独立储能如何在山东电力市场化交易中获益？ 10月20日，山东省能源局在答复储能电站的收益相关问题指出，仅独立储能可参与山东省电力市场化交易。 提问： 建立一个100MW，2小时的储能电站，在电力市场化交易平台上，如何获得价差收益和容量补偿？价差收益是否与储能租赁的比例有关系？容量补偿的收益和储能租赁的比例有关系吗？ 山东省能源局答复： 目前，根据山东能源监管办等部门印发的《山东省电力现货市场交易规则(试行)》，仅独立储能可参与我省电力市场化交易。 一、关于价差收益说明。独立储能电站采取报量不报价的方式参与电力现货市场，在竞价日12:00前，通过山东电力交易平台申报运行日96点自调度曲线，按照申报信息参与日前现货市场出清，电力交易系统在获取运行日的日前市场出清数据后，形成分时结算电价，储能电站通过低谷电价时段充电，高峰电价时段放电获取价差收益。 二、关于容量补偿说明。根据《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行有关工作的通知》（鲁监能市场〔2022〕34号）精神，独立储能电站日发电可用容量=(储能电站核定充电容量/2)×K/24，K为储能电站日可用等效小时数，包括电站运行状态、备用状态下的小时数(初期电化学储能电站日可用等效小时数暂定为2小时，空气压缩储能等根据实际运行情况认定)。 三、价差收益和容量补偿收益与租赁比例没有关系。

虚拟电厂，它不是电厂 前段时间参加一个虚拟电厂讨论会，某电网的调度专家说：虚拟电厂如果不能接受调度直控，就不叫虚拟电厂了。 谈到这个直控资源的价格机制时，这位专家又说：未来需要建立更完善的市场机制，光靠电网补贴也不能持久。 狭义的虚拟电厂，就是调度眼中的虚拟电厂，必须能AGC，具备毫秒-秒的响应能力，前提是辅助服务市场的一二次调频产品价格足够高。 更多的人在讨论的，是广义的虚拟电厂，就是负荷侧一切可以被调节的资源，进行一次逻辑上的抽象，然后形成不同时间颗粒的服务品类。 这玩意就非常类似金融市场的衍生品交易，比如CDO，就是把信用等级不同的负债重新打包，形成若干个新的资产交易品种。 说得更通俗一点，就是把红萝卜、紫萝卜、白萝卜切片打包，变成“群英荟萃”。 所以虚拟电厂的逻辑，大概就是如下： 虚拟电厂分为一次侧和二次侧： 一次侧就是负荷侧的所有可调节资源，以分布式、海量、分散、小额、高频交互为主要特征，需要通过虚拟电厂的技术平台进行连接，并形成一次侧的商业模式，这个商业模式不是虚拟电厂，而是将虚拟电厂的远期商业价值，内化并打包为“能源管家”或者“综合能源的服务”。 举个例子，某发电集团的营销人员到电力用户企业去推广“虚拟电厂”，问客户能否把可调节负荷资源开放出来，客户的问题是： 能给多少钱？如果不给钱也行，少停点电行么？ 这位电厂的营销人员无法回答。 个人认为，一次侧商业模式的实现和落地，是制约虚拟电厂发展的最根本原因，因为如果没有一次侧，也就是电力用户的配合与协同，虚拟电厂就是无本之木。因为客户要的不是虚拟电厂，而是能源经济、安全和绿色。 虚拟电厂很像互联网商业模式，就是羊毛出在猪身上，让狗来买单，前提是： 你得让猪配合你薅羊毛。 互联网红们为了薅猪的羊毛，已经口口声声的“家人们，我给你们带福利了”。 所以这个福利才是核心，至少目前一度电几块钱的福利，客户是不认可的。 光伏的零碳效应算是，但这个福利还是不够大。 二次侧，虚拟电厂把不同的资源进行抽象，形成时间颗粒度不同的虚拟产品，从毫秒级到天级，然后卖给不同的采购方。时间颗粒度越小，价格必然越高，对资源的要求，以及虚拟电厂的管控能力也越强。 二次侧最大的问题，就是市场机制不够成熟，采购方不够多，采购价格给不了很高。所以虚拟电厂在未来很长一段时间内，都需要在经济性不足的情况下运行，至少未来3-5年内，一度电10块钱绝对不是常态。 萝卜虽然脆，还得配上188一杯的宫廷玉液酒。 那么虚拟电厂的商业逻辑，就应该是深耕一次侧的用户服务，并尽可能地汇聚资源，先打通一次侧的用户商业模式，然后期待二次侧的交易成熟。 而不是把宝压在二次侧的虚拟电厂服务价格和产品上。 从这个角度看，虚拟电厂更像是一种资源管理和运营服务，而不是单纯的投资建设一个电厂。 这个逻辑与综合能源服务是一致的，我始终认为综合能源是一种运营服务，而不是一种投资驱动的业务。 某综合能源大厂在换帅以后，大幅改变了原有的业务逻辑，从投资业务主导，调整为服务业务主导，原因也很简单： 与主业资产比，综能投资业务大部分的现金流太差。 所以不能用电厂建设的思维去理解虚拟电厂，它是一种服务和运营业务，不是投资建个“虚拟电厂数字化平台”，然后想办法拉一堆光储充进来。 更重要的是贴合用户的生产需求，形成负荷侧资源管理，否则你拉进来也没用。 对客户来说，多用一度电产生的经济价值，商誉价值，远远比少用一度电获得的经济补偿多得多。 服务客户，汇聚价值，这才是虚拟电厂的正确打开方式。

中国新能源发电技术在世界上是“魔幻般的存在” 不知不觉，2022年已经接近尾声。将时间倒退到两年前，“双碳”目标刚刚提出不久，正成为全国乃至全世界热议的话题。双碳的宏伟蓝图，不仅令国人振奋，更令世界期盼。 作为中国向世界做出的郑重承诺，“双碳”目标该如何在复杂多变的外部环境中顺利实现？如何将可持续发展理念进一步深入到我国生态优先、绿色低碳的高质量发展之路？真正落实到行动上，每个人又该如何为实现“碳达峰”贡献自己的一份力量？“双碳”背景下，又会催生哪些产业新机？中国社科院学部委员、国家气候变化专家委员会委员潘家华，就上述业界关心的话题展开深入讨论。 在潘家华看来，从2010年我国减碳事业开始提速，再到2015年基本完成布局，以及到2018年，国内风力发电、光伏发电、电池技术就已经在世界上处于独领风骚的地位，变化之快，是世界上任何一个国家都无法匹敌的，而这种发展，用潘家华的话来讲，“在世界上是魔幻般的存在。”他以此前提出的“到2030年非化石能源的占比从20%提至25%”举例，“2021年全年我国能源消费总量52.4亿吨标准煤。50亿吨标煤，一个百分点，那就是5000万吨。5000万吨是一个什么概念呢？世界上第一大水力发电站三峡水电站在2020年全年的发电量才相当于节约了3000万吨标煤。因此你说五个百分点，那是多少个三峡啊！”站在这一角度，潘家华认为，我们通过发展风力和光伏以实现非化石能源占比的提升，意义重大。此外，他还指出，我们之所以有提出“双碳”目标的底气，还在于技术进步带来的成本下降。“在过去十年里，也就是2019年、2020年相对于2011年比较，光伏发电的成本几乎是下降了90%，风力发电的成本也下降了几乎是2/3，这在历史上，没有哪样一项技术，能够在短短的十年时间里边，成本下降得这么快。”基于此，潘家华对“双碳”目标的如期实现格外乐观。“凭借这样的爆发力，再加上风电、光伏发电、电池技术。碳中和不就 实现了吗？所以从这意义上来讲，我还是非常乐观的，我们会提前，而且还会提前很多时间实现碳中和。”除了对“双碳”顺利实现的预测外，潘家华还对欧盟此前提出的“碳关税”方案进行了解读。他表示，碳关税很长一段时间以来都在发达国家的政策工具箱里，就像“胡萝卜和大棒”般的存在，但一直挥舞着，也没有挥下来。究其原因，他认为，“碳关税”只不过是发达国家用来维护自身利益的手段。“举几个例子：一个就是2018、2019年的时候，我们围绕限制高耗能产品的出口，对焦炭进行了限制，于是欧盟不干了，因为他需要，所以他就不搞所谓的碳关税了。另一个例子，我们的光伏组件，在2012、2013年的时候，都已经在世界上具有非常大的竞争优势，结果欧美联手搞所谓的‘双反’——反倾销、反补贴。”在潘家华看来，“碳关税”只不过是发达国家的借口而已，“很多情况下，‘挂羊头卖狗肉’的事可多了”，也正因如此，他认为无需把“碳关税”过于当真，更没必要恐惧。除此之外，潘家华还指出，从积极的一面看，“碳关税”在客观上对中国乃至全球的碳中和都起到了促进作用。“我们应该看到这个政策对我们能源转型的倒逼，从某种意义上看，对我们的污染控制和资源保护还是有利的。不仅如此，我们要走向非洲、东南亚， 我们也必须要是零碳、低碳，这才在一个道义的制高点。所以我们要看到它积极的这一面。”潘家华进一步谈到，“碳关税还会成为我们的武器。我们现在零碳产业的产能和产品，是经历过任何检验的，是最有竞争力的。那么将来在国际贸易中，我们还会把碳关税的旗子举起来，用我们的零碳的产品，来引领国际贸易，来规范国际贸易。所以我们一定要有这样一种认知和信心，不要把碳关税看得那么恐怖，对这个问题我也是很乐观的。” 1问：双碳目标提出至今已有两年，您如何评价这两年以来政策推进的效果？您觉得这两年来，大众及企业对于碳的认知是否已经发生了变化？ 潘家华：2020年9月，在第七十五届联合国大会上，中国提出双碳目标，也就是2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和。应该说当时这个宣誓提出来以后，不仅仅是国际社会感觉到震惊，国内包括我们学界，也都感觉到。我们说“提振气候雄心”，这可不是一般的雄心，是超出预期的雄心。然后在这个表述以后，就把我们的路径给展现出来了。那么这个路径是什么？就是要在2030年，我们的风、光，就是风力发电和光伏发电的装机，到12亿千瓦时。那么这一下就明确了，我们要做的就是要把零碳的可再生能源的装机和发电能够提振上来，这样就可以替代并能挤出化石能源，所以这是一个非常明确的路径。第二个路径，就是把我们2030年非化石能源的占比，从2015年占比20%提到了25%。你要知道中国的能源消费总量，在世界上是一个巨量的存在，占全球能源消费总量的1/4。2021年全年我国能源消费总量52.4亿吨标准煤。50亿吨标煤，一个百分点，那就是5000万吨。5000万吨是一个什么概念呢？世界上第一大水力发电站三峡水电站，2020年全年发电量才相当于节约了3000万吨标煤。因此你说五个百分点，那是多少个三峡啊！所以从这个意义上讲，我们通过发展“无限风光”来实现非化石能源占比的提升，意义重大。那么为 什么我们可以在这个时候向国际社会明确宣誓要大力发展风光呢？这个道理就在于，我们应该说从2000年开始，到2010年我们在提速，到2015年，我们就已经有基本上的这样一个布局了。那么到了2018年，我们的风和光，在世界上都已经是属于独领风骚的地位了。我们的装机，我们的产能，我们的发电，水能，应该说一直都是世界一个巨无霸的存在。那么我们的风光（技术）上来以后，很显然，因为我们以前不敢做承诺，风电成本太高，光伏发电成本太高，而且还没形成产能。那么到了2018年以后，你要知道2018年，咱们中国企业在中东沙特的报价，就是一毛五分钱一度电，那比煤电要便宜多了，比什么都便宜，所以我们就有这样一个底气了。我们的风力发电，你要知道风力发电和光发电在过去十年里，也就是2019年、2020年相对于2011年比较，光伏发电的成本几乎是下降了90%，风力发电的成本也下降了几乎是2/3，这在历史上，没有哪样一项技术，能够在短短的十年时间里边，成本下降得这么快。这些我们就有底气了，而且这个底气还不仅仅是属于我们风、光，还在于我们的电池的技术。我们动力电池，你看宁德时代，就这一家，它的产能就占了世界的几乎的1/3。我们的纯电动汽车是一个什么样的存在？我们现在 这个产能绝对世界第一，不仅仅世界第一，几乎占领世界全球纯电动汽车产能的60%。而且我们全球纯电动公交车，按照联合国所做的一些数据的统计，我们是占了全球纯电动公交车的98%。那么这样，按理说煤我们可以用风光来替代，油，如果纯电动汽车能够替代燃油汽车的话，那我还要油干什么啊？那么这样来看，煤我们可以“无限风光”，交通可以用电来替代，那么这样一来，我们就认准了方向往前走。而且我们现在这个产能和技术，在世界上都是一个魔幻般的存在，这魔幻般的存在，我们以前几乎是没有的。现在我们太阳光伏组件，单晶硅，多晶硅，占世界的产能都是在85%以上，像硅片是90%以上。我们的风力发电机，以前我们基本上也没有什么，但是现在全球十大风力发电机的制造商中国占了六家。动力电池，全球十大电子生产商中国占了六家，宁德时代一家几乎是三分之一。我们的汽车，都是属于巨无霸的央企，一汽、二汽、上汽，全部是外资合作。即使我们说特斯拉也很厉害，但是特斯拉的电池都是宁德时代的电池。我们现在（的优势）不仅仅是在风光和电池，从生产到消费是全方位的，而且现在发现，我们是在切换赛道。以前我们是化石能源的跑道，现在我们切换到了零碳的可再生能源的赛道。这个赛道 里就业更多。我们以前煤，基本上都是属于资本密集型机械开采，不用劳动力，没有几个矿工。油，我们就只是掏钱买，哪有就业啊？天然气基本上也是属于这样。但是我们现在风，风机的生产是个长的产业链，它有钢铁，有铝合金，各种铜，很长的产业链，制造、运输、安装、维护......多长的产业链啊！而且可再生能源跟化石能源根本的区别在哪呢？化石能源是点状分布的，就容易被资本垄断，形成一种地缘控制。但是我们现在“风光无限”，哪儿都有，谁能够一手遮天？没人能够一手遮天。所以这样的话，我们可以想在哪开发就在哪儿开发。而且我们原来整个西北地区都是戈壁荒漠，感觉那个地方就没什么用。现在几百平方公里，上千平方公里的光伏开发，动辄就是千万千瓦的，百万千瓦现在好像都不是什么大规模的。那么这样，能源安全是不是有保障了？所以这是第一个区别，就是它这样一种相对于的化石能源这样一种地缘的集中、地缘的垄断和地缘的控制的能源，相对来讲有安全保障的能源。这是可再生能源跟化石能源的第一个区别。第二个重要的区别在哪？化石能源相对来讲只是单一的一个技术，相对来讲就是那么几项，高度资本密集的技术，一招鲜可以吃遍天啊！但是现在你看可再生能源，水电、风电、 光伏，还有我们的生物智能发电是全面开花。它不是属于一项技术一垄断，那样你就卡脖子了，我们现在风光、水、生物智能，而且是全产业链的，还有电池，所以它不是一个单一技术，这是多长的产业链，多大的就业面啊！所以这是第二个区别，就是不是一个单一技术，而是全面的多项的这么一种技术。然后再说现在的可再生能源技术。以前我们所有的技术都是叫什么？都是叫跟跑，都是跟着别人对标。现在在风光、电池领域里，我们不是属于跟跑，也不是属于对标，我们现在就是引领。你看我们现在光伏发电的转换效率，就把太阳辐射能转变成为电能的效率，在2010年前后也就只有16%，即把太阳辐射能16%的能量转换成为电能，现在中国在世界上绝对是领头羊，我们现在可以做到26%。我们现在的风机单机产能也都是在5.5个千瓦、8个千瓦，当然电池就更不用说了，也都处于领跑状态。所以这么一看，零碳就是我们的机遇所在，这并不是所谓的“弯道超车”，弯道超车是有风险的，容易翻车，而我们现在是切换赛道——“你们走那条路走去吧，我们换到另外一个赛道”。清洁的、干净的，而且可以走向未来的，而且很廉价的（可再生能源赛道）。这个对于老百姓来讲是什么概念？我举一个简单例子，就是我们现在的纯电 动汽车。因为以前存在续航里程的问题、电池衰减的问题，还有舒适度的问题。那么现在你看纯电动汽车提速的时间，远远要比燃油汽车快。纯电动汽车续航的里程，现在少则400公里，多则可以到600公里，甚至现在有上千公里的，所以这个已经不是任何问题了。那以前我们是没有充电桩的，它都有一个过程，燃油汽车的加油站也是经过漫长的时间，逐渐加密建起来的，我们现在充电桩也在这样一个过程中。关键是什么，关键我们现在纯电动汽车跑100公里，也就用12、13度电，按照相关规划，要在2025年每百公里行驶里程耗电12度。12度电我们现在一般的来讲，不会超过三毛钱一度电，一般是在两毛钱以内，低的可以在一毛钱。因为有其他的土地的租金，各种其他的税、费很多，但是真正的生产费用也就只有两毛钱不到。那如果我们说两毛钱一度电，100公里，两块五毛钱，可以跑100公里。燃油汽车呢，燃油汽车现在至少也得要6个油、8个油。100公里，我们就算按照8升算，可能在城里面跑还要更多，八块钱一升，64块钱。我们想，我们现在按照统计年鉴中的统计数据，中国14亿人口人均每个月可支配收入在1000块钱左右的，还有6亿人。100块钱一个月，我们一个月跑1000公里，这要640公里的油钱，但是我们现在如 果用电1000公里多少？25块钱。那对于贫困的低收入的人群来讲，那是不是一种福祉的增加，对于富人来讲，经济学有一个概念叫收入效应，整个预算是一定的，把这个钱的成本降低了，是不是可以用在更多的其他的消费，那么消费者的福祉是不是提升了？那么当然更不用说，纯电动汽车没有噪音，没有污染，对不对？所以这些大家实实在在都感受得到。 2问：今年10月，国家能源局印发的《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》中，很多细节里都提到了“能源标准化”。您认为在能源标准化的问题上，我们目前面临哪些困境？一个完善的能源标准化的体系制定，应该在哪些方面进行哪些努力？

新能源配储能，“经济账”怎么算？ 当前我国储能正呈快速多元化发展趋势。与此同时，成本高企、缺乏可持续商业模式仍是困扰行业的主要难题。 新能源配储能“经济账”应该怎么算？ 储能正从电网“可选项”变为“必选项” 在今年迎峰度夏能源保供的关键期，新型储能电站江苏金坛盐穴压缩空气储能电站发挥了积极作用。这也是江苏新型储能技术参与电网柔性调节的新实践。这座储能电站的一期工程于今年5月26日正式投运，发电装机容量6万千瓦，储能容量30万千瓦时，能够为金坛本地电网的高峰支撑1/20左右的尖峰负荷，为电网低谷调峰做出6万千瓦的贡献。 江苏电网日最大峰谷差达2900万千瓦，占火电装机的30%。而江苏电网目前不参与调峰的清洁能源装机超过3000万千瓦，占比约30%。新能源的快速发展以及电网安全稳定运行的需求使得储能的重要性日益凸显。 据专家介绍，当风电、光伏发电等间歇性可再生能源占比在15%到25%之间时，就会对电网安全性和稳定性带来较大冲击；占比在25%到50%之间，对电网解决高比例新能源消纳能力和稳定性都将带来更多挑战，需要配置储能以应对电源端和负荷端的随机变化。 江苏电网对储能的需求是全国电网的一个缩影。国家能源局数据显示，今年1至7月，全国可再生能源新增装机6502万千瓦，占全国新增发电装机的77%；全国可再生能源发电量1.52万亿千瓦时，占全国发电量的31.8%。 随着需求快速增长，储能发展也步入“快车道”。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会不完全统计，截至目前，今年所投运的新型储能项目共有102个，总装机容量966兆瓦。其中，电化学储能项目共94个，装机容量881兆瓦，占总装机容量的92%。而根据国家能源局此前公布的数据，截至2021年底，我国新型储能规模超过400万千瓦。两组数据对比之下，储能增速之快可见一斑。 新能源企业配储“经济账”仍不好算 然而，蓬勃增长的数据背后，产业发展仍存难题。 许多新能源企业配储能是迫于地方政府强制配储的要求，为了让旗下的新能源项目能够顺利落地。“我要配储”的意愿不强，也缺乏确保储能电站和电网有效对接的积极性。 这就好比家里算账，总要有‘进项’和‘出项’。对于很多新能源企业来说，配储面临的问题是只有‘出项’，没有‘进项’，储能现阶段只是作为一个成本项存在。而近两年原材料价格持续走高，让这个“出项”的成本不断上行。储能各技术路线不同，成本也不一样，受电芯及原材料上涨等因素影响，目前我国电化学储能系统成本上行至每瓦时1.6元到1.9元，储能电池及系统企业毛利率普遍大幅下滑。宁德时代此前发布的中报显示，今年上半年，公司储能系统毛利率为6.43%，比上年同期减少30.17%。以碳酸锂为代表的原材料价格大幅上涨，对公司成本形成较大压力。 据业内人士测算，当我国电化学储能系统成本每瓦时1.8元时，电池单次循环成本约为每千瓦时0.7元，这意味着峰谷价差在每千瓦时0.7元以上，用户侧配储才有利可图。就新能源企业而言，若按15%配储，意味着发每度电增加了1毛钱成本。 此外，电化学储能的寿命一般为10年，跟光伏电站25年左右的寿命是不匹配的，如果光伏电站和储能电站是同期开工，我们会面临电池部分更换或者全部更换的问题，这也会抬升成本。 商业模式困局 尚待多点突破 要算好储能的“经济账”，应该从新型电力系统的角度去综合考虑，计算储能带动新能源项目落地并网给企业及电力系统带来的绿色价值。通过技术创新和产业协同，降低储能系统全生命周期的使用成本。 以江苏省为例，相比电池储能，压缩空气储能具有容量大、寿命长（约为电池的3倍）、安全性高、全生命周期单位容量投资低（约为电池的1/3）的优势，且没有后续处理的环保问题。江苏金坛地区盐穴资源理论上可以建设4000兆瓦压缩空气储能电站，而全国目前已利用的盐穴40多个，仅占总量的0.2%，可利用空间巨大。金坛盐穴压缩空气储能试验示范项目的成功投运，标志着技术革新让储能多元化发展成为可能。 要推动新型储能规模化大容量发展。新型储能尚处于不断探索创新阶段，在以科技创新推动降本增效的同时，应关注应用场景。新型储能的分布式发展主要适用于终端用户侧。伴生新能源基地式集约开发和快速发展要求，规模化的压缩空气储能、有安全保障的电化学储能集中式布局以及共享储能商业模式等将是供给侧新型储能高质量发展的基本路径。此外，储氢（氨）、储热（冷）等非电储能方式，在突破技术瓶颈后，也有望创造储能行业新业态。 总体来看，目前我国储能商业模式主要依靠峰谷电价差获利。其他商业模式仍在积极探索中，多是在区域性地方示范项目运行中依托容量电价和现货市场方式获取一定盈利空间。要真正实现储能商业模式的突破，还需要在并网与调度、电价、虚拟电厂、共享储能和独立储能运营等方面进一步探索。

拥硅为王 光伏产能的快速扩张，正推动产业链供给瓶颈加速向上游切换。作为光伏产业链的三个重要环节，多晶硅、硅片、光伏玻璃源头都是“硅”，伴随三个环节产能的高速扩张，对上游硅材料需求大幅提升。然而，受限于矿产资源有限且扩产周期较长，硅资源供给不能完全匹配下游需求，已然成为光伏行业的下一个“卡脖”环节，成为企业争相布局的下一个风口。 工业硅 作为当前光伏供应链矛盾最突出的环节，硅料价格是市场最关心的热点之一。然而，随着新、老企业的加速投产，硅料产能正逐步释放，“供给瓶颈”逐渐向上游工业硅转移。 根据工信部发布的工业硅行业运行情况，2021年，受光伏产业需求拉动，国内工业硅消费量186万吨，同比增长12.7%。其中，553冶金级工业硅均价为22590元/吨，同比上涨108%。作为多晶硅的主要原料，工业硅约占总成本28%，其价格的翻涨，让多晶硅企业倍感成本上涨压力。 综合中国光伏行业协会的预测，若2022年全球新增装机容量为210GW，光伏对应工业硅需求为88万吨，就工业硅270万吨的预计总产量来看，总的工业硅缺口达30万吨；若2023年全球光伏新增装机容量达240GW，预计整个工业硅供应缺口约达70万吨。也就是说，如果没有充足的工业硅原料作为保障，一旦硅料企业产能集中释放，或将出现因原料供应不足而限制生产的现象。 在上游原材料供给不足及涨价预期下，越来越多的硅料企业“杀入”上游工业硅环节，大幅扩产。，自去年以来硅料企业已在上游领域规划了259.5万吨工业硅产能。 从投资企业来看，不仅有特变、协鑫、大全等多晶硅龙头企业，也不乏如合盛硅业、东方希望等跨界而来的各环节龙头企业，甚至还有陕煤集团这样实力雄厚的国企。 以上扩产大军中，一部分企业出于保障原材料供应的考虑外；在对全产业链投资的企业中，也有部分企业因地方政府很难单独审批无下游转化的工业硅扩产项目，因此选择投资光伏全产业链。 硅片坩埚用高纯石英砂 光伏原料带来的供给“新瓶颈”不仅体现在多晶硅环节。作为硅石矿的一种，高纯石英砂是生产硅片坩锅的主要原料。近两年，硅片端在超750GW猛烈扩产潮下，产能集中释放，由此令熬制硅片用的石英坩埚一度出现供应短缺。与此同时，进口高纯石英砂价格也从年初4万元/吨飞涨至6万元/吨，涨幅高达50%，被市场认为是光伏产业链下一个“卡脖”环节。 目前，全球高纯石英原料矿资源高度集中且极为稀缺，能够批量供应高等级太阳能用高纯石英砂的企业主要以尤尼明、TQC、石英股份等为主。其中，尤妮明和TQC近年扩产意愿不强，产能增量主要以石英股份等为主。对应到供给端，考虑产能爬坡18月以上，短期供需短缺难改善。据机构测算，2022年~2024年，全球光伏坩埚原料高纯石英砂需求量分别为6.75万吨、8.96万吨、11.00万吨，供需缺口将分别达到0.45万吨、1.36万吨、2.05万吨。 值得一提的是，随着硅片向大尺寸、N型迈进，为保证拉晶品质、使用寿命和安全生产，所对应进口高纯砂用量比例愈发提高；意味着在今后数年内，高品质石英砂供应将成为制约硅片产能的关键卡脖环节之一，“拥砂为王”将愈演愈烈。 在此趋势之下，龙头硅片企业则纷纷通过锁定与供应企业紧密的合作关系，保证坩锅供应。 目前，国内主要坩锅企业有江阴龙源、宁夏晶隆、欧晶科技、阳光硅谷电子科技有限公司。其中，江阴龙源、欧晶科技是中环股份石英坩埚的供应商。值得关注的是，在TCL中环的加持下，欧晶科技近期即将登陆A股资本市场，成为“石英坩埚第一股”。欧晶科技计划上市募资后，对部分现有太阳能级石英坩埚及其他石英制品生产线升级改造，扩大高品质石英制品的生产规模。 宁夏晶隆石英是隆基绿能的石英坩埚供应商，此外丽江华品石英制品有限公司也是隆基单晶硅棒项目的配套企业，生产的石英坩埚直接供给隆基用于拉制单晶硅棒。今年3月，江华品石英新增2条生产线，进一步提升产能。 阳光硅谷电子科技有限公司是晶澳太阳能有限公司的全资子公司。 光伏玻璃用石英砂 不同与硅片坩锅对石英砂高纯度要求，光伏玻璃用石英砂，要求铁含量小于等于150ppm(百万分之一,为砂粒等级)，目前，只有优质脉石英可以通过传统选矿技术能达到此要求。而当优质稀缺资源“撞上”光伏玻璃激进扩产潮，供需趋紧趋势下，价格一涨再涨。数据显示，安徽省低铁石英原矿平均含税价格从2020年的160元/吨上升至2021年的200元/吨，增幅达25%。 在光伏玻璃生产成本结构中，直接材料所占比重约为40%，而低铁超白石英砂作为重要原材料之一（在原料成本中占比约25%），仅次于燃料成本。对于依赖于规模效应，比拼成本的光伏玻璃行业来说，优质、低价、稳定的原料供应将成为牵制光伏玻璃企业未来竞争力的主要因素之一。 巧妇难为无米之炊，在光伏玻璃企业持续性投产高峰下，为提高石英砂自给率，光伏玻璃企业开启扎堆“扫矿”模式。今年7月，光伏玻璃龙头福莱特以最高报价33.8亿元，竞得安徽省凤阳县灵山-木屐山矿区新13号段玻璃用石英岩矿24年的采矿权，此矿区的玻璃用石英岩矿资源量达11700.5万吨。而仅在5个月前，福莱特刚刚宣布完成收购大华矿业100%股权和三力矿业100%股权。 同月，南玻A合资公司参与安徽省凤阳县灵山-木屐山矿区新16号段玻璃用石英岩矿采矿权竞拍，以9.3亿元竞得15年(含基建期6个月)采矿权。此矿资源储量玻璃用石英岩矿累计查明3091.91万吨，夹石及剥离物累计查明406.10万立方米，设计开采规模为200万吨/年。 6月中下旬，安彩高科发布公告称，收购景陆松及其一致行动人持有长治市正庆合矿业有限公司的控股权及该公司采矿区域内相关资产。长治市正庆合矿业拥有石英岩矿采矿许可证，开采矿种石英岩，矿区面积0.0853平方公里，保有储量123.41万吨，生产规模10万吨/年。 此外，光伏玻璃“新兵”也瞄准硅砂资源，加入抢矿混战。旗滨集团2021年在湖南资兴建设年产57.6万吨的超白石英砂生产基地；2022年3月在马来西亚沙巴州建设年产120万吨超白石英砂矿产线，总投资8.5亿；4月，在云南昭通投资10.8亿元建设光伏玻璃配套石英砂生产基地。 海螺水泥在安徽凤阳县投建光伏产业园，计划投资包括石英岩矿山和深加工、光伏玻璃生产、光伏组件、太阳能发电等，打通产业链。 当下，向上游拓展已经成为行业发展的新趋势。然而，值得关注的是，随着产能集中，在未来激烈的价格竞争下，将成为企业坚实“护城墙”还是“沉重的包袱”呢？

绿电调节模式——虚拟电厂强势来袭 继储能赛道一路飘红后，另一绿电调节模式——虚拟电厂强势来袭。 资本市场上，虚拟电厂概念股在2022年前三季度走强，同时北半球多国因“高烧”天气导致用电负荷连创新高而引发的“能源困境”，更是为虚拟电厂的热度添了一把薪柴。 就在国内虚拟电厂火热的同时，美国的特斯拉近期也投下重注，以超过5万个Powerwall储能电池，让北加州的虚拟电厂业务扩展至该州的南部地区。当存在供电短缺时，Powerwall每向电网输送1千瓦时电，注册用户可获得2美元补偿。虚拟电厂在国内和国际资本市场的表现，可谓赚足了眼球。 不过，业内人士对虚拟电厂的“火”持不同态度。一些人认为虚拟电厂可以有效缓解电力供需矛盾，对传统电网提供有力补充；另外一些人则认为目前虚拟电厂资本概念存在泡沫化，尚处于空中楼阁，“虚”的程度有多少，不得而知。 虚拟电厂究竟是真“火”还是过度追捧，一定程度上要从其发展历程来看。虚拟电厂并不是一个新概念。早在2001年，欧洲各国就开始开展以集成中小型分布式发电单元为主要目标的虚拟发电厂研究项目。在我国，虚拟电厂的相关概念于2019年前后出现在相关二级市场。当时尚处于发展初期，受制于应用场景影响，并未在二级市场激起太多水花。 近年来随着新型能源强势崛起，光伏、风电、氢能等清洁能源快速成长，虚拟电厂的作用越发凸显。作为“看不见的电厂”，虚拟电厂是通过先进信息通信技术和软件系统等数字化手段，将不同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。 简而言之，虚拟电厂相当于电力“大脑”，来调节供需平衡，其后续技术越先进越完善，转换效率提升幅度就越大。此外，虚拟电厂的灵活性与可扩充性也是传统电厂所无法比拟的。今年以来，国家和各地方相继出台各项政策支持虚拟电厂发展。目前，国内已建成多个大型虚拟电厂试点项目，分布在河北、江苏、浙江、广东、上海等多个地区。 面对虚拟电厂盛宴，国能日新、朗新科技、国网信通、远光软件、恒实科技、国电南瑞等多家上市公司明确表示已经对虚拟电厂领域进行了不同程度的探索。 虚拟电厂的投资机会主要分为三类，一是发电端信息化企业，有望参与发电端聚合优化进程；二是用电端信息化企业，可以深度参与电力交易，接通买卖双方；三是综合能源优化系统，可以全方位服务能源运作。 不难看出，资源聚合商有望成为电力行业生态的主角。因为虚拟电厂对厂商的资源整合能力具有较高要求，行业门槛高筑，所以带有电力产业资源的厂商竞争优势凸显。虚拟电厂的核心技术就在于源网荷储协同调度技术，将需求侧资源作为常态化资源纳入电网调度系统，实现源网荷储协同调度。资源聚合商则通过算法优化和业务模式创新促进电力系统效率提升。 综合来看，虚拟电厂已经吸引资本入局，无论是真火热，还是虚繁荣，只有真正将虚拟电厂的建设落到实处，虚实结合，才能支撑起不断走高的股价和估值。

各电网企业负责组织本经营区内可再生能源发电项目的建档立卡工作 10月21日，国家能源局综合司关于组织开展可再生能源发电项目建档立卡有关工作的通知，通知指出，对2022年7月31日前并网在运的可再生能源发电项目，2022年10月31日前完成建档立卡。2022年7月31日后续并网的项目，原则上在并网后一个月之内完成建档立卡。 原文如下： 各省(自治区、直辖市)能源局，有关省(自治区、直辖市)及新疆生产建设兵团发展改革委，国家电网有限公司、中国南方电网有 限责任公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司，国家可再生能源信息管理中心： 为全面准确掌握全国可再生能源发电项目的数量和规模等情况，进一步加强行业精细化管理和服务，支撑绿色电力证书核发和 交易、新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制认定等工作， 在可再生能源发电补贴核查项目填报信息的基础上，拟对全国并网 在运的可再生能源发电项目开展建档立卡，建立全国可再生能源发电项目库。现将有关事项通知如下： 一、建档立卡的对象为2022年7月31日前并网在运的风电、太阳能发电、常规水电、抽水蓄能和生物质发电项目，后续并网项目及时建档立卡。 二、建档立卡的内容主要包括项目名称、所在地、项目业主、核准(审批、备案)时间、装机容量、并网时间、项目运行状态等信息，详见附件1。 三、各省级能源主管部门负责做好本行政区域内可再生能源发 电项目建档立卡工作，组织项目业主依托国家可再生能源项目信息管理平台建档立卡系统填报信息并对信息进行审核确认。 四 、各电网企业负责组织本经营区内可再生能源发电项目的建档立卡工作，按要求填报信息并对信息进行审核和确认。 五 、项目业主负责做好项目信息填报工作。已在可再生能源发电补贴核查系统、水电流域监测系统、国家光伏扶贫项目管理系统填报的项目，由国家可再生能源信息管理中心负责将项目信息推送至建档立卡系统，项目业主负责校核。 六、 国家可再生能源信息管理中心负责建档立卡系统的建设运行、技术支持和动态维护，对全国可再生能源发电项目信息进行统一归集、统一管理，按月报国家能源局(新能源司),并抄报有关省级能源主管部门和有关电网企业。 七、每个建档立卡项目由系统自动生成项目编码。该编码为项目全生命周期的唯一身份识别代码，将与绿色电力证书核发和交易、 新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制认定等工作做好衔接。项目编码内涵详见附件2。 八 、请各单位高度重视，认真做好可再生能源发电项目建档立 卡工作，对2022年7月31 日前并网在运的可再生能源发电项目，2022 年10月31日前完成建档立卡。 九、2022年7月31日后续并网的项目，原则上在并网后一个月之内完成建档立卡。 十 、建档立卡系统网址

屋顶风能技术新突破 分散式风电将迎爆发增长 在全球范围内，分散式风电和分布式光伏是两种主流的可再生能源分布式应用模式。 但在过去数年里，受制于建设成本高、审批流程繁复、土地、融资、并网等诸多因素，分散式风电相对于集中式风电和分布式光伏，依然发展缓慢。 分散式风电在欧洲兴起，特别是丹麦和德国，技术和商业模式都臻于成熟。在中国和美国，相对高歌猛进的光伏却略显落寞。 但近期，包括中国在内的一些国家，政策方面开始鼓励分布式风电的发展；技术上也屡屡获得突破。这为分布式风电的发展打开了巨大空间。 最近，来自英国的Katrick和来自美国的Aeromine分别公布了有别于传统叶片涡轮机的分布式风能技术，有望改变分散式风电的游戏规则。此外，中美两国在政策层面也对分散式风电予以了更大的支持，分散式风电正逐步迈入高速增长阶段，未来有望成为推动风电装机增长的一大主力。 01 分散式风电的潜力及政策助力 去年，国家能源局正式提出“千乡万村驭风计划”，就此打开了分散式风电的市场空间。2021 年9 月，国内多个城市与风电企业发起“风电伙伴行动·零碳城市富美乡村”方案，并率先提出“十四五”期间风电下乡总装机规模50GW 的目标。 从各省项目规划情况看，十三五末期规划的分散式风电总规模已接近20GW。据《长江证券》预计十四五期间将十三五规划的项目落地，实现50GW 分散式装机规模的确定性较高，年均新增10GW 左右。 长期来看，根据中国风能协会测算，按照全国 69万个行政村计算，假如其中有 10 万个村庄可以在田间地头、村前屋后、乡间路等零散土地上找出200 平方米用于安装 2 台5 兆瓦（MW）风电机组，全国就可实现1000 GW的分散式风电装机规模。若按69 万个村庄单个村庄安装1 台4-5MW 风机，则潜在市场规模也将达到上千吉瓦（GW ）级别。在此基础上，若分散式风电的渗透率进一步提升，或单个村庄的风机数量进一步增长，分散式风电的潜在市场空间有望进一步向上，为风电装机提供较大的增量。 2017年，国家能源局首次推出《关于加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》，业界认为分散式风电发展的“春天”已经到来。然而，政策颁布初期，受制于核准周期长、建设用地限制大、融资和建设成本高、运维管理难等问题，分散式风电的推进举步维艰。 如今，分散式风电已经迈过了那段幼稚期，正稳步迈向成熟期。 十四五以来，政策端对分散式风电持续推动，2021 年国家能源局在第四届风能开发企业领导人座谈对风电下乡亦有所展望，指出中东南地区重点推进风电就地就近开发，特别在广大农村实施“千乡万村驭风计划”。 今年，国家能源局发布《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，提出将推动千村万户电力自发自用，支持具备资源条件的地区，特别是乡村振兴重点帮扶县，建设分布式风电和光伏发电。5月30日，国家发改委、国家能源局发布了《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，文件提出风电项目由核准制调整为备案制，积极推进乡村及工业企业分散式风电开发，打通了过去分散式风电项目的一大壁垒。 不久后，地方层面便积极响应。吉林省能源局发布《吉林省能源局2022 年度推进新能源乡村振兴工程工作方案》，成全国首个省级“新能源+乡村振兴”方案。四川省发改委与能源局印发《关于进一步规范风电建设管理有关事项的通知》，同样明确集中式风电项目由省发展改革委核准，分散式风电项目由市（州）发展改革委核准，推动风电项目由核准制调整为备案制。 整体看，在国家层面政策的持续驱动下地方政府积极响应，在经济性大幅提升背景下有望大幅带动分散式风电的潜在需求。 除了中国，远在大洋彼岸的美国也具有丰富的分散式风电潜力并与近期迎来了政策利好。 根据美国国家可再生能源实验室（NREL）的新分析，美国今天有潜力提供近1400 GW的分布式风能容量，并从中获利。同时，NREL 研究人员分析了分布式风能在实现美国到 2035 年实现 100% 清洁电力目标方面可能发挥的作用，他们确定美国有足够的分布式风能潜力来供应美国目前年用电量的一半以上。在政策方面，美国刚立法不久的《通货膨胀削减法案》中则规定对对低收入社区符合标准的风电、光伏设施增加10-20%的税收优惠，将会进一步推动美国国内分布式风电及光伏的发展。 02 屋顶风电技术的新突破 除了政策助力，近期，在技术革新方面，分散式风电也引来了新的突破。科研人员们把目光投向了不同于传统涡轮风机的无叶片风能装置。 英国可再生能源公司Katrick Technologies 设计了一种独特的风力发电面板系统，可利用来自地面和低空环境的风能生产可持续能源。与传统涡轮机相比，这些面板使用更广泛的风频和风速，使用单独作用的翼型来捕获动能并将其转化为绿色电力。风力发电板中包含多层机翼，不同尺寸的机翼增加了利用动能的表面积，当风穿过面板时，它们会独立振荡，产生能量，然后可以将其转化为可持续的电力。 在实践中，面板可以安装在跑道附近、路边或建筑物顶部。由于其较小的尺寸和模块化配置，它们还可以与现有陆上风电场等新建场地互补，最大限度地发挥场地的发电潜力。该公司目前正在与格拉斯哥机场进行风测图项目，以确定现场安装的面板可以产生多少电力。研究表明，该技术每年每10kW额定面板阵列可产生高达 22000 千瓦时的电力。目前，Katrick已将其风力发电面板系统应用于Silverburn 购物中心及Howard Tenens的仓储设施中。 与传统叶片涡轮机相比，Katrick Technologies 的风力发电板具有以下关键优势： 1 尺寸小，更易于建造和安装，同时在工作空间内保持较大的表面积，这也意味着它们可以安装到现有结构中，即使在城市和住宅环境中也是如此。 2 面板的尺寸和翼型的配置使它们能够捕获所有速度和频率的风，包括涡轮机无法进入的地面风。 3 由于其模块化设计和快速部署，它们可以在任何规模上轻松实施。它们还需要很少的维护，从而延长了它们的整体生命周期。 此外，美国休斯顿大学的附属公司 Aeromine Technologies 也设计了一种创新性的屋顶无叶片风能装置，该系统已通过与阿尔伯克基的桑迪亚国家实验室和德克萨斯理工大学的联合研究得到验证，可轻松安装在建筑物的边缘，并且可以在与屋顶太阳能相同的成本下产生多达 50% 的能量，同时仅只需太阳能电池板所需屋顶空间的 10%。 该系统由多个静止的、静音的单元组成，这些单元采用专利空气动力学设计，可在低至 5 英里/小时的风速下捕获并放大建筑气流，类似于赛车上的翼型。具体运行时，这些固定的机翼向风中倾斜，在设备的中心产生低压真空区域，通过机翼本身或中间圆杆上的穿孔吸入空气，以填充该低压区，此过程中管道中的一个相对较小的内部螺旋桨将运转并进行发电。 Aeromine 的无叶片风能装置系统通常由 20 到 40 个单元组成，安装在面向主要风向的建筑物边缘，可安装于仓库和配送中心、制造设施、办公楼、多户住宅开发和大型零售店等平屋顶建筑物。该系统静音且易于安装，使其成为现场可再生能源的经济高效且节省空间的解决方案。 根据Aeromine 2021 年 1 月向 AFWERX Reimagining Energy 挑战提出的解决方案中，这些单元的每个额定功率为 5 kW，相当接近一个典型的21片家用屋顶太阳能系统的输出。在新闻稿中，Aeromine也表示，一个无叶片风能装置单元可提供与多达 16 个太阳能电池板相同的电量。 此外，Aeromine 的无叶片风能装置系统可以与现有太阳能解决方案进行无缝集成，Aeromine 系统的屋顶占地面积小，因此可以利用太阳能电池板覆盖屋顶的其余部分，实现太阳能与风能的互补使用。该技术是传统分布式风力涡轮机的重大飞跃，传统分布式风力涡轮机不适合大多数屋顶应用。目前，巴斯夫正在其位于密歇根州怀恩多特的制造厂测试该系统。 “这是一个改变游戏规则的技术，为快速增长的屋顶发电市场增加了新的价值，帮助企业利用尚未开发的分布式可再生能源实现其弹性和可持续发展目标。Aeromine的专利技术为现场发电市场带来了风能的性能，减轻了旋转的风力涡轮机和效率较低的太阳能电池板所带来的传统限制。” 03 未来可期 当前风电产业正处于发展的“十字路口”，分布式风电被认为是撬动产业下一轮爆发的“蓝海”。今年以来，一系列政策红利试图带动分布式风电“换挡”进入快车道。今年，国家能源局等九部门联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》提出，“十四五”期间通过试点示范，在全国100个县中优选10000个行政村，推动乡村风电开发。 在此情况下，多家行业研究机构都预测认为，分散式风电装机已经步入了高速增长期。平安证券指出，2021 年以来风机价格大幅下降，分散式风电有条件在平价的同时与乡村振兴融合，风资源数据库以及测风数据共享等机制将有效解决分散式风电测风相关问题，核准制改备案制将简化分散式风电项目开发的前期流程，这些因素有望合力推动国内分散式风电的兴起，打开陆上风电的成长空间。 在未来新型能源系统中，风电、光伏占比要到65%至70%，而目前风电、光伏在能源结构中占比还不足5%，风电仍有很大的发展空间。集中式风电、分散式风电各有优势，缺一不可，分散式风电未来潜力巨大。 陆上集中式风电、海上风电和分散式风电被称为拉动国内风电规模化发展的“三驾马车”。集中式风电与海上风电已行到中途，技术革新和政策驱动则将会成为分散式风电这架“马车”冲刺的号令枪，分散式风电未来可期。

为何液冷储能系统越来越受市场青睐？ 随着国内储能市场的不断发展壮大，我国累计储能装机规模已经跃居全球第一，储能项目的应用越来越广泛，并且形成了完整的产业体系，我国的电化学储能已经步入了产业规模化发展。 但储能电池和人一样，需要在舒适的温度环境下工作，长期处于高温环境下的电池，寿命会明显缩短，性能下降，甚至发生不可控的安全事故。为了应对储能安全和更优性能的挑战，从2020年开始，液冷储能逐渐成为行业潮流。据统计，截止至2022年底，液冷储能仅占有30%的市场份额，但到2025年，液冷储能将占据储能市场50%以上的份额。 为什么液冷储能系统近几年会受到越来越多的关注？ 简单来说，液冷储能系统，是针对电池温度管理的一种温控技术，通过对冷却液对流换热，可以实现对每一个电芯进行精准的温度管理，液冷储能系统是一个更高效、更安全的温度控制系统。我们比较熟悉的空调、电动汽车等，都会用到这种温控技术。 那么液冷储能系统有哪些特点与好处呢？ 首先是安全性，液冷储能技术含量较高，因为它不是简单的系统散热，而是要通过冷却液对流直接对电芯散热，方式可控，不受外界条件影响，而且散热效率高，对温度的控制更加精确，可以极大程度的降低温度失控、起火爆炸的风险。 其次是经济性，储能系统的集成设计，除了安全还要考虑到全生命周期的运行维护，液冷储能系统可以通过管道和液体的流量设置，使电芯的温度更加均匀，与风冷系统相比，可以节省30%-50%的能耗，从而降低运营成本，并且提升系统寿命。 除其自身优势外，液冷储能系统的发展与当下市场的需求也密不可分。从2021年到现在，全国各地陆续出台多项储能配比的相关政策，多次强调了“储能时长”指标。但随风电、光伏等新能源装机占比的不断提高，未来需要更多的储能装机容量来平抑、消纳，平滑新能源发电的输出，以及应对潜在的极端天气的挑战，所以长时储能在未来将成为刚需。长时储能系统如果采用风冷散热技术，需要大面积的散热通道，严重影响储能电站的空间利用率，而液冷储能系统散热率高，相较于传统风冷储能系统，将节省40%以上的占地面积，更适合大规模和长时储能的场景应用。未来随着新能源电站、离网储能等更大电池容量、更高系统功率密度的需求上升，液冷储能占比将越来越大，势必会凭其综合优势成为储能市场的主流。

再投百亿！宝马扩建在华电池项目 近日，有消息称，德国宝马集团打算停止在英国牛津工厂生产MINI电动汽车，并将在2023年年底前把该生产线转移到中国。 宝马中国方面10月16日表示，牛津工厂将暂停电动车生产，但不会停止生产MINI车型，并明确与长城汽车合作的光束汽车将生产纯电动MINI。 10月18日凌晨，宝马品牌方面回应称，英国牛津工厂将持续成为MINI生产的战略核心，关于下一代车型，牛津工厂将生产MINI Cooper三门版和五门版车型，以及MINI敞篷车，但其中并未提及MINI下一代车型的电动版本。 宝马将再投资百亿人民币扩建其在沈阳的高压电池生产中心，扩大在中国的电池项目投入。据悉，该中心是宝马集团全球第三家以及德国之外第一家完整的动力电池中心。 2017年10月，华晨宝马沈阳动力电池中心正式揭幕，该中心是宝马集团在德国以外首家拥有完整电池装备能力的电池中心，集电池研发、生产及测试于一体，采用创新及内部定制的生产流程，进一步提升了华晨宝马在新能源汽车领域的实力。2020年，华晨宝马动力电池中心二期正式揭幕，成为全球第一个宝马第五代动力电池生产基地。目前，新宝马iX3和新宝马i3搭载的第五代动力电池均在华晨宝马动力电池中心二期生产。 01 MINI电动车或将在张家港生产? 据了解，MINI品牌1959年由英国汽车公司（BMC）推出，1994年，宝马成为MINI实控方，并成功让MINI车型的产量突破百万辆。一直以来，英国牛津工厂都是MINI的主要生产基地。 停止在英国牛津工厂生产MINI电动车型的原因是该工厂生产效率低，电动汽车和燃油汽车在同一条生产线上生产。牛津工厂没有为电动车做好准备，作为长城汽车与宝马合资项目的一部分，下一代纯电车型MINI Aceman将改在中国生产。 而早在2018年，宝马集团就与长城汽车成立了合资企业光束汽车。光束汽车生产基地项目总投资约51亿元，建设地点为江苏省张家港市，拟在2022年建成，这是宝马在全球范围内首个纯电动车合资项目。长城汽车此前表示，双方的合作不仅在生产层面，还包括在中国新能源汽车市场上进行纯电动汽车的联合研发，预计未来的 MINI 纯电动汽车以及长城汽车旗下新产品均将在此投入生产。 去年11月，MINI品牌发布全新品牌战略，将中国市场作为全球重点。按照其战略规划，2023年MINI将在中国生产制造两款纯电动车型；预计到2027年，MINI纯电动车在全球的比率将达到50%，中国市场比率将更高；到2030年初，MINI将成为宝马集团旗下首个实现纯电动化的品牌。 今年9月，MINI品牌首款纯电动都市跨界概念车——MINI Concept Aceman在上海亮相。 不过，牛津永远是MINI的故乡，当英国再次生产MINI电动汽车的时候，它将在长城汽车开发的装配平台上，牛津工厂需要大量投资，才能在未来大规模生产电动车。 02 宝马加强与中国新能源企业合作 目前，中国已经成为全球最大的新能源汽车市场。中汽协数据显示，今年前三季度中国新能源汽车累计销量为456.7万辆，同比增长110%，已超过2021年全年销量。乘联会预计，今年新能源汽车全年批发量有望达到650万辆。 在此背景下，宝马集团前三季度在中国市场也取得了不错的成绩。数据显示，1-9月，宝马品牌和MINI品牌在中国共交付592873辆新车。其中，纯电车型前三季度同比增长了65%。 电池联盟注意到，看好中国新能源市场的巨大机会，宝马加深了与中国新能源产业链企业的合作。 8月4日，河钢集团与宝马集团在沈阳签署合作备忘录，根据协议，2023年起，宝马沈阳生产基地量产车型中逐步使用河钢的低碳汽车用钢，并在2026年逐渐过渡到基于氢冶金技术生产的绿色汽车用钢。 9月9日，宁德时代与宝马集团宣布达成一项长期协议，从2025年开始，宁德时代将为宝马集团“新世代”车型架构的纯电车型供应圆柱电池。根据协议，宁德时代将为宝马供应标准直径为46毫米的新型圆柱电池，这些产品将在位于中国和欧洲的两座电池工厂生产，每座工厂供应宝马的年产能高达20GWh。 9月27日，宝马集团官微发布消息称，自2022年11月起，BMW数字钥匙适用范围将包含华为、荣耀、小米、vivo、OPPO品牌。据介绍，BMW数字钥匙适用于10余款宝马车型，包括全新BMW 3系、新BMW 5系，创新纯电动BMW iX3等。宝马适用于华为、荣耀、小米、vivo、OPPO的数字钥匙基于NFC技术，操作简单、便捷。 可以预见，随着我国新能源汽车、动力电池的飞速发展，将吸引宝马及更多国外企业来华投资，这为我国新能源产业的发展带来巨大机会的同时，相关企业也面临一些压力。因此，国内企业要不断增强自身实力，这样才有能力长时间占领国际市场！

2023年全球光伏产业链趋势展望 2022年光伏产业链经历了疫情，地震、限电等多重因素的影响，硅料充分发挥其瓶颈作用，从原材料端制约了组件实际产出，而欧洲能源危机加剧助推光伏产业链需求旺盛，加剧市场供应紧张氛围，产业链价格居高不下；时间步入2023年，光伏产业链又将迎来何种变化，硅料供给瓶颈是否解除，产业链发展又将遇到哪些新的问题，出现哪些新的趋势？ 通过分析光伏产业链各环节实际产出及可支撑装机数据指出，随着硅料新增产能的逐步释放，2023年硅料整体供应充足，不再是制约产业链发展的瓶颈环节；但在硅片环节，因为高纯石英砂的供应偏紧将带动拉棒用坩埚产出受限，硅片生产成本或将增加，也将制约硅片实际产出；此外，电池片环节大尺寸PERC电池片也将面临供需紧平衡现象，仍需密切关注N型电池片的市场化进度；辅材方面，背板、玻璃供需无虞，胶膜中EVA粒子供应偏紧情况仍然存在，N型技术的快速发展也将带动POE粒子需求的高增；结合产业链相关数据，2023年全球光伏装机量将在330-360GW之间。 硅料有效供给约为134万吨，整体供应充足 2023年硅料扩产产能逐步释放，2023年硅料的有效供给约为134万吨，可支撑375GW以上的装机，约505GW的组件产出，整体供应充足，不再是产业链发展的瓶颈环节。观察硅料新增产能的释放进度，实际增量主要还是集中在2023年的下半年，部分新玩家受制于能评，环评、技术方案等原因，产能释放进度有较大的不确定性，预期2023年当产业链各环节库存有一定压力时，硅料价格将进入稳步下降通道。 硅片产能持续扩张，高纯石英砂或限制硅片实际产出 2023年硅片企业进入新一轮扩产周期，新玩家及二线企业也在加速扩张产能，龙头企业产能集中度持续下滑，整体竞争格局将趋于分散；硅片生产环节需要用到的坩埚的原材料高纯石英砂紧缺的态势比较确定，将对硅片实际产出形成限制，这在一定程度缓解硅片竞争格局恶化；尺寸上，2023年大尺寸市占比将突破90%，166尺寸市占持续萎缩；此外，N型硅片渗透率将不断提升，随着TOPCon电池片的量产，预计2023年占比将提升至20%以上； 电池片产能扩张以N型为主，大尺寸PERC电池片供应偏紧 2023年全球电池片产能有望达到669GW，同比增长26%，较之前增速放缓，且主要以N型技术为主，预计待N型市场成熟后，电池片扩产有望继续加速；而PERC产能扩张几乎处于停滞状态，且电池片龙头企业深化垂直一体化布局，电池片外售量减少，与下游旺盛的装机需求相比，大尺寸PERC电池片供应或将偏紧；尺寸上，大尺寸组件的出货占比稳步提升，带动大尺寸电池片需求亦有所上升，预计到2023年大尺寸电池产能占比达到92%。 N型电池片即将迎来发展关键期，性价比及终端市场接受度仍有待验证，持续降本增效、产业链配套协同发展仍然是新技术发展的主要方向。 全球组件产能扩张以中国为主，头部组件企业盈利有望率先修复 全球组件产能持续扩张，2023年组件产能可达642GW，同比增长22%。其中，中国组件企业扩产产能占多数，海外地区（中国以外）组件产能增长部分主要为一二线组件企业在东南亚产能布局，及在欧洲、印度、美国、韩国等地区受本土化制造支持部分当地的组件企业亦有新建产能释放；随着主辅材价格的回落，在规模优势、成本优势及品牌渠道优势下，头部组件厂商有望率先受益，盈利率得到修复。 目前，主流光伏企业的组件产品功率已经全面迈入600W+，地面电站应用场景产品高功率趋势明显，分功率段看，600W以下主要以M10 版型的产品为主，600W以上主要以G12版型的产品为主；户用&工商业场景的产品功率在400-450W之间，随着分布式市场的持续火热，以及整县推进等国家政策的大力支持，分布式产品有望快速发展；此外，随着N型技术迭代升级加速，采用大尺寸+N型的技术，组件功率可达700W+，这也是未来光伏行业的新技术、新产品的发展方向。 2023年全球光伏产业链将呈现以下趋势： 1、硅料供给瓶颈解除，预期2023年Q1当产业链各环节库存有一定压力时，硅料价格将进入稳步下降通道，这也将进一步刺激终端装机需求； 2、高纯石英砂原材料供应紧张，有望接替硅料形成对硅片有效产能的限制，硅片成本或将上涨； 3、大尺寸PERC电池片供应紧张局面或将持续，预计2023年产能扩张以N型电池片为主，而PERC产能扩张处于停滞状态，23年大尺寸PERC电池片或将出现供需紧平衡现象，主要关注TOPCON电池片的实际产出及订单能见度； 4、粒子产量供应仍然偏紧，N型加速发展带动POE胶膜需求提升； 但在高价刺激下各环节均具备供给向上弹性，预计2023年全球光伏装机量将在330-360GW之间。