工业和信息化部、教育部、科技部、财政部、国家市场监管总局等五部门近日联合印发《制造业可靠性提升实施意见》（工信部联科〔2023〕77号）。文件聚焦机械、电子、汽车等行业，提出实施基础产品可靠性“筑基”工程、整机装备与系统可靠性“倍增”工程，明确了相关行业未来发展的关键技术，这也代表了未来的一些直接投资方向。 （三）主要目标 围绕制造强国、质量强国战略目标，聚焦机械、电子、汽车等重点行业，对标国际同类产品先进水平，补齐基础产品可靠性短板，提升整机装备可靠性水平，壮大可靠性专业人才队伍，形成一批产品可靠性高、市场竞争力强、品牌影响力大的制造业企业。 到2025年，重点行业关键核心产品的可靠性水平明显提升，可靠性标准体系基本建立，企业质量与可靠性管理能力不断增强，可靠性试验验证能力大幅提升，专业人才队伍持续壮大。建设3个及以上可靠性共性技术研发服务平台，形成100个以上可靠性提升典型示范，推动1000家以上企业实施可靠性提升。到2030年，10类关键核心产品可靠性水平达到国际先进水平，可靠性标准引领作用充分彰显，培育一批可靠性公共服务机构和可靠性专业人才，我国制造业可靠性整体水平迈上新台阶，成为支撑制造业高质量发展的重要引擎。 二、重点任务 （一）提升制造业质量与可靠性管理水平。 推动企业加强质量与可靠性管理，引导企业建立质量与可靠性发展战略，树立以可靠性为核心的质量管理观。鼓励企业贯彻实施GB/T 19004、GB/T 19024等标准，推动企业采用策划、实施、检查、处置（PDCA）模式加强企业质量与可靠性管理，开展自我声明及质量管理体系认证，增强质量信誉及信用信息市场采信度，实现企业的持续成功及财务和经济效益提升。支持企业设置首席质量官和可靠性管理部门，鼓励企业探索建立可靠性管理体系。加强企业可靠性管理评价和质量安全监管，支持开展关键过程能力评价和制造成熟度评价，推进关键典型产品质量安全监管与质量技术帮扶衔接联动。开展质量与可靠性知识普及、质量管理小组、对标达标等活动，推广应用先进的质量与可靠性管理理念和方法。 推动产业链供应链可靠性协同管理。发挥龙头企业需求牵引作用，加强产业链供应链可靠性管理，以可靠性管理体系为抓手，强化对供应商产品的质量评价与可靠性管理成熟度评估，畅通可靠性指标传递机制，提升配套企业的可靠性管理水平。鼓励产业链供应链上下游企业开展可靠性联合设计、可靠性管理等协同攻关，促进产业链供应链自主可控和质量可靠性水平整体提升。 （二）加快可靠性工程技术研发与应用推广。 围绕可靠性工程管理、设计、制造、分析评价、试验验证等环节，依托国家重点研发计划等科技重大项目，开展失效物理、加速试验等可靠性前沿基础理论研究，加强可靠性仿真、故障诊断与智能运维等应用技术研究，突破可靠性正向设计关键技术，开发可靠性工程新方法和新工具。 推广运用先进可靠性管理工具，提高产品全生命周期可靠性管理能力。鼓励产学研用联合攻关，构建可靠性设计技术体系，推广可靠性建模、分配、预计等普适性可靠性设计技术，鼓励企业加强可靠性设计技术应用，促进可靠性设计与产品功能设计同步实施。强化制造工艺可靠性技术应用，加强对材料热处理、电子封装和机械装配等工艺可靠性技术的推广，提升产品制造质量可靠性水平。强化可靠性分析与评价技术应用，支持第三方机构开展产品可靠性认证及质量分级行动，构建产品全生命周期可靠性综合分析与评价技术体系。推广多应力综合可靠性试验、可靠性加速试验等试验验证技术，应用试验、分析、改进等闭环措施，促进产品可靠性持续提升。 （三）实施基础产品可靠性“筑基”和整机装备与系统可靠性“倍增”工程。 聚焦机械、电子、汽车等行业，实施基础产品可靠性“筑基”工程，筑牢核心基础零部件、核心基础元器件、关键基础软件、关键基础材料及先进基础工艺的可靠性水平。实施整机装备与系统可靠性“倍增”工程，促进可靠性增长。强化可靠性指标考核与评价，在产业基础再造和制造业高质量发展等专项实施和相关标准制修订中，强化可靠性攻关及创新成果评价与转化应用，倒逼可靠性不达标的产品退出市场。 专栏1 基础产品可靠性“筑基”工程 机械行业，重点提升工业母机用滚珠丝杠、导轨、主轴、转台、刀库、光栅编码器、数控系统、大功率激光器、泵阀，农业机械用精密排种器、液压件、柴油机燃油喷射系统、拖拉机动力换挡系统、尾气后处理系统，工程机械用数字化液压元件、一体化电驱动系统，工业机器人用精密减速器、智能控制器，仪器仪表用控制部件、传感器、源部件、探测器、样品前处理器等关键专用基础零部件和高端轴承、精密齿轮、高强度紧固件、高性能密封件等通用基础零部件的可靠性水平；提升铸、锻、焊、热处理等基础工艺水平。 电子行业，重点提升电子整机装备用SoC/MCU/GPU等高端通用芯片、氮化镓/碳化硅等宽禁带半导体功率器件、精密光学元器件、光通信器件、新型敏感元件及传感器、高适应性传感器模组、北斗芯片与器件、片式阻容感元件、高速连接器、高端射频器件、高端机电元器件、LED芯片等电子元器件的可靠性水平。提升高频高速印刷电路板及基材、新型显示专用材料、高效光伏电池材料、锂电关键材料、电子浆料、电子树脂、电子化学品、新型显示电子功能材料、先进陶瓷基板材料、电子装联材料、芯片先进封装材料等电子材料性能，提高元器件封装及固化、外延均匀、缺陷控制等工艺水平，加强材料分析、破坏性物理分析、可靠性试验分析、板级可靠性分析、失效分析等分析评价技术研发和标准体系建设，推动在相关行业中的应用。 汽车行业，重点聚焦线控转向、线控制动、自动换挡、电子油门、悬架系统等线控底盘系统，高精度摄像头、激光雷达、基础计算平台、操作系统等自动驾驶系统，车载信息娱乐、车内监控、车机显示屏等智能座舱系统，车载联网终端、通信模块等网联关键部件，以及核心控制、电源驱动、IGBT、大算力计算、高容量存储、信息通信、功率模拟、高精度传感器等车规级汽车芯片，通过多层推进、多方协同，深入推进相关产品可靠性水平持续提升。 专栏2 整机装备与系统可靠性“倍增”工程 机械行业，重点提升立/卧式加工中心、五轴联动加工中心、车铣复合加工中心、重型数控机床、大型压铸机、液压/伺服压力机、激光焊接与切割装备、真空热处理炉、增材制造等工业母机，大型高端智能农机、丘陵山区小型适用农机等农机装备，工业机器人等产品的可靠性水平。提升工业控制仪器仪表、测试分析仪器、光电检测仪器、生物医学仪器等高端仪器设备精度和可靠性水平。 电子行业，重点提升无人机、虚拟现实/增强现实（VR/AR）设备、服务机器人、智能门锁等智能产品，曝光机、蒸镀机、切片机、涂覆机等电子专用设备，质谱仪、示波器、电子透镜等电子测量仪器，高效光伏电池等产品，北斗导航终端、5G通信设备等物联网终端，高端服务器、激光打印机、远程会议系统等计算机及外部设备可靠性水平。 汽车行业，重点突破基于数字化试验场的整车及关键零部件可靠性检测与评价技术，持续提升新能源汽车软件功能性能、可靠性水平、功能安全、预期功能安全、信息安全等综合能力，提升动力电池健康状态评价、使用寿命评价、安全性及故障预警、低温适应性等可靠性和耐久性测试评价能力，促进新能源汽车和智能网联汽车整车可靠性水平提升。 （四）完善可靠性标准体系。 加强可靠性标准体系顶层设计，编制制造业可靠性标准体系建设指南。围绕机械、电子、汽车等行业现状和可靠性提升需求，开展通用要求、管理、设计、分析、试验、评估、维修保障等可靠性基础共性标准和急需标准制修订，补齐短板，推动在关键核心产品强制性标准中增加可靠性指标。发挥市场驱动力，鼓励企业、行业协会和专业机构积极参与标准制修订，加强高水平可靠性团体标准研制，实施企业标准“领跑者”制度。 加强可靠性标准统筹协调，依托有关标准化技术组织和机构成立可靠性标准工作组，完善制造业可靠性标准体系协调推进机制。积极参与国际标准化活动，加快推进适合我国国情的可靠性国际标准转化，推动国内先进可靠性标准上升为国际标准。强化标准宣贯实施，开展可靠性标准化建设与应用试点，加快相关标准推广应用。 （五）发挥计量和测试验证对可靠性的支撑作用。 发挥计量对测试验证的基础支撑作用，以精准计量推动检测方法的科学验证。夯实制造业可靠性计量基础，加快机械、电子、汽车等重点行业急需的标准物质研制和应用，建立一批高准确度、高稳定性计量基准、标准，制修订一批国家计量技术规范和行业计量技术规范。加强关键计量测试技术、测量方法研究，加大测量误差、测量不确定度等计量基础理论在制造业可靠性中的应用，为制造业可靠性提升提供全产业链、全生命周期的计量测试服务。 加强可靠性测试验证能力建设，支持企业结合测试验证需求改造升级试验检测设施，建设专用可靠性试验、环境适应性试验验证能力。鼓励龙头企业、高校加强与检验检测机构合作，创建国家级质量标准实验室、国家标准验证点、重点行业可靠性实验室，搭建专用可靠性试验检测环境。面向行业可靠性验证共性需求，支持第三方机构开展关键共性验证技术攻关，开发多应力综合验证、耐久性试验、计量测试等测量仪器和试验设备，构建可靠性设计与仿真、故障诊断与分析等软件工具箱，提升检验检测与试验验证能力。 （六）深化数字技术在可靠性提升中的应用。 推动数字技术在产品需求分析、设计研发、生产制造、检验检测、维修保障等全过程应用，宣贯推广企业两化融合度、数据管理等国家标准，提升产品全生命周期数字化管理水平。鼓励企业积极依托数字技术，加快适应市场对质量与可靠性的动态需求，推动生产模式和组织方式创新，更好提升用户体验。推动5G、大数据、人工智能、工业互联网等新一代信息技术与可靠性工程的深度融合，以数字技术促进关键核心产品可靠性提升。

随着全球储能需求的快速增长，中国的储能企业加速进化，一方面致力于提升技术、降低成本，加速迎接光储平价时代；一方面致力于感知下游需求，拓展应用场景，将储能市场的蛋糕进一步做大。结合展会情况，我们总结了当前储能行业发展的六大趋势： 趋势一：光储全方位一体化。（1）光伏企业全面进入储能行业。晶澳科技、晶科能源等光伏企业携储能产品亮相，借助于此前光伏客户的积累，其储能业务有望高速增长。（2）光储一体化解决方案涌现。锂电企业：立足电芯研发优势，发力“光储同寿”。逆变器企业提出用户侧一体化方案，致力于提升整体价值量。组件企业以地面电站光储一体化为突破点。 趋势二：电芯进步仍是储能降本核心动力。（1）长寿命电芯成为兵家必争之地。电芯循环寿命仍是当前全生命周期度电成本中的核心影响因素，电芯的进步是实现“光储平价”的核心推动力。宁德时代推出1.5万次循环寿命的电芯；新能安推出昆仑系列15000次超长循环锂电池。（2）刀片电池开始在储能领域应用。比亚迪推出首款集成刀片电池的储能系统“比亚迪魔方”，大幅提升空间利用率。蜂巢能源发布了三大场景的短刀全系储能电芯及产品。 趋势三：多方发力角逐工商业储能。各领域企业纷纷入局工商业储能，推出系统产品。随着工商业储能行业的快速发展，地面电站储能与户用储能企业均加速开发工商业储能产品。从行业参与者角度来看，逆变器企业、电池企业、储能集成企业、光伏企业均在加紧入局。“一体集成”、“灵活成组”为核心卖点，光储充一体化解决方案拓宽未来市场空间。 趋势四：热管理进化持续。液冷储能系统成为行业主流。各大厂商新发布的地面电站和工商业储能系统，大部分采用的是液冷温控。随着客户对于储能安全重视程度的提升、对于储能经济性的愈发重视，液冷有望成为未来一段时间内行业的主流温控方式。无空调方案异军突起，我们预计会最先在工商业领域应用。趋势五：户用储能产品呈现家电化趋势，高压户储产品增多。户储用户不仅仅考虑功率、带电量、价格等因素，占地面积、安装运维、外观设计等等也成为用户的选择依据。此外，众多厂商展示了高压户储产品。趋势六：户储企业开始向大储进发。大储市场的火热趋势不减，各大户储企业向大储市场进发。本次展会上，派能科技、首航新能源、古瑞瓦特、科士达、沃太能源等户储企业也都推出了地面电站储能产品；这充分说明了产业端对于大储市场未来发展前景的乐观。

户用储能，也称家储，是分布式能源（DER）的重要组成部分。分布式供能可实现输配电成本节约，实现更低成本、提高电能质量和能源效率。对于家庭而言，可通过提高自发自用比例、参与辅助服务等方式降低用电成本，同时在面临重大灾害等因素导致电网电力中端时作为应急备用电源，提升家庭供电可靠性；对于电网而言，VRE（波动性可再生能源）占比快速提升，将进一步拉大发电曲线与用电曲线的差异，配置储能可将电力在时间上转移以辅助电网平衡发电能力与用电需求。 分类上可包括并网家庭光储系统和离网家庭光储系统。并网家庭光储系统可在由电网对家庭负荷供电或家庭光储系统对电网输电，离网家庭储能系统则与电网无电气连接，适用于孤岛等偏远无电网地区。 市场驱动力 峰谷价差拉大、储能成本下降、FIT到期等因素都将驱动家储经济性进一步提升，同时若VPP模式成熟，将为家储带来更高额的收益。 家庭储能驱动因素汇总 电网用电电价与上网电价差值逐步增加： 1）FIT退坡：德国、日本等众多国家均设有光伏发电上网电价补贴政策（Feed-in tariffs, FIT），但目前大多国家FIT补贴均逐步退坡或取消/到期，光伏发电上网电价持续降低。 2）净计量政策退坡：美国、澳大利亚等国设有净计量政策（Net Metering，NEM），允许户用光伏家庭根据向电网输送的电量，从自己的电费账单中扣除一部分，即只计算净消费额，目前美国加州、佛罗里达州均计划净计量政策退坡或取消。 3）电价上涨：受目前俄乌冲突等影响，欧美用电价格持续上涨，居民电网取电的用电成本提升。受FIT、净计量政策退坡及电价上涨三方面影响，目前电网用电电价与光伏上网电价差值拉大，海外户用光伏已逐步从单一的售电模式转向配置储能并实现更高的自发自用比例。 直接补贴：政府对家储配置给予直接补贴，如美国ITC政策给予配套光伏的储能项目以税收抵免，日本、澳大利亚等国家也均推出针对家储的直接补贴政策以提升其经济性。 分时电价机制：美国加州、澳大利亚、意大利等国家均设有分时零售电价机制，在中午时段光伏发电量大、用电需求小，居民电价较低；傍晚时分光伏发电量骤减、用电需求快速提升，分时电价上升。 户用光伏配置储能后，可在中午时分将光伏多余发电量对电池充电，并在傍晚家庭用电需求高峰时进行放电，减少傍晚时分（高电价时段）购电量，降低家庭用电成本；对于单独配储用户，也可在电价低谷时间内对电池充电并在高电价时段向电网放电实现套利。 家庭光储系统运作模式（采用4KW光伏+7KWh储能系统） 虚拟电厂：虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）通过聚合储能等分布式能源，可以实现对电网稳定输电，并提供辅助服务、需求侧响应获取收益，同时通过长期合约和金融工具，降低安装成本门槛，加速家庭储能渗透率提升。如澳大利亚、美国加州均对户用光储系统参与虚拟电厂项目提供约50-100美元/KW/年不等的收益。 虚拟电厂收益模式 系统经济型：测算德/美/日/澳家庭储能系统回本周期分别约7.6/15.5/8.3/10.3年，已初步具备经济性。 全球主要家储国家经济性测算 家庭供电可靠性与稳定性：2021年6月维多利亚州发生严重风暴致使丹德农山脉数千个家庭连续数周断电；2022年3月，东北海岸发生7.4级地震，破坏影响六座发电厂致使其数周至数月停滞，切断了约200万户家庭的电力供应。家庭对供电可靠性与稳定性的需求将直接驱动储能需求。 市场规模 从屋顶光伏配储考虑，居住独栋住宅的家庭拥有安装屋顶光伏的潜力，按照各国家及地区独栋住宅家庭占比、住宅可开发屋顶光伏比例进行测算，可得到全球约3.3亿套家储系统需求规模；按照各地区家庭平均每日用电量、配储50%进行测算，计算得全球约1308GWh家储理论装机空间。对比而言，2021年全球家储累计装机规模仅约20GWh，潜在增长空间巨大。家储在中国居民侧电价机制下经济差、中国整县推进模式更适宜集中式储能，故未测算中国理论市场规模。 2021年美德日澳户用光伏及储能渗透率一览 在一次能源价格高涨背景下，海外户用储能年化增速在100%以上，其中欧洲今年新增户用储能装机有望突破4GWh，为最大的户用储能市场；美国尽管 21Q4 出现抢装，22Q1 仍录得户用储能新增装机 334MWh，环比+25%；此外，因电网可靠性不足、能源对外依存度高以及灾害预防等因素影响下，日本、澳洲、南非、巴西、东南亚等国家和地区的户用储能需求将同样持续高增。 从成本拆解来看，2021年家庭储能度电成本近600美元/KWh，其中电池PACK及逆变器成本各占约1/3，2022年受上游碳酸锂等原材料涨价影响，锂电池价格上涨，预期其将在2023年后逐步回落，预计至2026年家储安装成本将下降至约500美元/KWh，相比2021年下降22%，其经济性有望进一步提升。 家储安装成本拆分及LCOE预测 预计2022年全球储能装机量有望达9.4GWh，同比增长43%，至2025年全球户用储能装机有望达近20GWh。在此期间若VPP等新商业模式逐步成熟，有望提升家储经济性，若在VPP商业模式快速发展的加持下，预期家储渗透规模有望明显快于常规模式，2025年有望达33GWh。预计2021-2025年全球户用储能装机复合增速可达到112%，成为新能源行业第四个高速增长的赛道。 期间，假设全球各国平均能源价格不发生剧烈波动，那么在无补贴区域，家储的经济性仍不显著（相比仅安装光伏），预计家储的主要市场仍然是欧、美、澳、日等国，发展中国家则使用更为廉价的便携式储能和光伏来提供电能。 市场格局 户用储能系统由电芯、BMS、EMS（能源管理系统）、储能双向变流器、其它支撑系统构成，电池是最核心的组件。 储能产业链构成 从市场格局来看，全球储能锂电在电芯层面呈现高度集中，而户用细分领域品牌相对分散。储能电芯在不同国家区域具有一定通用型，2021年储能市场宁德时代、LG化学、三星SDI市场份额分别约32%、14%、14%，CR3高达60%。 从储能电池放电深度和电池效率进行比较，各品牌电池均介于90%-100%之间，差异性有限。 从电池类别看，Tesla和LGES为三元电池，其余Sonnon、派能科技、比亚迪、华为等均采用磷酸铁锂电池。 从循环寿命看，各品牌电池均具有6000次以上循环寿命或可保证10年内剩余容量/额定容量仍大于70%，可较好满足家庭储能10年需求。 由于家庭储能为To C业务，具有明显的渠道优势。 储能产品是电气产品、安装调试存在一定专业度和安全防护要求，不同区域安装商需要对接当地政府、电力部门、客户，完成准入、安装以及定制化的电力交易策略等服务需求，因而渠道商/安装商的终端区位优势相对突出。如美国市场家储集成商以Tesla 和Enphase Energy占主导地位，4Q21两者合计份额达69%；而在德国市场则以Sonnon、E3/DC、SENEC等德国本土储能品牌为主，集成商区域性明显。特斯拉Powerwall有自身SolarCity光伏业务，可进行配套销售；Enphase Energy为微型逆变器企业，具备较好的终端销售渠道，与其储能产品具备较好协同性；Sonnon、SENEC等则长期专注于德国家储市场，积累起较好的销售渠道。 对于家储集成商来说，渠道、产品设计、经济性、VPP商业模式是影响其市场份额的主要因素。 产品设计包括产品外观与容量大小。由于家庭储能类似消费电子产品，消费者在购买时对产品的美观度有较高要求；同时各国居民平均用电量差异较大，如德国家庭平均日耗电约10KWh，而美国家庭平均日耗电高达25-30KWh，家储集成商需具备相对应合适的储能产品容量以满足消费者需求。目前多数品牌均提供多种型号不同容量的家庭储能电池，低至5KWh，高可达15KWh+，但特斯拉产品较单一，仅提供容量为13.5KWh的Powerwall 2储能电池。 消费者在选择产品时会考虑其总价格与单KWh价格。我们以澳洲市场为例，选取各品牌容量在10-15KWh的电池型号计算其单位售价，多数产品售价分布于700-1000澳元/KWh水平，Sonnon单位售价最高，其次为Tesla，而LG的RESU 13.1KWh产品单位售价仅649澳元/KWh。 部分集成商可为家储安装用户提供VPP项目，用户加入VPP项目可在安装是获得一定的折扣或按月/调用量获得VPP收益，可为用户创造更多收益。如Sonnen为澳洲家储用户提供可选择的VPP项目。 当前全球户用储能终端市场较为割裂，终端品牌和渠道总体较为分散，同时各区域市场较为集中。国内企业在海外销售以分销和OEM为主，品牌和渠道主要是面向海外集成商、分销商和经销商等而言的，各企业优势市场区域也存在差别。主要市场参与者为电池企业和逆变器企业。逆变器企业具有渠道优势，通常兼任集成商角色。 电池企业销售产品包括电芯、模组、PACK（含BMS）。其中，PACK覆盖环节最多，相应利润最厚。派能科技和比亚迪可销售PACK，且比亚迪可提供全系统产品；ATL、亿纬锂能、瑞浦能源和鹏辉能源更多以出售电芯为主。逆变器企业部分为PCS生产和销售，例如德业和锦浪；部分从事户用储能系统集成，例如阳光电源、 华为、固德威、古瑞瓦特等。集成企业涉足的环节越多，毛利水平越高，对于拥有BMS等核心技术的集成企业能赚取更多环节利润，如阳光电源、华为、固德威；以古瑞瓦特为代表的企业以单纯系统集成为主，毛利率会相对较低。

国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改【2022】118号）发布一年多来，围绕“加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”目标，全国统一电力市场体系建设稳步推进。2023年全国能源工作会议又进一步作出部署：要着力深化重点领域改革，加快全国统一电力市场体系建设。 全国统一电力市场体系构建的条件是否足够完备？多层级电力市场建设进展如何，又发挥哪些作用？各层级电力市场又该怎么衔接推进？……一场以改革促发展、以市场促转型的电力行业知行探索精彩上演。 加快建设全国统一电力市场体系是今年能源工作重要内容之一 国家能源局党组书记、局长章建华发表署名文章指出，聚焦全国统一电力市场体系，做好市场建设和市场监管工作。要贯彻落实党中央关于构建全国统一大市场的决策部署，研究全国统一电力市场发展规划，建立辅助服务跨部门协同机制。统一市场基础规则制度，规范方案、规则的制定程序，增强规则的刚性约束。 综合各方面信息来看，加快全国统一电力市场体系建设是今年国家能源工作及能源监管工作的重要内容之一。 中国南方电网有限责任公司党组书记、董事长孟振平建议，加快建设多层次统一电力市场体系，依托区域电网建设区域电力市场，促进电力资源在更大范围内优化配置。 面对鼓励“风光水火储”多能互补项目开发的配套政策落实不到位、部分多能互补项目市场竞争力不足、部分多能互补基地与输电通道建设不匹配等问题，中国大唐集团有限公司党组书记、董事长邹磊将“完善可再生能源跨区跨省消纳市场机制”作为对策之一。他建议，加快构建全国统一、区域协调的电力市场体系，逐步统一省间电力交易规则，促进跨区跨省直接交易。 落实“双碳”目标，需要构建新型电力系统和新型能源体系。然而，构建新型能源体系首先要面对能源系统安全性、经济性与环保性之间的矛盾。要化解这一组矛盾，致公党中央也将“以深化改革释放能源发展活力”作为一个应对策略——致公党中央常务副主席张恩迪建议，构建更加公开透明和统一开放的电力市场，扩大电力用户向电力企业直接购电的范围。 民建湖南省委会副主委、长沙理工大学电气与信息工程学院常务副院长杨洪明也建议，加快建设完善包含跨省区电力市场在内的统一市场体系。 建设统一电力市场体系有客观需求也具备基础条件 在我国，建设全国统一电力市场体系是必然选择。就能源资源禀赋来说，全国各省份中能做到电力自平衡的并不多。“从省情来看，我国送端省份有12个，受端省份有13个，其余为数不多的省份才可以实现自我平衡。”在2月下旬举办的2023电力市场春季论坛上，山西新兴电力市场研究院副理事长王正通介绍。 根据王正通的介绍，全国尚有20多个省份不能实现电力供需自平衡，再加上辅助服务资源的供需匹配，很难说有哪个省份可以独立且经济高效安全地实现自我平衡。总结来看，我国电力负荷与能源基地呈逆向分布的资源禀赋，加上新能源作为一次能源具有不可运输的特性，共同决定了以市场化来大范围配置电力资源是必然选择。这是建设全国统一电力市场体系的根本原因。 就未来的能源行业发展来看，我国能源布局中还是有相当大的部分为基地化生产，需要跨省跨区异地消纳。仅“十四五”期间，我国就规划建设有七大陆上新能源基地，其中三个基地以外送消纳为主，两个基地为本地消纳和外送消纳相结合，一个基地以区内消纳为主、外送为辅，剩余一个基地则以就地消纳为主。 “我国的能源发展可以概括为3句话，即开发大基地、建设大电网、融入大市场。”华北电力大学经济与管理学院教授谭忠富介绍，由于我国的能源基地大部分处在消纳能力不足的西部，需要借助大电网实现跨省跨区外送，这种外送在未来一定是市场化条件下的外送，所以需要建设涵盖送售两端省份、覆盖全国的统一电力市场。 我国的能源资源禀赋和能源发展布局，让建设全国统一电力市场成为客观要求。而要建立起这个市场，还需要有跨越东西、连接送售两端的输电网络作为必要的硬件。 对此，杨洪明认为，我国各区域之间能源资源禀赋分布极不平衡，发展大容量、远距离、低损耗特高压输电是加快清洁能源开发和大范围配置的必然选择。 根据有关规划，“十四五”期间，我国将进一步加强电力跨省跨区输送通道建设，存量通道输电能力提升4000万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道6000万千瓦以上，跨省跨区直流输电通道平均利用小时数力争达到4500小时以上。跨省跨区输电能力的提高，为开展大范围电力市场化交易打下坚实基础。 我国对各层级电力市场构建均开展了有益探索 2021年12月召开的2022年全国能源工作会议提出，坚定不移深化体制机制改革，加快建设全国统一电力市场体系。 2022年1月18日，发改体改【2022】118号印发，明确了建设全国统一电力市场体系的总体要求、工作原则、总体目标和基本任务。至此，建设全国统一电力市场体系的大幕正式开启。 构建全国统一电力市场体系是从建设省级市场起步的。我国“省为实体”的基本国情，以及长期形成的以省为单位实现供需平衡的电力行业特色，决定了建设省级电力市场更容易操作。因此，在全国统一电力市场体系中，省级市场的建设更趋于完善，实现了中长期+辅助服务交易的基本覆盖，部分省份已经实现中长期+现货+辅助服务交易的全覆盖，为建设多层次统一市场体系走好了第一步。 在区域电力市场建设方面，2022年7月6日，川渝一体化电力调峰辅助服务市场启动，这意味着川渝两地调峰资源首次实现跨省优化配置；同年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，并首次实现区域间电力现货交易，中长期交易周期也全面覆盖年、月、周，标志着全国统一电力市场体系建设又向前迈进一大步。 在国家能源局2023年一季度新闻发布会上，国家能源局市场监管司副司长赵学顺介绍，下一步，国家能源局将加强区域电力市场设置方案研究，明确区域电力市场组织架构，研究建立区域电力市场建设方案工作规范指引及跟踪推进机制。还将深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设。 在建设国家市场这个层级，电力行业已经开展了多年的跨省跨区交易，积累了丰富的经验。2017年，我国启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点，这也是由省级市场向全国统一电力市场体系迈进的起点。北京电力交易中心于2021年印发了跨区跨省电力中长期交易实施细则，并于2022年5月完成并印发该细则的修订版。2021年，《省间电力现货交易规则（试行）》印发，这意味着跨区跨省交易层面也实现了中长期与现货的全覆盖。 根据发改体改【2022】118号，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行。 说到省内和省间市场的衔接问题，国网甘肃电力调度中心市场处副处长张晓斌介绍：“现在，不管中长期还是现货，普遍运用的还是‘统一市场、两级运作’的模式，这也是目前比较好的一种模式。” 北京清大科越股份有限公司高级副总裁匡洪辉进一步补充说，对于多级市场的衔接，国内采取的是顺序出清模式，即先出清市场的出清结果作为后出清市场组织申报和交易的边界条件，这是一种滚动的顺序出清模式。这种方式比较简单，也比较清晰，其优点是容易起步和操作，但由于不是联合优化，优化的空间就会小一点。

经济持续复苏叠加气温攀升，多地方用电量快速上涨，面临用电高峰挑战。在此形势下，多地多部门近日出台相关举措备战迎峰度夏“大考”，其中虚拟电厂作为新的手段成为焦点之一。 在安徽省合肥市，据预测，今年迎峰度夏合肥电网负荷或将再创历史新高。为了确保平稳供电，合肥供电公司国内首个将“5G+量子”技术全面融合于虚拟电厂，合肥虚拟电厂系统已于5月10日成功实现升级。根据规划，三年内合肥虚拟电厂总容量占比预计将达到夏季降温负荷400万千瓦的近两成，相当于少建设一座80万千瓦传统电厂。 在湖北省，近日，国网湖北省电力公司首次利用“虚拟电厂”调控一体化平台，成功测试了5G铁塔基站参与用电负荷调峰，为迎峰度夏需求响应负荷管理提供了新方法。目前共有987座5G铁塔基站接入湖北电网“虚拟电厂”调控一体化平台，预计可调负荷3950千瓦，约相当于5300余台1匹空调用电功率。此次调试成功，印证了5G铁塔基站参与用电负荷调峰可行，下一步湖北将鼓励和引导更多“虚拟电厂”运营主体接入，并参与调峰等辅助服务，为湖北新能源全额消纳和电网安全稳定运行保驾护航。 在福建省厦门市，4月14日，宝龙一城商场与厦门供电公司达成了“可调节资源”的签约意向，太平货柜公司、ABB工业园区、祥湾半岛等33个不同类型的电力客户相继加入厦门“虚拟电厂”资源库，为该项目在迎峰度夏前投入运行做好准备。据测算，容量35万千瓦的“虚拟电厂”平台，相当于投产3座110千伏变电站。而厦门“虚拟电厂”平台设计可调容量达40万千瓦，将有效破解绿色能源消纳难题，实现资源可观可测可调和最大化消纳。作为福建省新型电力系统的重要示范项目，目前，厦门“虚拟电厂”项目已完成平台主要功能研发，进入第三方测试及漏扫阶段，实现与调度DMS、省级平台、量测中心、用采等平台的接口开发和模拟数据贯通，已聚合起社会可调节负荷资源36.61万千瓦，占全市最高用电负荷的5.45%。 在浙江省台州头门港区域的国家级台州湾经济技术开发区，一个涵盖医药化工、汽车制造等工业领域，兼具居住、旅游休闲、生产生活等服务类型的“虚拟电厂”正在建设，在全省率先实现县域工业企业电力数据测点安装全覆盖，打通多个政务部门数据，将分布式光伏、储能、热电及可调节负荷等各类资源有效聚合。该项目已完成基础平台建设，预计在迎峰度夏期间“虚拟电厂”可参与电网调节。届时，将实现区域最高峰值负荷降低8%以上，调节能力提升近10%，有效解决电网供需平衡及分布式可再生能源消纳问题。 在上海市，国网上海电力公司正在加强与政府部门的协同，做好需求侧响应预案，并持续推进虚拟电厂规模化应用，进一步确保极端情况下电力电量平衡。 与此同时，5月11日，华北能源监管局组织有关地方政府主管部门、电力企业、聚合商代表及专家学者召开华北区域虚拟电厂建设及需求侧响应工作座谈会。根据对今年华北区域电力供需形势的分析，最大负荷将达到2.94亿千瓦，存在缺口250万千瓦，保供形势不容乐观。华北能源监管局主要负责人指出，4月28日中央政治局会议明确要求，要加快推进充电桩、储能等设施建设和配套电网改造，同时，要求切实做好迎峰度夏电力供应保障。虚拟电厂作为能够聚合充电桩、储能等调节性资源的新型手段，能够很好发挥促进行业发展的作用，有广阔的应用场景。并要求各相关单位强化协调，正面引导，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。 虚拟电厂基础设施虚拟电厂必须由三部分构成，包括软件平台、设备端以及控制算法或优化算法。虚拟电厂管控的资源大部分是楼宇的中央空调，充电站的充电桩，以及工厂里的可控负荷。中大型工商业客户来说，每个省大概有6-7万家左右，全国稍微有名一点的CBD大概有二三十个。硬件的数量较多，充电桩包括充电站现在应该都是几百万级的。一个点可能要装两个这种硬件左右，每一个采集端大概是1000元左右，控制的一些硬件般得三四千元，协议转换的可能要到1万多元。 虚拟电厂盈利模式虚拟电厂的盈利主要来自于电网公司的奖励，包括调频补贴、调频补偿、一次调频和二次调频等辅助服务的补偿。虚拟电厂参加的核心点主要是需求侧响应，包括计划邀约型和调度直接参与型。目前，虚拟电厂主要做的是精确质控性能，但这种模式是电网那边在牵头，目前虚拟电厂的核心收益还是来自于需求侧响应的竞价补贴。目前广东地区需求侧响应大约有三个月左右，每天响应的量不太好，需要受电厂控制。在次数上稍微受限一些，但如果次数够多的话收益还是可观的。 虚拟电厂正在从概念阶段进入到实证阶段，并在电力系统中逐渐发挥作用。

近期，随着国家发改委的《电力负荷管理办法（征求意见稿）》和电力需求侧管理办法（征求意见稿）的发布，虚拟电厂成了一个火上云端的话题。 虚拟电厂的概念，是一种利用数字技术将多个分散的、可再生能源设备和负载集成在一起，以便更好地管理它们并提供灵活性和可靠性的系统。其实在中国，他最初是以需求侧管理的面孔，和大家见的面。 虚拟电厂有哪些硬实力？一是增强能源市场透明度，通过整合不同来源的能源，虚拟电厂可以为消费者提供更广泛的选择和更好的价格透明度。二是提高能量效率，虚拟电厂可以更有效地管理和控制电力供给，从而提高能量效率。三是改善电网稳定性，可以调节能源供应，使其与需求保持平衡，从而改善电网稳定性。四是可以远程监测和控制分散的能源设备，从而提高其可靠性和安全性。五是促进分布式可再生能源应用，通过管理和协调多个可再生能源设备，使之协同运作，从而提高可再生能源的应用和普及。 任何事物，都有缺点或软肋。虚拟电厂也不是悟空手里的金箍棒，无法对付十八般武器。虚拟电厂的软肋在哪里呢？一是无法解决能源大规模存储问题，能解决电力缺口，却无法解决电能量的缺口，在缺乏可再生能源的时候，虚拟电厂就无能为力了。二是只能预测，但无法控制天气和气候变化，可再生能源的产量受到环境因素的影响，如风速、日照等，参数变化过大时，虚拟电厂就无从实现功能。三是无法解决技术和安全问题，虚拟电厂需要先进的技术和严格的安全措施来保证其可靠性和安全性，还需要面对网络攻击和黑客入侵等安全挑战，提出安全保护的措施。四是数据隐私合同风险，虚拟电厂需要处理大量的电力数据，这些数据涉及用户的隐私和机密信息一旦泄露，可能会导致合同违约和法律诉讼。五是合同风险，虚拟电厂在购买侧和卖出侧，均隐含着合同不能完全履约的风险。 要让虚拟电厂发展起来，需要做哪些事情呢？一是政策鼓励，政府可以出台相关政策，并提供相应的补贴和奖励。鼓励企业使用虚拟电厂，土豪城市上海和深圳，都进行了示范。二是完善法律框架，需要建立法律框架，规范虚拟电厂的运作和管理，包括数据隐私、网络安全、电力市场等方面。三是市场机制，需要建立完善的电力市场机制，使得虚拟电厂可以更好地参与市场竞争，促进可再生能源的发展和应用，只有合适的价格机制，才能提供虚拟电厂生根发芽的土壤。四是技术标准，需要建立技术标准和认证体系，以确保虚拟电厂的可靠性和安全性，促进技术创新和进步。 虚拟电厂，虽道行且阻，但未来，可期。

当前，中国已成为全球储能电池的主要供给地区，中国企业已经成为全球储能电池“中流砥柱”。 过去几年，全球储能电池的市场格局发生巨变，中国电池企业逐渐“击败”韩国系电池企业，一跃成为全球主要供给方。基于此发展趋势，预计未来两年，中国电池企业的出货量与海外品牌之间的差距持续拉大。 值得一提的是，行业参与者主要是动力电池厂，宁德时代、比亚迪处于领先地位，行业头部效应明显。储能电芯梯队正在加速形成，其中不乏新入场的成长性企业。比如瑞浦兰钧、海辰储能等均在储能赛道表现不俗。 除了加速卡位的全球竞争格局，电芯容量正从280Ah向300Ah甚至更高进行迭代。 从需求端来看，280Ah大容量电芯的渗透率已经超过一半。部分业主对300Ah大电芯的关注度快速上升，华能、中国能建等业主方在其最新储能电池招标中均要求单体容量不低于280Ah。高工储能获悉，海辰储能320Ah储能电芯、国轩高科300Ah储能电芯等已经相继获得订单。 从供给侧来看，国内已有海辰储能、天合储能、远景动力、鹏辉能源、瑞浦兰钧、海基新能源、亿纬锂能、楚能新能源、蜂巢智储、国轩高科、比亚迪等超10家电芯企业推出300Ah及以上电池产品。 此外，基于储能运用场景，储能电芯还在循环次数、尺寸、制造工艺等持续“拉锯”，基于储能运用场景的专用电池“呼之欲出”。 容量向上 量产比拼 亿纬储能自去年对外发布了560Ah储能电池---LF560K,电池容量为560Ah，两倍于LF280K，单电池能量达1.792kWh，被称为迄今为止容量最大的储能电芯。 亿纬储能相关人士表示，LF560K 是280Ah方形电芯常见尺寸的整整两倍，相当于两颗280Ah电芯横向并列放置，电芯单体重量达10.95kg。 除了亿纬锂能外，海辰储能、天合储能、远景动力、鹏辉能源、海基新能源、瑞浦兰钧、楚能新能源、蜂巢智储、国轩高科、比亚迪、南都电源等十余家电芯企业已经相继发布300Ah及以上容量电芯产品。 容量向上的同时，300Ah及以上容量电芯也陆续开启量产交付。国轩高科近日在2022年财报中透露，储能万次循环寿命 300Ah 电池已经实现量产。瑞浦兰钧320Ah储能电芯将于2023Q3量产；蜂巢智储325Ah储能电芯将在2023H2交付；南都电源305Ah储能电芯将在2023实现量产。 值得一提的是，远景动力已经过去两年里实现了305Ah储能电芯规模化量产交付，并于最近发布了315Ah储能电芯。“过去两年，远景动力的储能电芯已经在国内外市场完成从0到1的产品验证、市场验证、客户验证，从2023年开始，将进入更大规模的交付阶段。”远景动力储能销售负责人徐有斌介绍，预计2023年，储能电池的交付量将超过15GWh。 今年年初，亿纬锂能位于湖北荆门将量产LF560K储能“超级工厂”正式动工，年产能将达60GWh，斥资108亿元。此外，LF 560k超级工厂已在云南、青海等地建设，预计2024年Q2开启全球交付，计划于2025年实现储能电池100GWh产能规模。 而储能大容量电芯量产竞速外，众多厂商在电芯性能进行了突破。 远景动力315Ah产品在尺寸不变的基础上，较上一代产品能量密度提升了11%，实现“单颗电芯一度电”，同时循环寿命高达12000次，满足一天一次充放电25年安全可靠的运行要求。 海辰储能320Ah新一代电力储能专用电池，在电芯成本，系统成本，整箱标配等多维度上更适配电力储能市场应用发展模式。 鹏辉能源320Ah储能电芯，相较于前一代电芯产品，单体容量提升幅度14%，在同尺寸产品中系统能量提升14%，其循环寿命>8000次，使用寿命超20年。同时，在低温能力上表现优秀，可满足-40℃存储和-30℃放电。 天合储能306Ah储能电芯以“三减一补一智造”的创新技术，实现12000次循环寿命的突破。 高工产业研究院（GGII）认为，作为280Ah的首创者和领先者，截止2023Q1宁德时代尚未发布新的300Ah及以上容量电芯产品，某种意义上来说，300Ah+的产品是电芯友商用来与宁德时代差异化竞争的产品。 叠片/卷绕之争 叠片工艺在300Ah以及以上容量电芯加速渗透。例如，亿纬储能推出的LF560K叠片电芯；蜂巢智储推出了325Ah储能叠片电芯；海基新能源推出的375Ah大容量储能电芯采用叠片式卷绕工艺；南都电源305Ah储能电芯采用四卷芯叠片工艺。 据介绍，亿纬锂能3.0堆叠技术可实现0.2S/PCS的叠片速率，单台叠片设备产能1.3GWh。这使得后续储能电池超级工厂建设，单线产能达10GWh，工厂总产能40GWh。规模效益和技术创新推动降本，工厂单GWh投资额降低38%，能耗降低20%，人员投入减少30%。 基于储能产品在更安全、更长循环寿命、更稳定、更低全生命周期成本等方面的核心诉求，蜂巢能源325Ah储能电池正是凭借 “飞叠”技术，并基于短刀电芯结构打造的。 从技术分析来看，叠片技术全模切极耳数量变为两倍，可解决电子电导的集流问题叠片取代卷绕，单极片长度缩短100倍，电芯生产总良率提升3%。此外，叠片技术可实现系统简化，Pack零部件数量减少，生产效率提高，电池集成度提升。 不过，亦有众多采用卷绕工艺生产超300Ah容量电芯的厂商。鹏辉能源发布的320Ah卷绕工艺储能电芯，在电芯升级方向进行了突破。鹏辉能源透露其采用了独家电解液设计配方和工艺，有效降低成膜内阻，并实现极耳结构仿真优化，卷芯空间利用率提升1%。 可以预见的是，基于制造工艺，叠片、卷绕正在300Ah以上电芯形成竞争之势。 尺寸之论 值得一提的是，当前300Ah及以上容量储能电芯除了在容量、制造等实现差异外，尺寸上亦有参差。 一派是沿用280Ah尺寸。比如海辰储能发布的320Ah的电芯仍然沿用了其280Ah电芯的“71173”的尺寸。南都电源、远景动力、鹏辉能源推出的容量在280Ah至320Ah范围内的方形储能电芯的尺寸长宽高亦与该尺寸接近。 另一派则是自由尺寸。除了尺寸差异较大的比亚迪刀片电池外，不同的还有国轩高科的300Ah电芯、海基新能源推出的375Ah电芯。海基新能源公布的参数称，产品散热面积提升了106%，无需液冷设计，传统的强制风冷即可满足使用需求。 业内人士指出，电芯尺寸的统一是由市场竞争形成。例如动力系中大圆柱电池也并非一蹴而就的，之所以能形成21700和46系等电池尺寸是因为被市场所选择，通过市场竞争所形成的。 也有专家提出，尺寸不是由系统来定义，也不是又电芯厂来定义。假如某一款电芯搭载的系统能够做到成本降低显著，那么该尺寸必将成为主流。现如今的情况是，系统集成商为了不相上下的成本优势，向其他尺寸电芯变更的可能性不大。 亦有系统集成商表示，即便是280Ah与300Ah同尺寸，整个系统是需要重新设计的。 当前除了比亚迪刀片电池，利用自身系统搭载自身电芯产品，不对外售出储能电池外；其余绝大部分电芯厂家仍是以电芯出货为主要业务。 不过电芯厂家普遍反馈，使用300Ah及更大容量储能电芯，可使20尺液冷集装箱升级至5MWh+柜体，系统成本降低10%以上，同时5MWh+柜体可降低系统项目超10%的集装箱量。 经济性呼呼长循环 储能电池更长的循环寿命，就意味着更低的全生命周期度电成本。 数据显示，当储能电池循环寿命提升到10000次，储能成本将降至1000元/ kWh以下，扣除充放电损耗和折旧，度电成本将低于0.16元。显而易见的是，电池使用寿命的增加，可以带来储能系统在全生命周期度电成本的降低。 正是围绕于市场的核心需求点，储能电池企业都在加大投入开发循环寿命更长的电芯，不少企业已经开发出循环寿命10000次甚至12000次的储能电芯。比如海辰储能、远景动力、楚能新能源、天合储能和南都电源相继推出了12000次循环寿命的储能产品。 业内人士分析，储能若实现长循环18000次，一天两次循环的情况下可用25年，与光伏同寿命。比如亿纬锂能LF560K储能电芯，便致力于电芯和系统成本双降。亿纬锂能对外表示，LF560K配套储能电站后，运营成本较常规的抽水蓄能电站更低，可满足储能市场大规模、高经济性需求。 面向快速向前的储能产业，大幅提高电芯寿命已成为行业重要发展方向。

据说现在全国储能企业将近9万家，储能概念的上市公司有256家。 从宏观上看，储能在新型电力系统中的发展空间巨大，引得各路玩家纷纷进入。 从微观上看，上游可能出现的产能过剩，下游没有足够的市场激励导致发展受阻，似乎某些环节已经开始红海竞争。 那么储能的产业格局和竞争演化趋势如何？ 本文主要针对电化学储能产业，借鉴IT领域的“微笑曲线”理论做个简单分析。 储能产业的上中下游 我们把电化学储能产业拆解为上游，中游，下游三个环节 1、上游环节： -储能标准&技术协议：如相关行业技术标准的起草、咨询等； -原材料：如正负极材料、电解液、电池材料等； -设计与金融服务：为储能相关产业提供设计咨询、投融资服务； -关键元器件：如一次设备(电芯电池、PCS、电气设备等)，二次设备&系统（计量、保护、BMS、SCADA、EMS）等； 2、中游环节： -储能集成：类似电力成套厂，提供储能系统的成套产品； -储能工程：类似电力安装公司，提供储能工程的现场安装调试服务； 3、下游环节： -储能系统的设备维护：储能设备和系统的维护保养 -运行、交易：包括储能在内的微电网系统调度、参与电力市场化交易，或者以虚拟电厂方式参与需求响应等； -运营托管：以电费托管EMC为特征的，用户微电网系统的运营外包服务等。 储能产业的微笑曲线 储能产业的利润率，在每个环节都不完全一样。 参考IT行业的“微笑曲线”模型，储能产业链也呈现出“两头高、中间低”的微笑曲线。 即产业链上游、下游两端的整体利润率较高，产业链中游的集成和工程行业利润率较低。 储能产业的上游 在储能产业的上游，比如投融资、原材料、关键零部件环节，要么是技术门槛较高，要么是规模效应明显，这些壁垒导致相对利润率较高。 随着储能产业下游规模的扩大，在上游部分环节将出现市场细分的趋势，每个细分领域的头部效应明显，导致细分市场边际利润得到保护。 最典型就是电芯制造，得益于新能源汽车产业的高速发展，动力电池生产的技术壁垒和规模效应出现，并溢出到储能电芯环节，甚至可能出现TOP3效应（也就是如果产能达不到头部三家，就会逐步被淘汰出局）。 在电池材料、电解液、BMS等环节都是如此。 储能产业的中游 储能产业的中游，是企业数量最多，门槛最低，竞争最激烈，未来淘汰率也将是最高的领域。 其背后的产业逻辑是：产业链中游的系统集成（成套）和工程（安装）这两个环节，壁垒相对较低，导致大量相关领域从业者进入。本文开头所提到的9万家储能企业，数量最多的是在中游这个环节。 1、设备标准化程度高 比如储能集成，无论是集装箱式，还是柜式，都有标准的机架式设备可以采购，组装容易。 2、供应商成熟 上游供应商成熟度较高，可提供商用化产品。无论是电芯（从动力电池产能溢出而来），还是PCS（从光伏产业的逆变器技术延伸）、监控终端、BMS、EMS等，都有大量成熟产品可供采购。 3、缺乏品牌效应和龙头企业 目前由于下游市场非常不成熟，无论是投资者还是最终用户，都没有培养起品牌心智，储能产品也没有经过长期市场考验，产品内在差异性不明显，客户体验不清晰。非常类似于20多年前的PC兼容机市场，购买者关注元器件品牌（比如CPU是不是Intel的），而不在乎整机品牌（大量组装机充斥市场）。 4、潜在进入者众多 相关行业竞争激烈，导致过度内卷化，卷到储能产业相关。最典型的就是电力成套企业，由于电力成套领域竞争激烈，且开关柜成套和储能成套制造的高度类似性，导致一批电力成套企业开始做储能。甚至部分空调企业，由于房地产不景气影响主业，也开始进军储能产业。 储能集成和工程领域具有“低毛利、高营收”的特征，吸引了一些追求“高营收”的企业。 同时，也有一些上市公司在这个环节进入后，以“储能”为题材，在二级市场提高市值。 储能产业的下游 储能产业的下游，需要区分的概念是“购买者”、“付费者”、“使用者”这三个角色的微妙区别。 储能产品的购买者（Buyer），目前是投资方居多，他们追求低风险、稳定的收益预期。比如工商业储能最主流的投资者是光伏、充电桩的投资方。 储能产品的付费者（Payer），以工商业储能为例，目前是工商业电力用户（Industrial & Commercial Electric Power Consumer），除了安全因素外，他们并不关心储能产品的性能、价格，而更多的关注在储能如何降低电力成本，并且为降低的收益付费。 当然，未来的Payer还可能包括电网公司（比如辅助服务市场，需求响应等，为电网安全来购买），甚至还有售电公司、配网公司、充电桩投资、光伏投资商（比如共享储能）。 所以未来付费者的利益是逐渐多元化的，收益方式也多元化。 储能产品的使用者（User），这个角色其实目前是缺乏的，因为工商业企业要的是便宜的电，而不是储能产品。电网要的是安全可靠，光伏投资商要的是更高的消纳率。 无论在公共电网（输电网、配电网），还是在专用电网（用户电力系统）中，储能的出现，可能导致购买者、付费者、使用者的三者角色分离，谁都想从中获利，但是谁都无法完整地对储能负责。 从这个角度看，储能可能需要一个运营商的角色，去耦合各方关系，解决所有权、使用权和收益权的分离问题。 所以在储能的下游，围绕储能，以及包含储能的电力系统在市场化条件下的整体运营管理，将逐步出现运营专业化的局面。 从最基础的设备运维开始，到光-储-充-荷的微电网运行调度，再到可持续商业模式的“电费托管”。而市场化水平越高，运营条件越复杂，将导致运营专业化水平提高，利润率也可能较高。 通过专业运营，获得高回报率，这是微笑曲线的另一端。 储能产业环节的演化趋势 由于产业中游竞争激烈，且参与者数量众多，导致储能产业也出现了两个明显的移动趋势。 1、向上游移动的趋势 不少储能集成企业，开始元器件领域的研发，比如PCS、BMS、EMS，甚至少数企业计划自建电芯生产线等。 但是从企业基因上看，没有任何一家储能集成企业具备全产业链优势，其核心原因有三方面： 一是大规模制造的壁垒，比如储能电芯制造，如果没有动力电池的产能支撑，单靠储能电池生产规模，边际生产成本不具有根本竞争力。 二是未来的“软件定义趋势”，储能产品目前更像组装PC机，其在自动化、智能化水平方面，与新一代的“AI+大数据”，“管-云-边-端”的数字化存在一到两代的代差，未来高集成度、高数字化水平的软件化储能架构，也是高壁垒的，这也是储能产品领域未来的“洗牌因素”之一，而目前绝大多数储能产品企业不具备大规模数字化研发能力。 三是上游的金融、设计、标准等环节，壁垒更高。 所以绝大多数中游企业很难进入上游，并形成产业链优势。 2、向下游移动的趋势 部分新能源企业已经意识到这个问题，开始从“简单项目投资”、“产品供应”，拓展到下游的运营服务领域。 打个比方，就是从卖车（卖储能），到车辆租赁（储能投资，基于固定价差的套利分成），再到网约车服务（市场化价格，复杂路况下的运力服务）的状态。 储能领域，尤其是工商业储能，最大的风险其实来自运营环节，无论是电力市场价格的变化，还是用户生产负荷的变化，都使得储能投资未来的不确定性增加。 但是反过来看，不确定风险本身就是一种高利润的机会，谁能通过客户洞察、数字化、运营管理去建立这种风险管理能力，谁就能获得超额收益。 新能源本身是不稀缺的，今天看到的新闻，不少省市对分布式光伏都做出了限制或变相限制的政策；个人认为未来储能资源本身不是稀缺的，产能可能过剩，投资资金充足。 当供给侧资源不稀缺，对需求侧资源的开发能力，以及最优匹配供需的运营管理能力就成为稀缺资源。就像网约车司机过剩，网约车辆也过剩，谁能发现高价值的打车需求并匹配给最优质的司机，网约车运营平台是稀缺资源。 所以向下游移动也成为储能产品企业的某种选择，至少下游业务（比如工商业储能运营服务，或者源网侧的共享储能服务）目前没有形成头部品牌、垄断效应，存在市场化的巨大可能。

发展趋势 1、全球光伏行业具有较高的发展潜力，支撑光伏产业链产品需求保持高位；2、中国光伏产品具有产业链联动优势，出口具有较高的竞争力；3、光伏核心器件朝高效率、低能耗、低成本方向发展，电池转换效率是光伏产业突破瓶颈的关键技术要素；4、需要关注国际竞争风险。全球光伏应用市场在保持旺盛需求的同时，光伏制造业国际竞争日益加剧。 全球及重点国别/地区光伏行业发展情况 从光伏产业链制造端来看，2022年全年，在应用市场需求的拉动下，全球光伏产业链制造端的生产规模持续扩大。根据中国光伏行业协会在2023年2月发布的最新数据，2022年全球新增光伏装机量预计为230吉瓦，同比增长35.3%，以此拉动光伏产业链制造端产能进一步扩大。2022年全年，中国共生产光伏多晶硅80.6万吨，同比上涨59%，根据业内对多晶硅与组件间的转换比例测算，2022年度中国可用多晶硅对应的组件产量约为332.5吉瓦，较2021年增长82.9%。从生产布局来看，中国大陆依然是产能聚集地，硅片产能占全球硅片总产能的比重高达98%，电池片产能占比超过85%，组件产能占比约为77%。近年，全球的产业重心也进一步向中国大陆转移，2022年，中国大陆的硅片、电池片、组件产量占全球总产量的比重均在80%以上，且呈现快速增长势头。 从重点关注的国别/地区来看：欧洲：根据欧洲光伏协会发布的数据，2022年欧盟27国新增光伏装机41.4吉瓦，同比增幅接近50%，乐观预计2026年光伏年新增装机量将逼近120吉瓦。其中，德国2022年以7.9吉瓦的新增装机量位居首位；其次是西班牙，新增装机容量7.5吉瓦。预计德国在2023年新增装机量将超过10吉瓦，2023-2026年将累计新增62.6吉瓦。西班牙预计在2023至2026期间新增51.2吉瓦装机量，累计安装量从2022年26.4吉瓦增至77.7吉瓦。2022年12月，德国议会批准了针对屋顶光伏的一项新的税收减免方案，包括对30千瓦以下的光伏系统免除增值税。新修正的德国可再生能源法案（EEG）规定，2023年起，德国允许将原有光伏电站的所有光伏部件，包括组件、逆变器等，以旧换新，只要不增加用地，就无需冗长的审批流程。预计新政实施后德国光伏装机总量将翻番增长。 巴西：根据Fitch援引巴西矿业和能源部的统计数据，巴西光伏总装机容量在2022年达到了22吉瓦，新增容量为9.0吉瓦，新增装机容量同比大幅增长了73.3%。受2022年1月出台的分布式发电法案的影响，巴西将在2023年开始对小型分布式项目征收电网使用费，由于巴西当地的分布式项目占整体安装量的比重超过65%，此法案显著影响市场并形成大规模抢装潮，使得巴西成为2022年光伏装机最火热的市场之一。 印度：根据印度光伏咨询机构JMK的调研数据，2022年，印度安装了13.96吉瓦的太阳能光伏系统，同比增长近40%。其中公用事业规模的光伏11.3吉瓦，同比增长约47%，另有部分屋顶分布式光伏及离网/分布式容量。 日本：根据Fitch及美国能源信息署（EIA）的统计数据，2022年，日本光伏装机容量达到了77.6吉瓦，同比增长4.4%，新增光伏装机容量为3.1吉瓦。2023年1月，日本东京都议会表决通过了有关“要求自2025年4月起在东京都内的新建住宅必须安装太阳能电池板”的修订条例，规定大型住宅建筑和不到2000平方米的一户建住宅的物主有义务在屋顶安装太阳能电池板。另外，日本经济产业省将从2024年度开始实施一项政策，拟高价购买企业通过屋顶光伏所产生的电力，计划采取固定价格收购制度（FIT），采购价预计将比收购地面光伏电力价格高出2到3成。 中国：根据国家能源局数据，2022年，中国光伏新增装机87.41吉瓦，同比大幅增长59.3%，增速提高了45个百分点，分布式光伏成为光伏装机的重要增长点；中国光伏行业协会预计2023年国内新增光伏装机容量为95-120吉瓦，2025年国内新增光伏装机容量为100-125吉瓦。预计2023年光伏累计装机将首次超过水电，成为第一大非化石能源发电来源。据光伏行业协会不完全统计，2023年1月全国共发布18项光伏相关政策。其中，国家政策3项，地方政策15项。政策内容涉及推动智能光伏技术进步和行业应用、鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场；引导太阳能光伏、储能技术及产品各环节均衡发展，避免产能过剩、恶性竞争。 美国：美国光伏市场是为数不多的出现衰退的市场，由于对华贸易限制阻碍了光伏设备中关键的低成本零配件和材料进口，2022年美国太阳能新增装机容量据估算比2021年减少23%。对于光伏产业链上的各企业而言，在下游装机需求高增的背景下，头部厂商展现出更稳定的业绩增速。2022年是各大上市公司“跨界”光伏的大年，从目前已披露的业绩表现来看，多数“跨界追光者”尚未兑现光伏业务收益。光伏头部企业具有规模优势、先发优势，不断扩张产能，使得后进入市场的光伏企业和二三线厂商压力较大。 一体化的大规模、低成本可能使得部分环节的利润更加集中，强者恒强的趋势愈发明显，小厂商的洗牌趋势或会逐渐显现。 光伏产业链产品出口贸易情况 中国：2022年12月，中国光伏组件出口出现逆势小幅上涨，终止了7月出口高峰以来的下滑趋势。全年出口数据表现亮眼，2022年光伏组件出口量达到154.8吉瓦，相较2021年增长74%；出口额为423.75亿美元，同比增长65.45%。出口高峰为年中的5至7月，其后海外市场因上半年大量进口提高库存水平，拉货力道减缓，组件出口量连续下滑至11月，于12月止跌上涨。 欧洲地区：2022年全年，欧洲地区国家从中国进口了86.6吉瓦的光伏组件，占全年中国光伏组件出口量的56%，且相对2021年全年的40.9吉瓦大幅增长了112%，是中国组件出口在2022年增长最快、规模最大的地区市场。2022年，受俄乌冲突影响，传统能源价格快速升高，促使欧洲各国积极推动能源转型，光伏设备的安装需求大增，主力国家如德国、西班牙、波兰、荷兰等，需求显著提升，许多以往需求规模较小的国家也出现倍数增长。 亚太地区：亚太地区2022年从中国进口光伏组件28.5吉瓦，相较2021年增长27%。主要的需求国包括印度、日本及澳大利亚。美洲地区：2022全年自中国进口组件总量达24.8吉瓦，相较2021年增长50%，增量的80%来自巴西。中东地区：典型国家是阿联酋、沙特阿拉伯，两国2022年自中国进口的光伏组件量均呈现大幅增长。其中，阿联酋自中国进口了3.6吉瓦的光伏组件，与2021年相比，增幅高达340%，为中东地区最大的中国组件进口国；沙特阿拉伯自中国进口了1.2吉瓦的光伏组件，相比2021年不到0.1吉瓦的需求出现大幅增长。除组件外，2022年中国电池片累计出口40.03亿美元，同比增长40.66%；逆变器累计出口89.75亿美元，同比增长75.11%。 2023规范行业发展趋势预测 全年延续高开高走态势。虽然一季度通常是欧洲、中国的装机淡季，但近期，硅料新增产能不断释放，导致产业链价格下行，下游成本压力得到有效缓解，刺激装机释放。同时，海外光伏需求在2-3月份有望延续1月份“淡季不淡”走势。根据头部组件企业反馈，春节后组件排产提升趋势明确，2月环比平均提升幅度在10%-20%，3月环比提升幅度会进一步增加。二、三季度开始，随着供应链价格的持续下降，预期需求将持续回升，直到年底或将再次出现大规模并网潮，带动四季度装机量达到全年高峰。产业竞争愈发激烈。2023年，地缘政治、大国博弈、气候变化等因素对于整个产业链供应链的干预或影响还将持续，国际光伏产业竞争也会越来越激烈。从产品角度看，企业加大高效产品研发，是提高光伏产品全球竞争力的主要抓手；从产业布局看，未来光伏产业供应链从集中化转向分散化和多元化的趋势愈发明显，要针对不同市场特征及政策情况，科学合理布局海外产业链及海外市场，是企业提升全球竞争力、降低市场风险的必要手段。 中长期光伏行业的发展趋势 全球光伏行业具有较高的发展潜力，支撑光伏产业链产品需求保持高位。从全球范围来看，能源结构向多元化、清洁化、低碳化方向转型是不可逆转的趋势，各国政府积极鼓励企业发展太阳能光伏行业。在能源转型的背景下，叠加技术进步带来的光伏发电成本下降的利好因素，中期内，海外光伏装机需求将持续保持高景气。根据中国光伏行业协会的预测，2023年全球新增光伏装机量为280-330吉瓦，2025年全球新增光伏装机量为324-386吉瓦，支撑光伏产业链产品需求保持高位。2025年之后，考虑市场消纳、供需匹配的因素，全球光伏产品或将出现一定的产能过剩。中国光伏产品具有产业链联动优势，出口具有较高的竞争力。我国光伏行业拥有全球最完整的光伏产业供应链优势，产业配套完备、上下游形成联动效应，产能产量优势明显，这是支撑产品出口的基础。与此同时，我国光伏产业持续创新，技术优势领先全球，为能够抓住国际市场机遇奠定了基础。此外，数字化技术、智能化技术使制造业数字化转型升级加快，大幅提升了生产效率。光伏核心器件朝高效率、低能耗、低成本方向发展，电池转换效率是光伏产业突破瓶颈的关键技术要素。在平衡成本与效能的前提下，高转换性能的电池技术一旦突破实现量产，便会 迅速占领市场，淘汰低端产能。产业链上下游之间的产品链、供应链平衡也会随之重构。目前，晶硅电池仍是光伏行业的主流技术，这也构成了上游原材料硅料的高消耗，而被认为是第三代高效薄膜电池代表的钙钛矿薄膜电池在节能环保、设计应用、原料消耗等方面具备显著优势。目前该技术仍处在实验室阶段，一旦实现技术突破，替代晶硅电池成为主流技术，产业链上游原材料的瓶颈制约将被打破。需要关注国际竞争风险。全球光伏应用市场在保持旺盛需求的同时，光伏制造业国际竞争日益加剧。部分国家正积极谋划光伏产业生产制造本地化和供应链本地化，并将发展新能源制造上升至政府层面，而且有目标、有措施、有步骤。 例如，美国《2022通胀削减法案》计划投入300亿美元用于生产税收抵免，以促进美国太阳能电池板及关键产品加工； 欧盟计划在2030年前达成100吉瓦完整光伏产业链的目标； 印度则公布“高效太阳能光伏组件国家计划”，旨在提高本地制造量，减少可再生能源领域的进口依赖。 与此同时，部分国家出于自身利益，出台措施限制进口我国光伏产品，对我国光伏产品出口造成一定影响。但从时间周期看，这些国家要建立一个完善的光伏产业链，至少需要两到三年时间，在这期间仍需要进口海外产品来支持国内基建的发展。同时，综合考虑市场供需匹配因素，2025年之前将是国内光伏行业发展的黄金期，也是企业面临的扩产窗口期。 我国光伏行业发展形势小结 整体而言，我国光伏行业面临的发展形势可归纳为：需求端高景气、供给端有优势、警惕政策影响、抢抓窗口机遇。需求端高景气。三重因素推动光伏外需维持高景气：度电成本下降提升光伏核心竞争力；能源低碳转型推动光伏渗透率提升；能源安全挑战将提升欧洲光伏长期需求。供给端有优势。三大特征决定了中国光伏产品的出口优势：中国光伏产品的技术优势全球领先；光伏产业供应链高度集中于我国，产能产量优势明显；中国光伏企业的垂直一体化带动降低成本。警惕政策影响。贸易政策是影响我国光伏产品出口的最重要变量，需盯紧各国光伏产业链相关的贸易政策，警惕印、美、韩及部分欧洲国家通过反倾销调查、基本关税、碳足迹标准等方式制裁中国光伏产品出口，以保护本土光伏企业的健康发展。 抢抓窗口机遇。综合考虑市场消纳、供需匹配、国际竞争等因素，预计2025年将是行业发展的分水岭。2025年之前，企业面临发展窗口期，存在窗口期机遇；之后，市场增速逐步放缓，行业会进入洗牌期，而实现产业链技术突破则是提高企业及产品核心竞争力的主要条件之一。

虚拟电厂发展前景良好，我国尚处于早期邀约阶段 虚拟电厂VPP（VirtualPowerPlant）指通过信息通信技术和软件系统等控制手段，将由地理位置上分散的分布式电源、可控负荷、电动汽车、储能系统等分布式能源资源（DistributedEnergyResources），聚合、协调、优化以成为可调度的控制单元，接受电网调度或参与电力市场交易。和传统电厂属于典型的重资产投资模式不同，虚拟电厂属于以信息化技术为支撑的轻资产模式。 虚拟电厂能够通过对电源侧的出力曲线与爬坡能力、储能侧的额定功率与充放电状态及响应时间、负荷侧的可平移/中断容量与时间等物理特性进行参数化解析，将内部DERs进行梳理整合与协同控制，并结合电网调度要求来形成调节功率曲线与调节电力流，有效唤醒海量资源。 虚拟电厂可调节资源主要类型、物理特性与核心参数 参考欧美发达国家经验，虚拟电厂发展通常包含三个阶段，初期为政府部门、调度机构牵头组织的邀约型阶段，随着电力现货市场与辅助服务市场逐步完善转向市场化阶段，此后伴随新能源占比提升与电力系统升级迈向自主调度型阶段。当前我国虚拟电厂仍处于邀约制阶段，以广东、江苏、上海等虚拟电厂发展较快的区域的试点项目以邀约型为主，在当地的政府部门与电网牵头发出邀约后，虚拟电厂运营商开展进行分布式资源聚合，以参与电力系统日前需求侧响应与现货电能量市场，为电力系统提供灵活调节能力。 虚拟电厂发展阶段 政策持续推动虚拟电厂发展，电网投资额持续增长也将驱动虚拟电厂受益 近年来，国家发改委、能源局在推动电力市场建设、鼓励源网荷储与新型储能发展的政策中多次提到鼓励探索虚拟电厂商业模式与加大虚拟电厂投资力度，政策内容涵盖虚虚拟电厂的应用场景、盈利机制、运行要求等。应用场景方面，虚拟电厂在可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车等场景中均可应用于分布式资源整合；盈利机制方面，虚拟电厂作为调节资源将探索采用容量补偿、容量市场、稀缺电价等方式保障固定成本的回收；运行要求方面，虚拟电厂应当具备可观可测可控的需求侧响应能力，参与电力中长期、辅助服务、现货等市场交易，为系统调节提供支撑。 我国虚拟电厂主要相关政策 在地方层面，江苏、浙江、上海、冀北等地均出现了大型的虚拟电厂试点。2022年6月23日，山西省能源局发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，地方权威性纲领陆续出台。方案指出，按照虚拟电厂聚合优化的资源类别不同，将虚拟电厂分为两类：负荷类虚拟电厂和源网荷储一体化虚拟电厂。负荷类虚拟电厂运营商应是具有山西电力市场交易资格的售电公司或电力用户；一体化虚拟电厂的运营商是一体化项目主体或授权代理商，并具有山西电力市场售电资格。市场建设初期，负荷类虚拟电厂参与中长期、现货及辅助服务市场，一体化虚拟电厂参与现货及辅助服务市场。虚拟电厂参与现货市场时，仅参与日前现货市场，实时现货市场种作为固定出力机组参与出清，待条件具备后，再参与实时现货市场。聚合对象包括电源、负荷、储能三类资源；调节容量初期不低于20MW，且不低于最大用电负荷的10%，后期视虚拟电厂发展情况滚动修正；响应时长：具备按照调节容量要求持续参与响应不小于2小时的能力。 虚拟电厂的推进离不开国家电网的投资驱动。2019-2022年国家电网实现投资总额4473亿元、4605亿元、4882亿元、5012亿元，预计2023年投资额将达到5200亿元。 随着各级政策推动和电网投资的持续增长，未来我国虚拟电厂调节电量占比有望持续提升，预计到2030年调节电量占比将达到5%。 欧美大力发展新型能源，已探索出虚拟电厂成熟商业模式 在全球能源革命的背景下，欧洲作为先行者大力发展可再生能源，基于政策鼓励和市场驱动，2000年德国、荷兰、西班牙等5国11家公司共同启动全球首个虚拟电厂VFCPP。随后，该模式在德国、美国、澳大利亚等国得到应用和发展，虚拟电厂和负荷聚合商逐渐成为联动储能、分布式电源以及电力交易市场的重要环节，并形成了较为成熟的商业模式。 Next-Kraftwerke（NEXT）成立于2009年，是德国最大的虚拟电厂运营商，同时也是欧洲电力现货市场（EPEX)认证的能源交易商。2019年公司参与电力交易规模达到15.1TWh，2020年营业收入5.95亿欧元，2021年被壳牌公司收购。截止2022年Q4，公司在德国、比利时、奥地利等8国管理着15346个聚合单元，接入发电装机容量共12294MW，聚合调度容量达2555MW，包括生物质发电装置，热电联产，水电、光伏、电池储能、电动汽车和参与需求侧响应的工业负荷等。 NEXT的虚拟电厂产品和服务是通过加入NextPool（NEXT等虚拟电厂）或通过NEMOC平台构建用户自己的虚拟电厂（VPP，VirtualPowerPlant）来实现。其基本模式为：在发电单元上安装远程控制装置NextBox，形成虚拟电厂和用户资产的双向连接，由中央控制系统汇总实时更新的联网资产和虚拟电网容量数据，以便于进行统一负荷管理。NEXT主要提供三类业务：面向发电侧进行能源预测和监控、面向电网侧进行灵活性储能供应和面向需求侧进行需求响应聚合。 （1）面向发电侧进行能源预测和监控 NEXT为德国Petersen农场的GPJOULE热电联产发电站提供电价更新和预测服务，帮助发电站灵活配置发电排期。NEXT每15分钟向发电站发送电价预测和发电规划时间表，大幅提升工厂的发电灵活性。新方案相比24/7运营，每周只需在电力价格较高时安排涡轮发动机满负荷运行4-12个小时，即可带来6000欧元的收入增量。 （2）面向电网侧进行灵活性储能供应 NEXT帮助德国南Ruhr地区的OBO公司向电网提供柔性储能服务，为OBO安装了两台紧急备用发电机，当电网频率发生过度偏移时，NEXT虚拟电厂的控制系统将激活这两台设备，向电网输送提供高达500kW的电力。公司将从虚拟电厂解决方案和激活中获得的利润中分成。 （3）面向需求侧进行需求响应聚合 NEXT帮助法国商人LouisVial代理电力交易。Vial拥有一个1.9MWp的私人屋顶光伏系统，并在屋顶下建造停车场，为社区附近保龄球馆、电影院等公共场所的顾客提供停车充电服务。由于该项目已获得法国能源管理局的CRE4补贴资格，Vial可通过NEXT聚合平台参与需求响应，将电力输送给Enedis配电网，以此获取EDF（法国能源供应公司）的能源补贴。

一边是产能过剩，一边还在疯狂扩产，看似矛盾的场面正在光伏行业上演。近段时间，光伏龙头企业再度拉开扩产的“闸门”。短短半个月，先是晶科能源、晶澳科技宣布加大光伏一体化产能建设力度，后有通威股份、隆基绿能斥资超百亿元扩产。 数据显示，过去18年国内光伏企业建设了380吉瓦左右的全产业链项目，而最近18个月，行业又新建了超过380吉瓦的全产业链项目。光伏扩产潮引发了人们对行业产能过剩的担忧。“双碳”目标提出后，我国光伏产业进入超级成长期，行业景气程度倍增。然而再宽敞的赛道也容不下短时间超大车流的涌入，不管成长故事多么精彩，行业都逃不过周期规律，阶段性产能过剩的局面随时可能发生。去年以来，与产能扩张一路随行的是光伏企业股价一路下行，产能过剩、低价竞争的阴云一直笼罩在行业上空。对于光伏行业产能过剩，我们有过切肤之痛。2008年至2012年期间，光伏产业一度高歌猛进，全国有300多个城市上马光伏项目。光伏企业争相扩张，导致产能严重过剩。此后几年时间内，超过300家光伏企业倒闭，整个行业一片狼藉，一些地方投资也打了水漂。 从2012年的“欧美双反”到2018年的“531新政”，光伏行业的成长曲线从来不是一路向上没有波折。此轮扩产潮后，注定也会有大量企业被淘汰出局。有龙头光伏企业的创始人认为，“在这个过程中，财务脆弱的、技术不够领先的、早期品牌通道不够完善的企业可能会首先受到伤害，能否在洗牌过程中活下来是存疑的”。面对更加激烈的市场竞争，一些头部企业已经展开积极应对。有的企业选择通过打通高纯多晶硅、硅片、电池片、组件等上下游环节，优化自身产能布局和配比，提高一体化产业链竞争优势，提升盈利能力。有的企业推动业务多元化布局，在氢能、储能、光伏建筑一体化等领域拓展新空间。还有的企业加大海外设厂力度，提升全球化运营能力。 产业过热，既要保持足够警惕，也不必过于悲观。市场火热的时候多用显微镜，市场悲观的时候多用望远镜，时刻保持独立思考才是关键。应该看到，这次行业扩产潮与以往最大的不同在需求端，在全球能源绿色低碳转型背景下，光伏行业的市场规模巨大，行业景气度和需求确定性也更高。还应看到，自由竞争条件下，随着市场周期波动，制造业产能阶段性过剩很难避免。为持续赢得市场，企业新建产能必定要领先于行业并迅速推进，快速锁住技术、成本优势，在一定时间内获得经济收益。扩产也是头部企业为落后产能淘汰出清后的市场进行的卡位布局。大浪淘沙始见金。从光伏行业过去20多年的发展历程来看，由于光伏技术和产品迭代迅速，光伏行业的建成和规划在建产能，长期处于远超市场需求的过剩状态，但先进产能则常常显得不足。其间，每一次产业调整都是一次优胜劣汰的市场洗礼，正是激烈的市场竞争和一轮又一轮行业洗牌倒逼企业不断创新、技术进步，最终使光伏发电成本快速下降。 激烈的市场竞争无疑有利于锻造更优质的企业和产业。面对潜在的产能过剩和周期变换，光伏企业在紧抓机遇的同时，一定要增强风险防范意识，用组织的确定性对抗外部环境的不确定性，打造过剩状态下的竞争力，形成穿越周期的能力。要保持清醒的头脑，在扩张的同时多想想市场能不能跟得上产能，做到有序扩产。大力转变发展方式，通过兼并重组、优化存量来实现企业规模的扩张，并以稳健的财务和风险控制来为企业保驾护航。此外，光伏龙头企业也有责任维护光伏产业链供应链稳定，根据“双碳”目标合理参与光伏产业，并通过战略联盟、签订长单、技术合作、互相参股等方式建立长效合作机制，避免恶性竞争和市场垄断。光伏赛跑的终局在创新。光伏技术研究的目的是以最少成本实现最佳性能，光伏发电技术诞生以来，依靠技术创新，太阳能电池转换效率不断提升，光伏也成为过去10多年成本下降最快的可再生能源，彻底摆脱了补贴依赖。我们期待光伏行业能再次迎来一次真正的技术突破和产业革命，进而推动人类在能源转型的道路上更进一步。

近日，特斯拉在南澳大利亚州启动为超3000个家庭安装家用电池系统Powerwall再度引发了人们对虚拟电厂的关注。 据悉，特斯拉在澳大利亚的虚拟电厂项目帮助当地政府减少了超过100兆瓦的高峰需求，并能够为参与家庭平均每年节省200美元的电费。特斯拉在澳大利亚的虚拟电厂于2017年启动，截至2023年3月，特斯拉在澳大利亚的VPP有超过1万户家庭参与。对于澳大利亚而言，虚拟电厂将帮助其减少对化石燃料的依赖，提高其电网的稳定性。 来自特斯拉的虚拟电厂实践 特斯拉以分布式资源作为切入点，依托自身的大型储能系统、家庭光储一体、电动汽车充电网络等优势，通过一站式服务采集用户的用能数据，实现分布式能源应用场景的效益最大化。 除了澳大利亚，特斯拉也在美国德州、加州等地积极布局自主性虚拟电厂模式。 2022年，特斯拉与加州公用事业公司PG&E合作开展紧急减负荷计划，通过虚拟电厂的方式减少电网在需求高峰时期承受压力时的发电需求。当加州电网因为天气炎热而需要额外的电力供应时，特斯拉Powerwall的用户可以通过将他们储存的电量返回电网，获得每千瓦时2美元的报酬。 在该项目中，PG&E通过以低于用电高峰期批发电价的金额向Powerwall用户购电节省成本，Powerwall用户通过售电获得收入，而特斯拉能获得储能和发电产品的需求提升，以及未来的售电差价及虚拟电厂服务费用。 眼下，特斯拉通过电动汽车、储能、发电和虚拟电厂等领域，初步构建起“车+桩+光+储+荷+智”的新能源闭环生态。其中虚拟电厂智能平台Autobidder是核心枢纽，负责新能源交易和控制管理，智能平台管理着数百兆瓦的电力资产。 “车+桩”组成特斯拉新能源生态体系的用能端，通过对车型布局、电池系统、充电网络和充电技术的持续迭代优化。 “光+储”组成特斯拉新能源生态体系的产能端，在“车+桩”的用能端取得突破的基础上，特斯拉布局储能项目开发、光伏和储能设备制造、光伏发电运营等领域，形成在产能端的光储协同布局。 “荷+智”组成特斯拉新能源生态体系的交易端，虚拟电厂智能平台 Autobidder实现了在交易端与公用电网的连接，成为特斯拉新能源生态体系的依托。 根据外围条件的不同，虚拟电厂的发展可以分为三个阶段： 1. 第一阶段邀约型阶段：在没有电力市场的情况下，有政府部门或者调度机构牵头组织，各个聚合商参与，共同完成邀约、响应和激励流程。 2. 第二阶段市场型阶段：这是在电能量现货市场、辅助服务市场和容量市场建成后，虚拟电厂聚合商以类似于实体电厂的模式，分别参与这些市场活动收益。 值得一提的是，在第二阶段，也会同时存在邀约型模式，其邀约发出的主体是系统运行机构。 3. 第三阶段是未来的虚拟电厂，称之为自主调度型虚拟电厂。随着虚拟电厂聚合的资源种类越来越多，数量越来越大，空间越来越广，这时候应该要称之为“虚拟电力系统”了，其中既包含可调负荷、储能和分布式能源等基础资源，也包含了由这些基础资源整合而成的微电网、局域能源互联网。 显而易见的是，特斯拉是典型的第三阶段的虚拟电厂。 国外虚拟电厂的商业模式和生态链 实际上，除了特斯拉，虚拟电厂在欧美等国家发展成熟且各有侧重，大多处于前文提及的第三阶段。其中，美国以可控负荷的需求响应为主，参与系统削峰填谷；日本侧重于用户侧储能和分布式电源，以参与需求响应为主；欧洲以分布式电源的聚合为主，参与电力市场交易。 美国目前是世界上实施需求响应项目最多、种类最齐全的国家，也是较早开展需求侧管理的国家之一。最新的数据显示，其批发市场约有28GW的需求侧资源参与其中，约占高峰需求的6%。当前，许多州都在试验家庭虚拟电厂技术，方便整合更多的屋顶光伏和储能，同时也都在扩大基于时间的费率试点，尤其是与电动汽车非高峰充电相关的应用场景。 日本自2011年开始高度重视需求响应技术开发和推广应用。2015年，日本政府出台了《日本再兴战略（2015）》，首次明确提出推广虚拟电厂政策。2016年，《能源革新战略》又进一步提出了推动虚拟电厂技术开发的示范项目计划（2016-2020）。 目前，日本正在开展典型的跨空间自主调度型虚拟电厂试验项目。据日本信息产业省测算，到2030年日本的虚拟电厂装机容量可达3770万千瓦，VPP/DR投资总和预计将达到730亿日元。日本推广虚拟电厂的重点集中在住宅、办公大楼、工厂、商业设施、公共事业和电动汽车等六大领域，以“光伏+储能”为主要形式。 德国的虚拟电厂已经完全实现商业化。德国虚拟电厂运营商的主要业务是在批发市场销售100kW以上中型可再生能源电厂生产的电量，使这些电厂成为虚拟电厂资源。德国虚拟电厂的主要应用场景是通过电力市场的灵活电价，引导电厂管辖内系统优化发用电成本，优化交易收益。 而欧美国家虚拟电厂的成熟发展，得益于其政策法规明确虚拟电厂的“合法身份”。资料显示，早在2012年，欧盟就在法律上将“聚合商”定义为负荷管理服务提供商，在法规和指令中给出了聚合商的定义，阐明了其参与市场的机会。 在德国，能源法案中明确了聚合商的定义，特别是《可再生能源法》明确规定，所有100kW以上可再生能源发电项目必须参与电力市场交易销售，促使分布式可再生能源项目倾向于选择交由虚拟电厂运营。 在美国，《能源政策法案》将需求响应上升到国家层面，法令对需求响应参与市场交易和电力平衡做出相关规定，允许分布式能源聚合商在区域性批发电力市场中参与竞争。 依赖于成熟的电力市场机制，典型国家的虚拟电厂可参与电能量交易、辅助服务、容量聚合等多个市场，其主体地位明确、交易规则健全，并由此形成了完善的商业模式和市场生态链。 虚拟电厂将成为 解决电网负荷的最具经济性选项之一 在国内，虚拟电厂也愈发受到关注。 6月2日，国内首份官方新型电力系统建设文件《新型电力系统发展蓝皮书》提出培育负荷聚合服务、虚拟电厂等贴近终端用户的新业态新模式，充分挖掘用户侧消纳新能源潜力。 作为具备聚合海量分布式能源资源的数字化协调管理与交易系统，虚拟电厂在新型电力系统中将扮演关键角色，将发挥调节电能量与信息流向、提高电力系统运行效率的功能。 目前国内出台的虚拟电厂相关支持政策涉及应用场景、盈利机制、运行要求等方面。其中推动负荷聚合商及虚拟电厂等新兴市场主体参与交易、以虚拟电厂拓展用户侧用能新模式、通过虚拟电厂拓展新型储能商业模式等多个国家、地方政策正在鼓励培育虚拟电厂商业模式。 从产业链来看，虚拟电厂产业链已有雏形。上游基础资源、中游虚拟电厂运营、下游电力需求方。具体来看，产业链上游由可控负荷、分布式能源与储能构成；中游为提供虚拟电厂运营服务与技术支持的系统平台；下游为则是电力公司、售电公司、大用户构成的电力需求方。 国内虚拟电厂从2009年开始试点，至今多省已逐步落地典型示范项目。我国的大多数虚拟电厂正处于从第一代邀约型向第二代市场型转型阶段，各省开展的虚拟电厂项目以试点为主，引导用户通过开展需求响应，实现削峰填谷，测试需求响应能力。 江苏、冀北、上海、浙江、天津、深圳等地结合区域特点开展了虚拟电厂的试点应用，其中江苏虚拟电厂可提供快速可中断的负荷控制服务；上海虚拟电厂建设以聚合商场、楼宇等需求响应为主，积极推进负荷集成商为主体运营的商业运营模式；冀北虚拟电厂提出了“云管边端”技术架构，并将虚拟电厂纳入电力辅助服务范围；深圳成立了国内首个城市级虚拟电厂管理中心，以负荷型、储能型资源聚合为主。 而众多新能源企业也参与到了虚拟电厂的建设中。6月13日，能链智电（NASDAQ：NAAS）发布虚拟电厂业务，并与北京清能互联科技有限公司、北京京能国际综合智慧能源有限公司签订战略合作协议，各方将在电力交易决策优化、人工智能分析预测、资源聚合建模与调度优化等方面携手为行业提供解决方案。 据悉，能链智电虚拟电厂业务，以充电场站为核心场景，将分散的电动汽车、充电桩、储能设施、分布式光伏等负荷资源，通过云端进行高效聚合，形成可控的管理单元，并借助光储充柔性管理、智能调度、能量控制等方式，参与电力市场交易，响应电网调度需求，帮助充电场站降低用能成本，在推动行业良性发展的同时还参与到新型电力系统的构建中。 不难看出，虚拟电厂的发展正在提速。 从能源结构看，我国风电、光伏及电网系统更接近于欧洲模式。同时，中国与欧洲电网的职能、架构更为类似，我国虚拟电厂的早期实践案例聚合了较多风电、光伏资源，与欧洲模式具有较强的相似性。 从市场机制看，我国电力交易市场尚处于试点起步阶段，虚拟电厂的运营仍以邀约制下的需求侧响应为主要模式，因此，当前情况下更接近于美国模式。 随着可再生能源大规模接入，电网“双高”、“双峰”特性明显，备用容量不足。相关数据显示，极端情况下，2030年电网备用容量缺口将达到2亿千瓦。预计“十四五”期间电网负荷最大日峰谷差率将达到36%，“十五五”期间将达到40%，电网调峰压力持续增加。电力系统时段性、灵活性调节能力不足现象进一步加剧。 毫无疑问，虚拟电厂是解决电网负荷的最具经济性选项之一。根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5%的峰值负荷需要投资4000亿元，而通过虚拟电厂仅需投资500亿至600亿元，虚拟电厂的成本仅为火电厂的八分之一至七分之一。 可以预见的是，在支持政策密集推进、实际需求日益旺盛、电力现货市场日益发展等助推下，作为聚合优化分布式能源的智能控制技术和互动商业模式，随着新型电力系统建设的需要，虚拟电厂将迎来发展期。