“唯有入市才能生存，新能源别无选择。”在外界看来，新能源发展前景一片大好，但是身处其中的人，已经感受到危机四伏，在近一年上百次新能源大大小小的会议上，不少业内人士如此感叹，“求生是当前新能源产业第一要务”。 从十年前欧美“双反”到绝处逢生，中国新能源产业几经沉浮。从90%的原料依赖进口、90%的核心技术不在手里、90%的产品出口到欧美“三头在外”的窘境，到如今占据全球主导地位，中国新能源发展实现了历史性跨越。内需同样强劲。2005年，国内新能源装机容量约338万千瓦，不足电力装机的1%。在“双碳”目标驱动下，新能源投资冲动前所未有。中电联日前发布的报告显示，并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在今年二季度至三季度首次超过煤电装机，2024年底达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右。 在硬币的另一面，如此增速和体量的新能源大规模并网，给电力系统的安全性和经济性带来极大挑战，系统的备用成本与日俱增，电力电量实时平衡问题越来越难，部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将下降。 中国新能源产业仿佛回到十年前内外暴击的危机时刻。4月以来，欧美“双反”风暴再起，国内内卷加剧、价格战等变动接踵而至，二级市场也传来阵阵“寒气”，仅从百亿市值级别的光伏上市企业来看，当前的市值总和高点已跌去超万亿元。 “无现货、不市场，不市场、难风光”，新能源的“病”需要电力市场“治”。可再生能源发电的不确定性、波动性和间歇性以及逆调峰等特性，使得在传统电源结构下得心应手的计划调度方式，越来越难以应对可再生能源高渗透率新型电力系统运行的挑战。建设多层次协调统一的电力现货市场体系，是一个集技术、经济、管理于一体的难题，也是全国统一电力市场总体规划的核心问题。 价格机制是新能源发展的核心。初期，计划模式推动了新能源规模化发展，随着新能源装机猛增，计划模式难以为继，其价格机制也随之向市场化电价机制过渡。从当前实践结果看，新能源不入市，相当于其他入市主体替其承担平衡责任，并且无偿提供可靠性、调节价值等，继而造成价格信号扭曲、省间交易壁垒、有效容量不足等问题，最终影响“双碳”目标的实现；而入市好处多多，“保供应、促消纳”的作用已被各大现货试点验证。 但推进过程难言顺利，业内用“巨婴断奶”来调侃推动新能源入市的种种不易。除了相关利益方不愿走出“襁褓”的依赖心态，也有配套市场机制不健全等风险，这些都是政策设计者需要不断权衡的命题。在系统规划缺位的情况下，新能源投资逐渐失控，与实际供需已严重脱节。逆境求变、爬坡过坎，只有将价格信号贯穿新能源发展的始终，加快规划机制变革，才能避免重蹈十年前的覆辙。 逆境求变 计划模式难以为继 入市交易大势所趋 回顾我国新能源产业二十余年的发展轨迹，如过山车式大起大落。与发展轨迹相匹配的，是新能源价格机制的变化。从实践结果看，当前电价机制已无法适应新发展阶段的现实需求，入市交易的呼声与日俱增。 本世纪初前十年，是我国新能源产业的开荒之时。《可再生能源法》于2006年出台、2009年修订，新能源实行固定电价的补贴政策，也就是标杆电价阶段，全电量保量保价，补贴资金来源于随电价征收的可再生能源电价附加，2012年后补贴资金纳入政府性基金管理。 2012年，欧美多轮“双反”围剿，叠加国内产能过剩，近九成多晶硅企业停产，新能源产业命悬一线。痛定思痛，政府出台利好政策培育国内市场，2015年启动新一轮电力体制改革，中发9号文的配套文件明确将“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电”纳入优先发电。优先发电沿袭了《可再生能源法》保量保价原则，新能源不参与市场竞争。 计划模式推动了新能源规模化发展。据业内人士雷双（化名）介绍，2009～2017年，风电新增装机容量年均增长率高达138%；2011—2017年，光伏发电的新增装机容量年均增长率达到228%。 然而，计划模式的弊端开始显现，出现了典型的合成谬误，即从各个政策制定部门来看，政策出发点都是好的，但当这些政策同时实施时，可能导致与预期相反的结果。一方面，新能源欠补“窟窿”越来越大。中电联报告显示，截至2019年底，我国补贴拖欠额合计为3273亿元，导致政府信用受损。财政部公布的数据显示，截至2021年6月，中央财政已累计拨付补贴资金超过6000亿元。“另一方面，新能源补贴资金来源于全国工商业电价加价，无需地方财政补贴。地方政府拉动GDP提速，出现了‘投资地方请客、补贴中央买单’的资源配置现状。同时，新能源发电成本逐渐降低，但电价调整严重滞后，进一步加大了投资吸引力。”雷双说。 形势逼人，我国全额保障性消纳开始和市场化消纳“双轨并行”，新能源进入竞价和平价阶段。政府相继出台政策，新能源电价经历从全电量保量保价，到“保障小时数”内保量保价，再到“保障小时数”逐渐减少三个阶段。 2020年“双碳”目标提出后，新能源的投资冲动前所未有。“十四五”时期，我国新能源进入新的发展阶段。有媒体曾用“风光大跃进”来形容近几年高歌猛进的新能源。以光伏为例，2021—2023年，其新增装机分别同比增长13.9%、59.3%、148.1%。 可是，新能源大规模并网，给电力系统的安全和经济性带来极大挑战，叠加国际形势波诡云谲，多重矛盾聚集，铺陈出一条自然而清晰的产业逻辑——新能源入市迫在眉睫。 典型事件有二，一是沸沸扬扬的不平衡资金事件。2020年，某电力现货试点近四天产生了近亿元不平衡资金，一时间舆论哗然。在主管部门后续发布的通知中表示，不平衡费用由优先发电计划部分分摊，其中新能源分摊占比23%。二是，新能源高比例发展给电力系统带来了巨大的消纳与保供压力，日前“95%消纳红线要放开”的猜测在各大自媒体持续发酵，从侧面体现业内“苦全额消纳久矣”。 2022年，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“有序推动新能源参与市场交易”。 为什么新能源入市是必选项？中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽告诉记者，就2030年建立全国统一电力市场体系目标看，新能源不入市，必然会限制其未来增长空间，既影响实现非化石能源占比目标进程，也不能为国内风光制造业提供基础支撑。 求实能源技术（深圳）有限公司总经理蒋江进一步指出：新能源不入市，相当于其他入市主体替新能源承担责任，如果其规模小，影响或许不大。但新能源已具备相当规模，不入市已造成价格信号扭曲，比如前几年煤电大幅亏损，根本原因在于，煤电承担了能源转型的系统成本，继而导致电力系统缺乏有效容量，保供压力陡增。比如某省为了完成新能源消纳指标，相当比例的火电在没有报价的情况下被强制出清，进一步扭曲了价格信号。 新能源入市，将产生积极的内生效应。于新能源自身而言，国外新能源直接参与电力市场时，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，以获得消纳权限。于整个系统而言，新能源入市能更全面、更真实地发现供需，更好地实现资源配置。 另据电网企业相关部门统计，试点现货市场“保供应、促消纳”作用日益凸显。例如，山西、山东、甘肃去年迎峰度夏期间机组非停率降至2%，为历史最好水平；现货谷段低价有效促进新能源消纳，山东在用电量同比增长5.6%的情况下，新能源发电量同比增长29%；现货分时电价有效引导科学用电，甘肃现货市场运行后，日最大负荷出现时间由晚间新能源小发时段移至午峰新能源大发时段，用电曲线更贴近新能源发电特点。 具体而言，在缺乏有效价格信号指引的情况下，行政指令难以匹配新能源的高频变化，调度与负荷管理工作难以对症下药，甚至进一步恶化供需形势。电力现货市场发挥“信号灯”和“指挥棒”的作用，通过价格信号实现资源优化配置，有效保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。比如，去年“五一”期间，山东电力现货市场出现“连续22小时负电价”。负电价本质上是对市场供求关系的反映，也释放了电力供应出现阶段性过剩的信号。 转变之路 配套机制亟需健全 界定明晰经济责任 对电力系统而言，新能源入市看起来大有裨益，但推进过程却很艰难。 雷双坦言，新能源入市的第一道阻力来自新能源企业，入市要承担一系列责任和价格风险，不如“旱涝保收”的日子舒坦，所谓“进也忧、退也忧”。 据了解，入市与未入市的新能源，差异仅在于90%的实际发电量，是以日前价格结算，还是以基准价结算。时璟丽进一步指出：“变化大头是电能量收入，其中既涉及价也涉及量，除了市场形成的上网电价外，偏差电量还要承担相应价差。总体看，光伏发电出力时间集中，在光伏发电达到一定渗透率地区，项目自身无调节能力情况下，大概率收益下降；风电总体收益增加或减少都是可能的。” 根据交易咨询公司兰木达技术有限公司统计，分析山东电力市场自2021年12月至2023年9月的数据发现，优先结算收入每降低10%，风电收益平均减少6.93元/兆瓦时，光伏平均减少17.60元/兆瓦时。 刘武林（化名）认为，首先要明确一点，入市收入波动，正是还原了新能源电力的真实价值。好比一件商品原本单价200元，政府扶持后变为500元，进入市场后还原商品属性又变回200元，这“消失”的300元并不是其应得的钱。再者，在电能量市场，电是同质的，新能源发出的电并不比煤电发出的电“高贵”，新能源的环境价值通过绿证实现，两个不同维度的价值将在不同的市场发挥作用，混为一谈难免鸡同鸭讲。 在新能源入市之后，尽管电量优先消纳，但配套政策不健全，加剧了新能源的价格风险、曲线风险和偏差风险。其中，电力中长期市场流动性不足，是新能源入市面临的重要问题之一。 当前的中长期市场，年度批发和零售合同按照价差模式一次签订完毕，电量比例约达85%，且量价全年锁定、双边合同无法变更。部分政策设计者仍然沿用计划思维，强行要求现货市场向中长期交易结果靠拢，以实物性质按照曲线签约。 雷双指出，在现在的技术水平下，新能源无法准确预测未来出力，实际出力曲线与合同约定的曲线偏差较大，而且相对灵活的期货交易还未被允许开展，当新能源出力不足时现货价格比较贵，欠发电量高买低卖，降低了新能源最终结算电费。此前甘肃电力市场曾要求新能源企业签订不少于90%电量的中长期合约，引发市场主体集体反对，虽并未强制执行，但一定程度上说明，现在的中长期交易机制并没有为新能源起到真正的“避险”作用，反而是新能源最大的风险来源。 换言之，假设新能源企业与用户在某时段签订了中长期合同，约定100万负荷，价格为0.3元/千瓦时。如果发电量没有偏差，即按照0.3元/千瓦时结算使用电量。但约定日时段无风或者阴天，出力只能达到40万千瓦，另外60万千瓦需要在现货市场上购买履约，恰好此时的现货价格1元/千瓦时，而用户依旧按照此前签好的0.3元/千瓦时批发价结算，相当于新能源企业每度电都要亏损0.7元。 除了中长期市场，现货市场本身也需要进一步深化改革。业内人士刘武林说：“现货市场尚未大规模引入电力用户，还是单边模式。说白了，发电侧‘自己玩’零和博弈，一定程度上加深了新能源和其他发电主体的矛盾。” 还有备受瞩目的大基地，亟需通过市场化方式进行资源的大范围优化配置，明晰界定经济责任，加快全国统一电力市场体系以及新型电力系统建设。 自2021年来，我国每年都会发布一批大型风电光伏基地建设项目清单，截至目前已经印发三批次的项目清单，据统计其装机规模分别约为1亿千瓦、4.5亿千瓦、1.5亿千瓦，大基地项目又细分为“风光大基地”与“沙戈荒”项目，其中风光项目规模约为2亿千瓦，沙戈荒项目规模高达4.5亿千瓦。大基地项目投资巨大，均配套特高压项目，以外送优先计划为主。 在原有的跨省跨区送电项目中，电源类型主要以燃煤发电为主，成本相差不大。但大基地项目以新能源为主，一般占据项目总容量的70%以上。新能源本身具有就地消纳属性，与远距离送电方式发生冲突，在叠加输电费用后，新能源送电成本显著增高，相比受端新能源并不具备竞争力。

5月14日，国家发展改革委、国家能源局《电力市场运行基本规则》（以下简称《基本规则》）正式出台。由此，我国建设全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”终于落地。 自2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重大幅提升。2021年11月召开的中央全面深化改革委员会第二十二次会议要求，健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。 近年来，各地市场建设取得积极成效，但建设过程中依然存在堵点、难点问题。在今年初国家能源局举行的例行新闻发布会上，有关负责人表示，一些地方存在不当干预市场行为，部分地方存在电力省间壁垒问题，各层次电力市场衔接还不顺畅。各地制度不统一、地方保护等问题，制约着电力资源利用效率的提升和电力市场的发展。 《基本规则》的发布，让“摸着石头过河”的统一电力市场建设有了“顶层设计”，也有了“统”的标准和“治”的依据。 “统”强调的是统一规划和统一标准。《基本规则》明确提出，由国家统筹推进全国统一电力市场体系建设，推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，做好各类市场之间的衔接。 随着新型能源体系建设的纵深推进，电力市场中各方主体的诉求发生了很大变化，《电力市场运营基本规则》（原国家电力监管委员会令第10号）有关内容亟待适应电力市场新发展需要。 “统”的一项重要任务在于打破跨省跨区电力交易壁垒。正如“车同轨，书同文，行同伦”的重要意义，《基本规则》调整了市场范围、运营机构和交易主体，规范了电力市场成员构成、完善了市场交易类型，明确了多个电力交易类型的定义和方式。全国电力市场建设由此有了稳固的“地基”，为打通全国各地电力市场大循环奠定了基础，提振了市场信心。 “治”强调的是风险防控和严格法治。面对市场波动风险、安全风险和信用风险，对其进行识别、评估和有效应对也要进一步强化。衔接第10号令，《基本规则》细化了风险防控和监管相关要求，进一步明确了政府部门、电力监管机构、市场运营机构在风险防控和监管方面的职责。 不以规矩，不成方圆。《基本规则》明确任何单位和个人不得非法干预电力市场正常运行，不得实施地方保护、市场分割、制定交易、区域壁垒等妨碍统一市场和公平竞争的政策，如有违反，按照有关规定处理。 这也意味着，电力市场的规范运行和有序发展有了规章政策依据，也为今后《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》《电力辅助服务市场基本规则》等一系列规范性文件的修订和出台提供了更加清晰的上位法依据。 在统一的基础上加强治理，在治理的过程中不断完善统一，电力市场的健康有序发展指日可待。《基本规则》抓住了电力市场发展的必然要求，把握“统”和“治”，为新型能源体系建设奠定了良好基础，也为加快全国统一大市场建设提供了实践经验。

近日，《时事报告》发表国家发展改革委党组成员，国家能源局党组书记、局长章建华的署名文章，详细阐述了新时代以来我国新能源发展取得显著成就，提出要准确把握我国新能源高质量发展面临的新形势，表示要以更大力度推动新能源高质量发展。 新能源发电总装机占比超50%，已成全国电力装机主体，已投运储能31GW 我国新能源装机规模大，连续多年稳居世界第一，约占全球的40%，是美国、欧盟和印度三个国家（地区）之和。 截至2023年底，全国新能源和可再生能源发电装机突破15亿千瓦、达到15.2亿千瓦，历史性超过火电装机，成为电力装机的主体，在全国发电总装机中的比重突破50%。其中：风电光伏发电装机突破10亿千瓦、达到10.5亿千瓦，在全国发电总装机中的比重达到34%，超过1/3。分品种看，水电（含抽水蓄能）4.2亿千瓦、风电4.4亿千瓦、太阳能发电6.1亿千瓦，分别连续19年、14年、9年稳居世界第一，分别约占全球的30%、43%、42%。此外，多种清洁能源和新型储能加快发展，截至2023年底，全国生物质发电装机达到4414万千瓦，地热供暖（制冷）达到13.3亿平方米，全国已投运的新型储能装机3139万千瓦。 风电光伏仍是新能源发展的主体，储能和氢能是新能源发展的必要支撑。 风电光伏仍是新能源发展的主体。据测算，我国风电的技术可开发量超过100亿千瓦，光伏发电的技术可开发量超过450亿千瓦。2060年前实现碳中和，我国风电光伏装机规模将达到50亿千瓦以上，约是目前装机总量的5倍。各主要经济体在扩大风电光伏装机规模的同时，重点围绕降本增效开展技术攻关。美国和欧盟均积极推动钙钛矿、硅基光伏等技术创新，同时注重风电向远海高空、大型化、智能化发展。 储能和氢能是新能源发展的必要支撑。风电光伏发电间歇性、波动性大，大规模、高比例接入需要储能等调节性电源作为支撑，从而平抑或减少风电光伏发电出力不稳定的影响。新型储能可以在电力需求低谷时储存多余的电能，在电力需求高峰时释放，从而平衡日内电网负荷。氢能是清洁高效的二次能源，既可直接应用于交通、工业等领域，也可通过电解水制氢转化为稳定的化学能并长周期储存，在电力系统需要时再次发电，助力提升我国能源系统的整体效率。 多元融合是新能源发展的重要趋势。随着新能源快速发展，能源生产消费向集中式与分散式并重转变，以新能源为主的综合能源服务将广泛提供电力、制冷制热、储热等能源服务，形成源网荷储一体的绿色供能用能模式。同时，燃机掺氢发电、煤电掺氨发电等新能源和传统能源互补使用技术的经济性有望逐渐提升，通过掺氨、掺氢对煤电和气电进行燃料替代，将有效提升降碳减碳效果。 以更大力度推动新能源高质量发展，推动新型储能多元化高质量发展。 以更大力度推动新能源高质量发展是一项长期的系统工程，必须统筹谋划、协同配合，加大创新、深化合作，持续推动新能源技术进步和产业发展。 抓紧建设新型电力系统。科学规划、有序推动抽水蓄能电站建设，推动新型储能多元化高质量发展，积极开展火电灵活性改造。加快特高压柔性直流输电技术创新应用，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，开展配电网高质量发展专项行动，研究提升电力智能调度水平，发挥储能的系统调节作用，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。

今年2月召开的中央全面深化改革委员会第四次会议指出：“要坚持用改革开放这个关键一招解决发展中的问题、应对前进道路上的风险挑战。”“要科学谋划进一步全面深化改革重大举措，聚焦妨碍中国式现代化顺利推进的体制机制障碍，明确改革的战略重点、优先顺序、主攻方向、推进方式，突出改革问题导向，突出各领域重点改革任务。改革举措要有鲜明指向性，奔着解决最突出的问题去，改革味要浓、成色要足。要充分调动各方面改革积极性，进一步凝聚改革共识，举全党全国之力抓好重大改革任务推进和落实，广泛听取各方面意见和建议，及时总结基层和群众创造的新鲜经验，激励广大党员、干部担当作为，推动形成勇于创新、真抓实干、开拓奋进的浓厚改革氛围。”这是中央对进一步全面深化改革的最新表态，显示了中央的坚定决心和信心。可以肯定地说，新一轮改革的浪潮即将到来，电力行业不应当、也不可能被排除在外。此前，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号），要求继续“深化电力体制机制改革”。这不是套话、空话，而是表明配电网的高质量发展同样离不开改革这个“关键一招”。 推动配电网高质量发展需要有责任主体 我国配电网的建设和发展一直存在两个问题：一是新型电力系统的各种新业态、新模式，难以在配电网内落地。比如，微电网、分布式电源市场化交易（隔墙售电）等，很早就被提出来了，国家层面为此印发过多个支持和指导性文件，但推动多年的结果与预期差距很大。二是从《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）开始，直到《关于深化电力体制改革加快新型电力系统构建的指导意见》（中办发〔2023〕47号）止，中央及各部委印发过若干文件，要求“有序向社会资本开放配售电业务”“放开配电领域投资和市场准入”，但时至今日，从增量配电改革的情况看，投资配电网的社会资本不仅难见增长，反而出现减少的趋势。尽管在新型电力系统的构建中，配电网的发展越来越受到重视，但上述两个突出问题始终未能得到解决。仔细分析目前的市场化改革环境和配电网建设的实际情况不难发现，我国配电网的高质量发展还存在另一个严重问题：缺少明确的责任主体。《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》对于如何“建立健全工作机制”“压实各方工作责任”，明确了很多相关规定，但并未说明谁是配电网高质量发展的责任主体，不能不说是一个缺憾。在传统配电网向新型配电网转变的过程中，需要做的工作很多，如果没有一个敢于担当的责任主体，统筹谋划，久久为功，配电网的高质量发展是不可想象的。谁是配电网高质量发展的责任主体？显然，只能是企业，而不应是政府主管部门。通常认为它非电网企业莫属，其实不然。首先，由于输电网是电力系统的枢 纽和安全稳定的基础，具有全局性的影响力，电网企业无论过去、现在和将来都必须将输电而非配电作为自己的主要业务与工作重点。其次，配电网内源网荷储一体化的微电网、车网互动、分布式电源市场化交易等新业态和新模式，均与电网企业自身的利益相冲突，电网企业缺乏主动支持和配合的动力。此外，按照《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的规定，电网企业要改变经营方式、重新定位企业功能，不能建设和经营涉及发电和售电的项目，限制了电网企业自身能力的发挥。因此，在目前的电力体制下，电网企业无法承担起推动配电网高质量发展的主体责任。输电网和配电网是电力系统两个功能和特性均不相同的环节，在市场经济和构建新型电力系统的背景下，它们应当有各自对应的企业，分别承担起推动两者高质量发展的主体责任。成为具有法人资质的市场主体，是配电企业承担起主体责任的前提。因为只有拥有自主经营权后，配电企业方可通过政府特许经营方式充分吸引社会资本，实现配电网投资多元化，同时最大限度发挥主观能动性，因地制宜，百花齐放，推动各种新业态、新模式蓬勃发展。目前，我国除少量属于地方的配电企业及部分增量配电企业外，绝大部分配电网都不具有法人资质，这与配电网高质量发展要求不相适应。若通过体制改革，使所有配电网都成为具有法人资质的市场主体，必然产生由量变到质变的飞跃，配电网高质量发展中存在的诸多问题均可随之得到合理解决。 分步骤按不同模式进行输配体制改革 一、方案设想配电企业要成为具有法人资质的市场主体，输配分开显然不可避免。可以考虑通过两个步骤，根据不同情况以不同模式实现输配分开。第一步，实现法律层面的输配分开。按市或县成立多个具有独立法人资质的配电子公司，与原来的省电网公司形成“一母多子”关系。作为法人实体和市场竞争主体，配电公司拥有自主经营权，既可以经营售电业务，也能够参与供区内的新能源发电项目建设，享有竞争性企业应有的权利，真正承担起配电网高质量发展的主体责任。由于配电企业与原来的电网企业仍存在资产纽带关系，按此模式进行输配分开改革，难度最小。尽管配电网高质量发展的结果仍有待于实践检验，但可以肯定的是，这一改革有利于提高整个电网的科学化、精细化管理水平，促使输配企业各自聚焦主业，从而有效控制和降低输配电网的投资和运行成本。第二步，在第一步实践的基础上，允许各地根据实际情况，在法律和产权分开两种模式中作进一步选择。比如，西部的新疆、西藏、内蒙古、青海等省级电网，可继续保持法律上分开模式。中东部省级电网则可以进行输配产权分开改革，即输电网仍由央企经营，配电网事权划归省政府，实行政府特许经营制。允许并积极吸引民营资本参股或控股部分配电企 业或配电项目，鼓励央属发电集团参与建设和运营配电网，加上新成立的和原来的地方配电企业及增量配电企业等，形成配电领域投资多元，大、中、小企业并存的格局。 二、有关说明输、配电网的界线具有相对性，根据我国电网的实际情况，可以规定电压220（330）千伏及以下的电网为配电网，500千伏及以上的电网为输电网。输配分开改革应遵循“四个有利于”原则：有利于打破垄断，形成比较竞争格局；有利于压实责任，充分调动地方和企业的积极性；有利于吸引社会资本，实现配电投资多元化；有利于推动新型电力系统新业态、新模式健康发展。与第二步输配分开改革相应的输电体制，宜采取国家输电公司+区域输电公司+省级输电公司的方案。其中，国家和区域输电公司均为独立法人实体，省级输电公司可为相应区域输电公司的子公司，亦可为分公司。国家输电公司主要负责投资、建设和运营跨区域输电网，从技术上指导、协调各区域电网电力电量平衡，为国家电力市场交易提供技术保障和服务等。区域输电公司负责投资、建设和运营相应的区域输电网，指导、协调或统筹各省电网电力电量平衡，为区域电力市场交易提供技术保障和服务。区域输电公司的数量，可根据历史沿革和同步电网的实际情况，按有利于比较竞争的原则合理确定。不可否认，电网体制改革方案事实上存在着下策、中策和上策的区别。下策，即维持现有输配合一、一网独大体制不变，仅以分离售电业务为改 革目标。中策，是在下策的基础上，从法律上实现输配分开，配电企业成为具有法人资质的市场竞争主体。上策，即完整实现上述第二步改革方案，中东部地区配电网事权划归地方政府，同时实行分层分区的输电网管理体制。该方案之所以为上策，是因为它符合电网的分层分区平衡规律，符合新型电力系统的发展趋势，符合我国电网的大国国情，符合电力市场化的改革方向，所形成的合理电力市场结构可为配电网及新型电力系统的高质量发展提供保障。 提高自平衡能力是配电网高质量发展的基本任务 《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》指出，新型电力系统的构建将“推动配电网在形态上从传统的‘无源’单向辐射网络向‘有源’双向交互系统转变，在功能上从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。”由此可见，有源化、局域化是配电网的发展方向，而提高自平衡能力则是配电网高质量发展的基本任务。理论和实践表明，为有效应对新能源随机性、波动性带来的挑战，新型电力系统的构建需要寻找和建立新的电力电量平衡模式。传统电力系统平衡模式的基本思路和特点：一是自上而下，“电从远方来”，电源高度集中，潮流单向流动；二是强调统一调度，统一平衡，分层分区的范围越来越大；三是源随荷动，电源的建设和运行服从于负荷的布局和变化；四是储能电源占比很小，且品种单一，平衡调节主要依靠火电和水电。新型电力系统平衡模式的基本思路和特点：一是平衡责任下沉，重视“电从身边来”的可能性，着力建设分布式就近消纳电源，实现输配电网潮流双向互动；二是强调分层分区平衡，鼓励建设尽可能多的基本平衡单元，实行统一指挥，协商调度，协同控制，分而治之原则；三是源荷互动，充分挖掘需求响应潜力，推动源网荷储一体化、车网互动、虚拟电厂等新模式的发展；四是重 视灵活可调性电源的建设和利用，积极发展各种技术路线和形式的储能电源，大中小并举，全网统筹合理布局。新型电力系统的构建是旧平衡模式逐渐由主变辅，新平衡模式逐渐由辅变主的过程。目前，人们看到有一种舍近求远的平衡模式：一边是中东部越来越多的地区限制分布式光伏、风电的开发和上网，一边是西部大力开发光伏和风电，远距离向中东部地区输电，极不利于新型电力系统的健康发展。新型电力系统从本质上、总体上看，是相对扁平、分布和个性化的系统，如果构建的新型电力系统比传统电力系统更垂直、集中和统一，无疑是走错了方向。建设新型电力系统，应对新的挑战，不能只指望那种传统型的集中、刚性、气势磅礴的方案，而应当善于利用那些创新性的分散、柔性、聚沙成塔的力量。配电网在新型电力系统平衡责任下沉的模式中，是一个具有决定意义的环节或“战场”。实施“就近开发优先”方针，充分开发和利用本地各种新能源，将配电网建设成一个或若干个“基本平衡单元”，不断提高配电网的自平衡能力，为输电网减轻压力甚至提供必要支撑，既是新型电力系统平衡模式的要求，也是配电网高质量发展的基本任务。 建设配电网电力零售市场我国完整的电力市场体系，从类型上看包括中长期电力交易市场、短期和实时交易市场（即“现货市场”），以及各种电力辅助服务市场等；从地域和层次上看，包括国家电力市场、区域电力市场、省级电力市场、配电网电力零售市场。正如一般市场不能没有零售市场一样，电力市场同样需要有自己的零售市场，这是全国统一电力市场体系不可或缺的部分。《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》指出，要“健全多时间尺度和多层次电力市场，满足多元化需求。创新拓展新型电力系统商业模式和交易机制，为工商业电力用户与分布式电源、新型储能等主体开展直接交易创造条件”。可以说，这已经提出了建设配电网电力零售市场的任务。配电网在向有源化和局域化的发展过程中，各种小型分散的新能源电源和储能设施随着时间的推移将越来越多，其中包括相当数量的家庭能源“产销者”，它们提供的电力基本上无法在省级及以上电力市场进行交易，建设配电网电力零售市场不仅必要，且是对原来倡导的分布式发电市场化交易机制的落实和完善。配电企业作为具有法人资质的市场竞争主体，既是维护供区电力平衡的责任人，也是拥有配电网的当然售电商。由于配电企业可参股或控股供区内的新能 源发电项目，因此，它既是零售电力市场的组织者，也是直接参与者。一方面，它要合理组织供区内电源的生产和供需双方的直接交易；一方面，它要根据供区内电力电量的盈缺情况，参与上级电力市场交易，与输电网进行互动，通过买进或卖出确保供区的实时平衡，并满足用户的用电需求。由于配电企业可为供区内任一小微用户代购电，全国电量实现百分之百的交易将不再是问题（其他售电企业亦可参与竞争）。需要指出的是，输配分开后的配电企业与计划经济时代的发输配售一体化的电力企业运营模式类似，但这不是走回头路，因为外部环境和运营内涵已完全不同，今天在输配分离基础上建立的配电企业，是对旧体制时代电力企业的扬弃。配电网企业在自己供区内形成的自然垄断是不可怕的，作为政府特许经营企业，政府可以制定包括退出机制在内的各种监管办法，还可成立用户监督委员会，利用社会力量上下结合进行立体监管。此外，输配分开后形成的比较竞争氛围，也能对配电企业产生有力的约束。

今天的中国新能源车产业，正在完成行业统治力布局的最后一步： 加速出海，完成全球化。 一个佐证是，2023年，中国出口汽车491万辆，全面超过日本，成为了全球第一。 其中，中国新能源车中汽协发布的数据显示，2023年我国新能源汽车出口120.3万辆，同比增长77.6%，增速超过传统燃油车，占汽车出口总量的24.5%。2023年中国新能源乘用车占比世界新能源销量的63.5%。 中国已经成为全球第一大汽车生产国、第一大汽车消费国和第一大汽车出口国。 汽车出口量的激增甚至还带火了中国船舶制造。 紧张的时候，国际汽车运输船“一舱难求”，租金还屡创新高。为了满足运力需求，中国船舶还破解了大型汽车滚装船关键技术。 中国新能源车几乎完全遵循了一条多重验证的路径，完成了价值链上行： 首先是针对海外对手的弯道超车技术布局，随后是围绕中国巨大市场，在制造效率上的迅速提升，最终在突破爆点之后开始进入全球化发展路径。 能够直面中国制造业这一显而易见的优势的，是马斯克： 马斯克在今年1月26日与分析师的财报电话会议上表示，中国汽车公司是“最具竞争力的”，“将在中国以外取得重大成功，这取决于建立什么样的关税或贸易壁垒。” “如果不建立贸易壁垒，它们将在很大程度上摧毁世界上大多数其他汽车公司，”他表示。“他们非常好。” 马斯克眼中最大的对手，比亚迪，是中国汽车价值链上行+全球化最典型企业之一。 2021年5月，比亚迪正式开启新能源乘用车的全球化时代，并于当年正式布局欧洲市场，首站放在挪威，完成了1000辆新能源车的交付。2022年，比亚迪加速出海步伐，先后布局了澳大利亚、新加坡、日本、泰国、德国、墨西哥、巴西等市场，覆盖东南亚、欧洲、拉美等地。 2023年，比亚迪乘用车出海版图持续扩大，相继进入英国、西班牙、约旦等，截止至2023年10月，比亚迪乘用车足迹已经覆盖全球58个国家及地区。 新能源车出海，只会是中国这场出海大戏的序幕，这一点，显而易见。 01新质生产力的出海同行者 中国制造的模式输出，本质上是一种生产力的革命。这场生产力革命，不仅限于比亚迪和他的新能源车。在曾经被美国iRobot领衔30余年的扫地机器人行业，在今天，全球范围内，中国的科沃斯也已经实现了现实意义上的弯道超车。回顾本次超车的时间线，中国扫地机器人全球范围的超车来的更为迅疾，发生在更短的时间内：20多年前，科沃斯就开始布局赛道，推出国内最早的扫地机器人。2013年，科沃斯推出的地宝9系就可以依靠激光导航来实现规划建图的功能，iRobot在2015年才推出基于vSLAM技术的Roomba980；2016年开始，中国品牌开始加速进场扫地机器人行业。2017年，扫地机行业开始出现1699元的定价大幅下探的第一代扫地机器人；2019年开始，科沃斯收缩代工业务，战略重心向科沃斯自有品牌扫地机器人倾斜；2019年9月，行业的自清洁机器人开始推出。在最新的自清洁和自动集尘功能上，2021年科沃斯推出的 X1 OMNI，拥有上述功能，但iRobot的相关产品进度显著落后。对海外领先者的逆袭时间越来越短，这背后的时代背景，是越来越多新入行的中国扫地机器人公司，已经是数字技术原生型的公司：在销售网络层面上，在随着中国电商的日趋完美和出海电商的迅速崛起，新加入的企业的线上和出海渠道都已经搭建完毕，流量和用户运营模式已经趋于稳定，中国扫地机器人产业可以在非常短的时间内搭建全球分销网络，以产品力去占领用户心智。产品技术层面上，中国扫地机器人这次的逆袭，一个核心原因，是采用了对外界光线要求更低，建图速度更快，精准度更高的激光导航技术。尽管这一导航模式生产成本更高，但中国国产供应链使高性价比激光雷达面世，加快了激光导航技术普及；而随着科沃斯等先行者将LDS 激光雷达升级为 DToF 激光雷达，使得激光雷达产业精准度、建图效率和耐用性进一步提升。与新能源车相同，全球化网络+本地强大制造基地，让中国服务机器人产业链上注定会生长出超级强大的选手。数字不会撒谎，随着中国厂商的迅速崛起，iRobot的市场份额迅速下行，2017-2021 年， iRobot 家用机器人收入从8.84亿美元增至15.6亿美元，复合增速+15.35%，销量从369.8万台增至555.5万台，复合增速+10.71%。参考欧睿数据，2017-2021 年全球扫地机器人销额从30.2亿美元增至58.5亿美元，复合增速+17.99%，销量从926.5 万台增至1561万台，复合增速+13.93%，按此推算，2021 年 iRobot 全球份额降至 35.6%左右。另外参考，iRobot 统计的单价$200以上扫地机器人市场份额，iRobot从2017年的62%下降至2020年46%。全球化竞争的舞台上，留给失败者的空间总是不多的。今年一月，亚马逊在与欧盟监管机构的反垄断政策发生冲突后，决定放弃以 14 亿美元收购扫地机器人制造商 iRobot 的计划。同时，亚马逊将向 iRobot 支付 9400 万美元的终止费。面对这一结果， iRobot随即开始业务收缩。iRobot 表示，首席执行官 Colin Angle 已辞职，公司将开始实施重组计划，该计划将导致裁员约 350 人，占员工总数的31%。与新能源车产业相同，以科沃斯为代表的完成了技术闭环的中国扫地机器人产业，正在出海这条路上攻城略地。科沃斯的年报和一季报对这一进度进行了充分展示：2024年4月26日晚间，科沃斯发布2023年报和2024年一季报。在年报中，科沃斯的整体营收依然创下了新高，核心产品销量也实现显著增长，科沃斯全能型扫地机器人产品出货量增长68.6%，添可洗地机出货量增长25.4%，科沃斯仍是服务机器人行业内规模最大的企业，连续保持行业龙头地位；但更值得欣喜的是，科沃斯的出海进度已经全面加速，2023年科沃斯集团海外营收占比已超过40%，市场收入同比增长25.76%，科沃斯品牌和添可品牌海外收入分别同比增长20.1%和40.5%。与比亚迪相同，科沃斯正在将优质生产力的足迹，全面迈向海外。 02研发驱动铸造技术高地 比亚迪与科沃斯的出海之路，有一些共同点：能够成功出海的制造业巨头，首先要能够打造全生态的自主可控产业链。曾经的比亚迪，从手机代工厂开始，比亚迪逐渐在电池和手机电子产业链积累了足够深的壁垒，而随着收购秦川汽车厂，比亚迪的电池技术在电动车赛道中的复用开始爆发出巨大的力量。比亚迪开始跨界进入电动车，轨道交通，储能，盐湖提锂等诸多同心多元行业，最终实现了全球第一销量的电车王者。这与特斯拉的垂直一体化有异曲同工之妙，都是打造产业垂直产业链，通过技术的复用，在生态上不断生长出新的技术前沿。科沃斯也是这样，从一个吸尘器代工厂起步，科沃斯坚持走自主品牌与科技创新之路，成长为今天全球领先的服务机器人和智能生活家电企业。应该说，这样的转型往往面临着代价：比亚迪进军汽车曾经被视为不务正业，业绩也经历了漫长的转型；而科沃斯2019时也曾经历业绩阵痛，当时主动调整剥离代工业务，发力打造双自主品牌，此后迎来扫地机器人和洗地机市场爆发，开启飞速成长。数据上看，科沃斯的调整时间更短，2020年第二季度，科沃斯业绩即重回正增长，此后第三季度实现大幅增长，开启一轮飞速发展，彻底奠定双赛道龙头地位。而在刚刚过去的2024一季度，科沃斯 再次完成了面对价格带二次下探的迅速调整：首先是科沃斯品牌，科沃斯陆续发布多款产品对不同价格段进行覆盖，其中针对3000元-4000元这一主流价格段推出的地宝T30系列产品上市15天全渠道销量便突破5万台，X2 combo、X2S、X5 PRO等其他新品也在对应价格段表现极强的竞争力；其次是添可品牌，也根据今年的市场格局推出智能洗地机Stretch Mix、智能料理机食万3.0CE等新品。随着科沃斯今年在主营业务产品端的重新聚焦，其盈利能力持续改善，一季度业绩环比大幅增长。2024年一季度，科沃斯净利润环比大幅增长3449.73%，扣非净利润环比大幅增长847.72%。历史上看，比亚迪和科沃斯这种行业创新领导者的调整能力往往被低估，产品策略的及时调整反映出行业领军者对于市场变化敏锐的洞察力。但更重要的是，能够完成这样的策略落地，主要依托于组织自身在研产销方面的长期投入和积累：在本次年报中，一个佐证是，在去年相对不易的经营环境下，科沃斯全年研发投入依然达到8.77亿元，同比增长17.87%；报告期内新增专利申请共计683项，其中发明专利336项；截至报告期末合计获得授权专利2,072项，其中发明专利700项。科沃斯在新型传感器、大语言模型、新型机器人结构等方面丰富的技术储备是其今年产品策略成功奏效的重要原因。除产品技术研发外，科沃斯更着眼于机器人化的生态和上下游价值链的发展，自主布局高精度激光雷达、电机产品、塑胶制品、锂电池产品等核心零部件产业链，并联合国内机器人领域的多所科研院校围绕机器人核心关键技术联合攻关，赋能机器人行业生态发展。在年报中，2023年，科沃斯在塑胶、电机、激光雷达 等领域的原有布局基础上，初步完成了泰鼎新能源锂电池项目的建设。以此为契机，科沃斯进一步探索了供应链公司的协同运作机制，致力于充分发挥其在技术提升、产能布局、产品研发及成本竞争力方面的优势，从而提升核心零部件供应链的安全和效率，强化对科沃斯和添可两大品牌的支撑和护卫效应。观察一家企业的韧性，最重要的是看他在逆境中的表现。科沃斯多次完成行业调整，这本身就是科沃斯长期投入研发铸就技术高地的体现。 03服务机器人的专注者 评价今天的科沃斯与其他选手最大的差异，在于对服务机器人赛道的专注。扫地机器人已经确定性进入“技术高原”：扫地机器人的专属技术短期内定型，行业价格带开始缓步下行，大多数其他选手都选择在家电赛道启动多元化。应该说，这一选择从短期看有其内在逻辑：渠道和技术的复用，是其他三家选择家电产品线多元化的重要理由。举例来说，与科沃斯并称扫地机CR4的另外三家中，石头科技的产品线包含了扫地机、手持系列、洗烘一体机及配件等；而追觅科技则推出了扫地机、洗地机、吸尘器、吹风机等一连串小产品；而吸引了高瓴红杉和字节等诸多大牌VC的云鲸，则在多元化道路上更加激进：相继推出从主打懒人经济的洗地机，洗衣机、风干机、智能门锁，还有宠物自动投食器、智能猫砂盆。但科沃斯则看的更远。全球范围来说，服务机器人爆发不能只有扫地机器人一个品类走出来，也要拓展更多的使用场景。从产品线来看，我们不难看出，科沃斯相较其他厂商，更专注服务机器人赛道，做了更多的品类创新，拥有擦窗机器人、割草机器人等产品，产品场景也逐渐从室内走向室外。事实上，今天的科沃斯已经拥有了行业内最完整的服务机器人产品矩阵，旗下添可品牌，则围绕智能生活电器进行品类孵化。这种 布局的内在理由是：科沃斯在产品创新方面更愿意选择尚处在培育期，但具备爆发潜力的赛道，而非其他厂商选择的那些相对较为成熟的品类。这尽管需要承担新品培育阶段的较大净投入压力，但这也意味着科沃斯拥有着更多爆发式成长的可能。这套打法曾让之前的科沃斯就尝到了先发者的甜蜜：科沃斯2016年时就成立战投，寻找并助力在产品和技术方面兼具探索精神、深度思考和持续迭代能力的机器人、人工智能领域的优秀创业者，通过投资系统性捕捉技术变革机会，赋能共建机器人产业生态。扫地机器人在激光雷达的技术变化，以及科沃斯的提前布局，让科沃斯在2019年的爆发成了顺理成章的事。而今天，在面对扫地机器人新的技术高原时，科沃斯的落子相较同行显得更有前瞻性。

4月末，各地陆续公布5月份代理购电价格表，我们一起来看看有哪些变化。 三地开始执行分时电价新政 伴随着新能源调峰的压力，年初至今，许多省份开始执行新的分时电价政策，一些省份的新政也处于征求意见稿阶段。 从5月份开始，又有三地加入新政行列，分别为湖北省、江西省和青海省。 湖北省 去年末就开始征求意见的湖北新分时电价政策，终于在3月中旬尘埃落定，并将于5月1起开始执行。 在刚公布的湖北省5月份代理购电价格表中也体现了新政。 执行用户范围没有改变，依然是100kVA及以上的工商业用户，但电气化铁路牵引用电、商业用电和机关、部队、学校、医院、城市公共照明等非居民照明用电除外。 分时时段有所调整，详情见图，原来全年唯一的日时段表改为两种日时段表，年时区数划分为7-8月及全年其它月份。 午间12点到14点新增为谷段，之前横跨于白天9点到15点的6小时连续高峰时段转移至晚间，保留了全年都有的尖峰时段，只不过7-8月和其他月份具体尖峰时段所在小时点有所不同。 浮动系数方面夏冬月（1/7/8/12月）尖峰段上浮系数（+100%）和低谷段下浮系数（-55%）和其他月份有所不同，其它月份和对应时段浮动系数与原政策一致，没有变化。 参与分时电价计算的电价组成部分中，输配电价不再参与，目前仅有上网电价和上网线损费这两部分参与分时电价浮动的计算。 具体湖北省工商业用户和居民用户电价，黄师傅会在全国电价巡礼第16期里再进行更为详细的分析。 江西省 4月24日，江西省发布文件适当调整分时电价政策。 其中，执行分时电价的用户范围没有改变，依然是大工业用户执行，一般工商业用户可选。 分时时段有微调，详情见图，全年任何月份平时段均占一半时间，每天12小时，峰谷均分剩余12小时，夏季7-9月和冬季12-1月两小时高峰时段变为尖峰时段。 浮动系数没有调整，依然是峰段上浮50%，谷段下浮50%，尖峰段较峰段再上浮20%，不过本次新政暂缓征收尖峰电价电费，按照高峰段电价收取。 参与分时电价计算的电价组成部分没有调整，依然是上网电价（含偏差电费）和输配电价参与浮动，其余不参与。 除此之外，江西也开始试行重大节假日的深谷电价政策，在春节、五一和十一期间，中午12点到14点设置为深谷段，电价在平段基础上下浮60%。 以上就是江西新政的变与不变，更为详细的当地电价分析黄师傅也会在后续的全国电价巡礼专题中进行更为详细的梳理。 青海省 4月上旬，青海省也发布了将在5月份执行的新分时电价政策。 在之前，青海省根据不同工商业用户的行业性质，将电解铝、钢铁、铁合金、碳化硅、水泥、电石、晶硅、经营性充换电设施企业单独设置分时电价时段，其余行业另外设置时段。 本次调整后，全省工商业用户不论行业均向电解铝、钢铁、铁合金、碳化硅、水泥、电石、晶硅、经营性充换电设施企业分时电价时段看齐。 谷段下降幅度较之前多了2个百分点，由下浮63%变为65%，峰段上浮63%以及尖峰段上浮100%维持不变。 本次调整后，青海与甘肃具有同样的分时时段，白天9点至晚17横跨8小时的谷电，也代表了当地新能源消纳的压力。 多地试行节假日深谷电价 五一假期来临，5月1日至5月5日，上海、浙江、江苏以及江西等地将执行日内深谷电价。 上海每日0点至6点，晚22点至24点，一天共计8小时执行深谷电价，价格为平段电价的20%。 江苏每日中午11点至15点设置为深谷时段，时长4小时，价格为平段电价-峰段电价的20%。 浙江每日中午10点至14点设置为深谷时段，时长4小时，价格为平段电价的20%。 江西每日中午12点至14点设置为深谷时段，时长2小时，价格为平段电价的40%。 在之前的文章中，我们也详细分析过江苏的深谷电价计算方式，用平段电价和高峰电价的20%之差作为深谷电价，导致同期深谷时段价格比低谷时段价格要高。且江苏去年十一期间已试行该电价，出清的电费单上的时段电价也可以体现这一点。 四川微调电价结构 5月起，四川省工商业用户电价构成中有一项小调整。 原本含在代理购电价格中的保障居民农业用电价格稳定的新增损益等各项费用折价归于系统运行费中。 现在四川的代理购电价格和其它大部分省份一样由平均上网购电价格和历史偏差电费构成。 系统运行费则由煤电容量电费和刚才提及的新增损益这两部分组成。 四川不承担抽水蓄能容量费，这一点西南其它地区如贵州、云南和广西也一样。 所以去年6月份开始单列系统运行费后，四川省该项费用一直为0。但2024年起煤电容量电价执行，归类于系统运行费，此项费用不再为0。 这次微调也理顺了当地分时电价的计算，原本包含在代购电价中的损益是不参与分时浮动计算的。 本次调整后，整体代购电价连同输配电价和上网线损折价一同参与分时电价的计算，而损益含在了系统运行费中，且四川的系统运行费本就不参与分时电价的浮动计算。 三地（湖北、江西、青海）执行新版分时电价政策，四地（上海、浙江、江苏、江西）试行节假日深谷电价，四川微调电价构成。

近期，人民日报以《压缩空气储能产业规模不断壮大》为题，整版关注压缩空气储能，并重点介绍了山东肥城、湖北应城等示范项目，让这种近两年发展迅速的新型储能技术再度“出圈”，成为公众关注热点。 作为新型储能之一，压缩空气储能是一种以空气作为能源存储的介质的储能技术，在用电低谷时“充电”，将富余的绿电用压缩机把空气高压密封并存储起来（密封洞穴可以是盐穴、报废矿井、储气罐、山洞、过期油气井、新建储气井等）。在用电高峰时“放电”，将储存的高压空气释放出来，带动发电机发电。 压缩空气储能电站主要由压缩系统、储换热系统、储气系统、膨胀系统和发电系统等设备组成。新型储能是除抽水蓄能外，以电力为主要输出(入)形式的储能技术，储能技术是一组工具性技术。目前储能技术分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能、氢储能、火电抽汽储能、梯级电站储能等多种技术类型。 现有主要储能技术 现有部分主要储能技术关键参数 压缩空气储能技术被视为继抽水蓄能之后，又一种极具潜力的大容量、长寿命、长时“超级绿色充电宝”。 目前压缩空气储能已在削峰填谷、可再生能源并网、电网调频、备用电源等领域有落地应用；国内研发团队已突破了1-300MW级压缩空气储能系统核心关键技术，拥有完全自主知识产权。 在过去一年里，压缩空气储能关键技术及集成示范发展可圈可点。 首台300MW级先进压缩空气储能系统宽工况“轴流+离心”串联组合压缩机下线；首台300MW膨胀机研制成功；首台300MW先进压缩空气储能系统阵列化蓄热装置研制成功，该单体容积达8000立方米，蓄热阵列总储热量达8.3TJ。 张家口国际首套100MW先进压缩空气储能电站有效参与电网迎峰度夏；山东肥城300MW压缩空气储能电站于2023年11月11日受电成功；湖北应城300M/1500MWh压气储能电站示范工程于2024年4月9日并网成功，该项目转换效率达70%；河南信阳等多个压缩空气储能项目启动等。 此外，大量GWh级项目持续推进，发展势头迅猛。 据能源电力说不完全统计，截至目前新疆阜康、北京密云、山东肥城、河南叶县、湖北应城等地落地项目容量规模均在GWh级及以上，投建方分别为华能新能源、国家电投、中储国能、中国能建、国网湖北综能等公司。 压缩空气储能的产业链较为成熟。上游为设备、资源供应，核心设备包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热/换热系统等，核心设备厂家有陕鼓动力、沈鼓集团、金通灵、杭氧股份、川空集团等；此外还需要储气洞穴（如盐穴）资源提供方及资源综合开发利用企业，如中盐集团、江盐集团等。 我国盐穴资源分布广泛，符合压缩空气储能使用条件的约有两千多个，目前主要用于储存天然气和石油。据悉，如果盘活相关资源，能实现1000万千瓦装机容量的盐穴储能能力，相当于一座特大型城市的用电负荷，将有力促进我国新型电力系统的构建。 压缩空气储能产业链 中游为压储技术提供及项目投建，其中储能技术的研发与应用参会企业有中能建数、中储国能、中科院、清华大学、佑赛科技等；项目投建方则包括中国能建、中国电建两大能源基建企业以及五大发电集团、地方能源集团等能源项目投资企业。 压缩空气储能行业已出现了中能建数科、中储国能等创新技术代表企业，中能建数科定位为压气储能领域“研投建营数”一体化企业，为大型能源央企子公司，利用雄厚的财力、工程优势不断攻城略地；而中储国能是国科学院工程热物理研究所百兆瓦级压缩空气储能技术的产业化公司，具备不少典型落地项目，也因创新技术备受资本市场青睐。 下游则为压缩空气储能应用场景，包括新能源配储、电网侧储能、用户侧储能等，起到削峰填谷、可再生能源并网、电网调频、备用电源等关键作用。 “新型储能”今年首次被写入政府工作报告；发展新质生产力，聚焦8大新兴产业+9大未来产业，新型储能作为9大未来产业之一，被写入《新产业标准化领航工程实施方案（2023—2035年）》。2023年新型储能发展迅速，国家能源局数据显示，截至2023年底，全国已经建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1千亿元，已成为我国经济发展新动能。

近日北京市丰台法院成功通过强制执行程序对北京某公司持有的北京市碳排放配额进行变现，现场成交碳排放配额一万余吨，成交价款共计一百余万元。这也是北京市首次通过执行程序处置碳排放配额。 据报道，2023年初，该公司因经营不善，长期拖欠职工工资，北京市各区仲裁机构作出法律文书，要求该公司向离职员工给付解除劳动合同经济补偿金。后因该公司无能力给付，自2023年6月起，300余名涉案员工陆续向丰台法院申请强制执行，涉案金额共计2000余万元。 在进行强制执行时，丰台法院发现该公司名下有其他可供执行的财产，同时承办法官得知该公司持有可变现的碳排放配额。为此，丰台法院立即与市生态环境局取得联系，确认该公司的碳排放配额持有和使用情况。 因处置碳排放配额事关全市温室气体排放控制和管理，丰台法院向市生态环境局发出协助执行通知书，对该公司的碳排放配额采取了预冻结措施，法院决定待该公司履行2022年度碳排放配额清缴义务后，再推进剩余配额处置程序。 2024年初，在该公司年度碳排放配额清缴义务已履行完毕后，丰台法院就如何对已控制的碳排放配额进行变现，与北京市生态环境局、北京产权交易所、北京绿色交易所等单位研讨制定了执行方案。 近日，丰台法院向北京绿色交易所送达执行裁定书及协助执行通知书，预先对公司的碳排放配额成交款进行扣留。在法院监督下，北京某公司现场将其持有的12,391吨北京市碳排放配额（BEA）在北京市碳排放权电子交易平台公开挂牌定价交易。

深圳作为国内最早发展新能源产业的城市之一，积极抢抓新型储能产业这一“风口”领域，储能产业集聚度高，拥有众多的高科技企业和研发机构，涵盖了新能源汽车、储能系统等多个领域，成为培育新型储能多元应用的沃土。 据统计，2023年，深圳电化学储能产业产值突破3000亿元，增长16.1%；2023年深圳锂电池出口额为660.1亿元，同比增长16.6%。深圳新型储能产业链完备，拥有相关企业近7000家、上市公司近51家、35家电池产业链单项冠军企业和56家国家级“专精特新”小巨人企业。在材料、设备、电池、便携式储能、储能系统集成等多个细分领域均有龙头企业布局，深圳的电化学储能产业专利申请量也高居国内主要城市榜首。 当前深圳新型储能产业发展以工商业应用为主，应用场景呈现百花齐放态势。深圳公交车、出租车100%纯电动化，环卫、邮政快递、物流配送等公共领域车辆的“含电度”也逐年攀升。氢能应用场景逐步从车辆应用拓展至船舶、分布式发电、新型储能、绿色氢基燃料/原料等领域。2023年深圳新增新能源汽车充电桩16.1万个，累计达28.7万个。截至3月22日，全市累计建成超充站306座，实现超充站数量超过加油站数量。深圳还建成运行全球首个光储充放一张网和虚拟电厂管理平台2.0，实时可调负荷达50万千瓦。 近年来随着新能源汽车、半导体等行业的蓬勃发展，深圳新型储能产业面临着更广泛的应用空间和发展前景。本次大会的召开，有助于促进产业上下游交流合作，共同推动深圳新型储能产业技术突破和产业化进程。

《碳排放权交易管理暂行条例》将于5月1日起正式施行。《条例》充分吸纳已出台的部门规章、文件，形成了碳排放权交易各个环节全流程管理的基本制度框架。 一是明确了碳排放权交易管理架构。各级生态环境主管部门负责碳排放权交易及相关活动的监督管理。生态环境部建立全国碳排放权交易市场管理平台，加强全过程监管。全国碳排放权注册登记机构负责碳排放权交易产品的登记及交易结算，全国碳排放权交易机构负责组织开展碳排放权集中统一交易。 二是明确了市场要素确定原则，为市场发展留有空间。全国、地方市场并存，不新建地方市场，全国市场参与主体不再参与地方市场。碳排放权交易覆盖的温室气体种类和行业范围由生态环境部会同有关部门研究报批后实施。碳排放权交易产品为碳排放配额现货和经批准的其他现货。交易主体包括重点排放单位和符合规定的其他主体。交易方式包括协议转让、单向竞价或者符合规定的其他方式。 三是建立了以免费分配为主、逐步引入有偿分配的年度碳排放配额分配机制。生态环境部会同有关部门，根据国家温室气体排放控制目标，综合考虑经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、历史排放情况、市场调节需要等因素，制定年度碳排放配额总量和分配方案，为碳市场调节配额供给、建立调节机制提供了空间。各省生态环境厅会同有关部门据此向重点排放单位发放配额。碳排放配额实行免费分配，并逐步推行免费和有偿相结合的分配方式。有偿分配机制的引入将更好发挥价格发现功能、更大程度激励企业降碳。 四是明确了排放报告编制与核查中各主体的数据责任，强化了数据质量要求。重点排放单位编制年度温室气体排放报告，各省生态环境厅核查报告并确认实际排放量。重点排放单位开展数据质量控制方案制定及执行、排放相关检验检测、温室气体排放量核算、年度排放报告编制和报送等活动，做好数据公开和保存。从事检验检测、报告编制或技术审核的技术服务机构均承担相应责任。 五是明确碳排放配额清缴方式，加强了电碳协同。重点排放单位根据核查结果足额清缴其碳排放配额，并可购、售碳排放配额，所购碳排放配额可用于清缴。重点排放单位如消费非化石能源电力，碳排放配额和温室气体排放量予以相应调整。 在新的制度框架下，电网企业可充分发挥数据优势，链接发电企业、电网、用户全环节电力数据，加强电碳数据耦合，开展以下工作支持《条例》落实： 一是持续深化电网企业自身碳管理体系建设，夯实碳交易、碳核查数据基础。建立健全碳排放统计核算体系，综合考虑电网企业组织架构、业务流程、供应链结构，明确各层级排放源、核查边界和范围，建立电网企业自身、主要采购产品以及供应链企业的碳核算体系。 二是积极探索电碳计量与核算监测，为电力系统全链条行业开展碳核查提供基础支撑。加强电碳计量技术和方法研究，深入研究基于电力潮流追踪、电力交易合约等开展企业碳排放监测核算的计量技术，建立我国在电碳计量技术领域的国际标准。目前，北京、河北等地已试点融合电力能源、环保等数据，建立“电-碳”计算模型，实现通过电量监测碳排放量。浙江湖州则利用电力、统计等大数据，形成企业运行和用能排放数据库，首创工业碳效码，为企业明确定位和节能降碳提供精准指引。下一步，还需持续深化电碳计量用于企业间接碳排放核查的试点工作，加强监测企业用电间接碳排放与碳市场核查数据的实际对比、修正完善，为碳市场核查提供电碳计量技术方案。此外，应推动电碳表等相关装备研发、试行，联合科研机构，开展电厂侧传感器、电网侧电碳表等电碳计量设备研发。 三是建立绿色电力消费核算体系，推进电碳协同政策完善。建立绿色电力消费核算体系，贯通交易、营销、发展等专业数据，以各类市场主体用电结构、绿电绿证等信息为基础，开展绿电消费核算认证工作。推动绿电、非化石能源直接交易在碳排放核算中抵扣，制定考虑扣减后的企业电力间接碳排放核算规则，做好与碳市场的有效衔接。

01主材环节为何没有出现“”光伏版宁德时代”？ 宁德时代与阳光电源是如何穿越周期，逆势增长的？ 在新能源与光伏激烈内卷的背景下，宁德时代经营业绩依然相对稳定，市占率持续提升。然而，我们看到光伏主材一体化龙头公司没有出现这样的情况，它或市占率持续下修或经营业绩大幅下滑或竞争格局转弱。 这些现象已经演变为大家对光伏主材甚至整个光伏行业竞争和商业格局的悲观看法。那么我们来挖一挖光伏主材的前世今生，一探究竟。光伏主材包括硅料、硅片、电池、组件四大环节。在隆基进入光伏组件环节之前，光伏主材大致竞争格局如下：一体化龙头：晶科、晶澳、保利协鑫；专业化组件龙头：天合、阿特斯、东方日升；硅料龙头：通威、保利协鑫、大全、新特等；硅片龙头：隆基、中环；电池龙头：通威、爱旭。我们知道，在隆基2014年收购乐业股权前，整个光伏行业大体处于专业分工阶段。光伏主材产业链条长，对技术、资金要求相对较高，且行业技术处于不断降本增效的反复迭代之中。受制于资金、技术及市场等因素，彼时任何一家企业都不具备全面一体化的实力。虽然我们看到晶科、晶澳、保利协鑫似乎已完成硅片、电池、组件的一体化，但彼时晶科、晶澳的硅片、电池仍大量从外采购。保利协鑫虽然具备一体化实力，但各环节均明显弱于其他专业化企业，无法形成核心竞争力，一度掉队。所以，我们看到此前光伏江湖虽然也出现了隆基通威阵营与中环保利阵营的对抗，但整体来看，专业化分工的背景下，大体还是比较和谐的。然而从2015年开始，随着隆基强力进入组件环节，并很快跻身为光伏组件 前五位，江湖上流传的味道就已经变了。首先是下游客户率先发难，减少对隆基硅片的采购，进而扶持隆基的竞争对手；随着隆基大举进入电池环节后，原本深度绑定的战略共同体也拔刀相向，全面退出与隆基的硅片合资公司，并进入组件环节。随着隆基全面一体化的示范效应，天合、阿特斯、东方日升、通威先后赶场全面一体化。在龙头示范效应之下，更多专业化企业被迫一体化，如上机、爱旭、中环等等等。所以我们看到光伏主材环节区别于宁德时代与阳光电源所处的产业环节，链条更长、资金要求更高继而竞争更加激烈。虽然一体化成为光伏主材环节的行业趋势，但光伏主材环节却有：强敌环伺；各细分都有霸主型领导玩家；原本各链条公司都是客户或供应商的关系；除组件环节以外其余均为重资产，对资金、技术尤其是成本控制能力都有较高的要求等特点。所以，有这样的一条路你如何选择？你如果不做一体化，你原本的客户将成为竞争对手，市场份额将变得越来越小甚至被消灭。你如果做了一体化，你的客户将视你为竞争对手，而对你采取孤立态度，造成短期市场份额的丢失。然而，光伏大佬们都做出了近乎一致性地选择——光伏一体化。而隆基就成了光伏一体化趋势下的先行者和中短期受损者。其最先一体 化并体现出来的竞争优势让这个行业曾经的客户与伙伴视其为眼中钉，肉中刺。但其他的友商短暂结盟后，又很快灰飞烟灭。一体化的大趋势让光伏大佬们再也坐不住，纷纷加码一体化。所谓卡脖子只是借口而已，听听罢了。强敌环伺，天下逐鹿，光伏主材四大环节行业特征决定了任何一方或两三方都无法在短期掌握绝对竞争优势。故我们看到，这些因素导致了光伏主材四大环节的一体化企业在内卷加剧的时候，都没有出现“光伏版宁德时代”的案例。除了上述原因以外，主材各环节在近年都出现了以技术迭代为契机引发的投资方介入现象。如新进入者以TOPCON电池迭代为契机，可以迅速获得融资，并切入市场；光伏硅料及硅片的超额利润引发新进入者加快进入这两个环节；大硅片及N型硅片的迭代也同样给了新进入者契机。而传统客户成为竞争对手后使原本巨头相对被孤立，市场份额减少。综上，我们可以清晰地了解到，为何在近年光伏主材环节各公司市场份额都出现了或多或少的下滑。正是源于主材环节无首强，更竞争导致的格局，也是行业深度去内卷化前全面一体化形成的必要代价。那么这个代价是什么？就是你要选择一体化，就会失去部分客户；光伏一体化的本质也是其余外销龙头也会失去相应市场份额。所以 ，我们说光伏主材产业的马太效应必须经此一劫。无有其他。这是最基本和朴素的道理与行业规律。 02光伏主材环节未来竞争格局如何演变？ 我们知道制造业公司都会出现马太效应，光伏行业在过去及未来也将更是。随着光伏一体化成为行业主流趋势，由融资加剧及一体化趋势造成的逆马太效应成为了短期趋向。但我们知道，基于任何逆向商业模式和短期政策扰动的行为都改变不了光伏行业马太效应的本质。随着一体化趋势不断强化和行业产能过剩冲击，会加速行业马太效应的到来。目前，一体化巨头都已经逐步显现了对各环节技术、成本的掌控能力，资金实力在这两年也得以充分释放，内在能力导致一体化实力得以充分展现。其次客户与供应商角色转换及与之要付出的代价已经体现，不再成为最为重要的绊脚石。我们看到，随着光伏技术不断发展到深水区，各家公司都加大了研发投入。光伏一体化三巨头每年研发投入都已经超过50亿，甚至接近百亿之巨。现阶段，产能迭代与优化速度仍有增无减就可见一斑了。虽然光伏行业仍没有宏观调控的政策出现，但资金供给层面的实质性收缩导致更多公司的一体化之路难以为继成为不争的事实。光伏一体化的本质其实是各个环节都要做到行业最优级别，否则一体化将难以形成规模效应及成本优势，将被淘汰出局。但光伏四大环节每个环节想做好都不太容易，想要四大环节都要做好，就要具备很大的能力了。资金、 研发、市场与成本控制能力缺一不可。一体化的本质决定了行业马太效应的终极目标，也标志着不远的未来，光伏行业一体化的资金门槛将从百亿拉升至千亿。光伏市场足够巨大，且全球细分区域市场较多，差异化明显。这就决定了未来中国光伏主材一体化企业将会存在3-4家绝对龙头，掌握全球70%以上市场份额（主材四大环节的所有份额）。 同时，因为全球其他区域市场，仍存在独立的本土化制造公司和国内部分具有细分链条技术优势的专业化企业，导致国内仍会存在5-6家较大的专业化企业（指主材环节）。一体化巨头无法蚕食所有份额。 即便如此，未来更多公司仍可能被淘汰出局，一半以上的光伏企业出局也已是乐观假设了。 03如何看待隆基遗失光伏组件出货冠军位置？ 上周，一场大火烧过晶科能源全资子公司山西晶科一期切片电池车间，坊间议论纷纷，晶科损失惨重。具体损失不得而知，却为刚刚登上全球光伏组件冠军宝座的晶科能源前途蒙上一层厚重阴影。此事影响不在本文中分析讨论，我们要说的是，如何看待组件全球市场份额演变这一重点现象。实际上，晶科能源在2020年之前较长时间，都排在全球光伏组件出货排行榜上的冠军，2020年被隆基赶超。时隔3年后，晶科2023年再度问鼎全球组件出货冠军，到底是什么原因？隆基绿能凭借166硅片尺寸和组件迭代，在2020年全面逆袭，荣登全球光伏组件出货排行榜冠军。但隆基绿能在2023年全面错失N型TOPCON转型的历史机遇，而晶科全面押注N型TOPCON，并凭借短期超额利润，在市场上一改以前组件“昂贵”的印象，而放低价格争夺市场份额。反观隆基，在2023年不仅仅失去N型电池迭代的先发优势，而且在组件招标环节上，显得异常谨慎，不愿意低价争夺市场，而丧失大量市场份额。晶科能源在海外市场培育多年，积累了丰厚渠道资源，隆基虽然在2020-2022年连续三年成为最顶级组件供应商，并迅速积累在海外的市场声誉，但与经营多年的晶科能源来说仍然没有形成有效超越。这说明：组件巨头全球渠道和品牌价值壁垒相对较强 。晶科能源与隆基组件出货冠军易主，本质上来说，都是以产品迭代作为主要原因的。产品迭代所形成的短期超额利润又体现在“价格优惠”上，造成短期市场份额的变动。但我们说，这种技术上的先发优势，特别是在一体化之前细分链条强弱周期不一致的情况下有可能在巨头短期表现上成为主要因素。但追究其长期本质，仍然是一体化背景下各环节的成本综合控制能力及技术迭代、产品与服务能力、稳健的财务指标等等，体现在财务指标上的就是毛利率、资产负债率及净资产收益率等等。对于隆基来说，在过去三年的失策是：1、固执坚守182，而丧失了对210包括硅片及组件的市场份额。2、在2021-2022年失去N型TOPCON的先发优势。3、没有大举进入电化学储能市场。隆基押注的东西很多来说可能长期正确，但短期无法体现在经营业绩上，就造成了目前的状况。比如隆基在储能市场押注氢能，而不发展电化学储能，失去中短期强劲增长的赛道，毕竟氢能发展需要较长的时间验证。对于BC类技术路线及光伏建筑来说也是如此。但这些经营策略都需要时间来证明。短期上因为这些策略可能导致市场份额的下修，但隆基似乎更着眼于长远、净资产收益率以及财务指标上的稳健可靠。其实，一些长期客观的发展规律，短期并不 会受到很大的支持，因为太多人更急于于眼下。就像光伏行业一样，是一个很好的赛道，未来留存下的龙头企业也将获得较为长期的优厚回报并持续引领全球。但很多人宁愿认为短期其产能过剩是一个商业模式不足称道的行业。这个行业终究是一个长期主义的行业，在非理性超额利润的时代逐步回归平静和常态后，对于成本控制、技术迭代的长期主义能力成为一体化巨头决胜的关键因素后，必将比拼的是基本功。 “短期溢价和先发优势”可能并不是最主要的，未来的格局也将随着深度一体化的持续演变将会变得越来越清晰。 04如何看待阳光电源成为全球光伏市值王者？ 阳光电源可谓是过去几年光伏行业的宠儿，并于2024年一度荣登世界光伏市值之巅。早在2020年以前，在国内不具备竞争力的中小逆变器企业，通过“豪赌”来野蛮生长：三大关键词“户用分布式”、“组串式”“海外”。使得阳光电源的经营业绩一度看起来比较普通。在海外中大型逆变器市场，阳光电源唯一的强劲竞争对手，华为因为众所周知的原因被打压。至此，阳光电源在海外中大型逆变器市场再无对手。凭借2019年以后加快海外市场布局，阳光电源凭借全系列逆变器型号，迅速在海外扩大市场份额。随着光伏组件价格崩盘，海内外大型地面电站全面启动，增速开始反超分布式光伏。作为中大型逆变器绝对领导者，阳光电源在行业收缩的背景下逆势扩张。而海外市场对于逆变器和储能并没有实质性贸易限制，更加剧了阳光电源在海外高毛利率市场的攻城虐地。锂电池和组件价格的狂跌，进而造成了储能及电站业务的超额利润，并进而导致辅材需求量上行，特别是大型电站的辅材。虽然欧美降息周期直到今日尚未迎来真正的大拐点，但海外大型电站与储能项目似乎也已“急不可耐”，开始无视高利率而加速布局。上述诸多原因造成了阳光电源在现阶段表现上与光伏主材龙头公司的巨大优势。主材环节激烈的价格战与竞争在某 种意义上也是“自作”表现。而以阳光电源为代表的光储公司迎来逆势增长，似乎大有穿越周期的态势。所以，你认为这种趋势未来是否会迎来改观？如何看待这一现象，我们后期会专题研究进一步分解。 05行业牛熊交替，产业链如何分化 以上内容其实分别从光伏主材行业格局演变，技术变迁及商业模式变迁三大块，以隆基绿能“掉队”为例证思路的角度来对行业格局演变进行分析，为后续的产业趋势及产业链分化的判断做一个铺垫。

在中国，虚拟电厂作为电力体制改革下的新产物，一方面根植于传统的电力体制与电力系统，顺应原有的运行惯性才能发展；另一方面，作为新型电力系统的全新部分，自然被各类新老玩家所追逐、所争夺，去满足各利益主体的诉求。 它并不是看上去的“聚合负荷侧资源，参与电力市场互动”那么简单，而是在深层次层面开展的各种权力博弈，博弈的结果也将极大地影响中国虚拟电厂的发展路径与速度。 总的来看，虚拟电厂的权力游戏，包含了以下四层的博弈。 而且这几层博弈之间还相互关联，形成更为复杂的因果关系网络。 虚拟电厂和其他很多新型电力系统的应用，都是在这个复杂网络中涌现出来的。 一、电网企业内的横向博弈 虚拟电厂作为新型电力系统业务的真空地带，背后反映的是电网体系内不同部门之间的权力博弈。 传统上看，主要是调度（本文主要指省级调度部门，简称省调）和营销（主要指省级电网公司营销部门和地市供电公司营销部门）两大一线业务部门之间的博弈，而最近陆续成立的配网部门，则给这种博弈带来更大的不确定性。 对于省级集中的电能量市场与辅助服务市场，省调有技术管理（比如安全校核）的权力，但从交易产品的颗粒度上看，只对220kV及以上的输电网进行管理，类似大宗商品交易所。 虚拟电厂99%的资源，无论是分布式光伏、储能、充电桩，可控负荷，并网电压等级都在220kV下，而且绝大多数都在用户表后（即在规划红线以内，属于用户内部资产），资源的特征也是容量小、响应速度慢、与输电网交互少。 所以目前虚拟电厂的建设，就呈现出明显的“两极分化”趋势。 （1）在“供大于求”的电源型电力市场中，调度对发电企业和电力大用户的话语权较大，虚拟电厂以大型非电源资源（如大型储能、大型工业负荷）的交易为主，以省级集中辅助服务市场为特色，比如山西、冀北等。 （2）在“求大于供”的负荷型电力市场中，由于负荷侧占据主动地位，以负荷侧业务管理的营销部门为主导，以“城市级虚拟电厂管理平台”为特征，以城市虚拟电厂为尺度，调度部门参与度较低，典型的如江苏、上海、浙江、深圳的虚拟电厂平台。 由于配网部的成立，虚拟电厂是聚合“负荷侧”资源，参与配网与主网的互动，是一种以公共配电网为载体的公共资源交易，配网部也希望参与并主导以虚拟电厂为代表的分散式电力市场交易。 所以反映的是在省级电网公司层面，“调度”、“营销”、“配网”的三部门的横向博弈，可以说是一种条条之间的博弈。 二、电网企业内的纵向博弈 由于电网管理体制的设计，类似政府的“条块”治理模式，也就是总部条条-地方块块之间也存在博弈。 最典型的就是业务管理集约化，通过统一推广的业务管理系统，消除不同省份之间的业务管理差异，并将业务管理权集中到总部。 但是虚拟电厂的出现，凸显了总部-地方的管理差异性需求，比如地方政府部门希望看到电力消费数据，以掌握地方经济发展的动向，但是电力消费数据是电网总部层面统一管理并对外发布，导致地方政府较难获得实时、精确的数据。 于是我们看到某些“城市虚拟电厂”，以地方能源主管部门为主导，由地方电力企业配合建设。 地方电力公司也能在城市虚拟电厂的建设中，借助与地方政府的合作，获得与总部业务主管部门的博弈能力，进而获得更大的业务灵活性，属于双赢合作。 这反映了地方电力企业，与企业总部之间的，企业内部“央地纵向博弈”。 三、电网-政府间的横向博弈 从第二部分的内容，又牵扯出博弈的第三方面，即电网企业与政府之间的关系。 由于地方政府是当地电力安全、经济运行的首要责任人，从政策层面上看，虚拟电厂涉及电力用户、发电企业和电网多个相关主体，对地方电力系统在需求响应，经济调节方面存在公共（外部性）价值，这都是地方电力系统的行政管理范畴，理应由地方政府主导。 因此虚拟电厂在交易、管理、运行等方面，一方面需要地方政府牵头、主导并落地政策，另一方面，地方政府由于公共服务、政府经济管理等需求，也希望更多的参与并主导城市级虚拟电厂的落地。 由于引入地方政府，地方电力公司在企业内部获得更多的灵活性，同时地方政府的积极性也会对电力央企在当地的项目推进有正面的影响。 虚拟电厂在地方层面，当地电力企业与企业总部之间，与地方政府之间，又是一个三角关系，既有相互合作，也有相互博弈。 四、电力经济运行体系的多边博弈 再深入一点，其实不仅在电网内部存在“总部-地方”的博弈，在整个电力经济运行制度中，也一直存在地方利益-中央利益的某种博弈。 在传统电力体制中，由于集中式发电占主导，所以发电集团数量较少（五大六小），且电网天然垄断，发电-电网对地方政府有较大的话语权。而且主要的发电企业和电网是央企，税收上交中央，同时通过“西电东送”等政策，实现电力行业的“转移支付”，某种程度也是央地关系的反映。 但是在新型电力系统中，由于虚拟电厂主要的资源来自于用电企业，大多数分布式光伏、分布式储能是安装在企业内部（自发自用为主），充电桩的投资方很多是政府平台公司，国有企业（尤其是地方国企）产生了当地较大的负荷，所以自然也是可控负荷的重要来源。 因此虚拟电厂成为地方在能源建设和运行方面重要抓手，地方政府及城投等平台公司，在房地产主业呈现萎缩的趋势下，自然把新能源作为城投业务的第二增长点，颇有点“第二房地产”的意思。 在这个基础上，地方平台背景的地方能源公司、地方政府、电网公司、传统发电国央企之间的关系，在虚拟电厂这个竞合博弈的点上，将变得更为丰富和微妙，甚至某种程度直接决定新型电力系统的未来走向。 同时，这里还涉及到能源央企（发电集团、油气企业）与电网企业、地方政府、地方能源公司、各类新能源民营企业更复杂的多边博弈格局，受制于篇幅不再展开。 虚拟电厂反映了发输配用几个环节，中央、总部、地方各个层面的复杂竞争与合作的多边博弈网络，这是新型电力系统诞生与发展的制度性因素，是远比虚拟电厂软件平台、虚拟电厂聚合商这种简单的技术和业务要素深刻和深远的变革。 但是回归电力行业的发展本质，是为国民经济的健康发展保驾护航，所有脱离这个本质的虚拟电厂，只是出于企业、部门的局部利益之争，是不会有长远的发展空间的。 只有服务好国家基本政策、服务好社会民生、服务好地方经济和企业，为社会整体福利贡献力量，才是虚拟电厂的初心。