2023年，我国光伏产业技术加快迭代升级，行业应用加快融合创新，产业规模实现进一步增长。根据光伏行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国多晶硅、硅片、电池、组件产量再创新高，行业总产值超过1.7万亿元。 多晶硅环节，1—12月全国产量超过143万吨，同比增长66.9%。 硅片环节，1—12月全国产量超过622GW，同比增长67.5%，产品出口70.3GW，同比增长超过93.6%。 电池环节，1—12月全国晶硅电池产量超过545GW，同比增长64.9%；产品出口39.3GW，同比增长65.5%。 组件环节，1—12月全国晶硅组件产量超过499GW，同比增长69.3%；产品出口211.7GW，同比增长37.9%。 全年主要光伏产品价格出现明显下降，出口总体呈现“量增价减”态势。1—12月，多晶硅、组件产品价格降幅均超过50%。

2024年1月27日，国家发展改革委、国家统计局和国家能源局联合发布了《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，文件明确提出： 为完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，拓展绿色电力证书（以下简称“绿证”）应用场景，推动完成“十四五”能耗强度下降约束性指标，将采取以下重点措施： 绿证交易电量纳入政府节能考核 （一）实施非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。突出重点控制化石能源消费导向，非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。 （二）推动绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。坚持节约优先、能效引领，持续加大节能工作力度，切实加强节能日常管理，坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目上马，扎实推进重点领域节能降碳改造。将绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，加强绿证与能耗双控政策有效衔接，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算，大力促进非化石能源消费。 （三）明确绿证交易电量扣除方式。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中，实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度，参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。 （四）避免可再生能源消费量重复扣除。跨省可再生能源市场化交易和绿色电力交易对应的绿证，以及省级行政区域内交易的绿证，相应电量按现行统计规则计入相关地区可再生能源消费量，在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中不再重复扣除。纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算的绿证，相应电量生产时间与评价考核年度保持一致。 高耗能企业可再生能源强制消费 （五）加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发。落实绿证全覆盖等工作部署，加快制定绿证核发和交易规则。绿证核发机构会同电网企业、电力交易机构、可再生能源发电企业，加快提升可再生能源发电项目建档立卡比例，加快绿证核发进度。到2024年6月底，全国集中式可再生能源发电项目基本完成建档立卡，分布式项目建档立卡规模进一步提升。 （六）扩大绿证交易范围。鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。鼓励相关项目通过购买绿证绿电进行可再生能源消费替代，扩大绿证市场需求。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。支持各类企业特别是外向型企业、行业龙头企业通过购买绿证、使用绿电实现绿色低碳高质量发展。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥带头作用，稳步提升可再生能源消费比例。 建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场 （七）规范绿证交易制度。依托中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心开展绿证交易，具体由发电企业和电力用户采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场。支持绿证供需省份之间结合实际情况，通过政府间协议锁定跨省绿证交易规模，协助经营主体开展绿证供需对接、集中交易、技术服务、纠纷解决。现阶段绿证仅可交易一次，不得通过第三方开展绿证收储和转卖。各地区不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务，不得限制绿证跨省交易。绿证交易价格由市场形成，国家发展改革委、国家能源局加强价格监测，引导绿证交易价格在合理区间运行。 绿证纳入产品碳足迹核算 （八）健全绿色电力消费认证和节能降碳管理机制。加快建立基于绿证的绿色电力消费认证机制，明确认证标准、制度和标识。研究完善绿证有效期，简化绿色电力消费认证流程，持续提高认证及时性和便利性。充分发挥绿证在可再生能源生产和消费核算方面的作用，强化绿证在用能预算、碳排放预算管理制度中的应用。将绿证纳入固定资产投资项目节能审查、碳排放评价管理机制。 （九）完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制。推动建立绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算的制度规则。推动研究核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子。加快研究绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排机制的功能边界和衔接机制，明确各类主体参与绿证和碳市场交易有效途径。 （十）加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障。将绿证纳入产品碳足迹核算基本方法与通用国家标准，明确绿证在产品碳足迹计算中的一般适用范围和认定方法。按照成熟一批、推进一批、持续完善的原则，强化绿证在重点产品碳足迹核算体系中的应用。在产品碳标识认证管理办法中充分考虑绿证因素。探索在特定产品中设计体现可再生能源电力消费占比的差异化产品标识。 推动绿证国际互认 （十一）充分利用多双边国际交流渠道，大力宣介绿证作为中国可再生能源电量环境属性基础凭证，解读中国绿证政策和应用实践。鼓励行业协会、有关企业、相关机构、专家学者等积极发声，推动国际机构特别是大型国际机构碳排放核算方法与绿证衔接，加快绿证国际互认进程。积极参与国际议题设置和研讨，推动绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，着力提高中国绿证的国际影响力和认可度。

2023年12月至今，不到两个月时间，新增14个核准的抽水蓄能电站项目，14个项目均为国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》“十四五”重点实施项目，总规模达1826万千瓦，涉及投资金额达1260.6亿元。 14个项目位于广西、辽宁、山西、安徽、福建、江西、山东、新疆、云南九个省份，其中广西12月新增核准白色、玉林、贵港、钦州4个国家重点项目，辽宁新增这准太子河、朝阳2个国家重点项目，山西也新增核准绛县、铅山2个项目，其余省份均新增1个项目。 从单个项目规模来看，规模最大的是辽宁太子河抽水蓄能电站项目，规划总装机容量180万千瓦，总投资121.45亿元。 南网储能、国网新源、三峡集团、福建能化集团、国家电投、华源电力、中国电建、中国华电、中国能建、中广核集团及企业参与项目投建。其中包括南网储能投建的广西玉林、贵港、钦州3个120万千瓦项目，国网新源投建的山西绛县、山东枣庄2个项目，三峡集团山西盂县、安徽休宁里庄2个项目。 01 南网储能 广西玉林抽水蓄能电站 电站位于玉林市福绵区境内，距离福绵区直线距离约16km，距离玉林市直线距离约28km。规划装机容量120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦可逆式水泵水轮机组，总投资约83亿元。项目建成后，将承担广西电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 贵港抽水蓄能电站 电站位于港北区根竹镇境内，上水库位于根竹镇上龙楼屯南侧洼地，下水库位于根竹镇下石柜屯南侧的北潭河谷，项目总投资总投资80多亿元，装机容量120万千瓦，将安装4台30万千瓦的可逆式水泵水轮机组。项目建成后将承担广西电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 钦州抽水蓄能电站 电站位于广西壮族自治区钦州市灵山县境内，距钦州市、南宁市直线距离分别为55km、88km。上水库位于旧州镇八一茶场山上宽缓开阔凹地；下水库位于三隆镇大麓村北侧冲沟。总装机容量为120万千瓦，额定水头336m，距高比5.11，安装电站安装4台300MW可逆式水泵水轮机组，总投资约82.19亿元。 02 国网新源 山西绛县抽水蓄能电站 2024年1月8日，山西绛县抽水蓄能电站项目获核准。 项目位于山西省运城市绛县大交镇境内，由国网新源（山西）绛县抽水蓄能有限公司投建，总投资89.7672亿元，总装机容量120万千瓦，将安装4台单机容量30万千瓦水泵水轮发电机组，项目建设周期69个月。 山东枣庄山亭（庄里）抽水蓄能电站 2023年12月29日，枣庄山亭抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于山东省枣庄市山亭区境内，由国网新源(枣庄)抽水蓄能有限公司投资建设，总投资约84.4亿元，电站总装机容量118万千瓦。电站建成后，主要承担电网的调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 03 三峡集团 山西盂县上社抽水蓄能电站 2023年12月28日，盂县上社抽水蓄能电站项目获核准。 项目位于山西省阳泉市盂县上社镇境内，上水库位于七东山西侧，下水库位于沟子口西侧一带；项目总投资92.5078亿元，总装机140万千瓦，计划安装4台35万千瓦混流可逆式水泵水轮机组，项目建设周期69个月。项目建成后，将进一步缓解山西电网，特别是阳泉市境内电网调峰能力不足的问题，保障电网安全稳定运行。 安徽休宁里庄抽水蓄能电站 2023年12月28日，安徽休宁里庄抽水蓄能电站获核准。 电站位于安徽省黄山市休宁县，总投资约81.51亿元，总装机容量120万千瓦，计划安装4台单机30万千瓦的立轴混流可逆式抽水蓄能机组，设计年均发电量14.4亿千瓦时，抽水电量19.2亿千瓦时，预计2030年实现投产目标。电站建成后，将承担电网调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用等任务，有效提升安徽省和华东电网调节能力，促进区外能源在安徽乃至华东电网消纳。 04 福建能化集团 福建华安抽水蓄能电站 2023年12月14日，福建华安抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于华安县新圩镇，总投资约91.29亿元，装机容量140万千瓦，安装4台单机容量为35万千瓦的可逆式水泵水轮发电机机组。额定水头462m，距高比约7.9，项目建设总工期69个月。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 05 国家电投 江西铅山抽水蓄能电站 2023年12月31日，铅山抽水蓄能电站项目获江西发改委核准。 项目位于江西省上饶市铅山县境内，由国家电投江西公司投建，为日调节纯抽水蓄能电站，项目总投资约77.43亿元，总装机量120万千瓦。项目建成后，将主要承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用及黑启动等任务。 06 华源电力 辽宁朝阳抽水蓄能电站 2023年12月8日，辽宁朝阳抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于辽宁省朝阳市境内，装机容量130万千瓦，项目总投资约94.62亿元。额定水头339m，距高比8.9，上水库位于龙城区联合乡沈杖子村西侧支沟沟源，下水库位于朝阳县北沟门子乡于家店村南侧老虎山河左岸台地。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 07 中国电建 云南富民抽水蓄能电站 12月29日，昆明市富民抽水蓄能电站获核准。 项目位于富民县款庄镇境内，由中电建（富民）抽水蓄能开发有限公司投资建设，总装机容量140万千瓦，拟新建4台单机35万千瓦单级立轴混流可逆式水泵水轮发电机组；项目静态总投资78.73亿元，动态总投资92.66亿元，初拟施工总工期68个月，首台机组发电工期59个月。 项目建成后将弥补昆明中型水电站、火电站对新能源项目调峰、调频作用不足的短板，对现有的和规划建设的新能源项目的调峰、调频将起到积极作用。 08 中国华电 新疆鄯善抽水蓄能电站 1月4日，鄯善县抽水蓄能电站项目获核准批复。 项目位于鄯善县境内，总投资约109.6亿元，装机容量140万千瓦，将安装4台单机容量35万千瓦立轴单级混流可逆式水泵水轮机，建设周期为72个月，额定水头602m，距高比大于5。电站位于吐鲁番市鄯善县境内，距鄯善县、吐鲁番市公路里程分别为80km、150km。上水库在二塘沟水库上游河道左岸山顶宽缓沟道筑坝并扩挖成库；下水库在二塘沟水库上游河道内筑坝并扩挖成库。项目建成后，对提升新疆电网的调峰、调频、系统备用和安全稳定运行具有重要支撑作用。 09 中国能建 辽宁太子河抽水蓄能电站 2023年12月28日，辽宁太子河抽水蓄能电站项目获核准。 该项目是中国能建旗下中国能建葛洲坝集团在东北投资建设的首个抽蓄项目。总投资121.45亿元，初选装机容量为180万千瓦，距本溪市公路距离约45公里，距沈阳市公路距离约110公里，额定水头427米，地理位置优越，建设条件较好。项目建成后，将主要服务于辽宁电网，承担电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 10 中广核 百色（田东）抽水蓄能电站 2023年12月26日，广西百色抽水蓄能电站获核准。 该项目是中国广核集团首个自主开发建设的大型抽水蓄能电站项目，电站位于百色市田东县林逢镇，项目总投资约80.22亿元，总装机容量120万千瓦，安装4台单机容量300兆瓦可逆式水泵水轮机，额定水头286米，年发电量11.36亿千瓦时。项目建成后，将承担广西电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

全钒液流电池产业链已初步形成，铁铬、锌溴、锌铁等路线正在商业化酝酿之中，同时水系有机液流电池等新型路线入场，瞄准新能源配储、电网侧调频等大规模、中长时储能应用场景。 2023年液流电池创投融资如火如荼，创业公司一年已吸金超30亿元；另一方面，液流电池产能持续扩张，多家公司公布产能规划，随着产能上量，液流电池降本空间将显现。 多家大型能源央企启动液流电池集采，8个百兆瓦级液流储能项目入选国家能源局公示的新型储能示范项目名单，各省大型备案项目持续增加，2024年将成为液流电池储能大规模示范应用年，液流储能的发展将如何走向？ 大规模储能技术的有力竞争者 长时储能通常指4小时以上的储能技术，长时储能系统可以实现跨天、跨月以及跨季节充放电循环，以满足电力系统的长期稳定需求。液流电池基于自身特征，被视为最适合长时储能的技术路线之一，全钒液流电池则是目前较为成熟的技术路线。 大型储能电站对储能技术的基本要求是：大规模、大容量、高安全性、低成本、长寿命（15年以上）、长时放电以及环境友好。 液流电池本征安全、循环寿命较长，定位大规模、长时储能技术。液流电池与传统蓄电池不同，其活性物质是储存在外部储罐中的液体电解质，输出功率和储能容量相互独立，可通过增加电解液的量扩充储能容量，可拓展性好；充放电过程不涉及物相变化，循环寿命长（20000次以上）；电解液为水溶液，安全性较高。 全钒液流电池是目前商业化比较成熟的液流电池。全钒液流电池是一种水系电池，在常温、常压下没有安全风险；能量效率高，充放电性能好，最长寿命可以达到25年；启动和响应速度快，无相变化，充放电切换速度快；常温封闭运行，电解液可半永久使用，部件材料可循环利用，性价比高；环境友好，安全性高，受钒离子溶解度所限，比能量低。 全钒液流电池适合应用于4小时以上的中长时储能场景，其功率和容量可独立设计，尤其适合大规模、大容量储能应用场景。 全钒液流电池的能量密度为12-40Wh/kg，磷酸铁锂能量密度在140-180Wh/kg，液流电池的能量密度比较低，不到锂离子电池的四分之一，虽然液流电池的功率可以做到很大，但占地面积也较大。这也决定了全钒液流电池更适合大规模应用场景。 从初期投资成本来看，锂离子电池的单位价格最低。但目前锂离子电池储能电站的使用寿命在5-8年，全钒液流电池的使用寿命是20年以上，大约是锂离子电池的3倍，与风能、太阳能发电设备的设计寿命相同。 全钒液流电池的储能时间越长，价格越便宜。对于4小时储能，电解液的价格占储能系统总价格的50%；对于10小时储能，电解液的价格占储能系统总价格的70%；而对于20小时储能，电解液的价格将占储能系统总价格的80%。 技术体系及布局企业 目前液流电池已经形成了多种类型和体系，按正、负极电解质活性物质采用的氧化还原电对不同，液流电池可分为全钒、铁铬、锌溴、锌铁、全铁、多硫化钠溴等多种体系。 从商业化进展来看，全钒液流电池产业链已初步形成，铁铬、锌溴、锌铁路线商业化酝酿之中。目前进入示范应用后期和商业化运行的有全钒液流电池和锌溴液流电池，铁铬液流电池也已有部分示范应用。其他的液流电池路线研究仍然处于早期阶段。 全钒、铁铬、锌溴、锌铁等各种液流电池体系均有企业布局。 作为目前液流电池领域相对成熟技术体系，布局全钒液流电池的企业数量较多，比如大连融科储能、永泰能源、国润储能、伟力得、开封时代、上海电气、国润储能、聚合储能、星辰新能等；液流储能科技则同时布局全钒和铁铬两大液流电池核心技术；锌铁电池方面，纬景储能、金山新能源等企业正在布局，其中2023年6月纬景储能年产能6GWh的珠海锌铁液流电池吉瓦级智能工厂投产。 2023年10月，宿迁时代储能水系有机液流电池产品投产。水系有机液流电池，有别于全钒、铁铬等液流电池使用强酸作为支持电解液，该技术使用中性NaCl水溶液作为支持电解液，产品相对更安全环保、综合能效更高、寿命更长。同时相比于全钒、铁铬电池自放电更低，匹配长时储能应用场景。 赛道吸金超30亿元 2023年液流电池赛道仅创业企业已吸金超30亿元。 据能源电力说不完全统计，2023年有超10家液流电池创业公司获创投融资，融资金额超30亿元，其中融科储能、纬景储能、上海电气储能科技、国润储能、宿迁时代储能、星辰新能、科润新材料单轮融资均超亿元。 纬景储能、液流储能、艾博特瑞、宿迁时代储能、国润储能等公司也在2023年获得两轮及以上融资，其中融科储能4月获得来自君联资本、熔拓资本、大连金投等的超10亿元的B+轮融资；纬景储能3月获得珠海横琴集团、国投高新超6亿元的A轮融资；9月，上海电气储能科技完成4亿元A轮融资；液流储能则在2023年完成两轮融资，融资金额达数亿元。 2023年备受关注的全钒液流电池创业企业星辰新能，更是先后获得众多央企“豪门”股东真金白银的支持，包括国电投产业基金、五矿创投、中车资本、中科院资本、国经资本、常州市产业基金、江苏武进高新投、常州科创投、中国石油昆仑资本、豫资新材料集团等多家重磅产业投资方战略投资。 产能持续扩张 液流电池产能规划方面，据能源电力电力说不完全统计，2023年上海电气储能、液流储能科技、大连融科储能、宿迁时代、星辰新能、林源集团等公司均更新了液流电池产能规划动态，据2023年公司扩产动态数据统计，液流电池产能规划已超100GW。 2023年10月，纬景储能珠海年产能6GWh锌铁液流电池吉瓦级智能工厂投产，同时还在山东临沂、湖北宜昌、浙江温岭、福建三明、江苏盐城等地规划多个锌铁液流电池“超G工厂”，正在推动锌铁液流电池产能从百兆瓦级迈入吉瓦级，通过大规模智能生产降低电池成本。 上海电气、液流储能、融科储能、普能世纪、艾伯瑞特、永泰能源、大力电工、星辰新能、陕西建工、林源集团等均有钒液流电池的产能扩产计划。就现阶段而言，全钒液流电池产业链初步完成，但是规模偏小，初投成本仍偏高，规模上来之后，全钒液流电池降本的空间也将显现。 大规模示范应用加速落地 2024年将是液流电池储能开启大规模示范应用的之年。 今年1月，国家能源局发布新一批国家级新型储能试点示范项目名单，共56个项目列入，总规模超8.16GW/29.86GWh，其中8个液流储能项目入选，总规模超0.9GW/4.3GWh，项目时长4-6小时；技术体系方面，6个全钒液流储能项目（总规模0.8GW/3.9GWh），铁基液流、锌铁液流项目各1个。从国家层面牵头启动液流电池储能的大规模示范应用，进一步验证技术可靠性以及经济性的问题，一定程度上也反映了业内对液流电池前景的乐观预期。 2023年以来，国家电投、中核集团、电建集团等能源央企及下属单位有启动液流电池储能系统集采，其中国家电投、中核汇能集采规模均为1GWh。从中标结果来看，融科储能、液流储能、上海电气储能、聚合储能、林源电力、国润储能、开封时代、和瑞储能、寰泰储能、伟力得、星辰新能、中车株洲所12家企业入围。 仅2023下半年，湖北、陕西、内蒙古、辽宁、四川、吉林、广东、山东等省份完成备案的液流储能项目超50个，总规模超5.2GW/22.6GWh；项目时长以4小时及以上为主，最长时长为8小时；技术体系方面，全钒液流为主，铁铬液流、锌溴液流、锌基液流等均有项目备案。项目拟开工时间多为2024年。 值得关注的是，在2023下半年完成备案的液流储能项目中，有超10个为混合储能项目。混合储能形式包括以能量型液流储能、压缩空气储能，复合功率型储能飞轮储能，能量型叠加功率型技术，提升储能系统的综合性能；液流储能+压缩空气+钠离子、液流储能+磷酸铁锂等混合储能系统则利用不同技术路线的性能特点（如钠离子电池低温性能较好），综合提升系统在特定应用场景的普适性，并一定程度上降低项目的全生命周期成本。 液流混合储能系统也已有落地项目。2023年8月，我国首个由铁铬液流+飞轮+锂电混合储能项目在内蒙古霍林郭勒正式投运。铁铬液流电池充放电可达20000次以上，是锂电池的3倍左右，被称为“平地抽水蓄能”；飞轮储能具有响应快、能量密度高、转换效率高、寿命长等技术特点；锂电池则相对技术成熟、部署灵活、成本较低；三者组成混合储能系统，在实际运行过程中积累实证经验和数据，为能源行业储能技术应用提供可复制的示范案例。 新型电力系统对储能功率、时长、响应时间等呈现多样化的需求，各种储能技术路线兼收并蓄是大势所趋。在复杂多变的应用场景、容量规模、空间条件、成本敏感性等不同条件下，混合储能系统可提升储能系统的综合性能，对储能产业多元化发展具有创新意义。 到2030年，时长8小时的储能装备的装机量（功率）可能占储能总装机量的30%，24小时以上储能容量占比将在2030年以后迅速提升。液流电池储能技术满足大型储能电站对储能技术“大规模、大容量、高安全性、低成本、长寿命、长时放电及环境友好”的要求，应用前景较为广阔。 液流电池，尤其是全钒液流电池，未来改进的方向主要是这几方面，一是初始投资成本偏高，但因液流电池储能具有寿命长的优势，全生命周期度电成本较低，未来如何降低初投成本是应用侧最关注的，其中电解液制造、电堆装配是核心环节亦是核心壁垒；二是转换效率的提升，涉及到技术创新及成本问题；三是产能规模目前仍偏小，产能上量后，降本空间也将显现。

在2022年实现躺赚后，2023年电池上游企业业绩应声下滑，有着“锂王”之称的天齐锂业和赣锋锂业发布的业绩预告显示，2023年净利润同比下降近70%。但不可否认的是，尽管业绩下滑，电池上游企业赚钱能力仍然很强。据天齐锂业发布业绩预告显示，预计2023年实现归属于上市公司股东的净利润66.20亿元-89.50亿元，同比下降62.9%-72.56%；实现扣除非经常性损益后的净利润65.00亿元-88.20亿元，同比下降61.75%-71.81%。 对比天齐锂业历年发布的财报，2023年即使净利润是其预估的最低点，也是历年净利润第二高的年份，仅次于2022年。赣锋锂业的情况与此类似。赣锋锂业发布的2023年业绩预告显示，预计归属上市公司股东的净利润42亿元-62亿元，同比降79.52%-69.76%；扣除非经常性损益后的净利润23亿元-34亿元，同比降88.47%-82.96%。 其预估净利润的最低点，也是历年净利润相当高的年份，仅次于2022年和2021年。作为对比，电池中下游的企业宁德时代和比亚迪也先后发了业绩预报。宁德时代预计2023年归属上市股东的净利润为425亿~455亿元，同比增长38.31%~48.07%；比亚迪预计2023年实现归属于上市公司股东的净利润290亿-310亿元,较上年同期上升74.46%-86.49%。两家企业都取得了不错的业绩表现，但宁德时代这样的净利润是建立在其营收超3000亿元的基础上，比亚迪净利润则是建立在其营收超4000亿元的基础上。而天齐锂业在2022年业绩最高点的营收为404.49亿元，赣锋锂业2022年营收为418.23亿元，2023年即使营收增长也不会太大。2023年年初电池级碳酸锂现货价格为50万元/吨，2023年末价格跌至近10万元/吨，全年跌幅达八成。由此看来，电池上游企业只是躺赚的日子过去了，但仍然有利可图。天齐锂业在业绩预报中称，2023年锂化工产品销售价格下降，导致毛利下降；关联公司SQM 2023年度业绩预计将同比下降，导致投资收益同比下降；对SES公司投资收益同比减少；以及资产减值损失较上年增加等。从需求来看，天齐锂业对新能源行业的长期发展有信心，目前全球锂行业正在进入行业发展的上升期。尽管锂价存在周期性的价格波动风险，但下游终端特别是新能源汽车与船和储能产业未来的高成长预期、有关政策的倾斜是客观存在且可合理预期的。从中长期来看，行业上下游扩产周期、资本进入时期和投入情况等的错配是相对短期的，锂行业基本面将持续向好。赣锋锂业称，受锂行业周期性影响，终端需求增速放缓，锂盐产品价格大幅下降，锂矿原材料价格跌幅小于锂盐及下游产品价格跌幅，导致毛利率下降。此外，公司根据会计准则对相关资产计提了资产减值准备，故业绩同比大幅下降。目前赣锋锂业仍坚持在上游找优质的锂矿资源，同时也在加快发展固态电池。未来，会进一步加快对自有盐湖资源的开发。锂电原材料价格大幅降低，相关企业仍能赚取合理利润，中游的电池企业和下游的整车企业成本也都会明显降低，最终影响的就是新能源汽车的售价，利好消费者。

当前光伏电站投资收益最大风险——电价下降。 随着风电、光伏装机量一路狂飙、高比例接入电网，消纳问题愈加紧迫，新能源入市参与市场化交易已然加速。十五年来，从4元/kWh到平价、低价，我国光伏电价历经多轮改革，本文梳理了光伏上网电价的不同历史发展阶段以及未来新趋势。追溯历史，我国光伏终端规模应用最早起步于21世纪初，但彼时多以政府主导示范项目为主，如西藏无电县建设、中国光伏工程等国家计划，直至2008年，我国商业化光伏电站建设拉开帷幕。 1.2008年：核准电价时期为推动国内产业发展，发挥西部太阳能资源优势，2008年国家发改委分批次核准了4个光伏项目，包括上海2个、内蒙古及宁夏各1个，将电价核准为4元/kWh。 2.2009~2010：竞争电价时期为进一步激发我国光伏终端市场，2008年起，国家组织实施了两批特许权招标光伏项目，采用低价竞标方式。敦煌10MW光伏电站作为首个特许权项目于08年年底启动招标，最终中广核以1.09元/kWh价格竞标成功；与此同时，国家能源局还同意国投华靖电力控股以同样价格再跟标一个10兆瓦项目。2011年6月，第二批光伏特许权项目启动招标，涉西部8省区13个项目，总计规模为280MW，中标电价范围为0.7288~0.9907元/kWh，由国家电投等央企瓜分。第二批光伏特许权招标结果：与此同时，2009年国家开始实施金太阳示范工程，以及光电建筑配套相应财政补贴支持，对推动我国光伏应用有着重要意义。但由于政策漏洞、监督缺位等问题，市场上出现大量骗补行为，两项补贴分别于2013、2015先后终止、取消。 3.2011~2018年：标杆电价时期2011年，为探索光伏合理上网电价，我国出台了第一个地面光伏电站上网电价政策，正式进入标杆上网电价时期。政策要求：2012年7月1日前核准、12月31日前投产、尚未核定电价的光伏项目，上网电价统一为 1.15元/kWh；2011年7月1日前核准但年底未建成的电站，除西藏外仍执行1.15元/kWh，其余则按照1元/kWh执行，期限原则上为20年之久。为推动各地新能源平衡发展，提高电价附加资金补贴效率，2014年我国开始执行三类标杆电价。国家明确在2013年9月1日前备案，年底并网的项目，继续执行1元/kWh的电价；2014年1月1日之后并网的，根据所在地区年等效利用小时数划分为三类太阳能资源区，实行分区标杆上网电价。此后三类太阳能资源区光伏上网电价逐年递减。在2018年共下调2次，这就是让行业为之一振的“531”事件。电价下调外，还规定2018年仅安排10GW分布式光伏规模，且截止点提前至5月31日。值得注意的是，2013年分布式光伏补贴正式登上历史舞台，但在此后2013年~2018年间，分布式度电补贴从最初的0.42元下降至0.32元，同样在2018年下调2次。 4.2019~2020年：指导电价+竞争电价巨震之后，我国光伏行业进行管理变革。2019年，国家发改委将集中式光伏电站标杆电价改为指导价，将纳入财政补贴范围的三类资源区电站上网指导价确定为每千瓦时0.40元、0.45元、0.55元，同时明确，新增集中式光伏电站上网电价原则上通过市场竞争方式确定，不得超过所在资源区指导价。此后，除扶贫、户用光伏外，其余需补贴的光伏项目原则上均须采取招标等竞争性配置方式，上网电价为主要竞争条件，国家根据补贴额度通过排序确定补贴名单。据悉，2019年竞价项目补贴共22.5亿元，3921个项目进入补贴名单，总规模22.79GW，最低上网电价为0.2795元/千瓦时。2020年集中式光伏上网电价同样需要通过市场竞争方式确认，三类资源区上网指导电价下调至每千瓦时0.35元、0.4元、0.49元。当年补贴总额为10亿元，最终434个项目进入补贴名单，总规模25.97GW，最低电价为0.2427元/千瓦时。补贴方面，2019年后国家将分布式补贴大幅下调，并分为自发自用分布式和户用光伏两类，分别为每千瓦时0.1元、0.18元，2020年两项补贴分别下降至每千瓦时0.05元、0.08元。 5.2021年之后：平价上网时期2021年，平价时代到来。国家发改委明确，新建光伏项目按当地燃煤发电基准价执行，且中央财政不再进行补贴，但户用光伏电站仅在2021年保留每千瓦时0.03元的全发电量补贴。此外，通知还允许新建项目可直接参与市场化交易，形成上网电价，以充分体现新能源的绿色电力价值。新建项目电价以保障性小时数作为分界点，按照不同的电价执行。2021年上网电价政策：2022年延续平价上网政策，上网电价按当地燃煤发电基准价执行。随着户用光伏、光热示范项目补贴在2022年的结束，也宣告了中国新能源发展全面进入无补贴的平价时代。 6.市场化竞价新时期随着风、光等新能源跃升式发展，进入电力市场脚步也随之拉近。国家能源局最新数据，截至2023年11月底，我国以太阳能、风电为主要力量的可再生能源总装机达到14.5亿千瓦，历史性超过火电装机，成为我国第一大电源。自2015年新一轮电改启动以来，我国电力现货市场建设取得稳步进展。为加快推进电力市场化建设、促进新能源消纳，国家发改委先后选择了两批试点省份进行现货市场交易。电力现货市场是作为完善市场化交易的关键一步，目前首批8个试点地区中，山西、广东电力现货市场相继转入正式运行，第二批6个电力现货试点地区已全部启动模拟运行阶段，未来现货电量比例或将随着新能源比例提高而逐步提升。近年来，“参与市场化交易”频繁出现在国家及地方多部政策中。根据国家规划，2030年全国统一电力市场基本建成，同样也是新能源全面参与市场交易的时间节点。近日国家能源局政策明确了2024年能源重点工作包括：逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进。参与市场化交易已是大势所趋，但由于光伏出力时段集中，入市交易或将面临实际成交电价下降的风险。从此前各电力现货试点地区目前交易情况来看，不同地区光伏上网电价存在差异，且波 动幅度较大，电价收益大打折扣。在近期甘肃、云南、河南、广西4省公布的最新的新能源电价政策中可以发现，光伏上网电价相对于煤电基准价，预期最少下降0.025元/度，最高下降超过0.15元/度。

1月31日，百度旗下自动驾驶出行服务平台萝卜快跑获得由深圳宝安区颁发的首批智能网联汽车无人商业化试点，后续可在深圳市宝安区开展全无人自动驾驶商业化收费服务。此前，萝卜快跑全无人自动驾驶出行服务已在深圳坪山区落地。近年来，萝卜快跑一直在多个城市“稳步扩区”，目前其全无人出行服务已经覆盖北京、深圳、武汉、重庆等城市，让越来越多的人在出行时可以选择萝卜快跑。作为全球最大的自动驾驶出行服务商，截至2023年9月30日，百度萝卜快跑订单总量已超过410万单，其中2023年第三季度萝卜快跑提供了82.1万次乘车服务，同比增长73%。乘坐过萝卜快跑的用户对自动驾驶出行的信任度增加，“无人车，打萝卜”正成为更多用户的日常出行新选择。在智能网联汽车产业的发展探索方向上，深圳市一直是“排头兵”。为更好地推动智能网联汽车发展，深圳制定了《深圳市推进智能网联汽车高质量发展实施方案》《深圳市培育发展智能网联汽车产业集群行动计划（2022-2025年）》等系列政策措施，计划到2025年，深圳智能网联汽车产业营业收入达到2000亿元，形成10家以上营收超百亿元企业，以及20家以上营收超10亿元企业的战略梯队。而宝安作为深圳市新能源及智能网联汽车产业集群的重要承载区， 宝安区智能网联汽车产业规模大、基础雄厚，在智能座舱、汽车域控制器MCU等方面拥有扎实的技术研发与产业应用基础，还有海陆空铁丰富的自动驾驶应用场景，近年来也在陆续出台《宝安区关于支持智能网联汽车产业发展的若干措施》、《深圳市宝安区智能网联汽车商业化试点管理办法（试行）》等产业支持政策。萝卜快跑作为行业内的引领者，将持续提升自身功能与体验、不断加速全无人商业化进程，为更多消费者带来安全、舒适、高效、便捷的全无人自动驾驶出行服务。目前，百度Apollo L4级自动驾驶安全运营测试里程累计已超8000万公里，拥有自动驾驶专利族超5000件，其中高级别自动驾驶专利族数全球第一。如今，萝卜快跑正在全面推进全无人自动驾驶规模化应用，是首家在全国多个城市开展全无人自动驾驶商业运营以及测试的企业。

1月8日，法国《能源主权法案》草案正式公布，令人诧异的是，这项旨在定义法国气候行动目标和主要优先事项的草案删除了所有可再生能源承诺和发展目标。 然而，该法案对核能的规划却十分详细，包括了对法国电力公司EDF拥有的53座现有核反应堆以及计划于今年晚些时候在弗拉芒维尔投入运行的新反应堆的详细目标。 面对能源观察组织和环保组织的批评，法国官员矢口否认在可再生能源方面的承诺有所减退，表示：实现能源转型和设定目标是两回事。 在法案的最新版本中，只剩下价格调控、消费者保护和水电站制度这几个附带添加的部分。 这些次要议题现在掩盖了问题的关键：法国如何实现由目前60%的能源消耗来自石油、煤炭和天然气，转变为2030年仅占40%的气候行动目标？ 针对能源转型的实现路径，一位官员强调说：“《能源主权法案》提到了可再生能源并赋予了关键角色，即在已经奠定了能源领域所有的基础设施（包括核能）之后，再由可再生能源负责‘最后一公里’。 也就是说，法国不打算将风电、光伏等可再生能源当作实现能源转型的主力能源。这种计划的背后，是法国过于依赖核电的能源和电力生产结构。 IEA数据显示，2022年，作为欧盟最大的核电生产国，法国的核电发电量占到其总发电量的62%，其次是水电、天然气、风电。 特别是2020年欧洲能源危机以来，法国出于能源安全的考虑放弃核电削减计划，并通过了《加速核能发展法案》以促进核电复兴，这使得法国与德国、丹麦等欧盟反核国家分歧加深。 为了捍卫核电地位，法国取消了目前的可再生电力生产和消费的具体目标，也没有新的规定来体现欧洲的目标，以反抗欧盟可再生能源指令。 欧盟去年10月通过的可再生能源指令规定：欧盟将在2030年前将可再生能源在整体能源消耗中的比例从之前的32%大幅提高到42.5%，并额外增加2.5%的指示性补充，以实现45%的目标，各成员国需在18个月内将该指令纳入国家立法，根据欧盟计算，法国的可再生能源占比应达到44%。 可再生能源的提升势必压缩核能份额，在这一背景下，法国计划与核能联盟的十个成员国一起向欧盟施加压力，使其更关注低碳能源而不是可再生能源，从而为本国的核电争取发展空间。 去年12月底，欧洲委员会对法国国家综合能源气候计划（PNIEC）提出建议后，法国能源部门表示：“我们认为我们的战略和最终目标[在欧洲层面]应该是碳减排目标”。 法国PNIEC的最终版本要在6月前提交。目前，尽管法国持续坚持核电，欧洲委员会仍建议法国在可再生能源方面“显著提高雄心”。 宁弃欧洲不弃核 化石能源在法国本土属于稀缺资源，煤矿资源匮乏，石油天然气也需要进口，特别是上世纪70年代中东石油危机之后，法国为确保能源独立性和减少对进口能源依赖，将核电视为能源建设的核心。 从能源供给结构来看，历年来，核能、石油、天然气处于主体地位，生物质燃料和废物、水能、风光等可再生能源、煤炭处于辅助地位。IEA数据显示，2022年，核能在能源供给中占比36%，石油和天然气分别占比31%和16%。 法国的发电结构也以核能发电为主，以水能、风能和天然气发电为辅。目前法国在18座电站中运行着56台核电机组，总装机容量6137万千瓦。 2022年，法国核能发电量占比达到62%，是欧洲核能发电占比最高的国家；水能发电量次之，占比11%；天然气发电占比9%，排名第三。风能发电占比第四，为8%。化石能源在电力生产中占比不足10%；非水可再生能源的占比持续提升。 不难看出，核能在法国能源安全甚至国民经济中起到极为重要的作用，是法国工业的明珠。总统马克龙在其竞选时就曾提出，要保证尤其是能源方面的“法国独立”，在2050年前完成6座核电站的建设。 然而，在全球变暖影响日深，特别是日本福岛核电站泄露后，弃核运动在世界范围内蔓延。法国开始重新评估核电的安全性，并将削减核电装机、发展可再生能源提上日程。 2014年，法国提出到2025年将核电份额减少至50%。但后来又在2019年11月通过《气候和能源法》，将“核电份额削减至50%”的时间推迟至2035年。 直到欧洲能源危机的到来，能源价格飞涨，再加上法国核电机组老化间接推高了用电成本，法国意识到重振核电雄风才能保障能源安全、重新拿回能源话语权，其核电政策发生重大转变。 2022年2月，法国总统马克龙宣布重塑核电，新建6座压水反应堆，并启动另外8座核反应堆的可行性研究。马克龙还宣布，如果所有运营超过50年的核反应堆可以延长寿命，希望尽一切努力避免其关闭。 马克龙表示：“为了保证法国的能源独立，保证我们国家的电力供应并实现我们的目标——特别是在2050年实现碳中和——我们将在几十年来首次恢复我国的核反应堆建设并继续发展可再生能源。核能是我们能源和脱碳政策的核心。” 但是，有关核能在欧洲气候行动中所发挥作用，欧盟内部一直存在争议。对核能持怀疑态度的国家，包括德国和奥地利，称法国这样的举措会破坏光伏、风能和其他可再生能源的发展。 而一些拥护核能的国家，包括法国、芬兰和捷克等，认为欧盟应该更加重视核能作为低碳能源的贡献，对立双方就核电的的未来展开了激烈的争吵。 欧洲委员会表示，其维持“技术中立”的立场，不会干预，因为能源政策是国家的权力。 但拥核的国家表示，通过优先考虑可再生能源，欧盟正在忽视其他低碳选择。 出于振兴本国产业的考虑，去年以来，法国展开全面游说，希望将核能纳入多个正在协商的文本中以获得补贴和政策优惠。 欧盟委员会去年3月通过了关于欧盟电力市场设计改革的建议。但法国和德国却就新建核电是否可以签署差价合约对冲风险争执不下。最终在法国的压力下，欧盟同意将现有核电厂纳入改革方案。 例如，欧盟多国对于是否要将核能制氢纳入“低碳氢气”分类的争论不断。在有关“绿色”氢生产的欧盟立法的谈判中，柏林方面一直反对纳入核能。 这引发了拥核派与反核派一段时间的对峙，其中法国态度十分强硬，在最后一刻撤回了对欧盟可再生能源新规的支持，理由是未能认可核燃料的作用。 最终，欧盟对法国的要求达成妥协，同意将使用核电厂电力生成的“低碳”氢计入可再生氢的独立目标，该目标在特定条件下可以减少五分之一。 “核能是法国的重大利益的一部分。法国人宁可离开欧洲，也不愿背弃核能，”一位法国高级官员曾言。 可再生能源降速 1月24日，Observ'ER（法国可再生能源观测指数）发布2023年法国可再生能源报告，报告指出：在当前的速度下，法国将无法在2023年底前实现其可再生能源电力生产目标，更不用说2028年的目标了。 特别是对于陆上风电而言，法国在2020年设定的2023年底实现24.1GW装机容量的目标将无法兑现，截至2022年9月底，法国仅实现了20GW。 Observ'ER报告指出，“当前的增长速度与2019-2023年期间能源规划所要求的速度不符”，其中的原因包括行政程序的复杂性、空间限制以及项目可接受性的缺失。 法规和行政障碍的累积使得陆地风电站建设许可的平均获取时间（不受争议）延长到七年，是其他欧洲国家的两倍以上。 2022年，法国陆风并网2,012MW，这是自法国陆地风电开始发展以来的最佳表现。也是该行业历史上第三次新增风电并网容量突破1500MW门槛。 然而，Observ'ER对于2023年的陆风发展趋势则较为悲观。在前三个季度中，法国新增的陆地风电站容量为894MW，约比去年同期减少了10%。截至2023年9月底，法国陆地风电总装机容量仅为21,956MW。 值得注意的是，法国风电仍然在欧洲处于先对领先的位置，仅次于德国和西班牙。根据EurObserv'ER的数据，截至2022年底，德国的风电装机容量为66.2GW（其中近海8GW），西班牙为29GW（其中近海5GW），瑞典为14.6 GW。 能源生产方面，陆地风电在2022年产生了37,417GWH的电力（占法国电力消耗的8.3%），而在2021年为36,831GWH，那一年风力较弱。 以2023年底的目标（24.1GW）测算，陆风有超过1GW的缺口。尽管该行业在过去两年中略微提速，但总体上仍然不足以实现将陆风装机容量在2028年底提升至33.2至34.7GW的目标，而海上风电领域的发展也严重滞后于其规划。 与风电发展的疲软不同，法国光伏发展迅速，在2021年和2022年分别实现了3.1GW和2.6GW的显著增长。 2023年的表现更为出色，截至9月底，整个法国领土的光伏装机容量达到18,988MW，自年初以来新增了2303MW的装机容量。 总体来看，截至2022年底，法国风电和光伏发电占电力结构的比重为13%，远低于核电的63%。另外，水电和天然气发电分别占11%和10%。 该国在电力消耗中可再生能源的份额仅为28%，虽然超过了2020年底的27%的目标，但按照这个速度无法实现2030年底40%的目标。 另外，法国是27个欧盟成员国中唯一未能实现2020年可再生能源目标的国家，当时可再生能源占其能源消耗的比例为19.1%，低于23%的目标。法国政府将不得不支付数亿欧元从其他国家购买可再生能源额度。 为实现2050年的碳中和目标，欧盟国家已经就到2030年欧盟范围内的可再生能源在总最终能源消耗中占比42.5%达成一致，每个欧盟国家都被分配了国家贡献目标。 然而，国家目标在欧盟成员国中并非法律约束，甚至被法国等亲核国家拒绝，他们认为不断提高的可再生能源目标会削弱其低碳核电基础。 去年12月，11个欧盟成员国要求欧洲委员会重新制定关于可再生能源分担负担的法规，并“充分承认所有非化石能源”对欧盟经济脱碳的贡献，包括核能。 与此同时，法国现在仍然拒绝向欧洲委员会提供其2030年最终能源消耗中可再生能源占比的具体目标。 这对于那些在欧洲各地投资建设太阳能电池板或风力涡轮机的项目发起者是一个灾难性的信号。 相关人士指出：可以想象在六月的欧洲选举之后，法国会就其可再生能源国家贡献进行重新谈判，并展示以核能为主的脱碳电力组合，对法国来说，达成2050年净零排放目标成本最为低廉的办法就是大力发展核电。

岁末年初的这段时间里，宁德时代一直站在热搜的最前沿。 1月5日，中国神华市值攀升至6646亿元，宁德时代市值回落至6638亿元。一时之间，“旧能源击败新能源”的神话故事被人们广为传颂，而宁德时代就是这个故事里的背景板。 而浪潮中的曾毓群也十分忙碌。宁德时代宣布已先后与赛力斯、猛士、江淮等车企品牌签订战略合作协议，以加强在动力电池及相关技术方面的合作。 与此前宁德时代给人的“高傲”感不同，最近的曾毓群显得更加谦和、低调。在2023年接任宁德时代总经理之后，与车企的每一个签约现场，曾毓群都亲自见证，对待客户可谓是放下了身段。 作为全球最大动力电池生产商，宁德时代在新能源领域有着举足轻重的地位。巅峰时期的宁德时代市值一度超过万亿，风光无限。 甚至从2018年开始，宁德时代通过成立合资公司、签订战略合作等方式，与多家车企巨头深度绑定。此前有媒体报道，在车企与宁德时代签订的协议中， 车企需要对未来5年乃至10年的电池需求做出预期，并向宁德时代提前支付保证金，用于“产线建设、人力扩招、物料储备等”。而车企只有按照预期完成每年的采购量（额度），宁德时代才会逐年、分批返还这笔保证金。 但当时间的指针走到2023年的节点上，无论是市场宏观环境还是宁德时代自身，都在发生着剧烈的动荡。虽然宁德时代依然坐在“王座”之上，但其地位受到的挑战越来越大。 “赌性”强大的曾毓群也感受到了山雨欲来风满楼。一场属于宁德时代的反击战或许即将打响。 巨头翻车 宁德时代于2011年正式创立，前身是ATL（中国新能源科技有限公司）内部的动力电池研发部。2012年，宁德时代拿下了宝马首款高端纯电动车“之诺1E”的动力电池系统大单，并成为宝马集团在大中华区唯一一家电池供应商，一时之间名声大噪。 自创立之初至成为全球最大电池制造商，宁德时代仅仅用了六年时间便一举夺魁。2018年，宁德时代A股上市，并于同年创下国内市占率41%、全球市场占比23.4%的成果，装机共计23.4GW。 但这仅仅是“宁王”神话的开始。 从2019年底开始，宁德时代仿佛开了挂。短短两年时间内，宁德时代市值飙升，从不到50元/股增至2021年底的历史最高382.68元/股，最高市值一度达到1.6万亿元。 然而，时间到了2023年，这家巨头却遭遇了股价的显著下滑。 盘点A股市场2023年度市值蒸发前十企业，截至2023年12月25日，宁德时代的市值蒸发仅次于中国中免，位列榜单第二。宁德时代市值年跌幅27.44%，市值蒸发2621亿。这对于大部分企业来讲，无疑是一个天文数字。 其中，2023年2月1日，宁德时代市值11645.91亿，为全年最高。12月18日，跌至年内最低点，市值仅剩6465.27亿。按照年内最高市值和最低市值来看，跌幅高达44.5%，市值蒸发5180.64亿。 而新的一年，宁德时代似乎并没有迎来新气象。 截至1月5日收盘，煤炭龙头企业中国神华股价上涨至33.45元/股，创15年以来历史新高，以6646亿元的市值超越新能源龙头宁德时代的6638亿元市值。这一仗，万众瞩目的新能源，输了。 此番惨状难免使得其投资者捏一把汗。 而巅峰时期的宁德时代，可谓是行走的“吸金石”，是众多投资者的信仰所在。 随着“双碳”目标的提出，政策的推动、市场的驱使使得新能源成为投资者竞相角逐的黄金赛道。跨界、投资，一时之间，大量资金涌入，人人都想来分一杯羹。新能源汽车产业也成了名副其实的“香饽饽”。 自打宁德时代斩获电池制造头把交椅，几年以来其市值一路飙升，备受基金经理和投资大佬的青睐。 其中，前海开源基金的崔宸龙便是沾了新能源的光。2021年，他凭借重仓宁德时代、亿纬锂能、星源材质等新能源股票，在2021年业绩TOP10基金经理榜单中一举夺魁，其基金管理规模一度突破400亿。 2021年的好成绩使得崔宸龙2022年的基金管理规模暴增，从而对宁德时代的持仓也大幅增加。但是，好景不长，自2022年起，宁德时代的股价开始呈下滑趋势，与宁德时代一起跌下神坛的还有业绩冠军崔宸龙。 前海开源公用事业、前海开源新经济混合A是崔宸龙管理的两只基金。受益于新能源的爆火，2021年这两只基金分别取得了119.42%和109.36%的收益率。到了2022年，这两只基金遭遇重创，收益率分别下滑至-26.02%和-22.36%。 接连的亏损并没有浇灭崔宸龙对宁德时代的热情，但结局仍是如此——截至2023年底，这两只基金的亏损分别为14%和21%。 然而，光靠热情是撑不住的，投资者的纷纷退场已成现实。 数据显示，在2021年第四季度，共计1676只产品重仓持有宁德时代，合计持有市值达到1529亿元。然而，短短两年时间，截至2023年第四季度末，持股基金的数量已经进一步降至1204只，合计持有市值815亿元。 投资人离场、市值大缩水，宁德时代在资本市场尽显颓势。 而与之相对应的，是宁德时代在电池市场中的王者地位开始不断受到挑战。一场目标掀翻“宁王”的暗涌正在流动。 “去宁化”加速 宁德时代的困局，不是危机乍现，而是早年深埋的隐患终于破土而出。 首先，是产能过剩导致发展步伐被迫放缓。 近年来，随着新能源行业的炙手可热，新能源汽车整车产销量的快速增长拉动了动力电池产业的发展。据GGII统计数据显示，2020年到2023年5月，中国锂电产业投资项目数量超过776个，其中有约163个项目投资超过百亿元，占比超过20%。 人人都想来分一杯羹，资金疯狂涌入锂电产业。 产能迅速扩张，但需求却跟不上。数据显示，动力电池领域平均利用率由2022年的超75%，下降到2023年的不足65%。储能电池产能利用率也从2022年超85%跌至2023年的不足55%。 中国科学院院士欧阳明高此前预计，2025年中国电池产能可能达到3000GWh，而出货量仅为1200GWh。新能源汽车的增速放缓，市场需求逐渐下降。再加上近年来上游锂电材料供应紧张、价格上涨等因素的影响，电池企业纷纷扩产，最终造成了电池行业产能严重过剩的局面。 据东方财富网数据显示，2023年锂电池板块全年下跌11.08%，年末收报2749.62。板块内如今共有366家上市公司，共有237家下跌，跌幅从67.62%到0.33%不等，其中有16家跌幅超过50%。 龙头企业宁德时代也难逃产能过剩的命运。2023年上半年，宁德时代的产能利用率仅为60.5%，创下历史最低水平，而在2021年的巅峰时期，其产能利用率则高达95%。 其次，车企技术自研已成大势所趋。 2022年，广汽董事长曾庆洪曾说，“我要感谢我们的合作伙伴宁德时代，广汽有一半的装机量和宁德配套，而动力电池成本已经占到了汽车成本的40%—60%，我现在是给宁德时代打工。”虽然是调侃的话语，但也实打实地道出了汽车制造商的无奈。 拥有如此庞大的市场份额，再加上动力电池在汽车成本中的高额占比，使得宁德时代在动力电池市场中独占鳌头。但话语权不能只握在宁德时代一家的手中，车企早已蠢蠢欲动，想要打破被动局面。 据中国汽车动力电池产业创新联盟统计的“2023年1-12月国内动力电池企业装车量前十五名”榜单中显示，宁德时代2023年度动力电池装车量为167.1GWh，占国内总装车辆的43.11%。 直至如今，宁德时代仍然保持全国第一的动力电池装车量。但市场瞬息万变，曾经的合作伙伴不想再“受制于人”，早已转变战略布局其他，宁德时代的地位日渐动摇。 小鹏曾是宁德时代的重度依赖者。据了解，小鹏汽车中宁德时代电池的使用比例曾高达81%，可以说是被宁德时代“狠狠拿捏”了。供应商一家独大终究不是长久之计，据统计2022年，小鹏汽车电池供应商份额占比如下： 小鹏的行为，只是车企“去宁化”动作中的冰山一角。 2023年12月14日，极氪智能科技正式发布旗下全球首款量产800V磷酸铁锂超快充电池——金砖电池。据了解，该电池可实现充电15分钟增加续航里程500公里以上的性能，同时，金砖电池也是全球量产最快的超快充磷酸铁锂电池。 紧接着，12月17日，蔚来汽车对其蔚来150kWh电池进行续航直播，蔚来首席执行官李威廉（William Li）使用该电池直播了14小时的公路旅行，最终，该电池在剩余3%的电池电量的情况下实现了1044公里的续航里程。 这一前一后的电池亮相，宁德时代股价也在同一时间内下跌5.18%，创近3年新低。 相比极氪、蔚来的正处于电池技术自研阶段，广汽埃安的步伐似乎更快一些。 去年12月12日，广汽埃安宣布旗下的因湃电池智能生态工厂正式竣工，该工厂规划建设36GWh动力电池和储能电池产能，可满足60万辆新能源汽车装载需求。 据统计，目前已经有至少15家车企宣布自研电池的计划，其中不乏宁德时代曾经的“老朋友”。 车企电池自研的热情高涨，反观宁德时代的麒麟电池却有了点高开低走的意味。 2022年3月6日，宁德时代首席科学家吴凯表示，宁德时代已经实现了第三代CTP（小模组电芯集成到大模组电池包）技术，内部称其为麒麟电池，其能量密度相比于特斯拉的4680大圆柱电池高出13%。 作为电池企业中的翘楚，宁德时代的新技术必受瞩目。据了解，麒麟电池的体积利用率达72%，能量密度最高255Wh/kg，可实现装车续航1000公里。 麒麟电池首次装车的车型为极氪009和极氪001，但是，这两款车型在同款车型同样配置基础下，麒麟电池版本相比于正常三元锂电版本的售价要贵10万元。 技术的确领先，但价格也是真的贵。 相较而言，同样是电池技术佼佼者的比亚迪，其刀片电池的性价比看上去更高一些。因此，已大规模量产交付的比亚迪刀片电池迅速占领市场，这一局，比亚迪似乎更胜一筹。 因此，在产能过剩和车企电池自研的双重作用下，宁德时代所面临的局面不容乐观。 宁德的反击 为稳固市场，宁德时代打出了一套“组合拳”。 2023年8月，宁德时代管理层发生大变动。 8月1日，宁德时代发布公告称，公司董事会于收到公司副董事长黄世霖的书面辞职申请，黄世霖出于个人事业考虑，申请辞去公司副董事长、董事、董事会战略委员会委员和副总经理职务。辞去上述职务后，黄世霖将不再在公司任职。 其中，黄世霖辞职后，其副董事长职位将由宁德时代总经理周佳接任，而曾毓群则担任宁德时代总经理一职。 关于此次调整，宁德时代表示：曾毓群作为公司的创始人和董事长，对新能源产业的发展以及对公司的文化、管理、业务发展的理解更加全面深刻，是现阶段担任总经理的最佳人选。 紧随其后，是一场技术争霸。 8月16日，宁德时代神行超充电池正式发布，该电池作为全球首款磷酸铁锂4C超充电池，具备充电10分钟续航400公里的能力。 10月16日晚，宁德时代发布消息称，神行超充电池首发落地奇瑞星途星纪元。星纪元为星途旗下新能源产品系列，产品覆盖轿车、SUV、MPV等多种车型。宁德时代表示，神行超充电池2023年底实现量产，搭载该款电池的车型将于2024年一季度正式上市。 2024年1月17日，宁德时代宣布其神行电池长寿命版将首发上车哪吒汽车L车型。此前，神行超充电池就已确定与国内多家车企、多款车型展开合作，其中包括广汽集团、奇瑞汽车、长安阿维塔、北汽极狐、东风岚图、东风猛士等，并于今年上半年正式放量。 充电速度是磷酸铁锂的一大弱点，如果这一问题能得到改善，将会成为一大卖点。宁德时代神行超充电池的发布，成为其逆转时局的重要一步。

近日，国家能源局发布2024年第1号公告，正式发布了新型储能试点示范项目名单，唯一一个液态空气储能项目“青海省格尔木市60MW/600MWh液态空气储能示范项目”入选其中。 该液态空气储能项目位于海西州格尔木市东出口光伏园区，总规模60MW/600MWh，配建光伏250MW、110千伏升压站1座，于2023年7月1日开工建设，计划2024年内整体并网发电。项目建成投产后，将成为液态空气储能领域发电功率世界第一、储能规模世界最大的示范项目。 随着青海海西60MW/600MWh液态空气储能项目的开工，也加速了液态空气储能商业化进程。 近年来，大规模储能技术因其在改善可再生能源系统和电网负荷转移方面的重要作用而受到越来越多的关注。抽水蓄能和压缩空气储能被视为主要的大规模储能技术，但两者都受限于地理条件，液态空气储能作为一项高潜力的新型储能技术正在快速兴起。 什么是液态空气储能？ 液态空气储能(LAES)由压缩空气储能能(CAES)技术衍生而来，两者都是以空气为主要储能材料。液态空气储能利用空气“压缩-膨胀”过程，完成“电能-热能”与“压力能-电能”的转换。与压缩空气储能不同，液态空气储能压缩后的气体不进入储气室，而是进入液化单元，使气态空气变成液态空气进行储存。 液态压缩空气储能技术原理图 液态空气储能的储能密度是压缩空气储能的10-40倍，可以在较小的容器中储存更多的能量。传统压缩空气储能建设需要具备洞穴、盐矿等大容量储存空间，液态空气储能摆脱了地理条件的限制条件，也无需使用大量高压容器，选址更灵活。 液态空气储能技术具有大容量、能量密度大、长寿命、低成本、不受地理条件限制等优势。此外，系统在运行过程中产生了大量的冷能和热能，可以实现多能源互补和多能源协同供给。适配可再生能源消纳、电网调峰、备用黑启动、分布式电力微网、综合能源服务等多领域应用场景。 液态空气储能除了作为大规模中长时储能应用在电源侧、电网侧，还可用于冷热电三联供。在钢铁厂、化工厂等工商业场景，液态空气储能也是较为理想的高效能源利用解决方案。大规模液态空气储能系统效率在60%左右，若是冷热电三联供，其效率可以达到75%-85%。 液态空气储能关键设备，如压缩机、低温膨胀机、液体泵、膨胀发电机等国产设备已较为成熟，产业链成熟。首台（套）项目成本预计较高，规模化推广应用后价格还会下行，此外系统集成、不同应用场景等因素也存在一定的降本空间。整体来看，液态空气储能度电成本和压缩空气、抽水蓄能处于同一价格区间。随着储能系统容量增大，造价将趋于下降，8小时储能系统功率达到100MW时，单位造价相比10MW预测可下降46%。 新型电力系统对储能功率、时长、响应时间等呈现多样化的需求，各种储能技术路线兼收并蓄是大势所趋。 从技术路线定位来看，液态空气储能与抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池等定位中长时储能，存储时间在几小时到几个月，具有中高功率、中高容量和中等响应速度等特点，典型运行场景是每天一充一放。​ 新型储能中长期发展方向，仍是多元技术与电力系统协同运行，充分发挥储电、储热、储气、储冷、储氢优势，实现多种类储能技术的有机结合和优化运行，重点解决中远期新能源出力与电力负荷季节性不匹配导致的跨季平衡调节问题。随着电力系统对中长时储能的需求增加，液态空气储能凭借其大规模、长寿命、低成本、选址灵活等优势，讲迎来较广阔的应用前景。

十年前，普通民众对太阳能的印象还大多停留在太阳能热水器；十年后，居民屋顶上的光伏电站随处可见，绿色低碳、阳光理财的理念深入乡间。 国家能源局数据显示，截至今年9月底，全国户用光伏累计装机容量突破1亿千瓦，达到1.05亿千瓦，相当于4个多三峡电站的总装机容量，累计安装户数已超过500万户。而据有关机构预测，我国农村地区可安装光伏屋顶面积约273亿平方米，将超过8000万户。巨大的潜力市场成为众多光伏企业、经销商、安装商的必争之地。但与此同时，面对持续飙升的装机容量，户用市场也迎来新的市场挑战。 1、两大主力军时间拉回至2017年，在稳定补贴扶持下，户用光伏市场逐渐井喷。有数据显示，2017年国家电网经营区新增接入居民分布式光伏并网户数31.5万户，是2016年新增并网户数的4.5倍，新增并网容量307.6万千瓦，同比增长208%。2018年至今，户用光伏更是新增装机持续增长的唯一细分市场，占比由2018年4%增至2022年40%以上。户用市场的开发主力，敏锐的民营光伏企业当为其一，如占据着近四成市场的户用“双强”——正泰和天合。正泰集团旗下专攻户用市场的旗舰军为正泰安能。根据2023年中报披露，截至今年6月底，正泰安能代理商覆盖294个区县，户用光伏累计装机容量超20GW，终端家庭用户超100万户。今年上半年，正泰安能开发并网容量超5.3GW。组件巨头天合光能的户用分布式光伏品牌则为天合富家。截至今年中，天合富家已拥有超过1500家优质代理商，以村为单位，构建了 15000余家乡镇服务网点，已为超80万用户提供了原装电站与服务。此外，主流光伏企业可谓悉数出动。阳光新能源的户用品牌阳光家庭，市占率稳居第一阵营；晶澳科技“一体两翼”的重要组成部分晶澳智慧能源，2022年成立户用品牌“晶澳兴家”，至今建站规模已超10万户用；特变电工的特变益家、晶科能源的晶能宝、固德威的电乐多……值得重视的是，民营企业中不容忽视的生力军还有由家电行业跨界而来的企业，如创维、海尔、格力、美的等。其中，增势迅猛的包括创维旗下的创维光伏，据悉截至2023年9月，创维光伏在全国20余个省份开展业务，一级代理商2000余家，累计建设电站超10GW；海尔旗下海尔纳晖，2023年新增开发容量超1GW。截至目前，户用市场上活跃的民营品牌近20家。民营企业之外的另一大主力军，则是央国企，特别是随着整县分布式光伏推进，户用市场上的央国企开足马力。据北极星跟踪公开信息，今年以来，央国企发布300余个整县分布式光伏项目EPC招标，其中户用项目规模占据50%以上。当然，除了自主开发，收购也是央国企加码户用电站的途径之一。近期，华能集团完成310MW户用光伏电站的法律尽调招标；此前，正泰售出的户用电站也多由央国企接手。 2、市场变迁户用主力市场，山东、河南、河北毫无争议的三大先锋。在105GW的户用光伏累计装机中，山东、河南、河北占比近六成。不过，市场逐渐变迁，且这一变化早于去年开始。2022年上半年，一向霸屏的山东市场交出榜首位置。今年前三季度，安徽、江苏、江西户用新增装机超过河北，同比分别增长175%、345%、524%。市场南移之外，东北三省增速明显。今年前三季度，辽宁、黑龙江、吉林户用光伏新增装机同比分别增长528%、1053%、758%。市场变迁，除受先发市场变压器容量限制外，主流商业模式也是影响因素之一。据介绍，随着不同类型品牌公司的加入，使得户用光伏的开发模式更加丰富。目前，主要有四种，全款、光伏贷、合作开发以及经营性租赁（包括纯租赁）。2022年，在光伏设备价格高涨之下，“光伏贷”模式下每月发电收益难以覆盖还款支出，这也是曾以“光伏贷”模式为主的山东市场增速下滑的影响因素之一。从多家主流户用品牌的反馈来看，目前，租赁模式以及合作共建成为市场最受欢迎模式。 3、挑战重重当下，户用光伏与集中式电站、工商业分布式光伏呈现“三足鼎立”格局。而继续充分挖掘潜力市场，户用光伏开发也面临着重重挑战。首先便是山东、河南、河北先发市场广受困扰的消纳问题，且这一影响正在向更大范围扩散。今年6月，国家能源局选择6个省份开展分布式光伏接入电网承载力及提升措施评估试点工作。截至目前，河北、山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建多省陆续发布分布式光伏接网承载力情况情况，40多个地区可新增开放容量为0。创维光伏相关负责人指出，农村电网普遍薄弱，随着户用光伏大量接入，很多区域出现配变、线路、主变上送过载问题。这也预示着接下来，户用光伏电网接入将是竞相争夺的“新指标”，电网承载能力成为限制户用光伏新增装机的重要因素。其次，据海尔纳晖介绍，随着户用市场竞争激烈，开发费用逐步提高，增加了市场开发成本，服务商盈利空间减少。仅以业务员的中间费为例，据悉，不同地区差异巨大，山东地区一块光伏板的中介费高达300-400元，较此前涨幅明显。与此同时，不同品牌竞争之下，户用电站质量良莠不齐，影响着行业的高质量发展。此外，户用电站的经济性也面临着“重新调整”。一方面，户用光伏基本全部采用全额上网模式，在渗透 率较高地区存在用户收益下降问题；另一方面，随着户用光伏规模的飙涨，调峰、配储等电网成本将逐渐增加。可以预期的是，未来户用光伏新增装机仍旧可观，但同时须面对和解决“成长的烦恼”，各方协助之下，市场呼唤的是更加规范以及健康的户用市场。

创新激荡下的新能源战场，如何杀出重围？做出行业的标杆产品，是每个有追求的企业所期望的。在智能手机领域，最成功的标杆产品无疑是iPhone4，成功到把自己从名词“活”成了形容词，让各行各业都在寻找自己的“iPhone4”时刻。对于新能源汽车市场，特斯拉的Model系列产品同样是行业的标杆。它们的到来，改变了人们对电动车的看法，给消费者和市场带来了一种新的产品研发思路以及一种由外到内的科技感与纯粹的电车体验。不过对比iPhone4，特斯拉在新能源汽车领域的标杆地位还不够深刻。究其原因，还是因为新能源汽车依然是一个充满着剧烈变化的领域，技术的风向在变、消费者的需求在变，甚至大环境都在变，曾经的标杆，可能还没过多久就会成为“明日黄花”。所以我们看到，在刚刚过去的2023年，除了Cybertruck以及一些非汽车领域带来的关注，对于特斯拉Model系列产品的讨论声量变得很小。过去一年，虽然车企在宣传产品时依然有层出不穷的花式角度，但真正在消费端引发关注、给行业带来的热度就两个——800V与智驾。去年出现的现象级产品身上，至少都带了这两个关键词中的其一。而如果“追根溯源”，在去年6月，小鹏G6，同时带着这两个关键词走到了舞台中央，自此，打响了中国新能源汽车内 卷之战的第一枪。 补能，依然是消费者的“痛”不同于以往大众对小鹏似乎只在智能化层面发力的印象，自从2022年小鹏在G9车型上使用了800V平台后，大家对于小鹏在三电层面的技术积累有了更多兴趣，同时，关于800V这样技术的讨论也逐渐增多。这几年，动力电池技术得到极大的提升，对于续航，消费者的焦虑减少了不少。但补能层面，依然面临着不小的挑战。尤其当冬季来临，在电耗上升和充电效率下降的双重“攻击”下，消费者的用车体验有明显下滑，对于在充电这种高频场景中提升补能效率的需求变得愈发强烈。那么对于消费者，搭载了800V平台的车辆在体验上会有哪些差异呢？如果把车辆的电池包比作水池，那么在水管不变的情况下，想要更快速的把它装满，就需要让水的流速变快，但在电动车上这并不是一个合适的解决方案，因为更大的电流会带来更高的温度，造成安全隐患。所以想要更快注满水池就只能在水管上想办法，全域800V相当于把车辆的电气架构都换成了更粗的水管，这样一来不需要更高的流速也能更快的将水池注满，另外也能让电气架构所有部件承受的压力更高，也就是说在相同的充电场景下，车辆的充电时间更短。日常用车时，由于高压系统的效率更高，也会带来更省电的效果。720km的路程，一辆燃油车以 较高的车速行驶，中间经历一次加油，整个行程大约花费5.5个小时；而对于一台中途需要充电两次的电动车来说，如果充电效率为50Kw，整个行程的花费时间为8小时，如果是350kW的充电效率，时间则缩短到6小时，与燃油车之间只有10%的时间差距。这样的补能效率，显然能够缓解大部分用户的用车焦虑。目前在桩端通过小鹏自建新一代的S4超充桩，最高可实现480kW/670A的充电能力。有小鹏G6车主在S4超充桩实际体验充电效率，整个过程电量从5%到90%，共花了11分钟，增加了232KM续航，极大提升了用车体验。此前受制于技术成本，全域800V高压平台只会出现在售价较高的车型上，比如保时捷Taycan。即便是被众多人追捧的特斯拉Model Y，使用的也还是普通的400V平台，而且售价更高。小鹏G6的出现，让全域800V平台技术首次普惠到20万级车型，自此，800V不再是高价车型上的独有技术，而是之后的新车必须有的技术标配。 提升智驾使用度当然，智能驾驶作为小鹏一直以来的拿手好戏，必不能被落下。而随着小鹏G6的上市，小鹏的智驾又得到了进一步“进化”。G6将智能辅助驾驶系统分为了Pro（XPLILOT）和Max（XNGP）两个版本。简单来说，Max版本在硬件层面多出一颗Orin-X芯片和两颗激光雷达，功能上，比Pro版本主要多了城市NGP、多楼层记忆泊车等功能。根据小鹏之前公布的数据，G6的订单中，MAX版本占比高达70%，这样的结果，对于此前一直雷声大雨点小的智驾领域可谓令人惊喜，随后更是引发了2023年下半年如火如荼的各种智驾比拼。这项之前一直被认为是噱头的功能，终于开始走进消费者的日常驾驶和购车决策中。根据电动汽车用户联盟的用户调研结果，小鹏G6用户对其智驾表现给出了不错的评价。其中，小鹏G6 Pro版车主满意度最高的均是高速NGP，对车道居中辅助和自适应巡航的满意度也较高。而MAX版车主对增强版的高速NGP满意度极高，对城市NGP的满意度也很高，对智能泊车功能也较为满意。 XNGP智能辅助驾驶系统定义为“具备全场景智能辅助驾驶能力，也是实现无人驾驶前，辅助驾驶的终极产品形态。”简单理解，就是基于我们最长使用的导航地图，车辆从A点到B点的移动可全程使用辅助驾驶，包括停车位泊进泊出、高速路、城市路、停车场内部道路等，最终泊入车位的全场景打通。这套系统最大的特点在于无需高精地图，全国各个城市和路段都能用，通过BEV感知，实现“高精地图”实时生成。车子在行驶过程中能随时随地绘制地图，针对道路施工这种特殊情况，它的应对能力更强，能够提供更适合的路线规划。就如同玩游戏时，随时根据情况调整策略一样。在此前第一电动举办的第一届中国智驾大赛上，小鹏G6就在多城市成功完成了施工路段、红绿灯、多个大弯度转向、多个无保护左转、红绿灯待转区等复杂场景的驾驶任务。最终拿下了全部城市NOA赛的冠军。同时，对比宣称大范围开通城市NOA功能却多次跳票的车企，小鹏的“开城”节奏一直在稳中求快。就在不久前的小鹏 X9 发布会上，何小鹏宣布 XNGP 城市智驾的使用范围已经从过去的52城新增到了 243 城。 在已经打响的智驾“开城”站中，小鹏G6已经走在了前列。 标杆的两面小鹏G6的推出，对于小鹏汽车而言，承担着重大的战略转型意义，是小鹏汽车能否重整旗鼓的关键，同时也代表着小鹏汽车对未来汽车的思考。就像何小鹏在G6发布会上所说：“G6对于小鹏的意味着什么？它更像是iPhone4之于苹果甚至对于整个智能手机行业的意义。我们看到，从2007年推出iPhone1到2010年推出iPhone4，在过去十几年，移动互联网改变了我们每一个人。我们需要一些临界点、一些基点去驱动，去引起变革，我们在思考上一代电动车是什么样的基础，而未来客户需要什么样的智能电动车，G6就代表着小鹏汽车对下一代智能电动汽车的思考和践行”承上启下，不容有失，好在，小鹏G6成功了——销量连续环比上涨，产能破万，G6上市后，成为了2023年年度20万级全新上市纯电汽车销量冠军。但我们也知道，事情往往都有两面。成为标杆，往往意味着会引来对手的对标和竞争。iPhone作为智能手机领域的标杆产品，一直以来都受到Android阵营厂商的对标。竞争对手会观察iPhone的设计、功能和用户体验，然后努力在自己的产品中复制或超越这些特点。作为纯电智能的新标杆，小鹏G6也不例外。在G6上市之后，几乎所有15-30万的新车都将G6当成了捆绑对标的对象，不仅有从头粘到尾的，甚至有企业 高管直言核心竞品是小鹏G6.....这种“靶子”现象其实就是标杆的一种体现。而靶子的表现除了体现在营销上，更核心的则体现在定价上。如果说，小鹏G6上市前，大家在定价时都会瞄着特斯拉，那么，在G6上市后，其他厂商的定价和配置则或多或少都在瞄着G6做测算。去年12月，随着供应链的优化，小鹏G6进一步将价格打到了20万以下。用更低价格获得技术力体验感更强的车型，小鹏G6真正实现了科技平权，真正“领卷”了行业。这款将800V、前后一体化压铸、领先的智驾能力集于一身的产品，已然成为20万价格段真正意义上的“标杆”。