微生物年

同样将可持续发展写入宗旨的施耐德电气，在深耕中国市场的30余年来，始终坚持以绿色创新发展作为核心，以创新且完整的数字化解决方案，积极助力建筑行业减碳转型，促进智能建筑行业健康发展。

按要求参加省公司组织的供应链管理各类培训，涵盖物资计划、采购合同、质量监督、废旧物资、供应链运营和标准化、信息化数据，供应链文化建设等支撑保障措施和监察考核机制六是大力加强线损管控，节约购电成本。

四是全力抓好电费回收，加强稽查监控。五是积极争取优惠政策，提升企业收益。三是优化电力营商环境，提升客户满意度。八是加强往来款项管理，持续清理提升。七是全力推进降本节支，树立节约意识。

二是大力实施电能替代，拓展收入来源。今后，该公司将继续依托内部模拟市场运行机制和及内部模拟核算原则，紧扣售电量主线，以组织机构和职能划分为基础，提高增收节支、降本增效的自觉性和主动性，充分调动各级主体挖潜增效的积极性，树立全员成本意识，激发内生动力，开创经营管理新局面。中电联建议，一是优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平，因地制宜配置储能规模和型式。

党中央、国务院高度重视，采取系列政策措施确保了采暖季及重要活动期间电力、热力供应安全。三是建立支撑新能源发展的引导机制和手段，发挥市场配置资源的作用，激发调节潜力，改进新能源功率预测机制，完善支撑手段。成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊，无法将成本压力传导到用户。二是新能源参与市场电价水平偏低，不利于行业健康可持续发展。

中电联已连续六年发布年度行业重大问题调研报告，内容密切跟踪双碳目标、电力保供、能源转型等内容，全方位洞察产业变革趋势、多层次剖析行业发展问题、多角度建言献策行业改革。二是监测、报告与核查机制方面，基于碳实测的核算法难以应对我国燃煤电厂煤质不稳定的客观情况，碳核算指南没有发挥提高碳数据准确性的目的，核查环节未充分发挥应有作用，企业数据质量管理有待加强。

当前，我国电源侧灵活调节能力持续提升，截至2021年底，全国灵活调节电源装机占比约17%。三是输配电价定价机制有待完善，省级电网输配电价机制约束有余、激励不足，专项输电工程定价机制不完善。中电联对国外常用的可再生能源激励模式进行了分析比较，充分借鉴国外经验和教训，提出相关建议：一是完善体现新能源绿色价值的政策体系，在过渡期采用市场交易+溢价补贴模式，尽快建立强制配额制+绿证交易制度，同步探索电-证-碳机制衔接。《新能源配储能运行情况调研报告》截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%。

二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。二是建立适应新能源特性的市场机制，优化新能源市场交易和合约调整机制，建立政府授权的中长期差价合约机制，完善新能源参与跨省跨区交易机制，建立集中式新能源联营参与市场的机制。今年以来，中电联深入开展智库建设年活动，全面参与国家能源局关于双碳背景下电力系统转型若干重大问题研究，提出未来电力系统转型的关键支撑技术，供政府有关部门和电力企业参考。对此，中电联建议，一是加强能源安全产业链统筹，二是提升煤炭有效供应能力，三是增强煤炭生产供应弹性，四是强化中长期合同机制，五是加强形势监测和预测预警。

四是中上游火电厂大宗固体废弃物综合利用存在困难，固废大量贮存对灰场库容产生压力。从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在15003000元/kWh之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。

报告建议，政策机制层面，尽快出台《碳排放权交易管理暂行条例》，尽快扩大全国碳市场覆盖范围，建立配额分配长效机制，优化监测、报告与核查制度，进一步协调完善市场机制。水电1471.9万千瓦，占比8.1%。

中电联建议，第一，建立更多维度的上网电价形成机制，促进安全保供和绿色转型。在11月8日召开的中国电力企业联合会2022年年会上，中电联发布了《适应新型电力系统的电价机制研究报告》《新能源参与电力市场相关问题研究报告》《发电企业在全国碳市场运行情况调研报告》《黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研报告》《新型电力系统调节能力提升及政策研究报告》《2021年电煤与电力供应紧张原因分析调研报告》《新能源配储能运行情况调研报告》等7项行业重大问题调研报告。三是进口煤减少和不确定性增加需国内资源支撑。电力需求侧管理作用彰显，响应能力不断提高。从储能等效利用系数看，华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域。《新型电力系统调节能力提升及政策研究报告》《新型电力系统调节能力提升及政策研究报告》显示，当前，我国正在加快规划建设新型能源体系。

四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。五是地方政府基于能耗双控的限电措施,一定程度上烘托了用电紧张气氛。

四是保障固废品质，促进综合利用。流域电源结构偏火特征明显。

从参与市场的程度来看，2021年新能源总体参与市场的比例为30%左右，各省新能源市场化上网电量比例在15%65%不等。经过一年多的运行，总体来看，全国碳市场基本框架初步建立，价格发现机制作用初步显现，企业减排意识和能力水平得到有效提高，促进企业减排二氧化碳和加快绿色低碳转型的作用初步显现。

2021年，我国部分地区出现了缺煤、限电等能源供应问题，尤其四季度以来，能源保供面临严峻挑战。新能源配储能存在的主要问题：一是新能源配储能利用率低。五是加强技术攻关，保障电力供应安全。四是CCER抵销机制方面，机制的走向尚不明确，影响企业交易决策。

经课题组调研分析，2021年用电紧张主要有以下5方面的原因：一是在宏观经济、气温因素等拉动下，用电量快速增长。五是流域大型水电站的系统调节、降碳等综合价值未充分体现，部分水电站还面临汛期浮渣问题，对安全运行产生风险。

《黄河流域电力企业生态环保成效及问题调研报告》十八大以来，党中央高度重视黄河流域生态保护和高质量发展，将黄河流域生态保护和高质量发展提升为重大国家战略。第三，建立更为有效的系统成本疏导机制，支撑新型电力系统建设。

三是交易和履约机制方面，配额缺口上限标准未发挥作用，仲裁机制缺失。为此提出建议，一是强化规划引领，统筹推进新能源发展与系统调节能力建设。

报告认为，当前电价机制存在如下主要问题：一是煤电价格形成机制矛盾突出，电煤价格长期高企，煤电基准价没有随之调整，上网电价水平难以反映煤电生产的真实成本，市场建设过程中缺乏对于煤电容量的补偿机制。从是否参与市场交易角度看，新能源占比低的地区以保量保价收购为主，执行批复电价，新能源占比较高的地区以保障性消纳+市场化交易结合方式消纳新能源。三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。新能源得到高效利用，弃电率控制在合理水平。

二是科学管理生态保护红线。二是黄河流域生态保护红线划定、调整、监管和执法的科学性合理性方面还存在一些问题。

电网跨省跨区输电通道建设加快，截至2021年底，我国跨省跨区送电能力达到3亿千瓦以上，已建成十五交十八直33项特高压工程。风电1704.2万千瓦，占比9.4%。

四是打破省间壁垒，构建多层次协同、基础功能健全的电力市场体系。经调研，目前存在问题有，系统调节能力难以适应更大规模新能源发展需要。