近年来我国多地高温天气持续，不断“烤验”着电网系统，夏季用电高峰尖峰化加剧。 国家气候中心预测，今年盛夏（7月份至8月份），我国华北、华中中部和南部、西南地区东北部等地还将出现阶段性高温。中电联方面介绍，若出现长时间大范围极端气候，则全国最高用电负荷可能比2022年增加1亿千瓦左右。 自6月份以来，我国多地区用电负荷屡创历史纪录。多地高温不断，用电负荷持续攀升，再次创出历史新高，使得"削峰填谷"成为节能减排的重要课题。在这一背景下，虚拟电厂作为一种新兴的电力管理模式，备受关注。 虚拟电厂发展到什么阶段？ 海外对虚拟电厂概念的研究日臻完善，全球呈现多元化发展趋势。目前我国虚拟电厂以负荷侧为主，与国外相比仍有较大差距。 其本质原因在于：1）聚合资源类型不同；2）政策与市场成熟度不同；3）核心技术发展程度不同；4）商业模式成熟度不同。 ■欧洲：以聚合发电侧资源为主。由于欧洲发电资源较为分散，虚拟电厂起步于电力供给侧，聚合分布式发电资源，从而帮助可再生能源稳定并网，并协调发电功率，以降低弃风弃电、负电价损失为主要目标。 ■美国：聚焦可控负荷的需求响应。美国的虚拟电厂以聚焦可控负荷的需求响应为主，其原因主要有两点：1）美国拥有众多直接连接到用电侧的分布式太阳能资源。根据Statista的数据，到2022年为止，美国家庭用光伏装机容量已达28.8GW，同比增长25.71%。2）美国存在众多竞争性电力市场。公共事业企业对发电-输配电环节的垄断被ISO打破后，电力批发与零售市场相较于欧洲更为活跃，与C端用户联系紧密。 ■中国：邀约制下的需求侧响应。我国虚拟电厂正处于邀约型向市场型过渡阶段。项目以研究示范为主，普遍由政府主导、电网实施，尚未到商业化阶段。呈现以下4个特点：1）相关政策框架仍需进一步完善；2）项目开发总体上仍处于试点和示范阶段，且在省级范围内缺乏统一的虚拟电厂平台；3）大多数虚拟电厂试点已实现用户用能监测的初步目标，但实现虚拟电厂的优化调度和对分布式能源的闭环控制的项目仍然稀缺；4）商业盈利模式尚未明晰，仍在探索阶段，目前主要通过价格补偿和政策引导来参与市场 虚拟电厂商业模式该往哪走？ 关于虚拟电厂的商业模式可以从国外和国内两部分分开来看： 国外的虚拟电厂有以下核心特点： 1、管理和运营分开。与国内不同，我们很长时间对虚拟电厂的管理和运营大部分是结合在一起的，实际上应该是分开的，运营就是要思考如何运营好，管理包括公平市场环境建设、以及用户准入等方面。尤其是小虚拟电厂，最好分开运行。 国外这方面做的好些，如佛蒙特州GMP等电网公司授权特斯拉的Powerhub集成式监测调度中心，加州CAISO则管理较发达的电力市场，因此主动性较高。 2、电网-运营商-用户上下游效益整合。欧洲的虚拟电厂多是跨境布局，需要做严格的上下游成本效益分析。这点可以对我国虚拟电厂探索下沉市场和探索跨区域联通提供参考。 3、还需构建更成熟的电力市场机制。欧美现货市场和辅助服务市场、容量市场都比较成熟，虚拟电厂获利方式更灵活多样。 再看国内虚拟电厂典型案例，主要分以下几种： 1、综合能源虚拟电厂。简单说就是通过仿真技术，建设综合能源聚合商运营交易系统。最早的是楼宇空调负荷的虚拟电厂，比如浙江金华的一些商业楼宇，接入虚拟电厂平台，在用电高峰时可以通过调节空调温度和照明来实现调峰，进而获得参与调节的收入。 2、5G基站类。5G基站的备用储能很多是闲置的，如果接入虚拟电厂就可以把他们聚合起来参与电网调度，一方面能减轻储能设备投资成本，提高能源利用效率，同时参与电网互动还能获得额外补贴。 3、“充电网+微电网+储能网”为载体的虚拟电厂。比如个别省先进示范的光储充一体化，收益可观，很多汽车愿意去那里充电，因为费用比较低。而虚拟电厂参与电网的互动和调度，自己的收益也非常可观。 总结下来，我国虚拟电厂主要的市场主体就是以上这几类主体，而虚拟电厂建成后的商业模式就是围绕着这些主体进行，需求响应、辅助服务、电力现货这几项盈利的，以辅助服务和需求响应为主，电力现货还很少。 对于现在想进入建设虚拟电厂的厂商，困惑的地方是建完后如何获利？商业模式到底该往哪里走？ 说几个可行的且比较有市场空间的模式： 1、共享储能。这个模式是基于共享经济，用园区的共享储能，我们建虚拟电厂，成本大家共享，收益端除了能获得电力价差套利收入、还能获得辅助服务、容量租赁、容量补偿的收入。 2、充电桩。针对越来越多的充电桩、新能源汽车，虚拟电厂把他们聚合起来，通过峰谷价差和购售价差来获得收益。 3、配网和微网。这是把配网和微网资源加入虚拟电厂，主要针对未来大电网形态，根据配网运行状态和主网价格，来优化运行策略获得收益。 简言之，虚拟电厂已经越来越市场化，除了电力系统完善，虚拟电厂还更对算力有更高的要求。当然想赚虚拟电厂的钱，还是要从能可行且市场空间大的商业模式下手。

国家能源局近期印发《关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》（国能发监管〔2023〕57号）。8月28日，国家能源局市场监管司负责同志就《指导意见》印发的背景、主要内容及下一步推动落实答记者问。 《关于进一步加强电力市场管理委员会规范运作的指导意见》（国能发监管〔2023〕57号），主要内容如下： （二）工作原则 协调沟通。坚持团结协作、平等沟通，积极发挥电力市场管理委员会平台的协调沟通作用，促进市场成员充分发表意见、交流看法、增进了解。 民主议事。坚持合作共赢，建立科学合理的议事机制，打造公开、公平、公正的交流平台，确保电力市场管理委员会规范、高效运作，维护各类市场成员合法权益。 集体决策。坚持电力市场管理委员会委员的广泛性、代表性，充分体现各方意愿，广泛选择成员代表，充分反映各方诉求。 专业支撑。坚持发挥各类市场成员专业优势，凝聚行业合力，在电力市场相关交易规则、实施细则、实施方案、研讨协调电力市场相关事项等方面提供专业技术支撑和人才队伍保障。 三、规范运作 （一）明确工作职责 电力市场管理委员会工作职责包括： 1.研究讨论电力交易机构章程，审议电力市场管理委员会工作规则、秘书处工作规则，推荐电力交易机构高级管理人员； 2.协调电力市场相关事项，建立听取市场成员诉求的机制，研究讨论市场运行中出现的异常情况、市场成员提出的合理诉求等，提出相关问题的解决建议； 3.研究讨论电力市场相关交易规则、实施细则及实施方案，审议规则、细则、方案和关键市场参数的标准与取值，提出报价或出清价格上下限设置、信息披露相关内容建议； 4.协助国家能源局及其派出机构和政府有关部门监督规范市场运营机构行为，建立市场自律监督工作机制。 （二）优化组织架构 1.电力市场管理委员会应由电网企业（含增量配电网企业）、发电企业、售电企业、电力用户、市场运营机构、第三方机构等各方面代表组成，按照发电方代表、购电方代表（售电企业、电力用户）、输配电方代表、市场运营机构代表（电力交易机构、电力调度机构）、第三方代表分类，按合理比例确定各类别代表人数。发电方代表、购电方代表人数应多于其他代表。 2.电力市场管理委员会设主任委员1名，副主任委员若干名。区域电力市场管理委员会主任委员由国家发展改革委、国家能源局提名，省（自治区、直辖市）电力市场管理委员会主任委员由国家能源局派出机构和所在地区有关政府部门提名，由各自电力市场管理委员会投票表决。主任委员原则上任期不超过三年，同一主任委员不得连任超过两届任期。 3.电力市场管理委员会秘书处负责电力市场管理委员会日常工作。秘书处应配备专业素质的专职人员，工作人员可由成员单位选派，并定期轮换。 4.可以组建成员类别工作组，开展类别领域选举、议事等相关工作。 5.可以组建专业工作组，在各成员单位中择优组成，开展业务领域专项工作。 6.可以组建专家委员会，负责提供电力市场建设专业咨询。专家委员会由相关领域专家和第三方咨询研究机构代表等组成。专家委员会在咨询过程中应遵守客观公正、实事求是的原则。 （三）完善议事规则 1.建立健全议事机制。电力市场管理委员会要建立健全商议事项发起、召集、审议流程，确保议事程序公开透明、公平合理，切实保障市场成员合法权益。 2.明确议题发起流程。秘书处定期收集整理成员代表提出的合理诉求和议题建议，并向电力市场管理委员会成员通报。由多名成员代表联名提议的，或主任委员、副主任委员、市场运营机构认为必要的，由秘书处形成会议议题。议题产生后，超过三分之一的成员代表投票通过的，作为正式会议议题。会议议题需至少提前一周通知各成员单位，并抄送国家能源局及其派出机构和政府有关部门。 3.明确会议召集方式。电力市场管理委员会会议由主任委员根据正式会议议题和工作安排召集成员代表开会。会议应有三分之二以上代表且每类别均有代表出席方可举行。原则上每年至少召开两次全体会议，根据工作需要通过线上或者线下等方式不定期召开专题会议。国家能源局及其派出机构和政府有关部门可根据需要，派员参加有关会议。 4.明确议事审议流程。议题审议原则上采取投票表决的方式确定，三分之二及以上表决同意的则为通过，形成审议结果。市场运营机构代表、第三方代表不参加投票表决。各类交易规则、细则、方案等经电力市场管理委员会审议通过后，按照有关规定，提交国家能源局及其派出机构和政府有关部门审定后执行。需要修订的，应提请电力市场管理委员会审议通过后，报原审定机构和部门批准或备案。 5.议题产生、议题审议的投票工作结束后，秘书处应整理各成员代表的投票结果，并保存归档。 6.国家能源局及其派出机构和政府有关部门对电力市场管理委员会的审议结果可以行使否决权。 四、监督落实 （一）加强自律监督 电力市场管理委员会对参与市场交易的各方实施市场内部自律管理，督促市场成员签订自律公约，充分发挥市场自律和社会监督作用，收集掌握电力市场相关问题线索，协助国家能源局及其派出机构和政府有关部门促进电力交易机构独立规范运行，监督和纠正扰乱电力市场正常秩序的行为。 （二）加强规范指导 国家能源局及其派出机构和政府有关部门应在相关制度中明确对电力市场管理委员会的监督条款，加大对电力市场管理委员会的指导力度，引导电力市场管理委员会规范运作。主任委员履职不到位的，国家能源局及其派出机构可向电力市场管理委员会提出重新推选的意见。 （三）加快组织实施 各电力市场管理委员会应及时按本指导意见制修订相关制度，及时开展换届、完善议事规则、优化决策机制等工作，加快推动组建成员类别工作组、专业工作组和专家委员会。各成员单位应积极参加电力市场管理委员会会议和有关工作。 问：《指导意见》印发的背景是什么？ 答：《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）印发以来，国家发改委、国家能源局在《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》（发改经体〔2015〕2752号）、《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》（发改体改〔2020〕234号）等政策文件中，对电力市场管理委员会（以下简称管委会）组建成立、职责定位等明确了原则意见，有效推动各地管委会的组建。截至目前，全国已组建33家管委会。 各地管委会基本能够按照有关要求，研讨、审议电力市场有关规则等文件，发挥议事协调作用，搭建各方交流平台，维护电力市场秩序，推动电力市场化改革，促进电力市场健康发展，但各地管委会运作的进度、深度各不相同，在独立运作、职能发挥、运作管理等方面还有待进一步加强和规范。 针对上述问题，国家能源局就各地管委会运作有关情况开展了全面调研。结合调研情况，经商国家发展改革委有关司局，我局研究制定了《指导意见》，旨在充分发挥管委会协同共治作用，进一步加强行业自律、规范运作机制、形成工作合力，保障电力市场平稳运行，推动电力市场健康发展。 答记着问主要内容： 问：《指导意见》的主要内容是什么？ 答：《指导意见》立足电力体制改革新形势新背景，针对目前管委会运作存在的主要问题，从体制机制上进一步明确管委会的职责义务和工作流程，充分发挥独立议事的作用，是国家层面首个规范管委会运作的规范性文件。主要体现在四个方面。 （一）进一步明确工作职责。主要包括研究讨论电力交易机构章程，审议工作规则；协调电力市场相关事项，听取各方诉求，研究讨论并提出建议；研究讨论电力市场相关交易规则、实施细则及实施方案；协助国家能源局及其派出机构和政府有关部门监督规范交易机构行为，建立市场自律监督工作机制。 （二）进一步优化组织架构。一是明确管委会应按照发电方代表、购电方代表（售电企业、电力用户）、输配电方代表、市场运营机构代表（电力交易机构、电力调度机构）、第三方代表分类，按合理比例确定各类别代表人数。二是明确管委会设主任委员1名，副主任委员若干名，由管委会成员投票表决。主任委员原则上任期不超过三年，同一主任委员不得连任超过两届任期。三是明确秘书处负责管委会日常工作，工作人员可由成员单位选派，并定期轮换。四是明确管委会可组建成员类别工作组、专业工作组和专家委员会，切实发挥管委会工作职能。 （三）进一步完善议事规则。一是明确议题发起流程。由多名成员代表联名提议的，或主任委员、副主任委员、电力市场运营机构认为必要的，由秘书处形成会议议题，经三分之一以上的成员代表投票通过的，作为正式会议议题。二是明确会议召集方式。会议由主任委员根据正式会议议题和工作安排召集成员代表开会。会议应有三分之二以上代表且每类别均有代表出席方可举行。原则上每年至少召开两次全体会议。三是明确议事审议流程。议题审议原则上采取投票表决的方式确定，三分之二及以上表决同意的则为通过，形成审议结果。四是议题产生、议题审议的投票工作结束后，秘书处应整理各成员代表的投票结果，并保存归档。 （四）进一步加强监督落实。一是加强自律监督，管委会对市场成员实施市场内部自律管理，督促各方签订自律公约，充分发挥市场自律和社会监督作用，共同维护良好的市场秩序。二是加强规范指导，国家能源局及其派出机构和政府有关部门应在相关制度中明确对管委会的监督条款，加大指导力度，引导规范运作。主任委员履职不到位的，国家能源局及其派出机构可向管委会提出重新推选的意见。 问：下一步如何推动各地有效落实《指导意见》？ 答：国家能源局将组织各派出机构会同地方政府有关部门根据《指导意见》，结合辖区实际，指导各管委会及时开展换届、完善议事规则、优化决策机制等工作，引导各管委会规范运作，切实维护市场成员合法权益，推动电力市场健康发展。

比亚迪(SZ：002594)于8月28日晚发布了2023年半年度业绩。要点如下： 1、利润表现傲视群雄：比亚迪今年上半年实际归母利润109.5亿元，稍稍低于原预告的均值111亿；虽比预告稍低，但仍然是一个远超出市场预期的存在，而彪悍利润的背后是比亚迪汽车和电子代工两大业务双双表现较强带来。 2.而观察关键汽车（含能源业务）板块会发现有一个非常奇特的现象：比亚迪在所有同行中做到了汽车单价大降的情况下，单车毛利和净利照样爬升的状态，且按照海豚君的估算，比亚迪的单车毛利率应该超过了22%，实力诠释造车规模致胜才是王道。 3. 结合按性质划分费用大致可以判断：毛利率飙升的背后是在单车收入下行的同时，造车的可变原材料等成本以更快的速度下行。这里海豚君原因大致归为三点：a. 卖车规模效应带来的原材料采购议价权；b. 碳酸锂等原材料的自然降本；c.比亚迪各种降价版冠军版推出背后的材料减配。 4. 费用端还是不见规模效应：除了毛利率的大幅度提高之外，比亚迪在这么大体量销量之上的经营杠杆体现并不明显，职工薪酬、摊销折旧，以及其他费用率上，无论是相比去年同期还是去年下半年，都处于上升状态。尤其是销售费用上，售后服务费的持续拉高（上半年同比188%，远高于同期收入增长73%）。5.下半年，比亚迪要血战群雄？以上这些通过利润的预期，其实市场都已经充分知晓和定价，而对于比亚而言，更重要的还是看边际竞争的变化。但就在这个问题上，我们认为比亚迪的竞争，随着下半年混动竞品鱼贯交付，竞争才真正到来。 由于7月15日的预告已经提前发布了比亚迪上半年超强的利润水平，因此半年报的关键是在于了解比亚迪的盈利质量。虽然此次比亚迪电子贡献的利润不少，但本身比亚迪汽车/能源业务的盈利质量也非常强劲。从单车经济来看，利润超预期的背后不是单车价格上行，并非是靠比亚迪的品牌升级来实现的，而更多是靠卖车销量的规模之下对上游的拿货议价权来实现的。市场原本担忧的竞争加剧，比亚迪降价会侵蚀比亚迪毛利率的事情到现在还并未发生，反而整个上半年最为惊艳的就是单价走低之后，反而毛利率走高。但如果看边际变化的话，我们倾向于比亚迪下半年仍然面临不小压力：从自身新品储备来看：无论是腾势的N7、N8，仰望U8、海豹DMI、高端SUV方程豹（40-60 万），只看三款黑体加粗的下半年开卖销量的车型来看，整体价格偏高，不具备很强的爆量体质。从边际销量来看，比亚迪纯电市占率的提高靠的是低端品牌海鸥，在纯电上仍无能打的高端品牌；而在混动领域，下半年大概率会进入血战状态，包括吉利的L7、L6，以及长城的几款混动车型，比亚迪压力是在逐步拉大状态。当前市场一致预期对应比亚迪下半年要做到160亿的利润（二季度是71亿），在下半年竞品纷纷投向市场的情况下，海豚君倾向于认为利润估计可能对竞争风险考虑不足。对应目前公司目前前瞻PE大约是在22-22倍，本身还在合理，只是如果利润表现边际向下，再叠加持续的巴菲特抛售压力，比亚迪难言乐观。 一. 汽车业务1. 毛利率提升靠单车成本的节省比亚迪二季度扣除比亚迪电子后毛利率达到21.6%, 环比上升0.9%，大幅高于市场预期18.3%。从单车经济来看（含电池业务的粗估），拆分大幅高于市场预期毛利率来源：1）单车价格：二季度单车价格15.7万元，相比一季度环比下滑1.3万元，远远低于市场预期16.6万元而单价下降幅度大的原因是因为公司二季度的车型换代，比亚迪推出10款价格更低的冠军版车型以抵御激烈的价格战，平均价格下降幅度达2-3万元，进一步拉低了单车价格；虽然以汉、唐和腾势为代表的高端车型二季度占比 25%，但仅仅环比提升 0.72%，依然没有抵消冠军版推出带来的单车价格下探；2）单车成本：二季度单车成本12.3万元，相比上季度环比下降1.2万元单车成本的节省释放的根源不是摊销折旧的进一步稀释，而是来自于材料降本。其中比亚迪整体上半年货品及服务的成本率大幅下滑，从去年同期71%下降到今年上半年的66%；比如a）碳酸锂降价+采购溢价：二季度碳酸锂均价 25.7 万元/吨，相比 1Q 碳酸锂均价 40万元/吨下降了约 36%，同时汽车爆销之后在采购商的议价权提升，带来单车可变成本下滑c）冠军版车型的减配，如调整电池容量/电机功率/中控屏幕大小，从而实现降低成本，维持利润空间的同时实现价格下探3）单车毛利：单车价格下滑1.3万元, 单车成本节省1.2万元，二季度卖一辆车比亚迪毛赚3.4万元，虽然比上季度少了0.1万元，但是单价下降之后，销量爆棚，实际毛利率是拉升的，整体卖车（含电池业务）的毛利率从上季度20.7%提升到二季度21.6%。 2. 冠军版拉动二季度销量公司汽车二季度销量70万辆，同比增长98%，环比增长27%。比亚迪为迎接激烈的价格战，针对海洋网、王朝网出冠军版，提升中低端产品性价比，截至6月底已推出10款冠军版车型。冠军版车型较老款的降幅明显，其中贡献销量的主力秦Plus DM-i降价1.4万-2万元，宋Plus DM-i降价0.5万-2.9万，进一步拉动了二季度销量。 从销量结构上来看，纯电占比提升2%至50.3%，主要源于公司二季度推出的低端电车海鸥（定价仅7-9W）的热卖。但从行业来看，公司二季度市占率有所下滑，从一季度36.2%下滑至二季度33.9%，主要来自于插混车市占率的下滑（从一季度66%下滑至二季度59%）。随着二季度深蓝S7、银河L7、零跑C11等竞品车型的推出以及热卖，进一步抢夺比亚迪混动车型的市场份额，比亚迪宋家族二季度销量环比下滑约19%。为了挽救市占率的下滑，比亚迪于5月/6月推出宋pro及宋plus DM-i冠军版，价格下探约5k-3万元，带动了宋家族销量的回暖，但插混车市占率也仅仅维稳，保持在53%的市场份额。7月市占率回升至35%，主要靠低端纯电动海鸥的热销，使纯电市占率从6月24%提升至27%。 3. 下半年销量承压：由于7月26万销量已知，相较于比亚迪全年300万的销量目标，截至7月也仅完成51%，隐含接下来5个月平均月销接近30万辆。但8月车企又一轮价格战已经打响，比亚迪下半年新车型规划，除了比亚迪旗下定位中端的纯电动宋L及插混车海豹DM-I上市, 比亚迪主要将焦点放在高端化上。但高端品牌腾势及仰望，预计对销量贡献较为有限，全年300万辆目标达成进度较为困难。1）中低端车方面，目前纯电有新品纯电海鸥贡献增量，下半年定价15万-21万的宋L也将上市，中低端上的风险点主要在于混动上，混动车下半年仅上市海豹DM-I（定价20-25万）, 下半年竞品同行比如吉利银河L7/L6（对标秦DM-i）系列可能会进一步侵蚀到比亚迪的份额，混动车的市占率及销量预计会继续承压。2）高端矩阵中，目前比亚迪高端扛把子销量主要靠混动D9，下半年机会只能看纯电 N7/N8 的销量能否上量；3）仰望U8/U9及方程豹-豹5以品牌调性为主，很难贡献实际意义的销量； 4. 销量目标达成看出海进程在国内市场新能源车竞争加大，销量承压的情况下，下半年销量目标的达成也只能关注出海的进度。目前比亚迪7月出海销量达1.8万，环比增加72%，出海进程加快。比亚迪海豚在7月于泰国、马来西亚、智利上市，并宣布在巴西建厂，整车计划年产能达15万辆。5. 单车价格下行过快使卖车收入低于预期在剔除比亚迪电子后，2023年二季度比亚迪实现收入1102亿元，同比增长80.5%，略低于市场预期1167亿元。具体来看：本季度公司汽车销量同比增长98%，但单车收入同/环比下降9/8%，导致剔除比亚迪电子的收入低于预期。 5. 经营杠杆释放不如预期1）研发费用：智能化高端化持续投入二季度研发费用76亿，环比增长22%，大幅高于市场预期61.9亿，研发费用率5.4%。海豚君注意到比亚迪对研发支出进行了一定的资本化处理，但资本化率仅有约4%，影响不大，2022年上半年实际研发投入占收入比约5.5%。当下比亚迪在研发的方向太多，且在产品高端化与智能化的方面都需要持续投入，研发高投入可以理解。汽车相关技术的研发如自研刀片电池、dm-i超级混动、dmo超级混动越野平台，CTB、iTAC、DiSus-C智能电控主动悬架、四电机独立驱动载云辇等一系列核心技术，打造e平台3.0、dm-i、易四方等造车平台，以及追赶同行智能化发展在智能驾驶方面的投入。2）营销费用：由售后服务费大幅拉高二季度销售费用76亿, 环比增长22%，也大幅高于市场预期46.7亿。海豚君拆解来看，大幅超市场预期的营销费用可能来自于以下几块：1）最大头的超预期在于售后服务费上，虽然今年上半年稍有改善，但仍然是超高增状态，同比增长118%，隐含售后的产品质量问题。2) 主力冠军版车型的营销所带来的营销开支增加，同时海豚君预估也存在因主力冠军版车型推出需要消化老库存促销也计入了销售费用中；3）高端化门店的开拓：由于高端品牌腾势完全采用直营模式，比亚迪加大对腾势门店的投入，从2月-5月新开了39家门店，进一步增加了销售费用考虑深蓝S7、银河L7、及零跑C11等竞对车型近期的热度，以及公司下半年的新车型推出规划，公司为完成全年300万销量目标，后续新品、营销节奏仍然需要发力。3）管理费用：受员工薪酬及股份支付拉动二季度管理费用34.5亿, 环比增长3%，略超市场预期33.5亿。管理费用的增加主要来自于员工薪酬的增加以及给予一定的股份支付，属于正常状态 6. 单车净利：二季度比亚迪利润回归明显，比亚迪单车（含能源业务）净赚 8700元，利润率已从上季度4.1%提升到 5.6%，从一季度较差水平上恢复，超过了去年三季度水平。利润率的增长主要来自毛利率的提升，以及其他收益（主要来源于与资产相关的政府补助的本年摊销额），但由于补贴已退坡且不可持续，重点只需关注经营利润率的变化。二季度核心经营利润率4.7%，相比上季度环比增长0.6%，主要来自毛利率的提升，但经营费用的杠杆效应本季度并没有释放，经营费用率反而环比提升0.4%。 二. 能源业务增长放缓随着汽车销量的飙升，比亚迪动力电池和储能的装机量（含自供与外供）到三季度已达到了33GWh，同增长72%，不过相比同期新能源汽车接近98%的销量增速，似乎能源业务的增长还是稍显吃力。拆分来看，拖累能源业务的增长主要是储能业务的增长放缓，二季度储能电池出货量8.2GWh, 仅实现同比增长39%。动力电池二季度出货量25GWh, 同比增长87%，略低于公司新能源车销量的同期增速。 三. 手机及组装：全面回暖二季度，以比亚迪电子为运营主体的手机部件及组装业务实现营收298亿元，继续同比增长30.9%，大幅高于市场预期253亿。 盈利能力一起回暖。2023年第二季度比亚迪电子毛利率8%，环比提升0.3%，超市场预期7.2%。比亚迪电子这个季度归母净利润10.6亿，利润率3.5%，同比增长133%，已经走出了今年初的最差时期。收入和净利润的增长主要受益于：1）汽车业务的增长，得益于母公司比亚迪新能源汽车销量的增长，以及单车业务价值的提升（大量推动技术创新扩充汽车零部件品类，使新能源车零部件业务单车价值从2021年4100元提升到2023年约5600元），汽车相关零部件业务毛利率达15%左右，大幅高于比亚迪电子二季度整体毛利率8%；2）新型智能产品板块的快速增长，海豚君注意到比亚迪电子海外业务占比较高，而且不断攀升，考虑比亚迪电子开拓了海外大客户，带来增量收入；2）消费电子需求持续低迷，但受益大客户占比提升，收入仍持续提升。2023年1-6月，国内市场手机总体出货量累计1.30亿部，同比下降4.8%，智能手机市场需求疲软，安卓业务收入收到一定影响。但北美大客户占比和出货量不断提升，产能利用率稳步提升，组装毛利率边际改善。

8月16日，宁德时代发布又一款创新电池产品——神行超充电池，行业首次在磷酸铁锂材料上实现了充电10分钟、续航400公里的超充体验。这也预示着宁德时代未来在继续保持三元电池优势的同时，还将在磷酸铁锂电池领域重点发力，与钠离子电池、M3P电池、凝聚态电池等一道，实现全技术路线的领先。 让磷酸铁锂电池实现4C超充 神行超充电池能够实现4C超充，充电10分钟可续航400公里，这样的充电速度已经可以媲美燃油车加油的速度，对于加快新能源汽车的普及应用有着极大促进作用。 尤为值得关注的是，神行超充电池还是基于磷酸铁锂材料研发的，在实现4C超充的同时，磷酸铁锂电池的高安全性、长循环寿命等优点也得到了保留。在当下磷酸铁锂和三元锂两个主流的电池技术路线上，由于材料本身的特性及技术的限制，前者在超充上的性能表现是不如后者的。 事实上电池充电就是锂离子从正极运动到负极的过程，而宁德时代神行超充电池采用的系列技术就是为了加快这一过程。宁德时代在电池正极中用纳米化的材料搭建超电子网，降低锂离子脱出阻力，同时对石墨表面进行改性，提供丰富的锂离子交换所需要的活性点位，增加锂离子嵌入通道并缩短嵌入距离，还有全新的超高导电解液配方、超薄SEI膜的优化，都能够降低锂离子运动阻力。另外，神行超充电池还使用了多梯度分层极片设计，实现快充与续航的完美平衡。 全面而均衡是神行超充电池的最大优势 宁德时代将新电池命名为“神行”，其命名原则一是要让所有人能感知到“快”，二是品牌要平易近人，要有亲和力。但实际上，神行超充电池的优势不止于此。首先是全温域闪电快充能力。由于磷酸铁锂材料有着低温性能不佳的天然缺陷，宁德时代就在神行超充电池上全面导入了电芯温控技术，在低温环境下可以快速达到最佳工作温度区间，即使在-10℃低温环境下，也可实现30分钟充至80%。这对于中国北方的新能源汽车用户是极度友好的。神行超充电池还能实现700km以上的长续航。在整包结构上，神行超充电池在CTP3.0无横纵梁、端板的基础上，开创性地提出一体成组技术，实现了结构上的再次突破，最大化发挥整包空间利用率。在电池安全方面，除了磷酸铁锂材料本身的高安全性之外，神行超充电池还通过改良电解液基因和配备高安全涂层隔膜，进一步减少电池产热、提高耐热，同时通过智能算法对电芯内部全局温场进行实时准确的计算和管控，在超充的同时大幅提高电池安全性。由于以上优势同时存在，可以说神行超充电池是一款全面而均衡的革命性产品，重新定义了磷酸铁锂电池。 全技术路线领先，都是宁德时代的时代 宁德时代连续6年全球装机量第一，三元锂电池、磷酸铁锂电池都是宁德时代的基本盘，在技术研发上也是在全方位推进。在三元锂电池市场，宁德时代率先突破高镍三元的技术瓶颈，在兼顾安全性能的同时将三元锂电池的能量密度提升至新的高度。800km、1000km……搭载宁德时代三元锂电池的新能源车续航里程也在不断提升。在磷酸铁锂电池市场，宁德时代此前主要是在电池结构方面创新，电池材料创新方面外界知之甚少。从宁德时代的行事风格来看，也是在真正有了可以量产的技术成果后，才会正式对外公布。但事实上伏笔早已埋下，早在2019年，动力电池市场还是三元锂电池主导之时，宁德时代就曾透露其正在研发一种新的磷酸铁锂电池技术，能够实现4-5C的超级超充。 而今宁德时代的技术研发有了突破性进展，以超电子网正极技术、二代快离子环技术、超高导电解液配方等一系列科技创新突破了磷酸铁锂极限，打破磷酸铁锂的刻板印象，真正做出了神行超充电池。不仅如此，神行超充电池将在2023年底就实现量产，明年一季度消费者就会买到搭载神行超充电池的电动车。快速量产背后的秘诀，是宁德时代业界领先的极限制造能力，其灯塔工厂更是行业标杆。除了三元锂和磷酸铁锂，宁德时代的全技术路线也在其他材料方向加速推进。今年上海车展，宁德时代发布了创新前沿电池技术凝聚态电池，目前凝聚态航空电池正在进行民用电动载人飞机项目的合作开发，同时宁德时代还将推出车规级应用版本，可在今年内具备量产能力。钠离子电池方面，宁德时代在4月也已官宣其钠离子电池将首发落地奇瑞车型，并与奇瑞合力打造全新电池联合品牌ENER-Q。 宁德时代的巨量增长新空间 当前磷酸铁锂与三元锂电池装车量的比例已接近7:3，宁德时代神行超充电池解决了磷酸铁锂电池的超充难题，还将进一步助推磷酸铁锂电池的装车量，同时也将助力实现宁德时代在不同材料的电池应用上全面领先。根据中国汽车工业协会数据，2023年1-7月我国新能源车销量为452.6万辆，同比增长41.7%，新能源车渗透率达到29%，市场已经进入大众用户时代。磷酸铁锂电池在性价比上的优势，对降低新能源汽车的生产制造成本将产生直接影响，这也会对新能源汽车的普及发挥重要作用。宁德时代在磷酸铁锂电池上实现4C超充后，将成为车企选择超充电池供应商的更优选择。如果磷酸铁锂超充能够普及，按目前磷酸铁锂占动力电池装车量份额接近70%计算，这将是一个数千亿元的潜在市场。或许其他电池企业也会发布磷酸铁锂超充电池，但宁德时代作为率先大规模量产的企业，必然会先于人得到巨量的增长空间。

据《中国公路》统计数据，我国交通运输部门的碳排放量约在10亿吨左右，约占我国碳排放总量的7.6%~11%，而来自公路交通的碳排放量占国内交通运输碳排放的比重超过80%。 在双碳目标激励下，如何打造“零碳公路”成为交通运输部门关注的重点。 由山东高速集团打造的全国首条零碳高速济南至潍坊高速公路正在加速建设中，计划将于今年10月建成通车。 除此之外，山东高速集团正沿着济青高速推广“氢能及零碳高速公路”，并在济南、潍坊、淄博、邹平等沿线城市建设零碳或近零碳服务区。 山东示范 山东高速集团是山东省基础设施领域的国有资本投资公司和世界500强企业。截至目前，该集团公司运营管理高速公路8311公里，其中省内6702公里，占全省的83%，还管辖着省内高速公路服务区148对，覆盖全省16个设区市、110多个区县，年均客流量3亿人次。 该集团拥有山东高速（600350.SH）、山东路桥（000498.SZ）、山高控股（412.HK）、齐鲁高速（1576.HK）、威海银行（9677.HK）、山高新能源（1250.HK）6家上市公司。 山东高速集团2022年年报显示：集团2022年营业收入2317.69亿元，同比增长14.94%。资产总额13225.46亿元、利润总额155亿元，均为同行业第一，近三年来年均增长率分别达到11.18%、62.27%，是交通领域当之无愧的“开路先锋”，这也就不难理解，为何第一条零碳公路诞生在山东。 意见要求形成一批加快建设交通强国的典型经验和先进成果。推动交通运输绿色低碳转型，落实碳达峰碳中和目标要求，推进“近零碳”高速公路服务区、收费站示范建设。 其中，交通强国山东示范区被点名作为全国首个交通强国省域示范区，要求加快交通运输智慧化、绿色化、融合化转型。 据悉，2023年，山东高速将在京台高速济南近零碳服务区建设运营的基础上，编制完成绿色低碳服务区发展规划，并建成青银高速邹平西近零碳服务区项目，逐步开展绿色低碳服务区由点到线到面的推广工作。 由点到线 山东高速集团近期推广的“零碳”项目主要有三类，一是零碳或近零碳服务区项目，包括邹平、京台、济南东服务区，二是零碳高速公路项目，特指济潍高速，三是氢能高速及零碳服务区关键技术集成与示范项目。 零碳高速和零碳服务区项目主要侧重于公路用能系统自身的减费降碳，而”氢能高速及零碳服务区关键技术集成与示范项目”侧重于加氢站的建设，目的是服务于包含燃料电池及氢能重卡在内的氢能运输体系的建设。 二者略有交叉，比如济南东零碳服务区项目建成后，又安装了一座加氢站。两种类型的项目统一于交通运输领域的碳中和大局。 “零碳高速公路”的建设从空间构成来看主要包含两个部分，一是公路路段，包括利用高速公路沿线的边坡、加油站、隧道隔离带、互通立交和匝道中的闲置土地等土地资源布置太阳能光伏组件、沿途收费站的绿电改造等。 由于光伏组件安装在高速公路，需考虑光伏设备的安装及重量对边坡结构承压的影响，还要防范交通事故中可能产生的如电极外漏的火灾风险、光伏玻璃碎片对司乘人员的二次伤害等安全风险。 目前公路光伏的安装还未有国家标准，首个地方标准《高速公路边坡光伏发电工程技术规范》由山东市场质量监管局于去年6月份发布，该标准也是山东高速集团带头起草，并向山东省交通运输厅、公安厅申请建立，为坡边光伏建设提供了建设蓝本。 二是服务区部分，这一部分和零碳园区的建设类似，包含了可再生能源系统、储能系统、废水循环、智能管控平台系统、林业碳汇等项目的建设。 2022年7月，全国首个零碳服务区——济南东服务区建成，山东高速集团同步发布首份零碳服务区白皮书。 据白皮书数据，该项目通过整合可再生能源替代、节能减排、林业增汇等措施，实现了零碳排放。目前济南东服务区年均碳减排约3400吨，远超建成前年均碳排放约2300吨。 项目的招投标信息显示，除了林业碳汇和零碳智能控制系统由集团直接采购外，其余项目皆为外包，碳咨询和弹劾查项目由中环联合认证公司以207.7971万元的价格拿下，济潍零碳高速项目的碳核查也是该公司完成。 中环联合认证公司是由原国家环保总局批准设立、经国家认证认可监督管理委员会批准的具有独立法人资格的非营利性国有第三方认证服务组织。 济南东服务区项目建成后，京台高速济南近零碳服务区项目顺利通过竣工验收，值得注意的是，该区还构建了“虚拟电厂”运营管理平台。未来可通过整合区域内的光储充资源，作为一个“特殊电厂”参与电力市场和电网运行。 济潍零碳高速项目的光伏、储能、充电桩等用能设施总包由中工武大能源建设投资（湖北）有限公司、中工武大设计集团有限公司以1.4亿中标。 该项目包含了边坡光伏一体化试验段、埠村西匝道圈光伏、胡山零碳智慧隧道、智慧能源网、隧道光伏棚洞、章丘东“云收费”智慧收费站等新型用能场景，是我国光伏应用和智慧高速公路场景的重要开拓。 项目初步安装预计容量约35.9MW光伏，另外配置588KWh储能设施和28个180KW充电桩,分布于济潍高速途经的济南、淄博、潍坊等地区。 另外，从在建项目可以看出，山东“零碳高速”的推广和山东的氢能产业发展交织在一起。 氢能助攻 2021年4月16日，国家科技部与山东省政府签署了《共同组织实施“氢进万家”科技示范工程的框架协议》，联合启动实施“氢进万家”科技示范工程，引导氢能在交通运输、工业和家庭用能等终端领域应用，山东成为全国首个氢能大规模推广应用的示范省份。 作为“氢进万家”科技示范工程的一部分，氢能高速及零碳服务区关键技术集成与示范项目由山东高速集团牵头，同样沿着济青高速沿线在济南、青岛、潍坊、淄博4市开展示范。 山东高速表示，该项目的目标是“建设零碳氢能服务区不少于2处、可支持燃料电池车辆通行的高速公路连续里程不低于300公里(济青通道)、建设加氢站不少于6座”。 作为城市桥梁的“济青高速”在山东经济发展中扮演着重要角色，该路是连接“省会城市群经济圈”和“半岛蓝色经济区”的黄金通道。 高速公路经过的潍坊、淄博是全国氢能产业的重心，而济南和青岛是山东的两大核心城市，也是山东的政治经济中心， 潍坊拥有潍柴集团、奥扬科技、豪迈科技、海氢能源、富源增压器等30余家氢能企业，涵盖了氢源供应、关键零部件研发与制造、系统集成与测试、整车生产与销售、车辆示范运营的氢能产业全产业链条，并建有国家燃料电池技术创新中心。 而作为山东老工业区的代表，淄博的石油化工产业富有制氢所需的工业副产品，淄博也已经形成一条包括制氢、运氢、储氢、燃料电池和燃料电池汽车开发的全产业链。 山东高速服务开发集团有限公司总经理助理梅俊峰在接受《经济导报》采访时介绍，“‘十四五’时期，山东高速集团在青银高速规划布局6座加氢站，在济青中线规划布局2座‘油气氢’综合站，力争打造全国氢能应用领域标杆工程。” 目前，高密零碳氢能服务区光伏发电项目建设已基本完工，青银高速淄博、济南东服务区两座加氢站建成运营。 据报道，山东高速还将在潍坊西、高密、青岛服务区规划布局加氢站，在济青中线昆仑服务区规划布局2座“油气氢”综合站，串联起以齐鲁石化为中心的淄博、济南、滨州氢能产业圈和以青岛炼化为中心的青岛院士港、西海岸新区、潍坊氢能产业圈。 氢能在碳中和过程中扮演着重要角色，对交通运输部门实现零碳转型有关键作用。氢能高速和零碳高速并行不悖，有望在减轻公路部门自身碳排放的同时，为电动汽车、燃料电池车的推广提供坚实的基础设施。

8月10日，中国充电联盟发布《2023年7月全国电动汽车充换电基础设施运行情况》，截至2023年7月，全国充电基础设施累计数量为692.8万台，其中，公共充电桩保有量为221.1万台，私人充电桩保有量为471.7万台。截至2023年7月，全国新能源汽车保有量为1698万台，公共充电桩车桩比约为5.55:1。 自7月份以来，多地公共充电桩充电价格出现明显上涨，上海、重庆、郑州、青岛、广州等地多个品牌的新能源充电桩均出现价格上调的情况。经历了多次油价上调的燃油车主对涨价已经见怪不怪了，但电价的上调使得新能源车主抱怨不断——电价这是要直逼油价？ 据了解，目前特来电、星星充电、快电等充电桩运营企业及第三方充电服务平台出现明显涨价情况，e充电和车企运营的充电桩也存在涨价现象。多家第三方商用充电站电价上调约50%，部分桩的涨价幅度甚至高达87%。 充电桩电价为何上涨？ 政策调整 今年5月，国家发展改革委印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，提出自6月1日起，实行新的电价方案。 首先，《通知》把用户用电逐步归并为居民生活用电、农业生产用电及工商业用电三类，第三方充电桩属于工商业用电范畴，价格随之变动。其次，新的电价方案调整了峰谷时段划分与尖峰电价机制，在高峰和尖峰时段内，充电桩的电价上涨。 随之，上海、浙江、重庆、湖南、四川、山东等多个省市地区都陆续出台并实施新的电价政策。 7月10日，南方电网最高电力负荷达2.26亿千瓦，创历史新高，比去年最高负荷增加300万千瓦。还有新能源车主表示：全时段电价都有所上升，午后时间段价格上涨尤为明显。 相反，夜间充电成本则相对较低。近日，网络上兴起了两个热词，分别是“充电桩刺客”和“充电特种兵”，用来形容以网约车司机为主的用户群体，由于工作性质的缘故，充电需求大，因此他们往往选择价格较低的充电桩。自分时电价政策开始实行，不少网约车司机选择凌晨充电，以节约成本。 企业经营难题 充电桩整个行业的发展现状，是充电价格上涨的又一重要因素。 市场规模小，且区域化不平衡发展严重，限制了充电桩企业的发展。A股市场涉及充电桩业务的上市公司共计30家左右，但仅有少数企业实现微利经营。 建设成本高。由于政策驱动，多个充电桩企业加大郊区及乡村地区的建设投资力度，但由于人口流动少，充电桩使用率较小，回本更加困难。 市场竞争激烈。近年来市场上兴起了多个新兴充电品牌，为与各大企业争夺市场份额，不惜大幅下调价格。久而久之，充电桩利润空间大大缩小。 综合多重因素而言，为维持正常运营，充电桩企业不得不采取涨价手段。 如何稳定发展 近年来，全国新能源汽车销量持续增长，作为新能源汽车的基础设施，充电桩关系到整个新能源汽车领域的发展，因此，充电桩必须保持电价稳定。 中国电动汽车充电基础设施促进联盟副秘书长仝宗旗表示，由于新能源汽车保有量仍然不够高，已投建充电桩利用率较低，导致充电运营商处于亏损状态，回本周期较长。充电服务是一项重要民生工程，需要联合多部门，建立常态化的市场监管机制。 如何既能保证电价稳定，又能使充电桩企业有利可图，需要多方共同努力。首先，在政策方面，国家应出台支持政策，加大扶持力度，鼓励充电桩企业发展。 在定价方面，中国人民大学国家发展与战略研究院研究员、公共管理学院教授马亮建议，公共充电桩的充电服务定价也应纳入政府价格监管机制，推动公共充电价格的确定和调整参照执行相关公用事业类服务的定价政策和程序。 在企业层面，充电桩企业应加强技术创新，不断更新技术和设备，以适应市场的变化和用户的需求。同时，促进模式创新，提高服务水平，增强用户体验感。只有具备良好的创新力和竞争力，才能在激烈的市场竞争中留有一席之地。

近年来，虚拟电厂作为支撑新型储能系统的重要数字化技术，已成为了储能行业关注的热点话题之一。 随着储能的应用领域和范围不断扩大，储能产业与智能化、数字化等交叉融合的新技术、新业态正在不断涌现。而虚拟电厂正是能源与信息技术深度融合的重要方向，能够有效地提高电网安全保障水平、降低用户用能成本、促进新能源消纳、节约电厂和电网投资。 虚拟电厂（VirtualPowerPlant,VPP）是一种通过信息技术聚合分布式能源，参与电力市场的能源管理系统。虚拟电厂协调源、荷、储资源参与电力市场的属性，能够辅助电网建立“源荷互动”的友好型电网运营模式，从而提升电力系统运行的灵活性与稳定性。 根据巅峰储能相关测算，要实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷，通过火电厂需投资4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500~600亿元，成本为火电厂的1/8-1/7。 在政策密集出台、市场需求日益增加，以及电力现货市场加速构建的背景下，国内虚拟电厂正迎来前所未有的发展机遇期。 虚拟电厂助力提升需求侧响应能力 虚拟电厂概念的核心可总结为“通信”和“聚合”，关键技术主要包括协调控制技术、智能计量技术和信息通信技术。在参与电力市场和电网运行时，虚拟电厂的核心在于贡献出“类机组”的灵活调节能力，从而实现其市场价值。 虚拟电厂产业链包括上游基础资源、中游虚拟电厂运营平台、下游电力需求方。具体来看，上游基础资源由可控负荷、分布式能源与储能构成，如工厂车间、商场楼宇、大型用电设备等；中游是提供运营服务与技术支持的虚拟电厂运营平台，也是虚拟电厂的核心组成部分；下游由电力公司、售电公司、工业企业、商业用户等电力需求方构成。 目前，已有多家企业布局虚拟电厂运营平台，包括国电南瑞、国网信通产业集团、天合光能、科陆电子、易事特、华为、国能日新、苏文电能、科远智慧、恒实科技、远光软件、特锐德、协鑫能科、东方电子、安科瑞、电享、恒泰实达、金智科技、万胜、天楹CNTY、兆瓦云、晟曼电力等。 其中，2023年8月2日，科远智慧表示，目前在虚拟电厂领域已取得一定业绩，未来在虚拟电厂领域将充分利用自身扎实的技术水平和资源优势，紧抓行业机遇，助力国家能源转型和低碳布局。 2023年4月21日，苏文电能与光明电力、海聚新能源签订了《100MWH虚拟电厂项目合作框架协议》。三方将发挥各自的优势，力争在2024年底前将完成共计100MWh虚拟电厂建设投资任务，项目实施共分两期建设：一期在2023年完成50MWH分布式用户侧储能项目并网任务。二期在2024年完成50MWH分布式储能并网任务以及搭建一套虚拟电厂平台，满足东阳市共计10万KWH的调峰能力。 在2022年年报中，天合光能披露，其在研项目“虚拟电厂参与电力市场交易平台开发”预计总投资规模为500万元，已完成对虚拟电厂VPP核心关键技术的整合，在光储充一体化建模、多时间尺度协同控制、功率/负荷预测、调频/调峰等服务模块完成了原型设计与初代软件版本的发布，正在探索虚拟电厂的聚集方式以及参与电力现货交易的技术环节。 2022年11月，天合储能（日本）株式会社位于日本鸟取县的虚拟电厂（VPP）项目通过业主验收，实现并网，业主方为日本中部电力旗下知名能源聚合商（Aggregator），该项目是天合光能的首个虚拟电厂项目。 2023 年1月18日，开普云披露，公司与华北电力大学、国网信息通信股份有限公司的全资子公司安徽继远软件签署《联合共建“虚拟电厂调控技术研究中心”框架协议》，聚焦虚拟电厂，为包括国家电网、各发电集团在内的能源行业客户提供数据化、智能化的解决方案，服务于国家新型电力系统建设。开普云将向研究中心累积提供1500万元研发费用（含税）。 国网信通已在天津、上海等地开展试点，并研究多类型用户需求响应潜力评估技术、虚拟电厂系统协调控制技术、用户负荷预测等前沿技术。2022年8月，国网信通表示，以天津市为试点，初步推进在天津市共执行需求响应最大响应负荷达到400MW，其中虚拟电厂调节占比达20%，并以常态化机制开展应用。 虚拟电厂在美国、日本、欧盟、澳大利亚等发达国家较为成熟，国内虚拟电厂建设尚处于早期阶段，面临的主要难点在于盈利模式、规则制度亟待摸索和完善。 按照发展阶段，虚拟电厂可划分为合约型（邀约制）、市场型和自主型三代。目前，我国各省开展的虚拟电厂项目仍以邀约制试点为主，引导用户通过开展需求响应，实现削峰填谷，测试需求响应能力。随着电力现货市场及辅助服务市场的发展，国内虚拟电厂有望从邀约制向市场化发展阶段加速转型。 多地政策出台，虚拟电厂建设提速 近年来，国家发展改革委、国家能源局等部门已陆续发布相关政策文件，提出要大力支持虚拟电厂投资建设与运营，并明确要建立和完善虚拟电厂标准体系。 各地政府也结合本省发展情况，进一步细化明确了支持政策。目前，广州、山西、深圳、上海、浙江等多地陆续出台虚拟电厂相关政策，鼓励虚拟电厂建设发展。 2022年6月23日，山西省能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，规范了虚拟电厂并网运行技术、运营管理制度，这是国内首份省级虚拟电厂运营管理文件。在2023年4月中旬，山西省能源局公示了第二批虚拟电厂建设试点项目（共6个），两批合计已达到10个试点，建设持续加速。 2022年8月26日，国内首家虚拟电厂管理中心在深圳成立，其接入分布式储能、数据中心、充电站、地铁等类型负荷聚合商14家，接入容量达87万千瓦，标志着深圳虚拟电厂迈入快速发展新阶段。2023年6月，深圳虚拟电厂管理平台2.0升级版上线试运行，规模达150万千瓦，实时调控能力超30万千瓦。 2023年8月9日，海南省虚拟电厂管理中心在海口成立，首批虚拟电厂同时正式上线。目前已接入充换电站、5G基站、空调等资源，形成规模50万千瓦的虚拟电厂，这也是国内首家省级虚拟电厂管理中心。 此外，由国网上海电力和浙江电力分别牵头的《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》、《虚拟电厂管理规范》两项国家标准也在2023年获批立项。 可以看到，虚拟电厂作为独立市场主体参与现货市场的交易机制正在逐渐明确。 以广州为例，电力用户、负荷聚合商应可申请参与需求响应，需求响应分为邀约、实时两种类型，补贴费用=有效响应电量×补贴标准×响应系数，削峰补贴标准0~5元/度，填谷补贴标准0~2元/度。 伴随着新能源的大规模接入，以及电力市场政策与业务形态的发展，虚拟电厂作为一个灵活的电力系统运营模式，可以最大限度地平抑新能源电力的强随机波动性，提高新能源的利用率。 国家标准化管理委员会近日消息称，《虚拟电厂管理规范》、《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》两项国家标准获批立项，这意味着我国虚拟电厂建设将有国家统一管理规范。 2022年，我国在深圳建设国内首家虚拟电厂。预计到2025年，深圳将建成具备100万千瓦级可调节能力的虚拟电厂，逐步形成年度最大负荷5%左右的稳定调节能力。 一子落，万象新。山东、广东等省份正加速推动虚拟电厂参与电力现货市场。北京、上海等多地的“十四五”规划中也都提到要发展和建设虚拟电厂。 虚拟电厂有何优势，为何会受到各地方政府的广泛关注呢？ 聊聊“虚拟电厂” 近年来，受极端天气的影响，传统电网大有“溃不成军之势”。 2021年2月，美国得克萨斯州经历了连续极端低温天气诱发的大停电事故，这也是美国近10年内发生的第4次因极端严寒引起的停电事故。2022年夏天，极端高温天气和持续干旱情况导致全美部分地区的电网瘫痪，带来大规模的电力短缺或停电，2022年我国川渝地区严重干旱，击穿以水电为主的电力供应…… 寻找稳定、灵活、可靠的系统管理电力资源成为当务之急。虚拟电厂不失为一个好的选择。 虚拟电厂是一种通过先进信息通信技术和软件系统，实现DG、储能系统、可控负荷、电动汽车等DER的聚合和协调优化，以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。 虚拟电厂概念的核心可以总结为“通信”和“聚合”。虚拟电厂的关键技术主要包括协调控制技术、智能计量技术以及信息通信技术。 虚拟电厂架构图 虚拟电厂最显著的特征是兼具“源—荷”特性，既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合系统填谷； 可快速响应指令，配合保障电网稳定并获得经济补偿，也可直接像传统电厂一样，参与到电力市场交易、电力辅助服务交易等。 除此之外，“虚拟电厂”还具有良好的经济性。 算算“经济账” 与传统火电厂相比，虚拟电厂能够以更低的成本参与电力系统调节。中电联党委书记杨昆称，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4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500亿元-600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的1/8-1/7。 中信证券今年2月发布研报称，预计到2025-2030年，虚拟电厂整体容量空间有望达到723亿元—1961亿元。 相比全球，中国虚拟电厂尚处于发展初期，但发展潜力巨大。在我国，国家电网、南方电网、中石油、中石化等多家公司已经以不同方式展开对虚拟电厂的探索。 8月9日上午海南省虚拟电厂管理中心在海口成立首批虚拟电厂同时正式上线，在虚拟电厂管理中心统一调度下，将有效促进海南电网供需平衡，提升电力供应保障能力。 虚拟电厂不产电，电力从哪来？ 虚拟电厂 虚拟电厂，并不是传统意义上真实存在的电厂，而是利用通信技术和软件系统创建的一套电力能量管理系统，凭借能源互联网技术，将闲散在终端用户的充电桩、储能、空调、分布式光伏等电力资源聚合并加以优化控制，参与电网运行，助力电网“削峰填谷”。 据巅峰能源介绍，海南省虚拟电厂管理中心设在南方电网海南电网公司，该中心在省发改委的指导下，建立海南省虚拟电厂管理平台，与负荷聚集商运营平台对接，目前已接入充换电站、5G基站、空调等资源，形成规模50万千瓦的虚拟电厂，接近大型发电厂的装机容量。这也是国内首家省级虚拟电厂管理中心，标志着海南省虚拟电厂迈入快速发展新阶段。 虚拟电厂不产电，那么电力从哪来？据介绍，虚拟电厂的运作，就是根据市场的电力供需情况，将上游的电力经由中游的数字化平台统一调配，再分配给下游的需求方。 “虚拟电厂的电力来源可以分为两大类。”南方电网海南电网公司虚拟电厂建设工作专班成员张昌庆介绍： 一类是其聚合的分布式电源、储能、电动车等向电网提供的富余电力 另一类是虚拟电厂通过控制其聚合的可调节负荷，削减用电高峰时的电力需求，所节省的部分等效于向电网提供了电力。 当天，海南首个分布式源荷聚合服务平台（南方电网分布式源荷聚合服务平台）正式向社会发布。据介绍，该平台目前接入了海南省内127个充换电站、5个分布式光伏站、1个储能站和部分中央空调等分布式资源。 用户响应削峰需求可获补偿 为做好2023年迎峰度夏期间电力需求响应工作，省发改委今年6月印发《海南省2023年电力需求响应实施方案（试行）》（以下简称《方案》），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，保障电力系统安全稳定运行。这意味着用户在特定时段主动调减用电负荷，就能获得相应的补偿。 《方案》提出，建立日前邀约与日内紧急响应两类模式。 在日前邀约模式下，经营主体通过“报量报价”方式，竞价参与市场出清，依据出清结果执行响应并获得相应补偿，补偿标准为每度电0.3元。 在日内紧急响应模式下，经营主体只需要“报量”并执行响应，即可获得固定补偿每度电0.3元。 “每当用电高峰来临，虚拟电厂会根据电网情况，在系统里向电力用户发出需求通知，用户可以根据自身实际情况自愿响应。”张昌庆说，以遍布省内的充电桩为例，如果充电桩运营企业在约定的特定时段调减用电负荷，虚拟电厂就会对比企业以往在该时段的总体用电数据，根据最终所减少的用电量给予补偿。 张昌庆表示，目前海南省首批虚拟电厂主要针对工商业用户，未来还将向农业和居民用户拓展。“比如满大街跑的新能源车，其实就像一个个移动的充电宝，通过市场机制对电价进行调节，也可以引导电动车主向外卖电。”

炎热的夏季到来，天气越来越热，夏季是学生易发事故的时期，为了预防和减少夏季的安全事故的发生，让我们共同学习夏季安全知识。 一、建设一套分布式光伏电站需要多久？ 建设分布式光伏电站的周期跟选择的安装方案以及安装的容量有关；例如一个容量为1MW的分布式光伏电站，从开始施工到最后并网，建设周期一般是2个月。 二、安装过程需要注意哪些事项？会不会对人身产生危险？ 只要有阳光，光伏组件就会有电，所以有阳光的时候是无法切断电源的，而且由于串接电压的积累，相应的对地电压也会很高。因此，安装过程应严格遵守系统供应商提供的安装使用说明书，由专业安装人员完成。设备的接线部分均使用专业的接插件进行安装，防护等级为IP65，电器设备也均有空气开关进行保护，可防止漏电电流对人身产生危害。 1、安装时要避免被组件磕伤，被接地网绊倒，不会碰电缆正负极。 2、维护时逆变器先关交流，再关直流，切勿带电操作，尤其是在没有任何防护的前提下。 三、组件上的阴影或其他遮挡对发电量影响大吗？ 会影响。局部的遮挡除了会损失发电量，还会导致组件形成热斑，当热斑效应达到一定程度，组件上的焊点熔化并毁坏栅线，从而导致整个太阳电池组件的报废。 四、可以踩在光伏板上进行清理工作吗？ 不能。组件只能承受一定的荷载，组件正面荷载一般为5400Pa，所以不能踩在组件上进行清理工作，会造成组件隐裂或损坏，影响组件发电量和寿命。 五、能不能实时查看到我的发电量信息？ 现在的光伏逆变器都自带通讯功能，可在手机上的APP或者在电脑网页端对光伏电站实现24小时监控，不仅可以查看光伏系统的实时发电量，还可以了解电站的动态信息。 六、部分设备的运维要点 1. 光伏组件的运行维护 1）组件清扫维护 清扫条件：光伏方阵输出低于初始状态(上一次清洗结束时)输出的85%。清洗注意事项： (1)清洗工具：柔软洁净的布料 (2)清洗液体：与组件温差相似 (3)气候条件：风力>4级，大雨、大雪等气象条件禁止清洗 (4)工人数量：15—20人 (5)清洁时间：没有阳光的时间或早晚，光伏组件被阳光晒热的情况下用冷水清洗会使玻璃盖板破裂。 2）组件定期检查及维修检查维修项目： 组件边框、玻璃、电池片、组件表面、背板、接线盒、导线、铭牌、光伏组件上的带电警告标识、边框和支撑结构、其它缺陷等。若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件： (1)光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化; (2)光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡; (3)光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。光伏建材和光伏构件(如双玻组件)应定期由专业人员检查、清洗、保养和维护，若发现下列问题应立即调整或更换： 中空玻璃结露、进水、失效，影响光伏幕墙工程的视线和热性能; 玻璃炸裂，包括玻璃热炸裂和钢化玻璃自爆炸裂; 镀膜玻璃脱膜，造成建筑美感丧失; 玻璃松动、开裂、破损等。 3）组件定期测试测试内容：绝缘电阻、绝缘强度、组件IV特性、组件热特性。 2. 光伏阵列定期检查及维修 1）检查维修项目光伏方阵整体、受力构件、连接构件和连接螺栓、金属材料的防腐层、预制基座、阵列支架、等电位连接线、接地可靠性，其它缺陷等。 2）阵列定期检查光伏阵列应满足以下要求： 光伏方阵整体不应有变形、错位、松动等现象。用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动，采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。 光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动，焊缝不应开焊，金属材料的防锈涂膜应完整，不应有剥落、锈蚀现象。光伏方阵的支承结构之间不应存在其他设施;光伏系统区域内严禁增设对光伏系统运行及安全可能产生影响的设施。 3）阵列定期测试 测试内容：机械强度测试 测试方法：对光伏阵列支架及光伏组件边框的最不利位置的最不利方向施加250N的力维持10秒，连续5次测试后阵列不能出现松动、永久变形、开裂或其它形式的损坏。

经过了超过3天，报价上万次之后，四川省马尔康市加达锂矿勘查权竞拍结束，这也意味着近期两个极受关注的锂矿拍卖成功了。 8月11日上午，四川省金川县李家沟北锂矿勘查权竞拍结束。该处锂矿起起拍价为57万元，经过3412次报价后，最终以10.1017亿元成交，升值1771倍。 8月13日凌晨，四川省马尔康市加达锂矿勘查权竞拍结束。该处锂矿起拍价为319万元，经过11307次报价后，最终以42.0579亿元成交，升值1317倍。两处锂矿的勘察权就拍出了超过50亿元，足以见得市场对锂矿的投资热情不减。 多家上市公司参与，竞争激烈 根据国家自然资源部公布的出让公告显示，李家沟北锂矿勘查权首次出让期限为5年，面积为7.551平方千米。 李家沟北锂矿勘查探矿权最终竞得者是四川能投资本控股有限公司，该公司由四川省能源投资集团有限责任公司(简称“四川能投”)全资控股。四川能投是四川省人民政府批准成立的大型国有资本投资公司，成立于2011年2月，控股川能动力、四川能投发展、华环电子、华海清科4家上市公司。而四川能投旗下的川能动力在李家沟早已有矿产资源布局。川能动力2022年年报显示，公司正在全力开展李家沟锂辉石105万吨/年项目建设，项目建成后年产锂精矿约18万吨。本次四川能投以10.1亿元报价竞得李家沟北锂矿勘查区块探矿权，进一步加码当地锂矿资源布局。而根据公告，四川省马尔康市加达锂矿勘查权首次出让期限同样为5年，面积为21.2247平方千米，约为李家沟北锂矿面积的2.81倍。今天一早，大中矿业就发布了竞得矿权资产的公告。公告显示，大中矿业全资子公司安徽省大中新能源投资有限责任公司通过公开拍卖方式成功取得马尔康市加达锂矿探矿权。在竞拍过程中，大中矿业的竞拍号1213号十分积极，一旦其他竞购方报价，其便会在数秒内报出更高的价格，拿下该矿勘查权似乎是势在必得。大中矿业深耕矿山采掘和选矿行业多年，取得四川加达锂矿探矿权，将为公司新能源产业快速发展奠定资源基础，提升公司 行业影响力。大中矿业在四川省阿坝州马尔康市扎根发展，更见进一步谋求四川省优质锂矿资源的决心。虽然外界更加关注竞拍成功的两家企业，但这两处锂矿的拍卖过程中，是吸引了一大批优质企业参与的。据此前媒体报道，宁德时代、天华新能、雅化集团、盛新锂能等多家上市公司可能参与了此次竞拍，四川省更是由四川省天府矿业、四川路桥、川发龙蟒联合组团成立四川西部锂业集团有限公司以求有所收获。 全力以赴买锂矿 大中矿业斥资42亿元竞拍锂矿引起了外界极大关注，甚至外界一度怀疑大中矿业是否有足够的资金实力一次性缴纳成交款。根据大中矿业财务数据，截至今年上半年，该公司货币资金为13.54亿元。这样的情况就敢报价42亿元，参照的或许就是宁德时代获取斯诺威锂矿的成交价格。斯诺威拥有四川省雅江县德扯弄巴锂矿、石英岩矿详查探矿权，项目评估范围内保有工业矿+低品位矿矿石量2492.4万吨，氧化锂储量达24.32万吨，平均品位1.34%，属中大型锂辉石矿。2023年3月，宁德时代作为斯诺威的重整投资人，抛出逾64亿元的重整计划，获得了斯诺威100%股权，在与国内新能源巨头协鑫集团旗下协鑫能科的竞争中最终胜出。 而根据四川省地质矿产勘查开发局化探队编制的《四川省马尔康市加达锂矿地质技术调查评价报告》显示，大中矿业本次竞拍取得的加达锂矿探矿权氧化锂平均品位1.26%，矿石量2967万吨至4716万吨，氧化锂资源量37万吨至60万吨，是斯诺威德扯弄巴锂矿资源量的1.5-2.5倍。 如果按照宁德时代取得斯诺威的价格计算，加达锂矿价值应该在100-150亿元。这或许就是大中矿业42亿元高调进军四川取得加达锂矿的底气所在。大中矿业回应外界质疑时也表示，公司铁矿业务较为成熟，可实现日常固定现金流流入，公司后续还将结合银行贷款等融资方式支付成交款。 尽管有宁德时代作为参考，但市场却早已变天。2021年初，碳酸锂市场价格大约在5万-6万元/吨。2022年进入价格暴涨期，11月，电池级碳酸锂一下子攀上60万元/吨的高位。进入2023年，碳酸锂价格终于开始下跌，4月曾跌破20万元/吨，5月再次涨至30万元/吨。最新数据显示，电池级碳酸锂价格已经跌至23.85万元/吨。 并且主管部门还采取多种措施来稳定电池级碳酸锂价格，7月21日，碳酸锂期货和期权在广州期货交易所正式挂牌交易，当天多数合约价格都以跌停价收盘。今日的交易数据显示，2024年1月之后交割的碳酸锂期货结算价格已经跌至20万元/吨以下。 虽然看起来锂矿价格是要回归理性的，掌握锂矿资源的企业想要获取暴利也没那么容易了，但近在眼前的抢锂矿大战却是在真实上演。这些锂矿企业用大幅溢价的真金白银投入仿佛在告诉外界，锂资源短缺现象是会继续长期存在的。

7月20日，一家名为一米八海洋科技的公司成立。根据天眼查显示，该公司持股80%的大股东为1.8 Meters，还有一家持股10%的股东，叫杭州大井头贰拾贰号文化艺术有限公司，这家公司由马云持股99.9%。正是这家公司，透露了马云的最新动态。 7月28日，一米八海洋科技投资了一米八海洋科技（舟山）有限公司，其大股东1.8 Meters在今年5月和7月还分别成了一米八农业科技（海南）有限公司和一米八海洋科技（浙江）有限公司。 以一米八为关键词的公司相继成立，马云的新投资版图渐渐清晰。 总结来看，一米八海洋科技的经营范围大致分两类，一是海洋产业，包括水产养殖、食品销售、水产品冷冻加工；二是新能源，包括海上风电、太阳能发电、储能和装备制造等。 其中，以技术和研发为核心的新能源是马云关注的重点。虽然他没有披露相关目标，但这一选择本身就代表了他的野心。 储能市场更是包括马斯克、宁德时代等巨头都在重金布局的领域。马斯克今年3月发布了包含储能240TWH在内的宏图计划3，并宣布在上海生产商用储能电池；宁德时代过去几年研发投入呈现翻倍式增长，储能电池出货量连续2年全球第一，已成第二增长曲线。 目前，储能市场还处于商业化初期。根据十四五规划，新型储能2025年要开始大规模商用，2030年要稳居全球前列。全球储能市场或将迎来大爆发。 作为马云退休之后的新选择，入局以海上风电、储能为代表的新能源行业，必然是深思熟虑的结果。一位前阿里员工表示，电商增长见顶，马云肯定会找市场空间大，而且能代表未来的赛道。新能源就是其中之一。 尽管阿里有关人士向华尔街见闻表示，马云所创立的一米八海洋科技与阿里巴巴集团无任何关系，但追随马云新事业的伙伴，大多与阿里有关。 比如，一米八海洋科技的个人股东包括胡晓明、邓中华、林志峰、陈泽松。胡晓明曾任合伙人，担任过阿里云和蚂蚁金服高管；邓中华著有《大数据大创新：阿里巴巴云上数据中台之道》，林志峰和陈泽松曾在阿里负责数据和产品相关工作。 其实，早在2015年，马云作为创始人的阿里巴巴已经跨界布局新能源电力领域。 2015年，深圳供电局与蚂蚁金服和阿里云共同打造了“互联网+”城市电网服务。 利用互联网、大数据应用技术，开展互联网供电服务、移动支付、征信、小额信贷、大数据、云计算等多方面的应用研究与合作，提供移动缴费、能效管理、节能等一系列便利安全的智能供电服务。 深圳供电局隶属于南方电网，也是全国第一家与阿里系建立战略合作伙伴关系的电力企业。 2019年10月，南方电网与阿里云、阿里巴巴达摩院在广州签署合作备忘录，发挥各自行业优势，促进人工智能前沿技术与电力调度系统业务深度融合，提升电网智能化水平，促进电网生态发展。 2023年2月，南网总调又与阿里云签订“人工智能技术在电力调度应用合作备忘录”，深化其在电力调度这一核心业务领域的“云+AI”技术路线。双方将持续推动云计算、大数据、人工智能技术在电力调度业务中的研究应用，共创行业标杆。 阿里巴巴与国家电网的合作开启于2016年。 当年国网浙江省电力公司与阿里巴巴集团签署战略合作协议，共同探讨构建全球能源互联网，深入“互联网+电力”合作，阿里巴巴集团将支持国网浙江省电力探索互联网与电网业务的进一步融合，为建设智能友好型电网提供技术支持。 2019年，国网四川省电力公司也与阿里巴巴签署战略合作框架协议，进一步加强双方合作交流，共同推动一流能源互联网企业建设。 充分发挥双方各自优势，开展技术研究应用、运营渠道优化、清洁能源消纳、示范园区建设、交流和人才培养等方面的战略合作，共同推进“三型两网”世界一流能源互联网企业建设。 2020年6月，国家电网发布了“数字新基建”十大重点建设任务，并与华为、阿里等41家合作伙伴签署战略合作协议。此次发布的‘数字新基建’十大重点建设任务，聚焦大数据、工业互联网、5G、人工智能等领域。 除了“两网”外，阿里巴巴也开启了和国电投、华能等发电央企的合作。 2022年7月，国家电力投资集团与阿里巴巴签署战略合作协议及8个落地协议，双方将就“新能源”和“数字化”结合提升生产力、“三网融合”整体解决方案、战略机遇研究与技术创新等方面进行合作，探索树立“新能源+数字化”合作减碳的社会责任标杆。 具体而言，阿里巴巴将以数字化能力服务国家电投数字化转型、三网融合的数字化底座建设，创新农村新能源开发利用；同时，国家电投将在运营减碳、价值链减碳、带动生态减碳等方面助力阿里巴巴的“碳中和”目标。双方将共同树立“新能源+数据中心”、“新能源+新零售”、“新能源+物流”、“新能源+办公园区”等行业范式。同时，双方将共同探索县域能源数字化解决方案，以县域分布式光伏的开发结合智慧农业、乡村旅游特色，探索乡村振兴新生态。 而阿里巴巴与华能的合作，则直接进入了新能源发电领域。 2022年11月，华能保定综合能源有限公司注册成立，该公司由华能国际的全资子公司华能河北清洁能源有限责任公司、阿里巴巴(中国)网络技术有限公司共同持股，两家公司分别持股70%、30%。其经营许可项目包括，发电业务、输电业务、供（配）电业务。 除了与各大企业的合作布局外，阿里巴巴自身跨入了风电功率预测领域。 2022年3月，阿里巴巴达摩院成功研发可精准预测风电场风速及发电功率的AI算法，该算法可预报平原、山地、海岸等不同地形的风速，并预测该区域内风电场的发电量，为电网调度提供数据支撑，提升风电消纳率。 在复杂的山地风电场中，使用达摩院AI预报的准确率可提升20%。目前该算法已服务国内多个风电场。 海内外新能源风起云涌，马云进入的是一个高度竞争的高科技行业。如果说，在电商领域，他是开创者，那么，在新能源行业，他成为了一个追赶者。 无论如何，马云踩着风电产业、储能产业爆发的节点入局，不仅为新能源行业带来更多关注，也会带来新的想象。

将配储任务“摆脱”给发电侧之后，电网提出了进一步的要求。 除了风光上网自行配储平抑波动外，在特定地区还需提升至构网型储能技术，助力电网维持稳定。 截至目前，我国已有多地提出鼓励/按比例/强制配建构网型储能。 今年5月，西藏发改委首次提出了2023年风电光伏新能源项目配套储能需“加装构网型装置”的要求，实际要求配置构网型储能。 7月10日，新疆自治区2023年独立新型储能建设方案鼓励各地新建共享储能，积极探索建设构网型储能，喀什、和田、克州、塔城、阿勒泰、巴州等地构网型储能比例原则上不低于年度独立新型储能规模的20%。 8月4日，青海格尔木昆仑建设开发有限公司发布格尔木鲁能50MW/100MWh构网型储能电站EPC项目总承包及储能系统招标公告。 构网型储能被多次提及，是因为其区别于传统跟网型储能的特性，其可以利用虚拟同步发电机技术为储能赋予“惯性”，更好的维持电网的安全稳定。赋予这一能力的核心技术在于PCS的改造升级，需要增加一定成本。 另外从效率角度看，常见的跟网型变流器原理在于跟踪测量电网的电压和频率，并向电网输入一定的功率，它的优点在于最大程度馈入有功功率，实现最大的能量收益。 构网型储能变流器以维持输出恒定交流电压为目标，可以有助于电网保持稳定。此外，还可提供故障穿越、黑启动及有功无功稳定功能，最终实现100%可再生能源供电，然而，构网型变流器必须在稳定与最大能量收益之间进行折中。即，采用构网型储能技术，储能系统的整体循环效率或将低于跟网型储能系统。 为什么西藏、新疆首先提出构网型储能技术要求，为什么同属新能源丰富的西北地区的青海一言不发开始投建构网型储能，什么又是构网型储能，为什么要建设构网型储能，构网型储能发展现状如何，本文将逐一解答。 什么是构网型储 构网型储能技术，即构建电网的储能技术。 电网之所以需要构建，是因为其稳定性不足。尤其是首先提出配建构网型储能的西藏和新疆地区，都属于弱电网地区。其中西藏电源结构以光伏和水力发电为主，丰水期和枯水期、晴天和阴天可上网电量差距大。在负荷端用电稳定的情况下，用发不平衡是导致电网波动的重大因素。而在新能源比例越高的地区，发电量愈加不稳定。 电网作为输配端的目的就在于用发平衡，这也是其维持稳定必要。为了实现电网的稳定，当前实行的措施主要有： 配建储能：适当平抑新能源发电波动，使得上网电量曲线更加平缓。 发电侧考核：包括预测考核，各电站对于发电量进行提前预测（前一天上报第二天的发电量），预测与实际偏差大的会在月度考核中得分。（考核没问题为0分，有问题获得相应分数）；以及AGC性能考核，助力电站提高发电控制灵敏度。 辅助服务：对于调峰、调频、黑启动等辅助服务进行补贴。 但是目前来看，对于部分局域电网来讲，这些措施还稍显不足。固然现在的火电灵活性改造和AGC死区考核能进一步推进调节机组的灵敏性，但除了量上的平衡外，反应速度也至关重要。 “双高”促使构网型储能发展 一方面未来新型电力系统无法大量依靠稳定的火电进行调节，另一方面新能源上网带动了大量电子电子设备接入电网。与具有转动惯量的传统能源不同，电力电子设备是单纯的开关，而且是反应灵敏的开关，不具有惯性。（双高：高比例新能源带动电力电子设备大量接入电力系统，高比例电力电子设备可能引发宽频振荡） 举个例子帮助理解，传统能源和新能源两个人一起赛跑，发令枪一响，两人一起动身。新能源都跑出去50米了，传统能源还在加速。跑到终点冲线，新能源冲过线就停了，传统能源接着跑出去50米才站住了脚。物理比较好的同学第一反应可能是新能源的加速度更大，是的，同样的外力下，加速度大惯性更小。 但加速度大，或者说反应快并不一直是一件好事。电网的需求是多种多样的，有时候需要发电侧或调节机组快速反应，有时候则需要其缓慢出力。 比如某省电网，A市光资源非常好，正值中午太阳高照，光电大发的时候，突然来了一些片云，发电量减小了。而因为天气预测的不精确，光伏电站B未预料到这个时段光伏发电突然不足，按照满发上报的发电量，必须提供给电网足够的电量，如果不能补足，则会影响电网稳定性。此时则需要上储能等调节设备，将发电量刚好补足。若光伏发电降的慢，则电网缺电缺的慢，那么储能就需慢慢补足，若突然一下子乌云密布，无一丝阳光，那么储能就需立即支撑起全部发电。储能上量的速度即取决于乌云移动的速度。 说白了，构网型储能即需要精细化平抑波动。此消彼长，此缓消，彼缓涨；此快消，彼快涨。以维持整体的平稳。 虚拟同步发电机技术为储能赋予“惯性” 那为什么说构网型储能技术核心在于PCS技术呢？盛弘股份储能国内产品线销售总监马伦胜在接受采访时举了这样一个例子：储能系统中电池就相当于水池，而PCS就相当于水管，在水池蓄水量一定的情况下，水管的粗细决定了放水量的快慢和大小。 构网型储能技术采用虚拟同步发电机技术，通过模拟发电机组的转动惯量和阻尼特性，给水管增加了“惯性”，这样在控制水流大小的时候可快可慢，并且通过1.2倍的水管标称容量设定，还可以承受过载。 开头提到，新疆在2023年独立储能建设方案中表示要积极探索建设构网型储能，喀什、和田、克州、塔城、阿勒泰、巴州等地构网型储能比例原则上不低于年度独立新型储能规模的20%。 此方案还对构网型新型储能提出了明确的并网技术要求。其中有这样一条：构网型电化学储能系统交流侧电流在110%额定电流下应能长期持续运行；在120%额定电流下，持续运行时间应不少于2min；且具备300%额定电流10秒短时过载能力。 我们都知道，功率=电压*电流，在电压一定的情况下，电流与功率成正比。上条要求即表示，PCS的功率，即水管的大小，需要是标称量的1.1倍（110%额定电流）、1.2倍（120%额定电流）、3倍（300%额定电流）。但是，要知道，水管的大小固定的！或者说最大容量是固定的，我们可以捏住头部，缩小出水管直径，却没办法放大。 为了达到此条要求，需要在储能系统集成之初，选择3倍容量的PCS，平时只使用1/3，捏住2/3，待有需求时再进行放大。 构网型储能系统将增加一定成本，马伦胜表示：“核心技术主要在于算法以及仿真模型，属于技术软实力”。同时，为提高惯量支撑能力，地方电网要求3倍过载，对于硬件成本又是实打实的增加。 构网型储能是否有必要上 构网型储能确实对电网稳定能起到很大的作用，尤其在后续大规模上网之后，都带“惯性”和都“没有惯性”差别非常大。但应用时需要因地制宜，并不是所有地区都需要费力。整个国家的电网是由一张张小网组成了，每个小网都稳定了，大电网也会稳定。即在电网弱小的地区配建以维持其稳定即可，笔者也不认为构网型储能会成为全国的大范围趋势。 近日，辽宁省开展了新型储能第一批示范项目。针对新能源发电低抗扰、低惯量、弱阻尼等特性，导致多场站短路比较低、电压支撑能力不足、供电可靠性较低的地区， 布局具有电压源特性、构网型的储能项目，提升地区安全支撑能力。 目前盛弘电气也已在南网某水电站、供电局片区等地稳定性要求较高的地点支持许多构网型储能项目投运。 构网型储能发展现状 目前构网型储能技术仍属于前沿技术，仅有少数国家掌握，包括美国、澳大利亚及中国等，大多还处于储能技术研发与示范项目阶段。 其中澳大利亚在构网型储能项目上大举布局，近几年给予了大量的财政支持。2022年澳大利亚各地从54个项目中选中8个大型构网型电池储能项目，给予价值1.76亿澳元（1.1807亿美元）的资金支持。在此之前ARENA用8100万澳元支持的8个电池储能项目中，有5个构网型项目，其中150MW/194MWh的 Hornsdale 电池储能项目是迄今为止最大的项目。 ARENA首席执行官达伦·米勒（Darren Miller）曾表示，大型并网储能项目的逆变器技术，可以在不需要煤炭和天然气发电机的情况下保持电网稳定。 国外研究此技术的主要企业包括德国SMA、美国特斯拉、日立ABB以及芬兰科技公司瓦锡兰等。 我国包括华为数字能源、远景能源、阳光电源、海博思创、科华数能、盛弘电气、科陆电子、新源智储、索英电气、南瑞继保、西电电力电子在内的多家企业已经掌握了此技术或拥有了技术储备。 全球首个GW级光储构网型项目——沙特红海新城1.3GWh微网项目即由华为数字能源提供技术支持。2022年10月初，首批设备发货，2022年12月初首箱开始安装，截至2023年1月份已经完成400MWh。 项目上，我国也已经有两座大型构网型储能项目投运，多个构网型储能项目招标。 2022年12月31日，国内首座大型构网型储能电站——湖北荆门新港储能电站一期并网运行。项目总规模50MW/100MWh，其中一期投产12.6MW/26.8MWh。项目设计单位为湖北正源电力集团设计分公司。 2023年6月27日，由中国华能自主研发的100MW/200MWh分散控制构网型独立储能电站在山东莱芜电厂实现全容量并网。 7月14日，国投在西藏的两个招标项目明确表示，储能系统需具备构网型功能要求。分别为国投仁布县普松100MW光伏配套储能20MW/80MWh项目、国投尼玛县塘鲁50MW光伏配套储能项目。 诚然随着发电、用电数据的日益积累，以及数据监测和预测技术的发展进步，发电仿真模型会更加准确，何时哪个电厂发多少电，何时哪个片区用多少电都可以预测的越来越精准，电网会在数字技术的助力下逐渐走向强大和稳定。但我们现在还处于新型电力系统的加速转型期，技术、政策、市场等多方面都有待完善，而电网作为用电的保障时时刻刻都需要保持稳定，此时则需要多方力量的共同加持。 开头提到电网将配储“摆脱”给发电侧，此时又需要储能进一步升级改造以维持自身稳定，未免显得过于“自私”，但是站在电网的角度，维持电网安全稳定运行是其最重要的目的，给千家万户提供可靠的电力、保障制造业稳定运行以提升国家经济实力是其当仁不让的使命。新能源大量上网已经使得多批电网设备进行升级改造，源侧带来的问题还需源侧解决。 现下，GB/T34120、GB/T36547等多个并网标准已经对并网技术提出要求。明确电压故障穿越期间的无功响应时间为30ms。并网点电压因短路等导致跌落、大负荷扰动导致过压时，需要储能系统保持并网，并向电网提供无功功率支持电网恢复，“穿越”故障区域。构网型储能技术正在成为未来新型电力系统稳定的重要保障。 对于设备商来说，为业主方解决问题、实现价值能带来自身收益，能满足电网需求的才能在新能源行业长足发展，但这还需要多方的调和以及共同努力。

01什么是虚拟电厂：“通信”和“聚合”构建电力能源新生态 电力的核心目标是实现平衡，最佳状态是，所发的电能够满足下游的用电需求，不浪费且刚好够用。中国到2060年的用电量达到80亿千瓦，新能源装机量按照60%计算，总共是50亿千瓦。 电网端需要构建以新能源为主体的“新型电力系统”——发电端跳动了，用电端也需要更灵活，否则，发电端要么发出来的电没办法上网，弃风弃光，要么造成电网堵塞等。想要弥合双边的失衡，用电端需要补充更多的“灵活可调节资源“，虚拟电厂（VPP，Virtual Power Plant）就是其中的一项关键解决方案。2006年，特斯拉创始人马斯克创立了屋顶光伏公司SolarCity，2015年，特斯拉公司又推出了家用储能产品PowerWall。2022年7月，特斯拉公司在加利福尼亚州推出一项虚拟电厂试点计划，邀请两万五千户安装有屋顶光伏、电池体系的家庭，组建一个局部的虚拟电厂能源网络。 这些在屋顶上的光伏板就成了“大号电池”，它们将根据电网统一要求，在电网用电紧急的时候，统一减少用电；而在用电低谷，则将电池里面存储的电量，反向卖回给电网。特斯拉并没有成立一个可触摸的实体电厂，只是聚合了用户端“沉睡”的屋顶光伏资产，构造了一套和电厂功能一样的系统，还参与到了电网的调度中。 参与的用户不仅降低了电费，而且每为电网增加1千瓦时的电力，他们的屋顶就能赚取2美元收入。同时，解决当地在连日高温炙烤下，发电量供不应求而频繁停电的情况。 虚拟电厂（VPP, Virtual Power Plant）是一种新型电源协调管理系统，虚拟电厂通过信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可调负荷 等多种分布式资源的聚合和协同优化。 作为一个特殊的电厂，参与电力市场和电网运行的协调管理系统。它既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷。在电网运行方式向源网荷储灵活互动转型和结构向清洁低碳转型的背景下，大力发展虚拟电厂对促进电网供需平衡，实现分布式能源低成本并网，充分消纳清洁能源发电量，推动绿色能源转型具有重大的现实意义。 虚拟电厂分类：电源型、负荷型、储能型、混合型 虚拟电厂由可控机组、不可控机组，如风、光等分布式能源、储能、可控负荷、电动汽车、通信设备等聚合而成， 并进一步考虑需求响应、不确定性等要素，通过与控制中心、云中心、电力交易中心等进行信息通信，实现与大电网的能量互换。根据虚拟电厂对外特征，不同类型特征的虚拟电厂具有不同的服务能力，虚拟电厂可以分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型。 虚拟电厂关键技术：聚合建模技术 聚合建模技术可以对所有可调资源进行处理，在处理过程中不是对资源进行简单相加，而是考虑网络约束、设备运行约束以及经济特性下聚合的响应能力。聚合时不同聚合方式、资源容量将得到不同的功率范围以及成本函数。通过聚合建模技术选择适当容量比率可以发挥虚拟电厂的经济性和灵活性。 虚拟电厂关键技术：数据驱动技术 数据驱动技术是虚拟电厂关键技术，根据具体功能不同，虚拟电厂分为商业型虚拟电厂（CVPP, Commercial Virtual Power Plant）和技术型虚拟电厂（TVPP, Technical Virtual Power Plant）。 CVPP通过获取分布式能源的运行参数、边际成本、 量测及预测结果，结合电价预测结果等市场信息， 实现内部聚合分布式能源的投资组合，并参与 市场竞标，获取授权后制定合同提供系统平衡、辅助服务等市场服务，并向TVPP提供分布式可再生能源 (DER, Distributed Energy Resource)的调度计划及成本信息。 TVPP侧重系统管理角度，结合获取信息，计算内部资源聚合整体的技术特性，关注DER聚合后对本地网络的影响，为配电网运营商 (DSO, Distribution Network Operator) 提供可视化信息，获取满足配网安全稳定的调控指令，制定内部调控方案，实现所聚合的配电网资源主动管理。 02 物美价廉的虚拟电厂的作用原理 用户端的负荷各有特点，可大致分为储能式电源、可中断负荷、可削峰式负荷、可时移式负荷等。 具体而言，比如用电过高的时段，发电端承压，虚拟电厂平台可以让用户端的“可削峰负荷”（比如充电桩）降低频率，或者让“可时移负荷”晚数小时开始工作，或者是直接停止掉“可中断式负荷”的使用。通过种种动作，去削弱区域内的用电峰值，迎合发电端。 一方面，虚拟电厂可以通过“削峰填谷”，保障电网的平稳运行，同时促进新能源的消纳；另一方面还可以让参与其中的用电端企业用户通过参与电网互动，调节用电习惯，从而节省电费支出。 “虚拟电厂真正的价值，就是提供一个满足电网需求的资源池，去尽可能迎合发电端发电的频率特点，在用户端模拟调节出一条符合电网需求的曲线。 电网“挖矿”，但商业模式尚在探索中 虚拟电厂的业务场景主要有辅助服务交易、需求侧响应、现货交易与能效优化。虚拟电厂的商业模式本质是电力市场市场化交易。当前国内虚拟电厂主要通过辅助服务补贴和需求侧响应获取收益。（注：电力市场辅助服务是指，为电力系统调节频率质量等服务；需求侧响应是指，根据电网需求，暂停用电侧或者是改变使用习惯） 辅助服务交易：参与电网调峰、调频、备用，通过调配可控资源提供发电容量，保证电网稳定运行，并获取补贴收入。 需求侧响应：虚拟电厂根据合同要求按时按容量切负荷，保障电网供需平衡，并获取补贴收入。 现货交易：代表产销者集群在电力现货市场进行交易，优化电网运行供需，并获取分成收入。 能效优化：为大用户提供能源资源优化管理服务，预测电力市场价格波动，帮助用户决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，提供智能用电方案，并从客户获取分成收入。 能源局数据显示，全国电力费用中的3%将会流向电力辅助服务市场中，而在发达国家，这一比例最高能达到10%左右。 随着中长期市场、 现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，极大丰富了虚拟电厂的商业模式。 2022年3月发布的《“十四五”现代能源体系规划》就指出，要推动储能设施、虚拟电厂、用户可中断负荷等灵活性资源参与电力辅助服务。此外，北京/上海等多地的十四五规划中也都点名提到发展和建设虚拟电厂。 各地虚拟电厂相关政策 图源德邦研究所 今年，国电投深圳能源发展有限公司的虚拟电厂平台就通过参与电力现货市场，通过电价价差套利赚取收益，最终获得0.274元/度电的收益。这也是中国首个调度用户负荷参与电力现货市场并盈利的虚拟电厂。电力现货交易，目前也是部分有售电资质的虚拟电厂创业。 03 虚拟电厂发展趋势：储能、分布式光伏加速推进 储能是虚拟电厂推进的重要方向。 储能自身特征：储能发展能够实现电力市场调频调压及暂态稳定。在不同时间根据分布式电源的特征及用户用电特征进行短期功率的灵活调节， 实现灵活性应急的作用。稳定的储能技术能够在电力短缺时释放电能，达到应对中长期能量短缺的效果。市场发展前景：云储能市场和分布式储能P2P市场是未来的重点发展方向。云储能通过在云端聚合分布式储能资源，为大量的用户提供储能服务。作为共享经济与电力系统储能融合的产物，是未来电网的一个新形态。在能源交互机制基础上，以点对点技术(P2P, (Peer-to-peer) 为典型代表 的分布式多边交易形式应运而生。这种交易形式可实现配电网能量的就地平衡，在挖掘用户的自主互动特性，减少集中管理模式下的计算压力等 方面有诸多优势。 04 虚拟电厂的兴起回应了新能源行业的什么痛点？ 虚拟电网发展背景：能源需求转型，用电供需矛盾突出 围绕电力的产生和消耗，大体分为发电侧、电网侧和用电侧。电网对运行安全有严格要求，电网安全的首要目标就是保证发用电的实时平衡，需要发电侧的不断调节去拟合负荷曲线。新能源发电严重依赖于自然资源（光照强度、风力强度）， 具有随机性、间歇性和波动性的特点，对负荷的支撑能力不足。若规模化直接并入电网发电，将会对电网造成巨大冲击，威胁电力系统安全以及供电的稳定性。另外，由于小型分布式新能源发电设施、储能设施、可控制用电设备、电动汽车等的持续发展普及，在用电侧，很多电力用户也从单一的消费者转变为混合形态的产销者，并且各类激增的大功率用电设 备（如充电桩）“吃”起电来，也是让电网直呼压力山大， 显然不能任由其“胃口大开”一哄而上。因而，新的发用电势态下，“虚拟电厂”应运而生。 供给侧：火力发电仍占主导，水力、风能发电量不稳定 光伏发电装机量分布不均：2022年一季度，全国光伏新增并网装机1321万千瓦，同比提高138%。新增装机规模较大的省份包括河北180万千瓦、 浙江164万千瓦、山东150万千瓦。受地理位置和自然条件影响，光能资源分布不均匀，各省份装机量差异较大。风电装机量分布不均：2022年一季度，全国风电新增并网790万千瓦，同比增加16.7%。新增并网规模较大的省区主要有吉林163万千瓦、甘肃90 万千瓦、山西68万千瓦。截至3月底，全国风电累计并网3.37亿千瓦，同比增加17.6%。一季度海上风电新增并网36万千瓦，受2021年底海上风 电国家补贴到期影响，海上风电新增装机规模放缓，同比下降79%。 需求侧：用电侧总量与结构变化提高负荷峰值 用电负荷总量屡创新高：当前社会用电短期峰值负荷不断攀升，加之极端天气的冲击，2022年夏季我国部分地区区域电力供需紧张，国家电网5个区域电网和19个省级电网负荷屡创新高，四川等省份启动了限电措施。用电需求结构变化，电力负荷特性恶化：近年第三产业及城乡居民用电的增长形成了“日内双峰”的特征，同时拉大了用电负荷峰谷 差，使能源电力保供形势更为复杂严峻。以上海为例，2020年夏季的最大峰谷差率高达43%，导致本地发电机组频繁启停，对机组安全性造成了负面影响。 虚拟电厂兼具灵活性和经济性 灵活性：把负荷侧的这些资源，包括用电负荷、储能，以及分布式的资源，通过信息化手段和技术自动化手段集合起来，使其具备一个电厂的特性。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合填谷，能够实现配电网侧新能源的聚合管理、就地消纳及灵活运行。 经济性：投入成本约为火电厂的1/8。我国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小 时。峰谷差问题可以依靠多种手段缓解，但总体来看，随着虚拟电厂技术的日渐成熟，虚拟电厂将成为削峰填谷投资成本最低的手段。根据国家电 网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足其经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅 需500-600亿元，既满足环保要求，又能够降低投入成本。