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采购绿证需要注意什么？有哪些具体流程？ 对于国内企业来说，采购绿证这件事新鲜且重要。 企业采购绿证，有很多事情需要注意： 在采购绿证前，采购经理要和业务侧同事充分沟通。 首先，要知道自家企业为什么要购买绿证？是集团总部的要求？还是下游客户的要求？还是企业加入RE100等组织的要求？ 不同的需求，要采购的绿证也并不相同。 其次，要知道绿证的种类和价格等信息，只买最便宜和只买最贵都是不对的，而是要结合实际需求买最合适的绿证。 绝大部分东西都有保质期，绿证也不例外。可能会有一些不良中间商，为了清掉库存“已过期”的绿证，而低价甩卖，采购经理一定要注意辨别，这些绿证是否对企业有用？ 总之，企业在购买绿证的时候，需要根据具体要求出发，采购既符合要求、又具性价比的绿证。 企业采购绿证要走的5步流程： 第一步：查供应商 绿证的供应商可分为2类：直销（Direct sale）和中介（Broker）。 直销供应商，多为五大六小国央企电力公司，或是远景、通威等持有风光电站资产的行业龙头企业或上市公司。如何确认绿证直销供应商是否靠谱呢？投资风场、光伏等新能源发电站，必须要大量资金投入。这样的公司有2个显著特征： 1.注册/实缴资金高 2.项目公司多 比如远景旗下持有风场项目的资产公司景泰新能源（上海）有限公司，注册资金高达21.8亿人民币。投资风光项目，需要在当地注册项目公司。所以从股权穿透图可以看到，这两个资产公司旗下都有大量的项目公司，分布全国各地。 如果是一家名不见经传的小公司，近两年注册，注册资金少，实缴可能是0，股权结构也没有大股东和项目公司，却声称自己是新能源电厂直销，那就要留意了！就算是自称是国央企或上市公司，也不一定是真的。需要检查其人是否有企业邮箱、营业执照等信息，最好能实地到公司拜访沟通。绿证中介（Broker），常常是一些咨询机构，或者大公司平台，还有一些个人、小公司中介。大公司的平台以及少部分大型咨询机构，可以对接大量的上游风光电站资源，有时可以集采、询价到比GEC网站、部分直销更优惠的价格。比如全球最大的智能物联EnOS操作系统，目前已连接全球超400GW能源资产，服务大量上游新能源发电资产持有方的绿色权益出售需求，确保了海量的绿色权益上游供应。选择这种靠谱的大平台合作，也往往是不错的。如何定义靠谱？主要看3点： 1.双方是否有过成功合作的经历？ 2.对方是不是有实力和名气的大机构？ 3.对方是否有很多可查的客户成功案例？ 如果这3点都满足，基本是靠谱的绿证中介平台。 去年，3人冒充老干妈诈骗腾讯四百多万的新闻上了热搜，像腾讯这种大公司都会被骗，防骗的难度可见一斑。购买绿证这种虚拟商品，也是比较容易上当受骗的。所以千万不要觉得签了合同就高枕无忧，擦亮眼睛、选择靠谱的大公司合作，总是没错的。 第二步：确认价格 目前，由于供需关系的转变，越来越多的企业开始有了采购绿证的需求，绿证的价格也在逐步上涨。可见前文：超千万张绿证交易达成，绿证市场火热背后存隐患！很多企业正在提前锁定明年采购绿证的价格，逐渐成为一个采购趋势。绿证价格在一个合理的区间范围内，它并不会过低，看到过低的绿证报价是要警惕的，极有可能是伪造或过期的无效绿证。同时，绿证价格也并不会过高。从卖方的角度来分析，卖方大多以GEC网站挂牌价50元/MWh为价格锚点，即使便宜，也不会便宜太多。竞价上网时代，绿证能给新能源电站业主带来不少的收入。所以千万不要认为绿证价格越低越好，事先了解不同绿证的效益和价格区间，制定合理的预算，总是没错的。

水电新定位和发展新思路 自新中国成立以来，历经建国初期艰苦奋斗建基业、改革开放奋勇直追谋发展、新世纪继往开来展宏图以及十八大以来科学发展绘新篇等四个发展阶段，我国水电发展取得举世瞩目成就，装机规模突破4亿千瓦大关，筑坝技术、大型机组制造技术、数字化智能化技术等到达世界先进或国际领先水平，为新形势下水电发展奠定了坚实的工程设计和建造基础。 9月23日，由中央企业智库联盟主办，水电水利规划设计总院承办的央企智库沙龙暨第三届“六铺炕能源论坛”在京召开。本次论坛的主题为“加快构建新型电力系统 努力推动实现‘双碳’目标”。 中国工程院院士、中国电建集团首席专家张宗亮在论坛上作题为《把握水电发展新机遇 促进新型电力系统建设》的报告。他认为，“双碳”新时代背景，水电处在新的历史方位，具有新的功能定位，将迎来新的发展机遇，为新型电力系统建设作出新贡献。 实现“双碳”目标和构建新型电力系统对灵活性电源的建设提出了更大的需求。张宗亮表示，常规水电、尤其是调节能力强的龙头水库电站以及抽水蓄能电站是电力系统重要的调节资源，可为新型电力系统建设提供重要支撑。 张宗亮认为，在“碳达峰碳中和”的新时代背景下，水电功能定位也发生了转变，常规水电由传统的“电量供应为主”转变为“电量供应与灵活调节并重”；抽水蓄能由传统保障电网安全稳定运行向能源电力、经济社会多领域综合效益发挥转变，对于支撑新型电力系统、构建风光蓄大型基地和流域可再生能源一体化基地，以及规模化拉动经济发展和促进乡村振兴等方面发挥着重要作用。 由此，他也提出了新形势下水电发展的三个方面新思路：一方面做大增量，积极推动金沙江龙盘等流域龙头水库和战略性工程建设，提升流域整体调节能力和综合效益，同时积极推进雅鲁藏布江下游水电开发；另一方面用好存量，通过水电扩机、增容改造、建设混合式抽水蓄能、增加库容等方式进一步挖掘水电调节潜力，实现优化升级；同时，充分发挥水电灵活调节能力，在全国主要流域推动水风光一体化创新发展，提升水风光可再生能源整体开发规模、发展质量和市场竞争力。此外，张宗亮认为应围绕提升建设和投产规模、拓展场景应用、推动多元化发展格局、完善产业体系等方面继续大力推动抽水蓄能高质量发展。

研究报告 | 全球核电策略动向与思考建议 2011年日本福岛核电站事故后，全球多国核电发展踩下“急刹车”，德国、意大利、韩国等国宣布“减核”甚至“弃核”。但近两年，新冠肺炎疫情冲击能源供应链、疫情后经济复苏拉动能源需求增长、乌克兰危机等事件接踵而至，导致全球能源价格飙升，欧洲陷入能源危机。出于对“黑天鹅”事件及地缘政治对能源市场持续影响的担忧，越来越多的国家开始调整核电策略，以降低对外能源依赖，保障能源安全。 一全球核电发展历程及现状 （一）全球核电发展历程 从20世纪50年代开始，全球核电发展大致经历了实验示范、高速发展、缓慢发展、逐渐复苏四个阶段： 1954-1965年为实验示范阶段。从1954年前苏联建成全球第一座商用核电站开始，该阶段全球共有38台核电机组投入运行，均属于早期原型反应堆，即第一代核电站。 1966-1980年为高速发展阶段。该时期受石油危机影响，核电得以高速发展，共有242台机组投入运行，均属于第二代核电站。期间美国成批建造了压水堆和沸水堆，并出口至其他国家，日本、法国等国引进了美国的核电技术。二代核电实现了商业化、标准化，目前全球在运核电站仍大多为二代核电技术。 1981-2000年为缓慢发展阶段。该时期，受石油危机导致经济发展减速、电力需求下降及三哩岛和切尔诺贝利核事故影响，西方国家核电发展滞缓。而中国、韩国和印度等国家在上世纪90年代仍继续大规模建造核电。 进入21世纪，全球能源紧张、碳减排约束等因素交互影响，全球核电进入逐渐复苏阶段。各国积极开展核电规划，第三代核电技术在各国取得重大进展并逐步推广应用。而近期，中国也成为全球少数几个掌握第四代核电技术的国家之一。 （二）全球核电发展现状 世界核协会统计数据显示，截至2021年底，全球共436台可运行核电机组，相比2020年减少5台，其中70%为压水反应堆。可运行核电机组总装机容量约396吉瓦，比2020年减少1吉瓦，其中在运机组装机容量为370吉瓦，比2020年增加1吉瓦。 2021年，全球核能发电量达2653太瓦时，比2020年增长100太瓦时。非洲、亚洲、东欧和南美的核能发电量增加，这些地区近年核电呈持续增长势头；西欧和中欧核能发电量也有所增加，但增长率下降；而因美国核反应堆的不断关闭，北美地区核能发电量连续第二年下降。 2021年，全球有8座大型压水反应堆开工建设，其中中国5座，印度2座，土耳其1座。此外，有1座铅冷快堆和1座小型模块化反应堆分别在俄罗斯和中国开工建设。2021年全球在建核电机组总数为53台，其中亚洲36台、东欧7台、西欧和中欧共6台、北美和南美各2台。 2021年，全球有10座反应堆被永久关闭，其中英国和德国各关闭3座，俄罗斯、美国、巴基斯坦和中国台湾地区各关闭1座。 表 全球核电装机TOP10国家有关情况 （截至2022年7月1日） 注：统计数据未包含我国台湾地区 （数据来源：世界核协会、国际原子能机构） 二近期各国核电策略新动向 （一）美国：启动60亿美元核电纾困信贷计划 美国从1990年以来，核电装机容量和发电量一直保持较平稳状态，也较少有新的核电机组投产。美国能源信息署数据显示，2021年美国核能发电量7.78亿兆瓦时，近十年核电在美国发电结构中的比重基本不变，2021年为19%。过去十年，美国境内有十几座商业核反应堆因许可证到期而关停。目前，美国共运营92台核电机组，尚有2台AP1000核电机组处于施工中。现役的核电机组多为二代核反应堆，且机组平均运行年龄普遍偏高，有些机组甚至已申请延寿30年。 今年4月，美国政府启动一项耗资60亿美元的民用核能信贷计划，以帮助陷入财务困境的核电站所有者和运营商，该项计划优先考虑已经宣布关停计划的核电站。美国能源部称核电是其最大的清洁能源来源，而这些核电机组有四分之一以上处于财务危机中，信贷计划有助于避免反应堆过早退役，在控制碳排放的同时能保留成千上万的高薪清洁能源工作。 （二）法国：2050年新增2500万千瓦核电装机 从核电在本国电力结构中占比来看，法国是全球占比最高的国家，约占69%。此前，法国曾计划逐步降低核电占比，着力发展新能源。2015年，法国通过了《能源转型绿色发展法案》，计划到2035年核电占比从2015年的75%降至50%，将核电最高装机容量控制在6320万千瓦以内。 今年，法国核电政策在新建核电机组和旧核电机组延寿两方面都发生了大转向。2月，法国提出将从2028年开始新建6台EPR2机组，首台机组计划在2035年前投运，并在此基础上再新建8台机组，到2050年实现新增核电装机2500万千瓦。此外，法国现有核电机组将在符合安全条件前提下继续延寿运行，寿期从40年延长至50年以上。除大型反应堆外，法国政府拟投资10亿欧元支持小型模块化反应堆、新型反应堆和减少核废料的核燃料循环等技术的研发。 （三）日本：今冬最大限度利用现有核能 福岛核事故后，日本政府关闭了境内54座核反应堆。根据有关数据，日本2020年核电站生产的电力份额仅占4%。而今年3月的大地震使日本6座火电站关闭，叠加高温天气影响，日本重启核电呼声越来越高。 近日，日本经济产业省发布的《清洁能源战略中期报告》明确指出，应将核电与清洁能源作为重要电力来源持续使用。日本政府希望到2030年核电在能源结构中占比上升至22%。7月，日本当局明确表示将“最大限度地利用已确认安全的核能”。当月14日，日本首相在新闻发布会上宣布，除了目前运行的5台核电机组，日本政府准备重启其他4台核电机组，以避免今冬电力短缺。 （四）韩国：2030年核电比重将超三成 韩国现有25座核反应堆，其中19座在运行。2021年，核电在韩国能源结构中的占比为27.4%。韩国上届政府计划到2034年将运行中的核反应堆减少至17座，在2050年净零排放场景中，核电仅占电力供应的6.1%～7.2%。而现任政府推翻了上届政府逐步淘汰核电的计划，鼓励迅速恢复“核电厂生态系统”，提出核能应与可再生能源一起利用，以实现韩国2050年前净零排放的承诺。 7月5日韩国召开的国务会议上审议通过了“新政府能源政策方向”，决定到2030年，将核电在整体能源中的比重提升至30%以上，以提高能源安全并帮助实现碳减排目标。韩国政府决定重启新韩蔚核电站3号、4号机组修建工作，并在确保安全前提下使现有核电机组持续运转。此外，韩国政府将支持能源领域新产业出口，提出争取到2030年在海外新建10座核反应堆，并斥资4000亿韩元（约合人民币20.6亿元）自主研发小型模块化反应堆。据韩国贸易、工业和能源部消息，为了实现到2030年出口10座核反应堆的目标，韩国将致力于赢得捷克和波兰等市场。 （五）加拿大：成为全球小型模块化反应堆技术出口国 加拿大安大略、萨斯喀彻温、新不伦瑞克和阿尔伯塔四省政府于今年3月发布了一项名为《模块化小堆（SMR）部署战略计划》的联合战略计划。该计划确定了加拿大模块化小堆开发和部署的几个优先领域：（1）通过推动三条独立的小型模块化反应堆开发路线，将加拿大定位为全球小型模块化反应堆技术出口国，涵盖并网和离网应用；（2）建立强有力的核监管框架，重点关注公众和环境的健康与安全，同时确保合理的成本和建造周期；（3）确保联邦政府承诺对新的小型模块化反应堆技术提供财政和政策支持；（4）为原住民社区和公众的参与创造机会；（5）与联邦政府和核运营商合作，为小型模块化反应堆制定核废物管理计划。与此同时，加拿大安大略省电力公司和美国田纳西河流域管理局宣布合作开发包括小型模块化反应堆在内的先进核技术计划，并创建北美能源中心，促进北美能源安全。 （六）英国：将启动政府基金加速核燃料供应 英国正在研究组建名为“英国核能”的政府机构，计划未来十年以约每年一个新建核电项目的速度推进核电开发。今年4月，英国发布《能源安全战略》，表示将开发8个大型核电项目，并新建多座模块化小堆。到2050年，英国核电机组装机容量将在当前基础上实现翻三倍，达到2400万千瓦，届时能满足英国25%的电力需求。为保障核电雄心的实现，英国商业、能源和工业战略部将启动一项7500万英镑的核燃料基金，以促进国内核动力反应堆燃料的生产。 三思考与建议 （一）坚持积极安全有序发展核电 核能是一种清洁、高效、运行稳定的能源，积极安全有序发展核电，不仅有利于降低我国能源对外依存度，也有利于加快构建清洁低碳安全高效的能源体系，助力实现碳达峰碳中和。 我国《“十四五”现代能源体系规划》提出，到2025年核电运行装机容量达到7000万千瓦左右。要实现这一目标，需从以下几方面着力：一是要在严格监管、确保绝对安全的前提下，加强核电选址规划，合理布局新增核电项目。二是继续开展核能综合利用示范，推动核能在清洁供暖、工业供热（冷）、海水淡化、核能制氢、同位素生产等领域的综合利用。三是加快构建核电与其他清洁能源协同发展的机制，依靠数字化技术，打造“风光核储”一体化智慧能源系统。四是要加大对核能技术和核电安全性的科普力度，提升公众对核电的认知和接受度。 （二）多措并举保障核燃料安全 根据世界核协会数据，2021年全球核反应堆对铀的需求约为62500吨，在参考场景中，预计2030年和2040年全球铀需求将分别增加至79400吨和112300吨。而2011年福岛核事故后，全球铀行业陷入了长达十年的低迷期，国际铀价格低位徘徊，全球铀产量从2016年的63207吨大幅下降至2020年的47731吨。通过评估当前和未来的矿山生产能力，世界核协会预计，2030年全球初级铀产量约为70100吨，2040年下降至50600吨。依据当前各国核电策略和全球铀资源生产供应情况，可预见未来10～20年，如无增产，全球铀资源将可能供需失衡。 相较美、俄等国，我国铀资源探明程度低；因铀与煤炭、油气等矿产资源共存富集，矿业权大部分被煤炭和油气行业占有，外加地方政府环保准入条件限制，我国铀矿大基地获取采矿权难度较大；此外，全球优质铀资源大多被国外几大铀矿公司控制，在当前复杂国际形势下，我国在海外获取铀资源难度逐渐加大。对此，我国需多措并举，保障核燃料供应安全：一是加大国内铀矿勘探开发统筹协调和投入力度，聚焦找大矿、找富矿、找经济可采矿，尽快摸清我国铀矿资源家底。二是鼓励我国企业海外自主找矿，按照国际规则积极与外企合作开发铀资源。三是加快建设核燃料储备体系，提升国内核燃料应急保障能力。 （三）坚持核电装备“走出去”策略 我国已形成自主知识产权的华龙一号、国和一号等大型三代压水堆核电技术，系统掌握具有四代特征的高温气冷堆技术，多种各具特色的小型堆技术也正在进行工程示范准备。核电技术领域的新突破为我国核电装备“走出去”打下了坚实基础。 下一步，一方面，我国应继续加强核电科技研发和自主创新，积极参与国际核电标准编制和修订，提升核工业软实力，以标准体系“走出去”牵引配套装备“走出去”。另一方面，建立国家层面核电“走出去”统筹协调机制，完善相关法律体系，降低海外合作政策、融资等风险。与此同时，加强知识产权保护和管理，提升我国核电企业全球竞争力和影响力。

能源局发布《2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》 9月16日，国家能源局发布《2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告》 2021年度全国可再生能源电力发展监测评价报告 一、全国可再生能源电力发展总体情况 截至2021年底，全国可再生能源发电累计装机容量10.63亿千瓦，同比增长约13.8%，占全部电力装机的44.8%；其中，水电装机3.91亿千瓦（抽水蓄能0.36亿千瓦）、风电装机3.28亿千瓦、光伏发电装机3.06亿千瓦、生物质发电装机3798万千瓦。2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全部发电量的29.7%；其中水电发电量1.34万亿千瓦时，占全部发电量的16.0%；风电发电量6556亿千瓦时，占全部发电量的7.8%；光伏发电量3259亿千瓦时，占全部发电量的3.9%；生物质发电量1637亿千瓦时，占全部发电量的2.0%。 二、各省（区、市）可再生能源电力消纳责任权重完成情况 2021年全国可再生能源电力实际消纳量为24446亿千瓦时，占全社会用电量比重29.4%，同比提高0.6个百分点；全国非水电可再生能源电力消纳量为11398亿千瓦时，占全社会用电量比重为13.7%，同比增长2.3个百分点。 根据《国家发展改革委 国家能源局关于2021年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改能源〔2021〕704号）公布的2021年各省（自治区、直辖市）可再生能源电力消纳责任权重，综合考虑各省本地生产、本地利用以及外来电力消纳情况，经核算，除西藏免除考核外，全国28个省（自治区、直辖市）完成了国家能源主管部门下达的最低总量消纳责任权重，甘肃和新疆可再生能源电力总量消纳实际完成情况较最低消纳责任权重分别低2.6个和1.8个百分点；全国29个省（自治区、直辖市）完成了国家能源主管部门下达的最低非水电消纳责任权重，新疆非水电可再生能源电力消纳实际完成情况较最低消纳责任权重低0.6个百分点。 据统计，30个省（区、市）中，可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重超过80%以上的1个、40-80%的7个、20-40%的12个、10-20%的10个；非水电可再生能源电力消纳占全社会用电量的比重超过20%以上的7个、10-20%的15个、5-10%的7个、5%以下的1个。 三、全国重点地区风电、光伏年可利用小时数情况 四、全国清洁能源消纳利用情况 2021年，全国及重点省份清洁能源消纳利用情况良好。 2021年，全国风电平均利用率96.9%，同比提升0.4个百分点；尤其是湖南、甘肃和新疆，风电利用率同比显著提升，湖南风电利用率99%、甘肃风电利用率95.9%，新疆风电利用率92.7%、同比分别提升4.5、2.3、3.0个百分点。2021年，全国光伏发电利用率98%，与上年基本持平。新疆、西藏等地光伏消纳水平显著提升，光伏利用率同比分别提升2.8和5.6个百分点。全国主要流域水能利用率约97.9%，同比提高1.5个百分点。 五、直流特高压线路输送可再生能源情况 2021年，17条直流特高压线路年输送电量4887亿千瓦时，其中可再生能源电量2871亿千瓦时，同比提高18.3%，可再生能源电量占全部直流特高压线路总输送电量的58.7%。国家电网运营的13条直流特高压线路总输送电量4048亿千瓦时，其中可再生能源电量2032亿千瓦时，占总输送电量的50.2%；南方电网运营的4条直流特高压线路输送电量839亿千瓦时，全部为可再生能源电量。 六、国家清洁能源示范省（区）落实情况 浙江。2021年，全部可再生能源电力消纳量1042亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为18.9%，同比降低0.7个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为474亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为8.6%，同比上升1.1个百分点。 四川。2021年，全部可再生能源电力消纳量为2633亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为80.4%，同比下降1.4个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为233亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为7.1%，同比上升1.0个百分点。 宁夏。2021年，全部可再生能源电力消纳量为334亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为28.8%，同比上升2.1个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为303亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为26.2%，同比上升4.8个百分点。 甘肃。2021年，全部可再生能源电力消纳量为701亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为46.9%，同比下降5.6个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为283亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为18.9%，同比上升1.1个百分点。 青海。2021年，全部可再生能源电力消纳量为662亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重为77.1%，同比下降7.6个百分点；非水电可再生能源电力消纳量为251亿千瓦时，占本省全社会用电量的比重约为29.3%，同比上升3.9个百分点。

风、光大省都是谁？ “十四五”时期，可再生能源将逐渐成为电力装机增量主体。国家能源局2022年6月份全国可再生能源开发建设形势分析会指出，1-5月，全国可再生能源新增装机4281万千瓦，占全国新增发电装机的81%。 在能源转型的大背景下，大力发展可再生能源是必然趋势，多个省市也提出了可再生能源“倍增”计划，风电光伏等可再生能源装机将会实现翻倍增长。2021年，风电+光伏的发电量TOP3分别是内蒙古、新疆、河北，而这三个地方目前火电发电量占比均超过80%。 2021年，我国火电发电量占比在50%以下的仅有西藏、云南省、四川省、青海省、湖北省。西藏的发、用电量都相对较少；云南、四川、湖北、青海的水电资源丰富，2021年湖北省水电发电量占比超过48%，云南、四川、青海的水电发电量占比均超过了50%。

虚拟电厂的通信行业视角 虚拟电厂和虚拟机有什么区别？虚拟机，就是在实际的物理计算资源上，虚拟出一个计算机。使用虚拟计算机的人，不需要知道自己的虚拟CPU，到底是哪个服务器CPU上的哪个物理内核提供的计算资源。虚拟机的本质，是物理计算机资源的抽象，与虚拟化重新使用。虚拟电厂的本质，是物理电力资源的抽象，与虚拟化重新使用。 当然我们所说的虚拟电厂，更多的是指“负荷侧分散的”物理电力资源，比如可调节/可中断的电力负荷、分布式光伏、分布式储能、充电桩、三联供、热电机组等。所以，虚拟电厂是能源互联网的一个高级应用。 新型的电力系统，在物理网络运营、运营商基础业务、运营商增值业务、以及上层的能源互联网业务方面，都出现了很多新的东西。 物理网络与网络运营 电网公司的本质，是电力网络的运营商，即Operator。所以国外有TSO、ISO、DSO的角色，O就是Operator。传统的电力一张网，其实包含了三张网，即输电网、配电网、用户电网。 1、用户电网 我们过去根本不认为用户电网是一张网，俗称“工厂供电”或“民用建筑电气”，但是随着虚拟电厂、分布式电源的落地，用户电网变成了电力的局域网，就是企业、园区内部的配电网络，未来变成微电网、纳电网，形成局部的自治，未来会有大量的智能终端设备（微电网的源网荷储设备）布置在其中，类似智能手机普及。 局域电网，或者叫分布式智能电网、微电网、纳电网，更多的有“网”这个概念了，因为它自成体系，内部自平衡，在功能上是大电网的分形，具备大电网的所有能力，包括调度、运行管理。 2、配电网 配电网，对应通信的接入网，也发生了很大的变化。通信接入网最早就是固定电话网，每家每户一根电话线，然后到ADSL（电话线上走数据业务），再到光纤接入网，再到4G、5G。未来的配电网，就是一个开放式的配电网网络，过去配电网是单向的、非智能的、缺少互动的。未来的配电网，类似移动5G网络，是与智能终端实现双向能量交换、双向信息互动的智慧能源形态。 3、输电网 对应骨干网，特高压就是电力的高速光纤网，只不过更复杂，本质上还是在一个封闭的生态里，实现大规模能量传输。 4、运营管理 电信行业有BSS和OSS，电力行业有CIS和PMS，其实业务逻辑类似。 运营商基础业务 电信行业对外提供数据服务、语音服务、增值业务，现在多了一块云服务。电网公司对外提供的服务相对较少，提供电网的接入和供电服务。当然现在的综合能源服务，其实就是电网的增值服务。 互联网应用 基于电信网络的数据服务，面向消费者构建了互联网和移动互联网应用，这是巨大的创新价值。 能源互联网也有类似的应用，把它分为： 1、集中式能源互联网业务，面向大型市场主体，比如发电厂、电网公司（作为辅助服务的买家）、大型电力用户等。 2、分布式能源互联网业务。虚拟电厂是分布式能源互联网的应用之一，它之于电力系统，就像抖音拼多多对移动互联网的创新一样。 所以我们认为的虚拟电厂，在创新价值上，是和移动互联网类似的。 虚拟电厂是能源互联网的应用 很多人认为虚拟电厂是用通信手段，把负荷侧的资源简单的聚集起来，实现集中控制，这种思维和当年的大用户负控系统如出一辙。个人认为这是用传统电力控制的思维，去理解一个互联网应用。 抖音难道只是用5G的通信手段，把用户的视频聚集起来，实现集中的分发和传播么？抖音带货只是电视直销的翻版么？这是用电视台的思维，去理解抖音。虚拟电厂也是一样的，它是抖音这个层级上的应用，是一种全新的能源互联网物种。宁波电信局走出了丁磊，但是宁波电信局并没有自己孵化出一个网易。移动运营商没有一家孵化出抖音；电信设备商，比如华为，也没有能做出拼多多。 底层思维模式，决定了产品和场景的可能性。 借鉴意义 这样的一个技术和应用生态，需要全新的控制架构、管理架构、数字化架构，原有的电力自动化、信息化架构，是难以支持的。 这种升级，看成是从DOS操作系统，升级到Windows、IOS/安卓、云服务器软件（如虚拟机系统）这样的升级。 比如面向对象化、硬件抽象、虚拟化（虚拟电厂不就是电力系统的虚拟化么？），其实大量的都借鉴了ICT和计算机软件领域的创新成果。 所以，虚拟电厂不仅和虚拟机可以横向比较，甚至还能有电信和电力行业的类比，当然电力行业有自己的特殊性，有人认为不可比，我觉得至少可以多一个参考和思考的视角，求同存异，创新发展。

补贴7690余万元！浙江一地电力需求响应补贴结算完成 9月15日，浙江省绍兴市企业电力需求响应补贴结算完成。有效参与日前电力需求响应的4625家企业累计获得补贴7690余万元。 电力需求响应是通过市场化激励机制，引导电力客户在约定时间内短时优化用电负荷，增强电力应急调节能力的行为。为贯彻落实2022年浙江省迎峰度夏电力保供攻坚行动方案，今年7月，绍兴供电公司针对参与电力需求响应的电力用户，在省级响应补贴金额基础上再进行补贴，将每千瓦时响应负荷补足至4元。 本次需求侧响应从7月中旬开始，累计持续23天。在需求响应期间，绍兴供电公司通过“网上国网”APP和手机短信，提前一天向客户发出邀约，客户通过“网上国网”APP答复邀约，并在规定时段有效控制用电负荷，即可在结算完成后获取对应额度的电费补贴。需求响应补贴政策鼓励客户参与电力市场化调峰，引导客户优化用电负荷，保障迎峰度夏期间电网运行平稳有序。

绿电用户承担新增损益分摊费用！安徽绿色电力交易试点规则发布 日前华东能监局、安徽省能源局发布《安徽省绿色电力交易试点规则》。参与绿电交易的电力用户、售电公司,其购电价格 由绿电交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。其中,输配电价、政府性基金及附加按政府有关规定执行。参与绿电交易的电力用户应公平承担为保障居民、农业等优购用户电价稳定产生的新增损益分摊费用。 另外，安徽省能源局发布《关于开展2022年绿色电力交易试点工作的通知》。本次试点时间为 2022 年 9 月至 12 月。 交易主体如下： （一）可再生能源发电企业：平价上网的集中式风电和光伏发电等新能源发电企业。 （二）电力用户和售电公司：具有电力中长期交易资格的售电公司和电力用户。其中，一级用户可直接与可再生能源发电企业交易，二级用户需通过售电公司代理交易。 绿色电力交易成交价格分为电能量价格和绿色环境权益价格两部分，均由市场主体通过市场化交易方式形成。 电能量交易价格按照电力中长期交易价格执行，即按照“基准价格+上下浮动”形成，上下浮动范围不超过 20%；绿色环境权益价格不设上限。

虚拟电厂的破局点 地方高温缺电，所以“虚拟电厂”概念又被带火了。 在一些“新能源赛道爱好者”眼里，似乎虚拟电厂具有无穷的魅力——缺电的时候一个指令，会出现一个神奇的阿拉丁神灯的虚拟电厂，让用电负荷往下降，电力用户还不受影响，以至于电网公司还给它起了一个时髦的名字：智能柔性负荷管理。 但是从商业的角度看，似乎并不是这样，目前单纯靠虚拟电厂没有持续盈利的机会。 虚拟电厂是一个技术概念，而非商业逻辑 虚拟电厂，是一个技术概念，技术和商业之间的鸿沟，是如此的巨大。 举个栗子：IBM最早提出“电子商务”这个技术概念，2011年开始，IBM拉上另一个信息化巨头SAP，亲自下场指导了“苏宁电子商务战略”，甚至IBM GBS的资深合伙人自己担任苏宁IT集团的二把手。 据说在苏宁，IBM最多的时候派驻了600多人。 最后的商业竞争结果，大家有目共睹，以至于“IBM+SAP+苏宁”的电子商务，被互联网电商界揶揄为： 西装电商 虚拟电厂也是如此，目前更多的还是概念型虚拟电厂 虚拟电厂的商业模式核心，依然是如何变现，而变现的关键问题，还在于市场的确立。 电力市场，场内与场外 电力市场分为两类，一类是省级/国家级电力市场，即一级市场，其目标是保证省级、区域级的电力网络中电力实时平衡和电量平衡。主要承担批发侧电力商品的交易，包括辅助服务市场、容量市场、输电权市场、电量市场（即现在大家认为的电力市场）。一级市场交易规则明确，交易门槛较高，交易品种较少，交易频次较低，单次交易规模较大，市场主体少。 另一类是省级以下的，即二级市场，主要保证地区级、城市级、园区级的配电网络的电力电量平衡，主要承担零售侧的电力商品交易。包括隔墙售电、负荷交易、各类场外的撮合交易、小规模偏差交易等。其特点是尺度小，交易品种多、交易频率高、市场主体多元且量大、单次交易规模小，参与门槛低，交易灵活。 电力一级市场和二级市场，就类似证券交易的场内、场外市场，是相互协调、相互配合的关系。 随着电力系统末端的复杂度提升，比如大量分布式光伏、分布式储能、智能充电桩、柔性负荷、交直流融合配电网等技术的应用，围绕配电网的多级平衡问题就将进一步凸显，二级市场的重要性也在提升。 但是从目前来看，无论是政府部门，还是大多数市场主体，更多的还是关注在一级市场的建设完善。或者说，大家更关注的是一个有形的，规则驱动的集中式市场建设，而忽视了无形的，用户驱动的分散式市场的建立。 现有电力市场设计的不足 现有的电力市场理论和机制，是为单向，单目标，用户极少参与的大型电网系统，在稳定收敛状态（线性化展开）设计和匹配的。 未来的电力市场设计，如何匹配双向（在时间尺度上的潮流方向不断改变），多目标平衡，用户侧“源网荷储”多方参与，多层复杂电力网络，在临界态（混沌状态）运行，目前还处于探索阶段。 或者说，这是新型电力系统必须要解决的核心问题之一： 建设一个新型电力市场。 这才是智能电网的本意，根据复杂系统理论，智能是在临界的混沌状态中产生的。虚拟电厂的技术形态，本质上是一种复杂适应性功能，是面向未来电力市场的应用场景，自然与当前电力市场的机制发生冲突，这是第一性原理的问题。 因此，我们认为未来虚拟电厂的变现渠道，主要还是通过新型电力市场。所以市场的形态，直接决定了虚拟电厂的未来发展方向。 虚拟电厂的变现模式与市场的关系，我试着用一张图去表现： 未来的虚拟电厂运营商，大致分为两个类型，其一是面向一级市场的交易，其特性更接近传统发电厂，体量较大、性能较高、围绕电力系统的安全稳定需求，提供负荷侧的支撑服务，接受电网调度。 其运行规则和商业模式也类似传统发电厂，更多的是传统发电企业，以及电网企业里和调度业务更近的一些公司去做，是传统电力市场的规则驱动。 如果我们认为把100个大锅炉接上自动化调度AGC，让调度员去调节洗浴中心热水温度，也可以算作是虚拟电厂的话。 某种程度，这类虚拟电厂更像是“交管部门搞了个出租车电话调度系统”。 另一类虚拟电厂，个人认为是真正具备创新的，是“互联网打车+无人驾驶”级别的虚拟电厂，那就是真正汇聚用户侧海量负荷资源，在二级市场里，以场外多边平衡的方式，实现多元互动的场景。 出租车公司总是希望通过交管“规范”出行市场，建设统一出行集中式市场。但是互联网打车是另一个路子，建立了虚拟的运力匹配平台，把分散式的运力资源进行调度。这是一个二级市场的玩法，甚至没有一个统一调度和交易平台，可以有无数个出行APP去完成匹配。 这里带来一个问题，具备创新意义的，场外电力的交易过程如何变得可行？ 二级市场的风向标，隔墙售电 我们认为，二级市场的海量用户、小额产品、高频、多变、自组织的交易形态，是与现有一级电力市场壁垒森严、规则较为清晰、产品结构相对简单、安全边界严苛的设计，存在较大冲突。 电网企业和传统大型电力企业，希望基于一级市场的规则，去开展负荷侧、配网侧的交易业务，主导二级市场的发展，这是传统电力企业的思维惯性所致。但是无论在技术上，还是在商业模式、运营模式上，它们并未对二级市场的蓬勃兴起与颠覆性创新趋势，做好太大的准备。 比如农村分布式光伏的并网和消纳问题就是矛盾点之一。于是隔墙售电的呼声越来越大，但是推进速度远低预期。 隔墙售电的本质，是基于物理配网的拓扑和潮流，去完成配网内部多市场主体之间的小额电力&电量交易，这是一个典型的二级市场特征，只不过这个二级市场交易品种与物理电网之间，存在强耦合的关系。 在物理电网——配电网的拓扑关系、电力接入、计量计费、潮流计算、运行调控、乃至电网管理边界没有理清之前，想基于一级电力市场的交易模式，去做二级市场的交易，是几乎不可能的。 就像网约车，如果按照出租车的管理，需要建立网约车调度中心、司机接入电话调度、安装里程打表（计量计费问题）、车上安装发票打印机、车顶安装出租灯，车身统一喷漆......网约车就不可能发展起来。 网约车APP和云平台运力调度，解决了上面所有的问题，而且还是以一种新的方式，有了GPS不需要里程打表，电子发票还能显示起点终点避免虚报发票，云端监控可以AI判定是否绕路，基于时间最优去确定出行路线，电子工单派发实现运力最优化调度，所有的创新都解决了传统出租车调度方式的缺陷，而且以更经济和智能的方式。 所以“隔墙售电”的本质，就是“网约车上路运营权放开”。 出租车公司自然不喜欢，所以出租车公司搞了“手机APP派单给外包司机”，，然后外包司机组成了外包公司，号称这就是“互联网出行的创新”。 这就是虚拟电厂的当下现实。 虚拟电厂，传统玩家的悖论 所以这就是虚拟电厂的某种悖论，如果传统玩家以传统的方式，用一级市场的建设模式去做，那虚拟电厂一定不是真正意义的虚拟电厂。 如果用二级市场的建设方式，即按照国家能源局《2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》里提到的：推动建设基于区块链等技术应用的交易平台，研究适应可再生能源微电网、存量地方电网、增量配电网与大电网开展交易的体制机制。 那对传统玩家来说，就是一种“互联网出行VS出租车调度”的颠覆式创新，无异于革自己命。 所以这就是一种悖论。 而悖论的破局，不在于市场，更不在于任何技术层面的革新，更在于电力体制改革，电网企业改革的深化。新型电力系统的基础，是新型的电力体制。 否则连车都没法上路，谈什么区块链+出行。

做空虚拟电厂与做多能源数字化 关于虚拟电厂的文字，最让人感到不真实的地方就是除了貌似有一些相关概念股在暴涨暴跌，与2015年左右的那一轮电改和能源互联网的二级市场火爆相比，几乎没有太大的变化。 虽然电改8年来，现货市场出现了、辅助服务市场快来了、新能源超过5亿千瓦了，但是人们并没有在能源互联网的道路上体会到真正的未来。 “但是今年虚拟电厂的概念真的很火！” 很多券商研究员们说。 长期以来即使是最看好虚拟电厂研究过此项技术的专家们也会说，在没有真正的电力市场、没有充分的用户互动、没有勇敢的破局者的情况下，即使不是缘木求鱼，也只能是镜花水月。 但另一方面，非常让人感到神奇的是，虽然人们总是觉得虚拟电厂这样的高大上概念落不了地，但又总是对它发生兴趣甚至津津乐道，似乎像在谈论不断上涨的特斯拉股票，买不到至少能保持充分的参与感，甚至还有人百般费力的开始一些虚拟电厂的示范项目和科技创新。 为什么各路神仙都突然口吐VPP言必称虚拟电厂，明明有分布式智能电网、泛在电力物联网等等各种似是而非听上去更美的概念可以使用，为什么这些其实并非专业出身的资源拥有者独独看中了这个概念？ 这其实比到底什么是虚拟电厂更加耐人寻味，也更值得研究。 电网公司喜欢虚拟电厂，是因为他们误以为虚拟电厂带有控制海量分布式设备的神奇作用，这对围墙以内10千伏以下一筹莫展的能源巨人来讲，简直就是垄断得以闭环的最后100米。 虚拟电厂与电力调度系统的对接和互动特性，让电网公司的能人们误以为这是触角和控制欲的延伸。 虚拟电厂的本质是一种公共电网系统的用户“自发秩序”，这就带来一种系统级的悖论：如果电网公司从自身的利益出发设计虚拟电厂，那么虚拟电厂就成为一种局部的“建构秩序”，必然失去虚拟电厂广泛参与者的多种可能性。 而如果虚拟电厂形成了基于价格的自发秩序，那么从某种程度将对电网公司的既有格局构成根本性的挑战。某种意义上来看，虚拟电厂是哈耶克与凯恩斯在电力行业的终极对决。 券商和上市公司们喜欢虚拟电厂，是因为他们觉得海量的新能源接入电网以后，发生了大量的数据搜集惯性和互动感，加之最近确实气候变暖气温升高，电网迎峰度夏动不动拿出2-5元一度电的需求侧刺激来推动他们以为的虚拟电厂，于是长久以来依附于电网的乙方企业和他们的拥趸们误以为这是一个机会——是颠覆的机会还是抱大腿的机会还没有来得及想清楚，炒作就已经开始发生，尽管这种炒作更多的是提供一种情绪价值。 至于更多的相关人士，他们大概误以为虚拟电厂就是数字化园区、智慧矿山，在肉眼可见的看得到石油、煤炭、矿山的没落背景下，他们略微看得到未来的虚拟电厂显然要真实的多，经常参观一下孵化企业的碳中和大屏和省电节碳减排数据不断的字节跳动也会让他们产生一种20年前对五笔打字一样的错觉，以为那就是信息高速公路。 因为虚拟电厂的出现，根本意义在于： 让过去大电网+大电厂的体系，以最慢的速度死亡。 是的，以最慢的速度和走向死亡并不矛盾，因为这是唯一最优解。当年电报取代千里马的时候，是人类第一次面临一个创新不再以可以所见即所得的方式进行，人们不仅仅是充满了怀疑，而是根本不知道在何种场景之下才需要使用它。直到一次抓捕犯人，电报直接超越火车到达下一个车站，让伦敦的警察直接请君入瓮，人们才恍然大悟：原来的情报传递体系可以灭亡了。 这不是人类本身第一次在创新的过程中成为自己的绊脚石，事实上，后续很多的科技发明都证明这一点：只是且正是因为人类的不接受，才使得事实上根本就无懈可击的技术在创新的道路上伤痕累累，以最缓慢的速度最终被人类全盘接受。 虚拟电厂显然也属于此类。大量各式各样的新能源和分布式发电设备并网发电，包括风力发电、光伏发电、热电联产等，对电网调度和安全性带来新挑战。 负荷端的可调控设备，储能设施可以根据电网的运行要求做出灵活切换和用电转移，为电网的经济稳定运行提供支持。由于分布式能源单元的小规模容量以及多样性使得其单个想要参与电力市场和达到较高经济性的时候都面临困难。 所以这就需要一种能够集合和协调各种分布式单元，并能够直接参与电网运营和电力市场交易，优化资源配置和提升分布式电源经济效益规模的集合单位：虚拟电厂。 虚拟电厂的本质就是要让新能源运营者手中的牌越来越多，很快就会是调控风能光伏生物电站的有功无功出力，下一步就是接入储能并且安排储能余量随时适应动态电力市场，参与一次二次三次调频，再下一步就需求侧响应调控智能家居、智慧建筑、电动汽车直至工业4.0，最终到灵活P2P电力交易的人人都是售电公司每个工商业企业都是电厂的转变。 其最终的目的，遵循的实际上就是整个能源转型的内在逻辑： 化整为零，聚沙成塔。 物理上的减法使得人们有更多的游戏空间，经济上的加法又带来更多的商业模式和可持续发展动力。而这些所有商业模式的背后都是同一种逻辑：可以随时最优的真实的数字化生活。所以数字化才是碳中和真正的目的，而虚拟电厂在人们最初的理解中就极力避免单一的技术属性，就像滴滴出行是不是虚拟的出租车公司，美团是不是虚拟的食堂一样，虚拟电厂的核心本来是商业模式和行业伦理的转换，而不是从3G到4G的技术升级，从深夜外卖到内卷骑手的服务延伸。因为电厂就和食堂一样，难道不该是一个新时代应该淘汰的东西么？ 从这个角度来看，虚拟电厂的推动者或者说这个行业的参与者唯一可以做出的选择是：要不要让虚拟电厂这样一个国外已经验证成功的事物，在中国率先成为能源+互联网转型的排头兵，理论上来讲医疗、交通、农业这些基础领域也都有类似的创新具备这样的先天基因，可以在数字化转型大潮中嗖的一下从天而起。 如若不然，站在传统行业的就业、资源固化、习惯和经验使然的角度，虚拟电厂就和电报一样，并不是一个一定要出现的事物——如果不是因为有火车，没有八百里加急的快马追不上的人。 所以这些很来劲鼓噪虚拟电厂的老革命们，是不是应该去做空虚拟电厂更合心意，但是因为市场化条件不允许做空，所以才一而再的在我们面前出现这种怪现象：那些应该和最终被淘汰的人出来带歪一个概念以为别无他法，只能炒作和僭越。 与其他几个概念不同的悲催命运相比，虚拟电厂本来是最有互联网色彩，现在活生生的加入进去秒级感应、万物互联的物联网标志尚可理解，但是把嘀嘀出行活生生的做成某省级出租车智能管理系统，还号称填补以前没有出租车管理系统的空白，到底是赢还是输？ 何不妨换个概念？综合能源、增量配网、电力市场都有它不得不实施国情特色的苦衷和委屈，但虚拟电厂已经不是杀鸡取卵，而是掩耳盗铃了。 其实不必如此扭曲。传统电厂就是应该做空虚拟电厂，去做多数字化就是了。

广东省“十四五”节能减排实施方案 9月16日，广东省人民政府发布广东省“十四五”节能减排实施方案的通知，通知提出，完善市场化机制。推广绿色电力证书交易，引领全社会提升绿色电力消费。全面推进电力需求侧管理，推广电力需求侧管理综合试点经验。推广能效电厂模式。 强化电价、水价政策与节能减排政策协同，持续完善重点行业阶梯电价机制，落实高耗能等企业的电价上浮政策，全面推行城镇非居民用水超定额累进加价制度。 完善充换电、加注(气)、加氢、港口机场岸电等布局及服务设施，降低清洁能源用能成本。大力推广新能源汽车，城市新增、更新的公交车全部使用电动汽车或氢燃料电池车，各地市新增或更新的城市物流配送、轻型邮政快递、轻型环卫车辆使用新能源汽车比例达到80%以上。 推动公共机构带头率先淘汰老旧车和使用新能源汽车，每年新增及更新的公务用车中新能源汽车和节能车比例不低于60%，其中，新能源汽车比例原则上不低于30%，大力推进新建和既有停车场的汽车充(换)电设施设备建设，鼓励内部充(换)电设施设备向社会公众开放。到2025年，全省新能源汽车新车销量达到汽车销售总量的20%左右。 广东省人民政府关于印发广东省“十四五” 节能减排实施方案的通知 粤府〔2022〕68号 各地级以上市人民政府，省政府各部门、各直属机构： 现将《广东省“十四五”节能减排实施方案》印发给你们，请认真贯彻执行。执行中遇到的问题，请径向省发展改革委、生态环境厅反映。 广东省人民政府 2022年8月31日 广东省“十四五”节能减排实施方案 为贯彻落实《国务院关于印发“十四五”节能减排综合工作方案的通知》（国发〔2021〕33号），大力推进节能减排工作，促进经济社会发展全面绿色转型，助力实现碳达峰、碳中和目标，结合我省实际，制定本实施方案。 一、总体要求 二、主要目标 到2025年，全省单位地区生产总值能源消耗比2020年下降14.0%，能源消费总量得到合理控制，化学需氧量、氨氮、氮氧化物、挥发性有机物重点工程减排量分别达19.73万吨、0.98万吨、7.38万吨和4.99万吨。节能减排政策机制更加健全有力，重点行业、重点产品能源利用效率和主要污染物排放控制水平基本达到国际先进水平，经济社会发展全面绿色低碳转型取得显著成效。 三、实施节能减排重点工程 （一）重点行业绿色升级工程。 （二）园区节能环保提升工程。 （三）城镇节能降碳工程。 （四）交通物流节能减排工程。 （五）农业农村节能减排工程。 （六）公共机构能效提升工程。 （七）重点区域污染物减排工程。 （八）煤炭清洁高效利用工程。 （九）绿色高效制冷工程。 （十）挥发性有机物综合整治工程。 （十一）环境基础设施能力提升工程。 （十二）节能减排科技创新与推广工程。 四、健全节能减排政策机制 （一）优化完善能耗双控制度。坚持节约优先、效率优先，严格能耗强度控制，增加能源消费总量管理弹性。 （二）健全污染物排放总量控制制度。 （三）坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目发展。建立在建、拟建、存量“两高”项目清单，对照国家产业规划、产业政策、节能审查、环评审批等政策规定开展评估检查，分类处置、动态监控，坚决拿下不符合要求的“两高”项目。新建（含新增产能的改建、扩建）钢铁、水泥熟料、平板玻璃项目原则上实行省内产能置换。新建、改扩建炼油、乙烯和对二甲苯等项目，须纳入国家有关石化产业规划。全面排查在建“两高”项目能效水平，对标国内乃至国际先进，推动在建项目能效水平应提尽提；对能效水平低于本行业能耗限额准入值的，按有关规定停工整改。深入挖掘存量“两高”项目节能减排潜力，推进节能减排改造升级，加快淘汰“两高”项目落后产能。严肃财经纪律，指导金融机构完善“两高”项目融资政策。（省发展改革委、工业和信息化厅、生态环境厅、能源局牵头，省市场监管局，人民银行广州分行、人民银行深圳市中心支行、广东银保监局、深圳银保监局等按职责分工负责） （四）强化节能审查和环评审批源头把关。严格项目节能审查和环评准入，做好节能审查、环评审批与能耗双控、碳排放控制、重点污染物排放总量控制、产业高质量发展等的衔接。新上项目必须符合国家产业政策且单位产品物耗、能耗、水耗达到行业先进水平，符合节约能源、生态环境保护法律法规和相关规划。从严查处未按规定办理节能审查、环评审批等未批先建项目，依法依规责令项目停止建设或生产运营，严格要求限期整改；无法整改的，依法依规予以关闭。加强对“两高”项目节能审查、环境影响评价审批程序和执行结果的监督与评估，对审批能力不适应的依法依规调整上收。（省发展改革委、生态环境厅、能源局等按职责分工负责） （五）健全法规标准。推动制修订广东省节能条例、移动源排气污染防治条例，完善广东省固定资产投资项目节能审查实施办法。建立省节能标准化技术委员会，强化能效标准引领，围绕重点行业、设备和产品，制修订一批主要用能行业和领域的能效标准和耗能设备能效标准，不断提升准入门槛。制修订餐饮业和汽车维修行业大气污染物排放标准、水产养殖尾水排放标准、畜禽养殖业污染物排放标准等，完善污染防治可行技术指南或规范。深入开展能效、水效、污染物排放“领跑者”引领行动。（省发展改革委、生态环境厅、工业和信息化厅、司法厅、财政厅、水利厅、市场监管局、能源局等按职责分工负责） （六）完善经济政策。各级财政加大节能减排相关专项资金的统筹力度，支持节能减排重点工程建设，对节能目标责任评价考核结果为超额完成等级的地区给予倾斜支持。逐步规范和取消低效化石能源补贴。建立农村生活污水处理设施运维费用多元化投入机制。完善节能环保产品政府采购制度，扩大政府绿色采购覆盖范围。加大绿色金融创新工作力度，大力发展绿色信贷、绿色债券和绿色基金，推进气候投融资试点工作，强化对金融机构的绿色金融业绩评价。扩大在重金属、危险废弃物处置等环境高风险领域中环境污染责任保险的覆盖面。落实环境保护、节能节水、资源综合利用税收优惠政策。推行节能低碳电力调度，完善污染防治正向激励政策。全面实施企业环保信用评价，发挥环境保护综合名录的引导作用。强化电价、水价政策与节能减排政策协同，持续完善重点行业阶梯电价机制，落实高耗能等企业的电价上浮政策，全面推行城镇非居民用水超定额累进加价制度。健全城镇污水处理费征收标准动态调整机制，探索建立受益农户污水处理付费制度。（省发展改革委、工业和信息化厅、财政厅、生态环境厅、住房城乡建设厅、地方金融监管局、能源局，省税务局、深圳市税务局、人民银行广州分行、人民银行深圳市 中心支行、广东银保监局、深圳银保监局、广东证监局、深圳证监局等按职责分工负责） （七）完善市场化机制。积极推进用能权有偿使用和交易试点工作，加强用能权交易与碳排放权交易的统筹衔接，建立用能权与用能预算联动机制，推动能源要素向单位能耗产出效益高的产业、项目和能源利用效率较高、发展较快的地区倾斜。建立完善排污权交易制度，培育和发展排污权交易市场，鼓励有条件的地区扩大排污权交易试点范围。推广绿色电力证书交易，引领全社会提升绿色电力消费。全面推进电力需求侧管理，推广电力需求侧管理综合试点经验。推广能效电厂模式。大力发展节能服务产业，推行合同能源管理，鼓励节能服务机构整合上下游资源，为用户提供节能咨询、诊断、设计、融资、改造、托管等“一站式”综合服务模式。规范开放环境治理市场，推行环境污染第三方治理，鼓励企业为流域、城镇、园区、大型企业等提供定制化的综合性整体解决方案，推广“环保管家”“环境医院”等综合服务模式。强化能效标识管理制度，扩大实施范围。积极搭建低碳节能环保技术装备展示和项目对接平台。（省发展改革委、生态环境厅、工业和信息化厅、财政厅、市场监管局、能源局等按职责分工负责） （八）加强统计监测能力建设。完善能源计量体系，重点用能单位严格执行能源利用状况报告制度，按要求配备、使用能源计量器具。升级改造省能源管理中心平台，推广智能化用能监测和诊断技术，将年综合能源消费量1万吨标准煤以上的重点用能单位纳入能耗在线监测平台，推进数据整合和分析应用。完善工业、建筑、交通运输等领域能源消费统计制度和指标体系，探索建立城市基础设施能源消费统计制度。构建以排污许可制为核心的固定污染源监管体系，全面推行排污许可“一证式”管理，强化排污许可证监管执法和企业自行监测监管，加强工业园区污染源监测，推动涉挥发性有机物排放的重点排污单位安装在线监控监测设施。加强统计基层队伍建设，加大业务培训力度，强化统计数据审核，提高统计数据质量。充分发挥统计监督作用，防范和惩治统计造假、弄虚作假。（省统计局、发展改革委、生态环境厅、工业和信息化厅、住房城乡建设厅、交通运输厅、市场监管局、能源局等按职责分工负责） （九）壮大节能减排人才队伍。完善省、市、县三级节能监察体系，强化监察执法人员力量保障。严格落实重点用能单位设置能源管理岗位和负责人制度。加强县级及乡镇基层生态环境监管队伍建设，重点排污单位设置专职环保人员。加大政府有关部门、监察执法机构、企业、第三方服务机构等节能减排工作人员培训力度，建立健全多层次、跨学科的节能减排人才培养体系，创新人才培养模式，大力培育一批领军型、复合型、专业型人才。（省发展改革委、生态环境厅、工业和信息化厅、能源局等按职责分工负责） 五、强化工作落实 （一）加强组织领导。 （二）强化监督考核。 （三）开展全民行动。