目錄mQCN“雙碳”目標下儲能的機遇儲能發展的挑戰目錄mQCN“雙碳”目標下儲能的機遇儲能發展的挑戰>

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20年9月中國承諾“2030年碳排放達峰、2060年實現碳中和”目標：>煤電是中國碳排放最大的領域，產生的CO2占全國總排放量的43%,是未來減碳的最大主體；>未來，風電和光伏等可再生能源，將在成本、環保等方面，以壓倒式優勢讓煤炭等化石能源加速退出；>對整個電力系統而言，隨著風電、光伏等可再生能源高速增長和煤電的不斷退出，將逐漸形成一個新能源電力高占比的電力系統。這將是一個巨大的挑戰。

“雙碳”目標下的新型電力系統農業活動LULUCF凈排放(負為碳吸收)

……二氧化碳排放(億噸)廢棄物處理碳捕捉……凈二氧化碳排放量(右軸)(百萬噸二氧化碳)10實現“雙碳”目標任務重、時間緊19701980

1990

200020102020

2030204020502060

中國

美國EU28>2021.3.15

中央首次提出構建以新能源為主體的新型電力系統>碳中和的關鍵是構建以新能源為主體的新型電力系統>新能源將從補充地位上升到主體地位，意味著新能源將從產、儲、輸、配、用等各環節帶來巨浪滔天的產業機會>構建以新能源為主體的新型電力系統儲能產業的歷史性機遇國家發改委、能源局4

月明確儲能產業發展目標

2025

年實現新型儲能裝機規模達3000萬千瓦>新型儲能：除抽水蓄能外的新型電儲能技術按照2個小時時長配置儲能，那么未來5年需要新型儲能的容量為60GWh,1GWh大約是15-20億人民幣投資，60GWh的儲能裝機容量將帶來900-1200億元人民幣的巨大市場構建以新能源為主的新型電力系統系統頻率Frequency新能源免伏。風電等新能霉電站，間歌，波動f>50Hz發電量P1Generation階段調整手段挖掘現有電力體系的調節能力配置儲能等靈活性資源發電側：碳達峰碳中和背景下，新型電力系統的構建過程中，發電側體現為風電、光伏等可再生能源占比持續提升，這將造成兩大挑戰，

一是發電側間歇性、波動性加大，發/用電失衡概率大幅提升；二是電力系統可調容量、慣量下降，系統應對失衡的能

力弱化。電網側：電力能源結構和電力負荷的改變，造成電網頻率不穩定。用戶側：負荷峰谷差持續升高、新能源車用電無序性增加，造成電網供電壓力大。儲能系統：儲能系統具有響應速度快，精度高等特點，對新型電力系統而言是一種非常好的調頻手段。

儲能在新能源為主的電力系統中的支撐作用2020年用電總量：

75110億kWh用電量P2'Demand水電，火電等問步發電機組，出力穩定可控頻定頗率

PI'<P2'

t=50Hzf<50H前定師單

P1<P2

f=50Hz

f<50Hz2010年用電總量：

41923億kWh系統頻率Frequency本質解決方案發電量P1

Generation用電量P2Demand票統慣量

Inertia系統慣量

Inertia碳中和傳統電力系統新型電力系統儲能P1>P2

f>50HzP1'>P2'建筑光伏、儲能、電動車等海量發儲用系統信息流新型電力系統雙向互動能量流儲能同步發電機為主單向輸出能量流用電側新型電力系統需增加“儲能”為新的基本要素◆碳中和的矣鍵是構建以新能源為主體的新型電力系統◆從“源-網-荷”到“源-網-荷-儲”

,儲能將成為新型電力系統的第四大基本要素新型電力系統具有“四高”特征四高：高比例可再生能源、高比例電力電子裝備、高度數字化、高度智能化光伏、風電、儲能等可再生能源為主(90%)→

照輪配電側特高壓直流、雙向輸配電系統資料來源：華為數字能源單向輸出

能量流雙向互動能量流現有電力系統x單

一

用電單向送電家庭光伏智能況電發電側電動車儲能光伏信息流儲能風電云傳統能源與新能源>

什么是新能源：·化石能源(傳統能源)·

煤·

石

油·

天然氣·可再生能源(新能源)·

太陽能·

風能生物質能·

地熱能·

潮汐能·

核能·

氫能··>

新能源的主要形式：

太陽能、風能水能新能源的特點>可

再

生》

天然的波動性、不可預測性>風電：出力日內波動幅度最高可達80%,出力高峰出現在凌晨前后，從上午開始逐漸回落，午后到最低點，“逆負荷”特性更明顯>光伏：日內波動幅度100%,峰谷特性鮮明，正午達到當日波峰，正午前后均呈均勻回落態勢，夜間出力為0典型光伏出力曲線與負荷曲線對比典型風電出力曲線與負荷曲線對比>

為什么發展儲能：源自電力即發即用與實時平衡>無論是新能源還是傳統能源發電，電力是即發即用、無法直接儲存的能源形態，為保障電能質量的穩定，在電力供需兩端需進行調度，達到實時平衡>

什么是儲能：>

儲

能即能量的儲存>電能的儲存是最主要的儲能方式儲能>

儲能的必要性：實現能量的時移>將多余的能量儲存起來在需要的時候用，即通過能量的存儲實現能量的時移>電力的實時平衡從趨勢上看難度是在加大的：從發電側看，2021年國內光伏、風電分別占到總發電量的2.3%、7%,考慮到可再生能源實際出力受光照、風速等不可控因

素影響較大，出力曲線往往難以預測，可再生能源發電比例的逐年提升對于電力調

度與平衡帶來壓力“新能源”與“儲能”的“孿生矣系”>新能源發展會推動儲能的發展；>儲能好新能源才能更好。新能源與儲能的關系>根據國際能源署IEA《電力轉型—風電、光伏以及靈活性電力系統的經濟性》報告，高比例可再生能源對電網穩定性的邊際大概在25～40%

左右。>當可再生能源年發電量占比達到這個比例時，亟須對電力系統傳統電源配置、運行方法、輸電規劃等做出重大調整，來保證電網的穩定性。>這里的措施包括傳統電源的靈活性改造、擴大輸電通道容量增強區域間的能源調配能力、市場化手段激勵用戶側響應等，增加儲能是其中一個非常

重要的手段。高比例可再生能源對電網穩定性的邊際問題動能機械能勢能物理形式磁場能電磁場能鉛酸電池電池儲能化學形式氫儲能液流電池有機類相變儲熱合金類相變儲熱復合類相變儲熱顯熱儲能熔融鹽類相變儲熱化學反應熱儲能儲能分類口儲能主要通過電和熱的形式進行，而電儲能是主要的儲能方式：飛輪儲能抽水儲能壓縮空氣儲能超導電磁儲能超級電容器儲能鋰離子電池鈉硫電池儲能技術相變儲能熱儲能能

儲

電電場能儲能發展概況口抽水蓄能是目前技術最成熟、應用最廣泛的大規模儲能技術，占比90%左右：>

優點：規模大、壽命長、成本低；>缺點：依賴地質資源，要有山、有水、有落差；隨著可選地區減少，占地、移民難度增加，成本上升；>我國抽水蓄能基本由電網公司統一建設和管理。熔融盤儲熱.1.5%船酸電池

10.2%液流電池0.7%兒其它電池0.1%

超慨電容器0.2%全球儲能累計裝機規模占比(截至：2020底)熔融盤健熱我國儲能累計裝機規模占比(截至：2020底)壓縮空氣儲能

0.03%飛輪儲能0.01%水重劃

893口

電化學儲能是增長最快的儲能技術，截止2021年底，全球裝機達到25G,我國5.7GW:>響應快、配置靈活、控制精準；>應用范圍廣，涵蓋發、輸、配、送、用等環節；>新能源的快速發展，對靈活調節的儲能技術需求增加；>電池成本下降，以及循環壽命的延長。電化學儲能概況■裝機規模

(MW)

-

年曾長率(%)全球的電化學儲能裝機規模■裝機規模(MW)

年增長率(%)中國電化學儲能裝機規模·

電化學儲能特點一

響應快-

配

置

靈

活-

控

制

精

準·電化學儲能的應用范圍廣可涵蓋發、輸、配、送、用各個環節：調峰/調頻，削峰填谷，變電站

現場電源，電網輔助服務，需求側響應等等-新能源的快速發展一截至2021年年底，全國風電、光伏累計裝機6.4億千瓦

-分布式及微電網一集中式可再生能源并網·

近幾年來儲能電池性價比的提高-電池價格的下降：目前磷酸鐵鋰～0.7-0.8元/Wh,

還在降

一循環壽命的提升：磷酸鐵鋰12000次電化學儲能快速增長運營數據假設：運營規模(MW)100儲能配比20%儲能時長(h)2循環壽命5000一天充放電次數運營年限(年)14首年衰減率2.00%年衰減率1.50%放電深度90.00%年租金(萬元)0.3城市土地使用稅0逆變器折舊年限10年通脹率3.00%年運營費用(萬元)購電電價(元/kWh)0.25售電電價(元/kWh)0.95峰谷價差(元/kWh)0.70金融數據假設：貸款比例70.00%貸款利率5.00%貸款期限10融資金額(萬元)4,326貼現率5.00%等額本金償還￥560.24項目內部收益率

9.82%◆

峰谷價差在0.7元/kWh

以上具備配儲經濟性。假設循環壽命為5000次，儲能固定成本1.55元/Wh,在

電價谷值0.25元/kWh

時充電，在電價峰值0.95元/kWh

時放電，即峰谷價差達到0.7元/kWh

時，儲能的收益率

達到9.82%,具備經濟性。工商業儲能：峰谷價差套利，價差0.7元/KWh+

具備經濟性圖表：儲能峰谷價差套利彈性測算圖表：基礎數據假設數據來源：中國能源網以200度電的儲能柜為例，1天2充2放=0.9x2=1.8元

，x200=360元/天，1年按320天計，x320=11.52萬元/年，即1年節省電費11.5萬元浙江工商業儲能的盈利模式浙江2021年10月15日起對工商業用戶實施新的峰谷電差價序號省份低谷時間段時長(b)1青海9:00~17:0082寧夏9:00~17:0083甘肅9:00~17:0084山東10:00~15:0055蒙西10:00～15:0056新疆14:00~16:0047河北12:00～15:0038浙江11:00~13:0029山西11:00~13:00210遼寧11:30~12:30習匯光中午為光伏出力高峰期，中午的發電量如果長時間執行

谷段電價，則“自發自用”的工商業分布式光伏項目收

益將明顯下降。由于分時電價和分時段發生變化，收

益率不達標，已有項目投資停建。截止2023年6月底各省光伏裝機、占比

10省中午實行谷電價截止至2023年7月全國已有10省中午實行谷電價光伏裝機(MW)

——光伏在電力裝機中占比習匯光長1.6001.4001.2001.00010.8000.6000.40010.2000.000盡元/kWh目前多省工商業儲

能已走出一條市場

化的發展之道，投

資商關注投資回報

期和收益率更加理

性。同時，也有一

些擔憂，有些投資

商沒有回歸到多邊

際條件影響下的最

高收益率模型，而

是開始追求靜態投

資的絕對最低。

一

些系統供應商為了

迎合這種追求最低

造價的需求，開始

使用5毛多錢一瓦

時的電芯，實則對

于項目的收益、系

統的安全將埋下巨

大的隱患，追求靜

態投資最低的心態要不得。

工商業儲能市場廣闊19省峰谷電價差超7毛，用戶側儲能市場有6萬億!遼寧省重慶市功省浙江省吉林省湖南省廣東省(珠三角五市新疆維百爾自治區貴州省(兩部制天津市陜西省上海市青海省海南省湖北省福建省

(

福

州、廈門、莆寧夏回族自治區北京市(城區"

內蒙古自沙河北省

(南

網)黑龍江管蒙西電網莫北電網日

產

關日

過江西省甘肅省山東省云南省山西省均值南省儲能發展挑戰1:儲能范圍之廣，沒有一樣儲能技術可以全覆蓋各種儲能技術優缺點對比類型(儲能時長)能量循環效率系統成本(元/kWh)單次循環度電成本(元/kWh)抽水蓄能70%-75%1000~1500<0.25壓縮空氣48%~70%1000~2000<0.35飛輪儲能80%~90%45000~100000<2超級電容器>90%9500~13500<0.15超導儲能>95%900000<9鉛酸電池70%~80%1100~15000.6~1.0鉛碳電池70%~80%1250~18000.5~0.7鋰離子電池80%~90%1400~18000.4~0.8全釩液流電池65%~75%2500~40000.6~0.9鋅溴液流電池65%~75%3000~35000.8~1.2鈉硫電池70%~85%3000~40001.0~1.4儲能發展挑戰2:成本各類儲能經濟性指標對比裝機(萬千瓦)占比(%(時

)占比(%)火電12451756.65174367.9太陽能2534311.526113.4風電2815312.846656.1水電3701616.81355217.8核電49892.336624.8其它400.0230.004合計22005876236千瓦電量億)裝機(萬千瓦)402534328153124517電量(億千瓦時)346651355251743儲能發展挑戰3:能源結構狀況，以火電為主，新能源比例還很低，任務艱巨●

火電●核電●

太陽能發電●風電●

水電●

其他資料來源：中電聯，截至2020年12月31日

制圖：張玲圖1:中國電源結構37016498926113662>光伏發電成本進一步下降。>2019年，我國光伏發電度電成本約0.290~0.800元/

(KWh),平均度電成本0.389元/

(KWh)。>從我國光伏發電度電成本分布情況可以看出，度電成本具有明顯的地區差異，呈現西低東高的趨勢。>受太陽能資源、土地成本、開發成本較高等因素限制，中東部地區光伏發電的度電成本相對較高。>

風電發電成本進一步下降。>2019年，我國陸上風電度成本約0.315~0.565元/

(KWh),

平均度電成本0.393元/(KWh)。>西北地區度電成本是全國最低水平。>東北、西南大部分地區度電成本相對較低。儲能發展挑戰4:資源稟賦內常古黑2019年光伏發電成本地圖2019年陸上風電成本地圖03-0.4元kW

0.4-045元AWM0.45-0.5元AW%大于0.5元kW%臺兩黑龍江>特高壓：截至目前，國家電網建成投運“十三交十一直”24項特高壓

工程，核準、在建“一交三直”4項特高壓工程。已投運特

高壓工程累計線路長度35583公里、累計變電(換流)容量

39667萬千伏安(千瓦)>2022年1-7月，福州-廈門、駐馬店-武漢特高壓交流開工建設，白鶴灘-江蘇特高壓直流竣工投產>2022年年內，國網再開工8條特高壓!>2022年內，建成投產南陽-荊門-長沙、荊門-武漢特高壓交流等工程，計劃陸續開工建設金上-湖北、隴東-山東、寧夏-湖

南、哈密-重慶直流以及武漢—南昌、張北-勝利、川渝和黃

石交流“四交四直”8項特高壓工程，總投資超過1500億元>將加快推進大同-天津南交流及陜西-安徽、陜西-河南、蒙西-京津冀、甘肅-浙江、藏電送粵直流等“一交五直”6項特

高壓工程前期工作，總投資約1100億元新基建下的特高壓建設Qinghai

NingthaanxySichuanNo5ShandongAn

ViangsuShanghaiZhejiangSource;國家能源屬、中電聯、彭博新能源財經Note:持高壓輸出省份以保紅色表示，特高壓輸入省份以紅色表示，其他為淡紅色。安散省同時有輸出和輸入電量，云南、四川出發的6爭線路以水電送出為主，另外4條線路以風電、光伏捆綁煤電送出。其余未在該

圖體現的持高壓線路，利用率均低于50%。UHV-powerexportingprovince

UHV-powerimportingprovince

OtherprovincesTop-10most

utilized

UHV

linesBloombergNEFYunnanNo.6GuangdongNo.3XinjiangCans2019年利用率最高的十條特高壓輸電線路Mongoliaǎnjin的成本“誰受益，誰買單”>

“新能源+儲能”受益方：發電側、電網、用戶側>價格機制無法向終端用戶疏導>新能源開發商一方“買單”已成默認行規儲能發展挑戰5:

“新能源+儲能”的“經濟賬”怎么算?>

儲能>快速、精準，對源、網、荷都有好處>但目前儲能成本相對還高，新能源配儲能將增加一定>>儲能在電力系統中的重要性越來越明顯，新能源+儲能是未來發展的趨勢；>在新能源成本還較高，而儲能本身還很難盈利的情況下，新能源+儲能的成本增加由誰來承擔，成為擺在新能源+儲能面前必須解決的現

實問題；>能否妥善解決好這一問題關系到新能源本身發展的未來，也關系到儲能能否更好的發展；>

“誰受益，誰買單”將是最終的解決方案，但具體如何來做牽涉到各個方面，只有疏通好各方的利益關系，從源網荷儲統盤來考慮才

能真正的解決問題。“誰受益，誰買單”利益如何疏導?“綠電”,即綠色電力，是指通過零二氧化碳排放(或趨近于零二氧化碳排放)的生產過程得到的電力。

“綠電”主要來源于清潔能源，包括太陽能、風能、生物質能等。目前，我國的“綠電”主要以太陽能光伏

發電和風力發電為主2022年1月，發改委、能源局發布《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》

,

要求新能源2030年全面參與市場交易。市場化交易對新能源是一個全新命題，建立綠電市場以實現環境溢價對沖間歇性方面的劣勢，被認為是新能源市場化的可行路徑浙江省是先行探索綠電交易的省份，2021年5月率先啟動了綠電交易試點工作，自2021年11月起，綠電交易在浙江實現了常態化開展。根據浙江電力公司發布的“碳達峰、碳中和”實施方案，到2025年，浙江綠電交易規模達到新能源發電量10的目標%

儲能發展挑戰6:綠電市場的建立>

“綠電”試點交易市場

開啟什么是碳交易?

碳交易，

即把二

氧

化碳排放權作為一種商品，

買方通過向賣方支付一定金額從而

獲得一

定數量的二氧化碳排放權

,從而形

成了二氧化碳排放權的碳亥易市場是由政府通過對能耗企

業的控制排放而人為制造的市場。通常情況下，政府確定一個碳排放

總額，并根據一定規則將碳排放配額分配至企業。

如果未來企業排放

高于配額，需要到市場上購買配額

。

與此同時，部分企業通過采用節能

減排技術，最終碳排放低于其獲得

的配額，則可以通過碳交易市場出

售多余配額。雙方一般通過碳排放

交易所進行交易。圖1:碳交易示意圖機構二氧化碳排放權買賣A企業

B企業配額富余

配額不足交易所

中碳登>2021.7.16全國碳交易市場正式開啟碳交易資料來源：中國碳排放交易網、招商證券個人CER/CCERA排放者不足部分配額交易初始配額分配量減排：出售配

額實際排放量配

酮

℃

專

量

CER/

CCER

抵

消量www,earbonvision.cn碳稅界制圖CCER(國家核證自愿減排量)交易市場CCER

交易指參與碳排放權交易的企業通過購買我國境內可再生能源、林業碳匯、甲烷利用等項目的溫室氣

體減排量，來抵消自身碳排量國家對溫室氣體自愿減排交易采取

備案管理。參與自愿減排交易的項

目應采用經國家主管部門備案的方

法學，并在國家主管部門備案和登記，且由經國家主管部門備案的審

定機構審定。自愿減排項目產生的

減排量在國家主管部門備案和登記，經備案的減排量稱為國家核證自愿減排量

(CCER),單位以“噸二氧

化碳當量(tCO2e)”計。國家核證自

愿減排量(CCER)

在經國家主管部門備案的交易機構內，依據交易

機構制定的交易細則進行交易于2017年暫緩申請受理的CCER,

當前碳市場內存量CCER僅5000萬噸左右，遠低于理論需求值(2021年全國碳市場年覆

蓋約45億噸二氧化碳排放量。按照《碳排放權交易管理辦法》規定CCER抵消配額比例5測算，那么僅去年一年，

CCER的需

求量就達2億多噸)超排：購買

配額來彌補配額

實際排放量CCER與

碳

市

場初始配額分配量B排放者抵消機制富余配額富余部分初始配額分配量抵消量實際排故量低璃及術和產品基于配額質押的融資控排企業何用資破期權金融機構得到優質離戶得到滿意的收益CCER中國棱證自愿械排量得到可素的購買方碳資產為以碳排放權益為核心的所有資產，既包括在強制碳交易、自愿碳交易機制下產生的可直接

或間接影響組織溫室氣體排放的碳配額、碳信用及其衍生品，也包括通過節能減排、固碳增匯等各

類活動減少的碳排放量，及其帶來的經濟和社會效益為碳資產的價值。碳資產管理碳資產將成為企業發展和國際競爭的重要元素碳資產有望成為繼數字資產之后另一個重要的資本!碳資產管理途徑主要有三種：由控排企業自行管理、在集團層面成立專門的分公司或部門、交給第

三方機構委管。低成本的完成履約得到強力推廣應用碳池碳金融碳配額2020年1月，歐盟委員會主席馮德萊恩在達沃斯世界經濟論壇上宣布，歐盟將從2021年開始建立“碳邊境調節機制”,也就是我們俗稱的碳關稅。

2020年3月，歐盟委員會啟動了有關碳邊境調節機制的公眾咨詢程序，邀請公眾就歐盟針對特定產業進口產品設定碳價格并征稅提出意見建議。歐

盟委員會計劃于2021年第二季度提出有關立法建議。如果可能，碳關稅

將在2022年開始實施。毫無疑問，如果碳關稅制度在世界上逐漸推廣開來，這會對全球貿易產生廣泛而深遠的影響。特別是對一些高耗能高排放產業，例如金屬冶煉、化

工等，各國碳關稅可能會對這些產業先行實施，因此這類產業可能會面臨較大的影響。這對各國的產業結構變化以及證券市場也都可能會帶來影碳交易產業聯盟

響碳關稅碳足跡碳足跡標準將成為新能源產業鏈中產品低碳的重要考量。在全球“碳達峰、碳中和”目標和歐盟碳關稅等貿易制度下，新能源汽車低碳發展已

成為汽車工業全球競爭的關鍵勝負手。就新能源汽車來說，百公里平均電耗在15KWh左右。依據我國現有煤電約占60~70的發電結構，2019年平均每KWh二氧化碳排放在0.51kg,也就是說彼時電動汽車每百公里二氧化碳排放在7.6kg左右。而一輛百公里油耗7L的小汽車,二氧化碳排放量在17.2kg左右。相比傳統燃油乘用車，現有新能源乘用車每年在使用階

段可減少碳排放1500萬噸左右。然而縱觀整個產業鏈，從能源獲取、原材料、零部件制造、上路行駛、報廢回收等，新能源汽車的發展同樣會產生大量的碳足跡。對于鋰電池來說，碳足跡不僅涉及制造過程中的碳排放，還包括上游原材料的生產制造、

運輸等各環節的碳排放匯總。這就要求電池企業不僅要在生產過程中減少碳排放，而且要規范電池四大主材的碳足跡信息統計和使用。鋰離子電池產品碳足跡評價導則.10.鋰離子電池產品碳足跡評價導則正極材料磷酸鐵鋰.11.

鋰離子電池產品碳足跡評價導則正極材料三元材料.12.鋰離子電池產品碳足跡評價導則負極材料.13.

鋰離子電池產品碳足跡評價導則隔膜.14.鋰離子電池產品碳足跡評價導則電解液.

15.

鋰離子電池產品碳足跡評價導則電池管理系統工商業能量交互電網協調控制運行指導VPP

CLOUD策略傳導電力調度&運營管理光伏場站所謂虛擬電廠(Virtual

Power

Plant,簡稱VPP),是一種通過先進信息通信技術和軟件系統，實

現DG

(即distributedgenerator,

分布式電源)、儲能系統、可控負荷、電動汽車等DER(

即DistributedEnergyResource,

分布式能源資源)的聚合和協調優化，以作為一個特殊電

廠參與電力市場和電網運行的電源協調管理系統。

虛擬電廠市場容量常規負荷電力市場碳市場充電站儲能①2022年5月20日，部署于國電投深圳能源發展有限公司(簡稱“深圳能源”)的虛擬電廠平臺發出

指令，調度尚呈新能源蛤地智能充電站將50千瓦時電量從0時轉移至4時。根據5月26日廣東電力現

貨市場數據，深圳能源通過此次試驗獲利，平均度電收益0.274元，成為我國首個虛擬電廠調度用戶

負荷參與電力現貨市場盈利的案例

國內首個虛擬電廠參與電力現貨市場深圳能源虛擬電廠平臺公司業務恒實科技公司全程參與了冀北虛擬電廠的建設，形成了自主知識產權的系列產品。萬勝智能主要產品智能電表、用電信息采集系統可應用于虛擬電廠的電能計量、數據

采集環節。遠光軟件虛擬電廠平臺類產品已經在相關虛擬電廠示范項目得到應用。東方電子虛擬電廠業務涵蓋城市級虛擬電廠運行管理平臺、負荷聚合商級負荷聚合管

控平臺和園區級虛擬電廠等三級虛擬電廠范圍，可提供核心的軟件和算法及

裝置設備。金智科技掌握虛擬電廠相關核心技術，包括分布式新電源優化協調控制、區域快速通