虫虫说电力改革 - 节目列表

新能源配储能，“经济账”怎么算？ 当前我国储能正呈快速多元化发展趋势。与此同时，成本高企、缺乏可持续商业模式仍是困扰行业的主要难题。 新能源配储能“经济账”应该怎么算？ 储能正从电网“可选项”变为“必选项” 在今年迎峰度夏能源保供的关键期，新型储能电站江苏金坛盐穴压缩空气储能电站发挥了积极作用。这也是江苏新型储能技术参与电网柔性调节的新实践。这座储能电站的一期工程于今年5月26日正式投运，发电装机容量6万千瓦，储能容量30万千瓦时，能够为金坛本地电网的高峰支撑1/20左右的尖峰负荷，为电网低谷调峰做出6万千瓦的贡献。 江苏电网日最大峰谷差达2900万千瓦，占火电装机的30%。而江苏电网目前不参与调峰的清洁能源装机超过3000万千瓦，占比约30%。新能源的快速发展以及电网安全稳定运行的需求使得储能的重要性日益凸显。 据专家介绍，当风电、光伏发电等间歇性可再生能源占比在15%到25%之间时，就会对电网安全性和稳定性带来较大冲击；占比在25%到50%之间，对电网解决高比例新能源消纳能力和稳定性都将带来更多挑战，需要配置储能以应对电源端和负荷端的随机变化。 江苏电网对储能的需求是全国电网的一个缩影。国家能源局数据显示，今年1至7月，全国可再生能源新增装机6502万千瓦，占全国新增发电装机的77%；全国可再生能源发电量1.52万亿千瓦时，占全国发电量的31.8%。 随着需求快速增长，储能发展也步入“快车道”。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会不完全统计，截至目前，今年所投运的新型储能项目共有102个，总装机容量966兆瓦。其中，电化学储能项目共94个，装机容量881兆瓦，占总装机容量的92%。而根据国家能源局此前公布的数据，截至2021年底，我国新型储能规模超过400万千瓦。两组数据对比之下，储能增速之快可见一斑。 新能源企业配储“经济账”仍不好算 然而，蓬勃增长的数据背后，产业发展仍存难题。 许多新能源企业配储能是迫于地方政府强制配储的要求，为了让旗下的新能源项目能够顺利落地。“我要配储”的意愿不强，也缺乏确保储能电站和电网有效对接的积极性。 这就好比家里算账，总要有‘进项’和‘出项’。对于很多新能源企业来说，配储面临的问题是只有‘出项’，没有‘进项’，储能现阶段只是作为一个成本项存在。而近两年原材料价格持续走高，让这个“出项”的成本不断上行。储能各技术路线不同，成本也不一样，受电芯及原材料上涨等因素影响，目前我国电化学储能系统成本上行至每瓦时1.6元到1.9元，储能电池及系统企业毛利率普遍大幅下滑。宁德时代此前发布的中报显示，今年上半年，公司储能系统毛利率为6.43%，比上年同期减少30.17%。以碳酸锂为代表的原材料价格大幅上涨，对公司成本形成较大压力。 据业内人士测算，当我国电化学储能系统成本每瓦时1.8元时，电池单次循环成本约为每千瓦时0.7元，这意味着峰谷价差在每千瓦时0.7元以上，用户侧配储才有利可图。就新能源企业而言，若按15%配储，意味着发每度电增加了1毛钱成本。 此外，电化学储能的寿命一般为10年，跟光伏电站25年左右的寿命是不匹配的，如果光伏电站和储能电站是同期开工，我们会面临电池部分更换或者全部更换的问题，这也会抬升成本。 商业模式困局 尚待多点突破 要算好储能的“经济账”，应该从新型电力系统的角度去综合考虑，计算储能带动新能源项目落地并网给企业及电力系统带来的绿色价值。通过技术创新和产业协同，降低储能系统全生命周期的使用成本。 以江苏省为例，相比电池储能，压缩空气储能具有容量大、寿命长（约为电池的3倍）、安全性高、全生命周期单位容量投资低（约为电池的1/3）的优势，且没有后续处理的环保问题。江苏金坛地区盐穴资源理论上可以建设4000兆瓦压缩空气储能电站，而全国目前已利用的盐穴40多个，仅占总量的0.2%，可利用空间巨大。金坛盐穴压缩空气储能试验示范项目的成功投运，标志着技术革新让储能多元化发展成为可能。 要推动新型储能规模化大容量发展。新型储能尚处于不断探索创新阶段，在以科技创新推动降本增效的同时，应关注应用场景。新型储能的分布式发展主要适用于终端用户侧。伴生新能源基地式集约开发和快速发展要求，规模化的压缩空气储能、有安全保障的电化学储能集中式布局以及共享储能商业模式等将是供给侧新型储能高质量发展的基本路径。此外，储氢（氨）、储热（冷）等非电储能方式，在突破技术瓶颈后，也有望创造储能行业新业态。 总体来看，目前我国储能商业模式主要依靠峰谷电价差获利。其他商业模式仍在积极探索中，多是在区域性地方示范项目运行中依托容量电价和现货市场方式获取一定盈利空间。要真正实现储能商业模式的突破，还需要在并网与调度、电价、虚拟电厂、共享储能和独立储能运营等方面进一步探索。

拥硅为王 光伏产能的快速扩张，正推动产业链供给瓶颈加速向上游切换。作为光伏产业链的三个重要环节，多晶硅、硅片、光伏玻璃源头都是“硅”，伴随三个环节产能的高速扩张，对上游硅材料需求大幅提升。然而，受限于矿产资源有限且扩产周期较长，硅资源供给不能完全匹配下游需求，已然成为光伏行业的下一个“卡脖”环节，成为企业争相布局的下一个风口。 工业硅 作为当前光伏供应链矛盾最突出的环节，硅料价格是市场最关心的热点之一。然而，随着新、老企业的加速投产，硅料产能正逐步释放，“供给瓶颈”逐渐向上游工业硅转移。 根据工信部发布的工业硅行业运行情况，2021年，受光伏产业需求拉动，国内工业硅消费量186万吨，同比增长12.7%。其中，553冶金级工业硅均价为22590元/吨，同比上涨108%。作为多晶硅的主要原料，工业硅约占总成本28%，其价格的翻涨，让多晶硅企业倍感成本上涨压力。 综合中国光伏行业协会的预测，若2022年全球新增装机容量为210GW，光伏对应工业硅需求为88万吨，就工业硅270万吨的预计总产量来看，总的工业硅缺口达30万吨；若2023年全球光伏新增装机容量达240GW，预计整个工业硅供应缺口约达70万吨。也就是说，如果没有充足的工业硅原料作为保障，一旦硅料企业产能集中释放，或将出现因原料供应不足而限制生产的现象。 在上游原材料供给不足及涨价预期下，越来越多的硅料企业“杀入”上游工业硅环节，大幅扩产。，自去年以来硅料企业已在上游领域规划了259.5万吨工业硅产能。 从投资企业来看，不仅有特变、协鑫、大全等多晶硅龙头企业，也不乏如合盛硅业、东方希望等跨界而来的各环节龙头企业，甚至还有陕煤集团这样实力雄厚的国企。 以上扩产大军中，一部分企业出于保障原材料供应的考虑外；在对全产业链投资的企业中，也有部分企业因地方政府很难单独审批无下游转化的工业硅扩产项目，因此选择投资光伏全产业链。 硅片坩埚用高纯石英砂 光伏原料带来的供给“新瓶颈”不仅体现在多晶硅环节。作为硅石矿的一种，高纯石英砂是生产硅片坩锅的主要原料。近两年，硅片端在超750GW猛烈扩产潮下，产能集中释放，由此令熬制硅片用的石英坩埚一度出现供应短缺。与此同时，进口高纯石英砂价格也从年初4万元/吨飞涨至6万元/吨，涨幅高达50%，被市场认为是光伏产业链下一个“卡脖”环节。 目前，全球高纯石英原料矿资源高度集中且极为稀缺，能够批量供应高等级太阳能用高纯石英砂的企业主要以尤尼明、TQC、石英股份等为主。其中，尤妮明和TQC近年扩产意愿不强，产能增量主要以石英股份等为主。对应到供给端，考虑产能爬坡18月以上，短期供需短缺难改善。据机构测算，2022年~2024年，全球光伏坩埚原料高纯石英砂需求量分别为6.75万吨、8.96万吨、11.00万吨，供需缺口将分别达到0.45万吨、1.36万吨、2.05万吨。 值得一提的是，随着硅片向大尺寸、N型迈进，为保证拉晶品质、使用寿命和安全生产，所对应进口高纯砂用量比例愈发提高；意味着在今后数年内，高品质石英砂供应将成为制约硅片产能的关键卡脖环节之一，“拥砂为王”将愈演愈烈。 在此趋势之下，龙头硅片企业则纷纷通过锁定与供应企业紧密的合作关系，保证坩锅供应。 目前，国内主要坩锅企业有江阴龙源、宁夏晶隆、欧晶科技、阳光硅谷电子科技有限公司。其中，江阴龙源、欧晶科技是中环股份石英坩埚的供应商。值得关注的是，在TCL中环的加持下，欧晶科技近期即将登陆A股资本市场，成为“石英坩埚第一股”。欧晶科技计划上市募资后，对部分现有太阳能级石英坩埚及其他石英制品生产线升级改造，扩大高品质石英制品的生产规模。 宁夏晶隆石英是隆基绿能的石英坩埚供应商，此外丽江华品石英制品有限公司也是隆基单晶硅棒项目的配套企业，生产的石英坩埚直接供给隆基用于拉制单晶硅棒。今年3月，江华品石英新增2条生产线，进一步提升产能。 阳光硅谷电子科技有限公司是晶澳太阳能有限公司的全资子公司。 光伏玻璃用石英砂 不同与硅片坩锅对石英砂高纯度要求，光伏玻璃用石英砂，要求铁含量小于等于150ppm(百万分之一,为砂粒等级)，目前，只有优质脉石英可以通过传统选矿技术能达到此要求。而当优质稀缺资源“撞上”光伏玻璃激进扩产潮，供需趋紧趋势下，价格一涨再涨。数据显示，安徽省低铁石英原矿平均含税价格从2020年的160元/吨上升至2021年的200元/吨，增幅达25%。 在光伏玻璃生产成本结构中，直接材料所占比重约为40%，而低铁超白石英砂作为重要原材料之一（在原料成本中占比约25%），仅次于燃料成本。对于依赖于规模效应，比拼成本的光伏玻璃行业来说，优质、低价、稳定的原料供应将成为牵制光伏玻璃企业未来竞争力的主要因素之一。 巧妇难为无米之炊，在光伏玻璃企业持续性投产高峰下，为提高石英砂自给率，光伏玻璃企业开启扎堆“扫矿”模式。今年7月，光伏玻璃龙头福莱特以最高报价33.8亿元，竞得安徽省凤阳县灵山-木屐山矿区新13号段玻璃用石英岩矿24年的采矿权，此矿区的玻璃用石英岩矿资源量达11700.5万吨。而仅在5个月前，福莱特刚刚宣布完成收购大华矿业100%股权和三力矿业100%股权。 同月，南玻A合资公司参与安徽省凤阳县灵山-木屐山矿区新16号段玻璃用石英岩矿采矿权竞拍，以9.3亿元竞得15年(含基建期6个月)采矿权。此矿资源储量玻璃用石英岩矿累计查明3091.91万吨，夹石及剥离物累计查明406.10万立方米，设计开采规模为200万吨/年。 6月中下旬，安彩高科发布公告称，收购景陆松及其一致行动人持有长治市正庆合矿业有限公司的控股权及该公司采矿区域内相关资产。长治市正庆合矿业拥有石英岩矿采矿许可证，开采矿种石英岩，矿区面积0.0853平方公里，保有储量123.41万吨，生产规模10万吨/年。 此外，光伏玻璃“新兵”也瞄准硅砂资源，加入抢矿混战。旗滨集团2021年在湖南资兴建设年产57.6万吨的超白石英砂生产基地；2022年3月在马来西亚沙巴州建设年产120万吨超白石英砂矿产线，总投资8.5亿；4月，在云南昭通投资10.8亿元建设光伏玻璃配套石英砂生产基地。 海螺水泥在安徽凤阳县投建光伏产业园，计划投资包括石英岩矿山和深加工、光伏玻璃生产、光伏组件、太阳能发电等，打通产业链。 当下，向上游拓展已经成为行业发展的新趋势。然而，值得关注的是，随着产能集中，在未来激烈的价格竞争下，将成为企业坚实“护城墙”还是“沉重的包袱”呢？

绿电调节模式——虚拟电厂强势来袭 继储能赛道一路飘红后，另一绿电调节模式——虚拟电厂强势来袭。 资本市场上，虚拟电厂概念股在2022年前三季度走强，同时北半球多国因“高烧”天气导致用电负荷连创新高而引发的“能源困境”，更是为虚拟电厂的热度添了一把薪柴。 就在国内虚拟电厂火热的同时，美国的特斯拉近期也投下重注，以超过5万个Powerwall储能电池，让北加州的虚拟电厂业务扩展至该州的南部地区。当存在供电短缺时，Powerwall每向电网输送1千瓦时电，注册用户可获得2美元补偿。虚拟电厂在国内和国际资本市场的表现，可谓赚足了眼球。 不过，业内人士对虚拟电厂的“火”持不同态度。一些人认为虚拟电厂可以有效缓解电力供需矛盾，对传统电网提供有力补充；另外一些人则认为目前虚拟电厂资本概念存在泡沫化，尚处于空中楼阁，“虚”的程度有多少，不得而知。 虚拟电厂究竟是真“火”还是过度追捧，一定程度上要从其发展历程来看。虚拟电厂并不是一个新概念。早在2001年，欧洲各国就开始开展以集成中小型分布式发电单元为主要目标的虚拟发电厂研究项目。在我国，虚拟电厂的相关概念于2019年前后出现在相关二级市场。当时尚处于发展初期，受制于应用场景影响，并未在二级市场激起太多水花。 近年来随着新型能源强势崛起，光伏、风电、氢能等清洁能源快速成长，虚拟电厂的作用越发凸显。作为“看不见的电厂”，虚拟电厂是通过先进信息通信技术和软件系统等数字化手段，将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。 简而言之，虚拟电厂相当于电力“大脑”，来调节供需平衡，其后续技术越先进越完善，转换效率提升幅度就越大。此外，虚拟电厂的灵活性与可扩充性也是传统电厂所无法比拟的。今年以来，国家和各地方相继出台各项政策支持虚拟电厂发展。目前，国内已建成多个大型虚拟电厂试点项目，分布在河北、江苏、浙江、广东、上海等多个地区。 面对虚拟电厂盛宴，国能日新、朗新科技、国网信通、远光软件、恒实科技、国电南瑞等多家上市公司明确表示已经对虚拟电厂领域进行了不同程度的探索。 虚拟电厂的投资机会主要分为三类，一是发电端信息化企业，有望参与发电端聚合优化进程；二是用电端信息化企业，可以深度参与电力交易，接通买卖双方；三是综合能源优化系统，可以全方位服务能源运作。 不难看出，资源聚合商有望成为电力行业生态的主角。因为虚拟电厂对厂商的资源整合能力具有较高要求，行业门槛高筑，所以带有电力产业资源的厂商竞争优势凸显。虚拟电厂的核心技术就在于源网荷储协同调度技术，将需求侧资源作为常态化资源纳入电网调度系统，实现源网荷储协同调度。资源聚合商则通过算法优化和业务模式创新促进电力系统效率提升。 综合来看，虚拟电厂已经吸引资本入局，无论是真火热，还是虚繁荣，只有真正将虚拟电厂的建设落到实处，虚实结合，才能支撑起不断走高的股价和估值。

各电网企业负责组织本经营区内可再生能源发电项目的建档立卡工作 10月21日，国家能源局综合司关于组织开展可再生能源发电项目建档立卡有关工作的通知，通知指出，对2022年7月31日前并网在运的可再生能源发电项目，2022年10月31日前完成建档立卡。2022年7月31日后续并网的项目，原则上在并网后一个月之内完成建档立卡。 原文如下： 各省(自治区、直辖市)能源局，有关省(自治区、直辖市)及新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有 限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司，国家可再生能源信息管理中心： 为全面准确掌握全国可再生能源发电项目的数量和规模等情况，进一步加强行业精细化管理和服务，支撑绿色电力证书核发和 交易、新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制认定等工作， 在可再生能源发电补贴核查项目填报信息的基础上，拟对全国并网 在运的可再生能源发电项目开展建档立卡，建立全国可再生能源发电项目库。现将有关事项通知如下： 一、建档立卡的对象为2022年7月31日前并网在运的风电、太阳能发电、常规水电、抽水蓄能和生物质发电项目，后续并网项目及时建档立卡。 二、建档立卡的内容主要包括项目名称、所在地、项目业主、核准(审批、备案)时间、装机容量、并网时间、项目运行状态等信息，详见附件1。 三、各省级能源主管部门负责做好本行政区域内可再生能源发 电项目建档立卡工作，组织项目业主依托国家可再生能源项目信息管理平台建档立卡系统填报信息并对信息进行审核确认。 四 、各电网企业负责组织本经营区内可再生能源发电项目的建档立卡工作，按要求填报信息并对信息进行审核和确认。 五 、项目业主负责做好项目信息填报工作。已在可再生能源发电补贴核查系统、水电流域监测系统、国家光伏扶贫项目管理系统填报的项目，由国家可再生能源信息管理中心负责将项目信息推送至建档立卡系统，项目业主负责校核。 六、 国家可再生能源信息管理中心负责建档立卡系统的建设运行、技术支持和动态维护，对全国可再生能源发电项目信息进行统一归集、统一管理，按月报国家能源局(新能源司),并抄报有关省级能源主管部门和有关电网企业。 七、每个建档立卡项目由系统自动生成项目编码。该编码为项目全生命周期的唯一身份识别代码，将与绿色电力证书核发和交易、 新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制认定等工作做好衔接。项目编码内涵详见附件2。 八 、请各单位高度重视，认真做好可再生能源发电项目建档立 卡工作，对2022年7月31 日前并网在运的可再生能源发电项目，2022 年10月31日前完成建档立卡。 九、2022年7月31日后续并网的项目，原则上在并网后一个月之内完成建档立卡。 十 、建档立卡系统网址

屋顶风能技术新突破 分散式风电将迎爆发增长 在全球范围内，分散式风电和分布式光伏是两种主流的可再生能源分布式应用模式。 但在过去数年里，受制于建设成本高、审批流程繁复、土地、融资、并网等诸多因素，分散式风电相对于集中式风电和分布式光伏，依然发展缓慢。 分散式风电在欧洲兴起，特别是丹麦和德国，技术和商业模式都臻于成熟。在中国和美国，相对高歌猛进的光伏却略显落寞。 但近期，包括中国在内的一些国家，政策方面开始鼓励分布式风电的发展；技术上也屡屡获得突破。这为分布式风电的发展打开了巨大空间。 最近，来自英国的Katrick和来自美国的Aeromine分别公布了有别于传统叶片涡轮机的分布式风能技术，有望改变分散式风电的游戏规则。此外，中美两国在政策层面也对分散式风电予以了更大的支持，分散式风电正逐步迈入高速增长阶段，未来有望成为推动风电装机增长的一大主力。 01 分散式风电的潜力及政策助力 去年，国家能源局正式提出“千乡万村驭风计划”，就此打开了分散式风电的市场空间。2021 年9 月，国内多个城市与风电企业发起“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”方案，并率先提出“十四五”期间风电下乡总装机规模50GW 的目标。 从各省项目规划情况看，十三五末期规划的分散式风电总规模已接近20GW。据《长江证券》预计十四五期间将十三五规划的项目落地，实现50GW 分散式装机规模的确定性较高，年均新增10GW 左右。 长期来看，根据中国风能协会测算，按照全国 69万个行政村计算，假如其中有 10 万个村庄可以在田间地头、村前屋后、乡间路等零散土地上找出200 平方米用于安装 2 台5 兆瓦（MW）风电机组，全国就可实现1000 GW的分散式风电装机规模。若按69 万个村庄单个村庄安装1 台4-5MW 风机，则潜在市场规模也将达到上千吉瓦（GW ）级别。在此基础上，若分散式风电的渗透率进一步提升，或单个村庄的风机数量进一步增长，分散式风电的潜在市场空间有望进一步向上，为风电装机提供较大的增量。 2017年，国家能源局首次推出《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》，业界认为分散式风电发展的“春天”已经到来。然而，政策颁布初期，受制于核准周期长、建设用地限制大、融资和建设成本高、运维管理难等问题，分散式风电的推进举步维艰。 如今，分散式风电已经迈过了那段幼稚期，正稳步迈向成熟期。 十四五以来，政策端对分散式风电持续推动，2021 年国家能源局在第四届风能开发企业领导人座谈对风电下乡亦有所展望，指出中东南地区重点推进风电就地就近开发，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”。 今年，国家能源局发布《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，提出将推动千村万户电力自发自用，支持具备资源条件的地区，特别是乡村振兴重点帮扶县，建设分布式风电和光伏发电。5月30日，国家发改委、国家能源局发布了《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，文件提出风电项目由核准制调整为备案制，积极推进乡村及工业企业分散式风电开发，打通了过去分散式风电项目的一大壁垒。 不久后，地方层面便积极响应。吉林省能源局发布《吉林省能源局2022 年度推进新能源乡村振兴工程工作方案》，成全国首个省级“新能源+乡村振兴”方案。四川省发改委与能源局印发《关于进一步规范风电建设管理有关事项的通知》，同样明确集中式风电项目由省发展改革委核准，分散式风电项目由市（州）发展改革委核准，推动风电项目由核准制调整为备案制。 整体看，在国家层面政策的持续驱动下地方政府积极响应，在经济性大幅提升背景下有望大幅带动分散式风电的潜在需求。 除了中国，远在大洋彼岸的美国也具有丰富的分散式风电潜力并与近期迎来了政策利好。 根据美国国家可再生能源实验室（NREL）的新分析，美国今天有潜力提供近1400 GW的分布式风能容量，并从中获利。同时，NREL 研究人员分析了分布式风能在实现美国到 2035 年实现 100% 清洁电力目标方面可能发挥的作用，他们确定美国有足够的分布式风能潜力来供应美国目前年用电量的一半以上。在政策方面，美国刚立法不久的《通货膨胀削减法案》中则规定对对低收入社区符合标准的风电、光伏设施增加10-20%的税收优惠，将会进一步推动美国国内分布式风电及光伏的发展。 02 屋顶风电技术的新突破 除了政策助力，近期，在技术革新方面，分散式风电也引来了新的突破。科研人员们把目光投向了不同于传统涡轮风机的无叶片风能装置。 英国可再生能源公司Katrick Technologies 设计了一种独特的风力发电面板系统，可利用来自地面和低空环境的风能生产可持续能源。与传统涡轮机相比，这些面板使用更广泛的风频和风速，使用单独作用的翼型来捕获动能并将其转化为绿色电力。风力发电板中包含多层机翼，不同尺寸的机翼增加了利用动能的表面积，当风穿过面板时，它们会独立振荡，产生能量，然后可以将其转化为可持续的电力。 在实践中，面板可以安装在跑道附近、路边或建筑物顶部。由于其较小的尺寸和模块化配置，它们还可以与现有陆上风电场等新建场地互补，最大限度地发挥场地的发电潜力。该公司目前正在与格拉斯哥机场进行风测图项目，以确定现场安装的面板可以产生多少电力。研究表明，该技术每年每10kW额定面板阵列可产生高达 22000 千瓦时的电力。目前，Katrick已将其风力发电面板系统应用于Silverburn 购物中心及Howard Tenens的仓储设施中。 与传统叶片涡轮机相比，Katrick Technologies 的风力发电板具有以下关键优势： 1 尺寸小，更易于建造和安装，同时在工作空间内保持较大的表面积，这也意味着它们可以安装到现有结构中，即使在城市和住宅环境中也是如此。 2 面板的尺寸和翼型的配置使它们能够捕获所有速度和频率的风，包括涡轮机无法进入的地面风。 3 由于其模块化设计和快速部署，它们可以在任何规模上轻松实施。它们还需要很少的维护，从而延长了它们的整体生命周期。 此外，美国休斯顿大学的附属公司 Aeromine Technologies 也设计了一种创新性的屋顶无叶片风能装置，该系统已通过与阿尔伯克基的桑迪亚国家实验室和德克萨斯理工大学的联合研究得到验证，可轻松安装在建筑物的边缘，并且可以在与屋顶太阳能相同的成本下产生多达 50% 的能量，同时仅只需太阳能电池板所需屋顶空间的 10%。 该系统由多个静止的、静音的单元组成，这些单元采用专利空气动力学设计，可在低至 5 英里/小时的风速下捕获并放大建筑气流，类似于赛车上的翼型。具体运行时，这些固定的机翼向风中倾斜，在设备的中心产生低压真空区域，通过机翼本身或中间圆杆上的穿孔吸入空气，以填充该低压区，此过程中管道中的一个相对较小的内部螺旋桨将运转并进行发电。 Aeromine 的无叶片风能装置系统通常由 20 到 40 个单元组成，安装在面向主要风向的建筑物边缘，可安装于仓库和配送中心、制造设施、办公楼、多户住宅开发和大型零售店等平屋顶建筑物。该系统静音且易于安装，使其成为现场可再生能源的经济高效且节省空间的解决方案。 根据Aeromine 2021 年 1 月向 AFWERX Reimagining Energy 挑战提出的解决方案中，这些单元的每个额定功率为 5 kW，相当接近一个典型的21片家用屋顶太阳能系统的输出。在新闻稿中，Aeromine也表示，一个无叶片风能装置单元可提供与多达 16 个太阳能电池板相同的电量。 此外，Aeromine 的无叶片风能装置系统可以与现有太阳能解决方案进行无缝集成，Aeromine 系统的屋顶占地面积小，因此可以利用太阳能电池板覆盖屋顶的其余部分，实现太阳能与风能的互补使用。该技术是传统分布式风力涡轮机的重大飞跃，传统分布式风力涡轮机不适合大多数屋顶应用。目前，巴斯夫正在其位于密歇根州怀恩多特的制造厂测试该系统。 “这是一个改变游戏规则的技术，为快速增长的屋顶发电市场增加了新的价值，帮助企业利用尚未开发的分布式可再生能源实现其弹性和可持续发展目标。Aeromine的专利技术为现场发电市场带来了风能的性能，减轻了旋转的风力涡轮机和效率较低的太阳能电池板所带来的传统限制。” 03 未来可期 当前风电产业正处于发展的“十字路口”，分布式风电被认为是撬动产业下一轮爆发的“蓝海”。今年以来，一系列政策红利试图带动分布式风电“换挡”进入快车道。今年，国家能源局等九部门联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》提出，“十四五”期间通过试点示范，在全国100个县中优选10000个行政村，推动乡村风电开发。 在此情况下，多家行业研究机构都预测认为，分散式风电装机已经步入了高速增长期。平安证券指出，2021 年以来风机价格大幅下降，分散式风电有条件在平价的同时与乡村振兴融合，风资源数据库以及测风数据共享等机制将有效解决分散式风电测风相关问题，核准制改备案制将简化分散式风电项目开发的前期流程，这些因素有望合力推动国内分散式风电的兴起，打开陆上风电的成长空间。 在未来新型能源系统中，风电、光伏占比要到65%至70%，而目前风电、光伏在能源结构中占比还不足5%，风电仍有很大的发展空间。集中式风电、分散式风电各有优势，缺一不可，分散式风电未来潜力巨大。 陆上集中式风电、海上风电和分散式风电被称为拉动国内风电规模化发展的“三驾马车”。集中式风电与海上风电已行到中途，技术革新和政策驱动则将会成为分散式风电这架“马车”冲刺的号令枪，分散式风电未来可期。

为何液冷储能系统越来越受市场青睐？ 随着国内储能市场的不断发展壮大，我国累计储能装机规模已经跃居全球第一，储能项目的应用越来越广泛，并且形成了完整的产业体系，我国的电化学储能已经步入了产业规模化发展。 但储能电池和人一样，需要在舒适的温度环境下工作，长期处于高温环境下的电池，寿命会明显缩短，性能下降，甚至发生不可控的安全事故。为了应对储能安全和更优性能的挑战，从2020年开始，液冷储能逐渐成为行业潮流。据统计，截止至2022年底，液冷储能仅占有30%的市场份额，但到2025年，液冷储能将占据储能市场50%以上的份额。 为什么液冷储能系统近几年会受到越来越多的关注？ 简单来说，液冷储能系统，是针对电池温度管理的一种温控技术，通过对冷却液对流换热，可以实现对每一个电芯进行精准的温度管理，液冷储能系统是一个更高效、更安全的温度控制系统。我们比较熟悉的空调、电动汽车等，都会用到这种温控技术。 那么液冷储能系统有哪些特点与好处呢？ 首先是安全性，液冷储能技术含量较高，因为它不是简单的系统散热，而是要通过冷却液对流直接对电芯散热，方式可控，不受外界条件影响，而且散热效率高，对温度的控制更加精确，可以极大程度的降低温度失控、起火爆炸的风险。 其次是经济性，储能系统的集成设计，除了安全还要考虑到全生命周期的运行维护，液冷储能系统可以通过管道和液体的流量设置，使电芯的温度更加均匀，与风冷系统相比，可以节省30%-50%的能耗，从而降低运营成本，并且提升系统寿命。 除其自身优势外，液冷储能系统的发展与当下市场的需求也密不可分。从2021年到现在，全国各地陆续出台多项储能配比的相关政策，多次强调了“储能时长”指标。但随风电、光伏等新能源装机占比的不断提高，未来需要更多的储能装机容量来平抑、消纳，平滑新能源发电的输出，以及应对潜在的极端天气的挑战，所以长时储能在未来将成为刚需。长时储能系统如果采用风冷散热技术，需要大面积的散热通道，严重影响储能电站的空间利用率，而液冷储能系统散热率高，相较于传统风冷储能系统，将节省40%以上的占地面积，更适合大规模和长时储能的场景应用。未来随着新能源电站、离网储能等更大电池容量、更高系统功率密度的需求上升，液冷储能占比将越来越大，势必会凭其综合优势成为储能市场的主流。

再投百亿！宝马扩建在华电池项目 近日，有消息称，德国宝马集团打算停止在英国牛津工厂生产MINI电动汽车，并将在2023年年底前把该生产线转移到中国。 宝马中国方面10月16日表示，牛津工厂将暂停电动车生产，但不会停止生产MINI车型，并明确与长城汽车合作的光束汽车将生产纯电动MINI。 10月18日凌晨，宝马品牌方面回应称，英国牛津工厂将持续成为MINI生产的战略核心，关于下一代车型，牛津工厂将生产MINI Cooper三门版和五门版车型，以及MINI敞篷车，但其中并未提及MINI下一代车型的电动版本。 宝马将再投资百亿人民币扩建其在沈阳的高压电池生产中心，扩大在中国的电池项目投入。据悉，该中心是宝马集团全球第三家以及德国之外第一家完整的动力电池中心。 2017年10月，华晨宝马沈阳动力电池中心正式揭幕，该中心是宝马集团在德国以外首家拥有完整电池装备能力的电池中心，集电池研发、生产及测试于一体，采用创新及内部定制的生产流程，进一步提升了华晨宝马在新能源汽车领域的实力。2020年，华晨宝马动力电池中心二期正式揭幕，成为全球第一个宝马第五代动力电池生产基地。目前，新宝马iX3和新宝马i3搭载的第五代动力电池均在华晨宝马动力电池中心二期生产。 01 MINI电动车或将在张家港生产? 据了解，MINI品牌1959年由英国汽车公司（BMC）推出，1994年，宝马成为MINI实控方，并成功让MINI车型的产量突破百万辆。一直以来，英国牛津工厂都是MINI的主要生产基地。 停止在英国牛津工厂生产MINI电动车型的原因是该工厂生产效率低，电动汽车和燃油汽车在同一条生产线上生产。牛津工厂没有为电动车做好准备，作为长城汽车与宝马合资项目的一部分，下一代纯电车型MINI Aceman将改在中国生产。 而早在2018年，宝马集团就与长城汽车成立了合资企业光束汽车。光束汽车生产基地项目总投资约51亿元，建设地点为江苏省张家港市，拟在2022年建成，这是宝马在全球范围内首个纯电动车合资项目。长城汽车此前表示，双方的合作不仅在生产层面，还包括在中国新能源汽车市场上进行纯电动汽车的联合研发，预计未来的 MINI 纯电动汽车以及长城汽车旗下新产品均将在此投入生产。 去年11月，MINI品牌发布全新品牌战略，将中国市场作为全球重点。按照其战略规划，2023年MINI将在中国生产制造两款纯电动车型；预计到2027年，MINI纯电动车在全球的比率将达到50%，中国市场比率将更高；到2030年初，MINI将成为宝马集团旗下首个实现纯电动化的品牌。 今年9月，MINI品牌首款纯电动都市跨界概念车——MINI Concept Aceman在上海亮相。 不过，牛津永远是MINI的故乡，当英国再次生产MINI电动汽车的时候，它将在长城汽车开发的装配平台上，牛津工厂需要大量投资，才能在未来大规模生产电动车。 02 宝马加强与中国新能源企业合作 目前，中国已经成为全球最大的新能源汽车市场。中汽协数据显示，今年前三季度中国新能源汽车累计销量为456.7万辆，同比增长110%，已超过2021年全年销量。乘联会预计，今年新能源汽车全年批发量有望达到650万辆。 在此背景下，宝马集团前三季度在中国市场也取得了不错的成绩。数据显示，1-9月，宝马品牌和MINI品牌在中国共交付592873辆新车。其中，纯电车型前三季度同比增长了65%。 电池联盟注意到，看好中国新能源市场的巨大机会，宝马加深了与中国新能源产业链企业的合作。 8月4日，河钢集团与宝马集团在沈阳签署合作备忘录，根据协议，2023年起，宝马沈阳生产基地量产车型中逐步使用河钢的低碳汽车用钢，并在2026年逐渐过渡到基于氢冶金技术生产的绿色汽车用钢。 9月9日，宁德时代与宝马集团宣布达成一项长期协议，从2025年开始，宁德时代将为宝马集团“新世代”车型架构的纯电车型供应圆柱电池。根据协议，宁德时代将为宝马供应标准直径为46毫米的新型圆柱电池，这些产品将在位于中国和欧洲的两座电池工厂生产，每座工厂供应宝马的年产能高达20GWh。 9月27日，宝马集团官微发布消息称，自2022年11月起，BMW数字钥匙适用范围将包含华为、荣耀、小米、vivo、OPPO品牌。据介绍，BMW数字钥匙适用于10余款宝马车型，包括全新BMW 3系、新BMW 5系，创新纯电动BMW iX3等。宝马适用于华为、荣耀、小米、vivo、OPPO的数字钥匙基于NFC技术，操作简单、便捷。 可以预见，随着我国新能源汽车、动力电池的飞速发展，将吸引宝马及更多国外企业来华投资，这为我国新能源产业的发展带来巨大机会的同时，相关企业也面临一些压力。因此，国内企业要不断增强自身实力，这样才有能力长时间占领国际市场！

2023年全球光伏产业链趋势展望 2022年光伏产业链经历了疫情，地震、限电等多重因素的影响，硅料充分发挥其瓶颈作用，从原材料端制约了组件实际产出，而欧洲能源危机加剧助推光伏产业链需求旺盛，加剧市场供应紧张氛围，产业链价格居高不下；时间步入2023年，光伏产业链又将迎来何种变化，硅料供给瓶颈是否解除，产业链发展又将遇到哪些新的问题，出现哪些新的趋势？ 通过分析光伏产业链各环节实际产出及可支撑装机数据指出，随着硅料新增产能的逐步释放，2023年硅料整体供应充足，不再是制约产业链发展的瓶颈环节；但在硅片环节，因为高纯石英砂的供应偏紧将带动拉棒用坩埚产出受限，硅片生产成本或将增加，也将制约硅片实际产出；此外，电池片环节大尺寸PERC电池片也将面临供需紧平衡现象，仍需密切关注N型电池片的市场化进度；辅材方面，背板、玻璃供需无虞，胶膜中EVA粒子供应偏紧情况仍然存在，N型技术的快速发展也将带动POE粒子需求的高增；结合产业链相关数据，2023年全球光伏装机量将在330-360GW之间。 硅料有效供给约为134万吨，整体供应充足 2023年硅料扩产产能逐步释放，2023年硅料的有效供给约为134万吨，可支撑375GW以上的装机，约505GW的组件产出，整体供应充足，不再是产业链发展的瓶颈环节。观察硅料新增产能的释放进度，实际增量主要还是集中在2023年的下半年，部分新玩家受制于能评，环评、技术方案等原因，产能释放进度有较大的不确定性，预期2023年当产业链各环节库存有一定压力时，硅料价格将进入稳步下降通道。 硅片产能持续扩张，高纯石英砂或限制硅片实际产出 2023年硅片企业进入新一轮扩产周期，新玩家及二线企业也在加速扩张产能，龙头企业产能集中度持续下滑，整体竞争格局将趋于分散；硅片生产环节需要用到的坩埚的原材料高纯石英砂紧缺的态势比较确定，将对硅片实际产出形成限制，这在一定程度缓解硅片竞争格局恶化；尺寸上，2023年大尺寸市占比将突破90%，166尺寸市占持续萎缩；此外，N型硅片渗透率将不断提升，随着TOPCon电池片的量产，预计2023年占比将提升至20%以上； 电池片产能扩张以N型为主，大尺寸PERC电池片供应偏紧 2023年全球电池片产能有望达到669GW，同比增长26%，较之前增速放缓，且主要以N型技术为主，预计待N型市场成熟后，电池片扩产有望继续加速；而PERC产能扩张几乎处于停滞状态，且电池片龙头企业深化垂直一体化布局，电池片外售量减少，与下游旺盛的装机需求相比，大尺寸PERC电池片供应或将偏紧；尺寸上，大尺寸组件的出货占比稳步提升，带动大尺寸电池片需求亦有所上升，预计到2023年大尺寸电池产能占比达到92%。 N型电池片即将迎来发展关键期，性价比及终端市场接受度仍有待验证，持续降本增效、产业链配套协同发展仍然是新技术发展的主要方向。 全球组件产能扩张以中国为主，头部组件企业盈利有望率先修复 全球组件产能持续扩张，2023年组件产能可达642GW，同比增长22%。其中，中国组件企业扩产产能占多数，海外地区（中国以外）组件产能增长部分主要为一二线组件企业在东南亚产能布局，及在欧洲、印度、美国、韩国等地区受本土化制造支持部分当地的组件企业亦有新建产能释放；随着主辅材价格的回落，在规模优势、成本优势及品牌渠道优势下，头部组件厂商有望率先受益，盈利率得到修复。 目前，主流光伏企业的组件产品功率已经全面迈入600W+，地面电站应用场景产品高功率趋势明显，分功率段看，600W以下主要以M10 版型的产品为主，600W以上主要以G12版型的产品为主；户用&工商业场景的产品功率在400-450W之间，随着分布式市场的持续火热，以及整县推进等国家政策的大力支持，分布式产品有望快速发展；此外，随着N型技术迭代升级加速，采用大尺寸+N型的技术，组件功率可达700W+，这也是未来光伏行业的新技术、新产品的发展方向。 2023年全球光伏产业链将呈现以下趋势： 1、硅料供给瓶颈解除，预期2023年Q1当产业链各环节库存有一定压力时，硅料价格将进入稳步下降通道，这也将进一步刺激终端装机需求； 2、高纯石英砂原材料供应紧张，有望接替硅料形成对硅片有效产能的限制，硅片成本或将上涨； 3、大尺寸PERC电池片供应紧张局面或将持续，预计2023年产能扩张以N型电池片为主，而PERC产能扩张处于停滞状态，23年大尺寸PERC电池片或将出现供需紧平衡现象，主要关注TOPCON电池片的实际产出及订单能见度； 4、粒子产量供应仍然偏紧，N型加速发展带动POE胶膜需求提升； 但在高价刺激下各环节均具备供给向上弹性，预计2023年全球光伏装机量将在330-360GW之间。

支持绿电交易！多地出台政策！ 近期，北京、山西、重庆、湖南、辽宁、贵州、江西、广西南宁、安徽六安等多个地区发布相关政策支持绿色电力交易，对于促进绿色消费具有积极作用。 北京：到2025年市外调入绿色电力规模力争达到300亿千瓦时 日前北京市政府印发《北京市碳达峰实施方案》，从7方面28项措施书写“双碳”新篇，推动全市继续有序做好碳达峰、碳中和有关工作。 方案指出，逐步理顺外调绿电输配、交易和消纳机制，加强需求侧管理，形成有利于促进绿色电力调入和消纳的政策环境。深化与河北、内蒙古、山西可再生能源电力开发利用方面合作，大力推动绿电进京输送通道和调峰储能设施建设，建设以新能源为主的新型电力系统。到2025年，新型储能装机容量达到70万千瓦，电网高峰负荷削峰能力达到最高用电负荷3%—5%，市外调入绿色电力规模力争达到300亿千瓦时，太阳能、风电总装机容量达到280万千瓦，新能源和可再生能源供暖面积达到1.45亿平方米左右。到2030年，太阳能、风电总装机容量达到500万千瓦左右，新能源和可再生能源供暖面积比重约为15%。 深化电力、热力、天然气价格改革，研究完善差别电价、分时电价、居民阶梯电价和供热计量收费政策。继续完善碳市场要素建设，充分发挥碳排放权交易机制的作用，创新自愿减排交易机制和碳普惠机制，引导多元主体参与，扩大碳市场影响力。实现本市碳市场与全国碳市场有序衔接，做好温室气体自愿减排交易机构建设。率先探索建立用能权有偿使用和交易制度。持续推进绿电交易，加强电力交易、用能权交易和碳排放权交易的统筹衔接。加大财政资金对低碳技术和项目的支持力度，逐步削减对燃气供暖等化石能源消费的政策补贴，加强对光伏发电、地热及热泵等可再生能源开发利用的政策支持。推动构建绿色金融体系，大力推进气候投融资发展，引导更多社会资金流向低碳领域，支持有利于低碳发展的信贷、债券、基金、期货、保险等绿色金融创新实践。 山西：在工业园区推动绿色电力直接供应 10月8日，山西省发展和改革委员会山西省能源局发布关于印发《山西省可再生能源发展”十四五“规划》的通知。 通知中提到，提升可再生能源就地消纳能力。从负荷侧、电源侧、电网侧多措并举，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，着力增强系统灵活性、适应性，破解新能源消纳难题。推进现役和新建煤电机组灵活性改造，提升电源侧灵活性调节能力；创新调度运行机制，提升电网调度运行控制水平和电网灵活调节能力；通过价格信号引导用户错峰用电，提升电力需求侧响应能力。 推动可再生能源发电在终端直接应用。在工业园区、大型生产企业和大数据中心等周边地区，因地制宜开展新能源电力专线供电，推动绿色电力直接供应。结合增量配电网试点，积极发展以可再生能源为主的微电网、直流配电网，扩大分布式可再生能源终端直接应用规模。 重庆：加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束 10月10日重庆市发改委发布《重庆市促进绿色消费实施方案》。方案指出，推动绿色能源转型。落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制要求。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的区县逐步提升绿色电力消费比例。加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，逐步提升绿色电力消费最低占比。组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布，有序引导用户更多消费绿色电力。探索在电网保供能力许可的范围内，对消费绿色电力比例较高的用户在实施需求侧管理时优先保障。逐步建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，引导市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。加强与碳排放权交易的衔接，跟进落实国家在排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的相关政策。加快培育地方碳市场，修订完善碳排放核算指南等，充分统筹衔接绿色电力碳排放量等因素。持续推动智能光伏创新发展，大力推广建筑光伏应用，加快提升居民绿色电力消费占比。有序推进航电枢纽建设，增强清洁电力能源供给，科学推进水电合理化布局。 10月13日，重庆市经信委公开征求对《重庆市工业领域碳达峰实施方案》（征求意见稿）的意见。意见稿指出，打造绿色低碳工业园区。持续创建绿色园区，强化园区节能降碳基础设施建设。以园区企业循环式生产和产业循环式组合为导向，加速绿色产业项目集聚式发展，打造园区内绿色低碳产业链条。推动有条件的绿色园区低碳升级，规范园区碳排放科学管理，健全园区碳排放管理机制。鼓励园区内企业深度参与碳排放权、排污权、用能权及绿色电力直购等资源环境权益交易。鼓励园区创新工业技术减排的低碳、零碳和负碳技术应用场景及载体，探索园区碳汇发展新模式。开展近零碳园区试点，打造一批近零碳试点建设优秀案例。 湖南：积极组织参与全国绿电市场交易，试点推进省内绿电交易 湖南省发改委日前发布印发《湖南省推动能源绿色低碳转型做好碳达峰工作的实施方案》的通知。其中提到，健全电力市场体系，规范中长期市场交易，完善辅助服务市场建设，丰富创新辅助服务交易品种，稳步推进电力现货市场建设。积极参与全国统一电力市场建设，打破省间交易壁垒，有序推动外电参与省内辅助服务市场，持续推进新能源全面参与电力市场交易。积极组织参与全国绿电市场交易，试点推进省内绿电交易，做好绿电交易与绿证交易、碳排放权交易的衔接。以增量配电改革试点区域为重点，探索分布式发电市场化交易，发展以消纳可再生能源为主的增量配电网。充分发挥市场机制作用，探索建立容量市场，在确保健康可持续发展前提下，推进煤电向基础性、调节性电源并重转型。 辽宁：引导有需求的用户直接购买绿色电力 10月11日，辽宁省人民政府办公厅发布关于印发《辽宁省加快推进清洁能源强省建设实施方案》（以下简称《方案》）的通知。 《方案》指出，构建加快清洁能源发展的市场机制。立足全国统一大市场建设，扩大交易规模，加快构建东北区域能源（电力）交易中心。深入推进电力市场体系建设，打破地区间交易壁垒，推动中长期、电力现货、辅助服务市场协同运行，完善清洁能源市场交易机制。研究出台新能源调度工作办法，通过市场机制引导新能源健康可持续发展。探索开展绿色电力交易，以市场化方式发现绿色电力的环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果。做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。（责任单位：省工业和信息化厅、省发展改革委等，相关市政府，省沈抚示范区管委会） 建立促进清洁能源消纳的价格机制。完善峰谷分时电价机制，通过科学划分峰谷时段，完善电力市场价格规则，发挥电力市场价格引导作用，提高省内电源顶尖峰发电能力、新能源消纳能力，有效平衡电力供需，在保障系统安全的同时提高清洁能源消纳能力。落实抽水蓄能电站容量电费核定与传导机制，促进储能等新型灵活性调节资源的投资可靠回收，提高系统灵活调节能力。建立用户参与辅助服务费用分摊机制，推动储能设施、虚拟电厂、用户可中断负荷等需求侧灵活性调节资源参与辅助服务。落实清洁取暖电价、气价、热价等政策。（责任单位：省发展改革委、省工业和信息化厅等，相关市政府，省沈抚示范区管委会） 贵州：发放绿色电力证书支持绿色低碳发展的企业形象 日前，贵州省发展和改革委员会发布贵州省促进绿色消费实施方案（征求意见稿），文件指出，落实新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制政策，加快推动南方区域绿色电力交易试点工作，持续完善绿色电力交易的常态化交易机制，发放绿色电力证书支持绿色低碳发展的企业形象，全面提升绿色电力消纳能力。（省发展改革委、省能源局、省商务厅） 发挥大型国有企业的示范引领作用，鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，鼓励用电企业开展分布式光伏发电建设，积极推进分布式光伏与储能、微电网等融合发展。到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。（省国资委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省能源局、省发展改革委） 结合绿色电力峰谷特性，有序引导用户优化用能时序，促进绿色电力消纳和消费双提升。鼓励支持新兴产业提高绿色电力消费占比。（省能源局、省发展改革委） 持续推动屋顶分布式光伏发展，大力推广建筑光伏应用，发挥党政机关等公共机构率先垂范作用，加快提升公共机构和居民绿色电力消费占比。（省住房城乡建设厅、省机关事务局、省能源局、省电网公司） 大力推广智能家电，通过优化开关时间、错峰启停，减少非必要耗能、参与电网调峰。（省商务厅） 江西：建立健全用能权、绿色电力证书等交易机制 10月10日，江西省工业和信息化厅、江西省发展和改革委员会和江西省生态环境厅发布《关于印发江西省工业领域碳达峰实施方案的通知》，《方案》提出，扩大光伏、风电、水电等可再生能源供给，持续推进工业绿色电力消费，逐步降低化石能源消费比重。完善市场机制。严格开展碳排放配额分配和清缴、温室气体排放报告核查，鼓励重点企业参与全国碳排放权交易市场，加强对重点排放单位和技术服务机构的监管。统筹推进排污权有偿使用与交易，探索开展用能权有偿使用和交易试点，建立健全用能权、绿色电力证书等交易机制，培育交易市场，利用市场机制推进工业企业节能减污降碳。落实绿色低碳产品服务认证与标识制度，强化绿色低碳产品、服务、管理体系认证。 广西南宁：积极推广绿色电力证书交易 近日，广西南宁发布“十四五”节能减排综合实施方案（征求意见稿），方案提出，强化电价政策与节能减排政策协同，严格执行高耗能行业阶梯电价等绿色电价机制，扩大实施范围、加大实施力度，落实落后“两高一低”企业的电价上浮政策。落实城镇污水处理费征收标准动态调整机制。〔市发展改革委、财政局、工信局、生态环境局、住建局、金融办，南宁税务局等按职责分工负责〕 完善市场化机制。创新有偿使用、用能预算管理、投融资等机制，积极参与节能减排要素指标交易市场建设。按照国家、自治区统一部署，逐步落实排污权、用能权、水权等有偿使用和交易制度，推动能源要素向优质项目、企业、产业及经济发展条件好的地区流动和集聚。积极推广绿色电力证书交易，鼓励企业通过南方区域绿色电力交易市场购买风电、光伏发电等绿色电力，提高绿色电力消纳水平。鼓励节能服务公司创新服务模式，为用户提供节能咨询、诊断、设计、融资、改造、托管等“一站式”合同能源管理综合服务。建立节能服务公司、用能单位、第三方机构信用监管制度，依法依规将失信信息纳入全国信用信息共享平台（广西）。探索培育以合同能源管理交易为特色的资产交易平台。鼓励有条件的合格投资者按市场化方式发起设立科创、产业投资基金，投资节能服务相关产业。推行节能低碳、环保电力调度，按照国家、自治区统一部署严格执行可中断负荷电价机制，实施广西峰谷分时电价政策。 安徽六安：建立绿色能源消费促进机制 10月12日六安市发改委发布《六安市能源发展“十四五”规划》，文件指出，建立绿色能源消费促进机制。 落实统一绿色产品认证与标识体系建设，建立绿色能源消费和服务的认证机制，鼓励各类社会组织采信认证结果。认真执行节能产品、环境标志产品政府采购政策，加大政府绿色采购力度。鼓励采取补贴、积分奖励等方式引导企业和居民采购绿色产品。大力宣传节能及绿色消费理念，深入开展绿色生活创建行动。配合做好国家和省碳排放权交易市场建设，督促高排放行业企业参与碳排放权交易

终端需求呈现不确定性 硅片价格或将分化（10.19） 本周单晶硅市场仍持稳运行，专业化硅片企业并未调整报价。M6单晶硅片（166mm/160μm）价格区间在6.31-6.43元/片，成交均价维持在6.36元/片，周环比持平；M10单晶硅片（182 mm /155μm）价格区间在7.52-7.68元/片，成交均价维持在7.58元/片，周环比持平；G12单晶硅片（210 mm/155μm）价格区间在9.9-10.16元/片，成交均价维持在10.05元/片，周环比持平。 供给方面，宁夏、内蒙、新疆等地受疫情影响的多家企业陆续复工复产。据硅业分会统计，10月硅片产量较9月增加约5%，包括开工率提升的增加量和受疫情影响的减少量。具体来看，增量主要来自于宁夏中环、青海晶科、新疆晶科、内蒙双良、云南宇泽等企业的新增产能释放，以及由于硅料产出陆续投放市场，各家单晶硅企业开工率提升，产量总计增加约10%-12%。减量主要来自于银川、呼和浩特、包头等地的单晶硅生产基地受疫情影响被迫减产，产量总计减少约6%。 需求方面，电池端，M10单晶PERC电池片报价维持在1.33-1.34元/W。近期大尺寸电池供应偏紧，刺激G12单晶硅片需求量。组件端，远期订单成交价维持在1.92-1.96元/W之间，四季度终端开始接受组件价格，国内地面电站项目逐步启动，对硅片需求有一定支撑。欧洲出口方面，海运需要40天左右到港，随着圣诞节的临近，人员用工加剧紧张情况，需求开始逐步放缓。 综合供需两端的情况，预期短期内不同尺寸硅片供需格局可能转变，硅片价格或将出现分化。本周两家一线企业开工率分别降至70%和80%，银川基地受疫情影响减产，目前事态已经得到控制，企业正逐步恢复生产。一体化企业开工率维持在70%-100%之间，其余企业开工率维持在80%-100%之间。

电力现货中场之战 在我国电力市场建设的版图中，现货市场是一项全新的机制，也是最受关注的改革内容之一。在过去的五年里，我国现货市场的建设呈现出迟迟难起步，但一经迈过门槛便跑出加速度的态势。 2017年8月，国家发展改革委、国家能源局公布第一批电力现货交易市场试点，经过几年来的方案建设、规则设计、模拟试运行，2021年，首批电力现货市场全面进入了“真金白银”的财务结算试运行阶段；2021年3月，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等第二批现货试点名单公布，部分第二批试点已按照计划启动结算试运行或模拟试运行；今年3月，省间现货市场开展结算试运行，预计今年年底第二、第三批试点将启动现货市场试运行，届时现货机制将覆盖全国大部分地区。 五年现货，市场建设完成了阶段性任务，市场主体对于现货交易有了具象化认识。现货市场赋予了发电、用电企业更多的自主权，价格的时空变化也增强了市场主体竞争意识，“以市场机制优化资源配置”的理念获得了企业和用户的普遍认同。 中场之战，既要谋事，更需谋局。诚然当前现货市场还存在着各类机组的市场定位及参与市场方式悬而未决，中长期市场与现货市场、省内省间市场衔接不畅，市场运行风险防范尚未健全等问题，但电力现货行至中场，其艰难挑战并不仅仅存在于试点范围扩大、市场层级提升所带来的一系列技术问题，更在于把握下一步市场推进的新方位，夯实市场建设的制度基础。 始于2015年中发9号文的新一轮电改，在起步时恰逢我国电力供应相对宽松，为电改推进创造了有利的外部环境。但短短几年，进入“十三五”末期，相对宽松的供需局面已然逆转，摆在面前的是史无前例的全球能源危机、风云突变的国际格局，以及只争朝夕的“双碳”大计。内外部变量复杂交织，市场建设所承载的诉求与期盼更为多元。在电力现货的战场不断扩大的当下，亟需审视当前行业发展的忧患、目标与任务，从战略层面进一步明晰市场的功能与定位。 聚焦成本收益 助力经济保供 过去一年里，能精准概括全球能源现状的关键词莫过于“缺”和“涨”。能源短缺导致一次能源价格全线上涨、电力市场价格屡创新高、用能成本与日俱增，在全球的能源市场里，价格上涨得近乎触目惊心。 涨价反映了全球电力供需严重失衡。较之国外，我国用户的电力价格仍然相对“稳定”，但这并不意味着我国电力供应无忧。今年夏天，水电大省四川限电引发全国支援；9月，云南的用电缺口仍未缓解，保供仍然是当前行业工作中持续性的重点任务。 保供稳价的背后，发电行业负重已久，其中传统煤电与新能源各有所难：去年下半年，受到上游煤炭市场涨价的冲击，和新型电力系统建设下煤电转型的影响，煤电陷入全行业亏损的境地，可持续发展能力受到严重威胁。国家出台了一系列煤电纾困解困的措施，但未从根本上解决煤电之困；新能源则面临着全额保障性收购制度难以落实到位、配置储能压力重重、光伏组件等上游原材料价格上涨过快，新能源消纳成本逐渐显性化并呈上升趋势等问题。重压之下，通过电力现货市场发现价格信号、优化资源配置，从而实现科学保供、经济保供，成为当下现货试点加速推进的出发点之一。 发现价格是市场建设的一项关键经济功能，真实的价格信号应合理反映电力供需和成本变化。在构建新型电力系统目标任务的加快推进和全球一次能源价格上涨的情况下，电力生产成本上涨的趋势在短期内不可逆转，我国电力现货市场发现价格的能力有待进一步提升。电价应该反映电力生产的真实成本，现阶段发电行业陷入困境反映出的问题之一在于，过去我们传统电价机制是单一制电量电价，这种单一电价结构已经不能适应新型电力系统下电能价值多元化的要求。为了适应安全、经济、低碳的新型电力系统，应该合理反映电能量、容量、系统运行、环境价值等多方面成本，特别是系统运行成本。在传统发电和大工业用户占比高的二元结构时代，发电可调可控，负荷波动相对平稳可预测，系统运行的调节服务是由发电企业无偿提供的。但新型电力系统所形成的电力生态中，发电主体和用户主体多元化发展，源荷双侧随机波动加大，系统调节成本和调节难度显著提升。在安全保供不可松懈、‘双碳’目标“说到做到”的要求下，必须合理建立多元化的电价机制。在树立了这种认识的前提下，才能探索市场下一步建设的发力点。 但囿于电力作为公用品的特殊属性，过去我国电力价格长期处于管制状态，尽管市场改革不断深化、市场理念逐渐深入人心，但“还原电力商品属性”这一宗旨仍然处于有共识、难落实的层面。也正因如此，在市场化改革的大势面前，行业内某种复杂心理仍然存在：既希望通过市场缓解资源配置矛盾，又担心市场推高电价。 最近，欧洲电价飙升使得部分欧盟国家对当前的电力市场设计合理性产生质疑，欧盟委员会要求欧盟能源监管合作机构对此开展评估。最终监管机构认为，在相对“正常”的市场条件下，当前的电力批发市场设计确保了高效和安全的电力供应，应当继续保留。现行的市场规则实际上一定程度地缓解了当前危机，避免某些地区限电甚至停电。如果采取不当的紧急措施或干预市场价格形成机制，将扭曲价格信号，可能会使欧盟市场一体化和广泛竞争倒退，增加今后能源转型的总成本。 以人为镜，观照自身。在我国能源转型与电力保供日益严峻的形势下，更应加快完善市场化价格形成机制，充分发挥市场价格信号作用，从而更好地引导各类市场主体形成“系统友好型”发用电方式，保障电力安全可靠供应，使转型成本最大限度地控制在社会可负担范围内。在行业发展急剧变革的时代，如果仍然对电力市场抱有“能跌不能涨”的期待，则有悖于经济规律，不利于电力行业的健康可持续发展和国民经济的高效运行。 电力市场本身提供了最科学的保供机制，但是，被人为的价格限制制约了。让价格机制充分发挥作用，在迎峰度夏（冬）中释放合理的价格信号，让更多用户包括居民用户参与市场，是整体上和长期内最低成本的保供方式。现货市场发现价格在各省建设方案中都有提出，但是，实际上却通过0~1.5元/千瓦时价格下、上限，使价格在相对较小的范围内运行，该高不高，该低不低，市场主体难以充分响应。值得注意的是，本该由各省现货市场发现的价格却由省间现货市场和需求侧响应机制发现了，省间现货市场最高成交价格超过7元/千瓦时，多省需求侧响应补偿标准达到4.5元/千瓦时。现货市场价格变化包括出现极端高价和极端低价是电力系统规律和市场规律共同作用的结果，由于极端高价一般持续时间很短，实际上不会对用户年度电费产生太大影响。但是，极端高价和极端低价产生的削峰填谷效果对电力系统经济和安全运行却能产生难以估计的积极影响，这是国外政府和公众理性对待现货市场极端高价的根本原因。目前，一些省燃煤发电机组利用小时数已经很低，却还在大规模建设新电厂。目前居民负荷是系统最大负荷的主要来源，不让居民优化用电而建设更多低利用小时数的电厂，会导致居民今后承担更大的用电成本 。 表面上看，一些现货市场也在持续运行着，但究竟是在以市场的形式走‘计划’的路，还是在酝酿新的改革动力，仍需拭目以待。可以说目前的试点虽有孤军奋战之勇，但仍受先天不足之困，比如将市场价格上限限定在较低水平、设置固定的供需比限制市场竞争、缺乏流动性和风险管理工具等，都会制约最优的机组准入和应有的价格波动，使市场无法传递真实的价格信号。 当前，电力保供支撑经济增长的任务迫切要求市场建设绝不能仅仅停留于“看得见”，而需要实实在在地“起作用”。既不能把发电企业让利视作改革红利，也不应将燃煤成本传导作为效益目标，更不能把双边协商、集中撮合和挂牌交易等市场竞争方式当作电力市场改革本身。而是要综合测算改革的成本收益，如通过电力市场改革实现发电侧低成本、低煤耗和低排放电源对高成本、高煤耗和高排放电源的替代，强调用户侧响应价格信号削峰填谷降低系统最大负荷和提高系统年负荷率的效果，以及削峰填谷后减少的发电和电网配套投资等，使我国电改的目标回到资源优化配置效益这一核心诉求上来。 完善市场体系 支撑多元价值 在“双碳”目标的战略部署下，建设与新型电力系统运行相适应的电力市场，是电力市场化改革的题中之义。构建新型电力系统需要怎样的技术和资源，投入这些技术与资源会遇到怎样的现实挑战，是深化现货市场建设面对的首要问题。 当前新能源已经成为电源增量的主体，未来成为存量主体也只是时间问题。在高比例新能源的电力系统中，电力的充裕性、稳定性和灵活性价值凸显，但当前的市场机制并没有为以上价值提供足够的激励。当然，这也并不仅仅是中国面临的问题，而是全球面临的共同挑战。 以煤电为例。近年来，煤电为电力保供和系统平衡作出了突出贡献，随着新能源发电的大幅增长，煤电企业在被挤占生存空间的同时承担了更多的系统平衡责任，但其收益主要来自于电量交易和限定在发电侧的辅助服务补偿，其灵活调节、容量保障、应急备用等多维价值无法兑现经济收益。在国内外频频限电的现实挑战下，容量资源成为电力系统中最急迫的需求之一。但煤电作为当前能源市场里仍居主导地位、功能作用无可取代的电源之一，在市场中却难以获得合理的激励回报，严重影响到电力系统的容量充裕度。 而未来电力系统中的主角新能源，仍然在进与不进市场之间艰难抉择。《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）针对新能源入市已经提出了明确的时间表，留给新能源的时间已经不多。但新能源进入市场，尤其是现货市场，将面临着收益下降的风险。 在现货市场中，机组报价策略科学、调节性能好的电源主体占有竞争优势，机组报价粗放、存在出力受阻或缺陷的机组相对居于劣势。新能源靠天吃饭，发电具有间歇性、随机性、波动性特点，不仅存在曲线履约难、偏差风险大等问题，还将面临着市场高价时难出力、市场低价时电量大发的窘境。从近几年各地新能源参与市场的情况来看，新能源入市后收益均显著降低。 作为构建新型电力系统所必备的核心技术和电源类型，新能源大规模、高质量发展是刚性目标，在新能源市场竞争力相对不足的现状下，仍然需要政策发力，市场驱动，保障新能源合理收益，增强新能源持续投资的市场信心。激发绿证消费市场是新能源进入现货市场的前提条件，如果新能源的绿色属性无法产生经济效益，仅仅依靠电力市场中的收益将难以可持续发展，但我国当前绿证交易采取自愿原则，成交比例低，没有形成应有的市场规模。促进绿证交易的关键是出台强制配额制度。没有强制配额，绿证交易就无法形成具有持续性的市场。 容量保障、灵活调节、绿色低碳……支撑新型电力系统的多种价值需要不同的市场主体来提供，而以上价值的提供者，也应获得合理的长效激励。如果缺乏相应的多元价值激励机制的支撑，孤立的现货市场难以深入推进。受访专家认为，需要按照“谁受益、谁承担”的原则开展辅助服务市场、同步建立容量补偿机制、落实强制绿证制度等，促使市场形成一个完整的有机体，从而鼓励各种类型的发电资源投资，帮助参与现货的发电企业收回固定成本，科学疏导建设新型电力系统的成本，保证系统可靠性。 在电力发展与体制机制改革的任何时期，都不能放松对容量保障的重视程度。回顾我国二十年电改的历史路径，其政策导向和制度安排具有鲜明的容量激励特征。我国电力行业最初就是围绕解决缺电难题而发展起来的，电力体制改革的内核聚焦于协调电力容量投资和经济增长需求之间的关系，从而创造了电力大国的辉煌成就。随着‘十三五’经济发展进入新常态，在供给侧结构性改革的背景下，对容量激励的引导有一些忽视，对电力系统变化的预判以及能源安全形势的把握不够准确，使得当前容量投资受到冲击。现货市场的建设，填补了我国长期缺失的短期价格信号发现机制，但同时也需要合理保留容量投资激励的长效机制，推进现货市场配套机制建设，使多种市场交互衔接，这更加需要加强顶层设计，以系统思维构建电力市场体系，以适应电力系统变化特征、保障能源安全、满足经济增长与低碳转型对于电力行业的需求。

浙江2022年8月工商业用户分摊33.44亿元 市场主体怎么说 在电力市场中，损益电费（不平衡费用）一直客观存在。近期，浙江2022年8月全电力市场损益清算结果公布于众。结果显示，浙江8月全电力市场清算损益合计亏损38.44亿元，根据相关政策文件要求，本次工商业用户实际分摊33.44亿元，纳入月度电费账单中。剩余未分摊资金后续统筹回收。 自从9月份浙江公布了7月份全电力市场损益数据以来，损益情况就引起了业内的广泛关注。结果显示，7月份浙江的全电力市场清算损益合计亏损为49.9亿元，本次工商业用户实际分摊34.9亿元，纳入月度电费账单中。剩余未分摊资金后续统筹回收。8月份虽比7月稍有减少，但用户分摊仍然有33.44亿元之多，对此，有市场主体仍表示“要不起”。 2022年浙江全电力市场损益清算情况 先来回顾一下浙江今年以来的全电力市场损益情况。截至目前，浙江共公布了8个月的全电力市场损益情况，总损益情况为亏损106.97亿元。其中1-6月，市场总体损益在亏损7.37亿元至盈利1.97亿元之间，1月和6月两个月份显示为盈利，其他月份均为亏损情况。 根据浙江发布的月度损益清算明细显示，盈亏数据主要来自于发用两侧电能电费偏差、居民、农业用电产生损益、执行分时电价产生盈亏、综合线损偏差费用、代理特殊用户增收费用。而居民、农业用电产生的亏损占据了大头。 进入7月份后，浙江全电力市场的亏损数额达到49.9亿元，居民、农业用电亏损占据了79.97%。8月份浙江全电力市场亏损数额有所降低，为38.44亿元，居民、农业用电亏损比例为62.48%。