ABB為阿聯酋阿布扎比在建的全球最大反滲透式海水淡化工廠提供領先技術。這項投資5億美元的項目建成后將日處理海水90多萬立方米，滿足35萬多戶家庭的需求。 塔維勒水廠位于阿布扎比以北約45公里處，采用反滲透技術對海水進行淡化，供當地社區和工業使用。該項目將從規模、效率和每噸淡水極低的生產能耗成本為行業設定新的基準。 阿布扎比塔維勒水廠將于2022年第四季度投運，預計將日產淡水909,200噸。該水廠將在滿足高峰用水量方面發揮關鍵作用，預計2017至2024年間，該地區高峰用水量將增長11%。 作為全球電氣技術的領導者，ABB積極參與到塔維勒水廠項目建設中，攜手項目EPC總承包方山東電力建設第三工程有限公司，為項目提供領先的中低壓電氣解決方案，保證供電連續性，提高系統運行效率，降低維護成本。ABB將向該海水淡化項目提供30臺UniGear ZS3.2中壓開關柜和250臺MNS Digital低壓開關柜。 “我們非常自豪，ABB的技術將用于塔維勒水廠，這將有助于阿聯酋實現建設更可持續、自主和高效的水和能源設施的目標。預計投產后，該水廠將滿足35萬多戶家庭的用水需求。水顯然是一個國家繁榮和增長的關鍵因素，今天是世界水日，我們很高興為打造安全、智慧和可持續的未來貢獻力量”，ABB電氣中東和非洲負責人Loay Dajani表示。 在配電系統中，開關柜用于控制、保護和隔離電氣設備，確保連續供電。已交付的ABB MNS開關柜將智能設備與數據接口結合，支持開關設備的遠程操作監控和基于狀態的維護。 在項目中，ABB還提供了廣泛的中低壓電機和變頻器，確保工廠水泵的高效穩定運行。ACS580MV中壓變頻器將電機的速度和扭矩與水泵需求相匹配，從而實現節能。 ABB電氣中國總裁趙永占表示，供電可靠性和電能管理對海水淡化工程的長期可靠運行及高效運營至關重要，ABB能夠為海水淡化項目提供完整的電氣解決方案。在中國，為中國和世界，我們很榮幸與全球知名EPC總承包商山東電力建設第三工程有限公司攜手合作，為阿布扎比這一標志性的項目提供領先的配電技術。ABB致力于為成為中國企業的優選合作伙伴，期待我們利用各自的優勢在全球市場實現合作共贏。” 從1993年開始，每年的3月22日為“世界水日”，旨在提升公眾對水資源的意識，目前，全球仍有22億人缺乏安全的飲用水。 在全球范圍內，ABB解決方案提升人們獲取安全、清潔飲用水和衛生設施的機會，并推動工業、農業和城市里水的可持續利用。例如，ABB端到端解決方案幫助當地水務部門跟蹤、衡量和優化印度西南部科帕干旱地區的用水情況; ABB幫助阿曼Al Ghubra海水淡化廠提升生產能力;ABB自動化系統幫助越南胡志明市的老化供水管網進行現代化改造。 ABB(ABBN: SIX Swiss Ex)是全球技術領導企業，致力于推動社會與行業轉型，實現更高效、可持續的未來。ABB 通過軟件將智能技術集成到電氣、機器人、自動化、運動控制產品及解決方案，不斷拓展技術疆界，提升績效至新高度。ABB擁有130多年的卓越歷史，業務遍布全球100多個國家和地區，員工人數達10.5萬。ABB在中國擁有研發、制造、銷售和工程服務等全方位的業務活動，27家本地企業，1.5萬名員工遍布于約130個城市，線上和線下渠道覆蓋全國約700個城市。...

在“十三五”期間，我國能源在黨中央“創新、協調、綠色、開放、共享”五大發展理念和習近平總書記“四個革命、一個合作”能源戰略思想指導下質、量齊增，一方面保障了經濟社會的穩步發展，為社會進步提供了穩定、充足的能源保障；另一方面增加了清潔能源供應，使能源結構不斷優化，為生態文明建設提供了有力的支撐。 “十三五”能源發展取得的成就 縱觀“十三五”，國民經濟發展規劃綱要中能源發展的約束性目標已經基本完成，能源專項規劃不同程度地完成和超額完成，僅天然氣發展目標完成難度較大。“十三五”期間我國能源發展取得了以下成就： 能源生產和能源消費持續增長 2019年全國能源消費量達到了48.6億噸標煤，比2015年增加了5.6億噸標煤，年均增長1.4億噸。其中煤炭消費量約為39.3億噸，比2015年增加了約1億噸，平均每年增加約2500萬噸；石油消費量達到6.6億噸，比2015年增加了1.2億噸，平均每年增加超過3000萬噸；天然氣表觀消費量3067億立方米，比2015年增加了1134億立方米，年均增加近300億立方米；全社會用電量達到了7.2萬億千瓦時，比2015年增長近1.5萬億千瓦時，年均增加近4000億千瓦時（見表1）。 能源結構明顯改善 從生產端看，清潔能源供給能力增強，能源品種多元化水平提高。非化石能源裝機比重從2015年的35%提高到2019年的40.8%，增加了5.8個百分點，提前超額完成“十三五”目標；非化石能源發電量占比從2015年的27%增加到2019年的30.4%，增加了3.4個百分點；2019年煤電發電量已達4.56億千瓦時，電煤“十三五”中期（2018年）在全部煤炭消費中的占比已經達到53.9%，比2015年的49%提高了4.9個百分點，已完成“十三五”目標（55%）的82%。從煤炭的利用高效率看，2019年和2015年相比，燃煤發電量增加了6000多萬千瓦時，折合電煤消耗量約2.7億噸，期間煤炭消費量增加近1億噸，散煤減少約1.7億噸，煤炭使用效率大幅提升，為減少散煤消費做出了重要貢獻。 從消費端看，2019年全年清潔能源消費量約11億噸標準煤，占能源消費總量的23.4%，與2015年相比提高了5.4個百分點。非化石能源和天然氣分別貢獻了3.2和2.2個百分點。電能在終端能源消費的占比為26%，比2015年提高了約3個百分點。煤炭消費比重從2015年的64%下降到2019年的57.7%，提前完成“十三五”目標。 二氧化碳排放強度和污染物排放水平大幅下降 在低碳方面，2019年我國單位GDP二氧化碳排放水平下降17.9%，基本完成“十三五”提出的降低18%的目標。低碳水平提升除了能效大幅提高的貢獻外，非化石能源應用起到了重要作用，按照全國非化石能源發電量2.39億千瓦時計算，僅非化石能源應用減排二氧化碳總量已經超過了20億噸。 在清潔方面，2019年我國電力清潔發展水平顯著提升，其中煙塵、二氧化硫和氮氧化物排放量分別約為18萬噸、89萬噸和93萬噸，分別較2015年排放量下降了22萬噸、111萬噸和87萬噸，降幅分別達55%，55.5%和48.3%。截至2019年底，我國86%以上的煤電裝機達到超低排放限制，總量約8.9億千瓦，為能源的清潔化做出了巨大貢獻。 關鍵領域改革逐步深化 在習近平總書記“推動能源體制革命，還原能源商品屬性”的發展要求指導下，以充分發揮市場配置資源決定性作用和更好發揮政府作用為核心的能源體制機制深化改革在關鍵領域先后實施，2015年和2017年分別出臺了深化電力體制改革和深化油氣體制改革的相關文件，從定價、交易、運行機制等多個方面提出深化改革的目標，并在“十三五”期間取得了一定的成果，如建立電力交易中心，構建完成“中長期+現貨+輔助服務”的電力市場體系，油氣管網基礎設施獨立，礦業權競爭性出讓，外資企業放開準入等。 技術水平不斷提升 隨著傳統化石能源開采難度的加大，在技術裝備方面也相應投入更多，“十三五”煤炭、石油、天然氣的開采、儲存、運輸、環保、安全等諸多領域都取得了顯著的成就，技術水平不斷提升。 三代核電技術順利推進，截至2019年底，我國核電總裝機已經達到4876萬千瓦，居全球第三；在建核電總裝機1387萬千瓦，居全球首位。 可再生能源領域繼續鞏固“十二五”已經取得的國際先進技術水平的優勢，在低風速和海上風電開發需求的引領下、在“領跑者”等政策的激勵下，風電與光伏先進技術應用規模大幅上升，可再生能源應用成本繼續下降。 核電和可再生能源技術的提升，促進了非化石能源占比提升，為加速能源轉型和提前實現碳排放達峰目標奠定了堅實的產業基礎。 “十三五”能源發展存在的問題 “十三五”期間雖然取得了很多的成果，但能源發展在深化“創新、協調、綠色、開放、共享”方面仍然存在諸多不足，體制機制障礙掣肘能源結構優化，能源革命需要更堅定的推動力進行助推。 調結構、減煤炭落實不到位 為了治理大氣污染，習近平同志多次強調“調整能源結構，減少煤炭消費，增加清潔能源供應”。實際的執行情況是，“十三五”的前四年煤炭增加了約1億噸，石油增加了1.3億噸，天然氣占比的發展目標比2015年增加10%，現在只完成了目標的81%，尤其是高污染和高排放的煤炭消費先降后增，從2013年連續下降了三年之后，2017年開始連續三年反彈。“十三五”期間，煤炭不僅沒有減少，而且消費水平恢復到歷史高位，“大氣十條”減少煤炭消費量的努力幾乎清零（詳見圖1）. 國家發展改革委、環境保護部、國家能源局2014年9月發布《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》中提出：“電煤占煤炭消費比重提高到60%以上”，“十三五”將該指標調整為55%，從實際完成情況看，“十三五”目標完成基本無壓力，但與《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》提出的高案目標還有一定差距，2020年實現目標存在較大難度。 能源效益持續下降 “十二五”以年均3.6%的能源消費增速和6.7%的電力消費增速支持了GDP年均7.8%的增長，規劃期內平均能源、電力消費彈性系數分別為0.46和0.86。“十三五”的前四年，我國GDP平均增速為6.6%，能源、電力平均增速分別為3.1%和6.1%，平均能源、電力消費彈性系數分別為0.47和0.92。“十三五”期間我國能源和電力的彈性系數水平高于“十二五”，可以看出我國的能源效率提升和產業結構調整都還沒有能夠全面貫徹綠色發展理念，需要進一步優化和提升（詳見圖2）. 低碳目標未成為能源行業考核重點 “十三五”期間我國國民生產總值的碳強度雖然持續下降，但是，這主要是由于GDP增加帶動，并非二氧化碳排放絕對量減少造成。如圖3中，二氧化碳排放在2012-2016短暫的增長放緩之后，2017年又恢復快速增長，2019年二氧化碳排放總量突破了96億噸，約占全球排放量的30%。 區域之間發展不平衡 國家雖然制定了非化石能源比重、煤炭消費比重、單位GDP能源強度和單位GDP二氧化碳強度等五項約束性指標，并對非化石能源占比以外的四項約束性指標做了嚴格的分解落實，但是對于非化石能源占比這一約束性指標和天然氣占比這一預期性指標沒有規定明確的分解落實方案，導致這些緊約束和軟約束的目標沒有達到嚴格的落實。其中東部發達地區省份，除了廣東、福建一次能源消費中非化石能源占比超過20%，達到國家目標以外，其他省份都沒有達到非化石能源占比目標，其中上海、江蘇、安徽、山東、遼寧等省市，非化石能源消費占比不到5%，比全國平均水平低約10個百分點。在人均天然氣利用量方面，上述省份都沒有達到全國平均水平，上海人均天然氣消費量不到北京的1/3，浙江省的人均天然氣消費量不到全國平均水平80%。 地方發展清潔能源動力不足 目前，提升可再生能源應用比例，調整能源結構已經成為全球共識，構建清潔低碳、安全高效的能源體系也已經在十九大被確定為國家戰略。但是政策的落點不夠堅實，一方面地方發展清潔能源動力不足，開采和使用化石能源往往比利用可再生能源產生更好的地方經濟效益；另一方面，從機制框架的構建來看，可再生能源發展受限并不會使任何一級管理機構承擔相應的責任和不利后果，因此無論是利益驅動還是法則制約，都不足以讓地方政府全力發展可再生能源。 “十四五”能源發展展望 2020年9月22日，習近平總書記在第七十五屆聯合國大會一般性辯論中發表重要講話，表示中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，爭取在2060年前實現碳中和。這是黨和國家在五大發展理念基礎上，又提出的量化目標指引。 能源發展需求 雖然“十四五”受中美貿易戰等外部形勢影響，經濟增速下行壓力增大，給能源發展帶來了一定的不確定性。但我國工業化、城鎮化進程尚未完成，經濟發展將由數量型推動轉變為質量型推動，在新型基礎設施建設、工業產品生產和居民生活消費等多方面因素拉動下，預計“十四五”能源需求仍將持續增長。如“十四五”期間國內生產總值（GDP）增速按5%考慮，能源彈性系數按0.4考慮，電力消費彈性系數按1考慮，假設2020年度能源消費仍維持在48.6億噸標準煤，全社會用電量為7.2萬億千瓦時，則2025年全國能源消費總量大約為53.7億噸標準煤，較2020年增加5.1億噸標準煤，平均每年增加1億噸左右。2025年全社會用電量將達到9.2萬億千瓦時，比2020年增加2萬億千瓦時，平均每年增加約4000億千瓦時。“十四五”能源消費和全社會用電量的增量分別為4.4億噸和1.5萬億千瓦時（詳見表3）。 能源是大氣污染物和二氧化碳的主要排放源，目前除了“大氣十條”對部分地區能源結構優化和能源的清潔利用有明確的要求之外，環境治理領域尚無針對能源結構優化的量化要求。但是考慮到煤電機組超低排放改造、居民生活散煤替代等措施的潛力有限，在不約束能源消費總量的前提下，若不進一步調整能源結構，抑制煤炭和石油消費，我國2025年二氧化碳排放量將有可能逼近110億噸，很難實現提前完成2030年二氧化碳排放達峰目標和2035年環境質量有根本性好轉的要求，更難以實現2060年碳中和目標。因此綜合清潔能源替代、保障能源安全、大氣污染防治和應對氣候變化等要求，2025年煤炭消費總量應該控制在38億噸以內，石油消費量需控制在7億噸以內，天然氣消費量增加到4300億立方米左右，即化石能源消費總量控制在43億噸標準煤左右，非化石能源占比提高到20%左右。屆時我國能源消費排放的二氧化碳為100億噸左右，為二氧化碳排放早日達峰奠定基礎。 能源發展目標 我國“十四五”能源發展應該在保障能源供應量的基礎上，在能源結構調整上加大力度，根據發展目標的重要程度，確定約束性、警示性和指導性的量化考核目標，并在此目標的基礎上完善政策引導體系，促進能源加速朝清潔低碳方向轉型。 能源發展需要關注的重點問題 為確保“十四五”期間的能源供需平衡并且推進2030二氧化碳排放達峰和2060碳中和目標的實現，能源領域發展需要重點關注如下問題： 大力提高能源利用效率。我國能源綜合利用效率大體上是世界平均水平的一半，是發達國家1/4左右，是世界先進水平的1/6左右，“十四五”期間實現能源效率的提高，是經濟高質量轉型成功的標志，需力爭“十四五”末，我國GDP的能源強度達到世界平均水平，將規劃期末的能源消費增量控制在比2019年水平增加5億噸標煤以內。 嚴格控制化石能源消費總量。煤炭和石油既是高污染能源也是高碳能源，源頭治理是治污和減排最重要、最關鍵、最有效的手段，也是唯一能夠產生協同效應的手段。控制煤炭和石油消費總量而非能源消費總量，是在認可能源消費持續上升的基礎上促進能源結構優化的規劃方法。此外，控制煤炭消費總量還有助于煤炭占比的下降，降低煤炭保供的壓力，控制石油消費有利于降低我國石油對外依存度，確保能源供應安全，力爭化石能源消費控制在44億噸標煤以內。 要特別關注的是，由于國際油價的調整，市場會更多地選擇進口油氣，會加大化石能源消費比重，如果出現基礎設施過度投資，將可能造成基礎設施的高碳鎖定，為我國2030年二氧化碳排放達峰和2060年實現碳中和埋下隱患。 大幅度提高非化石能源比例。我國風能和太陽能資源非常豐富，且具備完備的產業基礎，已經初步具備發展成為主力能源的經濟競爭力。從“十三五”的發展經驗看，可再生能源的快速發展超出預期，配合核電的適度發展，非化石能源在能源消費中的比重仍有大幅提升的空間，其目標是2025年確保非化石能源占比達到19%，力爭20%，提前實現達峰目標。同時非化石能源占比的提高，尤其是實現對化石能源的存量替代，有助于能源供應安全和經濟的高質量轉型，推動能源由資源依賴向技術依賴過渡。 增加清潔能源供應。我國一次能源供應中清潔能源占比過低，終端用能中的清潔能源比重則更低，遠遠低于世界平均水平，與發達國家相比差距更大，不斷增加清潔能源供應不僅僅是保護環境的需要，也是提高經濟發展質量和提高人民生活質量的需要。 大力推動能源與環境氣候協同治理。國內外的經驗都證明，能源環境氣候可以協同治理，相互推進，國家應該在吸收國際先進經驗的同時，總結珠三角能源結構優化與環境治理即低碳發展的經驗，擴大協同治理的理念和范圍。努力控制高污染的能源使用，對煤炭和石油消費進行總量管理，達到控制化石能源消費總量，減少環境污染和溫室氣體排放的多重效益。...

2020年，一度黯然失色的磷酸鐵鋰電池重現曙光，邁入新的增長周期。 2020年磷酸鐵鋰電池占比持續上升，11月磷酸鐵鋰電池的裝車量在全材料類型占比已達到44.4%。 另據統計，11月我國動力電池裝車量10.6GWh，同比上升68.8%，環比上升80.9%，其中磷酸鐵鋰電池共計裝車4.7GWh，同比上升91.4%，環比上升95.5%。 磷酸鐵鋰電池的悄然升溫既有政策調整的原因，也與高性價比車型的陸續投放分不開。 2020年之前，補貼政策以高續航里程為導向，因此車企在車型研發上也格外追求高續航里程，以獲得最優補貼；然而到了2020年，續航里程在300公里以下的車型無法再獲得補貼，一些企業不得不開始降低對續航里程的追求，推出高性價比的車型。 2020年1-11月，A00級車型占比從2019年的21.9%提升至31.3%，主打A00級車型的五菱宏光和長城歐拉前11個月的銷量分別達到了8.1萬輛和4.2萬輛，位列純電動汽車銷量榜第3位和第5位。 除A00/A0級車外，特斯拉Model 3的標準續航里程版本也采用了磷酸鐵鋰電池；大眾在8月的中國汽車論壇上，明確未來將采用磷酸鐵鋰電池；梅賽德斯-奔馳則在10月的戰略發布會上提出中低續航版本車型將采用磷酸鐵鋰電池的構想。 同時，磷酸鐵鋰電池大勢逆襲的趨勢下，其產銷情況、市場集中度、價格以及生產工藝也隨之發生變化。 從產銷數據上看，2016年磷酸鐵鋰產量為7萬噸左右，2017-2018年產量保持在7-8萬噸，2019開始儲能領域的需求增長導致總產量提升至9-10萬噸，2020年由于下半年需求旺盛，磷酸鐵鋰產量增至14萬噸。 2021年新能源汽車、重卡、船舶、電化學儲能等多個領域需求共同釋放，估算明年磷酸鐵鋰保底需求25萬噸。 市場集中度方面，2020年磷酸鐵鋰電池市場集中度較高，幾家頭部企業占據了大概80%-90%的市場份額，德方納米、萬潤、貝特瑞、裕能等基本都是寧德時代的供應商。 從價格方面來看，磷酸鐵鋰材料從11月初開始漲價，正常漲幅是2000元/噸，而原材料碳酸鋰漲價幅度已超過1萬元/噸。 造成這種現象的主要原因是材料端龍頭企業集中，固定供貨給下游電池企業，在這種供需格局下，價格向下游傳導的可能性較小；而原料端由于產品相對標準化，除了作為磷酸鐵鋰材料，還可以供貨給其他行業，在下游供應上選擇更多。 目前，主流磷酸鐵鋰材料價格為3.5-4萬元/噸，儲能用磷酸鐵鋰材料價格為3.1萬元/噸左右，動力用磷酸鐵鋰材料價格為3.5萬元/噸。 生產工藝方面，當前磷酸鐵鋰電池主要有以下幾大工藝路線： 1.磷酸鐵工藝，該工藝是現階段國內磷酸鐵鋰電池的主流工藝，比亞迪、北大先行、國軒高科均采用這種工藝，其優勢在于生產的產品克容量和壓實密度較高； 2.硝酸鐵工藝，這種工藝生產的產品克容量稍低，但一致性較好，成本也更加可控； 3.鐵紅工藝，這種工藝生產的產品主要優勢在于產品成本較低，劣勢在于克容量和壓實密度較低，目前更適用于作為儲能電池，該工藝下80%-90%的產品均流向了儲能領域； 4.水熱法工藝，這種工藝成本極高，生產的產品可達7-8萬元/噸，其優勢在于低溫性能及倍率性能較好，但由于價格昂貴，產品大多用在軍工領域； 5. 磷酸鋰工藝，這是今年推出的新工藝，其優勢在于成本比較低，但磷酸鋰產品來源卻不穩定。 從生產工藝上看，磷酸鐵鋰電池并非十全十美，但不可否認的是，依據其安全性高、循環壽命長、制造成本低等優勢，磷酸鐵鋰電池市場需求依舊旺盛。 除了新能源汽車外，5G基站、電化學儲能、二輪車等其他領域的需求也呈現快速增長態勢，尤其是儲能領域，或成為磷酸鐵鋰電池的第二戰場。 上半年，中國鐵塔和中國移動先后進行5G基站備用電源磷酸鐵鋰電池儲能項目的招標，中標企業包括鵬輝能源、億緯鋰能、南都電源、中天科技、海四達、雙登集團、雄韜電源、光宇電源、力朗電池等。 近日，《中國鐵塔與中國電信備電用磷酸鐵鋰電池產品聯合集中招標項目招標公告》正式發布，招標預估量為2.09GWh。 未來中國至少需要新建或改造1438萬個基站，以單站能耗2700W、應急4h進行估算，5G基站儲能市場未來將提供155GWh的磷酸鐵鋰電池需求空間，對應的市場規模將超過1000億元。...

9月22日，我國宣布了力爭2030年前實現碳排放達峰、努力爭取2060年前實現碳中和的愿景，并在12月12日聯合國“2020氣候雄心峰會”上，進一步提出到2030年，國內生產總值二氧化碳排放將比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右的目標，為攜手應對氣候環境挑戰提供了中國智慧、中國方案，充分展現了大國擔當。 碳達峰、碳中和的目標與愿景對于能源電力低碳化轉型提出了更高要求，面向2060年，我國能源電力在新形勢下呈現出新的中長期發展路徑。 能源結構加速演變 在能源需求總量方面，終端能源需求有望于2025年前后達峰，一次能源需求將于“十五五”期間達峰。終端能源需求峰值有望控制在37億噸標準煤左右，2035年、2050年和2060年分別達到34億噸、28億噸和24億噸標準煤左右。一次能源需求峰值有望控制在57億噸標準煤左右，2035年、2050年和2060年分別達到55億噸、51億噸和46億噸標準煤左右；其中化石能源需求峰值約為43億噸標準煤左右。 在能源利用效率方面，能效水平持續提升，單位GDP能耗水平有望于2040年以后達到世界先進水平，人均能源需求2030年前后達到峰值，約4噸標準煤左右。用能結構升級疊加節能潛力釋放將推動能源利用效率持續提升，人均一次能源需求將保持低速增長，2050年下降至3.6噸標準煤，遠低于同期美國和韓國的水平，略高于同期日本、法國和德國。2060年進一步下降至3.3噸標準煤。 在終端能源部門方面，各部門需求格局加速演變，建筑和交通部門相繼成為終端用能增長的主要動力。我國能源需求增長結構逐漸向均衡化演變，工業、建筑、交通部門用能占比到2035年分別為43%、32%和23%，2060年達到34%、36%和29%。其中，工業部門用能正處于高位徘徊階段，即將進入快速下降期；建筑部門用能在2040年前緩慢持續增長，成為推動終端能源需求增長的主要動力；交通部門用能在2035年前快速增長，是終端能源需求增長的重要引擎。 在終端能源品種結構方面，電氣化水平持續提升，電能占終端用能的比重有望在2050年和2060年分別達到約60%和70%，工業部門電氣化率穩步提升，建筑部門電氣化率最高，交通部門電氣化率提升最快。終端用能結構中，電能逐步成為最主要的能源消費品種，2025年后電力將取代煤炭在終端能源消費中的主導地位。電能占終端能源消費比重2025年、2035年、2050年、2060年有望分別達到約32%、45%、60%、70%。分部門來看，工業部門電氣化率穩步提升，2060年電氣化率從2020年的26%提升至2060年的69%；建筑部門電氣化水平最高、提升潛力最大，2060年電氣化水平提升至80%；交通部門電氣化水平提升最快，將從2020年的3%提升到2060年的53%。 在一次能源結構方面，非化石能源占比將在2040年左右超過50%，成為我國能源供應的主體，2060年非化石能源占一次能源比重有望達到約80%。一次能源低碳化轉型明顯，非化石能源占一次能源消費比重2025年、2035年、2050年、2060年分別有望達到約22%、40%、69%、81%。2035年前后非化石能源總規模超過煤炭。風能、太陽能發展快速，在2030年以后成為主要的非化石能源品種，2050年占一次能源需求總量比重分別為26%和17%，2060年進一步提升至31%和21%。 在能源對外依存度方面，我國油氣對外依存度先升后降，中長期來看能源安全問題逐步好轉，我國能源整體對外依存度將長期保持20%以下。我國石油和天然氣對外依存度近中期將在高位徘徊，對外依存度分別在2025年和2035年之后顯著下降，2050年分別達到53%和31%，2060年分別降低至42%和21%。 電網資源配置能力持續提升 在電力需求方面，全社會用電量仍有較大增長空間，2035年后進入飽和增長階段，2050年有望增長至14萬億千瓦時左右。我國電力需求將持續增長，增速逐步放緩，2025年、2035年、2050年、2060年分別達到約9.8萬億千瓦時、12.4萬億千瓦時、13.9萬億千瓦時、13.3萬億千瓦時。2050年后我國人均用電量將達到10000千瓦時左右，介于當前日本、德國等高能效國家水平與美國、加拿大等高能耗國家水平之間。 在電源發展方面，電源裝機總量2025年、2035年、2050年將分別達到30億千瓦、40億千瓦、50億千瓦以上。各類電源發展呈現出“風光領跑、多源協調”態勢。我國電源裝機規模將保持平穩較快增長，2025年、2035年、2050年、2060年分別達到約31億千瓦、47億千瓦、55億千瓦、57億千瓦左右。陸上風電、光伏發電將是我國發展最快的電源類型，2060年兩者裝機容量占比之和達到約60%，發電量占比之和達到約45%。為應對新能源大規模發展帶來的電力、電量平衡與系統安全穩定運行問題，仍需各類常規電源發揮重要作用。煤電裝機容量將在“十五五”期間達峰，峰值約為12億~13億千瓦，未來宜通過延壽，確保其長期在電力系統中發揮電力平衡、調節支撐和電量調劑功能，對我國保障電力供應安全起到托底保障作用。氣電、核電、水電等常規電源仍將保持增長態勢，發展空間受限于經濟性、站址、資源條件等因素。 在電網發展方面，電網大范圍資源配置能力持續提升，2035年、2060年跨區輸電容量將達4億千瓦、5億千瓦以上，全國互聯電網的重要性愈加凸顯。我國跨區輸電通道容量仍有較大增長空間，2035年區域電網間互聯容量將由當前的1.5億千瓦增長至約4億千瓦，此后增速放緩。西北地區、西南地區為主要送端，華東地區、華中地區和華北東部地區為主要受端，資源富集區外送規模呈逐步擴大趨勢，尤其是在2035年之前將保持快速發展。電網作為大范圍、高效率配置能源資源的基礎平臺，重要性愈加凸顯，將在資源配置與調節互濟方面發揮關鍵作用。 在系統新技術方面，需求響應與新型儲能迎來發展機遇期，2060年規模分別有望達到3億~4億千瓦、4億~5億千瓦，兩者容量之和超過最大負荷的30%。隨著能源互聯網逐步建成，需求側資源將在我國電力系統中發揮重要作用。預計2060年我國需求響應規模有望達到3.6億千瓦左右。新型儲能在2030年之后迎來快速增長，2060年裝機將達4.2億千瓦左右。兩者將成為未來電力系統重要的靈活性資源，保障新能源消納和系統安全穩定運行。 碳排放目標有望超額實現 從能源碳排放演化趨勢來看，能源消費產生的二氧化碳排放于2025年前后達峰，2035年后進入快速下降通道，單位GDP二氧化碳排放量下降目標有望超額實現。能源消費產生二氧化碳排放量增長趨緩，有望在“十五五”前期達到峰值，峰值控制在105億噸以下，此后呈現穩中有降態勢，2060年能源消費產生碳排放約6億噸，低于屆時碳吸收能力（10億~20億噸），同時為非能源消費碳排放等其他排放源留出了一定空間。從碳排放強度來看，2030年單位GDP二氧化碳排放強度比2005年下降75%以上，下降幅度能夠超額完成既定目標。 從部門貢獻來看，電力部門為能源碳減排作出顯著貢獻，近期以替代方式助力終端用能部門減排，遠期以加速減排推動能源碳排放大幅降低。電氣化水平提升伴隨著更多碳排放從終端用能部門轉移到電力部門，支撐實現了終端用能碳排放的大幅降低。隨著清潔能源發電量占比逐漸提升，電力部門碳排放總量在“十五五”前期達峰，峰值水平不超過45億噸。考慮疊加碳捕集、利用與封存（CCUS）作用，2035年之后電力系統碳排放快速下降，2060年基本實現凈零排放，有力推動了能源消費產生碳排放的大幅下降。...

當前，低碳化作為全球性的發展趨勢，已經獲得了主要經濟體的共識。9月22日，中國國家主席習近平在第七十五屆聯合國大會上宣布：中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。10月29日，中共中央十九屆五中全會通過的《中共中央關于制訂國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二O三五年遠景目標的建議》提出：降低碳排放強度，支持有條件的地方率先達到碳排放峰值，制定2030年前碳排放達峰行動方案；展望2035年，碳排放達峰后穩中有降。 當前，正值中國的經濟進入高質量發展階段，這也意味著，碳中和目標的實現勢必伴隨著巨大的模式創新和各個產業的新一輪技術變革。各個產業向電氣化和數字化轉型升級的過程，也恰恰是為低碳化和可持續發展鋪就的一條創新之道。 在這方面，承載和保障著國計民生穩健運轉、在能源分配和消納中承擔重要作用的電力系統，也正積極邁入通向低碳化的快行道，為全社會的可持續發展率先樹立典范。剛剛落幕的中國國際電力設備及技術展覽會，重點聚焦了我國能源電力轉型持續深入下“一站式輸配電、電力自動化、監測及智能儀表、電力物聯網/數字化電網、電力智能制造裝備及數據中心”等領域的新技術與新發展。作為中低壓配電領域專家，施耐德電氣通過全面升級的中低壓一體化的智能配電解決方案，打造智能配電領域的“全局掌控、全景覆蓋和全新體驗”，呈現出綠色數字化的“電氣新世界”，引領能源電力行業的低碳可持續發展。 2020年中國國際電力設備及技術展覽會施耐德電氣展位現場 從洞察到實踐，就位電力系統低碳化跑道 今天，施耐德電氣已經洞察到了實現電力系統低碳化的本質路徑——通過廣泛互聯互通的基礎設施環境，將更具可持續性的能源、設備、流程和智慧算法不斷打通和融合，以促進系統整體能效的持續優化，最終實現經濟效應和社會效應的全面提升。 為服務這一導向，施耐德電氣基于EcoStruxure電網和EcoStruxure配電兩大專業領域，創新打造更多互聯互通的產品、邊緣控制、應用分析及服務，充分融合數字化與電氣化，推動從供電側到用電側的安全可靠、綠色節能、高效可持續，形成更高等級的能效管理方式。 對于電力系統及其基礎設施的升級，施耐德電氣積極響應我國宏觀發展格局和具體業務場景的需求，通過“中低壓一體化、強弱電一體化”的數字化智能配電解決方案，結合快捷完善的全生命周期專業服務，在保障配電網系統高度穩健運行的同時，利用互聯互通的智慧，持續構建低碳化的運行模式。 其中，“中低壓一體化”可以更好地保證供電連續性和電能質量，并實現系統的預防性運維；而“強弱電一體化”則更側重于對建筑能耗、環境舒適度和通訊便捷度的優化。 這兩個“一體化”的優勢，是基于跨EcoStruxure電網和EcoStruxure配電兩大專業領域，貫通互聯互通的產品、邊緣控制、應用分析及服務，綠色智能的全面解決方案而實現的。以上融合了數據價值及全生命周期專業服務的智能配電解決方案，成為了施耐德電氣發力助推能源電力低碳化發展的核心利器。 綠色升級：為綠色設備及清潔能源開辟空間 首先，電力系統的低碳化變革，可以通過讓配電網容納更多的綠色設備和可再生能源而加以實現。施耐德電氣將綠色、低碳的理念融入產品的創新路徑，為電網提供更多的綠色設備，積極助力從電網到全社會的低碳可持續發展。 在這方面，施耐德電氣領行業風潮之先，推出了全新無六氟化硫（SF6-free）環保中壓開關設備——GM AirSeT、RM AirSeT與SM AirSeT系列產品，使用干燥空氣代替強效溫室氣體六氟化硫作為絕緣氣體，結合了并聯真空開斷技術，可以更加安全、可持續地利用數字化技術解鎖數據價值，并有效控制碳排放、提升成本效益，助力配電網建設的綠色低碳可持續發展。 而在供電側，施耐德電氣基于在全球積累的實踐應用經驗，正在持續探索如何通過智能電網和微電網工具、綠色數字化中壓開關設備和循環經濟方法，幫助電網在穩定、可靠運行的前提下，靈活消納更多的可再生能源，讓綠色低碳的價值向電網上下游進一步延伸和擴展。 為了實現這一目標，施耐德電氣推出的分布式能源資源管理系統(DERMS)、降壓節能(CVR) 和微電網等新技術，可以助力配電企業推動智能基礎設施普及、采用綠色開關設備及循環經濟，從而使之能夠集成更多的可再生能源并更好地管理智能基礎設施，真正從源頭有效減少碳排放量。 數據驅動：優化能源配置釋放能效潛力 隨著用電側各行業向更加電氣化、分散化、數字化的方向發展，規模化部署讓電力設備密度更高，電力系統越發復雜，導致運維難度增大。與此同時，大量增量電力資產的接入也讓電力設備的能耗問題不斷浮出水面。 施耐德電氣認為，未來，圍繞綜合節能的新技術與應用將成大勢所趨，通過數字化技術、通信技術、云計算技術、智能運行技術、智能量測技術等打通設備層、控制層與決策層間的壁壘，發展基于數據驅動的配電網系統建設規劃、運行控制、運維管理、能源管控等，對能源資源進行優化配置，才能最大化地釋放能效潛力。 這一以數據驅動釋放能效潛力的理念，在施耐德電氣打造安全、高效、低耗的世界級數據中心——北京藍廳云數據中心的項目中被發揮得淋漓盡致。在這一項目中，施耐德電氣基于EcoStruxure的智能配電解決方案及全生命周期服務，提供了從Smart PIX中壓柜、Trihal變壓器、Blokset低壓柜、母線等智能設備，到FE千里眼運維專家(EcoStruxure?Facility Expert)在內的完整智能配電方案，在確保系統安全穩定運行的同時，通過數字化手段，全面提升了數據中心電能監控與運維水平。 智慧變現：打開用電側低碳化發展新視野 俗話說，千里之行始于足下。各類數據的涓涓細流不斷匯聚成大數據的智慧海洋，最終是為了讓智慧的軟件及算法得以“大顯身手”。施耐德電氣不斷完善以中低壓一體化及強弱電一體化為核心的整體解決方案，加強了對軟件產品的創新與應用。 例如，以PSO電力監控系統（EcoStruxure Power SCADA Operation）、以及PME電能管理系統（EcoStruxure Power Monitoring Expert）、FE千里眼運維專家(EcoStruxure?Facility Expert)等為代表的一系列邊緣控制軟件，通過對從中壓、低壓到終端配電數據的整合實現徹底打通和深度分析，為管理者提供可行性建議，更加強了企業“就近”解決不同場景挑戰的能力，更加快速地做出故障處理、能效改善等操作，讓更多行業的客戶能夠盡享靈活彈性、超高效、可持續以及以人為本的價值。 這些以往聽上去頗為“高大上”的功能，今天已經扎實、深入地服務于眾多用電端客戶，幫助他們從管理運營上打開低碳化發展的新視野。例如，在服務太古地產北京頤堤港的項目中，施耐德電氣通過EcoStruxure三層架構一次性滿足客戶全部需求，還為用戶實現了能源數據采集，就地運行團隊的現場監控管理及跨多系統數據整合，集團層面的數字化能效管理及智能能源診斷分析。太古地產集團可以隨時獲取子項目的KPI信息，項目運行團隊也可獲取各類能效優化解決方案，讓用戶切身感受到了在低碳化、可持續管理路徑上的“智慧變現”。 總體而言，施耐德電氣將通過中低壓一體化及數字化的智能配電解決方案，實現配電資產的預制聯接、配電系統的綜合治理、行業應用的邊云融合、配電場所的全景營維，從而全面優化能源效率管理、電能質量管理、電氣資產管理、運行維護管理水平，為電網的低碳化發展和創新提供有道可循的切實路徑，也為個垂直行業用戶側帶來了全局掌控、全景覆蓋和全新體驗。 ?當前，“十四五”開局之年將至，電力系統的脫碳進程有望進一步加速。施耐德電氣將抓住這一良好機遇，更充分地發揮在綠色智能上的差異化優勢，推動數字化與電氣化充分融合，打造更多創新的軟硬件產品及應用，為能源電力行業的低碳化布局積極賦能，鋪就出一條更加低碳的可持續發展之路。...

綜合能源服務會成為能源圈最火的領域嗎？ 政策層面已經表態。 最新的消息是，國家能源局日前在答復十三屆全國人大三次會議第9637號提案——建議加快推動綜合能源服務發展時，明確表態“將結合‘十四五’能源規劃工作，加快推動綜合能源服務發展”。 9月，國家發改委等四部委共同發布《關于擴大戰略性新興產業投資，培育壯大新增長點增長極的指導意見》，首次對“綜合能源服務”提出明確要求——“大力開展綜合能源服務，推動源網荷儲協同互動，有條件的地區開展秸稈能源化利用”。 企業層面動作更是不斷。 9月底，國家電網有限公司推出綜合能源服務的互聯網主入口——綜合能源服務平臺“綠色國網”，集成27家省級智慧能源服務平臺，為各類終端客戶提供綜合能源服務。如今，國內外的電力企業、油氣企業、新能源企業甚至是互聯網企業，都在瞄準綜合能源服務發力。 該如何解決行業痛點，推動產業持續健康發展，讓綜合能源服務既叫好又叫座，從美好愿景成為真正的市場“蛋糕”？ 解決理念和實踐層面的諸多困惑至關重要。 在理念層面，能源服務大家都明白，綜合能源服務是什么？作為新生事物，其緣何而生，又將走向何方？綜合各方觀點，可以得到如下判斷： 綜合是基礎，集成是其根本，冷熱電水等多能互補才是精髓。如果沿襲傳統思維擴充產品線，那就只是業務多元化，并非真正意義上的綜合能源服務。 服務是核心，應真正做到以用戶為中心、以服務為根本，全心全意滿足用戶的能源需求。目的是為降低用戶的用能總成本、滿足生產生活需求，而不是僅僅降低能源價格。 在能源清潔低碳轉型和信息技術快速發展的今天，融合了“云大物移智鏈”的綜合能源服務必將孵化出新興產業，并提升能源產業鏈競爭力。 在實踐層面，綜合能源服務產業已經從簡單的降成本向為用戶賦予綜合價值轉變，市場急需政策、資金、技術和商業模式，更為稀缺的則是聚合平臺和帶頭人。 從市場來看，目前參與者眾多。從體制區分，有國家隊、民間隊、國際隊；從行業區分，有電力派、油氣派、互聯網派、金融派；從操作手法區分，有謀求“大而全”的戰略布局，有追求“小而美”的精準打法。 面對即將到來的萬億級的市場藍海，競爭不可避免，因能源轉型而生的綜合能源服務，在“十四五”和“雙循環”新發展格局的背景下，必將迎來美好的未來。唯有兼具格局宏大、技術硬核、資源豐富和資金雄厚者，方能屹立潮頭，堅持到美好的“后天”。 綜合能源服務的最好時代正在漸行漸近。 價值有多少 蘇偉：綜合能源服務是近幾年在能源領域逐步發展起來的新業態，集成了多種技術創新和商業創新。一方面以用電側為主要場景，應用新技術、新模式提升中小企業參與程度，展現出開放、共享的特征。另一方面有利于打破不同能源品種間的行業壁壘和技術壁壘，增強企業主體跨領域的服務能力，激發其在市場上的競爭能力。 李穎：習近平總書記多次指示，要做好信息化和工業化深度融合這篇大文章，強調要深入實施工業互聯網創新發展戰略，持續提升工業互聯網創新能力，推動工業化和信息化在更高程度融合發展。能源互聯網既是工業互聯網發展的一個核心內容，它和工業互聯網也是融為一體的。綜合能源服務的本質是以市場為牽引，以數字技術為推動，從源、網、儲、荷、用多個維度，實現生態協同和經濟發展的多重目標。這與工業互聯網的目標完全一致。 綜合能源服務是充分發揮新一代信息技術的引領作用，加速能源行業數字化轉型，提升綜合競爭力的全新能源供給和消費模式。它既是以能源為基礎的現代服務業，也是跨界創新引領的技術，將在提升社會效率、促進產業數字化轉型方面作出巨大貢獻。 源動力哪里來 楊昆：當前，我國能源行業發展進入從總量擴張到提質增效轉變的新階段，可再生能源大規模開發利用，分布式能源、儲能、電動汽車等交互式能源設施快速發展，各種新型用能形式不斷涌現，新一輪能源技術革命、信息通信技術革命和產業融合技術發展新趨勢，為電力發展帶來新機遇。以跨界融合為主要特征的綜合能源服務，必將成為現代能源體系的重要系統生態和商業模式。 為適應新形勢、新業態、新模式的發展，電力企業積極行動，大力開展綜合能源服務，與互聯網企業、產業鏈上下游企業加強在智慧能源領域的深度合作，取得了積極的成果。但在發展過程中，還存在安全性、經濟性、政策支持力度、引領模式等問題，需要認真研究、持續創新，在發展中予以逐步解決。 趙華林：隨著能源革命的不斷深入，傳統的能源服務模式，不能滿足客戶多元化的能源生產和消費需求，以能源高效開發和利用為特征，以滿足客戶多元化、差異化、個性化需求為導向的綜合能源服務應運而生。 綜合能源服務通過能源技術與信息技術相融合，能源供給與消費相聯動、相響應，技術突破與模式綜合推進，實現能源綜合利用和梯級推動，提高能源使用效率，降低能源成本。開展綜合能源服務符合黨和國家重大戰略部署，也符合習近平總書記提出的“四個革命、一個合作”的新的能源發展戰略，建設能源互聯網等重要指示。 貫徹落實好中央的部署和要求，就是要構建更加高效的綜合能源服務體系，實現引領作用，打造新動能和平臺，培育產業生態，全面帶動關聯產業，特別是中小微企業共同發展，推動整個產業鏈轉型升級，助力國民經濟穩健前行。 韓英鐸：無論是綜合能源服務，還是能源互聯微網，未來的大發展都是大勢所趨，理由是電力系統的發展正在發生重大的變化。首先是能源稟賦，“西電東送”和“電從身邊來”進入了共生的時代，未來的電網將是垂直型和扁平型共生的電網。其次是老百姓的需求不光是能源和電力需求，還需要供熱供冷。未來風、光、儲、熱、冷、電多種能源形態會互相交融與配合，不是現在的供熱供電分割的格局。最后，在負荷側采取措施效果非常大，目前我國總的電力裝機容量超過20億千瓦，火電裝機容量達到12億千瓦，但尖峰負荷也就是十二三億千瓦。從我國電力尖峰負荷曲線來看，最高的尖峰負荷只占5%，運行小時數一年不超過50小時；即使是最尖峰的10%負荷，一年運行小時數不超過500小時，而我們國家裝機發輸配用電都依照尖峰負荷來配置，浪費比較大，所以電力企業提質增效的潛力也非常大。 齊越：我國能源體制機制正在發生深刻變革，電力市場化也正在加快推進，傳統的單一發電或售電模式越來越難以滿足市場和用戶的需求。無論是電網企業還是發電企業，都需要加快轉型升級，構建以用戶為中心、以市場為主體、與用戶實現強互動的商業模式，通過開展多元化運營、強化服務質量、產業鏈延伸和增值等措施發展綜合智慧能源，提升企業市場占有率和用戶黏性，增強市場競爭力。 面臨哪些挑戰 韓英鐸：現在綜合能源服務面臨的挑戰很多，因為它需要在很多方面進行創新，最大的挑戰就是體制創新。希望業界認真研究如何協調可再生能源與火電發展的問題。目前我們火電12億千瓦裝機，按照年利用4000小時計算，與過去年運行6000小時比較，相當于3億到4億千瓦的裝機在停運。我們發展可再生能源，不光是給世界做貢獻，要付出多大代價，也要做到心中有數。 薛禹勝：傳統的電網運行依靠一次能源的可調節性、可控性以及終端能源的平穩性來保證安全穩定運行，實際上是依靠著上下游的支撐來完成的。新的形勢下，一次能源和終端負荷都不可控，電網會受到很大沖擊。需要深入思考如何去彌補一次能源以及用電負荷的不確定性，需要用現代的技術來支撐這樣的功能。 我們要充分利用信息技術與物理能源系統進行緊密融合，在供給側要大規模用清潔能源替代傳統化石能源，在需求側要盡量大規模使用電能替代。需要注意的是，在提倡數字賦能的過程中，應努力在基礎理論和運營技術方面都有顯著創新。如果不強調這一點，只是提出號召或者討論概念，很難有實質性突破。 郭劍波：能源轉型面臨著矛盾的三角，即如何協調環境、安全和經濟三者的關系。現在關注比較多的是環境的有效性，隨著高比例新能源的應用，消納的安全性和經濟性問題會隨之而來。 雖然有人認為將來火電要關停一部分，但因為風電和太陽能的出力幾乎無法保障，所以在短期內難以預期常規機組的大幅度減少。新能源發電要成為主力電源，電量必須上去，這是很困難的事情。能源轉型要靠電力為主要手段，但電力轉型光靠電是沒有出路的，電力轉型的出路要靠綜合能源。 任偉理：儲能是綜合能源服務中未來要大發展的、朝陽的、無限的行業。能源轉型靠電力，電力發展靠儲能。 未來是“儲能+”的時代：儲能+炊具就可以隨時做飯了，儲能+飛機就是電動飛機。未來儲能在整個國民經濟轉型發展中、在整個能源變革中的作用不可估量，并且儲能會顛覆一些傳統的生產生活方式。 因為有了儲能，人類才能實現能源更加廣泛互聯、生活更加美好。 政策、市場誰主導 齊越：從政策層面看，縱觀國際綜合能源的發展歷史和現狀，發展較為順利的國家一般都有著立法先行、政府支持、企業和研究機構共同推進的體制機制作保障，大電網作為國家重要的公用事業戰略型企業，也積極支持并參與到綜合智慧能源的發展進程中來。 綜合智慧能源作為能源產業新業態，在發展萌芽階段應以政府扶持為主，企業支持為輔。 黃世霖：由市場主體來推動還是由國家政策來引導？二者并不矛盾。“十四五”期間，業界最期待的就是，主管部門能夠給儲能可預期的政策。從企業角度來看，按照市場化思路，電動汽車一定做到比傳統燃油車更便宜、更好用、更舒適，而且提供的是便宜、優質的清潔能源。 任偉理：政策就在路上，并且越來越快、越來越近。在政策沒有出臺之前怎么辦？先要從市場角度拓展思路，將風、光、儲等綜合應用起來，這一點對于電網企業開展綜合能源服務至關重要。電網企業在供電上具備很強的專業性和明顯的優勢，但是不能就供電論供電，不能拘泥于單一的用電維度的價格或成本下降，而是要進行供電、供熱、供冷、供氣之間的互聯互通。 儲能行業怎么干 任偉理：儲能行業是變廢為寶的行業，可以把被棄的風、光、水用起來。未來，光伏、風電會大規模發展，被棄掉的會越來越多，而且是有價值的能量，能把它存下來，這一定是前途無量的行業。 黃世霖：儲能實際上是綜合能源服務的一個手段和平臺，其目的就是為用戶能源成本下降服務，同時創造效益。現在的問題是，大家都說儲能是很好的技術，但是卻不愿意掏錢投資。為什么叫好又不投資？就是因為儲能的價值沒有得到很好的體現。 以電動汽車為例，大家都在抱怨電動汽車一次購買成本太高了，但是沒有看到的是，在使用過程中節省的成本價值卻無法體現。比如，傳統燃油汽車百公里消耗10升油需要大約60元；一般的電動汽車百公里耗電20千瓦時，以充1千瓦時電1元錢計算，每跑100公里就可以節省40元。如果是出租車的話，一天至少跑200公里，可以節省80元，一個月可以節省2400元。對于出租車，如果電池和汽車分離，采取租賃模式運營，從省下的費用中抽取1200元作為租金，一套成本五六萬元的電池包，很快就能收回成本。 這表明，在合適的商業模式下，如果電池壽命夠長、系統效率夠高、提供服務夠好的話，以現在的電池價格，儲能的實際效益相當好。當然，鋰電池成本還會往下降，現在就差一個創新的商業模式。 “十四五”怎么辦 蘇偉：綜合能源服務作為一片新天地吸引了包括騰訊、滴滴等科技企業，正泰、遠景等制造企業，清華大學、華北電力大學等高校以及院士和專家的關注和投入，這充分說明綜合能源服務產業前景美好、大有可為，希望各方各界攜手努力，致力于改善能源綜合利用效率，致力于提高清潔能源比重，提升大眾參與程度，將綜合能源服務產業打造成為經濟增長新的重要驅動力，為深化能源生產和消費革命，推動能源產業綠色和低碳轉型做出新的重要貢獻。 趙華林：綜合能源服務要以客戶為中心，強調多元化、個性化、差異化服務，通過加快滿足需求側，激發萬億級新興產業發展新的動能。 即將到來的“十四五”，是我國全面建成小康社會、基本實現社會主義現代化的關鍵時期。對于發展綜合能源服務提幾點倡議：一是堅持統籌推進，二是堅持數據驅動，三是堅持集成創新，有了這幾方面，就會有一個清晰的戰略。 黃世霖：“十四五”期間，清潔能源消費占比肯定會越來越高，大家的用能方式和習慣也會發生很大變化，因此綜合能源服務會面臨越來越多的挑戰。產業界需要團結起來，圍繞綜合能源服務目的，去探索應用場景，將來的場景可能有光儲電站、風儲電站，也可能有獨立儲能電站、5G基站、數據中心。 “十四五”期間，儲能企業要大力進行技術創新，開發適合商業化運行和市場需求的技術，比如長壽命、高效率、高安全可靠的產品，同時要把成本降下來。最重要的一點是，儲能作為新來者，需要創新的運營模式和價格機制，以此促進和引導產業的正確發展。 任偉理：可以預見的是，綜合能源服務一定會寫入國家“十四五”能源戰略規劃之中。為什么國家非常重視綜合能源服務？因為把綜合能源服務作為國家戰略大力發展，可以倒逼產業上的新技術、新模式不斷涌現，提升整個產業鏈的競爭力。 儲能是改變中國、改變世界的產業，也將是中國領先于世界的主要產業，更是中國2060年實現碳中和的重要手段。在以國內大循環為主體、國際國內雙循環相互促進的新的發展格局背景下，隨著新技術、新材料、信息通信技術的融合支撐，中國可以發揮產業優勢和后發優勢，中國的綜合能源服務一定會領先世界，助力美麗富強的中國夢早日實現。 ? ?...

《中共中央關于制定國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二〇三五年遠景目標的建議》明確提出推進能源革命，建設智慧能源系統，提升新能源消納和存儲能力，推動能源清潔低碳安全高效利用，降低碳排放強度。在11月28日舉辦的2020年能源轉型發展論壇暨國網能源研究院成果發布會上，能源電力行業相關專家和代表圍繞“構建新發展格局下的能源互聯網”主題展開深入探討，共謀能源電力行業綠色低碳發展路徑。國網能源院《中國能源電力發展展望2020》《全球能源分析與展望2020》兩部綜合報告及13部能源與電力分析系列基礎研究年度報告在會上發布。 碳減排呼吁智慧能源系統發展 電力是能源系統碳減排主力 今年9月22日，習近平主席在第七十五屆聯合國大會一般性辯論上發表重要講話，表示我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。這為我國應對氣候變化、加快能源轉型提供了方向指引，也為構建面向未來的能源互聯網提供了新契機。 “能源系統對我國實現碳排放目標起決定性作用，電力是未來能源系統碳減排的主力。”國網能源院董事長（院長）、黨委書記張運洲在發布會上說。當前，我國能源消費產生的二氧化碳排放約占二氧化碳總排放量的85%、全部溫室氣體排放的70%。隨著電氣化水平的提升，電能替代了終端對煤油氣等化石能源的直接使用，減少了終端用能部門的直接碳排放，支撐了終端用能碳排放的大幅降低。 發布會公布的數據顯示，近年來，能源電力領域在碳減排方面取得積極成效。截至2019年年底，我國碳強度較2005年降低約48.1%，非化石能源占一次能源消費比重達15.3%，提前完成對外承諾的到2020年目標。度電碳排放量持續下降，2019年約為577克/千瓦時，較2010年下降約23%。 國網能源院在會上發布的《中國能源電力發展展望2020》顯示，近期，電力系統通過電能替代方式承擔更大的碳減排責任。隨著2030年后清潔能源快速發展并成為發電能源主體，煤電應用碳捕獲、利用與封存技術（CCUS），電力系統碳排放量快速下降，2060年電力有望實現近零排放。屆時，電能占終端能源消費比重、非化石能源占一次能源消費比重分別有望達到70%、80%，電力將在能源深度碳減排中發揮關鍵作用。 面對未來碳減排的目標要求，能源系統該如何優化發展？中國工程院院士陳清泉結合第四次工業革命闡釋了他對智慧能源系統發展的見解。“第四次工業革命的核心是人工智能，數字經濟是通過數據化的知識與信息實現經濟高質量發展。第四次工業革命將重塑人類賴以生存的經濟、社會、文化和環境。”他結合第四次工業革命提出了四網四流融合的觀點。四網是能源網、信息網、交通網、人文網，四流是能源流、信息流、物質流、價值流，融合就是要達到1+1大于2的效果，通過耦合與設備共享，提高網絡中能源與資源的利用率。 陳清泉認為，可以運用四網四流融合理念發展智慧能源系統，通過能源流、信息流、物質流和價值流，解決化石能源和可再生能源的矛盾、集中能源和分布能源的矛盾、一次能源和二次能源的矛盾、電力能源和化工能源的矛盾。“比如在發電環節，假如風能和太陽能太多，電網不能很好承載，就可以考慮制氫，從能源流、信息流變成物質流、價值流。另外能源的生產環節，往往產生二氧化碳以及氫氣。二氧化碳和氫氣就能通過能源互聯網，通過能源流與物質流的耦合變成能源。智慧能源系統就是把無用變成有用，同時做到碳平衡。”他說。 各環節發力，多舉措并用 推動我國電力低碳化發展 “十四五”即將開啟，為推動我國經濟高質量、可持續發展，并促進碳排放達峰和碳中和目標達成，參會專家和代表普遍認為，能源電力行業應貫徹新發展理念，持續推動能源電力低碳發展。 國網能源院基于經濟社會發展的電力需求和各類電源的發展約束，依托自主開發的電力源網荷儲協調規劃模型測算得出：“十四五”期間新能源規模快速提升，各類電源協調發展，我國電源裝機總規模約30億千瓦。2025年清潔能源發電量占比約達45%。“十五五”后期，電力系統碳排放達峰，峰值為45億噸左右。此后碳排放穩中有降，2035年降至約36億噸，度電碳排放量降至300克/千瓦時左右，較當前水平下降接近一半。 中國電力企業聯合會專職副理事長王志軒表示，能源電力生產方式正在發生革命性轉變，低碳、零碳、負碳電力正逐步代替傳統能源的地位，一次能源轉換為電能的模式向可再生能源電力方向發展。未來相當一部分能源，包括氣態、液態、固態（固態指高效能的電池），都是由電轉換過來的。在這種情況下，電能的生產和利用成為驅動經濟發展的重要能源和物質基礎，電能將更加深入地融合到人民美好生活之中，成為社會建設的重要物質基礎。“低碳化促進電氣化的邏輯，使得構建新型電力系統成為必然。”王志軒說。 清華大學電機系教授、清華大學能源互聯網創新研究院院長康重慶認為，碳排放達峰和碳中和的目標提出后，能源轉型面臨的挑戰更大了，不僅原先提出的可再生能源發展路徑要進一步完善和加速，同時，電力系統也面臨低碳化轉型，應從發電、電網和用電環節提出相應思路。他建議，在發電環節繼續推動可再生能源發展，同時在傳統能源的清潔利用上進一步下功夫；在火電技術上，要考慮碳捕集技術的深化應用；在用電環節，要進一步引導用戶改善用電習慣，讓用戶側越來越低碳化，同時引導負荷結構轉型和新型用能方式等；在電網環節，要采用更好的調度運行控制策略，以及促進電網環節節能減排的手段，從而推動輸電效率進一步提升。“整體來看，讓發電、電網和用電整體互動起來，才能形成一個低碳化轉型的整體目標。”康重慶說。 國家電網有限公司總經理助理趙慶波表示，新發展格局要求能源電力必須高質量發展，電網企業任重道遠。行業已經看到的趨勢是——今后電網的形態必須向能源互聯網延伸，將來能源的生態是以電為中心、電網為平臺的能源互聯網，要發揮電網中電與多能源品種轉化與互補的技術優勢，電氣化、自動化、互聯化的優勢，萬物互聯的數字化、智能化、網絡化的開放、共享的基礎設施的優勢。按照國家電網公司對能源互聯網的研究，未來要把物聯網架建設好，提高物聯網架的承載能力；要加快信息支撐體系的建設，加快數字技術與能源系統的深度融合；加大“大云物移智鏈”等技術在能源電力領域的創新應用力度。此外，電網企業還需高度關注能源利用的電氣化、智能化、網絡化。 張運洲分析了未來我國電力低碳化發展路徑。大致有以下階段：近期，以電力系統支撐新能源消納為主；中期，僅依靠電力系統消納高比例新能源難度日益增大，探索電、氫、碳多元耦合發展方式；遠期，多元化路徑并存，多措并舉支撐大規模新能源消納利用，助力循環碳經濟發展。他建議充分發揮電力系統在碳減排中的作用，還要不斷推動技術進步，完善市場機制，加強政策保障。 全球能源清潔轉型步伐明顯加快 需推進深度脫碳加強國際合作 《全球能源分析與展望2020》指出，新冠肺炎疫情全球大流行使世界百年未有之大變局加速演進，給短期全球能源供需帶來嚴重沖擊，對中長期全球能源發展產生深遠影響。預計2020年全球能源需求下降約5%，電力需求下降約2%，可再生能源發電量增長約5%，能源相關碳排放下降約7%。當前，推動后疫情時代經濟綠色復蘇正成為國際社會的普遍共識與一致行動。截至今年11月底，全球超過30個國家和地區明確了碳中和時間表，合計碳排放量約占全球的一半。未來全球能源清潔低碳轉型步伐將明顯加快。 “依托我們自主開發的全球能源供需預測模型，在加快轉型情景下，預計2035年前后全球一次能源需求進入平臺期，其中煤炭需求持續下降，石油需求2030年前達峰，天然氣需求平緩增長，2050年非化石能源占比大幅提高至約40%；2050年全球電力需求約60萬億千瓦時，較2019年增長約1.4倍；2050年終端電氣化水平達40%，提高約20個百分點；2050年全球發電裝機約251億千瓦，其中可再生能源發電裝機占比在2025年前后約為50%，2050年超過80%；2025年后全球能源相關碳排放持續下行，但要實現《巴黎協定》提出的將全球氣溫升高幅度控制在2攝氏度內的目標仍任重道遠。”國網能源院副總經濟師單葆國說。 “如果仍然延續現在的自主減排政策體系，到2030年之前實現碳排放達峰后，減排速度將不能滿足2攝氏度目標下的減排路徑。能源界必須要堅持以革命的思想來推進能源系統革命性的變革。”清華大學氣候變化與可持續發展研究院學術委員會主任何建坤表示。全球碳中和目標導向下，經濟技術革命性變革將重塑世界治理規則和競爭格局，深度脫碳技術和能力將成為國家核心競爭力的體現。我國要實現長期深度脫碳路徑，需要發展方式的根本性轉變和科技創新的支撐。他建議建立綠色低碳循環發展產業體系和社會消費方式，以數字化和深度電氣化推進脫碳化；建立清潔低碳高效安全的能源生產和消費體系，形成以新能源和可再生能源為主體的零碳排放能源體系；推進支撐深度脫碳技術研發和產業化發展，如氫能、儲能、智能電網、零碳煉鋼、零碳化工等；推進體制機制改革和碳價機制與碳市場發展，營造良好的制度環境、政策環境和市場環境。 “新冠肺炎疫情是對全世界各國政府的一場大考，也是全球各國能源轉型的重大挑戰和機遇。把握好的國家，在21世紀就會站在全球能源轉型的領袖地位，而落后的國家，未來能源行業可能就無法持續發展。”Agora能源轉型論壇高級顧問涂建軍說。他分析了德國、美國、俄羅斯、日本、法國等國能源轉型中可被我國借鑒的經驗教訓， 認為德國和我國都是全球制造業強國和大國，且資源富存條件都是煤炭獨大，均面對重大的能源安全挑戰。他認為，在能源轉型領域，中德兩國在增強政治互信的基礎上可進一步加大合作。...

十年前曾被車企拋棄的換電模式，如今又成為車企追捧的香餑餑。除了北汽新能源與蔚來，2020年，吉利、一汽、上汽、東風等企業先后入局，“換電陣營”持續壯大。換電模式復燃的邏輯，幾乎全部指向了電池技術短板。有激進觀點認為，換電模式是一種妥協——用商業模式去彌補電池技術短板。 ■ 成本痛點是源頭 電動車規模化推廣，成本是近在眼前的難題。破解成本困境，多數車企寄希望于電池供應商：供應鏈技術突破帶來成本降低。少數車企選擇自己解決問題，蔚來和特斯拉是這一派代表：前者選擇換電模式，后者自己提升電池技術。 2020下半年，兩家企業先后發布降低電動車成本方案。8月，蔚來發布電池租用方案（BaaS），通過車電分離、租用電池，轉移電池成本，降低用戶購車門檻。9月，特斯拉電池日上，馬斯克宣布“五步走”計劃，新電池技術將使整車成本下降一半以上。 ? 目前，這兩種途徑都還處于摸索階段，難說哪一種更好。但對比特斯拉死磕電池技術，蔚來則選擇把雞蛋裝在了不同的籃子里。 換電的本質是一種商業模式——重構動力電池價值，這正是蔚來擅長的領域。在電池技術突破前，通過換電降低車輛成本；一旦技術實現突破，蔚來也能“坐享其成”。用蔚來自己的話說：“給用戶多一個選擇”，其實也是給自己多一條后路。 似乎是受蔚來啟發，多家中國車企陸續行動起來。除了車企，奧動新能源、伯坦科技、時空電動等換電運營商，也是換電領域的主要玩家，有些企業甚至耕耘換電十余年之久。從最新進展看，早期玩家已經看到盈利的可能性。 ■ 單一場景下的盈利 在運營端，換電模式在部分城市出租車場景下，已初步具備盈利能力。 奧動新能源是國內較早涉足換電的運營企業，2000年開始探索換電技術，2016年實現規模化推廣。在北京、廣州、廈門、蘭州等首批試點城市中，廣州、廈門兩年多就達到盈虧平衡，換電站使用率保持在60%-80%。 藍谷智慧，北汽新能源旗下控股子公司，主要負責換電及電池回收業務，目前在全國20多個城市示范運營換電站。藍谷智慧經驗也證明，在土地和電力成本不敏感的城市，運營環節已經具備盈利可能。 換電模式想要盈利，取決于多項關鍵性因素：建站成本、電價成本、電池成本、人力成本，以及車輛規模和運營效率。 其中，建站成本和電價是硬性成本支出，在不同城市有差異。廈門這樣的二線城市，土地、電價較低，運營商就能較快達到盈虧平衡；而在北京這樣的一線城市，地價貴、電價貴，換電經濟性便大打折扣。 相對于土地、電力等恒定因素，換電的利好變量是換電技術的成熟。隨著換電站智能化，部分換電站可以實現無人值守，通過減少人力大幅降低運營成本。 換電站智能化還帶來了運營效率提升。此前一輛車換電需要3-5分鐘，藍谷智慧和吉利汽車最新的智能化換電站，可以將換電時間縮短至90秒。 從出租、公交開始，換電模式在不斷向網約車市場滲透。隨著車企加大出行布局，網約車規模持續提升，有望進一步推動換電模式發展。 從已知布局來看，北汽新能源已經開始試水換電網約車，基于旗下輕享出行平臺，在海南三亞投放了一批EU300快換版車型。吉利汽車也計劃圍繞曹操出行平臺進行換電車輛投放。 換電站的另外一項大比例成本構成就是備用電池。通常來講，換電站要儲備多塊備用電池，大型換電站一般要儲備20塊以上。在小規模示范階段，換電站備用電池成本壓力還不明顯，而隨著換電模式的規模化發展，電池成本的壓力將逐漸凸顯。在換電模式發展的下一階段，電池成本將成為運營商最迫切解決的問題。 ■ 資本杠桿撬動換電生態 換電模式想跑通，除了運營商要盈利，整個產業鏈參與者，也要有合適的利益分配。對此，行業共識是：借助金融杠桿，撬動換電生態。 換電模式商業生態，核心是轉移成本與分擔成本——先建立電池資產管理公司轉移電池成本，再通過電池全生命管理進行成本分擔。 這意味著，電池資產管理公司必須要多方共建，車企、電池公司、運營公司、金融機構都需要成為生態參與者。 在轉移成本方面，蔚來已做出示范。蔚來合資成立的電池資產管理公司，股東包括蔚來、寧德時代、湖北科投、國泰君安等多方資本。 蔚來還推動了車、電在產權層面分離，給電池集中管理、運營找到了合法性依據，為后進入者掃清了一重障礙。 奧動新能源也有類似布局，近期將成立電池銀行，對電池資產進行集中管理。 不論叫電池資產管理公司，還是電池銀行，都是轉移電池成本的載體。換電模式想規模化發展，必然需要這樣一個平臺——否則巨額電池成本，沒有任何一家企業能夠獨自承擔。 換電生態還涉及電池全生命周期管理。行業目前主要思路，是先梯次利用再拆解回收。兩輪電單車、三輪電動車、低速電動車、儲能站等，是電池梯次利用主要場景。 理想狀態下，經過梯次利用的電池，會通過拆解回收，又流通回電池企業。寧德時代等多家電池企業都曾表示，如果對電池流通環節能夠打通，電池價格有望進一步降低。 ■ 無解的標準化 換電商業生態正日漸清晰，但電池標準難以統一，仍是限制換電規模化發展的核心問題。十年前，換電模式因此被扼殺；十年后，難題依然存在。 電池標準統一，技術層面難度很高，涉及到電池規格尺寸、機械連接、電器連接、管理系統等多重標準。 技術之外，更深的難點是車企對于市場話語權、產品差異化的敏感。短時間內，車企難以接受電池標準化。 面對這種現狀，換電運營商提出了一個折中策略：在不要求車企電池標準統一的前提下，打造可共享化的換電平臺。 為了適應不同車企電池尺寸，換電站要按照合作車企最大電池包尺寸，進行冗余設計。同時，運營企業還要與車企溝通，讓車企在電池包中加裝一個通訊模塊，以實現換電時與換電站的信息交互。 需要注意的是，換電技術本身也存在差異。目前主流的路線有卡扣式換電站，以奧動新能源和藍谷智慧為代表；螺栓式換電站，以蔚來為代表；分箱換電站，以伯坦科技為代表。車企選擇與某家換電站合作，也要采取與該換電平臺相同的技術路線。 雖然難點頗多，但從運營企業反饋來看，對于共享換電站，車企普遍有較高的合作意愿。目前，奧動新能源已和北汽、廣汽、上汽、一汽、東風和長安六家車企達成合作。藍谷智慧也計劃，在明年推出可以同時兼容不同車企5種車型的換電平臺。 動力電池陷入技術瓶頸，在成本、安全、性能三者之間難以平衡，卻也給換電模式重新登上舞臺的機會。在單一運營場景下實現盈利，還不足以證明換電模式的價值，以電池資產為核心的商業模式跑通，才是換電普及的關鍵。換電商業故事才剛剛開始。...

綜合智慧能源多以天然氣、可再生能源等清潔能源為基礎，供能成本明顯高于燃煤。部分項目高投入、低回報是導致其無法盈利、難以持續運行的重要原因。 近日，國家能源局發布《對十三屆全國人大三次會議第9637號加快推動綜合能源服務發展的建議的答復》稱：綜合能源服務是加快能源產業數字化、智能化轉型的重要路徑，對于提升能源系統效率和產業鏈供應鏈現代化水平具有重要作用。“十三五”以來，綜合能源服務取得了初步發展成效，但在發展方向、業務規范、項目管理、市場機制等方面仍存在一些問題。下一步，將加強規劃指導和引導，完善相關政策舉措，推動綜合能源服務積極有序發展。 對此，相關專家對記者表示，綜合能源服務與新能源高度耦合，有利于能源系統整體能效提升。 市場規模達萬億元級 綜合能源服務成為適應提升全社會能源綜合效率、推動能源行業高質量發展、助推實體經濟發展的重要發展方向，也成為能源企業競爭和合作的新焦點。 國網發展部新能源云領導小組辦公室專家組成員韓蓄指出，近年來，國家發改委、國家財政部、國家能源局密集出臺了一系列政策措施，對未來一段時間內我國能源轉型提出更高的要求。 “能源技術的發展與商業模式的創新提供了新的契機。能源技術的不斷成熟以及商業模式的創新，進一步推動了綜合能源服務的商業化進程。其中，冷熱電聯供、儲能、電動汽車及充電網絡等關鍵技術都取得了長足進展，豐富了綜合能源服務的業務領域，為能源供需雙方提供了新的消費模式和商業模式。”韓蓄表示。 南方電網能源研究院企業研究管理研究所副所長雷兵認為，綜合能源服務產業的加速發展為企業創造了巨大的空間，各企業都在積極探索相應的業務場景，尋求商業化的應用。而商業模式、服務模式的創新帶動能源與數據經濟融合發展。“總體來說，綜合能源服務市場總體規模和潛力都比較大。單就能效提升來講，已經達到一萬億市場規模。” 起步階段難題多 當前，我國綜合能源服務市場處于起步階段，面臨著一些難題。 中國電力技術市場協會綜合智慧能源專業委員會去年底發布的《綜合智慧能源研究報告》顯示，市場主體接受價格偏高的新能源有一定的過程。綜合智慧能源多以天然氣、可再生能源等清潔能源為基礎，供能成本明顯高于傳統的燃煤供能成本，同時，部分項目高投入、低回報也是導致其無法盈利、難以持續運行的重要原因。 雷兵解釋道，綜合能源基礎設施的投資較大，相對傳統能源來說，業務的規模比較有限，經濟性相對較差，在可再生能源接入的問題以及功能協同接入的問題上，有待技術上更大的突破來降低成本，提高盈利水平。 韓蓄認為，綜合能源服務有利于解決當前能源領域的一些問題：如，能源結構高碳；資源稟賦不均；能源強度較高；市場僵化等。 “以上海為例，某科學城平均每一度電能生產25-30元左右產值，這個數值在發達國家是50-60元，在北京大概是7-15元。當前我國以電為核心，產生的產值能效比較低。綜合能源服務是要實現能源結構低碳化，多能互補一體化、終端能源智慧化和電力交易市場化。同時，探索能源與其他基礎設施融合建設，降低土地投資成本，加強智慧能源管理。這涉及區塊鏈等諸多商業模式。但是當前，大部分業主并不想參與現貨交易，因為一旦參加現貨交易可能要去補貼，這將影響到業主的收益。”韓蓄表示。 多方入手解決經濟性難題 目前來看，能源高質量發展為綜合能源服務市場帶來巨大機遇。電氣化、清潔化能源高質量發現為電動汽車、儲能等業態帶來市場空間。傳統能源供給企業從單一的能源生產供給方轉變為綜合能源服務企業。但想要解決經濟性難題，則需要多方入手共同引導市場。 雷兵表示，要打造開放共贏綜合能源服務生態圈，讓電網企業從單一供電服務商轉向綜合服務提供商，并呈現出樞紐型、平臺型、共享型的特征，從而推動綜合能源服務的發展。 同時，綜合能源服務市場各個業態仍處于發展的階段，要發揮好政策引導作用。另外，無線充電等技術有待突破，要形成商業模式的落地應用，能源互聯網的發展會不斷促進新的需求，將帶動商業模式和服務模式的創新。 華東電力設計院智慧能源室主任吳俊宏指出，要從四個方面發力，解決綜合能源服務難題：第一，加強組織領導，強化國家能源主管部門的統籌領導作用；第二，要落實責任主體，明確相關電源企業、電網企業、咨詢機構的相關責任；第三，完善支持政策，支持參與跨省跨區電力市場化交易、增量配電改革及分布式發電市場化交易；第四，加強監督管理，做到全過程監管項目規劃編制、核準等。...

“透明電網”比“電力物聯網”等概念的含義更加廣泛和深刻，既涵蓋相關關鍵技術，也包括體制機制的內容，今后將進一步發展為“透明電力系統”“透明能源系統”，其終極目標是形成零邊際成本的能源互聯網，屆時電力（能源）的存儲和使用方式將更加方便，也更高效。 當前，能源互聯網已經成為我國能源電力領域熱點。同時，電力（能源）系統數字化已成全球趨勢。智能電網、能源互聯網技術的快速發展，以及電力市場改革、新能源革命引發的電力系統信息大爆炸，導致海量的電力設備、電器以及用戶需要數據連接和先進信息通信技術（以下簡稱“ICT”）的支撐。目前在電力（能源）系統信息通信理論與技術方面比較熱門的研究有：信息物理系統、物聯網、無線傳感器網絡等。在此背景下，中國工程院院士李立浧首次提出“透明電網”的概念：即把現代信息通信技術與電網相結合，在電網上安裝小微智能傳感器，讓電力系統的各個環節展示出來，包括電源信息透明、網絡信息透明、市場信息透明、設備狀態透明、運行狀態透明、交易狀態透明等等，最終實現自由數據采集、自由數據存儲、自由數據獲取、自由智能分析。它可以讓社會各方廣泛深入參與電力生產、傳輸、消費等各環節，協同促進能源電力的清潔低碳、安全高效發展。 透明電網概念的提出主要受到兩件事的啟發：第一件是以色列農業運用了大量信息技術、計算機技術、數據通信技術、傳感器技術、電子控制技術、自動控制理論、運籌學、人工智能等，極大提高了農業生產效率。第二件是交通系統的路況可以清晰、透明地展現在網絡上，行車路線可以規劃，也可隨時調整。這些也可以應用于電網。但是，“透明電網”比“電力物聯網”等概念的涵義更加廣泛和深刻，既涵蓋相關關鍵技術也包括體制機制的內容，今后將進一步發展為“透明電力系統”“透明能源系統”，其終極目標是形成零邊際成本的能源互聯網，屆時電力（能源）的存儲和使用方式將更加方便，也更高效。因此，透明電網理念的提出和相關技術的發展將實現電力（能源）系統的“狀態全面感知、信息深度透明、運行高度智能”，促使電力科學的研究范式從基于模型的分析/仿真科學到數據驅動的計算科學轉變，將影響到未來電力系統生態乃至能源行業生態，并對世界能源發展產生重要影響。 實現能源互聯網的關鍵是在現有可再生能源發電與智能電網技術的基礎上，進一步加強物理層、信息層與價值層的互聯。相應地，透明電網也是以現代信息通信技術（如小微智能傳感器）為支撐，實現電網物理層和價值層的透明化。 有助于實現能源互聯網物理層透明化 以泛在的小微智能傳感器為基礎，配合電力系統傳統的測量終端，構建泛在傳感網絡，隨時隨地反映電網內外狀態的即時變化，實現對電流、電壓等電量狀態，以及重力、壓力、光照、溫度、聲音、圖像等非電量狀態的全面數據獲取和及時高效傳遞。目前可以預見的目標有：第一，電網運行參數（包括電網運行工況、電源情況、負荷情況等）透明化，為政府規劃提供決策依據、為電網生產運行和電能供需方市場交易提供所需的電網運行狀況信息；第二，將電力設備基礎信息透明化，如將設備健康狀態（包括設備變位視頻圖像、數據記錄，以及操作電源信號等）提供給設備廠家作為檢修評估和給科研機構作為研究發展之用；第三，將電網公共事業信息透明化，如將公共資源信息（包括變電站視頻監控、架空線路雷電預警、充電樁占用情況等）提供給公安消防、氣象臺、廣大電動汽車用戶共享以完善安全監控范圍、輔助天氣預報、支持有序高效充電等。 設備層透明化致力于將融合傳統電氣設備單元與信息通信技術，將單一、離散的設備狀態、控制信號整合提升為綜合性強、連續性好、透視度高、內涵齊全、應用場景眾多、數字化程度高的信息流。信息流可供多元用戶多維多層次使用，對于將電網功能從單一供電轉化為多元能源樞紐有著重要意義：第一，通過整合電網控制信號與信息流，有效結合源荷狀態、線路實際可載流量等網絡受限因素，推演受限斷面和事故預想情況，制定調度控制策略，實現電網智能化運行控制，降低網絡損耗，提高發電機組的利用水平，促進清潔能源優先消納。第二，通過加裝小微智能傳感器設備，提高單一設備的控制與反饋能力，賦予設備本身強交互、智能化、自適應的特性，進而實現設備集群化/分散化以及模塊化/個體化的多樣化控制保護策略。對于實現區域電網自適應調節、提高區域電網故障后自愈能力、配電網源荷互融、小微分布式能源自由并網、多種能源形式協同優化等有極大促進作用。第三，強化電網對公共資源的優化配置能力。將空置充電樁、儲能等設備信息提供給用戶共享，利用電力系統所掌握的公共資源信息，結合電力市場價格的引導作用，指導廣大用戶采用最佳用電方式，實現電網削峰填谷、用戶優惠購電等多贏局面。 有助于實現能源互聯網價值層透明化 在以2015年3月15日中共中央、國務院發布的《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》為標志的新一輪電力體制改革啟動之前，我國沒有獨立的輸配電價。銷售目錄電價體系非常復雜，不同區域、行業、電壓等級的銷售電價差別很大，內含了購電成本、輸配電成本、輸配電損耗、政府性基金及附加等，還存在交叉補貼。因此，電網成本不透明一直被人詬病。輸配電價改革是新一輪電力體制改革的重要組成部分，2015年以來，國家發展改革委、國家能源局初步建立了覆蓋跨省跨區輸電工程、區域電網、省級電網、地方電網、增量配電網的全環節輸配電價監管制度框架，確定了我國輸配電定價的基本思路。透明電網的構建將有利于厘清輸配電資產及成本，建立適應于電力體制改革的輸配電資產全壽命周期成本管理模式，助力輸配電價的定價與監管。 當前，電力現貨市場建設已成為電力體制改革的關鍵任務之一，電力現貨價格也稱為實時電價，由電能生產的短期邊際成本確定，它是系統總生產成本對某一用戶在某一時刻用電量的偏導數。在實際電力市場中，實時電價一般由安全約束機組組合、安全約束經濟調度等短期運行優化模型求出，得到所謂節點電價或分區電價。節點電價受三個因素影響：發電邊際成本、線路阻塞情況和網損，采用節點電價法不僅可得到計及輸電阻塞的發電計劃，而且求出的節點電價也為阻塞費用的分攤提供了依據。但是，節點電價在實際應用中也存在明顯不足，特別是對電網物理參數和運行條件相當敏感（特別是電網阻塞情況對電價會產生明顯影響），導致發電商和用戶承擔過大的電價波動風險。此外，節點電價計算所需的電網參數都屬于機密信息，對于市場主體來說，市場出清模型有可能因此成為一個黑箱。因此，如何加強交易的透明性（即合理的信息披露機制）就成為電力市場建設的關鍵任務之一，也將是透明電網的用武之地。 有助于實現能源革命目標 能源安全是關系國家經濟社會發展的全局性、戰略性問題，對國家繁榮發展、人民生活改善、社會長治久安至關重要。總書記2014年6月13日主持召開中央財經領導小組第六次會議時提出“四個革命、一個合作”的能源安全新戰略，從全局和戰略的高度指明了保障我國能源安全、推動我國能源事業高質量發展的方向和路徑。透明電網將從以下幾個方面助力能源革命目標的實現： 首先，透明電網建設可加速推動電氣化與信息化深度融合，助力能源消費革命。通過信息化手段，全面提升終端能源消費智能化、高效化水平，推動智慧能源城市建設和發展，推廣智能樓宇、智能家居、智能家電，助力智能交通、智能物流。培育基于互聯網/物聯網的能源消費交易市場，推進用能權、碳排放權、可再生能源配額等的網絡化、智能化交易，發展能源共享經濟模式。促進終端用能電氣化、信息化安全運行體系建設，保障安全可靠的能源消費。發展各類新型用電方式，支持新產業、新業態、新模式發展，提高新消費用電水平。 其次，透明電網建設可推進能源生產智能化，助力能源供給革命。促進風電、太陽能發電等可再生能源的智能化生產，推動化石能源發電的數字化、智能化改造，支持先進儲能系統開發。推動電力系統的數字化、智能化建設，并有效對接油氣管網、熱力管網和其他能源網絡，促進多種類型能源網絡互聯互通和梯級綜合利用，建設“源—網—荷—儲”協調發展、集成互補的能源互聯網。推動能源生產管理和營銷模式變革，重塑產業鏈、供應鏈、價值鏈，增強發展新動力。以透明電網為核心，構建基于大數據、云計算、物聯網等技術的能源監測、管理、調度信息平臺，以及服務體系和產業體系。 再次，透明電網建設能推動智慧能源基礎設施建設和裝備關鍵技術、信息通信技術進步，助力能源技術革命。建設完善的智慧能源基礎設施，促進ICT設備國產化。持續完善能源大數據平臺能力建設，合理規劃數據資產分類，開放數據分析與共享服務。提升設備智能感知與數據匯集能力，實現電力系統的萬物互聯，促進人工智能與傳統電力（能源）業務的深度融合。促進數據驅動背景下的電力（能源）基礎理論研究，使電力（能源）科學的研究范式從基于模型的分析/仿真科學向數據驅動的計算科學轉變，在大電網安全穩定運行、智能電網、大規模新能源接入、綜合智慧能源、數字電網、大規模儲能等關鍵技術方面取得突破。 最后，透明電網建設有助于加快形成企業自主經營、消費者自由選擇、商品和要素自由流動的電力（能源）市場體系，助力能源體制革命。促進完善的電力、油氣、煤炭以及用能權等能源交易市場建立，確立公平開放透明統一的市場規則。打破地區封鎖、行業壟斷，建立主要由市場決定價格的體制機制。促進競爭性環節價格的全面放開和公開公平競爭，建立科學合理的信息披露機制，加強對市場價格的事中事后監管，規范價格行為。透明電網助力政府定價成本監審，推進定價公開透明，完善政府在重要民生和部分網絡型自然壟斷環節的價格監管制度。落實和完善社會救助、保障標準與物價上漲掛鉤的聯動機制，保障困難群眾基本用能需求。...

近年來隨著科技的進步，各種類型的電池和儲能技術得到了長足地發展。高效的儲能技術在社會生活中擁有廣泛的使用場景。就電力工業而言，儲能技術將為太陽能和風能等關鍵可再生能源的發展提供更堅實的基礎。太陽能和風能具有間歇性，其穩定性方面的劣勢一直是制約其大規模發展并全面替代傳統化石燃料的一大阻礙。 在發電項目端，如果能將過剩的電力儲存起來，并在發電中斷時釋放到電網當中，那么發電項目就能夠提供更為穩定的電能輸出，提高其市場競爭力。 從電網運營者的角度來看，如果需要面對更大比例的間歇性發電，儲能設施的啟用能夠幫助平衡負載，提高電網的運行效率。從社會整體角度而言，儲能系統能夠減少對額外發電能力的需求，在化石燃料能源仍然發揮重要作用的系統中，將有助于減少化石燃料的消耗和相關的碳排放。 英國在可再生能源發電領域，尤其是海上風電領域，走在世界前列；其電力行業對儲能解決方案的需求尤為強烈。儲能項目作為一個新的基建投資類型引起了業界廣泛的關注和興趣，然而無論是市場業態還是商業模式，英國的儲能業務市場還處于探索階段。相應地，針對儲能業務的法律監管制度也在不斷調整、變化和完善。 基于發電業務的監管體系 在相當長的一段時間，大規模的抽水儲能水電裝置是唯一的工業級儲能形式；相應地，英國在法律制度中一直沒有單獨定義和區分“儲能”業務，而將其作為“發電”的一種特別形態。Ofgem也在2018年12月明確表示，考慮到儲能項目和發電項目具有相似的特性，且兩者在向電網輸出電力的功能類似，因此儲能項目應當適用發電業務的監管框架。 然而隨著新的儲能技術、新的項目形態不斷涌現，英國政府和業界都意識到兩方面的問題，一是現有制度體系下對于“儲能”項目沒有明確定義，因此，規則的適用有模糊和不確定之處；二是全盤適用“發電”監管體系可能對儲能行業造成不必要的限制和負擔。這兩方面相互交叉的問題在很大程度上抑制了投資人對投資儲能行業的積極性，阻礙了產業的發展。 針對上述情況，自2016年以來，英國政府和英國國家電網開始系統性地審視儲能業務的特性，在監管制度和電網運行規則等多個方面有針對性地推出更新的或獨立適用的監管規則。 牌照制度 如前所述，Ofgem明確表態發電行業的監管規則適用于儲能項目，后續推動《2004年電力法》的修訂已從議會立法層面明確這一基本原則。2017年以來，Ofgem經過多輪的公開征求意見，已在發電牌照的標準條款行文中納入了“儲能”業務的相關表述。 在現有的發電業務牌照制度下，50MW以下的發電項目無需發電牌照，而50MW及以上的發電項目需要向Ofgem申請牌照。 業界普遍的共識是50MW的門檻實質上限制了儲能項目的投資規模并降低了投資人對儲能項目的投資意愿，原因在于：（一）獲取發電牌照后所受到的監管限制（牌照標準條款等）與這一規模的儲能項目的特質并不匹配；（二）獲取發電牌照后，儲能項目必須加入一系列的行業技術規范和結算體系，這些技術規范和結算體系并不完全適用于儲能項目的特點，但是會帶來額外的合規和運營成本。 因此，實踐中有不少投資人將相對較大規模的儲能項目分成若干個小于50MW的子項目；但這種做法在一定程度上犧牲了項目的經濟性，增加了項目投資和運營成本。 針對上述困境，業界曾經普遍呼吁引入單獨的“儲能牌照”制度，以更好地適應儲能業務的特點，然而，Ofgem在2018年12月的表態否認了這一監管路線。未來在發電牌照框架下針對儲能類項目是否會有特別的適用規則，也有待Ofgem的進一步明確。 規劃許可制度 在英國現有的規劃許可制度下，任何50MW及以上的發電項目（包括儲能）均被納入到國家重大基礎設施項目（NationallySignificant Infrastructure Project，NSIP）范疇，進而其規劃需要在中央政府層面進行評估，并獲得內閣部長的批準；50MW以下的發電項目則落入城鄉規劃法（Town and Country Planning Act，TCPA）的常規范疇，并由地方政府進行規劃審批。 NSIP審批制度的設計初衷是為影響國計民生的重大基礎設施項目提供一站式的規劃審批；獲得該審批后，項目落地的確定性非常高，但是審批過程相對冗長（最長達18個月），合規成本也相對較高。 業界普遍認為儲能項目對其周邊環境的影響相較于傳統發電項目顯著較低，以50MW為限納入NSIP規劃制度的必要性相對較低，并且該規劃審批制度嚴重影響了儲能項目的投資規模和投資人的投資意愿。 經過兩輪公開征求意見，英國商業、能源與工業戰略部（Department for Business，Energy & Industrial Strategy，BEIS）在2020年7月發布了新的政策文件，宣布將改變現有規劃審批規則，將所有形式、所有規模的儲能項目均納入常規的城鄉規劃法審批范疇，由地方政府進行規劃審批，而不再適用NSIP制度。 上述制度的唯一例外是50MW及以上的抽水儲能項目，由于其規劃將帶來的影響與水電項目類似，因此，仍然在NSIP制度下進行規劃審批。BEIS已明確宣布在議會立法層面推動上述規劃制度變革的落地，但目前尚無明確的立法時間表。 針對電網運營商的限制 基于其業務性質和業務需求，輸電系統運營商（TSOs）與配電網絡運營商（DNOs）（下文對兩者合稱“電網運營商”）對于儲能設施的發展有著天然的興趣；他們也有相對充裕的資金來進行儲能項目的投資。然而電網運營商參與儲能項目的投資和運營卻面臨著兩大監管障礙。 一、在投資和所有權方面，歐盟層面的場網分離規則（unbundlingrules）要求所有的電網運營商必須將其電網運營職能與發電項目的所有權進行分離。由于儲能項目也被視為發電項目的一類，因此在現有規則體系下電網運營商將無法對儲能項目進行投資。 二、在運營層面，針對配電網絡運營商，2018年12月，Ofgem通過引入“配電網絡運營牌照”標準條款31D和43B，明確限制了配電網絡運營商參與發電（包括儲能）項目的運營，且該項禁令同等適用于50MW以下不需要授予發電牌照的發電和儲能業務。Ofgem的主要關切點在于配電網絡運營商可以基于其市場壟斷地位，獲取其他市場參與者（即其他儲能業務運營方）無法獲得的信息，從而獲得不公平的市場競爭優勢。 上述限制有三類例外，包括（1）除不列顛本島以外的島嶼內部電力系統；（2）已經獲批擁有（為保證電網穩定運行的）有限發電能力的配電網絡運營商；（3）其他Ofgem給與特別例外審批的情況。此外，配電網絡運營商的經營活動還有以下進一步的限制：（1）其非配電業務的收入不得高于其年度總收入的2.5%；（2）其向非配電業務的投資總額不得超過已發行股本、股份溢價和資本公積總和的2.5%。 值得一提的是，上述禁令只載于配電網絡運營商的標準條款行文中，并不適用于輸電系統運營商，且輸電系統運營商的牌照條款尚未進行對應的更新，因此，監管層面存在一個灰色地帶，即輸電系統運營商或許可以運營50MW以下的儲能項目。 然而，Ofgem在2017年9月公開征求意見的政策性文件中曾經表示，場網分離規則針對的是業務性質，不能認為小規模的發電業務在發電牌照監管水平以下，就可以由輸電系統運營商投資運營。因此，我們預計在后續的法規更新過程中，輸電牌照標準條款會有類似配電牌照標準條款31D和43B的更新。 電網系統費用 在英國，接入電力系統的市場參與者需要繳納一系列的電網系統費用，包括輸電網絡系統使用費（TransmissionNetwork Use of System，TNUoS）、平衡服務系統使用費（Balancing Services Use of System，BSUoS）、配電系統使用費（Distribution Use of System，DUoS）和剩余費用（Residual Charges）等。 在既有的系統收費制度下，儲能項目既要在入口端（充電過程）繳納系統費用，也要在出口端（放電過程）繳納系統費用，面臨雙重付費的情況。Ofgem和市場參與者均意識到該等雙重付費的情況讓儲能項目比一般發電項目承受了更大的系統費用負擔，扭曲了市場競爭關系，造成了不公平的市場競爭地位。自2017年前后起，行業參與者和政府部門在這一領域的專項研究和政策建議已經逐步落地；改革的方向和共識較為明確，即儲能項目未來將只針對出口端（放電過程）繳納系統費用，而不再就充電過程繳費。 政府補貼 英國有數項針對低碳發電的補貼政策，包括氣候變化費（ClimateChange Levy，CCL）、可再生能源義務（Renewable Obligation，RO）、上網電價（Feed in Tariffs，FIT）、差值合同（Contract for Difference，CfD）等。各項制度在初始立法時均沒有考慮儲能項目的存在，其是否適用、以及如何適用于儲能項目需要在相關規則項下進行明確。 CCL是在商業用戶或公共事業用戶消耗電力時收取的費用。在充電環節，儲能項目在滿足特定條件情況下，可以比照發電項目享受費用減免，但是在放電環節仍然需要在特定條件情況下向最終用戶收取CCL。 針對已經獲得RO和FIT補貼的發電項目，如果項目業主希望在站內加裝附屬儲能設施（co-located storage），則視同對發電項目本身進行變更，需要將相關事項通知Ofgem。Ofgem會按照相關規則進行個案評估，以確定改造后的設施是否仍然可以享受RO或FIT補貼。 CfD類補貼的標準合同條款明確規定相關發電項目不得自行使用儲能設施，但是允許相關發電項目與第三方獨立參與電網平衡機制的儲能項目在一定限度內進行協作。 參與容量市場 容量市場（Capacity Market）制度是英國政府為了鼓勵發電環節投資、保障電網系統穩定推出的一項舉措。政府通過招標流程，提前四年（T-4合同）、三年（T-3合同）或一年（T-1合同）就相關年度的容量響應進行招標；發電項目、儲能項目以及具備需求彈性的電力用戶企業均可以參與投標。中標者在相關年度內承諾在用電高峰期響應國家電網公司的容量調度需求，并就此按月獲得固定收入。對于已投產項目，容量市場合同的期限通常為1年期，對于新投資項目，期限可以長達15年。容量市場合同是儲能項目重要的收入來源之一。 2018年11月，歐洲法院裁定“容量市場”合同可能屬于違反歐盟法律的國家補貼行為，導致該類合同一度被暫停執行。2019年10月，歐盟委員會正式裁定該類合同不違反歐盟法律，此后“容量市場”制度在英國市場得以繼續執行。 在容量合同制度下，自2017年12月起，英國政府針對不同技術路線的儲能項目設定了不同的技術規格要求和結算指標，充放周期更長的儲能項目將獲得更高的收入回報。 2020年5月，BEIS發布了關于容量市場制度的最新政策性文件，其中的主要變化之一是加入了對碳排放量的限制，這意味著高排放的化石能源發電項目參與容量市場合同的競標將受到限制，而清潔發電能源以及儲能項目將從這一新政中獲益。 參與平衡系統 在英國電力市場中，電網運營商會就網絡平衡服務（Balancing Services）進行招標，由各發電項目進行競標。從業務特性來看，儲能項目可以參與固定頻率響應（Firm Frequency Response，FFR）與增強頻率響應（Enhanced Frequency Response，EFR）等合同的競爭。 在過往的市場實踐中，電網公司通常會在此類合同設定排他性條款，即一旦中標，該等合同將構成相關項目的唯一收入來源。如果參與此類競標，則儲能項目的收入較為單一，從而降低了整個項目的可行性；但如果不參與競標，儲能項目則需要與相當數量的交易相對方進行細致的合同談判（且無市場標準合同可循），交易成本相對較高。 為進一步鼓勵儲能領域的投資，Ofgem于2018年9月開始就移除相關合同中的排他性條款公開征集意見，并評估相關影響，目前相關政策的變更尚無明確的方向和時間表。與此同時，英國國家電網開始適度地延長儲能項目簽訂FFR合同的期限——由過去的最長不超過2年，延長到4年，提供更長時間跨度的收入穩定性，以進一步鼓勵和吸引投資。 在全球范圍內，英國擁有最為成熟和復雜的電力市場監管規則體系之一。在新的業態面前，現有制度的錯位、空白和制約逐步顯現；在政府和業界的互動和檢討中，相關的法律監管框架在逐步變化、清晰和完善。筆者希望英國在電力行業監管上的制度探索可以對于中國發展儲能業務、發展適合的法律監管框架提供借鑒。...

在電力新基建規劃下，可再生能源加速發展，到2025年煤電裝機增長至11.5億千瓦，較2019年底凈增1億千瓦，“十四五”新增的煤電裝機將僅為“十三五”時期的1/4。 “當前，電力行業正面臨轉型機遇，而疫情影響可能改寫‘十四五’電力需求增長的預期軌跡，客觀上擴大了電力轉型窗口。”華北電力大學近日發布研究報告《新冠疫情后的中國電力戰略路徑抉擇：煤電還是電力新基建》（以下簡稱《報告》）指出。 《報告》認為，電力傳統基建規劃下，風電、光伏等可再生能源正常發展，繼續優先煤電建設，到2025年煤電裝機增長至12.5億千瓦，較2019年底凈增2億千瓦；但在電力新基建規劃下，可再生能源加速發展，相對于傳統情景減少部分煤電建設，到2025年煤電裝機增長至11.5億千瓦，較2019年底凈增1億千瓦，“十四五”新增的煤電裝機將僅為“十三五”時期的1/4。 煤電批量重啟難掩生存困境 中電聯此前發布的數據顯示，截至2019年底，全國煤電裝機10.4億千瓦，占發電裝機總量的52%。上述《報告》指出，根據“十三五”規劃，到2020年煤電裝機應小于11億千瓦，但今年底煤電裝機很可能接近11億千瓦。 據記者了解，今年以來，大量煤電項目獲得核準，多個省份的停建緩建煤電項目重啟，煤電呈現“開閘”之勢。 中電聯行業發展與環境資源部副主任葉春表示：“盡管‘十三五’煤電裝機大概率會在規劃目標內，且今年以來煤電板塊經營狀況有所緩解，但國家近期為了對沖經濟下行風險，加大固定資產投資，火電項目核準頻繁，部分地區的電力供應可能將再現過剩。” 另一邊，火電機組利用小時數普遍偏低，火電企業破產、虧損的消息屢見不鮮，煤電深陷生存困境。 “由于可再生能源運行不穩定，目前核準批復的煤電項目中，很大一部分是特高壓配套電源，火電承擔調峰功能，與風光打捆輸送。但這種規劃是否可行，大量可再生能源的接入，調峰成本又應該由誰買單，這都是‘十四五’規劃中需要探討的問題。”華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海指出。 傳統基建利用效率不及預期 《報告》指出，煤電和主要用來輸送煤電的特高壓線路屬于傳統基建，強調在硬件方面的投入，追求數量上的規模效益，是供給側規模經濟，而非新時代要求的供需互聯的經濟發展模式。“這種‘重發、輕供、不管用’的電力發展理念無法解決當前及未來長期面臨的‘電量充裕、電力緊張’的結構性矛盾。” 對于電力新基建，《報告》指出，電力新基建突出結構調整和經濟轉型升級功能，電力加強與5G、物聯網、大數據等創新技術的融合，實現電力系統的綠色、安全、高效、智慧發展。袁家海認為，基于此，電力新基建包括以光伏、風電為代表的可再生能源、儲能技術、綜合能源服務、配電網和數字電網等。“電力新基建將賦予需求側響應和節電效率更高的水平。” 袁家海對比了電力傳統基建與新基建的產業鏈，以及帶來的投資效果與產出，認為與新基建相比，傳統基建的性價比值得商榷。“目前煤電和特高壓輸送清潔能源的利用效率遠不及預期。2019年，設計容量為680-1050萬千瓦的浙福線路、1000千伏的晉東南-南陽-荊門線路、900千伏錫盟-山東線路，這三條通道利用率均僅有10%左右。” “此外，特高壓線路的建設雖旨在輸送可再生能源電力，但在實際運行時，卻需要大量配套煤電。以甘肅酒泉—湖南±800千伏輸電工程為例，作為我國首條大規模輸送新能源電力的特高壓直流工程，其設計輸送能力為800萬千瓦，配套的煤電高達600萬千瓦。”袁家海說。 新基建或助力煤電高質量發展 自然資源保護協會高級顧問楊富強指出，為實現二氧化碳排放力爭于2030年前達峰的中期目標和努力爭取2060年前實現碳中和的遠景目標，我國未來要推進形成以清潔可再生能源為中心的靈活清潔、安全高效的電力系統，新基建是必然選擇。 袁家海也表示，電力傳統基建投資取向偏好大型國企，相比之下，由于民企在電力新基建產業擁有更高的市場份額，能夠充分拉動民間投資，創造就業機會。 《報告》建議，隨著新能源接入電網，煤電的遠距離輸送應盡可能減少，建設特高壓應優先考慮可再生能源消納，優化配置全國能源資源。“明確增量特高壓項目配套大規模煤電遠距離輸送不符合電力發展方向，需要支持的是‘風光水火儲一體化’‘源網荷儲一體化’的跨區消納模式；傳統的‘風火光打捆’特高壓輸送模式，應明確特高壓通道最低利用率和年輸送新能源電量最低比例。” 《報告》還強調，在電力新基建體系下，應逐步退出落后煤電機組，優先開發消納清潔能源，提升電力供給質量，配電網和數字電網建設提升電網供給效率，煤電靈活性改造和延壽管理擴大有效供給，促進新能源消納。...

換電模式，在業界的大力呼吁和國家相關政策支持下，逐漸走向市場前端，火熱起來。 今年以來，我國連續出臺相關政策：4月，影響全行業的《關于完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》明確提到支持“車電分離”等新型商業模式的發展；10月中旬，工信部表示正加快制定《電動汽車換電安全要求》的國家標準；11月2日，國務院辦公廳正式發布了《新能源汽車產業發展規劃（2021－2035年）》，明確提出要大力推動充換電網絡建設，鼓勵開展換電模式應用。 那么，換電模式究竟有哪些“好處”？為什么要支持和推廣這一模式？換電又會給行業帶來怎樣的改變？落地和推廣又需要解決哪些難題，突破哪些障礙？換句話說，新能源汽車的“換電時代”已經來到了嗎？ 換電模式的好處在哪里？ 換電模式在中國并非新生事物。早在20多年前，換電模式就已經存在于特定的車輛補能場景中。“真正的規模化推廣是在2016年前后。因為充電帶來的焦慮亟待解決。”奧動新能源汽車科技有限公司技術副總裁蘭志波介紹，而能夠解決的辦法：一是將充電時間縮短，也就是快充；另一辦法就是解決電動車能量的快速補充，也就是換電。“換電很樸實，就是為了解決充電慢的一個服務端的解決方案。” 在杭州伯坦科技工程有限公司董事長聶亮看來，換電是市場“自然選擇”的結果。電動汽車由于配載電池導致其售價較燃油車高出30%-40%，令用戶“買的貴”；同時，里程焦慮的產生則來自能量補充無法及時和方便，導致用戶“用的煩”。兩大因素制約了電動汽車的市場化發展。“要從根本上解決問題，我們認為車與電池一定要分開。”聶亮表示，電池要由持有者來做經營，以解決買的貴的問題；鋪設足夠密度的換電網服務站點，則可以解決用的煩的問題。這樣才能讓電動車產業持續發展。“是市場端的需求選擇了這個路線。”他強調。 作為相關主管部門的負責人，原國家863電動汽車重大專項動力電池測試中心主任、中國電動汽車充電基礎設施充電聯盟副秘書長王子冬從行業角度給出綜合性看法：換電與充電并不矛盾，只是一種能量補充方式。換電的真正涵義是換下來充電，而不是換下來不充電。他表示，推廣換電，主要是考慮到近幾年來車載充電方式出現的一些問題，比如充電時間長、充電溫度低以及充電槍不合理等導致的安全隱患。相比之下，換電方式不但可以提高補電速度，還可以在可控的充電環境下給電池補電，更好的提高了安全性。 降低綜合成本、大幅提高效率、更加安全可控、以及促進全產業鏈更加細化專業的分工和資產管理等，換電模式的發展和進化正在彌補充電模式某些方面的不足，這也給了換電模式再度“崛起”的理由和支撐。 “這兩種方式并不矛盾，未來到底哪種方式好，往哪個方向走，還要看市場的體驗和需求。”王子冬指出，目前很大一部分換電市場是B端用戶在使用電動車，這取決于其工作特點和要求。換電應該是廣義充電方式里的一個分支或者說是一個補充。 解讀換電：現狀與問題 具備明顯優勢的換電是否會大幅改變現有的充電模式市場？未來的發展趨勢又會怎樣？在這幾位換電推動者看來，無論是從個人用戶層面，還是綜合社會能源體系的構建層面，換電都有更加廣闊的空間和效益。 “用戶買車最關心的是車的經濟性和便利性，至于能源如何補充并不是最重要的。”聶亮認為，從這個角度，將來會有越來越多的用戶選擇換電方式。用戶需要的其實這樣一種普遍服務。當然，充電功能也同時保留，就如同固定電話和移動電話，換電就好比移動的電網，充電樁如同固定的電網。同時，換電還可以充分利用閑置的時間和低谷能源，長遠來看，換電有條件成為主流。 對此，蘭志波表示贊同。電動車時代面臨的不僅是車的事，還有社會能源體系構建的問題。電動車的能源補給會造成電網局部負荷過重，而電池本身的活躍性也會讓安全邊界更窄。如何保障電池使用安全，讓能源供給與巨大的單點需求匹配，以及降低電池帶來的過高成本等，都是新的命題。“我們發現換電可以達成方方面面的平衡，與電動車的使用是一個全面友好的關系。”在奧動看來，換電是可以將充電與用戶的需求分離開來的。 當然，沒有絕對完美的模式，既然換電是換下來充電，最后還是要充電，那么為何要多此一舉，是否會增加換電的成本和時間呢？媒體觀察員邱鍇俊也就此提出了自己的疑問。 “用戶自己在家里充電，電費可能在0.5元/Kwh，但是換電站建設有很大投入，這個經濟效益如何保證？換電的價格是不是更高？”王子冬指出，換電比充電增加了一個環節，成本一定會增加。同時，換電站需要大量備用電池，也需要更多資產支撐。此外，與目前匹配度較高的充電樁相比，換電需要統一規格、型號的電池，統一電池標準，也是換電市場當前最大的障礙之一。 推廣換電，要解決哪些產業難題？ 產業端推廣換電模式仍需要破解一些難題和障礙。尤其在電池的標準化與商業模式的落地方面，幾位嘉賓從市場更深層面進行了分析和探討。 雖然換電模式的好處很多，但是否走這條路線、如何去發展首先需要得到產業界的認同。王子冬強調，尤其比較難的是整車企業，更要與行業一起向共贏的方向去推動。他以大幅提高物流行業效率的集裝箱標準化為例：集裝箱的推廣降低了物流業成本的90%，最關鍵的兩個抓手，一個是實現了標準化，一個是打通了產業鏈。“整車企業相互之間很容易形成各自的‘壁壘’，而推動換電是全行業受益的事情，大家要往一處想”。 杭州伯坦科技是業內較早推動電池包標準化的企業，聶亮對標準化的過程和難度更有感觸。“車用電池與手機電池的標準化還不一樣，電池包可以占到整車成本的40%-50%，如果大家都走差異化路線，那么整個社會的成本會非常高。所以標準化是必須發展的方向。”此外，他表示，車電分離之后還需要相應的商業模式，包括資產的經營等等。假設中國3億輛車，一臺車價值5萬，那就是15萬億的產業。這是一個需要全社會承擔和受益的資產成本規模，絕不是一家車廠能夠解決的問題。 “這是換電模式最大的優勢，也是我們行業遇到的最大難題。”聶亮強調，但是產業總歸是向趨利方向發展，作為從業者，他相信只要把標準堅持做下去，目標總會實現。 那么如何進一步推動電池的標準化？主持人邱鍇俊也提出了一個現象：目前很多車型都是車企早期按照充電的標準設計的，如果推廣換電，該如何在研發上做調整？同時，以電池包為核心資源之一的主機廠，又是否愿意放棄電池包的主動權？ 奧動的做法是將與換電相關的部件集中在一起，形成類似過去電池箱的方式，這樣進行換電匹配的過程就很簡單。“已經有很多整車廠采用這種換電的方式和技術，或者選擇這種部件，讓充電車變成具備換電功能的車。”蘭志波介紹。 至于車廠如何應用換電，“換電實際上是統一接口的規格，連接方案是一樣的，可以做到車與站兼容。”蘭志波說，目前換電站已經可以對用戶提供共享服務，即車在任何一個站都可以換電池。車車互通由于電池標準仍未解決，目前還需要些時間和過程。 商業模式的探索仍在路上 如何構建良性可盈利的商業模式，仍是換電模式面臨的首要問題。目前，蔚來已在私家車市場正式推出電池租用服務。商用車、出租車、網約車成為換電率先切入的細分領域。 談及電池資產的商業模式，王子冬認為可以借鑒國內第三方金融資產的運營者，以及集裝箱的通用模式、加油站的管理模式。或者與加油站聯合共建換電站，或者將換電站作為城市儲能的一個分支，總之要設法將“補電”變成一種有價值、可經營的“資產”。“讓大家明白，換電站也是資產，誰擁有電池資產，誰就掌握了電動汽車推廣的支撐渠道。”他解釋，動力電池壽命遠高于電動汽車，所以要把電池的價值充分挖掘利用好，這會特別降低前端電動汽車的使用成本。 另一個較難的問題是電池資產的管理，至今仍未形成完善的運轉。據聶亮介紹，將電池作為資產管理和流通起來，需要電池具備貨幣流通的本質特點：通用性與流通性。但是電池作為貶值類資產，很難正常釋放受益以吸引投資者購買，這需要電池上下游產業鏈的深度參與。只有構建一個基于良性流通的資產+金融生態環境，電池資產才能正常管理和運轉起來，否則也很難支持“車電分離”的真正推行。 總而言之，換電模式優勢顯著，好處多多，但在產業端的推行和落地還有大量工作要做。要得到諸多參與方的認同和合力推廣，行業本身也需要在基礎設施建設、電池標準統一、商業模式運行等方面完善和加強。或許有一天，“車電分離”的實現，會成為破解新能源汽車產業核心痛點的“鑰匙”。...

長期以來火電在我國電力系統中處于絕對主導地位。2015 年火電審批權由國家發改委下放至地方，核準容量近 1.5 億千瓦，相當于平均每個省市自治區核準新增5個百萬千瓦大廠。歷史高峰帶來嚴重的裝機過剩風險。隨后受煤價快速上漲、煤電產能過剩、用電市場增長緩慢、市場競價加劇等因素疊加影響，火電企業生產經營陷入嚴重困難，利潤降低甚至虧損。隨著國家能源政策和煤炭市場化改革的不斷深入及大氣污染物排放標準提高，火電行業面臨著能源結構轉型、燃料成本約束、節能減排等一系列挑戰。未來一段時期內，火電企業需要從各方面做好準備和計劃，迎來歷史發展的新時期。 來源：北極星電力網 作者：張晨雯 國家開發銀行 本文系投稿，本文內容僅代表作者個人觀點 一、?新五大發電集團牽頭煤電資源整合 為增加火電行業集中度，改善煤電企業經營狀況，2019年12月國資委發布《中央企業煤電資源區域整合試點方案》，提出由國家電投、國家能源集團、大唐、華能、華電牽頭在甘肅、陜西、新疆、青海、寧夏5個煤電產能過剩、煤電企業連續虧損的地區開展第一批整合試點，進一步通過區域整合的方式優化資源配置、淘汰落后產能、減少同質化競爭、緩解經營困難。試點于2019年啟動,力爭到2021年末試點區域煤電產能壓降四分之一至三分之一。 2018年火電企業大面積虧損，新五大發電集團下屬煤廠474個，虧損占比54%，虧損金額達379億元。根據<<方案>>完成產權劃轉后，牽頭企業將淘汰關停落后產能，在不考慮其它電源擠占效應情況下，預計5省份的火電機組利用小時將有明顯增加。 新五大發電集團試點省份情況 注：我國火電資產分布在新五大發電集團、地方能源集團、企業自備電廠和民營企業。2019年五大集團合計火電裝機6.03 億千瓦，占全國火電總裝機一半以上。 二、燃料成本與火電企業的經濟效益密切相關 我國火電燃料以煤炭為主，由于燃料成本占火電企業總成本比例高，煤炭價格波動對火電企業盈利影響較大。2014-2015年煤炭出現嚴重過剩，2016 年政府出臺系列煤炭去產能政策文件，5月開始煤炭價格步入上行通道。經過一輪煤炭供給側改革，直到2019年煤炭優質產能釋放價格才有所下降。回顧歷年來火電企業凈資產收益率與煤炭價格之間的關系，火電ROE與煤炭價格下行周期呈反向變動趨勢。 受 2020 年疫情影響，年初煤炭需求不足，疊加二季度國外疫情爆發，進口煤低價導致國內煤炭價格承壓，價格較去年同期下降。受成本端壓力減小，下游需求端復工復產推進，2020年上半年以煤電為主的上市平臺盈利同比大幅增長。 三、可再生能源消納保障機制給火電企業造成壓力 為加快構建清潔低碳、促進可再生能源開發利用，近年來國家發改委、能源局發布《清潔能源消納行動計劃（2018-2020 年）》、《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》等相關政策，提出優先發展分布式可再生能源、清潔能源優先跨省與火電“打捆”交易、建設清潔能源外送通道及電網升級、探索清潔取暖、發展儲能等一系列改善清潔能源消納的措施，并對各省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重，建立健全可再生能源電力消納保障機制。部分省份已出臺相關政策除跨省跨區協議送電、符合超低排放要求的機組，火電機組不再安排優先發電量。我國光伏、風電產業經過十余年的發展累積，單位裝機及度電成本不斷下降，下限值已接近或部分達到當地火電脫硫燃煤標桿電價，可再生能源市場消納競爭力逐漸增強。與此同時，為保障可再生能源消納讓路而犧牲的火電利用小時數使得火電企業利潤空間在不斷被壓縮。 四、市場化交易增加煤企綜合電價的不確定性 2016年3月國家能源局下發《國家能源局綜合司關于征求做好電力市場建設有關工作的通知（征求意見稿）意見》，文中提出的電力市場化目標，“2018年實現工業用電量100%放開，2020年實現商業用電量的全部放開”。2019年全國范圍電力市場交易量占全社會用電的39%，雖然市場化進度低于預期，但從近三年的實際交易情況來看，煤電企業綜合電價在逐年下降，對企業經營狀況造成一定負面影響。 五、結語與建議 我國火電經歷了規模化發展、上大壓小、節能減排、煤電一體化的歷史階段，在可再生能源時代面臨的問題也更加突出。認識火電企業的現狀有利于因地制宜因勢利導優化火電未來新增資源的配置。據中電聯統計，2019年末我國火電裝機11.9億千瓦（其中煤電10.4億千瓦）在全國總發電裝機的占比下降至55%，火電發電量比重從2011年82%下降至68%，電源結構已逐漸向可再生能源轉變。“十四五”將是我國能源轉型的關鍵時期，清潔高效的火電與可再生能源之間絕不是簡單的零和博弈，電力平衡和對其他電源的調節補償決定了火電仍將發揮重要作用。但未來火電新增規模有多少，扮演何種角色，傳統火電企業如何發展，如何優化布局，還有賴于政府、企業、金融機構、規劃科研院所的進一步探討與合作。 ?...

什么是“雙循環”？即形成以國內大循環為主體、國內國際雙循環相互促進的新發展格局。如果從產業角度看，我國光伏行業就是一個典型的“雙循環”范例。 2008年，光伏行業還是“兩頭在外”——上游原料對外依存度高，下游應用依賴國際市場，整個行業基本處在“國際大循環”狀態中。 從2009年開始，為應對歐美等地的“雙反”措施，我國光伏產業開始了“壯士斷腕”式的產業結構調整。伴隨這次調整，國內市場正式開啟，光伏行業也開始轉向“國內循環”。 2018年，歐盟終止對華光伏“雙反”措施，海外業務重新成為部分光伏企業的拓展方向，甚至被一些企業視為重點市場。與此同時，國內市場也日趨成熟，競價、平價、扶貧等多種類型的項目均有較強的競爭力，這讓“內外并重”的策略成為多數光伏企業的首選。 未來一段時間，我國國內經濟的大循環將被逐步打通，光伏的“雙循環”也需要繼續推進，但在實施過程中，需要注意細化和優化。 在“國內循環”中，企業應不斷挖掘國內市場的新需求、新機遇，特別是借助“新基建”的東風，提升技術能力，尋找新的應用場景；在“國際循環”中，企業應以新視角、新模式強化國際化布局，嘗試開放創新、近岸業務等新模式，以增加回報、降低風險。 “國內循環”：把握新型城鎮化機遇 激發國內需求、擴大新能源的應用場景，關鍵是要尋求“多點開花”。在“十四五”期間，光伏行業非常值得關注的領域就是新型城鎮化。 不久前，中金公司發布研究報告指出，在總結已披露的各地“十四五”前期課題研究成果后，發現高頻詞匯主要集中在創新、城市群、區域協調發展、新型城鎮化等方面。可見，推動都市圈和城市群的發展將是“十四五”的重中之重。 在未來的一段時間里，各地將會建設很多新的基礎設施，以順應人口向城市遷移的趨勢，優化經濟的空間結構，釋放內生發展動力。 新型城鎮化將伴隨著綠色和能效水平的提升，這恰恰是光伏行業的機會所在。當光伏和新型城鎮化融合，必然生發出諸多新的需求，推動光伏應用“多點開花”，不僅會擴大光伏產品的多元化應用領域，還有可能推動行業開啟精益生產。 盡管生產流程復雜、技術升級頻繁，但近年來，智能制造等高科技手段開始被一些光伏企業所嘗試。當下，配合新型城鎮化過程中出現的多元化需求，企業不僅需要提高產品質量，還要具備滿足各種小規模需求的供應能力。這就要求改進生產組織方式和管理技術，提升企業生產體系的靈活性。這正是精益生產可以實現的。 精益生產的核心是“精”，既要保證生產的供應精準、不留庫存，又要強調相互協作及業務的精簡、減少流程，這與光伏市場未來發展趨勢也是相吻合的。在國內光伏市場容量持續擴張的過程中，市場需求也會漸趨多樣化，光伏企業不僅要面向B端市場，而且可能會開啟C端市場，不同層次的市場將生發更為碎片化的需求。如果擁有大規模生產和精益生產兼備的生產能力，企業就不會因市場轉型和需求多元化而措手不及。 “國際循環”：實現三輪驅動 10月13日，國際能源署發布《世界能源展望2020》。這份報告預計，盡管受疫情影響，今年全球能源需求出現整體下降，但全球清潔能源需求仍將保持0.9%的正增長。 因此，“走出去”仍將是國內光伏行業的重要選擇，但前提是，企業要選擇更加穩妥的方式去拓展國際市場。實現出口貿易、近岸生產和開放創新的三輪驅動，或是最好的選擇。 一是繼續開拓出口市場。 自從去年歐盟取消對華光伏“雙反”措施后，美國也在2019年12月宣布了對雙面光伏組件豁免“201法案”下的進口關稅，貿易政策的變化重新激活了中國對歐美市場的出口。根據中國光伏行業協會的統計，2020年1~5月，中國對歐洲的光伏組件出口進一步增長，出口額為26.6億美元、同比增長了12.3%，對美國的出口額達到了3.1億美元、同比增長20倍以上。但受疫情管控和貨幣貶值等因素影響，今年對印度和拉丁美洲市場的出口量有所下降。 盡管出口狀況在很大程度上仍取決于市場所在國的政策變化，但光伏企業依然可把出口貿易作為參與國際循環的重要選項。但應當視國外相關政策的變化，對出口目的地和貿易規模進行靈活調整。 二是海外投資要因時而變。 從全球生產的角度來看，新冠肺炎疫情的沖擊在很大程度上體現為，一旦全球供應鏈若干重要環節因疫情而中斷，就可能造成整條產業鏈停擺。目前，不少國家已經開始重新評估本土產業鏈的安全性，試圖優化和重塑產業鏈供應鏈體系。 在全球生產秩序恢復正常以后，區域化和近岸化可能成為國際投資和全球產業布局的新趨勢。近岸化是和離岸化相反的概念。離岸化是通過全球范圍內的投資和業務外包，利用國家或地區的勞動力成本差異，降低生產成本，提高經營效率。這種模式強調的是“高效率”和“低成本”。而近岸化則是利用鄰國生產要素的業務模式。這種模式更強調“安全”和“便捷”。如果疫情后全球供應鏈體系調整出現這些新變化，到主要市場所在國或其鄰國投資設廠，就近供應區域市場，可能將成為中國光伏企業開拓國際市場的重要選項。 三是不斷擴大開放式創新合作。 要想進一步提升光伏行業的發展水平，持續的技術創新不可或缺。在過去幾年里，我國光伏行業的研發水平和技術能力進步很快，但在一些關鍵核心領域，尤其是最尖端、最前沿的技術領域，仍有較大的提升空間。當下，中國光伏行業已經具備資金、市場、環境等諸多優勢，應當充分利用國內國外兩個資源和兩個市場來推動技術進步，既要聚焦自主研發，也要實施開放式創新，通過整合全球創新資源，實現集思廣益。 “雙循環”離不開四個支柱 從前幾年的經驗看，光伏行業的“雙循環”離不開四個支柱，即擴大內需、優化供給、深耕技術和關注海外。 擴大內需就意味著要通過激活國內光伏需求，不斷釋放國內市場的潛力。這也是2012年后光伏行業最大的亮點。2013 年8月，國家發改委出臺《關于發揮價格杠桿作用促進光伏產業健康發展的通知》等一系列文件，此后幾年中，我國光伏行業市場快速發展，截至2019年12月，全國光伏累計裝機突破200吉瓦。 任何產業要實現迅速發展，僅靠擴大需求端是遠遠不夠的，還要提高供給端的質量與效率。過去幾年，在光伏產能不斷擴張的同時，供給質量也在不斷提升。光電轉換率的提高就是高質量供給的表現之一。隨著技術進步，我國光伏電池轉換效率不斷提升。特別是在過去一年，大硅片、高功率組件市場逐步完善，產品升級的速度超出了市場預期。 優化技術是產業升級的重要支柱。近年來，國內光伏產品持續升級，產品質量和技術水準不斷提高。但必須承認，部分關鍵的技術環節仍存在短板。比如，光伏上游的制造儀器、部分核心零件等。要實現核心技術的突破，需要行業繼續加大研發力度，進一步提升創新能力，為新能源產業的可持續發展提供堅實的技術支撐。 國際市場能夠為光伏產業發展提供重要支撐。盡管部分國家和區域出現了“逆全球化”的現象，但是經濟全球化的大趨勢并沒有中斷，區域經濟一體化正在重構全球生產貿易體系。今年年底，亞太地區最大的區域貿易協定《區域全面經濟伙伴關系協定》或將簽署，它不僅會極大地促進亞太地區的投資與貿易，也將使光伏行業從中獲益良多。 上述四根支柱的內在邏輯非常清晰，即先通過擴大內需、改善供給、促進創新等措施做大、做強、做優國內市場，再將龐大的產品供應能力和強大的產業競爭優勢在國際市場進一步釋放出來。“十四五”期間，四根支柱不僅要立好，而且要立穩，只有這樣，才能讓國內循環和國際循環實現有機結合，構筑出光伏行業的完整“雙循環”。...

細則出臺后，幾家歡喜幾家愁。實際發電小時數高于核定小時數的區域最“受傷”。同時，有觀點指出，政策對光伏與風電未能“一碗水端平”，不少業內人士對“厚”光伏“薄”風電頗有微詞。 近日，財政部、發展改革委、國家能源局聯合印發《關于<關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見>有關事項的補充通知》（以下簡稱《意見》），對可再生能源電價附加補助資金結算規則進行了明確。值得注意的是，本次《意見》僅針對存量可再生能源項目，增量的平價項目并不在《意見》范圍之內。 從今年6月明確2020年923.55億元的補貼預算，到“以收定支、優先級明確”的發放原則，再到當前“合理利用小時數”的確定，多部委連發文件，旨在“治愈”可再生能源補貼拖欠之痛。 “合理利用小時數”首次出現在今年1月財政部發布的財建4號文《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》和財建5號文《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》中，是相關部門綜合考慮多種情況，計算出來的地區合理的滿發小時數，與補貼發放金額直接掛鉤。《意見》出臺將對可再生能源行業產生什么影響？ “游戲規則變了” 明確補貼數額和時間 《意見》對風電、光伏發電以及生物質發電項目都進行了合理利用小時數的劃定。相關項目的實際利用小時數，只有在合理利用小時數內的部分，才能獲得中央財政的補貼資金。 以陸上風電為例，I至IV類資源區全生命周期合理利用小時數分別為48000小時、44000小時、40000小時和36000小時，經折算，年合理利用小時數約為2400、2200、2000和1800小時。 同時，補貼發放機制有了明顯變化。《意見》要求在時間軸上，并網之日起20年、全生命周期合理利用小時數，兩者取其一，以首先到達的時間節點計算核定發電量補貼，此后不再享受補貼。同時明確，選取核準容量和實際容量中的低值為補貼容量，如在核查中發現申報容量與實際容量不符，將按不符容量的2倍核減補貼資金。 中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽表示：“這意味著，此前逐批進補貼目錄的發放機制不再繼續，國家批復的項目相當于‘確權’了，國家認拖欠補貼的賬，利好光伏行業，可大大減少光伏企業不確定性。” 易渡(武漢)咨詢服務有限公司負責人宋燕華表示，《意見》對補貼電價公式存在歧義的部分進行了修正。“2019年5月，財政部發布《關于下達可再生能源電價附加補助資金預算的通知》,文末補貼計算公式中的‘電網企業收購價格’引起激烈討論。本次《通知》對此表述進行了修改，正本清源，減少了不必要的麻煩。” “幾家歡喜幾家愁” 配額、綠證交易大勢所趨 幾家歡喜幾家愁。有觀點指出，《通知》對光伏與風電未能“一碗水端平”，光伏發電政策傾斜明顯，不少業內人士對“厚”光伏“薄”風電頗有微詞。 “光伏組件存在明顯衰減，這一點在行業內已是共識，但是本次政策對‘衰減’二字只字未提。按合理利用小時數反算，光伏項目首年發電小時數可達1200-1800，高于目前光伏實際平均發電小時。發一度電有一度電的補貼，基本沒有起到像風電一樣‘砍’補貼的效果。”宋燕華表示。 “對于海上風電而言，新政對海上風電‘全生命周期合理利用小時數為52000小時’的確定，以及2021年以后國家補貼的退出，無疑會加劇海上風電項目的投資風險。”一位業內人士表示。 作為風電行業代表，遠景能源高級副總裁田慶軍表示：“這個政策主要針對已經獲取補貼電價的項目，明年開始陸上風電全面平價，不再享受補貼，后年開始海上項目全面平價。行業應該正確看待此政策的出臺，不必過度解讀，政策更多導向可再生能源積極參與市場化綠證交易，減少對補貼的依賴。” 田慶軍所說的綠證交易，也是《通知》中的重要內容之一，不再享受國家補貼后可核發綠證、參與綠證交易。劉譯陽表示，未來在發展機制上，綠證、可再生能源配額要發揮更大作用。“綠證、配額制均是發揮全社會的力量支持可再生能源發展。要綠水青山、藍天白云，就需要付出一定的代價。原機制大部分成本由電力企業承擔，現在是‘誰付出、誰受益’，全社會所有電力用戶共同承擔。” “避免出現反激勵” 積極擁抱變革謀得生存空間 部分企業向記者透露，實際發電小時數高于核定小時數的區域最“受傷”，政策應避免對技術提升形成反激勵。 中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎告訴記者，同一個資源區更優質項目補貼額會變少。“以青海海南州為例，在不使用任何先進技術手段的前提下，Ⅱ類資源區的海南州某光伏電站的實際發電小時數可以達到1400小時，如果加上雙面、跟蹤等技術手段，實際發電小時在1600-1700小時左右。《通知》中，光伏Ⅱ類資源區合理利用小時數為1300小時，這意味著，這些光伏電站要提前兩至三年退出補貼。” 興業證券研報分析認為，本次《意見》充分說明，今年國家補貼收尾關門，低成本有競爭力的新能源發電形式將迎來更廣闊的空間。平價之后，利用小時數無上限，產能利用率大幅度提升，而高成本的沒有競爭力的發電形式，在成本降低至平價之前，不具備大規模發展的條件。 對存量項目來說，企業如何創新發展？宋燕華表示，在合理利用小時的激勵下，未來業主進行技改提效和參與市場化交易的動力將會增強，如風資源和消納條件允許，實際發電小時低于合理利用小時的項目應該成為技改服務商和售電主體的主攻方向，由于回報提升顯著，還可采用收益分成模式。 “由于提升發電量的增收效果邊際效益遞減，對于正在搶裝的項目，如建設方案仍可調整，業主應更關注即期造價降本而非發電量提升；對于已并網項目來說，由于折舊、利息費用等因素已經確定，運維服務應成為降本突破口，業主可以考慮放棄對運維人員數量的執念、接受和推廣集控模式，以運行指標而非管理人數作為考核運維主體的標準。”宋燕華說。...

新能源滲透率持續提升、電網峰谷差不斷拉大、源荷雙向響應頻繁……我國電力系統運行復雜程度日益增大，系統運行波動性和不確定性大幅提高，對靈活性資源的需求從未如此迫切。 截至 2019 年年底，我國風電、光伏發電裝機容量分別達到 2.1億 、2.04億千瓦，年發電量分別為4057億、2243億千瓦時。有數據顯示，2020年新能源日最大功率波動超過1億千瓦。 基于我國二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和的愿景，能源低碳轉型加速，電力系統中新能源發電量占比將進一步提高，但受制于我國電力系統靈活性欠缺、電網調度運行較為僵化，新能源難以高效消納。從電源側看，我國抽水蓄能、燃氣等靈活調節電源比重僅為6%，且空間分布不均，西北地區靈活電源占比僅為0.9%。而德國、西班牙、美國靈活調節電源比重分別為17.5%、34.3%、48.7%。 學者指出，未來電力資源時空均衡配置的空間尺度更大、時間尺度更小，高比例風電、光伏的隨機變化特性將給電力系統運行帶來前所未有的挑戰，亟待構建基于靈活性的規劃和運行技術體系，增強系統調節能力。 “靈活性，電力系統的新主張。” “十四五”電力實現高質量發展，全系統調節能力增強、系統效率提升應是重要評價指標。電力系統運行靈活性涉及時間尺度、供需平衡、成本約束等多個方面，優化配置靈活性資源，滿足系統在不同時空尺度下對靈活性的多樣化需求，亟待構建靈活性指標體系、完善市場機制、強化新技術融合應用。 一要量化系統靈活性需求，求解靈活性平衡。 靈活性平衡求解，即面向不同需求，協調不同時間、空間、物理和價值屬性的靈活性資源與手段，實現電力系統目標。 基于新能源裝機及負荷演化、電力系統運行約束條件等，測算不同時間尺度的靈活性資源需求。充分考慮靈活性資源具有的多時空特性、狀態相依性、雙向轉化性等特性，研究構建多時間/空間尺度的靈活性量化指標體系，從經濟、環境維度考量各類靈活性資源的邊際效益，科學規劃靈活性資源，優化調度各種靈活性資源，以最小化系統成本實現靈活性平衡。 二要系統挖潛靈活性資源，讓市場充分體現靈活性價值。 至2019年年底，我國煤電靈活性改造完成5775萬千瓦、氣電裝機容量9022萬千瓦、抽水蓄能裝機容量3029萬千瓦，主要靈活性電源建設進度較“十三五”電力工業發展主要目標仍有差距。市場機制激勵不足是靈活性資源建設緩慢的重要原因，如，煤電靈活性改造調峰補償電價差異較大，抽水蓄能電站缺乏明確的經濟效益量化指標，氣電電價中調峰、環保價值未充分體現等。 挖潛源-網-荷-儲全環節靈活性資源，亟待完善市場機制提升資源配置效率。應加快推進電力市場建設，探索通過彈性電價機制釋放系統靈活性，研究利用市場機制支持儲能等靈活調節電源發展的政策，充分反映調節電源的容量價值。 三要強化新技術融合應用，拓展靈活性資源效能。 強化新技術融合應用，通過智能電網、智能設備、信息管理系統實現各種靈活性資源優化整合，使各類靈活性資源得以協同拓展，跨越傳統環節劃分，達到貫通式的高效利用。 推進能源互聯網、智能微電網、虛擬電廠等技術應用，優化源-網-荷-儲協調調度控制，以技術進步和規模化應用促進電力系統與信息技術融合；應用電網柔性技術，提升電網柔性控制能力，促進電力系統功率快速、靈活調節，提高系統穩定性；加強材料跨學科應用，加大儲能、太陽能等相關材料技術攻關，研發新材料、新技術降低靈活性資源成本。 增強靈活性，提高系統調節能力，是實現電力低碳轉型的必然要求。直面靈活性約束，尋求最優解，亟待多元協同、系統發力。...

我國可再生能源發展的“十四五”規劃正在緊張編制中，將決定未來5年可再生能源的發展走向。 隨著光伏在全國范圍達到平價格局，光伏企業達到盈虧平衡點促進企業未來快速發展。在“十四五”期間想要提升非化石能源的占比，將主要加大對風電和光伏等新能源的產業布局。 光伏發電技術降本空間大、技術進步快、產業化確定性強，是未來主要發展的低成本節能發電方式之一。 作為可再生能源，光伏滲透率提高大勢所趨。IEA預測全球光伏發電在總發電量的占比將在2040年達到18.7%，而2018年全球范圍內光伏發電滲透率僅為2.2%，2019年我國光伏發電滲透率提升至3.1%，光伏發電的市場空間廣闊。 2020年國內光伏競價項目落地，規模達26GW超過預期。受此影響，國內需求有望在4季度集中釋放，機構預計國內2020年新增裝機將達45GW左右，2020年全球光伏新增裝機且望達125GW，同比增長9%左右。 隨著下游裝機需求持續向好，將拉動產業鏈價格全面上漲。 光伏技術路徑豐富且多樣，而落地需靠設備商變現。 光伏行業之所以可以享受較高估值，一方面是因為光伏行業長期擁有景氣的下游需求，光伏滲透率提高永遠值得想象。 另一方面，則是光伏行業擁有完整的、多樣的、可見的成本降低路線圖，此路線圖為“景氣的下游需求”進一步強有力的保障， 光伏產業鏈的上游是晶體硅原料的采集和硅棒、硅錠、硅片的加工制造，產業鏈的中游是光伏電池和光伏電池組件的制造，目前晶硅電池分為單晶硅和多晶硅兩種，產業鏈的下游是光伏電站系統的集成和運營。 產業鏈由原材料硅料加工為硅片，進一步加工為電池片，然后加工為組件，最后組合為下游發電系統。 隨著國內廠商低成本先進產能擴張釋放，中國在全球光伏供應鏈份額持續提升。 目前光伏產業鏈供應端主要集中在中國大陸，且多晶硅和硅片環節產能向中國西北和西南地區轉移趨勢明顯。 2019年，中國在多晶硅、硅片、電池片、組件、逆變器環節產量占全球比例已分別提升至67%、97%、79%、71%、59%；尤其是多晶硅、硅片和逆變器環節，中國廠商憑借顯著的成本優勢推動低成本新產能快速擴張，近10年全球份額占提升約30pcts。...

東北地區風光資源豐富，業內認為，依托能源互聯網進行大規模的可再生能源利用將是其能源轉型的重要途徑。 作為共和國長子，東北地區曾為我國的經濟發展作出了不可磨滅的貢獻，但單一的產業結構，讓老工業基地的增長速度持續放緩。如今，東北地區大力發展光伏、風電、儲能、氫能等，嘗試采用能源互聯網等先進的技術理念，提高可再生能源發電比例。 發展可再生能源是能源轉型的重要途徑，高比例可再生能源并網是未來我國電力系統的重要特征。然而，高比例可再生能源并網為電力系統帶來嚴峻的挑戰，將改變電力系統的結構形態。在此情況下，東北能否走上“風光之路”？10月22日，在2020第五屆東北能源經濟轉型與發展峰會上，專家、學者以及企業家展開了熱烈的探討。 豐富的風光資源尚待開發 眾所周知，2003年，我國提出“振興東北老工業基地”的戰略，為東北經濟發展注入了強大的動力。而今，我國要推動形成國內大循環為主，國內國際雙循環互相促進的戰略格局。 就在不久前，中國提出將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，實現“二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”的目標。 “‘十三五’期間，我國可再生能源規模持續快速增長，可再生能源消費比重穩步提升，進入較高比例增量替代和區域性存量替代新階段。”國家發展和改革委員會能源研究所可再生能源研究中心副主任陶冶說，可再生能源技術為推動能源結構調整、保護生態環境和培育經濟發展新動能發揮了重要作用。 陶冶強調，“十四五”期間，風電和光伏發電將成為推進電力市場化、儲能、微網、增量配網、綜合能源服務的關鍵動力。 對此，中國電力科學研究院新能源研究中心太陽能發電實驗與檢測室主任張軍軍表示贊同。在他看來，電力是能源轉型的中心環節，依托能源互聯網進行大規模的可再生能源利用將是能源轉型的重要途徑。 東北地區風光資源豐富。光照方面，東北屬于光伏輻照的二類地區，全年輻射量在5400—6700MJ/m2，相當于180—230kg標準煤燃燒所發出的熱量，擁有其他諸多地區不具備的光照時間；風能方面，黑龍江省是東北地區風能資源最豐高的省份，該省2/3以上的區域屬于風能資源較豐富區，由西向東覆蓋全省大部分區域，其中有近1/3的區域屬于風能資源豐富區。據中國氣象局第四次風能資源調查結果顯示，吉林省潛在開發量約2億千瓦，可裝機容量約為5400萬千瓦。 “若是將東北地區的可再生能源潛力釋放出來，其前景將十分可觀。”一名參會者向記者表達了自己的看法。 仍面臨多重挑戰 作為擁有豐富自然資源和深厚工業基礎的東北，在建國之初的相當長一段時間內，為國家的建設事業作出了突出貢獻。然而，片面倚重工業尤其是資源型工業的發展模式，使老工業基地的增長速度持續放緩。 面對著沉重的轉型壓力，2013年以來，在全國新能源迅猛發展的大背景下，東北的也大力發展可再生能源。2017年10月，白城市經過競爭優選，被國家確定為第三批光伏發電應用領跑基地，成為東北地區首個光伏領跑基地。如今，該市正在打造“中國北方氫谷”。 隨著可再生能源的大規模并網，其能源結構加速優化升級，清潔化水平顯著提升，但由于與傳統能源特性不同，也對其提出了新的要求。 談起高比例可再生能源電力系統的挑戰，張軍軍也坦言：“從發電資源、發電設備及能源系統的層面考慮，電力系統面臨著實現新能源高效消納、保障系統安全運行，創新體制機制這三方面挑戰。尤其是新能源大規模接入系統后，安全運行方面面臨著頻率問題、電壓問題、平衡和調峰等難題。” 他舉例稱，比如，新能源電站內單機容量小、數量多，機—機、機—網交互影響大，單機并網性能無法表征整站性能；電站容量大、電壓等級高，故障穿越能力無法試驗驗證，如何準確高效仿真驗證電站的故障穿越能力難度大。 對此，國網能源研究院副院長柴高峰曾表示，隨著可再生能源電力占比的大幅提升，將對電網安全穩定運行和產業發展帶來深刻影響，對整合源網荷儲調節資源、滿足互動需求、提質增效、塑造新業態新模式、帶動產業鏈協同發展提出了更高要求。 在柴高峰看來，未來，電力供需雙向互動將廣泛存在。一方面，電力市場化改革、智能電網建設、可再生能源大規模并網促進互動方式多樣化、互動程度深入化；另一方面，需求響應進一步擴大范圍，需求側競價將大規模展開，用電權交易、負荷調度、含分布式電源的調度將逐步試點、穩步推進。 推動開發和消納模式創新 談起近幾年的變化，白城市能源投資開發有限公司副總經理張民結合在白城光伏發電應用領跑基地建設說：“白城之所以有大發展，與領導重視、全力支持基地建設，及時解決建設中的難題等因素是分不開的。”如今，白城已全面釋放出了全國領跑效應。比如，大力實施農光、牧光、漁光互補等“光伏+”應用，不僅提高了土地利用效率，而且帶動了地區生態、經濟的綜合發展，為鹽堿地的治理提供新的思路，將白城打造成了東北生態光伏發展樣板區。 當下，隨著“十四五”能源規劃的展開，各項籌備工作也在緊鑼密鼓地進行著。中國電建集團吉林省電力勘測設計院有限公司新能源分公司總經理李欽偉建議，可再生能源規劃要與國土空間、生態環境規劃、其他能源品種規劃以及地方規劃相銜接。 李欽偉強調，吉林省要重點建設平價基地，打造“北方氫谷”、“高載能高技術基地”配套工程、綜合能源示范項目以及“吉電南送”特高壓建設。他進一步稱，在電力消納方面，要吸引傳統和新型高載能企業落戶，探索新能源制氫的消納模式、加大外送電力的協調力度以及發展電動汽車等。 對此，陶冶建議，要堅定落實綠色發展理念，大力推動可再生能源發展，不能因為眼前困難，弱化激勵、放緩發展，延誤時機。同時，推動構建可再生能源集中式與分布式并舉，就地利用與跨省外送并舉，單品種開發與多品種協同并舉，單一場景與綜合場景并舉。另外，還要大力推動體制機制市場化改革，推動可再生能源并網消納、大規模應用。...

中國移動通信集團設計院有限公司信息能源所所長馬雁序在多個場合強調，5G網絡主要為工業服務，其中就包括能源系統中的儲能。 中國產業信息網數據顯示，2019年我國新增5G基站13萬個，相應新增儲能需求約為1.9～3.1吉瓦時。 另據日前發布的《2020儲能產業應用研究報告》（以下簡稱《報告》），預計今年年底我國5G基站數量將超過60萬個。 “預計2020年底，5G基站帶來的備用電源儲能需求約為10億瓦時/年級別。”中國化學與物理電源協會儲能應用分會產業政策研究中心副主任、教授級高工江衛良表示。 功耗為4G的3～4倍 5G網絡作為下一代經濟增長點，備受世界各國重視。 在近日舉行的5G創新發展高峰論壇上，中國移動研究院副院長黃宇紅介紹，目前全球已有超過100個運營商使用5G網絡，其中中國的貢獻巨大。 即使在疫情期間，僅中國移動就在全國340個城市建成超過30萬個5G基站，并計劃在年底達到35萬個。 “隨著5G基站建設速度加快，我國至少需要新建或改造1438萬個基站。”專家表示，基站本身可以存儲低谷電，所以5G基站也是重要的儲能裝置。 5G具有高寬帶、高流量和高發射功率等特點，同時收發通道數明顯增加，但這也導致其功耗的增加。據統計，5G設備的功耗為同配置4G的3～4倍。 也就是說，以4G時代基站能效水平來運行5G網絡，能源浪費將翻倍。 根據《報告》，由于現網疊加5G建設，現網站點主要面臨供電容量不足的問題，導致90%存量電源需擴容改造，投入高、工期長；而對于新建站點，也面臨選址、市電引入、安裝工程等費用高的問題，其占建設費用的90%以上。 江衛良表示，在2G、3G、4G時代，站點電源以被動響應為主，缺乏主動規劃，導致多套電源疊加建設，電源、配電、空間不匹配，系統運行效率低，多套電源運行維護工作大等問題。 “若5G時代仍延續傳統建設方案，將帶來大量基礎設施改造和資源閑置浪費。” 與此同時，面對5G網絡海量站點，目前大多數運營商每站年均運維成本從數萬元到幾十萬元人民幣不等。如果采用傳統的運維方式，依賴人工上站維護，成本將極大增加。 5G基站建設的另一個痛點來自于電源支持多。 “一個站內有2G、3G、4G、5G不同的系統，2G、3G并不是我國主導的，主要購買外國設備，一個國家設備一個樣，供電很復雜。”更令馬雁序擔憂的是，基站的空間沒有了，無法增加新的設備，而機房的承重也不夠。 因此，對于5G基站而言，如何提高供電方案能效水平、控制成本迫在眉睫。 磷酸鐵鋰電池受歡迎 目前基站蓄電池主要有鉛酸電池和鋰電池兩種類型，前者體積大、重量重，對機房空間和載重要求高，正逐步被體積小、重量輕的鋰電池所替代。磷酸鐵鋰電池因其安裝成本低、使用壽命長等特點備受歡迎，并且已經應用于實踐。 更為關鍵的是，磷酸鐵鋰電池充放電次數可達3500～5000次；能量密度可達到100～110瓦時/千克，皆高于鉛蓄電池。 中國鐵塔股份有限公司2020年以來已在20個省市發布了24項招標通知，總預算超過8945萬元，多項招標要求采購磷酸鐵鋰電池。中國移動通信集團有限公司在2020年3月初也發布了1.95吉瓦時磷酸鐵鋰電池的采購訂單。 北方工業大學儲能技術工程研究中心教授李建林等人撰文介紹，鋰電池在4G時代應用于運營站點儲能系統，但5G時代通信基站的環境更加復雜，對儲能系統的要求更為苛刻。 柔性、智能、高效是關鍵 基于“柔性、智能、高效”設計理念，業界提出“融合發展、動態匹配”的智能數字供電技術，具體表現在多能源融合發展、電源設備數字化和電池設備智能化。 以多能源融合發展為例，江衛良表示，可以將市電、新能源、存量電源等多路能源整合到一套系統，實現對能源輸入智能調度，優先利用新能源及低成本能源；同時接入存量電源余量，平滑演進，提升資源利用率，降低建設投資。 而在輸出配電方面，可考慮實現多電壓等級智能輸出，匹配業務設備供電需求，按需配置，靈活擴展。 中國移動設計院自主研發的5G基站一體化能源柜是一種智能數字能源產品。 據悉，該產品主要由智能多輸入多輸出電源單元、智能鋰電池單元和機柜組成，可實現能源多輸入、多輸出，支持新舊電源并機輸出，有效解決供電容量不足等問題。 “產品具有免市電改造、免電源改造和免電池改造的特點。”馬雁序說，“例如，原來一個基站建設需要各個廠家設備到位以后，施工隊在現場安裝接電路和電線，一個基站的供電設備安裝時間一般需要2～3天，而現在一體化能源柜僅需兩三個小時。” 值得一提的是，與傳統建設方案相比，采用5G基站一體化能源柜，能將改造周期縮短約90%、資本性支出降低30%～40%，整站能效提升8%～17%。 據悉，中國移動設計院持續積極拓展港澳臺及海外多元化市場，在前不久中國移動召開的iConnect Week全球運營商線上研討會后，南非、泰國、阿聯酋等海外客戶已表達明確購買意向，泰國甚至已開始按照運營商True的要求進行采購前的設備測試。...

隨著能源結構清潔化轉型的持續推進，負荷側隨機性波動的增加，電力系統的平衡特征和方式正在發生深刻變化，維持系統平衡的難度不斷加大，靈活性調節資源缺乏的問題日益凸顯。“十三五”期間，我國新能源裝機規模保持快速增長，截至2019年底，全國風電、太陽能發電裝機4.15億千瓦，超出規劃目標近1億千瓦。相較而言，電力系統的靈活性建設相對滯后，源-網-荷各環節的調節能力仍有待進一步提升。 一、電力系統調節能力建設情況及問題分析 （一）電源側調節能力建設進度緩慢 煤電靈活性改造方面，截至2019年底，“三北”地區完成靈活性改造機組約5800萬千瓦，不到規劃目標的30%。現行體制機制下，煤電機組靈活性改造后的調峰收益全部來源于發電側分攤費用，而不是從整個電力系統的效益提升中獲得。此外，煤電發電空間壓縮，火電企業普遍面臨虧損，不愿意主動參與調峰，阻礙了煤電靈活性改造的進度。 天然氣發電方面，截至2019年底，我國氣電裝機規模達9000萬千瓦，占電源總裝機僅4.5%，比規劃目標低2000萬千瓦。現有天然氣發電機組中，超過90%的裝機分布于華東、華北、南方等清潔能源消納壓力較小的地區。“十三五”以來，我國天然氣供應緊張，天然氣發電增長緩慢，新增燃氣電站主要布局在價格承受能力較強的北京、上海、江蘇、浙江和廣東等地區。 抽水蓄能方面，截至2019年底，我國抽水蓄能裝機規模達3029萬千瓦，占電源總裝機1.5%，比規劃目標低900萬千瓦。根據最新輸配電定價成本監審辦法，抽水蓄能不計入電網有效資產，若無法疏導，容量電費或由省級電網（或區域電網）公司墊付，或由抽水蓄能電站自負，將對抽水蓄能電站經營產生較大影響。 （二）電網側資源配置平臺作用尚未充分發揮 “十三五”是電網跨省區送電通道建設高峰期，截至2019年底，全國跨省區輸電能力達到2.6億千瓦，預計2020年達到2.8億千瓦，基本實現國家規劃目標。我國現行電力市場交易主要以送受端政府間“網對網”框架協議為基礎，送受雙方清潔能源消納責任不明確，地區間和不同市場主體間利益難以有效平衡，跨省區清潔能源消納普遍面臨著受端市場對外來電曲線和價格的高要求，關于調峰需求長期難以達成一致，跨省區通道運行曲線存在較大優化空間。 （三）需求側參與系統調節的潛力有待進一步挖掘 “十三五”期間我國需求響應取得了較大進展，但由于多種條件所限，我國需求響應實施在技術、機制等方面還存在一些問題和障礙，特別是在需求響應作為互動資源系統運行方面與發達國家還存在一定差距。目前需求側響應主要以“削峰”為主，集中在迎峰度夏、迎峰度冬等特定時段，轉移負荷“填谷”能力不足。實時電價機制尚未建立，現行峰谷電價存在價差和峰谷時段劃分調整不及時等問題，難以充分引導用電行為。 二、“十四五”面臨的發展形勢 （一）經濟社會發展需要提升電力系統調節能力 一方面，我國電力需求和電源規模將持續增加，根據國際經驗，需要配置更多靈活調節電源。隨著我國城鎮化水平、工業化水平、電能替代水平的提升，我國電力需求將持續增加，預計2025年全社會用電量需求將達到9.8萬億千瓦時，“十四五”期間電源建設仍有較大需求。目前，我國電源結構以煤電為主，靈活調節電源比重僅為6%，而美國、德國、西班牙等國家靈活調節電源比重分別為47%、19%和31%，這意味著“十四五”電源建設需要重點考慮靈活調節電源的配置。另一方面，我國產業結構已逐步由中低端向中高端轉換，負荷峰谷差將隨之擴大，要求建設更多的靈活調節電源。考慮“十四五”是我國經濟轉向高質量發展階段，以及美、日、歐等發達國家經驗，我國產業結構由中低端向中高端提升是長期趨勢，產業結構的調整導致第三產業和城鄉居民用電量占比持續增加，其用電特性決定了負荷曲線峰谷差率明顯高于第二產業，我國用電側峰谷差率有走高趨勢，調節性電源建設需求持續增加。 （二）能源電力發展對電力系統調節能力提出迫切需求 “十四五”是清潔能源轉變成為主力能源的關鍵時期，需要電力系統提供與之相匹配的靈活調節能力。新能源發電具有隨機性和波動性，多呈現“反調峰特性”，將給電網帶來15%～30%反調峰壓力。此外，新能源機組大規模替代常規發電使系統總體慣量不斷減小，抗擾動能力下降，容易誘發全網頻率穩定和電壓穩定問題。 美國、英國和阿根廷等國家發生的大面積停電事故，給我國電網安全運行帶來警示。當電網運行發生大功率瞬時缺失后，有功潮流大范圍轉移，可能造成主要斷面或局部設備過載，甚至導致系統功角失穩，有功控制壓力激增，需要大型靈活性電源提供快速功率備用。以2019年8月19日英國大停電事件為例，英國國家電網緊急調用抽水蓄能電站以平衡系統功率缺額，防止了事故進一步擴散。 （三）全面深化改革為靈活調節電源發展提供良好環境 一方面，電力市場化改革有利于體現靈活性資源的價值。還原能源和電力的商品屬性是電力市場化改革的核心要義，“十四五”期間電力市場化改革的重點之一，就是充分反映電力商品的特殊屬性，讓傳統能源和可再生能源發揮各自所長，公平公正地維護市場體系中各個主體的市場利益，促進靈活性資源的效益在電力系統中得到充分體現和利用。 另一方面，混合所有制改革為靈活調節資源發展注入投資活力。“十四五”期間，電力企業不再是電力系統靈活性資源投資的唯一主體，煤電靈活性改造、抽水蓄能等靈活性資源將吸引更多社會資本和各類市場主體投資，共同參與電力系統建設和價值挖掘。 （四）科學技術創新為電力系統調節能力提供多元化發展路徑 從電源側來看，實現與電網友好型發展為新能源技術發展趨勢。一方面，新能源發電功率預測正向高精度、高分辨率、中長期時間尺度方向發展，將降低新能源出力預測不確定性對電網運行帶來的風險；另一方面，虛擬同步機技術能夠模擬同步發電機的有功調頻以及無功調壓等特性，增加系統慣性，提升風電、光伏發電上網的穩定性、安全性，防止脫網。 從電網側來看，柔性技術、調度控制技術等將進一步提升電網資源配置能力。柔性直流輸電技術等電網柔性技術，能夠提升對電網的柔性控制能力，實現電力系統功率快速、靈活調節，提高電力系統穩定性，解決送端電壓波動、受端頻率系數降低和換相失敗等問題；大電網調度控制技術將提高系統運行信息的全面型、快速性和準確性，有助于挖掘負荷響應潛力，提高新能源全網統一消納水平。 從需求側來看，數字技術將助力需求側管理轉型升級。數字技術與需求側管理深度融合，一方面可以優化存量資源，通過改變傳統“以下達指令”為主的調控模式，提升需求側響應的質量；另一方面可以挖掘增量資源，通過聚合用戶側電動汽車以及分布式儲能并實施有序管理，使海量分散式資源也能參與電力系統調節。 儲能方面，多種技術路徑將滿足不同應用場景需求。儲能應用場景的復雜性決定了單一儲能技術無法滿足電力系統需求的多樣性，因此針對特定場景選擇合適的儲能技術進行開發將是未來儲能技術發展的主旋律。超導儲能、飛輪儲能、超級電容器以及鈦酸鋰電池屬于功率型儲能技術，適合毫秒至分鐘級別的應用場景，可以瞬間吸收或釋放能量，提供快速的有功支撐，避免系統失穩。抽水蓄能、鋰離子電池、鈉硫電池、壓縮空氣以及氫儲能屬于能量型儲能技術，適合小時級別以上的應用場景，可以減小系統峰谷差，延緩新的發電機組投資以及輸配電改造升級。 三、關于提升電力系統調節能力的重點舉措 （一）電源側重點舉措 一是提高煤電機組靈活調節能力。對于存量機組，持續推進靈活性改造，“十四五”期間，推進“十三五”規劃明確的、尚未完成改造的煤電機組（約1.6億千瓦）加快改造，其他煤電機組能改盡改。對于新建機組，要求其具備深度調節能力，最小技術出力達15%～25%。 二是加快開發抽水蓄能電站。重點推動目前已開工的抽水蓄能項目實現投產運行，盡早發揮系統調節作用；考慮對有條件的水電站進行改造，建成混合式抽蓄電站，可成為常規抽水蓄能電站的有益補充。 三是氣價承受能力強、煤電建設受控的負荷中心持續增加氣電建設。華北、華東地區在滿足電力需求增長和用熱需求的基礎上，提供一定的調峰支援。 （二）電網側重點舉措 當前跨區輸電主要呈現送端為受端提供調節能力的特點，給西北等送端地區帶來調節壓力。“十四五”期間應加強電網統一調度，促進靈活性資源在全國范圍內實現優化配置，在送端地區調節能力不足時，及時優化調整送電曲線。 （三）需求側重點舉措 東北和西北區域需求側響應的重點是高載能產業，高載能負荷電價敏感度高，具備較大靈活運行的能力。“三華”地區需求側響應重點是電動汽車等分布式能源，合理的價格信號可以吸引海量的分布式用戶參與系統調節。 四、關于提升電力系統調節能力的保障措施 “十四五”期間，一方面需要在源-網-荷-儲協同發展層面開展布局優化與市場建設，保障各環節的調節能力建設有序開展，確保靈活性資源的利用效益最大化；另一方面需要深化靈活性資源效益形成機制研究，在源-網-荷-儲各環節制定針對性政策保障措施。 一是各利益相關方共同承擔系統為滿足新能源高效利用所增加的系統成本。雖然新能源電站投資成本逐年降低，但是為配合新能源波動而附加的靈活性資源成本正顯著上升，建議根據“誰受益，誰承擔”原則，合理分攤新能源接入后所增加的系統成本。 二是建立煤電靈活性改造的配套機制。因地制宜推廣成熟改造技術，建立適應市場化進程的煤電機組調峰補償機制和調峰輔助服務成本分攤機制。 三是完善跨省區調峰輔助服務市場機制。建立健全對資源優化配置發揮決定性作用的電力市場體系，持續推動跨省區調峰輔助服務市場機制建設，打破省間壁壘，促進跨區通道基本反映新能源出力波動特征，更好地發揮“大電網、大市場”作用。 四是引導用戶側資源參與調節。明確政府、電力企業、用戶責任，形成用戶側資源利用的頂層設計和規范要求，完善基礎設施建設，提升用戶側資源管理水平；加大對實時需求響應支持力度，鼓勵引導大工業用戶參與實時需求響應改造。 五是鞏固完善抽水蓄能電站“兩部制”價格形成機制。將容量電費納入電力市場輔助服務費用向用戶側疏導，將電量電費通過電能量市場回收。 六是數字化技術推動源網荷儲協調運行。統籌加強源網荷儲大數據建設，基于統一平臺實現源網荷儲各環節數據與數字化技術廣泛共享，通過虛擬電廠、基于車聯網的綠電交易等激發電力用戶在調峰等方面的潛力，進一步推動源網荷儲協調調度控制，提高電力系統資源利用效率，推動各方共同提升系統調節能力。...

新形勢下迫切需要深化大數據應用 開展大數據應用是能源電力企業服務數字中國建設、推動數字經濟發展的擔當之舉；是應對外部環境不確定性、推動提質增效的必由之路；是拓展新興業務、打造增長新動能、培育可持續競爭力的迫切需要。 近年來，數據作為一種關鍵生產要素，正向經濟社會各領域加速滲透。“新基建”部署為大數據應用提供了良好的軟硬件基礎。大型國有能源電力企業掌握著海量、高價值的數據資源。充分發揮數據要素的基礎資源和創新引擎作用，有利于推動能源電力行業數字化轉型，服務數字經濟發展，助推國家治理體系和治理能力現代化。 當前，外界環境的不確定性給企業運營帶來更大挑戰。大數據應用具有識別、預測復雜問題的能力，可以為企業提供有效的認識論、方法論和工具。能源電力企業將大數據應用與運營管理深度融合，可推動內部管理流程重塑，撬動機制轉型變革，構建數據驅動的發展模式。 應用大數據還能夠打造以數據要素為核心的數字經濟新商業模式，培育新的利潤增長點。能源電力企業圍繞運營主業，依托數據資源的共享和開放，可吸納更多的利益相關方參與，共建數字生態圈，形成可持續競爭力。 規劃大數據應用業務應聚焦三大領域 為了更好地發揮數據要素的作用，大數據應用必須向系統化、專業化、規模化方向發展。從能源電力企業內外部環境與市場需求來看，大數據應用圍繞其在存量優化、增量創新、公益服務三方面發揮的作用，應聚焦賦能提質增效、賦能業務發展、服務國家治理三大領域開展業務規劃。 ●開展賦能提質增效的典型場景應用，推動流程貫通、數據共享和基礎治理，提升企業運營管理能力 能源電力企業緊密結合企業運營管理的實際業務需求開展大數據應用，全面服務企業運行優化、支撐資產管理高效、推動經營業績優秀等，可實現對企業狀況的超前、全息、立體化感知，打造數據驅動的企業運營新模式。 以電力大數據服務配電網停電計劃優化為例，建立綜合考慮社會效益、經濟效益及企業效益等的多目標優化模型，以重大活動、氣象氣候、項目投運、檢修計劃等作為邊界條件，并基于電網拓撲、供電質量、客戶投訴、停電檢修時長等建立配電網供電能力模型、客戶停電檢修損失模型和容忍度模型，可為電網企業制訂停電檢修計劃提供科學量化依據，提高客戶滿意度和供電可靠性。 ●開展賦能業務發展的典型場景應用，融合產業上下游數據，支撐新興業務發展，推動能源生態圈融通 大數據應用已成為推動業務、業態、模式創新的重要方式之一。國內外能源企業開始探索能源電力大數據在智慧家居、綜合能源服務、電力大數據金融等領域的業務創新，從傳統的提供能源商品轉變為提供能源大數據服務，連接產業鏈上下游，拓展生態邊界，打造新增長點。 例如多地推行的電力大數據征信業務：電網企業利用企業用電數據、違約用電和電費收交等信息，開展電力視角企業信用評價，積極對接各類金融機構需求，探索建立商業合作模式，開展企業信貸評級和額度評估；基于企業容量狀態、用電量、違約用電、上下游用電情況等數據，分析企業運營風險，服務金融機構對已貸款客戶進行貸后預警。 ●開展服務國家治理的典型場景應用，加強政企聯動和外部合作，挖掘應用場景，培育高價值產品和服務 能源電力大數據可以從經濟、環境、人口、交通、城市等不同視角切入分析，從側面反映社會生產生活的方方面面，發揮服務經濟發展、社會治理和民生改善的潛在價值。以電力大數據服務環保為例，電網企業緊扣污染防治攻堅戰的要求，依托電力大數據分析重點企業、重點行業及重點區域的污染情況和用能情況，反映企業排污情況，幫助政府部門實現對污染治理的不間斷監測。 把握發展新趨勢，培育大數據應用關鍵能力 能源電力大數據應用的“時”和“勢”正在發生變化，單一、零散的數據分析應用正向規模化、融合化、產業化應用開發轉變。面向“十四五”，能源電力企業應把握發展新趨勢，培育大數據應用關鍵能力。 ●“十四五”期間能源電力大數據發展新趨勢 能源與數據融合成為新型能源運營與服務的未來。在能源流與數據流融合的必然趨勢下，大數據的分析應用也將成為能源運營服務的重要基礎，推動能源電力服務向更綠色、安全、高效和人性化的方向發展。“十四五”期間，對大數據分析應用的水平不僅體現能源電力企業的創新能力，也影響著能源產業及上下游企業的降本增效能力。 能源電力大數據將成為能源領域創新基礎平臺。隨著技術的不斷發展，大數據應用的技術門檻會不斷降低。“十四五”期間，越來越多的一線工作者將參與能源電力大數據應用，大數據的基礎資源作用和創新引擎作用會持續放大。 隨著各類數據安全技術的突破，多源數據融合將成為未來發展的必然趨勢。能源電力數據將與交通、安防、通信運營商等數據建立安全可信的共享機制。“十四五”期間，能源電力大數據將基于多源融合數據不斷創造新業務、新業態，并在扶貧、就業、環保等領域發揮更大價值。 ●能源電力企業未來應重點培育三大能力 補齊數據匯聚能力的短板。“十四五”期間，數據匯聚是實現大數據應用向縱深突圍的關鍵。能源電力企業需針對數據匯聚能力的短板，加強底層數據的廣泛互通和深度融合。建議能源電力企業以應用為導向，借助數據中臺、數據目錄、數據標準等工具，實現企業內部數據資源的有序共享和外部數據資源的按需接入，推動多源數據的匯聚融合、統籌管理。 分析應用能力成為培育重點。分析應用能力主要包括統計分析、機器學習、深度學習三個層級，是企業從海量數據中發現有用信息的關鍵能力。“十四五”期間，因地制宜開展分析應用，明確工具技術的開發或引進策略，是企業培育大數據分析應用能力的重點。建議能源電力企業加大統計分析類成熟商業化軟件工具的部署應用力度，推動機器學習算法庫、模型庫、訓練庫的統一建設，加快產業應用、商業應用的實戰檢驗和迭代創新，瞄準復雜性強、不確定性大的應用需求，加強產學研聯合攻關，推進重點領域深度學習算法的并行化設計及應用研究。 技術支撐能力亟須迭代升級。技術支撐能力是以“數據+算法+算力”為核心要素的技術體系經系統集成后的效能展現。“十四五”期間，能源電力大數據應用對技術開放性和易用性的要求進一步提升，數據在線、算法在線、算力在線是技術支撐能力建設的著力點。建議能源電力企業打造更易用的、智能平臺化的大數據技術支撐體系，為分析人員提供一站式便捷服務，形成可復用、可組合的技術支撐模塊，并加強先進技術吸收和原有技術更新迭代。...

2020年5月16～19日，作為電力現貨市場建設試點省份的山東開展了為期4天的現貨市場連續結算試運行。在這4天的試運行里，無論是電網運行還是市場出清，都十分順利，但4天的試運行產生了9508.19萬元的不平衡資金，引起業內廣泛的關注和討論。分析原因，新能源、核電、省外來電這類沒有市場化用戶參與的非市場交易電量（也稱為“優先發電電量”），要按照市場價格和保量保價的雙重標準，讓電網公司分別與用戶和發電企業結算。也就是用戶按照較低的市場價格結算，發電側按照較高的上網電價結算。由于購銷出現了價差，不平衡資金也隨之產生。 電力市場不平衡資金問題的成因分析 不平衡資金問題之所以會引起廣泛關注，是因為它正是上一輪電改（以2002年國務院5號文件《電力體制改革方案》的印發為標志）停擺的重要原因之一。按當時的《電力體制改革方案》，設立了華北、東北、西北、華東、華中、南方電網公司，建立了電力調度交易中心，著手培育區域電力市場，并按市場規則進行電力調度。東北區域電力市場是全國首個統一的電力市場，率先進行電力市場模擬運行，華東區域電力市場也緊隨其后。在兩個區域電力市場進行模擬運行時，也啟動了電力市場平衡賬戶的探索模擬。由于當時中國電力市場建設處于起步階段，銷售電價和上網電價沒有實行聯動，上網電價是由市場競爭形成，而銷售電價則受到政府管制相對固定。由此，造成了電網企業實際購電價格的升降，不能及時反映在銷售電價上，可能導致電網企業虧損。為了平抑這樣的經營風險，妥善處理發電企業、電網企業、電力用戶的利益關系，保持銷售電價的相對穩定，需要建立專門的平衡賬戶，將各方多贏和多虧的部分置入該賬戶，對沖盈虧后的部分資金則成為“蓄水池”，以備在未來的平衡中發揮作用。在這種背景下，財政部和國家電監會聯合出臺《東北區域電力市場平衡資金監督管理暫行辦法》，以規范競價上網產生的差價資金管理，采取結算過渡賬戶限額管理和平衡資金專賬管理兩種方式。 2004年1月15日，經過了一年的籌備，東北區域電力市場在沈陽東北電網公司交易大廳啟動模擬運行。根據最初的設計，東北區域市場經過模擬運行、試運行后才正式運行，但后來東北區域市場并沒有進入實際運行。模擬運行階段是從2004年1月到當年11月。2004年1月到4月，東北區域市場模擬運行采用的是“單一制電價、有限電量競爭”，6月之后，則采用“兩部制電價、全電量競爭”，對比出來的結論是兩部制電價更適合東北的情況。但是到了2005年試運行階段，電煤市場化之后開始漲價，再加上其他一些原因，上網電價升高，但銷售電價固定，價差無法傳導出去，平衡賬戶出現虧空，出現了東北電網北部發電高價上網，南部用電低價銷售的情況，以致東北電網公司16天虧損了32億人民幣。因此到了2006年5月，上級主管部門下發文件，東北區域電力市場進入學習總結階段，再無后續動作。 此外，當前我國電力市場是以中長期交易為主并且實現月清月結，由于月度電量交易合同大多提前1月按預測電量簽訂，預測電量與實際用電量必然存在一定的偏差。根據國家發展改革委、國家能源局印發的《電力中長期交易基本規則》（發改能源規〔2020〕889號），系統月度實際用電需求與月度發電計劃存在偏差時，可通過發電側上下調預掛牌機制進行處理，也可根據各地實際采用偏差電量次月掛牌、合同電量滾動調整等偏差處理機制。月度最后7個自然日，根據電力電量平衡預測，各類合同電量的分解執行無法滿足省內供需平衡時，電力調度機構參考上下調機組排序，在滿足電網安全約束的前提下，預先安排機組提供上調或者下調電量、調整相應機組后續發電計劃，實現供需平衡。月度發電計劃執行完畢后，發電側首先結算機組上調電量或者下調電量，其余電量按照各類合同電量結算順序以及對應電價結算；用戶側按照當月實際用電量和合同電量加權價結算電費，實際用電量與合同電量的偏差予以考核。從理論上來說，用戶側偏差電量考核電費應用于支付發電側上下調電量電費，但由于用戶側偏差考核標準是人為確定的，和發電側上下調電量的結算電費不一定一致，也可能產生不平衡資金問題。 此外，在現貨環境下的發電成本補償、阻塞費用等等，也會帶來不平衡資金問題。以上種種不平衡資金問題產生的機理是不一樣的，但總體來說都是供方和需方電價或電量的差異所導致的。我們通常采用微觀經濟學中經典的供給與需求分析來說明市場機制及市場價格的決定。在圖1中，假定決定供求的因素除商品自身的價格外其余均為已知，因而供求狀況確定。圖中曲線S表示供給曲線，曲線D表示需求曲線。由圖可見，曲線S和D在e點相交，與e點相對應的價格pe就是均衡價格，或者叫市場出清價格。在此價格水平上，買方愿意并能夠購買的數量與賣方愿意并能夠供給的數量恰好相等，此時不會產生任何不平衡資金。所謂市場機制就是指在一個自由市場里能使價格得以變化一直達到出清（即供給量與需求量相等）的趨勢。但實際電力市場遠比這更加復雜，這就導致不平衡資金問題的出現。處于現貨市場連續結算試運行階段的山東電力市場的不平衡資金的構成是復雜的，除現貨所帶來的固有的不平衡資金問題外，發用電計劃放開不同步，即優先發電電量與優先購電電量不匹配應屬主要原因。而東北區域電力市場不平衡資金問題的成因主要是市場化的發電上網電價和固定的銷售電價的價差所導致的。中長期交易偏差考核所產生的產生不平衡資金則是人為設置偏差考核標準、收支沒有閉環所致。 電力市場不平衡資金問題的對策 電力市場交易機制設計應回歸價格形成機制這個核心 如上分析，不平衡資金問題產生的原因歸根到底還是供需雙方電量和電價的不匹配。市場機制可以概括為“供需決定價格，價格引導供需”，電價形成機制是電力市場建設的關鍵，事關國計民生，影響社會各方的切身利益，也會直接影響電力工業本身的發展，必須極其慎重地對待，不能由于不平衡資金的分攤而影響合理的電價水平。由于電價問題的復雜性、電力工業在國民經濟中的基礎性地位以及電力產品的公共性，電價問題牽一發而動全身，并且與其他能源價格緊密相關，合理電價也難以通過單一途徑來形成。在確定電價形成機制時，不僅需要考慮其是否能引導短期電能供需平衡，實現電力系統運行優化；而且還應考慮其是否能引導長期電能供需平衡，實現資源的長期優化配置。當前的電價結構和電價水平（尤其是財務費用）是我國長期以來各種電價政策歷史沉淀的產物（作者稱之為“電價的歷史性”），存在不合理的成分，但大部分還是合理的，并承擔了許多社會功能，并不適合一夜之間徹底顛覆。因此，在電價形成機制設計中，應清晰分辨哪些成分適合由市場競爭形成，哪些成分需暫時保持原樣。只有在對各種電能成本（又分為會計學成本和經濟學成本）深入分析的基礎上，深刻認識電能價值的一般規律和我國的特殊規律，兼顧效率與公平，讓市場這只“看不見的手”和政府這只“看得見的手”協同配合、形成合力（因此，我國電力市場將長期采用“計劃+市場”雙軌制），精心構建適合我國國情的電價形成機制（包括交易規則、結算規則和補償原則），電力市場改革才能順利推進。此外，改革決策者應該認識到，電力定價權是國家一種非常嚴肅、非常關鍵的公共權力，在放開之前要經過詳細周密的考慮和測算分析，盲目放開不但無法達到改革目標，還可能導致國有資產流失并產生大量尋租機會。 電力市場交易機制設計應適應國情，收支要閉環 到底何為“真正的電力市場”？一種理論認為其關鍵在于形成體現時間和位置特性的電價信號（即“現貨市場”）。其實在《電力系統分析》中介紹過電力系統經濟調度的經典的等耗量微增率（即每增加單位功率時燃料耗量的變化）準則，是根據高等數學中約束極值問題（即拉格朗日乘子法）推導而得。在不考慮網絡損耗的情況下，按耗量微增率相等的原則來分配多臺發電機組的功率時，可使系統總的燃料消耗最小。只要把各個時段的系統耗量微增率（或稱系統λ）乘以單位耗量的燃料價格，以此作為結算價格，甚至都不需要市場機制，就能得到隨負荷波動的時序電價。雖然國外電力現貨市場考慮技術約束十分復雜，但卻并未脫離這個基本原理，只不過把機組耗量曲線變成自由申報的報價曲線。如果要同時反映電價隨時間和位置的不同，也只需采用考慮輸電線路傳輸容量約束的經濟調度（SCED）模型計算而得。但是，即便實現了“現貨市場”的精致外殼，如果人為地把市場主體報價范圍限制得很窄（或施加其他價格操控手段），就不會出現真正的市場交易行為，只不過是市場外殼包著的計劃管理模式（經濟調度），反而掩蓋了電力體制改革的實質性矛盾。反而言之，哪怕是再簡單粗糙的市場設計（例如不帶電力曲線的月度和年度電量交易），只要出現了自愿、平等、公平、誠實信用的市場交易行為，就具備了真正電力市場的基本特征。因此在市場改革初期，應做到任何一筆款項都有進有出，即收支要閉環而且為市場主體提供自發趨于市場均衡（供需平衡）的正確激勵。即便是無法避免的（例如優發優購電量和電價不匹配所導致的）不平衡資金問題，也要找到公平、合理、權責對等的分配方案。但是，由于改革過程中市場化發用電量是逐漸放開的而且進度不同步，在復雜的“現貨市場”設計特別是節點電價機制（存在天然的不平衡資金即阻塞盈余問題）下是難以做到這一點的，而在更簡單的價格機制下（例如峰谷分時段競價的電力市場）通過謹慎設計后則更容易實現。 此外，類似于東北區域電力市場發電側單邊競價而鎖定銷售電價的價格機制應該只是改革過程中的暫時現象，應采取措施防范市場力和價格操控。 學習借鑒國外電力市場處理不平衡資金問題的經驗教訓 由不匹配的發用電量和電價導致的不平衡資金問題并非我國電力市場特有的問題，在國外電力市場中也存在，一些經驗教訓值得借鑒。英國電力市場的平衡機制（Balancing Mechanism）和不平衡結算（Imbalance Settlement）是一種比較具有代表性的設計。在英國電力市場（NETA、BETTA）中中長期物理合同交易占主體，市場成員根據所簽訂的合同電量自主決定發電出力水平或負荷水平，在向系統操作員通報其所希望的發電出力和負荷水平時，還同時通報在實際運行時是否愿意偏離這些申報的水平，以及針對偏離量所希望得到的補償。英國電力市場建立了平衡機制單元（Balancing Mechanism Unit,BMU）的概念，BMU可以由一組發電機或負荷組成，所有BMU必須在關閘（Gate Closure）前向市場運營機構提交最終交易通報（Final Physical Notification，FPN）。通過平衡機制解決電量不平衡及各種網絡約束問題。BMU單元申報在FPN基礎上的Bid/Offer。其中Offer表示發電機組增加出力或負荷單元降低負荷水平，Bid表示發電機組降低出力或負荷單元提高負荷水平。市場運營機構基于總調節成本最小的目標選擇調用哪些Bid/Offer。除了Bid/Offer，市場運營機構還可以事先通過合同方式購買輔助服務以解決電力不平衡和網絡約束問題。實際運行結束后，可能出現實際生產或使用電量與交易電量不相等的情況，因此需要進行不平衡結算。不平衡電量等于計量電量減去合同電量和平衡調整量。早期不平衡電量的結算價格采用“雙結算”方式，分別基于系統買入價和系統賣出價。發電商超發電或售電商少用電時的不平衡電量按系統賣出價結算，它是被接受的平衡下調量價格的加權平均值；發電商少發電或售電商多用電時的不平衡電量按系統買入價結算，是被接受的平衡上調量價格的加權平均值。不平衡電量的結算費用由不平衡電量與不平衡電價相乘得到。由于英國能源監管機構（Ofgem）認為這種基于平均價格的定價方法扭曲了市場中缺稀資源的價格信號并且減少了靈活性服務提供者的收益，因此近年來對不平衡結算機制進行了改革，使用系統邊際成本，即最貴的Bid/Offer報價作為不平衡電量電價。 此外，在北歐電力市場，挪威、芬蘭和瑞典共同組建了不平衡結算公司eSett作為不平衡結算的負責方，代替三個國家的輸電系統運營商（TSO）負責三國的不平衡結算。影響不平衡電價的因素有日前市場價格、調頻市場價格和實時頻率總的上下調方向。對于發電側，使用“雙結算”方式計算發電不平衡電費；對于用電側，使用“單結算”方式計算用電不平衡電費。對于不平衡發電量，使用不同價格對多發與少發的電量進行結算。多發電量的結算價格總是等于或小于少發電量的結算價格，二者的結算價格與實時運行時段頻率總的上下調方向有關。對于用電不平衡電量，使用相同的價格對多發電量和少發電量進行結算，不平衡用電量的結算價格均為該實時運行時段主調頻方向的調頻價格。 值得注意的是，國外電力市場基本上都是“電力”（power）交易，平衡機制和不平衡結算針對的是電力偏差，而我國中長期交易還是“電量”（energy）交易，平衡機制和不平衡結算針對的是電量偏差。雖然電力偏差和電量偏差有本質的區別，但不平衡結算的基本邏輯是可以借鑒的。《電力中長期交易基本規則》中的發電側上下調預掛牌機制即在一定程度上借鑒了國外電力市場的經驗，其他不平衡資金問題也應該在進一步學習先進經驗的基礎上結合國情分門別類、對癥下藥地予以解決。...

隨著第一批電力現貨市場試點陸續啟動整月結算試運行，我國電力市場建設也進入了深水區，一些市場運行與銜接問題逐漸浮出水面。我國長期處于計劃與市場并存的“雙軌制”模式下，在國際上并無成熟可借鑒的經驗可以照搬，必須結合我國國情實際研究提出解決思路，推進我國電力市場化改革穩步前進。 雙軌制不平衡資金的產生與處理方式 在電力現貨市場建設過程中，“不平衡資金”一詞逐漸為人們所熟知，其本意指電力市場運行中所產生的沒有明確承擔主體的費用或盈余，需要向市場主體進行分攤或返還。通常，不平衡資金通常包括雙軌制不平衡資金、機組成本補償費用、阻塞盈余等科目。 在國外成熟市場中，機組成本一般以上抬費用（Uplift Payment）或補全收入（Make-Whole Payment）的形式進行疏導。上抬費用一般指在電能量和輔助服務市場的邊際出清價格不能完全反映資源的邊際成本時（例如市場外調度機組等），用于補償市場出清價格獲得的收入與其投標價格之間存在的差異的費用。上抬費用一般向市場參與者進行分攤，屬于用戶側電價的正常組成部分。阻塞盈余通常根據市場模式不同，以金融輸電權的形式返還給金融輸電權持有者，或是返還給電網企業用于緩解電網阻塞、新建線路等。 雙軌制不平衡資金則是在我國特有的計劃與市場雙軌制模式下所產生的。其根本原因在于未參與市場的優先發電和優先購電電量仍然執行原上網電價和目錄電價，其余電量不再執行電網企業“統購統銷”模式，而且按市場價格進行結算。由于市場化發用電量總量不匹配，將產生一部分市場化發電量在用戶側按優先購電的目錄電價結算，或者是一部分市場化用電量在發電側按優先發電的上網電價進行結算，由此導致盈余或虧損。特別是現貨市場環境下，分時價格信號的產生意味著不同時段的電能量價值不同，因此進而產生優先發購電時段性不匹配。 歐美成熟電力市場雖然一般不存在優先發購電制度，但是可能存在一部分零售用戶按管制價格購電。這部分用戶通常包括售電側暫未放開的用戶以及已放開但暫未行使選擇權的用戶，由原供電企業或保底供電商負責對此類用戶進行供電。這些保底供電商大多按市場價格從市場購電。對于因購電成本上升而無法通過政府管制售電價格回收的成本，部分國家建立了補償機制。例如，英國要求保底供電商測算補償數額并提供相關依據，若申請通過，這部分補償將通過提升配電價格，由該區域內所有用戶分擔。 我國長期以來實行交叉補貼，目錄電價存在工業與居民價格倒掛現象。若進一步放開市場，可能存在較大的雙軌制不平衡資金差額。按照相關文件規定，不設置不平衡資金池，各項結算科目均需獨立記錄，分類明確疏導。在市場建設方案中應構建合理的不平衡資金疏導機制，具體包括以下措施： 一是分項確定，獨立記賬。明確各項不平衡資金的定義、計算方法、分攤和傳導方式，以及市場主體的權利和義務；每項不平衡資金獨立記賬，及時分攤、傳導和結算，不設置資金池或不平衡賬戶，不得相互調劑。 二是合理分攤不平衡資金。對于由優發優購匹配產生的不平衡資金，建議納入電價調整機制；對于由市場運行產生的不平衡資金，按照公平、公開原則，構建分攤機制，納入市場建設方案。 雙軌制模式下電力市場建設的幾點思考 第一，電力市場建設應該以系統性思維統籌推進。完整的電力市場體系應包括電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場、容量市場（容量補償機制）等組成部分。推進電力市場建設不能“各自為政”、“拆東墻補西墻”，必須要統籌推進各個市場建設，才能確保形成閉環的市場體系，為市場主體創造公平開放、競爭有序的市場交易環境，充分發揮市場在資源優化配置中的決定性作用。 此外，電價體系、發用電計劃放開等環節與電力市場建設也有著密不可分的關系，直接影響著市場規模與空間、市場主體盈虧等，關系到電力市場的長遠、可持續發展。因此，必須以系統性思維推進電力市場化改革，確保各方面政策、體制、機制間的有序銜接。 第二，加快推動可再生能源參與電力市場。電力市場特別是電力現貨市場具有能夠兼容新能源出力波動性強、預測難度大、發電邊際成本低的特點，對于促進新能源消納具有重要保障作用。在現貨市場的競爭機制下，新能源發電通過低邊際成本自動實現優先調度，同時通過現貨市場的價格信號引導火電企業主動調峰，優化統籌全網調節資源，能夠有效促進新能源消納。新能源保障機制由傳統的計劃模式轉向“市場內競爭+市場外補貼”模式，有助于促進新能源行業有序競爭和可持續發展，有效降低新能源產業的成本。目前，可再生能源參與市場需要政策上的支持。對于尚未核定保障性收購小時數的省份，需要盡快確定保障性收購小時，超出的部分參與市場化交易。另一方面，可再生能源波動性大、預測精度相對較低，參與市場交易存在一定風險。需要在市場規則設計中予以考慮，兼顧經濟性和系統安全，平衡好各主體利益，實現市場穩定高效運營。 第三，推動各類型機組參與電力現貨市場。目前，大部分電力現貨試點地區參與市場的發電主體類型仍然以燃煤機組為主。燃氣、核電等機組由于其變動成本或固定成本高，在現貨市場中不具有競爭力，尚未放開參與電力現貨市場，仍然執行優先發電制度。為了使電力現貨市場價格信號更完整、競爭更充分，應推動各類型機組全面參與電力現貨市場。為此，需要進一步完善配套市場機制建設。對于燃氣、抽水蓄能等靈活調節性能良好的機組，為保證其合理收益，應適當放開電力現貨市場限價，使價格波動反映真實的系統供需情況，同時應完善輔助服務市場，使其通過提供系統調節服務獲得補償。對于核電等固定成本較高的機組，可以考慮以政府授權合同的形式進行市場外補貼，既保證了其投資成本的穩定回收，同時也避免對電力現貨市場價格產生扭曲。 第四，充分發揮用戶側主體響應作用。自新一輪電力體制改革以來，我國售電側改革發展迅速，售電公司數量快速增長，有效激發了市場活力。電力用戶作為電力市場的重要參與者，或參加批發市場直接與發電企業進行交易，或通過與售電公司簽訂代理合約參與零售市場。用戶側主體對電力市場價格信號的響應，對于電力市場資源優化配置作用的發揮具有重要的意義。為了保證電力用戶能夠積極響應市場價格信號、優化用電管理，需要進一步完善電力批發市場與零售市場機制設計：一是豐富中長期交易周期，同時推動用戶側參與現貨市場結算。二是鼓勵售電公司與電力用戶簽訂靈活的售電合同，同時加強售電市場監管與風險防范，保證售電市場健康有序運行。...

近年來，國內外發生的電力儲能系統火災引起大家對鋰電池儲能系統的普遍關注。據不完全統計，全世界范圍內鋰電池儲能火災安全事故在過去的一年內發生超過30起，造成了重大的財產損失。因此，在鋰離子電池成本降低到商業化的拐點后，儲能系統的消防安全問題就成為制約鋰離子電池電力儲能大規模推廣的關鍵瓶頸。 1 鋰離子電池火災特征分析 1.1 鋰離子電池火災機理分析 鋰離子電池從結構上看，密閉的空間存儲大量的能量，具有危險的本質，而“熱失控”是導致鋰離子電池安全隱患的根本原因，有機小分子引發的副反應的鏈式反應導致電池熱失控的發生。 鋰離子電池的熱失控機理包括三個階段： 第一階段：鋰電池熱失控初期階段。由于內外因素引起電池內部溫度升高至90~100℃，負極表面的SEI鈍化層分解釋熱量引起電池內部溫度快速升高；當溫度達到135℃時，隔膜開始融化收縮，正極與負極之間相互接觸造成短路，從而引發電池的持續放熱。 第二階段：電池鼓包階段。在溫度約為250-350℃時負極C6Li或析出的鋰與電解液中的有機溶劑發生反應，揮發出可燃的碳氫化合物氣體(甲烷﹑乙烷)，伴隨大量產熱。 第三階段：電池熱失控，爆炸失效階段。在這個階段中，充電狀態下的正極材料與電解液繼續發生劇烈的氧化分解反應，產生高溫和大量有毒氣體，導致電池劇烈燃燒甚至爆炸。 1.2鋰離子電池電力儲能系統火災特征及蔓延特征 儲能電池系統由十幾組電芯以串并聯方式構成電池箱，接著電池箱進行串聯連接成電池組串，隨后電池組串通過并聯集成系統安置在一個儲能電池柜內。 火災蔓延過程，主要是由于首節電池單體熱失控，通過熱傳質、熱輻射引發相鄰電池單體相繼發生熱失控，最終導致整個鋰電池儲能系統的發生火災事故。 鋰離子電池儲能系統火災具有與眾不同的特點：（1）燃燒激烈﹑熱蔓延迅速；（2）毒性強﹑煙塵大﹑危險性大；（3）易復燃﹑撲救難度大。 2 鋰離子電池儲能消防安全分析 2.1鋰離子電池儲能系統技術規范適用性不足 目前全球范圍內已發布的一系列關于鋰離子電池儲能系統現有技術的相關標準，大多處于制定和摸索階段。針對鋰離子電池儲能系統，從安全保障體系的角度，還需加大鋰離子電池安全性技術研究力度，建立與電力儲能應用相適應的標準體系。 2.2缺乏針對性的消防滅火劑 現有的滅火劑如干粉滅火劑對鋰電池滅火幾乎沒有效果；鹵代烷1301﹑CO2﹑七氟丙烷只能撲滅明火，無法從根本上抑制火災發生，往往稍后會出現復燃，不具備降溫和滅火的雙重功能，對鋰電池的火災不具有適用性；水噴淋系統技術比較成熟，降溫滅火效果明顯，成本低廉且環境友好，但耗水量大，撲救時間長，撲滅火災后將導致儲能電站內的電池短路損壞而無法正常使用。 因此，針對鋰電池，特別是大型儲能鋰電池系統的火災隱患進行滅火防護，設計開發新型高效、防復燃滅火劑及滅火劑釋放系統和裝置，有利于鋰離子電池儲能系統的大規模商業化應用。 3 鋰離子電池儲能消防系統技術需求分析 3.1建立科學合理的消防測試模型及技術規范 目前，現有的鋰電池消防滅火關鍵技術參數參差不齊，國內外也尚未創建關于鋰電池火災的測試模型，缺乏權威的技術評價規范，無法判斷鋰電池火災事故的撲救效果。因此，需要從根本上厘清儲能系統鋰電池火災特性，通過建立科學合理的消防測試模型進行鋰電池火災模擬實驗，為鋰電池火災防控裝置的測試及消防安全技術效果的全面評估提供技術支撐，從而來指導技術評價標準的建立與完善，對實際的應用提供技術依據。 3.2 設計開發新型滅火劑 針對現有消防滅火劑的不足，開發新型消防滅火劑具有緊迫性。結合鋰電池熱失控及熱蔓延規律，設計靶向性的滅火劑，實現精準降溫；通過對鋰電池滅火劑的藥品劑量、噴射方式、噴射壓力、噴射時間、滅火濃度、滅火效率等功能參數進行優化，實現新型高效通用型滅火劑的設計。 此外，新型滅火劑的環保性能非常重要，是其能否被推廣使用的另一項關鍵指標。需要考慮滅火劑施放后是否產生有毒有害產物造成污染、是否對電氣系統造成腐蝕或降低絕緣性。 3.3集成化消防系統研究 鋰電池消防系統不是彼此獨立的單元，而是一個高度集成化的整體，各個組件間的集成對于整體系統功能的實現有著至關重要的影響。因此，消防系統各個部件需要集成研究，整體協同操作，使其相互無縫配合運行，發揮最佳效應，是提升消防系統系統靈活性和安全性的重要手段。未來，隨著物聯網、5G技術的推廣，新型儲能模式與消防方案增多，消防系統也將逐漸趨向集成化、智能化。 結 論 電化學儲能系統在我國能源消費結構調整和可再生能源比例提升方面具有重要意義，針對現有電化學儲能系統最緊迫的火災及消防安全領域的關鍵技術進行攻關和研究非常必要。概括來說，通過鋰離子電池火災的特點及其發生和演化機理，驗證現有的消防滅火技術對鋰離子電池火災的滅火效果與不足，基于典型預制倉式鋰離子電池儲能系統的消防滅火需求，建立科學合理的消防測試模型及技術規范，設計開發新型針對性的滅火劑，集成化、標準化鋰離子電池儲能消防系統，結合智慧消防與5G技術研制出針對鋰離子電池儲能系統消防安全防護技術規范與標準，解決目前大型鋰離子電池儲能系統因安全引發的一系列問題，提升現階段電網儲能的安全性和可靠性，為實現鋰離子電池儲能系統大規模的工程化與商業化應用提供必要的技術保障。...

一、國內數據中心都建在哪里 1.“北上廣”及周邊地區機架規模仍領跑全國 受5G、人工智能、大數據、云計算、移動互聯網等技術發展以及在邊緣計算、工業互聯網、超高清視頻、VR/AR等場景應用的推動，我國數據中心數量和規模呈現平穩增長。截至2019年底，我國在用數據中心機架數265.8萬架，同比增長28.7%。在建數據中心規模約185萬架，與2018年相比增加約43萬架。 截至2019年底，北京、上海、廣東三個數據中心聚集區的在用機架數的全國占比為31.3%，與國內其他任意三個省（區、市）相比，北上廣還是在我國數據中心規模分布上占據了相當大的比重。此外，若將河北、天津、內蒙古、江蘇、浙江、福建、海南等北上廣周邊地區加上，這一比重會提升至60%以上。 ?2.總體布局日趨合理，數據中心逐漸向中西部、一線周邊城市轉移 自2013年工業和信息化部聯合四部門發布《關于數據中心建設布局的指導意見》，工業和信息化部信息通信發展司發布《全國數據中心應用發展指引（2018）》以來，加之北京、上海等地圍繞嚴格控制新建、擴建數據中心數量及規模等發布了相關文件，我國數據中心布局漸趨合理。與2018年相比，2019年北京、上海、廣東3個省（市）在用機架數在全國占比下降了4.2%。但在數據流量呈現指數級增長、移動互聯網、工業計算、超高清視頻、VR/AR等應用鋪開的背景下，一線城市仍然存在較高的數據中心建設需求。在此背景下，阿里、騰訊、今日頭條、百度等科技巨頭對數據中心的布局漸向河北、內蒙古、江蘇、浙江、福建等一線周邊城市擴散，這些地區數據中心建設等級通常較高，依托自身網絡基礎，大部分直連或經一次跳轉到一線城市節點，在規模和能力上具備承接一線城市外溢需求的條件。 根據賽迪顧問數據顯示，與2018年相比，北京、廣州、深圳三地2019年在用機架數增長率均在7%以下，河北、天津、內蒙古、福建、海南等周邊地區增長率均在20%以上，北京周邊地區增長率更是超過90%。較特殊的一點是，由于上海、江蘇、浙江等經濟實力較強，互聯網、金融等企業數量眾多且電子信息產業發展迅猛、企業數字化轉型需求較強等因素，加之南京、上海是國家網絡骨干節點、網絡基礎雄厚，上海及周邊江蘇、浙江等地區2019年在用機柜增長率均保持在15%以上的較高增長率。 ?二、數據中心為什么建在這些地區 通常，數據中心的布局需要綜合考慮供需兩個方面，具體圍繞數據中心建設本地以及周邊省（市）需求，本地土地、人力、水、電等成本、網絡基礎以及當地政策支持程度。按照重點考慮因素的不同，數據中心選址可分為需求導向型、成本導向型和政策導向型。 1.需求導向型 通常來看，數據中心廠商傾向于在經濟發展水平較高、人口密度高、數據流量大、產業數字化轉型需求旺盛的省（區、市）進行投資布局，因為這些地區對數據中心的需求及消化能力較強。經賽迪顧問調研發現，2019年北京數據中心需求機架數與實際使用機架數仍相差2萬左右，上海、廣州、深圳等地區也均出現了不同程度的“供不應求”現象，因此也出現了以北上廣深為核心的幾大數據中心集群。近幾年，為緩解大城市土地、網絡、水、電等資源緊張問題，推動我國數據中心產業布局更加合理化，國家相關部門先后出臺了《工業和信息化部發展改革委國土資源部電監會能源局關于數據中心建設布局的指導意見》《全國數據中心應用發展指引（2018）》等文件，將一部分數據備份存儲、大數據處理等對網絡時延要求較低的業務逐漸向一線周邊城市以及中西部地區轉移。 2.成本導向型 成本導向型是指廠商在建數據中心時會重點考慮當地土地、人力、水、電、網等因素，使數據中心的建設成本和運營成本最低。通常，數據中心TCO（總成本）包括CAPEX（資本性支出）和OPEX（營運支出），其中CAPEX主要包括土建和數據中心所用的IT、CT設備等成本，OPEX主要包括數據中心日常維護費用、電費、房租等。賽迪顧問經調研發現，作為一個耗電大戶，若以10年來計算，數據中心電費占比可達總成本的近60%。因此很多廠商在考慮數據中心選址時也會選擇本地氣候條件合適、能源豐富、電價及土地價格較低的地方。比如蘋果、騰訊、阿里、華為、英特爾、微軟以及三大運營商等國內外科技龍頭企業均先后在貴州和內蒙古建設數據中心，規劃部署的服務器規模可達百萬臺，因而奠定了數據中心領域“南貴北烏”的市場格局，這與兩地的豐富的電力資源、適宜的氣候條件帶來的低廉的用地成本以及相比一線城市而言相對便宜的土地價格密不可分。 ?作為數字基礎設施建設的一部分，數據中心與本地社會經濟發展、產業定位、企業數字化轉型等息息相關。一般情況下，數據中心建設會重點考慮市場需求，但對于當地政府大力支持數據中心及相關產業發展并給出優惠政策的地區，云計算、互聯網、運營商以及IDC第三方獨立建設廠商等數據中心建設主力也會受其吸引。例如，繼“數字經濟”在2017、2019、2020年三年被寫入政府工作報告后，上海、山東、浙江、山西、內蒙古、四川等大多數省（市）均出臺了相應支持本地數字經濟發展的政策。其中有些地區為更大力度扶持數據中心發展，還會出臺專門的扶持政策，如安徽、山東、山西、西藏、江西等地均出臺了數據中心優先批地等政策以吸引更多廠商去當地建數據中心。 三、“中國數據中心過剩”是個偽命題 1.數據中心“供不應求”情況依然存在 盡管數據中心建設處于快速發展階段，但目前在北京、上海、廣州、深圳等地仍存在數據中心“供不應求”現象。以上海為例，2019年上海市在用數據中心機架數為34.8萬架，位居國內所有省（區、市）第一位，但需求規模已超過41萬架，仍存在一定供需缺口。 2.我國數據中心IT投資規模仍保持快速增長 在云計算、5G、區塊鏈等技術發展以及智慧城市、數字經濟等應用快速發展的背景下，對數據中心的需求不斷增長。據賽迪顧問統計，2019年數據中心IT投資規模達到3698億元，比2018年同期增長13.5%。2020年上半年，在全國奮力抗擊新冠肺炎疫情的背景下，線上經濟加速繁榮，一時間電子商務、在線問診、遠程辦公、網絡直播、網絡游戲等業務需求以及業務規模不斷上升，金融、制造等行業也加快信息化進程，這也為IT/CT設備、數據中心建設以及下游IDC服務市場等提供了更大的發展空間。與此同時，新基建的提出將加速以5G、工業互聯網、人工智能等為代表的數字技術融合發展，進一步帶動行業數字化轉型以及數據量大幅增長。賽迪顧問預測，到2022年，數據中心IT投資規模將達到5256億元，未來三年將保持12.4%的年均復合增長率。 ?3.數據中心建設要重視科學規劃、統籌全局，避免一哄而上 不論是傳統基礎設施建設還是新型基礎設施建設，都要避免一哄而上、盲目跟風。特別是對于數據中心這類重資產投資行業而言，通常是以15-20年生命周期來衡量的，從選址、設計、建設、驗收、測試等一系列環節，可能要經過2-3年甚至更長時間。同時，數據中心建的好也不代表能用的好，土地、水電、寬帶、人力等成本，數據中心面向的客戶以及客戶穩定率、重點輻射的市場、市場競爭格局、機柜上架率等眾多因素均會影響未來數據中心運營狀況。因此，在國內新型基礎設施建設一片火熱的背景下，建議各類數據中心建設商需重視建設前期市場調研、可行性研究等工作，綜合評估數據中心所在地區的建設及后期運營成本、潛在用戶及規模，關注數據中心及相關設備的技術發展趨勢，并結合當地政策、市場競爭格局、自然環境等情況，提前明確數據中心建設規模、未來運營及運維模式，實現綜合統籌、全面規劃。...

多年來，在高額補貼政策的驅動下，我國創造了世界上前所未有的風電產業發展速度，逐步形成具有國際競爭力的風電產業鏈，風力發電已成為僅次于火電和水電的第三大電源，在推動電源結構轉型過程中發揮重要作用。截至 2019年末，全國并網風電裝機容量 2.2 億千瓦，位居全球第一，其中海上風電 593萬千瓦，僅次于英國、德國位居全球第三。2020 年上半年，全國風電廠發電量2379 億千瓦時，同比增長 10.9%，占全部發電量的 4%。完成風電投資?854 億元，同比增長 152.2%。繼 2015 年風電搶裝之后，受財建【2020】4 號文關于非水可再生能源補貼政策驅動，2020 年風電行業再次出現保電價、搶并網、規模化發展態勢。 一、 風電補貼政策的迭代和發展 2005 年《中華人民共和國可再生能源法》首次通過立法規定設立可再生能源發展基金，對以風電光伏為主的可再生能源發電進行上網電價補貼，補貼部分覆蓋發電項目上網電價與該地區燃煤電價的差額，發展基金來自全國銷售電價中征收的可再生能源電價附加。根據最新的可生能源電價附加征收標準每千瓦時1.9 分錢（發改價格[2015]3105 號），2020 年可安排的可再生能源電價附加資金預算為 923.55 億元，其中風電累計補貼需求 1550 億元。 1.電價雙軌制階段 2003 年，國家發改委頒布《關于印發風電特許權項目前期工作管理辦法及有關技術規定的通知》（發改能源〔2003〕1403 號）。2003 年到 2005 年，是風電電價的“雙軌制”階段，招標和審批電價并存。 2003 年國家發展和改革委員會組織了第一期全國風電特許權項目招標，將競爭機制引入風電場開發，以市場化方式確定風電上網電價。華睿投資集團有限公司中標當時江蘇如東 10 萬千瓦風電特許權項目，報價僅為 0.39 元/度。風電成本在 0.5 至 0.6 元之間而在省(區)項目審批范圍內的項目，仍采用的是審批電價的方式，出現招標電價和審批電價并存的局面。2006 年，國家發改委會同國家電監會制定《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》（發改價格[2006]7 號），提出了“風力發電項目的上網電價實行政府指導價，電價標準由國務院電價主管部門按照招標形成的電價確定”。部分省(區、市)，如內蒙古、吉林、甘肅、福建等，組織了若干省級風電特許權項目的招標，并以中標電價為參考，確定省內其他風電場項目的核準電價。 2.上網標桿電價階段 自 2009 年起,為促進風電建設，規范風電價格管理，我國采取了分資源區制定陸上風電標桿上網電價。此后根據風電行業發展情況，國家發改委對陸上風電上網電價進行 3 次降價調整。2014 年國家發改委發布的《關于海上風電上網電價政策的通知》首次規定海上風電項目上網電價，風電上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔；高出部分，通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。與當前現行燃煤上網標桿電價比較，2019年核準的陸上風電項目，平均補貼金額占總電價約 35%，2020 年核準的陸上風電項目，平均補貼金額占總電價約 15%，2019 年-2020 年核準的海上風電項目，平均補貼金額占總電價約 40-50%, 此外競價政策出臺后已公布的競價陸上風電項目平均補貼金額占總電價約 30%。 3 上網指導價取代標桿電價 為科學合理引導新能源投資,推動風電產業健康持續發展,2019 年 4 月國家發改委將將陸上風電標桿上網電價和海上風電標桿上網電價均改為指導價，新核準上網電價通過競爭方式確定。2019、2020 年指導價較 2016 年公布的上網電價再次下調。至此，執行了近 10 年的風電上網標桿電價成為歷史。 4．風電競價機制開啟 為了減少風電行業發展對國家補貼依賴，節約補貼資金，在推薦風電建設平價上網項目試點的同時，國家發改委能源局也推出對需國補項目慕的競爭配置機制。 優先建設補貼強度低、退坡力度大、技術水平高的項目。能源局《關于 2018年度風電建設管理有關要求的通知》中明確 2019 年新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。2018 年 11 月寧夏、廣東兩省相繼出臺《寧夏風電基地 2018 年度風電項目競爭配置辦法》、《海上風電及陸上風電競爭配置辦法(試行)》。同年 12 月寧夏首個公布了風電競價結果，正式開啟了風電競價階段。 5.未來向全面平價發展 隨著風電技術進步，國家政策調控推進，風電行業市場化導向更明確，補貼退坡信號更清晰，消納能力落實更強化。對于未來新建風電項目，可以分為兩種類別進行補貼申請： （1）競價項目：新核準的集中式陸上風電和海上風電項目上網電價全部通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價；（2）平價項目：自 2021 年 1 月 1 日開始，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼，2020 年起，新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持。 二、 風電補貼政策對投資電站的影響 1.補貼退坡對收益影響 2009-2016 年間，風電上網標桿電價每千瓦時下降 0.1 元，四類資源區平均下降比例約 14%，補貼階段性下調對風電項目的工程造價、發電小時數、非技術成本等方面提出了更高的要求。經測算，按現行燃煤上網電價和發電利用小時數，陸上風電僅部分地區由于投資成本低及當地較高的燃煤上網電價可實現平價，海上風電項目去除補貼后平均比投資成本需下降 30%以上才可實現自身收益還本付息。所以在目前建設成本不能有效降低的情況下，補貼對于風電項目效益影響巨大。 2．搶裝規模化發展對投資帶來影響 （1）趕工期帶來電站投資成本增加 由于搶工期，普遍存在“未取得批準而先行建設”、“未取得備案即開工”等情況，尚未辦理可能導致罰款、停產后果的手續和文件，或者租賃其他電場的現有土地等，可能影響項目收益，最終導致項目總投資超過預期。 （2）質量隱患影響風電場后續運維成本 由于 2021 年后并網國內風電項目不在享有中央補貼，風電項目為了趕上補貼政策急于短期內并網，導致項目從立項到并網都在搶工期，運維成本是風電全生命周期成本的重要部分，施工質量問題對后期電站運營帶來較大困擾。海上風電在我國起步較晚我國已建海上風電項目正陸續出質保期，運行維護產業尚未成熟，缺乏運維經驗。此外我國海上風電運行維護標準體系尚未建立，科學系統化管理體系不健全，運維技術有待檢驗和提高。 三、對策建議 1.跟蹤和研究地方補貼政策要點 新建風電項目應關注地方補貼政策出臺情況，與當地能源局、財政局溝通，積極申請地方政府補貼。目前僅上海市出臺《上海市可再生能源和新能源發展專項資金扶持辦法(2020 版)》，對于風電項目，陸上風電不再享受獎勵，近海風電獎勵標準為 0.1 元/千瓦時，深遠海風電項目獎勵標準將另行研究，單個項目年度獎勵上限不超過 5000 萬元。廣東、江蘇兩省地方財政實力較強，有較大可能出臺地補政策。 2.對電力消納、外送保障、配套設施建設情況進行評估 在評估風電場時除常規的關注事項外應充分考慮周邊配套設置、電網接入情況等。研究電場周圍是否有建好的升壓站、線路等，是否有借款人或其股東的其他已投運電站，選址盡量靠近負荷中心或者特高壓通道換流站周邊。風電就地消納或外送得到保障是投資風電場獲得長期穩定收益的關鍵因要素。...

一、全球核電發展概況 在裝機容量方面，IEA最新統計數據顯示，2019年，全球核電總裝機容量443吉瓦，新增裝機容量5.5吉瓦，與2018年的11.2吉瓦（1989年以來最大新增容量）相比大幅下降；全球在建核電裝機容量60.5吉瓦，其中經合組織國家、中國和俄羅斯在建核電裝機占比分別為33%、17%和8%。 ? 在發電量方面，《BP世界能源統計年鑒2020》數據顯示，2019年全球核電發電量為2796太瓦時，同比增長3.5%，為2004年以來的最快增長。在各類電源發電量中，核電占比10.4%，同比增長0.3個百分點。 具體到國家層面，美國核電發電量最高，為852太瓦時，約占全球核電發電量的30.4%。法國、中國、俄羅斯核電發電量緊隨其后，分別為399.4太瓦時、348.7太瓦時、209太瓦時。這4個國家的核電發電量約占全球核電發電量的65%。2019年，核電發電量在本國總發電量中占比超過10%的國家共有20個，其中法國占比最高，達70.6%；烏克蘭和斯洛伐克并列第二，均為53.9%。 從增長速度來看，中國繼續延續2018年快速增長態勢，為全球核電貢獻了最大的增量。2019年，中國結束三年來的“零核準”，年內獲核準的山東榮成、福建漳州1-2號機組、廣東太平嶺1-2號機組均采用中國自主知識產權的“國和一號”或“華龍一號”三代核電技術，福建漳州一號機組已于2019年10月開工建設。日本也逐漸擺脫福島事件的影響，取得顯著增長。2019年，中國核電發電量348.7太瓦時，同比增長89.7太瓦時，增幅18.2%；日本核電發電量65.6太瓦時，同比增長16.5太瓦時，增幅33.7%。 受全球新冠肺炎疫情影響，2020年一季度全球核電發電量同比下降約3%。IEA在其發布的《全球能源評估2020》中指出，由于各國封鎖政策的實施，年內全球電力需求將大幅減少5%或以上，核電的需求也將隨之下降。事實上，為防控疫情而采取的封鎖隔離措施也對接近完工的核電機組建設進度造成了很大影響。目前，中國2臺、芬蘭1臺在建核電機組已將完工日期從2020年推遲至2021年，而法國、英國和美國的在建項目也很可能面臨類似延期。此外，部分機組停堆換料工作也推遲至2021年。受整體電力需求下降、計劃大修項目推遲及核電機組建設延期等因素影響，IEA預計2020年度全球核電需求將下降2.5%。 ? 二、全球核電發展環境分析 在全球電力需求增速放緩、石油天然氣等化石燃料價格降低、可再生能源電力成本降低、技術迭代速度加快的大背景下，占據全球發電總量10.4%的核電行業發展正面臨多重挑戰。尤其在2011年福島核事故之后，對于核電站和核廢料存儲方案安全性的擔憂使得發達國家調整國家核電發展政策，而全球核電設備“老齡化”加劇了核電發展的困境。 （一）經合組織國家核電發展放緩 近年來，多個國家調整核能領域發展計劃。德國、比利時、瑞士和西班牙等國家計劃逐步淘汰核電；韓國、瑞典、法國等國家則打算降低核電比例；受低成本天然氣和可再生資源競爭的影響，美國一些小型、低效核電站提前關閉。 德國是世界上第一個通過立法確定淘汰核電的國家，決定在2022年全面淘汰核電。目前，德國已經關閉20座核電站，2019年該國核電發電量約占全國總發電量的5%。比利時計劃在2025年前逐步淘汰核能發電，2019年核電發電量約占該國總發電量的46.3%。瑞士明確不再批準新建核電站，對現有核電站不延期退役，并于2019年12月永久關閉了其現有五座核反應堆中的第一座。西班牙計劃于2030年前關閉國內最后一座核反應堆，并計劃不對任何核反應堆40年的運行壽期進行延長。 （二）多數在運機組服役將近設計年限 核電機組的運營年限一般為30～40年，這意味著歐美等發達國家于上個世紀大規模建設的核電機組均已到達服役年限。國際原子能機構（IAEA）公布2019年全球核電發展數據顯示，截至2019年底，全球在運核電機組總計443座，其中，292臺機組（裝機容量約254吉瓦）運行時間已超過30年，美國九英里峰1號和京納機組、印度塔拉普爾1號和2號機組、瑞士貝茲瑙1號機組等5臺核電機組的運行時間甚至已超過50年。 ? 鑒于延長核電機組運行時間的費用僅為新建核電機組的10%～20%，更多國家選擇通過對核電機組基本結構、系統和部件進行特殊安全評審和評定來延長機組運行時間至60年，同時對核電機組進行升級改造，確保本國核電機組未來安全運行。美國、法國、加拿大、阿根廷、亞美尼亞、烏克蘭、捷克、俄羅斯、墨西哥和巴西等國家均有核電延長運營期限的計劃。 即使如此，俄羅斯科學院能源研究所（ERI RAS）認為，到2040年，發達國家運營的核電裝機容量仍將下降三分之二，從2018年的約280吉瓦下降到2040年的95吉瓦左右。 三、展望 水電和核電兩者共同提供了全球四分之三的低碳發電量。然而作為世界上第二大低碳電力來源的核電，其發展軌跡與IEA可持續發展情景（SDS）的目標仍有較大差距。 按照目前計劃的建設趨勢，全球核電裝機將在2030年后呈現下降態勢，2040年的裝機僅為456吉瓦，遠低于IEA的SDS設定目標601吉瓦。IEA指出，2020～2040年，核電裝機年均增加15吉瓦，才能達到SDS水平。 ? 事實上，根據目前的趨勢，全球核電發電增長速度將落后于電力需求增長速度。俄羅斯科學院能源研究所認為，到2040年，核電發電量在全球總發電量中占比將降至10%以下。預計經合組織國家核電發電量占比將從2015年的18％下降到2040年的12.6%～13.4％。到2035年，發展中國家核電發電量將超過經合組織國家，為全球核電增長貢獻最多的增量。其中，中國將實現最大的核電增長。...

碳中和目標下，煤電裝機快速增長時代正式宣告結束，而可再生能源將迎來“倍速”發展階段。即便如此，2060年達到碳中和，依然壓力巨大。 2020年9月22日，國家主席習近平在第75屆聯合國大會上宣布，中國將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。 中國成為全球主要排放國里首個設定碳中和目標期限的發展中國家，這也是中國在《巴黎協定》承諾的基礎上，在碳排放達峰時間和長期碳中和問題上設立的更高目標。中國2060碳中和目標的宣布，必將對電力行業未來40年的發展帶來深刻而巨大的影響。 帶來的機遇 首先，電力行業清潔低碳發展目標更加明確清晰。十九大報告提出“推進能源生產和消費革命，構建清潔低碳、安全高效的能源體系”，這為我國能源清潔低碳轉型發展提出了新的方向。對于電力行業來說，就要加快推進我國能源結構從以煤炭發電為主向以清潔低碳能源為主的跨越式發展。 經過十多年的努力，中國電力行業的低碳發展已經取得了很大的進步，單位供電碳排放（克二氧化碳/千瓦時，下同）從2005年的900克左右下降到目前的600克左右（下降約30%）。 國務院發布的《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》中，也提到大型發電集團單位供電二氧化碳排放控制在550克二氧化碳/千瓦時以內，目前看來完成的難度不小。如果橫向比較，目前中國電力行業單位供電碳排放比全球的平均水平450克左右仍然高出了30%左右。 目前，全球主要國家的供電碳排放從低到高大致分成幾個類型：1、近零排放國家（100克以下）：挪威、瑞典、瑞士、法國等；2、超低排放國家（100克到200克之間）：新西蘭、加拿大、奧地利、芬蘭、丹麥、比利時等；3、低排放國家（200克到300克之間）：英國、匈牙利、西班牙、葡萄牙、意大利等；4、中排放國家（300克到500克之間）：德國、荷蘭、智利、美國、捷克、土耳其、墨西哥、以色列、日本等；5、高排放國家（500克以上）：韓國、希臘、愛沙尼亞、中國、印度、波蘭、澳大利亞、南非等。 從上述分布中可以得出幾個結論：1、中低排放及以下的國家，基本上以發達國家為主（巴西、墨西哥、智利等除外）；2、高排放國家中，以發展中國家為主，但也不乏韓國、澳大利亞這樣的發達國家；3、已經承諾碳中和目標的國家，以中低排放國家為主，但也包含部分包括中國在內的發展中國家，比如已經完成碳中和目標立法的瑞典（2045）、英國（2050）、法國（2050）、丹麥（2050）、新西蘭（2050）、匈牙利（2050），立法進程中的有西班牙（2050）、智利（2050）以及歐盟整體（2050），通過政策宣示承諾還未進入立法進程的有芬蘭（2035）、冰島（2040）、奧地利（2040）、挪威（2050）、德國（2050）、葡萄牙（2050）、瑞士（2050）、愛爾蘭（2050）、韓國（2050）、南非（2050）、中國（2060）以及日本（本世紀下半葉盡早實現）等。 從上述不同國家按照單位供電碳排放數值高低的分布及對其承諾碳中和目標時間的對比不難看出，大部分發達國家從目前的中低排放到碳中和，都仍需要二三十年的時間。 碳中和國家并不是意味著一噸碳都不可以排放，只是意味著碳排放和碳匯吸收之間盡量能達到平衡，而電力的低碳化是最基本的先決條件，預計大部分發達國家的電力行業在2050年國家實現碳中和目標的情境下，電力行業都要基本實現脫碳化（零排放）或者近零排放，比如歐盟2050綠色新政實現碳中和的情景下，預計電力行業80%以上的裝機都將是可再生能源裝機，部分國家甚至是100%。 中國如果在2060年實現碳中和目標，電力行業單位供電碳排放要從目前的600克左右，至少以每10年平均100克左右（即每年10克左右）的速度往下降，才能確保2060年左右達到目前近零排放國家的水平（如瑞典、法國等）。 2060年全社會用電量按照比目前增長翻三番保守估計（20萬億度電左右），電力行業的碳排放量將達到10億噸左右。即便不考慮化工、水泥、鋼鐵、建筑、交通等行業，其他化石能源石油、天然氣等不可避免使用部分產生的碳排放，以及非二氧化碳溫室氣體排放，僅僅電力行業產生的10億噸左右的碳排放量就需要大量的植樹造林、森林蓄積增加的碳匯才能中和掉，如果電力行業低碳化水平屆時連近零排放也達不到，中國想實現2060年碳中和目標就更加難上加難了。 因此，在2060碳中和目標下，電力行業低碳發展的目標也更加明晰，就是盡可能地降低單位供電碳排放，能做到零當然更好（難度不小），如果做不到，退而求此次，至少也得達到部分發達國家目前已經做到的單位供電近零碳排放的水平。 其次，可再生能源發電將進入規模化“倍速”發展階段。過去10年（2009-2019），風電、光伏和水電為主的可再生能源裝機增長迅速，每年增長5000萬千瓦左右，裝機總量從逾2億千瓦到近8億千瓦，增加了近4倍，其中風電增長超過10倍，太陽能由于基數低，從2009年的2萬千瓦增長到2019年的逾2億千瓦，增長了1萬倍。 可再生能源在電力總裝機的比重從2009年的24%增加到2019年的38%， 但是未來要實現電力行業的零排放或者上文中提到的近零排放，即便仍然以過去10年每年5000萬左右的可再生能源裝機增長肯定無法滿足要求。 如前假設，按照2060年中國電力需求增長3倍估算，考慮到可再生能源發電利用小時數的限制（按照2000小時估算），則需要80-100億千瓦左右的裝機總量，未來每年平均需要新增2億左右可再生能源裝機，這是過去10年平均新增裝機的4倍左右，每年新增可再生能源發電裝機帶來的投資需求也將是巨大的，在過去5年每年新增投資額已經超過1000億美元的基礎上，預計未來40年累計投資達到數萬億美元（麥肯錫最新的估計是5萬億美元，即人民幣35萬億左右）。 投資規模的不斷增加將繼續帶來風電、光伏等建設造價和發電成本的進一步下降，在風電和光伏陸續實現平價上網后，將來發電成本會逐步降低，逐漸低于煤電發電成本，從而取得多年以來夢寐以求的成本優勢，進一步增加投資的比較優勢。 再者，碳市場將為電力行業低碳化發展發揮更加重要的基礎性作用。2060碳中和目標提出后，需要凝聚全社會的力量，為了盡可能降低目標實現的成本，需要更加發揮市場在碳資源配置上的基礎性和決定性作用。而全國碳市場的建立和不斷完善，將責無旁貸地承擔起這一歷史重任，碳市場助力電力行業低碳化最重要的特征是形成市場化的碳定價機制，發出清晰的碳價信號，不僅僅是不同減排成本的行業和企業之間配置碳資源，降低全社會的減排成本，而且給電力行業的上下游，包括對新能源投資、新技術研發形成持續穩定的預期，促進低碳投資的源源不斷和低碳技術的持續創新，同時結合電力市場化改革的逐步到位，把碳價信號清晰地往下游傳遞，進而降低全社會的碳減排成本。 因此，在2060年碳中和目標提出的新形勢下，碳市場的必要性和緊迫性更加突出，在“十四五”期間更需要把全國碳市場這一重大減排新設施新機制建設好、運行好，為包括電力行業在內的主要排放行業低碳化發展提供機制保障。 面臨的挑戰 2060碳中和目標給電力行業帶來機遇的同時，也帶來諸多挑戰，主要體現在以下幾個方面。 第一，煤電裝機快速增長時代正式宣告結束 從“十一五”起，煤電建設進入大規模“跑馬圈地”的階段，大部分年份新增煤電裝機都在五千萬千瓦以上，這種速度甚至延續到了“十二五”期間，直到“十三五”的后面幾年（圖3中2020年的數據是1-8月份），每年新增煤電裝機才有所下降，從每年五千萬千瓦下降到兩三千萬千瓦。 過去十多年煤電裝機快速增長的負面效應比較明顯，近些年來各地煤電年運行小時數大都在4000小時左右，如果按照設計小時5500小時的標準，造成了超過2億煤電裝機產能的嚴重過剩，造成了投資的極大浪費。 另外，這些新建的煤電項目，都將有較長的鎖定期，至少25-30年左右，將會對未來幾十年的碳減排帶來巨大的壓力。 全球能源互聯網發展合作組織在對我國能源變革轉型進行專題研究后指出，當前每新增1億千瓦煤電機組，將產生三大方面重大負面影響：一是未來將增加超過3000億元資產損失；二是2030年前將累計減少清潔能源裝機約3億千瓦，擠壓2萬億元清潔能源投資；三是到2050年將累計增加碳排放150億噸，相當于2018年我國全部碳排放的1.6倍。 因此，有不少專家呼吁，面對煤電產能已經嚴重過剩和未來碳約束越來越嚴格的大趨勢下，“十四五”期間不要再新建煤電項目了，新增能源需求盡量通過可再生能源發電來滿足，但是煤電新增裝機速度從“十三五”后期的每年兩三千萬千瓦一下子斷崖式剎車降到零，也不現實。 有數據顯示，即便是疫情期間的上半年，又新核準了5000萬千瓦左右的煤電項目，核準待建的煤電機組裝機已達1億千瓦左右，預計還有1億千瓦左右的機組納入規劃，如果這些已批準或者規劃中的項目在 “十四五”期間都上馬，煤電總裝機將超過12億直奔13億千瓦。 毫無疑問，這樣的結果將是很難承受的，煤電項目的投資者需慎之又慎，如果說過去十多年煤電“跑馬圈地”的主體是五大電力為主的央企集團，那么此輪煤電項目投資主體已經轉變為地方能源集團為主的國資企業，為什么五大集團在這輪“逆勢上揚”的煤電新投資氛圍中更加理性？ 第一、央企為主的電力集團越來越意識到低碳發展的重要性，充分認識到“大干快干”上煤電的時代已經不復返了，尤其是中國2060碳中和目標宣布后，不少電力集團的高層已經在不同場合嚴肅地討論這一目標對行業和企業發展將帶來深遠的影響。 第二、不少電力央企已經體會到了過去煤電項目上的太多，產能過剩帶來的負面影響。近兩年來，五大電力集團所屬煤電廠虧損比例超過50%，甚至出現負債率過高的一些煤電廠長期資不抵債而破產清算的，這在過去十多年里哪怕是煤電行業也曾一度大面積虧損的情況下也很少出現的情況。 第三、中國煤電機組的壽命太短，平均的服役時間略超過10年，低于設計壽命25年（超過20年的煤電機組僅占11%），也遠遠低于美國、德國等發達國家煤電機組的服役時間（基本上超過30年），如果未來一段時間都沒有對煤電機組的總體利好周期，那么目前再新建的煤電機組能否收回投資都面臨很大的不確定性。 近日，山西省能源局在下發的《電力供需平衡預案管理辦法》中已經明確提出新投產的煤電機組“原則上不再安排優先發電量”，產煤大省的這一政策已經傳遞出比較清晰的信號，相信后面陸續會有其他省份出臺類似的政策。因此，目前規劃中甚至已經核準的煤電項目，在開工建設前仍需“三思而后行”，全面綜合評估后再做決定，避免到時候后悔不已。 因此，即便在“十四五”期間還無法做到不上新建煤電項目，但是2060年碳中和目標的宣布，已經表明煤電裝機快速的快速增長時代的確是“一去不復返”了，煤電在電力總裝機的比重目前已經接近50%（2019年52%）的情況下，未來40年每年平均下降至少在1個百分點，才能確保在2060年把煤電裝機比重控制在10%以下（而且這部分保留的煤電裝機必須通過靈活性改造具備調節能力），煤電退出后的空間逐步讓位給可再生能源發電，使得2060年可再生能源發電裝機比重至少達到80%以上，才可能實現電力的真正低碳化甚至零碳化，確保2060年碳中和目標的實現。 第二，智能電網長期安全與穩定運行壓力山大 眾所周知，風能、太陽能等新能源易受氣候影響，其出力具有隨機性和波動性，而電網中的發電和負荷要時刻保持電力平衡，隨著煤電裝機在電力總裝機比重的下降和可再生能源發電比例的提高，對電網的這種平衡能力長期安全穩定運行提出了更大的挑戰。 為了應對這種挑戰，電網需要加大先進信息通信技術、控制技術和人工智能技術的研發和大規模部署應用，有效支撐可再生能源大規模開發利用，提升電網長期穩定安全運行及智能化水平。 此外，大規模儲能技術的研發和廣泛應用才是改善可再生能源發電間歇性和波動性最根本的保障，能夠顯著提高風、光等可再生能源的消納水平，是推動主體能源由化石能源向可再生能源更替的關鍵技術，需要從引起足夠重視并加大部署的力度。 第三，CCUS（碳捕捉及封存利用）等減排技術發展利好但前景依然難測 2060碳中和目標的提出，對以CCS（碳捕捉與封存）或者CCUS為代表的減排技術發展利好，尤其是對電力行業來講，如果還要保留一定比例的煤電或者氣電等化石能源裝機，以及發展生物質能源發電等，就必須要考慮對這部分裝機發電產生的二氧化碳進行捕捉和、封存或者利用，不然無法僅僅通過森林碳匯來抵消數以億噸甚至十億噸的排放量。 但是CCUS無論是從技術上，成本上以及商業模式上，都還面臨很大的挑戰，具體如下： 第一，CCUS技術發展階段離大規模商用仍有較大距離：從捕集、封存到利用的各個環節所需的技術大部分都還處在基礎研究環節，其中只有一小部分技術進入了中試或者示范環節，即便示范環節的項目，處理的二氧化碳量也非常有限，據不完全統計，目前國內十余個CCUS示范項目，加起來每年處理的二氧化碳不到100萬噸，部分項目甚至示范后不久就面臨技術和商用價值缺乏等原因而停運或者處于間歇式運營。 第二，CCUS成本上居高不下：在CCUS捕集、輸送、利用與封存環節中，捕集是能耗和成本最高的環節，以百萬裝機的超超臨界電廠為例，捕集增加的耗能可能直接把一個電廠的效率從超超臨界降低到亞臨界，更別提后面的輸送、利用和封存環節能耗以外的大量成本了。 國內部分示范項目二氧化碳的處理成本大都在每噸300元~500元人民幣之間，部分富氧燃燒的示范項目成本甚至更高達到八九百左右。成本的居高不下，而且短時間因為技術的不成熟沒法通過大規模商用快速下降成本，讓投資者望而卻步，所以目前的示范項目大都是科技項目，需要來自不同渠道科研經費的支持。未來40年內CCUS的成本下降曲線至少從目前看來，還很難清晰地描繪出來，即便全國碳市場建立起來，可以通過市場的手段支持CCUS項目，可預期的碳價水平也難以支撐CCUS高居不下的投資成本。 第三，CCUS生態安全風險防范壓力山大：把二氧化碳封存在地下，理論上是可行的，但是地質條件是比較復雜的，雖然之前已經通過各種研究得出陸上地質利用與封存技術的理論總容量為萬億噸以上的結論，但是這只是一個理論的總容量，具體的選址和封存技術，是否滿足要求，還需要結合項目開展大量的論證，畢竟地質情況是非常復雜的，二氧化碳注入后監測、廢棄井泄漏防控與防腐技術尚不成熟，注入過程帶入的大量鹽水如果和二氧化碳一起發生大規模泄漏對環境造成生態危機如何處理？大量的二氧化碳以流體形式注入深層巖石當中如果誘發地震，如何能做到提前預警、監測和防范？這方面因為技術的不成熟，生態安全風險防范還有大量的難關需要攻克。 綜上所述，2060年中國碳中和目標的宣布及后續陸續出臺的相關政策，對電力行業的發展既帶來了機遇，也面臨挑戰！電力企業尤其是大中型集團企業，需要研判2060年碳中和目標對自身發展帶來哪些影響，未來40年能否做到碳中和，如果做不到，低碳發展的愿景、目標如何科學制定，40年內不同階段的發展路徑如何規劃？這些愿景、目標和路徑如何在即將制定的“十四五”規劃中予以體現和得到落實？這些都是眼下需要嚴肅思考和慎重決策的重要問題。 但對于傳統能源行業的廣大從業者來說，大可不必過于擔心，包括煤電行業及其上下游（設備制造商、科研機構和院校相關專業等）在內的數百萬從業者，自然會分代際、分批次地逐步轉向以可再生能源為主的新主力能源陣地，按照國內相關研究估計，可再生能源產業單位產能就業人數是傳統能源產業1.5~3.0倍，這種能源轉型將帶來更多就業機會，未來也會創造更多的經濟增長點。 ?...

關于電網的輸配體制問題，中央《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發【2015】9號文），要求“繼續進行深化研究”。一般認為該輪電改暫時不會涉及輸配體制改革，其實不然，被認為是最大亮點的增量配電業務改革試點，事實上已經觸碰到輸配體制改革的問題了。任一個新成立的增量配電企業，無論股權結構怎樣，它與目前的電網企業或在法律上、或在產權上均是分離的，完全突破了原來輸配合一的體制。這一事實說明繼續深化輸配體制的研究不僅必要而且迫切。本文即以此為切入點，研究和尋找適合我國國情的輸配體制改革方案。 一、承認配電屬于競爭性業務不是主觀臆斷 將配電歸屬于競爭性業務，主要基于下述理由： （1）與輸電網的集中性、統一性、樞紐性特征不同，配電網具有明顯的分散性、局域性、終端性特征，輸電網與配電網不可等同對待。（2）配電網是售電的物理支撐，全面提升用戶服務水平，開展綜合能源服務，離開配電網是無法做到的。鼓勵成立售電公司很有必要，但沒有理由禁止配電企業售電，配電企業要承擔保底供電責任，是當然的售電公司。（3）配電網可以劃分為眾多供電區，每個供電區的經營者，都由政府按特許經營程序確定，政府還可根據經營期的考核情況，隨時進行必要的更換。 不可否認，配電是一種特殊的競爭性業務，這是由電力商品的特殊性決定的。電力市場本身就是一個特殊的市場，承認電力是商品，也應當承認配電是競爭性業務，配電企業是競爭性企業。正因為如此，中央在下發的有關文件中（包括2015年的9號文），不僅一再強調要鼓勵社會資本投資配電業務，還明確提出要支持民營企業以控股或參股形式開展配電和售電業務。增量配電業務改革試點，實際上也是在承認配電是競爭性業務的前提下進行的。 二、增量配電業務改革的認識、實踐與再認識 增量配電業務改革試點承載著人們太多的夢想，它的目的至少有三個： （1）通過將增量配電業務推入市場，鼓勵和吸引更多社會資本參與配電網建設，探索市場化的配電網建設發展模式。 （2）打破壟斷，形成“比較競爭”格局和鯰魚效應，提高配電網效率和經營服務質量，為經濟社會發展提供更好的用電保障。 （3）推動配電網的有源化、協同化、市場化建設，培育綜合能源服務新業態，為重塑配電網，加快能源轉型探索新的路徑。 然而理想很豐滿，現實很骨感。從2016年11月到2020年8月（第5批名單公布前），國家能源局共批復了404個試點項目（其中已取消24個）（觀茶君注：截至第五批公布，已公布增量配電業務改革試點項目473個，取消24個項目后還有459個）。雖然項目數量不少，但至今取得電力業務許可證的不足四分之一，試點碰到了種種阻力和困難。為解決有關問題，能源局下發了一系列指導文件，還采取了約談、檢查督導、建立通報和直接聯系制度等措施，但情況并沒有因此好轉，似乎還出現了越來越偏離預期的趨勢。已投運的增量配電項目，由于配電電價過低等原因，幾乎都陷入了僅保本甚至虧損的境地。社會資本投資增量配電的熱情已跌入冰點，曾經炙手可熱的改革出現了令人心灰意冷的局面。詳見《真實價格無法體現，增量配電定價困難重重》《澎湃：增量配電微利或虧損普遍，社會資本熱情驟降》《增量配電價格“八大怪”》 從體制上看，增量配電業務改革試點，將配電業務分成了存量和增量兩個部分，存量部分繼續保持輸配合一體制，增量部分則實行輸配分開體制。顯然，這是對電網輸配體制的一種“改良”：即在基本維持原狀的基礎上，按照“舊者從舊、新者從新”的思路，實行輸配合一與輸配分開并存的雙軌制。 “雙軌制”天生就充斥著無法調和的矛盾，增量配電業務改革試點處處受阻，舉步維艱，根本原因就在這里。增量配電業務與大電網存量配電業務存在競爭關系，理論上兩者是平等的，但事實上增量配電網的接入、運行和發展都受制于大電網。在市場競爭中增量配電企業只是一個“運動員”，而電網企業勉為其難，同時要扮演“服務員、運動員和裁判員”三重角色。在這樣的體制設計下，改革試點難以實現預期目標完全在情理之中。 輸配體制雙軌運行，不一定是改革的初衷，但它的確是增量配電業務改革試點帶來的結果。其實，從全國范圍看，輸配雙軌體制早已存在。我國除國家、南方、蒙西三大電網外，還有少量基本上屬于配電網或有源配電網的地方電網，它們與大電網的關系與增量配電網類似，雙方幾十年的磕磕碰碰，也證明輸配雙軌制不是好的體制。 如果將增量配電業務改革看作是輸配分開的一種探索，以此為輸配體制的“繼續深化研究”提供必要的素材和例證，似乎也完全符合9號文精神和改革的邏輯。但無論從哪一個角度對增量配電業務改革進行總結和再認識，共同的結論都是：我國電網輸配體制改革不能走雙軌制道路，全面的輸配分開勢在必行。 三、輸配分開的理由和意義 輸配分開的理由，根據其重要性和依賴性程度，大致可分為三個層級： 第一層是最基本的、起決定性作用的理由，回答輸配分開的可行性問題。這一層次的理由只有一個，即：輸電屬于自然壟斷性業務，配電屬于特殊競爭性業務，兩者不能等同對待。這個理由如果不成立，輸配分開也就無從談起。 第二層是效果揭示的理由，回答輸配分開的必要性問題。依據事物的發展邏輯，輸配分開將導致和促使某些改革目標的實現，或者說，一些改革目標的實現是以輸配分開為前提的。這些目標包括：（1）形成真正科學合理“管住中間、放開兩頭”的電力體制架構；（2）輸電網和配電網（企業）各自按照市場化要求重新進行功能定位；（3）打破壟斷確保配售電充分且公平公正的競爭；（4）吸引更多社會資本參與配電網建設；（5）理順和規范國家電網與地方電網的關系。 第三層屬于關聯性理由，是輸配分開必要性的補充，它們顯示的是輸配分開為電網改革發展帶來的更多好處。其中包括：（1）為調度與電網一體化管理體制提供合理依據，使其易得到公眾的支持；（2）為“廠網分開”與“廠網一體”劃分合理界限，巧妙化解二者的矛盾。（3）有利于提升電網精細化管理水平，明晰輸電和配電成本，合理確定輸配電價；（4）有利于密切配電網與地方政府的聯系，更好地促進地方經濟發展；（5）有利于重塑新一代電力系統，確保輸電網和配電網的發展與時俱進；（6）有利于開展能源轉型“人民戰爭”，加快能源轉型步伐；（7）有利于傳統發電企業參與配電網及分布式電源建設，促進煤電盡早退出歷史。 四、適合國情的輸配分開方案設想 如果電力體制改革真的要繼續堅持市場化方向，有一點是明確的，就是輸配不存在分與不分的問題，只有怎樣分的問題。 輸配分開有三種基本方式：（1）財務分開，在電網企業內部，將輸電和配電業務在財務上分開核算。（2）法律分開，成立具有獨立法人資質的子公司，將配電業務交其運營。（3）產權分開，由在資產和行政上均無關聯的不同的企業實體，各自經營輸電和配電業務。 顯然，財務分開方式不適合我國國情，可以從選項中排除。其它兩種方式落實到具體方案設計上，有三種選擇： 一是產權完全分開方案。剝離所有存量配電業務，由省政府按照有利于開展公平公正競爭的市場化要求，將其特許給若干有能力、有資質的配電公司經營。 二是只在法律上分開方案。由電網企業成立若干具有法人資質的子公司，作為競爭型企業經營配售電業務，為形成競爭的氛圍和格局，每個省級電網成立的配電子公司不宜少于5家。 三是法律分開與產權分開相結合方案。考慮40%以下的存量配電業務，由電網企業成立的具有法人資質的配電子公司經營（每個省不少于3家），60%以上的存量配電業務則由省政府特許，交給其他配電公司經營（每個省不少于5家）。 第一種方案對現狀的改變最大，實施的難度相對也最大。第二種方案存在的問題主要有兩個：一是盡管電網企業內部成立多家配電子公司，與地方電網和增量配電企業形成比較競爭格局，但從全局和數量上看，配電業務基本上還是由電網企業壟斷經營；二是由于僅在法律上分開，輸配分開的效果不能完全得到體現。第三種方案法律分開與產權分開相結合，可較好地克服前兩種方案存在的問題，不僅能打破電網企業對配電業務的壟斷，使輸配分開的優越性得到較充分發揮，還降低了改革的難度。 實踐是檢驗真理的唯一標準。建議對第三種輸配分開方案選擇三到四個省電網進行改革試點（這個方案往前可過渡到第一種完全產權分開方案，往后也可退回到第二種法律分開方案），究竟可行還是不可行，需不需要再往前走，抑或要往后退？都可以交給實踐來檢驗和決定。...

2020年，可再生能源項目配置電化學儲能成為一種現象。很多地方政府和電網企業都在相關的文件、不同的場合以不同的形式，對“可再生能源+電化學儲能”模式進行了肯定，儲能和電力行業的專家也多有出鏡推薦該種模式，也有專家將這種模式描述為能源行業的終極模式。“可再生能源+電化學儲能”能否成為現階段新的模式、大規模復制推廣的模式？首先需要回答下面三方面問題。 問題1：“可再生能源+電化學儲能”是在與什么技術進行競爭或者替代？ “可再生能源+電化學儲能”這個提法出現之前，實踐中可再生能源的消納方式主要依靠的是大電網消納方式，即通過大電網覆蓋范圍內負荷的時間和空間變化，以及大量調節電源的隨調度指令調節，平抑可再生能源的波動性和間歇性，實現可再生能源的消納。儲能技術通過電能存儲也能夠解決可再生能源的波動性問題，解決的方法更加直接和簡單。因此，“可再生能源+大電網”方式和“可再生能源+電化學儲能”方式的技術方案各有千秋，大電網和電化學儲能技術是競爭技術（相互替代）關系。即如果“可再生能源+大電網”的經濟性劣于“可再生能源+電化學儲能”，那么“可再生能源+電化學儲能”方式就可以批量化發展。 很遺憾，在經濟性上來看，即使在可預見的未來，電化學儲能技術與大電網技術在可再生能源消納方面的經濟性差距巨大。大電網技術和電化學儲能的經濟性非常容易比較，只要電化學電芯每公斤重量能夠存儲的電能超過4千瓦時，就相當于每公斤化學電芯能夠承載的能量超過1200克標煤（大約2000克原煤），在經濟性上大電網就沒有存在的必要，燃料輸送將變化為電芯的輸送。目前，主流電芯技術每公斤大約能存儲經濟性戰勝大電網技術所需能量密度的十分之一到二十分之一左右，毫無競爭力。 從另一個角度看，現有主流電化學儲能技術存放一千瓦時電的成本大約為5毛錢，任何電源與之配合產生的上網價格都是我國發電綜合電價的1.5倍以上，所以電化學儲能技術（電能量應用）暫時在大電網技術的經濟性面前尚不構成本質挑戰。因此，可再生能源的經濟消納，現階段必須主要依靠大電網技術。“可再生能源+電化學儲能”方式不具備批量發展的經濟性條件。特別是我國還在堅持發展大電網、實現更大區域優化資源配置的原則，不宜同時大規模發展沒有經濟比較優勢的技術種類。 問題2：“可再生能源+電化學儲能”對于市場的技術中立原則是否有影響？ 經濟、可靠、清潔是電力工業發展的不可能三角，任何的行業政策都要謀求三者的妥協，但是經濟、可靠、清潔三者之一如果產生了量級的差別，則意味著不可能三角進入了一票否決狀態。如果暫不考慮在經濟性上“可再生能源+大電網”遠勝于“可再生+電化學儲能”，那么要求或者鼓勵可再生能源配置自用的電化學儲能是否符合電力經濟機制的設計原則呢？ 大電網技術的核心優勢就是對各種一次能源轉化而來的電能和各種特性的用電負荷兼容并蓄，導致大電網或者說基于大電力系統的經濟機制和產業政策設計必須遵循“市場中立”原則。市場中立原則實際上是電力系統經濟機制設計的基本原則，即不應考慮一次資源特性，應按照對系統影響加以考慮，只有對各種一次動力的電源一視同仁，才能利于大電網基礎上的電力市場發現準確價格。可再生能源相對傳統的調節電源，突出的缺點就是出力變化不可控制，給可再生能源配上電化學儲能裝置，在不考慮經濟性的前提下，似乎是合理的，相當于“自己惹的麻煩自己解決”，意圖把可再生能源的出力特性向調節電源靠攏。 如果這個出發點成立，按照市場中立原則，所有出力變化由于一次能源或某種因素影響不能直接響應系統需要的電源都需要配置電化學儲能，都要執行“自己惹的麻煩自己解決”。這樣問題就來了，大電網內大量機組均存在某些時段或者長期不能響應系統功率變化需要的情況。例如，核電的燃料棒是定期更換的，到了更換時間無論是否使用完畢均需拆除，因此核電如果不能帶一條功率曲線運行，會形成所謂的“棄核”，很顯然帶一條功率曲線運行是不符合系統負荷變化需要的，那么是否核電應當配置一定比例的電化學儲能裝置呢？再例如，熱電機組在供熱中期，存在為保證供熱無法降低發電功率的情況，熱電機組中的高背壓機組，會存在近三分之一銘牌出力上調受阻的情況，那么是否熱電機組應該按照供熱期難以達到銘牌出力和調峰下限的功率配置一定比例的電化學儲能？如果覺得核電和熱電機組還不夠有普適意義，那么傳統概念調節機組的煤電和燃機也會因為燃料質量和管道壓力問題，分別出現無法達到銘牌出力和無法降低出力的情況，尤其是后一種情況在今年疫情背景下，大規模真實出現。 事不同而理同，如果“可再生能源+電化學儲能（自用）”的模式成立，調節機組為了避免燃料引發的功率不可調問題，也需要增加電化學儲能用以應變，“調節機組+電化學儲能（自用）”是不是一個比較讓人費解的結論？因此，大電網為主的消納方式就是要充分利用各類電源出力特性的相互抵消進行消納，從技術中立的角度如“可再生能源+電化學儲能”的方式成立，則“核電機組+電化學儲能”、“熱電機組+電化學儲能”、“受限煤（燃）機+電化學儲能”等方式均成立。 問題3：“可再生能源+電化學儲能”如果不是新方式，為何國外電化學儲能在電力系統應用快速發展？ 近年來，特別是今年，電化學儲能在可再生能源增長迅速的國家和地區取得了長足的發展，不管可再生能源是否要“+”電化學儲能，能夠看到的現實是歐洲、美國可再生能源和電化學儲能在快速發展（與自身相比）。如果可再生能源還是主要依靠大電網方式消納，市場中立原則又不允許歐美的市場要求可再生能源自己解決自己不穩定的問題，是什么原因促使可再生能源發展的同時，電化學儲能在歐洲、美國快速發展？答案很簡單，是以電力現貨市場為核心的現代電力市場體系（含配套的輸、配電價制度）。 實際上，可以看到歐洲、美國可再生能源快速發展的地區，基本為已經完成電力現貨市場建設的地區，是已經使用了適應電力現貨市場需要的輸、配電價地區。電化學儲能的發展，主要基于以下兩種場景，一是在電力市場里參與交易，電力現貨市場的高峰和低谷價格相差30倍以上，同時電化學儲能可以提供調頻、備用等輔助服務。據了解，某國內企業在歐美投資的電化學儲能電站的收益組成大致為：70%~80%的電力交易收益（電力現貨市場“低買高賣”）和調頻、備用服務（電力交易和輔助服務收益各占一半），10%的容量電價（放電時間4小時以上的儲能裝置可以參與容量市場），5%的套利收入。 二是國外電網費用通常分為三部分，輸電價、配電價和接入價。輸電價、配電價經過5年的新一輪電改熏陶，容易被理解，什么是接入價呢？按照國外電力市場化國家核價的理論，不同的用戶和電源接入主網的費用，隨著地理位置不同應該是不同的，因此每個用戶和電源接入主網的接入費，要用戶和電源自己承擔，并非和國內一樣只要同一電壓等級同一地區的用戶或者電廠的目錄電價和上網電價都相同，接入費用都打入了輸配電價大盤子。國外電力市場化國家不允許在接入費上出現新的交叉補貼，這是對負荷中心用戶和負荷中心電源的不公平。因此，對于電力用戶來說一定時段的阻塞解決方案并非是立刻建設新的電網工程，而是要經過經濟性評價，到底支付新的接入費用還是采用一些就地平衡的分散式電源（包含可再生能源），配以電化學儲能的方式加以解決。在新的負荷增加不大、阻塞時間不長的情況下，往往為規避相對高昂的接入費用，用戶會選擇電化學儲能或者“分布式電源+電化學儲能”的方式解決，在這里分布式電源會包含分散式的可再生能源。 因此，國際上可再生能源與電化學儲能快速發展的原因，并不是其采用了“可再生能源+電化學儲能”的方式，而是批發市場（電力現貨交易）的高峰低谷價差與輔助服務引發了電化學儲能的發展，接入費的存在促進了“分布式電源+電化學儲能”的發展。 由以上三個問題的分析，可以得到肯定的答案：鼓勵或者強制推動“可再生能源+電化學儲能”的方式，與依靠“可再生能源+大電網”消納方式相比經濟性很差，并且僅要求可再生能源自己解決自己不連續、不穩定問題的思路有違各類型電源公平的原則，國際上電化學儲能的快速發展實際上依靠的是以電力現貨市場為核心的現代電力市場體系，國際上“集中式可再生能源+電化學儲能”的方式并非主流。回想十年前，國內某民營公司在我國北方引入“電化學儲能”參與調頻的事例，其當時提出的“三不一要”原則，仍值得借鑒，即電化學儲能參與電力系統調頻服務“不要補貼、不提高補償標準、不要特殊照顧”，但是要求穩定合理的市場機制。合理的機制，能夠充分發揮電化學儲能優勢的電力現貨市場及配套輸配接（入）電價政策，才是開啟我國電化學儲能在電力行業應用的正確鑰匙。 實際上，國際經驗證明以電力現貨市場為核心的現代電力市場體系，不但能夠培育電化學儲能這種新技術，而且整體上具有“四新”效應。 一是新的就業崗位。電力市場本質是電力商品生產社會分工細化：不但傳統的發、輸、配、售等環節會逐步資產分開或財務分開，不斷細化的社會分工自然會創造新的就業崗位，而且原來為電網企業一家科學配置資源存在的科研、軟件服務、計量、通訊等行業，逐步轉化為為數量龐大市場其他主體服務。需要服務的主體多了，新的企業以及新的就業崗位就會自然而然隨之而來。一個待遇良好的就業崗位，意味著一個小康的家庭，一個消費促進經濟增長的單元，積沙成塔、聚少成多，充足的就業崗位會讓經濟具有更強的韌性和更強的內在發展動力。新一輪電力體制改革，售電公司如雨后春筍般的發展就是很好的例子，已經吸納了大量的就業人口。另外，電力現貨試點剛剛開始，軟件服務、咨詢、培訓等高新公司迅速出現，如廣東從事仿真的某公司、北京從事軟件開發的清某公司等。這也是電力行業很多精英“下海”和很多業外精英“入行”的根本原因。總之一句話，電力市場化不但能夠完成國家要求的“穩就業”，還能進一步的“增就業”。 二是新的電力技術。電力市場基于我國龐大復雜電力系統的配置資源機制，將產生大量的技術需求，為新生技術提供優越的孵化器。同時，電力市場機制不存在“大水漫灌”，是競爭機制下的新技術培育方式，相對補貼新技術將有更高的孵化效率，國際經驗表明一個設計良好的、以現貨為核心的電力市場會極大推動電力相關技術的發展。例如我國8個試點的技術支持系統均未完全國產化，其中求解器部分均為國外生產（IBM）。我國整體技術支持系統技術水平較低，穩定性和精度并不能完全滿足市場建設需要。除技術支持系統以外，各個市場主體均有仿真系統和營銷系統的購買需要。電力市場化所需的相關軟件，很有可能成為電力行業下一個風口，而電力技術支持系統相關技術的發展，將對我國大型工程軟件的國產化和系統化產生深遠影響，并對保證我國電力系統工程軟件的安全性具有重要意義。 三是新的電力能源。尋找、培育和發展低碳、清潔的新能源是我國電力工業的既定目標。我國的可再生能源行業在計劃體制下取得了長足的發展，總規模已經處于世界領先，但是我國產生了很多其他國家沒有的問題，可再生能源的發展遇到了瓶頸，如可再生能源與傳統電源的激烈沖突，下一步如果不解決這些問題可能影響我國的能源轉型。國際經驗告訴我們，發達國家一般是已經完成了電力市場化，特別是電力現貨市場建設，才進行的能源轉型，電力現貨市場機制有利于可再生能源發展。電力現貨市場以變動成本為競爭的基礎，可再生能源的特點就是變動成本低，自然而然就依靠電力現貨市場優先消納了電量，而提供調節服務和兜底服務的傳統電源可以在容量市場和輔助服務市場獲得穩定可預期的收益，傳統電源也心甘情愿地讓出發電空間，實現了與可再生能源的共同發展。同時，激烈的市場競爭，選擇出了性價比最高的輔助服務電源和容量備用，淘汰了部分低效傳統機組，最大限度地緩解了可再生能源發展帶來的電價增長壓力。 四是新的電力業態。新業態一般是指基于不同產業間的組合、企業內部價值鏈和外部產業鏈環節的分化、融合、行業跨界整合以及嫁接信息及互聯網技術所形成的新型企業、商業乃至產業的組織形態。新業態的來臨主要基于信息技術的革命、需求倒逼和產業升級。在產生新業態方面，電力市場化，特別是電力現貨市場產生了海量的交易信息，受市場主體交易需要，電力系統運行信息公布的范圍空前；海量的時變電價信號、海量的電力系統運行信息，基于互聯網、云計算、物聯網和大數據，以及目前方興未艾的基于5G的移動互聯技術，將模糊電力生產者和使用者的界限，將電能與天然氣、熱力等其他能源跨界聯合，電力用戶從傳統的被動接受系統安排，逐漸變為與系統交互的微系統；電力市場是以用戶為核心的經濟機制，由于不同細分市場甚至是單個個體的用戶需求有所不同，因此，電力企業所提供的產品和服務，其價值主張和滿足程度對每個用戶也將有所不同，1對1推薦和1對1精準營銷已經成為不可回避的商業現實；在電力供需平衡有盈余的今天，單純的電能制造已經不再成為利潤增長點，靈活的市場機制下，渠道的創新以及需求的創造成為了新的電力企業經濟效益的增長點，更為便利、方便和充滿用戶個體決策體驗的電力消費方式需求已經快速替代了獲得穩定電力供應的需求。近幾年，綜合能源、虛擬電廠的快速發展就是明證。 綜上，盡管“可再生能源+電化學儲能”不是一種新的方式，但是以電力現貨市場為核心的現代電力市場體系將大力推動電化學儲能這一朝陽產業的發展。同時，電力現貨市場帶來的“四新”會成為我國經濟發展的新增長點，這不失為一種新的電力工業高質量發展方式。...

國家層面重要通知： 為深入貫徹習近平總書記“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系，促進可再生能源開發和消納利用，2019年5月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》（發改能源〔2019〕807號，以下簡稱807號文），提出建立健全可再生能源電力消納保障機制，對各省級行政區域設定可再生能源電力消納責任權重，自2020年起全面進行監測評價和正式考核。 2020年是正式實施可再生能源電力消納保障機制的第一年。2020年6月1日，國家發改委、國家能源局印發《各省級行政區域2020年可再生能源電力消納責任權重的通知》(發改能源〔2020〕767號)，要求：各省級能源主管部門會同經濟運行管理部門按照消納責任權重認真組織制定實施方案，積極推動本行政區域內可再生能源電力建設，推動承擔消納責任的市場主體積極落實消納責任，完成可再生能源電力消納任務。各地要在2021年2月底前向國家發展改革委、國家能源局報送2020年可再生能源電力消納責任權重完成情況。 國家能源局各派出機構要切實承擔監管責任，密切配合省級能源主管部門，按照消納責任權重積極協調落實可再生能源電力并網消納和跨省跨區交易，對監管區域內各承擔消納責任市場主體的消納量完成情況、可再生能源電力交易情況等開展監管。各派出機構要在2020年12月底前，向國家能源局報送監管報告。 廣東政策文件： 8月25日，廣東省能源局發布了《關于征求廣東省可再生能源電力消納保障實施方案和可再生能源電力交易實施方案意見的函》（后面簡稱‘征求意見函’）。要求市場主體9月4日前將書面意見反饋給廣東省能源局。征求意見函中對承擔消納責任的市場主體、消納責任權重、考核要求、履約方式、市場機制、消納量計算等給出了明確要求。 消納責任權重及分配 征求意見函中稱獨立售電公司、增量配電項目公司、電網企業等作為第一類市場主體（售電企業），需承擔與其年售電量相對應的消納責任權重。第二類市場主體，包括通過電力市場直接購電的電力用戶（不包括通過售電公司代理購電的電力用戶）和擁有自備電廠的企業，承擔消納責任權重。這兩類市場主體在2020年最低總量消納責任權重為31.5%、最低非水電消納責任權重為5.0%、激勵性總量消納責任權重為35.3%、激勵性非水電消納責任權重為5.6%。 注意：承擔消納責任市場主體的售電量和用電量中，農業用電免于消納責任權重考核。 考核要求 省能源局對消納責任權重完成情況進行考核并公示，有獎勵也有懲罰。 對未按期完成整改的獨立售電公司、增量配電項目公司和通過電力市場直接購電的電力用戶，原則上按未完成消納量占應承擔消納量的比例限制其下一年代理用戶用電量。 對納入能耗考核的企業，超額完成的消納責任權重折算的能源消費量不計入其能耗考核。 由于自然原因（包括可再生能源資源極端異常）或重大事故導致可再生能源發電量顯著減少或送出受限時，核減消納責任權重。 注意：現階段，若省內年度可再生能源電力消納責任權重超過國家下達的最低目標，則省內各市場主體消納責任權重自動完成。 履行方式 消納責任權重可以通過三種方式履行： （1）購買可再生能源發電企業的電量，或可再生能源自發自用； （2）購買其他市場主體超額完成的消納量，雙方自主確定交易或轉讓價格； （3）購買可再生能源綠色電力證書，綠證對應的可再生能源電量等量記為消納量。 注意：消納量和綠證都只能交易一次，不能二次出售。綠證折算的消納量不參與消納量交易。 售電公司消納責任權重計算方法 總量消納責任權重=可再生能源消納電量/總用電量 可再生能源消納電量包括： （1）電網企業全額保障性收購的可再生能源電量，優先完成省內居民、農業、重要公用事業和公益性服務、非市場化用電量對應的消納責任權重之后，剩余部分，按照各市場主體購電量或用電量，初期按無償原則進行分配，后續適時調整。計入市場主體消納量。 （2）市場主體在電力市場交易中心購買的可再生能源電量，按實際交易結算電量，計入市場主體消納量。 （3）市場主體自發自用的可再生能源電量，按電網企業計量的發電量（或經省能源局或國家能源局南方監管局認可），計入自發自用市場主體的消納量。 （4）從其他承擔消納責任的市場主體購買的消納量或購買的綠證折算的消納量，計入購買方的消納量。免于消納責任權重考核的農業用電對應的消納量不能用于交易或轉讓。 總用電量為：售電公司代理用戶實際用電量總和-免于考核電量，實際用電量包括企業自發自用電量。 廣東政策分析和影響： （1）承擔責任的市場主體 第一類市場主體是承擔批發轉零售的角色，并不直接消耗電力，但是可以通過交易選擇電源構成。第二類市場主體直接消耗電力，同時也有用電來源的選擇權，可以主動完成消納責任。電力大用戶，如果通過售電公司代理參與市場交易，則自身不需要承擔消納責任；如果直接參與電力批發交易，則需要承擔消納責任。一般電力用戶不需要直接承擔消納責任。由售電公司代理參與電力市場交易的電力用戶，其自發自用的可再生能源電力計入售電公司的消納量。 （2）可再生能源加速建設 可再生能源利用開發得到支持，將會迎來一波快速發展。受到政策刺激，售電公司、電力用戶企業都有投資建設自發自用可再生能源設備的動力，除了原有電力銷售收入外，還將增加消納量帶來的額外收益。 （3）可再生能源單獨交易 廣東將適時開展可再生能源電力中長期交易，采用價差模式簽訂年度雙邊協商合同；條件具備時，組織開展可再生能源電力月度交易和參與電力現貨市場交易；用戶側可再生能源電量交易上限等于其年度需求電量預測。交易采用月度結算，年度清算方式。 （4）可再生能源電力價格可能會上升 廣東省截至2020年6月底，總裝機容量13112.4萬千瓦，其中水電937.8萬千瓦，占比7.15%，并網風電431.3萬千瓦，占比3.29%，并網太陽能發電492.2萬千瓦，占比3.75%。這三類可再生能源裝機容量總占比僅為14.19%。2020年1-6月，廣東省發受電量合計2896億千瓦時，其中省內水電119億千瓦時，占比4.11%，省內風電45億千瓦時，占比1.56%，省內太陽能19億千瓦時，占比0.64%，省內生物質及其他89億千瓦時，占比3.06%，省內水電、風電、光伏、生物質發電總占比不高于9.37%。 這其中有一部分可再生能源電力還會由電網收購，優先完成省內居民、農業等用戶用電量的消納責任權重。所以廣東省內的可再生能源發電量遠遠不能滿足承擔消納責任的市場主體所需完成的31.5%的消納責任權重目標值。必然會導致可再生能源中長期交易價格上升。上升的幅度有很大可能性是參考普通電力中長期交易價格和綠證價格之和。 （5）綠證價格可能上升 廣東可再生能源電力總量不足，可在市場上交易的消納量必然供小于求，所以大部分市場主體需要通過購買綠證履行自己的消納責任。需求的增加必將引起綠證價格的上升，但是受政策限制，綠證價格不能超過可再生能源電價附加補貼金額。目前綠證交易處在自愿認購交易階段。國家可再生能源信息管理中心的綠證認購平臺（www.greenenergy.org.cn）上的綠證價格在128.6-872.8元/MWh之間。目前廣東政策沒有綠證賣方的地域限制，市場主體可以自由選擇低價綠證。 （6）消納量的交易價格會參考綠證價格 由于綠證可以按照1:1折算為消納量，在新的規則對綠證折算消納量做出變更以前，消納量的價格將會與綠證價格看齊。 售電公司應對措施： （1）制定年度可再生能源電力消納計劃 制定電力消納計劃，既是政策規定市場主體的責任，也是售電公司運營的需要。一旦廣東可再生能源消納政策正式實施，售電公司交易電量的組合方式將更加復雜，需要考慮的交易約束條件更多，也將有更多風險對沖的機制。可再生能源和普通電力中長期分開交易，售電公司在中長期階段就要考慮可再生能源比例，根據對廣東可再生能源電力總量、價格的評估，和對綠證價格趨勢的判斷，制定年度消納計劃。 （2）售電公司的盈利空間被進一步壓縮 可再生能源電力消納可能導致售電公司批發側成本增加，征求意見函中沒有對一般電力用戶提出消納責任的明確要求，所以價格傳導到零售側需要給電力用戶一段適應時間。售電公司通過價差獲得收益空間可能被壓縮。 （3）零售套餐更多樣化 售電公司套餐制定更復雜，需要單獨約定零售合同中的可再生能源電量和價格。零售側的營銷也會受到影響。例如農業用電用戶不影響消納責任的履行，不用給出額外的優惠條件。有可再生能源自發自用設備的電力用戶，能夠幫助提高售電公司的消納量，售電公司給這類用戶制定優惠套餐。 （4）參與可再生能源電力交易 可再生能源電力單獨組織中長期交易，未來還將適時開放月度交易和參與現貨交易。售電公司需要提前制定交易策略， （5）監測可再生能源消納量和總用電量 售電公司需要監測和掌握（至少是每月掌握）自己代理用戶的總用電量（包括自發自用）和可再生能源電力總消納量，計算每月和全年累計可再生能源電力消納比例。每月5日前報送消納責任權重完成情況。 由于消納量的組成比較復雜，有來自電網的數據、交易中心的結算數據、企業自發自用的數據、綠證和消納量的交易數據，售電公司需要相應的管理工具進行數據統計和查詢。同時因為有些企業有自發自用設備，售電公司不能用結算電量作為企業用電量，而是需要掌握企業的實際用電總量。依靠電力用戶主動報送數據是一種途徑，但是如果能通過表計接入，自動采集用電數據，可以提高效率和準確度，減少電力用戶的工作量。 （6）跟蹤和預測消納量和綠證交易價格走勢 綠證和消納量的交易價格將會影響售電公司可再生能源電力交易策略。所以售電公司需要跟蹤市場上的消納量和綠證的交易量價走勢，并對未來中長期的價格走勢做預測。售電公司可以提前購買低價綠證和消納量，也可以高價賣出自身消納量，降低批發側電力采購總成本。 （7）投資建設可再生能源發電資產 售電公司可以投資建設可再生能源分布式發電資產（例如分布式風電、屋頂光伏等），一方面為代理的電力用戶供電，賺取電費另一方面可以計入自己的消納量。...

一、天然氣發電市場概況 2018年，全球氣電裝機18億千瓦，占全球電源裝機的四分之一，其中北美、中東氣電裝機占比較高。北美氣電在21世紀初取代煤電成為第一大電源品種，2018年裝機占比高達41.2%。歐洲發電裝機結構較為均衡，氣電裝機占比為27.9%。中東發電以氣為主，2018年燃氣發電裝機占66.4%。 發電量方面，根據BP 2020年6月發布的第69版《世界能源統計年鑒》，2019年全球天然氣發電量為6297.9太瓦時，同比增長3.5%；在全球總發電量中占比23.3%，同比提高0.5個百分點。在各類電源發電量中，天然氣發電量排名第二，低于煤電，從增速上看，氣電是除可再生能源以外增長最快的電源類型。 ? 具體到地區/國家層面，2019年全球天然氣發電量增量主要來自美國、中國和歐洲地區。其中，美國天然氣發電量1700.9太瓦時，同比增長121.6太瓦時，增幅7.7%；歐洲地區天然氣發電量768.1太瓦時，同比增長38.2太瓦時，增幅5.2%；中國天然氣發電量236.5太瓦時，同比增長21太瓦時，增幅9.7%。與2018年相比，中國天然氣發電量增長有所放緩。歐洲地區部分國家天然氣發電量的強勁增長受“煤改氣”帶動。在日本，2019年天然氣發電量362.4太瓦時，同比減少24.5太瓦時，降幅6.3%，主要原因是核能發電量增加和總體電力需求下降。 值得一提的是，2019年天然氣發電項目投資支出一改此前幾年下降的趨勢，上升到與2014～2015年相近的投資水平。IEA統計數據顯示，2019年全球獲得最終投資決定（FIT）的天然氣發電項目裝機超過55吉瓦。隨著越來越多的可再生能源項目上線，今后全球新建天然氣發電項目（特別是聯合循環電廠）更多的是為了滿足系統在靈活性、輔助服務等方面不斷增長的需求。 受新冠肺炎疫情全球蔓延影響，截至2020年6月初，全球主要天然氣市場都出現了不同程度的需求下降或增長放緩。IEA在其6月發布的《2020年天然氣報告》中指出，整個2020年，全球各個部門天然氣消費量都將下降，且發電部門所受影響最為嚴重。因疫情原因實施的地區封鎖措施導致用電量減少，已經對天然氣發電造成嚴重沖擊。受電力需求下降和可再生能源發電增長的雙重影響，天然氣發電在歐洲受到的沖擊尤其嚴重。在除中東以外的新興市場，天然氣發電在電力結構中占比較低，受到的影響相對較小。IEA的最新預測顯示，2020年全球發電用天然氣需求將同比下降約7%，占全球天然氣需求下降的60%左右。 ? 二、天然氣發電發展環境分析 （一）經濟性 制約天然氣發電產業發展的首要因素是發電燃料成本高，影響到天然氣發電的優勢。近年來，天然氣價格的下降趨勢使之與燃煤發電相比逐步具備了競爭力，這對亞洲的氣電發展至關重要，因為亞洲傳統上是全球天然氣價格最高的地區，且該地區的煤炭價格最低。2019年第一季度，日本和韓國天然氣發電的平準化度電成本（LCOE）已低于燃煤發電。在中國，天然氣發電的LCOE仍高于燃煤發電，但兩者之間的差距縮小。 ? 在歐洲，碳排放權交易體系（ETS）中碳價在2018年初為每噸8歐元，到2018年底、2019年初已上漲至每噸20歐元以上。2019年，歐洲繼續依靠碳稅和碳價調整能源結構，碳價在整個年度上漲近70%，天然氣發電的環境價值體現得愈發明顯。低廉的天然氣價格加上高昂的碳價，使得地區天然氣發電的經濟性超越燃煤發電。2019年，歐洲天然氣逐漸取代發電用煤，有力地拉動了地區天然氣發電量增長。 （二）技術方向 1.天然氣發電與新能源發電業務高度融合 盡管可再生能源等零碳能源被認定是未來的主力能源，但天然氣作為發電燃料依然有巨大的發展空間，仍可在低碳轉型中發揮巨大作用。伴隨可再生能源裝機容量的大幅提升，電網負荷的峰谷差越來越大，需要有容量足夠且靈活啟停的電廠來調節電網負荷峰谷。同時，為了確保系統功率和負荷平衡，需要有容量足夠且負荷靈活的電廠來對電網提供調頻服務。未來，大量操作靈活的天然氣發電機組可以提供調峰調頻服務，協助將可再生能源整合到能源系統中。 國際大石油公司在發展各項可再生能源發電業務的同時，也保留了發揮天然氣發電的優勢選項，將天然氣發電與新能源發電業務高度融合。如BP公司成立的“天然氣與低碳板塊”，將供氣、氣電與可再生發電、儲能與充電、氫能和CCUS技術等業務整合。意大利埃尼集團尋求天然氣與可再生能源在發電業務上的協同效應。道達爾則在2017年就成立了“天然氣、可再生能源和電力部”，以充分挖掘天然氣、可再生能源等在電力價值鏈中的協同發展潛力。 2.碳減排技術是天然氣發電的重要技術選擇 碳減排技術是煤電未來發展的重要技術選擇，同樣也是天然氣發電未來發展的重要技術選擇，低碳技術的突破，可以為天然氣發電行業發展換取新的空間。與常規的碳捕集與封存（CCS）技術相比，碳捕集、利用和封存（CCUS）技術將捕集的二氧化碳廣泛應用于各種領域，從而實現其資源化利用，因此也更具有現實操作性。在能源領域，CCUS被認為是目前能實現化石能源低碳利用、未來能大規模減少溫室氣體排放的可行技術。IEA數據顯示，目前全球開發的16個CCUS項目中有5個涉及天然氣發電項目，其中包括美國于2020年4月宣布的一個天然氣發電廠計劃。盡管目前各國在運天然氣發電廠尚無大型CCUS項目，但是在IEA發布報告中的可持續發展情景，到2030年，全球配備CCUS項目的天然氣發電廠裝機將達到35吉瓦。 此外，值得一提的還有NET Power位于美國得克薩斯州的50兆瓦天然氣發電廠。該發電廠的技術價值在于徹底摒棄傳統的以水蒸氣為工作介質的熱能循環過程，采用Allam循環技術，將二氧化碳作為工作介質驅動專門設計的渦輪機。這是全球首座在不額外增加成本的情況下有效捕獲所有排放物的化石燃料電站。NET Power示范項目已于2018年開始運營。 （三）政策環境 近年來，全球二氧化碳排放量連創新高，面對氣候和環境壓力，各國對低碳發展愈發重視。相比電力清潔化比例已經較高的歐美地區，以發展中國家居多的亞洲等地區天然氣消費水平相對較低，也更具有天然氣需求愿望。不少發展中國家均制定了有關促進天然氣發展的規劃和計劃。 另一方面，天然氣發電也面臨著不少挑戰。2019年11月，歐洲投資銀行宣布，為應對氣候變化挑戰，將在2021年底前停止為一切化石能源項目提供貸款，根據這一投資新政，包括天然氣發電項目在內的絕大多數化石能源項目都將排除在融資范圍外，這意味著今后在歐洲天然氣發電項目融資將受阻。歐洲投資銀行也因此成為全球首個提出削減天然氣項目貸款的主要多邊金融機構。這背后的邏輯不難理解，歐洲多數國家處于工業化后期，能源結構特別是電氣化方面處于較高水平，清潔化比例較高，天然氣需求方面難以再有大的突破。并且根據歐盟中長期發展規劃，可再生能源才是未來的發展重點。 三、展望 天然氣發電具有減排效果，這使得天然氣作為一種靈活的過渡燃料逐漸取代發電用煤。在IEA發布的《2019年世界能源展望》的可持續發展情景（SDS）下，全球天然氣發電量將在本世紀20年代后期超過燃煤發電量，但IEA認為，如果天然氣發電行業不采用CCUS技術，此后天然氣發電量將穩步下降。與此同時，作為天然氣的低碳替代品，可再生能源將在2030年前取代天然氣，加速引領全球發電量增長。到2040年，可再生能源發電將占全球電力供應的三分之二。 ? 在2020年9月發布的《BP世界能源展望》（2020年版）中，BP表示，天然氣發電在能源系統的低碳轉型中，有如下兩項潛在的重要作用：一是在經濟快速增長的發展中國家，這些國家可再生能源及其他非化石能源的增速不足以替代煤炭需求，天然氣的利用可以減少煤炭的使用；二是天然氣結合CCUS技術，可實現零碳或近零碳發電。在快速轉型情景（Rapid）和凈零情景（Net Zero）下，全球天然氣需求將分別在21世紀30年代中期和20年代中期達峰，且到2050年分別降至2018年水平和比2018年低三分之一，屆時結合CCUS的天然氣需求分別占到一次能源的8%～10%。...

有資料稱，截至目前，全國范圍內，地方層面先后有新疆、內蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、遼寧、山西等十幾個省（區）發布相關政策，提出在新增平價風電、光伏項目核準中要求或建議增加配置儲能，力促儲能在新能源（主要是風、光）發電側應用。之后，多地以鼓勵創新之名迅速跟進，“風光+儲能”（以下簡稱風光儲）蔚然成風。 從各省（區）政策看，均對儲能配置的裝機規模、儲能時長等因素提出明確要求。例如，內蒙古要求光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上；湖北要求風儲項目配備的儲能容量不得低于風電項目配置容量的10%，且必須與風電項目同時建成投產；山東明確儲能配置規模按項目裝機規模20%考慮，儲能時間2小時，與項目本體同步分期建設。政策各異，但對發電側的要求大同小異。 “新政”頻出，一時大波軒然，各色聲音如有云泥之隔。其實，風光+儲能無論是理論層面還是實踐層面，早為業內外所接受，而各方意見何以紛紜若此？ “風光+儲能是人類未來能源的終極解決方案”。作為發展潛力巨大的新的產業形態，風光儲在能源革命的推進中將起到關鍵作用，在推動新時代能源更高起點、更高層次、更高質量的發展中不可或缺。發展到今天，風光配儲能早已不是一個需要展開討論的問題，問題是風光應該如何配儲能。意見的對立，既有視角的問題、自身利益的考量，也有政策本身的問題，面對電網企業日趨增大的調峰壓力、風光企業橫生的投資成本、儲能難得的成長機遇……任何簡單的臧否都有失公允。 1、從外部強加的發展不是真正的發展 習近平總書記指出，發展社會主義市場經濟，既要發揮市場作用，也要發揮政府作用，但市場作用和政府作用的職能是不同的。政府部門發的各類規范性文件確實是政府管理當中一個很重要的手段，在實施法律法規、落實國家政策、提高行政效率等方面發揮著重要的作用，這是“更好發揮政府作用”的表現之一。我們應該看到，市場經濟本質上就是市場決定資源配置的經濟。各類文件的出臺應遵循“市場在資源配置中起決定性作用”和“更好發揮政府作用”的基本原則，圍繞建設更高標準的市場體系、實現產權有效激勵、要素自由流動、價格反映靈活、競爭公平有序、企業優勝劣汰等，在加強和改善供給制度上下功夫，在推進國家治理體系和治理能力現代化上下功夫。也許，梳理清楚這個問題，也就明白了風光配儲能政策激起反響的個中緣由。 說到創新和發展，很容易令人想起經濟學上的創新大師約瑟夫·熊彼特。這位大師的創新理論在他的《經濟發展理論》里闡述甚詳。在他看來，靜態的、周而復始的、僅有數量變化的“循環流轉”不叫創新，也不叫發展，僅僅是經濟增長。發展不是從外部強加的，發展是內在的，是內部自行發生的變化。在熊彼特看來，“你不管把多大量的驛路馬車或郵車連續相加，也絕不可能從中獲得一條鐵路”，那么，我們從將來在廣大的風電場、光伏電站擺放著的一個挨一個的儲能電池中會獲得什么呢？ 熊彼特認為，只有創新才有發展，在他看來，所謂創新就是要“建立一種新的生產函數”，即“生產要素的重新組合”，就是要把一種從來沒有的關于生產要素和生產條件的“新組合”引進生產體系中去，以實現對生產要素或生產條件的“新組合”。他進一步明確指出“創新”的五種情況，人們將熊彼特這一段話歸納為五個創新，依次對應產品創新、技術創新、市場創新、資源配置創新、組織創新。按照這些創新的基本含義，當下，如此為風光配儲能的政策，也只能算是個做法了，與創新關系不大。 以某省出臺的政策為例，明確按項目裝機規模的20%來配置儲能，儲能時間2小時。無非就是把業界已接受的風光儲變成了廣受詬病的“風光強配儲能”，把配置容量、儲能時間做了硬性的規定而已。這些靜態的、數量的變化，無論是與“發展是內在的，是內部自行發生的變化”理論還是與“發揮市場在資源配置中的決定性作用”的要求，都相去甚遠。在風光發電逐步步入平價時代，儲能尚未以獨立的主體進入電力市場的當下，這種疑似“風光強配儲能”的模式，非絲非竹，穿新鞋走老路，無論是對于新能源還是儲能，都難以帶來真正的高質量發展。從熊彼特用鐵路代替驛站馬車的例子中可發現，去建鐵路的是新興企業家，但不要指望驛站馬車的所有主去建鐵路。簡單來說，發展是體系內在的創新，是生產力的質變，或者生產本身的結構提升。顯然，一紙文件式的“簡單粗暴”在帶來暫時效率甚或短暫“繁榮”的同時，卻背離了風光配儲能的初心。 2、一體化是實現風光儲科學發展的重要保障 黨的十八大以來，我國電力工業發展取得了舉世矚目的成就，有力支撐了經濟社會發展。尤其是以風光為代表的新能源發展迅速。截至2019年，全國風光裝機已達3.9億千瓦，位居世界第一。風光配儲能的模式也已廣泛應用。 隨著風光大規模接入電網，在改善電源結構的同時，波動性和間歇性的缺陷給電網帶來的影響也日趨放大，電網的調峰、消納壓力巨大。加之政府部門對電網棄風棄光率的考核，建議或“強配”儲能，成為電網企業實現“解困”的內在邏輯，表面看來無可厚非。而事實是，無論是調峰、還是消納問題，都是一個系統性的問題，系統性的問題必須用系統化的思維和辦法來解決，充分考量政策的整體性和協同性，兼顧各方的權益。反對者并不反對風光配儲能本身。各地文件的“一刀切”、頭疼治頭、腿疼治腿的做法與邏輯、缺少系統性整體性的考量才是各方，尤其是發電側不滿意的關鍵。 就目前來看，雖然十幾個省份出臺了風光儲的政策，但政策均僅明確了發電側的責任，對發電側因此而增加的權利只字未提，對電網側、需求側該承擔怎樣的責任亦是了無一字。即便認為風光等新能源具有波動的“原罪”，必須自配儲能，也應該權利義務對等。比如在早期新疆的光儲試點中，明確了配儲能的項目可增加100小時計劃電量。平價時代的風電光伏項目，看似減少了資源費等非技術成本，卻要背上儲能的技術成本。正如有評論指出的，不是原來的配方，還是原來的味道。以山東省為例，2020年山東申報競價光伏項目共976兆瓦，電網公司要求按項目裝機規模20%配置儲能，儲能時間2小時。根據集邦新能源網的測算，100兆瓦競價光伏電站將配置40兆瓦時，以當前儲能系統1.7元/瓦時（不含施工）的價格計算，光伏度電成本增加近0.09元。北京領航智庫測算，按照山東0.3949元/千瓦時的燃煤標桿電價測算，平價光伏電站按照20%配比投資儲能電站，工程造價將增加0.68元/瓦，工程造價增加15%以上。在不考慮儲能參與調峰補償等商業模式前提下，項目內部收益率也將低于8%。按照裝機規模20%的配置，一般情況下增大光伏投資普遍在15%～20%左右。在一定程度上紓解調峰、消納壓力的同時，漸入平價時代的光伏發電利潤空間日蹙。 8月27日，由國家發改委、國家能源局組織起草的《關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》（以下簡稱《指導意見》），向社會公開征求意見。此舉旨在提升清潔能源利用水平和電力系統運行效率，更好地指導送端電源基地規劃開發和源網荷協調互動。“兩個一體化”的推出，緣于當前電力系統綜合效率不高、源網荷等環節協調不夠、各類電源互補互濟不足等深層次矛盾日益凸顯，亟待統籌優化的現實。 《指導意見》在能源轉型升級的總體要求和“清潔低碳、安全高效”基本原則框架下，提出“兩個一體化”的范疇與內涵，強調統籌協調各類電源開發、提高清潔能源利用效率、適度配置儲能設施、充分發揮負荷側調節能力。在“風光水火儲一體化”方面，《指導意見》強調，要因地制宜采取風能、太陽能、水能、煤炭等多能源品種發電互相補充，并適度增加一定比例儲能。 在“源網荷儲一體化”方面，《指導意見》明確，側重于圍繞負荷需求開展，以儲能等先進技術和體制機制創新為支撐，以安全、綠色、高效為目標，創新電力生產和消費模式，為構建源網荷高度融合的新一代電力系統探索發展路徑，實現源、網、荷、儲的深度協同。 雖然不能寄希望于一個文件解決一個行業由來已久的諸多難題，但毫無疑問，一體化的發展思路、治理模式，再加之配套的保障機制，對于解決新能源發展存在的現實問題提供了科學的指引和正確的發展方向。 3、市場化是風光儲高質量發展的必然選擇 市場化的需求是產業發展的核心動力，技術和市場處在供給與需求的兩端，而政策機制和資本只是供給和需求對接的中間橋梁。當前，各地出臺的風光儲政策，一定程度上模糊了政府與市場的邊界。作為承受配儲能壓力的風光企業來說，儲能配置參數的測算依據在哪里？相關部門是否有權限要求新能源企業配套儲能？按新能源裝機容量比例配置儲能的強制性做法是否可行？配套儲能的成本是否全部要由新能源開發企業承擔？ 在沒有配套的政策和相對成熟的市場機制以及盈利模式的情況下，一味地在風光發電側配置儲能，然后簡單地由發電企業來承擔儲能投資成本的做法顯然不夠合理，亦非市場配置的結果。 《中共中央國務院關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》中明確，堅持正確處理政府和市場關系，更加尊重市場經濟一般規律，最大限度減少政府對市場資源的直接配置和對微觀經濟活動的直接干預，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用，有效彌補市場失靈。按照目前的政策，新能源企業只是根據規定安裝了20%的儲能，具體的儲能設施的標準、釋放的時間、充放電能的流失、投資的回報，既無政策規定，也無保障措施。有測算表明，在具體儲能項目上，僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益還很難支撐行業發展，這也是風光企業不愿投資儲能的原因。簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值，也不利于儲能的健康發展。在加大風光企業投資，造成資源浪費的同時，對儲能行業帶來的更可能是一次低層次的躍進。風光儲是技術進步，也是新能源可持續發展的內在要求。盡管電網企業不應強制要求新能源企業配儲能，但有理由對新能源并網質量提出要求，關鍵是建立和完善市場機制，在僅僅依靠棄風、棄光電量收益難以支撐行業發展、簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值的情形下，創新建立商業化模式、堅定不移走市場化的路子是不二之選。 一是應確立綜合治理和投資多重分擔的市場模式。風光發電的波動性及其對電網穩定的影響仍然是新能源進一步健康發展的制約因素。利用儲能技術快速響應、雙向調節、能量緩沖的特性，可以提高新能源系統的調節能力和上網友好性。儲能是未來電力系統的必要組成部分，應建立新能源企業與電網企業共同設計儲能參與電力市場的方式及盈利模式，為新能源和儲能可持續發展創造機會。無論是從市場化角度還是從落實國家能源戰略、保障儲能的社會效益看，堅持誰投資獲益誰來買單、利益相關方共同承擔是比較合理的選項。 二是完善配套政策，打造風光儲的多種商業模式。隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業模式空間正在打開，儲能參與各類電力服務的公允價值缺失，成熟的機制不足，儲能參與電力市場的實施細則更加缺乏，亟需要政策給予配套，促進各種市場化模式的成長打造。如，通過輔助服務機制，對參與電網調峰調頻的儲能設施予以保障。青海省明確，在電網需要調峰資源的情況下，儲能調峰價格暫定0.7元/千瓦時，優先消納風電、太陽能發電。新疆對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電的電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。 三是以省級統籌為目標，實現統籌規劃、集約建設。當前，根據裝機容量按比例配儲能，家家都上，遍地開花，滿地芝麻，不見西瓜，既不經濟，也沒效率，造成資源能源和投資的浪費。建議以省級統籌為目標，按照分類調整、分級側重、統籌規劃、集約建設的原則，以市場化手段，在集中風光企業按比例配套儲能建設資金的基礎上，可以吸納社會資本，在裝機容量大、接近負荷中心的風光場站，集中建設較大規模儲能電站，既可以從規劃層面解決儲能設施小而散的弊端，也可以做大儲能市場主體。隨著儲能市場規模的擴大，成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能獨立市場主體地位得到明確，可直接參與電網級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備用及需求側響應服務及電力現貨市場交易，把儲能的應用價值直接在市場中充分體現出來，實現電網、發電、儲能、需求側的多方共贏。 四是完善標準規范，為風光儲發展提供技術保障。我國從2010年開始制定電力儲能相關的標準，迄今已歷10年。截至目前，電儲能相關的國家和行業標準已達31項，其中已發布或報批27項；團體標準約47項，其中已發布或報批29項。其中，針對電化學儲能的國家標準有7項、行業標準有2項，目前均已發布。問題在于，國內儲能設施的技術參數、標準規范在加快統一和規范的同時，現有的標準規范，如何去推廣執行亦亟待解決。不嚴格有效地遵循技術標準和管理規范，無疑將導致亂象叢生。在當前風光配儲能的過程中，個別風光企業就“按照比例”上了一批既不環保也不經濟、既不安全也沒效率的儲能設施，根本原因就是無標可依和有標不依。 五是借鑒國外做法，建立對風光儲獎勵扶持機制。國外電力市場成熟，新能源側的儲能超過50%的收益源于參與電力市場交易、輔助服務等收入，新能源側的儲能發展條件優渥。如美國推動建立了儲能系統的投資稅收抵免政策，同時購買和安裝儲能系統與太陽能發電設施的項目業主可以獲得30%的投資稅收抵免。從國際經驗來看，英國電力市場比較成熟，獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差等收益，有些電站的多重收益甚至能有十幾種。韓國則為配套儲能系統的風電給予額外的可再生能源證書獎勵，使得配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權重遠遠高于其他不配套儲能的電站。...

作為氫燃料電池汽車應用的核心環節，燃料電池系統成本當前依然無法與動力鋰電池相抗衡。在近日舉辦的“珠三角地區燃料電池系統技術發展與政策應對”論壇上，相關專家表示，需要多環節、多舉措促進氫燃料電池降本。 1規模化量產推動成本下降 據國外機構對于80kW質子交換膜（PEM）燃料電池系統成本的預測，年產10萬臺氫燃料電池汽車，系統成本約50美元/千瓦，年產50萬臺氫燃料電池汽車，系統成本將降至45美元/千瓦。通過產業聚集和規模化量產的方式可以顯著降低氫燃料電池成本。 “對于原材料價格昂貴或工藝不完善的催化劑和雙極板，可以通過優化制造材料、改進制備工藝的方式降低成本，而技術已經較為成熟的部件則可以通過建立標準化平臺化產品體系，并利用大規模化量產的效應有效建立成本優勢。”深圳氫藍時代高級副總裁吳國平認為，“還要加強產業的集群化，建設戰略性產業伙伴關系。” 吳國平表示，目前我國氫燃料電池汽車正處于導入期，產業的興起帶動了產業鏈的發展，同時形成了東北、華北、華東、華中、華南和西南六個主要地區的氫能產業集群。“這些集群無論是在上下游配套零部件還是在整車方面，都形成了較為完善的氫燃料電池產業鏈，各地均具備不同的地域優勢，這有利于在降低氫燃料電池系統成本同時，推動地方產業發展。” 2優化系統設計挖掘降本空間 由于處于市場導入期，我國氫燃料電池系統在有效性、可靠性方面還有待提升，特別是電池造價成本居高不下，是業內所面對的共同難題。雖然在個別場景下，氫燃料電池已經初步具備經濟性，但如何在電池系統上大幅優化設計來實現降本增效，提高競爭力，依然是氫燃料電池產業走向成熟的關鍵。 “氫燃料電池系統設計的優化主要包含三方面。首先，通過對氫燃料電池系統設計的不斷簡化，降低電池的系統成本。目前對大功率氫燃料電池系統而言，氫回路引射器的應用逐步取代了傳統的空氣循環泵，這就降低了一部分加工成本。”吳國平說。 “其次，通過對氫燃料電池各個子系統的模塊化設計來降低成本。”吳國平舉例說，“例如，對進氫、調壓、分水和排氫等氫氣循環回路的集成化模塊設計，可以有效減少零部件的數量及所占空間，有效降低氫燃料電池系統的空間成本。” 最后，通過氫燃料電池系統中結構材料的輕量化替代來降低成本。“例如，將常用的金屬材料優化為高性能的塑料材質，提高氫燃料電池的單位質量能量密度，從而降低單位功率的燃料電池成本。” 3國產化替代降低成本壓力 氫燃料電池系統占整車成本的63%，其中，電堆占比49%、空氣循環系統占比21%、氫氣循環系統占比5%、熱力管理系統占比9%。就氫燃料電池系統技術發展水平來看，有證券行業分析師認為，雖然國產系統進步較快，但核心零部件依賴進口。因此，關鍵核心零部件的國產化對于氫燃料電池降本來說至關重要。 吳國平表示，一旦當構成電堆的質子交換膜、催化劑和氫氣循環泵等零部件實現國產化后，氫燃料電池成本將出現大幅下降。“以空壓機為例，過去我國進口一臺50kW級系統使用的離心式空氣軸承空壓機的價格為幾十萬元，而當實現國產化后，其價格已降至5萬元以內。” 新思界行業分析人士表示：“我國科研機構事實上已經具備實驗室生產催化劑的能力，但由于尚未產業化，導致氫燃料電池生產企業仍需依靠進口產品。” 由此看來，我國氫燃料電池核心零部件的研發成果與產業化生產之間仍存在較大鴻溝，如何將實驗室成果轉化為商業產品，從而減輕進口所帶來的成本壓力，是行業必須解決的課題。...

風電、光伏大規模接入電網，在優化電源結構的同時，其波動性和間歇性缺陷給電網帶來的影響也日趨放大，電網的調峰、消納壓力巨大。加之對電網棄風棄光率的考核，建議或“強配”儲能，成為“解困”的內在邏輯。這表面看來無可厚非，而事實是，無論是調峰還是消納，都是一個系統性問題。系統性問題必須要用系統化的思維和辦法解決，需要充分考量政策的整體性和系統性，兼顧各方權益。這既是貫徹落實新發展理念的應有之義，也是實現風光儲可持續發展的必然要求。 截至目前，全國先后有新疆、內蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、遼寧、山西等十幾個省（區）發布相關政策，要求或建議新增平價風電、光伏項目配置儲能，力促儲能在新能源（主要是風、光）發電側應用。之后，多地以鼓勵創新之名迅速跟進，“風光+儲能”蔚然成風。 各省政策均對儲能配置的裝機規模、儲能時長等提出明確要求。例如，內蒙古要求光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上；湖北要求風儲項目配備的儲能容量不得低于風電項目配置容量的10%，且必須與風電項目同時建成投產；山東明確儲能配置規模按項目裝機規模的20%考慮，儲能時間為2小時，與項目本體同步分期建設。各地政策各異，但對發電側的要求大同小異。 “新政”頻出，爭議四起。其實，風光+儲能無論是理論層面還是實踐層面，早已為業內外所接受，爭議又從何而來？ “風光+儲能是人類未來能源的終極解決方案”。作為發展潛力巨大的新產業形態，風光儲在能源革命進程中將起到關鍵作用，在推動新時代能源更高起點、更高層次、更高質量的發展中不可或缺。儲能發展到今天，風光配儲能早已不是一個需要展開討論的問題，問題是風光應該如何配儲能。意見的對立，既有視角的問題、自身利益的考量，也有政策本身的問題，面對電網企業日趨增大的調峰壓力、風光企業攀高的投資成本、儲能難得的成長機遇……任何簡單的論斷都有失公允。 從外部強加的發展不是真正的發展 總書記指出：“發展社會主義市場經濟，既要發揮市場作用，也要發揮政府作用，但市場作用和政府作用的職能是不同的。”政府部門發布的各類規范性文件確實是政府管理中一個很重要的手段，在實施法律法規、落實國家政策、提高行政效率等方面發揮著很重要的作用，這是“更好發揮政府作用”的重要表現。我們應該看到，市場經濟本質上就是市場決定資源配置的經濟。各類文件的出臺應遵循市場在資源配置中起決定性作用和更好發揮政府作用的基本原則，圍繞建設更高標準市場體系、實現產權有效激勵、要素自由流動、價格反映靈活、競爭公平有序、企業優勝劣汰，在加強和改善供給制度上下功夫，在推進國家治理體系和治理能力現代化上下功夫。也許，梳理清楚這個問題，也就明白了風光配儲能政策引發爭議的個中緣由。 經濟學創新大師約瑟夫·熊彼特在其《經濟發展理論》一書中對發展和創新闡述甚詳。在他看來，靜態的、周而復始的、僅有數量變化而沒有創新的“循環流轉”不叫創新，也不叫發展，僅僅是經濟增長。發展不是從外部強加的，而是內在的，是內部自行發生的變化。在熊彼特看來，“你不管把多大量的驛路馬車或郵車連續相加，也絕不可能從中獲得一條鐵路”。那么，我們能從未來大量風電場、光伏電站中擺放著的一個挨一個的儲能電池中獲得什么呢？ 熊彼特認為，只有創新才能發展，在他看來，所謂創新就是要“建立一種新的生產函數”，即“生產要素的重新組合”，就是要把一種從來沒有的關于生產要素和生產條件的“新組合”引進生產體系中去，以實現對生產要素或生產條件的“新組合”。他進一步明確指出“創新”的五種情況，人們將熊彼特這一段話歸納為五個創新：產品創新、技術創新、市場創新、資源配置創新、組織創新。按照這些創新的基本含義，當下的風光配儲能政策也只能算是個做法，與創新關系不大。 以某省出臺的政策為例，明確儲能配置規模按項目裝機規模的20%考慮，儲能時間為2小時，無非就是把業界已接受的風光儲變成了廣受詬病的“風光強配儲能”，把配置容量、儲能時間做了硬性規定而已。這些靜態的、數量的變化，無論是與“發展是內在的，是內部自行發生的變化”理論還是與“發揮市場在資源配置中的決定性作用”的要求，都相去甚遠。在風光逐步步入平價時代，儲能尚未以獨立主體進入電力市場的當下，這種疑似“風光強配儲能”的模式，非絲非竹，穿新鞋走老路，無論是對于新能源還是儲能，都難以帶來真正的高質量發展。正如熊彼特所舉的例子，去建鐵路的是新興企業家，而不是驛站馬車的所有人。簡單說，發展就是體系內在的創新，是生產力的質變，或者生產本身的結構提升。顯然，“簡單粗暴”的一紙行政命令帶來暫時的效率或者短暫“繁榮”的同時，已背離了風光配儲能的初心。 一體化是實現風光儲科學發展的重要保障 黨的十八大以來，我國電力工業發展取得了舉世矚目的成就，有力支撐了經濟社會發展。尤其是以風光為代表的新能源發展迅速。截至2019年，全國風光裝機量已達3.9億千瓦，位居世界第一。風光配儲能的模式也已廣泛應用。 風光大規模接入電網，在改善電源結構的同時，其波動性和間歇性的缺陷給電網帶來的影響也日趨放大，電網的調峰、消納壓力巨大。加之政府部門對電網棄風棄光率的考核，建議或“強配”儲能，成為電網企業“解困”的內在邏輯。這表面看來無可厚非，而事實是，無論是調峰、還是消納，都是一個系統性問題，系統性的問題必須用系統化的思維和辦法來解決，需要充分考量政策的整體性和協同性，兼顧各方權益。反對者并不反對風光配儲能政策本身。各地文件的“一刀切”，頭疼治頭、腿疼治腿的做法與邏輯，缺少系統性整體性的考量才是各方，尤其是發電側不滿意的關鍵。 目前來看，雖然已有十幾個省份出臺了風光儲的政策，但政策均僅明確了發電側的責任，對發電側因此增加的權利卻只字未提。對電網側、需求側該承擔怎樣的責任亦是了無一字。即便認為風光等新能源具有波動性的“原罪”，必須自配儲能，也應該權利義務對等。比如在早期新疆的光儲試點中，明確了配儲能的項目可增加100小時基數電量。平價時代的風電光伏項目，看似減少了資源費等非技術成本，卻要背上儲能的技術成本。正如有評論指出的，“不是原來的配方，還是原來的味道。”以某省為例，2020年該省申報競價光伏項目共976MW，電網公司要求儲能配置規模按項目裝機規模20%，儲能時間2小時測算，100MW競價光伏電站將配置40MWh儲能，以當前儲能系統1.7元/Wh（不含施工）的價格計算，光伏度電成本增加近0.09元。北京領航智庫測算，按照某省0.3949元/千瓦時的燃煤標桿電價測算，平價光伏電站按照20%配比投資儲能電站，工程造價將增加0.68元/瓦，工程造價增加15%以上。在不考慮儲能參與調峰補償等商業模式前提下，項目內部收益率也將低于8%。按照裝機規模20%的配置，一般情況下光伏投資普遍要升高15%至20%左右。 8月27日，由國家發改委、國家能源局組織起草的《關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》（以下簡稱《指導意見》），向社會公開征求意見。此舉旨在提升清潔能源利用水平和電力系統運行效率，更好地指導送端電源基地規劃開發和源網荷協調互動。“兩個一體化”的推出，源于當前電力系統綜合效率不高、源網荷等環節協調不夠、各類電源互補互濟不足等深層次矛盾日益凸顯，亟待統籌優化的現實。 《指導意見》在能源轉型升級的總體要求和“清潔低碳、安全高效”基本原則框架下，提出“兩個一體化”的范疇與內涵，強調統籌協調各類電源開發、提高清潔能源利用效率、適度配置儲能設施、充分發揮負荷側調節能力。在“風光水火儲一體化”方面，《指導意見》強調，要因地制宜實現風能、太陽能、水能、煤炭等多能源品種發電互相補充，并適度增加一定比例儲能。 在“源網荷儲一體化”方面，《指導意見》明確，側重于圍繞負荷需求開展，以儲能等先進技術和體制機制創新為支撐，以安全、綠色、高效為目標，創新電力生產和消費模式，為構建源網荷高度融合的新一代電力系統探索發展路徑，實現源、網、荷、儲的深度協同。 雖然不能寄望于一個文件解決一個行業由來已久的諸多難題，但毫無疑問，一體化的發展思路、治理模式，再加上配套的保障機制，為解決新能源發展存在的現實問題提供了科學指引和正確的發展方向。 市場化是風光儲高質量發展的必然選擇 市場化的需求是產業發展的核心動力，技術和市場處在供給與需求的兩端，而政策機制和資本只是供給和需求對接的中間橋梁。經過20多年實踐，我國社會主義市場經濟體制已初步建立，市場化程度大幅提高，宏觀調控體系更為健全，主客觀條件具備，我們應該在完善社會主義市場經濟體制上邁出新的步伐。實踐證明，經濟發展就是要提高資源，尤其是稀缺資源的配置效率，以盡可能少的資源投入生產盡可能多的產品、獲得盡可能大的效益。從這個意義上說，用市場化的手段推動風光儲的發展，使市場在資源配置中起決定性作用，有利于轉變包括儲能和以風光為主的可再生能源的發展方式，同時使新興產業的發展質量更高、更有效率、更加公平、更可持續。 當前，各地出臺的風光儲政策，一定程度上模糊了政府與市場的邊界。作為承受配儲壓力的風光企業來說，儲能配置參數的測算依據在哪里？電網企業是否有權要求新能源企業配套儲能？按新能源裝機容量比例配置儲能的強制性做法是否可行？配套儲能的成本是否全部要由新能源開發企業承擔？諸多問題當前仍是一筆“糊涂賬”。 在沒有配套政策和相對成熟的市場機制以及盈利模式的情況下，單純要求在風光發電側配置儲能，然后簡單地由發電企業來承擔儲能投資成本的做法顯然不夠合理，亦非市場配置的結果。 《中共中央國務院關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》明確，堅持正確處理政府和市場關系，更加尊重市場經濟一般規律，最大限度減少政府對市場資源的直接配置和對微觀經濟活動的直接干預，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用，有效彌補市場失靈。按照目前的政策，新能源企業只是根據規定安裝了20%的儲能，具體的儲能設施標準、釋放的時間、充放電能的流失、投資的回報等，既無政策規定，也無保障措施。有測算表明，在具體儲能項目上，僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益還很難支撐行業發展，這也是風光企業不愿投資儲能的原因。簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值，也不利于儲能的健康發展，在加大風光企業投資，造成資源浪費的同時，對儲能行業帶來的更可能只是一次低層次的躍進。風光儲是技術進步，也是新能源可持續發展的內在要求。盡管電網企業不應強制要求新能源企業配儲能，但有理由對新能源并網質量提出要求，關鍵是要建立和完善市場機制，在僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益難以支撐行業發展、簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值的背景下，創新建立商業化模式、堅定不移走市場化的路子更是不二之選。 一是應確立綜合治理和投資多重分擔的市場模式。風光發電的波動性及其對電網穩定的影響仍然是新能源進一步健康發展的制約因素。利用儲能技術快速響應、雙向調節、能量緩沖的特性，可以提高新能源系統的調節能力和上網友好性。儲能是未來電力系統的必要組成部分，應建立新能源企業與電網企業共同設計儲能參與電力市場的方式及盈利模式，為新能源和儲能可持續發展創造機會。無論是從市場化角度還是從落實國家能源戰略、保障儲能的社會效益看，堅持誰投資獲益誰來買單、利益相關方共同承擔是比較合理的選項。 二是完善配套政策，打造風光配儲的多種商業模式。隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業模式空間正在打開，儲能參與各類電力服務的公允價值缺失，成熟機制不足，儲能參與電力市場的實施細則更加缺乏，亟需政策給予配套，促進各種市場化模式的成長。如，由于目前電化學儲能成本相較抽水蓄能仍然較高，通過輔助服務機制，對參與電網調峰調頻的儲能設施從政策上予以保障。青海省明確，在電網需要調峰資源的情況下，儲能調峰價格暫定0.7元/千瓦時，優先消納風電、太陽能發電。新疆對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。 三是以省級統籌為目標，實現統籌規劃、集約建設。當前，根據裝機容量按比例配儲能，家家都上，遍地開花，滿地芝麻，不見西瓜，既不經濟，也沒效率，造成資源能源和投資的浪費。建議以省級統籌為目標，按照分類調整、分級側重、統籌規劃、集約建設的原則，以市場化手段，在集中風光企業按比例配套儲能建設資金的基礎上，可以吸納社會資本，在裝機容量大、接近負荷中心的風光場站，集中建設較大規模儲能電站，既可以從規劃層面解決儲能設施小而散、“家家起火冒煙”的弊端，也可以做大儲能市場主體。隨著儲能市場規模的擴大，技術成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能獨立主體地位將得到確立和鞏固，可直接參與電網級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備電及需求側響應服務及電力現貨市場交易，把儲能的應用價值直接在市場中充分體現出來，實現電網、發電、儲能、需求側的多方共贏。 四是完善標準規范，為風光儲發展提供技術保障。我國從2010年開始制定電力儲能的相關標準。截至目前，電儲能相關的國家和行業標準已達31項，其中已發布或報批27項；團體標準約47項，其中已發布或報批29項。針對電化學儲能的國家標準有7項、行業標準有2項，目前均已發布。問題在于，國內儲能設施的技術參數、標準規范在加快統一和規范的同時，如何才能得到有效推廣執行。不能嚴格有效地遵循技術標準和管理規范，無疑將導致亂象叢生。在當前風光配儲能的過程中，個別風光企業就“按照比例”上了一批環保性、經濟性、安全性均不夠高且充放效率偏低的儲能設施無標可依和標準執行的剛性不強是一個重要原因。 五是借鑒國外做法，建立風光配儲獎勵扶持機制。國外成熟的電力市場，新能源側的儲能超過50%的收益源于參與電力市場交易、輔助服務等獲得收入，新能源側的儲能發展條件優渥。從國際經驗來看，英國電力市場比較成熟，獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差等收益，有些電站的多重收益甚至能有十幾種。韓國則為配套儲能系統的風電給予額外的可再生能源證書獎勵，使得配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權重遠遠高于其他不配套儲能的電站。...

近年來，青海積極構建清潔低碳用能模式，實施清潔能源替代和三江源地區煤炭減量化工程，提高清潔能源就地消納比重，持續打造“綠電特區”等。縱觀青海大地，清潔能源遍地開花，從創新發展到共建共享，從民生福祉到生態保護……青海能源正從“風生水起”走向“風光無限”…… 2017年6月17日0時至23日24時，連續168小時青海實現全清潔能源供電，首開一省全清潔能源供電之先河，為中國能源供給側變革樹立起一座里程碑； 2018年6月20日0時至6月28日24時，青海又一次實現9天、連續216小時全清潔能源供電，減排二氧化碳144萬噸，再度刷新電網全清潔能源供電世界紀錄； 2019年6月9日0時至23日24時，“綠電15日”青海電網規模進一步擴大，配置能力進一步增強。新能源主要斷面送電能力由160萬千瓦提升至240萬千瓦，同比提高50%。省內火電出力再降22%，僅為20萬千瓦，占全網發電出力的2%，為新能源消納騰出更多空間； 2020年5月9日0時至8月16日24時，“綠電三江源”百日系列活動在三江源16個縣和1個鎮實施，這是全清潔能源供電再一次創新實踐，也是更貼近民生的一次“綠電”行動，這既是對3年“綠電行動”內涵的拓展，更是對新時代智慧能源發展的不懈追求。 從綠電7日到百日，四年來，青海清潔能源供電實踐不僅僅延長著時間，擴展著空間，在這段旅程背后，更是發展理念的更迭、產業技術的創新、體制機制的完善，是人類最大限度擺脫對化石能源依賴的不斷嘗試。 巍巍的阿尼瑪卿白雪皚皚，清澈的黃河水在陽光照耀下閃著點點星光。綠色發展的實踐正在三江源頭生根發芽，以“綠電”為引領，青海邁向國家清潔能源示范省步履鏗鏘。 聚焦“綠電轉型”答好能源卷 青海是個能源大省，坐擁得天獨厚的水風光資源，清潔能源發電裝機達到2801萬千瓦，相當于1.25個三峽電站，其中以風光為主的新能源裝機占全網裝機的50.4%，是全國新能源裝機占比最高的省份。而與此同時青海又是個發展小省，全網最高用電負荷不足1000萬千瓦。特殊的“資質”是實現全清潔能源供電的必要條件，三年來，以“綠電”活動為引領，通過不斷的成功實踐和總結積累，青海在能源綠色轉型的路上交出了一份完美的答卷。 今年7月，青海實現連續31天全省全清潔能源供電，期間青海電網最大用電負荷884萬千瓦，全省用電量60.37億千瓦時，相當于減少燃煤274.41萬噸、減排二氧化碳493.93萬噸。大力推進清潔替代，新能源替代燃煤自備電廠發電6.4萬千瓦，減少燃煤4萬噸。 青海清潔能源發展要走集中式大規模開發之路，在滿足本省高質量用電的同時，實施大規模外送必不可少。“綠電三江源”百日系列活動期間，世界首條主要以輸送新能源為主的特高壓直流輸電工程啟動送電，每年可向河南省輸送清潔電量400億千瓦時，不僅可以大幅提升青海清潔能源外送能力，有力支持青海打造多種清潔能源互補開發，還可以滿足華中經濟發展及負荷增長需求，有效緩解華中地區長期電力供需矛盾。 隨著環境問題的日益突出,在全球范圍內,從非清潔能源向清潔能源、從化石能源向非化石能源、從高碳能源向低碳能源轉型成為新一輪能源變革的基本趨勢。對于處于青藏高原，守護著三江源頭的青海而言，“綠電轉型”的意義更為重大。 瑪多地處三江源頭，生態脆弱而重要。2017年底，國內首個高寒高海拔地區清潔取暖項目成功落地，當地群眾徹底告別了千百年來燒牛糞、燒煤取暖的歷史，瑪多縣的空氣質量得到很大改善。2018年，瑪多縣率先實現縣城清潔取暖全覆蓋。 截至目前，青海“三江源”地區瑪多縣、班瑪縣、達日縣、瑪沁縣、河南蒙古族自治縣五個縣共計推廣安裝電鍋爐23萬千瓦，“煤改電”清潔取暖累計改造取暖面積319萬平方米，減少標準燃煤9萬噸、二氧化碳25萬噸，清潔取暖惠及10萬人。 從三江源頭瑪多縣到遠在千里之外的河南大地，綠電應用的范圍在不斷擴展。以綠色、低碳、多元、高效為方向的新一輪能源變革正蓬勃興起，青海以超過百分之五十的新能源裝機占比領跑全國，引領著綠電轉型的創新實踐。 聚焦“綠電惠民”答好服務卷 23歲的瑪多縣牧民卓尕拉毛還清晰地記得，兩年前的金秋，在縣里的11座村級光伏扶貧電站落成并網的那一天，農牧民們身穿節日的盛裝，跳起歡快的鍋莊，用盛大的儀式歡慶生活的重大改變。 2018年10月12日，由國家電網公司捐建、總投資3200萬元的瑪多縣4.4兆瓦村級聯建光伏扶貧電站并網發電。電站年發電收入540萬元，惠及瑪多縣11個貧困村的621戶、1774名貧困人口，實現戶均年增收5200元以上。 這是全省光伏扶貧的一個縮影，今年“綠電三江源”百日系列活動期間，國家電網全面建成“三區三州”深度貧困地區電網工程，解決了503個易地搬遷村、496個建檔立卡貧困村和279個省定深度貧困村用電問題；創新“光伏+生態+扶貧”模式，確保了73.36萬千瓦扶貧光伏全額消納。 在“增收”的同時，綠電的進一步普及也在推動降低社會用能成本。 “綠電三江源”百日系列活動期間，對三江源地區的居民和企業，采取居民“每天減免一度電”，工商業“每度降低2分錢”等讓利措施，減免電費609萬元；推動能源消費轉型，8家電解鋁企業全部實現綠電生產，消納綠電27.17億千瓦時，降低用電成本2.04億元；綠電助力鋰電池制造等新興產業發展，降低用電成本29.72萬元；“綠電”走進枸杞產業園區，促進每月使用清潔電量近百萬千瓦時。 綠電行動，讓更多的居民、企業用上低價電，社會價值得到不斷釋放。與時代共進，更多的人感受到了綠色能源轉型帶來的改變，享受到了綠色能源發展帶來的紅利。 聚焦“綠電共享”答好市場卷 清潔能源消納是世界公認的難題。近年來，青海新能源并網容量快速增長，但受省內負荷增速緩慢、調峰能力不足制約，新能源消納形勢日益嚴峻，因此，加快構建更加靈活、高效的輔助服務市場體系迫在眉睫。 今年6月，經過一年的試運行，青海電力輔助服務市場正式啟動。試運行一年來，通過調峰輔助服務，使新能源企業增發電量1.72億千瓦時，增發收益達1.2億元；提高新能源利用率0.7個百分點；提供服務方獲得補償費用4479萬元。發電企業、新能源企業、儲能企業多方共贏，緩解了電網調峰壓力，有效促進了新能源消納。 同樣是在6月，經過為期一個月的試運行，國網青海省電力公司“綠電感知平臺”正式上線運行。平臺實現了全省清潔能源生產、傳輸、消費全鏈條的動態感知，使全省電力用戶能夠實時查詢自身用電成分，了解自己在清潔能源消納、節能減排中的貢獻度，切身體會“綠電在身邊”。 與此同時，青海構建智慧車聯網跨省清潔充電交易機制，融入充電服務“全國一張網”，創新“智慧充電、智慧出行、智慧能源”三大服務，利用區塊鏈技術和智慧車聯網平臺，助力青海綠電“牽手”全國各地電動車，使用戶感知“電從青海來，充的是清潔電”。 通過不斷優化技術支持系統，市場在資源配置中的決定性作用得以發揮，借助大電網互聯互通優勢，不斷擴大輔助服務市場交易范圍和交易規模，實現調峰等資源在更大范圍內優化配置。 從“綠電7日”到“綠電三江源”百日，青海的“綠電實踐”走過了閃閃發光的四年。這四年里，我省能源供給質量持續改善，能源消費結構更趨合理，能源關鍵技術取得突破，能源體制機制改革邁出新步伐，能源開放合作空間進一步拓展。堅決扛起能源革命的旗，青海乘風破浪一往無前，奮進在綠色、高質量的清潔能源之路上。...

“由于去年形勢已經出現不景氣，所以在今年年初時，我們很擔心今年會是儲能行業的小寒冬，沒想到卻是觸底反彈。今年企業營收最少要比去年翻一番。”某儲能企業高管9月24日在第十屆中國國際儲能大會上對記者說。 據儲能行業協會統計，截至2019年，全球電池儲能累計裝機規模為9.52GW，當年新增投運電池儲能規模是2.89GW。2015—2019年，全球電池儲能裝機規模復合增長率為65.4%。截至今年6月底，我國電化學儲能累計裝機規模達到1831MW，同比增長53.9%，儲能產業仍處于快速增長期。但據記者了解，行業優異“成績單”的背后，是眾多深層次難題亟待解決 1、萬億元級市場即將爆發 中國化學與物理電源行業協會秘書長劉彥龍會上表示：“隨著我國節能減排、提高能效、新能源和可再生能源大力發展，電力系統、儲能系統不斷向智慧化、智能化、高效清潔方向轉變，儲能技術進步被納入國家頂層設計和規劃，行業可以自信地說，儲能作為能源轉型的核心技術和顛覆性技術，市場需求正在進一步擴大。” 今年5月，國家能源局科技司成立能效和儲能處，進一步加快推進了儲能技術推廣應用。另有行業人士透露，儲能虛擬電廠有望寫入“十四五”規劃。 浙江德升新能源科技有限公司董事長孟煒表示，從發電側來估算，儲能的市場規模有百億元級；從電網側來估算，儲能市場規模有千億元級；如果從用戶側來估算，市場將達到萬億元級。 2、重大問題日益凸顯 當前，我國儲能產業正處在轉型發展的關鍵時期，存在許多便利化、差異化的商業模式，儲能產品功能和使用方式在不斷變化。但有業內人士直言，掣肘行業發展的難題也在愈發顯現。 平高集團有限公司黨委副書記程利民指出，從儲能系統出廠測試和現場運行來看，不同廠家電芯的一致性、容量保持率、數據采集的可靠性等方面差異較大，部分廠家電池在實際運行過程中的故障率偏高，儲能系統集成商集成設計能力參差不齊，“劣幣驅逐良幣”現象凸顯，不利于行業長遠發展。 浙江南都能源互聯網運營有限公司副總經理于建華表示，我國當前儲能產業面臨三大難題： 首先，在儲能技術方面，儲能技術的成本依然偏高，全生命周期度電成本遠未達到電網平價水平。 其次，在商業模式方面，儲能尚不存在獨立的市場主體身份，盈利能力相對薄弱，如開展共享儲能、為新能源場站提供調峰輔助服務等都缺乏政策制度保障，基本是“一事一議”“一場一策”，收益存在很大不確定性。 最后，在政策機制方面，按效果付費的買單機制尚未形成，缺乏有效政策支撐。例如，利于儲能行業發展的電力現貨市場尚未形成，在現有電力市場中參加調峰、調頻、調壓、黑啟動等輔助服務的時間價值和空間價值無法量化體現。 3、難題亟需系統性解決 問題已經暴露，該如何破題？ 為保證市場健康平穩發展，于建華提出四方面建議，一是在“十四五”規劃中，將儲能納入能源或電力的頂層設計，明確儲能的規劃配置、標準體系、運營管理，推動儲能產業規模化應用；二是加快推進電力市場建設，建立電力現貨市場下的儲能價格形成機制，完善輔助服務價格機制，給予儲能電站獨立身份，允許儲能作為獨立主體參與輔助服務交易， 推動儲能進入輔助服務市場，逐步形成“按效果付費、誰受益誰付費”的市場化儲能定價機制, 由市場平衡疏導儲能投資；三是開展儲能創新應用政策試點，破除主體身份、電站接入、調度控制、交易機制、安全管控等方面的政策壁壘，建立規劃、設計、建設、運維全環節安全防控體系；四是研究制定適應儲能新模式發展特點的金融、稅收、保險等相關政策法規。 針對儲能市場中的“以次充好”問題，程利民認為： ①要重視產品質量。質量是全體儲能人的智慧結晶，體現著儲能人對全社會的承諾，因此行業要通過不斷創新，建立更加安全的儲能質量體系，促進儲能行業發展。 ②要重視標準建設。標準決定質量，有什么樣的標準就有什么樣的質量，有高標準才有高質量。 ④要重視行業培育。行業是企業發展的根基，行業興企業才能強。業內人士要注重儲能行業的長期培育和發展，在國家有關部門和行業組織的帶動下，共同維護儲能行業的內外部發展環境。只有如此，才能迎接儲能行業美好的明天。...

風電、光伏大規模接入電網，在優化電源結構的同時，其波動性和間歇性缺陷給電網帶來的影響也日趨放大，電網的調峰、消納壓力巨大。加之對電網棄風棄光率的考核，建議或“強配”儲能，成為“解困”的內在邏輯。這表面看來無可厚非，而事實是，無論是調峰還是消納，都是一個系統性問題。系統性問題必須要用系統化的思維和辦法解決，需要充分考量政策的整體性和系統性，兼顧各方權益。這既是貫徹落實新發展理念的應有之義，也是實現風光儲可持續發展的必然要求。 截至目前，全國先后有新疆、內蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、遼寧、山西等十幾個省（區）發布相關政策，要求或建議新增平價風電、光伏項目配置儲能，力促儲能在新能源（主要是風、光）發電側應用。之后，多地以鼓勵創新之名迅速跟進，“風光+儲能”蔚然成風。 各省政策均對儲能配置的裝機規模、儲能時長等提出明確要求。例如，內蒙古要求光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上；湖北要求風儲項目配備的儲能容量不得低于風電項目配置容量的10%，且必須與風電項目同時建成投產；山東明確儲能配置規模按項目裝機規模的20%考慮，儲能時間為2小時，與項目本體同步分期建設。各地政策各異，但對發電側的要求大同小異。 “新政”頻出，爭議四起。其實，風光+儲能無論是理論層面還是實踐層面，早已為業內外所接受，爭議又從何而來？ “風光+儲能是人類未來能源的終極解決方案”。作為發展潛力巨大的新產業形態，風光儲在能源革命進程中將起到關鍵作用，在推動新時代能源更高起點、更高層次、更高質量的發展中不可或缺。儲能發展到今天，風光配儲能早已不是一個需要展開討論的問題，問題是風光應該如何配儲能。意見的對立，既有視角的問題、自身利益的考量，也有政策本身的問題，面對電網企業日趨增大的調峰壓力、風光企業攀高的投資成本、儲能難得的成長機遇……任何簡單的論斷都有失公允。 從外部強加的發展不是真正的發展 總書記指出：“發展社會主義市場經濟，既要發揮市場作用，也要發揮政府作用，但市場作用和政府作用的職能是不同的。”政府部門發布的各類規范性文件確實是政府管理中一個很重要的手段，在實施法律法規、落實國家政策、提高行政效率等方面發揮著很重要的作用，這是“更好發揮政府作用”的重要表現。我們應該看到，市場經濟本質上就是市場決定資源配置的經濟。各類文件的出臺應遵循市場在資源配置中起決定性作用和更好發揮政府作用的基本原則，圍繞建設更高標準市場體系、實現產權有效激勵、要素自由流動、價格反映靈活、競爭公平有序、企業優勝劣汰，在加強和改善供給制度上下功夫，在推進國家治理體系和治理能力現代化上下功夫。也許，梳理清楚這個問題，也就明白了風光配儲能政策引發爭議的個中緣由。 經濟學創新大師約瑟夫·熊彼特在其《經濟發展理論》一書中對發展和創新闡述甚詳。在他看來，靜態的、周而復始的、僅有數量變化而沒有創新的“循環流轉”不叫創新，也不叫發展，僅僅是經濟增長。發展不是從外部強加的，而是內在的，是內部自行發生的變化。在熊彼特看來，“你不管把多大量的驛路馬車或郵車連續相加，也絕不可能從中獲得一條鐵路”。那么，我們能從未來大量風電場、光伏電站中擺放著的一個挨一個的儲能電池中獲得什么呢？ 熊彼特認為，只有創新才能發展，在他看來，所謂創新就是要“建立一種新的生產函數”，即“生產要素的重新組合”，就是要把一種從來沒有的關于生產要素和生產條件的“新組合”引進生產體系中去，以實現對生產要素或生產條件的“新組合”。他進一步明確指出“創新”的五種情況，人們將熊彼特這一段話歸納為五個創新：產品創新、技術創新、市場創新、資源配置創新、組織創新。按照這些創新的基本含義，當下的風光配儲能政策也只能算是個做法，與創新關系不大。 以某省出臺的政策為例，明確儲能配置規模按項目裝機規模的20%考慮，儲能時間為2小時，無非就是把業界已接受的風光儲變成了廣受詬病的“風光強配儲能”，把配置容量、儲能時間做了硬性規定而已。這些靜態的、數量的變化，無論是與“發展是內在的，是內部自行發生的變化”理論還是與“發揮市場在資源配置中的決定性作用”的要求，都相去甚遠。在風光逐步步入平價時代，儲能尚未以獨立主體進入電力市場的當下，這種疑似“風光強配儲能”的模式，非絲非竹，穿新鞋走老路，無論是對于新能源還是儲能，都難以帶來真正的高質量發展。正如熊彼特所舉的例子，去建鐵路的是新興企業家，而不是驛站馬車的所有人。簡單說，發展就是體系內在的創新，是生產力的質變，或者生產本身的結構提升。顯然，“簡單粗暴”的一紙行政命令帶來暫時的效率或者短暫“繁榮”的同時，已背離了風光配儲能的初心。 一體化是實現風光儲科學發展的重要保障 黨的十八大以來，我國電力工業發展取得了舉世矚目的成就，有力支撐了經濟社會發展。尤其是以風光為代表的新能源發展迅速。截至2019年，全國風光裝機量已達3.9億千瓦，位居世界第一。風光配儲能的模式也已廣泛應用。 風光大規模接入電網，在改善電源結構的同時，其波動性和間歇性的缺陷給電網帶來的影響也日趨放大，電網的調峰、消納壓力巨大。加之政府部門對電網棄風棄光率的考核，建議或“強配”儲能，成為電網企業“解困”的內在邏輯。這表面看來無可厚非，而事實是，無論是調峰、還是消納，都是一個系統性問題，系統性的問題必須用系統化的思維和辦法來解決，需要充分考量政策的整體性和協同性，兼顧各方權益。反對者并不反對風光配儲能政策本身。各地文件的“一刀切”，頭疼治頭、腿疼治腿的做法與邏輯，缺少系統性整體性的考量才是各方，尤其是發電側不滿意的關鍵。 目前來看，雖然已有十幾個省份出臺了風光儲的政策，但政策均僅明確了發電側的責任，對發電側因此增加的權利卻只字未提。對電網側、需求側該承擔怎樣的責任亦是了無一字。即便認為風光等新能源具有波動性的“原罪”，必須自配儲能，也應該權利義務對等。比如在早期新疆的光儲試點中，明確了配儲能的項目可增加100小時基數電量。平價時代的風電光伏項目，看似減少了資源費等非技術成本，卻要背上儲能的技術成本。正如有評論指出的，“不是原來的配方，還是原來的味道。”以某省為例，2020年該省申報競價光伏項目共976MW，電網公司要求儲能配置規模按項目裝機規模20%，儲能時間2小時測算，100MW競價光伏電站將配置40MWh儲能，以當前儲能系統1.7元/Wh（不含施工）的價格計算，光伏度電成本增加近0.09元。北京領航智庫測算，按照某省0.3949元/千瓦時的燃煤標桿電價測算，平價光伏電站按照20%配比投資儲能電站，工程造價將增加0.68元/瓦，工程造價增加15%以上。在不考慮儲能參與調峰補償等商業模式前提下，項目內部收益率也將低于8%。按照裝機規模20%的配置，一般情況下光伏投資普遍要升高15%至20%左右。 8月27日，由國家發改委、國家能源局組織起草的《關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》（以下簡稱《指導意見》），向社會公開征求意見。此舉旨在提升清潔能源利用水平和電力系統運行效率，更好地指導送端電源基地規劃開發和源網荷協調互動。“兩個一體化”的推出，源于當前電力系統綜合效率不高、源網荷等環節協調不夠、各類電源互補互濟不足等深層次矛盾日益凸顯，亟待統籌優化的現實。 《指導意見》在能源轉型升級的總體要求和“清潔低碳、安全高效”基本原則框架下，提出“兩個一體化”的范疇與內涵，強調統籌協調各類電源開發、提高清潔能源利用效率、適度配置儲能設施、充分發揮負荷側調節能力。在“風光水火儲一體化”方面，《指導意見》強調，要因地制宜實現風能、太陽能、水能、煤炭等多能源品種發電互相補充，并適度增加一定比例儲能。 在“源網荷儲一體化”方面，《指導意見》明確，側重于圍繞負荷需求開展，以儲能等先進技術和體制機制創新為支撐，以安全、綠色、高效為目標，創新電力生產和消費模式，為構建源網荷高度融合的新一代電力系統探索發展路徑，實現源、網、荷、儲的深度協同。 雖然不能寄望于一個文件解決一個行業由來已久的諸多難題，但毫無疑問，一體化的發展思路、治理模式，再加上配套的保障機制，為解決新能源發展存在的現實問題提供了科學指引和正確的發展方向。 市場化是風光儲高質量發展的必然選擇 市場化的需求是產業發展的核心動力，技術和市場處在供給與需求的兩端，而政策機制和資本只是供給和需求對接的中間橋梁。經過20多年實踐，我國社會主義市場經濟體制已初步建立，市場化程度大幅提高，宏觀調控體系更為健全，主客觀條件具備，我們應該在完善社會主義市場經濟體制上邁出新的步伐。實踐證明，經濟發展就是要提高資源，尤其是稀缺資源的配置效率，以盡可能少的資源投入生產盡可能多的產品、獲得盡可能大的效益。從這個意義上說，用市場化的手段推動風光儲的發展，使市場在資源配置中起決定性作用，有利于轉變包括儲能和以風光為主的可再生能源的發展方式，同時使新興產業的發展質量更高、更有效率、更加公平、更可持續。 當前，各地出臺的風光儲政策，一定程度上模糊了政府與市場的邊界。作為承受配儲壓力的風光企業來說，儲能配置參數的測算依據在哪里？電網企業是否有權要求新能源企業配套儲能？按新能源裝機容量比例配置儲能的強制性做法是否可行？配套儲能的成本是否全部要由新能源開發企業承擔？諸多問題當前仍是一筆“糊涂賬”。 在沒有配套政策和相對成熟的市場機制以及盈利模式的情況下，單純要求在風光發電側配置儲能，然后簡單地由發電企業來承擔儲能投資成本的做法顯然不夠合理，亦非市場配置的結果。 《中共中央國務院關于新時代加快完善社會主義市場經濟體制的意見》明確，堅持正確處理政府和市場關系，更加尊重市場經濟一般規律，最大限度減少政府對市場資源的直接配置和對微觀經濟活動的直接干預，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用，有效彌補市場失靈。按照目前的政策，新能源企業只是根據規定安裝了20%的儲能，具體的儲能設施標準、釋放的時間、充放電能的流失、投資的回報等，既無政策規定，也無保障措施。有測算表明，在具體儲能項目上，僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益還很難支撐行業發展，這也是風光企業不愿投資儲能的原因。簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值，也不利于儲能的健康發展，在加大風光企業投資，造成資源浪費的同時，對儲能行業帶來的更可能只是一次低層次的躍進。風光儲是技術進步，也是新能源可持續發展的內在要求。盡管電網企業不應強制要求新能源企業配儲能，但有理由對新能源并網質量提出要求，關鍵是要建立和完善市場機制，在僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益難以支撐行業發展、簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值的背景下，創新建立商業化模式、堅定不移走市場化的路子更是不二之選。 一是應確立綜合治理和投資多重分擔的市場模式。風光發電的波動性及其對電網穩定的影響仍然是新能源進一步健康發展的制約因素。利用儲能技術快速響應、雙向調節、能量緩沖的特性，可以提高新能源系統的調節能力和上網友好性。儲能是未來電力系統的必要組成部分，應建立新能源企業與電網企業共同設計儲能參與電力市場的方式及盈利模式，為新能源和儲能可持續發展創造機會。無論是從市場化角度還是從落實國家能源戰略、保障儲能的社會效益看，堅持誰投資獲益誰來買單、利益相關方共同承擔是比較合理的選項。 二是完善配套政策，打造風光配儲的多種商業模式。隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業模式空間正在打開，儲能參與各類電力服務的公允價值缺失，成熟機制不足，儲能參與電力市場的實施細則更加缺乏，亟需政策給予配套，促進各種市場化模式的成長。如，由于目前電化學儲能成本相較抽水蓄能仍然較高，通過輔助服務機制，對參與電網調峰調頻的儲能設施從政策上予以保障。青海省明確，在電網需要調峰資源的情況下，儲能調峰價格暫定0.7元/千瓦時，優先消納風電、太陽能發電。新疆對根據電力調度機構指令進入充電狀態的電儲能設施所充電電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。 三是以省級統籌為目標，實現統籌規劃、集約建設。當前，根據裝機容量按比例配儲能，家家都上，遍地開花，滿地芝麻，不見西瓜，既不經濟，也沒效率，造成資源能源和投資的浪費。建議以省級統籌為目標，按照分類調整、分級側重、統籌規劃、集約建設的原則，以市場化手段，在集中風光企業按比例配套儲能建設資金的基礎上，可以吸納社會資本，在裝機容量大、接近負荷中心的風光場站，集中建設較大規模儲能電站，既可以從規劃層面解決儲能設施小而散、“家家起火冒煙”的弊端，也可以做大儲能市場主體。隨著儲能市場規模的擴大，技術成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能獨立主體地位將得到確立和鞏固，可直接參與電網級調峰、電力市場調頻等輔助服務市場、備電及需求側響應服務及電力現貨市場交易，把儲能的應用價值直接在市場中充分體現出來，實現電網、發電、儲能、需求側的多方共贏。 四是完善標準規范，為風光儲發展提供技術保障。我國從2010年開始制定電力儲能的相關標準。截至目前，電儲能相關的國家和行業標準已達31項，其中已發布或報批27項；團體標準約47項，其中已發布或報批29項。針對電化學儲能的國家標準有7項、行業標準有2項，目前均已發布。問題在于，國內儲能設施的技術參數、標準規范在加快統一和規范的同時，如何才能得到有效推廣執行。不能嚴格有效地遵循技術標準和管理規范，無疑將導致亂象叢生。在當前風光配儲能的過程中，個別風光企業就“按照比例”上了一批環保性、經濟性、安全性均不夠高且充放效率偏低的儲能設施無標可依和標準執行的剛性不強是一個重要原因。 五是借鑒國外做法，建立風光配儲獎勵扶持機制。國外成熟的電力市場，新能源側的儲能超過50%的收益源于參與電力市場交易、輔助服務等獲得收入，新能源側的儲能發展條件優渥。從國際經驗來看，英國電力市場比較成熟，獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差等收益，有些電站的多重收益甚至能有十幾種。韓國則為配套儲能系統的風電給予額外的可再生能源證書獎勵，使得配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權重遠遠高于其他不配套儲能的電站。...

1、充分認識構建適應“雙循環”新發展戰略新電力體系的重要性 面對我國發展的更為復雜、更為艱難的發展外部環境，破解發展難題，7月30日，中央政治局會議提出打造“以國內大循環為主、國內國際雙循環相互促進的新發展格局”（以下稱為“雙循環”新發展戰略）。 “雙循環”新發展戰略不是一個短期應對方案，而是一個長期發展戰略，以創造和擴大內需為戰略基點，過供給側結構性改革暢通生產、分配、流通、消費各環節，構建涵蓋國內產業分工體系、國內科技創新、國內要素市場和國內市場自我良性循環的新經濟體系。同時，“雙循環”新發展戰略是更高水平的開發戰略，充分體現了法制化、制度化要求，能有效吸納世界先進要素，形成互利共贏利益共同體關系的。總之，“雙循環”新發展戰略強調的是依托國內市場掌握發展主動權，擺脫對美國等發達國家的技術依賴、規則依，打造一個以內為主、安全為底線的內外互動的新發展格局。 “雙循環”新發展戰略思想應該成為十四五時期乃至更長時期我國經濟社會發展的主導思想。 電力是國家經濟發展的重要基礎保障。面對復雜艱難的發展環境和實施“雙循環”新發展戰略的緊迫性，我國電力領域相關部門和單位應積極按照“雙循環”新發展戰略要求，利用這次新發展格局重構的機遇，在體制、機制、政策、技術、市場等方面尋求突破，打通阻礙發電、輸電、配電、售電和用電的各類“堵點”“痛點”，更好完成電力領域在促進區域協調發展、要素市場化流動、國家戰略落實等方面擔負的重要責任和使命。“雙循環”新發展戰略的長期性和緊迫性，決定了抓緊構建與之相適應的新型電力生產與供給服務體系（以下簡稱“新電力體系”）的重要性和必要性。 2、充分認識“新電力體系”在落實我國碳減排責任的重大任務 歐盟委員會在2019年12月發布《歐洲綠色協議》，提出到2050年在全球范圍內率先實現碳中和，即到2050年實現溫室氣體凈零排放、經濟增長與資源使用脫鉤。 今年9月22日，習近平主席在第75屆聯大一般性辯論講話中向全世界鄭重承諾，中國將“采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和”。大力發展新能源和可再生能源將是落實我國碳減排國際承諾的重要戰略舉措之一。大力開發、高效傳輸和充分利用新能源和可再生能源發電將是我國電力領域的一項重要任務和責任。 十四五時期，我國應利用好技術創新、模式創新、政策創新、金融創新、監管創新組合工具，加快構建適應“雙循環”新發展戰略要求的，主要采取市場化方式服務新能源和可再生能源發展的“新電力體系”。 3、希望“新電力體系”能夠守正創新 結合“雙循環”新發展戰略要求，特別是當下國家在面對日益嚴峻的外部發展環境的時候，在構建新發展格局關鍵階段，筆者對“新電力體系”有幾點希望： 希望“新電力體系”能夠有一個系統性、戰略性、協調性的頂層整體設計，減少和消除碎片化、補丁化、改良式的修正行為。 希望“新電力體系”能夠首先確保我國電力領域回歸“初心”——為經濟社會發展提供安全可靠、清潔高效的電能保障，少一些基于企業增收欲望的浮躁，或是由現實互聯網經濟與數字商業誘惑所導致的盲從。 希望“新電力體系”能夠在國家戰略實施、地方經濟發展和電力企業創新增長之間實現良性互動與協調，少一些地方“小循環”，少一些企業“自循環”，在國家的“大循環”中找到地方和企業的定位和價值。 希望“新電力體系”能夠具備以下“氣質”和特點： “新電力體系”應以安全可靠靈活供電為前提條件。特別是在極端氣候、自然災害突發、人為破壞活動或戰時情況下，關鍵設施、重要地區的供電保障問題。常態下，確保經濟社會正常運轉；緊急狀態下，能承擔關鍵核心用電保障。兩種狀態切換快速靈活。 “新電力體系”應以服務各類型清潔能源開發利用為核心任務。減少對煤炭、天然氣等碳基能源發電的消耗與進口能源的依賴，盡可能多地高效開發、轉化利用本土各類型清潔能源用于發電，將是未來較長時期電力領域共同面臨的重要任務。集中式規模開發轉化與遠距離大容量傳輸，分布式開發轉化與近距離小容量配送，多種場景百花齊放。 “新電力體系”應以協調智能高效運行為功能基礎。發電、輸電、配電、售電與用電各環節銜接順暢，電力市場機制運行高效，源網荷儲用協調雙向互動，電能損耗低，適應各類用戶多樣化、多元化用電需求。 “新電力體系”應以成本可負擔和終端價格可承受為現實要求。正確處理好存量與增量的關系，通過存量盤活、公共基礎設施領域REITs等金融創新滿足增量投資需求，加強電網管制類業務與市場化業務差異化監管與成本監審，確保用戶終端價格合理可承受。 “新電力體系”應以推進實體產業發展和促進消費增長為經濟責任。以新基建為契機，加強電力裝備高端制造業發展和電力領域“兩化融合”，鼓勵混合所有制改革，激發和增強民間資本活力與競爭力，促進國家工業體系布局與產業鏈“強鏈”“補鏈”。服務電動汽車、分布式能源發展，促進消費增長與升級。 “新電力體系”應以支撐要素自由流動和促進新技術、新業態發展為創新要求。建立全國統一電力市場，完善省內電力市場，豐富交易品種，消除電力交易的省間、區域間壁壘，促進電能公平自由交易。制定電力相關數據要素（包括生產調度數據、管理數據、營銷數據、交易數據等）的分類監管法規，發揮電網數據平臺作用，堅持“能放盡放”的原則，將數據要素按照市場化要求向社會開發，推動基于電力數據的新業態發展和新技術創新。將數據要素開放及相關收入納入專項“基金”用于支付對低收入人群的電費補貼。 五年多的電改在很多方面已經朝著這些方向在改進和變化，但是與適應“雙循環”新發展戰略要求的“新電力體系”的目標和要求，我們在體制、機制、技術、金融、監管等還有很多工作需要加快開展、堅定推進。...

上半年，光伏市場表現可謂是冰火兩重天。 一季度，受新冠肺炎疫情影響，上市企業業績慘淡。二季度，隨著國內市場的啟動,上市企業盈利逐漸轉好，取得比較明顯的增長。 隨著需求不斷釋放，上市企業紛紛加碼擴產。業內預計，下半年我國光伏產業的發展趨勢將呈現直線增長。值得注意的是，受事故及檢修影響，作為光伏產業的重要上游產品，硅料供應卻在不斷減少，供應鏈價格有抬高趨勢。 這將會對光伏產業產生何種影響？下游市場需求的火熱和上游硅料供應的減少共存，光伏上市企業該如何應對？ 市場需求旺盛，超六成企業凈利同比上漲 據Wind數據統計，在A股55家光伏概念上市公司中，48家公司上半年實現盈利，占比高達87%。其中，37家公司實現凈利潤同比增長，占比超六成。 其中，蘇美達、通威股份、隆基股份、正泰電器等8家公司營收超百億元，隆基股份、正泰電器、通威股份、特變電工、晶澳科技等6家公司凈利潤超過10億元。 從凈利潤增幅看，凈利潤同比增幅超過100%的公司有13家，亞瑪頓、岱勒新材、三超新材等表現亮眼。 硅料生產企業通威股份在半年報中指出，上半年，公司高純晶硅持續滿負荷生產，產能利用率達116%。隨著下游硅片企業新增產能如期釋放， 高純晶硅供應愈發緊張，公司將繼續保持滿負荷生產。 目前，公司高純晶硅月產量已超過8000噸，產能持續提升。 硅片龍頭企業隆基股份業績同樣保持高增長，其上半年實現營收201.41億元，同比增長42.73%；歸屬于上市公司股東凈利潤為41.16億元，同比增長104.83%。 此外，晶澳科技、天合光能、錦浪科技等組件和逆變器企業同樣表現不俗。天合光能表示，今年上半年，光伏組件銷量增加，尤其是海外市場高毛利組件銷售顯著增長。公司實現出貨5840兆瓦，較2019年同期增長37%，歐洲、拉美等地區銷量均同比增長。 在晶科能源副總裁錢晶看來，雖然新冠肺炎疫情發生后， 市場和產業內部都對光伏行業今年的發展充滿了擔憂，但從目前情況來看，國內光伏企業業績并沒有受到較大影響。 “我們出貨量很好，也不會下調今年的發展目標。” 國家發改委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶認為，下半年我國光伏市場將保持增長勢頭。“和往年的階段性折線增長趨勢不同，預計今年光伏產業的發展趨勢將呈現直線增長。” 光伏企業積極擴產，供應鏈集中度不斷提高 隨著出貨量的不斷提升，光伏上市企業也不斷加大資本投入，加快擴產步伐。 在半年報中，通威股份表示，報告期內，公司眉山一期7.5吉瓦高效太陽能電池項目已投產，目前正在產能爬坡中。同時，公司啟動了眉山二期7.5吉瓦及金堂一期7.5吉瓦高效太陽能電池項目，預計2021年內投產，屆時公司太陽能電池產能規模將超過40吉瓦。 天合光能稱，上半年，公司已另簽訂宿遷6吉瓦高效210毫米大尺寸組件投資項目協議、鹽城10吉瓦高效210毫米大尺寸太陽能電池投資項目協議。公司計劃在2021年底電池產能合計達到26吉瓦左右規模，進一步提升整體制造能力。 據記者不完全統計，僅今年上半年，就有隆基股份、通威股份、協鑫集成、東方日升、京運通、福萊特等光伏企業先后宣布擴產計劃，投資總額逾千億元。 此外，光伏企業上市步伐也正在加速。截至目前，今年已有10家光伏企業成功上市，2家光伏企業處于在會審核狀態。其中，天合光能、中信博、固德威、奧特維四家企業正式登陸科創板，帝科股份、上能電氣、英杰電氣、金博股份四家正式掛牌創業板，晶科電力、賽伍技術則掛牌上交所主板，三峽新能源和新疆大全正在沖刺IPO。 值得注意的是，隨著光伏上市企業積極擴產，光伏產業各供應鏈環節的集中度正不斷提高。據中國光伏行業協會數據，截至6月底，光伏各環節前十大企業產量占比均較年初有提升，多晶硅由92%升至99%、硅片由93%升至94%、電池片由55%升至75%、組件由64%升至70%。 在上述背景下，中國光伏行業協會秘書長王勃華認為，未來產業內落后產能將加速退出，落后企業將加速淘汰。 硅料供應緊張，成行業發展不穩定因素 雖然下半年產業發展前景仍十分樂觀，但6月以來，光伏產業供應鏈主要環節產品價格一直處于波動狀態，供需不平衡的情形或將影響市場走勢。 據中國有色金屬工業協會硅業分會（下稱“硅業分會”），截至6月末，國內硅料庫存已經基本消化完，市場供應趨緊，價格一直處于上漲狀態。據硅業分會9月16日的最新數據，國內單晶復投料價格區間在9.7—10.4萬元/噸，成交均價9.94萬元/噸，較7月下旬的5.95—6.1萬元/噸，成交均價6.06萬元/噸大幅上漲。 硅業分會認為，根據硅料和硅片在產企業的生產現狀及計劃，預計9月多晶硅供應總量在3.7—3.8萬噸，需求量在3.9—4萬噸，仍有供應缺口，在供需關系實質扭轉之前，市場價格走勢難以改變。 作為垂直一體化產業鏈，光伏供應鏈主要環節關聯度較高。一旦上游硅料價格出現波動，后續硅片、電池片、組件價格也隨之上揚。截至目前，隆基股份等企業已陸續調高硅片價格。甚至行業內有預測稱，受價格影響， 下游EPC企業可能決定延期今年競價、平價項目的建設工作。 在光伏產業鏈價格戰愈演愈烈的背景下，產業內企業有提高自己垂直一體化發展程度的計劃。一位不愿具名的某光伏企業高管告訴記者：“組件企業在這次漲價潮中受了‘ 夾板氣’，吸取經驗教訓，我們公司已經有了發展涵蓋硅料、硅片、電池片、組件垂直一體化發展的戰略打算，以期減少未來類似事件對公司的影響。 ” 已有企業在行動。9月15日，晶澳科技公告稱，公司擬投資103.91億元分別對硅片、電池片、組件等一體化產能進行擴建。 也有觀點認為， 這一次漲價潮是短期現象，第四季度市場供需壓力將逐漸平衡，價格會適當回落，恢復甚至低于此前水平。...

國家發改委近日發布關于擴大戰略性新興產業投資 培育壯大新增長點增長極的指導意見，發改高技〔2020〕1409號，其中提到：加快新能源產業跨越式發展。加快節能環保產業試點示范。 加快新能源產業跨越式發展。聚焦新能源裝備制造“卡脖子”問題，加快主軸承、IGBT、控制系統、高壓直流海底電纜等核心技術部件研發。加快突破風光水儲互補、先進燃料電池、高效儲能與海洋能發電等新能源電力技術瓶頸，建設智能電網、微電網、分布式能源、新型儲能、制氫加氫設施、燃料電池系統等基礎設施網絡。提升先進燃煤發電、核能、非常規油氣勘探開發等基礎設施網絡的數字化、智能化水平。大力開展綜合能源服務，推動源網荷儲協同互動，有條件的地區開展秸稈能源化利用。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、自然資源部、能源局等按職責分工負責） 加快節能環保產業試點示范。實施城市綠色發展綜合示范工程，支持有條件的地區結合城市更新和城鎮老舊小區改造，開展城市生態環境改善和小區內建筑節能節水改造及相關設施改造提升，推廣節水效益分享等合同節水管理典型模式，鼓勵創新發展合同節水管理商業模式，推動節水服務產業發展。開展共用物流集裝化體系示范，實現倉儲物流標準化周轉箱高效循環利用。組織開展多式聯運示范工程建設。發展智慧農業，推進農業生產環境自動監測、生產過程智能管理。試點在超大城市建立基于人工智能與區塊鏈技術的生態環境新型治理體系。探索開展環境綜合治理托管、生態環境導向的開發（EOD）模式等環境治理模式創新，提升環境治理服務水平，推動環保產業持續發展。加大節能、節水環保裝備產業和海水淡化產業培育力度，加快先進技術裝備示范和推廣應用。實施綠色消費示范，鼓勵綠色出行、綠色商場、綠色飯店、綠色電商等綠色流通主體加快發展。積極推行綠色建造，加快推動智能建造與建筑工業化協同發展，大力發展鋼結構建筑，提高資源利用效率，大幅降低能耗、物耗和水耗水平。（責任部門：發展改革委、科技部、工業和信息化部、自然資源部、生態環境部、住房和城鄉建設部、交通運輸部、農業農村部、商務部、國鐵集團等按職責分工負責） 詳情如下： 關于擴大戰略性新興產業投資 培育壯大新增長點增長極的指導意見 發改高技〔2020〕1409號 國務院有關部門，各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團發展改革委、科技廳（委、局）、工業和信息化委（廳）、財政廳（局）： 為深入貫徹落實黨中央、國務院關于在常態化疫情防控中扎實做好“六穩”工作，全面落實“六保”任務，擴大戰略性新興產業投資、培育壯大新的增長點增長極的決策部署，更好發揮戰略性新興產業重要引擎作用，加快構建現代化產業體系，推動經濟高質量發展，現提出如下意見： 一、總體要求 以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，全面貫徹黨的十九大和十九屆二中、三中、四中全會精神，統籌做好疫情防控和經濟社會發展工作，堅定不移貫徹新發展理念，圍繞重點產業鏈、龍頭企業、重大投資項目，加強要素保障，促進上下游、產供銷、大中小企業協同，加快推動戰略性新興產業高質量發展，培育壯大經濟發展新動能。 ——聚焦重點產業領域。著力揚優勢、補短板、強弱項，加快適應、引領、創造新需求，推動重點產業領域形成規模效應。 ——打造集聚發展高地。充分發揮產業集群要素資源集聚、產業協同高效、產業生態完備等優勢，利用好自由貿易試驗區、自由貿易港等開放平臺，促進形成新的區域增長極。 ——增強要素保障能力。按照“資金跟著項目走、要素跟著項目走”原則，引導人才、用地、用能等要素合理配置、有效集聚。 ——優化投資服務環境。通過優化營商環境、加大財政金融支持、創新投資模式，暢通供需對接渠道，釋放市場活力和投資潛力。 二、聚焦重點產業投資領域 （一）加快新一代信息技術產業提質增效。加大5G建設投資，加快5G商用發展步伐，將各級政府機關、企事業單位、公共機構優先向基站建設開放，研究推動將5G基站納入商業樓宇、居民住宅建設規范。加快基礎材料、關鍵芯片、高端元器件、新型顯示器件、關鍵軟件等核心技術攻關，大力推動重點工程和重大項目建設，積極擴大合理有效投資。穩步推進工業互聯網、人工智能、物聯網、車聯網、大數據、云計算、區塊鏈等技術集成創新和融合應用。加快推進基于信息化、數字化、智能化的新型城市基礎設施建設。圍繞智慧廣電、媒體融合、5G廣播、智慧水利、智慧港口、智慧物流、智慧市政、智慧社區、智慧家政、智慧旅游、在線消費、在線教育、醫療健康等成長潛力大的新興方向，實施中小企業數字化賦能專項行動，推動中小微企業“上云用數賦智”，培育形成一批支柱性產業。實施數字鄉村發展戰略，加快補全農村互聯網基礎設施短板，加強數字鄉村產業體系建設，鼓勵開發滿足農民生產生活需求的信息化產品和應用，發展農村互聯網新業態新模式。實施“互聯網+”農產品出村進城工程，推進農業農村大數據中心和重要農產品全產業鏈大數據建設，加快農業全產業鏈的數字化轉型。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、科技部、教育部、住房城鄉建設部、交通運輸部、水利部、農業農村部、商務部、衛生健康委、廣電總局、國鐵集團等按職責分工負責） （二）加快生物產業創新發展步伐。加快推動創新疫苗、體外診斷與檢測試劑、抗體藥物等產業重大工程和項目落實落地，鼓勵疫苗品種及工藝升級換代。系統規劃國家生物安全風險防控和治理體系建設，加大生物安全與應急領域投資，加強國家生物制品檢驗檢定創新平臺建設，支持遺傳細胞與遺傳育種技術研發中心、合成生物技術創新中心、生物藥技術創新中心建設，促進生物技術健康發展。改革完善中藥審評審批機制，促進中藥新藥研發和產業發展。實施生物技術惠民工程，為自主創新藥品、醫療裝備等產品創造市場。（責任部門：發展改革委、衛生健康委、科技部、工業和信息化部、中醫藥局、藥監局等按職責分工負責） （三）加快高端裝備制造產業補短板。重點支持工業機器人、建筑、醫療等特種機器人、高端儀器儀表、軌道交通裝備、高檔五軸數控機床、節能異步牽引電動機、高端醫療裝備和制藥裝備、航空航天裝備、海洋工程裝備及高技術船舶等高端裝備生產，實施智能制造、智能建造試點示范。研發推廣城市市政基礎設施運維、農業生產專用傳感器、智能裝備、自動化系統和管理平臺，建設一批創新中心和示范基地、試點縣。鼓勵龍頭企業建設“互聯網+”協同制造示范工廠，建立高標準工業互聯網平臺。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、住房城鄉建設部、農業農村部、國鐵集團等按職責分工負責） （四）加快新材料產業強弱項。圍繞保障大飛機、微電子制造、深海采礦等重點領域產業鏈供應鏈穩定，加快在光刻膠、高純靶材、高溫合金、高性能纖維材料、高強高導耐熱材料、耐腐蝕材料、大尺寸硅片、電子封裝材料等領域實現突破。實施新材料創新發展行動計劃，提升稀土、釩鈦、鎢鉬、鋰、銣銫、石墨等特色資源在開采、冶煉、深加工等環節的技術水平，加快拓展石墨烯、納米材料等在光電子、航空裝備、新能源、生物醫藥等領域的應用。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部等按職責分工負責） （五）加快新能源產業跨越式發展。聚焦新能源裝備制造“卡脖子”問題，加快主軸承、IGBT、控制系統、高壓直流海底電纜等核心技術部件研發。加快突破風光水儲互補、先進燃料電池、高效儲能與海洋能發電等新能源電力技術瓶頸，建設智能電網、微電網、分布式能源、新型儲能、制氫加氫設施、燃料電池系統等基礎設施網絡。提升先進燃煤發電、核能、非常規油氣勘探開發等基礎設施網絡的數字化、智能化水平。大力開展綜合能源服務，推動源網荷儲協同互動，有條件的地區開展秸稈能源化利用。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、自然資源部、能源局等按職責分工負責） （六）加快智能及新能源汽車產業基礎支撐能力建設。開展公共領域車輛全面電動化城市示范，提高城市公交、出租、環衛、城市物流配送等領域車輛電動化比例。加快新能源汽車充/換電站建設，提升高速公路服務區和公共停車位的快速充/換電站覆蓋率。實施智能網聯汽車道路測試和示范應用，加大車聯網車路協同基礎設施建設力度，加快智能汽車特定場景應用和產業化發展。支持建設一批自動駕駛運營大數據中心。以支撐智能汽車應用和改善出行為切入點，建設城市道路、建筑、公共設施融合感知體系，打造基于城市信息模型（CIM）、融合城市動態和靜態數據于一體的“車城網”平臺，推動智能汽車與智慧城市協同發展。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、住房城鄉建設部、交通運輸部等按職責分工負責） （七）加快節能環保產業試點示范。實施城市綠色發展綜合示范工程，支持有條件的地區結合城市更新和城鎮老舊小區改造，開展城市生態環境改善和小區內建筑節能節水改造及相關設施改造提升，推廣節水效益分享等合同節水管理典型模式，鼓勵創新發展合同節水管理商業模式，推動節水服務產業發展。開展共用物流集裝化體系示范，實現倉儲物流標準化周轉箱高效循環利用。組織開展多式聯運示范工程建設。發展智慧農業，推進農業生產環境自動監測、生產過程智能管理。試點在超大城市建立基于人工智能與區塊鏈技術的生態環境新型治理體系。探索開展環境綜合治理托管、生態環境導向的開發（EOD）模式等環境治理模式創新，提升環境治理服務水平，推動環保產業持續發展。加大節能、節水環保裝備產業和海水淡化產業培育力度，加快先進技術裝備示范和推廣應用。實施綠色消費示范，鼓勵綠色出行、綠色商場、綠色飯店、綠色電商等綠色流通主體加快發展。積極推行綠色建造，加快推動智能建造與建筑工業化協同發展，大力發展鋼結構建筑，提高資源利用效率，大幅降低能耗、物耗和水耗水平。（責任部門：發展改革委、科技部、工業和信息化部、自然資源部、生態環境部、住房和城鄉建設部、交通運輸部、農業農村部、商務部、國鐵集團等按職責分工負責） （八）加快數字創意產業融合發展。鼓勵數字創意產業與生產制造、文化教育、旅游體育、健康醫療與養老、智慧農業等領域融合發展，激發市場消費活力。建設一批數字創意產業集群，加強數字內容供給和技術裝備研發平臺，打造高水平直播和短視頻基地、一流電競中心、高沉浸式產品體驗展示中心，提供VR旅游、AR營銷、數字文博館、創意設計、智慧廣電、智能體育等多元化消費體驗。發展高清電視、超高清電視和5G高新視頻，發揮網絡視聽平臺和產業園區融合集聚作用，貫通內容生產傳播價值鏈和電子信息設備產業鏈，聯動線上線下文化娛樂和綜合信息消費，構建新時代大視聽全產業鏈市場發展格局。（責任部門：發展改革委、教育部、工業和信息化部、農業農村部、文化和旅游部、廣電總局、體育總局等按職責分工負責） 三、打造產業集聚發展新高地 （九）深入推進國家戰略性新興產業集群發展工程。構建產業集群梯次發展體系，培育和打造10個具有全球影響力的戰略性新興產業基地、100個具備國際競爭力的戰略性新興產業集群，引導和儲備1000個各具特色的戰略性新興產業生態，形成分工明確、相互銜接的發展格局。適時啟動新一批國家戰略性新興產業集群建設。培育若干世界級先進制造業集群。綜合運用財政、土地、金融、科技、人才、知識產權等政策，協同支持產業集群建設、領軍企業培育、關鍵技術研發和人才培養等項目。（責任部門：發展改革委、科技部、工業和信息化部、財政部、人力資源社會保障部、自然資源部、商務部、人民銀行、知識產權局等按職責分工負責） （十）增強產業集群創新引領力。啟動實施產業集群創新能力提升工程。發揮科技創新中心、綜合性國家科學中心創新資源豐富的優勢，推動特色產業集群發展壯大。依托集群內優勢產學研單位聯合建設一批產業創新中心、工程研究中心、產業計量測試中心、質檢中心、企業技術中心、標準創新基地、技術創新中心、制造業創新中心、產業知識產權運營中心等創新平臺和重點地區承接產業轉移平臺。推動產業鏈關鍵環節企業建設產業集群協同創新中心和產業研究院。（責任部門：發展改革委、科技部、工業和信息化部、市場監管總局、中科院、知識產權局等按職責分工負責） （十一）推進產城深度融合。啟動實施產業集群產城融合示范工程。以產業集群建設推動生產、生活、生態融合發展，促進加快形成創新引領、要素富集、空間集約、宜居宜業的產業生態綜合體。加快產業集群交通、物流、生態環保、水利等基礎設施數字化改造。推進產業集群資源環境設施共建共享、能源資源智能利用、污染物集中處理等設施建設。探索“核心承載區管理機構+投資建設公司+專業運營公司”建設新模式，推進核心承載區加快向企業綜合服務、產業鏈資源整合、價值再造平臺轉型。推動符合條件的戰略性新興產業集群通過市場化方式開展基礎設施領域不動產投資信托基金（REITs）試點。（責任部門：發展改革委、住房城鄉建設部、交通運輸部、水利部、證監會、國鐵集團等按職責分工負責） （十二）聚焦產業集群應用場景營造。啟動實施產業集群應用場景建設工程。圍繞5G、人工智能、車聯網、大數據、區塊鏈、工業互聯網等領域，率先在具備條件的集群內試點建設一批應用場景示范工程，定期面向特定市場主體發布應用場景項目清單，擇優評選若干新興產業應用場景進行示范推廣，并給予應用方一定支持。鼓勵集群內企業發展面向定制化應用場景的“產品+服務”模式，創新自主知識產權產品推廣應用方式和可再生能源綜合應用，壯大國內產業循環。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、住房城鄉建設部、能源局、知識產權局等按職責分工負責） （十三）提高產業集群公共服務能力。實施產業集群公共服務能力提升工程。依托行業協會、專業機構、科研單位等建設一批專業化產業集群促進機構。推進國家標準參考數據體系建設。建設產業集群創新和公共服務綜合體，強化研發設計、計量測試、標準認證、中試驗證、檢驗檢測、智能制造、產業互聯網、創新轉化等產業公共服務平臺支撐，打造集技術轉移、產業加速、孵化轉化等為一體的高品質產業空間。在智能制造、綠色制造、工業互聯網等領域培育一批解決方案供應商。支持有條件的集群聚焦新興應用開展5G、數據中心、人工智能、工業互聯網、車聯網、物聯網等新型基礎設施建設。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、住房城鄉建設部、商務部、市場監管總局、中科院等按職責分工負責） 四、增強資金保障能力 （十四）加強政府資金引導。統籌用好各級各類政府資金、創業投資和政府出資產業投資基金，創新政府資金支持方式，強化對戰略性新興產業重大工程項目的投資牽引作用。鼓勵地方政府設立戰略性新興產業專項資金計劃，按市場化方式引導帶動社會資本設立產業投資基金。圍繞保障重點領域產業鏈供應鏈穩定，鼓勵建立中小微企業信貸風險補償機制，加大對戰略性新興產業的支持力度。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、財政部等按職責分工負責） （十五）提升金融服務水平。鼓勵金融機構創新開發適應戰略性新興產業特點的金融產品和服務，加大對產業鏈核心企業的支持力度，優化產業鏈上下游企業金融服務，完善內部考核和風險控制機制。鼓勵銀行探索建立新興產業金融服務中心或事業部。推動政銀企合作。構建保險等中長期資金投資戰略性新興產業的有效機制。制訂戰略性新興產業上市公司分類指引，優化發行上市制度，加大科創板等對戰略性新興產業的支持力度。加大戰略性新興產業企業（公司）債券發行力度。支持創業投資、私募基金等投資戰略性新興產業。（責任部門：人民銀行、銀保監會、證監會、發展改革委等按職責分工負責） （十六）推進市場主體投資。依托國有企業主業優勢，優化國有經濟布局和結構，加大戰略性新興產業投資布局力度。鼓勵具備條件的各類所有制企業獨立或聯合承擔國家各類戰略性新興產業研發、創新能力和產業化等建設項目。支持各類所有制企業發揮各自優勢，加強在戰略性新興產業領域合作，促進大中小企業融通發展。修訂外商投資準入負面清單和鼓勵外商投資產業目錄，進一步放寬或取消外商投資限制，增加戰略性新興產業條目。（責任部門：發展改革委、工業和信息化部、商務部、國資委等職責分工負責） 五、優化投資服務環境 （十七）深化“放管服”改革。全力推動重大項目“物流通、資金通、人員通、政策通”。深化投資審批制度改革，推進戰略性新興產業投資項目承諾制審批，簡化、整合項目報建手續，深化投資項目在線審批監管平臺應用，加快推進全程網辦。全面梳理新產業、新業態、新模式準入和行政許可流程，精簡審批環節，縮短辦理時限，推行“一網通辦”。（責任部門：發展改革委牽頭，各部門按職責分工負責） （十八）加快要素市場化配置。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府作用。統籌做好用地、用水、用能、環保等要素配置，將土地林地、建筑用砂、能耗等指標優先保障符合高質量發展要求的重大工程和項目需求。加強工業用地市場化配置，鼓勵地方盤活利用存量土地。（責任部門：發展改革委、自然資源部、生態環境部、住房城鄉建設部、水利部、商務部等按職責分工負責） （十九）完善包容審慎監管。推動建立適應新業態新模式發展特點、以信用為基礎的新型監管機制。規范行政執法行為，推進跨部門聯合“雙隨機、一公開”監管和“互聯網+監管”，細化量化行政處罰標準。（責任部門：發展改革委牽頭，各部門按職責分工負責） 各地區、各部門要積極做好政策咨詢和宣傳引導工作，以“線上線下”產業招商會、優質項目遴選賽、政銀企對接會、高端論壇等形式加強交流合作，增強企業投資意愿，激發社會投資創新動力和發展活力，努力營造全社會敢投資、愿投資、善投資戰略性新興產業發展的良好氛圍。（責任部門：發展改革委牽頭，各部門按職責分工負責）...

在我國工業化大發展的過程中，燃煤機組對于我國的工業發展起到了十分關鍵的作用，但也給環境污染帶來了諸多的問題，主要是二氧化硫、氮氧化物、煙塵等污染物的排放，燃煤電廠占全國總排放量的1/3，燃煤機組的超低排放，是環境大氣治理的必然選擇，由于是現役機組的改造，會帶來諸多的問題。 前言 就目前我國的工業發展現狀而言，燃煤機組依然起著舉足輕重的作用，經過多年的發展，燃煤機組已形成一定規模及技術模式，但當時只重視工業化大發展，而忽視了環境保護。近幾年以來中國的中東部地區，連續出現霧霾天氣，火電行業產生的一次與二次MP2.5是重要的排放源，控制燃煤電廠排放的大氣污染物成為治理霧霾天的首要舉措。對于燃煤機組，國際已經通過法律手段要求使用超低排放技術。所謂污染物超低排放技術，是指通過先進的設備綜合治理技術，使污染物的排放達到國家頒布的標準，其意義從根本上解決煤炭能源與環境的瓶頸，但由于是超低排放改造，在改造中就會出現不同的問題。 1超低排及節能放改造過程中出現的問題 由于超低排放改造是對已投運機組的脫硝、除塵、脫硫進行技術改造，這就涉及到已安裝好設備的拆除，新技術設備的安裝，這就造成整個改造的費用非常的高，沿海某電廠，2臺百萬機組的超低排放改造的預算是1.5個億，每臺機組的改造費用為7500萬，一臺百萬機組的改造時間最少60天，加上60天少發的電量，這對企業是一個不小的負擔。 2處理方法 2.1改造的費用 雖然環保部、發改委、能源局再次發布《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》中明確了對達到超低排放水平的燃煤發電機組，按照《關于實行燃煤電廠超低排放電價支持政策有關問題的通知》（發改價格〔2015〕2835號）要求，給予電價補貼。2016年1月1日前已經并網運行的現役機組，對其統購上網電量每千瓦時加價1分錢；2016年1月1日后并網運行的新建機組，對其統購上網電量每千瓦時加價0.5分錢。由于這種補貼是按上網電量進行的，也就是機組上網電量越高，得到的補貼越多。但由于地域不同，機組上網電量也不同，機組在運行中，會出現調峰，沿海某電廠百萬機組，在調峰時，上網電量僅有30-40萬，所以對于補貼還是政府以其他形式來進行為最好。 2.2改造時間 由于超低排放改造是全國性的改造，所以在改造時間上不能采取一刀切的方式，應按區域分步開展，如：霧霾嚴重的京、津、冀地區先一步開始，接著山東、山西、內蒙等，也就是以北京為中心，輻射性展開，像廣東、海南等沿海電廠可以放到最后，這樣就不會出現全國電廠在同一時間段都在開展超低排放改造，也就不會存在施工隊伍混亂、工程質量無法保證的問題。 2.3現行的標準 現在我們按《火電大氣污染物排放標準》（GB13223 -2011）的標準在大力開展超低排放改造，其主要目的就是控制二氧化硫、氮氧化物、煙塵等污染物的排放，而美國最新的火電廠大氣污染排放標準中就增加了重金屬汞的排放要求。在其它污染物種類如SO3的單獨指標要求，PM2.5的細分排放要求，廢水排放中重金屬Se的要求等等。為此美國的火力發電企業從2009年就開始采用干法煙氣凈化工藝，該工藝能使多污染物協同凈化的工藝，特別是能夠同時實現脫硫、脫酸（SO3、HCl、HF等）、除塵（含PM2.5）以及重金屬汞排放控制的干法工藝。該工藝能獲得96%的SO2脫除效率，超過97%的SO3、HCl和HF脫除效率，同時具有95%以上的重金屬汞脫除效率。 2.4改造后出現的問題 沿海某廠共有4臺機組，從2106年3月開始第一臺機組的超低排放改造，到2018年年底，4臺機組全部改完，還是由于上面所提到的施工隊伍良莠不齊，一個有技術的人帶領一群沒有技術的人在進行超低排放改造的問題，該廠第一臺改造后的機組，2016年5月份開始運行，到2016年年底，就出現湍流層大梁內部腐蝕穿，在大梁兩側漏水的現象。 由于機組在運行，無法停機處理，為了避免大梁長期腐蝕，造成大梁被腐蝕爛斷，造成湍流層模塊脫落，影響機組運行。該廠采取了將漏點封住，在一側大梁開孔往里注水，來緩解漿液對湍流層大梁腐蝕。到2017年5月，機組臨修，檢修人員進入吸收塔，發現湍流層大梁的側面，有一個長100cm.寬10cm的縫隙，縫隙產生的原因有兩種可能，一是改造當時防腐沒有做好；二是安裝湍流層模塊時，模塊壓板沒有壓實，運行時模塊壓板振動，劃破防腐，造成大梁腐蝕漏，這只是一臺機組，其他3臺機組相繼出現煙氣阻擋環焊口開裂，造成吸收塔壁腐蝕漏，除霧器沖洗水管道斷裂，噴淋層大梁腐蝕漏等缺陷，這些缺陷，待機組大修時，徹底解決，解決這些問題，又要投入大量的人力和物力。 3結束語 改革開放后，中國致力于發展經濟，而忽視了環境保護。特別是京、津、冀地區，為了GDP，小鋼廠、小水泥廠、小煤窯可說是到處都是，GDP是上去了，可是環境卻被污染了，晴天灰蒙蒙、小雨下泥點。其實不僅是我們國家，英國、美國也有同樣的經歷。倫敦曾被稱為霧都，英國治理霧霾用了30年，美國用了50年。所以治理空氣污染不是一早一夕的事，除了對占全國總排放量的1/3火力發電廠排放物進行治理外，還應對剩下的2/3排放污染物的企業也進行治理，在治理的過程中也不能一窩蜂，要按區域的進行，這樣就不會存在“全國處處搞超排，電廠家家在技改”的場面，也不會存在技改完成后，問題一大堆的局面。...

9月23日，特斯拉在電池日上發布了全新無極耳“4680”型電池，并公布了多種電池新技術，目的是降低成本的同時提升性能。 巧合的是，同日，寶馬也在一份聲明中宣布，其將在三年內投資超過1億歐元（約合人民幣近8億元），建設高壓電池模塊生產基地。而此前，戴姆勒已建設了自己的動力電池生產基地；大眾也宣布，其將斥資4.5億歐元（約合人民幣35.7億元）建設電池工廠。由此，未來動力電池供應鏈話語權爭奪戰已經悄然打響。 “主流整車企業布局動力電池生產，將成為一個趨勢。”全國乘用車市場信息聯席會秘書長崔東樹在接受《中國汽車報》記者采訪時表示，這與車企電動化加速，而電池供應商難以滿足其產品要求等因素直接相關。 車企“觸電”持續加碼 從BBA和特斯拉等主流車企持續加碼，可以看到車企自建電池廠有多迫切。 寶馬9月23日透露，增建電池工廠的地點選在萊比錫，這里也是寶馬將生產電驅動車型寶馬BMW i3掀背車之地。目前，寶馬在巴伐利亞州丁戈爾芬的工廠是其在德國唯一的電池組件工廠。此外，寶馬還在美國南卡羅來納州斯帕坦堡、中國沈陽的工廠生產電池部件。 “戴姆勒與寶馬相比，步伐邁得更大。”崔東樹告訴記者，截至目前，戴姆勒集團已投資超過10億歐元（約合人民幣79.2億元）發展新能源產業，在三大洲七個城市布局9個電池工廠。其中包括德國卡門茲兩家電池工廠，分別于2012年和2018年建成投產；泰國曼谷電池工廠于2019年建成投產；與北汽集團合資的電池工廠位于北京；波蘭亞沃爾工廠于2020年建成投產；美國阿拉巴馬州塔斯卡盧薩市工廠，位于當地現有奔馳SUV工廠附近。同時，戴姆勒還計劃在德國辛德爾芬根建造一家電池工廠，在德國斯圖加特翁特圖克海姆建造兩家電池工廠。 “我們的目標是2030年達到每年3TWh的電池產能，除了其中部分是跟合作的電池廠商購買。”特斯拉CEO埃隆·馬斯克在電池日上的表態，意味著特斯拉將有相當大一部分動力電池是自己生產。馬斯克表示，特斯拉自制電池工廠后，將可在3年內推出售價2.5萬美元（約合人民幣17萬元）的平民電動汽車。 競相布局原因何在？ “主流車企競相布局動力電池工廠，主要是為了解決自身需求。”成都新能源汽車產業推廣應用促進會秘書長范永軍在接受《中國汽車報》記者采訪時表示，其主要原因包括幾個方面。 一是可以保障穩定的動力電池供應，特斯拉Model 3就曾經一度因松下電池供應不足而限產，并引發特斯拉財報數據下滑；奧迪曾經也是因為LG電池供應不足而下調e-tron車型的產量，并推遲了e-tron Sportback版的量產時間，所以這些主流車企要通過收購、自建工廠等方式來補足制約其發展的短板。 二是可以極大降低整車成本，根據車型不同，目前動力電池成本占據純電動汽車整車成本的25%至35%左右，自建電池廠不僅可以降低成本，還能在很大程度上避免電池企業漲價、斷供等風險。 三是車企掌握電池技術后，可以更好地根據自己車型設計及改款的要求，及時改變電池形狀，降低了開發成本外，更為關鍵的是減少了發生質量問題時的相互推諉，有利于更好地進行質量控制。 四是可以與自己的充電設施一起開發，不僅可以提供更好的充電及電池售后服務，也可以把控與充電設施相關的數據，及時優化相關技術。 “純電動汽車與傳統燃油車相比，產業鏈特點有所不同，尤其是動力電池更容易通過自建工廠方式實現車企的自給。”中國電池工業協會專職副理事長王敬忠向《中國汽車報》記者表示，近來出現的主流車企自建電池工廠步伐加快的趨勢，表明今年疫情出現以來，主流車企對動力電池供應的保障更為重視。 未來誰能掌握話語權？ “隨著汽車電動化的發展及各主流車企車型的增加，對動力電池的要求也更加豐富，有實力的主流車企自建電池廠，不僅可滿足自身技術上、供應上的需求，也會在客觀上與專業的動力電池企業形成市場競爭。”王敬忠認為，隨著這一過程的發展，動力電池市場話語權的競爭或將更為激烈。 “一方面，主流企業自建電池廠，也是希望謀求市場話語權，在很大程度上擺脫電池企業在電池定價、供應數量、供貨時間等方面的控制；另一方面，動力電池企業也不斷在加大布局，絕不會輕易放棄市場的話語權。”崔東樹表示。 確如其言，動力電池企業也并沒有沉默。隨著特斯拉上海超級工廠的投產，LG不僅“殺入”中國市場，還計劃在西班牙再建電池工廠。“這是既要抓中國市場，又要在歐洲車企的電池工廠尚未形成大規模產能之時趁虛而入。”崔東樹說，動力電池企業與整車企業的合作如果形成規模效益，也值得關注。近來，松下與特斯拉就共同宣布，將在雙方合作的美國內華達州超級電池工廠的13條產線的基礎上再增加一條，電池能量密度、蓄電容量更高，年產能將有所提高。 “市場規模與技術是競爭‘硬幣’的兩面。”范永軍表示，不斷開發新技術，也是贏得增長新空間的基礎。除了電動企業，車企的開發力度也在不斷加大。近來，寶馬與美國Solid Power公司正合作開發固態電池，其容量將比傳統電池高2到3倍；現代汽車開發的固態電池，已在其南洋研發中心試生產；豐田計劃2022年推出第一款固態電池電動汽車。 “爭奪動力電池市場的話語權，不僅與企業利益息息相關，而且更是技術水平的比拼。”范永軍認為，因此，誰能在技術上領先一步，實現高質量、高性能、低成本、高效益，誰才有勝算。...

為應對省級電網清潔能源迅猛發展、電網峰谷差進一步加大、電網調峰能力和運行控制難度偏大的問題，提升特高壓直流的輸送能力和電網安全供電保障能力；同時，為解決地區電網負荷峰谷差大、尖峰負荷持續時間短、負荷波動速率大、供電能力嚴重不足等問題，緩解電網迎峰度夏、度冬供電壓力，結合電池儲能電站（簡稱“儲能電站”）建設周期短、布點靈活的特點，國網湖南省電力有限公司在地區電網開展了儲能電站示范工程的建設與應用，探索儲能電站的投資規劃、運行維護、調度管理、分析評價等各個方面。 長沙儲能示范工程規模60兆瓦/120兆瓦時（10千伏電壓等級接入），分別位于220千伏榔梨、延農、芙蓉變電站，分別于2019年5月26日、6月5日、6月14日投入運行。 目前針對儲能電站的研究已經日趨成熟，但是儲能電站的運行經驗還有待完善，為了填補儲能電站實際運行方面的空白，為電網管理、儲能設備制造和投資決策提供參考依據，筆者結合湖南電網及儲能電站一期示范工程實際情況，研究并提出儲能電站運行方案，該方案已經應用于湖南電網儲能電站示范工程。實際結果表明，該方案能夠充分反映儲能電站運行情況，實現對儲能設備的調控運行，同時對湖南電網儲能電站的商業模式進行了探索，全面提高了湖南電網儲能電站運行管理水平，可為其他地區電網建設儲能電站提供經驗和參考。 儲能電站運行模式 儲能電站控制模式設計 儲能電站運行控制遵循省調調度有功、地調調度無功，優先保障有功的原則，主要考慮以下幾種控制模式： 日前調度計劃控制模式。省、地調根據負荷預測情況及清潔能源消納要求，考慮電網調峰調頻及安全約束，經過校核后制定充放電計劃，既保障電池性能和使用壽命，又充分發揮儲能電站頂峰能力。 AGC控制模式。根據湖南電網負荷水平特點，將儲能電站納入AGC調節范疇，通過省調AGC主站下發調節指令，由PCS自動實現該指令，實時動態調節儲能電站有功功率，充分發揮儲能電站調節快速的優勢，參與大電網實時調控。 儲能電站無功控制模式。將儲能電站納入地調自動電壓控制（AVC）系統進行統一調控，合理設置儲能電站電壓調控優先級，實現儲能與傳統調節手段的協同控制。 儲能電站輔助電網緊急控制模式。將儲能電站納入精準切負荷系統，在緊急情況下，以最高優先級直接控制儲能電站PCS，充分發揮儲能電站啟動時間短、響應速度快、調節精度高的特點。 儲能電站充放電模式 根據儲能電站運行情況及電網實際需求，重點從削峰填谷、促進清潔能源消納兩個方面進行研究，制定了中長期、短期充放電方案，“一充一放”結合“兩充兩放”模式，探求最大經濟效益。自投運至2020年4月2日，三座儲能電站（芙蓉、榔梨、延農）采取“一充一放”的計劃出力模式，通過開展運行安全分析及經濟效益評估，在4月3日后調整為“兩充兩放”。自投運至2019年10月27日，荷電狀態（SOC）上下限范圍設為20%～80%，之后調整至10%～90%。截至2020年6月，儲能電站累計充電量5218萬千瓦時，放電量4143萬千瓦時。 2019年度夏期間，執行的是“一充一放”運行策略，充電時間段為00:00～08:00，充電時間約8小時；榔梨、延農儲能電站放電時間段為20:30～22:00，放電時間約1.5小時；芙蓉儲能電站放電時間段為12:00～13:30，放電時間約1.5小時。榔梨、延農、芙蓉儲能電站的整體綜合運行效率均在80%左右。 目前執行的是“兩充兩放”運行策略，針對風力發電的反調峰特性和光伏發電午間出力最大的特點，儲能電站充電時段分別為03:30～05:30和13:30～16:30；放電時段為電網高峰負荷時段，分別為10:00～12:00和18:00～21:00；每天放電量約為16萬千瓦時，充電量約為21.3萬千瓦時；榔梨、延農、芙蓉儲能電站的整體綜合運行效率均在85%左右。“兩充兩放”模式綜合運行效率更高，能夠充分地消納湖南省內清潔能源，配合長沙地區負荷早晚高峰的頂峰作用更為明顯。 儲能電站商業模式 示范工程由國網湖南綜合能源服務有限公司投資運營，采取與屬地化電力供電公司（長沙供電公司）簽訂電費結算協議方式，按照“電量電費+備用容量費”兩部制電價方式進行經營結算，同期正開展“新能源配套儲能租賃服務+電力輔助服務市場”多元化商業模式，推廣儲能增值服務。 電費營業收入 采取“電量電費+備用容量費”兩部制電價方式進行結算，長沙供電公司向綜合能源公司支付儲能電站電費。湖南省綜合能源公司年電費營業收入約3120萬元，年備用容量費約為1320萬元；電量電費按照儲能電站發電量核算，年發電量不低于4000萬千瓦時，每年電費營業收入約1800萬元。 新能源配套儲能租賃服務營業收入 “新能源配套儲能租賃服務”是指電網公司將儲能電站租賃給風電、光伏等新能源企業，開展風電、光伏并網配套儲能租賃業務，儲能電站6萬千瓦裝機容量，每年實現1600余萬元營業收入。 電力輔助服務市場補貼營業收入 “電力輔助服務市場”是指儲能電站參與湖南省內電力輔助服務市場交易，獲取相關輔助服務補貼，根據省內輔助服務市場需求與規模，依據調度測算準則，每年實現600萬元營業收入。隨著電力市場的快速發展，據《湖南省電力輔助服務市場模擬運行規則》的規定，儲能電站可增加輔助服務品種：深度調峰、啟停調峰、緊急短時調峰。 儲能電站應用效果 儲能電站可以日常參與電網調峰，滿足長沙地區“午高峰+晚高峰”電力供應需求，有效降低峰谷差，優化負荷特性；新能源與負荷出力不匹配時段，存儲電量，促進新能源消納；同時儲能電站具備毫秒級響應調度指令能力，能夠參與電網調頻和調壓；緊急狀況下，能夠提供快速功率支撐，提高電網暫態穩定性；納入源網荷儲統一管理，與精準切負荷系統配合，實現儲能電站源荷快速轉換，增加電網安全穩定裕度，提升祁韶直流輸送容量。 在提升電網供電充裕性方面，2019年7月10日至8月30日迎峰度夏期間，儲能電站在負荷高峰時段頂峰，有效緩解了湖南省網斷面的負荷壓力；2019年12月19日，三座儲能電站實現跨省調用，在低谷時段對河南進行調峰支援，調峰電力2.6萬千瓦，持續時間2個小時；2020年6月14～18日某500千伏變電站3號主變停電期間導致該主變下網超穩定控制，通過提前調整延農儲能電站出力，在一定程度上緩解了其所在省網斷面潮流及500千伏變電站供電區下網負荷（見圖）。 在提升電網供電穩定性方面，儲能電站在輔助電網緊急控制方面發揮了重要作用。2020年5月6日，儲能電站完成配合精切傳動試驗，祁韶直流功率從80萬千瓦降為0后，芙蓉儲能電站精切動作后立即從滿功率充電轉為滿功率放電，實現功率支撐5.2萬千瓦。 在促進清潔能源消納方面，截至2020年8月9日，累計在低谷負荷時段消納湖南省新能源電量6055.76萬千瓦時，同時在尖峰時期提高了分散分布式清潔能源發電并網的消納能力，促進了可再生能源消納。不考慮配置儲能時，預計2020年全省豐水年/平水年清潔能源棄電量為26.7億/18.9億千瓦時。根據消納能力測算，每配置1千瓦時儲能裝置能為系統每年減少400千瓦時的新能源棄電量，120兆瓦時的儲能電站2020年可降低全省清潔能源棄電量0.48億千瓦時。 在降低碳排放方面，儲能系統在火電機組出力低谷期間充電，可以增加低谷期機組出力，降低火電機組調峰深度，有效降低機組單位電量煤耗。示范工程每年可有效減少二氧化碳排放1.6萬噸，減少二氧化硫排放480噸，有效促進了節能減排。 湖南儲能電站能夠通過中長期“一充一放”、“兩充兩放”的充放電方案實現削峰填谷，緩解電網重載；針對不同應用場景，采用不同的控制策略，能夠發揮輔助電網緊急調峰、促進清潔能源消納、提升電網供電可靠性等巨大作用，極大地提高了長沙地區及湖南電網的穩定性。同時探索儲能電站運行經營的商業模式，積極開發儲能電站在電力市場中的交易品種，實現儲能電站的盈利，豐富了儲能電站的交易模式。湖南省儲能電站的運行管理方案可以為評判各廠家設備提供參考，為電網側儲能探索不同的應用場景提供數據支撐，為其他地區建設管理電網側儲能電站提供參考。...

因充電樁利用率低、商業生態尚未形成，我國充電樁市場盡管被認為是萬億元級規模的藍海，但企業卻普遍盈利困難，甚至為生存惡性競爭。 今年，充電樁、換電站等設施被納入“新基建”范疇，國家發改委宣布計劃全年投入約100億元，新增公共充電樁約20萬個、私人樁超40萬個、公共充電站4.8萬座。業內據此預計，我國充電樁市場規模將達萬億元。 但一個不容忽視的問題是，當前我國公共充電樁利用率只有4%左右。而行業想要盈利，利用率需達到10%-15%。在此背景下，充電樁行業如何破解盈利難的“魔咒”？ 萬億元級龐大市場 國家能源局公布的數據顯示，截至2020年6月底，我國各類充電樁保有量達132.2萬個，其中公共充電樁55.8萬個，數量位居全球首位。同時，記者調查發現，我國涉及“充電樁”關鍵詞的在業、存續企業已近8萬家。 一個充滿機遇的新生市場，本應潛力無限，但現實卻是，充電樁企業大多面臨著盈利難的“痛點”。 中國電動汽車充電基礎設施促進聯盟技術和認證部主任劉鍇告訴記者，我國充電樁市場經過近五年的快速發展，已初步形成了少數幾家頭部企業。 “新能源汽車保有量絕對值較小、充電技術尚未定型等原因導致充電服務的商業生態暫未形成，盈利模式還處于探索階段，所以，還未出現持續盈利的頭部企業。” 電動汽車觀察家黃山認為，從2014年國家開放民營資本進入該市場以來，玩家越來越多，2017年國內充電樁生產商和運營商共有300多家，雖然2018年進入洗牌期，陸續有企業因資金鏈斷裂倒下，到2019年底僅剩100多家，但總有新的資本進入，這說明行業整體仍呈正向收益。“當前，充電樁行業整體利用率偏低、充電收費低，僅有個別充電場或運營商暫時盈利。” 為生存屢現惡性競爭 前期投入大、維護成本高、成本回收周期長等因素被認為是導致充電樁企業盈利難的主要原因。盡管如此，不少充電樁企業為生存還是選擇了盲目擴張。 業內人士向記者透露，近幾年不少充電樁企業“跑馬圈地”建樁拿補貼，很少考慮布局是否合理。“不是把充電樁大量集中在北上廣深等一線城市，就是一味追求數量、市占率而把充電樁建在偏遠地區，不加維護。” 劉鍇指出，當前充電樁行業深受互聯網思維影響，“價格戰”屢現。不少供應商通過壓低價格等不正當手段搶奪訂單，而產品又五花八門、質量參差不齊，這對質量好、造價高的企業來說非常不利。 黃山則認為，充電樁行業惡性競爭、大打價格戰的主要原因是，當前我國充電樁整體市場看起來很大、企業很多，但新能源汽車數量尚不足與之匹配，公共充電樁利用率偏低。 充電樁企業多，常導致企業間競價奪地，小區物業和商場坐地起價，無形中推高了建樁成本。“希望企業都能理性發展，抱團降低成本、開拓市場。但企業生存困難，部分企業為盈利不擇手段，形成惡性循環。” 頭部效應愈發明顯 盡管行業問題不少，但在“新基建”催生的新“風口”下，眾多資本紛紛入局，想賭一個未來。 “隨著新能源汽車和充電技術的不斷進步，未來會出現兩大類頭部企業，一是代表重資產模式的、以線下經營骨干充電網絡為主的大型充電運營服務商，二是代表輕資產模式的、以提供充電服務需求流量為主的大型充電平臺服務商。” 劉鍇說。 “未來1-3年仍是以公交、物流、環衛、公務、網約和出租等運營類專用車為主的市場，要做好這類車輛的需求研究，因城施策做好充電設施的投建和運營。”劉鍇解釋。 黃山認為，不同形式的企業有不同的盈利模式，“國有企業或大型企業相對不缺錢，并不十分看重短期投資回報率，適合打‘長期戰’；民營企業資金和實力有限，應選擇精細化運營，提升站場的服務效率以及用戶體驗，提升充電樁整體使用率，實現盈利。” 黃山進一步表示，“當前充電樁企業頭部聚集效應越來越明顯，跨國企業、互聯網巨頭也給行業增加了諸多不確定性。未來如何掘金，還是要看各家企業自己的本事。”...

國際能源署近日發布相關報告稱，2020年在世界各地飽受疫情影響的情況下，盡管全球電力需求全年將下降5%，可再生能源需求仍然增加1%，顯示出全球范圍內對于能源轉型的堅定決心。世界經濟論壇相關分析表示，新冠疫情迫使各行各業迅速采取行動，應對運營中斷、需求變化和新型工作方式；與此同時，各地區政府部門亦借此機會，著眼于能源轉型政策，增加相關投入，建立具有包容性的可持續能源系統，推動向清潔高效能源的快速轉型。 然而，受制于規模和技術等因素的影響，中小型電力公司面對目前正在進行的能源轉型卻面臨著諸多困難與挑戰。這場能源轉型會對電力行業帶來哪些深刻變化？中小型電力公司應該采取怎樣的數字化策略來應對能源轉型？施耐德電氣深入采訪全球 27 家中型電網公司（分屬美國、澳大利亞、德國、奧地利、丹麥、瑞典、法國、土耳其和意大利等國家），調查能源轉型帶來的影響以及電力公司對能源轉型的反應，并發布《中型電網公司如何面對“顛覆”：挑戰與策略》白皮書報告（下文簡稱為“報告”）。 艱難轉型：六大關鍵挑戰 在眾多挑戰當中，保證可靠供電仍然是配網公司都最為關注的問題。報告中，受訪中的電網公司表示，其運營的主要目標為提升電力可靠性，包括減少斷電時間、改善斷電故障定位以及加快斷電恢復。提升系統平均停電時間指數 (SAIDI) 和系統平均停電頻率指數 (SAIFI)，一直是配網公司“可靠性”使命的重要部分，也是許多地區監管機構的主要績效考核指標。 電力行業也同時思考如何應對可再生能源、分布式能源等能源轉型中的新趨勢。隨著新能源的崛起以及電力生產消費場景的變化，全球范圍內的配網公司都意識到需要將更多精力集中在本地化、小型化和分散化的能源生產和分配上。將可再生能源和分布式能源引入能源組合并進行科學管理對于提升能效至關重要。而中小型配網公司由于無法承受在數據建模與分析等方面的巨額投資，對于智能電表的推進部署也非常受限。 隨著聯網設備的快速增加和物聯網的發展，全球電力行業對網絡安全的擔憂也日益突出。在我國，全面提升網絡安全規劃能力被寫進了十四五規劃綱要，防范由網絡攻擊引發的大面積停電也已經成為相關規劃中的重大課題。 此外，對于電力企業的運營發展而言，在能源轉型的背景下如何改善投資決策流程、優化運營成本和預算、吸引與培養人才等也成為全行業關注的問題，共同構成了中型配網公司在能源轉型期的六大挑戰。在全球能源轉型過程中，新的理念與技術不斷涌現，各地政策法規與監管框架也在不斷調整。如何在保證總支出在資本支出和運營支出之間取得均衡，并有效吸引和培養新型電力人才，該報告中通過實際案例提供了一些思路。 順應潮流：四點運營策略 尋求資源聯營 近年來，全球電網公司并購案數量激增。削減成本、確保供電質量和提高效率的巨大壓力，導致電網行業內的合并、協作和聯營案例不斷增多。報告中受訪的電網公司認為，資源聯營變得越來越必要和普遍，目前正在尋求特定領域（如智能電表、專用軟件）的聯營體，并愿意購買適當的解決方案，希望實現資源聯營，從而實現規模效應并改善供電可靠性、提升質量績效。受訪中的一家公司正是兩家公司在三年前合并而成，通過整合前公司的客戶信息、呼叫系統和企業資源計劃 (ERP) 系統來提高自身的運營效率。 部分地區的監管機構也認為資源聯營是大勢所趨，并且正在積極推動行業整合。以丹麥為例，丹麥的監管機構以SAIDI和SAIFI為衡量標準對不同的電網公司進行評價比較，要求電網公司降低運營支出和資本支出，提高電能質量，并提高成本效率，并根據評價推動電網公司進行相應的合并甚至關閉。預計10年后，在丹麥只存在非常少數的電網公司。 提升低壓電網可見性 隨著智能電網，特別是分布式能源的發展，電網的可見性不斷被強調，預測電網行為、有效管理電能質量變得至關重要。舉例而言，澳大利亞的光伏使用正在飛速增長，然而當地配網公司表示目前中壓 (MV)/低壓 (LV) 電網缺乏必要的可見性，導致其無法正確管理光伏集成和需求響應，只能完全被動地進行操作，也無從了解剩余主機容量。 增強系統自動化水平可以有效提升電網可見性。美國加州的一家電網公司稱其“變電站一級的自動化程度不高，目前缺乏可見性，數據點分布非常分散。”而團隊正在加強其自動化系統，希望利用自動化來提高效率和可見性，解決相應需求，并根據需求滿足情況采取進一步措施。 智能電表在可見性提升中也扮演著重要角色。一家奧地利的受訪公司表示，電力公司“需要通過推出智能電表以及對變壓器和柱上變電站的遠程控制提高其低壓電網的可見性和自動化程度，以適應可再生能源集成。”需要注意的是在某些地區，例如在新西蘭，相關隱私政策規定，電力零售公司利用智能電表收集的數據不得與配網公司共享，因此配網公司無法使用智能電表的數據以優化電網運營。因此，在電力企業利用智能電表提升可見性時，需要充分考慮并嚴格遵守當地監管政策。 優化網絡安全策略 網絡安全是近年來能源領域關注的一大焦點。物聯網 (IoT)、智能電表等技術大幅推動了電力公司的發展，使電力公司可以實現更好的管理控制、更高的效率與可靠性。然而，龐大的聯網設備數量和運營的數字化也使得配網公司極易成為網絡攻擊的目標；利用消費者數據（包括智能電表等智能基礎設施收集的消費者數據）雖然可以使配網公司深入了解用戶行為并進一步提升能效管理水平，卻也存在數據可能被濫用的風險。 電力公司需要在法律框架下不斷擴展并完善其網絡安全策略，從而降低網絡安全威脅，保護公司以及客戶的隱私與聲譽。在該研究報告中，一些受訪的電力公司考慮將網絡安全職能進行外包，或將數據轉移至云端，目前正在謹慎評估該方式對于電網企業帶來的安全風險；一家來自美國的電力公司表示其團隊正在持續改進其獲取、存儲和使用數據的方式；另一家澳大利亞的電力企業則聲稱，公司正積極采取措施，確保電力產消主體和電網之間交易的安全性。 增強客戶參與 電力業務捆綁一般是指將發電、輸電、配網和零售業務的整體運營組合服務。在捆綁型市場中，電力公司更加重視客戶參與。通過增強客戶參與，既可以改善客戶的整體體驗，也能夠降低配網公司的運營成本。 一方面，電力企業可以通過智能電表等聯網設備以及其他的高級分析工具來深入了解客戶的能源使用情況，然后據此了解哪些報價更具吸引力，并改善電網運營的相關板塊。澳大利亞的一家配網公司正在開發高級配網管理系統 (ADMS) 來幫助提升客戶參與度。該公司認為電力行業在客戶參與方面仍處于探索階段，需要進一步研究客戶決策和行為；同時該公司也討論如何提供一種允許客戶權衡決策的方案。 另一方面，許多電力公司為提升客戶參與程度，正在積極開發包含停電通知、聊天功能和自助服務工具等服務的在線系統或者手機APP。奧地利的一家電網公司嘗試擴大使用包括聊天機器人在內的在線服務，并計劃對本地客服中心增加投資，從而提升客戶親密度。除此之外，各家配網公司提高客戶參與度的方法也各不相同，包括成立獨立的客戶參與部門、制定上網電價 (Feed-in Tariffs) 并實施激勵計劃等等。 積極應對能源轉型，探索中國特色之路 全球范圍內的電力企業正在積極尋求創新方法，利用數字化和新技術驅動企業機遇，提供業務價值，管理安全威脅，積極應對能源轉型并實現可持續的未來。在中國，電力行業既展現出相似的行業共性，也有著不一樣的特征與格局。我國本輪電力體制改革已經進入深水期，加快增量配電網業務改革成為提升電網業務效率的重要方向。然而，由于缺乏技術沉淀，自身定位不清晰，以及配電價格機制不完善等內外部問題，我國的中小配網企業仍然面臨著巨大的成本與運營壓力。 從該報告中來看，電力企業需要具備持續創新的技術理念，順應能源數字變革，進一步提升能效管理水平，推動電網自動化、信息化、數字化、智能化發展。同時，在實際運營過程中，配網企業需要更具智慧的運營策略，結合不同地域的具體情況以及自身資源條件，洞悉電力市場變化并捕捉新的業務機遇，在運營模式、組織架構、客戶服務等方面不斷優化調整，增強企業核心競爭力。 2021年將迎來“十四五”的開局之年，我國經濟由高速增長期邁入高質量發展轉型的攻堅期，全國能源行業的轉型升級也將進入全面深化改革的關鍵階段。在當下全面深化能源轉型的重要節點，作為全球能源管理和自動化領域數字化轉型的專家，施耐德電氣將始終致力于提供創新的技術和產品，助力中國電力能源行業的高效可持續發展，與所有參與者共同落實清潔低碳、安全高效的現代能源體系。...

近年來全球經濟增速放緩，油價低位運行帶來的沖擊，本就加劇了世界經濟的風險，而突如其來的新冠疫情影響，令世界經濟遭受百年未遇的重創。 經濟全球化遭遇逆流，行業復蘇緩慢、全球供應鏈面臨中斷，單邊主義、保護主義抬頭，這些因素，給包括中國在內的全球主要經濟體的能源安全增加了許多不確定因素。 這導致全球能源市場不確定性風險驟增，化石能源投資有所抬頭，或對中國的清潔能源轉型進程產生不利影響。 但是推動綠色經濟發展已成為全球共識。在經濟下滑和能源轉型的雙重挑戰下，中國應如何推進清潔低碳能源高質量發展，帶動綠色經濟復蘇，從而有效實現“脫碳”和“減排”目標？ 氣候變暖形勢愈加嚴峻 氣候變暖帶來的環境考驗，并不會因為新冠疫情、全球政治經濟震蕩有所減緩，而是愈演愈烈。 近年來，氣候變暖導致的極端氣候，在全球頻繁上演。 今年以來，中國南方暴雨、洪澇頻發，造成巨大損失。2019年冬季，上海出現1873年有觀測記錄以來最暖的一個冬天，整個冬季竟然沒有低于0℃的溫度。夏天的熱浪，則年甚一年。 美國國家航空航天局最新影像顯示，由于全球變暖，在加拿大寒冷的埃爾斯米爾島上，兩個已存在幾個世紀的巨大北極冰蓋，已經完全消失。有科學家曾在2017年預測這兩座冰蓋或將在5年內消亡，一語成讖。科學家認為，它們的徹底消失或將對環境產生巨大影響。 美國專家在跨黨派的政策研究所"氣候與安全中心"發表的一份報告中指出，“即使升溫幅度偏低，未來30年，世界每個地區都將面臨國家和全球安全的嚴重風險。更高的變暖水平則將為整個21世紀，帶來災難性的、可能不可逆轉的全球安全風險"。聯合國也給出非常嚴重的警告，“到2100年，全球升溫應限制在1.5℃，否則地球將面目全非”。 全球氣候變暖最大的元兇，是人類對煤炭、石油等化石能源的過度使用。 數據顯示，從全球來看，2017年全球能源產量133.2億噸油當量，全球能源結構中，石油占32.93%、天然氣占23.76%、煤炭占28.29%、新能源占15.02%。這意味著化石能源依然占據絕對的主導地位。雖然過去十幾年可再生能源發展增速較為迅猛，但是占比依然很低。 如何解決氣候變暖問題？一個共識是，在能源生產端大力發展可再生能源，在能源消費側推動建筑、交通等領域加大綠色能源替代力度。 堅持發展可再生能源不動搖 按照中國提出的構建清潔低碳安全高效的現代能源體系，必須要堅持發展可再生能源不動搖，逐步替代在能源結構中高占比的化石能源。 在近期由能源基金會和中國新聞社聯合舉辦的“能源中國——中國與世界：全球經濟與能源大變局前瞻”國是論壇上，能源基金會首席執行官兼中國區總裁鄒驥提出一個重要觀點。 他認為，在現在復雜的地緣政治形勢下，能源安全問題進一步凸顯，中國更應加快能源轉型進程，利用舉國體制，結合市場機制來配置資源，要把可再生能源對化石能源的替代進程提前10-20年。 但是這一呼吁正在遭受挑戰。從2019年開始，關于繼續擴大煤電裝機規模以保障電力供應安全的聲音不斷涌出。事實上，煤電裝機總量的確在逐年增長。這擾亂了能源轉型的步伐。 今年第一季度，國家統計局發布的數據顯示，2019年全年，中國能源消費總量48.6億噸標準煤，同比增長3.3%。其中，火電裝機容量119055萬千瓦，增長4.1%。這是五年來，煤電裝機占比首次回升。不僅如此，“國內低碳能源政策研究項目”6月9日發布的報告顯示，截至2020年5月31日，除4600萬千瓦在建煤電項目以外，中國至少還有4800萬千瓦的煤電項目正處于推進階段。 中國能源研究會常務副理事長、國家發改委能源研究所原所長周大地表示，過去十幾年，有些省份一直在努力建設以煤炭、油氣等化石能源為中心的能源基地，如今必須進行能源轉型，必須進行重大的結構性轉變，對這些省份而言將會非常困難。 清華大學氣候變化與可持續發展研究院學術委員會主任、清華大學前常務副校長何建坤在上述論壇上也指出，嚴格控制煤電消費量的反彈，是當前經濟恢復過程中面臨的重要任務。 他認為，有些地方實際上是通過新建靈活性高和效率高的機組，來取代并淘汰效率低的老舊煤電機組。當前煤電年運行小時數只有4000小時左右，遠低于5500小時的正常水平，并還在呈下降的趨勢，再加上中短散煤利用量的持續下降，煤炭消費量在“十四五”期間不會再出現顯著上升的局面。 一邊是煤電在逆勢增長，另一邊是可再生能源成本大幅下降，競爭力穩步提升。過去十余年，中國風電、光伏等先進能源技術持續進步，應用成本不斷降低，2019年中國可再生能源發電量高達2.04萬億千瓦時，占全部發電量的比重已達27.9%。 中國新聞社社長陳陸軍在此次論壇上指出，在國家“十四五”能源發展規劃中，繼續壯大清潔能源產業將被置于重要地位。 綠色能源和經濟社會可協同發展 煤電裝機的增加，其實并非偶然。當前，世界上一些國家和地區也都出現了煤電項目有所增長的情況。除了因為煤價及相關成本的下降外，主要原因是這些國家和地區試圖通過煤電投資，來刺激當地經濟增長。 但事實上煤電并非最好的投資項目。全球能源互聯網發展合作組織認為，如果中國繼續投資新建煤電，將來資產損失越大，當前每增加1億千瓦煤電機組，未來將增加超過3000億元資產損失。隨著風光等清潔發電的成本逐年下降，煤電競爭力降低，未來虧損面擴大。 大力可再生能源不僅有利于全球氣候變化治理，更有利于促進經濟可持續發展。中國人民銀行研究局局長王信在上述論壇上表示，從短期來看，綠色復蘇可以兼顧經濟的復蘇和綠色的發展，大量綠色產業的投資，同樣可以促進投資促進經濟的增長；從長期來看，要更多的考慮到生態環境，綠色投資和綠色消費是中國經濟新增長點，能增強經濟發展的韌性和可持續性，從而實現經濟高質量的發展。 “當前全球正在出現一些煤電等高碳排放項目增加現象，中國反而更需要強調綠色復蘇。”他說道。 事實上，中國大力發展可再生能源優勢非常明顯，并具有全球競爭力。 在發電側，截至2019年底，全球風電累計裝機量為637GW，其中中國總裝機為210GW，占比為32.97%；全球光伏總裝機量為580GW，其中中國總裝機為205GW，占比為35.34%。 在制造環節，中國企業生產了全球絕大部分光伏產品和近半的風機，引領世界。2019年全球光伏組件產量約為102GW，其中中國光伏組件產量達到了98.6GW，占全球產量比重不斷上升；2019年全球新增風電裝機容量為60.6GW，中國風機制造商在全球市場占有率高達40%左右。 中國企業還生產了全球超過一半的電動汽車。2019年，中國新能源汽車產銷完成124.2萬輛和120.6萬輛，全球占比超過50%。不僅如此，中國也生產了全球超過60%的動力電池。2019年，中國動力電池出貨量為71GWh，在全球動力電池市場占比高達60.89%。2019年全球動力電池出貨量排名前十的企業中，中國企業有五家。 在這些領域，中國已經站在世界舞臺中心。 那么如何進一步加大上述這些綠色經濟發展力度？倫敦政治經濟學院教授、英國經濟和社會研究理事會氣候變化經濟與政策研究中心主席、格蘭瑟氣候變化與環境研究所主席、全球經濟與氣候委員會（新氣候經濟）聯合主席尼古拉斯·斯特恩勛爵表示，歐洲很多國家通過金融手段來發展綠色產業，金融行業在復蘇綠色經濟中能夠發揮重大的作用。 綠色金融有助于減少氣候變化相關的金融風險。如果現在過多的依靠高碳排類的投資，隨著政策的變化和可再生能源的發展，那么傳統化石能源產業以及相關的投資可能會面臨比較大的損失，從而可能導致比較大的金融風險。 綠色金融還能通過建設綠色金融標準體系、建設綠色數字基礎設施、發展的激勵約束機制、發展綠色金融產品等手段不斷壯大，更好的為綠色經濟復蘇服務。 近年來，中國政府高度重視綠色產業和綠色金融的發展，中國是全球綠色金融重要的倡導者和引領者。早在2016年中國人民銀行就會同其他部門共同發布了關于構建綠色金融體系的指導意見，中國成為全球首個由中央政府層面來推動構建綠色金融體系的國家。 除了金融手段，實現綠色經濟復蘇，還需要綠色產業自身加強進一步創新的力度。在第十三屆全國政協委員、經濟委員會委員王一鳴看來，要研發新一代能源技術，開辟新的能源途徑，如氫能、天然氣水合物等。并推動能源數字化與智能化轉型，將大數據物聯網人工智能技術與能源新型技術有效嫁接，創新能源生產和消費的新業態、新模式。 此外，綠色經濟復蘇還應聚焦政策取向。北京大學國家發展研究院副院長、環境與能源經濟研究中心主任徐晉濤表示，若想在環保和能源轉型方面的政策實現長期有效，必須找到社會成本較低的政策替代方案，包括經濟政策、市場政策，這樣才能推動環保成果持續，穩定能源轉型。 目前，綠色復蘇并未完全納入到我國經濟復蘇計劃當中。第十三屆全國人大常委會委員、中國科學院科技戰略咨詢研究院副院長王毅呼吁，把可再生能源和生態環境基礎設施納入新基建，并對現有的經濟復蘇項目進行評估，提防其中有些打著綠色的招牌，但走的并不完全是低碳的道路。 同時，相關單位需要統籌各個相關部門制定綜合計劃，管理好能源轉型方向，有明確的綠色發展目標。在保證能源安全的前提下，不斷降低成本，要發揮地方的主動性和積極性，共同實現能源轉型目標，實現社會經濟可持續增長。...