四位一体电力是指什么

从我国可再生能源发展现状来看，基于我国的资源禀赋与负荷中心呈逆向分布特点，资源和负荷匹配相对较差，且部分地区就地消纳困难“三北”地区电源结构中调峰电源相对较少，特别是自备电厂供热机组比例较大，在冬季供热期调峰能力进一步受限我国经济进入了新常态，电力需求放缓，装机出现了相对过剩辅助服务政策不到位，或落实不力可再生能源发展建设速度较快，配套电网规划建设相对滞后，电能通道输送能力尚待提高。

总体来讲，“十三五”时期要积极稳妥地发展水电，全面协调推进风电的开发，推动太阳能的多元化利用，因地制宜地发展生物质能，加快地热能开发利用，同时推进海洋能发电示范应用。另外可再生能源产业发展在供热、燃料、供气等方面也提出了明确的发展目标：供热系统中太阳能热水器80000万平方米，地热能利用160000万平方米燃料产业中生物燃料乙醇年产400万吨，生物柴油年产200万吨供气达到年产80亿立方米。

由于电力供需紧张，广东整合省内发电资源，加强一次能源燃料监测预警。浙江通过数字化、智能化电网技术，在 1.2 万家用电企业内部形成了一个 1000 万千瓦“虚拟电厂”，可以随时智能调控负荷，发动企业主动参与削峰填谷。

注解：

分布式发电装置（Distributed Generation，DG）

分布式供能（Distributed Energy Resource，DER）

虚拟电厂通过协调控制、智能计量以及信息通信等技术聚合 DG、储能系统、可控负荷、电动汽车等不同类型的分布式能源，通过更高层的软件构架实现多个 DER 之间的协调优化运作，达到资源的优势配置和使用，并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。

借助 Hightopo 能有效进行数据融合，将分散的 DER 聚合到可视化系统中统一进行管理，通过 Web 提供丰富的展示形式和效果。“虚拟电厂”的可视化协调控制减小了以往 DER 并网对公网造成的冲击，降低了 DG 增长带来的调度难度，使配电管理趋于合理有序，提高了系统运行的稳定性。

商业型虚拟电厂是从商业收益角度考虑的虚拟电厂，是 DER 投资组合的一种灵活表述。可基于用户需求、负荷预测和发电潜力预测，从而制定发电计划，参与市场竞标。在本地网络中，DER 运行参数、发电计划、市场竞价等信息由商业型虚拟电厂提供。

容量指标

将区域内的注册虚拟电厂数量、注册发电机组数量、注册发电单元、分布式能源额定装机容量分别统计，利于管理者进行负荷和发电潜力预测，控制 DER 执行发电计划。

运行模式

注册虚拟电厂的调控能力监测，接入削峰、填谷实时数据，评判调控能力。网供负荷和上网负荷实时对比，判断虚拟电厂的供电能力。分布式发电系统多采用性能先进的中小型模块化设备，开停机快速，维修管理方便，调节灵活，且各电源相对独立，可快速满足供电需求。

总发电、总用电量、发电和用电负荷曲线图是了解本座城市电力调控结果的有效指标，管理者可根据图表调控策略。响应偏差率、响应完成率、机组爬坡率数据可作为虚拟电厂和各个 DG 的考核指标，对于响应速度较慢的 DG 可逐步淘汰，建立响应速度更快的分布式能源。

发电单元类型分布

图扑软件提供了构建先进 2D 数据可视化的解决方案，基于自主研发的 HT for Web 图形引擎，可快速构建“虚拟电厂”中实时数据驱动的图表，提供丰富的可视化展示形式和效果。采用柱状图和散点图分别统计 DG、储能系统、可控负荷等的分布情况。在城区等负荷密集地区需以可控负荷构成虚拟电厂，作为系统备用，或削减高峰用电；在乡村或郊区，以大规模 DG、储能等构成虚拟电厂，实现对系统的稳定和持续供电。

资源管理

聚合多样化的 DER 实现对系统高要求的电能输出是虚拟电厂协调控制的重点和难点。实际上，一些可再生能源发电站（如风力发电站和光伏发电站）具有间歇性或随机性以及存在预测误差等特点，因此，将其大规模并网必须考虑不确定性的影响。这就要求储能系统、可分配发电机组、可控负荷与之合理配合，以保证电能质量并提高发电经济性。

综合分析

各虚拟电厂排名

排名越高表示虚拟电厂有更强的调控能力和更快的响应速度，在竞标时相关部门可着重考虑。

注册调控能力占比

削峰数据、填谷数据百分比统计，了解每个虚拟电厂的实力。中国是典型的负荷中心与发电中心不协调国家，东南地区经济发达，为负荷中心，但是缺煤、少光、缺风；西北、西南地区经济相对落后，但是煤多、水多、风多、光多。这种不协调决定了中国的清洁能源的利用只能寄希望于打造数十个超大型清洁能源发电中心，然后通过特高压通道（直流或者交流）输送到东南负荷中心。

能力占比

采用雷达图表示各行业发电机组注册调控和各发电单元类别注册调控的数据，区分不同 DER 在不同时间段执行发电计划的百分比。

数量占比

统计聚合 DG、储能系统、可控负荷、电动汽车等不同类型的分布式能源的数量占比，预测发电潜力，有序制定发电计划。

分区信息

变电站作为电力系统不可或缺的部分，对电压和电流进行变换，接受电能及分配电能。图扑可视化大屏标注的变电站以 110kV 及以下的四类变电站为主，包括亭卫变电站、远东变电站、黄渡变电站、练塘变电站等上海市不同区域的变电站，点击变电站名称可显示削峰、填谷数据。

管理总览

电网负荷主要包含刚性负荷、柔性负荷两大类。其中刚性负荷是用户生活工作必须满足的负荷，不能够接受电网的调控，受控程度很低。广义柔性负荷，既包含弹性负荷（可削减负荷）、可调节负荷（负荷聚合商）、可转移负荷，也包括源性负荷（储能、电动汽车）。

收集不可控分布式能源、储能、可控式能源、可控负荷的发电单元数量、发电容量占比数据，确定用户在不同时段对电网负荷的需求量，让用户通过分时电价提前安排工作的时间，减少峰期用电。

能力占比和数量占比的统计，便于确定小型发电装置在调峰、为边远用户、商业区和居民区供电时的能力。分布式电源可大大地提高供电可靠性，可在电网崩溃和意外灾害（例如地震、暴风雪、人为破坏）情况下，维持重要用户的供电。

资源注册

虚拟电厂具体信息

Hightopo 聚焦工业互联网监控运维可视化应用领域，通过接入 DER 的多路视频，便于分布式能源的管理。分布式发电系统主要包含：热电联产（CHP）与微型热电联产、燃料电池、太阳能发电、风力发电、斯特林发动机、往复式发动机、柴油引擎、汽油引擎等。

节能成效

我国用电量大的主要原因之一是工业设备和家用电器能效偏低，可实时监测中央空调、电动汽车等柔性可控负荷。统计节约电量、日均节电、未端精密空调节能率、机房整体节能率、机组负荷量的数据，减少高耗能设备的使用频次。

虚拟电厂审核管理

庞大的虚拟电厂数据，在图扑可视化系统中批量聚合，HT for Web 可承受万级甚至十万级别数据量。不同类型的虚拟电厂侧重点不同，有以实现 DG 可靠并网和电力市场运营为目标的电厂，DG 占据DER 的主要成分；有基于需求响应计划发展而来，兼顾考虑可再生能源利用的电厂，可控负荷占据主要成分。在审核时要根据能源分布情况，选择适合本地的虚拟电厂。

发电单元管理

每个发电单元接入实时数据进行监控，避免发电不足引发重要设备停机，保障供电的持续性、稳定性。

实时状态监测

智能计量技术是虚拟电厂的一个重要组成部分，是实现虚拟电厂对 DG 和可控负荷等监测和控制的重要基础。智能计量系统最基本的作用是自动测量和读取用户住宅内的电、气、热、水的消耗量或生产量，即自动抄表（Automated Meter Reading，AMR），以此为虚拟电厂提供电源和需求侧的实时信息。作为 AMR 的发展，自动计量管理和高级计量体系能够远程测量实时用户信息，合理管理数据，并将其发送给相关各方。

通过 HT 可视化的 2D 面板和图表的数据绑定，以及利用不同样式的图表统计方式展示不同区县的工业企业排名、工业企业潜力排名、工业企业实测负荷排名，能分辨本地的用电大户，他们是虚拟电厂的主要客户。

监测实时负荷、发电负荷因子、可调控负荷、主变容量、发电机组、发电单元，围绕用户和系统需求，自动调节并优化响应质量，减少电源和电网建设的投资，在创造良好舒适生活环境的同时，实现用户和系统，技术和商业模式的双赢。

负荷预测

将工业、农业、邮电、交通、市政、商业以及城乡居民所消耗的功率相加，就得电力系统的综合用电负荷。负荷是随机变化，每当用电设备启动或停止都会有对应的负荷发生变化，从某种程度上可以发现具有一定规律性，可依据规律进行预测。

数据查询

不可控 DG、可控 DG、储能、可控负荷的数量统计结合商业型虚拟电厂网络信息（拓扑结构、限制条件等），利于技术型虚拟电厂计算本地系统中每个 DER 可作出的贡献，形成技术型虚拟电厂成本和运行特性。

多维度负荷预测

发电负荷和用电负荷处于天平的两端，需要保持平衡，才能保障双方利益。发电机组和虚拟电厂的历史数据查询，能让管理者了解不同时段的供需变化，进行有效调控。查询界面采用事件机制进行界面局部更新，避免 FPS 的游戏方式，过多进行无意义的界面刷新，避免桌面卡顿和手机发烫等问题。

发电任务管理

虚拟电厂采用双向通信技术，它不仅能够接收各个单元的当前状态信息，而且能够向控制目标发送控制信号。应用于虚拟电厂中的通信技术主要是基于互联网的技术，如基于互联网协议的服务、虚拟专用网络、电力线路载波技术和无线技术（如全球移动通信系统/通用分组无线服务技术（USM/UPRS）等）。

价格信号

实时电价和分时电价的设定应根据虚拟电厂中的可再生能源所占成分区别设定，同时规定可再生能源发电应尽量并网，进一步完善现行的分时电价办法，鼓励和促进用电高峰时用户节电和 DG 发电。

采用雷达图分配虚拟电厂计划负荷，明确计划发电负荷。

激励信号

时间轴设置

丰水期电价可采取一定优惠措施，可根据历史数据将活动通知期和进行期的时间确定，有序开展活动。

调控模式设置

负荷调整模式和控制模式统计，短期和中长期需求响应事件管理，可减小最大负荷和最小负荷的差值，使负荷曲线图形较为平坦。通过合理地、有计划地安排种类用户的用电时间，有利于充分利用发电、供电设备（主变压器等）容量，提高系统运行的经济性。

发电任务追溯

通过追溯可判断出夏季和冬季是负荷的高峰时期，此时如采用以天然气为燃料的燃气轮机等冷、热、电三联供系统，不但可解决夏季的供冷与冬季的供热需要，同时也提供了一部分电力，由此可对电网起到削峰填谷作用。此外，也部分解决了天然气供应时的峰谷差过大问题，发挥了天然气与电力的互补作用。

激励型信息

可根据年份追溯负荷控制、有序用电、紧急需求响应、需求侧竞价、容量/辅助服务等信息。折线图和面积图展示了一周内实测负荷和预测负荷的对比，帮助预测者修正数据的准确性。

电源追溯可以快速搜索出某重要供电设备的实际供电路径，并结合可视化的展示方式，以清晰、直观的方式予以展示，使电网人员能够快速地对电网中的各重要负荷的供电通道进行梳理并形成保电通道和设备集，为重要负荷的供电保障任务提供有力的技术支持，而且还可以帮助电网调度人员更为全面、迅速地掌握电网结构，为电网安全、稳定地运行提供技术保障。

需求响应详情

需求响应是指电力市场价格明显升高（降低）或系统安全可靠性存在风险时，电力用户根据价格信号或激励措施，改变其用电行为，减少（增加）用电。雷达图展示响应速度、响应完成率、响应偏差率等的比率。同时，显示具体事件名称和类型，利于重大事件的统计。

虚拟电厂和发电机组在需求响应中的能力占比，显示了他们的反应速度，是对运维人员考核的重要一环。

参与虚拟电厂列表

虚拟电厂的各类资源（相比传统需求响应，新增添了各类分布式能源）自动接收需求响应信号，通过自己的能量管理系统控制调整用电，并对需求响应结果自动进行报告。使需求响应能够实现迅速、高效和精准的电力实时动态调控，能有效解决电力供给侧可再生能源发电带来的巨大不确定性。列表可展示响应能力较强的虚拟电厂。

预览事件曲线动态展示通知期、斜坡期、活动期、恢复期、复原期、结束期的负荷变化，更直观。通过时间轴设置，了解各个时期的耗用时间，作为下次运行的依据。

有序用电详情

事件信息显示偶然事件的准备阶段、执行阶段、恢复阶段、结算阶段，对某一次的偶然事件可记录下目标调控负荷、目标调控电量、实际调控负荷、实际调控电量、事件收益、开始时间、结束时间。明确此类事件的处理流程和所需负荷，作为后续此类事件处理的方案。

针对不同的偶然和必然事件，统计出在事件中发电机组数量占比、虚拟电厂调控能力占比、参与虚拟电厂列表、负荷数量占比，可分析整个电力系统是否稳定。

运行效果决策

技术参数考核

虚拟电厂中分布式能源的地域信息一目了然，便于管理。虚拟电厂运营系统能监测到客户参与需求响应的具体设备的负荷变化，负荷管理工作的颗粒度更为精细，响应更快速。

虚拟电厂技术参数考核

虚拟电厂从需求侧响应起步，根据技术参数差异化设置收益激励，创新交易机制，打造出全新的电力负荷调度模式。依据爬坡耗时、参与机组数量、在线机组数量、爬坡速度、响应量、完成耗时、电量偏差、负荷偏差、目标调控负荷、实际调控负荷统一进行管理。

发布单元类型排名

将太阳能利用、风能利用、燃料电池、燃气冷、热、电三联供、气体燃料等多种形式的能源按照电力负荷排名，甄选优质能源。

偏差率考核

图扑的 HT 可视化系统，可按照事件名称、电厂名称、日期、年份名称分别查询爬坡速度、响应量、完成耗时、电量偏差、负荷偏差、目标调控负荷、实际调控负荷的数据，让用电负荷有据可查。

虚拟电厂最具吸引力的功能在于能够聚合 DER 参与电力市场和辅助服务市场运行，为配电网和输电网提供管理和辅助服务。“虚拟电厂”的解决思路在我国有着非常大的市场潜力，对于面临“电力紧张和能效偏低矛盾”的中国来说，无疑是一种好的选择。

虚拟电厂虽然进行了 DER 的聚合，可当前储能基本配置在“源”侧和“网”侧。为最大化利用清洁电力，平滑清洁电力的“间歇性、波动性”，稳定电源供应，储能成为解决问题的关键。传统的“源网荷”电力系统将由此变为“源网荷储”电力系统。

当前，从国家的顶层设计到地方省市出台的相关政策都不难看出，储能已成为目前解决新能源短板的重要手段。 在当前电力市场和储能价格回收机制尚不健全的情况下，盈利性差是困扰储能行业规模化发展的关键症结，因此，“补贴”被视为提升储能投资积极性的重要手段。据不完全统计，为促进可再生能源消纳，目前全国已有超过20个省市发布了新能源配置储能政策以及相应的储能补贴或鼓励政策。然而，各地补贴方式不尽相同，补贴标准差异也很大，原因何在？

投资风险大 业内呼吁加大政策激励

新能源配置储能在缓解弃风弃光、平抑电网波动的同时，也实打实地增加了企业投资成本。

“当前储能政策激励性不足。”江苏某储能公司总经理向笔者坦言，当前，地方政策多聚焦于鼓励或者强制新能源场站配置一定比例储能，以获取项目接入、调度等优先权。但在电力和辅助服务市场机制仍不完善的情况下，储能利用小时数难以得到有效保障，储能电站投资风险仍较大。

商业型虚拟电厂是从商业收益角度考虑的虚拟电厂，是 DER 投资组合的一种灵活表述。可基于用户需求、负荷预测和发电潜力预测，从而制定发电计划，参与市场竞标。在本地网络中，DER 运行参数、发电计划、市场竞价等信息由商业型虚拟电厂提供。

将区域内的注册虚拟电厂数量、注册发电机组数量、注册发电单元、分布式能源额定装机容量分别统计，利于管理者进行负荷和发电潜力预测，控制 DER 执行发电计划。

注册虚拟电厂的调控能力监测，接入削峰、填谷实时数据，评判调控能力。网供负荷和上网负荷实时对比，判断虚拟电厂的供电能力。分布式发电系统多采用性能先进的中小型模块化设备，开停机快速，维修管理方便，调节灵活，且各电源相对独立，可快速满足供电需求。当前虚拟电厂可结合Hightopo数据可视化技术进行有效数据融合，进一步将分散的 DER 聚合到可视化系统中统一进行管理，提供丰富的展示形式和效果。

庞大的虚拟电厂数据，采用柱状图和散点图分别统计 DG、储能系统、可控负荷等的分布情况。在城区等负荷密集地区需以可控负荷构成虚拟电厂，作为系统备用，或削减高峰用电；在乡村或郊区，以大规模 DG、储能等构成虚拟电厂，实现对系统的稳定和持续供电。

将工业、农业、邮电、交通、市政、商业以及城乡居民所消耗的功率相加，就得电力系统的综合用电负荷。负荷是随机变化，每当用电设备启动或停止都会有对应的负荷发生变化，从某种程度上可以发现具有一定规律性，可依据规律进行预测。

事件信息显示偶然事件的准备阶段、执行阶段、恢复阶段、结算阶段，对某一次的偶然事件可记录下目标调控负荷、目标调控电量、实际调控负荷、实际调控电量、事件收益、开始时间、结束时间。明确此类事件的处理流程和所需负荷，作为后续此类事件处理的方案。

针对不同的偶然和必然事件，统计出在事件中发电机组数量占比、虚拟电厂调控能力占比、参与虚拟电厂列表、负荷数量占比，可分析整个电力系统是否稳定。

虚拟电厂最具吸引力的功能在于能够聚合 DER 参与电力市场和辅助服务市场运行，为配电网和输电网提供管理和辅助服务。“虚拟电厂”的解决思路在我国有着非常大的市场潜力，对于面临“电力紧张和能效偏低矛盾”的中国来说，无疑是一种好的选择。

通过可视化的面板和图表的数据绑定，以及利用不同样式的图表统计方式展示不同区县的工业企业排名、工业企业潜力排名、工业企业实测负荷排名，能分辨本地的用电大户，他们是虚拟电厂的主要客户。监测实时负荷、发电负荷因子、可调控负荷、主变容量、发电机组、发电单元，围绕用户和系统需求，自动调节并优化响应质量，减少电源和电网建设的投资，在创造良好舒适生活环境的同时，实现用户和系统，技术和商业模式的双赢。

（一）组建相对独立的电力交易机构。按照政府批准的章程和规则，组建电力交易机构，为电力交易提供服务。

（二）搭建电力市场交易技术支持系统。满足中长期、现货市场运行和市场监管要求，遵循国家明确的基本交易规则和主要技术标准，实行统一标准、统一接口。

（三）建立优先购电、优先发电制度。保障公益性、调节性发用电优先购电、优先发电，坚持清洁能源优先上网，加大节能减排力度，并在保障供需平衡的前提下，逐步形成以市场为主的电力电量平衡机制。

（四）建立相对稳定的中长期交易机制。鼓励市场主体间开展直接交易，自行协商签订合同，或通过交易机构组织的集中竞价交易平台签订合同。优先购电和优先发电视为年度电能量交易签订合同。可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。允许按照市场规则转让或者调整交易合同。

（五）完善跨省跨区电力交易机制。以中长期交易为主、临时交易为补充，鼓励发电企业、电力用户、售电主体等通过竞争方式进行跨省跨区买卖电。跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电，承担相应辅助服务义务，其他跨省跨区送受电参与电力市场。

（六）建立有效竞争的现货交易机制。不同电力市场模式下，均应在保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大 限度提供调节能力。

（七）建立辅助服务交易机制。按照“谁受益、谁承担”的原则，建立电力用户参与的辅助服务分担共享机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易。在现货市场开展备用、调频等辅助服务交易，中长期市场开展可中断负荷、调压等辅助服务交易。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的辅助服务权利与义务。

（八）形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的可再生能源优先发电，优先发电合同可转让，鼓励可再生能源参与电力市场，鼓励跨省跨区消纳可再生能源。

（九）建立市场风险防范机制。不断完善市场操纵力评价标准，加强对市场操纵力的预防与监管。加强调度管理，提高电力设备管理水平，确保市场在电力电量平衡基础上正常运行。

4月26日，中国化学与物理电源行业协会储能应用分布协会发布《2019储能产业应用研究报告》（以下简称“《报告》”）中指出，2019/2021/2023年预计是中国电化学储能产业发展较为重要的时间拐点，预计到 2025 年,中国电化学储能市场功率规模约 28.6 GW，以储能工程项目作为计量,市场份额将达到 1287 亿元，整个产业的市场规模具备万亿级市场潜力。

中国工程院院士顾国彪指出，目前国家提倡建设智慧城市，可再生能源的应用必不可少，但目前由于储能技术的限制，我国多个地方面临风电、光伏的大量浪费，希望能建立起协调的管理机制，建立起一个风力发电、光伏发电、储能应用和电动 汽车 的产业联盟来解决问题。

上市公司纷纷布局

此前，国家发改委、财政部、 科技 部、工信部、能源局联合发布《关于促进储能技术和产业发展的指导意见》，明确计划在未来10年内完成“两步走”，到2025年，使储能产业实现规模化发展，形成较为完整的产业体系，成为能源领域经济新增长点。

2017年，国家能源局将东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个地区作为第一批电力辅助服务市场试点。

2018年，这些省份出台政策鼓励建设电储能设施、以第三方参与电力辅助服务并分摊相应的补偿费用，这是2018年储能市场迎来“风口”，得以快速增长的主要原因。

在政策的刺激下，电池领域上市公司纷纷开启储能产业布局。4月2日，科士达（002518.SZ）发布公告，公司拟与宁德时代合作设立储能合资公司，以求进一步强化和提升公司储能产业链核心设备的生产及经营能力。

亿纬锂能（300014.SZ）在2018年业绩快报中指出，当前磷酸铁锂在储能领域的循环寿命大幅增加，储能的商业价值有所体现，亿纬锂能仍会继续发力磷酸铁锂在动力和储能领域的应用，将继续扩产。

作为目前国内储能产业的头部企业，目前南都电源（300068.SZ）已完成从上游材料到电池本体、新型电池技术研发、电池回收等多产业链延伸与布局，尤其是在用户侧储能、电网侧储能以及国际储能市场保持一定优势。

政策加码 营利模式仍待 探索

目前来看，随着新能源 汽车 产业链的爆发，锂电池的生产成本持续降低，在各项储能技术中，以锂电池为核心的电化学储能技术也较为受到企业青睐。

上述《报告》指出，截至2018年底,中国电化学储能市场累积装机功率规模为1033.7MW, 同比增长146%；中国电化学储能市场累积装机容量为 3103 MWh，同比增长127%。

从技术路线来看，在装机功率占比方面，磷酸铁锂储能技术占比最高,高达 57.8%,其次是铅蓄电池(25.5%)、三元锂电池(10.8%)；在装机容量占比方面,铅蓄电池占比最高,高达51.7%，其次是磷酸铁锂(37.0%)、三元锂电池(5.2%)。

但在蓬勃发展的背后，如何确保储能项目可持续的收益成为关键。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出：“目前，储能的价值收益难以充分体现，很多储能项目只能依靠短期调峰调频及峰谷电价套利，但调频调峰的补偿机制不健全，峰谷电价套利依赖于电价水平，具有不确定性，是一种非可持续发展模式。”

目前的储能市场尚处于商业化初期，不具备大规模应用的经济效益，如果不依赖政策补贴，储能产业想要做到盈利仍需要不断提高技术，降低成本。

国家应对气候变化战略研究和国际合作中心国际部主任、副研究员柴麒敏认为，2017年国家出台了《储能产业发展指导意见》《电力补偿服务的工作方案》等支持政策，开启了比较好的储能应用开端。但总体来说这方面的政策还是不足，需要进一步从立法、财税、规划、基建、交易、监管等各方面进行政策推动的可行性。

刘勇认为，储能产业要迎来真正的行业春天，就要把握好力度，保持政策制定的可操作性和可持续性，国家层面要对储能技术参与能源结构调整、建设模式、运营效率、电网安全性灵活性等方面进行系统规划，建立储能的产业规划、配置结构、技术规范、管理规则等细则。

第一章　总则第一条　为了规范电力市场行为，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据《电力监管条例》和有关法律、行政法规，制定本规则。第二条　本规则适用于区域电力市场。第三条　国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）负责区域电力市场运营的监督管理。第二章　市场主体与交易机构第四条　电力市场主体包括按照有关规定取得电力业务许可证的发电企业、输电企业、供电企业，以及经电力监管机构核准的用户。电力调度交易机构包括区域电力调度交易中心和省、自治区、直辖市电力调度机构。

前款所称供电企业包括独立配售电企业；前款所称区域电力调度交易中心包括区域电力调度中心、区域电力交易中心。第五条　发电企业、输电企业和供电企业按照有关规定取得电力业务许可证后，方可申请进入区域电力市场，参与区域电力市场交易。用户经电力监管机构核准后，可以参与区域电力市场交易。第六条　电力调度交易机构负责电力调度、电力市场交易、计量结算。第三章　交易类型与方式第七条　电力市场交易类型包括电能交易、输电权交易、辅助服务交易等。第八条　电能交易按照合约交易、现货交易、期货交易等方式进行。

电能合约交易，是指电力市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易。电能买卖合同约定的电价，可以由双方协商形成、通过市场竞价产生或者按照国家有关规定确定。

电能现货交易，是由发电企业通过市场竞价产生的次日或者未来24小时的电能交易，以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。

电能期货交易，是指电力市场主体在规定的交易场所通过签订期货合同进行的电能交易。电能期货合同是指在确定的将来某时刻按照确定的价格购买或者出售电能的协议。

电能交易以合约交易为主、现货交易为辅，适时进行期货交易。第九条　电力市场具备规定的条件，并经电力监管机构批准，可以进行输电权交易、辅助服务交易等。第四章　电能交易第十条　电能合约交易可以由电力调度交易机构具体组织实施，也可以由电力市场主体双方协商进行。第十一条　电力调度交易机构按照区域电力市场运营规则对合约电量进行分解，其分解方法应当对电力市场主体公开。合约电量分解后因故需要修改的，电力调度交易机构应当及时向合约各方通报原因。第十二条　输电企业应当按照法律和国家政策的规定，优先与依法取得电力业务许可证的可再生能源发电企业签订合同，全额收购其上网电量。第十三条　电力调度交易机构应当按照区域电力市场运营规则组织电能现货交易。第十四条　发电企业进行电能现货交易，应当以单个机组为单位报价。经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价。由多个发电厂组成的发电企业不得集中报价。禁止发电企业串通报价。第十五条　电力市场价格形成机制应当有利于促进电力市场公平有效竞争、有利于输电阻塞管理。第十六条　所有电能交易必须通过电力调度交易机构安全校核后执行。第五章　输电服务第十七条　输电企业应当公平开放输电网，为电力市场主体提供安全、优质、经济的输电服务。第十八条　输电企业应当严格执行国家规定的输电电价，并接受电力监管机构的监督检查。第十九条　输电阻塞管理方法由电力监管机构根据电网结构和电力市场交易方式确定。第二十条　电力市场因规避输电阻塞风险的需要，经电力监管机构批准，可以组织开展输电权交易。第六章　辅助服务第二十一条　电力市场主体应当按照有关规定提供用以维护电压稳定、频率稳定和电网故障恢复等方面的辅助服务。第二十二条　辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。

基本辅助服务是电力市场主体应当无偿提供的辅助服务。有偿辅助服务是电力市场主体在基本辅助服务之外提供的其它辅助服务。有偿辅助服务在电力市场建设初期采取补偿机制，电力市场健全以后实行竞争机制。第二十三条　辅助服务的具体内容、技术标准、提供方式、考核方式，由国家电力监管委员会会同国务院有关部门另行规定。第二十四条　电力调度交易机构应当定期对电力市场主体提供辅助服务的能力进行测试。测试结果应当公布并向电力监管机构报告。电力市场主体不能按照要求提供辅助服务时，应当及时向电力调度交易机构报告，并按照有关规定接受考核。

辽宁工商业光伏发电申请流程

光伏发电是一种利用半导体界面的光伏效应将光能直接转化为电能的技术。主要由太阳能电池板(组件)、控制器和逆变器组成，主要部件由电子元件组成。太阳能电池串联后，可以封装保护成大面积太阳能电池组件，配合功率控制器等部件组成光伏发电装置。以下是辽宁光伏发电补贴政策，仅供参考。

随着环境和能源问题的日益突出，我国对太阳能光伏发电的政策支持力度也在加大。

自2005年《可再生能源法》颁布以来，《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》、《国务院关于促进光伏产业发展的若干意见》、《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》等支持可再生能源的政策法规陆续出台。

基于对国家层面法律政策的调研，结合近期项目经验，我们对光伏电站申请电价补贴的流程、审核和补贴标准梳理如下。

一、电价补贴政策概述

我国光伏电站主要分为集中式光伏电站和分布式光伏电站。在法规政策方面，两类光伏电站申请电价补贴的流程、审核、补贴标准也有所不同。

对于集中式光伏发电，我国根据各地太阳能资源条件和建设成本，将全国划分为三类太阳能资源区。三类资源区燃煤机组标杆上网电价分别为每千瓦时0.9元、0.95元和1元(不排除地方政府为鼓励光伏发电制定高于标杆电价的上网电价标准，高出部分一般由省级财政承担)。电网企业光伏电站标杆上网电价高于当地燃煤机组的部分，可以申请可再生能源发电补贴资金。

对于分布式光伏电站，我国实行电力全额补贴政策。电价补贴标准为每千瓦时0.42元(含税)，通过可再生能源发展基金支付给电网企业，再从电网企业划转给发电企业。对于分布式光伏发电系统，剩余自用电量由电网按照当地燃煤机组标杆电价购买企业。此外，分布式光伏发电系统自用电无需缴纳随电价征收的各类基金和附加费，以及系统备用容量费等相关并网服务费。

二、申请电价补贴的流程

年初，国家能源局通常在综合考虑全国光伏发电发展规划、各地区上一年度建设情况、电力市场情况和各方面意见的基础上，编制当年光伏发电实施计划(如2015年3月16日国家能源局发布《国家能源局关于下达2015年光伏发电建设实施方案的通知》)。《光伏发电建设实施方案》将规定各地区新开工集中式光伏电站和分布式光伏电站的总规模，规模内项目有资格享受国家可再生能源基金补贴。集中式光伏发电和分布式发电申请电价补贴的条件和程序如下：

三、集中式光伏发电

根据《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，申请补助的项目必须符合以下条件：

1.属于《财政部、国家发展改革委、国家能源局关于印发的通知》(可再生能源电价附加收入补贴范围：1)电网企业购买可再生能源电的成本高于按照国务院价格主管部门确定的上网电价或bi等竞争手段确定的上网电价按照常规能源发电平均电价计算的成本之间的差额

可再生能源电价附加补贴资金原则上按季拨付，年底结算。省级电网企业；地方独立电网企业；根据可再生能源上网电价和实际购买的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费。对国家电网公司和南方电网公司范围内的并网发电项目和并网工程，补贴资金不再由省级财政部门拨付，而是由中央财政直接拨付给国家电网公司和南方电网公司。

四、分布式发电

根据《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》，申请补贴的分布式光伏发电项目必须符合以下条件：

1.按照程序完成归档；

2.项目建成投产，符合并网相关条件，完成并网验收等并网工作。符合上述条件的项目可向当地电网提出申请企业，经同级财政、价格、能源主管部门审核后逐级上报。财政部、国家发展改革委、国家能源局组织对上报项目进行审核，将符合条件的项目纳入补贴目录。中央财政按季度向国家电网公司、南方电网公司和地方独立电网省级财政部门预拨补贴资金企业。电网企业根据项目发电量和国家确定的补贴标准，按照电费结算周期及时支付补贴资金。

典型地区的实际操作

根据我们在光伏项目并购领域的项目经验。答：我们在此选取内蒙古、河北、辽宁三个地区进行对比，说明光伏补贴政策的具体实施情况。

内蒙古

内蒙古太阳能资源丰富，光伏项目投资竞争比较激烈。各盟市能源主管部门每年年底根据自治区下达的年度规模指标，编制下一年度项目建设实施计划，该计划中的太阳能电站必须是已备案并取得电网审查意见的项目企业接入系统。纳入国家年度建设实施计划的太阳能电站备案项目，在完成土地、环保、节能、安全、规划、水土保持、社会稳定风险评估等手续后，应尽快开工建设。太阳能电站项目建成投产后，取得自治区能源局出具的项目竣工验收审查意见后，方可申报可再生能源电价附加补贴。补贴标准参照适用国家发布的光伏项目补贴标准。

河北省

根据我们在河北省的项目经验以及与河北省能源局的沟通，河北省申请可再生能源电价附加补贴的流程与内蒙古并不完全相同。一般光伏项目是纳入建设实施计划后才备案的。已备案的项目应及时建成投产并组织验收，作为安排并网补贴计划的重要依据。具体补贴标准为：

1.集中式光伏发电按国家规定的标杆上网电价销售给电网企业，电网企业申请电价补贴。2014年底前建成投产的光伏电站，上网电价以国家确定的光伏电站标杆上网电价为基础，每千瓦时补贴0.3元。2015年底前建成投产补助0.2元，2017年底前建成投产补助0.1元；自生产之日起实施3年；

2.分布式光伏发电按全电量补贴，补贴标准为每千瓦小时0.42元

4.项目已获省级能源主管部门批准，已按程序完成立项、系统集成和关键设备招标，当地电网企业给出同意并网意见；

5.该项目通过验收后已正式投产，运行正常。以及集中式和分布式光伏项目实行统一电价补贴标准，即对于2012年12月31日前建成投产的太阳能光伏发电项目，按照0.3元/千瓦时的标准给予电价补贴；2012年以后，按照年均下降10%确定补贴标准。根据我们与辽宁省发改委的沟通，辽宁省可能会在“十三五”实施新的电价补贴政策，但新政策仍在制定过程中。

五、近期电价相关主要政策

（一）中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见（2021年9月22日）

1.推进电网体制改革，明确以消纳可再生能源为主的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。

2.加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的新增电力装机发展机制。

3.完善电力等能源品种价格市场化形成机制。从有利于节能的角度深化电价改革，理顺输配电价结构，全面放开竞争性环节电价。

（二）中央全面深化改革委员会第二十二次会议（2021年11月24日）

1.健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场。

2.改革完善煤电价格市场化形成机制，完善电价传导机制，有效平衡电力供需。

3.加强电力统筹规划、政策法规、科学监测等工作，做好基本公共服务供给的兜底，确保居民、农业、公用事业等用电价格相对稳定。

4.推进适应能源结构转型的电力市场机制建设，有序推动新能源参与市场交易，科学指导电力规划和有效投资，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用。

（三）国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司关于关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知（发改办体改[2021]339号）

1.拟选择上海江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市为第二批电力现货试点。

2.稳妥有序推动新能源参与电力现货市场。

3.推荐用户侧参与现货市场结算。统筹开展中长期、现货与辅助服务交易。做好本地市场与首间市场的衔接。

（四）国家发改委、国家能源局《关于国家电网有限公司省间电力现货交易规则的复函》（发改办体改[2021]837号）

1.积极稳妥推进省间电力现货交易，不断扩大市场交易范围，逐步引入受端地区大用户、售电公司等参与交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易。

（五）国家能源局综合司关于公开征求对《并网主体并网运行管理规定（征求意见稿）》、《电力系统辅助服务管理办法（征求意见稿)》意见的公告（2021年8月31日）

1.明确了辅助服务的定义和分类、提供与调用、补偿方式和分摊机制、电力用户参与辅助服务分担共享机制、跨省跨区电力辅助服务机制等进行了详细规定。

（六）国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（发改价格[2021]833号）

1.2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。

2.2021年新建项目上网电价，按当地燃煤发电基准价执行，可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

3.2021年起，新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。

（七）国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知（发改价格[2021]1439号）

1.有序放开全部煤电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。

2.扩大市场交易电价上下浮动范围。扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。

3.推动工商业用户都进入市场。取消工商业目录销售电价。

4.居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。

（八）国家发展改革委、国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规[2021]1051号）

1. 健全新型储能价格机制。建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场。

2.研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。

3.完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间。

（九）国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见（发改价格[2021]633号）

1.坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策。以竞争性方式形成电量电价，实现回收抽水、发电的运行成本。完善容量电价核定机制，通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。

2.健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式。建立容量电费纳入输配电价回收的机制；建立相关收益分享机制；完善容量电费在多个省级电网的分摊方式；完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。

（十）国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见（发改能源规[2021]280号）

1.依托“云大物移智链”等技术，进一步加强源网荷储多向互动，通过虚拟电厂等一体化聚合模式，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统提供调节支撑能力。

2.支持源网荷储一体化和多能互补项目参与跨省区电力市场化交易、增量配电改革及分布式发电市场化交易。

（十一）国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格[2021]1093号）

1.优化峰谷电价机制，系统缝谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。

2.建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。

3.建立健全季节性电价机制和丰枯电价机制。

4.明确分时电价机制执行范围。建立动态调整机制。加强与电力市场的衔接。

（十二）国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知（发改办价格[2021]809号）

1.鼓励新进入市场电力用户通过直接参与市场形成用电价格，对暂未直接参与市场交易的用户，由电网企业通过市场化方式代理购电。

2.各地执行保量保价的优先发电（不含燃煤发电）电量继续按现行价格机制由电网企业收购，用于保障居民、农业用户用电。

3.建立健全电网企业市场化购电方式。

4.电网企业代理购电用户电价由代理购电价格（含平均上网电价、辅助服务费用等)、输配电价（含线损及政策性交叉补贴)。政府性基金及附加组成。

（十三）国家发展改革委、国家能源局关于印发《售电公司管理办法》的通知（发改体改规[2021]1595号）

1.售电公司可以采取多种方式通过电力市场购售电，可通过电力交易平台开展双边协商交易或集中交易。

2.按照可再生能源电力消纳责任权重有关规定，承担与年售电量相对应的可再