1. 微電網產業研究

1.1 微電網基本情況介紹

1.1.1 微電網的構成組分

微電網的主要概念是：由分布式電源、新型儲能系統、電子電力設備、電力負荷、計量、保護、能源管理系統等組成。這些信息，包括：

分布式電源：主要是指在各類工業園區、商業綜合體、住宅樓、公共建筑中的太陽能、風力發電、生物質發電等非水力可再生能源發電設備（包括 DC/DC變流器、 DC/AC逆變器、變壓器、支架等）。另外，在離網運行時，通常使用備用的柴油作為輔助電力。在微電網中，分布式電源的主要作用是產生潔凈電能，為用戶提供電能，一般采用“自發自用，剩余電量上網”的方式。

新型儲能系統：傳統的抽水蓄能技術由于其反應緩慢、初期投入大、受地理位置等原因，在微型電網應用中通常不適合。目前，以鋰離子電池居多，主要有鋰離子電池、鈉電池、水系電池、液流電池等。鋰離子電池的主要組成是：磷酸鐵鋰+ BMS+ EMS+ PCS。另外，先進的壓縮空氣和飛輪等物理存儲技術也逐漸被用于微型電網。在微電網中，新型儲能的作用是儲存新能源產生的電能，并根據微電網的運行情況，對新能源進行削峰、抑制波動，從而達到電力供需平衡和能量分配的目的。它還能作為應急電力系統的“黑啟動”或應急供電。

用電負荷：由三種不同的負載組成，一種為可調的建筑物負載（如中央空調，電梯，照明，電熱鍋爐）；第二種是住戶可調負載（如家用空調、電熱水器、電冰箱等）；第三種是新的負載，如充電樁、 IDC。目前，在全國范圍內的微型電網示范中，最典型的就是充電基礎設施，它的主要作用是為電動車充電，其中慢充-停充組合（85%左右），既可以充電又可以停車。

電力電子設備：主要分為兩大類：一類是傳統的電力設備，如線路，斷路器，隔離開關，接地刀閘，電纜等；第二種是智能化、數字化的電力設備，如智能功率儀表（與電量傳感器相匹配）、柔性直流輸電設備、新型臺區智能集成終端。傳統電力裝置在微網中的作用是：電力傳輸、整流、調壓、逆變、變頻等；新型電力設備，承擔著實時監測、監測、采集電源、儲能、負荷（尤其是電源端，新能源的波動、斷續、預測、并網控制等功能，電力系統的監控、保護。

智慧能源管理平臺：其具體表現為嵌入式軟件和控制算法，在微網中的應用比較廣泛，它的作用是從更高的層面上來管理和管理各個設備，包括整體的能量管理、調度優化、以及與主網之間的交互以及離網的切換。另外，隨著全國碳交易市場的不斷完善，能源管理平臺也從“以電為主”轉向“以碳為中心”的“以碳為中心”為核心的“以碳為中心”的綜合管理，同時支持碳核算、碳交易等功能。

總體來說，“源+網+荷+儲”是一個自主系統，可以實現自身控制、監控和保護、能量管理，更經濟、高效、安全地實現網內功率平衡、系統優化、故障檢測、質量保護以及低碳減排，屬于一套完整的新型能源系統。

圖1 微電網基礎架構

1.1.2 兩大主要運行模式

微電網按照運行模式的不同，可分為離網型微電網和并網型微電網：

A. 離網型微電網

離網式微網是完全獨立的，不需要與主網進行任何連接，這些設備都是建立在偏遠邊境、海上孤島等傳統電力系統難以觸及的區域，以滿足當地的基礎供電需求。以海島為例，我國海島數量較多，居民較少，總用電量較低，要想與主網連通，必須要在很遠的地方架設電力網，而在陸地上，則要鋪設海底電纜，這就是一筆龐大的投資和維修費用，而在這個時候，可以利用海島上豐富的風能、太陽能資源，來解決用電問題。此類微電網的建設難點是電力系統的穩定和維護。

亞洲發展銀行曾經把離網微網分為三種類型，分別是“光柴系統”、“光儲柴系統—柴發主網”、“光儲柴系統—儲氣網”，隨著對可再生能源的滲透率不斷增加，而第二種方式的應用最多，大多數島嶼都是以柴油發電機為主網，為系統提供穩定的電壓、頻率支持。

B . 并網型微電網

在并網微電網和主網之間有一種 PCC接口，在正常條件下，能夠與主網并網，相互支持，進行能量的雙向交流；在發現電網的品質或質量不符合規定時，能夠及時切斷主網，實現自給自足，同時，離網方式的轉換要平穩、迅速。比如：

1)在微網中的總電力消耗大于所管轄的電力供應（含存儲系統的備用電力）時，該微電網可以啟動“并網模式”，向主電網購買電力，并向其供電；當微電網絡中有大量的電力，它還可以通過逆向的方式將其賣給主網；

2)在主網負載較大的時候，可以采取脫網方式，將主網與微網的聯接切斷，以抑制主網的波動，并在突發事件中確保本網所管轄的負載的供電可靠性；

圖2 并網型微電網基礎架構

1.1.3 三類重點應用場景

當前的微電網主要是并網式的，它的名字也有很多種，每一種名字都代表著不同的應用場景，比如“源網負載與存儲一體化”、“光儲存儲/測試”、“光儲數”、“零碳工業區”等。但它的核心就是建立在一個相對封閉的小區、小區、小區、加油站、充電站/數據中心，并根據實際用電負荷水平、周邊新能源開發條件和電網條件，通過新建分布式新能源、新型儲能、電力電子設備等裝置，形成一個穩定可靠的區域性綜合智慧能源管理體系。

A.??“光儲+”場景

“光儲充”、“光儲數”等概念更加具體，更有針對性，比如“光儲充”就是以充電站為核心的。

1)“光儲充”微電網，利用分布式光伏發電，為電動汽車充電，補充太陽能電池的非連續性，提高新能源的消納能力，達到一定程度的削峰填谷；

2)“光儲充”系統與外界主網的連接，主要是利用夜晚的低谷電價，在充電高峰期間，由微網中的光伏發電和儲能系統和主電網共同為充電站提供電力；

3)特別是在超充時代來臨之際，“光儲充”技術可以很好地應對高壓、大電流對電力網絡的影響，“光儲、充電站”有望成為未來的發展趨勢。

江蘇，海南，上海，北京，山東，已建成了大量的光儲充電樁。目前的布局廠商有 CATL，華為，領充，天合光能，特斯拉。

另外，“光儲充”還衍生出了“光儲充放”、“光儲充檢”、“光儲充放檢”等新的應用，并將V2G技術與電動汽車智能檢測技術相結合，為用戶提供綠色、經濟、智能、智能、便捷的服務。“光儲充放”綜合發電站是能源互聯網建設、能源數字化和 VPP建設的一項重要措施。

圖3 “光儲充檢”一體化場景

B. “零碳+”場景

“零碳工業園區”的重點突出了工業園區的環境，并要求在整個運行期間，將所有的二氧化碳排放量都中和，或者說凈零排放量。執行路線包含：

1)能源：采用屋頂光伏、光伏車棚、小型風力發電設備等可再生能源，有條件的園區還應建設沼氣和熱泵系統，并配備儲能電站、儲熱儲冷裝置等滿足園區的供暖、制冷和供電需求；

2)負載：第一，每年都要將車輛全部電動化，配備充足的電動車充電站，可利用風力發電、光伏等可再生能源發電；其次，應用節能、隔熱、環保等環保技術，在整個園區內都裝有智能儀表，并由智能能源管理系統實現集中控制；

3)碳排放（和“光儲充+”的最大區別）：大規模的森林綠化（一株成熟的樹木每年可從大氣中吸取21.8公斤二氧化碳）；CCUS的專業碳吸附設備/工程，例如某些小而高效的生物碳吸附工程（例如，在大樓的外墻上懸掛海藻，每千克海藻可以吸收2 kg左右的CO2，每年可以生產200 kg的海藻），碳匯的貢獻可以和碳交易市場掛鉤。

很顯然，與“光儲充+”等概念不同，“零碳工業園區”是將“凈零碳排”這一概念引入到綠色發電體系中，著重研究了“工廠零碳”，“建筑零碳”和“交通零碳”三個方面的工業園區；

它不僅突出了我國清潔能源的發電量和消納率，而且在“節能減排”，“綠化碳匯”和“CCUS技術”等方面，還將綠色電力、綠色證券、 CCER等多種貿易手段相結合，拓展了利潤空間。

C. 源網荷儲一體化”場景

“源網絡的負荷與儲存整合是最廣泛的。按照國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，“源網荷儲一體化”的實施途徑主要有“區域（省級）源網荷儲一體化”、“市（縣）源網荷儲一體化”、“園區（居民區）源網荷儲一體化”等三種具體模式。

目前，“源網、存儲、存儲”的最大體現就是“園區級”，“光儲數”、“光儲數”、“存儲/存儲”、“零碳園區”等，實質上，都是“園區級的源、電、電一體化”。從“園區級”到“市縣級”的“源網、荷儲一體化”，特別是在“整縣推進”的分布式光伏政策下，“市、縣、縣、鄉、鄉、村、村、鄉、縣的“源網荷儲一體化”正在迅速推廣，到目前為止，7個省份已經發布了50 GW以上的“源網荷儲”計劃。

文章隨后統一版本，以“源網荷儲”示范工程為代表的并網微網。

另外，需要指出的是，微電網可以在現有的基礎上或與現有的配電網絡相結合；它可以是一個單一的微電網，也可以是一個由若干個微網組成的小電網。

1.1.4 多種電網架構類型

（1）電網架構類型

根據電網結構的不同，并網微電網可以分為：交流微電網、直流微電網和直流微電網。

AC微網：分布式電源、儲能設備等都是由電源設備與 AC匯流排相連的。目前，微網仍以交流微電網為主。

圖4 交流微電網運行架構

直流微電網：分布式電源、新型儲能系統、各種負載等都與直流母線相連，直流電網由電力電子逆變器與外界的交流電網相連。直流微網采用功率電子轉換設備，能夠為不同電壓等級的交流、直流負載提供電能，并可在直流側調節分布式供電及負載的變化。

交直流混合微網：它包含交流母線和直流母線，它能對交流負載和直流負載進行直接的電力供應。

圖5 直流微電網運行架構

（2）演變趨勢預期

在微網中，分布式光伏、（超）充電樁/IDC、新的能量存儲系統等都可以提供 DC/DC的輸出。“荷”和“儲”的“源”直流將推動直流和直流混合結構成為電網中低壓側發展的重要方向，該系統已經在一棟大樓和多棟大樓中進行了應用。

單體建筑：“光儲直柔”，也就是“直”變直流，讓建筑電氣設備具有“柔性”（“柔性”），與傳統的太陽能建筑相比，太陽能發電系統可以將電力利用率提升6-8%，前期投資降低10%-20%，更節能。

在多個建筑領域：由國網和南網牽頭的多個交直流混合微網示范項目已經完工，其中蘇州同里的交直流混合微電網示范項目為例：該示范項目已經建成了4.38兆瓦的系統，并具有連續的負載能力，其中包括：

1)“源”：2.901 MW多種可再生能源，如太陽能（屋頂/幕墻/道路）；

2)“網”：交聯和直流微電網

3)“荷”：2.691 MW的多樣化 DC負載，如充電樁（DC快速充電）+數據中心， AC負載0.97 MW；

4)“儲”：超級電容和磷酸鐵鋰的混合存儲，目前已經建設完成：

利用電力電子變壓器，可在10 kV、±750 V、±375 V直流、直流-375 V直流-直流-柔性交叉互聯；

圖6 蘇州同里“光儲直柔”示范項目

交、直流復合微電網可以有效的改善電力系統的運行效率、可靠性、降低系統的復雜性、穩定的控制、電力的交互作用，是今后配電網絡發展的必然趨勢。正是基于交直流的混合型網絡結構，使得微電網有望從1.0時代的“點消納”，2.0時代的“線消納”走向3.0時代。

圖7 微電網發展階段演變

1.1.5、微、主電網間關系及發展必要性

（1）微、主電網的核心差異

通過對微電網的分析，我們發現，微網與主網的區別在于：

1)發電端：微網是指分散/分散的新能源，如風電、光伏等，其發電量波動大、間歇性高；目前的主電網主要集中在大型火電、水電等大型集中式電力系統上，屬于基礎負荷，發電相對穩定；但不管是火電、水電、風電、光伏，都有一個共同點，那就是電力和電力的實時均衡（不能超過某個限度）。

2)電力用戶：目前的微電網主要是以工業園區、單位大院、居民小區為主，相對于電網所面對的全社會來說，這種封閉的環境下，電動車的數量密度處于高位，因此，它所承受的隨機、無序充電壓力也就越大。

其次，不同的體系結構：

1)主網仍然是“源隨荷動”的基本結構，也就是說，發電廠把一次能源轉化為電能，經過輸電、變電、配電，最終實現電能的生產和消費，在此期間，由發電站向用電終端提供了一個單向的能量輸送。

2)微型電網的情況就不一樣了，它的風機、光伏組件隨時間、氣候而變化，同時電力負荷也會發生變化，因此需要更多的儲能系統、柔性臺區等具有能量存儲、轉換屬性的新型路由裝置，以實現網內能源生產與用能負荷的動態平衡，并充分保證新能源的消納，也就是“源—網—荷—儲”的聯動。

（2）發展微電網必要性

如果我們仍然是煤（火電），而不是像電動汽車這樣的隨機負載，那么，主電網就能更好地完成火電的發電和輸配，最多也就是在增容線路、輸配電線路和數字化/智能化運營上投入。

發展微電網的背景是，在“2060年，碳達峰，2060年”的指導下，我國能源產業的碳排放量達到40%的電力工業，應加快建設新能源為主的新型電力體系，提高新能源的消納和儲存能力，以滿足“雙碳”的目標。與之對應的是，以風力、光伏為首的非水可再生能源在整個社會的發電量中所占比例不斷增加（到2021年底已經超過12%)，預計到2030年將成為主要的發電站（約25%-35%）。然而，風電、光伏發電雖然綠色、潔凈、取之不盡，是世界上公認的替代傳統能源的主要新能源，但其在實際應用中也有許多問題，對電力供需雙方都造成了負面影響，從而引發了新的需求，推動了我國的發展。以下文章將從電力供應和電力需求兩方面論述發展微型電網的必要性

A. 發電側必要性：體現為風電、太陽能的并網不利影響。

一方面，風電、光伏發電具有間歇式、波動性的特點，比如風力發電的功率與風速強度有關，而風速又與季節、天氣、時間等因素有關；同時，太陽能的發電量與光強有著密切的關系，而這種關系還與日出、高度、日落等因素密切相關。

這種新能源的隨機性，會給傳統電網（中、低壓配電網）帶來負面的影響，如：局部電壓越界，電壓波動加大，潮流逆向流動頻繁，短路電流增加，供電可靠度降低，電能質量下降，繼電保護裝置誤動，增加調峰難度。

圖8 風電、光伏發電隨機性

而在新增的光伏發電量中，分布式發電的比例是最大的，這樣的分布式能源接入電網將會進一步降低電網的安全性和穩定性。地方電網雖然可以在一定程度上改善系統容量，但也會給電網帶來很大的投資壓力，同時也會降低電力的邊際利用率，從而影響到消納的真實情況，從而導致風電的“棄風棄光”。

因此，在供應端，首先要建立一種“分布式”的新電網，利用“自發自用”的方式，將網絡中的新能源“就地消納”，最大限度地減少對傳統電網（主網）的影響，從而降低新增容量的投資。其次，新的電網要求對斷續上網的電能進行動態存儲，并對其進行改造，從而抑制新能源的發電波動。最終，新的電力網絡必須具有“模塊化”、“柔性化”的特點，能夠大規模地在工業園區、住宅小區、標準鎮/鄉鎮等地進行大規模的推廣。從而可以很好的解決新能源的并網和消納問題。

B. 負荷側必要性：反映了下游用電客戶的主觀商業訴求。

負載方主要包括兩種不同的用戶需求：

1)一種是大企業，為了保證穩定的供電，比如在傳統電網出現故障的情況下，它可以保證自己的供電穩定，尤其是在風電、光伏等間歇發電中，這種情況下，它的失效幾率會更高；另外，一些大型企業的用戶也想享受到冷、熱、電一體化的能源供應；

2)二是居民用戶，由于電動車的滲透速度越來越快，隨機、無序的大量移動負載涌入電網，會對電力系統產生很大的影響，特別是在“用電高峰”（比如晚上1800)，更是“充電高峰”，導致“峰上加峰”；

因此，在需求方面，必須要有一種既能獨立于主網，又能兼容（即插即用）的新型電力網，在突發事件時，可以與主網分離，獨立運行，以增加大型工業負荷的供電可靠性；同時，這種新的電力系統可以靈活的提供電力，使電力系統與電力系統之間的負載曲線相匹配，從而達到最大限度地達到網絡內部的均衡，從而降低對電力系統的影響。另外，微電網還能針對不同的需求方的環境特征和資源的分配情況，構建具有特定功能的網格結構，以滿足特定的電力需求。

從發電側的效應和負荷側的需求出發，提出了一種基于“源網、荷-儲一體化”的微電網運行方式，能夠發揮發電側和負荷側的調節功能，實現供需雙方的精確匹配，保證電力的可靠供應。

（3）未來電網模式展望

未來的電力系統必然是主網和微網的有機結合，兩者缺一不可。微電網作為主網的一種受控負載，它不僅可以對微電網絡的發存和用電進行整體的優化控制，而且還可以有效地改善消納和能量的轉化。同時，它還可以與主電網（配電部分）進行動態互動或分離操作，緩解隨機電源/負載（如分布式光伏、充電樁）對電網造成的無序影響，同時，還可以通過峰谷電價政策，為主網提供調峰、需求響應等輔助業務（調峰、調頻、需求響應等）。大電網與微電網絡協同控制的未來電力系統，將更加安全、智能、靈活、高效、清潔。

1)源補充：各電力公司間的有效協同互補，也就是通過靈活的電力資源與潔凈的能源進行協同、互補，以克服由于氣候、環境等因素的影響而帶來的隨機性、波動性，從而有效地提高了可再生能源的利用率，降低了電網的轉動后備容量，增強了系統的自主性。

2)源網協同：在現有電網協同運行的情況下，采用新型電網調控技術，有效地解決了新能源大規模并網和分布式電源“不友好”的問題。

3)網絡負載交互：與用戶簽訂協議，采取激勵措施，把負載轉換成可調整的電力系統（即靈活的負載），并在電網發生故障或將要發生故障時，利用負荷進行主動調整和響應，以保證電網的安全、經濟、可靠的運行。

4)網-儲-交互：最大限度地利用蓄能器的雙向調整功能.蓄能就是一個“充電寶”，當電量處于低谷時，它可以作為負載進行充電，當峰值時，它會作為電力的一部分。它具有快速、穩定、精確的充放電調整功能，可提供調峰、調頻、備用、需求響應等多種功能。

5)源荷交互：智能電網是一個具有廣泛空間的多個空間、多個負載，它既可以被分配，又可以被用來進行供求均衡，而負載的柔性是一個很好的平衡方法。通過指導居民的用電習慣和用電行為，可以將各種靈活的、可調節的資源聚集起來，共同參與電網的調峰、新能源的消納。

1.2 微電網市場格局分析

1.2.1 微電網產業鏈上下游概覽

圖9 微電網產業鏈圖譜

在微電網的上游，也就是上述組成微電網的各種軟、硬件，包括分布式電源，新型儲能，逆變器，電力電子設備，充電樁，能量管理系統等；

中游的微電網，指的是開發、建設等 EPC，也就是玩家所說的“總承包商”；

微電網下游指的是銷售和運營業務，也就是所謂的“業主方”，指的是“兩網”“五大四小”，還有其他的央、國企。

1.2.2 產業鏈各環節競爭優劣勢

（1）中上游不同類型廠商核心能力分析

中游廠商的類型和上游的企業有很大的相似之處，也就是說，在微電網行業，大部分的核心供應商都在或者試圖成為中間承包商。“攢總包局”是實現這條產業鏈縱向延伸的關鍵，它的實力取決于五個方面：

1)高價值：指在微電網的各個部件中，具有較高的價值，是不可或缺的

2)高度的相關性：在微電網的各個組成部分中發揮著“橋梁”的作用

3)技術含量高：指技術壁壘較高、業績較好的微電網產品

4)資本雄厚：資本雄厚，資本雄厚，投資成本低

5)渠道豐富：即下游客戶渠道、物業資源和數據壁壘比較多

接下來，文章就產業鏈的各個環節進行了詳細的剖析，詳細說明了這一環節的廠商類型、核心能力、競爭優勢/劣勢以及典型案例。

A. 分布式電源廠商

分布電源的主要生產企業主要是上市公司，其中主要有明陽、遠景等風力整機廠，以及協鑫，晶科，天合光能等。

從橫向比較來看，企業的競爭優勢主要來源于規模優勢、資本成本以及技術不斷更新所帶來的技術紅利；缺點是產品標準化、成熟度高，技術迭代的容錯率也很低，如果一家公司走錯了路，那就是萬劫不復，比如“無錫尚德”。

對風力發電設備制造商、光伏電池板/部件制造商來說：從上游到中游，其核心優勢是“價值量大”，“關聯性高”，“資金實力”和“渠道豐富”，因此，縱向延伸的難度相對小，可以作為供應商，也可以在 EPC總承包乃至最下游的微電網運營服務；

1)在微電網中，風電、光伏的價值占到了50%，而逆變器、新型儲能系統等組件的配置都要依賴于風電、光伏，也即風電、光伏本就是微電網 EPC中最重要組成部分；

2)風電整機廠、光伏電池片/組件廠商，都是“五大四小”的下游用戶，因此風電、光伏廠商具有天然的客戶渠道優勢；

3)另外，國內風電、光伏龍頭企業大部分已經上市，資本雄厚；

綜合來看，對于這種類型的供應商來說，他們可以成為微電網的轉包商（風機、光伏電池片/部件供應商），也可以作為總承包商，負責整個系統的施工，乃至整個微電網的運行。這類企業在縱向上實現產業鏈的難度最低。

案例一：中國石化與天合光能于2021年簽訂戰略合作框架協議，以中國石油公司的加油站為基礎，實施分布式光伏、光伏+充電樁、光儲充一體化的解決方案，其中，江蘇常州的一家加油站光伏項目已經投入運營。天合光能于2022年三月與青海省政府簽訂了戰略合作協議，將在全國范圍內建立“源網、荷、儲一體化零碳園區”；

案例2：晶科能源充分發揮“源—儲—荷—一體化”的典型綜合優勢，開發了一套以交、直流耦合結構為基礎的智能化微網體系，以滿足不同應用場合、不同工作條件下的可靠性，比如，2022年12月，晶科能源和中建科工將在廣東省惠州市建設一棟零碳寫字樓的示范研究。

B. 儲能系統解決方案提供商

這些儲能系統的供應商中，大部分都是“新勢力”，比如沃太，奇點，云儲，庫博，清科優能，這些公司的營收都在數億到數億之間，市值也在數億到數十億之間。就國內的能量儲存系統來說：

1)超過50%以上的電池芯都是從國外采購的，所以很難保證“新勢力”的能量電池供應渠道的穩定性和成本，所以國內的“新勢力”，大部分都是來自于某個鋰電池企業。

2)盡管 PCS的成本比例不高（大約10%)，但 PCS是存儲設備和電網之間的重要設備；對“新勢力”來說，有些“新勢力”是自研的，有些是國外的，有些是自己研發的，有些是國外的，有些是自己研發的，有些是可以自己研發的，可以和儲能系統進行更好的匹配；

3) EMS、 BMS的關鍵是軟件（算法控制），主要是芯片，而國外的高端芯片大部分都是從國外進口的，國內的“新勢力”大部分都是差不多的；

總的來說，在“新勢力”中，并沒有太大的區別，由于下游產品積壓嚴重，技術壁壘并不高，所以競爭的重點是穩定的原材料供應渠道，以及通過標準化和模塊化的存儲柜，迅速占領下游市場，建立良好的客戶關系和服務。

而對于儲能系統的供應商，我們認為其從上游到下游的發展邏輯是由強大的內生成長動力所驅動，沒有明顯的縱向延伸優勢，更適合僅作為上游供應商；

1)未來業務增長更多依賴于重要大客戶(“兩網”電力/能源中心/國企)、市場渠道拓展(大行業、小企業、各類家庭/物業)和品牌效應的綁定。類似于微電網這種容易達成業績、樹立標桿的園區級示范工程，與下游客戶高度重合，對于儲能系統解決方案商來說極具吸引力，也是他們尋求發展和突破的必由之路。

2)但由于儲能系統在微電網中的比重適中，關聯度小，技術弱，可供“新生力量”使用的資金量不會太充裕，儲能系統解決方案提供商在微電網中游業務中并不具備強勢地位；

綜合判斷這類廠商的產業鏈縱向延伸相對困難，更傾向于只做上游供應商。

案例一：久保能源推出的Power Combo是基于負荷預測、云能量管理、柔性控制、智能運行系統的模塊化、預裝式分布式儲能系統。它由磷酸亞鐵鋰儲能電池模塊(PACK)、電池管理系統(BMS)、雙向轉換器系統(PCS)、WeWatt能量調度系統(EMS)以及消防和環控五大模塊高度集成。整個部署過程簡單，系統易于維護。可以根據需求制定最適合的能源互聯網解決方案。

案例二：清科基于自身軟硬件產品矩陣，構建了微網建設(源網儲一體化建設方案)、資產運維(配電/電力系統智能運維解決方案)、能源運營(電力能源與碳排放管理解決方案)、能源交易(虛擬電廠建設運營解決方案碳資產管理與交易解決方案)并應用于產業園區。相比于庫博，清科優能已朝能碳協同發展。

雖然“新勢力”均已推出與微電網相關的總體解決方案，但真正建設完整的“源網荷儲一體化”示范項目依舊是乏善可陳，更多的還是作為儲能系統產品供貨方參與到大工業源/網側微電網項目中，亦或是在居戶、小工商業或某一大型工廠等單點微電網中發力。

此外，龍頭電池廠商已經開始親自下場從事相關業務，比如寧德時代通過持股49%的子公司上海快卜新能源延伸出“光儲充檢”業務，能夠為用戶提供儲能、快充、電池健康檢測等多元服務。快卜以上海為運營總部，以“儲充檢+大數據運營”為核心，開展面向全球的儲充檢系統運營和平臺服務，擁有長壽命儲能電池，大數據電池檢測以及電動汽車充電服務的優勢，已先后在上海、廣東、成都、宜賓、長春、北京等地投運多個“光儲充檢”示范點。再比如欣旺達2022年在山東滕州正式投建“源網荷儲零碳產業園”，通過擁有自主知識產權的能碳數字化管理平臺，搭建各環節高度協同、供需平衡的新型智能微網系統。

C. 逆變器廠商

微電網包含了兩類逆變器，一是光伏逆變器，二是儲能變流器，如前所述，儲能變流器與光伏逆變器在技術原理、應用場景、上下游方面具有高度重合性，因此二者供應商也高度近似，且銷售渠道高度重合。國內主要廠商包括陽光電源、固德威、古瑞特瓦、上能電氣等。

雖然各路“新生力量”都提出了與微電網相關的整體解決方案，但真正建設完整的“源、網、載、儲一體化”示范工程仍有欠缺，更多的人是作為儲能系統產品的供應商參與到大行業的源/網側微電網項目中，或在家庭、小企業或某大型工廠等單點微電網項目中發力。

此外，領先的電池制造商已經開始親自從事相關業務。例如，當代安培科技有限公司通過其持股49%的子公司上海快步新能源延伸了“光儲、充電、巡檢”業務，可為用戶提供儲能、快充、電池健康檢測等多重服務。快步通以上海為運營總部，以“儲充檢大數據運營”為核心，開展了全球儲充檢系統運營和平臺服務，具備長壽命儲能電池、大數據電池檢測和電動汽車充電服務優勢。先后在上海、廣東、成都、宜賓、長春、北京等多個“光儲充檢”示范點投入運營。再如，欣旺達于2022年在山東滕州正式投資建設“源網荷儲零碳產業園”，通過具有自主知識產權的能源與碳數字化管理平臺，構建鏈路高度協調、供需平衡的新型智能微網系統。微電網包括兩類逆變器，一類是光伏逆變器，另一類是儲能變流器。如前所述，儲能變流器和光伏逆變器在技術原理、應用場景、上下游等方面高度重合，因此其供應商也高度相似，銷售渠道也高度重合。國內主要廠商有陽光電源、古德威、古瑞特瓦、上能電氣等。對于逆變器廠商來說，從上游向中游延伸主要是基于“高相關性”，這也源于企業發展第二增長曲線的需求，本質上并不具備明顯的垂直延伸優勢，更適合做上游供應商；

1)由于逆變器是分布式光伏和新型儲能系統主要部件進行能量轉換和電網連接的重要器件(尤其是儲能變流器的技術門檻較高)，領先的逆變器廠商自然與光伏和儲能廠商關系密切，易于組織；

2)而且國內領先的變頻器廠商大多上市或有大集團做后盾，資金實力相對較強；

3)但是，一方面逆變器在微電網總成本中的比重太低，另一方面逆變器的核心材料，如IGBT功率模塊、IC元器件等基本都是進口的，不是自主研發的；而且由于光伏、儲能系統乃至微電網的最終客戶主要是電力/能源集團和電網公司，一些系統中的變流器/逆變器產品通常在招標時指定出貨，這使得逆變器廠商在微電網業務中并沒有獲得相對強勢的地位。

綜合評價，這類廠商縱向延伸產業鏈相對困難，也更傾向于只做上游供應商。

案例：古德威于2012年開始研發“光伏儲能”雙向逆變器產品，是國內最早真正推出儲能逆變器產品的公司之一。2021年，古德威為南京“整縣推進”項目提供光存儲解決方案和智能光伏儲能逆變器核心設備；

D. 電力電子設備廠商

包括國電南瑞(繼電保護及柔性輸電、新能源電力預測軟件、智能電表)、許繼電氣(一次/二次融合設備、調度軟硬件、智能電表)、TBEA(多場景電力電子設備智慧能源數字化平臺)；

對于電力電子設備制造商而言，從上游向中游延伸主要基于電網側客戶的合作和上游大數據源的“豐富渠道”，但整體價值較低，不從事技術門檻，更愿意只做供應商：

1）電力電子設備制造商客戶渠道的豐富性，主要體現在與國家電網、南方電網長期合作形成的穩定供貨關系；電力市場改革“管中放兩端”精神，“兩網”不是“源、網、荷、儲”的主體，但“網”仍是最關鍵的環節“資源、網絡、負載和存儲”。電子設備廠商通過前期的定制和改進，形成了最適合兩網的設備know-how，也更有利于他們獲得整個微電網的建設資質。

2）此外，由于新能源具有波動性、間歇性、隨機性發電等特點，需要通過數字化實現對新能源電量更好的預測能力。電力電子設備制造商可以獲得用戶側用電行為的第一手數據，能夠深入分析其用電行為，提升負荷控制能力，與現有的設備狀態感知和運行巡檢能力形成合力。網格側。

3）但考慮到微電網中電力電子設備價值低，技術門檻不高，“源、網、荷、儲”的主要擁有者是“五大四小” 》等電力能源央企，不是電網公司，客戶優勢被削弱；

綜合評價，此類廠商垂直延伸產業鏈難度適中，更傾向于只做上游供應商，但也有平臺型電力電子設備廠商提供整體解決方案；

案例：特變電工長期致力于“源-網-荷-儲”業務

1）電源方面，提供基于1500V大功率串聯組串式逆變器的光伏發電解決方案，并具有網絡化智能運維、直流故障智能開斷等特點，進一步提高光伏發電收益植物。

2）在儲能方面，推出了安全可靠、靈活友好的1500V智能組串式儲能系統解決方案，具有集群級電池管理，可實現一次調頻、慣性響應等主動支持功能，網絡控制。

3）在電網方面，可提供基于無阻塞架空柔性直流技術的特高壓柔性直流輸電解決方案，可在長距離、大容量架空線路中提供柔性直流電。為流電應用奠定基礎。

4）數字化方面，建成光伏集中運營平臺、能源綜合管理平臺、資產管理平臺三大數字化系統，推出智能IV曲線掃描診斷、多時間尺度功率預測等先進應用。

5）2022年08月，特變電工發布公告，在新疆省若羌縣工業園區建設20萬噸/年高純硅及配套源網荷儲一體化項目。項目擬建設545MW新能源電站一座，其中：風電項目425MW，光伏項目120MW，儲能70MW/140MWh。

E. 充電樁制造商/充電樁運營商

從充電樁產業鏈來看，主要涉及充電設備制造商、充電建設運營商和整體解決方案提供商，其中設備制造商和運營商是產業鏈中最主要的環節，即建設和運營充電樁的效率是制約行業發展的關鍵。并且由于國內大部分充電樁廠商也延伸到了充電樁運營業務，而充電站運營商多為自制充電樁，兩者的界限越來越模糊，本文簡單將其合并，統稱為充電樁制造商；星星充電、Terad（特召）、靈沖代表；

對于充電廠商來說：從上游向中游的延伸，主要是基于“大價值”、“豐富渠道”和“強技術”。充電廠商除了扮演供應商角色外，向下游延伸至EPC甚至微電網運營也是情理之中：

1）首先，目前微電網的標志性場景是基于聚合充電數字化平臺的“光儲充+”一體化模式。類能源數字化場景打通了綠色電力從生產到存儲再到消費的完整閉環，而充電樁（站）是這一新場景中最重要的負荷資源，具有較高的價值，也是眾多用戶的基礎。未來的變化；

2）其次，充電廠商擁有豐富的渠道資源，甚至比電力電子設備廠商還要豐富；

a. 一方面，充電廠商在提供充電服務時，電源輸入端接入主電網，直流快充還需要建設專用網絡并配備諧波抑制裝置等設備，因此充電廠商它一般與“兩網”建立深度連接，部分廠商直接得到“兩網”支持（如國網電氣）。“磨合”優勢明顯；

b. 由于電源輸出端與電動汽車相連，充電廠商通常掌握著較為豐富的電動汽車充電數據、動力電池運行信息、外部環境參數等，形成數據壁壘，同時也與充電廠商和車企的關系密切。比較近。目前，行業內“合作建樁”的模式已成為主流。車企提供客戶群體，充電廠商提供能源和技術支持。信息和數據的互聯互通還可以為客戶提供融資、租賃等增值服務，提高營收能力。兩者優勢互補，有利于業務范圍的進一步擴大。雙方還可以在V2G、雙向樁等前沿領域形成技術聯動，更具想象空間，共贏；

c. 更獨特的競爭優勢是，充電廠商大多在公共建筑、商業綜合體、住宅區、停車場等地方安裝充電樁，普遍擁有雄厚的物業渠道資源，分布式光伏組件和儲能系統的鋪設相關屬性的屋頂/墻壁也非常依賴此類資源。充電廠商可充分依托資源優勢進行總包業務，再轉包給光伏組件廠商；

3）最后，與上述各類廠商相比，充電廠商基于海量數據資源，其運營能力（物聯網、云計算、5G通信技術、控制算法迭代優化）普遍更強，能夠更好地整合各種數據（能源端、汽車端），形成軟硬件一體的“一攬子”解決方案交付給客戶； n綜合評價，我們認為此類廠商進行垂直延伸的難度相對較小產業鏈；賦能，融合光伏發電、智能充電樁等多項技術，將光伏發電與儲能系統、充電樁相結合，既緩解電網系統壓力，實現清潔能源的利用，又實現利用太陽能打樁、削峰填谷，平滑充電負荷波動，減輕電網容量壓力，提高供電可靠性。

案例二：凌創新能源聚焦“光伏儲充放電+”微電網系統，首創“光伏儲充放電檢測”一體化能源生態鏈，打造車網一體的新一代移動能源系統，實現“光伏+儲能+新能源汽車充放電（V2G）+電動汽車智能檢測+電池更換”一站式綜合能源解決方案。

案例三：泰瑞德（Telecall）也于2021年年中與中石化合作“光儲充放電”智能車棚項目，通過“車聯網”、“能源網”、“充電網”的融合，充分體現了“光、儲、充”新能源發展理念，削峰填谷，儲備重要負荷，實現新能源汽車充新能源電。2021年底，與南京交投合作建設南京房山森林公園光儲充一體站項目。該模型相似，但略有不同。

F. 能量管理系統提供商

目前，業務涉及到能量管理系統的電力信息化企業眾多、同質化嚴重，核心競爭優勢在于掌握發電及用電側核心數據的相關企業。

目前，涉及能源管理系統業務的電力信息化企業較多，同質化嚴重。特別是當微電網脫離電網獨立運行時，微電網中分布式能源的輸出功率隨環境因素而變化，無法為負載提供穩定的輸出。

以國能日新為例，其智慧能源管理解決方案可對系統數據進行采集分析、集中監控、實時控制、智能運維等，是微電網安全、穩定、高效運行的保障，并能輔助微電網增加微電網系統的可靠性和穩定性，減少棄風棄光，提高資源綜合利用率，已應用于許多高科技園區和商業樓宇。

再比如安科瑞，此前專注于企業級微電網。最新電價、用電負荷、電網調度指令等，調整各系統控制策略并遠程下發，使微電網高效穩定運行，快速響應電網需求，減少為企業降低用電成本，實現能源互聯和信息交互。，你也可以把數據上傳至上位數字化平臺，成為整個電網數字化平臺的組成部分。

但由于微電網還局限于相對封閉的場景，網絡中包含的分布式電源、儲能和可調負荷的數量相對有限，產生的數據量也不是很大。對監控、調度和管理的處理能力要求不是很高，所以我們觀察到，現階段很多微電網的能源管理系統都是由上述硬件供應商自己開發、支持和應用的。專門從事相關能源管理系統軟件開發的廠商在行業中相對薄弱，進行縱向延伸的能力較弱。這也是微電網與VPP的核心區別之一。

1.能耗統計分析（能源管理）解決方案

建立高效的能耗監測管理系統，對建筑各類耗能設備能耗數據進行實時測量，對采集數據進行統計和分析。能夠合理的確定各區域建筑能耗經濟指標及績效考核指標，發現能源使用規律和能源浪費情況，提高人員主動節能的意識。

①　搭建數據中心智慧能源管理系統的基本框架，對各個用能環節進行實時監測；

②　排碳數據化：通過系統可實現建筑單位內人均能耗分析（包括水、電、能量），實現低碳辦公數據化；

③　區域能效比：實現建筑單位內區域能耗對比，方便能耗考核；

④　同期能效比：實現同年、同期、同一區域能耗對比，方便節能數據分析；

⑤　能耗評估管理：按照能源消耗定額標準約束值、標準值、引導值進行分析單位面積能耗和人均能耗指標；

⑥　能耗競爭排名：各個功能區能耗對比，實現能耗排名，增強工作人員的節能意識；

⑦　對能耗的使用數據進行綜合的分析、統計、打印和查詢等功能，并根據能耗監測管理系統的需要可選擇不同樣式報表的打印。為能耗運營管理部門提供可靠的依據；

⑧　能耗數據采集，隨時查詢，并根據采集數據進行統計分析，監測異常能源用量，對能源智能儀表故障進行報警，提高系統信息化、自動化水平。

2.能源管理系統

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應用場景	型號	圖片	保護功能
能耗管理云平臺	AcrelCloud-5000		采用泛在物聯、云計算、大數據、移動通訊、智能傳感等技術手段可為用戶提供能源數據采集、統計分析、能效分析、用能預警、設備管理等服務，平臺可以廣泛應用于多種領域。
智能網關	Anet系列網管		采用嵌入式硬件計算機平臺，具有多個下行通信接口及一個或者多個上行網絡接口，作為信息采集系統中采集終端與平臺系統間的橋梁，能夠根據不同的采集規約進行水表、氣表、電表、微機保護等設備終端的數據采集匯總，并使用相應的規約轉發現場設備的數據給平臺系統。
高壓重要回路或低壓進線柜	APM810		具有全電量測量，電能統計，電能質量分析及網絡通訊等功能，主要用于對電網供電質量的綜合監控診斷及電能管理。該系列儀表采用了模塊化設計，當客戶需要增加開關量輸入輸出，模擬量輸入輸出，SD卡記錄，以太網通訊時，只需在背部插入對應模塊即可。
	APM520		三相全電量測量，2-63次諧波，不平衡度，最大需量，支持付費率，越限報警，SOE,4-20mA輸出。
低壓聯絡柜、 出線柜	AEM96		三相多功能電能表，均集成三相電力參數測量及電能計量及考核管理，提供上 24 時、上 31 日以及上 12 月的電能數據統 計。具有 63 次分次諧波與總諧波含量檢測，帶有開關量輸入和繼電器輸出可實現“遙信” 和“遙控”功能，并具備報警輸出，可廣泛應用于多種控制系統，SCADA 系統和能源管理系統中。
動力柜	ACR120EL		測量所有的常用電力參數，如三相電流、電壓，有功、無功功率，電度，諧波等，并具備完善的通信聯網功能，非常適合于實時電力監控系統。
	DTSD1352		DIN35mm導軌式安裝結構，體積小巧，能測量電能及其他電參量，可進行時鐘、費率時段等參數設置，精度高、可靠性好、性能指標符合國標GB/T17215-2002、GB/T17883-1999和電力行業標準DL/T614-2007對電能表的各項技術要求，并且具有電能脈沖輸出功能；可用RS485通訊接口與上位機實現數據交換。
	AEW100		三相全電量測量，剩余電流、2-63次諧波，支持付費率，量值、電纜溫度，可選2G/4G通訊。

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G. 其他整套解決方案提供商

此外，微電網行業還有以特斯拉為首的軟硬件整體解決方案提供商。

特斯拉積極推進微電網“光儲充”的各個環節，包括在“光”環節推出太陽能電池板、在“儲”環節推出Powerwall家用電池組、推出Supercharger在“充電”鏈接中。充電樁等，特斯拉正在中國積極布局多個光儲充一體的超級充電站。僅2021年就推出了兩個一體化超級充電站（拉薩和上海）。隨著國內Model3、特斯拉、Model Y等車型的持續熱銷，面對龐大的用戶基礎，預計特斯拉在中國的布局將加速，將帶動產業鏈上下游的集體發力.

（二）產業鏈下游廠商簡述

微電網的下游廠商多為“兩網”、“五大四小”等電能領域的央企和國企。下游形成這種格局主要有兩大原因。一是微電網是重資產運營。從EPC購買已建成的微電網，需要一次性投入巨額資金（數億），但資金回籠時間長。時間（幾年到十幾年），資金占用的高門檻讓很多民營企業望而卻步（特別是民營企業的借貸成本遠高于央企）；允許開展售電業務，必須具備進入配電網的二級售電企業資質。

但這并不意味著只有“兩網”、“五大四小”才能涉足此類業務。通過梳理7省“源、網、荷、儲”項目清單可以看出，電力負荷已成為非電網/電能類央企參與的重點“源網荷儲”工程，如內蒙古5個“源網荷儲”項目掛鉤。這是因為發展微電網的主要目的之一就是消納新能源發電。如果有合適的用電項目，可以有針對性地建設風電、光伏等發電裝置，自然是招標時的“加分點”。

1.2.3 “源-網-荷-儲”市場規模測算

如前所述，未來的增量微電網將主要在分布式光伏“全縣推進”過程中誕生，表現形式為“源-網荷-儲”示范工程。我國縣域分布式光伏發展潛力約為450-9.5億千瓦，約占分布式光伏發電總發展潛力的59%。

事實上，分布式光伏“全縣推廣”的初衷是充分利用全縣屋頂資源，大幅增加光伏發電裝機規模，進而提高新能源發電比重。在全社會的用電量中，服務于“碳達峰、碳中和”的政策目標。但在實際落地過程中，發現大量分布式光伏對安全產生了強烈的不利影響。配電網穩定，消費控制在低位，無論實際使用價值還是國家政策利好，都遠未達到預期，尤其是2021年電動汽車普及率實現了意想不到的飛躍，進一步造成了“峰頂峰”的不良影響。

因此，在后續各地“全縣推進”的招投標中，明確列出配儲配比要求，盡可能實現“源、網、荷、儲”一體化。當微電網與“全縣推進”緊密結合時，市場規模有望達到非常高的水平。

下面以一個中型縣級“全縣推廣”項目為例，詳細闡述其投資、運營、收益，再測算全國“源、網、荷、儲”的市場規模。

（一）“全縣推進”單體項目招商數量

假設A縣為中等規模縣，A縣正在開展“全縣推廣”，采用“源、網、荷、儲”一體化推廣形式。“源”安裝在黨政辦公樓、公共建筑、工商業廠房和農村居民屋頂的分布式光伏，總面積約100萬平方米；“網”是交直流微電網，“充”主要包括充電樁，“儲”是鋰離子電池儲能系統；

1）假設分布式光伏裝機容量為100MW左右；配儲比為15%，單次充放電時間為2小時；元器件與逆變器的功率比為1：0.9；負載的總功率不得超過直流電源的總功率。

3）各元器件成本以2022年實際成本為準。

最后測算，A縣“源、網、荷、儲”示范工程總規模接近5億元。各個組件的具體細節如下：

表1 整縣推進“源網荷儲”項目投資金額

（2）“源網荷儲”運營及盈利模式

收益分配：碳排放權指標收益留給地方政府，涉及光伏安裝的黨政機關、學校、醫院、小區屋頂等由開發公司支付。

運營模式：“全自用”、“自發自用、余電上網”、“全程上網”；

1）全自用模式：該模式一般適用于用電負荷較大且用電負荷連續且一年內很少出現停機或半停電情況下，用戶用電維護負荷充足的情況消耗大部分光伏電站發出的電能。

2）自發自用余電上網模式：自發余電上網是投資者最理想的模式，自發自用可以獲得更高的電價。-使用過的零件，在沒有用完的時候可以賣電給電網。當光伏發電處于自發自用、余電并網的模式時，投資者希望所發的電能盡可能在企業內部消耗。

3）全額并網模式：全額并網模式是將光伏發電全部送入電網獲取收益的模式。其財務模型簡單且相對可靠。在項目開發建設中，一般會提前確定項目的并網方式，明確主要受益方。

經濟效益方面：假設A縣“源網荷儲”項目首年發電1200小時，則25年平均年發電小時數為1100小時（系統總效率約為84%，第一年組件輸出功率衰減小于2%，之后每年線性衰減0.55%），25年總發電量約為100MW*1100h*25*1000kWh/ MWh=2,750,000,000 kWh，年平均發電量為110,000,000 kWh。“蓮花儲能”可實現售電直接收入約50-80萬元（城鎮居民用電0.5-0.6元/千瓦時，一般工商業電價約0.65-0.7元/千瓦時，大工業目錄電價約0.5元/千瓦時，但需疊加容量電價），貢獻利稅近1000萬元，項目靜態回收期約6-8年。

環保效益：相當于每年約3.5萬噸標準煤，可減排氮氧化物200余噸、二氧化硫近700噸、二氧化碳約9萬噸；您可以通過CCER、綠色證書/綠色電力在碳交易市場尋求減排收益。

（3）國內“源網荷儲”市場空間預期

最后，本文粗略計算了“源網負載存儲”在國內的總市場規模。截至2021年底，已正式確認近700個試點，總體核準規模約70-100GW，預計2023年底建成。試點“全縣推進”，粗略估算約350-5000億元；中國大陸約有3000個縣級單位，全縣推廣總規模可達1.4-2萬億元，年均數千億元。

1.3 微電網產業發展趨勢

1.3.1 構成組分發展趨勢

“源、網、載、存”的主要組成部分都有比較明確的發展趨勢/迭代方向。其中，變化比較大的有以下三種：

1）一種是儲能系統，有電網側替代儲能裝置的部分功能，兼顧降低成本

2）二是電動汽車和充電基礎設施，將發生革命性變化，在微電網乃至VPP中發揮越來越重要的作用；

3）第三是能源管理系統，它的功能會更加多樣化，對計算能力的要求也會更高；

下面，本文將具體分析各個組件未來的發展趨勢/迭代方向：

A. 分布式電源：更低成本+更高效率

分布式電源：未來將持續朝著“更低成本+更高效率”的方向發展，其中：

1）風電效率更高一般是指結合更大的單機容量、更長更輕的葉片，結合更智能的功率預測/余量監測等，有效提高風電機組單瓦發電量；

2）光伏的更高效率一般是指P型PERC/+SE電池被新的電池技術（如N型TOPCon、HJT、IBC電池、間接帶隙晶硅電池的帶隙可調調諧鈣鈦礦電池）替代等），新的制造工藝（如表面鈍化/增透、SMBB/0BB、LiA）和新的封裝方式（多層、疊瓦等），不斷提高光伏的光電轉換效率。

分布式電源是微電網最重要的組成部分。裝機容量的大小、發電量的高低、運行的穩定性等因素直接影響著這個微電網的運行。如果分布式電源能夠不斷降低成本并實現更高的效率，就意味著微電網更有利可圖。

B. 光儲逆變器：功率提升+“一體化”

逆變器的迭代方向主要是“功率提升”和“光儲一體化”：

隨著210mmTOPCon組件市場份額的提升，功率也大幅提升，對大功率PCS的需求也持續攀升；

與太陽能儲能一體化的儲能變流器，可替代光伏逆變器和儲能變流器，降低成本，提高光儲系統的管理效率；

C. 電力電子設備：“數字化”+“智能化”

電力電子設備的發展主要圍繞“數字化”和“智能化”展開，由于新能源發電的“波動性、間歇性、隨機性”特點，要求新能源電力通過數字化、智能化實現更好的預測能力、更復雜的調度匹配等，讓能源互聯成為可能。尤其：

1）一二次融合設備賦能傳統一次設備在物聯網感知、數據處理、智能、融合、通信等方面；

2）調度軟件/硬件（新能源功率預測、負荷預測等）；

3）智能電表（高精度測量）、智能物聯網電表（基于IR46設計要求，“多核化”和“模塊化”）；

4）臺區智能融合終端，利用“云管端”，整合優化配電站區各種運行監控和機能設備；

D. 能量管理系統：能力提高+能碳協同

進入市場帶來了電力交易輔助決策的需求。能源管理系統將不再局限于管理屬性，也將被賦予交易屬性。電力預測準確度和電力交易實力將成為決定“源-網-荷-儲”運行收益的核心因素。

另一方面，由于微電網動態運行特性相對復雜，對保護控制和仿真分析功能提出了很高的要求。震驚。因此，能源管理系統需要具備快速識別系統故障的能力，也需要具備進行詳細模擬測試的能力，并不斷提高兩項能力的準確性和速度，以確保能源安全穩定運行。系統。

此外，隨著國內碳交易市場建設的逐步完善，包括即將重啟的CCER，能源管理系統正朝著能源-碳協同管理平臺的方向發展。證書、碳交易等，不僅可以實現清潔能源消耗的量化，還可以拓寬盈利途徑。

E. 儲能系統：更高性價+部分功能替代

新能源儲能：未來將繼續向“更低的成本+更長的周期+更高的安全”方向發展：

一、微電網運營 核心目標是增加新能源發電消納，現階段微電網所有者的主要利潤來源是在微電網中銷售新能源電力。其他盈利模式，如通過調峰調頻獲得輔助服務收入等，需要等到未來電力市場改革初步完善。因此，在目前的微電網中，儲能不具備獨立的商業屬性。它的存在主要是為了新能源發電的隨機性，轉移電力的峰谷，穩定電網波動。性能的經濟性非常敏感。在這里，可以通過定量計算的方式更清楚地分析“經濟學”：

假設分布式光伏裝機容量為100MW的“全縣推進”項目場景，不考慮征地，建設成本約3億元（暫按3元/瓦計算）；如果配套的鋰離子電池儲能比例達到20%，充放電時間為2小時，即儲40WMh，相當于額外增加成本約7000萬元（暫按1.8計算）元/瓦時）；

可見，配置儲備的增量資金投入是非常高的。而且，光伏一般壽命可達25-30年，但目前儲能電池單體的循環壽命大多在5000次左右，按日常充放電算，可以使用13年左右，這意味著在整個微電網運行期間，需要購買兩套新的儲能系統，整個運行周期的儲能資金投入幾乎可以達到光伏成本的一半；從某種意義上說，循環壽命的長短最終影響的是“經濟性”。

因此，微電網行業對降低儲能成本有著迫切的需求。降低成本主要有以下三種方法：

第一種方法是溯源至原材料端，采用材料成本更低的技術路線，如鈉離子電池，理論電芯BOM成本可達0.3-0.4元/Wh，理論成本可系統制成后控制在1元/Wh左右。但與鈉離子電池相比，鈉離子電池的能量密度較低，循環壽命較短。從用電的生命周期成本來看，是高還是低還不得而知。

第二種可以采用循環壽命更長的技術路線，比如液流電池，可以輕松達到10000次以上循環，比鋰離子電池儲能更安全，但是液流電池初期的投資成本是高，每GWh成本可達30億元，體積能量密度低，占地面積大，一定程度上限制了在分布式場景下的大規模使用。

第三種選擇是選擇電池串聯使用，但串聯使用的電池壽命只有4-5年，安全性得不到充分保證。

第四種可以尋找儲能的低成本替代品，尤其是柔性平臺設備。

2022年01月，國內首個低壓站柔性直聯實型試驗系統在國網河北省電力科學研究院建成并投入使用。據介紹，低壓站靈活直聯真實型測試系統 “光伏儲能直聯柔性（PEDF）”概念實現三站靈活直聯。站間通過低壓直流母線互聯，匯集分布式光伏、儲能、交直流負荷等要素，實現低壓站間互供電、峰谷調電、有序充電、電能質量控制、和微網運行控制這些功能實現了源、網、荷、儲之間的友好交互，有效提高了配電資產利用率，大大提高了供電可靠性，成功解決了電能質量和運行調度問題傳統分布式光伏接入。

通過比較可以看出，柔性平臺區和新儲能有一些相似的功能，主要包括：優化新能源發電和配電變壓器的負荷分配，積極消納新能源；靈活互聯、負載均衡、精準調控、提升供電可靠性等。同時，與新型儲能相比，柔性站區具有更多得天獨厚的優勢。例如，靈活的站區可以整合相鄰站區的容量資源，實現容量共享，通過有功功率控制來平衡負荷率，減少配電變壓器的損耗。這些功能是新能源儲能所不具備或擅長的。

圖10 柔性臺區運行機理

然而，市場對柔性平臺的認可度遠低于儲能。核心原因是柔性平臺裝置在儲能方面不具備儲能系統的功能。電網側柔性站區互聯裝置采購安裝后，主要用于輔助實現負荷分配在時間和空間上的動態平衡。但是，微電網業主安裝新儲能的收益是長期的、多元化的。可通過參與調峰調頻獲得輔助市場服務費，或利用儲能特性在電力市場進行交易。峰谷套利，這種商業模式及其利潤分配更加清晰。

我們認為約3-4個站點之間的靈活互聯可以替代儲能系統約20-30%的功能 ，被廣泛使用。

F. 用電負荷：電車儲能屬性+雙向樁

——負荷側，變數最大的負荷是電動汽車和充電設施。

F1.0 電動汽車：V2G技術可充分發揮電動汽車的儲能特性，實現“儲充放電”一體化

首先，電動汽車不僅可以起到用電負載的作用，它的動力電池也是一種新型的儲能系統。現階段動力鋰電池和儲能鋰電池的循環壽命、能量密度等性能指標有所不同，包括動力鋰電池成本高、安全性相對較差等，但我們認為有必要以動態的眼光來展望未來的趨勢，在未來的某個時間點，動力鋰電池的性價比也將適用于儲能場景。

目前，純電動汽車的續航里程普遍增加到500公里以上，充電約70-80kWh。高端電動車續航里程達到1000+公里，充電150kWh。此外，在電池設計和制造的本質安全性、電池使用過程中的主動安全性、電池事故時的被動安全性三個方面實現了質的提升。并得益于“磷酸鐵鋰、富鋰錳基、硫化鋰、硅基、金屬鋰等高比容量正負極材料”+“固體電解質、復合集電體MC/MA等高安全性材料” +“單壁碳納米管、水性粘結劑、磺酰亞胺基鋰鹽等高性能輔助材料”+“干電極、預鋰化、ALD包覆等更先進的工藝”，全方位動力鋰電池在性能參數方面，它不斷提升。

根據中國汽車工程學會發布的《節能與新能源汽車技術路線圖2.0》，預計到2025年，磷酸鐵鋰電池系統成本將降至0.5元/瓦時，而循環壽命將達到5,000至10,000次。即能滿足儲能對性價比的要求。求標準。

綜合以上性能，電動汽車最具想象空間的是充分發揮儲能特性的車聯網交互技術（V2G）。所謂V2G，就是車輛既可以從電網充電，也可以向電網放電，實現雙向互聯。

圖11?V2G技術下充放電流程

復盤V2G發展歷程：

1）電動汽車普及初期，普遍是無序充電（V0G）。車輛數量的增加將逐漸對電網產生嚴重影響。預計到2040年，如果繼續亂充，高峰負荷將增加25%以上，將給部分城市的電網帶來較大壓力。

2）因此，目前深圳、上海等地已規劃開展有序充電（V1G），并通過APP與后臺調度系統達成協議，將電池有序充電轉移至電網低負荷，并且可以引導電動汽車的充電行為，與風電和光伏發電特性相匹配，可以降低約20%的峰值電力需求，這已經有了V2G的雛形。

相對于V0G和V1G，未來成熟的V2G技術意味著電動汽車停放時，電池就是待開發配電網的“充電寶”，海量“充電寶”接入智能電話通過物聯網技術。匯聚平臺形成一個虛擬的大負荷，可以通過能源互聯網和人工智能技術對其進行優化和調控。當電網負載較低時，電動汽車被充電。當電網負荷較高時，電動汽車向電網放電，以削峰填谷。填谷，進一步匹配微電網新能源發電的特點，也可以減輕電網擴容的壓力。還能賺取低充和高充的差價，讓車主獲得真正的利潤。

圖12?V2G技術的應用

總而言之，V2G是一種規模大、成本低、安全性高的分布式儲能技術。

1）從能源角度看，如果2021年到2035年電動汽車銷售滲透率從20%逐年提高到55%，意味著到2035年累計保有量將接近1.5億輛，75%他們將參與互動。每輛車 70kWh，SoC 從 30-70% 不等，可以提供超過30億千瓦時電力，以此類推，2040年可提供約50億千瓦時電力的彈性容量。

2）從功率來看，客車慢充和停充一般采用15kW。根據日出行覆蓋分布，同樣到2035年，電動汽車支撐電網電力的容量可達15億千瓦。預計可達到當年全國電網非化石能源裝機容量的1/4左右，可大大減少二氧化碳排放。

隨著V2G技術的引入，原來的“光伏儲充”一體化升級為“光伏儲充”，即由光伏發電、儲能系統、充電樁充放電組成的局部綠色系統設備等。微電網。

在這種模式下，儲能系統可以利用峰谷電價的差異，響應電動汽車、家庭儲能等移動能源終端與電網的需求，制定合理的充放電策略，優化電能配置。，從而獲得更好的社會效益和經濟效益，并能緩解電動汽車充電負荷對配電網的影響。基于光伏儲充放電一體化電站，實現光伏資源就地消納，減少充電站與配電網的簡單連接對配電網的影響，實現就地之間的有序互動微電網和電網。發展能源互聯網的重要手段。在新能源汽車快速增長的背景下，光儲充放電一體化電站已成為未來充電站建設的重要方向，是構建能源互聯網、促進能源互聯網發展的重要舉措。能源的數字化轉型。

圖13 光儲充放用一體化模式

目前，國內“光儲充放電一體化”還處于早期階段，其不成熟的主要原因有：

1）首先，我國交流配電系統成熟，用電成本很低，上網電價很便宜；

2）其次，新能源汽車普及率還很低，反向排放和就地消費的經濟效益并不突出；

3）第三，還缺乏行業統一的排放標準和成熟的市場環境和商業模式；

其中，第三點是最主要的阻力，《新能源汽車產業發展規劃（2021-2035年）》等多份文件提出，推進車網交互技術創新和試點示范，鼓勵更多“輕儲充放電”功能綜合站建設。但車網交互涉及到兩大產業的協同。雖然政策提出大力支持車聯網發展但目前還缺乏明確的整體推進機制和規范的技術設計規劃。試點資金支持、示范試點效果評價、標準轉化等也相對薄弱。同時，目前我國電力市場設計存在充放電功率、持續充放電時間、充電容量規模等準入門檻。同時，也缺乏去中心化用戶端資源的接入策略。充電樁和雙向充電樁的數量極其有限，參與V2G交互的用戶數量少。

隨著新能源汽車普及率的提高和有序充電的引導，以V2G為代表的光儲充放電將在未來3-5年逐步成熟。根據相關政策，我國V2G發展將分為三步走：

1）2020年前：開展小批量和多批次V2G測試驗證，參與雙向充電的電動汽車數量可控制在10-300輛，主要任務是驗證雙向充電之間的技術多輛電動汽車與電網實現多輛電動汽車的相互充放電。

2）2020-2025年：主要開展大型電動汽車（一般不低于500輛）示范運行和電網雙向充電。

3）2026年后：逐步商業化推廣。我國V2G市場潛力巨大。據光大證券分析師測算，2030年，我國V2G市場空間將達到1052億元。

F2.0 充電基礎設施：“慢充直流化”+“雙向化”

重要的趨勢——也即“慢充直流化”。

能夠與電網實現能量雙向流動的雙向交互充電樁也將越來越成為主流產品，即“雙向”。 “雙向”有兩個意思。一是V2G技術的推廣，推動雙向充電樁作為連接電網和電動汽車的樞紐，增量空間大；但“雙向”并不完全與V2G掛鉤，即使沒有V2G的支持，充電樁依然在向“雙向”發展。

1）目前市場上主流的直流快充產品都是單向產品，即只能從電網給電動汽車充電，不能反向充電。單向充電樁技術簡單成熟，是市場主流產品。問題在于，隨著電動汽車保有量的增加，尤其是高壓快充和隨意無序上網，對電網的沖擊會更大。雙向直流充電樁可以有效解決這個問題，通過與儲能系統的聯動賺取峰谷差價。

2）雙向充電樁系統雖然優勢明顯，但需要大場地布置儲能電池組等，具有一定的應用限制。因此，未來可能會形成多種形式并存的格局，包括單向直流充電樁、雙向直流充電樁，以及未來的無線充電系統等。

圖14 單項、雙向充電樁系統對比

1.3.2 商業模式發展趨勢

A. 運營端/發電側商業模式變化

如前所述，目前微電網的運行模式主要分為三類，包括：“全部自用”、“全并網”、“自發自用、余電并網”等., 本質上就是發電和售電的邏輯。

未來，經營盈利模式將更加多元化。

1）一方面，隨著電力現貨市場、輔助服務市場和容量市場的建立，分布式電源、新能源儲能以及微電網中能夠響應電力調度指令的系統為可調負荷提供輔助服務，如主電網調頻、調峰、調壓、備用、黑啟動，并取得輔助服務費。還可以利用市場的峰谷差和實時電價波動進行套利交易。從某種意義上說，此時的微電網已經具備了VPP的功能和屬性。

2）另一方面，隨著碳交易市場的逐步完善以及綠色電力交易與可再生能源消納責任的聯動機制，分布式光伏和分布式風電在微電網中的發電量及其碳當量減排量，你可以通過綠色電力，綠色貿易證書、碳排放權等或獲得補貼。

這是一個補充說明。2022年11月25日，國家能源局發布《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》，明確推動儲能、分布式發電、負荷聚合、虛擬電廠和新能源等。微電網等新興市場主體參與交易；提出容量補償機制；明確輔助服務收費標準，使電力用戶獲得公平的輸配電服務和上網服務。作為國家層面出臺的首部電力現貨市場規范性文件，《基本導則》將有力推動電力現貨市場從試點走向全國。

B. 用戶端/需求側商業模式變化

用戶端將不再是單純的購電角色。在市場機制方面，

1）一方面，峰谷電價差可以起到引導用戶用電行為的作用，實現沖擊過程中負荷側資源的自動調整；

2）另一方面，需求側響應價格機制可以實現海量負載側資源的喚醒能力，提高系統需求側的管理能力和用戶參與度，增強快速恢復能力.

以V2G為例，電動車車主可以在電價低時為車輛充電，在電價高時將車內儲存的能量賣給電網公司，從而獲得現金補貼，降低用電成本汽車。在“北京中再大廈”V2G示范項目中，國家電網設置雙向充放電互動樁，峰充峰放，車主凈利潤近0.4元/千瓦時。目前，已在中國15個省市建設40多個V2G項目，600多個V2G終端和近4000輛電動汽車參與其中。

整體來看，具有強大電力交易能力和用戶側聚合能力的科技型售電公司和虛擬電廠運營商（負荷聚合商）有望脫穎而出。

二、?關于微電網與VPP的討論

2.1 微電網與VPP的差異與協同關系

2.1.1 虛擬電廠基礎概念與特征

虛擬電廠的基本定義：通過5G通信技術、人工智能、邊緣計算、區塊鏈等先進技術，分布式發電（DG）、可控負荷、儲能、電動汽車等能源供應（DER）聚合和協調優化，作為參與電力市場和電網運行的供電協調管理系統的特殊電廠，為實現電源側多能互補和負荷側靈活互動，可為電網提供調峰、調頻、備用等輔助服務，達到與常規電站相似的效果。并且在物理空間中，不需要實際建造發電廠。

圖15 虛擬電廠架構

從基本定義可以看出，VPP強調“聚合”的概念。在傳統電網物理結構的基礎上，利用能源管理系統將分散的發電和用電主體整合成一個虛擬可控的聚合體——虛擬電廠最吸引人的功能是它可以聚合多種類型的能源。分布式資源參與電力市場運行。

2.1.2 微電網與VPP間核心差異

微電網與VPP的主要區別首先體現在適用場景上：

1）微電網主要應用于封閉場景，可以是工業園區、大型工業廠房、住宅小區等，或者地理位置相對較近的位置

2）VPP主要應用于開放場景，包括分散的寫字樓、住宅小區、綜合體、產業園區等，不需要相鄰位置；

圖16 微電網與VPP應用場景差異

其次，微電網與VPP在“運行特性、運行模式（尤其是與主電網的關系）、運行目標、運行理念、運行條件”等各方面均存在如下差異：

表2 微電網與VPP具體差異

綜上所述，微電網的核心主要在于各個組件，它們主要以封閉的場景和物理形態與主電網相連。可兼容大電網作為補充單元參與并網運行，也可靈活切換至離網模式，確保在緊急情況下能夠從大電網接入。電網的解離，不僅減輕了大電網的負荷壓力，也保證了所轄負荷的供電可靠性。微電網雖然也能對主電網整體起到一定的調峰、調頻作用，但更側重于微電網中分布式電源與負荷的就地（消納）平衡，力求實現能源自主。而且，微電網上中游廠商的收入主要來自軟硬件產品/EPC的銷售，業主經營收入主要來自售電，交易屬性不夠明顯。

VPP是跨地域的，以軟件為核心，它本質上是一個交易平臺。它通過聚合各種分布式能源參與主電網的調度（如調峰、調頻、需求響應等），以獲得補貼/對價收益。或者通過峰谷差價套利等方式參與電力市場交易，因此VPP必須始終與主電網相連，更加注重主體利益最大化，體現在交易價值上。

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編輯：黃飛

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