深圳市关于大力推进分布式光伏发电 12月5日，深圳市发改委发布印发《深圳市关于大力推进分布式光伏发电的若干措施》 深圳市关于大力推进分布式光伏发电的若干措施 为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和重大战略决策，优化调整我市能源结构，提高可再生能源利用比例，加快推进我市光伏产业高质量发展，支持分布式光伏发电项目（以下简称“光伏项目”）推广应用，特制定以下政策措施： 一、推进分布式光伏规模应用。充分利用工业园区、企业厂房、物流仓储基地、公共建筑、交通设施和居民住宅等建筑物屋顶、外立面或其他适宜场地，按照“宜建尽建”原则积极开展光伏项目建设，大力推广建筑光伏一体化（BIPV），力争“十四五”期间全市新增光伏装机容量150万千瓦。重点推动工业园区规模化布局光伏项目，引导大型企业集团积极开展光伏项目建设，支持国有企业规模化建设光伏项目。各区政府（新区、合作区管委会）要强化光伏项目建设主体责任意识，支持以区为建设单元整区推进，做好光伏项目全链条、全生命周期建设运营工作。鼓励各区政府（新区、合作区管委会）出台针对性扶持政策，建立光伏发电应用协调工作机制，引导建筑业主单位（含使用单位）建设光伏项目，择优选取专业化企业开展项目的建设运营，有序推进项目建设。[各区政府（新区、合作区管委会）负责，市发展改革委、工业和信息化局、住房建设局、交通运输局、水务局、国资委、城管和综合执法局、机关事务管理局配合] 二、完善光伏项目建设管理工作。加强建筑安装光伏发电设施的安全性评价和管理工作，市发展改革委负责制定光伏项目管理操作办法，建立简便高效规范的项目申报流程，明确项目备案、建设、验收、运维等工作要求。项目主体应在建设前向所在区发改部门申请项目备案,各区政府要主动协调项目备案、建设管理等工作。项目建成后，项目主体应根据国家相关规定和技术标准组织项目验收，电网企业负责并网验收。[市发展改革委、各区政府（新区、合作区管委会）、深圳供电局、深圳前海蛇口自贸区供电有限公司按职责分工负责] 三、培育光伏产业和骨干企业。支持企业和科研机构持续提升光伏材料、组件及配套设备等技术水平，强化光伏装备、电池片及组件、系统集成、电站建设运维产业链条。做大做优光伏逆变器、太阳能电池制造装备等优势领域，着力推动光伏逆变器向高功率密度化、电网友好化和高度智能化方向发展，积极开发新一代晶硅太阳能电池制造设备。市级专项资金重点支持异质结电池、钙钛矿电池技术研发和应用示范，推动新型高效太阳能电池降本增效。加强政策引导与支持，建立光伏产业骨干企业培育机制，重点支持技术水平高、市场竞争力强的光伏设备制造企业和光伏能源建设运营管理企业快速发展，努力形成一批光伏制造、运维龙头企业。[市发展改革委、科技创新委、工业和信息化局按职责分工负责，各区政府（新区、合作区管委会）配合] 四、创新光伏项目投融资服务。充分发挥投资引导基金等政策性基金引导作用，鼓励社会资本积极投资建设光伏项目。发挥深圳气候投融资改革优势，引导碳减排支持工具为光伏项目提供低成本资金。鼓励银行等金融机构探索创新金融产品和服务，采取灵活的贷款担保方式,加大对光伏项目的信贷支持。鼓励采用融资租赁方式为光伏发电项目提供一体化融资租赁服务；鼓励各类基金、保险、信托等与产业资本结合；鼓励担保机构对光伏项目开展信用担保。[市发展改革委、财政局、生态环境局、市场监管局、地方金融监管局、深圳银保监局按职责分工负责] 五、加强光伏并网管理和服务。电网企业要简化光伏项目的并网流程，保障配套电网与光伏项目同步建成投产。接入公共电网的光伏项目，其接网工程及接入引起的公共电网改造部分由电网企业投资建设。光伏项目的上网计量和发电计量装置由电网企业免费提供。电网企业要积极推广虚拟电厂应用，构建“源网荷储”高度融合新型电力系统，优化电网调度运行，保障光伏项目电量全额消纳。[深圳供电局、深圳前海蛇口自贸区供电有限公司按职责分工负责] 六、优化并网光伏电价结算方式。推动光伏项目接入深圳市虚拟电厂管理云平台，实现分布式资源的实时监测和调度。鼓励光伏项目“自发自用，余量上网”，对接入虚拟电厂管理云平台的项目优先安排电费按月度结算。加快推动光伏项目以虚拟电厂模式参与电力市场交易，尽最大限度体现光伏绿电价值。探索建立光伏项目绿电交易与碳排放交易衔接的新业态和新模式。[深圳供电局、深圳前海蛇口自贸区供电有限公司负责，市发展改革委、生态环境局、财政局、各区政府（新区、合作区管委会）配合] 七、实施薄膜光伏项目财政补贴。对于本市范围内于2022年1月1日至2025年12月31日期间建成，并网计量的薄膜光伏示范项目纳入补贴范围。市级财政对纳入补贴范围项目在本政策有效期内的发电量予以补贴。[市发展改革委、财政局负责，各区政府（新区、合作区管委会）、深圳供电局、深圳前海蛇口自贸区供电有限公司配合] 八、强化安全责任监管。项目主体承担项目建设、运行安全管理主体责任，负责项目建设过程的施工安全，确保项目顺利投产；负责项目运行安全监管，制定运行和维护技术手册，定期检查及维护，保障项目安全运行。各区电力主管部门要积极协调规划和自然资源、住房建设、应急管理、市场监管、土地监察等部门建立光伏安全运行联合监管机制。[各区政府（新区、合作区管委会）负责]

我国首座大型商用液氢工厂新进展！ 11月14日，我国首座大型商用液氢工厂——空气化工产品(浙江)有限公司海盐氢能源和工业气体综合项目一期工程110千伏空氢变电站竣工投产。该项目所有基础电力设施建设由国网嘉兴供电公司所属嘉兴市恒光电力建设有限责任公司承建完成。 据了解，海盐氢能产业基地项目被国务院列入第5批国家重大外资专班项目，为此批浙江省唯一，建成后将是我国第一座大型商用液氢工厂。该项目总投资约10亿美元，分为氢能源制备分装、氢能产业关键设备零部件制造、氢能源利用示范城市建设等3个项目，分期实施。 一期为氢能源制备(含液氮和氦气分装)项目，新建氢气提纯、液氢装置、液氮装置以及氦气分装等工业气体综合配套设施； 二期为氢能产业关键设备零部件制造项目，将打造海盐氢能源相关产业配套基地； 三期为氢能源利用示范城市建设项目，在海盐县全域及嘉兴地区建设加氢站和加氢公交专线，推广氢能源使用示范，并建设现代化氢能低碳社区和氢能研究院。 目前，一期项目中的工业气体分装项目已完成试生产，主体项目正进行管道预制、设计安装。预计液氢工厂将于2023年建成，投产后日产量将达30吨，有望成为亚洲液氢日产能最高的工厂。 据了解，110千伏空氢变电站是该项目的配套变电站，配置50兆伏安的110/10.5千伏级三相双线圈变压器1台，可满足海盐氢能产业基地项目三期项目用电需求。本期从220千伏海塘变新建1回线路到110千伏空氢变电站，新建路线路路径全长约14.5千米，其中双回路架空线路径长度5.1千米(与山鹰线路同塔架设)，单回路架空线路0.9千米；双回路电缆线路路径长度4.55千米(与山鹰电缆线路共用管沟敷设)，单回路电缆线路3.95千米。

首次！在中国实现燃机30%掺氢燃烧改造 ·近日，西门子能源支持国家电力投资集团有限公司（“国家电投”）所属北京重型燃气轮机技术研究有限公司（“北京重燃”）、国家电投湖北分公司在荆门绿动能源有限公司成功实现一台在运西门子能源SGT-800燃机30%掺氢燃烧改造。这是继2021年12月该燃机成功实现15%掺氢运行后又一重大技术突破。 ▲ 西门子能源SGT-800燃机成功混烧30%氢气 这是中国首次在重型燃机商业机组上成功实施高比例掺氢燃烧改造试验，也是全球范围内首个在天然气联合循环、热电联供商业机组中进行高比例掺氢燃烧的示范项目。 改造后的机组将具备0%-30%掺氢运行条件下自由切换的灵活性。经测算，一台改造后的西门子能源SGT-800燃机在混烧30%氢气的情况下，每年可减少超过1.8万吨二氧化碳排放。 ▲ 西门子能源SGT-800燃机 在国家电投北京重燃的统筹组织下，西门子能源与北京重燃、荆门绿动公司、上海成套院等共同组成联合攻坚团队，成功实现了大规模氢气掺混精准控制技术与燃机核心闭环控制器的联调技术的应用。燃机在掺氢运行过程中，系统各项指标稳定，整体方案可靠性得到充分验证。 氢能是一种理想的碳中和综合能源载体，被视为开启能源未来的钥匙。通过这一项目合作，西门子能源和国家电投从燃机掺氢改造技术的实际应用中积累了宝贵的经验。西门子能源将继续全力支持中国的合作伙伴，共同推进中国减碳进程，为实现‘双碳’目标做出切实贡献。 作为全球领先的能源技术公司，西门子能源已经公布其燃机到2030年实现100%燃氢的目标。通过使用氢气混合到燃料组合中，西门子能源燃机在满足市场与环境需求的同时，帮助客户逐步、灵活地实现运营的去碳化。

国家能源局正式印发《电力二次系统安全管理若干规定》 11月17日，国家能源局发布《电力二次系统安全管理若干规定》。文件明确，电力二次系统包括继电保护和安全自动装置，发电机励磁和调速系统，新能源发电控制系统，电力调度通信和调度自动化系统，直流控制保护系统，负荷控制系统，储能电站监控系统等。 本规定自发布之日起施行，有效期5年。 国家能源局关于印发《电力二次系统安全管理若干规定》的通知 国能发安全规〔2022〕92号 为进一步加强电力系统安全监管，提升电力二次系统安全管理的针对性、有效性，更好地服务电力行业安全高质量发展，国家能源局对《电力二次系统安全管理若干规定》（电监安全〔2011〕19号)进行了修订。现将修订后的《电力二次系统安全管理若干规定》印发你们，请遵照执行。 国家能源局 2022年10月17日 附件：电力二次系统安全管理若干规定 电力二次系统安全管理若干规定 第一章 总则 第一条为加强电力二次系统安全管理，确保电力系统安全稳定运行，依据《中华人民共和国电力法》《中华人民共和国网络安全法》《电力监管条例》《电网调度管理条例》《关键信息基础设施安全保护条例》《电力监控系统安全防护规定》等相关法律法规、规章，制定本规定。 第二条电网调度机构（以下简称调度机构）、电力企业及相关电力用户等各相关单位依据本规定开展电力二次系统安全管理工作。 第三条本规定所称电力二次系统包括继电保护和安全自动装置，发电机励磁和调速系统，新能源发电控制系统，电力调度通信和调度自动化系统，直流控制保护系统，负荷控制系统，储能电站监控系统等（以下简称二次系统）；涉网二次系统是指电源及相关电力用户中与电网安全稳定运行相关的二次系统。 第四条国家能源局及其派出机构依法对二次系统管理工作实施监督管理。 第五条电力企业及相关电力用户是二次系统安全管理的责任主体，应当遵照国家及行业有关电力安全生产的法律法规、规章制度和技术标准，负责本单位的二次系统安全管理工作。 第六条调度机构应加强调度管辖区域内电力企业及相关电力用户二次系统技术监督工作的指导，定期统计和汇总分析电力企业及相关电力用户技术监督工作开展情况，并将有关问题和情况及时报送国家能源局及其派出机构。调度机构按照国家相关规定负责调度管辖范围内涉网二次系统的技术监督工作。 第七条调度机构、电力企业及相关电力用户应当配备足够的二次系统专业技术人员，具备设备运维、故障排查处置等工作能力。 第八条调度机构应按照有关法律法规和国家能源局监管要求组织并督促二次系统专业技术培训和技术交流工作；应组织各相关单位贯彻执行国家和行业有关二次系统的标准、规程和规范；应组织制定（修订）调度管辖范围内二次系统的规程、规范和相关管理制度，并将与电力监管相关的事项报告国家能源局及其派出机构；应定期组织召开二次系统专业会议；组织开展二次系统运行统计分析工作，及时发布分析报告。 第九条电力企业及相关电力用户应保障二次系统网络安全投入，并遵循“同步规划、同步建设、同步使用”的原则。 第十条国家能源局及其派出机构加强对调度机构技术监督工作的监督管理，建立二次系统安全管理情况书面报告制度。省级、区域调度机构按月向国家能源局相关派出机构报告二次系统安全管理情况，国家电力调控中心和南方电网电力调控中心按季度向国家能源局报告二次系统安全管理情况，南方电网电力调控中心同时报南方能源监管局。相关二次系统安全管理情况按有关规定，在并网电厂涉网安全管理联席会议上通报。 第十一条国家能源局及其派出机构可以依据相关规定对二次系统管理工作中的有关争议进行调解，经调解仍不能达成一致的，由国家能源局及其派出机构依照《电力监管条例》裁决。 第二章 规划建设管理 第十二条二次系统规划设计应满足国家和行业相关技术标准和有关规定。 第十三条二次系统规划设计应满足电网安全稳定运行和网络安全的要求。 第十四条二次系统设备选型及配置应满足国家和行业相关技术标准，以及设备技术规程、规范的要求。涉网二次系统规划设计、设备选型及配置还应征求调度机构意见，并满足调度机构相关技术规定及电网反事故措施的有关要求。 第十五条电力企业及相关电力用户应按国家相关部门、调度机构要求配置网络安全专用防护产品，并报调度机构备案。 第十六条二次系统设备应选择具备相应资质的质检机构检验合格的产品。 第十七条二次系统安装、试验、验收应满足国家和行业相关标准、规范，及调度机构有关规程和管理制度的要求。涉网二次系统应按照有关规定进行并网安全评价，确保满足并网条件。 第十八条二次系统项目建设完成应由项目监理单位出具相关质量评估报告，其中涉网二次系统应经调度机构确认。 第十九条二次系统网络安全防护应满足《电力监控系统安全防护规定》要求。 第二十条电力企业及相关电力用户的数字证书、密码产品等应满足国家相关部门、调度机构对二次系统密码应用管理的相关要求。 第三章 运行维护管理 第二十一条电力企业及相关电力用户应按照国家、行业标准及调度机构相关规程和管理制度组织二次系统的定期检查和日常维护工作。 第二十二条电力企业及相关电力用户各自负责所属电力通信、调度自动化及网络安全系统的运行维护工作。 第二十三条相关电力用户应按政府有关要求和调度机构相关规程落实负荷控制、稳定控制、低频减负荷、低压减负荷等控制措施。 第二十四条二次系统设备、装置及功能应按照相关规定投退，不得随意投入、停用或改变参数设置。属调度机构调度管辖范围的二次系统设备、装置及功能因故需要投入、退出、停用或改变参数设置的应报相应调度机构批准同意后方可进行。 第二十五条电力企业及相关电力用户应对不满足电力系统安全稳定运行要求的二次系统及时进行更新、改造，并进行相关试验。需要进行联合调试的，调度机构负责安排相关运行方式，为联合调试创造条件。 第二十六条已运行的二次系统（包括硬件和软件）需要改造升级的，应满足本规定关于规划设计、设备选型、网络安全防护等要求。 第二十七条电力企业及相关电力用户所进行的影响电力系统安全及二次系统运行的重要设备投运和重大试验工作，应严密组织，防止引发电网事故和设备事故，调度机构应提前将有关投运和试验安排通知相关单位。 第二十八条电力企业及相关电力用户应加强二次系统网络安全监视，当发生危害网络安全的事件时应立即采取措施，影响涉网二次系统安全的应同时向调度机构报告。 第二十九条电力企业及相关电力用户应建立二次系统安全双重预防体系，加强二次系统安全风险管控和隐患排查治理。 第三十条电力系统发生异常与故障后，各相关单位应依据调度规程和现场运行有关规定，正确、迅速进行处理，保全现场文档，并及时向调度机构报告设备状态和处理情况。 第三十一条各相关单位应加强沟通，互相提供有关资料，积极查找异常与事故原因，配合相关部门进行电力安全事故调查工作，并根据调查情况分别制定措施，落实整改。 第三十二条调度机构负责组织或参与涉网二次系统的安全检查工作，参与涉网二次系统的电力安全事故调查、事故分析工作，并制定反事故措施。 第三十三条电力二次系统网络安全专用防护产品的使用单位应督促研发单位和供应商按国家有关要求做好保密工作，防止关键技术泄露。严禁在互联网上销售、购买电力二次系统网络安全专用防护产品。 第四章 定值和参数管理 第三十四条与电网安全稳定运行紧密相关的继电保护及安全自动装置定值由调度机构负责管理。调度机构下达限额或定值，发电企业及相关电力用户按调度机构要求整定，并报调度机构审核和备案。 其他与电网安全稳定运行相关的继电保护及安全自动装置定值由发电企业及相关电力用户自行管理，并负责整定，定值应报调度机构备案。 第三十五条继电保护及安全自动装置整定工作原则上应由本企业专业人员具体负责；如需委托外单位，应委托具备相应专业能力的单位承担。 第三十六条调度机构应及时将影响涉网二次系统运行和整定的系统阻抗等有关变化情况，书面通知发电企业及相关电力用户；发电企业及相关电力用户应及时校核定值和参数，在调度机构指导下及时调整二次系统的运行方式和有关定值。 第三十七条发电企业应按调度机构要求提供系统分析用的发电机励磁系统（包括电力系统稳定器PSS）和调速系统、新能源发电控制系统等二次设备的技术资料和实测参数，以及继电保护整定计算所需的发电机、变压器等主要设备技术规范、技术参数和实测参数等资料。 第三十八条发电企业的发电机励磁系统和调速系统定值和参数应报送调度机构备案。 第三十九条发电企业的涉网试验方案、试验结果和试验报告应经调度机构确认。 第四十条发电企业应根据电力系统网络结构变化、发电机励磁系统和调速系统等主要设备变化、相关控制系统发生重大改变，重新进行相关试验，并根据试验结论和调度机构的技术要求调整发电机励磁系统和调速系统定值参数，满足电力系统安全稳定运行要求。 第四十一条调度机构应指导发电企业做好发电机励磁系统与调速系统等参数优化和管理工作，并配合发电企业进行相关试验工作。 第四十二条涉网调度通信设备的数据配置、运行方式由调度机构或受其委托的通信运维单位下达，发电企业及相关电力用户应按要求执行，执行结果向相关单位报备。 第四十三条发电企业及相关电力用户调度数据网设备的配置参数由调度机构负责管理，按调度机构下达的参数要求配置，并报调度机构备案。 第五章 附则 第四十四条本规定所称相关电力用户是指农林水利、工矿企业、交通运输、公共服务等具有二次系统的大负荷用户，以及能够响应调度指令的负荷聚合商等。 第四十五条本规定所称发电企业是电力企业的一种类别，是指并入电网运行的火力（燃煤、燃油、燃气及生物质）、水力、核能、风力、太阳能、抽水蓄能、新型储能、地热能、海洋能等发电厂（场、站）。 第四十六条本规定所称“与电网安全稳定运行紧密相关的继电保护及安全自动装置”，是指电源及相关电力用户中主要为电网安全稳定运行服务的继电保护与安全自动装置。 第四十七条本规定所称“其他与电网安全稳定运行相关的继电保护及安全自动装置”，是指电源及相关电力用户中主要为保护电源及相关电力用户而配置的，与电网存在配合关系的继电保护与安全自动装置。 第四十八条国家能源局各派出机构可根据情况制定相应的实施细则。 第四十九条电力企业及相关电力用户应按照本规定和相关实施细则及时修订相关规程和管理制度。 第五十条本规定自发布之日起施行，有效期5年。原国家电力监管委员会《电力二次系统安全管理若干规定》（电监安全〔2011〕19号）同时废止。

虚拟电厂的出现将颠覆什么？ 2022年夏天以来，虚拟电厂这个概念非常火，火到很多媒体都在连篇累牍地堆砌相关文章，很多企业或券商也言必称虚拟电厂或者VPP，一些相关概念股暴涨暴跌。虽然电改8年来，现货市场出现了、辅助服务市场快来了、新能源超过5亿千瓦了，但是人们并没有在能源互联网的道路上体会到真正的未来，也没有理解到底什么是虚拟电厂。 聚沙成塔是虚拟电厂本质逻辑 虚拟电厂是典型的舶来品，在没有真正的电力市场、没有充分的用户互动、没有勇敢的破局者的情况下，发展虚拟电厂即使不是缘木求鱼，也只能是镜花水月。 实际上，虚拟电厂的本质是一种公共电网系统的用户“自发秩序”，是千家万户的屋顶光伏、储能、充电桩和各种各样的用电需求组合在一起，被价格驱动形成新的更加低碳高效的用能习惯。这就带来一个系统级的悖论：如果电网公司从自身的利益出发设计虚拟电厂，那么虚拟电厂就成为一种局部的建构秩序，必然失去虚拟电厂广泛参与者的多种可能性。而如果虚拟电厂形成了基于价格的自发秩序，那么从某种程度将对电网公司的既有格局构成根本性挑战。某种意义上来看，虚拟电厂代表了哈耶克与凯恩斯在电力行业的终极对决。 当年电报取代千里马时，是人类第一次面临一个创新不再以所见即所得的方式进行，人们不仅仅是充满了怀疑，而是根本不知道在何种场景之下才需要使用它。这不是人类本身第一次在创新的过程中成为自己的绊脚石，事实上，后续很多的科技发明都证明了这一点：正是因为人类的不接受，才使得事实上根本就无懈可击的技术在创新的道路上伤痕累累，最终以缓慢的速度和曲折的进程被人类全盘接受。 虚拟电厂显然也属于此类。大量各式各样的新能源和分布式发电设备并网发电，包括风力发电、光伏发电、热电联产等，对电网调度和安全性带来新挑战。负荷端的可调控设备、储能设施等可以根据电网的运行要求做出灵活切换和用电转移，为电网的经济稳定运行提供支持。但由于分布式能源单元的小规模容量以及多样性特征，使得其单个参与电力市场和达到较高经济性面临困难。所以这就需要一种能够集合和协调各种分布式单元，并以聚合的形式直接参与电网运营和电力市场交易，优化资源配置和提升分布式电源经济效益规模的集合单位——虚拟电厂。 所以虚拟电厂的本质就是要让新能源运营者手中的牌越来越多：很快就会是调控风光电站的有功无功出力，下一步就是接入储能并且安排储能余量随时适应动态电力市场，参与一次二次三次调频，再下一步就是需求侧响应调控智能家居、智慧建筑、电动汽车直至工业4.0，最终到P2P灵活电力交易，实现人人都是售电公司或每个工商业企业都是电厂的转变。 其最终的目的，遵循的实际上就是整个能源转型的内在逻辑：化整为零，聚沙成塔——是聚沙成塔，不是聚少成多。物理上的减法使得人们有更多的游戏空间，经济上的加法又带来更多的商业模式和可持续发展动力。而所有商业模式的背后都是同一种逻辑：获得随时最优化、真实的数字化生活。聚沙成塔的真实含义，是改变了物质本来的结构形成了新的意义性的创新承载，这也就是虚拟电厂最大的推动作用：彻底改变电厂在电力供应体系中的作用和调度方式，甚至改变对其投资和运营的方式。 虚拟电厂在人们最初的理解中就是极力避免单一的技术属性，就像滴滴出行是不是虚拟的出租车公司，美团是不是虚拟的食堂等疑问一样，虚拟电厂的本质核心是商业模式和行业伦理的转换，而不是从3G到4G的技术升级，或者从深夜外卖到内卷骑手的服务延伸。并不是每个骑手装了可以实时通讯的App就能成就美团平台，而是现有此起彼伏的餐饮需求被聚合才有被平台动态分配和监督的供应链，技术只是装备而不是生产力。 从这个角度来看，虚拟电厂的推动者或者说这个行业的参与者唯一可以做出的选择是：要不要让虚拟电厂这样一个国外已经验证成功的事物在中国成为率先转型能源互联网的排头兵？如若不然，站在传统行业的就业、资源固化、习惯和经验使然的角度，虚拟电厂就和电报一样，并不是一个一定要出现的事物——即时没有火车，八百里加急的快马也已经远超人的速度。 灵活性需求 是催生虚拟电厂发展的基础 从欧洲的实践来看，早在2017年6月初，英国和德国的新能源发展先后到达了一个举世瞩目的重要节点：就在6月7日这一天，英国超过50%的用电量是靠零排放的可再生能源来满足的，而在德国，这一比例已经接近75%这一很久以前人们认定新能源所无法企及的高线。 人们本来应该惊叹，但现今已经形成习惯：无论是英国所剩不多的核电几乎保持一条直线发电曲线，还是德国的火电机组已经被限制在非常狭小的活动带里调节，都在陈述这样一个事实：随着可再生能源的发电比例不断提高并逐渐跨越50％这一分界线，整个电力系统的灵活调节重心也随之由传统的火电机组交到了可再生能源电源的手中。 所以，如果要给以新能源为主体的新一代电力系统做一个清晰的界定，那么就要满足两个条件：第一，新能源装机容量超过50%；第二，新能源发电量超过50%。对于新能源来讲第一条不难办到，但是第二条需要时间，德国也仅仅是2022年上半年才刚刚超过50%。 超过50%意味着，新型电力系统将从需求决定供给的逻辑，转向供给决定需求的颠覆式创新。 由此可见，新能源带来的灵活性需求正在冲击传统封闭的电力系统，并正在引发下一场革命，灵活性诉求才是新能源给电力系统带来的本质改变。而虚拟电厂，是这个本质的载体。 这就意味着，当系统内出现供不应求的现象时，调度控制者的第一反应不再是去找发电厂来救火，而是马上在需求侧寻找最合适的对象实施管控，从而降低系统总成本并且使得理论上更加可行。 这就是需求侧管理或者说需求侧响应应运而生的背景缘由，其背后要体现的实际上是电最朴素的商业属性：电作为一种24小时供应的商品，其需求调整随着供需关系的变化而变化，在尺度和频度上明显可以超越其他任何商品。 在新能源发电比例到达25%以前，人们抱怨最多的还是可再生能源的不够灵活和依赖火电太多——在这个阶段，火电依然是发电的主力，却又比过去多了更多的调节任务，在没有完善的市场机制以前，等同于是不拿工资的雷锋，自然多了很多羁绊。 但是在可再生能源跨越了35%甚至50%的节点之后，人们突然发现在分布式能源成了气候之后，那个可怕的来自杰里米·里夫金的预言真的成立了：未来的电力公司出售的不再是电力，而是灵活性。 长期以来，整个电力系统形成了如此复杂并且完备的构造，很大程度上是因为传统能源尤其是火电机组具备如下三个无法跨越的特点：其一，火电机组通常有近6个小时的停机不应期，即发电机一旦停机，至少需要6小时左右才能再复机成功并网运行，其中的等待时间对电力系统的运行调控影响巨大；其二，火电机组正常运行时，发电功率无法无限制探底调节，即一台60万的机组无法完成0~60万的无级调节，而通常最低也要维持50%左右的发电功率，即在30~60万的有限范围内调节火电机组出力，这一最低限额对电力系统的潮流分布和负荷分配的影响不小；其三，火电机组过往承担了电力系统的主要调频调峰作用，并且基本上是系统备用的主力，此外对系统的无功平衡即电压控制有着无法推卸的责任，这些构成了支撑辅助服务市场的主要方面，而一次二次三次调频几乎是对电力系统的稳定起着如定海神针般至关重要的作用。 综合上述三点，整个电力系统几乎都是基于此量身订做的：调节发电端以满足人们日益增长的电力需求，并解决五花八门的故障情况，是近百年来电力系统发展的本质性诉求及基本逻辑。 而到了以新能源为主体的新一代电力系统，虚拟电厂要做的，就是从用户侧去完成传统火电厂无法做到的，但是以前在发电侧才能做到的所有任务。并且，在这样的替代过程中，极大程度地释放颠覆性红利：海量分布式新能源发电单元与海量分散式用户柔性可调负荷一起，形成无与伦比的灵活性。 能源互联网的魅力和威力恰恰来自于此：一旦技术上具有可能，能源将以互联网的方式被连结起来以更好地提供灵活性——互联网从来都不会改变技术产生的实质，而是改变人们的使用方式：嘀嘀打车解决的不是驾驶技术，而是更灵活的叫车方式；58同城解决的不是装修水暖工的资质水平，而是更有效的评估方式。 从这个角度出发，并非是能源世界逐渐碎片化，而是人们的认知和感受随着能源领域的灵活性提高而不断碎片化——碎片化不是这场能源变革的起因或目的，而只是伴随这场变革的一种现象。这个道理简单得就如同微信红包从来都不是人们财富的象征，但的确预示了一个时代的终结：支付不再是银行的专有属性，而红包可以做得更加灵活。 综上所述，假使真的有一天能源世界实现了100%的可再生能源的电力供应，那么有一个事物就必须在这一天之前出现：一种能集合和协调电网甚至是能源网络下的各个发电单元、终端负荷和储能中转设备的灵活系统，它将取代现有的传统角色，尤其是发电厂而成为参与电网运营与电力交易的市场主力，这便是虚拟电厂。虚拟电厂真正要颠覆的，不是电网电厂的角色地位，而是他们的运行和作用方式、收益与运营模式、存在和出现形式。虚拟电厂真正的魅力不是秒级响应、万物互联，而是无处不在，聚沙成塔。

光伏价格拐点将至 市场观望氛围浓厚（11.17） 硅料价格 截止中旬，硅料环节仍然以订单履行和交付为主，呈现分化趋势，即已经签单的刚性需求形成筑底，另外则不急于签单采买，能缓则缓，观望情绪持续。 单晶致密块料主流价格暂未出现明显下修，暂时仍然维持在每公斤303元人民币左右，不同厂家的报价范围已经逐步扩大，二线厂家价格有逐步下探趋势。硅料需求方在供需关系中正在逐步改变角色和心态，上游环节博弈氛围浓郁。 11月拉晶企业生产用料的刚性需求预期明显，拉晶整体稼动率稳中有升，对于硅料价格暂时仍具一定支撑意义。但是上游供需关系在年底即将成为临界点，预计硅料价格虽然难以在短时间内出现断崖式下跌，但是距离松动的概率已在逐步增加。 *InfoLink 硅料价格调研和收集的时间区间，主要针对前一周周四至本周周三正在执行和新近签订的合约价格范围，并且针对市场交易中主流价格跟踪和反馈，故采买订单成交密集期会逐步反应价格变化和趋势，个别散单交易价格仅作为关注项目。 硅片价格 单晶硅片主流规格的低价水平有继续下探趋势，虽然大厂价格变动不明显，但是部分二线厂家182mm尺寸规格的现货价格已经下降至每片7.35元，考虑厚度价差变化，少量182mm/150厚度对应的价格水平已有下降至7.25元水位。 11月随着市场供应总量提升，而下游电池环节已经达到有效产能“能开尽开”的高稼动，暂时不具有消化更多硅片的空间，包括各个规格的单晶硅片异常库存的累积程度悄然增长，面对的压力逐步增加。 降级硅片流通量也呈现加大放量趋势，非正品硅片的价格水平下降速度更快，但是目前正在转变中的供需关系，同时迫于硅片需求端对产品效率、

2022全球海上风电大会在海口召开！ 2022年11月10日-12日，2022全球海上风电大会在海南省海口市举行。大会以“夯实基础，聚力创新——推动海上风电平稳有序发展”为主题，由中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）、中国能源研究会可再生能源专业委员会、全球风能理事会（GWEC）主办，上海电气风电集团股份有限公司、明阳智慧能源集团股份公司、《风能》杂志承办。来自国内外政府部门、电网公司、开发商、整机商、部件厂商、运维服务商、金融保险服务商以及研究咨询机构的代表参加了此次会议。 在全球应对环境气候变化和实现能源安全的过程中，越来越多的国家将大力发展海上风电视作一项核心举措。尤其是近些年来，我国海上风电产业迎来规模化发展阶段，已成为推进生态文明建设、实现低碳发展、保障能源安全的重要支撑。在此背景下，本届大会以更广阔和更有前瞻性的视角研判全球海上风电发展前景，解读行业发展政策，探讨技术前沿趋势，探寻创新突破方向，向与会者提供一场最具国际水准、产业覆盖度最完整的权威海上风电盛会。 海南省委常委、海南省人民政府常务副省长沈丹阳出席大会开幕式并致辞。沈丹阳指出，海南省在建设自由贸易港的同时，正加快建设国家生态文明试验区，海南省有义务也有能力在加速清洁能源高效利用和能源结构转型、推进碳达峰碳中和等方面争创全国优等生。为推进能源结构转型和清洁能源岛建设，海南正依托自身资源禀赋，大力推进海上风电的开发建设。相信海南距离海上风电机组林立的日子不会太远。在迈出海上风电建设坚定步伐的基础上，海南将继续高质量、高标准推进海上风电产业。 中国能源研究会常务理事李俊峰表示，《巴黎协定》提出到本世纪中叶，人类排放的温室气体与大自然相平衡的战略目标，我国也在2020年提出双碳目标。刚刚闭幕的党的二十大提出了新的要求，要求推动绿色发展转型，深化能源革命，加快推进新型能源体系规划与建设。海南省打造千亿级风电制造基地与本届大会的成功举办，正是通过行动将上述发展战略落到实处，将深化能源革命和能源规划与建设做好。我们需要在海上风电方面展开精诚合作，解决与处理好一系列挑战，集聚全球力量共同推动能源转型，因为人类只有一个地球。 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩指出，全球海上风电大会已成功举办七届，7年前各方对海上风电的发展存在很多疑虑。如今，疑虑已不复存在，取而代之的是良好的发展机遇。欧洲不仅将发展海上风电作为应对气候变化的必要手段，也将其作为应对能源供应紧张、实现能源独立的重要举措，制定了翻倍的发展目标。“十四五”期间，我国规划了五大千万千瓦海上基地，各地出台的海上风电发展规划规模已达8000万千瓦，这将推动海上风电实现更高速发展，到2030年累计装机将超过2亿千瓦。 明阳智慧能源集团股份公司党委书记、董事长张传卫提到，党的十八大以来，中国海上风电从“十二五”起步到“十三五”实现第一轮高速度、跨越式发展。“十四五”的规划已经超过8000万千瓦，全面进入波澜壮阔无补贴、高质量创新发展的新纪元：一是全面向国产化、大型化推进，实现产业链、供应链安全到构建产业集群；二是向深远海进军，从固定式到漂浮式；三是从海上风电到海水制氢，再到海洋牧场，向海洋能源与海洋经济的高质量融合发展。 上海电气风电集团股份有限公司党委书记、董事长缪骏指出，近年来，全球范围内提出了碳中和的发展目标，为海上风电迎来更大的发展机遇。中国更是提出了新增可再生能源不纳入能源消费总量控制，建立以新能源为主体的新型电力系统等政策方针，为中国海上风电发展提供了更有利的契机。在迎接多重国家战略叠加的重大机遇的同时，行业也面临着巨大挑战。正如大会主题所言，夯实基础，聚力创新，基础就是行业产业链要稳定持续发展；创新就是新的模式、新的利润增长点。海上风电的发展需要全产业链的共同参与，共同发展才能汇聚成河，聚集成海。 随后，大会发布了《2022全球海上风电大会倡议》，旨在加快全球海上风电技术创新，为产业长远健康发展筑牢根基。 《2022全球海上风电大会倡议》提出，海上风电是各国实现能源安全的关键支撑，是带动区域社会经济发展的新引擎，是加速各国科技创新的一大支点，是拥有巨大发展潜力的朝阳产业。全球海上风电联盟提出，为实现1.5℃目标，2050年全球海上风电累计装机容量至少要达到20亿千瓦。综合当前发展条件以及我国实现碳达峰碳中和目标的要求，到“十四五”末，我国海上风电累计装机容量需达到1亿千瓦以上，到2030年累计达2亿千瓦以上，到2050年累计不少于10亿千瓦。 为了确保全球海上风电实现健康、可持续发展，《2022全球海上风电大会倡议》面向全球，发出加快开展技术创新、营造健康市场环境、加大政策支持力度、高度重视安全保障、推进产业融合发展、加强全球交流合作共六点倡议。 进入主旨演讲环节，中国职工技术协会电力专业委员会名誉会长、教授级高工毕亚雄指出，要加强科研攻关，加快海上风电技术创新。研究利用高效低成本海上风电技术，提高电价竞争力；研究友好并网，提供主动支撑；研究机组并网性能的标准化，开发高效率成套测试试验平台；推动关键技术、核心部件的国产化；提升海上风电场站集成的设计水平；研究风光水储多能源类型协同调度与控制技术及年、月、周、日多时间尺度间的协同平衡与消纳技术；研究多类型的新能源设备接入后新型电力系统稳定机理及稳定性能提升措施；研究数据模型混合驱动的多类型资源灵活智能的调度控制技术；研究云边协同全面感知与全域物联的数字化技术。 海南省发展和改革委员会副主任梁誉腾表示，海南具有丰富的海洋能源资源。根据国家能源局的批复，“十四五”期间，全省将开发11个场址，主要分布在海南的西部和西北部，总开发容量为1230万千瓦，总投资约1678亿元。按照建成并网一批，开工建设一批，开展前期工作一批，储备一批的原则，海南正在全力谋划和推进项目开发建设，目前已经确定了7个海上风电示范试验项目，争取“十四五”期间投产300万千瓦左右。同时，按照省委省政府关于拉长产业链，形成产业集群的目标要求，海南将超前谋划积极统筹，努力培育和打造风电千亿级产业集群。目前，海南自贸港已成功引进3个风电装备制造产业基地，千亿产业集群已经初具雏形。

青海省能源局发布《青海省电力源网荷储一体化项目管理办法（试行）》 11月10日，青海省能源局发布《青海省电力源网荷储一体化项目管理办法（试行）》，文件指出，储能配置规模应结合系统消纳条件确定，原则上电源侧按照配套新能源装机的15%、2小时配置储能，负荷侧按照用电负荷的5%、2个小时建设储能设施，综合储能设施及可调节、可中断负荷，项目整体按照用电侧负荷的20%、2小时配套调节能力。 青海省电力源网荷储一体化项目管理办法 (试行) 第一条〔制定依据〕根据《国家发展改革委 国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕280号)，为有序推进电力源网荷储一体化项目实施，提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率，结合我省实际制定本办法。 第二条〔适用范围〕本办法适用于省内消纳的电力源网荷储一体化项目，包含电源侧、电网侧、负荷侧、储能侧及协同集(调)控系统等建设内容。除国家重大能源布局、重大科技项目、重点民生项目外，市场化并网项目按照源网荷储一体化实施。 第三条〔总体要求〕坚持方案设计、论证评估、建设运营、并网接入一体化。 (一)方案设计一体化。项目实施方案必须坚持自主调峰、自我消纳，符合各级能源发展规划和全省电力流向，包含不限于环境限制因素分析、建设内容、场址建设条件、消纳条件、调节能力、接入系统初步方案、经济效益分析、利益共享机制、系统安全稳定运行影响分析等。 (二)论证评估一体化。项目单位要委托第三方咨询机构开展实施方案评估，咨询市(州)能源主管部门意见，严格论证消纳条件、接入系统初步方案等，在取得电网公司关于电网接入的论证意见后形成明确的评估意见。 (三)建设运营一体化。项目单位要按照国家相关要求、核准(备案)内容和承诺事项，确保源网荷储按期建成投产。源、荷项目业主应为同一企业法人控股，同一负荷不得重复配套新能源项目。 (四)并网接入一体化。原则上，一体化项目应接入同一公网输电并网点，并在一个750千伏变电站下运行，源、荷接入不同并网点时，地理距离不得超过200公里，尽量减少区域电力潮流阻塞。 第四条〔电源要求〕配套新能源规模原则上按照新能源利用率不低于90%为参照(虚拟不向电网反送电)，统筹考虑负荷项目投资规模、技术水平和经济贡献。首期配套新能源规模在产业项目投产后配置，剩余规模结合负荷达产情况逐年配置。 第五条〔并网要求〕项目接网工程原则上由电网企业统一建设。电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的，可由发电企业建设。经双方协商达成一致后，由电网企业依法依规适时回购。 电网企业要做好项目单位、接入系统设计单位电网接入服务，确保公平、公正。电网企业应在收到项目接入系统报告申请资料后的20个工作日内完成审查并出具意见。 第六条〔负荷要求〕负荷项目应符合经济社会和产业发展规划，必须为新增负荷，且取得相关主管部门的核准(备案)文件，每年消纳电量不低于4亿千瓦时。鼓励负荷侧加装调节能力，优先支持与新能源发电特性曲线一致的负荷。 第七条〔储能要求〕储能配置规模应结合系统消纳条件确定，原则上电源侧按照配套新能源装机的15%、2小时配置储能，负荷侧按照用电负荷的5%、2个小时建设储能设施，综合储能设施及可调节、可中断负荷，项目整体按照用电侧负荷的20%、2小时配套调节能力。 配套调峰储能能力可通过自建抽水蓄能、电化学储能实现，也可购买第三方储能服务。已建成的调节电源不得参与构建源网荷储一体化项目。 第八条〔运行要求〕新增负荷需求周期、调峰措施运行周期不得低于新能源项目全寿命周期。运行期内若用电负荷减少或中断，项目单位需重新引进用电负荷;调峰能力降低或停运，需建设或购买调峰储能能力，确保实施效果不低于项目实施方案水平。无法完成上述要求的项目，配套新能源应根据负荷与调峰能力变动情况，同步等比例退坡解列。 第九条〔纳规程序〕项目单位将经评审通过的《一体化项目实施方案》报市(州)能源主管部门。市(州)能源主管部门优选后提出推荐项目名单报送省级能源主管部门。省级能源主管部门统筹全省消纳情况，将项目纳入年度新能源开发建设方案。电网企业据此制定项目接网方案。 第十条〔核准备案程序〕各市(州)能源主管部门要规范简化一体化项目核准(备案)程序，依据省级年度新能源开发建设方案办理项目核准(备案)。在落实一体化项目负荷、接入消纳等相关建设条件后，可将项目作为整体统一办理审批手续。其中，负荷项目、煤电、气电、抽蓄等常规电源和电网工程按照有关规定单独核准(备案)。 第十一条〔验收监管〕市(州)能源主管部门负责组织有关单位，依据批复的实施方案进行验收，报省能源主管部门备案。核准(备案)机关负责项目建设运营监管。 第十二条〔变更程序〕各级管理部门和项目单位必须严格按照实施方案内容建设项目，不得擅自变更项目核准(备案)文件确定的主要事项，包括投资主体、建设地点、项目规模、建设内容、运营模式等。确需变更的，以书面形式向原项目核准(备案)机关提出变更申请后按程序办理。项目的开工、废止、存续按照国家有关规定执行。 第十三条〔信用履约〕项目单位要对项目相关材料、数据真实性负责，在增量负荷、增量调节能力等关键指标数据和内容方面，严禁弄虚作假。一经发现，立即取消投资主体申报资格，5年内不得参与本省范围内的新能源项目投资开发。 项目单位在前一年度未完成新能源投资建设、并网计划的，视为失信行为，从失信项目建成之日起2年内为静默期，失信项目建设期及静默期内不得再次申报、参与本省范围内新能源项目投资开发。 第十四条〔发布实施〕本办法由青海省能源主管部门负责解释，自2022年12月9日起施行，有效期至2024年12月9日。

户用光伏品牌遍地开花 站在时代风口，2021年我国光伏装机的一大特点是分布式新增装机首次超过了集中式，约占全部新增光伏发电装机的55%。户用光伏新增约占全部新增光伏发电装机的39%，突破历史新纪录。数据显示，截至2021年底，我国户用光伏项目累计装机规模达到41.81GW，累计安装户数达到243.4万户。 进入2022年以来，户用光伏市场依旧强劲。1-9月，我国户用光伏新增装机16.6GW，占新增光伏装机32%，呈三分天下格局。 户用光伏爆火之下，除五大六小等央国企加速布局以外，头部民营光伏企业的户用品牌争夺战也愈演愈烈。晶科、隆基、特变电工、TCL中环、晶澳等纷纷推出户用光伏品牌，抢占市场。这也预示着户用光伏品牌化、专业化的发展态势。 根据各大企业推出的户用光伏产品来看，大致分为4种模式，即全款自投、经营性租赁（设备）、零首付光伏贷以及合作开发出租屋顶。业主可根据自身情况来选择合适的产品模式。 具体来看，全款自投模式即用户一次性支付购买和安装电站的全部费用，同时也获得电站的100%所有权和所有收益。该模式前期投资大，收益也是众多模式中最多的，适合手里现金较多的业主。 经营性租赁（设备）模式是指业主向金融机构租借光伏设备安装在自家屋顶，由光伏企业负责电站的开发、建设与运维。发电收益用来偿还银行贷款，租赁期满后（一般是15/18年），电站归业主所有。 光伏贷模式即用户无须首付款，即可安装一套自主产权的光伏电站，发电收益用来偿还银行贷款，贷款期满后（一般15/18年），电站归用户所有，但须抽出一定比例支付给电站运维企业。 合作开发出租屋顶模式是指业主将屋顶出租给光伏公司，定期获得固定收益。该模式的业主不投资，仅提供屋顶，风险较小，但收益也是最低的。 可以发现的是，为在户用光伏市场占有一席之地，各大企业纷纷亮剑出招，不仅设计出多种开发模式，供业主挑选，还依据企业自身优势，为户用量身打造产品及方案。此外，企业还依据自身品牌效应，搭建平台，为用户提供包括：资金、产品、渠道、安装施工、运维等服务。致力于提供一站式、全方位的商业模式。 户用光伏市场成为各大企业不可忽视的必争之地，这离不开我国政策及补贴的助力。自2020年6月，国家能源局正式下发《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》后，分布式户用光伏燎原之势渐成，并迅速在全国各省铺开。我国对于光伏的支持还体现在补贴方面，自2021年国补退出后，地方政府接任，继续扛起光伏补贴大旗。 其中，户用光伏在补贴中又属最高。拿补贴大省浙江来看，平湖市在今年下发的光伏补贴中，工商业光伏度电补贴标准为0.01元/千瓦时，公共建筑0.15元/千瓦时，农光互补0.2元/千瓦时，户用光伏补贴为1元/千瓦时，可见户用光伏是分布式光伏中补贴力度最大的一个，而地面电站建设脚步却被诸多问题掣肘。 随着光伏装机量的不断攀升，可集中利用的大片土地越来越少，光伏用地问题日益凸显。今年5月泗洪领跑者项目被要求对占用湖泊行洪通道的光伏设施、围网进行拆除后引发各方关注，此后，多地下发文件开展光伏用地摸底统计工作，光伏用地进一步收紧。现阶段，我国地面电站多与农业、渔业、林业等捆绑在一起，而我国光伏复合项目开发用地政策，以及各部门土地判定标准还有待进一步完善和统一。 此外，地面电站投资规模大，对产业链价格敏感度较高。今年以来多晶硅价格一路飙升，最高峰时曾攀至310元/kg，涨幅高达35%，这与地面光伏电站新增速度有所放缓密不可分。与之相反，户用光伏利用闲置屋顶资源，投资成本低建设时间短，拥有天然优势。 我国户用光伏市场多在农村，呈体量大、小而散的特点，还有众多市场亟待开发。在面对急速扩大的市场以及疯狂涌入的各企业时，我国户用光伏仍面临着许多挑战。例如开发企业资质，产品质量，设计方案以及后期运维等问题，业主在安装时应仔细甄别确认，保证电站全生命周期安全稳定运行。如今各大企业户用品牌遍地开花，机遇与挑战并存，他们又将交出怎样的答卷，让我们拭目以待！

新型电力系统建设离不开算力支撑 随着新能源发电占比不断提高，提升算力水平成为驯化“靠天吃饭”绿电的重要帮手。目前在浙江和江苏的配网中，虚拟调度员和辅助调度员已经规模化应用，它们不仅可以自主独立地首发指令，还可以做好故障应急处理工作，大幅提高了电网的灵活调节能力。在新型电力系统中，高科技应用范围将越来越广泛，新型技术将层出不穷。 要实现碳达峰碳中和目标，构建新型电力系统，保证电网在多电源形式、高比例可再生能源、高比例电力电子设备情况下安全稳定运行，需要各业务部门快速、高效、便捷使用“云大物移智链”技术工具，为电网安全可靠的计算分析提供基础支撑。那么，目前我国算力和电力“携手”发展水平如何？算力在构建新型电力系统中发挥了哪些作用？未来两者“携手”将面临哪些困难？ 需借数字化寻找 “不可能三角”的平衡点 新型电力系统是以实现碳中和为最终使命，在确保能源电力安全稳定、保障经济社会发展电力需求的基础上，逐步提升新能源发电占比，这需要充分借助数字化技术打造安全、经济、低碳的新一代电力系统。 在上述过程中，最主要的挑战在于解决安全、经济和低碳‘不可能三角’的矛盾。从电力安全的视角来看，新能源占比不断提高及电动汽车、工业再电气化和柔性负荷数量增多，加剧了源荷双侧的不确定性，使得新型电力系统的供需平衡模式从传统的源随荷动向源荷互动转变。其中，安全可靠保障供需两侧电力电量平衡是关键。 从市场经济的视角来看，统一的电力交易市场、多元化竞争有利于电力资源优化配置。目前新一轮电力体制改革正如火如荼地进行，市场化交易电量比重正大幅提升。市场化既是实现能源经济性的必经之路，也是实现碳中和的关键路径。 从电力清洁化、脱碳化视角来看，新型电力系统对资源、气象、环境的依赖性正逐步增强。风光发电小时数既具有地域性、季节性分布规律，又容易受极端气象的突发性影响。例如，今年夏天全球持续高温导致河流干旱、水电发电能力降低、山火频发，同时城市负荷持续走高，部分国家和地区甚至出现拉闸限电的情形。 要深刻认识到，在构建新型电力系统的过程中，在高比例可再生能源和高比例电力电子设备条件下，要把握安全、经济、低碳三者之间的关系，寻找其中的平衡点。 新型电力系统构建必须依靠算力实现 传统的电力机理模型难以精准刻画新型电力系统的内涵，对源网荷储科学规划、安全运行、精准调控提供基础理论支撑的作用有限。因此，需要基于数据与机理融合驱动的理论基础，从方法研究、技术、配套协同三方面出发，将AI算法等技术应用在大规模电力能源数据采集与快速接入、覆盖输变配用的设备智能巡检、新能源消纳与高效利用、源网荷储协同高效运行、碳电市场机制下的虚拟电厂聚合运营等领域的场景中。 多领域场景的新型电力系统构建必须依靠算力实现，负荷与新能源预测需要气象预测与实测数据支撑。有测算显示，电网历史与实时数据、用电行为数据、社会数据等高质量多源数据获取与处理对全局准确性的影响达5%以上。若运用多种AI算法后，还将提升准确率3%以上。 那么，如何将理论和实际相结合，实现算法技术落地和广泛应用？数字化建设应基于数字化基础平台，像生物进化一样，不断感知全过程、全生命周期数据，通过不断反馈迭代，使得各系统做出最优的决策判断，并同时将解决复杂业务问题的能力沉淀在数字化平台上。 需建立与数字化建设和运营相适应的企业组织能力，按照数字化平台层次，增加相应的组织部门、角色与方式。建议持续提升各部门人员的数字化能力，鼓励各级人员将数字化工具运用在工作的各个环节中，形成提出问题、数字化手段解决、反馈迭代的良性闭环。 电力、算力相辅相成并需协同发展 电力和算力“牵手”将使我国电力系统内涵发生根本性转变，使其具备数字透明、清洁低碳、安全可控、灵活高效、智能友好、开放互动的特质。但同时要注意的是，新型电力系统是绿色产业互联网的连接中枢，能将清洁化与数字化技术通过新型电力系统覆盖到其他行业中去，将助力更多产业实现绿色、低碳、高质量发展目标。 简单来说，在构建新型电力系统的大背景下，电力和算力是相辅相成的关系。电力系统安全稳定运行离不开算力，庞大的算力需求也需要大量电力支持。 过去，西电东送通过特高压解决东西部能源资源供需不平衡的问题，现在，随着数字经济发展，数据中心数量呈指数级增长，各行各业都运用算力来实现数字化转型、解决实际工作中的问题，因此有了东数西算，用‘比特’代替‘瓦特’。如果反过来，把计算看作一切业务的基础设施，计算的基础设施还是电力，数据中心的算力本身需要消耗大量电力。因此，我们正积极响应东数西算政策号召，优化资源配置，并致力于打造绿色云，吸纳更多清洁能源，让算力更加清洁化、低碳化。随着新型电力系统构建，电力系统中不可知的变量将越来越多，需要运用数字化技术支撑的应用场景也越来越多。在电力和算力领域，未来市场将无限扩展。 在此背景下，国网牵头发起成立的新型电力系统技术创新联盟意义重大，一方面，将鼓励更多产学研用生态参与方加入，提供开放共享的交流平台，开展周期性、专题攻坚性的会议研讨；另一方面，将借助市场化激励机制，设立专题项目、专项资金和专设奖项，带动产学研良性转化，促进优秀的科研成果能走出实验室、快速形成示范并得到大规模推广。

储能爆发增长遭遇“强配”瓶颈 共享储能或是破解之道 随着风光等新能源的大幅增长，近年来，储能也跟着呈现爆发式增长态势。国际国内市场需求都持续旺盛。 中泰证券数据显示，9月36个国内新型储能项目开标，总容量6.05GWh，总功率2.63GW。欧洲市场方面，东吴证券10月16日报告指出，欧洲户储仍具备超强经济性，且欧洲2023年居民端电价预计将有显著提升，欧洲户储订单普遍已排至明年4月。 据高工锂电预测，到2025年，全球储能电池出货量将逼近500GWh，到2030年，储能电池出货量有望达到2300GWh，市场规模将超3万亿元。各大电池企业加速扩张储能电池产能，连黑芝麻、龙净环保等公司也“豪掷千金”跨界储能赛道。 在政策的助推下，构建“新能源+储能”的应用模式，已经成为解决新能源消纳问题的重要手段之一，从国家到地方，陆续出台多个鼓励政策，储能行业今年加速发展，储能项目数量激增。据《中国能源报》报道，受电池供不应求的影响，目前部分储能企业已经暂停接单，出现“电池荒”。 储能“停单”的焦虑更多源于锂离子电池供应。由于率先实现产业化，锂离子电池在储能赛道中占据了主流地位。 在实际运行中，新能源场站内配置储能的模式，弊端逐步凸显， “共享储能”凭借其创新的商业模式，对电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，推动行业和产业的相互促进与发展。多省推出共享储能政策，共享储能租赁也实现了“零”的突破。 01 共享储能电站-用户-运营商 国家发展改革委、国家能源局等五部门早在2017年印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中，就明确提出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。 所以，储能的装机体量和装机节奏与新能源装机密切相关。 2019年以来，各地方政府陆续采用行政命令方式要求新能源强配储能，2020年，全国先后有17个省市区出台了相关政策，而进入2021年以来，至今已有20个省市区提出了“风光储一体化”。 各地统一要求“强配”储能，主要是为了解决风光难以消纳的问题。 但新能源强配储能造成社会投资浪费。根据国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时，配置储能的新能源电站仍按常规新能源电站方式调度。 某光伏开发企业董事长为自己算了一笔账：建一个光伏电站，比较理想的情况下，“收益率能达到10％就已经不错了”，大约需要10年来收回成本；如果再配上20％的储能，投资成本会再增加10％~20％，收益率降到了6％~7％。 为了解决强配储能使用率不高、投资回报率下降问题，市场推出了“共享储能”的概念和商业模式。 “共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。 “共享储能”是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。它将原本仅服务于单一个体的储能服务于多个个体，通过科学地协调控制，为用户提供有效服务。 总的来说，共享储能就是一个大型储能站，将原本新能源发电侧需要强配的储能，以向共享储能电站购买一定比例储能容量的形式，按年支付租金来实现。 2021年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等多个省份陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设共享（独立）储能电站，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，共享储能概念得到进一步推广和外延。 共享储能电站服务主要是为经运营商向用户出售电能。共享储能电站收入主要来源于经运营商向新能源电站收取的租赁费，这也是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。 共享储能还能通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，购买新能源电站可能被弃掉的风或弃光电能充电，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用为主。 在电力现货试点省份，共享储能电站通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。山东已经开始试行。 通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等，这主要以山东、青海、甘肃等省份为主。 02 共享储能或将迎来快速发展 据东吴证券研报，2022年储能电池和储能逆变器涨价，带来储能价格上涨。涨价后光储电站收益率将下降2-3%，所以强制配储要求下刺激储能租赁模式—共享储能的出现。 独立/共享储能具备规模化降本优势，可通过租赁调峰能力和参与辅助服务或电力市场交易获得收益，其是当前市场下储能盈利的很好的模式，或在国内成为主流。 目前国内市场山东、湖南、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试。以山东为例，根据其《关于开展储能示范应用的实施意见》，山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易，这三种收益叠加，根据国网山东省电力公司经济技术研究院测算，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约为7600万元，具备了初步商业价值。 此外，独立储能9月开标规模超过新能源配储。据中泰证券研报数据，9月国内36个国内新型储能项目开标，总容量6.05GWh，总功率2.63GW，平均中标单价2.11元/Wh。按项目类别划分，其中独立储能项目11个，容量占比57.03%；新能源配储项目24个，容量占比42.48%，独立储能9月开标规模已经超过新能源配储。 相关业内专家表示，用户侧共享储能的实践体现了三个层面的价值，一是实现了不同用户之间的电力容量共享；二是通过为电网侧提供辅助服务获得稳定收益，验证了储能商业化模式的可行性。第三共享储能在实现绿电消纳的同时助力降低风光电站业主的开发成本。 海外储能方面，华鑫证券表示，在2023年IRA新政生效、东南亚光伏关税取消两年等政策背景下，今年下半年到明年美国储能市场有望持续突破装机记录。 当前，共享储能电站已经成为我国储能应用的主要形式，未来结合退役火电机组现有站址、变电站空闲土地、新能源汇集站、电站关键节点等建设的共享储能电站将为电力系统安全稳定运行发挥重要作用。

全球最大！超级“充电宝”！ 抽水蓄能，是指在用电低谷时，利用风电、光电等清洁能源将水抽到山上，在用电高峰时再放水发电。这个转化过程解决了一直以来电能难以储存的难题，因此，抽水蓄能电站也可以称得上是超级“充电宝”。当前我国的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。 我国建设全球最大规模抽水蓄能电站 成超级新能源“充电宝” 河北丰宁抽水蓄能电站是全球最大装机的抽水蓄能电站，总装机容量360万千瓦，总投资超过了192亿元，共安装12台抽水蓄能发电机组。 丰宁抽水蓄能电站就是在山上、山下分别建设水库，通过电网调度，在用电低谷时，利用富余的风电、光伏电能把水抽到山上，在用电高峰时，放水发电，不仅把富余的清洁能源存了起来，还是电力系统的稳定器、调节器和平衡器。 在安徽金寨抽水蓄能电站，截至10月26日，累计发电量近1.6亿度。 截至目前，国家电网经营区，在建在运抽水蓄能电站70座、装机8524万千瓦，分别是2012年的3.2倍、4.1倍。预计到2030年装机容量将达到1亿千瓦。 抽水蓄能行业爆发式增长 关键核心装备升级加速 国内抽水蓄能电站项目在加快建设，这也带动了相关设备制造产业的发展。积极扩充产能的同时，抽水蓄能设备的制造技术也在向智能、高效的方向加速升级。 在国内的一家大型抽水蓄能装备制造企业，工作人员正在进行抽水蓄能机组核心部件座环的生产，它的总重超过194吨，最大回转半径达15.8米。今年，像这种大型设备的订单量快速增加。 抽水蓄能装备订单的快速增加，也在加速关键技术的创新，在国内首个抽水蓄能装备的数字装配中心，工作人员正在对抽水蓄能重要设备进行数字化装配，就是用虚拟制造技术，来判定产品装配质量，用数字装配代替实物装配。 为了更好地适应新能源的波动性和间歇性，相关企业正在研发变速抽蓄机组，关键核心技术研究已基本完成，这也将形成一个总规模在150亿元左右的市场。 国内抽水蓄能电站建设提速 每年带动投资600亿元 为了推进抽水蓄能电站的建设，目前国家已经出台了抽水蓄能电站的电价政策，保障了合理收益，而抽水蓄能电站的加速建设，也将为上下游产业链带来更加显著的拉动效应。 广东梅州抽水蓄能电站一期工程在今年5月全面投产发电，目前执行的是两部制电价，包括容量电价和电量电价，也就是按电站容量核算固定收入和按抽发电量核算变动收入，这两部分的收益加起来构成了抽水蓄能电站的主要收入。 有了稳定的电费收入来源，各个地方正在加快储备抽水蓄能项目站址，为下一步大规模建设做准备。 南网储能公司战略规划部总经理 彭潜：在南方地区的储备站址接近30个，装机总容量超过3500万千瓦，预计到2030年投资将超过2000亿元。站址主要分布在珠三角、粤西沿海、广西南宁等用电负荷集中、新能源接入旺盛的地方。 国家能源局发布的《抽水蓄能中长期规划》任务目标明确提出：到2030年，要投产抽水蓄能总规模1.2亿千瓦左右，到2035年我国抽水蓄能总装机规模将达到3亿千瓦。据测算，一个装机容量为120万千瓦的抽水蓄能电站总投资约80亿元。 这样可以带动全社会每年平均超过600亿元以上的直接投资，从抽水蓄能中长期规划来看，我们有装机规模4.2亿千瓦的重点项目，还有超过3亿千瓦的储备项目，同时仍有不少地区在积极推动后续的项目。