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2025年上海新能源汽车年产量预计超过120万辆 10月13日上午，上海市政府召开新闻发布会，介绍新一轮《上海市交通发展白皮书》相关情况。到2025年，上海新能源汽车年产量预计超过120万辆，新能源汽车产值突破3500亿元，占全市汽车制造业产值35%以上。 未来十年，绿色出行体系要更加健全，中心城绿色交通（轨道交通、公共汽电车、轮渡、自行车和步行）出行比例不低于75%。货运结构要更加优化，新能源、清洁能源应用比例显著提升，交通生态环境影响持续好转， NOx污染物排放减少30%， 力争实现交通碳排放量(不含航空、水运)达到峰值，确保航空和水运碳排放量增长保持在合理区间。 上海将强化新能源汽车推广应用，到2025年个人新增购置车辆中纯电动汽车占比超过50%，公交汽车、巡游出租车等新能源汽车占比超过80%，推动公交和环卫等领域开展氢燃料电池汽车示范应用，2025年力争达到1万辆规模。 与此同时，推进交通领域装备的电气化转型提升充(换)电、岸电等使用便利性。到2025年，计划建成充电桩76万个、换电站300座，车桩比不高于2:1。探索氢燃料电池车辆商业性示范应用，适度超前布局加氢站，建成并投入使用各类加氢站超过70座，实现重点应用区域全覆盖。

为什么分布式“隔墙售电”现在行不通？ 由于集中式光伏的快速发展，我国山东等地区已经出现了欧美等国家出现的净负荷“鸭型曲线”，光伏为购买平衡服务承担的经济责任越来越大，相应集中式光伏项目经济性下降。因此，全国范围内分布式光伏电站成为行业的发展重点。国家能源局今年一季度新闻发布会披露，2021年全国光伏新增装机54.88GW，为历年来最高。其中，光伏电站25.6GW；分布式光伏29.28GW，约占全部新增光伏发电装机的55%，历史上首次超过集中式电站。截至去年底，分布式光伏已累计装机突破1亿千瓦，约占全部光伏发电并网装机容量的三分之一。国家能源局数据同时显示，据不完全统计，2021年全国整县推进屋顶分布式光伏试点县累计备案容量46.23 GW，主要分布在山东、河南和浙江；累计并网容量17.78 GW，主要分布在山东、浙江和广东。 分布式光伏电站通常是利用屋顶资源建设光伏电站，一般采用自发、自用、余电上网的上网模式。随着分布式的快速发展，装机和上网电量越来越多，已成为新型电力系统的重要组成部分，有必要提前探讨其如何参加市场。目前，国际上，普遍采用净计量政策，也在探索分布式光伏参加批发市场的方式，近期英国学者波利特先生提出的“混合式”市场改革，重点就是要求分布式光伏作为电源参加电力现货市场，即“从理论上，需要对现有市场进行小改变，以降低其参与市场的门槛，并允许小型分布式的聚合商发挥更大的作用”。 分布式光伏也是光伏，集中式电站的问题分布式光伏并未减少，只是分布式光伏目前可以相对集中式光伏少交了很多费用，才显得有“经济性”。国家推动的“隔墙售电”一直不能规模化落地，固然有部分原因是体制机制不衔接，但是“隔墙售电”行不通的根本原因，是“隔墙售电”只是分布式光伏参与市场的一个侧面，一个对分布式光伏有利的方面，分布式光伏该参加的环节被“缺省掉”了。 一是社会责任问题。分布式电源，本质是新型电力系统中的新型自备电厂。燃煤自备电厂遗留的历史问题、面临的发展问题，燃煤自备电厂的盈利方式问题，隔墙售电一个不少——该承担的交叉补贴没有承担、该承担的基金附加没有承担，造成不拥有分布式的工商业用户承担更多的社会责任。分布式光伏电站中部分业主是居民，但分布式上网实质是经营行为，居民也就变成了工商业。从这个行为来说，分布式光伏电站的业主，就需要承担交叉补贴。分布式的“隔墙售电”本质上扩大了少交“交叉补贴和基金附加”的用户范围。 二是“不足补有余”的道德问题。当前的电网（输配电）投资是按照用户的最大负荷设计的，虽然分布式拥有者和“隔墙售电”的购买者减少了网购电量，但电网投资却是“一分没少”。分布式光伏和“隔墙售电”实际上造成了输配电收入减少，对电网公司而言是亏损的，按照输配电价核定制度，其少收的输配电电费会造成下一个监管周期输配电价（假设其他边界条件不变）上涨。输配电费补窟窿的方式是将这部分投资转移到没有分布式的用户身上回收，进而成了道德问题。因为有分布式屋顶资源的业主大多为企业园区或实质行为构成从事工商业的居民，继而也就变成了没有屋顶的居民“穷人”补贴有屋顶的工商业“富人”，所以被称为“隔墙售电的道德问题”。当然，为了维持系统可靠性，发电侧的有效容量投资也需要按照用户的最大负荷设计，与输配电费的道德问题同理，在发电侧容量电费上，也存在类似的问题。 三是市场分割问题。受电力使用方式以电网为主影响，电力商品有四个方面：电量、平衡、调节和可靠性，对应三个市场，电力现货市场（电量和平衡）、辅助服务市场（调节）、容量市场或容量回收机制（可靠性），以及在这三个电力市场基础上衍生出的避险机制，包括远期合同（国内称为中长期合同）、期货、期权等。“隔墙售电”严格意义上说是远期合同，或者认为只反映电力商品中的一个方面——电量，并不能够清晰反映分布式光伏的真正价值（被高估）。更为麻烦的是，简单的“隔墙售电”会割裂市场，影响现货发现价格，这也是波利特先生为什么提出要求分布式参与现货的原因。在分布式发展比例极高的山东为例问题会更加突出，分布式光伏电站装机大幅增长，对平衡能力提出挑战。对电网平衡来说，分布式电源原本体量小系统影响还可以忽略，但是以现在2000多万千瓦的规模，隔墙售电会在发电时间对于平衡和供需产生影响，形成事实上的市场分割，扭曲现货价格，形成市场分割套利。 分布式光伏参与市场的正解，应当一是将“隔墙售电”作为分布式光伏参与市场交易的远期合同；二是分布式光伏应参与电力现货市场和容量市场（或容量回收机制）；三是拥有分布式光伏的业主应当采用两部制输配电价（容量电价部分加大比例）或单一容量输配电价方式收取输配电价，并且按照实际用电量缴纳发电侧容量电费（如有）；四是拥有分布式光伏的业主应当按照分布式光伏发电量缴纳交叉补贴和基金附加。这样做了“全套”实现公平后，可见分布式光伏的经济性没有预期乐观，“隔墙售电”也不具备明显优势。当然，约束“隔墙售电”的体制机制问题，也应该得到解决，分布式光伏也应获得公平的市场主体权益。 不可否认，分布式电源大量接入配电网能带来降低系统损耗、提高供电可靠性、减少环境污染等一系列益处。但隔墙售电仍然是一种财务或金融上的合同约定，若不考虑社会责任和电力市场，一股脑单纯炒概念、单一发展分布式电源是不现实的，“挖墙角”的思维发展产业也是不可持续的。

“双碳”背景下优化调整电网碳排放因子的思考 2021年8月，国家碳达峰碳中和工作领导小组办公室成立碳排放统计核算工作组，负责统筹做好碳排放统计核算工作，加快建立统一规范的碳排放统计核算体系，彰显了我国对碳排放数据核算及数据质量的高度重视。在企业温室气体排放核算实务中，对于购入使用电力产生的二氧化碳排放核算最常用的是排放因子估算法，即用购入使用电量乘以电网碳排放因子得出对应的碳排放量。因此，电网碳排放因子作为连接电力消费量与碳排放量的重要参数，其使用是否合理、取值是否恰当，极大程度影响着温室气体排放的核算质量，对于能否精准评估各地区、各企业、各项目的碳排放量（或碳减排量），以及能否制定高质量的碳达峰、碳中和实施方案具有重要意义。当前，电网碳排放因子存在更新不及时、时空分辨率体现不够、绿色环境价值尚未体现、无法引导企业主动调整用电行为等问题，亟需建立客观、直观、精准的电网碳排放因子体系，为监测碳排放动态、落实减碳行动提供科学数据参考。 碳排放核算主要方法 碳排放核算可以直接量化碳排放数据，还可以通过分析各环节碳排放数据，找出潜在的减排环节和方式，对碳资产管理和碳市场建设至关重要。目前，碳排放核算主要有两种方法：碳计量和碳监测。碳计量数据是基于现有数据计算而来，碳监测数据是直接从排放端测量而来。相对而言，碳计量是目前发展相对成熟的碳排放核算方法，国家发展改革委发布的24个行业排放核算报告指南仅包含“基于计算”的碳计量法，“基于测量”的碳监测法是未来的发展趋势，可以避免核算过程人为因素干扰造成的数据失真。 碳计量计算方式可以概括为两种：排放因子法(Emission-Factor Approach)和质量平衡法(Mass-Balance Approach)。排放因子法是联合国政府间气候变化专门委员会(Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC)提出的一种碳排放估算方法，可以简单理解为能源消耗量附加一个排放因子，排放因子是与能源消耗量相对应的系数。在碳质量平衡法下，碳排放由输入碳含量减去非二氧化碳的碳输出量得到。相对而言，排放因子法是目前适用范围最广、应用最为普遍的方法。 企业间接碳排放概念 根据2012年世界可持续发展工商理事会和世界资源研究所发布的《温室气体核算体系：企业核算与报告标准（修订版）》（以下简称《企业标准》）、2018年国际标准化组织ISO发布的《ISO 14064-1:2018组织层面温室气体排放及消减的量化及报告指导性规范》（以下简称ISO 14064-1）定义，依据企业是否拥有或控制排放源，温室气体排放可以分为直接排放和间接排放。其中，直接排放被划定为范围一排放，指由企业直接控制或拥有的排放源所产生的排放。间接排放是指由企业活动导致的、但发生在其他企业拥有或控制的排放源的排放。《企业标准》将间接排放进一步区分为范围二排放和范围三排放。范围二排放是指企业外购的电力、蒸汽、热力或冷力产生的温室气体排放（在ISO 14064-1中称为“能源间接排放”），范围三排放则包括其他所有间接排放（ISO 14064-1中称为“其他间接排放”）。 《企业标准》和ISO 14064-1要求企业核算范围一和范围二排放，因此外购电力排放因子（即范围二电网碳排放因子）是企业进行温室气体核算时必不可少的关键数据。 电网碳排放因子分类 电网碳排放因子指电网覆盖区域单位电量的碳排放水平。根据使用场景和管控目的不同，主要分为两类：第一类是计算温室气体排放量，采用的排放因子为电网年平均排放因子。该因子主要有三种：全国电网排放因子、区域电网排放因子、省级电网排放因子。第二类是计算温室气体减排量，采用的排放因子为区域电网基准线排放因子。 全国电网排放因子 全国电网排放因子指全国范围内电网平均排放因子，该数据主要用于核算纳入全国碳市场的企业履约边界的电力间接排放。2017年12月，国家发展改革委办公厅印发《关于做好2016、2017年度碳排放报告与核查及排放监测计划制定工作的通知》（发改办气候〔2017〕1989号），在附件“重点企业2016（2017）年温室气体排放报告补充数据表”中，明确2015年全国电网排放因子为0.6101吨二氧化碳/兆瓦时，这是国家部委层面首次公布全国电网排放因子取值。此后，我国八大行业的碳核查从2016年开始一直沿用该数值至2020年。全国采用统一的平均排放因子，主要是为了参与全国碳市场交易的企业能够在公平的场景下交易，避免不同区域的企业由于排放因子不同而造成不公平的情况。 2021年12月，生态环境部办公厅印发《关于公开征求企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施（2021年修订版）》（征求意见稿）》（环办便函〔2021〕547号），全国电网平均排放因子调整为0.5839吨二氧化碳/兆瓦时。2022年3月，生态环境部应对气候变化司印发《关于做好2022年企业温室气体排放报告管理相关重点工作的通知》（环办气候函〔2022〕111号），并以附件形式更新了《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施(2022年修订版）》，全国电网排放因子调整为0.5810吨二氧化碳/兆瓦时。这是继2017年国家部委层面公布全国电网排放因子以来的第一次正式更新，引起社会高度关注。 电网排放因子与可再生能源、火电机组单位供电标煤耗密切相关。从理论上讲，可再生能源比例越高，火电机组单位供电标煤耗越低，电网排放因子越小。近年来，我国可再生能源发电装机容量和消纳比例不断提升，截至今年5月底，我国可再生能源发电总装机达到11亿千瓦，同比增长15.1%，占总装机规模的45.5%；其中，风电、光伏、生物质发电等新能源发电装机突破7亿千瓦。今年1～5月，全国可再生能源发电新增装机4349万千瓦，占全国发电新增装机的82.1%，已成为我国发电新增装机的主力。火电企业持续进行节能改造，供电标准煤耗不断降低，2021年全国供电标准煤耗302.5克/千瓦时，较2011年下降26.5克/千瓦时。0.6101吨二氧化碳/兆瓦时反映的是2015年单位用电量蕴含的二氧化碳排放，与当前实际情况出入较大。将全国电网排放因子调整为0.5810吨二氧化碳/兆瓦时，体现出近几年我国风电、光伏等清洁能源的迅猛发展和火电厂平均供电标准煤耗的不断降低，更符合当前我国电力结构的实际情况，能够及时、准确、客观评估企业消耗电力的实际碳排放水平。 区域电网排放因子 从理论上说，电网覆盖范围越小，相应的电网排放因子越接近单位电力实际间接排放。区域电网排放因子将全国电网划分为六个区域电网，其计算方法为区域电网本地所有发电厂化石燃料碳排放与净调入电量、净进口电量蕴含的碳排放之和除以区域电网总供电量。 电网碳排放因子存在的问题 以上几种“电网碳排放因子”名称相近但用途根本不同，由于对其内涵、外延理解得不够全面和深刻，在使用电网碳排放因子时往往存在一些误区，这会导致产生错误的减排标杆和信号，并由此产生一些不利影响，包括无法准确反映各地区可再生能源电力发展的客观情况，误导政府部门对制定碳减排措施和评估效果的分析，影响减排政策的公平性和公正性；误导企业对生产模式的选择，弱化来自能源结构较为优化地区的企业的国际竞争力等。即使使用正确，也存在以下四个方面问题。 一是数据更新不及时。在企业温室气体排放核算实务中，电网碳排放因子主要采用国家发布的区域电网排放因子，目前仍沿用若干年前国家公布的数据，相对滞后，且更新周期长，不利于动态反映我国电力系统绿色低碳发展的趋势，也不利于客观评估我国碳减排成效及科学推进碳减排工作。 二是时空分辨率体现不够。电网碳排放因子通常以年为发布周期，计算时长一年内只有一个指标值，取值相对固定，且仅能体现省级及以上的电碳耦合情况。 三是清洁电力绿色环境价值尚未体现。电网碳排放因子将电力相关碳排放平摊至全部电量，无法区分不同类型电源及外送电力的绿色环境价值，无法带动全社会消纳绿电的积极性，不利于推动构建新型电力系统以及碳达峰、碳中和目标的实现。 四是无法有效促进电碳市场融合发展。电网碳排放因子无法影响企业的用电行为及其在电力市场、碳市场的交易行为，无法带动企业灵活选择更具有清洁能源优势的生产模式。 优化调整电网碳排放因子的有关建议 当前，我国正在构建以新能源为主体的新型电力系统，电网碳排放因子的时空差异性愈发显著。可考虑对电网碳排放因子在时空维度进行精细化核算，提供更加清晰及时的信号指引，使企业公平公正承担碳排放责任。时间维度上，新能源发电具有较强的随机性、波动性和间歇性，在大规模、高比例新能源接入背景下，电网碳排放因子在不同时间尺度“峰谷差”越来越明显。空间维度上，东西部地区资源禀赋、能源结构差异明显，特别是随着近几年跨省跨区输电规模不断扩大，区域间的发电装机、发电量在规模和结构上变化更加显著，电网碳排放因子在不同空间尺度“地域差”越来越显著。未来可基于新能源发电装机容量的实际情况，探索构建区域动态电网碳排放因子，并逐步精确到省、市，这样可以有效引导用户通过调整用电时序实现主动碳响应，同时促进清洁能源消纳，进一步提高全社会碳效水平。 电力大数据实时性、精准性和普遍覆盖的优势，在碳排放核算中具有不可替代的价值，可为监测碳排放动态、落实减碳行动提供重要的科学参考。在构建动态电网碳排放因子基础上，未来可以利用电力大数据来强化碳排放核算。通过云计算、大数据、物联网、移动互联网、人工智能、区块链等新一代数字技术赋能电网，利用数字电网对电能生产、传输、使用全环节的碳流进行精准监测、追踪和溯源，充分发挥电力数据要素在“双碳”目标实现过程中的独特价值。更进一步，可以考虑构建电力系统源网荷全链碳计量体系。建立以电碳流分析为基础的电碳核查标准，建设全面覆盖的电碳监测计量体系，实现碳排放量的实时跟踪和计量，推动构建与国际衔接互认的电碳认证技术与标准体系。 “双碳”及构建新型电力系统的背景下，我国将加快实施能源绿色低碳转型，风电、光伏等新能源发电比例将进一步提升，电网碳排放因子应随着电力结构的变化及时优化调整。未来可依托电力市场交易区分用户的绿色电力消费量和化石能源电力消费量，将绿电部分核算为零排放，这样既可以充分体现绿电的环境价值，也可以进一步提升绿电采购需求，从而建立电碳市场相互促进的纽带关系。 国际碳市场在碳排放量化和配额分配环节中不考虑间接排放，以避免总量重复计算。欧美发达国家具备比较健全、成熟的电力市场和碳市场交易体系，能够将碳价传导至火电发电成本和批发电价，影响终端用户用电成本，从而为用户端节电提供有效激励，实现用户端驱动的电力系统碳减排。当前我国电力市场与碳市场均处于逐步推进、逐步完善的阶段，短期内转嫁碳成本的时机和能力难以实现，何时转嫁、如何转嫁、转嫁多少，需要系统思维、科学论证。未来随着全国统一电力市场体系逐步建立、碳市场的逐步完善，电力市场全面放开，碳价充分有效传导，特别是碳价随着配额需求提高和减排成本上升而逐步走高，碳市场为碳减排提供经济激励、降低全社会减排成本作用充分发挥时，可以考虑适时将电力间接排放从全国碳市场覆盖排放范围中排除。

中韩联手解决电池回收“难”？ 9月27日，中伟股份发布公告称，公司与SK ecoplant签署《战略合作框架协议》。基于双方在战略合作方面的互补性和兼容性，双方一致同意在原料供应、预处理、湿法冶金和前驱体正极材料的生产进行锂离子电池回收业务领域开展合作。 对此，中伟股份表示，本次合作符合公司的发展战略，属于公司发挥快速产业化能力水平，加速一体化、国际化布局的重要举措，将近一步强化公司矿产资源粗炼—矿产资源精炼—前驱体材料制造—新能源材料循环回收一体化路线，提升公司的全球核心竞争力和巩固行业领先地位。 事实上，这并不是中韩双方就电池回收领域进行的第一次合作。7月26日，LG新能源表示，将与华友钴业合资建立两家工厂，以从废旧电池和旧电池中提取镍、钴和锂。处理废旧电池的预处理厂将建在LG新能源在南京的生产设施内，而处理回收金属的后加工厂将建在浙江的衢州。 近日，工业和信息化部节能与综合利用司副司长尤勇近期在世界动力电池大会上称，“废旧动力电池从早期企业不愿意回收变成了如今人人争抢的香饽饽。” 数据显示，2021年，动力电池回收利用相关企业注册量快速增长至2.4万家。随着新能源汽车产销量和动力电池装车量的攀升，国内新能源汽车动力电池也进入到规模化退役阶段。未来5年，国内动力电池累计退役量将超过100GWh。 只不过行业高速发展的同时，问题也相继暴露。动力电池回收来自供应商的压力是不争的事实，产业链上下游的信息并不对称，上游有电池的找不着下游的买家，下游回收企业找不到上游的电池。根据统计，动力电池回收相关企业的注册量超过2000家，但是进入工信部“白名单”的企业仅有45家，正规渠道回收的退役动力电池往往不到全行业数量的30%。大量的废旧电池流向了“小作坊”、“黑作坊”等非正规渠道。 此外，回收企业面临技术挑战。尽管大多数电池回收企业都表示自己的电池材料回收率达到了90%以上，但背后的成本却颇高。要拆解回收这些方方面面都存在差异的电池，电池回收企业必须要有多样化的技术，前期投入大，且难以真正规模化。 为解决行业乱象，政策引导就显得十分重要。9月16日，在工业和信息化部今日举行的主题发布会上，工业和信息化部节能与综合利用司司长黄利斌表示，下一步将加快出台一批动力电池回收利用国家标准、行业标准。 实现千亿产值，动力电池回收还面临不少坎坷，上至电池生产厂商，下至终端利用企业，动力电池回收产业牵涉众多。

配电网多场景储能系统应用关键技术及攻关方向 随着中国经济的高速发展，对于电力能源的需求与日俱增，同时对于电网供电可靠性也提出了巨大的挑战。贵州作为我国的旅游大省，以其独有的自然景观和少数名族风光受到众多旅游者的喜爱，但存在配电网架薄弱，设备季节性过载严重，负荷峰谷差大，自动化水平低等问题。由于设备水平参差不齐，缺乏统一规划，造成多种原因引起线路跳闸事故的发生，严重降低了当地的供电可靠性，一旦发生停电事故，将造成恶劣的影响，甚至会引发群体事件的发生。因此，提高供电可靠性是电力供应部门目前的首要工作。目前解决上述问题的多采用采用传统方法。一是在通过变压器增容，改造原有线路提升供电能力方面；而是多采用柴油发电机组来提升应急供电能力。 一、配电网多场景储能系统应用关键技术是构建新型电力系统的重要技术保障 “十三五”以来，我国新型储能行业整体处于由研发示范向商业化初期的过渡阶段，在技术装备研发、示范项目建设、商业模式探索、政策体系构建等方面取得了实质性进展。市场应用规模稳步扩大，对能源转型的支撑作用初步显现。为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，国家部委印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，期望通过储能技术的专项攻关，实现新型储能核心技术装备自主可控，技术创新和产业水平稳居全球前列，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，基本满足构建新型电力系统需求，全面支撑能源领域碳达峰目标如期实现。 二、配电网多场景储能系统应用关键技术面临的技术问题 配电网中，储能系统的综合利用和管控面临一下几个技术难题。 难点1：储能系统智能管控评价方法。为了科学评价具备积木拼接功能的储能系统在电力应急、抗灾中的整体效益、需综合考虑其系统配置、地理位置、容量功率信息、目标距离、场景应用需求等多个因素，管控评价方法受多个条件约束，创新一种科学的评价方法及优化求解算法是实现智能管控的关键。 难点2：储能系统多机并联功率分配与环流抑制技术。在多移动储能系统多机并联工作状态下，如何解决不同规格、荷电状态的储能系统的功率优化分配问题，及针对多个出功不同的移动储能系统并网带来环流问题的抑制技术，是突破储能多机并联控制的难点之一。 难点3：储能系统优化集成技术。由于使用环境和路况复杂，模块化可移动储能系统在运输过程存在振动、倾斜等多种状况，因此对系统内部各设备进行优化布局是系统能够安全运行的前提。 难点4：储能系统即插即用技术。针对现场系统接入困难的问题，需要对储能系统物理接口和信息接口的标准化统一，实现系统快速接入以及运行状态的快速识别，简化设备接入的流程，实现设备的自描述和互操作是工作的难点之一。 三、配电网多场景储能系统应用关键技术攻关方向 （1）基于电力应急或抗灾事件及配电网薄弱环节的储能系统快速响应技术研究。根据电力应急或抗灾等特定应用需求，综合考虑储能系统配置及地理信息、容量功率信息、目标距离、场景应用需求等因素，建立不同应用场景下储能系统响应模型，研究其高效经济的规划方案及动态优化配置算法，基于储能布点优化、积木式储能应急决策约束条件。采用智能决策方法对储能的快速响应进行评估，并形成响应的调度指标。 （2）基于电力应急或抗灾事件及配电网薄弱环节下多台储能系统智能管控及环流控制技术研究。研究多台储能系统并网逆变装置的等值阻抗，分析离网模式下多机环流产生机理；基于各中不同型号储能车蓄电池的电气指标，给出在并网/离网运行模式下的出功参考值；并在这各参考值基础上采用反馈机制的下垂控制进行优化，解决多机并联带来的环流问题，提升弱电网下的多种储能系统并网的稳定性；研究具备积木式拼接的储能系统电路拓扑结构，分析其防环流效果，为储能系统样机研制提供理论依据。 （3）储能系统离网模式下多机并联组网运行控制技术。研究储能系统切换控制技术，实现并/离网不同运行模式下无缝切换；研究储能系统接入系统网侧和源侧故障保护方案，提升故障处置能力，确保系统可靠安全稳定运行。 （4）储能系统的即插即用信息交互规约。研究储能系统的自描述方法及其实现技术研发;研究储能系统多台并网互操作方法及其实现技术研发;研究储能系统即插即用信息交互规约以及一致性测试技术研发；研究储能系统的信息安全接入方案。 （5）储能系统热管理及辅助系统优化设计技术。研究适用于多台积木式拼接的储能系统储能变流器、电池模块、变压器以及开关柜电气设计、关键设备选型以及结构优化设计技术，确定其体积、重量。研究其内部散热、通风管理及消防、照明等辅助系统优化技术。研究设备的优化布局、灵活扩展技术以及防振设计，使系统能够满足不同路况、不同应用场景下的运行要求。 （6）储能系统的通信组网方案，研究应急供电装备调度与管控云平台框架，满足灾害应急电力装备快速指挥需求。考虑可以积木式拼接的储能系统可移动特点及信息安全，研究通信组网方案。

迎战电力现货市场必备技能和风险应对 电力现货市场是电力市场体系建设的关键环节，加快推进电力现货市场建设有利于构建完备的电力市场体系，进一步发挥市场配置资源的决定性作用。当前，在加快建设全国统一电力市场体系的号角下，电力现货市场政策不断更新、市场建设逐步完善，电力现货市场建设正加速驶入“快车道”。 01电力现货市场总体进展 今年以来，我国电力现货市场建设步伐迈出一大步，目前首批八个现货试点目前均已完成长周期结算试运行，多个试点进入以年为周期的结算试运行。同时，第二批现货试点也全部启动模拟试运行，越来越多的非试点省份出台现货试点建设方案，电力现货试点正加速扩围。省间方面，省间电力现货交易已开启为期半年连续结算试运行，南方区域电力市场启动，南方五省区的电力市场实现跨省现货交易，国内电力市场化改革迈出了重要一步。 第一批现货试点，既有采取分散式的省区也有采取集中式的省区。其中，广东、山东、浙江、甘肃、山西、四川为集中式，福建、蒙西为分散式。原则上，电网阻塞断面多的地区，宜选择集中式电力市场模式起步；电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区，宜选择分散式电力市场模式起步。 出清和限价方面，浙江市场日前采取30分钟为一个出清时段，实时市场5分钟为一个出清时段；其他省区日前和实时市场均以15分钟为一个出清时段，其中，蒙西设置了4小时一个交易时段，15分钟一个出清时段的日内市场。电力现货市场申报和出清限价设置应以促进用户侧削峰填谷、消纳清洁能源和防范价格异常波动为基本原则，避免因上下限设置不合理而影响价格信号发挥作用。 第二批现货试点中，江苏进展较快。2022年上半年在江苏电力交易中心注册生效的发电企业、售电公司、电力用户、电网企业四类市场主体含计111627家，市场主体数量居全国前列。其中，发电企业共注册1219家，其中参与市场化交易209家；售电公司注册生效260家，其中参加交易的112家；用户注册110147家，参与市场交易用户103744家。 2022年1月25日至27日，江苏开展电力现货市场模拟试运行，成为国家第二批电力现货市场试点省份首个实现模拟试运行的省份。6月30日至7月7日，江苏开展电力现货市场第一次结算试运行，9月22日至9月29日，开展电力现货市场第二次结算试运行，发电侧市场主体报量报价参与日前市场，采用日前封存量价信息参与实时市场。用户侧市场主体不报量不报价，参与实时市场结算。 02市场主体参与现货应具备的技能 电力现货交易带来以下迫切的现实问题：参与现货交易的发电企业配网售电企业如何参与现货交易竞争？如何规避风险实现盈利？面对趋于常态化的电力现货交易，企业如何智能经营提升核心竞争力？这是发电企业、配网售电企业要存活发展必须解决的问题。 对于发售电企业如何参与现货交易，必须学习掌握各省发布的现货交易方案、政策和交易规则；学习掌握必要的电网运行知识；实时跟踪电网运行和用户的相关信息；实时掌握机组的优良状况。 现货市场中，一旦有其他机组的报价低于自己中长期合约电量的发电成本，电厂就愿意减少自己的中长期发电，通过差价合约的结算机制，由更低价的现货电来代替自己发电，以履行自己的中长期合约。虽然电厂在现货市场中减少了发电，但通过差价合约的结算，反而增加了自身的利润，实现了资源优化配置。 对于售电公司现货市场报量策略，日前市场中，当售电公司的合约电量超出日前申报电量的部分，将自动以日前市场的价格反卖回日前市场。合约电量提前锁定了购电价格，多出的合约电量反卖回日前市场，若日前价格大于合约价格，可以起到降低购电成本的作用，则售电公司盈利。 电力交易中存在三个风险，即“决策风险”、“操作风险”、“交易风险”。应对决策风险，需要售电公司提升分析能力，防范对市场判断和电量预测偏差较大的风险，根据自身风险偏好能力，做好风险收益平衡。应对操作风险，要求售电公司强化校对复核，防范交易申报方向（买入or卖出）错误的风险，同时也要防范交易申报点错的风险（多点一个0、少敲一个0）。应对交易风险，要求售电公司及时调整仓位，防范仓位过多或过少，及时调整合约仓位，减少套利心理。 在市场加快应急备用和调峰电源能力建设的进程中，售电公司要重点关注、积累具备可调资源的用户，积极参与调峰辅助服务市场。 03新能源企业参与市场的风险应对 新能源可以参与电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场、用能权交易、排污权交易及其他市场 。 目前我国新能源参与市场化交易的省份主要分为三种类别。一类是新能源常态化参与省内现货及中长期交易省份，包括甘肃、山西、山东、蒙西；二类是新能源常态化参与中长期交易（暂不参与现货），且交易比例较高，主要为云南、青海、新疆、宁夏、湖南、黑龙江、辽宁、吉林、陕西9个省份；三类是指新能源参与市场交易比例较低和市场价格以政府指导定价为主的区域，共计8个省份。 随着市场规模的不断扩大、交易品种不断丰富，新能源参与电力市场也面临更大的风险与挑战。新能源企业需要持续创新营销模式，深化布局绿色市场，全面提升交易能力，打造专业的营销队伍。 现货价格由谁来决定？ 电力现货价格主要受新能源发电（供）与统调负荷（需）的影响，而电力供需受天气的广泛影响，基于人工分析和历史经验的电力交易决策质量与效率面临挑战。电力供需关系的实时变化，使得历史经验难以应对，现货频率高、依据数量大，仅基于人工的决策质量和效率低。这时就需要人工智能技术的加持，气象大数据与人工智能技术，可以帮助新型电力系统更好的实现供需平衡，提高新能源消纳。 新能源高占比环境下，现货市场价格与新能源预测或出力密切耦合 。相比用电负荷的变化，新能源发电出力大小变化完全左右着的现货市场的价格与走势。市场研判是制定交易策略的前提，电力市场研判的核心是电价走势。 新能源发电的随机性、波动性、不确定性特点，使得新能源中长期曲线合同在现货市场交付时面临量价两个方面的风险。第一个风险就是会产生大量的正现货电量和负现货电量，第二个风险就是大概率的“低价正现货、高价负现货”电价风险。这进一步表明，新能源签订中长期曲线合同难以达到“锁定长期收益、规避现货风险”的作用。 针对新能源高占比的现货市场下中长期分时电价机制是否适用的问题，目录分时电价仅适用于非现货市场环境。对于还没有运行现货市场省份而言，目录分时电价对引导电力用户移峰填谷会起到积极作用。但对于现货市场试点地区，应该尽快让用户进入现货市场并取消执行中长期峰平谷电价政策或目录分时电价政策。特别是新能源高占比现货市场运行条件下，必须取消中长期分时电价规定。不能用计划的思维或计划的手段搞市场。 04电力辅助服务促进储能实现价值 在双碳目标的指引下，随着新型电力系统的构建，我国新能源装机占比不断提高，新能源发电具有间歇性、波动性、随机性等特点，新能源装机占比大幅增加，电力系统平衡难度加大，对储能等电力系统的灵活性资源提出了迫切需求，因此储能在新型电力系统中具有非常重要的价值。 储能作为市场成员独立参与现货电能量市场时，在电力现货市场进行购售电交易获取价差收益，收益水平由市场决定。此时的利益相关方有储能投资运营企业、售电公司、现货市场中的发电企业、电力用户、电网企业等。储能投资运营企业负责储能项目投资、建设和日常运维。 引入辅助服务市场竞价机制，使储能参与调频、调峰、备用将是独立储能最具前景的回收机制之一。在辅助服务市场未完全建立之前，可获得辅助服务补偿收益，市场建立后，收益水平由市场决定。此外，储能还可以参与多个协作运行的市场，例如：电能量市场、调频市场、备用市场、容量市场等。 首批8个试点省区除了蒙西外均开展了辅助服务市场，市场主要交易品种有调频、深度调峰、备用。山东、福建、甘肃区域调峰市场优先出清，作为省内市场边界。 煤电、气电在提供辅助服务方面更具优势，储能与新能源发电的互补性使得应鼓励储能纳入辅助服务市场。在系统实际运行中，应引导具备调节能力的煤电机组、燃气机组、储能主动提供辅助服务，保障系统电力安全供应。 目前，我国电力现货市场正处于发展的深水区，面临艰巨的改革任务，要在发展中找到正确的路子。应对瞬息万变的市场，各主体应该实“市”求是，从千变万化的市场信息中淘出真实的规律。

售价1.28万！续航55公里！国内首款量产民用型氢能自行车上市 9月29日，据永安行官方消息称，国内首款大规模量产的面向消费端的永安行氢能自行车Y400正式上市，苏州、昆山、常熟等城市也将作为首发城市，消费者有望在10月份就能购买该车。 据悉，该车官方售价12800元，此售价包含未来五年为消费者提供维护保养和500瓶氢气换装的服务。永安行首款 toC端的氢能自行车Alpha系列是一款高端智能的自行车产品，全车采用镁铝合金架构，整车重量27kg左右，行车时速最高22km/h，可以连续骑行2.5小时，续航里程55公里。该车型采用了额定功率为300W的燃料电池系统及低压AB5合金固态储氢装置，其容积0.7升，由氢气发电机直接给电机供电，变速功能由骑行者的脚踏来控制，其通过车辆内置氢气发电机的电化学反应而产生的动力。 由于不需要电池，所以这款车相比于电动自行车更为安全，而换氢时间仅为10秒钟，此外，该车具备GPS定位、物联网通讯、信息采集、处理等车联网技术，可实现智能感知、交互、大数据服务等功能。

绿电交易成交电量已超200亿千瓦时 9月29日上午，国家发展改革委召开新闻发布会，介绍深化改革开放有关工作情况。 国家发展改革委体改司副司长蒋毅介绍，党的十八大以来，国家发展改革委在党中央、国务院的重大部署下，持续推动以石油天然气管网管理体制和运营机制改革为标志的石油天然气体制改革和以“管住中间、放开两头”为总体要求的电力体制改革，主要取得了以下几个方面的进展。 一是行业保持高质量发展。油气方面，进一步推进矿产资源管理，健全油气矿业权出让机制，形成了多元主体参与的勘查开采机制，提升资源接续保障能力。完善油品管理体制机制，推动行业规范健康发展。电力方面，持续深化电力装备制造、设计、施工业务改革，有序放开竞争性业务，推动电网企业聚焦主业。开展绿电绿证交易，更好体现可再生能源的环境价值，有力助推新型电力系统建设。截至目前，绿电交易成交电量已超200亿千瓦时，核发绿证超5000万张，折合电量超500亿千瓦时。 二是市场建设取得突出成果。油气方面，加强天然气输配价格监管和成本监审，完善天然气管道运输价格机制。推动油气交易中心规范建设，探索开展市场化交易，加快建设全国统一的能源市场，健全油气期货产品体系，规范油气交易中心建设，优化交易场所、交割库等重点基础设施布局，提高了基础设施利用效率。电力方面，电力市场建设取得显著成效，已初步形成了“中长期+现货+辅助服务”的电力市场体系并不断完善。配售电侧改革持续推进，有序向社会资本放开配电业务，全国已成立5000多家售电公司，向用户提供购售电业务、合同能源管理和综合节能等多种服务。着力深化电价改革，放开燃煤电价上浮，取消目录电价，推动工商业用户全部进入市场，向市场主体释放改革红利，有效减轻了实体经济负担。 三是能源安全保障能力不断增强。发挥煤电油气运保障工作部际协调机制作用，夯实迎峰度夏度冬能源基础，压实地方和企业能源保供主体责任，切实保障能源可靠供应。油气方面，强化油气基础地质调查和勘探，积极扩大非常规资源勘探开发。依托国家管网集团发挥“全国一张网”优势，平稳应对10余轮大小寒潮，天然气供应保障能力进一步提升。电力方面，依托发电企业、电网企业确保机组“应开尽开”，重要通道可靠运行，保障电力供应。切实保障煤炭中长期合同履约，提升电厂存煤水平。充分发挥电力现货市场疏导成本、调节供需作用，缓解供应压力。 下一步，国家发展改革委将会同有关部门全面贯彻落实党中央、国务院关于深化油气、电力体制改革决策部署，以“碳达峰、碳中和”战略目标为指引，以保障能源安全可靠供应为前提，以进一步优化能源资源配置为出发点，围绕建设新型电力系统、推动油气行业产供储销协同发展等重点工作开展深入研究，持续推动改革走深走实。

从七方面完善城市碳核算工作 《中共中央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》（以下简称《意见》）提出要加快完善碳排放核查核算报告标准，建立统一规范的碳核算体系。在《意见》指导下，结合各省相关工作精神，各地陆续在碳核算体系建设方面进行了有益探索，为城市绿色低碳发展提供数据支撑，但在推进过程中仍然存在着标准不统一、范围不明确等问题。要更好支撑地方政府贯彻落实碳达峰碳中和工作决策部署，更好地服务能源企业参与城市双碳建设，建议从七方面完善城市碳核算工作。 一、建立降碳与能耗双控考核衔接过渡期，修正初期误差，使城市“双碳”考核与已有的能耗双控考核合理衔接 早在“十二五”中期和末期，我国便已提出低碳战略和能耗双控措施。各地已经初步积累了城市能源和碳排放基础数据，为扎实推进降碳提供了良好基础。随着我国“双碳”工作在省市县逐级下沉，各地陆续开展了新一轮的碳排放核算、能源消费核算以及相关预测规划工作。 但由于能耗双控初期的标准细节不统一，各地统计核算数据往往存在核算框架不全面、核算参数不准确、统计口径不连贯等问题。这些历史累积的偏差传导到地方能源管理部门，在一定程度上影响了各地政府开展新一轮城市碳能核算工作的全面性、有效性和准确性。建议适当建立窗口期，将“十三五”及之前的管理统计误差进行修正，并与碳排放考核逐步衔接。这将有助于城市及时调整、修正和完善碳排核算框架、标准和原则，进一步做好未来节能降碳工作。 二、构建多维核算框架，促进地方政府结合本地情况高效开展节能降碳工作 目前，国内各地碳排放核算缺乏统一、详细和明确的核算框架、考核标准和参数依据。在此背景下，不少城市出台了符合当地实际的碳排放核算标准。以上海市生态环境局印发的《上海市低碳示范创建工作方案》为例，其方案附件给出了各类低碳示范的碳排放核算方法建议，并对建筑、产业、交通等核定边界进行了详细说明。 与强制性的全国统一碳排放核算标准相比，因地制宜的多维度碳排放核算框架或将更有助于地方政府高效开展节能降碳工作。能源消费导致的碳排放往往是一个城市最主要的碳排放来源，其对应的核算标准和方法也最复杂。建议从实际产生碳排放的部门、行业、企业、楼宇和交通工具出发，开展能源消费侧碳排放核算工作。能源消费侧碳排放核算具有框架细致、对象明确、空间明确等特征，能够准确定位节能降碳对象、明确“双碳”工作抓手、厘清低碳战略路径。当然，能源供应侧碳排放核算框架和能源消费侧碳排放核算框架同样重要，建议各地市在不同场景下分开使用和参考。 三、通过能源数据预处理，推动各类能源数据共享 传统的城市碳排放核算方法受限于能源供应侧数据统计模式，往往只能以年为统计周期进行核算和分析。为了有效提升核算结果的实际指导价值，目前，不少城市已在纷纷探索以电力、热力等消费侧数据为核心的短周期碳排放数据统计机制。 常态化的能源企业系统内部数据预处理过程或可成为解决当前数据交互难题的可选之路。各品类能源供应企业可以根据地方政府统一的核算分类框架和标准进行内部数据预处理，并适当修正误差数据，从而在充分保护用户隐私和数据安全的前提下，为地方政府提供碳排放核算支撑。待能源大数据广泛共享的商业模式、交互原则等保障措施成熟后，再进一步在此基础上推动各类能源数据广泛交互共享。 四、对重点数据开展抽样调查，提高统计数据的完整性 在更加精细的管理需求和更加科学的管理目标下，当前我国的能源数据管理基础有待进一步完善。数据缺失会导致能源消费总量核算产生误差、低碳发展规划出现偏颇，为后续节能降碳工作埋下隐患。因此，定期对数据缺口进行抽样调查是“十四五”时期修正数据缺失的必要措施。 当前，我国正处于经济社会全方面数字化转型的阶段，不可避免地会存在部分环节的数字化标准不规范、系统间孤立不互通、数据安全存在隐患等问题。但是，碳核算和碳预测工作不仅不应该受这些问题的影响而停滞，反而应该成为能源低碳领域深度数字化转型的助推器和催化剂。 五、因地制宜开展交通领域碳核算工作 交通碳排放因其碳排放主体具有较高的流动性，普遍存在着核算对象不明确、核算边界不清晰以及核算参数不准确的问题，也是目前各类已出台的城市碳核算框架中差异最大的板块。 建议交通情况不同的城市选择不同的交通碳排放核算框架，确保核算结果能够有效引导交通领域的规划和标准，切实与城市“双碳”战略协调一致。例如，对于有严格上牌限制的城市，应以本地常住车辆数为依据进行核算；对于外来车辆占比较低的城市，可直接采用本地登记车辆作为核算依据，并结合车辆型号、用能品类、年均行驶里程等参数进行建模和估算。核算框架会直接影响未来的管理措施，因此，选择符合城市自身管理目标和体系的碳核算框架至关重要。 六、尽快开展建筑和建筑业能源消费监测 在各类建筑的建设阶段，我国当前的能源数据统计框架仅覆盖了建筑业的电力消费数据，并未覆盖该行业最主要的油品消费量。例如，建筑工程车辆、应急装置以及专业设备的燃油量等均未纳入我国当前的能源消费管理中，仍属于城市能源监管的空白区域。而在各类建筑的使用阶段，能源消费数据均以能源品种为分类框架，尚未细分至建筑类别和建筑主体。 建议建筑业参考交通部门的碳核算方法，因地制宜地选择数据采集类别，可以采用能源使用设备数据和能源消费量监测两种思路。可以选择区域内若干重点建筑施工类项目进行全过程调研和监测，建立本地建筑体量、油品消费、电力消费、工程车辆类型和数量、主要用能设备型号和数量以及建设项目利润等经验模型，从而为本区域内建筑业能源消费数据统计提供分析估算基础。建议尽快探索建筑节能改造的商业模式，鼓励引导市场资源进入城市建筑碳排放数据的动态采集和监测中。 七、通过精准的对象调研，进一步摸清脱碳空间 碳排放核算工作并非为了核算而核算，最终目的是为了科学有效地指导城市有序开展节能降碳工作。因此，在碳排放核算工作过程中，还应同步完成对节能降碳空间的估算和分析，从而为后续的碳排放量预测、碳减排路径选择提供数据基础和分析起点。因此，明确工业企业的主要耗能环节、工业行业的能效客观水平，以及建筑交通领域的节能降碳空间，同样是城市碳核算过程中重要的一环。 对于工业部门而言，建议选择本市历史碳排放量和能源消费量靠前的若干行业作为重点能耗行业开展潜力分析。需要注意的是，工业行业不应包括作为能源加工转换环节的电力、热力等能源生产类工业行业，该行业虽然属于工业领域但不应该放在能源消费侧与其他行业进行同类对比。对于建筑和交通部门，建议按照传统分类框架，对其开展存量市场低碳发展进度核查。建筑部门可按需选择典型办公大楼、主要商超、重点小区进行抽样调研。交通部门可选择轨道交通公司、城市公交客运管理办、典型物流园区管委会以及各类车辆维修中心对各车种年均能耗水平，公交车各型号车长占比，私家车的油、电、混动比例及年均行驶里程等参数进行修正。

以绿证交易破局风光基地经济性之困 日前，部分针对风光大基地项目的研究得出了“部分以电网消纳、远距离送电为主的风光基地项目在市场竞争中，可能存在经济性不高、与受端省份电源相比处于劣势地位的情况”的结论，并提出了“合理规划投资方案、合理选择受端地区、消纳责任明确到用户、签订政府授权合约”等提高基地效益的建议。这些解决方案大多基于传统的电力价值评估角度（如“电力项目规划、运营、价格以及市场建设”等）。事实上，近来市场关注度持续升温的“绿证交易”也为破解基地项目经济性困境提供了新思路。简而言之，国家可针对风光基地自身的发电数据和重资产运营模式下较好的企业信用，建立一套专门的绿证交易品种，并配套相应的数据追踪和失信惩戒措施，在“开源”的同时实现数据资产的价值最大化。 国外绿证交易建立背景及现状 国际上绿证交易制度通常是可再生能源配额制的配套政策，是通过市场化方式给予可再生能源产业补贴的机制。荷兰在2001年最先开展绿证交易，随后美国、日本、英国、澳大利亚等20多个国家均实行了绿证交易。以美国为例，配额制是其支持可再生能源发展的主流政策之一：配额制下，配额义务承担者可通过自己建设可再生能源发电设施或购买一定数量绿证来完成相应义务。随着强制配额制下的绿证交易活跃度以及购买绿电意识的不断提升，美国出现了绿证自愿交易市场。绿证除了用以履行配额义务外，在某些国家也可作为碳减排证明参与碳市场（如美国加利福尼亚州碳交易），或用以满足采购方的清洁能源使用要求、塑造企业低碳形象。 国际尚未有关于绿证的统一定义或公约。结合当前国际流行的几种绿证的特点，绿证可以被定义为由政府或第三方非政府组织根据绿电溯源体系和标准核发的用以证明对应电量来自于可再生能源发电项目的一种证书。绿证的产生是为了解决可再生能源电量的“身份证明”问题，就需要具备准确计量、可信任、唯一、排他、可追踪等特性。 目前被国际社会广泛认可的主流绿证中，政府机构核发的有北美可再生能源证书（Renewable Energy Certificate，RECs）、欧盟来源担保证书（Guarantees of Origins，GO）；第三方组织签发的有国际可再生能源证书（I-REC）、全球可再生能源交易工具（APX Tigrs）。判定绿证国际认可度目前的主要标准是RE100标准（由两个非营利性组织合作发起），加入RE100的企业需承诺100%使用清洁能源。RE100直接认可的绿证主要是前文列举的四种；除此以外，满足“可准确计量的发电数据、权益集合、独家所有权、独家声明权、地域市场边界、时效限制”六项要求的绿证可被视为RE100接受的可再生电力权属证明。当然，由于我国可再生能源发展迅速、体量庞大，一旦我国绿证制度得以确立，会从根本上动摇现在的局面。 我国绿证交易发展概况 2017年1月，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，依托国家可再生能源信息管理中心（以下简称为“可再生能源信息中心”）为陆上风电、光伏发电企业所生产的可再生能源发电量发放“绿色电力购买证明”。风电、光伏发电企业提供项目核准（备案）文件、电费结算单等材料，由可再生能源信息中心按月核定和发行绿证。风电、光伏企业出售绿证后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。该“绿色电力购买证明”实际上起到代替“补贴”的作用。2021年5月25日，可再生能源信息中心正式启动了平价项目绿证核发工作，通过绿证交易使平价上网项目和低价上网项目获得合理补偿收益。 2022年，广州电力交易中心与北京电力交易中心相继发布了《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则》，提出由北京/广州电力交易中心将可再生能源信息中心核发给新能源发电企业的绿证划转给绿色电力交易用户。在实际操作中，两大电力交易中心直接向用户核发“绿色电力消费凭证”。 北京电力交易所提出的超额消纳交易凭证实际上也是绿证的一种形式。按照《北京电力交易中心可再生能源电力超额消纳量交易规则(试行)》，超额消纳量（消纳量大于最低权重的部分）交易通过可再生能源电力消纳凭证交易系统开展，交易标的物为超额消纳凭证。 除国内机构发行的各类绿证外，国际绿证签发机构APX和I-REC也在国内开展绿证核发业务。远景科技集团作为APX的核查代理，将其智能物联EnOS平台所连接的新能源资产（平价及非平价项目均有）的发电数据提供给APX作为凭证。远景基于其智能物联和区块链技术以及APX的信用，能为国内企业提供绿证注册、核发、交易、核销等一站式服务，为客户购买可追溯的绿证。 国内现行绿证制度存在的主要问题 当前，我国绿证交易并不活跃，交易效率较低。截至2022年8月，我国累计核发风电和光伏绿证约4860万张，累计交易仅318万张，交易率低至6.5%（数据来源于绿证认购平台）。绿证交易激励机制及强制机制不足、限制二次买卖，以及国际绿证作为替代品对国内绿证产生冲击等导致了国内机构核发绿证的认购意愿低迷。 相对于国际绿证，国内机构核发绿证并不具备价格优势且国际认可度不高，很难满足出口企业需求。当前我国补贴项目绿证价格在190元/个左右，平价项目绿证价格在50元/个左右。而APX Tigrs的平价项目绿证约为30元/个，I-REC一般为补贴绿证，价格在3-4元/个。 绿证交易本质上是基于机构信用背书的交易行为，绿证的实际价值很大程度上取决于市场对核发机构的认可度。国际认可度较高的绿证认证标准为RE100，加入RE100的企业须承诺本身达到100%使用清洁能源，并进一步要求其供货商做到这一要求，苹果、谷歌、微软、飞利浦、高盛等极具全球影响力的公司均加入了RE100。RE100认可的绿证包括两类，一是RECs、GO和I-REC三种直接被认可的绿证；二是满足“可准确计量的发电数据、独家所有权、独家声明权”等六项要求的可再生电力权属证明（APX Tigrs即为此类），即若要被RE100接纳，绿证需满足可计量、唯一性、可追踪等条件。 目前我国国内机构发行的绿证尚不能被RE100直接接受，主要由于当前我国绿证与超额消纳量及CCER所对应的环境权益及其声明权可能存在重复计算的问题。企业购买国内绿证后需向RE100提供关于“未重复计算、未被他人声明”的充分解释和证明，这将增加企业成本，且存在认证失败的风险。另外，可再生能源信息中心缺少计量数据，由企业自行填表方式申报电量，发电企业未将其计量数据直接接入可再生能源信息中心，造成其核查效率较低。北京、广州交易所虽然有部分参加市场交易的可再生能源发电企业的计量数据，但考虑到企业可以同时在可再生能源信息中心申报，无法确保绿证的唯一性。超额消纳交易凭证的出现，更是造成了企业在绿证管理、交易等方面的混乱。因此，作为绿证主要需求方的出口企业，难以借助国内绿证满足其采购方的要求。而对于远景集团代理核发的APX Tigrs绿证，虽然有较高的国际认可度，但是其本质是由国内资本建立别国机构的信用，不利于国内绿证的良好发展，也会加大资本外流压力。 风光基地绿证交易制度的可行性 风光基地作为未来我国可再生能源发展的主要方式之一，绿证作为其数字资产是应有之意，鉴于其未来发展迅速且会产生海量的绿证，为其在绿证交易制度中单独设立交易品种可行性很大。 一是风光基地具备完善的发电数据。绿证作为一种信用证明，最核心的是其底层数据的真实性。风光基地掌握其所发绿电的真实数据，将发电数据接入可再生能源信息中心，实现全流程追踪，能够保证数据可计量、可追踪、且唯一；也能保障数据核查的高效准确，为绿证交易提供基础条件。 二是风光基地具有较好的信用背书。建设大型风电光伏基地项目是国家重大发展战略，是“十四五”新能源发展重中之重；风光基地均为重资产运营，资金链更加稳定，且业主多为世界500强的超大型电力企业，商业信用较强，国际信用良好，为绿证交易提供关键保障。 三是风光基地拥有足够的绿证产量和交易需求。风光大基地是实现“到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标的主力军。按照规划，到2030年，建设风光基地总装机约4.55亿千瓦，占全国的38%。即风光基地所发绿电能占据较大市场份额，同样的，在绿证交易方面也拥有较大的议价优势。反过来，风光基地前期投入较大、经济性可能面临挑战，绿证交易收入可以为基地持续良好运营以及投融资等提供有力支撑。 对风光基地成立联合绿证交易中心的建议 在国家可再生能源信息中心的统一指导下，充分发挥风光基地新能源资产规模大、数据资产丰富等优势，建立各基地联合的绿证交易平台，对于改善基地项目经济性、发挥绿证机制对实现碳达峰碳中和目标的作用有重要意义。可再生能源信息中心作为唯一权威机构开展绿证核发的前提下，基地项目注册联合绿证交易平台，向可再生能源信息中心提供数据，开展“基地绿证”认购交易业务。 一是成立绿证联合交易平台，开展“基地绿证”认购业务。在“可再生能源电力总量配额”“非水可再生能源电力配额”等可再生能源消纳责任指标以外单设“大基地项目绿色电力配额”，由可再生能源信息中心核发绿证，基地绿证交易平台认证基地项目的绿色电力消费，并将认证信息同步至可再生能源信息中心，对相应绿证予以核销。该“基地绿证”依托基地绿证交易平台开展交易，并收取一定服务费，交易收益归平台和国家可再生能源信息中心所有。 二是完善软硬件支持。基地联合交易平台应具备数字化平台，对接国家可再生能源信息中心，保证国家可再生能源信息中心对基地绿证的准确计量和全程追踪。同时，以绿证持有方良好的资产和信用资质为背书，向社会公开绿证相关数据，接受社会各界监督，建立相应的失信惩戒机制，提高基地绿证认可度。 三是深入挖掘绿证价值。绿证作为一种重要的数据资产，对于推动能源转型有重要意义。风光基地应充分发挥带头作用，推动完善交易规则，实现绿证跨区域流通，实现资源更大范围内优化配置，提高市场交易活跃度。还可深入挖掘绿证的金融价值，充当抵押物等为基地项目投融资提供便利。 四是做好与国外碳机制的衔接。出口企业仍是国内绿证的主要需求方，考虑到欧盟碳边境调节机制等将对我国高排放出口产品造成冲击，基地绿证应积极做好与国外碳市场（机制）的对接，为出口产品环境责任的履行提供证明。 新型电力系统建设对电力行业而言，也是百年之未有大变局。风光基地需要深挖自身潜力，根据自身特点，寻求新的利润增长点，通过新的资金来源提高风光基地项目的经济性，为“30·60”目标的实现贡献力量。