第1332篇朋友圈日记
花满兮：储能市场太大了，上周跟能源路由哥ZL交流后写完《能源路由器专家纪要》，这周就遇到各种上下游公司交流，神不神奇。这是之前两篇：
1103：能源路由器&虚拟电厂专家纪要
1022：欧美光储产业专家纪要+笔记
昨晚和吕老师在杭州见面交流了储电集成方案。听胡老师介绍，之前他给吕老师的半导体公司做过上市辅导，后来吕老师的公司被上市公司并购了。
吕老师的公司利润不高，比如1亿的项目，扣去各项支出，到手利润只有200万。
H总说，这很正常啊。假设几个亿的项目，利润空间大约15%，其中7~8%要给出去的。
一位朋友的集团最近并购一家糖尿病康复中心，年营业额1亿多，净利润5000万+。
没有对比，就没有伤害。
为了赋能温教授的固态储能电池专利转化项目，我动用了朋友圈找甲方订单，碰巧找到的是个西北光伏电站大甲方，北京老同事在服务这些央地项目写评审方案。
我们这些做固态储能电池的，按产业链位置只能算二级供应商。
大甲方和二级供应商之间缺个“储电集成商”，此时用“操着卖白粉的心，赚着卖白菜的钱。”这条格言才能诠释我们此刻的心情。
带着大甲方的订单找储电集成商，就为了定向采购电池包。好在并购朋友圈的老总们很给力，周末就联络上了几家总部交流意向，其中有龙头上市公司。
无论与哪家储电集成商可能合作，首先要组织技术专家们对固态储能电池的做完技术评估，约了下周共同去盐城听温教授分享。
言归正传，接着上篇跟ZL老师学习了能源路由器，继续跟“长三角中欧ESG投资学会”的老师们学习储能产业链，今天整理的笔记是《22年11月虚拟电厂商业模式与产业链会议纪要》
问：老师好，请您分享下什么是虚拟电厂？
专家：简而言之，虚拟电厂是一套能源管理系统。它通过先进的物联网、信息技术、通信技术，将分布式的电源，包括发电机、储能系统、可控负荷用电等各类资源进行梳理聚合之后，再通过外部的调度管理平台等配合进行协同控制和统一管理。
它的核心主要是三点：通信、聚合和协调控制。
虚拟电厂：VPP（Virtual Power Plant）
虚拟电厂又称“能效电厂”是通过减少终端用电设备和装置的用电需求的方式来产生“富余”的电能，即通过在用电需求方安装一些提高用电效能的设备，达到建设实际电厂的效果，因为需求的减少等于电网对于其他部分供应的增加。
（图片来自百度）
问：您分享下虚拟电厂它的分类与发展现状，产业链发展存在的问题？
专家：近两年国内虚拟电厂的发展还是比较快的。
虚拟电厂的上游是分布式发电侧资源，下游就是电网以及其他的电力需求方。现在赛道上的参与者分为三大类：
第一类，属于电网侧集团，像国家电网、南方电网，包括它们的下属公司，背靠电网有着天然的优势，资金雄厚。
第二类，属于发电侧集团，像国电投、华能等，它们本身就具备丰富的分布式电源。
第三类，属于民营的一些能源数智化公司、能源科技企业，包括一些储能、光伏企业也在进行布局。
截止2022年下半年，国内的虚拟电厂还处于从“邀约型”向“市场型”过度的初级阶段。
代表项目以示范为主，目前试点采用的模式是“需求设备响应”模式，先导政策与机制正在摸索中。
以为需求响应为主流，虚拟电厂可以理解成需求响应的升级版，强调“消减负荷”，避免发生逆潮流的现象。
（图片来自百度）
江苏、浙江、上海等比较积极，有比较大型的虚拟电厂的试点，湖南水电站试点投运，深圳异军突起。
1、江浙主要是需求响应新能源“消纳”这部分。浙江用的区域平台，它是电网自主研发的，智慧虚拟电网平台投入商业化运营，有经验。
2、上海的试点较早，上海主要是侧重于商业建筑和人员管理，是新能源消纳广域的需求响应。比如在黄浦区的商业建筑开设了一个典型的业务场景，2021年开始投运。
3、湖南也有虚拟电厂的聚合互动响应平台，已经投运了，覆盖三千三百多吨水电站，装机容量达到 730万千瓦。
4、深圳异军突起，成立了一家深圳虚拟电厂管理中心。该项目是2021年11月深圳供电局和南方电网科学院联合搞的首个“网地一体化”的虚拟电厂运营管理平台，该平台部署于南网调度云，网省两级均可直接调度，为传统“源随荷动”调度模式转变为“源荷互动”新模式提供了解决方案。
为使虚拟电厂平台有更多的适用场景，深圳供电局还验证了该平台"准实时"调控功能。负荷侧资源在接到该局调度下发的紧急调控需求后，10分钟内负荷功率即下调至目标值。这是深圳虚拟电厂平台的亮点，表示虚拟电厂可以像常规电厂一样，为电网提供备用辅助服务。
今年开始深圳虚拟电厂已经接入分布式储能，数据中心，充电站，地铁等类型的负荷资源。大约 14 家，接收了大概 87万kw，相当于一个煤炭煤电厂的装机容量。
(图片来自百度)
目前虚拟电存在4点问题：
1、缺乏省级标准：建成的虚拟电厂平台是参差不齐的，没有统一的结果，缺乏省级的或者区域电厂的一个平台。现在试点的主要是广东、山东这些地方，它实际上并不是严格意义上的虚拟电厂。广东以项目测试为主，山东主要开展现货备用辅助三个品种的交易，还不能算是完全意义上的虚拟电厂。
2、未实现分布式能源的闭环控制：大部分试点的虚拟电厂都有初步对用户的能力监测，但是还没有能够实现虚拟电厂的优化和调度，包括分布式能源的闭环控制，这部分还是一个关键和难点。
3、商业模式还在探索：虚拟电厂的商业模式还处在探索阶段，技术层面上，包括一些硬件设施，信息技术还存在一些缺陷。
4、运行机制和激励机制和宣传上也存在一些不足。
问：您再介绍下“虚拟电厂”产业链。
专家：
一、虚拟电厂按照聚合资源来分类，可以分为电源型、复合型、储能型、混合型四类。
1、电源型主要调度是分布式电源、小型光伏、风电、水电、储能等。
2、复合型主要聚合，是用户侧的可调节，包括工业企业、商业、居民用户、建筑楼和空调、充电桩等。它具有功率调节能力，可以辅助服务市场，但能量出售的属性还不足。
3、储能型主要是辅助服务市场，通过部分时段的放电出售。
因为储能技术的经济性快速的提升，使电能突破了大规模经济储存的限制。除了一般的电化学储能以外，还有机械储能、抽水蓄能、电池储能、超级电容、超级超导等。
4、混合型顾名思义就是全能选手，属于电源侧负荷侧都具备，跟储能和分布式电源组合等多种组合方式。
二、“虚拟电厂”从可控负荷视角来看，主要分布在工业建筑和交通方面。可控负荷在质和量方面还存在很大的差别。在质的方面，从调节意愿、调节能力条件，具体成本、性能还需要重新分。
非连续工业，它是意愿、能力、可惧性三高比较首选的优质资源。
其次就是电动交通、建筑和空调。
三、从虚拟电厂产业链视角看，上游-中游-下游：
1、上游主要是分布式资源，包括多元储能力设施，可供复合的技术。主要是工厂、工厂车间、商场楼宇、大型用电设备等。
2、中游就主要是聚集聚合商，提供数字能源平台的综合能源服务商，建设运营商和电力工程服务商，包括电力调度中心、电力交易中心。
3、下游主要是一些虚拟电厂运营商，像电网公司，包括工商用户以及其他参与电力市场的一些主体。
问：我理解虚拟电厂现在的商业模式大概是资源聚合商，通过建立交易市场或辅助服务获得一些收益，跟上游的分布式资源所有者进行一个收益分成。您给我们讲解读一下这样的商业模式，有什么样的创新点？
专家：
虚拟电厂一般是通过电力交易，可作为设定企业与用户直接交易，从火电厂购买发电权这方面获得收益。另外参与辅助服务市场，增加负荷，或者负荷高峰时间增加出力，削减负荷的参与，调节服务交易获得的是一些电费的补贴收益，比如广东对1度电补贴4元政策。
另外一部分就是作为市场的闭环，作为大电网的外部补充，可以通过参与市场的报价，市场的出清，下达一些市场指令，虚拟电厂的跟随，包括走市场结算的哪条流程参与电力市场。
它实际上是作为一个大电网的外部补充，作为外在的电力市场的重要参与方。未来结合配电网、微电网、分布式光伏、分布式发电，可能会形成一个比较大的售电价。
还有一部分是给电网体系提供软件系统平台建设的，通过物联网技术的分布式能源技术链接，就是消电，用电侧的消费端储存设备，发电侧在能源提供的是一个平台，它们是软件开发平台，所以可以从里面获得一定的分红，平台本身也是一个很大的卖点。
目前虚拟电厂的商业模式需要借鉴欧美等，美国以可控电路需求为主，日本则侧重于用户侧产能、储能和用户分布式能源。我们可以从比较成熟的国家借鉴一些新的盈利模式。
问：您觉得现在国内这种商业模式的背景下，整个虚拟电厂它未来的发展趋势是什么样的？能做一个展望吗？
专家：国内还处在过渡期，从趋势来看，从可控负荷这一块逐步向聚合资源侧，向储能、电源和分布式光伏方面推进。因为储能作为虚拟电厂最重要的灵活性资源，除了能帮助虚拟电厂更好的参与分股电价差价套利，增加虚拟电厂盈利能力。同时，广泛分布的光伏资源也可以接入进来，获得真正的发展能力，更好的参与电力市场交易实现隔墙售电。
因为光伏加入蓄电池之后，实际上是隔墙售电的模式。另外，可能会形成聚合多种源网储资源的综合性虚拟电厂，从聚合可控负荷为主，逐渐向聚合多种发布分布式发电、储能资源的综合性项目线发展。
问：您可否简单的给我们介绍一个您觉得做的不错的虚拟电厂？
专家：我介绍一个国家电网的虚拟电厂示范项目。
这是“源网荷储”一体化的虚拟电厂的一个试点。它是市场化运营的模式，参与的是华北地区的一个调峰辅助市场，一级项目覆盖了张家口、秦皇岛、廊坊的三个地市。
项目是张北柔直电网公司开发的，张北建立了四个融资换流站，它实现了百分百绿电的供应，实现了所有的分布式能源的无缝接入单位。
截至到 2021 年，它基本电网夏季空调负荷达到了 600 兆瓦，通过虚拟电厂，相当于少建了一个 600 兆瓦的传统电厂，减少了 62.65 万吨的二氧化碳排放。
所以它参与调控的收益从 19 年 12 月份到 2020 年 4 月份，大约节省了一百六十多万。
问：虚拟电厂它的核心竞争力是不是体现在技术和资源方面呢？您觉得虚拟电厂它的核心竞争力体现在哪里？
我认为它的核心技能还是三个要素，一个是技术，一个资源，同时市场机制也很重要。
当然最关键的我认为还是在技术方面。
关键技术就涉及到控制技术，就是电厂，包括各种分布式能源、储能系统可供负荷。所以它是对实时快速响应的控制要求很高，他要求能够实现毫秒级的控制。
当然控制方式也分为集中控制和分散控制，完全分散控制等多种方式。所以对响应电网调度偏差准确的，对实时控制的要求非常高。
另外就是质量计量的智能计量技术。因为智能电脑，它最终还是要通过计量仪器、计量系统来实现自动测量。
读取用户的自转的电器、消耗量、生能量，包括自动抄表，自动量测这些数据，微电网和电网之间传送的电能，电能能量都要通过智能计量技术，能够获得一个准确的数据，这是决定电力交易最核心的数据。
信息通信技术跟人工智能和大数据要结合起来。当前训练的都是一般采用双向的通信技术，他要基于互联网协议服务，虚拟的专用网络，电力线路载波，等无线技术方面建立一些网络。当然通过蓝牙建立一些室内的通讯网络。
同时基于电厂的需求侧响应，调频服务，电力辅助服务，电力市场交易。包括能效管理的业务场景，他要做到秒级的响应也是需要非常强的通讯网络的支撑。
同时要借助人工智能和大数据技术，做户口的预测、交易策略的制定，需要一些模型算法，因为人工智能模型的训练技术是基于发电量、用电量，通过模型上的比较，准确的预见到下一阶段或者全程范围内整个的负荷情况，这样才能交易更加精准。
另外资源方面，管理可控资源就是需要有聚合可控的资源。一般是发电侧可调节的，可控的，都要参与到整体的协调，各种类型的调度里来。电网本身具有资源禀赋。
最后一点是市场机制，市场机制实际上也是核心竞争力之一，它关乎虚拟电厂的一个生存和发展。他需要培育10亿级的市场，哪个企业能够打造出一个良性的商业模式，具有自我造血的能力。最终通过获得好的收益来推动产业的可持续发展。
随着未来中国电力市场的逐步开放，包括调频服务、发电偏差考核、电力交易都有可能会被纳入到虚拟电厂的业务当中。
所以它需要新的市场机制，包括调频服务方面跟他搞电力交易的、包括专项政策能够出台，是促进行业获得收益以后，才能够良性发展，若企业持续亏损，行业是不能进行良性发展的。
问：简单介绍一下虚拟电厂的主要业务场景？
专家：现阶段虚拟电厂更多是通过调度灵活性资源提供需求响应和服务。随着电力市场的逐步开放、售电市场的建设，可能以虚拟电厂为核心的设定公司将逐步参与电力化、市场化交易。
需求响应的服务辅助它实现机制就是通过价格补偿机制引导传统市场获取补贴收益，补充补偿来源。根据 2011 年新版的电力辅助服务管理办法，辅助服务按照谁受益谁承担的原则，用户可结合自身的复合特性承担必要的辅助服务费用，会按照贡献获得的经济补偿。
对于不具备调节能力或者调节内不足的用电聚合商。包括虚拟电厂应参与分摊部分的电力辅助服务费用，或通过购买电力辅助服务承担电力辅助服务的责任，都属于需求响应服务。
另外市场化交易就是可以通过虚拟电厂的管理平台，参与市场化交易或者代理服务费，或者是收益的分成，可以通过针对内部负荷开展一些电量的销售和结算，能效管理就是讲。
在阶梯电价下的虚拟电厂可以做一个聚合整体，通过进行内部优化调度，为前面的高耗能用户的节省电费拿去分成。比如说进行一个战胜能源的管理，包括余热的一些管理。
中央空调的智能化的节能控制，包括照明管理，蓄能管理，整个用电流程的一些优化，都可能成为管理中的一个增值服务，能够获得一些收益。
问：虚拟电厂的盈利能力怎么样呢？
专家：
坦率来讲，虚拟电厂现在盈利能力不太乐观，因为现在还是初级阶段，更多的是一些试点项目。
这些盈利大部分还是靠政府或者电网公司来承担。所以现阶段盈利模式主要还是通过需求侧的响应，赚取服务辅助服务费用后的分成。国家补贴，各地政府设立的电力需求侧管理的专项资金作为主的专项补贴。
第二类就是属于电价外增收的差价，电价补偿收入。
比如说风气电价进行加价增收，资金用于需求响应。可再生能源消纳补贴，江苏就是这么做的。
第三类是通过年度跨省区交易电量计划形成的固定价查营业疏导。比如说从电网公司参与跨省就造成现货市场试点形成的资金空间的支出，山东其实就是这种方式。第四类就是谁受益谁承担，电力市场逐渐成熟以后，由全省工商业和相关发电企业来承担。山东现在也是这么做的。现在就是需要从被动的补贴模式，需要形成一个市场化的行为，而不会完全依赖于一些补贴。
虚拟电厂的一个顶层设计，包括尽快出台国家层面的一些指导性文件。要明确它的定位，包括虚拟电厂的标准体系。同时要推进省级层面专门面向虚拟电厂的专项政策出台。
明确政策依据，明确数据量的参与。电力市场主体的认定、准入、交易结算规则都需要完善。
另外就是要完善激励机制政策和市场化交易机制。交易机制就是要丰富虚拟电厂获得激励的资金。
它的资金来源的可以包括尖峰电价中的增收资金、超发电量结余资金，现货市场电力平衡资金、跨省可再生能源电力系统交易、供电差价盈余等，使激励资金的渠道更丰富。
另外就是完善虚拟电厂与现货市场、辅助服务市场、容量市场的衔接机制。深化电力辅助市场、服务市场，完善跨省区服务辅助服务的交易机制。推动电力用户参与的辅助服务的费用分摊、共享机制。作为虚拟电厂运营主体，如果在未来电力现货市场下电价波动很大的情况下，需要重新构建一个从收益测算模型的价格相应的优化策略。最后谈一下成本问题，目前一个成本还算是比较高。成本主要体现是虚拟电厂的平台，包括终端成本还是很高的，建立信息设备，协调控制平台它是很花钱的，急需建设统一的虚拟电厂接入平台，甚至就是电网公司出台。做虚拟接触平台，使得各类社会资本投资的虚拟电厂平台能够接入到这里面，按照统一的技术规范。使大家对接平台成本能大幅度降低，实现更好的盈利。
问：根据中电联预测，到 2025 年，全国全社会用电量为 9.5 万亿千瓦时，最大负荷为 16.3亿千瓦。按照到 2025 年在全国构建最大负荷约 5%的可调节负荷资源库，则 2025 年全国可调负荷资源库容量约为 8150 万千瓦。目前我们可以调节的负荷估计有多少？还有多少差距，您觉得这将产生多大的建设市场空间？
专家：我认为数据是比较合理的，电力供需平衡需要解决，按照目前 2022 年可调节负荷估计负荷是 630 万 kw。与 2025 年预计的 8150 万千瓦，还有 7520 万 kw 的差距，所以市场空间还是比较大的。中电联估计 2025 年全社会用电量达到 9.5 亿 kw/h，按照可调节能力 5%，投资成本 1000 元每千瓦来计算，2025 年虚拟电厂的投资可以达到 815 亿。这是比较乐观的估计。
没有那么乐观的估计就是按照 2025 年他的可调节负荷，最大负荷不是 16.3 亿千瓦，而是 15.5 亿千瓦的规模来算也能达到 785 亿。2023 年的中电联测算全社会用电量可达到10.3 万亿 kw/h，最大负荷可能达到 17.7 亿千瓦。2023 年底因为可再生资源占比比较高,调节负荷需求响应能力的提高，按 6%来计算，资源库容量大概为 1062 万 kw。
考虑项目的可行性，包括按照需求响应能力容量投资成本按 1000 元每千瓦来计算。
2023 年市场规模合计八个月，基本上是可能形成一个千亿的规模，理论上市场是比较可观的，从可控负荷角度来阐述的。
其实除了可供负荷以外，还有一些没有做出估算，范围包括一些新兴储能。新兴储能这一块按照中电的估计，到 2023 年新型储能差不多能达到 1.4 亿千瓦，而且还不包括充电桩、电动汽车这部分的可调节量。按照国网公司的测算，把电动汽车充电引导起来以后。
电池动力电池容量能达到 200 多亿度，为电网提供 120 亿度储能的一个调节能力。以 2025年充电量突破 100 亿度的来计算，量还是相当可观的。而且通过移动储能电池能够形成一个移动的一个储能电网。这部分市场现在还可以继续膨胀。经过测算，靠电动车这部分能够满足全社会用电量的 1/10 左右。空间是很大的。
再一个就是节能的潜力非常巨大。
中国的单位 GDP 耗电能量是全世界的三倍，耗能高的一面是潜力比较大。中国高耗能的设备应用主要体现在照明设备、锅炉、智能空调、空压机等，这些效率如果提高的话，能够使中国终端用电设备的总接电能达到 2000 亿千瓦时。通过成本估算，2025 年虚拟电厂的投资市场规模大概是 300 亿，每年至少要将近 200 亿的速度才能够满足电厂的发展要求。
问：假设到 2025 年，95%以上的峰值负荷约为 50 小时，到 2025 年最大的负荷是 16.3 亿 kw。根据预测，虚拟电厂可调节的用电量将超过 40.75 亿 kw/h。那您预估一下2025 年整个虚拟电厂的运营市场规模将会达到多大的一个体量？
专家：到 2025 年最大负荷是 16.3 亿 kw，虚拟电厂可平均用电量将达到 774.25 亿 kw/h。2025年 95%以上的负荷约 50 个小时。虚拟电厂平均负荷的价值体现就是按照尖峰负荷平均电价2.5 元千瓦时，拿补贴价格来估算，同时按照虚拟电厂与可调负荷对平均用电负荷价值按一比一就各收 50%来分成的话，我们估算 2025 年虚拟电厂的运营市场规模达到 968 亿。
同时如果进一步估算到 2030 年，因为考虑到新能源发电量占比将进一步提高。中电能估计可能是 48%左右，发电的不稳定性进一步提升。可调负荷需求可能升至 8%。由于全国统一电力市场的基本建成，电价机制进一步放开。2030 年尖峰负荷的平均电价可能达到每度电 3.5 元。
2030 年虚拟电厂能够运营市场规模能接近 4564 亿元，所以还是相当可观的。从运营规模来讲，能够达到 4500 亿，这实际上为后续参与的虚拟电厂。市场的一些服务商或者聚合商，能够看到的客观前景。
问：虚拟电厂产业链有哪几类竞争企业？
专家：根据国际经验来看，西门子它是虚拟电厂的一个行业巨头。国内的主要分为四类。
第一类，国网南网，包括能源集团这部分企业，因为它不但具有技术，同时也具有丰富的聚合资源。
现在侧重是参与辅助服务市场的虚拟电厂服务，同时向电力现货交易市场进行转变。
像国电南瑞，广信通，南网科技。因为南网科技现在也实现储存实验设备的一些布局，所以说相关业务技术还是比较成熟的。
像华龙，国电，国电电力，中国电力，国电投这一类，他们是有网上的资源。
像海大力开发海上风电的。
三峡能源、中闽能源普通那种，把一些光伏、风电有很多资源作为一个分布式光伏或者公布的资源打包进入虚拟电厂。
因为五大发电集团它都有自己的虚拟电厂，开展了虚拟电厂业务。所以它是具备这方面的一个优势的。
第二类，企业属于一些软件服务和技术服务的企业，这里面又可以分成三类。
1、第一类就是属于结合能源互联网数字化的企业，他们跟电网公司合作比较深。通过跟他们合作锻炼了开发的能力，同时打磨了平台的算法模型。它也会有客户资源的导入。这一类的分成就是发电、断电信息化。国能日新，它的核心产品包括新能源发电功率预测，新能源的一些智能化管理，发电侧数字化预测，这是它的核心竞争力。
用电端的信息化企业，像朗新科技，恒实科技，都是属于用电侧。朗新科技它主要是聚焦于充电桩啊，聚合充电业务。
比如在这里市场开展一些预购电，包括通过虚拟电厂实现削峰填谷。恒时科技，它是主要是参与虚拟电厂的建设，它是有这方面的一些产品，而且是有很好的一些经验的。而且他现在是通过引入国有控制控股股东。
把那个深圳的智慧城市科技集团引入进来，他实际上是也参与到智慧城市方面的一些建设。通过在国资国资国企数字化城市、产业上它也也有不俗的表现。他现在已经开发出了能源聚合商的软控技术。智能平台虚拟电厂加运营平台，包括碳排放大数据管理平台。
2、还有综合能源优化系统，像远光软件，他就通过与光速和合作开发综合能源服务平台。这属于跟互联网的数字化这样的企业结合比较紧密的，这是一类。
3、另外一个就纯粹的互联网企业，像华为、阿里、腾讯他们也在布局，他们最大的优势就是有云平台。
像华为就是华为云、阿里云、腾讯云平台，它是能够以云寄托于云平台来提供虚拟电厂的管控平台。
这些企业在软件开发模型项目方面的技术能力比较强，而且能够提供技术服务和直接参与服务，这是第二类。
第三类就是 ID 企业，包括能源 ID，朗星、云涌科技、东方电子，包括云计算的。
除了华为、阿里、腾讯以外，像金山办公，用友等软件范围，网络资源互联都有可能。当然还涉及到一些金融 it 像恒生电子的进北方。顶点软件，包括一些提供信息安全方面的，像深信服务安全和信息其他线这些都有。
智能平台会用到人工智能方面的技术，包括工业互联跟机器人相关的一些技术。像人工智能方面，科大讯飞、海康威视。像工业互联方面的能力，国联股份，宝信软件，这都是工业平台软件的机器人。
当然还有一些属于金融科技，同花顺、恒生电子这一类属于 it 企业。这是第二类，属于软件服务服务。
第四类属于通讯，我们叫通信企业，这里面是因为 5G 或者车联网的通信网络。
现在虚拟电厂，除了国网公司，像电网公司他有自己的电力通讯平台，很多地方通讯用公用网络就基于 5G 或 4G 方面。
它这方面的需求还是比较多的。就是因为具有短期业务数量大，业务并发率高，业务跨区域和复杂不大的特点。
所以它对网络一个是要提出来一个是本地通，多地通信技术的一个互补的一些网络技术。同时要提供远程 5G 的虚拟专网。所以在网络方面当然通过车联网这一块儿就是微图计，他对车联网里面的一些通信技术也提出很多要求。
（会议纪要摘录结束）
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