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。

释放储能澎湃“新”动能 自带新质生产力光环的新型储能，正日益成为我国建设新型能源体系和新型电力系统的关键技术、培育新兴产业的重要方向、推动能源生产消费绿色低碳转型的重要抓手，以及实现“双碳”目标的重要支撑。 “调”光“驭”风 发展进入快车道 新型储能随着能源绿色低碳转型的深入推进，可谓乘风御光而起，发展进入快车道。一串亮眼的数字，证实了发展势头之强劲。2020—2022年，我国新型储能装机规模平均年增速达到136.3%。2023年，新增投运装机规模同比增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。国家能源局日前发布的最新数据显示，截至今年一季度末，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时，较去年一季度末增长超210%。 值得注意的是，中关村储能产业技术联盟理事长陈海生在峰会上对今年储能产业发展态势作出预判：抽水蓄能装机占比有望低于50%，新型储能将迎来历史性时刻。陈海生的判断源自CNESA全球储能数据库的统计。据该数据库统计，预计2024年，中国新型储能累计装机或将超过抽水蓄能。 这意味着，新型储能今年有望赶超储能行业曾经的绝对主力——抽水蓄能，在新型电力系统中发挥更大作用，储能新质生产力动能将得到进一步释放。 《储能产业研究白皮书2024》预计，未来两年，新增储能装机仍呈快速增长态势，将超额完成目前各省的规划目标。理想场景下，预计2030年新型储能累计装机规模将达到313.9吉瓦，2024—2030年复合年均增长率为37.1%，年平均新增储能装机规模为39.9吉瓦。 新型储能的强劲发展态势不仅体现在装机总量上，还体现在储能电站的集中式、大型化趋势上，突出反映在10万千瓦以上的项目装机占比过半。国家能源局最新数据显示，10万千瓦以上的新型储能项目装机占比54.8%，1万千瓦至10万千瓦的项目装机占比38.5%，不足1万千瓦的项目装机占全部装机6.7%。 装机容量的持续增大是必然趋势，是众多能源品类相似的发展路径和发展规律，新型储能也是如此。从近期投运的储能项目中可见一斑，装机均在10万千瓦以上，有的甚至达到40万千瓦。国内投运最大构网型储能电站装机为10万千瓦；最大压缩空气储能电站装机为30万千瓦；山西最大共享储能电站装机为40万千瓦。 在宁夏“沙戈荒”新能源基地，4月1日，国能曙光第一100兆瓦/200兆瓦时储能电站并网运行，标志着宁夏电网首个构网型储能电站并网，同时也是目前国内投运规模最大的构网型储能电站。 据宁夏电力调度控制中心系统运行处负责人摆世彬介绍，宁夏是我国首个新能源综合示范区，风光资源丰富，已并网的32座储能电站中，有31座是传统的跟网型储能电站。跟网型储能电站的弊端在于必须依赖于电网提供的稳定电压和频率才能稳定运行，而构网型储能电站可以“主动”参与电网调节，不仅能高效充放电进行灵活的削峰填谷，还能起到电网“主动型调节器”作用。该项目的投运也是构网型技术在“沙戈荒”新能源基地的首次成功应用。 在湖北，4月9日，湖北应城300兆瓦/1500兆瓦时压缩空气储能电站示范工程首次并网一次成功，标志着全球压缩空气储能电站迈入300兆瓦级单机商业化新时代，验证了大容量、高效率、超长时“压缩空气储能系统解决方案”的可靠性。 该项目是世界首座并网发电的300兆瓦级压缩空气储能电站，系统转换效率约70%，创造了单机功率、储能规模、转换效率3项世界领先，打造了压缩空气储能系统示范、核心装备自主化示范、绿色低碳先进技术示范、精品工程示范、全产业链全过程数智化示范、盐穴综合利用成套技术示范6个行业示范，实现数十项国际首创、首次突破。 在山西，5月11日，山西朔州首座投运共享储能电站——右玉闻远400兆瓦/800兆瓦时共享储能电站项目一期工程100兆瓦/200兆瓦时并网，这是目前山西省装机容量最大的共享储能电站。 该项目分两期建设，一期的75个集装箱储能舱已并入电网，稳定运行，每次充放电时间2小时。据悉，该项目首批并网容量每次充放电量能达20万千瓦时。项目投运后，将主要参与山西电力现货交易和辅助服务市场，在缓解电网平衡电力需求，以及频率调节方面起到积极作用。 除了装机规模，储能时长也是业内人士较为关注的一项指标。因为它关系到储能设备利用率，进而关系到储能项目收益水平。国家能源局最新发布的数据显示，一季度，全国新型储能项目平均储能时长2.2小时，储能时长不足2小时的项目装机占全部装机12.9%，2—4小时的项目装机占比74.6%，4小时以上的项目装机占比12.5%。记者发现，对比2013年底平均储能时长的2.1小时，今年一季度有0.1小时的增长。且在储能时长分段中，2—4小时的装机占据最大比重。种种迹象表明，储能利用时长在向好的趋势发展。 百花齐放 试点建设引领技术创新 科技创新，是发展新质生产力的核心要素。储能产业要实现高质量发展，技术革新与突破是根本。两者叠加，储能新质生产力动能释放的落点在科技创新。对此，中国能源研究会理事长史玉波在峰会上指出，随着全球能源转型和碳减排的加速推进，储能产业仍处在前所未有的发展机遇期。要围绕储能共性关键技术、储能技术装备及系统集成技术方面进行重点部署，推动科创加产业加速融合。 目前，新型储能的新技术可谓百花齐放。锂离子电池储能占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术快速发展，重力储能、液态空气储能、二氧化碳储能等新技术落地实施，整体呈现多元化发展态势。截至2023年底，已投运锂离子电池储能占比97.4%，铅炭电池储能占比0.5%，压缩空气储能占比0.5%，液流电池储能占比0.4%，其他新型储能技术占比1.2%。 “‘十四五’以来，新型储能技术快速发展，各类技术路线的储能功率、时长、响应速度等特性各不相同，均存在各自的应用场景。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦告诉记者，在各方的共同努力下，新型储能新技术不断取得突破，300兆瓦等级压缩空气储能主机设备、全国产化液流电池隔膜、单体兆瓦级飞轮储能系统等实现突破，助力我国储能技术处于世界先进水平。 今年4月30日，山东肥城300兆瓦压缩空气储能国家示范电站并网发电。这是我国压缩空气储能的重要里程碑。 山东肥城300兆瓦/1800兆瓦时压缩空气储能电站拥有4个“之最”，规模最大、效率最高、性能最优、成本最低。该电站利用山东省肥城市丰富的地下盐穴资源储气，通过空气为介质在电网侧实现大规模电力储能，能够为电网提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等电力调控功能，有效支撑电力系统平稳、高效运行。该电站最值得称道的是全套核心关键技术的突破，包括多级宽负荷压缩机和多级高负荷透平膨胀机技术、高效超临界蓄热换热器技术、系统全工况优化设计与集成控制技术，同时，创造性研制出300兆瓦多级高负荷透平膨胀机、多级宽负荷压缩机和高效紧凑式蓄热换热器等核心装备。成本下降显著，系统单位成本较100兆瓦下降30%以上，系统装备自主化率达100%，实现了完全自主可控。该电站的顺利并网发电，进一步巩固了我国在压缩空气储能领域的国际领先地位。 作为一种全新而独特的储能技术——水系有机液流电池拥有不依赖金属资源且更为环保的特点，2023年10月15日，全球首套兆瓦级水系有机液流电池在江苏宿迁投产。 该款电池的电解液以C、H、N、O元素构成，原材料在地壳中含量丰富、来源广泛，电池系统整体造价也更为低廉。更为关键的是，电池隔膜这项存在较高技术壁垒的“卡脖子”难题获得突破，应用于有机液流电池的电池隔膜成功研发生产。该电池隔膜具有渗透率低、电导率高、结构稳定性佳等多方面优势，性能较国外产品有大幅提升，它的国产化推动了水系有机液流电池成本大幅下降，使大规模商业化应用成为可能。 2022年11月，内蒙古自治区科技重大专项“兆瓦级先进飞轮储能关键技术研究”项目飞轮储能单机输出功率首次达到了1兆瓦，这是国内单体飞轮首次达到的最大并网功率，完成了核心部件飞轮、电机、磁轴承以及单机集成控制试验。 飞轮储能技术原理本质是电能与动能的转换，简单来说，就是先利用电能驱动飞轮高速旋转，将电能转化为飞轮中的动能储存起来。然后再在需要的时候利用飞轮的惯性拖动电机发电，将储存起来的动能再转化为电能输出。飞轮储能的特点是高功率、短时间放电或频繁充放电，因此拥有广阔的应用前景。此外，不同于电池这类电化学储能方式，飞轮储能属于机械储能，对环境基本无害。 新型储能技术的不断创新突破形势喜人，而技术转化为生产力需要实实在在落地实施。为进一步推动新技术应用实施，国家能源局2024年初发布56个新型储能试点示范项目名单。这些试点示范项目涵盖目前新型储能的主要技术路线，其中锂离子电池储能项目占30%，其他各类技术路线和混合储能项目占70%。从具体技术路线看，项目包括17个锂离子电池、11个压缩空气储能、8个液流电池、8个混合储能、3个重力储能、3个飞轮储能、2个钠离子电池、2个二氧化碳储能、1个铅炭电池、1个液态空气储能。 对于新技术应用实施的重要性，工业和信息化部电子信息司基础处处长金磊同样认为，要支持先进储能技术及产品创新突破和规模化应用。 目前，这56个新型储能试点示范项目建设初见成效。自名单发布以来，相关项目建设不断刷新“进度条”，部分示范项目顺利并网运行，有力推动了储能新技术的应用实施。 对于进一步发挥好试点示范项目的示范带动效应，促进各类技术进步，边广琦表示，下一步，国家能源局将会同有关单位做好示范项目跟踪。各省级能源主管部门要加强试点示范项目管理，持续跟踪项目建设进度，严控施工质量，加大示范项目专项政策研究，协调解决项目问题，总结项目先进经验。示范项目单位要加大资金投入保障，确保示范项目按期投产，同时要严格按照申报方案实施，遵守新型储能项目管理相关制度，扎实推进项目建设，加强系统运行维护，及时编写示范项目验收报告，并定期通过全国新型储能大数据平台报送项目建设运行。 “四梁八柱”初步构建 政策体系持续完善 目前，新型储能政策和顶层设计不断建立健全，新型储能产业发展的“四梁八柱”已初步构建。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》和《“十四五”新型储能发展实施方案》等关于储能的一系列政策文件相继出台。政策框架体系虽然初步构建，但进一步的丰富完善和细化健全还需持续发力。 加强调度运行机制建设一直是业界普遍关心的问题，急需政策细化完善。现阶段，部分储能利用率较低的问题仍然较为突出。舒印彪也认为，我国新型储能利用率不高。在峰会上，他带来一组数字：2023年电网侧、用户侧、新能源强制配储项目平均利用率指数分别为38%、65%、17%，证实了这个问题。 新型储能要提升利用率，充分发挥调节作用，科学有效的调度运行尤为重要。对此，今年4月，《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》应运而生。推动新型储能高效调度运用自此有了细化指南。《通知》明确了接受电力系统调度新型储能范围，对接入电力系统并签订调度协议的新型储能进行了规范，并将新型储能具体分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类。 在储能并网服务上，《通知》要求电网企业及电力调度机构应公平无歧视地向新型储能提供电网接入服务，做好技术指导，优化并网接入流程，保障新型储能安全高效并网。作为国内运营区域最大的电网企业，国家电网有限公司也是运营新能源规模最大的电网企业，新能源装机达9.1亿千瓦。大规模新能源并网，对电网安全稳定运行带来的挑战不言而喻。对此，国家电网公司科技创新部主任陈梅在峰会上表示，新型储能是提升电力系统调节和支撑能力的重要手段。国家电网公司需求极其迫切，一直高度重视新型储能的研究开发与工程应用，引领并服务新型储能的创新发展。下一步，国家电网公司将充分发挥电网的平台和国有企业的引领带动作用，加强与各方合作，共同推动储能技术创新和发展，加快发展储能新质生产力，为建设新型电力系统和新型能源体系，实现能源转型和可持续发展做出新的更大贡献。

大的方向上，国产替代的趋势，汽车芯片产业的自主化、国产化势在必行。 政策上国家希望本土汽车制造商优先采用国产芯片，据说2025年要将汽车相关芯片的本地采购比例提高到20%或25%，目前本土汽车芯片供应量仅占10%左右。 汽车中使用的大多数芯片，如传感器、微控制器和电源管理芯片，在技术上不需先进芯片工艺来支持，比如28纳米以上的成熟工艺支撑足以支撑。 新能源汽车行业的快速发展为中国本土芯片厂商提供新的机会，随着电动车和智能汽车的兴起，单车所需芯片数量迅速增加。从传统燃油车的600～700颗增至电动车的1,600颗，甚至智能汽车的3,000颗。 比亚迪董事长王传福曾表示，新能源汽车的竞争，前半场靠电池，后半场看芯片，芯片已成为未来汽车产业的关键竞争资源。 车规级MCU的方面，2023全球车规级MCU市场规模预计达86.46亿美元，同比增长4.34%，随着未来新能源及自动驾驶汽车渗透率持续增长，车规级MCU有望成为MCU市场增速最快的细分领域之一。 结合国家产业政策的大力扶持以及汽车芯片国产化的逐步推进，下游企业逐步加大了对国内MCU产品的采购，尝试构建更合理的汽车芯片供应链体系，为国内车规级MCU厂商带来全新的客户导入和市场拓展机遇。 宏观上都是好消息，那就看看微观层面的挑战。 最近有个文章分析国芯科技的汽车芯片业务问题，其中谈到： 车规对于半路出家的选手来说并不一定是个好市场。此前汽车芯片短缺引发的火热已经掩盖了汽车市场本身研发壁垒高、认证时间长、难以规模化起量的事实。 从主机厂视角来看，一家新进入厂商往往有一套严谨的认证流程，想要实现替代并不容易，即便替代，毛利率也不会太高。这使得包括国芯科技在内的一众半路出家的厂商并没有在车规市场获得太多的盈利。 不仅如此，当前车市库存积压，各主机厂下单较为谨慎，对国产芯片并不利好，真正能赚钱的汽车芯片公司，大多是设计-制造一体的IDM模式，能够吃掉环节上的主要利润，并且汽车芯片sku极多。 比亚迪等巨无霸自主车企已经自研MCU等汽车芯片，并且相当数量的车企也已经有自己关系紧密的设计伙伴，独立的第三方芯片设计公司如果没有强大的靠山，可能很难击破这个利益圈层。 宏观层面也有一些看衰的声音，比如高盛最近的报告说：不止中国，全世界电动车都卖不动了。 高盛的报告称中国的电动车产能已经过剩，行业处于日益剧烈的价格战中。在全球市场，电动车也出现了明显的需求疲软迹象。高盛研究分析师Kota Yuzawa 表示，该团队对电动汽车销售的悲观预测越来越有可能，有三个主要因素阻碍了电动汽车的普及。 首先，由于二手电动汽车的价格下降，人们对电动汽车资本成本的担忧日益加剧。 其次，今年围绕多场选举的不确定性降低了影响电动汽车行业的政府政策可能发生变化的可见性。 第三个也是最后一个担忧是快速充电站的短缺，人们对续航里程和充电基础设施的担忧正在加剧。 还有两个问题： 1、贸易壁垒，美国、欧洲、印度等政府都在尽可能阻止中国电动汽车进入市场，因此海外市场对我国消除产能过剩的贡献不会太大。 2、电池创新仍在进行中，目前的电池技术可能还在过渡阶段，固态电池等重大创新可能会在未来几年改变该行业的格局。 我们的电动汽车产业链可能会面临短期的动荡，从整车、主机厂到车规芯片厂商，阵痛和整合难以避免，下图也就是我前面说的“绝望之谷”，引用的是心理学的概念。 邓宁-克鲁格效应是指的是能力欠缺的人在自己欠考虑的决定的基础上得出错误结论，但是无法正确认识到自身的不足，辨别错误行为，是一种认知偏差现象。我引用了这个心理学上的理论，觉得用来解释产业趋势也挺合适的。 把企业看成是人的话，也会犯人会犯的错误，目前的电动汽车市场状态还处于从愚昧山峰走向绝望之谷的阶段。 任何新兴领域，都会在初期涌入大量看好的资本和创业者，以至于形成行业过剩良莠不齐，经过一轮产业低潮后，又会通过兼并整合，优秀的企业逐渐崛起做大规模，最后形成稳定的行业格局。 比较典型的手机行业，在功能手机阶段的巨头现在基本都已出局了，智能手机阶段初期的大量玩家也逐渐出局，目前剩下的主要品牌两只手基本上就能数完了。目前最火的汽车新势力，比如“蔚小理”三剑客，最后到底谁能活下来，谁又知道呢。 小鹏汽车刚刚发布的季度财报环比去年四季度下降了49.8%，同时一季度净亏损达到了13.7亿元。与此同时，理想汽车由于销售订单不及预期则经历了更为剧烈的股价波动。5月21日，理想汽车盘中暴跌近20%，股价创下了近一年来的新低，年内跌幅已达43%。 另外据凤凰网报道，因价格战冲击现金流，蔚来、小鹏被曝延期向供应商付款。2023年底时，蔚来汽车需要大约295天的时间来结清其应付账款，其中绝大多数是拖欠供应商的款项，而2021年为197天。另一家小鹏汽车需要用221天来履行对供应商和相关方的义务，高于之前的179天。 专家表示，延迟付款开始对汽车零部件供应商产生连锁反应。三、四级供应商确实受到了影响，因为他们无法将影响转嫁出去。随着供应商破产，迅速给下游的汽车制造商带来生产问题，电动汽车行业可能会出现“混乱的整合”。 延迟付款总比收不到钱好，相比之下，高合汽车、威马汽车的供应商可没这么幸运了。被高合汽车拖欠款项的供应商不在少数，甚至包括博世、延锋这样的大企业，不少供应商对高合进行断供，要求收到货款才能发货。有高合员工对媒体表示，高合甚至连部分2019年的款项都还没有给付。 假如蔚来、小鹏也出了问题，意味着供应商已经交货一年的货款将瞬间清零，此外供应商为了备货至少也要准备几个月的库存价值也将血本无归。我们看到机遇的同时，也要预先测算出风险，看看自己是不是扛得住。 客户付款账期和坏账问题，一直是供应链的核心顽疾，是个要命的问题。 比较典型的案例，是零售渠道拖欠货款，比如当年国美曾爆出来拖欠惠而浦货款30亿，总共欠供应商货款达到了200亿之多，其友商苏宁易购所欠供应商的货款就达到了353.7亿元，这些客户还算是活着的，至少供应商还能看到希望。 手机行业里的金立、乐视、锤子在倒闭的时候，都拖欠了大量的供应商货款。已经报道过的，乐视欠供应商货款事件持续发酵，波及到众多EMS代工厂、元器件分销代理商，仁宝、大联大、文晔、韦尔半导体相关损失几千万至数亿元不等。2019年，几家知名的手机ODM厂商破产清算，闻尚、华珑国际、百立丰（360大神手机代工）、渴望通讯都有供应商拉横幅要债。另外被称为“小华为”的上海斐讯，倒闭的时候欠款的供应商多达218家，最高欠款金额1.2亿元，不少企业的欠款都在百万以上，不少为电子公司。 供应链上的蚂蚱，有的背靠大树好乘凉，默默“守护”在最基层，但在剧烈变动的市场下，活下来的终究是少数，多数都在行业的洗礼中“光荣”阵亡。半导体稍微还好一点，但是如果被迫绑上了某家的贼船，命运就掌握在某几家大客户的手里了。 新能源汽车的市场格局还没有形成，最终谁能取胜，我是还看不大清楚，华为小米加入战团，说不定还会有其他的势力进来搅局，我觉得等到“绝望之谷”的阶段，会变得渐渐清晰起来，到底是早起的鸟儿有虫吃，还是早起的虫子被鸟吃，需要耐心等待进场的时机。

深圳的虚拟电厂，在发展思路上与国网区域有所不同，有自身的一些特色，甚至可以说在努力探索“虚拟电厂的深圳模式”，这里做一些思考的分享。整体背景广东作为我国电力市场化起步最早，进度最快的省份，已经涵盖“中长期+现货+辅助服务”等交易品种。深圳虚拟电厂是在这一市场环境中发展起来的，未来也将更为深入地与电力市场进行结合。深圳模式的特点个人认为，虚拟电厂的深圳模式有四方面的特色： 一、政府牵头、供电局组织深圳的虚拟电厂，体现的是政府牵头，深圳供电局组织，多方参与协作的一种模式。深圳虚拟电厂的建设是以地方政府为名义组织的，地方政府（深圳市发改委）是地方能源安全、能源发展的责任人，虚拟电厂服务于地方经济发展。政府与供电局之间是一种授权管理关系，虚拟电厂运营管理职责权力有相当一部分是政府职能，政府授权供电公司代行管理。虚拟电厂参与需求响应这部分电量对应的补贴资金，由深圳市政府单独列支，推动虚拟电厂运营商的成熟和市场建设，最终过渡到常态化市场交易。从这两年进展来看，深圳的虚拟电厂试点效应，确实推动了各地虚拟电厂参与市场的进程。二、突破常规需求侧管理的形式，提供灵活性资源互动一是按照虚拟机组的管理思路，实现对虚拟电厂相关资源数据的分钟级直采，虚拟电厂按96点曲线运行，同时虚拟电厂管理平台信息又与调度系统打通，供调度使用，类似实体电厂的管理，计量和结算规则则参考目前电力辅助服务市场。二是着眼于资源的分级管理和调度，实现从毫秒级、秒级、分钟级、小时级的全时间维度的覆盖，例如对部分具备调频能力的分布式资源进行实时化调用（如基于5G切片的蔚来换电站参与调频服务），辅助解决以新能源为主 的新型电力系统可能带来的安全稳定运行的问题，。三是实现了资源供给的多样化，考虑各方利益的平衡。虚拟电厂管理平台在资源供给方的汇集方面，逐步做到的公开、公平的接入、汇聚和调度，对不同时空特性的负荷侧资源进行建模、分析和调用，比如充电场站、5G基站、商业空调负荷、蓄冷型空调负荷等，实现了资源的多样化，目前平台上已经有40余家各类虚拟电厂运营商入驻，电力用户得到了实惠，培育了虚拟电厂运营这一新业态。 三、探索统一大数据平台的建设和支撑电网企业一直在探索“营配调用”数据的打通，但是这个打通需要有各类业务场景去应用，除了电网内部的供电营业服务，虚拟电厂也是需求最强烈的数据打通、数据整合、数据统一化的场景。深圳虚拟电厂管理平台过数字电网的底座，实现了统一模型、统一数据、统一图形，逐步走向“图-数-模”融合，解决了“站-线-变-户-箱-荷”的电网一张图问题，并在此之上给调度部门提供负荷侧动态资源信息。由于深圳虚拟电厂是多主体的多边利益平衡发展模式，所以在数字化支撑方面，也突破了部门间的信息壁垒，体制内外的信息壁垒，不是简单的信息互通，而是真正从底层开始实现了电力数据的多元化使用，做到了“从各主体来，到各主体去”。 四、城市虚拟电厂管理技术体系的探索一是在平台层面，解决了海量负荷侧资源接入调度系统的安全防护难题，实现了端到端的可信计算，可满足调度对虚拟电厂下发计划曲线和调节指令，实现实时在线监测与控制。二是在终端层面，面向虚拟电厂数据采集、设备控制、性能测试等全场景，自主研发国产化硬件终端——“瀚海”系列，应用于深圳海量分布式灵活资源接入。三是技术标准层面，推动成立新型电力系统负荷侧资源 灵活调控技术标准化工作组，促进管理和技术 规范化、标准化，贡献行业经验。 深圳模式的未来走向深圳虚拟电厂的未来趋势，个人认为有三方面值得探索 一、城市电力调度的多方利益平衡随着分布式能源的发展，地方电力与能源的关系变得复杂化，地方电力系统中的主体关系变得多元化，比如充电桩企业参与虚拟电厂，成为电力市场的主体。而虚拟电厂存在的外部性、公益性属性，需要地方政府通过虚拟电厂管理中心，承担“平衡者”的角色，平衡好各方利益关系，甚至还有引领本地产业发展的作用，所以未来可能以虚拟电厂管理中心为基础，形成具有地方特色的城市电力调度控制体系，和虚拟电厂数字经济生态。 二、基于市级调度构建分布式电力市场随着分布式新能源的大量出现，原有的“自上而下，逐级平衡”的电力电量计划方式，逐步走向“自发自用优先”、“源随荷动”、“集中式电源跟随分布式平衡”的模式，用户内部的就地平衡、城市区域的自平衡（类似德国的平衡单元），以及城市级的平衡，优先于输电网平衡，所以这种自下而上的平衡模式，与城市级能源调度中心相辅相成。在此基础上，以虚拟电厂管理平台为基础，着眼于分布式能源的就近消纳、就近平衡，支撑城市能源调度平衡，逐步形成分布式电力市场，与集中式电力市场相互配合，支撑各级电网的安全、稳定、经济运行，并平衡多方利益关系，可能是分布式电力市场实现的较优路径。 三、形成平台化的新型电力业态深圳虚拟电厂平台具备了能源B2B的雏形，连接了电力用户（负荷侧资源）、资源运营商、资源聚合商、中调等各种角色，从初期的补贴运行模式，到未来的高频、小额、多边交易模式，并提供相关的交易支撑服务，是未来城市级能源互联网业态的某种雏形。

近日，国网能源院经济与能源供需研究所发布《中国电力供需分析报告2024》的研究报告。 根据预测，2024年全国全社会用电量将达到9.8万亿kW·h，比上年增长6.5%。全年新投产装机容量比上年增长9.4%，规模再创历史新高，到2024年底，全国发电装机容量达到33.2亿kW，其中新能源装机占比超过40%，太阳能装机占比超过1/4。预计全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。 2024年电力供需环境研判 宏观经济方面，全球经济在缓慢复苏中持续分化。货币政策、财政政策、产业政策、扩大内需政策将协同发力，为经济恢复持续提供有力支撑。预计2024年我国经济将延续向好态势，推荐方案，GDP增长5.2%，三次产业增速分别为3.8%、5.0%和5.5%。 重点行业方面，市场需求不断释放将带动传统行业用电量保持平稳增长。其中，黑色金属行业将保持平稳运行态势，行业用电量6588亿kW·h，比上年增长3.4%；有色金属行业将延续上年向好发展态势，行业用电量8319亿kW·h，比上年增长5.0%；化工行业在内外需恢复支撑下发展整体将有所好转，行业用电量5915亿kW·h，比上年增长3.5%；建材行业产业结构持续优化，产品多元化发展进一步巩固，行业用电量4443亿kW·h，比上年增长3.4%。新型基础设施保持快速增长态势，为电力需求增长提供有力支撑。预计我国新增5G基站数量仍然维持高位，2024年底我国5G基站总数预计将超过400万个；需求驱动叠加政策引导下，我国数据中心规模保持快速增长，布局持续优化；预计2024年底我国纯电动汽车保有量突破2200万辆。全年5G基站、数据中心、电动汽车带来的新增电量超过600亿kW·h。 气象方面，预计2024年迎峰度夏期间，全国大部地区气温较常年同期偏高，东部季风区降水总体偏多。预计迎峰度夏期间，除内蒙古东部、辽宁、吉林、黑龙江等地气温接近常年同期外，全国大部地区气温较常年同期偏高。预计迎峰度夏期间，华北、内蒙古东部、东北、华东大部、华中大部、西南地区北部、西藏西部、西北地区东部等地降水偏多。 一次能源方面，我国煤炭新增供应和消费增长基本匹配，供需基本平衡。预计全年煤炭进口仍将保持高位，煤炭供应总量仍将保持小幅增长态势；预计2024年煤炭消费量小幅增长1%左右；预计煤炭新增供应和煤炭消费增长基本匹配，供需基本平衡。国内天然气供需基本平衡，有利于气电供应保障。预计国产气和进口气将实现双增长；受国内经济平稳恢复拉动，天然气消费将持续稳定增长，预计表观消费量增速为6%～8%；预计全年我国天然气供需基本平衡，为气电供应提供有力保障。 2024年电力供需形势预测 电力需求预测 2024年电力需求保持较快增长。综合考虑经济、气温等因素，推荐方案，预计2024年全国全社会用电量为9.82万亿kW·h，比上年增长6.5%左右。 第二产业仍然是拉动全社会用电量增长的主要动力，居民生活用电拉动作用显著上升。预计2024年三次产业和居民生活用电量增速分别为10.0%、5.2%、10.3%、7.3%，对用电量增长的贡献率分别为2.1%、52.6%、28.7%、16.5%，第二产业仍然是拉动全社会用电量增长的主要动力，居民生活用电量对全社会用电量增长的贡献率较上年显著上升。 华东、华北、南方电网区域是用电增长主要拉动区域。2024年，预计华北(含蒙西)、华东、华中、东北、西北、西南、南方电网区域全社会用电量比上年分别增长6.3%、6.7%、5.8%、5.7%、7.2%、7.3%、6.7%，西南电网区域用电增速最高。预计华东、华北(含蒙西)、南方电网区域是拉动用电增长的主要区域，合计贡献率超过65%。 电力供应预测 新投产装机规模有望再创历史新高。预计2024年全国新投产发电装机容量比上年增长9.4%，规模再创历史新高。其中，水电新投产1398万kW，连续第五年新投产装机规模超过1000万kW，比上年增长35.3%；火电新投产6265万kW，为2016年以来次高，比上年减少4.6%；核电新投产390万kW，比上年增长1.8倍；风电新投产规模达到0.9亿kW，比上年增长16.5%，太阳能新投产规模在2023年高基数的基础上进一步增长，达到2.4亿kW，比上年增长8.8%，连续两年突破2亿kW。 电源装机保持快速增长，新能源装机占比超过40%，太阳能装机占比超过1/4。预计到2024年底，全国发电装机容量将达到33.2亿kW，比上年增长13.7%，增速与上年基本持平（13.9%）。其中，水电装机容量4.4亿kW，比上年增长3.3%，占总装机容量的13.1%；火电装机容量14.5亿kW，比上年增长4.3%，占总装机容量的43.7%；核电装机容量6081万kW，比上年增长6.8%，占总装机容量的1.8%；风电装机容量5.3亿kW，比上年增长20.0%，占总装机容量的15.9%；太阳能发电装机容量达到8.4亿kW，比上年增长38.6%，占总装机容量的25.4%。 电源装机主要分布于“三华”、南方及西北电网区域。分区域看，预计华北电网区域电源装机容量最多，为7.7亿kW，占全部装机容量的23.2%；预计华东、南方、西北、华中电网区域装机容量较多，分别为5.9亿、5.6亿、5.5亿、4.2亿kW，占全部装机容量的17.9%、16.9%、16.5%、12.6%；预计东北、西南电网区域装机容量分别为2.4亿、1.8亿kW，仅占7.3%、5.5%。 全国发电量较快增长，火电仍然是主力电源，但新增电量主要来自非化石能源发电。2024年，预计我国发电量将达到9.9万亿kW·h，其中，水电、火电、核电、风电、太阳能发电量分别约为1.5万亿、6.2万亿、0.4万亿、1.0万亿、0.8万亿kW·h，比上年分别增长14.0%、1.5%、2.0%、14.7%、33.4%，占全国发电量的比重分别为14.8%、62.6%、4.5%、10.3%、7.9%，非化石能源、新能源发电量对全国发电增长的贡献率分别达到85.2%、53.7%。 电力供需形势 预计全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。综合电力需求、电力供应情况，并考虑备用容量、机组检修/受阻、跨省跨区互济等因素，预计2024年全国电力供需平衡偏紧，局地高峰时段电力供需紧张。 措施建议如下 一是加强一次能源供应保障，合理统筹电源规划与建设，加强机组运维管理，提升电力供应能力。 二是加强电网基础设施建设，完善送受端电网结构，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。 三是加强中长期交易组织和管理，充分发挥跨省跨区电力互济的作用。 四是加强负荷管理，持续优化峰谷分时电价政策，通过价格等市场信号，进一步挖掘需求响应潜力。

在工商业目录电价时代，每家企业每月应付的度电价格在很长一段时间内维持不变。 而且执行峰谷分时电价的用户，根据当地的分时电价政策，也要根据目录电价公布的度电价格（一般就是平段电价）来生成对应的峰谷电价。 而对应在电费单上就产生了分时电费，由对应峰谷时段电量和对应的价格乘积而获得。 彼时电价的组成基本就是上网电价+输配电价+附加基金，在黄师傅老家辽宁，上网电价和输配电价是参与分时浮动的，而附加基金不参与。 我当时就一直思考一个问题，公布的燃煤标杆上网电价和输配电价只是一个价格，就是度电平期的价格。 当时电网公司作为统购统销方，其按照分时电价收取的用户电费，在其拨付给发电企业的电费也是分时的么？ 而实际收取的分时电费，与全部电量执行统一的度电价格方式相比较，在整个网省公司全部工商业用户这个大盘子里，到底是分时方式收取的电费多还是统一价格的方式多？ 如果有盈余和损失，那么这部分费用该由谁来享有或者承担呢？ 肯定不是用户，因为用户永远按照目录电价缴纳电费，未见需要额外支付哪笔费用或者额外享受哪部分费用的减免。 自打工商业目录电价取消后，尤其是第三监管周期输配电价执行以来，在各网省公司的系统运行费里多数会看到峰谷电价分时损益这一项需要由全体工商业用户来承担的费用。 该损益可正可负，也就是说我之前那个困惑“到底是分时方式收取的电费多还是统一价格的方式多？”这个不一定。 但可以肯定的是这个差额不再是混在电费里模糊不清，而是要单独结算、统一清算。 所以对于这部分费用的由来，我们理应自己也做到心中有数。 造成损益的原因 对于峰谷分时电价损益最直接的做法其实和我们在讨论一个一般工商业用户该不该执行分时电价一致。 那就是用对应分时电量×分时电价得出的总电量电费和用总电量×度电电价得出的总电量电费做差，这个差值就是损益的一部分。 当然不同电压等级用户，不同交易价格的用户其所承担的分时电价也不近相同，所以总结算方式就是将每一执行分时电价的工商业用户都统一做上述计算，最后把每一家的差值做和。 即总损益 = Σ（峰段电量×峰段电价）+Σ（平段电量×平段电价）+Σ（谷段电量×谷段电价）-Σ（总电量×度电电价） 度电电价在大多数省份都是平段电价，但像陕西和湖南两地有明确规定选择不执行分时电价的一般工商业用户，其度电电价在平段电价基础上要增加一部分△P。 对于这类型的用户，增收的损益 = Σ总电量 × △P。 这是一种相对的比较，据实可以获得应收的分时电量电费，但也可以根据实际电量来测算如果不执行分时电价，那么应该收取多少电量电费。 几类用户的峰谷损益 根据购电合同类型和用电结算类型来区分用户。 其中购电合同分为“分时合同用户”和“一口价合同用户”。 而用电结算也同样分为“分时结算”和“一口价结算”。 前者的区分取决于用户和售电方签订的协议，后者的区分取决于用户的用电性质和当地的分时电价用户执行范围。 以这两个维度，我们可以将用户划分成四类，但并不会存在购电时选择分时合约，但结算时采用一口价这样的情况，所以剩余三类用户。 购电分时/结算分时 这类用户和售电方（发电厂或售电公司）签约时直接签署了分时电价而非一口价。 若分时电价对应的上浮和下浮比例不低于当地分时电价文件所规定的浮动系数则据实结算。 这类用户因为依据自身分时电量结算，发电侧也根据分时电量合同结算，所以二者之间的差异属于电费偏差，即因为超用/欠用等情况导致的结算方式不同而产生的偏差。 所以这类用户本质上不会产生峰谷电价分时损益。 购电一口价/结算一口价 这类用户更为简单，不论是购电合同还是结算账单都不存在分时一说，所以也不会发生任何峰谷电价分时损益。 购电一口价/结算分时 这类用户根据购电的一口价，结合当地规定的分时电价浮动系数来生成对应的分时电价，比如当地规定峰段上浮50%，谷段下浮50%。 用户A与售电方签约一口价为0.4元/度，则对应峰、平、谷电价为0.6元/度、0.4元/度、0.2元/度。 假设其某月峰段用电量10000度，平段用电量20000度，谷段用电量5000度， 按分时方式结算电量电费为 10000 × 0.6 +20000 × 0.4 +5000 × 0.2 = 15000元 模拟一口价结算电费为 （10000+20000+5000）× 0.4 = 14000元 即损益 = 15000-14000 = 1000元 众多这种类型的用户将自身的损益累加起来就构成工商业用户交易电价部分的峰谷分时损益。 居民峰谷分时损益 在一些地区居民电价也执行了峰谷分时政策，且峰段电价较度电单价上涨的价格比谷段电价较度电单价下浮的价格要小得多. 以浙江地区为例，峰段电价较非分时价格上调3分钱，谷段电价下调2毛5。对应每个阶梯档位的分时电价也是固定的上调和下调额度。 设某用户全年峰段电量为X（仅在一档），谷段电量为Y，则总用电量为X+Y。若在浙江选择执行分时电价，则电费为0.568X+0.288Y；若选择一口价则电费为0.538（X+Y）。 二者差值即为仅峰谷分时损益，之前黄师傅在《居民电价三件套之二：分时电价》一文里也分析过，浙江居民用户谷段用电量大于总用电量的11%就该选择分时的方式缴费，这样同样电量费用较低。 但这少缴的费用会在电网内部被计为损益，有些地区会把这部分损益放置于交叉补贴新增损益中，毕竟这也是工商业补贴居民电费的一种方式。 也有的地区会把它放置于峰谷分时电价损益中，因为毕竟它的产生还是源自于分时电价的机制。 其余浮动电价损益处理 上述讨论的仅仅是上网电价也就是交易电价部分，而对于其它电价组成部分中，也参与了分时浮动的部分该如何处理损益呢？ 如果当地输配电价也参与分时浮动，那么损益的计算方式和交易电价部分一致，一并纳入到峰谷分时电价损益中。 如果上网线损电费部分参与分时浮动，那么该部分损益可计入代购上网线损新增损益中或者计入峰谷分时电价损益中。 如果系统运行费和基金部分参与分时浮动，那么该部分损益将计入峰谷分时电价损益中。 还有拆分更为细致的情况，比如山东省，其参与分时浮动的电价部分有上网电价、容量补偿电价、上网线损电费、抽水蓄能容量费和煤电容量费。 其中容量补偿电价发生的峰谷分时损益会单独列支细目：容量补偿电价峰谷损益。 上网线损电费发生的峰谷分时损益计入代购上网线损电量新增损益中。 煤电容量费发生非峰谷损益计入煤电容量补偿费用中。 抽水蓄能容量费发生非峰谷损益计入抽水蓄能容量费补偿费用中。 而代理购电户上网电价产生的损益计入代理购电新增损益中，市场化交易户的峰谷分时损益另行处理。 谁来承担 首先一个尚未完全解释清楚的点，就是居民用户的峰谷分时损益是否由工商业用户来承担。 但本着各种交叉补贴的原则，同时浙江在《浙江省电力市场化交易全面清算操作细则》中明确指出，居民分时电价发生的损益要纳入到工商业用户分摊的峰谷分时电价损益费用中。 所以有理由相信，其它地区也有类似的操作。 而承担该部分损益的用户，就是全体工商业用户，不管你是电网代购户还是市场化交易户。 而且，哪怕该工商业用户不执行分时电价，一样要承担这笔损益费用。 所以，也可以有这样的解释，执行一口价的用户，其实是在执行一种特殊的分时电价，不过它的分时电价时时相同不产生损益而已，但你也是一个“分时用户”所以要承担损益。 小结 综上，我们可以得出结论，但凡是电价组成中，参与了政府规定的分时浮动部分所发生的损益都要由全体工商业用户来清算。 可能不同省份清算的名目不同，但可以肯定的是，全部因为分时而产生的损益都会在电价细目里。 对于发电企业来讲，收入根据合约来。合约规定分时结算那么发电企业和交易中心就据实结算，合约是一口价那么就是一口价。 而电网公司的输配电价收入统一按照一口价来核算。 至于用户侧的结算要根据当地政策还有用户用电性质，如果以分时电价结算那么看对应的购电合同，购电合同约定分时结算，则没有损益，否则发生损益。 统计全省的当月损益的总费用，形成需要清算的电费，然后根据下月预测的工商业用电量进行分摊，再有盈余滚动清算。 至此，当年目录电价时代的一笔糊涂账也逐渐理清了，而之前的账也会随着时间的流逝而不了了之。

虚拟电厂业务交流时，经常有朋友问： 虚拟电厂的投资回报率是多少？ 这个问题的背后，其实隐含着能源行业底层价值观的差异，而正是这种冲突，导致了能源互联网和虚拟电厂业务的困境。 我认为能源行业的人，一般有三种底层价值观。 资产型思维 这是能源行业长期以来形成的，最为习惯性的思维方式，在计划经济阶段，供需由计划决定，所以更强调最优规划，只要规划好了，资产投资下去，必然会产生合理的回报率。 到了市场化的初期阶段，这种思维在居民房地产行业得到了淋漓尽致的体现，住宅房地产的核心是“地段、地段、地段”，只要在最优质的地段建房子，不怕卖不掉。 对电网、油气管网这些自然垄断的“能源网络运营商”来说，占据最优质的管廊资源是最重要的目的；对于电源项目来说，在需求最旺盛的地段建设，就不愁消纳。 而资产的这种地段稀缺性，就会影响资产的利用率，最终体现在资产的回报率和风险上。 于是就有了本文一开始的那个问题：虚拟电厂建在哪里，资产回报率是多少？ 但是虚拟电厂不是实物资产，更不是可进入财务报表的固定资产， 所以这个问题用资产思维去理解，天生就是错误的。 简单资源型思维 住宅房地产和商业房地产不一样，商业房地产是一种资源型模式，比如很多市中心最优质地段的商业综合体，由于运营问题，叫好不叫座。 因为商业地产是在市场竞争环境下，长期持有资产的资源变现问题。 首先是市场竞争条件，管网类的资产项目是自然垄断的，而计划经济时期的火电厂，完全自发自用的光伏项目，也几乎不用考虑供给侧竞争，约等于自然垄断项目。 但是对大多数需要进入市场的光伏、储能项目来说，资产需要产生资源（发电量），这些资源需要在市场里竞价才能出清，所以是一种资源变现，而不是资产直接收益的模式。 更典型的是售电，中长期售电业务本质就是资源交易，甚至在市场化初期交易成功的关键并不是电量本身的价格，而是人脉资源——你有关系拉到客户就能成交。 在这个过程中，看重的要素是资源的稀缺性，对商业地产来说，除了地段的稀缺性，优质运营方也是稀缺的——好的项目往往需要优质的商业地产管理方，才能招到好的品牌、做出好的引流方案。 优质运营方所具备的资源变现能力，互联网公司叫做“转化率”，这需要一整套的资源运营能力。 比如当下的虚拟电厂，其实就困在这个变现能力。 一方面市场化交易不够活跃，无法高频交易；而计划性的补贴（需求响应事件）额度也很小，不足以刺激市场发育。 另一方面是资源供给方（比如可调节负荷的使用方）参与度和转换率也不高，不高到什么程度呢？ 某电力公司建设的虚拟电厂管理平台，以结果考核的实际可调的容量，大概只占建设的资源池容量10%都不到，原因是——客户不响应。 资源池类似网络浏览量，实际可调度容量类似成交量，所以本质上就是互联网公司的转化率。 转化率低的本质，就是产品和服务的粘性不足，没有深度满足客户的需求导致。 这是因为电力公司用“资产性思维”的模式，去做了需要"资源型思维"的事情。 综合能源的困惑，也是在这里。 简单资源型业务，本质就是链条清晰，资源可量化，稀缺资源如何“勾兑”（暂且把这个词定义为中性而非贬义）成可交易的产品。 比如白酒，除了窖藏历史（微生物菌群），还有就是品牌、地段（水源）、团队（比如调酒师）、营销渠道等，最后能卖上高价。 电力公司其实是不善于和客户“勾兑资源”的，因为垄断行业不需要这套，所以一旦遇到“资源型业务”就很难推进。 最关键的一点，资源本身也不是固定资产，不能变成折旧成本，所以无法计算投资回报率。 资源更强调的是变现能力，需要通过资源运营去变现。 复杂资源型思维 资本市场上有个经典问题：茅台怎么估值？ 如果按照资产逻辑去估值，茅台集团厂房、生产设备这些固定资产并不值钱，茅台酒本身也不是固定资产，而是产品库存。 但是茅台又是极其稀缺的，稀缺到国家动用全国之力，想在茅台镇核心区域之外，复制茅台的生产工艺都没用成功（从气候、水质、高粱，到人员、生产工艺，乃至菌种都Copy过去，最后也无法100%复制）。 因为茅台的那个生产环境、水质的细微差异、温湿度的变化、微生物群的复杂生化关系， 呈现出一种复杂系统的“涌现”状态。 这就是茅台的稀缺性所在——它的不可复制，是在茅台镇核心区的一个复杂网络中酝酿出来的，任何微小参数的变化都导致结果非线性的偏差（蝴蝶效应）。 比如虚拟电厂，未来需要面对的问题是： 如何在一个高度市场环境中，去面对几百万的可调节资源，几万家的业主，几千家运营商，可交易资源的颗粒度是瓦，而不是千瓦或者兆瓦？ 他们之间彼此形成一个复杂的，类似微生物种群（或者神经元网络）的协作模式，这个模式不可被计划，不可被预测，甚至不可被彻底理解（AI目前的百亿级别参数网络，人类已经无法彻底理解，只能去梯度逼近和调整而已）。 对于售电公司来说，到了现货的高级阶段，就需要复杂资源的协调能力，比如负荷预测（需要数据、算法、经验），交易管理（多级市场，多品种、多头空头对冲）、金融、保险、风险控制（比如储能、负荷侧管理）、投资（储能投资作为交易筹码）。 任何一家售电公司都不可能全部做到，需要一个市场化的生态网络为售电公司提供上述复杂的服务。 有另一个朋友问我：虚拟电厂需要牌照么？未来这个牌照会不会稀缺？ 虚拟电厂运营商进入电力市场交易，需要注册，但不是什么牌照，未来虚拟电厂更多的交易是在批发侧市场之外的，点对点的小额交易，更不需要什么牌照。 用牌照资源的稀缺性去理解虚拟电厂未来的交易业态，本质上就是“简单资源思维”去看待“复杂资源运营”的逻辑。 对于虚拟电厂来说，首先需要一个培育的生态（茅台镇），这就是高度的市场化，开放化，高度的信任和契约精神。 其次，需要形成一个开放的复杂系统网络（酒窖），这个网络不是设计出来的，就像茅台，没有一个生物化学家设计出这个酿造环境。 再次，需要去通过市场机制形成演化的正负反馈通路（酿造），培育出各个要素组合。 可能少了一个菌株，茅台口味就变了。 ASML的光刻机，少了一个非关键组件、某个经验参数调节错误，就无法正常运行，甚至某个生产环境局部的湿度微小变化导致凝露都会降低良品率。 而这种复杂系统环境下的多要素、多场景、多主体的协作资源型思维，是能源互联网平台追求的目标。 这也恰恰是最难的一点。 到了这个阶段，投资回报率根本不存在。 就像《三体》世界里，被智子封锁的对撞机，物理学已经不存在了。 思维模式的不同，做事的路径和得到的结果自然不同。 作为能源互联网落地应用之一的虚拟电厂，不是口号，也不是简单的资产投资，更重要的换个思路。

深圳虚拟电厂智慧调度运行管理云平台 深圳市新能源汽车推广全球领先，分布式光伏、电化学储能等新兴业态实现创新发展。为提高新能源接入承载能力和供需平衡能力，充分发挥本地负荷侧资源优势，保障能源安全，推动能源清洁低碳转型，深圳供电局打造以虚拟电厂为核心的源网荷互动体系。 2021年，依托南方电网虚拟电厂“灯塔”项目，建成网地一体虚拟电厂调度运行管理云平台。2022年,深圳市发改委和南方电网深圳供电局联合挂牌深圳虚拟电厂管理中心。 自2021年起，虚拟电厂接入资源类型愈加丰富，包括5G基站、数据中心等信息通信基础设施、充换电场站、建筑楼宇、工业园区、储能系统等资源。截至2023年底，资源接入容量跃升至2021年的14倍，接入分布式资源超265万千瓦、调节能力超56万千瓦，基本形成数据采集密度高、接入负荷类型全、直控资源多、应用场景丰富的源荷互动管理平台体系。 聚合虚拟电厂产业链各类资源。上游培育高负荷园区、南网电动、深圳能源等能源消费和供给的主要企业；中游逐步提升虚拟电厂调度运行管理云平台服务能力，不断扩大资源接入规模；下游建立电力公司、售电公司及高负荷用户的顺畅交易渠道，培育交易市场。 同时通过虚拟电厂产业链上、中、下游各类资源聚合，推动ICT企业布局虚拟电厂新赛道，支持能源企业拓展虚拟电厂核心设备生产制造，实现“设备+服务”“场景+技术’高效融合，提升深圳新能源产业集群发展能级，助力构建数字能源先锋城市。 推动虚拟电厂本地化精准响应。创新解决局部电网重载、过载、断面阻塞等实际问题。2023 年组织开展精准响应33次，调节电量125.8万千瓦时，运营商获得收益超过450万元。 实现虚拟电厂参与调频技术验证。实现虚拟电厂参与跨省备用市场结算运行，为虚拟电厂参与辅助服务市场提供可行的样本。 探索虚拟电厂与智慧城市融合发展。以虚拟电厂为媒介，积极探索建立以各类分布式资源为主体的电力充储放一张网，实现了各类资源与BIM/CIM平台的精准化定位和建模，开展了极端情况下分布式资源调度预演，助力打造能源安全韧性城市典型范例。 深圳虚拟电厂平台突破海量异构资源数据采集及安全防护技术、考虑多重不确定性的虚拟电厂调节能力预测技术、耦合市场环境下虚拟电厂交易决策与内部效益分配技术自主研发“瀚海”系列虚拟电厂成套硬件终端。 深圳虚拟电厂建设实践深圳虚拟电厂平台实践按照以下思路开展: 1）开展海量负荷侧资源接入调度运行的可观、可测、可控、可用的四大关键技术研究； 2）和政府形成合力，因地制宜从政策、机制体制方面共同构建新型能源体系； 3）高质量管理团队有序推进虚拟电厂生态构建，引领负荷侧资源进入电网调控和电力市场，不断提高虚拟电厂实用化水平，增强能源供需友好互动能力； 4）围绕虚拟电厂构建的标准体系，发布企标、地标，参与国标，促进虚拟电厂良性发展； 5）积极主动协调国家、省相关部门支持虚拟电厂参与区域、省、市各类交易，打造虚拟电厂资源参与市场交易和协同控制的先行示范，探索实现虚拟电厂可持续发展，推动能源技术和发展模式创新。 1.强化联合技术攻关 依托南方电网虚拟电厂“灯塔”项目，建成网地一体虚拟电厂调度运行管理云平台，创新性解决了海量资源接入调度的安全防护难题，实现调度系统与用户侧可调节资源的双向通信，以及调度对虚拟电厂资源“站-线-变-户”关系设备级接入、分钟/秒级实时监测，可接收并跟随96点发电曲线，验证虚拟电厂参与电能量、辅助服务市场的可行性。 储备虚拟电厂关键技术，推动计量芯片、智能终端等关键设备国产化，为用户资源通过虚拟电厂参与市场交易和电网运行提供坚强保障。 2.有效制定虚拟电厂系列政策 2022年5月以来，先后制定《深圳市虚拟电厂落地工作方案(2022-2025年)》《深圳市虚拟电厂精准响应实施细则》，形成“顶层规划+专项扶持+组织实施”工作体系，提出10余项重点保障举措，为虚拟电厂在深落地应用提供政策保障。 3.设立专项管理机构 由深圳政府挂牌设立虚拟电厂管理中心，负责开展用户注册、资源接入、调试管理、接收和执行调度指令、响应监测、效果评估等工作。 成立专属客户服务小组90个，通过“线上培训+实战演练”模式，培养高质量响应用户。 4.建立健全标准规范 推动南方电网成立新型电力系统负荷侧资源灵活调控技术标准化工作组，协同印发虚拟电厂企标，申请国标/行标各1项、团标4项、企标6项。 编制有序充电与车网互动、分布式光伏接入、终端授信及安全加密技术等三项深圳虚拟电厂地方标准。 深圳虚拟电厂案例经验 1.找准虚拟电厂在新型能源体系下的角色定位 推动新型电力系统从“源随荷动”到“源荷互动”升级，深入挖掘海量资源的灵活调节潜力，最大化提升可调资源的使用效率和全社会能效水平积极探索打造“新型电源”低成本解决方案。 推动各类用户从能源服务消费者转变为能源服务生产者，为低碳、安全、经济运行的城市电网提供可推广的经验，不断丰富新型能源体系的主要内涵和主体范围。 2.强化有为政府和有效市场的高效协同 合理授权虚拟电厂管理中心，充分调动电网企业和产业链上下游企业的工作积极性，营造全市广泛参与的虚拟电厂发展环境。 通过虚拟电厂管理政策和地方标准的配合协同，强化深圳新能源汽车密度和充电桩密度全球领先的优势条件，先行示范打造车网互动新范例。 3.打造可落地、可持续、可推广的虚拟电厂商业模式 充分调动各类用户主体的主观能动性，以市场化的本地虚拟电厂精准响应补贴打造式推广新兴行业。 争取各级部门支持和指导，实现“跨区市场、省内市场、深圳市场的叠加赋能和“需求响应市场、辅助服务市场、电能量市场”的相互补充。

近日‍‍，中国能建新型储能原创技术策源地顺利入选国资委第二批原创技术策源地建设布局。 中国能建正依托资源优势、技术研发与集成优势、孵化转化优势、场景应用优势“四大优势”，全力打造新型储能原创技术策源地和现代产业链链长，引领新型储能技术创新和产业快速发展。 01 组建数科集团聚焦压缩空气储能产业链布局 中国能建围绕新型储能大力开展原创技术布局，组建数科集团，聚力打造全球领先的“中国能建300MW级压缩空气储能系统解决方案”，在湖北应城、甘肃酒泉等地率先开展300MW压缩空气储能示范电站建设，在系统集成、核心装备、运行控制、地下储气等方面不断实现关键技术突破，攻克了天然盐穴和人工硐室两条关键储气技术路线，破解了大规模储能电站选址受限的世界性难题。 数科集团聚焦压气储能产业链生态圈，着力优化生产力和产业布局，优化市场和区域布局，优化资源和资本布局，筹备组建中能建深地技术有限公司、中能建数智新能科技有限公司、中能建新型储能研究院有限公司、中能建综合能源有限公司等多家专业子公司。 02 与宁德时代成立储能投建营一体化公司 中国能建与宁德时代合作成立能建时代新型储能研究院和新型储能公司，专注于电化学储能3S系统产品和集成技术研发，致力打造以电化学储能为核心业务的投建营一体化平台。 03 与贝特瑞成立锂电池研发制造公司 中国能建与贝特瑞合作成立中能瑞新公司，在厦门、无锡等地布局储能电芯研发生产线，加速推进储能电池核心技术攻关和自主化制造。立项推动重力储能关键设备国产化研发，牵头研制可逆式重力轮机、超重载重物输送系统、低速大转矩电动发电一体机等首台套重大装备。 04 携手62家企业成立产业创新联盟 2022年8月8日，中国能建联合宁德时代、天合光能发起，与电网企业、发电企业、高校院所、储能装备企业等共计62家行业优势单位携手成立了“中国新型储能产业创新联盟”，致力于在国家和行业层面构建新型储能技术、产业资源整合和协同创新平台，引领推动新型储能高质量发展。 近期，中国能建新型储能原创技术策源建设取得了一系列重大进展。 自主研发的“300兆瓦级压缩空气储能系统”入选国家能源局第三批能源领域首台（套）重大技术装备，牵头研制的“300兆瓦压缩空气储能系统压缩机和膨胀机”入选2023年度能源行业十大科技创新成果，湖北应城、甘肃酒泉等多个项目列入首批国家新型储能试点示范项目和发改委首批绿色低碳先进技术示范项目。 2024年4月9日，湖北应城300兆瓦压缩空气储能电站示范工程首次并网一次成功，创造了单机功率、储能规模、转换效率等多项世界领先。 中能瑞新研发的储能电芯经专家鉴定处于行业领先水平，循环寿命可达12000次以上，安全性能满足严苛的针刺测试及“全生命周期”热失控要求，并正在推动306Ah、314Ah产品迭代升级。 中能建投建的全球首个竖井式重力储能项目——张家口60MW/300MWh重力储能示范项目，成功与张家口市赤城县签订了投资合作协议，已列入国家新型储能试点示范项目。项目在全球首创性提出了推动单机容量最大、单模块容量最大、系统效率高、全国产自主可控供应链、构网特性的300MWh基于竖井式模块化工程方案。 中国能建表示，未来将积极发挥科技创新、产业控制、安全支撑三大作用，大力推进原创性关键技术攻关，全力打造新型储能原创技术策源地和现代产业链链长，加快打造新质生产力，为构建以新能源为主体的新型电力系统和实现碳达峰碳中和战略目标作出应有贡献。

5月23日下午，位于上海临港新片区的特斯拉上海储能超级工厂正式开工，预计2025年第一季度投产，投产后超大型电化学商用储能系统Megapack产量将达1万台，储能规模近40GWh。 特斯拉上海储能工厂总占地面积约20万平方米，总投资约14.5亿元，是特斯拉在美国本土之外的第一座储能超级工厂，也是特斯拉入华十年来，继上海超级工厂之后，在中国的又一大型投资项目。 目前，特斯拉储能产品包括Powerwall、Powerpack和Megapack等。上海储能超级工厂则主要生产超大型商用储能电池Megapack，供给全球市场，初期规划年产商用储能电池1万台，储能规模近40GWh。 “世界各地电网的可再生能源应用率正持续增加。特斯拉电网级电池和控制软件可以存储和调度能源，让电网更稳定及可持续。“特斯拉方面表示，通过将硬件、软件、安装和服务集成到一个系统中，有效降低了成本，并可为公用事业机构和开发商提供可靠的能源。 据了解，目前特斯拉的Megapack已经在超过65个国家部署了超过10GWh，并且有超过1500个正在运营中的站点。 实际上，储能业务已逐渐成为特斯拉的新增长点。 今年一季度，特斯拉遭遇销量“滑铁卢”的同时，多个重要财务指标也出现下滑。据特斯拉此前公布的销量数据，今年一季度，特斯拉在全球共累计交付汽车38.7万辆，同比下滑8.53%，较2023年第四季度环比下降20.2%，这是近4年来特斯拉单季度交付量首次同比下降，也是过去5个季度最差的表现。 另据特斯拉2024年一季度财报数据，营业收入213亿美元，较上年同期下降9%，环比下降15%。同时净利润达到11.29亿美元，较上年同期下降55%，环比下降86%;毛利率达到17.4%，较上年同期下降2个百分点，环比下降0.3个百分点。 相较于总体业绩的下滑，特斯拉储能业务数据较抢眼，2023年财报以及2024年一季报数据均显示，储能业务增速均处于领先状态。 在2023年特斯拉的储能装机量达14.7GWh，较上年同期增长125%。同时在2023年，能源发电以及存储业务利润较上年同期翻了4倍。2024年一季度，能源发电和存储收入同比增长7%，达到16.35亿美元，毛利润同比增长140%，储能的部署量持续增加达4.1GWh。 在2024年一季度报中，特斯拉方面表示，能源生产和存储业务仍然是特斯拉利润率最高的业务，第二条总装线目前已经投入使用，而特斯拉将继续提升产能，其位于加利福尼亚州拉斯罗普的40GWh超级工厂即将满负荷运转。 特斯拉CEO马斯克在此前的财报电话会上也表示，在2024年，特斯拉储能业务的增速会高于电动车业务。

5月24日，上海市发展和改革委员会、上海市经济和信息化委员会、上海市商务委员会、上海市生态环境局联合印发《上海市促进绿色电力消费加快能源低碳转型实施意见》（以下简称《意见》）。 《意见》提出建设目标，到2025年绿电交易规模达到50亿千瓦时以上，到2030年绿电交易规模达到300亿千瓦时。 重点任务包括： 加大绿电多元化供给。深度挖潜市内绿电资源，实施“光伏+”专项工程，加快近远海风电开发，科学建设陆上风电场，结合生活垃圾焚烧设施布局生物质发电项目，因地制宜推进地热能开发，探索海洋能利用试点示范； 市内绿电交易引入风电、光伏、生物质等多品种绿电参与交易，2024年9月起新并网发电绿电交易企业需自建或购买储能调峰能力； 推动分布式可再生能源参与市场交易； 建设工业绿色微电网，推广建筑光伏一体化建设，构建综合交通枢纽场站“光伏+储能+微电网”智慧能源体系，引导独立计量的工商业充电桩全部参与绿电交易，推动5G基站、数据中心、超算中心等新型基础设施与可再生能源等融合发展。 率先探索“电-碳”市场协同路径，不断完善绿电消费与本市碳交易连接机制。 加快分散式小微资源聚合、新型储能充放特性、电动汽车集群控制等关键技术研究，按照“技术成熟一个，主体入市一个”的原则，明确资源聚合商、虚拟电厂、新型储能等新型经营主体市场准入规范。

总营收前十名：比亚迪、宁德时代、中国中车、晶科能源、上海电气、天合光能、特变电工、阳光电源、金风科技、亿纬锂能 总营收增速前十名：上能电气、协鑫集成、同飞股份、阳光电源、奥特维、盛弘股份、双杰电气、固德威、科华数据、晶科能源 企业毛利率前十名：天齐锂业、国能日新、立新能源、南网储能、盛弘股份、德业股份、晶科科技、华塑科技、杭可科技、恩捷股份 企业净利润前十名：宁德时代、比亚迪、中国中车、特变电工、阳光电源、晶科能源、天齐锂业、龙源电力、天合光能、赣锋锂业 储能业务营收前十名：宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、瑞浦兰钧、国轩高科、中创新航、南都电源、派能科技、中国电力、上能电气 储能电池营收前十名：比亚迪、宁德时代、亿纬锂能、欣旺达、天能股份、国轩高科、中创新航、德赛电池、南都电源、瑞浦兰钧 经过分析我们发现，电池企业与新能源企业的营收规模最为可观，宁德时代、比亚迪、晶科能源、天合光能均实现了千亿级别营收。营收额最高的是比亚迪，与其新能源汽车和电池业务高速增长直接相关。营收增速最大的企业是上能电气，达到110%，或与其开展储能系统集成业务有关。宁德时代为股东创造了最多的净利润，高达441.2亿元。 在利润率方面，EMS&BMS、电站开发、户储企业、锂电设备等企业的毛利率水平相对较好，平均毛利率分别为53.68%、38.57%、36.27%、33.28%。得益于去年上半年高企的锂价，天齐锂业以84.99%的毛利率傲视群雄，毛利率不足10%的企业有5家，最低毛利率只有2.13%。 实现营收、净利润双向增长的企业有36家，营收、净利润双降低的企业有14家。材料企业相对最为惨淡，大部分企业的营收下降，这主要与去年下半年行业产能过剩加剧、材料价格大幅下跌有直接关系。 重点数据提炼如下： 所有企业的营收总额为26692亿元，对应归属于上市公司股东的净利润总额1881亿元，净利率水平为7.05%。各类型企业间差距巨大，营收范围在2.82亿元~6023.15亿元之间。 70家企业中，29家企业的净利润下降，星云股份、智光电气、科陆电子、瑞浦兰钧、利元亨、高澜股份净利润下降幅度均在100%以上。 41家企业实现净利润正向增长，平高电气、上能电气、国轩高科、阳光电源、双杰电气、晶科能源、协鑫集成、科华数据的净利润增速均在100%以上，上海电气净利润由负转正。 增收不增利情况明显，电池企业、锂电设备企业、PCS企业、温控及热管理企业、EMS/BMS企业，以及部分储能系统集成企业都存在此种情况。 就已具体公布储能子业务营收的24家企业来看，储能业务营收范围在0.89~599亿元。 70家储能企业平均毛利率范围在2.13%~85%。 总营业收入2.82~6023.15亿元 企业平均毛利率2%~85% 储能企业总营收上看，由于资产结构不同，各类型企业间差距巨大，营收范围在2.82亿元~6023.15亿元之间，其中新能源企业、电池企业的营收规模均在千亿元左右，而EMS/BMS企业则仅处于亿元级别。 综合来看，所有企业的营收总额为26692亿元，对应归属于上市公司股东的净利润总额1881亿元，净利率水平为7.05%，或可以此粗略代表行业情况。 从各类型企业看，增收不增利情况明显，电池企业、锂电设备企业、PCS企业、温控及热管理企业、EMS/BMS企业，以及部分储能系统集成企业都存在此种情况。尤其材料企业，营收水平明显降低，且净利润减少。行业竞争的加剧几乎影响了产业链内所有企业。 2023年储能相关企业平均毛利率范围在2.1%~85%。毛利率前十的企业为天齐锂业、国能日新、立新能源、南网储能、盛弘股份、德业股份、晶科科技、华塑科技、杭可科技、恩捷股份、奥特维。 其中天齐锂业的毛利率最高，为85%。瑞浦兰钧毛利率最低，为2.1%。 24家企业明确储能业务营收 营收范围0.89~599亿元 从明确储能相关业务的营收的企业情况看，营收范围在0.89~599亿元。营收前十名的企业为：宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、瑞浦兰钧、国轩高科、中创新航、南都电源、派能科技、中国电力、上能电气。 其中德业股份储能电池包2023年实现营收8.84亿元，营收增速高达965.43%；宁德时代储能电池系统实现营收599.01亿元，为储能行业最高营收；同时，瑞浦兰钧的储能电池、派能科技的户用储能、锦浪科技的储能逆变器营收均大幅下降。 净利润涨跌幅-2230.62%~284.47% 7家企业净利润为负 从净利润增速上看，70家企业中，29家企业的净利润下降，星云股份、智光电气、科陆电子、瑞浦兰钧、利元亨、高澜股份净利润下降幅度均在100%以上。其中星云股份净利润为-1.93亿元，增速为-2230.62%。系推进规模化业务转型，聚焦主营业务，主动对盈利质量不高的业务板块进行调整所致。 41家企业实现净利润正向增长，平高电气、上能电气、国轩高科、阳光电源、双杰电气、晶科能源、协鑫集成、科华数据的净利润增速均在100%以上。其中平高电气净利润增速高达284.47%，上海电气净利润由负转正。 各类型企业分析 电池企业 其中宁德时代储能系统实现营收599.01亿元，同比增长33.17%。占总营收的14.94%，储能已经成为宁德时代第二大业务。 鹏辉能源锂离子电池收入6亿元，同比下降24.51%。同时，锂离子电池收入占比也从2022年93.46%降为2023年的92.27%。锂离子电池的毛利率为15.75%，较2022年下降2.28%。 新能源企业 其中天合光能持续推进光伏+储能双轮战略，预计光储协同客户比例高达65%以上。储能舱及系统销售突破中国、欧洲、亚太、北美、中东非、拉美六大区域市场，累计出货近5GWh。产品技术端，成功突破电芯循环技术突破12000次，产品迭代升级280Ah至314Ah。报告期内，储能电池、直流电池舱及交直流产品组合产能达到12GWh。 晶科能源2023年针对不同应用场景，推出了户用储能（1kWh-50kWh）、工商业储能（50kWh-1MWh）以及大型电站储能（≥1MWh）三类储能产品解决方案，推动实现光储协同的多元化智慧能源应用。2023年4GWh储能系统产线成功投产，后续电池及系统产能有序推进建设。 金风科技2023年完成6款产品上市，覆盖国内大储、国内工商业和国际市场应用场景。报告期内，公司建立首个储能生产基地，实现储能产品的自主生产制造，并完成产能落地3GWh，具备免调试出货能力。 PCS/电气设备企业 其中阳光电源储能系统收入178.02亿元，同比增长75.79%；实现毛利率34.47%，同比增长14.23%。 科华数据新能源行业实现营收42.94亿元，同比增长142.78%，占总营收的52.75%。全球储能累计装机规模超过15.2GW/8.2GWh。 上能电气实现储能行业收入19.27亿元，占总收入的39.06%。较2022年的10.21亿元同比增长了88.62%。2023年储能双向变流器及系统集成产品毛利率16.17%，比上年同期增加3.81%。 科陆电子储能业务实现营收14.35亿元，同比增长106.73%，占总营收的34.16%。为公司几大业务中增速最快的业务。毛利率25.36%，较2022年的14.05%同比增长11.31个百分点。 固德威报告期内储能电池销量约为341.15MWh，国内户用分布式系统销量约为513.28MW。 智光电气储能业务实现营业收入9.25亿元，净利润4076万元。由公司首推并倡导的级联型高压直挂储能技术在华电国际莱城发电厂储能项目、国网乌兰察布源网荷储电网侧储能科技示范项目等系列项目中得到应用。 温控、热管理、BMS、EMS企业 其中同飞股份匹配了相关液冷和空冷产品，成功拓展了宁德时代、阳光电源、中国中车、中创新航等业内优质客户，报告期内公司储能温控领域的营业收入约为9.04亿元。 户储企业 德业股份营业收入增加主要系储能电池包业务规模扩大所致，2023年德业股份储能电池包生产量为13.43万台，同比增长585.09%。 电站开发企业 其中协鑫能科2023年度共完成独立储能备案项目4.5GW/9GWh，完成工商业储能备案项目31MW/62MWh， 运行15.5MW/31MWh。截至报告披露日，公司纳入省级电力规划的新型储能项目已超过1GW/2GWh，项目主要分布在江苏、重庆、宁夏和内蒙古等地，预计将在2024年建成并网。 晶科科技截至2023年12月底，公司电站管理规模合计达到6.93GW，其中自持电站装机容量达到5.36GW，网侧储能项目并网200MWh，新获取备案3650MWh，用户侧储能项目并网5MWh，新获取备案30MWh。 锂电设备 其中先导智能提供涵盖方壳电池、圆柱电池、软包电池、固态电池等各类电池类型在内的锂电池智造整线解决方案；以电池应用领域分，提供应用于动力、储能、数码等领域的锂电池智造整线解决方案。 主要产品包括：新型合浆系统、干法极片设备、涂布设备、辊压（分切）一体设备、模切设备、卷绕设备、叠片（切叠一体、热复合叠片）设备、电芯组装生产线、化成分容测试系统、复合集流体设备、智能仓储物流系统、工业信息化MES系统等。 材料企业 其中赣锋锂业锂电池业务已分别在东莞、宁波、苏州、新余、惠州、重庆等地设立生产基地。报告期内，重庆固态电池生产基地一期封顶，固态电池pack实现交付；交付大型储能项目逾百个，总应用规模超过11000MWh，大型储能业务方面先后参与了国家多个首批大型光伏储能项目，先后承接了大型能源央企的单体超过500MWh储能项目及多个大型储能项目，成功打开海外储能业务，成功发货20余个集装箱储能设备。