虫虫说电力改革 - 节目列表

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

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

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

近期，又有多个地区出台工商业储能直接补贴政策。 9月，江苏无锡印发《无锡市促进新能源产业发展若干政策的通知》对1MW及以上新型储能电站给予0.3元/kWh放电补贴；安徽合肥印发《合肥市进一步促进新能源汽车和智能网联汽车推广应用若干政策实施细则》，对新投入的换电站配建的储能设施一次性给予400元/kWh容量补贴。 8月，广东佛山发布《佛山市促进新型储能应用扶持办法（征求意见稿）》对1MW以上的工商业侧电化学储能项目，给予最高100元/kWh容量补贴；浙江平湖发布《关于促进平湖市能源绿色低碳发展的若干政策意见(试行)》，对2MWh以上且本土累计储能建设规模5MWh的用户侧项目给予8%投资补贴。 2022年至今，浙江、广东、江苏、重庆、安徽、天津等10省超30个市/区县陆续发布超40个工商业储能直接补贴政策。对工商业储能项目给予直接补贴，也成为一些地方政府争取项目投资、产业落地的重要手段之一。 工商业储能盈利模式包括峰谷价差套利、直接补贴、需求响应、备用电源等，其中峰谷价差套利、直接补贴是目前工商业储能的主要收入来源。 工商业储能应用场景及盈利模式 工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储（充）一体、微电网等。工商业储能主要盈利模式是自发自用、峰谷价差套利、直接政策补贴、需求响应、备用电源。商业模式方面目前主要有工商业用户自主投资、能源服务企业租用场地采用合同能源管理或融资租赁等模式投资项目。 国内工商业储能主要获益模式为利用分时电价差进行充放电套利。目前，全国已有多地推出了分时电价方案，峰谷价差逐步拉大，东部和中部高用电量地区尤为明显，工商业储能在浙江、江苏、广东、重庆、湖南、安徽、海南、湖北等多个省份可实现良好经济性。 2023年上半年共有19个地区最大峰谷价差超过0.7元/kWh，前5位分别是广东省（珠三角五市）1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.97元/kWh、吉林省0.961元/kWh，较去年同期相比各地价差在持续拉大。 2023年上半年全国各地最大峰谷电价差平均值（元/kwh） 补贴政策提升工商业储能经济性 2022年至今，全国各地方政府对工商业储能的直接资金补贴扶持、税收政策、市场准入政策逐步明朗，鼓励工商业用户兴建储能电站，推动用户侧储能的应用落地。这些政策一定程度上降低了储能设备的投资成本和运营成本，提高了储能电站的收益水平，有助于吸引更多的投资和资本进入工商业储能领域，提高行业的发展速度和规模。 在工商业储能补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的储能补贴政策主要以用户侧为主注重与分布式光伏相结合，地方招商产业需求较为旺盛；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。 放电补贴方面，浙江温州瓯海区、龙港补贴标准最高，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴，普遍地区直接补贴标准在0.3-0.5元/kWh。重庆铜梁区在补贴方面，对大于2MWh且年利用小时数不低于600小时，连续3年给予项目运营主0.5元/kWh的补贴；深圳福田、天津高新区滨海高新区对在区域内投运的项目，0.5元/kWh的补贴。 在容量补贴方面，今年浙江、重庆、安徽、广东等多省地区出台了储能容量直接补贴政策；在2022至今各地发布的工商业储能补贴政策中，整体容量补贴标准在100-300元/kW之间；补贴年限包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴等，普遍以一次性补贴为主。浙江永康、嘉善、金华婺城采用逐年退坡补贴方式，补贴标准在100-200元/kW/年。 安徽合肥印发《合肥市进一步促进新能源汽车和智能网联汽车推广应用若干政策实施细则》鼓励换电站配建储能设施，对配建的储能设施给予最高400元/kWh的容量补贴。 在投资补贴方面，今年浙江、广东、北京等多省地区出台了储能投资补贴政策，投资补贴比例在2%-20%之间，单个项目补贴限额在30-1000万元之间，补贴期限多为一次性补贴。其中今年5月深圳发布的《深圳市发展和改革委员会关于发布2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南（第一批）的通知》中补贴力度一骑绝尘，提出储能新技术新产品示范应用推广支持工业园区储能、光储充示范等两个方向，按总投资的30%给予事后资助，最高补贴1000万元。 叠加峰谷电价差和直接补贴政策优势，浙江、广东、重庆、江苏、湖南、安徽等省份成为目前用户侧储能的主要开发区域。 2023年被称为工商业储能的爆发“元年”。机构数据预测，2023年到2025年，工商业光伏储能累计新增装机预计可达29.09GW，复合增速55.8％。在当前分时电价机制下，如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等工商业发达省份在峰谷电期间，通过工商业储能实现两充两放的策略，缩短成本回收周期。随着各地峰谷价差逐渐拉大，碳酸锂价格下降，未来工商业储能项目的投资回收期有望进一步缩短。

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

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

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

虚拟电厂是随电力系统发展应运而生的重要产物，它兼具电力资源生产和消费的双重功能，可完成实体电厂所不能实现的电力系统多项重要调节功能，在国内外均有实际的应用案例。当前虚拟电厂普遍存在获得收益方式单一的特点，导致受客观因素及市场环境变化影响较大，不利于长期健康发展。因此，探寻虚拟电厂获得收益的新模式具有现实的价值和意义。在电力保供的切实需要和国家及地方政策支持的双重助力下，智慧零碳电厂拥有广阔美好的发展前景。将综合智慧零碳电厂自身在应用前景和经济价值上的优势特点与公司能源保供的使命任务相契合，提出适合公司自身特征的综合智慧零碳电厂推进建设方案，既有利于综合智慧零碳电厂本身的推广应用，又进一步促进形成公司差异化竞争力与产业新板块。 1 虚拟电厂 ▌概念 虚拟电厂将不同空间的可调节（可中断）负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易。虚拟电厂新业态既可作为“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。 相较于传统电力能源生态，虚拟电厂下的生态系统最大的变化是，将传统电力能源生态系统中发输配用界限清晰，“源随荷动”的运行方式，转变为发电、输电、配电、用电界限相互交叉，同时兼具生产者与消费者的角色，运行方式表现为“源荷互动”，内部每一部分都是一个小能源系统，属于智能电网的拓展。 ▌虚拟电厂分类 1）负荷型虚拟电厂。指虚拟电厂运营商聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户（包括电动汽车、可调节负荷、可中断负荷等），作为一个整体（呈现为负荷状态）组建成虚拟电厂，对外提供负荷侧灵活响应调节服务。 2）电源侧虚拟电厂。在分布式电源发电侧建虚拟电厂。 3）源网荷储一体化虚拟电厂。集合发电电源和负荷用电用户为集中式电厂，作为独立市场主体参与电力市场，原则上不占用系统调峰能力。 ▌国内企业案例 某央企虚拟电厂平台聚合了自有电力用户中的钢铁、机场、化工、水泥、纺织等17家用户，负荷类型包含用户储能、熔炉、楼宇空调、自备电厂、可中断生产线等5大类，用户分布在南京、苏州、盐城、南通、张家港等7个城市，运行负荷峰值780MW，平均可调负荷300MW，聚合资源具有类型广泛、分布广、体量大的特点。 2022年1月，虚拟电厂平台成为五大发电厂唯一一家达到江苏省负荷聚合商注册条件并获得准入资格。截至2022年8月21日，累计完成需求响应29次、响应负荷3910 MW（单日最大320MW），相当于发挥了1台600MW火电机组的调峰能力，收益为3300万元。 ▌虚拟电厂的运营特点 1）虚拟电厂平台是典型的轻资产投资项目。虚拟电厂平台可由公司相关部门或成立新的部门牵头建设，软件系统由社会软件服务商提供。另外，还有少量的用户侧监测表计投资。因此，公司可在未增加投资的情况下增加供电规模。 2）聚合资源主要以负荷侧可调资源为主。目前，主要利用电力用户的可调资源或自有可调资源，尤其是工业负荷、充电桩、储能设施以及商业楼宇空调负荷、蓄热式电采暖等。而对于容量大、资源多而广的分布式光伏等可再生能源由于不可控，且精准预测能力不足，暂未纳入虚拟电厂。 3）虚拟电厂总体处于试点示范阶段。国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主。江苏主要参与需求响应市场，广东同时参与了需求响应市场和现货市场。但是，目前参与需求响应主要通过人工邀约通知方式参加，除了少量储能设施，均未实现虚拟电厂的自主优化调度控制，并非严格意义上的虚拟电厂。 4）虚拟电厂盈利模式需要进一步探索。虚拟电厂可以通过需求响应、辅助服务和现货市场获得收益。 ①需求响应。当前，虚拟电厂主要通过需求响应获得收益，依靠政策补贴电价的模式非常态化运作。需求响应时间有限，主要集中在夏冬两季及节假日。同时，虚拟电厂进入门槛低，而需求响应收益来源规模有限，随着聚合用户增加，不断稀释补偿收益，竞争将日趋激烈。 ②辅助服务。部分省份正在研究制定虚拟电厂参与辅助服务的相关政策，未来虚拟电厂可通过辅助服务市场获得部分收益。 ③现货市场。“售电+现货+虚拟电厂”将成为售电公司参与现货市场的重要盈利模式。 未来，虚拟电厂将更多地在现货市场创造价值，“售电+现货+虚拟电厂”将成为售电公司在现货市场通过优化用户用电曲线，节约用电成本，增强用户黏性，实现与用户双向价值创造的重要手段。 2 综合智慧零碳电厂 ▌对保供的意义及政策支持 ●意义 1）根据国家能源局数据统计，截至2022年8月22日，全国22个省级电网负荷创历史新高，除东北外其余5个区域电网负荷均创新高。 2）受到干旱和高温气候影响，四川水电大面积停机，电力负荷接连创历史新高，启动四川省突发事件能源供应保障一级应急响应。 3）以浙江为例，2021年全年最大负荷10022万kW，最小负荷为6600万kW。2022年预计最大负荷增加为680万kW、峰谷差超3600万kW、尖峰负荷为600万kW，而尖峰负荷小时数仅为20~45h。按传统方式，600万kW的尖峰负荷需求，需新建6台百万千瓦煤电机组，而全年运行小时数仅为20~45h，相当于进一步拉低全省火电利用小时数，新建机组利用率低。 ●政策支持 1）2021年7月26日国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，峰谷差率超过40%的地区，价差不低于4∶1，其他区域不低于3∶1；按程序推广居民分时电价，逐步拉开峰谷价差； 推动工商业用户进入市场，10kV及以上的用户要全部进入，扩大市场交易电价上下浮动范围，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。 2）2022年1月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《深化电力体制改革、构建新型电力系统指导意见》（未来十年指导电力市场建设的纲领性政策文件），鼓励户用储能规模化应用，支持微电网作为整体参与调度，支持分布式发电与同一配网内的电力用户进行交易，全面推广居民分时电价模式，提升配电网对分布式电源的承载能力。 3）地方政策落地。受地区电力供应保障压力影响，各地已加速出台参与电力市场、需求响应、电力辅助服务的实施细则，综合智慧零碳电厂落地具备实际条件。 ▌特点 1）应用场景广泛。之前，建煤电厂、风电厂、水电厂，主要是聚焦发电侧，发出电输送给电网，远、中、短距离都有，最后再送给用户。综合智慧零碳电厂是聚焦用户侧，虽然规模不一定大，但可以把各种场景结合起来。 2）经济价值高。①产出投入比更高，因为新能源是间歇性的，假如再搭配建设储能，在用户侧建50万的容量来支撑负荷顶峰，这个价值可能比在发电侧建200万的容量价值还要高。②建设速度快，这种综合智慧零碳电厂建设速度很快，3个月就可以建成40万容量，原来建火电厂，需要选址、设计、施工等至少2年，尤其是现在还要解决煤炭的供应问题。 3）保供是切入点。推进综合智慧零碳电厂的本质上是为了争取峰谷电价政策支持，开发户用储能，推进“三网融合”，进而占领用户端（C端）市场。因此，可分为“三步走”推进综合智慧零碳电厂。①大力推进屋顶光伏、县域开发三网融合；②“综合智慧零碳电厂”深入人心实现三网融合；③上线数字化平台与“综合智慧零碳电厂”融合，使真正形成公司的差异化竞争力与产业新板块。 ▌下一步着力点 综合智慧零碳电厂可以在新兴产业基础上形成的一个拳头产品。通过工程建设，争取实现如下突破： 1）技术突破。充分发挥集团技术猎头优势，寻猎最新技术成果并为我所用。积极配合“三网融合”平台搭建，争取“平台溢价”能力早日体现。加强与储能蓄能公司、蓄电池开发公司的合作研发，深挖电池梯级利用的潜力，争取储能系统成本有所降低。 2）政策突破。加快项目落地速度，建设内容不求全面但求有效。借当下保供的特殊时间点，争取实现电价峰谷差、隔墙售电或相关补贴政策的有利突破。 3）电网突破。通过村级户用储能的研究，争取与地方电网公司在农网合作模式（结算、运营、资产归属等方面）的突破。 4）金融突破。充分利用综合智慧零碳电厂双碳控制、生态融合、国家保供、乡村振兴、数字化、分布式等新兴产业特点，依托集团公司的规模、品牌优势，实现金融创新。 5）采购突破。发挥集团公司集采优势，通过对光伏组件、储能等大宗商品价格的科学研判，创新采购策略，实现采购成本降低。 6）合作突破。充分联合地方国资、小微企业，发挥各自在项目开发、实施、运维等方面的优势，全方位紧密合作，实现工程建设时间成本、建安成本和运维成本的降低。深度与新能源车企、4S店合作开发，嵌入相关软件，采用融资、分红等方式，提升其推广的积极性。

据路透社消息，一份为欧盟领导人准备的文件表示，到2030年，欧盟可能会对中国的锂离子电池和燃料电池产生依赖。这可能类似于欧洲之前对俄罗斯能源的依赖。 这份由路透社获取的文件，将成为10月5日在西班牙格拉纳达举行的欧盟领导人会议上，关于欧洲经济安全的讨论基础。 由于担忧中国在全球日益增长的经济影响力，欧洲各国领导人将讨论欧盟委员会提出的建议，旨在减少欧洲过度依赖中国的风险，实现更多的进口多元化。 由于太阳能或风能等可再生能源的间歇性特点，欧洲需要储存能源的方法，以实现到2050年实现净零二氧化碳排放的目标。 由欧盟轮值主席国西班牙准备的这份文件表示：“这将使我们对锂离子电池、燃料电池和电解器的需求激增，预计在未来几年这一需求将增长10到30倍。” 尽管欧盟在制造电解槽的中间和组装阶段处于有利地位，其在全球市场份额超过50%，但它在对电动车至关重要的动力电池上严重依赖中国。 韩国市场调研机构SNE Research公布的数据显示，过去4年内，中国企业在欧洲的动力电池装机占比持续提升，从2019到2022年分别为11.8%、16.8%、22.6%、34%。 中国化学与物理电源行业协会储能应用分会根据预测，中国在欧洲户用储能渗透率有望从2022年18%提升至2025年56%，全球户用储能渗透率在3年内也有望达28%。 如果不采取有力措施，到2030年，欧洲的能源生态系统可能会对中国有着严重的依赖。 根据欧盟官方数据，2021年，欧盟从俄罗斯进口的天然气占其总消耗的40%以上，石油进口占27%，煤炭进口占46%。 从俄罗斯减少大部分能源进口导致了欧盟能源价格的保障和消费者通货膨胀激增，迫使欧洲中央银行大幅提高利率。而这一举动随后就抑制了欧洲地区的经济增长。 文件表示，电池并不是欧盟能源体系脆弱的唯一一环。 “在数字技术领域可能会出现类似的情景。预测表明，对传感器、无人机、数据服务器、存储设备和数据传输网络等数字设备的需求将在2030年之前急剧增长。” “欧盟仅在部分领域有着较强的实力，但在其他领域显现出明显的弱点。”文件中这样表示。 文件还提到，到2030年，这种外部依赖可能会严重阻碍欧洲工业和服务部门急需的生产力增长，并可能妨碍农业系统的现代化。而这些都对应对气候变化至关重要。

北京时间9月13日，苹果召开了秋季新品发布会，发布会上，苹果推出业界首款3nm芯片A17 Pro，并介绍了A16仿生芯片以及迄今最强大的手表芯片S9 SiP，并推出了全新的iPhone15系列和Apple Watch系列产品。 不过这次的发布会上，更让人印象深刻的主角不是新的手机、手表，而是苹果精心准备的一场碳中和盛宴。 其中，苹果手表系列新品Apple Watch Series 9的碳足迹相比之前产品降低了78%，是苹果首款公开宣称实现碳中和的产品。这一产品的发布对苹果实现“Apple 2030”气候目标具有里程碑式意义。 据了解，Apple Watch Series 9系列均符合以下严格标准：制造流程使用100%清洁电力、30%为回收或可再生材料、50%的产品不使用航空运输进行运输。通过这些方法，每种型号的产品碳排放量至少减少了 75%。 电池方面，Apple Watch Series 9使用了100%可回收的钴，这不仅延长了电池的使用寿命，还在回收过程中大大降低了环境污染。而iPhone 15系列电池中钴金属、主板中的铜箔等也可循环再利用。 与此同时，为了减少对动物的依赖和进一步减轻生产过程中的碳足迹，苹果正在逐步淘汰iPhone手机壳中的皮革材料，并为新的Apple Watch系列产品推出了首个完全基于纤维的包装。 此外，苹果还在Home应用程序中引入了一个名为“Grid Forecast”的新工具，该工具可帮助用户了解他们的电力网络何时提供更清洁的能源，以便他们可以决定何时使用电力。 战略与进展 2020年，苹果已在自身运营范围实现了100%的可再生电力供应，达成碳中和，并计划到2030年实现全部产品足迹碳中和。 自2016年以来，苹果公司每年都购买足够的“100%可再生”清洁能源。随着新产品的推出，该公司同期的用电量增加了一倍多，达到3.2太瓦时。据估计，为了保持100%的可再生能源地位，苹果公司未来几年将需要在清洁能源项目上投资数千万美元。仅在2030年，它就需要额外购买3.1太瓦时的电力来维持这一目标。 截至2022年，Apple环境目标进展如下： 在本次新品发布会上，苹果还宣布将进一步推进全球供应链脱碳。 苹果预计，到2030年，将有超过300家供应商使用100%清洁能源制造Apple产品。新增来自美国、欧洲和亚洲的50余家供应商宣布践行上述承诺，推动了Apple供应商清洁能源项目的发展，这代表占Apple制造方面直接支出90%以上的供应商现已加入该项目。 低碳产品 为了实现其碳中和目标，苹果不断尝试在产品的材料、制作工艺等方面做“碳减法”。 回收（再生）铝金属材料是苹果全线产品中应用体量及范围最大的环保材料。其中，iPhone SE系列采用商用纯度低碳铝金属打造，iPhone 11系列采用100%回收低碳铝制造，Apple Watch Series 7、8系列采用了100%再生铝金属、Apple Watch SE表壳采用了100%回收铝可持续材料，MacBook与整个iPad系列产品外壳采用100％回收铝合金。 苹果产品中也采用了100%回收稀土、再生锡、再生金、再生钨、再生钴等材料。如iPhone 11 Taptic Engine部件全部使用再生材质回收稀土制成，稀土占比1/4，这也是苹果首款使用回收稀土材质的智能手机。苹果还在iPhone MagSafe中使用的磁铁中、iPad mini外壳和扬声器的磁铁中使用了100%回收的稀土元素。 自2019年之后，苹果逐年在产品中提高再生稀土的使用量。iPhone 13中的回收稀土元素比例为98%，在Apple Watch Series 7中达到99%；AirPods（第三代）产品中含有再生稀土成分比例为100%。自iPhone 12开始，触感引擎均采用100%再生钨制造。 苹果在产品中还使用了再生塑料。如iPhone13系列手机上的天线使用了升级回收的塑料水瓶材料，AirPods Max耳垫的网面织物采用了100%再生塑料。 在产品包装上，苹果将部分配件采用纸包装或100%回收纤维材料，替代传统的塑料、泡沫等。此外，苹果预计在2025年将在包装材料上实现全面“去塑化”。 科技公司“必争之地” 国际环保组织绿色和平发布的研究报告《迈向碳中和：中国互联网科技产业实现100%可再生能源路线图》显示，互联网科技产业和ICT产业的碳排放不断增加。受到了很多关注。 研究表明，随着全球ICT产业的快速发展，全球ICT产业的温室气体排放量将从2007年的1-1.6%增加到2040年的14%以上。在此背景下，科技公司的碳中和战略尤为重要。 不仅是苹果，亚马逊、微软、谷歌、Facebook、腾讯等全球范围内的大型互联网科技公司都将碳中和作为长期实现的目标之一。 亚马逊表示，到 2040 年将实现零碳排放； 微软承诺在十年内实现“碳负排放”，计划到 2050 年，将该公司自1975年成立以来的所有碳排放都抵消掉； 谷歌计划到2030年实现全天候零碳运营； Facebook计划到 2030 年实现其“价值链”的零碳排放； 腾讯提出，不晚于2030年，实现自身运营及供应链的全面碳中和； 科技公司的碳排放大多来源于供应链生产制造环节，实现碳中和转型已是企业降低成本、可持续发展的必然选择。

路透社9月13日消息，欧洲委员会于周三启动了一项调查，研究是否要为了保护欧盟生产商免受价格较低的中国电动汽车（EV）进口的影响而征收惩罚性关税，称这些进口产品受益于国家补贴。 欧洲委员会表示，中国在欧洲销售的电动汽车的份额已上升到8%，到2025年可能达到15%，并指出价格通常比欧盟制造的电动汽车低20%。 今年4月，以法国为首的部分欧盟国家提出中国电动汽车以补贴的形式，低于正常价格地出口至欧盟，对欧洲市场进行了不正当的价格竞争，至今，欧盟宣布将开始启动该项调查。 多家中国投研机构表示，如若调查价格补贴事项，实际上中国电动汽车在欧洲的售价远高于国内，所谓补贴之后低价竞争的逻辑难以成立。但从利己主义角度出发，所谓反补贴价格调查只是理由，核心是欧洲汽车工业在电动化领域进展较慢，已经落后于中美两国，但欧盟忌惮美国实力，会率先拿中国电动汽车企业开刀。因此，后续中国电动汽车企业出口欧洲预计将会受到一定的限制。 市占率上升 目前在全球市场，中国电动车已经占据主导地位。根据CleanTechnica的数据，今年7月份，在全球最畅销的20款电动车中，仅5款是外国电动车，其余15款均来自中国。 根据中国乘用车协会（CPCA）的数据显示，中国汽车出口在八月份激增31%。由于国内竞争加剧且国内需求增长放缓，从市场领导者比亚迪到较小的竞争对手小鹏和蔚来，中国电动汽车制造商正在加大力度扩大海外市场。 在欧洲市场，2020-2023年，国内电动车企业市占率从3%提升到8%，市场预期25年有望提升到15%，对欧洲汽车企业形成很大的压力。 目前，中国已控制全球电池产量的60%，不少欧盟国家担心，如果不采取反措施，中国公司将在主要西方经济体决定通过逐步淘汰传统内燃机车辆的销售来解决污染问题时，对电动汽车市场形成压倒性优势。 在美国也出现了类似的讨论。白宫正在努力确保在“通货膨胀减少法案”下为启动电动汽车产业而设置的大规模补贴不会用于中国技术。这是个问题，因为甚至像福特这样的公司也从中国的CATL获得了电池技术的许可，而CATL是目前世界上最大的电池制造商，并在欧洲拥有两家工厂。 众人忌惮 目前，由于大量资金投入与加强技术研发，中国已成为清洁能源汽车的主要制造者。预计今年，全球电动汽车的销量将增长近三分之一，达到1400多万辆，价值达5600亿美元。如果没有所谓的“公平”竞争，欧盟担心自己会在电动汽车产销热潮中掉队。 “全球市场现在被价格更低的电动汽车淹没。而它们的价格由于巨额的国家补贴而被人为压低。”欧洲委员会主席乌苏拉·冯·德莱恩在她的年度演讲中说。 而在一周前，冯·德莱恩与中国总理李强在新德里进行会晤。据中国的报道，在本次会晤中，李强总理敦促冯·德莱恩，“希望欧盟秉持市场经济和公平竞争的原则，保持贸易和投资市场开放，并为中国企业赴欧投资经营提供公平、透明和非歧视的环境”。 6月，POLITICO报道，此举是巴黎的关键要求，此次针对中国的行动让法国部长们感到非常满意。法国经济部长布鲁诺·勒梅尔在柏林表示：“我欢迎这次调查。如果这些补贴不符合世界贸易组织的规定，欧洲必须有能力进行反击。” 德国经济部长罗伯特·哈贝克也对此决定表示欢迎。他在与勒梅尔的联合新闻发布会上说：“这是关于不公平竞争的问题。这不是为了阻止高性能、低成本的汽车进入欧洲市场，而是要看看是否存在为其创造不公平竞争优势的隐藏的、直接或间接的补贴。” 但欧洲汽车行业表示担忧——尤其是那些中国市场关系密切的德国汽车制造商。一位匿名的汽车业游说者说：“从商业角度看，这存在受到报复的风险。” 强烈反对 据了解，本次反补贴调查涵盖了来自中国的电池动力汽车，也包括在中国制造的非中国品牌，如特斯拉、雷诺和宝马。 欧盟中国商会随即发布《关于欧盟宣布对华电动汽车发起反补贴调查的声明》，声明中提到，敦促欧盟客观看待中国电动汽车产业发展，而不是随意动用单边经贸工具来阻止或提高中国电动汽车产品在欧发展和经营成本。 欧盟中国商会指出，欧洲市场的开放应体现在具体的行动上，并应为外国企业提供公平、公正和无歧视的营商环境。如果仅因产品来源地而做出市场排除的做法，将有违欧盟在世贸组织的承诺。 根据测算，中国新能源车欧洲出口份额占出口总份额的30%以上（包括特斯拉中国），如果未来关税等贸易保护政策实质性落地，可能倒逼国内车企出海欧洲布局产能，比亚迪、上汽集团、吉利等车企已积极加速出海进程预防未来海外贸易保护政策风险。

各路人士在讨论虚拟电厂的时候，带有四种不同的思维模式，而虚拟电厂正是在这样的相互启发与融合，有时候是碰撞中，慢慢浮现出来的。 一、电网思维 当下虚拟电厂建设的主力是电网，电网的商业模式为自然垄断环节的运营服务，通过过网费获得收入。 电网对虚拟电厂的核心诉求包括： 安全稳定：这是第一位的，一方面是电网企业的社会责任和舆情压力，另一方面安全稳定是运营服务质量的最根本表现，也直接与电网业务收入挂钩。 出于安全稳定的需求，电网企业希望增加负荷侧的管理能力，建立负荷侧可调节资源池，这是虚拟电厂当下最主要的动因之一。 电网投资：过网费的核定，主要基于成本定价，电网最主要的成本来自设备资产折旧。资产越多、折旧率越高，电网当期的过网费收入就越高，全世界所有的电网（甚至基础设施网络的特许运营商，比如燃气、自来水公司），都有扩大资产规模、增加投资的冲动。 所以虚拟电厂业务对电网来说，能否增加投资是直接的考量。但虚拟电厂严格意义来说又只是一些ICT领域的投资，并不涉及到大规模的主设备投资，所以投资的规模并不大。 从某种程度来说，虚拟电厂“削峰填谷”能力的建设，有助于缓解电力输送通道的堵塞，延缓甚至避免电网投资，降低输配电价，但这某种程度又与电网的扩大投资需求背离，所以也是某种复杂价值网络的博弈点之一。 内部创新：电网企业存在一定的“内卷化”趋势，虚拟电厂成为电网企业拓展新业务，无论是调度还是营销部门，都把“负荷侧资源管理”作为业务创新的机会，甚至开展了内部竞争。 二、投资思维 在投资思维看来，新能源和虚拟电厂的本质，和房地产没有区别：选择一个合适的地块进行投资、开发、建设和运行管理，从运行期的收入中获得投资的合理收益。 对于光、储、充的投资商来说，虚拟电厂是运行期的收益方向之一，甚至成为包装企业拉高估值的最佳题材——毕竟现在光伏收益率在下降、工商业储能在企业端的收益不确定、充电桩几乎很难盈利。而虚拟电厂的概念落地，正好可以让这些负荷侧资源，在电网和市场侧有了更多的变现机会。 当然，回到事物本质，虚拟电厂无论是虚拟的资产，还是实体资产，其核心无非是资产获取、资产保值增值。 资产获取：更侧重于客户侧的项目关系和项目开发能力，虚拟电厂与分布式新能源、分布式储能、充电桩的客户对象高度重合，这也是大量光储充企业关注虚拟电厂的原因之一。 资产收益：需要进一步明确虚拟电厂的产品形态、定价模式、交易模式、结算模式，以更为市场化的方式落地，而不是简单依靠补贴和需求响应事件：比如今年几乎没有需求响应，导致虚拟电厂的获利空间被压缩。 此外，投资思维长期沿袭房地产和新能源的开发模式——相对简单直接：拿地、找钱、建设、交付后等着收钱。 而虚拟电厂本身是“重运营、重资产组合管理、轻投资”的业务逻辑，是一种精益化的运营管理，这对投资者的资产管理能力，尤其是投后的管理提出了很高的要求。 三、产品思维 产品思维的逻辑是：明确的需求和产品功能形态，清晰的定价体系，可快速大规模复制，通过直销或渠道模式快速销售回款。无论是硬件产品，还是软件产品，都遵循这种模式。 而清晰的边界和可大规模复制销售（单品-爆款），是传统式产品思维的核心。 但是虚拟电厂目前很难成为这种产品。 从产品的开发（供给端）看：虚拟电厂是负荷侧各类资源的灵活聚合和调控，这种灵活性体现在时空各个尺度： 在时间尺度上，无论是储能的充放电时段，还是负荷在不同时段的可调节潜力，都与每家企业的负荷曲线-生产经营计划-实际运营需求密切相关，企业生产过程的不确定性，比如商业企业的出租率、客流；制造业企业的订单和排产计划，都会直接影响负荷-储能资源的时间特性。 在空间尺度上，对负荷集成商来说，所有可调节资源分散在用户配电网-公共配电网的不同节点上，如何实现空间资源的组合优化，并与时间特征、买方的价值特征结合。 从产品的需求方看：细分的客户包括：电网运营商、售电公司、新能源投资商、电力用户等。 即使是电网运营商，由于管辖权不同，其需求也存在巨大的差异： 由于省调（本质是输电网运营商TSO）负责的是220kV及以上的，输电网级别的，大尺度的电力电量平衡。所以目前主流的，省调主导的虚拟电厂，更接近于大型负荷、大型工商业储能电站的AGC直调模式，省调更看重调频能力而非调峰（严格意义上调峰是电量现货市场的调节范围）。 对于配网运营商（DSO）来说，他们更关心某条配电线路的，微观的、动态的阻塞问题，并且这种阻塞与某家（或者某一批）用电企业的具体负荷特性直接相关。 在成熟的辅助服务市场需要提供这类交易品种，即可以按某条线路的负载率，精确到地理位置上的某条配电线路，甚至配电线路的某个断面上购买可调节资源。 这种灵活性、个性化的特征，决定了传统的统一产品思维，是很难适应虚拟电厂的发展需要的 虚拟电厂是一种真正意义上的“能源互联网产品”，是基于数字化技术的分散式资源灵活协调服务，更接近“互联网虚拟机”。 也就是一种互联网思维下的新的“产品观”，即基于数字化能力去抽象，并用数字化微服务的灵活架构，去适应海量、多元、多变的场景化产品需求，与传统意义上的软硬件标准化产品截然不同。 四、服务思维 谈到这里，我认为这种新的产品观在虚拟电厂领域的落地，其本质就是基于数字化技术，构建的一种双边场景化服务产品。 一边是企业端、负荷侧的各种灵活资源开发与服务，与企业能源服务融合，与企业的生产实际结合。 另一边是市场端、电网侧的资源灵活组合，灵活定价与销售，甚至可以让虚拟电厂买家自行确定需要的资源-价格组合，类似可以在互联网上灵活地定制购买需要的虚拟服务器性能。 虚拟电厂平台需要具备这样的能力，去撮合两端的各种不确定需求，而且这种B2B的业务平台，不仅是一套软件平台， 更是面向双边客户的，数字能源场景化产品的销售和持续交付，类似互联网公司的线上（比如电商）和线下（物流快递）体系的深度融合。 五、总结一下 虚拟电厂是一种线上+线下，买家+卖家的B2B平台模式，是一种真正的能源互联网服务产品。 正因为它带来的是一种新的价值观和产品观，所以对传统电力系统的玩家，无论是发电、输电、配电、售电，都带来了新的机会，也形成很大的挑战。 如果按照传统的模式玩，虚拟电厂就不是虚拟的——比如调度直调的所谓“虚拟电厂”，把储能项目当火电厂去运行管理， 你都看得到了实体资源了，这还叫虚拟么？ 虚拟电厂的真正成熟，一方面有赖于电力体制的深化改革，明确市场的组织者、市场的监管者、产品的提供者、产品的购买者、交易的方式和规则，各自的边界有法律框架和监管保障。 另一方面，有赖于电力市场化的成熟，电力市场化不是简单的建个电力交易中心，而是电力体系的市场化过程，就像证券一二级市场的配合成熟，带来创投基金的机会，并推动产业创新。 电力市场化包括一级市场（场内）和二级市场（场外），甚至电力金融市场等，仰赖于一系列市场体系的相互协作和高度成熟化。 虚拟电厂大量的产品，由于其“低散小”的资源聚合特性，与配电网物理网架的高度关联，交易的分散化特性，本身就不适合集中式交易。 如何在二级市场进行虚拟电厂灵活交易，比如“负荷聚合与隔墙售电结合”，反过来更依赖于资产确权、定价、交易、交割、结算各个环节的高度专业化、精细化和数字化，离不开区块链技术的帮助，能源互联网和数字化技术的深度融合成为可能。 只要市场活起来，在法律框架之内，一切皆有可能。