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。
11月5日，江苏省发改委发布《关于大力实施绿电“三进”工程提高绿电交易和消纳水平的通知》，文件提出：大力实施“绿电进江苏”、“绿电进园区”、“绿电进企业”三大工程。 通知中强调，江苏将重点依托新型电力系统技术，提升跨省绿电输送能力，促进园区与企业的绿色电力应用，力争到2027年，实现省内可再生能源接网消纳能力达到约13000万千瓦，省区外来电通道输电能力达到约4600万千瓦，省区外输电通道中可再生能源电量比例达到60%以上。 研究组织带补贴项目进入绿电交易市场的机制。到2027年，力争江苏省绿电交易供应电量达到约400亿千瓦时，比2024年增加约3倍。 探索绿电溯源技术应用，积极开展绿电交易溯源、电网潮流溯源等技术的研究；创新开展企业绿电直连试点研究，积极应对欧盟新电池法草案要求，计划到2027年，我省满足电源就近接入、达成电力长期交易等技术条件的出口欧盟电池重点企业初步具备电网直连绿电的能力。 积极应用新型电力系统技术 (一)提高跨省绿电输送能力。一方面强存量，加强网源协调发展和特高压交直流混联技术应用，补强制约雁淮直流、锡泰直流等存量通道输电能力短板，有效提高锦官、白鹤滩水电站等高峰送电能力，着力提升现有输电通道利用水平和清洁能源输送占比。另一方面优增量，加强内蒙古~江苏特高压输电项目配套电源、接网方案的规划研究，重点推动适应大规模新能源输送的特高压柔性直流技术等创新应用，提高电力余缺互济、时空互补、多能互换能力，实现绿电资源优化配置。到2027年，我省区外来电通道输电能力达到约4600万千瓦。 (二)提升省内绿电消纳水平。加快规划建设扬镇直流工程、南通~苏州GIL过江通道加强工程，应用“嵌入式”直流、“交改直”、移相器等技术，提升北电南送输送能力和电网潮流调节控制能力，支持新能源和新型储能开展构网型应用，探索深远海风电柔直接网，加强负荷中心本地电源支撑能力，形成交直流混联、柔性发展、适应性强的新型电力系统，提升新能源高渗透率的电网安全稳定运行水平，适应绿电快速发展需要。到2027年，我省可再生能源接网消纳规模达到约13000万千瓦。 (三)探索绿电溯源技术应用。积极开展绿电交易溯源、电网潮流溯源等技术的研究，基于电证合一交易、区块链标记、电力潮流计算等方法，根据需求为绿电使用提供逻辑溯源、物理溯源等方案，研究不同时间、不同地区度电含碳量差异化用电碳排放因子核算机制，探索分钟级、多节点的电力碳流实时追踪实现模式。到2027年，初步构建省级电网绿电和电碳核算研究体系。 大力开展“绿电进江苏”工程 (一)争取更高比例的绿电。进一步优化配套电源，将原主送煤电的特高压输电通道输送更多风电、光伏电量，重点通过雁淮直流、锡泰直流和吉泉直流等三条特高压输电通道，加大力度组织山西、内蒙古、新疆等跨区跨省绿电交易送入我省。到2027年，我省区外输电通道中可再生能源电量比例达到60%以上。 (二)争取更大规模的绿电。加快推进内蒙古~江苏特高压输电通道规划建设工作，进一步落实鄂尔多斯约800万千瓦光伏、400万千瓦风电等配套电源，确保项目尽快核准、及时开工，力争在2027年底前投运，实现更大规模的绿电输送我省。 (三)争取更大范围的绿电。加强合作交流，多措并举，拓展省外绿电资源，持续强化与西北、东北地区新能源富集省份沟通衔接，利用特高压输电通道富余能力，积极组织开拓省间绿电交易规模。 (四)争取更多形式的绿电。积极推动我省新能源市场化并网项目进入绿电市场，推广分布式新能源聚合参与绿电交易，按国家要求研究组织带补贴项目进入绿电交易市场的机制。到2027年，力争我省绿电交易供应电量达到约400亿千瓦时，比2024年增加约3倍。 加快推进“绿电进园区”工程 (一)率先在沿海布局。对《江苏沿海地区新型电力系统实施方案》(苏发改能源发〔2023〕1064号)中明确的盐城大丰港经济开发区、南通洋口港开发区、连云港徐圩新区等10个新型电力系统应用试点园区，通过优化源网荷储整体规划，根据园区附近的海上光伏、风电等建设进度，以绿电就近就地和可溯源为目标，创新规划布局高比例的绿电专变、绿电专线，并支持园区开展交直流配网、新型储能、多能互补、虚拟电厂、智慧调控、风光功率预测等新型电力系统技术综合运用，于今年12月编制完成《沿海地区新型电力系统试点园区绿电接网消纳规划研究报告》,提高绿电就近就地消纳能力，促进园区出口产品碳足迹及区域内碳排放因子有效降低，形成沿海地区绿色低碳产业、战略新兴产业的集聚效应。 (二)加快在苏南应用。综合考虑苏南地区新能源资源和绿电需求，苏南每个设区市可推荐一个外向型经济较明显、具备绿电高效利用条件的试点园区，开展苏南工业园区新型电力系统发展方案研究，通过积极引入区外清洁电力，结合特高压直流受端接入、关键输电通道能力提升、城市高密度区域供电能力提升等应用场景，探索推动先进灵活高效的输配电技术在苏南地区应用，于2025年4月组织编制完成《苏南地区新型电力系统试点园区绿电接网消纳规划研究报告》。 (三)逐步在全省推广。根据沿海和苏南地区试点园区的规划建设经验，在我省其余设区市推广应用，每个设区市可推荐一个新型电力系统试点园区，结合当地及周边新能源发展、产业发展、外贸需求等情况，开展新型电力系统试点园区规划研究，于2025年6月组织编制完成《新型电力系统试点园区绿电接网消纳规划研究报告》,将园区附近的陆上光伏、风电就近、就地、就低接入电网，建设源荷适配的网架结构，完善分层、分时调度机制，提升园区整体自管理、自平衡、自调节能力，支撑新能源就地平衡消纳。到2027年，力争我省绿电就近接入园区的电网输配消纳能力新增约1000万千瓦。 重点推广“绿电进企业”工程 (一)积极打造绿电服务营商环境。开展绿电交易政策宣贯和调研，深入了解企业对绿电交易需求，鼓励各设区市发展改革委协同省电力交易中心设置市县级“绿电绿证服务站”,支持在政务大厅、供电营业厅等具有公共服务性质的场所创新设立绿证绿电交易服务窗口，全力为企业提供近距离绿电服务。提高绿电交易的服务水平，提供更加便捷的绿电交易、结算方式，支持发用双方开展多年度绿电交易合作，通过长期协议固化绿电供需和价格，推动企业提前锁定绿电资源。 (二)创新开展企业绿电直连试点研究。积极应对欧盟新电池法草案要求，在电力管理体制、技术规范和电价政策方面进行深入研究和积极探索，适时选取部分对绿电需求迫切的出口欧盟电池重点企业，开展电网企业绿电直连技术方案评估，因地制宜打造绿电直连项目，创新我省绿色电力接网供应机制，提升我省电池等重点行业产品绿色竞争力。计划到2027年，我省满足电源就近接入、达成电力长期交易等技术条件的出口欧盟电池重点企业初步具备电网直连绿电的能力。 (三)提高企业绿色发展综合能力。支持制造型企业充分利用厂房屋顶、停车场和厂区空地等区域，开展分布式光伏、风电项目建设，提升绿电消费比重，打造绿色制造工厂。积极应对算力中心等新型基础设施能耗大的特点，通过开展分布式绿电自发自用、优化数据中心运行等途径，充分挖掘算力中心等新型负荷调节能力，实现绿电与算力中心协调优化发展，培育绿色数字经济新业态。
10月31日，航运巨头马士基（Maersk）官宣与隆基绿能科技有限公司达成了一项长期生物甲醇承购协议，旨在降低马士基不断增长的双燃料甲醇集装箱船队的温室气体排放。 生物甲醇将由隆基位于河南省许昌市的工厂生产供应，原料来自农业废弃物（秸秆和果树修剪枝条），满足马士基的甲醇可持续性要求，包括在生命周期内相比化石燃料至少减少65%的温室气体排放（以94克CO2e/MJ为基准）。 公开信息显示，该项目位于河南省襄城县先进制造业开发区南园区（原襄城县循环经济产业集聚区），总投资20亿，2024年4月3日上午开工，归属许昌隆基生物能源有限公司，项目产能为12万吨/年及自发电约30000kW。 对马士基的首批产品预计将在2026年开始交付，且预计到本世纪末，生产将达到全面的生产规模，这是一个长期协议，协议的有效期将延续至下一个十年。 “生物质甲醇和e-甲醇（电甲醇）仍然是这十年来最有前途的替代航运燃料，与隆基的协议证明了这一点，全球航运面临的净零排放主要挑战是化石燃料与温室气体排放量较低的替代品之间的价格差距。我们继续强烈敦促国际海事组织成员国通过采用全球绿色燃料标准和雄心勃勃的定价机制来创造公平的竞争环境，这是该行业迫切需要的。”马士基拉首席运营官巴布·拉法特·布洛斯说。 随着隆基生物质甲醇产量提升和燃料供应增加，马士基在确保为其自有的双燃料甲醇船队提供足够的甲醇方面取得了进展，目前已有7艘船只投入运营。马士基目前的甲醇采购协议已经满足了2027年双燃料甲醇船队超过50%的需求。 该协议是马士基全球替代燃料投资组合不断扩展的结果，其中多个甲醇项目目前已进入成熟阶段。 马士基能源市场负责人表示：“尽管我们认为全球物流的未来将通过多个途径实现净零排放，但这一协议突显了各市场上雄心勃勃的开发商继续推进甲醇项目的持续势头。中国继续在这一领域发挥着先锋作用，值得鼓励的是，其他地区的市场也在积极发展。美国就是一个例子，我们正在与多个前景可期的项目密切合作。” 据悉，隆基与马士基在海运和物流服务方面建立了合作伙伴关系，此次协议成为两公司合作的又一里程碑。 在发力光伏主业之外，隆基正向氢能、甲醇等等多元绿色燃料拓展，8月21日，隆基绿能集团与乌拉特后旗签订40万吨风光氢储制绿甲醇一体化项目合作协议。根据协议，隆基绿能计划建设1.05GW风光发电项目，年产5.4万吨绿氢，所制氢气直接用于合成年产40万吨绿色甲醇。该项目计划投资69.74亿元，于2025年开工建设，2026年投产。 甲醇（CH3OH）是一种液体化学品，用于数千种日常用品，包括塑料、油漆、化妆品和燃料。液态甲醇由合成气（氢气、二氧化碳和一氧化碳的混合物）制成。这些简单的成分可以从广泛的原料中获取，并使用不同的技术方法。 可再生甲醇是一种超低碳化学品，由可持续生物质（通常称为生物甲醇）或可再生电力产生的二氧化碳和氢气生产。 航运业是全球温室气体排放的主要来源之一，自2024年1月起，欧盟碳市场已扩大至涵盖所有进出欧盟港口的5000总吨及以上的大型船舶的二氧化碳排放，无论其悬挂哪国旗帜，航稳过运公司在初期阶段仅需为部分排放交付配额： 2025年：为2024年报告的排放量的40%交付配额； 2026年：为2025年报告的排放量的70%交付配额； 2027年及以后：为其报告的全部排放交付配额。 连续两个或两个以上履约期不遵守欧盟MRV要求的船舶可能会被驱逐并拒绝在欧盟进行贸易，未能交出配额的公司将面临100欧元/吨二氧化碳的超额排放罚款，并且仍有责任交出所需的配额，公司的所有船舶会被拒绝进入欧盟。 对船东影响最大是2023年7月25日在欧盟理事会通过的FuelEU Maritime法规，法规设定了船舶燃料的年平均温室气体强度（GHG Intensity）下降目标，2025年的船舶使用燃料所需温室气体强度降低幅度为2%（与2020年的基线相比），到2030年6%，2035年达到14.5%，而到2050年要达到80%。 为应对欧盟绿色法规，马士基致力于使用绿色燃料替代传统的化石燃料，根据马士基官网提供的文件，马士基对生物质原料和绿色燃料有全范围的严格需求，并遵循以下三个原则： 认证：所有生物燃料必须通过第三方认证，以确保其可信度。所有燃料必须提供可持续性证明（PoS）或在质量平衡计划下的等效证明，以支持对燃料排放减少的任何声明。马士基接受RSB和ISCC认证的燃料，并且是这两个认证体系的活跃成员，积极参与新燃料和生产方法的认证标准制定。 生命周期温室气体减排：燃料必须满足《欧盟可再生能源指令》（2018/2001）第29条第10款中的最低减排要求，即生物燃料需比化石参考燃料减少65%的温室气体排放，而电子燃料需减少70%。 原料来源：马士基仅接受废弃物和残余物作为原料。林业废弃物和残余物必须来自FSC认证的森林或同等认证。马士基不接受任何第一代农作物（如玉米、大豆、油菜、棕榈、甘蔗、甜菜、葵花、能源作物）或常用于饲料的原料。马士基不接受任何第一代木质生物质原料。马士基不接受与棕榈油相关的任何原料，包括来自棕榈油生产过程中的废弃物和残余物（如棕榈油厂废水（POME）、空果串、棕榈脂肪酸蒸馏液（PFAD）、废漂白土油等）。 新的绿色燃料（如甲醇）的评估基于生命周期分析（LCA）。除了气候变化，马士基还会考虑一系列环境指标，如生物多样性、生态系统、资源和材料的枯竭、人类健康和生态毒性、空气和水质等。我们在决策支持中采用后果性生命周期分析（consequential LCA），这意味着我们还会考虑燃料使用的间接效应，如间接土地使用和其他边际效应。这对于避免将温室气体排放和影响从一个利益相关方转移到另一个利益相关方至关重要。 对于电子甲醇，我们将只使用生物源CO2作为原料，并与绿色氢气结合生产甲醇。生物源CO2是例如从生物气升级为生物甲烷、biomass发电厂、纸浆和造纸厂以及乙醇厂等地方获得的废弃物，目前这些CO2通常直接排放到大气中。氢气必须是“绿色的”，即由使用可再生电力进行水电解产生的。电子燃料的工业化生产对电力的需求非常庞大。因此，按照欧盟可再生能源指令及其附属法案的要求，马士基要求用于电子燃料生产的可再生电力是额外的，即必须新增可再生电力容量。 在甲醇船布局上，10月9日，马士基第五艘甲醇双燃料16000TEU级大型集装箱船Alexandra Maersk 轮在英国费力克斯托港举办命名仪式，这是马士基旗下第六艘能够使用甲醇燃料的船舶。 该船也是计划于2024 年-2025 年交付的18 艘大型双燃料甲醇船系列中的第五艘。每艘船可运载约16,000个标准集装箱 (TEU)。 10月29日上午，由舟山亚泰船舶修造工程有限公司承接的，全球首艘马士基大型集装箱船甲醇双燃料改装项目顺利完工交付。马士基目前已经手握七艘甲醇船。
集团看中虚拟电厂业务，然后让下面分子公司来搞，怎么搞呢？报项目，报预算，建立工作小组，管控组，KPI考核，进度验收，现场会推广，表彰总结，然后明年再来一遍。核心考核指标是：完成多少虚拟电厂投资。 于是下面纷纷把光储充、微电网、乃至节能工程，包装成所谓的“虚拟电厂”报上来。 至于这个虚拟电厂的实际运营效益，参与了多少次交易，可持续性如何，没人关心。 因为能源企业核心是做大资产规模，其他的都是配角。 涉及到电网接入，市场交易注册，申报这些事，免不了和调度打交道，调度部门认真的把虚拟电厂当成一个电厂进行管理，机组测试、安全防护、接口调试、曲线考核、价格协调，一个都不能少。 似乎所有人都没错，都按照老革命的路子去解决新问题，但是这个结果总是偏离老革命的预期。所有的企业行为背后，是有一套合理的生存逻辑的。为什么能源大厂把虚拟电厂搞成重资产投资，本质上是对能源企业的考核指标和排名中，资产规模的权重是非常靠前的，KPI指挥棒决定企业行为。 为什么省调把负荷侧资源聚合的虚拟电厂，一定要按照传统发电机组要求进行接入和考核，背后是因为调度部门很高的“风险厌恶”，并网许可与调度管理体系设立的初衷，就是为了管控系统级的风险。所以形成了某种悖论： 因为新能源的高渗透率，逼迫电力系统转向新型电力系统，需要“荷随源动”的虚拟电厂的资源响应，但是在虚拟电厂这个新资源接入时，电力系统的思维惯性首先是“不能添乱”，于是又按照传统电力安全要求进行管理和考核。这背后我认为是两种截然不同的思维模式导致的。 一种是源自工业2.0的管理控制思维模式：这套闭环控制体系，无论是电网公司，还是发电企业，乃至世界500强企业，都是一样的，所谓的信息化数字化，是在上面的每一个环节，和环节之间展开的。 但是有个问题：规模。当企业、电网、资产这些规模达到一个边界值，这套管理控制模式的弊端就出现了： 规模复杂度和控制复杂度不是线性关系，而是一个奇妙的幂律关系。 比如动物的体重每增长一倍，代谢率只增长75%，也就是3/4幂律法则。 充分市场竞争条件下，企业的营收与员工数量，差不多也是这个法则。但是在非充分竞争环境下，比如自然垄断/寡头垄断，高壁垒保护的企业里，HR部门往往用线性思维去考虑问题：企业营收要增长一倍，那肯定要多招一倍人呀。这种习惯性思维是因为，企业在增长初期，幂律法则不明显，还是简单线性关系。 这个线性-幂律法则之间的数量差异，带来另一个隐型好处： 控制冗余。管理部门的增加，控制元件的增加本来可以少于规模的增加的，但实际上和规模增长线性同步，带来一部分冗余，冗余可以保障系统的可靠性。电网在增长初期，电网规模复杂性，和控制复杂性也是线性的，在电力系统分析中，用大量的元器件、拓扑、电力网络模型、计算模型的简化-线性化，把电力系统的运行和管理，控制在一个线性的安全范围内进行计算和控制。同时，电力系统规模扩张，导致的管理冗余，和控制冗余，某种程度也是为了安全的需要，甚至刻意设计出大量的冗余去兜底。但是，新型电力系统本质，就是大量间歇性、波动性能源的并网，更要命的是，里面有一半是分布式的能源在配电网里。 如果都是集中式新能源，这个问题还没有那么突出——通过发电计划曲线去限制出力，加上储能、抽蓄、火电灵活性，还是可以保证电力系统的线性化控制的。 但是一半的分布式在配网里，电网潮流计算所需考虑的元器件数量上升了几个数量级。以前只要算大电网有限节点潮流，配网当成一个负荷，现在不是了。 新型电力系统的计算本质是这个——电力网络计算所需节点数量从百级别，到了百万级别；电力网络计算的实时性需求，可能从从一天96点（15分钟），可能到一天86400点（1秒）。彻底进入复杂系统的非线性控制域。 工业2.0的管理控制率，只解决线性问题（如企业线性增长）原有的线性管理带来的冗余，对企业来说，导致规模不经济。对电网来说，有一个好处，在系统进入非线性阶段的前期，冗余可以抵消一部分非线性风险——电网冗余度解决新能源消纳问题。这就是中国过去10年新能源从全额消纳，到不承诺全额消纳的逻辑——电网的线性冗余，始终无法长期解决非线性风险增长问题。无论是电力市场，还是电网调度，本质上都是带着工业2.0的“线性管理-控制”逻辑在做事，他们天生的风险厌恶，追求高度确定性的，可精确计算的结果，这是一种正向思维模式。 这就是“大公司病”的底层逻辑。比如通过电力系统仿真，求得任意时刻电网潮流、阻塞、以及节点电价，并平均出现货价格。这种正向思维，在面对非线性复杂态运行的大型电力网络的时候，一个巨大的BUG就是——随机风险。 这种风险是动态涌现，极小概率的巨浪的。 比如忽然一朵乌云，对光伏出力的影响，导致电力潮流的瞬时改变，引发15分钟现货价格的巨量波动。 这种事情在股票市场经常会出现。 正向的，白盒建模的，任意时刻的仿真推导，在面对复杂系统随机的，概率是每年1次（小数点以后4-5位的差异性），就像当年洛伦兹老爷子用计算机模拟天气系统，因为小数点后第6位的随机变化，导致计算结果混沌态，提出了著名的洛伦兹模型——蝴蝶效应。 无论是电网，还是售电公司，每年只要来这么一次蝴蝶效应，电网发生大停电，售电公司资金池被击穿，也不是没发生过。 所以，新型电力系统的复杂控制率，是彻底的“反大公司病”。没有白盒，没有经典的电网分析模型，直面小概率风险。 因为你没办法用工业2.0的管理思维和组织架构，去解决一个工业4.0的非线性、边缘创新、混沌态的问题。虚拟电厂的尴尬，也就在这里，因为它本质上是电网边缘的大量分散式资源，以复杂系统的蚁群模式进行聚合，而不是一种线性的数量-控制关系。只是现在被大公司2.0控制率，玩成了一个线性的发电机。而AI的神经网络黑盒模型，天生就是非线性的，内部混沌态的，自然是适合工业4.0的新型电力系统的，这也是底层的契合。
比亚迪上周发布了 2024 年第三季度业绩。要点如下： 1. 汽车毛利率环比回升，超市场预期：本季度由于 DMI 5.0 车型开始放量，插混主力车型从荣耀版秦 Plus/驱逐舰 05 切换到了价格更高的 DMI5.0 下的秦 L/海豹 06，带动了单价的回升。 而单车成本由于规模效应的释放，以及上游原材料碳酸锂成本的下滑，也呈现了下滑的趋势，最后带动了汽车业务毛利率（含电池业务）超预期。 2. 单车净利继续环比回升，但略低于预期：单车净利三季度 0.93 万元，环比提升了 0.06 万元，提升的主要原因仍由汽车业务毛利率回升所带动。 但本季度由于三费端的高增（尤其是研发费用和销售费用），单车净利环比回升幅度仍然略低于市场预期。 3. 三费端大幅增长：本季度研发费用和销售费用环比都呈现高增的趋势，都达到了历史新高！而研发费用环比高增预计主要用于高端化车型和智能化的投入中，比亚迪急需补智能化短板。销售费用高增预计由于销量提高，对于经销商的返点费用有所增加，同时本季度 DMI 5.0 车型密集上新下的营销费用有所增加。 4. 三季度在建工程转固加速：三季度虽然资本开支仍然处于低位，但比亚迪加速了在建工程转固（在建工程环比下滑 257 亿），导致固定资产净值有所上升（固定资产环比上升 330 亿），折旧摊销额又继续环比增加。 整体观点 整体来说，比亚迪三季度又再次交付了一份不错的业绩，其中在最关键的汽车业务毛利率表现上，本季度汽车业务毛利率（含电池业务）环比提升 3.2 个百分点至 25.6%，再超市场预期。 而在投资者关注的单车净利方面，三季度单车净利 0.93 万元，略低于市场预期 0.96 万元，低于市场预期的主要原因在于本季度比亚迪三费端环比增长幅度较大，但研发费用主要用于补高端化和智能化短板，问题不大。 但三季度比亚迪对于在建工程进行了一次性大额转固，导致了固定资产净值再一次大幅增加，市场可能会担心四季度折旧摊销额环比继续提升，从而影响比亚迪利润端的释放。 而原本对于比亚迪的预期是，由于上一波产能投入已经接近尾声，资本开支放缓下带来的后续摊折费用增长放缓，而以 DMI 5.0 技术领先优势开启的大产品周期下销量基本盘有所保证，比亚迪会受到销量规模提升带来的单车摊折成本的下行，带来报表端利润的释放，从而支撑比亚迪下半年的业绩。 经粗略测算，由于目前无论是从比亚迪的合约负债（近似订单量）大幅增长，还是从了解下来比亚迪 10 月的订单量已经超出 50 万辆，都在说明四季度的销量端还会环比继续高增。 而对于比亚迪四季度销量预期 150 万-160 万辆的情况下，虽然整体摊折成本会继续环比上行（在建工程转固导致固定资产原值加速上升），但单车摊折在四季度爆销下仍然会环比继续下滑 0.24-0.3 万元，对毛利率端仍然是正向的提升，仍然符合对于比亚迪的预期。 而从整体估值角度来看，比亚迪（1211.HK）目前股价对应着 2024 年汽车业务 PE 倍数约 17 倍左右，估值仍然不高，而短期能否继续上行空间主要在于 ① 四季度销量能否超市场已经相对比较饱和的预期；② 高端化 + 出海（尤其出海）进展能否超预期。 详细分析 一. 汽车业务毛利率再超市场预期！带动单车净利环比回升 1. 汽车业务（含电池业务）毛利率本季度环比回升 每次业绩放榜，市场最关心的是比亚迪的汽车业务毛利率情况，上季度汽车业务毛利率因为荣耀版的降价下滑较大，而本季度市场普遍认为 DMI 5.0 车型在三季度开始放量，会带来量价齐升，从而带动汽车业务毛利率的回升。 而从本季度实际情况来看，确实如市场所预期的一样，三季度汽车业务毛利率（含电池业务粗估）达到了 25.6%, 环比上行 3.2 个百分点，超市场预期 22.9%。 将从单车经济角度分析本季度毛利率环比回升的原因： 1）单车价格：三季度汽车单价 13.88 万（含电池业务粗估），环比回升 0.3 万，主要因为： a) 三季度 DMI 5.0 车型开始放量，逐渐形成对低价荣耀版车型的替换： 随着 DMI 5.0 车型爬坡，三季度插混主力车型荣耀版秦 Plus/驱逐舰 05（占比下滑 9%）切换到了 DMI5.0 下的秦 L/海豹 06（占比上升 16%），秦 L/海豹 06 在定价上相比秦 Plus/驱逐舰 05 高 1.4 万-2 万元。 而再定价上，比亚迪对于承担走量车型的宋 Plus/宋 Pro 上调了 0.3 万-0.6 万元，也促进了单价端的回升。（但对于相对高价的车型（如海豹 07/汉 DMI）反而下调了定价，在下文会讲述） b) 而本季度比亚迪高端车型（腾势 + 仰望 + 方程豹）+ 出海表现仍然相对疲软： 高端化车型（腾势/仰望/方程豹）和出海车型通常都享有更高的单车 ASP，但本季度高端化车型 + 出海车型在销量结构中占比继续下滑，从二季度 15.3% 继续环比下滑 3 个百分点至 12.3%，其中下滑较大的是出海车型比例，在销量结构中比例下滑 2.3 个百分点至本季度 8.4%。 在中高端车型的表现方面，比亚迪 20 万以上车型销量表现同样疲软，在车型结构中占比环比继续下滑 3.2 个百分点，下滑的主要原因仍然在于中高端插混车型在销量结构中的占比下滑（环比下滑 2.5 个百分点）。 最后 DMI 5.0 下主力车型价格和对低价荣耀版的替代，对冲了出海 + 高端化车型占比下滑的不利影响，单车收入三季度环比上行了 0.3 万元。 2）单车成本：原材料价格下滑及规模效应有所释放 三季度单车成本 10.3 万元，环比下行 0.2 万元，而认为单车成本下滑因素主要有： ① 上游原材料碳酸锂价格继续下滑，带动电车制造成本端的下滑； ② 在单车摊折成本方面，虽然比亚迪的资本开支仍然在持续放缓，但观察到，比亚迪在三季度加速了在建工程的转固（在建工程环比下滑 176 亿），导致了固定资产净值再一次大幅上升（环比上升了 330 亿）。 但根据粗略测算，虽然折旧摊销总金额由于固定资产原值上升而有所上升，但在 DMI 5.0 车型热销带动比亚迪本季度销量环比回升了 15% 的情况下，单车摊折成本仍然呈现了环比下滑的趋势，预计单车摊折成本本季度环比下滑约 0.1 万元。 3) 单车毛利：单车价格环比上升 0.3 万元，单车成本环比下行 0.2 万元，最后三季度卖一辆车比亚迪毛赚 3.6 万元，环比回升 0.5 万元，整体卖车（含电池业务）的毛利率从上季度 22.4% 上行到本季度 25.6%。 2. 单车净利在汽车毛利率的拉动下有所回升，但因为三费端的高增低于市场预期 对于投资者同样关注的单车净利方面，本季度单车净利 0.93 万元，环比上季度回升 800 元，而回升的主要原因仍然是由汽车毛利率提升所拉动。 但市场预期比亚迪的单车净利本季度 0.96 万元，单车净利低于市场预期的主要原因在于本季度三费端大幅度高于市场预期。 具体来看： 1）研发费用：高端化智能化投入仍在高增，达到了历史新高！ 三季度研发费用 137 亿，大幅高于市场预期 122 亿，环比上升了约 47 亿，达到了历史新高！ 而预计，比亚迪本季度研发费用高增的原因： ① 三四季度高端化车型陆续出新，比亚迪加大了对于高端车型的技术投入：如腾势首发易三方平台； ② 比亚迪继续加大对智能化的投入：一直以来，比亚迪中高端车型的缺陷仍在于智能化方面，而比亚迪最近宣布了战略计划，目标是在今年 11 月实现自研算法的量产上车，明年年中全面落地包括高速和城区在内的全场景智能驾驶功能，并计划将高阶智能驾驶（高速 NOA 级）技术下放到 10-20 万元级别的车型上，实现智驾平权。 而比亚迪智驾加速投入和补短板的行为也很好理解： 目前比亚迪高端车型虽然电动化上相比竟对仍有优势，但智能化上落后于混动竟对华为和理想，导致高端混动的市占率在不断被侵蚀。 同时在 10-20 万元大众车型中，高阶功能也逐渐向 15 万元级车型普及（如小鹏 Mona, 零跑车型），虽然比亚迪在混动技术 DMI 5.0 上仍有技术代差，但预计明年技术代差与竞品将会逐渐缩小（如新一代雷神电混 2025 年量产），比亚迪销量基本盘上可能也会由于智驾技术的缺陷收到影响，比亚迪急需补智能化的短板。 2）销售费用：三季度销售费用同样高增，超市场预期 85 亿 三季度销售费用 96 亿，超市场预期 85 亿，环比增加 21 亿，同样也达到了历史新高。 而预计销售费用高增的原因由： ① 比亚迪对于中低端车型主要采取经销模式，付给经销商的扣点随着销量的增加而高增。 ② 三季度 DMI 5.0 上市的营销费用增加：三季度 DMI 5.0 车型密集上市，导致营销费用有所增加。 3）管理费用：三季度管理费用 47 亿，略超市场预期 45 亿 三季度管理费用 47 亿， 环比上季度上行约 8 亿，略超市场预期 45 亿，环比增幅相对合理。 最后虽然总体毛利率因为汽车业务毛利率环比上行而提升 3.2 个百分点，但本季度三费端投入高增，最后三季度核心经营利润率 5.9%，相比上季度仅环比回升了 0.6 个百分点。 3. 汽车收入（包含电池业务）略低于市场预期 在剔除比亚迪电子后，2024 年三季度比亚迪实现收入 1576 亿元，略低于市场预期 1583 亿元，主要由于汽车单价略低于市场预期，而原因在上文中有所解释。 4. 三季度在建工程加速转固，对四季度利润端释放会有影响吗？ 之前的研究中，提到了折旧摊销对于比亚迪后续报表端的潜在影响：由于资本开支放缓带来的后续摊折费用增长放缓，同时受到销量规模提升带来的规模效应释放，会带来报表端利润的释放。 但本季度比亚迪对于在建工程进行了一次性大额转固，导致了固定资产净值再一次大幅增加，投资者最关心的也是会影响四季度利润端的释放吗？ 而做了一个大致的测算，首先从四季度销量预计来看，比亚迪三季度的合同负债（近似看成在手订单）达到了历史新高，同时三季度存货端的高增也是为了四季度旺季的提前备货安排。 而据第三方机构统计，比亚迪预计 10 月的订单量已经突破 50 万辆，四季度销量端预计还会继续高增。按照目前的销量和订单趋势，预计四季度比亚迪的销量将达到 160-170 万辆，环比继续提升 41%-50%，带动 2024 年全年销量达到约 435-450 万辆。 而由于三季度在建工程转固基本完成，同时资本开支由于之前产能建设基本完成也有所放缓，预计四季度固定资产原值将变化不大（预计增加 250 亿左右），假设折旧率略有提升（相比 2024 年上半年环比提升 1%），预计单车摊折成本在四季度爆销下仍然会环比继续下滑 0.24-0.3 万元（基于四季度 160-170 万辆的销量预期），对毛利率端仍然是正向的拉动。 说完了本季度比亚迪汽车业务财报端投资者最关注的几个方面，我们再从几个其他指标来看比亚迪汽车业务端的进展： 5. 比亚迪销量在 DMI 5.0 带动下环比继续回升，但整体市占率略有下滑 公司三季度汽车销量 114 万辆，环比增长 15%，三季度销量环比增长主要由于 DMI 5.0 车型陆续与 5 月开始上市交付，在三季度有所放量，带动了销量的回升，而本季度插混主力车型已经从荣耀版秦 Plus/驱逐舰 05 切换到了 DMI5.0 下的秦 L/海豹 06。
近日，关于天合、晶科、隆基等多家头部企业上调组件价格的消息刷爆朋友圈。经北极星了解，部分企业确实向上微调1-3分/W。 而此次头部企业集体行动，实则是10月中旬中国光伏行业协会“反内卷”会议的后续反馈。 晶科能源表示，“基于行业‘反内卷’会议所达成的共识，各企业正共同努力促进产业链价格逐步回归合理区间，公司积极响应，期待行业早日重回健康发展轨道。 ” 不止上述企业，据北极星调研，个别前十企业也将随行就市，上调组件价格，称“市场涨，我们就涨”。而目前来看，大部分二三线组件企业尚未跟进。 实际上，本次头部组件企业集体涨价，是对长期以来的价格战发起的反击。2024年开年以来，产业链价格大跳水，硅料价格由7字头降至3字头，受低价中标规则影响，组件中标价格更是一路走低，n型组件中标价格从0.9X降至0.6X,已普遍低于行业成本价，企业陷入“越亏越卖、越卖越亏”的怪圈。 而由于招投标启动及中标公示有一定周期，企业的投标价格并不能真实反馈当前市场行情。如被业内广泛讨论的0.612元/W的投标价格，实际上是在9月10日启动招标，10月9日正式开标，投标价格与当前组件市场价格存在“时差”。 10月18日，中国光伏行业协会在《光伏组件当前成本分析：低于成本投标中标涉嫌违法》一文中指出，0.68元/W已经是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。 北极星梳理近期光伏组件投标及中标价格来看，自行业协会“反内卷”会议后，光伏组件投标价格有所提升。如10月22日，中节能2024年度光伏组件框架协议采购开标，该项目采购2.5GW的N型TOPCon双面组件，投标均价0.694元/W，报价范围为0.675-0.722元/W。 此次头部企业联合行动，对提振组件市场价格有一定积极作用。也有业内人士表示，最终影响价格的仍是供需关系，目前来看企业仍有一定程度库存，且国内外需求提升有限，组件价格真正回暖或许还要一段时间。 近期有消息称，某央企在修改招标规则，涉及风光储项目，并将储能项目招标中技术评价权重和价格评价权重由50%和45%调整至55%和40%。如果央企们效仿上述行为，修改光伏项目的价格评价权重，或将对组件市场产生积极影响。
迎峰度冬开启 以年为单位测算某地区全年的负荷用电水平，基本呈现夏冬季节高于春秋季节的趋势。 所以在电网公司内部会有“迎峰度夏、迎峰度冬”以及“春检、秋检”这样四季分明的生产活动。 不过不同地区的省份对于具体的四季月份，会根据自身所在区位进行区分。对于冬季来说，部分省份将在11月份开启“迎峰度冬”，这与北方11月开始供暖也很吻合。 从分时电价上来看，吉林、黑龙江、冀北、新疆、青海等地将会出现晚间高峰用电时段。（未包含全年常态化尖峰省，黑龙江分时新政尚未执行） 11月尖峰电价省份 吉林：晚16-19，较高峰上浮25%（较平段上浮93.75%）。 黑龙江：晚16:30-18:30，较高峰上浮20%（较平段上浮80%）。 新疆：晚19-21，较平段上浮100%。 冀北：晚17-19，较高峰上浮20%（较平段上浮104%）。 青海：早8-9，晚19-21，较平段上浮100% 呈现双驼峰特性的全社会负荷（非净负荷），在晚间高峰期主要为工商业、居民照明和空调等负荷。 而此时段白天发电充足的光伏电源已无法出力，火电机组是此时段的主力电源，受制于碳排放以及被新能源挤压生存空间等因素影响，夏冬季负荷晚高峰段的发电容量充裕度会有些吃紧。 所以设置工商业尖峰时段电价用来进行季节性的需求侧响应。 而尖峰时段不影响居民用电，且部分省份因为一般工商业用户可暂不执行分时电价，故尖峰时段所针对的负荷主要集中在大工业用户负荷。 相当于靠尖峰时段高电价增强大工业用户在此刻的价格弹性，增加其避峰用电的概率，将负荷空间暂时让渡给居民和公共商业场所，起到负荷侧的调节作用。 多数地区也会将尖峰段相较于高峰段增收的电费作为当地需求侧响应资金池。 天然气容量费 本月河南省在代理购电价格表中系统运行费一项增加“天然气容量电费”，折合度电0.00643元/度。 至此，目前有蒙西、广西、广东、天津、安徽、江苏、上海、浙江以及河南在系统运行费中明列天然气容量费。 这也是各地的天然气机组执行两部制电价的体现，但并非是说其它地区就没有天然气装机容量。 我国燃气轮机装机容量最多的省份为广东省，超过30GW，江苏、浙江和北京等地也都有超过10GW的装机容量。 但不同地区对于燃气机组的价格政策不同，多数省份执行了两部制的电量电费和容量电费政策，少部分地区执行单一制的上网电价，也有像山东对全部类型电源的容量补偿统一做了设计，其中也包含天然气发电机组。 部分省份天然气容量费 广东省公布气电容量电费100元/年·kW，折合8.33元/月·kW与当地24~25年燃煤机组容量电费一致。 上海热电联产机组天然气发电机组容量电费438元/年·kW，折合36.5元/月·kW。 江苏和浙江等地公布的机组容量电费在25~50元/月·kW不等，河南为36.5元/月·kW。 相较于煤电机组，天然气机组燃料成本高，所以边际成本高，在电能量市场上不具备价格优势。 但是机组物理约束较燃煤机组宽松，最小技术出力、持续停机和运行时间以及爬坡速率等均更灵活，且碳排放低。 一定程度上，一些负荷较重，年度负荷峰谷差较高的地区，为了保证负荷高峰期的发电容量，需要以容量补偿电价的机制给天然气机组进行投资补偿。 所以多数省份出台两部制电价政策，或者以较高的单一制上网电价（类政策性稀缺电价）用来保障这部分充裕度。 天然气机组可以划分为OCGT和CCGT： 简单理解：前者只烧天然气，后者先烧天然气再烧水。所以前者响应速度最快，后者热效率高，相较于传统燃煤机组，这些都是比较灵活的发电侧可调节电源。 甘肃执行双轨制资金折价 本月起，甘肃省的代理工商业购电价格中，除了当月平均购电价格和历史偏差电费折价外，增加一项“双轨制资金折价”。 代购表中对于这部分价格的解释为“双轨制资金按《甘肃电力现货市场规则》(V3.1)规则形成，包含省间外购双轨制资金和结算模式双轨制资金。” 甘肃电力现货市场9月份起正式运行，10月份是首个正式运行月的结算月，对于9月份发生的双轨制资金进行了结算，并根据11月的预测工商业用电量进行了分享。 对于该部分内容的官方解释详见《甘肃电力现货市场结算实施细则第五章第一节“省间双轨制资金”和第十章第三节“结算模式双轨制资金”》 尝试理解后，黄师傅的粗浅解释如下，请大家指正： 省间双轨制资金所结算的电量指的是在月内开展的省间短期且没有清分至具体主体的交易电量，这部分电量在甘肃省内执行了现货市场价格，而在对端省份执行的是省间交易结算价格，二者之间有一定的偏差。 清分的意思可以理解为这些电量和电价可以对应到时间上的每个具体的最小交易周期，空间上对应到每个具体的电网节点。 这些“没找到主”的电量产生的原因是系统潮流所反映出来的。 省间互联的通道是可查的，发受两端也有相应的计量设备，但受到省内整个系统潮流的影响，会出现省间实际过网电量和交易量不相符的情况。 这些情况也并非仅是省间购电主体的实际用量偏差所致，而是省内系统的电量平衡所致，所以当实际省间外购电量＞合约总量时，多余的部分就视为“没有清分至具体主体”的无主电量，其所产生的关联费用，面向全部主体分摊或分享。 而文件中所述的在月内开展的省间短期交易，推测大部分出自于通过调整联络线功率已达到平衡省内系统功率，也就是调度发起的交易行为。 更多的细节和公式参见规则原文。 省间电量的发生，虽然是因为参与主体在省间内的交易，但最终产生的电量偏差并非完全因为参与主体的实际电量和合约电量偏差。 联络线某种程度上充当了平抑本身功率平衡和频率稳定的“电源”，而导致这些功率偏差的不仅仅是省间交易用户，而是整个省内的电力系统。 结算模式双轨制资金类似于代理购电用户参与现货市场后所产生的偏差。 不过在甘肃，这类用户除了电网代理购电户外还有只参与中长期而不参与现货市场的交易的用户。 电网代理购电户的相关分析我们在10月份电网代理购电价格解析文章和直播中有过解释，这里不再赘述，不过在甘肃省，这部分偏差费用已经体现在了“历史偏差电费折价”中，而不在“双轨制资金折价”里。 而对于只参与中长期而不参与现货交易的用户，其结算电费时中长期合同照付不议，月度总偏差电量按照平谷时段划分后执行对应市场月度均价，进而产生了偏差费用。 作为对端的发电侧，这部分电量依然要按照现货市场的规则进行结算，所以一收一发之间因为结算模式不一致导致了购销差额，被视为是结算模式双轨制资金。 总之，对于双轨制的理解，要在于找到那个相同的行为但是不同的处理方法。 对于“省间外购双轨制资金”，行为是对于省间外购电量的结算，不一样的方法是在省外和省内的结算方式不同（省间交易价格VS省内现货价格）。 对于“结算模式双轨制资金”，行为是对于未参与现货市场日清分的用电主体电量的结算，不一样的方法是这部分在电量在发电侧还是按照清分的方式结算，而在用电侧按照总偏差电量以月度均价结算。
10月15日，省间电力现货市场转正式运行启动仪式在北京举行。省间电力现货市场转入正式运行是全国统一电力市场建设的里程碑事件，标志着全国统一电力市场体系架构的初步建成，更是贯彻落实党的二十届三中全会精神中关于“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”决策部署的重要成功实践。 省间电力现货市场实现了从0到1的突破 省间电力现货市场是在省间电力中长期市场基础上，利用省间通道可用输电能力开展的日前、日内电能量交易，是目前国际上覆盖范围最大、参加经营主体最多、交易通道最复杂的跨省跨区现货市场。作为全国统一电力市场体系的重要组成部分，省间电力现货市场建设充分考虑了电力资源大范围优化配置、新能源持续快速发展、省间省内市场协同运行等现实需求，探索了一条更加适应我国国情的市场建设可行路径，实现了“从0到1”的突破。 2022年1月，根据《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改〔2021〕837号），省间电力现货市场首次启动模拟试运行；2022年2月，进入连续结算试运行阶段；截至2024年9月，省间电力现货市场已实现不间断结算试运行31个月。试运行期间市场运转平稳有序、效益显著，为转入正式运行奠定了良好基础。 经过两年半的探索实践，“统一市场、协同运作”的全国统一电力市场架构已初步形成，省间电力现货市场在其中发挥着不可替代的作用。在空间维度上，省间电力现货市场发挥省间富裕电力市场化余缺互济作用，协同省级现货市场保障省内资源优化配置和电力电量平衡；在时间维度上，完整构建了“中长期为基础、现货余缺互济”的全国电能资源优化配置的电力市场体系。 省间电力现货市场转入正式运行将进一步促进资源要素流动，稳定市场发展预期，激发市场活力，助力我国新型电力系统建设，为实现能源结构优化升级、促进经济社会高质量发展和实现可持续发展目标奠定坚实的基础。 有效市场和有为政府助力市场长时间平稳运行 省间电力现货市场建设立足于我国电力管理体制现状、电力资源和负荷分布特征等基本情况，创新设计了交易组织、调度执行、市场衔接、风险防控等核心机制，形成了有效的市场规则。建立了省间电力现货市场运营管理体系，以规范化制度、标准化作业程序、智能化技术支持系统，支撑省间电力现货市场依法合规、健康有序运行。完备的制度体系和运营管理体系有效支撑了省间电力生产组织方式的市场化转型，为确保市场各环节顺畅衔接和稳定有序运行奠定了基础。 省间电力现货市场自结算试运行以来，政府主管部门在市场建设与运营中发挥了重要作用，市场各环节经受住了长时间尺度运行的考验。为促进省间电力现货市场平稳运行，引导市场价格合理形成，防范供需紧张时段市场价格异常上涨，实现省间电力现货资源合理配置，2023年7月国家发展改革委及时出台了《关于优化省间电力现货市场交易价格机制有关事项的函》，对省间现货的价格机制进行了优化，在省间电力现货市场价格信号反映供需的同时避免了异常高价的出现，调控机制有效统筹了保供和稳价需求，保障了市场价格的总体平稳。 省间电力现货市场运行成效显著提升 电力供应保障能力，确保系统安全稳定运行。省间电力现货市场充分发挥大电网平台优势，在日前和日内时间尺度开展市场化余缺互济，通过市场价格信号激励火电机组顶峰发电，进一步释放全网整体调节能力，保障了电力系统平稳度过全国电力供需面临的最高温度、最长时间、最大负荷、最小水电的用能高峰挑战，实现了电力的安全可靠供应。 促进可再生能源消纳，加速能源电力绿色发展。省间电力现货市场充分考虑可再生能源波动特性，通过交易机制创新和运营实践，充分挖掘可再生能源的跨省消纳潜力。截至2024年上半年，省间电力现货市场累计消纳可再生能源348亿千瓦时，占全部省间现货交易电量的46.6%。通过省间电力现货交易实现了新能源在更大范围内的协同消纳，有力促进能源电力的低碳转型。 发挥省间现货价格引导作用，实现电力资源经济高效配置。省间电力现货市场在运行过程中，形成分日、分时等尺度的多维价格信号，实现动态反映市场供需形势及一次能源价格变化趋势，充分体现了电力资源的时空价值。 拓宽省间交易范围，推动电力生产要素畅通流动。省间电力现货市场交易范围覆盖了国家电网有限公司和内蒙古电力（集团）有限责任公司经营区，充分挖掘了电力资源供应能力和跨区输电潜力，在26个省间实现了大范围源荷互补。通过省间购售电灵活转换等方式，省间购售经营主体根据供需变化，灵活调整交易方式，从而适应大规模新能源接入后的系统运行特点，推动了电力资源在省间的灵活高效流动。 省间现货转正标志全国统一电力市场建设进入崭新阶段 2024年7月，党的二十届三中全会通过《中共中央关于进一步全面深化改革、推进中国式现代化的决定》，提出要“聚焦构建高水平社会主义市场经济体制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用”“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，三中全会精神为我国统一电力市场建设发展指明了方向。 目前，全国统一电力市场建设取得了阶段性成果，电力市场交易规模快速扩大，多层次电力市场体系建设有序推进，多元竞争主体格局初步形成，电力商品的多元价值属性进一步显现，电力系统运行效率和资源配置效率不断提升。在当前这个时点，省间电力现货市场转入正式运行既能让我们暂时停下脚步，认真总结回顾上一阶段市场建设的经验和教训，同时也标志着全国统一电力市场建设进入了一个崭新的阶段。 全国统一电力市场建设是一项长期艰巨的任务，因此要不断在发展中解决新问题，推动市场建设重要领域和关键环节改革走实走深。下一步，应推动加快形成国家层面“1+N”基础规则体系和全国统一的技术标准，实现市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通，推动跨省跨区市场与省（区、市）/ 区域市场有序衔接、联合运行。推动新能源全面参与市场交易，各类经营主体平等竞争、自主选择，让全国统一电力市场建设为构建新型能源体系、支撑经济社会高质量发展注入新的动力。
阳光电源发布公告，计划募资48.78亿元人民币，加码海内外储能产能扩产。 10月14日，阳光电源披露境外发行全球存托凭证（GDR）新增境内基础A股股份的发行预案，计划募资48.78亿元人民币，主要投入海内外储能产能扩产。此次GDR将在德交所挂牌上市，发行GDR所代表的新增基础证券A股股票不超过本次发行前总股本的10%。 从预案也不难看出，阳光电源意在加快海外储能产能建设，以匹配海外市场的营收重要性。发行募集的资金中，阳光电源拟将19.92亿元用于建设年产20GWh先进储能装备制造项目，17.60亿元用于海外逆变设备及储能产品扩建项目，另外逾11亿元用于数字化提升项目与南京研发中心建设项目。 上述年产20GWh先进储能装备制造项目拟在阳光电源的大本营安徽省合肥市实施。海外逆变设备及储能产品扩建项目拟在海外建设，公司暂未披露具体实施地点。该海外项目将通过新建厂房，新增生产、检验检测等设备构建年产50GW逆变设备、15GWh储能产品的生产体系，其中一期项目规划25GW逆变设备、5GWh储能产品产能，二期项目规划25GW逆变设备、10GWh储能产品产能。 阳光电源证券部工作人员对外表示，此次发行GDR也是考虑到支持公司全球化战略。目前，发行相关工作仍在正常推进中，需要等待相关部门审批。 海外市场是国内各主流设备厂商争夺的战略重地。 全球电化学储能市场累计装机规模从2014年的约1.5GWh增长到2023年的189.73GWh，复合年均增长率达71%；受全球加速碳中和进程、可再生能源占比快速提升以及欧洲能源危机等因素影响，电化学储能在新型电力系统中的重要性日益凸显。同时，欧美等地区配置储能系统已具备经济性，我国风光储联合应用正加速进入平价时代，预计到2030年底全球电化学储能累计装机量将突破2,855.18GWh，市场前景十分广阔。 阳光电源在预案中也表示，海外市场新能源参与电力系统盈利模式多样，经济性较强，市场整体对逆变设备、储能产品的价格敏感度相对较低，海外销售价格及产品毛利率通常略高于国内同类型产品。 2022年以来，阳光电源来自海外市场的营收占比均超过40%。2024年上半年，海外业务收入134.76亿元，营收占比43.44%，已成公司重要收入来源。 阳光电源储能系统已应用在美、英、德等海外市场。近年来，成功与沙特 ALGIHAZ签约中东最大7.8GWh储能项目、与澳大利亚Hive Battery Development Pty Ltd 签约3GWh独立储能项目等，并为国内单体最大的电化学储能电站青海海西州托格若格共享储能电站、拉美880MWh最大独立储能项目等全球多个标杆性项目提供整体解决方案。 此外，阳光电源表示，公司储能产品目前尚无海外产能，公司全球交付的能力和灵活性均亟待提高。通过预案海外项目的实施，将在海外新增年产 50GW逆变设备及15GWh储能产品的产能，为海外业务开拓和市场销售提供更多选择和灵活性，逐步形成可向国际市场快速供货的生产基地网络，有助于公司在一定程度上优化控制由于潜在贸易摩擦带来的额外成本，以更加灵活的产能规划和销售网络布局应对国际贸易形势变化带来的不确定性。 据悉，GDR，是存托凭证的一种，主要是为了解决境外公司在境内发行证券以及境内投资者投资境外公司证券的需求。2022年2月，证监会发布《境内外证券交易所互联互通存托凭证业务监管规定》，扩展了GDR发行主体与境外上市交易所，国内因此涌现一波GDR发行热，锂电企业尤为踊跃。锂电企业的经营模式决定了企业更热衷于发行GDR，因为获得的境外募资可直接用于在海外建设产能。 发行GDR在有利于帮助企业扩充资金、提升国际知名度的另一面，也存在风险。国际资本市场波动较大，可能影响GDR的发行价格和募集资金量。企业需要密切关注市场动态，选择合适的发行时机。
10月14日，国家电投集团综合智慧能源有限公司（以下简称“电投综能”）举行揭牌仪式。电投综能由国家电投集团综合智慧能源科技有限公司、国家电投集团智慧能源投资有限公司重组整合成立。 国家电投集团综合智慧能源科技有限公司是国家电投直管二级单位，成立于2022年12月，与国家电投集团综合智慧能源产业创新中心一体化运作，即智慧能源（综合智慧能源产业创新中心），注册资本9亿元。 国家电投集团智慧能源投资有限公司是国家电投二级单位，成立于2022年4月，与国家电投集团碳资产管理有限公司一体化运作，即智慧能投（碳资产管理公司），注册资金23亿元。 重组成立的电投综能的定位为国家电投综合智慧能源产业发展提供系统性解决方案和可规模化复制商业模式的专业化公司，其主营业务涵盖综合智慧能源的开发建设、技术创新与实证、绿色低碳转型服务等。 综合能源管理是一种综合考虑水、电、风、气等多种能源的管理方法，旨在通过有效的能源监测、优化能源配置和提高能源利用效率，实现对能源消费的控制和减排，从而降低企业的能源成本，提高能源利用效率，并推动可持续发展。 根据国家电网公司研究机构初步测算，预计2020年-2025年，我国综合能源服务产业进入快速成长期，市场潜力规模由0.5-0.6万亿元增长到0.8-1.2万亿元；2035年步入成熟期，市场潜力规模约在1.3-1.8万亿元。巨大综合能源服务市场的蓝海空间正加速形成。 综合能源系统的核心在于利用先进的物理信息技术和创新管理模式，提升能源利用效率，促进能源的可持续发展。这个系统不仅包括电力、暖通、天然气等系统的融合，还涵盖了光伏发电、风力发电、微电网、储能、氢能等多种能源形式的综合利用。 综合能源服务以此为基础，以电能为统一载体，以开发清洁绿色能源为目标，通过信息技术和数字科技手段，综合调配各种能源的发、输、变、配、用、储全过程。 电投综能的正式组建是国家电投深入贯彻中国“3060”目标，进一步全面深化改革，推动产业高质量发展的重要战略决策，是国家电投发展新质生产力，培育壮大战略性新兴产业的重要举措，承载着国家电投创新发展的使命，标志着国家电投在推进综合智慧能源产业发展，加快发展新型电力系统用户侧新质生产力上迈出了坚实的一步。
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