方案，也就是说居民用电被最大限度的保障，所以每一次用电负荷新纪录，实际上都是居民用电负荷增长带来的。 搞清楚了迎峰度夏和迎峰度冬的核心诉求，我们可以想象，随着社会经济的发展、人民生活水平提到，居民用电量无疑会继续保持高速增长的态势。与欧美发达国家相比，我们电价更低，而且人均用电量也更低。 而居民用电量每攀升一个台阶，迎峰度夏、迎峰度冬的难度可能就要更增加十分。 居民电价怎么改？ 改完真有用？ 具体怎么改，其实上文中提到的发改委回复已经写的很明确了：“使电力价格更好地反映供电成本，还原电力的商品属性”。 既然居民用电成本低，那么自然要面临涨电价的可能性。但电力还有时间属性的，从电力现货市场的角度来看，电能量在不同时间段中的市场价格是不同的，甚至是差异很大的。因此与其说改革会导致涨电价，不如说改革是要让居民用电更好地实现“随行就市”，进而还原商品属性。 居民电价当然不能直接与批发价格挂钩，因此将售电引入到居民用电当中是十分有必要的。这一方面是让居民用电价格实现市场化，另一方面是为居民用电上了一道保险，避免了过大的电价差额影响民生。 但直接将我们在工商业售电上的经验移植到民用电领域，显然也是不可能。在新一轮电改开启售电市场后，各类乱象丛生，包括但不限于：欺瞒用户、不诚信欣慰、偏差电量过大、不履行合约、恶意捆绑等等。 在居民用电领域开放售电，其价格（套餐）必须依然接受政府的审批和强力监管，电网公司也可以继续向居民用户售电或提供兜底保障服务。如果政府担心居民用电价格过高影响民生，可以实行有限度的价格补贴，例如最低用电保障，在红线以下的用电量可以享受电价补贴，红线以上电量无补贴等等。 对于售电公司来说，居民售电的利润空间显然不大，而且居民负荷的不可调节性，参与需求侧响应、调峰也不是可以盈利的方法。无利可图显然不可能吸引市场主体参与。 考虑到开放居民用电的售电服务必然伴随着更成熟的（以现货市场为基础的）电力市场建设，那么用户侧储能、光伏等商业模式可能会成为售电公司的突破口。如果在配电网改革方面能够更进一步，那么居民用电的市场空间将会变得更大。 前文我们提及了较低的居民电价一定程度上刺激了用电负荷增长，为迎峰度夏和迎峰度冬带来了压力。在居民电价改革之后，也许无法根治这一问题，但相信有很大概率能够实现缓解。 市场化条件下，用电负荷尖峰时段的电价肯定会有所反应。对于居民来说，可以根据自身需求和电价水平，更灵活的调整用电。而且当电价成本实现一定程度的上浮之后，地热能等其他原本受限于经济竞争力的多元化能源类型（还有以天然气为一次能源、居民自行安装的地暖等等）也可以在城市范围内实现更大发展。这也可以减少居民用电负荷的增速，降低负荷尖峰值。 至于价格本身的问题，在理想状态下，居民用电向售电公司开放，那么居民电价会更市场化，在供需偏紧的状态下，电价上涨似乎是必然的。然而无论是政府的行政手段，或是售电公司通过商业开发（光伏、储能、配电网），都是有可能控制上涨幅度的。我们完全可以不用为此过分担忧。 而且市场化的居民电价本就不只是涨价，在市场宽松的时期或者低电价时段，我们依然可以享受低电价。当我们熟悉了高低有序、随行就市的电价机制，“电费刺客”的想法也就随之远去了。

2023储能产业链商机何在？ 2022年12月15-16日举办的中央经济工作会议定调明年经济工作方向，稳中求进是主基调。与此同时，透过中央发布的《扩大内需战略规划纲要（2022－2035年）》，需要把新一轮“扩内需”与“供给侧改革”有机结合。一方面要加快国产替代满足需求，特别是对外依赖度高、涉及产业链供应链安全的领域，实现科技自立自强；另一方面，要鼓励以技术变革创造需求，通过技术创新和产业变革带来新产品、新业态、新模式，以新供给创造新需求。而储能产业作为战略性新兴产业和新能源的重要分支赛道及新基建的重要组成，正具备这些产业属性和优势所在，在产业链供应链不断成熟的过程中，有肩负国家战略使命的产业特征，有理由成为通过供给侧改革以实现扩大内需的一条有利抓手。在面临百年未有之大变局叠加世纪大疫情的阻滞后，后疫情时代正式来临，全球经济或渐次开启战后第四轮增长周期，我国有条件重回增长轨道，传统产业的改造升级和战略性新兴产业的培育壮大将成为驱动经济可持续增长的有力路径。 大变局下或迎来大分化，大危机中仍可见机遇犹存。这里就让我们透视多家研究机构最新研报，瞭望一下葵卯年储能产业链上市场机会何在？ 2022年12月1日，西部证券报告《行业东风将至，新型储能其兴可待》指出，独立共享储能可有效解决当前新能源分散配储利用率低等弊端，其市场地位逐渐明晰，独立储能已成为我国大储发展的主流商业模式。独立共享储能在2022Q1-Q3新增新型储能装机中占比已提升至37%，在2022年1-10月中标量占比达 64%（不含集采），充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。大型光伏电站配储为2023 年行业需求重要拉动力，预计2025年，我国储能需求86.9GW/274.4GWh，2021-2025年CAGR为91%/116%；全球需求222.7GW/656.6GWh，2022-2025年CAGR为89%/110%。 2022年12月11日，中信建投证券报告《电力系统中的灵活性资源将面临长期紧缺状态》指出，我国电网投资已经冗余，而电源投资亟待“补课”，灵活性资源面临长期稀缺性，不过灵活性资源多种多样，为互补而非替代关系。各灵活性资源自有其特点和适用范围，并非“包打天下”。通过灵活性电源产业链市场空间测算，电化学最大，其他品种具备百亿级别空间。电化学储能2030年可至TWh 级别，市场空间过万亿。预计全球电化学储能2022年新增约85GWh，2023年新增约171GWh，2025年新增390GWh，2030年新增 1580GWh。其中：中国2022年新增约25GWh，2023年新增约49GWh；美国2022年新增约 23GWh，2023年新增约52GWh；欧洲2022年新增约20GWh，2023年新增约42GWh。 2022年12月13日，华创证券报告《储能行业2023年度投资策略》指出，双碳背景下，储能为能源结构转型所催生，行业刚需特性显著，高增速已逐步成为市场共识。国内大储处于行业发展初期，规模效应尚未形成且成本投入前置，盈利能力尚不明显。后续在政策、技术、 规模等多因素共振下，盈利能力有望持续增强。2023 年最看好的储能方向是EPC、PCS、储能电池，以及温控环节。环伺全球，欧洲户储渗透率仍然较低，品质与品牌是 C 端消费者重点关注的要素，行业仍有较大空间；美国储能在IRA 法案后，有望继续迎来十年的繁荣期，特别是独立储能有望在短期内迎来快速增长。 2022年12月15日，东亚前海证券报告《锂电行业研究框架》指出，磷酸铁锂产能扩张、需求向好。2017-2021年，磷酸铁锂产量从7.7万吨上升至44.75万吨，年均复合增长率为55.27%；2022年1-9月产量继续上行，达到64.97万吨，同比增长120.76%，主要系下游新能源汽车产销增长以及新型储能行业迎发展机遇，为磷酸铁锂提供广阔的市场空间。2022年1月-11月，我国磷酸铁锂行业开工率始终处于86%以上，其中2022年11月行业开工率为94.77%，位于历史高位，表明我国磷酸铁锂行业高景气。 2022年12月17日，中邮证券《2023年度储能行业策略报告》指出，2022年全球储能总需求预计达到117GWh，增速58%，其中：中国+51%，美国+42%，欧洲+93%；2023年全球储能总需求达到188GWh，增速60%，其中：中国+94%，美国+57%，欧洲+35%；2024年全球储能总需求达到285GWh，增速52%，其中：中国+73%，美国+49%，欧洲+37%。对我国而言，未来随着能源体系丰富多元，以及整体电力改革持续推进，上网端电价浮动将促进储能行业发展。在储能产业链最紧缺的PCS芯片环节上，预计2022年，我国IGBT行业产量将达到0.41亿只，需求量约为1.56亿只，自给率26.3%。 2022年12月18日，海通国际证券报告《光热储能新模式，发展指日可待》指出，光热储能重回视野，度电成本有竞争力。光热储能市场空间广阔。根据假设和测算，未来西北光伏大基地项目，75%左右大基地将配置光热，配置比例11%。则十四五光热新增市场容量约为987亿元。由于光热发电可以配置储热系统，光热发电机组可以没有光照的条件下稳定发电。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电，光热电站可以实现与光伏不同的稳定发电。2021年熔融盐储热的全球占比为1.6%，未来或成为辅助服务市场的优等生。 2022年12月19日，国泰君安证券报告《传统温控稳健发展，储能温控开启高成长》指出，温控系统传统下游应用广泛，其中工业制造、通信基站领域稳步增长，数据中心、新能源汽车领域保持高增。随着风电、光伏等新能源发电快速发展，储能需求日益增长，电化学储能电站装机占比提升带动温控系统需求旺盛，预计2025年我国储能温控市场有望达到68.74亿元，2021-2025年复合增速或将高达 64.03%。值得一提的是，液冷有望成为储能温控主流技术路线，预计2025年液冷渗透率有望达50%。目前温控市场仍以风冷系统为主，主要由于其成本较低且结构简单易用，在散热要求不高的中小型储能电站得以广泛应用，预计2022年风冷系统占比或达到85%。液冷系统冷却效果较风冷好，全周期成本低，有望在大型储能电站快速得到应用。随着 2023年储能项目大规模建设，储能温控将加速落地，推动温控厂商业绩放量，估值有望进一步抬升。 2022年12月21日，国海证券报告《电化学储能研究框架：以中美欧为例》指出，强制配储是当前我国储能发展的核心驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。国内储能商业模式仍处完善期，成本竞争仍是各环节竞争核心。美国储能行业存在明显的垂直整合趋势，上下游纷纷进入集成环节。国内企业参与美国储能市场主要集中在设备供应，集成商是切入美国储能市场的重要入口。随着美国市场新进开发商增多和集成商去中介化趋势，国内储能集成商有望迎来更多机遇。国内电池环节竞争优势明显，其它环节或有望通过直接出海迎新发展机遇。在欧洲，随着光伏持续发展及其渗透率稳步提升，户用光储一体化预计将成为各国户用光伏发展的主流方向。预计户用储能市场2022年实现翻倍以上增长，2023-2025年后维持高速增长。其中，小电芯、高压化是户用储能产品发展重要趋势，小电芯短缺有望逐步缓解。 2022年12月25日，东方证券报告《大型储能电站集成技术趋势》指出，大型储能系统集成技术路线百花齐放，集中式、分布式、智能组串式、高压级联和集散式各有优势，均需围绕安全、成本和效率进行技术迭代。特别关注的是，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。而高压级联方案采用SVG的拓扑结构，具备安全性、一致性和高效率等优势，系统无需升压变压器，现场实际系统循环效率达到90%。 正如中央经济工作会议所提出，要统筹好当前和长远的关系，前置安排关键政策和制度，包括要从制度和法律上把对国企、民企平等对待的要求落实下来。想必在良好的政策氛围中，我国储能产业链和供应链将迎来更加匹配合理的营商环境，规模化市场化进程加速推进，链上企业之间的战略协作会更加稳固，产业活力持续迸发，技术创新、市场竞争和成本优势得到更好发挥，储能价值投资获得更高回报。

区域电力低碳转型协调发展探索 2022年3月全国两会期间，参加内蒙古代表团审议时提出，“双碳”目标是全国来看的，哪里减，哪里清零，哪里还能保留，甚至哪里要作为保能源的措施还要增加，都要从全国角度来衡量。电力行业作为我国实现“双碳”目标的重要抓手，各区域如何实现电力低碳转型、区域间如何协调进行电力低碳转型，需要整体性谋划。 区域电力低碳转型协调发展是按照全国一盘棋原则，综合考虑不同区域的比较优势及其演变趋势，优化各区域电力低碳转型路径，从而实现转型的协调。整体来看，区域电力低碳转型协调发展需要遵循安全为前提、综合成本最优、动静结合、求同存异、兼顾公平的原则。 一是安全为前提原则。各区域的电力低碳转型要以保障本区域电力安全供应为前提，实现电力电量供需平衡以及调节能力的充足。而随着各区域新能源渗透率的逐步提高，系统对平衡能力和调节能力的需求也将发生很大变化，可能还需要继续增加能够提供这些能力的传统电源。从不同区域来看，各区域用电需求仍有增长空间，对腰荷、峰荷电源的需求仍会增加；而各区域对基荷电源需求差异较大，华中和西南区域基荷电源需求仍较大，华北和华东区域相较目前基本不变，西北和东北区域将下降。未来，新能源将承担起电力低碳转型的重要责任，各区域也需要有足够能够发挥基荷、腰荷、峰荷功能的资源来保障电力安全供应。 二是综合成本最优原则。以往，电力转型常以电力供应总成本最低为优化目标。由于实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，能源电力与国民经济、产业布局、基础设施的协同与耦合关系将进一步增强，单就电力论电力将不能够适应新形势。国家提出新增可再生能源不纳入能源消费总量控制，并将由能耗“双控”逐步转向碳排放总量和强度“双控”，将进一步引导地区间发展呈现出地区间经济协同发展、协同降碳以及相应能源资源的配置优化。因此，区域电力低碳转型需要在全国层面上与经济发展进行整体优化，实现全社会的综合发展成本最低。 三是动静结合原则。各区域低碳转型节奏与节点年减碳程度之间也需要进行协调，实现在空间尺度和时间尺度上的优化。区域电力低碳转型的目标或方向（即为“静”）是明确的，但节奏与程度（即为“动”）需要结合社会实践的结果、全国一盘棋的整体进展等进行动态调整，有时针对部分区域可以采取新增火电、放缓新能源发展速度等适当的“以退为进”策略，从而实现全局安全、综合成本、公平等其他原则的统筹兼顾。通过优化区域碳达峰、碳中和的时序、节奏、强度和布局，形成最大动态平衡区域空间，在保供、成本和减排的各自周期底线内动态调整转型节奏。 四是求同存异原则。“同”是要缩小区域电力低碳转型差距，让差距保持在一个可接受的合理范围之内。“异”是指区域电力低碳转型要因地制宜，既要与区域的自然承载力相适应，同时又能充分发挥各个区域的比较优势，并适应各个区域比较优势的演进趋势。从各区域来看，京津冀作为传统受端区域，是承接西北大型风光电基地的主要受端；华东考虑本地核电与海上风电资源和直流承载力限制，需要优化新增直流通道；华中受本地新能源资源贫乏限制，将是后续承接西北大型风光电基地和西南大型水电基地开发外送的主要受端；西北及蒙西以大型风光电基地开发为重点，是电力输送的主要送端；西南以大型水电基地开发为重点，满足川渝自身需求之后，就近送电长江流域其他区域；东北后续电力以自平衡为主。 五是兼顾公平原则。碳排放权代表一个区域的发展权，国家与国家间、区域与区域间都应该按照共同但有区别的责任原则，目前的业内共识是经济发达的地区应该承担更多的减排义务。考虑我国区域间发展差距与发展预期，也应该促进经济发达的地区承担起更多的减排义务。这一方面是由于随着东部地区加快推进现代化、实现更高质量发展，经济质效仍将进一步提升，能源强度仍将不断下降；此外东部沿海地区作为我国出口贸易中心，未来需要更高层次参与国际经济合作和竞争，打造对外开放新优势，脱碳控碳有利于我国在国际贸易中获得更大的话语权。另一方面，随着西部大开发、中部地区崛起等战略深入推进，承接产业转移和新兴产业布局的中部、西部地区也需要更大的发展空间。 二、区域电力低碳转型协调发展的四点考虑 根据以上原则，采用定量和定性相结合的方法，开展了初步研究，形成四点思考： （一）整体来看，需要以系统思维谋划区域电力低碳转型协调发展，避免陷入局部最优的陷阱 在全国电力行业整体碳预算约束下，考虑经济发展、能源电力需求、资源环境、各区域比较优势等关键边界条件，按照“生产侧原则”，即基于地域责任的排放者负责原则，优化测算各区域内电力生产产生的碳排放。主要对比两种情景，第一种情景仅从电力行业自身来看，以电力供应总成本最小为目标，第二种情景考虑发展空间的公平性，实现区域电力低碳转型协调发展。相对而言，情景二中华北、华东区域的电力碳达峰时间将提前，西北区域电力碳达峰时间将推后。从情景二来看，预计未来电力行业还将承接工业、建筑、交通等其他行业的用能和碳排放转移，电力行业达峰时间将晚于全国碳达峰时间；从各区域看，与全国电力行业碳达峰时间相比，华东、华北、东北区域电力碳达峰将早于全国，西南区域电力碳达峰时间与全国基本相当，西北、华中区域将晚于全国。 对比这两种情景来看，后一种考虑区域电力低碳转型协调发展的情景的电力供应总成本更高，因此，势必有区域需要付出更大的经济代价，包括提前应用更先进的低碳技术实现碳达峰和应用更大规模的负碳技术实现碳中和。对于这些区域，其服务全国一盘棋进行协同的意愿可能偏弱，需要结合相关针对性的产业政策、财税政策统筹推进。 （二）西部区域达峰的重点在于大型风光电基地中支撑性低碳或负碳技术的规模化应用，近期需要加快相关技术示范 我国新能源储量丰富、开发利用潜力巨大，特别是有80%的风能和90%的太阳能资源分布在西部北部地区；考虑开发经济性，西部区域的新能源将主要以“大基地”的形式进行开发。未来十年，西部大型风电光伏基地既要服务于外送电，又需要满足本地用电。为了保障供应及外送的稳定性，大基地仍需配套一定量的支撑性煤电，区域电力碳排放无法快速达峰。 特别是，在国家近期新增可再生能源不纳入能源消费总量控制与中远期由能耗“双控”转向碳“双控”的政策引导下，伴随西部区域新能源这种“绿电”的先行发展，预计西部承接产业布局和转移的速度也将加快，西部电力需求将持续增长，大型风光电基地也将继续成为西部区域低碳转型的重要依托。 因此，西部区域电力碳达峰的时点主要取决于可以安全可靠对大基地中传统煤电进行替代的支撑性低碳或负碳技术的规模化应用时点。这类技术包括光热发电、煤电+CCUS、长周期储能等，主要将以一种技术或一组技术的形式在增量大型风光电基地中进行应用，并对存量大型电力基地中的煤电进行替代，从而推动西部电力碳达峰，并进入煤电“减容减量”阶段。 （三）东部区域达峰时间与峰值存在较大不确定性，需要在做好技术准备的同时留好应急后手 西部区域“绿电先行、产业跟随”的能源与经济作用过程，将间接推动东部区域加速产业转移与产业升级，加快推进东部区域现代化建设，从而使东部区域具备更快、更小峰值地实现电力碳达峰的条件。同时，也需要看到，东部区域电力碳达峰的时间与峰值仍存在较大不确定性。一方面，从北京、天津、上海、江苏等东部多省已经出台的碳达峰实施方案来看，各省碳达峰目标均与全国相同，即2030年前实现碳达峰，在近两年国家对“运动式”“碳冲锋”的纠偏后，地方政府对于“双碳”转型更偏谨慎。另一方面，在极端气候频发、能源地缘政治深刻调整、能源供应链产业链风险更加复杂的背景下，统筹低碳转型和电力保供的难度也在增大。 面临众多不确定性，我们更需坚定对转型的战略定力，进行前瞻性思考、全局性谋划、整体性推进。一方面，打好主动仗、下好先手棋，对于东部区域来说，区域内的非化石能源资源较为丰富，包括分布式新能源、海上风电、核电、常规水电等，对于分布式新能源、近海风电等成熟的技术，应加快规模化应用，促进增量电力需求更多、更快地由非化石能源满足，尽早实现电力碳达峰；另一方面，考虑远海风电与核电将是东部电力碳达峰之后实现降碳的主要抓手，近期需要加快布局，以实现碳达峰之后的顺利脱碳。此外，作为我国经济中心，东部的经济总量与能源消费总量仍将保持高位，转型过程中仍需持续强化“节约优先”，大力推动节能提效。同时，留有后手也十分必要，这个过程中需要避免新增过多对未来具有负锁定效应的高碳资产，通过退役电源转应急备用等方式，提高系统韧性。 （四）跨区输电需要发挥更加显著的资源优化配置作用，中部区域有望成为全国电网格局中具有接续与互济功能的重要节点 近期结合国家以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地的规划建设，“绿电”为主的西电东送规模进一步扩大，这将持续优化中东部电力结构，助力东部区域电力尽快达峰。西电东送规模逐渐饱和后，区域间的电量送受格局基本不变，随着西部送端的脱碳进程不断推进，跨区输送电量中的清洁电力占比不断扩大；同时，考虑送端、受端新能源占比都在增加，电源实时出力的波动性也在加大，为了提高整体资源配置效率，区域间电力互济强度需要增加，从而更需充分发挥电网资源优化配置平台的作用。 我国中部区域“缺煤、少油、乏气”，水电基本开发完毕，新能源资源条件一般；在这样的能源资源禀赋下，区域电力低碳转型路径较为明确。碳达峰除了依靠本地新能源，还需要依靠来自西部北部大型风光电基地和雅鲁藏布江下游水电基地的受入电力流，预计华中区域将晚于全国实现电力碳达峰。考虑中部区域所处的地理位置与送、受端兼具的特点，依托华中环网，碳达峰后，中部区域有望成为东部区域与西部区域之间的缓冲区，一方面，随着雅鲁藏布江下游水电的开发进行接续输送；另一方面，在跨区输电中发挥更大的调节作用，提升区域间电力互济的效率。 本文对区域电力低碳转型协调发展进行了一些初步的探索，在实际转型过程中，考虑区域电力系统和区域经济系统的巨大发展惯性，对能源结构、产业结构的调整不可能一蹴而就，要坚持稳中求进、逐步实现，结合具体实践过程不断进行动态调整。

多晶硅2022年总结与2023年展望 全年国内产能总计总供应81万吨，进口9万吨，国内硅料总供应量90万吨(不含东南亚拉晶厂消耗)，对应2022年全球交流侧近250GW装机量，硅料全年已经出现供大于求状况。 2022年四季度国内硅料总供应量27.5万吨，其中国内产能12月份产出9.67万吨(不含进口0.8万吨)，淡季已经明显供过于求。 2022年初国内硅料已投产产能52万吨，到当年年底国内硅料已投产产能高达118.7万吨。 2022年一季度预期新增投产产能20万吨，二季度预期新增25.8万吨，自2022年四季度开始，当月硅料产出已经可以完全满足当月下游需求，并逐月开始过剩加剧。 随着2022年四季度停产检修与新增产能爬坡结束，以及今年一、二季度硅料新增产能仍然在持续不断投产，硅料供过于求状况将全面加剧恶化，跌至行业平均成本线60元(不含税)附近将比任何专家、专业卖方、大V预测分析判断都要早得多! 5.从多个专业机构卖方报告汇总，去年12月底硅料生产企业已经积压近一个月产出库存，预估7万吨以上;到本月底预估硅料厂积压库存12万吨左右，硅料企业库存恶化也在进一步加剧。 6.仅去年底国内硅料已投产产能118.7万吨(实际达产后真实产出量将超出2~3%)，已经完全满足全年全球组件交流侧350GW装机总需求，如考虑今年还有上一年7万吨以上库存结转、当年9万吨进口、东南亚近2万吨硅料消耗、今年1～2季度硅料新产能持续投产45.8万吨以上、年度内淡旺季需求差异等因素，实际上自去年四季度开始已出现硅料明显供大于求，今年一季度开始硅料将出现严重过剩。 7.根据中环周初在卖方组织的电话会议中透露，中环本周硅料实际拿货成交价已经跌至上限120元/公斤区间，预计下周硅料仍然进一步下跌，预估春节前后跌至80元左右。 8.目前硅料企业已经把仓库设置在硅片龙头企业拉晶厂内，库存充足，用完才按最新一日一议“海鲜价”结算，又称“代管料”或“寄售料”，硅料企业目前已经完全丧失议价权。 年底到2021年初全球原有20多家硅料生产企业，经过成本线以下多年恶性价格战之后，最后余下五家龙头企业，这也导致本轮硅料上涨周期，这五家硅料龙头企业可以在协会引导下从容抱团，硅料价格一路再次上涨到天际，并且硅料企业大力扶持二、三线拉晶、硅片企业，以及隆基之外的一体化组件厂的根源。 从后期竞争格局展望，中环与隆基二大龙头硅片企业必定采取“以彼之道，还施彼身”，如同龙头硅片企业都有扶持的坩埚厂、金刚线厂等，转而大力扶持二线硅料厂，不会再让历史重演。也就是说，即使你五大龙头硅料企业拥有稍低的成本优势，也会让你吃不饱，始终达不到满产状态，人为拉高你的实际成本线，再去与二线硅料企业达到平衡竞争，挣不到真正低成本实力的钱! 10.当今年硅料一步到位跌到80~100元区间时，对应组件价格可以达到1.4~1.5元;后续又必经过硅料企业持续恶性价格战，跌到60元行业平均成本线时，对应组件价格可以达到1.3~1.4元。 (1)受此低成本组件影响，下游电站收益率将普遍超出10%，下游需求量必定集中井喷式爆发，尤其严重积压二年的集中式全球电站项目将在今年集中加大释放量。 (2)由于进口高纯砂与高成本坩埚双重制约，全年低成本硅片产出量只能满足300GW不到交流侧装机量需求，超出此低成本部分则需要掺杂更高比例的国产砂进行补充。经过计算预期掺杂更高比例国产砂将导致硅片综合成本单瓦提升0.08~0.10元。由此判断，今年最紧缺环节必定是低成本大硅片，那么对于拥有进口砂坩埚保供的中环与隆基来说，无疑是财神今年到门。

一、保障用户安全可靠用电。电网企业要落实809号文件要求，保障代理购电制度平稳运行，确保居民、农业用户和代理购电工商业用户电力安全可靠供应；坚持低价电量（含偏差电费）优先匹配居民、农业用电，保持居民、农业用电价格基本稳定。 二、逐步优化代理购电制度。各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。优化代理购电市场化采购方式，完善集中竞价交易和挂牌交易制度，规范挂牌交易价格形成机制。 三、加强事中事后监管。各地、各相关单位要严格按照国家政策要求，切实执行好电网企业代理购电制度，不得对代理购电用户电价形成进行不当干预。电网企业要加强力量配置，不断提升代理购电用户用电规模预测的科学性、准确性，预测偏差情况每季度报省级价格主管部门。省级价格主管部门要密切跟踪电网企业代理购电制度执行情况，及时牵头解决制度执行中出现的新问题，确保代理购电制度平稳运行。