我国电价体系较为复杂，从终端用户的角度来看，用户的用电电价=上网电价+输配电 价+其他费用（主要是政府性基金及附加）。在非市场化机制下，三个部分均由政府核定， 政府主要通过输配电价来调节不同时段电价从而形成分时电价，满足基本的价格调节机制。 2015 年电改后我国重新核定了输配电价，这也是电力市场化的基础。未来在市场化要求下 该电价形成机制将产生如下变化： （1） 电能量市场：综合用电需求价格的稳定性和灵活性，上网电价将分为中长期电 价和现货电价，并由市场化方式形成。 （2） 辅助服务市场：辅助服务自电力系统诞生起就存在，但此前辅助服务的提供方 和承担方均为发电侧，用户侧不承担此项费用，主要原因在于传统电源结构下， 发电侧大部分电源都是可控电源。但是“十三五”以来，随着新能源装机占比 提升，辅助服务的需求和供给开始失衡，电力系统无法内部消化指数型增长的 辅助服务需求和成本。2021 年 12 月发布修订版《电力并网运行管理规定》 和《电力辅助服务管理办法》（以下称“两个细则”）将用户侧纳入分摊范围。 （3） 容量电价：容量电价是现货市场的重要“补丁”，对稳定现货价格、保障电力 供给安全具有重大意义。容量电价是用户侧为了保证用电充裕度而支付的保险， 因此理应由用户侧承担。 因此在市场化机制下，用户的用电电价=上网电价（中长期+现货）+输配电价+辅助 服务费用（调峰、调频、备用、爬坡、转动惯量、自动电压控制、调相、无功调节、稳定 切机、稳定切负荷、黑启动等）+容量电价+其他费用（主要是政府性基金及附加）。需要 指出的是，在第三监管周期输配电前，容量电价作为电网的运行成本，实际上是作为输配 电价的一部分。这里我们不抠定义细节，重点围绕中长期、现货、辅助服务、容量电价、 输配电价（不含容量电价）五个方向展开。上述五个方向除辅助服务外，其余四项都是由 用户侧承担，辅助服务则是电源侧和用户侧共同承担。 1.1 电能量市场：中长期及现货市场基本形态已经形成 但仍 有诸多限制 如果把上述五个方向继续向下展开，涉及到的品种多达十几种，纷繁复杂的电力交易 品种以及各不相同的机制提高了对电力市场研究的门槛。但从电力系统运行的本质来说， 不论是电能量市场、辅助服务市场还是容量电价，大体上都是要实现两个功能：有功平衡 和无功平衡。 有功平衡即电力系统需要保持发电功率和用电负荷时时刻刻相等。为了保证供电的可 靠性以及用电成本的稳定性，用户侧需要提前安排和预测其未来的用电需求，发电侧需要提前预测其未来出力情况（风电、光伏、水电等）或安排发电计划（化石能源），因此需 要提前签订用电合约来使供需平衡。但不论新能源的出力还是用电计划，距离用电时间越 远把握性越小，所以根据签订合约时点与实际用电时点的远近，可以分为中长期和现货交 易，本质目的是对电力合约进行分解，使得电力合约与实际用电需求尽量匹配。 中长期交易从时间尺度上可以分为年度合约、季度合约、月度合约等，现货交易则主 要分为日前、日内和实时现货交易。将电能量市场根据时间尺度不同分解为不同的产品， 本质上是在市场灵活性和交易成本之间取平衡，时间尺度越长灵活性越差，交易成本越低， 反之则灵活性越强但交易成本越高。 在现货开始交易之前，通过年度、季度和月度合约交易情况，会产生 D 日一天 24 小 时每时每刻的用电曲线。而在现货交易开始后，实际电力供需发生变化，用电曲线与中长 期曲线产生偏差，偏差部分按照现货与中长期量差及现货价格结算。简单表述，即： 在 T 时刻的电费=中长期电量×中长期价格+（中长期电量-现货电量）×现货价格。 由以上公式我们可以得出以下几个结论： （1） 目前多地要求中长期市场电量规模下限为用电总量的 90%左右，因此中长期 电量和价格决定了电源侧的基础收益。 （2） 机组实际发电曲线与中长期曲线越接近，则收入越稳定。理论上实际发电曲线 与中长期曲线完全重合时机组收入与现货价格无关。 （3） 现货市场的交易规模十分接近总用电量，通常大家所说的 10%现货规模指的 是与中长期电量偏差部分。现货是实际交割的物理合约，而中长期市场为金融 合约，现货价格会影响中长期市场价格。 1.1.1 中长期市场：形式基本建立 但仍有多方面限制 2016 年底国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力中长期交易基本规则（暂行）》， 规定了电力中长期交易的品种、周期、方式、价格机制、时序安排、执行、计量结算及合同电量偏差处理、辅助服务等内容，建立了相对完整的电力中长期交易规则。2020 年 6 月， 国家发改委、国家能源局印发正式版《电力中长期交易基本规则》。2016 年以来，我国电 力市场化交易比例逐年上升，从全电量口径来看，2016 年市场化电量占比为 19%，2021 年达到 46%。 最近一次中长期市场大规模改革源自 2021 年 10 月发布的 1439 号文，彼时受国际能 源价格大幅上涨影响，我国煤炭价格也出现了明显上涨，由于煤电上网电价缺乏调节机制， 导致煤电度电成本超过上网电价的两倍，煤电机组出现全国性现金流亏损，最终引发多省 拉闸限电。为此 1439 号文一方面扩大了对于市场交易电价上下浮动范围，更重要的是要求 推动燃煤发电量和工商业用户全部进入电力市场，并逐渐取消目录电价。1439 号文发布后 我国交易电量进一步上涨至 2022 年的 61%，煤电几乎全部进入电力市场。 2022年是1439号文发布后电力市场运行的第一个完整年，以广东省为例，广东省 2022 年累计发受电量 7616 亿千瓦时，其中外省送电 1772 亿千瓦时，本地电源发电量 5844 亿 千瓦时，从交易电量来看，2022 年广东省总共完成交易电量 5309 亿元，占本省机组发电 量的比例超过 90%，其中直接交易电量 2986 亿千瓦时，占本身机组发电量比例为 51%。 在直接交易电量中，中长期电量 2871 亿千瓦时，占比 96%，其中年度交易 2662 亿千瓦时， 月度交易 223 亿千瓦时，其余为周交易以及多日交易等。现货偏差电量 100 亿千瓦时，但 发电侧日前总成交电量达到了 3800 亿千瓦时。 2022 年广东省内机组煤电、气电、水电、核电、风电和太阳能发电量分别为 3157、 829、254、1019、270、103 亿千瓦时，煤电占比为 54%。但在电力市场中，煤电是绝对 主力，中长期市场交易电量 2871 亿千瓦时中煤电、气电、核电占比分别为 74.8%、20% 和 5.2%。 煤电市场化是 1439 号文最重要的内容之一，煤电全部进入市场后，其发电曲线将全 部由市场决定，而煤电由于出力可控，理论上可以严格按照中长期曲线进行发电，因此煤 电中长期合同被视作“压舱石”，是稳定用电成本的核心。因此目前对煤电的交易价格做 出严格限制，各省煤电交易电价基于核定的燃煤标杆电价，并做上下浮动不高于 20%的限 制（高耗能不受此限制）。目前绝大多数地区对于中长期交易比例都有比较明确的要求。 基于国情，我国还存在优先发电和优先购电用户。其中优先发电用户主要包括跨省跨 区送电、保障消纳的新能源、保障消纳水电等，优先购电用户指按照政府定价优先购电并 获得优先保障的用户，主要包括一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电， 以及居民生活用电。 优先购电用户主要执行政府核定的目录电价，优先发电用户主要执行政府核定的上网 电价，我国核电和水电以执行标杆电价为主，新能源保障性收购部分以当地燃煤标杆电价 上网。优先购用电部分作为电力交易的边界条件决定电力市场交易的规模。我国一产和城 乡居民用电量比例增加幅度较为缓慢，10 年内增加不到 1.5pct，而水电、核电和新能源比 例上升幅度较快，因此同样需要安排这些电源一部分发电量进入中长期交易。从各省安排 的中长期交易比例来看，煤电和气电占据了中长期交易规模的绝大部分，这主要因为其他 电源基本不受燃料成本影响，当前让其进入电力市场的迫切性没有火电高，而且其余电源 的电量占比仍然较低。 1.1.2 现货市场：提出较为前瞻 推进速度逐渐加快 现货市场试点早于双碳战略提出，具备高度前瞻性。2017 年 9 月国家发改委发布《关 于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，提出“加快探索建立电力现货交易机制，改 变计划调度方式，发现电力商品价格，形成市场化的电力电量平衡机制，逐步构建中长期交易与现货交易相结合的电力市场体系，充分发挥市场在电力资源配置中的决定性作用”。 现货市场建设启动试点早于双碳战略，政策极具前瞻性以及连续性，是被市场忽视的新一 轮电改重大信号。 现货市场首批试点省份为南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四 川、甘肃等 8 个省份，要求 2018 年底前启动试运行。但实际情况却不甚理想，2018 年底 仅有 3 个省份启动试运行，其余 5 个省份到 2019 年 6 月底之前陆续启动试运行，比原计 划延迟约半年。 2020 年双碳目标提出后，现货市场开启加速。2021 年国家发改委发布《关于进一步 做好电力现货市场建设试点工作的通知》，再将上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等 6 省市为第二批电力现货试点，要求 2022 年 6 月底前启动试运行。整体来看第二批电力现 货推行阻力小于第一批，除上海外其余省份基本按期启动试运行，上海也于 2022 年 7 月 22 日启动了试运行。 优先购用电、中长期市场和现货市场组成了我国当前电力交易的最主要组成部分。电 力交易主要相关方包括电网、调度、电力用户、发电企业、交易中心、售电公司等。其中 电力用户直接或通过售电公司与发电企业在电力交易中心中交易，电网调度根据电网和机 组实际运行状态等给出交易中心约束条件，最终形成的交易结果成为电网调度的依据。电 网原则上不参与电力交易，只根据交易电量按规定收取输配电费。但我国当前电力交易还 不够成熟，有相当规模的用户通过电网进行代理购电，因此电网当前还担任一部分售电公 司职责。以上便构成我国当前电能量交易最基本的组成部分。 但是电网代购电只是作为到全面市场化交易的过渡。2022 年 5 月，湖南出台国内首个 电网代购电退出时间表，10 千伏以上存量大工业、一般工商业分别在 2023 年 1 月 1 日和 2023 年 5 月 1 日前直接进行市场交易，否则代购电价格将上涨 50%。这意味着电网代购 电机制最终将退出历史舞台。

又是一个光伏装机大年。 5月5日，国家能源局公布一季度光伏发电建设运行情况。一季度国内光伏新增装机并网容量达33.65GW，同比增长154.8%。去年一季度数据为13.21GW。 一场能源结构转型正在汹涌进行中。当前，我国已基本实现光伏全产业链国产化，多晶硅料、硅片、光伏电池片、光伏组件等的全球产量占比均超70%。 近几年，随着光伏发电成本持续降低，行业正在逐渐摆脱对终端电站补贴政策的依赖，转向由市场旺盛需求推动的模式，中国光伏产业正在转向续健康发展的成熟阶段。 由于光伏行业的半导体属性，技术迭代速度快，竞争逻辑不断更新，光伏产业该如何应对变化？ 光伏独角兽喷涌 目前我国光伏行业制造、装机量、发电量三项均居世界第一。2012年至2022年十年间，光伏组件累计出口额超过2200亿美元，已出口全球200多个国家和地区。 产业发展加速向前，一级市场对待光伏也是信心满满。投资界-VC情报局根据公开数据不完全统计，近一年，光伏行业产生融资事件共计111起。 大额融资层出不穷，各地独角兽也喷涌而来。 丽豪半导体占据青海的地理优势，已长成一只光伏超级独角兽。去年9月，丽豪半导体宣布完成22亿元的B轮融资，投资方阵容豪华：三峡集团旗下长江证券创新投资、海松资本、雲晖资本、中国-比利时直接股权投资基金、中美绿色基金、浙民投等参与投资，IDG资本、正泰、金雨茂物等老股东追加投资。 丽豪半导体主要生产高纯晶硅，是一种纯度高达 99.9999%以上的硅材料，是制造集成电路、太阳能电池、LED 等半导体器件的重要原料，也广泛应用于光伏太阳能电池板的生产制造。这轮融资将用于丽豪半导体20万吨高纯晶硅二期项目建设及技术研发。 还有一只来自珠海的超级独角兽。高景太阳能于去年11月签署上市辅导协议，正式启动IPO进程，估值达200亿元。高景太阳能由业内资深团队、珠海华发集团及IDG资本共同创立。在去年先后完成了超40亿元的两轮融资。4月，宣布完成16亿元A轮融资，老股东IDG资本、珠海华发集团持续加码，国寿科创基金、建信股权、粤财基金、深投控资本、美的资本等参与其中。9月，再次宣布完成超25亿元B轮融资，中金资本、中信金石、海通开元、广东粤科等机构参与投资。 目前高景太阳能下设珠海金湾50GW大尺寸单晶硅片项目、青海西宁50GW单晶拉棒项目、四川宜宾50GW拉棒及切片项目三大生产基地。 云南楚雄诞生一只百亿独角兽。今年1月，宇泽半导体宣布完成B轮股权融资，金额超12亿元，投后估值近百亿。此轮融资由国家绿色发展基金领投，金石投资、国投创合、浙江海港集团、宁波开投集团和楚雄市城乡投等机构跟投。 专注硅材料，宇泽半导体落户在云南楚雄市。这里日照时间长，太阳辐射强，建设在楚雄的光伏电站比同一纬度的光伏电站发电效率更高。就在宇泽半导体一路之隔的地方，便是光伏组件龙头晶科能源的工厂。楚雄州成为了云南第一个同时具有单晶硅拉棒、切片、光伏电池片生产能力的州市。 安徽宣城跑出一只年轻独角兽。今年，华晟新能源获得共计24亿元的两轮融资。1月，完成由中建材新材料基金领投，无锡金投致源、国投-厦钨产业基金、普洛斯隐山资本、日初资本等机构跟投，合肥产投、昆冈资本、诺延资本、普华资本、九畹资本等老股东持续加注的20亿元B轮融资。3月，再度完成洪泰基金等参与的4亿元B+轮融资。成立不足三年估值达100亿，堪称最年轻的光伏独角兽。 华晟新能源专注于异质结（HJT）电池、组件开发应用和产品规模化生产，目前是HJT领域「第一家整合硅片—电池—组件全产业链研发与产业化技术的龙头企业」。公司已形成了总部在安徽宣城，大理基地、无锡基地、合肥基地的多地产能布局。 浙江嘉兴也跑出一只民营独角兽。今年1月，正泰新能宣布完成15亿元B轮融资，其中鋆昊资本为领投方，高瓴、中金资本、朝希资本、海宁尖山新区国资、温州乐清国资等参与投资。投后估值已达70亿，正式跻身独角兽行列。 正泰新能是正泰集团旗下专注于光伏电池组件的企业。2016年，正泰集团旗下正泰电器收购正泰新能100%股权，将光伏资产注入上市公司；到了2022年，正泰电器将光伏组件制造板块业务整合至正泰新能后整体对外出售。由此，正泰新能开启了独立融资之路，一跃成为“民营光伏电站之王”。 开工忙、投资热，光伏产业一派红火。 光伏产业图谱 早年间，光伏的应用市场主要集中在海外，出于运输需求，国内光伏电池、组件的生产基地大多布局在长三角等东部沿海地区。渐渐聚集着天合、晶澳、隆基、阿特斯、东方日升等一批光伏制造企业，造就了常州、盐城、无锡、嘉兴、义乌、镇江、扬州等一批光伏产业之城。 经年发展，由于相对落后地区的产业扶持政策更为积极，力度更大。加之丰富的太阳能资源和土地资源便宜优势，更是吸引光伏企业落户重要因素，西宁、乐山、包头、朔州等中西部城市，在光伏产业版图中“异军突起”。 光伏产业链上游包括硅料、硅片等原料及加工，中游主要为构建光伏电站所需的电池片、组件和部件，包括太阳能电池生产、光伏发电组件封装等环节。下游为光伏的应用领域，主要是光伏电站的搭建、系统集成与运营。 各环节发展核心各有特点：硅料以产能为核心，电池片以技术变化为核心，组件和装机逆变器等以终端需求为核心。 基于不同的地区优势，全国各地发力方向也各有侧重。 在无锡，全球首条1GW钙钛矿光伏产线今年4月宣布落户，启动建设极电光能钙钛矿产业基地项目。无锡也被称为中国光伏的“发源地”。目前已经形成了硅材料、电池及组件、光伏设备制造、零部件配套、光伏电站、专业检测和服务等完整的产业链和稳定的供应链，拥有奥特维、先导、上机数控等一批设备制造企业。 嘉兴凭借优越的地理区位。形成了秀洲、海宁两个产业集聚区，汇聚了隆基、晶科、正泰、福莱特、阿特斯等重点企业。秀洲区集聚了光伏上下游企业250多家，已形成“行业龙头企业+企业研究院+产业链上下游配套企业”为一体的光伏新能源全产业链生态圈。 独占物流成本优势的义乌，光伏产业也在高歌猛进，2017年引进电池片巨头爱旭进驻并将集团总部设在义乌，产生的磁吸效应进一步吸引了晶科、天合、晶澳、东方日升企业落地。 水电大省云南近年来充分利用禀赋优势，出台多项政策支持光伏产业发展，目前已经实现了“硅棒—切片—电池片—组件”的全产业链发展。以曲靖为核心，推动保山、楚雄等重点地区实现错位发展。目前，曲靖吸引了隆基、晶澳、阳光落户，楚雄吸引隆基、晶科落户。 富光丰水风好，西宁发展光伏得天独厚，青海塔拉滩光伏电站是目前中国最大的光伏发电基地，面积609平方公里，接近一个新加坡的面积大小。 地处晶硅光伏产业集群中心的宜宾，正在打造晶硅光伏产业集群，吸引了英发德耀、四川高景、四川丽豪等多个产业链项目签约落地。 纵观整个光伏产业发展史，降本增效永远是行业追求的终极目标。如何降低成本，发挥地位优势，是行业发展绕不过的话题。可以说，光伏是比其他行业更需要企业与各地政府“同频共振”的行业。

国家发改委本周出台了第三监管周期的省级电网输配电价政策，此次政策对电改具有里程碑式意义。因为终于能算清电网输配电价了，不同环节各司其事，电网不必承担过多责任，该涨价涨价。用户侧的商业逻辑也理顺了，一些用户侧储能、增量配网等环节业务模式会更加顺畅。 01 本次输配电政策传递了什么信号？ 5月15日，国家发改委官网发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526号)、《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕532号)关于输配电价的重要文件。本次文件在2015年电力市场化改革后可以视为里程碑式的文件。所谓电改，也就是进行电力系统的市场化改革，也就是从“计划电”迈向“市场电”。新一轮的电改是在2015年启动的，核心的目的是“管住中间、放开两头”。中间主要是指电力系统的输配电环节，输配电环节主要是由国家电网和南方电网负责，两头是指发电侧和售电侧，以前输配售环节都是电网负责，发电环节基本上是火电。所谓管住中间，放开两头的目的是，要提高发电和售用电侧的市场化程度，也就是在前后两端充分引入竞争机制，充分竞争。而输电环节类似高速公路、配电环节类似街道小路，节点多，环境复杂。管住中间也就是管住电网，管住输配电环节，通过管住电网，减少其操作电价空间，让电价更透明，输配电网相当于高速公路，用户交了过路费即可通行。2015年电改后，2017年完成第一监管周期输配电价核定、2020年完成第二监管周期输配电价核定。但是前两次输配电价核定仍不够合理，而本次也即5月15日国家发改 委印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》输配电价核定较上一轮更细致，差异较多，更好的落实了“准许成本+合理收益”。所以才说，本次政策是电改里程碑式的进展。 具体细则如下： 1、输配电价按电压分，不再按用户分“用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产和工商业用电，工商业用电包括了（大工业和一般工商业），多地不再对大工业和一般工商业进行区分。”统一按照电压等级来进行定价，电压越高，输配电费用就越低，进而避免因用户种类不同而造成不公平，可以让工商业用户更合理选择电价执行方式，公平参与电力市场化交易，享受电网服务同时承担成本。 2、电压等级越高，容需量电价越低，提高电力设备利用率本次强调用电容量100千伏安及以下的用单一制电价；100-315千伏安之间的可以选择执行单一制或两步制电价；315千伏安及以上的执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制或两部制。选择执行两部制的，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，单月需量电价按本通知核定标准90%执行。两部制电价就是将电价分成两部分。一部分称为基本电价，即固定费用部分；另一部分称为电度电价，即流动费用部分，单部制和两部制最大的差异在于基本电费部分。这一条属于建立负荷率约束机制，也就是说，单月总用电量达到一定程度，可以打九折，进而提高电力设备的利用率。也就是说，电压等级越高，用电量越大的优质工商企业的输配电价就越低。此外形成更合理的分电压等级差后可以更好的理顺增量配电网这种小电网和升级大电网之间的电费关系。 3、为调节性资源定价、电价机制更顺了工商业用户电价=上网电价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。相较于之前的政策，本次把辅助服务费用和抽水蓄能容量电费等单列出来了，以前这部分电价是包含在输配电价中。虽然规模小，但是未来规模扩张起来，如果费用不明晰承担方，将给电网带来麻烦，单列出来就说明以后用户要为这块付费，承担责任明晰。 02 电力市场化大迈步，哪些环节将受益？ 本次输配电价明晰对电改是个大好事儿，由于电力体制遗留下来的问题，电网以前的权责不明晰，整体的显得比较乱，因为电网有居民保供的责任，电网也不敢随意涨电价。此次政策出来，电网的输配电价格就能算明白了，电网涨价也没有负担了，输配电价的上浮也利于电网投资，进而对电气设备商都比较受益。而用户侧方面该承担的责任也清晰了，按照正常的商业逻辑运转，对用户侧储能，虚拟电厂，增量配网，等这些能赚不同输配电价差的钱的环节更受益。整体而言，新型电力系统发展的背景下， 整体电力现货市场、辅助市场还是比较乱的，发电、输配电、售电环节的市场化模式还没跑通。但是本次政策把输配电环节给出了更明确的指引，大方向上能更好的明晰储能等环节的收益。

2022年至今，工商业储能直接补贴政策频发，成为地方争取项目投资、产业落地的重要手段之一。峰谷价差套利、需求响应（用户侧调峰/虚拟电厂）、运营/装机容量补贴激励，代替可中断负荷或错峰用电指标是用户侧储能主要的收益来源。 在工商业储能补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的储能补贴政储能补贴政策主要以用户侧为主注重与分布式光伏相结合，地方招商产业需求较为旺盛；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。放电补贴方面，浙江温州龙港补贴标准最高，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴；重庆铜梁区在补贴方面，对大于2MWh且年利用小时数不低于600小时，连续3年给予项目运营主0.5元/kWh的补贴，新建光伏设施的，再补贴0.5元/kWh；天津滨海高新区补贴标准为0.5元/kWh。 在容量补贴方面，浙江、重庆、广东、江苏、四川等多省地区出台了储能容量直接补贴政策，整体补贴标准在100-300元/kW之间，补贴年限方面包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴。其中重庆铜梁区补贴力度较大，在《关于开展2022年铜梁区光储一体化示范项目申报工作的通知（征求意见稿）》中明确储能设施给予1300元/kWh的一次性补贴;浙江永康、嘉善、金华婺城采用逐年退坡补贴方式，补贴标准在100-400元/kW/年。 在投资补贴方面，重庆、浙江、山西、北京等多省地区出台了储能投资补贴政策，投资补贴比例在2%-20%之间，单个项目补贴限额在30-500万元之间，补贴期限多为一次性补贴。其中浙江海盐县在《海盐县贯彻<浙江省推动经济高质量发展若干政策>承接落实方案（征求意见稿）》提出，对对制造业企业投资300万元及以上的新型储能电站，给予实际设备投资的10%限额400万元的一次性补助；重庆t铜梁区对参与电网调度的独立储能，按投资额5%补贴，连续补4年。

目前46家光伏上市公司披露了业绩公告。其中，硅料/硅片企业6家、电池组件企业9家、光伏逆变器企业7家、设备企业10家、辅材企业9家、电站企业6家。 概括来看，46家企业营收总额超2947亿元，其中，达到百亿级别的光伏企业有9家，分别为通威股份、隆基绿能、特变电工、天合光能、晶澳科技、阳光电源、浙江中拓等。其中，浙江中拓、通威股份、苏美达位列一季度营收排行榜前三甲，分别为432.7亿元、332.4亿元、310亿元。 净利润方面，44家企业实现净利润增长，占比约93.6%。净利润超过10亿元的光伏企业共7家，分别为通威股份、特变电工、协鑫科技、隆基绿能、晶澳科技、天合光能及阳光电源。其中，通威股份、特变电工、协鑫科技位居净利润排行榜前三甲，分别为86.01亿元、47.24亿元、40.9亿元。 整体来看，一季度光伏市场开局火爆，行业需求爆发叠加产业链价格下降，推动各个环节企业利润改善，光伏上市企业业绩表现良好。 硅料&硅片 分环节来看，硅料、硅片环节已有6家企业公布一季度业绩报告，除弘元绿能营收下降以外，其余5家企业营收、净利润均实现上涨。 2023年一季度，硅片和硅料企业产能大幅释放，市场供需面基本平衡，硅料硅片价格也随之降温。根据硅业分会价格跟踪，截至3月末，多晶硅价格较已较去年同期下跌16.48-16.7%，硅片价格下跌4.48%-7.45%。 在此情形之下，企业盈利能力较去年同期放缓。具体来看，硅料企业一季度营收平均增速为35.57%，硅片平均增速约为18.2%。其中，通威股份营收同比增速最快，一季度营收总额为332.4亿元，同比增长34.67%；隆基绿能以283.2亿元总营收排名第二，业绩实现稳健增长。 从盈利能力来看，硅料企业一季度盈利平均增速为59.04%，硅片平均增速约为18.2%。其中，京运通迎来爆发式增长，一季度净利润为3.03亿元，同比增长3298.13%，位居第一；通威股份、协鑫科技分别以65.59%、60.1%的净利增幅位排名第二。 电池&组件 电池、组件环节已有9家企业公布一季度业绩报告，其中，8家实现盈利。 一季度受光伏装机量大幅增长带动，电池、组件企业市场需求快速增长。同时，受益于上游硅料价格下跌，行业利润分配逐步改善，企业盈利能力大幅提升。 电池企业中，跨界黑马钧达股份业绩爆发，净利润达到3.54亿元，同比实现了15倍左右的增长。爱旭股份盈利能力同样得到大幅提升，一季净利润达7.02亿元，同比增长208.78%，财报显示，利润增长主要受益于原材料采购价格下降。此外，爱康科技一季度业绩实现扭亏为盈，公司表示，主要受益于硅料价格下行和张家港、赣州、长兴等生产基地电池及组件产能释放及订单增加。 组件企业量价齐升，业绩实现高速增长。其中，净利润增幅靠前的天合光能、晶澳科技、晶科能源一季度归母净利润同比增速均超220%，企业均表示，营收、净利增长主要因光伏组件产品销售规模扩大，出货量增加所致。其中，晶澳科技一季度电池组件出货量达到11.7GW，创下历史新高。 辅材 光伏辅材玻璃、胶膜、金刚线已有9家企业公布一季度业绩报告。其中，6家盈利同比实现正增长，2家净利润增速下降。 从营收总额来看，玻璃企业居前。其中，福莱特一季度以53.65亿元业绩稳居营收排行榜首位，金晶科技以19.04亿总营收排名第二。对于业绩增长，企业均表示，得益于光伏玻璃产能大幅提升，光伏玻璃业绩大增，收入创下新高。 从净利润增幅来看，三超新材虽然净利润仅为98.28万元，但却以117.41%增幅，排名净利涨幅榜首位，同时实现业绩扭亏为盈。 光伏设备 光伏设备环节共有17家企业公布一季度业绩报告，其中15家企业净利润实现正向增长，2家净利润出现亏损。 纵观17家光伏设备企业可以发现，近两年，受益于全球光伏、储能产业高速发展，逆变器赛道持续升温，随着海内外市场需求大幅增长，企业销售旺盛，业绩实现成倍增长。 在7家已公布一季度业绩报告的逆变器企业中，2家企业净利润增幅超3000%，2家企业超260%。从净利润增幅来看，逆变器企业可谓是整个排行榜的“大赢家”。 其中，阳光电源成绩亮眼，以125.8亿元营收总额，排名第一。企业表示，业绩增长主要受益于光伏行业持续向好，同时储能行业大爆发。此外，固德威、英威腾一季度净利润同比出现大幅增长，分别为3,473.72%、3016.7%，公司表示主要因营销渠道拓展以及出口销量增加。 除上述环节外，部分企业业绩不增反降，如宇晶股份、大族激光、微导纳米、正业科技。对于业绩下降原因，投入增加，订单减少等因素成为主因。其中，宇晶股份表示主要系报告期内研发投入较上年同期增加。大族激光表示，主要系为公司下游客户需求不足、订单减少。

5月15日，省级电网第三监管周期输配电价改革方案最终出台。此轮电价改革除核定输配电价之外，还进一步厘清了电价结构，整体上明确了工商业用户用电价格由“上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加”组成，为全面衔接电力市场化交易提供了丰富“接口”：一方面是首次建立“系统运行费用”概念，明确系统运行费用包括辅助服务费、抽水蓄能容量电费等内容；另一方面是首次将上网环节线损费用独立于输配电价之外单列，并提出具备条件的地方由用户直接采购线损电量。 电价结构的进一步厘清，紧扣能源清洁低碳转型与电力市场化改革需要，不仅体现出此次改革的“问题导向”，也彰显了我国电价改革者的系统观念。具体来看： 一是明确了抽蓄容量成本的回收渠道，为落实抽蓄价格机制提供了制度保障。2021年，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），建立了“容量电费纳入输配电价回收”的机制，本次改革在抽蓄电站全面成本监审的基础上，明确抽蓄容量电费在输配电价外“单列”，各省所分摊的容量电费按年度备注在目录输配电价表下，真正落实了633号文的价格机制，为稳定抽蓄投资预期提供了制度保障。 二是系统运行费用为用户承担的公共成本提供了专门归集科目，有助于价格机制主动适应改革发展需要。此次改革将辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等纳入系统运行费用归集范围，具有重要的现实意义。一方面，目前辅助服务成本以发电侧“零和”为主，仅山东、山西等极少数省份向用户分摊了调频电力辅助服务费用。此次价格改革将“辅助服务费用”作为系统运行费用组成部分，明确了探索向用户分摊辅助服务费用的“公共”属性；另一方面，随着实现碳达峰碳中和目标背景下新型电力系统建设推进，对灵活性调节资源的需求加大，愈发要求价格机制相应创新。在此背景下，单独设置“系统运行费用”为适应这种变化提供了有力支撑。 三是单列上网环节线损费用，建立起适应市场化波动的电价结构。上网环节线损费用（简称“线损折价”）与上网电价相关，线损折价一般按照上网电价×核定线损率÷（1-核定线损率）计算确定。在原购销价差模式下，线损折价随输配电价回收，随着电力市场化深入推进，风电、光伏、新型储能等大量进入市场，将线损折价单列能够有效反映购电价格的波动情况。本次改革还要求，电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享，进一步提升了机制的适用性。

海缆、塔筒等龙头企业陆续拿下海外大单，预示风电出海开始加速。 但比起趋势和市场空间，更要关注业绩是否真的兑现。 01风电龙头频繁签海外大单出海趋势开始加速 近期风电行业大事儿频出，风电龙头企业陆续宣布签了海外的大单。 5月14日中天科技官宣其和上海源威建设工程有限公司的联合体中标惠州港口二PA海上风电项目海底电缆及敷设项目，中标价格9.675亿元。 同时，中天科技预中标丹麦Baltica 2 海上风电项目（B 包）275kV 高压交流海底光电复合缆及其配套附件，预中标金额折合约12.09亿元（约1.59亿欧元）。 除了中天科技外，风电其他龙头今年也陆续在签海外订单。 比如海缆另一位龙头东方电缆，在今年一季度签署了Inch Cape海上风电项目（规划装机容量1.08GW）输出缆供应前期工程协议，顺利完成型式实验后将另行签订合同成为输出缆供应商。 塔筒龙头大金重工5月9日宣布与某欧洲能源开发企业签署了《海上风电单桩基础优选供应商协议》。 按照合同约定，蓬莱大金将作为优选供应商向某海上风电集群项目提供单桩。合同总金额约5.47亿欧元，约占公司2022年度经审计营业收入的80%。 这些龙头频繁签海外单，释放的信号是今年风电出海的趋势在加速。 风电出海主要集中在欧洲、美国、东南亚、澳大利亚等地，其中市场最大的空间还是欧洲和美国。 欧洲因为能源危机，海上风电成为其重要转型方向。 具体规划方面，英国计划2030实现50GW海上风电装机。为了实现这个目标，英国也从2023年开始将CfD机制（差价合同机制，可以理解为为了充分引入竞争）由2年1次，改为1年1次。 德国计划在2030年海风装机量达到30GW；法国承诺在2050年达到40GW海上风电装机。近期的丹麦2023年将推出9GW的海风招标，如果9GW的海上风电招标项目可使丹麦海上风电装机容量增加5倍。 2022年英国、德国、荷兰、丹麦累计海风总装机容量才大约28GW，即使假设2030年欧洲总装机实现100GW，每年也至少要新增10GW。 所以欧洲市场空间大，且按照今年政策的持续加速情况，今年很可能是重要的拐点。 美国规划是到2030年海风装机达到30GW，美国也是在今年后开启海风快速发展时期。 所以从政策和市场空间双重加持，至少为我国风电零部件和整机企业提供了出海加速的机遇。 出海和国内还是略有不同，海外厂商虽然毛利率更高，但对产品的质量也要求更高。 所以企业签订海外大单，一方面肯定了企业的实力，另一方面也让其产品打开了海外量价齐升的空间。 大金签的欧洲的单子，实际上是因为欧洲本土塔筒实力弱，成本也高，进而催生了进口需求。 而海缆方面，海外，尤其是欧洲的海缆产业完善，比较成熟，但是海缆巨头的价格也高，所以国内海缆企业在价格方面有优势。 但是因为海缆非常重要，所以仅仅是低价也不行，质量必须过关，所以就像中天和东缆可以拿到海外的单子，也说明了产品质量是没问题的。 02国内海风空间大毋庸置疑但目前招标量表现一般 说完了出海逻辑，再说国内海风市场。 国内近海资源基本已经饱和，未来发展在深远海方向毋庸置疑。 虽然长期趋势没问题，但是还是要关注短期海风落地进程，比如去年虽然一致预期是风电装机小年，但是全产业链年报披露出来发现，即使价值量最高的海缆，还是频繁不及预期。 所以无论是海外还是国内，今年要重点关注风电的边际变化情况，打出的预期是否能真正落地。 今年一季度装机情况不错，其中Q1装机10.4GW，同比增长31.64%； 其中陆风9.89GW，同比增长31.17%，海风0.51GW，同比增长41.67%。 尤其3月单月新增装机量达到4.56GW，同比增长110%，创了历史新高。 但招标量表现平平，23年1-4月实现招标约34.5GW，其中陆风约31.8GW，海风约2.7GW，海风同比下滑约24.5%。 其中4月招标约5.8GW，同比下滑64%，环比下滑25%，基本都是陆风。 所以目前看，海风的招标数据平平，没有超预期，当然这很大一部分因素是淡季所致。 市场主流机构预计今年海风招标规模能达到15-20GW，至于能实现多少还是看二季度后的进展。 整体而言，今年新能源部分赛道出海趋势加速逻辑还是可以关注的，比如充电桩，比如风电。 虽然说去年也在谈出海，但是还尚未形成趋势加速阶段，今年按照政策力度以及规划时点推算，有望是出海拐点之年。

1、什么是虚拟电厂 虚拟发电厂，简称VPP（Virtual Power Plant）。电力共分为发电、输电、变电、配电、用电等5个主要环节，其中两大电网公司为电网产业链的主要参与者，统管输电、变电、配电等环节，引导电网改革，虚拟电厂主要是在“配电端”发挥作用。虚拟电厂，顾名思义就是一个虚拟化的电厂，里面的内容不是电厂，但是起到一个电厂的作用。将相对分散的源、网、荷、储等元素进行集成调控，对外等效成一个可控的电源。这个系统对外既可以作为“正电厂”向系统供电，也可以作为“负电厂”消纳系统的电力，起到灵活的削峰填谷等作用。 2、虚拟电厂与储能的关系 储能离不开虚拟电厂配合，虚拟电厂本身就是个大的储能应用系统，相当于一个无形的“充电宝”，既可以在用电高峰时段向外部供电，也可以在电力富余情况下消纳电力。储能是将能量储存，解决储的问题；怎么用，需要用到虚拟电厂调节，并且储能装置只有在虚拟电厂平台下才能更好的发挥削峰填谷的作用。这是因为以风能和太阳能为代表的新能源具有显著的间歇性和强随机波动性，是制约新能源电力大规模开发利用的瓶颈。虚拟电厂提供的新能源电力与传统能源和储能装置集成的模式，能够在智能协同调控和决策支持下对大电网呈现出稳定的电力输出特性，为新能源电力的安全高效利用开辟了新路径。以往的电力系统削峰填谷，基本是通过火电厂实现，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿的电厂和配套电网；而通过虚拟电厂实现，建设、运营、激励等环节的投资只需要500-600亿元。 3、驱动事件： 1）老M气候机构预测今年有50%可能成为有记录以来最热的一年。最近市场发酵得比较多的题材是虚拟电厂，虚拟电厂也可以归类为赛道分支。之前说过，在市场比较混沌的时候，像赛道里这种新发酵的新技术、新材料、新题材有时候比较容易得到资金的认可和炒作。当然这里只是作为题材梳理，至于能不能走出来，一切都以客观的市场走势为准，不主观yy。如果今年夏天暴热的话，那么有关电力方面的消息不会少，这对板块的持续性炒作提供了良好的外部环境。 2）广东等南方地区电力供应趋紧、虚拟电厂迎来建设热潮 5月以来，广东用电负荷快速增长，电力供应趋紧。南方电网与国家电网加大电力跨省互济力度，自5月13日起，闽粤联网工程按当前通道最大能力，由福建向广东送电100万千瓦，持续时间19天，预计最大送电量可达4.56亿千瓦时。值得注意的是，随着经济的加速回暖，国内电力消费需求快速增长。叠加上年同期低基数等因素影响，今年二季度电力消费增速明显回升。据中电联预测，二季度南方区域电力供需形势偏紧。 消费旺季电力供应偏紧背景下，虚拟电厂迎来投建热潮，相关政策密集落地。日前，华北能源监管局针对今年华北预期电力存在的250万千瓦缺口，建议从5个方面加快推进华北区域虚拟电厂建设和需求侧管理工作。广东省也于4月底提出了推动建筑类负荷资源形成虚拟电厂。此外，4月中旬，山西省能源局公示了第二批虚拟电厂建设试点项目（共6个），两批合计已达到10个试点，建设持续加速。 虚拟电厂将相对分散的电源、电网、负荷和储能等进行集成调控，能够实现“源网荷储一体化”，它相当于一个可控的电源，既能作为“正电厂”向系统供电，也能作为“负电厂”消纳系统储存的电力，灵活实现削峰填谷。随着技术的不断完善和成熟，虚拟电厂的成本持续下降，展现出较强的经济性。在政策密集催化，电力现货市场快速发展的背景下，虚拟电厂的发展空间被进一步打开。据中信证券预测，到2025年虚拟电厂整体容量空间有望达到723亿元，到2030年其市场空间或将达到1961亿元。 4、相关标的： 万胜智能，虚拟电厂+AI,公司主要产品智能电表、用电信息采集系统广泛应用于智能电网,虚拟电厂等用电领域的电能计量、数据采集环节。 公司主要产品智能电表、用电信息采集系统广泛应用于智能电网、虚拟电厂等用电领域的电能计量、数据采集环节。公司智能电表量利齐升逻辑明显。量方面，智能电表一般8-10年需要更换，2017-2025年为智能电表的新周期，2023-2025年即将进入快速放量期。利方面，新标准下公司智能电表招标单表受益有望提升。 杭州热电，虚拟电厂+光伏，10cm龙头 经纬股份：公司在投资者互动平台表示，虚拟电厂协调控制技术要联通源网荷储多个环节的调整，人工智能的接入能极大提升分析效率和准确度，虚拟电厂是公司综合能源服务的组成部分，是公司未来在综合能源服务的重要发展方向之一。 泽宇智能：人工智能+国产软件+填权+（AI+电力）+（AI机器人）柔性直流输电+虚拟电厂+智能电网+特高压+BIPV概念+储能+绿色电力，公司有自主研发的国产软件，目前主推的软件产品是变电站在线智能巡视系统软件及光伏相关系统软件。是工业自动化专业供应商。致力于为企业提供整厂智能化解决方案，实现自动化、数据信息化、智慧型无人工厂； 科大智能：高压快充+虚拟电厂+充电桩+军工+人工智能+新能源汽车 金智科技，虚拟电厂+AI+充电桩，股性活跃的老妖，公司积极布局虚拟电厂领域，在现有的分布式能源协调管理系统、风光储快速功率控制系统、面向辅助服务市场的分布式用户侧储能优化控制系统基础上，实现虚拟电厂的整体优化控制。 科远智慧，虚拟电厂+AI+一带一路 积成电子，虚拟电厂+AI+充电桩，它与万胜智能，金智科技和科远智慧一样，都叠加了虚拟电厂和AI概念，同时今天强势的充电桩它也有，低价小市值是亮点。 北京科锐：公司的能量管理系统EMS适应大量分布式发电资源聚合的虚拟电厂调度方式和调度策略。满足虚拟电厂场景下的能量管理要求。 积成电子：公司在智能电网、新能源发电、智慧能源等领域的解决方案可用于虚拟电厂建设的相关环节。 恒实科技：公司系首批支撑国家电网公司推动虚拟电厂建设的企业之一，参与了首个国内首个虚拟电厂项目国网冀北公司项目，具备虚拟电厂交易平台建设方和虚拟电厂运营方双重身份，在冀北、湖南等虚拟电厂积累了宝贵的项目经验。 浙大网新：中标华云科技虚拟电厂项目，并与中国华电集团、某省能源集团等客户展开深入合作。 粤电力A:公司全资子公司广东粤电电力销售有限公司开发建设直控型储能资源聚合管理模块，主要包括：虚拟电厂资源管理、储能运行监视等子功能模块的建设，对接虚拟电厂管理平台。 特锐德：公司目前已与众多地市的电力调度中心打通，积极参与了广东、上海、浙江等地的需求侧响应。公司虚拟电厂平台具备条件的可调度资源容量超过1300MW，不同场景下已调度容量超过300MW, 总调度电量超过30000MWh。 5、虚拟电厂盈利能力前十企业： 第1 万胜智能 盈利能力：净资产收益率13.40%，毛利率31.72%，净利率14.41% 主营产品：智能电表为最主要收入来源，收入占比64.29%，毛利率38.29% 公司亮点：万胜智能主要产品智能电表、用电信息采集系统广泛应用于智能电网、虚拟电厂等用电领域的电能计量、数据采集环节。 第2 科陆电子 盈利能力：净资产收益率-20.19%，毛利率28.82%，净利率-6.09% 主营产品：智能电网为最主要收入来源，收入占比71.31%，毛利率30.98% 公司亮点：科陆电子拟通过技术中心的建设，加大在构网型独立储能电站技术、 5G环境储能虚拟电厂聚合控制技术等方向上的研发投入力度。 第3 南都电源 盈利能力：净资产收益率-7.86%，毛利率7.65%，净利率-5.15% 主营产品：再生铅产品为最主要收入来源，收入占比50.59% 公司亮点：南都电源作为EPC总包方和解决方案供应商，已在德国莱比锡建成了德国虚拟电厂分布式储能电站项目。 第4 炬华科技 盈利能力：净资产收益率14.08%，毛利率39.28%，净利率28.84% 主营产品：智慧计量与采集系统为最主要收入来源，收入占比81.23%，毛利率40.72% 公司亮点：炬华科技的智能电能表、采集终端、专变终 端、云边路由器等产品，可以应用于虚拟电厂的计量、采集通讯和监控等。 第5 国电南瑞 盈利能力：净资产收益率15.62%，毛利率26.91%，净利率14.18% 主营产品：电网自动化及工业控制为最主要收入来源，收入占比54.58%，毛利率26.84% 公司亮点：国电南瑞在虚拟电厂关键技术和市场机制方面已进行多年的研究，可以提供完整的虚拟电厂解决方案。 第6 国网信通 盈利能力：净资产收益率14.87%，毛利率19.55%，净利率9.42% 主营产品：云网基础设施为最主要收入来源，收入占比51.14%，毛利率17.48% 公司亮点：国网信通的虚拟电厂类应用主要在做需求响应相关的业务，在江苏、重庆、天津有相关案例。 第7 润建股份 盈利能力：净资产收益率9.68%，毛利率18.81%，净利率5.23% 主营产品：通信网络业务为最主要收入来源，收入占比53.63%，毛利率20.53% 公司亮点： RunDoBidder虚拟电厂是以电力电子技术和RunDo新型能效电厂操作系统为技术基础，面向通信网络的局站场景。 第8 芯能科技盈利能力：净资产收益率7.94%，毛利率53.56%，净利率24.38% 主营产品：光伏发电为最主要收入来源，收入占比81.36%，毛利率65.54% 公司亮点：芯能科技于2021年建成“网荷光储充智能微网”示范项目是小型分布式虚拟电厂，并已稳定运行至今。 第9 苏文电能 盈利能力：净资产收益率27.32%，毛利率28.35%，净利率14.80% 主营产品：电力施工及智能用电服务为最主要收入来源，收入占比65.79%，毛利率27.47% 公司亮点：苏文电能与东阳市光明电力建设、上海聚信海聚新能源签订了《100MWH 虚拟电厂项目合作框架协议》。 第10 泽宇智能 盈利能力：净资产收益率27.09%，毛利率42.16%，净利率26.43% 主营产品：系统集成为最主要收入来源，收入占比78.58%，毛利率38.82% 公司亮点：泽宇智能有虚拟电厂相关的技术储备，具备提供配套服务的能力。

北京时间5月17日凌晨4点，特斯拉召开了一场非常传统的股东大会，除了选举原首席技术官（CTO）JB Straubel为董事会成员以外，似乎并无太多新意。 在备受瞩目的新车型上，马斯克表示特斯拉正在开发两款新车型，他预计这两款车型的年产量将超过500万辆，但具体细节并未公布，还需等到特斯拉的新车发布会上再做披露。对于电动皮卡Cybertruck，马斯克承诺将在今年晚些时候量产交付。根据特斯拉的需求测算，每年生产25万辆Cybertruck是一个均衡了产能爬坡与成本效益的合理产量。Cybertruck自2019年11月发布以来，备受外界关注。据统计，Cybertruck开放预订后的首周，就收获25万台的订单，截至2022年11月底，其预订量已超过160万台。但Cybertruck的量产时间一再延迟，让很多消费者的期望频频落空。对于Cybertruck的多次跳票，马斯克说：“Cybertruck其实是我们的一张王牌，因为它的设计非常新颖，并不能用传统的制造方法来推动，我们需要去发明出一套全新的制造方式。” 问马斯克，特斯拉会不会考虑生产RV车型（休闲车，如房车）。马斯克回答称，目前特斯拉没有这个打算，但Cybertruck可以改装成这类车。 在本次股东大会上，马斯克预计model Y将会成为今年全球最畅销车型。“2023年第一季度，model Y在欧洲已经成为销量最高的车型了，在美国市场，一季度model Y也是最畅销的非SUV车型。”马斯克说。在电池业务方面，马斯克依旧十分重视。未来，特斯拉的电池业务会比汽车业务增长更快，特斯拉预计将在中国建设一座40GWh的电池工厂。同时，马斯克在回答与会者的提问时也说道：“特斯拉能源业务的利润率应该在20%-30%左右。”电池上游材料的布局方面，马斯克依旧秉承之前的观点：锂的储量是很大的，难度在于提高锂的产量，也就是矿山的运行速度，以及提升精炼的效率。马斯克表示：“未来特斯拉的重点是放在锂的精炼上，而不是放在开采上”。在钴的供应上，马斯克称，特斯拉将对公司的钴供应链进行第三方审计，确保公司的任何钴供应商都没有使用童工。马斯克还表达了对人形机器人“擎天柱”的乐观态度，他相信未来机器人的需求会远远超过汽车的需求。谈到人工智能，马斯克表示，在有效的监管下，特斯拉将在AI（人工智能）和AGI（通用人工智能）中发挥重要作用。 对于全球经济环境的变化，马斯克也给出了自己的观点。他认为这是整个金融体系变化的结果，当前宏观环境仍然充满挑战，未来12个月可能会有更多的公司濒临破产，但这只是阶段性的。马斯克说：“我认为大概在12个月之后全球经济会迎来好转，到时候特斯拉会处于更好的位置，希望大家能够有一点耐心，做长期的投资者。”

国家发展改革委日前发布《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》以及《国家发展改革委关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》发改价格〔2023〕526号。 通知指出：用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。 一、按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发<输配电定价成本监审办法>的通知》（发改价格规〔2019〕897号）、《国家发展改革委关于印发<省级电网输配电价定价办法>的通知》（发改价格规〔2020〕101号）及有关规定，核定第三监管周期各省级电网输配电价，具体见附件。 二、用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。 三、执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户（以下简称工商业用户），用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。 四、工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享。 五、居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 六、省级价格主管部门要精心组织、周密安排，确保输配电价平稳执行，做好与电网企业代理购电制度等的协同，密切监测输配电价执行情况，发现问题及时报告我委（价格司）。电网企业要按照相关要求，严格执行本通知核定的输配电价，统筹推进电网均衡发展；对各电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完成进度等与输配电价相关的基础数据进行统计归集，每年5月底前报我委（价格司）和省级价格主管部门。 本通知自2023年6月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。

新疆发改委正在拟定《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》及《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引(2.0 版)》等相关政策，鼓励支持共享储能、配套储能和新型储能的发展，推动风光水储协同发展和沙戈荒大基地建设。 其中，值得注意的是，两份政策均强调鼓励采用液流电池、压缩空气或二氧化碳储能、飞轮储能、重力储能等新型储能方式，以提升新能源消纳解决调峰需求。 在市场机制方面，强调加强辅助服务市场建设，出台独立储能容量补偿电价，建立调峰、调频、备用等补偿机制、适时拉大峰谷电价价差等，均是保障共享储能合理投资回报的改革方向。 另外，对于新能源配建储能，强调了共享储能、配套储能两种路径。共享储能，可按储能规模的5倍的规模配建市场化并网新能源项目；配建储能，新能源装机规模需为储能装机规模的4倍。租赁共享储能规模的新能源企业，需和共享储能项目企业签订不低于10年的租赁协议或合同。配套的储能需与新能源项目同步建成、同步投运。 《关于加快推进新能源及关联产业协同发展的通知》指出： 鼓励通过自建、合建、购买或租赁调峰及储能能力等方式，开展市场化新能源项目建设。鼓励采用液流电池、压缩空气或二氧化碳储能、飞轮储能、重力储能等新型储能方式，配置储能规模为新能源规模的10%且时长不低于2 小时。 结合新能源的应用，储能可重点关注产业园区新增用电、负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点等的应用机会。 产业园新增用电。风电、光伏与储热型光热发电一体化建设方式满足园区新增用电的，光伏与光热配置比例为9:1；风电光热配置比例为（上一年度区域光伏平均利用小时数/风电平均利用小时数×10）:1。 支持共享储能和新型储能建设。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点，鼓励各类投资主体建设服务一定区域的集中式共享储能。 共享储能规模不低于100MW/400MWh，租赁合同不低于10年，将研究出台容量补偿电价，调峰、调频、备用补偿机制等保障储能合理投资回报。 通过辅助服务市场建设，出台独立储能容量补偿电价，建立调峰、调频、备用等补偿机制、适时拉大峰谷电价价差等方式，完善储能市场价格机制，保障共享储能合理投资回报。 共享储能项目规模不小于100MW/400MWh（4 小时储能时长），通过出售、租赁调峰容量等共享服务回收建设成本并获得合理收益。储能电站容量租赁给新能源场站，可代替新能源自建储能作为并网条件。已布局新能源项目尚未开展配套储能建设的，可通过租赁等规模储能模式、或多个项目合建1个共享储能方式满足并网条件。 租赁共享储能规模的新能源企业，需和共享储能项目企业签订不低于10年的租赁协议或合同。配套的储能需与新能源项目同步建成、同步投运。在全生命周期内租赁的配套储能容量和相关技术指标不低于备案（核准）文件要求。国网新疆电力有限公司须保证对集中式共享储能项目合理调度。 风电光伏基地建设操作指引（2.0 版） 2022年3月，新疆自治区发改委发布了《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》文件，提出了煤电挖潜、配套储能、新增负荷消纳、自备绿电保障、多能互补协同、关联产业互补等市场化新能源项目建设的7条推进路径。其中，基于4小时以上时长储能项目，可以配置等容量规模的新能源项目，即100MW/400MWh储能可配置400MW新能源项目，也是基于该政策，带来了2022年新疆储能装机规模的突飞猛涨。2022年，新疆公布的两批次市场化项目，累计带来储能配置需求超7937.5MW/34305MWh（可参考文章：配置储能超7.9GW/34.3GWh！新疆发布两批次市场化新能源项目清单）。 得益于市场化项目配储的推动，2022年，新疆新增建成并网储能项目近1.4GWh，名列全国前列。而未并网的项目大多数已经启动，预计两批次市场化项目将继续推高新疆2023年的储能市场增量。 对比1.0版本，此次2.0版本指引提出了抽水蓄能、氢能、CCUS、两个联营（煤炭与煤电、煤电与可再生能源）、共享储能、配套储能、煤电挖潜、电网代建、分散用能等新的9条路径，适用于新增的市场化并网新能源项目，新指引印发后，1.0版本将废止。 另外，2.0版本对共享储能、配套储能的发展都制定了详细的发展路径。 共享储能路径 新疆鼓励鼓励各类投资主体在负荷密集接入、大规模新能源汇集、大容量直流馈入、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点，建设服务一定区域的集中式共享储能。开展液流电池、飞轮、压缩储能等储能技术示范项目建设，推动多元储能技术开发。 配套储能路径 新疆鼓励可再生能源发电企业通过自建、合建、购买调峰和储能能力等方式，开展市场化并网新能源项目建设。相比该路径1.0版本仅强调了4小时以上时长的要求，2.0版本强调了“鼓励压缩空气或二氧化碳储能、飞轮储能、重力储能等新型储能发展”。 新疆近期储能政策频繁，涵盖了辅助服务、中长期市场、新能源配储等多方面。 新疆是中国储能的发展重地，政策激励下，显然新疆的开发热情将持续被点燃。储能与电力市场将密切追踪新疆储能政策的落地情况，以及新疆储能项目的实时动态，为读者研判新疆储能市场提供借鉴。

5月8日，深圳市发改委发布2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南（第一批）。其中储能领域，支持市级工程研究中心组建及提升项目、公共服务平台组建项目、产业化事后补助、新技术新产品示范应用推广、国家项目配套等五类扶持计划。 1工程研究中心 方向： 支持钠离子电池、长寿命高安全性锂离子电池、下一代固态电池储能、新型液流储能电池、储能系统集成及安全管理、储能控制系统、储能智能装备技术、光储充技术、新能源汽车移动储能等九个方向。 扶持计划： 按项目总投资的40%给予最高不超过500万元资助。资助金额分阶段拨付，在项目扶持计划通知下达、项目完成40%的总投资额、项目通过验收三个阶段，分别按资助金额的40%、30%、30%分阶段予以拨付。 2公共服务平台 方向： 支持储能共性技术研发、产品检验检测等两个方向。 扶持计划： 按项目总投资的40%给予最高不超过500万元资助。资助金额分阶段拨付，在项目扶持计划通知下达、项目完成40%的总投资额、项目通过验收三个阶段，分别按资助金额的40%、30%、30%分阶段予以拨付。 3产业化事后补助 方向： 支持锂离子电池、钠离子电池、镁离子电池、液流电池等先进电化学储能技术路线的原材料、元器件、工艺装备、电芯模组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、变流器（PCS）、系统集成等储能领域。 扶持计划： 按经专项审计核定项目总投资的20%给予事后资助，最终资助金额以实际完成投资额和资助比例确定，最高不超过1500万元。资助资金须全部用于项目建设投资。 4新技术新产品示范应用推广 方向： 支持工业园区储能、光储充示范等两个方向。 扶持计划： 按经专项审计核定项目总投资的30%给予事后资助，最终资助金额以实际完成投资额和资助比例确定，最高不超过1000万元。 5国家项目配套 方向： 支持电池材料、电芯模组、控制系统、系统集成、智能生产装备、终端应用等储能相关领域。 扶持计划： （1）国家工程研究中心配套项目：支持国家工程研究中心建设，按照国家发展改革部门批复或经评审核定的项目总投资的40%予以最高不超过3000万元资助，最终资助金额以实际完成投资额和资助比例确定。资助资金须全部用于项目建设投资和研发费用，其中用于建设投资的比例不低于资助金额的50%，研发费用只能用于科研材料及事务费支出。 （2）国家产业发展配套项目：支持承担国家产业发展计划（专项）等项目，予以最高1:1配套支持，最高不超过1500万元，且市级与国家资助资金总和不超过项目总投资的40%，最终资助金额以实际完成投资额和资助比例确定。资助资金须全部用于项目建设投资。