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国家及多地“双碳”实施方案出炉 对煤电都是啥态度？ 煤电作为碳排放“大户”，未来如何发展对实现“双碳”目标来说至关重要。国务院发布的“双碳”行动方案明确，加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。 各省市的“双碳”实施方案中，对煤电的态度也略有不同。 吉林、河北两省都提到了煤电机组的等容量替代； 上海、四川两地提及了自备电厂的关停退出，上海市的“双碳”方案明确提出，要关停多个自备电厂的机组，或实施气电替代；四川省“双碳”方案明确，要推动除热电联产项目外的燃煤自备电厂有序退出。 此外，三改联动、煤电转型、统筹煤电与可再生能源发展等等，都是未来煤电发展的重点。 国家级政策： 1、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》 重点：统筹煤电发展和保供调峰；严控煤电装机规模； 严格控制化石能源消费。加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。石油消费“十五五”时期进入峰值平台期。统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。逐步减少直至禁止煤炭散烧。 2、国务院印发《2030年前碳达峰行动方案的通知》 重点：严格控制新增煤电项目； 加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。严格控制新增煤电项目，新建机组煤耗标准达到国际先进水平，有序淘汰煤电落后产能，加快现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%。 3、科技部等九部门印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》 聚焦国家能源发展战略任务，立足以煤为主的资源禀赋，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合，保障国家能源安全并降低碳排放，是我国低碳科技创新的重中之重。 地方级政策 1、《上海市能源电力领域碳达峰实施方案》 重点：三改联动 关停高桥石化自备电厂；“三改联动”改造和升级替代机组调峰深度要达到70%以上； 实施现役煤电“三改联动”改造，重点推动吴泾八期2号机、宝钢自备电厂3号机实施高温亚临界综合升级技术改造。 结合高桥地区产业转型同步关停高桥石化自备电厂，宝钢和上海石化自备电厂原则上按照不超过原规模2/3保留煤机，并实施“三改联动”或等容量替代，长兴岛燃煤电厂实施气电替代。 “三改联动”改造和升级替代机组调峰深度要达到70%以上，推动煤电成为支撑大规模可再生能源接入的可靠调峰电源。 2、《吉林省碳达峰实施方案的通知》 重点：等容量替代； 合理控制煤电规模，严控新建、扩建大型常规煤电机组，有序推进老旧燃煤机组等容量替代。大力推动煤炭清洁高效利用。到2025年，全省煤炭消费量控制在9000万吨以内，煤炭消费比重下降到59.7%。 加快升级现役煤电机组，积极推进煤电供热改造、节能降耗改造和灵活性改造。 3、《中共重庆市委、重庆市人民政府出台关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：三改联动； 有序控制化石能源消费。推动新能源在安全可靠基础上逐步替代传统能源。严格合理控制煤炭消费增长，有序减量替代，抓好煤炭清洁高效利用，逐步减少直至禁止煤炭散烧。 合理配置煤电装机规模，大力推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。 4、《中共广东省委 广东省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念推进碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：“十四五”严控；“十五五”减少； 积极稳妥推进煤炭消费减量替代，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。持续淘汰煤电落后产能，适度提高电煤占煤炭消费比重。 强化风险管控，做好能源低碳转型过程中安全稳定供应和平稳过渡，在新能源安全可靠替代基础上推动传统能源逐步退出。 5、广西《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：严控煤电装机规模； 统筹电力保供和减污降碳，稳步推进煤电由主体性电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型，有序推进支撑性、调节性电源建设。 严控煤电装机规模，推动煤电机组节能降耗改造、供热改造和灵活性改造。 6、江西省《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：支持应急和调峰电源发展； 统筹煤电、可再生能源发展和保供调峰，支持应急和调峰电源发展，做好重大风险研判化解方案。 7、《中共四川省委 四川省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念 做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：推动除热电联产项目外的燃煤自备电厂有序退出； 统筹煤电发展和保供调峰，严控煤电装机规模，加快现役煤电机组节能改造升级，推动除热电联产项目外的燃煤自备电厂有序退出。加强煤炭清洁高效生产利用，推动煤矿机械化智能化改造，加大清洁煤技术推广应用力度。实施“电动四川”行动计划，力争石油消费“十五五”时期进入峰值平台期。 8、《中共湖南省委 湖南省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念 做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：科学布局大型清洁煤电； 充分发挥煤电基础保供和应急调峰作用，科学布局大型清洁煤电，推进现役煤电机组节能升级和灵活性改造。 9、河北省《关于完整准确全面贯彻新发展理念认真做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：等容量置换 进一步淘汰煤电落后产能，等容量置换建设大容量、高参数机组，推进煤电升级改造，有序减少发电小时数和耗煤量，推动煤电逐步向基础性、调节型调峰电源转变。 10、《内蒙古自治区党委、自治区人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》 重点：支持优势地区布局高参数、大容量、超低排放机组； 严格控制化石能源消费。积极稳妥推进煤炭消费减量，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。 统筹煤电发展和保供调峰，严格控制煤电项目，支持优势地区布局高参数、大容量、超低排放机组，新建机组煤耗标准须达到国际先进水平。加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造。严格控制新增用煤项目，持续压减散煤，严禁在国家政策允许的领域之外新建扩建燃煤自备电厂，支持存量燃煤自备电厂实施新能源替代，禁止新建项目配套建设直燃煤设施。 11、宁夏《自治区碳达峰实施方案（征求意见稿）》 重点：应急备用电源 坚持“三改联动”，统筹推进煤电节能降碳改造、灵活性改造和供热改造。按照分类处置、保障供应的原则有序推动淘汰煤电落后产能，持续淘汰关停不达标落后煤电机组，将符合安全、环保等政策和标准要求的淘汰机组转为应急备用电源。加强燃煤自备电厂规范管理，支持自备燃煤机组实施清洁能源替代。大力推动煤炭清洁利用，合理划定禁止散烧区域，持续压减散煤消费，积极推进城乡居民清洁取暖，减少种植业、养殖业、农产品加工等农业领域散煤使用，在集中供热无法覆盖的区域加快推进“煤改气”“煤改电”清洁供暖工程。“十四五”期间，煤炭消费增长得到严格合理控制，2025年燃煤电厂平均供电标准煤耗降低到300克/千瓦时以下，单位GDP煤炭消耗下降15%；“十五五”期间煤炭消费逐步减少。

新能源汽车起火 车主获赔40万！ 8月15日，中国裁判文书网披露，华晨宝马汽车有限公司（下称“华晨宝马”）、青岛中达燕京汽车销售服务有限公司（下称“中达燕京”）被判向华晨宝马车主王先生赔偿40.27万元。 据民事判决书显示，王先生于2019年10月与中达燕京签订销售合同，以42.678万元的价税合计金额，购置了一辆华晨宝马生产的宝马牌LBKY910XLSU92966插电式混合动力轿车。2020年9月20日凌晨，停放于山东省青岛市某停车场内的上述车辆起火燃烧。 消防救援大队出具的《火灾事故简易调查认定书》显示，该车外部整车无过火痕迹，内部烟熏痕迹较重，主驾驶室皮制座椅有过火痕迹，皮制坐垫中间部分被火烧出一孔洞，打开座椅上部，座椅下部有明显的过火痕迹，座椅坐垫的海绵填充物烧毁，座椅底部残留有若干铜导线的残留物，铜导线表皮烧毁，裸露出铜制导线。 消防救援大队推定，该起火灾可以排除遗留火种、外来火源引发火灾的可能性，起火原因是主驾驶室座椅底部内的电气线路发生故障引发火灾，该车辆自燃系存在质量缺陷。 华晨宝马于事发四天后对车辆进行现场检查，称可以排除驾驶员座椅处技术故障或者质量问题导致此次火灾的可能性，不排除由于驾驶员座椅底部有遗留火种（如电子打火机等）导致此次火灾的可能性。 一审法院认为，通常情况下，车辆自燃的原因主要有人为原因、外来因素及车辆自身存在缺陷。《火灾事故简易调查认定书》排除了遗留火种、外来火源等因素，华晨宝马亦承认在拆检的过程中未发现燃烧区域有加装、改装现象。足以认定王某主张车辆存在质量缺陷已完成举证责任，在华晨宝马没有足够有效的相反证据证明存在法定免责事由的情况下，推定车辆的自燃系存在质量缺陷。因此判令华晨宝马、经销商赔偿王某各项损失共计402705元。 华晨宝马不服山东省青岛市李沧区人民法院的一审判决，提起上诉。 二审中，依法摇号抽取鉴定机构对该轿车起火原因以及起火原因与产品质量是否存在因果关系进行鉴定。《产品质量鉴定意见书》载明，可以排除电气故障引发火灾的可能，不能排除车内易燃易爆物品或遗留火种引燃的可能性。该车辆的起火与产品质量不存在因果关系。对于鉴定意见认为相关线路在点火开关关闭后就处于不通电的状态，不具备起火的条件。法院认为在电器线路不排除存在缺陷的实然情况下，以应然推测实然，缺少科学根据。鉴定意见称现场线路上没有发现熔珠，可排除线路引发火灾的可能性。法院认为只有燃烧达到特定高温的情况下，金属线路才会形成熔珠。外来火源导致火灾可能产生熔珠也可能不产生熔珠，电器线路故障引发火灾也可能产生熔珠或不产生熔珠，鉴定意见没有证明外来火源导致火灾必然不产生熔珠以及电气线路因故障导致火灾必然产生熔珠，就以现场没有熔珠得出火灾必然是外来火源引起而不是电器线路故障引起的结论是不科学的。 综上，该鉴定意见不足以推翻行政主管部门以职权作出的行政认定。最终青岛中级法院终审判决驳回上诉，维持原判。 法院终审判定，华晨宝马、中达燕京向王先生赔偿车辆损失35.5万余元、车辆购置税损失约4.62万元、保险费损失1532元，共计40.27万元。王先生的其他主张（如华晨宝马、中达燕京承担其替代性交通工具费用666.67元/天，自2020年10月8日起至实际支付赔偿款之日止）被予以驳回。

海德氢能发布“氢舟”电解水制氢系统 8月18日，鄂尔多斯新能源产业创新中心一周年成果发布。发布会上，绿氢制取、储能及氢安全解决方案提供商海德氢能公开展示了新一代先进电解水制氢系统“氢舟”。 作为专为绿氢场景打造的制氢系统，本次发布会为“氢舟”解码了三大亮点。新一代系统配备了海德SENSOR 2.0无线氢安全传感器，采用国内首块标准化方形制氢单片“云帆”，并搭载了数字化云平台。这些技术令“氢舟”从安全、高效与智能等方面得到了全方位提升。 面向加氢站和制氢工厂，海德氢能在此前亮相冬奥会主火炬台的第一代氢安全传感器基础上进行升级，推出了无线版本的海德SENSOR 2.0，安全系数上进行了提升换挡，具备更多测点，反应更精准。“氢舟”所采用的制氢单片“云帆”，以可拓展的标准化设计，为运行维护提供了高时效的解决方案。“氢舟”搭载的数字化平台COMPASS通过数字孪生技术可实时提供智能化的运维提示。 据了解，海德氢能由中国科学院院士欧阳明高团队发起并创建，面向碳中和愿景，深入挖掘行业应用需求，致力于引领绿氢行业技术创新。以值得信赖的先进产品和数字化平台服务，为行业应用开拓软硬一体的制氢技术解决方案。

国家电网：应对用电高峰试点推行电动汽车错峰充电 高温天气影响下，多个省份的用电负荷屡创新高，为保障用电高峰电网安全运行，国家电网在部分高温高负荷省份试点推行电动汽车错避峰充电。 首批开展试点的是重庆、浙江、湖北三省市，覆盖近35万根充电桩，将在下午3时到晚上10时用电高峰时段，适时适度调整充电功率，平抑用电高峰负荷。同时，国家电网还将通过手机充电客户端，发放充电服务费5折优惠券，引导电动车主，在夜间等低谷时段充电。 国家电网智慧车联网技术公司副总经理 ：此次参与错峰充电的三个省市的电动汽车保有量近80万辆，如果集中在高峰时段充电，将增加电网负荷200万千瓦的负荷，相当于30多万户家庭的用电负荷。如果采取负荷调控和错峰用电措施，将能保障电网安全，更能保障民生用电需求。 据介绍，错避峰充电，降低充电功率，会适当延长充电时间，一次充电最多会延长5到6分钟，国家电网将对此给予一定的充电服务费优惠。据统计，目前全国电动汽车保有量已经突破1000万辆，每一辆车都相当于一个小的移动储能电站，未来既可以充电，也可反向送电，下一步，国家电网将更大范围发挥电动汽车的“电力海绵”作用，稳定电网运行，保障电力安全供

特斯拉、上汽零部件短缺！上海发函向四川要电 近日，特斯拉、上汽集团由于供应链企业产能受限，恳请上海相关部门向四川要电。 文件显示，上汽集团与特斯拉等公司反映，受四川部分地区政策影响重点汽车零部件供应商无法足量生产，将导致上汽乘用车、特斯拉等主机厂出现零部件短缺、影响整车下线，目前主要涉及成都银利汽车零部件有限公司等16家零部件企业。 为持续保障两地产业链供应链稳定，相关车企恳请上海向四川相关部门协调，为相关零部件供应商给予一定电力资源倾斜，以满足企业连续足量生产需求。 日前，有媒体援引知情人士消息称，宁德时代四川宜宾工厂现已停产，时间为8月15日至8月20日，目前对于该工厂停产事宜宁德时代暂未回应。 据了解，宁德时代是特斯拉、上汽等车企的重要动力电池供应商，四川宜宾工厂则是宁德时代在西南地区最重要的动力电池生产基地，截至目前产能达75GWh。

电网代理购电会阻碍谷电用户入市吗？ 我国火力发电企业长期以来一直受到“市场煤”“计划电”的困扰，这一矛盾在去年煤价高企时集中爆发。2021年10月12日，国家发改委正式出台《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》发改价格〔2021〕1439号（以下简称“1439号文”)，要求燃煤发电量全部进入市场，且电价上浮范围由原来的不超过标杆电价的10%提升到20%，极大地缓解了火电企业越发越亏的尴尬局面。 燃煤发电量全部进入市场的同时，必然要求对应规模的用户电量进入市场，“1439号文”中也明确规定：“有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成”。“1439号文”的出台，宣示了中央推进电力体制改革的坚定决心，普遍被业界解读为电力市场发展的重要里程碑。但如此大规模的用户从原来的目录电价体系向市场化电价体系转变过程中，必然会遇到这样那样的问题，尤其是在目前已经开展电力现货试点的地区，则更加显得“水土不服”。如果不进一步明晰转换路径，则可能引发市场混乱，阻碍电改推进。在电力现货市场中，一般采用实时电价体系，即由现货出清系统，根据市场主体的报量、报价，滚动（一天24点或96点）出清不同时段的电力价格，由于不同时段的电力供需形势迥异，因此现货市场中的价格也随之大幅波动。对于电价敏感的用户，可根据现货市场中的实时价格信号，调整用电行为，降低用电成本，并促进节能降碳。在目录电价体系中，电网企业为了让电力用户的用 电行为更加友好，也对电力大用户的目录电价进行了峰谷分时设计：高峰时段，电价上浮；低谷时段，电价下浮，以鼓励用电客户合理安排用电时间，削峰填谷，提高电网的利用效率。但峰谷分时目录电价是人为事先划定，且长期不变，不能根据电力供需形势灵活变化。目录电价转换为电网代购电价后，电网企业依然延续了之前峰谷分时的思路：不管现货实时价格是什么情况，代购电价一律按照之前的目录电价峰谷分时系数，对相应时段的电价进行上浮或下调。这导致电网代购的分时电价与现货实时价格脱节，使谷时段用电比例较大用户的电网代购电价低于其按照现货实时电价和中长期交易电价形成的市场化电价。以山东为例，今年7月份10千伏工商业用户的低谷时段（0:00-7:00和12:00-14:00为谷时段）电价为0.411元/千瓦时，除去输配电价和政府性基金及附加后，电能量价格为0.099元/千瓦时。 对应时段的现货分时均价比电网代购的低谷电价要高0.1-0.3元/千瓦时，如果再综合0.3748元/千瓦时的中长期电量价格，对应时段的市场化结算电价还要更高。但其他省份这一现象较之山东可能更加严重，毕竟山东在现货试点之后，已经根据现货市场的价格情况修改过两次峰谷分时时段。入市价格倒挂的现象，显然阻止了谷电大比例用户入市的脚步，而这一类用户恰是对电价敏感，有意愿通过柔性负荷、灵活用电降低用电成本的用户。如果不能入市，不仅是阻碍了市场化电量继续扩大，还将影响新能源发电的消纳，这是因为山东等新能源发电占比较大的省份，现货低价格时段往往是新能源大发的时段。如现货实时价格信号不能引导用户更多地使用清洁电力，这不但没有实现现货试点的目的，更与“构建以新能源为主体的新型电力系统”的顶层设计要求不符。而造成这一现象的原因，主要有两点：第一，强制的高比例（90%以上）中长期电量，使售电公司大部分的购电价格被中长期电量价格锁死，无法向用户传递现货低价时段的价格。为了突破这一限制，山东省在《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知（征求意见稿）》中，新增了“可调节负荷分时零售套餐”，“鼓励可调节电力用户削峰填谷 ，售电公司签订的可调节负荷分时套餐或费率类套餐单独统计，不执行中长期偏差收益回收”。即，允许售电公司为有负荷调节能力的用户购电时，不受高比例中长期电量规则的限制，这显然是一种十分有益的探索。第二，则与电网代购电价继续执行峰谷分时有关，这一点更加重要而且隐患更大。由于目前燃煤发电已基本入市，电网企业为暂时未进入市场的工商业用户购电时，和售电公司一样需要在电力市场中交易。通过前文的现货市场价格分析，我们知道电网企业实际上并不能在电力市场中为谷电用户购得如此便宜的电量，这部分亏损必须通过峰段用户的利润来抵消，如果电网企业不阻碍峰段用户入市，这种通过峰段用户补贴谷电用户的交叉补贴模式显然难以持续。既然电力体制改革的方向是“更好发挥市场在资源配置中的基础性作用”，人为强制规定的峰谷分时时段和电价浮动系数，是对正确形成市场价格信号的严重干扰。“电网代理购电”只是电力市场化推进过程中的过渡性、临时性的购电形态，峰谷分时电价既无必要也无基础。如果继续执行，必将导致电网企业购电与售电价格的严重割裂，引发市场混乱和国有资产流失。

新疆绿色电力交易方案征意见：初期申报价格下限262元/兆瓦时 日前新疆电力交易中心发布关于征求《新疆绿色电力交易方案（征求意见稿）》意见的通知。方案指出，初期，发电企业和电力用户、售电公司通过双边方式达成交易电量、电价，签订双边交易合同。条件成熟后，适时开展挂牌交易。 绿色电力交易初期，按照平稳起步的原则，市场主体按照发电侧上网绝对价进行申报，申报价格下限为 262 元/兆瓦时，待市场成熟后逐步调整。 初期，为减少偏差，参与绿电交易电量限额原则上控制在平价新能源发电企业年度、月度发电能力的 70%。

全球能源危机持续肆虐 各国电力市场何去何从？ 今年以来，国际局势剧烈动荡，全球能源危机持续肆虐。危机对世界各国能源结构和电力市场产生深远影响。 能源结构的变化早已为大众所熟知。为加速摆脱对俄罗斯天然气的依赖，欧洲各国纷纷重启煤电；同时，欧盟委员会公布“REPowerEU”能源计划，将2030年可再生能源目标从40%提升至45%。 西方国家电力市场的新动向在中国民众中未能如此博人眼球，但其应对危机的策略及影响却值得电力市场化改革进程中的中国思考。 2022增量配电与源网荷储一体化研讨会通知 对核电持摇摆不定态度的国家终是向现实低头。 西葡：限制气价 2022年6月8日，欧盟委员会最终批准了西班牙和葡萄牙政府共同制定的应对能源价格上涨的价格限制机制。这一机制规定用于发电的天然气价格最初将被限制在每兆瓦时40欧元以下，在该机制生效的前12个月内，用于发电的天然气价格将被限制在50欧元以下。 今年以来，欧洲电价与天然气价格齐涨。据标普全球普氏的数据，2022年上半年，TTF基准荷兰天然气合约均价99欧元/兆瓦时，2021年同期仅为22欧元/兆瓦时。尤其在该限价机制出台的6月，欧洲天然气价格呈现高位震荡后迅速冲高态势，截至6月30日，TTF主力合约收于144.515欧元/兆瓦时，月环比上涨53.73%，相较2021年6月底的34.62欧元/兆瓦时上涨317.43%。而电价方面，欧盟委员会的数据显示，与2021年同期相比，2022年一季度西班牙和葡萄牙电力批发价格上涨了411%。 限价机制产生了立竿见影的效果。8月4日葡萄牙媒体报道称，根据马德里康普顿斯大学的一项研究，如果没有最高限价机制，葡萄牙和西班牙的电价将比现在高18%。限价机制使西葡两国从原来欧洲电价最高的市场变成电价最低的市场。报道刊发时该市场每兆瓦时电价约为 264欧元，仅比限价机制实施前4月1日至6月14日期间的平均价格高出38%。而此时意大利电价396欧元、法国368欧元、比利时304欧元、德国297欧元，分别陡增了70%、76%、72%和73%。 但限价机制也引发巨大争议。持反对意见者大多对此举破坏欧洲共同市场表示担忧。西班牙最大的公用事业公司Iberdrola SA表示，任何价格上限都应适用于整个欧洲，允许其中两个国家自行采取行动可能会破坏共同市场。欧洲能源贸易商联合会（EFET）也认为，该限价机制可能切断西班牙、葡萄牙电力市场与欧洲其他地区的联系，使欧洲能源市场碎片化。部分业内人士则推测，巨大的电价差可能导致电网互联的法国与西班牙扩大电力交易。西葡两国曾主张将跨境交易排除在价格上限之外，即西班牙限制国内电价，与法国之间交换的电价还按照欧洲统一市场价格，但欧盟委员会坚持采用单一定价体系。 另一种观点则认为，限价机制设定天然气发电用气价格上限，扭曲了电力现货市场的价格信号，对于已经进行套期保值的电力企业和用户是不公平的。此外，业界还指责此举影响脱碳进程。 某种意义上说，西葡限价机制与我国去年以来一系列限制电煤价格的举措相似，都是应对能源短缺的无奈之举。而电力市场化改革中如何平衡市场调节与政府调控，则是全世界都面临的一项重大课题。 澳洲：停摆与重启 2022年6月15日，澳大利亚天然气和电力市场监管机构——AEMO宣布，从澳大利亚东部标准时间14时05分开始，暂停全国电力市场所有地区的现货市场。 AEMO运营着新南威尔士州、昆士兰州、南澳大利亚州、维多利亚和塔斯马尼亚州的电力市场。而此次事件的主角——澳大利亚国家电力市场（NEM）目前拥有6520万千瓦的综合发电能力，覆盖区域横跨澳大利亚东部和东南部海岸，距离约5000千米，注册参与者有504个。 AEMO解释称，为了满足6月14日昆士兰州和新南威尔士州的电力供需短缺，AEMO被迫“通过直接干预”将未经过投标的500万千瓦电量投入市场。这样做虽然设法避免了负荷削减，但“无法再以这种方式可靠地运行现货市场或电力系统”。面对极端的市场形势，暂停市场是确保民生和经济用电可靠性的上策。 此次澳大利亚电力市场停摆由多方因素叠加导致。 部分专家将停摆的直接原因归结为原有的最高价格上限规定已不符合时代发展需要。大停摆前，电力市场现货价格的滚动七天数值突破累积价格阈值（Cumulative price threshold，CPT），触发了管理价格上限（300澳元/兆瓦时）。澳大利亚能源委员会（AEC）首席执行官Sarah McNamara指出，价格上限机制是在1998年创建NEM时设计的，用于管理夏季热浪等短期事件，最高价格上限已经20多年没有更新，不适用于持续发展的市场现状。最高价格上限需要在500澳元/兆瓦时左右，才能确保所有电厂都能覆盖掉自身的发电成本。煤炭短缺、煤价高企的情况下，电厂通过在用电平段、低谷等时段故意报高发电价格将自己投出电力市场，从而将库存煤炭留用于用电高峰时期的高价发电，但在价格上限的机制下，这种煤炭配给制度“失灵”。在现行的NERs制度下，在AEMO能够引导其他发电机组启动之前，已经投标进入NEM的电厂“必须得到充分利用”，这无意中阻碍了煤炭储量低的发电机组参与投标。 而从更加宏观的角度来看，全球能源短缺、现货价格的风险增加、寒冷潮湿的天气、电源非计划性的长期停运，共同导致了此次澳大利亚电力市场停摆。据估计，当时市场上2300万千瓦的燃煤发电容量中，有25%处于停运状态。 大停摆发生后，有关部门迅速采取补救措施。6月15日，AEMO推出管理价格上限（APC）补偿程序，允许计划、非计划发电机组，计划内网络服务提供商，计划内负荷、辅助服务提供商和需求响应服务提供商在提供亏损保护的同时投标进入市场。根据这一补偿程序（并将适用于在AEMO暂停价格期间仍出力的发电厂），如果这些当事方在管理价格期间提供能源或其他服务并产生净损失，则可以要求赔偿。 6月22日，鉴于“市场状况明显改善”，AEMO启动了解除国家电力市场暂停的第一步。AEMO表示，虽然燃料供应仍然紧张，超过400万千瓦的产能已经恢复，市场将在没有实施价格上限的情况下重启。AEMO通过谨慎地监测市场情况后，逐步使市场恢复到正常的招标和调度情况。 学者们就澳大利亚电力市场未来发展建言献策。阿德莱德大学全球资源和食品中心副教授 Liam Wagner提出，未来可能重新考虑市场设计，特别是建立容量补偿机制。但容量补偿机制将更有利于传统能源发电，因此与其他发达国家相比，这可能会使澳大利亚的电力排放强度保持在相当高的水平。电力市场与能源转型会非常坎坷，并且要付出比预想更高的成本。 英国：启动新电改 2022年7月18日，英国商业、能源和工业战略部（BEIS）发布了一份电力市场规则的审查报告，旨在应对近期全球能源成本上涨的挑战，为保障能源安全、促进清洁低碳转型等提供更有力的机制支持。目前该方案正在开展为期12周的意见征集，英国政府计划于2022年第四季度就相关意见予以正式反馈。 该报告认为英国当前市场模式在如下几个方面存在显著短板，难以适应当下能源电力行业发展：一是现行的差价合约机制未能有效激励低碳技术创新与调节资源发展；二是容量保障机制无法适应低碳转型目标；三是边际定价的机制严重影响市场运行效果。 报告提供了到2035年之前英国电力市场改革的初步思路。本轮改革重点包括： 第一，引入区域或节点电价机制。 英国政府提出考虑通过引入节点电价或区域电价机制，解决用户侧成本高昂、位置价格信号缺失等现实问题。但考虑到改革市场定价方式可能引发市场运营成本增加等系列后果，同时顾及与欧洲区域市场等既有安排相衔接等因素，截至目前英国并未就定价方式的具体选择给出明确方案。 第二，拆分电力批发市场体系。 英国政府提出“市场拆分”方案，将现有市场体系拆分为“波动市场”与“稳定市场”两类。前者的市场价格由可再生能源等主体的长期边际成本决定，后者的市场价格继续由传统火电机组等市场主体的短期边际成本决定。 第三，采用“按报价支付”模式替代原有边际定价机制。 考虑到当前电力批发市场价格受到天然气价格波动的严重影响，英国正计划考虑采用“按报价支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市场边际定价机制，以促进电力价格与天然气价格脱钩，降低电力市场出清价格水平。然而，BEIS也承认采用PAB模式可能会产生抑制灵活资源参与市场积极性、降低投资信号激励等后果，对于其能否达到降低用户侧用电成本的总体目标，下阶段仍需持续开展研究。 第四，优化差价合约机制。 本轮改革中，英国提出在现有差价合约机制中引入更多市场信号。例如，相较于单一固定价格，允许差价合约的价格在一定程度上出现波动，以激励发电主体优化调节性能、提升系统灵活性等。又如，基于发电主体在容量市场、电能量市场、辅助服务市场等各类市场中的全部收入确定差价合约价格，或通过计算发电主体的潜在发电能力而非实际发电量确定差价合约支付费用等。英国政府表示预计将于未来差价合同第六轮拍卖中针对具体条款广泛征求意见。 第五，改革容量充裕度机制。 英国计划调整现有容量充裕度机制，以实现对零碳发电资源、灵活性资源等主体的有效激励。一方面，或针对零碳资源等单独开设容量市场，或在现有容量市场中引入多个出清价格（即零碳发电、传统发电等不同类型市场主体形成不同价格）；另一方面，考虑在容量市场中新增“灵活拍卖”机制，对所有符合灵活性标准的低碳技术开放，或在容量市场结算价格中引入“乘数因子”，以评估低碳灵活技术的贡献。另外，BEIS也就是否引入战略备用机制、可靠性期权等进行意见征询。 思考与建议 全球性的能源短缺为多国电力市场健康运行带来困难。上述几大市场所遭遇的问题及其应对措施，给我国电力体制改革与市场建设提供重要参考。 第一，要高度关注一次能源与二次能源的联动。 当下全球范围内煤炭、天然气等一次能源波动引发多国市场持续震荡，畅通一次能源与二次能源的联动机制至关重要。具体到我国，一方面应加强对煤炭等一次能源的价格调控，另一方面应加快研究煤电联动的市场化价格形成机制。 煤电联动方面，我国电力现货试点省份进行了一些有益尝试。实践表明，在市场化改革中注重一次能源与二次能源的联动，可以助力电力保供，通过现货价格反映并影响市场真实供需关系，初步实现源网荷储协同互动。一方面，现货市场可以有效传导上游煤价波动，激励煤电等各类电源的发电意愿；另一方面，现货市场可以引导用户调整用电行为，减小高峰时段用电负荷以降低购电成本。 2021年受煤炭价格高企影响，煤电中长期交易价格与煤炭价格出现倒挂情况，影响煤电企业发电意愿。现货试点则通过清晰反映供需关系的现货市场价格，在电力供应紧张时以高电价激励各类机组主动顶峰发电，提升电力供应能力。 2021年甘肃现货市场结算试运行期间，现货价格由5月的274元/兆瓦时攀升至12月的512元/兆瓦时，度电均价达到413元/兆瓦时，较燃煤基准价上涨34.18%。在高电价激励下，去年5-12月份，甘肃累计实现煤电企业增发电量92.6亿千瓦时。 无独有偶，去年山西现货市场价格伴随煤价上涨，发电侧出清价格由4月均193元/兆瓦时最大提升到10月均价1115元/兆瓦时，涨幅达477%，充分激发出各类电源的发电保供积极性。8月份全国性电荒时，该省也在保障省内供电的同时，完成临时跨省跨区增供任务，高峰时段增供电量达10亿千瓦时以上。 价格变化促使用户由“按需用电”转变为“按价用电”。2022年以来，甘肃电网系统最大用电负荷由晚高峰18-19点向早高峰10-11点转移，实现了削峰填谷的目的，显著改善了电网负荷特性。 第二，要重视平衡保供稳价与能源转型之间的关系。 从上述三大市场情况来看，西葡的限制气价、澳洲的管理价格上限补偿程序都受到外界关于影响脱碳进程的质疑，英国的新电改则指出其现行的差价合约机制和容量保障机制无法适应低碳转型目标。中国也需要在电力市场建设中重视平衡保供稳价与能源转型之间的关系。

7月涉氢政策汇总：涉及3个国家级与13个省市级 7月，又是政策爆发的一月，国家出台三项政策支持氢能产业，各地区也不甘落后，纷纷出台政策促进氢能产业发展，据统计，除国家级政策外，共有13个省市出台氢能相关政策，此外安徽阜阳，广东珠海、广州等地区相继出台了氢能产业发展规划。 国家 7月12日，国家发改委发布《国家公路网规划》，其中氢能方面指出：提升公路服务区服务品质，设置人性化服务设施和充换电、加氢等设施。7月18日，国家自然科学基金委员会发布《“双碳”基础研究指导纲要》，其中四项涉氢领域被列入重点和优先发展方向。其中能源结构重塑方面的重点领域与优先方向包括： 氢能等二次能源与低碳化工协同体系构建：化石能源低碳高效制氢原理；氢能“制储输用”一体化产业体系构建及关键材料研制；高效经济的氢燃料电池的过程机理；高值流程制造业体系构建等。 产业结构重构重点领域与优先方向包括： （1）低碳流程工业：低碳化学化工过程耦合机制；绿氢炼化流程调控机制；碳基资源催化转化机理；电化学零碳负碳机制；全废钢电炉流程高能效与品质耦合原理；低碳流程再造的物化原理与调控机制等。 （2）低碳建筑体系：碳酸盐分解耦合原位还原机制；绿氢及生物质燃料替代过程机制；冶金废渣利用机理；柔性智能碳中和建筑设计与运行维护机制等。 （4）产业低碳转型路径：产业低碳转型新技术路径选择策略；氢基流程与电气化流程变革路径；智能控制与资源循环利用的全产业生态系统等。7月15日，国家发展改革委印发《推动毕节高质量发展规划》（以下简称《规划》），新能源汽车、氢能发方面，《规划》明确：稳慎有序推动氢能项目，在威宁、赫章探索建设平价光伏制氢项目，推进地热能开发利用，发展抽水蓄能电站。 安徽 安徽阜阳市发改委发布了《阜阳市氢能源产业发展规划（2021-2035年，征求意见稿）》，其中指出：到2025年，气氢年供应能力突破2000万m3、液氢1000吨，打造长三角区域最大的氢源供应基地。在全市建成投入运营4座加氢站，争取燃料电车汽车保有量达到300辆，氢能产业总产值规模达到200亿元。在相关场景应用领域，争取在住宅、大型商超和园区等区域形成3-5处氢燃料电池热电联供应用项目。 广东 7月18日，深圳市氢能产业创新发展行动计划2022-2025年）（征求意见稿）发布，其中指出：到2025年，示范燃料电池车辆不少于1000辆，建设加氢站不少于10座，分布式能源、热电联供及备用电源应用不少于100套，示范氢能船舶1-3艘、氢能无人机及共享单车、生命健康等新兴及交叉领域不少于100台（套），并提出18项政策补贴，对制氢加氢一体化站，2022-2023年度加氢价格35元/kg及以下，2024年度加氢价格 30元/kg及以下的，站内电解水制氢用电价格执行蓄冷电价政策，电解制氢设施谷期用电量超过50%的免收基本电费。 7月27日，珠海市发改委发布《珠海市氢能产业发展规划（2022-2035 年）》，其中指出：到2025年实现氢能供给能力达3万吨/年，形成逐步辐射粤港澳大湾区的氢能供应基地，建成加氢站（包括综合能源站/改扩建站）不低于15座；加快在公交、物流等领域开展燃料电池汽车示范及替代，累计推广燃料电池汽车不低于520辆；推广燃料电池分布式发电、热点量及备用电源等不少于5套；建设具有引领带动作用的氢能产业园1 个；氢能产业总产值预计达100亿元。 同月，《珠海市能源发展“十四五”规划》发布，其中氢能方面指出：加强氢能综合应用推广，试点探索海上风电制氢。推进海水淡化系统和技术产业化应用，探索“水电联产”新型模式。 推动金湾区打造能源供应保障基地，集约风能、太阳能、天然气、氢气、煤炭等多品种能源资源，补齐补强能源供应保障产业链条，为全市能源发展提供支撑。 推进氢能源供应保障能力建设。围绕省氢能发展规划布局和示范建设，加快推进氢能供应保障能力建设。支持副产氢气企业建设氢气提纯(PSA)装置，满足氢燃料电池商用车推广应用需要。在满足安全前提下鼓励发展分布式制氢，利用发电厂富余蒸气建设蒸气热能热解制氢，探索海上风电制氢。加快加氢站建设，鼓励加油（气）站与加氢站合建等，为我省氢能示范建设提供有力支撑。 围绕储能、高效太阳能、海上风电、能源互联网、氢能与燃料电池等重点领域，率先推进一批采用自主化先进能源科技和装备的示范工程，鼓励先行先试。7月22日，广州市人民政府印发了《广州市生态环境保护“十四五”规划》（以下简称“《规划》”），其中在氢能方面指出：优化能源结构。发展氢能产业，加快氢能基础设施建设，探索氢能作为化石燃料替代，推进广州开发区氢燃料电池产业园建设。 7月，广东省人民政府发布《中共广东省委广东省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念推进碳达峰碳中和工作的实施意见》，其中指出：构建以新能源为主体的新型电力系统。优化电网建设，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。加快推进源网荷储一体化，提高源网荷储协调互济能力。因地制宜推动综合能源示范，探索建设区域综合能源系统。加快调峰气电、抽水蓄能、新型储能等调节性电源建设。推进氢能“制储输用”全链条发展。构建绿色交通基础设施网络，加快推进新能源汽车充换电站（桩）、加氢站等建设。 宁夏 7月，宁夏回族自治区发展改革委印发关于《自治区碳达峰实施方案（征求意见稿）》公开征求意见的通知，其中氢能方面指出：推进氢能应用示范建设。推进氢能产业化、规模化、商业化进程，加快氢能替代，助力减煤降碳。以建设宁东能源化工基地新能源产业园为重点，推进规模化光伏制氢项目建设，积极开展可再生能源制氢耦合煤化工产业示范，实现以氢换煤。开展储氢、输氢、氢能综合利用等技术攻关，培育氢能装备制造产业，形成集群发展。推进氢燃料电池汽车在物流运输、公共交通、市政环卫等领域试点应用，促进氢能制输储用一体化发展。到2030年，绿氢生产规模达到30万吨/年以上。 上海 7月8日，上海市人民政府印发促进绿色低碳产业发展、培育“元宇宙”新赛道、促进智能终端产业高质量发展等行动方案的通知，其中上海市瞄准新赛道促进绿色低碳产业发展行动方案（2022—2025年）中指出：在临港、嘉定和青浦建设产业实践区，丰富应用场景；开展兆瓦级风力、光伏等新能源电解水制氢集成及应用示范，开展“氨—氢”绿色能源应用试点。突破高能效氢燃料电池系统、长寿命电堆、膜电极、质子交换膜等关键技术。推动高压供氢加氢设备、70兆帕储氢瓶等多重储运技术的应用。 以集聚发展为目标，加快建设氢能示范实践区。推进嘉定氢能港建设，形成关键零部件、系统、整车等产业集聚，建立氢燃料电池汽车计量测试国家级平台，构建氢燃料电池汽车全产业链，打造基础设施完善的燃料电池汽车产业生态。依托临港国际氢能谷，聚焦燃料电池整车、重型燃气轮机、航空发动机制造，加快制氢储氢加氢一体化站建设，开展电解水设备的产业化和先行先试，开展氢能在交通、能源、建筑等领域的综合利用试点示范。7月7日，上海市交通委、发改委、财政局联合印发了《上海市交通节能减排专项扶持资金管理办法》，《办法》指出：通过使用电力、液化天然气、氢燃料，对本市交通节能减排效果明显，年燃料替代量在100吨标准油及以上的项目。场内特种设备电能及氢燃料替代燃油项目，按被替代燃料每吨标准油5000元给予一次性资助，单车补贴金额不超过10万元，资助金额不超过总投资额的30%。 7月，上海市人民政府印发了《上海市碳达峰实施方案》，其中氢能方面指出：培育壮大新能源、新能源汽车、节能环保、氢能等绿色低碳循环相关制造和服务产业。 探索开展气基竖炉氢冶炼技术、碳捕集及资源化利用示范试点。加快优化建筑用能结构。推广大阳能光热、光伏与建筑装配一体化，推进浅层地热能、氢能、工业余热等多元化能源应用。提高建筑终端电气化水平，引导建筑供暖、生活热水等向电气化发展，推动新建公共建筑逐步全面电气化。 到2025年，燃料电池汽车应用总量突破1万辆。党政机关、国有企事业单位、环卫、邮政等公共领域，以及租赁汽车、市区货运车、市内包车有适配车型的，新增或更新车辆原则上全部使用纯电动车或燃料电池汽车。 江苏 7月，江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划发布，规划中提到，按照“统一规划、 统一送出”的思路，探索开展海上风电柔性直流集中送出、 海洋牧场、海上综合能源岛、海上风电制氢、海上风电与火电耦合等前沿技术示范。 探索开展规模化可再生能源制氢示范，实现季节性储能和电网调峰，推进化工、交通等重点领域的绿氢替代，提升能源资源利用效率和绿色化水平。 7月22日，江苏省政府发布关于进一步提升全省船舶与海工装备产业竞争力若干政策措施的通知。措施中提出聚焦高技术船舶、高端海工装备、绿色（纯电动或使用氢燃料电池、氢内燃机等）智能船舶、特种船舶、深海锚泊及动力定位控制系统等重点领域，支持骨干船舶海工企业开展关键核心技术攻关，提升自主创新能力。 浙江 7月11日，宁波市人民政府办公厅印发宁波市能源发展“十四五”规划，其中指出：有序推进加氢站建设，支持现有加油（气）站改造成为加氢站或增加充换电（加氢）功能。开展智能电网、氢能与燃料电池、太阳能、风电、核能、海洋能、生物质能等领域技术攻关。 重视氢能、储能等新型能源安全管理，做好制度设计，明确责任主体，落实部门监管职责。积极推进综合智慧能源、氢能、储能等试点示范，以点带面，探索能源发展的新模式和新业态。 7月20日，宁波市镇海区人民政府发布对区政协十一届一次会议第001号提案（关于相应加强节能减排及新能源建设的建议）的答复，其中就氢能方面给出建议：应整合资源，多措并举，创建氢能综合利用示范区，积极推进氢能产业链布局，超前谋划绿氢生产设施布局。 河北 7月12日，张家口市人民政府办公室发布关于印发张家口市支持建设燃料电池汽车示范城市的若干措施的通知。文件提出，市级财政原则上按照中央财政奖励资金1:1比例进行配套，对“燃料电池汽车推广应用”“氢能供应”“关键零部件”三个重点领域予以奖励，同时对车辆运营以及加氢站建设给予资金支持。示范期内，对列入城市群示范车辆保障的加氢站（日加氢能力500公斤及以上），在建设完成且验收投入运营后，按实际设备投资额的20%给予一次性补贴，单座加氢站建设最高补贴额不超过400万元。7月，保定市人民政府发布《保定市氢燃料电池汽车产业安全监督和管理办法（试行）》，其中一共包括91条，分别为总则6条、涉氢企业安全生产保障22条、氢能生产环节安全要求22条、氢能经营环节安全要求17条、氢能运输环节安全要求8条、监督管理13条、附则3条。其中对氢燃料电池汽车产业全链条提出较为具体的安全要求。 重庆 7月，重庆市发展和改革委员会印发《重庆市“十四五”清洁生产推行工作方案》，其中氢能方面指出：鼓励氢能、生物燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在钢铁、水泥、化工等行业的应用。加快布局氢能源产业，推广使用氢燃料电池汽车。研制全氢冶炼炉、交通自洽能源装备、等清洁生产装备。 7月，中共重庆市委、重庆市人民政府出台关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见，其中提到：统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。到2025年，风电、太阳能发电总装机容量达到364万千瓦以上，到2030年达到564万千瓦以上。有序发展氢燃料电池汽车，推动加氢站建设，构建便利高效、适度超前的充换电网络体系。 四川 7月13日，四川省攀枝花市城市管理行政执法局发布面向社会广泛征求《攀枝花市燃料电池汽车加氢站建设运营管理办法（试行）》意见建议的公告。 管理办法中要求，加氢站经营企业应取得燃气经营许可证、有经专业培训并考核合格的人员、有符合国家标准的氢气气源、有符合《氢能车辆加氢设施安全管理规程》相关要求的企业安全管理制度、安全操作规程、安全生产责任制度、风险管理体系、应急抢修人员和设备，以及事故应急预案、有符合要求的加氢站。

阿里巴巴联合19个消费领域企业发起“减碳友好行动” 日前，阿里巴巴集团及19个消费领域企业共同发起“减碳友好行动”，在低碳商品、低碳物流等场景开展合作，为各自实现“双碳”目标，助力“全民减碳”迈出坚实一步。 “作为连接十亿级用户生态，千百万级商业生态的数字平台，我们既要确保自身成为一家健康可持续的公司，同时也有机会和广大的客户、合作伙伴一起，搭建一个绿色和可持续的新商业生态，这是一个历史性的新课题。‘减碳友好行动’是当中的重要一步，希望依托平台的数字技术能力和多元消费场景，共同为全社会减碳行动做出贡献。”阿里巴巴集团董事会主席兼首席执行官张勇说。 在“减碳友好行动”聚焦的三大消费减碳场景，阿里巴巴有较为成熟的数字化能力。在低碳商品方面，以天猫新品创新中心(TMIC)为例，将与品牌的产品开发部门合作，共建低碳商品标准，共同开发低碳商品，增加低碳商品数量。在低碳物流方面，菜鸟将与品牌的供应链部门共同设计低碳物流方案，短期提升原箱发货与循环箱使用量，在中长期实现物流环节碳排放的显著降低。在低碳心智打造上，天猫、饿了么等将与品牌的市场部门合作，在消费者中树立低碳消费观念。 此前，阿里巴巴发布了首个覆盖10亿人的消费者碳账户体系“88碳账户”，涵盖用户吃、穿、用等生活场景，并接入菜鸟、闲鱼、饿了么、天猫等App的碳积分。在“88碳账户”频道页上，低碳友好品牌、低碳标杆商品、低碳包装代表商品均有专门呈现，在一定程度上提升了低碳友好品牌与消费者的良性互动。 “减碳友好行动”20家发起企业的共识是，减碳不仅是践行公益，也是高质量增长的机遇。在减碳过程中，企业不仅能履行社会责任，更可以通过创新低碳消费场景，带来新增商业价值，从而获得减碳的持久动力。 阿里巴巴还领衔起草了《减碳友好行动指南》，秉承“可落地、可持续”的理念，汇集了“减碳友好行动”成员企业的既有经验，也包含了消费场景中有待攻克的关键减碳议题，让更多企业“从0到1”的减碳之旅有所参考，从而带动更多行业加入减碳行动。 此前，阿里巴巴发布首份《碳中和行动报告》，创造性提出了“范围3+”概念，目的是以平台“参与者经济”之力，带动实现更大范围的减碳实践，让低碳行动和长远发展结伴而行。

国家发改委：强化中长期合同管理确保电煤质量稳定！ 国家发展改革委办公厅关于强化中长期合同管理确保电煤质量稳定的通知 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、中国华电集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司、国家开发投资集团有限公司、华润（集团）有限公司、中国中煤能源集团有限公司： 为贯彻落实党中央、国务院关于煤炭保供稳价工作决策部署，针对近一段时期电力企业采购电煤热值、硫分等煤质指标下降情况，为有效规范并稳定电煤质量，遏制到厂电煤质量下滑趋势，保障电力安全稳定供应，现将有关事项通知如下。 一、充分认识规范稳定电煤质量的重要意义 煤炭、电力是关系国计民生的重要能源产品，电煤稳定供应和合理电煤质量是保障燃煤发电机组长期安全稳定运行和顶峰有效出力的重要基础，事关能源电力安全供应，事关国家能源安全大局。各地区和中央企业要切实提高思想认识，采取有效监督措施，严格电煤中长期合同履约监管，确保电煤供应数量充裕、价格合理、质量稳定。 二、规范电煤中长期合同煤质要求 发热量、灰分、硫分、水分是电煤质量的衡量指标，其中发热量是最关键指标，直接关系到电厂能否按照设计要求足额出力。供需双方签订中长期合同时，要明确到厂电煤基准发热量范围、硫分等质量标准及供需双方认可的第三方质检机构，未明确的要以补充协议方式明确。电煤发热量要符合发电机组设计要求，并以质检机构出具的检验结果作为合同结算的重要依据。 三、引导电煤质量稳定在正常水平并力争高水平 在严格符合电煤中长期合同价格合理区间及供需双方协商一致的基础上，按照市场化原则，鼓励实行电煤质量“分质分级”管理，充分体现煤炭“优质优价、低质低价”原则，有效引导市场主体按照约定进行履约，防止出现“签高售低”等行为，保障电煤质量稳定在合理水平。完善电煤合同质量偏差结算机制，对于实际到厂电煤发热量等指标明显低于约定基准指标范围的，交易价格应在单卡折算后作梯级打折处理。需方企业应结合电厂实际提出与之匹配的合理煤质诉求，与供方签订合同时应约定中长期合同电煤发热量不低于上年或近三年平均水平，并力争高水平，无特殊原因不得大幅降低采购电煤质量。供方企业应对标煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平，提高商品煤质量，保障到厂电煤质量符合合同约定。 四、建立健全电煤质量激励约束机制 对于实际供应电煤质量与约定相差过大的行为，经国家和地方有关部门查实后，对所涉市场主体予以约谈提醒。对于故意降低发热量、“以次充好”、掺杂使假等行为，经查实后给予取消运力、记入信用记录等惩戒措施。对于实际供应质量高于约定质量的，经需方和国家有关部门确认后给予优先发运、金融支持等激励措施。 五、加强电煤质量监测和合同履约监管 各地区要健全煤炭生产企业和贸易企业电煤质量监测制度，为开展电煤质量监管、评估完善电煤质量合理水平提供支撑。对标煤炭清洁高效利用重点领域标杆水平，鼓励煤炭企业加快推进煤炭清洁高效利用，推动低品质煤提质利用，全面提高商品煤质量。优化完善电煤中长期合同履约监督机制，强化电煤质量监督，严肃查处不执行煤质规范措施的违规行为。严禁利用市场优势地位降卡销售，对煤质不达标案例进行归集核查，典型案例公开曝光。 国家发展改革委办公厅 2022年7月28日

关于虚拟电厂这件事 最近虚拟电厂的热度较高，有朋友希望我写点这方面的文章，那就做个命题小作文，仅供参考，请多指正。 虚拟电厂并非新鲜事物 找了个不算权威的“搜狗百科”，发现虚拟电厂是1997年就有的概念。 电网企业最初的大用户电能计量系统，叫做“大用户负荷控制平台”，对应的“负控终端”，本身就带有负荷控制的功能设计，大概是2000年前后的事情。 说个题外话：那时候为了搞无线负控，在移动通信网络不支持的条件下，采用的是230Mhz的数传电台作为通信手段，电网对电力移动通信专网的执念由此诞生。 2006年左右，Smart Grid概念出世，虚拟电厂也是作为Smart Grid的负荷侧要素之一，包括了DR需求响应和ADR自动需求响应（Auto Demand Response）。 有专门的组织去做行业标准化的工作，比如IEC62939智能电网用户界面，以及OpenADR（开放ADR组织）等。 虚拟电厂为何如今成为关注点 国内虚拟电厂至今才开始热起来，这与中国电力行业的发展阶段有关。2006年前后，Smart Grid概念在欧美的主要方向之一，是低压配网及负荷侧的创新，这与欧美电力行业早已过了输电和配电领域建设高峰，电网侧业务趋于饱和有关。 而中国的Smart Grid，在当时要解决电网卡脖子的问题，所以侧重于电网建设，尤其是输电网建设，因此走特高压路线，整个行业对中低压配网及负荷侧关注度较低。 而如今，虽然特高压在绿色电力的时代，依然是电网建设的主要方向之一，但是由于可再生能源的波动性、间歇性问题，倒逼行业关注负荷侧资源的协调响应，才牵扯出对虚拟电厂的广泛关注。 虚拟电厂的三代论 从国外的实践来看，虚拟电厂技术已经发展了三代： 第一代虚拟电厂，以分布式电源（或者是单一资源类型）的集中式汇聚与协调为核心，基于传统的工业自动化SCADA架构，主要面向电网内部服务。 第二代虚拟电厂，以源荷聚集（两类资源）协调为核心，增加了负荷侧资源汇聚功能，还是传统的SCADA架构，除了为电网运营商服务，也参与到市场化的交易中（比如现货市场、辅助服务市场等）。 第三代虚拟电厂，是多元资源的广泛聚集，只要有调节能力的负荷侧资源都可纳入，探索形成新的商业模式，采用新的数字化模型（61850/62939），以新的数字化架构（云-边-端协调）去实现，形成非常复杂的协作生态，甚至增加区块链、DAO等新的技术要素。 虚拟电厂在中国 从中国的虚拟电厂实践来看，大多数虚拟电厂还是第一代水平，少数项目部分具备第二代的特征，但远未成熟。 虚拟电厂作为电力行业的一项技术产品，其发展受制于电力行业的开放度、市场化水平、专业化程度、以及数字化水平。 说得更直白一点，产业链的成熟度决定了虚拟电厂的发展空间。 当前中国电力行业的产业结构，在发电侧属于寡头垄断（少数发电集团之间的博弈），在电网侧属于自然垄断（全国两张网），在负荷侧几乎没有成熟的服务商和市场环境。 在这样的产业链结构中，虚拟电厂很难找到合适的生存土壤，离成熟尚远。 在成熟的电力市场中，产业链各环节相对清晰，专业界限较为明确，每个环节相对都有成熟的商业模式，并且在自然垄断环节之外的各环节，形成较为充分的市场竞争，客户的市场意识也较高。逐步出现了独立于输电、配电和交易环节的“资源聚合商”角色，这是虚拟电厂的主要应用对象。 虚拟电厂的逻辑本质 第三代虚拟电厂的技术逻辑本质，在于汇聚一切可以调节的负荷侧资源，以数字化手段形成资源池，并进行市场化变现。 第三代虚拟电厂最主要的创新，在于突破了“负荷”或者“光伏”这类单一资源聚集，把各种资源形式，比如三联供、储能、电动车V2G、小型热电联产、蓄热蓄冷装置等各种资源都进行聚合。 每个资源在时间上都可能具备负荷的上下调节能力，形成一个“阴影面积”，虚拟电厂就是把所有的阴影面积叠加，汇聚成一个巨大的阴影面积池，即资源池。 虚拟电厂在需求响应领域的变现 虚拟电厂本质上是一种技术产品，这个产品需要形成可行的商业模式，从目前来看，围绕需求响应的变现是大家关注的重点。 但是需求响应的变现空间到底有多大，谁是付费方，这个问题又牵扯出电力体制改革的很多深层次问题，直接影响虚拟电厂的未来发展。 需求响应的商业本质是：以KW为单位的电力资源，在时间上的稀缺性问题。 我们以某省级电网的年度负荷曲线为例： 某一负荷值的年持续时间（概率），决定了它的稀缺性价值，大致可以分三档： 1、该省电网的3%最尖峰负荷，年持续时间约10多小时。这是最稀缺的电力资源，如果电网要为这3%尖峰负荷去配置增量容量，需要巨大的投资。那么一旦这3%的尖峰负荷出现，过去电网会采取“有序用电”方案，现在以“电网级虚拟电厂”的方式进行建设，并且补贴给用户。 最稀缺的电力资源，如果进入市场必然是最丰厚的回报，这块资源电网自行掌握，相关投资作为电网安全稳定的成本，进入输配电价。 2、3%~8%的尖峰负荷，年持续时间大约几十小时。这部分资源，有两种变现方式，其一是少部分省份进入辅助服务市场，以市场化方式采购，但是辅助服务市场是批发侧市场，玩家都是大体量，交易门槛较高，中小型负荷集成商很难进入。其二是大部分省份目前采用非市场化的“政策性需求响应”，以事件的方式，或者是直调资源补偿的方式。从目前看，每年执行的次数较少，且价格非市场形成，无法对参与者构成足够的刺激，负荷集成商能保本就算不错。 3、8%以下的这部分，年持续时间在几十~几百小时。这部分资源，有赖于电力现货的价格信号，售电公司以偏差成本控制的方式进行响应，目前市场化水平也较低，要看后续现货市场的成熟度提升。 所以就变现的空间和模式上看，由于中国电力市场正处于转轨过程中，双轨制运行对虚拟电厂的发展制约较大，且涉及到多方面的改革推进，至少在短期内，虚拟电厂在需求响应这个商业模式里，并不可能出现国外成熟电力市场那样的高回报空间。 当然，虚拟电厂的商业模式，不仅仅是在需求响应，还有别的很多场景，这里不过多展开。 虚拟电厂在中国，更深层次的问题 不管虚拟电厂在一些能源创业者口中，被说成是多么有前途的技术，其在中国电力行业的实践，还需要解决更深层次的问题。 我曾经问过某电网自建的虚拟电厂平台运营方：你们接入了多少多少的场站，签订了多少多少合同，也汇聚了多少多少MW的负荷，那么真正需要执行响应的时候，客户的参与率到底是多少？第二年、第三年的参与率变化是怎么样？ 他的回答是：低到不好意思说。 个人认为这里包含了两方面的问题： 1、电力用户的市场化意识和使用习惯培育问题 大多数企业并不具备负荷管理能力，在现有的电价体系下，也很难真正意识到负荷的时间价值。而且对企业来说，用电是刚需，这个刚需到底有多刚，企业为了错避峰运行，需要如何调整负荷，这个调整对企业的代价有多大，这个代价是不是有足够的激励补偿？ 这些问题还需要不断的回答和探索，至少目前的价格机制是无法做到充分激励的，这也是虚拟电厂起不来的原因之一。 2、缺乏专业运营能力与企业信任度 目前的虚拟电厂主要是三类建设方，一是电网以项目建设的方式自己投资运营，投资规模大，客户数量多，但是缺乏深层次互动；二是少量创业团队进行建设，但是这个业务本身缺乏盈利能力，需要靠别的业务去弥补，所以更多的是2VC的故事性；三是发电企业以试点、科技项目等形式建设，多数并不具备商业化持续运营的可能性。 虚拟电厂即使最基础的负荷管理和负荷运营，也需要了解负荷背后的特性，电力的最终消费者不是人，而是各类负荷设备，实现电能量与其他能源形式的转换，目前的虚拟电厂建设方，并不会太关注电力最终消费者——负荷的背后使用需求。 如果说需求响应的量是Know What（需要削减或者增加多少个kW），虚拟电厂在现有的技术条件下，可以做到Know How（在不影响企业正常生产经营的情况下，如何削减），但是很少人会去关注Know Why（为什么企业要削减，削减的好处怎么获得，企业动力在哪，企业为什么相信你能最好的做这件事）。 所以才有了实际的响应率较低的现状。 其本质是：虚拟电厂是一种负荷侧的管理技术，管理方（虚拟电厂运营商或者负荷集成商）和被管理方（企业）之间，需要在负荷管理、交易结构与利益结构、深层次的能源运营服务能力等方面，建立充分的企业互信，运营方需要展示真正的价值管理和创造能力。 这些都不是简单的虚拟电厂技术能解决的问题，其核心在于：中国缺乏真正负荷的运营商，能以专业的第三方能力，帮助企业提升较低的能源管理水平和负荷管理能力。 说到底还是电力产业链过去长期的计划经济模式，导致产业成熟度低、市场化水平低、客户市场意识低的问题。 当然，正因为低，所以才有机会，谁能真正服务好客户，真正占据客户的心智，为客户创造当下的价值，谁才能做好未来虚拟电厂的技术、业务和客户资源积累，而不是在当下装一堆控制器，然后搞个云平台去拉估值，讲故事。 期待中国电力市场的不断成熟，电力体制改革的推进，让虚拟电厂有更光明的未来！