万亿储能赛道中，逆变器企业是不容忽视的一股力量。 这其中既有储能系统出货连年位居前列的阳光电源、科华数据等企业，也有专精储能PCS技术的盛弘股份、锦浪等企业。 他们立足光伏，正在发力储能新赛道。生产双向变流器(PCS)自不必话说，拓展系统集成也成为众多逆变器的重要布局。由此也带动了逆变器企业储能业务营收总额和占比双双大幅增长。上能电气、盛弘股份、科华数据、科士达等多家企业的储能业务营收占比已超过30%。 在核心的逆变器产品上，逆变器企业也正在推动PCS产品的技术迭代。针对储能的不同应用场景，2023年，逆变器企业们根据需求，在组串式、集中式、户储等PCS技术领域不断加大研发、技术升级的进度，力图为储能系统提供更专业化的服务。 PCS是储能系统与电网的交互最为密切的环节，承担着交直流电流的转换、确保电池安全运行、响应电网信号进行有功无功调节等重要的功能。逆变器企业相较于电芯企业拥有的对电网更深入的理解，近年来已经成为储能系统集成领域最重要的一股力量。 储能成为逆变器企业新的增长极 如今逆变器企业的储能业务曲线一致朝上，成为了新的增长极。业务范围也扩大至包含储能PCS以及PCS以外的系统集成、光储逆变器及能源管理等在内。 部分逆变器企业的储能业务正以10倍+的速度增长。例如，2023年上半年，上能电气储能业务的营收8.17亿元，较去年同期增长2048.16%；易事特储能业务营收2.66亿元，较去年同期增长1234.19%。 另外，部分龙头企业的储能业务营收占比也已超过或接近30%。例如，2023年上半年，龙头企业阳光电源的储能业务营收已达85.22亿元，营收占比为29.78%；科华数据的储能营收11.1亿元，营收占比32.66%。上能电气的储能业务营收占比37.55%。 向下延伸进军储能集成已成逆变器企业不二选择 除盛弘股份、锦浪科技以外，逆变器企业基本上都将业务延伸至系统集成领域。发电/电网侧储能、工商业储能、户储是最主要的三个系统集成方向。储能与电力市场选取了18家逆变器企业，发现： 18家企业中： 16家拥有工商业储能系统产品 14家拥有源网侧大储系统产品 14家拥有户储系统产品 逆变器企业加速研发储能PCS产品 储能业务的快速增长，储能应用场景的细化，加速了逆变器企业在储能产品方面的研发、迭代速度： 大部分企业都同时拥有集中式、组串式PCS产品。 集中式产品：科华、上能、易事特、国电南自、四方股份、科士达、汇川、双杰电气、金冠电气、正泰电器。 组串式产品：科华、上能、易事特、盛弘、四方股份、昱能科技（工商业分布式100MWh项目）、汇川、正泰电器、中恒电气（梯次利用）。 部分企业延伸了高压级联、智能组串式或两级组串式、集散式等产品，如：四方股份（高压级联）、思源电气（智能组串式）。 结合光伏发电，部分储能PCS还具备光伏逆变器功能，根据不同的应用场景选择直流耦合或交流耦合。 结合目前大容量储能专用电芯、20尺集装箱装配容量5MWh容量这一发展趋势，集中式/组串式为代表的逆变器企业发展了不同的应对思路： 上能，基于集中式PCS大机，升、降功率处理满足不同功率需求 采用1750kW大机，降功率至1250kW，然后采用两台机器并联成2.5MW。 或采用2000kW大机，升功率至2500kW；2750kW大机降功率至2500kW，单台机器的方案。

近期，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，提出研究推进绿证与全国碳排放权交易机制的衔接协调。这是我国继提出研究在碳排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性后，首次明确了以绿证进行市场衔接。今年3月开始，天津、北京、上海碳市场陆续允许绿色电力按零排放进行核算。不同的是，天津绿电和绿证都在抵扣范围内、北京仅允许绿电抵扣、上海的抵扣范围为省间绿电交易。当前，地方碳市场抵扣规则的不同有本地化需求的考量，在《通知》明确提出绿证全覆盖以及绿证作为可再生能源电力生产消费的唯一凭证后，有待进一步完善绿证与碳市场衔接的相关机制设计。 绿证与碳市场衔接模式 这种模式，以电力用户购买的绿证作为依据，通过绿证对应的电量折算进行碳排放量抵扣。可用于抵扣的绿证包括参与绿电交易获得的绿证（证电合一模式）、也包括直接参与绿证交易单独购买的绿证（证电分离模式）。 绿证与碳市场衔接的内在机理：先将绿证作为绿色电力环境外部性价值的唯一凭证，再将这部分价值通过解决碳排放外部性的经济手段（即碳市场）予以兑现。绿证抵扣碳排放制度，一方面能够激励市场主体购买绿证，为绿色电力的环境外部性付费，从而为绿色电力的可持续发展提供资金支持；另一方面，这部分碳减排成本又将在碳市场中进一步传导至其他控排主体，即真正为环境付费的是那些没有购买绿色电力或者高排放的主体，从而实现“谁排放、谁付费”的目的。 绿证衔接的模式在业内引发过一些质疑，其中最主要的是绿证的额外性问题。部分学者研究指出，由于市场中的绿证供应量远大于碳市场中的绿证需求，存量绿证的存在将会稀释新增绿证的消费需求，绿证抵扣模式无法实际促进可再生能源替代高碳机组进行增量发电，不存在碳减排方面的额外性。同时，绿证已经能为新能源机组提供必要补偿，也不存在经济上的额外性。这两点与碳抵消机制的出发点存在相悖之处。 对于上述问题，其本质在于绿证与碳市场衔接的理论基础与CCER等碳减排信用产品的碳抵消机制是否相同。从抵扣机理看，前者是在电力间接碳排放的核算规则上进行优化，即统一的排放因子不尽合理，绿色电力的排放因子应该为零；而后者是一种补充激励机制，抵扣范围不区分直接排放或间接排放。因此，绿证抵扣与碳抵消机制本质存在不同，额外性不应成为绿证抵扣的必要条件。此外，若一定要考虑额外性问题，对于减排额外性，可通过限制用于抵扣的绿证范围来实现，例如《通知》中已明确通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证；对于经济额外性，绿证抵扣模式只改变了为环境付费的主体，现阶段并不改变其经济额外性。因此，推动绿证与碳市场衔接能够有效发挥绿色电力消费与碳市场在推动能源低碳转型中的协同作用。 未来需要关注的问题 抵扣标准的问题 目前，已允许绿色电力消费抵扣碳排放的地方碳市场中普遍采取了直接扣减电量模式，相当于按主体所在碳市场的排放因子计算减排量，在允许异地绿证抵扣的情况下，可能与绿证标识的减排量存在差异，从而引起一定的争议，存在如何设置抵扣标准的问题。 绿证抵扣碳排放量的标准设置与政策目标导向密切相关。若仅从激励绿电消费，提升绿证交易总量的角度出发，可按照统一的排放因子（如主体所在碳市场采用的排放因子）进行折算；若考虑绿证的区域性差异，进一步引导高排放地区的新能源发展，则可采取差异化的排放因子，向可再生能源占比较低地区的绿证抵扣进行一定倾斜。 环境权益多方主张问题 随着未来消纳权重落实到电力用户，绿证既可以用于可再生能源电力消纳责任履约，也能用于碳排放量抵扣，而这将产生是否允许已用于履约的绿证再次在碳市场中兑现权益的问题。 就上述两个政策体系而言，是否允许绿证反映的环境权益两次兑现主要与二者在推动电源结构转型中的定位有关。允许两次兑现，意味着促进可再生能源发展目标的政策工具是消纳保障机制，碳市场是减排成本疏导的载体。这种情况下，绿证在两个政策体系中的功能不同。前者代表强制性责任，后者反映减排补偿，无论强制绿证或自愿绿证均可通过碳市场进行权益兑现。不允许两次兑现，意味着消纳保障机制和碳排放权交易机制均是促进可再生能源发展目标的政策工具。这种情况下，碳市场具备了可再生能源消纳保障的补充机制属性，以激励自愿绿证消费的方式促进可再生能源发展。此时，同一绿证反映的环境权益不应再重复使用，需要通过溯源追踪认证相关技术支撑确保同一绿色电力产品环境权益的唯一性。 可抵扣的绿证范围问题 《通知》明确提出绿证核发范围，包括风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电等可再生能源发电项目。其中，存量常规水电不核发可交易绿证，2023年以后新投产的市场化常规水电可核发可交易绿证。由于市场中存在多种绿证，在推动绿证与碳市场衔接的工作中，有必要明确可以抵扣的绿证范围。 综上，推动绿证在碳市场中予以抵扣，本质是将相关市场主体付出的减排成本在碳市场中进行传导。对于可交易绿证而言，无论产生绿证的电源类型是什么，市场主体均付出了额外的环境成本，因此应允许该类型绿证的成本予以传导；对于无偿核发的绿证而言，市场主体并未付出减排成本，因此也不满足抵扣的基本条件。 相关建议 一是完善碳市场核算规则，加强绿证抵扣的相关标准制度体系建设。推动纳入用电行业的碳市场完善配额分配及排放核算规则，基于“谁排放、谁付费”原则，将绿证作为绿色电力环境外部性的凭证，以绿证抵扣方式与碳市场进行衔接。加强与绿证抵扣相关的标准制度体系建设，优化碳排放因子测算方法、明确绿证抵扣范围与抵扣方法，做好与碳排放“双控”政策转型的衔接。 二是推动可再生能源消纳责任权重落实到电力用户，以绿证作为唯一履约凭证并明确其使用范围。进一步推动各地区将可再生能源消纳责任权重指标落实到电力用户等主体，以绿证作为履约的唯一凭证。统筹考虑政策工具与政策目标的匹配性、政策执行成本等要素，可酌情考虑允许同一绿证作为完成消纳责任权重和抵扣碳排放量的凭证，满足市场主体就其绿色用电的环境权益进行多方主张的相关需求，并做好绿证溯源、流通、确权等环节的技术支撑。 三是扩大新能源市场化交易规模，不断完善绿证价格的独立形成机制。继续推动新能源参与电力市场交易，提高绿电绿证交易积极性，通过在绿电交易中剥离绿证价格、单独开展绿证交易等方式，适度结合碳市场建设情况，不断完善绿证价格形成机制，逐步建立起独立的绿证定价机制。条件成熟时，允许绿证多次交易。

今年以来，中核集团、华电集团、南网、国家能源集团等大型能源集团相继启动液冷储能系统招标项目，其中6月华电集团完成5GWh磷酸铁锂储能系统集采，其中液冷系统集采规模占比60%达3GWh。 液冷储能备案项目也开始上量，今年6-8月，仅广东、浙江两省采用液冷技术方案的储能备案项目超30个，总规模超9.6GWh，涉及总投资金额超1300亿元。 阳光电源、比亚迪、宁德时代、科华数能、海博思创、中车株洲所、易事特、远景能源、亿纬锂能、采日能源、天合储能等数十家储能系统厂商已跟进液冷趋势，发布液冷储能产品。 随着液冷与风冷成本的进一步缩小，投资商、储能系统系统集成商逐渐偏向选用安全系数更高的液冷系统。随着越来越多储能厂商进场以及应用项目的落地，液冷正在加速成为储能系统主流温控技术。 01 什么是液冷储能？ 1.温控是储能系统重要环节 电化学储能电站的运行需要一个稳定的温度。温度过高或过低，都将影响储能电站的运行效率和使用寿命。尤其在温度过高的情况下，还可能引发电芯的着火、爆炸，给储能电站带来安全威胁。 由于电化学电池的热特性，控温成为电化学储能产业链关键一环。温控就是指通过加热或冷却技术对电池的温度进行有效控制和调节的过程。温控系统与电池管理系统配合，对锂电池进行恒温控制，使其维持在安全的参数范围内，避免电池进入热失控状态。 从产业链价值量拆分来看，储能系统中电池成本占比约55%，PCS占比约20%，BMS和EMS合计占比约11%，热管理成本根据所选温控技术方案的不同，成本在2-4%之间。虽然温控价值量占比不高，但温控设备将储能电池设备温度保持在合理区间，是保障储能系统安全性和工作寿命的关键设备。 2.液冷温控技术正在加速渗透 目前电池温控技术有风冷、液冷、热管冷却、相变冷却等，其中热管和相变冷却技术尚未成熟，风冷和液冷是目前主流温控技术路线。 从温控技术路线来看，储能温控以风冷为主，液冷正在加速渗透。目前储能温控系统正处于风冷与液冷两种技术方案并存的发展阶段。 风冷系统主要由压缩机空调系统和机柜内的气流遏制风道设计构成，系统简洁、成熟。液冷系统由冷机、管路、(电池Pack内的)液冷板、以及液冷工质构成。 性能优秀的液冷系统可实现更小的电芯间温差从而延长电池寿命，也有助于储能系统空间紧凑等优势，因此液冷系统的渗透率在逐年提升。随着实际使用经验的丰富，储能系统集成商和终端业主对液冷系统的多链条复杂性和长周期可靠运维的挑战认识愈加清晰，将进一步促进液冷系统完善配置、优化产业链分工配合，以更好匹配储能热管理的长寿命、高可靠等应用场景特点。 3.液冷技术路线 根据导热方式，主流液冷技术路线有冷板式液冷、浸没式液冷和喷淋式液冷。近两年来，浸没式液冷技术方案在储能领域的应用备受关注。浸没式液冷储能，就是在储能系统中，将储能电芯直接浸没于冷却液中，使电芯与空气、水分等完全隔离，以达到控制储能电池系统运行温度、实现热管理的目的。 易事特、南瑞继保、楚能新能源、科创储能、昆宇电源等多个公司相继推出了浸没式液冷储能系统。今年3月，南网广东梅州宝湖浸没式液冷储能电站投运（项目总规模70MW/140MWh，其中全浸没液冷储能系统15MW/30MWh），这是全球首个沉浸式液冷储能电站，南网储能首次将电池直接浸泡在舱内的冷却液中，实现对电池的直接、快速、充分冷却和降温，以确保电池在最佳温度范围内运行。4月，南瑞继保发布浸没式液冷储能一体柜，将电芯全时浸没在冷却液中，解决电芯温度管理的难题。 浸没式液冷系统，从设计结构来看，有单相浸没式、双相浸没式两种设计结构。 单相浸没式液冷，将电池浸没在装有冷却介质的密封槽中，冷却介质经过发热设备后利用升温显热交换热量，过程中不发生形态变化，升温后的液体在泵的作用下流入冷却器降温并回流至冷却介质槽，继续散热循环。 两相浸没式液冷，让液体在冷却介质槽内与热源接触，在循环散热的过程中不断经历气态至液态的转化。 对比而言，单相浸没式结构设计更简单，两相浸没式冷却效果更好。单相浸没式液冷系统结构设计更为简单，冷却工质（氟化液）更易操作、维护。而两相浸没式液冷系统尽管因其沸腾传热特性，可以达到更大的传热系数和更高的散热极限，冷却效果更好，但设计难度较高，且成本也较高，系统研发却相对缓慢。 02 液冷温控核心企业 国内储能温控解决方案提供商目前主要可分为三类：一是工业制冷设备厂商拓展至储能行业，比如同飞股份、高澜股份等；二是数据中心温控厂商，如英维克；三是传统空调、压缩机、汽车热管理转型，如申菱环境、朗进科技、奥特佳、松芝股份、银轮股份等。 英维克是最早涉足电化学储能系统温控的厂商，长年在国内储能温控行业处于领导地位，也是众多 国内外储能系统提供商的主力温控产品供应商。高澜股份是电网特高压直流水冷龙头，市场份额居前，具备良好的产品、服务口碑和渠道基础，有望在电网侧储能项目中获得更好的市场份额。 同飞股份是工业温控设备厂商，设备应用领域在原有的数控机床、激光行业、电力电子装置等产业的基础上，逐步向储能、半导体制造、氢能等领域拓展，并作为公司未来战略性发展领域。朗进科技，截至2023上半年，公司已获许继电气、山东电工、国轩高科、沃太能源、阳光电源、林洋能源、采日能源、天合光能等储能装备温控产品的供应商资质；完成 10 余个百兆瓦级新能源基地及国内重大示范储能电站项目液冷和风冷温控产品配套，累计出货2GWh。 电源侧、电网侧、用户侧不同应用场景对储能系统的要求存在较大差异，不同储能系统集成商的技术方案也有差别，因此储能温控系统定制化程度较高，储能温控厂商的核心竞争力在于整体系统的设计与集成能力，与下游电池或集成商客户之间存在较强的粘性。另一方面，储能系统集成商也更加倾向于那些已形成长期合作关系、产品可靠性得到实际项目验证的温控厂商。起步早、项目经验丰富的头部厂商具有较强的先发优势。 温控厂商正在纵向深耕温控领域，同时向储能产业链其他环节横向拓展，进一步打开盈利空间。比如高澜股份斥资10亿元投资“高澜全场景热管理研发与储能高端制造项目”，项目建成后主要生产经营全场景热管理研发与储能电池Pack系统等全链条方面的研发、生产及销售；朗进科技已推出搭载宁德时代电芯的液冷工商业储能一体柜产品。 03 液冷储能系统集成厂商 国内储能市场“狂飙”，液冷与风冷成本进一步缩小，投资商、系统集成商也逐渐偏向选用安全系数更高的液冷系统。随着越来越多集成商进场以及应用项目的落地，液冷储能系统正在快速成为市场的主流技术路线。 今年以来，中核集团、华电集团、南网、国家能源集团等大型能源集团相继启动液冷储能系统招标项目，其中核集团旗下中核汇能完成5.5GWh储能系统集采，其中液冷系统规模占比33%达1.8GWh；华电集团完成5GWh磷酸铁锂储能系统集采，其中液冷系统集采规模占60%达3GWh。 液冷储能备案项目也开始上量。据能源电力说不完全统计，今年6-8月，仅广东、浙江两省采用液冷技术方案的储能备案项目超30个，总规模超9.6GWh，涉及总投资金额超1300亿元；技术路线涵盖磷酸铁锂、铅碳电池、钠离子电池等；项目应用场景包含独立储能、用户侧储能、电源侧储能、光储/光储充一体化项目。28个液冷储能系统项目共1.8GW/7.5GWh拟在今年开工。 在多种液冷电化学储能技术路线中，值得关注的除了磷酸铁锂，还有液冷铅碳电池系统，在今年6-8月广东、浙江两省备案液冷储能项目中，液冷液冷铅碳电池系统项目14个，总规模达2.1GW/9.1GWh，其中液冷铅碳电池系统由太湖能谷提供。 各大储能系统厂商纷纷推出液冷产品。阳光电源、比亚迪、宁德时代、科华数能、海博思创、中车株洲所、易事特、远景能源、亿纬锂能、采日能源、天合储能等数十家厂商已跟进液冷趋势，发布液冷温控方案储能产品，产品涵盖了大储、工商业等应用场景。 未来随着新能源电站、离网储能等更大电池容量、更高系统功率密度的储能电站需求起步，储能系统能量密度与发热量更大，对安全性和寿命的要求更高，将推动行业更多转向采用液冷方案。大型能源集团、大型系统集成商的龙头示范效应，也将驱动液冷技术在储能产业的加速渗

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。

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。

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。

当下中国最火热的行业，新型储能当之无愧。近两年，储能行业吸引了数万家企业入局，对人才的需求量也在暴增。“储能公司的抢人大战，从去年就开始了。”在储能行业猎头看来，储能行业成长太快，短时间内人才供给不上，才出现这种抢人的局面。各大储能行业展，也成了挖人现场。最近各大展会上，有参展企业带着HR总监就在招人。优秀的工程师现在平均人手5-6个offer。上述猎头透露，目前储能行业内紧缺的还是以工程师为代表的技术类人才，总监级给百万年薪很正常。和绝大多数爆火的行业一样，储能造富的机器开动，人心也跟随财富和职位浮动，“挖人”和跳槽也成为常态，甚至出现某些公司的核心技术团队集体出走的现象。目前储能赛道里的创业公司不少都是老牌光伏、储能和电力电源行业上市公司的人才出走组成的团队。在创业公司BP的团队介绍中，大厂背景成为一个重要的加分项。在业内，华为、艾默生、阳光电源、南都电源等老牌厂商，都曾有过储能届的“黄埔军校”的名号。人才的快速流动，经常被视为是一个行业动力与活力的表现。但过度的挖人和抢人，也折射出行业初期的野蛮生长和无序。 （在展会上挖人这种疯狂的现象）其实也是一种人才的稀释，把一些顶尖的人才稀释到各个企业去。 电力电子人才稀缺，薪资水涨船高 过去两年，火热的储能市场吸引了海量的新玩家的涌入，对于人才的需求也在快速“井喷”。企查查数据显示，截止到2023年8月3日，所属行业为储能、且在正常运营范围的相关企业已超过12万家。其中2023年前八个月的企业注册数，已经接近去年全年。储能本身也是一个技术较为密集型的赛道，有着较高的技术门槛，非常依赖专业化的人才。以储能系统集成环节为例，其业务环节既涉及到锂电池的电化学领域、PCS（储能变流器）的电子电力领域的know-how，还需要掌握计算机软硬件、热失控的管理等，涉及到多个学科和专业。 电力电子行业是一个非常依赖人的行业，需要一个比较庞大的核心技术团队。但电力电子技术板块的核心人才，实际上在全国来说是比较有限的。每年从高校毕业的电力电子硕士，全国加在一起可能也就不到一万，造成这个行业的专业人才非常紧缺。大量资本跨界转型去做储能，初创储能企业在成立初期主要搭建的就是销售和研发团队。对应在人才缺口上，研发类主要是储能产品总监和研发总监，销售端是储能的销售总监、销售经理。猎聘大数据研究院发布的《2023上半年就业趋势大数据洞察》显示，AIGC（人工智能生成内容）、新能源、新材料、对话机器人、绿色低碳五个赛道的新发职位今年上半年同比增长相对明显，其中新能源位列第二位，数量同比增长42.49%。智联招聘在分析了38个核心城市招聘薪酬水平后，在《中国企业招聘薪酬报告》中指出，今年第一季度，新能源行业已跻身市场全部行业平均薪酬排行榜前十。和其他行业相比，储能行业招聘的薪资水平处于较高水平，但并没有外界传的人均年薪百万那么高。最近招聘的储能系统工程师，年薪在二三十万元左右，要价也就在五十万元以内。不过总监级给百万很正常。这些总监级别的高级技术人才，也是目前初创储能企业和新跨界储能玩家重点“挖人”的对象 。目前一些头部的储能创业公司团队，背后多有相关的大厂工作背景。如奇点能源的创始团队来自于特变电工，中宏科创的创始团队来自于远景能源和华为等。 同时高级技术人才的“出走”也是最让大厂头疼的地方。高级人才的流失很容易导致企业核心技术的泄漏，也会影响到人才队伍的稳定。现实中，核心技术人才离职并挖走老东家大批员工的情况并不罕见。一些大企业因此被迫涨薪，以防止高级员工的流失。 人才争夺战背后，储能行业野蛮生长人力流动本来是一种市场配置资源的方式，快速的流动常常是一个行业动力与活力的表现。在创业公司更灵活的管理和激励机制下，优秀人才可以有更强的动力、更大的空间进行创新。但当数万家企业齐齐涌入一个新赛道，当企业把招聘的阵地转移到展会，这种对于人才的争夺就已经有了“变形”的意味。“变形”的抢人动作背后折射出储能行业发展初期的野蛮生长和无序：当专业人才高度紧缺，供不应求，如此多跨界和新入局的储能企业该如何打造出专业能力？这不仅仅是对大企业人才的稀释，同时也为行业的健康发展埋下一定的隐患。很多干光伏的人干储能，一些外行的人也干储能，大量的人涌进来，不专业的选手上场了，这种事情在光伏发展过程当中是确确实实出现过的。在特别高涨的时候一大堆人拥进来，导致一系列问题出现，这样对这个行业有很大的危害。储能当前的处境与此前的光伏逆变器、风机制造行业相似，早期市场快速增长，行业内鱼龙混杂、良莠不齐。随着行业发展，质量和运维压力凸显，那些没有核心技术的企业很快消失。优胜劣汰是市场经济的自然规律，同样的行业早期的野蛮生长和快速洗牌已经在其他新能源领域频频上演。以光伏逆变器环节为例，2012年上 海SNEC展会上，逆变器厂家多达439家；到了2013年则只剩下286家，而2013年4月至今，还出现在国内光伏逆变器采购招标的企业已仅有40家左右。在此背景下，也有部分从业人士担忧，储能企业疯狂招人，会不会来得急去得快，前期大量招聘、后期大量裁员。由于行业刚起步，不确定性因素较多，目前储能企业的高管和技术人才对于跳槽普遍较为谨慎，因此想赚到丰厚的猎头费用也并不容易。总体而言，国内外储能市场仍在快速扩容当中，这个有潜在万亿市场的新赛道仍然有巨大的成长空间，对于人才的需求还将持续增长。配合储能行业在我国整体经济中的发展地位提升，目前我国高校也开始为储能行业培养专门的专业人才。今年4月，教育部发布《2022年度普通高等学校本科专业备案和审批结果》，上海交通大学、石河子大学、西南科技大学、北方工业大学、江苏大学等在内的23所大学将开设储能科学与工程专业。知名教育博主张雪峰对于储能行业的发展也高度看好。他向填报志愿的学生和家长重点推荐的几个专业其中就包含了能源与动力工程、电气自动化等储能相关专业。长期来看，专业人才培养对于我国储能事业的高水平发展有重要意义，但按照我国高校人才培养周期，短时间内高校培养的相关专业人才数量不 会有数量级上的改变，市场人才供给可能仍然偏紧。

从整个电力系统的角度看，储能的应用场景可以分为发电侧储能、输配电侧储能和用户侧储能三大场景。这三大场景又都可以从电网的角度分成能量型需求和功率型需求。 01 零碳智慧园区+储能 传统工业园区中设备较多，具有用电功率大、长时间高负荷、设备能耗大等特点。为达到减碳目标，智慧园区中可再生能源被大量使用，但由于其不稳定性，会导致供电不足或过剩的情况，这时就需要储能系统来调节供需电平。 在“智慧园区+储能”模式下，储能系统可以收集太阳能、风能等多余的电力，然后在主要用电时间供应到电网。这样不仅能够稳定电网，储能系统可以在紧急情况下向电网提供备用电力来保证园区的正常运转。且我国工业园区有较高的电价差，适用于储能项目的峰谷套利。 02 商业综合体+储能 商业综合体节能储能充电一体化实施方案是一种综合性解决方案，包括节能、储能、充电三个方面。通过采用节能技术和设备，减少商业综合体的能源消耗；在商业综合体安装分布式新能源电站，通过储能设备将电能储存起来，供商业体使用，从而减少对传统能源的依赖。此外，通过储能设备，还可以在商业体的停车场、地下车库等地方设置充电桩，为新能源汽车提供充电服务。 03 数据中心+储能 在“双碳”战略实施下，低碳数据中心将是未来的发展趋势，“可再生能源+储备合一+虚拟电厂”，是数据中心可能实现碳中和的一种方式之一。通过数字化、智能化技术，使得分布式能源、储能、负荷深度融合，通过建立虚拟电厂上层平台的聚合作用，使得数据中心负荷、可再生能源电源、储能成为有机整体，达到区域内的自发自用、自我管理的能源自治域，真正实现碳中和数据中心。 在此过程中，储能系统通过削峰填谷、容量调配等机制，提升数据中心电力运营的经济性，增强数据中心的供电可靠性，在低碳节能的同时，可有效防止数据中心偶然断电导致数据丢失，提高供电系统安全性及稳定性。 04 光储充一体化 随着新能源汽车行业的快速发展，充电需求亦在同步增长，而目前我国的充电桩市场仍有极大空缺。作为绿色经济的一种新尝试，“光储充一体化充电站”具有广阔的发展前景。 光储充电站内集光伏发电、大容量储能电池、智能充电桩等多项技术为一体，利用电池储能系统吸收低谷电，并在高峰时期支撑快充负荷，为电动汽车供给绿色电能，同时以光伏发电系统进行补充，实现电力削峰填谷等辅助服务功能，有效减少快充站的负荷峰谷差，有效提高系统运行效率。 05 5G基站+储能 为满足日益增长的5G基站数量与用电需求，同时为了减少资源浪费，电化学储能系统凭借柔性、智能、高效的技术特点使得其成为5G基站备用电源的合适选择。 5G基站配储利用智能错峰，闲时充电、忙时放电，很好地解决了因供电问题导致5G基站建设无法顺利推进的痛点，有助于大力推广5G基站落地与6G技术发展。 06 户用+储能 越来越多的家庭开始安装光伏电站作为用能补充或电费收入来源，配置储能电站成为保障家庭用电安全稳定的重要措施。 户用储能通常包括蓄电池、超级电容器和储热水箱等设备，可以将家庭自产的太阳能、风能等清洁能源进行有效的储存。这样做的好处是可以让家庭在需要的时候自给自足，同时也可以将多余的电力出售给电网，从而获得一定的经济收益。 户用储能可以帮助家庭自给自足，不再依赖于电网，从而降低家庭用电成本。除了自给自足，户用储能还可以将多余的电力出售给电网，从而获得一定的经济收益。在电力质量差的时候，还能通过储存电能和提供电力支持等方式，提高电力质量。 07 微电网+储能 近年我国大力发展海岛建设，这些海岛生活着少数居民、守岛民兵，也有移动信号发射基站、海事雷达站等用电设备，在恶劣的自然环境下，常规的光伏发电或风力发电无法在这种场景下为海岛提供稳定可靠的电能。 在这种海岛上安装离网型智能海岛微电网，利用能源管理系统精确协调控制发电、储能、用电工况，灵活调配各用户的连接方式，实现“源-网-荷-储”协调控制和经济运行。离网型智能海岛微电网不仅解决了岛上居民的用能难题，为海岛及海洋开发保护提供了供电保障，也为智能海岛微电网建设提供了技术范本。 08矿区+储能 如石油勘探、煤矿等地区，无可靠固定、可连续供电的经济型电源。配置储能系统后，当电网侧发生故障或正常检修需要停止供电时，负荷侧由电池系统通过储能变流器将电池系统中的直流转换为交流为用户侧供电。 在正常运行的过程中，用户侧从电网侧取电的时间段同电池组储能的时间段由系统控制器根据用电计费的峰、平、谷时段合理分配。海上油田电网为典型的孤岛电网，电源容量小，负荷容量大，大负荷启动瞬间以及电网故障会造成较大的频率波动。配置储能即可有效提升电力系统调频性能，保持频率稳定。 09 应急储能电源 高功率应急储能电源是新能源电池行业的一个细分领域，可简单理解为“超大号的充电宝”，其中便携式储能电源可应用于房车旅行、夜间垂钓、户外露营等户外场景。此外，在电网供电系统发生故障的情况下，应急储能电系统可为应急救援提供电力保障，可用于抢险、医院备用电源等多种场景。 10 城市轨道交通+储能 城市轨道交通储能系统是指，城市轨道交通车辆再生制动产生大量再生电能，引入储能系统回收再生电能并进行循环利用的过程，是未来建设节能型社会的要求与发展方向。 城市地铁中应用最多的是飞轮储能。飞轮储能是利用电动机带动真空磁悬浮条件下的飞轮转子高速旋转来储能，转速提高时，进行充电，转速降低时，就可以放电。高功率密度、长寿命是它的技术特点，不仅可以在5毫秒内响应大功率充放电，而且充放电寿命更是高达上千万次。年，“数据+储能”大爆发 1.数据中心有多耗能 数据中心十分耗能，根据国际能源署估算，数据中心的用电量占全球电力消耗的1.5%至2%，预计到2030年，这一比例将上升到4%。2021年，全国数据中心耗电量达2166亿度，约占全国总耗电量的2.6%，是北京全年用电量的1.8倍。全国数据中心碳排放量达1.35亿吨，占全国二氧化碳排放量的1.14%左右。 高耗能、高排放的数据中心，如果不采取可再生能源，根据据中国信息通信研究院测算，到2030年我国我国数据中心耗电量将超过3800亿度，碳排放量将超过2亿吨。 因此，数据中心成为了未来节能减碳的重点项目之一，而发展储能是提升新能源使用率、减少用电成本的有效方式，推动数据中心节能减碳的实现。 2.数据中心+储能频现 2023年2月，微软使用锂电池代替了数据中心原本使用的铅酸电池和柴油发电机。2022年4月，谷歌宣布在比利时Saint-Ghislain的数据中心配置储能项目也取得了进展。 在我国，2021年7月，世纪互联在佛山建成国内首个将规模化储能技术应用于数据中心的项目。国家电网、南方电网旗下的公司也落地了很多融合储能和数据中心的多项城市基础设施的项目。 3.政策鼓励 多地出台政策鼓励数据中心储能发展，深圳、山东、郑州等地要求数据中心部局、优化储能系统，稳定数据中心的用电，并在此基础上进行节能减碳和削峰填谷。 推动用能侧绿色低碳、助力整个社会的可持续发展，储能助力数据中心在高速发展赛道上快速前行