今年的用电量展望总体比去年有所改善，预计全年缺口在四五千万千瓦左右，但仍存在一定的不确定性。华北地区高温可能带来用电负荷集中，但国家气象局预测迎峰度夏期间，华北、东北、华中、华东及华南东部地区温度不会太极端，甚至可能出现洪涝现象，因此今年七八月份迎峰度夏期间，用电紧张情况可能不会像现在这么严重。

新能源并网问题是今年的主要矛盾之一，相关政策进行了多方面调整，包括提高新能源装机容量目标、规范市场秩序、优化配套设施建设、明确责任分工等。这些措施将有助于提高新能源利用率，并缓解因无序发展带来的风险。

储能作为解决新能源波动性的重要手段，得到了政策的大力支持，包括制定相关标准和规范、提供财政补贴和税收优惠、设立专项资金等。这些措施将有助于提升储能系统的经济性和可靠性，从而进一步推动新能源的发展。

电力市场改革正在稳步推进，目前已有十七八个省份进入现货市场试运行阶段。然而，由于商业模式尚不成熟，高峰时段仍需依靠调度来平衡供需压力。未来，通过完善现货市场机制，将有助于缓解调度压力，提高整体供需关系稳定性。

今年绿证增长迅速主要得益于国家关于绿色能源政策的改变，绿证不再像过去那样仅仅是一种道义上的支持，而是通过实际校核来验证其发电脱离了原来的水电审计中心模式，现在购买的是经过校核确认过实际发电量的数据，从而使得绿证具有更高可信度和实用价值。

新兴力量特别是以新能源为代表，将对我国的规划发展、电价、电网结构、输配电价结构以及调度系统带来革命性变化。目前储能资源不足，仅靠煤电脱困，而抽水蓄能受地形限制。未来氢能和空气压缩储能可能成为重点方向。

今年的用电量展望如何？特别是在夏季迎峰度夏期间，各地区的用电紧张情况是否会有所缓解？

今年的用电情况较去年有所改善，但仍存在一定的不确定性。去年和前年由于水电供应不足，导致跨区域支持力度较大。今年一季度南方电网缺水严重，但从4月份开始水电供应逐步恢复。目前华北地区高温可能带来用电负荷集中，但国家气象局预测迎峰度夏期间，华北、东北、华中、华东及华南东部地区温度不会太极端，甚至可能出现洪涝现象。因此，今年七八月份迎峰度夏期间，用电紧张情况可能不会像现在这么严重。总体来看，今年供需关系比去年好一些，预计全年缺口在四五千万千瓦左右。 

新能源并网问题是今年的主要矛盾之一，请问在这方面有哪些政策调整？这些政策对后续的电力供应和价格会有哪些影响？   

为了促进新能源的发展，相关政策进行了多方面调整。首先，从装机容量来看，到2030年新能源装机目标为22亿千瓦，而截至去年年底已达到12.6亿千瓦，这意味着未来六年每年需新增约1.5-2亿千瓦装机容量。从制造业角度看，尽管市场竞争激烈且存在反倾销压力，但国内制造业仍有很大的发展空间，需要通过优胜劣汰保持技术领先地位。在投资方面，各类发电企业可以通过信托、银行贷款等方式进行新能源投资。然而，为了规范市场秩序，新出台的政策要求各省份保障一定的利用小时数，并优化配套设施建设。例如，国家能源局和国家发改委将与国家电网合作进行规划调整，以适应快速发展的新能源需求。同时，各省政府也需加快审批流程，提高配合效率。此外，为解决并网问题，新文件明确了责任分工，包括做好规划、优化流程以及确保高质量发展。这些措施将有助于提高新能源利用率，并缓解因无序发展带来的风险。

在储能领域，有哪些新的发展趋势和政策支持？

储能作为解决新能源波动性的重要手段，也得到了政策的大力支持。为了促进储能技术的发展，各级政府正在加快制定相关标准和规范，并提供财政补贴和税收优惠。此外，一些地方政府还推出了专项资金，用于支持储能项目建设。这些措施将有助于提升储能系统的经济性和可靠性，从而进一步推动新能源的发展。

电力市场改革进展如何？现货市场运行情况怎样？

电力市场改革正在稳步推进，目前已有十七八个省份进入现货市场试运行阶段。然而，由于商业模式尚不成熟，高峰时段仍需依靠调度来平衡供需压力。未来，通过完善现货市场机制，使各参与方能够根据自身预判自主决策，将有助于缓解调度压力，提高整体供需关系稳定性。今年最大的信号是如何更好地让新能源并网发力，实现高效利用，这也是当前行业发展的主基调。

分布式电网的布局和规划是如何进行的？

分布式电网的布局需要各省尽快提供分布式规划给电网公司，由电网公司做好相关的电网规划。这一过程分为三个层面解决问题，避免过去推诿责任的情况。过去，电网公司在配电网上有统一审批制度和智能化平台审核项目。现在，地方政府更多介入，与电网公司合作，共同推进分布式能源的发展。地方政府需按季度互通清单，确保协调一致。今年在新能源方面已经做了很多努力。

并网调度方面有哪些新的措施？

并网调度方面，我们采取了多种措施以优先消纳新能源。首先，对于保障6小时可补贴的新能源项目，这部分优先进入负荷曲线。其次，对于保障利用小时逐步下降但必须达到90%以上消纳率的项目，这部分参与市场交易，并根据不同省份政策决定是否参与现货市场或中长期市场。第三类是完全进入市场交易的项目，需要自行配置中长期和现货交易。在这种情况下，煤炭发电企业会根据新能源报量后的剩余曲线进行竞价，以确保系统价格稳定。 

新能源出力多时对系统价格有何影响？   

当新能源出力较多时，系统价格通常会下降。这对光伏发电影响较大，因为光伏发电在中午出力最大，而此时工商业负荷较低，各省采用分时电价将中午设为低谷期，使得光伏发电竞价收益降低。然而，今年风能发电竞价情况较好，如西北地区、内蒙古和山西等地风能出力不错，对煤炭发电竞价形成挤压，使得煤炭价格快速回落。

储能如何参与现货市场？

储能可以通过两种方式参与现货市场。一种是与新能源项目合并作为一个统一联络点，共同竞价现货或申报中长期曲线，这样储能没有独立效益，只能与新能源共享收益。另一种是独立储能运营商，通过大数据租赁设备参与现货竞争。例如去年甘肃和内蒙古由于缺电严重且用户用电需求增长快，使得储能在这些地区效益较好。今年如果能够充分发挥储能作用，将具备一定商业模式，并且需要给予灵活性政策支持，例如提前40天签订中长期协议等。

各省份处理新能源消纳的方法有何不同？

各省份处理新能源消纳的方法有所不同。例如，有些省份政策宽松，不要求全年初就定下中长期协议，可以提前40天签订协议，然后再参与现货对冲。而其他一些省份则可能要求更严格。因此，不同省份需要根据自身情况制定相应策略，以提高新能源消纳效率。

今年绿证（绿色证书）增长迅速背后的原因是什么？

今年绿证增长迅速主要得益于国家关于绿色能源政策的改变。例如，中共中央电视台新闻联播报道了锂电子同比增速高企。这些绿证不再像过去那样仅仅是一种道义上的支持，而是通过实际校核来验证其发电脱离了原来的水电审计中心模式，现在购买的是经过校核确认过实际发量的数据，从而使得绿证具有更高可信度和实用价值。

绿电证书在国际上的认可度如何？中国在这方面采取了哪些措施？

国际上对中国的绿电证书存在一定质疑，认为其在碳排放计算中存在重复计算的问题。为了应对这一问题，中国于去年年底颁布了相关文件，明确规定凡是新能源非化石能源部分的发电量，都可以获得国家能源局免费发放的绿电证书。这些证书由水电信息中心核实数据后发放，用户可以购买这些电子证书以证明其使用了绿色电力。今年由于节能减排和能源强度形势严峻，加之前两年疫情导致化石能源消费增加，十四五规划单位GDP能耗下降目标未实现，因此从今年开始到明年年底，对新能源销量和绿电证书的支持力度将大幅增加。

目前绿电证书市场的需求和价格情况如何？

去年由于国际市场对中国绿电证书认可度不高，需求量较小，因此价格较低，大约为每度电4分钱。今年随着需求量增加，预计价格可能会有所下降，因为所有新增部分的水电、生物质能等都将纳入绿电证书体系，这将大幅扩大供给量。 

分布式新能源的发展现状及面临的问题是什么？   

分布式新能源发展迅速，并且未来可能更快。国家已经明确所有地方都可以建设新能源项目，包括公园坡地、高速公路顶棚、农业设施等。然而并网问题仍需解决，目前规定如果供电公司无法及时并网，可以先建后并网。此外，分布式交易面临交叉补贴和社会用电价结构问题，不同等级之间输配电价需要合理核定，以确保各方利益。

新兴力量对我国整个电力系统带来了哪些变化？

新兴力量特别是以新能源为代表，将对我国的规划发展、电价、电网结构、输配电价结构以及调度系统带来革命性变化。目前储能资源不足，仅靠煤电脱困，而抽水蓄能受地形限制。未来氢能和空气压缩储能可能成为重点方向。此外，今年煤炭价格下跌，使得供应能力充足，全国平均煤价在700-900元之间，相对于基准点上涨20%的空间内，这使得今年夏季供需关系略好于去年。

容量市场及其影响如何？

今年煤炭价格下跌显著，例如广东地区中长期煤炭价格仅比基准价值高5%左右，有时甚至低于基准值。这种情况下，全国供应能力充足。今年华中地区负荷最高，但水资源情况良好，因此整体判断今年夏季供需关系会比去年稍好一些，但仍需关注风力发电竞争情况。

新能源存量项目的保障小时数是否有调整？新增项目的保障小时数情况如何？新增项目是否必须全部进入市场化？

目前，新能源存量项目的保障小时数确实在逐年下降。例如，以甘肃为代表的地区，其光伏发电的保障小时数仅为600小时，而按理说应该达到1,200小时左右。对于新增项目，目前并没有明确规定必须全部进入市场化。自2021年起，国家取消了对新能源项目的补贴，因此是否进入市场由企业自行决定。目标是到2030年，无论是存量还是新增项目，都将全面进入市场化。目前已有47%的新能源项目通过中长期合同和现货市场实现了市场化。

在并网困难情况下，新能源企业如何应对保障小时数的问题？

在并网困难情况下，有些新能源企业选择不要求保障利用小时，而直接进入市场竞争。这种情况下，并网难度可能会降低，因为不需要满足95%的并网率要求。然而，这也意味着这些企业需要依靠自身在市场中的竞争力来获取收益，而不是依赖于固定的保障利用小时。

新能源中长期和现货两个市场报量报价机制是如何运作的？

最佳实践是同时参与中长期和现货两个市场。例如，在陕西和山西等地，新能源企业可以自愿选择进哪个市场。通过AI智能预测平台辅助服务，提高预测准确度，从而提升效益。在这种机制下，中长期合同提供基本收益保证，而现货市场则提供额外收益机会。如果预测显示未来电价上涨，可以减少中长期合同份额，增加现货交易比例，从而获取更高收益。 

差价合约在各省执行过程中对新能源电价有何影响？   

各省差价合约政策基本一致，即根据发电量与系统价格之间的差异进行补贴或回收。例如，如果发电价格高于系统价格，则政府补贴差额；反之亦然。这种机制确保了发电企业能够获得稳定收益，同时也鼓励其提高运营效率。山西的一些案例显示，通过有效利用现货交易，一些企业显著提高了效益，但如果操作不当，也可能因偏差考核导致亏损。

存量新能源项目如2019年装机，现在的保障小时数情况如何？

对于2019年装机等存量项目，当初承诺的保障小时数基本上已经失效，主要原因是并网存在困难。因此，这些存量项目现在普遍面临着下降后的统一标准，例如600个小时。这一变化反映了当前政策环境下，对所有新老项目一视同仁，不再区分具体年份或承诺。

当前中长期电力回收制度是如何运作的？各省之间的差异如何体现？

中长期电力回收制度主要通过差价合约来实现。具体而言，政府规定了效益应达到的比例，例如铸件只需多少钱，高出部分将被回收并支付给相关方。对于亏损部分，政府会进行拆分补贴。各省在回收量和目标价方面存在差异，目标价通常以煤电基准电价为基础上下浮动，而新能源不再按照过去资源省份分类定价，而是根据当地市场情况进行浮动。此外，还需要考虑分时电价。

绿电需求与国内碳交易挂钩的进展如何？海外对中国绿电的认可程度如何？

目前国内碳交易市场尚未完全解决重复计算问题，因此仍处于半市场状态。绿电和碳市场之间存在一定脱离，因为现行政策主要关注单位GDP能耗、非化石能源能耗以及非水可再生能源考核机制，并未完全与碳排放挂钩。目前，中国政策倾向于逐步减少化石能源使用，通过清洁能源发电来降低碳排放。然而，由于二氧化碳核定尚未完全明确，目前主要依靠自愿减排部分（CPI)。海外对中国绿电的认可度也受到这些因素影响。

新能源和储能未来定价政策的不确定性有哪些因素？

新能源定价政策的不确定性主要体现在两个方面：一是加入市场后拉低了整体市场价格，同时系统调节成本尚未传导至用户侧；二是造价快速下降，但是否已到底部仍存争议。这些因素导致新能源在承担系统调节成本时面临不利局面。此外，储能定价也存在较大不确定性，各省调峰调节特点不同，有些省份一天充放电两次，有些只能一次。因此，未来是否引入容量电价仍在讨论中。

容量市场机制在储能领域可能如何实施？

容量市场机制旨在通过竞争方式解决无序新增的问题。目前，无序新增导致很多储能设施无法发挥作用，因此直接给予容量电价较为困难。未来可能采用容量市场，即设定总金额和总容量，通过集中竞标方式让参与者竞争获得容量指标，并承担相应责任。如果无法按要求调度，将面临惩罚。这种方式有助于减少逐个核查容量真实性的问题，提高整体效率。 

储能领域当前面临哪些挑战？未来发展方向是什么？   

储能领域当前最大挑战是无序新增导致很多设施无法正常运行。例如，一些储能设备由不合格的一期设备或拆下来的旧设备组成，仅为了满足审批要求。这种情况下难以给予容量电价。因此，需要甄别真伪并建立有效机制。目前讨论较多的是通过无量市场解决问题，即设立总金额和总容量，通过竞标方式让参与者竞争获得指标，并承担相应责任，以提高整体效率并减少审核工作量。

目前关于差价合约（CFD）在新能源项目中的应用情况如何？是否有新的政策变化？

目前，差价合约在新能源项目中的应用仍然存在，但各省的具体实施情况有所不同。虽然没有明确的国家政策禁止新增差价合约，但各省根据自身情况制定了相应的准则。部分地区可能会限制新的差价合约，但总体上，新能源项目仍可以通过中长期差价合约来保障收益。这种方式在国外也被广泛采用，以确保中长期收益的稳定性。

今年夏季用电缺口不大的情况下，虚拟电厂是否会获得扶持或补贴？

虚拟电厂的发展并不完全依赖于用电缺口的大小。今年全国平均用电缺口较小，但不同地区存在显著差异。例如，华北地区近期高温导致用电需求激增，而华东地区则相对平稳。因此，各地根据自身情况采取不同措施。虚拟电厂在华北和江苏等地主要通过奖励机制推动发展，这些地区沿用了过去的邀约方式，即根据可调度空间给予奖励。而随着电力市场的发展，虚拟电厂逐渐参与市场调度，通过现货交易实现优化套利。

虚拟电厂与现货市场结合后，其超额收益回收机制是如何运作的？

超额收益回收机制因省份而异，没有统一标准。在某些情况下，当达到一定程度时才会进行超额回收。例如，在山西，新能源发电企业可以通过现货交易获得较高收益，如去年每度电能达到一元，这样即使有超额回收机制，也不会影响企业积极性，因为其基本收益已经得到保障。各省对超额回收的门槛和标准有所不同，有些省份设置了较低门槛，引发了一定争议。

目前我国现货市场的发展状况如何？哪些省份已经开始运行？

截至今年6月底，全国已有18个省份开始试运行现货市场，其中山西和广东被认为是正式运行市场，而山东由于政府干预力度较大，目前尚未被认可为正式运行。其他省份主要处于试运行阶段，包括长周期结算、短周期结算和调度试运行等多种形式。这些试点为未来更多省份加入现货市场奠定了基础，并且预计到今年年底将有更多省份正式启动现货交易。

在虚拟电厂发展的过程中，综合能源服务公司是否具有先发优势？

综合能源服务公司确实具有一定先发优势，因为它们拥有广泛的服务网络和丰富的资源积累。例如，国家电网和南方电网旗下的综合能源服务公司在售电竞争中占据主导地位，并且具备强大的调度能力。然而，在实际操作中，这些公司的服务质量和效率仍需进一步验证。因此，对于其他新兴企业而言，在现货市场尚未全面开展之前，应抓紧时间研究虚拟电厂机制并积累资源，以便在未来竞争中占据有利位置。

锂离子电池与碳排放挂钩方面，目前有哪些进展？企业购买锂离子电池的目的是什么？

当前锂离子电池尚未直接与碳排放挂钩，但相关进展正在推进。例如，我国已推出带有绿证（绿色证书）的发电子书，该证书包含区块链技术，可以追溯到具体用电影响，从而计算出产品碳排放量。这种绿证国际上逐渐获得认可，为企业证明其产品碳足迹提供了依据。因此，企业购买锂离子电池不仅是为了提高能效，还希望通过绿证证明其产品符合国际环保标准，从而提升竞争力并满足欧盟等国际市场要求。

国际市场上关于碳税和绿电的进展情况如何，尤其是与欧盟的谈判？

欧盟计划在2026年开始征收碳税，如果使用完全由绿电制造的钢铁，将无需支付欧盟的碳税。目前，中国正在积极与国际组织和多个国家进行谈判，以确保我们的绿电机制能够得到国际认可。虽然英国和印度在这方面持反对意见，但随着我们不断完善相关机制，与这些国家的谈判将变得更加顺利。总体来看，中国在国际市场上的进展相对较快。

目前绿证（绿色电力证书）的溢价情况如何？

去年全年，国内绿证的溢价部分大约为每度电4分钱。今年到明年的具体溢价情况尚不确定，但预计可能会有所下降，因为目前需求量还没有达到很高水平。然而，随着未来考核机制的启动，特别是对于高耗能企业来说，由于煤电用量过高，他们将不得不购买更多的绿证，这可能会导致溢价部分上升。   

国内外绿证价格是否存在差异？

去年国内国网区域内的平均溢价为7分钱，而南网区域则为2分钱多一点，整体平均下来约为4分钱。海外市场也有类似情况，但具体价格可能会有所不同。目前所有发放的绿证都已经分配完毕，在进行绿电交易时，会先扣除溢价部分，再商讨电量部分的价格，从而体现出议价能力。    

来源：正点光伏