安徽省能源局日前回复有网友关于分布式光伏发电企业，申请发电企业注册并参与绿证交易咨询。详情如下：来信：分布式光伏发电企业，申请发电企业注册并参与绿证交易安徽能源局： 我公司在六安市有个分布式光伏发电项目，目前已完成并网发电、处于投运状态。为发挥光伏上网电量的环境价值，我公司需在电力交易中心申请注册发电企业，并将信息同步到北京电力交易中心和绿证交易中心，参与绿证交易。 但在申请发电企业注册过程中，被告知注册平台目前还未能与北京电力交易中心、绿证交易中心对接，需待完成接口对接后方可进行注册、绿证交易，请问该对接工作何时可以完成并让发电企业参与绿证交易？ 谢谢。回复部门：能源局尊敬的网友： 您好！感谢您对我省新能源产业发展工作的关心。就您咨询的布式光伏发电企业如何注册绿证账户并参与绿证交易有关有关问题，省发展改革委（省能源局）高度重视，认真开展调查研究，现将有关情况答复如下： 根据《国家能源局关于印发《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》的通知》（国能发新能规〔2024〕67号）等文件，参与绿证交易的卖方在国家可再生能源发电项目信息管理平台（jdlk.renewable.org.cn）注册账户并完成项目建档立卡后，可使用同一账户登陆国家绿证核发交易系统（gec.renewable.org.cn）申请对应项目的绿证核发，同时账号注册信息自动同步至各绿证交易平台，卖方可将所核发绿证划转到相应绿证交易平台参与交易。目前开展单独绿证交易的平台包括中国绿色电力证书交易平台（greenenergy.org.cn）、北京电力交易中心（pmos.sgcc.com.cn）、广州电力交易中心（gp.poweremarket.com），您可登陆相关平台查阅交易流程及具体规则。 再次感谢您对我们工作的关心与支持！如您需要了解更多情况或有不清楚的地方，请与省能源局新能源处联系。

储能系统最典型的特点就是其中含有存电介质——电池，而电池很重要的一个性能指标就是充放电的速度或充放电能力，常常能看到招标技术要求或电池技术参数中有一个“***C”的参数，比如"0.2C""0.3C""1C"，或"2C"，在工商业储能系统中，最常见的是"0.5C"，那么，为什么0.5C最多？1."C"是什么？C是电荷量单位库仑（Coulomb）的首字母，这个概念由法国物理学家库仑最早提出，定义的是1秒钟内通过导线的横截面积的电量。在储能电池上，C用来表示电池的充放电倍率，一般充放电电流的大小就用这个充放电倍率来表示。充放电倍率为1C，就是指储能电池可在1小时内放完全部电量；2C就是储能电池可以在0.5小时内放完全部电量。2."C"如何计算或得出？C(充放电倍率)是一个逻辑概念而非像电流(A)电压(V)那样的固定概念。例如，某个电路通过1A的电流，无论使用什么设备去测量，这个1A的电流值都是相同的。而对于1C的充放电能力来说，还与电池的具体容量有关。对于一个电量为1Ah的电池，它的1C充放电流，就是1A；对于一个电量为2Ah的电池，它的1C充放电流，就是2A。以此类推。所以，电池充放电倍率(C) = 电池充放电电流 ÷ 电池的额定容量。例如：1000mAh的电池，0.2C表示200mA（1000mAh的0.2倍率），1C表示1200mA（1200mAh的1倍率）。使用多少C这个概念，可以方便地比较2个总电池容量相同的电池，在相同条件下，其充放电能力的高低。比如两个电池都是1Ah容量，但1号电池可以做到3C，也就是可以3A的电流来充放电，而2号电池只能以0.5C，也就是0.5A的电流来充放电，那就可以直观表明，1号电池的瞬间充放电能力(充放爆发力)明显更好。3.为何0.5C最常见锂电池规格参数表中所标的"S"表示串联（String），"P"表示并联（Parallel），电池(电芯)通过串联来提高电压，通过并联来提高放电电流。那么，按照上面所述，电池的充放电倍率究竟多大合适？这就一定要清楚充放电倍率C的值大小，对电池到底有哪些影响？实际上，虽然我们需要瞬时电池能展现出很强的充放电能力，但如果C值过高，对电池的使用寿命是有较大影响的。具体来说主要有以下3点：① 导致极化和内阻增加‌：充放电倍率越大，电池内部的极化和内阻增长越快，导致电池存储能力下降。‌② 导致‌活性物质和Li+的缺失‌：充放电倍率越大，活性物质和Li+的缺失速度越快，导致电池容量衰减。③ 导致‌电解液消耗‌：充放电倍率越大，电解液的消耗量增加，进一步影响电池寿命。锂金属电池组成锂金属电池一般使用二氧化锰(MnOer)作为正极材料、金属锂或锂合金金属作为为负极材料、使用专用的非水电解质溶液。锂离子电池基本原理放电反应：Li+MnO₂=LiMnO₂充电反应：LiCoO₂+6C=Li(1-x)CoO₂+LixC6充放电倍率过大对电池寿命有影响，所以不宜设得过大；当然C过小也不行，例如0.1C，0.2C，0.3C这几种在铅酸类电池上常见的倍率，充电电流小，速度也慢，虽然对电池的保护更好，但在国家电网有峰谷平的时段以获取峰谷价差收益为主要目的的工商业储能项目中，明显会降低相同时间段里充放电的KWh数，从而降低了每日的收益，拉长了回本周期，所以也不宜。综合来看，选择0.5C的充放电倍率，既考虑到了电池的充放电能力，又考虑了保护电池的使用寿命，同时还考虑了兼容峰谷时段，例如对于209KWh或215KWh的单柜系统，搭配100KW的PCS，2小时可以充满或放完，与各地电网公司划定的峰谷时段长度较为贴合，刚好可以在相应时段内执行充放，功率不浪费，时间也不太浪费，还可以获得预期的收益，是合理的。

导语在2015年新一轮电改之前，我国电价主要由政府主管部门核定，这种定价方式在很长一段时间内保障了电力的稳定供应和公共利益。但随着经济社会环境日趋复杂，政府定价模式已经无法及时、有效地反映市场供需关系，不利于电力资源的有效配置。因此，电价市场化成为我国电力体制改革的核心内容之一。本文将追溯我国电价市场化的演变历程，并解析现行电价体系的构成方式。我国电价体系的演变脉络我国电价市场化进程最早可以追溯到第一轮电力市场化改革。2002年4月国务院发布《电力体制改革方案》，将电价划分为上网电价、输电电价和配电电价以及终端销售电价，上网电价由政府定价和市场竞价组成，但从实际执行效果来看，依然缺乏有效的市场竞争机制，也未建立合理的输配电价标准和核定方法。2015年，我国启动新一轮电改，建立了“放开两头，管住中间”的改革框架，其核心指导思想是要对输配电环节进行政策性强监管，在发电侧、售电侧减少政府干预、推动市场竞争。在这一改革框架下，我国全面推进输配环节电价的单独核定与发售环节电价的市场形成机制。此后，电价方面的多次调整都是在2015年电改框架下推进的。（一）2015年之前：发用电价格由政府核定，输配电价缺位2015年之前，我国电价主要有发电侧上网电价和用户侧销售电价两类，价格形成机制以“计划模式”为主，长期实行政府定价，即发电侧上网电价执行政府按照发电机组类型、分地区核定的标杆电价；用户侧用电价格执行政府核定的目录销售电价；输电环节没有明确的价格，电网企业的盈利主要来自购售价差。图1  2015年前电价体系示意图（二）2015年：发用电价格开始放开，输配电价单独核定2015年，我国启动新一轮电力市场改革，中央发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，提出要“管住中间、放开两头”，明确输配电价单独核定，并推动发售环节电价由政府定价向市场定价转变。但由于发售环节放开程度有限，我国电价机制也进入了“计划电”与“市场电”双规并行的时代。图2  2015年-2021年电价体系示意图（三）2021年：煤电、工商业用户全面实行市场定价2021年，煤价大幅上涨引发大规模缺电问题，笔者理解其原因在于价格变化未能有效传导，煤电上网电价无法及时随煤价上涨调整，用户用电价格市场化程度有限且长期只跌不涨的情况，导致煤价上涨的成本无法向下游终端用户传导，煤电企业陷入大面积亏损状态，出力意愿降低。在此背景下，我国进一步放开了电价限制。2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，在发电侧推动燃煤发电原则上全部进入市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；用户侧明确要有序推动工商业用户全部进入电力市场（部分用户以代理购电形式参与市场），取消工商业目录销售电价。图3  2021年-2023年电价体系示意图（四）2023年：第三监管周期输配电价核定，对部分细节做了调整，线损和系统运行费用单列我国自2015年开启新一轮电力体制改革以来，输配电价已历经两轮改革。2023年，我国启动了第三监管周期输配电价核定，国家发展改革委印发《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》，明确将系统运行费用、线损费用单列。工商业用户电价由市场化方式形成的上网电价、输配电价、线损折价、系统运行费、政府性基金及附加组成。图4  2024年至今电价体系示意图我国现行电价机制及构成方式电价市场化进程是一个循序渐进的过程。在这一过程中，用户侧（工商业用户）形成了含上网电价、输配电价、线损折价、系统运行费和政府性基金及附加的多元电价体系。这一电价体系中的不同电价科目形成方式不同。上网电价已基本形成由市场决定价格的机制，但也存在部分非市场化电源仍以政府定价为主；输配电价以三年为周期由政府核定；线损折价与各网省线损率相关；系统运行费各省明细不同，价格也不同；政府性基金及附加由政府核定。下面，本文将逐一阐述不同电价科目的形成方式。（一）上网电价上网电价是我国电价市场化改革的核心环节之一。随着电改的推进，我国上网电价已经逐步从政府定价向市场定价转变，但仍存在两种定价机制并存的情况。上网电价执行政府定价的主要是优先发电机组，包括承担调峰调频、电压支撑、基荷任务的各类火电机组，以热定电机组和部分新能源发电、水电、核电，以及跨省跨区送受电机组。执行市场定价的主要是已经参与市场化交易的发电机组，市场化机组的价格形成方式主要有双边协商、挂牌交易、集中竞价等。其中，双边协商由购售双方自行约定交易价格和交易电量；挂牌交易由一方通过交易平台将交易电量、交易价格等信息对外挂牌，另一方摘牌则交易成立；集中竞价是根据购售双方申报曲线、按照边际出清方式形成市场价格，当前由于电力市场仍处于完善过程中，用户侧还可以以报量不报价的方式参与竞价。图5  集中竞价边际出清价格示意图（二）输配电价输配电价自2015年新一轮电改起（实际2014年开始）明确按照“准许成本加合理收益”（即准许收入）原则进行核定。由于各省电网成本不同，输配电价需要分省核定。各省级电网输配电价核定一般以三年为周期。各省级价格主管部门预先核定电网企业输配电业务未来三年的准许收入，再以准许收入为基础核定分电压等级和各类用户输配电价。1、准许收入核定各省级电网输配电准许收入按照“准许成本+合理收益”的原则，根据电网的投资建设情况和必要合理的成本费用水平核定。理论上输配电准许收入由准许成本、准许收益和税金构成，具体涉及薪资、投资建设、运维、科研投入等多方面。准许收入=准许成本+准许收益+税金2、输配电价计算输配电准许收入核定后，可以根据省级电网预估的未来三年内发生的用电量核定输配电价。输配电价=准许收入÷预估用电量但由于用户侧电压等级不同，享受的输配电服务也不同。电压等级越低的用户，享受输配电服务时涉及的电网环节更多，其对应的成本更高。因此，输配电价根据用户电压等级分别定价。各电压等级输配电价=该电压等级总准许收入÷本电压等级的预估电量图6  输配电价分电压等级核定示意图3、输配电价调整在三年核价周期内，由于实际用电量与预估电量通常存在偏差，电网企业的实际输配收入与核定输配收入存在差额。差额部分原则上计入下一监管周期进行统筹处理。因此，在计算未来三年输配电价时，需要考虑上一周期的损益或盈余。输配电价=（准许收入+上一周期盈亏）÷预估电量图7  输配电价调整示意图（三）线损线损是从发电到用电，电能量运输过程中损耗的部分，包括线路、变压器等电力传输过程中发生的各类损耗。线损费用在前两个输配电价核定周期都是包括在输配电费之内，2023年第三个输配电价核定周期开始，列为电价构成中的独立项，上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。线损折价=上网电价×综合线损率÷（1-综合线损率）注：综合线损率由各电网企业统一核算。（四）系统运行费用系统运行费一般包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等，不同省份明细不同。各项费用根据预估电量进行折价计算，汇总形成系统运行费用价格。图8  系统运行费用折合度电水平示例（五）政府性基金及附加政府性基金及附加按政府核定标准执行，目前主要包括重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持资金、可再生能源电价附加等。结语从我国电价的演变脉络和构成方式来看，我国电价机制仍处于从政府定价向市场化竞价模式转变的过渡阶段，市场“看不见的手”和政府“看得见的手”共同发挥着调控作用，协调着电力资源的高效配置和公平利用。未来，随着电力市场竞争机制的完善，市场在电价形成中将发挥更大作用，同时政府也将继续加强监管和调控力度。

随着我国工业产业的不断发展，环境保护与能源供应的矛盾日益突出，作为可再生清洁能源的太阳能光伏发电得到大力发展，近年来我国光伏发电装机总量稳居全球第一。但受土地资源紧缺影响，分布式光伏电站因接网便利、场地灵活等特点，近年来发展迅速，越来越多的工商业厂房屋顶开始安装分布式光伏发电站。今天小编就带您了解分布式光伏项目的五种投资运作模式，快来看看哪种更适合您？企业自投模式企业为自有厂房屋顶投资分布式光伏项目，通过设计、采购和施工招标，确保项目由具备专业资质的工程总承包公司负责实施。在电站的前期建设及后期运维阶段，企业将精心选取具备专业能力的光伏企业，确保项目顺利进行。此类投资不涉及项目融资环节。银行贷款绿色光伏贷是商业银行特别针对分布式光伏项目而设计的贷款产品，其借款人群体广泛，既包括个体业主，也涵盖光伏企业。此类贷款的资金主要用途在于覆盖光伏电站成套设备的购置费用，而还款来源则主要依赖于家庭收入、国家补贴以及余电上网所获得的收益。据海南省绿色金融研究院的初步统计，截至目前，已有19个省市的121家银行成功开展了绿色光伏贷业务。融资租赁在项目的起始阶段，业主与光伏产品制造商进行协商，确定所需的组件产品数量、规格等关键参数。同时，业主将与融资租赁公司签订明确的租赁协议。根据协议内容，租赁公司将负责购买所需的设备，并交由业主进行电站的建设。待电站建设完成后，业主将通过获取电费收入来支付融资租赁公司的租金。融资租赁的形式主要包括直接租赁和售后回租两种。在直接租赁模式下，租赁公司承担了项目建设期的全部投资，从而显著减轻了业主在初期阶段的经济压力，有效解决了初期融资的难题。这一模式尤其适用于拥有自有厂房的工商业企业。在整个过程中，光伏开发运营企业主要负责发电设备的采购、发电装置的安装以及与业主用户签订运营维护协议。通常情况下，这些企业并不直接持有电站的所有权。第三方投资运营投资方与企业主签署《屋顶租用合同》及《购售电协议》，规定投资方将负责出资建设屋顶光伏项目，并约定给予企业主在其光伏发电自用部分享受折扣电价的优惠。在此模式下，投资方将获得显著的收益，而企业主则仅限于享受由折扣电价所带来的经济利益。关于碳收益的分配，需由双方根据合同条款进行明确约定。投资方亦可以厂房租赁的形式每年就厂房屋顶面积及其租赁价格将向企业主支付一定的租赁费用，而企业主将仅获得由租赁产生的经济收益。对于碳收益的分配，亦需双方依据合同条款进行明确约定。政府特许经营分布式光伏政府特许经营模式是一种政府与私营部门合作的模式，旨在促进分布式光伏项目的开发、建设和运营。这种模式下，政府授予私营企业或项目公司一定期限内的特许经营权，以利用政府资产（如公共建筑的屋顶）来建设光伏电站。政府或公共机构将选定的屋顶资源的使用权授予项目公司，允许其在一定期限内建设和运营光伏项目；项目公司需向政府支付特许经营费，这可能是固定的费用，也可能是基于项目收入的一定比例；项目公司负责光伏电站的全部投资、设计、建设和调试工作，确保项目按时完成并达到预定的技术和性能标准，同时负责光伏电站的日常运营和维护，确保其高效、安全地运行，并承担相关的运营成本。