中国电力企业联合会发布《2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称《报告》）。《报告》显示，一季度全国电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。 《报告》显示，在电力消费需求情况方面，一季度全国全社会用电量达2.34万亿千瓦时，同比增长9.8%，增速与上年四季度基本持平。其中，第一产业用电量为289亿千瓦时，占全社会用电量比重为1.2%，用电量同比增长9.7%，延续了近年来的快速增长势头。第二产业用电量为1.51万亿千瓦时，同比增长8.0%，占全社会用电量比重为64.4%。其中，制造业用电量同比增长7.3%，分大类看，高技术及装备制造业用电量同比增长14.5%，增速高于同期制造业平均增长水平7.1个百分点，延续转型升级趋势。电气机械和器材制造业用电量同比增长29.6%，其中，光伏设备及元器件制造业用电量同比大幅增长69.4%；新能源车整车制造用电量同比增长15.3%。第三产业用电量为4235亿千瓦时，同比增长14.3%，占全社会用电量比重为18.1%。其中，新能源汽车高速发展，拉动充换电服务业用电量同比增长70.1%。城乡居民生活用电量达3794亿千瓦时，同比增长12.0%，增速比上年一季度以及上年四季度均有大幅提升。全国所有省份用电量均为正增长，东、西部用电量增速领先。 在电力生产供应情况方面，截至今年3月底，全国全口径发电装机容量达29.9亿千瓦，同比增长14.5%。其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到54.8%。电力装机延续绿色低碳发展趋势。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模达到11.2亿千瓦，同比增长39.3%，占总装机容量比重为37.3%，比上年同期提高6.6个百分点。非化石能源发电量快速增长。一季度，全口径非化石能源发电量同比增长13.8%，占总发电量比重为35.0%，同比提高1.4个百分点；全口径非化石能源发电量同比增加991亿千瓦时，占一季度全社会用电量同比增量的47.6%。跨区、跨省输送电量也实现同比增长。一季度，全国完成跨区输送电量1952亿千瓦时，同比增长3.7%；全国完成跨省输送电量4210亿千瓦时，同比增长4.8%。 《报告》预计，在气候正常情况下，今年全社会用电量为9.8万亿千瓦时，同比增长6%左右。今年最高用电负荷比2023年增加1亿千瓦，全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦。今年年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。其中，非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右。并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在二季度至三季度首次超过煤电装机，年底达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右。《报告》还提出，综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计今年全国电力供需形势总体紧平衡。

目前工商业储能四种常见的投资运营模式为：1）业主自投；2）纯租赁；3）合同能源管理；4）合同能源管理+融资租赁。 在合同能源管理模式中，业主只需提供土地即可获得收益分成，能够有效规避风险，成为当下主流。为缓解资金压力，合同能源管理+融资租赁模式正在逐渐流行。 01 业主自投（业主持有） 业主自投，指由业主（用电企业）购买并运维储能系统。 在这种模式下，业主需要承担较大的现金流及缺乏专业运维团队带来的风险，但业主可获得更多收益（峰谷价差、政府补贴风）。 业主自投模式更适合资金实力强，或能耗高、能源转型意愿强的大型工商业户主。 02 纯租赁（设备商持有） 纯租赁，是业主向储能资产方租赁储能设备，业主向设备商支付固定租金，储能产生的收益全部由业主获得。储能资产方在租赁过程中也会向业主提供设备运维服务。储能设备资产始终由资产方持有，但业主也可通过协议向资产方买断设备所有权。 纯租赁模式，适用于业主想短期参与，或对轻资产运营需求较高的企业。另外，这种模式对储能设备的抗衰减、便捷移动等性能都有较高要求。 03 合同能源管理（能源服务方持有） 合同能源管理模式，由能源服务方购买并持有储能系统，向业主提供储能服务，业主只需提供土地，而储能带来的收益由能源服务方和业主按一定比例（比如85/15、80/20）分成。 对业主而言，这种模式投资风险较低，同时能源服务方往往是运营经验丰富的能源公司、储能设备商等，在系统运营方面也更能发挥专业优势。 在合同能源管理模式中，业主只需提供土地即可获得分成，可有效规避风险，是当前最主流的工商业储能投资运营模式。 04 合同能源管理+融资租赁（融资租赁方持有） 在合同能源管理模式基础上，引入融资租赁方，向能源服务方和业主提供储能资产出租，以降低能源服务方和业主的现金流压力，同时，能够发挥能源服务方在系统运营方面的专业优势。 合同能源管理+融资租赁，涉及参与方较多，存在多种子模式，未来随着资产方对储能盈利的信心提升，这种模式有望得到进一步推广。 子模式1：融资租赁方根据其与能源服务方的约定从设备方处购买储能设施，并将储能设施出租于能源服务方。能源服务方利用租赁的储能设施为业主提供能源服务，获得项目收益，并与业主按约定比例分成，能源服务方再以部分收益向融资租赁方进行还款。租赁期限届满后，能源服务方获得储能设施的所有权。 子模式2：能源服务方向融资租赁方销售储能设施，并出租于业主。租赁期间，储能设施所有权归融资租赁方，业主享有使用权，业主获得项目收益，到期后业主可获得储能设施的所有权。能源服务方则主要为业主提供储能设施建设、运维等服务获得技术服务费，从融资租赁方获得设备销售收益。

随着新型电力系统的发展，具备调节潜力的用户侧资源数量飞速增长，包括工商业和居民各类可调节灵活负荷，电动汽车、分布式储能等储能资源，屋顶光伏和小型风电等分布式可再生能源，为电力系统提供了潜在的灵活调节手段。 电动汽车作为具有流动性的双向调节资源，既可通过接入虚拟电厂参与电网调节；同时作为电化学储能体系的重要组成部分，未来有望为电力系统提供千万千瓦级的双向灵活性调节能力。 什么是虚拟电厂？ 虚拟电厂是聚合分布在一定区域的分布式电源、可调节负荷、储能、电动汽车等资源，应用AI、大数据等技术，形成的具有电力市场交易或电网互动能力的物理或经济实体，也可指实现此目的的综合应用技术，进一步可引申为搭载、应用此技术的软硬件及服务产品。 从平台角度来看，虚拟电厂是一方面对接电力交易中心，另一方面对接各类资源聚合商，组织资源主体参与各类电力市场交易，并完成相关结算和利益分配的平台。 按照聚合资源的不同，虚拟电厂可分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型，其中含电动汽车在内的源网荷储一体化混合型聚合资源出售属性较强。 各类虚拟电厂的特征 目前国内的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段，从虚拟电厂的收益来源来说，已经开展的虚拟电厂业务模式主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。但需求响应属于偶发交易，具有交易频次不确定的特点，无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。 随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，主要盈利模式除了需求响应，还包括辅助服务交易、电力现货交易等。 目前国内虚拟电厂的主要投资与参与方包括政府、电网企业、发电企业与资源聚合商，政府部门主要牵头虚拟电厂管理平台的建设，例如深圳虚拟电厂管理中心；电网与发电企业投资建设虚拟电厂运营平台，例如国网的冀北虚拟电厂、南网的“粤能投”虚拟电厂、国电投保定综合智慧零碳电厂；资源聚合商种类较多，主要为综合能源服务公司、售电公司、与车桩企业等直接对接用户资源的公司。 电动汽车、充换电基础设施、充电量持续增长 据工信部数据，截至2023年底，我国充电基础设施累计达859.6万台，同比增加65%；2023年，我国充电基础设施新增338.6万台，同比增长30.6%，新能源汽车国内销量829.2万辆，同比增长33.5%，桩车增量比为1∶2.4。 据公安部统计数据，截至2023年底，全国新能源汽车保有量达2041万辆，同比增长56%；其中纯电动汽车保有量1552万辆，占新能源汽车保有量的76.04%，纯电汽车保有量同比增长49%。 若以电池容量50kWh的纯电动汽车来估算，按每天一充一放，1500万辆纯电汽车，年充电量需求超2000亿千瓦时，若将电动汽车电池作为分布式电化学储能体系的组成部分，整体储能容量也是巨大的。 电动汽车、充电量呈爆发式增长，未来充换电基础设施的不断完善扩充是一个发展重点，另外基于大量充换电设施、电动汽车的用电运营商业模式的拓展也很具想象力。 政策支持电动汽车以V2G参与虚拟电厂 V2G即Vehicle-to-Grid（车辆到电网），又称双向逆变式充电技术，即电动车不仅可以从电网获取电力充电，还可以将车载电池中的电能反馈到电网中。 电动汽车就是巨大的电力海绵，V2G技术的应用，可实现电动汽车的分布式移动储能单元功能，在用电低谷时充电，在用电高峰时向外放电。 今年1月，发展改革委等四部门印发《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》。该文件明确，车网互动主要包括智能有序充电、双向充放电等形式，可参与削峰填谷、虚拟电厂、聚合交易等应用场景。到2030年，新能源汽车将成为电化学储能体系的重要组成部分，并力争为电力系统提供千万千瓦级的双向灵活性调节能力。 此外，该文件还鼓励针对居民个人桩等负荷可引导性强的充电设施制定独立的峰谷分时电价政策，并围绕居民充电负荷与居民生活负荷建立差异化的价格体系，力争2025年底前实现居民充电峰谷分时电价全面应用，进一步激发各类充换电设施灵活调节潜力。 截至目前，浙江、山东、湖北、福建等多省已发布居民电动汽车充电设施分时电价专项文件。 比如浙江按春秋、夏冬以及重大节假日划分省内动汽车充换电设施峰谷电价，其中尖峰上浮50%、高峰上浮35%、低谷下浮60%、深谷下浮80%；福建省则针对居民电动汽车充电设施在居民合表电价0.533元/千瓦时的基础上，高峰贵0.03元，谷时便宜0.2元；湖北面向居民电动汽车充电桩分时电价在现行电价标准（每千瓦时0.555元，含税）基础上，深谷便宜0.333元，低谷便宜0.17元，高峰贵0.03元，尖峰贵0.333元。 今年4月，商务部等14部门印发的《推动消费品以旧换新行动方案》，提出要鼓励各地出台支持政策，完善充（换）电、停车、智慧交通等基础设施。目前，各地正在持续优化充换电设施布局，积极推进充电设备更新升级，提高充电效率。 今年年初，重庆的西部科学城投运一座超级充电站，这也是重庆首个“光储充放换检”源网荷储一体化示范站。 该充电站配置24台180kW直流充电桩、60台240kW直流充电桩，还有2台360kW分体式直流充电桩，1台480kW直流液冷充电桩，总充电功率19920kW，可满足180台新能源汽车同时充电；换电站储备8块动力电池，每块电池282kWh，可支持40余台换电重卡换电需求；同时打了造20MW电化学储能场景；发生区域停电等极端情况下，超充站还能够脱离大电网独立运行，依靠自身储能、V2G等设施设备，作为应急电源使用，保障周边居民区关键用电设施设备有序运转。 V2G是未来交通和能源领域的融合，通过“源网储荷”的高效本地化部署和应用，实现绿色能源的本地自产自销，减少对外部环境的影响，同时也可通过峰谷电价差、虚拟电厂等商业模式为电动车车主、充换电站运营商创造一定的经济效益，实现良性循环。 深圳电动汽车虚拟电厂 2022年8月26日，深圳挂牌成立虚拟电厂管理中心，该中心由深圳市发展改革委管理，设在深圳供电局，主要负责虚拟电厂管理平台建设维护、建立相关管理制度、组织开展用户注册、资源接入、并网管理、性能测试、响应监测、效果评估等工作。 深圳虚拟电厂管理中心积极推动5G基站、新能源汽车充换电场站、电动自行车换电柜、建筑楼宇、工业园区、储能系统等资源接入虚拟电厂管理平台。 截至今年3月，深圳虚拟电厂管理中心已接入运营商45家，接入容量规模265万千瓦；实时可调负荷56万千瓦，相当于2台中型火电机组。 在2022年成立国内首家虚拟电厂管理中心后，深圳的虚拟电厂就与电动汽车充电站融合发展。 2024年一季度深圳新能源汽车充电量达6.7亿kWh，同比增长10.9%，相当于超过1200万辆电池容量50kWh的电动汽车充满电，目前深圳全市已有336座超充站投运。截至今年一季度，南方电网在深充电站（含超充站）等已全部接入深圳虚拟电厂管理中心，接入规模达26万千瓦，可参与深圳市虚拟电厂精准响应。 也就是说仅南方电网的充电站就占到虚拟电厂总接入容量的十分之一，展示了充换电基础设施、电动汽车资源通过虚拟电厂提高电网运行效率方面的潜力。 车企的虚拟电厂“生意经” 蔚来是我国首家接入电网（上海电网）调度虚拟电厂的电动汽车品牌，同时也是国内最大规模将换电站接入虚拟电厂的品牌。 早在2019年，蔚来就通过“能源云”在上海组织换电站和家充桩参与全市电网的削峰填谷。 此外，蔚来还通过多个试点落地项目，联动各地电网公司、能源发电企业，实现虚拟电厂在电力辅助服务市场的应用。 截至2024年1月底，蔚来累计交付新车459649辆；截至2月25日，蔚来在全国已建设2375座换电站，3713座充电站。 截至今年2月，蔚来累计有1683座换电站参与错峰充电，转移用电量达1.6亿千瓦时。同时，蔚来已组织换电站587座、充电桩超过2.7万根参与全国14个省市的需求响应以及调峰辅助服务，累计总调峰容量约30万千瓦。 今年4月，蔚来能源《规模化车网互动虚拟电厂建设与运营》项目更是入选了国家第一批绿色低碳先进技术示范项目，这也是唯一一家车企入选项目。 该项目内容涵盖了面向车网互动的换电站和V2G桩建设、大容量、高性能、精准调控的车网互动虚拟电厂构建，以及绿色低碳的用户多时空补能运营等多个方面。在与上海电网深度合作中，验证了换电站作为分布式资源聚合式参与电网调频的能力。 该项目将基于“车-桩-网”协同互动，助力可再生能源的消纳以及提高电网稳定性。同时，蔚来能源还将通过挖掘蔚来用户和加电用户双重运营潜力，打造绿色、低碳的电动汽车用户补能运营体系，推动新能源汽车行业的可持续发展。 电动汽车、充换电站运营商未来建好虚拟电厂，可以多元化拓展营收。运营商不只靠服务费赚钱，还有售电、峰谷电价差、调峰、现货交易增加收益。 电动重卡虚拟电厂 4月2日，河北唐山超10万辆次电动重卡首次参与了电网峰谷调节，调节电量超50万千瓦时，初步建成了我国首个电动重卡型虚拟电厂运营模式。 在唐山，电动重卡主要应用于港口物流、矿山运输等场景，具有低碳环保、运营成本低等优势。今年一季度，该地区新增重卡充换电站30座，充电量达1.7亿千瓦时，同比增长17%，创历史新高。目前该地区已建成重卡充换电站332座、充电桩2618个，累计充电量超14亿千瓦时。 唐山的电动重卡虚拟电厂案例，目前聚合了11座重卡充换电站电池储能资源，调节能力最大可达2.23万千瓦。 电动重卡虚拟电厂聚合的是重卡的储能电池资源，既可促进电力供需平衡，获得收益，也是促进新能源消纳的手段。 电动重卡的电池具有储能单元容量大、充电功率高的特点，是一种非常优质的储能资源，将电动重卡储能电池资源进行聚合，以虚拟电厂模式运营，通过参与电力辅助服务市场，在电网负荷低谷时段充电，将电能储存在电池中，从而降低电网峰谷差，促进电力供需平衡获得收益和新能源消纳。 电动重卡充电享受峰谷电价。在电网负荷低谷时段，重卡充电价格最低，一度电最高可以节省约0.75元，一辆重卡充一次电最高可节省315元，可进一步降低运营成本价值。 电动汽车作为具有流动性的双向调节资源，现阶段可以通过避峰充电参与电网调节，后续有望在V2G技术试点成熟后逐步推开，在尖峰时段参与出力进行顶峰调节，参与调频辅助服务，提升新型电力系统灵活调节能力，通过减少增量电网容量、增量调峰调频电厂建设等方式，间接减少碳排放。

新能源车新一轮降价又拉开帷幕了。这次打头阵的是优等生特斯拉和理想，特斯拉打出全系降价1.4万元，理想则对主力L车型下调1.4万元-2万元，出师不利的MEGA直接大刀砍掉3万。 01特斯拉VS小米 特斯拉和理想的同步降价背后，原因各不相同。特斯拉在一季度交付量下滑后，加大了降价促销的力度，尤其是随着小米SU7进入市场以后，竞争更加激烈。今年一季度，特斯拉的全球交付量为38.7万辆，同比下降8.5%，环比下降20.2%；全球产量为43.3万辆，同比下降1.7%，环比下降12.4%，这是特斯拉历史上首次产销量出现同比和环比的双双下降。 特斯拉全系降价的策略揭示了此前4月初5000元的涨价只是为了刺激一季度客户提车，随后宣布的免息分期购车和1.4万元的降价才是真正的促销策略。由于产量仍然高于订单量，特斯拉可能后续继续降价，以保持市场竞争力。小米SU7的出现为特斯拉带来了显著的竞争压力。SU7的订单在不到一周的时间里已超过10万份，锁定订单数量也突破了4万份，直接与特斯拉Model 3竞争。小米SU7的三个版本价格分别为21.59万元、24.59万元和29.99万元，而特斯拉Model 3降价后的后驱版本价格为23.19万元，不仅是历史最低价，而且低于小米SU7 Pro的售价。其他新能源车企也受到了小米SU7的影响，纷纷推出降价促销活动应对。小鹏在4月20日推出了5亿元购车补贴，针对旗下G9、G6、P7i和2024款P5；极氪为007推出了后驱版本，起步价降至20.99万元，还加送2万元的选装包优惠；吉利旗下的睿蓝汽车针对睿蓝9降价2万元；蔚来也宣布推出最高10亿元的油车置换补贴。 02理想VS问界 尽管小米SU7的发布为纯电动轿车市场带来了冲击，但对于理想这个增程式市场和大车型的老玩家来说，威胁并不大。理想此次降价的主要原因是为了应对问界的降价，以提升销量，摆脱一季度的销量低迷。2023年一季度，理想的整体表现不如预期。作为理想的首款纯电动车型，MEGA未能成为销量新引擎，导致理想仅凭L系列车型的销量支撑。理想一季度的总销量为8万辆，同比增长52%，但这个增速已经连续三个月落后于问界，销量差距从1月的1808辆扩大到3月的2743辆。因此，理想将全年销量目标下调20%-30%至56-64万辆。即使是以最低目标56万辆计算，一季度的8万辆销量也只是刚刚及格。问界在销量和促销力度方面持续增长，M系列车型订单量也在不断攀升，M7车型在4月初推出了2万元的优惠活动，M9车型的订单量已经突破6万台。在此背景下，理想在4月22日宣布对L6之外的所有车型进行全线降价1.8万元至3万元，特别是销量不佳的MEGA降价3万元。 降价以后，理想L系列车型的价格劣势相对缩小。L6、L7、L8和L9的最低价分别是24.98万元、30.18万元、32.18万元和40.98万元，而问界的M7、M5和M9的最低价分别是22.98万元、24.98万元和46.98万元。增程式和插电混动大SUV市场的竞争相对较小，但随着整体市场的竞争加剧，更多的新能源车企还是选择降价以应对竞争。4月1日，问界M7宣布降价以后，长城魏牌、岚图汽车和一汽大众等竞品车企也推出了不同程度的降价和优惠活动。新能源车市场的价格战愈演愈烈，这将加速市场洗牌，也为那些能够脱颖而出的车企提供了机会，增强产品竞争力和品牌影响力。

我国计划收紧全国碳市场的配额供应，以迫使大型污染企业遏制排放。 据报道，知情人士透露生态环境部已要求企业在周二之前就旨在解决配额过度分配问题的计划草案发表评论，并对可以结转到下一年的配额数量设定限制。 知情人士表示，控排企业此前囤积且未能交易的配额将在2025年后失去价值，此举可能会减少目前过剩配额的一半左右。根据伦敦证券交易所的数据，市场上的总供应过剩估计约为3.6亿吨。 这两项措施都可能继续促进价格上涨。周三，全国碳市场碳配额价格已经涨至创纪录的每吨92.63元人民币。 有碳市场专业人士告诉零碳知识局，新的配额分配方案的确正在征求意见阶段，内容显示，相较之前配额已明显收紧。 此外，新方案还对配额结转制度作出了明确规定，根据新方案，配额的结转数量将取决于其销售量，此举意在鼓励配额的销售。 据专业人士透露：配额的结转量将通过一个具体的计算公式来决定，只有销售了更多的配额，才能结转更多，否则仅仅囤积配额将无益处。 “同时，电力行业的履约周期也可能将从两年一次调整为每年一次。” 从宽松到收紧 实现双碳目标需要利用碳市场对年约120亿吨的碳排放总量进行控制，碳市场中的配额分配是其运作的核心也是企业最敏感的关键制度要素。 为避免对控排企业和经济造成较大冲击，全国碳市场首个履约期配额分配较为宽松，盈余接近7%，由于碳价长期看涨，发电企业惜售配额，导致碳价低，市场交易不活跃。 2023年3月13日，生态环境部发布了《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，涵盖电力行业的配额分配与结算。 《方案》显示，目前，中国碳市场仍然采取基于排放强度的总量控制设计、免费分配配额，即根据控排企业所拥有的燃煤和燃气机组的实际产出量（如供电量）和预先规定的碳排放强度基准值（基准线法），向企业免费分配配额。 这意味着全国碳市场没有设置碳排放总量的硬上限。好处是经济适应性强，劣势在于减排效果不确定性较大，难以与面向碳达峰的总量控制要求相衔接。 欧盟碳市场等多数正在运行的碳市场则采用预先设置排放上限、对覆盖排放量进行总量控制的设计，例如在欧盟排放交易体系的第四阶段（2021—2030年），排放上限每年将继续以2.2%的增加的年度线性减少因子递减。确定性的排放上限有助于确保欧盟达到其减碳目标，也增加了政策的透明度和可预测性，有利于企业做出长期投资和调整决策。 为促进碳市场交易的活跃度，解决配额过度盈余和发电行业“配额惜售”问题，第二履约期的配额分配方案引入年度管理配额，给碳配额打上了年份标签，还提到全国碳市场发电行业2019—2020年度配额结转相关规定另行发布，已经释放出要出台配额结转制度的信号。 在此趋势下，企业会将19—20年的老配额优先拿出来交易，或优先用于履约，最新的21、22年碳配额则囤积储备待价而沽。 配额结转制度事关市场稳定，欧盟碳市场（EU ETS）在第一阶段时规定当期配额不能结转至下一履约期使用，引发了企业抛售配额的行为，碳价跌至谷底；第三阶段时，为调剂配额供需的平衡防止过剩，欧盟引入配额市场稳定储备机制 (Market Stability Reserve)，在2019年至2023年间，当EU ETS中流通的配额总数 (TNAC) 高于8.33亿，配额就会从拍卖量转移到储备中；剩余配额低于4亿吨时，则从储备中提取1亿吨配额注入拍卖市场。 每年5月15日，委员会都会发布流通中的总配额数量。这一数据是唯一的指标，用来决定是否将配额置入储备，以及数量多少，或者是否将配额从储备中释放。 此外，《方案》还向下大幅调整了基准值。 数据显示，2021年各类供电机组的碳排放基准值相比2019和2020年下降了6.5%—18.41%，供热机组基准值下降了5%—12.06%不等，而2022年的基准值相比2021年下降范围在0.5%左右，如果与平衡值（各类机组配额盈亏完全平衡时对应的基准值）相比较，降幅不大，考虑到单位热值含碳量实测比例大幅提高，总体上配额是由宽松逐渐趋严。 中国未能实现关键气候目标 目前，水泥、电解铝行业已经发布温室气体排放核算与报告指南，全国碳市场扩容在即，从市场消息来看，电解铝、水泥、钢铁将一并纳入第三个履约周期，大概率会由“两年一履约”转为“年度履约”，这意味着上述三个行业将与发电行业一起在2024年完成对2023年二氧化碳排放的履约清缴，如何保障行业之间的公平性至关重要。 在碳排放交易市场中，既有的参与者也就是发电行业拥有大量初始价格较低的碳排放配额，那么这些企业在成本控制上会有优势，对于新进入市场的企业来说，他们可能需要以更高的市场价格购买碳配额，或者需要在初期就投资于更先进的减排技术。这些因素会提高企业的运营成本，使得它们在市场上相对处于不利地位。 特别是钢铁行业仍以碳排放强度高的长流程为主，粗钢产能约占90%，企业面临的经营压力大，“坦率地讲，现在山西钢铁企业还没涉及碳交易，主要关注的是生存。”一位山西钢铁行业的资深研究人员曾告诉零碳知识局。 清理数百万吨的剩余配额将为将新产业引入市场设定一个更公平的起点，伦敦证交所（LSEG）驻奥斯陆的碳分析师秦岩对彭博社表示。 一方面是企业纳入碳市场后面临的经营压力，另一方面是国家能耗的新增长以及面临的双碳目标压力和国际批评。 国家统计局数据显示，2023年中国能耗强度由降转升，同比上升0.5%，即使使用剔除非化石能源的计算方法后也仅仅下降了0.5%，仍未能达到2%的目标，外媒称，这是我国罕见未实现气候目标。 根据《2030年碳达峰行动方案》，作为气候承诺的一部分，到2025年，我国单位国内生产总值能源消耗的目标是比2020年下降13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%。 但目前时间已过一半，但能耗下降值仅约为3.3%，距离2025年的目标差距很大；“十四五”前两年，我国二氧化碳排放强度下降4.6%，这意味着2023—2025年，每年碳强度要下降4.46%。 在气候目标的硬性压力下，扩大碳市场覆盖范围，刺激高耗能企业进行绿色化技改、调整能源结构也就显得尤为重要。

耶伦近期来访前后反复造势中国产能过剩和廉价商品输出的问题。也有人说，此次来访“醉翁之意不在酒”，意欲借着产能过剩的话题施压中国寻求在美国处置通胀过程中得到一些正向支持。 国际金融局势扑朔迷离，但我们确实可以并应该分析一下事关产业竞争力的系列问题： ·中国包括但不限于光伏这样的强势先进制造业是否需要供给侧改革？ ·如果没有供给侧改革，长期的廉价和内卷是否符合本国利益？ ·是否向某方表态的一样，先进产能并不过剩，甚至还不能满足需求？ 光伏行业面临严峻的产能过剩问题 光伏组件价格目前已跌至甚至不足0.8-0.9元一线，对应硅料价格50-60元区间。而上一轮产能过剩打压下，硅料价格仍然是60元附近，对应组件价格约为1.4元一线。相同的硅料价格下，组件竟然便宜了40%。虽然硅片尺寸变大、电池效率提升等因素导致了成本的节约，但与价格回落相比仍然相距甚远。在近两年光伏行业装机量猛增背景下，全行业主材环节却面临全线亏损的尴尬局面不得不引发我们的反思。当然是产能过剩的问题。主材各环节全行业供给高达1000GW+，而我们测算2024年全球组件需求约为636-715GW（今年全球装机量530GW，容配比1.2-1.35），也就是说中国的产能已经超过相比市场预期本就乐观判断的需求超50%，而考虑到全球其他地方产能超过的幅度或将更大。当然如果我们势必要讨论所谓先进产能紧缺的话题，那无疑有点自欺欺人了。在供给超过需求50%以上的背景下，价格战似乎不可避免。无论是新进入者还是老龙头都有扩大市占率的需求来维持自身融资和行业地位，则加速了价格出清。 而我们知道光伏主材环节除了组件以外，均为重资产，出清不易。按照经济学理论来说，价格跌破“可变成本”或其现金流提前断裂才能导致出局。这就拉长和拉大了光伏行业价格战的时间和威力了。 本轮光伏产能过剩的根源和新特点 本轮产能过剩，有其充分的历史背景，是行业格局变迁共振的结果。显然是行业历史上最为沉重的一次，但或许也是凤凰涅槃的一次。从外部原因来看：近年股市IPO融资大放水，造成热门行业可以轻易从资本市场再融资和上市，极大放大了产能规模；地方政府和国有资金也在缺乏广泛商业机会的背景下，投入双碳怀抱，推波助澜，大搞建设，进一步助推产能过剩。从内部原因来看：光伏行业自2021年开始加速技术迭代，从硅片环节的大硅片、N型硅片到N型TOPCON电池迭代，再到大尺寸各类组件的迭代等等。新进入者没有产能包袱，可以迅速通过切入所谓先进产能获得市场份额和融资，此外原有的龙头企业也被迫加大新产能投放维持市场份额，加剧了产能过剩风险；光伏行业自2020年开始垂直一体化逐步成为主流，隆基、天合、通威、阿特斯、东方日升等传统专业化巨头全面一体化，相当于此前他们所缺的产能接近复制一遍，是造成产能过剩的深层次原因；全球碳中和目标预期强烈，带来光伏行业新增需求的高度确定性，从而助推资本进入行业。与历史较为契合的是融资环境好转及需求增长预期，新特点则是：各环节均大量迭代、全面垂直一体化和IPO规模的史无前例，而全面一体化则是最为显著的新特点，也造成了产 能极具扩张。融资环境的好转、IPO的史无前例和大量海外光伏巨头回归A股融资等都造成了短期产能扩张冲动。但是，我也要清楚地认识到，在没有供给侧改革前提下的行业，过度的资本宽松导致的内卷，无疑加剧了社会资本的浪费，甚至是铺张，这些钱大量进入毫无意义的内卷之中，本身就值得反思。当然这不仅仅发生在光伏行业，如今已席卷没有供给侧框架下的大部分行业了。 全面一体化是光伏行业近年的趋势也是内在需求。但是全面一体化后，也就意味着将原本属于专业化的细分链条的产能继续刷新一倍有余，而且是全面刷新，这就造成了产能在短期的迅速堆积——是造成现阶段产能过剩的主要原因之一。 但全面一体化后优胜劣汰下来的企业或具备更强的支撑，规模效应及需求锁定导致后期行业门槛被大幅拉高。 如果没有供给侧，将会走向何方？ 近期传出欧洲部分地区将中国廉价的光伏组件作为栅栏使用；部分应用市场因为组件过于便宜，而导致容配比大幅提高。我们如今看到的是光伏各环节大多都接近甚至跌破现金成本，全行业已不再赚钱。就连辅材等环节也竞相被压价，或亏损或微利。作为中国具备全球绝对领先优势的行业尚且如此，令人唏嘘。遥想2016年以前钢铁行业出现全行业连续多年大范围亏损，如果不进行供给侧改革，那么大量国有钢铁企业就将退出市场，大量职工问题无法解决。同时中国钢铁行业产能过剩却导致进口铁矿石价格高企，外国资源商赚取高额利润而中国钢铁行业全行业大幅亏损的结果。在玻璃、化工、有色金属等等行业均出现类似案例。如果决策层当下不当机立断进行光伏行业的供给侧改革，那么我们可能看到的景象是：1、光伏企业主材环节激烈竞争尚需时日，全行业整体亏损不可避免。在几乎垄断全球产业链的行业中，相当于中国以“举国资金”贴补海外碳中和。中国有一半的组件是出口的，随着海外占比重新回升，出口占比将会继续放大，甚至达到70%的水准。如果不进行供给侧改革，中国如此强大的制造业行业却以贴补海外碳中和为代价，实在是令人唏嘘，而这一结果并不是因为海外造成的而是中国产业本身。2、中国耗费 大量廉价能源贴补海外。虽然光伏发电可将电力放大100倍左右（生产相关设备辅材等耗电量和未来30年获取量），但每年仅为3倍，而中国有一半甚至未来更多比例的组件出口。这就将导致一个问题：中国每年在光伏制造业耗费的电力能源甚至仅仅能贴补国内新增光伏所产生的电量。而全行业不节制的产能过剩，相当于中国以廉价能源贴补海外，而能源消耗与制造代价留在了国内。3、各国加大贸易保护，产能过剩不利于行业迭代与创新。廉价光伏组件已经导致多国对中国产品进行贸易保护措施，美国、印度、土耳其等国尤甚。各国通过加征关税及阻断进口等，截留中国光伏企业大量赋税，并补贴国内产业。这就造成了这些国家本就不具备竞争力的企业竟然依托本国市场能够获得大量超额利润进而进行研发迭代。而反观国内，大量资金用于内卷和产能比拼，诸多新进入者大量亏损，龙头企业也微利甚至亏损，不利于国内未来产业研发和迭代升级，是杀鸡取卵的行为。如果不正视这一现象并加以改变，中国先进制造业的优势可能逐渐转为劣势，并被海外企业蚕食所谓的绝对领先优势。4、中国光伏行业也已十分强大，本应坐享应有利润，不供给侧改革，将会导致更长时间大量社会资本的浪费。而这些资金本该为稳定经济基 本盘做贡献。这些资本甚至可以进入中国新型电力系统的加快构建上来，也可以进入全球构建新型电力系统，充分发挥能源转型的历史机会。如果此时不进行供给侧改革，我们可以想象，全行业将在未来1-2年甚至更长的时间持续充分竞争，甚至某些公司加快豪赌，造成社会资源尤其是产业资本及政府资本的浪费。这些资金本该为持续走弱的经济基本面注入活力，而不应该浪费在本已领先的优势制造业上内卷来。面对如今对“先进产能”并不过剩的判断言犹在耳，但实际我们看到的是所谓先进产能充分释放后也已不再先进，并已过剩。而这些N型产能价格也已“末路狂奔”。这些先进产能，在未来技术加快迭代背景下甚至有可能不先进了，这些庞大的产能规划势必将在未来成为技术加快迭代的又一个牺牲品。面对如此窘境，我们何以自缚呢？我们应该当机立断，进行必要的宏观管理，否则真正积重难返的时候，大量光伏企业破产，才发现造成了更大的代价，而这些代价本可不必要。 我们发现光伏玻璃行业的利润仍能保持较好的水平，甚至独善其身，正是源于这个行业以前的供给侧结果。 光伏供给侧如何推进？ 通过供给侧改革可以改变或改善上述问题，提高光伏行业全球竞争力，将稳定盈利投入在技术迭代与研发上，使中国优势产业走向更为广泛的全球。具备领先的技术优势的光伏产业才可以穿透贸易壁垒，而不是通过廉价再廉价。那么如何进行供给侧改革？参照玻璃和钢铁行业一样。1、进行整体产能规划顶层设计，对产能盲目扩张进行限制。如果需要技术迭代，则以新产能取代老产能。对于每年新增需求，给予一定的增长宽预期额度。2、新产能规划统一置于发改委审批。3、新进入者，在先进技术和迭代上有充分论证后才可进行产能建设。4、限制光伏行业加大产能建设角度上的再融资和上市。限制地方企业、国有资本参与新的产能建设上来。 5、鼓励光伏行业兼备收购。对于新进入者投入的产线可能更快退出，鼓励通过兼并收购来完成过往的产能扩张目标。 市场关注的市场化出清，是真正的市场化吗？ 目前官方表态显然更赞成市场化出清，就是由市场调节。但我们强调过去几年发生在光伏行业当然不仅仅是光伏行业的产能过剩，其实很大程度上并不是真正意义上的市场化。IPO和再融资的史无前例，造成了市场化的扭曲；地方政府及国有资本地角逐进入，也进一步扭曲了市场化。资金供给层面超市场化的扩张带来了制造业深度的内卷，并不是真正市场化的结果，而是政策上本就推波助澜的结果。适时收手，并非完全限制市场化，而是迎合市场化的矫枉过正行为。我们需要不断充分竞争的行业来获得全球市场的领先地位，但我们也不需要一个占据大量社会资源来充分内卷适得其反的先进制造业。我们本该将这些资源投放到更加市场化的方面，来维护经济的活跃和稳定，不是吗？ 虽然我们知道廉价的光伏组件有利于国内的能源转型，对于大量国央企电力公司布局光伏能源等极为有利。但我们深知，中国光伏行业是一个能够引领并遍布全球的产品，值得我们重点呵护。 未来将有更大比例的光伏产业出口或产能出海，维持中国光伏产业的竞争优势，不仅仅是依托产能和价格的碾压，而是在长期保持合理利润加快产业迭代和技术攻关的引领上，使其他国家继续望尘莫及，从而突破贸易壁垒，符合我们长期的利益。 就像美国的医药、科技产业一样，攫取高额利润，从而持续引领全球，哪怕是美国的光伏企业一样保持了高额利润。在美国，其自身先进的行业可谓是呵护备至，在中国，当然也同样应该适用，更加值得保护来维系长期竞争优势。 虽然眼下光伏行业面临各种问题，特别是在深度一体化，社会资本大量进入背景下导致的产能过剩，但我们对这一个行业未来的发展前景与中国产业的全球领先优势仍应保持积极的看法。在没有供给侧的背景下，龙头企业加速“下海”助推产能市场化出清。经过此次“全面一体化”、“IPO高潮及地方资本推波助澜”、“技术迭代”等因素共同推动下的涅槃行为，应该视为，光伏行业壁垒更加加宽的节奏，下一轮周期，理应更好。不过，作为中国最领先的行业，我们还是期待中国决策层更快、更准进行上层规划，也避免资金的内耗与浪费，实现高质量发展。

虚拟电厂该怎么投资，怎么建设，回报率是多少。 把虚拟电厂看成了实体电厂，这是电力行业长期重资产投资的惯性思维所导致。 也不排除一些企业以虚拟电厂的名义，去争取光伏、储能、充电桩和微电网项目投资机会。 虚拟电厂是一种资源运营类业务，而非资产投资。 首先，虚拟电厂的管理对象，绝大多数是存量的资源，一方面它是存量，并不是大量新建项目，更侧重于把存量资产所具备的资源能力挖掘出来。比如如何挖掘现有的空调负荷的灵活特征，并不需要对空调主系统进行大量的投资改造。 另一方面，更重要的是资源价值的挖掘，而非简单的资产收益率管理。 以储能为例：储能本身是一种资产，但是对电力系统来说，储能的价值在于它在时间尺度上，容量（也算是一种空间维度）尺度上的资源价值，什么时段充多少，什么时段放多少。在时空尺度上，以10年为周期，去动态地调度资源的运营，获得收益。 其次，资源强调的是运营，资产强调的是风险和收益。 以某配电网为例，叠加了分布式光伏出力曲线后，预测的某夏季关口日负荷曲线如下： 该日的负荷高峰时段，主要有三个： 1、早8点左右，此时工业企业生产负荷启动，但光伏出力还在爬坡阶段。 2、下午16点左右，叠加工业负荷、商业负荷（主要是空调负荷）以及居民空调负荷，光伏出力已经下降。 3、晚间23点左右，主要是空调负荷叠加电动汽车集中充电负荷，没有光伏出力，该地风电资源较少，主要依赖区内小水电和区内外的常规火电机组出力。 在这三个时段，光伏很难提供可调节资源。 作为城市级虚拟电厂的资源运营，需要考虑如何在上述三个时段，通过分时电价机制传导，以及需求响应补贴的方式，实现削峰填谷。 1、8点时段，气温相对还较低，所以空调负荷可调节潜力不高，主要需要通过引导各类工业负荷错峰运行，如非连续生产工艺的磨机、磨床等，以及连续性生产的各类产线、窑炉等，合理安排生产节拍，以及设备启停计划，并适当配置各类工业储能装置，如蓄热、蓄冷、电化学等。 2、16点时段，此时正处于夏季日气温较高区间，虽然部分工业企业准备下班，工业负荷已经减少，但公建、居民、商业的空调制冷负荷占据较大比例，所以需要对政府公建、商业的空调机组，进行负荷管理，在尽量保证制冷感受效果的前提下，调节空调主机的运行功率，并且考虑空调冰蓄冷、水蓄冷、蓄热型锅炉、商业电化学储能等装置的投运。 3、23点时段，需要考虑电动汽车的错避峰充电，需要与充电运营商协调，以价格信号引导网约车车主提前或延后充电，实现V2G，同时充分利用区内的风电资源、小水电资源，甚至部分生物质发电资源，实现顶峰。 综上所述，以区域或者城市为视角，在日负荷曲线的尺度上，需要综合各类可再生电源（集中式或分布式）、负荷资源、储能资源、充电桩资源，实现“源网荷储充”的资源综合与灵活调度。 这是一种资源的运营思维，不是投资一个资产就能获得的价值。 最后，虚拟电厂由于是资源的运营，是管理能力的优化，所以很难用收益率这个资产概念去衡量。 个人认为，虚拟电厂可以受托运营各类实物资产，无论是可再生电源、储能、充电桩、微电网、负荷（节能设备）等，通过物理的平衡优化（微电网视角），虚拟的资源组合优化（虚拟电厂市场），使得资源在电网侧、市场侧，获得更多的增量收益，保证资产投资方的收益率，并获得管理费收入和交易收入。 同时，虚拟电厂的最大资源，来自于用电负荷，对于用电负荷的有序引导，单靠供电企业或者发电企业都很难实现，需要通过综合能源服务，尤其是企业能源管理服务，深入企业内部，实现对负荷资源的管理、分析和引导（控制）。 这不是一个技术问题，也无法通过单一政策文件推动，而是一个商业模式和业务问题，仅依靠强制措施，哪怕是柔性负荷控制，在电力用户不愿配合的情况下，也很难真正取得最大价值。 虚拟电厂运营的财务模型，是通过管理服务，取得资源管理价值，并获得管理利润。 它更像一个物业公司或者财务管理公司的运营逻辑，而非房地产投资的逻辑。

虚拟电厂（Virtual Power Plant, VPP）是一种智能电能管理概念，它通过先进的信息技术和软件系统，将分布式能源资源如分布式发电机组（如风力、太阳能等可再生能源）、储能系统、可控负荷（如智能家电）、电动汽车等聚合起来，实现集中管理和优化调度。这些分散的能源就像一个实体电厂一样协同工作，以满足电网需求、参与电力市场交易，并提供辅助服务，从而增强电网稳定性和效率。简而言之，虚拟电厂是一个“看不见”的电厂，通过整合各类分布式能源资源来模拟传统电厂的功能。一个最小单元的虚拟电厂的组成1. 分布式能源资源：分布式能源是虚拟电厂的基础，包括但不限于小型可再生能源发电设施，如屋顶太阳能光伏、小型风力发电机、生物质能发电机等。2. 可控负荷或需求响应资源：可以是智能家电、电动汽车充电站、冷热储能系统等具有灵活调整负荷特性的用户端设备，通过远程控制实现削峰填谷或者提供辅助服务。3. 储能系统：储能装置如电池储能系统可以作为能量缓冲，提高虚拟电厂对电网频率调节和供需平衡的响应能力，同时实现电能在时间上的转移。4. 通信与控制系统：包括数据采集与监控系统（SCADA）、能源管理系统（EMS）、以及支持双向通信技术的硬件和软件平台，用于实时监测各组成部分的状态，并执行优化调度策略。5. 市场接入及交易平台：虚拟电厂需要具备与电力市场连接的能力，能够参与电力交易、辅助服务市场等，因此可能需要相关接口和协议，以便向电网调度中心发送并接收指令。6. 合规与安全措施：符合国家和地方电力法规要求的安全保护系统，确保虚拟电厂在运行过程中符合电网接入标准和技术规范。尽管是最小单元的虚拟电厂，上述各个组成部分仍需完整，以便将分散的能源资源有效整合并作为一个整体参与到电力系统的运行中。随着技术的发展和市场需求的变化，最小规模的虚拟电厂可能会有不同的配置侧重，但基本结构保持不变。当前政策市场环境下，虚拟电厂的商业机会在当前的中国政策与市场环境下，电力市场虽然不够成熟，但挖掘与布局正当时。虚拟电厂的发展涉及到多个产业链环节，为包括但不限于平台运营商、智能终端供应商、储能设备制造商、电力软件开发商以及电力服务提供商在内的诸多市场主体带来了广阔的商业机遇。1. 聚合分布式能源：随着中国分布式新能源电站（如太阳能、风能等可再生能源发电站）数量快速增长，虚拟电厂可以通过先进的信息技术和控制策略将这些分散的电源进行聚合管理，实现统一调度和优化运行，为小型及分布式能源提供进入电力市场的机会。2. 电力市场化改革下的商业模式创新：在电力市场化改革背景下，虚拟电厂能够探索新的商业模式，如参与电力交易市场，通过实时电价信号调整其聚合资源的出力，从而获得购售电差价收益。3. 需求侧响应与负荷管理：虚拟电厂可以整合用户侧的可调节负荷（如电动汽车充电网络、智能家电、工业可中断负荷等），通过“削峰填谷”服务降低电网峰谷差，从电网运营商处获取补贴或服务费收入。4. 辅助服务市场：提供系统调频、调峰、备用容量等辅助服务，满足电网稳定运行的需求，从电力系统中获得辅助服务补偿费用。5. 储能产业联动：与储能设施深度结合，通过充放电管理提升储能资产价值，同时在电力市场上提供更灵活的服务，共同开发万亿级别的储能市场空间。6. 平台运营与服务：建立和完善虚拟电厂运营服务平台，向参与者提供接入、管理、交易、结算等一系列服务，并从中收取服务费。7. 政策支持与补贴：当前阶段，虚拟电厂的部分盈利可能来源于政府对清洁能源消纳、需求侧响应等方面的专项费用补贴，随着政策支持力度加大，相关企业有望获得更多资金和技术支持。未来，虚拟电厂的盈利途径与模式1. 电力交易市场：虚拟电厂可以聚合分布式能源和需求侧资源，参与电力现货市场、辅助服务市场等各类电力交易市场，通过低买高卖或提供调峰、调频、备用容量等服务获取收益。2. 需求响应服务费：通过与用户签订协议，管理用户的可调节负荷（如智能家电、电动汽车充电站、工业负荷等），在电网高峰时段减少负荷，在低谷时段增加负荷，从而从电网公司获取需求响应补贴和服务费用。3. 辅助服务补偿：提供电网所需的辅助服务，例如快速调频、旋转备用等，以帮助保持电网频率稳定和供电可靠性，由此获得相应的辅助服务补偿。4. 储能设施运营：结合储能系统，优化储能资产的充放电策略，通过电价套利、削峰填谷等方式提高经济效益，并为电网提供更加灵活的支持服务。5. 政府补贴与激励政策：针对清洁能源消纳、能效提升、新型电力基础设施建设等方面，虚拟电厂可能享受到国家和地方层面的补贴及优惠政策支持。6. 能源管理服务：向接入虚拟电厂的用户提供能源管理系统和解决方案，通过提供节能、减排、优化用电成本等增值服务收取相应服务费。虚拟电厂通过整合并优化调度多种能源资源，以及利用智能化手段有效参与电力市场各环节，实现了多元化的盈利模式。随着中国电力市场的不断深化改革和完善，虚拟电厂的商业运营模式也将进一步成熟和发展。建设一个“虚拟电厂”，几个基本步骤1. 项目规划与市场定位• 确定虚拟电厂的目标和功能定位，比如是侧重于聚合分布式能源、需求响应管理、辅助服务提供还是储能运营等。• 分析所在区域的电力市场环境，包括电价机制、政策法规、电网接入条件及补贴政策等。2. 资源评估与整合• 评估可利用的分布式能源资源，如太阳能光伏、风能、小型水电、生物质发电等，并考虑其地理位置、规模、出力特性等因素。•整合用户侧可控负荷资源，如智能家电、电动汽车充电站、工业用户的可中断负荷等。•考虑是否配置储能系统以提升资源灵活性和调度效率。3. 技术方案设计• 选择适合的信息通信技术和控制策略，构建虚拟电厂管理系统，实现对各类资源的实时监测、预测、优化调度和远程控制。• 设计并搭建数据采集与监控系统（SCADA）、能量管理系统（EMS）、以及与电网调度中心通信的接口。4. 设备采购与安装调试• 根据设计方案采购所需的硬件设备，包括但不限于分布式电源、储能装置、智能电表、通信设备等。• 安装部署相关软硬件，并进行现场调试与测试，确保所有资源能够正常接入虚拟电厂平台并受控。5. 参与市场注册与许可申请• 向当地电力监管部门提交申请，获得必要的电力业务许可证或者注册成为电力市场主体。• 根据相关规定，与电网公司签订并网协议和服务合同，明确双方的权利和义务。6. 运行与维护• 制定详细的运行规程与应急预案，保证虚拟电厂安全稳定运行。• 建立健全运维体系，定期对设备进行检查维护，确保资源处于良好工作状态。7. 商业运营与合作模式探索• 参与电力市场交易，根据市场价格信号进行实时调度决策，获取收益。• 寻求与电力用户、设备供应商、储能运营商等多方合作，创新商业模式，拓展盈利渠道。8. 持续优化与升级• 随着市场规则和技术进步，

2023年，在全年686次总规模129.6GWh储能采招工作中，277家单位参与了各类储能技术的设备投标，比2022年翻了超一番。 2023年，为在激烈的市场竞争中脱颖而出，储能企业以半年为周期快速迭代产品，以电芯、工商业储能电柜和直流侧电池系统引领，共有108家企业推出了410款储能产品。 2024年，在2小时储能系统报价已低至0.6-0.7元/Wh的当下，储能企业们又将以何种姿态直面激烈的市场竞争，备受关注。 2024年伊始，国内开年第一个大型储能展上，储能与电力市场在细致走访全部展馆，并与行业同仁们广泛探讨后，我们发现： 新品的量产下线，实现新品稳定交付，将是今年重中之重 卷绕技术向叠片技术发展，储能电芯将实现从300Ah+到500Ah+更大容量跨越，推动一颗电芯从1度电走向2度电 2.5MW集中式储能PCS、组串式/模块化PCS，一大一小路线明显，PCS液冷方式崭露头角 受构网型储能的需求带动，PCS企业在储能系统集成中的影响力逐渐扩大 300Ah+电芯产品，带动储能产品容量升级，20尺5MWh+直流电池仓、416/417/418kWh储能电柜将逐渐成为应用主力；此外20尺6MWh+系统也有企业开始布局 EMS产品提上日程，在场站规模不断扩大、控制单元持续增加、需要实现的功能日益复杂的情况下，EMS的价值与重要性不言而喻 储能运维、运营服务市场显现，对储能企业的综合实力提出更高要求 2024年，中国储能产业将从量变走向质变，从拼资源、拼规模走向拼产品、拼服务，以价值服务在群雄并起、行业洗牌中破围而出，或将成为今年的主题。 2023年，在保持280电芯尺寸不变的情况下，容量升级至300Ah+的储能专用电芯，在四季度开始宣布量产交付。包括瑞浦兰钧、远景动力、欣旺达、天合储能、海辰储能、鹏辉能源、中创新航、宁德时代、南都电源、赣锋锂电、亿纬锂能、国轩高科、盛虹动能、豪鹏科技、海基新能源、力神电池在内16家企业将近30款300Ah+储能电芯产品均表示已经开始量产交付。 而紧随300Ah+以上电芯推出的20尺5MWh+直流侧电池舱也成为了2023年末各家新品的主推方向。2024年的展会上，企业们纷纷表示，其20尺5MWh+直流电池舱落地应用将在2024年逐渐落实，部分企业的产品已经在实际项目中使用。 我们在站台也观察到，多个电池企业推出了基于314Ah电芯1P104S大PACK产品，这也在一定程度上说明了下游的需求已经出现，20尺5MWh集装箱将逐渐落地。 2月28日，瑞浦兰钧最新一代20尺5.51MWh储能电池舱正式下线，应用自主开发的问顶345Ah储能电池产品，该款电芯实际容量超350Ah，能量效率达96.2%，实现10000+长循环寿命和20年日历寿命。 目前在建的浙江最大电网侧储能电站项目-金华武义温泉变200MW/400MWh电站即采用欣旺达5MWh液冷储能电池预制舱，系统采用欣旺达自研自产的高安全、长寿命、高效率的314Ah大容量电芯。 天合储能新一代柔性储能电池舱Elementa 2已具备量产能力并将于Q2正式出货。系统搭配自研自产314Ah高能量密度电芯，度电成本可降低32%，采用簇级管理提升电能吞吐量7%，并可匹配集中式、集散式、组串式等多种交直流耦合方案。 远景储能EnPower智慧储能基于全栈技术能力，采用自研350Ah储能专用电芯，“交直一体”结构设计，标准20尺集装箱容量达到5.6MWh，适用4-8小时储能场景，是全球首个“交直一体”5.6MWh储能系统。 南都电源搭载690Ah电芯的6MWh+系统预计将在2024年9月量产下线。 海博思创、中车株洲所、宁德时代、阳光电源、科华数能、晶科能源、海辰储能、楚能新能源、融和元储、南瑞继保、特变电工（西科公司）、中天科技等也在展会上展出了各自的5MWh储能系统。这其中，中车株洲所、海辰储能、楚能新能源的系统已经下线/量产，天合储能、晶科能源、亿纬储能、青禾新能则预计在2024年量产。 海博思创在此次展会展出了全系列新品，除了5MWh储能系统产品HyperBlock III外，还带来了HyperCube系列液冷户外柜、充储一体机、光储一体机等产品，全方位赋能新型电力系统、新商业、新生活。 另外，5MWh+直流电池舱多采用了簇级管理的模式，或DC-DC，直流出舱后接大容量PCS（如科华数能）；或DC-DC，直流出舱后接模块化PCS（如特变电工西科公司）；或DC-AC，直接将模块化PCS集成进直流舱，做到直流不出柜。如阳光电源大型储能系统PowerTitan2.0，采用交直流一体化结构，电池单元与PCS融于一柜。 300Ah+电芯对储能产品的影响，也体现在了工商业储能柜上。 2023年，以280Ah电芯为主，工商业储能柜215/372kWh渐成通用规格（可参考文章：近60家企业工商业储能柜全解！215/372kWh渐成通用规格）。 而伴随300Ah+电芯的应用，此次展会上，包括中车株洲所、欣旺达、瑞浦兰钧、远景能源、特变电工（西科公司）等企业在内，均表示将会持续迭代工商业储能柜向更大容量发展。 参展企业反馈的信息显示，搭配314Ah电芯工商业储能柜标准规格多为260/417(418、419）等，且今年有望见到量产。 其中特变电工（西科公司）、融和元储等企业表示采用314Ah的工商业一体机预计于4月底交付。 此外，包括阳光电源、瑞浦兰钧等企业在内，均表示将会持续迭代工商业储能柜向更大容量发展。 随着更大容量电芯的使用，工商业储能柜的温控系统也更多的选择了液冷方向，这对系统的集成、以及后期的运维，也相应提高了要求。 尽管300Ah+正在量产交付，但更大容量的电芯已然在途。530Ah、587Ah、628Ah、690Ah、730Ah和1130Ah，没有最大，只有更大。 从500Ah+电芯的尺寸上可以看出，300Ah到500Ah已经不再像280Ah升级到300Ah+一样可在71*173的同等尺寸下通过增加能量密度提升容量，而是开拓了新的尺寸。有业内人士预计，从500Ah+到600Ah+很大程度可通过同尺寸电芯密度等升级完成下一轮次的迭代。 此次展会上，包括宁德时代、天合储能、海辰储能、亿纬锂能、蜂巢能源、南都电源在内的企业，都带来了500Ah+电芯模型样品，企业们表示，实物产品预计在2024年底至2025年初可进行交付 匹配5MWh+直流侧电池舱，储能PCS，逐渐也形成了容量一大一小的产品特色。 一方面，包括上能电气、科华数能、汇川技术、阳光电源、英博电气、上海电气、南瑞继保、禾望电气等企业，推出更大容量2.5MW集中式PCS/5MW集中式升压变流一体机。另一方面，几乎所有的PCS企业都带来了其模块化PCS产品，普遍的容量在186kW~250kW。上能电气、索英电气、汇川技术、南瑞继保、禾望电气、特变电工西科公司还带来了2.5MW/5MW组串式一体机，大多采用215kW单模块成组。 储能PCS的冷却方式上，液冷开始崭露头角。包括科华数能、索英电气、阳光电源、上能电气、英博电气、南瑞继保等企业在内，2024年均带来了液冷PCS。其中科华数能、索英电气均带来了集中式液冷PCS产品。 正如科华的宣传语所言“大液有成”，液冷这一温控形式，从电池进一步延伸至储能PCS，市场空间进一步增大。作为国内率先推出的液冷PCS产品，科华数能表示，该公司的2.5MW液冷PCS已经实现最大效率达99.03%，单机支持40℃下110%过载运行，同时保障在50℃环境温度下不降额运行。相较于风冷PCS，液冷PCS功率模块寿命可提升25%。 模块化方面，以科华数能、盛弘股份、上能电气、瑞源电气等企业为代表，绝大部分储能PCS企业都带来了模块化产品。一方面匹配工商业储能柜的需求，另一方面，在电池侧直流舱中使用模块化产品实现簇级管理，均衡放电，解决电池一致性等问题。 另外，使用模块化PCS实现更大功率储能PCS也成为技术方向之一。以盛弘股份为例，针对源网侧储能电站规模更大化的趋势，该公司正式推出单机规模2.5MW模块化PCS大机——PWS1-2500KTL-H储能变流器，产品采用盛弘首创的模块化直流侧多分支技术，对电池系统进行分簇管理，同时可灵活兼容多种大安时电芯，满足构网、长时储能等不同应用场景。 2023年，在新疆可再生能源装机比例高的区域，大量构网型储能需求出现。这一轮储能需求中，储能PCS企业的作用非常明显。华为、阳光电源、科华数能、中车株洲所、上能电气、南瑞继保、索英电气、盛弘股份、禾望电气、特变电工西科公司、英博电气、汇川技术、四方继保等都率先推出了产品，其中多家已在实际中取得了应用。例如，阳光电源投运了湖北广水、广西涠洲岛等多个构网型储能电站；科华数能中标新疆克州300MW/1200MWh构网型独立储能电站，该项目投运后，将成为截至目前全球最大的构网型储能电站。 依靠其电力电子方面的丰富经验，以及对电力系统的了解，在这一轮的储能产品迭代中，储能PCS企业或多或少起到了引领的作用，这类企业在储能系统集中的优势渐渐明显。 能量管理系统提上日程 储能电站容量百兆瓦时级已数常见，2024年吉瓦时级电站也将落地。伴随单站规模扩大的，是需要控制的储能模块也大规模增加。加之目前电网对储能的功能需求也变得日益丰富，构网型、黑启动、一次调频、惯量支撑等，简单的储能系统能量管理已经不能满足要求，群控技术需求凸显。 除传统的储能能量管理系统（EMS）公司外，大量的系统集成商，如阳光电源、融和元储、特变电工西科公司等，都已经推出了自己的EMS产品，并结合各自的系统特点，进行相应的功能延展。 阳光电源此次针对电网更为复杂的调节要求，以及应对规模不断扩大的储能项目场站集中调控的需求，全面升级了其EMS系统，并深度融合电力电子、电化学和AI技术，推出电芯预诊断系统iSolarBPS，通过其与EMS配合，全面实现储能电站的能量管理以及安全管控，可具备电芯检测、电芯安全问题提前预警、黑启动、构网等多种功能，并可更精准的指导运维，运维提效30%。 专业化运维与运营 寻求储能最大收益 随着储能系统装机规模的爆发式增长，电力市场改革的不断推进，储能“建而不用”的困境有望在2024年改变。 储能不产生电能，只有在电力市场中不断进行充放电操作，在各类电力市场中提供响应服务才能创造价值。高效、及时、准确的运维，可减少储能故障率及故障时间，增加储能的有效利用时间；准确的运营策略及管理，是储能在复杂的电力市场中获取最大收益的关键。 展会上，除储能头部企业将业务范围向运维、运营延伸外，提供更专业运维运营服务的专业化公司也在出现。 例如，一些在新能源领域积攒了大量运维经验的企业，在这一领域驾轻就熟进行了业务延展。 源于协合新能源的四维能源，依托国内最大的第三方新能源电站运维公司-协合运维（拥有超过30GW的运维容量和3000多名专业运维人员），构建了独有的储能电池大数据模型分析系统，“聆风”数字化平台以及全国服务网络可助力项目高质量平稳运行。 而在储能电站运营方面，一些专注于电力交易的企业，例如远景能源也将电力交易服务拓展至储能电站运营领域。 此外海博思创、四维能源、融和元储等大量系统集成企业也已将目光锚定了电力交易服务。以山东某100MW/200MWh独立储能场站为例，在四维能源精准的电价指引，优质的交易策略下，2024年2月，该电站结算费用高于市场平均水平7%，充放电量低于市场平均12%。 钠离子电池尽管经过2021-2022年的资本热捧后，近两年热度逐渐降低。但我们看到，钠离子电池的储能应用步伐仍在持续前进。近期已有百兆瓦时钠电项目开始招采，大型钠电储能项目有望今年落地。展会现场，中科海纳、融和元储也带来了自己的钠电储能系统产品。 2024年，高速发展中的中国储能行业将面临行业洗牌，从拼资源、拼规模走向拼产品、拼服务。以价值为导向，推动储能高质量发展。

储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本为工商业储能。 工商业是我国最大电力市场，表现为电价高、波动强等特点，在我国电力市场化改革与分布式能源转型大趋势之下，工商业储能将是不可或缺的表后中坚力量。 工商业储能应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有：中型工商业场所，单独配置或光储(充）一体化配置，光伏自发自用，储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急；零碳园区/园区微网，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用；高载能企业，钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大；台区储能，主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大；以及数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等新型应用场景。 中型工商业场所 工厂、商场等中型工商业场所，目前最常见且落地项目最多的应用场景。 该场景存在一定用电负荷，用电习惯明显，涉及行业众多，项目需求基本小于5MWh，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源。 此类应用场景又主要分为单独配置、光储（充）一体化。 单独配置是目前最基础应用场景。 光储（充）一体化电站，工商业储能400V应用的主要场景之一，涉及行业众多，在单独配置的应用场景上拓展了储能的经济空间，提高了配备光伏用户的发、用电灵活性，在拓展工商业储能的盈利方式的同时也降低了光伏并网对电网的冲击。但光储（充）一体化电站，尤其是超充站，对储能系统的性能与安全提出了更高的要求。 从长远来看，借助现有工商业光伏项目上量，光储（充）一体化将是未来工商业储能综合能源解决方案重点应用场景。 零碳园区 随着“双碳”行动持续深入推进，园区，作为产业和企业的规模化聚集地，已然成为推动“双碳”战略实施的重要环节。零碳园区，是指在园区的规划、建设与运营的全生命周期内，多方主体协同产业生态链，依托绿色供电、零碳、数智运营等手段，实现区域内温室气体排放与清除的动态平衡。 在能源供应侧，考虑到各地在可再生资源能源种类及数量有着不均衡的现实情况，零碳园区也需因地制宜的发展光伏、风电、水电、生物质等可再生能源，配合储能、分布式供能等手段实现调峰填谷、源网荷储深度协同，整合形成园区微电网，持续增加可再生能源供能占比，使园区能源结构清洁化，从源头减少碳排放量。 园区对可靠、绿色供电有巨大需求，零碳园区单一项目大，项目基本为35kV及以上并网，工商业储能在零碳园区的应用，需要从单一产品，上升到“系统化”理念，融入数智技术，以“AI+源网荷储一体化”的模式驱动园区进入“低碳新时代”，这对储能的精准调节能力提出了更高的要求，系统的耦合性更强。 高载能企业 钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大。 对于建材、电解铝、钢铁等高排碳、高耗能且有大量工业余热的工厂及园区场景特点，对多元化新型储能技术或混合储能技术的应用有更大潜力。 比如安徽芜湖海螺水泥工厂应用了一套10MW/80MWh二氧化碳储能系统，既满足水泥厂削峰填谷、需量管理等用能需求；二氧化碳储能系统深度耦合海螺水泥的CCUS捕捉产线，将水泥产线上捕捉的二氧化碳用于储能系统，实现二氧化碳的暂态封存，既降低了储能系统成本，又减少了碳封存成本，实现了二氧化碳捕捉与循环利用；同时，结合水泥生产工艺特点，利用水泥窑废热提高储能效率，系统在放电过程中，利用50℃以上的低品位余热进一步提升储能系统效率。 台区储能 在电力系统中，“台区”就是变电站下游的一个配电网络范围，或是一个变压器所服务的区域。这个区域可以是一个居民区、工业园区或是商业区，其范围和大小取决于变压器的容量和设计用电需求。 台区储能，是指安装在配电台区低压侧的储能系统，主要用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。 从功能来看，台区储能主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大。此外，当台区储能达到一定规模，未来有望实现“云储聚合”，也就是将大量分布式储能通过云平台控制，参与电网调度和电力市场交易，模式类似虚拟电厂。 但目前台区储能并网政策及标准仍有待完善，台区储能并网仍存在较大困难，加之缺乏监管规定，企业在办理流程手续过程中会面临来自地方政府、电网的阻力。 新型应用场景 工商业储能正在积极探索融合发展新场景，目前已有数据中心、通信基站、换电重卡、矿山、港口岸电等众多新型应用场景。 多份国家级、省级、地方级储能政策鼓励发展工商业储能融合应用场景。 今年2月，发改委、能源局联合发布的《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》提出“围绕大数据中心、5G基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式合理配置用户侧储能，提升用户供电可靠性和分布式新能源就地消纳能力。探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设，推动电动汽车通过有序充电、车网互动、换电模式等多种形式参与电力系统调节，挖掘用户侧灵活调节能力”。 《广东省推进能源高质量发展实施方案》提出“积极推动新型储能技术创新，促进新型储能与大数据中心、5G基站、数字电网等新型基础设施融合应用”；河北省发布的《关于推动雄安新区建设绿色发展城市典范的意见》提出“在数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等场景因地制宜布局用户侧储能”。 1）数据中心 数据中心建设储能会综合考虑系统的安全性、节地性、投资回报率、环境友好性、与备用电源结合等因素。 安全性：数据中心承担着数据存储、传输、计算的职能，支撑与保障社会数字经济生产与运行，数据安全和业务连续是数据中心首要的业务目标，因此，安全可靠性是首要考虑因素。 节地性：土地是数据中心建设的重要资源因素，储能系统的建设需考虑系统能量密度，减少系统占地。 投资回报率：数据中心建设储能主要是参与峰谷套利以及未来逐步开放的需求响应市场，储能系统本身是重资产投资，投资回报率是项目决策中的重要考量因素。 环境友好性：选择环境友好型电池，降低环境负担，既是企业社会责任的体现，也是绿色节能数据中心的关键特征。 与备用电源结合：数据中心的供电要求高，一般均设有不间断电源保障供电，在市电断电时仍需保障正常供电；储能系统与备电电源的结合，可减少重复投资，关键点在于解决转换时间问题，综合考虑其经济效益。 2）通信基站 为保障通信基站电力供应不中断，运营商要求在通信基站配置不小于3小时的电池作为备用电源。 通信基站含用于通信设备的直流负载以及用于空调、照明的交流负载，其中直流负载用电量占基站总负载的70%以上。基站储能属于典型的容量型应用，对倍率和能量密度要求一般，但对循环寿命和高低温性能较为看重，且对价格的敏感程度更高。 运营商拥有海量通信站点，能耗巨大，碳排大，同时面临增收难的困境。 在技术融合的趋势下，基站也将打破信息孤岛的藩篱，走向源网荷储全链路协同，比如通过配置光储系统，实现绿电自发自用；基站需要备电，天然拥有海量电池资源，是大规模电化学电池的使用者，根据公开数据，欧洲地区分布式可调节能力可达到15GWh，中国只5G基站就有260万座，可调节能力更大,未来可通过聚合基站储能资源以虚拟电厂模式，参与电力市场，拓展收益渠道。

4月8日，中共广州市委金融委员会办公室印发广州市发展绿色金融支持碳达峰行动。行动提出，支持广州期货交易所研发上市碳排放权等期货品种。完善碳配额现货远期、碳配额回购业务，深化碳资产抵押融资、碳资产托管等碳金融业务，探索发展碳基金、碳信托、碳租赁、碳排放权收益结构性存款、碳资产管理、碳交易信用保证和碳汇损失保险等金融服务，提升碳市场流动性。研究建立以碳减排量为项目效益量化标准的市场化低碳投资基金。 在完善碳现货市场制度建设、加强碳市场数据质量建设的基础上，推动期货市场适度先行，研究推出碳排放权相关的期货品种，充分发挥期货市场在发现价格、提供风险管理工具等方面的作用，加快建设一个价格有效、功能完备的中国特色多层次碳市场，服务绿色低碳转型。 其中，碳期货指的是以碳买卖市场的交易经验为基础，应对市场风险而衍生的碳期货商品。碳期货与现货相对。碳期货是目前最主要的碳交易工具，进行交收或交割的标的物是碳排放权。 传统期货相比，碳期货有3个特征： 1、碳期货价格与碳现货价价格的波动周期高度相符； 2、碳期货交易手续费较多，除保证金外还需支付管理费、交易费、清算费； 3、碳期货是目前碳期权合约唯一的基础资产，其价格对碳期权本身价格和碳期权合约交割价格影响重大。 党的二十大报告提出，健全碳排放权市场交易制度。近年来，我国碳市场建设成效显著。 在助力“双碳”目标实现方面，期货市场可以发挥五方面作用。一是形成公开、透明的远期价格，引导企业合理规划产能，做好长期减排规划。二是提供风险管理工具，引导企业制定长期减排规划，保障企业稳定经营。三是提升碳交易活跃度，扩大碳市场边界和容量。四是发挥资源配置作用，引导绿色投资。五是提升定价影响力，建立独立自主的碳交易价格形成机制。

在小米SU7爆单之后，最让雷军担心的产能问题还是出现了。 华尔街见闻4月2日获悉，小米SU7目前大定锁单量已超过4万台，锁单率超30%。对于该组数据，小米方面回应称，接下来会做好认真搞好生产和交付。 对任何一家造车“新势力”来说，初期的“产能熔炉”都是迈不过去的一道坎。无论是特斯拉还是华为问界，上市后都因产能爬升问题遭遇过销量“滑铁卢”。也有业内人士笑谈，也许接下来雷军要和马斯克一样睡在工厂，才能解决产能的问题。 有别于汽车企业通常对外公布的大定数据，小米重新“定义”了大定。通常车企公布的大定是不可退的定金，大定用户也通常是购买意愿最强的群体。而小米官方宣称24小时内录得88898台的“大定”，订金7天可退，也就使得在其官方宣布的“大定”之外，真实锁单量才更具参考性。 在超4万台锁单后，目前小米的交付能力正在经历考验。 订单上，小米SU7的交付周期已较上周末进一步延长。目前除部分创始版车型可以在本月初交付外，Max版本交付时间来到了29-32周；SU7标准版也从此前的11-14周，延长至21-24周；Pro版本则总体交付周期延后8周左右，来到19-22周。 这意味着，如果现在消费者下单SU7 Max版，需要等待约8个月，即今年年底才能提车。也有消费者表示，他是最早下单创始版车型的用户，原定4月3日交付，但目前销售反馈称提车时间可能晚上1-2周。 亦有渠道方面的人士透露，由于SU7摆放的门店数量较少，进店量完全超过门店承受能力，部分客户因为无法正常接待和提车时间选择退订，观望交付口碑。 接近半年的等待周期，显然会影响用户的购买意向。蔚来ET5、问界M7、小鹏G6、理想MEGA等品牌的多款产品都有过类似前车之鉴，在新品初期的热潮顶峰过去后，随着竞品上市、给出更多优惠折扣，消费者会进一步产生退订想法。 雷军在SU7正式上市前也坦言自己的“烦恼”。他表示如果大家都来买，“一等要等一两年，肯定会被骂惨了”。发布会后小米汽车高级顾问胡峥楠也“凡尔赛”地表示，2023年产能都用完了，正在连夜开会想办法。 而小米汽车目前交付的问题，主要集中在工厂产能上。 公开资料显示，小米汽车工厂一期已于去年6月竣工，年产能为15万台，二期则计划于明年完工。按照此前规划，小米汽车4月的产能在4-5千台，至年底则稳定至6千台/月的水平，这也使得小米今年全年交付能力落在6万台上下。 另有小米供应链人士表示，供应商都有提前通知备货，不至于初期就供应不上来。小米汽车主要问题在于自身工厂组装、喷涂的产能，半年内产能或难有实质性改变。 这意味着，在今年订单饱和后，小米汽车产能和交付能力的弹性难以大幅调节，而如何稳定消费者预期，守住现有订单会是雷军需要解决的问题。 门外，余承东已经开始组织智界S7大规模量产，而小鹏、问界、阿维塔等同赛道对手也祭出价格牌，以趁着小米初期产能受限的空窗期，“回收”起米粉的狂热。 对将开局即决赛的小米汽车和雷军来说，这一关必须要闯过去。