储能产品的三个细分市场 在刚结束的SNEC2023上，新能源产业高度关注储能领域的发展并纷纷下场，储能行业可谓风头无两。 很多人认为储能和风电、光伏一样，是一个大的市场，里面玩家也类似。 个人认为，随着电力市场化程度的提高，储能产品将形成三个较为不同的细分市场，而且已经开始分化。 这三个产品市场间的差异性，将极大地影响储能产业链相关企业的市场定位、资源投入、产品模式和发展模式，所以需要进行细分市场分析。 三个细分市场 主要包括：源网侧储能、工商业储能、户用储能三个细分市场。 其实光伏产业早已细分为源网侧光伏（集中式光伏）、工商业分布式光伏和户用分布式光伏三个市场，呈现出不同的市场格局和投资逻辑。 个人认为储能细分市场之间的各种差异，甚至远大于光伏三个细分市场。 源网侧储能，进入红海竞争 源网侧储能的投资方，主要是源网侧原有的建设运行企业，比如电网公司（像国网旗下的国网新源，主要从事网侧抽水蓄能电站投资运营），传统大型发电企业（五大四小）。源网侧储能是一个高度的买方市场，即少数投资者与大量卖家间的关系，投资方具有极高的议价权，卖家的利润水平始终被抑制。 从下游买家的角度看，源网侧储能唯一的变现渠道，是通过省级辅助服务市场，将储能服务产品销售给电网调度，这几乎是一个单一买家的市场。 从可替代产品的角度来看，源网侧储能是“集中式辅助服务市场”的一个提供方，提供包括备用、调频、调峰在内的相关服务。但是能提供同类的服务的竞争者众多，尤其是市场化灵活性火电机组、市场化水电机组、燃机、甚至大型工商业储能、大型可调节负荷，也可能以虚拟电厂的某种形态参与。 从产品技术形态上看，源网侧储能更接近于传统的集中式电源产品：大机组（集装箱）、高性能（功率型设备，快速爬坡-退坡）、集控模式、高冗余度设计、标准的厂站自动化协议、高实时性和可靠性、提供调度接口。 因此，在少数投资者（竞争者）、唯一下游买家、大量可替代产品的格局下，以集中式风光项目强配储能政策为推手，源网侧储能已经进入了一个红海竞争的时代。 这种红海竞争，一方面是买家对卖家的强大议价权。 另一方面源网侧储能产品，在较为恶劣的竞争环境里，是否可能出现“以次充好、虚标容量”等情况，形成“抢占市场、劣币驱逐良币”等局面， 只能让时间来证明。 工商业储能，蓝海市场与创新无限 从投资方来看，目前各方都在关注和积极进入工商业储能领域。 除了传统的发电和电网企业，还有各类的终端用户、分布式投资商、节能服务商、虚拟电厂投资商、充电桩投资方等，乃至配网公司、售电公司也在投资工商业储能。 从买家来看，工商业储能最主要的买家是工商业企业，通过峰谷价差的套利模式来降低企业用电成本，其次是参与到虚拟电厂产品的相关交易，或者参与需求响应事件，这时的买家是电网企业。 需要说明的是，大部分工商业储能项目并网的电压等级在10kV及以下，所以从调度管辖权来说，并不在省级电网调度范围内（省调负责220kV及以上电压等级的电力网络运行管理），而是在配网调度（市级调度和县区级调度），因此工商业储能即使封装成虚拟电厂产品，也将在一个二级的辅助市场（而不是省调管辖的一级辅助服务市场），或者是二级的电量交易市场（或者叫场外零售侧市场）进行交易，市场活跃度更高。 所以严格意义上，工商业虚拟电厂的买家，是配调，而不是省调。 从可替代的产品来看，工商业储能产品的竞争者，主要是可调节负荷（同样起到削峰填谷作用），以及二级市场的电量产品（售电公司能提供更便宜的售价），但是这种竞争和可替代性是非常弱的，更多是一种相互协作关系。 随着新能源的大量并网，电力市场化进展加快，批发-零售两级市场的电价传导机制不断打通，零售侧价格在峰谷比、变化率两方面不断加大，工商业储能将会是巨大的市场。 在需求旺盛的基础上，由于买方众多、产品供方众多，市场力高度分散，所以在可预见的未来，将是一个蓝海竞争的格局，甚至形成大量更为细分的行业储能市场。 从产品形态上看，工商业储能和源网侧储能，亦表现出巨大的差异： 一是高集成度，储能柜比储能集装箱更受到认可，具备单柜独立并网和可级联式扩展特性； 二是高融合度，无论是光储一体化，还是工商业微电网整体方案，储能都作为一个灵活性要素，融合到企业微电网系统中；同时储能的商业模式，不是单独卖柜子，而是以降低用户整体用电成本的方式，融合到综合服务方案中，从多方面获得收益：比如不仅实现峰谷套利，还可以降低用户基本电费等，销售模式不是产品型。 三是高智能化，由于工商储能产品需要耦合到工商业微电网，并且在复杂的多目标、多场景下进行调节才能取得最佳运营效果，所以未来的智能化水平需要大幅度提升。如果用特斯拉“云-域控制器”的汽车三电数字化架构去审视，目前工商业储能项目的控制水平、算力水平和集成化水平，还处于传统燃油车20年前的分散式电子电气架构水平。 在工商业储能这个领域，将是市场蓝海竞争，技术快速创新的格局。 而具备较高集成化和智能化进展的储能产品企业，可以在一级资本市场上获得巨大的估值水平提升。 户用储能，败也萧何，成也萧何 如果说工商业储能和工商业能源管理服务市场，作为一个“表后市场”，被发电企业和电网企业一直忽视，导致长期处于市场空白的状态，在电力市场化以后爆发出高度生机。 所谓成也萧何。 那么中国的户用储能市场，则是因为中国的电网企业，出于高度的社会责任心，以“工商业补贴居民”的方式提供普遍服务，大量的城网农网改造投资，使得居民供电服务的整体可靠性水平长期居于世界前列，恰恰抑制了户用储能的发展前景。 此正所谓败也萧何。 中国的户用储能产品，能在海外市场取得巨大成功，我听说过一个有趣的案例（来自网络视频，大概转述，不保证绝对真实）： 南非首都的某贫民窟，由于特殊的经济、政治原因，形成了类似“香港九龙城寨”的独立管理格局，首都电力公司无法进入其中进行电网建设和电费回收，导致内部经常停电。中国的户用光伏和户用储能产品以价格低廉，质量稳定一举进入，大受欢迎，解决了随时停电的烦恼。 此外，由于中国农村户用光伏的大发展，某些农网台区的光伏渗透率已经超过警戒值，长此以往将导致配网安全风险增加，可靠性降低，电能质量降低，储能产品将来在这类场景中也是有用武之地的。 但是以户用的经济性计算，储能投资回报率是非常低的，所以个人认为农村户用光伏配套的储能模式，可能更接近于“工商业储能”，以“共享储能”的方式，在农网的公共线路侧并网，并以“二级辅助服务”的产品形态，解决光伏消纳和配网安全可靠性问题。 可能是另一种细分市场的产品形态和商业模式，目前也未有定论。 总结，三个市场，各有特色 由于五力模型的要素、市场化水平、政策、客户需求的差异性，储能产品将逐步分化成源网侧、工商业、户用三类细分市场，在技术、产品、业务模式、商业模式可能都存在差异，而且越靠近运营端，差异性越大。

国内电力储能项目储备快速提升，为行业未来增长奠定了基础。电网侧独立储能与电源配储为主，用户侧工商业占比逐渐提升。峰谷价差+需求响应/用户侧调峰/虚拟电厂+运营/装机补贴，代替可中断负荷或错峰用电指标直接为业主带来经济价值，成为用户侧储能关键盈利点。 电价改革推进用户侧储能发展 2023年1月各地电网代理购电电价的峰谷价差呈增大趋势。从边际变化看，进入23年，峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量增多 （尖峰-谷时价差超过0.7元/kwh的省市由22年7月的6个上升至23年1月的18个）；横向看，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，典型如河南由22年的0.72元/kwh上升至23年1月的1.021元/kwh。我们测算每天一充一放下储能LCOE≈0.63元/kwh，当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能投资具有经济性，即在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。此外，对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出。 由2023年1月全国主要省市代购电峰谷价差情况来看，有11个省市的峰谷价差超过0.7元/kWh，具备较高的经济性。 部分省份将正午时段设定为分时电价的谷时，仅装分布式光伏的经济性边际下降，但主动配储需求提升。23年1月，山东、山西、浙江等8个省份将光伏发电高峰期的正午时段规定为谷时，其中青海、宁夏、甘肃三省的谷时划分几乎全覆盖日中光伏主要发电时间。此外， 23年起山东将正午划分为深谷（分时系数下降至0.1），据CEESA分析，山东省工商业深谷时段最低电价可能降至0.1元/kWh。考虑光伏出力高峰期电价下降、全国范围内峰谷价差进一步拉大，纯光伏发电经济性被进一步削弱，有望带动新增及存量分布式光伏电站主动配储。 峰谷价差增大趋势下，安装工商业储能对削减工商业电费支出的效果凸显。 峰谷价差持续拉大，进一步开拓了峰谷套利空间。工商业用户利用独立储能，在电价谷时充电，于峰时放电供给自身使用，通过削峰填谷节约平均用电费用，工商业储能需求有望提升。 此外，对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出：分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，有效减少实际用电费用；工商业储能系统可大幅降低容量电费。 多省市可满足工商业储能每天两充两放 部分省份或可实现每天两充两放，我们测算回本周期有望缩短至6年内。当前分时电价机制下，多省市可满足工商业储能每天两充两放：如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等（分时电价每天设置了两个高峰段，且两高峰段间存在电价差，可在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现两充两放）。储能系统的利用率大幅提升的情况下，我们预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。 在满足每天两充两放基础上，我们亦发现浙江、海南等省份的分时电价设置了尖峰段或两个谷时，在此类省份中安装工商业储能的经济性有望进一步增加。 两充两放策略下的经济性测算：核心假设储能投资成本2元/KWh，循环寿命6000次，年运营天数330天，每天满充满放两次，DoD90%，运维费率每年为投资成本的1%，折旧率3.25%。两充两放策略：谷时/平时充电，高峰/峰时放电。测算结果：浙江省4.75年、广东省5.70年、 海南省5.98年，回本周期均在6年以内。 两充两放策略下，以浙江省为例，工业活动较发达、峰谷电价差较大，让浙江成为用户侧项目投资经济性较高的区域，在2023年2月电网代理购电价中，浙江省最大峰谷价差为0.9771元/kWh（一般工商业1-10kV）。1月浙江省备案的16个储能建设项目中，15个为用户侧储能项目，总规模约68.82MW/385.39MWh，涉及投资金额约6.8亿元，储能时长配置以2小时为主，项目投资单价约在1.5-3.2元/Wh之间。 整体看，我们预计工商业储能优先实现高增速的将会是工业活动较发达、电价政策变化带来较高经济性的浙江省（测算回本周期4.75年）、广东省（考虑需求响应收入，测算回本周期4.86年）。尽管当前并非全国范围内工商业储能都具备经济性，但在不断增加的峰谷价差+适合储能发展的峰谷时段设置趋势下，预计全国层面适合投资工商业储能系统的省份有望逐步增加。 补贴政策提升经济性 2022年以来，针对用户侧储能补贴政策频发，成为地方争取项目投资、产业落地的重要手段之一。截至目前，全国各地正在执行的储能补贴政策超30项，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。 今年1月10日，发改委发布《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知（发改办价格〔2022〕1047号）》，文件明确：鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，政策的发布将进一步推动用户侧储能参与电力市场，提升其经济性。 在新型电力系统发展过程中，要求电力供给结构从以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变，同时，系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出，积极推动电力源网荷储一体化构建模式，灵活发展用户侧新型储能，提升用户供电可靠性及用能质量。若从“源网荷储”一体化来看用户侧储能未来的发展，或许更具潜力。预计未来将有越来越多的省份展现经济性，从而实现0-1、点到面的国内工商业储能市场起量。

根据《国家发展改革委办公厅关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号）、《国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500号）、《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》（发改价格〔2023〕526号）等规定，现将两部制电价用户基本电价政策解读如下： 一、执行范围 执行工商业用电价格的用户，用电容量在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或两部制电价，选择执行两部制后不再变更。 二、计费方式 1.两部制电价用户可选择按变压器容量、合同最大需量、实际最大需量等三种方式之一计收基本电费。 2.选择按变压器容量计收基本电费的，按用户实际运行变压器容量（不含已办理减容、暂停业务的容量）进行计算。 3.选择合同最大需量方式计收基本电费的，用户可提前5个工作日申请变更下一个月的合同最大需量核定值。用户实际最大需量超过需量核定值105%时，超过105%部分的基本电费加一倍收取；未超过需量核定值105%的，按需量核定值收取。申请最大需量核定值低于变压器容量和不通过变压器接入的高压电动机容量总和的40%时，按容量总和（不含已办理减容、暂停业务的容量）的40%核定合同最大需量。 4.选择按实际最大需量方式计收基本电费的，以用户当月抄见的最大需量值为准，且不受运行总容量（变压器容量及不通过变压器接入高压电动机容量总和）40%下限限制。 5.对选择按合同最大需量或实际最大需量计收基本电费的两路及以上进线用户，同时使用的进线应分别计算最大需量，累加计收基本电费。选择执行需量电价计费方式的用户，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。 6.基本电价计费方式可按季变更，用户可提前15个工作日向电网企业申请下一季度的基本电价计费方式。 重点提醒：2023年6月1日起，国家发展改革委核定的第三监管周期浙江电网基本电价水平相比第二监管有所调整，尤其是部分电压等级需量电价有所调整，并建立了负荷率激励政策。用户应根据自身实际用电需求、负荷率等因素，合理选择基本电价计费方式，节约用电成本。

2021年7月16日，全国碳排放权交易市场启动上线交易。发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放单位超过2000家。我国碳市场将成为全球覆盖温室气体排放量规模最大的市场。 截至2022年12月22日，全国碳排放权交易市场累计成交额突破100亿元大关。全国碳市场正式上线以来，共运行350个交易日，碳排放配额累计成交量2.23亿吨，累计成交额101.21亿元。 那么，作为拥有着大量碳交易市场主体的发电央企，2022年的碳交易收益如何呢？ 在这些电力上市公司中，大部分公司的年度碳资产交易额为千万元级别，其中华能国际2022年度最高的碳交易净收益达3.74亿元人民币！ 华能国际 华能国际是华能集团下属的上市公司之一，主营业务包括燃煤、燃气发电厂，新能源发电项目等。公司热力和电力销售收入约占营业收入的95%。在发电方面，火电同比减亏，风电和光伏发电同比增利。全年各燃煤电厂税前利润亏损，但风电和光伏表现亮眼，风电税前利润62.35亿元，光伏发电税前利润11.48亿元。在碳交易方面，2022年华能国际出售碳排放配额交易收入约4.78亿元，购买碳排放配额支出约1.04亿元，净收益约3.74亿元。 华电国际 华电国际是华电集团下属上市公司之一。主营业务主要为建设和经营发电厂，包括燃煤、燃气发电机组及可再生能源项目，目前控股的发电企业有44家。在发电方面，华电国际主要电力为火电，其次为水电。发电的毛利率约2.32%。在碳交易方面（未区分配额或CCER），2022年度收入1671.5万元，较上一年度有所下降。营业外支出未列碳排放权交易支出。 中国神华 中国神华是国家能源投资集团旗下上市公司之一，是以煤炭为基础的综合能源上市公司，主要经营煤炭、电力、新能源等七大板块业务。2022年归属公司股东的净利润达696.26亿元，其中煤炭利润占总利润约75%。在发电方面，发电毛利率达14.3%，发电的利润占总利润的8%。在碳交易方面，2022年度净收益约1100万元。 国电电力 国电电力也是国家能源集团旗下上市公司之一。公司主营业务包括火电和新能源发电，其中火电的装机容量占比约60%，新能源产业快速发展。在发电方面，火电板块净利润37.54亿元，水电板块净利润18.76亿元，风电及光伏板块净利润28.46亿元。在碳交易方面，2022年碳排放配额交易收入达2.46亿元。营业外支出未列支碳排放交易。 电投能源 电投能源是国家电投集团控股的上市公司，其主营业务的收入主要来源于煤炭产品、电力产品、电解铝产品。2022年，归属母公司的净利润约39.87亿元。三大主营业务板块中，电力营收占比约10%。在碳交易方面，电投能源披露了通辽盛发热电公司1130万元碳排放权资产采购的关联交易。 大唐发电 大唐发电是中国大唐集团控股的大型发电公司。主营产品包括电力销售、热力销售、煤炭销售等。2022年火电发电单位燃料成本比上年同期上升了10.59%。在碳交易方面，2022年的碳排放权交易收入约1256.5万元。 湖北能源 湖北能源是中国长江三峡集团有限公司旗下上市公司之一。公司以电力为核心，重点发展风电、光伏发电、水电、核电等清洁能源。2022年实现归母净利润11.63亿元。2022年度公司主营业务中，煤炭贸易收入34.50亿元天然气业务收入23.81亿元。碳资产排放上期发生额1000万元。

中国新能源企业出海动作频繁，其中欧洲或将成为最大增量市场，以新能源车、动力电池、光伏和风电等赛道赛道为代表的中国企业纷纷布局欧洲。电动汽车、锂电池、太阳能成为中国外贸出口的新三大主力，其中新能源相关锂电去年总共出口额0.34万亿，已经超过汽车、玩具等传统行业的出口额。中国的锂电出口量占全球70%，正负极出口量超过了80%，在全球范围内处于绝对垄断地位。在2021年和2022年，国内一、二级市场，共有超过一千支基金在关注新能源赛道，整个市场有超过千亿级别的资金投入。李文圣提到，在新能源车和动力电池方向，机构比较多关注新型负极材料和整个新能源汽车产业链的配套，比如充电桩等赛道；在储能方向，更多关注钠离子电池、液流电池以及所谓新型储能技术；在光伏方向，钙钛矿、N型半导体新的技术路线是资本更关注的热点；在氢能方面，机构也大多是看前沿技术。在超级分享环节，愉悦资本投资副总裁管福强、金风科技欧洲区域总经理隋晓雯、零探智能联合创始人兼COO宫悦、汇丰中国资本市场与证券服务部总监李斌从各自的视角展开了分享。 “合规”，高门槛市场的破解之道 金风科技欧洲区总经理隋晓雯认为，欧洲市场准入门槛较高，靠低价战略进去只是一时之计，不可持续。先用小单去新市场试水，建立对市场规则的具象认知，同时修炼企业自身基本功，逐步实现商务、法务、财务、产品、方案、交付、碳核查等各方面能力对标欧洲市场要求，做到合规，才能实现长久发展。具体来说，隋晓雯认为出海企业可以从4个方面打好坚实的基本盘：第一，从一个大区域中相对门槛较低的市场切入。比如说，做欧洲市场可以从南欧、东欧或者非欧盟国家开始，这些市场的进入门槛相对较低，可以借助现有能力实现小定单突破。在推进业务的过程中，创业公司能够清晰了解这些市场和客户的每项要求，这是企业提升自身能力的过程。第二，要关注细节，建立综合能力。交付给客户的不仅仅是一个产品，而是和产品直接相关的认证、服务、工程等各个方面的“综合产品包”。第三，维护好已有的每一个客户及相关方，海外订单就不会缺靠谱的来源。严格履约，培养并加强客户信任度；关注供应商、分包方、金融机构、协会组织等相关方管理，多途径获取有效商机。 第四，不仅要关注企业自身的订单执行交付能力，还要掌握项目关键节点进展，确保按期回款。不断加强在合同关键条款谈判、汇率风险防控、属地人员管理等方面的投入，实现风险可预判、稳定持续经营。 做好本地化，才能全球化 零探智能联合创始人兼COO宫悦认为，“本地化”是耕耘海外市场的关键词。直接以“中国玩家”的姿态进入海外市场往往会遇到各种限制，而扎实研究各个国家的本地市场特点、链接本地关系和构建本地化团队，中国公司才能在全球化道路上越走越稳。关于如何在海外市场贯彻“本地化”，宫悦结合亲身经验总结了3点实操建议：第一，重视并取得海外认可的合规认证，在某种意义上，这会将曾经拦住我们中国企业的门槛变成我们自身的壁垒。国外对新能源产品有非常复杂的安全、性能要求，相关标准的达成门槛也更严苛，比如极高的认证要求和质保条件，德国要求高达十年的质保，其他欧洲国家也在五年以上，但国内这类要求还不是很明确，而想进入这些海外市场就必须补齐这部分。所以零探智能在产品定义之初就是严格按照国内外多项苛刻标准进行的，在供应链上选择全球一线供应商，也拿下了欧标TÜV、IEC等多项认证，从头开始规避风险。第二，寻求本地关系的支持。作为一个创业公司，我们的产品和品牌还没有认知度，但是如果能够通过一些当地已经有影响力的本地渠道或者全球知名的品牌公司作为背书推动，效果就会好很多。通过这些渠道的引荐，能够与客户在初期建立信任，更好地推广产品。另外，欧洲每个国 家都有不同的并网标准和准入门槛，靠自己去掌握所有情况并不现实，找到强大的本地服务商并与之合作，在各个差异化市场的服务效率就能大幅提高。 第三，因地制宜组建本地团队。在本地化合作中除了依托外部力量，更重要的是构建自己的本地化能力，组建自己的服务团队，这些服务团队最好是本地人或者在当地深耕多年的，能够与当地重要的合作方对接，为终端客户提供更好的技术和产品服务支持。通过直接与终端的客户对接，能够更好地验证产品和解决方案，不断根据客户需求迭代，进而更加适应本地市场。 全球化3.0时代，中国企业的破局愉悦资本投资副总裁管福强认为我们正在进入全球化3.0时代。全球化1.0是以英国为主导，开展工业革命，引领全球的工业化浪潮；全球化2.0是以美国为主导，以绝对优势制定国际规则，中国融入了该体系，承接产能造就“世界工厂”；在今天的全球化3.0时代，我们认为中国企业会在新的全球化秩序下迎来全新的发展机遇。在全球化3.0时代，管福强给出了3点企业破局建议：第一，改变原来或者说不以原来贸易的形式作为主要方式，而是往前走一步与当地利益相关者形成更深的关系，把原来海外企业所承担的品牌和研发职能纳入到中国企业自己的体系里。第二，避免与同行卷和打价格战，想办法和客户建立更深的连接，更深刻地理解客户到底想要什么，再利用中国供应链优势，在产品上做出差异化，实现客户价值。第三，构建“生而全球化”的公司治理结构和供应链组织形态，利用好东南亚、中东欧、拉美等地缘和资源优势。 未来，建议企业更加积极地在前端打造海外品牌、搭建海外团队，在供给端不一定只局限于纯选择中国的供应链，灵活配置全球资源，以做出更符合客户需求的优质产品。 出海，要做好金融避险 汇丰中国资本市场与证券服务部总监李斌做了以下分享：宏观来看，今年市场主要的交易逻辑仍然是利差。以美国为首的发达国家激进地加息，而我国不存在不良通胀情况，利差导致资本流入持续在减少，如果后续人民币利率维持现有水平，这样的情况不会有改变。今年国内出口形势分化，之前有全球布局的大企业像头部光伏订单情况还是非常好的，但越小的企业越是艰难，主要原因还是欧美的需求回不到疫情之前，这样的情况可能还要持续一段时间。对企业来说，在这个节点出海去拿全球资金是一种选择。但出海拿订单，必然涉及到汇率风险，如何处理汇率风险是企业需要提前思考好的问题。李斌建议企业可以评估人民币结算的可能性，如果收款使用人民币那就可以不存在汇率风险。如果谈不成人民币，就可能要用到外汇负债对冲，外汇衍生工具等解决方案。汇丰对通过衍生工具控制企业汇率风险已经有非常成熟的解决方案，一般是帮助企业在外汇市场锁住远期。基于风险去套保对于企业是有利的，通过锁住订单成本，最终使得现金流的利润得到控制。被问到新能源企业出海该如何选择合适的银行伙伴，李斌分析了汇丰的优势：第一，相比中资银行网点，汇丰在海外的网点更多，并且有中国的同事长期派驻在海外， 可以随时和企业客户无障碍沟通。第二，汇丰开立的信用证比较容易被欧洲企业接受，因为外商在当地经常使用汇丰银行做为结算行。第三，汇丰设有细分行业组，针对不同行业的企业，汇丰专家会向企业主分享同类型企业的金融问题解决方法，并为企业量身定制方案。在超级讨论环节，台下的创业者们就最感兴趣的话题展开了讨论，以下是讨论要点总结： Q1：中国新能源企业走出去，容易在哪些地方出现水土不服？ 模方善达总经理刘海珍认为，中国跟欧洲文化的不同导致沟通方式、法律法规、技术标准等各方面都可能出现“水土不服”。其中，比较突出的是法律法规与技术标准方面的问题。在法律法规方面，比如财务合规或者用工的合规存在较大风险；在技术标准方面，国外碳排放标准是全过程的追溯，覆盖了从原材料到生产过程，再到产品生产后报废的整个过程，但这一严格标准在中国是没有的。零探智能联合创始人兼COO宫悦从自身经验出发分享了一些流程环节上的问题。首先，在与客户签合同时，在合同条款上可能会存在不明显的细节点，比如技术曲线的约定等，最终客户验收时可能会存在风险。第二，在付款和账期上也值得注意，海外客户的交付周期一般比较长，客户的付款条件也可能会相对延迟，中间可能会存在一些不可控的因素。第三，在客户交付施工和后续运维的时候，有一些当地的习惯和临时性的变动，都可能成为比较大的障碍。另外，在运输过程中和仓储时也可能会有一些潜在隐患，需要综合评估，最好购买保险。常岳新能源创始人傅荣澄从产品生命周期的维度剖析了这一问题。从横轴上来说，国外的法规、政策跟国内有一些差别，企业需要首先在法规和政策上注意限制，就像国内新能源动力电池之所以能起 家，也是因为政策对国外企业有所限制。其次，在产品制造的过程中，不管是与OEM还是与当地企业合作，都会遇到水土不服的地方，还会遇到限塑令、碳足迹等突如其来的限制。在产品制造完成后，上市流通的过程中也同样会出现问题：产品是否真正适合这个市场？欧洲人的消费习惯是什么样的？流通中需要组建什么样的营销团队？都是值得认真考量的。产品生命周期的最后一个阶段就是售后管理服务，欧洲或者发达国家对于售后服务的要求普遍比国内更高，并且这些地区维权成本比国内更低，因此维权的情况发生得更频繁，对国内企业来说树立品牌、做好售后服务也非常重要。氢航科技董事长刘海力对前面的观点进行了补充，国内市场规则和国外是完全不同的，学习国外的供应链管理有助于了解国外大企业的规则。中国企业出海也许会水土不服，但是不必去仰望欧美大企业。欧美的市场中大企业可能会设置壁垒，不让中国企业轻易入局，但这使得整个民生成本居高不下，成为了一种负担，这其实也是新能源的机会。新能源重要之处在于能够给人们带来独立性和分布式能源，让能源消费有保障，未来独立户储可能会成为新能源占领世界的主要形式。 Q2：企业不同的发展阶段，出海的侧重点有什么不同？ 氢通新能源董事长兼CEO任亚辉把企业出海分为了三个阶段：初创期、高速成长期、成熟稳定期。初创企业规模偏小，资金实力偏弱。对于初创期的企业而言，如何存活是第一考量。在出海的过程中，企业需要背靠一些能够提供支持的资源，比如客户、资源方或者创业引路人。对于产品设计而言，企业可以通过最优的配合以弥补现有的不足，比如在产品竞争力不是特别强的情况下，做好服务保障，给客户交付一套产品或一套系统，面对问题快速反应，把品牌做起来。当企业进入了高速成长期时，则需要着重培养自身竞争力，比如提升品牌溢价能力，做好产品的升级与迭代，挑选合适的人才。第三个阶段是成熟稳定期，在考虑合规性的前提下，把自己产品打造成行业标准的制定者，掌握更多的话语权，建立品牌和文化壁垒。高端产品，卖的就是文化和品牌的溢价。金羽新能源CEO黄杜斌表示公司作为初创企业还处在早期的阶段，但不管在哪个阶段侧重点都应该是以需求为牵引，给客户提供好的服务或者产品才是底层逻辑。对于不同阶段来讲，早期阶段的出海者不应该是以竞争者的姿态出现，更好的选择是瞄准行业生态里的增量市场，做好一个合作者、赋能者、服务者，优先选择当地的一些渠道商或者合作伙伴把事情做大。 发展到中期阶段，当企业的水土不服病治好了，并且和客户有信任基础时，再适当根据客户需要侧重一些存量市场。最后，再考虑是否要成为一个市场的“搅局者”或者“引领者”，用新的标准或者技术推动整个行业的发展。峰瑞资本副总裁沈颖从共性的角度对这一问题进行了补充，指出企业无论是在哪个发展阶段，都需要保有底线思维。其一，企业在Day 1确定出海时，就要对出海的国家和地区做深入的研究，同时要做好相关专利的申请。其二，尽量不要把鸡蛋放在同一个篮子里，出海不要仅选择一个国家（特别是一个发展中国家）作为目标，尽量多样化地在地区上布局。如果太过集中，当该国家发生动荡，或者与中国关系发生变化时，企业将很可能受到外部打击。最后，企业在成长过程中的本土化也是很重要，长在海外，去嫁接海外的土壤。争取在外边本土市场落地生根，实现organic增长。溯驭技术副总经理楼逸杰从公司自身的现状出发进行分享，表示公司正处于早期，出海的原因是在客户购买自己产品后，发现最终终端客户在欧洲。对处于此种阶段的企业而言，目标就是直接去触达海外目标客户。

“一吨报废组件我们也就给300块，数量少的自行交予废品回收站处理就行了，专门去收运费、人工都不够。”江苏一家光伏组件回收企业负责人说。 光伏组件回收主要是一些小企业在做，并且回收组件以库存组件、电站拆除组件、抵债组件、拆迁遗留组件为主，这些二手组件翻新卖往农村地区或者非洲、南美等不发达国家，尚且有利可图。 至于报废的退役组件，在他看来和废品回收的逻辑差不多，拆出边框、铝材和玻璃，剩余焚烧或填埋。 但有人并不这么认为，“光伏组件回收绝不是收破烂，谁都能做的事情。”中国科学院电工研究所高级工程师、中国绿色供应链联盟光伏专委会秘书长吕芳接受媒体采访时强调。 吕芳是我国光伏退役回收工作的教母级人物，从事光伏回收研究和产业化推进有十年之久，在她看来，光伏组件回收是光伏行业实现碳中和的重要一环，未来，作为光伏绿色链条的“最后一公里”，组件回收将会形成千亿级的新兴产业。 一边是小作坊的零敲碎打，一边是人迹罕至的“千亿蓝海”，光伏组件回收目前形成了一个颇为吊诡的局面。组件退役潮将近，谁来回收？去哪回收？如何盈利？ 组件退役潮将近 从光伏电池1971年首次应用于我国第二颗人造卫星算起，我国光伏行业已经走过了52年的历史，2022年，我国光伏新增装机8741万千瓦，同比增长60.3%，多年保持世界第一。未来，每年大量的新增装机和大量的退役组件将成为我国光伏产业高速发展的一体两面。 以光伏组件20到25年的设计寿命和过往装机量数据的预测，2025年前后首批光伏组件将陆续走向退役，2030年开始，光伏组件的废弃量会因为2010年以来的新增装机的大幅增多而爆发，行业将进入光伏组件报废的密集期。 国际能源署预测数据显示，2030 年，全球光伏组件回收将达 800 万吨左右，迎来回收大潮。2050年，全球会有将近8000万吨的光伏组件进入回收阶段。其中，中国将在2030年面临需要回收达 150 万吨的光伏组件，在 2050 年将达到约2000万吨。 从预测数据来看，2030年的密集报废期似乎还很遥远，数量和规模也并不是很大，因此光伏组件回收还未受到太多光伏龙头企业的重视。最先嗅到风口的是一些小企业，他们依托咸鱼、淘宝等电商平台建立了小范围的回收网络，通过倒卖二手光伏板赚取差价。 但是考虑到光伏组件的技术迭代飞快，二十年前的光伏组件和今天22%+转换效率的组件已不可同日而语，补贴退坡后，电站提前更换效率更高的组件意愿强烈，另外，我国早期的建设的光伏电站组件质量参差不齐，很可能未达到设计寿命就提前退役，对老旧电站进行“技改”成为提升存量电站发电收益的必由之路。 有专家指曾出，过去10年，光伏组件、光伏系统成本价格下降90%以上。技术大幅进步、LCOE大幅下降，现有光伏电站未到寿命期(25年)被替代是大概率事件。种种因素叠加下，光伏组件退役潮将会更早来临。 组件退役潮会涌出一个千亿市场，根据有关数据，晶体硅光伏组件中玻璃、铝和半导体材料比重可达92%，另外还含约1%的银等贵金属。若能全部回收，到2030年，可从废弃光伏组件中得到145万吨碳钢、110万吨玻璃、54万吨塑料、26万吨铝、17万吨铜、5万吨硅和550吨银。 绿色和平组织预测：通过光伏组件回收技术可获取的原材料累计价值达76.83亿元，截止到2040年，累计可回收价值高达1.1千亿元。 为此，中国光伏行业协会曾发文呼吁：需科学合理测算光伏组件回收处理市场增长趋势，以便凝聚行业共识，推动政府和企业提前布局政策制定、商业化布局等相关工作。 绿色紧箍咒 除了未来市场规模巨大，组件回收也对全产业链减碳也有重要作用。光伏产业作为推动经济社会绿色低碳转型发展的排头兵，其自身的减碳情况没有受到重视。 光伏行业虽然发的是绿电，但光伏组件从生产到装机运行再到回收的整个生命周期中均会产生碳排放，这些碳排放也被称为碳足迹，正成为光伏进口国考察我国光伏企业入场资格的绿色通行证。 近年来，发达国家对光伏碳足迹的要求越来越严格，有些国家对光伏组件的全生命周期的碳排放做出了严格限定，比如韩国根据产品整个生命周期内的碳排放量，将组件分成三个特定类别。只有最高类别的组件（二氧化碳排放量低于670kg/kW）才有资格获得政府补贴。根据韩国新能源和可再生能源中心(NREC)此前发布的新消息，中国制造商被列入最低类别。“碳壁垒”正在成为国际贸易中的新技术壁垒。 国内光伏领域的技术研发多集中于提高电池组件转化效率等层面，致力于推进发电成本进一步降低，参与报废光伏组件回收的企业仍较少，光伏组件全生命周期的减碳意识仍然不足。 据绿色和平组织测算，在1kW（尺寸：1650 x 990 x 40mm）光伏板的生产过程中会产生428.8kg的碳排放。如果组件能够100%回收再利用，约428.8kg的碳排放将被减少。1kW相当于4块组件，每块组件19.8kg，共79.2kg。也就是说，每79.2kg的废弃光伏组件可以减少428.8kg的碳排放，那么1吨废弃光伏组件约减少5.41吨二氧化碳的排放。 此外，退役光伏组件缺少完善的回收体系，小作坊在将组件拆卸后往往将剩余部分进行焚烧和填埋，这将造成大量环境污染。 直接掩埋会对土壤环境造成极大破坏，光伏组件所含有的重金属会逐渐渗漏至土壤中，进而对地下水、植被、动物造成危害和污染，最后通过生物富集作用危害人类自身的生命健康。 另外，光伏板在焚烧处理中会释放二氧化硫、氟化氢、氰化氢等有毒气体。这些气体对人的呼吸系统具有刺激作用，长期吸入可能会引发中毒或致癌。 未经处理的废弃光伏组件还会造成光污染，损害人体视网膜、虹膜等，提高白内障发病率，引发失眠、神经衰弱等精神疾病。 预计2040年，中国退役光伏组件将累计产生约30万吨废弃铜和6万吨废弃银。如果不进行回收处理，将造成巨大的资源浪费和环境破坏，光伏组件回收迫在眉睫。 盈利模式待解 市场前景光明、减碳目标迫切、光伏组件回收的必要性不言而喻，但是，由于还未形成规模效应，组件回收的利润仍少的可怜，成本却居高不下。 无锡尚德太阳能电力有限公司总裁何双权曾说，目前很大一部分光伏组件建于偏僻的西北地区或位于屋顶之上，导致组件回收难度大、物流成本高。因此，回收企业的业务辐射范围很小，只能在省内打转儿。 加上技术尚不成熟、投资消耗较大、回收物质的纯度不高，废弃光伏组件回收成本较高，业内人士分析，一块主流的60版型光伏组件回收所产生的总收益为63.1元，而每块组件的回收成本大约为69元。 在没有补贴，并且回收企业还要掏钱购买退役设备的情况下，企业参与组件回收的积极性并不高，无利可图，导致市场发展动力不大。 另外，报废组件的获取也是问题，目前占国内的集中式光伏电站主要由几十、上百家央国企、大民企投资商所持有，光伏组件目前没有明确的判废标准，第三方的光伏组件回收企业要与这些大企业建立合作关系并非易事，处理不当还会引起国有资产流失的争议。 目前国内从事组件回收的企业较少，国电投、晶科能源、格林美、英利能源、韩华集团等都声称已掌握了全球最先进的电池板回收技术，但目前仅以工厂示范线为主，未实现商业化运营。 国际上，只有以PV CYCLE为例的少数企业能够实现盈利。该机构由欧盟设立，通过收取会员费的方式为各级企业提供废旧晶体硅光伏组件回收和循环利用服务，并联合物流运输公司组建回收网络。费用多少取决于各国政策法规的具体要求和市场大小。 在欧洲电子电气废弃物（WEEE）新规章等政策的推动下，PV CYCLE自成立以来占据了欧洲90％的市场份额，运营业绩连续增长。已在欧洲范围内设立了数百个回收点，该联盟已回收处理总量超过6万吨的废旧晶体硅光伏组件，年处理能力约1.7万吨。 在欧盟现行的WEEE体系下，每片组件都携带编码，方便追踪组件从生产到回收的全过程，从而使得组件回收企业可以进行有计划的统计和回收。 这说明，行业发展初期，配套的政策支持尤为关键，“我们目前硬实力硬技术已经基本准备好了，但一个行业及市场成长发展所需要的软环境还差一些。”吕芳接受新京报采访时表示。 目前我国虽然有完善的针对废弃电器电子产品回收处理的政策体系，但并未将光伏组件产品涵盖入内，光伏组件回收利用缺乏完善的处理标准体系、组件判废标准以及全生命周期管理信息。 面对即将到来的组件退役潮，相关部门正努力研究和出台相关的政策，对光伏组件回收处理产业加以指导和要求，填补这部分空白。 2020年，《光伏企业绿色供应链管理规范》这一团体标准发布，光伏行业有了专门的绿色供应链评价体系，绿色供应链要去在产品的全生命周期——从原材料、设计、制造、运输、仓储到营销、应用、退役全链条的每个环节，对涉及每个环节的参与者——包括原材料供应商、销售商、制造商、运输商、使用者等，都要求做到社会资源利用效率最高，社会环境成本最低。 但是该规范的团体标准还未量化，吕芳认为，要将绿色供应链整体的指标数字化，并与减碳的量化指标结合起来，完成碳家底排查，计算降碳空间，全产业链带动降碳。 去年2月，生态环境部印发了《加快推动工业资源综合利用实施方案》明确了废旧光伏组件、风电叶片等属于新兴固废，固废由生态环境部统一按编号分类管理。 工信部于去年1月发布的《2022年度工业节能与绿色标准研究项目公示》，也提到了光伏玻璃、胶膜、边框、背板、电池、硅片的生产生命周期评价技术规范项目。 吕芳曾对《中国经营报》透露，目前涉及光伏组件的判废标准已经通过最后一轮评审，很快就会出台。并且，解决“谁来回收”的生产者延伸制度也在研究当中，组件回收已经走在了爆发前夜。 技术突破难题 据中国绿色供应链联盟光伏专委会介绍，光伏组件的回收流程包括三部分，首先由回收商将光伏组件运输至加工处理厂，然后分离光伏组件有价值材料，包括玻璃、金属及其化合物；最后再由下游的金属精炼公司等材料制造商对回收物进行提纯和精炼，最后形成高价值材料再次进入市场。 铝制框架被送往铝精炼厂；废塑料可作为燃料使用在水泥厂；回收后的硅可以在贵金属工业被再利用；剩下的缆线和接头会被压碎后以铜珠的形式出售。 值得注意的是，在处理流程中，组件中某些材料（如EVA等聚合物）处理中可产生热量，采用先进工艺回收后可形成可观的能源动力。 组件回收流程的核心步骤在于工厂产线的分离技术。由于组件回收产业起步晚，研发投入不足，以复杂合金的形式存在于产品之中的贵金属回收仍然很困难，技术上仍待突破。 目前的组件回收技术路线主要有物理法，化学法，和热解法三种。光伏组件的正反两面均由EVA胶膜固定，要将组件中的铝边框，玻璃和电池片分离并充分回收其中的贵金属，消除Eva的粘连至关重要，而Eva的分层固定是在高温真空压缩下进行的，具有极高的稳定性，这给组件回收带来了不小的挑战。 物理分离法是将层压件粉碎成较小的颗粒，分拣出玻璃颗粒和焊带后，把剩余部分再进行研磨，通过静电等分离法分离出金属、背板、EVA 或 POE的颗粒物。物理法虽然操作简单，但是资源回收效率低，将组件打碎后，胶膜成分仍然掺杂在回收材料中，这就造成了回收材料的纯度不高，简单的物理法主要由一些小企业使用，一位山东的光伏组件回收商告诉记者，这种技术无法有效完成组件中贵金属的回收。 化学法主要针对回收组件的金属组分，利用有机酸和无机酸直接溶解或溶胀EVA胶膜，实现玻璃层和EVA分离。但是EVA膨胀后会使电池片破碎且存在有机废液处理问题，常见分离试剂(甲苯、邻二氯苯、三氯乙烯等)的毒性也限制了化学方法的大规模使用，另外该方法耗费成本高。 热解法对分离EVA最有效，这种方法通过加热分解玻璃和光伏电池之间的EVA封装层，分离回收玻璃；组件中的塑料在惰性气体环境下可热解为乙酸、丙烷、丙烯、乙烷、甲烷和其他可燃油和气体。然而，在直接热加工过程中，背板中的氟化物会被释放出来，污染环境。此外，这种方法只是分解了EVA，并不能有效去除玻璃和背板，它们的存在阻碍了EVA热解过程中有机物的释放，这可能会导致玻璃和太阳能电池破碎混合，降低资源回收率。 三种回收方法各有优缺点，但总体来说，现有的技术体系仍无法达到绿色回收，特别是对于含氟背板的处理

调频，即调整电力系统的频率，是保证电力系统稳定的关键环节，也是最高频的电网调节业务。近年来，各地虚拟电厂方兴未艾，如何参与电力调频，也成为各方热议焦点。 深圳供电局联合南网科研院，于5月19日至30日运用5G专用切片技术，在国内首次验证了虚拟电厂调频技术。这标志着，深圳虚拟电厂基本具备了实体电厂功能，将有助于提升城市电力保障能力和新能源消纳能力，为国内虚拟电厂建设及运行输出“深圳经验”。 南方电网自2021年底在深建成虚拟电厂管理平台以来，多次在关键节点运用其保障深圳电力电量平衡。目前，深圳区域的虚拟电厂已开始常态化参与电网调节业务，帮助电网在负荷尖峰时段“减轻负担”，提升用户用电可靠性、稳定性。 虚拟电厂凭借能源互联网技术，将闲散在终端用户的充电桩、空调、分布式光伏等电力负荷资源聚合起来并加以优化控制，相当于一个“云端电厂”，可为电网提供辅助服务。特别是光伏等新能源“看天吃饭”，具有很强的波动性、随机性，高比例接入电网会干扰现有电力系统频率，影响供电质量。因此，虚拟电厂参与调频，可平抑新能源随机性、波动性，助力电网稳定运行。不过，虚拟电厂调频并非易事。调频对响应速度的要求非常高，可谓“差之‘一秒’，谬以千里”。同时，调频业务涉及电力调度系统的信息数据安全，对网络安全有着极高的要求。 那么，虚拟电厂将闲散的电力负荷资源“召集”起来后，如何保证调频的时效性和安全性呢？对此，深圳供电公司运用了5G专用切片技术。该技术类似于城市道路实施划道、分流管理，为虚拟电厂参与调频量身定制了专用的5G传输通道。与光纤相比，其通信建设和维护成本大幅降低。与一般5G相比，其安全性更高、稳定性更强，满足调频所需的“秒级”响应要求。 “三道防线”分别是轻量化加密技术，以及联合南网科研院研制的控制终端、安全接入区。其中，控制终端部署在电力负荷资源处，是执行“指挥官”——电力调度系统指令的“士兵”，由国产可控安全芯片打造而成。“士兵”与“指挥官”之间不直接沟通，而是借由“中间人”——安全接入区负责调频指令的“上传下达”。同时，借助轻量化加密技术，调频指令由“暗语”组成，进一步确保了调频安全准确。 此次技术验证以蔚来换电站作为试点，10秒内完成调频，调频功率达到200千瓦。这次验证不仅拓展了5G的应用场景，更标志着深圳虚拟电厂实现了电网调节业务中核心环节功能，能源保供能力进一步提升。未来，深圳供电公司将持续试点换电站、轻量储能资源、充电站等负荷侧资源，预计调频容量达到10万千瓦，助力解决电网频率波动实质性问题。 据了解，今年5月下旬起，深圳区域的虚拟电厂已正式开始常态化参与电网调节业务，对电网的辅助作用将得到进一步发挥。近期，深圳电网用电负荷不断创下年内新高，局部地区出现供电设备超负荷运行且无法通过传统方式解决的情况。为此，深圳虚拟电厂管理中心组织负荷侧用户对特定区域进行精准削峰，解决电网局部阻塞。 此次，其在电网尖峰负荷时段，分别针对深圳整体尖峰负荷、变压器过载、配网馈线过载等场景开展负荷调控，共吸引特来电、泛美能源、小桔能源等13家负荷侧用户自动降低其充电桩、建筑楼宇等用电负荷，最大有效调节电力约5.6万千瓦，累计调节电量5.8万千瓦时，帮助局部地区供电设备“减轻负担”，提升用户用电可靠性、稳定性。 深圳虚拟电厂管理中心设在深圳供电公司，由深圳市发改委管理。目前，深圳虚拟电厂管理中心在国内的数据采集密度最高、接入负荷类型最全、直控资源最多、应用场景最全，累计接入负荷资源超过150万千瓦，相当于30万户家庭的用电报装容量，并接入分布式光伏容量超40万千瓦。

全球最大光伏展SNEC如期而至,展会的绝对主角——近3000家参展商，拼设计、拼实力、拼创意，为全面展示企业状态、吸引观众停留可谓使劲浑身解数。其中，最为吸睛的，组件企业当属其一。站位技术迭代、价格拼杀、行业内卷的又一个十字路口，通过梳理组件展商的关键信息，也揭开了当下组件市场的发展业态及趋势。 一、n型时代来了相比2021年SNEC展会的零星展出，今年组件展区已是n型产品的天下，组件企业悉数展出了n型组件产品。北极星统计了TOP20组件企业以及部分新锐企业主推的量产n型产品，TOPCon以及TOPCon升级技术占据主流，HJT及XBC技术同样不乏拥趸。从组件效率数据来看，TOPCon组件均站上22%以上，通威TNC组件转换效率甚至高达23.2%；HJT组件则在23%+，东方日升伏曦组件转换效率最高23.89%；XBC技术，以爱旭和黄河水电为主，爱旭ABC双面双玻组件最高转化效率23.7%。据头部企业预测，今年n型产品市占率或将达到30%，明年60%可期。而从上述统计信息也不难看出，n型技术中，凭借生态兼容性，TOPCon成为更多企业技术迭代的首选技术。据统计，2023年底TOPCon名义产能有望达到477GW，直追PERC。不过，也有企业反馈，今年n型推进并没有预期中快，市场供给将经受考验，但2024年将是n型产品井喷之年。 二、尺寸之争未止遵循光伏行业降本增效的核心诉求，光伏企业持续钻研可行方案，相比难度更高的电池技术跃升，尺寸同样是方案之一。从2019年下半年开始，大尺寸硅片变革拉开帷幕，短短三年，182mm、210mm成为市场主流尺寸。但尺寸之争显然远未停止。为了最大限度提高组件功率、组件效率和利用集装箱空间，打破常规方形硅片，矩形硅片方案来势汹汹。在本次SENC展会上，晶澳、通威、正泰新能、阿特斯等纷纷展出了基于矩形硅片的组件产品，矩形硅片尺寸有182*183.75mm、182*185.3mm、182*186.8mm、182*191mm、182*199mm、182*210mm等。据某头部组件企业介绍，相比方形硅片，矩形硅片组件功率可提升30W以上。但“五花八门“的矩形硅片，显然也将给上下游产业链的协同与产线设备稳定带来极大挑战。据悉有头部企业欲联合推出新尺寸硅片，以期引导尺寸走向统一。 三、下一代技术蓄势太阳能电池效率被誉为光伏科技创新的灯塔。跑赢行业竞赛，快速追寻“下一代技术”也成为电池组件企业的关键之钥。SNEC展会上，天合、东方日升、通威、中南光电等多家企业除TOPCon产品外，也同时展出了HJT、IBC产品。隆基、一道则率先向业内公开了下一代电池技术进展。去年底，隆基宣布其自主研发的硅异质结电池转换效率达26.81%，这是目前全球硅太阳能电池效率的最高纪录。半年后的SNEC展，隆基携2681概念产品亮相，距离量产更近一步。与此同时，隆基宣布其钙钛矿叠层电池转换效率突破31.8%。一道则发布了全系列技术路线，TOPCon3.0、TBC、SCPC、TSiX、SFOS，太阳能电池效率将超35%以上。 四、挺进储能补足光伏电力短板，光储一体必要且必然，这也催生了光伏企业的新战场。继光伏逆变器大军全面驶向储能市场，组件企业也陆续挺进储能。本次展会，晶科、天合、晶澳、阿特斯、东方日升、海泰新能等一众组件企业展出了储能产品，从电源侧、电网侧到用户侧，从储能电池到储能系统集成等，悉数囊括。有业内人士指出，凭借积蓄已久的渠道优势以及品牌优势，未来的光储竞赛，组件企业或可走得更远。 五、新势力络绎不绝“每一天都有新的对手出现。”这便是当下组件市场的真实写照。在今年的SNEC展上，一些组件新势力也扎堆亮相，如宝馨科技、联塑班皓、金刚光伏、双良、三一、明阳、弘元绿能等。就技术路线，新势力无老旧产线包袱，多以n型技术起步，TOPCon亦或HJT（详见产品统计表）。在业内老牌企业看来，新势力的机遇在于差异化，若只做跟随者，则机遇难寻。随着上游原材料价格的大幅下探，2023年的组件价格厮杀也将愈发猛烈，在央企集采中，PERC组件最低单瓦价格已至1.5以下。

近日，国常会审议通过部署加快建设充电基础设施，更好支持新能源汽车下乡和乡村振兴的实施意见。其中，“聚焦制约新能源汽车下乡突出瓶颈”、“适度超前建设充电基础设施”等成为核心内容。新能源车大军即将驶向广大农村市场，充电基础设施再次成为市场热议的话题。然而，推动新能源汽车下乡需要多视角、多侧面地看，这是一项系统性的工程。 01为什么要推动新能源车下乡？ 1、新能源车下乡成为撬动新能源车增长的新支点近年来，国内新能源车产业突飞猛进。根据《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》，到2025年，新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售总量的20%左右。而在去年，这个比例已超25%，提前三年完成了这个目标。不过，不同地区的新能源车普及率存在较大差异。一线大城市的渗透率已经接近40%，而农村市场电动化仍处于起步阶段，燃油车仍占据主导地位。例如，我国最早官宣禁售燃油车的海南省，2022年其农村新能源车渗透率也仅为10%。简单从城乡人口对比来看，农村市场的容量几乎相当于城市市场容量。根据第六次全国人口普查显示，我国农村人口占总人口比例是50.3%。这也就意味着，咱们国家的农村市场潜力巨大，新能源车普及的空间是值得期待的，这毫无疑问将为新能源行产业中长期发展提供充沛的动力。今年一季度，我国汽车产销量为621万辆和608万辆，同比分别下降4.3%和6.7%。考虑到国内新能源车产能充足，激发农村地区的新能源车市场有利于发挥国内制造成本优势，又能强化新能源产业链。更重要的，在全球经济放缓、国际贸易低迷的情况下，农村市场无疑是拉动经济内循环的重要路径。作为消费“四大金刚”之一，汽车充当着畅通农村经济循 环的关键环节和重要引擎。根据中汽政研研究，每推广一辆新能源汽车，可带动2.6倍左右的上下游产业链增值。根据相关机构预测，未来“存量替代”和“新增”在三四线城市和农村市场有望形成千万辆级的新能源车市场。 2、乡村振兴的重要一环出身在农村的80、90后，或许还有这样的记忆：在炎热的夏天，骑着摩托车的小商贩驮着满载雪糕的白色泡沫箱，走街串巷，喊声震地。在树荫底下玩耍的农村娃一听到叫卖声，立刻就围了上去......但在“家电下乡”之后，这种情景已经基本不见踪影，因为大部分农村家庭都拥有了冰箱——这是自2009年开始全国实施的“家电下乡”政策带来的成果，让农村娃实现了“雪糕自由”的梦想。冰箱的普及是农村市场消费升级的一个缩影。在2009年的家电下乡之前，农村地区的家电保有量仍远远低于城市，且增长缓慢。根据国家统计局数据，2006年，冰箱在农村的每百户保有量为22台，大大低于城市的92台。而空调在农村更像是奢侈品，每百户保有量仅有7台，远低于城市的88台。在家电下乡的过程中，政策以直补方式给予一定比例的资金补贴，激活农民购买能力，加快农村消费升级。随着下乡品种日渐增多，从电视、冰箱、洗衣机，再到空调、微波炉，最后还从家电发展到电脑。 如今，下乡的主角变成了新能源车。跟城市汽车拥有量太大，造成交通拥堵的两难情况相比，农村地区的汽车普及率并不高：农村家庭的每百户汽车拥有量仅有22辆，平均下来每五户家庭才有1辆车。从政策角度，推动县乡市场的新能源车普及不仅能促进新能源发展，也可以更好释放农村地区的出行消费潜力，有利于发展乡村旅游等新业态，进一步推动县乡市场消费增长。长期以来，三农问题关系到中国现代化和城市化的全局战略，统筹城乡发展是解决中国经济问题的根本路径。今年年初发布的中央一号文件，就明确指出鼓励有条件的地区开展新能源汽车和绿色智能家电下乡。人们在创造美好生活的路上永不止步，消费升级是伴随着着城乡经济发展全过程。即将开始的新能源车下乡政策将再次撬动农村广大市场，亦符合实现共同富裕题中之义。 3、全社会能源转型的必经之路如果说家电下乡带来的成果是消费升级和内循环潜能激活，那么新能源下乡将在此基础上担负着农村地区能源转型的重要使命。从某种意义上讲，新能源车下乡的作用将远大于家电下乡。未来发展趋势来看，新能源车将替代传统燃油车成为县乡市场出行的主要交通工具，这将大大减轻我们实现碳中和目标的压力。 02新能源下乡要解决哪些痛点问题？ 1、充电设施提到新能源下乡，很多人的第一反应是“乡下有充电桩吗？”也有人持不同意见，“乡下发展新能源车正当时，农村地区很多家庭都是独门独户，不像拥挤的城市，想要安装充电桩首先得有个停车位。”话说回来，如果没有公共充电桩，家用数小时的慢充时间仍然会给用户的使用带来诸多不便。如果你的新能源车续航只有300公里，假设电池续航70%的达成率，在中途无法充电的情况下单程将被限制在100公里内，而加油站已经覆盖到每个乡镇。还有一点，就是充电桩的运营环节，农村地区不像大城市集中，且环境更为复杂，也给充电维保带来一定困难和成本提升。但在农村消费者眼里，却希望充电服务费更加优惠。总结来讲，新能源汽车下乡政策的实施面临着一些实际挑战，其中首要的问题还是充电设施。国常会会议强调，要聚焦制约新能源汽车下乡的突出瓶颈，适度超前建设充电基础设施，创新充电基础设施建设、运营、维护模式，确保“有人建、有人管、能持续”。历史上，在家电下乡政策之前，国内农村地区的家电使用场景也面临类似的问题。比如说，你想买洗衣机，结果村里面还没有通自来水；你看上了大彩电，可没有有线电视网络，无奈只能靠卫星锅接收信号。因此，我们需要充分考虑农村地区的实际 情况和需求，为新能源汽车的下乡提供更加完善的基础设施和服务，一方面可以提高居民首次购买意愿，另一方面将有效解决新能源使用痛点，加快新能源汽车普及。 2、优质产品供给要实现农村消费升级和新能源汽车下乡的目标，除了政策层面的指引，还需要新能源整车企业加大投入力度，将更多视线切换到农村市场，充分发挥中国新能源产业的领先优势，引导新能源汽车市场深度下沉。但近几年，很多车企都在抢着做高端电动车，将冰箱、液晶电视搬到了车上，甚至不惜亏本花重金做品牌宣传。比如蔚来汽车，2020年度，其花在营销上的费用累计高达39亿元，是研发费用24亿元的1.6倍。显然，这样只服务高端人群的品牌无法满足农村市场的需求。另外，新能源汽车下乡不是简单把车造出来再卖到农村，因为农村和城市的用车场景是不同的，车企想要充分挖掘农村消费市场，更要有针对性地开发一些适合农村市场的车型，比如纯电皮卡、纯电小面包等。汽车属于大件消费，与人均可支配收入相关度较高。乡村经济底子相对薄，更偏好低价车和高性价比车型。毕竟2022年全国农村居民人均可支配收入为2万元，不到城镇居民人均可支配收入4.9万元的一半。从2022年汽车下乡活动情况看，新能源汽车下乡车型价格集中在3-8万元，并且以A0和A00级为主。 目前，五菱、长安等自主品牌的低价位新能源车型颇受农村地区和三四线城市的青睐。在新能源下乡的趋势下，我们看好在农村市场具有优势的整车企业，以及在农村市场较为深入布局的二线车企，农村市场的新增消费有望成为其更进一步的支撑点。面对新能源车下乡的历史机遇，能否对城乡市场的需求及时作出反应，又能否为行业发展贡献力量，考验着当下新能源车企的综合实力。只有做到优质供给，才让每个人都能够分享中国新能源产业发展的红利。3、服务市场除了充电和产品供给的痛点，新能源汽车下乡还需要重点关注售后服务环节。毕竟与家用电器相比，新能源车的售后服务更为繁琐，周期更长。平均下来，消费者购买一辆汽车往往要使用5年以上。所以，新能源车下乡的后续配套服务如何跟上，是值得深究的问题，也是个长期的事情。这势必需要新能源车生产企业和零部件企业加强售后运维服务保障。在城乡地区构建良好的售后维保网络，解决农村居民购买新能源车的后顾无忧，是新能源车能在农村地区得以深度下沉的重要前提。至于车企间的车型竞争，就交给市场选择。 4、电力系统中长期看，新能源车的普及和广泛使用离不开电力系统的加持。相比城市，农村地区的电力供应不够稳定。遇到雷雨天气，停电更不是新鲜事，加上农村交通不便，延长了电力故障时间。客观地讲，我国部分农村地区电网线路负荷失衡，配电资源再配置难度较高。当新能源车规模化使用，将对农村电网造成冲击。除了加强对农村电网的监测和维护工作，及时发现并解决电网故障和安全隐患。同时还需要加强对农村电网的规划和管理，制定合理的电网建设方案和技术路线，以便更好地满足新型电力系统的要求。值得关注的是，广大农村地区风能、太阳能等可再生能源资源丰富，具有应用新能源电力。比如实现“光储充一体化”。就像特斯拉的Powerwall，其通过存储白天光伏发电的电能来增强家庭系统用电的独立性，在夜晚可以尽情享用自己家发电的清洁能源，也可以从容应对断电情况。目前，特斯拉正在计划推出第三代Powerwall产品。更乐观的场景，农村地区的新能源车将成为新型电力系统的组成部分。通过让新能源车在用电低谷时段充电储能，用电高峰时段对电网反向放电，来构建动态有效的“新能源车+电网”融合体系，从而起到削峰填谷、稳定电网的作用。总结下来，只有解决消费者的痛点，从多维度满 足消费者的需求，才能让新能源车在乡下“跑起来”。 03尾声 在鼓励消费、刺激内需的政策指导下，农村市场的新能源车消费蓄势待发。同时，推动新能源汽车下乡是一个长期而艰巨的任务，后续可能会有更加具体的政策密集出台。 站在投资视角，新能源相关板块已经经历了3年的高速发展，可能不会像前期一样连续出现大涨行情，所以不宜过分乐观，短期抱太高的期望。当然，从长期看，新能源下乡带来的市场基本面变化仍然会有不错的回报。因为人们往往高估一年的变化，却低估十年的变化。

5月30日，马斯克乘私人飞机落地北京，这是他在2020年后首次访问中国。马斯克上一次访华时间是2020年1月，他参加了特斯拉国产Model 3的交付仪式，并在交付仪式开始前“放飞自我”般即兴表演了一段舞蹈，引发诸多关注。此次马斯克访华的目的虽未明确，但上海超级工厂想必已经纳入行程清单。 目前，特斯拉在中国市场的增长已经放缓，中国市场的内卷趋势让多年未出改款车型的特斯拉有些难以招架。以Model Y为例，其竞品已经有小鹏G6、腾势 N7、理想L7、深蓝 S7、飞凡 R7等等，不胜枚举。去年年末开启的多次降价也并未对特斯拉的销量提振有持续改善。或许只有加快推出新车型，才能保证特斯拉在中国市场的影响力。 马斯克此前在接受CNBC采访同样表示，“我们在中国扩张的能力受到一些限制。这不是因为需求的问题。”因此，本次马斯克访问中国期间，我们或许可以对改款Model 3做出期待。此前有消息称，特斯拉上海工厂的Model 3生产线已经暂停生产，正在升级产线，为新款Model 3做准备。马斯克选择此时访华，不排除为改款Model 3投产站台庆祝的可能。除了新车型之外，特斯拉上海超级工厂的扩建问题或许也是此次马斯克的访华重点。 特斯拉上海超级工厂是其全球最大的生产工厂，据特斯拉年报显示，2022年特斯拉全球总交付量为131万辆，其中上海工厂全年交付量达到71万辆，超过特斯拉全球交付量的一半。上海工厂的产能不仅要保证中国市场的供应，还要承担外销任务，出口到其他国家。日前，加拿大也首次开始销售产于上海工厂的Model 3和Model Y。为了满足产能需求，据了解，特斯拉已经提出扩建申请，希望将上海工厂的总产能由每年125万台扩大至175万台。但有关部门对批准新产能扩建一直保持谨慎态度。除此之外，特斯拉还在4月表示将在上海建设超级储能工厂，生产超大型商用储能电池Megapack。Megapack形似集装箱货柜，其作为储能产品主要服务于公共事业项目和大型企业客户。上海储能超级工厂初期规划年产1万台Megapack，并计划于今年第三季度开工，2024年第二季度投产。 马斯克接下来的行程具体会去向何处，并为中国汽车市场带来哪些变化……

近日，南方电网储能股份有限公司披露一些关键点如下： 根据最新核定的抽水蓄能容量电价的结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。但也为未来抽水蓄能走向市场预留了政策空间。 公司加快发展抽水蓄能的战略不变。截至2022年底，公司投产抽水蓄能装机容量1028万千瓦，占全国已投产抽蓄装机容量的 22.5%。除了在建项目外，目前公司抽水蓄能储备容量约3000万千瓦。公司规划“十四五”末、“十五五”末、“十六五”末抽水蓄能投产装机分别达到1400万千瓦、2900万千瓦和4400万千瓦左右，持续保持行业领先地位。 着力加快新型储能发展，形成公司在新型储能市场的规模优势，扩大收入来源。围绕储能产业链，以公司核心竞争力为依托，积极寻找新的发展机遇。 南网储能关于已投产抽蓄电站核价情况的说明 （一）公司抽水蓄能核价基本情况 根据《国家发展改革委关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》（发改价格[2023]533 号），公司所属 7 座投运抽水蓄能电站容量电价（含增值税）分别为：广东广州抽水蓄能电站二期 338.34元/千瓦、广东惠州抽水蓄能电站 324.24元/千瓦、广东清远抽水蓄能电站 409.57元/千瓦、广东深圳抽水蓄能电站414.88元/千瓦、海南琼中抽水蓄能电站 648.76元/千瓦、广东梅州抽水蓄能电站一期 595.36元/千瓦、广东阳江抽水蓄能电站一期 643.98元/千瓦。上述核定容量电价自 2023年6 月1日起执行。根据本次核价结果，预计减少公司2023年收入预算4.96亿元。 （二）核价结果对抽水蓄能行业和公司发展的影响 抽水蓄能行业广阔的发展前景没有变。实现“碳达峰、碳中和”，能源是主战场，电力是主力军，构建以新能源为主体的新型电力系统是“双碳”的重要支撑。新型电力系统中风电、光伏等波动性、不稳定电源大规模高比例接入，迫切需要加快发展抽水蓄能等调节性电源，提升电力系统灵活性、经济性和安全性。为促进抽水蓄能电站加快发展，构建以新能源为主体的新型电力系统，国家发展改革委于 2021 年 4 月印发《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，简称“633号文”），科学界定了抽水蓄能在电力系统中的功能定位，坚持并优化抽水蓄能两部制电价政策，完善了抽水蓄能电价形成机制和成本疏导机制。633 号文为抽水蓄能大规模快速发展、持续稳定经营奠定了坚实基础，提供了有力保障，也为未来抽水蓄能走向市场预留了政策空间。 在“双碳”目标背景下，在 633 号文规定的电价机制支持下，抽水蓄能的发展前景非常广阔。根据国家能源局《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035 年）》，到 2025 年，我国抽水蓄能投产总规模 6200 万千瓦以上；到 2030 年，投产总规模 1.2 亿千瓦左右；到 2035 年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业。 公司加快发展抽水蓄能业务的战略没有变。核价结果对公司经营短期造成一定负面影响，但在抽水蓄能长期向好趋势不变的情况下，公司加快发展抽水蓄能的战略不变。公司是国内最早进入抽水蓄能行业的企业之一，通过多年来的实践探索，形成了领先的投资开发建设能力、先进的资产运营能力、扎实的安全管理能力、持续的科技创新能力、高效的运营管理能力、优秀的干部人才团队等核心竞争力。截至 2022 年底，公司投产抽水蓄能装机容量 1028 万千瓦，占全国已投产抽蓄装机容量的 22.5%，处于行业领先地位。除了在建项目外，目前公司抽水蓄能储备容量约 3000 万千瓦。接下来，公司将继续强化核心竞争力，巩固领先优势，不断做强做优做大抽水蓄能业务板块。公司规划“十四五”末、“十五五”末、“十六五”末抽水蓄能投产装机分别达到 1400万千瓦、2900万千瓦和 4400万千瓦左右，持续保持行业领先地位。 （三）公司下一步工作安排 公司将立足于领跑抽水蓄能和新型储能两条赛道，以打造储能领域旗舰型龙头上市公司，建设世界一流企业为目标，积极做好提质增效、开源节流工作，确保公司经营平稳，持续提高上市公司质量。 一是充分发挥公司核心竞争力，获取更多的优质抽水蓄能、新型储能站点资源，巩固公司优势地位，并为将来抽水蓄能、新型储能走向市场抢占先机。 二是加快发展抽水蓄能。抢抓战略机遇，发挥集约化专业化规模化优势，安全优质高效推进抽水蓄能项目建设，做到早投产、早收益，并努力提升项目投产后的运营效益。 三是进一步加大新型储能发展力度。积极把握国家和各地方政府支持新型储能发展的大好机遇，着力加快新型储能发展，形成公司在新型储能市场的规模优势，扩大收入来源。 四是努力挖潜增效。加强设备运行维护，优化水库调度，确保西部调峰电厂稳发，最大限度用好水能资源。持续发挥公司集约化、专业化管理优势，实施成本精益管理，深挖利润潜力。 五是加强科技成果转化，推动公司在抽水蓄能建设、检修、试验等方面的技术、管理输出，培育并扩大新的利润增长点。 六是围绕储能产业链，以公司核心竞争力为依托，积极寻找新的发展机遇。

电力数据是反映经济运行的“晴雨表”和“风向标”。今年以来，随着消费逐步回暖、企业开足马力生产，全国多地用电量增速回升，释放经济恢复向好的积极信号。 26个省份用电量正增长，4月份汽车制造业、电气机械和器材制造业用电量同比分别增长了33.8%和28.8%，4月份住宿和餐饮业用电量同比增速达28.8%，交通运输/仓储和邮政业、批发和零售业用电增速均超过25%……一根根上扬的曲线背后，折射中国经济正在恢复的动力和活力。 全社会用电量持续回升 国家能源局数据显示，前4月全社会用电量累计28103亿千瓦时，同比增长4.7%。 从单个月份来看，1至2月、3月、4月全社会用电量同比分别增长2.3%、5.9%、8.3%。共有26个省份全社会用电量实现了正增长。 4月全社会用电量增速进一步上升，一方面由于上年同期多地受疫情影响，用电基数较低；另一方面也反映出当前我国经济运行企稳回升复苏加快。分产业看，第一产业用电量351亿千瓦时，同比增长10.3%；第二产业用电量18632亿千瓦时，同比增长5%；第三产业用电量4852亿千瓦时，同比增长7%。城乡居民生活用电量4268亿千瓦时，同比增长0.3%。 第一产业用电量较快增长，主要得益于乡村振兴战略全面推进以及乡村用电条件改善、电气化水平持续提升；第二产业用电量增速逐月上升，工业用电增速高于全社会平均水平，工业生产持续恢复是工业用电增速持续回升的重要原因；第三产业用电量增速明显回升，主要是消费回暖。 全社会用电量是生产生活状态的直接反馈。4月份用电量的鲜明特征就是第三产业用电增长迅猛，全国层面同比增长17.9%，可见服务业和消费行业全面回暖。在南方电网经营区域，前4个月广东省第三产业用电量同比增长9%，对全省用电增长的贡献达54%，带动用电增长较为明显；深圳第三产业用电量达106亿千瓦时，同比增长9.3%，在全社会用电量中占比达36.8%，成为拉动深圳用电增长的主要动力。 工业用电量稳健增长 今年以来，工业用电量稳健增长，增速明显回升，预计二季度增速将继续保持回升态势。在国家电网经营区域，前4月工业用电量14311亿千瓦时，同比增长5.1%，增速较上年同期上升2.7个百分点。制造业用电量10488亿千瓦时，同比增长4.4%，增速较上年同期上升2.5个百分点，31个细分行业中25个实现正增长。其中，装备制造业用电量同比增长7.4%，增速高于同期工业用电量2.3个百分点，较上年同期上升5.7个百分点。8个细分行业中7个实现正增长，电气机械和器材制造业同比增26.5%、汽车制造业同比增12.7%，这两个产业均实现两位数增长。国家电网经营区域内，消费品制造业用电量同比增长2.5%，增速较上年同期上升1.2个百分点。13个细分行业中10个实现增长，其中医药制造业同比增9.5%、造纸和纸制品业同比增6.3%，这两个领域增速均超过5%。 数据显示，我国高技术及装备制造业用电量明显上升，说明经济增长动能正在转换。在南方电网经营的广东、广西、海南、云南、贵州五个省区，制造业用电量同比增长2.2%。其中，电气机械和器材制造业、医药制造业同比分别增长16%、12.2%，可看出产业结构转型升级速度正在加快。在大湾区内地9市中，高技术及装备制造业用电占制造业比重为50.1%。 电能成色更“绿” 另一个积极的变化是电能的成色更“绿”了，清洁能源的发电量在逐步增加。 从东海之滨徐徐转动的风机叶片，到西北大漠连接成排的光伏电板，再到世界最大清洁能源走廊，都在为中国经济充电蓄能。雅砻江两河口水电站水库总库容108亿立方米，是四川省内最大的水库。通过两河口水电站水库的补偿调节，在迎峰度夏期间惠及雅砻江中下游、金沙江下游和长江干流多座水电站。 数据显示，一季度全国可再生能源发电量达到5947亿千瓦时，同比增长11.4%，其中风电光伏发电量达3422亿千瓦时，同比增长27.8%。同期，全国可再生能源新增装机4740万千瓦，同比增长86.5%，占新增装机的80.3%。 今年以来，电力领域内投资不断加大。一季度全国主要发电企业电源工程完成投资1264亿元，同比增长55.2%。其中，太阳能发电同比增长177.6%，核电同比增长53.5%。 今年全国最大电力负荷较去年会有较大的增长。据研判，供应总体有保障，部分省份在高峰时段可能会出现用电紧张。 在水电大省四川，作为省内最大的发电企业，国投集团雅砻江公司下辖20世纪我国最大的电站二滩水电站、世界第一高坝锦屏一级水电站，我国第一高土石坝两河口水电站等，清洁能源装机近2000万千瓦。 今年迎峰度夏关键期，雅砻江梯级水电站保供能力预计为494亿千瓦时，同比去年将增发23亿千瓦时。如果加上即将投产的柯拉光伏、腊巴山风电等新能源电站，发电量预计还将再增加9亿千瓦时，保供能力可达503亿千瓦时。这个电量足够1600万个家庭全年使用，而且百分之百都是绿色能源。