虫虫说电力改革 - 节目列表

2023年两会中的储能：建立储能价格机制 加强储能技术创新 今年两会期间，多位代表、委员热议储能产业高质量发展，就建立储能价格机制、加强储能技术创新、提高储能系统安全性 、储能配套设备保障给出建议和方案。 全国人大代表、美的集团副总裁兼首席财务官钟铮： 要建立新型储能共享传统抽水蓄能容量电费机制及探索储能辅助服务盈利模式、建立储能碳积分制度，出台金融支持和财税减免政策，激励新型储能技术创新，解决共性技术难题，而且要统筹锂资源开发，稳定市场价格。 全国政协常委、正泰集团董事长南存辉： 建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制，鼓励储能直接参与市场交易，通过市场机制实现盈利，激发市场活力。 全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤： 从核定新建光伏电站保障性收购价格、进一步加快推进绿电交易市场两方面入手，尽快完善光伏发电价格形成机制。与此同时，发电侧储能应将储能成本纳入光伏电站保障性收购价格的成本核算中，电网侧储能应参照成本加合理收益的办法核定调峰、调频服务价格和利用率，以此尽快建立光伏电站储能系统价格机制，缓解因储能系统成本疏导机制缺位而导致电站投资回报率急剧下降的问题。 全国政协委员、中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪： 建设“共享储能”，通过电网系统统一调度，实现储能在不同新能源场站间共享使用，所得收益按参建企业投资比例分配，并整合产学研用资源，加快突破高能量密度、高安全、低成本和长周期存储等关键技术。 全国政协委员、哈电集团党委书记、董事长曹志安： 立项开展关键技术开发与标准制定，国家层面充分利用抽水蓄能发展的良好时机，建立重大科技项目与标准化工作联动机制，增强国际标准话语权，加快主导制定或完善水电行业国际标准以及国内标准国际化，大力推进中外标准互认。 全国政协委员、中国工程院院士潘复生： 加大对颠覆性前沿性新一代储能材料与装备技术的开发投入，特别是要高度重视具有战略意义的镁储能材料的开发应用。潘复生表示，要着重解决传统储能存在的瓶颈问题，发展安全性高、成本低、环境友好的新型储能材料与装备，重点应发展固态氢储运、新材料管道运输等新一代储运氢技术、镁电池、钠电池、固态锂电池等新一代电池材料及系统。 05 提高储能系统安全性 全国人大代表、国家电网东北分部党委书记、副主任石玉东： 加快制定和完善电化学储能电站消防相关标准，及时总结现有储能电站并网运行经验，针对暴露出的问题进行标准化体系建设，健全储能电站并网及运行安全检测管理相关规定，从本体、设计、运行等方面全链条提升储能电站安全性。 全国人大代表、乐山太阳能研究院院长姜希猛： 尽快出台储能电站建设运维安全指引标准，完善电化学储能电池系统热失控发生前预警、事故时保护机制、事故后防扩散技术要求，指导国内储能电站安全体系建立，降低储能电站失火风险，为储能安全、有序、高质量发展打好基础。 全国人大代表、天能控股集团董事长张天任： 应加快制定出台新型储能系统安全规范。储能安全是系统工程，建议有关部门关注储能系统全生命周期风险分析，推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的技术标准规范。 06 储能配套设备保障 全国人大代表、广汽集团董事长曾庆洪： 政府的资金补助应该向核心技术领域及优秀的零部件企业转移，如电池企业、电机控制领域、充电设施等领域。同时应大力开展车联网、无人驾驶技术创新，允许纯电汽车、氢燃料汽车等同步发展、全面开花，同步推动出行领域商业模式创新，鼓励跨行业跨产业合作；引入社会资本，加大投资力度。 全国人大代表、中创新航科技集团股份有限公司党委书记、董事长刘静瑜： 对锂电池产业实行“全行业一盘棋”的引导与管理。建议对电池回收体系进行顶层策划，由动力电池企业牵头，从产品设计源头制定电池回收路线，建立高效电池回收体系；推进动力电池绿色技术创新及推广应用，加快电池产品绿色低碳转型。 全国政协委员，农工党四川省委会副主委、攀枝花市副市长李明： 建议应参照四川绵阳科技城管理体制，提升攀西国家战略资源创新开发试验区管理能级，在国家层面成立由国务院分管领导任组长的领导小组，统筹钒钛战略资源顶层设计，凝聚国内外力量，分解任务联合攻关，实现钒钛资源深度开发破题，在国家层面推动建立钒钛资源综合利用技术创新、技术奖励、应用技术推广统筹机制。采用部省联动方式在“先进结构与复合材料”“战略性矿产资源开发利用”重点专项加大钒钛“卡脖子”技术攻关支持力度。

两会期间，多位代表、委员热议储能产业高质量发展，就完善储能配置政策给出建议和方案。 全国政协委员、金风科技董事长武钢: 应调整储能配置政策，引导储能合理布局。建议地方能源主管部门应优化储能配置方式，由电网提出科学的配置方案，从5%开始逐步扩大比例，根据实际运营效果实践，逐步提升容量，根据区域需求提出储能配置要求，引导储能合理布局和有序发展，促进新能源与储能和谐发展。 全国人大代表、晶科能源CEO陈康平： 相关部门应积极指导各地开展地方性的储能需求研究，进行容量配置和功率配置分析、经济性分析等，因地制宜确定新型储能的合理配置规模和时间节点。同时，根据电力系统调节能力，按年度发布储能容量需求信息，为储能项目建设提供更好的指引。 全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元： 应在工业领域优先保障硅能源生产企业用电需求。在保障民生用电的基础上，明确不将硅能源企业纳入有序用电范围，支持硅能源产业最大程度发挥产能，有效保障光伏产业链、供应链稳定安全，支撑光伏产业稳健快速发展。 全国人大代表、吉利控股集团董事长李书福： 加速推动换电模式标准化、通用化。建议加快明确换电站建设、高低压箱变、土地及建设审批的相关规定，将其纳入国家市场管理规范体系内。建议政府开放公共停车场的资源准入与支持，有效合理优化土地资源配置；优化换电项目高压新装（增容）审批流程，落实压缩报装时限要求，放开一址多户，加快建设周期。 全国政协委员，九三学社江西省委会副主委、萍乡学院副院长吴代赦： 做好储能、电网接入工程等基础设施建设 实现同步投产。建议要立足电力保供和促进能源转型，持续优化江西省能源结构，促进源网荷储协调发展。加快推进江西电网与省外大电网的连接通道建设，进一步加大清洁电力引入力度，持续提升跨省跨区的能源互济能力；要科学布局省内新能源发展，做好储能、电网接入工程等基础设施建设，实现同步规划、同步建设、同步投产，确保新能源高水平消纳。

05 提高储能系统安全性 全国人大代表、国家电网东北分部党委书记、副主任石玉东： 加快制定和完善电化学储能电站消防相关标准，及时总结现有储能电站并网运行经验，针对暴露出的问题进行标准化体系建设，健全储能电站并网及运行安全检测管理相关规定，从本体、设计、运行等方面全链条提升储能电站安全性。 全国人大代表、乐山太阳能研究院院长姜希猛： 尽快出台储能电站建设运维安全指引标准，完善电化学储能电池系统热失控发生前预警、事故时保护机制、事故后防扩散技术要求，指导国内储能电站安全体系建立，降低储能电站失火风险，为储能安全、有序、高质量发展打好基础。 全国人大代表、天能控股集团董事长张天任： 应加快制定出台新型储能系统安全规范。储能安全是系统工程，建议有关部门关注储能系统全生命周期风险分析，推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的技术标准规范。 06 储能配套设备保障 全国人大代表、广汽集团董事长曾庆洪： 政府的资金补助应该向核心技术领域及优秀的零部件企业转移，如电池企业、电机控制领域、充电设施等领域。同时应大力开展车联网、无人驾驶技术创新，允许纯电汽车、氢燃料汽车等同步发展、全面开花，同步推动出行领域商业模式创新，鼓励跨行业跨产业合作；引入社会资本，加大投资力度。 全国人大代表、中创新航科技集团股份有限公司党委书记、董事长刘静瑜： 对锂电池产业实行“全行业一盘棋”的引导与管理。建议对电池回收体系进行顶层策划，由动力电池企业牵头，从产品设计源头制定电池回收路线，建立高效电池回收体系；推进动力电池绿色技术创新及推广应用，加快电池产品绿色低碳转型。 全国政协委员，农工党四川省委会副主委、攀枝花市副市长李明： 建议应参照四川绵阳科技城管理体制，提升攀西国家战略资源创新开发试验区管理能级，在国家层面成立由国务院分管领导任组长的领导小组，统筹钒钛战略资源顶层设计，凝聚国内外力量，分解任务联合攻关，实现钒钛资源深度开发破题，在国家层面推动建立钒钛资源综合利用技术创新、技术奖励、应用技术推广统筹机制。采用部省联动方式在“先进结构与复合材料”“战略性矿产资源开发利用”重点专项加大钒钛“卡脖子”技术攻关支持力度。

近期，各省交易中心的售电平台，陆续推出了零售套餐，有些省份还开通了手机端的套餐选定通道。售电市场的零售端壁垒，似乎越来越低了。 然而，市场上从来不缺乏反对的声音。有人说：“用户连电费单子都看不明白，开了套餐有什么用呢？会选吗？”听起来，似乎也有道理。 对于用户来说，电力长期以来，延续的是政府定价下的计划经济模式，加之看不见电力的实体，惯性思维下，都不认为是可以作为商品的东西。2015年的售电侧改革，也是在政府定价的基础上降价形成的一种强管制和强垄断的市场。初期市场，还是要用电量达到电量规模后，才能进入这个有限开放的市场。对于普罗大众来说，电力的商品属性，确实还很难理解。不仅是社会上的普罗大众对电力可以作为商品有疑问。发电厂和电网公司的从业人员，把营销人员刨除后，99.9%的人，都没有讲清电力商品是啥的能力。帮助用户解读电费单子，还属于营销人员的一项重要的混饭吃的技能。零售套餐，在目前的认知度下，或许主要作用，还是普及电力商品知识的作用大一些。 大咖讲解电力现货时，很喜欢用蔬菜、水果来比喻。拾人牙慧一下，这次用大米和面粉来类比一下电力套餐。 打开手机上的淘宝、天猫、京东等N种app，搜索一下大米和面粉选项，基本上都是几十种以上了。价格、产地、重量、适用性也是千差万别。不用出门，就能选到让自己吃饱的饭。咱们回头看一下米、面的供应历史。中国从解放后，整顿了经济后，粮食就进入了一个长达三十年的统购统销阶段。粮票成了时代的印记。政府组建的粮食局，从农民收走交的公粮，供给城市居民吃。在强力组织，中国人不再饿肚子了，但吃饱甚至吃好，还是奢望。很长时间，地方粮食局长位置的含权量，非常高，原因是不言而喻的。家里人口多的，粮票不够想吃饱，只能偷偷摸摸地买农民从牙缝里省出来的偷着卖的口粮，倒卖粮食一度是重罪，但为了生存，有的时候，也顾不了许多。随着小岗村的一声惊雷，粮食生产侧，转入了新的阶段。农民种粮的积极性得到了提高。1979-1998 年，中国平均每年增产约 104 亿公斤，比前 29 年的平均增产数高58%。经过几代人的努力，我国用占不足世界 10% 的耕地养活了占世界 20% 的人口，取得举世瞩目的伟大成就。生产能力提升后，带来的就是销售端的变化。城市里逐步开放了议价粮，老百姓们开始吃得更好了。1994年，运行了44年的粮票退出了历史舞台，米和面也彻底成了商品。随着中国粮食领域的批发市场形成，零售市场建设，各类粮食商品期货种类的完善，粮食是商品这件事情，才逐步形成。借助电子商务平台和移动应用程序的发展，我们已经可以在手机上买粮食这一生活必需品了。 回顾粮食市场化的过程，看看电力的发展史，也有很多相通的地方。在党的坚强领导下，电力工业从近零基础，做到了世界最大的电网、最坚强的电网。从学习引进技术，到输出了中国的电力标准，成绩是巨大的。从1981年起，中国的电力市场化在生产端，以集资办电的形式已经悄然起步。历经厂网分开、售电侧开放和电力现货市场、辅助服务市场的建设，售电侧的淘宝化的前景，已经可以看到了。 未来虽然很美好，但通往美好未来的路，往往是坎坷的。要实行淘宝化售电，还需要做哪些事情呢？ 一、加强信息披露。批发市场和零售市场之间的信息披露可以帮助生产企业更好地了解市场需求和销售情况，及时调整产品和价格，提高市场竞争力。 二、建立运行有序的期货市场。没有郑州粮食期货交易，大型食品企业的建立和成长，必然受到羁绊。零售商可以通过购买期货合约，锁定商品价、格，以避免价格波动对其零售业务造成影响。当现货价格高于期货价格时，批发商可以通过卖出期货合约，买入现货商品，获得差价利润。反之，当现货价格低于期货价格时，批发商可以通过买入期货合约，卖出现货商品，获得差价利润。利用期货市场的价格信号，可以通过观察期货市场的价格走势，预测未来现货市场价格的变化趋势，从而制定更加合理的采购和销售策略。 三、建立售后服务体系。目前售电是仅有售前服务，没有售后的服务。胜出者会结合大数据分析、人工智能、物联网等技术，畅通用户与批发商的沟通渠道，以提高销售效率和客户满意度。 四、建立品牌。与粮食一样，售电的商品同质化极强，先知先觉的零售商，会根据市场需求和竞争状况，制定差异化的营销策略，如品牌营销、促销活动、联合营销等，快速响应客户投诉、提供质量保证和售后服务，以提高销售量和市场份额。 随着售电淘宝化的市场建立，或许将来，民用电力也将进入市场化的阶段。也许售电的平台，也会从免费的淘宝变成收费的天猫，但这也让用户有了更好的体验和保障。当然，即使到了那个时代，电作为特殊的商品，挑选套餐也是一个技术活，或许也会出现淘宝“买手”，帮助小户们，买到性价比最高的用电套餐。 畅想未来，很美，但脚下的路，还要一步步地走。

随着“双碳”目标的提出，多家电力能源集团明确了碳达峰、碳中和时间表，与此同时也开启了大刀阔斧的转型步伐，大力发展可再生能源成为必然趋势。而今，在各大能源集团碳中和目标实现之前，首家央企总部“碳中和”大楼已经揭牌。 3月6日，中国海油总部“碳中和”大楼揭牌仪式在京举行。中国海油总部“碳中和”大楼成为经北京绿色交易所认证的首家央企总部“碳中和”大楼。预计到2025年，中国海油总部大楼单位面积电耗低于国家平均水平20%，办公楼单位面积耗电低于80千瓦时每平米。 其实除了中国海油，还有多家能源集团总部实现了100%绿电办公，或者获得碳中和证书， 三峡集团总部实现100%绿电办公 12月17日，三峡集团通过购买绿证方式，实现总部办公用电100%绿色化，绿色电力消费工作取得阶段性成果。 下一步，三峡集团将进一步扩大绿色电力消费范围，在总部办公用电全部绿色化的基础上，进一步实现各所属子企业办公用电100%绿色化，充分发挥中央企业在能源消费绿色低碳转型方面的引领作用，助力倡导全社会增强绿色电力消费意识，为落实国家“双碳”战略贡献三峡力量。 国家电投总部大楼实现全年100%绿色用电 2022年，国家电投总部大楼通过“自发自用绿电+认购非补贴光伏项目绿证”的方式，实现了全年用电100%绿色化，为促进绿色电力消费发挥了能源央企示范带头作用。 100%绿色电力消费，是国家电投总部大楼“清洁、低碳、智慧”楼宇建设的重要内容。国家电投总部大楼每年自发自用绿色电力30万千瓦时，智慧系统每年节电60万千瓦时，其余网购电量通过购买非补贴新能源项目绿证实现绿色用电，全年相当于减少二氧化碳排放4806吨，节省标煤1720吨。 下一步，国家电投将充分发挥中央企业在能源绿色低碳转型方面的引领作用，加快推进绿色电力消费工作，进一步扩大绿色电力消费比例和范围，引导全社会提高绿色电力消费意识，促进能源消费绿色低碳转型，为落实国家“双碳”战略贡献力量。 100%使用绿电 苏州首个零碳总部基地落地协鑫 近日，协鑫集团全球总部——坐落于苏州工业园区的协鑫能源中心，获得了由深圳华测国际认证有限公司颁发的《碳中和证书》。作为全球领先的新能源企业，协鑫集团从能源供给侧、消费侧双向发力，既做清洁能源的供应者，又做绿色电力消费的践行者，成为苏州市首个获权威认证的零碳企业总部，为促进全社会提高绿色电力消费意识，引导能源消费绿色低碳转型，助力“双碳”目标实现发挥了积极作用。

2023年两会在即！氢能提案有哪些？ 近日，北京亿华通科技股份有限公司董事长张国强当选第十四届全国人大代表。在中央、地方力推氢能发展的当下，氢能行业诞生首位全国人大代表，行业人士认为，这或是氢能行业迎来爆发式增长的一个信号。在全国两会前夕，氢能相关提案又有哪些呢？ 01 近日，全国政协委员、农工党青海省委会主委王昆在全国两会前夕表示，青藏高原绿色低碳交通运输体系建设亟待加大支持力度，建议推进氢能源列车、氢能源汽车、电动汽车在青藏高原的应用。 王昆希望国家尽快规划和建设青藏高原绿色低碳“天路”，大力发展氢能源，推进氢能源列车、氢能源汽车、电动汽车在青藏高原的应用，助力打造全国乃至国际生态文明高地。 王昆建议，推进中国氢能源列车落地青藏高原，“可以借鉴已投入使用的氢能源列车先进技术和成功经验，完善国产氢能机车代替目前内燃机车，推进中国氢能机车应用范围。” 同时，王昆认为，依托青海和西藏风、光、水电、油气等资源禀赋，大力发展绿氢、灰氢经济，发挥氢能源在国家能源转型中的重要作用，在青藏铁路西宁、德令哈、格尔木、五道梁、安多、那曲、当雄、拉萨等沿线，规划建造5至10个制氢、储氢、加氢基地，“一方面为青藏铁路供氢，另一方面服务城市氢能需求。” 王昆建议，推动青藏公路交通工具绿色转型，可以大力发展氢能源汽车与电动汽车，“首先应该着力打造‘新能源+氢+氢能源汽车’等全产业链，加快推进青藏公路服务区综合赋能改造和青藏公路数字化建设。”要以建设绿色低碳“天路”为契机，整体推动青藏高原氢能源产业发展，如辐射和带动“天路”沿线主要城镇氢能源市域列车、氢能源巴士的推广应用，推动青藏高原地区氢能源产业高质量发展，培育新的经济增长点。 王昆认为，筹建青藏高原地区多能互补绿色储能国家重点实验室等新型研究机构与技术平台，将有助于青藏高原交通运输工具绿色转型与新能源产业高地融合发展。 02 新当选第十四届全国人大代表的中国民间商会副会长、海马集团董事长景柱提交了关于在海南大力发展氢燃料电池乘用车的议案。 在景柱看来，海南四面环海，已建成岛内完整的封闭交通体系，这为全岛布局自成一体的新能源网络提供了难得的先天良机。同时，海南具备全国最大的海域面积和国内Ⅲ类光照条件，发展海上风电和光伏发电潜力巨大，是实现“双碳目标”的重要路径。但由于风光发电的不稳定性，对海南原有的能源消纳体系带来了极大挑战。 相对风光发电的不稳定性，景柱认为氢能能量密度高，应用场景广泛，适合作为可再生能源发电的储能介质。用海上风电和光伏发电制氢储氢，既能解决风光电的消纳问题，又能落实中央经济工作要求，带动海南自贸港新能源汽车产业发展，在上中下三游打造出海南自贸港独家拥有、别地无法复制的千亿级“零碳汽车生态体”。 为此，景柱建议从三方面在海南大力发展氢燃料电池乘用车。一是建议将海南纳入燃料电池汽车示范城市群。“海南既具岛屿特点，又是国际旅游消费中心，具有推广氢燃料电池乘用车的地理优势和目标人群，十分适合纳入燃料电池汽车示范城市群开展推广。”景柱认为。 其次是在海南加大政策和资金支持，鼓励本土企业积极参与氢燃料电池乘用车全产业链的研发和生产。由于氢燃料电池乘用车研发、制造及应用推广前期投入巨大，景柱建议从研发端、制造端、上游氢能供给端以及下游应用端政府提供相应财政补贴。如在研发端，对企业投入氢燃料电池乘用车的研发费用，按一定比例进行补贴；对上游氢能供给端的环岛加氢站建设投资按照加氢能力标准给予相应补贴，加氢站对外销售氢气给予价格补贴等。 第三则是建议由政府统筹，整合社会资源，在海南东、西、南、北、中率先建成五个大型“绿色能源中心”，集谷电绿电充电换电、谷电绿电制氢加氢、谷电绿电储能储氢削峰填谷等多功能于一体，每座“绿色能源中心”占地约200亩，可满足1万台新能源汽车需求，以环岛旅游公路驿站为依托，在产业链上下游打造新能源汽车产业新业态。 03 全国人大代表，天能控股集团董事长张天任围绕能源革命，计划提交5件建议，内容涉及：新型锂离子电池、储能和氢能产业的高质量发展、新能源技术联合攻关，以及“链主”企业的培育。 在氢能领域，张天任表示，氢能被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源。在氢能及氢燃料电池产业高质量发展过程中，存在着氢能市场分割严重，科研人才紧缺，燃料电池成本较高，燃电车辆使用费高，加氢站有潜在风险等问题。 “只有全面扩大氢燃料电池的示范应用范围，丰富应用场景，完善基础设施及法规政策，形成规模优势，才能有效降低氢燃料电池整体成本，提高技术水平，培育专业人才，推动全产业链成长。”对此，张天任具体建议包括：落实氢能产业发展规划，鼓励地方出台应用补贴，出台强有力的氢气补贴，建立人才培训和评价机制，建立加氢站安全运行管理体系，以及规范涉氢应急防范和处置流程。

宁夏：推行分布式发电“隔墙售电”模式，加快构建现货交易市场 3月2日宁夏自治区发展改革委印发《宁夏回族自治区能源领域碳达峰实施方案》的通知。方案指出： 强化能源市场机制 深化电力市场化改革，加快培育储能、可调节负荷、综合能源服务商等配售电环节新兴独立主体，统筹衔接各交易市场，创新有利于新能源消纳的交易品种和规则。深入推进电力辅助服务市场建设，整合源网荷储资源，激励火电、储能、可调节负荷等各类灵活性资源主动提供辅助服务，研究辅助服务费用向用户侧疏导机制，形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展模式。完善优化电力中长期交易市场，加快构建现货交易市场，丰富市场交易品种，完善电力调度交易机制，推进新能源直接参与电力交易，扩大新能源市场化交易规模。积极推动分布式发电市场化交易，推行分布式发电“隔墙售电”模式。推进绿色电力交易试点工作，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接。完善新能源保障性并网、市场化并网等并网多元保障机制，推进以市场化竞争方式配置资源。鼓励社会资本投资新能源、储能及增量配电网项目，支持电网企业和社会资本联合投资运营新能源输电项目。研究制定全区用能权有偿使用和交易实施方案，通过开展用能权有偿使用和交易试点， 逐步完善用能权制度体系，并做好与能耗双控制度、碳排放权交易的衔接。 从更有利于节能减排的角度深化电价改革，全面放开竞争性环节电价。完善绿色电价政策， 建立健全适应我区新能源大规模发展的电价机制。合理加大辅助服务补偿价格，建立新型储能价格机制，完善支持分布式发电市场化交易价格政策，强化煤电价格市场化形成机制，增强输配电价机制灵活性。落实差别化电价、峰谷电价、居民阶梯电价和环保行业用电支持政策，取消高耗能企业市场交易电价浮动范围限制，严禁对高耗能、 高排放、 资源型行业实施电价优惠。引导科学合理用电。依法依规出台相关税费减免措施，落实固定资产加速折旧、企业研发费用加计扣除等税收优惠政策，实施对节能环保、资源综合利用以及合同能源管理等产业企业所得税、增值税优惠，做好资源税、环境保护税征收，通过差别化税制设计，推进企业自主开展清洁低碳生产改造、减少污染物排放。

我国虚拟电厂的成效及发展建议 虚拟电厂的本质是电力需求侧具备发电厂功能特性的虚拟主体，利用先进的通信、控制和管理技术，整合分散的分布式电源、用户侧储能、可调节负荷等需求侧资源，形成一个统一整体，像电力供应侧的传统电厂一样参与电力系统运行和电力市场交易。发展虚拟电厂有助于保障电力系统运行安全，激发市场活力，促进绿色发展。目前，我国虚拟电厂发展取得了积极成效，但也存在进一步完善的空间。 虚拟电厂可有效兼顾能源安全性、经济性和环境友好性 新型电力系统建设过程中，大规模波动性可再生能源接入后，传统源随荷动的电网运行调节方式面临挑战，灵活调节资源容量不足。虚拟电厂可聚合工商业、居民客户等多元资源参与电网调峰调频等辅助服务，提升系统灵活调节能力，减少电力平衡压力，支撑系统安全运行，助力电力保供。 虚拟电厂发挥规模效应和平台作用，可为海量小规模、无法独立参与电力市场交易的分布式电源、可调节负荷、储能等主体提供参与市场竞争的机会，同时为电力市场培育新型市场主体，活跃市场交易，促进充分竞争。在系统负荷需求高峰时段，虚拟电厂可削减或者转移负荷，使该时段负荷需求降低，缓解系统容量短缺问题，减少或推迟电源电网投资。 发展虚拟电厂可通过发掘可控负荷、储能等资源的可调控潜力，引导需求侧资源匹配供给侧可再生能源出力曲线，进而促进可再生能源电力的规模化消纳。此外，发展虚拟电厂还可实现对配网侧分布式可再生资源的有序管理，进而提高可再生能源整体的接网和消纳水平。 我国虚拟电厂发展取得了积极成效 国家宏观政策对虚拟电厂建设发展给予了框架性政策指导。2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，明确了虚拟电厂并网与参与电力辅助服务主体地位。2022年以来，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等文件，支持虚拟电厂投资建设与运营，明确建立和完善虚拟电厂标准体系。地方政府结合本省发展情况，进一步细化支持政策。山西发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，规范了虚拟电厂并网运行技术、运营管理制度。山东发布《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，明确虚拟电厂作为独立市场主体参与现货市场交易机制。北京、河南、浙江、广东、重庆等地也相继出台文件，制订虚拟电厂参与电力市场交易的政策规范、技术标准和市场机制。 目前，国网冀北、上海、浙江电力等建设的虚拟电厂示范项目已参与电力系统运行。国网冀北电力虚拟电厂聚合11类可调节资源，能够根据调度指令，实时优化参与市场交易的可调节资源。国网上海电力组织11家接入虚拟电厂的聚合商参与电网削峰填谷，实际单次最大可降负荷57万千瓦。浙江丽水供电公司聚合457座小水电站，使其为大电网平抑电网峰谷差、调节供需矛盾提供支撑。这些示范项目在经济、环保等方面发挥了作用。 虚拟电厂相关市场机制建设和商业模式探索取得初步成效。在市场建设方面，虚拟电厂聚合并协调大量新兴市场主体参与电力市场运行。国网冀北电力虚拟电厂引入蓄热式电采暖、可调节工商业、智慧楼宇、智能家居、用户侧储能、分布式光伏等11类新兴主体，总容量35.8万千瓦，参与华北电力调峰辅助服务市场交易。国网河北电力虚拟电厂聚合石油化工、可控工业、新能源汽车充电站等可控负荷，总容量15万千瓦，参与河北南网电力调峰辅助服务市场交易。在商业模式方面，我国虚拟电厂现阶段主要提供需求响应、调峰服务。虚拟电厂聚合可调节负荷资源参与削峰填谷，保证电力系统平稳，促进新能源消纳。国网冀北电力虚拟电厂以第三方独立主体身份参与华北电力调峰辅助服务市场交易，实现市场化运营。国网上海电力虚拟电厂参与需求侧响应，已具备不依靠政府补贴独立获取利润的能力。 对虚拟电厂发展的建议 我国虚拟电厂发展目前处于试点探索阶段，政策、市场机制、技术标准、商业模式方面仍需完善。 在概念内涵方面，尚未清晰界定虚拟电厂的范畴边界。政产研各界均提出过虚拟电厂的概念定义，缺乏统一认识。地方政策文件对虚拟电厂概念定义的颗粒度差异较大。对虚拟电厂应承担的责任义务缺乏国家层面的政策细则。在市场机制方面，交易机制设计处于起步阶段，市场定位、准入条件、交易品种等还有待完善。我国已将虚拟电厂作为电力辅助服务市场主体，但由于其聚合资源的多元性，通常有发电企业、售电公司、电力用户等多重市场定位，仍需要进一步明确其定位以支撑交易规则完善。虚拟电厂具有市场准入要求，现阶段国家层面尚未出台统一准入条件，各省根据市场建设和本省虚拟电厂发展情况制订了各自的准入条件，市场准入条件不统一。目前，虚拟电厂仅能参与调峰辅助服务，尚无法参与现货、中长期、容量等市场交易，收益渠道受限。在技术标准方面，缺乏统一的建设标准和明确的并网调度规程。当前各类资源主体通过自有平台开放接口或者安装采集控制设备等方式接入虚拟电厂，数据交互存在壁垒，难以建立多系统贯通的信息安全防护体系。大部分省份能源主管机构未出台适用于虚拟电厂的并网调度协议模板，缺乏并网接入规范、调节能力要求、数据交互要求、补偿考核方式和计量结算要求等并 网调度细则。 针对上述情况，建议出台国家层面全局性、系统性专项政策，引导虚拟电厂健康发展。研究制订指导性文件，统一规范虚拟电厂概念定义，引导社会各界形成统一认识。进一步明确虚拟电厂作为电力市场参与主体、电网并网调度主体应具备的权利、责任和义务。探索建立相关激励机制，鼓励引导更多小微市场主体参与虚拟电厂建设运营，支持孵化虚拟电厂新型产业形态发展。 完善相关市场机制，扩大收益渠道，促进商业模式创新。做好虚拟电厂参与市场交易的合规性管理，建立虚拟电厂市场准入标准、程序和交易规则，将其纳入全国统一电力市场建设总体布局。加快推动虚拟电厂常态化参与调峰调频等辅助服务市场，推动虚拟电厂以灵活方式参与中长期、现货各类市场化交易，充分激发虚拟电厂自身活力，促进商业模式创新。 建立技术标准体系，提升建设效率。建立涵盖资源聚合控制、通信接口等方面的虚拟电厂建设运行标准体系，打破各类资源主体、虚拟电厂运营商、电网企业间的数据交互壁垒。构建信息网络安全防护机制，强化边界防护，提高内部安全防护能力，保证信息系统安全。研究出台适用于虚拟电厂的并网调度规范，促进虚拟电厂与电网友好互动。

2 023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改[2023]75号）（以下简称“75号文”），在业内引起广泛讨论。 “75号文”就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的可再生能源项目参与绿电交易，更好实现绿色电力环境价值提出了要求。 文件指出，要在推动平价可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，稳步推进大量享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。其中，享受国家可再生能源补贴的发电项目参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。 由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易。即电网保障收购并享受国家补贴的项目，由电网或承担可再生能源发展结算服务的机构统一参加绿电或绿证交易，交易方式包括双边、挂牌以及集中竞价等，溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。 不再由电网企业保障收购或选择参加电力市场化交易的绿色电力可直接参与绿电或绿证交易，对应的溢价收益则在核发可再生能源补贴时等额扣减，可委托电网或结算机构代其参加绿电或绿证交易。 绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。 1、绿电电源侧供给改善，市场扩容 当前国内绿电交易市场发展存在瓶颈，其中一大原因在于绿电电源侧供应量不足。“75号文”发布前，享受国家可再生能源补贴的风电、光伏项目占据了相当比例，但是该类项目必须放弃电价补贴才可以参与绿电交易。而绿电溢价微薄，“二选一”的政策下，实践中可再生能源企业显然更愿意等待电价补贴而放弃参与绿电市场。而在“75号文”提出的绿电交易机制与政策之下，此类享受国家补贴的项目也能够进入绿电市场，参与绿电和绿证交易。若上述机制能够在实践中充分执行，将在很大程度上解决绿电供应不足的问题，促使我国绿电市场焕发新的活力。“75号文”的发布也有望推动绿电跨省交易的进一步发展。受地理位置限制和各省份交易机制差异等市场壁垒以及远距离输电成本的影响，我国绿电跨省交易难度一直较大。而“75号文”中提出的由电网企业统一参加绿电交易的机制，将有机会降低跨省交易的难度，尤其是在西部各省绿电供应量大幅溢出的情况下，各发电企业将进一步激发参与绿电交易尤其是跨省交易的积极性。 2、对综合能源、碳市场产生积极影响 在大量企业碳中和的道路上，绿电交易与碳资产管理、ESG等话题向来有着紧密的联系，“75号文”打开了绿电电源侧的可能性，可以预见，一旦新政得以顺利执行，新的机制将对绿电价格、耗能企业降碳路径等产生巨大影响，在绿电供应加大价格下降的趋势下，之前市场上签署的十年甚至更长期限的绿电长期协议的履行将面临一定难度。并且，新政从而对综合能源项目发展、企业碳中和战略等均会发生重大影响。由于目前政策规定尚处于前期执行阶段，若要真正推广实施，还需要出台更多细则加以支持和补充。 新政策下的绿电交易风险与防控 “75号文”的发布虽然给绿电市场带来了大量机遇与可能，但由于我国绿电交易市场尚不成熟、交易价格还不透明以及国家可再生能源补贴的认定与优先发放规则衔接不畅等问题，在实践与执行过程中仍面临许多亟待解决的问题与风险。根据“75号文”相关要求，享受国家可再生能源补贴的绿色电力参与交易时，高于项目所执行煤电基准电价的溢价收益等额冲抵补贴或归国家所有。但根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号），燃煤发电上网电价通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成，浮动范围原则上不超过20%。那么，在燃煤发电上网电价发生浮动的情况下，绿电价格是否仍按照基准电价结算环境溢价值，亦或是根据上浮后的燃煤电价结算环境溢价值尚不确定。例如，当燃煤发电交易电价相对基准价上浮20%时，若绿电交易价格与燃煤发电交易电价保持一致，那么此时绿电交易价格相对于煤电基准价高出的20%是否还能被认定为环境溢价？如果答案是肯定的，那么又如何体现绿色电力的环境价值？绿电交易价格常有与煤电价格持平的情况。若要解决这一问题，需要学界、业界进一步探讨，也亟需相关部门出台相关细则加以确定。此外，绿电交易的连续性也 将对优先兑付补贴资格造成冲击。例如，当某一绿电项目在某一月份未参与绿电交易，或者交易量未满足“75号文”的相应要求，当月的补贴是否还能够统一申请优先兑付仍是存疑的。这些问题在实践中无法规避，也将成为未来监管的难点，同样需要制定出台具体的实施细则加以明确。 法律风险控制建议 在现阶段，新规则、新机制尚不成熟，仍有待探讨和细化的空间。发电、售电方和用电方的风控侧重点不同。在新机制下，对发电、售电方而言，仍需要积极关注相关政策的变动情况，同时，应当在法律层面上注意对交易协议、交易风险的细节把控，避免因政策误读、合规等问题导致损失甚至于遭受行政处罚。对于用电方来说，由于市场尚在变动，绿电价格仍有较大的变化空间，目前不建议盲目签订锁定价格的长期绿电交易协议。 “75号文”的发布对我国绿电交易市场的发展具有重大影响和意义，但同时也期待主管部门尽快出台相关细则对全新的绿电交易机制做进一步的释明与完善。

2022年，在“双碳”目标驱动下，能源转型与变革持续升级。 1月16日，国家能源局发布2022年全国电力工业统计数据。截至2022年12月底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。 随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，逐步成为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的关键技术，为新能源消纳、电网控制能力提升提供重要支撑。2022年，储能行业乘风破浪，成绩可圈可点。 储能行业的高速发展，离不开国家政策张弛不息的有效支持。 2022年，国家陆续出台《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）、《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）、《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（以下简称《安全通知》）、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称《通知》）等一系列重磅涉储政策，从发展规划、电价机制、项目管理、市场交易、技术攻关、商业模式等多角度进行顶层部署，实现储能行业规划引导与鼓励支持“双轮”驱动，推动储能行业向规范化、规模化、产业化、市场化良性发展。 2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《规划》，提出“大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模”“优化布局电网侧储能，发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用”“积极支持用户侧储能多元化发展，提高用户供电可靠性，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧储能参与系统调峰调频”等。 同时，《规划》还从源网荷三方面进行了详细安排，电源侧改善新能源电站出力特性；电网侧助力消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性；用户侧提高用户供电可靠性，并参与系统调峰。《规划》还要求，加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。 在政策精准指引下，储能行业发展一路高歌。 根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（以下简称“CNESA”）全球储能数据库的不完全统计，截至2022年底，我国已投运的电力储能项目累计装机达5940万千瓦，同比增长37%。其中，抽水蓄能占比最大，累计装机达4610万千瓦；新型储能继续保持高增长，累计装机规模首次突破1000万千瓦，超过2021年同期的2倍，达到1270万千瓦。 具体来看，新型储能方面，2022年，国内新增投运新型储能项目装机规模达690万千瓦/1530万千瓦时，功率规模首次突破600万千瓦，能量规模首次突破1500万千瓦时，与2021年同期相比，增长率均超过180%。2022年，抽水蓄能实现新增投产超过900万千瓦；共核准项目48个、总规模6890万千瓦、总投资规模超过4500亿元，年度核准规模超过了前50年投产的总规模，有力地支撑国家稳经济、保增长、促发展。 2022年，储能行业政策发布呈现部署更加有力、领域更为细分、目标更加明确的特点。 2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《方案》，提出2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、成本降低30%以上，2030年全面实现市场化发展的目标。《方案》绘就了新型储能的发展蓝图，目标明确具体，为各地新型储能蓬勃发展指明方向，明确路径。截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划、新能源配置储能文件等配套政策。2022年11月，中电联发布《新能源配储能运行情况调研报告》指出，目前各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的“2025年达到3000万千瓦”目标的2倍。其中青海、甘肃、山西等地进行了大规模储能规划，2025年新型储能装机容量均在600万千瓦，全国储能行业呈现超预期发展。 此外，针对储能行业发展过程中面临的安全、市场等瓶颈，亦有相关政策予以指导。 在安全管理方面，2022年4月，国家能源局发布《安全通知》，以强化电站设备本质安全、建立健全电站安全管理体系、加强电站消防应急处置为主要内容，强调了新型储能项目规划设计、验收、监管、应急等安全管理问题。在市场机制方面，2022年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《通知》就储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等工作进行了相关部署。国家有关部门统筹协调安全、低碳和经济发展等重大问题，建立和完善鼓励政策和法律法规，促进政、产、学、研、用合作互动，切实推动各项措施落实到位。地方相关主管部门应结合实际，研究制定适合本地的落实方案，因地制宜、科学组织，杜绝盲目建设和重复投资，有序推进储能技术和产业发展。相关部门要不断完善政策法规，建立健全相关法律法规，在坚持安全底线的基础上，尽可能低碳和经济，保障储能产业健康有序发展。 现阶段，我国储能存在多种技术路线，其中抽水蓄能以其技术成熟、效率高、容量大、经济性好等优势占据主要市场。但随着新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能难以完全满足调峰调频需求，以电化学储能为代表的新型储能应运而生。从技术应用上看，2022年，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，新增投运装机规模首次突破600万千瓦，时长仍以1—2小时为主，4小时以上的项目开始增多，例如新疆、河北、青海、西藏等地已布局了1000万千瓦以上的项目。其他技术路线规模实现突破，应用逐渐增多。压缩空气储能方面，正在由10万千瓦向30万千瓦功率等级方向加速发展，2022年新增压缩空气储能项目（含规划、在建和投运）接近1000万千瓦，单次储能时长最高达12小时；液流电池方面，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工；钠离子电池方面，国内最大规模钠离子电池项目落地安徽阜阳，规模3万千瓦/6万千瓦时；飞轮等短时高频技术方面，需求开始慢慢增大，已有30万千瓦以上的项目处于规划中。 目前我国储能技术已实现“多点开花”，但储能技术发展依旧存在掣肘，仍需要不断强化技术创新。 在技术方面，尽管各种储能技术都发展很快，但总体来说，当前技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求；部分储能技术的成熟度尚需提高，部分核心技术还未完全掌握。要强化储能技术创新，通过项目和政策支持，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术等研究，突破一批具有关键核心意义的储能技术。同时，不断推进储能技术与装备的研发示范，通过不同技术路径和场景的应用示范，探索技术创新方向。在技术示范的基础上，加强引导和扶持，促进产学研用结合，加速技术转化。基于国内资源禀赋，要加快建设布局抽水蓄能电站，加速新型储能技术创新突破与商业化应用，储能设施应实行大中小相结合、发电侧电网侧用电侧布局相结合、集中与分散建设相结合、多品种多业态并存。国家需要建立完善相关价格政策和激励机制，有序推进储能技术创新和产业链、价值链共建共享。 2022年，新型储能技术百花齐放，以液流电池、压缩空气、重力储能、熔盐储能、液态空气、铅炭电池、氢储能等为代表的多种长时储能技术也被寄予厚望。《方案》中明确，针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展。2022年，浙江、山东、河北、青海等多地公布了新型储能示范项目名单，项目数量和装机量均大幅增加，总装机约1800万千瓦，其中长时储能的项目装机占比显著扩大。未来新型储能发展一方面配置时长将由“十四五”时期的2—4小时逐步延长至6—8小时，新能源装机占比在15%—20%后，4小时以上的长时储能需求将成为刚需；另一方面，新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧发挥电力支撑作用。 在市场方面，2022年，已有10余家长时储能企业完成融资，融资金额总计超10亿元，技术路线主要集中在压缩气体储能和液流电池储能领域。南方黑芝麻、创维新能源、龙净环保等企业也在“跨界”参与其中。 目前储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期。 对于储能商业模式发展方向，《方案》明确，加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。《通知》也就储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等工作进行了相关部署，并定义了独立储能的概念。 在政策的催化下，2022年全国电力市场机制改革深化推进，新型储能商业模式被不断激活。 2022年，山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益；甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益；南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。目前虽然新型储能发展速度非常快，但是我们认为收益和商业模式问题仍然没有得到很好的解决。目前新型储能在国内还没有一个稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，受政策影响非常大，商业模式还不清晰，盈利是比较困难的。 现阶段，在工商业电价差较大的地区用户侧储能初步具备盈利能力，而其他应用场景缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设的驱动力不足。在辅助服务市场政策较好的地区，储能参与调频的收益较为可观，随着新版‘两个细则’的推动，按效果付费的改革思路正在各区域推进，新型储能参与的市场品种正逐步增加。目前新型储能参与辅助服务市场依赖政策的稳定和市场价格机制。在成熟的电力市场中，新型储能可以通过参与现货市场、辅助服务市场、中长期市场、容量市场，通过参与不同的品种交易，以更好发挥其容量价值和电量价值，获得多重价格收益，形成可持续发展的商业模式。 当前储能电站等项目参与辅助服务的种类比较单一，储能电站的功能在设计建设初期就已经确定了，但实际上储能资产的利用率要提升，应在不同时间段参与不同的辅助服务，提供不同的辅助服务，开展‘分时复用’的商业模式，以提升储能电站收益，实现利益最大化。要促进各种类型、各种产权性质的储能项目能够共同参与市场，并要逐步降低准入门槛。 值得关注的是，目前我国共享储能的模式发展比较迅速。共享储能可作为独立主体参与市场，可通过容量租赁费、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道获得收益，可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资。青海、湖南、山东等地依据不同的需求，已陆续开始建立相应的共享储能的商业模式，但是普遍没有形成较好的盈利性。 未来应如何推进储能的商业化和规模化发展？应结合储能应用场景，积极探索电力市场、‘新能源+储能’、削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式，扩大各侧储能盈利空间，吸引各方主体主动投身储能发展与建设。尽快建立能够直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制；根据未来新型电力系统的实际需要增加新的辅助服务品种；建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制。