虫虫说电力改革 - 节目列表

近日，由国家能源局牵头的《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》（征求意见稿）发布。该文件提出，新能源基地送电配置新型储能主要用于调峰和提高基地送电可靠性，根据调度运行需要可考虑用于为系统调频、作为事故备用等功能。新能源基地送电配置的新型储能电站应考虑主要布局在输电通道送端。受端电网具备条件的情况下，可进一步优化送端储能配置。按照布局及作用不同分为集中布置新型储能电站与分散布置新型储能电站。分散布分散布置新型储能电站可考虑在新能源场站或新能源汇集站布置。主要作用为平抑新能源出力波动，减少新能源弃电。分散布置新型储能电站配置，应满足新能源基地外送曲线的要求。集中布置新型储能电站主要配置在枢纽变电站或外送通道换流站。新能源基地送电配套的新型储能规模应在综合考虑配套支撑电源的调峰能力和其他调控手段基础上，以国家对外送输电通道提出的可再生能源电量比例、新能源利用率等技术指标要求为约束开展计算分析。生产模拟测算中，通道配套支撑性电源或调节电源最小技术出力应按设计值考虑，支撑性煤电原则上应不高于30%额定功率；支撑性气电原则上没有最小技术出力限制；支撑性水电要结合水电丰枯期出力特性统筹确定水 电的最小技术出力；抽水蓄能原则上没有最小技术出力限制，可实现200%的调峰能力。新型储能方案经济比较应在技术方案优选基础上进行，方案经济比较应统筹考虑 送电通道配套电源、储能、汇集及外送线路的经济性，综合评估新型储能规划方案的经 济性，对各备选方案进行经济分析和效果评价，为新能源基地送电方案的优选及投资决 策提供依据。。

虚拟电厂的泡沫与困境，软科学的思考 虚拟电厂最近还是比较热，比如山西的虚拟电厂参与市场化交易新闻。 可能电力行业绝大多数人是自然科学的背景，无论是特高压、新能源大基地、储能、乃至综合能源，工程技术思维始终占据主导，虚拟电厂也是如此。 比如从驱动力上看，目前虚拟电厂更多是技术驱动的，把负荷侧资源用5G+ 云平台管理起来，然后参与电力交易。同时又是工程思维化的：怎么用最快的实施方法，占据3%-5%的可调负荷。 在《技术革命与金融资本》一书中，作者的观点是：任何重大的技术创新，都是制度变迁、技术变迁、经济变迁的复杂动力学产物（软科学）。 所以当下更需要用软科学思维，去审视虚拟电厂、新型电力系统的发展。 什么是软科学？ 软科学是指社会科学和人文科学等非自然科学和工程技术领域的学科。它研究人类社会、思想、文化等方面问题，软科学与自然科学相对应。 虚拟电厂，从自然科学到软科学 从自然科学角度，虚拟电厂是负荷侧各类资源的统一管理和控制。 正是这种思维，导致虚拟电厂在缺乏足够的商业模式和用户粘性，全球都是如此： 当辅助服务市场收益和补贴不足以支持虚拟电厂的持续投入，那么虚拟电厂很容易就沦为“成本性工程”。 对电网来说，用输配电价成本去覆盖负荷控制的投入；对发电企业来说，用新能源投资成本去覆盖。 但即使不考虑盈利，虚拟电厂作为一项业务也很难持续：负荷的使用、管理和预测，是用户生产运营环节的事情，而不是从发电企业或者电网企业立场出发的。 比如虚拟电厂里的V2G场景，用户想要的“随时随地用车需求”，和电网希望的“车辆向电网倒送功率”的需求，很多时候是矛盾的。 这里就是一种软科学思考了，因为虚拟电厂的技术，需要内嵌到“用户的使用习惯”这种制度性，以及“用户需要拿到多少补贴才能改变使用习惯”这种经济性问题上了。 虚拟电厂处于导入期 《技术革命与金融资本》中，对新技术的应用分为两个周期：导入期（包括爆发阶段和狂热阶段）和展开期（包括协同阶段和成熟阶段）。 在导入期，新的技术被发明，并且被金融资本所追捧，被小规模的应用，看似前景一片美好。但是由于新技术和基于旧技术的经济、制度之间无法自洽，导致金融泡沫破裂。 但是新技术的扩散，使得经济、制度层面开始慢慢变革，接受新的技术，发展出新的框架去容纳，并构成新的自洽，这时技术进入展开期，真正的黄金时代到来。 虚拟电厂目前只是在导入期。电力行业，以及整个社会生产部门，基于原有的经济和制度模式，是无法适应以虚拟电厂为代表的，新能源和数字化相互融合的，技术上新型电力系统的，所以需要能源革命的体制革命。 这才是虚拟电厂面临的根本困境。 没什么新东西 昨天和某位学者聊天，他在参与一项新型电力系统的国家课题。 他说：新型电力系统的一次设备、自动化和通信，乃至调度、设备管理这些专业，没什么新东西，电网公司都做得很好了。还有啥可以深入研究的？ 作为自然科学的工程技术领域，新型电力系统绝大多数技术都是完备的。 恰恰作为软科学的社会、经济、制度、市场营销、管理等方面，恰恰具备重大创新的可能，而且这种软科学创新，反过来会带动工程技术的更多创新可能。 苹果是深谙此道的高手，苹果手机的绝大多数技术，都并非工程原创，比如最早的触摸屏，到iphone14的灵动岛。 但是苹果能把触摸屏智能手机、IOS智能操作系统、音乐Store、APP内容分发机制、icloud云计算，甚至CarPlay车载交互，深度的融合与相互嵌入，构建了一个新的经济模式（内容分发）和新的制度模式（苹果技术生态）。 虚拟电厂，软科学里的综合创新 我把虚拟电厂，看成是新型电力系统最后一公里创新的高级应用。 1、虚拟电厂是新型电力系统的一部分 新型电力系统包括了新的电源、新的电网、新的负荷、新的体制（经济模式和制度模式）。 新型电力系统的核心价值，是绿色电力的生产效率大幅度提升。新型电力系统要解决的矛盾是，原有的电力系统的经济模式、体制，是为传统电力的大规模、低成本传输而设计的，对于绿色电力来说，并非整体最优。 2、虚拟电厂是新型电力系统最后一公里的问题 要实现绿色电力全要素劳动生产率的提高，必然需要发用匹配，需要解决用电侧最后一公里的管理和控制问题。 这不是虚拟电厂能解决的，而是需要构建虚拟电厂的基础。 一个典型的高压电力用户，最后一公里的配电系统也是较为复杂的，一般要经过多级的配电线路，才能达到末端负荷。 而虚拟电厂想绕开最后一公里，一杆子捅到末端负荷（当然是主要负荷），这个逻辑也很难成立，关口的净功率曲线，是每一个回路，每一路负荷的总加，这个总加既有线路拓扑的结构关系，也有相互叠加的时间关系。 3、最后一公里是一个综合问题，虚拟电厂是上层应用 需要把最后一公里打穿，这不仅仅是技术上的，也是制度上的，更是技术-经济-制度三要素的自洽的。 小的自洽，是最后一公里，如何推动客户配电系统运行管理的制度变革和经济变革，让负荷侧的资源更好的聚集和调度，以满足电力市场和电网的需求。 大的自洽是用电端的虚拟电厂、综合能源服务、分布式光储充，与电网端的微电网-配电网-输电网的新的平衡体制，以及发电端的大规模集中式风光储+火电灵活性融合，如何在新型电力系统的条件下，构建新的体制、新的经济模式。 所以，虚拟电厂不是一个具体的技术应用，或者某一个部门、某一个专业的业务问题，更像是解决多层次自洽协调下的，在展开期的协同阶段才能真正落地的一个上层应用。 虚拟电厂目前没有解决的软科学问题 如果不解决自洽的问题，虚拟电厂是不可能真正获得用户私有负荷资源的调度权的。 只有在技术层面（新能源+数字化）、运营制度层面（从简单设备运维到综合能源服务管理）、经济制度层面（建立各类实体和虚拟产权、各类资产价格、各类资产的多层级交易机制），形成正向闭环的自洽，而不是技术与制度、经济的互锁，虚拟电厂作为这个复杂系统的上层应用才会成为可能。 就像如果没有苹果、安卓之上的移动生态构建，乃至商品营销、零售业开放、物流体系的彻底革命，是不可能出现“抖音直播带货"这个上层应用的，即使有也是一个电视购物卫视频道而已。 所以在可能的，面向新型电力系统的新体制、新经济出现之前，我认为： 虚拟电厂现在，可能存在导入期的投资泡沫 从广义系统动力学的角度，泡沫破裂不是坏事：2000年前后互联网”.com泡沫”的破裂，是互联网技术深度耦合与改变社会体制、经济关系，从冲突关系变为自洽关系的开始，也是后来以BAT为代表的优质互联网企业发展的起点。 可能新能源、储能、虚拟电厂投资泡沫的破裂，才是真正新型电力系统开始之时。 做好有长期价值的事，慢慢来。

2022年印度太阳能出口同比增长321%，进口下降25%。 2022年，印度出口的太阳能电池和组件价值5.61亿美元，相比去年1.34亿美元，同比增长321%，美国依然是印度最大的太阳能出口市场。其中2022年下半年，印度对美国出口的光伏组件装机容量大幅增长，这主要是由于美国对中国进口光伏组件的进行制裁。数据显示，仅在10月至12月期间，出口数量就占全年出口的建66%。 据商务部数据统计，2022年印度进口太阳能电池和组件总价值26亿美元，相比去年35亿美元，同比下降25%。但值得一提的是，2021年，由于印度的光伏行业已经从新冠疫情的不利影响中恢复，且延期项目也逐渐回复，刺激了2021年进口量较高增长。 影响进口的两大因素 2022年4月，印度对进口光伏组件和光伏电池征收的基本关税(BCD)生效，关税实施后，进口连续三个季度下降。而在此前的两个季度，印度太阳能开发商储存了约10GW的太阳能电池组件，以节省成本。 此外，依据批准实施的型号和制造商批准清单(ALMM)政策规定，获得政府资助的项目禁止使用进口组件等产品，ALMM清单是防止从中国公司进口太阳能设备的非关税壁垒，在BCD和ALMM双向限制下，太阳能组件进口一度陷入停滞。 据悉，近日印度电力部部长R.K.Singh表示，印度政府已经决定将批准的型号和制造商名单(ALMM)期限放宽两年实施，以破解国内制造能力不足的瓶颈。一旦ALMM解除，进口将恢复，并将反映在2023年的数字中。 值得关注的是，印度设定了到2030年太阳能装机量达到280GW的目标，但截至2022年9月，装机容量约为60GW。

ChatGPT对电力行业有什么影响？可以在哪些业务中应用？ 围绕ChatGPT，记者对中国电力科学研究院有限公司人工智能应用研究所智能认知团队进行了专访。 1 ChatGPT的“智慧”从何而来？ 作为一个语言模型，ChatGPT效果惊艳，对于人类自然语言的理解和处理表现得游刃有余。究其原因，一是技术方面，ChatGPT采用人类强化反馈学习（Reinforcement Learning from Human Feedback，RLHF）和基于上下文的提示学习技术，模型训练时将人类对算法结果实时反馈，同时模仿人类的提问直接输入模型。二是数据方面，模型预训练数据量达到45TB，学习了大量的文本和对话集合，认知能力得到显著提升。 2 ChatGPT对电力行业有什么影响？可以在哪些业务中应用？ 人工智能会取代一部分创造性不高、创新性不强的工作，对于需要判断力、创造力等推理能力需求高的工作，人类和人工智能将共存协作。电力领域业务专业性强、复杂度高，单靠人工智能无法满足安全、精准的运行要求，借助强大的ChatGPT技术辅助电力业务应用是目前的研究趋势。 在电力营销领域，ChatGPT可用于创建能与客户进行对话的聊天机器人，将其用于客服智能问答应用，实现全天候不间断服务，解决客服中心运营资源短缺的难题。 在电力运检领域，ChatGPT可用于工单、工作票的文本自动生成。检修人员无需更改自己的表述习惯，由智能应用自动分析关键信息并自动生成表单，减轻检修人员的工作压力，提升记录、归档流程效率。同样，ChatGPT也可用于电力调度领域，服务智慧城市电网调度业务，辅助生成调度操作票。 3 未来，该技术在电力行业落地应用时会面临哪些挑战？ ChatGPT属于认知智能领域的应用之一，将其在电力业务场景进行落地应用面临诸多挑战。在技术层面，ChatGPT依托模型GPT-3.5，其前身模型GPT-3训练数据量达45TB，总训练成本超过1200万美元，对数据量、算力要求极高，这是电力行业数据智能落地应用的首要难点。在应用层面，ChatGPT也有一定的局限。 由于训练数据有效性截至2021年，相较传统搜索引擎，其无法实时访问最新的事件进展。因此，要在电力行业推进该项技术落地，还需进一步布局具备国际领先水平的数据算力，推动电力乃至能源行业领域数据共享、互通。

2022年光伏行业成绩 过去的一年，光伏行业成果丰硕，实现了新突破。 一是光伏发电年新增装机首次突破8000万千瓦，达到8741万千瓦，同比增长60%，再创历史新高，成为新增装机规模最大、增速最快的电源类型。二是分布式光伏年新增装机首次突破5000万千瓦，达到5111万千瓦，同比增长75%，占全部光伏发电新增装机规模的60%，成为新增光伏装机的首要力量，并呈现集中式电站、工商业、分布式户用光伏三分天下的新格局。三是光伏发电总装机突破3.9亿千瓦，仅次于火电、水电，成为装机规模第三大电源。四是光伏年发电量首次突破4000亿千瓦时，达到4250亿千瓦时，新增发电量约1000亿千瓦时，占全部新增发电量的30%。可再生能源替代效果日益明显，成为能源绿色低碳转型的有力支撑。五是光伏产品出口首次突破500亿美元，同比增长超过80%，成为我国外贸出口的一大亮点，在稳投资、稳增长、稳就业、稳外贸等方面发挥了重要作用。 过去的一年，光伏行业政策体系更加健全完善。一是国务院办公厅转发关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案。这是继2013年国务院印发关于促进光伏产业健康发展的若干意见之后，中央层面在新能源领域出台的又一部重要政策性文件，为行业又好又快发展提供了强有力的政策支持。二是首次以九部门联合发文的形式印发可再生能源十四五发展规划，为行业发展提供规划引导、稳定预期、形成部门合力的积极作用。三是坚持集中式、分布式并举。组织开展以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型光伏、风电光伏基地建设和整县屋顶分布式光伏开发试点，成为促进行业发展的重大举措与重要抓手。四是在广泛征求行业各方意见的基础上，修订发布新的光伏电站开发建设管理办法，主动适应行业发展新形势新要求，既促进发展，打通堵点难点，又规范秩序，推动良性发展。五是聚焦产业链失衡问题，多部门联合印发关于做好光伏产业链供应链协同发展工作的通知，促进光伏产业链健康发展，保障和促进产业链、供应链安全稳定。 越来越多的国家把加快发展以光伏为代表的可再生能源作为推动能源转型以保障能源安全的根本之策、长远之计，制定更高的发展目标，出台更有力的支持政策，全球能源绿色低碳转型的进程进一步加速，光伏行业迎来了更大的发展机遇，前景更加广阔。与此同时，过去的一年，我国光伏行业也暴露出一些问题，产业链协同不够，尤其是上游硅料价格起伏波动较大，光伏用地、用林、用草、用海政策有待进一步明确，影响项目落地，实施光伏强制配套产业、配置储能现象能时有发生，尤其是储建见而不用，光伏与电力市场的收益风险加大等，这些问题需要各方认真研究，共同推动解决。 建议：一是坚持以高质量发展为主题，保障行业高质量发展是行业的首要任务。既要实现量的快速增长，扩大装机规模，更要确保质的有效提升。一方面加强产业协同，树立互利共赢的理念，积极构建良好的产业生态，共同维护产业链和供应链安全、平稳、可靠；另一方面，加强行业制定理性投资决策，防止无序竞争、恶性竞争，持续优化营商环境，共同维护市场秩序的规范有序。二是坚持创新是第一动力，推进先进技术的规模化应用。降本、提质增效是行业发展的主旋律，谁能在技术创新中占据先机，谁就能在市场竞争中胜出。当前，更加先进高效的技术路线有待各方持续发力，抓住技术水平之一核心竞争力，加大创新投入，利用好应用市场需求旺盛，特别是大型风电光伏基地建设的契机，积极推动先进技术的规模化应用，带动技术进步、成本下降、产业升级。三是坚持要素保障，营造行业良好的发展环境。土地是行业发展必不可少的支撑要素，加强与自然资源等部门的沟通协调，研究推动出台光伏用地用林、用草、用海政策，为行业发展提供有力的土地要素保障。同时，将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决建而不用的问题。 当前，电力市场改革深入推进，新能源参与电力市场是大势所趋，加强研究，主动适应，提前应对新挑战，提高光伏参与电力市场的能力，研究适应新能源特点的电力市场机制，稳定投资预期。四是坚持融合发展，拓展光伏应用新场景、新模式、新业态。光伏发电兼容性强，能够与建筑、交通、农业等领域融合发展，实现空间的综合效益与增值利用优势明显。目前已有部分沿海省份规划布局海上光伏，相关企业也正积极参与，海上光伏进入了起步发展阶段，发现新场景，进一步拓宽光伏发展空间。

新型储能发展成效初显难题仍存 随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，逐步成为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的关键技术，为新能源消纳、电网控制能力提升提供重要支撑。 技术“多点开花” 长时储能被寄予厚望 现阶段，我国储能存在多种技术路线，其中抽水蓄能以其技术成熟、效率高、容量大、经济性好等优势占据主要市场。但随着新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能难以完全满足调峰调频需求，以电化学储能为代表的新型储能应运而生。2月13日举办的国家能源局例行新闻发布会上数据显示，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。 从中关村储能产业技术联盟（CNESA）了解到，从技术应用上看，2022年，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，新增投运装机规模首次突破600万千瓦，时长仍以1~2小时为主，4小时以上的项目开始增多，如新疆、河北、青海、西藏等地已布局了1000万千瓦以上的项目。 其他技术路线规模实现突破，应用逐渐增多。压缩空气储能方面，正在由10万千瓦向30万千瓦功率等级方向加速发展，2022年新增压缩空气储能项目（含规划、在建和投运）接近1000万千瓦，单次储能时长最高达12小时；液流电池方面，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工；钠离子电池方面，国内最大规模钠离子电池项目落地安徽阜阳，规模3万千瓦/6万千瓦时；飞轮等短时高频技术方面，需求开始慢慢增大，已有30万千瓦以上的项目处于规划中。 目前我国储能技术已实现“多点开花”，但储能技术发展依旧存在掣肘，仍需要不断强化技术创新。 在技术方面，尽管各种储能技术都发展很快，但总体来说，当前技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求；部分储能技术的成熟度尚需提高，部分核心技术还未完全掌握。要强化储能技术创新，通过项目和政策支持，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术等研究，突破一批具有关键核心意义的储能技术。同时，不断推进储能技术与装备的研发示范，通过不同技术路径和场景的应用示范，探索技术创新方向。在技术示范的基础上，加强引导和扶持，促进产学研用结合，加速技术转化。 基于国内资源禀赋，要加快建设布局抽水蓄能电站，加速新型储能技术创新突破与商业化应用，储能设施应实行大中小相结合、发电侧电网侧用电侧布局相结合、集中与分散建设相结合、多品种多业态并存。国家需要建立完善相关价格政策和激励机制，有序推进储能技术创新和产业链、价值链共建共享。 此外，以液流电池、压缩空气、重力储能、熔盐储能、液态空气、铅炭电池、氢储能等为代表的多种长时储能技术也被寄予厚望。 《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）明确，针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展。 据不完全统计，2022年，浙江、山东、河北、青海等多地公布了新型储能示范项目名单，项目数量和装机量均大幅增加，总装机约1800万千瓦，其中长时储能的项目装机占比显著扩大。 业内专家预测，未来新型储能发展一方面配置时长将由“十四五”时期的2~4小时逐步延长至6~8小时，新能源装机占比达到15%~20%后，4小时以上的长时储能需求将成为刚需；另一方面，新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧发挥电力支撑作用。 据了解，在市场方面，截至2022年底，已有10余家长时储能企业完成融资，融资金额总计超10亿元，技术路线主要集中在压缩空气储能和液流电池储能领域。南方黑芝麻、创维新能源、龙净环保等企业也在“跨界”参与其中。 创新商业模式 期待市场机制改革再深化 业内人士普遍认为，目前储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期。 对于储能商业模式发展方向，《方案》明确，加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。在政策的催化下，2022年全国电力市场机制改革深化推进，新型储能商业模式被不断激活。 2022年，山东省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得收益；甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益；南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。 目前虽然新型储能发展速度非常快，但是我们认为收益和商业模式问题仍然没有得到很好的解决。目前新型储能在国内还没有一个稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，受政策影响非常大，商业模式还不清晰，盈利是比较困难的。 据了解，现阶段，在工商业电价差较大的地区用户侧储能初步具备盈利能力，而其他应用场景缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设的驱动力不足。 在辅助服务市场政策较好的地区，储能参与调频的收益较为可观，随着新版‘两个细则’的推动，按效果付费的改革思路正在各区域推进，新型储能参与的市场品种正逐步增加。目前新型储能参与辅助服务市场依赖政策的稳定和市场价格机制。在成熟的电力市场中，新型储能可以参与现货市场、辅助服务市场、中长期市场、容量市场，通过参与不同的品种交易，更好发挥其容量价值和电量价值，获得多重价格收益，形成可持续发展的商业模式。 当前储能电站等项目参与辅助服务的种类比较单一，储能电站的功能在设计建设初期就已经确定了，但实际上储能资产的利用率要提升，应在不同时间段参与不同的辅助服务，提供不同的辅助服务，开展‘分时复用’的商业模式，以提升储能电站收益，实现利益最大化。要促进各种类型、各种产权性质的储能项目能够共同参与市场，并要逐步降低准入门槛。 值得关注的是，目前我国共享储能的模式发展比较迅速。共享储能可作为独立主体参与市场，可通过容量租赁费、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道获得收益，可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资。青海、湖南、山东等地依据不同的需求，已陆续开始建立相应的共享储能的商业模式，但是普遍没有形成较好的盈利性。 未来应如何推进储能的商业化和规模化发展？ 应结合储能应用场景，积极探索电力市场、‘新能源+储能’、削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式，扩大各侧储能盈利空间，吸引各方主体主动投身储能发展与建设。尽快建立能够直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制；根据未来新型电力系统的实际需要增加新的辅助服务品种；建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制。

这三年，23000亿砸向光伏！ “双碳”风潮下，光伏赛道火热，过往三年中，产业链不同环节强劲扩张。 从2020年至2023年初，从多晶硅、硅片、电池、组件等核心具体环节，以及光伏玻璃、胶膜、金钢线等辅材环节，累计可查的投资总额（公告）超过20000亿元。如果加上其他未具体明确投资环节的巨量产能投资，总投资规模将超过23000亿元。 狂热之下，未来光伏出现阶段性产能的绝对的、严重的过剩成为必然。“过剩”通常是竞争市场的常态，但“绝对的过剩”或巨量的过剩，必将引起惨烈竞争和强烈的洗牌。 一，多晶硅环节，过往三年累计投资分别为207亿、2200亿和4500亿，明显加速度。 从2020-2022年，多晶硅领域累计投资额度超过6907亿元，成为各路资本蜂拥而入的关键环节之一。除了通威股份、协鑫科技、特变、大全和东方希望等老牌多晶硅企业，这一赛道还涌入了宝丰、丽豪、吉利等各路新竞争者。最新消息是，吉利科技集团正积极构建光伏上下游布局，规划2025年多晶硅年产能达到20万吨，2030年达到50万吨，成为行业龙头企业之一。 产能预期方面，多晶硅环节，以2024年底452万吨的多晶硅料产能，以对应产能的测算逻辑，2024年分别对应：1678.8GW的硅片年产能；1626.8GW的电池片年产能；1577.1GW的组件年产能。 2，过往三年中，硅棒/硅片的投资总额分别为超600亿、800亿和1572亿，总计超2900亿。 硅片环节原本是“双龙头”引领局面，隆基和中环的先发优势非常明显，二线梯队虎视眈眈，更多竞局者跃跃欲试。过往三年中，硅片环节涌入大量新的投资者，比如阜新新能源、金阳新能源、和邦生物、双良节能、江苏新潮、三一集团等等。 3，过往三年，电池与组件环节投资总额分别为3106亿、2200亿和超3000亿，累计超8300亿元。 过往三年中，隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯、东方日升等老牌组件企业均加大扩张力度，此外，正泰新能、锦州阳光、中环股份以及海泰新能、中利腾晖等多家重点企业也同样快速上量。 众所周知，光伏供应链激烈博弈下，组件环节承受了巨大压力。不过，从整体的竞争格局看，并没有明显改变，未来最大的变量之一，是通威杀入这一环节。 从最新出货排名看，隆基绿能、天合光能、晶科能源、晶澳科技和阿特斯依然占据了前5位置。特别值得注意的是，前10位置中，通威太阳能强势登榜；此外，一道新能从去年前三季度处于第10的出货排名提升到第9。同比过往，赛拉弗、阳光能源和安徽大恒能源均有强劲发展表现。 4，过往三年，光伏玻璃产能投资分别达到216亿、709亿和129亿，2021年成为扩张最激进的一年。 伴随火热的产业预期，从2020-2022年，信义光能、福莱特、旗滨集团、南玻、新福兴等各路新老玩家均加速扩大光伏玻璃产能。据统计，2021年有29家企业参与光伏玻璃的生产，到2025年预计总计会有64家新公司介入该产业。其中2022年后介入的企业占比高达54.7%。 截至2021年底，国内光伏玻璃总产能合计4.68万吨/天，而2022年、2023年听证会在建与规划落地产能分别6.18万吨/天、11.28万吨/天，如果这些在建和规划项目都如期点火，行业供需或将立刻转入供给过剩阶段。 5，三年中，胶膜、金刚线、背板等核心辅材环节的投资额度分别达到182亿、139亿和190亿。

电力市场需求响应的发展趋势与存在的问题浅析 7月27日，国新办举行“加快建设能源强国 全力保障能源安全”新闻发布会，国家能源局局长章建华等领导出席会议，并对迎峰度夏、能源安全、能源双控等热点问题做出回应。 国家能源局明确提出，对于今年迎峰度夏期间，部分地区出现的号召用户有序用电情况，这是当地为应对高峰负荷作出的负荷侧响应。“电力需求侧响应是全球通用的一个电力负荷管理手段，利用市场化方式引导电力用户主动错峰、避峰，同时还能得到一定的经济补偿”，能源局有关专家进一步解释称，“这个方式可以有效达到减少尖峰负荷目的，（从而）促进全社会经济效益达到最优。”事实上，每年的用电尖峰有时候只有几个小时，章建华指出，“这几个小时如果要配机组，就等于一年它只发挥几个小时的作用，所以通过一些需求侧响应给它降下来，降下来以后对整个电力行业的发展会有更好的作用。” 7月17日19时30分至21时30分，山东省能源局会同国网山东省电力公司成功开展2022年紧急型削峰电力需求响应，全省共有1685户客户参与，最大响应负荷265.45万千瓦。“今年，山东电网在需求响应方面迈出的重要一步是建立了‘谁受益、谁承担’的电力需求响应补偿费用分摊机制。”7月下旬，受居民空调负荷大幅攀升、燃煤机组非计划停运、风电出力下降等多重因素叠加影响，预计8月1日13:00-17:00区内电力缺口均达100万千瓦。 7月31日，广西电力交易中心组织开展了广西首场需求侧响应交易，共有52家需求侧资源成交，最大成交容量91.7万千瓦。通过市场化手段，引导企业自愿参与负荷调节，市场主体积极响应。 7月25日，广东2022年首次需求侧响应交易圆满完成。从通知的下发到位、系统的运行申报、用户的响应落实都增加了难度，各市场主体积极响应号召，动员用户参与此次交易，不少供电所同仁也是加班加点动员用户参与。近期还在持续组织开展需求侧响应交易，一切都在稳中向好的趋势中进行。为让更多用户参与到需求侧响应交易当中，此次通知还下调了日前邀约需求侧响应可响应容量申报下限，由原来的0.3MW调整为0.1MW。电力需求响应是以价格信号或补贴激励的形式，引导负荷侧用户调节自身的用电负荷（削峰需求时削减负荷、填谷需求时拉升负荷），进而实现电网供需平衡、稳定安全运行，即需求响应侧重于负荷侧用户调节自身用电增减。未来随着新型电力系统的日趋完善，需求响应也是不可或缺的重要组成部分与市场交易形式。 当前，我国的需求响应需要向国际化的方向发展，与国际电力市场接轨，主要发展方向有以下几个方面：（1）实施主体多元化：由电网企业单一主体向多类主体参与方向发展。随着电力市场化改革的推进，允许发电企业、分布式能源企业、节能服务公司等进入售电市场，组成多元化的售电主体，将会越来越多的参与需求响应市场。（2）运行机制市场化：运行机制由激励补贴向市场化机制方向发展。由政府主导、用户被动参与转变为市场引导、用户主动响应，将会产生容量辅助服务、需求侧竞标等实施机制。（3）系统决策智能化：由被动执行调节指令转变为基于人工智能的自适应调节发展。随着人工智能技术的发展，基于自学习的人工智能自适应调节能力将会得到提升和推广。（4）执行方式自由化：由人工向半自动全自动方向发展。随着“互联网+”智慧能源和信息化系统的发展，自动化水平将进一步提升。（5）应用场景多样化：需求响应调节场景由单一调峰向双向调节方向发展。随着可再生间歇式能源的发展，供给侧波动性不断增大，需求响应将面向调峰、可再生能源消纳，能效提升等多种场景，实现需求响应工作常态化开展。（6）能源种类综合化：由电力需求响应向冷热电多种能源耦合的综合需求响应方向发展 。 在能源互联网背景下，分散化的能源市场和多能互补的能源网络结构需要供需双侧资源协调互动，在需求侧实现产能、供能、用能、蓄能和节能相互协调统一，通过冷热电等能互补和综合能源供需互动响应实现高效运行。总体上看，各典型省份电力需求响应实施范围、频次与力度均显著提升。但是，从各省的实践中来看，也存在很多问题亟待解决。 一电力需求响应的普遍性问题 1、需求响应资源的可靠性仍待提高。 可靠性指实际需求响应时的响应量能否达到之前预上报的水平。各地实践中，由于不同类型用户响应能力和意愿的差异，实现响应资源的可靠调用仍存困难。调研了解到，中小型电力用户参与较为积极，但其用电行为相对无序，响应能力弱，单体响应成功率一般在60%左右甚至更低。大型用户用电管理精细化程度较高，响应能力强，成功率高，通常以独立主体身份参与响应。其参与意愿易受主营业务的市场行情影响，且许多情况下是为了规避有序用电而参与需求响应。不少企业担心影响生产，参与意愿并不强烈。居民用户的参与意愿较高，但实施精准度、负荷调节能力等方面仍差强人意。电动汽车中，公交车辆、物流车辆等集中响应的参与度较好，私家车受个体行为随机、价格敏感性差异化大等因素影响，难以成为可靠的调用资源。2、补偿激励资金来源仍是制约需求响应发展的重要难题。电力需求响应补偿激励资金来源一般按照购电侧价差资金池、售电侧价差资金池、超发超用形成的盈余空间以及输配成本统筹考虑。在电力需求响应的实践过程中，资金来源的稳定性仍然是限制各地实施需求响应的重要难题。如，因政策调整，城市公用附加费取消导致部分地区资金来源一度中断，致使需求响应工作进一步开展受限。资 金方面，总体是按照“谁收益谁承担”的原则进行积极探索。但是随着各区域电力需求响应的响应频次、规模不断加大，补偿资金需求规模快速增加。部分省份探索季节性尖峰电价等方式，但可能会提高整体用电成本。3、组织实施方式的计划性仍较明显。从国际主流电力市场中需求响应的运行情况看，需求响应通常作为一种常态化运行的品种参与电力市场。如美国 PJM 市场中，需求响应采用了紧急型响应和经济型响应的双品种设计，并可参与容量市场、电能量市场和辅助服务市场。我国目前各省份的试点项目中，已经开始采用电力、电量和容量竞价等方式，但是大部分地区实施的需求响应仍呈现较强的季节性、节假日性和响应总量计划性特点，仅将需求响应作为有序用电的前置保险措施，尚未成为常态化、市场化的系统调节手段。 二地区需求响应存在的差异性问题 1、电力需求响应资源储备方面。电力需求响应尚未在全国范围内普遍推广，且各地电力需求响应推广程度和电力基础设施条件等方面差异大。响应资源的构成仍主要以用户自主调整的邀约式为主，可与电网进行实时互动的实时响应储备仍待进一步提高，特别是将需求响应储备资源纳入电力中长期规划、电网调度管理仍需创新推进。2、电力需求响应资源潜力方面。商场、办公楼宇等大型公共建筑，调节空调、照明、电梯等电力负荷手段多样，响应潜力较大。钢铁、水泥等行业，可调节电力负荷一般为工艺流程中的辅助部分，在全工艺流程中能耗的占比不高，响应潜力相对有限。电解铝行业，可调节或终止主工艺流程以实施需求响应，但对电解槽等设备影响较大，甚至造成设备损坏。数据中心用电量主要受运算需求影响，且考虑差异化的数据应用技术指标，参与响应的潜力和方式仍待探索。目前集中于算力优化、空间调整等方式。居民用户的柔性资源分布广泛，管理和调节难度较大，目前鼓励通过负荷聚合商、虚拟电厂服务商、售电公司等专业能源服务企业实现整合。这其中，各个用户对自身的响应潜力没有清晰定位，不能够准确有效地对响应潜力进行精准量化，导致预报容量偏高或偏低，最终在实际响应中降低自己的 收益。

新型储能的三种盈利模式 现在，很多省都要求新能源电站配建一定比例的储能，独立储能电站也有不少了，但这个储能的现状是：电站不想用，电网不会用，设备不能用。 一方面，在储能建设时，配建的储能完全是为了满足政府或电网公司的要求，设备质量不过关，故障率高，很多处于停运状态。 另一方面，储能没有明确的电价政策，充放电后怎样盈利，模式不清楚，电站自己也不想用。 从目前甘肃、新疆、山东等几个省份的经验来看，储能想要盈利，模式主要有三种。 一是现货市场价差。让储能参与现货市场，依靠不同时段的不同电价，充放电赚取价差。这条能否实现取决于市场完善程度，在现货市场第一、第二批试点省份中，已允许独立储能电站参与市场。 二是提供辅助服务。储能参与辅助服务市场，通过提供调频、调峰等辅助服务，赚取收益。如果没有辅助服务市场，这条可以退化为通过参与“两个细则”考核，提供相关服务，赚取补偿收益。例如前几年比较流行的火电配储能，极大提升了火电机组的调节性能，收益还不错。 三是容量电价。这个主要是对于规模较大的集中式储能，政府按照容量设定一个容量电价，作为储能电站的固定收益。当然，具体执行时有多种方法，可以根据储能的可用容量，给予一定的补偿。 以上三种形式对于独立储能电站都适用，但对于新能源电站配建储能，想要独立参与现货市场或者辅助服务市场，还需要满足独立控制、独立结算等技术条件，目前真正做起来的不多。 这也导致了新能源电站配建储能的利用率普遍偏低。

2022年生物质发电运行情况简介 总体情况 （一）装机情况 2022年全年，生物质发电新增装机容量334万千瓦，累计装机达4132万千瓦。其中，生活垃圾焚烧发电新增装机257万千瓦，累计装机达到2386万千瓦；农林生物质发电新增装机65万千瓦，累计装机达到1623万千瓦；沼气发电新增装机12万千瓦，累计装机达到122万千瓦。 累计装机容量排名前五的省份是广东、山东、江苏、浙江、黑龙江，分别是422万千瓦、411万千瓦、297万千瓦、284万千瓦、259万千瓦；新增装机容量排名前五的省份是，广东、黑龙江、辽宁、广西、河南，分别是45万千瓦、37万千瓦、33万千瓦、26万千瓦、24万千瓦。 （二）发电情况 2022年全国生物质发电量达1824亿千瓦时，同比增长11%。年发电量排名前五的省份是广东、山东、浙江、江苏、安徽，分别是217亿千瓦时、185亿千瓦时、145亿千瓦时、136亿千瓦时、124亿千瓦时。 02 生活垃圾焚烧发电 2022年全国生活垃圾焚烧发电累计装机达到2386万千瓦，同比增长11%；累计发电量1268亿千瓦时，同比增长17%；新增装机量较多的省份为广东、广西、河南、贵州、湖南等，发电量较多的省份为广东、浙江、山东、江苏、河北。 03 农林生物质发电 2022年全国农林生物质发电累计装机规模1623万千瓦，同比增长4%；累计发电量517亿千瓦时，同比增长0.2%。其中，新增装机容量较多的省份为黑龙江、辽宁、浙江、内蒙古、山西，发电量较多的省份为黑龙江、山东、安徽、河南、广西。 04 沼气发电 2022年全国沼气发电累计装机容量122万千瓦，同比增长11%；累计发电39亿千瓦时，同比增长5%。其中，新增装机容量较多的省份为广东、山东、安徽、江西、上海，发电量较多的省份为广东、山东、湖南、四川、浙江。

构建期现协同碳市场体系 在推进“双碳”工作中，碳市场通过交易形成有效碳价，能以较低成本实现经济社会减排，已逐渐成为全球碳减排的主要政策工具。国际经验表明，一二级市场并行、期现货市场协同的多层次碳市场体系，有助于碳市场更好发挥价格发现、风险管理和资源配置等作用。我国也应加快构建多层次碳市场体系，助力“双碳”目标平稳实现。 多层次碳市场在促进减排方面发挥了重要作用 （一）欧美等碳市场有效促进了碳减排 欧盟碳交易体系（以下简称“EU ETS”）自启动以来，通过对所有纳入管控的排放设施设置逐年下降的总量限制，实现了推动社会能源结构调整和重点排放单位的技术升级改造。从碳市场覆盖的行业减排效果来看，欧盟委员会发布的报告显示，截至2021年，EU ETS覆盖的行业排放量较2005年市场建立之初减少了约43%，从23.7亿吨下降至13.5亿吨。对应EU ETS的第一阶段（2005~2007年）、第二阶段（2008~2012年）和第三阶段（2013~2020年），年均减排幅度分别达3.43%、3.32%和3.93%。未纳入的行业排放较2005年降低了16%，低于纳入行业减排成效。 同时，欧盟碳市场覆盖范围内的32个国家已经实现了经济增长与碳排放的脱钩，其增速曲线之间的相关性明显弱于全球的经济增速与碳排放的关系。除了 2008年经济危机、2011年欧债危机以及2020年新冠疫情3个时段以外，欧盟碳市场覆盖范围内的国家在大部分时候保持连续的经济增长，而同时期的碳排放总量却在大部分时间处于下降的状态。 （二）期货市场在多层次市场中扮演了重要角色 从碳市场成交情况来看，欧盟排放配额期货交易量占整个二级市场交易量的90%以上，即相比企业单纯的减排和仅有现货交易的市场，期现协同的多层次碳市场为全社会提供了资金占用成本更低、价格发现更充分的减排政策工具。期货市场通过交割来锚定于现货市场，而交割也促使期货价格到期收敛于现货价格。从欧盟排放配额的主力期货合约和现货价格变动来看，期现价格的相关性始终保持在99%以上，即二者高度相关。而从短期来看，期货价格调整速度快于现货，对市场信息反应更敏感，应对变化的调控性很灵活，而现货市场在接收信息之后再进行调整，存在一个时滞阶段，调整速度相对较为缓慢，这也充分显示了期货市场对现货市场的引导作用。 2007年底，欧盟碳现货市场价格虽跌至接近于0，但远期的期货合约价格仍保持在15欧元~20欧元/吨，有效引导市场价格快速回归。2008年4月，现货市场价格重新回到20欧元/吨左右。 对比期现货交易的流动性也可以发现，2018年以来，欧盟碳期货市场在非履约月的持仓量维持在100万手左右，履约月在80万手左右，约为年配额总量的 50%~70%，年换手率超过10倍，现货市场的年换手率约为40%。由此可见，期货市场对于形成和完善碳定价机制起到了重要作用。 （三）期货市场促进了绿色投资的有序进行 从国际市场碳价的长期走势来看，碳价波动较大，企业有比较强的避险需求。由于期现货市场紧密联动，企业在期货和现货2个市场反向操作就能实现碳配额的套期保值。控排企业可以利用期货来管理碳价波动的风险，制定长期减排规划。对于配额富余的企业，可以在期货上提前卖出，锁定减排利润。对于配额不足的企业，可以在期货上提前买入，锁定履约成本。 推动经济社会发展绿色化、低碳化是实现高质量发展的关键环节。要加快推动能源结构调整优化，加快节能降碳先进技术研发和推广应用。据了解，光伏、风电等新能源项目以及碳捕集、利用与封存（CCUS）项目等投资周期均在1年以上，且单个项目涉及的资金规模在千万至亿元级别，如果没有远期的碳价信号，项目投资收益难以预判，将影响投资意愿。从国际上已有的碳排放权期货合约设计来看，合约月份的周期跨度至少3年，长则8~10年，可以较好地覆盖上述绿色低碳项目的投资周期。 多层次碳市场体系建设的国际经验 EU ETS、美国区域温室气体排放倡议（以下简称“RGGI”）和加州碳市场占据了2021年全球碳排放交易量的94%，是目前国际上运行时间较长、发展相对成熟的三大碳市场。国际三大碳市场之所以发展迅速，且各项机制较为成熟，很大程度上得益于在市场建立初期便发展出碳配额的期货、期权、掉期等多种金融工具，建立了一二级市场共存、期现货市场并行的多层次碳市场体系。 从欧盟经验来看，二级市场期现货交易几乎同步推出，EU ETS于2005年1月1日启动，同年4月22日即推出了首个碳排放配额期货合约。一级市场经过近15年的发展，配额分配主要采用拍卖发放，2020年拍卖比例约58%，电力行业已实现100%拍卖。从美国经验来看，二级市场期货交易甚至早于现货，RGGI碳市场于2009年1月1日启动，提前于2008年8月15日即推出了RGGI期货合约，以发现远期价格，用于设置一级市场拍卖底价。目前，RGGI的配额分配几乎全部通过拍卖形式发放。加州碳市场于2013年1月1日启动，同年5月推出了期货合约。由上可知，国际成熟碳市场一级市场拍卖和二级市场期现货交易是同步推进的。 从国际实践来看，按照多层次碳市场体系的划分，通常由环保主管部门负责一级市场执行，金融监管部门负责二级市场监管。具体而言，一级市场方面，欧盟由各成员国的环境、能源部门（如德国联邦环保署碳交易监管处DEHSt）监管，负责确定配额总量及分配方案等碳交易体系设计本身的活动。RGGI由美国各成员州环保部门监管，对辖区内控排企业的配额拍卖、MRV（碳排放监测、报告和核查）过程中的违规进行认定与惩罚，RGGI公司提供总体运营和技术支持。加州碳市场则由加州空气资源委员会监管，负责碳交易体系总体设计，组织一级市场拍卖、结果公布及定期评估。 二级市场方面，欧盟由欧洲证券与市场管理局（ESMA）及各成员国的金融监管部门（如德国联邦金融监管局BaFin）共同负责，对二级市场交易行为进行监管。欧盟层面制定相关指令条例，审批交易产品上市，评估投资者、市场和金融稳定的风险，各成员国承担监督、促进实施的责任，并可根据具体情况灵活设计其监管机制。RGGI和加州则由美国商品期货交易委员会（CFTC）及各州联邦相关机构具体负责。此外，RGGI还设置了第三方监控，由独立的第三方机构评估一级市场和二级市场中市场参与者的行为，识别潜在的反竞争行为并定期发布详细的市场季度报告、年度报告，对碳市场参与者的交易模式进行统计分析，公布配额持仓和配额交易的集中度情况等。 建设多层次碳市场体系的有关建议 一是适时推出碳排放权期货，尽早建立多层次碳市场体系。加快推出碳排放权期货产品，推动建立期货与现货协同发展的多层次碳市场体系，完善我国碳市场定价机制。运用期货市场提供的价格引导，便利我国出口型企业及早应对欧美提出的碳边境调节机制（CBAM）产生的影响，同步提升我国在碳定价领域的全球话语权。 二是研究建立协同监管机制，为多层次碳市场保驾护航。从国际经验来看，碳市场既要满足环保和气候政策目标，又要以金融市场的方式进行运作。以此为目标，环保和金融主管部门在明确各自职权范围的基础上，研究建立监管协作机制，确保一级、二级市场各自出台政策之前，就对另一市场的影响进行充分评估，并就碳市场整体发展做好充分的政策考虑和准备，保障多层次碳市场平稳运行。 三是不断完善期现货市场体系建设，优化规则制度。期货市场与现货市场定位不同，两者紧密关联、相互协同，同为多层次碳市场的重要构成。一方面，持续完善现货市场的顶层设计和政策配套，明确配额分配与结转、抵消机制、数据质量管理与信息披露等制度，为市场提供稳定的政策预期，形成期货交易的良好基础。另一方面，期货市场的推出，也能够提供权威、公允、连续的远期价格信号参考，助力主管部门调整优化碳市场规则制度。期现货市场协同发展，有助于推动碳市场建设的良性循环，助力“双碳”目标平稳实现。

国家标准《虚拟电厂管理规范》获批立项 2月5日，从国家标准化管理委员会获悉，由国网浙江省电力有限公司牵头制定的国家标准《虚拟电厂管理规范》获批立项。虚拟电厂可以聚合分散资源，提升电网对清洁能源的接入能力和消纳能力，促进能源结构绿色低碳转型，符合新型电力系统发展需要，已成为近期电力行业的热点之一。《虚拟电厂管理规范》是国内首批立项的虚拟电厂领域国家标准之一，将成为行业领域的基础性标准。该标准规定了虚拟电厂接入电力系统运行应遵循的一般原则和技术管理要求，对虚拟电厂申请并网程序和条件、虚拟电厂并网与接入、虚拟电厂调度运行、虚拟电厂运行安全规定等具有纲领性指导作用。该标准参与制定单位共12家，包括国家电力调度控制中心、中电联科技中心及南网电科院等。 虚拟电厂是双碳背景下充分挖掘需求侧资源、开展需求侧管理的重要载体，是以新能源为主体的新型电力系统建设的重要抓手和典型实践，虚拟电厂相关标准的建设，对于全球以清洁低碳为方向的能源转型意义重大。新能源为主体是新型电力系统的主要特征，到2060年风电光伏装机容量占比之和将达到约60%，其内涵不仅包括新能源发电机组发电容量增加，更包括对于新能源发电的系统化消纳能力。在此背景下，不可能再大规模发展化石能源调节电源，电力系统调节资源将严重不足，间歇性新能源消纳压力极为巨大，传统的电力系统发展运行方式无以为继。如何解决灵活性资源供需双重恶化的问题是建设新型电力系统必须面对的关键问题。与此同时，增强系统灵活性还可以从需求侧着手，通过需求侧管理改善负荷特性，挖掘需求侧的调节能力，从而增强系统的供需实时平衡能力。因此在新时期，充分挖掘需求侧资源已经成为建设新型电力系统的必然要求。2020年12月11日召开的中共中央政治局会议中，首次提出“注重需求侧改革”，在2020年中央经济工作会议中又提出，“注重需求侧管理”。这是新发展格局下的重要政策布局，着眼于“形成需求牵引供给、供给创造需求的更高水平动态平衡”。因此，从需求侧想办法，向需 求侧要调节资源，一方面是传统电力需求侧管理技术发展的新要求，另一方面也是对当前需求侧改革在电力领域的具体落实，面向新能源消纳的电力需求侧管理工作被赋予了更大的使命。在这个背景下，通过负荷聚合汇聚大量的分布式资源，统一管理负荷侧资源，是开展电力需求响应的有效方式。“虚拟电厂”是“负荷聚合”的高级形式，不仅具有调节功率的属性，而且还具有能量买卖的属性，虚拟电厂与传统的实体电厂一样，可以直接被电网调度所调用，这就要求虚拟电厂出力应满足时效性、可控性等方面的要求，而且还应有着普通负荷聚合平台所不具备的信息系统支撑。虚拟电厂资源规模极为庞大，而且可随着技术水平的发展而扩大，目前还处于待开发的蓝海。由于虚拟电厂应用前景广泛，全球都在抢占先机，争取战略主动，标准制定成为主导能源转型国际话语权的必争之地，对于各国发展具有十分重要的现实意义和长远的战略价值。目前虚拟电厂行业的相关标准仍处于空白阶段，亟需设计相关标准引领行业进程。本项目属于虚拟电厂标准体系中管理规范部分。本项目的提出旨在实现分布式源荷储资源的聚合，包括现有资源与新建资源的运行管理，由于虚拟电厂中的各类设备在空间和并网点都可能不同，因此虚拟电厂 的运行规范比传统电厂具有很大的复杂性，同时在并网运行时，还需要考虑虚拟电厂与传统机组在响应速度，响应容量等方面的异同，因此虚拟电厂的运行管理规范非常必要。 本标准规定了虚拟电厂接入电力系统运行应遵循的一般原则和技术管理要求，包括电网运行对虚拟电厂申请并网程序和条件、虚拟电厂并网与接入、虚拟电厂调度运行、虚拟电厂运行安全规定等。本标准适用于通过110kV及以下电压等级接入电网的虚拟电厂。主要技术内容：本标准共分8章。第一章 适用范围。第二章 规范性引用文件。第三章 术语和定义。第四章 基本规定：主要规定虚拟电厂运行管理的基本原则和技术要求。第五章 申请并网程序和条件：主要规定虚拟电厂并网条件与流程，以及在调频、调峰、备用、调压方面应满足的性能要求。第六章 虚拟电厂并网与接入：主要规定虚拟电厂继电保护及安全自动装置运行、调度自动化及通信运行等方面内容。第七章 虚拟电厂调度运行：主要规定了功率预测、调度计划、系统运行及有功功率控制、无功功率控制等各个方面。第八章 虚拟电厂运行安全规定：主要规定了虚拟电厂设备检修、事故记录与报告等的原则要求。