虫虫说电力改革 - 节目列表

近日，国家能源局发布《发电机组进入及退出商业运营办法（征求意见稿）》，征求意见稿中明确了新型储能进入以及退出商业运营条件、并网调试运行期上网电量的结算方式方法。 意见稿第五条 首次并网调试应遵循以下工作程序： （一）发电机组和新型储能按照《电网运行准则》明确的时间要求向相关电力调度机构提交并网运行申请书和有关资料。 （二）电力调度机构自接到发电企业申请后10个工作日内安排并网调试运行。对涉及电网安全稳定运行的相关试验，原则上应自发电企业提出申请后20日内完成。电力调度机构因故不能及时安排或不能按时完成并网调试运行的，应书面向并网主体说明原因，并抄报相应国家能源局派出机构备案。 （三）发电机组和新型储能与电力调度机构签订并网调度协议。 （四）发电机组和新型储能相关电力工程已按有关规定，完成竣工验收并通过有资质的质监机构监督检查。 （五）拥有自备机组的电力用户已与电网企业签订高压供用电合同。 （六）新型储能项目应按照国家质量、环境、消防有关规定，完成相关手续。 意见稿第四章 进入商业运营的程序 第七条 发电机组进入商业运营应具备下列条件： （一）签署机组启动验收交接书或鉴定书。 （二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认发电机组和接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。 （三）签订并网调度协议和购售电合同。 （四）取得电力业务许可证（发电类）。发电机组应在项目完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证（发电类），或按规定变更许可事项，分批投产的发电项目应分批申请。符合许可豁免政策的机组除外。 （五）水电站大坝已经国家认定的机构注册或备案。 意见稿第八条 新型储能进入商业运营应具备下列条件： （一）签署项目启动验收交接书或鉴定书。 （二）完成并网运行必需的试验项目，电力调度机构已确认接入系统设备（装置）满足电网安全稳定运行技术要求和调度管理要求。 （三）签订并网调度协议和购售电合同。 意见稿第九条 电网企业负责进入商业运营有关材料的收集、审核、存档等工作。 意见稿第四章 进入商业运营的程序 第十条 在完成整套设备启动试运行时间点后3个月内（风电、光伏发电项目在并网后6个月内），经电网企业审核，发电机组、新型储能分别具备第七条、第八条商业运营条件的，从完成整套设备启动试运行时间点次日起自动进入商业运营。届时未具备商业运营条件的，发电机组和新型储能可申请由国家能源局及各派出机构进行专项核查。经核查认定属并网主体自身原因的，必须在具备商业运营条件时点起进入商业运营。不属并网主体自身原因的，从完成整套设备启动试运行时间点起进入商业运营。 第十一条 火电、水电机组自并网发电之日起参与电力辅助服务费用的分摊，自完成整套启动试运行时点起正式纳入电力并网运行和辅助服务管理范畴，参与电力并网运行和辅助服务管理的考核、补偿和分摊。核电机组自完成整套启动试运行时点起纳入电力并网运行和辅助服务管理。水电以外的可再生能源发电机组、新型储能自首台机组或逆变器并网发电之日纳入电力并网运行和辅助服务管理。 意见稿第五章 调试运行期上网电量的结算 第十二条 发电机组和新型储能按照第六条要求完成整套启动试运行的，调试运行期自并网时点起至完成整套设备启动试运行时间点止。 第十三条 发电机组和新型储能调试运行期上网电量，由电网企业收购，纳入代理购电电量来源，满足相关条件后可直接参与电力市场交易。发电机组和新型储能自完成整套设备启动试运行时间点起至满足直接参与电力市场交易条件前，上网电量继续由电网企业收购，纳入代理购电电量来源。各地应适应当地电力市场发展进程，逐步缩小代理购电用户范围。 第十四条 发电机组和新型储能调试电费按照当地同类型机组当月代理购电市场化采购平均价结算。同类型机组当月未形成代理购电市场化采购电量的，按照最近一次同类型机组月度代理购电市场化采购平均价结算。发电机组和新型储能在完成整套设备启动试运行时间点起，执行现行电价政策。 第十五条 各派出机构按照变动成本合理补偿的原则，确定调试运行期火电、水电机组辅助服务分摊标准，推动建立用户参与的辅助服务分担共享机制。调试运行期火电、水电机组分摊费用月结月清，原则上不超过调试运行期电费收入的10%。火电、水电机组在完成整套设备启动试运行时间点后3个月不具备商业运营条件的，且经核查认定属发电企业自身原因的，此期间辅助服务费用分摊标准按原标准2倍追溯执行，并在进入商业运营时点次月对已结算费用进行清算。 意见稿第六章 退出商业运营的程序 第十六条 发电机组按国家有关文件规定注销电力业务许可证的，从电力业务许可证注销时刻起，或发电机组、新型储能改扩建按规定解网的，从解网时刻起，自动退出商业运营，并及时告知相关电网企业、电力交易机构。 第十七条 发电机组和新型储能退出商业运营前，应与有关各方完成相关合同、协议的清算和解除工作。退出商业运营的发电机组和新型储能再次进入商业运营的，按照本办法进行商业运营的条件审核，履行相关程序并执行有关结算规定。

近日，特斯拉在中国大陆地区试点开放充电网络，让广大电动车车主们备感兴奋。特斯拉的充电站将对外开放，以后其他品牌的电动车也能使用特斯拉的超充桩充电。首批试点将开放10座超级充电站，面向37款非特斯拉车型，以及120座目的地充电站，覆盖25个省/直辖市。这一重磅消息无疑将会对整个电动车行业产生深远的影响，并为广大电动车车主们带来更便捷、高效的充电体验。特斯拉宣布在中国大陆地区试点开放充电网络，让其他品牌的电动车也能使用特斯拉的超充桩充电。这一举措被视为特斯拉的格局再次被打开。 特斯拉在北京开放的宝隆大厦超充站，这是目前在北京开放的5个超充站之一，有40多个超充桩。“支持部分非Tesla车辆充电”的指引牌，被立在了显眼位置，还有两个工作人员驻场介绍指导。 现场有三辆特斯拉正在充电，没有非特斯拉车辆。其中，有一根充电桩旁边“非特斯拉车辆勿入”的提示牌还没来得及撤下。 特斯拉的野心很大。表面上它是一个汽车厂商，实际上它更像一个能源公司。除了汽车，它的太阳能发电、充电电池、储能业务已有相当大的体量。现在，它在全球经营着5000座充电站，4.5万个超级充电桩，其中中国大陆超过1万个，数量还在持续增加。 这样一张庞大的充电网络，过去主要服务特斯拉车主，现在它开始加速对外开放。 有人说，充电桩就是电动汽车时代的加油站。特斯拉，有可能成为“中石化”吗？ 一手卖车一手建站，特斯拉的如意算盘 过去，特斯拉的充电桩只对特斯拉车主开放，属于“特斯拉专供”。统一的造型、统一的外观、统一的logo，“含特量”很高。 有很多特斯拉老车主，当年选择购买特斯拉，就是看中了特斯拉有自己的充电网络。这帮助特斯拉构建起竞争优势。 特斯拉很早就开始在中国铺设充电桩。2014年，特斯拉在中国交付第一批车辆，紧接着就启动了充电桩建设。当时的背景是，国内的充电桩行业处于发展早期，由政府补贴驱动，服务质量参差不齐。人们对电动车的接受度还不高，蔚来、小鹏在那一年刚成立，理想次年才成立。 特斯拉建设自己的充电桩，形成服务闭环，一方面打消了部分购车者对续航的顾虑，另一方面保障了车主的使用体验，也强化了特斯拉的品牌。 这跟电商购物很像。在快递还不成熟时，你试图劝说一个习惯线下购物的人使用电商，是很困难的。电商要发展，快递得跟上；电动车要发展，充电桩也得跟上。 充电网络是特斯拉构建的第二张网，也是容易被外界忽视的部分。很多人低估了这张网对特斯拉的重要性。 特斯拉公司中职位最高的华人高管朱晓彤，2014年加入特斯拉中国，起初就负责超级充电桩网络铺设。后来他成为特斯拉中国负责人，现在刚晋升为特斯拉全球生产和交付负责人，职务为汽车业务高级副总裁。 一手卖车一手建站，两手都要抓，两手都要硬，特斯拉的如意算盘打得叮当响。 从这个角度来看，特斯拉不愧是行业先驱，做了很多教育市场的工作。不像有一些汽车品牌最擅长搭便车，车卖的不少，充电桩一根没建。 现在，特斯拉把这个搭便车的机会抛出来，其他品牌的电动车主很乐意，但特斯拉车主很受伤。 有特斯拉车主直言：“真的不想看到特斯拉超充还得排队使用。”还有人说：“考虑过车主的感受吗？第三方开放的时候，为什么不给车主补偿一些充电折扣福利？” 目前，特斯拉没有对车辆作区分，特斯拉品牌车辆和其他品牌车辆的充电价格、服务都是一样的，这对特斯拉品牌的独家吸引力产生了负面影响。后续特斯拉如何管理一个适合所有电动汽车的网络，将变得更加困难。 “先到先得。”特斯拉北京宝隆大厦超充站的一位工作人员对深途说。 特斯拉从试点开始，首批支持的非特斯拉车型有37款，基本都是一些相对较旧的车型。比如理想ONE在名单里，但最新的理想L系列不包括；小鹏只有P7，不包括G9；比亚迪只有汉EV、唐EV。 名单外的车型，特斯拉还要进行调试，慢慢放开接口。同时，特斯拉也要看放开后的使用情况，再定下一步的策略。 特斯拉的充电桩有个问题，枪线比较短，只有大约两米，而市面上其他公共充电桩的枪线一般是3米，有些车型可能会出现用特斯拉充电桩，枪线不够长的情况。 另外，特斯拉车辆的充电口是在车尾左侧，充电桩是按这个位置匹配设计的。而其他品牌的车型，有的充电口在车身左前方，有的在车身右后方，用特斯拉的桩可能够不着。 宝隆大厦超充站的工作人员对深途说，后续其他品牌车辆进来充电，很可能会出现一辆车因为充电口位置不合适，不得不占用两个桩位的情况。除非特斯拉对接口和枪线进行调整。 开放是把双刃剑，特斯拉的两难 特斯拉的超充桩是专为特斯拉车辆设计的。但事实上，过去很多特斯拉车主平时的使用频率并不高。 一位广州的特斯拉车主对深途说，除非着急充电，同时没有其他选项，他才会用特斯拉的超充桩。他发现，特斯拉充电的价格平均在每度电2块多，第三方充电桩大部分只要1块多，普遍比特斯拉便宜。 深途对比发现，已经开放的特斯拉北京宝隆大厦超充站采用的是波峰波谷分段计价，1.6元-2.1元/kWh，距离很近的一个特来电充电站，价格为1.37元-1.92元/kWh。相比之下特斯拉更贵。 多位特斯拉车主对深途说，对特斯拉超充桩需求最大的时候是节假日和跑长途，因为其他充电桩往往都要排队，这个时候他们愿意承担更高的费用，优先保证充电体验。 充电桩行业人士赵坤对深途说，过去特斯拉的充电站因为收费贵，使用率其实不高。尤其各种第三方充电站发展起来后，把特斯拉车主分流了。 一个最直接的佐证是，一些特斯拉车主跑到蔚来充电站去充电。蔚来总裁秦力洪在今年2月表示，蔚来充电桩76%电量服务于非蔚来品牌，其中前两名是比亚迪、特斯拉，特斯拉占到15.8%。 汽车分析师、江西新能源科技职业学院新能源汽车技术研究院院长张翔对深途说，特斯拉的充电桩在早期很大的一个优势是充电功率高，充电速度快，现在充电技术发展很快，其他品牌充电桩与特斯拉的性能已经很接近，特斯拉的优势不再明显。 充电设备及方案解决商智充科技的创始人丁锐对深途说，特斯拉放开充电站是有理可循的。过去因为欠缺充电基础设施，特斯拉需要用充电站作为销售支撑。但当电动车的市占率越来越高，充电运营商越来越多，用户的选择范围变大，单一品牌的充电站盈利能力会变弱。一些闲置率较高的站点，就会面临经营压力。 深途发现，宝隆大厦有44个特斯拉超充桩，白天大部分时候只有两三个桩被使用，闲置率超过90%。特斯拉在北京开放的剩下4个站点，也基本是类似情况。 业内普遍认为，单桩利用效率的提升是提高充电桩利润和缩短投资回收期的核心因素。中信证券研究部测算，假设度电服务费保持0.5元/kWh不变，当单桩利用效率从6%提升至10%时，单桩利润则从-0.20万元提升至0.59万元，投资回收期从15年下降至5年。 特斯拉对其他品牌车型放开充电站，最直接的效果是能提高单桩利用效率，同时为公司开辟一个新的收入来源。 两年多以前，特斯拉在欧洲首次试点向其他电动汽车放开充电网络时，美国投行高盛估计，如果特斯拉的充电桩数量增长到50万个，根据平均使用情况和价格分析，年收入可能超过250亿美元。 特斯拉的充电桩还不到5万个，距离250亿美元的收入还很遥远。放在当下，特斯拉面临的首要问题是，充电站放开后可能导致的用户体验下降。 赵坤认为，相比无差别的全面放开，特斯拉更可能的做法是，把一些利用率低的充电站进行市场化运行，保留个别车位专供特斯拉车主充电，维持充电站的盈亏平衡。 特斯拉成不了“中石化” 特斯拉的格局很高，野心很大。相比卖车，清洁能源是一个更大的市场。今年3月，马斯克公布宏图计划第三章，其中大量篇幅都是在讲可持续能源发展。 充电网络是马斯克描绘的蓝图中的一部分。充电桩不仅是渠道，还被视为分布式光伏发电入口之一。配合储能装置，充电桩可以就地消耗能源。 奥纬咨询董事合伙人张君毅对深途分析：“特斯拉、蔚来这些企业，都不是单纯做车，而是在做能源储存和能源供给。开放充电环境，这是大势所趋。” 此前，特斯拉已经在欧洲率先开放了超级充电网络，从荷兰的10个超级充电站进行，慢慢扩大到挪威、法国、英国、西班牙、瑞典、比利时、奥地利。今年2月，特斯拉宣布将首次在美国向竞争对手开放部分充电网络。再才是如今在中国大陆正式试点开放。中国市场是特斯拉全球计划中的一部分。 特斯拉试图在全球建立由它自己定义的充电标准。在美国，特斯拉一直坚持使用其专有充电标准，它在去年11月公开连接器设计，将其命名为北美充电标准（NACS），游说美国一些充电网络运营商加入。 中国的情况要相对复杂，除了市场参与者众多，政策的指挥棒作用更加明显。官方不会把标准制定权拱手相让。 中国公共充电服务运营商主要分三类：一是资产型充电运营商，以特来电、星星充电等为代表的；二是连接型充电服务商，以能链智电、快电、云快充等为代表；三是车企充电运营商，以特斯拉、蔚来等为代表。 这三类玩家中，目前规模最大的是特来电这类资产型充电运营商。中国电动汽车充电基础设施促进联盟发布的数据显示，截至今年3月底，特来电运营着38.78万根充电桩，排名全国第一，超过蔚来、国家电网等玩家。 根据特斯拉最新公布的数据，特斯拉在中国大陆地区有超级充电桩超1万根，目的地充电桩超2000根。这个体量放在整个充电桩行业里不算大。 丁锐认为，充电服务行业的终局会是一个分散化的市场。只要没有准入门槛，市场充分竞争，就不会出现高度垄断的玩家。 充电桩跟加油站不同。虽然同样是重资产，加油站却有非常高的门槛，涉及到各种资质。充电桩运营的门槛比较低，任何人只要具备此类资源都可以进入，没有严苛的审批流程，国家还会给予补贴。 对于有野心的车企而言，只要有钱，有决心，就可以在很短的时间内，建成相当数量的充电桩。过去一年，蔚来、小鹏等造车新势力对充电桩的建设速度在加快。 小鹏打造了800V高压平台以及配套的480kW高压超充桩，去年下半年G9上市后，小鹏自营超快充站陆续展开布局。蔚来不仅布局了超充站，还建设了大量换电站，其中一些是跟中石化合作。蔚来声称，它几乎跟所有的石油公司都有合作，包括中石油、中海油、壳牌等。 就连现在只有增程车型的理想，都启动了超级充电站建设，首批25个场站将在5月底前开启试运营，年底将建成300座高速超级充电站。李想说，一个高速公路充电站如果建设1个480KW和3个250KW充电桩，成本约为340万元。他认为，这不会对企业造成明显成本压力。 特斯拉想要成为“中石化”，先要打败特来电、国家电网等对手，还要直面“蔚小理”等新势力车企的竞争。 无论如何，把具有基础设施属性的充电网络开放，对整个行业而言都是好事。 正如一位投资人对深途说的：“这样做是对的，国家也不允许这种封闭式的操作，不然是一种资源浪费。” 只是，在资源重新整合利用的过程中，特斯拉老车主可能需要做出一点牺牲。这或许就是格局吧。

我：伙计，你好，咱们聊聊储能吧！ ChatGPT：好的，储能是一个很有趣的话题，你有什么想要了解的吗？ 我：我想了解世界范围内，储能的发展进程。 ChatGPT：好的，储能技术在世界范围内的发展进程可以从以下几个方面来看。 储能技术的发展历史 储能技术的发展可以追溯到19世纪末的蓄电池，但直到20世纪80年代，储能技术才开始得到广泛应用。当时，钠硫电池开始被用于电网储能，并在美国、日本和欧洲等地建设了大规模的储能电站。此后，锂离子电池、流电池、超级电容器等储能技术也开始逐渐成熟。 00001. 储能技术的应用领域 储能技术的应用领域包括电网储能、交通工具、移动设备等。其中，电网储能是目前应用最为广泛的领域。在电网储能方面，主要应用于峰谷调峰、频率调节、备用电源等方面。在交通工具方面，储能技术主要应用于电动汽车、混合动力汽车等领域。在移动设备方面，储能技术主要应用于智能手机、平板电脑等设备。 00001. 储能技术的发展趋势 目前，全球储能技术正处于快速发展阶段，主要表现在以下几个方面： （1）技术不断创新。各种储能技术不断涌现，如钠离子电池、氢氧化镁电池等，这些技术的投入使用将会进一步推动储能技术的发展。 （2）应用范围不断扩大。储能技术在电网、交通工具、移动设备等领域的应用范围将会不断扩大，尤其是在电网储能领域，未来将会建设更多的储能电站。 （3）成本逐渐降低。随着技术的不断创新和应用范围的不断扩大，储能技术的成本将会逐渐降低，进一步推动其在各个领域的应用。 （4）环保意识日益增强。在环保意识日益增强的背景下，储能技术将会得到更多的关注和推广，成为未来清洁能源的重要组成部分。 以上是储能技术在世界范围内的发展进程的一些情况，希望能对您有所帮助。 我：中国目前储能技术发展，在世界范围内属于什么样的水平呢？ ChatGPT：中国目前在储能技术领域已经取得了一定的进展，但是在与发达国家相比，还存在一定的差距。中国在储能技术的研究和应用方面，主要集中在锂离子电池、钠离子电池、液流电池、超级电容等方面。近年来，随着政策的支持和市场的需求，中国的储能技术研究和应用也在不断加强。 我：对于储能发展，中国目前有哪些利好政策？ ChatGPT：中国目前有以下几个利好政策： 1.《能源发展“十四五”规划纲要》提出，要大力发展储能技术，大力推进储能技术创新和应用，加快储能产业发展，提高储能利用水平。 2.《国家能源集团能源储备发展规划（2021-2025年）》提出，要加大储能投资，推动储能技术创新和应用，提高储能利用效率。 3.国家能源局出台了多项政策，包括财政补贴、电价优惠等，支持储能产业的发展。 4.国家电网公司和南方电网公司等大型电力公司也相继出台了储能发展规划，提出了一系列储能项目建设计划，为储能产业发展提供了支持。 这些政策的出台，将为储能技术的发展提供更好的政策环境和市场前景。 我：能给我详细介绍一下《能源发展“十四五”规划纲要》中的储能相关政策吗？ ChatGPT：《能源发展“十四五”规划纲要》中提到了储能相关政策，主要包括以下几个方面： 发展多种形式的储能技术。包括电池储能、超级电容储能、压缩空气储能、液流电池储能、储热储冷等多种形式，以满足不同应用场景的需求。 推动储能技术升级。加强对储能技术的研发和应用，推动储能技术的升级，提高储能系统的效率和性能。 加快储能产业发展。建立健全储能产业链，推动储能产业的发展，加快储能技术的产业化和商业化进程。 推动储能与能源互联网的融合。发展智能电网，加强储能与能源互联网的融合，提高能源利用效率，促进清洁能源的发展和利用。 加强储能安全保障。加强储能技术和设备的安全监管，提高储能系统的安全性和可靠性。 总的来说，储能是未来能源发展的重要方向之一，中国政府将加大对储能技术的研发和应用力度，推动储能产业的发展，促进能源转型升级。 我：能给我详细介绍一下《国家能源集团能源储备发展规划（2021-2025年）》中的储能相关政策吗？ ChatGPT： 《国家能源集团能源储备发展规划（2021-2025年）》中，储能相关政策主要包括以下几个方面： 1.储能技术研究开发：国家能源集团将加强储能技术研究开发，重点研究和发展新型电池、超级电容器、动力电池等储能技术。 2.储能设施建设：国家能源集团将加快推进储能设施建设，重点建设大规模储能电站和分布式储能系统，提高储能容量和效率。 3.储能运营管理：国家能源集团将建立储能运营管理体系，加强储能设施的运营管理和维护，提高储能系统的稳定性和安全性。 4.储能市场发展：国家能源集团将加强储能市场建设，推动储能技术在电力市场、交通运输、智能家居等领域的应用，提高储能产业的发展水平和市场竞争力。 5.储能政策支持：国家能源集团将积极响应国家能源政策，加强与政府部门的合作，争取政策支持和优惠政策，推动储能产业的快速发展。 我：能给目前从事储能行业的从业者们一些建议吗？ ChatGPT： 储能行业是一个新兴的领域，以下是我对从事储能行业的从业者的一些建议： 学习与提高技能：储能行业需要不同领域的专业人才，包括化学、电气、机械、材料等方面的专业背景。因此，建议从业者不断深化自己的专业知识，了解行业发展趋势和新技术，提高自身技能。 关注政策和市场：政策和市场对储能行业的发展至关重要，建议从业者关注政策和市场变化，了解政策的影响和市场的需求，及时调整自己的战略和方向。 加强合作与交流：储能行业是一个新兴的领域，需要各方面的专业人才，建议从业者加强交流与合作，共同推进储能技术的研发和应用，互相学习和提高。 注重安全和环保：储能设备涉及到高压、高温、化学品等危险因素，建议从业者注重安全和环保，保证设备的安全运行和环境的保护。 掌握智能化技术：随着智能化技术的发展，储能设备也越来越智能化，建议从业者掌握智能化技术，了解智能化设备的运行和管理，提高设备的效率和性能。 以上建议仅供参考，希望能对从事储能行业的从业者有所帮助。 我：谢谢你的建议，感谢五一假期一直有你陪着我！ ChatGPT： 不客气，祝您愉快！

需求侧资源是电力发展进入新阶段后，从用户端解决电力供需平衡的新途径。国家在十四五能源规划中，就首次提出需求侧资源的目标，即到2025年，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%~5%。 目前，电力系统正在经历着电源端清洁化、用户端电气化、电网侧智能化的转型，这一转型为需求侧资源的潜力挖掘和价值实现创造了有利的条件，需求侧资源的作用也从传统的削峰减少需求，扩展到灵活调节电力负荷、促进新能源消纳。 传统电力系统侧重于通过电源侧资源来满足电力供需平衡，对需求侧资源的潜力挖掘和重视都不够。需要通过建立完善的响应机制和模式，鼓励需求侧资源参与提升电力系统的安全性和灵活性，从而实现自下而上的需求响应。未来新型电力系统将以用户侧需求侧资源为核心，需求侧资源的发展路径，将引领一场电力革命。林教授同时提出，在发展需求侧资源时，是否要使用“虚拟电厂”这个概念，可以进一步探讨。“虚拟电厂”，是由实实在在的资源构成，包括分布式电源、储能、柔性负荷等，都有实际的作用和价值。目前，我国虚拟电厂项目多数处于第一阶段，随着现货市场的发展，虚拟电厂迎来新的机遇期，部分地方的现货市场已经将虚拟电厂纳入电力市场交易。 虚拟电厂在不同阶段的发展模式：第一阶段是邀约型阶段，在没有电力市场情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程；第二阶段是市场型阶段，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，参与电力现货市场和辅助服务市场；第三阶段是自主调度型阶段，用户、分布式能源可自由选择调度主体，并实现跨空间的交易和结算。 那么，在虚拟电厂发展的过程中，需要重视哪些问题呢？其一，资源评估是前提。聚合商要对各种类聚合资源的调节方向、调节幅度、响应时间、持续时间、爬坡率等特征进行刻画，并从技术能力、经济价值、商业潜力、风险角度进行评估。其二，调度控制是核心。虚拟电厂要实时掌握用户的可调用状态，并将调度任务在内部资源间合理分配。其三，信息通信是基础。需要保证控制指令和信息的上传下达。其四，利益分配是关键。聚合商对用户的指令执行、容量可靠性等进行评价，并考虑进聚合商与用户的利益分配过程中。最后，运行机制触灵魂。目前国内存在多种虚拟电厂模式，有政府牵头电网企业组织管理的冀北、山西、深圳虚拟电厂模式，也有发电企业为主建设的综合智慧零碳电厂模式，都涉及到体制机制运作的不同视角问题。 要从更高维度的经济视角、而不是仅从技术物理型态看待新型电力系统建设。广义的需求侧资源，具有多重价值和效用，包括增强电力供应链安全稳定性、推动电力供应方式绿色低碳变革，尤其是提升电力产业链现代化水平；要通过需求侧资源的深入挖掘利用，支撑电力产业从生产型向服务型、数智型转变。为实现这一点，要有更高的格局、更多的思考和更新的理念。需求侧资源有电源型、储能型和负荷型，要聚焦负荷侧的海量资源。我国有数千万个企业、四亿多个家庭，如果都能参与电力系统互动，则电力数字经济的未来发展有巨大的想象空间。要聚焦负荷型虚拟电厂的建设，来进行政策和体制机制的设计、完善和提升，同时要重视与电源型、储能型虚拟电厂政策的协同。 虚拟电厂概念出现在上世纪九十年代末，因此它适用于当时的数量和规模。随着大量分布式电源的出现，未来电力系统本身不可能是大的集中系统。在能源转型背景下谈虚拟电厂这个概念有很多的局限性，如果从市场层面来看这个问题，聚合商是一个更为合适的概念。我们需要跳出固有的控制和管理思路来设计体制机制。有两个思维要转变，一是要从技术思维转向市场思维，通过市场机制解决不同利益主体的诉求、激发参与主体的偏好和潜力、发现价值和实现价值，形成价格信号传递出资源稀缺的时间和空间信息，从而实现成本回收。二是要从大电网为中心转向以用户、分布式为中心的思维，作为产销者的用户对电力系统的冲击和影响是循序渐进的。 新型电力系统中需求侧成为关注的中心，中国电力发展可以说是需求侧发展的历史，从最初的负荷控制、可中断负荷，到后来出现的需求响应、分布式、储能、虚拟电厂，需求侧的内涵和表述都有了变化，但都可以界定为需求侧资源。国际上早期在推动需求侧管理方面有三种模式，其一是政府主导模式，由政府拿出资金补贴需求响应工作的开展；第二种是电力公司主导模式，由电力公司出资购买需求响应服务；第三种是第三方管理模式，由社会资本成立服务公司，聚合用户参与需求响应项目。我国已经到了波动性新能源大规模接入电网的阶段，全社会消纳新能源的成本越来越高。在高质量发展的要求下，我们需要通过多种方式实现需求侧资源的规模化发展。需求侧资源的开发利用是技术经济可行的方法，是降低全社会转型成本的重要途径。 新型电力系统中需求侧成为关注的中心，一是需求侧本身也变成了供应侧，二是需求侧响应的潜力非常大，可以认为是更加经济的系统灵活性资源，对于高比例风光等波动性可再生能源带来的变化更加适应。传统认为，工业大部分都是连续生产行业，需求响应的潜力有限。实际上，根据北大鄂尔多斯研究院的调研，需求响应的潜力非常大。即使在炼钢和化工等传统认为需求侧响应不大的领域，通过流程改造，也可以挖掘出巨大的需求响应空间。市场化的价格是驱动新型商业模式，实现大规模需求响应的核心所在，必须深化电力改革，发挥市场优化资源配置的作用，通过电力市场反应供需的实时变化，传递出实时的价格信号。现阶段在增量配电网开展实时交易试点，打造区域现货价格，可以探索更多经验，是“先立后破”的现实路径之一。新的模式一定要协同多方主体的利益诉求，尽量让各参与方都能获益，改革才能容易开展和深化。 电力化、低碳化、分布化、数字化是新型能源系统的基本要素。电力系统从电源中心时代，经历了电网中心时代，现在已经步入用户中心时代。在推进虚拟电厂建设过程中，一方面要跳出惯性思维，以全新的视角整体谋划适应用户中心时代的新型电力系统；另一方面要回到现实中来，坚持先立后破，在地方政府积极性高、具备条件的局部地区搞试点，先把新的系统立起来，再逐步向外扩展。这期间，必须充分调动电网企业的积极性，一方面给电网企业下达开发虚拟电厂的任务要求；另一方面对营业范围内建成虚拟电厂数量多、规模大的电网企业给予表彰奖励。要按照中央的要求，深化电力体制改革，在发展先进生产力的同时处理好各种关系，推进虚拟电厂建设。

随着储能建设运营成本的下降以及分布式能源的大量开发利用，分布式储能在近年来正得到广泛关注。与集中式储能相比，分布式储能的选址安装更加灵活便利，更易实现分布式能源的就地快速消纳。 此外，分布式储能相比于集中式储能减少了电能在线路上的损耗，减少了线路投资压力。分布式储能在“分散”状态下易实现分布式能源就地消纳，在“聚合”状态下同集中式储能一样，仍可以实现调频调峰、延缓电网改造、提高电网运行稳定性等功。 3、分布式储能未来商业模式展望 对于分布式储能商业模式的展望，首先要在电力市场的大背景下进行，其次要立足于分布式储能的核心商业价值，最后结合分布式储能量大、规模小、资源分散的物理特点再对其商业模式进行预判。 在电力市场化改革的大背景下，能量市场中的电价机制不断被完善，辅助服务市场中储能的主体地位越来越被强调，电力市场对储能的容纳程度正不断提高。 目前，分布式储能的核心商业价值在于消纳分布式能源以及调频、调峰、备用之类的辅助服务，其次储能还有缓解网络阻塞、延缓电网升级改造的作用。 再结合分布式储能的物理特点来看，对于未来分布式储能商业模式的预判，目前可以划分为两类：一是分布式储能单独参与市场；二是分布式储能聚合后参与市场，即分散和聚合两个大致方向。 分布式储能发展为分散模式或者聚合模式的主要影响因素是市场机制的完善程度以及储能的应用场景。本章分析在市场机制完善程度较高的情况下分布式储能在不同应用场景下未来的商业模式。 3.1用户侧 在未来市场机制完善程度较高情况下，用户侧分布式储能资源的利用将会更多地以聚合模式开展。分布式储能规模小、资源分散，其单独进入市场较为困难，但如果以一个整体的身份将分散的资源聚合起来，那么进入市场的难度将会降低。 资源聚合者首先需要通过软件平台对分布式资源实现聚合控制，然后资源聚合者可以进入市场提供辅助服务获得收益，最后需要将获得的收益按一定比例再分配给被聚合的资源拥有方。随着市场机制不断地被完善，工商业用户侧分布式储能通过聚合模式将会在辅助服务市场有更多的可能。 3.2配网侧 随着电改的逐步深入、市场机制的完善程度逐步提高，配售电逐渐放开，市场上将会出现新的拥有配电网资产的售电公司。新的售电公司不仅需要向客户提供可靠的电力，另外还要通过提高自身的管理和技术水平来加强自身的竞争力，而储能技术正对这些问题提供了有效的解决方案。 目前储能在配网侧的主要价值点在于缓解线路阻塞以及延缓对线路的升级改造。但在未来，新售电公司需要利用储能提供差异化增值服务以提高竞争水平。未来的新售电公司的利润不仅仅是通过购售电业务取得，更多的是通过细分客户种类，针对各种客户的需要提供不同的差异化增值服务。 例如，对于精密仪器制造类企业来说，电能质量的好坏直接关系到生产的过程以及结果，新售电公司可以针对需要为其定制提高电能质量的服务。对于医院此类的公共单位，新售电公司可以为其定制电源保障的服务。而储能技术正是保证差异化增值服务的关键技术。 3.3分布式 发电侧对于分布式发电，其资源较为分散的特点决定了其更加适合就地消纳，规模化的上网反倒不具备较强的经济性。 虽然有越来越多的政策支持分布式发电就近交易，但其要想真正实现市场化仍然需要克服很大阻力。首先，分布式发电通过配电网向周边用户输送电力，其需要为电网的输电服务支付费用，这类费用该如何计算是个问题。 其次，从电网运行角度看，分布式发电的随机性、波动性特点决定了必然要有其他市场主体为分布式发电提供辅助服务，这类辅助服务费用该如何计算又是一个问题。当然，配备储能后的分布式发电可以很好的实现平滑输出，但是储能并不会完全克服分布式发电的随机性、波动性，所以辅助服务费用问题仍然需要解决。 总结一下：在深化电力市场化改革的背景下，储能的收益将会通过市场获得。合适的商业模式对外需要符合市场的需求，对内需要给开发商带来可持续性的收益，最终要面向整个社会实现资源的合理配置。无论是哪一种商业模式，都需要在充分了解的前提下通过实践去检验它是否可行。未来我国分布式储能的商业运营模式应当围绕以下几点进行改进。 （1）扩大分布式储能的市场参与范围，降低分布式储能参与市场的门槛。当前，国内已经确定了储能在辅助服务市场的主体地位，为保证分布式储能获得多重收益应当进一步扩大储能的市场参与范围，此举也是激励分布式储能规模化发展的根本性措施。另外，目前储能参与市场的门槛较高，应当降低准入门槛，充分调动用户侧、分布式发电侧闲置储能资源参与市场的积极性。 （2）分布式储能的投资成本及获利模式应当多元化。目前，储能项目较高的建设成本以及运行成本仍影响开发商对其投资的积极性，所以需要整合设备厂商在技术上、大型用户在资金上、电力公司在政策上的优势，实现储能项目多元化投资模式。同时，要创新分布式储能的获利模式，实现多重收益。 例如，共享储能模式实现了所有权与使用权的分离，一方面共享储能可以获得容量租赁的收益，另一方面共享储能又可以参与调峰市场获得收益。 （3）灵活安排分布式储能的“聚合”与“分散”状态。当前，储能参与市场的门槛较高，若要充分利用分布式储能这种规模小而分散的资源，应首先考虑聚合模式，以统一身份参与市场。 因此，为实现闲散分布式储能资源的高效利用，应当对聚合模式予以政策上的支持与引导。聚合模式只是一个相对的概念，当市场的准入门槛变低时，将有更多分布式储能以分散状态参与市场，而不是先要通过聚合然后再参与。

随着储能建设运营成本的下降以及分布式能源的大量开发利用，分布式储能在近年来正得到广泛关注。与集中式储能相比，分布式储能的选址安装更加灵活便利，更易实现分布式能源的就地快速消纳。 此外，分布式储能相比于集中式储能减少了电能在线路上的损耗，减少了线路投资压力。分布式储能在“分散”状态下易实现分布式能源就地消纳，在“聚合”状态下同集中式储能一样，仍可以实现调频调峰、延缓电网改造、提高电网运行稳定性等功。 1、分布式储能商业价值分析 分布式储能容量一般小于10MWh，相较于集中式储能，分布式储能建设周期短、建设地点灵活、投资费用少。上述特点决定了分布式储能在用户侧、配网侧以及分布式电源侧具有更多的应用空间。然而，分布式储能的应用场景丰富并不意味着这些价值都可以被大规模的商业化。因此，需要从政策层面以及项目实践经验上论述分布式储能的商业价值。 1.1用户侧 在用户侧领域，分布式储能技术目前的主要价值点包括峰谷价差套利、需量电费管理、需求响应补偿3个方面。峰谷价差套利的实现主要通过用户调整自身的用电计划而获得，这是用户装设储能的主要获利方式。对于需要支付较多容量费用的电力用户，安装储能设备可以节省容量费用，做到需量电费管理。需求响应补偿是指储能用户通过参与需求侧响应项目获得补偿收益。更重要的是，合适的分时电价机制和更大的峰谷电价差为储能进一步的商业化发展提供了非常有利的空间。用户侧储能以及储能运营商可作为市场主体参与需求响应并获得收益。 1.2配网侧 在配网侧，储能技术目前的主要价值点是缓解电网阻塞、延缓配电网升级改造投资以及提高配网侧的供电可靠性。 利用储能设备灵活快速的特性，通过在阻塞区域配置储能装置不仅可以有效缓解线路重过载的问题，还可以延缓网络的升级改造，减少资源的浪费。 1.3分布式电源侧 分布式储能技术在分布式电源侧的价值点主要是减少分布式发电的随机性与波动性，保证可再生能源的平滑输出。在风电、光伏供应高峰时，为保证系统运行稳定不得不选择弃能。在系统负荷处于高峰时，风电、光伏又可能因自然条件原因导致发电量不足。在分布式电源侧配置储能后可有效解决此类问题。 2、分布式储能商业运营模式 尽管分布式储能的商业价值已经逐渐清晰，但其仍需要通过可靠的商业运营模式参与电力市场获得收益。当前，集中式储能投资费用较大，所以其商业运营模式划分的主要依据是投资主体差异。根据投资主体的不同可以划分为：独立投资模式、联合投资模式、租赁模式。 分布式储能的商业运营模式与集中式储能有类似，也有不同。类似于集中式储能，分布式储能也可以按照投资主体差异形成上述3种商业运营模式。 不同于集中式储能，分布式储能投资费用更少，建设场地规模更小，资源更加分散。这样的优势使得分布式储能还可以与虚拟电厂结合形成虚拟电厂模式，也可以将其应用场景延伸至社区中，形成社区储能模式。 基于国内的政策环境以及国内外相关项目的实践经验，本章对分布式储能目前较为成熟的租赁模式、共享模式、虚拟电厂模式以及社区储能模式进行探讨总结。 2.1租赁模式 目前，融资租赁的商业模式是储能最常见的商业模式，也是国外分布式储能应用范围最广的商业运营模式。 融资租赁商业模式的成功发展根源于其模式独有的特点： ①租赁模式的风险更小 ②租赁模式更加灵活。 对于用户独立投资建设而言，从某种程度上看，用户只有一次选择机会，若用户购置的储能使用后发现达不到自己的理想情况或是在购置储能后发现储能的建设成本不断下降，那么用户又需要承担额外成本，而租赁模式在这些方面具备更大的灵活性。 当前，租赁模式发展较为成熟的国家是美国和韩国。美国PowerEdison公司针对公用事业公司的需要建立了储能租赁模式，储能租赁服务可以帮助公用事业公司管理拥堵、提供备用电源保障，这些应用虽然使用周期较短，但对于公用事业公司却必不可少，故而选择储能租赁可以降低固定资产的投资。 在工商业用户市场，美国的AdvancedMi⁃crogridSolutions（AMS）公司向用户提供储能租赁服务以帮助用户节省电费支出。针对新能源消纳空间不足以及新能源发电企业自配储能困难的问题，国网湖南综合能源公司于2020年11月发布储能设备租赁招标公告，首创电池租赁模式。 从项目的实践经验来看，目前国内储能租赁项目的开发商多为电力集团，而电力集团内部本身具有很多新能源场站，其内部的新能源场站正是保证了储能租赁模式的稳定收益。 如果电力集团不参与储能租赁项目的开发，那么怎样去寻找新能源场站并签订稳定的租赁合同就是项目开发商需要考虑的一大难题。这类问题是关乎此种模式下收益的关键问题，也是影响开发商做出投资决策的主要原因。 2.2共享模式 共享储能模式突破了原有的“一对一”模式，将储能资源释放给整个电力系统，从服务一方到服务多方，极大地提高了资源的利用率。共享模式不仅可以实现储能服务对象的多元化，还可以实现投资主体的多元化，完成投资回报上的共享。 共享式储能通过规模化投资、建设、管理可以有效降低建设与运行成本，减少了自配储能的成本投入与管理投入。对比新能源自配储能的方式，共享储能在安全质量以及经济效益上具有更加明显的优势。 当前国内面向新能源场站的共享储能模式更偏向于租赁模式。随着储能建设成本下降以及技术更加成熟，自配储能的新能源场站变得更多，那么共享模式下的租金收益空间将会进一步缩小。 所以，共享储能模式得以实现可持续发展的关键在于开拓更多的收益模式，跟随市场化改革步伐积极参与各类电力市场。 2.3虚拟电厂模式 虚拟电厂利用调控、通信技术将相对分散的源、网、荷、储等资源进行整合，形成一个特殊的电厂来参与电力系统运行和电力市场管理。 储能能够在虚拟电厂中发挥核心作用得益于它较强的主动性，其独有的充放电双向功能弥补了虚拟电厂中负荷、电源只有单向性的缺点。 目前，虚拟电厂模式发展较为成熟的国家是德国。作为欧洲最大的虚拟电厂运营商之一的德国NextKraftwerke公司，其业绩非常突出。 Next⁃Kraftwerke公司已经对德国、比利时等多个国家的1.3万个分布式能源单元和可调负荷实现了管理，2020年营收5.95亿欧元。 对于虚拟电厂模式，国内也做了积极地探索。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出为推动新型储能快速发展，要积极探索虚拟电厂商业模式。 2021年11月，国内首个虚拟电厂平台在深圳运行，深圳供电局通过虚拟电厂平台向用户发起调峰需求，深圳地铁集团与深圳水务集团参与响应，按照计划调节用电负荷3MW。 虚拟电厂模式的价值点包括很多方面，但这些价值点并没有在市场上转换为收益。其盈利的模式仍需要拓宽，当然这也需要良好的政策环境和市场环境作为发展的前提。 另外，虚拟电厂是一个比较丰富的系统，应当充分延伸其场景。例如，近几年新能源汽车迅速崛起，虚拟电厂应当充分分析其充电行为，考虑是否可以将其很好地纳入到虚拟电厂的系统中去。 最后，虚拟电厂最关键的技术在于其搭建的平台。其搭建的平台必须要充分利用系统中的资源与外部市场做交易，实现低成本高收益。 2.4社区储能模式 在社区储能模式下，社区用户通过缴纳低于目前用电价格的费用以使用社区储能装置，满足自身的用电需求，此模式下的项目开发商的收益主要包括3个方面：①电费收益；②服务电网收益；③供热收益。当前，社区储能模式发展较为成熟的国家是澳大利亚、德国和英国。澳大利亚国有公用事业厂商Synergy公司联合其他开发商合作开发了名为Al⁃kimosBeach储能试验（ABEST）的项目，该项目旨在对社区储能模式进行研究。在5年的运营期内，ABEST项目有效降低了用户的高峰电量需求，实现了用户电费管理。 但该项目主要关注的是对于用电高峰需求的管理，并没有为电网提供频率调节和电压支持等辅助服务。社区储能模式以社区用户为基础，在满足社区用户的前提下再创造其他方面的收益。 相比于其他的商业模式，社区储能模式拥有更稳定的用户群体。在推广社区储能模式时，需要前期充分调研，对项目的利好充分解释说明，以及在售后上给予客户足够的服务。 2.5其他模式 除上述4种商业模式外，储能还有一些其他的商业模式，这些商业模式大部分是融合租赁、共享、虚拟电厂、社区储能这4种模式而形成。这需要开发商根据不同的市场情况以及客户需求，融合多种商业模式以实现该模式在市场上的可持续发展。 例如，在国内新能源配储的背景下，共享储能电站在2021年里异军突起，新兴的共享储能电站的商业模式就是融合了租赁模式和共享模式。 但是通过共享容量获得的租赁收益缺乏一定的可持续性，因为目前的租赁收益是在新能源配储背景下产生的，随着储能建设成本的进一步下降，自配储能的新能源场站变得越来越多，那么共享储能电站的租赁收益空间就会越来越小。

2022年，中国新增投运新型储能项目达7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长200%，累计装机规模达13.1GW/27.1GWh，单个项目规模与以往相比大幅提升，百兆瓦级大型储能项目成为常态。全国24个省（市）已明确的”十四五“新型储能建设目标总计规模超60GWh，远超国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的”2025年30GW“的目标。 储能发展进入”大时代“。大型储能，是储能规模化发展的关键，也是储能行业“十四五”高景气度且确定性较高的细分赛道。 下面给大家介绍一下： 大储系统集成五大技术路线 储能产业链整体围绕电池开展，主要包括上游原材料及零部件的供应商，中游核心环节储能系统集成，含电池组、储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统（EMS）四大关键部分以及其他设备，主要应用在发电侧、电网侧、用户侧和微电网四大领域，其中发电侧受益于新能源产业发展带动，是推动储能市场的主要动力。 按电气结构划分，大型储能系统集成主要是五大技术路线：集中式、分布式、智能组串式、高压级联、集散式。 集中式：低压大功率升压式集中并网储能系统，电池多簇并联后与PCS相连，PCS追求大功率、高效率，目前在推广1500V的方案。 分布式：低压小功率分布式升压并网储能系统，每一簇电池都与一个PCS单元链接，PCS采用小功率、分布式布置。 智能组串式：基于分布式储能系统架构，采用电池模组级能量优化、电池单簇能量控制、数字智能化管理、全模块化设计等创新技术，实现储能系统更高效应用。 高压级联式：电池单簇逆变，不经变压器，直接接入6/10/35kv以上电压等级电网。单台容量可达到5MW/10MWh。 集散式：直流侧多分支并联，在电池簇出口增加DC/DC变换器将电池簇进行隔离，DC/DC变换器汇集后接入集中式PCS直流侧。 储能系统集新技术 安全、成本、效率是储能系统发展需要重点解决的关键问题。电池热失控，是目前常见的储能电站安全问题，监控电池状态、温控是关键环节；电芯一致性影响储能系统的效率；初始投资成本、循环寿命决定储能系统成本。 储能技术的迭代核心就是要提高安全、降低成本、提高效率。 1500V集中式 随着集中式风光电站和储能向更大容量发展，直流高压成为降本增效的主要技术方案，直流侧电压提升到1500V的储能系统逐渐成为趋势。1500V储能系统核心产品为1500V储能PCS。1500V电压升级源于光伏，据CPIA 统计，2021年国内光伏系统中直流电压等级为1500V的市场占比约49.4%，预期未来会逐步提高至近80%。1500V储能系统也将有利于提高与光伏系统的适配度。 据说某厂商产品数据，1500V储能系统在能量密度、成本、系统效率等方面优势明显。比如40尺的集装箱+280Ah的电芯下，1000V的电池最大装机容量为3.3MWh，1500V可以提高到4.5MWh，除了PCS、电池、辅助配件成本可以减少外，人工、地基和土地成本也会大幅下降。 近年来，阳光能源、上能电气、华为、宁德时代、科陆、南瑞继保、双一力储能、科华恒盛、锦浪科技等企业相继发布1500V相关储能产品，抢占储能市场，并且这种趋势逐年加速。 据不完全统计，2022年以来, 采用1500V储能系统的招标项目超9GWh，其中“中核汇能有限公司2022-2023年新能源项目储能系统集中采购项目”，采购全钒液流及磷酸铁锂电池储能系统总规模达5.5GWh，明确项目拟采用直流1500V储能系统设计方案。从近期招标项目数量来看，1500V储能系统已成为各发电集团主流储能系统电压等级。 智能组串式 目前业内电池储能系统主要采取集中式，多组电池并联将引起电池簇之间的不均衡；组串式可以实现簇级管理，提升系统寿命，提高全寿命周期放电容量。比如华为提出“一包一优化、一簇一管理”的智能组串式方案，解决集中式系统电池容量衰减、一致性偏差、容量失配等问题。组串式系统规模化应用趋势已见雏形，比如华能黄台100MW/200MWh项目，是国内首个采用组串式PCS架构的大型储能电站（PCS由上能电气提供）；山东德州林洋光储3MW/6MWh项目也采用该系统架构（华为提供整套系统）。 高压级联式 高压级联储能技术方案，主要应用于大型储能电站。 随着储能集成系统容量增加，传统串联升压方案会面临一些挑战。比如，大容量下所需电芯数量众多，安全风险较大；随着电芯循环次数增加，电芯本体差异化逐步体现，系统一致性变差；受上述两因素制约，系统单机容量通常有限，随着并联设备增加，二次通信、协调控制变得更加复杂。 在这些挑战下，大容量下高压级联方案具备一定优势。高压级联方案采用“能量裂解”技术，将大容量电池堆和大功率PCS裂解为小容量电池堆和小功率AC/DC功率单元，采用去并联组合，每个储能单元输出几十到几百伏电压，将电池堆离散化，既大幅度降低了电池堆电量，减少了电池堆内电池单体数量，又大幅提高了系统容量，提升系统安全性。 目前国内掌握高压级联技术的企业：智光电气、金盘科技、新风光、四方股份、国电南瑞等。 储能系统集成商 储能系统集成商，就是开展储能系统集成业务，向客户提供成套储能系统产品的企业。储能系统是由储能技术本体、电池管理系统、储能变流器、能量管理系统及其它配件等组成的、满足客户实际需求的一整套储能系统设备。系统集成商根据终端客户需求设计适用于各场景的储能系统，并负责组装成形，确保高效、可靠运行，其业务庞杂且涉及电化学、电网调度、IT等多领域技术。 2022年度，国内市场中，储能系统出货量排名前十位的储能系统集成商，依次为：海博思创、中车株洲所、阳光电源、天合储能、远景能源、平高、华能清能院、融和元储、新源智储和中天储能。全球市场中，储能系统出货量排名前十位的储能系统集成商，依次为：阳光电源、比亚迪、海博思创、华为、中车株洲所、南都电源、远景能源、天合储能、采日能源和中天储能。 作为储能产业链的核心环节，系统集成商上承设备提供商，下接储能系统业主，成为储能厂商必争之地。目前，国内储能系统集成竞争格局相对分散，参与者较多，竞争也较为激烈。 专业系统集成商： 拥有丰富的产品应用经验与项目实施经验，拥有电力电子、控制管理、大数据分析、热管理方案等方面的专利布局，如海博思创、科陆电子、派能科技。 PCS厂商（多为光伏PCS企业）： 光伏系统与储能系统同源性高，进入障碍小；客户重叠，可通过新能源配储等方式快速拓展客户，如阳光电源、华为、科华、上能电气； 电池厂商： 电芯自研，产业链一体化布局，降本增利，如宁德时代、比亚迪、亿纬锂能； 电力企业： 在传统电厂集成中积累了丰富的经验，熟悉电网运行特点，在有效配置储能系统方面有优势，如许继、平高。 整体来看，储能系统集成商主要有两种发展模式：一是一体化发展模式，PCS、电池厂商纵向延伸价值链，实现PCS、电芯等储能系统主要部件自主生产制造，并由自主设计部门完成系统集成服务，竞争优势在于产品一体化销售，有利于降本增利；二是专业集成商发展模式，专注于本身环节，定位第三方供应商，如海博思创、科陆电子等，竞争优势在于与部分集成商无利益冲突，销售渠道广，通过集成商快速铺开。

4月24日，国家能源局发布关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见征求意见稿，总体思路上提出科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电，适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。 （四）总体思路 ——夯实稳定物理基础。科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 ——强化稳定管理体系。围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备、源网荷储互动环境下的电力系统安全稳定运行，远近结合、科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。 ——加强科技创新支撑。围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，提升自主可控水平，以创新引领新型电力系统建设。 三、夯实新型电力系统稳定基础 （五）完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局。可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压能力；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。增强常规电源调节支撑能力。新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电,适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。 （六）构建坚强柔性电网平台。明确网架构建原则。构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，适应运行方式的灵活调整，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力。提高直流送受端稳定水平。直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。促进各级电网协调发展。合理控制短路电流水平，适时推动电网解环和电网柔性互联；推动建设分布式智能电网，统一开展稳定管理，实现与大电网的兼容互补和友好互动。 （七）深挖电力负荷侧灵活性。整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。 （八）科学安排储能建设。按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。 四、加强新型电力系统全过程稳定管理 （九）加强电力系统规划。统筹整体规划。统筹源网荷储整体规划，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析深度和精度；加强新能源消纳和系统调节能力的统筹规划。滚动开展分析。滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，保证电力供应和系统调节能力充裕。有序做好衔接。加强规划与运行的衔接，提升规划方案的适应性与安全性；加强一、二次系统的衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。 （十）加强工程前期设计。深化设计方案。在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。开展差异化补强设计。针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。优化二次系统设计。合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。 （十一）加强电力装备管理。紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。 （十二）加强电力建设管理。强化电力工程建设的施工、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保一次设备与相应的二次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。 （十三）加强电力设备运维保障。加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时组织设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止安全自动装置不正确动作。 （十四）加强调度运行管理。严肃调度纪律。坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，保证互联电力系统安全稳定控制措施的协同落实；在电力系统发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。强化协同控制。建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源涉网性能管理，通过源网荷储协同调度、跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。优化调度方式。加强调度与市场衔接配合，推动调度生产组织向市场化方式转变；研究推动风光水（火）储一体化项目作为整体优化单元参与电力系统调节和市场交易；建立完善灵活调节性资源调度机制；定期优化有序用电方案、序位表和措施，确保符合最新电力供需形势。 （十五）加强电力市场管理。将提高电力系统安全稳定水平作为电力市场建设的重要目标之一，强化交易合同履约，完善中长期市场连续运营机制，加快建设更能体现灵活调节能力的现货市场。持续完善辅助服务市场，丰富调频、备用、转动惯量等辅助服务交易品种，建立健全基础保障性和系统调节性电源容量补偿机制。推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设。完善电力市场交易安全稳定校核制度，强化市场化的电力市场风险应急处置机制，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。 （十六）加强电力系统应急管理。建立健全应对极端天气和自然灾害的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，确有必要的，保留一部分停机备用煤电机组，应对季节性保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。 （十七）加强电力监控系统安全防护。实施电力行业网络安全“明目”“赋能”“强基”行动，建立完善电力行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提升电力行业网络安全攻防和应急能力。打造以仿真验证环境、密码平台和北斗设施为代表的电力行业网络安全共性基础能力支撑平台，加强信息资产、威胁情报管理基础能力，落实关键信息基础设施安全保护要求。深化电力监控系统安全防护体系，前瞻应对新型电力系统新业态新技术带来的网络安全新风险，筑牢电力行业网络安全基石。 五、构建稳定技术支撑体系 （十八）攻关新型电力系统稳定基础理论。研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统的稳定机理，掌握电力系统故障暂态过渡过程，加快攻关源荷双侧高度不确定性环境下电力电量平衡理论，突破海量异构资源的广域协调控制理论。深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用，加快建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。 （十九）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度仿真能力建设。在电力系统各环节深入开展仿真分析，研究标准化仿真模型，推动新能源发电机组参数开放共享，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真校核，建立集中式新能源、新型储能、直流等详细仿真模型，开展含分布式电源的综合负荷模型建模。加强电力系统稳定特性分析。充分考虑运行工况的随机波动性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全稳定边界。 （二十）强化系统运行控制能力。融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全局分析、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，实现分布式电源、可控负荷的汇聚管理，同步加强网络安全管理。 （二十一）加强系统故障防御能力。巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防御手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定性措施。加强电力系统故障主动防御，提升全景全频段状态感知水平，实现风险预测、预判、预警和预控。

4月24日，国家能源局发布关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见征求意见稿，总体思路上提出科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电，适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。 （四）总体思路 ——夯实稳定物理基础。科学构建源网荷储结构与布局，保证电源结构合理和电网强度，建设充足的灵活调节能力和稳定控制资源，确保必要的惯量、短路容量、有功和无功支撑，满足电力系统电力电量平衡和安全稳定运行的需求。 ——强化稳定管理体系。围绕高比例可再生能源、高比例电力电子设备、源网荷储互动环境下的电力系统安全稳定运行，远近结合、科学谋划电力系统转型的发展方向和路径，统筹规划、建设、运行、市场、科研等各项工作，建立适应新型电力系统的稳定管理体系，确保稳定工作要求在新型电力系统全过程、全环节、全方位落实。 ——加强科技创新支撑。围绕系统安全稳定技术需求，加强基础理论研究，推进重大技术和装备攻关，加快先进技术示范和推广应用，协同构建适应新型电力系统的稳定技术标准体系，提升自主可控水平，以创新引领新型电力系统建设。 三、夯实新型电力系统稳定基础 （五）完善合理的电源结构。统筹各类电源规模和布局。可靠发电能力要满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压能力；科学确定电源接入电网电压等级，实现对各级电网的有效支撑；构建多元互补的综合能源供应体系。增强常规电源调节支撑能力。新建煤电机组全部实现灵活性制造，加快存量煤电机组灵活性改造，支持退役火电机组调相功能改造，不断提高机组涉网性能；积极推进水电站依法合规增容扩机，新建水电机组应具备调相功能；积极安全有序发展核电,适度布局调峰气电。大力提升新能源主动支撑能力。推动系统友好型电站建设，逐步实现新能源在电力供应和稳定支撑方面的可靠替代；协同推进大型新能源基地、调节支撑电源和外送通道开发建设，保障外送电力的连续性和稳定性。 （六）构建坚强柔性电网平台。明确网架构建原则。构建分层分区、结构清晰、安全可控、灵活高效的电网网架，合理确定同步电网规模；保证电网结构强度，保持必要的灵活性和冗余度，适应运行方式的灵活调整，具备与特高压直流、新能源规模相适应的抗扰动能力。提高直流送受端稳定水平。直流送端要合理分群，控制同送端、同受端直流输电规模，新增输电通道要避免过于集中；直流受端要优化落点布局，避免落点过于密集；常规直流受端和新能源高占比地区应具备足够的电压支撑能力，短路比等指标要符合要求；积极推动柔性直流技术应用。促进各级电网协调发展。合理控制短路电流水平，适时推动电网解环和电网柔性互联；推动建设分布式智能电网，统一开展稳定管理，实现与大电网的兼容互补和友好互动。 （七）深挖电力负荷侧灵活性。整合负荷侧需求响应资源。将微电网、分布式智能电网、虚拟电厂、电动汽车充电设施、用户侧源网荷储一体化聚合等纳入需求侧响应范围，推动可中断负荷、可控负荷参与稳定控制。完善负荷控制手段。建立完善市场化激励机制，明确各参与主体的市场地位,引导各类市场主体参与负荷控制建设和运营，创新负荷控制技术和方式；加快新型电力负荷管理系统建设，强化负荷分级分类管理和保障，实现负荷精准控制和用户精细化用能管理。强化负荷控制执行刚性。科学制定负荷控制方案，明确负荷控制的执行条件，对保障电网安全稳定运行的负荷控制措施，电网企业要严格执行，确保系统安全。 （八）科学安排储能建设。按需建设储能。根据电力系统需求，统筹各类调节资源建设，因地制宜推动各类型、多元化储能科学配置，形成多时间尺度、多应用场景的电力调节能力，更好保障电力系统安全稳定灵活运行，改善新能源出力特性和负荷特性，支撑高比例新能源外送。有序建设抽水蓄能。有序推进具备条件的抽水蓄能电站建设，探索常规水电改抽水蓄能和混合式抽水蓄能电站技术应用，新建抽水蓄能机组应具备调相功能。积极推进新型储能建设。充分发挥电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、氢储能、热（冷）储能等各类新型储能的优势，探索储能融合发展新场景，提升电力系统安全保障水平和系统综合效率。 四、加强新型电力系统全过程稳定管理 （九）加强电力系统规划。统筹整体规划。统筹源网荷储整体规划，加强规划方案及过渡期安全稳定和供电充裕性的系统性论证，提高规划阶段电力系统安全稳定计算分析深度和精度；加强新能源消纳和系统调节能力的统筹规划。滚动开展分析。滚动开展供需平衡分析，合理安排支撑性电源和调节性资源建设，保证电力供应和系统调节能力充裕。有序做好衔接。加强规划与运行的衔接，提升规划方案的适应性与安全性；加强一、二次系统的衔接，协调开展安全稳定控制系统的整体方案研究。 （十）加强工程前期设计。深化设计方案。在大型输变电工程、大型电源接入系统、直流输电工程的可行性研究及初步设计工作中，加强工程对系统的影响分析。开展差异化补强设计。针对重点区段开展差异化设计，提升工程可靠性和抵御灾害能力。优化二次系统设计。合理配置继电保护、稳定控制、通信、自动化等二次系统，确保满足相关标准和反事故措施要求。 （十一）加强电力装备管理。紧密围绕电力系统的稳定技术要求开展相关装备研制、系统试验。针对不同应用场景优化直流、新能源等电力电子装备的并网性能。严格把关电力装备入网质量，充分开展试验测试，消除装备质量系统性缺陷。对新研发的首台（套）电力装备，加强科学论证和风险管控。 （十二）加强电力建设管理。强化电力工程建设的施工、质量、进度等全周期管理，实现工程“零缺陷”投运。组织实施与基建工程配套的系统安全稳定控制措施，确保一次设备与相应的二次设备同步建设、同步投运。针对工程建设过渡阶段，开展系统分析校核，落实过渡期安全保障措施。 （十三）加强电力设备运维保障。加强大型电源和主网设备的可靠性管理，持续开展设备隐患排查和状态监测，针对重要输电通道、枢纽变电站、重要发电厂等关键电力设施开展专项运维保障。及时组织设备缺陷及故障原因分析，制定并落实反事故措施，定期核定设备过负荷能力。加强二次系统运维保障，确保二次设备状态和参数与一次系统匹配，防止安全自动装置不正确动作。 （十四）加强调度运行管理。严肃调度纪律。坚持统一调度、分级管理，各并网主体必须服从调度机构统一指挥，调度机构要严格按照相关法律法规和制度标准开展稳定管理工作；统筹安排电力系统运行方式，保证互联电力系统安全稳定控制措施的协同落实；在电力系统发生严重故障等情况下，调度机构应按照有关规定果断采取控制措施。强化协同控制。建立一、二次能源综合管理体系，加强电力电量全网统一平衡协调；提升新能源预测水平，严格开展各类电源涉网性能管理，通过源网荷储协同调度、跨省区输电通道送受端电网协同调度，提高面向高比例可再生能源接入的调度管控能力。优化调度方式。加强调度与市场衔接配合，推动调度生产组织向市场化方式转变；研究推动风光水（火）储一体化项目作为整体优化单元参与电力系统调节和市场交易；建立完善灵活调节性资源调度机制；定期优化有序用电方案、序位表和措施，确保符合最新电力供需形势。 （十五）加强电力市场管理。将提高电力系统安全稳定水平作为电力市场建设的重要目标之一，强化交易合同履约，完善中长期市场连续运营机制，加快建设更能体现灵活调节能力的现货市场。持续完善辅助服务市场，丰富调频、备用、转动惯量等辅助服务交易品种，建立健全基础保障性和系统调节性电源容量补偿机制。推动建立容量市场，激励支撑调节资源建设。完善电力市场交易安全稳定校核制度，强化市场化的电力市场风险应急处置机制，保证各类市场运作场景下电力系统稳定可控。 （十六）加强电力系统应急管理。建立健全应对极端天气和自然灾害的电力预警和应急响应机制，加强灾害预警预判和各方协调联动。强化重点区域电力安全保障，合理提高核心区域和重要用户的相关线路、变电站建设标准，推进本地应急保障电源建设，重要用户应根据要求配置自备应急电源，加强移动应急电源统筹调配使用，在重点城市建成坚强局部电网。加强超大、特大城市电力保供分析，确有必要的，保留一部分停机备用煤电机组，应对季节性保供。提升事故后快速恢复和应急处置能力，优化黑启动电源布局，完善各类专项应急预案，定期组织开展大面积停电事件应急演练。 （十七）加强电力监控系统安全防护。实施电力行业网络安全“明目”“赋能”“强基”行动，建立完善电力行业、企业网络安全态势感知和监测预警平台，提升电力行业网络安全攻防和应急能力。打造以仿真验证环境、密码平台和北斗设施为代表的电力行业网络安全共性基础能力支撑平台，加强信息资产、威胁情报管理基础能力，落实关键信息基础设施安全保护要求。深化电力监控系统安全防护体系，前瞻应对新型电力系统新业态新技术带来的网络安全新风险，筑牢电力行业网络安全基石。 五、构建稳定技术支撑体系 （十八）攻关新型电力系统稳定基础理论。研究高比例可再生能源、高比例电力电子设备接入电力系统的稳定机理，掌握电力系统故障暂态过渡过程，加快攻关源荷双侧高度不确定性环境下电力电量平衡理论，突破海量异构资源的广域协调控制理论。深入研究新型储能对电力系统安全稳定支撑作用，加快建立完善各类灵活调节性资源规划设计理论。 （十九）提升系统特性分析能力。推进电力系统多时间尺度仿真能力建设。在电力系统各环节深入开展仿真分析，研究标准化仿真模型，推动新能源发电机组参数开放共享，对高比例电力电子设备接入电网开展电磁暂态仿真校核，建立集中式新能源、新型储能、直流等详细仿真模型，开展含分布式电源的综合负荷模型建模。加强电力系统稳定特性分析。充分考虑运行工况的随机波动性，强化在线安全分析应用，充分利用实际故障和系统性试验开展研究，掌握系统安全稳定边界。 （二十）强化系统运行控制能力。融合先进信息通信技术，汇集一次能源、设备状态、用户侧资源、气象环境等各类信息，构建全网监视、全局分析、协同控制、智能决策、主配一体的调度技术支持系统，提高电力系统运行控制数字化水平，实现调度决策从自动化向智能化转变。提升新能源和配电网的可观、可测、可控能力，实现分布式电源、可控负荷的汇聚管理，同步加强网络安全管理。 （二十一）加强系统故障防御能力。巩固和完善电力系统安全防御“三道防线”，开发适应高度电力电子化系统的继电保护装置，研究针对宽频振荡等新型稳定问题的防御手段，扩展稳定控制资源池，滚动完善控制策略，加强安全自动装置状态和可用措施量的在线监视，保障电力电子化、配电网有源化环境下稳定控制措施的有效性。研究新能源高占比情形下发生极端天气时的电力系统稳定性措施。加强电力系统故障主动防御，提升全景全频段状态感知水平，实现风险预测、预判、预警和预控。 （二十二）加快重大电工装备研制。研发大容量断路器、大功率高性能电力电子器件、新能源主动支撑、大容量柔性直流输电等提升电力系统稳定水平的电工装备。推动新型储能技术向高安全、高效率、主动支撑方向发展。提高电力工控芯片、基础软件、关键材料和元器件的自主可控水平，强化电力产业链竞争力和抗风险能力。

随着各国为了实现碳达峰、碳中和目标而大力发展零排放电源，以风力和太阳能为主的绿色能源在美、欧和中国等主要国家得到迅猛发展。我国业已设定2030年非化石原料发电量占比达到40%的目标，风力和太阳能装机容量是目前装机容量的2倍。伴随着绿能装机容量的大幅增长，如何保障其消纳及收益也成为当前以及未来一段时间内亟待破解的难题。一方面风光等绿能发电的间歇性和不可预测性给电网的安全运行带来了极大的挑战，也抬高了电力系统的运营成本，对新型能源体系下电力系统的运行方式提出了新的考验。另一方面绿能的低可变成本和高装机成本造成传统现货市场价格波动加剧，会出现更多的极端高（低）价格并增加容量定价机制的难度，也增加了电力现货市场设计的难度。与此同时，尽管绿能自身的平均成本在一些地方可能已经低于传统电源，但如果考虑其外部性成本（比如电网建设和电力平衡成本），绿能经济性尚不如人意，大规模发展绿能将会升高整个电力系统运营成本，从而大幅推高用户侧用电成本。要系统性地解决电力系统“不可能三角”（安全稳定、价格低廉和清洁低碳）问题还任重道远。 为了促进可再生能源快速发展，我国中央和地方政府此前一直对风光发电通过“保量保价”政策进行保障性收购，但风光装机容量快速增长带来的财政补贴压力和系统运营成本（目前由传统电源无偿承担）也成了市场建设过程中迫切需要解决的问题。随着电力市场建设的加快和绿能在部分区域内占比快速提升，风光也逐步参与了中长期、现货市场交易，承担了部分市场风险。2020年全国风光参与电力市场化比例约25%，2021年提高至27%，2022年达到37%，在绿能占比较高省份和地区（比如甘肃和蒙西），多数新能源场站都参与了现货市场，蒙西除扶贫项目等全部参加了现货市场。而为保障风光整体收益，在电能量交易市场之外，绿能的绿色环境属性相关制度逐步配套建立，绿证、绿电交易也逐渐走入大众视野。 绿色能源环境价值和环境属性的价格决定因素 绿能的定义在世界范围内并不完全相同。国际上大多数地方仅仅将风、光、小水电和生物质归类为绿能，还有部分地方（比如欧洲和加拿大）将核能和大中型水电也归为绿能。但如果从温室气体排放的角度讲，它们都是低排放的“绿色电源”。 绿能的环境价值在于其替代煤/气电而减少了温室气体和其他有害气体的排放，避免了由此造成的社会经济损失。但是，要测定绿能的实际环境价值是相当困难的，因为环境价值的实现有赖于绿能出力时所取代的传统电源种类，也有赖于绿能本身采用的技术。这种替代关系可能随时间和地理位置不同而不同，也与各地收入水平、环境政策和电源结构有关。例如，在弃风弃光严重的地方（电力系统实际消纳绿能的总量受限），从某一增量绿能项目发出的每千瓦时电能取代的只是另外等量绿能，此时替代的绿能就没有新增的环境价值。当然，如果绿能取代的是传统煤电，那么绿能价值就是减少的煤电排放的温室气体所造成的社会经济损失。 环境属性价格的决定因素是人为定义的。由于绿能替代的发电资源随时间和地理位置不同而不同，而各地可能因为生活水平不同而对环境要求也不一样，其环境价值本质上体现的是当地为环境改善而愿意支付的费用。代表绿能消纳的绿证也因此随具体情况不同而有不同的价值。为了提高绿能环境价值属性的流动性，目前世界范围内大部分绿能的标的物通常都是在某一段时间（比如一年）的新能源电量，其交易价格并没有追求完全反映该地绿能因为替代其他电源而产生的环境价值，由此换取的是绿证可以大范围流通。这种次优的设计自然无法产生最优的结果，导致一些地方绿证价格高于实际环境价值，而在另外一些地方，绿证价格则低于实际环境价值。 绿证的定价机制必须有足够的颗粒度。正是因为绿证的环境价值依时间、位置和发电技术不同而不同，在保证流动性的前提下，应尽量细化绿证的细节信息。例如在阻塞严重的情况下，在严重依赖煤电的地方，过大范围统一的绿证价格很可能大大低于绿能在某些地区的实际环境价值，也可能会造成某些地区绿色能源投资的不足。 当然，在实际交易中，绿证的成交价格受许多因素影响，包括能量市场价格（含容量收入等）、社会经济承受水平、绿能标准、绿证市场设计等等。在充分竞争的条件下，绿能公司的主要收入分为两个部分：能量市场收入和绿证收入。如果能源市场收入足以支付其投资收入，绿证收入便变得无关紧要，绿证成交价格可能就会很低。正是因为绿证价格与现货市场价格紧密相关，现货市场价格的大波动性也会反映到绿证的成交价格，这也是美国绿证价格大幅波动的原因之一。 北美的绿证制度和演进历史 北美的绿证制度已经出现近30年，出现了多类型的绿证和多种交易方式，但仍然无法称之为成熟，还存在着一些问题。 （一）绿证制度的起源与发展 90年代中期，美国加利福尼亚州在讨论可再生能源标准时，部分市场参与主体便提出将环境属性从电能分离开来的绿证概念，并推出“绿票”在Automated Power Exchange（APX）的绿票市场中交易。随着绿证机制在美国的成功施行，世界各主要国家也开始接受并推广绿证的交易。目前，全球主要绿证机制有北美的RECs，欧洲的Guarantees of Origin (GOs), 以及以亚洲和拉美为主的 I-RECs 等等。全球绿证规模在2020年大约是93亿美元，估计到2030年达到1032亿美元，增长10倍以上。 需要说明的是，绿证并不是唯一支撑可再生能源发展的方式。与美国不同，加拿大的电力系统规划和新能源政策由各省负责，在电力市场开放的安大略省和阿尔伯塔省，绿能的开发主要是政府授权电力市场运营机构（安大略省的IESO或阿尔伯塔省的AESO）通过公开招标等方式统一规划和购买，成交价格则有赖于竞争程度及当地税收水平等，绿能参与电力现货市场形成的损益由全体用户分享或分摊，（隐藏的）环境价值由全体用户共享。安大略省的IESO在2023年通过M-RETS平台（Midwest Renewable Energy Tracking System）开始运营清洁能源证书的交易（Clean Energy Certificates或CECs）。与美国的RECs只包括太阳能和风能不同，IESO的CECs也包括水电和核电，安大略政府预估每年有大约1300亿千瓦时的CECs可供出售。绿能发电方从电力现货市场赚取部分收入，不足部分则由IESO或AESO按政府授权合同价补足，与绿能有关的所有费用由IESO或AESO从终端电力用户收取。 （二）绿证的种类和交易形式 如前所述，绿能的环境价值有赖于绿能本身的技术特性和所替代的电源。北美的许多地方对不同的绿能发电技术和其他特性设定了不同的绿证，比如太阳能、风能、配电网绿证、小水电、大水电、竞争性购买绿证等等。细分绿证可能是监管当局强制性的要求，也可以满足不同用户不同的偏好。 绿证和电能既可以捆绑出售（即“证电合一”），也可以单独交易（即“证电分离”）。捆绑出售有私有公司的购电合同（比如亚马逊和苹果公司的购电合同）、地方供电和售电公司的购电合同、政府授权合同等。“证电合一”受到电网运行物理约束，适用于地方性的可再生能源（尽可能小的地理范围就近消纳），其基本特征是在绿能出力的同时，电能和绿证也同时转交到买方。“证电合一”的绿证交易主要为强制性市场，服务于当地强制性可再生能源标准。与“证电合一”不同，“证电分离”完全忽略电网阻塞，为绿证管理资源缺乏而又有环保意愿的公司和个人提供了一个有效的购买和避险途径。“证电分离”的绿证交易主要为自愿性市场。 美国可再生能源绿证、交易、合同，2020年美国强制性绿证市场规模达到3500亿千瓦时，而自愿性市场的绿证的交易量为1920亿千瓦时。 （三）绿证价格 绿证的价格随产地、种类、市场架构和供需情况等不同而有很大的差异，且随时间变化波动很大。以美国强制性的绿证为例，在过去十年中，非太阳能绿证的价格一直介于1~50美元/兆瓦时之间（目前纽约州绿证大约30美元/兆瓦时 )，而太阳能绿证则在150~680美元/兆瓦时之间。自愿性市场的绿证价格通常远远低于强制性市场的绿证价格。美国的自愿性绿证在1~10美元/兆瓦时之间波动。自愿性市场中“证电分离”的绿证价格甚至更低，据美国环保署计算，2019年的平均价格只有区区的0.85美元/兆瓦时。 （四）北美绿证制度存在的主要问题 美国和加拿大都是联邦制国家，绿能政策主要由各州或省制定和执行。因为各地有不同的资源禀赋和电网发展历程，电源组合差异很大。再加上经常性的政党轮替，各地的能源政策差异很大，而且也往往变化频繁。这就导致了获得绿证的电源资格可能差异很大，在自愿性市场中流通的绿证经常有“同价不同质”或“同质不同价”的问题。比如加拿大的绿证主要反映的是绿能替代天然气机组的环境价值，而美国的是绿能替代煤、气机组的环境价值，两国绿证市场一体化便产生了“同价不同质”的问题。 另一个主要问题是绿证基本上忽略环境改善所要求的添加性（Additionality）。也就是说，销售的绿证可能来自于现有的低排放电源，并不会替代现存传统电源。如果绿证没有绿能对传统电源的替代作用，对环境改善就没有帮助。 我国可再生能源政策和绿证的发展 2020年，我国可再生能源装机容量5.34亿千瓦，主要以光伏、陆风为主，2030年预计可达12亿千瓦以上。为推动我国可再生能源发展，提高全社会消费绿色电能意识，我国在绿证、绿电交易两方面均进行了积极的探索。绿证是“证电分离”的产物，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证，任何单位和个人都可以从政府指定的网站购买。与之相对应的是绿电，是绿色价值与其电能量一同捆绑进行交易，即所谓的“证电合一”。 （一）我国绿证、绿电制度的起源和发展历程 我国全国性的绿证核发和自愿认购始于2017年，并于2019年明确了风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目可以通过出售绿证获得额外收益。随后，可再生能源发电补贴清单范围的项目所发电量超过全生命周期补贴电量部分以及超出规定并网运行年限所发电量部分，均准许核发交易绿证。

国家能源局举行新闻发布会，发布2023年一季度能源形势、可再生能源发展情况，解读《关于支持光伏发电产业发展 规范用地管理有关工作的通知》、介绍煤矿智能化建设有关工作进展情况，并回答记者提问。

2018年5月27日，SNEC第十二届国际太阳能光伏与智慧能源展在上海拉开大幕，就在几天后，国家发改委、财政部、国家能源局联合发布了一份《关于2018年光伏发电有关事项的通知》，这份后来被称作531新政的文件，以近乎残酷的一刀切的方式给整个行业泼了一盆冷水，旧王谢幕，新王登场，顷刻兴亡过手。2018年的531之后的几天，那是还颇懵懂的笔者曾经写过一篇文章，主要的论点是绝境中更要保留希望，只要太阳仍在发光发热，行业美好的明天就一定会到来。可是谁又能想到，彼时彼刻，恰如此时此刻，竟能如此相像。今天，中国光伏行业和5年前确实不可同日而语，中国的企业家们已经从上游到下游，几乎对这个行业完成了统一：供应链、设备、工艺、技术、人才，除了一些细分的领域，中国的光伏企业在各个环节都占据着绝对的优势。根据国家工信部的数据显示，2022年全国多晶硅、硅片、电池、组件产量分别达到82.7万吨、357GW、318GW、288.7GW，行业总产值突破1.4万亿，也第一次突破GDP占比的1%（2022年全国GDP为121万亿）。今天，曾经对于中国企业家来说属于雷区的海外也不再神秘，在东南亚，南美和中东，属于中国人的光伏工厂陆续投产，上演的故事比起曹德旺和福耀玻璃的美国故事精彩毫不 逊色。在海外的中国公司产能之大，使得美国人惊讶的发现，从2013年开始双反了中国10年，最后美国市场上的行销的组件依然是那些熟悉的中国品牌。今天，通威和隆基双王在位，2022年两家公司分别赚取了超过250亿和147亿的净利润（笔者写此文时通威2022年财报尚未发布，使用的数字来自其业绩预告），令一众同行相形见绌。这个数字是怎样的概念呢？航天科技集团和航天科工集团是中国航天系的双雄，主营业务包括战略核武器、弹道导弹等一系列国之重器。按照《财富》世界500强企业名单统计，2021年航天科技和航天科工集团利润分别为30.99亿美元和21.08亿美元，分别低于通威和隆基。施正荣博士在当年喊出拥硅为王的口号时，恐怕也没有想到过登基的新王会有着这样的能量。然而与光伏行业的如火如荼不同，放眼近年全球经济环境，是一幅完全不同的光景。三年疫情，对无数的实体和非实体经济带来了重创；持续已经超过一年的俄乌战争让欧洲能源价格居高不下，进一步带来的是持续的高通胀；美国的暴力加息让金融行业哀鸿遍野，银行破产、基金清算，手里有钱的人比手里没钱的人陷入了更深的焦虑。一边是全球几乎要陷入大萧条的经济危机，另一边是全行业的大力扩产、高歌猛进；一边是一流高校 的本科生找不到工作去送外卖，另一边是头部企业用堪比投行的高薪疯狂挖人；一边是以房地产行业为首的企业纷纷暴雷，另一边是全行业各家企业利润屡创新高。光伏行业的光鲜亮丽和整个市场的大环境似乎形成了及其鲜明的对比，这离奇的光景不禁让还尚存理智的人发出了必然的疑问：这一切真的可以持续么？要回答这个问题，我们不妨先用第一性原理，回答另一个问题，光伏行业的产品是什么？答案非常简单，是电。硅料硅片，电池组件，电站，逆变器支架等等，最后的目的都是为了产出电，电力的需求是光伏的终极需求，电力的供需关系是光伏终极的供需关系。从这个角度出发，我们不妨来深挖预测一下，整个行业的未来会走向哪里。我们先把目光聚焦在中国，根据国家能源局的数据，2022年中国全年电力消耗为8637TWH，用这个数字除以一年8760个小时,得到中国平均电力功率需求为988GW。实际考虑到用电峰谷、电网匹配、备用调度等问题，实际中国的发电供应是远高于这个数字的。同样是根据国家能源局的数据，2022年中国全部发电设备容量约为2564GW，大概是平均用电功率需求的3.72倍（这个倍数我们姑且称之为装机冗余比，还请各位读者记住这个说法，因为后续还会不断提到），其中又可以分成主要 五个部分：在这个表格中，好的消息是，光伏发电装机历史性的超过风电，以392GW的装机量荣登中国新能源发电榜首。不好的消息是，中国电力装机总量的2564GW中，757GW已经被新能源吃掉，而水电作为零排放且成本极低的发电方式，短时间内光伏也看不到取代的可能。极限情况下，哪怕中国彻底弃用火电和核电，整个市场的极限需求也只有1300GW左右，而考虑到光伏仅能在白天发电的特性(一年8760个小时，年平均光照达到2000小时的地区都已经算是阳光资源丰富了)，以及储能技术在成本上尚不成熟，实际的市场存量只怕还要小的多，哪怕我们以最乐观的情况估计，按照2022年的数据，整个中国电力供应中，光伏的存量市场应该也不会高于500GW。看完了存量市场，我们再来看一看增量市场，2022年中国GDP增长3%,全社会用电量增加3.7%。根据经济学家普遍同意的观点，一个经济体基数越大，工业化程度越高，则其经济增长速度就会逐渐放缓。我们假设未来中国能够长期维持3%的经济增速，以及3.7%的电力需求增加，按照上文提到的，我们给每瓦电力需求配上3.7倍的装机冗余比，可以得到中国电力需求的增量市场，大约是284GW每年。我们继续以绝对的乐观主义精神，假设其中1/4都使用光伏装机（光伏实际发电时 间只有全年时间的不到1/4），不过71GW。考虑到大环境的不景气，以及制造业近几年的转移趋势，新增用电和装机需求的数字应该只会更低。这是多么令人意外和沮丧的数字！作为全球最大光伏市场的中国，居然只剩下500GW的存量需求，而这500GW一旦装完，每年市场规模就只能维持在60-70GW左右，甚至还不够通威和隆基两家龙头企业分！既然国内的市场注定是一片红海，那么我们放眼全球，情况是不是会好一些？笔者通过英国石油公司2022世界各国电力结构报告中的数据（BP Statistical Review of World Energy,2022,71st edition)，整理了一份2021年，G20国家电力消耗情况的统计表，具体如下（为避免重复计算，这里不包括中国和欧盟，表格里我们称其为“G18”）：2021年，G20国家消耗了全球电力的80%以上的电力，这其中除了俄罗斯和加拿大因为纬度过高的原因可能不太适合光伏发电，其他国家无疑都是光伏产品最主要的市场。在我们继续分析之前，还有一个概念必须要说明，中国作为全球第一大电力消费国，电力生产国，以及全球最大的生产制造基地，加上幅员及其辽阔，对供电安全的要求可以说是世界最高标准。中国高达3.7的装机冗余比，这个设置放眼全球都是极高的。作为对比，美国作为全球第二大电力消耗国，全年用电4406THW，平均用电功率需求502GW，而美国的发电装机总计1143GW，装机冗余比2.27，大大低于中国。而理论上国家幅员越小，用电量越低，则这个比值就会越低。各国的实际发电装机量的数据混杂，笔者在网路上并没有找到非常权威的数字，所以我们粗略的假设G20国家的装机冗余比2，即1W的平均电力需求配备2W的发电设施。按照这个假设，套用之前分析中国电力需求的方法，笔者也计算了一下中国外的G20国家的发电装机整体状况：和中国的情况类似，光伏行业在全球市场的主要存量在于取代化石能源的 发电装机（核能可能也是光伏可以部分取代的能源之一，但是目前趋势还不明显），而相对于中国，G20国家中不乏沙特、俄罗斯这样短期内很难放弃化石能源投入新能源怀抱的国家。这里我们依旧以非常乐观的心态来看待未来，假设G20国家的化石能源发电有1/3将全部被光伏取代，那么这个全球主要光伏市场的整体存量，应该在600GW左右。而增量方面，全球的表现要略弱于中国，根据国际能源署（IEA）的预测（Electricity Market Report - July 2022），2022年全球电力需求增长大约在2.4%左右（过去10年全球平均电力增长大约在3%左右）。由于电力需求和装机冗余比都要低于中国，仔细计算下来，全球发电需求的增量市场只有区区76GW，我们更加，更加的乐观一些，这些增量中的一半都由光伏提供，也不过是每年新增38GW的需求。呜呼！原来所谓风光无限的海外市场，也比中国的情况乐观不到哪里去。就算我们完全不管各个国家复杂的关税壁垒，以及海外已然非常庞大（最保守估计也有50GW以上）的产能，仅靠目前中国厂家已有的350GW左右的产能，在满产的情况下，不过3年多，就可以吃光整个存量市场，然后靠着每年可能不到150GW的增量市场过活。看着这个数字，笔者联想起十几年前，自己刚入行的时候，我的第一位领导也是彼时的光伏大佬之一，执掌的公司也作为行业龙头一时无二。那时候他经常挂在嘴边的一个说法，是光伏行业的命运就是不断的降本，降本再降本，等到平价上网的那一天来临，整个行业才能迎来真正的发展与腾飞。从过去10年的情况来看，这个说法完全正确，行业的各个环节不惜一切代价的降本，终于在2019年迎来了平价上网的这一天。而正如普遍的预料，价格的下降带来了市场的大爆发，随之造就了一批几千亿市值的行业龙头 。现在回首，那确实是一个充满希望和激情的年代：对彼时的产能来说，平价上网之后的市场几乎看不到边际，无论在新技术、新产品上烧了多少钱，只要在成本上能够取得突破，都会有足够广阔的市场空间给予奖励（PERC技术的突破就是一个典型的例子）。时至今日，随着整个光伏市场边际的逐渐清晰，这套过去10年行之有效的逻辑，可能已经不那么有效了。诚然，技术更先进、价格更低的产品在市场上永远会有竞争力，但是因为市场的总量有限，为了降低成本付出的研发、设备、人工等各种成本，是否能够靠有限的市场回收，照理说是每个企业现在必须考虑的问题。客观的说，在储能技术有大的突破之前，光伏市场的规模不会迎来下一轮的大爆发，而现有的技术日渐成熟，取得突破的代价也越来越大。几乎可以确定，在并不遥远的将来，行业的某些先驱会骤然发现更新某些新技术所要付出的代价要大于其收益，为行业军备竞赛重重的踩下一脚刹车。可惜的是眼下我们还完全看不到这个迹象，TOPCon，异质结，颗粒硅，钙钛矿等等，各种新技术依然刺激着各路大佬的神经，行业内的资金和行业外的资金疯狂涌入，不计成本的投入新技术、新产能，行业里的新朋旧客们都幻想着自己可以在新时代的新技术上弯道超车， 幻想着储能的技术会有所突破、电动车的发展会带来电力需求的大增，市场足够广大，大到能让自己复制单晶和PERC时代通威、隆基、中环的辉煌，最后登基成王。但是！现在就可以非常确定的说，对在牌桌上的大多数人来说，最后留下的应该只有一地鸡毛而已。竭泽而渔，岂不获得？而来年无鱼。当下的光伏行业，手持用巨量产能编成的渔网，捕尽市场当下一丝一毫的需求，甚至要网住未来市场一丝一毫的需求，用一句网上流行的话来形容，做到可持续性的竭泽而渔。这真是一个可悲又可叹的循环！发展，扩产，产能过剩，破产潮，再发展，再扩厂，再过剩，再破产。