据储能与电力市场的不完全统计，2017年至今，全球已发生近70起储能相关安全事故，所涉及项目的总规模超4GWh。近两年，随着储能市场发展和项目投运数量的快速增多，储能事故的数量也在增加。 从地域来看，事故地点遍布全球各主要储能市场。其中事故数量最多的国家是韩国，占到全球事故总数量的近一半。美国、中国的储能事故也都超过10个，澳大利亚、法国、德国等市场也有多起事故发生。 从技术类型看，三元和磷酸铁锂电池均有事故发生，三元电池的事故占比达2/3。三元电池的高占比主要与韩国在2018~2021年发生的大量火灾事故有关。三星SDI、LG Energy Solution等韩国电池企业是全球储能市场早期最主要的电池供应商，他们在储能领域普遍采用三元技术路线。除了韩国，美国、欧洲等早期事故也都使用的是三元电池。这也影响了全球范围内储能技术路线的变化。近年来磷酸铁锂技术的应用占比大幅提高与安全考量不无关系。但是需要强调的是，即使采用磷酸铁锂技术，依旧有储能事故发生，数量也有20起左右。 从事故原因来看，广泛地涉及了电池舱内部电气故障、外部环境问题、设备安装不当、电池失效等因素。另外，投运前两年，尤其是投运1年内发生事故的数量占比较多，这背后，一方面是检修、安装调试、充电后休止阶段，发生事故的概率较大，另一方面也与目前项目大都刚运行不久，普遍处于早期运行阶段有关。未来，随着项目运行时间增长、设备老化、电芯性能下降，对于安全事故的防控能力需要不断提升。 从事故项目类型来看，光储、调频储能项目数量最多，这与早期市场的项目应用类型主要为这两类有关。这类项目规模较大，但事故影响基本得以控制在临近的2个集装箱内，未对整站造成大面积损失。德国、法国等欧洲国家的家庭储能项目也有多个起火，部分事故中，由于火情蔓延至汽车，造成数十万美元的财产损失。 从事故处理来看，在前期处理经验不足时，事故曾导致人员伤亡。后期随着对锂电池性能的逐渐了解，消防员不再贸然靠近燃烧中的电池，选择令其自行燃烧殆尽后再处理，或者用机器人代替操作的方式，基本没有再造成人身伤害。 事故原因分析 锂离子电池发生燃烧爆炸的根源在于电池发生热失控，引发电池热失控的原因可大致分为四类： 运输及设备安装问题：运输过程中电池剧烈振动、冲击或者挤压；安装不当的挡风板导致进水等； 检测及反应装置问题：冷却液泄露、烟雾检测系统故障、喷水系统故障等； 环境问题：雷暴闪电或电涌引发电池热失控等； 电池本身问题：电池内部发生短路。 分析事故原因可以看出，由外部因素导致电池热失控，不容忽视： 例如为业内所熟知的澳大利亚维多利亚300MW/450MWh大电池储能项目：由于冷却系统的冷却液泄漏导致电池模块产生电弧，进而引发失火。该项目在调试期间发生火灾，波及两个Megapack。 加州Moss Landing储能电站项目：曾两次发生事故，首次因编程错误，在检测到的烟雾水平低于指定的设计水平时，电池的水系降温系统误启动，且降温系统一部分的软管和管道上的少量接头发生故障，导致水喷到电池机架上，进而导致短路和电弧，从而导致电池损坏并产生更多的烟雾，进而引发连锁反应。首次烟雾来源为空气处理装置而非电池。 蒙特雷太平洋瓦电（PG&E）电池储能项目：因安装不当的通风挡板致使Megapack顶部的伞式阀移位，导致不正常的进水点，最终导致电池过热和热失控。调查发现，在此次事件中，由于通风挡板安装不当，总计88个Megapack出现了进水现象。 另外据统计，发生事故的独立储能项目由于消防系统及时有效的反应都将火情控制在了单个集装箱或临近2个集装箱内，一定程度上防止了火灾的蔓延，有效的避免了大量的财产损失。 维多利亚大电池项目在一个Megapack内的相邻电池舱中着火，仅蔓延到相邻的一个Megapack。 Moss Landing项目早期探测系统正常启动，着火的Megapack自行烧毁，火灾未对相邻Megapack造成损害。 奥兰治县Warwick两个锂离子电池受影响的电池箱内的抑制装置均已启动。 PG&E项目一个Tesla Megapack发生火灾，安全系统正常工作，火灾没有蔓延到其他电池组。 以上储能项目均采用特斯拉的产品，虽然特斯拉不论是集装箱还是户储电池柜均不止一次出现过火灾事故，但是由于其设计方面的预先考虑，消防系统均在意外发生后正常工作，并及时有效的发挥作用，防止了火灾蔓延及更大的财产损失。其集成能力及产品实力始终为项目单位所信赖。 尽管锂离子电池由于能量密度高、使用有机电解液等原因，存在一定安全风险，但并非不可避免。通过加强监控、应用提前预警措施、优化系统温控和消防设计、加强电气安全等多种措施，都可以降低事故发生的概率。目前我们看到一线储能系统集成商也在为之不断改进技术和产品设计。 安装调试、充电休止时发生事故概率大 分析近几年全球储能事故情况，如下图，明确事故发生时的投运时间的项目中，72%以上的事故都发生在电站投运前两年，近50%的事故发生在项目投运前1年。 从发生事故的阶段看，调试运行、充电后休止是事故发生概率最大的两个时段。电芯本身存在缺陷，系统间各设备匹配度欠缺，PCS、BMS等其他设备运行有误等问题都容易在系统安装调试、并网前测试等阶段发生。此外在后续的运行中，一致性差的个别电池容易在充电后出现问题，导致事故的发生。 这些问题同样提示我们在电站建成后各项检测及试运行必不可少，同时需要与相关从业者互相交流电站运营经验，提高应对突发问题的能力，不断打造专业化的运维团队。 系统集成商是保障电站安全的重要因素 项目的安全，从前期设备选型，到安装调试，再到运维，每一个环节都比不可少。 经过多方了解我们发现，当前储能项目的运维，并未形成专业化的市场。例如：工商业储能项目一般由设备商维护，在质保期内负责储能系统的安全稳定运行。对于源网侧大储来说，项目方会设置团队维持日常运行，但在出现设备故障等问题时，一般还是由驻场的设备商一方提供技术解决方案。 储能项目，无论从投运数量还是从投运规模上看，均从近两年才实现量的突破，大部分项目尚处于质保期，专业成熟的运维市场尚未形成。而系统集成商是最了解设备运行及电站情况的人。选择优质的系统集成商是避免电站安全事故最重要的因素。 相对于锂离子电池使用过程中，锂枝晶的形成与不断扩大，触破电池隔膜导致电池内短路，导致事故发生，在项目运行、运维过程中由于电芯以外的原因引发事故的风险更高。 例如拆卸、更换电池模组时，需要将冷却液先放出来再重新添加，频繁操作或操作不当容易出现漏液的情况，或者人为连接设备时的误操作导致引起电芯热失控。 而储能系统又是由电芯、PCS、BMS、冷却系统、电气设备等多项集成，作为一个整体运行的，各个设备间的适应和匹配是系统稳定的重点。尤其在储能电站正式运行前的调试阶段，系统内部问题易导致电芯故障，进而引发事故。这也是储能电站易在前期发生事故的原因。 优秀的集成商会把控好每一个环节，从设备选型、运输防护、到现场测试、并网试运行、应急预案检测等全流程。所有项目都存在一定风险，电化学储能电池由于本身的运行机理导致发生事故的概率相对较大，但是每个环节精准把控+优质设备+优质集成商以及专业的安装、应急反应，可以把事故可能性降到最低。 价格战火热的当下，很不利于行业的健康发展，集成商需在成本和质量上寻找更加合理的平衡。我们建议项目单位选择项目经验丰富且技术先进的集成商，不一味追求低价，而是在保障项目安全可靠的基础上，追求利益。共同促进储能行业的安全健康优质发展。

近年来，在能耗双控、整县推进、电价市场化改革等背景下，分布式光伏市场正呈现新的发展变化。市场重心变迁一直以来，华东、南方区域建筑屋顶面积小、平整度较低等特点，使得分布式光伏特别是户用光伏发展相较北方更加“冷静”。但随着燃煤发电交易价格的上浮，商业用户对于节省电费的动力逐渐增强，加上政府支持力度加大以及各项优惠政策的出台，这些区域开始愈发重视分布式光伏的发展。 2023年，分布式光伏的发展重心出现了明显的南迁趋势，根据国家能源局此前公布的数据，2023年上半年，分布式装机超1GW的省份除河北、河南、山东三个传统主力省份外，全部位于南方。市场呈现这一变化来自多个方面，此前北极星太阳能光伏网《分布式光伏“南迁”》文中提到，工商业分布式爆发、能耗双控政策逐步加码、工商业大工业交易电价攀升、补贴及利好政策都是这些省份分布式渗透率快速提升的重要原因。从装机结构也可看出，这其中大部分省份以工商业光伏为主，尤其是江苏、浙江、广东、福建等沿海经济大省，工商业分别占到分布式新增装机的61%、97%、84%、52%，安徽、江西、湖南等省份工商业分布式也占据较高比例。此外，这些南方省份也是工商业储能领域最为活跃的地区。工商业光伏配套储能设备后，可以通过利用峰谷电价差来显著降低用电成本，同时助力实现“双碳”目标，因此得到了这些区域众多工商企业的青睐，从而间接促进了这三个省份分布式光伏的快速发展。值得强调的是，户用光伏市场也有明显的“南移”趋势，安徽、江苏、江苏、湖南等地上半年户用新增装机皆超过在GW以上，且根据公开报道包括正泰安能、天合富家、晶科科技等家庭光伏头部品牌，都在积极拓展南方市场，预计 未来几年，南方区域将成为户用光伏发电市场的新中心。但也有专家指出，市场南移只是暂时的，不能单纯以渗透率作为户用发展前景的唯一标准，未开发的省份，刚起步的省份并不意味着装机潜力的巨大，还要看当地电网强度、消纳负荷等。山东在过去的8年中累计安装了23GW的户用光伏，但这并不意味着其他省份也可以达到相同的目标。他预计，从2025年开始，全国大部分省份低压容量饱和，在满足同等升压、储能成本的条件下，市场将重回冀鲁豫三省。政策规范愈发趋严近年来，由于市场的装机快速攀升，分布式光伏市场出现了一系列问题和乱象，在此背景下，多地出台了分布式光伏“新政”，以规范市场秩序，促进分布式光伏的可持续发展。首先是分布式光伏界定方面，近年来，有些地区出现了地面电站“化整为零”、拆分为“全额上网”的分布式光伏，然而实际上，这些项目的开发和运行并未充分发挥分布式光伏的优势，反而更类似于集中式电站。这些项目的快速发展并没有改善电网的基础构造，反而过度占用配电网接入资源，对整个电网的平衡产生了压力。为此，湖南、湖北、安徽等地纷纷出台政策予以规范，具体来看，湖北要求地面光伏电站不论规模大小，均按照集中式光伏电站管理；湖南将分布式光伏项目 分为工商业屋顶分布式、工商业户用分布式和户用自然人分布式；并要求工商业屋顶分布式单户总装机规模不超过20MW，单点容量小于6MW，年自发自用比例不低于70%；安徽则强调了单点容量小于6MW的要求。其次，不少地区明确了将其中一些分布式光伏纳入年度规模管理。早在2021年内蒙古就明确将工商业分布式光伏纳入年度规模管理，纳入后，方可履行备案手续；2022年河北也提出地面分布式光伏发电项目，纳入年度保障性规模管理；2023年安徽也规定新增备案小于6MW的地面光伏电站纳入年度建设规模管理，未纳入年度建设规模的项目不得开工建设、不得并网。对商业模式严控与规范也是地方政府政策聚焦的关注点。当前，随着分布式市场的蓬勃发展，各种乱象也随之涌现，如“光伏贷”骗局、合同骗局等。由此，很多地区对于户用光伏的商业模式都做出了一定限制。安徽要求，自然人全款购模式户用光伏项目由电网企业代自然人向当地能源主管部门申请备案，其他分布式光伏项目由屋顶产权所有人自主选择投资开发企业后，由投资开发企业申请备案；湖北强调光伏贷或设备租赁模式的项目以居民为投资方和备案人，电网企业应向备案人提示风险；河北、河南山东等地明确将租赁他人屋顶或向居民出租光伏发电设施 等以营利为目的的分布式光伏项目列为非自然人光伏项目，此类项目应由企业统一备案，并按照非自然人受理报装手续。从这些“新政”来看，地方政府和主管部门政策态度已经由粗放式管理逐渐转向更加规范化的精细化监管。配储及共担责任分布式光伏的高速发展给消纳和配网运行带来很大压力，在这种情况下，各地对于分布式光伏的规定和要求也不断增加。配置储能是当下保证分布式光伏的接入和消纳的重要措施之一，因而，从2022年开始，河北、山东、浙江等分布式光伏发展较快的地区已经开始推行强制配置储能，而且据北极星太阳能光伏网此前报道2021年至今，至少已有10省20地发布或鼓励或强制分布式光伏配储政策，且进入2023年，强制类占比升高，以配储换消纳。详见《分布式光伏全面配储，已在路上！》除了要求分布式光伏配置储能，为了解决消纳问题，不少地区要求分布式光伏按现行交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用分摊，并且承担调峰消纳责任。在2022年和2023年春节，按照“先非户用、后户用”的原则，山东省的分布式光伏已经以停运的形式参与了调峰，并且参与调峰的范围还在不断扩大。今年6月，山东德州市、枣庄市先后明确下发通知，明确分布式光伏发电项目调峰责任 。湖南也强调电网企业在常规调节手段无法满足系统调峰要求时，按“公开、公平、公正”原则组织分布式光伏调峰运行，保障电网安全。此外，分布式光伏参与电力市场已经被提上议事日程，今年8月，三部门联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》将分布式光伏发电纳入绿证核发范围；9月国家发改委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》通知也指出，推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易；近期广东在《广东省可再生能源交易规则（征求意见稿）》明确提出，分布式光伏（企业/自然人）也将参与绿电交易。可见，随着分布式光伏规模的不断扩大，以往全额消纳且不承担调节责任的局面正在打破。

万亿储能赛道中，逆变器企业是不容忽视的一股力量。 这其中既有储能系统出货连年位居前列的阳光电源、科华数据等企业，也有专精储能PCS技术的盛弘股份、锦浪等企业。 他们立足光伏，正在发力储能新赛道。生产双向变流器(PCS)自不必话说，拓展系统集成也成为众多逆变器的重要布局。由此也带动了逆变器企业储能业务营收总额和占比双双大幅增长。上能电气、盛弘股份、科华数据、科士达等多家企业的储能业务营收占比已超过30%。 在核心的逆变器产品上，逆变器企业也正在推动PCS产品的技术迭代。针对储能的不同应用场景，2023年，逆变器企业们根据需求，在组串式、集中式、户储等PCS技术领域不断加大研发、技术升级的进度，力图为储能系统提供更专业化的服务。 PCS是储能系统与电网的交互最为密切的环节，承担着交直流电流的转换、确保电池安全运行、响应电网信号进行有功无功调节等重要的功能。逆变器企业相较于电芯企业拥有的对电网更深入的理解，近年来已经成为储能系统集成领域最重要的一股力量。 储能成为逆变器企业新的增长极 如今逆变器企业的储能业务曲线一致朝上，成为了新的增长极。业务范围也扩大至包含储能PCS以及PCS以外的系统集成、光储逆变器及能源管理等在内。 部分逆变器企业的储能业务正以10倍+的速度增长。例如，2023年上半年，上能电气储能业务的营收8.17亿元，较去年同期增长2048.16%；易事特储能业务营收2.66亿元，较去年同期增长1234.19%。 另外，部分龙头企业的储能业务营收占比也已超过或接近30%。例如，2023年上半年，龙头企业阳光电源的储能业务营收已达85.22亿元，营收占比为29.78%；科华数据的储能营收11.1亿元，营收占比32.66%。上能电气的储能业务营收占比37.55%。 向下延伸进军储能集成已成逆变器企业不二选择 除盛弘股份、锦浪科技以外，逆变器企业基本上都将业务延伸至系统集成领域。发电/电网侧储能、工商业储能、户储是最主要的三个系统集成方向。储能与电力市场选取了18家逆变器企业，发现： 18家企业中： 16家拥有工商业储能系统产品 14家拥有源网侧大储系统产品 14家拥有户储系统产品 逆变器企业加速研发储能PCS产品 储能业务的快速增长，储能应用场景的细化，加速了逆变器企业在储能产品方面的研发、迭代速度： 大部分企业都同时拥有集中式、组串式PCS产品。 集中式产品：科华、上能、易事特、国电南自、四方股份、科士达、汇川、双杰电气、金冠电气、正泰电器。 组串式产品：科华、上能、易事特、盛弘、四方股份、昱能科技（工商业分布式100MWh项目）、汇川、正泰电器、中恒电气（梯次利用）。 部分企业延伸了高压级联、智能组串式或两级组串式、集散式等产品，如：四方股份（高压级联）、思源电气（智能组串式）。 结合光伏发电，部分储能PCS还具备光伏逆变器功能，根据不同的应用场景选择直流耦合或交流耦合。 结合目前大容量储能专用电芯、20尺集装箱装配容量5MWh容量这一发展趋势，集中式/组串式为代表的逆变器企业发展了不同的应对思路： 上能，基于集中式PCS大机，升、降功率处理满足不同功率需求 采用1750kW大机，降功率至1250kW，然后采用两台机器并联成2.5MW。 或采用2000kW大机，升功率至2500kW；2750kW大机降功率至2500kW，单台机器的方案。 盛弘股份，采用高压储能PCS模块，提供逆变升压一体仓解决方案 盛弘新推出的215kW高压储能PCS模块，提供PWS1-5000K-H逆变升压一体舱解决方案，支持24支路电池系统，并以此适配20尺集装箱5MWh电池方案，组成单套5MW/10MWh储能系统单元。每个PCS模块交流侧并联接入至升压变低压侧，直流侧独立接入电池簇(215*24)，分簇管理，分簇控制。 为了适应工商业储能的发展，多数逆变器企业也推出了工商业储能PCS/储能系统新品，例如： 工商业储能一体机 上能（1.5MW/3MWh）、科华、易事特、禾迈、固德威、科士达、汇川、昱能等均涉及工商业储能一体机系统产品。 碳化硅工商业储能PCS 2023年8月，盛弘发布新一代工商业模块化储能变流器——PWS1-125M，可向下兼容125-100kW功率需求，适配不同安时的电池系统，直流侧电压范围600-1000V，兼容风、液冷单簇电池系统。 工商业独立PCS模块/储能逆变器 如锦浪针对工商业储能推出了储能逆变器/独立PCS模块等产品，可匹配中小工商业和大型工商业储能等多种需求：中小工商业储能，将推出50kW以内的储能逆变器，针对大型工商业储能也推出了模块级储能PCS产品，100kW模块级储能PCS产品。 阳光电源 上半年储能系统发货5GWh 2023年上半年，阳光电源的储能系统业务销售收入达85.22亿元，同比增长257.26%，在总营收286.22亿元中占比为29.78%，已经成为公司的第二大业务；毛利率30.66%，同比增长12.29%，略高于公司整体毛利率。 从出货量上看，阳光电源上半年储能系统发货5GWh，同比增长152%。其中海外占比在80%（3GWh）以上，美国、欧洲、亚太及澳洲是其最主要的市场，同时在中东市场的开拓也正持续增强。 储能产品方面，主要包括：大储产品PowerTitan1.0、PowerTitan2.0；工商业储能系统PowerStack；户用储能电池；以及储能变流器等。 科华数据 投运多个200MWh以上储能项目 2023年上半年，科华数据的储能业务营收为11.095亿元，在总营收中占比32.66%（新能源行业收入为15.85亿元，储能业务收入在新能源中占比70%），储能在国内和海外都取得了较好的发展。 国内储能业务，以储能系统整体为出发点，为客户提供满足全场景应用需求的储能系统整体解决方案。海外储能业务方面，主要以储能变流器、光储一体化产品及储能系统销售为主，在美国、法国、波兰、印度、越南、巴西等30多个国家设有营销和服务团队。 2023年，多个科华数据提供储能系统解决方案的大型储能项目投运，如：贵州紫云200MW/400MWh共享储能项目；淮北皖能103MW/206MWh储能电站；宁夏侯桥200MW/400MWh共享储能项目。 储能产品方面，主要包括：大储系统S³液冷储能系统，工商业储能系统S³-EStore一体式智能液冷储能系统，户用储能系统iStoragE系列户用光储一体机，以及储能变流器等。 上能电气 2023年上半年储能业务收入较去年同期上涨2048.16% 2023年上半年，上能电气储能双向变流器及系统集成产品营收为8.17亿元，储能营收较去年同期增长了2048.16%，在总营收中占比37.55%，仅次于光伏逆变器59.83%的营收占比。储能板块，已经成长为上能电气的主要业务板块之一。与此同时，储能双向变流器及系统集成产品毛利率11.82%，比去年同期下降16.91%，较低于光伏逆变器毛利率19.84%的水平。 2023年上半年，上能电气募集的资金主要用来投建5GW储能变流器及储能系统集成建设项目，计划建设5GW储能变流器、1GWh储能集成系统（储能电池PACK自产）、2GWh储能集成系统（储能电池PACK外购）的新产能。 2023年5月，上能电气再次发布25.5亿元规模的定增计划，扣除发行费用后用于年产25GW组串式光伏逆变器生产线建设项目，年产10GW储能变流器（其中5GW用于储能系统集成）、10GWh储能系统集成及20万台光储一体机建设项目以及补充流动资金。 盛弘股份 针对工商业及电网侧的储能市场 优化模块化储能变流器设计 2023年上半年，盛弘储能国内工商业PCS出货规模达300MW，市占率约20%。新能源电能变换设备主要包括储能变流器、储能系统电气集成、光储一体机，实现销售收入3.88亿元，同比增长380.73%，销售占比为35.24%。毛利率为35.64%，同比下降9.26%。 储能产品方面，主要包括：储能变流器、储能系统电气集成、逆变升压一体舱、光储一体机、直流变换器、储能一体柜等。 针对工商业及电网侧的储能市场，盛弘股份进一步优化创新模块化储能变流器设计，将储能系统中所有电气的设计和设备全部集成到一个集装箱之内，便于客户购买的电池系统直接连接使用。 2023年8月，盛弘发布新一代工商业模块化储能变流器——PWS1-125M，可向下兼容125-100kW功率需求，适配不同安时的电池系统，直流侧电压范围600-1000V，兼容风、液冷单簇电池系统；匹配大型储能电站，正式推出PWS1-215M-H储能变流器。 2023年上半年，盛弘拟发行不超过人民币40,200万元的可转换公司债券，用于公司的全资子公司“苏州盛弘技术有限公司年产5GW储能设备建设项目”，以解决公司缺乏储能设备独立生产线的问题。 固德威 户用储能逆变器销售势头放缓 固德威及子公司主要从事光伏逆变器、电池、户用系统的研发、生产、销售。2023年上半年，公司逆变器及储能电池销量较上一年度均有较大幅度的增长。其中，储能逆变器销量约为11.94万台，在逆变器销售总量中，占比约28.47%。储能电池销量约为240.38MWh。 受欧洲经销商库存水平高、海外休假等因素影响，户用储能逆变器的势头同比去年有所放缓。目前，固德威的地面储能产品的研发正在积极推进中，预计明年将推出相关地面储能一体机产品。 另外，固德威25亿元定增计划于2月获批，将建设年产20GW并网逆变器及2.7GWH储能电池生产基地建设项目，年产20GW并网、储能逆变器及1.8GWH储能电池生产基地建设项目等。 易事特 储能业务营收较去年同期增长1234.19% 2023年上半年，易事特储能板块迎来显著增长，上半年储能板块营业收入2.66亿元，比上年同期增长1234.19%，营收比重由0.78%提升至10.12%，毛利率上升到28.57%。 储能业务营收增长的主要原因有两个方面，一是公司基于UPS技术赋能PCS产品，PCS单体销售的占比提高，拉升了整体的毛利率；二是由于公司前期预先进行防御性采购策略，锁定了一批电池的价格，今年电池价格上涨给公司带来了更大的利润空间。 储能产品方面，主要包括风冷、液冷型1500VIntelLi全系列化（160KW、630KW、1MW、1.25MW、2.5MW）组串式储能系统、1500V集中式储能系统；浸没式液冷储能系统（215KWh、430KWh、3MWh、6MWh）；1000VMeta系列储能一体机（113KWh、170KWh、213KWh、215KWh）等。 科士达 将工商业储能作为公司未来的核心业务之一 2023年上半年，科士达新能源光伏及储能业务实现营业收入14.96亿元，同比增长290.96%，毛利率提升至27.88%，业务呈现出高增长性。其中，储能业务占比高于光伏业务。 另外，科士达和宁德时代的合资公司（科士达持股80%），宁德时代科士达科技有限公司，2023年上半年营业收入9.78亿元，对科士达的储能业务贡献了较大的营收份额。 储能产品方面，包括户用储能变流器、工商业模块化储能变流器、大型集中式储能变流器、户用储能一体机系统、工商业储能一体机系统、第二代储能系统能量管理及监控平台、光储充系统等。 2023年7月1日，科士达发布公告，拟向特定对象发行A股股票，募集资金不超过23.7亿元，用于光伏逆变器、储能变流器生产基地建设项目、光储系统集成产品生产基地建设项目、电池模组生产基地（二期）建设项目、福州研发中心建设项目及补充流动资金。 禾迈股份

近期，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，提出研究推进绿证与全国碳排放权交易机制的衔接协调。这是我国继提出研究在碳排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性后，首次明确了以绿证进行市场衔接。今年3月开始，天津、北京、上海碳市场陆续允许绿色电力按零排放进行核算。不同的是，天津绿电和绿证都在抵扣范围内、北京仅允许绿电抵扣、上海的抵扣范围为省间绿电交易。当前，地方碳市场抵扣规则的不同有本地化需求的考量，在《通知》明确提出绿证全覆盖以及绿证作为可再生能源电力生产消费的唯一凭证后，有待进一步完善绿证与碳市场衔接的相关机制设计。 绿证与碳市场衔接模式 这种模式，以电力用户购买的绿证作为依据，通过绿证对应的电量折算进行碳排放量抵扣。可用于抵扣的绿证包括参与绿电交易获得的绿证（证电合一模式）、也包括直接参与绿证交易单独购买的绿证（证电分离模式）。 绿证与碳市场衔接的内在机理：先将绿证作为绿色电力环境外部性价值的唯一凭证，再将这部分价值通过解决碳排放外部性的经济手段（即碳市场）予以兑现。绿证抵扣碳排放制度，一方面能够激励市场主体购买绿证，为绿色电力的环境外部性付费，从而为绿色电力的可持续发展提供资金支持；另一方面，这部分碳减排成本又将在碳市场中进一步传导至其他控排主体，即真正为环境付费的是那些没有购买绿色电力或者高排放的主体，从而实现“谁排放、谁付费”的目的。 绿证衔接的模式在业内引发过一些质疑，其中最主要的是绿证的额外性问题。部分学者研究指出，由于市场中的绿证供应量远大于碳市场中的绿证需求，存量绿证的存在将会稀释新增绿证的消费需求，绿证抵扣模式无法实际促进可再生能源替代高碳机组进行增量发电，不存在碳减排方面的额外性。同时，绿证已经能为新能源机组提供必要补偿，也不存在经济上的额外性。这两点与碳抵消机制的出发点存在相悖之处。 对于上述问题，其本质在于绿证与碳市场衔接的理论基础与CCER等碳减排信用产品的碳抵消机制是否相同。从抵扣机理看，前者是在电力间接碳排放的核算规则上进行优化，即统一的排放因子不尽合理，绿色电力的排放因子应该为零；而后者是一种补充激励机制，抵扣范围不区分直接排放或间接排放。因此，绿证抵扣与碳抵消机制本质存在不同，额外性不应成为绿证抵扣的必要条件。此外，若一定要考虑额外性问题，对于减排额外性，可通过限制用于抵扣的绿证范围来实现，例如《通知》中已明确通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证；对于经济额外性，绿证抵扣模式只改变了为环境付费的主体，现阶段并不改变其经济额外性。因此，推动绿证与碳市场衔接能够有效发挥绿色电力消费与碳市场在推动能源低碳转型中的协同作用。 未来需要关注的问题 抵扣标准的问题 目前，已允许绿色电力消费抵扣碳排放的地方碳市场中普遍采取了直接扣减电量模式，相当于按主体所在碳市场的排放因子计算减排量，在允许异地绿证抵扣的情况下，可能与绿证标识的减排量存在差异，从而引起一定的争议，存在如何设置抵扣标准的问题。 绿证抵扣碳排放量的标准设置与政策目标导向密切相关。若仅从激励绿电消费，提升绿证交易总量的角度出发，可按照统一的排放因子（如主体所在碳市场采用的排放因子）进行折算；若考虑绿证的区域性差异，进一步引导高排放地区的新能源发展，则可采取差异化的排放因子，向可再生能源占比较低地区的绿证抵扣进行一定倾斜。 环境权益多方主张问题 随着未来消纳权重落实到电力用户，绿证既可以用于可再生能源电力消纳责任履约，也能用于碳排放量抵扣，而这将产生是否允许已用于履约的绿证再次在碳市场中兑现权益的问题。 就上述两个政策体系而言，是否允许绿证反映的环境权益两次兑现主要与二者在推动电源结构转型中的定位有关。允许两次兑现，意味着促进可再生能源发展目标的政策工具是消纳保障机制，碳市场是减排成本疏导的载体。这种情况下，绿证在两个政策体系中的功能不同。前者代表强制性责任，后者反映减排补偿，无论强制绿证或自愿绿证均可通过碳市场进行权益兑现。不允许两次兑现，意味着消纳保障机制和碳排放权交易机制均是促进可再生能源发展目标的政策工具。这种情况下，碳市场具备了可再生能源消纳保障的补充机制属性，以激励自愿绿证消费的方式促进可再生能源发展。此时，同一绿证反映的环境权益不应再重复使用，需要通过溯源追踪认证相关技术支撑确保同一绿色电力产品环境权益的唯一性。 可抵扣的绿证范围问题 《通知》明确提出绿证核发范围，包括风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电等可再生能源发电项目。其中，存量常规水电不核发可交易绿证，2023年以后新投产的市场化常规水电可核发可交易绿证。由于市场中存在多种绿证，在推动绿证与碳市场衔接的工作中，有必要明确可以抵扣的绿证范围。 综上，推动绿证在碳市场中予以抵扣，本质是将相关市场主体付出的减排成本在碳市场中进行传导。对于可交易绿证而言，无论产生绿证的电源类型是什么，市场主体均付出了额外的环境成本，因此应允许该类型绿证的成本予以传导；对于无偿核发的绿证而言，市场主体并未付出减排成本，因此也不满足抵扣的基本条件。 相关建议 一是完善碳市场核算规则，加强绿证抵扣的相关标准制度体系建设。推动纳入用电行业的碳市场完善配额分配及排放核算规则，基于“谁排放、谁付费”原则，将绿证作为绿色电力环境外部性的凭证，以绿证抵扣方式与碳市场进行衔接。加强与绿证抵扣相关的标准制度体系建设，优化碳排放因子测算方法、明确绿证抵扣范围与抵扣方法，做好与碳排放“双控”政策转型的衔接。 二是推动可再生能源消纳责任权重落实到电力用户，以绿证作为唯一履约凭证并明确其使用范围。进一步推动各地区将可再生能源消纳责任权重指标落实到电力用户等主体，以绿证作为履约的唯一凭证。统筹考虑政策工具与政策目标的匹配性、政策执行成本等要素，可酌情考虑允许同一绿证作为完成消纳责任权重和抵扣碳排放量的凭证，满足市场主体就其绿色用电的环境权益进行多方主张的相关需求，并做好绿证溯源、流通、确权等环节的技术支撑。 三是扩大新能源市场化交易规模，不断完善绿证价格的独立形成机制。继续推动新能源参与电力市场交易，提高绿电绿证交易积极性，通过在绿电交易中剥离绿证价格、单独开展绿证交易等方式，适度结合碳市场建设情况，不断完善绿证价格形成机制，逐步建立起独立的绿证定价机制。条件成熟时，允许绿证多次交易。

今年以来，中核集团、华电集团、南网、国家能源集团等大型能源集团相继启动液冷储能系统招标项目，其中6月华电集团完成5GWh磷酸铁锂储能系统集采，其中液冷系统集采规模占比60%达3GWh。 液冷储能备案项目也开始上量，今年6-8月，仅广东、浙江两省采用液冷技术方案的储能备案项目超30个，总规模超9.6GWh，涉及总投资金额超1300亿元。 阳光电源、比亚迪、宁德时代、科华数能、海博思创、中车株洲所、易事特、远景能源、亿纬锂能、采日能源、天合储能等数十家储能系统厂商已跟进液冷趋势，发布液冷储能产品。 随着液冷与风冷成本的进一步缩小，投资商、储能系统系统集成商逐渐偏向选用安全系数更高的液冷系统。随着越来越多储能厂商进场以及应用项目的落地，液冷正在加速成为储能系统主流温控技术。 01 什么是液冷储能？ 1.温控是储能系统重要环节 电化学储能电站的运行需要一个稳定的温度。温度过高或过低，都将影响储能电站的运行效率和使用寿命。尤其在温度过高的情况下，还可能引发电芯的着火、爆炸，给储能电站带来安全威胁。 由于电化学电池的热特性，控温成为电化学储能产业链关键一环。温控就是指通过加热或冷却技术对电池的温度进行有效控制和调节的过程。温控系统与电池管理系统配合，对锂电池进行恒温控制，使其维持在安全的参数范围内，避免电池进入热失控状态。 从产业链价值量拆分来看，储能系统中电池成本占比约55%，PCS占比约20%，BMS和EMS合计占比约11%，热管理成本根据所选温控技术方案的不同，成本在2-4%之间。虽然温控价值量占比不高，但温控设备将储能电池设备温度保持在合理区间，是保障储能系统安全性和工作寿命的关键设备。 2.液冷温控技术正在加速渗透 目前电池温控技术有风冷、液冷、热管冷却、相变冷却等，其中热管和相变冷却技术尚未成熟，风冷和液冷是目前主流温控技术路线。 从温控技术路线来看，储能温控以风冷为主，液冷正在加速渗透。目前储能温控系统正处于风冷与液冷两种技术方案并存的发展阶段。 风冷系统主要由压缩机空调系统和机柜内的气流遏制风道设计构成，系统简洁、成熟。液冷系统由冷机、管路、(电池Pack内的)液冷板、以及液冷工质构成。 性能优秀的液冷系统可实现更小的电芯间温差从而延长电池寿命，也有助于储能系统空间紧凑等优势，因此液冷系统的渗透率在逐年提升。随着实际使用经验的丰富，储能系统集成商和终端业主对液冷系统的多链条复杂性和长周期可靠运维的挑战认识愈加清晰，将进一步促进液冷系统完善配置、优化产业链分工配合，以更好匹配储能热管理的长寿命、高可靠等应用场景特点。 3.液冷技术路线 根据导热方式，主流液冷技术路线有冷板式液冷、浸没式液冷和喷淋式液冷。近两年来，浸没式液冷技术方案在储能领域的应用备受关注。浸没式液冷储能，就是在储能系统中，将储能电芯直接浸没于冷却液中，使电芯与空气、水分等完全隔离，以达到控制储能电池系统运行温度、实现热管理的目的。 易事特、南瑞继保、楚能新能源、科创储能、昆宇电源等多个公司相继推出了浸没式液冷储能系统。今年3月，南网广东梅州宝湖浸没式液冷储能电站投运（项目总规模70MW/140MWh，其中全浸没液冷储能系统15MW/30MWh），这是全球首个沉浸式液冷储能电站，南网储能首次将电池直接浸泡在舱内的冷却液中，实现对电池的直接、快速、充分冷却和降温，以确保电池在最佳温度范围内运行。4月，南瑞继保发布浸没式液冷储能一体柜，将电芯全时浸没在冷却液中，解决电芯温度管理的难题。 浸没式液冷系统，从设计结构来看，有单相浸没式、双相浸没式两种设计结构。 单相浸没式液冷，将电池浸没在装有冷却介质的密封槽中，冷却介质经过发热设备后利用升温显热交换热量，过程中不发生形态变化，升温后的液体在泵的作用下流入冷却器降温并回流至冷却介质槽，继续散热循环。 两相浸没式液冷，让液体在冷却介质槽内与热源接触，在循环散热的过程中不断经历气态至液态的转化。 对比而言，单相浸没式结构设计更简单，两相浸没式冷却效果更好。单相浸没式液冷系统结构设计更为简单，冷却工质（氟化液）更易操作、维护。而两相浸没式液冷系统尽管因其沸腾传热特性，可以达到更大的传热系数和更高的散热极限，冷却效果更好，但设计难度较高，且成本也较高，系统研发却相对缓慢。 02 液冷温控核心企业 国内储能温控解决方案提供商目前主要可分为三类：一是工业制冷设备厂商拓展至储能行业，比如同飞股份、高澜股份等；二是数据中心温控厂商，如英维克；三是传统空调、压缩机、汽车热管理转型，如申菱环境、朗进科技、奥特佳、松芝股份、银轮股份等。 英维克是最早涉足电化学储能系统温控的厂商，长年在国内储能温控行业处于领导地位，也是众多 国内外储能系统提供商的主力温控产品供应商。高澜股份是电网特高压直流水冷龙头，市场份额居前，具备良好的产品、服务口碑和渠道基础，有望在电网侧储能项目中获得更好的市场份额。 同飞股份是工业温控设备厂商，设备应用领域在原有的数控机床、激光行业、电力电子装置等产业的基础上，逐步向储能、半导体制造、氢能等领域拓展，并作为公司未来战略性发展领域。朗进科技，截至2023上半年，公司已获许继电气、山东电工、国轩高科、沃太能源、阳光电源、林洋能源、采日能源、天合光能等储能装备温控产品的供应商资质；完成 10 余个百兆瓦级新能源基地及国内重大示范储能电站项目液冷和风冷温控产品配套，累计出货2GWh。 电源侧、电网侧、用户侧不同应用场景对储能系统的要求存在较大差异，不同储能系统集成商的技术方案也有差别，因此储能温控系统定制化程度较高，储能温控厂商的核心竞争力在于整体系统的设计与集成能力，与下游电池或集成商客户之间存在较强的粘性。另一方面，储能系统集成商也更加倾向于那些已形成长期合作关系、产品可靠性得到实际项目验证的温控厂商。起步早、项目经验丰富的头部厂商具有较强的先发优势。 温控厂商正在纵向深耕温控领域，同时向储能产业链其他环节横向拓展，进一步打开盈利空间。比如高澜股份斥资10亿元投资“高澜全场景热管理研发与储能高端制造项目”，项目建成后主要生产经营全场景热管理研发与储能电池Pack系统等全链条方面的研发、生产及销售；朗进科技已推出搭载宁德时代电芯的液冷工商业储能一体柜产品。 03 液冷储能系统集成厂商 国内储能市场“狂飙”，液冷与风冷成本进一步缩小，投资商、系统集成商也逐渐偏向选用安全系数更高的液冷系统。随着越来越多集成商进场以及应用项目的落地，液冷储能系统正在快速成为市场的主流技术路线。 今年以来，中核集团、华电集团、南网、国家能源集团等大型能源集团相继启动液冷储能系统招标项目，其中核集团旗下中核汇能完成5.5GWh储能系统集采，其中液冷系统规模占比33%达1.8GWh；华电集团完成5GWh磷酸铁锂储能系统集采，其中液冷系统集采规模占60%达3GWh。 液冷储能备案项目也开始上量。据能源电力说不完全统计，今年6-8月，仅广东、浙江两省采用液冷技术方案的储能备案项目超30个，总规模超9.6GWh，涉及总投资金额超1300亿元；技术路线涵盖磷酸铁锂、铅碳电池、钠离子电池等；项目应用场景包含独立储能、用户侧储能、电源侧储能、光储/光储充一体化项目。28个液冷储能系统项目共1.8GW/7.5GWh拟在今年开工。 在多种液冷电化学储能技术路线中，值得关注的除了磷酸铁锂，还有液冷铅碳电池系统，在今年6-8月广东、浙江两省备案液冷储能项目中，液冷液冷铅碳电池系统项目14个，总规模达2.1GW/9.1GWh，其中液冷铅碳电池系统由太湖能谷提供。 各大储能系统厂商纷纷推出液冷产品。阳光电源、比亚迪、宁德时代、科华数能、海博思创、中车株洲所、易事特、远景能源、亿纬锂能、采日能源、天合储能等数十家厂商已跟进液冷趋势，发布液冷温控方案储能产品，产品涵盖了大储、工商业等应用场景。 未来随着新能源电站、离网储能等更大电池容量、更高系统功率密度的储能电站需求起步，储能系统能量密度与发热量更大，对安全性和寿命的要求更高，将推动行业更多转向采用液冷方案。大型能源集团、大型系统集成商的龙头示范效应，也将驱动液冷技术在储能产业的加速渗

随着深秋的到来和气温的逐渐降低，欧洲正加速推动节能方面的法律制定，力求实现气候目标，构建一个更环保、更可持续的未来。 9月21日，德国国会下议院通过了《能源效率法案》，该法案计划到2030年在2008年的基础上减少26.5%的能源消耗，强制要求所有经济部门节约能源。此举旨在帮助应对气候变化和抑制进口化石燃料的使用。 由于担心俄罗斯天然气供应持续低迷可能导致能源短缺，早在去年，德国政府便在节能方面下功夫，推出了一系列初步节能措施，其中包括禁止为私人游泳池供暖和鼓励人们在家办公。 德国能源效率倡议组织（German Energy Efficiency Initiative）发言人表示，该法案将迫使企业制定节能计划，但不会制定具有约束力的措施。该组织还认为，法案是否符合欧盟的规定，是否足以让德国实现其2030年的气候目标，令人怀疑。 根据联邦环境署的数据，2022年，德国的能源消耗达到了1990年以来的最低点，但却仍旧未能实现2020年比2008年减少20%的目标。 今年4月，德国联邦内阁通过《能源效率法案》，履行欧盟能源效率指令的授权，要求到2030年实现11.7%的能源节约目标，即每年约1.5%，即到2030年，最终能源消耗将比2008年减少550兆瓦时以上；届时，联邦政府每年将节能45兆瓦时，联邦州每年节能5兆瓦时，公共部门将被期望每年减少2%的能源消耗。 据德国环境署的数据，德国在2021年消耗了2407兆瓦时的能源。该法案要求所有年耗能超过15吉瓦时的公司引入能源和环境管理系统，并制定具体、经济的能效措施。 与此同时，数据中心运营商被要求必须满足能源效率标准，更多地利用可再生能源产生的电力。公司有义务避免生产过程中产生废热，如果无法避免，则利用废热。 但迫于种种压力，9月21日通过的法案与4月的原始草案相比有所缩水，取消了工业公司的目标和2030年以后的消耗量。 不仅仅是德国，整个欧盟早已开始了其节能大动作。 2023年7月 25日，欧盟批准了有关能源效率的新规则，与 2020 年的能源消耗预测相比，到2030 年，欧盟的最终能源消耗至少减少11.7%。根据修订后的指令，欧盟国家将被要求在2024年至2030年期间实现年均节能率1.49%。 当地时间9月20日，欧盟委员会发布新的能源效率指令，该指令将于20天后生效。指令包括，到2030年将欧盟最终能源消耗减少11.7%，提高能源效率并进一步减少对化石燃料的依赖等。 新指令引入了一系列措施，以帮助提高能源效率，包括在能源和非能源政策中采用“能源效率第一”原则。 与之前的指令相比，最新能源效率指令更改以下内容： 制定具有欧盟法律约束力的目标，到2030年将欧盟的最终能源消耗减少11.7%（相对于2020年的参考情景）。这包括要求每个成员国根据反映国情的客观标准确定其指示性国家贡献。如果国家贡献加起来没有达到欧盟的总体目标，欧盟委员会将启用雄心差距机制。 将年节能从0.8%（目前）提高到1.3%（2024-2025年），然后是1.5%（2026-2027年），从2028年开始是1.9%。这相当于 2024-2030 年期间新年度平均节省1.49%。 要求成员国在其节能措施范围内优先考虑弱势客户和社会住房。 为整个公共部门引入每年减少1.9%的能源消耗目标。 将每年3%的建筑物翻新义务扩大到各级公共行政部门。 根据能源消耗引入不同的方法，让企业拥有能源管理系统或进行能源审计。 引入监测数据中心能源绩效的新义务，建立欧盟级数据库，收集和发布数据。 在较大的城市推广本地供暖和制冷计划。 在供热或供冷方面逐步增加有效率的能源消费，也包括区域供热。 节约能源、提高能源效率可以降低能源供应短缺的风险。能源消耗降低有利于减少欧盟对化石燃料的依赖。据了解，能源效率指令等节能措施，可以在短期内帮助欧盟分别减少约130 亿立方米和约1600万吨石油当量的天然气和石油需求。 欧盟能源专员Kadri Simson认为：“能源效率是实现欧盟经济全面脱碳的关键。……更强有力的欧盟能效框架能够帮助我们实现2030年能源和气候目标。它还是提升竞争力、加强供应安全的重要驱动。”

新华社消息，当地时间9月24日，法国总统马克龙宣布了一项能源转型计划，并表示法国将在2024年的预算中额外投入70亿欧元，以加快法国气候目标进程。 马克龙表示，为完成为时7年的能源转型计划，法国政府主要提出两项措施：减少对煤炭、石油和天然气等化石燃料的依赖，增加对电动汽车的使用。 为促进生态转型和实现减排目标，法国将在2027年之前关停并改造最后两座燃煤发电厂。 9月26日，法国环境部长克里斯多夫·贝库表示，“对抗气候变化首先和最重要的是停止使用化石燃料，因此我们不应该再使用燃料加热器和更少的燃气加热器。”法国希望用热泵替换住宅燃料和燃气加热器，并建立相关设备制造产业，以减少温室气体排放。 与1990年相比，法国的目标是到2030年减少55%的净温室气体排放。 贝库表示，法国政府希望快速发展国家热泵行业，以便法国具备每年生产100万台设备的能力，而不是依靠进口波兰或中国制造的设备。 被问及到2030年法国如何替换全国估计的3000万套加热系统时，贝库表示，如果政府能够成功替换近300万套燃料加热器和法国约1100万套燃气加热器的一半，那么到2030年将会按计划减排55%。 “与其他国家一样，我们本可以完全禁止燃气锅炉，但由于我们是燃气锅炉的大生产国，我们决定坚持激励政策，”马克龙表示，并补充说该计划将为热泵行业提供财政支持，以期到2027年将法国的热泵产量增加两倍。 贝库表示，热泵的补贴将会增加，对低收入家庭来说，购买热泵的净成本将与购买燃气加热器相似。 马克龙还宣布，法国政府将推动减少对化石燃料的依赖，并通过国家补贴等措施促进电动汽车的普及度。并表示，到2027年，法国将生产至少100万辆电动汽车。 根据计划，法国将在2030年把化石燃料的发电量占比从60%降至40%，同时通过在国内生产汽车和电池来促进电动汽车的使用。 马克龙表示，政府计划在11月推出一项国家补贴机制，允许中等收入家庭以每月约100欧元（约合774元人民币）的价格租赁欧洲制造的电动汽车。 近期，法国在电动汽车领域动作频频。欧盟9月13日宣布对中国电动汽车发起的反补贴调查，对此，一众德媒认为法国是欧盟此项决定的“发起者”和获益者，德国经济部长哈贝克也称法德在此问题上存在分歧，因为法国车在中国市场的销量远低于德国。 9月19日，法国政府公布了一项将于2024年1月实施的针对电动汽车的补贴激励措施。调整后的补贴规则将根据使用材料、电池类型、产地等因素对每款电动汽车进行“碳足迹”评分，符合获得“生态奖金”条件的车辆名单将于12月中旬公布。 能源转型兜兜转转 作为一个核电大国，核电约占法国总发电量的70%。2021年，法国核电站发电量高达3610亿千瓦时，占年发电量的68%，是全球核电份额最高的国家。法国有56座可操作的核反应堆，总产能达61吉瓦，仅次于美国的95吉瓦。 近年来，为应对气候变化、优化能源结构、实现能源转型，法国开始逐步增加可再生能源使用占比。法国可再生能源协会主席让·路易·巴尔在联合国教科文组织召开的第20届可再生能源研讨会上表示，法国在可再生能源的发展和创新方面具有较强技术，可再生能源已成为法国、欧洲乃至全世界能源转型的驱动因素。 但不久后，法国能源转型迎来了两级反转。 2022年2月，在俄乌冲突升级的背景之下，法国国民议会通过了《加速核能发展法案》，完成了重振核电的重要立法工作。根据这一法案，法国将取消2015年设定的“到2035年法国核电占比不超过50%的上限”。 法国总统马克龙宣布大规模重振核电计划，将新建6座压水反应堆，并启动另外8座核反应堆的可行性研究。马克龙还宣布，如果所有运营超过50年的核反应堆可以延长寿命，希望尽一切努力避免其关闭。 尽管存在反对声音，但法国《费加罗报》发布的民调结果显示，冲突导致的欧洲能源危机使法国民众对核电的支持度提高，对核电持正面看法的受访者占60%，比3年前增加了26%。在欧洲大幅减少从俄罗斯进口天然气之际，法国的核电和电力出口对欧洲变得更加重要。 根据法国输电网公司公布的2022年数据，核能发电量占当年总发电量的63%，同期燃煤发电量的比重仅为0.6%。 但欧盟“Fit for 55”减排计划仍在持续推进，法国需要在2030年前将温室气体排放量相较于1990年至少降低55%。关停最后两座燃煤发电厂是法国实现减排目标的必然之举。

9月22日，清华大学碳中和研究院、环境学院联合腾讯SSV碳中和实验室发布了《2023全球碳中和年度进展报告》。报告从“目标-政策一行动-成效”的视角，系统评价了全球197个国家在碳中和承诺、低碳技术、气候投融资、国际气候合作等方面的进程。 碳中和进展 碳中和进展指标反映的是各国碳排放强度达峰后至2019年的年均下降水平与其碳中和目标的匹配情况。 报告显示，在世界前20大经济体中，仅英国、中国、德国和美国等4个国家的降碳进度过半。 世界前20大经济体减碳成效情况 特别是中国，从图表中可以看出，自1990年以来，我国的碳排放强度下降速度明显快于其他国家，碳中和工作成绩斐然。 据生态环境部数据，2020年，我国单位GDP二氧化碳排放较2005年降低约48.4%，超额完成第一阶段国家自主贡献承诺。在此基础上，“十四五”前两年，我国二氧化碳排放强度进一步下降，节能降碳成效显著。 新时代十年来，我国以年均3%的能源消费增速支撑了年均超过6%的经济增长，碳排放强度累计下降超过35%，扭转了二氧化碳排放快速增长的态势。 此外，在碳中和进度方面，不到1/3的国家实现了超过一半的降碳进度。仅24.8%的发展中国家碳减排进度过半，包括亚美尼亚、赤道几内亚、阿塞拜疆和格鲁吉亚等国，在2019年其降碳进度均超过80%。但同时，40.7%的发展中国家降碳进度未超过20%，这些国家急需国际的帮助和援助以实现其减排和转型目标。 在发达国家中，56.6%的国家碳降排进度过半，所有发达国家的降碳进度都超过了20%。六个国家，包括马耳他、爱沙尼亚、斯洛伐克、爱尔兰、波兰和丹麦等国，其降碳进度超过了70%。 碳中和技术进展 01 发展目标 实现气候目标需要全社会经济体的系统性变革。由于碳中和技术的定义既系统又复杂，报告选取了可再生能源发电、电动汽车、节能、碳捕获与封存技术(CCUS)、生物燃料、可再生氢和碳汇开发作为统计指标。 图表显示，已明确提出碳中和技术发展战略目标的国家占全球较大的GDP、人口和碳排放比例，特别是在可再生能源发电技术、电动汽车和节能技术方面。 报告进一步指出，提出战略目标的国家在可再生能源发电、电动车技术和可再生氢技术的覆盖比例均超过一半，表明这些技术对全球大多数主要国家都具有战略发展意义。然而，生物燃料、节能技术和CCUS技术的战略目标相对较少。其中，生物燃料主要在具有丰富生物质资源的国家中得到重视。节能技术的定义因能效的相对指标而有所不同，而CCUS技术因其高成本和不明确的商业模式，各国对其制定的战略目标相对谨慎。 从碳中和技术的目标来看，发展中国家和发达国家的偏好存在差异。许多发展中国家依靠本地资源优势，主要提出碳汇开发和生物燃料的目标。这些国家占全球近一半的人口，但GDP只占全球的30%，主要是相对欠发达的国家。相反，发达国家主要依赖技术优势，倾向于发展科技依赖型技术，如可再生能源发电技术、电动汽车和可再生氢。这些国家的GDP比重明显高于人口比重，主要是发达国家。 02 政策支持 碳中和技术的政策支持方面。激励性政策主要包括补贴、税收优惠、绿色金融手段以及试点/合作项目的部署；而电动汽车和可再生氢技术则配备了相应的配套措施。 可再生能源发电政策的覆盖范围最广，超过一半的国家都提出了支持政策，近30个国家已宣布化石燃料禁令政策，主要集中在2030年及以后。 电动汽车、节能和碳汇开发技术也得到了广泛的政策支持。然而，可再生氢、生物燃料和CCUS等技术只在少数国家得到了强有力的政策推动。 发达国家普遍比发展中国家更重视技术支持，但中国在各个技术领域都实施了支持政策，表现出色。各国在技术选择和政策模式上存在差异。例如，美国、中国和加拿大等大国在所有技术领域都实施了支持政策。欧洲发达国家更倾向于推进交通领域的技术发展，重点支持电动汽车、可再生氢和生物燃料。 在政策模式上，中国和美国同时重视强制性和激励性政策，而欧洲国家更倾向于通过激励性政策推动技术发展。 不同技术类别存在政策推动模式的差异。例如，可再生能源发电技术和电动汽车技术主要通过税收减免、补贴和投资等绿色金融政策手段来推进发展，也有少数国家采用强制性政策或配套措施来促进技术推广。 节能技术和生物燃料技术更倾向于使用强制命令型政策来推动技术发展。CCUS技术、可再生氢技术和碳汇开发技术主要依靠推进试点项目来激励技术发展，并辅以相应的标准、财政补助和配套设施。 03 产业进展 关于成熟碳中和技术的部署，发展中国家和发达国家展现出相似的进展情况。 发展中国家的可再生能源装机容量占全球的60%，其中光伏和水电分别占全球的55%和65%。 然而在电动汽车技术方面，尽管发展中国家的电动汽车数量占全球总量的大比例（纯电动乘用车57%，插电式混合电动车34%），但值得注意的是，这主要是由于中国的巨大贡献。超过95%的电动汽车来自中国，这意味着其他发展中国家在电动汽车技术的部署方面仍然落后。 尽管如此，对于依赖资源的技术，如生物燃料和碳汇技术，发展中国家因其广阔的土地和丰富的自然资源具有巨大的潜力。他们的生物柴油产量和森林碳汇储量是发达国家的三倍。 报告中的图4-2和图4-3分别展示了可再生能源发电占比和电动汽车销量的渗透率，从而突显了各国在历史发展趋势和目标值之间的差距。 报告显示，部署渗透率较高的国家，如哥斯达黎加、奥地利和新西兰等，都提出了到2030年可再生能源发电占比达到100%的目标。 然而，一些国家如新西兰和爱尔兰与他们设定的2030年的目标相比，仍有相当大的差距。 在电动汽车方面，销量渗透率较高的国家，尤其是北欧国家如挪威、冰岛、瑞典、丹麦和芬兰，他们在2021年的电动汽车销量已突破25%，并且这些国家都设定了100%电动汽车销售的目标。 中国的电动车销量占比也表现出色，2021年已突破15%，且距离其2025年电动小客车销量占比20%的目标最接近，有望提前实现。 然而，报告也指出，一些国家如意大利、西班牙、希腊、加拿大、韩国和美国在电动汽车销量上的增长趋势不是很明显，且与他们设定的销量目标仍有较大的差距。 能源转型 此外，报告还发现：全球能源转型取得一定成效,但对于各国而言仍是巨大挑战,其中发展中国家面临能源公正转型的巨大需求，全球只有不到1/4的国家的非化石能源供应占比超过50%。仍有87个国家的化石能源供应占比超过80%，其中73个(84%)是发展中国家，这些发展中国家2021年的总体经济增速超过了11%。 全球需要采取行动支持这些发展中国家的绿色低碳能源发展，确保其实现经济增长、能源供应、环境治理、气候行动等多维度发展目标。 总体来看，提出碳中和承诺已成为全球趋势，全球已有151个国家提出碳中和目标,覆盖94%的GDP、86%的人口，91%的碳排放量。各国纷纷出台碳中和承诺,但许多国家的承诺力度难以满足人均历史责任等公平原则下2°C/1.5°C目标的减排需求。 全球碳中和目标落实、技术创新、投融资和国际合作均存在差距，加速碳中和进程需要“行胜于言”，在目标支撑、资金投入、技术推广和国际合作等各方面加大投入，并解决技术和资金方面的数据不足和透明度问题。 清华环境学院党委书记、清华碳中和研究院减污降碳协同中心主任王灿在介绍《报告》内容时表示，“提出碳中和目标已是全球大势，但目标的力度类型、范围、公平性等要素仍有较大提升空间。

近期，又有多个地区出台工商业储能直接补贴政策。 9月，江苏无锡印发《无锡市促进新能源产业发展若干政策的通知》对1MW及以上新型储能电站给予0.3元/kWh放电补贴；安徽合肥印发《合肥市进一步促进新能源汽车和智能网联汽车推广应用若干政策实施细则》，对新投入的换电站配建的储能设施一次性给予400元/kWh容量补贴。 8月，广东佛山发布《佛山市促进新型储能应用扶持办法（征求意见稿）》对1MW以上的工商业侧电化学储能项目，给予最高100元/kWh容量补贴；浙江平湖发布《关于促进平湖市能源绿色低碳发展的若干政策意见(试行)》，对2MWh以上且本土累计储能建设规模5MWh的用户侧项目给予8%投资补贴。 2022年至今，浙江、广东、江苏、重庆、安徽、天津等10省超30个市/区县陆续发布超40个工商业储能直接补贴政策。对工商业储能项目给予直接补贴，也成为一些地方政府争取项目投资、产业落地的重要手段之一。 工商业储能盈利模式包括峰谷价差套利、直接补贴、需求响应、备用电源等，其中峰谷价差套利、直接补贴是目前工商业储能的主要收入来源。 工商业储能应用场景及盈利模式 工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储（充）一体、微电网等。工商业储能主要盈利模式是自发自用、峰谷价差套利、直接政策补贴、需求响应、备用电源。商业模式方面目前主要有工商业用户自主投资、能源服务企业租用场地采用合同能源管理或融资租赁等模式投资项目。 国内工商业储能主要获益模式为利用分时电价差进行充放电套利。目前，全国已有多地推出了分时电价方案，峰谷价差逐步拉大，东部和中部高用电量地区尤为明显，工商业储能在浙江、江苏、广东、重庆、湖南、安徽、海南、湖北等多个省份可实现良好经济性。 2023年上半年共有19个地区最大峰谷价差超过0.7元/kWh，前5位分别是广东省（珠三角五市）1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.97元/kWh、吉林省0.961元/kWh，较去年同期相比各地价差在持续拉大。 2023年上半年全国各地最大峰谷电价差平均值（元/kwh） 补贴政策提升工商业储能经济性 2022年至今，全国各地方政府对工商业储能的直接资金补贴扶持、税收政策、市场准入政策逐步明朗，鼓励工商业用户兴建储能电站，推动用户侧储能的应用落地。这些政策一定程度上降低了储能设备的投资成本和运营成本，提高了储能电站的收益水平，有助于吸引更多的投资和资本进入工商业储能领域，提高行业的发展速度和规模。 在工商业储能补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的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。 放电补贴方面，浙江温州瓯海区、龙港补贴标准最高，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴，普遍地区直接补贴标准在0.3-0.5元/kWh。重庆铜梁区在补贴方面，对大于2MWh且年利用小时数不低于600小时，连续3年给予项目运营主0.5元/kWh的补贴；深圳福田、天津高新区滨海高新区对在区域内投运的项目，0.5元/kWh的补贴。 在容量补贴方面，今年浙江、重庆、安徽、广东等多省地区出台了储能容量直接补贴政策；在2022至今各地发布的工商业储能补贴政策中，整体容量补贴标准在100-300元/kW之间；补贴年限包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴等，普遍以一次性补贴为主。浙江永康、嘉善、金华婺城采用逐年退坡补贴方式，补贴标准在100-200元/kW/年。 安徽合肥印发《合肥市进一步促进新能源汽车和智能网联汽车推广应用若干政策实施细则》鼓励换电站配建储能设施，对配建的储能设施给予最高400元/kWh的容量补贴。 在投资补贴方面，今年浙江、广东、北京等多省地区出台了储能投资补贴政策，投资补贴比例在2%-20%之间，单个项目补贴限额在30-1000万元之间，补贴期限多为一次性补贴。其中今年5月深圳发布的《深圳市发展和改革委员会关于发布2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南（第一批）的通知》中补贴力度一骑绝尘，提出储能新技术新产品示范应用推广支持工业园区储能、光储充示范等两个方向，按总投资的30%给予事后资助，最高补贴1000万元。 叠加峰谷电价差和直接补贴政策优势，浙江、广东、重庆、江苏、湖南、安徽等省份成为目前用户侧储能的主要开发区域。 2023年被称为工商业储能的爆发“元年”。机构数据预测，2023年到2025年，工商业光伏储能累计新增装机预计可达29.09GW，复合增速55.8％。在当前分时电价机制下，如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等工商业发达省份在峰谷电期间，通过工商业储能实现两充两放的策略，缩短成本回收周期。随着各地峰谷价差逐渐拉大，碳酸锂价格下降，未来工商业储能项目的投资回收期有望进一步缩短。

国内可灵活调度电力资源需求增长，虚拟电厂价值彰显 3.1.虚拟电厂可作为正、负出力电厂，配合电力系统灵活调度指令 虚拟电厂可作为正、负电厂，配合电力系统灵活调度指令。虚拟电厂的主要功能为通过改变 自身聚合资源的运行状态，响应电力系统的调度需求，其聚合的电力资源为实现该功能的主 要载体。其中，电源侧资源在明确自身出力特征基础上，配合电网调度指令调整出力；负荷 侧、储能类资源在明确自身可响应容量的基础上，结合用电峰谷情况调整用电量或充放电状 态。虚拟电厂聚合多元的分布式资源并网后，即可作为“正电厂”向电力系统供电，配合调 峰调频，亦可作为“负电厂”提升电网负荷消纳裕度，配合削峰填谷。 3.2.以高效运营调控为目标，数字化技术为建设虚拟电厂的核心 虚拟电厂可观、可测、可调控的功能实现以数字化技术水平为核心。虚拟电厂在物理层面聚 合多元电力资源，而要实现这些资源的有机聚合，并在此基础上实现灵活调度，对虚拟电厂 建设与运营环节的数字化水平提出很高要求。我们认为，虚拟电厂的数字化技术需要解决的 关键问题是电力资源可观、可测、可调控性的改善。 （1）可观性方面，虚拟电厂应及时、全面收集可能影响厂内电力资源运行状态的关键数据， 例如电源侧可能影响风光出力的气象数据，负荷侧历史用电数据、电力市场供需情况等。 （2）可测性方面，虚拟电厂应全面监测各类资源运行状态，并动态调整聚合方案，例如电源 侧发电机组出力曲线及运行效率预测，负荷侧用电情况的检测以及可响应容量的计量调整。 （3）可调控方面，虚拟电厂应在大量运行数据收集、处理的基础上，通过算法给出最优的统 筹调度方案，并叠加时序性要求动态更新调度方案，借助通信协议和通用平台管理、调度厂 内电力资源。例如通过调用发电、用电数据，给出可动态优化的调度方案；基于电力市场交 易、电厂发用电收益目标等情报，制定参与电力市场的策略方案。此外，虚拟电厂的建设与运营也对厂内网络通信与管理、信息安全、硬件基础设施建设等层 面提出较高数字化技术要求。网络通信与管理方面基于虚拟专用网、无线通信等技术，从物 理和数据两个层面，打通控制中心与内部、外部对象之间的通信链路，开发专用通信协议及 平台。信息安全方面综合考量虚拟电厂面向的各类用户及子系统，统一强化各接口的边界防 护，保障信息系统安全。硬件设施方面，数字化能力为核心的虚拟电厂建设对传统一次、二 次电力设备提出更高要求，例如虚拟电厂中电表设备应在传统观测、控制基础上，新增监控、 通信等功能模块。 电力系统调控需求的组织时序多样，对虚拟电厂数字化资源配置和调度优化性能提出更高要 求。一方面，虚拟电厂内部运行状态、信息传输是时刻变化的，因此若要动态跟踪这些变化， 就需要更高的数字化技术手段支持。另一方面，虚拟电厂未来将通过参与电力市场交易落实 自身商业模式，伴随国内电力市场建设推进，市场交易品种逐渐成熟，中长期交易、现货交 易、调峰调频辅助服务等服务类型对系统调控的组织时序需求不同，现货市场中的日内响应 频率要求可达分钟级，虚拟电厂动态构建的时间维度也应与参与的市场交易类型一致，这就 对虚拟电厂建设运营过程中，通过数字化手段实时优化资源配置的实力提出更高的要求。 宁夏、山西两省已出台虚拟电厂技术规范文件，强调数字化水平对虚拟电厂建设运营的重要 价值。国内各地区对虚拟电厂建设相关政策文本的出台进度不一，宁夏和山西相对领先，两 省已分别对外公布《宁夏电网虚拟电厂并网运行技术规范（试行）》、《虚拟电厂并网运行技术 规范》。其中，山西省技术规范文件指出虚拟电厂可基于省级智慧能源综合服务平台建设技术 支持系统，也可以独立建设技术支持系统，并且均应满足相关数据交互技术要求。梳理宁夏、 山西两省的技术规范文件，可见其均将整体数字化实力视为虚拟电厂建设运营的关键部分。 3.3.国内长期电力系统发展+短期高温催化，可灵活调度电力资源或迎高速发展 窗口期，虚拟电厂价值凸显 中长期看，风光出力占比提升增加供给不稳定性，负荷峰谷差扩大催生调峰需求，供需紧平 衡或将持续。在电源侧，为实现“3060”双碳目标，国内新能源产业近年迅速崛起，带领能 源行业向着清洁低碳、安全高效的方向转型。根据《中国电力行业年度发展报告 2023》披露 数据，2022 年国内风电光伏合计新增装机量约 1.27 亿千瓦，占整体新增发电装机量的 62.5%。2022 年中国风电光伏发电量达 7685 亿千瓦时，占整体发电量的 11%，较 2021 年提升约 2pct。由于受自然天气等因素影响较大，风电光伏电源出力较传统电源存在不稳定性较强的问题， 风电光伏发电量占比的持续提升为电力系统供给稳定性带来一定挑战。在负荷侧，伴随近年 中国经济发展水平的稳步提升，国内用电负荷持续攀升，年内负荷峰谷差相应扩大。2022 年 国内用电负荷峰谷差达 3.33 亿千瓦，相较 2017 年水平（2.26 亿千瓦）增长近 50%。近年负 荷峰谷价差持续扩大，催生电力系统调峰需求。展望未来，结合发改委等相关部门披露信息 计算，2025 年风光发电量占比将达到 17%左右（相较 2022 年提升约 6pct），负荷峰谷差亦有 望伴随国内经济发展而扩大。供给侧不稳定出力的电源占比提升，需求侧峰谷差拉大，电力 市场供需紧平衡状态或将持续。 短期看，强厄尔尼诺现象加剧国内电力市场平衡矛盾，可灵活调度电力资源或迎高速发展窗 口期，虚拟电厂价值凸显。短期看，受厄尔尼诺现象影响，2023 年夏天全国范围极端高温现 象频发。6 月底北方京津冀、山东等地 21 个国家气象站日最高气温突破历史极值。高温天气 增加电力需求，全国多地电力系统提前开启迎峰度夏。例如 5 月 29 日，江苏电网用电负荷 突破 1 亿千瓦，首次在 5 月份破亿，比 2021 年提前 19 天；7 月 3 日，浙江电网用电负荷突 破 1 亿千瓦，创历史新高，较 2021 年破亿时间提前 8 天。根据电力企业联合会预计，受大范 围极端高温天气影响，2023 年全国最高用电负荷或将突破 13.7 亿千瓦，相比 2022 年增加近 0.8 亿千瓦。结合 NASA 公布的全球历史气候数据，厄尔尼诺现象带来的影响一般持续 2 年时 间，2023-2024 年夏季高温热浪或将持续影响我国，带动用电需求处于甚至突破历史高位。因此我们预期，未来两年高温天气扰动推升用电需求，国内电力市场紧平衡矛盾彰显，可灵 活调度的电力资源能够增加电力供需系统柔性、弹性、灵活性，或将迎高速发展窗口期，虚 拟电厂价值凸显。 国内虚拟电厂行业仍处起步阶段，未来相关政策背书有望推动市场 规模快速扩容 国内目前多省落地虚拟电厂项目，市场整体仍处于起步阶段。目前国内虚拟电厂市场仍处于 发展初期，总结整理目前已落地运营及规划中的虚拟电厂项目，我们认为国内目前的虚拟电 厂市场具有如下特征：（1）层级差异明显，不同地域层级虚拟电厂覆盖范围差异显著。例如 安徽合肥虚拟电厂专注覆盖合肥一市，而南方电网虚拟电厂则覆盖南方五省。（2）部分虚拟 电厂聚合资源类型单一，例如国网浙江综合能源公司智慧虚拟电厂、安徽合肥虚拟电厂等目 前专注聚合负荷侧电力资源。（3）虚拟电厂相关方背景多元，既有电网公司旗下能源服务机 构研发承建，也有部分上市公司参与虚拟电厂项目建设、运营。展望未来，我们认为国内虚 拟电厂市场将逐步发展成熟，覆盖多级地域范围的虚拟电厂共生，但小规模虚拟电厂作为聚 合商接入大规模虚拟电厂的趋势或将持续演绎；虚拟电厂聚合的资源类型将逐步丰富，源荷 储一体化聚合的虚拟电厂或成市场主流；参与电网调度经验与资源丰富的相关方，或将在项 目落地、运营过程中彰显自身竞争优势，获得市场领先地位。 政策层面对虚拟电厂参与电力市场合法资质的确认、推进电力市场化建设，或将成为催化国 内虚拟电厂市场成长的重要因素。国内能源系统“3060”战略目标的实现离不开新能源的高 速发展，而完成新能源大规模消纳，离不开电网可灵活调度电力资源的占比提升，因此国内 能源系统结构升级与对可调度电力资源的需求快速增长是相辅相成的。一方面，虚拟电厂建 设重心之一为聚合分散式电力资源，并统一代表所聚合资源响应电网的灵活调度需求，可视 之为撬动终端零散电力资源，形成规模化调度的有效手段，虚拟电厂本身参与电网调度的资 质认可是其长远发展的基本；另一方面，电力市场体系的完善，能够在一定程度上调动分布 式资源寻求参与调度的资质、参与电力市场交易获利的积极性，同时助力虚拟电厂主要商业 模式跑通，进而推动国内虚拟电厂市场规模快速成长。因此，未来国内政策层面对虚拟电厂合法参与电力资源调度资质的鼓励与认可、建设分级或全国统一电力市场体系的推进，同时 构成催化国内虚拟电厂市场规模快速增长的关键动力。

虚拟电厂产业链、内部结构与商业模式拆解 2.1.虚拟电厂产业链可大致拆解为上游电力资源、中游虚拟电厂系统化平台、下 游电力调度需求方与响应方 （1）上游电力资源：虚拟电厂物理层面对多元分布式电力资源的聚合是其实现调度功能、跑 通商业模式的基础，目前国内虚拟电厂聚合的分布式资源主要包括电源、负荷、储能类电力 设施，其中电源以分布式风电光伏、水力发电机组为代表；负荷以工业园区、商业楼宇、居 民负荷为代表；储能以新式储能、新能源车、充电桩为代表。（2）中游虚拟电厂系统化平台：物理层面完成对电力资源的聚合之后，虚拟电厂系统搭建方 需要依靠物联网、云、大数据等数字化技术，在数据层面完成对多种资源的有机组织、聚合 管理、优化调控，进而实现虚拟电厂的主要价值。虚拟电厂系统搭建方将数字化技术服务标 准化，向产业下游输出，构成虚拟电厂产业链的关键环节。（3）下游电力调度需求方与响应方：虚拟电厂通过对电网调控需求响应，一方面服务电网企 业，另一方面作为电力市场的参与方通过与电网的交易获益，并完成交易收益在虚拟电厂运 营方与具体用户之间的再分配。因此虚拟电厂产业链下游环节既包括电网企业，也包括通常 担任运营角色的电力资源聚合商（售电公司为主）、具体用户。 2.2.虚拟电厂典型内部结构拆解——南方区域虚拟电厂为例 以南方区域虚拟电厂的结构为例拆解典型虚拟电厂系统的内部结构。虚拟电厂整体可分数据 中心专区和网络隔离区，数据中心集资源聚合、数据服务、调度控制等虚拟电厂主体功能于 一体，网络隔离区则处于虚拟电厂内部网络、外部电网之间，通过防火墙保障虚拟电厂信息 传输安全性的同时，配置注册及配置中心，管理下属聚合商身份权限，完成资源监视和电力 市场交易标的统整等工作。各分区内均通过对底层电力资源、聚合商运行数据的搜集整合， 借助数字化平台生成控制指令，依靠信息专线完成数据和控制指令的上传下达，同时将需求、 申报、出清、结算环节的数据对外向调度中心、交易中心汇报。 2.3.虚拟电厂典型商业模式分析 虚拟电厂基于自身聚合的电力资源、系统化的数字化水平，完成对源、荷、储等多类资源的 灵活调度，以及对电力系统有序用电需求的响应。与此同时，理顺虚拟电厂完成该角色过程 中主要的参与方、参与方的动作规范以及参与方之间的利益分配，是跑通虚拟电厂商业模式， 进而促进行业快速发展的重要一环。本节将首先梳理虚拟电厂商业模式中的主要参与方，及 其扮演的主要角色，其次结合目前国内电力市场建设的进度与未来规划，尝试拆解厘清主要 参与方如何通过虚拟电厂参与电力市场交易并获利。虚拟电厂向内承载搭建方、运营方，向外对接有序用电需求方。从功能方面看，虚拟电厂是 响应电网公司有序用电需求的系统化方案，因此其作为系统化平台需要承载搭建方、运营方 的同时，对接有序用电需求方等主体。其中，虚拟电厂搭建方主要负责系统化输出虚拟电厂 平台搭建所需的技术服务解决方案，国内代表搭建方多为在智能配用电、出力预测等业务领 域有所积淀的企业，例如恒实科技、东方电子、国能日新等；虚拟电厂运营方负责整合电网 需求和资源动态，制定落实相关主体的相应任务，目前构成较多元，包括售电公司、传统负 荷聚合商、虚拟电厂搭建方等；有序用电需求通常由电网公司发布，电网侧通常设置调度及 交易中心统一管理需求发布及交易落实。 2.3.1.技术服务供应商对外输出系统化的虚拟电厂搭建技术服务 虚拟电厂搭建方通过销售系统化虚拟电厂技术服务创收，国内相关业务尚处于起步阶段。虚 拟电厂搭建方对外输出系统化平台技术解决方案，收取建设费和后续运维费用，是虚拟电厂 搭建环节最直接的商业模式。目前国内虚拟电厂市场发展仍处于起步阶段，相关公司的虚拟 电厂业务尚未形成规模化收益。以东方电子为例，公司近年先后承建南方五省、南方电网虚 拟电厂项目，典型案例“粤能投”虚拟电厂管理平台项目，被授予中国电力技术市场 2022 年综合智慧能源优秀示范项目奖牌，广州明珠工业园项目成为国家“十三五”科技创新成就 展中唯一参展的综合能源国家重点项目，虚拟电厂业务走在国内市场前列。2022 年公司综合 能源及虚拟电厂业务实现营业收入 1.68 亿元，同比下降约 5%，仅贡献整体营收的 3%，毛利 率约 25%。 2022 年 1 月，国家发改委、国家能源局发布关于加快建设全国统一的电力市场体系的指导意 见，指出要加快建设全国统一电力市场体系，实现电力资源在更大范围内共享互济和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活调节能力，丰富交易品种，持续推动电力中长期、现货、辅 助服务市场建设。结合国内多省及地区的电力市场机制与交易品种的建设进度，本节将尝试 从需求侧响应、辅助服务、电力交易三种机制入手，分析虚拟电厂的商业模式。 2.3.2.运营方与用户参与电力市场交易获利：需求侧响应 需求侧响应指当电力市场价格升高、电力系统可靠性因供需异常受到威胁时，电网企业以邀 约的形式向终端用户发出降低负荷的指令，并且通过补偿等手段鼓励用户积极响应，改变短 期的用电潮汐特征，达到平抑电价上行、稳定电网的目标。 我们参考四川省经济和信息化厅等四部门 2023 年 4 月发布的《2023 年四川省电力需求侧市 场化响应实施方案》（后文简称《方案》），拆解虚拟电厂参与需求侧响应的商业模式。 《方案》：（1）明确了参与需求侧响应的相关方资质和准入条件要求，例如电力用户必须为电压等级大 于 10KV 的工商业用户，并且具备智能电表与数据传输条件；负荷聚合商必须代理电量超过 10 亿 KWh，或不超过 10 亿 KWh，但履约保函达到 800 万。（2）详细规定了四川省需求侧响应组织流程：①预期电力系统满足响应启动条件时，调度中心组织不同时序要求的需求评估，交易中心对 外发布相应需求；②电力用户或负荷聚合商可通过虚拟电厂运营商申报响应容量与价格，并经由调度中心确认；③交易中心按照边际出清方式完成市场出清，确认并推送中标结果；④电力用户或终端负荷在对应时间段按照中标结果执行需求响应，执行接受动态监管；⑤电网通过交易中心结算响应补贴、考核费用，虚拟电厂侧则根据代理合同，按照“保底+分 成”（约定响应保底价格，及以上部分分成比例，用户可获得最低不低于保底价格的响应收益， 存在额外收益时按约定比例与代理/运营商分成）或“固定价格”（约定响应固定价格，用户 可获得按照固定价格计算的响应收益，剩余部分收益由代理/运营商获得）模式完成响应补贴 与考核费用在电力用户、代理/运营商之间的再分配。该模式下虚拟电厂通常作为负荷运营/代理方，聚合终端负荷资源，达到市场准入条件，同时 统筹预测、调度下属负荷的响应容量与报价。一方面充分挖掘代理负荷的可平移、可中断特 质潜力，将其转化为标的参与市场化交易，直接为电力用户带来增量收益，并且虚拟电厂运 营方也可按代理约定分享部分收益。 2.3.3.运营方与用户参与电力市场交易获利：辅助服务 辅助服务是指为了维护电力系统的安全稳定运行，保证电能质量，发电侧并网主体、用电侧 可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合）提供的服务，此类服务包括但不限于： 一次调频、AGC（自动发电控制）、调峰、无功调节、AVC（自动电压控制）、黑启动、转动惯 量、快速调压等。我们参考 2021 年 12 月国家能源局发布的《电力辅助服务管理办法》、2022 年 7 月山东能源 监管办发布的《山东省电力辅助服务管理实施细则》，拆解虚拟电厂参与辅助服务市场的商业 模式。 （1）辅助服务市场交易适用于山东电力调度控制中心调度管理范围内的火电、核电、光伏发 电、新型储能等并网主体，虚拟电厂聚合分布式电源、储能、电动汽车充电桩、工商业负荷、 居民负荷等可调节资源，可作为独立市场主体参与辅助服务市场。山东能源监管办按照“谁 提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，对不同品种的电力辅助服务调用、补偿及分摊实 时组织与监管。 （2）相关文件详细指引虚拟电厂等并网主体参与辅助服务市场的动作规范：①并网主体应将 自身技术参数、运营状态向调度中心同步，后者综合电网系统输配、调度规程及辅助服务市 场交易情况，对外公布辅助服务类型以及向需求。②国家能源局鼓励通过市场化方式，包括 集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商等，确认承担电力辅助服务的并网主体。③承担 辅助服务的主体一方面因有偿辅助服务获得补偿，另一方面再不能被调用或者达不到预定调 用标准时接受考核。不同的辅助服务类型可制定不同的补偿与考核标准。④电力调度机构负 责辅助服务的计量，电力交易机构负责披露辅助服务交易结果，同时完成并网主体、运营/代 理商之间的结算，虚拟电厂运营方根据内部聚合资源的服务情况完成对内补偿与费用的再分 配。 2.3.4.运营方与用户参与电力市场交易获利：电力现货市场 电力现货市场是指符合准入条件的市场主体开展日前、日内、实时电能量交易的市场，电力 现货市场通过竞争形成分时市场出清价格，并配套开展调频、备用等辅助服务交易。电力现 货市场建设的目标是形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥 市场在电力资源配置中的决定性作用，提升电力系统调节能力，促进可再生能源消纳，保障 电力安全可靠供应，引导电力长期规划和投资，促进电力系统向清洁低碳、安全高效转型。2022 年 11 月，国家能源局对外发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》（后文简称 《基本规则》）。成熟的电力现货市场应是集中了需求侧响应、不同种类辅助服务、电能量现 货交易等不同交易标的的市场，目前国内不同省市、地区建设现货市场的进度与路径不一， 所以存在独立的需求侧响应、辅助服务市场。综合考虑国内发展现状与《基本规则》，我们在 本小节专注拆解虚拟电厂参与电能量交易市场的商业模式。 （1）电力现货市场成员包括电力市场主体、电网企业和运营机构，其中电力市场主体包括各 类型发电企业、电力用户（含电网企业代理购电用户）、售电企业和储能、分布式发电、负荷 聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等其他市场主体，市场运营机构包括电力交易机构和电力 调度机构。相关主体均可按照规则参与电能量交易。（2）《基本规则》对电能量交易市场中多主体的动作规范进行了指引：①电力调度中心首先结合电网与市场主体情况，完成参数管理与数据准备。②日前市场：调度中心按照中长期合同约定曲线和电网实际运行情况，规定时间内下发运行 日送受两端市场的中长期送受电计划，市场主体在规定时间内完成申报，调度中心以发电成 本最小/社会福利最大为优化目标，，以已发布的信息作为市场优化边界条件，采用用户侧申 报电量或调度负荷预测作为需求，集中优化出清形成日前市场出清结果。日内市场：调度中 心以日前调度计划为基础，根据日内运行情况和相关预测信息，滚动优化日内机组组合，市 场主体可在规定时间前调整报价。实时市场：调度中心根据最新的电力负荷预测、联络线计 划和系统约束条件等，以发电成本最小为目标进行出清。③交易中心按自然月周期向市场主体出具结算账单，并按照规定向市场主体收付款，不同时 序市场的具体结算方式不同。虚拟电厂运营方聚合内部资源，统筹规划最优电能量交易方案的同时完成代理申报、数据汇 总上报等工作，同时与内部电力资源方分享参与电能量交易市场交易获得的收益。 2.4.预期 2025 年国内虚拟电厂建设市场规模累计约 200 亿元，全年运营市场规 模约 50 亿元

有效协调电网供需，虚拟电厂调控实力“不虚” 1.1.虚拟电厂是整合、调控分布式电力资源的重要载体 虚拟电厂是整合、调控分布式电力资源的重要载体。虚拟电厂（Virtual Power Plant, VPP） 是一种先进的分布式电力资源管理方案，通过数据化、信息化等手段，将分散的电源（例如 光伏、风电等）、可控负荷（例如商业楼宇、工厂、空调、充电桩等）、新型储能等资源统一 调度，形成一个高效、灵活、可控的电力系统。另一方面，虚拟电厂借助通信、算法等技术 手段学习电力市场供需动态以及价格等电力市场信号，稳定电源出力、调节负荷峰谷、为相 关主体盈利，控制、调度自身系统内部集合的可控电力资源。 1.2.新能源出力占比提升，冲击电网有序供需格局是虚拟电厂发展的重要契机 电力系统对可灵活电力资源需求增长推动虚拟电厂建设。伴随全球节能减排战略在各国陆续 推进，大规模分布式风电、光伏为代表的新能源并网对全球电力系统的稳定带来挑战。随着 新型能源结构对电力系统调度能力要求的提升，可灵活调度电力资源需求也快速增长。虚拟 电厂的重要价值即为将分布式电源、负荷、新型储能等灵活性资源有效聚合，通过数字化手 段实现智能调控，有机响应电网的调度需求。梳理德国、美国、澳大利亚等国家虚拟电厂的 发展历史，可见电力系统对可灵活调度电力资源需求增长，是推动虚拟电厂发展的重要动力。 1.3.虚拟电厂聚合源荷储多类资源响应调度，调控实力“不虚” 虚拟电厂物理层面聚合源、荷、储侧多类电力资源。为灵活地满足电网的调度需求，虚拟电 厂需要首先在物理层面上聚合一系列可调控的电力资源，此类资源类型可以是非常多元的。基于国内外已落地及规划中的虚拟电厂项目，可聚合的电力资源可大致分为源、荷、储三类， 每一类资源的特性及衡量其灵活响应度的关键指标均不同。 （1）电源侧，虚拟电厂聚合的资源类型主要为分布式风光、分布式水电，风光发电设备出力 间歇性较强，水电出力则具备较强连续性，衡量电源侧资源灵活响应度的关键指标包括：额 定出力、出力曲线，最小开停机时间等。这些电力设施不直接提供大规模电力，但通过智能 软件联合调度可提供匹配传统发电厂的响应能力。（2）负荷侧，虚拟电厂聚合的资源包括工业园区、商业楼宇、居民负荷等，其中工业园区负 荷可实现跨时段平移，商业楼宇和居民负荷则即可平移也可中断，衡量负荷侧资源灵活响应 度的关键指标包括：可平移容量&时间、可中断容量&时间等。（3）储能类，虚拟电厂聚合的资源包括分布式储能、新能源汽车等，基于储能设备的灵活 充放电性能，其可平移属性显著，衡量储能类资源灵活响应度的关键指标包括：充放电状 态&效率、可用容量、响应时间等。 电力市场调控需求驱动虚拟电厂动作，虚拟电厂动态参与电力市场生态。虚拟电厂通过聚合 多元的可灵活调度电力资源，构成灵活资源动态可行域。该可行域的触发来自电力市场的动 态调控需求，而市场动态调控需求由电力系统运行动态、市场运营动态等多维度耦合驱动。虚拟电厂聚合分布式电力资源并网，改变了电力系统的物理拓扑结构，能够间接调整电力系 统潮流传输路径；同时，虚拟电厂内用户参与电力市场的机制与决策，直接形成价格等交易 信号，构成电力市场的重要组成部分。虚拟电厂的数据与通信技术将物理和市场运行动态反 馈至系统运营商，运营方与电网确认系调控需求，从而触发虚拟电厂搭建的灵活资源响应系 统变化，通过改变电网潮流满足调控需求，同时参与电力市场交易，进而深入影响电力市场 供需格局。