新能源车企开启“以价换量”模式 今年以来，碳酸锂价格一直“跌跌不休”。上海有色网3月1日公布的数据显示，部分锂电材料报价继续下跌，电池级碳酸锂跌1万元/吨，均价报38.05万元/吨，而这距离近60万元/吨的历史高位仅仅过去了3个月。 据了解，受近几年上游锂电原材料价格高位震荡影响，产业链利润重心明显上移，下游新能源车企在巨大的成本压力下普遍处于亏损状态。业内人士认为，近期碳酸锂价格下跌将带动动力电池成本下降，不仅车企盈利有望得以缓解，也将为整车降价腾出空间。预计今年新能源汽车产业链或进入“以价换量”阶段。 材料端价格全线走低 在经历几轮价格疯涨后，碳酸锂价格于去年12月上旬起出现明显松动。2023年开年以来，国内碳酸锂价格跌势不改，据上海钢联的数据，2月22日，工业级碳酸锂的均价今年首次跌穿40万元/吨大关至39.5万元/吨，重新回到2022年年初的水平。同时，电池级碳酸锂的价格也在不断下探。 得益于上游原材料成本的不断下降，电芯成本也随之下降。有机构数据显示，2月中旬，磷酸铁锂电芯成本回落至0.53元/KWh，三元电芯成本回落至0.73元/KWh以下。前两年原材料涨价幅度非常不合理。现在价格下探，一方面是由于今年新能源汽车市场增速放缓，市场需求降低；另一方面，以前碳酸锂主要依靠进口，这两年国内锂矿开采加速，供给增加了，供需关系改善后价格自然就下来了。 锂电材料价格全线走低也将进一步改善中下游企业的盈利状况。对于动力电池企业而言，上游原材料价格普遍下跌可使电池成本压力稍获缓解，产品降价也已箭在弦上。天奇股份在互动平台上表示，近期碳酸锂价格持续下跌，带动销售价格下跌，同时也促使贸易商加速出货，拉动采购系数下行，采购成本随之下降。 不过，业内人士普遍认为，碳酸锂价格目前仍未探底。碳酸锂价格回调对产业链中下游环节的发展都是有利的。现在，碳酸锂价格的确太高了，哪怕降一半也依然很高。后续价格肯定还会继续往下走，虽然很难回到涨前的价格，但是回归到一、二十万应该算是比较正常的。 车企迎来盈利修复期 锂电原材料价格的下滑不仅利好电池企业，也将为下游车企带来久违的盈利修复期。据了解，对于新能源车企而言，近几年高企的原材料成本不断挤压其利润空间，如今碳酸锂启动降价，意味着生产成本压力大幅下降，有望实现业绩修复，可谓“久旱逢甘霖”。上游原材料价格持续走低，产业链的利润分配将开始趋于合理，车企的盈利压力也会在一定程度上得到缓解。值得注意的是，上游原材料价格下跌、供需关系的逆转也让市场格局发生微妙变化。此前由于电池供应形势紧张，电池厂拥有强势的话语权，而随着供需情况逆转，电池厂开始主动让利，针对部分车企推出长期合作计划。 亿纬锂能近日就表示，目前，下游客户基本上还处于尚未盈利的状态，作为主要供应商，公司会在战略上给予一定支持，在利润上部分让利下游。另有消息称，宁德时代近期也在向车企主动推行“锂矿返利”计划，通过让利锁定车企的长期订单。虽然宁德时代官方目前仍未对此作出回应，但市场却持续热议。 在业内人士看来，宁德时代作为龙头企业一向拥有强势的话语权，此番主动推行降价除受原材料价格下跌影响外，也是为了占领更多市场份额。新能源车企现在都开始去投资一些二线电池供应商，意在培养一些电池领域的竞争对手，让头部电池企业的话语权降下来，从而回归到以前的商务谈判中的甲方位置。电池企业在这种形势下推出一些让利计划，希望跟车企长期绑定，来维护其市场份额也在情理之中。 降价或成今年主旋律 另有观点指出，锂电原材料价格不断下跌或是新能源汽车大面积降价的先兆。自今年1月特斯拉率先拉开降价潮序幕后，小鹏、零跑、飞凡汽车等品牌均已官宣下调旗下部分车型售价。 在业内人士看来，上述做法并不意味着车企放弃了利润，而是原材料价格变动为车企打开了一部分降价空间。汽车技术不断革新，新技术出现后，过两年同一车型的售价就会降，这是行业的普遍规律。今年年初的降价潮一方面受电池原材料降价影响；另一方面，目前整个新能源汽车的产能是严重过剩的，比如大部分二三线车企每年的销量都小于1万辆，但产能规划都是15万辆、30万辆，所以产能利用率很低。而提高产能利用率、增加销量、增加市场份额最直接的办法就是降价。今年内，电动汽车的成本会有一定的下降。所以，新能源车企降价或许会成为今年的常态。 另有业内人士提醒，碳酸锂价格下跌短期内有助于新能源车企降低生产成本、扩大规模，但长期来看，车企想提高市场竞争力，仍要依靠科技创新。新能源车企今年一方面要把握准市场的需求，以消费者需求作为导向来设计新能源汽车；另一方面，要开发出创新且具备竞争力的产品投放到市场。

虚拟电厂的五力模型分析 五力模型是迈克尔·波特于80年代初提出的一种分析行业竞争环境的工具。它包括以下五种力量： 1、供方：供应商的讨价还价能力2、买方：购买者的讨价还价能力3、潜在竞争者：潜在竞争者进入的能力4、替代品：替代品的替代能力5、产业竞争者：行业内竞争者现在的竞争能力。 我们用这个模型对虚拟电厂行业，以未来3-5年的跨度，进行了初步分析。 首先说明，虚拟电厂并不是一个清晰定义的产品，有广义和狭义之分，狭义的虚拟电厂主要是负荷侧的灵活性资源，可通过辅助服务市场，形成可交易的相关产品，如调频、调峰服务、备用等，这也是虚拟电厂在中国未来3-5年最主流的市场交易模式。 供方 虚拟电厂产品的供方，目前主要是两类，一是工商业储能产品（或项目）为主的投资运营方；二是电力用户中，可以提供灵活调节能力的负荷资源。 需要说明的是，目前分布式光伏并非虚拟电厂的灵活性资源提供者，因为光伏投资方的利益是尽量多发电，所以满发情况下无法上调出力，当然更不愿意减少出力。 在中国目前的电力环境中，绝大多数情况下，新能源不是虚拟电厂结果性产品，而是虚拟电厂存在的原因。 从目前看，虚拟电厂的供方是非常分散的，工商业储能投资方分散，灵活性负荷资源更分散。所以供方的议价能力很弱。 买方 虚拟电厂在中国，目前几乎是唯一买方——电网公司，在任何区域都是独家垄断的。所以买方具有无可争议的绝对定价权。 另外，电网不仅是买方，也是交易组织方、交易规则制定方、甚至是产品提供的竞争者、替代品的提供者，电网自己也在投资虚拟电厂产品，并且在负荷调节方面，也有别的备选技术手段。 这极大的制约了市场化的虚拟电厂发展，甚至在国外也是类似的情况——以电网为中心的虚拟电厂，无法形成足够的市场化机制，导致虚拟电厂很难盈利。 可能吊诡就在于此：电网迫切需要更多的虚拟电厂资源，但是电网自己又按捺不住的下场，最后抑制了多元、开放的服务供给，导致电网的核心利益——安全性保障能力受损。 潜在进入者 虚拟电厂的潜在进入者不会很多，一方面虚拟电厂的技术、管理、产品、运营等方面，存在较高的专业壁垒；另外一方面，由于未来3-5年虚拟电厂的盈利前景并不清晰，对很多投资方和资源方（电力用户）来说，只是一种锦上添花的业务，不值得投入大量初期成本去进行布局。 替代品 虚拟电厂的最大替代品，就是电网作为单一买家，存在较多的备选方案，比如通过投资增加供配电容量、部署网侧储能等，这些投资只受制于输配电成本的博弈和监管。 另外，中国目前的电力行业依然处于半市场、半计划的过渡状态，在外部监管能力和信息公开机制不足的情况下，对于如何定义“紧急情况&不可抗力”，市场交易何时、是否熔断，没有清晰的标准和执行。此前也有交易市场熔断的现象出现。 一旦退出市场模式，那么完全可以通过“有序用电”的计划性手段去控制负荷。 产业竞争者 产业竞争格局方面，目前虚拟电厂的产品服务提供方，主要有三类： 1、电网企业，是目前虚拟电厂供应方的主流，对于3-5%的尖段负荷（也是可调节潜力最大，回报率最高的部分），电网企业一般自己投资解决，有的以“柔性有序用电”的安全成本，有的通过电网旗下公司自己参与。 2、发电企业，不少发电企业通过投资分布式光伏、分布式储能，深入客户负荷端开发可调节资源，并且把虚拟电厂的投资纳入新能源投资预算。 3、其他市场第三方，包括售电公司、储能投资运营商、电力用户、负荷资源开发企业等，目前受制于上述体制机制，以及不对等竞争，导致规模较小且难以持续盈利。 所以从上述分析看， 我们对中国未来3-5年的虚拟电厂前景并不乐观。 虚拟电厂产业的发展，有赖于政策扶持、外部监管、公开披露与公众监督、市场规则与市场建设等多方面共同推进，甚至它本身就是中国电改艰难推进的一个缩影吧。

通信储能锂电池前景广阔 近日，多个省市公布2023年5G基站建设计划，其中，北京、上海、深圳将分别新增5G基站1万个，成都新建5G基站1.5万个，安徽将新增5G基站2.5万个……研究机构EVTank联合伊维经济研究院共同发布的《中国通信基站储能行业发展白皮书（2023年）》指出，2022年，中国通信基站用储能锂离子电池出货量同比增长17.4%，占通信基站用储能电池的比例已经超过60%，替代铅酸电池的趋势越来越明显。业内人士普遍认为，随着通信技术快速迭代，未来通信储能锂电池市场空间将进一步打开。 ●5G基站储能电池需更新换代● 据了解，通信储能主要用于4G、5G等通讯基站的备用电源。工信部的最新数据显示，目前，我国5G基站总量已达到231.2万个，全球占比超过60%。 2022年12月，深圳虚拟电厂管理中心与中国铁塔、中国电信、中国移动、中国联通、华为数字能源等单位签订虚拟电厂建设合作协议，将合力推动深圳5G基站储能系统建设，到2023年全部接入该中心，为保障能源电力系统安全提供快速、灵活的调节能力。 高工锂电指出，过去，通信基站备电储能主要为铅蓄电池，但其对环境存在污染，且体积大、能量密度低，无法满足5G基站等新一代通信技术的应用需求。 EVTank预计，在2030年之前，中国通信基站储能电池的累计市场需求量将达到142.7GWh，累计市场规模将达到840亿元，从储能电池技术路线来看，锂离子电池将占据80%以上的市场份额。 ●价格波动影响较大● 在锂离子电池中，性价比更高的磷酸铁锂电池如今备受通信基站青睐。1月5日，中国移动发布公告称，启动2022-2024年通信用磷酸铁锂电池产品第一批次集中采购，预估采购规模为5.56亿Ah。中国铁塔于2022年7月公示，2022-2023年备电用磷酸铁锂电池集中招标采购规模预估量为4.0GWh，为历年采购规模最大的一次。 不过，2022年，电池原材料价格大幅上涨直接拉高了通信储能电池的成本。仅从2022年中国铁塔采购磷酸铁锂电池的价格来看，磷酸铁锂电池价格自2021年2月起直线上涨，2022年7月15日开标的平均价格，较2021年2月中国铁塔与中国电信备电用磷酸铁锂电池集采平均价格上涨了96%，翻了近一倍。 通信储能电池对上游原材料价格波动较为敏感，由此也导致2022年通信基站储能锂电池市场走弱。高工产业研究院的数据显示，2022年，通信储能电池出货量为9GWh，同比下降25%。 基站用电池对产品性能要求并不像电动汽车所用的动力电池那么高，它相当于备用电源，还会使用一些经过梯次利用的电池。对于企业而言，价格当然是越便宜越好，所以，去年锂电池价格上涨后，通信储能对于锂电池的采购需求也随之减弱。今年采购锂电池作为5G基站电池仍是主流，锂电池替代铅酸电池在5G基站中应用已是大趋势。同时，从2022年年底开始，电池原材料价格在逐渐下滑，目前基站储能锂电池的成本也随之逐渐降低。 ●开拓渠道成关键● EVTank预计，除了传统的铅酸电池，包括钠离子电池和燃料电池等在内的新电池技术也将逐步在通信基站储能中得到应用。 燃料电池性能较好，但还面临技术、成本等问题，还不能在通信储能领域大规模推广；钠离子电池的成本优势则有待进一步挖掘。未来，随着二者成本进一步下降，将非常适宜应用在通信储能领域。 目前，雄韬股份、南都电源、中天科技、海四达等企业纷纷进入通信储能电池领域的竞争赛道。对于未来更多企业入局通信储能领域，相关企业在电池技术升级上不存在太多难题，而开拓渠道则需要一定时间。新入局的企业首先要将渠道打通。目前，做基站储能电池的企业其实好多以前都在铅酸电池领域，此前跟三大通信运营商以及铁塔、中兴、华为等企业的合作关系都已经较为深入。 此外，对于通信产业相关公司进一步延伸至其他储能应用，国信证券的研报指出，随着5G等高功耗应用的发展，磷酸铁锂电池在通信场景中得到一定的普及，从应用上看，企业在高稳定性能力上具有较高的技术积累储备，核心是解决循环次数、充放电的一致性等要求，新场景的应用有助于企业打造新的业绩弹性。

市场机制是虚拟电厂发展之关键 相比概念的火爆、利好政策的频出，虚拟电厂的建设则略显冷清。截至目前，仅河北、上海、山东、浙江、河南、山西等省份开展了试点建设，总容量仅480万千瓦。多数虚拟电厂仅以邀约、投标等方式参与政策性需求响应，盈利来源依赖于政府部门的专项费用补贴。仅冀北、河北、山东虚拟电厂间歇性参与当地调峰辅助服务市场，市场规模相对较小。究其原因，是虚拟电厂的盈利能力存在较大不确定性，而盈利能力的关键之一在于虚拟电厂参与电力市场机制。 虚拟电厂参与市场交易 面临三重难题 “中发9号文”发布以来，我国电力市场化改革深入推进，省间（国家）市场与省内（区、市）/区域市场多层次市场格局初步形成。电力市场交易品种覆盖中长期、现货、辅助服务等多品种。市场主体注册数量大幅增加，市场化交易电量比重大幅提升。 国家发改委印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。”国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，进一步提出“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。”虚拟电厂能否“搭乘”市场的快车，将成为虚拟电厂推广的关键。目前虚拟电厂进入市场并实现盈利还面临以下几个难题： 一是虚拟电厂的市场定位和市场准入标准不明确。在市场定位方面，由于虚拟电厂聚合资源的多元性，通常有发电企业、售电公司、电力用户等多重市场定位，因此，不同的市场定位决定了其参与市场的类型、策略，享受的权利义务完全不同。在市场准入方面，各地针对虚拟电厂准入辅助服务市场的规则仍不完善，虚拟电厂在容量规模、响应时间等方面尚缺乏统一标准。 二是电力市场对各类新兴主体的接纳程度不够。我国目前虽然已开展现货市场试点，基本建立省间+省内的两级市场架构，建立了中长期+现货的电能量市场和辅助服务的市场，但虚拟电厂等新兴市场主体的可参与性仍较为有限，目前虚拟电厂仅可参与调峰辅助服务市场。虚拟电厂具有发电、负荷两种特性，但多数省份的现货市场只是发电侧单边市场，虚拟电厂无法参与或只能以价格接受者参与，无法体现虚拟电厂的灵活调节价值。在参与中长期、容量补偿（市场）方面缺少相关机制。 三是我国辅助服务市场规模小、品种少，难以体现虚拟电厂价值。在市场规模方面，我国辅助服务市场总费用约占全社会总电费的1.5%，但国际普遍占比为3%。部分国家如英国的辅助服务费用占比高达10%以上。在产品类型方面，我国辅助服务市场交易品种以调峰为主，部分区域或省份开展调频和备用辅助服务缺少电压支撑、黑启动、爬坡、调峰容量等辅助服务品种，调频市场未针对响应速度进一步细分。 虚拟电厂参与电力市场 先要完善三个问题 首先，要差异化明确市场准入标准。 虚拟电厂以聚合模式参与中长期、现货、辅助服务等不同品种交易，均要建立相应的市场准入条件，且准入条件应依据技术指标、经济关系和具备的能力设定，不应考虑具体资源的类型。根据响应特性、响应时长、响应速度、响应性能、容量规模等指标和技术特征分类，差异化明确市场准入标准。 在参与中长期市场时，虚拟电厂作为电力产消者，需同时满足各地电力市场运营规则中对发电企业和售电公司的基本准入条件，包括但不限于具备独立法人资格、财务独立核算、信用评价合格、能够独立承担民事责任、注册资金、专业技术人员数量和比例要求等。同时，还需与电网企业签订供用电协议。此外，虚拟电厂需具备智能表计，其所聚合的各类分散可调资源主体需要具备精确的电力曲线记录功能，或虚拟电厂本身关口需具备以上条件；虚拟电厂还需要具备双向通信功能，能够向交易平台提交申报信息、接收交易平台或调度平台下发的市场交易信息和调度指令信息。 在参与现货市场时，虚拟电厂在满足基本准入条件的基础上，还需要满足调节速率要求、分时计量和具备技术支持系统接入条件等具体要求。一般而言，虚拟电厂聚合后的装机总容量/总负荷为所聚合的各类分布式电源的有效容量之和，且一般不低于1兆瓦。虚拟电厂还需具备参与现货市场申报的双向通讯条件，具备相应的技术支持系统。 在参与辅助服务市场时，需要在满足基本准入条件的基础上，根据调频、备用、转动惯量、爬坡等不同辅助服务交易品种在响应速度、调节速率、响应时间、响应时长等方面不同的技术要求，严格确定虚拟电厂需满足的技术条件。一般而言，虚拟电厂聚合各类分布式电源后的有效容量不少于5兆瓦，且灵活调节能力不低于1兆瓦，响应速度不低于15分钟，响应持续时长不低于1小时。 其次，要分市场类型明确参与路径。 在中长期市场中，近期，虚拟电厂可视市场建设情况选择是否参与中长期市场。一方面，虚拟电厂的特点决定了其主要以参与调节性市场盈利，另一方面，虚拟电厂参与中长期市场相关规则还不完善。中远期，虚拟电厂为统一的市场以双边协商、集中交易等方式参与各类中长期交易品种。在中长期交易中需按照国家政策要求和中长期市场规则，明确交易价格、交易曲线、统一结算点、偏差处理等基本信息。 在现货市场中，近期，虚拟电厂可视市场建设情况选择是否参与现货市场。原因是虚拟电厂兼具发电商、电力用户双重属性。用户侧参与现货市场机制不健全。而中远期，随着用户侧参与现货市场机制的逐步完善，虚拟电厂可参与包括日前、日内、实时等各时间尺度的电力现货市场集中竞价。虚拟电厂作为统一市场主体按照现货市场规则和配套细则，承担偏差结算责任和相关市场运营费用的分摊。 在辅助服务市场中，近期，虚拟电厂在满足辅助服务市场技术准入要求的前提下，可参与对应品种的辅助服务市场交易，主要以调峰、调频备用辅助服务为主。中远期，随着虚拟电厂灵活调节能力的提升，可进一步拓展和创新虚拟电厂参与辅助服务的交易品种，包括转动惯量、爬坡等辅助服务新品种。 在容量市场中，近期，由于电力市场机制尚不健全，容量补偿以固定价格的补偿机制为主。虚拟电厂按照能源主管部门核定的有效容量（可为正或负）分摊或分享容量费用。远期，随着容量市场机制的建立健全，虚拟电厂可基于核定的有效容量参与容量市场竞拍。 再次，要持续完善辅助服务市场。 一方面，要创新辅助服务品种，充分体现调节性资源价值。积极探索引入爬坡类产品、系统惯性、快速调频等新型辅助服务交易品种，满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，充分体现调节性资源的价值。 另一方面，要扩大辅助服务市场主体参与范围，降低新兴市场主体参与门槛。为进一步挖掘电力系统灵活调节能力，应进一步降低和明确各类辅助服务的技术门槛，将新兴市场主体纳入参与范围，为新兴市场主体广泛参与辅助服务市场奠定坚实基础。 同时，要因地制宜推动辅助服务市场建设并加强与现货市场的统筹衔接。随着我国电力现货市场的建设，因地制宜设计辅助服务市场机制，并通过单独出清或联合出清的方式实现与电力现货市场的衔接，可有效激发灵活性调节资源参与辅助服务市场的意愿。 虚拟电厂参与电力市场不仅是完善我国电力市场体系的重要途径，也是虚拟电厂未来发展的关键。推动虚拟电厂参与市场需在市场定位、准入、参与市场类型等方面予以明确，结合虚拟电厂的聚合特性优化完善各类细分市场的交易机制并推动虚拟电厂以灵活方式参与各类市场化交易，充分激发虚拟电厂的自身活力创新商业模式，促进虚拟电厂的广泛运用和实践。

2023年两会中的储能：建立储能价格机制 加强储能技术创新 今年两会期间，多位代表、委员热议储能产业高质量发展，就建立储能价格机制、加强储能技术创新、提高储能系统安全性 、储能配套设备保障给出建议和方案。 全国人大代表、美的集团副总裁兼首席财务官钟铮： 要建立新型储能共享传统抽水蓄能容量电费机制及探索储能辅助服务盈利模式、建立储能碳积分制度，出台金融支持和财税减免政策，激励新型储能技术创新，解决共性技术难题，而且要统筹锂资源开发，稳定市场价格。 全国政协常委、正泰集团董事长南存辉： 建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制，鼓励储能直接参与市场交易，通过市场机制实现盈利，激发市场活力。 全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤： 从核定新建光伏电站保障性收购价格、进一步加快推进绿电交易市场两方面入手，尽快完善光伏发电价格形成机制。与此同时，发电侧储能应将储能成本纳入光伏电站保障性收购价格的成本核算中，电网侧储能应参照成本加合理收益的办法核定调峰、调频服务价格和利用率，以此尽快建立光伏电站储能系统价格机制，缓解因储能系统成本疏导机制缺位而导致电站投资回报率急剧下降的问题。 全国政协委员、中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪： 建设“共享储能”，通过电网系统统一调度，实现储能在不同新能源场站间共享使用，所得收益按参建企业投资比例分配，并整合产学研用资源，加快突破高能量密度、高安全、低成本和长周期存储等关键技术。 全国政协委员、哈电集团党委书记、董事长曹志安： 立项开展关键技术开发与标准制定，国家层面充分利用抽水蓄能发展的良好时机，建立重大科技项目与标准化工作联动机制，增强国际标准话语权，加快主导制定或完善水电行业国际标准以及国内标准国际化，大力推进中外标准互认。 全国政协委员、中国工程院院士潘复生： 加大对颠覆性前沿性新一代储能材料与装备技术的开发投入，特别是要高度重视具有战略意义的镁储能材料的开发应用。潘复生表示，要着重解决传统储能存在的瓶颈问题，发展安全性高、成本低、环境友好的新型储能材料与装备，重点应发展固态氢储运、新材料管道运输等新一代储运氢技术、镁电池、钠电池、固态锂电池等新一代电池材料及系统。 05 提高储能系统安全性 全国人大代表、国家电网东北分部党委书记、副主任石玉东： 加快制定和完善电化学储能电站消防相关标准，及时总结现有储能电站并网运行经验，针对暴露出的问题进行标准化体系建设，健全储能电站并网及运行安全检测管理相关规定，从本体、设计、运行等方面全链条提升储能电站安全性。 全国人大代表、乐山太阳能研究院院长姜希猛： 尽快出台储能电站建设运维安全指引标准，完善电化学储能电池系统热失控发生前预警、事故时保护机制、事故后防扩散技术要求，指导国内储能电站安全体系建立，降低储能电站失火风险，为储能安全、有序、高质量发展打好基础。 全国人大代表、天能控股集团董事长张天任： 应加快制定出台新型储能系统安全规范。储能安全是系统工程，建议有关部门关注储能系统全生命周期风险分析，推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的技术标准规范。 06 储能配套设备保障 全国人大代表、广汽集团董事长曾庆洪： 政府的资金补助应该向核心技术领域及优秀的零部件企业转移，如电池企业、电机控制领域、充电设施等领域。同时应大力开展车联网、无人驾驶技术创新，允许纯电汽车、氢燃料汽车等同步发展、全面开花，同步推动出行领域商业模式创新，鼓励跨行业跨产业合作；引入社会资本，加大投资力度。 全国人大代表、中创新航科技集团股份有限公司党委书记、董事长刘静瑜： 对锂电池产业实行“全行业一盘棋”的引导与管理。建议对电池回收体系进行顶层策划，由动力电池企业牵头，从产品设计源头制定电池回收路线，建立高效电池回收体系；推进动力电池绿色技术创新及推广应用，加快电池产品绿色低碳转型。 全国政协委员，农工党四川省委会副主委、攀枝花市副市长李明： 建议应参照四川绵阳科技城管理体制，提升攀西国家战略资源创新开发试验区管理能级，在国家层面成立由国务院分管领导任组长的领导小组，统筹钒钛战略资源顶层设计，凝聚国内外力量，分解任务联合攻关，实现钒钛资源深度开发破题，在国家层面推动建立钒钛资源综合利用技术创新、技术奖励、应用技术推广统筹机制。采用部省联动方式在“先进结构与复合材料”“战略性矿产资源开发利用”重点专项加大钒钛“卡脖子”技术攻关支持力度。

两会期间，多位代表、委员热议储能产业高质量发展，就完善储能配置政策给出建议和方案。 全国政协委员、金风科技董事长武钢: 应调整储能配置政策，引导储能合理布局。建议地方能源主管部门应优化储能配置方式，由电网提出科学的配置方案，从5%开始逐步扩大比例，根据实际运营效果实践，逐步提升容量，根据区域需求提出储能配置要求，引导储能合理布局和有序发展，促进新能源与储能和谐发展。 全国人大代表、晶科能源CEO陈康平： 相关部门应积极指导各地开展地方性的储能需求研究，进行容量配置和功率配置分析、经济性分析等，因地制宜确定新型储能的合理配置规模和时间节点。同时，根据电力系统调节能力，按年度发布储能容量需求信息，为储能项目建设提供更好的指引。 全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元： 应在工业领域优先保障硅能源生产企业用电需求。在保障民生用电的基础上，明确不将硅能源企业纳入有序用电范围，支持硅能源产业最大程度发挥产能，有效保障光伏产业链、供应链稳定安全，支撑光伏产业稳健快速发展。 全国人大代表、吉利控股集团董事长李书福： 加速推动换电模式标准化、通用化。建议加快明确换电站建设、高低压箱变、土地及建设审批的相关规定，将其纳入国家市场管理规范体系内。建议政府开放公共停车场的资源准入与支持，有效合理优化土地资源配置；优化换电项目高压新装（增容）审批流程，落实压缩报装时限要求，放开一址多户，加快建设周期。 全国政协委员，九三学社江西省委会副主委、萍乡学院副院长吴代赦： 做好储能、电网接入工程等基础设施建设 实现同步投产。建议要立足电力保供和促进能源转型，持续优化江西省能源结构，促进源网荷储协调发展。加快推进江西电网与省外大电网的连接通道建设，进一步加大清洁电力引入力度，持续提升跨省跨区的能源互济能力；要科学布局省内新能源发展，做好储能、电网接入工程等基础设施建设，实现同步规划、同步建设、同步投产，确保新能源高水平消纳。

05 提高储能系统安全性 全国人大代表、国家电网东北分部党委书记、副主任石玉东： 加快制定和完善电化学储能电站消防相关标准，及时总结现有储能电站并网运行经验，针对暴露出的问题进行标准化体系建设，健全储能电站并网及运行安全检测管理相关规定，从本体、设计、运行等方面全链条提升储能电站安全性。 全国人大代表、乐山太阳能研究院院长姜希猛： 尽快出台储能电站建设运维安全指引标准，完善电化学储能电池系统热失控发生前预警、事故时保护机制、事故后防扩散技术要求，指导国内储能电站安全体系建立，降低储能电站失火风险，为储能安全、有序、高质量发展打好基础。 全国人大代表、天能控股集团董事长张天任： 应加快制定出台新型储能系统安全规范。储能安全是系统工程，建议有关部门关注储能系统全生命周期风险分析，推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的技术标准规范。 06 储能配套设备保障 全国人大代表、广汽集团董事长曾庆洪： 政府的资金补助应该向核心技术领域及优秀的零部件企业转移，如电池企业、电机控制领域、充电设施等领域。同时应大力开展车联网、无人驾驶技术创新，允许纯电汽车、氢燃料汽车等同步发展、全面开花，同步推动出行领域商业模式创新，鼓励跨行业跨产业合作；引入社会资本，加大投资力度。 全国人大代表、中创新航科技集团股份有限公司党委书记、董事长刘静瑜： 对锂电池产业实行“全行业一盘棋”的引导与管理。建议对电池回收体系进行顶层策划，由动力电池企业牵头，从产品设计源头制定电池回收路线，建立高效电池回收体系；推进动力电池绿色技术创新及推广应用，加快电池产品绿色低碳转型。 全国政协委员，农工党四川省委会副主委、攀枝花市副市长李明： 建议应参照四川绵阳科技城管理体制，提升攀西国家战略资源创新开发试验区管理能级，在国家层面成立由国务院分管领导任组长的领导小组，统筹钒钛战略资源顶层设计，凝聚国内外力量，分解任务联合攻关，实现钒钛资源深度开发破题，在国家层面推动建立钒钛资源综合利用技术创新、技术奖励、应用技术推广统筹机制。采用部省联动方式在“先进结构与复合材料”“战略性矿产资源开发利用”重点专项加大钒钛“卡脖子”技术攻关支持力度。

近期，各省交易中心的售电平台，陆续推出了零售套餐，有些省份还开通了手机端的套餐选定通道。售电市场的零售端壁垒，似乎越来越低了。 然而，市场上从来不缺乏反对的声音。有人说：“用户连电费单子都看不明白，开了套餐有什么用呢？会选吗？”听起来，似乎也有道理。 对于用户来说，电力长期以来，延续的是政府定价下的计划经济模式，加之看不见电力的实体，惯性思维下，都不认为是可以作为商品的东西。2015年的售电侧改革，也是在政府定价的基础上降价形成的一种强管制和强垄断的市场。初期市场，还是要用电量达到电量规模后，才能进入这个有限开放的市场。对于普罗大众来说，电力的商品属性，确实还很难理解。不仅是社会上的普罗大众对电力可以作为商品有疑问。发电厂和电网公司的从业人员，把营销人员刨除后，99.9%的人，都没有讲清电力商品是啥的能力。帮助用户解读电费单子，还属于营销人员的一项重要的混饭吃的技能。零售套餐，在目前的认知度下，或许主要作用，还是普及电力商品知识的作用大一些。 大咖讲解电力现货时，很喜欢用蔬菜、水果来比喻。拾人牙慧一下，这次用大米和面粉来类比一下电力套餐。 打开手机上的淘宝、天猫、京东等N种app，搜索一下大米和面粉选项，基本上都是几十种以上了。价格、产地、重量、适用性也是千差万别。不用出门，就能选到让自己吃饱的饭。咱们回头看一下米、面的供应历史。中国从解放后，整顿了经济后，粮食就进入了一个长达三十年的统购统销阶段。粮票成了时代的印记。政府组建的粮食局，从农民收走交的公粮，供给城市居民吃。在强力组织，中国人不再饿肚子了，但吃饱甚至吃好，还是奢望。很长时间，地方粮食局长位置的含权量，非常高，原因是不言而喻的。家里人口多的，粮票不够想吃饱，只能偷偷摸摸地买农民从牙缝里省出来的偷着卖的口粮，倒卖粮食一度是重罪，但为了生存，有的时候，也顾不了许多。随着小岗村的一声惊雷，粮食生产侧，转入了新的阶段。农民种粮的积极性得到了提高。1979-1998 年，中国平均每年增产约 104 亿公斤，比前 29 年的平均增产数高58%。经过几代人的努力，我国用占不足世界 10% 的耕地养活了占世界 20% 的人口，取得举世瞩目的伟大成就。生产能力提升后，带来的就是销售端的变化。城市里逐步开放了议价粮，老百姓们开始吃得更好了。1994年，运行了44年的粮票退出了历史舞台，米和面也彻底成了商品。随着中国粮食领域的批发市场形成，零售市场建设，各类粮食商品期货种类的完善，粮食是商品这件事情，才逐步形成。借助电子商务平台和移动应用程序的发展，我们已经可以在手机上买粮食这一生活必需品了。 回顾粮食市场化的过程，看看电力的发展史，也有很多相通的地方。在党的坚强领导下，电力工业从近零基础，做到了世界最大的电网、最坚强的电网。从学习引进技术，到输出了中国的电力标准，成绩是巨大的。从1981年起，中国的电力市场化在生产端，以集资办电的形式已经悄然起步。历经厂网分开、售电侧开放和电力现货市场、辅助服务市场的建设，售电侧的淘宝化的前景，已经可以看到了。 未来虽然很美好，但通往美好未来的路，往往是坎坷的。要实行淘宝化售电，还需要做哪些事情呢？ 一、加强信息披露。批发市场和零售市场之间的信息披露可以帮助生产企业更好地了解市场需求和销售情况，及时调整产品和价格，提高市场竞争力。 二、建立运行有序的期货市场。没有郑州粮食期货交易，大型食品企业的建立和成长，必然受到羁绊。零售商可以通过购买期货合约，锁定商品价、格，以避免价格波动对其零售业务造成影响。当现货价格高于期货价格时，批发商可以通过卖出期货合约，买入现货商品，获得差价利润。反之，当现货价格低于期货价格时，批发商可以通过买入期货合约，卖出现货商品，获得差价利润。利用期货市场的价格信号，可以通过观察期货市场的价格走势，预测未来现货市场价格的变化趋势，从而制定更加合理的采购和销售策略。 三、建立售后服务体系。目前售电是仅有售前服务，没有售后的服务。胜出者会结合大数据分析、人工智能、物联网等技术，畅通用户与批发商的沟通渠道，以提高销售效率和客户满意度。 四、建立品牌。与粮食一样，售电的商品同质化极强，先知先觉的零售商，会根据市场需求和竞争状况，制定差异化的营销策略，如品牌营销、促销活动、联合营销等，快速响应客户投诉、提供质量保证和售后服务，以提高销售量和市场份额。 随着售电淘宝化的市场建立，或许将来，民用电力也将进入市场化的阶段。也许售电的平台，也会从免费的淘宝变成收费的天猫，但这也让用户有了更好的体验和保障。当然，即使到了那个时代，电作为特殊的商品，挑选套餐也是一个技术活，或许也会出现淘宝“买手”，帮助小户们，买到性价比最高的用电套餐。 畅想未来，很美，但脚下的路，还要一步步地走。

随着“双碳”目标的提出，多家电力能源集团明确了碳达峰、碳中和时间表，与此同时也开启了大刀阔斧的转型步伐，大力发展可再生能源成为必然趋势。而今，在各大能源集团碳中和目标实现之前，首家央企总部“碳中和”大楼已经揭牌。 3月6日，中国海油总部“碳中和”大楼揭牌仪式在京举行。中国海油总部“碳中和”大楼成为经北京绿色交易所认证的首家央企总部“碳中和”大楼。预计到2025年，中国海油总部大楼单位面积电耗低于国家平均水平20%，办公楼单位面积耗电低于80千瓦时每平米。 其实除了中国海油，还有多家能源集团总部实现了100%绿电办公，或者获得碳中和证书， 三峡集团总部实现100%绿电办公 12月17日，三峡集团通过购买绿证方式，实现总部办公用电100%绿色化，绿色电力消费工作取得阶段性成果。 下一步，三峡集团将进一步扩大绿色电力消费范围，在总部办公用电全部绿色化的基础上，进一步实现各所属子企业办公用电100%绿色化，充分发挥中央企业在能源消费绿色低碳转型方面的引领作用，助力倡导全社会增强绿色电力消费意识，为落实国家“双碳”战略贡献三峡力量。 国家电投总部大楼实现全年100%绿色用电 2022年，国家电投总部大楼通过“自发自用绿电+认购非补贴光伏项目绿证”的方式，实现了全年用电100%绿色化，为促进绿色电力消费发挥了能源央企示范带头作用。 100%绿色电力消费，是国家电投总部大楼“清洁、低碳、智慧”楼宇建设的重要内容。国家电投总部大楼每年自发自用绿色电力30万千瓦时，智慧系统每年节电60万千瓦时，其余网购电量通过购买非补贴新能源项目绿证实现绿色用电，全年相当于减少二氧化碳排放4806吨，节省标煤1720吨。 下一步，国家电投将充分发挥中央企业在能源绿色低碳转型方面的引领作用，加快推进绿色电力消费工作，进一步扩大绿色电力消费比例和范围，引导全社会提高绿色电力消费意识，促进能源消费绿色低碳转型，为落实国家“双碳”战略贡献力量。 100%使用绿电 苏州首个零碳总部基地落地协鑫 近日，协鑫集团全球总部——坐落于苏州工业园区的协鑫能源中心，获得了由深圳华测国际认证有限公司颁发的《碳中和证书》。作为全球领先的新能源企业，协鑫集团从能源供给侧、消费侧双向发力，既做清洁能源的供应者，又做绿色电力消费的践行者，成为苏州市首个获权威认证的零碳企业总部，为促进全社会提高绿色电力消费意识，引导能源消费绿色低碳转型，助力“双碳”目标实现发挥了积极作用。

2023年两会在即！氢能提案有哪些？ 近日，北京亿华通科技股份有限公司董事长张国强当选第十四届全国人大代表。在中央、地方力推氢能发展的当下，氢能行业诞生首位全国人大代表，行业人士认为，这或是氢能行业迎来爆发式增长的一个信号。在全国两会前夕，氢能相关提案又有哪些呢？ 01 近日，全国政协委员、农工党青海省委会主委王昆在全国两会前夕表示，青藏高原绿色低碳交通运输体系建设亟待加大支持力度，建议推进氢能源列车、氢能源汽车、电动汽车在青藏高原的应用。 王昆希望国家尽快规划和建设青藏高原绿色低碳“天路”，大力发展氢能源，推进氢能源列车、氢能源汽车、电动汽车在青藏高原的应用，助力打造全国乃至国际生态文明高地。 王昆建议，推进中国氢能源列车落地青藏高原，“可以借鉴已投入使用的氢能源列车先进技术和成功经验，完善国产氢能机车代替目前内燃机车，推进中国氢能机车应用范围。” 同时，王昆认为，依托青海和西藏风、光、水电、油气等资源禀赋，大力发展绿氢、灰氢经济，发挥氢能源在国家能源转型中的重要作用，在青藏铁路西宁、德令哈、格尔木、五道梁、安多、那曲、当雄、拉萨等沿线，规划建造5至10个制氢、储氢、加氢基地，“一方面为青藏铁路供氢，另一方面服务城市氢能需求。” 王昆建议，推动青藏公路交通工具绿色转型，可以大力发展氢能源汽车与电动汽车，“首先应该着力打造‘新能源+氢+氢能源汽车’等全产业链，加快推进青藏公路服务区综合赋能改造和青藏公路数字化建设。”要以建设绿色低碳“天路”为契机，整体推动青藏高原氢能源产业发展，如辐射和带动“天路”沿线主要城镇氢能源市域列车、氢能源巴士的推广应用，推动青藏高原地区氢能源产业高质量发展，培育新的经济增长点。 王昆认为，筹建青藏高原地区多能互补绿色储能国家重点实验室等新型研究机构与技术平台，将有助于青藏高原交通运输工具绿色转型与新能源产业高地融合发展。 02 新当选第十四届全国人大代表的中国民间商会副会长、海马集团董事长景柱提交了关于在海南大力发展氢燃料电池乘用车的议案。 在景柱看来，海南四面环海，已建成岛内完整的封闭交通体系，这为全岛布局自成一体的新能源网络提供了难得的先天良机。同时，海南具备全国最大的海域面积和国内Ⅲ类光照条件，发展海上风电和光伏发电潜力巨大，是实现“双碳目标”的重要路径。但由于风光发电的不稳定性，对海南原有的能源消纳体系带来了极大挑战。 相对风光发电的不稳定性，景柱认为氢能能量密度高，应用场景广泛，适合作为可再生能源发电的储能介质。用海上风电和光伏发电制氢储氢，既能解决风光电的消纳问题，又能落实中央经济工作要求，带动海南自贸港新能源汽车产业发展，在上中下三游打造出海南自贸港独家拥有、别地无法复制的千亿级“零碳汽车生态体”。 为此，景柱建议从三方面在海南大力发展氢燃料电池乘用车。一是建议将海南纳入燃料电池汽车示范城市群。“海南既具岛屿特点，又是国际旅游消费中心，具有推广氢燃料电池乘用车的地理优势和目标人群，十分适合纳入燃料电池汽车示范城市群开展推广。”景柱认为。 其次是在海南加大政策和资金支持，鼓励本土企业积极参与氢燃料电池乘用车全产业链的研发和生产。由于氢燃料电池乘用车研发、制造及应用推广前期投入巨大，景柱建议从研发端、制造端、上游氢能供给端以及下游应用端政府提供相应财政补贴。如在研发端，对企业投入氢燃料电池乘用车的研发费用，按一定比例进行补贴；对上游氢能供给端的环岛加氢站建设投资按照加氢能力标准给予相应补贴，加氢站对外销售氢气给予价格补贴等。 第三则是建议由政府统筹，整合社会资源，在海南东、西、南、北、中率先建成五个大型“绿色能源中心”，集谷电绿电充电换电、谷电绿电制氢加氢、谷电绿电储能储氢削峰填谷等多功能于一体，每座“绿色能源中心”占地约200亩，可满足1万台新能源汽车需求，以环岛旅游公路驿站为依托，在产业链上下游打造新能源汽车产业新业态。 03 全国人大代表，天能控股集团董事长张天任围绕能源革命，计划提交5件建议，内容涉及：新型锂离子电池、储能和氢能产业的高质量发展、新能源技术联合攻关，以及“链主”企业的培育。 在氢能领域，张天任表示，氢能被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源。在氢能及氢燃料电池产业高质量发展过程中，存在着氢能市场分割严重，科研人才紧缺，燃料电池成本较高，燃电车辆使用费高，加氢站有潜在风险等问题。 “只有全面扩大氢燃料电池的示范应用范围，丰富应用场景，完善基础设施及法规政策，形成规模优势，才能有效降低氢燃料电池整体成本，提高技术水平，培育专业人才，推动全产业链成长。”对此，张天任具体建议包括：落实氢能产业发展规划，鼓励地方出台应用补贴，出台强有力的氢气补贴，建立人才培训和评价机制，建立加氢站安全运行管理体系，以及规范涉氢应急防范和处置流程。

宁夏：推行分布式发电“隔墙售电”模式，加快构建现货交易市场 3月2日宁夏自治区发展改革委印发《宁夏回族自治区能源领域碳达峰实施方案》的通知。方案指出： 强化能源市场机制 深化电力市场化改革，加快培育储能、可调节负荷、综合能源服务商等配售电环节新兴独立主体，统筹衔接各交易市场，创新有利于新能源消纳的交易品种和规则。深入推进电力辅助服务市场建设，整合源网荷储资源，激励火电、储能、可调节负荷等各类灵活性资源主动提供辅助服务，研究辅助服务费用向用户侧疏导机制，形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展模式。完善优化电力中长期交易市场，加快构建现货交易市场，丰富市场交易品种，完善电力调度交易机制，推进新能源直接参与电力交易，扩大新能源市场化交易规模。积极推动分布式发电市场化交易，推行分布式发电“隔墙售电”模式。推进绿色电力交易试点工作，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。完善新能源保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，推进以市场化竞争方式配置资源。鼓励社会资本投资新能源、储能及增量配电网项目，支持电网企业和社会资本联合投资运营新能源输电项目。研究制定全区用能权有偿使用和交易实施方案，通过开展用能权有偿使用和交易试点， 逐步完善用能权制度体系，并做好与能耗双控制度、碳排放权交易的衔接。 从更有利于节能减排的角度深化电价改革，全面放开竞争性环节电价。完善绿色电价政策， 建立健全适应我区新能源大规模发展的电价机制。合理加大辅助服务补偿价格，建立新型储能价格机制，完善支持分布式发电市场化交易价格政策，强化煤电价格市场化形成机制，增强输配电价机制灵活性。落实差别化电价、峰谷电价、居民阶梯电价和环保行业用电支持政策，取消高耗能企业市场交易电价浮动范围限制，严禁对高耗能、 高排放、 资源型行业实施电价优惠。引导科学合理用电。依法依规出台相关税费减免措施，落实固定资产加速折旧、企业研发费用加计扣除等税收优惠政策，实施对节能环保、资源综合利用以及合同能源管理等产业企业所得税、增值税优惠，做好资源税、环境保护税征收，通过差别化税制设计，推进企业自主开展清洁低碳生产改造、减少污染物排放。