储能领域迎来省级重磅玩家，广东储能产业发展有限公司正式揭牌成立。 11月22日，广东能源产业科技创新暨新型储能产业高质量发展大会在广州举办，会上，广东储能产业发展有限公司正式揭牌，“广东新型储能产业投资基金”正式启动。广东储能产业发展有限公司，是广东能源集团为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”国家能源安全新战略，全面贯彻落实省委、省政府战略部署，助力将新型储能产业打造成为广东省“制造业当家”战略性支柱产业的专业化平台公司，注册资本20亿元，由广东能源集团（持股90%）与南网科技（持股10%）共同出资组建。 储能公司是广东省首家省属储能产业专业化平台企业，将成为推动广东省“万亿级”新型储能产业发展的重要抓手。争取到2030年内，经过培育发展，挖掘储能系统全生命周期价值，储能公司将打造成为引领广东新型储能产业高质量发展的产业链头部企业。 广东新型储能产业投资基金，注册规模50亿元，由广东能源集团所属基金公司担任基金管理人，标志着集团在新型储能产业发展布局中落下关键一子。 该基金将致力于构建覆盖新型储能产业全生命周期的基金群，投资布局新型储能产业和未来产业上下游，培育赋能优质新型储能企业，推动新型储能产业创新链、产业链、资金链深度融合，以全省能源体系主力军的担当作为，推动广东“万亿级”新型储能产业高质量发展。 广东能源集团是广东省属规模最大的能源企业，由广东恒健投资控股有限公司（持股76%）（以下简称：广东恒健）和中国华能集团有限公司（持股24%）合资成立。其中，广东恒健由广东省人民政府国有资产监督管理委员会全资控股。 截至2023年底，广东能源集团资产总额2750亿元，可控装机容量5000万千瓦，装机容量保持全国省属能源企业首位；拥有全资、控股、参股单位554家，控股1家A股上市公司（粤电力）。 广东能源集团正在全力推进新型储能发展布局。截至2023年底，广东省能源集团投运新型储能规模57.3万千瓦，是广东新型储能电站最大投资主体；截至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，已投运的新型储能覆盖新能源配套储能、火电厂辅助调频储能和用户侧储能等应用场景。在建新型储能项目容量超60万千瓦，预计后续年均投产容量约100万千瓦，位居全省第一，是推动广东省新型储能发展的重要力量。

储能领域迎来省级重磅玩家，广东储能产业发展有限公司正式揭牌成立。 11月22日，广东能源产业科技创新暨新型储能产业高质量发展大会在广州举办，会上，广东储能产业发展有限公司正式揭牌，“广东新型储能产业投资基金”正式启动。广东储能产业发展有限公司，是广东能源集团为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”国家能源安全新战略，全面贯彻落实省委、省政府战略部署，助力将新型储能产业打造成为广东省“制造业当家”战略性支柱产业的专业化平台公司，注册资本20亿元，由广东能源集团（持股90%）与南网科技（持股10%）共同出资组建。 储能公司是广东省首家省属储能产业专业化平台企业，将成为推动广东省“万亿级”新型储能产业发展的重要抓手。争取到2030年内，经过培育发展，挖掘储能系统全生命周期价值，储能公司将打造成为引领广东新型储能产业高质量发展的产业链头部企业。 广东新型储能产业投资基金，注册规模50亿元，由广东能源集团所属基金公司担任基金管理人，标志着集团在新型储能产业发展布局中落下关键一子。 该基金将致力于构建覆盖新型储能产业全生命周期的基金群，投资布局新型储能产业和未来产业上下游，培育赋能优质新型储能企业，推动新型储能产业创新链、产业链、资金链深度融合，以全省能源体系主力军的担当作为，推动广东“万亿级”新型储能产业高质量发展。 广东能源集团是广东省属规模最大的能源企业，由广东恒健投资控股有限公司（持股76%）（以下简称：广东恒健）和中国华能集团有限公司（持股24%）合资成立。其中，广东恒健由广东省人民政府国有资产监督管理委员会全资控股。 截至2023年底，广东能源集团资产总额2750亿元，可控装机容量5000万千瓦，装机容量保持全国省属能源企业首位；拥有全资、控股、参股单位554家，控股1家A股上市公司（粤电力）。 广东能源集团正在全力推进新型储能发展布局。截至2023年底，广东省能源集团投运新型储能规模57.3万千瓦，是广东新型储能电站最大投资主体；截至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，已投运的新型储能覆盖新能源配套储能、火电厂辅助调频储能和用户侧储能等应用场景。在建新型储能项目容量超60万千瓦，预计后续年均投产容量约100万千瓦，位居全省第一，是推动广东省新型储能发展的重要力量。

截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量7.72亿千瓦，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.41亿千瓦；2024年1-9月，全国光伏新增并网1.6亿千瓦，其中集中式光伏7566万千瓦，分布式光伏8522万千瓦。从数据不难看出，我国分布式光伏项目占据了存量项目的44.27%，在增量项目中更是超过了半壁江山。虽然分布式光伏项目在实际开发中存在这样或那样的问题（如纠纷多、自发自用电费账期长等），但客观现实告诉我们，分布式光伏项目不存在要不要继续开发的疑问，而是如何持续开发好、持续良性发展的问题。 工商业屋顶分布式项目作为分布式光伏项目的重要组成部分，对助力我国实现“双碳”目标和促进电力的就地平衡具有重要作用。2023年下半年以来，各地“自发自用、余电上网”工商业屋顶光伏项目的自用电价签约价格持续走低，不少存量项目的屋顶业主（用电方）也提出了降电价的诉求，这种现象甚至还进一步导致了部分存量项目“自发自用”电费的回收账期变长，对分布式光伏项目的开发建设造成了一定的影响。 （1）分布式光伏项目单位建设投资下行的影响。光伏组件价格从2023年初的1.5元/W左右持续跌落到目前的0.7～0.8元/W上下，项目的单位造价随之降低，在满足相同的财务内部收益率前提下，“自发自用”电价客观上具备了一定幅度的让利空间。从财务测算角度，项目收益对于电价最为敏感，其次才是造价，所以造价的大幅降低，并不能带来电价同等幅度的下行。 （2）光伏项目开发商业模式多元化的影响。部分民企投资方采用“（资本金+融资）投资+建设”的模式，其在建设过程中已通过EPC过程获利颇丰，若以前期投入的资本金为基准，在3个月左右的建设周期内，就获得了两位数以上的净利润率，后期的电费收入只需要覆盖融资的财务费用（含当期应还本金）即可。以这样的商业模式来开发项目，“自发自用”电价确实可以签的很低，但是这种模式对于屋顶业主存在较高的风险，毕竟光伏项目是25年期的资产，其间需要高质量的运行维护（包括屋顶的防漏补漏）来确保屋顶业主的各项权益，从基本人性角度衡量，投资建设方在建设过程中已经赚到了足额的快钱，后期的运维并不是其关注的重点，且不论投资建设方自身的经营风险和存续周期问题。 （3）电力市场化交易，尤其是电力现货市场价格信号传导的影响。从宏观来看，随着全国光伏装机达到7.1亿千瓦，达到同期全国电力装机容量的23%，光伏出力时段的高度集中特征，极大的削弱了光伏电量在电力市场化交易中的议价权，甘肃、新疆等西北地区的电力盈余省份光伏电量上网电价已经进入0.1x元/kWh区间，且基本上光伏的大发时段均被设置为上网电价的低谷时段。各省电力供需情况虽存在较大差异，但总体上来看，批发市场的价格信号不可避免的会向分布式“自发自用”电价传导，由此引发了“自发自用”协议电价持续降低的现象。 从基本逻辑来看，“自发自用”电价的“期望值”是存在一个合理区间的，协议电价太低显然会损害投资方的投资意愿，而电价太高则会颠覆“自发自用”模式自身存在的必要性。 （1）电价的下限值由项目投资方的投资意愿决定。自发自用协议电价不能低于同区域全额上网分布式光伏项目的上网电价，目前国内大部分地区的分布式光伏项目均属于保障性收购范畴，其上网电价基本参照该地区的脱硫煤标杆电价；部分现货市场运行地区（如山东），分布式项目的上网电量部分，结算价参照当月集中式光伏项目的现货市场结算均价。相较于地面光伏项目，屋顶分布式光伏项目的运营期风险和运维工作量都增加了不少，客观上必须通过比地面项目更高的电价来疏导该部分的风险及额外投入。 （2）电价的上限值由用电方的购买意愿决定。在工商业用户的生产工艺和用电时段相对确定的前提下，用户通过电力市场化交易购电，将会形成各个时段的购电平均电价（零售市场的颗粒度一般不会太高，通常分为尖峰、平段、低谷）。既然“自发自用”电量是用于替代同时段的市场化交易电量，那它就应该比同时段的交易结算电价（结算电价=市场化交易电价+线损电价+电度输配电价+系统运行费+政府性基金及附加）低，否则用户就没有使用光伏自发电量的意愿和必要性。 （3）其他因素的影响。如通过“自发自用”电量实现能耗指标的替代，或者降低碳排放的目的，这些属于部分工业用户的关注点，尚不具有普遍性，本文暂不讨论此类因素对于“自发自用”电价的影响。 正如抛开剂量谈毒性是耍流氓，无视不同省份的电力供需实际状况去泛谈“自发自用”电价降幅也同样不合理，以我国东南某用电大省为例，在测算“自发自用”电价合理期望值时，考虑的测算边界主要有以下几点： 边界条件（1）：由于售电公司代理购电时与具体用户的电价签约模式较多，难以作为普遍参照，故本文取电网代理购电的尖（峰）、平、谷电价作为用户侧分时电价的参考价格（本文取2024年9月电网代理购电电价）。 边界条件（2）：某省的光伏发电典型日出力曲线。用于统计光伏发电项目在每个时段所发电量在其当日全口径发电量中的占比。 边界条件（3）：用户在光伏出力的各个时段具有相近的消纳占比，即：余电上网和自发自用电量，在各时段全口径发电量中的占比相对恒定。这个边界条件属于假设条件，看似苛刻，实际上因为企业作息和光伏出力特征的反差，余电上网更大概率发生在午间低谷电价时段，即：用户在低谷时段使用的“自发自用”电量在同时段全口径发电量中的占比更低，结合边界条件（1）、（2）可知：附加了假设的边界条件（3）后，对电价期望值的计算结果是起到拉低的贡献，使得计算结果更为保守。显而易见，自发自用电价期望值的上限，是假设各时段“自发自用”电量均来自于公共电网，以电网代理购电分时电价乘以相应时段光伏发电量占比的加权方式得到，即：电价期望值（上限）=∑电网代理购电分时电价x光伏分时发电量占比（%） “自发自用”电价期望值上限为0.8634元/kWh，考虑到分布式光伏项目占用了业主（用电方）的屋顶，如果将屋顶租金折进电价，合理的电价应该取上述计算值的6～7折左右，即“自发自用”部分的电价合理期望值为0.5180～0.6044元/kWh之间，实际可根据项目具体开发条件具体商谈，在当前的建设投资成本水平下，应该确保（脱硫煤标杆电价+绿证收益）≤“自发自用”部分的签约电价≤上述合理期望值。为了项目全生命周期的顺利履约，并不建议为了项目开发时的纸面高收益盲目追求签约过高的“自发自用”电价。算例虽基于某省的当前电价政策，但计算逻辑具有一定的普适性，其他各省在测算合理的“自发自用”签约电价时可参考。需要重点说明的是，不同用户的用电方案可能存在较大的差异，工作中需要结合实际对计算方法进行适应性调整。

实现碳中和，既是应对全球气候变化的责任义务，也是加快绿色低碳转型、推进高质量发展的重要机遇。制约绿色低碳产业发展的成本问题将在技术进步的推动下逐步得到解决。科技是实现碳中和的重要支撑，应对气候变化必须紧紧依靠科学技术。新时代的中国新能源装备制造业正朝着技术高端化和产业生态化的方向发展，通过不断的技术创新，我国“双碳”战略目标务期必成，同时还可以为全球绿色能源转型贡献中国智慧与力量。 争做耐心资本、坚持长期投入 随着全球气候变化加剧，应对气候变化成为国际共识，绿色低碳发展业已成为时代潮流。全球150多个国家已提出碳中和目标，覆盖全球94%的GDP、86%的人口和91%的碳排放量。面对全球趋势，石油石化行业绿色低碳发展任务紧迫。国际石油公司纷纷加快低碳转型步伐，将绿色低碳战略作为竞争制高点。 国际石油公司的绿色转型主要分为四个方面：一是通过调整组织架构、业务划分等方法重塑绿色低碳战略理念；二是优化业务资产配置组合，一方面加快高碳非核心资产的剥离，另一方面，大幅度提升天然气资源的资产配置；三是布局多元能源供应体系，例如，氢能作为一种清洁高效的二次能源被称作21世纪的终极能源，成为当前石油石化行业布局的重点；四是攻坚绿色低碳技术，近年来绿色低碳技术更新迭代速度明显加快，成为石油石化行业竞争的新方向。 国内的石油企业也在持续发力。 美丽中国因‘绿’而兴，各行各业点‘绿’成金，人与自然和谐共生’越发成为中国式现代化的鲜明特点。作为中央能源化工企业，近年来，中国石化把“双碳”工作摆在践行“两个维护”的政治高度谋划推动，大力实施绿色低碳发展战略，制定实施碳达峰行动方案，全方位推进化石能源洁净化、洁净能源规模化、生产过程低碳化，牵头建设央企废塑料回收利用体系，引领国内“无废集团”建设。连续13年获得“中国低碳榜样”称号，成为获得该奖项次数最多的能源化工央企，绿色低碳高质量发展之路越走越宽广。 地热、风能、光伏等新能源也成为中国石化重点发展领域。2023年，中国石化外购绿电34亿千瓦时，成为我国绿电交易消费量最大的央企。2018年，中国石化启动国内规模最大全产业链绿色企业创建行动——绿色企业行动计划。截至2023年底，全系统113家企业完成绿色企业创建，63家单位被评为A级绿色企业，实施项目497个，节能86万吨标准煤，相当于种植2353万棵树，第一阶段各项目标任务圆满完成，同步开启第二阶段计划，力争打造600个碳中和示范引领项目，以美丽石化建设助力美丽中国建设。 在绿色低碳战略的不断推进中，中国石化对“绿色低碳是世界潮流，顺之者昌”这一重要论述领悟得更加深刻，实践得更加主动。绿色低碳产业是未来30年最大的长坡赛道，敢于引领才能占据发展先机；绿色低碳产业是发展新质生产力的重要领域，勇于攻关才能打开广阔天地；发展绿色低碳产业是一项系统工程，乐于合作才能共创美好明天。中国石化将继续当好产业示范者，争做耐心资本、坚持长期投入，推动绿色低碳产业大发展大突破。 “绿色”日益成为高质量发展的鲜明底色。高校作为科技第一生产力、人才第一资源、创新第一动力的重要结合点，理应在服务“双碳”战略过程中承担更多责任和发挥更大作用。清华大学坚持加强学科建设，围绕“绿色”“双碳”优化学科布局，培育新的学科增长点；强化关键核心技术攻关，推进产学研深度融合和赋能新质生产力发展；瞄准国家需求，培养一批具备跨学科创新能力、善于解决碳中和等复杂系统问题的高素质创新人才；推动全球合作，持续扩大高水平对外开放；着力推动绿色校园建设，努力在碳中和进程中发挥引领示范作用。 科技发展需与政策、市场相结合 碳中和问题源于气候变化的挑战，尽管二氧化碳本身并非有害物质，但由于工业革命以来人类活动造成的过量排放对全球气候产生了严重影响，这已是当前科学界的共识。谈及应对策略，中国承诺在2060年实现碳中和，这一战略目标的实现需要处理好三个关系，即“双碳”目标与经济增长的关系，机遇与挑战的关系，以及技术、政策与市场的关系。科技的作用是“变不可能为可能”，但是科技发展需要与政策、市场相结合，互相推动、互相促进、相得益彰。光伏产业是这一结合的典型代表，通过技术、政策与市场的联动，推动了行业快速发展，三者之间的结合越好、交集越大，科技将‘不可能’转化为‘可能’的概率就越大。 为响应政策要求、满足市场需求，中国石化通过原创性科技攻关，取得了一系列具有重要影响力的绿色低碳技术成果。马永生介绍，中国石化自主研制的国内最大功率电动压裂装置加速了页岩油的开发进程，生物航煤首次成功用于国产大飞机的试飞，海南的最深地热科学探井项目也取得突破性进展。中国石化将继续加强低碳、零碳、负碳核心技术的攻关，加快推动产业化应用，提升新型绿色生产力。在炼化产业升级方面，中国石化通过区域企业整合等措施，提升产业集中度，逐步形成世界级炼化基地。此外，推动油品转化、特种油品和特色产品业务发展，加快打造新增长点。 碳中和对各行各业带来了前所未有的挑战与机遇，尤其是在炼化行业，推动绿色与低碳发展是企业生存与发展的关键。对于炼化企业而言，碳减排是实现“双碳”目标的核心手段。炼化企业必须从源头减排，并通过碳资产管理助力低碳发展。炼化行业涉及复杂的生产流程，因此，分析每个产品的全生命周期碳足迹是必要的。他还提到，炼化企业未来将面临从生产燃料和化工产品向生产能源和材料产品的转型，这要求企业在主流程上向短流程、深加工、高效耦合方向发展。 在炼化行业的未来技术趋势中，方向晨十分看好羧基化利用。从经济和能量效率角度看，羧基化利用具有极高的前景和经济性。炼化行业在碳达峰碳中和的背景下，要依托科技创新和流程优化，以更高效、更低碳的方式实现绿色转型。未来，颠覆性的炼化核心技术，如分子炼油技术、微反应器等将成为推动行业高效转型的重要动力。行业各方加快技术探索和应用，以应对全球能源转型和市场变化的挑战。通过这一系列技术创新，炼化行业将在碳中和目标的实现中发挥至关重要的作用。 布局氢能是重要的战略选择 不容忽视的是，中国石化还通过绿氢与炼化工程的耦合推进工艺流程再造，推动炼化产业的绿色转型。10月10日，中国石化高质量发展十项成果发布，这是中国石化首次集中发布公司在推进高质量发展、助力中国式现代化建设中形成的重大实践成果。其中包括“‘氢’启未来 库车项目展开绿色能源新画卷”一项。 氢能的开发与利用正在引发一场深刻的能源革命。中国石化积极打造第一氢能公司，建成我国首个万吨级光伏制绿氢示范项目——新疆库车绿氢示范项目。项目年生产绿氢2万吨，创新形成多项关键核心技术，开创了我国炼化领域耦合绿氢实现低碳发展的新路径。目前，中国石化是全国最大的氢气生产企业、产能达445万吨/年，建成11个遍布全国的供氢中心、136座加氢站，成为全世界拥有最大加氢站网络的企业。 除了石油企业，氢能也为不少煤炭企业和新能源企业所青睐。作为全国最大的独立商品焦生产企业之一，美锦能源自2017年始，以传统能源产业与氢能产业双轮驱动，布局“煤—焦—气—化—氢”一体化完整产业链，推动氢能产业绿色高质量跨越式发展。深远影响，采取气候行动刻不容缓。在应对气候变化的过程中，氢能作为新型能源体系的重要组成部分，具有广泛的应用前景。它不仅可以与传统电力、交通、工业、建筑等行业耦合发展，也是实现能源与电力自由化的重要抓手。在近8年的摸索中，美锦氢能探索了“研发—生产制造—商业化应用”的“氢能源全生命周期”创新生态链。上游搭建“制—储—运—加—用”产业链，中游搭建“气体扩散层—膜电极—燃料电池电堆及系统—整车制造”的核心装备产业链，下游推进京津冀、环渤海、粤港澳大湾区、长三角、能源金三角、中部地区、云贵川七大区域发展战略。未来氢燃料电池每千瓦成本有望降低至750—1000元，氢能商业化的前景可期。 国内的新能源经过行业变革以及市场竞争的洗礼，风电、太阳能、储能、氢能以及新能源汽车等相关装备制造业领域已经为中国构建了新的名片。解决碳达峰和绿色转型的关键在于海洋资源的开发，其中的关键是解决风资源效率问题。而想要提高效率，必须解决抗台风问题和大机型的问题，这关乎系统的稳定性与经济性。 明阳集团更致力于实现能源和经济的融合，其海上风电平台上直接制氢的技术已在3年前开始应用。通过海水制氢，明阳集团逐步建立起庞大的制氢体系。其目标是将产业生态化，推动能源岛的建设，实现电氢融合与经济发展共赢。 在海南，明阳集团启动打造100万吨级电氢氨醇示范项目，这是全球首个利用海上风电实现海水制氢的项目。此外，广东阳江和湛江海域也在积极实施绿氢和绿电的应用，为重载产业提供清洁能源解决方案。明阳集团将立足装备能力打造氢能业务群，形成建设制氢、加氢和氢燃机等氢能领域高端装备品牌，致力于成为国内领先的“电氢融合”一体化氢能解决方案提供商。 CCUS是实现碳中和的托底技术 CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是实现化石能源低碳高效开发的新兴技术。 随着气候变化应对和碳中和进程的推进，CCUS技术体系和应用领域不断扩展。从早期主要用于驱油封存发展到现在更注重咸水层地质封存和化学利用，尤其是近年来，依托可再生能源的技术，如绿电、绿氢，CCUS正在快速向火电、炼化、钢铁、水泥等工业领域拓展。建成我国首个百万吨级CCUS项目，亦是中国石化高质量发展十项成果之一。中国石化创新建成我国首个百万吨级CCUS项目——齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS示范工程，并配套建成我国首条百千米级高压常温密相二氧化碳输送管道。作为我国最大的CCUS全产业链示范基地，项目年增油达到20万吨以上，多项技术打破国外垄断，为绿色低碳转型发展探索出一条降碳与封碳并重的新路径。CCUS已成为新能源体系中的重要组成部分，通过减少化石能源生产过程中的碳排放来支撑国家能源安全。“我国在二氧化碳驱油封存和咸水层封存方面已经取得了全流程技术的突破，未来还将推进千万吨级示范项目。CCUS技术在规模化应用上还面临一些挑战，特别是在碳捕集效率和成本控制方面。“尽管我国的碳捕集技术已经较为成熟，但依然面临能耗高、经济效益低等问题。加强CCUS技术的创新和工程优化，通过科学研究、先进装备研发和工艺改进，推动规模化应用。碳中和是全 球应对气候变化危机的基本共识，也是人类实现可持续发展的必由之路。我国实现“双碳”目标减排难度大、时间窗口紧，CCUS是实现碳中和的关键举措和托底技术。同时，CCUS也是在极限条件下提高油气采收率、保障国家油气供应安全的战略性技术，要将CCUS发展放在战略性新兴产业整体布局中考虑。中国石油近年来积极推进绿色低碳转型，制定了到2025年、2035年、2050年的“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走转型路径，力争到2050年实现新能源新业务产能达到半壁江山。提及中国石油在CCUS产业的战略布局，罗良才表示，中国石油在CCUS方面的技术创新和专利成果显著，尤其在2022年，中国石油CCUS专利申请量已超过国际五大石油公司的总和。在CCUS技术的探索应用上，中国石油依托强大的产业链、创新链和人才优势，推动CCUS全产业链的发展，并积极参与国际合作，提升行业影响力。 启动实施“四大六小”CCUS-EOR方案，推进鄂尔多斯盆地千万吨级CCUS产业建设，吉林油田建成国内首个全产业链、全流程CCUS-EOR示范项目……进入新时代以来，中国石油CCUS产业规模和质量再上新台阶。 对于接下来的发展，通过多元化融资渠道和国际合作进一步提升CCUS技术的市场化水平。CCUS技术的发展不能仅靠某一个企业或机构的力量，必须通过国际合作来推动行业生态系统的建设，包括技术链创新、人才培养以及政策法规的完善。他介绍，正在试运行的“国际二氧化碳捕集利用封存技术创新合作组织”致力于促进全球CCUS技术的创新与合作，推动产业发展，并为全球气候与环境保护贡献力量。 “合”力赋能绿色经济与“双碳”目标 合作，不止于CCUS领域。绿色低碳产业的发展是一项复杂的系统工程，合作是实现碳中和的重要推动力。近年来，中国石化不断深化与企业、高校和科研机构的多方合作，在推动绿色低碳转型方面取得了显著成效。

2024年11月19日，印度尼西亚总统普拉博沃·苏比安托(Prabowo Subianto)在巴西G20峰会上表示，政府计划在15年内淘汰该国所有的燃煤发电厂以及所有其他化石燃料发电厂。 普拉博沃还承诺未来15年内增加超过75 GW的可再生能源装机容量。 他乐观地认为，印度尼西亚位于赤道附近，可为光伏发电提供充足的光照，印尼可以在2050年之前实现净零排放。这比现有目标提前了十年。 印度尼西亚此前曾计划到2055 年关闭所有燃煤电厂，新承诺提前了15年。 在国际社会压力下，煤炭大国印尼正积极谋求能源转型，除了总统的口头承诺，颇具雄心的能源转型政策也正在加速推进中。 2022年底，美国总统乔·拜登与印尼前总统佐科·维多多宣布了一项总额为200亿美元的气候融资协议，帮助印尼摆脱煤电。这是美、印、日经过一年多谈判达成的最大单笔气候融资交易。 当然这笔钱不是白拿的，根据协议，印尼将承诺到2030年将电力部门的二氧化碳排放量限制在290兆吨，并在2050年实现电力部门净零排放。印尼还将推进可再生能源的部署，到2030年使其发电量占比达到34%。 去年11月15日，印度尼西亚国家电力公司（PLN）总裁Darmawan Prasodjo在与印度尼西亚国会第七委员会的会议上表示，公司已提出2024-2033年电力供应业务规划（RUPTL）的修订草案，计划将新增发电装机容量的75%来自新能源和可再生能源（EBT），总计约60-62GW。此外，还将新增约25GW的天然气发电装机容量。 Darmawan介绍称，这一修订版将取代现行的2021-2030年RUPTL规划。目前的规划中，新能源和可再生能源的新增发电容量为20.9GW，占新增装机总量的51.6%。他进一步表示，PLN已与能源和矿产资源部（ESDM）达成一致，将采用“加速可再生能源发展并逐步淘汰煤炭”的情景规划。 EBT（Energi Baru dan Terbarukan）在印度尼西亚能源政策中，是一个常用的印度尼西亚语的术语缩写，指代新能源和可再生能源。Energi Baru（新能源）：通常指尚未大规模商用但具有未来潜力的能源形式，如核能、氢能等；Energi Terbarukan（可再生能源）：指可以自然补充的能源，如太阳能、风能、地热、水力、生物质等。 根据规划，新增的75%EBT发电容量包括31GW的基础负荷型发电设施、28GW的间歇性可再生能源发电（如风能和太阳能），以及新增2.4GW的核能发电，未来可能增加至5-6GW。 印尼煤炭资源丰富，是全球最大的煤炭出口国之一，煤炭在其能源消费中占主导地位，约占能源总消费的三分之一以上，主要用于发电。 据EMBER数据，印尼的化石燃料发电量在过去十年中增长了50%。化石燃料发电量从2013年的190太瓦时（TWh）增加到2023年的285太瓦时，占印尼电力供应的81%，这主要归因于煤炭在印尼能源战略中的重要地位以及电力基础设施发展计划下的煤电产能扩建。 化石燃料，尤其是煤炭的使用量显着增加，导致印尼电力部门的排放量急剧增加，从2013年到2023年增加了8600万吨二氧化碳（MtCO2）。 印尼可再生能源发展缓慢，同一时期，可再生能源的发电量从36太瓦时增加到了65太瓦时，截至2023年底，风电和光伏的发电量占比不足1%，总装机不到1GW。 截至目前，印度尼西亚尚未有运行中的核电站。尽管该国自20世纪50年代起就开始研究核能技术，并多次计划建设核电站，但因为地震风险和公众反对等问题，核电站建设始终未付诸实施。 能源转型是一个漫长的过程，作为G7中第一个完成退出煤电的国家，英国煤电发电份额从1980达到峰值到2024年关闭最后一座燃煤电厂花了整整44年，印尼又如何呢？ 实现该总统所承诺的目标，意味着印尼要在短短十五年中实现彻底的能源革命，完成超常规的可再生能源发展，这不仅需要庞大的资本支出、政策支持，同时淘汰煤电也意味着现有资产可能面临大幅减值。

2024年，国内虚拟电厂的发展取得了显著进步，从概念普及到形成共识、从零星实践到遍地起势。 虚拟电厂实际上就是将分布式发电、储能及其他可调节负荷资源聚合，“聚沙成塔”形成快速调节和响应能力。 由于近年来风光新能源发电的增长速度远远超过负荷的增长速度，电力消纳问题越来越突出，同时，由于新能源出力的不稳定性，给电力系统平衡带来了巨大挑战，新能源利用率逐渐下降。 未来新型电力系统理想的状态是实现“源荷互动”，但目前在负荷侧并没有形成很好的调节能力，因此，现阶段更需要的是从负荷侧入手，让“荷随源动”。 用户侧灵活性可调节资源总量大，但布局分散，仍有大量用户侧可调节资源尚未被纳入电力系统可调控范围。 2024年，国内虚拟电厂在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。从可调节能力、调节意愿和实际案例来看，大型工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源，或将成为虚拟电厂的“主力军”。 目前，国内虚拟电厂仍处于比较早期的发展阶段，最显著的问题是“聚而不合”，主要体现在数据标准缺失、运营权之争、技术平台研发成本高等方面。 此外，现阶段虚拟电厂接入的资源非常有限，且资源变现能力显著不足，主要是因为目前国内虚拟电厂的市场机制和盈利模式尚未成熟，虚拟电厂的发展需要依托高度市场化的电力交易体系。 工商业储能与充换电站优势凸显 根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。 今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》规定了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。 虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。 今年以来，各省也纷纷大力推进虚拟电厂建设。 据高工产业研究院(GGII)统计，湖北虚拟电厂聚合可调节接入量大于1500MW；广东深圳虚拟电厂聚合可调节接入量大于750MW；安徽虚拟电厂聚合可调节接入量大于1586.65MW；江苏虚拟电厂聚合可调节接入量大于600MW、浙江嘉兴虚拟电厂聚合可调节接入量大于821.4MW。 根据接入资源类型的不同，广东省（深圳市）、江苏省、浙江省、安徽省、上海市等地的虚拟电厂以负荷为主，湖北省、山东省、山西省等地主要是电源型虚拟电厂。 不过，目前的现状是，分布式电源追求的是尽可能消纳，实际上并不具备“调节”的能力，反而增加了电网的调节压力，负荷型/储能型虚拟电厂才是真正意义上的虚拟电厂。 从可调节能力和调节意愿来看，在虚拟电厂聚合的各类资源中，园区级别工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源。 工商业储能是虚拟电厂核心灵活性资源，而工业园区用电量大，配置的工商业储能规模也较大，可调节能力强。 而且工商业储能本身就是投资属性，对成本收益敏感度高。但目前工商业储能的盈利基本依赖单一的峰谷套利，业内普遍认为，要真正打开工商业储能盈利空间，核心在于电力市场和虚拟电厂的建设。 目前，美克生能源、卓阳储能等企业是典型的工商业储能为主的虚拟电厂聚合商。不过，现阶段工商业储能的整体装机量仍有巨大的提升空间。 随着近年来新能源汽车和充换电站的大规模发展，大量可控充电负荷成为目前虚拟电厂主要的可调节资源，且对价格的敏感度高，更积极参与竞量竞价、实时响应。 深圳市、上海市是我国探路虚拟电厂的先锋城市，实际上，目前两市虚拟电厂占比最大的调节资源均为充换电设施。 “充电资源是最好用的可调节资源，边际成本很低，且电动汽车的灵活性较强，不仅时间上可调，地理位置上也具有灵活性。”特来电副总裁兼首席科学家、南京德睿董事长龚成明表示。目前，特来电已聚合了约5400+MW可调节负荷资源。 工业负荷资源体量大，可调节空间大，是虚拟电厂中的“压舱石”，不过，工业负荷对价格的敏感度相对较低，受生产节奏的影响较大。而楼宇空调资源的调控效果存在较大的季节性差异。 从非电源型虚拟电厂聚合商的主要类型来看，除了工商业储能运营商、充换电站运营商，还有售电公司、新能源资产运营平台企业等。 售电公司在虚拟电厂赛道的竞争优势在于，越来越多省市要求虚拟电厂运营商必须取得售电资质，且售电公司掌握了大量企业用电负荷数据，且拥有丰富的电力市场交易经验。 新能源资产运营平台企业的优势在于从发电侧、电网侧到用户侧全面覆盖，新能源发电功率预测、负荷预测是电力现货市场交易的两大基础。 国能日新自2020年开始布局虚拟电厂业务，以平台技术+聚合运营服务模式，多维度为虚拟电厂发展提供支撑。目前，国能日新已在如江浙、京津冀、湖北、深圳等全国地域，实现多元化资源接入与运营成果，累计接入负荷总量超3GW。 高工储能观察到，目前一个重要的趋势是，虚拟电厂聚合商的业务综合性越来越强，工商业储能、充换电、售电企业相互延伸拓展业务。 新巨能是三峡水利集团探索新型电力市场的重要践行成员，目前已形成了“售电+储能”双轮驱动的业务模式。在工商业储能方面，拥有投资、设计、建设、运营的全链路服务能力；通过构建云边端一体化的数智运营体系，聚合规模化储能型可调节负荷资源，建设起了在新型电力系统中起重要支撑作用的虚拟电厂。 作为国内头部充电企业，星星充电拓展了“三张网”业务布局，包括充电网、智能微电网和虚拟电厂运营网。 业内普遍认为，精准的负荷预测是提高虚拟电厂运营水平的关键，这也是许多工商业储能企业面对电力市场交易的进阶难点。 基于10 年的充电运营经验，星星充电在负荷预测方面积累了大量数据聚合的可调节负荷资源规模居行业前列。 综合来看，未来持有负荷基本盘的、综合性的企业更有希望成为头部虚拟电厂聚合商。 聚而不合，资源变现难 目前，国内虚拟电厂处于比较早期的发展阶段，各类资源存在“聚而不合”的问题，技术和商业模式都尚未成熟。 一是数据标准缺失。通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源之间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议。 储能系统内部尚且存在融合度不高、电网调度困难的问题，虚拟电厂各类资源的聚合更是难上加难。 二是运营权之争。各类可调节资源基本都有各自的云平台，虚拟电厂管理平台需要更高维度的横向整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权，现在许多聚合商比拼的更多是投建能力。 在没有真正经过电力现货市场交易的检验之前，各个企业都“信心满满”，但未来电力现货市场交易水平的高低会逐渐拉开差距。 三是技术平台研发成本高、难度大。虚拟电厂优于传统电厂的一个重要因素在于，要形成同等规模的可调节能力，其建设成本远低于传统电厂。 但目前诸多企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小。负荷数字化进展缓慢，还有大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。 长园飞轮CTO胡锴表示，从目前虚拟电厂的规模和商业模式来看，想要覆盖掉虚拟电厂技术平台投入的成本，还有很长一段路要走。未来可能最终存活下来3-5个头部企业的运营平台才会形成规模效应，实现降本。 值得注意的是，虚拟电厂不仅要看接入了多少资源，更要看资源变现能力。目前国内虚拟电厂“聚而不合”，很大程度上与市场机制和盈利模式不成熟有关。 虚拟电厂的盈利主要依靠需求响应、辅助服务和电力现货市场等，但这些市场远远未成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。用户接受虚拟电厂调度需要数字化改造、调整用能规划等，但付出的成本与获得的收益不对等。 从实际案例来看，许多地区的虚拟电厂只是迎峰度夏期间的应急机制，与传统邀约大用户参与高电力负荷时段需求响应的模式并无太大区别。 而且，由于每年需求响应的总量和补偿标准存在巨大的不确定性，这种高风险的商业模式难以吸引投资，虚拟电厂接入的资源体量就难以扩大。 此外，虚拟电厂不仅仅是简单地把资源接入一个平台，实现监测和基本调控。未来电力市场交易和电网调度的场景，要求虚拟电厂对电源出力、负荷情况有精准的把握，对新能源出力预测、负荷预测、电力现货市场价格预测提出了更高的技术要求。

2024年，国内虚拟电厂的发展取得了显著进步，从概念普及到形成共识、从零星实践到遍地起势。 虚拟电厂实际上就是将分布式发电、储能及其他可调节负荷资源聚合，“聚沙成塔”形成快速调节和响应能力。 由于近年来风光新能源发电的增长速度远远超过负荷的增长速度，电力消纳问题越来越突出，同时，由于新能源出力的不稳定性，给电力系统平衡带来了巨大挑战，新能源利用率逐渐下降。 未来新型电力系统理想的状态是实现“源荷互动”，但目前在负荷侧并没有形成很好的调节能力，因此，现阶段更需要的是从负荷侧入手，让“荷随源动”。 用户侧灵活性可调节资源总量大，但布局分散，仍有大量用户侧可调节资源尚未被纳入电力系统可调控范围。 2024年，国内虚拟电厂在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。从可调节能力、调节意愿和实际案例来看，大型工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源，或将成为虚拟电厂的“主力军”。 目前，国内虚拟电厂仍处于比较早期的发展阶段，最显著的问题是“聚而不合”，主要体现在数据标准缺失、运营权之争、技术平台研发成本高等方面。 此外，现阶段虚拟电厂接入的资源非常有限，且资源变现能力显著不足，主要是因为目前国内虚拟电厂的市场机制和盈利模式尚未成熟，虚拟电厂的发展需要依托高度市场化的电力交易体系。 工商业储能与充换电站优势凸显 根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。 今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》规定了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。 虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。 今年以来，各省也纷纷大力推进虚拟电厂建设。 据高工产业研究院(GGII)统计，湖北虚拟电厂聚合可调节接入量大于1500MW；广东深圳虚拟电厂聚合可调节接入量大于750MW；安徽虚拟电厂聚合可调节接入量大于1586.65MW；江苏虚拟电厂聚合可调节接入量大于600MW、浙江嘉兴虚拟电厂聚合可调节接入量大于821.4MW。 根据接入资源类型的不同，广东省（深圳市）、江苏省、浙江省、安徽省、上海市等地的虚拟电厂以负荷为主，湖北省、山东省、山西省等地主要是电源型虚拟电厂。 不过，目前的现状是，分布式电源追求的是尽可能消纳，实际上并不具备“调节”的能力，反而增加了电网的调节压力，负荷型/储能型虚拟电厂才是真正意义上的虚拟电厂。 从可调节能力和调节意愿来看，在虚拟电厂聚合的各类资源中，园区级别工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源。 工商业储能是虚拟电厂核心灵活性资源，而工业园区用电量大，配置的工商业储能规模也较大，可调节能力强。 而且工商业储能本身就是投资属性，对成本收益敏感度高。但目前工商业储能的盈利基本依赖单一的峰谷套利，业内普遍认为，要真正打开工商业储能盈利空间，核心在于电力市场和虚拟电厂的建设。 目前，美克生能源、卓阳储能等企业是典型的工商业储能为主的虚拟电厂聚合商。不过，现阶段工商业储能的整体装机量仍有巨大的提升空间。 随着近年来新能源汽车和充换电站的大规模发展，大量可控充电负荷成为目前虚拟电厂主要的可调节资源，且对价格的敏感度高，更积极参与竞量竞价、实时响应。 深圳市、上海市是我国探路虚拟电厂的先锋城市，实际上，目前两市虚拟电厂占比最大的调节资源均为充换电设施。 “充电资源是最好用的可调节资源，边际成本很低，且电动汽车的灵活性较强，不仅时间上可调，地理位置上也具有灵活性。”特来电副总裁兼首席科学家、南京德睿董事长龚成明表示。目前，特来电已聚合了约5400+MW可调节负荷资源。 工业负荷资源体量大，可调节空间大，是虚拟电厂中的“压舱石”，不过，工业负荷对价格的敏感度相对较低，受生产节奏的影响较大。而楼宇空调资源的调控效果存在较大的季节性差异。 从非电源型虚拟电厂聚合商的主要类型来看，除了工商业储能运营商、充换电站运营商，还有售电公司、新能源资产运营平台企业等。 售电公司在虚拟电厂赛道的竞争优势在于，越来越多省市要求虚拟电厂运营商必须取得售电资质，且售电公司掌握了大量企业用电负荷数据，且拥有丰富的电力市场交易经验。 新能源资产运营平台企业的优势在于从发电侧、电网侧到用户侧全面覆盖，新能源发电功率预测、负荷预测是电力现货市场交易的两大基础。 国能日新自2020年开始布局虚拟电厂业务，以平台技术+聚合运营服务模式，多维度为虚拟电厂发展提供支撑。目前，国能日新已在如江浙、京津冀、湖北、深圳等全国地域，实现多元化资源接入与运营成果，累计接入负荷总量超3GW。 高工储能观察到，目前一个重要的趋势是，虚拟电厂聚合商的业务综合性越来越强，工商业储能、充换电、售电企业相互延伸拓展业务。 新巨能是三峡水利集团探索新型电力市场的重要践行成员，目前已形成了“售电+储能”双轮驱动的业务模式。在工商业储能方面，拥有投资、设计、建设、运营的全链路服务能力；通过构建云边端一体化的数智运营体系，聚合规模化储能型可调节负荷资源，建设起了在新型电力系统中起重要支撑作用的虚拟电厂。 作为国内头部充电企业，星星充电拓展了“三张网”业务布局，包括充电网、智能微电网和虚拟电厂运营网。 业内普遍认为，精准的负荷预测是提高虚拟电厂运营水平的关键，这也是许多工商业储能企业面对电力市场交易的进阶难点。 基于10 年的充电运营经验，星星充电在负荷预测方面积累了大量数据聚合的可调节负荷资源规模居行业前列。 综合来看，未来持有负荷基本盘的、综合性的企业更有希望成为头部虚拟电厂聚合商。 聚而不合，资源变现难 目前，国内虚拟电厂处于比较早期的发展阶段，各类资源存在“聚而不合”的问题，技术和商业模式都尚未成熟。 一是数据标准缺失。通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源之间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议。 储能系统内部尚且存在融合度不高、电网调度困难的问题，虚拟电厂各类资源的聚合更是难上加难。 二是运营权之争。各类可调节资源基本都有各自的云平台，虚拟电厂管理平台需要更高维度的横向整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权，现在许多聚合商比拼的更多是投建能力。 在没有真正经过电力现货市场交易的检验之前，各个企业都“信心满满”，但未来电力现货市场交易水平的高低会逐渐拉开差距。 三是技术平台研发成本高、难度大。虚拟电厂优于传统电厂的一个重要因素在于，要形成同等规模的可调节能力，其建设成本远低于传统电厂。 但目前诸多企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小。负荷数字化进展缓慢，还有大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。 长园飞轮CTO胡锴表示，从目前虚拟电厂的规模和商业模式来看，想要覆盖掉虚拟电厂技术平台投入的成本，还有很长一段路要走。未来可能最终存活下来3-5个头部企业的运营平台才会形成规模效应，实现降本。 值得注意的是，虚拟电厂不仅要看接入了多少资源，更要看资源变现能力。目前国内虚拟电厂“聚而不合”，很大程度上与市场机制和盈利模式不成熟有关。 虚拟电厂的盈利主要依靠需求响应、辅助服务和电力现货市场等，但这些市场远远未成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。用户接受虚拟电厂调度需要数字化改造、调整用能规划等，但付出的成本与获得的收益不对等。 从实际案例来看，许多地区的虚拟电厂只是迎峰度夏期间的应急机制，与传统邀约大用户参与高电力负荷时段需求响应的模式并无太大区别。 而且，由于每年需求响应的总量和补偿标准存在巨大的不确定性，这种高风险的商业模式难以吸引投资，虚拟电厂接入的资源体量就难以扩大。 此外，虚拟电厂不仅仅是简单地把资源接入一个平台，实现监测和基本调控。未来电力市场交易和电网调度的场景，要求虚拟电厂对电源出力、负荷情况有精准的把握，对新能源出力预测、负荷预测、电力现货市场价格预测提出了更高的技术要求。

电池行业巨头宁德时代正在就在欧洲建立电池回收业务进行谈判，随着该公司准备在匈牙利开始电池生产，这将扩大其在该地区的足迹。 宁德时代正在与包括匈牙利在内的欧洲政府讨论可能的地点。在该国的一家新电池制造工厂有望在 2025 年下半年投产。 同时，宁德时代还在寻找包括原材料在内的当地供应商。一些公司已经发送了测试样本，不过这些谈判是初步的，必须满足竞争要求。 2023年8月17日，欧洲电池法规正式生效，法规要求电池制造商使用可再生和可回收材料，以降低碳足迹并减少废弃物产生。与其他中国企业一样，宁德时代在国内建立基地后看到了欧洲电动汽车市场的增长潜力。 在今年的达沃斯世界经济论坛上，宁德时代董事长曾毓群表示，我们要做的不是如何翻新电池，而是如何将废旧电池转化为宁德时代工厂的宝贵资源。 自2013年宁德时代收购邦普循环切入动力电池回收赛道，电池回收便成为了宁德时代产业布局的重要一环。 曾毓群透露，宁德时代2023年在中国的废旧电池回收行动中，成功再利用了13000吨碳酸锂。宁德时代首席制造官倪军此前也表示，宁德时代已成为全球最大的电动汽车电池回收商，镍、钴和锰的回收率超过99%，锂的回收率也在90%以上。 作为特斯拉、宝马等大型车企电池供应商，建立回收业务还将帮助宁德时代减轻电池生产和处置对环境的担忧。欧洲公司是该计划的潜在合作伙伴。 目前包括大众汽车公司和梅赛德斯-奔驰集团在内的汽车制造商正在放缓电气化目标。 宁德时代的瑞典竞争对手NorthvoltAB在增长缓慢和需求减弱引发现金紧缩后，正在争先恐后地筹集紧急资金。

河北唐山，因煤而建、因钢而兴，素有“煤都”“钢城”之称。作为一座具有百年历史的沿海工业城市，唐山重工业基础雄厚，大宗货物运输市场发达。近年来，低碳环保、运营成本低廉的电动重卡正在唐山崛起，成为城市运输的新势力。 作为我国唯一的重卡电动化示范试点城市，唐山建成了我国首个电动重卡型虚拟电厂，电动重卡灵活参与电网峰谷调节、促进电力供需平衡成为现实，为唐山加快经济社会绿色低碳发展提供有力支撑。 重卡绿色升级 打造交通运输新名片 低速行驶一段时间后，一辆货车拐进了唐山市乐亭县海港开发区宏林昇重卡充电站。一个大转弯，司机张松将货车停在一台充电桩前。麻溜下车，踢踢轮胎，张松围着白色欧曼牌电动重卡转了一圈，扫描充电二维码，将两把充电枪插在卡车充电口并锁枪充电。 “凌晨4点到京唐港卸了货，睡了一觉就来充电了。在这儿补电大概需要40分钟，接下来还要到料场那边去装货运回迁安。”10月11日13时10分，张松赶在谷时段里给车充上了电。驾龄8年的张松告诉记者，一年前，他花费73万元购入了这台电动重卡，专门用来跑迁安市到京唐港的货物运输，运送铁矿粉、钢材等货物。“换了电车以后噪声小了，没有呛人的尾气，电子挂挡也更好操控，最关键的是运输成本大大降低。”张松说。 寒露已过，秋意渐浓。一辆辆重卡来往穿梭在繁忙的公路上、忙碌的码头中，密织起条条流动的运输线，强劲有力地串联起这座钢铁之城的物流网络。 作为北方工业重镇，唐山工业体系完备，在钢铁等关键行业领域的产业规模尤为庞大。为满足生产发展需求，大量的煤炭等原材料和钢材、重型装备等产品需要在生产企业和港口之间频繁转运，这一过程中，重卡扮演着至关重要的角色。但以柴油为燃料的重卡是空气污染源之一，重卡电动化成为交通领域大气污染防治与绿色低碳发展的重要内容。 唐山的运输条件对于发展电动重卡具有天然优势。2018年，唐山市按照“临港临铁”布局的思路，启动了主城区周边13家钢铁企业优化整合、退城搬迁和升级改造。随着相关企业集中搬迁到乐亭、丰南等地沿海产业园区，唐山钢铁产业布局得到优化。 “退城搬迁”缩短了钢铁企业到港口的距离，为电动重卡发展提供了适宜的应用场景。由于货物运输运距较短，电动重卡能够满足企业短倒运输需求，如重点港区、场区、固定线路以及短途线路运输等场景。同时，环境政策的正向推动，诸如钢铁超低排放、绩效分级等，都对钢铁厂使用电动重卡有巨大的激励作用。 2021年10月，工业和信息化部启动新能源汽车换电模式应用试点工作，唐山被明确为重卡特色类试点城市之一。2023年11月，工业和信息化部等八部门在15个城市启动首批公共领域车辆全面电动化先行区试点，确定唐山为重卡电动化示范试点城市。 一系列政策的出台，唐山市电动重卡的数量显著增加。今年4月2日，唐山电动重卡保有量首次突破10000辆，达10170辆，约占全国总量的六分之一，居全国首位。 中午时刻，正值当地的用电低谷期，宏林昇重卡充电站8台充电桩全部满员，还有许多重卡车辆正在排队充电。 据了解，河北省10月份的谷时段电价为每千瓦时0.31234元，峰时段电价为每千瓦时0.93703元。张松举例说，从迁安市到京唐港约120公里的路程，以前开燃油重卡需要油费约360元，现在如果在低谷电时段给车充电，花费仅为140多元。 如今，唐山已成为全国新能源重卡规模化推广应用的标杆城市，在换电、纯电、氢燃料重卡推广应用领域积累了丰富经验。和煦的阳光中，这些加足马力奔波在运输一线的绿牌重卡构成了城市绿色转型发展中亮丽的风景线。 虚拟电厂“出圈” 深挖“移动的负荷资源” 宏林昇重卡充电站距离京唐港港口仅1公里，位于宏林昇仓储库内，每日往来装卸货物的重卡络绎不绝，充电车辆繁多。 近年来，唐山电动重卡发展势头迅猛，充电量随之大幅攀升。如何将分散的重卡充电桩资源聚沙成塔，充分利用这些“移动的负荷资源”与电网进行灵活、精准互动响应，助力缓解电力供需矛盾，国网冀北电力有限公司进行了探索。 1月20日，国网冀北清洁能源汽车公司工作人员在宏林昇重卡充电站开展参与华北电力调峰辅助服务市场的能力评估。完成计划申报后，该充电站次日将按计划响应负荷转移，在不影响重卡运营的基础上，将充电负荷转移至低谷时段，助力电网削峰填谷，同时享受错峰电价带来的优惠。 自2023年12月以来，依托唐山地区数量可观的电动重卡，国网冀北电力以虚拟电厂模式聚合电动重卡电池资源，超过10万辆次的电动重卡首次参与了电网峰谷调节，调节能力最大可达2.23万千瓦，初步建成了电动重卡型虚拟电厂运营模式。电动重卡客户通过参与电力辅助服务市场，在电网负荷低谷时段为电池充电，助力电网峰谷调节，促进电力供需平衡和新能源消纳。 电动重卡的电池具有储能单元容量大、充电功率高等特点，是一种优质的储能资源。而充电桩负荷作为负荷侧资源，具有用电时间有弹性、用电行为可引导、用电规律可预测、用电方式智能化的特性，参与优化调控的空间大。 “充电站接入国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台，通过对充电车辆的聚合调控，优化调节充电时段和充电功率，引导重卡客户在夜间风电充裕、午间光伏大发时段有序充电，享受谷段电价的同时，再获得部分调峰辅助服务收益。”国网冀北清洁能源汽车公司车网互动中心主任助理许文强介绍说。 截至4月，唐山已建成重卡充换电站332座、充电桩2618台，累计充电量超14亿千瓦时。“在唐山，有568台电动重卡充电桩接入聚合平台。如果把唐山330多座重卡充换电站资源全部聚合，调节能力预计最大可达50万千瓦，单月可增发新能源电量约500万千瓦时。”许文强告诉记者，虚拟电厂可以帮助电网消纳更多波动性强的新能源。通过拓展虚拟电厂聚合规模，让更多的电动重卡参与车网互动，提升电力系统实时平衡和安全保供能力。 目前，国网冀北电力虚拟电厂依托新型电力负荷管理系统开展虚拟电厂运营服务，参与华北电力调峰辅助服务市场。 据了解，2023年华北电力调峰辅助服务市场的运行时间为11月1日至2024年4月30日，唐山地区重卡充电站签约客户于2023年12月参与市场。国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台聚合了唐山11座电动重卡充换电站，截至4月，电动重卡型虚拟电厂累计有效响应调峰电量78.66万千瓦时，充电站运营商获得收益共计36.45万元。 “经过新一轮洽谈，今年电动重卡型虚拟电厂新增签约客户48户，新增接入容量18.35万千伏安，可调节能力超9万千瓦。”国网冀北清洁能源汽车公司唐山分公司经理何绪伟介绍，宏林昇重卡充电站是第一批签约的客户。该站日充电量最高达2万千瓦时，截至目前累计充电量达1599万千瓦时。 “通过参与虚拟电厂，我们充电站获得了额外收益，用户的充电费用也能有所降低。”宏林昇重卡充电站负责人陈喜营说。 工业重镇转型 提升城市发展“含绿量” 渤海湾畔，一艘艘万吨巨轮停靠在唐山港码头，新能源重卡忙碌有序地装卸着来自世界各地的货物；城市街头，一辆辆新能源货运配送车穿梭于仓储配送中心、物流园区和大型超市之间，畅通城市“微循环”；大街小巷，搭载乘客的新能源公交车、出租车穿梭而过，服务市民低碳出行…… 在唐山，新能源车辆成为城市公交、出租车服务、物流配送以及工业运输的重要组成部分，助力这座充满活力的工业城市打造“绿色运输”的城市名片。 交通运输“含绿量”的不断提升是唐山城市绿色低碳转型发展的一个缩影。作为典型的资源型城市，唐山传统产业基础雄厚，既是能源生产大市，更是能源消耗大市，面临着转变能源利用方式、减少对传统能源过度依赖以及产业转型升级的挑战。 2023年，唐山市被国家发展改革委确认为首批碳达峰试点城市之一。今年7月，唐山市人民政府印发《国家碳达峰试点（唐山）实施方案》，提出唐山市国家碳达峰试点城市的三个定位，即老工业城市绿色低碳转型发展示范区、钢铁产业绿色低碳发展先行区、环渤海地区新能源高质量发展引领区。其中，环渤海地区新能源高质量发展引领区将重点推进风光储氢协同发展、构建绿色交通运输体系、加快新型电力系统建设，打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。 11月1日，冀北唐山供电公司电力调度控制中心员工杜鹏和同事通过调控系统分布式光伏功率控制平台观察供区内分布式光伏出力情况，分析评估区域电网承载能力，通过“光纤专网”“5G无线虚拟专网”安全接入区实现对380/220伏和10千伏分布式光伏的柔性调控，让分布式光伏发电可观、可测、可控、可调。 唐山拥有丰富的太阳能、风能资源。目前，唐山地区分布式光伏电站总装机容量达到3363.8兆瓦，电站并网的客户超过10万户。“如果不能有效控制光伏电站的并网功率，将给电网稳定运行带来风险。”杜鹏介绍，自2023年以来，唐山供电公司开展分布式光伏实时运行数据采集和发电功率柔性调控技术研究及试点验证工作，研发完备的数据接入和实时监测技术手段，开发应用分布式光伏功率控制平台，在冀北电网首次实现10千伏分布式光伏直采直控、0.4千伏分布式光伏群调群控试点验证。 当前，新型电力系统建设正在唐山快速推进。唐山供电公司出台《国网唐山供电公司新型电力系统全域综合示范行动方案》，围绕“源网荷储全环节发力、运行运营全要素驱动”的实施路径，统筹实施电源友好、主网增强、配网升级、负荷响应、储能联动、调控提升、市场建设、数智赋能、气象服务、生态共赢“十大工程”。 “唐山供电公司充分发挥电网在新型能源体系建设中的枢纽平台作用，以推动绿色能源供给、绿色能源消费为主线推进新型电力系统建设，统筹协调源网荷储各要素，激活发电、用电两端的绿色用能潜力，助力唐山打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。”唐山供电公司副总工程师兼发展部主任刘大鹏说。 如今，唐山市能源清洁低碳转型正驶入“快车道”。从传统工业重镇到绿色低碳发展的现代化城市，钢铁之城正在华丽转身，探索出一条老工业城市绿色发展的新路径。

河北唐山，因煤而建、因钢而兴，素有“煤都”“钢城”之称。作为一座具有百年历史的沿海工业城市，唐山重工业基础雄厚，大宗货物运输市场发达。近年来，低碳环保、运营成本低廉的电动重卡正在唐山崛起，成为城市运输的新势力。 作为我国唯一的重卡电动化示范试点城市，唐山建成了我国首个电动重卡型虚拟电厂，电动重卡灵活参与电网峰谷调节、促进电力供需平衡成为现实，为唐山加快经济社会绿色低碳发展提供有力支撑。 重卡绿色升级 打造交通运输新名片 低速行驶一段时间后，一辆货车拐进了唐山市乐亭县海港开发区宏林昇重卡充电站。一个大转弯，司机张松将货车停在一台充电桩前。麻溜下车，踢踢轮胎，张松围着白色欧曼牌电动重卡转了一圈，扫描充电二维码，将两把充电枪插在卡车充电口并锁枪充电。 “凌晨4点到京唐港卸了货，睡了一觉就来充电了。在这儿补电大概需要40分钟，接下来还要到料场那边去装货运回迁安。”10月11日13时10分，张松赶在谷时段里给车充上了电。驾龄8年的张松告诉记者，一年前，他花费73万元购入了这台电动重卡，专门用来跑迁安市到京唐港的货物运输，运送铁矿粉、钢材等货物。“换了电车以后噪声小了，没有呛人的尾气，电子挂挡也更好操控，最关键的是运输成本大大降低。”张松说。 寒露已过，秋意渐浓。一辆辆重卡来往穿梭在繁忙的公路上、忙碌的码头中，密织起条条流动的运输线，强劲有力地串联起这座钢铁之城的物流网络。 作为北方工业重镇，唐山工业体系完备，在钢铁等关键行业领域的产业规模尤为庞大。为满足生产发展需求，大量的煤炭等原材料和钢材、重型装备等产品需要在生产企业和港口之间频繁转运，这一过程中，重卡扮演着至关重要的角色。但以柴油为燃料的重卡是空气污染源之一，重卡电动化成为交通领域大气污染防治与绿色低碳发展的重要内容。 唐山的运输条件对于发展电动重卡具有天然优势。2018年，唐山市按照“临港临铁”布局的思路，启动了主城区周边13家钢铁企业优化整合、退城搬迁和升级改造。随着相关企业集中搬迁到乐亭、丰南等地沿海产业园区，唐山钢铁产业布局得到优化。 “退城搬迁”缩短了钢铁企业到港口的距离，为电动重卡发展提供了适宜的应用场景。由于货物运输运距较短，电动重卡能够满足企业短倒运输需求，如重点港区、场区、固定线路以及短途线路运输等场景。同时，环境政策的正向推动，诸如钢铁超低排放、绩效分级等，都对钢铁厂使用电动重卡有巨大的激励作用。 2021年10月，工业和信息化部启动新能源汽车换电模式应用试点工作，唐山被明确为重卡特色类试点城市之一。2023年11月，工业和信息化部等八部门在15个城市启动首批公共领域车辆全面电动化先行区试点，确定唐山为重卡电动化示范试点城市。 一系列政策的出台，唐山市电动重卡的数量显著增加。今年4月2日，唐山电动重卡保有量首次突破10000辆，达10170辆，约占全国总量的六分之一，居全国首位。 中午时刻，正值当地的用电低谷期，宏林昇重卡充电站8台充电桩全部满员，还有许多重卡车辆正在排队充电。 据了解，河北省10月份的谷时段电价为每千瓦时0.31234元，峰时段电价为每千瓦时0.93703元。张松举例说，从迁安市到京唐港约120公里的路程，以前开燃油重卡需要油费约360元，现在如果在低谷电时段给车充电，花费仅为140多元。 如今，唐山已成为全国新能源重卡规模化推广应用的标杆城市，在换电、纯电、氢燃料重卡推广应用领域积累了丰富经验。和煦的阳光中，这些加足马力奔波在运输一线的绿牌重卡构成了城市绿色转型发展中亮丽的风景线。 虚拟电厂“出圈” 深挖“移动的负荷资源” 宏林昇重卡充电站距离京唐港港口仅1公里，位于宏林昇仓储库内，每日往来装卸货物的重卡络绎不绝，充电车辆繁多。 近年来，唐山电动重卡发展势头迅猛，充电量随之大幅攀升。如何将分散的重卡充电桩资源聚沙成塔，充分利用这些“移动的负荷资源”与电网进行灵活、精准互动响应，助力缓解电力供需矛盾，国网冀北电力有限公司进行了探索。 1月20日，国网冀北清洁能源汽车公司工作人员在宏林昇重卡充电站开展参与华北电力调峰辅助服务市场的能力评估。完成计划申报后，该充电站次日将按计划响应负荷转移，在不影响重卡运营的基础上，将充电负荷转移至低谷时段，助力电网削峰填谷，同时享受错峰电价带来的优惠。 自2023年12月以来，依托唐山地区数量可观的电动重卡，国网冀北电力以虚拟电厂模式聚合电动重卡电池资源，超过10万辆次的电动重卡首次参与了电网峰谷调节，调节能力最大可达2.23万千瓦，初步建成了电动重卡型虚拟电厂运营模式。电动重卡客户通过参与电力辅助服务市场，在电网负荷低谷时段为电池充电，助力电网峰谷调节，促进电力供需平衡和新能源消纳。 电动重卡的电池具有储能单元容量大、充电功率高等特点，是一种优质的储能资源。而充电桩负荷作为负荷侧资源，具有用电时间有弹性、用电行为可引导、用电规律可预测、用电方式智能化的特性，参与优化调控的空间大。 “充电站接入国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台，通过对充电车辆的聚合调控，优化调节充电时段和充电功率，引导重卡客户在夜间风电充裕、午间光伏大发时段有序充电，享受谷段电价的同时，再获得部分调峰辅助服务收益。”国网冀北清洁能源汽车公司车网互动中心主任助理许文强介绍说。 截至4月，唐山已建成重卡充换电站332座、充电桩2618台，累计充电量超14亿千瓦时。“在唐山，有568台电动重卡充电桩接入聚合平台。如果把唐山330多座重卡充换电站资源全部聚合，调节能力预计最大可达50万千瓦，单月可增发新能源电量约500万千瓦时。”许文强告诉记者，虚拟电厂可以帮助电网消纳更多波动性强的新能源。通过拓展虚拟电厂聚合规模，让更多的电动重卡参与车网互动，提升电力系统实时平衡和安全保供能力。 目前，国网冀北电力虚拟电厂依托新型电力负荷管理系统开展虚拟电厂运营服务，参与华北电力调峰辅助服务市场。 据了解，2023年华北电力调峰辅助服务市场的运行时间为11月1日至2024年4月30日，唐山地区重卡充电站签约客户于2023年12月参与市场。国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台聚合了唐山11座电动重卡充换电站，截至4月，电动重卡型虚拟电厂累计有效响应调峰电量78.66万千瓦时，充电站运营商获得收益共计36.45万元。 “经过新一轮洽谈，今年电动重卡型虚拟电厂新增签约客户48户，新增接入容量18.35万千伏安，可调节能力超9万千瓦。”国网冀北清洁能源汽车公司唐山分公司经理何绪伟介绍，宏林昇重卡充电站是第一批签约的客户。该站日充电量最高达2万千瓦时，截至目前累计充电量达1599万千瓦时。 “通过参与虚拟电厂，我们充电站获得了额外收益，用户的充电费用也能有所降低。”宏林昇重卡充电站负责人陈喜营说。 工业重镇转型 提升城市发展“含绿量” 渤海湾畔，一艘艘万吨巨轮停靠在唐山港码头，新能源重卡忙碌有序地装卸着来自世界各地的货物；城市街头，一辆辆新能源货运配送车穿梭于仓储配送中心、物流园区和大型超市之间，畅通城市“微循环”；大街小巷，搭载乘客的新能源公交车、出租车穿梭而过，服务市民低碳出行…… 在唐山，新能源车辆成为城市公交、出租车服务、物流配送以及工业运输的重要组成部分，助力这座充满活力的工业城市打造“绿色运输”的城市名片。 交通运输“含绿量”的不断提升是唐山城市绿色低碳转型发展的一个缩影。作为典型的资源型城市，唐山传统产业基础雄厚，既是能源生产大市，更是能源消耗大市，面临着转变能源利用方式、减少对传统能源过度依赖以及产业转型升级的挑战。 2023年，唐山市被国家发展改革委确认为首批碳达峰试点城市之一。今年7月，唐山市人民政府印发《国家碳达峰试点（唐山）实施方案》，提出唐山市国家碳达峰试点城市的三个定位，即老工业城市绿色低碳转型发展示范区、钢铁产业绿色低碳发展先行区、环渤海地区新能源高质量发展引领区。其中，环渤海地区新能源高质量发展引领区将重点推进风光储氢协同发展、构建绿色交通运输体系、加快新型电力系统建设，打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。 11月1日，冀北唐山供电公司电力调度控制中心员工杜鹏和同事通过调控系统分布式光伏功率控制平台观察供区内分布式光伏出力情况，分析评估区域电网承载能力，通过“光纤专网”“5G无线虚拟专网”安全接入区实现对380/220伏和10千伏分布式光伏的柔性调控，让分布式光伏发电可观、可测、可控、可调。 唐山拥有丰富的太阳能、风能资源。目前，唐山地区分布式光伏电站总装机容量达到3363.8兆瓦，电站并网的客户超过10万户。“如果不能有效控制光伏电站的并网功率，将给电网稳定运行带来风险。”杜鹏介绍，自2023年以来，唐山供电公司开展分布式光伏实时运行数据采集和发电功率柔性调控技术研究及试点验证工作，研发完备的数据接入和实时监测技术手段，开发应用分布式光伏功率控制平台，在冀北电网首次实现10千伏分布式光伏直采直控、0.4千伏分布式光伏群调群控试点验证。 当前，新型电力系统建设正在唐山快速推进。唐山供电公司出台《国网唐山供电公司新型电力系统全域综合示范行动方案》，围绕“源网荷储全环节发力、运行运营全要素驱动”的实施路径，统筹实施电源友好、主网增强、配网升级、负荷响应、储能联动、调控提升、市场建设、数智赋能、气象服务、生态共赢“十大工程”。 “唐山供电公司充分发挥电网在新型能源体系建设中的枢纽平台作用，以推动绿色能源供给、绿色能源消费为主线推进新型电力系统建设，统筹协调源网荷储各要素，激活发电、用电两端的绿色用能潜力，助力唐山打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。”唐山供电公司副总工程师兼发展部主任刘大鹏说。 如今，唐山市能源清洁低碳转型正驶入“快车道”。从传统工业重镇到绿色低碳发展的现代化城市，钢铁之城正在华丽转身，探索出一条老工业城市绿色发展的新路径。

眼下，理想面临的问题，其实特别特别简单，用五个字足以概括：增长在哪里？一方面，抛开今年的大爆款L6不看，在30万以上市场，L789的销量其实是同比下滑的，尤其是L9目前的销量只有问界M9的一半还不到，市场当然有理由怀疑你后面的增长空间有多大；另一方面，MEGA的失利，以及到目前为止，40万以上的大中型纯电动车的整体销量表现情况，让市场对于理想打造纯电作为第二增长曲线的成功概率，打了一个大大的问号。那么，在即将到来的25年，如果想要获得比较可观的销量增长，理想有哪些方向是可以尝试和挑战的？列个单子，供大家讨论。1、大型增程MPV这个在MEGA失利之后，已经有无数人讨论过了，梦想家、GL8插混、腾势D9……这些车的销量表现也很明确的验证了市场需求。现在的问题不是该不该做，而是多久才能做出来……哪怕MEGA销量失利之后马上立项开始研发，估计真正上市最早也得26年了，所以……这是我认为整个23-24年李想最大的战略决策失误，没有之一。MEGA只是一次不成功的尝试，而错过增程MPV，就是个纯纯的战略失误，没有任何狡辩的余地。纯电原教旨主义，害人不浅。2、L6的六座版理想在30万以下区间没有六座产品，这其实是个比较明显的市场空位，零跑C16和理想L6尺寸基本上一 样大，但是C16就可以做六座版，而且上个月的销量已经过万了。在产能瓶颈解决之后，L6完全可以考虑推出6座版本，只不过名字要怎么起可能会有点麻烦，总不能6座的叫L5，而5座的叫L6吧？当然，这不是什么大问题。实际上，L6这款产品，目前的销量还远远没有达到天花板，除了六座之外，本身的舒适性配置也完全可以进一步加强，譬如Pro版本标配冰箱小桌板和220V电源的话，成本并不会增加很多，但吸引力可以比现款进一步提升，就看理想是优先保毛利率还是优先保销量了。大胆预测，在完美情况下，“L6家族”的月销量是可以冲击5万的。3、30万以下的纯电产品首先亮明看法：在2025年，我不看好任何起售价在30万以上、车长超过5米的中大型纯电动产品，哪怕是理想的车也一样。（像SU7Ultra之类的，其实不能算在中大型车的范畴内，而且绝对销量也不会拉到很高）那也就是说，按照尺寸来推算，除了MEGA之外，与L8/L9对标的i8、i9的销量我都是比较怀疑的，唯一可以高看一眼的，应该是跟L6尺寸相当或者略小一号的i6/i7（？）但其实到目前为止，理想i系列当中最便宜的那一款，究竟更接近L6还是更接近L7，这是个没有答案的问题。总之，如果想要让纯电动产品提供比较高的销量贡献，那么先发布价格最 低的那款，才是正确的选择。如果顺序反过来，那么结局很可能生死难料。甚至最坏情况下，MEGA的一幕噩梦重现，也不是太奇怪的事。怕就怕，在明年这三款纯电当中，理想压根就没准备跟L6价位对标的产品。4、L9的商务/企业/行政版不管名字怎么叫吧，说白了就是更加豪华范儿、更加商务路线的L9，M9之所以能获得如此巨大的成功，除了车子本身素质不差以及华为的强力品牌加持之外，有一个很重要的原因，是M9有意识的对标和模仿了迈巴赫的很多设计元素和风格，给消费者带来一个很明确的豪华车的观感，这一点，问界M9做得远远好过理想L9十条街。现在的问题很简单，想要追M9的销量，单纯的软硬件升级是不够的，华为的品牌号召力一时半会没有办法追上，那么，商务范儿要不要学？土豪味儿要不要给？给的话，和家用车的整体品牌定位不符；不给的话，你就算配置上再努力，要反超M9也是难于登天。其实，在拿不准的情况下，单独分出一支奇兵，做一些大胆的尝试也未尝不可……譬如说，是否考虑推出一个L9的五座商务版？（甚至可以和第三方改车公司合作，记得坦克300的赛博版吗？）双色车身配上？豪华范儿轮毂配上？深色商务风内饰配上？实木饰条配上？电动门配上？看看这些要素的添加，能不能打动 中小企业主之类的宜商宜家的客户群。这样的尝试，失败了成本可控，一旦成功的话，大部队可以迅速跟进，打开后续市场空间，可以说是进可攻退可守。在当下的局面当中，这不失为一种可行的选择。5、任何动力方式的轿车/旅行车到目前为止，理想没有轿车，甚至像ET5T、001那样的旅行车，理想也没有，这件事很难评判对错，因为以空间和舒适见长的理想，要如何做一辆空间受限的轿车，确实是个很费脑子的问题。但你要做一家年销量百万级而且主要市场在国内的车企，没有轿车产品，总归是很难想象的。况且，增程式轿车，也并非没有先例。市面上已经有了好几款类似产品了。嗯，期望一款增程或者纯电的旅行车吧，虽然到今天为止我们都没看到过任何谍照，基本上意味着25年不可能有这么个东西了，但，还是列在里面，充个数好了。6、更多的店、更下沉的渠道整个2024年，其实还有一个很多人不太关注，但同样重要的问题：今年，理想的销售渠道的扩张，是远远的低于预期的。3月份的滑铁卢，把整个的销售渠道的扩张节奏彻底打乱了，到现在为止，门店数量都没有突破500家。由此带来的结果是什么呢？在低线市场，理想对于合资产品的销量蚕食的节奏被打断了。9月份，汉兰达加陆放的销量还有一万二你 敢信？XC60这样的车还能一个月卖四五千你敢信？这本来都应该是理想的火力范围，问题是现在你的炮台根本都没架过去，更别说有效的火力覆盖了。如果，理想的目标是打算把汉兰达们、XC60们、包括X3 Q5 GLC的份额抢过来，那么，更多的、更下沉的店，应该是绕不过去的一环。哪怕，短期内这会让利润率承压。最后，一点点个人的吐槽：说实话，我对理想最大的不满，并不是MEGA，任何对新产品新形态的尝试，都不该被指责，哪怕这个过程中犯了很多不该犯的错误，但长远来看终归是有益的。最让我不满的，其实是理想对于利润率的教条式的坚持。甚至，很多时候甘愿为了这样的一个教条，去牺牲唾手可得的市场份额。回想一下，三四月份，如果不是为了保毛利率，L789的改款本来不会有那么大的动荡和波折，整体销量肯定要比现在好很多。哪怕到了现在，L6的产能问题的背后，其实一样可以看到某些对于毛利率的斤斤计较。（产能利用率不足会拉低毛利水平）视角再放宽一点，销售渠道的扩张为什么停滞了？影响净利润恐怕是最大的因素吧？既然手头有超过千亿的现金，既然目前为止公司都还是处于一个盈利的状态，既然竞争对手是华为这样的巨无霸，那为什么不能尽可能的牺牲利润，换取更大的市场份额呢？抢地盘有错吗？利润率比市场份额更重要？比成长更重要？

眼下，理想面临的问题，其实特别特别简单，用五个字足以概括：增长在哪里？一方面，抛开今年的大爆款L6不看，在30万以上市场，L789的销量其实是同比下滑的，尤其是L9目前的销量只有问界M9的一半还不到，市场当然有理由怀疑你后面的增长空间有多大；另一方面，MEGA的失利，以及到目前为止，40万以上的大中型纯电动车的整体销量表现情况，让市场对于理想打造纯电作为第二增长曲线的成功概率，打了一个大大的问号。那么，在即将到来的25年，如果想要获得比较可观的销量增长，理想有哪些方向是可以尝试和挑战的？列个单子，供大家讨论。1、大型增程MPV这个在MEGA失利之后，已经有无数人讨论过了，梦想家、GL8插混、腾势D9……这些车的销量表现也很明确的验证了市场需求。现在的问题不是该不该做，而是多久才能做出来……哪怕MEGA销量失利之后马上立项开始研发，估计真正上市最早也得26年了，所以……这是我认为整个23-24年李想最大的战略决策失误，没有之一。MEGA只是一次不成功的尝试，而错过增程MPV，就是个纯纯的战略失误，没有任何狡辩的余地。纯电原教旨主义，害人不浅。2、L6的六座版理想在30万以下区间没有六座产品，这其实是个比较明显的市场空位，零跑C16和理想L6尺寸基本上一 样大，但是C16就可以做六座版，而且上个月的销量已经过万了。在产能瓶颈解决之后，L6完全可以考虑推出6座版本，只不过名字要怎么起可能会有点麻烦，总不能6座的叫L5，而5座的叫L6吧？当然，这不是什么大问题。实际上，L6这款产品，目前的销量还远远没有达到天花板，除了六座之外，本身的舒适性配置也完全可以进一步加强，譬如Pro版本标配冰箱小桌板和220V电源的话，成本并不会增加很多，但吸引力可以比现款进一步提升，就看理想是优先保毛利率还是优先保销量了。大胆预测，在完美情况下，“L6家族”的月销量是可以冲击5万的。3、30万以下的纯电产品首先亮明看法：在2025年，我不看好任何起售价在30万以上、车长超过5米的中大型纯电动产品，哪怕是理想的车也一样。（像SU7Ultra之类的，其实不能算在中大型车的范畴内，而且绝对销量也不会拉到很高）那也就是说，按照尺寸来推算，除了MEGA之外，与L8/L9对标的i8、i9的销量我都是比较怀疑的，唯一可以高看一眼的，应该是跟L6尺寸相当或者略小一号的i6/i7（？）但其实到目前为止，理想i系列当中最便宜的那一款，究竟更接近L6还是更接近L7，这是个没有答案的问题。总之，如果想要让纯电动产品提供比较高的销量贡献，那么先发布价格最 低的那款，才是正确的选择。如果顺序反过来，那么结局很可能生死难料。甚至最坏情况下，MEGA的一幕噩梦重现，也不是太奇怪的事。怕就怕，在明年这三款纯电当中，理想压根就没准备跟L6价位对标的产品。4、L9的商务/企业/行政版不管名字怎么叫吧，说白了就是更加豪华范儿、更加商务路线的L9，M9之所以能获得如此巨大的成功，除了车子本身素质不差以及华为的强力品牌加持之外，有一个很重要的原因，是M9有意识的对标和模仿了迈巴赫的很多设计元素和风格，给消费者带来一个很明确的豪华车的观感，这一点，问界M9做得远远好过理想L9十条街。现在的问题很简单，想要追M9的销量，单纯的软硬件升级是不够的，华为的品牌号召力一时半会没有办法追上，那么，商务范儿要不要学？土豪味儿要不要给？给的话，和家用车的整体品牌定位不符；不给的话，你就算配置上再努力，要反超M9也是难于登天。其实，在拿不准的情况下，单独分出一支奇兵，做一些大胆的尝试也未尝不可……譬如说，是否考虑推出一个L9的五座商务版？（甚至可以和第三方改车公司合作，记得坦克300的赛博版吗？）双色车身配上？豪华范儿轮毂配上？深色商务风内饰配上？实木饰条配上？电动门配上？看看这些要素的添加，能不能打动 中小企业主之类的宜商宜家的客户群。这样的尝试，失败了成本可控，一旦成功的话，大部队可以迅速跟进，打开后续市场空间，可以说是进可攻退可守。在当下的局面当中，这不失为一种可行的选择。5、任何动力方式的轿车/旅行车到目前为止，理想没有轿车，甚至像ET5T、001那样的旅行车，理想也没有，这件事很难评判对错，因为以空间和舒适见长的理想，要如何做一辆空间受限的轿车，确实是个很费脑子的问题。但你要做一家年销量百万级而且主要市场在国内的车企，没有轿车产品，总归是很难想象的。况且，增程式轿车，也并非没有先例。市面上已经有了好几款类似产品了。嗯，期望一款增程或者纯电的旅行车吧，虽然到今天为止我们都没看到过任何谍照，基本上意味着25年不可能有这么个东西了，但，还是列在里面，充个数好了。6、更多的店、更下沉的渠道整个2024年，其实还有一个很多人不太关注，但同样重要的问题：今年，理想的销售渠道的扩张，是远远的低于预期的。3月份的滑铁卢，把整个的销售渠道的扩张节奏彻底打乱了，到现在为止，门店数量都没有突破500家。由此带来的结果是什么呢？在低线市场，理想对于合资产品的销量蚕食的节奏被打断了。9月份，汉兰达加陆放的销量还有一万二你 敢信？XC60这样的车还能一个月卖四五千你敢信？这本来都应该是理想的火力范围，问题是现在你的炮台根本都没架过去，更别说有效的火力覆盖了。如果，理想的目标是打算把汉兰达们、XC60们、包括X3 Q5 GLC的份额抢过来，那么，更多的、更下沉的店，应该是绕不过去的一环。哪怕，短期内这会让利润率承压。最后，一点点个人的吐槽：说实话，我对理想最大的不满，并不是MEGA，任何对新产品新形态的尝试，都不该被指责，哪怕这个过程中犯了很多不该犯的错误，但长远来看终归是有益的。最让我不满的，其实是理想对于利润率的教条式的坚持。甚至，很多时候甘愿为了这样的一个教条，去牺牲唾手可得的市场份额。回想一下，三四月份，如果不是为了保毛利率，L789的改款本来不会有那么大的动荡和波折，整体销量肯定要比现在好很多。哪怕到了现在，L6的产能问题的背后，其实一样可以看到某些对于毛利率的斤斤计较。（产能利用率不足会拉低毛利水平）视角再放宽一点，销售渠道的扩张为什么停滞了？影响净利润恐怕是最大的因素吧？既然手头有超过千亿的现金，既然目前为止公司都还是处于一个盈利的状态，既然竞争对手是华为这样的巨无霸，那为什么不能尽可能的牺牲利润，换取更大的市场份额呢？抢地盘有错吗？利润率比市场份额更重要？比成长更重要？