2024年，国内虚拟电厂的发展取得了显著进步，从概念普及到形成共识、从零星实践到遍地起势。 虚拟电厂实际上就是将分布式发电、储能及其他可调节负荷资源聚合，“聚沙成塔”形成快速调节和响应能力。 由于近年来风光新能源发电的增长速度远远超过负荷的增长速度，电力消纳问题越来越突出，同时，由于新能源出力的不稳定性，给电力系统平衡带来了巨大挑战，新能源利用率逐渐下降。 未来新型电力系统理想的状态是实现“源荷互动”，但目前在负荷侧并没有形成很好的调节能力，因此，现阶段更需要的是从负荷侧入手，让“荷随源动”。 用户侧灵活性可调节资源总量大，但布局分散，仍有大量用户侧可调节资源尚未被纳入电力系统可调控范围。 2024年，国内虚拟电厂在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。从可调节能力、调节意愿和实际案例来看，大型工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源，或将成为虚拟电厂的“主力军”。 目前，国内虚拟电厂仍处于比较早期的发展阶段，最显著的问题是“聚而不合”，主要体现在数据标准缺失、运营权之争、技术平台研发成本高等方面。 此外，现阶段虚拟电厂接入的资源非常有限，且资源变现能力显著不足，主要是因为目前国内虚拟电厂的市场机制和盈利模式尚未成熟，虚拟电厂的发展需要依托高度市场化的电力交易体系。 工商业储能与充换电站优势凸显 根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。 今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》规定了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。 虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。 今年以来，各省也纷纷大力推进虚拟电厂建设。 据高工产业研究院(GGII)统计，湖北虚拟电厂聚合可调节接入量大于1500MW；广东深圳虚拟电厂聚合可调节接入量大于750MW；安徽虚拟电厂聚合可调节接入量大于1586.65MW；江苏虚拟电厂聚合可调节接入量大于600MW、浙江嘉兴虚拟电厂聚合可调节接入量大于821.4MW。 根据接入资源类型的不同，广东省（深圳市）、江苏省、浙江省、安徽省、上海市等地的虚拟电厂以负荷为主，湖北省、山东省、山西省等地主要是电源型虚拟电厂。 不过，目前的现状是，分布式电源追求的是尽可能消纳，实际上并不具备“调节”的能力，反而增加了电网的调节压力，负荷型/储能型虚拟电厂才是真正意义上的虚拟电厂。 从可调节能力和调节意愿来看，在虚拟电厂聚合的各类资源中，园区级别工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源。 工商业储能是虚拟电厂核心灵活性资源，而工业园区用电量大，配置的工商业储能规模也较大，可调节能力强。 而且工商业储能本身就是投资属性，对成本收益敏感度高。但目前工商业储能的盈利基本依赖单一的峰谷套利，业内普遍认为，要真正打开工商业储能盈利空间，核心在于电力市场和虚拟电厂的建设。 目前，美克生能源、卓阳储能等企业是典型的工商业储能为主的虚拟电厂聚合商。不过，现阶段工商业储能的整体装机量仍有巨大的提升空间。 随着近年来新能源汽车和充换电站的大规模发展，大量可控充电负荷成为目前虚拟电厂主要的可调节资源，且对价格的敏感度高，更积极参与竞量竞价、实时响应。 深圳市、上海市是我国探路虚拟电厂的先锋城市，实际上，目前两市虚拟电厂占比最大的调节资源均为充换电设施。 “充电资源是最好用的可调节资源，边际成本很低，且电动汽车的灵活性较强，不仅时间上可调，地理位置上也具有灵活性。”特来电副总裁兼首席科学家、南京德睿董事长龚成明表示。目前，特来电已聚合了约5400+MW可调节负荷资源。 工业负荷资源体量大，可调节空间大，是虚拟电厂中的“压舱石”，不过，工业负荷对价格的敏感度相对较低，受生产节奏的影响较大。而楼宇空调资源的调控效果存在较大的季节性差异。 从非电源型虚拟电厂聚合商的主要类型来看，除了工商业储能运营商、充换电站运营商，还有售电公司、新能源资产运营平台企业等。 售电公司在虚拟电厂赛道的竞争优势在于，越来越多省市要求虚拟电厂运营商必须取得售电资质，且售电公司掌握了大量企业用电负荷数据，且拥有丰富的电力市场交易经验。 新能源资产运营平台企业的优势在于从发电侧、电网侧到用户侧全面覆盖，新能源发电功率预测、负荷预测是电力现货市场交易的两大基础。 国能日新自2020年开始布局虚拟电厂业务，以平台技术+聚合运营服务模式，多维度为虚拟电厂发展提供支撑。目前，国能日新已在如江浙、京津冀、湖北、深圳等全国地域，实现多元化资源接入与运营成果，累计接入负荷总量超3GW。 高工储能观察到，目前一个重要的趋势是，虚拟电厂聚合商的业务综合性越来越强，工商业储能、充换电、售电企业相互延伸拓展业务。 新巨能是三峡水利集团探索新型电力市场的重要践行成员，目前已形成了“售电+储能”双轮驱动的业务模式。在工商业储能方面，拥有投资、设计、建设、运营的全链路服务能力；通过构建云边端一体化的数智运营体系，聚合规模化储能型可调节负荷资源，建设起了在新型电力系统中起重要支撑作用的虚拟电厂。 作为国内头部充电企业，星星充电拓展了“三张网”业务布局，包括充电网、智能微电网和虚拟电厂运营网。 业内普遍认为，精准的负荷预测是提高虚拟电厂运营水平的关键，这也是许多工商业储能企业面对电力市场交易的进阶难点。 基于10 年的充电运营经验，星星充电在负荷预测方面积累了大量数据聚合的可调节负荷资源规模居行业前列。 综合来看，未来持有负荷基本盘的、综合性的企业更有希望成为头部虚拟电厂聚合商。 聚而不合，资源变现难 目前，国内虚拟电厂处于比较早期的发展阶段，各类资源存在“聚而不合”的问题，技术和商业模式都尚未成熟。 一是数据标准缺失。通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源之间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议。 储能系统内部尚且存在融合度不高、电网调度困难的问题，虚拟电厂各类资源的聚合更是难上加难。 二是运营权之争。各类可调节资源基本都有各自的云平台，虚拟电厂管理平台需要更高维度的横向整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权，现在许多聚合商比拼的更多是投建能力。 在没有真正经过电力现货市场交易的检验之前，各个企业都“信心满满”，但未来电力现货市场交易水平的高低会逐渐拉开差距。 三是技术平台研发成本高、难度大。虚拟电厂优于传统电厂的一个重要因素在于，要形成同等规模的可调节能力，其建设成本远低于传统电厂。 但目前诸多企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小。负荷数字化进展缓慢，还有大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。 长园飞轮CTO胡锴表示，从目前虚拟电厂的规模和商业模式来看，想要覆盖掉虚拟电厂技术平台投入的成本，还有很长一段路要走。未来可能最终存活下来3-5个头部企业的运营平台才会形成规模效应，实现降本。 值得注意的是，虚拟电厂不仅要看接入了多少资源，更要看资源变现能力。目前国内虚拟电厂“聚而不合”，很大程度上与市场机制和盈利模式不成熟有关。 虚拟电厂的盈利主要依靠需求响应、辅助服务和电力现货市场等，但这些市场远远未成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。用户接受虚拟电厂调度需要数字化改造、调整用能规划等，但付出的成本与获得的收益不对等。 从实际案例来看，许多地区的虚拟电厂只是迎峰度夏期间的应急机制，与传统邀约大用户参与高电力负荷时段需求响应的模式并无太大区别。 而且，由于每年需求响应的总量和补偿标准存在巨大的不确定性，这种高风险的商业模式难以吸引投资，虚拟电厂接入的资源体量就难以扩大。 此外，虚拟电厂不仅仅是简单地把资源接入一个平台，实现监测和基本调控。未来电力市场交易和电网调度的场景，要求虚拟电厂对电源出力、负荷情况有精准的把握，对新能源出力预测、负荷预测、电力现货市场价格预测提出了更高的技术要求。
电池行业巨头宁德时代正在就在欧洲建立电池回收业务进行谈判，随着该公司准备在匈牙利开始电池生产，这将扩大其在该地区的足迹。 宁德时代正在与包括匈牙利在内的欧洲政府讨论可能的地点。在该国的一家新电池制造工厂有望在 2025 年下半年投产。 同时，宁德时代还在寻找包括原材料在内的当地供应商。一些公司已经发送了测试样本，不过这些谈判是初步的，必须满足竞争要求。 2023年8月17日，欧洲电池法规正式生效，法规要求电池制造商使用可再生和可回收材料，以降低碳足迹并减少废弃物产生。与其他中国企业一样，宁德时代在国内建立基地后看到了欧洲电动汽车市场的增长潜力。 在今年的达沃斯世界经济论坛上，宁德时代董事长曾毓群表示，我们要做的不是如何翻新电池，而是如何将废旧电池转化为宁德时代工厂的宝贵资源。 自2013年宁德时代收购邦普循环切入动力电池回收赛道，电池回收便成为了宁德时代产业布局的重要一环。 曾毓群透露，宁德时代2023年在中国的废旧电池回收行动中，成功再利用了13000吨碳酸锂。宁德时代首席制造官倪军此前也表示，宁德时代已成为全球最大的电动汽车电池回收商，镍、钴和锰的回收率超过99%，锂的回收率也在90%以上。 作为特斯拉、宝马等大型车企电池供应商，建立回收业务还将帮助宁德时代减轻电池生产和处置对环境的担忧。欧洲公司是该计划的潜在合作伙伴。 目前包括大众汽车公司和梅赛德斯-奔驰集团在内的汽车制造商正在放缓电气化目标。 宁德时代的瑞典竞争对手NorthvoltAB在增长缓慢和需求减弱引发现金紧缩后，正在争先恐后地筹集紧急资金。
河北唐山，因煤而建、因钢而兴，素有“煤都”“钢城”之称。作为一座具有百年历史的沿海工业城市，唐山重工业基础雄厚，大宗货物运输市场发达。近年来，低碳环保、运营成本低廉的电动重卡正在唐山崛起，成为城市运输的新势力。 作为我国唯一的重卡电动化示范试点城市，唐山建成了我国首个电动重卡型虚拟电厂，电动重卡灵活参与电网峰谷调节、促进电力供需平衡成为现实，为唐山加快经济社会绿色低碳发展提供有力支撑。 重卡绿色升级 打造交通运输新名片 低速行驶一段时间后，一辆货车拐进了唐山市乐亭县海港开发区宏林昇重卡充电站。一个大转弯，司机张松将货车停在一台充电桩前。麻溜下车，踢踢轮胎，张松围着白色欧曼牌电动重卡转了一圈，扫描充电二维码，将两把充电枪插在卡车充电口并锁枪充电。 “凌晨4点到京唐港卸了货，睡了一觉就来充电了。在这儿补电大概需要40分钟，接下来还要到料场那边去装货运回迁安。”10月11日13时10分，张松赶在谷时段里给车充上了电。驾龄8年的张松告诉记者，一年前，他花费73万元购入了这台电动重卡，专门用来跑迁安市到京唐港的货物运输，运送铁矿粉、钢材等货物。“换了电车以后噪声小了，没有呛人的尾气，电子挂挡也更好操控，最关键的是运输成本大大降低。”张松说。 寒露已过，秋意渐浓。一辆辆重卡来往穿梭在繁忙的公路上、忙碌的码头中，密织起条条流动的运输线，强劲有力地串联起这座钢铁之城的物流网络。 作为北方工业重镇，唐山工业体系完备，在钢铁等关键行业领域的产业规模尤为庞大。为满足生产发展需求，大量的煤炭等原材料和钢材、重型装备等产品需要在生产企业和港口之间频繁转运，这一过程中，重卡扮演着至关重要的角色。但以柴油为燃料的重卡是空气污染源之一，重卡电动化成为交通领域大气污染防治与绿色低碳发展的重要内容。 唐山的运输条件对于发展电动重卡具有天然优势。2018年，唐山市按照“临港临铁”布局的思路，启动了主城区周边13家钢铁企业优化整合、退城搬迁和升级改造。随着相关企业集中搬迁到乐亭、丰南等地沿海产业园区，唐山钢铁产业布局得到优化。 “退城搬迁”缩短了钢铁企业到港口的距离，为电动重卡发展提供了适宜的应用场景。由于货物运输运距较短，电动重卡能够满足企业短倒运输需求，如重点港区、场区、固定线路以及短途线路运输等场景。同时，环境政策的正向推动，诸如钢铁超低排放、绩效分级等，都对钢铁厂使用电动重卡有巨大的激励作用。 2021年10月，工业和信息化部启动新能源汽车换电模式应用试点工作，唐山被明确为重卡特色类试点城市之一。2023年11月，工业和信息化部等八部门在15个城市启动首批公共领域车辆全面电动化先行区试点，确定唐山为重卡电动化示范试点城市。 一系列政策的出台，唐山市电动重卡的数量显著增加。今年4月2日，唐山电动重卡保有量首次突破10000辆，达10170辆，约占全国总量的六分之一，居全国首位。 中午时刻，正值当地的用电低谷期，宏林昇重卡充电站8台充电桩全部满员，还有许多重卡车辆正在排队充电。 据了解，河北省10月份的谷时段电价为每千瓦时0.31234元，峰时段电价为每千瓦时0.93703元。张松举例说，从迁安市到京唐港约120公里的路程，以前开燃油重卡需要油费约360元，现在如果在低谷电时段给车充电，花费仅为140多元。 如今，唐山已成为全国新能源重卡规模化推广应用的标杆城市，在换电、纯电、氢燃料重卡推广应用领域积累了丰富经验。和煦的阳光中，这些加足马力奔波在运输一线的绿牌重卡构成了城市绿色转型发展中亮丽的风景线。 虚拟电厂“出圈” 深挖“移动的负荷资源” 宏林昇重卡充电站距离京唐港港口仅1公里，位于宏林昇仓储库内，每日往来装卸货物的重卡络绎不绝，充电车辆繁多。 近年来，唐山电动重卡发展势头迅猛，充电量随之大幅攀升。如何将分散的重卡充电桩资源聚沙成塔，充分利用这些“移动的负荷资源”与电网进行灵活、精准互动响应，助力缓解电力供需矛盾，国网冀北电力有限公司进行了探索。 1月20日，国网冀北清洁能源汽车公司工作人员在宏林昇重卡充电站开展参与华北电力调峰辅助服务市场的能力评估。完成计划申报后，该充电站次日将按计划响应负荷转移，在不影响重卡运营的基础上，将充电负荷转移至低谷时段，助力电网削峰填谷，同时享受错峰电价带来的优惠。 自2023年12月以来，依托唐山地区数量可观的电动重卡，国网冀北电力以虚拟电厂模式聚合电动重卡电池资源，超过10万辆次的电动重卡首次参与了电网峰谷调节，调节能力最大可达2.23万千瓦，初步建成了电动重卡型虚拟电厂运营模式。电动重卡客户通过参与电力辅助服务市场，在电网负荷低谷时段为电池充电，助力电网峰谷调节，促进电力供需平衡和新能源消纳。 电动重卡的电池具有储能单元容量大、充电功率高等特点，是一种优质的储能资源。而充电桩负荷作为负荷侧资源，具有用电时间有弹性、用电行为可引导、用电规律可预测、用电方式智能化的特性，参与优化调控的空间大。 “充电站接入国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台，通过对充电车辆的聚合调控，优化调节充电时段和充电功率，引导重卡客户在夜间风电充裕、午间光伏大发时段有序充电，享受谷段电价的同时，再获得部分调峰辅助服务收益。”国网冀北清洁能源汽车公司车网互动中心主任助理许文强介绍说。 截至4月，唐山已建成重卡充换电站332座、充电桩2618台，累计充电量超14亿千瓦时。“在唐山，有568台电动重卡充电桩接入聚合平台。如果把唐山330多座重卡充换电站资源全部聚合，调节能力预计最大可达50万千瓦，单月可增发新能源电量约500万千瓦时。”许文强告诉记者，虚拟电厂可以帮助电网消纳更多波动性强的新能源。通过拓展虚拟电厂聚合规模，让更多的电动重卡参与车网互动，提升电力系统实时平衡和安全保供能力。 目前，国网冀北电力虚拟电厂依托新型电力负荷管理系统开展虚拟电厂运营服务，参与华北电力调峰辅助服务市场。 据了解，2023年华北电力调峰辅助服务市场的运行时间为11月1日至2024年4月30日，唐山地区重卡充电站签约客户于2023年12月参与市场。国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台聚合了唐山11座电动重卡充换电站，截至4月，电动重卡型虚拟电厂累计有效响应调峰电量78.66万千瓦时，充电站运营商获得收益共计36.45万元。 “经过新一轮洽谈，今年电动重卡型虚拟电厂新增签约客户48户，新增接入容量18.35万千伏安，可调节能力超9万千瓦。”国网冀北清洁能源汽车公司唐山分公司经理何绪伟介绍，宏林昇重卡充电站是第一批签约的客户。该站日充电量最高达2万千瓦时，截至目前累计充电量达1599万千瓦时。 “通过参与虚拟电厂，我们充电站获得了额外收益，用户的充电费用也能有所降低。”宏林昇重卡充电站负责人陈喜营说。 工业重镇转型 提升城市发展“含绿量” 渤海湾畔，一艘艘万吨巨轮停靠在唐山港码头，新能源重卡忙碌有序地装卸着来自世界各地的货物；城市街头，一辆辆新能源货运配送车穿梭于仓储配送中心、物流园区和大型超市之间，畅通城市“微循环”；大街小巷，搭载乘客的新能源公交车、出租车穿梭而过，服务市民低碳出行…… 在唐山，新能源车辆成为城市公交、出租车服务、物流配送以及工业运输的重要组成部分，助力这座充满活力的工业城市打造“绿色运输”的城市名片。 交通运输“含绿量”的不断提升是唐山城市绿色低碳转型发展的一个缩影。作为典型的资源型城市，唐山传统产业基础雄厚，既是能源生产大市，更是能源消耗大市，面临着转变能源利用方式、减少对传统能源过度依赖以及产业转型升级的挑战。 2023年，唐山市被国家发展改革委确认为首批碳达峰试点城市之一。今年7月，唐山市人民政府印发《国家碳达峰试点（唐山）实施方案》，提出唐山市国家碳达峰试点城市的三个定位，即老工业城市绿色低碳转型发展示范区、钢铁产业绿色低碳发展先行区、环渤海地区新能源高质量发展引领区。其中，环渤海地区新能源高质量发展引领区将重点推进风光储氢协同发展、构建绿色交通运输体系、加快新型电力系统建设，打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。 11月1日，冀北唐山供电公司电力调度控制中心员工杜鹏和同事通过调控系统分布式光伏功率控制平台观察供区内分布式光伏出力情况，分析评估区域电网承载能力，通过“光纤专网”“5G无线虚拟专网”安全接入区实现对380/220伏和10千伏分布式光伏的柔性调控，让分布式光伏发电可观、可测、可控、可调。 唐山拥有丰富的太阳能、风能资源。目前，唐山地区分布式光伏电站总装机容量达到3363.8兆瓦，电站并网的客户超过10万户。“如果不能有效控制光伏电站的并网功率，将给电网稳定运行带来风险。”杜鹏介绍，自2023年以来，唐山供电公司开展分布式光伏实时运行数据采集和发电功率柔性调控技术研究及试点验证工作，研发完备的数据接入和实时监测技术手段，开发应用分布式光伏功率控制平台，在冀北电网首次实现10千伏分布式光伏直采直控、0.4千伏分布式光伏群调群控试点验证。 当前，新型电力系统建设正在唐山快速推进。唐山供电公司出台《国网唐山供电公司新型电力系统全域综合示范行动方案》，围绕“源网荷储全环节发力、运行运营全要素驱动”的实施路径，统筹实施电源友好、主网增强、配网升级、负荷响应、储能联动、调控提升、市场建设、数智赋能、气象服务、生态共赢“十大工程”。 “唐山供电公司充分发挥电网在新型能源体系建设中的枢纽平台作用，以推动绿色能源供给、绿色能源消费为主线推进新型电力系统建设，统筹协调源网荷储各要素，激活发电、用电两端的绿色用能潜力，助力唐山打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。”唐山供电公司副总工程师兼发展部主任刘大鹏说。 如今，唐山市能源清洁低碳转型正驶入“快车道”。从传统工业重镇到绿色低碳发展的现代化城市，钢铁之城正在华丽转身，探索出一条老工业城市绿色发展的新路径。
眼下，理想面临的问题，其实特别特别简单，用五个字足以概括：增长在哪里？一方面，抛开今年的大爆款L6不看，在30万以上市场，L789的销量其实是同比下滑的，尤其是L9目前的销量只有问界M9的一半还不到，市场当然有理由怀疑你后面的增长空间有多大；另一方面，MEGA的失利，以及到目前为止，40万以上的大中型纯电动车的整体销量表现情况，让市场对于理想打造纯电作为第二增长曲线的成功概率，打了一个大大的问号。那么，在即将到来的25年，如果想要获得比较可观的销量增长，理想有哪些方向是可以尝试和挑战的？列个单子，供大家讨论。1、大型增程MPV这个在MEGA失利之后，已经有无数人讨论过了，梦想家、GL8插混、腾势D9……这些车的销量表现也很明确的验证了市场需求。现在的问题不是该不该做，而是多久才能做出来……哪怕MEGA销量失利之后马上立项开始研发，估计真正上市最早也得26年了，所以……这是我认为整个23-24年李想最大的战略决策失误，没有之一。MEGA只是一次不成功的尝试，而错过增程MPV，就是个纯纯的战略失误，没有任何狡辩的余地。纯电原教旨主义，害人不浅。2、L6的六座版理想在30万以下区间没有六座产品，这其实是个比较明显的市场空位，零跑C16和理想L6尺寸基本上一 样大，但是C16就可以做六座版，而且上个月的销量已经过万了。在产能瓶颈解决之后，L6完全可以考虑推出6座版本，只不过名字要怎么起可能会有点麻烦，总不能6座的叫L5，而5座的叫L6吧？当然，这不是什么大问题。实际上，L6这款产品，目前的销量还远远没有达到天花板，除了六座之外，本身的舒适性配置也完全可以进一步加强，譬如Pro版本标配冰箱小桌板和220V电源的话，成本并不会增加很多，但吸引力可以比现款进一步提升，就看理想是优先保毛利率还是优先保销量了。大胆预测，在完美情况下，“L6家族”的月销量是可以冲击5万的。3、30万以下的纯电产品首先亮明看法：在2025年，我不看好任何起售价在30万以上、车长超过5米的中大型纯电动产品，哪怕是理想的车也一样。（像SU7Ultra之类的，其实不能算在中大型车的范畴内，而且绝对销量也不会拉到很高）那也就是说，按照尺寸来推算，除了MEGA之外，与L8/L9对标的i8、i9的销量我都是比较怀疑的，唯一可以高看一眼的，应该是跟L6尺寸相当或者略小一号的i6/i7（？）但其实到目前为止，理想i系列当中最便宜的那一款，究竟更接近L6还是更接近L7，这是个没有答案的问题。总之，如果想要让纯电动产品提供比较高的销量贡献，那么先发布价格最 低的那款，才是正确的选择。如果顺序反过来，那么结局很可能生死难料。甚至最坏情况下，MEGA的一幕噩梦重现，也不是太奇怪的事。怕就怕，在明年这三款纯电当中，理想压根就没准备跟L6价位对标的产品。4、L9的商务/企业/行政版不管名字怎么叫吧，说白了就是更加豪华范儿、更加商务路线的L9，M9之所以能获得如此巨大的成功，除了车子本身素质不差以及华为的强力品牌加持之外，有一个很重要的原因，是M9有意识的对标和模仿了迈巴赫的很多设计元素和风格，给消费者带来一个很明确的豪华车的观感，这一点，问界M9做得远远好过理想L9十条街。现在的问题很简单，想要追M9的销量，单纯的软硬件升级是不够的，华为的品牌号召力一时半会没有办法追上，那么，商务范儿要不要学？土豪味儿要不要给？给的话，和家用车的整体品牌定位不符；不给的话，你就算配置上再努力，要反超M9也是难于登天。其实，在拿不准的情况下，单独分出一支奇兵，做一些大胆的尝试也未尝不可……譬如说，是否考虑推出一个L9的五座商务版？（甚至可以和第三方改车公司合作，记得坦克300的赛博版吗？）双色车身配上？豪华范儿轮毂配上？深色商务风内饰配上？实木饰条配上？电动门配上？看看这些要素的添加，能不能打动 中小企业主之类的宜商宜家的客户群。这样的尝试，失败了成本可控，一旦成功的话，大部队可以迅速跟进，打开后续市场空间，可以说是进可攻退可守。在当下的局面当中，这不失为一种可行的选择。5、任何动力方式的轿车/旅行车到目前为止，理想没有轿车，甚至像ET5T、001那样的旅行车，理想也没有，这件事很难评判对错，因为以空间和舒适见长的理想，要如何做一辆空间受限的轿车，确实是个很费脑子的问题。但你要做一家年销量百万级而且主要市场在国内的车企，没有轿车产品，总归是很难想象的。况且，增程式轿车，也并非没有先例。市面上已经有了好几款类似产品了。嗯，期望一款增程或者纯电的旅行车吧，虽然到今天为止我们都没看到过任何谍照，基本上意味着25年不可能有这么个东西了，但，还是列在里面，充个数好了。6、更多的店、更下沉的渠道整个2024年，其实还有一个很多人不太关注，但同样重要的问题：今年，理想的销售渠道的扩张，是远远的低于预期的。3月份的滑铁卢，把整个的销售渠道的扩张节奏彻底打乱了，到现在为止，门店数量都没有突破500家。由此带来的结果是什么呢？在低线市场，理想对于合资产品的销量蚕食的节奏被打断了。9月份，汉兰达加陆放的销量还有一万二你 敢信？XC60这样的车还能一个月卖四五千你敢信？这本来都应该是理想的火力范围，问题是现在你的炮台根本都没架过去，更别说有效的火力覆盖了。如果，理想的目标是打算把汉兰达们、XC60们、包括X3 Q5 GLC的份额抢过来，那么，更多的、更下沉的店，应该是绕不过去的一环。哪怕，短期内这会让利润率承压。最后，一点点个人的吐槽：说实话，我对理想最大的不满，并不是MEGA，任何对新产品新形态的尝试，都不该被指责，哪怕这个过程中犯了很多不该犯的错误，但长远来看终归是有益的。最让我不满的，其实是理想对于利润率的教条式的坚持。甚至，很多时候甘愿为了这样的一个教条，去牺牲唾手可得的市场份额。回想一下，三四月份，如果不是为了保毛利率，L789的改款本来不会有那么大的动荡和波折，整体销量肯定要比现在好很多。哪怕到了现在，L6的产能问题的背后，其实一样可以看到某些对于毛利率的斤斤计较。（产能利用率不足会拉低毛利水平）视角再放宽一点，销售渠道的扩张为什么停滞了？影响净利润恐怕是最大的因素吧？既然手头有超过千亿的现金，既然目前为止公司都还是处于一个盈利的状态，既然竞争对手是华为这样的巨无霸，那为什么不能尽可能的牺牲利润，换取更大的市场份额呢？抢地盘有错吗？利润率比市场份额更重要？比成长更重要？
近日，国网能源院发布《新型电力系统发展分析报告2024》。其中提到，风光新能源发电装机容量突破12亿千瓦，超过煤电装机规模，煤电机组灵活性改造任务提前完成。截至2024年7月底，全国风电、光伏装机容量合计达到12.1亿千瓦，提前六年多实现2030年规划目标。甘肃、青海、宁夏、河北等省（区）新能源发电装机容量占比已经超过50%，成为装机主体。预计2030年全国电源装机容量超过50亿千瓦，其中新能源发电装机超过28亿千瓦。 市场价格机制方面，持续完善安全保供、新能源消纳市场机制，充分调动各参与主体积极性。在煤电容量电价机制基础上，逐步形成更加市场化的容量电价形成机制，夯实常规电源兜底、灵活资源支撑保障基础。深化完善分时电价、阶梯电价等政策，推动负荷管理工作逐步转向市场引导为主、用户主动响应。 区分存量、增量项目，差异化完善中长期市场、现货市场、绿电绿证交易等，加快建设适应新能源占比逐渐提升的电力市场机制。完善分布式光伏参与市场交易的顶层设计，引导各主体合理公平承担系统成本。 主要内容如下： 当前，全球能源供需版图深度调整，统筹推进能源安全保障与绿色低碳转型，积极发展清洁能源、推动经济社会绿色低碳转型，成为各国应对气候变化的普遍共识。我国正在大力推动新能源高质量发展，电力系统结构和特性深刻变化，新型电力系统建设处于加速转型期。 报告坚持系统观念和问题导向，设置了国内新型电力系统建设、国际电力系统转型以及相关热点专题三部分。国内部分，研判新型电力系统面临形势和发展趋势，从物理形态、数智赋能等维度分析形态演进，从清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能五个维度建立发展评估体系，系统分析当前建设情况，从科技创新、机制创新双轮驱动力角度分析关键问题和对策；国际部分，基于所提发展评估体系，初步分析中国与其他典型国家和地区电力系统建设情况；专题部分，聚焦热点问题，从智能微电网建设、车网互动发展、气候风险防范等方面进行专题分析。 一、国内新型电力系统建设 新型电力系统建设受到政策、机制、技术、产业等内外部多重因素影响，需要统筹各要素协同推进，加快形成电力新质生产力和相适应的新型生产关系，夯实新型电力系统高质量发展基础。 源网荷储多要素协调发展水平持续提高 多元化供应体系：风光新能源发电装机容量突破12亿千瓦，超过煤电装机规模，煤电机组灵活性改造任务提前完成。截至2024年7月底，全国风电、光伏装机容量合计达到12.1亿千瓦，提前六年多实现2030年规划目标。甘肃、青海、宁夏、河北等省（区）新能源发电装机容量占比已经超过50%，成为装机主体。截至2023年底，煤电灵活性改造规模达到3.2亿千瓦。预计2030年全国电源装机容量超过50亿千瓦，其中新能源发电装机超过28亿千瓦。 多形态电网发展：柔性交直流等新型技术广泛应用，主配微等多形态协同发展的新型电网要素承载能力持续提升。有序推进大型风光基地和外送通道规划建设，送受端电网支撑能力稳步提升。各区域电网坚强性、互济性稳步提升，服务新能源高质量发展。互联通道的“直接送电”和“互济调节”作用更加统筹平衡。安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统加快建设，城市配电网以大电网为主导，以柔性互动为关键，大量柔性负荷灵活互动；农村配电网以分布式资源合理利用、经济高效配置、电力安全供应为目标，源网荷储聚合管控，与大电网互联互通。具有“两自四化”（即自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化）特征的自治型微电网等形态有效补充。 多样化负荷柔性互动：全社会用电量总体保持较快增长，数据中心等算力基础设施用电量尤为突出。2024年上半年，全国全社会用电量同比增长8.1%，其中第三产业、城乡居民生活用电量分别同比增长11.7%、9.0%。5G基站和数据中心等新型基础设施用电量快速增长，占当年全社会用电量比重持续上升。“新三样”、数据中心、绿电制氢等“高耗电”战略新兴和未来产业加速发展，终端电气化水平逐步提升，加之气候气温对电力需求增长产生持续影响，未来电力需求继续保持较快增长，预计2030年全国全社会用电量可能超过13万亿千瓦时。 多类型储能优化布局：新型储能是增长主力，在源网荷各侧加快布局，应用能效逐步改善。截至2024年6月底，全国新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%，其中独立储能、共享储能占比45.3%，新能源配建储能占比42.8%。新能源配储、独立储能、工商业储能日均运行小时数相较去年同期分别提升1.69、1.81、3.49小时。储能呈现多元化发展态势，预计2030年全国新型储能需求至少超过1.5亿千瓦。 多场景数智赋能赋效：强化电力系统的精准感知、可靠传输、数据融通及安全可信能力。通过“电力”与“算力”“数力”“智力”的深度融合，优化能量流、业务流和价值流，支撑新业态新模式发展，助力电力创新链、产业链、供应链融通发展，为新型电力系统建设提供坚实技术支撑，助力国家双碳目标顺利实现。 科技创新驱动力进一步增强 基础性技术：复杂系统运行控制能力进一步提升。超大型电力系统电磁暂态仿真平台分析时间尺度、运行方式、典型场景更加多样，规模达到上万节点，可对包含多回直流和高比例新能源的大规模电网实现微秒级电磁暂态仿真。 关键性技术：主动支撑、柔性灵活、智慧互动的源网荷储关键性技术创新应用。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高、路线多，但常态化深度调峰、频繁启停对机组运行安全性的影响逐步加大，运维成本也在增加。新能源构网型技术示范应用持续推进，对系统的惯量、频率、电压、黑启动等主动支撑能力进一步提升，逐步从小容量系统向大规模系统推广应用，相关标准规范体系亟需建立健全。大容量柔性直流输电技术应用需求大幅增加，柔性直流双向输电、多端柔性直流输电、混合多端柔性直流输电技术发展及工程应用积极推进，全直流汇集送出输电技术总投资相比传统柔性直流可节省15%以上，是实现大规模远海风电高效经济送出的优选方案。高比例新能源接入对放电时间超过4小时的长时储能需求明显增加，需统筹好长时储能技术的安全性与经济性。 治理机制支撑和保障能力有效提升 协同规划机制方面，加强源网荷储各层级、多环节协同规划，保障电力系统全环节协同联动。当前，新能源规划布局、风光装机配比需要进一步优化，大电网与分布式系统的发展协调性有待提升，新能源快速发展对电网接纳调控能力提出更高要求。需要强化源网统一规划建设，科学规划风电与光伏装机比例，最大限度平抑新能源波动。加强新能源基地与国家产业规划的有效协同，推动高载能产业布局与新能源基地统筹规划，以地区间产业转移协同推进新能源发电布局优化。因地制宜发展“两自四化”自治型分布式新能源系统，实现与广域大系统深度共融发展。 市场价格机制方面，持续完善安全保供、新能源消纳市场机制，充分调动各参与主体积极性。在煤电容量电价机制基础上，逐步形成更加市场化的容量电价形成机制，夯实常规电源兜底、灵活资源支撑保障基础。深化完善分时电价、阶梯电价等政策，推动负荷管理工作逐步转向市场引导为主、用户主动响应。区分存量、增量项目，差异化完善中长期市场、现货市场、绿电绿证交易等，加快建设适应新能源占比逐渐提升的电力市场机制。完善分布式光伏参与市场交易的顶层设计，引导各主体合理公平承担系统成本。 安全保障机制方面，明晰新型主体安全责任界面，加强全过程电力安全风险管控，提高级联自然灾害、互联基础设施应急协同保障能力。以政策标准、调度协议、技术监督等多种方式明确新型主体安全责任及边界，进一步强化新型主体并网运行安全管理。完善全过程电力安全风险管控机制，将安全风险评估纳入各阶段安全性评价。综合考虑复杂灾害和基础设施跨系统风险，建立健全基础设施协同的立体应急协同机制，推动社会资源参与电力基层安全治理，以更加经济高效的方式提升应急能力。 二、国际电力系统转型分析 截至2023年底，全球电源总装机容量超过91亿千瓦，其中新能源装机占比超过27%，火电占比下降至51%。结合国际电力系统转型特征，考虑区域分布、资源禀赋以及电力系统发展实际，选取一些典型国家和地区进行初步的对比分析。 清洁低碳维度，中国新能源发展领跑全球，多数国家和地区终端电气化水平较高，中国电力系统碳排放水平相对较高。源端清洁化水平，2023年中国新能源装机容量、发电量规模第一，分别占全球比重达到42%、37%，德国、丹麦新能源发电装机占比均超过50%，丹麦、德国、英国、巴西、澳大利亚新能源发电量占比均超过20%。考虑全年小时级等更小时间尺度运行情况，欧洲新能源渗透率超过20%的累积时段占全年时长的占比，从2015年的5%上升到2023年的62%。终端电气化水平，中国2023年超过28%，高于欧美等国家。系统碳排放水平，中国度电能耗（碳排放）水平、单位GDP能耗（碳排放）持续下降，但总体水平还相对较高。 安全充裕维度，受新能源快速发展和气象气温变化影响，多数国家和地区有效供应裕度和系统等效惯量呈现下降趋势，中国灵活调节电源占比相对较低、户均停电时间持续下降。供应充裕性，近年来中国电力有效供应裕度相比德国、欧洲等国家和地区相对较低，欧洲、德国、丹麦等超过1.25；澳大利亚、美国相对较低，均低于1.0，这也印证了两国近年来多次发生电力供应紧张情况。调节充裕性，2023年中国燃气发电、抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源占比为7.1%，德国、澳大利亚、日本、英国、美国等国家超过18%。各国家系统等效惯量伴随新能源发电装机占比的提高呈现快速下降趋势，电力系统安全稳定承载能力面临更大挑战。2023年，中国系统等效惯量相比2012年下降30%，高比例新能源接入的丹麦、英国、德国、欧洲等国家和地区系统等效惯量下降幅度超过26%。系统可靠性，2023年中国户均停电时间7.83小时，相比2016年下降54%，欧洲、德国、英国、日本等均低于0.6小时。 经济高效维度，中国的风光度电成本快速下降，新能源利用保持较高水平。技术成本与运行经济性，2023年中国陆上风电、光伏加权平均度电成本相比2014年下降幅度分别超过60%、70%；中国线损率4.54%，处于较低水平。新能源利用水平，随着新能源渗透率的提高，多数国家和地区弃电率呈上升趋势，中国维持在较低水平。以风电为例，2023年，中国风电渗透率为15.9%、弃风率为2.3%；德国、英国风电渗透率超过25%，弃风率保持在5%以内；丹麦风电渗透率较高（达47%），弃风率也相对较高（8.2%）。
11月4日，广州市工业和信息化局官网发布《广州市推进新型储能产业园区建设实施方案》（以下简称《实施方案》），以“定产业方向+建专业园区+招优质企业+促政策支撑”四核驱动，首批建设白云区、黄埔区、花都区等3个新型储能产业园，示范打造粤港澳大湾区新型储能产业和新型电力系统的制高点。 《实施方案》明确，广州将依托三大新型储能产业园区，发挥新型储能制造业创新中心的引领作用，吸聚新型储能行业龙头企业，促进新型储能技术创新和产学研金用深度融合发展，提升产业链上下游协同发展水平。拓展应用场景和商业模式，助力新型电力系统建设，完善检验检测认证和技术标准体系，进一步凸显产业综合竞争力。在三大新型储能产业园区带动下，力争全市新型储能产业营业收入到2025年达600亿元以上，到2027年形成千亿级产业集群，到2030年形成三千亿级产业集群，到2035年形成五千亿级产业集群。 加快推动广州期货交易所上市电力、锂等新型储能产业发展相关的期货品种 围绕《实施方案》提出的发展目标，广州将加大资金、金融、用地、人才、招商、应用等方面的支持力度。 在金融支持方面，支持市区国企共同成立百亿新能源母基金，加强引导广州产业投资母基金等产业基金支持新型储能产业发展。鼓励采用融资租赁等方式支持新型储能项目设备采购。加快推动广州期货交易所上市电力、锂等新型储能产业发展相关的期货品种。对符合地方政府专项债支持领域和条件的新型储能项目，支持申报地方政府专项债；积极发挥碳减排支持工具作用，引导金融机构为符合条件的项目提供资金支持。强化绿色金融服务新型储能产业高质量发展的作用。 在用地支持方面，固定资产投资额5000万元至5亿元的先进制造业项目所需指标由市优先保障，不足部分向省争取支持；固定资产投资额5亿元（含）以上且投资强度不低于400万元/亩的先进制造业项目所需指标由省保障。各区工业和信息化部门参与分配园区用地规模、指标等需求。白云区保障新型储能产业园用地规模5000亩，2024年底前完成人和镇创新中心产学研用协同示范基地200亩工业用地出让以及萧岗村留用地的合作开发。黄埔区保障新型储能产业园用地规模3300亩，2024年底前解决200亩新增建设用地指标，2025年解决600亩新增建设用地指标。花都区保障新型储能产业园用地规模9240亩。 在园区招商方面，对“十四五”期间投资10亿元以上的新型储能产业化项目（花都区“绿能谷”一期先行启动区内项目除外），在省级对其新增实际固定资产投资额普惠性制造业投资奖励基础上，市级财政按1:1给予配套扶持。投资超过50亿元的重大招商项目，成立市级工作专班，强化土地、资金、人才、金融、科技等各方面要素支持。 在推动应用场景拓展方面，《实施方案》鼓励园区合理配置一定规模新型储能，有条件的依托变电站现有及周边用地建设储能电站。有序发展中型以上规模氢储能系统和氢能调峰电站，促进氢能储能耦合发展。灵活发展工商业储能应用场景，鼓励商业商务区、工业园区、大数据中心等区域根据用能特点配置冰(水)蓄冷、电化学储能等不同类型储能设施，探索先进制造业配置储能电站，促进源网荷储协同互动。支持构建新能源汽车充换电网络、电池租赁、回收利用的新型储能生态体系。探索综合能源服务模式，鼓励综合能源服务商打造区域综合能源服务平台，开展虚拟电厂建设试点。 三大新型储能产业园区具体空间布局和产业定位 白云区新型储能产业园：选址白云新城国家地方共建新型储能创新中心、人和镇产学研用协同创新基地、白云湖先进制造产业园、五丰装备智造产业园等片区，规划用地面积约5000亩。定位打造成新型储能全产业链创新基地，重点围绕电化学储能、机械储能、超导储能、热储能等新型储能产业，聚焦大容量、高安全、长寿命、高效率的规模化储能装备和技术开展攻关，发展多元新型储能技术，落地一批创新型企业。力争到2027年营业收入（产值）达250亿元，到2030年营业收入（产值）达550亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。 黄埔区新型储能产业园：选址知识城集成电路产业园东侧，东至新九快速路，南至凤吉路东，西至知明路，北至钟太快速路以南，规划用地面积约3300亩。定位打造成以电化学储能、氢能为主的应用型新型储能产业高地，建设储能电池、氢能的控制产品及系统集成产业核心园，并积极谋划布局超级电容、超导储能等技术路线，带动新型储能配套装备等要素集聚，实现新型储能产业链整体提升。力争到2027年营业收入（产值）达200亿元，到2030年营业收入（产值）达500亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。 花都区新型储能产业园：选址花都汽车产业基地三期片区、岐山村东片区、汽车城赤坭园区、临空数智港启动区共四个片区，规划用地面积约9240亩。定位打造成粤港澳大湾区光伏+储能一体化产业集聚区，重点发展光伏产业、新型储能产业、未来材料产业、绿色低碳场景开发应用产业，实现新型储能对构建新型电力系统的必要支撑作用。力争到2027年营业收入（产值）达250亿元，到2030年营业收入（产值）达450亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。
随着全球能源转型加速推进，多年期绿电交易作为一种创新机制，正日益成为连接可再生能源供需双方、促进绿色电力稳定供应和能源结构优化的关键途径。 所谓多年期绿电交易是指电力用户、售电企业与发电企业之间签订多年期合同，专门用于购买绿电（如风电、光伏发电等可再生能源产生的电力）的一种交易方式。 一、我国多年期绿电交易现状如何？ 近年来，我国绿电交易规模呈现快速增长的趋势。数据显示，今年1至8月，我国绿电交易电量1775亿千瓦时，同比增长223%。其中国网经营区绿电交易电量占比约63%，蒙西地区占比约29%，南网经营区占比约8%。 国网经营区 今年1至8月，国网经营区绿电交易电量1111亿千瓦时，是2023年全年交易电量（611亿千瓦时）的近2倍，2022年全年交易电量（143亿千瓦时）的近8倍，2021年全年交易电量（76亿千瓦时）的近15倍。 南网经营区 今年1至8月，南网经营区绿电绿证交易量444.6亿千瓦时，其中绿电交易量占34.2%，约152亿千瓦时，绿证交易占比65.8%，约292.6亿千瓦时。今年前8月的绿电绿证交易量是2023年全年交易电量（95亿千瓦时）的近5倍，2022年全年交易电量（38.3亿千瓦时）的11倍，2021年全年交易电量（10.37亿千瓦时）的近43倍。 内蒙古电网 今年3月,内蒙古电力多边交易市场首次组织绿色电力交易，首次绿电结算电量为73.57亿千瓦时。截至9月，共有1788家市场主体参与绿电交易，累计绿电交易结算电量达到540亿千瓦时，对应绿色证书5400万张，交易规模居全国首位。 然而，尽管我国交易规模持续扩大，绿电交易的模式却相对单一，交易周期仍以年度交易和月度交易为主，多年期绿电交易占比极少，与发达国家相比存在明显差距。 据了解，北欧、西欧国家广泛采用10-15年期的风电PPA，美国大型技术企业也与新能源企业签署15-20年期绿色电力PPA。这为新能源规模化发展提供了稳定的商业模式，有助于发电企业进行长期投资规划，并帮助购电方锁定成本、规避短期价格波动带来的风险。 目前我国各地也在积极探索多年期绿电交易的发展路径。 国网上海电力通过“多年期+年度”的方式，与山西、宁夏、甘肃、青海等多个省区开展多年期绿电交易。今年前7个月，上海的绿电交易规模达到2023年全年的2.5倍。 河北省今年6月举办2024年绿电交易洽谈会，市场主体协商签订3～5年多年期绿电合作框架协议。本次达成多年期绿电合作意向电量共178亿千瓦时，其中冀北电网达成多年期绿电合作意向电量130亿千瓦时，河北南网达成48亿千瓦时。 北京电力交易中心正在研究多年期绿电交易的合同范本，鼓励用户与新能源企业签订5年和更长周期的合同，对曲线形成偏差的调整、违约责任等都有详细要求，以提高交易稳定性，降低市场风险。 二、政策引领与企业实践的双轮驱动 为了推动绿电交易的发展，我国政府及相关部门出台了一系列政策措施，其中多项政策特别强调了鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。 今年8月，国家发改委、国家能源局发布《绿色电力交易专章》，明确指出，绿电交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌交易等，可根据市场需要进一步拓展交易方式，鼓励发用双方签订多年期绿电购买协议。 同时，国家电网公司与南方电网公司也积极响应国家号召，分别制定了适应各自区域的绿色电力交易准则。其中，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》中提到，鼓励发电企业与电力用户签订多年期绿电中长期合同。《南方区域绿色电力交易规则(试行)》也提到，绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易。 此外，河北、上海以及西北等多个地区也相继出台了相关政策措施，明确提出要鼓励和支持发电企业与电力用户之间签订多年期的绿色电力交易合同。 涉及多年期绿电交易政策整理如下： 这些政策文件为市场主体在探索绿电长期交易方面增添了强劲动力，并创造了更多有利条件。 然而，目前仍缺乏具体的多年期绿电交易规则，市场主体期望相关部门能够进一步明确长期交易合同的签订及执行等相关细节，包括合同格式、交易价格机制、结算模式等，以便更好地推进多年期绿电交易的实施，促进绿电市场的健康、有序发展。 在政策的积极引导与推动下，众多企业正积极探索并实践多年期绿电交易的合作模式。 2023年6月，液化空气与三峡能源、三峡集团江苏分公司签署长期电力采购协议，每年采购可再生电力200吉瓦时，协议自2024年1月起生效。 2023年9月，巴斯夫与国家电投在之前框架协议的基础上，签署了为期25年绿电PPA协议，按照计划，2025年巴斯夫湛江一体化基地的蒸汽裂解装置及其核心投运后，国家电投将每年为其供应10亿千瓦时可再生能源电力。 2023年10月，通威新能源与中海油电力投资签署了绿色电力长周期双边协议，协议签署后，通威新能源将为中国海油提供绿色电力资源。 2024年1月，三峡能源、三峡集团江苏分公司与林德（中国）投资有限公司三方签订25年期绿色电力合作协议，刷新了三峡集团最大单笔绿电交易合同纪录。 2024年4月，雅保钦州工厂与法电新能源中国签署了为期5年的绿色电力采购协议，5年的购电总量预计约达5亿度。 这些企业的实践不仅为多年期绿电交易提供了宝贵的实践参考，也推动了相关产业链的绿色升级与可持续发展，为构建更加清洁、低碳的能源体系贡献了重要力量。 三、多年期绿电交易的挑战与机遇 当前，我国的绿电交易仍以年度和月度为主，而多年甚至十年以上期限的交易模式难以推广，主要源于我国电力市场发展的阶段性特征。 电价市场化程度不足是我国多年期绿电交易面临的首要挑战。我国电力市场的电价机制尚未完全市场化，导致发电企业和电力用户对远期电价难以形成共识。这种不确定性使得双方更倾向于选择短期交易，以规避潜在风险。衍生品市场的缺乏也加剧了这一问题。面对电价波动和电量偏差，缺乏有效的避险工具使得市场参与者更加谨慎，倾向于短期交易策略。 市场衔接不畅是另一大挑战。多年期绿电交易需要绿电市场、绿证市场及碳市场之间的顺畅衔接。然而，目前这些市场之间的衔接尚不完善，影响了多年期绿电交易的推广和应用。环境权益归属权的不清晰也增加了交易的复杂性，需要各市场主体共同探索解决方案。 尽管如此，多年期绿电交易仍孕育着巨大的机遇。 政策的持续推动为绿电交易提供了有力的支持。随着国家对环保和可持续发展的重视，相关政策不断完善，为多年期绿电交易提供了更加有利的市场环境。同时，随着全球对绿色能源需求的增长，电力用户对绿电的需求也在不断增加。多年期绿电交易可以满足电力用户对长期稳定绿电的需求，实现绿色转型目标。 此外，多年期绿电交易还有助于推动新能源的发展。通过签订长期合同，发电企业可以获得稳定的收益，有助于其进行新能源项目的投资和建设。这不仅促进了新能源产业的快速发展，也为我国能源结构的优化升级提供了有力支撑。 随着电力市场改革的深入推进和政策的不断完善，多年期绿电交易有望在我国得到更广泛的应用和推广。
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