8月16日，宁德时代发布又一款创新电池产品——神行超充电池，行业首次在磷酸铁锂材料上实现了充电10分钟、续航400公里的超充体验。这也预示着宁德时代未来在继续保持三元电池优势的同时，还将在磷酸铁锂电池领域重点发力，与钠离子电池、M3P电池、凝聚态电池等一道，实现全技术路线的领先。 让磷酸铁锂电池实现4C超充 神行超充电池能够实现4C超充，充电10分钟可续航400公里，这样的充电速度已经可以媲美燃油车加油的速度，对于加快新能源汽车的普及应用有着极大促进作用。 尤为值得关注的是，神行超充电池还是基于磷酸铁锂材料研发的，在实现4C超充的同时，磷酸铁锂电池的高安全性、长循环寿命等优点也得到了保留。在当下磷酸铁锂和三元锂两个主流的电池技术路线上，由于材料本身的特性及技术的限制，前者在超充上的性能表现是不如后者的。 事实上电池充电就是锂离子从正极运动到负极的过程，而宁德时代神行超充电池采用的系列技术就是为了加快这一过程。宁德时代在电池正极中用纳米化的材料搭建超电子网，降低锂离子脱出阻力，同时对石墨表面进行改性，提供丰富的锂离子交换所需要的活性点位，增加锂离子嵌入通道并缩短嵌入距离，还有全新的超高导电解液配方、超薄SEI膜的优化，都能够降低锂离子运动阻力。另外，神行超充电池还使用了多梯度分层极片设计，实现快充与续航的完美平衡。 全面而均衡是神行超充电池的最大优势 宁德时代将新电池命名为“神行”，其命名原则一是要让所有人能感知到“快”，二是品牌要平易近人，要有亲和力。但实际上，神行超充电池的优势不止于此。首先是全温域闪电快充能力。由于磷酸铁锂材料有着低温性能不佳的天然缺陷，宁德时代就在神行超充电池上全面导入了电芯温控技术，在低温环境下可以快速达到最佳工作温度区间，即使在-10℃低温环境下，也可实现30分钟充至80%。这对于中国北方的新能源汽车用户是极度友好的。神行超充电池还能实现700km以上的长续航。在整包结构上，神行超充电池在CTP3.0无横纵梁、端板的基础上，开创性地提出一体成组技术，实现了结构上的再次突破，最大化发挥整包空间利用率。在电池安全方面，除了磷酸铁锂材料本身的高安全性之外，神行超充电池还通过改良电解液基因和配备高安全涂层隔膜，进一步减少电池产热、提高耐热，同时通过智能算法对电芯内部全局温场进行实时准确的计算和管控，在超充的同时大幅提高电池安全性。由于以上优势同时存在，可以说神行超充电池是一款全面而均衡的革命性产品，重新定义了磷酸铁锂电池。 全技术路线领先，都是宁德时代的时代 宁德时代连续6年全球装机量第一，三元锂电池、磷酸铁锂电池都是宁德时代的基本盘，在技术研发上也是在全方位推进。在三元锂电池市场，宁德时代率先突破高镍三元的技术瓶颈，在兼顾安全性能的同时将三元锂电池的能量密度提升至新的高度。800km、1000km……搭载宁德时代三元锂电池的新能源车续航里程也在不断提升。在磷酸铁锂电池市场，宁德时代此前主要是在电池结构方面创新，电池材料创新方面外界知之甚少。从宁德时代的行事风格来看，也是在真正有了可以量产的技术成果后，才会正式对外公布。但事实上伏笔早已埋下，早在2019年，动力电池市场还是三元锂电池主导之时，宁德时代就曾透露其正在研发一种新的磷酸铁锂电池技术，能够实现4-5C的超级超充。 而今宁德时代的技术研发有了突破性进展，以超电子网正极技术、二代快离子环技术、超高导电解液配方等一系列科技创新突破了磷酸铁锂极限，打破磷酸铁锂的刻板印象，真正做出了神行超充电池。不仅如此，神行超充电池将在2023年底就实现量产，明年一季度消费者就会买到搭载神行超充电池的电动车。快速量产背后的秘诀，是宁德时代业界领先的极限制造能力，其灯塔工厂更是行业标杆。除了三元锂和磷酸铁锂，宁德时代的全技术路线也在其他材料方向加速推进。今年上海车展，宁德时代发布了创新前沿电池技术凝聚态电池，目前凝聚态航空电池正在进行民用电动载人飞机项目的合作开发，同时宁德时代还将推出车规级应用版本，可在今年内具备量产能力。钠离子电池方面，宁德时代在4月也已官宣其钠离子电池将首发落地奇瑞车型，并与奇瑞合力打造全新电池联合品牌ENER-Q。 宁德时代的巨量增长新空间 当前磷酸铁锂与三元锂电池装车量的比例已接近7:3，宁德时代神行超充电池解决了磷酸铁锂电池的超充难题，还将进一步助推磷酸铁锂电池的装车量，同时也将助力实现宁德时代在不同材料的电池应用上全面领先。根据中国汽车工业协会数据，2023年1-7月我国新能源车销量为452.6万辆，同比增长41.7%，新能源车渗透率达到29%，市场已经进入大众用户时代。磷酸铁锂电池在性价比上的优势，对降低新能源汽车的生产制造成本将产生直接影响，这也会对新能源汽车的普及发挥重要作用。宁德时代在磷酸铁锂电池上实现4C超充后，将成为车企选择超充电池供应商的更优选择。如果磷酸铁锂超充能够普及，按目前磷酸铁锂占动力电池装车量份额接近70%计算，这将是一个数千亿元的潜在市场。或许其他电池企业也会发布磷酸铁锂超充电池，但宁德时代作为率先大规模量产的企业，必然会先于人得到巨量的增长空间。

据《中国公路》统计数据，我国交通运输部门的碳排放量约在10亿吨左右，约占我国碳排放总量的7.6%~11%，而来自公路交通的碳排放量占国内交通运输碳排放的比重超过80%。 在双碳目标激励下，如何打造“零碳公路”成为交通运输部门关注的重点。 由山东高速集团打造的全国首条零碳高速济南至潍坊高速公路正在加速建设中，计划将于今年10月建成通车。 除此之外，山东高速集团正沿着济青高速推广“氢能及零碳高速公路”，并在济南、潍坊、淄博、邹平等沿线城市建设零碳或近零碳服务区。 山东示范 山东高速集团是山东省基础设施领域的国有资本投资公司和世界500强企业。截至目前，该集团公司运营管理高速公路8311公里，其中省内6702公里，占全省的83%，还管辖着省内高速公路服务区148对，覆盖全省16个设区市、110多个区县，年均客流量3亿人次。 该集团拥有山东高速（600350.SH）、山东路桥（000498.SZ）、山高控股（412.HK）、齐鲁高速（1576.HK）、威海银行（9677.HK）、山高新能源（1250.HK）6家上市公司。 山东高速集团2022年年报显示：集团2022年营业收入2317.69亿元，同比增长14.94%。资产总额13225.46亿元、利润总额155亿元，均为同行业第一，近三年来年均增长率分别达到11.18%、62.27%，是交通领域当之无愧的“开路先锋”，这也就不难理解，为何第一条零碳公路诞生在山东。 意见要求形成一批加快建设交通强国的典型经验和先进成果。推动交通运输绿色低碳转型，落实碳达峰碳中和目标要求，推进“近零碳”高速公路服务区、收费站示范建设。 其中，交通强国山东示范区被点名作为全国首个交通强国省域示范区，要求加快交通运输智慧化、绿色化、融合化转型。 据悉，2023年，山东高速将在京台高速济南近零碳服务区建设运营的基础上，编制完成绿色低碳服务区发展规划，并建成青银高速邹平西近零碳服务区项目，逐步开展绿色低碳服务区由点到线到面的推广工作。 由点到线 山东高速集团近期推广的“零碳”项目主要有三类，一是零碳或近零碳服务区项目，包括邹平、京台、济南东服务区，二是零碳高速公路项目，特指济潍高速，三是氢能高速及零碳服务区关键技术集成与示范项目。 零碳高速和零碳服务区项目主要侧重于公路用能系统自身的减费降碳，而”氢能高速及零碳服务区关键技术集成与示范项目”侧重于加氢站的建设，目的是服务于包含燃料电池及氢能重卡在内的氢能运输体系的建设。 二者略有交叉，比如济南东零碳服务区项目建成后，又安装了一座加氢站。两种类型的项目统一于交通运输领域的碳中和大局。 “零碳高速公路”的建设从空间构成来看主要包含两个部分，一是公路路段，包括利用高速公路沿线的边坡、加油站、隧道隔离带、互通立交和匝道中的闲置土地等土地资源布置太阳能光伏组件、沿途收费站的绿电改造等。 由于光伏组件安装在高速公路，需考虑光伏设备的安装及重量对边坡结构承压的影响，还要防范交通事故中可能产生的如电极外漏的火灾风险、光伏玻璃碎片对司乘人员的二次伤害等安全风险。 目前公路光伏的安装还未有国家标准，首个地方标准《高速公路边坡光伏发电工程技术规范》由山东市场质量监管局于去年6月份发布，该标准也是山东高速集团带头起草，并向山东省交通运输厅、公安厅申请建立，为坡边光伏建设提供了建设蓝本。 二是服务区部分，这一部分和零碳园区的建设类似，包含了可再生能源系统、储能系统、废水循环、智能管控平台系统、林业碳汇等项目的建设。 2022年7月，全国首个零碳服务区——济南东服务区建成，山东高速集团同步发布首份零碳服务区白皮书。 据白皮书数据，该项目通过整合可再生能源替代、节能减排、林业增汇等措施，实现了零碳排放。目前济南东服务区年均碳减排约3400吨，远超建成前年均碳排放约2300吨。 项目的招投标信息显示，除了林业碳汇和零碳智能控制系统由集团直接采购外，其余项目皆为外包，碳咨询和弹劾查项目由中环联合认证公司以207.7971万元的价格拿下，济潍零碳高速项目的碳核查也是该公司完成。 中环联合认证公司是由原国家环保总局批准设立、经国家认证认可监督管理委员会批准的具有独立法人资格的非营利性国有第三方认证服务组织。 济南东服务区项目建成后，京台高速济南近零碳服务区项目顺利通过竣工验收，值得注意的是，该区还构建了“虚拟电厂”运营管理平台。未来可通过整合区域内的光储充资源，作为一个“特殊电厂”参与电力市场和电网运行。 济潍零碳高速项目的光伏、储能、充电桩等用能设施总包由中工武大能源建设投资（湖北）有限公司、中工武大设计集团有限公司以1.4亿中标。 该项目包含了边坡光伏一体化试验段、埠村西匝道圈光伏、胡山零碳智慧隧道、智慧能源网、隧道光伏棚洞、章丘东“云收费”智慧收费站等新型用能场景，是我国光伏应用和智慧高速公路场景的重要开拓。 项目初步安装预计容量约35.9MW光伏，另外配置588KWh储能设施和28个180KW充电桩,分布于济潍高速途经的济南、淄博、潍坊等地区。 另外，从在建项目可以看出，山东“零碳高速”的推广和山东的氢能产业发展交织在一起。 氢能助攻 2021年4月16日，国家科技部与山东省政府签署了《共同组织实施“氢进万家”科技示范工程的框架协议》，联合启动实施“氢进万家”科技示范工程，引导氢能在交通运输、工业和家庭用能等终端领域应用，山东成为全国首个氢能大规模推广应用的示范省份。 作为“氢进万家”科技示范工程的一部分，氢能高速及零碳服务区关键技术集成与示范项目由山东高速集团牵头，同样沿着济青高速沿线在济南、青岛、潍坊、淄博4市开展示范。 山东高速表示，该项目的目标是“建设零碳氢能服务区不少于2处、可支持燃料电池车辆通行的高速公路连续里程不低于300公里(济青通道)、建设加氢站不少于6座”。 作为城市桥梁的“济青高速”在山东经济发展中扮演着重要角色，该路是连接“省会城市群经济圈”和“半岛蓝色经济区”的黄金通道。 高速公路经过的潍坊、淄博是全国氢能产业的重心，而济南和青岛是山东的两大核心城市，也是山东的政治经济中心， 潍坊拥有潍柴集团、奥扬科技、豪迈科技、海氢能源、富源增压器等30余家氢能企业，涵盖了氢源供应、关键零部件研发与制造、系统集成与测试、整车生产与销售、车辆示范运营的氢能产业全产业链条，并建有国家燃料电池技术创新中心。 而作为山东老工业区的代表，淄博的石油化工产业富有制氢所需的工业副产品，淄博也已经形成一条包括制氢、运氢、储氢、燃料电池和燃料电池汽车开发的全产业链。 山东高速服务开发集团有限公司总经理助理梅俊峰在接受《经济导报》采访时介绍，“‘十四五’时期，山东高速集团在青银高速规划布局6座加氢站，在济青中线规划布局2座‘油气氢’综合站，力争打造全国氢能应用领域标杆工程。” 目前，高密零碳氢能服务区光伏发电项目建设已基本完工，青银高速淄博、济南东服务区两座加氢站建成运营。 据报道，山东高速还将在潍坊西、高密、青岛服务区规划布局加氢站，在济青中线昆仑服务区规划布局2座“油气氢”综合站，串联起以齐鲁石化为中心的淄博、济南、滨州氢能产业圈和以青岛炼化为中心的青岛院士港、西海岸新区、潍坊氢能产业圈。 氢能在碳中和过程中扮演着重要角色，对交通运输部门实现零碳转型有关键作用。氢能高速和零碳高速并行不悖，有望在减轻公路部门自身碳排放的同时，为电动汽车、燃料电池车的推广提供坚实的基础设施。

8月10日，中国充电联盟发布《2023年7月全国电动汽车充换电基础设施运行情况》，截至2023年7月，全国充电基础设施累计数量为692.8万台，其中，公共充电桩保有量为221.1万台，私人充电桩保有量为471.7万台。截至2023年7月，全国新能源汽车保有量为1698万台，公共充电桩车桩比约为5.55:1。 自7月份以来，多地公共充电桩充电价格出现明显上涨，上海、重庆、郑州、青岛、广州等地多个品牌的新能源充电桩均出现价格上调的情况。经历了多次油价上调的燃油车主对涨价已经见怪不怪了，但电价的上调使得新能源车主抱怨不断——电价这是要直逼油价？ 据了解，目前特来电、星星充电、快电等充电桩运营企业及第三方充电服务平台出现明显涨价情况，e充电和车企运营的充电桩也存在涨价现象。多家第三方商用充电站电价上调约50%，部分桩的涨价幅度甚至高达87%。 充电桩电价为何上涨？ 政策调整 今年5月，国家发展改革委印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，提出自6月1日起，实行新的电价方案。 首先，《通知》把用户用电逐步归并为居民生活用电、农业生产用电及工商业用电三类，第三方充电桩属于工商业用电范畴，价格随之变动。其次，新的电价方案调整了峰谷时段划分与尖峰电价机制，在高峰和尖峰时段内，充电桩的电价上涨。 随之，上海、浙江、重庆、湖南、四川、山东等多个省市地区都陆续出台并实施新的电价政策。 7月10日，南方电网最高电力负荷达2.26亿千瓦，创历史新高，比去年最高负荷增加300万千瓦。还有新能源车主表示：全时段电价都有所上升，午后时间段价格上涨尤为明显。 相反，夜间充电成本则相对较低。近日，网络上兴起了两个热词，分别是“充电桩刺客”和“充电特种兵”，用来形容以网约车司机为主的用户群体，由于工作性质的缘故，充电需求大，因此他们往往选择价格较低的充电桩。自分时电价政策开始实行，不少网约车司机选择凌晨充电，以节约成本。 企业经营难题 充电桩整个行业的发展现状，是充电价格上涨的又一重要因素。 市场规模小，且区域化不平衡发展严重，限制了充电桩企业的发展。A股市场涉及充电桩业务的上市公司共计30家左右，但仅有少数企业实现微利经营。 建设成本高。由于政策驱动，多个充电桩企业加大郊区及乡村地区的建设投资力度，但由于人口流动少，充电桩使用率较小，回本更加困难。 市场竞争激烈。近年来市场上兴起了多个新兴充电品牌，为与各大企业争夺市场份额，不惜大幅下调价格。久而久之，充电桩利润空间大大缩小。 综合多重因素而言，为维持正常运营，充电桩企业不得不采取涨价手段。 如何稳定发展 近年来，全国新能源汽车销量持续增长，作为新能源汽车的基础设施，充电桩关系到整个新能源汽车领域的发展，因此，充电桩必须保持电价稳定。 中国电动汽车充电基础设施促进联盟副秘书长仝宗旗表示，由于新能源汽车保有量仍然不够高，已投建充电桩利用率较低，导致充电运营商处于亏损状态，回本周期较长。充电服务是一项重要民生工程，需要联合多部门，建立常态化的市场监管机制。 如何既能保证电价稳定，又能使充电桩企业有利可图，需要多方共同努力。首先，在政策方面，国家应出台支持政策，加大扶持力度，鼓励充电桩企业发展。 在定价方面，中国人民大学国家发展与战略研究院研究员、公共管理学院教授马亮建议，公共充电桩的充电服务定价也应纳入政府价格监管机制，推动公共充电价格的确定和调整参照执行相关公用事业类服务的定价政策和程序。 在企业层面，充电桩企业应加强技术创新，不断更新技术和设备，以适应市场的变化和用户的需求。同时，促进模式创新，提高服务水平，增强用户体验感。只有具备良好的创新力和竞争力，才能在激烈的市场竞争中留有一席之地。

近年来，虚拟电厂作为支撑新型储能系统的重要数字化技术，已成为了储能行业关注的热点话题之一。 随着储能的应用领域和范围不断扩大，储能产业与智能化、数字化等交叉融合的新技术、新业态正在不断涌现。而虚拟电厂正是能源与信息技术深度融合的重要方向，能够有效地提高电网安全保障水平、降低用户用能成本、促进新能源消纳、节约电厂和电网投资。 虚拟电厂（VirtualPowerPlant,VPP）是一种通过信息技术聚合分布式能源，参与电力市场的能源管理系统。虚拟电厂协调源、荷、储资源参与电力市场的属性，能够辅助电网建立“源荷互动”的友好型电网运营模式，从而提升电力系统运行的灵活性与稳定性。 根据巅峰储能相关测算，要实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷，通过火电厂需投资4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500~600亿元，成本为火电厂的1/8-1/7。 在政策密集出台、市场需求日益增加，以及电力现货市场加速构建的背景下，国内虚拟电厂正迎来前所未有的发展机遇期。 虚拟电厂助力提升需求侧响应能力 虚拟电厂概念的核心可总结为“通信”和“聚合”，关键技术主要包括协调控制技术、智能计量技术和信息通信技术。在参与电力市场和电网运行时，虚拟电厂的核心在于贡献出“类机组”的灵活调节能力，从而实现其市场价值。 虚拟电厂产业链包括上游基础资源、中游虚拟电厂运营平台、下游电力需求方。具体来看，上游基础资源由可控负荷、分布式能源与储能构成，如工厂车间、商场楼宇、大型用电设备等；中游是提供运营服务与技术支持的虚拟电厂运营平台，也是虚拟电厂的核心组成部分；下游由电力公司、售电公司、工业企业、商业用户等电力需求方构成。 目前，已有多家企业布局虚拟电厂运营平台，包括国电南瑞、国网信通产业集团、天合光能、科陆电子、易事特、华为、国能日新、苏文电能、科远智慧、恒实科技、远光软件、特锐德、协鑫能科、东方电子、安科瑞、电享、恒泰实达、金智科技、万胜、天楹CNTY、兆瓦云、晟曼电力等。 其中，2023年8月2日，科远智慧表示，目前在虚拟电厂领域已取得一定业绩，未来在虚拟电厂领域将充分利用自身扎实的技术水平和资源优势，紧抓行业机遇，助力国家能源转型和低碳布局。 2023年4月21日，苏文电能与光明电力、海聚新能源签订了《100MWH虚拟电厂项目合作框架协议》。三方将发挥各自的优势，力争在2024年底前将完成共计100MWh虚拟电厂建设投资任务，项目实施共分两期建设：一期在2023年完成50MWH分布式用户侧储能项目并网任务。二期在2024年完成50MWH分布式储能并网任务以及搭建一套虚拟电厂平台，满足东阳市共计10万KWH的调峰能力。 在2022年年报中，天合光能披露，其在研项目“虚拟电厂参与电力市场交易平台开发”预计总投资规模为500万元，已完成对虚拟电厂VPP核心关键技术的整合，在光储充一体化建模、多时间尺度协同控制、功率/负荷预测、调频/调峰等服务模块完成了原型设计与初代软件版本的发布，正在探索虚拟电厂的聚集方式以及参与电力现货交易的技术环节。 2022年11月，天合储能（日本）株式会社位于日本鸟取县的虚拟电厂（VPP）项目通过业主验收，实现并网，业主方为日本中部电力旗下知名能源聚合商（Aggregator），该项目是天合光能的首个虚拟电厂项目。 2023 年1月18日，开普云披露，公司与华北电力大学、国网信息通信股份有限公司的全资子公司安徽继远软件签署《联合共建“虚拟电厂调控技术研究中心”框架协议》，聚焦虚拟电厂，为包括国家电网、各发电集团在内的能源行业客户提供数据化、智能化的解决方案，服务于国家新型电力系统建设。开普云将向研究中心累积提供1500万元研发费用（含税）。 国网信通已在天津、上海等地开展试点，并研究多类型用户需求响应潜力评估技术、虚拟电厂系统协调控制技术、用户负荷预测等前沿技术。2022年8月，国网信通表示，以天津市为试点，初步推进在天津市共执行需求响应最大响应负荷达到400MW，其中虚拟电厂调节占比达20%，并以常态化机制开展应用。 虚拟电厂在美国、日本、欧盟、澳大利亚等发达国家较为成熟，国内虚拟电厂建设尚处于早期阶段，面临的主要难点在于盈利模式、规则制度亟待摸索和完善。 按照发展阶段，虚拟电厂可划分为合约型（邀约制）、市场型和自主型三代。目前，我国各省开展的虚拟电厂项目仍以邀约制试点为主，引导用户通过开展需求响应，实现削峰填谷，测试需求响应能力。随着电力现货市场及辅助服务市场的发展，国内虚拟电厂有望从邀约制向市场化发展阶段加速转型。 多地政策出台，虚拟电厂建设提速 近年来，国家发展改革委、国家能源局等部门已陆续发布相关政策文件，提出要大力支持虚拟电厂投资建设与运营，并明确要建立和完善虚拟电厂标准体系。 各地政府也结合本省发展情况，进一步细化明确了支持政策。目前，广州、山西、深圳、上海、浙江等多地陆续出台虚拟电厂相关政策，鼓励虚拟电厂建设发展。 2022年6月23日，山西省能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，规范了虚拟电厂并网运行技术、运营管理制度，这是国内首份省级虚拟电厂运营管理文件。在2023年4月中旬，山西省能源局公示了第二批虚拟电厂建设试点项目（共6个），两批合计已达到10个试点，建设持续加速。 2022年8月26日，国内首家虚拟电厂管理中心在深圳成立，其接入分布式储能、数据中心、充电站、地铁等类型负荷聚合商14家，接入容量达87万千瓦，标志着深圳虚拟电厂迈入快速发展新阶段。2023年6月，深圳虚拟电厂管理平台2.0升级版上线试运行，规模达150万千瓦，实时调控能力超30万千瓦。 2023年8月9日，海南省虚拟电厂管理中心在海口成立，首批虚拟电厂同时正式上线。目前已接入充换电站、5G基站、空调等资源，形成规模50万千瓦的虚拟电厂，这也是国内首家省级虚拟电厂管理中心。 此外，由国网上海电力和浙江电力分别牵头的《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》、《虚拟电厂管理规范》两项国家标准也在2023年获批立项。 可以看到，虚拟电厂作为独立市场主体参与现货市场的交易机制正在逐渐明确。 以广州为例，电力用户、负荷聚合商应可申请参与需求响应，需求响应分为邀约、实时两种类型，补贴费用=有效响应电量×补贴标准×响应系数，削峰补贴标准0~5元/度，填谷补贴标准0~2元/度。 伴随着新能源的大规模接入，以及电力市场政策与业务形态的发展，虚拟电厂作为一个灵活的电力系统运营模式，可以最大限度地平抑新能源电力的强随机波动性，提高新能源的利用率。 国家标准化管理委员会近日消息称，《虚拟电厂管理规范》、《虚拟电厂资源配置与评估技术规范》两项国家标准获批立项，这意味着我国虚拟电厂建设将有国家统一管理规范。 2022年，我国在深圳建设国内首家虚拟电厂。预计到2025年，深圳将建成具备100万千瓦级可调节能力的虚拟电厂，逐步形成年度最大负荷5%左右的稳定调节能力。 一子落，万象新。山东、广东等省份正加速推动虚拟电厂参与电力现货市场。北京、上海等多地的“十四五”规划中也都提到要发展和建设虚拟电厂。 虚拟电厂有何优势，为何会受到各地方政府的广泛关注呢？ 聊聊“虚拟电厂” 近年来，受极端天气的影响，传统电网大有“溃不成军之势”。 2021年2月，美国得克萨斯州经历了连续极端低温天气诱发的大停电事故，这也是美国近10年内发生的第4次因极端严寒引起的停电事故。2022年夏天，极端高温天气和持续干旱情况导致全美部分地区的电网瘫痪，带来大规模的电力短缺或停电，2022年我国川渝地区严重干旱，击穿以水电为主的电力供应…… 寻找稳定、灵活、可靠的系统管理电力资源成为当务之急。虚拟电厂不失为一个好的选择。 虚拟电厂是一种通过先进信息通信技术和软件系统，实现DG、储能系统、可控负荷、电动汽车等DER的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。 虚拟电厂概念的核心可以总结为“通信”和“聚合”。虚拟电厂的关键技术主要包括协调控制技术、智能计量技术以及信息通信技术。 虚拟电厂架构图 虚拟电厂最显著的特征是兼具“源—荷”特性，既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合系统填谷； 可快速响应指令，配合保障电网稳定并获得经济补偿，也可直接像传统电厂一样，参与到电力市场交易、电力辅助服务交易等。 除此之外，“虚拟电厂”还具有良好的经济性。 算算“经济账” 与传统火电厂相比，虚拟电厂能够以更低的成本参与电力系统调节。中电联党委书记杨昆称，根据国家电网的测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500亿元-600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的1/8-1/7。 中信证券今年2月发布研报称，预计到2025-2030年，虚拟电厂整体容量空间有望达到723亿元—1961亿元。 相比全球，中国虚拟电厂尚处于发展初期，但发展潜力巨大。在我国，国家电网、南方电网、中石油、中石化等多家公司已经以不同方式展开对虚拟电厂的探索。 8月9日上午海南省虚拟电厂管理中心在海口成立首批虚拟电厂同时正式上线，在虚拟电厂管理中心统一调度下，将有效促进海南电网供需平衡，提升电力供应保障能力。 虚拟电厂不产电，电力从哪来？ 虚拟电厂 虚拟电厂，并不是传统意义上真实存在的电厂，而是利用通信技术和软件系统创建的一套电力能量管理系统，凭借能源互联网技术，将闲散在终端用户的充电桩、储能、空调、分布式光伏等电力资源聚合并加以优化控制，参与电网运行，助力电网“削峰填谷”。 据巅峰能源介绍，海南省虚拟电厂管理中心设在南方电网海南电网公司，该中心在省发改委的指导下，建立海南省虚拟电厂管理平台，与负荷聚集商运营平台对接，目前已接入充换电站、5G基站、空调等资源，形成规模50万千瓦的虚拟电厂，接近大型发电厂的装机容量。这也是国内首家省级虚拟电厂管理中心，标志着海南省虚拟电厂迈入快速发展新阶段。 虚拟电厂不产电，那么电力从哪来？据介绍，虚拟电厂的运作，就是根据市场的电力供需情况，将上游的电力经由中游的数字化平台统一调配，再分配给下游的需求方。 “虚拟电厂的电力来源可以分为两大类。”南方电网海南电网公司虚拟电厂建设工作专班成员张昌庆介绍： 一类是其聚合的分布式电源、储能、电动车等向电网提供的富余电力 另一类是虚拟电厂通过控制其聚合的可调节负荷，削减用电高峰时的电力需求，所节省的部分等效于向电网提供了电力。 当天，海南首个分布式源荷聚合服务平台（南方电网分布式源荷聚合服务平台）正式向社会发布。据介绍，该平台目前接入了海南省内127个充换电站、5个分布式光伏站、1个储能站和部分中央空调等分布式资源。 用户响应削峰需求可获补偿 为做好2023年迎峰度夏期间电力需求响应工作，省发改委今年6月印发《海南省2023年电力需求响应实施方案（试行）》（以下简称《方案》），通过经济激励为主的措施，引导电力用户根据电力系统运行的需求自愿调整用电行为，实现削峰填谷，保障电力系统安全稳定运行。这意味着用户在特定时段主动调减用电负荷，就能获得相应的补偿。 《方案》提出，建立日前邀约与日内紧急响应两类模式。 在日前邀约模式下，经营主体通过“报量报价”方式，竞价参与市场出清，依据出清结果执行响应并获得相应补偿，补偿标准为每度电0.3元。 在日内紧急响应模式下，经营主体只需要“报量”并执行响应，即可获得固定补偿每度电0.3元。 “每当用电高峰来临，虚拟电厂会根据电网情况，在系统里向电力用户发出需求通知，用户可以根据自身实际情况自愿响应。”张昌庆说，以遍布省内的充电桩为例，如果充电桩运营企业在约定的特定时段调减用电负荷，虚拟电厂就会对比企业以往在该时段的总体用电数据，根据最终所减少的用电量给予补偿。 张昌庆表示，目前海南省首批虚拟电厂主要针对工商业用户，未来还将向农业和居民用户拓展。“比如满大街跑的新能源车，其实就像一个个移动的充电宝，通过市场机制对电价进行调节，也可以引导电动车主向外卖电。”

炎热的夏季到来，天气越来越热，夏季是学生易发事故的时期，为了预防和减少夏季的安全事故的发生，让我们共同学习夏季安全知识。 一、建设一套分布式光伏电站需要多久？ 建设分布式光伏电站的周期跟选择的安装方案以及安装的容量有关；例如一个容量为1MW的分布式光伏电站，从开始施工到最后并网，建设周期一般是2个月。 二、安装过程需要注意哪些事项？会不会对人身产生危险？ 只要有阳光，光伏组件就会有电，所以有阳光的时候是无法切断电源的，而且由于串接电压的积累，相应的对地电压也会很高。因此，安装过程应严格遵守系统供应商提供的安装使用说明书，由专业安装人员完成。设备的接线部分均使用专业的接插件进行安装，防护等级为IP65，电器设备也均有空气开关进行保护，可防止漏电电流对人身产生危害。 1、安装时要避免被组件磕伤，被接地网绊倒，不会碰电缆正负极。 2、维护时逆变器先关交流，再关直流，切勿带电操作，尤其是在没有任何防护的前提下。 三、组件上的阴影或其他遮挡对发电量影响大吗？ 会影响。局部的遮挡除了会损失发电量，还会导致组件形成热斑，当热斑效应达到一定程度，组件上的焊点熔化并毁坏栅线，从而导致整个太阳电池组件的报废。 四、可以踩在光伏板上进行清理工作吗？ 不能。组件只能承受一定的荷载，组件正面荷载一般为5400Pa，所以不能踩在组件上进行清理工作，会造成组件隐裂或损坏，影响组件发电量和寿命。 五、能不能实时查看到我的发电量信息？ 现在的光伏逆变器都自带通讯功能，可在手机上的APP或者在电脑网页端对光伏电站实现24小时监控，不仅可以查看光伏系统的实时发电量，还可以了解电站的动态信息。 六、部分设备的运维要点 1. 光伏组件的运行维护 1）组件清扫维护 清扫条件：光伏方阵输出低于初始状态(上一次清洗结束时)输出的85%。清洗注意事项： (1)清洗工具：柔软洁净的布料 (2)清洗液体：与组件温差相似 (3)气候条件：风力>4级，大雨、大雪等气象条件禁止清洗 (4)工人数量：15—20人 (5)清洁时间：没有阳光的时间或早晚，光伏组件被阳光晒热的情况下用冷水清洗会使玻璃盖板破裂。 2）组件定期检查及维修检查维修项目： 组件边框、玻璃、电池片、组件表面、背板、接线盒、导线、铭牌、光伏组件上的带电警告标识、边框和支撑结构、其它缺陷等。若发现下列问题应立即调整或更换光伏组件： (1)光伏组件存在玻璃破碎、背板灼焦、明显的颜色变化; (2)光伏组件中存在与组件边缘或任何电路之间形成连通通道的气泡; (3)光伏组件接线盒变形、扭曲、开裂或烧毁，接线端子无法良好连接。光伏建材和光伏构件(如双玻组件)应定期由专业人员检查、清洗、保养和维护，若发现下列问题应立即调整或更换： 中空玻璃结露、进水、失效，影响光伏幕墙工程的视线和热性能; 玻璃炸裂，包括玻璃热炸裂和钢化玻璃自爆炸裂; 镀膜玻璃脱膜，造成建筑美感丧失; 玻璃松动、开裂、破损等。 3）组件定期测试测试内容：绝缘电阻、绝缘强度、组件IV特性、组件热特性。 2. 光伏阵列定期检查及维修 1）检查维修项目光伏方阵整体、受力构件、连接构件和连接螺栓、金属材料的防腐层、预制基座、阵列支架、等电位连接线、接地可靠性，其它缺陷等。 2）阵列定期检查光伏阵列应满足以下要求： 光伏方阵整体不应有变形、错位、松动等现象。用于固定光伏方阵的植筋或后置螺栓不应松动，采取预制基座安装的光伏方阵，预制基座应放置平稳、整齐，位置不得移动。 光伏方阵的主要受力构件、连接构件和连接螺栓不应损坏、松动，焊缝不应开焊，金属材料的防锈涂膜应完整，不应有剥落、锈蚀现象。光伏方阵的支承结构之间不应存在其他设施;光伏系统区域内严禁增设对光伏系统运行及安全可能产生影响的设施。 3）阵列定期测试 测试内容：机械强度测试 测试方法：对光伏阵列支架及光伏组件边框的最不利位置的最不利方向施加250N的力维持10秒，连续5次测试后阵列不能出现松动、永久变形、开裂或其它形式的损坏。

经过了超过3天，报价上万次之后，四川省马尔康市加达锂矿勘查权竞拍结束，这也意味着近期两个极受关注的锂矿拍卖成功了。 8月11日上午，四川省金川县李家沟北锂矿勘查权竞拍结束。该处锂矿起起拍价为57万元，经过3412次报价后，最终以10.1017亿元成交，升值1771倍。 8月13日凌晨，四川省马尔康市加达锂矿勘查权竞拍结束。该处锂矿起拍价为319万元，经过11307次报价后，最终以42.0579亿元成交，升值1317倍。两处锂矿的勘察权就拍出了超过50亿元，足以见得市场对锂矿的投资热情不减。 多家上市公司参与，竞争激烈 根据国家自然资源部公布的出让公告显示，李家沟北锂矿勘查权首次出让期限为5年，面积为7.551平方千米。 李家沟北锂矿勘查探矿权最终竞得者是四川能投资本控股有限公司，该公司由四川省能源投资集团有限责任公司(简称“四川能投”)全资控股。四川能投是四川省人民政府批准成立的大型国有资本投资公司，成立于2011年2月，控股川能动力、四川能投发展、华环电子、华海清科4家上市公司。而四川能投旗下的川能动力在李家沟早已有矿产资源布局。川能动力2022年年报显示，公司正在全力开展李家沟锂辉石105万吨/年项目建设，项目建成后年产锂精矿约18万吨。本次四川能投以10.1亿元报价竞得李家沟北锂矿勘查区块探矿权，进一步加码当地锂矿资源布局。而根据公告，四川省马尔康市加达锂矿勘查权首次出让期限同样为5年，面积为21.2247平方千米，约为李家沟北锂矿面积的2.81倍。今天一早，大中矿业就发布了竞得矿权资产的公告。公告显示，大中矿业全资子公司安徽省大中新能源投资有限责任公司通过公开拍卖方式成功取得马尔康市加达锂矿探矿权。在竞拍过程中，大中矿业的竞拍号1213号十分积极，一旦其他竞购方报价，其便会在数秒内报出更高的价格，拿下该矿勘查权似乎是势在必得。大中矿业深耕矿山采掘和选矿行业多年，取得四川加达锂矿探矿权，将为公司新能源产业快速发展奠定资源基础，提升公司 行业影响力。大中矿业在四川省阿坝州马尔康市扎根发展，更见进一步谋求四川省优质锂矿资源的决心。虽然外界更加关注竞拍成功的两家企业，但这两处锂矿的拍卖过程中，是吸引了一大批优质企业参与的。据此前媒体报道，宁德时代、天华新能、雅化集团、盛新锂能等多家上市公司可能参与了此次竞拍，四川省更是由四川省天府矿业、四川路桥、川发龙蟒联合组团成立四川西部锂业集团有限公司以求有所收获。 全力以赴买锂矿 大中矿业斥资42亿元竞拍锂矿引起了外界极大关注，甚至外界一度怀疑大中矿业是否有足够的资金实力一次性缴纳成交款。根据大中矿业财务数据，截至今年上半年，该公司货币资金为13.54亿元。这样的情况就敢报价42亿元，参照的或许就是宁德时代获取斯诺威锂矿的成交价格。斯诺威拥有四川省雅江县德扯弄巴锂矿、石英岩矿详查探矿权，项目评估范围内保有工业矿+低品位矿矿石量2492.4万吨，氧化锂储量达24.32万吨，平均品位1.34%，属中大型锂辉石矿。2023年3月，宁德时代作为斯诺威的重整投资人，抛出逾64亿元的重整计划，获得了斯诺威100%股权，在与国内新能源巨头协鑫集团旗下协鑫能科的竞争中最终胜出。 而根据四川省地质矿产勘查开发局化探队编制的《四川省马尔康市加达锂矿地质技术调查评价报告》显示，大中矿业本次竞拍取得的加达锂矿探矿权氧化锂平均品位1.26%，矿石量2967万吨至4716万吨，氧化锂资源量37万吨至60万吨，是斯诺威德扯弄巴锂矿资源量的1.5-2.5倍。 如果按照宁德时代取得斯诺威的价格计算，加达锂矿价值应该在100-150亿元。这或许就是大中矿业42亿元高调进军四川取得加达锂矿的底气所在。大中矿业回应外界质疑时也表示，公司铁矿业务较为成熟，可实现日常固定现金流流入，公司后续还将结合银行贷款等融资方式支付成交款。 尽管有宁德时代作为参考，但市场却早已变天。2021年初，碳酸锂市场价格大约在5万-6万元/吨。2022年进入价格暴涨期，11月，电池级碳酸锂一下子攀上60万元/吨的高位。进入2023年，碳酸锂价格终于开始下跌，4月曾跌破20万元/吨，5月再次涨至30万元/吨。最新数据显示，电池级碳酸锂价格已经跌至23.85万元/吨。 并且主管部门还采取多种措施来稳定电池级碳酸锂价格，7月21日，碳酸锂期货和期权在广州期货交易所正式挂牌交易，当天多数合约价格都以跌停价收盘。今日的交易数据显示，2024年1月之后交割的碳酸锂期货结算价格已经跌至20万元/吨以下。 虽然看起来锂矿价格是要回归理性的，掌握锂矿资源的企业想要获取暴利也没那么容易了，但近在眼前的抢锂矿大战却是在真实上演。这些锂矿企业用大幅溢价的真金白银投入仿佛在告诉外界，锂资源短缺现象是会继续长期存在的。

7月20日，一家名为一米八海洋科技的公司成立。根据天眼查显示，该公司持股80%的大股东为1.8 Meters，还有一家持股10%的股东，叫杭州大井头贰拾贰号文化艺术有限公司，这家公司由马云持股99.9%。正是这家公司，透露了马云的最新动态。 7月28日，一米八海洋科技投资了一米八海洋科技（舟山）有限公司，其大股东1.8 Meters在今年5月和7月还分别成了一米八农业科技（海南）有限公司和一米八海洋科技（浙江）有限公司。 以一米八为关键词的公司相继成立，马云的新投资版图渐渐清晰。 总结来看，一米八海洋科技的经营范围大致分两类，一是海洋产业，包括水产养殖、食品销售、水产品冷冻加工；二是新能源，包括海上风电、太阳能发电、储能和装备制造等。 其中，以技术和研发为核心的新能源是马云关注的重点。虽然他没有披露相关目标，但这一选择本身就代表了他的野心。 储能市场更是包括马斯克、宁德时代等巨头都在重金布局的领域。马斯克今年3月发布了包含储能240TWH在内的宏图计划3，并宣布在上海生产商用储能电池；宁德时代过去几年研发投入呈现翻倍式增长，储能电池出货量连续2年全球第一，已成第二增长曲线。 目前，储能市场还处于商业化初期。根据十四五规划，新型储能2025年要开始大规模商用，2030年要稳居全球前列。全球储能市场或将迎来大爆发。 作为马云退休之后的新选择，入局以海上风电、储能为代表的新能源行业，必然是深思熟虑的结果。一位前阿里员工表示，电商增长见顶，马云肯定会找市场空间大，而且能代表未来的赛道。新能源就是其中之一。 尽管阿里有关人士向华尔街见闻表示，马云所创立的一米八海洋科技与阿里巴巴集团无任何关系，但追随马云新事业的伙伴，大多与阿里有关。 比如，一米八海洋科技的个人股东包括胡晓明、邓中华、林志峰、陈泽松。胡晓明曾任合伙人，担任过阿里云和蚂蚁金服高管；邓中华著有《大数据大创新：阿里巴巴云上数据中台之道》，林志峰和陈泽松曾在阿里负责数据和产品相关工作。 其实，早在2015年，马云作为创始人的阿里巴巴已经跨界布局新能源电力领域。 2015年，深圳供电局与蚂蚁金服和阿里云共同打造了“互联网+”城市电网服务。 利用互联网、大数据应用技术，开展互联网供电服务、移动支付、征信、小额信贷、大数据、云计算等多方面的应用研究与合作，提供移动缴费、能效管理、节能等一系列便利安全的智能供电服务。 深圳供电局隶属于南方电网，也是全国第一家与阿里系建立战略合作伙伴关系的电力企业。 2019年10月，南方电网与阿里云、阿里巴巴达摩院在广州签署合作备忘录，发挥各自行业优势，促进人工智能前沿技术与电力调度系统业务深度融合，提升电网智能化水平，促进电网生态发展。 2023年2月，南网总调又与阿里云签订“人工智能技术在电力调度应用合作备忘录”，深化其在电力调度这一核心业务领域的“云+AI”技术路线。双方将持续推动云计算、大数据、人工智能技术在电力调度业务中的研究应用，共创行业标杆。 阿里巴巴与国家电网的合作开启于2016年。 当年国网浙江省电力公司与阿里巴巴集团签署战略合作协议，共同探讨构建全球能源互联网，深入“互联网+电力”合作，阿里巴巴集团将支持国网浙江省电力探索互联网与电网业务的进一步融合，为建设智能友好型电网提供技术支持。 2019年，国网四川省电力公司也与阿里巴巴签署战略合作框架协议，进一步加强双方合作交流，共同推动一流能源互联网企业建设。 充分发挥双方各自优势，开展技术研究应用、运营渠道优化、清洁能源消纳、示范园区建设、交流和人才培养等方面的战略合作，共同推进“三型两网”世界一流能源互联网企业建设。 2020年6月，国家电网发布了“数字新基建”十大重点建设任务，并与华为、阿里等41家合作伙伴签署战略合作协议。此次发布的‘数字新基建’十大重点建设任务，聚焦大数据、工业互联网、5G、人工智能等领域。 除了“两网”外，阿里巴巴也开启了和国电投、华能等发电央企的合作。 2022年7月，国家电力投资集团与阿里巴巴签署战略合作协议及8个落地协议，双方将就“新能源”和“数字化”结合提升生产力、“三网融合”整体解决方案、战略机遇研究与技术创新等方面进行合作，探索树立“新能源+数字化”合作减碳的社会责任标杆。 具体而言，阿里巴巴将以数字化能力服务国家电投数字化转型、三网融合的数字化底座建设，创新农村新能源开发利用；同时，国家电投将在运营减碳、价值链减碳、带动生态减碳等方面助力阿里巴巴的“碳中和”目标。双方将共同树立“新能源+数据中心”、“新能源+新零售”、“新能源+物流”、“新能源+办公园区”等行业范式。同时，双方将共同探索县域能源数字化解决方案，以县域分布式光伏的开发结合智慧农业、乡村旅游特色，探索乡村振兴新生态。 而阿里巴巴与华能的合作，则直接进入了新能源发电领域。 2022年11月，华能保定综合能源有限公司注册成立，该公司由华能国际的全资子公司华能河北清洁能源有限责任公司、阿里巴巴(中国)网络技术有限公司共同持股，两家公司分别持股70%、30%。其经营许可项目包括，发电业务、输电业务、供（配）电业务。 除了与各大企业的合作布局外，阿里巴巴自身跨入了风电功率预测领域。 2022年3月，阿里巴巴达摩院成功研发可精准预测风电场风速及发电功率的AI算法，该算法可预报平原、山地、海岸等不同地形的风速，并预测该区域内风电场的发电量，为电网调度提供数据支撑，提升风电消纳率。 在复杂的山地风电场中，使用达摩院AI预报的准确率可提升20%。目前该算法已服务国内多个风电场。 海内外新能源风起云涌，马云进入的是一个高度竞争的高科技行业。如果说，在电商领域，他是开创者，那么，在新能源行业，他成为了一个追赶者。 无论如何，马云踩着风电产业、储能产业爆发的节点入局，不仅为新能源行业带来更多关注，也会带来新的想象。

将配储任务“摆脱”给发电侧之后，电网提出了进一步的要求。 除了风光上网自行配储平抑波动外，在特定地区还需提升至构网型储能技术，助力电网维持稳定。 截至目前，我国已有多地提出鼓励/按比例/强制配建构网型储能。 今年5月，西藏发改委首次提出了2023年风电光伏新能源项目配套储能需“加装构网型装置”的要求，实际要求配置构网型储能。 7月10日，新疆自治区2023年独立新型储能建设方案鼓励各地新建共享储能，积极探索建设构网型储能，喀什、和田、克州、塔城、阿勒泰、巴州等地构网型储能比例原则上不低于年度独立新型储能规模的20%。 8月4日，青海格尔木昆仑建设开发有限公司发布格尔木鲁能50MW/100MWh构网型储能电站EPC项目总承包及储能系统招标公告。 构网型储能被多次提及，是因为其区别于传统跟网型储能的特性，其可以利用虚拟同步发电机技术为储能赋予“惯性”，更好的维持电网的安全稳定。赋予这一能力的核心技术在于PCS的改造升级，需要增加一定成本。 另外从效率角度看，常见的跟网型变流器原理在于跟踪测量电网的电压和频率，并向电网输入一定的功率，它的优点在于最大程度馈入有功功率，实现最大的能量收益。 构网型储能变流器以维持输出恒定交流电压为目标，可以有助于电网保持稳定。此外，还可提供故障穿越、黑启动及有功无功稳定功能，最终实现100%可再生能源供电，然而，构网型变流器必须在稳定与最大能量收益之间进行折中。即，采用构网型储能技术，储能系统的整体循环效率或将低于跟网型储能系统。 为什么西藏、新疆首先提出构网型储能技术要求，为什么同属新能源丰富的西北地区的青海一言不发开始投建构网型储能，什么又是构网型储能，为什么要建设构网型储能，构网型储能发展现状如何，本文将逐一解答。 什么是构网型储 构网型储能技术，即构建电网的储能技术。 电网之所以需要构建，是因为其稳定性不足。尤其是首先提出配建构网型储能的西藏和新疆地区，都属于弱电网地区。其中西藏电源结构以光伏和水力发电为主，丰水期和枯水期、晴天和阴天可上网电量差距大。在负荷端用电稳定的情况下，用发不平衡是导致电网波动的重大因素。而在新能源比例越高的地区，发电量愈加不稳定。 电网作为输配端的目的就在于用发平衡，这也是其维持稳定必要。为了实现电网的稳定，当前实行的措施主要有： 配建储能：适当平抑新能源发电波动，使得上网电量曲线更加平缓。 发电侧考核：包括预测考核，各电站对于发电量进行提前预测（前一天上报第二天的发电量），预测与实际偏差大的会在月度考核中得分。（考核没问题为0分，有问题获得相应分数）；以及AGC性能考核，助力电站提高发电控制灵敏度。 辅助服务：对于调峰、调频、黑启动等辅助服务进行补贴。 但是目前来看，对于部分局域电网来讲，这些措施还稍显不足。固然现在的火电灵活性改造和AGC死区考核能进一步推进调节机组的灵敏性，但除了量上的平衡外，反应速度也至关重要。 “双高”促使构网型储能发展 一方面未来新型电力系统无法大量依靠稳定的火电进行调节，另一方面新能源上网带动了大量电子电子设备接入电网。与具有转动惯量的传统能源不同，电力电子设备是单纯的开关，而且是反应灵敏的开关，不具有惯性。（双高：高比例新能源带动电力电子设备大量接入电力系统，高比例电力电子设备可能引发宽频振荡） 举个例子帮助理解，传统能源和新能源两个人一起赛跑，发令枪一响，两人一起动身。新能源都跑出去50米了，传统能源还在加速。跑到终点冲线，新能源冲过线就停了，传统能源接着跑出去50米才站住了脚。物理比较好的同学第一反应可能是新能源的加速度更大，是的，同样的外力下，加速度大惯性更小。 但加速度大，或者说反应快并不一直是一件好事。电网的需求是多种多样的，有时候需要发电侧或调节机组快速反应，有时候则需要其缓慢出力。 比如某省电网，A市光资源非常好，正值中午太阳高照，光电大发的时候，突然来了一些片云，发电量减小了。而因为天气预测的不精确，光伏电站B未预料到这个时段光伏发电突然不足，按照满发上报的发电量，必须提供给电网足够的电量，如果不能补足，则会影响电网稳定性。此时则需要上储能等调节设备，将发电量刚好补足。若光伏发电降的慢，则电网缺电缺的慢，那么储能就需慢慢补足，若突然一下子乌云密布，无一丝阳光，那么储能就需立即支撑起全部发电。储能上量的速度即取决于乌云移动的速度。 说白了，构网型储能即需要精细化平抑波动。此消彼长，此缓消，彼缓涨；此快消，彼快涨。以维持整体的平稳。 虚拟同步发电机技术为储能赋予“惯性” 那为什么说构网型储能技术核心在于PCS技术呢？盛弘股份储能国内产品线销售总监马伦胜在接受采访时举了这样一个例子：储能系统中电池就相当于水池，而PCS就相当于水管，在水池蓄水量一定的情况下，水管的粗细决定了放水量的快慢和大小。 构网型储能技术采用虚拟同步发电机技术，通过模拟发电机组的转动惯量和阻尼特性，给水管增加了“惯性”，这样在控制水流大小的时候可快可慢，并且通过1.2倍的水管标称容量设定，还可以承受过载。 开头提到，新疆在2023年独立储能建设方案中表示要积极探索建设构网型储能，喀什、和田、克州、塔城、阿勒泰、巴州等地构网型储能比例原则上不低于年度独立新型储能规模的20%。 此方案还对构网型新型储能提出了明确的并网技术要求。其中有这样一条：构网型电化学储能系统交流侧电流在110%额定电流下应能长期持续运行；在120%额定电流下，持续运行时间应不少于2min；且具备300%额定电流10秒短时过载能力。 我们都知道，功率=电压*电流，在电压一定的情况下，电流与功率成正比。上条要求即表示，PCS的功率，即水管的大小，需要是标称量的1.1倍（110%额定电流）、1.2倍（120%额定电流）、3倍（300%额定电流）。但是，要知道，水管的大小固定的！或者说最大容量是固定的，我们可以捏住头部，缩小出水管直径，却没办法放大。 为了达到此条要求，需要在储能系统集成之初，选择3倍容量的PCS，平时只使用1/3，捏住2/3，待有需求时再进行放大。 构网型储能系统将增加一定成本，马伦胜表示：“核心技术主要在于算法以及仿真模型，属于技术软实力”。同时，为提高惯量支撑能力，地方电网要求3倍过载，对于硬件成本又是实打实的增加。 构网型储能是否有必要上 构网型储能确实对电网稳定能起到很大的作用，尤其在后续大规模上网之后，都带“惯性”和都“没有惯性”差别非常大。但应用时需要因地制宜，并不是所有地区都需要费力。整个国家的电网是由一张张小网组成了，每个小网都稳定了，大电网也会稳定。即在电网弱小的地区配建以维持其稳定即可，笔者也不认为构网型储能会成为全国的大范围趋势。 近日，辽宁省开展了新型储能第一批示范项目。针对新能源发电低抗扰、低惯量、弱阻尼等特性，导致多场站短路比较低、电压支撑能力不足、供电可靠性较低的地区， 布局具有电压源特性、构网型的储能项目，提升地区安全支撑能力。 目前盛弘电气也已在南网某水电站、供电局片区等地稳定性要求较高的地点支持许多构网型储能项目投运。 构网型储能发展现状 目前构网型储能技术仍属于前沿技术，仅有少数国家掌握，包括美国、澳大利亚及中国等，大多还处于储能技术研发与示范项目阶段。 其中澳大利亚在构网型储能项目上大举布局，近几年给予了大量的财政支持。2022年澳大利亚各地从54个项目中选中8个大型构网型电池储能项目，给予价值1.76亿澳元（1.1807亿美元）的资金支持。在此之前ARENA用8100万澳元支持的8个电池储能项目中，有5个构网型项目，其中150MW/194MWh的 Hornsdale 电池储能项目是迄今为止最大的项目。 ARENA首席执行官达伦·米勒（Darren Miller）曾表示，大型并网储能项目的逆变器技术，可以在不需要煤炭和天然气发电机的情况下保持电网稳定。 国外研究此技术的主要企业包括德国SMA、美国特斯拉、日立ABB以及芬兰科技公司瓦锡兰等。 我国包括华为数字能源、远景能源、阳光电源、海博思创、科华数能、盛弘电气、科陆电子、新源智储、索英电气、南瑞继保、西电电力电子在内的多家企业已经掌握了此技术或拥有了技术储备。 全球首个GW级光储构网型项目——沙特红海新城1.3GWh微网项目即由华为数字能源提供技术支持。2022年10月初，首批设备发货，2022年12月初首箱开始安装，截至2023年1月份已经完成400MWh。 项目上，我国也已经有两座大型构网型储能项目投运，多个构网型储能项目招标。 2022年12月31日，国内首座大型构网型储能电站——湖北荆门新港储能电站一期并网运行。项目总规模50MW/100MWh，其中一期投产12.6MW/26.8MWh。项目设计单位为湖北正源电力集团设计分公司。 2023年6月27日，由中国华能自主研发的100MW/200MWh分散控制构网型独立储能电站在山东莱芜电厂实现全容量并网。 7月14日，国投在西藏的两个招标项目明确表示，储能系统需具备构网型功能要求。分别为国投仁布县普松100MW光伏配套储能20MW/80MWh项目、国投尼玛县塘鲁50MW光伏配套储能项目。 诚然随着发电、用电数据的日益积累，以及数据监测和预测技术的发展进步，发电仿真模型会更加准确，何时哪个电厂发多少电，何时哪个片区用多少电都可以预测的越来越精准，电网会在数字技术的助力下逐渐走向强大和稳定。但我们现在还处于新型电力系统的加速转型期，技术、政策、市场等多方面都有待完善，而电网作为用电的保障时时刻刻都需要保持稳定，此时则需要多方力量的共同加持。 开头提到电网将配储“摆脱”给发电侧，此时又需要储能进一步升级改造以维持自身稳定，未免显得过于“自私”，但是站在电网的角度，维持电网安全稳定运行是其最重要的目的，给千家万户提供可靠的电力、保障制造业稳定运行以提升国家经济实力是其当仁不让的使命。新能源大量上网已经使得多批电网设备进行升级改造，源侧带来的问题还需源侧解决。 现下，GB/T34120、GB/T36547等多个并网标准已经对并网技术提出要求。明确电压故障穿越期间的无功响应时间为30ms。并网点电压因短路等导致跌落、大负荷扰动导致过压时，需要储能系统保持并网，并向电网提供无功功率支持电网恢复，“穿越”故障区域。构网型储能技术正在成为未来新型电力系统稳定的重要保障。 对于设备商来说，为业主方解决问题、实现价值能带来自身收益，能满足电网需求的才能在新能源行业长足发展，但这还需要多方的调和以及共同努力。

01什么是虚拟电厂：“通信”和“聚合”构建电力能源新生态 电力的核心目标是实现平衡，最佳状态是，所发的电能够满足下游的用电需求，不浪费且刚好够用。中国到2060年的用电量达到80亿千瓦，新能源装机量按照60%计算，总共是50亿千瓦。 电网端需要构建以新能源为主体的“新型电力系统”——发电端跳动了，用电端也需要更灵活，否则，发电端要么发出来的电没办法上网，弃风弃光，要么造成电网堵塞等。想要弥合双边的失衡，用电端需要补充更多的“灵活可调节资源“，虚拟电厂（VPP，Virtual Power Plant）就是其中的一项关键解决方案。2006年，特斯拉创始人马斯克创立了屋顶光伏公司SolarCity，2015年，特斯拉公司又推出了家用储能产品PowerWall。2022年7月，特斯拉公司在加利福尼亚州推出一项虚拟电厂试点计划，邀请两万五千户安装有屋顶光伏、电池体系的家庭，组建一个局部的虚拟电厂能源网络。 这些在屋顶上的光伏板就成了“大号电池”，它们将根据电网统一要求，在电网用电紧急的时候，统一减少用电；而在用电低谷，则将电池里面存储的电量，反向卖回给电网。特斯拉并没有成立一个可触摸的实体电厂，只是聚合了用户端“沉睡”的屋顶光伏资产，构造了一套和电厂功能一样的系统，还参与到了电网的调度中。 参与的用户不仅降低了电费，而且每为电网增加1千瓦时的电力，他们的屋顶就能赚取2美元收入。同时，解决当地在连日高温炙烤下，发电量供不应求而频繁停电的情况。 虚拟电厂（VPP, Virtual Power Plant）是一种新型电源协调管理系统，虚拟电厂通过信息技术和软件系统，实现分布式电源、储能、可调负荷 等多种分布式资源的聚合和协同优化。 作为一个特殊的电厂，参与电力市场和电网运行的协调管理系统。它既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷。在电网运行方式向源网荷储灵活互动转型和结构向清洁低碳转型的背景下，大力发展虚拟电厂对促进电网供需平衡，实现分布式能源低成本并网，充分消纳清洁能源发电量，推动绿色能源转型具有重大的现实意义。 虚拟电厂分类：电源型、负荷型、储能型、混合型 虚拟电厂由可控机组、不可控机组，如风、光等分布式能源、储能、可控负荷、电动汽车、通信设备等聚合而成， 并进一步考虑需求响应、不确定性等要素，通过与控制中心、云中心、电力交易中心等进行信息通信，实现与大电网的能量互换。根据虚拟电厂对外特征，不同类型特征的虚拟电厂具有不同的服务能力，虚拟电厂可以分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型。 虚拟电厂关键技术：聚合建模技术 聚合建模技术可以对所有可调资源进行处理，在处理过程中不是对资源进行简单相加，而是考虑网络约束、设备运行约束以及经济特性下聚合的响应能力。聚合时不同聚合方式、资源容量将得到不同的功率范围以及成本函数。通过聚合建模技术选择适当容量比率可以发挥虚拟电厂的经济性和灵活性。 虚拟电厂关键技术：数据驱动技术 数据驱动技术是虚拟电厂关键技术，根据具体功能不同，虚拟电厂分为商业型虚拟电厂（CVPP, Commercial Virtual Power Plant）和技术型虚拟电厂（TVPP, Technical Virtual Power Plant）。 CVPP通过获取分布式能源的运行参数、边际成本、 量测及预测结果，结合电价预测结果等市场信息， 实现内部聚合分布式能源的投资组合，并参与 市场竞标，获取授权后制定合同提供系统平衡、辅助服务等市场服务，并向TVPP提供分布式可再生能源 (DER, Distributed Energy Resource)的调度计划及成本信息。 TVPP侧重系统管理角度，结合获取信息，计算内部资源聚合整体的技术特性，关注DER聚合后对本地网络的影响，为配电网运营商 (DSO, Distribution Network Operator) 提供可视化信息，获取满足配网安全稳定的调控指令，制定内部调控方案，实现所聚合的配电网资源主动管理。 02 物美价廉的虚拟电厂的作用原理 用户端的负荷各有特点，可大致分为储能式电源、可中断负荷、可削峰式负荷、可时移式负荷等。 具体而言，比如用电过高的时段，发电端承压，虚拟电厂平台可以让用户端的“可削峰负荷”（比如充电桩）降低频率，或者让“可时移负荷”晚数小时开始工作，或者是直接停止掉“可中断式负荷”的使用。通过种种动作，去削弱区域内的用电峰值，迎合发电端。 一方面，虚拟电厂可以通过“削峰填谷”，保障电网的平稳运行，同时促进新能源的消纳；另一方面还可以让参与其中的用电端企业用户通过参与电网互动，调节用电习惯，从而节省电费支出。 “虚拟电厂真正的价值，就是提供一个满足电网需求的资源池，去尽可能迎合发电端发电的频率特点，在用户端模拟调节出一条符合电网需求的曲线。 电网“挖矿”，但商业模式尚在探索中 虚拟电厂的业务场景主要有辅助服务交易、需求侧响应、现货交易与能效优化。虚拟电厂的商业模式本质是电力市场市场化交易。当前国内虚拟电厂主要通过辅助服务补贴和需求侧响应获取收益。（注：电力市场辅助服务是指，为电力系统调节频率质量等服务；需求侧响应是指，根据电网需求，暂停用电侧或者是改变使用习惯） 辅助服务交易：参与电网调峰、调频、备用，通过调配可控资源提供发电容量，保证电网稳定运行，并获取补贴收入。 需求侧响应：虚拟电厂根据合同要求按时按容量切负荷，保障电网供需平衡，并获取补贴收入。 现货交易：代表产销者集群在电力现货市场进行交易，优化电网运行供需，并获取分成收入。 能效优化：为大用户提供能源资源优化管理服务，预测电力市场价格波动，帮助用户决策可调负荷的用电行为，代理购电业务，提供智能用电方案，并从客户获取分成收入。 能源局数据显示，全国电力费用中的3%将会流向电力辅助服务市场中，而在发达国家，这一比例最高能达到10%左右。 随着中长期市场、 现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，极大丰富了虚拟电厂的商业模式。 2022年3月发布的《“十四五”现代能源体系规划》就指出，要推动储能设施、虚拟电厂、用户可中断负荷等灵活性资源参与电力辅助服务。此外，北京/上海等多地的十四五规划中也都点名提到发展和建设虚拟电厂。 各地虚拟电厂相关政策 图源德邦研究所 今年，国电投深圳能源发展有限公司的虚拟电厂平台就通过参与电力现货市场，通过电价价差套利赚取收益，最终获得0.274元/度电的收益。这也是中国首个调度用户负荷参与电力现货市场并盈利的虚拟电厂。电力现货交易，目前也是部分有售电资质的虚拟电厂创业。 03 虚拟电厂发展趋势：储能、分布式光伏加速推进 储能是虚拟电厂推进的重要方向。 储能自身特征：储能发展能够实现电力市场调频调压及暂态稳定。在不同时间根据分布式电源的特征及用户用电特征进行短期功率的灵活调节， 实现灵活性应急的作用。稳定的储能技术能够在电力短缺时释放电能，达到应对中长期能量短缺的效果。市场发展前景：云储能市场和分布式储能P2P市场是未来的重点发展方向。云储能通过在云端聚合分布式储能资源，为大量的用户提供储能服务。作为共享经济与电力系统储能融合的产物，是未来电网的一个新形态。在能源交互机制基础上，以点对点技术(P2P, (Peer-to-peer) 为典型代表 的分布式多边交易形式应运而生。这种交易形式可实现配电网能量的就地平衡，在挖掘用户的自主互动特性，减少集中管理模式下的计算压力等 方面有诸多优势。 04 虚拟电厂的兴起回应了新能源行业的什么痛点？ 虚拟电网发展背景：能源需求转型，用电供需矛盾突出 围绕电力的产生和消耗，大体分为发电侧、电网侧和用电侧。电网对运行安全有严格要求，电网安全的首要目标就是保证发用电的实时平衡，需要发电侧的不断调节去拟合负荷曲线。新能源发电严重依赖于自然资源（光照强度、风力强度）， 具有随机性、间歇性和波动性的特点，对负荷的支撑能力不足。若规模化直接并入电网发电，将会对电网造成巨大冲击，威胁电力系统安全以及供电的稳定性。另外，由于小型分布式新能源发电设施、储能设施、可控制用电设备、电动汽车等的持续发展普及，在用电侧，很多电力用户也从单一的消费者转变为混合形态的产销者，并且各类激增的大功率用电设 备（如充电桩）“吃”起电来，也是让电网直呼压力山大， 显然不能任由其“胃口大开”一哄而上。因而，新的发用电势态下，“虚拟电厂”应运而生。 供给侧：火力发电仍占主导，水力、风能发电量不稳定 光伏发电装机量分布不均：2022年一季度，全国光伏新增并网装机1321万千瓦，同比提高138%。新增装机规模较大的省份包括河北180万千瓦、 浙江164万千瓦、山东150万千瓦。受地理位置和自然条件影响，光能资源分布不均匀，各省份装机量差异较大。风电装机量分布不均：2022年一季度，全国风电新增并网790万千瓦，同比增加16.7%。新增并网规模较大的省区主要有吉林163万千瓦、甘肃90 万千瓦、山西68万千瓦。截至3月底，全国风电累计并网3.37亿千瓦，同比增加17.6%。一季度海上风电新增并网36万千瓦，受2021年底海上风 电国家补贴到期影响，海上风电新增装机规模放缓，同比下降79%。 需求侧：用电侧总量与结构变化提高负荷峰值 用电负荷总量屡创新高：当前社会用电短期峰值负荷不断攀升，加之极端天气的冲击，2022年夏季我国部分地区区域电力供需紧张，国家电网5个区域电网和19个省级电网负荷屡创新高，四川等省份启动了限电措施。用电需求结构变化，电力负荷特性恶化：近年第三产业及城乡居民用电的增长形成了“日内双峰”的特征，同时拉大了用电负荷峰谷 差，使能源电力保供形势更为复杂严峻。以上海为例，2020年夏季的最大峰谷差率高达43%，导致本地发电机组频繁启停，对机组安全性造成了负面影响。 虚拟电厂兼具灵活性和经济性 灵活性：把负荷侧的这些资源，包括用电负荷、储能，以及分布式的资源，通过信息化手段和技术自动化手段集合起来，使其具备一个电厂的特性。它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负荷消纳，配合填谷，能够实现配电网侧新能源的聚合管理、就地消纳及灵活运行。 经济性：投入成本约为火电厂的1/8。我国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷差矛盾日益突出，各地年最高负荷95%以上峰值负荷累计不足50小 时。峰谷差问题可以依靠多种手段缓解，但总体来看，随着虚拟电厂技术的日渐成熟，虚拟电厂将成为削峰填谷投资成本最低的手段。根据国家电 网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足其经营区5%的峰值负荷需要投资4000亿，而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅 需500-600亿元，既满足环保要求，又能够降低投入成本。

全球范围内强烈的碳中和趋势、企业减排需求的持续增加，推动了全球自愿碳市场的飞速发展，据世界银行统计，2021年碳信用市场同比增长了48%。 在此背景下，核证减排标准（VCS）、黄金标准（GS）、美国碳注册登记处（ACR）等第三方独立自愿减排机制飞速发展，已成为国际主流的自愿减排机制和强制碳市场的重要补充。 其中，VCS是国际市场中交易量最大、机制最完善的自愿减排项目机制，目前VCS在中国的已注册项目有462个，碳信用存量7824.58万吨。 近日，国家能源集团龙源碳资产公司在英国伦敦Carbon Trade Exchange (CTX)自愿碳交易所完成首笔碳信用场内线上现货交易，交易产品为自主开发的风电项目国际自愿减排标准(VCS)。 这是国家能源集团在国际自愿碳市场挂单成交的首笔碳信用交易，标志着国家能源集团成功布局英国自愿碳市场，为我国企业参与国际碳信用市场提供了典范。 国际碳信用交易如何做？ 龙源碳资产公司是国家能源集团旗下龙源电力的全资子公司，主要从事自愿减排项目开发与交易、企业碳盘查、碳配额交易和履约服务、电改研究和售电等业务。 母公司龙源电力是全球装机容量最大的风电运营商，旗下有丰富的碳资产。龙源碳资产公司早年在CDM时期有很多注册的项目，当时在VCS机制下也做了注册。 从2022年开始，龙源碳资产把早期注册过的项目进行了梳理和挖掘，重新开发出了自愿减排量。这次在CTX成交的减排量也是来自于过往梳理的风电项目。 “我们通过公开与交易所建立了联系，完成了开户，随后在平台上按照程序进行减排量的挂单。”龙源碳资产公司一位交易负责人说。 碳信用大多为场外交易，通过询价然后找到买方进行线下的磋商、签合同然后做划转。而交易所的性质相当于一种场内交易，交易标的物VCS跟国内的绿证不一样，可以多次买卖，在主动注销前可以一直流转。 “我们把减排量挂在交易所平台上，进行减排量的销售，等待买方摘走。”该负责人表示。 场内交易实际上没有合同，交易双方在交易所开户成为会员，交易所作为平台承担了交易撮合的服务，但是买方是匿名的。 据悉，此次交易所在地英国CTX (Carbon Trade Exchange) 碳交易所是2009年成立的全球碳市场先锋之一。与其他碳交易所相比，CTX采用基于会员的现货交易模式，吸引了从个体经纪人、项目开发商到大型公司等多种参与者。这些成员可以将其碳信用直接列入CTX的注册账户，并能够在全球范围内进行数字化交易。 此外，CTX支持多种核准机制下的碳信用交易，其中包括黄金标准（GS）、Verra的核证碳标准（VCS）、联合国气候变化框架公约（UNFCCC）下的清洁发展机制（CDM）以及生物碳登记（BCR）。 场外交易是主流 自愿碳排放交易市场的运行主要出于碳抵消的目的，其背后的推动力来自于全球越来越多的企业，尤其是大企业将碳中和作为自己的战略目标。对美国和欧洲的500多家中大型企业进行的一项调查发现，近90%的企业认为碳信用对于抵消他们目前无法减少的排放非常重要。 随着全球范围内自愿减排量的激增，企业对减排项目的质量和种类要求也越来越多元。对比强制减排体系，碳信用基本上是异质的。信用之间有各种各样的不同，包括底层的项目类型、发行信用的标准、年份以及活动的共同利益。因此，不同类型的信用之间的价格经常有很大的差异，这反映了项目实施的不同成本和买家的偏好。 “买方通常有明确的需求，例如他会很明确地表达需要的是可再生电力或是林业碳汇。而这通常与买方的公司性质或需求有关。例如，为了打造高科技的企业形象，买方可能会选择技术含量更高的项目。或者对于一些重视市场形象的公司，可能只是为了达到某个减排目标，就更看重价格而非品质。”有碳信用交易专业人士说。 买方对产品的质量有要求，会关心项目的来源、项目类型、项目的可靠性等。买方认为，通过场外建立联系，进行交流沟通，达成的协议会更可靠。因此，目前来看，很多人更倾向于通过场外磋商的方式达成协议。 自愿减排项目除了我们比较熟悉的风光发电，还有林业碳汇、农业或其他的一些形式。在企业的多元化诉求下，碳信用产品并不是一个完全标准化的产品。 据了解，虽然美国的芝加哥商品交易所（Chicago Mercantile Exchange，CME）进行了标准化期货的尝试，但现在这个市场的价格和交易活跃度都比较平庸。因为即使是标准化产品，实际上每个项目都有自己的特点。在交易完成后，买下来的产品是否真的是买方需要的并不一定，因为这个因素是不可控的。 如果这样看，期货的应用或推广会有一定的困难，因为如果它是标准化的，但每个买方的需求都有所不同，那么这种标准化产品可能并不适合每个买方。CME的交易所可能要重新设计合约，因为他们的尝试可能并不那么成功。 对于龙源碳资产公司来说，未来会采用场内场外交易相结合的方式，“但现在来看，场内的交易量没有场外的大。透明度、标准化的程度目前还不高。所以这种交易平台的模式也只是我们策略中的一种交易方式。” 市场冷却 纵观全球整个自愿减排市场，自2018年以来，第三方独立自愿减排机制飞速发展，已超过国际碳减排机制（如CDM）成为国际主流的自愿减排机制。 据世界银行统计数据，2021年，第三方独立自愿减排市场签发的碳信用数量增长了88%，总共达到3.52亿吨，占当年碳信用总签发量的74%。 但经过两年的快速增长，2022年碳信用市场的增速放缓。新信用的供应和终端用户的需求均略有下降，这与2021年的急剧增长形成了鲜明对比。越来越多的国家正在考虑建立国内的信用机制，我国的CCER市场也即将重启。 据世界银行发布的 State and Trends of Carbon Pricing 2023 报告，2022年，第三方独立自愿减排机制再次发放了最多的碳信用，但2022年的数量有所下降，总共发放了2.75亿份信用，占2022年发放的4.75亿份信用的58%。与2021年相比，发放的信用量减少了22%。 这是由于宏观经济的糟糕状况影响了碳信用市场，另外，碳信用市场的低迷同样受到了某些对碳信用完整性的公开批评的影响。 从碳信用市场的项目供应结构来看，目前的供应仍主要集中在来自可再生能源活动的信用，自2018年以来，来自可再生能源活动的信用发放量的百分比一般都在增加，到2022年，发行的信用中有55%是来自可再生能源活动。 碳信用价格方面，由于俄乌战争导致所有类别的交易所交易信用的价格都有所下降。 另外，碳信用产品的标准化合同的使用日益增加是导致价格下降的另一个来源。 世界银行分析，通过对满足一定最低标准的信用进行分组，交易所增加了市场流动性并促进了投资，但最高质量项目的特定属性，以及它们的价值，可能会因为"最低公约数"效应而失去。 为了避免这种情况，拥有高质量碳信用项目的卖家可能选择通过双边交易而不是在交易所进行销售。结果是场外交易(OTC)和场内交易之间的价格和可用信用出现了两级分化。 “2021年碳信用市场迎来了一波价格上涨。但是最近2年又出现了下降趋势。总的来看，碳信用市场与大环境呈现强烈的正相关性。未来决定市场走势的还会是公众对于减排的认知和宏观环境。”

随着环境问题日益严重，世界各国都加大了对可再生能源的开发利用，提出能源转型的战略规划。我国也提出了“双碳”目标，致力于构建清洁、低碳、安全、高效的新型能源体系。随着国家对环保的要求日益严格，对用户用能的考核也日趋严格，外贸型企业及外资企业绿色电力消费需求也日益增长；此外，随着新能源装机持续大规模并网，新能源消纳也面临着新的压力，绿色电力交易需求呈爆发式增长。 2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局印发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好地实现绿色电力环境价值给出有关要求，扫清了补贴项目参与绿电交易的障碍，发电企业可以在绿电溢价收益和补贴之间二选一。与此同时，绿色电力市场建设过程也暴露出诸多问题，随着市场体系的逐步完善，这些问题将逐一得到解决，未来我国绿色电力市场将迎来广阔的发展前景。 绿电交易存在的三大挑战 省间-省内适配的绿色电力交易机制需要进一步完善 目前，全国电力市场“统一市场、两级运作”的框架基本建成，省间市场定位为资源优化配置型市场，省内市场定位为平衡型市场，省间市场交易结果作为省内市场运营的边界条件。但根据《绿色电力交易试点工作方案》《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》《南方区域绿色电力交易规则（试行）》等相关要求，绿电交易采用“省间与省内强耦合、批发与零售紧连接”的交易模式。由于各省省内市场独特的运营特点，绿电交易存在交易组织、交易结算等环节衔接不流畅的问题，绿色电力证书虽然最终能流转至零售用户，但流转过程却相对繁琐，且交易成本过高，建议做好绿色电力市场的顶层设计，同步做好省间与省内市场的衔接。 尚未建立完善的新能源交易价格体系 绿色电力市场建设初期，为引导电力用户通过市场化方式消纳新能源，快速推进绿色电力市场建设，新能源交易以降价交易为主，交易价格未能反映绿色电力的环境价值，难以保障新能源行业的投资积极性，不利于新能源行业的健康可持续发展。随着碳达峰碳中和、构建新型电力系统等战略目标的提出，电力市场体系建设进入新时代。新能源将逐步成为电量供应主体，火电等传统电源将逐步转变为电力供应主体，电力商品价值将逐渐呈现精细化和差异化特性，亟需重构电力市场价值体系。考虑到新能源发电的绿色价值和波动性，新能源交易价格除电能价格外，还应包含其绿色环境权益价格及其应承担的电力系统调节成本。为平抑新能源波动产生的辅助服务费用、容量补偿费用，即为新能源应承担的电力系统调节成本。同时“电-碳”交易尚未和谐联动，制约了价格的真实性。 全社会主动消费绿电的意识尚未形成，初期仍需政策激励。现阶段，绿电交易与可再生能源消纳责任权重政策、绿色证书制度之间的衔接机制尚不完善，绿电市场与碳市场的协同机制尚未建立，绿电交易结果难以在能源“双控”、碳核查等领域得到应用。大多数电力用户对绿电交易仍持观望态度，亟需完善相关市场机制、出台激励政策，引导电力用户积极主动参与绿电交易。 绿电供给不足，影响交易规模持续扩大。尽管总体上平价新能源电量可以满足目前的绿电交易需求，但地区间供需不平衡情况严重，绿电需求旺盛的中东部地区供给能力明显不足。考虑到即将到来的20%高耗能电量购买绿电，以及可再生能源消纳责任权重分摊至具体用户的场景，平价新能源电量远无法满足市场需求，亟需引入带补贴机组参与绿电交易。由于我国绿证的国际认可度不高，且部分用户也对带补贴项目环境价值权属存在疑虑，带补贴机组参与绿电交易的意愿不强。此外，“1439号”文件印发后，部分省份将新能源视为重要的优发电源，惜售明显，制约了新能源入市规模。此外，在需求侧，由于消费绿电与碳核查、能源“双控”之间的关系尚不明确，在缺乏实质性激励政策的前提下，用户参与绿色电力交易的积极性尚待挖掘。 新型主体参与绿电市场路径不清晰。随着新型电力系统建设的进一步推进，在发、用两侧，虚拟电厂、储能、电动汽车（V2G）、分布式光伏等新型市场主体将持续大规模接入电网，由于新型市场主体参与电力市场的技术规范等政策尚不完善，新型主体参与绿电市场的路径并不清晰。 服务“双碳”目标的绿电市场展望 “十四五”及今后一段时期是世界能源转型的关键期，全球能源将加速向低碳、零碳方向演进，可再生能源将逐步成长为支撑经济社会发展的主力能源；我国将坚决落实碳达峰、碳中和目标任务，大力推进能源革命向纵深发展，我国可再生能源发展正处于大有可为的战略机遇期。 据国际能源署（IEA）预测，若要达成“双碳”目标，中国在2020～2060年期间，电力行业快速低碳转型的同时用电量将增长130%，2030年和2060年的用电量将分别超过9万亿千瓦时、16万亿千瓦时，其中可再生能源电力比重将从2020年的约25%上升到2030年的40%和2060年的80%。据此可推算出2030年来自可再生能源发电的绿电将超过3万亿千瓦时，与2021年我国新能源年发电量1万亿千瓦时相比，未来9年，可再生能源发电具有巨大的增长空间。多元化、智能化、标准化、市场化的绿色电力市场，是以新能源为主体、以电能为核心的清洁低碳、安全高效的能源供应体系的必要组成部分。 我国绿电交易发展趋势 一是绿电交易周期向长周期拓展。借鉴国外长期购电协议的设计思路，建立风电、光伏项目通过长期购电协议（PPA）参与绿电交易机制。鼓励电力用户与在建、已建发电企业签订5～10年的长期购电协议（PPA），建立促进绿色电力发展的长效机制。考虑到在建风电、光伏项目尚未纳入市场主体，需做好在建风电、光伏项目的市场准入和注册等工作的衔接，健全避险、违约机制及条款，PPA中明确电量、电价机制、支付方式、协议期限、因无法按时并网等因素导致的违约责任等相关合同文本。 二是绿电交易与可再生能源消纳责任权重、能耗“双控”、碳排放等机制有序衔接。推动市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重；推动参与用能权交易的企业通过购买绿色电力或绿证，在用能权核算中扣减一定比例的能源消费量；推动将发电以外的行业纳入全国碳市场，并在碳核查计算中全额扣减购买绿电带来的碳减排量。 三是市场主体范围进一步拓展，交易模式更加丰富。推动配电网下分布式电源通过聚合方式参与绿电交易的模式逐渐常态化，探索研究基于短期潮流追踪等技术条件下的小时级或更短周期的分散式交易模式，并根据行业发展情况，逐步将海上风电、生物质发电等新能源纳入绿电交易范畴，激发市场活力。 远景展望 2022年1月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”现代能源体系规划》，文件提出到2025年，能源高质量发展取得决定性进展，基本建成现代能源体系。同时明确“十四五”时期我国现代能源体系建设的主要目标为“能源保障更加安全有力、能源低碳转型成效显著、能源系统效率大幅提高、创新发展能力显著增强、普遍服务水平持续提升”。2025年我国必将全面建成一个“机制创新、技术一流、服务优质”的绿色电力交易市场，主要体现在以下四个方面： 市场结构方面：在全国统一大市场框架下，随着全国统一电力市场体系建设工作逐步向前推进，省间交易壁垒被逐步打破，省内-省间市场逐步融合，中长期市场与区域现货市场有效衔接。我国绿色电力市场必将展现出一个顺应电力体制改革潮流、有效承载新型电力系统运行、结构完善、层次丰富的新型电力市场形态；突破电网物理约束，交易能够在多维度、多层次任意开展。 交易机制方面：随着未来电力市场结构的逐步完善、丰富，我国绿色电力市场将建成面向多元化市场主体的，覆盖电能量市场、绿色环境市场、辅助服务市场、容量市场、输电权市场、金融衍生品市场等全方位的电力市场，以及批发-零售市场和谐运作的电力交易机制；形成一种高度自动化的类似“淘宝式”电力交易平台，发用两侧的用户仅简单提出交易需求或由系统自动形成需求后，系统自动拟合匹配发用两侧需求、自动进行校核与计划，将目前交易-计划-运行等业务环节进行一体化封装，大大降低了交易参与、组织难度。 技术支撑方面：全面建成基于区块链技术的智慧能源交易服务平台，支撑海量多元市场主体包括新型小微主体的广泛接入，支撑多元主体批发、零售协同的绿电购买及转让交易，支撑海量用户入市后聚合商进行灵活绿电转让交易的市场结算，实现绿电交易全过程溯源可查、可信、可验，支持绿电减碳量的核定、存证及查询，全方位提升用户绿色电力的获得感。 用户服务方面：用户服务水平将极大提升，主要体现在用户能够“无感”参与交易，市场主体交易需求被极大满足，交易成本、互信成本被降低。

回顾2023年上半年光伏行业与光伏板块行情的对比，可谓冰火两重天。 一方面，光伏行业装机量猛增，国内装机量翻番，行业内上市公司大多量利齐升，但股价经历了血雨腥风的下跌，令人不解。 都说股价是基本面的先行指标，那么，是否意味着光伏行业发展的天花板已经到来了？而弄清楚这样的基本面，才是我们是否要坚守或加大投资或进入投资的理性参考。 01天花板已至？ 今年上半年国内光伏装机量达到惊人的78.42GW，如果按照这一速度计算，年内装机量将突破160GW以上，超出年初一致预期。那么160GW是个什么概念呢？1、相当于去年全球光伏装机总量的67%；2、相当于中国2022年电力装机总量（2560GW）的6.25%，相当于2022年全部新增电力装机容量的86%。以上数字代表了什么？中国近几年电力需求增长每年平均也就在3%-6%左右。那么装机量增长相当于透支了全部的电力需求增量，从装机增量口径来看，占比86%，也就意味着新增渗透率几乎没有增长空间了。所以，二级市场投资者开始担忧未来光伏装机增量的市场空间，并且担心过剩的行业产能带来的雪崩。但事实确实是如此吗？我认为的答案当然是否定的。首先，基于上述论调的投资者忽视了，火电、水电、风电与太阳能发电之间装机容量与实际发电的区别。我们通过以下表格来做分析。以下各种能源单位装机量与发电量系数之间的差异：所以，基于此，160GW的光伏新增装机量也只相当于火电的30-40GW，仅相当于电力增量的约2%。通过以上表格，我们可以清晰的看到光伏发电单位所产生的年发电量大致为火电的四分之一甚至五分之一。水电略逊于火电，风电高于光伏约2倍。这样来看的，数值还如此吓人吗?如果考虑到占比新 增需求的绝对大头以及替代传统能源的角度，目前这一数值仍然有较大的空间。300GW以上？不为过。所以通过以上数据来源，我们可以简单的得到一些初步的结论，事实上单靠新增量，其实也没有那么可怕了。那么事实仅仅如此吗？ 02传统能源的需求增长模型将被击穿 展望中国内外，近若干年，随着工业革命发展到顶部阶段，电力需求相对平稳，大致维持在2%-6%的增长区间。能源消费增长的天花板似乎已经到来。而如果能源需求量大幅增加，则可能意味着能源价格的飙升，如2007年，则反之抑制能源消费。传统能源所创造的物质天花板确实上限可期。但我们知道，以光伏为代表的新能源不仅仅是从环保的角度来解决人类面临的问题。实际上，以光伏为代表的新能源在某种意义上，正是突破了传统能源为我们构造的“物质天花板”。如果没有新能源，人类如果想扩大能源消费，最终会导致能源价格的飙升甚至通货膨胀。但平价的光伏解决了这一问题。光伏能源理论上来说是用无止境的。首先它的量可以做到绝对绝对的大。另外量大之后反而会廉价，而不会导致能源价格的飙升。这一点非常重要。廉价能源与突破能源消费的物质天花板，是人类展开新一轮工业革命的基础，如果没有廉价而宽广的能源，数字经济与人工智能的发展在更大维度上将会变得难以施展，之后的新一轮电气化浪潮也无从谈起。 某知名机构通过模型测算，认为到2030年AI将消耗全球电力供应的30%-50%。多么惊人的数据。确实如此吗？无独有偶。咨询机构Tirias Research通过建模测算，到2028年数据中心功耗将达到4250MW，比2023年增加212倍。调查显示，仅 2017 年美国的数据中心就消耗了超过 900 亿千瓦时的电量，需要 34 家大型燃煤电厂发电，才能满足美国这些数据中心的电力需求。在全球范围内，数据中心的功耗总计约 416 太瓦，约占地球发电总量的 3％。通过对比发现，全球数据中心的能耗比英国这个拥有 6500 万人口的工业化国家的能耗高 40％。另一本关于人工智能的著作也阐述了：在摩尔定律已走向失效的情况下，AI模型所需算力被预测为每100天翻一倍，也就是说5年后AI所需算力超100万倍。我们知道算力大幅提高对于电力需求意味着什么。事实如此简单不过。是的，如果按照未来以AI为代表的数字经济耗电占全球总量的50%，那么意味着全球在2030年电力需求总量至少得翻番以上？将中国电力发电装机量完全以火电为标准折算为2000GW火电，如果实现翻番，则意味着8000GW以上的光伏需求，对应每年超1000GW。如此可怕。我们相信未来人工智能技术的发展可以通过某种形式节约能源，但趋势也无法逆转。 每一轮工业革命的诞生，都代表了全球物质天花板上限的打开，也标志着能源天花板同样要打开。所以，能源需求的结构与增量，不仅仅只是通过过往需求增长的模型。我们还似乎还没有考虑到AI技术大发展，对于新能源汽车渗透率继续大幅提高所做的贡献，继而继续对光伏能源需求形成刺激。此外光伏制氢在2030年前后对于光伏装机增量也是百GW级。未来已来，从未如此美好！我们愿景人工智能、新能源汽车与光储、氢能为代表的新能源交汇在一起，带给人类新一轮工业革命。所以，目前全球高歌猛进的光伏需求装机增量并不值得一提。我们还需要放之更长远。此外，我们仍要关注到，人工智能对于全球电力需求的刺激，可能导致美国装机量增长尤为强劲。众所周知，光伏在美国市场的盈利能力远高于其他地区，但同时贸易摩擦是否也意味着盈利增长仍一定程度受限。 03产能过剩与盈利隐忧？ 接过前面的话题，我们来阐述对于未来行业产能过剩与竞争导致的盈利隐忧的话题。说实话，这个话题其实挺大，另外从行业盈利周期波动的角度来看，亦是十分复杂的关系，受到多种因素的制约，而我只能从更长的维度去分析这个结果。首先，我们无论是从隆基的李振国还是天合的高纪凡都在此前给出了1000GW以上全球新增装机量的中期判断。但我认为，他们仍然是基于传统能源增长框架所做的预判，并没有结合未来人工智能奇点爆发所带来的经济数字化、智能化与新一轮电气化的方向。所以其假设或许仍然保守。所谓产能过剩，在需求增长面前或许也远没有那么可怕。前阵子，通过一些研究报告的统计来看，硅料等环节其实很多规划产能并没有如期开工，不乏也表现为其他环节。李振国所说阶段性产能过剩其实强调的只要是制造业环节，都会产生产能过剩，这是任何一个行业都会有的现象，并不是表明其对于产能过剩的过分担心。其次，其认为有一半以上的企业将会淘汰。事实本就如此，在近几年高歌猛进大发展之下，未来光伏行业这个技术、资本及渠道壁垒强化的行业，尤其是一体化加速的背景下，马太效应仍将明显。一半以上的企业淘汰出局也已十分客气。从过往来看，皆是如此，无需过度解读。根据WIND统 计，行业龙头隆基绿能2022年年报销售净利率低于30只制造业公司0.68%，毛利率低25%，尚不及制造业龙头平均水平——而其无论是在毛利率还是净利率方面均处于行业领先位置。目前一体化单W盈利较高，但考虑多是多环节加总后的结果，加之毛利率仍处于制造业偏下水平，我认为整体盈利在较长维度可以维持，出清之后，必将波动向上。 所以产能过剩冲击及盈利隐忧皆是短期假设并不构成对长期成长性的创伤，反而会在波动上寻找向上拟合的态势。所以，接下来，如果所谓的产能过剩冲击盈利，及竞争加剧带来龙头企业市场份额略有下滑，可能视为逆境反转的起点。当然我强调的是一体化企业、光储龙头、设备龙头等，其他环节，我们应该审慎判断。 04展望未来 去年某时，我曾经说过2023年对于全球光伏装机展望的增长是50%，当时颇受质疑，但实际上甚至超过这一数值。对于接下来毫无疑问的是，普遍预期明年装机增速会下滑到比较低的数值，其实我并不理解这一原因所在。相反，展望常规的数据推演，至2030年，装机增量复合增长也在20%以上，明天无论如何也在这一数值之上。首先，按照常规电力增长需求，认为明年增长应该在30%或稍高一点。主要因为原材料价格下行导致的组件成本下修，全球IRR水平达到非常高的位置；N型组件放量刺激行业边际需求加码；光储评价、光氢平价刺激需求上行。我现在正在思考2025年后的光伏需求增量不仅不会减速反而在增加的可能性：1、电池叠层技术有望实现突破，异质结大规模量产。2、AI等数字经济耗电量占比提高带来的需求增量边际加大。3、光氢平价演变。4、无人驾驶汽车刺激智能汽车渗透率提高。是的，未来已来。而我们似乎仍在踌躇。任何一个行业作为投资品种，都是有周期波动的，不但是其盈利波动还有反馈投资者情绪波动，博弈波动等等，唯有守望初心。展望后市行业的机会，仍然看好一体化龙头企业的优势，以及部分环节逆境反转方向的机会，光储消化后仍存在弹性。这次就说一些我认识的重点内容，就不多赘 述一些其他论点了。我觉得足以解答投资者担忧的一些长期的疑问。长期主义何其难。