过去两年不时就有业内大佬站出来泼冷水，期望光伏行业能够冷静一些，但血腥的资本和疯狂赌徒们都不认为自己会是最终的失败者。资本推波助澜，企业盲目扩张，整个行业“产能扩大了3倍，但利润率下降了70%”。 眼下一场行业危机已经悄然来临。今年一季度，A股光伏行业哀嚎遍野，隆基绿能暴亏23.5亿元，很多企业的股价基本都是腰斩起步，一批企业被ST，退市之剑高悬头顶。 中国的光伏生产规模实在太大。截至2023年，我国年产硅料143万吨，硅片622GW，电池545GW，组件499GW，均位居世界第一，组件产能更是超过全球80%。 超大规模的制造与激烈的市场竞争决定了，我国光伏制造成本远低于欧美印等主流国家，并且各类技术迭代层出不穷，包括N型TOPCon、BC电池、钙钛矿等等技术百家争鸣，转换效率和效率全球领先，光伏设备、胶膜、辅材等等产业链完备。 2023年我国新增装机量占全球一半，和80%占比的组件并不相符。巨大的产能只能通过出口全球市场来消化。如朱共山所说，全球光伏产业链深度重构，中国企业全面出海早已成为必选项。 考虑到欧洲、美国纷纷对中国光伏树起贸易壁垒，并扶持本国企业对抗中国的实际情况，与中国处于贸易蜜月期的中东，正成为缓解中国光伏产能的重要出口。 一、光伏雄心 中东世界被称为石油宝库，石油储量约为全球的49%，天然气储量接近39%。 倚靠“黑色黄金”，尽管身处沙漠，中东各国却积累了巨额财富，就连卡塔尔、阿联酋、科威特等地区小国都进入到全球最富国家的行列。 但是对传统能源资源产业的倚重也决定了，这些国家在电力和新能源方面的建设不足。这种能源结构，让中东缺席了过去多年的新能源发展浪潮。 2012~2021年，中东可再生能源装机总量增长率仅为76%，远低于世界平均水平的112%。2021年底，全球可再生能源装机量3587GW，而中东地区仅为24GW，不及全球装机容量的1%。 随着双碳目标的推进，全球能源结构向清洁能源转型步伐加快，新一代阿拉伯世界领导人清醒地认识到，如果只有金钱和石油，中东将失去未来。 近些年来，阿拉伯人疯狂向清洁能源撒钱，并提出了宏伟的计划。 阿联酋发布的“2050年能源战略”显示，到2050年将清洁能源占比提高到50%；甚至计划力争到2050年实现温室气体净零排放。总统穆罕默德·本·扎耶德曾这样说过：“50年后，当我们装完最后一桶石油，我们会感到悲伤吗？如果我们今天的投资是正确的，我想我们会庆祝那一刻。” 《沙特2030愿景》中指出，到2030年，非石油能源的出口占GDP比重从原来的16%提高到50%，争取将非石油收入提高6倍。此外，到2030年，约旦计划将可再生能源发电比例提高到31%；到2030年，阿曼计划可再生能源消费比例达到20%，2040年提高到35%～39%...... 这其中，光伏是最重要的新能源方向。 沙特计划到 2030 年光伏装机增加至40GW，如果该目标实现，沙特将跻身全球前5大光伏市场。要知道，该国2023年装机量才7GW，意味着未来7年要增加近5倍。 年轻的沙特王储小萨勒曼正推进他豪掷5000亿美元（3.6万亿元）的“未来城市”计划，这座可容纳500万人的“科幻之城”将全部使用风能、太阳能等清洁能源，实现100%零排放。 为实现这一浩大的目标，沙特能源部计划拿出1万亿沙特里亚尔（约1.8万亿元）以生产清洁能源，并希望从“石油国家”转型为“能源生产国”。也就是说，仅沙特就提供了万亿规模的掘金空间。 长期来看，中东光伏市场的发展势头远优于国内。InfoLink预测，中东的需求量将在2027年达到29～35GW。 中东有巨大的发展需求，中国有庞大的产能，双方合作可以说是一拍即合。而且沙特并非简单地购买光伏组件进行光伏发电，而是要全盘引进吸收，组建先进的光伏产业链。 手握大量钞票，加上巨大的发展空间，中东有成为中国光伏出海重地的潜力。 二、欧美受阻 产能在国内，市场在海外，一直是困扰中国光伏产业的大问题。2011年之前，我国光伏产品57%销往欧洲，15%出口美国，国内市场只占6%，甚至整个亚洲都不太活跃。 但2011年开启的欧美“双反”调查，给彼时的中国光伏企业带来了灾难性的打击，尚德、赛维、英利等行业大企业纷纷破产。 欧美国家的政策变化如同梦魇一般，始终萦绕着中国光伏产业。为避开审查，2014年起，头部企业选择借道东南亚，在当地建厂，再卖给欧美，这是光伏出海的第一阶段。 如今，欧美的新一轮审查“虽迟但到”。2023 年，欧盟对中国新能源汽车发起反补贴调查，有关对风电、光伏进行调查的说法，也是经常被提起。刚刚通过的欧盟《净零工业法案》，旨在要求40%的光伏组件由本土制造，并优先采购本地产能。这无疑将影响我国企业的竞争力和市场占有率。 美国限制中国光伏产业发展的想法已是司马昭之心。一方面，提高关税，限制进口；另一方面，大手笔扶持本土企业。 5月14日，白宫宣布在原有对华301关税基础上，对价值180亿美元的中国进口商品加征关税，太阳能电池的关税从25%提高至50%。另外，为防止借道东南亚，美国开始对东南亚四国开启反规避调查，且对东南亚四国的关税豁免权在今年6月6日到期。绕道东南亚的这条路，已经充满荆棘。 目前，晶科、隆基、天合光能等巨头在东南亚部署了至少26GW的硅片产能、60GW电池产能和近50GW组件产能，均占当地产能总量半壁江山以上，主要向美国出口。美国对东南亚加征关税，对当地光伏产业犹如一记重拳。 近期也传出，隆基、天合、阿特斯在东南亚减产停产的消息，企业股价也受到影响。 另一方面，美国通过颁布《通胀缩减法案》，向太阳能全民计划（Solar for All）拨款70亿美元，用于税收抵免、补贴和其他经济激励。 但要想获得法案中17 美分/W的补贴，必须在美国本土生产，此举明显就是要限制中国光伏企业在美国的竞争力。最为标志性的事件就是，美国光伏企业第一太阳能，虽然技术落后，组件出货量仅排在全球第十，但却跃升为世界第一大市值的光伏股。 当晶硅路线早已成为业内主流时，第一太阳能仍在坚持薄膜碲化镉路线。其转化率只有19.7%，而中国晶硅产品的转化效率已经超过24%。 巨额补贴和政策支持下，第一太阳能在2023年豪赚8.31亿美元，其中的6.6亿美元来自补贴。今年一季度，其收入达到7.94亿美元，增长45%，净利润2.4亿美元，飙升4.6倍。 中国光伏企业已经开始了无限内卷模式，组件企业毛利率下滑到15%左右，而美国第一太阳能高达43.6%。这就是人为制造贸易壁垒带来的冰火不同天。 借助政府补贴，美国本土光伏产能急速扩张，组件产能在2022年底仅8GW，2023年增长超60%，达到13GW以上，还有近20GW在建，加上已宣布的80GW以及拟扩建的4.45GW，仅组件到2026年就可能达到120GW，接近目前的10倍。 到那时，美国几乎可以摆脱对外界的依赖。 欧美频频设置障碍，其最终的目标是由自己的企业独占市场。在这种极端的利益考虑的情况下，中国企业再将欧美视作战略出口地区已经不合时宜。转向中东等新兴市场，正逢其时。 三、进军中东 丰富的油气资源让很多人忽视了，中东世界其实也拥有全世界顶级的光照资源。 中东的太阳能资源，和石油一样得天独厚。比如，沙特年均光照强度为2200～2400 kwh/㎡，而我国大部分地区仅1400～1600 kwh/㎡。首都利雅得年均有3225小时的日照，在全球各大城市中排名第七。 中东地区的气候以热带沙漠为主，几乎所有地区的太阳能辐射能量都非常高。这种级别的太阳能在全球也仅有撒哈拉沙漠、智利北部和澳大利亚的局部地区存在。可以说，阿拉伯世界是开发太阳能的天然沃土。 近两年来，中国光伏产品加速进入中东。2022～2023 年，我国对中东和北非的光伏组件出口连续突破10GW，尤其是沙特、阿联酋两个国家增长迅速。以沙特为例，我国2022年对该国的光伏组件出口额是3.1 亿美元，后一年就达到13.4亿美元，暴增3倍多，沙特也成为中国组件第六大出口国。 2023年以来，一波波的考察团从中国出发前往中东寻找投资机会，在清洁能源、电力方面投资需求旺盛的中东世界，成为中国光伏的新突破口。 TCL中环、天合光能已经于去年决定赴沙特建厂。2023年5月，TCL中环与沙特Vision Industries（愿景工业）达成战略合作，计划成立合资公司建设光伏工厂。 协鑫科技已经在布局海外硅料厂，并和沙特方面就开设首个海外硅料厂进行了深入谈判。协鑫计划未来一半的硅料产能将来自海外。 此外，中国能建招揽下了沙特阿尔舒巴赫2.6GW伏电站项目的承建权，这是全球在建单体最大的光伏电站项目。占地53平方公里，比北京西城区的面积还要大，加上81万多根桩基，500多万片光伏面板，如此庞大的规模，卫星云图上都能看到。 该项目采用全球当前最先进的N型双面光伏组件、平单轴自动跟踪式支架，同时也带动了中国设备、中国技术“出海”。例如光伏支架龙头中信博就负责为其提供1.5 GW天际Ⅱ跟踪系统。 此外，隆基、晶科等都已在中东地区签下了数个供应大单，振江股份等零部件供应商也谋划在当地成立全资子公司，逆变器龙头正泰电器、阳光电源在中东市场也有所斩获。 来到2024年，中国光伏进军中东地区的势头不减。今年4月，我国向中东出口组件 2.3GW，同比增加142%，1～4 月累计出口约 10.3GW，同比大增188%，其中沙特4月份就购买了1.4GW，占亚太市场的59%。 凭借巨大的产能，领先的技术和效率，中国光伏在中东大有可为，这是一次大规模供给与大规模需求之间的双向奔赴。

6月18日，中华人民共和国副总理丁薛祥和欧盟委员会常务副主席舍夫乔维奇在比利时布鲁塞尔主持了第五次中欧高级别环境与气候对话，双方一致同意深化绿色合作，但谈判结果显示：分歧难以轻松化解。 丁薛祥指出，中欧在绿色转型方面有广泛的共同利益和广阔的合作空间，双方应充分利用高层对话机制，求同存异，保持环境和气候合作的积极势头，深化中欧绿色伙伴关系。 同时丁薛祥强调，电动汽车是绿色低碳能源转型的标志性产品，欧盟计划对进口的中国电动汽车征收额外关税是“典型的保护主义行为”。 “这不利于欧盟的绿色转型，也会破坏全球气候变化合作，”他希望欧盟增强其环保、气候及经贸合作政策的一致性，避免因经济和贸易摩擦而延误绿色转型进程，呼吁不要建立干扰正常经贸合作的绿色壁垒。 舍夫乔维奇表示：气候变化、污染、生物多样性丧失和荒漠化等相互关联的挑战对我们的经济和社会稳定以及粮食安全构成严重威胁。重要的是要继续共同努力，解决这些对跨国和全球影响日益严重的问题，欧盟高度重视电动汽车产业的发展，愿通过对话妥善处理与中国的分歧。 6月12日，欧盟委员会发布公告称，如无法与中方达成解决方案，针对从中国进口的电动汽车征收临时反补贴税的方案将于7月4日起实施，比亚迪、吉利和上汽集团将分别加征17.4%、20%和38.1%的反补贴税；对参与调查但未被抽样的电动汽车制造商平均加征21%的反补贴税；未配合调查的电动汽车制造商将被加征38.1%的反补贴税。 根据欧洲汽车工业协会提供的数据显示：去年欧盟出口中国的电动车数量为11499辆，价值不到9亿欧元，而中国出口到欧盟的电动车数量为43.8万辆，价值近100亿欧元。2023年产自中国的电动车占据了欧盟电动车市场21.7%份额，其中中国品牌电动车占据7.6%份额。 欧盟指责中国政府的补贴导致廉价产品充斥欧洲市场，削弱了当地竞争对手的竞争力。欧盟还对中国光伏和风机制造商展开了反补贴调查，并利用碳边境调节机制和电池法案提高碳壁垒。 尽管我国对欧盟即将征收的电动汽车关税感到不满，但这一冲突并未在周二的对话中得到解决，第五次中欧高级别环境与气候对话官方声明承认“欧盟和中国在某些方面意见不一致。” 根据《联合国气候变化框架公约》第3.5条，气候变化减缓措施不应成为“对国际贸易的伪装限制”或涉及“武断和不合理的歧视”。 此外，中欧此次会晤是 COP29 会议举办前的达成气候合作重要一步，特别是气候融资问题迫在眉睫。 双方表示支持阿塞拜疆担任《联合国气候变化框架公约》缔约方会议主席国的优先事项，即通过气候融资新集体量化目标（NCQG）和在《巴黎协定》第6条谈判方面取得进展。 然而，欧盟一直在说服我国为较贫穷国家提供气候资金，最近，在德国波恩举行的气候会议上，欧盟和其他发达国家花了两周时间寻求将中国和其他富裕的高排放国家纳入气候融资贡献者的提供者行列，但未能成功。 根据《联合国气候变化框架公约》的“共同但有区别的责任”原则，发达国家应对气候变化负更多责任，并提供资金和技术支持。并且作为世界上最大的发展中国家，我国为南方国家提供了大量低碳产品，帮助这些国家实现能源转型，这些努力已经显示了中国在全球气候治理中的担当。 值得注意的是，会议期间生态环境部部长黄润秋同胡克斯特拉签署了中欧《加强碳排放权交易合作谅解备忘录》，共同致力于促进碳定价作为气候中和经济的有效工具。

6月27日晚间，三峡能源发布公告称，拟投资建设内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目（下称“库布齐基地项目”），共建设光伏800万千瓦、风电400万千瓦、光热20万千瓦，配套煤电项目400万千瓦及新型储能500万千瓦时。据介绍，三峡能源计划在库布齐基地项目动态投资金额797.92亿元，其中，项目资本金占投资金额的20%，为159.59亿元，由股东按照持股比例出资；项目建设所需其余资金将通过银行贷款、融资租赁等方式解决。目前库布齐基地光伏项目已完成备案，风电项目已完成核准，光热项目已完成备案，煤电项目已纳规、已完成核准，但上述项目仍需办理林（草）地使用许可等前期手续，各电源前期手续正在有序推进办理。据了解，库布齐基地项目的投资主体为三峡能源间接的控股公司内蒙古三峡蒙能能源有限公司（下称“三峡蒙能公司”）。三峡蒙能公司股东为三峡陆上新能源投资有限公司、内蒙古能源集团有限公司，持股比例分别为56%、44%。其中三峡陆上新能源投资有限公司系三峡能源控股子公司，三峡能源持有其34%股权。库布齐基地项目是国家发改委、国家能源局主导策划并积极推动的国家重大工程，项目创新了大型风电光伏基地组织形式，探索推动“风光火储”多能互补技术创新、煤电 与新能源联营模式创新，统筹了生态、发展和安全，能够实现清洁能源大规模开发、高比例外送消纳。结合国家发改委关于“沙戈荒”外送基地新能源、调节性电源、输电通道同步建成、同步运营的要求及工作推进情况，库布齐基地煤电项目计划于2024年9月开工建设，预计将于2027年6月全容量并网发电，风电、光伏、光热项目与储能项目建设进度将根据煤电、外送通道进度适时调整。库布齐基地项目电能拟通过已纳规的蒙西-京津冀±800千伏特高压直流输电工程外送至京津冀地区消纳；综合考虑送端资源特性和受端负荷需求，合理设计送电曲线，通道可再生能源电量占比不低于50%，新能源发电利用率不低于90%，满足送电指标要求。近年来，三峡能源积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，三峡能源投资与新能源是业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。“十四五”期间，三峡能源预计平均每年投产装机规模不低于500万千瓦，2023年新增装机规 模突破1350万千瓦，总装机规模突破4000万千瓦。据三峡能源最新公告，项目的实施将为公司建立及巩固差异化发展优势提供关键路径，为打造更多“风光三峡”提供有力支撑，有利于进一步扩大公司业务规模，提升行业地位，增强综合实力。

看到一则新闻，国网浙江电力公司代理的工商业用户7月份购电价格显示，峰谷价差进一步拉大，最大峰谷差1.09元/度，而6月份峰谷价差仅为0.79元/度，利好浙江工商业储能。 这是因为今年初的浙江电价政策文件，规定7月份尖段和峰段电价上浮导致。 浙江的工商业峰谷价差和“两充两放”时段，对工商业储能一直是全国最友好的。这也导致了浙江优质的工商业项目，陷入某种红海竞争的格局。 一些浙江的工商业企业主说：最近一年，储能这个词已经被各路人马反复提及了，原来搞售电的，卖节能设备的，做能耗平台的，光伏渠道的，甚至做财税服务的，做企业ERP的，纷纷过来宣传。 从成本端来看，在占据70%左右成本的电芯和电池模组基本报价一致的情况下，储能系统成本基本透明，系统集成商围绕30%成本占比的BMS、PCS、EMS、消防部件的竞争，已经卷上加卷。 从销售端来看，业主被几波甚至几十波的销售人员不断宣传，提出了更为苛刻的合同条件，在合同周期、分润比例、质保、维护、消防审批等方面反复比较，甚至比较完以后选择自行投资。 当然，有人说，不管项目对投资方是不是友好，至少设备商、渠道商、安装商做了项目，有了现金流，好歹能保本活下去。 像极了当下的电动汽车产业。 其实一些项目已经出现了某些环节的亏损，用亏损换取现金流，甚至极少数项目出现了以次充好，安装质量下降等问题。 其实这就是一种内卷化趋势。 所谓内卷，就是在边际效率无法提高的情况下，通过对边际成本的极限压榨，去获得生存的机会。 在农业机械化、化肥、滴灌这些科技革命之前，中国封建农业就处于这种高度的内卷化状态，最后的结果就是：靠天吃饭。 风调雨顺的季节，大部分最底层农民能够不饿死并繁衍后代，吃饱都是幻想；一旦出现天灾，人口增长+农业减产两个因素一叠加，由饥荒演化的民变就成为朝代更替的系统动力。 储能某种程度的内卷化，最后的结果就是：大家饿不死，靠天吃饭。 这个天，就是国网代理购电价格+电价政策。 天的不确定在于： 1、国网只是电力市场里的一个售电商，而且随着电力市场化的进展，国网代理购电的工商业企业电量将逐步减少，所以国网代理购电价格的指标意义将逐步减少。 2、工商业企业逐步与售电公司签订协议，每家售电公司的总加负荷曲线都会呈现差异，售电公司未来在发达的现货市场，将采取更为个性化的售电合同去分摊风险。 3、电价政策只是过渡，无论是时段，还是每个时段的浮动比例，电力市场化的意义就是对市场化交易的用户，逐步取消指导性电价政策。 4、无论是电价政策、国网代理购电价格，还是售电公司的灵活零售价格策略，零售电价的宏观波动，本质上是对宏观供需关系的反应，无非反应的快慢问题，而这个宏观供需本身就是一个负反馈系统的结果。 市场经济学的基本原理是：在没有外部干预的情况下，充分竞争的市场总会进入某种动态平衡，使得所有进入者取得平均利润，而竞争力较弱的进入者，其获得收益低于平均利润率，导致其逐步无利可图而退出市场。 所以很有可能是这样一个结果： 从负荷侧的反馈回路看：电力时段性需求增加，零售侧时段性电价增长，导致零售侧负荷管理+分布式储能投资，抑制需求增加，进而导致价格降低。 所以发改委的电价政策，也是动态调整并逐步与市场挂钩，逐步取消。 工商业储能在局部的市场里，形成局部均衡，并且头部效应显现：能具备规模化的负荷侧调节能力的一方，能够取得较高的收益能力。 而工商业储能的调节容量，远不如负荷本身，所以决定了它只能被动接受，或者主动参与负荷的联合调节，才能取得最佳收益。 这就是我的核心观点： 未来不具备负荷侧综合管理能力的工商业储能项目，都会很被动。 储能项目的长期收益率，是由负荷侧整体的资源管理能力决定，而不是储能本身，或者简单的锁定一个零售电价。 无论是发电集团，抑或是现在的民营储能投资商，目前都沉醉于“短平快”，高度内卷化的储能项目争夺，并没有心思去真正建立负荷侧资源综合运营能力。 反过来看，如果没有这个能力，甚至在这个高度竞争的市场上，连储能项目都拿不到。 所以要实现工商业储能的反内卷，只能做“升维竞争”，比储能高一个维度的，是微电网的运营管理，比微电网更高一个维度的，是区域虚拟化资源综合运营，虚拟电厂也是在这个维度。 只能坚持长期主义，以技术+管理，实现负荷侧资源的综合运营，才能走出红海。 正因为这个能力稀缺，所以才决定了未来的胜负。

6月26日，由中国能建数科集团联合山东国惠共同投资的3060MW储能基地启动，建成后将成为世界最大体量新型储能基地、世界最大规模盐矿定制造腔储能基地和世界首台（套）单机功率600MW级压缩空气储能电站。 而据储能与电力市场的不完全统计，仅2024年上半年，就已有25个压缩空气储能项目启动，中能建、中电建、中储国能、华能等14个项目取得实际进展（招标/在建/投运），总规模4.71GW/23.2GWh，更有2个300MW级压缩空气储能项目投运，业主分别为能建数科、中储国能。 压缩空气储能项目的开发明显提速，由于其单个项目装机容量大，因此规模优势也逐渐显现。以下是一组项目进展数据： 项目进展：共27个项目9.58GW/34.85GWh项目公示，其中处于设备招采/在建/投运等实际进展的项目14个，总规模4.71GW/23.2GWh。 分布区域：共有12个省份布局压缩空气储能项目，涉及20个市。陕西、湖北、甘肃三地，处于签约、可研等前期阶段的项目，装机总规模最大；山东、江苏、陕西三地，处于招采、在建、并网等实际进展阶段的项目，装机总规模最大。 业主分布：以中能建项目装机总规模最大，另有中电建、华能、中储国能、国家电投、江苏国信、吉能国际、水发集团、中矿岩土、大唐、豫资集团、中国绿发12家企业入局压缩空气。 项目技术：大多采用盐穴储存压缩空气的方式，此外还有人工硐室储存、液态压缩空气等。 ，2024年至今，共27个压缩空气储能项目进行公示，规模总计8.98GW/32.45GWh，其中处于设备招采/在建/投运等实际进展阶段的项目共14个，总规模4.71GW/23.2GWh。处于签约/可研等前期阶段的项目13个，总规模4.87GW/11.65GWh。 其中，在今年4月份，湖北应城和山东泰安两个300MW压缩空气储能电站相继建成并网，一举贡献了3.3GWh储能容量，占到该月储能新增并网规模的62%，成为4月份中国储能并网的最大亮点，也在一定程度上体现了压缩空气储能项目的规模效应。 这两个项目分别为湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站示范工程，规模300MW/1500MWh；山东肥城压缩空气储能电站项目（二期），规模300MW/1800MWh。这两个项目的投运，助推着中国新型储能项目单体规模朝着GWh迈进。同时，鄂鲁两大项目相继投产，也标志着300MW级大型压缩空气项目开始进入落地应用阶段。随着技术和项目经验不断成熟，压缩空气储能电站的建设周期将缩短，有望成为国内储能装机容量重要的贡献力量。 中能建为最大主力军 中电建、华能、中储国能领衔 25个压缩空气储能项目共涉及业主12个，其中9个项目业主均为中能建，中能建是我国压缩空气储能项目建设的最大主力军。其压缩空气储能项目总规模达3.16GW/5.10GWh，其中2.31GW处于前期阶段。 从项目的推进来看，中能建全资子公司中能建数字科技集团有限公司（以下简称“能建数科”）300MW级压缩空气储能系统技术已经成熟，4月份率先并网的湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站示范工程即由能建数科提供全部技术及设备支持。 中电建、华能、中储国能也是建设压缩空气储能项目的重要力量，其压缩空气储能项目总规模分别为1.3GW/6.4GWh、1.05GW/3.8GWh、1.2GW/5.4GWh。 12个省份均有布局以陕西、江苏、湖北、山东、甘肃为主 从项目区域分布上看，2024年共有12个省份布局压缩空气储能项目，涉及20个市。其中湖北应城、山东肥城率先实现300MW级项目并网。 14个实际进展的项目中，山东、江苏、陕西规模最大，分别为：1.25GW/6.8GWh、1.2GW/5.05GWh、750MW/3.5GWh。 此外，各地仍有11个项目共4.27GW项目开启前期阶段（签约、可研等）。陕西、湖北、甘肃三地的规模最大，分别为1050MW/4200MWh、950MW/3000MWh、660MW。项目技术上，目前的压缩空气储能项目大多采用盐穴储存压缩空气的方式，此外还有人工硐室储存、液态压缩空气储存等。 甘肃酒泉玉门300MW压缩空气储能电站示范工程是全球首台（套）300兆瓦级人工硐室压缩空气储能项目，是以人工硐室为储气库的非补燃式300MW压缩空气储能技术在全球范围内的首次工程示范。 中国绿发投建的青海省60MW/600MWh液态空气储能示范项目为世界规模最大的液态压缩空气储能示范项目，储能时长10h，配建光伏250MW、110千伏升压站1座，已于去年7月1日开工建设。

新能源汽车正在加速席卷全球。2023年世界汽车销量8918万台，其中新能源汽车销量1428万台，新能源车渗透率达到了22%。而在中国，最新的新能源渗透率已经超过了50%，买燃油车成了少数派。 都说新能源汽车环保，到底有多环保？ 零排放是最直观的优势，如果考虑到整车制造、使用和报废回收的全生命周期三大阶段，几乎所有研究都认为：燃油车的生命周期碳排放，大约是纯电汽车的1.5倍。 更关键的是，随着清洁电力的比例提高、氢能的快速普及，新能源汽车的环保优势还将继续扩大。 开得越远，新能源汽车减碳越多 汽车，一向是碳排放大户。据统计，汽车占中国交通领域碳排放 80% 以上，占全社会碳排放 7.5% 左右。 根据中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》，预计我国汽车产业碳排放将于2028 年左右达到峰值。到2035 年，碳排放总量较峰值将下降 20% 以上。 从使用环节来看，新能源汽车无疑具有减碳优势。 国网山东省电力公司有研究计算，一辆电动汽车行驶百公里减少的碳排放为9.78 kg。 怎么算出来的？燃油车百公里产生的二氧化碳为 19.75 kg，以华北电网碳排放因子为基准，纯电汽车百公里产生的二氧化碳量为 9.97 kg，二者相差9.78 kg。 《科学》上有文章指出，以600万辆常用电动车、月度行程1 000 km的规模估算，每年纯电汽车使用环节减少的碳排放可达到704.16万吨——相当于近100万人的碳排放总量。 在新能源汽车中，纯电汽车的减碳效果更好。华北电力大学有研究显示，相比于燃油车，纯电汽车和插电式混动汽车二氧化碳排放量分别减少了21.38%、5.40%。 也就是说，开得越远，新能源汽车减碳越多。《中国汽车低碳行动计划研究报告（2021）》数据显示，中国乘用车全产业链74%的碳排放来自汽车的使用环节。 具体来说，不同燃料类型乘用车的碳排放呈现较大差异，柴油车＞汽油车＞插电式混合动力车＞常规混合动力车＞纯电动汽车。 从全生命周期来看，纯电汽车更环保 碳排放并不只在汽车行驶过程中产生，从原材料的获取、制造装配、运行使用、关键部件二次利用直至报废回收，碳足迹在每个环节都在产生。 其中主要包括：整车制造、使用和报废回收三大阶段。几乎所有研究都认为：在全生命周期内，纯电汽车碳排放明显低于燃油车。 低多少？在巴西，有研究表明，纯电汽车的生命周期碳排放为每公里151g，而燃油车为291g，几乎是前者的2倍。美国的一份研究表明，燃油车的生命周期碳排放为每公里260g，是纯电汽车的180g的近1.5倍。 拆分到每个具体环节，纯电汽车碳排放优势不等。 比如在整车制造环节，《汽车工程学报》指出，纯电汽车的碳排放一般比燃油车高。主要原因是电池，锂电池制造过程中相比于内燃机有较高的碳排放。 但如果将使用环节和最终报废回收环节考虑在内的全生命周期评价里，纯电汽车的碳排放明显低于燃油车。 “要从汽车全生命周期的角度，去测算排放了多少碳。”博世中国区可持续发展新业务战略总监徐迹博士告诉我们，如果是燃油车，一直在消耗燃油，排放量肯定会越来越高；如果是清洁能源车，即使当下不是100%都用绿电，但随之绿电持续替换，在它的生命周期里，消费的碳也会越来越少。 随着中国清洁电力占比的逐步提升，未来电动汽车的碳排放只会进一步走低，环保优势也就更大。 最后是下游的报废回收环节。这一环节的碳排放约占全生命周期总碳排放的4.5%。 合理使用退役电池，完全可以做到更低碳、更环保。有研究显示，与不回收情况相比，完全回收情况下，纯电汽车生产阶段碳排放下降高达34%。 当前中国的电池回收正在起步。中国电池工业协会统计数据显示，截至2023年10月末，国内已有162家汽车生产企业和77家动力电池梯次利用企业，共设立动力电池回收服务网点10507个。 未来，徐迹认为，电池回收不是企业一己之力可以实现的，因为一个企业如果要实现全链条的所有产品的回收，需要太大的投入，电池回收需要政府、行业等大的社会环境一起协同。 如果提高清洁电力比例，还能更环保 关于纯电汽车的一个常见质疑是：尽管排放小了，但从电能来源来看，中国以火力发电为主，中国的煤炭占电力能源总量的81%，尽管发动机不烧燃油，用电本身，也许就会让纯电汽车造成更多的煤炭消耗。 其实这纯属误解，在当前的电力结构下，从减少能耗的角度来看，纯电汽车也远远强于燃油车。 上海大学有研究表明，在中国的电力结构下，燃油车的全生命周期能源消耗量是最大的，而纯电汽车比燃油车的能耗降低了42%，插电式混合动力车也有类似的环保效果。 如果清洁电力越来越多，纯电汽车的能耗无疑也能越来越低，拉大与燃油车能耗的差距。 中国电力已经有三成以上是清洁电力。2023年数据显示，火电全年发电量62318亿千瓦时，占中国当年发电总量的69.95%。最关键的是，清洁电力的新增装机规模持续高速发展，已经超越火电，也就是说越来越多的电是清洁电力。 按照顶层规划，到2030年碳达峰，中国非化石能源消费比重达到25%左右；2060年实现碳中和时，中国非化石能源消费占比需从目前不足16%提升至80%以上，非化石能源发电量需从目前的34%提升至90%左右。 今年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》。其中提到，要加大非化石能源开发力度，加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地；合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用；有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能，统筹推进氢能发展。 世界范围内，火电、天然气、水电，分别是发电的三大来源，清洁能源比例也会继续上升。 国际能源署（IEA）2023 年发布的《2050 净零排放路线图》所描述的 2050 年全球发电结构为：光伏（41%）、风电（31%）、水电（11%）、核电（8%）、生物质能（4%）、氢能（2%），其他（5%）。 向终极能源氢能进发 电动汽车赛道已经人满为患，再加上电力结构的限制，让一些国家决定另辟蹊径，向氢能进发。 氢能源在燃烧过程中的热值是天然气的2.5倍，是汽油的3.2倍，同时其燃烧后的产物除了水之外并无它物，碳排放为0，具有绝对的清洁、环保、高热值等特点，被称为“21世纪的终极能源”。 “电动汽车不是实现碳中和的唯一途径。”丰田汽车掌门人丰田章男认为，日本汽车工业的优势在于对电动、氢能和混合动力等多样性技术的发展。 据报道，日本至今掌握的相关专利技术超过5000个，包括燃料电池堆专利、高压储氢罐专利、燃料电池系统控制专利以及加氢站技术专利等，位列全球第一。世界70%的氢燃料汽车技术专利都掌握在日本公司手里，光丰田车企的专利就已经达6000多项，占到了全球相关专利的一半。徐迹对我们说，氢能完全不产生碳排，这当然是最优的解决方案，但也需要持续探索。其一是需要很多技术攻坚，在实际生产过程中有很多东西需要配套跟上；其二是经济性，需要很多基础设施的积累，商业化还需要一定的时间。 例如氢能运输。氢能的高度易燃与腐蚀金属等特性，使其在生产、储存和运输过程中需要特殊安全措施，但氢能储运技术尚不成熟。氢能的能量密度低，这意味着它比化石燃料占用更多的空间，使其在储存和运输方面面临挑战。近年，中国越来越重视氢能产业。近日，挪威睿咨得能源公司发布报告称，中国已成为全球最大的产氢国和氢气消费国，预计到2024年底，中国将安装约2.5千兆瓦的制氢用电解槽，进一步巩固其在全球氢能市场的领导地位。据统计，全球累计已经建成加氢站达到1152座，其中中国累计建成加氢站428座，居世界第一，中国已有30个省市有加氢站。中国工信部指导、中国汽车工程学会修订编制的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》相关规划显示，到2025年，中国加氢站的建设目标为至少1000座；到2035年，加氢站的建设目标为至少5000座。2023年，中国氢燃料电池汽车产销量分别达到5600和5800辆，同比增长55.3%和72.0%。中国石化销售公司新能源管理部副经理周金广说，中国氢能汽车目前大概有2.1万辆，同时，氢燃料电池汽车的成本也在快速下降，为氢能交通的发展奠定了非常好的基础。总而言之，不论从广义的全生命周期还是狭义的排放角度看，新能源汽车的碳排放都是低于燃油车的。随着 可再生能源发电的比例提高、氢能的快速普及，新能源汽车的环保优势还将继续扩大。

今年，仍是可再生能源行业发展的艰难一年。 据路透社的报道，今年以来欧洲多国批发电力市场出现了史无前例的负电价现象。其中，在德国的电力现货市场，今年4月出现了50个小时的负电价时段，5月负电价时段增长到了78小时。而在瑞典，今年1月至5月总共出现了668小时的负电价时段，较2023年同比增长超200%。 负电价现象频发，再加上原材料成本的上涨以及供应链出现的种种问题，可再生能源行业正面临着严峻挑战。 纷纷“退烧” 可再生能源行业困境之下，碳中和“发烧友”们正在纷纷“退烧”。 根据英国《金融时报》报道，近日，欧洲最大可再生能源生产商Statkraft正计划进行产业调整，缩减在风能以及太阳能发电厂方面的计划。 据了解，Statkraft准备把之前2026年开始每年安装2.5-3GW的陆上风电、太阳能发电项目，削减为每年安装2-2.5GW，并从2030年起每年安装4GW。在海上风电方面，Statkraft已经将目标从原来的10GW下调至6-8GW。 除风电和太阳能之外，氢能同样面临发展困境。据悉，Statkraft已将2030年实现2GW的氢能目标下调至1-2GW，并将目标期限推迟至2035年。 与此同时，由于“市场的发展和结构化比一年前预想的要慢”，法国的Engie公司也已将其开发4GW氢能项目的目标从2030年推迟到2035年。 据媒体报道，近日能源巨头英国石油（BP）也暂停了新的海上风电项目。 多位消息人士表示，这些举措是新CEO奥金克洛斯（MurrayAuchincloss）决定的一部分，公司计划放缓对大规模低碳项目（尤其是海上风电项目）的投资，内部预计这些项目在几年内都不会产生现金。 据消息人士称，BP已经将数十名负责探索可再生能源机会的人员分配给了现有的项目。BP可再生能源和天然气部门负责人Anja-IsabelDotzenrath也在今年四月辞职，两名消息人士称，接任的WilliamLin预计将更加关注天然气业务。 由于市场竞争加剧，多年投资布局收益甚微，壳牌也对其风电业务做出了调整。 自2017年加入海上风电市场以来，壳牌每年在该领域持续亏损。在此背景之下，壳牌的现任首席执行官WaelSawan强调投资回报和利润的重要性，并在去年推出了旨在减少30亿美元支出的成本节约计划。 近日，壳牌宣布计划在其离岸风电业务部门进行裁员。据悉，裁员计划是壳牌调整其可再生能源战略的一部分，旨在优化运营效率并减少开支。 今年3月，壳牌放弃了2035年的温室气体减排目标，WaelSawan将此归咎于“能源转型的形式和不同国家的发展速度”的不确定性。同时，壳牌还退出了韩国的海上风电项目，并出售了其在美国的部分可再生能源项目股权。 “退烧”现象并不仅仅出现在可再生能源领域。 今年4月，联合利华宣布将取消减少塑料污染和保护生物多样性的旗舰目标。新上任的首席执行官海因-舒马赫（HeinSchumacher）表示，在某些情况下，集团“根本没有做好准备”。5月21日，联合利华正式更新其碳行动过渡计划（CTAP），以反映向短期措施的转变，而不是设定不切实际的长期目标。 未来堪忧 在最近一次面向投资者的演讲中，BP前首席执行官约翰·布朗勋爵敦促他们考虑伊索寓言中骑士在和平时期停止喂马，结果在战争来临时发现马已瘸了的故事。 寓言中的士兵代表那些在气候行动上退缩的公司，这些公司在气候危机日益严重的情况下，为所有相关方带来了更大的长期风险。 他表示：“这个故事提醒我们，如果我们希望某样东西能更长久地为我们服务，就需要不断地照顾它。现实是，我们在平衡公司行为与社会和地球的利益方面做得很差。然而，迫切需要这样做的必要性并未减少。” General Atlantic Beyond NetZero基金主席布朗也表示：今年，各行各业的企业领导人都承认，他们无法实现几年前制定的温室气体排放目标。 过去一年里，由于经济低迷、越来越多的大型企业未能实现减排目标，甚至直接选择放弃。 今年3月，包括微软、联合利华和巴西肉类加工企业JBS在内的数百家公司被全球企业气候目标标准制定者“科学目标倡议”（Science-BasedTargetsInitiative）从验证程序中除名。监督机构发现，这些公司未能像几年前承诺的那样，制定出具备足够意义的目标。 荷兰资产管理公司Robeco的可持续投资研究主管瑞秋·惠特克（RachelWhittaker）表示，许多公司在设定目标时并没有意识到要实现这些目标需要付出多少努力。 不仅是企业，许多政府也同样难以实现气候目标。 据路透社消息，今年4月苏格兰取消了到2030年将气候破坏性温室气体排放量减少75%的目标，并将责任归咎于英国中央政府，但表示仍打算实现2045年净零排放目标。 6月3日，德国政府的气候顾问们表示，德国很可能无法实现2030年的温室气体排放目标。这与今年3月德国气候保护部长罗伯特·哈贝克（RobertHabeck）“德国在2023年排放量下降10%之后，首次有望实现气候目标”的预测大相径庭。 在某些行业，技术受限被认为是阻碍可持续发展的重要因素。 罗氏公司首席可持续发展官BarendvanBergen表示，以清洁方式为建筑物供暖和为生产流程供电对这家瑞士医疗保健集团来说仍然是一项“挑战”。该公司的工程师和供应商正在探索生物质、沼气和其他燃料的潜力。 清洁能源的供应是另一个问题。国际能源署今年警告称，政策的不确定性、电网基础设施的投资缺口以及获得许可方面的障碍，正在破坏全球可再生能源能力的推广。 美国金佰利公司（Kimberly-Clark）表示，“长期的电网延误”正在减缓其向清洁能源的转型。这可能使其到2030年仅靠可再生能源为英国生产设施供电的目标更加难以实现。 该公司被告知，直到2037年才有可能为其位于英格兰西北部Barrow-in-Furness的工厂计划中的太阳能项目并网发电。

有次参加虚拟电厂的一个业务讨论会，我的观点是： 虚拟电厂是负荷侧的资源聚合，并参与电网、电力市场的互动，更多的是非实时、配网为主、调峰需求，没必要所有的资源都按照大机组的要求接入AGC。 与会的另一位专家，则提出了针锋相对的观点： 虚拟电厂机组资源，应该以省调的调度需求为优先，机组的考核和机组的接入条件也应该满足省调要求，必须要接入AGC。 可以说：这位专家代表了省级调度部门的意见。 虚拟电厂的建设思路上，也明显出现了以负荷资源聚合为主导，还是以调度控制为优先的两种思路。 从表面看，这是电网营销部门，和电网省级调度部门，两大强势专业对虚拟电厂的业务的理解差异，某种程度也可以说是“营销-调度”的业务之争。 再进一步看，无论是分布式资源，还是可调节负荷，所有虚拟电厂相关的资源都是在地-县-园区层面的，在电网最末端的资源。 这里也隐含了省-地两级的电力相关部门，对虚拟电厂业务的理解不同，也可以说是“省-地”的管理关系，甚至引发出“电网-地方政府”的关系问题。 比如这份2024年6月发布的，深圳市发改委发布的《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》的通知。 这份文件是以深圳市发改委的名义发布的，而且，收文单位是： 各区政府、大鹏新区管委会、深汕特别合作区管委会、前海管理局、各有关单位。 是的，你没看错，这里居然没有南方电网公司， 或者说南网只是“各有关单位”而已。 我们再看这个文件的内容： 支持虚拟电厂技术开发、鼓励虚拟电厂关键设备量产、提升车网互动能力、推动光伏、楼宇需求响应、园区智慧用电、新型储能、加快资源聚集和响应。 文件涉及了：上游的关键技术产品，到中游的资源开发、设备投资、智慧用电提升，再到下游虚拟电厂交易实施的工作开展。 从管理权来看，是虚拟电厂所涉及的方方面面，都是负荷侧，也就是电网最后一公里的“表后业务”，本来就涉及各类园区、企业，甚至关系千家万户，在法律层面是政府的工作，并不完全在电网公司的管辖范围内。 这个并不完全，是指：电网公司一般负责的是“表前”公共配电网建设、运营、管理，以及对电表的计量、电价、电费管理。由于需求侧对电网的安全稳定有巨大的影响，所以电网企业对“表后业务”有参与管理的需要，对部分业务有知情权和审批权（比如分布式光伏并网审批、分布式储能项目的备案审批等），并且“部分”的（在获得政府默认授权的前提下）代表政府行使“用电管理”的权力。 从文件立意来看，深圳的这份文件，实际上跳出了电网公司内部的“营销-调度”或者“省调-地市公司”的视角，而是从未来零碳城市发展的视角， 将虚拟电厂作为一个城市的新兴产业板块进行战略定位。 并且牵引出充电桩、储能、园区智慧用电、分布式智能控制等很多相关行业发展。甚至可以认为，在这个维度上，是不是叫做“虚拟电厂”已经不重要了， 本质上是城市级分布式能源与分布式资源整体发展战略。 从这个角度，电网公司只是这个产业链的一部分，甚至只是“有关单位”。 打个不恰当的比喻： 电网是“路”，分布式资源是“车”，地方政府是想打造“智能电商和快递”产业链，路和电商相关，快递交过路费即可。 再进一步说，现在很多地方政府，都想把新能源作为“第二房地产”，比如前年开始的“光伏整县开发”模式。 但是实际效果并不理想，这是因为简单的“光伏资源”换“项目投资+制造业产能落地”，面对产能过剩、部分地区光伏装机过剩、中午谷电价格等多重不利因素，并不能根本上解决地方政府的新兴产业发展需求。 而深圳的这个文件，代表了“更高一个维度”的产业发展思维，不再是简单的“资源换投资、资源换制造”，而是 以虚拟电厂这个点为抓手，串联起用电服务、智能装备制造、储能投资、智慧园区、车网互动等多条线，最终形成城市分布式能源（资源）的整体产业板块和生态。 其实，电网公司的“能源互联网企业”或者“新型电力系统产业生态”的发展目标，也志在于此，只是政府和企业的视角不同，所能形成的产业推动力也不同。 个人认为，理想的情况应该是：政府-电网共同形成开放的生态和政策驱动力。 而一个欣欣向荣的产业生态，反过来也能推动电网企业的战略更好地前进，而不是相互制约，纠结于所谓的“话语权”之争。 能源互联网和互联网一样，利他、开放、协作、共赢是基础，也是繁荣的保证。

伟大的胜利，终究需要对手来认定。比如电动车关税壁垒，某种意义上，正是对中国新能源汽车工业另类“嘉奖”。翻开历史书，产业权力的更迭从无侥幸，唯有持续的被围剿与反围剿，直至新秩序落定。这一轮中国汽车工业的崛起，已不仅仅是一重恢宏叙事，在消费侧我们得以看到：比亚迪2024年3月首次跻身全球车企销量榜的TOP6。这意味着，仅仅过去不到两年的时间，国产车企便从十名开外跻身全球一线车企。不止比亚迪，吉利、长安、埃安、理想等一众中国新能源新旧势力，均杀入了TOP20榜单。显然，这是属于中国汽车工业一次从未有过的历史性机遇。它将有多大几率，利用好这个窗口期，将机遇握在手中？以史为鉴，纵贯汽车产业发展的百年历史，除了要直面贸易保护主义外，大多数曾经辉煌的企业在冲击全球TOP5时都曾折戟沉沙：从菲亚特、雪铁龙到克莱斯勒，最终都未能撼动丰田、大众、现代的行业地位，只能依靠联合（斯特兰蒂斯）才勉强挤进TOP5榜单。作为即将冲击工业皇冠的中国新能源汽车品牌，需要了解的是，那些曾经成功挑战王座的汽车品牌，究竟延循着什么样的规律和条件。 01汽车“头牌”变迁历史 1）通用超越福特广义的通用汽车最早的起源，可以追溯到1886年由威廉杜兰特和约西亚多特成立的弗林特路车公司。单论历史，甚至要早于1903年成立的福特汽车。但早期的福林特路车公司，主要致力于在投资市场押注汽车行业，从1904年收购别克汽车算起，六年间共计收购了25家汽车公司。狭义的通用汽车，则始于杜兰特二次掌印：1916年通过不断换股收购通用，原本深陷财务困局的杜兰特，重新回到通用汽车的主座之上。而在这动荡的二十年间，福特凭借着对汽车工业和制造业深刻的理解，依靠T型车一举成为世界汽车首位横跨大陆的超级霸主。但也正是因为出身不同，通用在与福特竞争时展现了独特的能力——基于工业制造业成本逻辑之上的商业设计能力：很多我们现在通行的汽车商业准则，其实都是百年前杜兰特和斯隆（接替杜兰特的通用第二任CEO）所设计的。比如耳熟能详的“价格带大单品策略”——斯隆认为对于汽车产品定价而言主要应该延循两个方面的准则，首先不同档次的产品之间应该保证足够大的价格差，从而使产品线中的车型能够保持较高的数量，维持规模效应；另一方面，价格差又不应太大，否则会在产品线中留下价格空白，被竞争对手钻空子。得益于早年间不断收购扩张的汽车品牌矩阵，通用汽 车成为了最早构建全价格带大单品覆盖的车企。 再比如，先如今通行的经销体系和汽车金融，也都是通用最早设计贯彻的。通用还是最早将经销商纳入价值链体系，取缔分销商的车企。20世纪20年代中期以前，制造商只考虑生产，然后强迫经销商进货并付款，完全不考虑经销商销售的能力。通用在明确双方权责的前提下帮助经销商完成市场渗透、库存管理，并聘请审计来协助接管销售环节，既保障了销售体系的完善，又有助于自身了解市场最前沿的消费行为。正因如此，敏锐地感知到信用消费的优劣后，通用汽车承兑公司成立，为零售和批发业务提供金融服务，降低了消费者购车门槛，成为现如今汽车行业的标配金融服务。当然在商业模式创新的同时，通用在基础应用，设计等研发环节也在持续精进投入。通用的四级研发体系中，将基础科学的重要性抬升到了商业社会中前所未有的高度，无论是热力学、空气学、材料学甚至看似与汽车行业不太相关的基础化学，通用都投入了大量的人力和财力。从乙基汽油和高压缩比发动机引领动力系统革命，再到同步啮合变速器和自动变速器引领传动系统革命，乃至前轮独立悬架引领底盘技术革命，奠定了通用汽车的技术地位。基础科学的突破为通用日后的产品设计提供了牢靠的基础，比如高硬度材料和底盘技术的积累，加之资 本运作下收购费雪车身公司的专利，封闭式车身一经问世，就成为远超T型车的“新”时代产物。曾经的王者福特，在抛弃T型车推出A型车之后，就再也没能在市场份额层面反超通用。2）丰田超越通用丰田超越通用的故事基本上已经到了家喻户晓的地步。主流的观点在于石油危机大背景下，丰田卡罗拉作为紧凑型家用轿车的先锋产品，低排量和省油的特性逐渐被主流消费市场所接纳和认可，最终成为日本汽车进入全球的敲门砖。日本汽车联盟的建立，让小范围定制化车型通向了多元化的大市场，从陆巡到皇冠，从北美欧洲到拉丁美洲，日本汽车联盟的几乎所有产品在彼时都实现了规模最优的成本优势。丰田所倡行的TPS和精益生产的原则，为丰田系统性制造成本竞争优势，而美国政府的产业政策也给予丰田“神助攻”，1965年美国直接参加越战，约翰逊取消了肯尼迪时代的工人工资和工业原材料价格管制，无论从原材料，还是制造成本，通用相较于丰田都丧失了优势。 最终美国社会的高通胀和石油危机对通用造成了毁灭性的打击，两次石油危机后，通用汽车陷入了财务成本和净收益不可逆的下行区间。 汽车历史的发展有点像滚动的车轮，通用依靠商业模式和长板打到制造能力出众的福特，最后又败于以制造环节见长的丰台手下。3）从“大众”走向王国与福特到通用再到丰田叙事不同的是，严格意义上讲大众没有能够实现过类似丰田，通用长时间登顶全球汽车销量的桂冠。但在中国的电动车崛起之前，全球汽车产业的第三极毫无疑问，就是德国大众，因为无论时代城头的旗帜如何变化，它始终没有跌出过第一梯队。大众的成长史，其全球化起步与丰田有五分雷同又有五分不同，相同的是大众汽车全球化起步同样依靠着北美市场紧凑型车辆放量带来的机遇，甲壳虫单一一款车型，不仅让美国进口大众车的份额从20%飙升至32%，甚至依靠独特新颖的外形设计，引领文化潮流。 不同的是，相较于日本企业向内管理来削减成本，大众更倾向于国际化视角下通过分散生产来降低成本。早在上世纪五十年代，大众就先后在巴西、澳大利亚和南非建厂分摊组装和经销成本，即便在国内市场，诞生于沃尔夫斯堡的大众，也讲不同产线不同产业环节分散至南北德各个地区，哪里成本低就趋向哪里。分散生产不仅成本更低，也更容易得到不同市场的消费政策青睐。在巴西、南非等彼时汽车消费的新兴市场，大众都成为进口购车的首选品牌，不到20年间，大众出口车占比就跃升至80%以上。 这一思路也延续到之后的中西欧和东亚市场，在西欧收购西亚特，在中欧收购斯柯达在中国成立两家合资企业。成功敲开了西班牙，中东欧和中国汽车市场的大门，吃到了这三个地区人均收入增长和汽车产业增长的红利。另外在制造端，大众是现代汽车平台化生产的奠基者。最早在1962年就实行平台化生产的是通用，但通用汽车在平台的拓展思路是粗放式的，平台的兼容性较差。通用汽车的车型众多，没有能够对已有平台实现很好的利用，推出一款新车型时，经常会使用一个新的平台。大众汽车的思路，则是在平台数量上做减法，在平台兼容性上做加法。奥迪早期的MLB，MEQ平台在车辆除轴距模组外，实现了部分零部件的平台性通用策略，比如80年代末，奥迪80（B级）和奥迪100（C级）开始了部分零部件共用，单车生产成本分别节省了500马克和1500马克。制造端改革创新，销售端重视新兴市场，让大众从“德国人民的汽车”一跃成为“全品类全市场汽车王国”。 02主导王座易位的“三原色” 汽车产业品牌变迁的缘由，即简单又复杂。简单的一面是，每次王座的易位伴随的无外乎三个层面的变迁：宏观背景政策，商业模式革新亦或是技术设计迭代，从福特到特斯拉，莫不如是。复杂的一面是，每次易位绝对不是单一的因素驱动，往往都是宏观政策背景，商业模式和技术设计两两共同作用，亦或是三重因素叠加。我们来梳理下前文中提到的通用、丰田、大众潮起潮落的具体驱动因素： 1、宏观背景叠加技术创新通用在二战后经历了增速最快的黄金时期，彼时北美消费市场的主旨逻辑就是工业经济快速扩张，人均购买力增长，人口经历了出生浪潮。通用针对宏观消费趋势的转变，针对家用概念研发传动系统由手动变自动的升级，降低了驾驶门槛，高压发动机的改进带动了运动和户外车辆的普及，空气悬架极大地改善了驾驶的平稳性。基于此推出的汽车产品，旅行车雪佛兰Suburban、双门轿车别克RIVIERA很好地满足了家用多场景和多人口的时代特征。20实际70年代，针对能源危机和通胀压力，丰田占领北美市场的明星车型卡罗拉，同样具有引领时代的技术创新——K型发动机，0.8L及1.1L小排量动力系统满足了最基础的通勤需求，更耐用的机油和滤清器也降低了消费者后续保养支出的成本。 2、宏观背景叠加商业创意最好的案例，就是汽车消费从高端市场走向普罗大众的周期内，针对宏观收支水平下，工人阶级难以短时间内满足却真实存在的需求，通用率先推出的汽车金融服务。信用消费进入汽车行业，至少让通用新型车的普及减少了10年的周期。大众更是因循传统的金融服务模式，实现了银行、租赁到保险业务的全产业链整合。世纪之交新兴市场消费决策更多元（面临与美系车，日系车相竞争）的宏观背景下，大众金融创新业务不仅仅降低了购车门槛，也通过保险和租赁业务稳固了二手市场和售后市场，巩固客户对集团品牌的忠诚度。 3、技术革新叠加产品设计还是回到上世纪初通用的崛起，依赖于长期对基础科学的研究投入，通用在材料学和结构学实现了突破。当钢铁工业能够生产8in钢板后，通用汽车决定设计单片车顶，“炮塔顶”彻底颠覆汽车外观设计，提高了汽车的安全性。并为日后近三十年原型车设计提供了样本。 迪科漆的发明也为汽车工业美学设计开辟了新的天地，早期的油漆容易受到天气和气温影响而剥落，迪科漆的发明不仅使得油漆颜色的选择增加，而且汽车即使在各种环境下依然保持靓丽的颜色。技术应用的落地，让汽车消费品属性越来越强，在主导消费者购买行为的因素中，汽车外观超越了舒适性和经济性排在了第一位。综上所述，宏观政策背景，商业模式和技术设计就好比三原色一样，一生二、二生三、三生万物。而这正是构建王朝更迭内核。理解了汽车产业变化的内核仍不足够，因为万物兴衰皆存自然规律，四季更迭也存在周期。在内核的基础上，宏观背景的发酵，商业模式的落地，乃至新技术、新设计、新产品从无人问津到家喻户晓，都遵循这消费文化的建立的基本准则：周期性。

新型配售电主体面临的困难和现状，加快产业发展，推进电力市场建设，深化体制机制改革是实现配电网高质量发展的基础。 当前新型配售电主体在发展中面临的困难和现状，主要表现在基本合法权益（经营权、发展权、收益权）的维护、加强自身能力建设、拥抱行业演变五个方面。 一、经营权：新型配售电主体的市场主体地位虽有国家政策文件明确，但在实际运营中，主动跨区经营和被动跨区经营现象客观存在。存量资产及客户处置移交久拖不绝，影响和侵害了新型市场主体的合法经营权。配电网运营引入特许经营模式需要综合考虑公用事业服务激励监管及基础设施投入市场主体的合理收益保障间的平衡。 二、发展权：发展以消纳新能源为主的微电网、源网荷储一体化项目、增量配网，应重点关注网间互联、网间互济、网间交易结算，统筹大电网和绿色有源配电网融合发展。实现大电网和配电网各类新型业态各电压等级广泛互联、双向互济、打通网间交易结算。 三、收益权：地方电网和增量配网同属公共电网，国家部委文件明确了其与大电网一同采用“准许成本+合理收益”的定价原则，在省级输配电价监审中应将监审区域内公用电网投资一并纳入成本监审，分别实现成本回收。同时，借鉴过往新能源产业发展的经验，对于新型市场主体从鼓励培育的角度出发，应该制订阶段性、激励性、差异化的价格扶持机制，释放价格信号引导市场主体广泛参与、使其快速发展形成规模效应并实现良性运营。 四、能力建设：电网行业是人才、技术、资金、经验高度集中的行业。新型市场主体虚心向大电网学习的同时，应发挥自身体制机制灵活的优势，守正创新。在安全运营、优质服务方面坚守底线思维，不发生安全生产责任事故、不发生行业作风不良事件，在合同能源管理、能源资产托管、虚拟电厂、数字能源等创新业务方面积极探索。同时，发挥好行业组织的桥梁纽带作用，杜绝或减少无意义的简单重复投资、加强行业互济。例如，目前，很多企业在数字化建设方面都在投资建设各自的调度系统、营销系统、财务系统，我乐见有丰富行业实践经验和建设开发能力的企业，提供适用于新型配售电主体运营的各类数字化系统。今天成立的源网荷储数智化发展产业联盟，希望在此方面可以发挥积极作用，归纳业务需求、统一行业标准、定制通用系统、满足行业需求、节省开发费用、助推行业发展。 五、行业演变：最近国家部委下发了《新形势下配电网高质量发展的指导意见》，明确了配电网正在从无源向有源，从单导向的网络传输向平台聚合的深刻转变。可以预判，未来的配电网侧将会是新业态、新场景、新实践迸发的高地，也是新质生产力孕育的沃土。以能源互联网技术作为底层架构，以新能源为主、多能互补综能供应的绿色有源配电网将会成为典型形态。 新型配电网的形态和发展路径 从国家能源战略和产业结构调整的层面来看，配电网迎来了本质的变化。可再生能源高比例的自给自足，是支撑新时代中国高质量发展的底层逻辑，而有源绿色配电网则是产业发展的重要组成部分。当前，我国可再生能源的装机已经超过了50%，电源结构已经发生了深刻变化，去年底，我国西北电网已经率先建成了全国第一个区域新型电力系统，随着产业的快速发展迭代，其业态和体制机制的调整是必然的。 对于新型配电网的形态和发展路径，一是绿色有源。分布式广泛接入、集中式就近接入、其他电源因宜接入。二是数智互动。数字化、智能化电网是支撑物理电网安全高效运行的基础。三是耦合运行。以电为主的多种能源主体耦合运行。四是多储调节。火电机组三改联动、抽蓄、各类新型物理储能和虚拟电厂等技术调节储能共同增加系统弹性和调节平衡能力。五是多元化主体。除了微电网、源网荷储一体化项目、增量配电网之外，更多类型的新型市场主体下一步将纷纷涌现。 新型配售电主体发展的6点建议 一、尽快明确新型市场主体地位，微电网、源网荷储一体化项目面临着向泛主体供电的问题，需要明确市场主体的身份问题。 二、尊重和维护相关市场主体的责任、权利、义务。 三、建立和完善激励价格机制。促进产业快速发展，需要尽快研究和推动，建立和完善具有激励引导作用的价格机制。 四、加强电力市场建设，实现网间互联互通互济，实现网间双向交易结算。 五、释放政策导向、释放价格信号，培育和引导多元主体参与。 六、相关市场主体加强自身能力建设，守正创新这是重中之重。

光伏制造产业链的“寒冬”之下，分布式光伏应用市场似乎也正陷入恐慌之中，特别是近年来飙升的户用光伏，焦虑蔓延其中。 01头部市场降速 受益于政策推动及设备成本下降，户用分布式光伏可谓近来增速较快的细分市场。尤其是过去的2023年，无论是季度亦或年度新增装机，均创下历史新高。 然而，这一“气势恢宏”却并未在2024年得以延续。国家能源局数据显示，今年一季度户用光伏新增装机6.92GW，同比降低23%，这也是一季度数据首次出现下降。具体至地区，一季度12个省区市的户用光伏新增装机同比下滑，2023年的TOP10市场（河南、江苏、山东、安徽、江西、河北、湖南、湖北、山西、福建）除江苏外悉数在列。其中第一大市场河南，一季度新增装机同比下降达到87%，降幅70%以上的还有江西、湖南。当然，也有“风景这边独好”，如一季度江苏取代河南成为第一大户用市场，新增装机同比增长160%；东北三省辽宁、吉林、黑龙江纷纷加速，一季度同比增长分别为194%、880%、492%。此外，陕西、内蒙古、甘肃、云南等地一季度户用“成绩单”同样不俗。而当下户用光伏的最大掣肘当属电网接入容量。近期，内蒙古通辽市开鲁县便下发通知，因分布式电源接入已达到稳定极限，决定暂缓办理户用分布式光伏发电项目备案。四川某市更是因消纳意见导致全域上百家光伏代理商项目并网搁浅。案例或远不止此。事实上，自去年下半年以来，多地下发分布式光伏管理新政，要求电网企业按照《分布式电源接入电网承载力评估导则》及时开展区域内分布式光伏承载力评估和可接入容量测算，对可开放容量不足地 区限制备案。至此，各地不断更新的可接入容量持续刺激着户用光伏从业人员的神经，接入空间急速收窄也确为现实。从一线户用光伏开发人员处获悉，当下普遍选择更多的还是不断寻找下一个有容量的市场。 02租赁模式遭严控 聚焦户用光伏的开发模式，近年来在众多从业人员的深耕下，全款、光伏贷、租赁等模式百花齐放。而随着光伏贷乱象丛生、广受争议，将农户风险降至最低的租赁模式渐成主流，包括纯租赁以及经营性租赁。据了解，纯租赁、经营性租赁对于农户而言，收益均来自于屋顶租金，一般按每块每年计算。但实质上，两者又有明显区别，主要体现在合同中责任主体划分不同，一个以企业备案，农户所需承担的责任相对较少；一个以农户备案，是电站责任承担主体。当然，也有企业对这两种模式没有明显区分，一般进行混合营销宣传。租赁模式下，央国企、光伏民企、金融公司等各路平台公司悉数跑步入场，从资金支持、项目开发、建设再到运维都辅以专业化、流程化、标准化管理，从而保障了户用光伏电站质量。但与此同时，数量快速膨胀的平台公司也推动户用光伏规模飙升，迅速挤占了消纳空间。由此，在去年陆续更新的各地分布式光伏管理新政中，租赁模式也成为重点监管领域之一。一方面，湖南、河南、河北、山东等地纷纷明确将租赁他人屋顶或向居民出租光伏发电设施等以营利为目的的分布式光伏项目列为非自然人光伏项目，此类项目应由企业统一备案，并按照非自然人受理报装手续。另一方面，在容量告急下， 租赁也首当其中。多地政策强调，当可开放容量不足时，优先保障户用自然人电站接入，暂缓受理户用非自然人光伏电站。 03投资风险加剧 破局分布式光伏对电网系统的冲击，储能被寄予厚望，配置储能也由大型地面电站向分布式光伏蔓延。自2021年以来，宁夏、江苏、河北、重庆、河南、湖南等多地或鼓励或强制分布式光伏甚至户用光伏配储。而相比成本，户用光伏投资商更担忧的或是电价风险。当下户用光伏上网模式以全额上网为主，电价为固定电价。但在接入受限下，部分地方开始限制全额上网。如内蒙古某地方供电公司年初便提醒用户，“户用光伏项目上网方式可选为全额上网”文件已废止，后续所有户用分布式光伏客户在未收到新的正式文件前暂不可通过“全额上网”模式进行登记及备案。同样辽宁、云南等部分市县也有禁止户用分布式光伏全额上网的政策或者声音流出。近期，一则“分布式光伏全部参与市场化交易”的消息更是让大面积户用平台公司以及经销商陷入恐慌。紧接着，多家平台公司的代理商告知函相继流出，催促加速并网的同时，提醒按照政策重新核算市场开发费和安装服务费。北极星核实，部分告知函确为平台公司所出，但也有趁机捏造。而相关政策，据了解，目前仍在讨论中，且政策执行不可能一蹴而就。不过，分布式光伏入市却已是大势所趋，电价下降是大概率事件。某户用光伏重要玩家也建议政策切勿“一刀切”，应对新建电 站和存量电站加以区分。值得重视的是，在上述平台公司的告知函中强调的风险还有调峰。事实上，分布式光伏参与调峰也早有先例。如春节等特殊假期，山东、河北等多地安排户用光伏参与调峰。湖南发文明确在常规调节手段无法满足系统调峰要求时，按“公开、公平、公正”原则组织分布式光伏调峰运行，保障电网安全。此外，分布式光伏并网政策也有收紧趋势。据内蒙古太阳能行业协会消息，从有关部门了解到，当地正在制定新的分布式并网政策，新政或将根据配电网发展，具体指标规模由各盟市结合电网接入规模进行市场化优选。可以预期的是，分布式光伏的高收益率终将难以持续，市场变局之下则是企业新技术、新解决方案、新模式的残酷竞赛。

全国碳市场的进化正在加速进行。 2024年5月1日，《碳排放权交易管理暂行条例》正式生效实施，全国碳市场即将升级成2.0版。 早在1月25日，国务院总理李强签署第775号国务院令，公布《碳排放权交易管理暂行条例》（以下简称《条例》），2024年5月1日起施行。从2014年国家发改委发布并实施《碳排放权交易管理暂行办法》，到2020年生态环境部发布并实施《碳排放权交易管理办法（试行）》，再到2024年《条例》正式发布和实施，碳交易市场的法律条令终于从部门规章层级上升到国务院条例，全国碳市场自此有了名正言顺的“上位法”，一路走来，中间历经多个版本的意见征求，反复论证修改，真可谓“十年磨一剑”。 过去的十年间，地方碳交易试点从2011年筹建、2013年陆续启动到运行满10年后逐渐成熟，全国碳市场从2021年上线启动到迄今已经经历了两个完整的履约周期，随着《条例》生效实施，全国碳市场即将迎来新的时代。 1.0版的成绩与不足 全国碳排放权交易市场从2017年正式开始建设，经过4年左右的建设周期，于2021年7月正式上线启动交易以来，已经经历了两个履约周期，纳入重点排放单位2257家（第二个履约周期数据），覆盖二氧化碳排放量约51亿吨，成为全球覆盖碳排放量最大的碳市场。 经过历经4年两个履约周期的运行，全国碳市场的关键基础设施与重点工作流程，如排放核算、报告、核查、配额分配、注册登记、交易、履约清缴等各个环节都经受住了全流程闭环检验，证明了来自国外的碳排放交易体系，不仅在国内试点层面能够运行良好，在碳排放量覆盖量上升至全国层面后也是可以正常运转的。 几年来，企业对碳交易这种碳定价机制逐步接受，参与积极性逐步提升，并逐步对中长期碳价形成较为清晰的预期。 2023年5月世界银行对外公布的《碳定价的现状与未来趋势报告2023》报告显示，目前碳定价机制主要包括碳排放权交易体系、碳税、碳信用机制、基于结果的气候金融和内部碳定价五种。 目前，我国采取的是碳交易体系的定价机制。全国碳市场建立后，各方对碳定价的意识在显著提升，从企业参与的积极性中也可以看出。第二个履约周期企业参与交易的积极性明显提升，82%的企业参与交易，企业参与率比第一个履约周期上升近50%。同时，企业更加重视碳资产管理，不少企业，尤其是集团类的企业，采取成立碳资产管理公司或管理部门、委托管理等不同模式加强企业内部碳资产管理，积极开发相关碳金融业务。 在碳交易参与积极性和碳资产管理重视程度不断提升之后，各方对未来碳价的走势也呈逐步走高的预期。ICF国际咨询公司2023年7月发布的《2022年中国碳价调查报告》中显示，受访者预计全国碳市场的碳价将会稳步上涨，到2030年，碳价将会上涨至130元/吨，此价格预期由于受到多种因素影响虽然要略低于2021年调查的结果139元/吨，但仍大大高于2020年及之前的调查结果。近期碳价“破百”之后，各方对未来碳价的预期仍有可能进一步升高。 随着国内碳市场未来逐步成熟与完善，国内企业对于全国碳市场的信心也会逐步建立，对碳定价机制的接受程度也会越来越高。但是，过往的经历也反映出全国碳市场建设方面存在着一定的不足和亟待改进的空间。 首先，碳排放数据造假浮出水面，引起多方重视后，数据质量治理逐步成为碳市场监管的重中之重。 企业碳排放数据质量是全国碳排放管理及碳市场健康发展的重要基础，是碳市场的生命线。迄今为止，我国碳市场建设仍处于初级阶段，虽说国家层面出台了一系列的法规和司法意见以保障监督碳排放数据质量，但监管制度仍未完全体系化，碳市场相关法规体系建设尚不够完善，碳排放数据质量问题一度突出显现。 一方面，企业碳排放数据核算包括核算边界和排放源确定、生产数据信息获取、排放量计算等复杂环节，任何一个环节出错都将影响整体数值的准确性；另一方面，部分企业和咨询服务机构在巨大的利益驱使下，开始在碳排放数据上做起了各种“文章”。全国碳市场碳排放数据造假的问题在2021年7月开始有地方主管部门陆续曝光10多起案件后开始如冰山一角般浮出水面，引起了市场参与各方及相关媒体等多方的关注和重视，主管部门也强化了监督执法，更多的碳排放数据造假的案件得以曝光。据有关环保组织通过对超过数百万条行政处罚数据进行检索后发现，仅仅在2022-2023年期间，因碳排放数据虚报、瞒报、篡改等行为被行政处罚的案例共57件，可谓屡见不鲜。从造假类别看，煤样数据造假最为普遍，共有33件，占比高达58%。 从处罚严格程度看，57件案例适用的全部是《碳排放权交易管理办法（试行）》，其中28家企业被顶格处罚了3万元，57件行政处罚案共涉及罚金120.04万元，平均被处罚约2.1万元。如果按照新的《条例》，处罚会更加严格：“没收违法所得，并处违法所得5倍以上10倍以下的罚款；没有违法所得或者违法所得不足50万元的，处50万元以上200万元以下的罚款；对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员处5万元以上20万元以下的罚款；拒不改正的，按照50%以上100%以下的比例核减其下一年度碳排放配额，可以责令停产整治”。 而对碳排放数据进行造假的服务机构，以后也不能像前两个履约周期那样出现问题被曝光后“一走了之”，在新的《条例》下机构及个人都会面临着高额罚款，相关人员也会被终身禁入，甚至按照最高人民法院、最高人民检察院发布了《关于办理环境污染刑事案件适用法律若干问题的解释》（下简称“司法解释”），“可以认定为刑法第二百二十九条第一款规定的‘情节严重’，处五年以上十年以下有期徒刑，并处罚金。” 其次，交易量价稳步提升，但整体流动性不足，惜售现象明显。 全国碳市场开市以来，总体运行平稳，交易量稳步升高、交易价格连年抬升。截至2024年4月30日，全国碳市场累计运行676个交易日，配额累计成交量4.46亿吨，累计成交额262.03亿元。第二个履约周期配额总成交量与总成交额分别较首个履约周期增长47%、125%。2024年4月24日，碳市场收盘于100.59元/吨，碳价突破百元大关，较开市价格上涨超过一倍。 目前全国碳市场仅允许2000余家发电行业控排企业参与交易，交易主体、产品和方式均比较单一，虽然交易量和价格都有提升，但全国碳市场的活跃度整体上仍然较低，整体上看来流动性不高。从2021年开市以来，虽然基本上每天都有交易量，但共有221个交易日的成交量在1000吨以下（其中小于等于10吨的交易日高达56天），尤其集中在2022年与2023年上半年，太小的交易量除了勉强维持交易不断线之外，其提供的碳价信号代表性是不足的，甚至有可能被操纵导致价格信号“失真”，给各方研判市场价格走势带来决策干扰甚至误判。 无论是相较于国内试点还是欧盟碳市场，全国碳市场的交易活跃度都处于低位，前两个履约周期交易换手率约2%~3%左右，不但显著低于同期欧盟碳市场500%左右的换手率（即便不考虑期货部分，欧盟碳市场的现货交易换手率水平也远高于全国碳市场），也低于不少碳交易试点的换手率。交易活跃度较低带来的负面影响就是流动性严重不足，价格也容易失真，在部分企业因为预期不明等多方原因会选择“惜售”或者观望的态度，这样导致真正想买配额履约的企业，在履约日期临近的时候要么很难买到，要么支付高额的居间成本，增加了市场交易的难度和成本。 再次，交易结构不够合理，隐性交易成本较高。 经过多年建设和运行，全国碳市场主体对碳市场机制的适应和应对能力有显著提高，运行相对平稳。但是，从两个履约期的市场交易数据来看，仍然表现出明显的“潮汐现象”，交易仍高度集中在履约截止期前。仅以第二个履约周期为例，2022年全国碳市场交易低迷，2023年下半年，碳市场交易量活跃度有所提升，交易量约为3500万吨，占2023年全年成交量的98%，占第二个履约周期交易量的79%。相比首个履约年交易高度集中在临近履约截止期之前2个月的情况，第二履约周期的配额交易集中期和清缴情况都相对提前，市场“潮汐现象”有所减弱，但履约驱动型交易特征仍然明显。 从交易量构成看，第二个履约期配额大宗协议交易占比进一步提升，第二个履约周期大宗协议交易量为2.22亿吨，占配额总交易量的84.3%，比首个履约周期占比增加1.5%，在碳市场交易中占据主导地位。大宗交易主要通过集团内部的配额调配、不同控排企业之间直接洽谈或者通过居间磋商的方式实现，交易过程不够透明，大宗协议价格平均低于挂牌协议5%左右。 需要指出的是，全国碳市场目前是免收交易手续费，主观上是为了降低各方参与交易的成本，初衷是好的，但显性交易成本为零不代表交易成本就真的很低，在场内挂牌交易量比重太低的情况下，不少的大宗协议交易过程中，往往需要支付一笔不菲的居间费用，其增加的隐性交易成本可能远高于应收但免收的交易手续费。 最后，碳市场信息公开和披露程度与市场各方期待存在差距。 2021年1月以来，生态环境部多次印发文件，要求排放单位定期公开数据，排放单位有义务披露碳实际排放量、配额清缴情况等相关信息。 在第一个履约周期结束后，据有关环保组织统计，2000余家纳入的控排企业中共有1815家企业披露碳排放数据，覆盖2020年度的全部机组二氧化碳排放约38亿吨（占比超过80%）。进入第二个履约周期后，全国碳市场的信息公开官方网站从排污许可证管理信息平台迁移至了全国碳市场信息网，碳市场公开的内容包括：重点排放单位信息公开、核查机构信息公开、碳排放配额清缴完成和处理情况公开。但在第二个履约周期的重点排放单位信息公开中，第一个履约周期内公开可查可得的控排企业排放数据、关键参数的一些检测信息和重要数据，已经不复存在。 纳入碳交易体系的碳排放相关数据的披露和公开，更好接受市场参与各方的审视，是有效提升碳市场治理水平的关键所在。欧盟碳市场经过二十年的发展，建立了一整套的信息披露和监管制度。参与交易的企业需要定期向所在国家的环境部门或者监管机构提交其碳排放报告，报告中需包含企业的碳排放量、减排措施、配额清缴情况等信息，并经过第三方核查机构的核查，从2005年迄今近20年，欧盟一万多个排放设施碳排放监测、报告和核查（MRV）及配额的相关数据，主管部门各类政策规章及其重要制定和决策过程，都可以从欧盟碳市场官方网站上公开可查可得。高质量、大尺度、连续性不断坚持披露近20年，是欧盟碳市场在全球范围内碳交易体系治理水平相对领先的一个重要基础。下表1是全国碳市场两个履约周期和欧盟碳市场在部分市场和排放企业基础信息披露和公开方面的简单对比情况。 2.0时代的新特征 根据新的《条例》，即将到来的碳市场2.0时代，存在几个方面的显著特征，这些特征主要体现在几个“共存”上。 一、多个行业共存 全国碳市场覆盖范围秉持“抓大放小，先易后难”的原则，随着碳市场运行成熟及碳排放报告数据的积累，以及碳达峰碳中和战略的稳步推进，碳排放管控政策将逐步收紧，全国碳市场将遵循“成熟一个，纳入一个”的原则，分阶段扩大覆盖行业范围，促使全国碳市场内多个行业共存。