江苏太仓：新建居民小区100%建设充电基础设施或预留安装条件 3月23日，江苏省太仓市城市管理局发布关于征求《太仓市新能源汽车公共充电设施建设和管理意见（征求意见稿）》意见的公告，提出28条管理意见。 其中提到，新建公共停车场建设公共充电设施或预留建设安装条件的车位比例不低于10%，快充车位应占总公共充电车位的50%以上。鼓励具备建设公共充电设施条件的既有公共停车场加快充电设施建设，其中快充车位应占总公共充电车位的50%以上。 新建居民住宅小区配建的公共停车位应100%建设公共充电设施或预留建设安装条件。 太仓市新能源汽车公共充电设施建设和管理意见 第二条（适用范围） 本意见适用于全市公共停车场、居民住宅小区、充电站的公共充电设施的建设和管理。 第三条（名词解释） 本意见所指的公共停车场是指向社会开放，为不特定对象提供停车服务的机动车停车场（含共享停车场）。 本意见所指的充电运营企业是指在公共停车场、居民住宅小区、充电站提供新能源汽车公共充电服务的经营主体。 第四条（基本原则） 公共充电设施建设坚持“适度超前、布局合理，安全可靠、智能高效”的原则，逐步构建覆盖全市的充电服务网络，保障全市充电服务水平高质量发展。 公共停车场、充电站的公共充电设施功率配置坚持“快充为主、慢充为辅”的原则。居民住宅小区的公共充电设施功率配置坚持“慢充为主、快充为辅”的原则。 第五条（部门职责） 太仓市城市管理委员会统筹协调公共充电设施的建设和管理，优化服务与监管。 市工业和信息化部门按照“双随机、一公开”形式，不定期组织抽查，对检查中发现存在重大安全隐患的公共充电设施，责令加以整改；负责市新能源汽车统一监管平台建设，强化线上线下监管等工作。 市城市管理部门指导市新能源汽车充电设施统一运营平台与市智慧停车管理平台数据互通，指导各镇（区、街道）加强对公共充电车位的管理。 市消防救援部门依法对公共充电设施进行消防安全管理，并实施日常消防监督检查。 市电力部门按照建设技术规范，做好公共充电设施报装接电工作。 镇（区、街道）落实公共充电设施安全生产属地管理责任，完善安全生产和日常管理责任体系；挖掘居民住宅小区内部公共停车资源增建公共充电设施。 市相关部门依照各自职责开展相关工作。 第二章 建设要求 第六条（新建停车场配建要求） 新建公共停车场建设公共充电设施或预留建设安装条件的车位比例不低于10%， 快充车位应占总公共充电车位的50%以上。 第七条（既有停车场配建要求） 鼓励具备建设公共充电设施条件的既有公共停车场加快充电设施建设，其中快充车位应占总公共充电车位的50%以上。 第八条（新建小区配建要求） 新建居民住宅小区配建的公共停车位应100%建设公共充电设施或预留建设安装条件。 第九条（老旧小区配建要求） 鼓励在城市更新建设中，对具备增设公共充电设施条件的居民住宅小区，统筹建设公共充电设施。 对不具备增设公共充电设施条件的居民住宅小区，在符合规划的前提下，鼓励在周边道路两侧、桥下空间和零散地块等建设公共充电设施。 第十条（住宅区设施建设程序） 镇（区、街道）根据居民住宅小区内新能源汽车保有量、场地空间条件和停车位数量等实际情况，拟定公共充电设施的配建工作计划。 对具备增设公共充电设施条件的居民住宅小区，公共充电设施建设施工方案要依法取得业主同意，并由充电运营企业统一建设、统一运营。 第十一条（功率折算） 公共充电设施功率应当不低于7kW, 快充充电设施功率应当不低于30kW。 第十二条（建设选址） 公共充电设施鼓励首选在地面停车位集中建设。无地面停车位或停车位不足的，鼓励首选在地下车库具有停车功能的第一层集中建设。 第十三条（消防管理） 公共充电设施的施工建设应当符合工程建设规范要求，并满足消防管理要求。 第十四条（施工资质） 公共充电设施施工应当由具备电力设施承装（修）或机电安装工程施工资质的施工单位承担。 第十五条（施工保障） 在居民住宅小区等地安装公共充电设施的，物业服务企业应当支持和配合开展现场勘查、用电安装、施工建设等工作，不得阻挠公共充电设施合法建设需求。 第三章 日常管理 第十六条（日常管理） 充电运营企业应加强对公共充电设施的日常管理，维持充电设施工作状态良好。充电设施发生故障的，应当及时修复。 第十七条（安全管理） 充电运营企业应严格落实安全生产主体责任，建立安全管理体系和应急管理制度，妥善处理各类安全事故。 第十八条（秩序维护） 充电运营企业要完善公共充电设施运维体系，通过智能化和数字化手段，提升设施可用率和故障处理能力。鼓励充电运营企业创新技术与管理措施，引导燃油汽车与新能源汽车分区停放，维护良好充电秩序。 第十九条（服务费） 新能源汽车充电按照“即满即走”的原则，驾驶人在收到“满电通知”后应当及时驶离公共充电车位。对拒不驶离的，充电运营企业可以适当收取占用设施的服务费。服务费收取应当明码标价并符合价格主管部门的规定。 第二十条（信息公示） 充电运营企业应当在公共充电车位周边的醒目位置公示公共充电设施相关信息及收费标准。 第四章 数据互联 第二十一条（数据接入） 鼓励经营性公共充电设施建设项目接入市新能源汽车充电设施统一运营平台，并保证数据的准确性和完整性，实现智能诱导和在线查询功能。 第二十二条（数据对接） 市新能源汽车充电设施统一运营平台应与市智慧停车管理平台实现数据对接，数据统一推送至全国通用的地图导航平台。 第二十三条（预约充电） 鼓励充电运营企业利用智能化和数字化手段，实现预约充电功能。 第二十四条（设施共享） 全市建有充电设施的行政单位、国有企业办公地点的配建停车场，鼓励全部对市民开放共享停车，提高充电设施可用率。 第五章 附则 第二十五条（违规责任） 驾驶人应当自觉遵守公共充电设施的管理要求，如有违法行为的，由相关部门依法追究责任。 第二十六条（其他管理） 公共充电设施的运营管理，参照《江苏省新能源汽车充（换）电设施建设运营管理办法》（苏工信规〔2022〕2号）执行。居民自用新能源汽车充电设施的建设管理，参照《苏州市居民住宅小区电动汽车自用充电基础设施建设管理指导意见（试行）》（苏新汽工办〔2022〕1号）执行。

我国电力市场建设取得阶段性成果 自2015年中发9号文及其配套文件提出建立电力现货市场的必要性以来，2017年《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》（发改办能源〔2017〕1453号）正式启动电力现货市场建设，2019年《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》（发改办能源规〔2019〕828号）聚焦重点和共性问题，有针对性地完善电力现货市场，2022年《加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）指出进一步深化电力体制改革、加快建设全国统一电力市场体系。我国电力市场历经8年的实践和多个阶段的完善，已初步建立了“统一开放、竞争有序”的电力市场体系，搭建了电力资源在全国范围内自由流动和优化配置的市场平台，努力激发市场活力、提高市场效率、释放市场红利。 目前我国电力市场建设已形成了覆盖省间、省内，包括中长期、现货、辅助服务的全周期全品种电力市场体系，各项市场要素已经初步具备。省间、省内中长期交易机制已全部建立并常态化运行。全国范围内以省为实体的电力现货市场建设进度取得巨大突破，进入落地加速期。第一批8个现货试点中6个已开展长周期结算试运行，江苏、安徽等6个第二批现货试点地区已分别开展结算试运行或模拟试运行，陕西、江西等14个非试点地区已完成建设方案编制，正在加紧修改完善规则并同步建设开发技术支持系统。省间电力现货市场已启动结算试运行，南方区域市场已开展模拟试运行。八年时间，完成了电力市场从“无”到“有”的重要一步，可以说我国电力市场化改革已完成阶段性任务。随着电力市场建设推进速度加快，市场参与主体将更加多元，对规避市场价格波动风险的需求将比以往更加迫切。 为什么需要电力期货市场？ 期货，顾名思义是与现货相对应的，通常指期货合约。期货合约的标的物即为期货品种，期货品种既可以是实物期货，也可以是金融产品。电力期货市场，是指以特定的价格进行买卖，在将来某一特定时间开始交割并在特定时间段内交割完毕，以电力期货合约形式进行交易的电力商品。既然是电力商品，那么就具有电力商品的特殊属性，比如不能大规模存储，所以目前基于实物交割的电力期货数量很少，大部分都是基于金融交割的电力期货交易。 中发9号文中已明确“待条件成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段”。可以看到，在本轮改革推动之初，就已将电力期货交易设计作为完善市场体系中重要的一环。目前我国是全球最大的电力生产和消费国，推出电力期货有利于推进我国电力交易市场体系建设，促进现有电力行业的交易更加透明和规范，引导电力行业长期投资和提供中远期电价信号，符合我国电力行业市场化改革发展的趋势。同时，也有助于完善我国期货市场的能源品种体系，提高我国能源期货市场在全球的国际影响力。 随着我国电力市场的放开，电力市场的价格波动风险将逐渐加剧，这也使电力期货比其他商品期货的规避风险功能更加凸显。虽然我国大部分地区已开展了中长期交易，从功能上与期货市场一样都具备套期保值和价格发现作用，但并不能替代期货市场发挥作用。比如，期货市场交易以对冲风险为目的，通过金融方式结算盈亏，不以物理交割为目的，合约的流动性大大增强。而且期货市场存在中央对手方且有保证金制度，信用风险较低。从国际能源期货市场的交易情况看，电力期货交易量是仅次于石油和天然气的第三大能源交易品种。由此可见开展电力期货交易是我国电力行业改革发展的必然趋势。 电力期货市场有哪些特点？ 欧美电力期货市场已运行超20年，发展较为成熟，交易期限、标的种类都十分丰富，与电力市场相比，其特点主要有以下几个方面： 电力期货交易、结算机构独立于电能量交易机构。与电能量市场不同，期货交易机构相对独立，跟其他期货交易一样只在期货交易所进行，跟市场模式无关。由于期货交易机构是独立的交易机构，因此其结算机构可以是交易所的内设机构，也可以是专门负责交易所结算业务的独立结算机构。 电力期货合约受电能量市场区域限制。由于电力传输受电网限制和距离影响，不同电网间交易相互独立。为实现期货的避险作用，期货合约设计也应按照现货市场区域进行划分，保证以同类型交易为标的的期货合约能够产生对冲作用，降低现货电能量市场风险。目前全球电力期货市场主要以区域性合约为主，比如美国主要分为7个区域性市场，对应其区域电能量市场。 成熟电力期货市场多数采取集中撮合机制。期货交易主要交易机制包括做市商机制和集中撮合机制。做市商机制指由具备一定实力和信誉的法人向投资者提供买卖价格，并以其自有资金与投资者进行交易，国外多数电力期货市场建设初期均引入了做市商，为市场提供即时性和流动性，但做市商机制运行效率较低，不适用于规模较大的市场。集中撮合机制是国内期货交易所常见达成交易的方式，指买卖双方将交易买卖的意向（交易委托）报送交易所，由交易所按一定的原则进行配对。集中撮合机制合约标准化程度高、交易效率高、市场灵活性好，多数成熟期货市场均选用该方式，可以更好的利用期货市场灵活性及时帮助实体企业规避风险。 电力期货清算多数采取现金清算。美国、欧洲、日本大多数期货交易所的电力合约均采用现金结算。电力期货的现金结算制度，具体指合约电价和实时电价间的结算，现金结算是一种金融性质的合同交割，买卖双方结算期货合同价格和相应的现货市场的平均价格之差（标的物价格）。合约电量为交割期的交割小时数与交易单位（兆瓦）的乘积。最终结算价格由约定地区、约定交割期的交割时间（基荷、峰荷、非峰荷）的现货市场日前竞价均值的指数决定。 建设期货市场还需要做好哪些准备工作？ 八年后的今天，我国电力中长期市场与现货市场建设正在稳步推进，有秩序、有竞争的市场格局不断成熟，且多个省份现货交易进入连续稳定运行。可以说，已基本具备了试点建设电力期货市场的基本条件。下一步应着重围绕以下几个方面，做好相关准备工作，分步骤推进电力期货市场建设。 一是正确认识电力期货市场与电能量市场的关系。 电力现货市场可以真实反映电力商品在时间和空间上的供需关系，引导发用电资源响应市场价格波动，提升电网调峰能力、缓解阻塞，实现电力资源的高效、优化配置；同时分区、节点电价能够有效引导电源、电网的合理规划，为建设投资提供量化决策依据。但电力现货市场用电高峰期和低谷期电价波动剧烈，加剧了发电企业、售电企业以及消费者的风险，无论是中长期交易，还是未来的电力期货交易，都是为市场主体提供了规避价格波动风险的工具。因此，电力现货市场能够发现真实的价格信号，是建立电力期货市场的基础。进一步说，就是要加快推动全国范围内电力现货市场连续正式运行，同时完善电力中长期交易，提高交易频次，允许电力企业对卖出和买入电量进行回购对冲，对冲比例可与年度发电量和用电量挂钩，给予一定的投机博弈空间。 二是同步做好电力期货市场顶层设计和风险管控。 借鉴国际成熟的电力期货市场管理经验，国家层面应组织各有关部门做好电力期货市场顶层设计研究工作。设定合理的电力期货市场准入门槛，电力期货市场的参与主体不仅仅包括发电企业、配电商、输电商和用户等与电力生产消费相关的主体，还包括银行、投资公司、基金等，且初期为考虑风险可控，电力期货市场前期应仅对发电企业、大用户、售电公司、金融机构等专业人员开放电力期货，并采用做市商制度，以便提高初期市场流动性。考虑到电力相对其他商品交易规模更大，为了降低信用风险，应确保有财政支持的清算体制和信誉良好成员。 三是分步骤推进电力期货市场建设。 电力期货市场推进应试点先行、专业现行，逐步扩大市场范围。在市场建设初期，可针对当前电力市场化交易程度较高、现货市场建设较完善、价格波动较大、阻塞情况较严重、风险管理需求较大的地区，推出电力期货测试品，鼓励地区市场主体及部分金融机构参与，在试点运行的同时，逐步完善各项配套制度、明确监管主体，为后期电力期货更大范围运行提供参考。 在电改9号文印发8周年之际，我们回望过去，看到了电力市场建设成绩斐然，也看到了电力市场建设需要遵循电力运行规律和市场经济规律，更看到了碳达峰碳中和对我们提出的新要求。电力期货市场建设，是市场主体规避风险的客观需要，更是迈向完善电力市场体系的必然选择。

ChatGPT火爆，电力AI春天来了么？ 最近ChatGPT爆火，在文字和视觉内容的AIGC方向，确实达到了某种临界值，涌现出“智能”。 趁着这个热度，AI方向也很火，最近看了几个能源、电力方向的AI创业公司的BP，感觉就是“干啥都没想明白，就出来融资了”。 电力AI的春天真的来了吗？ 回归本质，AIGC的奇点突破，个人觉得是三个因素的结合： 1、GPT是人类神经元的仿生产物 NLP为代表的GPT类AI，是计算机神经元网络算法，其本质是对人类大脑皮层的神经元网络模拟。 而语言、音乐、图像，甚至味觉信息的处理和智能想象，都是人类大脑作为一种“蛋白质计算机”，在长期进化中积累出来的功能。 所以GPT作为仿生产物，自然最适合处理同类的信息，也就是非结构化的语言、音乐、图像。 其处理的机制，也不是意义的理解，而是一种提炼、识别、联想。这就是非常吊诡的一件事。 早期的语音语义识别算法，本质上是建立语法模型和语音库，然后把语音对应到词汇，再把词汇放到语法库里去理解词汇的意义，最后得到识别结果。 这种基于“逻辑机理”的语法识别，识别效率一直徘徊在70%左右，比如IBM在上世纪90年代推出的 ViaVoice识别算法。 AIGC不是这么去玩，其本质是不去管什么语法，而是建立一个神经元网络算法，让计算机自己去统计不同词汇之间的概率联系，是神经元的联系，而不是语义的联系。 很像我们小时候学母语，我们自然就学会了，而不是一开始去学习“主谓宾、状定补”，然后去理解一段话。 这就是AI的思维模型，是识别，而不是理解。 这也是AI对所有经典机理模型的颠覆意义——计算机不用在逻辑层理解这件事，而是识别、认识到内在信息之间的关联关系，就知道了。 比如电网的潮流状态和潮流预测，基于经典电力网络仿真，是建立机理数学模型，然后用矩阵算法去收敛。未来可能不需要了，AI直接就根据每个节点的状态去识别和预测出某个模态班图（Pattern）。 节点越多，而经典矩阵算法越不喜欢，因为算法复杂度随节点数量增加，几何级数的增加，而AI偏偏喜欢超大规模的节点并发，因为识别和预测最可能的网络模态是AI擅长的。 无论是围棋的下一步预测（AlphaGO可以预测后面几十步，每一步都有无数种可能），还是天气复杂系统的模态预测，AI的精确度都比机理模型高很多。 电网之所以目前不需要AI，是因为省级调度管理的220kV及以上的电力网络，节点数量不多，而且设置了很多条件对矩阵线性化，稀疏化，极大降低了机理模型的计算复杂度。 但是到了配网潮流阶段，面对一个大型配电网里几万、几十万的电源节点、负荷节点、传统矩阵算法是无力的。 我认为未来AI在配网层面的模式识别将成为可能。 2、非结构化信息的积累、训练与生成 AIGC之所以获得突破，第二个原因是信息的积累程度。从语音的A/D转换（麦克风+PCM采样），到图像的A/D化（CMOS+色彩空间映射），人类过去几十年，用极低成本的方式，积累了视觉、听觉领域的全息数据。 尤其是摄像头、智能手机的大规模普及，人类在视听领域的，非结构化数据积累几乎零成本，互联网上文字信息的爆发性积累，是AIGC训练的关键——训练数据集不要钱。 上图是全球数据的增长趋势，明显呈现指数级趋势，这种数据积累的非线性增长，是AIGC能力非线性增长的基础。 BUT，这些数据大部分都是非结构化的视听数据，是零成本积累的。 在电力领域，这点是做不到的，首先电力行业绝大多数是结构化、半结构化数据，比如电压、电流，是时间序列的点数据集合，是半结构化的。 结构性数据集合，需要让计算机理解，是需要“对齐”的，比如设备对齐——一个开关的电压、电流、功率数据，都需要对齐到这个节点上。 还有更麻烦的是时间对齐，要根据时标去对齐电压、电流、有功无功，这样才能后续识别。还有正反向，是四象限的空间对齐。 不像文本数据，不用对齐，一段话扔给计算机就行了，它自己去识别出可能的信息关联。 为了对齐这件事，比如营配数据的设备对齐，而且是不断需要对齐，因为中低压配网每天都在增删改设备和线路，电网公司花费巨大的人工成本。 和“数据标注”一样，这件事计算机做不了。 其次，电力领域的数据获取成本很高，都要装传感器，而不是有个手机就能说话拍照。电压每降低一个等级（或者配电关系每降低一个层级），所需传感器投资至少增加一个数量级，要做到负荷侧（毛细血管末端）的感知，那更是天量的数字化投资。 如果要识别电网暂态模式，那需要高精度高频采样，那成本就更高。 因为数据获取和数据对齐的边际成本极高，导致电网目前无法积累足够的、呈非线性增长的数据信息，去训练一个达到AI奇点的算法。 更别说数据的开放性，一个电力AI创业公司，是不可能拿到这些数据的。 所以AI之前，必先解决数据集的问题，否则通用AI代码是训练不出一个好的AI的。 3、算力突破 AIGC的奇点突破，除了算法和数据，还有就是算力突破，传统CPU不适合做大规模并发的神经元计算的，恰好是GPU在3D游戏和影视方面的应用，使得大规模并行的浮点+流计算成为可能，摩尔定律更使得单位算力的计算成本下降。 电网AI，未来必然的趋势 随着大量分布式光伏、分布式储能的并网，以及负荷侧虚拟电厂的应用需求，客观上需要对公共配电网系统、用户配（微）电网系统，进行源、荷预测，以及配（微）网的实时潮流优化。 配网侧的计算复杂度其实高于输电网调度，即使一个商业综合体，负荷设备就可能几万几十万，开关成百上千，基于AI的微网/配网运行控制需求将会出现。 而传感器的低成本化，固态变压器、固态开关、逆变器（变流器）等功率电子设备大量使用，在电网边缘的感知-计算-控制融合也成为创新的趋势。 所以电网的AIGC，是未来。只不过，今天需要的，不是马上拿个AI算法出来圈钱， 而是先解决AI所需的数据基础构建问题 在AIGC的热潮中，对电力AI的应用水平与未来，需要有足够的冷静思考。 目前电力AI意义不大：比如一个预测精度90%的光伏算法，放到交易偏差门槛5%的现货市场里，算法偏差就把交易利润全部干完了。

大型储能成为最优解——把风和光存下来 1、新能源发展浩浩荡荡，燃眉之急由谁解？ 过去十余年，我国的能源转型取得了全球瞩目的成绩。根据国家能源局数据，截至2021年，我国风光累计装机容量占比达到26.7%，风光发电量占比11.7%。展望未来，新能源发电占比还将持续提升，直至成为主要电力来源，而传统火电慢慢退居二线，终极角色是作为调峰和补充产能。 但在新旧能源角色互换过程中，新能源的消纳问题成为其继续发力向上的主要障碍。 众所周知，风电、光伏是间歇性能源，容易受到气候天气影响，是典型的“靠天吃饭”。一旦遭遇极端天气，新能源出力的不确定性容易导致局部时段的缺电问题。 不管是2021年的全国大范围拉闸限电，还是2022年夏季的错峰用电，缺电问题都严重影响了经济发展和居民生活。背后的本质就是新能源替代传统能源的过程中，新能源的并网消纳出现问题。 另一方面，光伏、风电的出力高峰往往与用电需求不一致，随着更多新能源接入电网，将给电力系统带来较大的冲击，严重时候会导致电网频率崩溃，造成大面积停电。 根据全球能源互联网发展合作组织研究数据，当新能源的渗透率由20%向上提升将会造成电力系统净负荷的波动幅度陡增，给电网的安全性带来挑战。以山西省为例，作为新能源装机大省，山西近年来火电机组一次调频次数已上升至每日数百次之多。 那么该如何解决，具体方法其实大家现在都已经知道了，就是配套储能。 首先，新能源发电侧配置储能可以平衡新能源的随机性和波动性，从而有效避免当新能源出力下降，或用电负荷升高时因发电容量不足引发停电问题。比如风光储一体化工程。 其次，在电网上配置储能，相当于增加了“缓冲器”，可以有效保障发电端和用电端动态平衡。 最后，随着火电等传统可调节电力的占比不断降低，需要引入储能作为新的调节能力来源，从而加强电力系统的灵活性。 不过，目前储能的装机速度还远远赶不上可再生能源发展的速度，仍然存在明显的缺口。并且，我们正处于电气化深化的时代，未来电气化的场景将会越来越丰富。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2060年，电能占终端用能的比重有望达到66%。 浓缩成一句话，光伏、风电份额的不断增加，储能不仅仅是新能源发展的重要前提，还将深入参与能源转型过程，成为电力系统的关键组成部分。

以市场之力推动电力国企机制改革 2015年3月15日，“中发9号文”的横空出世，为我国电力市场化改革确立了大政方针，改革如火如荼进行，我国电力市场开始由计划运行机制向市场运行机制转变，到如今，电改已经走过了8个年头，一路艰辛的同时，我国电力市场化改革也取得了令人瞩目的成绩。电力市场化改革的目标是为了推进电力行业的市场化进程，通过引入市场机制，提高资源配置效率和市场竞争力，进一步优化能源的生产和利用效率，形成合理的交易价格，引导电力规划促进电力行业各方市场主体进行良性竞争。国有发电企业作为电力市场改革的主要成员，在市场化交易改革的持续推进之中，自身的组织架构和运行机制也发生了不同寻常的变化，可以说市场化交易与企业的机制改革在相互交织影响中相得益彰。 电力市场改革前的国企经营方式 我国的电力市场改革主要经历了四个阶段，政企一体时期、厂网一体时期、第一轮电力市场改革厂网分离，竞价上网时期，以及新一轮电力市场改革下的市场化新常态时期。最早的政企一体、厂网一体时期，主要矛盾是为了解决人民的用电问题，这个时候企业更多关注的是建设和生产，营销方式主要依靠国家保障性收购，由电网统购统销。从功能定位上看，发电企业的主要职责是为了满足电力供应的稳定和安全；从投资建设上看，主要是以国家批复项目为主，可以说，指标落在哪里，企业建设就在哪里，建设跟着规划走，企业缺乏投资建设的主观性；从企业管理上看，主要是垂直垄断的计划经济管理模式，一切服务于生产，只要能发电，一切困难就可迎刃而解；从企业的考核方式上来看，更多的是对标生产，而非以盈利为导向；从人才培养和系统建设上来看，主要是倾向于生产技术人员的素质培养以及依赖简单的数学计算模型开展相关工作。这种经营模式在我国经济高速发展带来的对电力旺盛需求时期，起到了非常巨大的作用，有力保障了经济的腾飞发展。但随着我国电力装机容量的扩大，电力供应相对充足，电力供需关系发生了重大变化，电力对我国经济发展的制约基本消除，同时新时期对于绿色、低碳以及企业提 质增效的新需求，新一轮的电力市场改革中，还是仅仅依靠统购统销方式显然已经不再适用。 电力市场建设对于电力国企转变的 必要需求 党的二十大提出，高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务，要深化国资国企改革，加快国有经济布局优化和结构调整，推动国有资本和国有企业做强做优做大，提升企业核心竞争力，加快建设世界一流企业。面对着常态化的电力市场改革，作为市场直接参与者的国有企业也必然需要通过转变去逐步适应新的环境。电力市场化改革是确保电力行业良性竞争的有效方式，为了提高电力企业的竞争活力，推动国有企业走向合格的市场主体，国有企业的组织机构、考核制度、技术支持系统需要充分满足新环境下电力市场的需要，这也是电力市场建设对于电力国企转变的一个必要需求。 组织机构优化的需求 电力市场化改变了电力国企的经营方式，电力价格不再由政府核定而是由市场根据供需情况决定，发电量也不取决于电网调度转变为市场竞争确定，发电企业将改变之前守株待兔式转而采取主动出击到市场中寻找资源的盈利模式，工作重心由发电转向发售一体化，发电企业的模式也有了从生产管理为主向市场营销为主的转变需求，新一轮电改以来，“五大”等发电企业调整重组营销及电力市场研究等部门，成立售电公司，建立报价中心。面对多样化的电力交易品种与交易方式，以及日趋激烈的市场竞争环境，营销人员不仅需要懂专业技术，还要掌握扎实的营销、管理知识，对发电企业的人才培养与专业团队建设提出了更高的要求，通过不断加强对人才的培养和教育，强化自身营销工作、提升自身竞争能力，适应电力市场改革要求。 考核制度改进的需求 电力企业优化经济效益评价指标体系关乎企业未来发展命运，电力市场化改革之前，大部分发电企业绩效评价指标分为发电计划完成率与利润总额，而计划体制下电价为政府核定，发电企业只需要在控制成本的同时努力争取计划电量指标就能完成好利润指标。市场化改革后发电企业利润与发电量脱钩，为防止发电企业牺牲利润总额以完成电量指标的发生，需要发电企业重新制定适应电力现货市场环境的考核机制，引入竞争性考核标准，考核标准中电量占比应逐步缩小，而逐步扩大经济利润所占比重。电力企业提升绩效管理水平不仅是企业自身市场化水平提高的重要举措，也是我国电力行业市场化进程进一步加深的关键。 技术支持系统建设的需求 电力市场化改革为电力企业的营销管理带来机遇的同时也带来了更大的挑战，改革的一个重点就是扩大竞争，这既包含了通过扩大市场化交易电量带来的电能量同质性竞争、也包含了扩大市场化交易价格上下浮动范围带来的更大空间议价的竞争，更包含了扩大交易主体范围带来的市场主体之间的竞争，在竞争日益激烈的同时又产生了海量的交易数据，这些数据靠人力进行整理分析决策是不现实的，必须开发组建高效率的技术支持系统，通过开发新的智能技术手段，对生产经济运行管理、现货分析报价决策、售电策略与套餐制定进行全流程优化，促进电力营销业务的信息化、规范化，增强发电企业的核心竞争力。 “电改8年”为国企改革带来的 重大变化 自2015年至今新一轮电力市场化改革的8个年头以来，我国构建出了多层次的电力市场体系，电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场协同的新局面，进一步提高了市场化竞争程度和市场竞争性，在功能上实现了电价的能升能降、实现了资源配置的跨行政边界、实现了“双碳”目标下市场化促进新能源消纳的新方向。而与此同时，国有发电企业也悄然发生着内部的自我革新，伴随着电力市场改革建设的发展，电力国企在电力市场发展过程中也逐渐转变、觉醒，转向以发电、售电双轮驱动的新格局，进一步走向发售一体化；转向以市场营销引导投资建设，进一步完善自有资源的最优配置；转向以市场利润为新的经营指标，进一步提高国有企业行业竞争性；转向以人才培养为新的发展方向，进一步提高企业未来的核心能力。电力市场改革对国有企业机构改革、考核制度改革、技术支持系统建设等方面均有所影响和突破。 在经营思维上的变化 电力市场改革，让国有发电企业从经营思维上更加主动，通过追求市场利润，增强了企业资本管理的意识，使发电企业从传统的车间型管理转变为以市场经济为主体的现代化管理模式，华能集团在2022年工作会议中提出了“把握稳增长主动权，狠抓电力营销，着力降本控费，强化资金资本管理”的要求。新形势下，各发电集团在内控成本的同时，积极参与配售电侧改革，不断向外扩展市场，主动完成角色转变，从发电的“围墙”中走出去直面客户，从客户角度出发寻求市场所需，为市场提供精细化、差异化的优质服务，提升企业的竞争能力，做到发电业务与市场经营两手抓且两手都要硬。在经营中提质增效，不断提高企业效率、释放资本活力，有效解决了长久以来国有企业“呆板”、“固化”“低效”等负面形象的问题，实现了能够与民营企业平等竞争，互相刺激转变的变化。 在行业对标上的变化 国企发展过程中，经常被提到的一个问题就是“大而不强、快而不优”，主要原因是在传统的发展观念中，国企把重点都放在了做规模、做总量、做扩张方面，确实做到了“大”和“快”，但是却一定程度上忽略了“强”和“优”。电力市场化改革后，通过市场交易能够比较准确地反映出电能量的时间、空间价值，可以明显感受到，大家更多关注到了电能量交易带来的经济利益，一个企业通过不同时段的市场交易可以获取丰厚的利润，同时也能够看出哪些地区实际的经济效益更好或者较差，更加直观地反映出投资价值，项目投资有了更加科学的可研报告作为依据，投资建设更加合理。例如大唐集团在2022年通过调整产业布局，将大型水电和有效益火电工程投资同比增加了12.8%，优化调整电源区域布局。新形势下，各发电集团通过从传统的生产对标转化为市场对标，通过电力市场价格信号引导建设投资，有效解决了国有企业发展过程中大而不强的问题。 在技术革新上的变化 我国新时代的主要矛盾是人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾，在电力市场中也同样如此，市场主体基于通过电力市场交易谋求更好发展的美好愿望，受制于技术革新发展不平衡、不充分的主要矛盾，那么既然存在矛盾和需求，必然也伴随着革新和创造，各发电集团加快布局推动技术支持系统开发，助力市场交易分析决策，搭建配售服务体系与平台支撑用户侧业务需求。通过不断开拓研究“虚拟电厂”“微电网”等源网荷储一体化项目推动新型能源体系建设，例如华能浙江公司在2022年就已经正式投产了虚拟电厂等新技术。电力市场交易的变革，促进着国有企业主动引进新的技术，开发新的技术手段，形成电力市场交易全产业链的整体发展，加强了国有企业的科技竞争力。同时加大人才培养，通过人才引进、开展“全国电力行业职业技能竞赛”等方式，有效促进电力交易人才队伍整体能力提升，为电力交易市场发展带来了千帆竞发的蓬勃景象。 在考核评价上的变化 针对部分国有企业存在的回报水平不优、盈利质量不高、市场竞争力不强、创新能力不足等短板，2023年国资委对国企的考核指标提出了“一利五率”（利润总额、净资产收益率、营业现金比率、全员劳动生产率、研发投入强度、资产负债率）的新变化，在实现传统对规模、质量、安全基础上强调了不断增强盈利质量的要求。在电力市场中，发电量与经济效益脱钩，企业利润由交易决策决定，在低价时段发电还会造成利润损失，而将电量转让给低成本机组或者新能源却会在不发电的同时增加企业利润，相对于对发电量的考核，在当前市场环境，发电企业对交易中的经济指标更加关注，进而在其考核指标设计上能够结合国资委要求，更加科学合理，提质增效的导向也更加明确，考核评价指标转向以市场经济型评价。 可以看到，深化电力市场改革有效促进电力国企将安全生产、成本控制、市场营销、投资规划、人才培养、科技创新等工作有机串联起来，在新时期革故鼎新中，加快推动自身体制机制改革，助力市场建设的同时，反哺自身，以市场导向为驱动，谋定后动，笃行致远，在服务大局中走好高质量转型发展之路。

在超预期的新能源汽车消费量刺激下，作为动力电池包核心原材料的碳酸锂和氢氧化锂价格用一飞冲天来形容都有些保守，长期价格维持在每吨5万元的碳酸锂，2022年价格最高的时候接近60万元。在这种价格大跃进的气氛下，掌控世界65%锂储量的南美“锂佩克”呼之欲出。锂电池回收也是从这个时刻开始成为市场挖掘的热点，当然还有锂电池的平替—钠离子电池。飘风不终朝，骤雨不终日。下游新能源汽车市场销量增速的放缓扭转了市场对锂需求的预期，锂的价格从2022年11月份高点之后也开始一路向下。 的价格，在2022年已经高到了压抑需求的程度了。从历史看，一般价格也就在每吨5万元上下，在绝大部分时间都没有碰到过每吨20万元的高价。以一辆60度电的纯电车型为例，2022年哪怕是磷酸铁锂电池，价格也要在6万元左右，基本上占到了一辆车车价的30%-40%，整车物料成本的二分之一。碳酸锂从每吨10万元涨到50万元，带来的电池成本增加就是1.44万元。这对绝大部分单车净利润连1万元都不到的新能源车企，压力之大可想而知。 从锂的需求看，动力电池和储能的市场空间有足够的空间给资本市场发挥，只不过，这一切都不是建立在碳酸锂50万每吨的基础上。从动力电池终局的角度测算，目前世界汽车年产量8000万辆，汽车保有量大约为10亿辆，全部完成电动化之后对应的碳酸锂每年的需求是288万吨，累计保有量大约3600万吨，中国地质调查局全球矿产资源战略研究中心发布的评估报告，截至2020年底全球锂矿评估储量折合碳酸锂大概就有1.28亿吨，锂并不稀缺。而且关键的是，锂跟石油不同，是可再生资源，锂动力电池的寿命大概在6-8年，这意味着当电动车销量稳定之后，对锂的需求可以降到近乎为零，只需要通过回收就可以解决锂的来源问题。更何况，终局也不可能是锂一统天下，氢能、钠离子电池都会有自己的一席之地。锂的价格上限，自有其玻璃天花板。实际上，中国锂资源的龙头赣锋锂业股价的高点出现在2021年9月，随后就出现了锂价上行，股价下行的背离走势，显然市场也并不认为碳酸锂的价格可以长期维持在超过20万元每吨的高位。 锂价下跌对锂电池回收行业的影响可谓是立竿见影，就连券商吆喝的声音都小了很多，有几家研究所定期更新的电池回收周报或者月报，在2023年初也悄悄的断了更新，就像从来没有发生过一样。锂价的波动，是锂电池回收行业周期性的体现。过度的关注周期反而会使我们忽视了这个行业的长期成长性，实际上，锂电池回收行业是一条真正的长周期景气赛道。

中国南方区域用电量稳步攀升 新能源相关产业用电增长尤为强劲 中国南方电网公司17日公布，随着经济运行企稳回升，广东、广西、云南、贵州、海南五省区用电负荷、电量需求稳步攀升，经济运行企稳回升势头明显。 今年1至2月，南方五省区累计全社会用电量2087亿千瓦时，同比增长3%。其中，2月份单月同比增长16.1%，第一、二、三产业用电量分别同比增长18.1%、28.9%、11.9%。 从行业看，2月，南方五省区九大高技术及装备制造业用电同比增长33.6%，对工业用电带动作用持续增强；以新产业、新业态、新模式为代表的“三新”行业用电增速加快，同比增长46.8%，环比增长5.8%。其中，新能源相关产业用电增长尤为强劲。 从区域看，2月，粤港澳大湾区内地九市第二产业同比增长30.1%，尤其云南第二产业用电增长迅猛，同比增长57.8%。深圳用电负荷、电量均保持平稳增长，“三新”行业和第三产业表现尤为突出，1至2月，深圳市充换电服务业、光伏设备及元器件制造行业、新能源车整车制造业用电量分别同比增长49%、22%、4.6%，批发和零售业用电量较去年同期上升11.7%。 根据百度实时迁徙地图，2023年2月以来，广州成为中国人口流入最热门城市。人口“流量”带动电量增长，3月以来，广州第三产业月用电量累计11.7亿千瓦时，同比增长8.5%；居民月用电量累计5.6亿千瓦时，同比增长5.3%。 进入3月，广东用电增速加快，全省增速领跑前三的行业分别是石油/煤炭及其他燃料加工业、非金属矿采选业、造纸和纸制品业。

煤电“先立后改”破解电力供应难题 “先立后改”可理解为新建煤电机组先按原有标准建好，再根据需要进行改造。“先立”旨在尽快提高电力供应能力，“后改”则是为实现“双碳”目标，顺应能源更灵活、更高效、更低碳的发展需要。 “先立后改”解决了新建机组迫切需求和技术发展水平不成熟之间的矛盾，使实现新建煤电规模目标成为可能，同时也为保障能源电力供应和建设新型能源体系提供了可行路径。 近日，浙江省发改委在关于“先立后改”清洁高效支撑性电源前期项目的公示中指出，为保障浙江省“十四五”中后期电力安全稳定供应，拟将浙能嘉兴电厂四期、浙能台州第二电厂二期、岱山鱼山电厂项目和临海头门港电厂项目纳入“先立后改”清洁高效支撑性电源前期项目。去年9月，江苏省发改委也明确建设三个“先立后改”清洁高效支撑性电源项目，以保障江苏“十四五”末经济社会发展用电需要。 在“双碳”目标下，煤电身兼保供降碳双重重任。江浙两省实施的“先立后改”清洁高效支撑性电源项目，怎么“立”，又如何“改”？ 保障“十四五”后期电力供应 作为经济强省， 浙江近年来电力供需形势较为紧张。去年8月，浙江省发改委印发《关于同意启动C级有序用电的函》，要求根据用电缺口实际情况启动C级1250万千瓦有序用电措施。 缺电并非个例。去年迎峰度夏期间，四川也制定了《四川省2022年迎峰度夏部分高载能行业停产让电于民实施方案》，阶段性对部分高载能企业实施停产让电于民的调控，让出用电负荷约700万千瓦。此外，江苏、安徽等地也发出节约用电的倡议书，提出机关事业单位率先节电，工业企业绿色低碳生产，公共场所合理用电，居民用户节约用电…… 公开信息显示，江苏去年9月确定的三个“先立后改”清洁高效支撑性电源项目中，国信沙洲2×100万千瓦项目已于去年11月开工。该项目计划2025年年底并网，投产后预计年发电量100亿千瓦时，所发电力直接送入苏南电网主网架，实现就近消纳，将有利于缓解北电南送、西电东输压力，是江苏省“十四五”期间电力保供的重要举措。 煤电是能源稳定供应的压舱石，现有技术条件下，增加新能源接入必须由煤电作为托底。 为保障电力供应安全，具有支撑和兜底作用的煤电项目迎来增量“释放”。根据北大能源研究院不久前发布的《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》统计，2022年1-11月，国内新核准煤电项目装机总量已达6524万千瓦，超过2021年核准总量的三倍，其中三季度核准装机总量最高，达2414万千瓦。 电力缺口频现，浙江加快布局煤电新建机组项目也在情理之中。根据最新的能源保供要求，各地新核准新建煤电项目激增，同时也对新建机组规划建设速度提出新要求。 现有技术难以满足新标要求 煤电要兜底保供，也要绿色转型。 国家发改委、国家能源局2021年发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》明确提出，按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。 简而言之，新建煤电项目优先采用高参数、低能耗的发电机组。设备制造商若按照新标准改设计、出产品，需要一定周期，产业链短期内很难实现，新核准新建煤电的目标也几乎无法完成。该标准提出后，自2021年至2022年三季度，各地基本没有煤电新建机组的项目合作。 一方面是保供任务，一方面是新建标准要求，煤电“先立后改”应运而生从去年下半年至今，多地曾明确，根据《国家能源局关于下达2022-2025年煤电行业先立后改淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知》有关要求，发布了煤电支撑性电源的规划建设实施方案。以江苏为例，自去年9月至今年初，该省已先后公示两批“先立后改”煤电支撑性电源项目名单。 ‘先立后改’可理解为新建煤电机组先按原有标准建好，再根据需要进行改造。‘先立’旨在尽快提高电力供应能力，‘后改’则是响应‘双碳’目标，顺应能源更灵活、更高效、更低碳的发展需要。”当前能源保供被放在首要地位，“先立后改”的提出解决了新建机组迫切需求和技术发展水平不成熟之间的矛盾，使实现新建煤电规模目标成为可能，同时也为保障能源电力供应和建设新型能源体系提供了可行路径。 确保执行到位是关键 “先立后改”如何确保执行到位，成为煤电行业关注的焦点。 有知情人士透露，“先立后改”中的“改”就是对存量机组做节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，即全国煤电机组改造升级中的“三改联动”。 那么，如何将“改”落实到位？首先，要加大煤电领域的科技创新投入，探索‘双碳’的最佳技术和最优路径。这需要从大量创新想法中筛选工程上可实现、经济上可接受的适用技术；其次，国家能源主管部门可出台节能升级改造的管理办法，明确原则目标、范围内容、工作流程和各责任主体的权利义务，制定明确的评价指标和方法作为评价与监管依据，确保改造工作技术合理、方案科学、数据准确、测算透明。按照现阶段的发展趋势，未来的电力系统中，煤电仍将在很长一段时间内继续承担兜底作用。从行业预期看，根据‘十四五’期间的新要求，原本的新建煤电规模将减少，甚至在‘十四五’末煤电装机量几乎不再增加，而‘先立后改’提出后，煤电机组装机总量将继续增长。不过，“先立后改”并不意味着煤电在“开倒车”。“先立后改”并不单纯追求新增装机量，而是在保障电力稳定供应、促进新能源消纳的基础上，降低煤电行业的耗能和碳排放水平，实现增容减量。

低碳技术增添经济发展新动能！ 业内预测，到2050年，我国低碳经济行业发展优势将持续凸显，绿色低碳累计投资需求将达487万亿元，催生更多新机遇。 新旧动能转换之际，减碳是压力，但也是千载难逢的经济发展新机遇，把减碳压力和动力的关系协调好，这对一个地区未来的发展尤为关键。碳达峰碳中和目标下，全球能源格局的重构为绿色低碳产业打开了巨大的发展空间。业内预测，到2050年，我国低碳经济行业发展优势将持续凸显，绿色低碳累计投资需求将达487万亿元，催生更多新机遇。 加快技术创新 目前我国面临着“三高一短”挑战。我国拥有高碳型能源结构和高碳产业结构，钢铁、石化、水泥等高碳且难减排的行业在产业结构中的占比仍然较高。同时，我国是世界上最大的发展中国家，仍然处在工业化和城市化的中高速进程中，很多地区还有能源消费增量。在上述背景下，我国从碳达峰到碳中和只有短短的30年时间，相比欧美国家50-70年的时间，缩短近半程。 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，面对着‘三高一短’挑战，‘双碳’目标的核心是新一轮产业竞争，全球都在以‘双碳’为切入点布局，争夺新一轮技术高地。近年来，用低碳技术推动可持续发展，越来越成为传统能源、工业行业的共识。除传统产业需要低碳技术助推转型发展外，绿色低碳技术本身也需要不断开拓创新。要让数智技术赋能碳达峰碳中和进程，把握人工智能、互联网、信息通讯技术创新发展的有利契机，将智能制造、系统集成等先进理念和技术融入生产、消费过程中。同时，大力发展新型电力系统优化集成技术，支持快速向高比例可再生能源转变的智能电网技术，支持可再生能源并网、分布式及微电网的规模化储能集成技术。 全球投资增加 截至去年底，全球已有130多个国家提出碳中和目标，覆盖全球80%以上的二氧化碳排放、人口和GDP。减碳的目的一方面在于应对灾害性气象冲击以及常规环境问题，另一方面则是为经济发展提供新动力。 根据国际能源署的分析，未来支撑碳中和的是以风光为代表的非化石能源为主的新格局。与化石能源相比，全球范围内，非化石能源资源量足够，且分布并非极不均匀，这样的资源供给情况意味着世界各国都有机会发展风光资源，率先建成大规模使用新能源的技术体系尤为紧要和迫切。进入碳中和时代后，世界经济发展将从资源依赖型向技术依赖型转变，在资源充分利用的情况下，谁有更好的技术并尽快经济、有效地利用起来，谁就能取得成功。 从全球来看，低碳拉动新经济发展动能的态势已开始凸显。受到全球供应链的碳中和压力传导，互联网、零售、金融等现代服务业，包括部分制造业，其碳中和目标年份普遍早于所在国家的碳中和目标年份。除去头部企业设定碳目标，全球投资情况同样显示出减碳的积极性。与2020年相比，2021年能源转型投资增加100%，绿色债券发行翻了一番，碳市场交易额几乎翻一番，整体增长速度显示出非常强的低碳拉动经济发展新动能信号。 清华大学的预测结果同样可以证明这一态势。根据预测，为实现2.0摄氏度或1.5摄氏度的温控目标，我国2020-2050年总投资需求将达到127万亿元或174万亿元，约占2020-2050年累计GDP预测总量的2.7%或3.7%；其中能源转型投资占比接近总投资的80%。 推进投融资试点 能源转型投资持续增长背景下，高效的绿色金融融资机制建设刻不容缓。相关研究机构估算显示，气候投融资占绿色金融的比例接近2/3，气候投融资试点亟待稳步推进。 作为推动应对气候变化的重要抓手，国内的气候投融资工作已经启动。2022年8月，生态环境部等九部门批准了23个地方开展气候投融贤试点，将为全国各地开展低碳发展与气候适应战略转型积累宝贵经验。根据国家气候变化战略中心估算，到2060年实现“双碳”目标，我国需新增减排投资将达约139万亿元人民币，年均约348万亿元人民币。 当前，我国气候投融资仍然处在初步阶段，存在不少挑战。，目前，我国在气候投融资方面的法律法规、政策、实施指南方面，还有很长的路要走。同时，国内目前还没有建立系统的气候投融资统计体系，气候投融资及气候效益数据等基础信息缺乏，成为进一步推进气候投融资创新的障碍。 政府部门需要加快制定气候投融资相关的法律法规和指南，比如气候投融资的定义、怎样核算等。建立国家气候业务管理体系，对相关业务进行评估，确保符合要求。对于金融机构，要把气候投融资纳入到整个银行金融体系当中去，培养金融机构做专业员、业务员方面的培训。同时，实体机构可以考虑建立专业绿色低碳团队，负责企业的减排和适应业务，与政府、金融机构积极对接，争取优惠的金融支持。

虚拟电厂将迎来国家管理规范 目前我国虚拟电厂还处于国家政府引导、电网实施阶段，两项国家标准获批，将使我国虚拟电厂概念内涵、功能形态尽快形成统一认识。 国家标准化管理委员会近日消息称，《虚拟电厂管理规范》（以下简称《规范》）《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》两项国家标准获批立项，这意味着我国虚拟电厂建设将有国家统一管理规范。此工作由全国电力需求侧管理标准化技术委员会归口 ，分别由国网浙江电力和国网上海电力分别牵头，国调中心、南网总调及部分行业领先单位共同参与编制。 《虚拟电厂平台架构技术规范》《虚拟电厂通信技术规范》《虚拟电厂资源信息模型》等后续行业标准申报也在同步进行。与欧美相对成熟的虚拟电厂相比，目前我国虚拟电厂还处于国家政府引导、电网实施阶段，两项国家标准获批，将使我国虚拟电厂概念内涵、功能形态尽快形成统一认识。 行业需要 国家宏观谋划，近两年，国务院、国家发改委、国家能源局、国家科技部等多部委发布了六份文件，均明确提出发展虚拟电厂，然而怎么发展，产学研各界尚未统一认识；其次，虚拟电厂的分布式、可调控、规模化、可定制的特点需要运行管理规划，但我国虚拟电厂行业还未出台统一的管理标准；浙江电力虚拟电厂发展“百花齐放百家争鸣”，多项工作走在全国前列，具有成熟的标准工作体系，和国调、南网具有良好的协同基础。2022年下半年， 浙江电力调度控制中心组织完成了《浙江虚拟电厂现状及发展建议调研报告》，系统性对浙江电网虚拟电厂发展工作做了总结归纳。虚拟电厂最显著的特征是兼具“源—荷”特性，既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”帮助系统填谷，具有技术含量高、涉及对象多、影响行业广等特点。“要做好虚拟电厂建设管理工作，必须整合全行业各有关单位人员、技术和资源。 目前，浙江省谋划构建完成了“1国标+3行标”系列标准体系，以调度管理模式、市场运行体系、新型电力系统建设、网络安全要求、国家宏观政策等为出发点，系统设计建立了“中国特色虚拟电厂”浙江模式，为全国虚拟电厂建设提供浙江方案。 实践偏少 随着“双碳”目标的提出，能源转型不断推进，高比例新能源接入电力系统已成必然趋势。新能源负荷峰谷差大、负荷特性差，电力系统灵活调节能力不足，这些给电网调峰调频带来巨大挑战，而虚拟电厂可有效平衡电源侧和负荷侧双向波动，通过精准控制保障电网安全稳定运行。虚拟电厂能够把大量散布的分布式发电、储能、电动汽车等零散资源，串起来统一调度，不浪费每千瓦电力资源。虚拟电厂的优势不言而喻，而不容忽视的是，目前我国虚拟电厂建设“雷声大、雨点小”。多位电力行业人士坦言，“我们刚刚接触虚拟电厂，还在学习中”“如何盈利等很多情况不是很清楚”“并网调度标准、规程还没搞明白”“运行价值挖潜还在摸索中”“明确的虚拟电厂商业场景尚不明确”…… 虚拟电厂所需的关键技术和落地商业场景也需要企业多探索。例如，多元资源聚合优化、广域双向通信、智能计量、智能决策调度与协调控制等虚拟电厂关键技术仍尚待突破。 虚拟电厂实践还是偏少。其因素是多方面的，首先，虚拟电厂目前处于概念阶段，仍需要在实践中对其边界做出界定，不然难以在实践中调度和交易。其次，目前虚拟电厂实践主要在需求侧有偿响应中出现，但需求侧响应本身就存在计量困难、判定困难、易利益输送等问题，虚拟电厂在其中更容易出现这些问题。再次，虚拟电厂最终要落实到具体的设施设备上，这些设施设备的空间分布和网状链接与现实运行中的电网层级调度不相容，如何解决根本运行管控问题尚需研究。 亟待规范 我国虚拟电厂如何高质量发展？推进虚拟电厂建设一是加快规范制度制定，形成一套统一的虚拟电厂管理规范，明确虚拟电厂并网接入、调度运行和运营的主体，明确电源、电网各方职责划分；二是不断完善电力市场改革，为虚拟电厂提供好的盈利环境，从而通过市场引导民间资金进入虚拟电厂领域；三是聚焦关键技术研究，从技术层面增加虚拟电厂可接入的资源种类，降低虚拟电厂建设成本，提升虚拟电厂稳定经济运行的能力。 虚拟电厂建设计划宜采用成长型系统架构，可根据各省内电网潮流分布，将区域内的分布式资源按照各自特性合理聚合为虚拟电厂机组，使其具备升降负荷与调频能力，形成与标准电厂一致调度的虚拟发电机组。 私企更想尽快解决企业的用电、调峰、消纳等，为需求侧服务，为发电侧解忧，为电网做好‘二级调度’。也希望虚拟电厂行业概念虚火可以降降，面对市场时虚拟电厂能‘多一点真实，少一点炒作’。”

山东现货新政折射电改困局 价格政策“松绑”迫在眉睫 3月13日，山东发改委印发《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告。文件对山东电力现货市场中的燃煤发电机组启动费用、电能量市场申报价格上下限和电能量市场出清价格上下限进行了重新设置。 然而这一系列看似简单的规定背后，却折射出一直未能解决的“价格政策顽疾”始终困扰着进行了8年的新一轮电改。 煤机启动费用变化 有关燃煤机组启动费用申报价格上限，文件是这么规定的： “在这次调整后，燃煤机组的启动费用被全面降低了。”“以百万机组的冷态启动为例，原先价格为200万元/次，现在直接减少到了80万元。” 降价的直接原因是山东电力市场在2月份意外出现了较多的燃煤机组启动费用分摊。 山东是全国光伏装机最多的省份，超过4000万千瓦的光伏基本都在中午时段大发，这也导致山东电力市场出现午间价格低谷。而光伏大发时段，许多火电机组都需要因此停机。 “2月山东电力需求偏小，但光伏发电并不能够相应减少。供需偏宽裕的时间段增多了，停机的火电机组就更多了，所以火电的启动费用增加了。” 启动费用的增加大多是在光伏大发、电价偏低的时间段，本该享受电价优惠的用户侧突然增多了费用分摊，引发了一定的争议。这也成为新政出台的诱因之一。 透支未来 过多的增加启停其实对机组并不一定是好事。一台百万千瓦燃煤发电机组在其生命周期内想要保持稳定性，能够冷态启动的总次数不宜过多。 80万元/次的百万千瓦机组冷态启动费用基本上是边际成本（单次启动费用）计算出的结果。但是这样的价格水平显然忽略了机组本身的固定成本投入。 此前的启动费用价格水平是电力市场内各方协商后的结果，尽管远比现在的价格水平要高，但是考虑到启停影响机组寿命，大多数发电企业也不会主动选择这条路来盈利。 2月确实是比较意外的情况。这种损耗未来的赚钱方式，没多少人愿意主动去做。 本次新政中与燃煤机组启动费用一起明确的，还有电能量市场的报价和出清上下限。报价上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元；出清上限为每千瓦时1.50元，下限为每千瓦时-0.10元。 这一价格水平与此前并不太多区别，只不过价格上限依然偏低。而且山东还有火电的报价替换机制，如果交易中心认定火电机组报价（高价）存在发挥市场力的行为，就会替换火电机组的报价，以燃煤成本价为基准来报价。 无奈之下，山东的火电只能选择获得更高收益的地方，哪怕是在透支未来。 程序正义VS结果正义？ 市场力问题在山东是无法回避的。山东火电机组规模大，市场集中度也比较高，不可能不考虑市场力的问题。 但如何限制市场力毫无疑问是一门深奥的学问，至少目前来看，国内电力市场对市场力的限制缺乏成熟、量化的判断标准和科学、规整的处理方案。 例如山东市场的“报价替换”机制，就是一种针对市场力的限制方案。这个方案考虑了现货市场中边际成本报价的机制，但是没有考虑到市场供需对价格的影响。“边际成本”是商品可以销售的最低价，这是经济学理论中的基本原则。电力市场中奉行边际成本报价机制是因为这可以实现现货市场的利益最大化，同时也促进了社会福利最大化，产生了准确的价格信号，达成了发电机组的优胜劣汰。 但这是市场成熟以后充分竞争的结果，同时建立在电力供需相对平衡的完美情况下。如果出现电力供需不平衡的情况，无论煤价高低，供需紧张都会刺激报价上涨，供需宽松自然导致电价下降。 与“报价替换”机制类似，新政中有关燃煤机组启动费用的设置也是以“边际成本”为基础来确定的。 在电力供需偏紧的大背景下，这种定价方式无疑更有利于电力用户。但却在一定程度上丢失了市场机制的权威性。 这是一个鱼和熊掌难以兼得的难题。 束缚的政策 这一系列问题都反映出价格管制与市场建设之间的矛盾。 从电力体制改革的目标来说，明确了形成适应市场要求的电价机制这一目标。但究竟是先建立电力市场再开放管制电价？还是等放开管制电价之后再建立市场？ 这个问题一直都没有明确结论。 在实际操作中，我们会看到有关价格方面的文件都出自发改委价格部门之手，而有关市场规则设计方面的文件都出自能源管理部门之手。而不同的部门又面临着权责有限、上级主管部门意见不一等一系列问题。 割裂的政府主管部门导致的尴尬现状比比皆是。 客观来说，山东省政府相关部门在努力适应电力市场、努力推进改革。以容量补偿电价为例，2022年3月，山东省发改委印发《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，规定“山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）” 山东省这一开创性的举措对推动市场发展有着重要意义。 但是在实际运行过程中，当中长期合约电价达到了上涨20%的上限，容量补偿费用就无法再由用户侧分摊。因为电价不能突破上限，所有没有再给容量补偿费用增长电价的空间了。 进一步松绑价格政策的权利并不在山东省内的相关部门，而是更上级的部门。但相关主管部门对于进一步开放价格政策持有一定保留意见。 在电力供需偏紧、宏观经济增长压力偏大的当下，电价对于各级政府及相关部门来说都有着重要意义。 2022年，浙江省电力市场就发生了政府调降交易电价、限制度电收益等行为，主要目的就是避免用户侧的电价快速上涨，引发连锁反应。 尽管新一轮电力体制改革已经进入第8个年头，但电价管制依然存在于行业的各个方面，包括但不限于：可再生能源上网电价、跨省电力交易电价、燃气和核电上网电价、用户电价分摊…… 一个只有煤电参与的市场显然无法完整地测试出市场规则的问题，也无法准确获知真实的价格信号。过多的“潜规则”让电力市场化建设和现货试点的效果十分有限。 “涨电价时代即将到来”。这不是一句空洞的口号。从目前有限的经验来看，高比例新能源接入电网后不仅要面对市场化低电价困扰，也会进一步抬高电力系统成本。终端用户高电价难以避免。 相比于纠结电价上涨带来的影响，我们更应该关注多出来的电价每一分、每一厘都来自哪里。没有进一步放松的电价管制+公平、成熟、有效的市场机制，我们只能面对更多的价格黑箱。

2023年我国电力市场趋势与展望 电力改革浪潮席卷而至，2023年，是我国新一轮电力体制改革开展的第8年。8年来，我国电力市场化改革初见成效，多元竞争格局初步形成，电力的商品属性进一步显现，市场优化配置资源的作用增强，市场化交易电量大幅提升。2023年我国电力改革将加速迈入深水区，着力破解电力市场的重点难点，全国统一电力市场体系加快建设、省级现货市场实现全覆盖、绿电绿证交易全面提速……2023，新一轮省级电网输配电价或将公布，更多新型储能也将成为市场主体，售电企业差异化服务将成为主流。 当前，我国正加快建设全国统一电力市场体系。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下称指导意见）正式发布，提出了健全多层次统一电力市场体系的具体要求，鼓励在承接国家区域重大战略的地区建设区域电力市场。意见提出，2025年，我国统一电力市场将初步建成，其中国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计。到2050年，统一电力市场体系基本建成，实现国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易。 如今指导意见已经发布一年的时间，建设全国统一电力市场的步伐正在加快。 2023年，国网区域各省份都将在统一电力市场体系建设中加快步伐。从各地发布的2023年能源相关规划可以看到，深化电力市场改革、统一电力市场体系建设，被列入年度重点任务之一。如辽宁计划构建东北区域能源交易中心，山西将主动参与全国电力现货交易规则制定和区域电力市场建设…… 2023年，南方区域电力市场将进入调电试运行阶段，实现电力资源的优化配置。南方区域电力市场将形成跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区、跨省电力交易。 目前我国第三监管周期输配电价定价已经全面开展，将于今年公布。 输配电价改革是新一轮电改的重要组成部分，是“管住中间”的关键举措，目的是打破电网的垄断，为电力价格市场化奠定基础。 2015年以来，按照党中央和国务院决策部署，国家发改委会同有关部门全面推进输配电价改革，开展首轮输配电成本监审，取得了积极成效。通过严格成本监审，共核减不应纳入输配电定价成本的不相关、不合理费用约1284亿元，改革红利全部用于降低实体经济用电成本。通过健全独立输配电价体系，推动电价市场化程度显著提高，我国电力市场化交易比重由改革前的14%，提高至2022年的60.8%，有效促进了电力资源合理配置。 2019年国家发改委全面组织开展新一轮输配电成本监审，监审范围包括全国除西藏以外30个省份的省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网，监审期间为第一监审周期后一年度至2018年度。其中，省级电网成本监审委托电网公司所在地的省级价格主管部门具体负责监审；区域电网成本监审委托区域范围内相关省级价格主管部门联合监审。 2020年9月，国家发改委发布《关于核定2020～2022年省级电网输配电价的通知》，公布了33个省级电网输配电价表，自2021年1月1日起执行。这是省级电网第二监管周期输配电价，标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破，表现为“一个全面、三个首次”，即全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。第二监管周期输配电价核定，积极运用降价空间，进一步理顺了输配电价与目录销售电价的关系，为扩大市场化交易规模创造了更好条件；进一步优化了输配电价结构，缩小了交叉补贴，为下一步相关政策完善奠定了基础；进一步解决了部分历史遗留问题，疏导了多个省份存在的电价矛盾；进一步实现了输配电价水平的稳中有降，多数省份聚焦降低大工业输配电价。同时，充分考虑外送电省份实际情况，制定了合理的外送电输电价格，将有力促进电力资源在更大范围内优化配置。 2022年5月，国家发改委部署开展第三监管周期输配电定价成本监审实地审核工作，第三监管周期成本监审范围包括33个省级电网和6个区域电网，监审期间为2019年度至2021年度。 虽然目前最新一轮全国省级输配电价尚待发布，但局部地区已经先行出台试行的输配电价。新疆生产建设兵团发改委已经以第八师兵团作为试点，发布了《兵团发展改革委关于核定2022~2025年第八师电网输配电价（试行）的通知》（兵发改价格规〔2022〕174号）。 对于业内较为关心的第三监管周期输配电价如何监审？国家发改委在2022年发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中显示，“强化电网输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴。提升跨省跨区输电价格机制灵活性，探索跨省跨区交易按最优路径组合等方式收取输电费用。”可以看到，电网企业输配电业务和购售电业务分开核算将成大势所趋，进一步剥离电网企业竞争性业务和非竞争性业务。 2023年，我国省级现货市场有望实现全覆盖。主要表现在首批试点陆续进入长周期结算试运行，第二批试点陆续开展模拟试运行，非试点地区也相继出台现货方案。 作为建设全国统一电力市场体系的重要布局之一，电力现货市场的试点正在加快铺开。首批电力现货试点南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区于2017年敲定、2019年6月底全面启动模拟试运行，此后相继推进按周、按月、按季度、按年连续结算。 2021年4月第二批现货市场公布于众，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市被列入。目前以第一批、第二批为代表的现货试点省份顺利完成从日、周到月不同时间维度和多种复杂场景的结算试运行，最长连续运行时间已超过500天。 目前，国家电网经营区已有20个省级电网开展了现货市场试运行。南方区域电力现货市场成功开展调电试运行。整体来看，省级现货市场中，广东、福建、山西、甘肃连续试运行时间已超过一年；第二批现货试点均已完成电力现货市场模拟试运行，其中江苏完成结算试运行，安徽完成调电试运行；非试点地区全面启动电力现货市场建设，正在研究完善运行规则和筹建技术支撑系统。 进入2023年，广东、山西等地连续结算试运行依然在进行中，年内也将有更多省级现货试点进入到长周期结算试运行。随着越来越多的省份进入长周期结算试运行，可以预见，现货交易品种日趋丰富、交易频次日渐增多，火电/新能源企业、售电公司与大用户面临的交易挑战越来越大。 同时，省间电力现货交易连续结算试运行将在2023年继续开展，根据北京电力交易中心发布的《关于继续开展省间电力现货交易连续结算试运行的通知》显示，计划自2023年1月1日继续开展连续结算试运行，省间现货市场连续结算试运行将继续执行《省间电力现货交易规则（试行）》。市场主体每个工作日申报次日省间日前现货交易，每周五申报后三天省间日前现货交易，节假日按实际情况开展。市场主体每日申报当日的省间日内现货交易。 近两年来，新能源入市交易迎来更多利好，在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提到，到2030年，新能源将全面参与市场交易。可以看到，新能源全面进入电力市场已经步入提速阶段。 根据国家能源局公布的数据显示，我国可再生能源呈现发展速度快、运行质量好、利用水平高、产业竞争力强的良好态势。2022年全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，创历史新高，带动可再生能源装机突破12亿千瓦。全年可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。 2022年我国风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，随着新能源发电量占比不断提升，高质量发展需要更加重视消纳工作。在我国“双碳”战略目标下，能源结构转型升级已成大势所趋。加之绿色能源相关政策法规相继出台，绿色电力发展已全面提速。北京电力交易中心预测，2023年绿电绿证交易机制得到进一步完善，交易规模将取得新突破。预计2023年国家将完成绿电交易超500亿千瓦时，完成绿证交易超500万张。 国家能源局数据显示，2022年，全国可再生能源总装机超过12亿千瓦，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机均居世界首位。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。 新能源市场化占比稳步提升。2020年到2022年，新能源市场化交易电量分别为1317.80亿千瓦时、2136.57亿千瓦时、3464.94亿千瓦时，分别占新能源交易电量的24.13%、28.28%、38.42%。同一时期，新能源市场化交易价格也逐年升高。近三年国网经营区光伏市场化交易价格分别为0.141元/千瓦时、0.221元/千瓦时，0.235元/千瓦时。 进入2023年以来，我国发布的文件以及相关会议，都对绿电、绿证交易做出安排： 2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》中明确，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好实现绿色电力环境价值。 文件规定，享受国家可再生能源补贴的绿色电力，参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易。绿电交易产生的溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。享受国家可再生能源补贴并参与绿电交易的绿电优先兑付补贴。这意味着此后会有更多的绿色电力参与到市场化交易中来，绿电交易规模将呈现几何级增长。 在“双碳”背景下，随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，支撑光电风电大规模并网，被视为新型电力系统的必要环节。 随着储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。所谓新型储能，是指利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能和其他新兴储能技术，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和本规范指引要求，具有法人资格的独立储能主体。发电侧、用户侧、电网侧新型储能均可参与市场交易。新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。对此，两部门在《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》中要求，新型储能可作为独立储能参与电力市场、鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场、加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰……，为储能参与电力市场提供了多种可能性。