我国虚拟电厂的成效及发展建议 虚拟电厂的本质是电力需求侧具备发电厂功能特性的虚拟主体，利用先进的通信、控制和管理技术，整合分散的分布式电源、用户侧储能、可调节负荷等需求侧资源，形成一个统一整体，像电力供应侧的传统电厂一样参与电力系统运行和电力市场交易。发展虚拟电厂有助于保障电力系统运行安全，激发市场活力，促进绿色发展。目前，我国虚拟电厂发展取得了积极成效，但也存在进一步完善的空间。 虚拟电厂可有效兼顾能源安全性、经济性和环境友好性 新型电力系统建设过程中，大规模波动性可再生能源接入后，传统源随荷动的电网运行调节方式面临挑战，灵活调节资源容量不足。虚拟电厂可聚合工商业、居民客户等多元资源参与电网调峰调频等辅助服务，提升系统灵活调节能力，减少电力平衡压力，支撑系统安全运行，助力电力保供。 虚拟电厂发挥规模效应和平台作用，可为海量小规模、无法独立参与电力市场交易的分布式电源、可调节负荷、储能等主体提供参与市场竞争的机会，同时为电力市场培育新型市场主体，活跃市场交易，促进充分竞争。在系统负荷需求高峰时段，虚拟电厂可削减或者转移负荷，使该时段负荷需求降低，缓解系统容量短缺问题，减少或推迟电源电网投资。 发展虚拟电厂可通过发掘可控负荷、储能等资源的可调控潜力，引导需求侧资源匹配供给侧可再生能源出力曲线，进而促进可再生能源电力的规模化消纳。此外，发展虚拟电厂还可实现对配网侧分布式可再生资源的有序管理，进而提高可再生能源整体的接网和消纳水平。 我国虚拟电厂发展取得了积极成效 国家宏观政策对虚拟电厂建设发展给予了框架性政策指导。2021年12月，国家能源局发布《电力并网运行管理规定》《电力辅助服务管理办法》，明确了虚拟电厂并网与参与电力辅助服务主体地位。2022年以来，国家发展改革委、国家能源局发布《“十四五”现代能源体系规划》《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》等文件，支持虚拟电厂投资建设与运营，明确建立和完善虚拟电厂标准体系。地方政府结合本省发展情况，进一步细化支持政策。山西发布《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。山东发布《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》，明确虚拟电厂作为独立市场主体参与现货市场交易机制。北京、河南、浙江、广东、重庆等地也相继出台文件，制订虚拟电厂参与电力市场交易的政策规范、技术标准和市场机制。 目前，国网冀北、上海、浙江电力等建设的虚拟电厂示范项目已参与电力系统运行。国网冀北电力虚拟电厂聚合11类可调节资源，能够根据调度指令，实时优化参与市场交易的可调节资源。国网上海电力组织11家接入虚拟电厂的聚合商参与电网削峰填谷，实际单次最大可降负荷57万千瓦。浙江丽水供电公司聚合457座小水电站，使其为大电网平抑电网峰谷差、调节供需矛盾提供支撑。这些示范项目在经济、环保等方面发挥了作用。 虚拟电厂相关市场机制建设和商业模式探索取得初步成效。在市场建设方面，虚拟电厂聚合并协调大量新兴市场主体参与电力市场运行。国网冀北电力虚拟电厂引入蓄热式电采暖、可调节工商业、智慧楼宇、智能家居、用户侧储能、分布式光伏等11类新兴主体，总容量35.8万千瓦，参与华北电力调峰辅助服务市场交易。国网河北电力虚拟电厂聚合石油化工、可控工业、新能源汽车充电站等可控负荷，总容量15万千瓦，参与河北南网电力调峰辅助服务市场交易。在商业模式方面，我国虚拟电厂现阶段主要提供需求响应、调峰服务。虚拟电厂聚合可调节负荷资源参与削峰填谷，保证电力系统平稳，促进新能源消纳。国网冀北电力虚拟电厂以第三方独立主体身份参与华北电力调峰辅助服务市场交易，实现市场化运营。国网上海电力虚拟电厂参与需求侧响应，已具备不依靠政府补贴独立获取利润的能力。 对虚拟电厂发展的建议 我国虚拟电厂发展目前处于试点探索阶段，政策、市场机制、技术标准、商业模式方面仍需完善。 在概念内涵方面，尚未清晰界定虚拟电厂的范畴边界。政产研各界均提出过虚拟电厂的概念定义，缺乏统一认识。地方政策文件对虚拟电厂概念定义的颗粒度差异较大。对虚拟电厂应承担的责任义务缺乏国家层面的政策细则。在市场机制方面，交易机制设计处于起步阶段，市场定位、准入条件、交易品种等还有待完善。我国已将虚拟电厂作为电力辅助服务市场主体，但由于其聚合资源的多元性，通常有发电企业、售电公司、电力用户等多重市场定位，仍需要进一步明确其定位以支撑交易规则完善。虚拟电厂具有市场准入要求，现阶段国家层面尚未出台统一准入条件，各省根据市场建设和本省虚拟电厂发展情况制订了各自的准入条件，市场准入条件不统一。目前，虚拟电厂仅能参与调峰辅助服务，尚无法参与现货、中长期、容量等市场交易，收益渠道受限。在技术标准方面，缺乏统一的建设标准和明确的并网调度规程。当前各类资源主体通过自有平台开放接口或者安装采集控制设备等方式接入虚拟电厂，数据交互存在壁垒，难以建立多系统贯通的信息安全防护体系。大部分省份能源主管机构未出台适用于虚拟电厂的并网调度协议模板，缺乏并网接入规范、调节能力要求、数据交互要求、补偿考核方式和计量结算要求等并 网调度细则。 针对上述情况，建议出台国家层面全局性、系统性专项政策，引导虚拟电厂健康发展。研究制订指导性文件，统一规范虚拟电厂概念定义，引导社会各界形成统一认识。进一步明确虚拟电厂作为电力市场参与主体、电网并网调度主体应具备的权利、责任和义务。探索建立相关激励机制，鼓励引导更多小微市场主体参与虚拟电厂建设运营，支持孵化虚拟电厂新型产业形态发展。 完善相关市场机制，扩大收益渠道，促进商业模式创新。做好虚拟电厂参与市场交易的合规性管理，建立虚拟电厂市场准入标准、程序和交易规则，将其纳入全国统一电力市场建设总体布局。加快推动虚拟电厂常态化参与调峰调频等辅助服务市场，推动虚拟电厂以灵活方式参与中长期、现货各类市场化交易，充分激发虚拟电厂自身活力，促进商业模式创新。 建立技术标准体系，提升建设效率。建立涵盖资源聚合控制、通信接口等方面的虚拟电厂建设运行标准体系，打破各类资源主体、虚拟电厂运营商、电网企业间的数据交互壁垒。构建信息网络安全防护机制，强化边界防护，提高内部安全防护能力，保证信息系统安全。研究出台适用于虚拟电厂的并网调度规范，促进虚拟电厂与电网友好互动。

2 023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》（发改体改[2023]75号）（以下简称“75号文”），在业内引起广泛讨论。 “75号文”就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的可再生能源项目参与绿电交易，更好实现绿色电力环境价值提出了要求。 文件指出，要在推动平价可再生能源项目全部参与绿电交易的基础上，稳步推进大量享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易。其中，享受国家可再生能源补贴的发电项目参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有；发电企业放弃补贴的，参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。 由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易。即电网保障收购并享受国家补贴的项目，由电网或承担可再生能源发展结算服务的机构统一参加绿电或绿证交易，交易方式包括双边、挂牌以及集中竞价等，溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。 不再由电网企业保障收购或选择参加电力市场化交易的绿色电力可直接参与绿电或绿证交易，对应的溢价收益则在核发可再生能源补贴时等额扣减，可委托电网或结算机构代其参加绿电或绿证交易。 绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目，由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。 1、绿电电源侧供给改善，市场扩容 当前国内绿电交易市场发展存在瓶颈，其中一大原因在于绿电电源侧供应量不足。“75号文”发布前，享受国家可再生能源补贴的风电、光伏项目占据了相当比例，但是该类项目必须放弃电价补贴才可以参与绿电交易。而绿电溢价微薄，“二选一”的政策下，实践中可再生能源企业显然更愿意等待电价补贴而放弃参与绿电市场。而在“75号文”提出的绿电交易机制与政策之下，此类享受国家补贴的项目也能够进入绿电市场，参与绿电和绿证交易。若上述机制能够在实践中充分执行，将在很大程度上解决绿电供应不足的问题，促使我国绿电市场焕发新的活力。“75号文”的发布也有望推动绿电跨省交易的进一步发展。受地理位置限制和各省份交易机制差异等市场壁垒以及远距离输电成本的影响，我国绿电跨省交易难度一直较大。而“75号文”中提出的由电网企业统一参加绿电交易的机制，将有机会降低跨省交易的难度，尤其是在西部各省绿电供应量大幅溢出的情况下，各发电企业将进一步激发参与绿电交易尤其是跨省交易的积极性。 2、对综合能源、碳市场产生积极影响 在大量企业碳中和的道路上，绿电交易与碳资产管理、ESG等话题向来有着紧密的联系，“75号文”打开了绿电电源侧的可能性，可以预见，一旦新政得以顺利执行，新的机制将对绿电价格、耗能企业降碳路径等产生巨大影响，在绿电供应加大价格下降的趋势下，之前市场上签署的十年甚至更长期限的绿电长期协议的履行将面临一定难度。并且，新政从而对综合能源项目发展、企业碳中和战略等均会发生重大影响。由于目前政策规定尚处于前期执行阶段，若要真正推广实施，还需要出台更多细则加以支持和补充。 新政策下的绿电交易风险与防控 “75号文”的发布虽然给绿电市场带来了大量机遇与可能，但由于我国绿电交易市场尚不成熟、交易价格还不透明以及国家可再生能源补贴的认定与优先发放规则衔接不畅等问题，在实践与执行过程中仍面临许多亟待解决的问题与风险。根据“75号文”相关要求，享受国家可再生能源补贴的绿色电力参与交易时，高于项目所执行煤电基准电价的溢价收益等额冲抵补贴或归国家所有。但根据《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格[2021]1439号），燃煤发电上网电价通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成，浮动范围原则上不超过20%。那么，在燃煤发电上网电价发生浮动的情况下，绿电价格是否仍按照基准电价结算环境溢价值，亦或是根据上浮后的燃煤电价结算环境溢价值尚不确定。例如，当燃煤发电交易电价相对基准价上浮20%时，若绿电交易价格与燃煤发电交易电价保持一致，那么此时绿电交易价格相对于煤电基准价高出的20%是否还能被认定为环境溢价？如果答案是肯定的，那么又如何体现绿色电力的环境价值？绿电交易价格常有与煤电价格持平的情况。若要解决这一问题，需要学界、业界进一步探讨，也亟需相关部门出台相关细则加以确定。此外，绿电交易的连续性也 将对优先兑付补贴资格造成冲击。例如，当某一绿电项目在某一月份未参与绿电交易，或者交易量未满足“75号文”的相应要求，当月的补贴是否还能够统一申请优先兑付仍是存疑的。这些问题在实践中无法规避，也将成为未来监管的难点，同样需要制定出台具体的实施细则加以明确。 法律风险控制建议 在现阶段，新规则、新机制尚不成熟，仍有待探讨和细化的空间。发电、售电方和用电方的风控侧重点不同。在新机制下，对发电、售电方而言，仍需要积极关注相关政策的变动情况，同时，应当在法律层面上注意对交易协议、交易风险的细节把控，避免因政策误读、合规等问题导致损失甚至于遭受行政处罚。对于用电方来说，由于市场尚在变动，绿电价格仍有较大的变化空间，目前不建议盲目签订锁定价格的长期绿电交易协议。 “75号文”的发布对我国绿电交易市场的发展具有重大影响和意义，但同时也期待主管部门尽快出台相关细则对全新的绿电交易机制做进一步的释明与完善。

2022年，在“双碳”目标驱动下，能源转型与变革持续升级。 1月16日，国家能源局发布2022年全国电力工业统计数据。截至2022年12月底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。 随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，逐步成为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的关键技术，为新能源消纳、电网控制能力提升提供重要支撑。2022年，储能行业乘风破浪，成绩可圈可点。 储能行业的高速发展，离不开国家政策张弛不息的有效支持。 2022年，国家陆续出台《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）、《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）、《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（以下简称《安全通知》）、《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（以下简称《通知》）等一系列重磅涉储政策，从发展规划、电价机制、项目管理、市场交易、技术攻关、商业模式等多角度进行顶层部署，实现储能行业规划引导与鼓励支持“双轮”驱动，推动储能行业向规范化、规模化、产业化、市场化良性发展。 2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《规划》，提出“大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模”“优化布局电网侧储能，发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用”“积极支持用户侧储能多元化发展，提高用户供电可靠性，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧储能参与系统调峰调频”等。 同时，《规划》还从源网荷三方面进行了详细安排，电源侧改善新能源电站出力特性；电网侧助力消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性；用户侧提高用户供电可靠性，并参与系统调峰。《规划》还要求，加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。 在政策精准指引下，储能行业发展一路高歌。 根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（以下简称“CNESA”）全球储能数据库的不完全统计，截至2022年底，我国已投运的电力储能项目累计装机达5940万千瓦，同比增长37%。其中，抽水蓄能占比最大，累计装机达4610万千瓦；新型储能继续保持高增长，累计装机规模首次突破1000万千瓦，超过2021年同期的2倍，达到1270万千瓦。 具体来看，新型储能方面，2022年，国内新增投运新型储能项目装机规模达690万千瓦/1530万千瓦时，功率规模首次突破600万千瓦，能量规模首次突破1500万千瓦时，与2021年同期相比，增长率均超过180%。2022年，抽水蓄能实现新增投产超过900万千瓦；共核准项目48个、总规模6890万千瓦、总投资规模超过4500亿元，年度核准规模超过了前50年投产的总规模，有力地支撑国家稳经济、保增长、促发展。 2022年，储能行业政策发布呈现部署更加有力、领域更为细分、目标更加明确的特点。 2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《方案》，提出2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、成本降低30%以上，2030年全面实现市场化发展的目标。《方案》绘就了新型储能的发展蓝图，目标明确具体，为各地新型储能蓬勃发展指明方向，明确路径。截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划、新能源配置储能文件等配套政策。2022年11月，中电联发布《新能源配储能运行情况调研报告》指出，目前各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的“2025年达到3000万千瓦”目标的2倍。其中青海、甘肃、山西等地进行了大规模储能规划，2025年新型储能装机容量均在600万千瓦，全国储能行业呈现超预期发展。 此外，针对储能行业发展过程中面临的安全、市场等瓶颈，亦有相关政策予以指导。 在安全管理方面，2022年4月，国家能源局发布《安全通知》，以强化电站设备本质安全、建立健全电站安全管理体系、加强电站消防应急处置为主要内容，强调了新型储能项目规划设计、验收、监管、应急等安全管理问题。在市场机制方面，2022年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《通知》就储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等工作进行了相关部署。国家有关部门统筹协调安全、低碳和经济发展等重大问题，建立和完善鼓励政策和法律法规，促进政、产、学、研、用合作互动，切实推动各项措施落实到位。地方相关主管部门应结合实际，研究制定适合本地的落实方案，因地制宜、科学组织，杜绝盲目建设和重复投资，有序推进储能技术和产业发展。相关部门要不断完善政策法规，建立健全相关法律法规，在坚持安全底线的基础上，尽可能低碳和经济，保障储能产业健康有序发展。 现阶段，我国储能存在多种技术路线，其中抽水蓄能以其技术成熟、效率高、容量大、经济性好等优势占据主要市场。但随着新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能难以完全满足调峰调频需求，以电化学储能为代表的新型储能应运而生。从技术应用上看，2022年，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，新增投运装机规模首次突破600万千瓦，时长仍以1—2小时为主，4小时以上的项目开始增多，例如新疆、河北、青海、西藏等地已布局了1000万千瓦以上的项目。其他技术路线规模实现突破，应用逐渐增多。压缩空气储能方面，正在由10万千瓦向30万千瓦功率等级方向加速发展，2022年新增压缩空气储能项目（含规划、在建和投运）接近1000万千瓦，单次储能时长最高达12小时；液流电池方面，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工；钠离子电池方面，国内最大规模钠离子电池项目落地安徽阜阳，规模3万千瓦/6万千瓦时；飞轮等短时高频技术方面，需求开始慢慢增大，已有30万千瓦以上的项目处于规划中。 目前我国储能技术已实现“多点开花”，但储能技术发展依旧存在掣肘，仍需要不断强化技术创新。 在技术方面，尽管各种储能技术都发展很快，但总体来说，当前技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求；部分储能技术的成熟度尚需提高，部分核心技术还未完全掌握。要强化储能技术创新，通过项目和政策支持，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术等研究，突破一批具有关键核心意义的储能技术。同时，不断推进储能技术与装备的研发示范，通过不同技术路径和场景的应用示范，探索技术创新方向。在技术示范的基础上，加强引导和扶持，促进产学研用结合，加速技术转化。基于国内资源禀赋，要加快建设布局抽水蓄能电站，加速新型储能技术创新突破与商业化应用，储能设施应实行大中小相结合、发电侧电网侧用电侧布局相结合、集中与分散建设相结合、多品种多业态并存。国家需要建立完善相关价格政策和激励机制，有序推进储能技术创新和产业链、价值链共建共享。 2022年，新型储能技术百花齐放，以液流电池、压缩空气、重力储能、熔盐储能、液态空气、铅炭电池、氢储能等为代表的多种长时储能技术也被寄予厚望。《方案》中明确，针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展。2022年，浙江、山东、河北、青海等多地公布了新型储能示范项目名单，项目数量和装机量均大幅增加，总装机约1800万千瓦，其中长时储能的项目装机占比显著扩大。未来新型储能发展一方面配置时长将由“十四五”时期的2—4小时逐步延长至6—8小时，新能源装机占比在15%—20%后，4小时以上的长时储能需求将成为刚需；另一方面，新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧发挥电力支撑作用。 在市场方面，2022年，已有10余家长时储能企业完成融资，融资金额总计超10亿元，技术路线主要集中在压缩气体储能和液流电池储能领域。南方黑芝麻、创维新能源、龙净环保等企业也在“跨界”参与其中。 目前储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期。 对于储能商业模式发展方向，《方案》明确，加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。《通知》也就储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等工作进行了相关部署，并定义了独立储能的概念。 在政策的催化下，2022年全国电力市场机制改革深化推进，新型储能商业模式被不断激活。 2022年，山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益；甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益；南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。目前虽然新型储能发展速度非常快，但是我们认为收益和商业模式问题仍然没有得到很好的解决。目前新型储能在国内还没有一个稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，受政策影响非常大，商业模式还不清晰，盈利是比较困难的。 现阶段，在工商业电价差较大的地区用户侧储能初步具备盈利能力，而其他应用场景缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设的驱动力不足。在辅助服务市场政策较好的地区，储能参与调频的收益较为可观，随着新版‘两个细则’的推动，按效果付费的改革思路正在各区域推进，新型储能参与的市场品种正逐步增加。目前新型储能参与辅助服务市场依赖政策的稳定和市场价格机制。在成熟的电力市场中，新型储能可以通过参与现货市场、辅助服务市场、中长期市场、容量市场，通过参与不同的品种交易，以更好发挥其容量价值和电量价值，获得多重价格收益，形成可持续发展的商业模式。 当前储能电站等项目参与辅助服务的种类比较单一，储能电站的功能在设计建设初期就已经确定了，但实际上储能资产的利用率要提升，应在不同时间段参与不同的辅助服务，提供不同的辅助服务，开展‘分时复用’的商业模式，以提升储能电站收益，实现利益最大化。要促进各种类型、各种产权性质的储能项目能够共同参与市场，并要逐步降低准入门槛。 值得关注的是，目前我国共享储能的模式发展比较迅速。共享储能可作为独立主体参与市场，可通过容量租赁费、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道获得收益，可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资。青海、湖南、山东等地依据不同的需求，已陆续开始建立相应的共享储能的商业模式，但是普遍没有形成较好的盈利性。 未来应如何推进储能的商业化和规模化发展？应结合储能应用场景，积极探索电力市场、‘新能源+储能’、削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式，扩大各侧储能盈利空间，吸引各方主体主动投身储能发展与建设。尽快建立能够直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制；根据未来新型电力系统的实际需要增加新的辅助服务品种；建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制。

近日，由国家能源局牵头的《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》（征求意见稿）发布。该文件提出，新能源基地送电配置新型储能主要用于调峰和提高基地送电可靠性，根据调度运行需要可考虑用于为系统调频、作为事故备用等功能。新能源基地送电配置的新型储能电站应考虑主要布局在输电通道送端。受端电网具备条件的情况下，可进一步优化送端储能配置。按照布局及作用不同分为集中布置新型储能电站与分散布置新型储能电站。分散布分散布置新型储能电站可考虑在新能源场站或新能源汇集站布置。主要作用为平抑新能源出力波动，减少新能源弃电。分散布置新型储能电站配置，应满足新能源基地外送曲线的要求。集中布置新型储能电站主要配置在枢纽变电站或外送通道换流站。新能源基地送电配套的新型储能规模应在综合考虑配套支撑电源的调峰能力和其他调控手段基础上，以国家对外送输电通道提出的可再生能源电量比例、新能源利用率等技术指标要求为约束开展计算分析。生产模拟测算中，通道配套支撑性电源或调节电源最小技术出力应按设计值考虑，支撑性煤电原则上应不高于30%额定功率；支撑性气电原则上没有最小技术出力限制；支撑性水电要结合水电丰枯期出力特性统筹确定水 电的最小技术出力；抽水蓄能原则上没有最小技术出力限制，可实现200%的调峰能力。新型储能方案经济比较应在技术方案优选基础上进行，方案经济比较应统筹考虑 送电通道配套电源、储能、汇集及外送线路的经济性，综合评估新型储能规划方案的经 济性，对各备选方案进行经济分析和效果评价，为新能源基地送电方案的优选及投资决 策提供依据。。

虚拟电厂的泡沫与困境，软科学的思考 虚拟电厂最近还是比较热，比如山西的虚拟电厂参与市场化交易新闻。 可能电力行业绝大多数人是自然科学的背景，无论是特高压、新能源大基地、储能、乃至综合能源，工程技术思维始终占据主导，虚拟电厂也是如此。 比如从驱动力上看，目前虚拟电厂更多是技术驱动的，把负荷侧资源用5G+ 云平台管理起来，然后参与电力交易。同时又是工程思维化的：怎么用最快的实施方法，占据3%-5%的可调负荷。 在《技术革命与金融资本》一书中，作者的观点是：任何重大的技术创新，都是制度变迁、技术变迁、经济变迁的复杂动力学产物（软科学）。 所以当下更需要用软科学思维，去审视虚拟电厂、新型电力系统的发展。 什么是软科学？ 软科学是指社会科学和人文科学等非自然科学和工程技术领域的学科。它研究人类社会、思想、文化等方面问题，软科学与自然科学相对应。 虚拟电厂，从自然科学到软科学 从自然科学角度，虚拟电厂是负荷侧各类资源的统一管理和控制。 正是这种思维，导致虚拟电厂在缺乏足够的商业模式和用户粘性，全球都是如此： 当辅助服务市场收益和补贴不足以支持虚拟电厂的持续投入，那么虚拟电厂很容易就沦为“成本性工程”。 对电网来说，用输配电价成本去覆盖负荷控制的投入；对发电企业来说，用新能源投资成本去覆盖。 但即使不考虑盈利，虚拟电厂作为一项业务也很难持续：负荷的使用、管理和预测，是用户生产运营环节的事情，而不是从发电企业或者电网企业立场出发的。 比如虚拟电厂里的V2G场景，用户想要的“随时随地用车需求”，和电网希望的“车辆向电网倒送功率”的需求，很多时候是矛盾的。 这里就是一种软科学思考了，因为虚拟电厂的技术，需要内嵌到“用户的使用习惯”这种制度性，以及“用户需要拿到多少补贴才能改变使用习惯”这种经济性问题上了。 虚拟电厂处于导入期 《技术革命与金融资本》中，对新技术的应用分为两个周期：导入期（包括爆发阶段和狂热阶段）和展开期（包括协同阶段和成熟阶段）。 在导入期，新的技术被发明，并且被金融资本所追捧，被小规模的应用，看似前景一片美好。但是由于新技术和基于旧技术的经济、制度之间无法自洽，导致金融泡沫破裂。 但是新技术的扩散，使得经济、制度层面开始慢慢变革，接受新的技术，发展出新的框架去容纳，并构成新的自洽，这时技术进入展开期，真正的黄金时代到来。 虚拟电厂目前只是在导入期。电力行业，以及整个社会生产部门，基于原有的经济和制度模式，是无法适应以虚拟电厂为代表的，新能源和数字化相互融合的，技术上新型电力系统的，所以需要能源革命的体制革命。 这才是虚拟电厂面临的根本困境。 没什么新东西 昨天和某位学者聊天，他在参与一项新型电力系统的国家课题。 他说：新型电力系统的一次设备、自动化和通信，乃至调度、设备管理这些专业，没什么新东西，电网公司都做得很好了。还有啥可以深入研究的？ 作为自然科学的工程技术领域，新型电力系统绝大多数技术都是完备的。 恰恰作为软科学的社会、经济、制度、市场营销、管理等方面，恰恰具备重大创新的可能，而且这种软科学创新，反过来会带动工程技术的更多创新可能。 苹果是深谙此道的高手，苹果手机的绝大多数技术，都并非工程原创，比如最早的触摸屏，到iphone14的灵动岛。 但是苹果能把触摸屏智能手机、IOS智能操作系统、音乐Store、APP内容分发机制、icloud云计算，甚至CarPlay车载交互，深度的融合与相互嵌入，构建了一个新的经济模式（内容分发）和新的制度模式（苹果技术生态）。 虚拟电厂，软科学里的综合创新 我把虚拟电厂，看成是新型电力系统最后一公里创新的高级应用。 1、虚拟电厂是新型电力系统的一部分 新型电力系统包括了新的电源、新的电网、新的负荷、新的体制（经济模式和制度模式）。 新型电力系统的核心价值，是绿色电力的生产效率大幅度提升。新型电力系统要解决的矛盾是，原有的电力系统的经济模式、体制，是为传统电力的大规模、低成本传输而设计的，对于绿色电力来说，并非整体最优。 2、虚拟电厂是新型电力系统最后一公里的问题 要实现绿色电力全要素劳动生产率的提高，必然需要发用匹配，需要解决用电侧最后一公里的管理和控制问题。 这不是虚拟电厂能解决的，而是需要构建虚拟电厂的基础。 一个典型的高压电力用户，最后一公里的配电系统也是较为复杂的，一般要经过多级的配电线路，才能达到末端负荷。 而虚拟电厂想绕开最后一公里，一杆子捅到末端负荷（当然是主要负荷），这个逻辑也很难成立，关口的净功率曲线，是每一个回路，每一路负荷的总加，这个总加既有线路拓扑的结构关系，也有相互叠加的时间关系。 3、最后一公里是一个综合问题，虚拟电厂是上层应用 需要把最后一公里打穿，这不仅仅是技术上的，也是制度上的，更是技术-经济-制度三要素的自洽的。 小的自洽，是最后一公里，如何推动客户配电系统运行管理的制度变革和经济变革，让负荷侧的资源更好的聚集和调度，以满足电力市场和电网的需求。 大的自洽是用电端的虚拟电厂、综合能源服务、分布式光储充，与电网端的微电网-配电网-输电网的新的平衡体制，以及发电端的大规模集中式风光储+火电灵活性融合，如何在新型电力系统的条件下，构建新的体制、新的经济模式。 所以，虚拟电厂不是一个具体的技术应用，或者某一个部门、某一个专业的业务问题，更像是解决多层次自洽协调下的，在展开期的协同阶段才能真正落地的一个上层应用。 虚拟电厂目前没有解决的软科学问题 如果不解决自洽的问题，虚拟电厂是不可能真正获得用户私有负荷资源的调度权的。 只有在技术层面（新能源+数字化）、运营制度层面（从简单设备运维到综合能源服务管理）、经济制度层面（建立各类实体和虚拟产权、各类资产价格、各类资产的多层级交易机制），形成正向闭环的自洽，而不是技术与制度、经济的互锁，虚拟电厂作为这个复杂系统的上层应用才会成为可能。 就像如果没有苹果、安卓之上的移动生态构建，乃至商品营销、零售业开放、物流体系的彻底革命，是不可能出现“抖音直播带货"这个上层应用的，即使有也是一个电视购物卫视频道而已。 所以在可能的，面向新型电力系统的新体制、新经济出现之前，我认为： 虚拟电厂现在，可能存在导入期的投资泡沫 从广义系统动力学的角度，泡沫破裂不是坏事：2000年前后互联网”.com泡沫”的破裂，是互联网技术深度耦合与改变社会体制、经济关系，从冲突关系变为自洽关系的开始，也是后来以BAT为代表的优质互联网企业发展的起点。 可能新能源、储能、虚拟电厂投资泡沫的破裂，才是真正新型电力系统开始之时。 做好有长期价值的事，慢慢来。

2022年印度太阳能出口同比增长321%，进口下降25%。 2022年，印度出口的太阳能电池和组件价值5.61亿美元，相比去年1.34亿美元，同比增长321%，美国依然是印度最大的太阳能出口市场。其中2022年下半年，印度对美国出口的光伏组件装机容量大幅增长，这主要是由于美国对中国进口光伏组件的进行制裁。数据显示，仅在10月至12月期间，出口数量就占全年出口的建66%。 据商务部数据统计，2022年印度进口太阳能电池和组件总价值26亿美元，相比去年35亿美元，同比下降25%。但值得一提的是，2021年，由于印度的光伏行业已经从新冠疫情的不利影响中恢复，且延期项目也逐渐回复，刺激了2021年进口量较高增长。 影响进口的两大因素 2022年4月，印度对进口光伏组件和光伏电池征收的基本关税(BCD)生效，关税实施后，进口连续三个季度下降。而在此前的两个季度，印度太阳能开发商储存了约10GW的太阳能电池组件，以节省成本。 此外，依据批准实施的型号和制造商批准清单(ALMM)政策规定，获得政府资助的项目禁止使用进口组件等产品，ALMM清单是防止从中国公司进口太阳能设备的非关税壁垒，在BCD和ALMM双向限制下，太阳能组件进口一度陷入停滞。 据悉，近日印度电力部部长R.K.Singh表示，印度政府已经决定将批准的型号和制造商名单(ALMM)期限放宽两年实施，以破解国内制造能力不足的瓶颈。一旦ALMM解除，进口将恢复，并将反映在2023年的数字中。 值得关注的是，印度设定了到2030年太阳能装机量达到280GW的目标，但截至2022年9月，装机容量约为60GW。

ChatGPT对电力行业有什么影响？可以在哪些业务中应用？ 围绕ChatGPT，记者对中国电力科学研究院有限公司人工智能应用研究所智能认知团队进行了专访。 1 ChatGPT的“智慧”从何而来？ 作为一个语言模型，ChatGPT效果惊艳，对于人类自然语言的理解和处理表现得游刃有余。究其原因，一是技术方面，ChatGPT采用人类强化反馈学习（Reinforcement Learning from Human Feedback，RLHF）和基于上下文的提示学习技术，模型训练时将人类对算法结果实时反馈，同时模仿人类的提问直接输入模型。二是数据方面，模型预训练数据量达到45TB，学习了大量的文本和对话集合，认知能力得到显著提升。 2 ChatGPT对电力行业有什么影响？可以在哪些业务中应用？ 人工智能会取代一部分创造性不高、创新性不强的工作，对于需要判断力、创造力等推理能力需求高的工作，人类和人工智能将共存协作。电力领域业务专业性强、复杂度高，单靠人工智能无法满足安全、精准的运行要求，借助强大的ChatGPT技术辅助电力业务应用是目前的研究趋势。 在电力营销领域，ChatGPT可用于创建能与客户进行对话的聊天机器人，将其用于客服智能问答应用，实现全天候不间断服务，解决客服中心运营资源短缺的难题。 在电力运检领域，ChatGPT可用于工单、工作票的文本自动生成。检修人员无需更改自己的表述习惯，由智能应用自动分析关键信息并自动生成表单，减轻检修人员的工作压力，提升记录、归档流程效率。同样，ChatGPT也可用于电力调度领域，服务智慧城市电网调度业务，辅助生成调度操作票。 3 未来，该技术在电力行业落地应用时会面临哪些挑战？ ChatGPT属于认知智能领域的应用之一，将其在电力业务场景进行落地应用面临诸多挑战。在技术层面，ChatGPT依托模型GPT-3.5，其前身模型GPT-3训练数据量达45TB，总训练成本超过1200万美元，对数据量、算力要求极高，这是电力行业数据智能落地应用的首要难点。在应用层面，ChatGPT也有一定的局限。 由于训练数据有效性截至2021年，相较传统搜索引擎，其无法实时访问最新的事件进展。因此，要在电力行业推进该项技术落地，还需进一步布局具备国际领先水平的数据算力，推动电力乃至能源行业领域数据共享、互通。

2022年光伏行业成绩 过去的一年，光伏行业成果丰硕，实现了新突破。 一是光伏发电年新增装机首次突破8000万千瓦，达到8741万千瓦，同比增长60%，再创历史新高，成为新增装机规模最大、增速最快的电源类型。二是分布式光伏年新增装机首次突破5000万千瓦，达到5111万千瓦，同比增长75%，占全部光伏发电新增装机规模的60%，成为新增光伏装机的首要力量，并呈现集中式电站、工商业、分布式户用光伏三分天下的新格局。三是光伏发电总装机突破3.9亿千瓦，仅次于火电、水电，成为装机规模第三大电源。四是光伏年发电量首次突破4000亿千瓦时，达到4250亿千瓦时，新增发电量约1000亿千瓦时，占全部新增发电量的30%。可再生能源替代效果日益明显，成为能源绿色低碳转型的有力支撑。五是光伏产品出口首次突破500亿美元，同比增长超过80%，成为我国外贸出口的一大亮点，在稳投资、稳增长、稳就业、稳外贸等方面发挥了重要作用。 过去的一年，光伏行业政策体系更加健全完善。一是国务院办公厅转发关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案。这是继2013年国务院印发关于促进光伏产业健康发展的若干意见之后，中央层面在新能源领域出台的又一部重要政策性文件，为行业又好又快发展提供了强有力的政策支持。二是首次以九部门联合发文的形式印发可再生能源十四五发展规划，为行业发展提供规划引导、稳定预期、形成部门合力的积极作用。三是坚持集中式、分布式并举。组织开展以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型光伏、风电光伏基地建设和整县屋顶分布式光伏开发试点，成为促进行业发展的重大举措与重要抓手。四是在广泛征求行业各方意见的基础上，修订发布新的光伏电站开发建设管理办法，主动适应行业发展新形势新要求，既促进发展，打通堵点难点，又规范秩序，推动良性发展。五是聚焦产业链失衡问题，多部门联合印发关于做好光伏产业链供应链协同发展工作的通知，促进光伏产业链健康发展，保障和促进产业链、供应链安全稳定。 越来越多的国家把加快发展以光伏为代表的可再生能源作为推动能源转型以保障能源安全的根本之策、长远之计，制定更高的发展目标，出台更有力的支持政策，全球能源绿色低碳转型的进程进一步加速，光伏行业迎来了更大的发展机遇，前景更加广阔。与此同时，过去的一年，我国光伏行业也暴露出一些问题，产业链协同不够，尤其是上游硅料价格起伏波动较大，光伏用地、用林、用草、用海政策有待进一步明确，影响项目落地，实施光伏强制配套产业、配置储能现象能时有发生，尤其是储建见而不用，光伏与电力市场的收益风险加大等，这些问题需要各方认真研究，共同推动解决。 建议：一是坚持以高质量发展为主题，保障行业高质量发展是行业的首要任务。既要实现量的快速增长，扩大装机规模，更要确保质的有效提升。一方面加强产业协同，树立互利共赢的理念，积极构建良好的产业生态，共同维护产业链和供应链安全、平稳、可靠；另一方面，加强行业制定理性投资决策，防止无序竞争、恶性竞争，持续优化营商环境，共同维护市场秩序的规范有序。二是坚持创新是第一动力，推进先进技术的规模化应用。降本、提质增效是行业发展的主旋律，谁能在技术创新中占据先机，谁就能在市场竞争中胜出。当前，更加先进高效的技术路线有待各方持续发力，抓住技术水平之一核心竞争力，加大创新投入，利用好应用市场需求旺盛，特别是大型风电光伏基地建设的契机，积极推动先进技术的规模化应用，带动技术进步、成本下降、产业升级。三是坚持要素保障，营造行业良好的发展环境。土地是行业发展必不可少的支撑要素，加强与自然资源等部门的沟通协调，研究推动出台光伏用地用林、用草、用海政策，为行业发展提供有力的土地要素保障。同时，将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决建而不用的问题。 当前，电力市场改革深入推进，新能源参与电力市场是大势所趋，加强研究，主动适应，提前应对新挑战，提高光伏参与电力市场的能力，研究适应新能源特点的电力市场机制，稳定投资预期。四是坚持融合发展，拓展光伏应用新场景、新模式、新业态。光伏发电兼容性强，能够与建筑、交通、农业等领域融合发展，实现空间的综合效益与增值利用优势明显。目前已有部分沿海省份规划布局海上光伏，相关企业也正积极参与，海上光伏进入了起步发展阶段，发现新场景，进一步拓宽光伏发展空间。

新型储能发展成效初显难题仍存 随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，逐步成为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的关键技术，为新能源消纳、电网控制能力提升提供重要支撑。 技术“多点开花” 长时储能被寄予厚望 现阶段，我国储能存在多种技术路线，其中抽水蓄能以其技术成熟、效率高、容量大、经济性好等优势占据主要市场。但随着新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能难以完全满足调峰调频需求，以电化学储能为代表的新型储能应运而生。2月13日举办的国家能源局例行新闻发布会上数据显示，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。 从中关村储能产业技术联盟（CNESA）了解到，从技术应用上看，2022年，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，新增投运装机规模首次突破600万千瓦，时长仍以1~2小时为主，4小时以上的项目开始增多，如新疆、河北、青海、西藏等地已布局了1000万千瓦以上的项目。 其他技术路线规模实现突破，应用逐渐增多。压缩空气储能方面，正在由10万千瓦向30万千瓦功率等级方向加速发展，2022年新增压缩空气储能项目（含规划、在建和投运）接近1000万千瓦，单次储能时长最高达12小时；液流电池方面，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工；钠离子电池方面，国内最大规模钠离子电池项目落地安徽阜阳，规模3万千瓦/6万千瓦时；飞轮等短时高频技术方面，需求开始慢慢增大，已有30万千瓦以上的项目处于规划中。 目前我国储能技术已实现“多点开花”，但储能技术发展依旧存在掣肘，仍需要不断强化技术创新。 在技术方面，尽管各种储能技术都发展很快，但总体来说，当前技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求；部分储能技术的成熟度尚需提高，部分核心技术还未完全掌握。要强化储能技术创新，通过项目和政策支持，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术等研究，突破一批具有关键核心意义的储能技术。同时，不断推进储能技术与装备的研发示范，通过不同技术路径和场景的应用示范，探索技术创新方向。在技术示范的基础上，加强引导和扶持，促进产学研用结合，加速技术转化。 基于国内资源禀赋，要加快建设布局抽水蓄能电站，加速新型储能技术创新突破与商业化应用，储能设施应实行大中小相结合、发电侧电网侧用电侧布局相结合、集中与分散建设相结合、多品种多业态并存。国家需要建立完善相关价格政策和激励机制，有序推进储能技术创新和产业链、价值链共建共享。 此外，以液流电池、压缩空气、重力储能、熔盐储能、液态空气、铅炭电池、氢储能等为代表的多种长时储能技术也被寄予厚望。 《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）明确，针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展。 据不完全统计，2022年，浙江、山东、河北、青海等多地公布了新型储能示范项目名单，项目数量和装机量均大幅增加，总装机约1800万千瓦，其中长时储能的项目装机占比显著扩大。 业内专家预测，未来新型储能发展一方面配置时长将由“十四五”时期的2~4小时逐步延长至6~8小时，新能源装机占比达到15%~20%后，4小时以上的长时储能需求将成为刚需；另一方面，新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧发挥电力支撑作用。 据了解，在市场方面，截至2022年底，已有10余家长时储能企业完成融资，融资金额总计超10亿元，技术路线主要集中在压缩空气储能和液流电池储能领域。南方黑芝麻、创维新能源、龙净环保等企业也在“跨界”参与其中。 创新商业模式 期待市场机制改革再深化 业内人士普遍认为，目前储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期。 对于储能商业模式发展方向，《方案》明确，加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。在政策的催化下，2022年全国电力市场机制改革深化推进，新型储能商业模式被不断激活。 2022年，山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益；甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益；南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。 目前虽然新型储能发展速度非常快，但是我们认为收益和商业模式问题仍然没有得到很好的解决。目前新型储能在国内还没有一个稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，受政策影响非常大，商业模式还不清晰，盈利是比较困难的。 据了解，现阶段，在工商业电价差较大的地区用户侧储能初步具备盈利能力，而其他应用场景缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设的驱动力不足。 在辅助服务市场政策较好的地区，储能参与调频的收益较为可观，随着新版‘两个细则’的推动，按效果付费的改革思路正在各区域推进，新型储能参与的市场品种正逐步增加。目前新型储能参与辅助服务市场依赖政策的稳定和市场价格机制。在成熟的电力市场中，新型储能可以参与现货市场、辅助服务市场、中长期市场、容量市场，通过参与不同的品种交易，更好发挥其容量价值和电量价值，获得多重价格收益，形成可持续发展的商业模式。 当前储能电站等项目参与辅助服务的种类比较单一，储能电站的功能在设计建设初期就已经确定了，但实际上储能资产的利用率要提升，应在不同时间段参与不同的辅助服务，提供不同的辅助服务，开展‘分时复用’的商业模式，以提升储能电站收益，实现利益最大化。要促进各种类型、各种产权性质的储能项目能够共同参与市场，并要逐步降低准入门槛。 值得关注的是，目前我国共享储能的模式发展比较迅速。共享储能可作为独立主体参与市场，可通过容量租赁费、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道获得收益，可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资。青海、湖南、山东等地依据不同的需求，已陆续开始建立相应的共享储能的商业模式，但是普遍没有形成较好的盈利性。 未来应如何推进储能的商业化和规模化发展？ 应结合储能应用场景，积极探索电力市场、‘新能源+储能’、削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式，扩大各侧储能盈利空间，吸引各方主体主动投身储能发展与建设。尽快建立能够直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制；根据未来新型电力系统的实际需要增加新的辅助服务品种；建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制。

这三年，23000亿砸向光伏！ “双碳”风潮下，光伏赛道火热，过往三年中，产业链不同环节强劲扩张。 从2020年至2023年初，从多晶硅、硅片、电池、组件等核心具体环节，以及光伏玻璃、胶膜、金钢线等辅材环节，累计可查的投资总额（公告）超过20000亿元。如果加上其他未具体明确投资环节的巨量产能投资，总投资规模将超过23000亿元。 狂热之下，未来光伏出现阶段性产能的绝对的、严重的过剩成为必然。“过剩”通常是竞争市场的常态，但“绝对的过剩”或巨量的过剩，必将引起惨烈竞争和强烈的洗牌。 一，多晶硅环节，过往三年累计投资分别为207亿、2200亿和4500亿，明显加速度。 从2020-2022年，多晶硅领域累计投资额度超过6907亿元，成为各路资本蜂拥而入的关键环节之一。除了通威股份、协鑫科技、特变、大全和东方希望等老牌多晶硅企业，这一赛道还涌入了宝丰、丽豪、吉利等各路新竞争者。最新消息是，吉利科技集团正积极构建光伏上下游布局，规划2025年多晶硅年产能达到20万吨，2030年达到50万吨，成为行业龙头企业之一。 产能预期方面，多晶硅环节，以2024年底452万吨的多晶硅料产能，以对应产能的测算逻辑，2024年分别对应：1678.8GW的硅片年产能；1626.8GW的电池片年产能；1577.1GW的组件年产能。 2，过往三年中，硅棒/硅片的投资总额分别为超600亿、800亿和1572亿，总计超2900亿。 硅片环节原本是“双龙头”引领局面，隆基和中环的先发优势非常明显，二线梯队虎视眈眈，更多竞局者跃跃欲试。过往三年中，硅片环节涌入大量新的投资者，比如阜新新能源、金阳新能源、和邦生物、双良节能、江苏新潮、三一集团等等。 3，过往三年，电池与组件环节投资总额分别为3106亿、2200亿和超3000亿，累计超8300亿元。 过往三年中，隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯、东方日升等老牌组件企业均加大扩张力度，此外，正泰新能、锦州阳光、中环股份以及海泰新能、中利腾晖等多家重点企业也同样快速上量。 众所周知，光伏供应链激烈博弈下，组件环节承受了巨大压力。不过，从整体的竞争格局看，并没有明显改变，未来最大的变量之一，是通威杀入这一环节。 从最新出货排名看，隆基绿能、天合光能、晶科能源、晶澳科技和阿特斯依然占据了前5位置。特别值得注意的是，前10位置中，通威太阳能强势登榜；此外，一道新能从去年前三季度处于第10的出货排名提升到第9。同比过往，赛拉弗、阳光能源和安徽大恒能源均有强劲发展表现。 4，过往三年，光伏玻璃产能投资分别达到216亿、709亿和129亿，2021年成为扩张最激进的一年。 伴随火热的产业预期，从2020-2022年，信义光能、福莱特、旗滨集团、南玻、新福兴等各路新老玩家均加速扩大光伏玻璃产能。据统计，2021年有29家企业参与光伏玻璃的生产，到2025年预计总计会有64家新公司介入该产业。其中2022年后介入的企业占比高达54.7%。 截至2021年底，国内光伏玻璃总产能合计4.68万吨/天，而2022年、2023年听证会在建与规划落地产能分别6.18万吨/天、11.28万吨/天，如果这些在建和规划项目都如期点火，行业供需或将立刻转入供给过剩阶段。 5，三年中，胶膜、金刚线、背板等核心辅材环节的投资额度分别达到182亿、139亿和190亿。

电力市场需求响应的发展趋势与存在的问题浅析 7月27日，国新办举行“加快建设能源强国 全力保障能源安全”新闻发布会，国家能源局局长章建华等领导出席会议，并对迎峰度夏、能源安全、能源双控等热点问题做出回应。 国家能源局明确提出，对于今年迎峰度夏期间，部分地区出现的号召用户有序用电情况，这是当地为应对高峰负荷作出的负荷侧响应。“电力需求侧响应是全球通用的一个电力负荷管理手段，利用市场化方式引导电力用户主动错峰、避峰，同时还能得到一定的经济补偿”，能源局有关专家进一步解释称，“这个方式可以有效达到减少尖峰负荷目的，（从而）促进全社会经济效益达到最优。”事实上，每年的用电尖峰有时候只有几个小时，章建华指出，“这几个小时如果要配机组，就等于一年它只发挥几个小时的作用，所以通过一些需求侧响应给它降下来，降下来以后对整个电力行业的发展会有更好的作用。” 7月17日19时30分至21时30分，山东省能源局会同国网山东省电力公司成功开展2022年紧急型削峰电力需求响应，全省共有1685户客户参与，最大响应负荷265.45万千瓦。“今年，山东电网在需求响应方面迈出的重要一步是建立了‘谁受益、谁承担’的电力需求响应补偿费用分摊机制。”7月下旬，受居民空调负荷大幅攀升、燃煤机组非计划停运、风电出力下降等多重因素叠加影响，预计8月1日13:00-17:00区内电力缺口均达100万千瓦。 7月31日，广西电力交易中心组织开展了广西首场需求侧响应交易，共有52家需求侧资源成交，最大成交容量91.7万千瓦。通过市场化手段，引导企业自愿参与负荷调节，市场主体积极响应。 7月25日，广东2022年首次需求侧响应交易圆满完成。从通知的下发到位、系统的运行申报、用户的响应落实都增加了难度，各市场主体积极响应号召，动员用户参与此次交易，不少供电所同仁也是加班加点动员用户参与。近期还在持续组织开展需求侧响应交易，一切都在稳中向好的趋势中进行。为让更多用户参与到需求侧响应交易当中，此次通知还下调了日前邀约需求侧响应可响应容量申报下限，由原来的0.3MW调整为0.1MW。电力需求响应是以价格信号或补贴激励的形式，引导负荷侧用户调节自身的用电负荷（削峰需求时削减负荷、填谷需求时拉升负荷），进而实现电网供需平衡、稳定安全运行，即需求响应侧重于负荷侧用户调节自身用电增减。未来随着新型电力系统的日趋完善，需求响应也是不可或缺的重要组成部分与市场交易形式。 当前，我国的需求响应需要向国际化的方向发展，与国际电力市场接轨，主要发展方向有以下几个方面：（1）实施主体多元化：由电网企业单一主体向多类主体参与方向发展。随着电力市场化改革的推进，允许发电企业、分布式能源企业、节能服务公司等进入售电市场，组成多元化的售电主体，将会越来越多的参与需求响应市场。（2）运行机制市场化：运行机制由激励补贴向市场化机制方向发展。由政府主导、用户被动参与转变为市场引导、用户主动响应，将会产生容量辅助服务、需求侧竞标等实施机制。（3）系统决策智能化：由被动执行调节指令转变为基于人工智能的自适应调节发展。随着人工智能技术的发展，基于自学习的人工智能自适应调节能力将会得到提升和推广。（4）执行方式自由化：由人工向半自动全自动方向发展。随着“互联网+”智慧能源和信息化系统的发展，自动化水平将进一步提升。（5）应用场景多样化：需求响应调节场景由单一调峰向双向调节方向发展。随着可再生间歇式能源的发展，供给侧波动性不断增大，需求响应将面向调峰、可再生能源消纳，能效提升等多种场景，实现需求响应工作常态化开展。（6）能源种类综合化：由电力需求响应向冷热电多种能源耦合的综合需求响应方向发展 。 在能源互联网背景下，分散化的能源市场和多能互补的能源网络结构需要供需双侧资源协调互动，在需求侧实现产能、供能、用能、蓄能和节能相互协调统一，通过冷热电等能互补和综合能源供需互动响应实现高效运行。总体上看，各典型省份电力需求响应实施范围、频次与力度均显著提升。但是，从各省的实践中来看，也存在很多问题亟待解决。 一电力需求响应的普遍性问题 1、需求响应资源的可靠性仍待提高。 可靠性指实际需求响应时的响应量能否达到之前预上报的水平。各地实践中，由于不同类型用户响应能力和意愿的差异，实现响应资源的可靠调用仍存困难。调研了解到，中小型电力用户参与较为积极，但其用电行为相对无序，响应能力弱，单体响应成功率一般在60%左右甚至更低。大型用户用电管理精细化程度较高，响应能力强，成功率高，通常以独立主体身份参与响应。其参与意愿易受主营业务的市场行情影响，且许多情况下是为了规避有序用电而参与需求响应。不少企业担心影响生产，参与意愿并不强烈。居民用户的参与意愿较高，但实施精准度、负荷调节能力等方面仍差强人意。电动汽车中，公交车辆、物流车辆等集中响应的参与度较好，私家车受个体行为随机、价格敏感性差异化大等因素影响，难以成为可靠的调用资源。2、补偿激励资金来源仍是制约需求响应发展的重要难题。电力需求响应补偿激励资金来源一般按照购电侧价差资金池、售电侧价差资金池、超发超用形成的盈余空间以及输配成本统筹考虑。在电力需求响应的实践过程中，资金来源的稳定性仍然是限制各地实施需求响应的重要难题。如，因政策调整，城市公用附加费取消导致部分地区资金来源一度中断，致使需求响应工作进一步开展受限。资 金方面，总体是按照“谁收益谁承担”的原则进行积极探索。但是随着各区域电力需求响应的响应频次、规模不断加大，补偿资金需求规模快速增加。部分省份探索季节性尖峰电价等方式，但可能会提高整体用电成本。3、组织实施方式的计划性仍较明显。从国际主流电力市场中需求响应的运行情况看，需求响应通常作为一种常态化运行的品种参与电力市场。如美国 PJM 市场中，需求响应采用了紧急型响应和经济型响应的双品种设计，并可参与容量市场、电能量市场和辅助服务市场。我国目前各省份的试点项目中，已经开始采用电力、电量和容量竞价等方式，但是大部分地区实施的需求响应仍呈现较强的季节性、节假日性和响应总量计划性特点，仅将需求响应作为有序用电的前置保险措施，尚未成为常态化、市场化的系统调节手段。 二地区需求响应存在的差异性问题 1、电力需求响应资源储备方面。电力需求响应尚未在全国范围内普遍推广，且各地电力需求响应推广程度和电力基础设施条件等方面差异大。响应资源的构成仍主要以用户自主调整的邀约式为主，可与电网进行实时互动的实时响应储备仍待进一步提高，特别是将需求响应储备资源纳入电力中长期规划、电网调度管理仍需创新推进。2、电力需求响应资源潜力方面。商场、办公楼宇等大型公共建筑，调节空调、照明、电梯等电力负荷手段多样，响应潜力较大。钢铁、水泥等行业，可调节电力负荷一般为工艺流程中的辅助部分，在全工艺流程中能耗的占比不高，响应潜力相对有限。电解铝行业，可调节或终止主工艺流程以实施需求响应，但对电解槽等设备影响较大，甚至造成设备损坏。数据中心用电量主要受运算需求影响，且考虑差异化的数据应用技术指标，参与响应的潜力和方式仍待探索。目前集中于算力优化、空间调整等方式。居民用户的柔性资源分布广泛，管理和调节难度较大，目前鼓励通过负荷聚合商、虚拟电厂服务商、售电公司等专业能源服务企业实现整合。这其中，各个用户对自身的响应潜力没有清晰定位，不能够准确有效地对响应潜力进行精准量化，导致预报容量偏高或偏低，最终在实际响应中降低自己的 收益。