# 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。

# 李克强：坚决防止拉闸限电 7月12日，中共中央政治局常委、国务院总理主持召开专家和企业家座谈会，分析经济形势，就做好下一步经济工作听取意见建议。 中共中央政治局常委、国务院副总理韩正出席。 会上，国家电力投资集团、从事跨境电商服务的敦煌网公司、从事产业园运营服务的北京联东公司等企业负责人发了言。 二季度我国经济发展极不寻常，超预期因素带来严重冲击，经济新的下行压力加大，4月主要指标深度下跌。在以为核心的党中央坚强领导下，各地各部门落实党中央、国务院部署，有力应对困难挑战。我们及时果断施策，坚持不搞“大水漫灌”，靠前实施中央经济工作会议和《政府工作报告》政策举措，按照已确定的总体思路、政策取向，推出稳经济33条一揽子政策措施等，召开全国电视电话会议部署稳住经济大盘工作。政策效应较快显现，5月主要经济指标跌幅收窄，6月经济企稳回升，这极为不易。但经济恢复基础不稳固，发展环境中的不确定因素较多，稳住经济大盘需要继续付出艰苦努力。要以新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻新发展理念，高效统筹疫情防控和经济社会发展，抓住经济恢复重要窗口期，坚持发展是解决我国一切问题的基础和关键，稳市场主体稳就业稳物价，推进改革开放，齐心协力在三季度巩固经济恢复向好基础，推动经济运行尽快回归正常轨道。 保持经济运行在合理区间，要应对好两难多难问题，既稳增长，又防通胀、注意防输入性通胀。要保持宏观政策连续性，既要有力，尤其要加大稳经济一揽子政策等实施力度，又要合理适度，不预支未来。稳经济一揽子政策等实施时间才一个多月，还有相当的实施空间，要继续推动政策落地和效果显现。1.6亿多户市场主体是经济发展动力源、就业顶梁柱。要逐条梳理助企纾困各项政策落实情况，确保见效。进一步畅通交通物流主干道、微循环，打通产业链供应链堵点，稳定市场预期。通过市场化社会化办法增加就业岗位，做好促进高校毕业生和农民工就业工作，坚决纠正各类就业歧视。扎实保障民生。我国物价总体平稳，为在复杂国际环境下稳定我国经济大盘提供了支撑。稳定粮食能源价格是稳物价的关键。要在夏粮增产丰收基础上抓好秋粮生产，确保全年粮食丰收。当前正值电力迎峰度夏，要进一步提升煤炭电力稳定供应能力，坚决防止拉闸限电。 改革开放是中国的基本国策。要深化改革，持续推进“放管服”改革，打造市场化法治化国际化营商环境，培育壮大市场主体，更大激发市场活力和社会创造力。用改革举措解难题，坚持依法行政。用市场化可持续办法扩消费，消除制约有效投资的障碍。统筹兼顾，防止单打一、一刀切、层层加码。继续扩大开放，落实稳外贸稳外资政策，支持企业广泛开展国际合作，在公平竞争中实现互利共赢

# 今年的尖峰电价要来了！各地执行标准如何？ 随着气温的逐步升高及第三季度即将来临，各地夏季尖峰电价政策也将进入执行期，一起来看吧~ 广东 执行范围：与峰谷分时电价政策一致，不包括居民用户。即包括大工业用户、普通工业专变用户。 执行时间：7、8、9月整月，以及日最高气温≥35℃的高温天（注：日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目天气预报中发布的次日最高温度为准，次日予以实施。） 尖峰时段：上述时间的11-12时、15-17时，共3个小时。 尖峰电价：在峰段电价基础上上浮25%，即平段电价的2.125倍 深圳 执行范围：执行峰谷分时电价的大量、高需求工业及普通工业专变用户。 执行时间：7月、8月和9月三个整月，以及其他月份中日最高气温达到35℃及以上的高温天。日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目天气预报中发布的广州次日最高温度为准，如若达到35℃，那次日就将实施尖峰电价。 尖峰时段：11：00-12：00、15：00-17：00共三个小时。 尖峰电价：在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮25%。具体为各电压等级大量工业用户在每月每千伏安用电250KWh及以下档（即一档）电量、高需求工业用户在每月每千瓦用电400KWh以下档（即一档）电量的峰段电价基础上上浮25%，二档用电的尖峰电价与现行峰平谷电价一样低于一档电价2分钱；普通工业专变用户在峰段电价基础上上浮25%。 江苏 执行范围：315千伏安及以上的大工业用电。 尖峰时段：每年7至8月，日最高气温达到或超过35℃时，10:00-11:00和14:00-15:00，执行夏季尖峰电价（夏季日最高气温以中央电视台一套每晚19点新闻联播节目后天气预报发布的南京次日最高温度为准，次日予以实施。） 尖峰电价：以峰段电价为基础，上浮20% 浙江 执行范围：大工业用电、一般工商业及其他用电、农业生产用电。 尖峰时段： 大工业用电：平日尖峰时段为9:00-11:00、15:00-17:00，夏季7、8月份的13:00-15:00。 一般工商业及其他用电、农业生产用电：尖峰时段为19:00-21:00。 尖峰电价：提高大工业尖峰电价每千瓦时5.6分，详情如下： 山东 执行范围：工商业用户。 尖峰时段：夏季（6-8月）10:00-11:00，19:00-21:00。 尖峰电价：在高峰时段电价基础上上浮20%执行。 山西 执行范围：大工业电力用户。 尖峰时段：7月、8月18：00-20：00。 尖峰电价：在高峰时段电价基础上上浮 20%。 河北 执行范围：对两部制工业用户和受电变压器容量在100千伏安及以上的单一制用户实行尖峰电价。 尖峰时段：河北北网尖峰时段为夏季（6、7、8月）11—12时、16—17时、21—22时。冀北电网为夏季（6、7、8月）10—11时、17—18时、20—21时。 尖峰电价：尖峰时段用电价格在高峰电价基础上上浮20%。 河南 执行范围：全省执行峰谷分时电价的工商业电力用户。 尖峰时段：7—8月每日12至14时和19至20时。 尖峰电价：用电价格在其他月份峰段电价基础上上浮20%。 安徽 执行范围：工商业用户。 尖峰时段：日最高气温≥36℃时（以中央电视台一套每晚天气预报中发布的合肥温度为准）。 尖峰电价：在当日高峰时段购电价格基础上每千瓦时上浮0.072元。 四川 执行范围：大工业用户。 尖峰时段：夏季7月26日-8月25日15:00-17:00。 尖峰电价：尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。 重庆 执行范围：10千伏及以上且受电变压器容量100KVA及以上的大工业用户普非工业用户动力用电。 尖峰时段：夏季7月、8月的12∶00—14∶00。 尖峰电价：在高峰时段基础上上浮20%。 另外，重庆还出台商业夏季分时电价机制，确保迎峰度夏期间电力安全稳定供应，引导商业用户错峰用电。重庆夏季商业分时电价的内容如下： 执行范围：10千伏及以上且受电变压器容量100千伏安及以上的商业用户和执行工商业电价的非居民用户（包括机关、事业单位等）。 执行时间：7月1日零时至8月31日24时。 分时电价： 高峰时段：11:00—17:00，在平段电价基础上提高0.19元/千瓦时。 低谷时段：08:00—11:00、17:00—20:00，在平段电价基础上降低0.23元/千瓦时。 平段：其余时段为平段。代理购电用户平段电价为电网企业代理购电平均上网电价加上输配电价；市场化直接交易用户平段电价为市场交易合同约定的交易电价加上输配电价。 海南 执行范围：尖峰电价实施范围与峰谷分时电价政策一致，包括电动汽车充换电用户。 尖峰时段：5月、6月、7月20：00-22：00。 尖峰电价：在峰段电价基础上上浮20%。 天津 执行范围：大工业用户。 尖峰时段：7、8月11:00-12:00，16:00-17:00。 尖峰电价：在高峰电价基础上上浮20% 广西 执行范围：广西供电区域内大工业用电、专用变压器容量在160千伏安及以上的普通工业用电，除铁路（电气化铁路牵引用电）、航运、石油（天然气、热力）加压站、自来水生产、城乡污水处理厂生产、污水泵站生产、垃圾无害化处理厂（场）生产、垃圾中转站生产等公共服务性用电外。 尖峰时段：7月、8月、9月11:00-12:00、17:00-18:00。 尖峰电价：在峰段电价基础上上浮20%。 陕西 执行范围：工商业及其他用电。 尖峰时段：7月、8月19:30-21:30。 尖峰电价：在峰段电价基础上每千瓦时上浮20%。 湖南 执行范围：执行分时电价的工商业用户。 尖峰时段：7月、8月、9月每日18—22时。 尖峰电价：在高峰电价基础上上浮20%。 湖北 执行范围：用电容量在100千伏安及以上的工商业及其他用电、电热锅炉、冰(水)蓄冷空调等电储能用电。 尖峰时段：20:00-22:00(共2小时)。 尖峰电价=基础电价×180%+政府性基金及附加。 黑龙江 执行范围：大工业用户和设备容量在100千伏安（千瓦）及以上的一般工商业及其他用户，执行居民电价的电动汽车充电设施用户。城乡市政路灯用电不执行尖峰电价。 尖峰时段：7月至9月16:30-18:30。 尖峰电价：以高峰时段电价为基础上浮20%。 吉林 执行范围：除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的大工业、一般工商业及其他且设备容量在100千伏安(千瓦)及以上的电力用户。城乡市政路灯用电不实行尖峰电价。 尖峰时段：7-8月16:00-18:00。 尖峰电价：在高峰时段电价基础上上浮20%。 辽宁 执行范围：实行峰谷电价政策的所有用户（不包括居民电采暖及国家有专门规定的电气化铁路牵引用电等）。 尖峰时段：17:00-19:00。 尖峰电价：按高峰时段电价上浮25%执行。 蒙东 执行范围：除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的100千伏安及以上工商业用户。 尖峰时段：每年6-8月实施尖峰电价，尖峰时段为每日18:00—20:00。 尖峰电价：在峰段价格基础上上浮20%。 蒙西 执行范围：除国家有专门规定的电气化铁路牵引用电外的100千伏安及以上工商业用户。 尖峰时段：每年6-8月实施尖峰电价，尖峰时段为每日18:00-20:00。 尖峰电价：在峰段价格基础上上浮20%。 江西 执行范围：大工业用户。 尖峰时段：夏季（7-9月），每日20:00-22:00。 尖峰电价：在高峰时段电价基础上上浮20% 云南 执行范围：所有大工业用户（电气化铁路牵引用电除外）和用电容量在100千伏安以上的一般工商业用户。 尖峰时段：每年5月的每天10：30-11：30、18：00-19：00共2个小时执行尖峰电价。 尖峰电价：在本月峰时段基础上再上浮20%。 新疆 执行范围：大工业、一般工商业及其他用电（除国家明确规定的电气化铁路牵引用电外）。 尖峰时段：夏季7月份的21:00-23:00。 尖峰电价：在峰段电价基础上每千瓦时上浮20%。

# 误导用户签合同,擅自修改分成比例！广东19家售电公司被投诉！ 广东电力交易中心发布关于广东电力市场2022年1-5月投诉情况的通报，通报显示收到电力用户投诉售电公司66宗，共涉及19家售电公司。 反映问题主要为：售电公司不诚信行为导致其平段电能量价格超过市场均价20%以上，个别售电公司零售用户投诉其平段电能量价格超过市场均价30%以上，并反映电价高的主要原因如下： 欺骗、误导电力用户签订零售合同；采用不正当手段获得企业管理员授权或电子印章使用权，不履行零售合同约定，擅自修改合同分成比例等。

# 国家税务总局汇总56项支持绿色发展的税费优惠政策！ 5月31日，国家税务总局发布《支持绿色发展税费优惠政策指引》，汇总了实施的56项支持绿色发展的税费优惠政策，在“风力、水力、光伏发电和核电产业税费优惠”上，包含如下7项： 1.风力发电增值税即征即退 2.水电站部分用地免征城镇土地使用税 3.分布式光伏发电自发自用电量免收国家重大水利工程建设基金 4.分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加 5.分布式光伏发电自发自用电量免收大中型水库移民后期扶持基金 6.分布式光伏发电自发自用电量免收农网还贷资金 7.核电站部分用地免征城镇土地使用税 详情如下： 支持绿色发展税费优惠政策指引 “绿水青山就是金山银山”，节约资源、保护环境是我国基本国策，关乎人民福祉，关乎国家民族未来。为助力经济社会发展全面绿色转型，实施可持续发展战略，国家从支持环境保护、促进节能环保、鼓励资源综合利用、推动低碳产业发展四个方面，实施了56项支持绿色发展的税费优惠政策。 一、支持环境保护 为减少主要污染物排放，有效控制环境风险，国家积极支持生态环境保护项目建设，促进企业加快环境保护设备升级改造，推进环境污染第三方治理，优化自然生态环境发展。具体包括： （一）环境保护税收优惠 1.从事符合条件的环境保护的所得定期减免企业所得税 2.购置用于环境保护专用设备的投资额按一定比例实行企业所得税税额抵免 3.从事污染防治的第三方企业减按15%的税率征收企业所得税 4.企业厂区以外的公共绿化用地免征城镇土地使用税 （二）水土保持税费优惠 5.建设市政生态环境保护基础设施项目免征水土保持补偿费 6.按照水土保持规划开展水土流失治理活动免征水土保持补偿费 二、促进节能环保 为加强环境管理与治理，大幅降低污染物排放强度，减少工业化、城镇化对生态环境的影响，改善人居环境，努力提高环境质量，现行税收政策在推广合同能源管理项目、保障居民供热采暖、推进电池制造、建材等行业绿色化改造、促进节能节水环保、支持新能源车船使用、鼓励污染物集中安全处置等方面实施了一系列优惠政策，不断改善空气、水环境质量，有效管控土壤污染。具体包括： （一）合同能源管理项目税收优惠 7.合同能源管理项目暂免征收增值税（货物） 8.合同能源管理项目暂免征收增值税（服务） 9.节能服务公司实施合同能源管理项目的所得定期减免企业所得税 （二）供热企业税收优惠 10.供热企业向居民个人取得的采暖费收入免征增值税 11.为居民供热的供热企业使用的厂房免征房产税 12.为居民供热的供热企业使用的土地免征城镇土地使用税 （三）节能环保电池、涂料税收优惠 13.节能环保电池免征消费税 14.节能环保涂料免征消费税 （四）节能节水税收优惠 15.滴灌产品免征增值税 16.从事符合条件的节能节水项目的所得定期减免企业所得税 17.购置用于节能节水专用设备的投资额按一定比例实行企业所得税税额抵免 （五）新能源车船税收优惠 18.新能源车船免征车船税 19.节能汽车减半征收车船税 20.新能源汽车免征车辆购置税 （六）节约水资源税收优惠 21.取用污水处理再生水免征水资源税 22.抽水蓄能发电取用水免征水资源税 23.采油排水经分离净化后在封闭管道回注的免征水资源税 （七）污染物减排税收优惠 24.农业生产排放污染物免征环境保护税 25.城乡污水集中处理、生活垃圾集中处理场所排放污染物免征环境保护税 26.排放应税大气污染物或者水污染物的浓度值低于国家和地方规定的污染物排放标准减征环境保护税 三、鼓励资源综合利用 开展资源综合利用，提高资源利用效率，是推进绿色低碳循环发展、保障资源供给安全的重要内容，对于缓解资源环境对经济社会发展约束具有重要现实意义。国家不断加大资源综合利用税收优惠政策支持力度，加强对废弃物综合利用、污水垃圾处理、矿产资源高效利用、水利工程建设等方面政策扶持，着力提升资源利用效率，促进经济社会发展全面绿色转型。具体包括： （一）资源综合利用税收优惠 27.新型墙体材料增值税即征即退 28.资源综合利用产品及劳务增值税即征即退 29.综合利用资源生产产品取得的收入在计算应纳税所得额时减计收入 30.利用废弃动植物油生产纯生物柴油免征消费税 31.利用废矿物油生产的工业油料免征消费税 32.承受荒山、荒地、荒滩用于农、林、牧、渔业生产免征契税 33.综合利用的固体废物免征环境保护税 （二）污水处理税收优惠 34.污水处理厂生产的再生水增值税即征即退或免征增值税 35.垃圾处理、污泥处理处置劳务增值税即征即退或免征增值税 36.污水处理劳务增值税即征即退或免征增值税 37.污水处理费免征增值税 （三）矿产资源开采税收优惠 38.煤炭开采企业抽采的煤成（层）气免征资源税 39.衰竭期矿山开采的矿产品减征资源税 40.充填开采置换出来的煤炭减征资源税 41.开采共伴生矿减免资源税 42.开采低品位矿减免资源税 43.开采尾矿减免资源税 44.页岩气减征资源税 （四）水利工程建设税费优惠 45.国家重大水利工程建设基金免征城市维护建设税 46.国家重大水利工程建设基金免征教育费附加 47.水利工程占用耕地减征耕地占用税 四、推动低碳产业发展 能源生产和消费相关活动是最主要的二氧化碳排放源，大力推动能源领域碳减排是做好碳达峰碳中和工作，以及加快构建现代能源体系的重要举措。通过加大对太阳能、风能、水能、核能等清洁能源开发利用的政策支持力度，为科学有序推动如期实现碳达峰、碳中和目标和建设现代化经济体系提供保障。具体包括： （一）清洁发展机制基金及清洁发展机制项目税收优惠 48.中国清洁发展机制基金取得的收入免征企业所得税 49.实施清洁发展机制项目减免企业所得税 （二）风力、水力、光伏发电和核电产业税费优惠 50.风力发电增值税即征即退 51.水电站部分用地免征城镇土地使用税 52.分布式光伏发电自发自用电量免收国家重大水利工程建设基金 53.分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加 54.分布式光伏发电自发自用电量免收大中型水库移民后期扶持基金 55.分布式光伏发电自发自用电量免收农网还贷资金 56.核电站部分用地免征城镇土地使用税

# 国家电网公司贯彻落实党中央、国务院决策部署 全力服务扎实稳住经济的八项举措 国家电网有限公司深入学习贯彻重要讲话和指示精神，坚决落实党中央、国务院决策部署，按照“疫情要防住、经济要稳住、发展要安全”的明确要求，统筹发展和安全，统筹保供和转型，全力服务经济社会平稳健康发展，制定实施八项举措。 一、全力保障电力供应，确保能源安全。加强安全生产，优化电网运行方式，严肃调度纪律，确保电网安全稳定运行。发挥大电网资源优化配置作用，加大跨区跨省余缺互济力度，保障电力安全可靠供应。坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”，加强政企联动，源网荷储协同，保障民生用电，满足经济社会发展用电需求。 二、全力服务疫情防控，助力复工复产。畅通防疫用电“绿色通道”，提升疫情防控供电保障水平。深化“电力看经济”等大数据应用，积极利用“复工复产指数”服务政府决策。对受疫情影响暂时出现生产经营困难的小微企业和个体工商户用电实行“欠费不停供”，设立6个月的费用缓缴期，缓缴期间免收欠费滞纳金。 三、全力加大电网投入，发挥投资拉动作用。2022年电网投资5000亿元以上，达到历史最高水平，预计带动社会投资超过1万亿元。尽早开工川渝主网架、张北—胜利、武汉—南昌、黄石特高压交流，金上—湖北、陇东—山东、宁夏—湖南、哈密—重庆特高压直流等8项特高压工程，开工一批500千伏及以下重点电网项目。 四、全力促进新能源发展，推动能源转型。积极做好新能源项目并网服务，推动配套电网同步建设。加快抽水蓄能项目发展，开工江西奉新等4座抽水蓄能电站，投产安徽金寨等5座抽水蓄能电站。推动以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，做好第二批项目送出工程的规划和前期工作。 五、全力助企纾困解难，促进协同发展。严格执行国家有关政策，阶段性减免服务业小微企业和个体工商户房屋租金，做到应免尽免。充分发挥“电e金服”平台作用，帮助中小企业拓展融资渠道，降低融资成本。通过产业基金等方式吸引各类资本共同支持中小企业发展。加强与中小企业合作，提供更多市场机会，实现协同发展。 六、全力畅通供应链，带动产业链发展。发挥新型电力系统技术创新联盟辐射带动作用，推动创新链产业链融合发展，预计研发总投入及产业带动超过1000亿元。开展招标“云采购”，确保采购“不断档”、合同“不断签”、付款“不断线”，保障电工装备产业链生产经营。按照合同约定及时足额支付账款，全面推广投标、履约等保证保险替代保证金，减少企业资金占用。 七、全力落实电价电费政策，优化营商环境。配合政府清理规范供电环节不合理收费，落实好特困行业小微企业和个体工商户用电阶段性优惠政策。提高办电服务效率，年内小微企业全面实现“零上门、零审批、零投资”。精简办电环节，压缩办电时间，居民“刷脸办电”、企业“一证办电”，电力业务“网上办、掌上办、指尖办”。 八、全力促进稳岗就业，服务保障民生。加大招聘力度，2022年提供就业岗位超过4万个。高质量推进农村电网巩固提升工程，加强城市老旧小区改造，加快城乡供电服务一体化。完善农业生产供电设施，加强机井通电保障，助力粮食稳产增产。 国家电网公司将在党中央坚强领导下，充分发挥“大国重器”和央企“顶梁柱”作用，认真践行人民电业为人民企业宗旨，胸怀“国之大者”，积极担当作为，全力服务经济社会高质量发展，以实际行动迎接党的二十大胜利召开。

# 分布式光伏配储，当不当时？ 2021年我国分布式光伏新增装机超过集中式电站，占新增光伏装机的55%。根据国家能源局数据，2022年第一季度我国新增光伏装机13.21GW，分布式光伏新增8.87GW，占比67.1%。受光伏发电自身波动性、间歇性的影响，分布式光伏高比例渗透给电网消纳、安全运行带来挑战。另一方面，能耗双控目标发布后多个地区开始实施工商业限电政策，进一步提升了工商业备用电源的需求。多种因素下，鼓励分布式光伏配置储能成为部分地区解决电网安全运行的新思路。 5月20日，浙江诸暨发布整市推进分布式光伏规模化开发工作方案，提出按不低于光伏装机容量10%的要求总体配套建设光伏储能设施容量，再一次引发业内讨论，分布式配置储能时代来临了吗？ 多地酝酿分布式光伏配储 截至目前已有山东、河北、浙江、安徽、江苏等分布式光伏大省出台了分布式光伏配置储能的相关政策，有的对配置储能的比例提出了具体要求，有的则是明确对配置储能项目给与补贴。 如山东枣庄分布式光伏开发建设规范明确提出，分布式光伏项目按照装机容量的15%—30%、时长2-4小时配置储能设施，或者租赁同等容量的共享储能设施；浙江永康鼓励非户用分布式光伏电站按照发电装机容量10%建设储能设施；苏州《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见(试行)的通知》中提到，鼓励装机容量2兆瓦以上的光伏项目，按照不低于装机容量8%的比例配建储能系统。 在补贴方面，浙江嘉善县对分布式光伏配置储能且由电网调度的项目，补贴期自2021年起暂定3年，补偿标准按200元、180元、170元/千瓦·年逐年退坡。 安徽芜湖对新建光伏发电项目配套建设储能系统，储能电池采用符合相关行业规范条件的产品，自项目投运次月起对储能系统按实际放电量给予储能电站运营主体0.3元/千瓦时补贴，同一项目年度最高补贴100万元。 部分业内人士肯定了分布式光伏配置储能的价值。一位新能源领域资深专家表示，分布式光伏配置储能具有诸多优势，尤其是在当前峰谷电价差比较大的条件下，自发自用的分布式项目配置储能可以提高自发自用比例，企业结合自身情况自主选择配置储能具备一定的优势。 另一家业内企业表示，分布式光伏配套储能一方面将降低高峰用电负荷,保障电网在高峰时期的安全运行，另一方面低谷期储电，电高峰用电的方式有利于提高发供电设备的利用率，优化电力资源配置。此外，配置储能还将减少电能浪费情况，减少线损，增加线路和设备使用寿命。 尽管肯定了分布式光伏配置储能的优势，但多位业内人士也表示，目前分布式光伏配储尚不具备大规模推广的条件，尤其是强制配储或不利于分布式光伏的发展。 经济性、安全性待解 整体来看，经济性、安全性仍是阻碍分布式光伏配储规模化推广的主要因素。前述新能源专家表示，企业结合自身情况灵活选择配置储能是更为合理的方式，一旦强制配储有可能导致本来有经济性的项目无法开展，尤其是当前储能成本上涨的情况下，配置储能将进一步增加分布式光伏项目开发成本。 据一位专业从事光伏电站设计的人员测算，综合企业自发自用率和企业电价综合核酸，分布式光伏项目配置或将导致投资成本增加0.2元/W，导致投资回报周期延长。 整体看来，虽然配套储能可在发电侧、电网侧、用户侧都发挥作用，解决能源紧张、调节资源缺乏不足等问题，但我国尚未对分布式光伏储能进行系统层面的储能规划，综合投资成本、回报、系统性规划等因素，如在日照资源不高的地区试行，配套储能还不具备大面积推广的条件。 更为重要的是安全性问题，分布式光伏项目多分布在工业园区、厂房，户用光伏更是安装在居民屋顶，本身对安全性的就有较高的要求。而配置储能将会增加安全风险，尽管部分地区要求在保证安全性的前提下配置储能，但由于缺乏相关的标准，目前并没有好的解决方案出台，仍需谨慎对待。 尽管储能被视作光伏的未来，但在缺乏经济性及安全性的先导下，分布式光伏配储如同无源之水、无本之木，大规模推广尚不成熟，市场还需要更多耐心。

# 湖北一发电公司违规拉专线向虚拟货币"挖矿"项目供电被处罚！ 华中能监局日前发布行政处罚决定书，秭归县东沟河小水电代燃发电有限公司存在采用网前拉专线方式向虚拟货币"挖矿"项目供电的行为，属于未取得电力业务许可证（供电类）非法从事电力业务。 作出如下行政处罚∶ 1.没收违法所得人民币21746.62元（大写∶贰万壹仟染佰肆拾陆元陆角贰分）; 2.处以违法所得2倍的罚款，罚款人民币元43493.24（大写∶ 肆万叁仟肆佰玫拾叁元贰角肆分）。

# 北京电力交易中心绿色电力交易实施细则发布 北京电力交易中心日前发布《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》，实施细则在试点交易的基础上，对交易组织、交易价格、交易结算、绿证划转等方式及流程进行了细化，将支撑绿色电力交易常态化开展。 参与绿色电力交易的电力用户主要为具有绿色电力消费及认证需求、愿意为绿色环境权益付费的用电企业，主要包括直接参与或由售电公司代理参与交易的用户。具备条件后引入电动汽车、储能等新型主体参与绿色电力交易。

# 售电公司须理性正视市场风险 自2020年广东开始实施电力现货市场结算试运行以来，市场交易风险就开始显著增加，不过因为实施的月份少，还不明显。在现货市场实施以前，“稳定”的价差市场，行情非常可预期，非要说风险也基本就是每年底的年度交易价差多赚几厘或多亏几厘。但是，经过2020年8月的超低行情，2021年5、11、12月的大幅上涨，以及2022年上半年这好几轮起起伏伏的追涨杀跌，才让市场真正感受到这值得敬畏的市场风险。 那么现货市场到底有哪些风险呢，下面大概列举几个： 1、被政策干预后迷茫的中长期交易风险 政策干预的中长期市场是与现货市场割裂的市场。现货市场相对准确的反映市场供需情况，而中长期交易规则的供需比及强制成交比例等措施，限制供应侧的竞争，强制需求侧购买，使得中长期价格逻辑完全偏离现货市场价格逻辑。简单来说，现货市场价格形成与供需基本面相关性很大，但是中长期的成交并不主要基于现货市场价格的预测和博弈，价格形成是另一套逻辑，自然容易大幅偏离现货市场价格，而且非常难以分析预测，这就导致市场主体很容易错误交易中长期。中长期价格过低，发电主体暴雷，中长期价格过高，售电主体暴雷。 2、没有年度批发合同覆盖的零售合同风险 有年度批发合同覆盖的固定价零售合同相对风险可控，但是年度批发合同覆盖不足的零售合同具有较大风险。同样由于上述中长期市场规则的原因，举例说明：售电公司在评估全年现货市场平均水平在500厘左右后，签订515厘的零售固定价合同，看似合理，但是目前的中长期市场规则存在一个很大的问题是现货价格低的时候售电公司必须要交易足够90%中长期（中长期几乎一定高于现货），然而当现货价格高的时候，由于没有年度批发合同覆盖，月度价格高涨甚至买不到，现货市场的高价格导致的亏损，售电公司完全承担。515厘的零售合同，现货价格低的月份可能可以赚几厘，现货价格高的时候亏几分一毛，收益远小于风险。简单说就是低价吃不到，高价亏损全承担。所以，在没有足够年度批发合同覆盖的情况下，零售定价应该充分考虑中长期交易的限制因素。 3、用户用电时段差异导致的风险 为了维持行政制定的峰谷价差，交易规则上做了一些特殊处理，导致不同用电时段的用户在现货交易中收益差异较大，部分类型用户对于售电公司来说几乎是必亏用户，但是由于中长期市场交易主体准入非常局限，交易流通性较差，绝大部分发电企业因为管理机制的原因，只接受交易中心发布的统调中长期曲线，那么就导致售电公司签约的用户因为用电时段的差异承担了或多或少的风险。 4、批发零售电量不匹配的风险 有交易风格非常谨慎的朋友可能会说:“现货价格我猜不准那我就不去猜，零售合同完全匹配批发品种就好了，固定对固定，联动对联动”。没错，理论上这是可以规避市场的风险，但是售电公司签约那么多零售客户，由于天气、疫情及经济等原因，不可避免的出现用电负荷偏离预期的情况，前后偏差百分之十几二十都是可能遇到的。这种偏差结合中长期价格与现货价格经常大幅偏离的现状，售电公司偏差部分亏个几分一毛，相当于当月整体电量每度电亏损几厘一分，这种风险是很难完全规避的。 5、不可预测和掌控的分摊费用的风险 现货市场存在多项不平衡及补偿费用，这些费用有其存在的客观需要，但是完全是市场主体主观不可控制或者不可预测的，有的月份多，有的月份少，动则每度电好几厘的分摊费用。售电公司多年以来，为三两厘的利润空间都杀的眼红，这下光这个分摊就够喝一壶了。 除了上述风险外，还有一些更深层更细节的风险，例如上游燃料市场几乎完全不可分析预测、现货市场边界条件经常在交易申报后变动影响出清价格、市场的重要边界如机组检修及西电东送计划不提前公开等等。总而言之，现货市场是一个很灵敏也很真实有效的市场，它能很精准的反映市场边界和供需平衡的情况，正因为它的高度灵敏，使得它是一个容易波动的高风险市场，需要市场主体更加深入的分析研究，也需要市场运营机构更多的信息披露以及上下游相关市场的完善。 市场有那么多风险，而相关的机制还不那么成熟，该怎么应对呢？ 任何一个交易市场，风险都是客观存在的，售电公司作为批发零售商应对风险应该在两方面着手： 1、深入全面的分析研究交易规则，提升交易能力，把握批发交易及零售定价在规则上的风险点，避免出现常识性的决策错误。尽量分析市场价格形成逻辑，科学判断市场价格趋势，避免拍脑袋或凭感觉式的交易决策； 2、对于当前阶段不可预测不可把控的风险，应该在零售定价时，充分分析评估可能存在的亏损风险空间，把相应的风险空间作为风险溢价加到零售合同中。过去多年低风险的市场让大家忽视甚至无视市场风险，在零售市场上血拼竞争。但是经过这半年的交易，应该大部分售电公司都感受到了变化，现在不再是过去签到就是赚到，签多就是赚多，现在可能是签的越多亏的越多。大家要知道连几乎是铁饭碗的银行业都搞LPR加点的联动机制，充分传导上游利率波动风险，并加足平抑亏损风险的加点空间。以现在达几千亿电量的电力市场规模，市场主体也应充分考虑留足风险溢价空间。再像过去那样粗暴方式在高波动的电力现货市场中拼杀，很容易翻船成为先烈。 3、理性分析市场盈利空间及风险，合理控制交易规模。现在的电力市场，收益并不一定与规模正相关，市场健康有序才能可持续收益，市场盲目恶性竞争，最后只会损失市场主体及合作伙伴的利益。换到股票市场，大家就很好理解，选股入场要看市场逻辑和周期，要看行业和公司的基本面趋势，仓位大小并不是越大越赚，要科学评估市场风险进行合理的仓位调整。 在电力现货市场基本进入长周期甚至连续运行的今天，售电公司须理性正视市场风险。希望在新的电力市场时代，市场主体们都能行稳致远！

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