储能行业近况及趋势探讨20220723
主持人观点：
近期整体A股上储能赛道是最好的板块，储能板块也有不可替代的价值。目前来看，整个经济性都比较高，也有很大的投资价值。从短周期来看，尽管有些问题，但今年国内大型储能项目发展较为健康，我们也可以看到很大一部分项目正在积极实施，海外市场也十分可观。另外在储能板块的政策上来看，例如南方区域积极响应政策的落听，包括十四五发展关于储能的纲要政策。所以，在政策的呵护和刺激下，整个产业链完整度较高的情况下，相关股票会有比较好的表现。
嘉宾分享：
1、储能简介
储能简介：广义上来说，储能应该是储电、储热、储气的综合，狭义上大家提到储能更多为电力储能，共有四个不同的技术来源。
1)其中最大规模为物理储能即抽水蓄能，是一种长时间储能，与我们一般认为的电化学储能有天壤之别，且功率高，但其问题为选址受地理环境制约、建设时间长(一般需要6、7年甚至更长)，在电力市场兴起之前，绝大部分储能都为抽水蓄能模式。
2)其余三种为消费电子、电动车、数据中心及其他备用电源，这三种对于储能产品或系统的要求很不一样。
消费电子比如手机会要求储能设备能量密度高、充电速率、安全性等，但对于电池的寿命不太在意。韩国是消费电子储能设备发展比较早、比较迅猛的国家，当从消费电子切入到其余领域时，由于指标导向不一样，比如工艺、测试、材料等，会有不同要求，更不用说延伸到大规模、高强度的电力系统、储能系统，这当中有很多的跃迁。因此，消费电子做的很强不一定会在其他储能系统仍占据优势。因此，很多企业从消费电子跨界到强电电力系统，可能会呈现短板。
也有一些企业从电动车出发，比较成功的例如特斯拉，在储能系统推出了分别针对户用和商用的Powerwall和Powerpack，相对来说特斯拉做的比从消费电子出身的日韩企业做的更好成功，所以对于循环次数比较高频的情况，电力系统会要求更高，质量也更好。
另外还有UPS，因为它使用概率不高、安全性能好，以前会用铅钒或铅炭电池来做，UPS还可以提供很高的系统残值，甚至可达40%。
3)热能来说，有很多企业，例如利用消防水池做水蓄能、空调的柔性管理，工业领域也有各种余热的利用，钢铁厂的冷却水、水泥厂、化工厂的余热用来发电，或者热的居民供暖等。
4)气能有两个跑道，一是工业跑道，还有是氢能跑道。氢能在最近几年备受重视，被认为是终极的能源形式之一，但是近期他的标准、储运、应用场景和总量都到了一定的瓶颈。
2、供应侧核心赛道
聚焦在电力储能，首先长时储能仍是突出矛盾，尤其随着风电光伏渗透率的提高，功率及电量占比大的情况下，长时储能一定是刚需。今年的统计数据显示，抽水蓄能达到高潮，压缩空气储能也在新兴储能方式中有百兆落地示范的成熟技术路线，比如中储国能是一个非常好的案例，该企业已经有百兆级压缩空气储能的规模，它主要以钢罐的储能形式，是一种三合一的方式。电源侧有风电光伏的大型激励项目、搭配一个压缩空气储能稳定输出功率、提升电能质量，在负荷侧商家口传承的工业比较少，是跟一大型互联网公司的数据中心配合，也可以给该数据中心提供备电，相对于锂电池安全性更好。
技术路线：
在六小时以内的短时储能，还是以电化学为主，还有多种化学方式齐头并进，根据不同的应用场景、规模、技术特点来个性化改变项目标准。比如飞轮在轨道交通、超级电容在风电的领域、还有国内大连融科和北京普能钒液流的百兆瓦级液流电池。
短时储能中电化学储能是主体，其中磷酸铁锂电池是主要技术路线，在电动车上已有一定检验，且近些年规模化的扩产，拉动了磷酸铁锂不断优化。近几年海外市场需求强劲，所以国内电芯和电池的价格像光伏的组件，有大幅度的回调。但是磷酸铁锂电池在车上和电力系统的使用，在循环次数和寿命上的有很大差别。现在对磷酸铁锂在电力领域里面的应用，主流电池厂商在做一些创新性的研究;如把电池的容量做大，电力储能的磷酸铁锂的单个电池容量比较常见的大电池就是280、300Ah左右的;还可以改变它的形状，比如比亚迪的刀片电池，团队在考虑用短的刀片电池在作为在电力场景的应用，做一些差异化的应用性的研究和改进。
还有两个技术路线，一个是钠离子电池，一个是固态和半固态电池。钠离子电池的成本会有非常乐观的下降空间，特别是在材料供应，不像锂资源那么稀缺，钠的储备非常广，钠离子的电池的应用也比较迅速，现在国内兆瓦级的项目已经投运了。在产能方面，兆瓦级的产能也已经是很快规划建设。相对于其他，钠最近几年进步非常快。
固态和半固态很大程度上得益于电动车的推进，从安全线，从能量密度，也是有很大的指标上的提升，国内的企业在这方面研发领先，在世界上位于前列。软银全球的招标，应用在高空无人机上，对电池的能量密度要求非常高，国内的一家固态电池的企业叫恩利，在全球性的招标中得了第一名，在样品阶段的性能和测试得到了行业的认可。这家企业现在在北京也有兆瓦级的研发中心，百兆瓦级的中试基地，而且正在规划做GW级的基地建设，下一步可能就是10GW级的固态电池产能建设。
综上，磷酸铁锂、钠离子电池、固态和半固态，目前在电化学商业中是走的比较靠前的。
细分赛道：
除了电池和电芯，还有三个细分的跑道，一个就是电器，像PCS，现在中国的光伏协会的理事长单位阳光电源，主要做光伏的逆变器起家的，现在也是千亿级的公司。光伏逆变器，和三星有合资的电池电芯厂，三星阳光在光伏领域、系统集成、水面光伏也做了很多的尝试，电站建设投资方面做了延伸，是非常典型的从电器、逆变器切入，向行业的产业链不断延伸。以阳光电源为代表光伏的逆变器的上市公司里，面向海外的后起之秀还在不断的在市场上得到大家的追捧和看好。
第二个领域就是电器安全和应用时，有三个支撑的领域，安全领域除了消防以外，其实在BMS类智能的、主动管理方面，对于数据的采集分析再进行管理，比如出事故或者有一些危险性的信号之后的应对。
第三类的应用在储能的系统设施得到了一定的部署，就像光伏的渗透率达到一定程度之后，会出现一个是电源侧的聚合，一些部署在源侧的分布式的光伏，以及跟光伏配套的光储系统，都可以做源测的设施和能力的聚合，还有复合的集成，在这两者之间还有管理平台，大概就是虚拟电厂的一个主要应用场景。因为中国的便利市场还在进展过程当中，电价的形成机制也好，需要交易的便利性也好，有很大的完善空间。
3、海外市场
从目前的统计数据来看，不管是供应侧的电池电芯的出货量，还是从应用侧的装机的功率和容量的统计数据来讲，大数上来讲，中国去年只占到全球电力储能的1/9。这跟风电光伏中国遥遥领先，排名第一是完全不一样，中国增速非常快，全球的储能增速都很快，但是中国的增速斜率是最陡的。
除了中国以外的海外市场，主要的是美国和欧洲，日韩这几年也跟进的比较快，也有当地的产业推动的一些因素，美国主要是表前市场，它在源侧的应用，比例比较大，根据统计数据，去年全球大数是209GW的装机，去年全球新增18GW装机功率，增速与设备价格阶段性降价有一定关系，仍有很多项目在2020年没有建设或投运，今年美国还会以这个速度，可能是7-15GWh，到了2025年，可能达到12-30GWh，美国是一个非常稳定、各方面需求可预期的市场，这也是很多中国的主流设备厂商把目标瞄准美国的原因。
第二大市场就是欧盟市场，欧盟的市场有两个特别典型的国家德国、英国，德国占整个欧盟市场的60%，而且德国市场是户用为主导，占52%，在2020年，德国的市场是有1.9GWh，2021年为2.7GWh，这与德国户用的光伏的渗透率遥遥领先是非常相关的。而英国它更多的是表前的网测市场。
欧美市场如此巨大有几个原因，一个是碳中和的大环境，第二个就是在电力需求侧，最近几年包括中国都增长的特别快，以交通出行为例，除了飞机，车、火车、甚至船，电力的普及越来越多，对用电的需求越来越大。在新型电力系统当中，不管中国，美国，欧洲，储能是一个短板，特别是当欧洲的新能源渗透率很高的时候，一方面它利用欧洲这种跨国的大电网做相互支撑，另外其电力市场做调度，价格信号对供需平衡做调节，所以价格的变化特别大。比如俄乌战争，普遍的欧洲的电价都是高于两元人民币，甚至少数国家的基础电价已经达到了一欧元，就是七块钱人民币。所以价格的信号，既是对电力和能源供应的供需的一种调节，也极大的拉动了居民个人和机构对于投资储能系统的积极性。
从供应侧来看，2020年宁德时代的数据是出货量2.4GWh，到了去年就是16.7GWh，这在全球的储能市场也是举足轻重的，主要还是看其增速，其实从一家供应商身上就能够管中窥豹，看到全球市场的增长的强劲。
目前储能行业的发展，国内虽然是一片红火，但是海外增速更迅猛、总量更大，而且特别是面向海外的上市公司，例如腾晖，相对来说其业绩能够得到强力的支撑。
4、国内应用场景
国内的政策，大概可以分为源、网、荷、辅助服务四个方面。源测的储能应用有几个不同的阶段，江苏在17年底，18年初的时候，推进过一些省级百兆化储能的试点项目，把储能纳入到输配店家，从技术上、工程上来看，这些百兆化级储能项目，对当地的电力的拥堵、供电的稳定性，起到了很大的保障，但是从政策层面上来讲，纳入输配电价反而是被国家部委叫停，之后市场上出现了低谷。很多投资方，特别是想发展网测和独立储能的企业来讲，找不到好的模式。后面推出共享储能，在青海、湖南较早时候做了试点后在山东做了一批的百兆瓦级的项目试点，它的核心的特点有两个，一是新能源投资方的租赁服务，二是在电力市场上参与辅助服务，即当地承诺一定的小时数和价格的共享储能的模式。在山东的百兆瓦级的试点项目，一是没有辅助服务小时数和价格的保证，二是一方面继续推进新能源投资方风电光伏的租赁储能服务，另外一方面直接参与山东现货市场的峰谷价差，有可能会给有些项目提供容量电价的支持，这个就是在原则的应用。
因为新能源投资的需求特别旺盛，而且很多地方是指令性的，政策性的把储能投资和新能源投资挂钩起来，所以它其实更多的是作为成本项，纳入到大盘中作为一个成本项。对于经济性的考虑更多会优于效率、盈利能力的考虑，所以在源侧配的项目的经济测算，独立盈利能力，需要进一步。
网测的百兆级项目，随着去年有序用电的现象普及，部委也提出对于一些能替代电网车投资的储能项目，可以考虑纳入收费的。
对于用户用电侧，负荷侧的智能项目，珠三角、长三角、浙江等地发展较快，峰谷价差达到了一块钱。以浙江为例，它中午的11点到1点也有两个小时的波谷电价，所以一个储能系统，在同一天可以做到两次满充满放的，因为价差足够大，每天两充两放，再加上优质的储能电芯，它能够提供1万小时的环次数的，相对于传统的5000次、6000次的电池，可能在全投资IRR上直接能提升四个点的收益率。但很多的企业，变压器容量有限，用电功率很平稳;有些高耗能的企业，晚上的功率，即波谷时段功率更大，一些高耗能设备在晚上启动，甚至生产出来产品在晚上储存，供白天高峰时候使用。这样一来，反而波谷时段，没有多余的容量去充电，这就要进行项目的选择论证。
辅助服务国内目前主要的就是调峰和调频，独立调峰调频的项目比较少，更多的是火箭的灵活性改造当中的联合调峰和联合调频，调峰除了电化学外，还有就是用电极锅炉跟供热联供的电厂联合调峰，经济性也较好。调频主要是对锂电池电化学系统来配合，一般做半个小时的系统，对一些比较老旧的电厂的配置，指数会有非常显著的提高的。
5、国内统计数据及预测
海外的统计数据增长非常快，国内同理，去年统计的数据来看，国内累计46GW的储能装机，新增10.5GW，抽蓄就占到了8GW，新增的这种新型储能，电化学、压缩空气，大概为2GW，累计的新型储能2021年年底是5.73GW。今年的上半年，出货量还没有去做系统的统计。但是完成了EPC招标的这些企业，大概有60多个项目，完成了招标差不多有小10GW，20GWh。上半年真正投运的项目，统计有五十个左右加起来是400MW/1GWh。另外在抽蓄方面，上半年有12个抽蓄项目，大概8GW，从整体上来讲，不管是新型储能还是传统的抽蓄储能，国内的增长速度都很快，预计今年全年大概会新增5GW。到2025年，国家已经明确30GW的新型储能的装机，预测到2026年每年大概会保持50%以上的增速，2026年大概会达到50GW的总装机。
问答环节
Q：共享储能的定位?及其商业模式和优缺点?
A：共享储能主要在源测应用当比较多，共享储能有三个特点，厂址、使用(收入的来源)、投资方。
首先厂址，跟传统的源测储能不一样，不是在某一个风电或光伏电站的场内，并网点也不一定从与风电厂或者光伏电站同一个升压站并上去。
从投资方来看，它跟风电厂或者光伏电站项目公司也不一定是同个投资主体，很多是这种联合投资，几家新能源投资商，甚至有一些设备供应商，也会有一些小股或者第三方投资。
最主要的还是商业模式，即钱投进去之后如何回收，现在几种回收的模式。
1)一种就是政府引导，叫做新能源租赁储能服务，是一种较基本的。比如跟西班牙的投资商签一个长期的合同，那么合同以什么为依据，新能源厂商的付款能力、信用条件怎么样，包括结算怎样计量，这种交割结算，这就是商业模式中细分路线的难度。
2)另一种有些地方政府为了消除大家投资的顾虑，促进共享储能落地，那么它会通过地方政策给予一定的保障，比如说共享储能项目，参与当地的辅助服务调峰，他会给你一个最低的利用小时数和一个价格，即可计算出每年大概保底的收入是多少，这是在做可研阶段测算。但是第二个收入来源就有点像新能源的光伏的补贴，考虑结算周期、政府的财力、钱从哪里来、能不能按期收到，如果延期的话，财务成本大概有多少，这一系列的问题。
3)第三种就是政府允许你去参与当地现货市场，在电力市场上，并网点是当地的市级的调度序列，还是省级电网公司，还是一个大区，比如说华东大区的调度序列，那么你在调度当中，电网公司能不能及时调动储能的能力。前几个月，发改委的办公厅和国家能源局办公厅联合发了一个文件，关于信息储能的有效利用、要解决已经建成投运的一些储能项目参与调度的问题。
以山东某项目为例，有三部分的服务，收益这一部分是辅助服务，是核准的地方，核准的是200块钱、1000小时，新能源的租赁费是每千瓦时容量租赁费是330块钱，有一个优先发电的奖励，大概是1600w一年当中会扣掉运行的成本，储能损失的入电价格大概三毛钱左右，投资收益上来讲是能满足央企6pct上下收益。
Q：对于电力市场交易，是通过电网代付?还是在用户侧直接进行交易?是否有垫付、代付的部分?
A：实际上政府出台文件，一方面是显性的，对于投资方来讲，大概计算收益的标准是怎么样，另外一方面，文件背后就是首先资金的盘子从哪里来，是在电厂之间分担，是在传统的火电厂之间分担，还是把新能源所有的纳入进去分担，还是像刚才讲的跨国网测，让用户来参与分担。绝大部分的地区还没有跨到网测去，但已经从传统的火电，就是辅助服务的火电的分摊机制扩展到了风电、光伏也要参与辅助服务的分担，在这种情况下，设计的机制就是你作为店员要去分担成本。奖励的资金是从盘子里面来，由电网来考核，电网来代付的。
Q：火电作为调峰调频的关键，应该是受益者，为何仍会承担储能成本?
A：它是两个层级的问题，一个是区域的电源结构，一个就是不同的电厂之间，同一个技术线的优劣性。那么从区域的角度来讲，比如以前华北电网，因为地理限制，水电比较少，所以调峰和调频的能力就比较少，对于电网来讲，它需要保证频率、电能质量，压力就比比如说华南的水电站即气电，灵活性的就要灵活的多得多，所以华北电网是国内比较早推出辅助服务考核的，这是一个大的背景，就是因为它火电的占比太高了，火电机组的调节时候就会有比较长的响应速度，而很多电网的需要是做这种毫秒级的调调频，火电机组很多是难以达到的。第二个层面，就是同一个区里面，比如华北电网，在山西省电网，它可能有几十台大的电厂，每个电厂里面机组性能都不一样，那么电网就制定的一个规则，对每个机组进行考核，相当于考核完之后，大家凑份子，把钱放一起，然后考核最优的机组，把钱拿走，考核差的机组就要付出钱来支持别人，相当于一种变相的罚款，甚至在发电小时数上面都会做一些惩罚。这是最刚开始，在储能没有加入的情况下。那么储能加入之后，太旧的技术本身发电小时数也会出问题，储能投进去的话，根本火电技术都启动不，所以联合调频没法实现。所以很多做火电联合调频的服务商，就要选一些基础性能还不错。比如说加入九兆瓦4.5兆瓦时的九个集装箱之后，它就能快速的帮助老机组快速的响应变电网的考核指令，让K值得到大幅的提升，那么他就由原来的亏钱变成挣钱的，然后挣的钱就由火电机组和投资储能的系统两者之间联合分担。这就是为什么我们说在传统情况下，在新能源没有增长起来的时候，调频的辅助服务的费用的来源是由火电机组来出、然后是大家来来分的。
Q：抽水蓄能是否需要很长的时间周期才能发挥作用?在之后的两三年内是否还能起到主导作用?
A：核心都是要解决电源供应和需求不平衡不匹配的问题，有有三个大的方向，一是欧美市场的价格信号，特别是像美国出现暴风雪极端天气，那么在短时的几个小时内的这种电力市场平衡当中，价格信号是一个非常有利的调节手段，这也是为什么国内在全面取消工商业的目录电价，而且在推进中国的电力现货市场，就是中国现在电力的价格是国家定价，这是为数不多的这种计划商品的价格，而且是大宗商品的价格之一。所以电力市场的改革，在短时电力的供需平衡上面会发挥巨大的作用，包括很多的负荷，比如说家电，越来越可以通过智能化的家电去设定它的在特定的低谷时段去用电，这样有序用电，对电价、用电的压力都是一个很大的缓解。另外现在越来越多做复合集成，比如说商场的空调，把空调调高两三度，对商场的人员的体感不会有明显的变化，但是这些复合集成在一起，它就能有效的降低电网的压力。
电力市场第二块的解决手段，是B2G，就是电动汽车，虽然现在每辆车才几十度电，但是后续中国电动车的保有量，比如现在有一千万辆、每辆车50度电的话，那就是5亿度电，中国现在一天的国民总全社会的用电量是200亿度电左右，电动车将来很多可能是固态电池，它的循环次数足够高，电池太贵了。这也是未来我们觉得对全社会很大的一个支撑，除了这两块支撑以外，我们再落地到储能系统上，抽蓄肯定会是一个主体，就是为什么今年上半年我们看到12个抽蓄项目投运，因为政策上首先抽取非常明确的叫容量电价的政策，就是你我不管出力不出力，我你促成了项目，你就会有收入的保障。所以对于抽蓄很多都是央企来投资，对于央企来讲，长期稳定的收益算账是算的非常好的，包括现在电网对抽蓄，因为它体量大，所以它的调度的优先等级也很高，那么除此以外才是我们说的新兴储能，在电力市场，在B2G还没有成熟的情况下，增长速度非常快。所以这些努力加在一起，对于中国新型电力系统安全稳定的保障，应该是有足够的支撑的。
抽蓄的存量大概占到整个储90%左右，所以抽蓄一直是主力，而且很多未来的需求的增长，是因为中国新能源增长太快了，但是在目前装机水平，抽取加上这些快速增长，电化学目前还是比较OK的。因为中国的电网也非常强大，跟很多国家的电网不一样，我们的特高压，很多区域联网的环网，都很强大，所以调度能力总体还是很强的
Q：储能建设完以后，就可以立刻投入运营或者发挥它的一个调节的作用了吗?还是说很多目前只是说在政策上面体现?
A：从国内的应用场景来讲，大概分成四个细分，这种源、网和辅助服务，后面的三个的就是网侧也好，负荷侧的也好，还是辅助服务也好，很多都是有项目公司去独立做经济性测算的，事实上就是这些项目大概率运行，不管是它的小时数、现金流，相对来说还是跟设计的指标比较契合的，就是在网测、用电测、辅助服务，这些项目的不管是利用率，利用小时数，还是经济性现金流，都是我们觉得都是比较OK的。主要问题出现在配在源侧的部分的新兴储能项目。因为一是政策在不断的调整，有的是本来地方有承诺有辅助服务的，后来现货市场一推出之后，就直接把这些项目推到现货市场上去参与交易了，那么到现货市场参与交易的话，那就涉及到当地电网调度的序列，它能不能被调用，还有很多的技术性的问题，它不是一个单纯的政策性问题，所以利用率发生问题的项目确实在源侧，特别在新能源测比较多。
Q：南网对特定用途的电网储能有一个纳入的收费电价，您对这些政策的进度怎么看?
A：个人认为把一些确实能替代电网性投资的储能实施纳入输配电价，对各方都是有好处的。首先输配电价的分担，我们觉得它会比简单的火电联合调频的辅助服务考核的分担的范围更大，而且更符合谁受益谁来承担的原则，他会比较好的把用电方给拉入到大盘子里面来，池子也会更大，也更有利于储能的快速增长。其次从解决电网的局部拥堵、电网瓶颈上来讲，它也是一个比较有效的技术手段，但操作上面，是起到了确确实实替代现在的投资，还需要很多的这种细节和管理方法上，需要电网公司能监部门还有价格部门的一些共同磨合，需要有足够的耐心。
Q：南方区域政策已落实，华中三省份辅助交易部分的规则也已确定，那么对于其他区域全国性来看，会有一个确定性吗?
A：做一个定性的判断，是大势所趋，会在全国去逐步推广的。其次从紧迫性上来讲，这确实跟各地的电源结构、电网的管理，还有一定的关联性。第三从政策的落地来讲，除了需要政府监管部门来推出一些规则以外，其实很大程度上也需要电网公司技术的支撑，在电网公司内部的一些管理细则，在结算，在很多方面要做很多配套的工作，所以我觉得定性上是很乐观的，但是真正落地的话，还是需要节奏，包括政策出来之后，大家再去做这种投资的测算。但是从上一轮的电网测投资的热情来讲，我们相信这些政策的落地还是会很显著的在市场上带动一批网测项目的投资和市场的出货量的增长。
Q：虚拟电厂在未来有何发展趋势?
A：虚拟电厂，作为3+3应用类的主跑道，像外卖、快递一样，它需要几个支撑，即两轮电动车的普及，看起来是一个很小的事情，但是实际上从它的充电的电力性、续航能力，速度、包括价格，是一个很重要实施支撑手段，那如果没有这样一个交通工具的话，外卖的推广、很多城市管理对他的限制，根本就不可能。所以虚拟电厂很核心的就是支撑它的物理设施够不够，如果纯靠传统的复合集成，以北京为例，是做了很多年的尝试的，但是这些负荷特别小而散，北京市指定过几家的复合集成商，我们联盟也参与过工作，包括北京市的热力协会，很多类似行业平台也参与过，但这种集成出来的效果和比如说我今年到底有没有需求响应的盘子、多长时间、价格是多少，是有一个很大的一个不确定性的。这就说到了第二个问题，就是市场机制，它是一个政府主管的部门，确定了一个盘子，一个时间周期，还是说一个常态化的可以持续的去参与、可预期的情况。还有就是平台的技术手段，既有电网调度的平台，也有虚拟电厂，管理对负荷的控制能力的运营的平台。从长远来讲，我们觉得这是一个非常巨大的领域，但是从现实上来讲，我们觉得他需要这些支撑条件足够具备，而且是在拍脑袋时候，会在一些需求更强的比如说长三角、珠三角这种价差大，负荷集中这样的一些区域，也许会优先孵化出来一些试点，我们现在也在看一些这样的创业公司。
Q：南方电网延续了之前在整个的电力市场化交易这边的领先羊的作用，国家电网看到南方电网在这各个方面都做的比较前之后，他是怎么样的一个态度?
A：三个层面回答，第一个首先就是从定性的层面，从我们接触到国网的总部的领导，他们的表态是特别诚恳的，包括我们接触到国网各个辖区的省网公司，乃至到地市级去调研，他们对储能还是很开放的，虽然有一些地市层面会说，安全性问题，包括地市的标准法规没出台，他们运作会有困难，但是总体上是欢迎的态度，是毋庸置疑的。第二个就是从实践的层面上来讲，可能大家比较关注近期南网纳入输配链家，还有一些独立储能项目的进展，但事实上从辅助服务细分领域来讲，国网的辖区启动的更早，例如最早做的火箭联合调频项目，差不多十年前在华北的电网就落地了，当是是在石景山的热电厂，后来到又山西投了几个项目，这都是开创性的，从规则设计、电网和电厂怎么去分成、管理部门怎么去确认、系统怎么集成，这都是在全国首创的，所以调频的火电联合调频，不仅是中国在全球首创，那么国网的辖区也属在国内破冰之旅。比较早做联合调峰，除了抽蓄，在东北做了大气的火电的灵活性改造，即依托热电锅炉进行调峰，解决冬季风机，还有它这种气风的问题，类似项目非常多，甚至还支撑了几家上市公司转型做这方面的主业，其实国网做的既不晚也不少。第三个方面来讲，就是后续的发展，因为国网辖区很大，与南网的几个省份比，辖区更大，差异性也非常大，所以在其辖区里面，大概率只能分地区分步骤的去推进这些事情，可能有些热点大家不一定关注到了，但是国网很早就在江苏省电力公司设立了整个国网需求响应的中心，它也是作为当时辅助服务方面一个很重要的支撑并想去完善。所以大家可以拭目以待，国网辖区进展也是蛮迅速的。