虫虫说电力改革 - 节目列表

全国虚拟电厂项目汇总及案例分析 虚拟电厂项目国网冀北泛在电力物联网虚拟电厂示范工程首个实时接入与控制蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等 11类 19 家泛在可调资源，容量约 16 万千瓦，涵盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市。 广东深圳自动化“虚拟电厂”首套自动化虚拟电厂系统已在深圳110千伏投控变电站投入试运行。承载该系统的装置占地不足 1 平方米，却可凭借前沿的通信和自动化聚合技术，发挥出与大型电厂等效的调峰、电压控制等功能。 华北国网综能“虚拟电厂”聚合 15.4 万千瓦可调资源参与华北电力辅助服务市场；该虚拟电厂累计对接筛查负荷 20 余万千瓦，成功接入可调负荷 10 万千瓦，按照当前接入水平计算，该虚拟电厂每天可创造 23 万千瓦时的新能源电量消纳空间。 江北新区智慧能源协调控制系统虚拟电厂通过串联分布式光伏、储能设备及各类可控负荷，参与电网调峰辅助服务市场，按需增减各类能源使用比例。 安徽合肥“虚拟电厂”实现光伏、储能、充（换）电、微电网等多种电力能源形式互联互动；目前，合肥虚拟电厂接入光伏电站达 120 兆瓦，相当于新增一座可为 18 万户居民用户供电的电厂。预计三年内合肥区域虚拟电厂总容量占比将达到夏季降温负荷 400万千瓦的近两成，相当于少建设一座 80 万千瓦传统电厂。 浙江丽水绿色能源“虚拟电厂”丽水绿色能源虚拟电厂由全市境内 800 多座水电站组成，利用光纤、北斗通信等新技术，将全域水电发电信息聚合，进行智慧调度；可参与辅助电网调峰工作。 上海“虚拟电厂”通过开展规模化的“削峰”和“填谷”，虚拟电厂需求响应行动在不到两天时间内，累计调节电网负荷 56.2 万千瓦，消纳清洁能源 123.6 万千瓦时，减少碳排放约 336 吨。 武汉市“虚拟电厂”试点项目可在武汉市东西湖、黄陂、汉口后湖、百步亭、徐东、南湖、东湖高新等区域局部降低监控负荷 70 万千瓦，折合电网基建投资 12.8 亿，减少碳排放 300 万吨。 浙江平湖县域“虚拟电厂”汇聚分布式发电、储能、工业、综合园区、商业、居民等 6大类 18 小类用户侧资源，建成包含日前、日内、实时可调资源共计 200 兆瓦以上。 广州市虚拟电厂已注册各类用户 30 家，完成签约 15 家，邀约响应能力约 250兆瓦，实时响应能力约 15 兆瓦。 深圳网地一体虚拟电厂平台部署于南网调度云，网省两级均可直接调度；负荷侧资源在接到该局调度下发的紧急调控需求后，10 分钟内负荷功率即下调至目标值，为电网提供备用辅助服务 国电投深圳能源发展有限公司虚拟电厂平台由国家电投集团上海发电设备成套设计研究院牵头研发，目前参与广东现货市场交易并获利，平均度电收益 0.274 元国网 浙江综合能源公司智慧虚拟电厂平台聚合 3.38 万千瓦响应资源参与省级电力需求响应市场，所有参与企业均达到补贴最大区间。 示范工程——国网冀北虚拟电厂聚沙成塔，实现能源的高效利用国网冀北虚拟电厂是国内首个虚拟电厂试点项目，于 2019 年 12 月建成投运。该工程实时接入并控制了蓄热式电采暖、可调节工商业、智能楼宇、智能家居、储能、电动汽车充电站、分布式光伏等 11 类、19 家泛在可调资源，容量约 16 万千瓦，涵盖张家口、秦皇岛、廊坊三个地市。冀北虚拟电厂的核心——智能管控平台可实现设备数据和互动信息的计算、存储以及集成能源运行管理、交易、服务功能，整合优化各类可调资源与电力系统实时交互。在 2019 年 10 月的第 83 届国际电工委员会大会上，国网冀北电力公司虚拟电厂示范工程被写入 IEC 国际标准用例，并向国际首次公开展示虚拟电厂测试床。从虚拟电厂运营效果上看，2020 年，冀北电网夏季空调负荷将达 600 万千瓦，10%空调负荷通过虚拟电厂进行实时响应，等于少建一座 60 万千瓦的传统电厂；“煤改电”最大负荷将达 200 万千瓦，蓄热式电采暖负荷通过虚拟电厂进行实时响应，预计可增发清洁能源 7.2 亿千瓦时，减排 63.65 万吨 CO2。虚拟电厂有效实现了清洁能源的高效利用和灵活可调，可挖掘价值空间巨大国网冀北虚拟电厂三级架构

碳交易是碳的买卖吗？ 01什么是碳信用？ 碳信用又称碳权，指在经过联合国或联合国认可的减排组织认证的条件下，国家或企业以增加能源使用效率、减少污染或减少开发等方式减少碳排放，因此得到可以进入碳交易市场的碳排放计量单位。碳信用的最终目标是减少温室气体排放到大气中。 02 什么是碳市场？ “碳市场”是指碳排放权交易形成的市场，碳排放权交易实质是将二氧化碳（CO2）等温室气体排放权作为商品进行买卖，是为减少全球温室气体排放所采用的市场机制。 碳交易市场大致可分为强制碳配额交易市场和自愿碳交易市场，前者以配额（碳排放许可）为基础产品，还可纳入抵消单位（核证减排量）和衍生品交易，可以进一步划分为基于配额的碳交易和基于项目的交易。后者是没有强制减排任务的主体自愿购买项目减排量以实现自身碳中和所形成的市场。我们现在所说的“碳市场”通常是指前者。 03碳交易是碳的买卖吗？ 碳交易全称为“碳排放权交易”，因此交易的不是碳或二氧化碳，而是二氧化碳的排放权（排放额度）。碳交易即把二氧化碳排放权作为一种商品，买方通过向卖方支付一定金额从而获得一定数量的二氧化碳排放权，从而形成了二氧化碳排放权的交易。碳交易市场是由政府通过对能耗企业的控制排放而人为制造的市场。通常情况下，政府确定一个碳排放总额，并根据一定规则将碳排放配额分配至企业。如果未来企业排放高于配额，需要到市场上购买配额。与此同时，部分企业通过采用节能减排技术，最终碳排放低于其获得的配额，则可以通过碳交易市场出售多余配额。双方一般通过碳排放交易所进行交易。第一种情况，如果企业减排成本低于碳交易市场价时，企业会选择减排，减排产生的份额可以卖出从而获得盈利；第二种情况，当企业减排成本高于碳市场价时，会选择在碳市场上向拥有配额的政府、企业、或其他市场主体进行购买，以完成政府下达的减排量目标。若未足量购买配额以覆盖其实际排放量则面临高价罚款。通过这一套设计，碳交易机制将碳排放内化为企业经营成本的一部分，而交易形成的碳排放价格则引导企业选择成本最优的减碳手段，包括节能减排改造、碳配额购买、或碳捕捉等，市场化的方式使得在 产业结构从高耗能向低耗能转型的同时，全社会减排成本保持最优化。

系统性思维下的光伏与虚拟电厂 虚拟电厂与光伏，都遇到系统性的问题 虚拟电厂因为其与分布式光伏，电动车等技术的天然亲和性，在双碳+限电+市场化的大背景下，自然受到市场的高度关注，但是这背后的系统性制约和发展动力更值得我们思考，是不是和光伏一样，只要给补贴和价格就能快速发展了？ 答案自然是否定的，至少在全球范围内，单纯的虚拟电厂业务是很难持续盈利的。 这是电力的系统性问题。 所谓系统性，就是“整体大于部分”，当许多个部分组合成一个系统时，系统本身的表现，迥异于每个部分。就像很多光伏耦合到一个电力系统的时候，光伏对电力系统的整体影响，将大于任何一个光伏项目本身，而且受电网影响的方式也不是简单的“能不能并网”、“能赚多少钱”。 虚拟电厂则会遇到更复杂的系统性问题。 光伏为什么会大发展，破局点分析 我们从系统发展的角度，分析下光伏市场发展。 系统论告诉我们，许多事物在没有受到制约之前，都将呈现指数型发展曲线，无论是细菌的生长，还是病毒的传播。而一旦受到制约，则增长函数变化。可能实际结果不增长，甚至衰退。 个人认为，国内光伏产业因为在破局点消除了三个制约，所以有了过去十年的大发展，但未来可能将从破局点，因为另外三个系统性制约而转换为失速点。 光伏的破局点，是在下述三重制约的解除后，获得了指数级的增长： 1、补贴，解决了初期发展的盈利问题，能够被纳入补贴，就是拿到了路条； 2、接入，电网解除了对光伏的限制，并且在电网建设上考虑对光伏的配套投资； 3、效率，光伏技术的发展，使得转换效率大幅度提高，并且制造效率也随着项目规模增加，快速越过盈亏平衡点，发挥了制造规律效率。 光伏可能的失速点，与系统性相关 光伏发展到今天，系统性的制约开始显现，也是三点： 1、补贴，新建项目取消补贴，光伏项目转换为高度市场化的模式； 2、接入，如果说前期光伏大量接入，依靠的电网的系统容量调节池，去缓冲光伏发电的波动性和不确定性，随着光伏渗透率的提高，电网面临巨大的安全风险，根据一些论文的描述，如果以变电站母线为单位，光伏占比超过25%时，对电网来说就是弊大于利，如果超过45%，可能将出现系统性风险。光伏配储能，就是电网要求光伏投资商为这种风险买单。 3、竞争，这里的竞争也分为两重，第一重是项目竞争，比如大量分布式MW级项目都已经被“跑马圈地”，更小的KW级项目的开发和运营成本极高，这也决定了“整县光伏”的开发模式将是低效率的。第二重是市场竞争，光伏进入电力现货市场后，由于其发电容量几乎毫无弹性，其价格将会剧烈波动，对投资商来说，原有的价格测算模式将失效。 盈利模型和资产估值模型也将重构。 所以，过去那种静态的投资思维和行业分析思维，不适用“失速点”以后的增长曲线。 需要转换为系统性的分析模式，基于电力市场竞争模型+电网最优运行效率模型等的复杂系统模型进行分析，比如应考虑配置储能后的收益率，分布式光伏还要考虑用户限电限产情况下的消纳率问题。 补贴退坡后，不少分布式项目采取“自发自用”模式，涉及到与用户的交互、并且要求电网的营销打交道，这里是业务的系统性，但是这一重的制约并不是光伏失速点的主要制约。 光伏多了以后，撞上了“电力物理系统”的墙，因为涉及到电网安全、稳定、潮流、电能质量等系统性问题，系统性制约开始出现。 个人认为这将是光伏未来面临的最重要制约因素。 虚拟电厂，更加系统性的业务 电力系统不是一个简单的技术系统，它包含相互交织的三重系统视角。而虚拟电厂的系统性，与这三重视角的系统，从一开始就是紧耦合。 而光伏在过去十年的发展中，几乎不考虑这种耦合关系，现在才开始遇到“系统墙”。 电力的系统性，大致如下（结构化图表难以表达分层网状的整体系统性，凑活着看吧） 在一次系统层面，虚拟电厂需要接入配网及负荷侧的“源网荷储”各类资源，并且需要在公共配电系统和工商业配电系统层面，解决安全运行的问题。这是作为电力系统的物理制约决定的。 在二次系统层面，虚拟电厂需要借助，甚至重构配电的数字化架构，才能实现。 在业务与业务系统（也叫做三次系统）层面，虚拟电厂需要解决“负荷侧商业模式”和“电网侧商业模式”的问题，都需要理解“电力营销”（以零售管理为目标）、“电力生产”（以设备管理为目标）、“电力调度”（以功率平衡和安全运行为目标）。 虚拟电厂，三层流变中的创新 这种系统性本身也不是一成不变的，上述三个圈层图中，最外层产业系统的变动是最快的，而业务系统是稍慢的，但也在适应物理系统和产业系统的变化。 而最内层的物理系统变化，是长期但是趋势性的，比如作为元器件的新型电源设备（风电、光伏），一方面是占比必然大幅度提升，另一方面这些电力电子电源的机械惯量几乎没有，导致电力系统的数学特性也将发生巨大变化，客观上要求配置大量储能装置（比如做虚拟同步机、或者做调频调峰）。 电源的结构性变化，客观上要求负荷的灵活性也大幅度提升，才能保证电力系统的新态势下的稳定性，这些就是物理系统的新型电力系统内涵。 从这个角度我们自然可以得出一些宏观结论，比如虚拟电厂的基础，不是大量的分布式和储能部署或者数字化，而是负荷资源从黑箱模式，逐步变成可观、可测、可控。 大范围的负荷可调节能力将成为新型电力系统的战略资源。 同时，物理系统的变迁，也将带来业务系统和产业系统的趋势性动力，比如物理系统需要更深度地实现信息物理融合，需要ICT，和IT产业的支持。 而新的商业模式甚至需要改变现有的业务系统和产业系统的组织方式，甚至从观念上，改变“自上而下”的规划模式，变成“自下而上”的建构模式等。 这些也都是系统性视角在电力行业的某种观察思考结果吧。 所以，理解了系统性，也就理解了行业的趋势，也能更好地看清虚拟电厂的制约与路径。

价格全线下跌！光伏利润“蛋糕”重新切割 2022接近收官，忙碌的光伏电站投资商迎来了期盼已久的利好消息——产业链价格下降。 全线下跌 对于深陷价格泥潭三年之久的光伏从业者来说，2022年的“疯狂”记忆犹新——“没有最高，只有更高。”硅料310元/kg、硅片冲破10元/片、电池片飙至1.35元/W 、组件高居2元/W以上，一路飙涨的价格曲线让诸多下游电站开发停摆待工，等组件、等组件、等组件……。 而身负能源转型重任，光伏产业链症结也获得了监管部门的重视，8月、10月，高层管理部门连发《三部门关于促进光伏产业链供应链协同发展的通知》（工信厅联电子函〔2022〕205号）、《国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于促进光伏产业链健康发展有关事项的通知》（发改办运行〔2022〕788号）两份文件，引导产业链协调健康发展，并加强市场监测监管。 第三方咨询机构PVinfolink价格信息显示，从8月底伊始，产业链价格进入稳定态势；11月初，硅片价格率先开启下降通道；11月末，从上游硅料到下游组件，产业链价格全线下跌。仅仅11月一个月，产业链价格降幅3%～5%。 从最新报价来看，跌幅似乎更大。11月27日，中环发布最新单晶硅片价格，相较月初价格，降幅4.42%～4.65%。更有消息透露，硅料报价出现250元/kg甚至边角料腰斩至140元/kg左右的价格。 对于硅料价格“雪崩”，硅料巨头很快进行了否认。也有业内人士指出，目前来看，不至于“雪崩”，但拐点已至，整体呈现向下趋势。 利润转移 “为上游打工”，这是近三年来光伏产业链的无奈吐槽，但也是真实写照。相比组件企业低至个位数的毛利率，有硅料企业毛利率高达70%以上。 随着上游价格下降通道开启，超额利润转移方向备受关注。 对此，上述业内人士表示，从短期来看，硅料价格下降，下游制造环节的盈利水平将率先好转，电站运营端也将改善；但长期来看，最终将达到均衡状态，没有暴利，各环节处于相对合理的盈利水平。 11月30日，在中国光伏行业协会举办的光伏供应链配套发展论坛上，国金证券股份有限公司新能源与电力设备首席分析师姚遥则表示，2023年能分享到硅料利润转移的环节，一定是产能或者供给增长比供应链短板扩张慢，或者说集中度是比较明显提升的环节。 在这个逻辑下，姚遥认为，2023年存在利润扩张的环节包括石英砂、坩埚辅材环节以及电池片。在姚遥看来，电池片扩张和硅料水平基本匹配，但是明年技术路线仍存在不确定性，由此电池片的利润水平仍有可能扩张。 “但是这些由于占比较低，或者利润扩张幅度不大，所以满打满算利润扩张不会超过1毛钱。”姚遥测算，“如果按照硅料从30万元/吨跌到10万元/吨计算，组件端可以让出0.5元利润，除了主产业链上分走0.1元之外，EPC可能会修复到赚0.1～0.2元，剩下的不会变成运营商的超额利润，更有可能是用来投储能。” 事实上，由于盈利模式缺乏，强配储能已然成为风光电站额外的附加成本，有风力发电站的配储比例甚至高达60%～100%。 在刚刚举办的“2022年第七届中国储能西部论坛”上，国家能源局节约和科技装备司副司长刘亚芳强调，避免“一刀切”统统按比例配置储能，并且透露国家能源局正组织编制大型风光基地及送电配套新型储能的规划技术导则，下一步将结合各方面的反馈意见修改完善后争取年内印发。 回归始终，市场驱动及政策引导的最终方向将是终端需求释放、新能源有效支撑起“双碳”目标。

贵州，电力告急！ 12月12日，贵州电网发布《关于对电解铝企业实施负荷管理有关要求的通知》。贵州电网表示，11月底以来，全省气温骤降，用电量迅速攀升，受高热值煤不足影响，在电力外送降至最低水平的情况下，水电被迫超发满足省内电力供应需求。当前水电蓄能已逼近安全底线，严重危及电网安全运行，存在大面积拉闸限电风险。因此，对贵州华仁新材料有限公司、遵义铝业股份有限公司、贵州省六盘水双元铝业有限责任公司、贵州兴仁登高新材料有限公司、安顺市铝业有限公司暂按70万千瓦总规模调减，并于12月13日00:00启动，每日按负荷分配的20%减负荷，通过5日负荷管理执行到位。贵州电网还称，按照负荷管理预案要求，对负荷管理执行不到位、擅自超限额用电的电力用户，为确保电网安全运行，紧急时，供电企业可采取强制限电措施。根据2021年贵州省全社会用电量数据（下图）来看，贵州省工业用电占比较高，电解铝企业作为“两高”企业通常会首先受到负荷管理。 从贵州省的电力结构来看，2021年全年，贵州省发电量2239亿千瓦时，占全国比重约为2.76%，其中，火力发电占全省发电量比重约为64.52%，水电占比约为27.93%。并且，贵州省煤炭资源丰富，煤炭储量居全国第5，占西南地区61%，超过南方数省区之和，素有“西南煤海”之称。2021年，贵州规模以上企业原煤产量13120万吨，居全国第5。除东部无煤区外，全省88个县（市）中，有74个产煤。其中，六盘水煤田、织纳煤田、黔西北煤田是贵州最重要的产煤区。但如今的贵州仍受困于高热值煤不足。就在12月12日，贵州能源监管办发布了贵州能源监管办召开2022年迎峰度冬电力保供暨月度电力供需形势分析会的报道，报道称会议指出，11月底以来，省内气温显著下降，用电负荷大幅攀升，当前及后期电力供应形势复杂，各方要高度重视，统一认识，凝心聚力，共渡难关。会议强调，要加大电煤购储力度，发电企业要落实进煤存煤主体责任，加强电煤采购，尤其多采购高热值电煤，提升机组顶峰发电能力；要优化调度运行安排，调度机构要进一步优化运行方式安排，严控水电发电，守住水电蓄能安全底线；精准安排火电发电计划，“一厂一策”提高机组负荷率。此外，出于保障能源安全的考虑，“2022年贵州省重大工程和重点 项目名单”也将多个煤炭生产、发电项目列入，譬如，桐梓县强博煤矿30万吨扩能技改项目、水城区玉舍煤矿东井（一期）工程、水城区发耳二矿（一期）工程、盘州市盘江新光2×66万千瓦燃煤发电项目、赫章县威赫660兆瓦超超临界循环硫化床然用高硫无烟煤发电示范项目、织金县国家电投贵州金元织金“上大压小”异地改建项目、务川县红毛洞水电站项目、平塘县六硐河甲茶水电站工程、平塘县六硐河甲江水电站工程。

虚拟电厂盈利模式 11月25日，国家能源局就《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》征求意见。《基本规则》提出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。 虚拟电厂尚未形成固化的商业模式，其调节手段、调节路径、可发展模式等仍具有多种可能性。 虚拟电厂：聚合分布式资源参与电力市场 虚拟电厂通过信息技术和软件系统聚合并优化分布式电力资源，从而参与电力市场和和电网运行。 虚拟电厂本身并不发电，而是通过聚合风电、光伏、储能、可控负荷、电动汽车等分布式资源，将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合起来，加入电网调度，实现有效削峰填谷，同时提供调频、调压、备用等电力辅助服务，增强电网安全性。 从邀约型向市场型过渡 虚拟电厂发展分为三个阶段，邀约型，交易型和自治型。当前，由于我国目前储能和分布式电源以及电力交易市场尚未发展成熟，虚拟电厂主要处于邀约型向市场型过渡的阶段。 交易型阶段：电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合商以类似于电厂的形式，参与市场获取收益。

绿电交易小知识-02 1.绿色电力交易是双边实物合同,需要优先保障。 绿色电力交易是推动清洁能源发展的一种中长期双边实物合同交易方式,它以绿色电力产品为标的物,目的是满足电力用户购买和消费绿色电力的需求,此外还会提供相应的消费认证,是电力中长期交易中单列的一个品种,在交易组织、电网调度、交易结算等方面具有优先地位。 2.绿色电力交易与其他交易品种的协同和融合。 新能源项目可自愿选择参与绿色电力交易或其他市场化交易。在参与年度及多年绿色电力交易的基础上,进一步增加交易频次,扩大绿电参与交易的范围至月度或季度交易,保障绿色电力交易常态化开展,增加绿电的流通性,在合同中约定电能量价格与环境溢价,绿色电力交易电量的环境价值随交易划转至用户,用户获得对应数量的绿色消费凭证。 3.绿色的电力交易的偏差结算和环境权益补偿。 对于绿色电力交易中的电能量偏差,非现货试点省按照本省交易规则偏差结算相关条款执行,现货试点省按照现货价格结算偏差电量,交易结算前,市场主体可以通过合同置换和合同转让主动调整合同电量偏差。 4.电力零售市场和绿电零售套餐为售电行业带来新的机遇。 绿色电力交易的开展,短期可以解决各类企业缺乏购买绿色电力途径的问题,中长期可以促进新能源的发展和能源转型,远期将对全社会的绿色生产生活方式,对人们绿色消费、绿色生活、绿色价值理念的培育起到深远的影响,为零售市场和绿电零售套餐为售电行业带来新的机遇。 5.绿色电力交易将助力新兴主体、分布式和新型电力系统建设。 绿色电力交易将进一步提升新能源市场活跃度,促进发电企业投资建设更多的新能源。同时,新能源规模变化也将引导需求侧资源主动参与市场,充分发掘蕴藏在需求侧的灵活调节能力,在保障电网稳定运行的同时进一步促进新能源消纳。因此,绿色电力交易将为建设以新能源为主体的新型电力系统,提供重要的价格引导信号。 6.加快完善可再生能源消纳责任权重+绿色电力交易的市场体系,落实市场主体可再生能源消纳权重核算及考核方式。 各地区按国家发展改革委、国家能源局下达的新能源电力消纳责任权重,合理制定省内各类主体的消纳责任权重,明确消纳量分配及核算方式。各地政府主管部门组织市场运营机构定期公布市场主体消纳责任履行情况,对未完成年度消纳责任的市场主体按规则进行考核,考核费用于补偿区域内具备调节能力的灵活性资源。 7.市场主体需要进一步拓展,涵盖分布式能源、拓展到水电。 为做好与新能源电力消纳保障机制的有效衔接,优化现有绿证核发制度,根据行业发展的实际情况,逐步将分布式项目、海上风电、生物质发电、未在公布清单内的平价项目等均纳入绿证核发范围,增加绿证市场的产品供应,进一步激发市场活力。 8.绿色认证体系与绿色权益价格的形成机制相辅相成,亟需进一步完善。 绿色电力价格包括电能量价格、环境溢价,分别体现绿色电力的生产运营成本、环境属性价值。市场准入的绿电应作为常规电源参与市场交易,其环境价格应在电能价格基础上根据市场形势进行溢价。在绿色电力交易合同中分别明确电能量和绿证的价格,充分发挥绿色电力交易价格体现绿色环境价值的作用,引导新能源主动参与市场获得收益,助力构建绿色环境价值体系。 9.绿色电力交易应着重向更长时间尺度拓展。 国外“证电合一”的长期购电协议一般为8~15年,其目的主要是为新能源企业提供稳定的收益预期,解决新能源企业融资难题,吸引投资,促进新能源企业健康发展。在“双碳”目标和电力市场加快建设的背景下,一方面还要继续增强我国电力系统可靠性,建设大量灵活性资源,缓解高峰时段因供不应求导致的高电价,另一方面推动传统能源与新能源协同向更长时间尺度的交易方式拓展,给予新能源企业和灵活性资源长期稳定的收益预期。 10.引领和促进分优先级的市场交易体系和出清机制建设。 风、光等可再生能源保量保价的优先发电计划与居民、农业等保障性用户的优先购电计划,与市场化交易共同完成资源优化配置,是我国电力市场建设长期以来的主要特征。未来我国统一电力市场的建设,应充分考虑不同交易品种的优先级设定,建立统一申报、分级联合出清的交易体系和出清机制。绿色电力交易的开展,客观上要求对现有的中长期交易、现货交易机制进行相应调整,将会引领促进分优先级的市场交易体系和出清机制的建设。 11.完善绿色电力交易等机制能耗双控制度衔接机制。 一是推行用能权指标市场化交易。进一步完善用能权有偿使用和交易制度,加快建设全国用能权交易市场,鼓励参与用能权交易的企业认购绿证,将绿证折合对应的能源消费量在其用能权核算中按一定比例予以扣减。二是将绿电绿证作为碳排放和能源消费计算重要因素。在能耗双控考核中,鼓励能源消费总量超标地区或企业可以通过认购绿电绿证折合对应的能源消费量,在其能源消费超标量中按一定比例予以扣减。重点引导煤炭、天然气等能源生产企业,化石能源进出口企业,高耗能企业等主体提高绿电消费,逐步将能耗双控制度向碳排放强度控制和总量控制的双控转变。

绿电交易小知识-01 1.“证电合一”与“证电分离”在国外不同国家均有实践先例、有自洽的逻辑体系、有各自的目标侧重、有各自的优势劣势。 新能源发电波动性大、可预测性差,其提供的电力商品价值较低,在电能量市场中获取的收益有限,参与电力市场处于天然劣势。国外新能源企业往往通过绿色电力交易或绿证交易保障自身合理收益,可通过签订证电合一的长期购电协议(PPA),协议确定上网电价和绿色证书价格等有关事宜,将新能源电力和证书捆绑出售给公用事业电力公司,也可以与电网或用电企业在绿证交易市场单独就绿证签订买卖协议(证电分离销售模式)。整体看交易方式多元,绿电交易和绿证交易在灵活性、价格和套期保值等方面各有优势,市场主体自主选择绿电或绿证交易完成自身需求。 2.绿色电力交易是一种“证电合一”的交易品种,为用户提供了一种新的获得绿证的途径,但并非排他性的唯一途径。 在北京电力交易中心正式发布国网范围内的绿色电力交易细则中,明确绿色电力交易是电力中长期交易中单列的一个品种,充分体现了绿色电力在交易组织、电网调度、交易结算等方面的优先地位,并增加了绿色电力认证环节,为我国可再生能源环境价值的兑现提供了一种新的渠道,市场用户可以在电力市场交易中直接获得绿证,交易方式便捷、绿证流通渠道清晰,但绿色电力交易并非获得绿证的唯一途径。 3.开启之前,“证电分离”的绿证交易已然存在,以后也仍然存在,并与绿色电力交易长期并存,供用户自主选择。 在绿色电力交易之前,我国主要通过绿证交易满足用户绿色能源消费需求。绿证是指国家可再生能源信息管理中心向符合资格的可再生能源发电企业颁发的具有唯一代码标识的电子凭证,分为补贴绿证和平价绿证两种。未来绿色电力交易和绿证交易将长期并存,用户根据自身需要,选择参与绿电或绿证交易,决定选择在哪个市场满足自身购买环境价值的需求。绿证市场将更加灵活、便捷的按照用户需求,其金融性质更强。但对于电力用户来说,购买绿证后,依然需要在电力市场购买煤电电量,其综合交易成本与煤电交易价格挂钩。绿电通过电能量交易的方式，在物理消纳绿电的同时，为环境价值付费，获得绿证；绿证是金融属性的，不受物理网络约束 4.随着全国统一电力大市场的建设,“证电合一”的绿色电力交易,有助于建立全国统一的认证、流通、定价体系。 随着我国新能源装机占比的不断提高,其间歇性、波动性对系统短期调节能力和长期可靠性都提出了更高的要求,必须通过扩大市场范围促进新能源的有效消纳。在全国统一电力市场体系下,将逐渐打破省间交易壁垒,电力资源的优化配置范围将进一步扩大,届时证电合一的绿色电力交易,有助于建立全国统一的认证、流通、定价体系。 5.“证电合一”的绿色电力交易有助于完善绿色电力消费认证体系,并助力我国参与国际能源认证管理。 “证电合一”交易由电力交易机构组织,电力用户与发电企业可直接在平台完成电能量与绿证的交易,待电费结算后完成绿证划转,可以有效提高双方参与交易的便捷程度,适合电网企业和大型电力用户购买,有助于完善绿色电力消费认证体系,并助力我国参与国际能源认证管理。 6.“证电分离”的新绿证交易与“证电合一”的绿色电力交易互为补充。 近期，国家发展和改革委办公厅和国家能源局综合司联合印发《关于有序推进绿色电力交易有关事项的通知》（发改办体改〔2022〕821号），从建立健全绿色电力交易机制、鼓励各类用户自愿消费绿色电力、健全特殊用户绿色力消费社会责任等五方面提出了14项具体举措，并通过电力交易中心同时开展了新的绿色证书交易。新的“证电分离”的绿色证书交易可以作为“证电合一”的绿色电力交易的一种有益补充和调整偏差的手段。

电力零售交易市场何去何从？ 商业的本质是利他、利己最终形成互利的统一体。利己是商业活动的源动力，利他是商业活动的驱动力，互利是商业活动可持续发展的基本规律。通俗的说：对个人利益的追逐，主观为自己，客观为别人。“我们每天所需的食物和饮料，不是出自屠户、酿酒家或烙面师的恩惠，而是出于他们自利的打算”，亚当·斯密很具象的描述出商业活动的本质。主观利己，在自由市场这只无形之手推动下，实现了客观利他，满足了他人和社会利益，这就是商业或者是经济活动的基本哲理。其中自由市场这只无形之手，则是最为关键的要素，电力交易市场也必然遵循这一基本规律。 关于自由市场之无形之手 首先我们需要了解“市场交易组织”这个概念，以利于理解自由市场为什么是一只无形之手。 市场交易组织，是专门为交易双方提供交易场所和条件，并为商品流通提供服务的组织。其本身不是商品流通的主体，不直接从事商品的买卖活动，但它可以为商品流通中的买卖双方提供相关的配套服务，以提升交易效率，降低交易成本。市场交易组织的基本约束有两条：一是市场交易组织既不是买卖的主体，也不是买卖主体的代理人或介绍人；二是市场交易组织只是为买卖双方提供服务，并不介入买卖行为本身，因而与买卖操作过程完全脱离。我们经常听到的“干预市场”和“扰乱市场”等事件，一般都是非交易双方的其他第三方（包括但不限于市场交易组织方）越过了以上两条约束后发生的，致使市场出现了问题。 近期相关电力市场的几条消息 第一条：浙江省修订电力中长期交易规则。 第二条，售电公司起诉电力交易中心。 第三条，2023年零售交易及合同签订工作。 上面三条消息涉及到了修订规则、诉讼、签订合同等三件事儿，发起单位分别是浙江省政府部门、贵州某售电公司和广东电力交易中心。乍看起来三件事儿八竿子打不着，但仔细研究一下具体的内容却发现，藕虽断、丝相连。下面我们将三条消息从电力市场的角度关联起来，抽丝剥茧试着捋一捋电力市场当前情况。 从三条消息看电力市场 先捋最简单的第三条消息。这是广东电力交易中心发布的“关于开展2023年零售交易及合同线上签订工作的通知”，非常明白，电力批零市场的交易组织者均是广东电力交易中心，毋庸置疑。 再看第二条消息。贵州盘北大秦售电状告贵州电力交易中心“未按照大秦售电与发电企业签订的合同出具《2022年10月售电公司交易结算依据》，而是调高了购电价格，导致大秦售电当月收益为零。”，同时消息中还反应了“2022年下半年以来，多地发生了调整业经协议确认、正在履行之中的电力交易价格的情况，有的调高了批发价，有的调降了零售价。这种变更合同价款的行为引发多方关注，各方评价不一”等现象，如今，一些事情已经闹到了法院，可见售电市场不容乐观。当然，电力批零市场交易组织者也都是电力交易中心。 最后，笔者点击下载了第一条消息的附件《浙江省电力中长期交易规则（2022年修订版，征求意见稿）》。其中“第八十七条 电力交易机构向各市场主体（零售用户除外）提供结算依据”中的第三款明确“零售用户的结算依据不由电力交易机构提供。电网企业根据电力交易平台传递的合同及绑定关系、零售套餐等信息及抄表电量，计算零售交易电费，叠加输配电费、政府性基金及附加等费用后，形成零售用户结算总电费，出具零售用户电费账单。”第四款明确“售电公司的结算依据由两部分组成，一是批发市场中与发电企业签订的每笔合同结算电量/电价、交易合同偏差电量/电价，每笔合同结算费用、交易合同偏差费用等，由电力交易机构提供，电力交易机构与售电公司确认；二是零售市场中与其签约的电力用户合同结算电量/电价、合同偏差电费，由电网企业提供。”虽然电力批零市场交易组织者也还是电力交易机构，但是，电力交易机构只提供批发市场的结算依据，零售市场中零售用户的结算依据由电网企业提供。结算权分离。 谁是电力零售市场的“主角” 自商业活动诞生以来，批发市场和零售市场的关系，就是供应商（或生产商）与零售商的关系，供应商（或生产商）与零售商之间存在着天然的“博弈”技巧，以充分发挥自由市场的无形之手调节作用。通常情况的商业活动都是二者分离形态，因此才有了大宗商品、集采、商超、菜市场、团购、微商等等灵活多样、不断创新的商业模式。电力市场也存在着这种天然的“博弈”关系，因此，目前这种批零一体、紧密捆绑以及穿透式的电力市场交易组织模式，已经捆住了市场这只无形之手，致使电力市场沉闷呆滞，售电公司退出的退出、清退的清退，问题频发、难于治理。好在浙江省政府本次修订的交易规则中，明确了“零售用户的结算依据不由电力交易机构提供”，而由电网企业提供结算依据并出具零售用户电费账单，使零售市场的结算权回归电网企业，达成批零结算权的分离，电力零售市场向前迈出了一大步。然而，距国家“发改体改规〔2021〕1595号”文件发布的最新《售电公司管理办法》的政策要求，还存在一点距离。 为此，本文引入最新发布的《售电公司管理办法》相关条款，略作解读，仅供参考。第二十一条“售电公司与电力用户零售服务关系在电力交易平台中确认后，即视同不从电网企业购电，电网企业与电力用户的供用电合同中电量、电价等结算相关的条款失效，两者的供用电关系不变，电力用户、售电公司与电网企业应签订三方电费结算补充协议，无需再签订售电公司、电力用户、电网企业三方合同，电力交易机构将电力用户与售电公司零售服务关系信息统一推送给向电力用户供电的电网企业。” 上述条款“售电公司与电力用户零售服务关系在电力交易平台中确认后”，请注意是“确认”服务关系不是签订合同。另外，“电力用户、售电公司与电网企业应签订三方电费结算补充协议，无需再签订售电公司、电力用户、电网企业三方合同”，请注意是“签订三方电费结算补充协议”不需要签订“三方合同”。 换句话说：按照《售电公司管理办法》要求，售电公司与电力用户零售服务关系，在电力交易机构通过批发市场规则及调度审查通过并“确认”后，在电网企业变更“供用电合同中电量、电价等结算相关的条款”（两者的供用电关系不变），并按照“电力用户、售电公司与电网企业应签订三方电费结算补充协议”的要求完成补充协议签订。至此电力用户就完成了入市参与交易的流程。如此这般，一方面方便了用户且提高了效率，另一方面为电网企业下一步落实9号文件“按约定履行保底供应商义务，确保无议价能力用户也有电可用”降低了难度。 通过上述分析，个人认为：按照《售电公司管理办法》要求，电网企业负责电力零售市场的交易组织及电费结算工作，对电力用户和市场各供给主体以及电力交易机构都是利好消息。也能为电力市场治理和今后建立健全电力市场平籴机制、推动售电市场健康有序发展、保障电力能源安全奠定良好的基础。 电网企业市场营销业务亟待转型 电网企业（包括配电网企业）即将开启电力零售交易管理模式的新格局。电网企业的市场营销业务也将发生根本性转变，将由传统的二元结构转变为多元结构的生态化、平台型营销业务。 面对新的复杂的电力市场结构，如何组织和建设电力零售交易管理信息化支撑工具，是一个崭新的课题。欧美等一些国家和地区的电力市场化已经比较成熟，其电力营销的CIS国际标准业务框架相对来说有一定的借鉴意义，但是，我国电力市场化改革与欧美国家有很大的区别，例如我国政府制定了惠民惠企的普遍供电和保障性供电制度，再如我国政府为了确保能源安全，责成电网企业负责兜底供电等等，大环境和东西方文化方面也有很大的差异，因此，完全的拿来主义会有很大的风险。切记以往的教训！

浙江省2023年电力市场交易有关事项 2023年我省电力市场交易即将开始，在2022年基础上，明年我省电力市场交易在诸多方面有了变化，现做如下几方面提示。详细内容以浙江省能源局下步即将印发的2023年浙江省电力市场交易相关规则、方案、通知为准。 重要提示1.浙江省电力市场范围内所有用户不会因未签约售电公司而导致无电可用，切勿听信各类虚假宣传盲目签约。 2.由于2023年浙江电力市场兜底售电政策及代理购电政策继续保留不变，因此不存在“未及时进入电力市场而触发1.5倍考核电价”情况。 3.电子签章、电力交易平台账号密码、企业电子营业执照为商业机密，零售用户需妥善保存，切勿随意泄露。 一2023年电力市场交易“三不变” 1.市场化用户分类不变。工商业用户仍分为批发用户（向发电企业直接购电用户）、零售用户（向售电公司购电用户）、兜底用户（未向发电企业或售电公司购电由兜底售电公司代理购电用户）、电网代理购电用户（供电公司代理购电用户）四大类。 2.兜底、代理政策不变。除拥有燃煤发电自备电厂的用户、高耗能行业用户不得成为兜底用户外，其余前期已参与电力市场交易的批发、零售用户若未能及时与发电企业或售电公司完成交易，可作为兜底用户暂由兜底售电公司代理购电；前期由电网公司代理购电的用户可延续代理购电模式或选择进入市场。 3.分时交易模式不变。批发侧及零售侧均分尖、峰、谷进行电量交易及结算，和去年保持一致。 二2023年电力市场交易“七不同” 1.批发市场范围扩大。35kV及以上用电电压等级的工商业用户可以自主选择参与电力批发交易或由售电公司代理参与电力零售交易，比2022年110kV及以上范围进一步扩大。 2.交易参数不同。年度电力中长期基准谷电占比由原来的不低于47%提升至不低于49.7%。 3.零售市场设“上下限价格”。2023年批发市场、零售市场交易价格均设置了上下限价格要求，其中批发侧单笔双边协商交易价格上下浮动范围不得超过20%；零售侧价格如下图所示，并根据市场运营情况做相应调整。 零售交易分时上、下限价格（元/千瓦时） 4.零售用户偏差考核模式不同。35kV以下电压等级的工商业用户：鼓励不进行偏差考核；35kV及以上电压等级的工商业用户：可与售电公司协商偏差考核条款。因此切勿相信售电公司诸如“2023年必须执行偏差考核”等不实宣传。 5.零售用户购电呈现“套餐制”。与2022年电力市场交易的自由合同版式及线下签约模式不同，2023年电力市场交易规则明确规定售电公司需采用《浙江省电力零售套餐模式》规定的零售套餐种类（固定价格套餐、比例分成套餐、市场价格联动套餐），以明码标价或协商议价方式与用户在电力交易平台零售交易模块签订电子合同，不再另行签订纸质合同。 6.售电公司信息公开要求更严格清晰。2023年电力市场交易规则明确规定售电公司应向代理用户告知其月度平均购电成本、偏差考核费用、信用评价等相关信息，用户有权利要求售电公司提供。 7.结算方式不同。零售用户以往结算为各市场主体与电网企业进行电费结算，2023年结算权收归省电力交易中心。 三2023年年度交易安排 1.2023年年度交易从2023年1月1日开始执行。 2.用户与售电公司签订的合同最短时间为1个月，最长期限不得超过2023年12月。各市场化主体2023年变更市场化属性的时间节点如下表所示。 3.2023年年度交易组织时间以正式通知为准，到2022年12月27日结束。

深圳市关于大力推进分布式光伏发电 12月5日，深圳市发改委发布印发《深圳市关于大力推进分布式光伏发电的若干措施》 深圳市关于大力推进分布式光伏发电的若干措施 为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和重大战略决策，优化调整我市能源结构，提高可再生能源利用比例，加快推进我市光伏产业高质量发展，支持分布式光伏发电项目（以下简称“光伏项目”）推广应用，特制定以下政策措施： 一、推进分布式光伏规模应用。充分利用工业园区、企业厂房、物流仓储基地、公共建筑、交通设施和居民住宅等建筑物屋顶、外立面或其他适宜场地，按照“宜建尽建”原则积极开展光伏项目建设，大力推广建筑光伏一体化（BIPV），力争“十四五”期间全市新增光伏装机容量150万千瓦。重点推动工业园区规模化布局光伏项目，引导大型企业集团积极开展光伏项目建设，支持国有企业规模化建设光伏项目。各区政府（新区、合作区管委会）要强化光伏项目建设主体责任意识，支持以区为建设单元整区推进，做好光伏项目全链条、全生命周期建设运营工作。鼓励各区政府（新区、合作区管委会）出台针对性扶持政策，建立光伏发电应用协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）建设光伏项目，择优选取专业化企业开展项目的建设运营，有序推进项目建设。[各区政府（新区、合作区管委会）负责，市发展改革委、工业和信息化局、住房建设局、交通运输局、水务局、国资委、城管和综合执法局、机关事务管理局配合] 二、完善光伏项目建设管理工作。加强建筑安装光伏发电设施的安全性评价和管理工作，市发展改革委负责制定光伏项目管理操作办法，建立简便高效规范的项目申报流程，明确项目备案、建设、验收、运维等工作要求。项目主体应在建设前向所在区发改部门申请项目备案,各区政府要主动协调项目备案、建设管理等工作。项目建成后，项目主体应根据国家相关规定和技术标准组织项目验收，电网企业负责并网验收。[市发展改革委、各区政府（新区、合作区管委会）、深圳供电局、深圳前海蛇口自贸区供电有限公司按职责分工负责] 三、培育光伏产业和骨干企业。支持企业和科研机构持续提升光伏材料、组件及配套设备等技术水平，强化光伏装备、电池片及组件、系统集成、电站建设运维产业链条。做大做优光伏逆变器、太阳能电池制造装备等优势领域，着力推动光伏逆变器向高功率密度化、电网友好化和高度智能化方向发展，积极开发新一代晶硅太阳能电池制造设备。市级专项资金重点支持异质结电池、钙钛矿电池技术研发和应用示范，推动新型高效太阳能电池降本增效。加强政策引导与支持，建立光伏产业骨干企业培育机制，重点支持技术水平高、市场竞争力强的光伏设备制造企业和光伏能源建设运营管理企业快速发展，努力形成一批光伏制造、运维龙头企业。[市发展改革委、科技创新委、工业和信息化局按职责分工负责，各区政府（新区、合作区管委会）配合] 四、创新光伏项目投融资服务。充分发挥投资引导基金等政策性基金引导作用，鼓励社会资本积极投资建设光伏项目。发挥深圳气候投融资改革优势，引导碳减排支持工具为光伏项目提供低成本资金。鼓励银行等金融机构探索创新金融产品和服务，采取灵活的贷款担保方式,加大对光伏项目的信贷支持。鼓励采用融资租赁方式为光伏发电项目提供一体化融资租赁服务；鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合；鼓励担保机构对光伏项目开展信用担保。[市发展改革委、财政局、生态环境局、市场监管局、地方金融监管局、深圳银保监局按职责分工负责] 五、加强光伏并网管理和服务。电网企业要简化光伏项目的并网流程，保障配套电网与光伏项目同步建成投产。接入公共电网的光伏项目，其接网工程及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。光伏项目的上网计量和发电计量装置由电网企业免费提供。电网企业要积极推广虚拟电厂应用，构建“源网荷储”高度融合新型电力系统，优化电网调度运行，保障光伏项目电量全额消纳。[深圳供电局、深圳前海蛇口自贸区供电有限公司按职责分工负责] 六、优化并网光伏电价结算方式。推动光伏项目接入深圳市虚拟电厂管理云平台，实现分布式资源的实时监测和调度。鼓励光伏项目“自发自用，余量上网”，对接入虚拟电厂管理云平台的项目优先安排电费按月度结算。加快推动光伏项目以虚拟电厂模式参与电力市场交易，尽最大限度体现光伏绿电价值。探索建立光伏项目绿电交易与碳排放交易衔接的新业态和新模式。[深圳供电局、深圳前海蛇口自贸区供电有限公司负责，市发展改革委、生态环境局、财政局、各区政府（新区、合作区管委会）配合] 七、实施薄膜光伏项目财政补贴。对于本市范围内于2022年1月1日至2025年12月31日期间建成，并网计量的薄膜光伏示范项目纳入补贴范围。市级财政对纳入补贴范围项目在本政策有效期内的发电量予以补贴。[市发展改革委、财政局负责，各区政府（新区、合作区管委会）、深圳供电局、深圳前海蛇口自贸区供电有限公司配合] 八、强化安全责任监管。项目主体承担项目建设、运行安全管理主体责任，负责项目建设过程的施工安全，确保项目顺利投产；负责项目运行安全监管，制定运行和维护技术手册，定期检查及维护，保障项目安全运行。各区电力主管部门要积极协调规划和自然资源、住房建设、应急管理、市场监管、土地监察等部门建立光伏安全运行联合监管机制。[各区政府（新区、合作区管委会）负责]

我国首座大型商用液氢工厂新进展！ 11月14日，我国首座大型商用液氢工厂——空气化工产品(浙江)有限公司海盐氢能源和工业气体综合项目一期工程110千伏空氢变电站竣工投产。该项目所有基础电力设施建设由国网嘉兴供电公司所属嘉兴市恒光电力建设有限责任公司承建完成。 据了解，海盐氢能产业基地项目被国务院列入第5批国家重大外资专班项目，为此批浙江省唯一，建成后将是我国第一座大型商用液氢工厂。该项目总投资约10亿美元，分为氢能源制备分装、氢能产业关键设备零部件制造、氢能源利用示范城市建设等3个项目，分期实施。 一期为氢能源制备(含液氮和氦气分装)项目，新建氢气提纯、液氢装置、液氮装置以及氦气分装等工业气体综合配套设施； 二期为氢能产业关键设备零部件制造项目，将打造海盐氢能源相关产业配套基地； 三期为氢能源利用示范城市建设项目，在海盐县全域及嘉兴地区建设加氢站和加氢公交专线，推广氢能源使用示范，并建设现代化氢能低碳社区和氢能研究院。 目前，一期项目中的工业气体分装项目已完成试生产，主体项目正进行管道预制、设计安装。预计液氢工厂将于2023年建成，投产后日产量将达30吨，有望成为亚洲液氢日产能最高的工厂。 据了解，110千伏空氢变电站是该项目的配套变电站，配置50兆伏安的110/10.5千伏级三相双线圈变压器1台，可满足海盐氢能产业基地项目三期项目用电需求。本期从220千伏海塘变新建1回线路到110千伏空氢变电站，新建路线路路径全长约14.5千米，其中双回路架空线路径长度5.1千米(与山鹰线路同塔架设)，单回路架空线路0.9千米；双回路电缆线路路径长度4.55千米(与山鹰电缆线路共用管沟敷设)，单回路电缆线路3.95千米。