新型储能的三种盈利模式 现在，很多省都要求新能源电站配建一定比例的储能，独立储能电站也有不少了，但这个储能的现状是：电站不想用，电网不会用，设备不能用。 一方面，在储能建设时，配建的储能完全是为了满足政府或电网公司的要求，设备质量不过关，故障率高，很多处于停运状态。 另一方面，储能没有明确的电价政策，充放电后怎样盈利，模式不清楚，电站自己也不想用。 从目前甘肃、新疆、山东等几个省份的经验来看，储能想要盈利，模式主要有三种。 一是现货市场价差。让储能参与现货市场，依靠不同时段的不同电价，充放电赚取价差。这条能否实现取决于市场完善程度，在现货市场第一、第二批试点省份中，已允许独立储能电站参与市场。 二是提供辅助服务。储能参与辅助服务市场，通过提供调频、调峰等辅助服务，赚取收益。如果没有辅助服务市场，这条可以退化为通过参与“两个细则”考核，提供相关服务，赚取补偿收益。例如前几年比较流行的火电配储能，极大提升了火电机组的调节性能，收益还不错。 三是容量电价。这个主要是对于规模较大的集中式储能，政府按照容量设定一个容量电价，作为储能电站的固定收益。当然，具体执行时有多种方法，可以根据储能的可用容量，给予一定的补偿。 以上三种形式对于独立储能电站都适用，但对于新能源电站配建储能，想要独立参与现货市场或者辅助服务市场，还需要满足独立控制、独立结算等技术条件，目前真正做起来的不多。 这也导致了新能源电站配建储能的利用率普遍偏低。

2022年生物质发电运行情况简介 总体情况 （一）装机情况 2022年全年，生物质发电新增装机容量334万千瓦，累计装机达4132万千瓦。其中，生活垃圾焚烧发电新增装机257万千瓦，累计装机达到2386万千瓦；农林生物质发电新增装机65万千瓦，累计装机达到1623万千瓦；沼气发电新增装机12万千瓦，累计装机达到122万千瓦。 累计装机容量排名前五的省份是广东、山东、江苏、浙江、黑龙江，分别是422万千瓦、411万千瓦、297万千瓦、284万千瓦、259万千瓦；新增装机容量排名前五的省份是，广东、黑龙江、辽宁、广西、河南，分别是45万千瓦、37万千瓦、33万千瓦、26万千瓦、24万千瓦。 （二）发电情况 2022年全国生物质发电量达1824亿千瓦时，同比增长11%。年发电量排名前五的省份是广东、山东、浙江、江苏、安徽，分别是217亿千瓦时、185亿千瓦时、145亿千瓦时、136亿千瓦时、124亿千瓦时。 02 生活垃圾焚烧发电 2022年全国生活垃圾焚烧发电累计装机达到2386万千瓦，同比增长11%；累计发电量1268亿千瓦时，同比增长17%；新增装机量较多的省份为广东、广西、河南、贵州、湖南等，发电量较多的省份为广东、浙江、山东、江苏、河北。 03 农林生物质发电 2022年全国农林生物质发电累计装机规模1623万千瓦，同比增长4%；累计发电量517亿千瓦时，同比增长0.2%。其中，新增装机容量较多的省份为黑龙江、辽宁、浙江、内蒙古、山西，发电量较多的省份为黑龙江、山东、安徽、河南、广西。 04 沼气发电 2022年全国沼气发电累计装机容量122万千瓦，同比增长11%；累计发电39亿千瓦时，同比增长5%。其中，新增装机容量较多的省份为广东、山东、安徽、江西、上海，发电量较多的省份为广东、山东、湖南、四川、浙江。

构建期现协同碳市场体系 在推进“双碳”工作中，碳市场通过交易形成有效碳价，能以较低成本实现经济社会减排，已逐渐成为全球碳减排的主要政策工具。国际经验表明，一二级市场并行、期现货市场协同的多层次碳市场体系，有助于碳市场更好发挥价格发现、风险管理和资源配置等作用。我国也应加快构建多层次碳市场体系，助力“双碳”目标平稳实现。 多层次碳市场在促进减排方面发挥了重要作用 （一）欧美等碳市场有效促进了碳减排 欧盟碳交易体系（以下简称“EU ETS”）自启动以来，通过对所有纳入管控的排放设施设置逐年下降的总量限制，实现了推动社会能源结构调整和重点排放单位的技术升级改造。从碳市场覆盖的行业减排效果来看，欧盟委员会发布的报告显示，截至2021年，EU ETS覆盖的行业排放量较2005年市场建立之初减少了约43%，从23.7亿吨下降至13.5亿吨。对应EU ETS的第一阶段（2005~2007年）、第二阶段（2008~2012年）和第三阶段（2013~2020年），年均减排幅度分别达3.43%、3.32%和3.93%。未纳入的行业排放较2005年降低了16%，低于纳入行业减排成效。 同时，欧盟碳市场覆盖范围内的32个国家已经实现了经济增长与碳排放的脱钩，其增速曲线之间的相关性明显弱于全球的经济增速与碳排放的关系。除了 2008年经济危机、2011年欧债危机以及2020年新冠疫情3个时段以外，欧盟碳市场覆盖范围内的国家在大部分时候保持连续的经济增长，而同时期的碳排放总量却在大部分时间处于下降的状态。 （二）期货市场在多层次市场中扮演了重要角色 从碳市场成交情况来看，欧盟排放配额期货交易量占整个二级市场交易量的90%以上，即相比企业单纯的减排和仅有现货交易的市场，期现协同的多层次碳市场为全社会提供了资金占用成本更低、价格发现更充分的减排政策工具。期货市场通过交割来锚定于现货市场，而交割也促使期货价格到期收敛于现货价格。从欧盟排放配额的主力期货合约和现货价格变动来看，期现价格的相关性始终保持在99%以上，即二者高度相关。而从短期来看，期货价格调整速度快于现货，对市场信息反应更敏感，应对变化的调控性很灵活，而现货市场在接收信息之后再进行调整，存在一个时滞阶段，调整速度相对较为缓慢，这也充分显示了期货市场对现货市场的引导作用。 2007年底，欧盟碳现货市场价格虽跌至接近于0，但远期的期货合约价格仍保持在15欧元~20欧元/吨，有效引导市场价格快速回归。2008年4月，现货市场价格重新回到20欧元/吨左右。 对比期现货交易的流动性也可以发现，2018年以来，欧盟碳期货市场在非履约月的持仓量维持在100万手左右，履约月在80万手左右，约为年配额总量的 50%~70%，年换手率超过10倍，现货市场的年换手率约为40%。由此可见，期货市场对于形成和完善碳定价机制起到了重要作用。 （三）期货市场促进了绿色投资的有序进行 从国际市场碳价的长期走势来看，碳价波动较大，企业有比较强的避险需求。由于期现货市场紧密联动，企业在期货和现货2个市场反向操作就能实现碳配额的套期保值。控排企业可以利用期货来管理碳价波动的风险，制定长期减排规划。对于配额富余的企业，可以在期货上提前卖出，锁定减排利润。对于配额不足的企业，可以在期货上提前买入，锁定履约成本。 推动经济社会发展绿色化、低碳化是实现高质量发展的关键环节。要加快推动能源结构调整优化，加快节能降碳先进技术研发和推广应用。据了解，光伏、风电等新能源项目以及碳捕集、利用与封存（CCUS）项目等投资周期均在1年以上，且单个项目涉及的资金规模在千万至亿元级别，如果没有远期的碳价信号，项目投资收益难以预判，将影响投资意愿。从国际上已有的碳排放权期货合约设计来看，合约月份的周期跨度至少3年，长则8~10年，可以较好地覆盖上述绿色低碳项目的投资周期。 多层次碳市场体系建设的国际经验 EU ETS、美国区域温室气体排放倡议（以下简称“RGGI”）和加州碳市场占据了2021年全球碳排放交易量的94%，是目前国际上运行时间较长、发展相对成熟的三大碳市场。国际三大碳市场之所以发展迅速，且各项机制较为成熟，很大程度上得益于在市场建立初期便发展出碳配额的期货、期权、掉期等多种金融工具，建立了一二级市场共存、期现货市场并行的多层次碳市场体系。 从欧盟经验来看，二级市场期现货交易几乎同步推出，EU ETS于2005年1月1日启动，同年4月22日即推出了首个碳排放配额期货合约。一级市场经过近15年的发展，配额分配主要采用拍卖发放，2020年拍卖比例约58%，电力行业已实现100%拍卖。从美国经验来看，二级市场期货交易甚至早于现货，RGGI碳市场于2009年1月1日启动，提前于2008年8月15日即推出了RGGI期货合约，以发现远期价格，用于设置一级市场拍卖底价。目前，RGGI的配额分配几乎全部通过拍卖形式发放。加州碳市场于2013年1月1日启动，同年5月推出了期货合约。由上可知，国际成熟碳市场一级市场拍卖和二级市场期现货交易是同步推进的。 从国际实践来看，按照多层次碳市场体系的划分，通常由环保主管部门负责一级市场执行，金融监管部门负责二级市场监管。具体而言，一级市场方面，欧盟由各成员国的环境、能源部门（如德国联邦环保署碳交易监管处DEHSt）监管，负责确定配额总量及分配方案等碳交易体系设计本身的活动。RGGI由美国各成员州环保部门监管，对辖区内控排企业的配额拍卖、MRV（碳排放监测、报告和核查）过程中的违规进行认定与惩罚，RGGI公司提供总体运营和技术支持。加州碳市场则由加州空气资源委员会监管，负责碳交易体系总体设计，组织一级市场拍卖、结果公布及定期评估。 二级市场方面，欧盟由欧洲证券与市场管理局（ESMA）及各成员国的金融监管部门（如德国联邦金融监管局BaFin）共同负责，对二级市场交易行为进行监管。欧盟层面制定相关指令条例，审批交易产品上市，评估投资者、市场和金融稳定的风险，各成员国承担监督、促进实施的责任，并可根据具体情况灵活设计其监管机制。RGGI和加州则由美国商品期货交易委员会（CFTC）及各州联邦相关机构具体负责。此外，RGGI还设置了第三方监控，由独立的第三方机构评估一级市场和二级市场中市场参与者的行为，识别潜在的反竞争行为并定期发布详细的市场季度报告、年度报告，对碳市场参与者的交易模式进行统计分析，公布配额持仓和配额交易的集中度情况等。 建设多层次碳市场体系的有关建议 一是适时推出碳排放权期货，尽早建立多层次碳市场体系。加快推出碳排放权期货产品，推动建立期货与现货协同发展的多层次碳市场体系，完善我国碳市场定价机制。运用期货市场提供的价格引导，便利我国出口型企业及早应对欧美提出的碳边境调节机制（CBAM）产生的影响，同步提升我国在碳定价领域的全球话语权。 二是研究建立协同监管机制，为多层次碳市场保驾护航。从国际经验来看，碳市场既要满足环保和气候政策目标，又要以金融市场的方式进行运作。以此为目标，环保和金融主管部门在明确各自职权范围的基础上，研究建立监管协作机制，确保一级、二级市场各自出台政策之前，就对另一市场的影响进行充分评估，并就碳市场整体发展做好充分的政策考虑和准备，保障多层次碳市场平稳运行。 三是不断完善期现货市场体系建设，优化规则制度。期货市场与现货市场定位不同，两者紧密关联、相互协同，同为多层次碳市场的重要构成。一方面，持续完善现货市场的顶层设计和政策配套，明确配额分配与结转、抵消机制、数据质量管理与信息披露等制度，为市场提供稳定的政策预期，形成期货交易的良好基础。另一方面，期货市场的推出，也能够提供权威、公允、连续的远期价格信号参考，助力主管部门调整优化碳市场规则制度。期现货市场协同发展，有助于推动碳市场建设的良性循环，助力“双碳”目标平稳实现。

国家标准《虚拟电厂管理规范》获批立项 2月5日，从国家标准化管理委员会获悉，由国网浙江省电力有限公司牵头制定的国家标准《虚拟电厂管理规范》获批立项。虚拟电厂可以聚合分散资源，提升电网对清洁能源的接入能力和消纳能力，促进能源结构绿色低碳转型，符合新型电力系统发展需要，已成为近期电力行业的热点之一。《虚拟电厂管理规范》是国内首批立项的虚拟电厂领域国家标准之一，将成为行业领域的基础性标准。该标准规定了虚拟电厂接入电力系统运行应遵循的一般原则和技术管理要求，对虚拟电厂申请并网程序和条件、虚拟电厂并网与接入、虚拟电厂调度运行、虚拟电厂运行安全规定等具有纲领性指导作用。该标准参与制定单位共12家，包括国家电力调度控制中心、中电联科技中心及南网电科院等。 虚拟电厂是双碳背景下充分挖掘需求侧资源、开展需求侧管理的重要载体，是以新能源为主体的新型电力系统建设的重要抓手和典型实践，虚拟电厂相关标准的建设，对于全球以清洁低碳为方向的能源转型意义重大。新能源为主体是新型电力系统的主要特征，到2060年风电光伏装机容量占比之和将达到约60%，其内涵不仅包括新能源发电机组发电容量增加，更包括对于新能源发电的系统化消纳能力。在此背景下，不可能再大规模发展化石能源调节电源，电力系统调节资源将严重不足，间歇性新能源消纳压力极为巨大，传统的电力系统发展运行方式无以为继。如何解决灵活性资源供需双重恶化的问题是建设新型电力系统必须面对的关键问题。与此同时，增强系统灵活性还可以从需求侧着手，通过需求侧管理改善负荷特性，挖掘需求侧的调节能力，从而增强系统的供需实时平衡能力。因此在新时期，充分挖掘需求侧资源已经成为建设新型电力系统的必然要求。2020年12月11日召开的中共中央政治局会议中，首次提出“注重需求侧改革”，在2020年中央经济工作会议中又提出，“注重需求侧管理”。这是新发展格局下的重要政策布局，着眼于“形成需求牵引供给、供给创造需求的更高水平动态平衡”。因此，从需求侧想办法，向需 求侧要调节资源，一方面是传统电力需求侧管理技术发展的新要求，另一方面也是对当前需求侧改革在电力领域的具体落实，面向新能源消纳的电力需求侧管理工作被赋予了更大的使命。在这个背景下，通过负荷聚合汇聚大量的分布式资源，统一管理负荷侧资源，是开展电力需求响应的有效方式。“虚拟电厂”是“负荷聚合”的高级形式，不仅具有调节功率的属性，而且还具有能量买卖的属性，虚拟电厂与传统的实体电厂一样，可以直接被电网调度所调用，这就要求虚拟电厂出力应满足时效性、可控性等方面的要求，而且还应有着普通负荷聚合平台所不具备的信息系统支撑。虚拟电厂资源规模极为庞大，而且可随着技术水平的发展而扩大，目前还处于待开发的蓝海。由于虚拟电厂应用前景广泛，全球都在抢占先机，争取战略主动，标准制定成为主导能源转型国际话语权的必争之地，对于各国发展具有十分重要的现实意义和长远的战略价值。目前虚拟电厂行业的相关标准仍处于空白阶段，亟需设计相关标准引领行业进程。本项目属于虚拟电厂标准体系中管理规范部分。本项目的提出旨在实现分布式源荷储资源的聚合，包括现有资源与新建资源的运行管理，由于虚拟电厂中的各类设备在空间和并网点都可能不同，因此虚拟电厂 的运行规范比传统电厂具有很大的复杂性，同时在并网运行时，还需要考虑虚拟电厂与传统机组在响应速度，响应容量等方面的异同，因此虚拟电厂的运行管理规范非常必要。 本标准规定了虚拟电厂接入电力系统运行应遵循的一般原则和技术管理要求，包括电网运行对虚拟电厂申请并网程序和条件、虚拟电厂并网与接入、虚拟电厂调度运行、虚拟电厂运行安全规定等。本标准适用于通过110kV及以下电压等级接入电网的虚拟电厂。主要技术内容：本标准共分8章。第一章 适用范围。第二章 规范性引用文件。第三章 术语和定义。第四章 基本规定：主要规定虚拟电厂运行管理的基本原则和技术要求。第五章 申请并网程序和条件：主要规定虚拟电厂并网条件与流程，以及在调频、调峰、备用、调压方面应满足的性能要求。第六章 虚拟电厂并网与接入：主要规定虚拟电厂继电保护及安全自动装置运行、调度自动化及通信运行等方面内容。第七章 虚拟电厂调度运行：主要规定了功率预测、调度计划、系统运行及有功功率控制、无功功率控制等各个方面。第八章 虚拟电厂运行安全规定：主要规定了虚拟电厂设备检修、事故记录与报告等的原则要求。

鼓励绿色低碳新模式新业态创新发展 （五）提升车网互动水平。加快充电基础设施改造，支持开展大功率化、智能化升级，经评审后按照智能化改造部分投资给予一定比例财政资金支持。针对公交、出租、港口、环卫等典型车型，面向工业园区、社会停车场等停充一体场景，对车网双向互动典型示范项目给予财政资金支持。 （六）加快虚拟电厂建设。对5G通信基站、充电站、建筑空调、冷站、数据中心等场景的智能化改造，经评审按设备投资给予一定比例财政资金支持。制定虚拟电厂精准响应实施细则，组织实施虚拟电厂精准响应。在广东省市场化需求响应基础上，启动针对日内、实时阶段的局部性电力供应紧张问题的响应机制，参考广东省市场化需求响应支持力度给予补贴。对于开展虚拟电厂应用取得显著成效的国有企业，由市国资主管部门纳入业绩考核。 （七）大力发展综合能源服务。鼓励能源服务主体加快转型升级，壮大综合能源服务商。支持公共建筑、连片建筑群、大型工业园区等试点示范应用综合能源管理服务，深度融合能源互联网、分布式能源、集中供冷、安全储能、充电基础设施等多领域技术，部署分布式综合能源调控系统，实现电、热、冷、气等多种能源协同互济，对示范项目按总投资给予一定比例财政资金支持。 （八）创新节能管理模式。鼓励公共建筑委托开展能源费用托管服务，对年整体综合节能率达到10%以上的公共建筑，根据节能率水平分档，按能源托管面积给予能源托管服务公司财政资金支持。鼓励公共建筑实施集中空调系统合同能源管理模式改造，对改造后综合能效达到先进水平的集中空调系统，按集中空调系统改造投资给予一定比例财政资金支持。鼓励对体量相对较小的公共机构实行合同能源管理服务集中打捆招标。引导新建建筑采用先进节能设备和服务，在政府投资项目和国有资金主导项目招标过程中明确量化建筑能效和制冷机房能效要求，鼓励对集中空调制冷系统、制冷控制系统进行独立招标。 （九）鼓励碳管理服务发展。鼓励碳排放监测、量化、核查，低碳认证、咨询、培训，碳减排评估、碳足迹评价、碳金融服务、碳资产交易等碳管理服务产业发展，对为我市重点用能单位、重点排放单位等碳减排相关单位提供服务的，分档给予优质服务商奖励。 （十）支持碳普惠核证减排量交易。鼓励开发交通、商业、居民生活、碳汇等节能降碳重点领域碳普惠方法学，对具备碳减排效益且经备案公布的碳普惠方法学给予财政资金支持；鼓励运营机构开发碳普惠应用程序，打造碳普惠场景，对运营机构给予财政资金支持。将碳普惠核证减排量纳入深圳市碳交易市场履约补充机制。 （十一）鼓励绿电绿证交易。鼓励我市能源企业利用全国布局的可再生能源项目开发可再生能源绿色电力证书。支持购售电公司为我市企业提供绿电交易服务。建设深圳市“绿电历”平台，为我市企业提供绿电查询、认证及相关服务，提供科学、权威的用电碳排放数据。在电网保供能力许可的范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。加强与深圳碳交易市场的衔接，探索将绿色电力交易对应的二氧化碳减排量〔与CCER（中国核证自愿减排量）等其他自愿减排机制不重复核证部分〕纳入深圳市碳交易市场履约补充机制，具体要求由市生态环境部门另行确定。

关于虚拟电厂，ChatGPT的八个回答 一、什么是虚拟电厂 虚拟电厂是一种在基于电网或用户群体的范围内，通过集中集约式的管理和控制，将分散的可再生能源资源以及灵活负荷连接到电网系统或用户群体，从而实现平衡电力需求和供应，功率容量波动可控，能有效解决电网运营抗拒新能源上网的问题的能源服务技术。具体来说，虚拟电厂是一种集中管理、控制和异地操作系统，通过对可再生能源及其他负荷设备的集中控制，实现相应的电力系统平衡调节，其目的是让分散的可再生能源及其他负荷设备成为电网的一个整体，像传统煤电厂一样具有同等的竞争力。 二、虚拟电厂有什么特点 1、可靠的发电能力：虚拟电厂由柴油发电机、太阳能设备、新能源分布式能源发电设备和储能等组成，能源充分利用，发电稳定可靠。 2、高效的发电质量：虚拟电厂可利用多种发电设备，使得电能质量更高，对网络负荷有更好的抑制作用。 3、环境友好：虚拟电厂具有一定节能效果，可大大减少污染物的排放，降低空气污染。 4、高度集成：虚拟电厂的整体设计和遥测自动化技术能有效减少工作人员的数量，降低成本。 5、快速响应：虚拟电厂使用多种发电设备，发电系统的响应速度更快，可以有效应对突发的能源需求波动。 三、虚拟电厂在中国有哪些落地场景 1、 农业气象耕作场景：虚拟电厂通过监控气象信息，为农户提供合理的耕种方案，实现气象信息驱动的自动化农业。 2、 智能电力网络管控场景：虚拟电厂通过综合分析用户需求、电网负荷及电价等数据，实现智能化的电网管控和可再生能源尽量利用。 3、 能源环境场景：虚拟电厂可以结合能源和环境的数据，实现自动化的能源和环境综合治理，把天然资源与用户需求结合，在有限的能源利用压力下，实现节能减排的目的。 4、 智能制造场景：虚拟电厂可以结合制造业的产业链数据，实现智能化的制造业管理，提高产品质量和制造效率。 四、虚拟电厂的盈利模式是什么？ 虚拟电厂的盈利模式大致分为三个方面： 1、运营管理业务：通过对电厂设备的安全、可靠、可控、稳定运行实施管理，以提高电厂可靠性和经济性，从而为客户提供高效可靠的电力服务，并获取费用收入。 2、市场服务业务：通过实施低碳减排能源规划与统筹评估，提供战略咨询、市场分析、工程设计、运维管理等服务，及时发现市场变化，为投资者节省成本，获取报酬。 3、增值服务业务：增值服务涵盖从前期能源市场研究、虚拟电厂建设、资产管理和融资投资等，满足客户的高端定制化需求，拓展电厂服务市场，为客户提供创新的解决方案，获取报酬。 五、虚拟电厂在技术上有哪些挑战 1、实现虚拟市场参与——要求不断改进基于厂家视角的虚拟参与模型，以满足智能电网市场化需求。 2、完善发电机分级技术——需要考虑发电机性能，从而确定最佳的虚拟发电设备排布。 3、处理多资源混合竞争——需要研究多资源经济系统，并制定可行的竞争机制，实现多资源经济系统协同工作。 4、利用发电模型驱动有效投资——需要确定实现可持续发电的发电解决方案，从而实现有效率的投资考量。 5、智能电网系统安全性和稳定性——虚拟电厂对智能电网系统的稳定和安全性提出更高要求，因此还需要开展相应的研究工作。 六、虚拟电厂与综合能源服务是什么关系 虚拟电厂是综合能源服务的一种。虚拟电厂通过综合利用多种可再生能源发电技术，将来自可再生能源的稳定和可靠的电力质量提供给需求客户。除了提供可再生能源电力，该公司还可以为终端用户提供能源管理服务、社会责任投资和智能电网服务等一系列综合能源服务。 七、虚拟电厂对电网企业的价值是什么？ 虚拟电厂能够为电网企业提供以下价值： 1、提高可再生能源的供电率：虚拟电厂可以利用分布式储能设施来完善电力网络，从而改善电网的储能服务，并将可再生能源比例提升至最佳水平，实现绿色能源混合供电的目的。 2、降低峰谷价差：虚拟电厂可以利用储能技术，有效的帮助降低峰谷价差，从而改善电力系统的能源调度，使用最少的能源，达到电力系统在峰谷时段能源优化利用的目的。 3、改善电网运行效率：虚拟电厂可以有效的改善电网企业的电力系统运行效率，减少电网企业的运行成本，大大提高电力系统的运行效率。 八、在中国，推广虚拟电厂的困难有哪些？ 1、技术上的困难：推广虚拟电厂技术非常复杂，需要一个较高的技术门槛，普通用户可能无法将其懂得深入。 2、成本上的困难：虚拟电厂设备较为昂贵，初始投入成本较大，很多成本是难以预期的，比如技术维护成本等。 3、管理上的困难：虚拟电厂的管理杂乱无章，往往会出现人员的分散和不协调的问题，而且需要遵守众多的监管政策和规范，需要企业有一套共性的管理制度，而这一套制度很难统一。 4、 政策上的困难：虚拟电厂受到国家电力政策等的限制，或者缺乏必要的政策支持，可能难以获得资源配置等。 5、 市场上的困难：虚拟电厂面临着很多市场挑战，比如价格不稳定，竞争压力大，缺乏可靠的需求等。

朗坤智慧发布数字能源八大趋势 随着双碳和国产化加速推进能源行业两化融合，数字化转型正由点及面、由前台到整体、由企业到产业全面开展，物联网、大数据、人工智能等技术的应用将成为行业发展与转型的关键成功要素。 科技进步既是变革的引擎，技术的应用落地也是转型的最大约束，近期朗坤智慧发布了能源数字化的八大趋势，聚焦能源企业如何通过“技术升级+服务转型”重塑场景，以双碳和数字化推动未来产业发展。 趋势一：“电力+算力”驱动电力营销管理系统 新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步推进，当前电力市场改革已经进入深水区，发电企业面临的诸多复杂问题既是挑战，也是机会。 以软件定义电力系统，将电力市场改革带来的变化与大数据、人工智能等数字技术融合，打造全新的电力市场决策支撑平台，以数据为要素，以流程为驱动，重构运营体系，基于核心交易数据搭建AI智能预测模型，大幅提升运算效率的同时，能为电力企业提供更精准的智能化决策分析，帮助企业构建与提升市场化交易能力。 趋势二：碳资产管理，变成本为收益 国家双碳战略”1+N“政策体系为全社会低碳转型提供了行动纲领，在碳排放成本日趋高涨的约束下，控排企业的碳资产管理工作势在必行。碳减排不仅是技术方面减排，还涉及经营管理和风险管控的问题。通过为控排企业设计合理的减碳路径，提供数据监测、排放核算、流程管理、节能降碳的综合服务，挖掘节能降碳空间，可以为企业参与碳交易市场提供全面的辅助服务。 此外，工业园区生产活动集聚、资源能源消耗密集、污染物排放量大，园区成为落实“双碳”战略的先锋和主力军，零碳园区的规划、运营与实施前景广阔。 趋势三：智慧水电，先试先行 在30、60双碳战略目标指引下，我国能源电力清洁化、综合化、智慧化、去中心化的创新发展趋势愈加明显。水电具有启停迅速、运行方式灵活、调峰调频响应及时的特点，智慧水电的建设将为清洁能源产业发展注入强劲动力。 不同时期业务发展需要不一样，多个信息化系统存在数据资源难以调用、业务架构老旧、较少关注一线业务场景、缺乏统一监管等问题。新一代智慧水电厂基于云计算、大数据、物联网、移动互联、人工智能等技术，具有自感知、自学习、自决策、自执行、自适应能力，一方面推进无人值班，自动化完成重复性工作；另一方面支撑电厂建立有效的生产系统和管理模型，能够快速准确地完成内外部信息数据的分析、判断、决策和执行，实现管理最佳、效益最优、风险可控，最终实现电厂的经济、环保、绿色、安全、高效稳定运行。 趋势四：以简驭繁，双模IT 在IT的规划与实施方面，平台化、模块化、标准化是大势所趋，但能源企业的数字化转型落地整体改造的难度比较高，在兼顾企业已经形成的信息化系统的同时，再部署以数字驱动为核心的系统，是一个短期内能快速见效的方案。 “双模IT架构”已趋于成熟，通过将传统业务驱动建设的信息化产品和数据驱动的智慧化应用融合，夯实业务和技术底座，能帮助企业在未来跨越单点式的技术应用，将基础架构和智能应用、数据动态组合，实现创新的规模化。 趋势五：数据要素，场景驱动 工业数据贯穿企业生产、运行、管理的各个环节，工业数据的精准获取与智能化应用的深度与广度将决定企业数字化转型成功与否，如何将大量低密度低质量数据，通过数据治理转化为高密度高价值数据是关键。 数字能源的建设需要回归业务本质，在数据中提炼信息，在信息中寻找知识，在知识中凝结智慧，在智慧中洞察和指导业务。尽管国内对工业数据的应用还处于探索阶段，也有一些转型的排头兵结合自身业务，以场景为驱动，通过挖掘数值类数据，成功在设备预测性维护、运行优化、能耗优化等领域完成了业务创新。 趋势六：AI加持，降本增效 科技已成为产业升级的强劲引擎，传统能源生产与设备运维高度依赖专家经验和人工，不仅效率低、存在延时性，而且人工判断大部分从安全角度考虑，缺少从经济性角度进行量化分析。从历史数据中寻找规律，从专家经验和人工走向AI模式，将极大提升生产效率、运维效率、能源效率。 针对工业场景、结合数据特点与实际环境，AI算法将在能源行业发挥更大作用。以1700吨/天（中等规模）的某垃圾焚烧电厂为例，面向运营管理建立经济性、安全性、环保性多维度的综合评分体系，面向生产优化预警，基于AI建立锅炉四管泄漏预警、经济真空、雾化脱酸优化等数智化场景应用，每年可为电厂降低运营成本200万元左右，实现发电效益1%~2%的增长。 趋势七：国产化自主可控 二十大报告重点提出要“坚决打赢关键核心技术攻坚战，以高水平科技自立自强推动经济社会发展”，能源作为民生基础行业，完成从硬件到软件的国产化适配与安全加固，实现产品和方案的“自主可控”是大势所趋。 面临数字化和国产化相结合的螺旋式上升的转型挑战，能源企业要做的不是简单的硬件升级或软件国产化，产商要做的也不是单纯的替代和适配，而是要以新的思路、新的应用将数智化与国产化相结合，打造安全可信的平台底座，在此基础上衍生更多数据服务、智能化体验，推动能源企业实现更高质量、更优效益、更强竞争力的发展。 趋势八：在ESG领域发挥更大作用 ESG，即Environmental（环境）、Social（社会）和Governance（治理）是用于衡量企业的可持续发展能力和长期价值的重要指标，拥抱ESG是“双碳”目标下能源企业的必然选择：通过科技赋能，创新可持续新业务模式，来有效地解决社会和企业共同面临的环境、社会和公司治理难题。 在环境维度，能源行业属高污染、高排放行业，气候变化、温室气体排放、污染物与废弃物是能源行业的高度重要性议题；在社会维度，电力、煤炭、石油行业的生产过程中存在诸多危险性，需重视生产安全事故和职业健康问题；在治理维度，履行ESG责任必须软硬兼施，一方面提供组织和机制保障，另一方面通过技术优化供应链、构建数据驱动的运营体系与决策机制，提升可持续发展能力。

2022年，我国新能源汽车持续爆发式增长，产销分别完成705.8万辆和688.7万辆，同比分别增长96.9%和93.4%，连续8年保持全球第一。作为新能源汽车的核心部件，各企业对新能源汽车动力电池的相关技术研究也在不断推层出新。本篇从技术发展角度，回顾2022年动力电池产业链相关技术创新发展情况。 动力电池系统集成技术“百花齐放” 新能源汽车的结构创新不断演进，空间利用愈发紧凑，电芯集成方式是一直以来的发展重点，2022年电池生产企业创新了一批新型动力电池集成管理技术。 2022年5月，比亚迪发布了CTB（Cell to Body）电池，将电池上盖与车身地板合二为一，以长刀电芯充当部分结构件的作用，形成蜂窝结构，使得电池系统体积利用率达66%，系统能量密度提升10%，正碰结构安全提升50%，侧碰安全性提升45%，整车扭转刚度提升一倍，扭转刚度突破40000N•m/°。 6月，宁德时代发布了CTP（Cell To Pack）3.0技术及其应用产品—麒麟电池，采用多功能弹性夹层代替水冷板、隔热垫和横纵梁等独立部件，电芯底部集成了结构防护、高压连接、热失控排气等功能模块，增加6%的空间，使得换热面积扩大了4倍，电池包内部体积利用率达到了72%，能量密度提升至255 Wh/kg。 9月，孚能科技在大软包方面推出全新动力电池解决方案—SPS（Super Pouch Solution），采用高效液冷板与底盘的一体化设计，半固态大软包电芯直接集成于系统底盘，高效液冷板和导热片的复合使用，使电池系统的散热效率提升4倍，系统部件减少50%，材料成本降低33%，提升体积利用率到75%。 12月，蜂巢能源发布“龙鳞甲”电池，创新采用短刀电芯底出防爆阀、“热-电分离”、双面冷却等设计，电池系统上盖、水冷板与车身乘员舱地板合三为一，显著提升安全性的同时，减少了20%的结构件，减重10-20公斤，成组效率提升至76%。 钠离子电池量产在即 2022年，碳酸锂价格飙涨导致锂离子电池成本居高不下，促使行业加快研发原材料储量丰富、生产成本较低的钠离子电池。据分析，钠离子电池的能量密度可以做到150Wh/kg左右，与磷酸铁锂电池、锰酸锂电池比较接近，循环寿命可以做到3000~6000次，与磷酸铁锂相当，优于锰酸锂和三元锂电池，热稳定性和安全性与磷酸铁锂基本相当。 目前，已有宁德时代、亿纬锂能等公司发布了钠离子电池产品，其中，宁德时代发布的第一代钠离子电池能量密度达160Wh/kg，预计2023年发布的第二代钠离子电池产品能量密度可实现200Wh/kg，能够满足续航400公里以下的纯电车需求，若采用锂钠电池混搭的AB方案，有望将能力边界拓展至500公里。12月15日，亿纬锂能于2022年12月也发布了大圆柱钠离子电池产品，以层状氧化物为正极和硬碳为负极，能量密度达135Wh/kg，循环寿命2500次，10℃下容量保持率高达90%，-40℃仍能正常工作。 此外，欣旺达、国轩高科、鹏辉能源、派能科技、中科海钠等公司也在钠离子电池领域加码布局，推进量产进度。虽然，理论上钠离子电池材料成本比磷酸铁锂电池低30%以上，但现阶段钠离子电池体系由于制备工艺不成熟、生产效率较低、生产良率不高等原因，导致生产成本明显高于锂离子电池，一定程度上抵消了材料成本优势。未来随着产业链逐步完善，以及制程工艺的完善，钠离子电池的成本优势将会逐步凸显出来。 磷酸铁锂、三元正极材料迎来“升级版” 2022年，动力电池正极材料技术正在发生一场深远的变革，继磷酸铁锂（LFP）、三元材料（NCM、NCA）之后，磷酸锰铁锂（LFMP）和四元材料（NCMA）也逐渐驶入产业视线内。 2022年，容百科技、格林美、华友钴业纷纷开始量产NCMA材料。NCMA结合了现阶段两大主流三元高镍材料NCM与NCA优势，比三元多一元铝（Al），本质是用Al替代Co，通过在NCM三元材料中掺杂Al 粒子，形成强度远高于Ni(Co，Mn)-O的Al-O化学键，并抑制阳离子混排和岩盐结构等杂相的生成，减少了晶界破碎，明显的提升了材料的循环寿命和热稳定性。 2022年8月，中创新航发布了高锰铁锂电池产品，9月孚能科技也表示将在2023年推出第一代磷酸锰铁锂产品。LMFP是是在磷酸铁锂的基础上，添加部分锰元素而获得的新型正极材料。较磷酸铁锂，LMFP兼顾高能量密度与高安全性，不仅保留了磷酸铁锂的安全性和低成本特性，且具有更高的电压平台，电池能量密度提高了15％左右。目前，宁德时代、比亚迪、国轩高科、蜂巢能源、星恒电源、瑞浦兰钧、天能股份等也都

一、国家电投参与国际碳市场交易的意义 在《联合国气候变化框架公约》第二十七次缔约方大会（COP27）开幕之前，港交所10月28日宣布推出全新的国际碳市场Core Climate，这为连接中国这个拥有全球碳排放覆盖规模最大的强制性碳交易市场与全球范围的气候相关产品提供了新的平台与机遇。作为自愿减排市场，Core Climate在中国国家核证自愿减排量（CCER）市场2017年3月暂停交易至今的背景下启动，不但有助于国内CCER市场的重启，而且由于Core Climate上的碳信用产品来自全球各地，并经国际认证，该市场高起点和高标准的实践经验必然会对国内碳市场相关领域的探索具有极高的借鉴价值。 国家电投集团碳资产管理公司10月28日在香港国际碳交易中心Core Climate平台启用当日，顺利完成港交所国际碳交易中心首笔以人民币结算的场内绿色权益交易。国家电投集团作为香港国际碳交易委员会内地唯一能源企业，其下属的碳资产管理公司顺利完成香港交易所国际碳交易中心首笔以人民币结算的场内绿色权益交易，这不但符合该集团对自身的以下定位：先进能源技术开发商、清洁低碳能源供应商、能源生态系统集成商，致力于建设具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业；而且表明国家电投集团在“双碳”目标下的能源转型战略具体落到了实处。 根据联合国环境规划署（UNEP）最新发布的《排放差距报告2021》，按照目前世界各国的减排措施，至本世纪末全球平均气温将上升2.7摄氏度，远高于《巴黎协定》控制全球气温上升的目标。以上情景毫无疑问将意味着灾难性的后果。由于包括强制性碳交易市场在内的各国减排措施不足以应对气候变化这一重大全球性挑战，未来自愿碳交易市场的重要性会越来越得到国际社会尤其是以 ESG为核心战略的国际化企业的重视。国家电投集团碳资产管理公司积极参与港交所Core Climate平台的自愿碳市场交易，彰显了以国家电投集团为代表的中国能源企业对ESG、可持续发展以及“双碳”目标的高度重视。 二、国内碳市场发展的挑战与展望 纵观中国国内碳市场发展，2005至2012年期间，中国参与国际区域清洁发展机制（CDM）；2013至2020年，在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建八省市开展碳排放权交易试点；2021年7月16日开始进入全国碳交易阶段。 截至2021年12月31日，全国碳排放交易市场累计运行114个交易日，从履约量看，履约完成率99.5%。全国碳排放配额（CEA）累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。2021年12月31日收盘价54.22元/吨，较7月16日首日开盘价上涨13%。截至2022年12月7日，全国碳市场碳排放配额累计成交量2.04亿吨，累计成交额90.4亿元。 纵观全国碳市场自2021年7月启动以来的运行情况，以下交易特点值得关注： 第一，交易流动性不高，在需履约年份履约截止日期前会出现交易“潮汐”现象。以需要履约的2021年为例，虽然总换手率只有约2%，但在临近履约的前一个月，进行了全年总量75%的交易。第二，企业惜售严重，叠加CCER新项目注册迄今还未开放，CCER二级市场交易量和价格开始大幅上涨。2022年7月份，CCER的价格首次超过CEA价格。 （一）面临的挑战 虽然目前中国碳市场覆盖发电行业控排企业的年排放量超过40亿吨二氧化碳，成为全球“覆盖碳排放量”最大的碳市场。但由于中国碳市场的碳价水平较低，欧盟碳排放交易体系（EU ETS）依旧是全球交易额最高的碳排放市场，其流动性也远超中国碳市场水平。作为欧盟最重要的温室气体减排政策工具，EU ETS自2005年启动以来，其发展至2021年已进入第四期。随着免费碳配额的逐步降低和退出，EU ETS不断走高的碳价水平引发了欧盟成员国对于“碳泄露”的广泛担忧，由此推动了CBAM的立法进程以及“气候俱乐部”议程。与EU ETS等发达国家碳市场相比较，全国碳市场运行还面临着诸多的挑战。 第一，中国的国情本来更适合通过碳税为碳排放定价，选择通过碳市场机制为碳排放定价直接暴露了国内能源统计数据质量领域的短板。以2000年的全国煤炭产量为例，国家统计局最初发布的数据是9.98亿吨，经过2006和2010年的两次修正，数据为13.84亿吨。虽然国家统计局会定期修正全国能源统计平衡表，但全国煤炭产业链统计的大量灰色领域迄今没有完全根除。虽然全国碳市场选择以数据相对易于统计的电力行业为起点，但2022年3月，随着生态环境部公布了共4家机构的碳排放报告数据弄虚作假等典型问题案例，通过碳排放交易倒逼国内能源统计改革所取得的进展，迄今还难以有效支撑全国碳市场尽快扩容的政策目标。 第二，碳市场与能耗“双控”、碳排放“双控”、用能权、绿电交易、绿证交易等机制和市场衔接等关键问题有待厘清。国内当前各项交易制度之间存在涵盖主体重叠、减碳贡献和减排收益多重计算的风险，需要进行更好地顶层设计与政策协同。 第三，碳市场信息披露机制不够完善，不利于引导市场稳定运行。虽然当前碳市场管理有信息公开的相关要求，但在实践中还未建立统一的公开渠道、公开模板等规范。 第四，CCER改革进展不如人意，难以满足国内减排及与国际市场接轨的需求。自愿减排机制是全国碳市场重要的补充机制，社会上越来越多的企业需要购买国家认可的减排量开展自愿碳中和活动，而自愿减排机制也更加易于与国际碳市场接轨。CCER自2017年3月暂停交易至今，限制了社会各界参与碳市场的渠道的积极性。 第五，欧盟委员会于2021年7月14日发布了欧盟碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism，CBAM），计划于2026 年起正式对欧盟进口的部分商品征收碳边境调节税。EUCBAM虽然存在WTO合规性、贸易保护、有违公平性等争议，但预计将倒逼国内碳排放交易市场优先考虑将EU CBAM覆盖的部门纳入，并推动中国在碳排放监测核算、报告、核查（MRV）领域与国际进一步接轨。 （二）展望 有鉴于全国碳市场建设不可能一蹴而就，而是一个分阶段的、不断发展完善的长期工程，展望未来，全国碳市场建设需要聚焦以下领域： 第一，补足全国碳市场开始运行以来所暴露出来的问题，尤其需要尽快解决好MRV领域的重大短板，在上述基础上，优先考虑将全国碳市场扩容到EU CBAM覆盖的行业。 第二，尽快重启CCER机制。具体工作上，主管部门需要加速修订CCER项目交易管理办法，并尽快推动重启备案申请。在国内强制性碳市场短期内难以与国际碳市场直接链接的背景下，CCER一旦得以重启，国内自愿碳市场与包括香港Core Climate在内的国际碳市场之间链接的可能性将前景广阔。 第三，适时开征碳税，助力“双碳”目标下的深度碳减排。中国在推进碳市场建设的同时，对于部分不适于通过碳市场覆盖的行业，应尽快深入开展征收碳税的可行性研究，以促进深度减排为目标，并兼顾应对EU CBAM、将碳排放相关税收尽量留在国内的考量。 第四，通过自上而下及自下而上相结合的方式鼓励有实力的全国碳市场交易主体走出去。以国家电投集团碳资产管理公司在港交所国际碳交易中心完成首笔以人民币结算的场内绿色权益交易为例，这虽然只是国家电投集团海外投资战略的一小步，但却代表了中国企业在碳交易国际化领域迈出的一大步。由于EU ETS是全球最成熟的碳市场之一，启动至今积累了大量的经验和教训，国内主管部门应该鼓励有志于国际化的碳资产管理公司通过在欧盟境内开设分支机构的方式直接进入EU ETS市场，这样一方面可以立竿见影地学习海外先进碳市场尤其是碳资产管理领域的经验和教训，另一方面还能够将适合中国国情的国际经验反哺集团公司的转型战略乃至全国层面的碳市场建设。 三、国内碳市场与国际碳市场对接及发展的展望 碳市场链接的产生通常是由一个碳市场通过直接或者间接的方式接受另外一个碳市场的配额来达到各自的履约目标。目前碳市场链接主要包括，强制碳排放权交易体系之间的链接，比如EU ETS与瑞士的链接；以及强制碳市场与自愿碳市场之间的链接。但是由于对“交易量小、个别项目不够规范”等问题的疑虑，国内CCER市场2017年3月暂停交易迄今还未启动。 对于不同碳市场之间的链接，首先，在当前地缘政治形势紧张的背景下，碳市场链接领域取得的成果或进程将有助于推进世界各国在气候变化领域的合作。理论上来说，链接可以扩大覆盖的温室气体范围和排放总量，更重要的是由于覆盖了更多不同减排成本的实体及减排途径，会大幅降低链接碳市场减排的总成本。另外，链接可以降低价格波动性，提高市场流动性，并在一定程度上减少碳泄漏。这也是为何欧盟正在讨论的欧盟碳边境调节机制（CBAM）并不会特意针对瑞士，因为EU ETS与瑞士的碳交易市场已经在2020年初实现了链接。最后特别指出一点，由于链接能够减少履约和交易成本，减少不同碳交易市场之间的竞争扭曲，能为企业投资决策提供政策确定性。 在《京都议定书》时代，中国曾通过清洁发展机制（Clean Development Mechanism，CDM）链接国际市场，进行国际碳交易。彼时国内既未建立全国碳市场，之后陆续启动的试点碳市场及2021年7月启动的全国碳市场也未参与国际交易，这使得中国在碳市场国际链接领域长期处于被动状态，这也导致了国际话语权的缺失。 不过由于中国全国碳市场的碳价与国际碳市场尤其是EU ETS的价格水平相差较大，短期内强制性碳市场国内外直接链接的障碍较多。建议国内有关各方一方面要继续推动包括碳市场链接议题在内的碳市场相关国际交流对话，另一方面要加快国内碳市场与国际化接轨的步伐，尤其在以下方面：第一，在解决好全国碳市场启动后暴露出来的重大短板（尤其是统计质量问题）的基础上，进一步扩大碳市场的行业覆盖范围，并优先考虑EU CBAM覆盖的行业；第二，在积极推进甲烷排放控制工作的背景下，逐步扩大全国碳市场温室气体覆盖范围；第三，支持金融机构等利益相关方参与碳交易市场，推进碳金融产品的创新，并增加市场流动性；第四，展现建设国际化碳交易体系的意愿，不但为对接全球碳交易市场奠定基础，而且为中国与以欧盟为首的发达国家创造更多的国际合作空间；第五，适时选择合适的行业推出碳税，作为全国碳市场的有益补充，以便更好应对 CBAM及气候俱乐部等国际层面的政策挑战，并让国内的碳定价机制更加符合本国国情。

1.中国能源电力行业发展现状和前景如何？ 中国的能源电力行业正在经历着快速的发展。随着经济的增长和人口的不断增加，中国对电力的需求也在不断增加。为了满足这种需求，中国正在大力发展其电力生产和传输能力。 在过去的几年里，中国已经成为全球最大的可再生能源生产国，并且在可再生能源方面的投资也在不断增加。中国目前正在大力发展风电和太阳能，并且已经开始推广电动汽车，以减少对化石燃料的依赖。 同时，中国也在加强其电网基础设施，以支持更大规模的电力生产和传输。中国正在推广智能电网和大数据技术，以提高电网的效率和灵活性。 总的来说，中国能源电力行业的前景非常乐观。随着技术的不断提高和政策的支持，中国将继续成为全球重要的电力生产和消费国。然而，在实现这一目标的过程中，中国也需要解决一些挑战，如资源短缺、环境保护和能源安全等问题。 2.中国电力领域的发展成就有哪些？ 中国电力领域取得了许多显著的发展成就，下面是一些关键的成就： 1.规模化发电：中国是世界上最大的发电国，并且在过去几十年中快速扩大了其发电能力。 2.多样化电力来源：中国在发展多种电力来源，包括煤电、核电、水电、风电和太阳能等。 3.电网建设：中国已经建成了一个庞大的电网系统，使得电力能够在全国范围内可靠地传输和分配。 4.电力普及：中国已经实现了电力普及，现在几乎所有的家庭和企业都能够享受到电力供应。 5.电力清洁化：中国正在加速推进电力清洁化，以减少环境污染，保护人民健康和环境。 6.电力国际合作：中国正在与全球电力行业和国家进行广泛的合作，在技术和市场等方面开展交流和合作。 总的来说，中国电力领域的发展取得了非常显著的成就，为中国经济和人民生活带来了巨大的改善。 3.中国电力行业发展存在哪些问题？ 尽管中国电力行业在过去几十年中取得了巨大的进展，但仍然存在一些问题需要解决： 1.电力短缺：尽管中国的电力生产能力不断增加，但由于快速的经济增长和人口增加，仍然存在电力短缺问题。 2.电价不平衡：中国电价体系存在不平衡问题，导致部分地区和行业电价高昂，给经济增长和社会福祉带来影响。 3.环境污染：中国电力行业排放的大量污染物对环境和人民健康造成了严重影响。 4.储能技术落后：中国储能技术相对落后，无法充分利用闲置电力，降低了电力利用率。 5.电网建设不足：尽管中国的电网系统已经庞大，但在农村地区仍然存在电网建设不足的问题。 6.技术革新滞后：中国电力行业技术革新滞后，无法充分利用先进技术提高生产效率和降低成本。 总的来说，中国电力行业仍然面临着许多挑战，需要加快推进改革和创新，以更好地满足人民。 4.中国电力体制改革主要是改什么？ 中国电力体制改革是指对中国电力体制进行的一系列改革措施。这些措施的主要目的是改善电力体制的结构，提高电力行业的效率和竞争力。 主要改革包括： 1.电力市场改革：建立电力市场体系，实现电力价格的市场化和电力资源的配置。 2.公有制电力改革：对公有制电力企业进行改革，提高电力公司的经济效益。 3.清洁能源发展：加快推广清洁能源，减少对环境的影响。 4.电网改革：实施电网改革，提高电网的经济效益和服务能力。 5.政府监管改革：改革电力监管体系，提高监管效率和透明度。 6.电力人才培养：加强电力人才培养，提高电力行业的人才水平。 总的来说，中国电力体制改革旨在通过改革和创新来提高电力行业的效率和竞争力，满足人民对电力的需求，并维护国家的经济发展和社会稳定。 5.中国电力体制改革目前的进展如何？ 中国电力体制改革取得了明显的进展。以下是目前的一些进展： 1.电力市场改革：中国已经建立了一个发展迅速的电力市场体系，实现了电力价格的市场化和电力资源的配置。 2.公有制电力改革：中国已经对公有制电力企业进行了改革，提高了电力公司的经济效益。 3.清洁能源发展：中国正在大力推广清洁能源，并且已经成为全球清洁能源发展的领导者。 4.电网改革：中国的电网改革已经取得了明显的进展，电网的经济效益和服务能力得到了提高。 5.政府监管改革：中国的电力监管体系也得到了改革，监管效率和透明度得到了提高。 总的来说，中国电力体制改革的进展十分显著，但仍然存在一些挑战和问题，需要继续努力。比如，还需要提高电力行业的效率和竞争力，提高电力供给的稳定性和安全性，并维护国家的经济发展和社会稳定。 6.如何建设新型电力系统？ 建设新型电力系统需要从以下几个方面入手： 1.推广清洁能源：推广清洁能源，如风能、太阳能和生物质能，是新型电力系统的重要组成部分。 2.发展电力市场：建立透明、公平、有竞争力的电力市场，是新型电力系统的基础。 3.提高电力供给的稳定性：提高电力供给的稳定性，是新型电力系统的保障。 4.提高电力网络的安全性：提高电力网络的安全性，是新型电力系统的前提。 5.发展智能电网：发展智能电网，是新型电力系统的重要方向。 6.改革电力监管体制：改革电力监管体制，是新型电力系统的基础。 7.推动国际电力合作：推动国际电力合作，是新型电力系统的重要方向。 这些方面需要政府和电力行业的共同努力，才能有效地推动新型电力系统的建设。 7.中国为什么会出现区域性电力短缺的问题？ 中国出现区域性电力短缺的主要原因如下： 1.需求增长快于供给增长：随着经济的快速发展和人口增长，电力需求呈现高速增长趋势，而电力供给却跟不上需求的增长。 2.发电能力不足：电力生产能力不足，导致电力供给不足。 3.输电线路不足：输电线路不足，导致电力难以顺利输送到需求地。 4.电力需求分布不均：电力需求分布不均，导致电力供给难以满足各地区的需求。 5.气候因素：气候因素，如极端天气、干旱等，也可能导致电力供给不足。 6.技术原因：一些技术问题，如电网故障、电力设备故障等，也可能导致电力短缺。 7.运营管理问题：一些运营管理问题，如不当的运营管理、资源配置不合理等，也可能导致电力短缺。 总之，电力短缺问题是一个复杂的系统问题，需要通过多部门的合作和协调，才能有效地解决。 8.中国应该如何避免出现区域性电力短缺的问题？ 中国避免出现区域性电力短缺的方法如下： 1.提高电力生产能力：通过增加电力生产规模、改进电力生产技术等措施，提高电力生产能力。 2.提升输电线路：通过增加输电线路的规模、改进输电线路的技术等措施，提升输电线路的状况。 3.合理配置电力资源：通过合理的电力资源配置，更好地满足不同地区的电力需求。 4.提高电网稳定性：通过提高电网稳定性，减少电网故障，确保电力稳定供应。 5.完善紧急应急预案：通过完善紧急应急预案，在电力短缺时能够及时应对。 6.加强运营管理：通过加强运营管理，确保电力资源的有效利用。 7.推广新能源：通过推广新能源，减少对传统能源的依赖，保证电力的稳定供应。 通过上述措施的实施，可以有效地避免出现区域性电力短缺的问题，确保电力稳定供应。 9.中国光伏产业的高光时刻？ 中国光伏产业的高光时刻主要表现在以下几个方面： 1.产业规模的快速扩大：中国光伏产业的产业规模一直在快速增长，并成为全球光伏产业的龙头。 2.技术水平的显著提高：中国光伏产业的技术水平一直在不断提高，其产品质量和效率也在不断提高。 3.市场份额的显著增加：中国光伏产业的市场份额在不断增加，成为全球光伏市场的主要参与者。 4.国内外需求的显著增长：随着全球对清洁能源的需求不断增加，中国光伏产业的国内外需求也在不断增长。 5.产业的国际影响力的显著提高：随着中国光伏产业的发展，其在国际上的影响力也在不断提高。 总的来说，中国光伏产业在近几年取得了非常显著的发展成就，并成为全球光伏产业的重要力量。 10.中国还需要建煤电吗？ 中国目前仍需要建造煤电厂，原因有以下几点： 1.电力需求不断增长：随着中国经济的快速发展，电力需求不断增长，仍有较大的用电需求需要满足。 2.可再生能源不足：目前，可再生能源仍不能完全满足中国电力需求，因此仍需要煤电作为补充。 3.煤电仍然是中国主要电力来源：尽管近年来中国大力发展可再生能源，但煤电仍然是中国电力的主要来源，占据约70%的电力生产。 4.可靠性和安全性高：煤电技术成熟，操作简单，可靠性和安全性高，适合满足中国大陆地区用电需求。 5.经济实惠：煤电相对于其他电力来源更加经济实惠，可以有效降低电力生产成本。 总的来说，中国仍需要建造煤电厂，以满足电力需求，并同时积极发展可再生能源，建立更加多样化、可持续的电力系统。 11.氢能是未来能源吗？氢能在中国的发展前景如何？ 氢能是一种潜在的未来能源，具有很多优势，如可再生性、环境友好等。在中国，氢能的发展前景非常广阔。 1.政府支持：中国政府高度重视氢能的发展，并在国家能源战略和政策中给予了明确的支持。 2.应用领域广泛：氢能可应用于各种领域，如汽车、航空、石化、电力等，因此具有很高的市场潜力。 3.技术不断提升：氢能技术不断提升，生产成本不断降低，使得氢能在市场上的竞争力不断增强。 4.资源丰富：中国是全球氢气资源丰富的国家，并在氢气生产和利用方面具有较强的技术能力。 总的来说，氢能在中国具有很好的发展前景，可以有效支持中国绿色能源战略的实施。 12.美国能源行业发展现状和前景如何？ 美国能源行业在过去几十年中经历了巨大的变革，现在的能源结构更加多样化，更加关注可再生能源和节能减排。以下是美国能源行业的发展现状和前景： 1.可再生能源：美国可再生能源行业正在快速发展，特别是风电和太阳能，以及生物质能。政府政策和补贴措施对于可再生能源的发展起到了重要的推动作用。 2.石油和天然气：美国是世界上最大的石油和天然气生产国之一，石油和天然气仍然是美国能源结构的重要组成部分。然而，随着可再生能源的发展，石油和天然气行业的地位正在逐渐下降。 3.节能和碳减排：随着对气候变化的关注加强，美国政府正在加强对节能和碳减排的支持，以减少对环境的影响。 4.新能源技术：美国是全球新能源技术的领先国家，在新能源技术的研发和应用方面有着非常重要的地位。 总的来说，美国能源行业的前景具有很大的潜力，尤其是可再生能源。

电力数字化的六种趋势 在双碳背景下，电力行业正面临前所未有的变化，这种变化来自三个方面： 1、以风、光为代表的，不稳定可再生能源发电占比大幅度提高； 2、电力市场化取代统购统销； 3、以微电网为代表的，分布式电力系统改变原有电力系统结构； 因此才有了新型电力系统概念，并开始落地。 互联网概念的提出和落地，不是简单的用数据通信网取代语音通信网，而是生产生活方式的巨大变革，这种变革反过来又推动了互联网底层技术的快速发展。 新型电力系统也并非简单技术的替换，而是电力、能源行业生产关系的巨大变革。 站在这个视角，电力数字化正在出现六方面的趋势。 1、数字泛在化 传统电力自动化、信息化，主要的推动者是发电侧、电网侧的企业，比如智慧电厂、智能电网的应用。 这些数字化是以管理价值实现为目标，偏向于集中式、标准化的应用场景。 比如智能电网的数字化，以前更多的投资是在输电网，以及高等级的配电网。而中低压配电网（公共配电网部分），乃至用户配电网，一直是数字化的盲区。 这也很好理解，过去的电网是单向潮流，末端只是被动接受者，所以只要把输电网和较大的配电网管好，电网就可以安全运行了。 而作为小血管和毛细血管的中低压配电网，点多面广，结构不清，管理复杂，数字化的效益又不明显，自然得不到关注。 即使电网公司意识到这个管理薄弱环节，想通过配网自动化、营配调贯通、分布式光伏统一调度、负荷侧管理等各种手段，加强数字化，目前来看依然是杯水车薪。 举个例子，仅仅是维护公共中低压配电网的设备资产、线路、用户的静态关系，某个地市公司每年都可能花几千万去做数据治理和台账更新，还无法保证100%的准确度。 但是新型电力系统需要源荷互动、自下而上的分层分区功率平衡，客观上需要对电网的最后5公里乃至最后1公里进行深度数字化。 所以我们认为数字泛在化，实现整个电力系统最后5公里的数字化，是源荷互动的基础，也是新型电力系统的最主要技术创新方向。 这就是数字化的泛在趋势。当然，这种泛在是有条件的，比如经济价值如何衡量？技术路线和技术模式又是如何？实现方式是怎么样？ 这些条件既是一种约束，更是一种创新的可能。 2、硬件软件化 基于传统通信、自动化技术研发的产品，是以硬件为核心的，基于硬件开发嵌入式软件，并形成产品功能。比如电表产品，是采购标准的计量芯片，然后搭配通信、存储、处理芯片，并进行逻辑编程，变成标准的电表。 但是我们回到计量这个功能，除了交流采样这个环节，后续所有的处理都可以采用各种算法来实现，在现场算力价格大幅度下降以后，完全可以用通用的计算架构去做，而不是采购标准的计量芯片。 用标准硬件+可升级算法去实现功能的差异性，并且适应现场广泛的融合需求，这就是泛在物联中边缘计算的方案。 硬件软件化最强悍的企业，非特斯拉莫属。特斯拉一直坚持“纯视觉AI“方向去做无人驾驶（虽然最近也传出，特斯拉在研究视觉+雷达的混合方案）。 这背后的逻辑就是：硬件方案一旦形成和销售出去，是无法升级的，而互联网思维的不断迭代，更多的只能依靠软件升级。 视觉AI方案，输入就是摄像头，只要视觉识别算法能不断升级，FSD就能迭代，老车主也能不断享受无人驾驶技术的升级。 个人认为，未来围绕负荷侧的大量差异化场景，无法用标准功能硬件产品去一一覆盖，硬件软件化是较好的思路。 3、软件硬件化 在电力行业最后5公里的领域，软件是很难卖出价格的，尤其是SaaS软件。当然这也不止是电力领域，行业SaaS基本不赚钱是共识。 电力行业的软件有两个关键用户，一个是人，或者说企业，比如各类管理者，实现管理价值。 另一个是机器，也就是真正的电力消费者，将来需要实现源荷互动，能效管理，都需要与机器进行协调和对话。所以一旦涉及到较高实时性要求的现场测控，软件硬件化的趋势就出现了。 比如微电网控制终端、负荷控制器、能量路由器等。 软件硬件化是一种融合，比如管理和控制的融合、电力自动化和工业自动化的融合、电能碳的需求融合，当然最重要的是，一二三次的深度融合。 一次的功率、电压、电流的变化和控制，以功率半导体化为特点（取代机械的变换和控制装置）； 二次以泛在物联为特点，实现广泛的测量、感知、控制、通信的融合； 三次以管控一体化、云边协同为特点，实现云计算架构与现场计算控制架构的深度融合。 类似电动汽车三电融合，最终出现新型的智能配电装置。 4、系统平台化与云化 最后5公里的海量数据，虽然一部分高实时性数据需要本地计算和控制输出，但是更大量的数据本地无法处理，需要汇集到云端进行存储、处理和发放，并训练出更高级的AI，实现配电系统的真正智能化：即插即用、泛在感知、动态适应、无人驾驶。 同时也需要实现管理价值的实现，比如营配调贯通，电力市场交互等。 这就是系统平台和云化的意义。 5、场景碎片化 与传统电力系统的数字化价值——集中式管理价值不一样，最后5公里和最后1公里的数字化价值是非常分散，非常个性化的。 这也是集中管理模式、标准的产品形态无法适应的原因。 比如电力开关，开关本身功能是高度标准化的，但是开关在不同的场合，不同的用户，不同的电流状态下的运行方式和管理方式是千变万化的。 就像一辆车，车本身的硬件功能是标准的，比如三电系统，驾驶室等。但是一辆车在道路上行驶，面临的道路情况是千变万化的，这也是为什么无人驾驶做到L5是如此之难的原因：算法无法穷尽，本地很难自学习。 当然需求是层次化的，就像驾驶智能化有L1~L5，电力数字化也可以分L1~L5。 目前大家关注的微电网控制，我认为是L3以上的需求，但是一个电网基础的数字化是L0需求，你无法在一个连基础量测都没有的配电网里，去马上实现什么自动负荷控制、微电网控制。 你在市面上买到的99%的车，都安装了几十、上百个基本的传感器，也就是实现了L0，这是智能驾驶的前提。而在一个用户配电网中，传感器数量甚至比一辆车都少，所以先实现L0再说。 L0和L1的场景本身就已经碎片化了，这些碎片化的需求，需要通过组合的解决方案去实现，尤其是存量的配电系统。 6、数智服务化 最后5公里的价值体现，对电力用户来说是碎片化的需求，也是一种企业级服务。 企业级服务必然是一种整体服务解决方案的产品销售，数据的价值需要在这种整体服务中去体现。 比如你安装了一块电表或者智能断路器，它发现了一个可能的故障，谁来确定故障？谁来消除故障？这个故障的消除是否改变电网的拓扑和潮流？谁来维护变更记录？ 这是设备管理中最基础的一些问题，解决这些问题需要形成完整的解决方案，包含数据、包含传感器、包含线上线下的服务，更需要持续的运营服务。 这是一种思维模式的转换，即从项目思维转换为持续服务思维。 而目前大多数的所谓数字化，还是一种“只对验收负责”的项目思维，并不关注负荷、配电系统运行、市场价格、用电成本、安全管理、生命周期碳排放这些持续运营的需求。 所以数据、智能的价值，是要通过可持续的服务解决方案实现的，这个实现过程本身是技术创新，同时又很大程度上支配了前面五个趋势的技术创新。 有时候，我给一些大型电力企业的专业部门做介绍，分享用电企业的需求和综合智慧服务方案，介绍完以后，他们的反应是： 这种多专业的深度协作，我们做不了。 电力数字化，看似简单，实则巨难。正因为难，所以才有创新价值。

近日，国家发改委报道海澜电力和中国石化的绿电消费行动。 2022年10月14日，海澜电力通过北京电力交易中心绿证交易平台购买绿证38万张（折合电量3.8亿千瓦时），成为目前购买绿证最多的买家。截至目前，海澜电力已累计代理购买绿电超过14亿千瓦时，累计代理购买绿证超44万张。代理了覆盖电子、汽车、化工、纺织等行业的60余家用户，为用户提供了全面的提升绿色电力消费水平的解决方案。一是积极宣贯绿电绿证交易有关政策和规则。在市场筹备阶段，海澜电力就积极参与绿证交易规则研讨，配合交易机构开展绿证交易平台测试。在交易过程中，海澜电力向合作用户积极宣贯国家绿电交易政策、宣传绿色发展理念，促进绿证交易顺利实施。二是努力响应代理用户使用绿色电力诉求。以客户需求为导向，一对一了解客户绿证购买需求，根据客户实际情况定制专业化绿电绿证交易方案，及时解答代理用户关切问题。提供代理购买绿电绿证渠道，助力用户实现绿色电力消费目标，为绿电绿证市场增添了活力。三是发挥联系发电和用电主体功能。加强与发用电企业、电力交易机构沟通，搭建起绿色电力供需双方的桥梁，在促进可再生能源绿色电力通过市场方式消纳的同时，满足了用户绿色电力消费需求，助力绿色电力消费企业打造绿色产品供应链、提升品牌市场影响力。立 讯精密作为海澜电力的重要客户，由海澜电力代理购买绿证8万张，切实履行了促进能源消费绿色低碳转型的社会责任。 中国石化消费绿色电力 助力实现碳减排目标 中国石化集团积极推动所属各单位参与绿电交易，截至目前，已累计采购绿色电力11.7亿千瓦时。 一是积极参与绿电交易，购买绿色电力。在绿电交易试点启动后，中国石化立即组织了胜利油田、青岛石化、宁夏能化和燕山石化参与交易，2021年购买绿色电力5.9亿千瓦时，其中，燕山石化通过省间交易的方式购买绿色电力4000万千瓦时。2022年，中国石化推动镇海炼化、中韩石化、金陵石化等11家单位陆续参与了绿电交易，截至目前，中国石化参与绿电交易的二级单位已增至15家，累计购买绿色电力11.7亿千瓦时，是目前绿色电力消费量最大的中央能源企业。 二是依托基地布局，加大自用新能源发电建设力度。近年来，中国石化积极利用集团土地、屋顶等资源，大力推进分布式光伏开发利用。依托集团公司油气和炼化基地布局，开发临近风光资源，提升绿色电力使用比例，到2022年底，中国石化风电、光伏发电装机规模将突破1吉瓦；2023年，计划开工建设光伏项目1吉瓦以上，将为天津石化、巴陵石化和长岭炼化等企业提供绿色电力；至“十四五”末，中国石化风电、光伏累计装机将双双突破吉瓦级，绿色电力供应能力和消费水平将大幅提升。同时，中国石化自2021年起启动CFB锅炉掺烧生物质工作，组织自备热电站CFB锅炉掺烧生物质，替代部分动力煤，目前已完成上海石化、天津石化等企业的生物质试掺烧工作，掺烧比例已超20%。 三是践行公司发展战略，推动绿电绿氢协同发展。按照集团氢能中长期发展战略，中国石化将大力推动绿电绿氢协同发展，成为世界领先氢能公司。集团已布局在库车、鄂尔多斯、乌兰察布等地建设多个绿电制氢项目，其中，国内最大2万吨/年库车绿电制绿氢示范项目已开工建设、中天合创煤化工与3万吨/年绿氢耦合示范项目也即将开工。此外，中国石化还参与新型电力系统创新联盟，通过科技创新助力新型电力系统建设，促进绿色电力的有效消纳。