虫虫说电力改革 - 节目列表

煤电转型升级中这个因素非常必要！ 近日，国家能源局、科学技术部联合发布了《“十四五”能源领域科技创新规划》（以下简称《规划》）。其中，“先进燃煤发电技术”板块设置了7项重点任务，“行业智能升级技术”板块设置了1项火电智能化重点任务，提出了煤电科技重点发展方向，高度契合了煤电行业面临的形势，具有鲜明时代特色，受到行业内的广泛关注。 01 继续发展煤电科技的形势和需求 截至2021年底，我国煤电装机规模已达到11.1亿千瓦，全国平均供电煤耗降至310克/千瓦时以下，先进超超临界二次再热机组的供电煤耗运行值达到270克/千瓦时以下，85%以上的煤电机组达到超低排放水平，我国已建成全球最大的清洁煤电供应体系。 逐渐提高的间歇性新能源比例对电力系统传统运行模式产生了重大冲击，煤电需要提供更多的灵活调节功能，调节能力要求将不断提升。同时，煤电还需要不断缩减碳排放量，并承担更多的供热替代。多重要求下，先进煤电科技的需求愈加迫切，技术创新愈发具有战略价值。 “十四五”时期是煤电通过科技创新实现高质量转型发展的关键时期，在国家级科技规划中明确其发展方向非常必要，也非常及时。 02 煤电科技的主要发展方向 清洁、高效、灵活、低碳、经济、智能是煤电技术发展的永恒目标。 针对煤电的能效目标，共设置了3项重点任务，并有其他重点任务兼顾。其中，“先进高参数超超临界燃煤发电技术”主要针对700摄氏度技术和650摄氏度技术。我国自“十二五”时期启动700摄氏度技术攻关以来，已开展了高温材料研发、高温部件挂炉试验等工作，取得了一批成果，但也出现了很多困难，目前仍不具备商业化应用条件。650摄氏度技术储备更加充足，尤其国产化高温材料已初步具备应用条件，开展示范是可行的。 “超临界CO2（S—CO2）发电技术”是进一步提升燃煤发电效率的潜在方向之一，且有望提升机组运行灵活性。我国在S—CO2发电领域的研究起步相对较晚，亟须在基础物性研究、关键设备设计制造等方面开展集中攻关。西安热工院、上海成套院等在关键设备研制方面已取得显著进展，西安热工院具备了开展10~50兆瓦级S—CO2发电工程示范及验证的条件。 “整体煤气化蒸汽燃气联合循环发电（IGCC）及燃料电池发电（IGFC）系统集成优化技术”是面向未来的新型煤电技术。其中，IGCC技术便于兼顾碳捕集，IGFC有望达到更高的系统效率，并具备与氢能系统互相连通的技术优势。国内IGCC技术已具备多年运行经验，IGFC技术研发势头强劲、初步具备小规模设备基础，能够支撑示范试验任务。 在“老旧煤电机组延寿及灵活高效改造技术”和“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”2项重点任务中，分别提出了煤电机组延寿改造与节能改造相结合、推广先进成熟的节能提效及综合利用技术，均具有现实必要性和可行性。 针对煤电的低碳化，设置了1项重点任务，另有2项重点任务涉及低碳化方向，其余大部分重点任务也与低碳化相关。“高效低成本的CO2捕集、利用与封存（CCUS）技术”是煤电低碳发展的关键支撑技术之一。近10年，国内已实施多个煤电碳捕集示范项目，二氧化碳捕集规模在500吨/年~12万吨/年不等，积累了丰富的研发和运行经验。但捕集效率低、能耗高、经济性差始终是该技术难以推广应用的主要障碍，需要针对吸收剂制备、系统集成优化等继续开展研究攻关。 另外，在“整体煤气化蒸汽燃气联合循环发电（IGCC）及燃料电池发电（IGFC）系统集成优化技术”“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”2项重点任务中，也分别提到了煤电低碳化发展的技术方向。尤其燃煤耦合农林废弃物、市政污泥等发电技术已较为成熟，应完善政策机制，推动更大范围的应用推广。 针对煤电的经济性目标，设置了1项重点任务。“老旧煤电机组延寿及灵活高效改造技术”提出了示范试验任务。“十四五”期间，将有大量煤电机组达到设计寿命，为提高现有煤电资产的经济效益，对临寿机组开展评估并安排适宜机组延寿运行是十分必要的。结合国内已有的实践经验，“十四五”期间可以建立健全临寿机组的评估技术体系，形成先进适用的综合改造技术方案，并开展工程示范。 针对煤电的智能化目标，设置了1项重点任务。“十三五”以来，国内对于智能电厂的需求与热情高涨，已建或在建的智能电厂项目有数十项之多，其智能化方案主要集中于智能控制、故障诊断等，在硬件、软件、设备等方面均有探索。“十四五”期间，进一步推动建设具备快速灵活、无人巡检等特征的智能示范电厂，全面提升火电厂全产业链智能化水平。 针对煤电的环保目标，设置了1项重点任务，其他部分重点任务中也有兼顾体现。“高效超低排放循环流化床锅炉发电技术”提出了示范试验任务。我国“十三五”末启动了超超临界CFB示范机组建设，进一步开展CFB锅炉炉内污染物控制机理研究，将实现炉膛出口NOx、SO2基本达到超低排放限值要求，大幅降低CFB锅炉的污染物控制成本。 另外，“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”提出了推广先进成熟的超低排放、深度节水、废水零排放、固废减量及综合利用技术，相关技术具备进一步提升煤电环保水平的潜力。 针对煤电的灵活性目标，在其他重点任务中兼顾体现。国家发展改革委、国家能源局已提出共计2.5亿千瓦装机的煤电灵活性提升目标。《规划》重点任务“老旧煤电机组延寿及灵活高效改造技术”中提到了研究煤电延寿改造与灵活性提升改造等集成的综合改造技术，并开展工程示范及验证；“燃煤电厂节能环保、灵活性提升及耦合生物质发电等改造技术”提出要因地制宜推广低压缸零出力、加装蓄热装置等火电灵活性提升改造技术。 03 推动煤电科技发展的措施和建议 《规划》提出了健全能源科技创新协同机制等8项保障措施，突出了协同合作的理念，重视创新平台和人才基础建设工作，强调企业的主体地位，并明确将加大资金支持力度，相关措施对于煤电行业的技术创新具有重要的引导意义。 值得注意的是，煤电项目多为大型能源工程，投资额高、系统复杂、安全保供影响大。因此，实施煤电科技攻关，尤其是开展示范应用时，建议相关单位务必压实责任，充分开展技术评估论证，稳妥推进先进技术的示范试验和推广应用。

8月3日，湖北电力现货市场成功模拟试运行。就在不久前，上海市发改委、上海市经信委、国家能源局华东监管局发布《上海电力现货市场模拟试运行总体方案》和《上海电力现货市场首次模拟试运行工作方案》。根据工作安排，上海电力现货市场首次模拟试运行为期一周，时间自2022年7月22日至2022年7月28日。 在电力市场中，以往的电力市场化交易是按年、季、月及月内多日为周期，属于中长期交易。电力现货交易则主要开展日前、日内、实时交易，电力因此成为真正的商品。现货市场向用户传递电力商品价格信号，促进电力短期供需平衡，同时实时交易降低了新能源发电的不确定性，有利于消纳更多新能源。正因如此，业内有“无现货不市场”之说。 湖北、上海属于我国第二批电力现货试点。去年4月，相关部门发文，选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。一年多过去了，两批电力现货试点进展如何？ 国家发改委和国家能源局发布的《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（以下简称“129号文”）为今年电力现货市场建设设定了进度表。首批电力现货试点原则上于2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批电力现货试点原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。在区域电力现货试点方面，2022年6月底前省间现货交易启动试运行，南方区域电力市场启动试运行，研究编制京津冀电力现货市场、长三角区域电力市场建设方案。 据悉，截至目前，第二批电力现货试点已全部启动模拟试运行。今年1月，江苏率先实现模拟试运行。3月，安徽启动相关工作。6月，辽宁、湖南、河南相继实现模拟试运行。其中，江苏省走在前列，经过模拟试运行、调电试运行，目前已经率先实现了结算试运行。 整体而言，第二批电力现货试点进展并不快，仅有江苏完成了结算试运行，其他省份至多是开展了调电试运行。“这表明，第二批试点省份均对现货试点持谨慎态度，这可能是因为担心迎峰度夏期间电力现货市场出现较高价格，拉高用户用电成本；也可能是因为第一批电力现货试点还面临这样那样的问题，且这些问题还没有很好地解决。” 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、甘肃等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，各试点相继推进按周、按月、按季度、按年连续结算。截至目前，山东、广东、甘肃、山西、蒙西试点已进入以年为周期的结算试运行。 经过近7年的摸爬滚打，首批现货试点试运行积累了不少经验，建设取得了很多成绩。以蒙西现货试点为例，其系列新规创造了当前现货试点规则的多个“第一”：首个双轨并单轨的现货试点，首个居民和农业等保障性用户、电网代理购电全部入市的现货试点，首个可再生能源放弃优先发用电计划的现货试点，首个市场化用户采取分区电价的现货试点，首个将外送合同视为虚拟负荷的现货试点…… 同时，首批电力现货试点在运行中也暴露出了许多问题。“计划与市场‘双轨制’产生诸多问题、辅助服务市场与电能量市场缺乏统筹、可再生能源参与市场机制及配套措施不完善、信息披露制度不健全、用户侧未有效参与市场等诸多短板待补。 第二批电力现货试点建设仍然面临这些问题。对此，业内人士王某建议，不断完善市场规则的同时，要加强现货市场监管机构的能力建设。“由于电力的特殊物理属性，电力市场机制的设计和监管都与其他大宗商品市场不同。例如，在大宗商品中，只有电力必须有一个集中的现货市场。这对监管人员的知识结构、认知水平提出了更高要求，因此，应当整合电力管理职能，成立相对独立的电力监管机构。建议将政府职能部门的部分现有行业管理职能放给市场，既不能再管生也不能再管养，改变平时多龙治水、遇事无人负责的尴尬局面。”

2022年1-6月全国光伏利用率97.7% 8月11日，全国新能源消纳监测预警中心发布2022年6月全国新能源并网消纳情况，1-6月全国光伏利用率为97.7%。

# 风口 | 储能专用锂电池，趋向浪潮中央 锂电池市场风起云涌，暗流涌动。 最近，多名动力电池大厂大佬出来创业，做储能专用锂电池。人们的第一个反应通常是，他们为什么选择这个方向？这个方向还有创业机会吗？ 首先来看看储能专用锂电池的现状。根据中国化学与物理电源学会储能应用分会的统计，2021年，中国电化学储能装机规模5117.1MW/10498.7MWh，在这其中，锂离子电池储能技术装机规模占比较大，达到4658.9MW/8254.2MWh，功率规模占比91.0%。 那2021年装机的8254.2MWh都是储能专用锂电池吗？目前，对这一问题并没有一个权威、可靠的说法。 ，目前国内的储能专用锂电池生产企业还比较少。 根据不完全统计，在动力电池大厂之中，可能仅有宁德时代和亿纬锂能等大厂在动力电芯产线外，有专门的储能电芯研发团队和生产产线；在动力电池之外，也出现了以储能专用锂电电池为主业的公司。比如专门做海外户用储能电芯的派能科技、非户用储能专用锂电电芯企业海辰新能源和海基新能源、天辉锂电、昆宇新能源等。 尽管如此，现在国内储能市场上使用的电芯很多仍非储能专用电芯，而仍然是动力电芯或者其改造款。这就是说，在认知和实操中，动力电芯和储能电芯在市场上并没有做特别清晰的区分。那么动力电芯能否直接用在储能场景上？动力锂电池和储能锂电池有哪些本质区别呢？ 从应用场景来看，动力锂电池主要用于电动汽车、电动自行车和三轮车以及其它电动工具领域，而储能锂电池主要用于调峰调频电力辅助服务、可再生能源并网消纳和工商业储能、微电网等领域。 应用场景不同，对电池的性能要求也有所不同。如果用一句话来概括出储能专用锂电池的要求，那就是高安全、长寿命和低成本。 首先，由于储能电站安全事故频发，储能专用锂电池对能量密度要求不高但安全性要求高。动力锂电池作为移动电源，在安全的前提下对于体积（和质量）能量密度尽可能有高的要求，以达到更为持久的续航能力。同时，用户还希望电动汽车能够安全快充，因此动力锂电池对于能量密度和功率密度都有较高的要求，只是因为出于安全性考虑，目前普遍采用1C左右充放电能力的能量型电池。 绝大多数储能装置无需移动，因此储能锂电池对于能量密度并没有直接的要求。至于功率密度，不同的储能场景有不同的要求。 对于电力调峰、离网型光伏储能或用户侧的峰谷价差储能场景，一般需要储能电池连续充电或连续放电两个小时以上，因此适合采用充放电倍率≤0.5C的容量型电池；对于电力调频或平滑可再生能源波动的储能场景，需要储能电池在秒级至分钟级的时间段快速充放电，所以适合≥2C功率型电池的应用；而在一些同时需要承担调频和调峰的应用场景，能量型电池会更适合些，当然，这种场景下也可以将功率型与容量型电池配合一起使用。 由于储能电芯对安全性要求更高，所以这就要求电池企业在材料和结构上做出一定创新，来满足市场的需求。 其次，储能专用锂电池对于日历寿命和循环寿命有更高的要求。新能源汽车的寿命一般在5-8年，而储能项目的寿命一般都希望大于10年。动力锂电池的循环次数寿命在1000-300次，而储能锂电池的循环次数寿命一般要求至少大于3500次，并且希望通过开发新型的运维再生技术，以达到超长的日历储能寿命。所以我们看到宁德时代都在开发循环寿命10000次的电芯。 第三，储能专用锂电池对成本更加敏感。面临和传统燃油动力源的竞争，储能专用锂电池则需要面对传统调峰调频技术的成本竞争。储能电站的规模基本上都是兆瓦级别以上甚至百兆瓦的级别，因此储能锂电池的成本要求比动力锂电池的成本更低。 由此可见，动力锂电池与储能锂电池在性能要求上有着重大的区别，大佬们纷纷离职出来创业也正是因为看到了其中的商业机会。 虽然这种区别并不同于当年从3C电池到动力电池这种电池材料体系上的创新，但在储能电池市场巨大的想象空间刺激下，在同样材料体系基础上做出“更高安全”、“更长寿命”、“更低成本”这种性能创新带来的商业想象空间依然巨大。 根据第三方统计，预计2025年全球储能电池需求量将达218GWh，复合增长率约38%，年均新增需求>130GWh。 可见，储能专用锂电的市场前景广阔。在储能专用锂电池市场上，全球和国内市场尚未形成专门的龙头，对新兴的创业公司来讲，这也是一个很好的市场机会窗口。 但不容忽视的是，这个时间窗口也不会很久。我们预测宁德时代、比亚迪、亿纬锂能等公司的储能部门未来大概率会从动力电池公司中分拆出来。 因此，我们预测，在未来一段时间内，会陆续有更多的动力电池大佬出来创业，专门做储能专用锂电池。

# 近期全国各地增量配电试点发展现状 自2016年起，国家发改委共分五批次公布了459家增量配电业务改革试点（不含申请取消的24家试点），目前试点已经实现了地级以上区域的全覆盖。 作为本轮电改中，推动社会资本进入电网竞争环节的重要突破口，增量配电网一直被寄予厚望。时至今日，增量配电试点已经走过了五年多的时光，目前各地增量配电试点进展如何？哪些试点已经投运及开工？未来该如何发展？ 01现状：试点进展参差不齐 目前市场上存在的增量配电网类型主要有三种：纯增量型、存量增量混合型、存量转增量型。其中增量主要为各省市县的产业集聚区，存量则是各种矿区（包括煤矿、铝矿、油田、煤化工等）等配电资产。 整体来看，各批次增量配电试点进展参差不齐。从取证、项目投运情况来看，第一批试点进展明显好于其他批次。 据国家能源局公布的数据显示，截至2022年第二季度，国家能源局派出机构共向226个增量配电项目业主颁发了电力业务许可证（供电类），其中，试点项目204个，非试点项目22个。目前来看，试点取证率为44.4%。 以各批次为维度来看，第一批94个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的74个，取证率为78.72%；第二批88个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的40个，取证率为45.45%；第三批114个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的52个，取证率为45.61%；第四批84个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的30个，取证率为35.71%；第五批79个增量配电试点项目中取得电力业务许可证（供电类）的8个，取证率为10.13%。 从省份来看，江苏增量配电持证企业总数达到17家，其中试点内16家、试点外1家。试点项目持证率达94%，居全国首位。 从项目投运来看，近期投产运营的增量配电试点正在逐渐增多。尤其是第一批试点，正在陆续投运中。第二批、三批试点也在陆续走向开工建设。 从项目审批来看，自第五批试点公布后，国家将试点的审批权力下放到了地方。目前来看，进展速度并不快。仅2021年7月5日，吉林省能源局下发通知，允许白城绿电产业示范园区开展增量配电业务。 02风向：增量配电试点呼唤更多融和 在“双碳”背景下，我国提出将构建以新能源为主体的新型电力系统，能源行业正迎来前所未有的机遇。 对于增量配电业务来说亦是如此。近两年来，虽然国家层面没有出台专门针对细分领域的增量配电业务文件，但强调增量配电与其他领域相融合发展的词条，却不断出现，这意味着未来增量配电将走向综合发展、健康发展、低碳发展的道路。 国家能源局党组书记、局长章建华曾撰文表示，针对增量配电网等领域市场化改革存在的难点堵点，要加大改革力度，充分激发市场主体活力。 2022年2月《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》中明确提到，鼓励各地区建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。发展探索同一市场主体运营集供电、供热（供冷）、供气为一体的多能互补、多能联供区域综合能源系统。相信将会推动增量配电业务改革的落地见效。 在《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》中提到，推动增量配电企业发展综合能源服务，创新发展新能源直供电、隔墙售电等模式。 从地方来看，各地纲领性文件，也将增量配电业务纳入在内。如《浙江省电力条例（草案）》征求意见稿中提到，完善微电网、存量小电网、增量配电网与大电网间的交易结算、运行调度等机制，增强就近消纳新能源和安全运行能力；河北省出台的碳达峰碳中和工作实施意见，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网市场主体地位；广西发文鼓励增量配电网配建一定比例储能，鼓励增量配电网开展源网荷储一体化绿色供电园区建设；河南发文表示要推进增量配电业务改革试点开展源网荷储一体化建设。 配电价格是推动增量配电改革中分歧最大的焦点，更是阻碍增量配网实现良性运营的关键堵点。对此，国家发改委在近期回复增量配电试点单位时表示，下一步将持续深化输配电价改革，理顺输配电价结构。进一步完善增量配电网价格形成机制，支持和鼓励增量配电网与可再生能源、分布式电源等协调发展，保障增量配电网合法经营。 种种迹象表明，从国家到省级层面，对于增量配电改革的支持力度正在逐渐加码！

# 2022年全球光伏组件需求将达到240GW 2022年上半年，光伏项目从去年推迟，分布式光伏市场强劲需求维持了中国市场。中国海关数据所显示，中国以外的市场出现了强劲的需求。今年前五个月，中国向全球出口光伏组件63GW，预计到6月底将达到75GW，比2021年同期增长两倍。 淡季需求强于预期，加剧了今年上半年现有的多晶硅短缺，导致价格持续上涨。截至6月底，多晶硅价格已达到270元人民币/公斤，价格上涨没有停止的迹象。这使得组件价格保持在目前的高水平。 1月-5月，欧洲从中国进口组件33GW，占中国组件出口总额的50%以上；预计到6月底将达到40GW。 印度和巴西也是值得注意的市场： 在1月至3月期间，印度进口了超过8GW组件和近2GW电池，用于在4月初引入基本关税（BCD）之前进行库存。在实施BCD后，4月和5月出口到印度的组件降至100兆瓦以下。 今年前五个月，中国向巴西出口了超过7GW组件，预计到6月底将超过8.5GW。显然，巴西今年需求更加强劲。随着美国关税暂停24个月，东南亚制造商被允许运输组件。有鉴于此，今年来自非中国市场的需求预计将超过150GW。 强劲需求 强劲的需求将持续到下半年。欧洲和中国将进入旺季，而美国可能会在关税豁免后看到需求回升。InfoLink预计下半年需求将逐个季度增加，并在第四季度攀升至年度峰值。从长期需求来看，中国、欧洲和美国将在能源转型中加速全球需求增长。预计今年的需求增长率将从2021年的26%上升至30%，随着市场继续快速增长，预计到2025年，组件需求将超过300GW。 虽然总需求发生变化，但地面安装，工商业屋顶和住宅项目的市场份额也在发生变化。中国政策刺激了分布式光伏项目的部署。在欧洲分布式光伏已经占了更大比例，需求仍有明显增长。 分布式发电项目份额的不断增长，有助于N型产品的发展。 在过去的几年中，N型的市场份额一直保持在4%至5%左右，但今年发生了显著变化。主流级制造商正在积极扩大N型产能，千兆瓦级规模的TOPCon扩建项目开始并增加产量。随着良率和成本的提高，今年的产能和产量都有所增加。 异质结也有所改善。如母线数量的增加和银浆消耗的减少，加上低温银浆价格的下降和效率的提高，HJT整体金属化成本比2021年下降了0.05元/瓦。然而，HJT制造成本仍远高于TOPCon和PERC，它需要优化的金属化解决方案来降低非硅成本。InfoLink预计，N型市场份额将从去年的4%增长到今年的7%至8%之间，到2023年预计将超过15%。

# 国内硅料最高成交价310元/kg 7月27日，硅业分会公布了太阳能级多晶硅最新价格。其中，国内单晶复投料价格区间在288-310元/kg，成交均价为297.6元/kg；单晶致密料价格区间在286-308元/kg，成交均价为295.5元/kg；单晶菜花料价格区间在283-306元/kg，成交均价为292.7元/kg。 据硅业分会此前分析，8月份国内多晶硅企业扩产增量在弥补检修减量的基础上，尚有余量将在一定程度上缓解当前供应紧缺的局面。从硅料供需总量的角度看，8月份国内7.1万吨左右硅料供应（包括进口），能够满足26.8GW左右硅片产出，与目前硅片已具备投产条件的产能所对应的硅料需求相比，依旧存在缺口。因此预计，8月份由于多晶硅总体供应短缺，但缺口缩小，故价格将呈现涨幅收窄的上行走势。

# 我国碳达峰目标能否如期实现？国家能源局回应 7月27日，“加快建设能源强国 全力保障能源安全”新闻发布会举行。 央视记者向国家能源局提问：“十四五”是碳达峰的攻坚期、窗口期，能源是碳达峰的重要领域，国家能源局采取了哪些举措推动碳达峰目标实现？在全球能源供应紧张的情况下，中国能源碳达峰工作能否如期实现？国家能源局局长章建华回应称，深入贯彻党中央、国务院关于碳达峰、碳中和的决策部署，狠抓“十四五”能源规划和能源领域碳达峰方案的落地实施，推动能源绿色低碳转型和高质量发展。具体是： 一是大力发展非化石能源。去年我国可再生能源装机增加了约1.3亿千瓦，去年10月超过了10亿千瓦大关。今年上半年新增装机又超过5000万千瓦，5月份进一步突破了10亿千瓦，预计到2025年可再生能源占能源消费总量的比重将达到18%左右。另外，今年以来，核准开工了6台核电机组。 二是积极推动煤炭的清洁高效利用。大力实施煤电节能降碳改造，灵活性改造、供暖改造。2021年，已经完成改造2.4亿千瓦，今年将继续改造2.2亿千瓦，为“十四五”累计改造6亿千瓦的目标奠定了一个良好的基础。 三是加强终端用能的清洁替代。北方地区清洁取暖提前完成了规划目标，清洁取暖面积达到了156亿平方米，清洁取暖率达到73.6%，累计替代散煤超过1.5亿吨，对降低PM2.5的浓度、改善空气质量的贡献率超过1/3。另外，加快电动汽车充电设施的建设，截至今年6月份，已累计建成392万台，形成全球最大规模的充电基础设施。2025年将满足超过2000万辆电动汽车的充电需求。 在去年全球能源供应紧张、欧洲多国重启煤电的形势下，我国非化石能源发展保持力度不减，占能源消费总量比重提高了0.7个百分点，就是从15.9%提高到16.6%，保持了十八大以来的年平均增速，从现在到2030年，预计非化石能源消费比重将按平均每年1个百分点的速度持续增长，我们有能力也有信心实现2030年前碳达峰的目标。

# 港口电煤全线跌到限价区间！ 这些天，高温下电厂日耗很高，不过北方港口市场看跌情绪却比较重，贸易商出货意愿增加，电煤价格全线下探，各煤种价格都下跌到了限价区间。 现阶段终端电厂对价格压制较强，港口电煤价格超过限价不好成交，4500大卡降到了945以下，5000大卡在1050以下，5500大卡在1155以下，全部都降到了政府限价区间！ 且产地情况也不好，除保供煤矿长协拉运较好外，其他煤矿拉运情况一般，一些煤矿开始降价促销，坑口降价幅度也在进一步的扩大。非电用户开工率不足，需求上面整体在下降。三年以来，在传统用煤旺季，产地出现少有的冷清情况。 电煤价格降了，不过电厂需求不低。江南华南等地大范围持续性高温天气已经启程，7月底前沿海电厂日耗将保持高位水平。据了解，目前沿海八省重点电厂日耗维持在220万吨以上的高位水平，带动电厂库存下降，特别是江浙沪等地，电厂存煤可用天数普遍偏低。 综合的来看，近期国家保供及价格核查力度加大，今日智库判断终端用户对于市场煤的采购需求难见增长，迎峰度夏期间预计仍长协拉运为主，电煤价格会维持在限价区间，具体降幅程度还需要进一步观察。

# 国家电网2022年年中工作会议：坚持需求响应优先、有序用电保底 7月14日，国家电网有限公司召开2022年年中工作会议， 今年上半年，公司党组团结带领广大干部员工，坚决贯彻党中央、国务院决策部署，坚持稳中求进工作总基调，坚持“两个统筹”，扛牢“四个责任”，有力有效应对各种超预期因素冲击，在攻坚克难中砥砺奋进，在服务大局中担当作为，旗帜领航、党的建设全面加强，担当作为、服务大局坚决有力，综合施策、安全生产平稳有序，全面统筹、各级电网协调发展，提质增效、经营业绩稳中向好，攻坚突破、改革创新全面推进，公司发展实现了时间过半、任务过半，呈现人心齐、人心稳、人思进、干劲足、成效好的态势，赢得了各方面的充分肯定和广泛好评。 辛保安指出，服务党和国家工作大局是公司的职责所在、使命所在。 下半年将召开党的二十大，这是党和国家政治生活中的头等大事，公司上下要全力服从服务于这个大局，以坚如磐石的定力、敢打必胜的信念，坚决做到“四个坚持”。 要坚持旗帜鲜明讲政治，忠诚捍卫“两个确立”。坚定自觉做到“两个维护”，不断提高政治判断力、政治领悟力、政治执行力。持之以恒强化党的创新理论武装，用好新时代中国特色社会主义思想这把“金钥匙”。不折不扣贯彻中央决策部署，确保公司始终沿着指引的方向阔步前进。 要坚持系统观念，全力以赴保供电。团结社会各方力量，推动源网荷储协同发力，充分发挥煤电兜底保障作用、电网配置资源平台作用、政策机制宏观调控作用，维护调度权威，严肃调度纪律，坚持需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力，促进形成绿色生产生活方式。 要坚持胸怀“国之大者”，勇于担当稳增长。积极作为稳经济，带动上下游企业协同发展，助力中小企业纾困解难。挖潜增效稳经营，强化精益管理，注重投入产出效率效益，积极拓展增收增效空间。把握主动防风险，不断提高从源头上防范和化解风险的能力，切实提升公司治理效能。 要坚持先立后破，奋发有为促转型助“双碳”。坚持清洁低碳是方向、能源保供是基础、能源安全是关键、能源独立是根本、能源创新是动力、节能提效要助力，努力争当能源革命的推动者、先行者、引领者。按照“煤炭保能源安全、煤电保电力安全、常规电源保供应、新能源调结构”思路，推动传统能源与新能源优化组合，持续提升系统调节能力。 辛保安强调，国家电网事业是党和人民的事业。忠诚捍卫“两个确立”是公司必须一以贯之的最高政治原则，保障电力可靠供应是公司必须坚决扛起的首要责任，助力稳住经济大盘是公司必须主动担当的重要使命，推动能源清洁转型是公司必须抓紧抓好的战略任务。 公司上下要以更高的政治站位、更有力的行动举措，努力为保持平稳健康的经济环境、国泰民安的社会环境、风清气正的政治环境作出国网贡献。 辛保安要求，做好下半年工作，要坚持稳中求进，坚持高质量发展，紧扣“一体四翼”发展布局，统筹发展和安全，统筹保供和转型，全力以赴保供电、促发展、提质效、优服务、推创新、抓改革、创一流、强党建，确保优质高效完成全年各项目标任务。重点做好八个方面的工作。 一要全力做好迎接学习贯彻党的二十大各项工作。以强烈的政治担当保障供电，以饱满的政治热情学习宣传，以高度的政治自觉贯彻落实。 二要竭力做好安全生产优质服务工作。狠抓重点领域安全治理，确保电网安全度夏，提升优质服务水平，守牢疫情防控阵地。 三要大力推动电网高质量发展。抓好规划前期工作，加快重点工程建设，积极服务新能源发展。 四要努力提升经营管理效能。锚定目标提质增效，协同推动“四翼”发展，加快数字赋能赋效。 五要合力推进科技创新。深入实施新型电力系统科技攻关计划，积极打造原创技术策源地，持续激发创新创造活力。 六要勠力深化改革攻坚。聚焦重点难点攻坚突破，深化企业内部改革，确保国企改革三年行动高质量收官。 七要奋力建设世界一流企业。研究制定公司行动计划，扎实开展价值创造行动，持续巩固创建成果。 八要着力加强党的建设和队伍建设。持续强化“旗帜领航”党建工程，纵深推进全面从严治党，加强干部员工队伍建设，切实维护安定团结稳定局面。 会议号召，公司上下要在党中央坚强领导下，旗帜领航向未来，踔厉奋发建新功，忠诚担当、求实创新，追求卓越、奉献光明，为全面建设社会主义现代化国家、实现中华民族伟大复兴的中国梦贡献力量。 张智刚作会议总结时要求，各部门、各单位要认真贯彻落实本次会议精神，对照目标任务，拿出实招硬招，逐项细化措施，强化安全保供抓落实，强化转型发展抓落实，强化提质增效抓落实，强化合规管理抓落实，确保公司党组各项部署落地见效，确保全面完成年度目标任务，更好服务经济社会发展大局。 会上，4个部门作专题报告，5家单位作交流发言。 会议以视频形式召开，公司系统两院院士，助理、总师、副总师、一级顾问，驻公司纪检监察组，总部各部门负责人，公司巡视组组长、副组长，各单位领导班子成员，各大型重点供电企业主要负责人，公司系统党的十九大代表，十三届全国人大代表、政协委员，各单位外部董事召集人，各纪检中心主要负责人在各会场参加会议。

# 虚拟电厂为什么必然会迎来大发展？ 资本市场最不缺的就是故事。 日前，特斯拉联合PG&E推出一项新的试点计划，创建一个虚拟电厂（VPP），以保障电网的稳定性。一经推出，便吸引了超过1500名客户正式参与该计划。 特斯拉的此番布局，也印证着在碳中和背景下，虚拟电厂已成为电力供需平衡调整的重要手段。 近期相关概念股的大涨，让无论是资本市场，还是从事虚拟电厂业务的企业，都对这个行业的未来充满了期待。更有机构预测，虚拟电厂或将成为下一个千亿行业。 投资者们追风口的脚步不曾停歇，那虚拟电厂会不会是下一个风口？被市场所期待的虚拟电厂到底是什么？目前国内外虚拟电厂发展到什么阶段了？中国虚拟电厂发展未来会如何演变？ 7月14日，在麒麟学院平台直播的“2022中国虚拟电厂发展前景展望和商业模式分析”会议上，全球能源互联网发展合作组织正式发布的《中国虚拟电厂发展前景和商业模式分析》（下称《报告》），或许能解答这些问题。 聚沙成塔，虚拟电厂是未来新型电力系统所需的方式之一 虚拟电厂的爆火不是一时兴起。 全球能源互联网发展合作组织运行局运行分析处处长冯利民介绍：“VPP是一种通过先进信息通信和监测控制技术，实现海量分布式新能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等资源的聚合和协调优化，作为一个特殊电厂参与电力系统运行和电力市场交易的电源协调管理系统，对外表现为一个可控电源。” 也就是说，虚拟电厂既可作为“正电厂”向系统供电和调峰等辅助服务，又可作为“负电厂”通过负荷侧响应以配合系统填谷；既可快速响应指令、配合保障系统稳定运行并获得经济补偿，也可等同于电厂参与容量、电量、辅助服务等各类电力市场获得经济收益。 虚拟电厂聚合了海量柔性资源，通过其智能管控，形成一个整体来参与运行，参与电网的互动，参与电力市场，从而获取它更高的收益。从这个角度来讲，对虚拟电厂的发展以及对内部成员的诉求提升，都是一个很好的契机。参与VPP建设运营的利益相关方众多，总体上可分为五类：发电侧、用电侧、电网企业、监管机构及产业链。从发电侧来说，虚拟电厂相较传统电厂最大的优势在于其灵活性。如果我们家里的屋顶接入光伏，就可以作为虚拟电厂的一份子，参与到电力市场交易中，在能源转型和能源保供做出贡献。细分来看，上述利益相关方在VPP建设运营中分别承担不同角色，对于上述利益相关方，VPP也具有不同功能价值。在电网侧，VPP功能价值表现在服务电网安全稳定运行，包括提供电网调峰能力、提供电网调频服务、提供负荷备用服务、提供电网阻塞缓解手段等；在用电侧，VPP功能价值表现在保证优质供电服务，包括提供参与电力市场机遇、提供用户侧节能服务提供应急电源服务等；在发电侧，VPP功能价值表现在保障电源并网及电力消纳，包括提供海量分布式电源精益化管理手段、提供清洁发展思路等；在监管侧，VPP功能价值表现在降低电力系统整体运行成本，提供公平多元化市场竞争、提供系统价格稳 定能力和提供分布式能源监管手段等；在产业链侧，VPP功能价值表现在创造全产业链和全业态综合收益，包括提供全产业链发展效益、提供能源金融及大数据增值等衍生服务等。 虚拟电厂把分散资源聚沙成塔，是未来新型电力系统很需要的一种方式。进入2022年，随着分布式风光发电、储能系统和可控负荷高速增长，虚拟电厂将此类资源聚合起来并协同优化，不仅能够参与电网运行和市场交易，同时还提高电网安全可靠性、提升清洁能源消纳能力。老电力系统向新型电力系统转型，市场主体从单一化向多元化转变，电力输送从发输配用向源网荷储的转变，以及分布式能源、储能参与进来后，电力系统将会更为复杂。也正因为我们的电力系统和政策市场已经发生变化，才逐步满足虚拟电厂诞生的环境。这也意味着，自上世纪90年代末概念提出后，厚积薄发的虚拟电厂将在中国迎来自己的舞台。 取长补短，探索虚拟电厂市场化运营、创新可行商业模式 《报告》指出，得益于灵活开放的电力市场机制、调度运行规则、电力企业监管，目前虚拟电厂理论和实践在欧美发达国家发展较为成熟。 国外VPP的商业模式分为电力公司或电力零售商主导模式、电力营销商模式、独立聚合商模式和储能供应商主导模式四类。《报告》显示，各国针对虚拟电厂发展各有侧重。其中，以德国为代表的欧洲国家以聚合分布式电源为主；美国以可控负荷为主；日本以聚合用户侧储能和分布式电源为主，计划到2030年部署超过2500万千瓦；澳大利亚以聚合用户侧储能为主，特斯拉公司在南澳建成了号称世界上最大的电池VPP。在总结欧洲、北美、亚太等地区典型国家虚拟电厂发展经验时，一是VPP发展与所在国电力市场建设情况相适应；二是明确市场准入门槛、各方权责利等问题，是实现VPP商业推广应用的关键；三是完善配套激励政策，是推动VPP快速发展的催化剂；四是健全管理机制，是促进VPP有序发展的重要保障；五是跨区协调、数据权限等问题需重点关注。从国内看，我国VPP整体仍处于发展初期，政策机制不甚健全，项目以研究示范为主并由政府引导、电网实施，且普遍聚焦于需求侧响应模式。 截至目前VPP企业商业模式不清晰，实现盈利尚存较大难度。 那我们还要不要继续追这个风口？ 《报告》分析了7项我国发展虚拟电厂的必需性：海量分布式能源调控的需要、提升清洁能源消纳能力的需要、调峰负荷潜力挖掘的需要、完善电力市场的需要、分布式新能源监管的需要、争夺全球 VPP 产业话语权的需要、吸引社会力量参与分布式新能源发展的需要。 我们是制造业大国，我们的设备、技术最终走向全球。虚拟电厂作为全球发展迅猛的行业，如果我们不再加速攻克虚拟电厂技术，这一块蛋糕我们还有机会获取吗？从政策环境来看，近年来诸多省份在政府引导下，由两大电网开展系列示范项目，并以参与需求侧响应为主要运营和盈利模式，持续推进VPP发展。各地已普遍出台辅助服务市场政策，引导VPP参与系统调峰调频，在此背景下，各示范项目积极主动探索市场化运营、创新可行商业模式，有望带动国内VPP快速可持续发展。当前政策的大方向是明确的，但是在具体操作中有具体的问题需要解决，就是虚拟电厂调控和运行管理方式。 开路先锋，虚拟电厂应遵循“三步走”发展目标 市场的大爆发也吸引着众多新玩家想要分一杯羹，那么哪些市场主体比较适合进入虚拟电厂这一领域？虚拟电厂发展到现在，其技术组成多而杂。比如有协调控制技术，精准决策技术，资源组合技术，指令分配技术，智能计量技术，信息通信技术……相当于通过这么多技术，能够将虚拟电厂所涉及的各个分散单元和各个触角比较长的网络，最后集中到电网调度这里。正是有这么多技术，所以才有广泛的空间可以去投资、去研发、去推广，去推动政策的制定，从而推动整个行业的发展。在诸多关键技术中，解决好通信技术和控制架构，那么在技术方面已经初步达到了虚拟电厂运营要求。 智慧能源系统的开发商，综合能源服务商都可能成为潜在虚拟电厂身份，对于当前来说，更需要一个能够进入竞争性电力市场的先行者。先行者要尝试打通包括市场监管、定位以及构建市场参与模型等方面的堵点，给其他参与者做一个示范，是目前最最需要的。这个先行者需要突破精神，需要非常锐利进取精神。VPP对新兴信息技术有着内在要求，互联网行业有其先天的便利条件，可以发挥更大作用。虚拟电厂是能源互联网概念落地应用一个非常典型的应用场景。通过技术手段去挖掘提升它的灵活性可调节能力，进而提升系统的能源效率。因此，日立能源未来远景是与用户侧一起打造一个共建共享共治新型化能源生态系统。虚拟电厂是“云大物移智链”技术一个集大成者，或者说整体解决方案的提供者。但是在能源转型的道路上，还需政府、企业、用户等各方通力合作和共同努力。 《报告》提出了中国虚拟电厂“三步走”发展目标。 第一阶段（2022～2025 年）：由政府指导、电网公司实施项目开发，以专项资金、特定合约等模式实现商业运营，实现一定规模分布式新能源、可控负荷聚合。 第二阶段（2026～2030 年）：由专项资金、特定合约模式，逐步转变为全面参与电量、容量、辅助服务等市场的可持续商业模式，多种主体参与VPP开发，市场趋于活跃。 第三阶段（2031～2035 年）：VPP实现全面市场化运作，业务趋于成熟稳定，培育出全球领先、技术先进的VPP龙头企业，大型专业化VPP运营商成为主流模式。 所以，虚拟电厂“串联”源网荷储售服，必将迎来大发展，其实施将使电力能源行业从“笨重”走向轻巧灵动、从多层垂直走向少层扁平，甚至贯通能源产业链，提高资源利用率和系统整体效率，助力多方互利共赢。

# 央视：供不应求！有储能企业订单量翻8倍！ 7月13日，央视财经报道了储能行业发展现状，一方面光伏对储能配置需求，储能系统生产企业供不应求。但另一方面，电池原材料价格上涨已经导致储能系统价格上涨30%，储能企业普遍呈现增收不增利现状。 据国家能源局数据显示，2022年1-5月，全国太阳能发电新增装机2371万千瓦，同比增幅为139%。截至5月底，全国太阳能发电装机容量约32789万千瓦，同比增长24%。而随着光伏市场的火热，对于储能的需求也持续增长，甚至出现了供不应求的局面。 在江苏常州新北区的一家光伏储能系统生产企业内，整条产线都在满负荷运行，生产着储能系统所需要的锂电池电芯。今年上半年的生产量是去年的5倍，但是实际上接到的订单量应该是在去年的8倍。 由于光伏发电具有波动性，无法满足电网的全天候调度需求，因此从2021年以来，宁夏、辽宁、安徽、江苏等地陆续在新能源上网等相关文件中提出了对储能配套等的具体要求。 其中江苏规定，省内长江以南地区新建光伏发电项目按照功率8%及以上比例配建调峰能力，长江以北地区按照功率10%及以上比例配建调峰能力，时长均为2小时。在当前光伏装机量攀升的背景下，储能系统的销量自然开始大幅增长。应用于储能系统上的储能变流器销量也有着大幅增长。 去年的增速光伏端达到20%左右，储能这一端达到200%以上的同比增长。如果以2022年这个维度去看，光伏端的装机量同比增速，全球大概还有30%左右。储能这一端预计还能保持翻倍式增长。而且对于明年来说，这个高增长的趋势，大概率还是能够延续的。 储能成本大涨还抢不到电池！ 光伏被迫延期 光伏储能的市场发展迅速，下游不少光伏企业配置储能较为困难，甚至有的企业开始推迟项目建设。 在江苏常州某公路旁，是2020年建成的并网光伏发电项目、规模为5MW，不远处的空地是即将开始建设的二期项目、规模为12MW。一期是2020年12月底并网发电，现在已经运行一年半了，去年整个平均电价大概是0.46元/度，总发电量是680万度。一期项目并没有配置储能系统，而新建的二期项目将会按照江苏省要求配套一座2MWh储能系统，将白天光伏发电的部分存储起来、晚上提供给电网调度，虽然项目已经开始实施，但是现在储能成本比去年底规划时上涨了一大截。 按去年年底测算，储能设备投资大概是160元/kWh，现在是200元以上还拿不到电池，所以这是一个矛盾。这样的案例并非个案，业内人士称，从去年年底至今，储能系统涨价幅度接近30%，新建的光伏电站配置储能系统成为了一笔难算的账。 海外尤其去年开始，能源的价格、就是居民和工商业用电价格高企，所以（储能的）回收回报现在基本上在4年以内。国内电价在全球都是低的，所以现在的投资回报率就会比较长，应该是7年到8年。由于储能系统价格大幅上涨，已经逼近了光伏电站的成本线。因此部分光伏项目建设只能延期。 储能系统价格上涨，导致下游光伏企业配储困难。 在江苏常州一家储能系统生产企业内，储能电池原材料碳酸锂价格在近两年里大幅上涨，目前碳酸锂价格为45.8万元/吨，相比去年同期增长了421.72%，由于锂电池电芯成本在储能系统中所占比重超过60%，储能系统成本只能上涨。所以这就造成我们整个锂电池的电芯成本上涨，最终提供给客户的储能系统，那我们储能与动力电池，我们储能的价格难以传导到下游。 一方面是上游原材料企业要涨价，一方面是下游光伏企业要降本，储能企业正面临着两头受挤压的情况。增收不增利成为行业普遍现象。 如果按国内储能PCS毛利率，它现在是处在25%左右的水平，确实不是一个很高的盈利能力，如果是按照集成，相当于有自己的PCS、电池是外购的，整个系统的毛利率大概只有11~13%。 海外户用储能市场暴涨 面对着电池原材料上涨的压力，不少储能企业开始向海外市场和户用市场发展。 国外的电差价比较大、电费也比较贵。所以国外储能尤其从去年下半年开始到今年，户用储能是爆发性增长，包括分散式储能也逐渐开始以一个规模增长。 虽然现阶段储能企业面临一定的压力，但业内人士表示，随着未来锂电池原材料供给的增加，储能系统的成本必然会缓慢回落。 2022年1月28日，国家发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成。业内人士表示，这有利于新能源电力交易市场的发展，将会有效提高光伏配置储能系统的收益。 结合我们的电力市场部门，储能的收益模型将会更加完善，这对储能长期发展来讲肯定是更有利的，所以我认为储能行业在未来大有可期的。