日前，生态环境部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，压缩二氧化碳储能技术入选其中，将被加大推广应用力度，赋能新质生产力的发展。 这是怎样的超级“充电宝”技术？ 二氧化碳储能左擎长时储能，右牵CCUS 二氧化碳储能，是一种气液互转、两态协同储能技术，其基本原理是在用电低谷期，利用余电将常温常压的二氧化碳气体压缩为液体，并将压缩过程中产生的热能储存起来；在用电高峰期，利用存储的热能加热液态二氧化碳至气态，驱动透平发电。 二氧化碳储能系统，主要由六大系统组成：储气系统、储液系统、压缩系统、蓄热系统、换热系统、膨胀发电系统。 二氧化碳储能技术按储能形式、介质储存形式、系统工作压力、储存设备形式可以细分为不同种类，但基本上都采用无需补燃的自回馈式储能技术。 二氧化碳储能系统通过二氧化碳物理相变实现电能的存储与释放，在相变温度与压力确定的情况下，二氧化碳相变无时长限制，且机组设备为旋转机械，运作原理与火电机组类似，可不间断做功，且具有宽泛的功率（10MW级到GW级）和容量等级，容量配置灵活，扩容、升级改造易；理论上适配电源侧、电网侧、用户侧多元应用场景，尤其适用于火电机组灵活性改造、大规模可再生能源消纳等场景，为提高电力系统稳定性提供辅助服务。 电能转换效率及成本方面，二氧化碳储能设计电能转换效率可达80%以上，目前转换电能转换效率达60%以上，并在逐步提升；二氧化碳压缩储能系统寿命长，设计寿命30年以上，设计使用期内循环次数超过1万次，生命周期内不会出现容量和效率衰减，系统全周期度电成本0.15-0.2元/度，并且系统功率单元与时长单元为解耦设计，单侧扩容成本低，在功率单元确定的前提下，时长越长，储能系统的单位成本越低。 此外，二氧化碳储能系统压力温度等级低，安全可靠，无污染和燃爆风险；选址灵活、场景适应性强，可以用储气罐、气囊、废弃的矿山/矿井等作为二氧化碳的低压储气室；具备余热利用能力，可匹配挖掘中国工业余热的潜在价值。 碳捕集、利用与封存（CCUS），是实现“双碳”目标的重要手段之一。二氧化碳储能系统也是一个典型的二氧化碳利用场景，未来有望深度嵌入CCUS的各个环节，比如与碳捕集耦合，既可为储能系统供应稳定低成本的气源，又能对外输出二氧化碳产品。 政策加持商业示范项目落地 二氧化碳储能技术已纳入多个国家级、省级储能发展政策文件。 2月12日，生态环境部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，压缩二氧化碳储能技术入选该批次国家重点推广的低碳技术目录，将被加大推广应用力度，赋能培育和发展新质生产力。 8月6日，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》将二氧化碳储能，作为满足长时间尺度调节及经济性、安全性等应用场景需求的新型储能技术之一，列入电力系统调节能力优化专项行动。《碳达峰碳中和标准体系建设指南》对新型电力系统储能领域做了标准建设的明确指示，将重点制修订二氧化碳等新型储能标准。 此外，二氧化碳储能作为重点新型储能技术已被分别写入《山东省新型储能工程发展行动方案》、《广东省培育发展未来绿色低碳产业集群行动计划》、《四川省电源电网发展规划 （2022-2025年）》、《新疆维吾尔自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》等省级储能发展政策文件。 国家级、省级试点示范项目也不乏二氧化碳储能的“身影”。 去年1月，国家能源局发布新型储能试点示范项目名单，两个二氧化碳储能项目入选，包括由百穰新能源与安徽海螺集团合作开发的“安徽省芜湖市繁昌区10MW/80MWh二氧化碳储能示范项目”，以及东方电气集团的“青海省格尔木市40MW/160MWh二氧化碳储能示范项目”。“湖北襄州100MW／200MWh新型二氧化碳储能项目”被纳入湖北省2023年新型储能电站试点示范项目，该项目由百穰新能源与远景能源合作开发。 示范项目加速落地，持续推进二氧化碳储能商业化进程。 2024年9月，华电-东方电气木垒100万千瓦二氧化碳压缩空气储能综合能源示范项目100MW/1000MWh二氧化碳储能电站开工。 该项目位于新疆昌吉回族自治州木垒哈萨克自治县，由中国华电集团投资、中国东方电气集团总承包，是在沙漠、戈壁、荒漠地区配套大型风光基地建设的新型储能示范项目规划建设600MW风电、400MW光伏和1000MWh二氧化碳储能，这也是目前全球最大二氧化碳储能电站。 2022年8月，由东方电气集团东方汽轮机有限公司、安徽海螺集团有限责任公司、百穰新能源科技（深圳）有限公司、西安交通大学能源与动力工程学院共同打造的“二氧化碳压缩储能系统验证项目”开始试运行，该项目利用25万立方米的二氧化碳作为循环工质进行充放电，能在2小时内存满2万度电。 该验证系统完成验证、优化后，
日前，浙江平阳县公布了万全镇一批集中开工项目，其中包括“万全镇工商业储能项目”，项目位于全镇范围内各园区及各企业厂区内，总投资31838万元，预计于2025年3月开工，项目建成后可减轻电网压力，推进削峰填谷，促进节能减排，助力绿色可持续发展。 去年12月，平阳县万全镇工商业储能项目（一期）启动招标，采购内容分为两部分，分别为货物部分和设计施工部分，货物部分购置储能设备。 据公开信息，该项目为大型分布式储能项目，位于平阳县万全镇域范围内各园区及各企业厂区内超500个站点，由1019套磷酸铁锂液冷户外储能柜组成，每套容量100kW/232kWh，总规模101.9MW/236.408MWh。 （一期）项目最终由兰钧新能源科技有限公司、浙江省通信产业服务有限公司（联合体）中标，中标金额2.7亿元。 基于某一区县、乡镇、产业聚集区等的“整区域开发”大型分布式工商储项目，“万全镇工商业储能项目”在浙江省内已不是先例，在2024年浙江省工商业储能备案项目中，也有多个“整区域开发”工商储项目，比如： 由浙江合美储能科技有限公司投资5.07亿元的长合区112WM/224WMh工商业储能，项目拟对长合区（湖州）泗安镇22家企业，天子湖12家企业配置储能系统； 仙居经发科创有限公司投资4.93亿元的仙居县经济开发区60MW/240MWh工商业储能，项目拟对仙居县经济开发区区域内多家企业配置储能； 天台经济开发区资产运营有限公司投资4.27亿元的天台县苍山产业集聚区60MW/240MWh工商业储能，以满足产业集聚区内多家企业峰值时期的用电； 天台县建投储能有限公司投资3.26亿元的天台平桥工业园区智慧储能项目，则将在平桥镇工业园区17个站点，建设总规模为45MW/180MWh分散式用户侧储能。 去年10月，重庆市垫江县高新区用户侧储能项目（二期）招标，该项目也属于“整区域(镇)开发”工商储，建设地点为垫江县桂阳、澄溪、高安三个区域(镇)，储能建设规模150MW/300MWh。 工商业储能主要服务于大工业和一般商业场景，毗邻分布式光伏电源侧及负荷侧，具有提升消纳、减少电能传输损耗等优势，目前工商业储能盈利模式以峰谷套利为主，并有需量控制、需求侧响应、备用电源、电力市场交易等多种模式。 工商业储能单个项目规模相对较小，但同一地域趋同性相对较高，在项目数量与项目规模方面具有较高的可扩张性，若能整区域“打包”开发，无疑能快速增大投资方的市场份额，但也更考验企业的投资-运营一体化能力。
2025年，新一轮电力体制改革进入了第十个年头。十年以来，中国电力市场化改革取得了举世瞩目的成就，从一个半封闭、纯计划的电力行业转变为开放包容、主体广泛参与的电力市场，市场机制不断完善，市场交易电量持续扩大，市场活力得到有效激发，市场红利得到持续释放，一个多元、有效的全国统一电力大市场正在逐步形成。2025年，改革驶入深水区，体制机制中存在的深层次问题逐步暴露，制约着电力市场健康发展。能否有效解决这些问题，是成功建设新型电力系统、助力“双碳”目标、实现可持续发展的关键。 电力市场回顾 2.1市场建设进展 截至目前，电力市场建设取得显著成效，多层次的全国统一电力市场初具雏形，电力价格逐步由市场化方式形成，市场在资源配置中的作用持续增强。 2.1.1市场规则体系建立2024年，《电力市场运行基本规则》(国家发展改革委2024年第20号令）、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9号)、《电力市场注册基本规则》(国能发监管规〔2024〕76号)等文件发布。以电力市场运行基本规则为基础，以电力中长期基本规则、电力现货市场基本规则、电力辅助服务市场基本规则为主干，以信息披露基本规则、市场注册基本规则、计量结算基本规则为支撑的规则体系基本建立。 2.1.2市场机制框架形成在时间跨度上，电力市场涵盖多年期、年度、多月、月度、多日、日前和日内交易。在空间跨度上，电力市场涉及跨区域、区域、省内和分布式交易。在交易方式上，采用了双边协商、竞价、（单向/双向）挂牌、滚动撮合等多种模式。在交易标的上，电能量、辅助服务、容量等交易品种均得到实践或探索。市场机制框架基本搭建完毕并有效实施。 2.1.3市场价格发挥作用在电能量市场方面，中长期+现货的市场架构初步建立，电力市场价格随时间波动，并在空间范围内出现差异。价格的变化与差异，体现了市场供需变化与发电成本变化，有效指导了发用电行为，源网荷储开始跟随市场双向互动。同时，价格信号有效引导电力投资行为，各省市新能源的投资更加趋于理性。在辅助服务市场方面，调峰、调频、爬坡等市场初步探索，虚拟电厂、储能、可调节负荷等新型主体初步参与，各市场主体的调节性价值得到初步体现。在容量市场方面，煤电容量电价建立，推动煤电更加适应向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标实现。在输配电价方面，第三监管周期输配电价发布，为坚强的电网结构建设奠定基础。 2.1.4电力现货市场建设取得突破山西、广东、山东、甘肃的省内电力现货市场与省间现货市场转正式运行，有力鼓舞了各省的市场建设信心。截至目前，蒙西、湖北、浙江、陕西、安徽等地现货市场也陆续转入长周期连续结算试运行。现货市场在全国范围内建设突破，将从根本上确立市场在电力资源配置的决定性作用，也将对投资决策、生产经营、绿色转型等方方面面产生颠覆性影响。 2.1.5绿色电力市场发展迅速2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度持续提升，绿色电力市场、绿证市场与碳市场、可再生能源消纳、能耗双控等呈现复杂的联动关系，绿电与绿证消费量大幅提高。根据相关报道，2024年中国绿证核发量同比增长21倍，绿证交易量同比增长4.2倍，绿电消费量同比提高2倍以上。绿色低碳转型深入人心，逐步取得全社会共识并开展一致行动。 2.2存在问题在取得举世瞩目成就的同时，当前电力市场建设仍然存在若干体制机制障碍，制约着行业健康发展，主要有以下几点。 2.2.1多电源品种同台竞争机制仍需完善当前煤电企业全面参与市场，部分新能源企业仍保障性收购，水电、燃机发电等其它电源品种大部分暂未参与市场。随着新能源装机与电量占比大幅提高，单纯煤电参与的市场无法反映真实的供需关系，给出的价格信号不能有效引导源荷互动，多电源品种公平参与市场势在必行。而不同电源品种成本差异大，且部分存量项目还涉及补贴发放问题，市场同台竞争部分项目会面临较大经营压力，特别是现货市场机制下，风电光伏边际成本较低的特性往往会带来市场价格的剧烈下降，部分省份通过各类手段压低价格，增加了新能源参与市场的难度。新疆、广西、蒙西等地通过授权合约、低价回收等不同机制对新能源参与市场给予一定保护，在市场机制设计上进行了有益探索，对全国各省的市场建设均具有借鉴意义。2.2.2辅助服务市场设计有待探索国家电力市场基本规则体系对辅助服务市场设计进行了顶层设计与总体规范，部分省份进行了实践探索。但就整体而言，辅助服务市场与电能量市场之间的衔接关系尚未理顺。现货运行时段，尽管部分省份取消了调峰市场，但由于限价过低、收益机制过度复杂等因素，电价波动性有限、峰谷价差难以拉开，导致引导调峰的作用有限，火电、储能 的调峰贡献体现仍较少，水电等的调峰责任承担的还不够，增量配网、源网荷储一体化等电网形态的社会责任分摊机制仍不健全。同时，对于调频、无功调节、黑启动等的机制设计均处于探索中。 2.2.3不同层次电力市场的关系还需理顺全国统一电力市场架构中，跨省区市场与省内市场目前并非平等的关系，省间市场优先开市、优先出清、优先执行、优先结算，这沿袭了调度及管理中上下级的体系架构，有利于管理实施、有利于引导资源在更大范围内配置。但同时，这也一定程度上造成了省间壁垒，省间电量仍由政府保障性电量占绝对主导，不能及时响应市场信号，政府对省间电量电价有绝对控制。在政府保障性电量之外剩余的市场空间极为有限，且通道的使用不透明，市场发挥作用有限。 2.2.4调度与交易之间的关系需进一步理清在电力交易之后，执行环节对发用电的调度控制还存在一些较为模糊的空间，如出现电网传输相关约束后单个场站出清与调用的关系，如省间市场出清后在具体市场个体的执行问题，如省间通道使用在不同主体之间的分配问题，核心在于调度与交易之间的关系需要进一步理清，需要通过公开、透明的市场机制推进市场公平。 2.2.5电能量与绿色环境市场的关系还不清晰电力市场、碳排放市场、绿证绿电市场、可再生能源消纳保障机制等未形成有效衔接。碳市场价格与电价尚不能有效联动，绿证市场缺乏广泛应用场景，绿色电力市场中的环境权益价格与绿证价格失真，可再生能源消纳责任权重指标未分解落实到社会主体等，上述问题均对绿色转型发展造成一定阻碍。3 2025年度市场展望 二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，这标志着电力市场改革进入了新阶段。2024年11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，绘制了全国统一电力市场发展的“路线图”，为电力市场发展提供了清晰的方向。根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一……按此对2025年电力市场预判如下。 3.1趋势预判 3.1.1全国统一电力市场体系更加完善大部分省份电力现货市场开展长周期结算运行，并逐步转正式运行。当前已有山西、广东、山东、甘肃四省现货市场实现正式运行，蒙西、湖北、安徽等省现货市场长周期连续结算试运行，多个省份现货市场在短周期结算试运行或模拟运行中。根据《电力现货市场基本规则（试行）》，正式运行工作内容至少应包括：按照规则连续不间断运行，技术支持系统正常运转，依法依规进行规则披露、市场干预、争议处理等。在技术支持系统稳定运行的基础上，现货实现正式运行的关键是市场规则的成熟与完备，部分省份规则中设置的专场交易、歧视性条款、不合理的价格限制、交易限制等内容是阻碍转正运行的核心。预测在完善规则后，若干个省份有希望在2025年进入市场正式运行。区域市场有所突破。尽管区域市场与省间市场、省内市场的关系仍需进一步研究探索，但京津冀协同发展、长三角一体化、大湾区建设等国家区域重大战略持续深化，对区域电力市场协同提出更高要求。预测2025年，区域市场在调节资源共享互济、体系标准统一、省间省内市场联合出清等方面会有所突破。 3.1.2电力市场交易机制逐步完善大部分省份实现中长期连续开市。中长期市场连续不间断开市是现货市场长周期稳定运行的前提，有利于市场主体调节持仓量、响应市场信号，对电网安全与稳定市场预期意义重大。预计2025年大多数省份即将实现中长期连续开市。分时段交易全覆盖。中长期分时段、带曲线签约是实现中长期与现货衔接的重要机制，但在具体实施上不同省份之间还存在差别，如部分地区在电量分时的基础上电价还未分时，在分时的颗粒度上有的地区仅在一天中划分为了3-5个峰平谷时段，有的地区划分为24或96个时点。新型电力系统建设背景下，细化时段颗粒度并实现电价真正波动是市场深化大势所趋。预计24小时以上的分时段交易将在更多的省份推行。火电容量电价将有所提升。新能源装机持续提高给火电企业发电利用小时带来较大冲击。根据国家能源局发布数据，2024年全国6000千瓦及以上电厂的发电设备累计平均利用小时数为3442小时、相较上年同期减少了157小时，2025年预测会进一步下滑。利用小时降低对火电固定成本回收与持续经营造成压力。根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，预计政策会在2025年内出台落地。同时，预计部分地区新型储能容量电价、输电权市场等机制会进一步探索。 3.1.3市场主体范围进一步放开发电侧方面，新能源全方位入市迫在眉睫。建设新型电力系统，新能源将扮演最重要的角色，在电力市场中不可或缺。近年来新能源装机持续提升，全额保障性收购政策难以持续，而存量新能源场站不参与市场会直接扭曲市场信号，因此推动新能源入市是建设新型电力系统、完善全国统一电力市场体系的必由之路。近期市场传闻国家将出台政策，推动全部新能源场站入市参与市场，预计将于2025年内落地。由于软硬件条件限制及对新能源收益的冲击，预计市场机制上会配套相应的保障措施。同时，分布式电源、水电、核电、储能等其它各类电源参与市场的规模会逐步扩大。用户侧方面，电网企业代理购电用户入市节奏进一步加快。2022年以来，由于一次能源成本上涨叠加部分地区的保护性政策，市场化用户电价持续高于电网代购电用户，这在一定程度上阻碍了市场化进程，并造成了市场不公。2025年随着电力市场改革深化，市场化用户主动参与市场的优势逐步显现，同时燃料成本持续下滑，预计市场化用户电价将显著低于代购电价格，推动代购电用户规模增大。 3.2价格走势预判 3.2.1整体市场价格稳中有降从成本角度，对2025年一次能源价格走势存在不同看法。由于国际政治风险、需求增长、批发价格高、生产成本上升、天气寒冷和天然气库存减少等多种因素，相关方预计2025年全球能源价格上涨将带动电价上行。近期为反制特朗普“关税”大棒，中国对原产于美国的煤炭、液化天然气等加征关税，可能在短期内抬升市场价格预期。 从市场供需角度，2024年太阳能、风电发电量增速分别达到44%与16%，均远高于全社会及分产业用电量增速，也远高于市场化电量增速（低于10%）。供需比持续扩大，整体供应偏宽松，叠加各地政府部门降低用能成本驱动，预计市场化电价将有所下降。 从2025年年度交易成交情况看，全国主要省份年度交易电价同比均有不同程度下滑，其中广东等省电价降幅超过10%。新疆等中西部地区由于电价已经处于较低水平，发电侧经营较为困难，年度交易价格整体维持稳定或略有上涨。 3.2.2局部区域、局部时段电价可
2025年2月14日，四川省下发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》，主要内容有： 一、建设目标 按照“政府部门主导、电网企业服务、运营主体实施、电力用户参与”的工作原则，构建“1+N”虚拟电厂管理服务体系。依托新型电力负荷管理系统建设 1 个虚拟电厂运营管理平台，为全省N 个虚拟电厂提供运营商平台接入、资格审核、能力校核、运行监测、运行效果评价等服务工作，实现全省虚拟电厂的统一管理、统一服务。 2025 年，推进全省虚拟电厂接入虚拟电厂运营管理平台并参与需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场，总体可调节能力达到 100 万千瓦；2026 年，持续深化虚拟电厂管理与市场交易机制，培育全省虚拟电厂规范化、市场化发展，总体可调节能力力争达到 200 万千瓦，达到四川电网最大用电负荷的 3%左右。 二、虚拟电厂定义 虚拟电厂，是指运用数字化、智能化等先进技术，聚合可调节负荷、分布式电源、储能等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式；其聚合资源包括可纳入虚拟电厂管理的能够提供电能量或功率调节能力的发、用电户，包括可调节负荷、分布式电源、储能等。 虚拟电厂系统主要由虚拟电厂运营管理平台（以下简称“运管平台”）、虚拟电厂运营商平台、虚拟电厂终端以及相关信息网络组成。 三、运营管理机构职责分工 国网四川电力配合政府主管部门对虚拟电厂建设与运营进行管理，开展虚拟电厂建设运营指导、监督、检查、考核和评价工作，负责为虚拟电厂运营商与聚合发、用电户提供各类费用结算与收付服务。 四川电力负荷管理中心（以下简称“负荷管理中心”）为虚拟电厂运营商提供市场运营服务，开展虚拟电厂调节能力校核、运营监测、效果评估等工作，并向电力市场运营机构提供虚拟电厂运营商参与电力市场的数据服务支撑，市级负荷管理中心提供业务受理及相关服务工作。 四川电力交易中心（以下简称“交易中心”）为虚拟电厂运营商提供市场注册与变更服务，为虚拟电厂运营商参与中长期市场提供交易组织与出清等服务，出具虚拟电厂运营商电能量市场、辅助服务市场、需求侧市场化响应等结算依据，开展虚拟电厂运营商的履约保函管理工作。 四川电力调度控制中心（以下简称“调控中心”）为虚拟电厂运营商参与现货市场、辅助服务市场提供交易组织与出清等服务，调控中心及其下属机构对接入电网调度控制系统的虚拟电厂实施调度管理。 四、市场交易管理 虚拟电厂运营商可参加的交易类型主要包括需求侧市场化响应、电力中长期、电力现货市场和电力辅助服务市场等。参与电力中长期、电力现货交易应具备售电资质。
新能源行业正经历从政策驱动向市场化竞争的深刻转型，尤其是分布式光伏领域，随着补贴退坡进入倒计时（2027年底前全面退出），行业亟需抓住政策过渡期的关键红利。 存量项目技改加速 储能配置与智能化升级 补贴退坡后，存量项目的收益保障需依赖技术升级与运营优化。 根据2025年电价新政，2025-2027年存量项目虽保留保障小时数，但补贴强度每年递减20%，2028年起全面退出。 为应对收益下滑，政策明确支持存量项目通过技术改造提升竞争力，例如： 1. 储能配置成为刚需：加装储能并参与需求侧响应。 例如，贵州最新政策要求配置项目建设装机容量 10%(满足2小时运行要求)以上储能或购买储能服务。且储能度电成本需降至0.3元以下方可具备经济性。 2. 智能化功率预测系统：加装构网型储能、智能功率预测系统。 通过系统，项目可申请技改专项贷款（利率低至3.85%），显著降低融资成本。此外，智能化系统可提升电力交易中的电价预测能力，增强现货市场套利空间。 策略建议：企业需在2027年前完成存量项目的储能改造和智能化升级，充分利用专项贷款等政策工具，并探索“光储充一体化”模式，以延长项目生命周期。 绿证金融化布局 从补贴依赖到市场化收益 绿证交易和绿电溢价成为补贴退坡后的核心收益来源。 2025年新政提出，高耗能企业强制绿电采购比例提升至35%，绿证交易溢价可达0.05-0.15元/千瓦时。且绿证可作为融资抵押物，头部企业ABS（资产证券化）发行成本或降低1.5个百分点。 1. 绿证金融化创新 绿证与碳市场、电力市场联动，企业可通过绿证质押融资、绿电期货等工具拓宽融资渠道。例如，某光伏企业以绿证为抵押物发行绿色债券，融资成本较传统贷款降低2%。 2. 绿电溢价机制 工商业用户对绿电的需求激增，分布式光伏项目可通过签订长期购电协议（PPA）锁定溢价收益。浙江某工业园区分布式光伏项目通过绿电直供高耗能企业，溢价收益占总收入的30%。 3. 风险对冲 绿证价格波动可能影响收益，企业需结合中长期合约与现货交易，平衡风险与收益。 策略建议：企业应加速布局绿证交易能力，与高耗能企业建立战略合作，并探索“绿证+碳资产”的复合收益模式，同时利用金融工具对冲市场风险。 参与电力现货试点 价格套利与收益锁定 随着新能源全面进入市场化交易，电力现货试点成为收益增长的关键战场。 2025年新政明确，首批12个现货试点省份项目可通过价格套期保值工具锁定收益。峰谷价差或突破3:1，为分布式光伏创造套利空间。 1. 分时电价策略 通过储能系统调节发电时段，在电价高峰时段放电，最大化收益。例如，江苏某分布式光伏项目通过“午间发电+晚间储能放电”模式，度电收益提升25%。 2. 虚拟电厂聚合 新政允许分布式光伏通过虚拟电厂形式参与跨省交易，聚合分散资源提升议价能力。某虚拟电厂聚合50MW分布式光伏资源，年度管理服务费收入超2000万元。 3. 氢储一体化 利用弃电制氢，结合跨省售电提升综合收益。 宁夏某风光氢储一体化项目通过弃电制氢+外送高价市场，收益率较单纯发电提升62%。 策略建议：企业需尽早布局电力交易团队，掌握现货市场价格规律，并探索“分布式光伏+储能+氢能”的多能互补模式，以增强市场竞争力。 过渡期风险与应对预警 分布式光伏企业怎样应对 若未能抓住上述红利，企业将面临现金流骤降风险。 例如，未完成市场化转型的存量风电项目，2028年净现金流或骤降30%。 因此，企业需： 1. 动态评估政策窗口期：密切关注各省配电网承载力评估结果，优先布局承载力绿色区域； 2. 强化合规管理：避免以自然人名义备案非自然人项目，防范法律与金融风险； 3. 优化项目选址：结合电网可开放容量预警机制，优先选择消纳条件优越的工商业屋顶或农村区域。 政策红利窗口期的战略选择 分布式光伏企业如何选择 2027年底前的政策调整期，分布式光伏企业需围绕技改、绿证、现货交易三大核心，构建差异化竞争能力。 具体而言： ◆短期（2025-2026年）：利用过渡期加快存量项目并网，抢占消纳宽松区域； ◆中期（2026-2027年）：布局配储与智能调控技术，适应“四可”标准； ◆长期（2027年后）：依托市场化机制（如现货交易、绿证）实现无补贴可持续发展。 政策红利消退后，行业将全面进入技术驱动与成本竞争阶段。 唯有提前卡位政策导向、强化内生能力的企业，方能在“真刀真枪”竞争中立于不败之地。 结 语 分布式光伏三大红利 2025-2027年是分布式光伏从“政策哺育”转向“真刀真枪”竞争的关键过渡期。 企业需以技术升级、金融创新和市场化运营为核心，抓住技改、绿证、现货交易三大红利，方能在后补贴时代占据先机。 正如行业专家所言：“未来五年，掌握电力交易能力的企业将吃掉80%增量市场，依赖补贴的玩家或批量出局。”
“截至2024年底，我国累计建成新型储能超过6000万千瓦。”2025年全国能源工作会议传出消息。 而这一数字在2023年底，还是3139万千瓦。一年间，增长了近一倍。 2024年，新型储能延续了2023年的加速发展态势，持续稳步增长。 这一年，我国各地新型储能你追我赶、奋勇争先，装机第一的王座频频易主。2023年底，山东以398万千瓦新型储能装机规模排名第一。至2024年8月，山东仍以553.8万千瓦装机规模居全国首位。2024年11月，新疆以817.5万千瓦装机规模打破山东连续两年居全国首位的局面，成功折桂。然而仅过月余，2024年12月底，内蒙古便以1032万千瓦装机规模，超越新疆斩获第一，成为全国首个新型储能装机突破1000万千瓦的省区。 只有动态的数据，没有不变的王者。新疆仍在蓄积力量，突破1000万千瓦只在时间的早晚。 事实上，山东、内蒙古和新疆在2023年底便是新型储能全国排名前三的省区，三者之间的首位争夺均是基于实力，并非黑马凭空出现。 装机规模的首位争夺十分激烈，江苏“双料冠军”的收获也值得一提。拥有近2000家核心发明专利企业，江苏因而成为新型储能产业链规模全国第一，仅用半年时间紧急上马400万千瓦电网侧储能成就500万千瓦规模，成为电网侧储能全国第一。新型储能赛道百卉千葩，争相竞逐。 江苏2024年500万千瓦新增规模的增长速度，一度托举华东地区成为新型储能增长较快地区。这使得国家能源局三季度新闻发布会上，华东地区榜上有名。事实上，西北和华北地区一直雄居榜首，两地区以占全国总装机一半以上的规模，是全国新型储能的主力军。 新型储能调度运用能力持续增强 新型储能的快速发展离不开政策的大力支持。 “新型储能”被写进全国两会政府工作报告，无疑是2024年度最大的政策支持。行业上下无不倍感振奋，撸起袖子加油干的势头锐不可当。 为推动新型储能多元化高质量发展，国家能源局以2024年第1号公告公布了遴选的56个新型储能试点示范项目。示范项目涵盖新型储能主要技术路线，锂离子电池储能项目数量占30%，其他各类技术路线和混合储能项目占70%。目的是发挥项目示范引领带动作用，带动行业高质量发展。 2024年2月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，直指调节能力存在的问题，重点部署了包括加强调峰能力建设、推进储能能力建设等多方面任务，旨在充分发挥储能在提升系统调节能力的作用，有效解决运行高峰时段顶峰与低谷时段消纳难题，让电力系统调节能力更加适应新能源发展需要。 2024年4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，对于新型储能并网接入管理、优化调度运行机制进行了进一步规范，重点解决新型储能利用率较低、新型储能大规模建设和调用不充分的问题。 《通知》印发后，国家能源局推动电网企业完善调度规程。 国家电网积极落实相关要求，出台一系列务实举措，接连发布《调度系统新型储能并网服务指南》《关于做好新型储能并网及调度运行工作的意见》，对新型储能并网服务流程、调度运行机制作出明确规定，提高储能管理水平和运行效率。 南方电网印发《南方电网新型储能调度运行规则（试行）》，要求调度机构根据“多峰多谷”的负荷特性及新能源出力情况，每日科学合理安排新型储能电站“多充多放”，进一步提高南方区域新型储能电站合理利用程度，提升新型储能利用率。 内蒙古电力公司在全国率先印发《内蒙古电网新能源配建储能直接调用实施细则》，明确配建储能直接调用的基本原则、应用场景、调用方式和计量结算要求，形成“自主调用为主，直接调用为应急补充”的市场化调用机制。编制《内蒙古电网电化学储能调度运行管理规定》，明确调度运行、系统运行、调度计划、继电保护、现货市场、调度自动化及监控网络安全等专业管理要求。 新型储能调用水平实现稳步提高。据电网企业统计，2024年1月至8月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时。其中，国家电网经营区新型储能累计充放电量约220亿千瓦时，南方电网经营区新型储能累计充放电量约30亿千瓦时，内蒙古电力公司经营区新型储能累计充放电量约10亿千瓦时。 市场化手段提高新型储能参与调节积极性 2024年是特殊的一年。 这一年，两个电力现货市场转正。我国正式运行的省级电力现货市场由2个增加至4个。 在电力现货市场运行背景下，市场化手段能够更为经济、灵活、有效地引导新型储能提高参与电网调节的积极性，充分释放调节潜力，更好发挥对电力系统安全稳定运行的促进作用。 储能在电力市场中主要参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场等。记者梳理发现，我国目前的4个省级电力现货市场，新型储能参与情况各具特点。 2024年12月，山西和广东相继迎来电力现货市场正式运行一周年。 作为我国首个正式运行的电力现货市场，山西电力现货市场有8家独立储能入市经营，共计开展6次新型储能参与调频辅助服务市场结算试运行。山西独立储能电站形成了电力现货市场+辅助服务（一次调频、二次调频）的盈利模式。 独立储能参与二次调频可谓山西特色。 2024年6月，国家能源局山西监管办印发《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》，鼓励独立储能参与二次调频市场，在新型储能市场化探索上又进一步。 早在2022年5月，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，明确新型储能可参与一次调频市场，调频服务报价范围为5—10元/兆瓦，是当时全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策。 为了保证电网的频率稳定，一般要对电力环节进行调频，包括一次和二次调频。频率的二次调整是指发电机组的调频器对于变动幅度较大（0.5%—1.5%）、变动周期较长（10s—30min）的频率偏差所作的调整。相比于燃煤机组、水电机组等传统调频资源，新型储能具有布局灵活、响应速度快、发用双向调节等技术优势，替代效果较好，成为调频市场的关注热点，其运行模式以火电联合储能和独立储能调频为主。 储能调频是当下储能最具市场前景、拥有良好回报的一种商业模式。山西电力市场在储能调频的探索上始终走在全国前列。 广东作为全国规模最大、品种最全、最具活力的省级电力市场，于2023年10月在全国率先实现独立储能以“报量报价”方式参与现货交易。广东独立储能通过“电能量+辅助服务+容量租赁”的组合方式，实现可持续的商业运营模式。截至2024年底，6家独立储能电站参与广东现货市场及南方区域调频市场，最大充放电功率70万千瓦。 据悉，广东参与市场交易的独立储能日均等效循环次数可达2—3次，真正意义实现储能“配且用”。 日均等效循环次数是指每日储能系统等效充放电循环的平均次数。在电力市场中，独立储能系统需要在短时间内多次充放电以应对电网的需求波动。在这种情况下，日均等效循环次数作为一个关键指标，反映了储能系统在一天内的快速响应能力和灵活性。 此外，广东的万羚、峡安储能电站参与区域调频市场，为系统提供快速调频资源，实现自主分时选择参与现货市场或调频市场，“分时复用”落地实施。促进新型储能“一体多用、分时复用”，是国家能源局《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》中的具体要求。这种模式下，储能电站可以在一天中的不同时间根据电力系统的实际需求灵活地转换功能。例如，在用电高峰时段提供调峰服务，在电网频率波动时提供调频服务。通过这种方式，储能电站能够更高效地利用其存储的能量，增加其在电力市场中的应用价值，并最终实现利益的最大化。 广东电力市场引导独立储能多赛道最大限度发挥灵活调节能力。 2024年6月17日，山东电力现货市场转正式运行。山东有28家独立储能电站和2座风电场配建储能常态化参与现货市场交易。 山东始终将新型储能摆在突出位置，研究出台全国首部独立储能电力现货市场支持政策、首部长时储能专项支持政策，开展首个配建储能转为独立储能试点，为储能发展营造良好政策环境。 目前，山东电力现货市场建立了独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的市场盈利机制。 2024年9月5日，甘肃电力现货市场转正式运行。甘肃是全国首个为储能开放调峰容量市场的地区。甘肃新型储能参与调峰容量市场，从基于实际调用电量的补偿方式转变为调节能力补偿方式。同时，支持电网侧储能以独立身份参与调频市场，并将电源侧储能与新能源作为整体纳入调频市场交易，获取里程补偿收益。 甘肃独立储能以报量不报价、配建储能与新能源一体化参与现货市场，实现独立储能、新能源配建储能依据消纳和保供需要的最大化调用。2024年8月27日，新版《甘肃电力现货市场规则》发布后，储能市场化机制进一步完善。配建储能由电力调度机构按需调用期间按照独立储能充放电价格机制执行，其次增加储能按需调用补偿费用。按照“后充先放”的原则，记录储能充电成本和放电收益，开展成本补偿。 新型储能技术创新不断涌现 2025年全国能源工作会议披露：“新型储能技术创新不断涌现。” 储能技术被视为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的重要手段。目前多种技术并进，从当前来看，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储能、重力储能、飞轮储能这6种新型储能路线备受关注。 根据不同储能时长，新型储能可以分为短时储能（小于1小时）、中长时储能（1—4小时）、长时储能（4小时及以上）。目前国内外尚未对长时储能的时长进行统一定义，国内一般把4小时及以上的储能技术归纳为长时储能。备受关注的6种技术路线中，除飞轮储能属短时储能外，其他皆属于中长时或长时储能范畴。 目前，中长时储能占据主流，并且以锂离子电池储能为主要的技术类型。然而短时储能、长时储能均具有一定的市场体量和各自的发展前景，未来储能市场的发展必定是多元时长、多元技术、多元应用的结合。不同时长的储能在电力系统中有着不同的功效，简言之，短时储能应用于紧急补能需求，长时储能用于长效调峰并网。 短时储能技术主要应用于电力系统的调频、爬坡、顶峰等高频应用场景，以及用户侧的日内调峰和电能质量改善等领域。这些应用场景对储能系统的响应速度和调节精度要求较高。 尤其是电网的一次调频、二次调频亟须短时储能。一次调频的响应时间要求为秒级，这意味着在电网频率出现偏差时，需要在极短的时间内进行调整以恢复频率稳定。 飞轮储能是短时储能技术代表，通过高速旋转的飞轮储存能量，并在需要时将动能转换为电能。 在中长时储能中，锂离子电池储能技术在我国新型储能中占据绝对优势地位。截至2024年上半年，已投运锂离子电池储能占比达97.0%。从技术成熟度看，锂离子电池在规模效应和产业配套上仍然遥遥领先其他新型储能，因此未来5—10年大概率仍为新型储能的装机主流。 在可再生能源迅速发展的当下，长时储能在增强储电能力、保障电力系统调峰和安全稳定运行以及应对极端天气方面发挥着重要作用。长时储能技术包括机械储能类、热能储能类、电化学储能类、化学储能类4个类别。 机械储能中以压缩空气储能、重力储能较为人们熟知。 压缩空气储能技术是目前除抽水蓄能之外最为成熟的物理储能技术之一，也是现今大规模长时储能技术研发的热点。同时，压缩空气储能技术被视为继抽水蓄能之后，第二大被认为适合吉瓦级大规模电力储能的技术。百兆瓦级的先进压缩空气储能技术已成为当前面向大规模长时储能市场产业化的最佳功率级别，对国内压缩空气储能产业的发展及大范围应用有着推动意义。 从目前的压缩空气储能项目来看，压缩空气储能电站项目功率已突破350兆瓦，多个项目容量达到吉瓦级。2024年4月30日，全国最大压缩空气储能项目——山东肥城300兆瓦压缩空气储能示范项目并网发电，年发电量可达6亿千瓦时，能保障超过20万户家庭的用电需求。 重力储能具备安全、长寿命、长时储能等优点。2024年底，江苏如东天楹重力储能项目进行设备的安装调试，为下一步的投运奠定基础，其将实现我国重力储能“从0到1”的突破。重力储能主要原理是利用新能源产生的富余电能提升重力块进行“充电”，等到用电高峰时，再放下重力块，用重力做功“放电”。该项目发电功率为2.5万千瓦，4个小时一来回，一个来回放电10万千瓦时。
DEEPSEEK的火爆让想西方彻底慌了，原来我们在AI几个环节中一直担心的是GPU的问题，但DEEPSEEK证明了，GPU已经不是问题，普通的GPU也能解决算法问题，那么问题来了，AI的下一个问题是啥呢？ 数据，算法和算力是AI的三大软件基石，而GPU则是AI的硬件基石，在DEEPSEEK出现之前，中国的AI一支被漂亮国的GPU所要挟，但现在我们已经不需要担心了，普通的GPU也能，意味着通过算法也能弥补GPU硬件的不足，而中国是全球最大的数据需求市场，我们从不担心数据问题，剩下就是算力，而算力的核心就电力。 2030年通用算力增长10倍：保守估计电力需求或将达到1.5万亿度 实际2021年，华为的时任轮值董事长孟晚舟已经给大家提前告知。2023年4月19日 在全球分析师大会上，孟晚舟预计，到2030年，通用算力将增长10倍，人工智能算力则会增长500倍。2023年中国算力电力消耗量为1500亿度左右，按此数据预测2030年耗电量将达到1.5万亿度。 这个数据是个什么概念呢？给大家科普一下，美国2023年用电量4.3万亿度，如果按照1.5万亿度这个数据对比，意味着三分之一的点要用来搞算力，这也是为什么中国也是未来全球算力的供应基地，因为只有中国才有电力发展潜力和可能。同样这个数据，按照6.5%的电力需求增长比例，2030年（同比2024年9.85万亿度）用电量数据预测为13.5万亿度，占当年用电量的11%左右，而只有中国才有可能。 问题来了，在3060双碳目标的政策指引下，新增的这些算力电力从哪里来？ AI的尽头是算力，算力的尽头是电力，电力的尽头式风电 火电和水电显然已经不是咱们想不想发展的问题，在3060的战略指导下，可再生能源才是未来新增电力的主力。核电一直是控制发展，受制于建设条件。水电受制于大生态，同时可开发的有限，剩下就是风电和光伏。 根据国家能源年初新闻发布会信息公布，2024年，全国风电新增装机容量7982万千瓦，同比增长6%，其中陆上风电7579万千瓦，海上风电404万千瓦。全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%；与此同时，2024年全国光伏新增装机2.78亿千瓦，同比增长28%，全国光伏发电装机容量达到8.86亿千瓦，全国光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%。 从2024年的风光装机规模和发电量数据我们就可以看出，风电出力水平未年发电小时数1903H（按装机容量总量及发电量总量平均统计，以下），光伏下降到941H，不足风电出力水平的50%。尽管光伏造价低，但在三北区域光伏有几个致命的大问题，一个是雨雪天气影响，一个是沙尘的影响，再就是大风条件的影响，前两个面临着发电量大幅下降，同时增加运维成本，第三个影可能是致命的，在造价日趋下降的成本压力下，光伏支架的抗风能力收到严重挑战。 所以，从这个角度而言，风电的单机容量大型化和资源质量门槛逐步降低，单位土地面积的能量贡献率显著高于光伏，风电的单位面积电源出力水平至少是光伏的300倍（按照1万kw光伏150亩占地，发电小时1000H，风电1万kw占地1亩，发电小时2000H，实际占地，不含其它辅助比较） 从实际发电量的出力水平看，2025年风电发电量逼近万亿度大关比例突破10%，在限制和控制发展火电的前提下，未来风电必将是第一电源。2025年1月，中国风能茶话会上，南方电网集团前副总经理毕亚雄在会上提出了2060年，风电将成为中国电源第一大电源。 在新能源行业的常规意识里，给大家的一个概念就是新能源就是光伏，光伏就是新能源的未来，确实，中国风电累计装机容量也刚刚突破5.2亿千瓦，还不足过去三年光伏新增装机容量579GW。不得不说，光伏在过去的几年，为地方政府贡献了足够的GDP数据，同时也未能源企业贡献了足够的可再生能源装机规模，但事实就是，在电源出力的贡献率上，风电是当之无愧的老大。 风电：为什么能未来成为第一大电源 再看电源出力水平，电网的投资回报也是风电显著高于光伏，光伏装机容量的快速增长实际上对电网投资利用效率是极低的，同样单位千瓦电网的投资的电力贡献力度而言，发电小时数越高，电网的投资回报率会更高，从这一点上锁，风电在电网投资回报而言更有竞争力。 从风电未来技术而言，10MW的陆上风电和20MW的海上风电机组，球哥一直认为还只是风电机组历史上的一个过客，可以预测10年后，海陆风机的单机容量或将是现在的5倍甚至更大，因为10年前我们的风机陆上也就2MW，海上也就4MW水平。更大兆瓦的风机意味着未来更少的土地，可以产出更多的风电电量，而未来的需求正好满足了未来集约化生产的发展趋势。 大兆瓦风电机组已经成为名副其实的大国重器，不再是过去随随便便某个企业有点小钱就能研发销售的产品了，尽管风电机组的竞争内卷很严重，但其产品的可靠性要求和研发的高投入高风险已经让行业开始严肃对待，这也标志着风电机组的大型化才刚刚开始，正如上个世纪80年火电机组进入600MW的门槛时候，大家没想到20年后1000MW的超超临界火电机组顺利商业化。 2060年，中国风电装机容量将达到30亿千瓦，而同期预测光伏到2060年装机规模达到35亿千瓦，风电的发电量将是光伏的2.5倍还多。 在新能源中，风电确实是最绿色的。从风电的碳排放方面，以电力碳足迹因子（生产一度电全生命周期碳排放）指标比较，风电额也显著低于光伏。就在前几天， 1月17日，生态环境部联合国家统计局、国家能源局印发了《关于发布2023年电力碳足迹因子数据的公告》，风电碳足迹因子为0.0336kgCO e/kWh，而光伏发电的碳足迹因子为0.0545kgCO e/kWh，高出风电62%.
近日，国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），旨在进一步促进分布式光伏发电健康可持续发展。现就《管理办法》的修订背景、指导思想和修订原则、主要内容等方面进行解读。 一、《管理办法》修订背景 2013年，国家能源局出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号，以下简称《暂行办法》），明确了分布式光伏发电有关政策和要求，对行业快速发展起到了积极促进作用。《暂行办法》出台十多年来，分布式光伏发电行业发展形势发生了巨大变化，修订工作非常必要和迫切。 从规模体量看。累计装机方面，2013年底全国累计并网光伏发电装机1942万千瓦，其中分布式310万千瓦，占比16%。截至2024年底，分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%，占全国发电总装机的11%。新增装机方面，2024年分布式光伏发电新增装机达1.2亿千瓦，占当年新增光伏发电装机的43%。发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。无论累计装机、新增装机或是发电量，分布式与集中式并举和等量齐观的态势都很明显，分布式光伏发电已经成为能源转型的重要力量。 从发展环境看。光伏组件价格从2013年的5元/瓦左右降至目前的0.7元/瓦左右，包括分布式光伏发电在内的新能源已全面进入平价无补贴市场化的发展阶段。《暂行办法》中围绕财政补贴确立的规模管理等一系列规定不再适用，国家层面已逐步建立起可再生能源电力消纳责任权重和分布式光伏发电接入配电网承载力评估等发展引导机制。《管理办法》需要对国家和各地一些好的机制、做法制度化，与时俱进完善管理。 从主要矛盾和突出问题看。随着分布式光伏发电爆发式增长，接网消纳成为制约发展的主要矛盾，迫切需要调整管理思路，源网荷储协同发力，促进分布式光伏发电又好又快发展。在突出问题方面，近年来随着分布式光伏发电特别是户用光伏不断拓展开发模式，一些企业以自然人名义备案、开发建设，一些项目开发建设存在侵害农民利益的情况，亟需进行规范。 二、《管理办法》修订的指导思想和原则 《管理办法》将支持分布式光伏发展与规范发展相结合，该支持的支持，该坚持的坚持。既要促进发展，解决行业发展面临的接网消纳承载力不足等制约问题；又要规范市场，对发展中出现的不合理现象给予坚决纠正和严格规范，推动行业适应新形势、新变化，切实维护发用双方特别是农户合法权益，促进分布式光伏发电实现“量”的增长和“质”的提升。 分布式光伏发电点多、面广、涉及主体多、利益关系复杂，《管理办法》修订工作把握以下四项原则。 一是坚持系统观念，突出分布式光伏就近就地开发利用本质要求。分布式光伏发电与集中式电站的本质区别就是在用户侧开发，就近就地消纳利用。《管理办法》从定义、分类、上网模式等各方面坚持分布式光伏发电这一本质特征和要求，强调项目的自发自用比例，回归分布式光伏发电的“初心”和本源。 二是坚持人民至上，切实保护用户特别是农户合法权益。分布式光伏发电是与用户联系最紧密的电源形式。分布式光伏发电必须在充分尊重用户意愿、与用户形成良好互动的前提下才能实现可持续发展。《管理办法》从租赁用户屋顶、备案、开发建设和运行等各个环节细化要求，切实保障用户特别是农户利益，使分布式光伏发展更多惠及农村农民，赋能乡村振兴。 三是坚持问题导向，突出管理重点。聚焦各方关切的定义、分类、上网模式、接入电网承载力等关键点，厘清和纠正行业出现的新问题，覆盖从项目规划到备案、建设、电网接入、运行管理等分布式光伏发电开发建设全流程各环节，明确重点管理要求，务求管用有效。 四是坚持差异化管理，增强可操作性。既覆盖全部分布式光伏发电形式，又做到边界清晰，为针对不同类型分布式光伏发电实施差异化、有针对性的管理奠定基础，为省级能源主管部门结合实际制定实施细则提供支持。 三、《管理办法》的主要内容 《管理办法》包括总则、行业管理、备案管理、建设管理、电网接入、运行管理以及附则七个章节，共四十三条，覆盖了分布式光伏发电的定义分类和项目全生命周期各阶段的管理要求，涵盖了行业主管部门、投资主体、电网企业等各方的职责要求，形成一套横向到边、纵向到底的支持性、规范性管理体系。 （一）什么是分布式光伏发电。定义方面，突出三个基本特征，即在用户侧开发、在配电网接入和在配电网系统就近平衡调节。分类方面，抓住三个要素，即建设场所、接入电压等级和装机容量，细分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四种类型。上网模式方面，明确三种方式，即全额上网、全部自发自用和自发自用余电上网，其中自然人户用、非自然人户用可选择三种模式的任一种，一般工商业可在全部自发自用和自发自用余电上网模式中二选一，采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，由各省级能源主管部门结合实际确定，大型工商业原则上选择全部自发自用模式，充分体现差异化管理思路。 （二）行业怎么管。国家层面，主要统筹考虑分布式光伏发电发展需要、推动多场景融合应用，加强行业全过程监测，及时完善行业政策、规范标准，构建支持和规范分布式光伏发展的整体框架。省级能源主管部门做好多规衔接，指导地方能源主管部门提出本地区分布式光伏发电建设规模，指导电网企业做好配套的改造升级与投资计划等。县级能源主管部门要做好具体落实工作。分布式光伏发电开发中应充分尊重建筑物及其附属场所所有人意愿，各地不得以特许权经营等方式影响营商环境。 （三）备案怎么办。《管理办法》明确分布式光伏发电项目实行备案管理，按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体，备案容量为交流侧容量，并细化了备案信息、合并备案、备案变更、建档立卡等要求，强调不得擅自增加备案文件要求，不得超出办理时限等。针对近年来“农户出屋顶、开发商出资”的分布式光伏项目仍以农户名义备案，导致企业与个人权责明显不对等，存在一定金融风险和安全等隐患，《管理办法》强调“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案”，切实维护农户利益不受侵害。 （四）项目怎么建。《管理办法》对分布式光伏项目前期准备、协议签订、技术要求、手续办理和设计施工等环节作出了具体要求。项目取得电网企业并网意见后方可开工建设，应严格执行设备、建设工程、安全生产等相关管理规定和标准规范，确保项目建设质量与安全，并做好验收工作。 （五）电网怎么接。《管理办法》明确了对电网企业的基本要求以及不得从事的行为，提出了并网申请、受理及答复，接入系统设计、受理及答复，投资界面划分，签订并网协议和并网投产等要求。要求电网企业应当针对不同类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度。特别是在分布式光伏接入电网承载力方面，要求电网企业应配合省级能源主管部门开展评估，建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局。对电网提出要求的同时，《管理办法》也对新建项目提出应当满足“可观、可测、可调、可控”要求，以提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。 （六）运行怎么规范。《管理办法》明确了分布式光伏发电项目的安全生产、调度运行、模式创新、运维管理、信息管理、消纳监测、改造升级等方面的要求，形成闭环管理。模式创新方面，允许项目通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，大型工商业分布式光伏发电项目可与用户开展专线供电。由于分布式光伏发电点多面广、量大分散，且不同地区的发展条件与基础差异较大，《管理办法》提出各省级能源主管部门可根据本办法，会同国家能源局派出机构制定适应本省（自治区、直辖市）实际的实施细则。 四、需要说明的几个问题 （一）关于项目“新老划断”。做好新老政策的衔接和明确“新老划断”是行业比较集中的意见。为此，《管理办法》在备案部分提出：“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案，本办法印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理……”，并在附则中进一步明确“本办法自发布之日起施行，有效期五年。《分布式光伏发电项目管理暂行办法》同时废止。对于本办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。”，对于在本办法印发前已备案项目给予充足的衔接过渡期。 （二）关于大型工商业分布式光伏发电上网模式的考虑。考虑到在电力现货市场连续运行地区，电力市场的价格信号能够引导大型工商业分布式光伏发电项目尽可能实现高比例自用，并在电力供应紧张时段余电上网发挥保供作用，因此《管理办法》允许电力现货市场连续运行地区的大型工商业分布式采用自发自用余电上网模式参与现货市场。此外，允许大型工商业分布式光伏在电力用户负荷发生较大变化时，将项目调整为集中式光伏电站，给予其更多选择空间。 （三）关于农光互补、渔光互补以及小型地面电站。农光互补、渔光互补以及小型地面电站通常负荷小、自用电量少，往往采用全额上网的模式，从发电特性上看，与分布式光伏发电就近就地开发利用的基本定位不相符。同时，这类项目用地情况复杂，地方管理方式不统一，存在一定的模糊地带。基于以上考虑，农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发电项目归于集中式光伏电站管理。对于规模较小的上述类型项目，各省级能源主管部门在制定年度开发建设方案和组织开展竞争配置时可结合实际情况优先安排，简化项目备案等相关管理程序，电网企业配合做好接网工作。
新能源浪潮席卷全球，特斯拉作为电动汽车领域的佼佼者，其在储能领域的业务动作近期尤为频繁，成为市场关注的焦点。 入华十年里程碑，储能超级工厂竣工在即！ 据最新消息，特斯拉上海储能超级工厂已于2024年12月底顺利竣工，整个建设过程仅耗时7个月，再次刷新了“特斯拉速度”，也彰显了“上海速度”的高效与实力。该工厂是特斯拉入华十年来，继整车超级工厂后的又一大型投资项目，标志着特斯拉在中国市场的进一步深入布局。 据悉，特斯拉计划于2025年2月11日上午在特斯拉上海储能超级工厂举行投产仪式。此举不仅是对工厂竣工的庆祝，更是对未来储能产业发展的期待与信心。 特斯拉上海储能超级工厂将主要生产超大型电化学商用储能系统Megapack。Megapack作为目前世界上最大的电化学储能设备，每台机组可存储超过3.9兆瓦时的能源，相当于3600户家庭1小时的用电需求。其一体化系统集成和模块化设计，使得电网运营商、公用事业部门等能够更高效地存储和分配可再生能源，对于推动全球能源转型具有重要意义。 据相关人士透露，特斯拉上海储能超级工厂将在2025年第一季度开始产能爬坡，预计年产能将达到1万台，储能规模近40吉瓦时。这将极大地提升特斯拉在全球储能市场的竞争力。 携手欧力士，打造日本最大储能设施！ 近年来，特斯拉在储能领域的迅猛发展引起了全球业界的广泛关注。作为一家以创新科技和可持续发展为核心驱动力的企业，特斯拉不仅在电动汽车领域取得了举世瞩目的成就，其在储能领域同样展现出了非凡的实力。 特斯拉在2024年成功部署了31.4GWh的电池储能系统，再次刷新了自身纪录。这一数字相较于前一年实现了大幅增长，显示了特斯拉在储能领域的强劲势头。 根据特斯拉公布的财务数据，2024年其储能业务收入达到100.86亿美元，同比增长67%。这一增长幅度远高于公司整体营收的增长率，表明储能业务已成为特斯拉的重要增长极。 特斯拉储能业务的毛利率在2024年也有所提升，由18.9%提高至26.2%。这主要得益于规模化生产带来的成本降低以及美国《通胀削减法案》提供的制造业补贴。 特斯拉在储能产品方面，主要通过Megapack电池储能单元和Powerwall住宅电池储能单元进行部署。Megapack主要用于大型储能项目，而Powerwall则适用于住宅和小型商业场所。特斯拉在全球范围内布局了多个储能项目，包括在西澳大利亚州分阶段完成的一个2.2GWh大型电池储能项目，以及澳大利亚昆士兰州正在部署的300MW/1200MWh电池储能项目等。 2025年2月4日，日经新闻等多家媒体报道，特斯拉（TSLA.O）与日本金融服务集团欧力士（ORIX）达成合作，将为其位于日本中部滋贺县米原市的储能电站提供总容量达548兆瓦时（MWh）的Megapack储能系统。该项目预计2027年投入运营，建成后将成为日本规模最大的储能设施之一，助力日本应对可再生能源波动性挑战并加速脱碳进程。 高薪招聘风暴，宁德时代、阳光电源人才成目标！ 除了在市场层面的大举猛攻，在人才领域特斯拉也是做足了储备工作。近期，特斯拉中国在各大招聘平台上紧急发布了一系列关键职位的招聘信息，包括业务拓展经理、项目经理和项目工程师等。这些岗位开出了月薪60k至75k的高薪，年薪更是逼近90万元大关（不含绩效和奖金），无疑在行业内树立了新的薪酬标杆。 然而，特斯拉对求职者的要求也相当苛刻。除了要求应聘者具备出色的专业能力外，还需要他们熟练掌握英语，并优先考虑那些在储能、风电、光伏和电力等行业拥有丰富经验的资深人才。这一招聘策略显然是为了从中国的新能源及储能行业头部企业中吸引并挖掘人才，如宁德时代和阳光电源等。 这一举措不仅展现了特斯拉对中国市场的重视，也给国内储能企业带来了前所未有的竞争压力。 中国作为全球制造业的中心，拥有完善的供应链体系、先进的生产技术和丰富的劳动力资源。特斯拉选择在中国建立储能超级工厂，正是看中了这些优势。通过利用中国的制造业基础，特斯拉可以实现更高效、更低成本的生产，从而在全球储能市场中占据更有利的地位。 储能行业是一门综合性学科，涉及化学、材料科学与工程、电子工程、控制科学与工程、能源动力、机械等多个领域，有着较高的技术门槛。中国近年来在储能领域的人才培养和技术储备方面取得了显著进展，为特斯拉等外来企业提供了丰富的人才资源。 特斯拉深度绑定中国储能人才库，意味着其将能够招募到更多具有专业技能和创新精神的人才，为公司的研发和生产提供有力支持。这将有助于特斯拉在储能技术方面保持领先地位，并推动其在全球市场的拓展。 特斯拉“搅局”储能界，国内企业竞争压力骤增！ 某储能企业高管在采访中表示，随着特斯拉深度绑定中国制造业和储能人才库，国内储能企业将面临更加激烈的竞争环境。特斯拉在品牌、技术、质量、价格等方面都具有显著优势，这将给国内企业带来不小的挑战。然而，挑战往往与机遇并存，关键在于参与者们如何应对。 为了在这场竞争中立于不败之地，国内储能企业首先需要从自身做起，不断提升自身实力。加大研发投入，提升自主创新能力，是企业发展的核心动力。只有掌握了核心技术，才能在市场上拥有话语权。 同时，优化供应链管理，降低成本，也是企业提升竞争力的关键一环。通过精细化管理，实现供应链的协同与优化，可以大幅降低生产成本，提升企业的盈利能力。 此外，加强人才培养和引进，提升团队整体素质，也是国内储能企业不可或缺的一环。人才是企业发展的第一资源，只有拥有高素质的团队，才能在激烈的市场竞争中立于不败之地。因此，企业需要注重人才的培养和引进，打造一支专业、高效、富有创新精神的团队。 然而，面对特斯拉等外来企业的竞争，国内企业单打独斗显然难以形成有效的抗衡。因此，加强合作与交流，共同推动储能技术的创新和应用，成为了国内企业的必然选择。通过合作，可以实现资源共享、优势互补，共同提升整个行业的竞争力。同时，加强与国际先进企业的交流与合作，也可以帮助国内企业更快地掌握国际先进技术和管理经验，提升企业的国际化水平。 2025CIES储能大会介绍 CIES2025储能大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国储能网与数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。 CIES2025储能大会将设置：大会开幕式暨特邀院士和专家报告、特邀国际代表报告、国际储能（上、下）、数智化新型储能系统集成解决方案（上、下）、新型储能与新能源大基地协同发展、工业绿色微电网、液流电池与长时储能、新型储能资本与投资、构网型储能系统及项目建设、储能消防、安全与检测认证、数智化工商业储能解决方案与商业案例、储能专用电池及ESG绿色低碳发展、新型电力系统与并网调度、电力辅助服务、现货交易及容量市场、混合储能、国家储能标准宣贯、数智化配电网与新型储能融合创新、虚拟电厂与车网互动、2025 新型储能系列研究成果发布暨行业百强发布、海外储能渠道开发与商业机遇、新品发布会（一、二、三、四）等专场。 大会期间还将发布《2025中国新型储能产业发展白皮书》《2025工业绿色微电网发展白皮书》《2025中国新型储能产业发展指数白皮书》《2025中国新型储能产业项目招标及价格分析报告》《2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告》等系列研究成果。 预计有来自政府机构、科研院所、电网公司、发电集团、EPC总包企业、系统集成商、储能装置企业、能源服务商、项目开发企业、投融资机构、国际采购商等80000余位嘉宾及1000余家企业参会参展交流。 作为推动储能产业高质量发展的风向标，中国国际储能大会暨展览会（CIES）自2011年创办以来，主办方始终坚守以高端化、品质化、国际化为特色，推动储能产业国内外供应链和渠道合作超过5000亿元，协助各地方政府招商引资项目合作突破1000亿元，助力各类资本合作达3000亿元。 本届展会将设置“6+1+1”展区，包括：储能系统集成、发电集团、电气设备、温控设备、控制系统、储能电池、检测与认证、消防与安全等企业产品及形象展示。 展会将聚焦储能领域全球前沿技术和实践，积极搭建政企沟通渠道，探索储能产业高质量发展新路径，促进“专精特新”技术、资本和服务等高端创新要素深度对接，展示国内外新产品新技术新设备新服务，帮助展商扩大品牌影响力和知名度，积极开拓国内外市场渠道资源，提高自主可控产品的竞争力和市场占有率，加快提升中国储能品牌企业快速成长的核心价值，为构建绿色、高效、柔性、智能和可持续发展的现代能源体系贡献“储能智慧”与“储能方案”。
近日，国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），主要就行业怎么管、项目怎么建、电网怎么接、运行怎么规范等方面提出要求，覆盖了分布式光伏发电的定义分类和项目全生命周期各阶段的管理要求。 分布式光伏发电是指在用户侧开发、在配电网接入、原则上在配电网系统就近平衡调节的光伏发电设施。2013年，国家能源局出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（以下简称《暂行办法》）。时隔10余年，再次修订的背景是什么？在哪些方面进行了调整？ 引导分布式光伏发电科学合理布局 在浙江余姚市，宁波富佳实业股份有限公司的屋顶上，3500余块光伏板整齐排列。“光伏发出的电优先满足工厂使用，剩余的电出售给电网公司。去年发电量超177万千瓦时，为我们节约140余万元用电成本。”企业负责人王跃旦说 国网余姚市供电公司市场营销部负责人陈高其介绍，这几年分布式光伏发展迅速，2024年当地有近8000户申请安装分布式光伏，装机规模同比增长超60%。 截至2024年底，我国分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%，2013年这一比例仅为16%。发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。分布式与集中式并举发展态势明显，分布式光伏发电已成为能源转型的重要力量。 从发展环境看，光伏组件价格从2013年的5元/瓦左右降至目前的0.7元/瓦左右，包括分布式光伏发电在内的新能源已全面进入平价无补贴市场化的发展阶段，《暂行办法》中围绕财政补贴确立的规模管理等一系列规定不再适用。 随着分布式光伏发电爆发式增长，接网消纳成为制约发展的主要矛盾，迫切需要调整管理思路，源网荷储协同发力，促进分布式光伏发电又好又快发展。 分布式光伏接入电网承载力方面，《管理办法》要求电网企业应配合省级能源主管部门开展评估，建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局。对电网提出要求的同时，也对新建项目提出应当满足“可观、可测、可调、可控”要求，以提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。 模式创新方面，《管理办法》允许项目通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，大型工商业分布式光伏发电项目可与用户开展专线供电。 切实保障用户特别是农户利益 “《管理办法》将支持分布式光伏发展与规范发展相结合，该支持的支持，该坚持的坚持。”国家能源局相关司局负责人说，既要促进发展，解决行业发展面临的接网消纳承载力不足等制约问题；又要规范市场，对发展中出现的不合理现象给予坚决纠正和严格规范，推动行业适应新形势、新变化，切实维护发用双方特别是农户合法权益，促进分布式光伏发电实现“量”的增长和“质”的提升。分布式光伏发电点多、面广、涉及主体多、利益关系复杂。国家能源局相关司局负责人表示，分布式光伏发电与集中式电站的本质区别就是在用户侧开发，就近就地消纳利用。 《管理办法》从定义、分类、上网模式等各方面坚持分布式光伏发电这一本质特征和要求，强调项目的自发自用比例。从租赁用户屋顶、备案、开发建设和运行等各个环节细化要求，切实保障用户特别是农户利益，使分布式光伏发展更多惠及农村农民。针对近年来“农户出屋顶、开发商出资”的分布式光伏项目仍以农户名义备案，导致企业与个人权责明显不对等，存在一定金融风险和安全等隐患，《管理办法》强调“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案”，切实维护农户利益不受侵害。 《管理办法》明确，分布式光伏发电开发应当尊重建筑产权人意愿，各地不得以特许权经营方式控制屋顶等分布式光伏发电开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设，不得将强制配套产业或者投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛。
近年来，光伏产业的快速发展引发了全球范围内对绿色能源的关注，在我国光伏行业最早是在政策支持呵护之下、通过一代光伏人深耕技术领域，然后再在政府推动市场需求之下迎来了爆发式增长。这种非市场规律之下拔苗助长，同时暴露出许多问题，尤其是在我国的电网结构并不匹配分布式能源发发展。因此在基础设施方面，配电网建设滞后、电网消纳能力不足等系列问题再风光猛增之后必然会随之爆发，陷入困境。为了早日度过这一艰难的“寒冬期”。近日，国家电网公司宣布，2025年将完成总投资额约6500亿元人民币的电网建设与升级项目。这一消息对深处“水深火热”的光伏人来说，无疑是一个振奋人心的重磅消息。 一、光伏行业面临的困境：配网跟不上，容量不足，消纳不足 1. 配网建设滞后 随着房地产的没落，各地政府盯上新能源板块，于似乎光伏装机容量的急剧上升，光伏项目的建设速度不断加快。在2024年提前6年已然完成上层领导的2030目标，但是我国的电网结构，以及配电网建设滞后，许多地区的电网无法消纳大量新增的光伏电力。尤其是偏远地区和农村的配电网络建设不足，导致了光伏电力的接入瓶颈。在一些地方，电网建设的滞后和不完善，直接导致的就是容量，电力调度，消纳，进而限制了光伏行业的发展！ 2. 电网容量不足 目前我国的电网系统中，尤其是配电系统的负载能力相对有限，许多地方的电网容量不足以支撑日益增长的光伏装机容量。在一些地方，尤其是电力负荷较大的城市及区域，电网的承载能力已经接近极限，进一步增加接入光伏发电就面临着电力系统的消纳难题。目前已经有450个红区，12地暂停备案，24地明确禁止安装了 3. 电网消纳能力不足 光伏发电的波动性和间歇性特征，使得电网需要有足够的灵活性和调节能力来消纳大规模的光伏电力。我国目前的电网结构只能容纳15%的新能源风电、光伏，当前，许多电网地区的消纳能力不足，无法稳定接纳全部来自光伏的电力。这不仅造成了光伏电站的弃光现象，还导致了部分电力无法进入电网，甚至在一些地方出现了“弃风、弃光”的现象。 在这样的背景之下，尽管我国光伏装机容量已经全球领先，但由于电网无法承载大量新增的光伏电力，许多光伏项目面临并网难的问题。 二、6500亿！国家电网重金投入电网建设及配网升级 1. 6500亿元资金投入电网建设 近日，国家电网公司宣布，2025年将完成总投资额约6500亿元人民币的电网建设与升级项目。其中，主电网优化和配电网补强是两个重点投资领域。主电网优化主要针对高压输电线路和变电站进行升级改造，以提高电力输送效率和可靠性。而配电网补强则着重于提升农村和城市配电网的接入能力和稳定性，特别是为了更好服务日益增长的新能源发电需求。配网升级与扩容：包括提升配电网的负荷能力，增加电网的冗余度，确保光伏电力能够顺利接入电网并及时消纳。 智能电网建设：智能电网技术的推广和应用，可以大大提高电网的调度能力和负荷适应性，帮助平衡光伏发电的波动性。包含“四可”升级改造。 储能系统建设：配套建设储能系统，以便更好地储存多余的光伏电力，并在电力需求高峰时段进行释放，增加电网的灵活性。 跨区域电力调度系统建设：为了更高效地利用光伏等可再生能源，跨区域电力调度系统的建设将允许将电力从发电丰富的地区传输到电力需求大的地区，提高能源的整体利用效率。 2. 资金的使用与效果 国家电网投资的6500亿元将使得我国的电网基础设施得到大规模提升，尤其是在偏远地区的配网建设和升级，电网的负荷能力和消纳能力将得到大幅改善。这笔资金不仅有助于解决当前光伏项目并网难的问题，还将对未来几年光伏行业的进一步发展提供有力的支撑。 设备更新和技术升级：投入资金用于替换老化的电网设备，升级电网的控制系统，引入智能电网技术，提高电网的响应速度和调度效率。 增强电网的适应性和灵活性：通过建设储能电站和跨区域电力调度系统，提高电网在不同天气、时间段和负荷情况下的稳定性和灵活性。 提升电力系统的智能化水平：智能电网将通过传感器、数据分析和自动化控制系统，使得电网能够实时监控光伏发电的情况，并根据负荷和需求调整电力供应。 三、何时见成效，春天何时到来？ 国网的这笔专项资金对光伏、风电行业影响是巨大的。它不仅能够缓解并网难题，容量不足，更能提高配网的消纳能力从而促进风电、光伏的可持续发展，那么行业的拐点将在什么时候呢？强哥看来要到25年的第三、四季度起会初见成效。到时候，光伏电力的消纳和电网的适应能力将更加成熟，6500亿元资金的投入，不仅是对电网基础设施的补强，更是对未来光伏行业持续健康发展的重要保障
近日，安徽省首家虚拟电厂，即宣城全域虚拟电厂，成功代理分布式光伏参与绿电中长期交易。 据了解，交易前期，宣城公司以宣城全域虚拟电厂主体身份在安徽电力交易中心成功注册，尔后经过积极沟通，该虚拟电厂与本地规模最大的安徽能惠售电有限公司达成合作意向，一月份实现交易总量23MW，成功完成首笔绿电交易。 据悉，宣城全域虚拟电厂是安徽省能源局发布的首批8家虚拟电厂试点示范项目之一。在2024年迎峰度夏期间，其参与需求侧响应7次，累计响应负荷13万千瓦，收益达14万元，位列全省第三。 两小时收益可超万元！ 2024年12月11日，中华人民共和国国家发展和改革委员会令第27号发布，文件明确《电力监控系统安全防护规定》已经2024年11月25日第18次委务会议审议通过，自2025年1月1日起施行。 其中提到，电力监控系统包括但不限于实现继电保护和安全自动控制、调度监控、变电站（换流站）监控、发电厂监控、新能源发电监控、分布式电源监控、储能电站监控、虚拟电厂监控、配电自动化等。 可见虚拟电厂的应用已走向成熟。 其实早在去年的1月22日，国家能源局就印发了《2024年能源监管工作要点》，将虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体引入电力市场，引导虚拟电厂等新型主体参与系统调节作为今年重点工作，该新政再度释放了虚拟电厂利好。 值得注意的是，时年7月，央视还连续播出了3则“虚拟电厂走进现实”的主题深度报道，记者通过走访广东、浙江等地，发现虚拟电厂已经走进了现实，2小时的收益可超过万元。 这样的收益，可以追溯到浙江金华的一个热闹市场。在这里，一栋商业楼宇接入了“虚拟电厂”。在用电高峰的时候，可以通过调节空调温度、照明来实现调峰，参与调节的每度电可以获得8元的收入。据悉，用电高峰按2小时计算，就是1800度电，可以获取大概14400元收益。 据机构预计，到2025年，虚拟电厂平均每年投建规模可达200亿元，运营市场规模每年在50亿元以上。 什么是虚拟电厂？ 虚拟电厂不是真正的实体电厂，没厂房也没机组，自己也不发电。它是依托能源算力平台，将分散的充电桩、储能、分布式光伏、空调、通信基站、商业楼宇等电力负荷资源统合起来，代理参与电力市场运行，提供公平的电力交易路径。 虚拟电厂可以看做一个算力调度“指挥中心”。当用电方有需要的时候，虚拟电厂就给电网发电；当发电方供给过剩的时候，虚拟电厂就指挥接入方迅速把电能消纳，以“削峰填谷”，平衡全国范围内的电力资源。 另外，虚拟电厂可以通过快速响应指令，配合电网保障电力运行稳定，从中获得政府经济补偿。同时，还可以参与容量、电量、辅助服务等各类电力交易，获得市场经济收益。 （且看虚拟电厂运行结构图） 本质上，虚拟电厂是利用先进的信息技术和通信技术，将分散在不同地理位置的分布式能源资源进行聚合和协调控制，使其能够像传统的大型发电厂一样参与电力市场交易和电网运行管理。 例如，通过智能控制平台，将多个家庭屋顶的光伏发电装置、电动汽车的储能电池以及一些可中断的工业负荷进行集中管理，根据电网的需求和市场价格信号，灵活调整这些资源的出力或用电行为，为电网提供调峰、调频、备用等辅助服务。 可以说，虚拟电厂不生产电，他们是电的“领导者”，又是电的“搬运工”。 相较于“源网荷储一体化”“微电网”的概念，虚拟电厂更侧重于通过软件和通信技术实现对分散资源的虚拟整合，以提高电力系统的灵活性和效率，而不涉及实体的电力生产设施建设。同时，虚拟电厂可以作为源网荷储一体化的一种具体实现形式。 从产业链的角度来看，虚拟电厂包括：上游资源侧、中游负荷聚合商和下游客户。 1、上游资源侧：“正/负”资源、储能电站。“正/负”资源中“正”指发电侧，含分布式光伏、小型水电站与少数集中式发电厂；“负”指用电侧，包括居民、工业、充电桩、换电站与商业不等。 2、中游负荷聚合商：通过专业技术评估用户的需求响应潜力，整合分散的需求，响应资源来参与电力系统运营。可为客户提供需求侧响应、参与电力市场进行价差套利、降低偏差考核费用三项服务。 3、下游客户：主要含电网调度、用电用户、售电公司与新能源电站四类客户。由于虚拟电厂的运行结构太过复杂，这里不作更详细地说明。下文仅从上游资源侧（充电桩、储能）与虚拟电厂的关系出发，来进一步解析，当资源侧接入虚拟电厂后，是如何获得收益的？ 充电桩+虚拟电厂 在“充电桩+虚拟电厂”模式中，接入虚拟电厂的是充电桩企业。在深圳，就有1.8万根充电桩一次性接入虚拟电厂管理中，可以随时响应电网的调度，进行调峰，并获得相应的收益。 在用电高峰期，虚拟电厂“云端”通过收集充电桩的信息，对充电桩下达指令。充电桩收到指令后，会下调充电功率，以实现错峰充电。另外，同种类型的充电桩之间可以互通互联，虚拟电厂后台只需调度一个充电桩，其他所有充电桩，就会立即响应。 一些配有光伏的快充站，在接入虚拟电厂后，在中午光伏发电量较大时，会输送一部分电力给电网，帮助电网减轻用电高峰期时的用电负荷。而自己本身售卖电的行为，也会获得相应的收益。 当然，对于昼夜奔跑在路上的车主也可以分得“一杯羹”。当一系列指令到来的时候，正在充电的车主会收到一个对话框。内容是：愿不愿意接受以低功率充电。如果接受，虽然充电时长会增加30分钟，但是，每度电可以打5折。 储能+虚拟电厂 除了充电桩资源外，储能项目也是虚拟电厂的重要资源。在接入虚拟电厂之后，储能项目会带来哪些改变？又是如何实现盈利回收的呢？ 一方面，虚拟电厂通过更准确的信息调度，帮助储能项目方进一步拉开了峰谷价差，降低了储能充电成本，进而增加收益率。另外，对于一些闲置的储能资源，自身本来就无法实现盈利。接入虚拟电厂后，会盘活这一部分的资源，带来相应收益。 以5G通讯站为例，由于5G基站储能系统平时多为闲置，通过聚合后接入虚拟电厂管理平台，在不影响基站正常运行的情况下增加或降低储能功率，既可参与电网电力电量的调节，辅助解决局部地区电力阻塞问题，又有助于降低电力投资建设成本，提高电力系统的资源利用率，促进社会资源绿色发展。 另一方面，国家、地方对接入虚拟电厂的储能，陆续出台了优渥的补贴政策。7月13日，深圳市光明区发展和改革局发布了关于公开征求《深圳市光明区关于支持新型储能产业加快发展的若干措施（征求意见稿）》。 意见中明确提到：对改造接入虚拟电厂的本地新型储能项目，按改造实际投资的20%，给予项目最高50万元资助及连续三年响应收益的10%给予资助，单个项目每年给予最高10万元资助，单家企业每年给予最高100万元资助，对改造接入虚拟电厂且不属于资源聚合商的本地新型储能项目参照本条标准进行响应收益资助。 各省“疯狂”布局 去年7月，上海市经济信息化委印发《2024年上海市迎峰度夏有序用电方案》。方案还提出加快推动虚拟电厂建设。进一步挖掘电动汽车、中央空调、数据中心、储能、分布式发电等实时可调资源，实现虚拟电厂可调能力60万千瓦。 如今，虚拟电厂正在从概念走向现实，需求侧管理，聚合分布式电源，虚拟电厂正在被给予厚望，各省各地也正加速在虚拟电厂领域的布局，各种类型的项目正在投建。 根据相关预计，2025年我国虚拟电厂市场规模达102 亿。2030年我们假设市场化交易电量占比61%、现货占比 10%，则现货市场规模达 939 亿元；辅助服务费用占比提升至5%，则辅助服务市场规模达770 亿元，虚拟电厂市场规模有望达千亿。 01 广东省 企业分布：广东省的虚拟电厂企业分布最为集中，包括华为、南网科技、科陆电子等多家知名企业。 政策推动：广东省政府及相关部门积极推动虚拟电厂的发展，出台了一系列支持政策，鼓励企业参与虚拟电厂的建设和运营。 项目实践：广东省内多个城市已经启动了虚拟电厂的试点项目，并取得了一定的成效。这些项目通过聚合分布式资源，提高了电网的灵活性和稳定性，促进了可再生能源的消纳和利用。 深圳市 政策支持：深圳市出台了《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》，明确加大了对虚拟电厂相关产业的补贴力度，旨在进一步推动虚拟电厂的发展。 项目进展：深圳市已经建成了多个虚拟电厂项目，并计划到2025年建成具备100万千瓦级可调能力的虚拟电厂。这些项目通过智能化、精细化的管理，实现了对分布式资源的有效聚合和优化调用。 02 山东省 1月，山东电力市场规则征求意见，对虚拟电厂的概念和规则进行了明确的论述；3月，国网山东公司上线虚拟电厂运营服务平台，可为全省虚拟电厂运营商提供接入服务、运行监测（数据）服务、需求响应服务，为运营商参与需求响应及市场交易等提供支撑；4月，山东电力市场试行规则正式印发，对聚合资源类型、聚合方式提出了相关要求，明确了虚拟电厂的交易模式和计量结算方式，为山东探索开展虚拟电厂建设提供了规则制度依据；6月，山东交易中心公示了8家虚拟电厂，标志着虚拟电厂从概念走向了应用阶段。 目前，山东现货市场也已“转正”运行，山东虚拟电厂在市场规则和市场环境完善的情况下被寄予厚望。03 重庆市 7月25日重庆市虚拟电厂运营服务平台上线。 重庆市虚拟电厂运营服务平台打造了“三全”功能体系，一是全流程服务，二是全品类聚合，三是全场景应用，最终将构建集需求响应、辅助服务与电力市场化交易于一体的虚拟电厂系统，全面支撑电力系统稳定运行，实现电力资源的优化配置和高效利用。 国网重庆市电力公司总工程师胡可介绍，重庆现已建成全市统一的虚拟电厂运营服务平台，累计接入聚合商10家，聚合意向客户5993户，意向可调节能力22.09万千瓦。其中，重庆电动、汇智能源、清安储能、三峡水利、中广核等5家虚拟电厂已通过能力校核，确定可调能力9.21万千瓦。 活动现场，重庆市虚拟电厂运营管理中心获得正式授牌。这是全国第二个、国家电网范围内首家获得省级政府授牌的运营管理中心。04 上海市 项目纳入：商业建筑虚拟电厂已被纳入上海电力需求响应常规调度资源，促进了电力供需平衡和资源优化配置。 区域实践：黄浦区作为上海市商业建筑的密集聚集区，拥有超过200幢大型商业建筑，并在原有建筑中配备能耗监测装置，为实施需求响应项目提供了完备的基础条件。5 四川 1月3日，成都市经信局印发了《成都市虚拟电厂建设实施方案（2023—2025年）》，文件确定了“到2025年虚拟电厂市场化运作模式基本形成，基本实现对分布式电源、储能设施、可调用电负荷等能源资源的“应接尽接”，可调节能力130万千瓦以上，达到成都电网最大用电负荷的5%，构建形成以虚拟电厂为主导的新型电力系统。”的发展目标。 6月28日上午，成都市虚拟电厂管理平台完成全业务流程演练暨上线运营活动，这意味着成都市虚拟电厂管理平台上线投运。05 安徽省 5月，安徽省能源局发布关于组织申报虚拟电厂试点示范项目的通知，本次试点示范项目申报范围为省内拟建、在建或已建成的虚拟电厂项目。包括分布式电源、储能、可调节负荷等资源。其中，分布式电源应为在安徽电网并网运行且调度关系不归属电力调度机构的光伏、风电、生物质发电等。6 湖北省 5月11日，湖北首个虚拟电厂交易运营。湖北省黄石市大冶特钢等8家企业在磁湖电厂市场化交易发布会上签订负荷聚合协议，正式开启虚拟电厂市场化交易运营。磁湖电厂是湖北省首家实体化运营、率先踏入省内电力市场的虚拟电厂。 07 湖南省
与播客爱好者一起交流
播放列表还是空的
去找些喜欢的节目添加进来吧
