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8 月 20 日，Power uP 蔚来家电日在武汉举行。
Power uP 是此前 Power Day 更名而来，新的名称也意味着活动内涵也有了一些变化，相比此前更关注换电的以及换电技术，Power uP 显然把充电的比重加强了。
Power uP 家电日有两个主要信息，一个是充换电县县通；另一个则是电网互动。
虽然整场活动被「县县通」吸走了主要热度，但包裹在县县通之上的宏观战略依然值得我们去讨论。
因为没有「电力市场化」这个大战略方向，新能源汽车不会有更好的发展，更别提充换电设施。
如果拆解以上两个重要信息所得到的内涵则是；
下面展开讲讲。
换电和充电是新能源汽车发展的基础补能设施，做其中任何一个对于一家车企来说都不是简单的事，对企业资金运用、运用能力、可持续投入定力要求都很高。
大部分车企包括特斯拉在内，也只是建设了充电站，但由于非核心业务的优先级问题，即使几个自建充电站的车企，也没有把充电桩建设到一个合理的车桩比。
蔚来车主是幸运的，蔚来全国换电站布局 2480 座，充电桩 23009 根，这个数字让蔚来成为了除了换电站第一之外，自建充电桩也是第一的车企。
同时，蔚来有 80.25% 的电量是服务给非蔚来品牌的，所以你能想象到非蔚来品牌的车型对优质补能设施的渴望是巨大的。
可即使这样，蔚来并不满足，因为目前的 2480 座换电站主要集中在高速和一二线城市，随着乐道的下沉换电站需要更加广泛。
这就是「加电县县通」计划。
加电县县通计划主要分两步：
一，充电县县通
2025 年 6 月 30 日前，蔚来充电覆盖全国所有县级行政区。
二，换电县县通
2025 年 6 月 30 日前，完成 14 个省级行政区换电县县通，覆盖 1200+ 个县级行政区。
2025 年 12 月 31 日前，实现 27 个省级行政区换电县县通，覆盖 2300+ 个县级行政区。
以上是蔚来创始人董事长、CEO 李斌的分享，直到蔚来联合创始人、总裁秦力洪上台后演示的第一张 PPT，这个故事悄然发生了变化。
秦力洪分享了两个信息：一是各部委发布的与能源相关的各个文件稿；第二个则是加电合伙人计划。
这次我们依然要从第一个讲起，因为了解第一个后，第二个你就能理解，为什么和蔚来合作的企业越来越多？
2023 年 6 月 1 日，已经延迟好几年的第三监管周期省级电网输配电价正式实施，象征新一轮的电改吹响号角。
此次电改有两大目标：
两大目标优先要解决的问题就是：「新能源消纳」。
大量风光接入，造成发电高峰与负荷高峰的不匹配，不仅浪费电力，也影响供电安全。
如何在负荷端解决新能源消纳，是接下来的政策重点。
今年 1 月公布的《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，就是一种新的尝试。
文中提到：
「力求参与试办示范的城市 2025 年全年充电电量 60% 以上集中在低谷时段，新能源汽车作为移动式电化学储能资源的潜力，透过试验示范得到初步验证。」
简单讲就是，希望新能源车成为储能利器，解决新能源消纳。
国网智慧车联网技术总监秦俭说的更明白：电动车是新型电力系统不可或缺的一部分。
但连要求电车有序充电都是难事，目前唯一的手段是分时电价，不同时段不同电价，以价格调控充电行为。
有没有效？
有，但不多。
更别提宏大叙事的 V2G 了，毕竟车主为什么要接受充电安排？
除了用电紧张的特殊时段，一般时候电网很难命令充电运营公司配合，导致充电行为跟风光发电存在多重错配。
时间错配：
光伏在白天发电、电车往往在夜间充电；电车充电需求大时，风光发电量反而很小。
空间错配：
风光发电站往往在偏远地区，但电车使用主要在城市。
目前唯一可行的方式，就是将充电负荷集中的换电，这样电网才容易调配，换电相当于将充电需求从不可控转换为可控，将充电负荷从瓶劲位置转移到空间时段。
什么是负荷瓶劲位置？
比如光伏发电著名的鸭子曲线。
当光伏占比上升，在傍晚下班回家时刻，光伏发电量快速下降，用电量大增，原本的光伏发电缺口要由其它发电厂填补，当鸭肚越大代表傍晚的电力缺口越大，造成电力调度挑战也越大。
鸭颈细口就是负荷瓶颈位置。
换电站对车主零散的充电需求而言，就像一个缓冲池，可以使电力负荷平缓，换电站能自主调配电池包的充电时间，调整充电负荷。
至于光储充则是帐上算不过来，本来就要多光伏的折旧，再加上一套储能，技术上可行，商业上不可行。
因此在新一轮电改展开，蔚来正式组建换电联盟，盯上的是 「交能融合与车网互动这块能源大饼」。
所以换电联盟除了车企外，自然要有国家电网与南方电网，也有做光伏的隆基，更有掌管安徽电力生产的皖能。
换电本就并非单纯的电车补能方式，而是车与能源的生意，没想通这点就无法真正理解换电。
施行一年来很多省份电价大洗牌，对新能源冲击很大，尤其是光伏受到了重创。
以往中午是峰段或尖段电价，变成是平段或谷段电价，许多光伏电站的利润骤降，造成不少光伏电站被收购或停止开发。
以河南的新旧电价为例：
看图只知道有差距，但看不出差距有多大。
要更直观看出差距，可以套用数据测算每 1kW 光伏的收益，气象数据来源自美国能源部国家再生能源实验室数据（NREL），地点选择河南郑州，采全额自用的理想条件。
参考电价（千瓦时/人民币）：
原版电价的光伏收益是 1164 元，新版电价只有 806 元，收入大幅缩水 3 成。
很多光伏电站是向银行借贷或市场融资，会提到年化报酬率（IRR）有多少，当收入大幅缩水，IRR 自然大跌，要面临抽银根或投资人撤资，因此这一年来，光伏过得很惨。
很多人会想到，为什么不配储能？
因为储能收益更低。
同样以河南为例，仅考虑峰谷价差套利，其它因素皆不纳入，每千瓦时储能设备一年取 300天、放电深度（DOD）取 90%，充放电效率 87% 计。
单次价差 = 放电深度 * 放电价格(1-放电深度/充放电效率) * 充电价格 收益=∑单次价差 * 运行天数
猜猜看，收入有多少？
答案是：249元。
虽然现在储能成本降很多，但这收益属实有限，很难吸投资。
河南电价虽然有月份能做到两充两放，但从谷段到平段，储能收益很差，只有谷段到峰段/尖段，储能收益才能上去，这也是全国大多数省份的现状，像浙江那么好条件反倒是少数。
新能源消纳，尤其是分布式光伏的消纳问题，如何透过电力市场，有效解决新能源消纳，是各方政策博奕的重点。
在第三监管周期省级电网输配电价实施后，新一轮电改重中之重就是电价组成，许多的电力政策围绕电价展开。
一，关于深化电力体制改革加速建构新型电力系统的指导意见
新一轮电改把以前很多不清不楚的电价费用掰开揉碎，尤其是系统运行费，将各类损益和偏差费用一一明列，使得电价构成变得复杂，但为了电力市场改革，这一步不得不做。
在 2023 年 7 月召开的中央全面深化改革委员会通过《关于深化电力体制改革加速建构新型电力系统的指导意见》，明确建设目标，贯彻电力市场化为发展主轴。
强调完善市场体系，健全市场交易机制，提出四大重点：
提升电力市场对高比例新能源的适应性，有序推进新能源参与电力市场交易 建立容量成本回收机制，保障电源固定成本回收和长期供电安全 展开绿色电力交易，推行绿证与碳排放权交易 建全分布式发电市场化交易机制，鼓励分布式光伏与周边用户直接交易
此四点成为接下来一年电改的主轴，一切改革根据这四点推动。
首先为保障电源固定成本回收和长期供电安全，在新能源大幅建设后，为避免发生限电，需要煤电的支撑调节。
要弥补火电发电时数大幅下降，投资减少造成的成本无法回收问题，在 2023 年 11 月发改委《关于建立煤电容量电价机制的通知》，建立煤电容量电价机制。
煤电容量电价更多的是提供煤电保底电价，让煤电能生存下去，使新能源在发展过程中能够较为平稳的渡过。
二，关于新情势下配电网高质量发展的指导意见
今年 3 月，发改委与国家能源局《关于新情势下配电网高质量发展的指导意见》，提出配电网逐步由单纯接受跟分配电能的职责，转变为源网荷储的互动。
配电网成为分布式风光就近消纳，承载新型负荷的重要战场，改善因新能源与电车充电造成配变与线路重载、电压越限的问题迫在眉睫。
为支撑建构新型电力系统，配电网需具备更强的承载能力，满足大规模分布式能源、新型储能和电车充电设施的新业态发展接入需求。
主要有四点：
推动网源协同，提升配电网分布式新能源承戴能力 推动网荷协同，提升配电网电车的新型负荷承载能力 推动网储协同，提升配电网灵活调节能力 推动微电网，统筹大电网与配电网建设
呼应今年 1 月《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，只要妥善处理电车充电问题，这四点全都迎刃而解。
新能源发电的波动性与无序性与新能源车充电的随意性与不可控性，透过车网互动，将电车作为可调负荷，实现移峰填谷、绿电就地消纳的目标。
中国最大的充电运营商特来电，语出惊人的说：「充电桩被淘汰，只能做充电网」。
还有顺口溜：无序充电，电网受不了；高峰充电，钱包受不了。
特来电清楚，现有的充电运营模式不可持续，未来会受到很大的制约，一定要结合电网做能源的生意，才有更广阔的空间。
然而，充电网缺少最关键的核心 ─ 储能，只会是水中月、镜中花，终究难以实现。
加入换电站后，立马不同。
换电站可以提供储能的功用，盘活原本残缺的充电网，有换电站的充电网，才是完全体，充换电网方能做到实现移峰填谷，绿电就地消纳的工作。
「充换电站 + 云端的网络」深度链接车、电池、能源、人，是工业互联网最大的应用场景。
充换电网是支撑大规模电车的基础设施网络，是建构以新能源为主体的微电网，是聚合电车电池的储能网。
充换电网是完善配电网发展至关重要的一环。
三，电力市场监管办法
今年 6 月实施《电力市场监管办法》，正式宣告中国开启电力市场新时代，从 2015 年的 9号文拉开新电改序幕，走了 9 个年头，电力市场终于不再是试点，而是正式施行。
什么是电力市场？
电能生产者（发电厂）和电力用户通过协商、竟价就电能及相关产品进行交易，通过市场竟争确定价格和数量的机制。
以前国网跟南网是从输电、配电到售电全包，在 9 号文之后，开始分割职能，虽然大部份现在依然是归两网管，但未来，国家希望能做到「放开两头，管住中间」。
当时的国务院发改委如此回答电力改革体制：输配电价改革，是整个电力体制改革的关键内容。
我们把这一轮电力体制改革思路形象的叫做：「放开两头，管住中间」。
形象地讲，今后输配电网相当于高速公路，只要向电网交了过路费，发电公司和用电企业就可以逐步实现直接交易。」
简单讲就是，国家希望未来两网只管输配电跟调度协调，其它的市场化，交由市场解决。
其中，又以新能源消纳为重点。
因此，在今年四月《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，相较于 2016 年的《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，有以下三点重要改革。
一，将消纳主体由电网企业调整为电力市场相关人员
简单讲就是，消纳主体不再是电网一家，而是只要能参与电力市场的都算在内，将消纳主体的范围扩大。
二，调整保障性收购电量和市场交易电量的定义
过去是先签订合同，保障性收购电量电网公司全额按标杆上网电价收购，市场交易量按发电合同。
现在改为保障性收购电量按照比重目标，由电力市场成员承担收购义务，保障收购电量没有明确提到标杆上网电价，可以按照实际情况调整价格，市场交易量则照市价。
简单讲，不再锚定价格，只有收购义务，没有收购目标价，保量不保价，并且由电力市场成员全体承担，不再只是电网的责任。
三，未达成市场交易的电量，采用调度措施利用各级电网富余容量进行消纳
此条是确保新能源消纳的重要条文，为后面的富余新能源消纳的市场化铺路。
新政对全额保障性消纳更符合电力市场改革的趋势，在市场力量下，新能源发展是通过开发规划与运行消纳的协同，而不再是跑马圈地式野蛮生长。
以此为基础，《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》紧接出台，更加强调网源协调与负荷消纳，不再是「重发轻输，不管用」。
新能源开发，对电网冲击最大的是分布式光伏，尤其在整县推进的背景下，已造成配电网不堪重负。
以山东为例，去年 12 月山东省发文的《关于推动分布式光伏高质量发展的通知》，要求电网要明确分布式光伏项目的红、黄、绿区域。
黄色区域需要改善消纳和接入条件后，再行建设，红色区域则在电网承载能力没有效改善前，停止新项目接入。
问题有多严重？
也难怪山东要明确划线，超过 80% 的比例。
当初配、变建设时，并没有考虑到会有这么多的分布式光伏接入，当光伏发电后往配电网送电时，通道不足造成阻塞。
分布式光伏说是自发自用、余电上网，但在现今的电价条件下，许多人在选择时，钻漏洞选保价的全额上网模式，至少可以赚到明码标价的标杆电价。
投资逻辑是将分布式光伏视为一种 「低风险的固定收益产品」。
全额保障性收购成为光伏投资的护身符，无论发电端有什么问题，对投资商只是赚多赚少的差别，造成低劣投机盛行，对新能源发展不仅无益且有害，改革势在必行。
在有电力现货市场的情况下，白天光伏发电供过于求，要保持电力平衡，就需要额外付出成本让负荷把电力消耗掉，就会出现负电价的情况。
以去年五一长假时山东的电力现货市场试点的负电价为例，由于假期影响，5 月 1 日与 5 月 2 日的最大负荷分别为 6479 与 6648 万kW，相较于工作日的 8000 万 kW 附近的负荷下降 19% 与 17%。
由于全额保障性收购，只能关停火电，需补偿火电关停与重启的成本，造成负电价。
但试点的负电价下限过高(最低限价 -0.08 元/千瓦时)，实际上无法打平火电停启的成本，由不平衡资金吸纳。
「不平衡资金」讲白了就是，交叉补贴资金池，是各种电力政策下的补贴集合，今后，只会越来越少。
此例就能看出不惜代价的新能源消纳，是把责任丢给政府。
因此新电改才要放开价格，先修改《全额保障性收购再生能源电量监管办法》，拿掉电网的紧箍咒，才能让分布式光伏健康发展。
《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》更修改了消纳比例，由 95% 降至 90%，还加上一句 「根据消纳形势展开年度动态评估」。
分布式光伏躺着赚钱的年代过去了，如果不好好把消纳做好，只会越来越难。
分布式光伏该承担起该负的责任了。
分布式光伏是薅电网的羊毛，直到电网无法承受，现有的电力系统对于接纳更多新能源，已经力不从心。
电网今后只托底，不再当保姆。
因此，一连串的新电改政策重点都在新能源消纳，如何透过电力市场，就近消纳新能源，是政策的核心宗旨。
《长三角省市区富余新能源消纳互济交易规则（试行）》正式出台。
规则第一条就写：
「保障长三角地区新能源消纳，激励各省（市）新型储能、电动车充电桩及其他负荷侧可调式资源参与长三角电力市场，减少全网弃风弃光，制定本规则。」
换电的春风来了！
先问大家一个问题，充换电的本质是什么？
这里不谈高大上的 V2G、不谈削峰填谷、不谈其它林林总总，回到充换电的初始业务。
充换电是卖电的零售商，将从电网批发的电卖给充换电的各位车主。
获利的模式很简单：电价 + 服务费
一，从电价着手
以前没有现货电力市场，电价就是目录电价，没得选。
就算 9 号文放开售电，电力市场也是以中长期市场存在，没有现货市场的价格信号，中长期市场的价格存在失真。
要么接受目录电价，要么找售电公司谈，此时售电公司也分成两种，一种是服务大用户的批发侧市场；另一种是服务一般用电企业的零售市场。
售电公司向一般工商业用户解释什么是购电、什么是市场化交易，肯定很难，尤其是小公司。
大用户则相反，它们对市场化的认知高，不需要花太多时间介绍，但竟争激烈，毕竟是优质客户，量大价格自然要优待。
因此，当时的售电公司比的不是技术、不是服务，而是拚关系，出现了一批中间商。
这不止是售电发生过，充电桩、分布式光伏乃至于工商业储能都有这样一批人。
因为他们有本地资源，天生有人脉基础，而这些都有认知成本，与其讲这么多，不如直接带飞，甚至有些地方变成渠道为王，达到隐形的袭断。
2021 年 10 月《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》重构整个市场。
别看通知名叫煤电就以为只管煤电，因为标杆电价就是以煤电电价为基础，此文件宣判目录电价死刑。
在取消目录电价后，暂未直接进入电力市场购电的用户，由电网代理购电，原本参与市场交易的用户，如果要改为电网代理购电，价格要按其它用户的 1.5 倍执行。
所以现在的工商业电价上面写的是代理购电，电网代购是新电改过渡时期的产物。
未来，当电力市场运行更加成熟，能以更低的成本提供电力，不再需要电网代购时，自然就会消失于历史长河。
当下的情况，进入电力市场后要回到电网代购需要付出 1.5 倍的支出，因此选择是否进入电力市场需要全盘考虑，各地换电站情况复杂，难有统一标准，要直接入市的时机未到。
一，被动型 ─ 新能源消纳互济交易
《长三角省市区富余新能源消纳互济交易规则（试行）》对经营主体可以独立参与，也可以通过聚合方式参与。
可调负荷参与市场，可提供的单次调节电量不小于 10 MWh(1 万千瓦时)，调节功率在 5 MW 以上，调节可持续时间 2 小时以上。
能够响应省级以上电力调度机构的指令，满足电力调度的接入要求，可实现电力、电量数据分时计量与传输。
这些条件蔚来能源都符合。
蔚来能源早在之前就参与过华北地区的电力调峰辅助服务市场，在今年 2 月至 4 月，累计消纳新能源电量 71 万千瓦时，获得市场收益 30 余万元。
虽然 119 座换电站、1362 块电池，经过几个月才赚这些的确很少，但象征的意义却不小。
首先这是蔚来能源第一次取得负荷聚合商的身份，直接参与华北市场，华北的换电站数量跟华东相比少很多，既然华北可以，华东没道理不行。
并且为此重构调峰算法和平台流程，评估和调控都更加准确，今年获利少的原因主要是前期数据准入的磨合时间长，后期因技术原因导致收益受损。
这些都是要采的坑，在华北踩过的，华东就能避免再踩一次。
光取得负荷聚合商的身份，代表蔚来能源已经是长三角电力互济的封测玩家，那身为封测玩家，有什么好处呢？
首先，最明显的好处就是，成交电力暂不收取华东跨省输电费和网损费，跨省输电费不同省份收费不同，网损费 1 千瓦时约 0.018 元，每千瓦时至少能少 0.02 元。
规则写明，当华东电力调峰服务日前市场出清后，需求未完全成交，新能源省内消纳无法保障，启动本市场，消纳原则是 「先省内、后跨省」。
申报价格下限为 100 元/1000 千瓦时，因此底价是每千瓦时 0.1 元。
以 15 分钟为一段，一日分为 96 段，申报电价最小单位为 1 元/1000 千瓦时，申报电力最小单位为 10MW，不足 10MW 单段申报，最多不超过 10 段。
采用统一边际电价出清机制，按买卖双方价差递减原则依次出清，出清电价为最后中标买卖方报价的平均值。
每 15 分钟结算、每日统计、按月结算。
受省际联络输送能力或局部潮流控制要求约东不能成交，由排序在后递补。
用电收益 = （当月电网代购价 - 出清价）* 结算电量
电力交易机构或电网营销部将用电收益纳入电力用户结算依据或电费账单。
看起来云里雾里，简单讲就是这笔收益会在电费账单扣掉。
例如蔚来能源当月出清价平均为 0.2 元/千瓦时，结算电量为 50 万千瓦时，当月电网代购价为 0.47 元/千瓦时。
(0.47 - 0.2) * 500000 = 135000
13.5 万是蔚来能源电费账单能减掉的钱，就是帮忙消纳得到的收益。
排序条件是先省内、后跨省，并且受输配电网的送电能力约束，越接近新能源生产地，越有机会得标。
因此分布越广、单位消纳能力越强，有机会取得的结算电量越大，收益自然越大。
然而新能源消纳互济市场，只有在调峰后无法消纳的才会纳入，受调峰次数与消纳剩余电量影响，只能被动接受，收益波动性大。
另有一种主动性更高的方式─隔墙售电。
二，主动型 ─ 隔墙售电
何谓隔墙售电？
隔墙售电的官方名称为：「分布式发电市场化交易」。
是指允许分布式能源透过配电网将电力直接销售给外围的能源消费者，而不是先卖给电网，再由用户从电网买回。
根据 2017 年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，接网电压等级在 35kV 以下的项目，单体容量不超过 20MW，50MW > 单体容量 > 20MW，接网等级不超过 110kV，在该电压等级范围内就近消纳。
分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网支付「过网费」(含网损)，交易范围原则上限制在接入点上一级变压器供电范围内。
看不懂？没关系，一张图就能解决。
图中圈起处，就是隔墙售电。
简单讲就是，不再经由电力市场或电网代购，分布式光伏直接跟电力用户签约，其实是种变相的中长期电力合同。
目前换电站还只能是参与表后的交易，但随着市场化的开放，端到端的直接售电会成为蔚来最强的盈利能力之一。
写在最后
一句话总结：换电站利国家、利用户、利光伏、利蔚来。
你很少有在一个产品上看到多赢的局面，显然蔚来做到了。
