十年前曾被车企抛弃的换电模式，如今又成为车企追捧的香饽饽。除了北汽新能源与蔚来，2020年，吉利、一汽、上汽、东风等企业先后入局，“换电阵营”持续壮大。换电模式复燃的逻辑，几乎全部指向了电池技术短板。有激进观点认为，换电模式是一种妥协——用商业模式去弥补电池技术短板。 ■ 成本痛点是源头 电动车规模化推广，成本是近在眼前的难题。破解成本困境，多数车企寄希望于电池供应商：供应链技术突破带来成本降低。少数车企选择自己解决问题，蔚来和特斯拉是这一派代表：前者选择换电模式，后者自己提升电池技术。 2020下半年，两家企业先后发布降低电动车成本方案。8月，蔚来发布电池租用方案（BaaS），通过车电分离、租用电池，转移电池成本，降低用户购车门槛。9月，特斯拉电池日上，马斯克宣布“五步走”计划，新电池技术将使整车成本下降一半以上。   目前，这两种途径都还处于摸索阶段，难说哪一种更好。但对比特斯拉死磕电池技术，蔚来则选择把鸡蛋装在了不同的篮子里。 换电的本质是一种商业模式——重构动力电池价值，这正是蔚来擅长的领域。在电池技术突破前，通过换电降低车辆成本；一旦技术实现突破，蔚来也能“坐享其成”。用蔚来自己的话说：“给用户多一个选择”，其实也是给自己多一条后路。 似乎是受蔚来启发，多家中国车企陆续行动起来。除了车企，奥动新能源、伯坦科技、时空电动等换电运营商，也是换电领域的主要玩家，有些企业甚至耕耘换电十余年之久。从最新进展看，早期玩家已经看到盈利的可能性。 ■ 单一场景下的盈利 在运营端，换电模式在部分城市出租车场景下，已初步具备盈利能力。 奥动新能源是国内较早涉足换电的运营企业，2000年开始探索换电技术，2016年实现规模化推广。在北京、广州、厦门、兰州等首批试点城市中，广州、厦门两年多就达到盈亏平衡，换电站使用率保持在60%-80%。 蓝谷智慧，北汽新能源旗下控股子公司，主要负责换电及电池回收业务，目前在全国20多个城市示范运营换电站。蓝谷智慧经验也证明，在土地和电力成本不敏感的城市，运营环节已经具备盈利可能。 换电模式想要盈利，取决于多项关键性因素：建站成本、电价成本、电池成本、人力成本，以及车辆规模和运营效率。 其中，建站成本和电价是硬性成本支出，在不同城市有差异。厦门这样的二线城市，土地、电价较低，运营商就能较快达到盈亏平衡；而在北京这样的一线城市，地价贵、电价贵，换电经济性便大打折扣。 相对于土地、电力等恒定因素，换电的利好变量是换电技术的成熟。随着换电站智能化，部分换电站可以实现无人值守，通过减少人力大幅降低运营成本。 换电站智能化还带来了运营效率提升。此前一辆车换电需要3-5分钟，蓝谷智慧和吉利汽车最新的智能化换电站，可以将换电时间缩短至90秒。 从出租、公交开始，换电模式在不断向网约车市场渗透。随着车企加大出行布局，网约车规模持续提升，有望进一步推动换电模式发展。 从已知布局来看，北汽新能源已经开始试水换电网约车，基于旗下轻享出行平台，在海南三亚投放了一批EU300快换版车型。吉利汽车也计划围绕曹操出行平台进行换电车辆投放。 换电站的另外一项大比例成本构成就是备用电池。通常来讲，换电站要储备多块备用电池，大型换电站一般要储备20块以上。在小规模示范阶段，换电站备用电池成本压力还不明显，而随着换电模式的规模化发展，电池成本的压力将逐渐凸显。在换电模式发展的下一阶段，电池成本将成为运营商最迫切解决的问题。 ■ 资本杠杆撬动换电生态 换电模式想跑通，除了运营商要盈利，整个产业链参与者，也要有合适的利益分配。对此，行业共识是：借助金融杠杆，撬动换电生态。 换电模式商业生态，核心是转移成本与分担成本——先建立电池资产管理公司转移电池成本，再通过电池全生命管理进行成本分担。 这意味着，电池资产管理公司必须要多方共建，车企、电池公司、运营公司、金融机构都需要成为生态参与者。 在转移成本方面，蔚来已做出示范。蔚来合资成立的电池资产管理公司，股东包括蔚来、宁德时代、湖北科投、国泰君安等多方资本。 蔚来还推动了车、电在产权层面分离，给电池集中管理、运营找到了合法性依据，为后进入者扫清了一重障碍。 奥动新能源也有类似布局，近期将成立电池银行，对电池资产进行集中管理。 不论叫电池资产管理公司，还是电池银行，都是转移电池成本的载体。换电模式想规模化发展，必然需要这样一个平台——否则巨额电池成本，没有任何一家企业能够独自承担。 换电生态还涉及电池全生命周期管理。行业目前主要思路，是先梯次利用再拆解回收。两轮电单车、三轮电动车、低速电动车、储能站等，是电池梯次利用主要场景。 理想状态下，经过梯次利用的电池，会通过拆解回收，又流通回电池企业。宁德时代等多家电池企业都曾表示，如果对电池流通环节能够打通，电池价格有望进一步降低。 ■ 无解的标准化 换电商业生态正日渐清晰，但电池标准难以统一，仍是限制换电规模化发展的核心问题。十年前，换电模式因此被扼杀；十年后，难题依然存在。 电池标准统一，技术层面难度很高，涉及到电池规格尺寸、机械连接、电器连接、管理系统等多重标准。 技术之外，更深的难点是车企对于市场话语权、产品差异化的敏感。短时间内，车企难以接受电池标准化。 面对这种现状，换电运营商提出了一个折中策略：在不要求车企电池标准统一的前提下，打造可共享化的换电平台。 为了适应不同车企电池尺寸，换电站要按照合作车企最大电池包尺寸，进行冗余设计。同时，运营企业还要与车企沟通，让车企在电池包中加装一个通讯模块，以实现换电时与换电站的信息交互。 需要注意的是，换电技术本身也存在差异。目前主流的路线有卡扣式换电站，以奥动新能源和蓝谷智慧为代表；螺栓式换电站，以蔚来为代表；分箱换电站，以伯坦科技为代表。车企选择与某家换电站合作，也要采取与该换电平台相同的技术路线。 虽然难点颇多，但从运营企业反馈来看，对于共享换电站，车企普遍有较高的合作意愿。目前，奥动新能源已和北汽、广汽、上汽、一汽、东风和长安六家车企达成合作。蓝谷智慧也计划，在明年推出可以同时兼容不同车企5种车型的换电平台。 动力电池陷入技术瓶颈，在成本、安全、性能三者之间难以平衡，却也给换电模式重新登上舞台的机会。在单一运营场景下实现盈利，还不足以证明换电模式的价值，以电池资产为核心的商业模式跑通，才是换电普及的关键。换电商业故事才刚刚开始。...

综合智慧能源多以天然气、可再生能源等清洁能源为基础，供能成本明显高于燃煤。部分项目高投入、低回报是导致其无法盈利、难以持续运行的重要原因。 近日，国家能源局发布《对十三届全国人大三次会议第9637号加快推动综合能源服务发展的建议的答复》称：综合能源服务是加快能源产业数字化、智能化转型的重要路径，对于提升能源系统效率和产业链供应链现代化水平具有重要作用。“十三五”以来，综合能源服务取得了初步发展成效，但在发展方向、业务规范、项目管理、市场机制等方面仍存在一些问题。下一步，将加强规划指导和引导，完善相关政策举措，推动综合能源服务积极有序发展。 对此，相关专家对记者表示，综合能源服务与新能源高度耦合，有利于能源系统整体能效提升。 市场规模达万亿元级 综合能源服务成为适应提升全社会能源综合效率、推动能源行业高质量发展、助推实体经济发展的重要发展方向，也成为能源企业竞争和合作的新焦点。 国网发展部新能源云领导小组办公室专家组成员韩蓄指出，近年来，国家发改委、国家财政部、国家能源局密集出台了一系列政策措施，对未来一段时间内我国能源转型提出更高的要求。 “能源技术的发展与商业模式的创新提供了新的契机。能源技术的不断成熟以及商业模式的创新，进一步推动了综合能源服务的商业化进程。其中，冷热电联供、储能、电动汽车及充电网络等关键技术都取得了长足进展，丰富了综合能源服务的业务领域，为能源供需双方提供了新的消费模式和商业模式。”韩蓄表示。 南方电网能源研究院企业研究管理研究所副所长雷兵认为，综合能源服务产业的加速发展为企业创造了巨大的空间，各企业都在积极探索相应的业务场景，寻求商业化的应用。而商业模式、服务模式的创新带动能源与数据经济融合发展。“总体来说，综合能源服务市场总体规模和潜力都比较大。单就能效提升来讲，已经达到一万亿市场规模。” 起步阶段难题多 当前，我国综合能源服务市场处于起步阶段，面临着一些难题。 中国电力技术市场协会综合智慧能源专业委员会去年底发布的《综合智慧能源研究报告》显示，市场主体接受价格偏高的新能源有一定的过程。综合智慧能源多以天然气、可再生能源等清洁能源为基础，供能成本明显高于传统的燃煤供能成本，同时，部分项目高投入、低回报也是导致其无法盈利、难以持续运行的重要原因。 雷兵解释道，综合能源基础设施的投资较大，相对传统能源来说，业务的规模比较有限，经济性相对较差，在可再生能源接入的问题以及功能协同接入的问题上，有待技术上更大的突破来降低成本，提高盈利水平。 韩蓄认为，综合能源服务有利于解决当前能源领域的一些问题：如，能源结构高碳；资源禀赋不均；能源强度较高；市场僵化等。 “以上海为例，某科学城平均每一度电能生产25-30元左右产值，这个数值在发达国家是50-60元，在北京大概是7-15元。当前我国以电为核心，产生的产值能效比较低。综合能源服务是要实现能源结构低碳化，多能互补一体化、终端能源智慧化和电力交易市场化。同时，探索能源与其他基础设施融合建设，降低土地投资成本，加强智慧能源管理。这涉及区块链等诸多商业模式。但是当前，大部分业主并不想参与现货交易，因为一旦参加现货交易可能要去补贴，这将影响到业主的收益。”韩蓄表示。 多方入手解决经济性难题 目前来看，能源高质量发展为综合能源服务市场带来巨大机遇。电气化、清洁化能源高质量发现为电动汽车、储能等业态带来市场空间。传统能源供给企业从单一的能源生产供给方转变为综合能源服务企业。但想要解决经济性难题，则需要多方入手共同引导市场。 雷兵表示，要打造开放共赢综合能源服务生态圈，让电网企业从单一供电服务商转向综合服务提供商，并呈现出枢纽型、平台型、共享型的特征，从而推动综合能源服务的发展。 同时，综合能源服务市场各个业态仍处于发展的阶段，要发挥好政策引导作用。另外，无线充电等技术有待突破，要形成商业模式的落地应用，能源互联网的发展会不断促进新的需求，将带动商业模式和服务模式的创新。 华东电力设计院智慧能源室主任吴俊宏指出，要从四个方面发力，解决综合能源服务难题：第一，加强组织领导，强化国家能源主管部门的统筹领导作用；第二，要落实责任主体，明确相关电源企业、电网企业、咨询机构的相关责任；第三，完善支持政策，支持参与跨省跨区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易；第四，加强监督管理，做到全过程监管项目规划编制、核准等。...

“透明电网”比“电力物联网”等概念的含义更加广泛和深刻，既涵盖相关关键技术，也包括体制机制的内容，今后将进一步发展为“透明电力系统”“透明能源系统”，其终极目标是形成零边际成本的能源互联网，届时电力（能源）的存储和使用方式将更加方便，也更高效。 当前，能源互联网已经成为我国能源电力领域热点。同时，电力（能源）系统数字化已成全球趋势。智能电网、能源互联网技术的快速发展，以及电力市场改革、新能源革命引发的电力系统信息大爆炸，导致海量的电力设备、电器以及用户需要数据连接和先进信息通信技术（以下简称“ICT”）的支撑。目前在电力（能源）系统信息通信理论与技术方面比较热门的研究有：信息物理系统、物联网、无线传感器网络等。在此背景下，中国工程院院士李立浧首次提出“透明电网”的概念：即把现代信息通信技术与电网相结合，在电网上安装小微智能传感器，让电力系统的各个环节展示出来，包括电源信息透明、网络信息透明、市场信息透明、设备状态透明、运行状态透明、交易状态透明等等，最终实现自由数据采集、自由数据存储、自由数据获取、自由智能分析。它可以让社会各方广泛深入参与电力生产、传输、消费等各环节，协同促进能源电力的清洁低碳、安全高效发展。 透明电网概念的提出主要受到两件事的启发：第一件是以色列农业运用了大量信息技术、计算机技术、数据通信技术、传感器技术、电子控制技术、自动控制理论、运筹学、人工智能等，极大提高了农业生产效率。第二件是交通系统的路况可以清晰、透明地展现在网络上，行车路线可以规划，也可随时调整。这些也可以应用于电网。但是，“透明电网”比“电力物联网”等概念的涵义更加广泛和深刻，既涵盖相关关键技术也包括体制机制的内容，今后将进一步发展为“透明电力系统”“透明能源系统”，其终极目标是形成零边际成本的能源互联网，届时电力（能源）的存储和使用方式将更加方便，也更高效。因此，透明电网理念的提出和相关技术的发展将实现电力（能源）系统的“状态全面感知、信息深度透明、运行高度智能”，促使电力科学的研究范式从基于模型的分析/仿真科学到数据驱动的计算科学转变，将影响到未来电力系统生态乃至能源行业生态，并对世界能源发展产生重要影响。 实现能源互联网的关键是在现有可再生能源发电与智能电网技术的基础上，进一步加强物理层、信息层与价值层的互联。相应地，透明电网也是以现代信息通信技术（如小微智能传感器）为支撑，实现电网物理层和价值层的透明化。 有助于实现能源互联网物理层透明化 以泛在的小微智能传感器为基础，配合电力系统传统的测量终端，构建泛在传感网络，随时随地反映电网内外状态的即时变化，实现对电流、电压等电量状态，以及重力、压力、光照、温度、声音、图像等非电量状态的全面数据获取和及时高效传递。目前可以预见的目标有：第一，电网运行参数（包括电网运行工况、电源情况、负荷情况等）透明化，为政府规划提供决策依据、为电网生产运行和电能供需方市场交易提供所需的电网运行状况信息；第二，将电力设备基础信息透明化，如将设备健康状态（包括设备变位视频图像、数据记录，以及操作电源信号等）提供给设备厂家作为检修评估和给科研机构作为研究发展之用；第三，将电网公共事业信息透明化，如将公共资源信息（包括变电站视频监控、架空线路雷电预警、充电桩占用情况等）提供给公安消防、气象台、广大电动汽车用户共享以完善安全监控范围、辅助天气预报、支持有序高效充电等。 设备层透明化致力于将融合传统电气设备单元与信息通信技术，将单一、离散的设备状态、控制信号整合提升为综合性强、连续性好、透视度高、内涵齐全、应用场景众多、数字化程度高的信息流。信息流可供多元用户多维多层次使用，对于将电网功能从单一供电转化为多元能源枢纽有着重要意义：第一，通过整合电网控制信号与信息流，有效结合源荷状态、线路实际可载流量等网络受限因素，推演受限断面和事故预想情况，制定调度控制策略，实现电网智能化运行控制，降低网络损耗，提高发电机组的利用水平，促进清洁能源优先消纳。第二，通过加装小微智能传感器设备，提高单一设备的控制与反馈能力，赋予设备本身强交互、智能化、自适应的特性，进而实现设备集群化/分散化以及模块化/个体化的多样化控制保护策略。对于实现区域电网自适应调节、提高区域电网故障后自愈能力、配电网源荷互融、小微分布式能源自由并网、多种能源形式协同优化等有极大促进作用。第三，强化电网对公共资源的优化配置能力。将空置充电桩、储能等设备信息提供给用户共享，利用电力系统所掌握的公共资源信息，结合电力市场价格的引导作用，指导广大用户采用最佳用电方式，实现电网削峰填谷、用户优惠购电等多赢局面。 有助于实现能源互联网价值层透明化 在以2015年3月15日中共中央、国务院发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》为标志的新一轮电力体制改革启动之前，我国没有独立的输配电价。销售目录电价体系非常复杂，不同区域、行业、电压等级的销售电价差别很大，内含了购电成本、输配电成本、输配电损耗、政府性基金及附加等，还存在交叉补贴。因此，电网成本不透明一直被人诟病。输配电价改革是新一轮电力体制改革的重要组成部分，2015年以来，国家发展改革委、国家能源局初步建立了覆盖跨省跨区输电工程、区域电网、省级电网、地方电网、增量配电网的全环节输配电价监管制度框架，确定了我国输配电定价的基本思路。透明电网的构建将有利于厘清输配电资产及成本，建立适应于电力体制改革的输配电资产全寿命周期成本管理模式，助力输配电价的定价与监管。 当前，电力现货市场建设已成为电力体制改革的关键任务之一，电力现货价格也称为实时电价，由电能生产的短期边际成本确定，它是系统总生产成本对某一用户在某一时刻用电量的偏导数。在实际电力市场中，实时电价一般由安全约束机组组合、安全约束经济调度等短期运行优化模型求出，得到所谓节点电价或分区电价。节点电价受三个因素影响：发电边际成本、线路阻塞情况和网损，采用节点电价法不仅可得到计及输电阻塞的发电计划，而且求出的节点电价也为阻塞费用的分摊提供了依据。但是，节点电价在实际应用中也存在明显不足，特别是对电网物理参数和运行条件相当敏感（特别是电网阻塞情况对电价会产生明显影响），导致发电商和用户承担过大的电价波动风险。此外，节点电价计算所需的电网参数都属于机密信息，对于市场主体来说，市场出清模型有可能因此成为一个黑箱。因此，如何加强交易的透明性（即合理的信息披露机制）就成为电力市场建设的关键任务之一，也将是透明电网的用武之地。 有助于实现能源革命目标 能源安全是关系国家经济社会发展的全局性、战略性问题，对国家繁荣发展、人民生活改善、社会长治久安至关重要。总书记2014年6月13日主持召开中央财经领导小组第六次会议时提出“四个革命、一个合作”的能源安全新战略，从全局和战略的高度指明了保障我国能源安全、推动我国能源事业高质量发展的方向和路径。透明电网将从以下几个方面助力能源革命目标的实现： 首先，透明电网建设可加速推动电气化与信息化深度融合，助力能源消费革命。通过信息化手段，全面提升终端能源消费智能化、高效化水平，推动智慧能源城市建设和发展，推广智能楼宇、智能家居、智能家电，助力智能交通、智能物流。培育基于互联网/物联网的能源消费交易市场，推进用能权、碳排放权、可再生能源配额等的网络化、智能化交易，发展能源共享经济模式。促进终端用能电气化、信息化安全运行体系建设，保障安全可靠的能源消费。发展各类新型用电方式，支持新产业、新业态、新模式发展，提高新消费用电水平。 其次，透明电网建设可推进能源生产智能化，助力能源供给革命。促进风电、太阳能发电等可再生能源的智能化生产，推动化石能源发电的数字化、智能化改造，支持先进储能系统开发。推动电力系统的数字化、智能化建设，并有效对接油气管网、热力管网和其他能源网络，促进多种类型能源网络互联互通和梯级综合利用，建设“源—网—荷—储”协调发展、集成互补的能源互联网。推动能源生产管理和营销模式变革，重塑产业链、供应链、价值链，增强发展新动力。以透明电网为核心，构建基于大数据、云计算、物联网等技术的能源监测、管理、调度信息平台，以及服务体系和产业体系。 再次，透明电网建设能推动智慧能源基础设施建设和装备关键技术、信息通信技术进步，助力能源技术革命。建设完善的智慧能源基础设施，促进ICT设备国产化。持续完善能源大数据平台能力建设，合理规划数据资产分类，开放数据分析与共享服务。提升设备智能感知与数据汇集能力，实现电力系统的万物互联，促进人工智能与传统电力（能源）业务的深度融合。促进数据驱动背景下的电力（能源）基础理论研究，使电力（能源）科学的研究范式从基于模型的分析/仿真科学向数据驱动的计算科学转变，在大电网安全稳定运行、智能电网、大规模新能源接入、综合智慧能源、数字电网、大规模储能等关键技术方面取得突破。 最后，透明电网建设有助于加快形成企业自主经营、消费者自由选择、商品和要素自由流动的电力（能源）市场体系，助力能源体制革命。促进完善的电力、油气、煤炭以及用能权等能源交易市场建立，确立公平开放透明统一的市场规则。打破地区封锁、行业垄断，建立主要由市场决定价格的体制机制。促进竞争性环节价格的全面放开和公开公平竞争，建立科学合理的信息披露机制，加强对市场价格的事中事后监管，规范价格行为。透明电网助力政府定价成本监审，推进定价公开透明，完善政府在重要民生和部分网络型自然垄断环节的价格监管制度。落实和完善社会救助、保障标准与物价上涨挂钩的联动机制，保障困难群众基本用能需求。...

近年来随着科技的进步，各种类型的电池和储能技术得到了长足地发展。高效的储能技术在社会生活中拥有广泛的使用场景。就电力工业而言，储能技术将为太阳能和风能等关键可再生能源的发展提供更坚实的基础。太阳能和风能具有间歇性，其稳定性方面的劣势一直是制约其大规模发展并全面替代传统化石燃料的一大阻碍。 在发电项目端，如果能将过剩的电力储存起来，并在发电中断时释放到电网当中，那么发电项目就能够提供更为稳定的电能输出，提高其市场竞争力。 从电网运营者的角度来看，如果需要面对更大比例的间歇性发电，储能设施的启用能够帮助平衡负载，提高电网的运行效率。从社会整体角度而言，储能系统能够减少对额外发电能力的需求，在化石燃料能源仍然发挥重要作用的系统中，将有助于减少化石燃料的消耗和相关的碳排放。 英国在可再生能源发电领域，尤其是海上风电领域，走在世界前列；其电力行业对储能解决方案的需求尤为强烈。储能项目作为一个新的基建投资类型引起了业界广泛的关注和兴趣，然而无论是市场业态还是商业模式，英国的储能业务市场还处于探索阶段。相应地，针对储能业务的法律监管制度也在不断调整、变化和完善。 基于发电业务的监管体系 在相当长的一段时间，大规模的抽水储能水电装置是唯一的工业级储能形式；相应地，英国在法律制度中一直没有单独定义和区分“储能”业务，而将其作为“发电”的一种特别形态。Ofgem也在2018年12月明确表示，考虑到储能项目和发电项目具有相似的特性，且两者在向电网输出电力的功能类似，因此储能项目应当适用发电业务的监管框架。 然而随着新的储能技术、新的项目形态不断涌现，英国政府和业界都意识到两方面的问题，一是现有制度体系下对于“储能”项目没有明确定义，因此，规则的适用有模糊和不确定之处；二是全盘适用“发电”监管体系可能对储能行业造成不必要的限制和负担。这两方面相互交叉的问题在很大程度上抑制了投资人对投资储能行业的积极性，阻碍了产业的发展。 针对上述情况，自2016年以来，英国政府和英国国家电网开始系统性地审视储能业务的特性，在监管制度和电网运行规则等多个方面有针对性地推出更新的或独立适用的监管规则。 牌照制度 如前所述，Ofgem明确表态发电行业的监管规则适用于储能项目，后续推动《2004年电力法》的修订已从议会立法层面明确这一基本原则。2017年以来，Ofgem经过多轮的公开征求意见，已在发电牌照的标准条款行文中纳入了“储能”业务的相关表述。 在现有的发电业务牌照制度下，50MW以下的发电项目无需发电牌照，而50MW及以上的发电项目需要向Ofgem申请牌照。 业界普遍的共识是50MW的门槛实质上限制了储能项目的投资规模并降低了投资人对储能项目的投资意愿，原因在于：（一）获取发电牌照后所受到的监管限制（牌照标准条款等）与这一规模的储能项目的特质并不匹配；（二）获取发电牌照后，储能项目必须加入一系列的行业技术规范和结算体系，这些技术规范和结算体系并不完全适用于储能项目的特点，但是会带来额外的合规和运营成本。 因此，实践中有不少投资人将相对较大规模的储能项目分成若干个小于50MW的子项目；但这种做法在一定程度上牺牲了项目的经济性，增加了项目投资和运营成本。 针对上述困境，业界曾经普遍呼吁引入单独的“储能牌照”制度，以更好地适应储能业务的特点，然而，Ofgem在2018年12月的表态否认了这一监管路线。未来在发电牌照框架下针对储能类项目是否会有特别的适用规则，也有待Ofgem的进一步明确。 规划许可制度 在英国现有的规划许可制度下，任何50MW及以上的发电项目（包括储能）均被纳入到国家重大基础设施项目（NationallySignificant Infrastructure Project，NSIP）范畴，进而其规划需要在中央政府层面进行评估，并获得内阁部长的批准；50MW以下的发电项目则落入城乡规划法（Town and Country Planning Act，TCPA）的常规范畴，并由地方政府进行规划审批。 NSIP审批制度的设计初衷是为影响国计民生的重大基础设施项目提供一站式的规划审批；获得该审批后，项目落地的确定性非常高，但是审批过程相对冗长（最长达18个月），合规成本也相对较高。 业界普遍认为储能项目对其周边环境的影响相较于传统发电项目显著较低，以50MW为限纳入NSIP规划制度的必要性相对较低，并且该规划审批制度严重影响了储能项目的投资规模和投资人的投资意愿。 经过两轮公开征求意见，英国商业、能源与工业战略部（Department for Business，Energy & Industrial Strategy，BEIS）在2020年7月发布了新的政策文件，宣布将改变现有规划审批规则，将所有形式、所有规模的储能项目均纳入常规的城乡规划法审批范畴，由地方政府进行规划审批，而不再适用NSIP制度。 上述制度的唯一例外是50MW及以上的抽水储能项目，由于其规划将带来的影响与水电项目类似，因此，仍然在NSIP制度下进行规划审批。BEIS已明确宣布在议会立法层面推动上述规划制度变革的落地，但目前尚无明确的立法时间表。 针对电网运营商的限制 基于其业务性质和业务需求，输电系统运营商（TSOs）与配电网络运营商（DNOs）（下文对两者合称“电网运营商”）对于储能设施的发展有着天然的兴趣；他们也有相对充裕的资金来进行储能项目的投资。然而电网运营商参与储能项目的投资和运营却面临着两大监管障碍。 一、在投资和所有权方面，欧盟层面的场网分离规则（unbundlingrules）要求所有的电网运营商必须将其电网运营职能与发电项目的所有权进行分离。由于储能项目也被视为发电项目的一类，因此在现有规则体系下电网运营商将无法对储能项目进行投资。 二、在运营层面，针对配电网络运营商，2018年12月，Ofgem通过引入“配电网络运营牌照”标准条款31D和43B，明确限制了配电网络运营商参与发电（包括储能）项目的运营，且该项禁令同等适用于50MW以下不需要授予发电牌照的发电和储能业务。Ofgem的主要关切点在于配电网络运营商可以基于其市场垄断地位，获取其他市场参与者（即其他储能业务运营方）无法获得的信息，从而获得不公平的市场竞争优势。 上述限制有三类例外，包括（1）除不列颠本岛以外的岛屿内部电力系统；（2）已经获批拥有（为保证电网稳定运行的）有限发电能力的配电网络运营商；（3）其他Ofgem给与特别例外审批的情况。此外，配电网络运营商的经营活动还有以下进一步的限制：（1）其非配电业务的收入不得高于其年度总收入的2.5%；（2）其向非配电业务的投资总额不得超过已发行股本、股份溢价和资本公积总和的2.5%。 值得一提的是，上述禁令只载于配电网络运营商的标准条款行文中，并不适用于输电系统运营商，且输电系统运营商的牌照条款尚未进行对应的更新，因此，监管层面存在一个灰色地带，即输电系统运营商或许可以运营50MW以下的储能项目。 然而，Ofgem在2017年9月公开征求意见的政策性文件中曾经表示，场网分离规则针对的是业务性质，不能认为小规模的发电业务在发电牌照监管水平以下，就可以由输电系统运营商投资运营。因此，我们预计在后续的法规更新过程中，输电牌照标准条款会有类似配电牌照标准条款31D和43B的更新。 电网系统费用 在英国，接入电力系统的市场参与者需要缴纳一系列的电网系统费用，包括输电网络系统使用费（TransmissionNetwork Use of System，TNUoS）、平衡服务系统使用费（Balancing Services Use of System，BSUoS）、配电系统使用费（Distribution Use of System，DUoS）和剩余费用（Residual Charges）等。 在既有的系统收费制度下，储能项目既要在入口端（充电过程）缴纳系统费用，也要在出口端（放电过程）缴纳系统费用，面临双重付费的情况。Ofgem和市场参与者均意识到该等双重付费的情况让储能项目比一般发电项目承受了更大的系统费用负担，扭曲了市场竞争关系，造成了不公平的市场竞争地位。自2017年前后起，行业参与者和政府部门在这一领域的专项研究和政策建议已经逐步落地；改革的方向和共识较为明确，即储能项目未来将只针对出口端（放电过程）缴纳系统费用，而不再就充电过程缴费。 政府补贴 英国有数项针对低碳发电的补贴政策，包括气候变化费（ClimateChange Levy，CCL）、可再生能源义务（Renewable Obligation，RO）、上网电价（Feed in Tariffs，FIT）、差值合同（Contract for Difference，CfD）等。各项制度在初始立法时均没有考虑储能项目的存在，其是否适用、以及如何适用于储能项目需要在相关规则项下进行明确。 CCL是在商业用户或公共事业用户消耗电力时收取的费用。在充电环节，储能项目在满足特定条件情况下，可以比照发电项目享受费用减免，但是在放电环节仍然需要在特定条件情况下向最终用户收取CCL。 针对已经获得RO和FIT补贴的发电项目，如果项目业主希望在站内加装附属储能设施（co-located storage），则视同对发电项目本身进行变更，需要将相关事项通知Ofgem。Ofgem会按照相关规则进行个案评估，以确定改造后的设施是否仍然可以享受RO或FIT补贴。 CfD类补贴的标准合同条款明确规定相关发电项目不得自行使用储能设施，但是允许相关发电项目与第三方独立参与电网平衡机制的储能项目在一定限度内进行协作。 参与容量市场 容量市场（Capacity Market）制度是英国政府为了鼓励发电环节投资、保障电网系统稳定推出的一项举措。政府通过招标流程，提前四年（T-4合同）、三年（T-3合同）或一年（T-1合同）就相关年度的容量响应进行招标；发电项目、储能项目以及具备需求弹性的电力用户企业均可以参与投标。中标者在相关年度内承诺在用电高峰期响应国家电网公司的容量调度需求，并就此按月获得固定收入。对于已投产项目，容量市场合同的期限通常为1年期，对于新投资项目，期限可以长达15年。容量市场合同是储能项目重要的收入来源之一。 2018年11月，欧洲法院裁定“容量市场”合同可能属于违反欧盟法律的国家补贴行为，导致该类合同一度被暂停执行。2019年10月，欧盟委员会正式裁定该类合同不违反欧盟法律，此后“容量市场”制度在英国市场得以继续执行。 在容量合同制度下，自2017年12月起，英国政府针对不同技术路线的储能项目设定了不同的技术规格要求和结算指标，充放周期更长的储能项目将获得更高的收入回报。 2020年5月，BEIS发布了关于容量市场制度的最新政策性文件，其中的主要变化之一是加入了对碳排放量的限制，这意味着高排放的化石能源发电项目参与容量市场合同的竞标将受到限制，而清洁发电能源以及储能项目将从这一新政中获益。 参与平衡系统 在英国电力市场中，电网运营商会就网络平衡服务（Balancing Services）进行招标，由各发电项目进行竞标。从业务特性来看，储能项目可以参与固定频率响应（Firm Frequency Response，FFR）与增强频率响应（Enhanced Frequency Response，EFR）等合同的竞争。 在过往的市场实践中，电网公司通常会在此类合同设定排他性条款，即一旦中标，该等合同将构成相关项目的唯一收入来源。如果参与此类竞标，则储能项目的收入较为单一，从而降低了整个项目的可行性；但如果不参与竞标，储能项目则需要与相当数量的交易相对方进行细致的合同谈判（且无市场标准合同可循），交易成本相对较高。 为进一步鼓励储能领域的投资，Ofgem于2018年9月开始就移除相关合同中的排他性条款公开征集意见，并评估相关影响，目前相关政策的变更尚无明确的方向和时间表。与此同时，英国国家电网开始适度地延长储能项目签订FFR合同的期限——由过去的最长不超过2年，延长到4年，提供更长时间跨度的收入稳定性，以进一步鼓励和吸引投资。 在全球范围内，英国拥有最为成熟和复杂的电力市场监管规则体系之一。在新的业态面前，现有制度的错位、空白和制约逐步显现；在政府和业界的互动和检讨中，相关的法律监管框架在逐步变化、清晰和完善。笔者希望英国在电力行业监管上的制度探索可以对于中国发展储能业务、发展适合的法律监管框架提供借鉴。...

在电力新基建规划下，可再生能源加速发展，到2025年煤电装机增长至11.5亿千瓦，较2019年底净增1亿千瓦，“十四五”新增的煤电装机将仅为“十三五”时期的1/4。 “当前，电力行业正面临转型机遇，而疫情影响可能改写‘十四五’电力需求增长的预期轨迹，客观上扩大了电力转型窗口。”华北电力大学近日发布研究报告《新冠疫情后的中国电力战略路径抉择：煤电还是电力新基建》（以下简称《报告》）指出。 《报告》认为，电力传统基建规划下，风电、光伏等可再生能源正常发展，继续优先煤电建设，到2025年煤电装机增长至12.5亿千瓦，较2019年底净增2亿千瓦；但在电力新基建规划下，可再生能源加速发展，相对于传统情景减少部分煤电建设，到2025年煤电装机增长至11.5亿千瓦，较2019年底净增1亿千瓦，“十四五”新增的煤电装机将仅为“十三五”时期的1/4。 煤电批量重启难掩生存困境 中电联此前发布的数据显示，截至2019年底，全国煤电装机10.4亿千瓦，占发电装机总量的52%。上述《报告》指出，根据“十三五”规划，到2020年煤电装机应小于11亿千瓦，但今年底煤电装机很可能接近11亿千瓦。 据记者了解，今年以来，大量煤电项目获得核准，多个省份的停建缓建煤电项目重启，煤电呈现“开闸”之势。 中电联行业发展与环境资源部副主任叶春表示：“尽管‘十三五’煤电装机大概率会在规划目标内，且今年以来煤电板块经营状况有所缓解，但国家近期为了对冲经济下行风险，加大固定资产投资，火电项目核准频繁，部分地区的电力供应可能将再现过剩。” 另一边，火电机组利用小时数普遍偏低，火电企业破产、亏损的消息屡见不鲜，煤电深陷生存困境。 “由于可再生能源运行不稳定，目前核准批复的煤电项目中，很大一部分是特高压配套电源，火电承担调峰功能，与风光打捆输送。但这种规划是否可行，大量可再生能源的接入，调峰成本又应该由谁买单，这都是‘十四五’规划中需要探讨的问题。”华北电力大学经济与管理学院教授袁家海指出。 传统基建利用效率不及预期 《报告》指出，煤电和主要用来输送煤电的特高压线路属于传统基建，强调在硬件方面的投入，追求数量上的规模效益，是供给侧规模经济，而非新时代要求的供需互联的经济发展模式。“这种‘重发、轻供、不管用’的电力发展理念无法解决当前及未来长期面临的‘电量充裕、电力紧张’的结构性矛盾。” 对于电力新基建，《报告》指出，电力新基建突出结构调整和经济转型升级功能，电力加强与5G、物联网、大数据等创新技术的融合，实现电力系统的绿色、安全、高效、智慧发展。袁家海认为，基于此，电力新基建包括以光伏、风电为代表的可再生能源、储能技术、综合能源服务、配电网和数字电网等。“电力新基建将赋予需求侧响应和节电效率更高的水平。” 袁家海对比了电力传统基建与新基建的产业链，以及带来的投资效果与产出，认为与新基建相比，传统基建的性价比值得商榷。“目前煤电和特高压输送清洁能源的利用效率远不及预期。2019年，设计容量为680-1050万千瓦的浙福线路、1000千伏的晋东南-南阳-荆门线路、900千伏锡盟-山东线路，这三条通道利用率均仅有10%左右。” “此外，特高压线路的建设虽旨在输送可再生能源电力，但在实际运行时，却需要大量配套煤电。以甘肃酒泉—湖南±800千伏输电工程为例，作为我国首条大规模输送新能源电力的特高压直流工程，其设计输送能力为800万千瓦，配套的煤电高达600万千瓦。”袁家海说。 新基建或助力煤电高质量发展 自然资源保护协会高级顾问杨富强指出，为实现二氧化碳排放力争于2030年前达峰的中期目标和努力争取2060年前实现碳中和的远景目标，我国未来要推进形成以清洁可再生能源为中心的灵活清洁、安全高效的电力系统，新基建是必然选择。 袁家海也表示，电力传统基建投资取向偏好大型国企，相比之下，由于民企在电力新基建产业拥有更高的市场份额，能够充分拉动民间投资，创造就业机会。 《报告》建议，随着新能源接入电网，煤电的远距离输送应尽可能减少，建设特高压应优先考虑可再生能源消纳，优化配置全国能源资源。“明确增量特高压项目配套大规模煤电远距离输送不符合电力发展方向，需要支持的是‘风光水火储一体化’‘源网荷储一体化’的跨区消纳模式；传统的‘风火光打捆’特高压输送模式，应明确特高压通道最低利用率和年输送新能源电量最低比例。” 《报告》还强调，在电力新基建体系下，应逐步退出落后煤电机组，优先开发消纳清洁能源，提升电力供给质量，配电网和数字电网建设提升电网供给效率，煤电灵活性改造和延寿管理扩大有效供给，促进新能源消纳。...

换电模式，在业界的大力呼吁和国家相关政策支持下，逐渐走向市场前端，火热起来。 今年以来，我国连续出台相关政策：4月，影响全行业的《关于完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》明确提到支持“车电分离”等新型商业模式的发展；10月中旬，工信部表示正加快制定《电动汽车换电安全要求》的国家标准；11月2日，国务院办公厅正式发布了《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》，明确提出要大力推动充换电网络建设，鼓励开展换电模式应用。 那么，换电模式究竟有哪些“好处”？为什么要支持和推广这一模式？换电又会给行业带来怎样的改变？落地和推广又需要解决哪些难题，突破哪些障碍？换句话说，新能源汽车的“换电时代”已经来到了吗？ 换电模式的好处在哪里？ 换电模式在中国并非新生事物。早在20多年前，换电模式就已经存在于特定的车辆补能场景中。“真正的规模化推广是在2016年前后。因为充电带来的焦虑亟待解决。”奥动新能源汽车科技有限公司技术副总裁兰志波介绍，而能够解决的办法：一是将充电时间缩短，也就是快充；另一办法就是解决电动车能量的快速补充，也就是换电。“换电很朴实，就是为了解决充电慢的一个服务端的解决方案。” 在杭州伯坦科技工程有限公司董事长聂亮看来，换电是市场“自然选择”的结果。电动汽车由于配载电池导致其售价较燃油车高出30%-40%，令用户“买的贵”；同时，里程焦虑的产生则来自能量补充无法及时和方便，导致用户“用的烦”。两大因素制约了电动汽车的市场化发展。“要从根本上解决问题，我们认为车与电池一定要分开。”聂亮表示，电池要由持有者来做经营，以解决买的贵的问题；铺设足够密度的换电网服务站点，则可以解决用的烦的问题。这样才能让电动车产业持续发展。“是市场端的需求选择了这个路线。”他强调。 作为相关主管部门的负责人，原国家863电动汽车重大专项动力电池测试中心主任、中国电动汽车充电基础设施充电联盟副秘书长王子冬从行业角度给出综合性看法：换电与充电并不矛盾，只是一种能量补充方式。换电的真正涵义是换下来充电，而不是换下来不充电。他表示，推广换电，主要是考虑到近几年来车载充电方式出现的一些问题，比如充电时间长、充电温度低以及充电枪不合理等导致的安全隐患。相比之下，换电方式不但可以提高补电速度，还可以在可控的充电环境下给电池补电，更好的提高了安全性。 降低综合成本、大幅提高效率、更加安全可控、以及促进全产业链更加细化专业的分工和资产管理等，换电模式的发展和进化正在弥补充电模式某些方面的不足，这也给了换电模式再度“崛起”的理由和支撑。 “这两种方式并不矛盾，未来到底哪种方式好，往哪个方向走，还要看市场的体验和需求。”王子冬指出，目前很大一部分换电市场是B端用户在使用电动车，这取决于其工作特点和要求。换电应该是广义充电方式里的一个分支或者说是一个补充。 解读换电：现状与问题 具备明显优势的换电是否会大幅改变现有的充电模式市场？未来的发展趋势又会怎样？在这几位换电推动者看来，无论是从个人用户层面，还是综合社会能源体系的构建层面，换电都有更加广阔的空间和效益。 “用户买车最关心的是车的经济性和便利性，至于能源如何补充并不是最重要的。”聂亮认为，从这个角度，将来会有越来越多的用户选择换电方式。用户需要的其实这样一种普遍服务。当然，充电功能也同时保留，就如同固定电话和移动电话，换电就好比移动的电网，充电桩如同固定的电网。同时，换电还可以充分利用闲置的时间和低谷能源，长远来看，换电有条件成为主流。 对此，兰志波表示赞同。电动车时代面临的不仅是车的事，还有社会能源体系构建的问题。电动车的能源补给会造成电网局部负荷过重，而电池本身的活跃性也会让安全边界更窄。如何保障电池使用安全，让能源供给与巨大的单点需求匹配，以及降低电池带来的过高成本等，都是新的命题。“我们发现换电可以达成方方面面的平衡，与电动车的使用是一个全面友好的关系。”在奥动看来，换电是可以将充电与用户的需求分离开来的。 当然，没有绝对完美的模式，既然换电是换下来充电，最后还是要充电，那么为何要多此一举，是否会增加换电的成本和时间呢？媒体观察员邱锴俊也就此提出了自己的疑问。 “用户自己在家里充电，电费可能在0.5元/Kwh，但是换电站建设有很大投入，这个经济效益如何保证？换电的价格是不是更高？”王子冬指出，换电比充电增加了一个环节，成本一定会增加。同时，换电站需要大量备用电池，也需要更多资产支撑。此外，与目前匹配度较高的充电桩相比，换电需要统一规格、型号的电池，统一电池标准，也是换电市场当前最大的障碍之一。 推广换电，要解决哪些产业难题？ 产业端推广换电模式仍需要破解一些难题和障碍。尤其在电池的标准化与商业模式的落地方面，几位嘉宾从市场更深层面进行了分析和探讨。 虽然换电模式的好处很多，但是否走这条路线、如何去发展首先需要得到产业界的认同。王子冬强调，尤其比较难的是整车企业，更要与行业一起向共赢的方向去推动。他以大幅提高物流行业效率的集装箱标准化为例：集装箱的推广降低了物流业成本的90%，最关键的两个抓手，一个是实现了标准化，一个是打通了产业链。“整车企业相互之间很容易形成各自的‘壁垒’，而推动换电是全行业受益的事情，大家要往一处想”。 杭州伯坦科技是业内较早推动电池包标准化的企业，聂亮对标准化的过程和难度更有感触。“车用电池与手机电池的标准化还不一样，电池包可以占到整车成本的40%-50%，如果大家都走差异化路线，那么整个社会的成本会非常高。所以标准化是必须发展的方向。”此外，他表示，车电分离之后还需要相应的商业模式，包括资产的经营等等。假设中国3亿辆车，一台车价值5万，那就是15万亿的产业。这是一个需要全社会承担和受益的资产成本规模，绝不是一家车厂能够解决的问题。 “这是换电模式最大的优势，也是我们行业遇到的最大难题。”聂亮强调，但是产业总归是向趋利方向发展，作为从业者，他相信只要把标准坚持做下去，目标总会实现。 那么如何进一步推动电池的标准化？主持人邱锴俊也提出了一个现象：目前很多车型都是车企早期按照充电的标准设计的，如果推广换电，该如何在研发上做调整？同时，以电池包为核心资源之一的主机厂，又是否愿意放弃电池包的主动权？ 奥动的做法是将与换电相关的部件集中在一起，形成类似过去电池箱的方式，这样进行换电匹配的过程就很简单。“已经有很多整车厂采用这种换电的方式和技术，或者选择这种部件，让充电车变成具备换电功能的车。”兰志波介绍。 至于车厂如何应用换电，“换电实际上是统一接口的规格，连接方案是一样的，可以做到车与站兼容。”兰志波说，目前换电站已经可以对用户提供共享服务，即车在任何一个站都可以换电池。车车互通由于电池标准仍未解决，目前还需要些时间和过程。 商业模式的探索仍在路上 如何构建良性可盈利的商业模式，仍是换电模式面临的首要问题。目前，蔚来已在私家车市场正式推出电池租用服务。商用车、出租车、网约车成为换电率先切入的细分领域。 谈及电池资产的商业模式，王子冬认为可以借鉴国内第三方金融资产的运营者，以及集装箱的通用模式、加油站的管理模式。或者与加油站联合共建换电站，或者将换电站作为城市储能的一个分支，总之要设法将“补电”变成一种有价值、可经营的“资产”。“让大家明白，换电站也是资产，谁拥有电池资产，谁就掌握了电动汽车推广的支撑渠道。”他解释，动力电池寿命远高于电动汽车，所以要把电池的价值充分挖掘利用好，这会特别降低前端电动汽车的使用成本。 另一个较难的问题是电池资产的管理，至今仍未形成完善的运转。据聂亮介绍，将电池作为资产管理和流通起来，需要电池具备货币流通的本质特点：通用性与流通性。但是电池作为贬值类资产，很难正常释放受益以吸引投资者购买，这需要电池上下游产业链的深度参与。只有构建一个基于良性流通的资产+金融生态环境，电池资产才能正常管理和运转起来，否则也很难支持“车电分离”的真正推行。 总而言之，换电模式优势显著，好处多多，但在产业端的推行和落地还有大量工作要做。要得到诸多参与方的认同和合力推广，行业本身也需要在基础设施建设、电池标准统一、商业模式运行等方面完善和加强。或许有一天，“车电分离”的实现，会成为破解新能源汽车产业核心痛点的“钥匙”。...

11月19日，国家电投旗下中国电力国际有限公司（简称“中电国际”）顺利完成对墨西哥大型清洁能源平台公司Zuma Energía（简称“Zuma能源”）并购项目的交割。这是中国电力企业在墨西哥电力市场的首次重大直接投资，也是拉美地区今年以来交割规模最大的可再生能源并购项目。 能源是墨西哥领先的清洁能源独立发电商，专注于清洁能源项目开发、融资、建设和运营，目前拥有4座总装机容量为81.8万千瓦在运新能源电站，4座电站均地处墨西哥风光资源较好区域。 国家电投于2018年底提出到2035年建设具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业的战略目标，参与国际市场竞争是国家电投实现“2035一流战略”的必经之路。中电国际作为国家电投境外开发主力平台，致力于成为国家电投国际清洁低碳能源投资平台、国际综合智慧能源开发平台、国际先进能源技术引进平台。 截至2020年10月底，国家电投的电力装机容量达1.65亿千瓦，清洁能源装机占比53.3%，是全球最大的光伏发电企业，是我国清洁能源比重最高的大型综合能源企业。此次收购墨西哥新能源项目后，国家电投拥有境外发电装机容量达605.8万千瓦，70%为清洁能源，境外业务覆盖46个国家，其中“一带一路”沿线国家37个。...

美国能源信息署（EIA）发布最新一版短期能源展望，预计美国电力部门天然气发电厂发电量占比将从2019年的37%增至2020年的39%。2021年，由于天然气价格上涨，预计天然气份额将下降至33%。 煤炭发电量的预测份额从2019年的24%下降到2020年的20%，然后在2021年增加到25%。 可再生能源发电量从2019年的18%上升到2020年的20%和2021年的22%。可再生能源份额的增加是新增风能和太阳能发电能力的结果。 EIA预计2020年和2021年，核能发电量将下降约2%，反映出近期和计划中的核能发电能力将退役。近年来，美国核电站在美国发电量中所占份额仍接近20%。 EIA预测，到2020年可再生能源将成为增长最快的发电来源，预计美国电力部门将在2020年新增23.2吉瓦的风电容量，并在2021年新增7.9吉瓦的风电容量。预计公用事业规模的太阳能发电量在2020年将增长12.8吉瓦，2021年将增长13.0吉瓦。 EIA预测，美国能源相关二氧化碳排放量在2019年较上年减少2.6%后，由于所有化石燃料的消耗量减少，到2020年将减少10%。EIA预计煤炭排放量将比2019年下降18%，石油排放量将比2019年下降13%。排放量的下降是由于应对新冠疫情而导致的经济增长放缓导致的能源消耗减少。EIA预测随着经济复苏和能源使用的增加，2021年美国与能源相关的二氧化碳排放量将在2020年的基础上增加6%。...

2018年可再生能源投资达到3220亿美元，预计2019年将继续温和增长。然而，世界要实现国际商定的气候目标，步伐必须大大加快。为了确保气候安全的未来，到2050年，对可再生能源的年度投资——包括各种类型的发电、太阳能热和生物燃料——必须增加近三倍，达到8000亿美元。 随着新冠肺炎的爆发，2020年上半年可再生能源投资较上年同期下降了34%。 可再生能源投资五年趋势(2013-2018年) 尽管由于技术成本较低，2018年的投资有所下降，但可再生能源总装机容量仍在持续增长。 2013-2018年，太阳能光伏和陆上风力发电技术巩固了它们的主导地位，在五年内分别吸引了46%和29%的全球可再生能源投资。 太阳能热电投资(6%)，包括集中太阳能发电(CSP)和太阳能加热系统，已经逐渐放缓。它们已经落后于海上风电(7%)，后者自2014年以来在可再生能源投资中占据了第三大份额。在此期间，水电投资占投资总额的4%，而其他可再生能源投资仅占3%。 资金来源 私营部门仍然是可再生能源资金的主要提供者，在2013年至2018年期间占该领域投资的86%。项目开发商提供了46%的私人资金，其次是商业金融机构，占22%。 项目级股权最初是最广泛使用的金融工具，与2013-2016年35%的可再生能源投资相关。自2017年以来，它已被项目级常规债务所取代，该水平在2017-2018年达到32%。 2013-2018年，公共财政占可再生能源总投资的14%，主要通过发展融资机构提供资金。公共筹资资源虽然有限，但在减少风险、克服初期障碍、吸引私人投资者和使新市场成熟方面可发挥关键作用。 区域分布 东亚和太平洋地区吸引了最多的可再生能源投资，占2013-2018年全球可再生能源投资承诺的32%，主要由中国推动。西欧和美洲的经合组织国家(包括加拿大、智利、墨西哥和美国)紧随其后，分别占全球可再生能源投资的19%和18%。 由发展中国家和新兴经济体主导的地区仍然代表性不足，2013-2018年只吸引了全球总份额的15%，主要集中在拉丁美洲和加勒比地区(5%)、南亚(4%)以及中东和北非(2%)。 离网可再生能源融资 2019年，对离网可再生能源的年度资金承诺达到4.6亿美元，高于前一年的4.29亿美元，2013年的估计2100万美元，以及2007年全球已知的25万美元。然而，即使是现在，离网可再生能源仍只占扩大能源可及性项目总融资的1%。 私人投资者为离网可再生能源提供了大部分资金支持，在过去13年(2007-2019年)中占67%。私募股权、风险投资和基础设施基金贡献最大，占总额的35%。除私人基金会外，机构投资者在离网可再生能源领域表现得相对不活跃。 开发性金融机构是最大的公共资本提供者，占同期公共投资的67%。相反，政府机构和政府间机构的作用显著下降，从2013年占总投资的21%降至2018年的2%，并在2019年进一步降至1%。与能源获取项目的总体情况相比，离网可再生能源往往更多地通过股权融资，而较少通过债务工具融资。 2007-2019年，撒哈拉以南非洲国家吸引了全球离网可再生能源投资的65%，投资尤其集中在东非。其中大部分都被用于非电网的可再生能源住宅。 执行摘要 2013年至2018年，全球可再生能源投资取得重大进展，累计投资1.8万亿美元。由于技术的改进和采购机制适应不断变化的市场条件而造成的安装费用的降低已证明是增加投资和建立额外能力的有效催化剂。 《全球可再生能源金融前景》第二版按地区和行业列出了2013年至2018年全球投资的主要趋势，描绘了不同金融工具的作用，并探讨了私人和公共行为体之间的主要差异。虽然乍一看形势令人鼓舞，但数据表明，国际社会要达到实现国际气候和发展目标所需的投资水平，仍有很长的路要走。 该分析还描绘了一幅不平等的可再生能源融资图景，严重偏向于在少数几个关键国家开展业务的私营部门。虽然中国、美国和西欧的可再生能源投资保持稳定，但拉美和加勒比地区、南亚和撒哈拉以南非洲等地区在当前全球可再生能源投资中的比例仍然偏低。 本报告还首次关注了对离网可再生能源技术的资金承诺，这为确保普遍获得可持续能源的挑战，特别是农村地区的人口和企业，提供了一个令人信服的、具有成本效益的答案。本文对离网可再生能源投资进行了深入分析，为可再生能源在能源获取领域日益重要的作用提供了独特的视角。 在新冠病毒爆发后，2020年上半年可再生能源投资较2019年同期下降34%。展望未来，全球危机对能源和金融领域的影响可能会对可再生能源投资产生负面影响，阻碍全球能源转型的进程。然而，当前的大流行似乎增加了投资者对可再生能源等更可持续资产的兴趣，因为与传统资产相比，可再生能源已被证明对新冠肺炎危机造成的波动更具弹性。通过将可再生能源置于其绿色刺激计划的核心，政府可以发出对该行业的长期公共承诺的信号，提高投资者信心，并吸引更多的私人资本进入该行业。 新兴趋势和全球概览 可再生能源投资从2013年水平继续稳步增长，2017年达到3510亿美元的峰值，2018年下降到3220亿美元。全球投资水平的放缓掩盖了这样一个事实:技术成本的下降，使得每投资1美元就会产生更多的发电容量。加上前几年的有利投资，2018年年底可再生能源发电装机容量增加，太阳能光伏(PV)和风能(陆上和海上)的装机容量增加了1490亿瓦，比2017年增加了6%。 增加的规模经济,生产和技术改进,更激烈的竞争在供应链,对研究和发展的支持,和直接部署策略(例如,拍卖和上网电价),支持可再生能源的吸收和增加成熟度除去成本减少了12%的电力,太阳能光伏为14%,陆上风力在2017年和2018年之间。 虽然趋势投资,产能增加和除去成本都建议在可再生能源领域令人鼓舞的进展,可再生能源的投资仍然未达到需要把世界放在一个通路兼容保持全球气温的上升低于2°C和向1.5°C在本世纪。每年对可再生能源的投资需要增加近三倍，从2013-2018年的平均略低于3000亿美元增加到2050年的近8000亿美元。将需要进一步投资于系统集成技术，例如分布式能源、电池和储能，以便能够将新增加的能力集成到能源系统中。 虽然扩大可再生能源投资是必要的，但这本身是不够的。在扩大可再生能源投资的同时，必须大幅减少化石燃料投资并重新调整方向。尽管电力部门对可再生能源的投资超过了化石燃料，但化石燃料的总体投资(包括基础设施投资)远远超过了可再生能源。2018年，可再生能源投资3220亿美元，主要集中在电力领域，而化石燃料领域投资9330亿美元，其中1270亿美元用于发电。 投资技术 2017年和2018年，太阳能光伏和陆上风电巩固了它们在可再生能源市场的主导地位，平均占可再生能源总融资承诺的77%(图1)。这些技术的高度模块化特性、项目开发周期短、由技术和制造业改进驱动的不断增强的竞争力，以及适当的政策和措施，在解释这些技术在全球可再生能源投资中所占的巨大份额方面发挥了重要作用。 在2013年至2018年期间，全球海上风电投资平均每年吸引210亿美元，占2018年可再生能源新增装机容量的8%。根据IRENA报告，海上风能拥有巨大的增长潜力，并将在实现支持脱碳增长轨迹的部署水平方面发挥关键作用。 投资地区 东亚和太平洋地区吸引了,平均32%的全球可再生能源金融承诺在2017- 2018年,达到1250亿美元在2017。这主要是由太阳能光伏支出增加和在岸和离岸风能在中国,代表,平均有93%的可再生能源投资在该地区在2013年和2018年之间。 美国的投资持续增长，大大促进了对美洲经济合作与发展组织(经合发组织)成员国的投资。这些国家共同构成了2017-2018年承诺的第二大目的地，吸引了全球可再生能源投资的22%，2018年达到820亿美元的峰值。 西欧继续是可再生能源投资的主要目的地之一，2017-2018年平均收到510亿美元，占该领域总投资的15%。相比之下，经合组织国家在亚洲的投资在2017-2018年下降了53%，与2015-2016年的水平相比，部分原因是日本的太阳能光伏投资下降。 2013年至2018年期间，中亚、东欧、拉丁美洲和加勒比、中东和北非、南亚和撒哈拉以南非洲国家平均只吸引了总可再生能源投资的15%，即450亿美元。 金融工具 可再生能源项目的融资主要来自项目级常规(即非优惠性)债务，2017年达到峰值1190亿美元，平均占2017-2018年总投资的32% 包括股权和债务在内的资产负债表融资也支持了可观的投资，它们平均占2017-2018年总承诺的27%(合54%)。资产负债表融资几乎完全用于资助太阳能光伏和陆上风电的发展，而项目级常规债务则用于更广泛的技术，包括海上风电。 绿色债券有潜力将大量资金引导到可再生能源领域。近年来，每年专门用于可再生能源的绿色债券发行量快速增长，从2013年的20亿美元增加到2019年的380亿美元。绿色债券通常用于对现有资产进行再融资，由于其票面规模大，可以吸引机构投资者。 公共和私人财政 2013年至2018年期间，平均86%的可再生能源项目总投资来自私人融资，相当于每年2570亿美元的承诺。同期公共财政年均达到440亿美元。 2013-2018年，项目开发商仍然是私人融资的主要参与者，2017-2018年平均占私人融资总额的56%，主要是通过资产负债表融资，或通过债务或股权融资(图2)。 商业银行和投资银行平均占2017-2018年私人融资总额的25%，通常向太阳能光伏、陆上风电以及海上风电等成熟技术提供非优惠债务。2017-2018年，机构投资者(包括养老计划、保险公司、主权财富基金、捐赠基金和基金会)对新可再生能源项目的平均直接投资仅占私人直接投资的2%。 近年来，非能源生产企业在可再生能源领域的作用引起了人们的关注，2017-2018年，非能源生产企业平均占到私人融资的6%。非能源生产公司的可再生能源投资的动机主要是由于可再生能源技术的价格竞争力日益增强、长期的价格稳定和供应安全以及社会和环境方面的考虑所产生的成本节约潜力。企业行为者在能源部门的脱碳中扮演着重要角色，因为他们占世界能源消费的三分之二。 2013年至2018年，公共财政平均占总投资的14%，2017年达到峰值，占19%，原因是中国、哥伦比亚、墨西哥和土耳其的国家开发金融机构的投资激增。国家、双边和多边发展中国家始终提供大部分公共投资，2013年至2018年平均每年承诺370亿美元。2017-2018年，各国政府平均直接提供9%的公共财政，高于2015-2016年的5%，其中大部分直接提供给太阳能光伏和陆上风电项目。 公共财政在向仍然需要额外支助以降低资金成本的技术和区域提供资金方面可发挥关键作用，例如通过提供风险缓解工具。公共部门也可以通过展示难以进入的行业和市场的商业潜力来降低技术成本，比如农村地区的离网可再生能源。 离网可再生能源投资趋势 目前，世界还没有走上到2030年实现普遍能源获取的轨道。截至2018年，约7.89亿人没有电力供应，根据目前和计划的政策，估计到2030年仍有近6.2亿人处于这种状况。分散的可再生能源是实现电气化的一种具有成本效益的解决方案，特别是在电网扩张可能不可行的农村地区。 2007年至2019年间，离网可再生能源累计吸引了约20亿美元的投资，其中7.34亿美元投向了能源供应不足的国家，这些国家的人口占世界人口的80%，缺乏足够的能源供应。 对分散可再生能源的年度财政承诺从2007年的25万美元增加到2019年的4.6亿美元。尽管有这种增长，离网可再生能源解决方案的投资仍然只占能源可及性融资总额的很小一部分——不到可及性赤字国家总能源可及性投资的1%。 建议和结论 国际气候会议目标,作为协议设定的巴黎,需要加速全球能源系统的转换,不仅包括可再生能源,而且可再生能源系统集成和支持技术,节能措施和电气化的增加用途广泛(例如,加热和运输)和基于可再生能源的能力。最重要的是，这将要求逐步减少对化石燃料的投资。 需要包括政策制定者、资本市场参与者、发行方和投资者在内的各种利益攸关方的共同努力，将投资从化石燃料转向可再生能源行业的所有现有资本来源。 1.利用公共财政来挤进私人资本 近年来，私营部门主导了可再生能源投资，并可能填补大部分融资缺口。尽管如此，有限的公共资源是缩小差距的关键。应当战略性地使用公共财政，以便吸引更多的私人资本，特别是在较困难的部门和区域。例如，可以通过能力建设、支持试点项目和创新融资工具、混合融资倡议和提供风险缓解工具(例如担保、货币对冲工具和流动性储备工具)来实现这一目标。 2.动员机构投资可再生能源 机构投资者管理着大约87万亿美元的资产，在达到当前全球能源转型所需的投资水平方面发挥着关键作用。机构资本的更大参与将需要有效的政策和法规、满足这一投资者阶层需求的资本市场解决方案(如绿色债券)，以及机构投资者方面的各种内部变化和能力建设的组合。 3.推动可再生能源更多地使用绿色债券 绿色债券可以帮助吸引机构投资者，并在可再生能源领域引入大量额外的私人资本，以弥补巨大的未偿还投资缺口。对于决策者和公共财政供应商推荐行动进一步增加绿色债券发行包括绿色债券的采用标准符合国际气候目标,提供技术援助和经济激励绿色债券市场发展,并创造大量的项目管道。 4.加强企业的参与 虽然生产可再生能源的公司已经在该部门提供了大量投资，但非能源生产公司通过推动对可再生能源的需求，在能源转型中可发挥突出作用。通过建立正确的授权框架，政策制定者可以鼓励企业积极寻找资源，释放该领域的额外资本。建议的行动包括，例如，建立一个透明的可再生能源属性证书认证和跟踪系统，允许公司和独立发电商之间的第三方销售，并创建激励公用事业公司为公司提供绿色采购选项。 5.扩大对离网再生能源的融资 到2030年实现普及现代能源需要每年投资450亿美元。对离网可再生能源项目来说，缺乏可负担得起的融资仍然是最大的挑战之一，对项目开发商来说是上游，对能源用户来说是下游。因此，需要采用新的融资方法(如基于成果的融资)和工具(项目文件标准化和汇总)，以确保更好地获得资金，并达到到2030年实现普遍能源获取所需的投资规模。 本文翻译自IRENA在2020年11月刚发布的报告Global Landscape of RenewableEnergy Finance 2020。作者：李天枭...

在11月12日举行的国务院政策例行吹风会上，商务部部长助理任鸿斌表示，我国经济正由高速增长阶段转向高质量发展阶段，外贸发展面临的环境更加复杂多元，要把加快对外贸易创新发展放在更加突出的位置。 近日，《国务院办公厅关于推进对外贸易创新发展的实施意见》正式印发。任鸿斌表示，《实施意见》聚焦创新驱动，强调深化科技创新、制度创新、模式和业态创新，提出外贸创新发展的着力点和新路径。同时，《实施意见》强调要统筹好优化国际市场布局和优化国内区域布局的关系。支持中西部地区深度融入共建“一带一路”大格局，提升中西部地区贸易占比。 在回答经济日报记者提问时，商务部对外贸易司司长李兴乾表示，我国今年出台的稳外贸政策取得了显著成效。稳住了外贸主体，稳住了市场信心，稳住了外贸产业链供应链，稳住了国际市场份额，稳住了外贸外资基本盘。商务部进行的相关专题评估显示，企业普遍认为稳外贸各项政策起到了有效帮扶作用。 从出口退税看，今年我国足额提高了1464项产品的退税率，已有2.5万家出口企业享受到这项政策红利。同时我国提高了退税办理速度，出口退税平均办理时间由过去的10天缩短到8天以内，减少了企业资金占压问题。 从出口信用保险看，前三季度，出口信用保险为近14万家外贸企业提供帮助，同比增长近28%。其中，小微企业超过11万家，占比近80%。 此外，外贸信贷支持力度明显加大。目前，全国已经有近20个省份建立了“信保+担保”融资模式，推出了相关产品，有效缓解了中小微外贸企业融资过程中的抵押、担保等难题。 世界银行发布的《2020年营商环境报告》显示，我国单个集装箱进口、出口环节的合规成本，已分别降至318美元和330美元。今年9月，我国进口、出口整体通关时间分别为35.02小时和1.86小时，通关效率明显提升，贸易便利化水平持续提升。 同时，我国支持适销对路的出口产品转内销，稳定了外贸主体和产业链供应链，满足了国内消费和产业升级需求，创造了新的市场机遇和发展空间。据了解，商务部对4130家外贸企业问卷调查结果显示，目前已有超过四成的外贸企业开展出口转内销业务。 外资企业是我国对外贸易非常重要的组成部分。谈到《实施意见》对外企的影响，任鸿斌表示，推进外贸创新发展，对外资企业来说是重大利好。希望外资企业抓住机遇，积极作为，获得更大发展。  ...

“虽然目前全球新冠肺炎疫情仍在持续蔓延，但第三届进博会各方合作意愿热度不减，按一年计，累计意向成交726.2亿美元，比上届增长2.1%。”在10日的第三届中国国际进口博览会（以下简称“进博会”）闭幕新闻通气会上，中国国际进口博览局副局长孙成海说。 据介绍，这一成绩高于首届的578.3亿美元，也高于第二届的711.3亿美元，实现了“越办越好”的目标。分析认为，在全球经贸面临严峻挑战情况下，进博会成交逆势增长更为不易，进一步彰显中国市场的巨大机遇。 成绩单上亮点纷呈。本届进博会展示新产品、新技术、新服务411项，世界500强及行业龙头企业连续参展比例近80%，布展水平进一步提升，特装比例达到94%。 大型贸易投资对接会通过线下线上结合方式，为674家参展商、1351家采购商提供专业服务，达成合作意向861项；举办10场投资推介会，意大利对外贸易委员会以及四川、贵州、浙江等地方政府和企业开展投资推介。 六大展区各具特色，各有突破：食品及农产品展区参展企业数量最多，有来自93个国家的1264家企业参展。汽车展区世界前七大整车集团悉数到场，展区内500强和行业龙头企业参展面积超过90%。技术装备展区突出展示自动化、智能制造、工业数字化、能源、整体解决方案等内容，引领行业创新趋势。消费品展区展览面积超过9万平方米，成为本届进博会面积最大的展区。服务贸易展区汇集金融、物流、咨询、检验检测、文化旅游等五大板块全球顶尖企业，全力打造智慧服务赋能全产业链。医疗器械及医药保健展区新产品新技术首发数量最多，总数超过120件，制药行业排名前10和医疗器械行业排名前14的企业全部参展。首次设立的公共卫生防疫专区集约化展示国际先进公共卫生防疫产品、技术和服务，企业报名踊跃，面积多次扩容。 6天展期内，多个国家和地区的参展企业携大批新产品、新技术、新服务首发首展，举办101场配套活动，近40万名专业观众注册报名。另外，多个部委继续推出税收优惠、通关便利、市场准入等支持政策，为展客商带来更多实惠。 更大的利好还将加速释放。在进博会开幕式上，我国宣布，预计未来10年累计商品进口额有望超过22万亿美元，并推出系列开放举措。这也进一步加大了进博会的磁吸力，并直接促成更多企业积极报名第四届进博会。孙成海介绍，截至目前，已有数百家企业报名、签约参展第四届进博会。...

新冠肺炎疫情是否对“一带一路”有关多边合作带来负面影响？对此，中国外交部发言人汪文斌4日在例行记者会上通过介绍一系列事例作出明确回应。 汪文斌说，共建“一带一路”秉持共商共建共享原则，积极支持多边主义。前段时间，各方合作伙伴在多个领域建立了多边合作机制。尽管新冠肺炎疫情对国际交往活动带来影响，但今年以来我们看到，“一带一路”合作伙伴在多边合作层面仍举办“线上”或“线上+线下”国际会议20多场。 他举了以下事例： ——今年6月，各方举行“一带一路”国际合作高级别视频会议，来自25个国家的部长和世卫组织总干事、联合国开发计划署署长与会，会后发表了联合声明，各方承诺继续加强“一带一路”国际合作； ——“一带一路”银行间常态化合作机制发布《支持中国等国家抗击新冠肺炎疫情的倡议》，呼吁国际社会加强团结合作。“一带一路”税收征管合作机制先后举办疫情防控背景下的各类税务专题会议，为经济恢复提供服务和保障。中欧班列运输联合工作组也举行会议，推动中欧班列相关合作； ——“一带一路”绿色发展国际联盟、“一带一路”绿色投资原则合作方、“一带一路”可持续城市联盟分别召开会议，共商建设绿色丝绸之路、开展绿色投融资和促进可持续发展等相关事宜； ——为落实第二届“一带一路”国际合作高峰论坛有关成果清单，国际商事争端预防与解决组织正式成立，多边开发融资合作中心基金正式建立，“一带一路”国家会计准则合作论坛举办了第二届会议； ——丝路国际智库网络举行2020视频年会并发出联合倡议，支持高质量共建“一带一路”，呼吁坚持全球化和多边主义。“一带一路”纪录片学术共同体、丝绸之路国际艺术节联盟、丝绸之路国际剧院联盟等平台积极开展线上活动，增进民心相通。 汪文斌最后总结说，我们相信，“一带一路”多边合作将继续为高质量共建“一带一路”、助力各方抗击疫情、促进经济社会恢复、落实联合国2030年可持续发展议程作出更大贡献。...