近年来，随着新能源电源的快速发展，电网低谷时段保消纳问题突出，同时由于电能替代等因素影响，电网高峰时段保供压力渐增。为了解决保消纳、保供问题，电网调度运行需要大量同时具备上调和下调能力的调节性电源。但是建设抽蓄、电化学储能等常规调节性电源的缺点明显，其一是固定投资大、建设周期长；其二是存在15%～25%的能量转换损耗。在这个大背景下，具备常规调节性电源同等功效的虚拟电厂脱颖而出，得到国内资本界和产业界的推崇，成为新型电力系统的热门概念和发展风口。 虚拟电厂的功能定位和市场空间虚拟电厂聚合的电力资源包括分布式新能源、储能和电力负荷。从电网侧看，虚拟电厂对外可以呈现为提供出力的电源，也可以呈现为纯粹的用电负荷，在价格机制激励下，虚拟电厂可以通过内部控制手段，实现从电源到负荷的双向状态转换，以求获得最大的经济效益。在国内，由于虚拟电厂聚合的电源资源通常小于负荷资源，对外一般呈现净负荷特性，因此，将虚拟电厂同负荷聚合商、可调节负荷等一起归类为需求侧资源。虚拟电厂和微网的最大区别在于微网的电源和负荷均处在同一地理位置，而虚拟电厂聚合的资源可以位于同一电网的不同地理位置。虚拟电厂最显著的特点是出力或者负荷可以灵活调节，这就为虚拟电厂参与电力市场创造了条件。在电力现货市场，在低电价时段虚拟电厂可以多用电，在高电价时段虚拟电厂可以少用电甚至提供电，由此获得的差价收益可由虚拟电厂聚合的资源内部分享。在电力辅助服务市场，虚拟电厂可以参与调峰、调频辅助服务市场。调峰是在电力现货市场缺位情况下的特有辅助服务，必将随着现货市场的建设和完善逐步融合消失。调频分为一次调频和AGC调频，一次调频的响应时间要求为秒级，虚拟电厂聚合资源众多、调节性能各异，且控制指令 下发链条偏长，很难满足一次调频时间要求，因此，虚拟电厂参与调频辅助服务市场通常是指参与AGC调频市场。AGC调频的响应时间要求为分钟级，按照最新版《电网运行准则》（GB/T 31464-2022）规定，AGC发送指令的周期不大于30秒，这对虚拟电厂的调节能力提出了较高的要求。事实上，在AGC调频市场最重要的两个技术指标即调节速率和调节精度上，虚拟电厂并不具备优势，因此，AGC调频市场可能不是虚拟电厂发挥效能的主战场。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展将受限国内电力现货市场基本采用节点电价体系，个别省份例如江苏，采用的分区电价体系也是先计算出节点电价，然后再加权平均得出分区电价。节点电价计算的前提条件是所有的发电和负荷必须放在具体的节点（在国内电力现货市场模型中，节点的最小颗粒度为220千伏母线）。换句话说，节点电价机制要求虚拟电厂聚合的资源必须位于同一节点，不允许跨节点聚合。因为不同节点的节点电价不同，代表不同节点资源的结算电价不同，其发出的经济激励信号也不尽相同。例如高价节点鼓励负荷减少用电，而低价节点鼓励负荷增加用电，在这种情况下，跨节点聚合资源的虚拟电厂无法面对不同的节点电价进行响应。如果聚合的资源跨了节点，那么虚拟电厂必须按节点进行拆分。也就是说，在节点电价体系下，每个虚拟电厂聚合资源的范围均被严格限定在单个节点内部，其聚合规模将受到极大限制，因此，虚拟电厂的容量规模注定做不大。目前，国内现货市场负荷侧基本采用报量不报价方式参与市场。负荷侧采用统一的发电节点加权平均电价作为结算电价。从一定意义上说，现阶段负荷侧并未真正参与现货市场，不能对节点电价的高低进行有效的响应，也不具备相应的灵活调节性。这里隐含了两层意义： 其一，用户电价是事后结算的，事前并不知晓，用户负荷失去了随电价调节负荷的客观可能性；其二，在省级市场范围内所有用户的电价是相同的，失去了节点价格随位置而不同的地理属性。正是因为现阶段负荷侧没有真正参与节点电价结算，才使得节点没有成为制约虚拟电厂聚合范围的约束条件，虚拟电厂的容量规模才得以扩大。当前的现状是只要同属同一个省级市场，其内部资源无论身处何处，都可以聚合至单个虚拟电厂。值得指出的是，随着电力现货市场的深入推进，负荷侧将以报量报价方式参与现货市场，并且按照所在节点的节点电价进行结算。在这个阶段，虚拟电厂跨节点聚合资源的情形将不复存在，其发展规模将受到较大限制。更为重要的是，在节点电价体系下，即使是只聚合单个节点内部资源的虚拟电厂，其存在的意义也将大打折扣。因为单个资源可以自主响应节点电价进行调节，从而直接获得相应收益，参与聚合的意义不大。需要说明的是，只有节点电价型现货市场对虚拟电厂资源聚合范围有这个约束，而双边交易型现货市场并不存在这个约束，这也是虚拟电厂在以节点电价为主的美国电力市场没有得到蓬勃发展的主要原因所在。双边交易型现货市场对用户用电行为严格遵循交易曲线的要求很高，可 能并不适用于国内市场，所以国内现货市场均为节点电价型现货市场。尽管自身也存在出清结果难以解释、新能源高占比市场长时间负电价不尽合理等诸多问题，但节点电价体系仍然是目前世界上完美结合电力系统物理特性和商品市场经济特性的最好的现货市场核心理论，短期内不存在任何被取代的可能性。因此，节点电价体系对虚拟电厂发展的限制是需要认真考虑的现实问题。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展方向探讨在电力现货市场环境下，节点电价体系只是限制了虚拟电厂的扩张，而不是杜绝了虚拟电厂的发展。在节点内部，虚拟电厂还是可以大有作为的，但是其发展思路应该有所转变，不再聚合普通资源，而应聚焦于聚合分布式新能源，特别是分布式光伏发电，这既可以降低电网运行的安全风险，又可以充分发挥虚拟电厂的体量优势，提高单个分布式新能源的市场收益，真正体现虚拟电厂的多重价值。随着分布式新能源装机的迅猛增长，分布式新能源缺乏必要控制手段的问题逐渐凸显，给电网调度运行带来了不可忽视的安全风险。例如，在日出时段，分布式光伏发电出力迅速从零上升至满功率，其爬坡率远超常规火电机组甚至水电机组爬坡率，通常造成电网时段性高频，这是困扰电网调度运行的现实问题，也是虚拟电厂可以有所作为的新发展方向。将分散的分布式新能源聚合到虚拟电厂后，通过聚合平台的控制手段，可以实现对分布式新能源出力的有效控制，也就是说，虚拟电厂能够提高分布式新能源的电网友好性，这也是虚拟电厂的安全价值所在。尽管分布式新能源点多面广，但在地理位置上相近，按照节点进行聚合是可行的。不同节点的分布式新能源聚合成不同的虚拟电厂，一方面解决了分布式新 能源不可控制的电网运行难题，另一方面也为分布式新能源提供了新的发展空间。此外，在电力现货市场环境下，单个分布式新能源只能是节点电价的被动接受者，而作为分布式新能源聚合体的虚拟电厂可以通过报量报价的方式参与市场运营，有效提高整体收益，再通过公平合理的内部收益分配机制来提高单个分布式新能源的收益，这方面的研究和实践值得进一步探索。

近年来，随着新能源电源的快速发展，电网低谷时段保消纳问题突出，同时由于电能替代等因素影响，电网高峰时段保供压力渐增。为了解决保消纳、保供问题，电网调度运行需要大量同时具备上调和下调能力的调节性电源。但是建设抽蓄、电化学储能等常规调节性电源的缺点明显，其一是固定投资大、建设周期长；其二是存在15%～25%的能量转换损耗。在这个大背景下，具备常规调节性电源同等功效的虚拟电厂脱颖而出，得到国内资本界和产业界的推崇，成为新型电力系统的热门概念和发展风口。 虚拟电厂的功能定位和市场空间虚拟电厂聚合的电力资源包括分布式新能源、储能和电力负荷。从电网侧看，虚拟电厂对外可以呈现为提供出力的电源，也可以呈现为纯粹的用电负荷，在价格机制激励下，虚拟电厂可以通过内部控制手段，实现从电源到负荷的双向状态转换，以求获得最大的经济效益。在国内，由于虚拟电厂聚合的电源资源通常小于负荷资源，对外一般呈现净负荷特性，因此，将虚拟电厂同负荷聚合商、可调节负荷等一起归类为需求侧资源。虚拟电厂和微网的最大区别在于微网的电源和负荷均处在同一地理位置，而虚拟电厂聚合的资源可以位于同一电网的不同地理位置。虚拟电厂最显著的特点是出力或者负荷可以灵活调节，这就为虚拟电厂参与电力市场创造了条件。在电力现货市场，在低电价时段虚拟电厂可以多用电，在高电价时段虚拟电厂可以少用电甚至提供电，由此获得的差价收益可由虚拟电厂聚合的资源内部分享。在电力辅助服务市场，虚拟电厂可以参与调峰、调频辅助服务市场。调峰是在电力现货市场缺位情况下的特有辅助服务，必将随着现货市场的建设和完善逐步融合消失。调频分为一次调频和AGC调频，一次调频的响应时间要求为秒级，虚拟电厂聚合资源众多、调节性能各异，且控制指令 下发链条偏长，很难满足一次调频时间要求，因此，虚拟电厂参与调频辅助服务市场通常是指参与AGC调频市场。AGC调频的响应时间要求为分钟级，按照最新版《电网运行准则》（GB/T 31464-2022）规定，AGC发送指令的周期不大于30秒，这对虚拟电厂的调节能力提出了较高的要求。事实上，在AGC调频市场最重要的两个技术指标即调节速率和调节精度上，虚拟电厂并不具备优势，因此，AGC调频市场可能不是虚拟电厂发挥效能的主战场。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展将受限国内电力现货市场基本采用节点电价体系，个别省份例如江苏，采用的分区电价体系也是先计算出节点电价，然后再加权平均得出分区电价。节点电价计算的前提条件是所有的发电和负荷必须放在具体的节点（在国内电力现货市场模型中，节点的最小颗粒度为220千伏母线）。换句话说，节点电价机制要求虚拟电厂聚合的资源必须位于同一节点，不允许跨节点聚合。因为不同节点的节点电价不同，代表不同节点资源的结算电价不同，其发出的经济激励信号也不尽相同。例如高价节点鼓励负荷减少用电，而低价节点鼓励负荷增加用电，在这种情况下，跨节点聚合资源的虚拟电厂无法面对不同的节点电价进行响应。如果聚合的资源跨了节点，那么虚拟电厂必须按节点进行拆分。也就是说，在节点电价体系下，每个虚拟电厂聚合资源的范围均被严格限定在单个节点内部，其聚合规模将受到极大限制，因此，虚拟电厂的容量规模注定做不大。目前，国内现货市场负荷侧基本采用报量不报价方式参与市场。负荷侧采用统一的发电节点加权平均电价作为结算电价。从一定意义上说，现阶段负荷侧并未真正参与现货市场，不能对节点电价的高低进行有效的响应，也不具备相应的灵活调节性。这里隐含了两层意义： 其一，用户电价是事后结算的，事前并不知晓，用户负荷失去了随电价调节负荷的客观可能性；其二，在省级市场范围内所有用户的电价是相同的，失去了节点价格随位置而不同的地理属性。正是因为现阶段负荷侧没有真正参与节点电价结算，才使得节点没有成为制约虚拟电厂聚合范围的约束条件，虚拟电厂的容量规模才得以扩大。当前的现状是只要同属同一个省级市场，其内部资源无论身处何处，都可以聚合至单个虚拟电厂。值得指出的是，随着电力现货市场的深入推进，负荷侧将以报量报价方式参与现货市场，并且按照所在节点的节点电价进行结算。在这个阶段，虚拟电厂跨节点聚合资源的情形将不复存在，其发展规模将受到较大限制。更为重要的是，在节点电价体系下，即使是只聚合单个节点内部资源的虚拟电厂，其存在的意义也将大打折扣。因为单个资源可以自主响应节点电价进行调节，从而直接获得相应收益，参与聚合的意义不大。需要说明的是，只有节点电价型现货市场对虚拟电厂资源聚合范围有这个约束，而双边交易型现货市场并不存在这个约束，这也是虚拟电厂在以节点电价为主的美国电力市场没有得到蓬勃发展的主要原因所在。双边交易型现货市场对用户用电行为严格遵循交易曲线的要求很高，可 能并不适用于国内市场，所以国内现货市场均为节点电价型现货市场。尽管自身也存在出清结果难以解释、新能源高占比市场长时间负电价不尽合理等诸多问题，但节点电价体系仍然是目前世界上完美结合电力系统物理特性和商品市场经济特性的最好的现货市场核心理论，短期内不存在任何被取代的可能性。因此，节点电价体系对虚拟电厂发展的限制是需要认真考虑的现实问题。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展方向探讨在电力现货市场环境下，节点电价体系只是限制了虚拟电厂的扩张，而不是杜绝了虚拟电厂的发展。在节点内部，虚拟电厂还是可以大有作为的，但是其发展思路应该有所转变，不再聚合普通资源，而应聚焦于聚合分布式新能源，特别是分布式光伏发电，这既可以降低电网运行的安全风险，又可以充分发挥虚拟电厂的体量优势，提高单个分布式新能源的市场收益，真正体现虚拟电厂的多重价值。随着分布式新能源装机的迅猛增长，分布式新能源缺乏必要控制手段的问题逐渐凸显，给电网调度运行带来了不可忽视的安全风险。例如，在日出时段，分布式光伏发电出力迅速从零上升至满功率，其爬坡率远超常规火电机组甚至水电机组爬坡率，通常造成电网时段性高频，这是困扰电网调度运行的现实问题，也是虚拟电厂可以有所作为的新发展方向。将分散的分布式新能源聚合到虚拟电厂后，通过聚合平台的控制手段，可以实现对分布式新能源出力的有效控制，也就是说，虚拟电厂能够提高分布式新能源的电网友好性，这也是虚拟电厂的安全价值所在。尽管分布式新能源点多面广，但在地理位置上相近，按照节点进行聚合是可行的。不同节点的分布式新能源聚合成不同的虚拟电厂，一方面解决了分布式新 能源不可控制的电网运行难题，另一方面也为分布式新能源提供了新的发展空间。此外，在电力现货市场环境下，单个分布式新能源只能是节点电价的被动接受者，而作为分布式新能源聚合体的虚拟电厂可以通过报量报价的方式参与市场运营，有效提高整体收益，再通过公平合理的内部收益分配机制来提高单个分布式新能源的收益，这方面的研究和实践值得进一步探索。

近几年，新能源技术创新和产能增长推动了市场的快速扩大，但随着政策的深入，价格下探、并网消纳、电价入市等市场环境的变化，也带来了新能源发展底层逻辑的改变。 01/消纳为王 曾几何时，“跑马圈地”、“资源换市场”等诸多商业行为将“资源”这一产业发展的必要因素置于唯一“核心”的位置上。“十四五”期间，不止五大六小等能源电力集团在既定转型目标下大力投建风电项目，地方能源企业、民企也纷纷投身新能源建设大潮。同时，鉴于新能源电站的对形成稳定现金流的帮助，以及彼时保障电量与电价的优势，风电设备企业也成为投建风电项目的重要力量之一。截至2024年10月，我国风电总装机48617万千瓦，风光总装机达到12.79亿千瓦。海量装机下，新能源电站产品化趋势愈加明显，风光资产交易也愈加活跃。然而，市场规律的核心在于供需关系。当风电项目即作为提高清洁资产占比的绿色发电工具，又作为新能源资产在市面上流通时，投资人就会更加关注其绿色价值和资产收益。从当下的风光电站投资情况来看，单一的新能源电站正在受到政策、市场变化带来的电价下降、限电率增高等风险，导致了近期新能源资产“贬值”的报道屡见不鲜。“贬值”一说也并非空穴来风。以今年6月获准注册的国内首单陆上风电公募REITs为例，上交所根据当时最新政策和项目未来市场化交易的比例及电价情况进行了问询，并根据两项影响因素，将项目估值从13.25亿元下调至12.32亿元，降幅7%。 另一个值得注意的现象是，2024年下半以来，作为全球清洁能源装机规模最大的某央企集团陆续出售、转让旗下10多个光伏项目公司股权。比较典型的一例交易称：“山东那仁太公司2023年净资产收益率为1.8%，属低效资产”。该光伏电站的转让也正是处置低效资产、提升资产质量之举。 短短5年，新能源电站从优先收购、补贴电价到补贴退坡、平价上网，再到电力现货市场，电价下行趋势明显。据北极星风力发电网不完全统计，2024年风电场站的交易量也有所下降，且绝大部分标的位于三北地区。从全国新能源消纳监测预警中心披露的数据来看，全国2024年1-9月的风电利用率为96.4%，这个数据在2023年为97.1%。在个别省份如河北、山东、辽宁、吉林、湖北、陕西、青海、新疆、西藏，风电利用率均有不同程度的下降，这也侧面说明了上述省区市的限电情况较往年有所增加。今年8月，党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》提出，“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。结合当下的产业现状，中央再提“新能源消纳”一则体现出新能源消纳的重要性，二则反映出解决消纳问题已迫在眉睫。很明显，无论从产业稳健发展，还是从吸纳投资的角度来看，“消纳”再次成为新能源的“命门”。 02/多元发展 行业发展的每一个阶段都会面临不同的难题，如果说成本降低所导致的新能源资产“贬值”是影响投资决策的因素之一，那么除却该因素，我们还可以从两个案例上看出新能源在绿色金融市场的蓬勃发展态势。2023年3月，中信建投国家电投新能源REIT和中航京能光伏REIT同步上市，底层资产分别为海上风电项目和光伏发电项目，作为国内首批上市的两只新能源基础设施公募REITs，上市首日的不俗表现（上市日收盘价较发行价分别上涨1.94%、12.37%），以及提前结束募集、超额认购等多个指标显示出资本市场对于新能源资产的认可和青睐。而且，东方财富数据显示，2024年上半年，国家电投新能源REIT、中航京能光伏REIT分别上涨12.74%和12.18%，新能源基础设施公募REITs在二级市场的表现也在一定程度上缓解了业内关于“新能源资产贬值”的隐忧。 在笔者看来，新能源成本下降既是新型电力系统下多电源品种竞争的必然结果，也是行业喜闻乐见大势所趋。以风电为例，当前4000元上下单位千瓦造价必然比5年前8000元的单价要香得多。而且，投资成本降低、叠加20-25年的超长运营期，在数智化加持下风电场提质增效，也会带来稳定的收益和现金流。而且，在接下来的“消纳为王”时代，新能源建设也会催生出投资的新业态。业内也逐渐探索分布式能源、风光储一体化、负荷侧资源挖掘、源网荷储一体化、风光制氢等不同的应用场景来消解部分未来发展的不确定性。今年以来，内蒙古、青海、宁夏、新疆等三北省区市陆续下发市场化规模指标，并再三提示将负荷消纳作为新项目获批的前置条件。比较典型的是，2024年3月新疆发布的《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，投资商可以通过氢能、绿色算力、用能替代、低碳产业园五大路径来配套风光电站。对于能新增负荷的产业，可以优先享有风光资源指标的分配。可以说，最早面临消纳问题的三北地区，正在加大政策引导投资方向和力度，将负荷与消纳摆在首要位置。一方面找负荷，另一方面业内也在电价策略上进行创新，这一点在探索新能源向灵活调节电源的转化上表现得尤 为突出。自平价后，新能源配储就成为各省区市投建新项目的前置条件。事实上，新能源配储不但提升新能源消纳能力，也可以一定程度上优化市场交易策略。去年6月，国投海上风电依托山东电力交易平台完成配建储能充放电曲线申报出清，成为全国首家配建储能与其风电发电主体联合入市的新能源场站，提高了储能利用率和新能源场站的盈利能力。同时，在日前某集团海上风电项目EPC总承包招标中也明确，项目将通过租赁的方式配置30MW/60MWh的储能。即降低了投资成本，又预留了市场化交易的定价主动性。面对电量、电价的不确定，风电唯有多元发展、落实负荷消纳才可构建确定性未来。

近几年，新能源技术创新和产能增长推动了市场的快速扩大，但随着政策的深入，价格下探、并网消纳、电价入市等市场环境的变化，也带来了新能源发展底层逻辑的改变。 01/消纳为王 曾几何时，“跑马圈地”、“资源换市场”等诸多商业行为将“资源”这一产业发展的必要因素置于唯一“核心”的位置上。“十四五”期间，不止五大六小等能源电力集团在既定转型目标下大力投建风电项目，地方能源企业、民企也纷纷投身新能源建设大潮。同时，鉴于新能源电站的对形成稳定现金流的帮助，以及彼时保障电量与电价的优势，风电设备企业也成为投建风电项目的重要力量之一。截至2024年10月，我国风电总装机48617万千瓦，风光总装机达到12.79亿千瓦。海量装机下，新能源电站产品化趋势愈加明显，风光资产交易也愈加活跃。然而，市场规律的核心在于供需关系。当风电项目即作为提高清洁资产占比的绿色发电工具，又作为新能源资产在市面上流通时，投资人就会更加关注其绿色价值和资产收益。从当下的风光电站投资情况来看，单一的新能源电站正在受到政策、市场变化带来的电价下降、限电率增高等风险，导致了近期新能源资产“贬值”的报道屡见不鲜。“贬值”一说也并非空穴来风。以今年6月获准注册的国内首单陆上风电公募REITs为例，上交所根据当时最新政策和项目未来市场化交易的比例及电价情况进行了问询，并根据两项影响因素，将项目估值从13.25亿元下调至12.32亿元，降幅7%。 另一个值得注意的现象是，2024年下半以来，作为全球清洁能源装机规模最大的某央企集团陆续出售、转让旗下10多个光伏项目公司股权。比较典型的一例交易称：“山东那仁太公司2023年净资产收益率为1.8%，属低效资产”。该光伏电站的转让也正是处置低效资产、提升资产质量之举。 短短5年，新能源电站从优先收购、补贴电价到补贴退坡、平价上网，再到电力现货市场，电价下行趋势明显。据北极星风力发电网不完全统计，2024年风电场站的交易量也有所下降，且绝大部分标的位于三北地区。从全国新能源消纳监测预警中心披露的数据来看，全国2024年1-9月的风电利用率为96.4%，这个数据在2023年为97.1%。在个别省份如河北、山东、辽宁、吉林、湖北、陕西、青海、新疆、西藏，风电利用率均有不同程度的下降，这也侧面说明了上述省区市的限电情况较往年有所增加。今年8月，党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》提出，“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。结合当下的产业现状，中央再提“新能源消纳”一则体现出新能源消纳的重要性，二则反映出解决消纳问题已迫在眉睫。很明显，无论从产业稳健发展，还是从吸纳投资的角度来看，“消纳”再次成为新能源的“命门”。 02/多元发展 行业发展的每一个阶段都会面临不同的难题，如果说成本降低所导致的新能源资产“贬值”是影响投资决策的因素之一，那么除却该因素，我们还可以从两个案例上看出新能源在绿色金融市场的蓬勃发展态势。2023年3月，中信建投国家电投新能源REIT和中航京能光伏REIT同步上市，底层资产分别为海上风电项目和光伏发电项目，作为国内首批上市的两只新能源基础设施公募REITs，上市首日的不俗表现（上市日收盘价较发行价分别上涨1.94%、12.37%），以及提前结束募集、超额认购等多个指标显示出资本市场对于新能源资产的认可和青睐。而且，东方财富数据显示，2024年上半年，国家电投新能源REIT、中航京能光伏REIT分别上涨12.74%和12.18%，新能源基础设施公募REITs在二级市场的表现也在一定程度上缓解了业内关于“新能源资产贬值”的隐忧。 在笔者看来，新能源成本下降既是新型电力系统下多电源品种竞争的必然结果，也是行业喜闻乐见大势所趋。以风电为例，当前4000元上下单位千瓦造价必然比5年前8000元的单价要香得多。而且，投资成本降低、叠加20-25年的超长运营期，在数智化加持下风电场提质增效，也会带来稳定的收益和现金流。而且，在接下来的“消纳为王”时代，新能源建设也会催生出投资的新业态。业内也逐渐探索分布式能源、风光储一体化、负荷侧资源挖掘、源网荷储一体化、风光制氢等不同的应用场景来消解部分未来发展的不确定性。今年以来，内蒙古、青海、宁夏、新疆等三北省区市陆续下发市场化规模指标，并再三提示将负荷消纳作为新项目获批的前置条件。比较典型的是，2024年3月新疆发布的《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，投资商可以通过氢能、绿色算力、用能替代、低碳产业园五大路径来配套风光电站。对于能新增负荷的产业，可以优先享有风光资源指标的分配。可以说，最早面临消纳问题的三北地区，正在加大政策引导投资方向和力度，将负荷与消纳摆在首要位置。一方面找负荷，另一方面业内也在电价策略上进行创新，这一点在探索新能源向灵活调节电源的转化上表现得尤 为突出。自平价后，新能源配储就成为各省区市投建新项目的前置条件。事实上，新能源配储不但提升新能源消纳能力，也可以一定程度上优化市场交易策略。去年6月，国投海上风电依托山东电力交易平台完成配建储能充放电曲线申报出清，成为全国首家配建储能与其风电发电主体联合入市的新能源场站，提高了储能利用率和新能源场站的盈利能力。同时，在日前某集团海上风电项目EPC总承包招标中也明确，项目将通过租赁的方式配置30MW/60MWh的储能。即降低了投资成本，又预留了市场化交易的定价主动性。面对电量、电价的不确定，风电唯有多元发展、落实负荷消纳才可构建确定性未来。

在分布式光伏高速增长了四年之后，今年10月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，这是时隔10年之后，分布式光伏管理办法的再度更新。 从“十三五”补贴时代的疯狂开发到“十四五”双碳目标下各行业、资本的强势入驻，分布式光伏已经成长为我国能源转型不可或缺的中坚力量。从数据看，“十四五”的前四年新增装机达到263.6GW，是“十三五”此前历年之和的3.5倍。 2025年即将进入“十四五”收官之年，随着分布式光伏管理政策的变化，分布式光伏的开发模式、方向、趋势也将随之调整，同时为“十五五”行业的发展奠定基础。 市场开发趋势的变化 分布式光伏新版管理政策（征求意见稿）最重要的变化之一是工商业光伏上网模式的改变，即以6MW为分界线只能自发自用、余电上网或只能全部自用。 一方面，鉴于6MW以上项目必须全部自用的规定，那么对于行业来说，以往追求大屋顶、大项目、高收益的开发方向势必会进行调整。 此前投资方更愿意开发规模较大、以央国企以及上市企业为主的大型工商业，但随着上网要求的变化，很多没有关注到的小微企业、轻工业以及消纳好但规模小的企业将成为重点开发方向。 这意味着6MW以下的优质项目将会成为竞争的重点，“明年大家都挤在6MW以下的池子里，竞争肯定会增加，新模式也会越来越多，大家多考虑新模式，好模式比规模更重要”，有投资商强调到。 与此同时，随着分布式光伏的管理政策从规模管理转向电量管理，与地面电站类似的是，工商业光伏下一步的开发重点也将是负荷资源的争夺。 自用消纳比较高且稳定的资源将成为分布式光伏重点开拓的市场，投资区域的评估亦将趋于严格，电力供需、负荷增长、电源结构等，分布式光伏投资企业需要评估的投资边界会逐步细化，同时，投资企业会愈发看重资产价值的评估，而不是装机规模的增速。 大型屋顶光伏能否全额上网？ 大型屋顶光伏项目是否还能投资这一问题是新版管理政策（征求意见稿）出台之后，行业最为关注的重点之一。实际上，参照当前的征求意见稿内容，大型屋顶光伏无论是全额上网还是自发自用、余电上网的另一路径就是与普通地面电站一起参与竞配。 但与集中式光伏电站一同参与竞配，对于单体规模上并不占优势的大型屋顶光伏电站而言，存在一定劣势。例如从屋顶租金来看，以当下5~10元/㎡的屋顶租金而言，折合到地面租金计算，这意味着每亩达到3000~6000元，远超过当前集中式光伏电站的土地租金。 此外，在各省现有的具体竞配细则方面，企业资金实力、项目持有规模等评分细则一定程度上更有利于集中式项目投资商。因此，如何让参与的大型屋顶光伏项目能匹配较为公平的评分标准，这一路径能否走顺，实际上还要取决于各省详细的管理规则。 近期以来，福建、安徽、陕西以及河南等省份公示的年度光伏指标清单中，均出现了屋顶分布式光伏项目，规模从6~100MW级不等。 例如福建，其在优选文件中就鼓励的四大类别之一就是屋顶光伏，三峡、华电分别有150MW、75MW的屋顶光伏入选；陕西指标清单中，中石油、华电分别有38MW、20MW的分布式光伏项目获得指标。在河南发布的四批源网荷储项目中，入选的分布式光伏规模超1GW，河南这一模式实际上是对自发自用项目另一种形式的规定。 收益模型变化 在全新的发展周期下，重新评估分布式光伏资产价值将是未来的一个重要变化。目前，国内分布式光伏资产评估的寿命周期一般在20~25年，但在新的管理政策框架下，已经有投资商提出分布式资产周期拟缩短至15年以内的观点。 其核心就是面对分布式光伏入市、厂房业主资信、自用收电费以及政策变更等一系列风险，以利润为导向去降低开发投资成本进而保障缩短资金回收周期，进而更具备抵抗风险的能力。 光伏們了解到，某几家分布式光伏投资商曾参与投标一高耗能企业项目，最终中标单位以不超过0.3元/度的价格与业主达成了EMC合作，这家企业自用比例较高且项目规模超过10MW。但签约之后，该项目迟迟未动工，据悉主要的原因在于对于该高耗能企业后期持续运营能力的评估，或无法满足项目的基本回收年限要求。 国外也有数据表示，捷克某高校跟踪了85座分布式光伏电站15年的监测运营数据，彼时预期20~25年的工作寿命，实际运行年限平均只有12年。一方面是设备性能出现了明显降低，10年以后的发电性能以及故障率与预期相比明显增高，另一方面则是随着光伏成本的不断下降以及技术进步，投资新电站与维护老电站的经济产出比差异较大。 为了应对政策风险以及当前行业的竞争态势，今年以来不少企业开始推出创新的商业模式。当前，行业最主流的方式之一是“三年半送电站”，即厂房业主零成本、零贷款，3.5年合同期内业主享受固定的低价电价优惠；3.5年合同期后业主可免费获得电站，并享有电站的全部收益。 有投资商表示，“该模式其实就是更倾向于加快资金回笼周期，降低因投资周期较长可能会产生的政策或者市场风险。” 开发费用被压缩 实际上，缩短分布式光伏投资测算周期，意味着对降低费用的追求，而对应到初始投资中来看，当前产品设备的成本在持续下降，非技术成本的占比反而越来越高。 “十四五”以来，分布式光伏市场竞争加剧使得非技术成本逐年飙升，仅户用光伏而言，业务推广员的单块组件的“介绍费”曾一路高涨至400~500元/块，对应的给到农户的租金价格也从30~40元/块，上涨至60~70元/块。 但随着分布式光伏管理政策（征求意见稿）新要求的提出，市场发展预期下降，随着未来新版管理政策的落地，不确定因素增加，项目投资收益重新评估。可以预见的是，当前由于市场竞争导致的高昂屋顶租金与居间费的支出会被进一步压缩。 有开发商表示，“此前广东工商业路条方自发自用的费用在6~7毛/瓦，山东3~4毛/瓦。如果项目收益预期降低，居间费压缩至1~2毛/瓦相对合理些。”当分布式光伏投资收益无法兜住未来可能涉及的政策与市场风险时，降低总投资几乎会成为一致的选择，屋顶租金、居间费/资源费便将成为首先被压缩的支出。 在以上的大趋势下，客观来看，分布式投资市场也将迎来变化。一方面，随着政策变动愈发频繁，分布式光伏项目业主自投的比例将显著增加，甚至未来的是自持占比会越来越高，这得益于光伏度电成本的下降，业主自投项目收益属性凸显，但同时这也意味着分布式市场的集中度或将进一步分散。另一方面，传统的第三方投资企业，会进一步延展业务模式，除了投资之外，从开发、建设到运维，发展成全方位的分布式光伏服务商。 需要强调的是，分布式光伏市场尽管在政策变更下不确定性短期内有所增加，但从长期来看，集中式与分布式并举的原则不变，市场就具备稳定的增长空间，在上述变化之外，各省对分布式光伏更细致的管理要求同样也是未来的关注重点。 事实上，分布式光伏管理政策的每一次变化都意味着新的挑战与机遇，如何穿透政策的最终导向，率先跑通合理的商业模式以及投资测算模型对企业都意味着全新的发展前景。 在此背景下，11月21—22日，第八届分布式能源嘉年华研讨会将在浙江杭州举办，会议将邀请当前工商业、户用领域内TOP 5的开发投资企业、EPC，以及创新的设备产品供应商、第三方服务机构，围绕“迎新政、树新念”这一主题，就行业的新变化、新争议以及新周期，与行业共同探索发展的新模式，探索新的路径。

在分布式光伏高速增长了四年之后，今年10月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，这是时隔10年之后，分布式光伏管理办法的再度更新。 从“十三五”补贴时代的疯狂开发到“十四五”双碳目标下各行业、资本的强势入驻，分布式光伏已经成长为我国能源转型不可或缺的中坚力量。从数据看，“十四五”的前四年新增装机达到263.6GW，是“十三五”此前历年之和的3.5倍。 2025年即将进入“十四五”收官之年，随着分布式光伏管理政策的变化，分布式光伏的开发模式、方向、趋势也将随之调整，同时为“十五五”行业的发展奠定基础。 市场开发趋势的变化 分布式光伏新版管理政策（征求意见稿）最重要的变化之一是工商业光伏上网模式的改变，即以6MW为分界线只能自发自用、余电上网或只能全部自用。 一方面，鉴于6MW以上项目必须全部自用的规定，那么对于行业来说，以往追求大屋顶、大项目、高收益的开发方向势必会进行调整。 此前投资方更愿意开发规模较大、以央国企以及上市企业为主的大型工商业，但随着上网要求的变化，很多没有关注到的小微企业、轻工业以及消纳好但规模小的企业将成为重点开发方向。 这意味着6MW以下的优质项目将会成为竞争的重点，“明年大家都挤在6MW以下的池子里，竞争肯定会增加，新模式也会越来越多，大家多考虑新模式，好模式比规模更重要”，有投资商强调到。 与此同时，随着分布式光伏的管理政策从规模管理转向电量管理，与地面电站类似的是，工商业光伏下一步的开发重点也将是负荷资源的争夺。 自用消纳比较高且稳定的资源将成为分布式光伏重点开拓的市场，投资区域的评估亦将趋于严格，电力供需、负荷增长、电源结构等，分布式光伏投资企业需要评估的投资边界会逐步细化，同时，投资企业会愈发看重资产价值的评估，而不是装机规模的增速。 大型屋顶光伏能否全额上网？ 大型屋顶光伏项目是否还能投资这一问题是新版管理政策（征求意见稿）出台之后，行业最为关注的重点之一。实际上，参照当前的征求意见稿内容，大型屋顶光伏无论是全额上网还是自发自用、余电上网的另一路径就是与普通地面电站一起参与竞配。 但与集中式光伏电站一同参与竞配，对于单体规模上并不占优势的大型屋顶光伏电站而言，存在一定劣势。例如从屋顶租金来看，以当下5~10元/㎡的屋顶租金而言，折合到地面租金计算，这意味着每亩达到3000~6000元，远超过当前集中式光伏电站的土地租金。 此外，在各省现有的具体竞配细则方面，企业资金实力、项目持有规模等评分细则一定程度上更有利于集中式项目投资商。因此，如何让参与的大型屋顶光伏项目能匹配较为公平的评分标准，这一路径能否走顺，实际上还要取决于各省详细的管理规则。 近期以来，福建、安徽、陕西以及河南等省份公示的年度光伏指标清单中，均出现了屋顶分布式光伏项目，规模从6~100MW级不等。 例如福建，其在优选文件中就鼓励的四大类别之一就是屋顶光伏，三峡、华电分别有150MW、75MW的屋顶光伏入选；陕西指标清单中，中石油、华电分别有38MW、20MW的分布式光伏项目获得指标。在河南发布的四批源网荷储项目中，入选的分布式光伏规模超1GW，河南这一模式实际上是对自发自用项目另一种形式的规定。 收益模型变化 在全新的发展周期下，重新评估分布式光伏资产价值将是未来的一个重要变化。目前，国内分布式光伏资产评估的寿命周期一般在20~25年，但在新的管理政策框架下，已经有投资商提出分布式资产周期拟缩短至15年以内的观点。 其核心就是面对分布式光伏入市、厂房业主资信、自用收电费以及政策变更等一系列风险，以利润为导向去降低开发投资成本进而保障缩短资金回收周期，进而更具备抵抗风险的能力。 光伏們了解到，某几家分布式光伏投资商曾参与投标一高耗能企业项目，最终中标单位以不超过0.3元/度的价格与业主达成了EMC合作，这家企业自用比例较高且项目规模超过10MW。但签约之后，该项目迟迟未动工，据悉主要的原因在于对于该高耗能企业后期持续运营能力的评估，或无法满足项目的基本回收年限要求。 国外也有数据表示，捷克某高校跟踪了85座分布式光伏电站15年的监测运营数据，彼时预期20~25年的工作寿命，实际运行年限平均只有12年。一方面是设备性能出现了明显降低，10年以后的发电性能以及故障率与预期相比明显增高，另一方面则是随着光伏成本的不断下降以及技术进步，投资新电站与维护老电站的经济产出比差异较大。 为了应对政策风险以及当前行业的竞争态势，今年以来不少企业开始推出创新的商业模式。当前，行业最主流的方式之一是“三年半送电站”，即厂房业主零成本、零贷款，3.5年合同期内业主享受固定的低价电价优惠；3.5年合同期后业主可免费获得电站，并享有电站的全部收益。 有投资商表示，“该模式其实就是更倾向于加快资金回笼周期，降低因投资周期较长可能会产生的政策或者市场风险。” 开发费用被压缩 实际上，缩短分布式光伏投资测算周期，意味着对降低费用的追求，而对应到初始投资中来看，当前产品设备的成本在持续下降，非技术成本的占比反而越来越高。 “十四五”以来，分布式光伏市场竞争加剧使得非技术成本逐年飙升，仅户用光伏而言，业务推广员的单块组件的“介绍费”曾一路高涨至400~500元/块，对应的给到农户的租金价格也从30~40元/块，上涨至60~70元/块。 但随着分布式光伏管理政策（征求意见稿）新要求的提出，市场发展预期下降，随着未来新版管理政策的落地，不确定因素增加，项目投资收益重新评估。可以预见的是，当前由于市场竞争导致的高昂屋顶租金与居间费的支出会被进一步压缩。 有开发商表示，“此前广东工商业路条方自发自用的费用在6~7毛/瓦，山东3~4毛/瓦。如果项目收益预期降低，居间费压缩至1~2毛/瓦相对合理些。”当分布式光伏投资收益无法兜住未来可能涉及的政策与市场风险时，降低总投资几乎会成为一致的选择，屋顶租金、居间费/资源费便将成为首先被压缩的支出。 在以上的大趋势下，客观来看，分布式投资市场也将迎来变化。一方面，随着政策变动愈发频繁，分布式光伏项目业主自投的比例将显著增加，甚至未来的是自持占比会越来越高，这得益于光伏度电成本的下降，业主自投项目收益属性凸显，但同时这也意味着分布式市场的集中度或将进一步分散。另一方面，传统的第三方投资企业，会进一步延展业务模式，除了投资之外，从开发、建设到运维，发展成全方位的分布式光伏服务商。 需要强调的是，分布式光伏市场尽管在政策变更下不确定性短期内有所增加，但从长期来看，集中式与分布式并举的原则不变，市场就具备稳定的增长空间，在上述变化之外，各省对分布式光伏更细致的管理要求同样也是未来的关注重点。 事实上，分布式光伏管理政策的每一次变化都意味着新的挑战与机遇，如何穿透政策的最终导向，率先跑通合理的商业模式以及投资测算模型对企业都意味着全新的发展前景。 在此背景下，11月21—22日，第八届分布式能源嘉年华研讨会将在浙江杭州举办，会议将邀请当前工商业、户用领域内TOP 5的开发投资企业、EPC，以及创新的设备产品供应商、第三方服务机构，围绕“迎新政、树新念”这一主题，就行业的新变化、新争议以及新周期，与行业共同探索发展的新模式，探索新的路径。

11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》在北京正式发布。 由国家能源局统筹、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）29日在京发布。《蓝皮书》显示，2023年，全国市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.4%。市场规模自2016年至今增长近5倍。 《蓝皮书》提出，将分“三步走”推动统一电力市场建设：：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。 这是首次明确全国统一电力市场发展“路线图”和“时间表”。 《蓝皮书》共提出了八条近中期重点任务，包括明确各层次电力市场的功能作用、构建功能完备、品种齐全的市场体系和构建功能完备、品种齐全的市场体系等方面。 一是构建多层次统一电力市场架构。明确省（区、市）电力市场、区域电力市场和跨省跨区电力市场的功能作用。引导各层次电力市场协同运行，建立不同层次市场的有序衔接机制。有序推进跨省跨区市场间开放合作，扩大跨省跨区交易经营主体范围。 二是构建功能完备、品种齐全的市场体系。深化中长期市场连续运营，推动现货市场建设，优化辅助服务市场。推进电力容量保障机制建设，如深化容量电价机制，研究容量市场。探索建设输电权、电力期货市场，为市场提供更多风险管理工具。 三是构建适应绿色低碳转型的市场机制。推动新能源市场化交易，优化新能源市场机制，推动清洁能源市场化消纳。完善大型风光基地电力交易机制，探索多类型主体联合参与市场的方式。扩大绿电交易规模，完善绿证核发和交易机制，提升绿证流动性。 四是构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制。激励灵活调节电源，如常规机组、新型储能、抽水蓄能电站等，发挥其调节能力。构建用户侧资源互动响应机制，提高需求响应规模，推动用户侧资源参与市场。 五是构建统一开放、公平有序的市场运营机制。规范统一电力市场基本规则和技术标准，提高电力市场交易组织和调度运行效率。加强电力市场交易结算管理，构建统一规范的电力市场信息披露体系，提升市场透明度。 六是构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制。优化售电公司在批发市场与零售市场间的价格传导机制，丰富零售交易品种。提升零售市场服务能力，简化业务流程，提供“一站式”服务。 七是构建统筹衔接的政策、管理和市场体系。做好电力市场与电力发展的统筹衔接，建立电力市场对电力规划的反馈机制。做好电力市场与安全保供的统筹衔接，强化电力市场对电力保供的支持作用。 八是构建科学高效的市场监管体系。提升监管效能，完善监管方式，如数字化监管，健全监管制度。加快电力市场信用体系建设，建立信用监管机制，强化信用评价工作的公信力。建立健全电力市场评价体系，完善评价机制，建立评价反馈机制。 随着全国统一电力市场的加速建设和完善，光伏新能源行业即将迎来新的发展机遇。这一里程碑式的进展，不仅为相关企业提供更加广阔的市场空间，也将为整个行业的技术创新和绿色转型注入了新的动力。

11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》在北京正式发布。 由国家能源局统筹、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）29日在京发布。《蓝皮书》显示，2023年，全国市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.4%。市场规模自2016年至今增长近5倍。 《蓝皮书》提出，将分“三步走”推动统一电力市场建设：：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。 这是首次明确全国统一电力市场发展“路线图”和“时间表”。 《蓝皮书》共提出了八条近中期重点任务，包括明确各层次电力市场的功能作用、构建功能完备、品种齐全的市场体系和构建功能完备、品种齐全的市场体系等方面。 一是构建多层次统一电力市场架构。明确省（区、市）电力市场、区域电力市场和跨省跨区电力市场的功能作用。引导各层次电力市场协同运行，建立不同层次市场的有序衔接机制。有序推进跨省跨区市场间开放合作，扩大跨省跨区交易经营主体范围。 二是构建功能完备、品种齐全的市场体系。深化中长期市场连续运营，推动现货市场建设，优化辅助服务市场。推进电力容量保障机制建设，如深化容量电价机制，研究容量市场。探索建设输电权、电力期货市场，为市场提供更多风险管理工具。 三是构建适应绿色低碳转型的市场机制。推动新能源市场化交易，优化新能源市场机制，推动清洁能源市场化消纳。完善大型风光基地电力交易机制，探索多类型主体联合参与市场的方式。扩大绿电交易规模，完善绿证核发和交易机制，提升绿证流动性。 四是构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制。激励灵活调节电源，如常规机组、新型储能、抽水蓄能电站等，发挥其调节能力。构建用户侧资源互动响应机制，提高需求响应规模，推动用户侧资源参与市场。 五是构建统一开放、公平有序的市场运营机制。规范统一电力市场基本规则和技术标准，提高电力市场交易组织和调度运行效率。加强电力市场交易结算管理，构建统一规范的电力市场信息披露体系，提升市场透明度。 六是构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制。优化售电公司在批发市场与零售市场间的价格传导机制，丰富零售交易品种。提升零售市场服务能力，简化业务流程，提供“一站式”服务。 七是构建统筹衔接的政策、管理和市场体系。做好电力市场与电力发展的统筹衔接，建立电力市场对电力规划的反馈机制。做好电力市场与安全保供的统筹衔接，强化电力市场对电力保供的支持作用。 八是构建科学高效的市场监管体系。提升监管效能，完善监管方式，如数字化监管，健全监管制度。加快电力市场信用体系建设，建立信用监管机制，强化信用评价工作的公信力。建立健全电力市场评价体系，完善评价机制，建立评价反馈机制。 随着全国统一电力市场的加速建设和完善，光伏新能源行业即将迎来新的发展机遇。这一里程碑式的进展，不仅为相关企业提供更加广阔的市场空间，也将为整个行业的技术创新和绿色转型注入了新的动力。

最近颁布的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》，为虚拟电厂参与市场，尤其是现货市场指明了方向。 值得解读的点很多，比如虚拟电厂的分类、定位、可交易的产品，注册门槛等等。 看这个方案的底层逻辑，我觉得代表的是电力行业管理部门对虚拟电厂的一种主流看法。 既然是是主流，自然有非主流，而主流和非主流之间，存在某种反差。 这种反差，有点类似当年Uber进入中国以后，与交通运管部门的出租车管理之间形成的反差。 Uber和早期的滴滴，司机不需要考证，也不需要专职，只要有车有时间，就能接单了。 于是与出租车公司有了巨大的利益冲突，运管部门制定了网约车的运营管理规定，比如对网约车的轴距，车辆要求，司机必须考试、注册等，最后的结果就是大部分网约车司机事实上挂靠到某个二级平台，购买或者租赁符合要求的车辆，然后才能接单。 最早的Uber模式目前只能在“顺风车”这个品类里才能隐约见到。 马斯克之前的演讲里，对于无人驾驶FSD有这么一个愿景：当你买了一辆特斯拉，配上高阶的FSD，它会接送你上下班，你不需要关心停车和充电，它会自己解决，甚至自己会在闲暇时段出去跑Uber。 到这个地步，买一辆特斯拉，和租赁、甚至打一辆特斯拉，已经没有区别了，我认为特斯拉的终极目标是： 一家基于AI调度的海量运力服务公司。 前提是特斯拉跑Uber这种“打零工”模式，是合法的，而不是必须按照出租车公司的要求，去做一辆“没有司机”的出租车。 当然特斯拉的妥协点在于，他知道传统出租车公司的利益的强大，所以也做了另一款RoboTaxi，是符合现行法规的出租车，只是司机是Robot。 所以，无人驾驶出租车就有了两种可能性： 一种是基于FSD+AI调度的海量运力“顺风车”模式； 另一种是机器人驾驶的黄色出租车。 就像特斯拉的另一目标是一家基于AI的海量终端的能源服务公司，AutoBidder是AI的大脑，特斯拉的充电桩、PowerWall、光伏逆变器是他的终端。 于是我们看到，虚拟电厂其实也有两种可能性。 可能性一，按照集中式电厂管理和交易的VPP 一种是类似RoboTaxi一样，符合法规的，由出租车公司购买的无人驾驶出租车。在所有的虚拟电厂参与市场化交易，或者需求响应补贴的文件里，我们都看到类似的定位。 规则是由监管部门制定的，去平衡主流公司和新创技术利益的，尽量把新技术按照现有主流游戏规则靠的，虚拟的电厂，或者机器人驾驶的出租车。 甚至Virtual Power Plant这个词本身就和Robot Taxi一样，本身就是带有传统含义的概念。 背后的本质，其实是存量利益和技术创新带来的新可能性之间的博弈。 就像当年开海运，废漕运所带来的社会冲击一样： 百万漕工衣食所系，断不可废也。 而清朝末年废漕运开海运的结果之一就是：原来依托于“运河经济”的一大批市镇就进入衰落期，最典型就是扬州、宿迁。而另一批“海运经济”的城市就逐渐兴起，比如上海、大连。 如果虚拟电厂在某种无限想象的前提下，真的能做到“荷随源动”，新能源超高消纳，甚至在部分场景下主要是是“电从身边来”，那传统的电力系统，无论是电网、还是集中式电源，就面临巨大的冲击。 可能性二，海量生产和消费者基于AI匹配的能源互联网应用 也是新型电力系统的某种深层次颠覆性，就像从“运河经济”，转型为“海运经济”。 如果特斯拉可以把每辆安装了高阶FSD的特斯拉的每个座位，通过AI聚合，并且实现和城市运力需求的精准匹配，特斯拉就是世界上最厉害的虚拟出租车公司，而且交易的颗粒度是每个座位每次。 如果真正意义的另一种虚拟电厂，可以把每个负荷的每一度电，与光储、储能每发的一度电实现精准匹配，我们会发现，真正意义上的能源互联网，它的生产者和消费者都不是人， 而是逆变器和负荷设备。 消费互联网之所以有巨大的想象空间，是因为消费者的数量，中国以十三亿消费者的移动互联网化，诞生了许多领域的巨头，并且不断在诞生，比如拼多多VS天猫。 新型电力系统与能源互联网未来的想象空间，不是VPP这个概念，而是基于海量机器的能源生产者和能源消费者，他们是能源互联网的细胞，AI则是能源互联网的大脑，Web3的Token是他们交易的信任物。 这是虚拟电厂的另一种可能，一个新的，基于AI和Web3的能源经济体系。

最近颁布的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》，为虚拟电厂参与市场，尤其是现货市场指明了方向。 值得解读的点很多，比如虚拟电厂的分类、定位、可交易的产品，注册门槛等等。 看这个方案的底层逻辑，我觉得代表的是电力行业管理部门对虚拟电厂的一种主流看法。 既然是是主流，自然有非主流，而主流和非主流之间，存在某种反差。 这种反差，有点类似当年Uber进入中国以后，与交通运管部门的出租车管理之间形成的反差。 Uber和早期的滴滴，司机不需要考证，也不需要专职，只要有车有时间，就能接单了。 于是与出租车公司有了巨大的利益冲突，运管部门制定了网约车的运营管理规定，比如对网约车的轴距，车辆要求，司机必须考试、注册等，最后的结果就是大部分网约车司机事实上挂靠到某个二级平台，购买或者租赁符合要求的车辆，然后才能接单。 最早的Uber模式目前只能在“顺风车”这个品类里才能隐约见到。 马斯克之前的演讲里，对于无人驾驶FSD有这么一个愿景：当你买了一辆特斯拉，配上高阶的FSD，它会接送你上下班，你不需要关心停车和充电，它会自己解决，甚至自己会在闲暇时段出去跑Uber。 到这个地步，买一辆特斯拉，和租赁、甚至打一辆特斯拉，已经没有区别了，我认为特斯拉的终极目标是： 一家基于AI调度的海量运力服务公司。 前提是特斯拉跑Uber这种“打零工”模式，是合法的，而不是必须按照出租车公司的要求，去做一辆“没有司机”的出租车。 当然特斯拉的妥协点在于，他知道传统出租车公司的利益的强大，所以也做了另一款RoboTaxi，是符合现行法规的出租车，只是司机是Robot。 所以，无人驾驶出租车就有了两种可能性： 一种是基于FSD+AI调度的海量运力“顺风车”模式； 另一种是机器人驾驶的黄色出租车。 就像特斯拉的另一目标是一家基于AI的海量终端的能源服务公司，AutoBidder是AI的大脑，特斯拉的充电桩、PowerWall、光伏逆变器是他的终端。 于是我们看到，虚拟电厂其实也有两种可能性。 可能性一，按照集中式电厂管理和交易的VPP 一种是类似RoboTaxi一样，符合法规的，由出租车公司购买的无人驾驶出租车。在所有的虚拟电厂参与市场化交易，或者需求响应补贴的文件里，我们都看到类似的定位。 规则是由监管部门制定的，去平衡主流公司和新创技术利益的，尽量把新技术按照现有主流游戏规则靠的，虚拟的电厂，或者机器人驾驶的出租车。 甚至Virtual Power Plant这个词本身就和Robot Taxi一样，本身就是带有传统含义的概念。 背后的本质，其实是存量利益和技术创新带来的新可能性之间的博弈。 就像当年开海运，废漕运所带来的社会冲击一样： 百万漕工衣食所系，断不可废也。 而清朝末年废漕运开海运的结果之一就是：原来依托于“运河经济”的一大批市镇就进入衰落期，最典型就是扬州、宿迁。而另一批“海运经济”的城市就逐渐兴起，比如上海、大连。 如果虚拟电厂在某种无限想象的前提下，真的能做到“荷随源动”，新能源超高消纳，甚至在部分场景下主要是是“电从身边来”，那传统的电力系统，无论是电网、还是集中式电源，就面临巨大的冲击。 可能性二，海量生产和消费者基于AI匹配的能源互联网应用 也是新型电力系统的某种深层次颠覆性，就像从“运河经济”，转型为“海运经济”。 如果特斯拉可以把每辆安装了高阶FSD的特斯拉的每个座位，通过AI聚合，并且实现和城市运力需求的精准匹配，特斯拉就是世界上最厉害的虚拟出租车公司，而且交易的颗粒度是每个座位每次。 如果真正意义的另一种虚拟电厂，可以把每个负荷的每一度电，与光储、储能每发的一度电实现精准匹配，我们会发现，真正意义上的能源互联网，它的生产者和消费者都不是人， 而是逆变器和负荷设备。 消费互联网之所以有巨大的想象空间，是因为消费者的数量，中国以十三亿消费者的移动互联网化，诞生了许多领域的巨头，并且不断在诞生，比如拼多多VS天猫。 新型电力系统与能源互联网未来的想象空间，不是VPP这个概念，而是基于海量机器的能源生产者和能源消费者，他们是能源互联网的细胞，AI则是能源互联网的大脑，Web3的Token是他们交易的信任物。 这是虚拟电厂的另一种可能，一个新的，基于AI和Web3的能源经济体系。

虚拟电厂的出现，是因为新能源的高占比，以及风光发电的间歇性、波动性导致电力系统的动态平衡能力不够。 从过去的“源随荷动”，变成“荷随源动”，最终是“源网荷储充互动”。 电网公司建设的负荷型虚拟电厂 作为负责电力系统安全稳定运行的电网公司，高度重视负荷侧管理，尤其是负荷资源的有效管理。 国内最早、最大的虚拟电厂是省级电网公司建设的空调负荷聚合为主的虚拟电厂管理平台。 但电网企业在实际的负荷聚合型的虚拟电厂运营过程中，发现一些困难： 1、建设投入较大，面向商业建筑的空调负荷资源接入，单个建筑一般需要数万元； 2、客户参与度不高，客户认知度也不高，协调起来较为困难； 3、23、24年因为宏观电力供需矛盾相对缓和，导致参与次数有限，客户和聚合商的积极性不高； 4、以电网公司省级营销部门为主导的空调负荷虚拟电厂平台建设，与以省级调度部门为主导的电能量市场和辅助服务市场之间，存在一定的“部门墙”。 发电企业偏好的储能型虚拟电厂 大型发电企业和民营新能源公司，更倾向于建设储能资源聚合的虚拟电厂，这是因为传统上发电侧业务的“基建驱动”模式，一方面储能更能满足他们对固定资产投资的偏好，另一方面也紧跟“光储一体化”的行业亮点。 但是以储能资源为基础的虚拟电厂，同样存在一些问题： 1、源侧的大型共享储能电站，更多的是以“火储联合”、“光储一体”的形式，以独立电站的形态参与市场，不是虚拟电厂。 2、输电网侧的大型共享储能电站，并网电压等级在220kV及以上，更多的也是作为独立电站参与辅助服务，数量较少，目前虚拟电厂只是给了一个参与的身份，并未达到广泛的资源聚合并参与互动的目的。 3、配网侧的中小型共享储能电站，包括台区配储，受制于参与门槛、参与政策、市场身份，真正作为聚合商参与省级电力市场的机会很少，更多的是作为电网内部的试点项目，由电网企业买单。这是因为配网资源的并网、调度，并非省级电力调度主导，而是在电网公司配网部，又涉及到配网、营销、调度三大部门之间的协调问题。 4、负荷侧的工商业储能，目前主要的盈利模式是“固定时段+峰谷套利”，运营模式简单清晰，作为储能投资商，并不愿意再增加市场端灵活套利这种既影响固定套利曲线，又额外增加投入和不确定的模式，除非是非常明确的有较高的边际收益项目，而23、24年的需求响应并不满足这一诉求。所以真正工商业储能聚合的虚拟电厂也并不多，更多的是示范项目的包装。 和成熟的北美、欧洲电力市场中，大量中小型的，以工商业和户用储能资源为基础的虚拟电厂运营商，在小尺度电力产品（比如配网级的调峰、调频服务）中游刃有余的进行套利相比，国内的储能型虚拟电厂需要走的路还很长。 虚拟电厂的中国路径 个人认为虚拟电厂面临的困难和要解决的矛盾，与北美和欧洲并不完全一样，需要探索虚拟电厂的中国路径，这是因为： 1、不成熟的电力市场，且未来5年不可能快速成熟； 2、较高的资产投资偏好，叠加产能过剩，导致新能源指数级增加； 3、输配一体化，但又存在分级管理； 4、较为强势的电网公司，内部存在较高的“部门墙”，还存在“省地关系”，虚拟电厂需要多部门、多层级协调； 5、地方政府对虚拟电厂的定位和参与路径； 以负荷为主，兼顾光储一体化的虚拟电厂 在这其中，如何解决源荷匹配，充分挖掘负荷资源是核心。 负荷资源是虚拟电厂对电力系统平衡的最重要资源，也是机会较大的虚拟电厂可开发资源，原因如下： 1、电力系统可靠运行的本质就是源-荷的实时平衡，不是源-储-荷，储对电力网络模型来说，只是某些时段的电源+某些时段的负荷。 2、只有足够多的灵活性负荷资源，才能响应指数级增长的波动性电源，这两者必须是一个数量级的，储能受制于成本和经济性，量级达不到。 3、负荷侧的部分灵活性负荷资源的开发成本，可以比储能低一个数量级，前提是不能“为开发负荷而开发负荷”，需要先以“综合能源服务”切入。 4、目前灵活性负荷资源的开发远远落后于新能源开发，电网公司受制于体制机制，发电企业受制于资产驱动的KPI行为模式，其他的市场主体，如售电公司、分布式光伏储能企业，并未把负荷资源作为战略目标进行获取。 但是负荷资源的开发难度也较高： 1、负荷资源开发，目前的回报很低，仅靠分时电价（目前主要参考电网代理的市场化购电价格，以及发改委政策性指定的电价时段），无法支撑把灵活性负荷作为首要的，甚至是单一目标进行开发并获得足够的收益，这与分布式光储的开发截然不同。 2、负荷资源的开发模式、开发渠道，并不等同于传统的分布式光储开发，开发复杂度远高于光储。 3、电力用户对负荷的管理意识较低，同时零售端电价的市场化程度较低，未能实现“批零挂钩”，适时的传导现货端价格信号，引导用户负荷的行为，现有的需求响应补贴模式无法给到足够的刺激。 4、负荷资源的运营是最大的困难，与分布式光储“一次开发，长期收益”的模式不同，负荷资源开发聚合以后，需要深度参与，甚至掌控负荷资源的灵活性，本质上是负荷侧调度权从用户生产部门（或者能源动力部门），转移到虚拟电厂运营商，未来甚至形成负荷侧综合资源的调度运营能力。需要在运营机制、市场定位、法律定位、金融政策、市场交易政策等多个方面进行考量，不是简单的“跑客户、拉负荷清单”就能解决的。 所以，从这个角度，负荷资源非常重要，也存在开发的可能，但目前市场端、政策端、和商业落地层面，都缺乏清晰的模式。 以电力市场的逐步成熟为基础，通过综合能源服务（真正意义上的服务）为抓手，逐步形成专业的能源管理公司，并且实现负荷管理的第三方化，才能真正解决负荷资源的开发问题，并且形成负荷为主、光储充协调、微电网运营、智能动态调度的负荷侧运营模式。

虚拟电厂的出现，是因为新能源的高占比，以及风光发电的间歇性、波动性导致电力系统的动态平衡能力不够。 从过去的“源随荷动”，变成“荷随源动”，最终是“源网荷储充互动”。 电网公司建设的负荷型虚拟电厂 作为负责电力系统安全稳定运行的电网公司，高度重视负荷侧管理，尤其是负荷资源的有效管理。 国内最早、最大的虚拟电厂是省级电网公司建设的空调负荷聚合为主的虚拟电厂管理平台。 但电网企业在实际的负荷聚合型的虚拟电厂运营过程中，发现一些困难： 1、建设投入较大，面向商业建筑的空调负荷资源接入，单个建筑一般需要数万元； 2、客户参与度不高，客户认知度也不高，协调起来较为困难； 3、23、24年因为宏观电力供需矛盾相对缓和，导致参与次数有限，客户和聚合商的积极性不高； 4、以电网公司省级营销部门为主导的空调负荷虚拟电厂平台建设，与以省级调度部门为主导的电能量市场和辅助服务市场之间，存在一定的“部门墙”。 发电企业偏好的储能型虚拟电厂 大型发电企业和民营新能源公司，更倾向于建设储能资源聚合的虚拟电厂，这是因为传统上发电侧业务的“基建驱动”模式，一方面储能更能满足他们对固定资产投资的偏好，另一方面也紧跟“光储一体化”的行业亮点。 但是以储能资源为基础的虚拟电厂，同样存在一些问题： 1、源侧的大型共享储能电站，更多的是以“火储联合”、“光储一体”的形式，以独立电站的形态参与市场，不是虚拟电厂。 2、输电网侧的大型共享储能电站，并网电压等级在220kV及以上，更多的也是作为独立电站参与辅助服务，数量较少，目前虚拟电厂只是给了一个参与的身份，并未达到广泛的资源聚合并参与互动的目的。 3、配网侧的中小型共享储能电站，包括台区配储，受制于参与门槛、参与政策、市场身份，真正作为聚合商参与省级电力市场的机会很少，更多的是作为电网内部的试点项目，由电网企业买单。这是因为配网资源的并网、调度，并非省级电力调度主导，而是在电网公司配网部，又涉及到配网、营销、调度三大部门之间的协调问题。 4、负荷侧的工商业储能，目前主要的盈利模式是“固定时段+峰谷套利”，运营模式简单清晰，作为储能投资商，并不愿意再增加市场端灵活套利这种既影响固定套利曲线，又额外增加投入和不确定的模式，除非是非常明确的有较高的边际收益项目，而23、24年的需求响应并不满足这一诉求。所以真正工商业储能聚合的虚拟电厂也并不多，更多的是示范项目的包装。 和成熟的北美、欧洲电力市场中，大量中小型的，以工商业和户用储能资源为基础的虚拟电厂运营商，在小尺度电力产品（比如配网级的调峰、调频服务）中游刃有余的进行套利相比，国内的储能型虚拟电厂需要走的路还很长。 虚拟电厂的中国路径 个人认为虚拟电厂面临的困难和要解决的矛盾，与北美和欧洲并不完全一样，需要探索虚拟电厂的中国路径，这是因为： 1、不成熟的电力市场，且未来5年不可能快速成熟； 2、较高的资产投资偏好，叠加产能过剩，导致新能源指数级增加； 3、输配一体化，但又存在分级管理； 4、较为强势的电网公司，内部存在较高的“部门墙”，还存在“省地关系”，虚拟电厂需要多部门、多层级协调； 5、地方政府对虚拟电厂的定位和参与路径； 以负荷为主，兼顾光储一体化的虚拟电厂 在这其中，如何解决源荷匹配，充分挖掘负荷资源是核心。 负荷资源是虚拟电厂对电力系统平衡的最重要资源，也是机会较大的虚拟电厂可开发资源，原因如下： 1、电力系统可靠运行的本质就是源-荷的实时平衡，不是源-储-荷，储对电力网络模型来说，只是某些时段的电源+某些时段的负荷。 2、只有足够多的灵活性负荷资源，才能响应指数级增长的波动性电源，这两者必须是一个数量级的，储能受制于成本和经济性，量级达不到。 3、负荷侧的部分灵活性负荷资源的开发成本，可以比储能低一个数量级，前提是不能“为开发负荷而开发负荷”，需要先以“综合能源服务”切入。 4、目前灵活性负荷资源的开发远远落后于新能源开发，电网公司受制于体制机制，发电企业受制于资产驱动的KPI行为模式，其他的市场主体，如售电公司、分布式光伏储能企业，并未把负荷资源作为战略目标进行获取。 但是负荷资源的开发难度也较高： 1、负荷资源开发，目前的回报很低，仅靠分时电价（目前主要参考电网代理的市场化购电价格，以及发改委政策性指定的电价时段），无法支撑把灵活性负荷作为首要的，甚至是单一目标进行开发并获得足够的收益，这与分布式光储的开发截然不同。 2、负荷资源的开发模式、开发渠道，并不等同于传统的分布式光储开发，开发复杂度远高于光储。 3、电力用户对负荷的管理意识较低，同时零售端电价的市场化程度较低，未能实现“批零挂钩”，适时的传导现货端价格信号，引导用户负荷的行为，现有的需求响应补贴模式无法给到足够的刺激。 4、负荷资源的运营是最大的困难，与分布式光储“一次开发，长期收益”的模式不同，负荷资源开发聚合以后，需要深度参与，甚至掌控负荷资源的灵活性，本质上是负荷侧调度权从用户生产部门（或者能源动力部门），转移到虚拟电厂运营商，未来甚至形成负荷侧综合资源的调度运营能力。需要在运营机制、市场定位、法律定位、金融政策、市场交易政策等多个方面进行考量，不是简单的“跑客户、拉负荷清单”就能解决的。 所以，从这个角度，负荷资源非常重要，也存在开发的可能，但目前市场端、政策端、和商业落地层面，都缺乏清晰的模式。 以电力市场的逐步成熟为基础，通过综合能源服务（真正意义上的服务）为抓手，逐步形成专业的能源管理公司，并且实现负荷管理的第三方化，才能真正解决负荷资源的开发问题，并且形成负荷为主、光储充协调、微电网运营、智能动态调度的负荷侧运营模式。