我国虚拟电厂起步于“十三五”时期，目前已建成多个试点项目，正由邀约型向市场型过渡，虚拟电厂试点项目加速建设。 虚拟电厂发展阶段 邀约型阶段 这是在没有电力市场的情况下，由政府部门或调度机构牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程。 市场型阶段 这是在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，分别参与这些市场获得收益。在第二阶段，也会同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运行机构。 跨空间自主调度型虚拟电厂 随着虚拟电厂聚合的资源种类越来越多，数量越来越大，空间越来越广，可称之为“虚拟电力系统”，其中既包含可调负荷、储能和分布式能源等基础资源，也包含由这些基础资源整合而成的微网、局域能源互联网。 虚拟电厂的盈利来源 01 可再生能源发电的预测和监控 可再生能源的进给难以控制，导致电力现货市场价格变动时公用事业公司难以及时调整电力投资组合，从而导致： ①现货市场电价转为负值时，可再生能源供给不能及时削减，从而带来亏损； ②电力平衡机构的需求变动大，公用事业公司依靠传统手段难以了解和预测可再生能源发电水平，导致因事后修正电力投资组合而承受昂贵的平衡成本。 公用事业公司投资组合中的所有可再生能源通过远程控制单元联网，以实时显示不同发电站的发电总量，从而能够直接控制特定可再生能源发电的交易。此外，虚拟电厂还能够综合不同发电站的发电数据和外部导入的气象数据来帮助预测可再生能源的发电量。 盈利方式： ①增强了对电力投资组合的预测能力和控制，帮助公用事业公司节省因投资组合和实际需要不同带来的平衡成本。②当可再生能源电价降到负值时，公用事业公司可以及时削减售电组合中可再生能源发电的占比。③如果可再生能源投资组合包含生物能源或水电（或地热等其他可调度的可再生能源），公用事业公司可以使用虚拟电厂来优化和控制这些资产的发电计划，例如在预计电价上涨时增加这些资产的发电，从而在短期市场上击败平均价格，带来额外收入。④在可再生能源份额较高的能源市场中，电价往往由光伏和风电驱动，因此通过更好地了解自己的可再生能源投资组合，公用事业公司可以更多地了解整个电力市场的情况以及现货市场价格走向，从而提高交易安全性和盈利能力。 02 电网弹性聚合 虚拟电厂参与电网辅助服务，提高电网弹性。在收到来自电网运营商的增加或减少发电量的信号后，虚拟电厂的中央控制系统结合各个可调度的可再生能源电厂的响应时间限制、运行状态等因素，将运营商的信号拆分为多个单独的子信号，发送到各个可再生能源电厂。这些信号会进一步被自动发送到电厂中的各个联网单元，通过综合调控虚拟电厂下的不同发电单元的，从而实现总体的调峰调频效果。 盈利方式：虚拟电厂运营商通过容量招标及辅助服务盈利。 03 需求响应聚合 虚拟电厂聚合需求侧的电力消耗单元，统一进行负荷管理，从而提供需求响应服务，获取辅助服务收入。此外，在部分市场，虚拟电厂还参与容量招标，获得中标容量的结算费用。此时虚拟电厂的作用在于提高电力消费的领活动。 盈利方式：通过辅助服务市场竞标收入、降低电力采购成本盈利。 04 户用虚拟电厂 将电池储能、户用光伏和电动汽车充电连接到一个综合的家庭能源系统中，实现户用能源调配。降低电网使用，避免配电堵塞，实现调峰，增加电网独立性，增加电表后资产灵活性，提高对电网使用的控制。 盈利方式：用户增加电力自用，聚合商提供辅助服务盈利，公用事业公司通过减少电网升级费用增加收入。 虚拟电厂经典案例 01 德国独立虚拟电厂运营商NEXT NextKraftwerke（NEXT）成立于2009年，是欧洲建立最早、规模最大的虚拟电厂之一，同时也是欧洲电力现货市场认证的能源交易商，参与能源的现货市场交易。 NEXT提供的业务模式主要包括可再生能源发电的预测和监控、电网弹性聚合和需求响应聚合。NEXT使用基于大数据（例如电厂运行情况、天气数据、市场价格信号、电网数据）的智能算法，提高可再生能源发电机组和工业用户对价格信号的响应速度；在发电机组上安装远程控制装置NextBox，通过虚拟电厂平台对聚合的各个电源进行控制，从而参与电力市场交易并获取利润分成；利用生物质发电和水电启动速度快、出力灵活的特点，参与电网的二次调频和三次调频，从而获取附加收益。 02 特斯拉能源资产交易控制平台 特斯拉推出自主研发的能源资产实时交易和控制平台Autobidder，能够向用户提供虚拟电厂服务，聚合负荷资源参与能量交互响应，该产品具备价格预测、负荷预测、发电量预测、智能竞价及优化调度等功能。 2022年，特斯拉与加州公用事业公司PG&E合作开展紧急减负荷计划，以通过虚拟电厂的方式减少电网在需求高峰时期承受压力时的发电需求。具体方案是，当加州电网因为天气炎热而需要额外的电力供应时，特斯拉Powerwall的用户可以通过将他们储存的电量返回电网，以获得每千瓦时2美元的报酬。 在该项目中，PG&E通过以低于用电高峰期批发电价的金额向Powerwall用户购电节省成本，Powerwall用户通过售电获得收入，而特斯拉能获得储能和发电产品的需求提升，以及未来可能的售电差价及虚拟电厂服务费用。 03 上海黄浦区商业建筑虚拟电厂 作为全国首个区域级商业虚拟电厂，黄浦区按照国家发改委批复的《上海市城区（黄浦）商业建筑需求侧管理示范项目的复函》要求，从2017年组织实施了上海黄浦区商业建筑虚拟电厂示范项目，于2019年建成，并持续稳定运营5年，取得良好示范效果。 截止23年中旬，作为上海电力削峰日常调度常规资源，累计调度超过2000幢次，已完成虚拟发电量近50万千瓦时，其中最大单次调度量5万千瓦时，同时2022年7-8月极端负荷天气下，连续性日内调度15次，累计消减峰值负荷电量超16万千瓦时，为超大型城市电力稳定供应精准出力。项目的建设落地为电力系统安全运行提供保障，有效提高了可再生新能源的消纳水平，充分体现绿色节能理念。

2024年开年，技术迭代下新旧产能的淘汰赛，已然开启！ 新年第一集采大单，中电建42GW组件集采开标情况显示，p型组件综合报价最低为0.806元/W，均价不到0.91，n型组件最低综合报价为0.87元/W，均价约0.97元/W。 本周中核8GW集采开标显示，p型组件均价在0.862元/W至0.877元/W，n型组件均价0.917元/W，同一企业p型182报价和n型报价价差最大超1毛，最小2分。 P、n型价差进一步显示了在n型产品持续放量下，PERC组件产品的竞争力进一步被削弱，低价成为赢市场的策略之一。但据业内人士表示，0.8元左右的价格对企业来说很难有利润，不具备一体化及一体化程度低的企业情况更甚。 产能追逐赛 从PERC技术的发展历程来看，2015年行业正式启动大规模量产，经过几年的发展，自2019年起首次超越BSF成为主流的电池技术。根据中国光伏行业协会(CPIA)的数据显示，2021年PERC晶体硅太阳能电池的市场占有率达到91.2%。 而大尺寸硅片的推广，某种程度上延缓了电池的迭代进程。2021年以来，在大尺寸硅片的应用下，电池企业的主攻方向是由166mm提升至182mm、210mm尺寸，基本为210mm向下或者182mm向上兼容。 据不完全统计，在2021年头部企业电池产能主要为PERC技术。其中，通威电池产能为45GW，爱旭及部分一体化企业电池产能在30GW以上。 n型技术的实质性进展是在2022年。 这一年，多家行业头部企业呼吁企业竞争回归效率这一主旋律，在PERC效率逼近天花板的现状下，n型技术酝酿崛起。 对技术迭代感知较快的，如晶科、天合、晶澳、正泰、一道等，加速建设起TOPCon产能，而华晟新能源、东方日升、爱康等则选择了HJT路线。隆基、爱旭更是独辟蹊径，押宝BC电池。 跨界企业纷至沓来，这些企业此前并没有产能包袱，一出手就是瞄准TOPCon、HJT、钙钛矿等新技术，意图在不负重的优势下，实现超车。 2023年，几乎新扩产的项目均以n型为主，头部企业更是在年底实现数十GW级的产能。 洗牌序幕再拉开 2023年以来，“产能过剩”成为光伏行业高频词汇。而这种产能过剩下，交织着新旧产能的竞争，2024年是旧产能加速出清的一年。 据媒体报道，从今年1月份组件排产情况来看，一线企业开工率普遍高于二、三线企业，且整体n型产线开工率远高于p型。 部分企业透露，考虑到当前p型组件价格表现不佳，正在重新订单，并根据情况不全面开启所有产线。也有企业表示，将在上半年启动PERC产线技改，基本用时在4-5个月，考虑到不同产线的投产年限，技改周期可能更长。 另一方面，市场对于n型产品的需求仍在提升。从2024年近期的组件集采大单来看，中石油2024年度7GW组件集采全部为n型组件；中国电建2024年度42GW光伏组件框架集采，p型组件采购规模12GW；n型组件采购规模30GW，占比超71%。 相对而言，PERC产能过大、n型产能尚不充足的企业骤感压力。 但也有业内人士认为，尽管目前P型产品表现不佳，但作为主流技术，PERC并不会迅速退场。p型产品将会率先淘汰更为落后的产能，如158.75mm及166mm尺寸。 另一方面，在海外市场p型和n型产品的价格敏感度较低，且用户对n型产品接受程度还有待提升，这也给PERE预留了生存空间。 老旧产能之外，n型产能也将陷入激烈的竞争。而按照部分头部企业的规划，2024年n型产能将进一步提升。2024年伊始，已有多个n型电池、组件项目陆续投产。 总体而言，产能过剩不一定会直接造成利润下降，在激烈的竞争下，更加考验企业的成本管控以及产品的质量。对于企业而言，成本管理及产品质量将成为关键，而在老旧产能加速清退之下，谁将是率先被淘汰的企业？或许答案很快将揭晓。

北京时间1月25日，特斯拉公布了2023年第四季度和全年财报。财报显示，2023年特斯拉全年总营收为967.73亿美元，同比增长19%；毛利润为176.6亿美元，同比下滑15%；毛利率为18.2%，低于2022年（25.6%）。营业利润同比下滑35%至88.91亿美元；营业利润率为9.2%，低于2022年（16.8%）；调整后息税折旧摊销前利润同比下滑13%至166.31亿美元，调整后息税折旧摊销前利润率为17.2%。2023年第四季度，特斯拉收入251.7亿美元，同比增长3%;净利润为79.3亿美元，同比增长115%。截至2023年底，该公司自由现金流为20.6亿美元，高于当年第三季度末的8.48亿美元。值得关注的是，过去一年，特斯拉的研发费用达到历史最高值：全年研发费用为39.69亿美元（约283.9亿元人民币），相当于数家造车新势力研发费用之和。产销层面，特斯拉2023年第四季度汽车生产和交付量分别约为49.5万辆和48.4万辆，全年交付汽车约181万辆，同比增长38%。从销售数据来看，可以说，当前的特斯拉是没有短期销售压力。同时，从1月前期销量数据来看，特斯拉依然保持着畅销的势头。但另一方面，特斯拉在2023年财年的毛利率是同比下降的，其中有加大研发等方面原因。储能业务方面，2023年，特斯拉储能装机量达到14.7GWh，同比 增长125%，是2022年的两倍以上，再创新高。同时，2023年能源发电与存储业务的利润几乎翻了四倍，特斯拉预计储能装机量在2024年也将持续增长，储能业务收入将超过车辆业务。另外，特斯拉在财报中披露了2023年四季度的最新成果。四季度，特斯拉发布了最新的FSD Beta软件，还推出了第二代Optimus机器人，它使用特斯拉设计的执行器和传感器以及改进的AI功能。平均每辆车的销售成本连续下降至略高于3.6万美元，接近现有车辆系列成本下降的自然极限，但团队仍继续致力于降低成本。特斯拉预计，2024年电动卡车的产量和交付量将大幅增加。据悉，特斯拉Cybertruck越野旅行车中国大陆巡展即将于2024年1月末在全国开启。

随着电力市场化的推进，以及上游原材料价格的下降，工商业储能进入了发展的新阶段，同时也快速地进入了产能过剩的状态。 于是就非常卷。 虽然同样都是卷，也有不同的卷法，美其名曰：差异化竞争战略。 这里做个总结。 层次一：卷关系 这是绝大多数工商业储能一上来的卷法：产品不重要，成本不重要，重要的是谁能搞定客户，打招呼的人的层次多高，能不能搞定并网环节的关系。 和当年的光伏、售电类似。 层次二：卷产品 对代理商来说，卷完客户关系，接下来就是选择合适的产品。 同样的性能，比电芯；同样的电芯，比成套价格；同样的价格，比交期；同样的交期，比服务；同样的服务，比谁能OEM贴牌。 反正电气行业产品内卷的套路，一个都不能少。 层次三：卷EMC模型 在固定峰谷套利的模式下，峰谷价差*峰谷时段的总套利空间不变，同时绝大多数都是走“效益分享型EMC”模式，都不需要用户前期投资。 对用户说，无非EMC方在收益期、收益分成比例、收益支付方式、收益风险管控的竞争。 谁要的更少，谁能赢。 跳出产品内卷，比的是谁的系统功力深厚，后面就是系统的卷法。 层次四：卷配电系统解决方案 储能不是单独的一个产品，而是工商业配电系统的一个元器件，无论是光伏-储能-负荷的联合调度与优化，还是储能降低企业基本电费、进行无功优化。 要想储能应用得好，对配电系统的理解是非常重要的。 层次五：卷数字化整体解决方案 不仅比拼产品和配电运行管理，一些企业已经把储能、光伏、微电网管理、电费管理等各个主体，在企业能源管理这个层次上进行融合，实现了能源管理数字化，甚至上升到“数字工厂”、“数字化制造”、“企业数字化转型”这个层面去推进。 层次六：卷零碳整体解决方案 一些高端项目，在数字化层面都很难分出胜负，于是竞争继续升级： 你有数字化整体方案，我有综合智慧零碳工厂、综合智慧零碳园区整体解决方案，把一次设备的光储充、源网荷、多能互补；二次系统的设备物联、实时控制；以及三次的数字化系统整体方案全给你包进去。 层次七：卷电力市场交互 现在零碳整体解决方案都已经很卷了，那再往上就是卷电力市场交互方案了，比如需求响应、柔性负荷控制、动态电价响应、乃至VPP、V2G，反正时髦的概念先堆上，方案先做出来再说。 层次八：卷整体产业链 对于GW级的工商业储能项目，或者成片开发项目，上面七层卷法都不重要，因为需要对接政府、产业园区，所以终极内卷心法的最高状态就是：卷整个产业链。 上游的融资平台、投资基金，中游的产业制造，下游的储能运营与产品服务，契合地方政府的新能源产品发展政策，把整套产业链都落地当地，以换取当地储能资源开发权。

1月25日，国家能源局召开例行新闻发布会，介绍2023年我国新型储能发展情况、全国统一电力市场体系建设情况。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机22.60GW/48.70GWh，较2022年底增长超过260%。截至2023年底，新能源配建储能装机规模约12.36GW，主要分布在内蒙古、新疆、甘肃等；独立储能、共享储能装机规模达15.39GW，主要分布在山东、湖南、宁夏等。下一步国家能源局表示将：开展促进新型储能调度运用的相关举措研究，引导新型储能科学调用，进一步发挥系统支撑调节作用；开展《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》实施情况跟踪调研，促进新能源基地科学合理配置新型储能。 2023年我国新型储能发展情况 2023年，国家能源局认真贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定“双碳”目标，推动新型储能多元化高质量发展取得显著成效。新型储能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及推动能源生产消费绿色低碳转型的重要抓手。新型储能发展迅速，已投运装机超3000万千瓦。截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1千亿元，带动产业链上下游进一步拓展，成为我国经济发展“新动能”。多地加快新型储能发展，11省（区）装机规模超百万千瓦。截至2023年底，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别是：山东398万千瓦/802万千瓦时、内蒙古354万千瓦/710万千瓦时、新疆309万千瓦/952万千瓦时、甘肃293万千瓦/673万千瓦时、湖南266万千瓦/531万千瓦时，装机规模均超过200万千瓦，宁夏、贵州、广东、湖北、安徽、广西等6省区装机规模超过100万千瓦。分区域看，华北、西北地区新型储能发展较快，装机占比 超过全国50%，其中西北地区占29%，华北地区占27%。新型储能新技术不断涌现，技术路线“百花齐放”。锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术快速发展，2023年以来，多个300兆瓦等级压缩空气储能项目、100兆瓦等级液流电池储能项目、兆瓦级飞轮储能项目开工建设，重力储能、液态空气储能、二氧化碳储能等新技术落地实施，总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%。新型储能多应用场景发挥功效，有力支撑新型电力系统构建。一是促进新能源开发消纳，截至2023年底，新能源配建储能装机规模约1236万千瓦，主要分布在内蒙古、新疆、甘肃等新能源发展较快的省区。二是提高系统安全稳定运行水平，独立储能、共享储能装机规模达1539万千瓦，占比呈上升趋势，主要分布在山东、湖南、宁夏等系统调节需求较大的省区。三是服务用户灵活高效用能，广东、浙江等省工商业用户储能迅速发展。近期，国家能源局组织开展了新型储能试点示范工作，遴选了一批技术指标先进、应用场景丰富的新型储能项目，将以此为抓手，持续推动新型 储能高质量发展，努力促进能源科技进步。 下一步将采取哪些措施持续推动新型储能高质量发展？ “十四五”以来，国家能源局大力完善新型储能发展政策体系，先后出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等文件，引导各地因地制宜发展新型储能。应该说这些政策的出台还是发挥了比较好的效果，成绩也是比较亮眼的。2023年，针对行业反映较为强烈的问题，我局加快推动重点政策措施研究，制定发布行业标准《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》，填补了标准在该领域的空白，坚持“按需配置”，为新能源项目科学配置新型储能提供参考和借鉴；配合相关部门加快电力市场建设，推动新型储能发展配套政策机制完善。截至2023年底，全国已有20多个省（区、市）出台了新型储能专项规划、实施方案或指导意见，相关发展政策还在进一步不断完善。下一步，我局将积极鼓励技术创新，结合新型储能发展特点，针对性开展工作，着力推动新型储能多元化高质量发展。一是加强新型储能试点示范项目跟踪评估，压实各方责任，确保示范项目取得预期效果，为下一步技术创新和产业发展提供支撑。二是开展促进新型储能调度运用的相关举措研究，引导新型储能科学调用，进一步发挥系统支撑调节作用。三是组织开展“十五五”新型储能发展需求专题研究，提前谋划加强顶层 设计，筑牢行业管理基础。四是开展《新能源基地送电配置新型储能规划技术导则》实施情况跟踪调研，促进新能源基地科学合理配置新型储能。五是紧跟新型储能技术与产业国际发展前沿，积极开展先进经验交流，助力中国企业更好“走出去”。 2023年全国统一电力市场体系建设情况 根据党中央、国务院关于加快建设全国统一大市场的重要决策部署，按照《国家发展改革委国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，一年来，我们积极推进全国统一电力市场体系建设，取得积极成效。市场化交易电量持续上升。2023年1-12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，市场活力有效激发。从《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布以来，电力市场化改革不断深入，市场化交易电量占比从2016年不到17%上升到2023年超过61%，市场机制已在资源配置中起到决定性作用。多层次电力市场体系有效运行。电力中长期交易已在全国范围内常态化运行，交易周期覆盖多年到多日，中长期交易电量占市场化电量比重超90%，充分发挥“压舱石”作用，稳定了总体市场规模和交易价格。在国家开展的第一批电力现货试点8个地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，南方区域电力现货市场首次实现全区域结算试运行，长三角电力市场建设正式启动，电力现货市场发现价格起到了“晴雨表”作用。跨省跨区中长期市场平稳运行，省间现货市场调剂余缺，对大 范围电力资源优化配置和互济保供发挥了积极作用。电力市场规则体系进一步完善。修订《电力市场运营基本规则》，出台《电力现货市场基本规则(试行)》，发布《电力企业信息披露规定》，《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场信息披露基本规则》正在抓紧制定中。国家发展改革委、国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，国家能源局印发了《关于明确煤电容量电价适用范围有关事项的暂行通知》，初步形成了容量电价回收固定成本、电量电价回收变动成本、辅助服务回收调节成本的煤电价格新机制。电力市场机制在保供应、促转型方面发挥积极作用。在迎峰度夏、迎峰度冬电力保供关键时期，跨省跨区市场化交易机制对省间电力支援、互济保供发挥了积极作用。新能源逐步进入电力市场，市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。电力辅助服务机制全年挖掘系统调节能力超1.17亿千瓦，年均促进清洁能源增发电量超1200亿千瓦时。加强电力市场秩序监管。一手推市场建设，一手抓市场监管。在部分省（区、市）开展涵盖电力规划建设、生产运行、供应保障等全链条的电力领域综合监管工作，强化监管权威，推进问题整改。根据国务院部署，在全国开展了电力市场化交易不 当干预专项整治，着力规范电力市场秩序。 当前统一电力大市场建设的堵点、难点和问题今年重点建设工作？ 2023年，我国统一电力市场体系建设取得了积极成效，同时，建设过程中还存在一些问题。一是一些地方存在不当干预市场行为。有的地方违规指定交易对象、电量和价格，有的地方违规调整或作废交易结果，有的地方违规组织专场交易等。二是部分地方存在电力省间壁垒问题。有的地方限制市场经营主体参与跨省跨区交易，有的地方宁可弃电也不允许新能源参与外送。三是各层次电力市场衔接还不顺畅。省内市场与跨省跨区市场之间，电力中长期、现货、辅助服务市场之间市场机制有待进一步完善和衔接。2024年，我们将根据全国能源工作会议和国家能源局监管工作会议安排，在电力市场建设方面统筹做好以下几方面工作。一是统筹推进电力市场建设。继续落实2023年国家能源局《加快建设全国统一电力市场体系重点任务分工方案》，建立《电力市场运行基本规则》为基础，电力中长期、现货、辅助服务规则为主干，信息披露、准入注册、计量结算规则为支撑的全国统一电力市场“1+N”基础规则体系。二是完善电力辅助服务市场制度。研究出台《电力辅助服务市场基本规则》，推进各地电力辅助服务市场规范统一，发挥电力辅助服务在电力系统稳定和绿色低碳转型中的重要作用。推动辅助服务费用由主要在发电侧分 担，逐步向用户侧合理疏导。三是进一步推进省级电力市场建设。省级电力市场是多层次统一电力市场体系的重要组成部分，推动各地电力中长期、现货、辅助服务市场融合发展，推动具备条件的省份加快电力现货市场建设。四是稳妥推进区域电力市场建设。明确功能定位，发挥区域电力市场对省间电力协同互济和促进新能源跨省消纳的积极作用，服务国家重大区域发展战略。开展全国统一电力市场发展规划研究，健全多层次统一电力市场体系。五是强化电力市场监管。继续选取部分省份开展电力领域综合监管，监督国家电力规划和重大项目有效落地，严肃查处电网公平开放、新能源等电源接入、电力交易调度、供电服务保障、用电营商环境等方面的违法违规问题，维护公平竞争的市场秩序。 2023年我国推动充电设施开展哪些工作？取得了哪些成效？ 国家能源局会同各有关方面认真贯彻落实党中央、国务院决策部署，持续完善政策体系，加强统筹规划，推动构建高质量充电基础设施体系。截至2023年底，我国充电基础设施总量达859.6万台、同比增长65%。充电基础设施体系规模持续扩大、网络加快完善，截至2023年底，全国共有6328个服务区配建了充电设施、占服务区总数的95%，北京、上海、河北、安徽等15个省市高速公路服务区已全部具备充电能力。我们积极推动农村地区布局充电设施，助力释放新能源汽车消费潜力，截至2023年底，广东、广西、海南、江苏、湖北等12个省份已经实现了充电站的“县县全覆盖”、充电桩的“乡乡全覆盖”。为发挥新能源汽车作为移动储能的调节能力，国家发展改革委、国家能源局等部门联合印发《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，大力推动智能有序充电，鼓励开展车网双向互动试点示范，并对技术攻关、标准完善、电价和市场机制优化等方面提出了具体工作部署。下一步，我们将加强统筹谋划和政策制定，持续完善充电网络，提高设施服务能力，提升充电保障水平，进一步构建高质量充电基础设施体系，更好满足人民群众购置和使用新能源汽车需要，助力交通运输绿色低碳转型与新型电力系统建设。

2023年中国储能市场价格关键数字： 2023年1小时、2小时和4小时锂电储能系统的全年平均报价分别为1.344元/Wh、1.109元/Wh和0.971元/Wh 工商业储能柜的年平均报价为1.328元/Wh，比同倍率的集装箱储能系统贵16.5% 2023年1小时、2小时和4小时锂电储能项目EPC的全年平均报价分别为2.01元/Wh、1.541元/Wh和1.191元/Wh 2小时和4小时储能系统月平均报价一年之内分别下降了44%和47%，接近腰斩 参与方之多、竞争之激烈使得企业不得不低价搏订单，部分企业的月平均报价低于当月行业平均报价的10~20% 本次分析基于2983个有效投标报价数据进行 2023年，寻熵研究院、储能与电力市场共计收集整理了国内储能市场2983个有效投标报价数据，包括锂电储能系统、工商业储能柜、EPC总包、电芯、直流侧、PCS、EMS、项目施工等不同类别，以及液流、铅炭、飞轮等非锂电储能技术。 这2983个有效报价主要来自于2023年全年完成采招的480个项目，报价主体涉及563家企业和联合体。 2023年竞争最激烈的标段是国家电投2023年储能系统集采的0.5C标段，参与投标企业的数量高达73家。 2023年采招金额最大的单体储能项目（不含集采）是滨州北海独立共享储能项目的EPC招标，报价总金额在20.5~21.1亿之间。 价格逐月快速下降成为2023年储能市场报价的最大特点，储能系统和EPC的最低报价自下半年起屡次创出历史新低。2023年电池级碳酸锂价格下降了83%，与之相呼应，2小时和4小时储能系统的月均报价在一年之内分别下降了44%和47%. 2023年锂电储能系统报价分析 2/4小时系统最低报价已低于0.65/Wh 大量企业报价低于行业均价超10%割肉竞争 2023年，寻熵研究院共计收集到2035个锂电储能系统报价，涉及1/2/3/4小时储能系统、2&4小时混合系统和2小时工商业储能电柜。其中2&4小时混合系统和2小时工商业储能电柜的价格均为2023年首次出现。 全年市场均价 2023年各类储能系统的平均报价随着系统倍率降低而明显下降。3小时、4小时储能系统的全年平均报价已经低于1元/Wh。2小时、4小时系统的全年最低报价均已低于0.65元/Wh。工商业储能柜的平均报价比同倍率的集装箱储能系统贵16.5%。 根据寻熵研究院的统计： 2小时储能系统：共951个样本，报价区间在0.644~1.992元/Wh，全年平均报价为1.109元/Wh，全年平均中标价为1.103元/Wh，略低于平均报价。 2小时储能系统2023年平均报价比2022年下降了29%。 4小时储能系统：共475个样本，报价区间在0.613~1.751元/Wh，全年平均报价0.971元/Wh，全年平均中标价与平均报价基本一致，同样为0.971元/Wh。 4小时储能系统2023年平均报价比2022年下降了35%。 月度平均价格 由于碳酸锂价格过去一年下降了83%，叠加电芯产能过剩、参与厂商众多、竞争激烈等因素，2023年储能电芯和储能系统价格大幅下降，这也使得全年报价呈现出较大区间。 以2小时储能系统为例，12月份的平均报价已经低至0.837元/Wh，比1月份1.487元/Wh的平均报价下降了44%；4小时储能系统的月均报价在一年之内也下降了47%。 众多的参与方和激烈的市场竞争使得企业为了获得订单而不得不一再降价。即使在平均价格已经低于1元/Wh的10-12月，仍有大量企业以低于行业平均水平近0.1元/Wh的价格参与市场竞争，割肉程度接近10%~20%。 不同采购区段的报价 2023年共有22家开发商完成了44.23GWh集采，其中最大标段的规模达到了5GWh，这也使得采购规模对企业报价产生了直接影响。根据寻熵研究院的追踪，每月的最低报价主要出现在集采或规模超过200MWh项目的投标报价中。 以样本数量最多的2小时储能系统为例，规模在1GWh以上的采购项目的平均报价为1.002元/Wh，比规模在10~50MWh的采购项目的平均报价低0.183元/Wh。 2023年锂电储能EPC报价分析 2/4小时EPC最低报价均已低于1元/Wh 2023年，随着储能系统报价降低，储能项目EPC的报价也在全年大幅下降。 从8月和12月起，4小时储能项目EPC和2小时储能项目EPC分别开始出现了低于1元/Wh的报价。 年末与年初相比，2小时储能项目EPC月度平均报价已经下降了26.9%。 根据寻熵研究院的统计： 2小时储能EPC：共280个样本，报价区间在0.973~2.226元/Wh，全年平均报价为1.541元/Wh，全年平均中标价为1.539元/Wh，略低于平均报价； 4小时储能EPC：共121个样本，报价区间在0.944~1.831元/Wh，全年平均报价1.191元/Wh，低于1.290元/Wh的全年平均中标价。

2023年的汽车市场，确实很让人提气，代表就是两个里程碑式的数字。第一个是汽车出口量超过日本首次登顶世界第一。 中国汽车出口量也是经历了一个由质变引起量变的过程。从2011年到2020年，中国汽车出口维持在100万辆上下的规模，每年波动不大，这也体现了中国汽车在这段时间内的国际竞争力。疫情期间，由于中国工业产业链相对世界受冲击不大，竞争力提升，带动了汽车出口量上台阶，2023年中国汽车出口491万辆，超过日本成为世界第一大汽车出口国。第二个是比亚迪秦登顶A级轿车销冠。 中国汽车市场向来有“得A级轿车得天下”的说法，A级轿车的销冠花落谁家，就代表哪家汽车企业在中国汽车市场的领导地位。2023年，比亚迪秦正式超过日产轩逸，成为中国A级轿车销冠。这份成就，让我们每一个人都有一种“吾家有子初长成”的欣慰。但是对汽车行业从业人员来说，显然意义更加深远，这是期盼已久的，天翻地覆的变化。有一首词名叫《浪淘沙·北戴河》，也是我认为写的最有气势的现代词。大雨落幽燕，白浪滔天，秦皇岛外打鱼船。一片汪洋都不见，知向谁边？往事越千年，魏武挥鞭，东临碣石有遗篇。萧瑟秋风今又是，换了人间。当时是1954年，立国之战抗美援朝打出了胜利的气势，困扰这块土地上千年的土匪、毒品等等都被扫进了垃圾堆，真的是“换了人间”。今天，代表制造业最高水平的汽车行业，也迎来了中国时刻。从这一天起，中国制造业升级已经实质性成功，再也不会有中等收入陷阱这个问题了。 坡已经爬过了，山峰也已经登顶了，2024年的汽车市场，还是会有新的精彩。 01 中国汽车需求还有翻倍的空间 传统观点认为，中国的汽车行业，出口量不大，以内需为主，因而是内循环的一部分，其实不然。从过去几十年的历史看，中国汽车行业，是外循环的一部分。原因是传统燃油车时代，中国的自主汽车品牌没有主导权。以市场换技术到最后也没有成功，合资为主的市场格局是对大额的贸易顺差的一种对冲，或者说是进入全球自由贸易体系所必须付出的代价。汽车属于外循环的另一个证明是，中国整体的汽车消费水平一直都不高，仅仅相当于世界平均水平。 汽车销量有一个指标叫做每千人销售量，主要用来测算一个国家的汽车销售潜力。这几年，中国的汽车千人销售量一直都在20左右，对应的是每年大约2800万辆的内需。从发达国家看，40左右是一个非常正常的汽车消费水平，哪怕是韩国，也超过30。也就是说，中国汽车销量，还有翻倍的空间。 剔除出口加上进口之后，2023年中国汽车内需大约为2600万辆，同比增加5%，这比汽车工业协会的3000万的批发量数据要少400万辆。从批发销量的贡献度看，2021到2023年这三年，主要的增长都来自于出口。外循环还有一个证明，那就是刺激中国汽车消费，增加的是德国和日本的出口。新能源汽车时代，自主品牌主导，那内循环就可以拉起来了，中国的汽车销量也应该能够对标德国日本的千人销售量。房地产之后，能够拉动中国经济增长的引擎的，有且只有汽车行业。 中国商品房销售额的高点是在2021年，18.2万亿，2022年掉到了13.3万亿，2023年大概率也就是12万亿左右，考虑到当下新增人口的趋势，中国房地产销售额能够维持在10万亿左右的水平，就算比较乐观了。2022年中国汽车制造业总营业收入是9.29万亿，假如中国汽车行业的需求能够达到德国日本的水平，也就是现在的汽车销量翻倍，刚好可以填补房地产需求下滑带来的销售额空间，而是还是相比历史最高的2021年水准的回落。 汽车消费新增的这9万亿，是真真正正的内循环，是属于产业资本的内循环，不会引起资产泡沫，其拉动力不会低于等额的房地产，而且负面影响小得多。 02 挡不住的新能源趋势 最新的美丽中国建设意见中，对于新能源的渗透率目标是到2027年达到45%。但是趋势一旦形成，加速度会甩开一切瓶瓶罐罐，直到遇到新的瓶颈。 2023年的最后1个月，新能源汽车的渗透率已经冲到了35.5%，2023年全年渗透率要在30%以上，按照这个速度，最快2025年底的某个月，新能源汽车渗透率就超过50%了。现在不仅仅是转型速度的问题，关键是厂家都开始放弃燃油车型了。 2023年燃油车相对过去几年最大的一个特征就是价格体系崩盘，大批传统燃油车4S店退网。根据乘联会崔东树的数据，2023年开始，传统乘用车促销力度就居高不下，到了12月份最高冲到了18.6%。市场的寒气自然会传导到产业链的每一个人，2011年一汽大众27个月的年终奖，显然再也不会出现了。2023年12月，自主品牌新能源渗透率59.3%，主流的合资品牌只有7.4%，合资品牌明显落后一大截。由于主流合资品牌新能源转型慢，新产品推出速度明显落后一大截，而自主品牌摸着比亚迪和理想过河，已经不在燃油车车型上投入资源，客观的结果就是燃油车疲态尽显。 从乘联会的统计数据看，2019年汽油车还有79款新车，2020-2022这3年超过50个，到2023年这个数字就断崖式的掉到了27个。在新能源已经是大趋势的背景下，社会上依旧买油车的原因主要就是没有里程焦虑、保值率高。里程焦虑可以买插混，至于保值率，油车都快要退出历史舞台了还讲什么保值率，收藏起来当古董么？保值神器雷克萨斯ES200从加价3万到降价4万，只用了不到一年的时间，新车价格体系都崩了，二手车市场能好么？喜欢油车的朋友当然也没必要烦恼，新能源发展的好，你就更可能用更实惠的价格买到油车，属实是双赢了。三年疫情之后，中美汽车价格体系风水轮转，中国超越美国，成为世界上汽车价格最便宜的国家。中国的新能源汽车还有一个爆发点，那就是出口。如果我们不去拆数据，汽车出口爆发我们首先想到的原因是新能源，尤其是特斯拉中国建厂。实际数据恰恰跟我们的直觉相反。 中国汽车出口中的新能源占比，一直就不高，进入2023年整体也不到25%，中国汽车出口的主力，是燃油车，而不是新能源。中国古代军事上讲逐鹿中原，中原的定义范围一直都在变。在燃油车时代，全球汽车市场的中心是美国，市场大，竞争最激烈，车价也最低。中国市场虽然比美国大，但客观说，影响力是要弱于美国市场的，你从每年的全球新车型首发地区就可以看出来。新能源汽车时代，全球汽车市场的中心是中国。市场最大，竞争最激烈，技术迭代最快，车价也最低。中国市场的竞争格局，就是未来全球汽车格局的缩影。很多人都有这么一个疑问，为什么丰田在中国感觉都要倒闭了，现代汽车路上已经见不到了，可他们的全球销量还是排在高位。 如果这个世界是燃油车的，中国市场的格局并不重要，因为不是中心。但如果是新能源时代，丢了中国市场就意味着全球市场凉凉也是早晚的事情。就像战争中两军对垒，主力决战之后看上去双方纸面差距好像不大，但谁都知道大势已去，剩下的不过传檄而定。2023年的汽车销量数据基本出炉，大概率上比亚迪会超越铃木，全球第九，这也是中国品牌首次进入全球销量前十。 从事基础制造业的人都知道，中国的机床行业落后。比如2019年的数据，全球机床前10的厂家中，中国一家都没有，基本上是日本、德国和美国的天下。你看，跟燃油车行业的格局一样。数控机床的下游，40%是汽车，谁家汽车强，机床一定强。按照中国现在新能源市场的竞争格局，未来世界前10大汽车厂商，至少要有3家，大概率能占到一半。比亚迪的300万辆现在看，不过是个开始，可能连个序幕都算不上。 03 前方无人区，冲刺新技术 中国的新能源汽车行业，如果说以前还有特斯拉在引领发展潮流，在这两年的高度内卷下，技术上已经进入无人区了。 目前的新能源行业，技术进步大体上有两个方向，一个是电池，另一个是智能化。 从2022年3季度开始，宁德时代的净利润体量，就一直横在100亿上下。这个数字什么概念呢，那是妥妥的A股制造业之王。除了不太可比的银行移动煤炭白酒这些大型国有企业，宁德时代的吸金能力堪比印钞机。要知道，长城汽车年销量100万辆，高峰期的年净利润也不过100亿，国内汽车合资企业的龙头上汽集团，巅峰期的季度净利润刚刚100亿出头。所谓穷则思变，不变则死。反过来也一样，富则求稳，躺平待变。行业处于供不应求的时候，没有哪个厂商有动力去开发新技术。从实际应用的角度，电动车电池系统能量翻一倍半，从普遍的160wh/kg，到400wh/kg，才意味着燃油车时代的结束。这个指标意味着600km的续航，80度电，总重大约200kg，现在这个重量大约是450-550kg之间。当下的主流电池，无论是磷酸铁锂电池，还是三元锂离子电池，都是液态电解液的锂离子电池，理论的最高能量密度就是350wh/kg，如果再加上各种电池管理系统，能够做到全系统300wh/kg，基本上就是极限。最终要解决电池的能量密度问题，消灭里程焦虑，最终的方案一定是固态电池。 我们在2020年时写过一篇文章，引用了上面光大证券的图，提到了动力电池进步的方向和指标要求，到现在快4年了，半固态、固态电池落地还是遥遥无期。 但好日子显然快要到头了，因为电池价格最近降的太快了。受电动车需求爆发带动，碳酸锂价格暴涨，动力电池电芯价格水涨船高。2022年底，三元锂电芯价格接近1元/Wh，做成电池包之后对应着每度电池1100元左右。自那之后，电池价格就一路下行。新能源的需求并不差，问题只是电池产业链供给的增加太快了。当市场竞争开始给高高在上的宁德时代上强度的时候，我们就能盼来新一波技术的爆发了。2024年固态半固态电池并不会迎来大的突破，但相关的公司是可以看起来了。智能化是汽车行业的热点，尤其是2023年华为智能化上的进展，抬高了大家的预期。2023年初的一场业绩交流会上，比亚迪的王传福表示，无人驾驶那都是扯淡，弄个虚头巴脑的东西那都是忽悠，它（无人驾驶）就是一场皇帝的新装。话不一定没道理，至少新能源的车主里面到底有多少肯为智能化买单，小鹏现在的销量是一个很好的答案。但资本市场显然不想听这个，2023年股市一片惨绿，华为链成了闹上枝头的红杏。赛力斯、江淮汽车股价借机翻身，连长安汽车都能走出一个上升趋势，而比亚迪，股价自2022年高点以来，都快腰斩了。1月16日，比亚迪举办2024梦想日活动，上来就先致敬了四家车企，发明汽车的奔驰，创建流水线的福特，精 益生产的丰田，还有开创新能源时代的特斯拉。不算特斯拉，前面这三家都是历史教科书上改变时代的存在。比亚迪这致敬，颇有一种“惜秦皇汉武，略输文采；唐宗宋祖，稍逊风骚”的态度，比“遥遥领先”显然格局大多了。 为了证明自己在智能化上并不落后，比亚迪发布了璇玑架构，由“一脑、两端、三网、四链”组成，场景宏大。但是市场还是希望能够看到“接地气”的应用，而发布会上比亚迪能够给大家展示的，还是仰望U8利用四电机优势进行的侧方停车，以及U8越野玩家版放飞无人机，不是说这些不够炫，而是这些都没有超出大家预期。从数量上，愿意为智能化溢价买单的客户占比并不高。新能源时代是特斯拉开启的，特斯拉最初的目标客户，愿意为新东西，包括智能化的溢价买单，他们是消费者群体中的“弄潮儿”，这部分人的比例一直就不太高。对于绝大部分汽车企业来说，智能化是锦上添花。所以比亚迪的逻辑也是对的，智能化水平，只需要跟上大部队，或者不要落后太多就可以。汽车制造企业目前的关键，还是先造好一辆车。前期大热的理想，包括最近的华为，能够出圈最根本的基础还是性价比。智能化说的无论多么高大上，本质上还是要靠堆人。工程师的数量，决定了企业智能化的上限。 我们从上市公司年报中找到了各自的研发人员数量，可以发现，比亚迪的研发人员数量，早在2016年就已经是业内第一，这两年更是远远甩开其他企业，2022年比亚迪研发人员接近7万，比亚迪最新公布的工程师数量是9万。出乎意料的是上汽，一直都保持了不小的研发人员团队，当然，长城也一直都不怂。 2024年，会是智能化非常热闹的一年，华为为了推广自己对标高通+英伟达的系统，一定会在智能化这条赛道上不断的推陈出新，再加上余承东的广告效应，虽然可能真正落地的应用没几个，但并不妨碍智能化成为2024年新能源最热的赛道。

刚刚过去的2023年，一级市场寒气凛凛。 然而储能行业，却似乎并未被寒风侵袭。产业规模的急剧扩张、新进入者的爆发式增长，以及充满想象力的行业发展空间，正在吸引着投资者风风火火进入，展现着持续高涨的投资热情。 另一方面，产能过剩、低价竞争、行业洗牌在即的现实，以及“储能集成类企业不得上市”等传言也在不断挑战着投资人的专业性和挖掘项目的能力，频繁出手下也伴随着难以名状的忐忑心情。 储能与电力市场不完全统计的一组数字，可一目了然储能领域的投资热度与较快的投资节奏，一级市场的知名机构、产业基金、CVC机构、知名公司都在投储能。 394起融资事件 2023年储能领域共发生394起融资（含IPO）。 326家获投公司 共涉及公司326家，有53家公司在一年内进行了多轮融资。 700多家投融资机构 共有700多家机构或企业参与投资，出手5次以上的机构共15家，各类CVC机构也较为活跃。 900亿整体融资金额 虽然大多数未披露融资金额，但根据明确数据以及大致规模进行保守估算，整体融资金额大约900亿（含IPO融资额约300亿）。 9家企业估值过百亿 根据目前已披露估值情况，达到百亿级估值的企业有9家，其中欣旺达动力355亿，海辰储能300亿，清陶能源243亿。 9次最高出手 2023年在储能领域出手5次以上的机构共15家，最高出手次数来自峰和资本和高瓴创投，分别出手9次。 “投早投小”依然是储能行业的投资逻辑，获投项目多处于早期孵化阶段，投资轮次也偏早期。但已有不少获得市场及投资人认可的企业已经跑出，获得更为丰富“子弹”支撑。 投资机构入局者众，且较为分散，不乏高瓴创投、同创伟业、中金资本、IDG资本、春华资本等知名机构，也有蔚来资本、尚颀资本等产业基金，还包括宁德时代、比亚迪等上市公司。 深入行业，挖掘“水下项目”的能力，对投资机构至关重要。目前已经参与储能投资的机构多达700多家，最高的出手次数达9次，这也意味着其平均一个半月就要出手储能赛道一次。在储能赛道同质化严重，即将面临行业洗牌之际，如何识别好技术好公司，都将对投资机构的专业能力提出更高的要求。 储能材料是最热门的投资领域，储能系统及工商业储能作为产业链下游的阶段紧随其后。非锂电技术领域，钠电关注度较高，全钒液流储能、飞轮储能等也获得一定关注。氢能领域投资热度逐渐兴起，阳光氢能A轮即获6.6亿融资，广受关注。另外，资本市场也将眼光投向了储能技术服务、电池回收领域等后端领域。 珠三角、长三角地区的技术、产业、资金优势，在储能投资领域尽显。广东是最受关注，获投企业最多，其次是江苏、浙江、北京、上海等地。湖南、江西、四川因锂矿等资源属性，也带来了一定的融资热度。 “投早投小”仍是主要投资逻辑 但“金主爸爸”出手阔绰 并购/合并案例体现头部企业发展需求 从投资额度、投资轮次、投资项目发展阶段等多个维度的表现来看，“投早投小”依然是储能行业的投资逻辑。但不少“金主爸爸”出手阔绰，A轮已有近一半的企业拿到了上亿的融资，天使轮也出现上亿元的融资案例。同时，也不乏项目拿到大于10亿、甚至20亿的融资。另外，随着储能产业链的逐渐完整，头部企业的发展，并购/合并案例也随之出现。 大多数获投项目处于早期孵化阶段，涉及领域有：电池材料、储能系统、电池回收、锂电池制造、储能设备、PCS/BMS、储能技术服务，遍及产业链上下游。不同技术路线的电池均获得关注，如全钒液流电池、钠离子电池、氢能领域、固态电池等。 大多数投资轮次仍偏早期，Pre-A轮和A轮占比一共约30%，天使轮占比17%，B轮8%，中早期项目占储能行业融资案例过半。战略融资占比8%，并购/合并案例5%，业内企业更加注重协同发展、完善供应链体系、垂直一体化整合，与当前行业发展阶段相匹配。 并购/合并案例的出现，也体现了储能产业链逐渐完整的过程中，头部企业的发展需求。并购投资方中，产业内企业独占鳌头，如宁德时代、长虹能源、哈工智能、赣锋锂业等，其中宁德时代出手3次，最为活跃，最大一笔是作价64亿收购斯诺威矿业；赣锋锂业也出资14亿收购蒙金矿业。并购领域集中在产业链上游，如电池材料、锂矿开发、锂电池制造、锂电设备等。

2020年9月，中国在第七十五届联合国大会上宣布，中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，于2060年前实现碳中和。同时，全球电力行业也正在经历着多维度的转型——环保、碳排放和能源安全的压力日益增大；可再生能源的供应愈发多样，竞争也逐渐激烈。 火电行业更面临严峻的生存挑战：更为严格的能耗和排放的要求；小机组的政策性关停并转逐渐加速；发电小时数常年处于低位；煤价、气价、电价等外部因素的变化也进一步加剧了火电厂的经营压力。同时，发电企业由于是生产设备密集型，生产现场错综复杂。“安全第一、预防为主、综合治理”要求不断提升，从全球领先的发电企业数字化转型的经验开看，过部利用大数据、AI、虚拟现实等新技术，显著提升运营、安全等方面的效益获，构建智慧电厂已经成为发电企业的发展方向。 01 智慧电厂三大特性：安全、低碳、高效 智慧电厂利用数字化、信息化、可视化、智能化等先进技术应具安全、低碳、高效三大特性。 第一、更安全：这包含产品安全、设备安全、人员安全三层含义。产品安全是指可以提供安全的电能，快速响应电网的需求，在承受物理或网络攻击时受到的损坏更小并能恢复，在受到损害时，人为干预更小；设备安全是通过智能传感器等对设备的状态进行实时追踪，全面了解所有关键部件的健康状况，并对存在风险的设备进行预警，电厂的设备具有“自愈”能力，能够实现自我检测、自我诊断、自我修复。人员安全是指通过利用机器人等技术，大大减少高危作业。 第二、更低碳：能实现全线检测报警机制：实现从煤炭检测污染物含量，到燃烧的实时监测，同时所有监测数据上传，对外公开，排放公开、透明。 第三、更高效：为实现精细化运营和提高运维效率，智慧电厂应以基于数字孪生理念，实时掌握生产流程、提高可控性，科学制定生产计划、简化线下流程，从而提升员工的工作效率。 02 智慧电厂三大转型方向 数字孪生、无人监控与巡检、设备健康预警成为智能电厂主要的数字化转型方向。 数字孪生技术借助三维可视化、射频识别、视频监控及物联网等技术手段，可轻松实现对安全生产过程中的人员、设备和环境的高效管控。 根据电厂厂区平面竣工图、建筑结构图、现场拍摄照片等技术资料建立1:1等比例电厂建立三维数字化虚拟电厂“实景图”。同时也对电厂的关键设备、加载锅炉、汽轮机、发电机、管线等生产设备进行可视化监测，实现实时反映发电厂生产状态，监测生产过程，预警异常情况，实时掌控电厂生产态势。 在各机组综合热力学模型的基础上，构建电厂的数字孪生系统为电厂操作人员提供最优建议。根据实时工厂条件和市场价格实现最佳燃料混合，实现化学探测、计量和分析自动化减少碳排放。 数字孪生系统可对厂区内各种危险设施以三维场景化展示其分布、运行状态，实现7*24小时的实时监测，可智能判断是否超限并实现预警，同时实现运营大厅的声光告警、联动报警等多种报警效果。 数字孪生可视化通过三维视频融合技术将发电厂及其周边的三维场景与实时视频监控画面无缝融合，提升动态场景展示效果，以增加虚拟场景与现实的互动性，还原更真实的现实世界，基于空间实景对监控信息全局展示和掌控，为厂区日常安全管控、应急处置等提供直观的数字化辅助平台，切实提高厂区安全防卫能力与应急安全应对能力。 智能巡检通过结合机器人定位系统、监控系统和预警系统等，实时监控新能源资产的设备状态，及巡检机器人的状态和路径。另外，还可以通过调取机器人的视频监控摄像头来查看巡更的真实情况，方便运维人员更加直观高效地管理整个巡检过程。 利用智能机器人及激光导航技术、图像识别技术、多传感融合技术、智能巡视系统平台技术，构建电厂多场景巡视一体化。根据各区域的巡视要求，建立设备数据自主采集、自主分析的全新智能巡检体系与新模式，实现对电厂设备运行状态和现场情况进行动态巡测和智能分析，最终达到智能巡检，安全管控，增加综合效益的目标。 巡检机器人替代人工进行阀门、表计、液位自动识别，对泵自由端轴承温度、泵驱动端轴承温度、电机轴承温度、泵外壳温度自动检测等，确保化水车间各设备运营安全。 智能巡检管理平台系统让电厂能更方便地进行现场智能设备管理及数据查询，具有数据采集、储存、统计、检索、报表输出、智能分析等多种功能。智能巡检减少了电厂运维人员，提高整体巡检效率，大幅降低现场运维人力投入与运维成本的投入。全面提升巡检的整体管理水平规范检修作业流程，提升检修质量，大幅提高了巡检工作的安全性。 设备健康预警充分利用已有数据，利用智能传感器等对设备的状态进行实时追踪，全面了解所有关键部件的健康状况，高效率从海量数据中找到有用参数为机组安全稳定运行提供可靠服务。 预警平台云覆盖全部重要设备，可以实时计算出设备异常，实现设备早期预警，同时实现对设备的健康评价，为设备劣化分析提供可靠数据支撑；实现设备预警的快捷分析，并将预警转成知识库，随着知识库的完善，最终实现机器学习，代替人工分析，实现真正的人工智能，在降低人力成本的同时，提前发现设备异常，早发现早处理。 建立设备运行目标工况数据库，从海量历史数据中挖掘特定工况下的稳定运行目标与历史最优运行目标，给出设备可控参数优化建议。挖掘与设备相关的海量历史数据关联规则，提前发现电厂设备的早期异常，变事后维修为事前检查，并结合对设备维护、检修和更换成本的分析。积累电厂设备管理的技能和知识数据形成诊断知识库，依托所建设备模型对设备性能进行诊断及时发现和消除设备隐患，降低故障率，提高机组安全性、可靠性。 在全球迈向“碳中和”与科技进步的驱动下，国内外的能源结构与消费方式正在发生本质的变化。数字化的浪潮催生出一系列更加先进、更加智能的解决方案。未来分布式能源的迅速发展与电力交易的市场化改革既为发电企业带来了机遇，也在“新集控”、智能运维等方面带来新的挑战。在数字化转型中，智慧电厂将持续为发电企业构建业务竞争力。

1月19日，北京电力交易中心在京召开2023年度电力市场交易信息发布会。为扩大信息受众量，提高信息发布效果，发布会采用“线下+线上直播”方式发布2023年度电力市场信息，介绍电力供需形势预测、市场化交易和绿电、绿证交易等情况。 2023年，国家电网经营区总交易电量完成62337亿千瓦时，同比增长6.5%。其中，市场交易电量46581亿千瓦时，同比增长8.0%。 省间交易规模持续扩大。北京电力交易中心密切跟踪来水及供需变化，发挥多周期市场作用提高省间交易规模。全年省间交易电量完成1.4万亿千瓦时，同比增长6.4%，中长期电量占比达97.6%，同比提高0.3个百分点。创新开展省间多通道集中竞价交易结算试运行，进一步挖掘省间送电资源，2023年已开展20轮交易，市场主体参与申报1.15万家次，累计成交电量9.63亿千瓦时。 中长期保供压舱石作用充分发挥。2023年，7月、8月省间中长期合同在跨区电量及最大电力中占比分别达到96.6%、96.7%，17条跨区通道达到最大送电能力，有力支撑度夏电力平稳供应；12月度冬关键期，以优化水能利用为目标开展度冬前相关市场交易，大水电相比年分月电量增加71亿千瓦时发电能力，增加冬季高峰时段电力1871万千瓦。 清洁能源消纳水平有效提升。北京电力交易中心密切跟踪大水电及配套新能源预测，关注首批“沙戈荒”大基地项目投产进度，协调开展增送交易。全年省间市场清洁能源交易完成5706亿千瓦时，同比增长6.3%，占省间总电量的40.9%，新能源外送完成1727亿千瓦时，同比增长19.2%，占省间总电量的12.4%。 大力开展绿电、绿证交易。2023年，国家电网经营区完成绿电结算电量576亿千瓦时、绿证2364万张，超额完成绿电、绿证交易年度目标任务。国家发展改革委将绿电交易作为碳达峰碳中和重大宣示三周年重要成果之一，在8月15日生态文明成果发布会上发布。

虚拟电厂能否在我国电力系统中发挥作用，除了需要完备的技术支撑体系，更需要完善的市场环境和商业模式。 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。但是需求响应属于偶发交易，在电网供需调节存在困难时触发，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。 从虚拟电厂成本来说，除了平台与设备建设等前期固定成本外，不同类型虚拟电厂运营模式对应的运维成本差别较大。 由于虚拟电厂运营平台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。所以运营平台对不同资源组合的定价机制、利益分配机制的设计与创新，是激发各类用户侧资源积极参与虚拟电厂，提高虚拟电厂整体效益的关键。 虚拟电厂盈利模式 受全国统一电力市场体系建设等利好政策驱动，能源行业各发电集团、电网公司积极开展研究和试点，虚拟电厂市场机制衔接、技术规格标准化、商业模式研究等方面工作快速推进，“十四五”期间，虚拟电厂有望在供需紧张地区快速发展。 具体到区域、省市层面，目前各省发改委、能源局、经信委、环资局等政府主管部门多在政策文件中提及虚拟电厂应用，支持虚拟电厂参与电网互动。 经政策收集与统计，区域政策层面，华北、东北、西北、南方区域以市场交易形式组织辅助服务申报，允许用户侧资源参与；华东、华中对用户侧调峰予以补偿；西南暂不支持用户侧提供辅助服务。 省级政策层面，26 个省（直辖市、自治区）发布需求响应文件；15 个省份单独出台政策支持用户侧资源参与调峰辅助服务，5 个省份沿用区域辅助服务政策，其中西藏以补贴形式引导用户参与；12 个省份单独出台政策支持用户侧参与调频辅助服务，其中重庆、西藏以补贴形式引导用户参与，江苏、山西、福建、四川、浙江、山东在辅助服务市场规则中明确，目前用户侧资源中仅储能资源具备参与调频辅助服务条件；山西对虚拟电厂开放电能量市场，允许虚拟电厂参与中长期交易和日前现货交易，实时现货市场中作为固定出力机组参与出清。 虚拟电厂参与市场化交易，尤其是现货交易，为用户获取足够的利益，是虚拟电厂发展的关键。 目前虚拟电厂可参与的交易品种主要以单边的形式组织，未来可拓展双边协商、双边集中竞价、挂牌交易等交易品种。 虚拟电厂参与市场的交易品种 1.需求响应 在参与需求响应时，政府或电网向参与主体发出削峰或填谷响应邀约，告知响应量、响应时段。响应邀约下发至虚拟电厂，虚拟电厂进一步向台区内可调节资源下发调节指令。 具备响应能力和意愿的虚拟电厂资源主体可在接收通知后按时进行响应，主动改变常规电力消费模式。 以下以冀北公司对虚拟电厂参与需求响应的管理情况为例。 政策依据：冀北需求响应市场依据《河北省电力需求响应市场运营规则》的通知，参与冀北需求响应市场的负荷聚合商、虚拟电厂需要经过各地市供电审核，报河北省发改委备案； 参与市场条件：按照河北需求响应市场要求，参与需求响应的用户需要登陆网上国网、省级智慧能源平台进行注册，开展聚合申报，按月出清，数据频率为15分钟，通信满足安全要求； 资质：按照市场要求，参与需求响应市场主体需要具备独立法人资格，需求响应负荷聚合商需要具有售电资质或工业领域电力需求侧管理服务机构资质； 认证：虚拟电厂聚合削峰能力不低于3000kW。 参与市场流程：需求响应参与市场时，需在国网APP进行申报注册，并在该平台查看中标信息，申报时需要用户报量报价，边界出清。 结算：需求响应市场按月组织出清，确定次月中标用户价格及执行序位。 分成及盈利：电网企业按照“以支定收”原则，不设置单独账户，直接结算给用户，再由用户与虚拟电厂聚合商根据代理合同进行收益分摊，目前需求响应市场中标价格为3元/kWh。 由于需求响应通过行政化指令按需开展，审批流程审慎且周期较长，无法为市场参与者提供持续性收入，故而难以鼓励虚拟电厂发展。 2、辅助服务 在辅助服务市场中，虚拟电厂可以根据市场需求在能源供需之间实现动态平衡，参与调峰、调频等辅助服务市场交易是虚拟电厂重要的盈利方式。 常见的且容易量化的辅助服务项目包括调峰、（二次）调频、惯量市场（一次调频）、无功电压调节、黑启动。 作为一种新兴电力市场主体，虚拟电厂从理论上可以参与以上全部的辅助服务市场。但受虚拟电厂发展现状与市场机制建设所限，目前我国虚拟电厂主要参与调峰市场和调频市场两类辅助服务市场。 参与调峰市场时，虚拟电厂可利用用户用电弹性缓解峰谷时段供应与消耗不平衡的情况参加需求响应。在调峰市场下，虚拟电厂往往需要调用长时间、大容量的需求响应资源，比如聚合可控负荷、储能和充电桩等设备。 参与调频市场时，虚拟电厂可通过灵活调控其内部分布式电源使其整体外特性追踪调度机构下达的自动发电控制信号 (automatic generation control，AGC) 以提供调频服务。其响应速度要求更快，但作用时间相对较短，对聚合商的功率聚合水平提出要求。调频市场虚拟电厂可聚合风、光、储等分布式电源，或是通过控制策略安排电动汽车参与电网调频。 目前，国内江苏省能源监管办已发布《江苏电力辅助服务 ( 调频 ) 市场交易规则 ( 试行 )》，其中明确除各类统调发电企业外，储能电站以及综合能源服务商均可参加江苏省调频辅助服务市场，虚拟电厂以综合能源服务商的身份参加调频市场。 虚拟电厂参与辅助服务业务的业务流程图 3、现货市场 现货市场方面，山西、山东省内电力交易规则明确虚拟电厂可以参与电力现货市场，其交易形式和目的有所不同。 山西省虚拟电厂参与现货市场时仅参与日前市场，按照报量报价方式参与。在交易中，虚拟电厂视为单独的市场主体，分为“负荷类”和“源网荷储一体化”两类。 “负荷类”虚拟电厂在交易中申报以“负发电”形式报量报价，利用出清差价获取市场红利。 “源网荷储一体化”虚拟电厂作为发电和用电的结合体，以“报量报价”方式参与现货市场，自主决策申报负荷状态量价曲线和发电状态量价曲线，以及发电运行出力上限和负荷运行用电上限。目前暂无“源网荷储一体化”虚拟电厂注册进入山西现货市场。 山东虚拟电厂在参与现货市场时，通过日前申报填谷和顶峰能力进行出清。虚拟电厂竞价申报运行日调节的电力、调节时间、调节速率等信息，接受实时市场出清价格。目前山东虚拟电厂暂未实际参与电力现货市场运行。 定价机制虚拟电厂定价机制是虚拟电厂运营的重要组成部分，对虚拟电厂的经济效益和市场竞争力具有重要影响，需要考虑市场价格、成本价格、用户行为、市场竞争、交易成本、风险溢价等多种不确定性因素并使其尽量可控。 虚拟电厂集群协同调控过程复杂，多元资源聚集的不确定性、多元市场交易品种耦合、低碳经济运行要求进一步增加了虚拟电厂的多阶段协同定价难度。 虚拟电厂定价机制需要考虑批发市场定价、申报定价策略和代理合约定价三重价格形成环节及其联动影响。 出于市场公平考虑，批发市场应无歧视地对符合技术准入条件的虚拟电厂和其他电网互动资源主体进行出清并形成价格，并根据各地供需形势，适当地引入两部制定价方法；政府部门也应在具体实践中适时调整核定价格申报上下限要求。 虚拟电厂申报定价策略需考虑市场价格的波动性，灵活调整虚拟电厂整体聚合出力和价格以适应市场变化，在市场价格上涨时提高出力并提高定价，从而最大程度地获利；在市场价格下跌时，控制出力和降低定价以避免亏损。 在虚拟电厂代理合约定价环节，用户的价格敏感度、风险偏好和反应行为深度影响合约定价，需要通过精细化管理服务平衡优化成本和收益。近似于电能量零售市场，虚拟电厂代理合约可分为固定价格套餐、比例分成套餐、阶梯价格套餐、市场价格联动套餐等类型。 虚拟电厂应考虑反映可调节资源经济成本、用电舒适度损失成本、效用损失成本、内部交易成本等虚拟电厂成本构成及合约定价、考核措施、收益分成等合约约束对用户参与互动的影响。 虚拟电厂通过和用户执行代理合约套餐，在不同用户、多种合约间实现博弈竞合，降低了用户的交易成本，缓冲市场风险。对于同时作为售电公司、综合能源服务商的虚拟电厂运营商，还应考虑辅助服务市场合约与电能量市场套餐的耦合影响及结合绿电、绿证、碳市场的收益管理。 虚拟电厂资源配置应基于虚拟电厂目标参与的电能量、调频、调峰、备用等不同场景需求，满足电力规划或虚拟电厂运营商自身生产经营的性能指标要求。虚拟电厂资源配置优化目标包括经济性成本如建设成本、运行成本、年化综合成本、年化净收益，发电规模包括发电容量、年发电量，调节性能包括调节容量、响应时间、爬坡率、调节偏差率，环境效益如碳排放量等。 在建设过程中，应考虑建设当地实际的虚拟电厂服务准入政策，包括准入门槛和准入市场。例如，华北市场要求虚拟电厂聚合的调节电量应不小于 30MWh、调节容量不小于10MW；上海市场要求调节容量应不小于 5MW。此外，对于参加上海实时调峰交易的虚拟电厂，额外要求其用电信息采集时间周期不大于15min，响应时间不超过15min，持续时间不小于 30min。 另外，市场准入方面，华北市场和上海市场开放虚拟电厂调峰服务。在华北市场中虚拟电厂申报周期为日，需向调度机构申报聚合调节容量 (MW·h)、最大聚合充放电功率 (MW)、充电时间及时间范围 (h)、日最大充放电次数 ( 次 )、聚合功率调节速率 (MW/min)、基准运行曲线。在上海市场中，虚拟电厂参与日前调峰交易、日内调峰交易需上报调峰容量、价格，申报最小调峰容量单位为0.01MW， 申报价格从0开始以 5 元 /(MW·h) 递增，报价上限为 100 元 /(MW·h)。江苏省能源监管办于 2020 年 7 月正式发布《江苏电力辅助服务 ( 调频 ) 市场交易规则 ( 试行 )》，其中明确除各类统调发电企业外储能电站以及综合能源服务商均可参加江苏省调频辅助服务市场。虚拟电厂可以综合能源服务商的身份参加调频市场。 收益结算方面，上海市场为鼓励虚拟电厂参与调峰市场，在建设初期并未规定具体偏差考核细则，在结算时也不考虑调峰性能仅根据实际执行量与报价由调度机构按月结算调峰费用。 华北市场规定了较为明确的偏差考核方法，若由于虚拟电厂自身原因，某时段的实际运行曲线与调度机构下发的运行曲线偏差超过30%，该时段调峰费用不予结算。

在过去的2023年里，气候治理、碳治理行动深刻影响着国际贸易领域。尤其是针对锂电行业，各国开始发布明确的“碳壁垒”政策。 2023年8月，欧盟《新电池法》正式生效，法案对出口至欧洲的电池设定了严苛的标准。 无独有偶，同样在去年，日本政府经济产业部要求从2024年起，电动汽车制造商必须披露电池的碳足迹。之后，日本政府将对动力电池的碳足迹设定一定的上限，超过了碳足迹上限的电动汽车将无法获得财政补贴。 这些政策意味着电池企业如要进入欧盟、日本等市场，就需要追溯、记录和公开大量的产品信息，还要在碳管理人才、技术、供应链、商业模式等方面加速创新，大大增加了电池企业运营的负担。 不过，挑战总伴随着机遇。这意味着提升碳管理能力已经成为电池企业开拓全球化业务的关键，电池产品的碳排放水平也已经成为技术、成本以外的核心竞争力。 国外法规纵然严苛，但受制于产业链劣势，优质产能仍供不应求。另一方面，激烈的国内竞争和产能过剩使得“走出去”成为中国电池企业的共识。 2023年以来蜂巢、派能、国轩高科等锂电企业接连宣布海外建厂计划和车企大单的消息。 据媒体统计，目前全球电池规划产能高达8000GWh，是2025年预计市场规模的4倍以上。 2023年上半年，电池行业产能过剩，叠加新能源汽车增速放缓，中创新航、亿纬锂能、蜂巢等电池企业部分厂区出现停工和裁员事件，领头羊宁德时代产能利用率创下60.5%新低，其利用锂矿返利计划试图绑定车企订单，也释放出下游需求不足信号。 远景动力中国区总裁赵卫军曾表示：“据统计，海外市场到2025、2026年还有400GWh的产能缺口。汽车行业的产能本地化属性决定了谁能满足它，谁能走出去，谁就获得了先机。” 电池企业开始着力规划自身的碳中和路线图、打造零碳产品。零碳工厂、零碳园区的投建蔚然成风。这些举措背后的目标基本一致——迎难而上，面对“碳壁垒”挑战，走向更广阔的全球化市场。 一场零碳电池大战正徐徐拉开帷幕。 竞速碳中和 2023年4月，宁德时代在上海车展上正式发布“零碳战略”，宣布将在2025年实现核心运营碳中和，2035年实现价值链碳中和。 对比老对手LG和松下，宁德时代的零碳规划更具雄心。LG计划到2030实现100%绿电、2040年100%可再生能源，2050全价值链碳中和；松下则选择2031年减碳6000万吨二氧化碳、实现100%可再生能源、2029年自家所有工厂碳中和的减碳路线。 无论是运营碳中和还是全价值链碳中和，LG和松下的目标均逊于宁德时代。 除了像宁德时代这样的老牌电池巨头，电池新贵也开始角逐全价值链的碳中和。 2023年9月欧洲IAA MOBILITY 2023上，瑞浦兰钧首次发布全面碳中和路线图：瑞浦兰钧将在2026年实现运营碳中和，到2035年进一步实现价值链碳中和。 伴随碳中和路线图发布的还有欧洲发展战略，瑞浦兰钧宣布将持续深化在欧洲本土的新能源产业链构建，未来计划在深入调研后进军欧洲。 除此之外，中创新航在2022年ESG报告中提出2025年前，单位产品碳排放比2020年降低34%，2025年，原材料供应商实现100%绿电的承诺。 2023年9月，蜂巢能源董事长兼CEO杨红新表示，公司计划在2023年打造公司首个中国零碳工厂，规划到2026年实现碳达峰、2040年碳中和。 值得注意的是，有两家电池企业早在2021年便做出了碳中和承诺。 2021年初，欣旺达开始正式启动“碳达峰·碳中和”工作，先后发布《欣旺达碳达峰·碳中和宣言》和《欣旺达碳达峰碳中和行动规划》，宣布2029年运营层面碳达峰，在2050年实现运营层面碳中和。 欣旺达副总裁梁锐解释称：公司有一半产品出口海外，许多高端客户提出了产品减碳要求，欧盟电池法规也日趋严苛。因此欣旺达意在解决业绩快速增长和碳排放持续下降之间的矛盾，进行长远规划。 另一家企业就是远景动力。2021年4月22日，远景科技集团发布首份碳中和报告，承诺将于2022年年底实现全球业务运营碳中和，2028年年底实现全价值链碳中和。作为远景旗下的动力电池企业，远景动力也将同步实现这一系列目标。 2023年7月份，远景科技集团发布《2023零碳行动报告》，公司兑现2022年实现运营碳中和承诺，远景动力从而成为全球首家实现运营碳中和的电池科技企业并获得英国碳信托（CarbonTrust）的认证。 设定碳中和目标只是电池企业零碳竞赛的第一步。企业们很快就发现，碳排放信息披露是衡量企业碳减排目标进展的重要渠道。随着ESG评级的普及，有些评级标准中明确提出了碳信息披露的要求。如TCFD规定，企业需要披露范围1、范围2的温室气体排放和可选择的范围3的排放以及相关风险。 生态环境部于2021年印发《企业环境信息依法披露管理办法》，要求重点排污单位、实施强制性清洁生产审核的企业、符合规定情形的上市公司、发债企业以及法律法规规定的其他企业事业单位披露企业碳排放信息。 通过查阅公司ESG报告和环境信息网站IPE发现，行业内主要电池企业大多披露了范围一、二的碳排放，只有国轩高科和远景动力测算并披露了范围三碳排放，宁德时代披露了生产基地的范围三排放。综合来看，远景动力定期发布《零碳行动报告》，披露信息最为全面，包含了能源使用情况、用电总量、绿电占比和使用量等重要内容，而有些企业几乎空白。 血拼绿电 在众多碳中和评价指标中，绿电占比尤为重要。使用绿电能够显著降低电池碳足迹，也是企业向清洁能源转型的重要体现。 根据联合国全球契约组织GDI发布的《动力电池碳足迹及低碳循环发展白皮书》（下称白皮书），相较于传统电力排放因子，由于绿电完全由可再生能源生产，其排放因子几乎为0。针对某中国工厂生产的NCM811电池，若其生产过程中用电全部由电网直供变为绿电，则可在其生命周期减少30%的碳排放。 电池企业零碳竞争的第一场战斗就在“绿电”领域打响。 中国电力结构以火电为主，电池企业提高绿电占比有两种办法，一种是将生产基地设在清洁能源丰富的省份，如四川、云南、内蒙古；另一种是自建分布式光伏或风电。 因为分布式风电开发流程和手续相对光伏来说繁琐，几乎与集中式风电的难度相当，所以大部分电池企业的新能源项目以光伏为主。截至2022年底，欣旺达以67.42MW光伏装机和75655MWh光伏发电量位居动力电池前十榜首，该公司还规划2040年前再建1.38GW光伏。 能在风电领域有所作为的，一是在新能源项目强制配储背景下有储能业务加持的宁德时代，二是集团公司本身就有风电业务的远景动力。 继2023年4月进军海风领域后，宁德时代在风电业务上持续加码。 2024年1月4日，邹城润时风电有限公司、金乡润时风电有限公司同日成立，注册资本均为1000万元人民币，由宁德时代旗下时代绿色能源有限公司、时代绿能（香港）有限公司、深圳先阳新能源技术有限公司共同持股，而时代绿能正是宁德时代布局绿电的先头兵。 从产业协同的角度来看，宁德时代布局绿电可谓一举两得：一方面可以满足自身电池产能绿电需求，助力零碳战略的实现；另一方面，由于新能源项目有配储要求，宁德凭借在储能产品成本方面的优势获取可再生能源项目指标，又可以促进公司储能产品的销售。 据媒体统计，2023年宁德时代已通过全资子公司时代绿能在山东济宁、济南、河南等地获取约140万千瓦风电指标。相比2022年宁德时代在贵州和江西取得约30万千瓦指标，布局速度和规模大幅提升。 光伏方面，2023年5月，宁德时代位于山东济宁的1.1GW渔光互补光伏发电基地入选第三批风光大基地项目。2022年，宁德时代分布式光伏全年发电量达到了5.8万兆瓦时，绿色电力的占比达到26.6%。 如果说宁德时代在绿电方面的表现堪称优等生，那远景动力则将自身特点发挥到了极致。依托集团在风电领域的能源优势，远景动力实现了94%的绿电占比，未来目标是2025年100%绿电，承诺和成就均领先其他电池企业。 据《2023远景零碳行动报告》，截至2022年底，远景动力在厂区内已有35MW风机和4MW光伏投入使用；2023年在全球规划了超过49MW的可再生能源项目。下一步，远景动力将向超过80%能源由本地风电光伏直供的目标迈进。 尽管国内的绿电使用、认证包含了绿电、PPA、绿电直供等多种形式。但是由于欧盟对绿电认证目前局限于绿电直供。这也成为很多电池企业追求绿电直供的主要原因。 “通过购电协议购买的绿电，通过绿证购买的绿电，在法规级的碳计算认证中不能通过的。”远景智能零碳产品首席科学家邱林曾说。 有了丰富的绿电资源，宁德时代零碳工厂的建设也在如火如荼进行中。2023年10月，其全资子公司——“新津时代”获得全球知名认证机构SGS颁发的PAS2060碳中和认证证书，成为宁德时代第4家获此认证的零碳工厂。其余三家零碳工厂，分别为四川时代宜宾工厂、时代吉利（四川）工厂、瑞庆时代（广东）工厂。 除了宁德时代的零碳电池工厂，2022年4月8日，远景动力的全球首个零碳电池工厂也正式在鄂尔多斯落地。协同风机、光伏、储能等绿色能源装备，该工厂实现生产100%使用绿色能源。 2023年2月，远景动力江阴工厂获得了中国首个五星级零碳工厂双认证，并成为中国节能协会零碳工厂评价及披露平台首批上榜工厂。 2022和2023年，远景动力分别推出了全球首批碳中和动力电池和储能电池，并获得国际权威认证机构TüV南德颁发的“碳中和认证（PAS2060）”。 除了宁德时代和远景动力，欣旺达也颇具雄心，其在广东惠州建有近零碳园区，还规划以深圳总部为核心推广其零碳园区整体解决方案，辐射全国锂电产业链和其他高耗能产业。 另外，比亚迪打造了中国汽车品牌首个零碳园区总部，孚能科技、中创新航等多家电池企业也陆续宣布零碳工厂和零碳园区的建设规划。 国内电池企业的零碳产业园、零碳工厂多集中于西南地区，特别是四川，该省水电发电量占该省总发电量的85%，绿电价格低廉。2022年，四川动力电池产量高达83GWh，约占全国总产量的1/6（约17%）。 “我们一般认为，水电就是绿电，但解读《欧洲电池法》发现不确定性。风电、光电毫无疑问是绿电，但水电尚在两可之间。希望在国家层级产生对话，看看哪些电是绿电，哪些不是，给产业指示作用。”宁德时代首席科学家吴凯在2023世界动力电池大会上说。 各家电池企业零碳工厂的绿电来源各有差异。在当下不同国家和机构对绿电的认定标准不一致的情况下，利用风、光资源建设零碳工厂，更具确定性。 第二战场 尽管在电池企业的零碳竞争中，绿电的开发和使用最为人关注。但实际上作为典型的生产制造企业，如何在管理上提升效率、实现节能也同样重要。 这就是电池企业零碳争霸的第二战场：数字化。 目前来看，零碳产业园或者零碳工厂，除了充足的绿电供应，另一个特点就是智能化。其中往往包含了废弃物、废水处理等循环系统；以物联网、大数据等新一代信息技术为基底的能碳管理数字化系统等。 对应零碳园区系统结构，智慧能源管理对于电池企业来说有两个重要功能，一是随着园区分布式能源比例的不断提高，需要用智能化和数字化系统平抑波动性，综合调度园区各种能源组合，提高用能效率和节能率。二是利用数字化技术建设碳排放智能监测和动态核算体系，盘活碳资产、绿电等环境权益，提升电池企业的碳管理能力。 智慧能源管理已经成为电池企业的标配。宁德时代2022年ESG报告显示，其自主研发的CFMS智慧管理系统基于大数据等技术实现自动寻优和主动式控制，节能率达8%，预计每年避免19,792吨二氧化碳当量排放。