虫虫说电力改革 - 节目列表

鼓励绿色低碳新模式新业态创新发展 （五）提升车网互动水平。加快充电基础设施改造，支持开展大功率化、智能化升级，经评审后按照智能化改造部分投资给予一定比例财政资金支持。针对公交、出租、港口、环卫等典型车型，面向工业园区、社会停车场等停充一体场景，对车网双向互动典型示范项目给予财政资金支持。 （六）加快虚拟电厂建设。对5G通信基站、充电站、建筑空调、冷站、数据中心等场景的智能化改造，经评审按设备投资给予一定比例财政资金支持。制定虚拟电厂精准响应实施细则，组织实施虚拟电厂精准响应。在广东省市场化需求响应基础上，启动针对日内、实时阶段的局部性电力供应紧张问题的响应机制，参考广东省市场化需求响应支持力度给予补贴。对于开展虚拟电厂应用取得显著成效的国有企业，由市国资主管部门纳入业绩考核。 （七）大力发展综合能源服务。鼓励能源服务主体加快转型升级，壮大综合能源服务商。支持公共建筑、连片建筑群、大型工业园区等试点示范应用综合能源管理服务，深度融合能源互联网、分布式能源、集中供冷、安全储能、充电基础设施等多领域技术，部署分布式综合能源调控系统，实现电、热、冷、气等多种能源协同互济，对示范项目按总投资给予一定比例财政资金支持。 （八）创新节能管理模式。鼓励公共建筑委托开展能源费用托管服务，对年整体综合节能率达到10%以上的公共建筑，根据节能率水平分档，按能源托管面积给予能源托管服务公司财政资金支持。鼓励公共建筑实施集中空调系统合同能源管理模式改造，对改造后综合能效达到先进水平的集中空调系统，按集中空调系统改造投资给予一定比例财政资金支持。鼓励对体量相对较小的公共机构实行合同能源管理服务集中打捆招标。引导新建建筑采用先进节能设备和服务，在政府投资项目和国有资金主导项目招标过程中明确量化建筑能效和制冷机房能效要求，鼓励对集中空调制冷系统、制冷控制系统进行独立招标。 （九）鼓励碳管理服务发展。鼓励碳排放监测、量化、核查，低碳认证、咨询、培训，碳减排评估、碳足迹评价、碳金融服务、碳资产交易等碳管理服务产业发展，对为我市重点用能单位、重点排放单位等碳减排相关单位提供服务的，分档给予优质服务商奖励。 （十）支持碳普惠核证减排量交易。鼓励开发交通、商业、居民生活、碳汇等节能降碳重点领域碳普惠方法学，对具备碳减排效益且经备案公布的碳普惠方法学给予财政资金支持；鼓励运营机构开发碳普惠应用程序，打造碳普惠场景，对运营机构给予财政资金支持。将碳普惠核证减排量纳入深圳市碳交易市场履约补充机制。 （十一）鼓励绿电绿证交易。鼓励我市能源企业利用全国布局的可再生能源项目开发可再生能源绿色电力证书。支持购售电公司为我市企业提供绿电交易服务。建设深圳市“绿电历”平台，为我市企业提供绿电查询、认证及相关服务，提供科学、权威的用电碳排放数据。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。加强与深圳碳交易市场的衔接，探索将绿色电力交易对应的二氧化碳减排量〔与CCER（中国核证自愿减排量）等其他自愿减排机制不重复核证部分〕纳入深圳市碳交易市场履约补充机制，具体要求由市生态环境部门另行确定。

关于虚拟电厂，ChatGPT的八个回答 一、什么是虚拟电厂 虚拟电厂是一种在基于电网或用户群体的范围内，通过集中集约式的管理和控制，将分散的可再生能源资源以及灵活负荷连接到电网系统或用户群体，从而实现平衡电力需求和供应，功率容量波动可控，能有效解决电网运营抗拒新能源上网的问题的能源服务技术。具体来说，虚拟电厂是一种集中管理、控制和异地操作系统，通过对可再生能源及其他负荷设备的集中控制，实现相应的电力系统平衡调节，其目的是让分散的可再生能源及其他负荷设备成为电网的一个整体，像传统煤电厂一样具有同等的竞争力。 二、虚拟电厂有什么特点 1、可靠的发电能力：虚拟电厂由柴油发电机、太阳能设备、新能源分布式能源发电设备和储能等组成，能源充分利用，发电稳定可靠。 2、高效的发电质量：虚拟电厂可利用多种发电设备，使得电能质量更高，对网络负荷有更好的抑制作用。 3、环境友好：虚拟电厂具有一定节能效果，可大大减少污染物的排放，降低空气污染。 4、高度集成：虚拟电厂的整体设计和遥测自动化技术能有效减少工作人员的数量，降低成本。 5、快速响应：虚拟电厂使用多种发电设备，发电系统的响应速度更快，可以有效应对突发的能源需求波动。 三、虚拟电厂在中国有哪些落地场景 1、 农业气象耕作场景：虚拟电厂通过监控气象信息，为农户提供合理的耕种方案，实现气象信息驱动的自动化农业。 2、 智能电力网络管控场景：虚拟电厂通过综合分析用户需求、电网负荷及电价等数据，实现智能化的电网管控和可再生能源尽量利用。 3、 能源环境场景：虚拟电厂可以结合能源和环境的数据，实现自动化的能源和环境综合治理，把天然资源与用户需求结合，在有限的能源利用压力下，实现节能减排的目的。 4、 智能制造场景：虚拟电厂可以结合制造业的产业链数据，实现智能化的制造业管理，提高产品质量和制造效率。 四、虚拟电厂的盈利模式是什么？ 虚拟电厂的盈利模式大致分为三个方面： 1、运营管理业务：通过对电厂设备的安全、可靠、可控、稳定运行实施管理，以提高电厂可靠性和经济性，从而为客户提供高效可靠的电力服务，并获取费用收入。 2、市场服务业务：通过实施低碳减排能源规划与统筹评估，提供战略咨询、市场分析、工程设计、运维管理等服务，及时发现市场变化，为投资者节省成本，获取报酬。 3、增值服务业务：增值服务涵盖从前期能源市场研究、虚拟电厂建设、资产管理和融资投资等，满足客户的高端定制化需求，拓展电厂服务市场，为客户提供创新的解决方案，获取报酬。 五、虚拟电厂在技术上有哪些挑战 1、实现虚拟市场参与——要求不断改进基于厂家视角的虚拟参与模型，以满足智能电网市场化需求。 2、完善发电机分级技术——需要考虑发电机性能，从而确定最佳的虚拟发电设备排布。 3、处理多资源混合竞争——需要研究多资源经济系统，并制定可行的竞争机制，实现多资源经济系统协同工作。 4、利用发电模型驱动有效投资——需要确定实现可持续发电的发电解决方案，从而实现有效率的投资考量。 5、智能电网系统安全性和稳定性——虚拟电厂对智能电网系统的稳定和安全性提出更高要求，因此还需要开展相应的研究工作。 六、虚拟电厂与综合能源服务是什么关系 虚拟电厂是综合能源服务的一种。虚拟电厂通过综合利用多种可再生能源发电技术，将来自可再生能源的稳定和可靠的电力质量提供给需求客户。除了提供可再生能源电力，该公司还可以为终端用户提供能源管理服务、社会责任投资和智能电网服务等一系列综合能源服务。 七、虚拟电厂对电网企业的价值是什么？ 虚拟电厂能够为电网企业提供以下价值： 1、提高可再生能源的供电率：虚拟电厂可以利用分布式储能设施来完善电力网络，从而改善电网的储能服务，并将可再生能源比例提升至最佳水平，实现绿色能源混合供电的目的。 2、降低峰谷价差：虚拟电厂可以利用储能技术，有效的帮助降低峰谷价差，从而改善电力系统的能源调度，使用最少的能源，达到电力系统在峰谷时段能源优化利用的目的。 3、改善电网运行效率：虚拟电厂可以有效的改善电网企业的电力系统运行效率，减少电网企业的运行成本，大大提高电力系统的运行效率。 八、在中国，推广虚拟电厂的困难有哪些？ 1、技术上的困难：推广虚拟电厂技术非常复杂，需要一个较高的技术门槛，普通用户可能无法将其懂得深入。 2、成本上的困难：虚拟电厂设备较为昂贵，初始投入成本较大，很多成本是难以预期的，比如技术维护成本等。 3、管理上的困难：虚拟电厂的管理杂乱无章，往往会出现人员的分散和不协调的问题，而且需要遵守众多的监管政策和规范，需要企业有一套共性的管理制度，而这一套制度很难统一。 4、 政策上的困难：虚拟电厂受到国家电力政策等的限制，或者缺乏必要的政策支持，可能难以获得资源配置等。 5、 市场上的困难：虚拟电厂面临着很多市场挑战，比如价格不稳定，竞争压力大，缺乏可靠的需求等。

朗坤智慧发布数字能源八大趋势 随着双碳和国产化加速推进能源行业两化融合，数字化转型正由点及面、由前台到整体、由企业到产业全面开展，物联网、大数据、人工智能等技术的应用将成为行业发展与转型的关键成功要素。 科技进步既是变革的引擎，技术的应用落地也是转型的最大约束，近期朗坤智慧发布了能源数字化的八大趋势，聚焦能源企业如何通过“技术升级+服务转型”重塑场景，以双碳和数字化推动未来产业发展。 趋势一：“电力+算力”驱动电力营销管理系统 新一轮电力体制改革以来，我国电力市场建设稳步推进，当前电力市场改革已经进入深水区，发电企业面临的诸多复杂问题既是挑战，也是机会。 以软件定义电力系统，将电力市场改革带来的变化与大数据、人工智能等数字技术融合，打造全新的电力市场决策支撑平台，以数据为要素，以流程为驱动，重构运营体系，基于核心交易数据搭建AI智能预测模型，大幅提升运算效率的同时，能为电力企业提供更精准的智能化决策分析，帮助企业构建与提升市场化交易能力。 趋势二：碳资产管理，变成本为收益 国家双碳战略”1+N“政策体系为全社会低碳转型提供了行动纲领，在碳排放成本日趋高涨的约束下，控排企业的碳资产管理工作势在必行。碳减排不仅是技术方面减排，还涉及经营管理和风险管控的问题。通过为控排企业设计合理的减碳路径，提供数据监测、排放核算、流程管理、节能降碳的综合服务，挖掘节能降碳空间，可以为企业参与碳交易市场提供全面的辅助服务。 此外，工业园区生产活动集聚、资源能源消耗密集、污染物排放量大，园区成为落实“双碳”战略的先锋和主力军，零碳园区的规划、运营与实施前景广阔。 趋势三：智慧水电，先试先行 在30、60双碳战略目标指引下，我国能源电力清洁化、综合化、智慧化、去中心化的创新发展趋势愈加明显。水电具有启停迅速、运行方式灵活、调峰调频响应及时的特点，智慧水电的建设将为清洁能源产业发展注入强劲动力。 不同时期业务发展需要不一样，多个信息化系统存在数据资源难以调用、业务架构老旧、较少关注一线业务场景、缺乏统一监管等问题。新一代智慧水电厂基于云计算、大数据、物联网、移动互联、人工智能等技术，具有自感知、自学习、自决策、自执行、自适应能力，一方面推进无人值班，自动化完成重复性工作；另一方面支撑电厂建立有效的生产系统和管理模型，能够快速准确地完成内外部信息数据的分析、判断、决策和执行，实现管理最佳、效益最优、风险可控，最终实现电厂的经济、环保、绿色、安全、高效稳定运行。 趋势四：以简驭繁，双模IT 在IT的规划与实施方面，平台化、模块化、标准化是大势所趋，但能源企业的数字化转型落地整体改造的难度比较高，在兼顾企业已经形成的信息化系统的同时，再部署以数字驱动为核心的系统，是一个短期内能快速见效的方案。 “双模IT架构”已趋于成熟，通过将传统业务驱动建设的信息化产品和数据驱动的智慧化应用融合，夯实业务和技术底座，能帮助企业在未来跨越单点式的技术应用，将基础架构和智能应用、数据动态组合，实现创新的规模化。 趋势五：数据要素，场景驱动 工业数据贯穿企业生产、运行、管理的各个环节，工业数据的精准获取与智能化应用的深度与广度将决定企业数字化转型成功与否，如何将大量低密度低质量数据，通过数据治理转化为高密度高价值数据是关键。 数字能源的建设需要回归业务本质，在数据中提炼信息，在信息中寻找知识，在知识中凝结智慧，在智慧中洞察和指导业务。尽管国内对工业数据的应用还处于探索阶段，也有一些转型的排头兵结合自身业务，以场景为驱动，通过挖掘数值类数据，成功在设备预测性维护、运行优化、能耗优化等领域完成了业务创新。 趋势六：AI加持，降本增效 科技已成为产业升级的强劲引擎，传统能源生产与设备运维高度依赖专家经验和人工，不仅效率低、存在延时性，而且人工判断大部分从安全角度考虑，缺少从经济性角度进行量化分析。从历史数据中寻找规律，从专家经验和人工走向AI模式，将极大提升生产效率、运维效率、能源效率。 针对工业场景、结合数据特点与实际环境，AI算法将在能源行业发挥更大作用。以1700吨/天（中等规模）的某垃圾焚烧电厂为例，面向运营管理建立经济性、安全性、环保性多维度的综合评分体系，面向生产优化预警，基于AI建立锅炉四管泄漏预警、经济真空、雾化脱酸优化等数智化场景应用，每年可为电厂降低运营成本200万元左右，实现发电效益1%~2%的增长。 趋势七：国产化自主可控 二十大报告重点提出要“坚决打赢关键核心技术攻坚战，以高水平科技自立自强推动经济社会发展”，能源作为民生基础行业，完成从硬件到软件的国产化适配与安全加固，实现产品和方案的“自主可控”是大势所趋。 面临数字化和国产化相结合的螺旋式上升的转型挑战，能源企业要做的不是简单的硬件升级或软件国产化，产商要做的也不是单纯的替代和适配，而是要以新的思路、新的应用将数智化与国产化相结合，打造安全可信的平台底座，在此基础上衍生更多数据服务、智能化体验，推动能源企业实现更高质量、更优效益、更强竞争力的发展。 趋势八：在ESG领域发挥更大作用 ESG，即Environmental（环境）、Social（社会）和Governance（治理）是用于衡量企业的可持续发展能力和长期价值的重要指标，拥抱ESG是“双碳”目标下能源企业的必然选择：通过科技赋能，创新可持续新业务模式，来有效地解决社会和企业共同面临的环境、社会和公司治理难题。 在环境维度，能源行业属高污染、高排放行业，气候变化、温室气体排放、污染物与废弃物是能源行业的高度重要性议题；在社会维度，电力、煤炭、石油行业的生产过程中存在诸多危险性，需重视生产安全事故和职业健康问题；在治理维度，履行ESG责任必须软硬兼施，一方面提供组织和机制保障，另一方面通过技术优化供应链、构建数据驱动的运营体系与决策机制，提升可持续发展能力。

2022年，我国新能源汽车持续爆发式增长，产销分别完成705.8万辆和688.7万辆，同比分别增长96.9%和93.4%，连续8年保持全球第一。作为新能源汽车的核心部件，各企业对新能源汽车动力电池的相关技术研究也在不断推层出新。本篇从技术发展角度，回顾2022年动力电池产业链相关技术创新发展情况。 动力电池系统集成技术“百花齐放” 新能源汽车的结构创新不断演进，空间利用愈发紧凑，电芯集成方式是一直以来的发展重点，2022年电池生产企业创新了一批新型动力电池集成管理技术。 2022年5月，比亚迪发布了CTB（Cell to Body）电池，将电池上盖与车身地板合二为一，以长刀电芯充当部分结构件的作用，形成蜂窝结构，使得电池系统体积利用率达66%，系统能量密度提升10%，正碰结构安全提升50%，侧碰安全性提升45%，整车扭转刚度提升一倍，扭转刚度突破40000N•m/°。 6月，宁德时代发布了CTP（Cell To Pack）3.0技术及其应用产品—麒麟电池，采用多功能弹性夹层代替水冷板、隔热垫和横纵梁等独立部件，电芯底部集成了结构防护、高压连接、热失控排气等功能模块，增加6%的空间，使得换热面积扩大了4倍，电池包内部体积利用率达到了72%，能量密度提升至255 Wh/kg。 9月，孚能科技在大软包方面推出全新动力电池解决方案—SPS（Super Pouch Solution），采用高效液冷板与底盘的一体化设计，半固态大软包电芯直接集成于系统底盘，高效液冷板和导热片的复合使用，使电池系统的散热效率提升4倍，系统部件减少50%，材料成本降低33%，提升体积利用率到75%。 12月，蜂巢能源发布“龙鳞甲”电池，创新采用短刀电芯底出防爆阀、“热-电分离”、双面冷却等设计，电池系统上盖、水冷板与车身乘员舱地板合三为一，显著提升安全性的同时，减少了20%的结构件，减重10-20公斤，成组效率提升至76%。 钠离子电池量产在即 2022年，碳酸锂价格飙涨导致锂离子电池成本居高不下，促使行业加快研发原材料储量丰富、生产成本较低的钠离子电池。据分析，钠离子电池的能量密度可以做到150Wh/kg左右，与磷酸铁锂电池、锰酸锂电池比较接近，循环寿命可以做到3000~6000次，与磷酸铁锂相当，优于锰酸锂和三元锂电池，热稳定性和安全性与磷酸铁锂基本相当。 目前，已有宁德时代、亿纬锂能等公司发布了钠离子电池产品，其中，宁德时代发布的第一代钠离子电池能量密度达160Wh/kg，预计2023年发布的第二代钠离子电池产品能量密度可实现200Wh/kg，能够满足续航400公里以下的纯电车需求，若采用锂钠电池混搭的AB方案，有望将能力边界拓展至500公里。12月15日，亿纬锂能于2022年12月也发布了大圆柱钠离子电池产品，以层状氧化物为正极和硬碳为负极，能量密度达135Wh/kg，循环寿命2500次，10℃下容量保持率高达90%，-40℃仍能正常工作。 此外，欣旺达、国轩高科、鹏辉能源、派能科技、中科海钠等公司也在钠离子电池领域加码布局，推进量产进度。虽然，理论上钠离子电池材料成本比磷酸铁锂电池低30%以上，但现阶段钠离子电池体系由于制备工艺不成熟、生产效率较低、生产良率不高等原因，导致生产成本明显高于锂离子电池，一定程度上抵消了材料成本优势。未来随着产业链逐步完善，以及制程工艺的完善，钠离子电池的成本优势将会逐步凸显出来。 磷酸铁锂、三元正极材料迎来“升级版” 2022年，动力电池正极材料技术正在发生一场深远的变革，继磷酸铁锂（LFP）、三元材料（NCM、NCA）之后，磷酸锰铁锂（LFMP）和四元材料（NCMA）也逐渐驶入产业视线内。 2022年，容百科技、格林美、华友钴业纷纷开始量产NCMA材料。NCMA结合了现阶段两大主流三元高镍材料NCM与NCA优势，比三元多一元铝（Al），本质是用Al替代Co，通过在NCM三元材料中掺杂Al 粒子，形成强度远高于Ni(Co，Mn)-O的Al-O化学键，并抑制阳离子混排和岩盐结构等杂相的生成，减少了晶界破碎，明显的提升了材料的循环寿命和热稳定性。 2022年8月，中创新航发布了高锰铁锂电池产品，9月孚能科技也表示将在2023年推出第一代磷酸锰铁锂产品。LMFP是是在磷酸铁锂的基础上，添加部分锰元素而获得的新型正极材料。较磷酸铁锂，LMFP兼顾高能量密度与高安全性，不仅保留了磷酸铁锂的安全性和低成本特性，且具有更高的电压平台，电池能量密度提高了15％左右。目前，宁德时代、比亚迪、国轩高科、蜂巢能源、星恒电源、瑞浦兰钧、天能股份等也都

一、国家电投参与国际碳市场交易的意义 在《联合国气候变化框架公约》第二十七次缔约方大会（COP27）开幕之前，港交所10月28日宣布推出全新的国际碳市场Core Climate，这为连接中国这个拥有全球碳排放覆盖规模最大的强制性碳交易市场与全球范围的气候相关产品提供了新的平台与机遇。作为自愿减排市场，Core Climate在中国国家核证自愿减排量（CCER）市场2017年3月暂停交易至今的背景下启动，不但有助于国内CCER市场的重启，而且由于Core Climate上的碳信用产品来自全球各地，并经国际认证，该市场高起点和高标准的实践经验必然会对国内碳市场相关领域的探索具有极高的借鉴价值。 国家电投集团碳资产管理公司10月28日在香港国际碳交易中心Core Climate平台启用当日，顺利完成港交所国际碳交易中心首笔以人民币结算的场内绿色权益交易。国家电投集团作为香港国际碳交易委员会内地唯一能源企业，其下属的碳资产管理公司顺利完成香港交易所国际碳交易中心首笔以人民币结算的场内绿色权益交易，这不但符合该集团对自身的以下定位：先进能源技术开发商、清洁低碳能源供应商、能源生态系统集成商，致力于建设具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业；而且表明国家电投集团在“双碳”目标下的能源转型战略具体落到了实处。 根据联合国环境规划署（UNEP）最新发布的《排放差距报告2021》，按照目前世界各国的减排措施，至本世纪末全球平均气温将上升2.7摄氏度，远高于《巴黎协定》控制全球气温上升的目标。以上情景毫无疑问将意味着灾难性的后果。由于包括强制性碳交易市场在内的各国减排措施不足以应对气候变化这一重大全球性挑战，未来自愿碳交易市场的重要性会越来越得到国际社会尤其是以 ESG为核心战略的国际化企业的重视。国家电投集团碳资产管理公司积极参与港交所Core Climate平台的自愿碳市场交易，彰显了以国家电投集团为代表的中国能源企业对ESG、可持续发展以及“双碳”目标的高度重视。 二、国内碳市场发展的挑战与展望 纵观中国国内碳市场发展，2005至2012年期间，中国参与国际区域清洁发展机制（CDM）；2013至2020年，在北京、上海、天津、重庆、湖北、广东、深圳、福建八省市开展碳排放权交易试点；2021年7月16日开始进入全国碳交易阶段。 截至2021年12月31日，全国碳排放交易市场累计运行114个交易日，从履约量看，履约完成率99.5%。全国碳排放配额（CEA）累计成交量1.79亿吨，累计成交额76.61亿元。2021年12月31日收盘价54.22元/吨，较7月16日首日开盘价上涨13%。截至2022年12月7日，全国碳市场碳排放配额累计成交量2.04亿吨，累计成交额90.4亿元。 纵观全国碳市场自2021年7月启动以来的运行情况，以下交易特点值得关注： 第一，交易流动性不高，在需履约年份履约截止日期前会出现交易“潮汐”现象。以需要履约的2021年为例，虽然总换手率只有约2%，但在临近履约的前一个月，进行了全年总量75%的交易。第二，企业惜售严重，叠加CCER新项目注册迄今还未开放，CCER二级市场交易量和价格开始大幅上涨。2022年7月份，CCER的价格首次超过CEA价格。 （一）面临的挑战 虽然目前中国碳市场覆盖发电行业控排企业的年排放量超过40亿吨二氧化碳，成为全球“覆盖碳排放量”最大的碳市场。但由于中国碳市场的碳价水平较低，欧盟碳排放交易体系（EU ETS）依旧是全球交易额最高的碳排放市场，其流动性也远超中国碳市场水平。作为欧盟最重要的温室气体减排政策工具，EU ETS自2005年启动以来，其发展至2021年已进入第四期。随着免费碳配额的逐步降低和退出，EU ETS不断走高的碳价水平引发了欧盟成员国对于“碳泄露”的广泛担忧，由此推动了CBAM的立法进程以及“气候俱乐部”议程。与EU ETS等发达国家碳市场相比较，全国碳市场运行还面临着诸多的挑战。 第一，中国的国情本来更适合通过碳税为碳排放定价，选择通过碳市场机制为碳排放定价直接暴露了国内能源统计数据质量领域的短板。以2000年的全国煤炭产量为例，国家统计局最初发布的数据是9.98亿吨，经过2006和2010年的两次修正，数据为13.84亿吨。虽然国家统计局会定期修正全国能源统计平衡表，但全国煤炭产业链统计的大量灰色领域迄今没有完全根除。虽然全国碳市场选择以数据相对易于统计的电力行业为起点，但2022年3月，随着生态环境部公布了共4家机构的碳排放报告数据弄虚作假等典型问题案例，通过碳排放交易倒逼国内能源统计改革所取得的进展，迄今还难以有效支撑全国碳市场尽快扩容的政策目标。 第二，碳市场与能耗“双控”、碳排放“双控”、用能权、绿电交易、绿证交易等机制和市场衔接等关键问题有待厘清。国内当前各项交易制度之间存在涵盖主体重叠、减碳贡献和减排收益多重计算的风险，需要进行更好地顶层设计与政策协同。 第三，碳市场信息披露机制不够完善，不利于引导市场稳定运行。虽然当前碳市场管理有信息公开的相关要求，但在实践中还未建立统一的公开渠道、公开模板等规范。 第四，CCER改革进展不如人意，难以满足国内减排及与国际市场接轨的需求。自愿减排机制是全国碳市场重要的补充机制，社会上越来越多的企业需要购买国家认可的减排量开展自愿碳中和活动，而自愿减排机制也更加易于与国际碳市场接轨。CCER自2017年3月暂停交易至今，限制了社会各界参与碳市场的渠道的积极性。 第五，欧盟委员会于2021年7月14日发布了欧盟碳边境调节机制（Carbon Border Adjustment Mechanism，CBAM），计划于2026 年起正式对欧盟进口的部分商品征收碳边境调节税。EUCBAM虽然存在WTO合规性、贸易保护、有违公平性等争议，但预计将倒逼国内碳排放交易市场优先考虑将EU CBAM覆盖的部门纳入，并推动中国在碳排放监测核算、报告、核查（MRV）领域与国际进一步接轨。 （二）展望 有鉴于全国碳市场建设不可能一蹴而就，而是一个分阶段的、不断发展完善的长期工程，展望未来，全国碳市场建设需要聚焦以下领域： 第一，补足全国碳市场开始运行以来所暴露出来的问题，尤其需要尽快解决好MRV领域的重大短板，在上述基础上，优先考虑将全国碳市场扩容到EU CBAM覆盖的行业。 第二，尽快重启CCER机制。具体工作上，主管部门需要加速修订CCER项目交易管理办法，并尽快推动重启备案申请。在国内强制性碳市场短期内难以与国际碳市场直接链接的背景下，CCER一旦得以重启，国内自愿碳市场与包括香港Core Climate在内的国际碳市场之间链接的可能性将前景广阔。 第三，适时开征碳税，助力“双碳”目标下的深度碳减排。中国在推进碳市场建设的同时，对于部分不适于通过碳市场覆盖的行业，应尽快深入开展征收碳税的可行性研究，以促进深度减排为目标，并兼顾应对EU CBAM、将碳排放相关税收尽量留在国内的考量。 第四，通过自上而下及自下而上相结合的方式鼓励有实力的全国碳市场交易主体走出去。以国家电投集团碳资产管理公司在港交所国际碳交易中心完成首笔以人民币结算的场内绿色权益交易为例，这虽然只是国家电投集团海外投资战略的一小步，但却代表了中国企业在碳交易国际化领域迈出的一大步。由于EU ETS是全球最成熟的碳市场之一，启动至今积累了大量的经验和教训，国内主管部门应该鼓励有志于国际化的碳资产管理公司通过在欧盟境内开设分支机构的方式直接进入EU ETS市场，这样一方面可以立竿见影地学习海外先进碳市场尤其是碳资产管理领域的经验和教训，另一方面还能够将适合中国国情的国际经验反哺集团公司的转型战略乃至全国层面的碳市场建设。 三、国内碳市场与国际碳市场对接及发展的展望 碳市场链接的产生通常是由一个碳市场通过直接或者间接的方式接受另外一个碳市场的配额来达到各自的履约目标。目前碳市场链接主要包括，强制碳排放权交易体系之间的链接，比如EU ETS与瑞士的链接；以及强制碳市场与自愿碳市场之间的链接。但是由于对“交易量小、个别项目不够规范”等问题的疑虑，国内CCER市场2017年3月暂停交易迄今还未启动。 对于不同碳市场之间的链接，首先，在当前地缘政治形势紧张的背景下，碳市场链接领域取得的成果或进程将有助于推进世界各国在气候变化领域的合作。理论上来说，链接可以扩大覆盖的温室气体范围和排放总量，更重要的是由于覆盖了更多不同减排成本的实体及减排途径，会大幅降低链接碳市场减排的总成本。另外，链接可以降低价格波动性，提高市场流动性，并在一定程度上减少碳泄漏。这也是为何欧盟正在讨论的欧盟碳边境调节机制（CBAM）并不会特意针对瑞士，因为EU ETS与瑞士的碳交易市场已经在2020年初实现了链接。最后特别指出一点，由于链接能够减少履约和交易成本，减少不同碳交易市场之间的竞争扭曲，能为企业投资决策提供政策确定性。 在《京都议定书》时代，中国曾通过清洁发展机制（Clean Development Mechanism，CDM）链接国际市场，进行国际碳交易。彼时国内既未建立全国碳市场，之后陆续启动的试点碳市场及2021年7月启动的全国碳市场也未参与国际交易，这使得中国在碳市场国际链接领域长期处于被动状态，这也导致了国际话语权的缺失。 不过由于中国全国碳市场的碳价与国际碳市场尤其是EU ETS的价格水平相差较大，短期内强制性碳市场国内外直接链接的障碍较多。建议国内有关各方一方面要继续推动包括碳市场链接议题在内的碳市场相关国际交流对话，另一方面要加快国内碳市场与国际化接轨的步伐，尤其在以下方面：第一，在解决好全国碳市场启动后暴露出来的重大短板（尤其是统计质量问题）的基础上，进一步扩大碳市场的行业覆盖范围，并优先考虑EU CBAM覆盖的行业；第二，在积极推进甲烷排放控制工作的背景下，逐步扩大全国碳市场温室气体覆盖范围；第三，支持金融机构等利益相关方参与碳交易市场，推进碳金融产品的创新，并增加市场流动性；第四，展现建设国际化碳交易体系的意愿，不但为对接全球碳交易市场奠定基础，而且为中国与以欧盟为首的发达国家创造更多的国际合作空间；第五，适时选择合适的行业推出碳税，作为全国碳市场的有益补充，以便更好应对 CBAM及气候俱乐部等国际层面的政策挑战，并让国内的碳定价机制更加符合本国国情。

1.中国能源电力行业发展现状和前景如何？ 中国的能源电力行业正在经历着快速的发展。随着经济的增长和人口的不断增加，中国对电力的需求也在不断增加。为了满足这种需求，中国正在大力发展其电力生产和传输能力。 在过去的几年里，中国已经成为全球最大的可再生能源生产国，并且在可再生能源方面的投资也在不断增加。中国目前正在大力发展风电和太阳能，并且已经开始推广电动汽车，以减少对化石燃料的依赖。 同时，中国也在加强其电网基础设施，以支持更大规模的电力生产和传输。中国正在推广智能电网和大数据技术，以提高电网的效率和灵活性。 总的来说，中国能源电力行业的前景非常乐观。随着技术的不断提高和政策的支持，中国将继续成为全球重要的电力生产和消费国。然而，在实现这一目标的过程中，中国也需要解决一些挑战，如资源短缺、环境保护和能源安全等问题。 2.中国电力领域的发展成就有哪些？ 中国电力领域取得了许多显著的发展成就，下面是一些关键的成就： 1.规模化发电：中国是世界上最大的发电国，并且在过去几十年中快速扩大了其发电能力。 2.多样化电力来源：中国在发展多种电力来源，包括煤电、核电、水电、风电和太阳能等。 3.电网建设：中国已经建成了一个庞大的电网系统，使得电力能够在全国范围内可靠地传输和分配。 4.电力普及：中国已经实现了电力普及，现在几乎所有的家庭和企业都能够享受到电力供应。 5.电力清洁化：中国正在加速推进电力清洁化，以减少环境污染，保护人民健康和环境。 6.电力国际合作：中国正在与全球电力行业和国家进行广泛的合作，在技术和市场等方面开展交流和合作。 总的来说，中国电力领域的发展取得了非常显著的成就，为中国经济和人民生活带来了巨大的改善。 3.中国电力行业发展存在哪些问题？ 尽管中国电力行业在过去几十年中取得了巨大的进展，但仍然存在一些问题需要解决： 1.电力短缺：尽管中国的电力生产能力不断增加，但由于快速的经济增长和人口增加，仍然存在电力短缺问题。 2.电价不平衡：中国电价体系存在不平衡问题，导致部分地区和行业电价高昂，给经济增长和社会福祉带来影响。 3.环境污染：中国电力行业排放的大量污染物对环境和人民健康造成了严重影响。 4.储能技术落后：中国储能技术相对落后，无法充分利用闲置电力，降低了电力利用率。 5.电网建设不足：尽管中国的电网系统已经庞大，但在农村地区仍然存在电网建设不足的问题。 6.技术革新滞后：中国电力行业技术革新滞后，无法充分利用先进技术提高生产效率和降低成本。 总的来说，中国电力行业仍然面临着许多挑战，需要加快推进改革和创新，以更好地满足人民。 4.中国电力体制改革主要是改什么？ 中国电力体制改革是指对中国电力体制进行的一系列改革措施。这些措施的主要目的是改善电力体制的结构，提高电力行业的效率和竞争力。 主要改革包括： 1.电力市场改革：建立电力市场体系，实现电力价格的市场化和电力资源的配置。 2.公有制电力改革：对公有制电力企业进行改革，提高电力公司的经济效益。 3.清洁能源发展：加快推广清洁能源，减少对环境的影响。 4.电网改革：实施电网改革，提高电网的经济效益和服务能力。 5.政府监管改革：改革电力监管体系，提高监管效率和透明度。 6.电力人才培养：加强电力人才培养，提高电力行业的人才水平。 总的来说，中国电力体制改革旨在通过改革和创新来提高电力行业的效率和竞争力，满足人民对电力的需求，并维护国家的经济发展和社会稳定。 5.中国电力体制改革目前的进展如何？ 中国电力体制改革取得了明显的进展。以下是目前的一些进展： 1.电力市场改革：中国已经建立了一个发展迅速的电力市场体系，实现了电力价格的市场化和电力资源的配置。 2.公有制电力改革：中国已经对公有制电力企业进行了改革，提高了电力公司的经济效益。 3.清洁能源发展：中国正在大力推广清洁能源，并且已经成为全球清洁能源发展的领导者。 4.电网改革：中国的电网改革已经取得了明显的进展，电网的经济效益和服务能力得到了提高。 5.政府监管改革：中国的电力监管体系也得到了改革，监管效率和透明度得到了提高。 总的来说，中国电力体制改革的进展十分显著，但仍然存在一些挑战和问题，需要继续努力。比如，还需要提高电力行业的效率和竞争力，提高电力供给的稳定性和安全性，并维护国家的经济发展和社会稳定。 6.如何建设新型电力系统？ 建设新型电力系统需要从以下几个方面入手： 1.推广清洁能源：推广清洁能源，如风能、太阳能和生物质能，是新型电力系统的重要组成部分。 2.发展电力市场：建立透明、公平、有竞争力的电力市场，是新型电力系统的基础。 3.提高电力供给的稳定性：提高电力供给的稳定性，是新型电力系统的保障。 4.提高电力网络的安全性：提高电力网络的安全性，是新型电力系统的前提。 5.发展智能电网：发展智能电网，是新型电力系统的重要方向。 6.改革电力监管体制：改革电力监管体制，是新型电力系统的基础。 7.推动国际电力合作：推动国际电力合作，是新型电力系统的重要方向。 这些方面需要政府和电力行业的共同努力，才能有效地推动新型电力系统的建设。 7.中国为什么会出现区域性电力短缺的问题？ 中国出现区域性电力短缺的主要原因如下： 1.需求增长快于供给增长：随着经济的快速发展和人口增长，电力需求呈现高速增长趋势，而电力供给却跟不上需求的增长。 2.发电能力不足：电力生产能力不足，导致电力供给不足。 3.输电线路不足：输电线路不足，导致电力难以顺利输送到需求地。 4.电力需求分布不均：电力需求分布不均，导致电力供给难以满足各地区的需求。 5.气候因素：气候因素，如极端天气、干旱等，也可能导致电力供给不足。 6.技术原因：一些技术问题，如电网故障、电力设备故障等，也可能导致电力短缺。 7.运营管理问题：一些运营管理问题，如不当的运营管理、资源配置不合理等，也可能导致电力短缺。 总之，电力短缺问题是一个复杂的系统问题，需要通过多部门的合作和协调，才能有效地解决。 8.中国应该如何避免出现区域性电力短缺的问题？ 中国避免出现区域性电力短缺的方法如下： 1.提高电力生产能力：通过增加电力生产规模、改进电力生产技术等措施，提高电力生产能力。 2.提升输电线路：通过增加输电线路的规模、改进输电线路的技术等措施，提升输电线路的状况。 3.合理配置电力资源：通过合理的电力资源配置，更好地满足不同地区的电力需求。 4.提高电网稳定性：通过提高电网稳定性，减少电网故障，确保电力稳定供应。 5.完善紧急应急预案：通过完善紧急应急预案，在电力短缺时能够及时应对。 6.加强运营管理：通过加强运营管理，确保电力资源的有效利用。 7.推广新能源：通过推广新能源，减少对传统能源的依赖，保证电力的稳定供应。 通过上述措施的实施，可以有效地避免出现区域性电力短缺的问题，确保电力稳定供应。 9.中国光伏产业的高光时刻？ 中国光伏产业的高光时刻主要表现在以下几个方面： 1.产业规模的快速扩大：中国光伏产业的产业规模一直在快速增长，并成为全球光伏产业的龙头。 2.技术水平的显著提高：中国光伏产业的技术水平一直在不断提高，其产品质量和效率也在不断提高。 3.市场份额的显著增加：中国光伏产业的市场份额在不断增加，成为全球光伏市场的主要参与者。 4.国内外需求的显著增长：随着全球对清洁能源的需求不断增加，中国光伏产业的国内外需求也在不断增长。 5.产业的国际影响力的显著提高：随着中国光伏产业的发展，其在国际上的影响力也在不断提高。 总的来说，中国光伏产业在近几年取得了非常显著的发展成就，并成为全球光伏产业的重要力量。 10.中国还需要建煤电吗？ 中国目前仍需要建造煤电厂，原因有以下几点： 1.电力需求不断增长：随着中国经济的快速发展，电力需求不断增长，仍有较大的用电需求需要满足。 2.可再生能源不足：目前，可再生能源仍不能完全满足中国电力需求，因此仍需要煤电作为补充。 3.煤电仍然是中国主要电力来源：尽管近年来中国大力发展可再生能源，但煤电仍然是中国电力的主要来源，占据约70%的电力生产。 4.可靠性和安全性高：煤电技术成熟，操作简单，可靠性和安全性高，适合满足中国大陆地区用电需求。 5.经济实惠：煤电相对于其他电力来源更加经济实惠，可以有效降低电力生产成本。 总的来说，中国仍需要建造煤电厂，以满足电力需求，并同时积极发展可再生能源，建立更加多样化、可持续的电力系统。 11.氢能是未来能源吗？氢能在中国的发展前景如何？ 氢能是一种潜在的未来能源，具有很多优势，如可再生性、环境友好等。在中国，氢能的发展前景非常广阔。 1.政府支持：中国政府高度重视氢能的发展，并在国家能源战略和政策中给予了明确的支持。 2.应用领域广泛：氢能可应用于各种领域，如汽车、航空、石化、电力等，因此具有很高的市场潜力。 3.技术不断提升：氢能技术不断提升，生产成本不断降低，使得氢能在市场上的竞争力不断增强。 4.资源丰富：中国是全球氢气资源丰富的国家，并在氢气生产和利用方面具有较强的技术能力。 总的来说，氢能在中国具有很好的发展前景，可以有效支持中国绿色能源战略的实施。 12.美国能源行业发展现状和前景如何？ 美国能源行业在过去几十年中经历了巨大的变革，现在的能源结构更加多样化，更加关注可再生能源和节能减排。以下是美国能源行业的发展现状和前景： 1.可再生能源：美国可再生能源行业正在快速发展，特别是风电和太阳能，以及生物质能。政府政策和补贴措施对于可再生能源的发展起到了重要的推动作用。 2.石油和天然气：美国是世界上最大的石油和天然气生产国之一，石油和天然气仍然是美国能源结构的重要组成部分。然而，随着可再生能源的发展，石油和天然气行业的地位正在逐渐下降。 3.节能和碳减排：随着对气候变化的关注加强，美国政府正在加强对节能和碳减排的支持，以减少对环境的影响。 4.新能源技术：美国是全球新能源技术的领先国家，在新能源技术的研发和应用方面有着非常重要的地位。 总的来说，美国能源行业的前景具有很大的潜力，尤其是可再生能源。

电力数字化的六种趋势 在双碳背景下，电力行业正面临前所未有的变化，这种变化来自三个方面： 1、以风、光为代表的，不稳定可再生能源发电占比大幅度提高； 2、电力市场化取代统购统销； 3、以微电网为代表的，分布式电力系统改变原有电力系统结构； 因此才有了新型电力系统概念，并开始落地。 互联网概念的提出和落地，不是简单的用数据通信网取代语音通信网，而是生产生活方式的巨大变革，这种变革反过来又推动了互联网底层技术的快速发展。 新型电力系统也并非简单技术的替换，而是电力、能源行业生产关系的巨大变革。 站在这个视角，电力数字化正在出现六方面的趋势。 1、数字泛在化 传统电力自动化、信息化，主要的推动者是发电侧、电网侧的企业，比如智慧电厂、智能电网的应用。 这些数字化是以管理价值实现为目标，偏向于集中式、标准化的应用场景。 比如智能电网的数字化，以前更多的投资是在输电网，以及高等级的配电网。而中低压配电网（公共配电网部分），乃至用户配电网，一直是数字化的盲区。 这也很好理解，过去的电网是单向潮流，末端只是被动接受者，所以只要把输电网和较大的配电网管好，电网就可以安全运行了。 而作为小血管和毛细血管的中低压配电网，点多面广，结构不清，管理复杂，数字化的效益又不明显，自然得不到关注。 即使电网公司意识到这个管理薄弱环节，想通过配网自动化、营配调贯通、分布式光伏统一调度、负荷侧管理等各种手段，加强数字化，目前来看依然是杯水车薪。 举个例子，仅仅是维护公共中低压配电网的设备资产、线路、用户的静态关系，某个地市公司每年都可能花几千万去做数据治理和台账更新，还无法保证100%的准确度。 但是新型电力系统需要源荷互动、自下而上的分层分区功率平衡，客观上需要对电网的最后5公里乃至最后1公里进行深度数字化。 所以我们认为数字泛在化，实现整个电力系统最后5公里的数字化，是源荷互动的基础，也是新型电力系统的最主要技术创新方向。 这就是数字化的泛在趋势。当然，这种泛在是有条件的，比如经济价值如何衡量？技术路线和技术模式又是如何？实现方式是怎么样？ 这些条件既是一种约束，更是一种创新的可能。 2、硬件软件化 基于传统通信、自动化技术研发的产品，是以硬件为核心的，基于硬件开发嵌入式软件，并形成产品功能。比如电表产品，是采购标准的计量芯片，然后搭配通信、存储、处理芯片，并进行逻辑编程，变成标准的电表。 但是我们回到计量这个功能，除了交流采样这个环节，后续所有的处理都可以采用各种算法来实现，在现场算力价格大幅度下降以后，完全可以用通用的计算架构去做，而不是采购标准的计量芯片。 用标准硬件+可升级算法去实现功能的差异性，并且适应现场广泛的融合需求，这就是泛在物联中边缘计算的方案。 硬件软件化最强悍的企业，非特斯拉莫属。特斯拉一直坚持“纯视觉AI“方向去做无人驾驶（虽然最近也传出，特斯拉在研究视觉+雷达的混合方案）。 这背后的逻辑就是：硬件方案一旦形成和销售出去，是无法升级的，而互联网思维的不断迭代，更多的只能依靠软件升级。 视觉AI方案，输入就是摄像头，只要视觉识别算法能不断升级，FSD就能迭代，老车主也能不断享受无人驾驶技术的升级。 个人认为，未来围绕负荷侧的大量差异化场景，无法用标准功能硬件产品去一一覆盖，硬件软件化是较好的思路。 3、软件硬件化 在电力行业最后5公里的领域，软件是很难卖出价格的，尤其是SaaS软件。当然这也不止是电力领域，行业SaaS基本不赚钱是共识。 电力行业的软件有两个关键用户，一个是人，或者说企业，比如各类管理者，实现管理价值。 另一个是机器，也就是真正的电力消费者，将来需要实现源荷互动，能效管理，都需要与机器进行协调和对话。所以一旦涉及到较高实时性要求的现场测控，软件硬件化的趋势就出现了。 比如微电网控制终端、负荷控制器、能量路由器等。 软件硬件化是一种融合，比如管理和控制的融合、电力自动化和工业自动化的融合、电能碳的需求融合，当然最重要的是，一二三次的深度融合。 一次的功率、电压、电流的变化和控制，以功率半导体化为特点（取代机械的变换和控制装置）； 二次以泛在物联为特点，实现广泛的测量、感知、控制、通信的融合； 三次以管控一体化、云边协同为特点，实现云计算架构与现场计算控制架构的深度融合。 类似电动汽车三电融合，最终出现新型的智能配电装置。 4、系统平台化与云化 最后5公里的海量数据，虽然一部分高实时性数据需要本地计算和控制输出，但是更大量的数据本地无法处理，需要汇集到云端进行存储、处理和发放，并训练出更高级的AI，实现配电系统的真正智能化：即插即用、泛在感知、动态适应、无人驾驶。 同时也需要实现管理价值的实现，比如营配调贯通，电力市场交互等。 这就是系统平台和云化的意义。 5、场景碎片化 与传统电力系统的数字化价值——集中式管理价值不一样，最后5公里和最后1公里的数字化价值是非常分散，非常个性化的。 这也是集中管理模式、标准的产品形态无法适应的原因。 比如电力开关，开关本身功能是高度标准化的，但是开关在不同的场合，不同的用户，不同的电流状态下的运行方式和管理方式是千变万化的。 就像一辆车，车本身的硬件功能是标准的，比如三电系统，驾驶室等。但是一辆车在道路上行驶，面临的道路情况是千变万化的，这也是为什么无人驾驶做到L5是如此之难的原因：算法无法穷尽，本地很难自学习。 当然需求是层次化的，就像驾驶智能化有L1~L5，电力数字化也可以分L1~L5。 目前大家关注的微电网控制，我认为是L3以上的需求，但是一个电网基础的数字化是L0需求，你无法在一个连基础量测都没有的配电网里，去马上实现什么自动负荷控制、微电网控制。 你在市面上买到的99%的车，都安装了几十、上百个基本的传感器，也就是实现了L0，这是智能驾驶的前提。而在一个用户配电网中，传感器数量甚至比一辆车都少，所以先实现L0再说。 L0和L1的场景本身就已经碎片化了，这些碎片化的需求，需要通过组合的解决方案去实现，尤其是存量的配电系统。 6、数智服务化 最后5公里的价值体现，对电力用户来说是碎片化的需求，也是一种企业级服务。 企业级服务必然是一种整体服务解决方案的产品销售，数据的价值需要在这种整体服务中去体现。 比如你安装了一块电表或者智能断路器，它发现了一个可能的故障，谁来确定故障？谁来消除故障？这个故障的消除是否改变电网的拓扑和潮流？谁来维护变更记录？ 这是设备管理中最基础的一些问题，解决这些问题需要形成完整的解决方案，包含数据、包含传感器、包含线上线下的服务，更需要持续的运营服务。 这是一种思维模式的转换，即从项目思维转换为持续服务思维。 而目前大多数的所谓数字化，还是一种“只对验收负责”的项目思维，并不关注负荷、配电系统运行、市场价格、用电成本、安全管理、生命周期碳排放这些持续运营的需求。 所以数据、智能的价值，是要通过可持续的服务解决方案实现的，这个实现过程本身是技术创新，同时又很大程度上支配了前面五个趋势的技术创新。 有时候，我给一些大型电力企业的专业部门做介绍，分享用电企业的需求和综合智慧服务方案，介绍完以后，他们的反应是： 这种多专业的深度协作，我们做不了。 电力数字化，看似简单，实则巨难。正因为难，所以才有创新价值。

近日，国家发改委报道海澜电力和中国石化的绿电消费行动。 2022年10月14日，海澜电力通过北京电力交易中心绿证交易平台购买绿证38万张（折合电量3.8亿千瓦时），成为目前购买绿证最多的买家。截至目前，海澜电力已累计代理购买绿电超过14亿千瓦时，累计代理购买绿证超44万张。代理了覆盖电子、汽车、化工、纺织等行业的60余家用户，为用户提供了全面的提升绿色电力消费水平的解决方案。一是积极宣贯绿电绿证交易有关政策和规则。在市场筹备阶段，海澜电力就积极参与绿证交易规则研讨，配合交易机构开展绿证交易平台测试。在交易过程中，海澜电力向合作用户积极宣贯国家绿电交易政策、宣传绿色发展理念，促进绿证交易顺利实施。二是努力响应代理用户使用绿色电力诉求。以客户需求为导向，一对一了解客户绿证购买需求，根据客户实际情况定制专业化绿电绿证交易方案，及时解答代理用户关切问题。提供代理购买绿电绿证渠道，助力用户实现绿色电力消费目标，为绿电绿证市场增添了活力。三是发挥联系发电和用电主体功能。加强与发用电企业、电力交易机构沟通，搭建起绿色电力供需双方的桥梁，在促进可再生能源绿色电力通过市场方式消纳的同时，满足了用户绿色电力消费需求，助力绿色电力消费企业打造绿色产品供应链、提升品牌市场影响力。立 讯精密作为海澜电力的重要客户，由海澜电力代理购买绿证8万张，切实履行了促进能源消费绿色低碳转型的社会责任。 中国石化消费绿色电力 助力实现碳减排目标 中国石化集团积极推动所属各单位参与绿电交易，截至目前，已累计采购绿色电力11.7亿千瓦时。 一是积极参与绿电交易，购买绿色电力。在绿电交易试点启动后，中国石化立即组织了胜利油田、青岛石化、宁夏能化和燕山石化参与交易，2021年购买绿色电力5.9亿千瓦时，其中，燕山石化通过省间交易的方式购买绿色电力4000万千瓦时。2022年，中国石化推动镇海炼化、中韩石化、金陵石化等11家单位陆续参与了绿电交易，截至目前，中国石化参与绿电交易的二级单位已增至15家，累计购买绿色电力11.7亿千瓦时，是目前绿色电力消费量最大的中央能源企业。 二是依托基地布局，加大自用新能源发电建设力度。近年来，中国石化积极利用集团土地、屋顶等资源，大力推进分布式光伏开发利用。依托集团公司油气和炼化基地布局，开发临近风光资源，提升绿色电力使用比例，到2022年底，中国石化风电、光伏发电装机规模将突破1吉瓦；2023年，计划开工建设光伏项目1吉瓦以上，将为天津石化、巴陵石化和长岭炼化等企业提供绿色电力；至“十四五”末，中国石化风电、光伏累计装机将双双突破吉瓦级，绿色电力供应能力和消费水平将大幅提升。同时，中国石化自2021年起启动CFB锅炉掺烧生物质工作，组织自备热电站CFB锅炉掺烧生物质，替代部分动力煤，目前已完成上海石化、天津石化等企业的生物质试掺烧工作，掺烧比例已超20%。 三是践行公司发展战略，推动绿电绿氢协同发展。按照集团氢能中长期发展战略，中国石化将大力推动绿电绿氢协同发展，成为世界领先氢能公司。集团已布局在库车、鄂尔多斯、乌兰察布等地建设多个绿电制氢项目，其中，国内最大2万吨/年库车绿电制绿氢示范项目已开工建设、中天合创煤化工与3万吨/年绿氢耦合示范项目也即将开工。此外，中国石化还参与新型电力系统创新联盟，通过科技创新助力新型电力系统建设，促进绿色电力的有效消纳。

2023年全国电力供需形势预测 （一）电力消费预测 宏观经济及气候等均是影响电力消费需求增长的重要方面。2023年预计我国经济运行有望总体回升，拉动电力消费需求增速比2022年有所提高。正常气候情况下，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。 （二）电力供应预测 在新能源发电快速发展带动下，预计2023年新投产的总发电装机以及非化石能源发电装机规模将再创新高。预计2023年全年全国新增发电装机规模有望达到2.5亿千瓦左右，其中新增非化石能源发电装机1.8亿千瓦。预计2023年底全国发电装机容量28.1亿千瓦左右，其中非化石能源发电装机合计14.8亿千瓦，占总装机比重上升至52.5%左右。水电4.2亿千瓦、并网风电4.3亿千瓦、并网太阳能发电4.9亿千瓦、核电5846万千瓦、生物质发电4500万千瓦左右，太阳能发电及风电装机规模均将在2023年首次超过水电装机规模。 （三）电力供需形势预测 电力供应和需求多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。电力供应方面，降水、风光资源、燃料供应等方面存在不确定性，同时，煤电企业持续亏损导致技改检修投入不足带来设备风险隐患上升，均增加了电力生产供应的不确定性。电力消费方面，宏观经济增长、外贸出口形势以及极端天气等方面给电力消费需求带来不确定性。 根据电力需求预测，并综合考虑新投产装机、跨省跨区电力交换、发电出力及合理备用等方面，预计2023年全国电力供需总体紧平衡，部分区域用电高峰时段电力供需偏紧。迎峰度夏期间，华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧；华北、东北、西北区域电力供需基本平衡。迎峰度冬期间，华东、华中、南方、西北区域电力供需偏紧；华北区域电力供需紧平衡；东北区域电力供需基本平衡。

2022年全国电力供需情况 （一）电力消费需求情况 2022年，全国全社会用电量8.64万亿千瓦时，同比增长3.6%。一、二、三、四季度，全社会用电量同比分别增长5.0%、0.8%、6.0%和2.5%，受疫情等因素影响，第二、四季度电力消费增速回落。 一是第一产业用电量1146亿千瓦时，同比增长10.4%。其中，农业、渔业、畜牧业用电量同比分别增长6.3%、12.6%、16.3%。乡村振兴战略全面推进以及近年来乡村用电条件明显改善、电气化水平持续提升，拉动第一产业用电量保持快速增长。 二是第二产业用电量5.70万亿千瓦时，同比增长1.2%。各季度增速分别为3.0%、-0.2%、2.2%和-0.1%。2022年制造业用电量同比增长0.9%。其中，高技术及装备制造业全年用电量同比增长2.8%，其中，电气机械和器材制造业、医药制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业全年用电量增速超过5%；新能源车整车制造用电量大幅增长71.1%。四大高载能行业全年用电量同比增长0.3%，其中，化学原料和化学制品制造业、有色金属冶炼和压延加工业用电形势相对较好，用电量同比分别增长5.2%和3.3%；黑色金属冶炼行业、非金属矿物制品业用电量同比分别下降4.8%和3.2%，建材中的水泥行业用电量同比下降15.9%。消费品制造业全年用电量同比下降1.7%，其中，造纸和纸制品业以及吃类消费品用电形势相对较好，食品制造业、农副食品加工业、烟草制品业、酒/饮料及精制茶制造业用电量均为正增长。其他制造业行业全年用电量同比增长3.5%，其中，石油/煤炭及其他燃料加工业、废弃资源综合利用业用电量同比分别增长11.7%和9.4%。 三是第三产业用电量1.49万亿千瓦时，同比增长4.4%。各季度用电量同比增速分别为6.2%、0.0%、7.7%和3.1%。第三产业中的8个行业用电量同比均为正增长，其中租赁和商务服务业、公共服务及管理组织、批发零售业用电量增速均超过5.0%。电动汽车行业高速发展，拉动全年充换电服务业用电量同比增长38.1%。 四是城乡居民生活用电量1.34万亿千瓦时，同比增长13.8%。各季度用电量同比分别增长11.8%、7.0%、19.8%和14.9%。8月，全国出现大范围持续高温天气，全国平均气温达到1961年以来历史同期最高水平，当月居民生活用电量增长33.5%，拉动三季度居民生活用电量快速增长。12月，有4次冷空气过程影响我国，当月全国平均气温为近十年来同期最低，当月居民生活用电量增长35.0%，拉动四季度居民生活用电量快速增长。 五是全国共有27个省份用电量正增长，中部地区用电量增速领先。2022年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长2.4%、6.7%、4.2%、0.8%。全年共有27个省份用电量正增长，其中，西藏、云南、安徽3个省份用电量增速超过10%，此外，宁夏、青海、河南、湖北、江西、陕西、内蒙古、四川、浙江用电量增速均超过5%。 （二）电力生产供应情况 截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，同比增长7.8%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型成效显著。 一是非化石能源发电装机占总装机容量比重接近50%。2022年，全国新增发电装机容量2.0亿千瓦，其中新增非化石能源发电装机容量1.6亿千瓦，新投产的总发电装机规模以及非化石能源发电装机规模均创历史新高。截至2022年底，全国全口径发电装机容量25.6亿千瓦，其中非化石能源发电装机容量12.7亿千瓦，同比增长13.8%，占总装机比重上升至49.6%，同比提高2.6个百分点，电力延续绿色低碳转型趋势。分类型看，水电4.1亿千瓦，其中抽水蓄能4579万千瓦；核电5553万千瓦；并网风电3.65亿千瓦，其中，陆上风电3.35亿千瓦、海上风电3046万千瓦；并网太阳能发电3.9亿千瓦；火电13.3亿千瓦，其中，煤电占总发电装机容量的比重为43.8%。 二是全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，煤电发电量占全口径总发电量的比重接近六成。2022年，全国规模以上工业企业发电量8.39万亿千瓦时、同比增长2.2%，其中，规模以上工业企业火电、水电、核电发电量同比分别增长0.9%、1.0%和2.5%。2022年，全口径并网风电、太阳能发电量同比分别增长16.3%和30.8%。全口径非化石能源发电量同比增长8.7%，占总发电量比重为36.2%，同比提高1.7个百分点。全口径煤电发电量同比增长0.7%，占全口径总发电量的比重为58.4%，同比降低1.7个百分点，煤电仍是当前我国电力供应的最主要电源。在来水明显偏枯的三季度，全口径煤电发电量同比增长9.2%，较好地弥补了水电出力的下降，充分发挥了煤电兜底保供作用。 三是太阳能发电设备利用小时同比提高56小时，风电、火电、核电、水电同比分别降低9、65、186、194小时。2022年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3687小时，同比降低125小时。分类型看，水电3412小时，为2014年以来年度最低，同比降低194小时。核电7616小时，同比降低186小时。并网风电2221小时，同比降低9小时。并网太阳能发电1337小时，同比提高56小时。火电4379小时，同比降低65小时；其中煤电4594小时，同比降低8小时；气电2429小时，同比降低258小时。 四是跨区输送电量同比增长6.3%，跨省输送电量同比增长4.3%。2022年，全国新增220千伏及以上输电线路长度38967千米，同比增加6814千米；全国新增220千伏及以上变电设备容量（交流）25839万千伏安，同比增加1541万千伏安。2022年全国完成跨区输送电量7654亿千瓦时，同比增长6.3%，其中8月高温天气导致华东、华中等地区电力供应紧张，电网加大了跨区电力支援力度，当月全国跨区输送电量同比增长17.3%。2022年全国完成跨省输送电量1.77万亿千瓦时，同比增长4.3%；其中12月部分省份电力供应偏紧，当月全国跨省输送电量同比增长19.6%。 五是电力投资同比增长13.3%，非化石能源发电投资占电源投资比重达到87.7%。2022年，重点调查企业电力完成投资同比增长13.3%。电源完成投资增长22.8%，其中非化石能源发电投资占比为87.7%；电网完成投资增长2.0%。 六是市场交易电量同比增长39.0%。2022年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量52543亿千瓦时，同比增长39.0%，占全社会用电量比重为60.8%，同比提高15.4个百分点；全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为41407亿千瓦时，同比增长36.2%。 （三）全国电力供需情况 2022年全国电力供需总体紧平衡，部分地区用电高峰时段电力供需偏紧。2月，全国多次出现大范围雨雪天气过程，少数省份在部分用电高峰时段电力供需平衡偏紧。7、8月，我国出现了近几十年来持续时间最长、影响范围最广的极端高温少雨天气，叠加经济恢复增长，拉动用电负荷快速增长。全国有21个省级电网用电负荷创新高，华东、华中区域电力保供形势严峻，浙江、江苏、安徽、四川、重庆、湖北等地区电力供需形势紧张。12月，贵州、云南等少数省份受前期来水偏枯导致水电蓄能持续下滑等因素影响，叠加寒潮天气期间取暖负荷快速攀升，电力供需形势较为紧张，通过加强省间余缺互济、实施负荷侧管理等措施，有力保障电力供应平稳有序，守牢了民生用电安全底线。

火电企业的碳资产管理策略 近日，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场第一个履约周期报告》，系统总结了全国碳排放权交易市场第一个履约周期建设运行经验，目前全国碳市场运行框架已基本建立。本文以此为契机，探讨火电企业在“双碳”目标之下的碳资产管理策略。 中国要实现碳达峰、碳中和目标，电力是主战场，火电企业面临巨大的压力。2021年7月，全国碳市场启动上线交易，火电企业率先纳入。碳约束时代来临，火电企业进入了“排碳有成本，减碳有收益”的时代，必须加强碳资产管理，推进高质量发展，为国家“双碳”目标实现贡献力量。 碳资产的特点 碳资产是指由碳排放权交易机制产生的新型资产，主要包括碳配额和碳信用两种。碳配额是重点排放单位发电机组的碳排放限额；国内主要的碳信用为“国家核证自愿减排量”（China Certified Emission Reduction），简称为CCER。碳资产是能在碳市场交易、有金融资产属性的类金融资产。 碳资产经营是碳排放核算、碳交易履约的统一。按照生态环境部《碳排放权交易管理办法（试行）》，重点排放单位要在规定的时限内，按照该单位上一履约周期温室气体实际排放量等量清缴配额（含符合规定的CCER）。对于火电企业来说，排放量与入炉煤量、含碳量、全水分等相关，配额与供电量、供热量、供热比、负荷率等相关。核算碳资产和发挥资产效益，既要掌握投入燃料的指标、生产数据，准确核算排放量和碳配额，又要掌握政策动态、市场行情，准确进行碳交易，这样才能争取更多收益，按时完成清缴履约，履行社会责任。 配额盈缺与产量、排放强度相关。根据全国碳市场配额分配方案，火电企业的供电量、供热量越多，分配的碳资产越多。同类机组中，供电碳排放强度、供热碳排放强度低于分配基准线越多，配额盈余越多，供电碳排放强度、供热碳排放强度高于基准线越多，配额缺额越多。火电企业通过配额管理，分析配额盈缺，开展技术改造、优化运行，挖掘潜力，以降低碳排放强度和控排履约成本。 碳资产交易与当期履约、市场预期相关。和证券、债券市场一样，碳资产交易给火电企业增加收益带来机遇，通过市场操作，低价买进、高价卖出赚取价差收益。出于合规履约的需要，缺额企业需要在履约前买入足够的配额，以按时足额完成配额清缴。而盈余企业，则可以根据市场政策、市场形势发展选择持有或卖出配额，以获取更好的预期收益。一般情况下，CCER价格低于配额价格，根据抵销机制，火电企业可以买入符合履约规定的CCER，卖出配额，获取置换差价收益。 碳资产可以利用市场工具盘活。火电企业可以根据市场行情做出判断，应用碳市场交易工具，如碳远期、期货、期权、掉期、借贷等，盘活碳资产，发挥价值作用。碳资产是一种市场化的权利，在国家绿色金融政策支持下，火电企业和CCER项目企业可以通过碳市场融资工具，发行碳基金、碳债券，开展碳资产抵质押融资、碳资产回购、碳资产托管等，以获得绿色低碳发展资金支持。 碳资产管理 碳资产管理模式 自行管理和委托管理。企业碳资产可以自行管理，也可以委托专业机构管理。对于生产实物类资产，一般由企业自行开展全生命周期管理。对于专业性较强、风险较大的金融或类金融的流动资产，如企业年金、基金等，一般由企业采取委托专业机构管理方式。企业碳资产管理也是类金融业务，宜采取委托专业机构的管理方式。 集中管理和分散管理。集中管理的优势：一是便于开展集团公司内部企业间调剂余缺；二是便于对外形成合力和信誉，提高市场话语权和影响力，在数量和价格上取得优惠的待遇、价格和服务；三是有利于实施专业管理，掌握全面信息，提高工作质量和效率；四是有利于实现公司整体利益的最大化和战略管理目标；集中管理的劣势：一是考虑因素较多，决策过程较长；二是各企业利益诉求不一，协调难度较大；三是在市场波动激变时，反应较慢。分散管理的优势：一是便于发挥企业的积极性，快速决策，灵活应对市场变化；二是便于企业根据自身情况开展交易，满足个性化需求；分散管理的劣势：一是有限的交易数量，难以获得价格优惠；二是工作人员专业水平相对低，效率较低，风险较大。通过对国内外能源集团碳资产管理模式调研，多数集团型企业采取了集中统一管理模式。 碳资产管理内容和要求 以某能源集团为例，该集团建立了集团公司-子分公司-基层企业三级管控体系，确立“统一管理、统一核算、统一开发、统一交易”四统一管理原则，推行专业化服务，开展碳资产管理工作。 统一管理。集团公司制定碳排放管理制度、碳排放信息统计报送管理办法等制度，基层火电企业制定碳排放管理规定、监测管理办法、核算和报告管理办法。集团公司统筹制订减排工作规划和年度碳资产经营计划。集团公司统一开发了覆盖集团公司控排企业和新能源企业等的碳资产管理信息系统，对碳资产进行全过程管理。主要功能包括排放管理、MRV、配额管理、交易管理、履约管理等。 统一核算。根据温室气体排放核算指南和国家、行业相关标准，结合集团公司实际，提出核算细则。针对碳排放核算重点工作、重点指标，研究制定碳排放数据质量控制技术要求，明确入炉煤、元素含碳量以及供电量、供热量、供热比等数据监测、统计、核算方法和交叉核对参数范围及合理逻辑关系。每年组织碳资产公司依据核算指南和集团公司技术要求，按照统一的作业指导书，对火电、化工企业进行碳盘查，编制排放报告。多维度、多层次地统计、对比、分析企业、设施、产品排放量和排放强度等排放数据，掌握排放规律。 统一开发。依据国家政策推进情况，组织碳资产公司，研究国家政策，对集团公司风电、太阳能、甲烷利用、林业碳汇项目以及水电项目，应用CCER开发方法学，有序开发CCER项目、备案减排量,获得补偿、增值收益。研究开发碳基金等金融产品，支持新能源发展。 统一交易。研究碳市场政策、形势，分析集团公司火电企业配额盈缺，按照“先内部调剂，后对外交易”“先CCER，后配额”的原则，制订交易策略和交易计划，明确交易对象、数量、价格、时间。由碳资产公司统一管理控排企业注册登记账户和交易账户，分解执行交易计划，落实分析、风控、交易岗位职责，开展碳配额和CCER交易、CCER配额置换、参与政府拍卖。当市场形势发生变化，影响交易策略预期目标时，及时调整交易策略。 “双碳”目标下火电企业碳管理策略 2021年12月31日，全国碳市场第一个履约周期结束，2162家火电企业参与，配额盈缺不一，整体盈余。2022年全国碳市场进入第二个履约周期。随着全国碳市场的发展，预期配额分配方案将逐步收紧，火电企业将经历“无影响-弱影响-强影响”的过程。火电企业要认真学习生态文明思想，提高对控制温室气体排放重要性的认识，加强碳资产管理，推进绿色低碳转型发展。 加强碳排放数据质量管理 落实管理责任。火电企业承担碳排放数据质量管理主体责任，负责编制执行数据质量控制计划，开展监测、统计、核算、分析和交叉核对，以及化验计量等设备维护工作，确保各项数据反映企业生产排放真实情况。碳资产公司承担碳排放数据质量审核责任，负责定期开展服务企业的碳排放报表数据检查，校验各项数据的合理性、逻辑关联性，核对各项数据、报告的合规性、一致性、真实性、准确性。子分公司和集团公司承担指导监督考核责任，确保数据准确，自觉维护碳市场公平交易。 完善机制建设。建立领导协调机制，完善制度，火电企业成立碳排放工作领导小组和工作组，明确牵头部门、责任部门和管理岗位，贯彻执行国家、行业、地方政府、注册登记和交易机构等政策、法规、规则、标准和集团公司管理制度，健全工作体系，明确工作流程，确保碳排放各项工作落到实处。建立逐级审核机制，要进一步完善数据审核机制，建立填报、审核责任制，加强对日监测、月核算、年报告排放数据的监督和考核。企业要全面落实数据质量控制计划，协同做好碳排放、能耗检测、统计、分析、核算等工作，严格按要求填报碳排放计划、数据、报表、报告等，确保基础数据质量。建立交叉核对机制，火电企业要根据核算指南要求，结合实际建立核算细则，定期开展入炉煤量与入厂煤量、入炉煤热值与入厂煤热值、供电量与上网电量、供电量与发电量、供热量与售热量、供电排放强度与供电煤耗、元素含碳量与低位发热量、内水与全水分等相关指标的交叉核对，耗煤量与发电量、排放量与发电量、单位热值含碳量等指标的年度月度比较分析，发现纠正偏差。 创新管理技术。建立适应碳排放总量和强度“双控”要求的碳排放监测统计报告制度，确立指标体系、报表体系和工作体系。建立碳排放数据可信认证体系，在上链前对数据进行可信性认证，验证皮带秤、电量、热量计量数据可靠性、准确性，煤炭采制化各环节数据的真实性、合理性，比对分析供热比、负荷率数据的相关性、正确性，利用区块链技术，做好碳排放数据质量管理工作。 多措并举控排减排 大力宣传绿色低碳理念，倡导践行节约、低碳生产生活方式。建立碳排放总量和强度“双控”制度及指标体系，加大考核力度，促进落实控排减排目标。 优化运行，开展电量转移，让排放强度低的机组多发，降低碳排放量。 技术改造节能降耗，将改造降碳的碳资产收益纳入项目可行性研究效益测算，积极推进煤电机组“三改联动”，加速淘汰高耗能机电设备。 掺烧污泥、生物质、氨等非化石燃料。通过掺烧生物质、污泥等燃料，替代化石燃料；研究燃煤锅炉混氨燃烧，应用零碳燃料，降低火电机组碳排放量和排放强度。 加强CCUS减碳技术研究。整合CCUS研发力量，研发CCUS技术和装置，要通过加快科技创新，推进规模化二氧化碳捕集与封存、利用技术研发、示范和产业化应用。降低碳捕集成本，探索碳封存方式，拓宽二氧化碳资源化利用途径（化工利用、矿化利用、生物利用等），早日形成一套技术先进、经济实用的碳捕集与封存、利用的技术与装备，应用于碳减排。 提升碳资产管理水平 完善制度规范管理。根据国家“双碳”政策和全国碳市场法律法规，结合企业实际，健全碳排放碳交易管理制度，强化责任，强化监督检查和考核问责，将碳排放管理指标纳入目标责任制考核。建立对专业咨询服务机构评估制度，检查考核工作质量、及时性和满意度等指标。 持续加强能力建设。坚持开展能力培训，着重宣传国家“双碳”政策，解读发电企业温室气体排放核算与报告指南，讲解全国碳市场交易规则和工作流程。加强碳排放碳交易专业培训交流，建设一支一流的专业咨询服务队伍。升级碳资产管理信息系统，嵌入落实碳排放核算指南和配额分配方案，跟踪碳达峰进程，对接全国碳市场交易系统，制订交易履约策略，加强节能减碳技术成效分析、碳中和技术分析，为企业控排减排、低碳绿色发展提供有力的数据支撑和决策支持。 全面夯实管理基础。煤炭采制化是煤电企业碳排放核算中一项至关重要的工作，其工作质量关乎碳排放核算的准确性。要开展煤电企业（含自备电厂）煤检实验室CNAS认可（扩项）工作，范围包括入厂煤、入炉煤，项目包括采样、制样和工业分析，全硫、碳、氢、全水分、发热量检测等。要加强皮带秤的维护校验工作，对可靠性低的，更换为可靠性高的高精度（0.2级）皮带秤。积极试点，探索建立符合实际的火电厂二氧化碳在线监测系统和技术规范。 积极参与全国碳市场建设 认真总结试点市场和全国碳市场第一个履约周期工作，对修订完善火电企业碳排放核算指南和配额分配方案、出台的法规制度，以及注册登记、交易规则和系统完善，积极建言献策。 当前我国煤电能耗处于世界先进水平，减排空间有限，呼吁全国碳市场尽快扩容，应尽快将其他高排放行业纳入碳市场，促进全社会各行业平衡减排，履行责任义务。 做好CCER重启的相关准备工作，大力发展新能源。积极开展林业、草原等碳汇项目储备和方法学研究，做好项目储备和人才储备。呼吁尽快恢复CCER的注册备案，在全国碳市场加大抵销比例，支持新能源发展。

储能迎融资热！124家闯关IPO、114企业融资近千亿！ 储能这条黄金赛道持续火爆，吸引着资本不断加持，不少企业纷纷加入到上市的队伍之中。据不完全统计，2022年以来，公布IPO进度的储能产业链企业共有120多家，更有大批企业启动融投资、排队入局！ 从参与企业来看，IPO阵容迎来了艾罗能源、阿特斯等储能系统集成商，首航新能源、三晶电气等PCS企业，也有蜂巢能源、中创新航等电池名企。此外年末一批电池企业扎堆选择境外上市，瑞交所则成为锂电领域企业海外上市的优选项。还有不少企业在其他版块折戟之后，纷纷试水刚成立一年的北交所。 储能赛道火热 吸引重金投资 在政策推动、新能源建设提速、国外市场储能需求、新能源汽车驱动等多重因素下，2022年储能行业热度高涨。2022年，储能领域IPO数量多达124起。从申报材料来看，这些企业业务链了覆盖储能系统、储能变流器、电池制造以及电池材料、锂电设备等多领域。 据不完全统计，2022年IPO企业中包括蜂巢能源、阿特斯、大连融科储能、赣锋锂电、中创新航等储能系统集成、储能变流器、储能电池企业20家，天赐材料、杉杉股份、格林美等锂电材料企业49家，特来电、极氪等新能源汽车产业链企业23家。 其中，2022年国内外各大交易所已上市的储能系统、储能系统集成、储能PCS等领域企业募集资金总额达近百亿人民币，已上市的电池企业募集资金总额达200多亿元人民币，已上市的锂电材料企业募集金额约560多亿人民币。 除了启动IPO募资之外，国内还有114家储能产业链相关共传出融资消息，合计融资金额预计超过900亿元。从技术和业务方向来看，储能系统、储能PCS等企业占了近三分之一，钠离子电池、液流储能等小众储能技术今年以来成为投资热点领域，共有7家相关企业启动融资；而因为近两年锂电原材料价格持续上涨，锂电池正极材料、钒材料等储能材料企业也成为了资本热衷的方向。 光伏企业加紧储能布局！ 北极星储能网观察发现，储能系统或储能PCS的上市企业新生军中，仍然以光伏同步企业布局储能的居多。 全球主要光伏企业之一的阿特斯，近年来主营业务向外延伸到大型储能系统，目前已是美国市场份额最大的大型储能系统集成商之一，并在全球拥有高达21GWh的储能项目储备。该公司已经开启上交所科创板上市的进程，拟募集资金88.06亿元，其中40亿元用于产能配套及扩充、研究院建设及补充流动资金。 与阿特斯比较类似的企业还有三晶电气、古瑞瓦特和首航新能源等。三家企业均专业从事光伏逆变器、储能变流器及储能系统等产品销售。 其中三晶电气2021年近七成的营收来自境外，产品主要销往意大利、荷兰、澳大利亚、巴西等国家。2022年7月公司递交IPO材料获受理。三晶电气此次拟募资12.04亿，其中6.77亿元用于产能建设，也是为了扩大产能、抢占市场。 2022年11月，储能变流器生产商古瑞瓦特赴港上市获批，预计募资金额达10亿美金，将成为港股今年以来第四大IPO。 核心产品涵盖光伏储能变流器、储能电池的首航新能源拟募资35.12亿元，用于储能系统产能建设、新能源产品研发制造、研发中心建设等。 此外，艾罗能源也是布局海外光伏储能系统的企业之一，尤其在澳大利亚市场份额较高。6月30日披露招股书显示，艾罗能源拟募资8.09亿元，计划用于储能电池及逆变器扩产、光储智慧能源研发中心建设。 电池企业重视储能 近两年随着储能市场逐步打开，以及新能源汽车的大规模推广应用，设备及原材料端均出现了不同程度的产能紧缺状况，不仅限制了企业经营规模的进一步扩张，更甚者会阻碍下游储能应用和新能源汽车交付等。 通过梳理IPO企业的募资用途发现，2022年整个储能产业链赛道都迎来扩产潮。而且尤为明显的是，此前一批以动力电池为主要业务的企业，加速了对储能的布局或扩产步伐。 今年国庆节期间，动力电池巨头中创新航赴港敲钟，募集资金总额101亿港元，刷新了今年港股募资额的纪录。 此次，中创新航招股书曾提出，募集资金拟用于新建和扩建多个动力电池和储能系统的产业基地，用于先进技术研发以保持技术领先优势。 2022年12月14日，动力电池、储能电池生产上瑞浦兰钧正式向港交所递交招股书，这也是从动力电池冲进储能领域的代表，此次募集资金主要用于扩大产能、研发先进的锂离子电池、先进材料等。 此外，以长城汽车出身的蜂巢能源，计划在科创板上市，这也是从动力电池成功跨入储能系统提供商的代表。蜂巢能源招股书显示，公司拟募集资金150亿元，主要用于在常州、湖州、遂宁等地扩产锂离子电池以及补充流动资金等。 11月23日，赣锋锂业启动了子公司赣锋锂电在深交所分拆上市融资计划。这意味着企业将进一步完善对电池环节的投入，并正在逐步谋划构建从上游矿产资源开采到下游车企、储能以及电池回收业务的完整的产业链版图。 2022年，全球汽车工业迎来全面电动化转型，新能源汽车销量持续攀升。一些新能源汽车产业链的企业也加入IPO的行列。 新能源汽车新势力11月交付量上同比增长447.3%，或是得益于当下势头正好，极氪12月中旬敲定赴美上市，计划募资超过10亿美元，有望成为第四家赴美IPO国内造车新势力。 “充电桩一哥”特来电也在12月宣布分拆上市，公司瞄准的是电力能源领域的虚拟电厂的构建。特来电表示将进一步募集资金，支持其生态网络布局扩大。 锂电企业组团打拼瑞交所 自今年2月全球存托凭证（GDR）新规发布以来，越来越多的A股公司积极推进境外GDR发行上市，多数企业首选在瑞士上市。我国储能产业链企业表现最为积极。现如今储能企业出海，成为扩张业务的重要途径之一。2022年企业集中选择瑞交所上市的主要目的，基本都是通过在海外建厂、投资开发材料矿产资源等，完善国际化产业布局。 7月28日，科达制造、格林美、国轩高科、杉杉股份在瑞交所摇响了具有瑞士特色的大号牛铃，标志着首批中国企业正式登陆瑞交所。 三家企业共募集资金13.85亿美元，国轩高科募资总额约 6.85 亿美元，成为瑞士资本市场今年最大IPO，杉杉股份募集资金约为3.19亿美元，格林美募集3.81亿元。 11月，动力电池二线企业欣旺达宣布在瑞交所挂牌，企业最终发行价格为每份GDR 15.30美元，募集资金约4.4亿美元。 12月，国内轻型电动车电池龙头企业天能股份和锂电材料企业盛新锂能同时宣布拟发行GDR，申请在瑞交所挂牌上市。值得注意的是，天能股份表示将依托于帅福得在海外市场的渠道，进行锂电储能业务的拓展。据了解，储能业务是天能股份国际化进度最迅速的业务之一。天能股份2022年上半年其储能业务营收近3亿元，其中海外订单营收占比15%，国内订单营收占比85%。但海外储能业务毛利率为20%，显著高于国内的9.5%。 另外，电解液龙头天赐材料、锂电材料华友钴业、锂电设备生产商东方盛虹等也在12月陆续传出冲刺瑞交所IPO消息。 有分析指出，与海外其他国家相比、瑞士政治环境相对稳定，有助于赴海外上市的A股公司防范、应对国际关系不确定性带来的不可抗力因素。同时，瑞交所在投资者保护和监管措施方面相对完善，瑞士的审计要求较为宽松。 此前，美国纽交所一直是很多国内企业赴海外上市的首选地，赴美上市企业面临的不确定因素持续增加，GDR业务的扩容相当于给中国企业改道欧洲资本市场提供了新的路径。目前，GDR融资已成为A股上市公司再融资的新形式，也是主流的海外融资渠道之一。 2021年11月北交所开市后，很多企业纷纷转战北交所，这一年中，锂电股不断扩容。 2022年3月，专注从事电动汽车动力电池管理系统的科列技术从创业板转战北交。2022年11月29日，锂电池模组生产商天宏锂电成功过会。 截至目前，北交所锂电领域上市公司有6家，10余家锂电产业链、新能源汽车产业链企业正在冲刺北交所IPO。 多家企业折戟 值得一提的是，今年以来已有多家储能领域公司终止审查、折戟 IPO。 这其中包括锂离子电池负极材料供应商凯金新能源，四年三次更换券商，三次冲刺IPO，均铩羽而归。 2017年6月，凯金能源申请创业板上市，2018年7月被否；2019年5月，再次冲刺创业板，2019年7月被证监会抽中现场检查；2021年7月，改道申请沪市主板上市。遗憾的是，2022年10月，证监会决定终止对“凯金能源”首次公开发行股票申请的审查，但未说明原因。 锂电设备生产商大成精密此前向A股发起冲击，拟登陆创业板。不过，排队仅一个半月，大成精密便撤回了发行上市申请。2022年11月15日，深交所官网显示大成精密IPO终止。值得关注的是，该公司在今年10月28日曾被抽中现场检查，被抽中检查后撤单，或许多跟检查有关。 从公开的企业IPO被取消或撤单原因来看，主要有三方面： 一是板块定位。越来越多的企业因为不符合板块定位被否或撤单； 二是可持续经营能力。如毛利率、应收账款、收入真实性、业绩下滑等都是监管关注的问题； 三是合规性问题。如关联交易、同业竞争、独立性诉讼、客户集中、对赌协议等