虫虫说电力改革 - 节目列表

以市场之力推动电力国企机制改革 2015年3月15日，“中发9号文”的横空出世，为我国电力市场化改革确立了大政方针，改革如火如荼进行，我国电力市场开始由计划运行机制向市场运行机制转变，到如今，电改已经走过了8个年头，一路艰辛的同时，我国电力市场化改革也取得了令人瞩目的成绩。电力市场化改革的目标是为了推进电力行业的市场化进程，通过引入市场机制，提高资源配置效率和市场竞争力，进一步优化能源的生产和利用效率，形成合理的交易价格，引导电力规划促进电力行业各方市场主体进行良性竞争。国有发电企业作为电力市场改革的主要成员，在市场化交易改革的持续推进之中，自身的组织架构和运行机制也发生了不同寻常的变化，可以说市场化交易与企业的机制改革在相互交织影响中相得益彰。 电力市场改革前的国企经营方式 我国的电力市场改革主要经历了四个阶段，政企一体时期、厂网一体时期、第一轮电力市场改革厂网分离，竞价上网时期，以及新一轮电力市场改革下的市场化新常态时期。最早的政企一体、厂网一体时期，主要矛盾是为了解决人民的用电问题，这个时候企业更多关注的是建设和生产，营销方式主要依靠国家保障性收购，由电网统购统销。从功能定位上看，发电企业的主要职责是为了满足电力供应的稳定和安全；从投资建设上看，主要是以国家批复项目为主，可以说，指标落在哪里，企业建设就在哪里，建设跟着规划走，企业缺乏投资建设的主观性；从企业管理上看，主要是垂直垄断的计划经济管理模式，一切服务于生产，只要能发电，一切困难就可迎刃而解；从企业的考核方式上来看，更多的是对标生产，而非以盈利为导向；从人才培养和系统建设上来看，主要是倾向于生产技术人员的素质培养以及依赖简单的数学计算模型开展相关工作。这种经营模式在我国经济高速发展带来的对电力旺盛需求时期，起到了非常巨大的作用，有力保障了经济的腾飞发展。但随着我国电力装机容量的扩大，电力供应相对充足，电力供需关系发生了重大变化，电力对我国经济发展的制约基本消除，同时新时期对于绿色、低碳以及企业提 质增效的新需求，新一轮的电力市场改革中，还是仅仅依靠统购统销方式显然已经不再适用。 电力市场建设对于电力国企转变的 必要需求 党的二十大提出，高质量发展是全面建设社会主义现代化国家的首要任务，要深化国资国企改革，加快国有经济布局优化和结构调整，推动国有资本和国有企业做强做优做大，提升企业核心竞争力，加快建设世界一流企业。面对着常态化的电力市场改革，作为市场直接参与者的国有企业也必然需要通过转变去逐步适应新的环境。电力市场化改革是确保电力行业良性竞争的有效方式，为了提高电力企业的竞争活力，推动国有企业走向合格的市场主体，国有企业的组织机构、考核制度、技术支持系统需要充分满足新环境下电力市场的需要，这也是电力市场建设对于电力国企转变的一个必要需求。 组织机构优化的需求 电力市场化改变了电力国企的经营方式，电力价格不再由政府核定而是由市场根据供需情况决定，发电量也不取决于电网调度转变为市场竞争确定，发电企业将改变之前守株待兔式转而采取主动出击到市场中寻找资源的盈利模式，工作重心由发电转向发售一体化，发电企业的模式也有了从生产管理为主向市场营销为主的转变需求，新一轮电改以来，“五大”等发电企业调整重组营销及电力市场研究等部门，成立售电公司，建立报价中心。面对多样化的电力交易品种与交易方式，以及日趋激烈的市场竞争环境，营销人员不仅需要懂专业技术，还要掌握扎实的营销、管理知识，对发电企业的人才培养与专业团队建设提出了更高的要求，通过不断加强对人才的培养和教育，强化自身营销工作、提升自身竞争能力，适应电力市场改革要求。 考核制度改进的需求 电力企业优化经济效益评价指标体系关乎企业未来发展命运，电力市场化改革之前，大部分发电企业绩效评价指标分为发电计划完成率与利润总额，而计划体制下电价为政府核定，发电企业只需要在控制成本的同时努力争取计划电量指标就能完成好利润指标。市场化改革后发电企业利润与发电量脱钩，为防止发电企业牺牲利润总额以完成电量指标的发生，需要发电企业重新制定适应电力现货市场环境的考核机制，引入竞争性考核标准，考核标准中电量占比应逐步缩小，而逐步扩大经济利润所占比重。电力企业提升绩效管理水平不仅是企业自身市场化水平提高的重要举措，也是我国电力行业市场化进程进一步加深的关键。 技术支持系统建设的需求 电力市场化改革为电力企业的营销管理带来机遇的同时也带来了更大的挑战，改革的一个重点就是扩大竞争，这既包含了通过扩大市场化交易电量带来的电能量同质性竞争、也包含了扩大市场化交易价格上下浮动范围带来的更大空间议价的竞争，更包含了扩大交易主体范围带来的市场主体之间的竞争，在竞争日益激烈的同时又产生了海量的交易数据，这些数据靠人力进行整理分析决策是不现实的，必须开发组建高效率的技术支持系统，通过开发新的智能技术手段，对生产经济运行管理、现货分析报价决策、售电策略与套餐制定进行全流程优化，促进电力营销业务的信息化、规范化，增强发电企业的核心竞争力。 “电改8年”为国企改革带来的 重大变化 自2015年至今新一轮电力市场化改革的8个年头以来，我国构建出了多层次的电力市场体系，电力中长期交易、现货市场、辅助服务市场协同的新局面，进一步提高了市场化竞争程度和市场竞争性，在功能上实现了电价的能升能降、实现了资源配置的跨行政边界、实现了“双碳”目标下市场化促进新能源消纳的新方向。而与此同时，国有发电企业也悄然发生着内部的自我革新，伴随着电力市场改革建设的发展，电力国企在电力市场发展过程中也逐渐转变、觉醒，转向以发电、售电双轮驱动的新格局，进一步走向发售一体化；转向以市场营销引导投资建设，进一步完善自有资源的最优配置；转向以市场利润为新的经营指标，进一步提高国有企业行业竞争性；转向以人才培养为新的发展方向，进一步提高企业未来的核心能力。电力市场改革对国有企业机构改革、考核制度改革、技术支持系统建设等方面均有所影响和突破。 在经营思维上的变化 电力市场改革，让国有发电企业从经营思维上更加主动，通过追求市场利润，增强了企业资本管理的意识，使发电企业从传统的车间型管理转变为以市场经济为主体的现代化管理模式，华能集团在2022年工作会议中提出了“把握稳增长主动权，狠抓电力营销，着力降本控费，强化资金资本管理”的要求。新形势下，各发电集团在内控成本的同时，积极参与配售电侧改革，不断向外扩展市场，主动完成角色转变，从发电的“围墙”中走出去直面客户，从客户角度出发寻求市场所需，为市场提供精细化、差异化的优质服务，提升企业的竞争能力，做到发电业务与市场经营两手抓且两手都要硬。在经营中提质增效，不断提高企业效率、释放资本活力，有效解决了长久以来国有企业“呆板”、“固化”“低效”等负面形象的问题，实现了能够与民营企业平等竞争，互相刺激转变的变化。 在行业对标上的变化 国企发展过程中，经常被提到的一个问题就是“大而不强、快而不优”，主要原因是在传统的发展观念中，国企把重点都放在了做规模、做总量、做扩张方面，确实做到了“大”和“快”，但是却一定程度上忽略了“强”和“优”。电力市场化改革后，通过市场交易能够比较准确地反映出电能量的时间、空间价值，可以明显感受到，大家更多关注到了电能量交易带来的经济利益，一个企业通过不同时段的市场交易可以获取丰厚的利润，同时也能够看出哪些地区实际的经济效益更好或者较差，更加直观地反映出投资价值，项目投资有了更加科学的可研报告作为依据，投资建设更加合理。例如大唐集团在2022年通过调整产业布局，将大型水电和有效益火电工程投资同比增加了12.8%，优化调整电源区域布局。新形势下，各发电集团通过从传统的生产对标转化为市场对标，通过电力市场价格信号引导建设投资，有效解决了国有企业发展过程中大而不强的问题。 在技术革新上的变化 我国新时代的主要矛盾是人民日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展之间的矛盾，在电力市场中也同样如此，市场主体基于通过电力市场交易谋求更好发展的美好愿望，受制于技术革新发展不平衡、不充分的主要矛盾，那么既然存在矛盾和需求，必然也伴随着革新和创造，各发电集团加快布局推动技术支持系统开发，助力市场交易分析决策，搭建配售服务体系与平台支撑用户侧业务需求。通过不断开拓研究“虚拟电厂”“微电网”等源网荷储一体化项目推动新型能源体系建设，例如华能浙江公司在2022年就已经正式投产了虚拟电厂等新技术。电力市场交易的变革，促进着国有企业主动引进新的技术，开发新的技术手段，形成电力市场交易全产业链的整体发展，加强了国有企业的科技竞争力。同时加大人才培养，通过人才引进、开展“全国电力行业职业技能竞赛”等方式，有效促进电力交易人才队伍整体能力提升，为电力交易市场发展带来了千帆竞发的蓬勃景象。 在考核评价上的变化 针对部分国有企业存在的回报水平不优、盈利质量不高、市场竞争力不强、创新能力不足等短板，2023年国资委对国企的考核指标提出了“一利五率”（利润总额、净资产收益率、营业现金比率、全员劳动生产率、研发投入强度、资产负债率）的新变化，在实现传统对规模、质量、安全基础上强调了不断增强盈利质量的要求。在电力市场中，发电量与经济效益脱钩，企业利润由交易决策决定，在低价时段发电还会造成利润损失，而将电量转让给低成本机组或者新能源却会在不发电的同时增加企业利润，相对于对发电量的考核，在当前市场环境，发电企业对交易中的经济指标更加关注，进而在其考核指标设计上能够结合国资委要求，更加科学合理，提质增效的导向也更加明确，考核评价指标转向以市场经济型评价。 可以看到，深化电力市场改革有效促进电力国企将安全生产、成本控制、市场营销、投资规划、人才培养、科技创新等工作有机串联起来，在新时期革故鼎新中，加快推动自身体制机制改革，助力市场建设的同时，反哺自身，以市场导向为驱动，谋定后动，笃行致远，在服务大局中走好高质量转型发展之路。

在超预期的新能源汽车消费量刺激下，作为动力电池包核心原材料的碳酸锂和氢氧化锂价格用一飞冲天来形容都有些保守，长期价格维持在每吨5万元的碳酸锂，2022年价格最高的时候接近60万元。在这种价格大跃进的气氛下，掌控世界65%锂储量的南美“锂佩克”呼之欲出。锂电池回收也是从这个时刻开始成为市场挖掘的热点，当然还有锂电池的平替—钠离子电池。飘风不终朝，骤雨不终日。下游新能源汽车市场销量增速的放缓扭转了市场对锂需求的预期，锂的价格从2022年11月份高点之后也开始一路向下。 的价格，在2022年已经高到了压抑需求的程度了。从历史看，一般价格也就在每吨5万元上下，在绝大部分时间都没有碰到过每吨20万元的高价。以一辆60度电的纯电车型为例，2022年哪怕是磷酸铁锂电池，价格也要在6万元左右，基本上占到了一辆车车价的30%-40%，整车物料成本的二分之一。碳酸锂从每吨10万元涨到50万元，带来的电池成本增加就是1.44万元。这对绝大部分单车净利润连1万元都不到的新能源车企，压力之大可想而知。 从锂的需求看，动力电池和储能的市场空间有足够的空间给资本市场发挥，只不过，这一切都不是建立在碳酸锂50万每吨的基础上。从动力电池终局的角度测算，目前世界汽车年产量8000万辆，汽车保有量大约为10亿辆，全部完成电动化之后对应的碳酸锂每年的需求是288万吨，累计保有量大约3600万吨，中国地质调查局全球矿产资源战略研究中心发布的评估报告，截至2020年底全球锂矿评估储量折合碳酸锂大概就有1.28亿吨，锂并不稀缺。而且关键的是，锂跟石油不同，是可再生资源，锂动力电池的寿命大概在6-8年，这意味着当电动车销量稳定之后，对锂的需求可以降到近乎为零，只需要通过回收就可以解决锂的来源问题。更何况，终局也不可能是锂一统天下，氢能、钠离子电池都会有自己的一席之地。锂的价格上限，自有其玻璃天花板。实际上，中国锂资源的龙头赣锋锂业股价的高点出现在2021年9月，随后就出现了锂价上行，股价下行的背离走势，显然市场也并不认为碳酸锂的价格可以长期维持在超过20万元每吨的高位。 锂价下跌对锂电池回收行业的影响可谓是立竿见影，就连券商吆喝的声音都小了很多，有几家研究所定期更新的电池回收周报或者月报，在2023年初也悄悄的断了更新，就像从来没有发生过一样。锂价的波动，是锂电池回收行业周期性的体现。过度的关注周期反而会使我们忽视了这个行业的长期成长性，实际上，锂电池回收行业是一条真正的长周期景气赛道。

中国南方区域用电量稳步攀升 新能源相关产业用电增长尤为强劲 中国南方电网公司17日公布，随着经济运行企稳回升，广东、广西、云南、贵州、海南五省区用电负荷、电量需求稳步攀升，经济运行企稳回升势头明显。 今年1至2月，南方五省区累计全社会用电量2087亿千瓦时，同比增长3%。其中，2月份单月同比增长16.1%，第一、二、三产业用电量分别同比增长18.1%、28.9%、11.9%。 从行业看，2月，南方五省区九大高技术及装备制造业用电同比增长33.6%，对工业用电带动作用持续增强；以新产业、新业态、新模式为代表的“三新”行业用电增速加快，同比增长46.8%，环比增长5.8%。其中，新能源相关产业用电增长尤为强劲。 从区域看，2月，粤港澳大湾区内地九市第二产业同比增长30.1%，尤其云南第二产业用电增长迅猛，同比增长57.8%。深圳用电负荷、电量均保持平稳增长，“三新”行业和第三产业表现尤为突出，1至2月，深圳市充换电服务业、光伏设备及元器件制造行业、新能源车整车制造业用电量分别同比增长49%、22%、4.6%，批发和零售业用电量较去年同期上升11.7%。 根据百度实时迁徙地图，2023年2月以来，广州成为中国人口流入最热门城市。人口“流量”带动电量增长，3月以来，广州第三产业月用电量累计11.7亿千瓦时，同比增长8.5%；居民月用电量累计5.6亿千瓦时，同比增长5.3%。 进入3月，广东用电增速加快，全省增速领跑前三的行业分别是石油/煤炭及其他燃料加工业、非金属矿采选业、造纸和纸制品业。

煤电“先立后改”破解电力供应难题 “先立后改”可理解为新建煤电机组先按原有标准建好，再根据需要进行改造。“先立”旨在尽快提高电力供应能力，“后改”则是为实现“双碳”目标，顺应能源更灵活、更高效、更低碳的发展需要。 “先立后改”解决了新建机组迫切需求和技术发展水平不成熟之间的矛盾，使实现新建煤电规模目标成为可能，同时也为保障能源电力供应和建设新型能源体系提供了可行路径。 近日，浙江省发改委在关于“先立后改”清洁高效支撑性电源前期项目的公示中指出，为保障浙江省“十四五”中后期电力安全稳定供应，拟将浙能嘉兴电厂四期、浙能台州第二电厂二期、岱山鱼山电厂项目和临海头门港电厂项目纳入“先立后改”清洁高效支撑性电源前期项目。去年9月，江苏省发改委也明确建设三个“先立后改”清洁高效支撑性电源项目，以保障江苏“十四五”末经济社会发展用电需要。 在“双碳”目标下，煤电身兼保供降碳双重重任。江浙两省实施的“先立后改”清洁高效支撑性电源项目，怎么“立”，又如何“改”？ 保障“十四五”后期电力供应 作为经济强省， 浙江近年来电力供需形势较为紧张。去年8月，浙江省发改委印发《关于同意启动C级有序用电的函》，要求根据用电缺口实际情况启动C级1250万千瓦有序用电措施。 缺电并非个例。去年迎峰度夏期间，四川也制定了《四川省2022年迎峰度夏部分高载能行业停产让电于民实施方案》，阶段性对部分高载能企业实施停产让电于民的调控，让出用电负荷约700万千瓦。此外，江苏、安徽等地也发出节约用电的倡议书，提出机关事业单位率先节电，工业企业绿色低碳生产，公共场所合理用电，居民用户节约用电…… 公开信息显示，江苏去年9月确定的三个“先立后改”清洁高效支撑性电源项目中，国信沙洲2×100万千瓦项目已于去年11月开工。该项目计划2025年年底并网，投产后预计年发电量100亿千瓦时，所发电力直接送入苏南电网主网架，实现就近消纳，将有利于缓解北电南送、西电东输压力，是江苏省“十四五”期间电力保供的重要举措。 煤电是能源稳定供应的压舱石，现有技术条件下，增加新能源接入必须由煤电作为托底。 为保障电力供应安全，具有支撑和兜底作用的煤电项目迎来增量“释放”。根据北大能源研究院不久前发布的《中国典型五省煤电发展现状与转型优化潜力研究》统计，2022年1-11月，国内新核准煤电项目装机总量已达6524万千瓦，超过2021年核准总量的三倍，其中三季度核准装机总量最高，达2414万千瓦。 电力缺口频现，浙江加快布局煤电新建机组项目也在情理之中。根据最新的能源保供要求，各地新核准新建煤电项目激增，同时也对新建机组规划建设速度提出新要求。 现有技术难以满足新标要求 煤电要兜底保供，也要绿色转型。 国家发改委、国家能源局2021年发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》明确提出，按特定要求新建的煤电机组，除特定需求外，原则上采用超超临界、且供电煤耗低于270克标准煤/千瓦时的机组。设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下。 简而言之，新建煤电项目优先采用高参数、低能耗的发电机组。设备制造商若按照新标准改设计、出产品，需要一定周期，产业链短期内很难实现，新核准新建煤电的目标也几乎无法完成。该标准提出后，自2021年至2022年三季度，各地基本没有煤电新建机组的项目合作。 一方面是保供任务，一方面是新建标准要求，煤电“先立后改”应运而生从去年下半年至今，多地曾明确，根据《国家能源局关于下达2022-2025年煤电行业先立后改淘汰落后产能目标任务（第一批）的通知》有关要求，发布了煤电支撑性电源的规划建设实施方案。以江苏为例，自去年9月至今年初，该省已先后公示两批“先立后改”煤电支撑性电源项目名单。 ‘先立后改’可理解为新建煤电机组先按原有标准建好，再根据需要进行改造。‘先立’旨在尽快提高电力供应能力，‘后改’则是响应‘双碳’目标，顺应能源更灵活、更高效、更低碳的发展需要。”当前能源保供被放在首要地位，“先立后改”的提出解决了新建机组迫切需求和技术发展水平不成熟之间的矛盾，使实现新建煤电规模目标成为可能，同时也为保障能源电力供应和建设新型能源体系提供了可行路径。 确保执行到位是关键 “先立后改”如何确保执行到位，成为煤电行业关注的焦点。 有知情人士透露，“先立后改”中的“改”就是对存量机组做节能降耗改造、供热改造和灵活性改造，即全国煤电机组改造升级中的“三改联动”。 那么，如何将“改”落实到位？首先，要加大煤电领域的科技创新投入，探索‘双碳’的最佳技术和最优路径。这需要从大量创新想法中筛选工程上可实现、经济上可接受的适用技术；其次，国家能源主管部门可出台节能升级改造的管理办法，明确原则目标、范围内容、工作流程和各责任主体的权利义务，制定明确的评价指标和方法作为评价与监管依据，确保改造工作技术合理、方案科学、数据准确、测算透明。按照现阶段的发展趋势，未来的电力系统中，煤电仍将在很长一段时间内继续承担兜底作用。从行业预期看，根据‘十四五’期间的新要求，原本的新建煤电规模将减少，甚至在‘十四五’末煤电装机量几乎不再增加，而‘先立后改’提出后，煤电机组装机总量将继续增长。不过，“先立后改”并不意味着煤电在“开倒车”。“先立后改”并不单纯追求新增装机量，而是在保障电力稳定供应、促进新能源消纳的基础上，降低煤电行业的耗能和碳排放水平，实现增容减量。

低碳技术增添经济发展新动能！ 业内预测，到2050年，我国低碳经济行业发展优势将持续凸显，绿色低碳累计投资需求将达487万亿元，催生更多新机遇。 新旧动能转换之际，减碳是压力，但也是千载难逢的经济发展新机遇，把减碳压力和动力的关系协调好，这对一个地区未来的发展尤为关键。碳达峰碳中和目标下，全球能源格局的重构为绿色低碳产业打开了巨大的发展空间。业内预测，到2050年，我国低碳经济行业发展优势将持续凸显，绿色低碳累计投资需求将达487万亿元，催生更多新机遇。 加快技术创新 目前我国面临着“三高一短”挑战。我国拥有高碳型能源结构和高碳产业结构，钢铁、石化、水泥等高碳且难减排的行业在产业结构中的占比仍然较高。同时，我国是世界上最大的发展中国家，仍然处在工业化和城市化的中高速进程中，很多地区还有能源消费增量。在上述背景下，我国从碳达峰到碳中和只有短短的30年时间，相比欧美国家50-70年的时间，缩短近半程。 实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，面对着‘三高一短’挑战，‘双碳’目标的核心是新一轮产业竞争，全球都在以‘双碳’为切入点布局，争夺新一轮技术高地。近年来，用低碳技术推动可持续发展，越来越成为传统能源、工业行业的共识。除传统产业需要低碳技术助推转型发展外，绿色低碳技术本身也需要不断开拓创新。要让数智技术赋能碳达峰碳中和进程，把握人工智能、互联网、信息通讯技术创新发展的有利契机，将智能制造、系统集成等先进理念和技术融入生产、消费过程中。同时，大力发展新型电力系统优化集成技术，支持快速向高比例可再生能源转变的智能电网技术，支持可再生能源并网、分布式及微电网的规模化储能集成技术。 全球投资增加 截至去年底，全球已有130多个国家提出碳中和目标，覆盖全球80%以上的二氧化碳排放、人口和GDP。减碳的目的一方面在于应对灾害性气象冲击以及常规环境问题，另一方面则是为经济发展提供新动力。 根据国际能源署的分析，未来支撑碳中和的是以风光为代表的非化石能源为主的新格局。与化石能源相比，全球范围内，非化石能源资源量足够，且分布并非极不均匀，这样的资源供给情况意味着世界各国都有机会发展风光资源，率先建成大规模使用新能源的技术体系尤为紧要和迫切。进入碳中和时代后，世界经济发展将从资源依赖型向技术依赖型转变，在资源充分利用的情况下，谁有更好的技术并尽快经济、有效地利用起来，谁就能取得成功。 从全球来看，低碳拉动新经济发展动能的态势已开始凸显。受到全球供应链的碳中和压力传导，互联网、零售、金融等现代服务业，包括部分制造业，其碳中和目标年份普遍早于所在国家的碳中和目标年份。除去头部企业设定碳目标，全球投资情况同样显示出减碳的积极性。与2020年相比，2021年能源转型投资增加100%，绿色债券发行翻了一番，碳市场交易额几乎翻一番，整体增长速度显示出非常强的低碳拉动经济发展新动能信号。 清华大学的预测结果同样可以证明这一态势。根据预测，为实现2.0摄氏度或1.5摄氏度的温控目标，我国2020-2050年总投资需求将达到127万亿元或174万亿元，约占2020-2050年累计GDP预测总量的2.7%或3.7%；其中能源转型投资占比接近总投资的80%。 推进投融资试点 能源转型投资持续增长背景下，高效的绿色金融融资机制建设刻不容缓。相关研究机构估算显示，气候投融资占绿色金融的比例接近2/3，气候投融资试点亟待稳步推进。 作为推动应对气候变化的重要抓手，国内的气候投融资工作已经启动。2022年8月，生态环境部等九部门批准了23个地方开展气候投融贤试点，将为全国各地开展低碳发展与气候适应战略转型积累宝贵经验。根据国家气候变化战略中心估算，到2060年实现“双碳”目标，我国需新增减排投资将达约139万亿元人民币，年均约348万亿元人民币。 当前，我国气候投融资仍然处在初步阶段，存在不少挑战。，目前，我国在气候投融资方面的法律法规、政策、实施指南方面，还有很长的路要走。同时，国内目前还没有建立系统的气候投融资统计体系，气候投融资及气候效益数据等基础信息缺乏，成为进一步推进气候投融资创新的障碍。 政府部门需要加快制定气候投融资相关的法律法规和指南，比如气候投融资的定义、怎样核算等。建立国家气候业务管理体系，对相关业务进行评估，确保符合要求。对于金融机构，要把气候投融资纳入到整个银行金融体系当中去，培养金融机构做专业员、业务员方面的培训。同时，实体机构可以考虑建立专业绿色低碳团队，负责企业的减排和适应业务，与政府、金融机构积极对接，争取优惠的金融支持。

虚拟电厂将迎来国家管理规范 目前我国虚拟电厂还处于国家政府引导、电网实施阶段，两项国家标准获批，将使我国虚拟电厂概念内涵、功能形态尽快形成统一认识。 国家标准化管理委员会近日消息称，《虚拟电厂管理规范》（以下简称《规范》）《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》两项国家标准获批立项，这意味着我国虚拟电厂建设将有国家统一管理规范。此工作由全国电力需求侧管理标准化技术委员会归口 ，分别由国网浙江电力和国网上海电力分别牵头，国调中心、南网总调及部分行业领先单位共同参与编制。 《虚拟电厂平台架构技术规范》《虚拟电厂通信技术规范》《虚拟电厂资源信息模型》等后续行业标准申报也在同步进行。与欧美相对成熟的虚拟电厂相比，目前我国虚拟电厂还处于国家政府引导、电网实施阶段，两项国家标准获批，将使我国虚拟电厂概念内涵、功能形态尽快形成统一认识。 行业需要 国家宏观谋划，近两年，国务院、国家发改委、国家能源局、国家科技部等多部委发布了六份文件，均明确提出发展虚拟电厂，然而怎么发展，产学研各界尚未统一认识；其次，虚拟电厂的分布式、可调控、规模化、可定制的特点需要运行管理规划，但我国虚拟电厂行业还未出台统一的管理标准；浙江电力虚拟电厂发展“百花齐放百家争鸣”，多项工作走在全国前列，具有成熟的标准工作体系，和国调、南网具有良好的协同基础。2022年下半年， 浙江电力调度控制中心组织完成了《浙江虚拟电厂现状及发展建议调研报告》，系统性对浙江电网虚拟电厂发展工作做了总结归纳。虚拟电厂最显著的特征是兼具“源—荷”特性，既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”帮助系统填谷，具有技术含量高、涉及对象多、影响行业广等特点。“要做好虚拟电厂建设管理工作，必须整合全行业各有关单位人员、技术和资源。 目前，浙江省谋划构建完成了“1国标+3行标”系列标准体系，以调度管理模式、市场运行体系、新型电力系统建设、网络安全要求、国家宏观政策等为出发点，系统设计建立了“中国特色虚拟电厂”浙江模式，为全国虚拟电厂建设提供浙江方案。 实践偏少 随着“双碳”目标的提出，能源转型不断推进，高比例新能源接入电力系统已成必然趋势。新能源负荷峰谷差大、负荷特性差，电力系统灵活调节能力不足，这些给电网调峰调频带来巨大挑战，而虚拟电厂可有效平衡电源侧和负荷侧双向波动，通过精准控制保障电网安全稳定运行。虚拟电厂能够把大量散布的分布式发电、储能、电动汽车等零散资源，串起来统一调度，不浪费每千瓦电力资源。虚拟电厂的优势不言而喻，而不容忽视的是，目前我国虚拟电厂建设“雷声大、雨点小”。多位电力行业人士坦言，“我们刚刚接触虚拟电厂，还在学习中”“如何盈利等很多情况不是很清楚”“并网调度标准、规程还没搞明白”“运行价值挖潜还在摸索中”“明确的虚拟电厂商业场景尚不明确”…… 虚拟电厂所需的关键技术和落地商业场景也需要企业多探索。例如，多元资源聚合优化、广域双向通信、智能计量、智能决策调度与协调控制等虚拟电厂关键技术仍尚待突破。 虚拟电厂实践还是偏少。其因素是多方面的，首先，虚拟电厂目前处于概念阶段，仍需要在实践中对其边界做出界定，不然难以在实践中调度和交易。其次，目前虚拟电厂实践主要在需求侧有偿响应中出现，但需求侧响应本身就存在计量困难、判定困难、易利益输送等问题，虚拟电厂在其中更容易出现这些问题。再次，虚拟电厂最终要落实到具体的设施设备上，这些设施设备的空间分布和网状链接与现实运行中的电网层级调度不相容，如何解决根本运行管控问题尚需研究。 亟待规范 我国虚拟电厂如何高质量发展？推进虚拟电厂建设一是加快规范制度制定，形成一套统一的虚拟电厂管理规范，明确虚拟电厂并网接入、调度运行和运营的主体，明确电源、电网各方职责划分；二是不断完善电力市场改革，为虚拟电厂提供好的盈利环境，从而通过市场引导民间资金进入虚拟电厂领域；三是聚焦关键技术研究，从技术层面增加虚拟电厂可接入的资源种类，降低虚拟电厂建设成本，提升虚拟电厂稳定经济运行的能力。 虚拟电厂建设计划宜采用成长型系统架构，可根据各省内电网潮流分布，将区域内的分布式资源按照各自特性合理聚合为虚拟电厂机组，使其具备升降负荷与调频能力，形成与标准电厂一致调度的虚拟发电机组。 私企更想尽快解决企业的用电、调峰、消纳等，为需求侧服务，为发电侧解忧，为电网做好‘二级调度’。也希望虚拟电厂行业概念虚火可以降降，面对市场时虚拟电厂能‘多一点真实，少一点炒作’。”

山东现货新政折射电改困局 价格政策“松绑”迫在眉睫 3月13日，山东发改委印发《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》意见的公告。文件对山东电力现货市场中的燃煤发电机组启动费用、电能量市场申报价格上下限和电能量市场出清价格上下限进行了重新设置。 然而这一系列看似简单的规定背后，却折射出一直未能解决的“价格政策顽疾”始终困扰着进行了8年的新一轮电改。 煤机启动费用变化 有关燃煤机组启动费用申报价格上限，文件是这么规定的： “在这次调整后，燃煤机组的启动费用被全面降低了。”“以百万机组的冷态启动为例，原先价格为200万元/次，现在直接减少到了80万元。” 降价的直接原因是山东电力市场在2月份意外出现了较多的燃煤机组启动费用分摊。 山东是全国光伏装机最多的省份，超过4000万千瓦的光伏基本都在中午时段大发，这也导致山东电力市场出现午间价格低谷。而光伏大发时段，许多火电机组都需要因此停机。 “2月山东电力需求偏小，但光伏发电并不能够相应减少。供需偏宽裕的时间段增多了，停机的火电机组就更多了，所以火电的启动费用增加了。” 启动费用的增加大多是在光伏大发、电价偏低的时间段，本该享受电价优惠的用户侧突然增多了费用分摊，引发了一定的争议。这也成为新政出台的诱因之一。 透支未来 过多的增加启停其实对机组并不一定是好事。一台百万千瓦燃煤发电机组在其生命周期内想要保持稳定性，能够冷态启动的总次数不宜过多。 80万元/次的百万千瓦机组冷态启动费用基本上是边际成本（单次启动费用）计算出的结果。但是这样的价格水平显然忽略了机组本身的固定成本投入。 此前的启动费用价格水平是电力市场内各方协商后的结果，尽管远比现在的价格水平要高，但是考虑到启停影响机组寿命，大多数发电企业也不会主动选择这条路来盈利。 2月确实是比较意外的情况。这种损耗未来的赚钱方式，没多少人愿意主动去做。 本次新政中与燃煤机组启动费用一起明确的，还有电能量市场的报价和出清上下限。报价上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元；出清上限为每千瓦时1.50元，下限为每千瓦时-0.10元。 这一价格水平与此前并不太多区别，只不过价格上限依然偏低。而且山东还有火电的报价替换机制，如果交易中心认定火电机组报价（高价）存在发挥市场力的行为，就会替换火电机组的报价，以燃煤成本价为基准来报价。 无奈之下，山东的火电只能选择获得更高收益的地方，哪怕是在透支未来。 程序正义VS结果正义？ 市场力问题在山东是无法回避的。山东火电机组规模大，市场集中度也比较高，不可能不考虑市场力的问题。 但如何限制市场力毫无疑问是一门深奥的学问，至少目前来看，国内电力市场对市场力的限制缺乏成熟、量化的判断标准和科学、规整的处理方案。 例如山东市场的“报价替换”机制，就是一种针对市场力的限制方案。这个方案考虑了现货市场中边际成本报价的机制，但是没有考虑到市场供需对价格的影响。“边际成本”是商品可以销售的最低价，这是经济学理论中的基本原则。电力市场中奉行边际成本报价机制是因为这可以实现现货市场的利益最大化，同时也促进了社会福利最大化，产生了准确的价格信号，达成了发电机组的优胜劣汰。 但这是市场成熟以后充分竞争的结果，同时建立在电力供需相对平衡的完美情况下。如果出现电力供需不平衡的情况，无论煤价高低，供需紧张都会刺激报价上涨，供需宽松自然导致电价下降。 与“报价替换”机制类似，新政中有关燃煤机组启动费用的设置也是以“边际成本”为基础来确定的。 在电力供需偏紧的大背景下，这种定价方式无疑更有利于电力用户。但却在一定程度上丢失了市场机制的权威性。 这是一个鱼和熊掌难以兼得的难题。 束缚的政策 这一系列问题都反映出价格管制与市场建设之间的矛盾。 从电力体制改革的目标来说，明确了形成适应市场要求的电价机制这一目标。但究竟是先建立电力市场再开放管制电价？还是等放开管制电价之后再建立市场？ 这个问题一直都没有明确结论。 在实际操作中，我们会看到有关价格方面的文件都出自发改委价格部门之手，而有关市场规则设计方面的文件都出自能源管理部门之手。而不同的部门又面临着权责有限、上级主管部门意见不一等一系列问题。 割裂的政府主管部门导致的尴尬现状比比皆是。 客观来说，山东省政府相关部门在努力适应电力市场、努力推进改革。以容量补偿电价为例，2022年3月，山东省发改委印发《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，规定“山东容量市场运行前，参与电力现货市场的发电机组容量补偿费用从用户侧收取，电价标准暂定为每千瓦时0.0991元（含税）” 山东省这一开创性的举措对推动市场发展有着重要意义。 但是在实际运行过程中，当中长期合约电价达到了上涨20%的上限，容量补偿费用就无法再由用户侧分摊。因为电价不能突破上限，所有没有再给容量补偿费用增长电价的空间了。 进一步松绑价格政策的权利并不在山东省内的相关部门，而是更上级的部门。但相关主管部门对于进一步开放价格政策持有一定保留意见。 在电力供需偏紧、宏观经济增长压力偏大的当下，电价对于各级政府及相关部门来说都有着重要意义。 2022年，浙江省电力市场就发生了政府调降交易电价、限制度电收益等行为，主要目的就是避免用户侧的电价快速上涨，引发连锁反应。 尽管新一轮电力体制改革已经进入第8个年头，但电价管制依然存在于行业的各个方面，包括但不限于：可再生能源上网电价、跨省电力交易电价、燃气和核电上网电价、用户电价分摊…… 一个只有煤电参与的市场显然无法完整地测试出市场规则的问题，也无法准确获知真实的价格信号。过多的“潜规则”让电力市场化建设和现货试点的效果十分有限。 “涨电价时代即将到来”。这不是一句空洞的口号。从目前有限的经验来看，高比例新能源接入电网后不仅要面对市场化低电价困扰，也会进一步抬高电力系统成本。终端用户高电价难以避免。 相比于纠结电价上涨带来的影响，我们更应该关注多出来的电价每一分、每一厘都来自哪里。没有进一步放松的电价管制+公平、成熟、有效的市场机制，我们只能面对更多的价格黑箱。

2023年我国电力市场趋势与展望 电力改革浪潮席卷而至，2023年，是我国新一轮电力体制改革开展的第8年。8年来，我国电力市场化改革初见成效，多元竞争格局初步形成，电力的商品属性进一步显现，市场优化配置资源的作用增强，市场化交易电量大幅提升。2023年我国电力改革将加速迈入深水区，着力破解电力市场的重点难点，全国统一电力市场体系加快建设、省级现货市场实现全覆盖、绿电绿证交易全面提速……2023，新一轮省级电网输配电价或将公布，更多新型储能也将成为市场主体，售电企业差异化服务将成为主流。 当前，我国正加快建设全国统一电力市场体系。2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（下称指导意见）正式发布，提出了健全多层次统一电力市场体系的具体要求，鼓励在承接国家区域重大战略的地区建设区域电力市场。意见提出，2025年，我国统一电力市场将初步建成，其中国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务市场一体化设计。到2050年，统一电力市场体系基本建成，实现国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易。 如今指导意见已经发布一年的时间，建设全国统一电力市场的步伐正在加快。 2023年，国网区域各省份都将在统一电力市场体系建设中加快步伐。从各地发布的2023年能源相关规划可以看到，深化电力市场改革、统一电力市场体系建设，被列入年度重点任务之一。如辽宁计划构建东北区域能源交易中心，山西将主动参与全国电力现货交易规则制定和区域电力市场建设…… 2023年，南方区域电力市场将进入调电试运行阶段，实现电力资源的优化配置。南方区域电力市场将形成跨省与省内联合运营的统一大平台，开展多品种、高频率的跨区、跨省电力交易。 目前我国第三监管周期输配电价定价已经全面开展，将于今年公布。 输配电价改革是新一轮电改的重要组成部分，是“管住中间”的关键举措，目的是打破电网的垄断，为电力价格市场化奠定基础。 2015年以来，按照党中央和国务院决策部署，国家发改委会同有关部门全面推进输配电价改革，开展首轮输配电成本监审，取得了积极成效。通过严格成本监审，共核减不应纳入输配电定价成本的不相关、不合理费用约1284亿元，改革红利全部用于降低实体经济用电成本。通过健全独立输配电价体系，推动电价市场化程度显著提高，我国电力市场化交易比重由改革前的14%，提高至2022年的60.8%，有效促进了电力资源合理配置。 2019年国家发改委全面组织开展新一轮输配电成本监审，监审范围包括全国除西藏以外30个省份的省级电网和华北、华东、东北、西北、华中5个区域电网，监审期间为第一监审周期后一年度至2018年度。其中，省级电网成本监审委托电网公司所在地的省级价格主管部门具体负责监审；区域电网成本监审委托区域范围内相关省级价格主管部门联合监审。 2020年9月，国家发改委发布《关于核定2020～2022年省级电网输配电价的通知》，公布了33个省级电网输配电价表，自2021年1月1日起执行。这是省级电网第二监管周期输配电价，标志着我国输配电价监管体系基本完善。与第一监管周期相比，第二监管周期输配电价核定在诸多方面取得了重要突破，表现为“一个全面、三个首次”，即全面完善了定价规则，规范了定价程序，实现了严格按机制定价；首次实现了对所有省级电网和区域电网输配电价核定的一次性全覆盖，首次核定了分电压等级理论输配电价，首次将“网对网”外送输电价格纳入省级电网核价。第二监管周期输配电价核定，积极运用降价空间，进一步理顺了输配电价与目录销售电价的关系，为扩大市场化交易规模创造了更好条件；进一步优化了输配电价结构，缩小了交叉补贴，为下一步相关政策完善奠定了基础；进一步解决了部分历史遗留问题，疏导了多个省份存在的电价矛盾；进一步实现了输配电价水平的稳中有降，多数省份聚焦降低大工业输配电价。同时，充分考虑外送电省份实际情况，制定了合理的外送电输电价格，将有力促进电力资源在更大范围内优化配置。 2022年5月，国家发改委部署开展第三监管周期输配电定价成本监审实地审核工作，第三监管周期成本监审范围包括33个省级电网和6个区域电网，监审期间为2019年度至2021年度。 虽然目前最新一轮全国省级输配电价尚待发布，但局部地区已经先行出台试行的输配电价。新疆生产建设兵团发改委已经以第八师兵团作为试点，发布了《兵团发展改革委关于核定2022~2025年第八师电网输配电价（试行）的通知》（兵发改价格规〔2022〕174号）。 对于业内较为关心的第三监管周期输配电价如何监审？国家发改委在2022年发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中显示，“强化电网输配电准许收入监管，推动电网企业输配电业务和购售电业务分开核算，妥善处理政策性交叉补贴。提升跨省跨区输电价格机制灵活性，探索跨省跨区交易按最优路径组合等方式收取输电费用。”可以看到，电网企业输配电业务和购售电业务分开核算将成大势所趋，进一步剥离电网企业竞争性业务和非竞争性业务。 2023年，我国省级现货市场有望实现全覆盖。主要表现在首批试点陆续进入长周期结算试运行，第二批试点陆续开展模拟试运行，非试点地区也相继出台现货方案。 作为建设全国统一电力市场体系的重要布局之一，电力现货市场的试点正在加快铺开。首批电力现货试点南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区于2017年敲定、2019年6月底全面启动模拟试运行，此后相继推进按周、按月、按季度、按年连续结算。 2021年4月第二批现货市场公布于众，上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市被列入。目前以第一批、第二批为代表的现货试点省份顺利完成从日、周到月不同时间维度和多种复杂场景的结算试运行，最长连续运行时间已超过500天。 目前，国家电网经营区已有20个省级电网开展了现货市场试运行。南方区域电力现货市场成功开展调电试运行。整体来看，省级现货市场中，广东、福建、山西、甘肃连续试运行时间已超过一年；第二批现货试点均已完成电力现货市场模拟试运行，其中江苏完成结算试运行，安徽完成调电试运行；非试点地区全面启动电力现货市场建设，正在研究完善运行规则和筹建技术支撑系统。 进入2023年，广东、山西等地连续结算试运行依然在进行中，年内也将有更多省级现货试点进入到长周期结算试运行。随着越来越多的省份进入长周期结算试运行，可以预见，现货交易品种日趋丰富、交易频次日渐增多，火电/新能源企业、售电公司与大用户面临的交易挑战越来越大。 同时，省间电力现货交易连续结算试运行将在2023年继续开展，根据北京电力交易中心发布的《关于继续开展省间电力现货交易连续结算试运行的通知》显示，计划自2023年1月1日继续开展连续结算试运行，省间现货市场连续结算试运行将继续执行《省间电力现货交易规则（试行）》。市场主体每个工作日申报次日省间日前现货交易，每周五申报后三天省间日前现货交易，节假日按实际情况开展。市场主体每日申报当日的省间日内现货交易。 近两年来，新能源入市交易迎来更多利好，在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中提到，到2030年，新能源将全面参与市场交易。可以看到，新能源全面进入电力市场已经步入提速阶段。 根据国家能源局公布的数据显示，我国可再生能源呈现发展速度快、运行质量好、利用水平高、产业竞争力强的良好态势。2022年全国风电、光伏发电新增装机突破1.2亿千瓦，创历史新高，带动可再生能源装机突破12亿千瓦。全年可再生能源新增装机1.52亿千瓦，占全国新增发电装机的76.2%，已成为我国电力新增装机的主体。 2022年我国风电、光伏发电量首次突破1万亿千瓦时，达到1.19万亿千瓦时，随着新能源发电量占比不断提升，高质量发展需要更加重视消纳工作。在我国“双碳”战略目标下，能源结构转型升级已成大势所趋。加之绿色能源相关政策法规相继出台，绿色电力发展已全面提速。北京电力交易中心预测，2023年绿电绿证交易机制得到进一步完善，交易规模将取得新突破。预计2023年国家将完成绿电交易超500亿千瓦时，完成绿证交易超500万张。 国家能源局数据显示，2022年，全国可再生能源总装机超过12亿千瓦，水电、风电、太阳能发电、生物质发电装机均居世界首位。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%。 新能源市场化占比稳步提升。2020年到2022年，新能源市场化交易电量分别为1317.80亿千瓦时、2136.57亿千瓦时、3464.94亿千瓦时，分别占新能源交易电量的24.13%、28.28%、38.42%。同一时期，新能源市场化交易价格也逐年升高。近三年国网经营区光伏市场化交易价格分别为0.141元/千瓦时、0.221元/千瓦时，0.235元/千瓦时。 进入2023年以来，我国发布的文件以及相关会议，都对绿电、绿证交易做出安排： 2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《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》中明确，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好实现绿色电力环境价值。 文件规定，享受国家可再生能源补贴的绿色电力，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。绿电交易产生的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。享受国家可再生能源补贴并参与绿电交易的绿电优先兑付补贴。这意味着此后会有更多的绿色电力参与到市场化交易中来，绿电交易规模将呈现几何级增长。 在“双碳”背景下，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，支撑光电风电大规模并网，被视为新型电力系统的必要环节。 随着储能鼓励政策不断出台，新型储能独立市场主体地位逐渐明晰。所谓新型储能，是指利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能和其他新兴储能技术，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和本规范指引要求，具有法人资格的独立储能主体。发电侧、用户侧、电网侧新型储能均可参与市场交易。新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，可在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用，是构建新型电力系统的重要组成部分。对此，两部门在《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》中要求，新型储能可作为独立储能参与电力市场、鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场、加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰……，为储能参与电力市场提供了多种可能性。

新能源车企开启“以价换量”模式 今年以来，碳酸锂价格一直“跌跌不休”。上海有色网3月1日公布的数据显示，部分锂电材料报价继续下跌，电池级碳酸锂跌1万元/吨，均价报38.05万元/吨，而这距离近60万元/吨的历史高位仅仅过去了3个月。 据了解，受近几年上游锂电原材料价格高位震荡影响，产业链利润重心明显上移，下游新能源车企在巨大的成本压力下普遍处于亏损状态。业内人士认为，近期碳酸锂价格下跌将带动动力电池成本下降，不仅车企盈利有望得以缓解，也将为整车降价腾出空间。预计今年新能源汽车产业链或进入“以价换量”阶段。 材料端价格全线走低 在经历几轮价格疯涨后，碳酸锂价格于去年12月上旬起出现明显松动。2023年开年以来，国内碳酸锂价格跌势不改，据上海钢联的数据，2月22日，工业级碳酸锂的均价今年首次跌穿40万元/吨大关至39.5万元/吨，重新回到2022年年初的水平。同时，电池级碳酸锂的价格也在不断下探。 得益于上游原材料成本的不断下降，电芯成本也随之下降。有机构数据显示，2月中旬，磷酸铁锂电芯成本回落至0.53元/KWh，三元电芯成本回落至0.73元/KWh以下。前两年原材料涨价幅度非常不合理。现在价格下探，一方面是由于今年新能源汽车市场增速放缓，市场需求降低；另一方面，以前碳酸锂主要依靠进口，这两年国内锂矿开采加速，供给增加了，供需关系改善后价格自然就下来了。 锂电材料价格全线走低也将进一步改善中下游企业的盈利状况。对于动力电池企业而言，上游原材料价格普遍下跌可使电池成本压力稍获缓解，产品降价也已箭在弦上。天奇股份在互动平台上表示，近期碳酸锂价格持续下跌，带动销售价格下跌，同时也促使贸易商加速出货，拉动采购系数下行，采购成本随之下降。 不过，业内人士普遍认为，碳酸锂价格目前仍未探底。碳酸锂价格回调对产业链中下游环节的发展都是有利的。现在，碳酸锂价格的确太高了，哪怕降一半也依然很高。后续价格肯定还会继续往下走，虽然很难回到涨前的价格，但是回归到一、二十万应该算是比较正常的。 车企迎来盈利修复期 锂电原材料价格的下滑不仅利好电池企业，也将为下游车企带来久违的盈利修复期。据了解，对于新能源车企而言，近几年高企的原材料成本不断挤压其利润空间，如今碳酸锂启动降价，意味着生产成本压力大幅下降，有望实现业绩修复，可谓“久旱逢甘霖”。上游原材料价格持续走低，产业链的利润分配将开始趋于合理，车企的盈利压力也会在一定程度上得到缓解。值得注意的是，上游原材料价格下跌、供需关系的逆转也让市场格局发生微妙变化。此前由于电池供应形势紧张，电池厂拥有强势的话语权，而随着供需情况逆转，电池厂开始主动让利，针对部分车企推出长期合作计划。 亿纬锂能近日就表示，目前，下游客户基本上还处于尚未盈利的状态，作为主要供应商，公司会在战略上给予一定支持，在利润上部分让利下游。另有消息称，宁德时代近期也在向车企主动推行“锂矿返利”计划，通过让利锁定车企的长期订单。虽然宁德时代官方目前仍未对此作出回应，但市场却持续热议。 在业内人士看来，宁德时代作为龙头企业一向拥有强势的话语权，此番主动推行降价除受原材料价格下跌影响外，也是为了占领更多市场份额。新能源车企现在都开始去投资一些二线电池供应商，意在培养一些电池领域的竞争对手，让头部电池企业的话语权降下来，从而回归到以前的商务谈判中的甲方位置。电池企业在这种形势下推出一些让利计划，希望跟车企长期绑定，来维护其市场份额也在情理之中。 降价或成今年主旋律 另有观点指出，锂电原材料价格不断下跌或是新能源汽车大面积降价的先兆。自今年1月特斯拉率先拉开降价潮序幕后，小鹏、零跑、飞凡汽车等品牌均已官宣下调旗下部分车型售价。 在业内人士看来，上述做法并不意味着车企放弃了利润，而是原材料价格变动为车企打开了一部分降价空间。汽车技术不断革新，新技术出现后，过两年同一车型的售价就会降，这是行业的普遍规律。今年年初的降价潮一方面受电池原材料降价影响；另一方面，目前整个新能源汽车的产能是严重过剩的，比如大部分二三线车企每年的销量都小于1万辆，但产能规划都是15万辆、30万辆，所以产能利用率很低。而提高产能利用率、增加销量、增加市场份额最直接的办法就是降价。今年内，电动汽车的成本会有一定的下降。所以，新能源车企降价或许会成为今年的常态。 另有业内人士提醒，碳酸锂价格下跌短期内有助于新能源车企降低生产成本、扩大规模，但长期来看，车企想提高市场竞争力，仍要依靠科技创新。新能源车企今年一方面要把握准市场的需求，以消费者需求作为导向来设计新能源汽车；另一方面，要开发出创新且具备竞争力的产品投放到市场。

虚拟电厂的五力模型分析 五力模型是迈克尔·波特于80年代初提出的一种分析行业竞争环境的工具。它包括以下五种力量： 1、供方：供应商的讨价还价能力2、买方：购买者的讨价还价能力3、潜在竞争者：潜在竞争者进入的能力4、替代品：替代品的替代能力5、产业竞争者：行业内竞争者现在的竞争能力。 我们用这个模型对虚拟电厂行业，以未来3-5年的跨度，进行了初步分析。 首先说明，虚拟电厂并不是一个清晰定义的产品，有广义和狭义之分，狭义的虚拟电厂主要是负荷侧的灵活性资源，可通过辅助服务市场，形成可交易的相关产品，如调频、调峰服务、备用等，这也是虚拟电厂在中国未来3-5年最主流的市场交易模式。 供方 虚拟电厂产品的供方，目前主要是两类，一是工商业储能产品（或项目）为主的投资运营方；二是电力用户中，可以提供灵活调节能力的负荷资源。 需要说明的是，目前分布式光伏并非虚拟电厂的灵活性资源提供者，因为光伏投资方的利益是尽量多发电，所以满发情况下无法上调出力，当然更不愿意减少出力。 在中国目前的电力环境中，绝大多数情况下，新能源不是虚拟电厂结果性产品，而是虚拟电厂存在的原因。 从目前看，虚拟电厂的供方是非常分散的，工商业储能投资方分散，灵活性负荷资源更分散。所以供方的议价能力很弱。 买方 虚拟电厂在中国，目前几乎是唯一买方——电网公司，在任何区域都是独家垄断的。所以买方具有无可争议的绝对定价权。 另外，电网不仅是买方，也是交易组织方、交易规则制定方、甚至是产品提供的竞争者、替代品的提供者，电网自己也在投资虚拟电厂产品，并且在负荷调节方面，也有别的备选技术手段。 这极大的制约了市场化的虚拟电厂发展，甚至在国外也是类似的情况——以电网为中心的虚拟电厂，无法形成足够的市场化机制，导致虚拟电厂很难盈利。 可能吊诡就在于此：电网迫切需要更多的虚拟电厂资源，但是电网自己又按捺不住的下场，最后抑制了多元、开放的服务供给，导致电网的核心利益——安全性保障能力受损。 潜在进入者 虚拟电厂的潜在进入者不会很多，一方面虚拟电厂的技术、管理、产品、运营等方面，存在较高的专业壁垒；另外一方面，由于未来3-5年虚拟电厂的盈利前景并不清晰，对很多投资方和资源方（电力用户）来说，只是一种锦上添花的业务，不值得投入大量初期成本去进行布局。 替代品 虚拟电厂的最大替代品，就是电网作为单一买家，存在较多的备选方案，比如通过投资增加供配电容量、部署网侧储能等，这些投资只受制于输配电成本的博弈和监管。 另外，中国目前的电力行业依然处于半市场、半计划的过渡状态，在外部监管能力和信息公开机制不足的情况下，对于如何定义“紧急情况&不可抗力”，市场交易何时、是否熔断，没有清晰的标准和执行。此前也有交易市场熔断的现象出现。 一旦退出市场模式，那么完全可以通过“有序用电”的计划性手段去控制负荷。 产业竞争者 产业竞争格局方面，目前虚拟电厂的产品服务提供方，主要有三类： 1、电网企业，是目前虚拟电厂供应方的主流，对于3-5%的尖段负荷（也是可调节潜力最大，回报率最高的部分），电网企业一般自己投资解决，有的以“柔性有序用电”的安全成本，有的通过电网旗下公司自己参与。 2、发电企业，不少发电企业通过投资分布式光伏、分布式储能，深入客户负荷端开发可调节资源，并且把虚拟电厂的投资纳入新能源投资预算。 3、其他市场第三方，包括售电公司、储能投资运营商、电力用户、负荷资源开发企业等，目前受制于上述体制机制，以及不对等竞争，导致规模较小且难以持续盈利。 所以从上述分析看， 我们对中国未来3-5年的虚拟电厂前景并不乐观。 虚拟电厂产业的发展，有赖于政策扶持、外部监管、公开披露与公众监督、市场规则与市场建设等多方面共同推进，甚至它本身就是中国电改艰难推进的一个缩影吧。

通信储能锂电池前景广阔 近日，多个省市公布2023年5G基站建设计划，其中，北京、上海、深圳将分别新增5G基站1万个，成都新建5G基站1.5万个，安徽将新增5G基站2.5万个……研究机构EVTank联合伊维经济研究院共同发布的《中国通信基站储能行业发展白皮书（2023年）》指出，2022年，中国通信基站用储能锂离子电池出货量同比增长17.4%，占通信基站用储能电池的比例已经超过60%，替代铅酸电池的趋势越来越明显。业内人士普遍认为，随着通信技术快速迭代，未来通信储能锂电池市场空间将进一步打开。 ●5G基站储能电池需更新换代● 据了解，通信储能主要用于4G、5G等通讯基站的备用电源。工信部的最新数据显示，目前，我国5G基站总量已达到231.2万个，全球占比超过60%。 2022年12月，深圳虚拟电厂管理中心与中国铁塔、中国电信、中国移动、中国联通、华为数字能源等单位签订虚拟电厂建设合作协议，将合力推动深圳5G基站储能系统建设，到2023年全部接入该中心，为保障能源电力系统安全提供快速、灵活的调节能力。 高工锂电指出，过去，通信基站备电储能主要为铅蓄电池，但其对环境存在污染，且体积大、能量密度低，无法满足5G基站等新一代通信技术的应用需求。 EVTank预计，在2030年之前，中国通信基站储能电池的累计市场需求量将达到142.7GWh，累计市场规模将达到840亿元，从储能电池技术路线来看，锂离子电池将占据80%以上的市场份额。 ●价格波动影响较大● 在锂离子电池中，性价比更高的磷酸铁锂电池如今备受通信基站青睐。1月5日，中国移动发布公告称，启动2022-2024年通信用磷酸铁锂电池产品第一批次集中采购，预估采购规模为5.56亿Ah。中国铁塔于2022年7月公示，2022-2023年备电用磷酸铁锂电池集中招标采购规模预估量为4.0GWh，为历年采购规模最大的一次。 不过，2022年，电池原材料价格大幅上涨直接拉高了通信储能电池的成本。仅从2022年中国铁塔采购磷酸铁锂电池的价格来看，磷酸铁锂电池价格自2021年2月起直线上涨，2022年7月15日开标的平均价格，较2021年2月中国铁塔与中国电信备电用磷酸铁锂电池集采平均价格上涨了96%，翻了近一倍。 通信储能电池对上游原材料价格波动较为敏感，由此也导致2022年通信基站储能锂电池市场走弱。高工产业研究院的数据显示，2022年，通信储能电池出货量为9GWh，同比下降25%。 基站用电池对产品性能要求并不像电动汽车所用的动力电池那么高，它相当于备用电源，还会使用一些经过梯次利用的电池。对于企业而言，价格当然是越便宜越好，所以，去年锂电池价格上涨后，通信储能对于锂电池的采购需求也随之减弱。今年采购锂电池作为5G基站电池仍是主流，锂电池替代铅酸电池在5G基站中应用已是大趋势。同时，从2022年年底开始，电池原材料价格在逐渐下滑，目前基站储能锂电池的成本也随之逐渐降低。 ●开拓渠道成关键● EVTank预计，除了传统的铅酸电池，包括钠离子电池和燃料电池等在内的新电池技术也将逐步在通信基站储能中得到应用。 燃料电池性能较好，但还面临技术、成本等问题，还不能在通信储能领域大规模推广；钠离子电池的成本优势则有待进一步挖掘。未来，随着二者成本进一步下降，将非常适宜应用在通信储能领域。 目前，雄韬股份、南都电源、中天科技、海四达等企业纷纷进入通信储能电池领域的竞争赛道。对于未来更多企业入局通信储能领域，相关企业在电池技术升级上不存在太多难题，而开拓渠道则需要一定时间。新入局的企业首先要将渠道打通。目前，做基站储能电池的企业其实好多以前都在铅酸电池领域，此前跟三大通信运营商以及铁塔、中兴、华为等企业的合作关系都已经较为深入。 此外，对于通信产业相关公司进一步延伸至其他储能应用，国信证券的研报指出，随着5G等高功耗应用的发展，磷酸铁锂电池在通信场景中得到一定的普及，从应用上看，企业在高稳定性能力上具有较高的技术积累储备，核心是解决循环次数、充放电的一致性等要求，新场景的应用有助于企业打造新的业绩弹性。

市场机制是虚拟电厂发展之关键 相比概念的火爆、利好政策的频出，虚拟电厂的建设则略显冷清。截至目前，仅河北、上海、山东、浙江、河南、山西等省份开展了试点建设，总容量仅480万千瓦。多数虚拟电厂仅以邀约、投标等方式参与政策性需求响应，盈利来源依赖于政府部门的专项费用补贴。仅冀北、河北、山东虚拟电厂间歇性参与当地调峰辅助服务市场，市场规模相对较小。究其原因，是虚拟电厂的盈利能力存在较大不确定性，而盈利能力的关键之一在于虚拟电厂参与电力市场机制。 虚拟电厂参与市场交易 面临三重难题 “中发9号文”发布以来，我国电力市场化改革深入推进，省间（国家）市场与省内（区、市）/区域市场多层次市场格局初步形成。电力市场交易品种覆盖中长期、现货、辅助服务等多品种。市场主体注册数量大幅增加，市场化交易电量比重大幅提升。 国家发改委印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“引导用户侧可调负荷资源、储能、分布式能源、新能源汽车等新型市场主体参与市场交易，充分激发和释放用户侧灵活调节能力。”国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，进一步提出“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。”虚拟电厂能否“搭乘”市场的快车，将成为虚拟电厂推广的关键。目前虚拟电厂进入市场并实现盈利还面临以下几个难题： 一是虚拟电厂的市场定位和市场准入标准不明确。在市场定位方面，由于虚拟电厂聚合资源的多元性，通常有发电企业、售电公司、电力用户等多重市场定位，因此，不同的市场定位决定了其参与市场的类型、策略，享受的权利义务完全不同。在市场准入方面，各地针对虚拟电厂准入辅助服务市场的规则仍不完善，虚拟电厂在容量规模、响应时间等方面尚缺乏统一标准。 二是电力市场对各类新兴主体的接纳程度不够。我国目前虽然已开展现货市场试点，基本建立省间+省内的两级市场架构，建立了中长期+现货的电能量市场和辅助服务的市场，但虚拟电厂等新兴市场主体的可参与性仍较为有限，目前虚拟电厂仅可参与调峰辅助服务市场。虚拟电厂具有发电、负荷两种特性，但多数省份的现货市场只是发电侧单边市场，虚拟电厂无法参与或只能以价格接受者参与，无法体现虚拟电厂的灵活调节价值。在参与中长期、容量补偿（市场）方面缺少相关机制。 三是我国辅助服务市场规模小、品种少，难以体现虚拟电厂价值。在市场规模方面，我国辅助服务市场总费用约占全社会总电费的1.5%，但国际普遍占比为3%。部分国家如英国的辅助服务费用占比高达10%以上。在产品类型方面，我国辅助服务市场交易品种以调峰为主，部分区域或省份开展调频和备用辅助服务缺少电压支撑、黑启动、爬坡、调峰容量等辅助服务品种，调频市场未针对响应速度进一步细分。 虚拟电厂参与电力市场 先要完善三个问题 首先，要差异化明确市场准入标准。 虚拟电厂以聚合模式参与中长期、现货、辅助服务等不同品种交易，均要建立相应的市场准入条件，且准入条件应依据技术指标、经济关系和具备的能力设定，不应考虑具体资源的类型。根据响应特性、响应时长、响应速度、响应性能、容量规模等指标和技术特征分类，差异化明确市场准入标准。 在参与中长期市场时，虚拟电厂作为电力产消者，需同时满足各地电力市场运营规则中对发电企业和售电公司的基本准入条件，包括但不限于具备独立法人资格、财务独立核算、信用评价合格、能够独立承担民事责任、注册资金、专业技术人员数量和比例要求等。同时，还需与电网企业签订供用电协议。此外，虚拟电厂需具备智能表计，其所聚合的各类分散可调资源主体需要具备精确的电力曲线记录功能，或虚拟电厂本身关口需具备以上条件；虚拟电厂还需要具备双向通信功能，能够向交易平台提交申报信息、接收交易平台或调度平台下发的市场交易信息和调度指令信息。 在参与现货市场时，虚拟电厂在满足基本准入条件的基础上，还需要满足调节速率要求、分时计量和具备技术支持系统接入条件等具体要求。一般而言，虚拟电厂聚合后的装机总容量/总负荷为所聚合的各类分布式电源的有效容量之和，且一般不低于1兆瓦。虚拟电厂还需具备参与现货市场申报的双向通讯条件，具备相应的技术支持系统。 在参与辅助服务市场时，需要在满足基本准入条件的基础上，根据调频、备用、转动惯量、爬坡等不同辅助服务交易品种在响应速度、调节速率、响应时间、响应时长等方面不同的技术要求，严格确定虚拟电厂需满足的技术条件。一般而言，虚拟电厂聚合各类分布式电源后的有效容量不少于5兆瓦，且灵活调节能力不低于1兆瓦，响应速度不低于15分钟，响应持续时长不低于1小时。 其次，要分市场类型明确参与路径。 在中长期市场中，近期，虚拟电厂可视市场建设情况选择是否参与中长期市场。一方面，虚拟电厂的特点决定了其主要以参与调节性市场盈利，另一方面，虚拟电厂参与中长期市场相关规则还不完善。中远期，虚拟电厂为统一的市场以双边协商、集中交易等方式参与各类中长期交易品种。在中长期交易中需按照国家政策要求和中长期市场规则，明确交易价格、交易曲线、统一结算点、偏差处理等基本信息。 在现货市场中，近期，虚拟电厂可视市场建设情况选择是否参与现货市场。原因是虚拟电厂兼具发电商、电力用户双重属性。用户侧参与现货市场机制不健全。而中远期，随着用户侧参与现货市场机制的逐步完善，虚拟电厂可参与包括日前、日内、实时等各时间尺度的电力现货市场集中竞价。虚拟电厂作为统一市场主体按照现货市场规则和配套细则，承担偏差结算责任和相关市场运营费用的分摊。 在辅助服务市场中，近期，虚拟电厂在满足辅助服务市场技术准入要求的前提下，可参与对应品种的辅助服务市场交易，主要以调峰、调频备用辅助服务为主。中远期，随着虚拟电厂灵活调节能力的提升，可进一步拓展和创新虚拟电厂参与辅助服务的交易品种，包括转动惯量、爬坡等辅助服务新品种。 在容量市场中，近期，由于电力市场机制尚不健全，容量补偿以固定价格的补偿机制为主。虚拟电厂按照能源主管部门核定的有效容量（可为正或负）分摊或分享容量费用。远期，随着容量市场机制的建立健全，虚拟电厂可基于核定的有效容量参与容量市场竞拍。 再次，要持续完善辅助服务市场。 一方面，要创新辅助服务品种，充分体现调节性资源价值。积极探索引入爬坡类产品、系统惯性、快速调频等新型辅助服务交易品种，满足系统中对于具有快速爬坡能力、调节性能良好的电源需求，充分体现调节性资源的价值。 另一方面，要扩大辅助服务市场主体参与范围，降低新兴市场主体参与门槛。为进一步挖掘电力系统灵活调节能力，应进一步降低和明确各类辅助服务的技术门槛，将新兴市场主体纳入参与范围，为新兴市场主体广泛参与辅助服务市场奠定坚实基础。 同时，要因地制宜推动辅助服务市场建设并加强与现货市场的统筹衔接。随着我国电力现货市场的建设，因地制宜设计辅助服务市场机制，并通过单独出清或联合出清的方式实现与电力现货市场的衔接，可有效激发灵活性调节资源参与辅助服务市场的意愿。 虚拟电厂参与电力市场不仅是完善我国电力市场体系的重要途径，也是虚拟电厂未来发展的关键。推动虚拟电厂参与市场需在市场定位、准入、参与市场类型等方面予以明确，结合虚拟电厂的聚合特性优化完善各类细分市场的交易机制并推动虚拟电厂以灵活方式参与各类市场化交易，充分激发虚拟电厂的自身活力创新商业模式，促进虚拟电厂的广泛运用和实践。