国内电化学储能产业链上游为原材料，中游为核心部件制造及系统集成商，下游是系统运营与应用。 其中，中游储能系统的核心部件制造主要分为电池和系统两部分，细分之下一般包括电池组、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能量管理系统（EMS）四大部分。 储能系统中电池成本占比最高，其中大储的电池（电芯+PACK+BMS）成本占比为67%，户储成本占比为35%（光储一体机），不算光伏组件则占比为49%。 大储PCS成本占比为10%左右，户储占比约23%（去除组件为32%），户储的结构相对简单，PCS作为核心部件之一，价值量相比大储更高。 1. 电池环节 电池系统是储能系统的核心，决定了储能系统的存储容量。 大储电池也是由单个电芯组成，规模化从技术方面并没有太多降本空间，因此储能项目规模越大，电池占比越高。 全球来看，2021年宁德时代以接近25%的市场份额排名第一，其次分别为比亚迪、韩国三星SDI、韩国LGES，以上四家企业储能锂离子电池出货量合计份额接近70%。 中国来看，宁德龙头优势明显，头部厂商包括比亚迪、亿纬锂能、鹏辉能源、国轩高科、派能科技、海基新能源、普利特等。 2. BMS （电池管理系统）环节 电池管理系统（BMS）作为关键监控系统，是储能电池系统的重要组成部分，2025年储能BMS市场规模接近200亿。 储能BMS比汽车动力电池的BMS更复杂，要求更高。 目前BMS制造产商主要包括车厂、电池厂与专业BMS制造商。与动力电池的BMS主要由终端车厂主导不同，储能电池的终端用户没有加入BMS研发与制造的需求；目前储能BMS没有形成领导者。 当前行业技术成熟度较低、缺乏行业标准、竞争格局分散，未来储能电池BMS大概率延续动力电池BMS市场格局。 3. PCS （储能变流器）环节 变流器（PCS）是储能电站中关键的一环，控制蓄电池的充放电，并进行交直流转换，在无电网情况下直接为交流负荷供电。 PCS环节关注三大核心竞争力：迭代降本能力、品牌力&可融资性、渠道能力。 目前我国储能变流器市场仍处于提质降本、规模化发展的初期阶段，市场格局仍未定，后进者竞争激烈。 储能变流器与光伏变流器技术同源，龙头厂商高度重合。 4. EMS（能量管理系统）环节 EMS（能量管理系统）担任储能系统中的决策角色，是储能系统的决策中枢。 储能系统通过EMS参与电网调度、虚拟电厂调度、“源网荷储”互动等。 现有EMS玩家以国网系为主，国内储能EMS相关公司约有16余家，其中上市公司主要为国网系公司。 主要包括派能科技、国电南瑞、中天科技、中恒电气、许继电气、平高电气、阳光电源和长园集团等。 未来EMS核心竞争力看软件开发能力和能量优化策略设计能力。 5. 储能温控和消防环节 大型储能是储能温控主赛道。 大型储能具有容量大、运行环境复杂等特点，对温控系统要求更高，有望提升液冷比重。 储能消防约占储能系统成本的3%左右，有望随着储能市场需求的兴起，其价值量增长有望超过市场的增长。储能消防企业主要包括青鸟消防和国安达等。 6. EPC 集成环节 集成商环节具有产业链整合趋势，同时，国内储能集成商与海外集成商存在竞合关系，也为部分海外集成商提供代工服务，集成商也是国内企业参与美国储能市场的重要入口。 电力设备企业布局集成商也具有天然优势。大储作为电力系统的新增环节，需要有电力相关技术的积淀，而电力设备企业具有电力相关“基因”因此转型较为顺畅，未来有望快速切入，并且具有较大竞争力。 电力设备企业下游为国网南网、发电集团，具有客户基础。 2022年国内大储招标井喷式增长，随着地面光伏需求启动，储能招标和安装将逐步加速，项目经济性大幅提升。 随着新能源发电大势所趋，在强制配储+共享储能等新模式拉动下，国内大储有望迎来高速发展。 全球市场来看，美国电力设施改造成本较高带来的配储刚需将有力带动全球大储加速渗透。

6月8日，科技部发布了国家重点研发计划“氢能技术”等7个重点专项2023年度项目申报指南的通知，正式启动“氢能技术”、“煤炭清洁高效利用技术”、“储能与智能电网技术”、“可再生能源技术”“新能源汽车”、“交通载运装备与智能交通技术”、“交通基础设施”7个重点专项项2023 年度项目申报。 其中，“储能与智能电网技术”专项，将围绕7个技术方面，拟启动17项指南任务，拟安排国拨经费概算2.79 亿元。7个技术方向及相关研究课题如下表所示。 其中有9个项目与储能直接相关。 在储能技术方面，重点关注动力电池梯次利用、全固态钠离子电池、磁悬浮飞轮储能技术、压缩空气储能技术，各项研究成果的考核要求中，涉及到储能系统成本、性能、规模等多方面： 在“新一代动力电池梯次利用关键技术”中，考核指标要求：形成≥1MWh 梯次利用验证项目，成组成本低于0.3 元/Wh（不含回收电池系统），整包利用系统成本低于0.25 元/Wh（不含电池）。 在“全固态钠离子储能电池研究”中，考核指标要求：全固态钠离子电池能量密度≥150Wh/kg，循环次数≥10000 次（1C，25℃，100%放电深度）。 在“10MW 级磁悬浮飞轮储能关键技术”中，考核指标要求：飞轮储能系统装置成本≤4 元/瓦。 在“大规模先进压缩空气储能技术”中，考核指标要求：储能系统单机功率≥300MW，储能容量≥1.2GWh。系统AC-AC 额定效率≥70%，容量成本≤1 元/Wh，度电成本≤0.15 元。 在电池成组技术方面，重点关注百兆瓦级动态可重构电池储能技术。该技术有别于目前的串并联的电池成组方式，通过信息-能源交叉融合技术及创新模组技术解决电池成组问题。该项技术的考核要求表明：可兼容3种以上不同批次/型号电池模块；性能上电池系统能量转化效率不低于93%，20 年寿命衰减健康状态（SOH）≥70%，荷电状态（SOC）偏差≤1%；采用动态可重构电池的储能电站系统造价与采用传统固定串并联方案的电池储能电站的系统造价持平，系统支持更换任一电池模块。 在储能安全方面，重点关注储能电池安全状态参数检测与分析关键技术。该技术侧重于热失控的监测以及提前预警等，提出：电池服役过程中内部热量评测准确度≥90%，热失控触发温度评测准确度≥90%，热失控产热评测准确度≥90%，极端工况安全发生机率及风险等级预测准确度≥90%；高风险电芯及失效部件的提前识别≥30 天，安全预警时间≥1h，误报≤3%，漏报≤3%。

大学选什么专业，才不会被AI抢饭碗 2023年高考已经开考，志愿填报又将成为令诸多考生和家长头疼的问题。选专业自由，终归还是奢侈的。对于大部分考生而言，未来的就业情况仍然是在选专业时不得不考虑的因素。从一考定终身到一报定终身，在学历贬值的大背景下，选一个好专业，甚至能跨越学校层级，弥补高考没发挥好的遗憾。如果说此前报专业是在和同届的考生竞争，那么今年所有考生都面临着一个新的对手——人工智能。2022年末，Midjourney、Disco Diffusion、DALL.E2等AI绘图软件就已经让设计、原画等行业的从业人员感觉到了彻骨寒气，今年年初ChatGPT的惊艳表现，更直接向全世界宣布了未来已来。除却AI的威胁，经济周期的变动也使得全球经济的不确定性迅速增加。一个行业的兴起和衰落，可能就在一夜之间发生。 穿越经济周期、不被AI替代……这些曾经看起来过于宏大且遥不可及的命题，第一次如此真切而又紧迫地摆在一群18岁的年轻人面前。 砸饭碗，AI是认真的。 说好了解放生产力，结果打工人还没来得及感受到AI带来的生产力革命，就先成了AI的革命对象。 美国再就业服务公司Challenger、Gray and Christmas(挑战者)于6月1日发布的美国5月失业报告显示，美国雇主在5月份宣布裁员人数超过13万人。占据着裁员理由前三位的，是经济形势、削减开支和公司倒闭。耐人寻味的是，AI造成了3900名员工失业，约占被裁者总数的5%，使其成为报告中裁员的第十大原因。这是人工智能的影响首次被纳入挑战者的企业裁员报告。此前，并非没有人发出过“AI即将搅动就业市场”的预警。早在2017年12月，麦肯锡全球研究院发布的《失业与就业：自动化时代的劳动力转型》报告中就预测，到2030年，保守估计全球15%的人将因AI技术发展而发生工作变动，激进预估30%的全球人口需要重新就业。不过由于当时的AI发展水平还处于人工智障阶段，这类预警大多被视为杞人忧天。相比之下，全球投行高盛集团公司在3月底发布的一份研究报告用词更为直接和残酷。依据其报告内容，按照生成式AI目前的发展态势，将可以取代3亿个全职工作岗位，其中行政和法律工作会有近半数被AI取代。当人们对AI的印象还停留在流水线上的机械臂、仓库里的货运机器人时，来势汹汹的AI已经向写字楼里的白领发起了“进攻”。3月底，Open AI在推出ChatGPT 4.0版本时，附上了一份与宾夕法尼亚大学共同发表的35页技术报告。在报告中，Open AI将ChatGPT定义为堪比蒸汽机或印刷机的通用技术。换言之，它对于现有工作的冲击也会同这二者一样剧烈。为了测试以ChatGPT为代表的大型语言模型对劳动力市场潜在的影响，Open AI对美国1016种职业进行了测试。研究人员使用“暴露率”这一概念来表示大语言模型的潜在经济影响，并将其定义为：衡量访问ChatGPT是否会将完成任务所需的平均时间减少至少50%的指标。研究结果显示，大约19%的美国员工将通过应用ChatGPT提高50%以上的任务效率。在考虑其他生成模型和补充技术时，这一比例会上升到50%。从整体趋势上看，与普遍的认知恰恰相反，高学历、高收入的白领工作受到的暴露率更高。暴露率较高的职业有报税员、口译员和笔译员、调查研究人员、校对和抄写员、作家。其中，暴露率达到100%的工作包括数学家、报税员、量化金融分析师、作家、网络和数字界面设计师、区块链工程师。这些工作看起来五花八门，甚至有不少一直是大众眼中的创造性工作，但在大语言模型面前，一切有流程或公式模板可依循的工作，其虚高已久的门槛都会在几秒钟之内被击穿。 虽然Open AI没有在论文中明确区分暴露率是会增加劳动力还是取代劳动力，但能让一个岗位的工作时间减少一半的话，企业主所考虑的，恐怕不是让员工提前4个小时下班这种问题。 AI时代，蓝领白领化 上世纪80年代，担任卡耐基梅隆大学移动机器人实验室主任的汉斯·莫拉维克（Hans Moravec）根据自己的实验所得，在其著作《心灵儿童》（Mind Children）中提出了这样一个反常识的观点：让计算机在智力测试或下跳棋中发挥出成人水平的表现是相对容易的，但很难让它们在感知和移动方面具备1岁儿童的技能。这一观点后来被称为“莫拉维克悖论”。从阿尔法狗称霸围棋界，到如今ChatGPT轻松完成普通人靠着一摞摞学历和资格证书才拿到的体面工作，已经完全印证了莫拉维克的观点。 当人类为自己后天习得的思维认知和逻辑能力骄傲的时候，人工智能却只需要很少的算法就能模仿，甚至学习得更快，表现得也更好。反而是那些人类与生俱来的肉身能力——观看、聆听、肢体协同，却始终是AI发展至今也未曾攻克的。去年10月，马斯克发布特斯拉人形机器人，还取了个特别引人遐想的名字：擎天柱。当人们以为特斯拉将像颠覆汽车行业一样重新定义机器人时，一个电线和电路板都暴露无遗的机器人一步三哆嗦地完成了全球亮相，让观众们既失望又如释重负。 在Open AI的技术报告中，同样列出了34个AI时代的铁饭碗。除了运动员这种特殊职业外，其他诸如木匠、管道工、厨师、装修工人等，无一例外均是涉及到动手能力的蓝领工作。当然这并不意味着在未来，去本升专学门手艺才是时代密码。事实上，早在白领们因为生成式人工智能风声鹤唳之前，蓝领职业早就经受过一轮又一轮的自动化浪潮的淘洗。蓝领对于机器自动化的恐惧，可以追溯到19世纪的英国。工业革命使得制造业开始大规模淘汰工人。由于早期机器的使用方法简单，工厂也开始用更便宜的童工来代替成年工人。当时的英国，工业发展一日千里，但工人的整体工资却不升反降。矛盾最激烈的时候，劳工们还组织发起了“卢德运动”，潜入工厂捣毁机器。不过随着工业革命的发展，机器变得复杂起来，技术工人的重要性又重新凸显。由此可见，哪怕AI暂时还无法替代蓝领工作，但它也和蒸汽机、流水线和机械臂一样，会对蓝领工作提出新的知识要求。AI时代，职业教育和大学教育的界限可能会被重新审视，甚至蓝领和白领也不再泾渭分明。试想未来，一个好的厨师和预制菜的区别，或许就在于Ta既能依靠人工智能精准地把控烹饪的细节，又能根据客人的口味，在适量和少许之间展现人类的灵韵。 给AI打工，失业更快。 既然AI发展这么快，那么是不是报志愿的时候无脑选计算机就好了？答案可能没那么简单。在这波AI浪潮中，裁员最狠的恰恰是互联网科技公司，像谷歌、推特、微软、IBM都已经完成或者预备进行大裁员。从被裁的岗位来看，基层的程序员简直是高危行业。“码农”一词虽然具有调侃意味，但也揭示了在当今的互联网科技企业，底层程序员的工作和农民无异的现状——既辛苦又缺乏创造性。正如程序员经常挂在嘴边的自嘲：程序员工作很简单的，会Ctrl C 和Ctrl V就行。如果你并非万中无一的代码天才，那么如果铁了心要报考计算机系，那么建议早点把驾照拿了，也好有个退路。当然，AI的发展也会催生出新的职业需求。谷歌和微软就在一边裁员的同时，一边加紧在大型语言模型领域招兵买马，AIGC类的岗位的确是肉眼可见的下一个就业风口。问题在于，按照现今AI的优化速度，你永远说不准哪天就把你自己优化了。例如近期走红的提示工程师（Prompt Engineer），工作内容是通过输入来对预训练的大型语言模型进行微调，以让其能够理解并更好地完成任务。听起来就是对AI进行话疗，而且不需要特别深厚的编程功底，就能拿到百万年薪。然而，提示工程师，本质上是由于大型语言模型还不够完善才存在的人形补丁，终将会随着模型的迭代而被淘汰。在见识了AI应用的能力后，有网友戏称，现在工作是每个人配一台电脑，以后是每个电脑配一个管理人员。只是谁也无法预测，我们距离AI不需要管理员的时代，还有多远。几乎可以断言，即使是那些目前受到AI影响较小的行业，也会在未来渐渐被AI的阴影所笼罩。如果AI终究是无法被打败的，重要的便是如何在新的世界重新找到人的尊严。与其说AI时代将是蓝领时代，不如说这将是一个人与人之间的连接更加宝贵或者说更加昂贵的年代。著名哲学家齐泽克在最近的一篇文章《后人类荒漠》中评价，人工智能正在使人类变得无关紧要、无意义。那么在未来，一个好的专业，一个不能被AI替代的工作，必然是能够赋予人存在感和意义的。它可能不够高大上，却对应着人们那些永恒的需求，那些无法被算法理解和回答的人性的褶皱。

欧洲的能源危机还在加剧，这场多重因素影响下的能源产业动荡已经对太多领域造成了刺激与伤害。根据相关数据显示，目前欧洲的天然气、柴油等价格仍在走高，民用能源和工业能源的缺口持续扩大，化肥、粮食、畜牧业也遭受了冲击。从德国、英国、法国等国的能源结构上我们可以看到，“本地能源供应能力不够，进口稳定性不足”几乎是共同的特点，这或许是引发此次能源危机最大的内部因素。正因如此，近期多国开始了能源企业国有化的策略，以挽救那些濒临倒闭的能源公司。这也从侧面说明，保证能源结构的可控、保证能源供应的稳定性将会是未来各国都要面临的问题。全球来看，随着碳中和事业的发展，传统能源将会逐步退出能源系统，但传统能源的退出需要伴随新型能源的兴起，这种变革衔接得越紧密，能源系统和整个社会受到的冲击就越小。而现阶段，推动能源系统变革的重要技术路径之一，就是储能。“储能”可能是近几年最火热的产业之一。从数据上看，截至2021年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%。但值得注意的是，抽水蓄能所占比重与去年同期相比再次下降了3个百分点，当前 储能市场的增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。 同时储能市场的需求也变得更加多样化，短时、长时、调频、削峰填谷等需求都将被满足，未来新型储能产业的发展将更加迅猛。 电化学储能突飞猛进 目前我国储能应用市场发展的一大重心是在风电、光伏电厂配备储能设施，以保证生产出的绿电能够平稳入网。我国的风电、光伏产业发展时间较长，技术也相对成熟，但由于没有合适的储能设备，弃风弃光的现象十分严重。根据国家能源局统计，2022第一季度，我国弃风电量达60亿千瓦时，弃光电量达24亿千瓦时。 随着相关政策的出台以及能源市场的转型发展的需要，我国电源侧的储能设备需求开始旺盛。电化学储能的灵活部署、受自然环境影响小、建设周期短等优势开始凸显，并开始稳定落地电源侧储能场景。电化学储能除自身应用优势外，产业链成熟程度也是目前新型储能技术路线中最高的。得益于我国近几年新能源汽车产业的发展，锂离子电池的性能、成本、制造工艺等已经达到了较高的水平，上下游产业链的市场规模持续扩大，这都为电化学储能的大规模落地应用打下了基础。同时，电化学储能系统还能很好地应用在家庭、商务楼宇和工业园区等场景中，这些场景中其他类型的储能系统几乎无法搭建。应用场景广泛也是电化学储能被认为是未来主流储能技术的原因之一。 竞争激烈，格局未明 快速发展的市场必定引来大批的企业投身其中。就我国目前的储能解决方案供应商来看，主要有电池厂商，例如宁德时代、比亚迪等；也有传统的做逆变器或新能源产品的厂商，比如阳光电源，海博思创等；还有新的创业公司，比如时代星云。需要明确的是，无论是中国市场还是全球市场，储能这块大蛋糕不可能被几家大型电池厂商完全吃掉。相比之下创业公司的业务方向更聚焦，历史包袱更少，能够更好地在储能行业深耕，这是创业公司的优势。曾有投资人表示“传统储能市场并不适合初创公司进入，但在一些电池集成、新型储能技术路线领域中，初创公司有着从0到1的机会。”电池产业的技术门槛较高，即使是初创公司的创业者也往往有着多年的行业经验。例如时代星云董事长黄世霖就曾任宁德时代副董事长职务，并在储能系统方面有着丰富的研发经验。从公开新闻报道中能看到，黄世霖在2019年、2021年等时间多次公开表态看好储能市场发展，并曾预计到2025年中国新型储能装机规模将达到30GWh/年。今年8月黄世霖从宁德时代离任，宁德时代还做出了“后续黄世霖会将个人事业放在‘光储充检’的新兴领域”的回应。而黄世霖在就任时代星云后，也成为了时代星云目前最大的股东，占股约为35%。时代星云由宁德时代 在2019年出资成立，现在不过三年的时间，注册资本已经从2亿元增资到4亿的信息，最新的变更的时间是2022年12月7日。同时，时代星云已经在福建、上海、贵阳等地落地运行了包括光储充检一体化充电站、大型储能电站、工商业储能电站等多个储能系统，项目建设速度惊人。 产品布局关系企业发展 2023年1月5日，时代星云的全新储能产品线“YOSHOPO时生”正式发布，时代星云开始进军家用储能和便携式储能市场。而这也意味着这家公司的产品线进一步得到了完善和丰富。时代星云 关于产品战略布局，有观点认为储能市场的需求多样、产品的复杂程度较高并且没有标准化，一家公司想要在所有领域中都进行产品布局可能并不现实。但就时代星云的产品线而言，其确实已经布局了大型储能电站、工商业储能设备、光储充检一体化充电站以及家庭储能和便携储能产品。关于户外电源或者家庭储能产品，目前国内的供应商大多瞄准了海外市场，我国国内电价较低，且具有民生保障性质，市场打开需要一定的时间。但海外市场恰恰相反，无论是政策还是需求，海外市场都相对成熟，同时由于俄乌冲突，欧洲天然气供应受限，市场上的家庭储能需求一路飙升。 相关数据显示，目前欧洲家用储能的90%以上份额集中在德国、意大利、英国、奥地利和瑞士。海外市场对家用储能的品牌依赖度更低，除了一家独大的特斯拉外，LG化学、Sonnen、沃太能源等都有着不错的出货量，这也是时代星云进军家用储能市场的一个良好的条件。时代星云已经打造了高压、低压、壁挂式等多种家用储能系列产品，储能产品采用磷酸铁锂电池，搭配混合逆变器、APP远程管理、光伏组件等模块可组成智能化小型储能系统，能够满足家庭电力供应，并实现智慧用电。 相较于家庭储能这个较新的产品线，光储充检一体化充电站似乎更能体现时代星云的技术实力。“光储充检”是继“光储充”后又一服务模式，其在光储充检一体化充电站中加入了电池检测服务，能够有效解决目前电动汽车后市场缺乏电池检测的问题。同时，这种后市场服务也能创造出更多的商业价值和实际营收。“光储充检”更像是一个小型电力系统，包含着电力的生产、存储、应用和智能监测，虽然主要职责还是给电动汽车充电，但更加智能化的体系能使其作为园区应急电源使用，或者帮助园区进行电力的削峰填谷，从而降低用电成本。从新能源汽车发展态势上来看，光储充检一体化充电站的产生是必然的。新能源汽车保有量的持续增加和超充站的建设直接对电网造成了冲击，充电设施建设的滞后性使得电动汽车需要排队充电的事情屡见不鲜。而光储充检一体化充电站的建设不仅可以降低电动汽车充电对电网造成的影响，同时其快充技术能够有效解决传统充电站充电难、充电慢的问题，是十分必要的充电服务形式。就产品而言，目前市场上的一些“光储充检”电站更多采用的是风冷储能系统，和交流母线的形式，并不能真的解决扩容问题，同时伴随着较大的能量损失。但时代星云更注重液冷储能系统的打造和标准化，这不 仅可以使储能系统的性能更为卓越，同时可以更快地在全国范围内推广“光储充检”电站的建设落地。 从公开资料了解来看，时代星云的储能系统容量十分丰富，且均具备电能状态监控、人工智能预测、V2G以及微网能量管理等功能。并有相关报道指出，时代星云今年计划布局超过80个光储充检一体化充电站，并结合峰谷电价差、车辆检测后市场等进行盈利。“2022年10月17日，由时代星云研发制造的‘光储充检智能超充站’在福建宁德锂电小镇建成启用，这是全国首个采用全直流微网技术，把充电桩、储能、光伏电池及电池检测集成一体的标准化智能充电站。”从上述新闻报道中我们可以得知，时代星云正在打造标准化的智能充电站。这种标准化一方面指其采用了模块化建造的方式，能够提升建造速度；另一方面该充电站组合采用了以206kWh为单元模块的储能设备，这也印证了其利用液冷储能系统打造标准化产品的消息。另外值得注意的是，时代星云的充电站采用的是直流微网技术，这与一般的充电站先储能、再入网、再接入充电桩的工作模式不同，直流微网能够直接将储能系统的电力供给到充电桩，充电过程更加稳定。时代星云高管曾向媒体表示“我们的光储充检微网系统（光储充检一体化充电站）在全国是领先的。” 从政策角度来说，目前落地项目最多的仍是配备风电、光伏电厂的大型储能设备，但这种场景下的盈利模式并不明确；相比之下，利用峰谷电价差和后市场服务的工商业储能以及家庭储能系统可能会成为未来储能市场价值回归最明显的领域。 对于企业来说，在所有场景都布局产品需要强大的研发能力和资金支持，与公司的营运能力是一个不小的挑战，尤其是储能行业这样的重资产赛道。但从另一个角度来看，全产品系列布局，以及全产业链打通或许也是保证产品性能的优秀手段。时代星云高管曾公开表示说“时代星云对于储能系统的电池管理、热管理等每个环节都会深度参与到供应商的产品研发的过程中，不光在安全方面，甚至在故障长期跟踪方面，我们都是有相应算法的，这样可以确保整个系统的功能最优和可靠运维。” 储能市场的前景可以说一片光明，在盈利模式不断清晰，部分城市峰谷电价差进一步拉大的情况下，储能企业的涌入也将成为常态。可以预见的是未来一段时间内，还会出现相当一部分储能领域的创业公司，且每个公司都想成为领跑者。这是十分有可能的，即使目前电池厂商占据了大部分的储能市场，但出货量排名始终没有稳定下来，前瞻产业研究院的相关研报就表示“整体来看，储能行业潜在进入者威胁较大。”储能行业在我国的战略地位愈发凸显，但仍处于蓝海阶段，还远没有到洗牌甚至一家独大的时候。在此期间，发展技术、苦练内功、拓展市场将成为企业成长的基石。

一、两者的概念 1.1、虚拟电厂概念 在传统电网物理架构上，依托互联网和现代信息通讯技术，聚合分布式电源、储能、负荷等尚未纳入电网现有调控范围的各类资源，进行协同优化运行控制和市场交易，实现电源侧的多能互补、负荷侧的灵活互动，为电网提供调峰、调频、备用等辅助服务。 1.2、微电网概念 微电网是由分布式电源、储能装置、控制系统、相关负荷等汇集而成的小型发配电系统，可为区域内负荷供冷、热和电，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，是智能电网的重要组成部分，是输电网、配电网之后的第三级电网。 二、两者的差别 2.1、组成架构上的差别 虚拟电厂的架构一般由大型发电系统、分布式能源、储能设备、可控负载、通讯系统、逻辑算法控制平台、交易平台、输配电设施、用电负载等组成。 微电网是指由分布式能源、储能设备、用电负载、检测设备、能量管理系统、检测设备、保护装置等汇集而成的小型发配电系统，是一个能够实现自我控制、保护和管理的自治系统，既可与外部电网并网运行，也可以孤立运行。 2.2、运行逻辑的差别 2.2.1、虚拟电厂运行逻辑 接受国家、政府的调度，起到电网辅助工作：调频、调峰等功能； 在电力现货交易市场上，随现货交易情况进行调度； 虚拟电厂不存在离网运行模式，必须依托电网运行。 2.2.2、微电网运行逻辑 微电网的运行方式有两种：并网运行、孤岛运行（也叫离网运行） 微电网的运行策略可分为两种：节能的控制策略、经济控制策 2.3、参与者的差别 虚拟电厂的参与者：发电商、政府机关单位、电力交易中心、电网公司（调度中心）、电能使用者、聚合服务商等。 微电网的参与者：电站拥有者 2.4、规模上的差别 虚拟电厂的规模较大，一般为多个家庭、多个园区，同时可跨区进行调控。 微电网的规模一般为一个家庭、一个厂区或一个园区，其规模较小，且必须在同一个区域内。 三、两者的核心技术点分别是什么 3.1、虚拟电厂核心技术 3.1.1、电价结算算法技术 作为电力交易中心，必须有一套完善的电价结算算法技术，以保证交易的公平公正，维持电力交易市场的平稳发展。 3.1.2、发电、负荷、电价预测技术 作为聚合服务商，参与电力现货交易，对未来电价预测的精准度是实现营收的核心因素。如何能做到电价的预测，则需对发电量、负荷用电量做一个精确的把握，推测市场对电量的供需关系，实现电价的精准测算。 3.1.2、精准的群观群控技术 群观群控技术是指集中采集多个虚拟电厂的信息，集中协调控制各个虚拟电厂的运行状态，从而实现虚拟电厂群的协调优化、能量互济等功能。同时还需要实现对虚拟电厂进行潮流方向的控制。 3.1.4、高精度的计量计费技术 不过是传统的电力系统还是虚拟电厂中，高精度的计量计费技术均为一个关键技术。是实现双方交易公平公正的一个度量平衡技术。 3.1.5、数字化配网技术 数字化技术泛指以计算机技术为首的人工智能、深度学习、强化学习技术以及信息通信技术为基础的云边协同、数据驱动等技术。数字化技术为电力系统处理复杂场景中的海量多源异构数据提供了解决方案，凭借其优良的抗干扰能力、高精度、强保密、多通用的特点，可解决微电网的资产管理、电能质量管理、分布式发电管理、智能表计以及储能负荷的协调控制问题。 3.1.5、现代化通信技术 现代的主要通信技术有数字通信技术，程控交换技术，信息传输技术，通信网络技术，数据通信与数据网，ISDN与ATM技术，宽带IP技术，接入网与接入技术等。 现代化通信技术是实现设备、虚拟电厂、交易平台、人之间的信息交互的核心技术。 3.2、微电网核心技术 3.2.1、算法调度技术 电网的优化设计通常是在满足微电网系统的稳定运行和所辖负荷需求的条件下，通过优化选择系统结构及电源配置（电源的种类、数量、选型及容量配置），实现和满足微电网系统在规划期间的安全稳定运行和最小化的系统投资成本目标。 微电网的运行控制与传统电力系统有着显著的不同，主要是与系统内分布式电源的种类、渗透深度、功率输出特性、控制策略和方法、不同负荷特性（可中断负荷和不可中断负荷）、系统的运行模式和结构模式、能量管理要求以及电能质量、经济性、安全性、可靠性等有关。这使得传统的控制方法已经不适应于微电网的运行控制，因此微电网需要有一套全新的、科学有效的运行控制方法和机制对系统内各分布式单元进行协调控制，能够根据特定要求来满足微电网分别在孤网运行、并网运行，以及两种运行方式间切换时的不同运行要求，实现并保证整个系统的安全稳定运行。 3.2.2、数字化配网技术 数字化配网技术不管是在虚拟电厂还是微电网都是一个非常重要的技术难点。 3.2.3、电能质量控制技术 微电网作为一个相对独立自治的区域，面临着与配电系统类似的动态稳定性问题。尤其是在电力电子装备大量接入、引起微电网等效惯量及阻尼降低的情况下，微网抵御功率冲击、维持频率电压动态稳定能力急剧下降。 3.2.4、保护及故障定位技术 微电网的保护，是指当微电网发生故障时，能够快速识别及定位故障、切除故障并恢复微电网安全稳定运行的一种关键技术。 四、展望 微电网方向：在“碳中和、碳达峰”的背景下,新能源的发展越来越迅猛，新能源汽车、分布式能源的发展对电网系统造成的不可忽视的冲击性。特别是新能源汽车的增速，导致原有的电力系统负荷不足，用电负荷不断增加、输电容量逐渐增大是目前电网比较头疼的问题。大容量集中式发电、远距离高电压传输的互联大电网运营成本高、运行难度大、调节能力弱的问题日益凸显。微电网的发展与崛起已成为一个必然性。 虚拟电厂方向：目前，国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主。在我国，主要以需求响应为主流，而虚拟电厂侧重点在于增加供给，产生逆向潮流现象。虚拟电厂的发展可分为三个阶段：邀约型、市场型以及跨空间自主调度型虚拟电厂。当前，我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段。在未来的5-10年内，虚拟电厂必将走向市场型。在10-20年内，最终完成自主调度型转换。

2022年2月21日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，通知要求要加快推进电力现货市场建设，明确：第一批现货试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批现货试点地区原则上2022年6月底前启动现货市场试运行，其他地区尽快开展现货市场建设工作。 西北五省现货市场建设进度 西北五省电力现货市场建设进度各有差异，甘肃已进入现货市场长周期运行阶段，其余新疆、宁夏、陕西、青海均已启动至少一次模拟试运行。 甘肃：作为首批电力现货市场试点省份之一，甘肃自2022年5月至今，已进入现货连续长周期运行阶段。 新疆：2023年5月15日至21日，开展了新疆电力现货市场第一次模拟试运行。 宁夏：2023年4月25日至28日，开展了宁夏电力现货市场第二次模拟试运行。 陕西：2022年11月22日至12月2日，开展了为期11天的陕西电力现货市场首次模拟试运行。2023年4月12日至14日，开展了陕西电力现货市场第一次调电试运行工作 青海：2023年1月11日至13日，青海省电力现货市场首次模拟试运行工作正式启动。 西北五省现货市场对比 进入2023年后，西北五省现货市场建设加速，笔者基于各省电力现货市场建设方案及配套文件，梳理了各省省内现货市场模式、结算方式、申报限价及市场主体申报方式等信息。 备注：电能量市场采取双偏差结算模式：中长期合约全电量结算，日前市场与中长期市场的偏差电量按日前市场价格结算，实时市场与日前市场的偏差电量按实时市场价格结算。 西北五省现货市场建设难点分析 据不完全统计，西北各省新能源装机占比分别为：新疆36.33%、宁夏47.26%、甘肃50.64%、陕西41.38%、青海62.98%。从新能源占比可以看出，西北各省均为新能源高占比型电力市场。新能源高占比型电力市场在市场设计、现货市场运行过程中与其他省份现货市场存在很大不同。同时，西北各省独特的发电及消纳结构会进一步影响电力现货市场的走向。 1.现货市场电价波动大 现货市场电价主要受供需关系影响，而供需关系又由发电侧的供给能力与用户侧的消纳能力决定，可能还会受制于部分网架阻塞的影响。作为新能源装机大省，如新疆、甘肃地区，风电的高装机以及出力的同时率的问题，会影响现货市场发用两侧竞价结果落在火电或者新能源竞价空间处，使得现货电价或高或低，很少存在中间档位。虽然能够客观反映出现货市场供需关系，但如进一步扩大现货市场上下限，现货市场风险的骤增对市场主体的交易能力会是个严峻的考验。 2.中长期峰平谷分时段曲线与新能源出力不匹配 新能源出力由天气决定，而天气具有不可预测性，相比较传统能源，新能源缺乏出力调节能力。市场主体签订中长期的目的是为了规避现货市场电价波动的风险，让其发挥“压舱石”的作用。目前中长期市场提供的交易品种周期大多是月、旬、周，而目前的功率预测系统针对一周以上的功率预测准确率有待提高，因此新能源企业在做带曲线的中长期交易时就如同“赌博”，签订的中长期峰平谷分时段曲线与实际新能源的出力存在不匹配的情况，而这种不匹配使得新能源企业利用中长期交易降低收益风险的效果有所降低。 3.能源结构影响市场建设 西北各省能源结构复杂，各省情况均有所差异。西北新能源资源丰富，新疆、甘肃等地区电网属于外送型电网。同时，如新疆除公用电源以外，疆内还有大量自备、兵团、石油、自营电网，兵团、石油、自营电网与国网区域电力市场成熟程度有所不同，因此新疆区域需研究制定适用于疆内自备电源企业、有源电网参与电力现货市场的可行方案。外送型电网、自备电厂等因素有可能影响各项不平衡资金的有效疏导。 4.功率预测准确率影响市场机制建设 新能源高占比型电力市场不可回避的问题之一就是新能源消纳，而新能源消纳与负荷侧体量、功率预测准确率、网架结构等因素都存在一定的关联关系。目前不管是短期功率预测、超短期功率预测技术均到了一定的瓶颈。假设A场站预测有风，B场站预测没有风，A、B在现货系统中A场站、B场站就会按照相应的预测数据参与市场竞价，进而安排负荷，而如果实际恰恰相反的话，A场站的出清结果实际会占用B场站的出力空间。新能源高占比型电力市场功率预测对现货市场中新能源消纳的影响会进一步放大。因此，需要在市场机制建设时考虑功率预测偏差影响新能源限电的问题。 如何应对西北五省现货市场建设难点 按照西北各省十四五期间能源规划，各省新能源装机在现有基础上将进一步增大。届时，新能源消纳、不平衡资金、中长期与现货市场有效衔接等问题将会变得更加复杂。如何建立高效、有序的电力市场会对市场运营机构及监管机构提出更高的挑战，如何规避现货市场风险的同时保证电价、增发电量也会时刻考验新能源市场主体电力交易从业人员。针对以上难点，笔者提出以下几点意见： 运营机构：根据各省电力市场特点完善市场体系，合理制定现货场景下的市场准入机制，做好公用电网、地方电网市场主体间的有效衔接；为减少预测不准影响新能源消纳问题，优化出清与实际调发之间的模型，如甘肃采用的“钓鱼法”；丰富交易品种，增加交易频次，使市场主体能够更加主动的控制中长期仓位；加强市场信息公开，使市场主体能够更加便捷的获取相关数据，以进行现货市场场景下的中长期、现货数据分析工作。 市场主体：建立风险意识，加强现货场景下的交易风险控制能力；加强中长期及现货交易能力建设；优化管理机制，加强交易与生产团队的沟通协调；加强数字化及电价预测能力，上线交易辅助决策系统；交易人员储备及培养。

1、所谓产能过剩 高成长行业有许多新投资人参与进来，产能持续扩张，这是必然的，否则如何实现高成长，如何满足市场需求？ 严格地讲，除了政府发行牌照、管制经营的垄断行业，所有竞争性行业都有产能过剩。资本逐利的本性决定了产能过剩是经常性的、必然的；产能不足是暂时的，偶然的。 与正常增长和夕阳行业相比，光伏这样的高成长行业，产能过剩都是暂时的、相对的，暂时过剩的产能很快就会被市场规模扩张带来的增量所消化。 光伏行业，目前明显过剩的产能集中于上游硅料、玻璃环节，因为前两年硅料、光伏玻璃产能严重不足，价格暴涨，引发各路资金入场，产能迅速扩张。现在产能一下子翻倍释放，产品供大于求，价格就暴跌了下来。因为光伏全球需求未来高增长，硅料、光伏玻璃现在过剩的产能，两年后也会消失，又会变得供不应求，然后又进入新一轮产能扩张。这就是高成长行业不变的规律。 “新能源赛道”中，现在汽车产业链也受到降价的冲击，与光伏产品价格下跌形成市场共振，但两者情况有本质不同。汽车产业链是需求放缓，叠加上游锂盐放量、价格暴跌；而光伏产业链，需求持续高速增长，甚至未来10年都是持续加速增长，近期只是硅料产能突然放量过大，供需暂时错配，引发硅料、光伏玻璃价格暴跌带来的影响。最本质的区别，汽车是需求增长放缓，光伏是需求在持续加速放量。 无论是从逻辑上讲，还是从出乎市场意料的光伏上市公司去年四季度、今年一季度亮丽业绩来看，硅料、光伏玻璃暴跌，只对硅料及上游硅粉、光伏玻璃上市公司业绩不利，对中游单晶硅-硅片-电池片影响是中性偏利好，对下游组件、光伏电站投资企业和上游的设备企业，由于成本下降快于产品价格下调，以及市场需求放量，绝对是大利好。 应当看到，有新的投资者进入这个行业，正说明这个行业处在高成长中。一个完全市场竞争的行业，不可能拒绝新的投资者加入。同时应当看到，一来新的加入者跟现在规模已经巨大的上市公司竞争，并没有任何优势，单纯打价格战，只会加速自身死亡。二来新进入的投资人是为了赚钱而来，而不是为了不计成本搞垮整个光伏行业，在一个规模巨大的行业中，任何新进入者绝没有这样的财力和疯狂的举动，上下游企业也不允许他如此胡作非为。 许多国人喜欢垄断，害怕竞争，而光伏这个行业恰恰是在过去残酷的市场竞争中成长、发展起来的。同样地，大家非常熟悉的新能源车企业，中国有几百家获得生产牌照的企业，谁干死了特斯拉？几家成了比亚迪？何况光伏产业，各个细分环节都有了明显的龙头企业，就是这些A股的上市公司。这些公司已经具有强大的国际竞争力，新来者会把他们都干死？凭什么？产能过剩如此严重，为何他们的营收和利润还在快速增长？ 现在媒体不断炒作光伏产能过剩，好像整个光伏行业全产能过剩了，市场以讹传讹，说得不客气点，是群体极度无知的表现。 2、所谓技术迭代 所有行业都面临技术迭代和商业模式随时代变更带来的风险，在可预见的未来，光伏行业由于技术迭代带来的风险并不高于其他行业。 一是光伏行业内部，不可能产生足以颠覆整个行业的技术进步；二是目前看不到可以替代光伏的新能源技术，比如核聚变发电，现在实验室尚未取得突破性进展，谈商业应用都是骗——就是马斯克出来背书也不好使，也是大忽悠。 说技术迭代带来的风险，说好听点是激励自己和同行不断追求技术进步，善意提醒新加入者面临的风险，说不好听点是无病呻吟。 3、所谓国际环境 一个是在目前情况下，尽管存在全球供应链调整或“脱钩”的风险，但这个风险是基本可控的，对中国光伏企业来讲，风险远低于其他行业的出口企业。主要理由有五点：第一，所谓市场经济国家，政府的权力都极其有限，除了关税措施，他们不得干涉企业经营和正常投资；第二，发展清洁能源是世界各国落实巴黎气候协定的承诺，是基本国策；第三，中国企业完整的上下游配套，长期生产工艺的摸索，将光伏的生产成本降到了极致，具有强大的市场竞争力，以至于中国光伏产业占据了光伏各环节全球80%以上的市场份额；第四，无论是印度这样的发展中国家，还是欧美这样的发达国家，主要依赖从中国进口光伏产品，最近市场还在持续快速放量；第五，头部光伏企业早已未雨绸缪，在海外大规模投资设厂，甚至考虑直接在美国投资建厂。就这个维度而言，如果拿国际环境来说事，符合逻辑的结论是除了光伏企业，其他都更没有投资价值，因为没有一个有光伏这样强大的国际市场竞争力——是的，您没有看错，一个也没有！ 美国市场光伏出口问题。第一，美国几年前实施了对中国部分光伏产品的高关税，但根本没有阻止这些产品持续扩大对美出口，因为中国光伏产品实在太有竞争力；第二，光伏不是芯片，本身没有技术含量，也不属于任何西方法律规定的军民两用产品，除了个别敏感地区的产品需要第三方国际认证（不想搞认证就供国内市场），欧美无法使用除关税措施之外的其他手段限制进口；第三，拜登前不久对国会通过的恢复光伏产品高关税法案予以否决，就是这样的政策阻碍美国清洁能源产业的发展。 另一个是特殊情况下，就是发生了像乌克兰危机那样的重大国际事件，或者说是现在日本、美国近年来炒作的亚太危险爆发，届时别说光伏产业，所有A股上市公司都会经受一场大考，面临真正的市场价值重估。我不信到那时垃圾股还能炒上天。我知道绝大多数读者无法理解我这段话，但我真的只能说到这个程度。 市场的非理性，绝非全是媒体的过错，而是绝大多数投资人缺乏必要的财经常识，喜欢听媒体和专家忽悠；相当一部分投资人追求一夜暴富，热衷于非理性投机炒作；市场监管不力，导致谎言大行其道等各种因素共同作用的结果。

2023年6月6日，英国石油公司《bp世界能源展望》2023年中文版（以下简称《展望》）在北京正式发布，《展望》将能源发展的情况分了三个不同情景并预测了四个趋势，BP集团首席经济学家戴思攀（Spencer Dale）站在全球角度分析，分别从三个情景看四个趋势在中国会如何发生。 一个趋势，2050年化石能源在三种情景当中所占的比重都会下降，从现在的80%以上的比例下降到55%到20%左右，化石能源的绝对需求量下降。回顾历史，可能从来没有任何一种类型的化石能源出现了长期的需求下降的趋势，可在《展望》三个情景当中，化石能源的总体消费都是在不断下降的。一方面供应会下降，同时需求也得下降，这才能够使得整场转型是井然有序的。 第二个趋势，到2050年可再生能源所占的比重会大幅度增长，从2019年的10%上升到35%到65%左右。其中，风能和太阳能的表现非常突出，风能太阳能会快速发展，与此同时还会看到整个能源体系日趋电气化，整个世界都会日趋电气化。 第三个趋势，目前，终端能源消费约20%是电气化的，而在三个展望的情景当中，2050年之前这个比例会上升到35%-55%之间，这就意味着电气化的程度会大大的提高。 第四个趋势，在总体电气化程度提高的情况下，低碳的氢能也能够在某些方面发挥作用，包括绿氢和蓝氢，尤其是在那些难以电气化的、难以减排的工业工艺和交通部门当中。 这几个趋势在中国会如何上演？ 同样的是，中国肯定会逐渐告别化石能源的时代，中国目前对于化石能源的依赖度是80%以上，这一比重在加快转型和净零排放情景当中下降会更快，而且会比别的国家更快。 从中国的碳氢能源来看，新动力情景下中国煤炭的消费在未来十年大致平稳，到2030年开始急剧下降，下降的情况在加快转型和净零排放情景当中也是如此。 而中国的石油消费，2035年之前在新动力情景当中还会增长，主要是因为考虑到交通运输的电气化，同时还要从时间和速度方面考虑到石油需求在中国的下降情况。净零排放情境下会更显著，电气化的程度更高。 天然气的不确定性更大一些，2050年天然气的消费水平会上升还是下降呢？在新动力情景之下，中国的对天然气的需求至少在2040年之前都还是会上升的，这主要是因为中国需要天然气去替代煤，也就是煤改气。 相反，可再生能源，包括风能、太阳能和核能，会在净零转型和加速转型情景之下，发展更快。头十年天然气还能有增长，但是在后两种情形当中，天然气就会被核能、风能、太阳能的快速增长挤压出局。 可再生能源在中国肯定会迅速发展，在快速转型和净零这两种情景下，2050年可再生能源会在一次能源结构当中占60%，而在新动力情景下，会占40%。 可再生能源的增长，主要是风能和太阳能的快速增长，风能和太阳能的快速增长能实现政府的目标，也就是说风能和太阳能装机量能达到1200GW。 到2030年在新动力情景之下风能太阳能会迅速增长，在加速和净零的情景下增长就更快。到2050年快速转型和净零情境下，风能大概占1/3的发电的能源供给，在新动力情景之下占50%，也就是说2050年整个发电部门在加速和净零情景当中是基本完全实现去碳的。 可再生能源的增长，也是对于整个能源体系进行电气化的过程，最终的能源消费大多都进行了电气化，电气化水平从45%-55%的区间还会再进一步增长。 目前的状况，交通行业电气化的程度是比较低的，而与此相比，建筑行业实现了40%的电气化。到2050年，在不同的情境之下的增长情况，建筑行业65%到85%都实现了电气化，同时交通行业的电气化也快速增长，更多的道路交通实现了电气化。但是关于工业的一些流程，并不能够实现100%电气化，只有50%的工业能源最终消费是电气化的，强调这一点，是假设很难去对于高热的工艺来进行电气化，但是现在有很多的技术的改进，技术的创新，使得更多的高热的工艺有可以进行电气化的可能性。 关于交通的电气化，在2030年到2030年之前电动车市场快速增长，三个情景当中都是这样。在加速和净零的情境之下，由于政府政策的支持，甚至可以实现100%的新车销售都是电气化。实现100%的新车销售都是电气化车，在净零情景当中要到2035年，在加速情景中是在2040年实现，在新动力情景下需要到2050年才实现。 在中国的驾驶里程当中，有多少里程是电气化的？这个比例快速增长，到2050年80%-90%的驾驶里程在这三个情景下都是电气化的。 最后是蓝氢和绿氢的发展情况，低碳氢发展非常迅速，尤其在净零情景当中发展很快，在新动力情境下速度较慢，也就是说对于低碳氢的需求会较低。但是低碳氢在前面两个更加“雄心勃勃”的情境之下，占了一次能源的15%-20%左右。分布图表当中可以看到低碳氢的增长在2030年之后主要是在工业部门实现，大多是以工业原料的方法，使用氢来作为低碳的原料，用来生产化肥，比如说生产氨或者炼油使用。 同时可以使用氢来做一种工业的能源，它是一种低碳的替代能源，来支持高热的加热工艺，还可以用来生产钢铁。另外一小部分，绿氢和蓝氢可以用于交通，需要建立各种各样的碳捕获和储存的设施，同时也可以了解一下在中国建立CCS设施的可行性。 俄乌的军事冲突提醒大家要清醒了，要关注能源安全，关注能源的经济性。此前，西方并没有关注这些话题，但是军事冲突对于西方的能源政策产生了重大的影响。在中国也发生了很多的变化，但是可能由于能源的安全和经济性一直是中国政府所关注的内容，所以变化并没有西方那么巨大。现在强调的一些趋势和四年前可能不同，尤其是关于氢能的趋势，四年前还在考虑氢能够满足可再生能源的间歇性问题，现在风能和太阳能都发展非常迅速，在很多地方发展很快，很多趋势和四年前相比是加速了。

全国范围内需求响应能力的扩大有赖于新型电力负荷管理系统的建设，据国网数据，若通过建设虚拟电厂满足5%的峰值负荷需求，其建设、运维和激励的资金规模大致在400-570亿元 消息面上，19日发改委向社会公开征求《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》《电力负荷管理办法（征求意见稿）》意见，前者鼓励利用新一代信息技术，以提升电力利用效率和改变电力利用方式，而后者强调了执行监测和系统支撑，利用虚拟电厂等新兴手段，为电力负荷接入系统和调用奠定基础。 资料显示，随着用电负荷特性持续恶化，电网负荷尖峰短而高，虚拟电厂作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统，是满足尖峰负荷的重要手段。 1、新文件有哪些亮点？ 据了解，本次的两份文件是在对历史文件基础上进行修订形成，分别对应了《电力需求侧管理办法（2017）》与《有序用电管理办法（2011）》。 相比于旧版，新版《管理办法》新增了“需求响应”与“系统支撑”章节，并提出管理落实到县级、确定了管理对象、对需求侧响应能力要求更加具化、并要求电网企业依托新型电力负荷管理系统开展负荷精准调控。 文件提出，目标到2025年，各地需求响应能力达到最大用电负荷的3%—5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份达到5%或以上。 到2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电网区域内可调节资源共享互济。 同时，文件也要求推动新型电力负荷管理系统建设，建立健全对电力用户、负荷聚合商、虚拟电厂等开展负荷信息采集、预测分析、测试、调控、服务的软硬件平台。目标逐步实现10千伏（6千伏）及以上高压用户全面接入新型电力负荷管理系统。 2、“需求响应”将带动500亿资金投入 资料显示，“需求响应”是指应对短时的电力供需紧张、可再生能源电力消纳困难等情况，通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，提高电力系统灵活性，保障电力系统安全稳定运行，促进可再生能源电力消纳。 光大证券分析认为，需求响应为此次修订重要内容，2023年全国最大负荷13.7亿千瓦，比上年增长6.5%，电力偏紧趋于常态，通过电力需求侧及负荷侧管理，有望降低电力偏紧影响，维持电力系统稳定性。 同时，从需求侧及供给侧维度推进电力市场化改革以应对新能源装机、发电量占比提升带来的电网不稳定性。 国金证券也指出，全国范围内需求响应能力的扩大有赖于新型电力负荷管理系统的建设，据国网数据，若通过建设虚拟电厂满足5%的峰值负荷需求，其建设、运维和激励的资金规模大致在400-570亿元。 3、政策密集发布，虚拟电厂发展有望加速 据招商证券介绍，虚拟电厂最主要的功能为聚合多类能源参与电力市场运行，以市场手段促进电力资源的优化配置。 我国发电、输配电、用电三方相对独立，且缺乏一定的市场交互机制，因此虚拟电厂的构建与发展须以政府颁布的相关政策支持为前提。 根据国家电网的测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂仅需投资500-600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的1/8-1/7。 此背景下，近年来，国家也在不断发布虚拟电厂支持政策。 目前，我国虚拟电厂尚处于早期试点阶段，但各地积极开展虚拟电厂试点，江苏、浙江、上海、冀北等地均已出现了大型的虚拟电厂试点。 对此，东吴证券表示，当前我国的虚拟电厂多为负荷型虚拟电厂，分散式电源参与虚拟电厂的比例鲜有，一个本质的原因在于配电网成熟程度较低，而分布式电源的接入是必然趋势，因此十四五配电网的投资有望大超市场预期。 招商证券也认为，未来虚拟电厂建设将进入黄金期。 市场空间方面，中信证券预计，短期内我国虚拟电厂仍以峰谷电价差、调峰服务、需求侧响应补偿为主要盈利途径，未来随着电力现货市场与辅助服务市场建设成型，其可以交易品种和服务主体将日益丰富，且服务价值有望通过市场发现和获取回报，预计到2025/2030年，虚拟电厂整体容量空间有望达到723/1961亿元。 此外，年内持续火热的ChatGPT也给行业带来了持续催化，华安证券在一则研报中表示，调控与管理是虚拟电厂的核心，正与AI技术的强项匹配。 AI的接入有望极大的提升分析效率和准度；另一方面主要影响B端用电水平的虚拟电厂对于电网整体稳定性影响较小，有望率先接入大模型应用。

储能产品的三个细分市场 在刚结束的SNEC2023上，新能源产业高度关注储能领域的发展并纷纷下场，储能行业可谓风头无两。 很多人认为储能和风电、光伏一样，是一个大的市场，里面玩家也类似。 个人认为，随着电力市场化程度的提高，储能产品将形成三个较为不同的细分市场，而且已经开始分化。 这三个产品市场间的差异性，将极大地影响储能产业链相关企业的市场定位、资源投入、产品模式和发展模式，所以需要进行细分市场分析。 三个细分市场 主要包括：源网侧储能、工商业储能、户用储能三个细分市场。 其实光伏产业早已细分为源网侧光伏（集中式光伏）、工商业分布式光伏和户用分布式光伏三个市场，呈现出不同的市场格局和投资逻辑。 个人认为储能细分市场之间的各种差异，甚至远大于光伏三个细分市场。 源网侧储能，进入红海竞争 源网侧储能的投资方，主要是源网侧原有的建设运行企业，比如电网公司（像国网旗下的国网新源，主要从事网侧抽水蓄能电站投资运营），传统大型发电企业（五大四小）。源网侧储能是一个高度的买方市场，即少数投资者与大量卖家间的关系，投资方具有极高的议价权，卖家的利润水平始终被抑制。 从下游买家的角度看，源网侧储能唯一的变现渠道，是通过省级辅助服务市场，将储能服务产品销售给电网调度，这几乎是一个单一买家的市场。 从可替代产品的角度来看，源网侧储能是“集中式辅助服务市场”的一个提供方，提供包括备用、调频、调峰在内的相关服务。但是能提供同类的服务的竞争者众多，尤其是市场化灵活性火电机组、市场化水电机组、燃机、甚至大型工商业储能、大型可调节负荷，也可能以虚拟电厂的某种形态参与。 从产品技术形态上看，源网侧储能更接近于传统的集中式电源产品：大机组（集装箱）、高性能（功率型设备，快速爬坡-退坡）、集控模式、高冗余度设计、标准的厂站自动化协议、高实时性和可靠性、提供调度接口。 因此，在少数投资者（竞争者）、唯一下游买家、大量可替代产品的格局下，以集中式风光项目强配储能政策为推手，源网侧储能已经进入了一个红海竞争的时代。 这种红海竞争，一方面是买家对卖家的强大议价权。 另一方面源网侧储能产品，在较为恶劣的竞争环境里，是否可能出现“以次充好、虚标容量”等情况，形成“抢占市场、劣币驱逐良币”等局面， 只能让时间来证明。 工商业储能，蓝海市场与创新无限 从投资方来看，目前各方都在关注和积极进入工商业储能领域。 除了传统的发电和电网企业，还有各类的终端用户、分布式投资商、节能服务商、虚拟电厂投资商、充电桩投资方等，乃至配网公司、售电公司也在投资工商业储能。 从买家来看，工商业储能最主要的买家是工商业企业，通过峰谷价差的套利模式来降低企业用电成本，其次是参与到虚拟电厂产品的相关交易，或者参与需求响应事件，这时的买家是电网企业。 需要说明的是，大部分工商业储能项目并网的电压等级在10kV及以下，所以从调度管辖权来说，并不在省级电网调度范围内（省调负责220kV及以上电压等级的电力网络运行管理），而是在配网调度（市级调度和县区级调度），因此工商业储能即使封装成虚拟电厂产品，也将在一个二级的辅助市场（而不是省调管辖的一级辅助服务市场），或者是二级的电量交易市场（或者叫场外零售侧市场）进行交易，市场活跃度更高。 所以严格意义上，工商业虚拟电厂的买家，是配调，而不是省调。 从可替代的产品来看，工商业储能产品的竞争者，主要是可调节负荷（同样起到削峰填谷作用），以及二级市场的电量产品（售电公司能提供更便宜的售价），但是这种竞争和可替代性是非常弱的，更多是一种相互协作关系。 随着新能源的大量并网，电力市场化进展加快，批发-零售两级市场的电价传导机制不断打通，零售侧价格在峰谷比、变化率两方面不断加大，工商业储能将会是巨大的市场。 在需求旺盛的基础上，由于买方众多、产品供方众多，市场力高度分散，所以在可预见的未来，将是一个蓝海竞争的格局，甚至形成大量更为细分的行业储能市场。 从产品形态上看，工商业储能和源网侧储能，亦表现出巨大的差异： 一是高集成度，储能柜比储能集装箱更受到认可，具备单柜独立并网和可级联式扩展特性； 二是高融合度，无论是光储一体化，还是工商业微电网整体方案，储能都作为一个灵活性要素，融合到企业微电网系统中；同时储能的商业模式，不是单独卖柜子，而是以降低用户整体用电成本的方式，融合到综合服务方案中，从多方面获得收益：比如不仅实现峰谷套利，还可以降低用户基本电费等，销售模式不是产品型。 三是高智能化，由于工商储能产品需要耦合到工商业微电网，并且在复杂的多目标、多场景下进行调节才能取得最佳运营效果，所以未来的智能化水平需要大幅度提升。如果用特斯拉“云-域控制器”的汽车三电数字化架构去审视，目前工商业储能项目的控制水平、算力水平和集成化水平，还处于传统燃油车20年前的分散式电子电气架构水平。 在工商业储能这个领域，将是市场蓝海竞争，技术快速创新的格局。 而具备较高集成化和智能化进展的储能产品企业，可以在一级资本市场上获得巨大的估值水平提升。 户用储能，败也萧何，成也萧何 如果说工商业储能和工商业能源管理服务市场，作为一个“表后市场”，被发电企业和电网企业一直忽视，导致长期处于市场空白的状态，在电力市场化以后爆发出高度生机。 所谓成也萧何。 那么中国的户用储能市场，则是因为中国的电网企业，出于高度的社会责任心，以“工商业补贴居民”的方式提供普遍服务，大量的城网农网改造投资，使得居民供电服务的整体可靠性水平长期居于世界前列，恰恰抑制了户用储能的发展前景。 此正所谓败也萧何。 中国的户用储能产品，能在海外市场取得巨大成功，我听说过一个有趣的案例（来自网络视频，大概转述，不保证绝对真实）： 南非首都的某贫民窟，由于特殊的经济、政治原因，形成了类似“香港九龙城寨”的独立管理格局，首都电力公司无法进入其中进行电网建设和电费回收，导致内部经常停电。中国的户用光伏和户用储能产品以价格低廉，质量稳定一举进入，大受欢迎，解决了随时停电的烦恼。 此外，由于中国农村户用光伏的大发展，某些农网台区的光伏渗透率已经超过警戒值，长此以往将导致配网安全风险增加，可靠性降低，电能质量降低，储能产品将来在这类场景中也是有用武之地的。 但是以户用的经济性计算，储能投资回报率是非常低的，所以个人认为农村户用光伏配套的储能模式，可能更接近于“工商业储能”，以“共享储能”的方式，在农网的公共线路侧并网，并以“二级辅助服务”的产品形态，解决光伏消纳和配网安全可靠性问题。 可能是另一种细分市场的产品形态和商业模式，目前也未有定论。 总结，三个市场，各有特色 由于五力模型的要素、市场化水平、政策、客户需求的差异性，储能产品将逐步分化成源网侧、工商业、户用三类细分市场，在技术、产品、业务模式、商业模式可能都存在差异，而且越靠近运营端，差异性越大。

国内电力储能项目储备快速提升，为行业未来增长奠定了基础。电网侧独立储能与电源配储为主，用户侧工商业占比逐渐提升。峰谷价差+需求响应/用户侧调峰/虚拟电厂+运营/装机补贴，代替可中断负荷或错峰用电指标直接为业主带来经济价值，成为用户侧储能关键盈利点。 电价改革推进用户侧储能发展 2023年1月各地电网代理购电电价的峰谷价差呈增大趋势。从边际变化看，进入23年，峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量增多 （尖峰-谷时价差超过0.7元/kwh的省市由22年7月的6个上升至23年1月的18个）；横向看，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，典型如河南由22年的0.72元/kwh上升至23年1月的1.021元/kwh。我们测算每天一充一放下储能LCOE≈0.63元/kwh，当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能投资具有经济性，即在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。此外，对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出。 由2023年1月全国主要省市代购电峰谷价差情况来看，有11个省市的峰谷价差超过0.7元/kWh，具备较高的经济性。 部分省份将正午时段设定为分时电价的谷时，仅装分布式光伏的经济性边际下降，但主动配储需求提升。23年1月，山东、山西、浙江等8个省份将光伏发电高峰期的正午时段规定为谷时，其中青海、宁夏、甘肃三省的谷时划分几乎全覆盖日中光伏主要发电时间。此外， 23年起山东将正午划分为深谷（分时系数下降至0.1），据CEESA分析，山东省工商业深谷时段最低电价可能降至0.1元/kWh。考虑光伏出力高峰期电价下降、全国范围内峰谷价差进一步拉大，纯光伏发电经济性被进一步削弱，有望带动新增及存量分布式光伏电站主动配储。 峰谷价差增大趋势下，安装工商业储能对削减工商业电费支出的效果凸显。 峰谷价差持续拉大，进一步开拓了峰谷套利空间。工商业用户利用独立储能，在电价谷时充电，于峰时放电供给自身使用，通过削峰填谷节约平均用电费用，工商业储能需求有望提升。 此外，对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出：分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，有效减少实际用电费用；工商业储能系统可大幅降低容量电费。 多省市可满足工商业储能每天两充两放 部分省份或可实现每天两充两放，我们测算回本周期有望缩短至6年内。当前分时电价机制下，多省市可满足工商业储能每天两充两放：如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等（分时电价每天设置了两个高峰段，且两高峰段间存在电价差，可在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现两充两放）。储能系统的利用率大幅提升的情况下，我们预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。 在满足每天两充两放基础上，我们亦发现浙江、海南等省份的分时电价设置了尖峰段或两个谷时，在此类省份中安装工商业储能的经济性有望进一步增加。 两充两放策略下的经济性测算：核心假设储能投资成本2元/KWh，循环寿命6000次，年运营天数330天，每天满充满放两次，DoD90%，运维费率每年为投资成本的1%，折旧率3.25%。两充两放策略：谷时/平时充电，高峰/峰时放电。测算结果：浙江省4.75年、广东省5.70年、 海南省5.98年，回本周期均在6年以内。 两充两放策略下，以浙江省为例，工业活动较发达、峰谷电价差较大，让浙江成为用户侧项目投资经济性较高的区域，在2023年2月电网代理购电价中，浙江省最大峰谷价差为0.9771元/kWh（一般工商业1-10kV）。1月浙江省备案的16个储能建设项目中，15个为用户侧储能项目，总规模约68.82MW/385.39MWh，涉及投资金额约6.8亿元，储能时长配置以2小时为主，项目投资单价约在1.5-3.2元/Wh之间。 整体看，我们预计工商业储能优先实现高增速的将会是工业活动较发达、电价政策变化带来较高经济性的浙江省（测算回本周期4.75年）、广东省（考虑需求响应收入，测算回本周期4.86年）。尽管当前并非全国范围内工商业储能都具备经济性，但在不断增加的峰谷价差+适合储能发展的峰谷时段设置趋势下，预计全国层面适合投资工商业储能系统的省份有望逐步增加。 补贴政策提升经济性 2022年以来，针对用户侧储能补贴政策频发，成为地方争取项目投资、产业落地的重要手段之一。截至目前，全国各地正在执行的储能补贴政策超30项，储能补贴政策主要以用户侧为主，注重与分布式光伏相结合，地方招商产业需求较为旺盛；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。 今年1月10日，发改委发布《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知（发改办价格〔2022〕1047号）》，文件明确：鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，政策的发布将进一步推动用户侧储能参与电力市场，提升其经济性。 在新型电力系统发展过程中，要求电力供给结构从以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变，同时，系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出，积极推动电力源网荷储一体化构建模式，灵活发展用户侧新型储能，提升用户供电可靠性及用能质量。若从“源网荷储”一体化来看用户侧储能未来的发展，或许更具潜力。预计未来将有越来越多的省份展现经济性，从而实现0-1、点到面的国内工商业储能市场起量。

根据《国家发展改革委办公厅关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号）、《国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500号）、《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）等规定，现将两部制电价用户基本电价政策解读如下： 一、执行范围 执行工商业用电价格的用户，用电容量在100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制或两部制电价，选择执行两部制后不再变更。 二、计费方式 1.两部制电价用户可选择按变压器容量、合同最大需量、实际最大需量等三种方式之一计收基本电费。 2.选择按变压器容量计收基本电费的，按用户实际运行变压器容量（不含已办理减容、暂停业务的容量）进行计算。 3.选择合同最大需量方式计收基本电费的，用户可提前5个工作日申请变更下一个月的合同最大需量核定值。用户实际最大需量超过需量核定值105%时，超过105%部分的基本电费加一倍收取；未超过需量核定值105%的，按需量核定值收取。申请最大需量核定值低于变压器容量和不通过变压器接入的高压电动机容量总和的40%时，按容量总和（不含已办理减容、暂停业务的容量）的40%核定合同最大需量。 4.选择按实际最大需量方式计收基本电费的，以用户当月抄见的最大需量值为准，且不受运行总容量（变压器容量及不通过变压器接入高压电动机容量总和）40%下限限制。 5.对选择按合同最大需量或实际最大需量计收基本电费的两路及以上进线用户，同时使用的进线应分别计算最大需量，累加计收基本电费。选择执行需量电价计费方式的用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按核定标准90%执行，每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。 6.基本电价计费方式可按季变更，用户可提前15个工作日向电网企业申请下一季度的基本电价计费方式。 重点提醒：2023年6月1日起，国家发展改革委核定的第三监管周期浙江电网基本电价水平相比第二监管有所调整，尤其是部分电压等级需量电价有所调整，并建立了负荷率激励政策。用户应根据自身实际用电需求、负荷率等因素，合理选择基本电价计费方式，节约用电成本。