近年来，我国风电、光伏装机规模快速增长，发电量占比稳步提升。截至2023年4月底，我国风电、光伏发电总装机达到8.2亿千瓦，占全国发电装机的30.9%，风光发电量占比接近15%。由于新能源存在波动性、随机性和间歇性，同时取暖制冷负荷占比不断提高，尖峰用电需求快速增长，负荷峰谷差不断加大，我国电力保供形势十分严峻，亟需针对高比例新能源发展，统筹优化电价政策，充分发挥价格信号引导作用，保障电力系统安全稳定运行。 高比例新能源发展对电力系统安全保供的影响 新能源发电和负荷侧用电在时间上难以有效匹配，存在系统平衡风险。一是日内供需匹配度较低。新能源发电具有波动性、随机性和间歇性。光伏发电一般集中在上午10点至下午3点，风力发电集中在夜间12点以后；而用电负荷主要集中在上午（8点-10点）和傍晚（18点-22点），傍晚的晚高峰是目前供需矛盾最为突出的时段。随着光伏的大规模发展，白天呈现供大于求，系统净负荷曲线形成低谷或者深谷，新能源面临消纳困难的局面，而到太阳下山，负荷快速爬升，系统又面临供不应求的局面。此外，一些新型负荷如电动汽车充电等，存在用电集中性和随机性，在缺乏有效的引导下，将对系统安全造成影响。二是季节性供需匹配度较低。系统用电高峰期通常是满足夏季降温负荷和冬季取暖负荷的需要，但夏季新能源又常面临极热无风和冬季光照不足等问题，难以和负荷侧需求相匹配。 新能源发电与负荷侧用电在空间上具有较大差异性，源网荷协同存在一定风险。我国可再生能源资源与负荷逆向分布，需要依靠远距离输送，才能在空间上进行有效匹配，而目前这种匹配存在三方面问题和风险：一是新能源配套电源建设滞后，导致输电效率难达预期；二是跨省区输电价格机制单一，导致沙戈荒等大型风光基地能源外送落地价格不经济，交易难以达成；三是跨省区交易长协履约不足，全网迎峰度夏期间有效发电能力不足，电力供需紧张已经向送端省份延伸，导致受端省用电难以和送端外送电有效匹配。 新能源发电低边际成本与高系统性成本的技术经济特性与现行政策机制尚未匹配，易引发潜在保供风险。风光资源具有零边际成本的特性，随着新能源未来逐步成为发电主力，其波动性、随机性和间歇性要求大量常规电源为整个系统提供短期平衡和长期容量充裕的服务，进而造成系统性成本升高，而目前我国电力市场化改革尚处于起步期，辅助服务机制不完善，补偿费用偏低、品类不健全、传导机制有待优化，容量补偿机制普遍缺失，在整个政策机制设计中尚未有效解决高比例新能源发展下电力系统短期保供平衡和中长期容量充裕问题。 价格政策和市场机制方面有关建议 在用户侧加快完善分时电价政策，有效发挥价格信号引导作用。一是全面扩大分时电价执行范围，推动包含居民用户在内的全部用户类别执行分时电价，引导用户及时感知并响应供需变化。二是优化完善居民阶梯分时电价执行方式，推动阶梯电价全面按“月”执行，并在居民阶梯电价基础上，执行居民季节性分时电价，最大限度反映迎峰度夏、度冬节电需要，保障电力安全供应。三是结合各地净负荷曲线变化，区分季节，优化峰谷电价时段划分，提升分时电价执行的灵活性，更好引导用户削峰填谷。四是全面推行尖峰、深谷电价政策，对冬夏“两峰”设置尖峰电价，提高尖峰电价执行日期和时段划分调整频次，对重大节假日设置深谷电价。五是进一步拉大高耗能企业峰谷价差，结合生产能效要求确定高耗能企业清单，将高耗能企业峰谷电价在现有基础上结合各地峰谷差调节需要进一步拉大，严格落实中长期交易电价上浮不受20%限制。六是畅通分时价格信号向终端传递路径，在现货运行的地区，售电公司应制定体现分时信号的零售套餐；售电公司尚不具备制定零售套餐能力的，各地应采用明确峰谷时段、规定价差下限、订立标准套餐等方式促进分时信号传递。七是建立居民充电桩充电分时价格机制。结合充电便利性、系统 调节需求等制定居民充电桩峰谷时段，科学设置居民充电峰谷价差，合理引导居民充电行为。 完善市场交易机制和输电价格机制，提升电力在更大空间范围的互济水平。 一是建立跨省区送电长效机制，出台合理的跨省区输电两部制电价机制，促进跨省区交易。近期电量电价按送受端价差空间制定，容量电价回收剩余部分成本，促进省间交易。中远期逐步过渡到容量电价回收固定成本，电量电价回收线损成本，并对同一大型风光基地不同外送通道价格实行打捆定价。二是强化中长期合同责任，提升中长期合同履约率。三是建立健全跨省区辅助服务机制，丰富辅助服务品种。四是建立跨省区应急交易机制。 加快完善市场化机制，充分发挥市场机制的引导作用。加快完善需求响应市场机制。一是进一步增强需求响应激励水平。开展用户需求响应特性和成本特性分析，实施分行业分用户类别需求响应意愿调查，分析阻碍用户参与需求响应的因素，进一步制定有效的响应激励机制。二是推动激励型需求响应机制与电力现货市场、带曲线中长期交易耦合。逐步推动允许需求侧资源常态化报价、调用；按季节等因素区分平常期与保供期，区分补偿标准或竞价上限，避免形成过大资金压力。三是细化激励型需求响应产品分类。在响应时间、提前通知、控制时长等方面，结合时间尺度、季节因素等进一步细化。四是建立需求响应合理基线标准和惩罚规则。基于基线标准，对响应质量进行评价，对未履行响应责任的参与用户进行惩罚，降低违约风险。五是进一步巩固和拓宽响应资金来源渠道。各地结合实际，探索通过系统运行费等渠道拓宽现行需求响应资金渠道，并逐步向市场化方向融合。优化省间和省内市场限价机制和配套机制。一是区分民生和非民生设置限价规则。民生保供体现我国社会主义制度优势，非民生直接关联的工商业用电应充分发挥市场作用。现阶段，省间购电宜不高于2倍省内现货价格设置（即不超过3元/千瓦时）， 在保障外送省供电需求的同时，避免过大推高受端省用电成本。二是结合实际情况调高电力中长期合同基准价或扩大价格浮动范围，适当调高省内电力现货市场价格上限，增加顶峰机组收入。三是远期逐步降低市场力，促进电力市场有效竞争，降低稳价压力。对目前以“一省一企”的煤电运营模式为主的省份，重新整合为“一省多企”的运营模式，在省内形成煤电竞争的格局。建立容量充裕度保障机制。按照先容量补偿、后容量市场的路径设计和建设容量机制。初期可针对存量机组建立容量补偿机制，根据发电成本、用电需求、系统可靠性要求等确定容量电价。未来，逐步建立容量市场机制，以长期市场均衡引导容量投资布局。完善辅助服务市场机制，提升系统灵活性。一是进一步完善电力辅助服务市场体系，研究设计各类满足调频、备用、无功等系统调控场景需求的交易品种，建立用户与发电共同承担的成本分摊机制。二是完善火电在短期应急保供中的配套市场机制，允许火电在供需紧张时超过铭牌容量上报出力上限，并免于考核。探索在保障安全的情况下，允许部分煤电机组在供需紧张时提供超铭牌发电能力，相关电量在“两个细则”中免于考核。 加强煤炭产能规划和价格管理，保障煤炭安全可靠供应。一是积极核增煤炭产能，加强煤电规划引导，稳定煤电投资经营预期。二是强化煤炭中长期合同履约监管。三是探索对煤炭企业征收超额收益金，煤炭企业超额利润由政府进行“二次分配”，降低煤炭企业报高价的冲动。四是完善煤炭中长期合约履约监督机制，将煤炭合同履约纳入“信用中国”等征信平台，保障煤炭中长期合同履约。

7月14日，国家发改委、国家能源局、国家乡村振兴局发布《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》，提出以下发展目标： 到2025年，农村电网网架结构更加坚强，装备水平不断提升，数字化、智能化发展初见成效；农村电网分布式可再生能源承载能力稳步提高，农村地区电能替代持续推进，电气化水平稳步提升，电力自主保障能力逐步提升。 到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。 为如期实现目标，要进一步加强农村电网薄弱地区电网建设改造，合理规划布局电源点，加强负荷联络通道建设，逐步解决边远地区农村电网与主网联系薄弱问题。 加快解决西部地区115个公用电网未覆盖乡镇、逐步解决其他公用电网未覆盖村寨的电力保底供应矛盾，在合理供电范围内有序推动公用电网延伸覆盖，因地制宜通过合理配置分布式光伏和风电、储能、柴油发电机等建设改造可再生能源局域网。 加强新划转县域农村电网建设改造，逐步实现“统一规划、统一标准、统一管理、统一服务”。加强频繁停电、低电压等突出问题的整治，保障夏季高温、春节等用电高峰时段农民群众的用电需求。

随着全球对气候变化问题关注度不断提升，碳排放已经成为影响企业运营的重要因素。碳资产管理对于能源央企来说，已经成为一个重要的课题。各大能源央企正在转变发展战略，向清洁能源转型，作为国家的重要能源供应商和经济支柱，其碳资产管理的现状备受关注。本文将梳理各大能源央企的碳资产管理情况。 由于各能源央企在发展战略、自身定位、已有基础等方面的差异，其碳资产管理的组织架构大致可分为三类。 现有碳资产部门独立运营 第一类是现有碳资产管理部门独立运营，以国家电网、大唐集团和中广核集团为例。 国网英大碳资产管理（上海）有限公司成立于2013年11月，2021年1月划归国网英大股份有限公司直接管理，是国家电网有限公司系统内唯一的专业碳资产管理公司。前身为上海置信碳资产管理有限公司，成立于1998年，于2021年2月5日完成股权变更。国网英大碳资产管理（上海）有限公司主要业务为碳审核、碳资产开发、碳交易、低碳研究与培训、碳金融等，拥有全国范围碳交易所会员资质和国际排放贸易协会会员资质，是国家电网在能源低碳转型过程中的核心枢纽。目前，国网英大碳资产已为上百家机构投资者提供服务，并与多家企业签署碳资产开发合同，累计碳资产开发量达数百万吨。 大唐碳资产有限公司成立于2016年4月，主要业务为碳资产开发、交易、碳金融、低碳咨询等，为低碳经济发展提供方案，同时，业务范围还涉及投资管理、资产管理、低碳领域的技术咨询、开发、管理、推广等，并与数千家企业建立稳定投资合作关系。2022年全国碳排放权交易量，大唐APP占比34%，总交易量超16000万吨。据了解，目前大唐集团碳资产相关业务转归2021年9月成立的中国大唐集团绿色低碳发展有限公司负责，两公司合署办公。 中广核碳资产管理（北京）有限公司成立于2012年5月，负责中国广核集团有限公司的碳资产管理相关工作，主要业务为资产管理、技术咨询等，是中国广核集团旗下唯一的碳资产管理和交易平台。目前，中广核碳资产负责中广核集团内境内所有碳资产项目开发与管理工作，保持碳资产管理服务覆盖范围100%，已完成62个国内自愿减排项目备案，签发减排量超663万吨，项目备案数量和减排量签发量均排名全国第一。2014年，采用“固定利率+浮动利率”模式发行国内首单10亿元碳债券项目，助力碳中和。 整合下属部门职能运营 第二类是整合下属部门职能运营，主要包括中石油、中石化、中海油等集团。 中国石油天然气集团有限公司的碳相关业务分工较为细分化。其中，中国石油国际事业有限公司主要业务为进出口、原油及其他石化产品的仓储等，负责集团碳交易相关工作；中国石油上游业务碳资产开发技术支持中心面向所有油气田企业，提供碳交易、碳核查、碳评估、碳科研等业务的专业技术支持，目前，该中心已具备CDM、CCER、VCS、德国UER等多个自愿减排机制的碳资产开发能力；中国石油安全环保技术研究院负责集团碳排放可测量、可报告和可核查（MRV）工作；中油资本有限责任公司主要负责碳金融相关业务。 中石化碳产业科技股份有限公司成立于2022年9月，主要从事二氧化碳捕集和进行项目股权投资和碳资产运营相关工作，负责中国石油化工集团有限公司的碳产业相关业务，支撑中石化引领我国CCUS产业链发展。2022年8月，中国石化百万吨级CCUS示范项目——“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”正式注气运行，标志着我国CCUS产业开始进入成熟的商业化运营。“十三五”至今，中石化已累计减排二氧化碳近1500万吨。据统计，目前中石化已经部署“碳达峰八大行动”和33项具体措施，削减碳排放总量、增强绿色能源供给、优化企业能源结构、攻坚绿色低碳技术。 中海石油气电集团有限责任公司成立于2002年12月，是中国海洋石油集团有限公司的全资子公司，负责统一经营和管理中国海油天然气及发电板块业务，在LNG资源统筹、设施布局、核心技术、产业链运作、商务模式等方面具有核心竞争优势。目前，中海石油气电集团主要负责中海油集团的碳资产相关业务。今年，气电集团旗下公司海油电投实现首单远期CCER交易，形成了碳盘查、碳数据管理及碳中和服务等碳咨询综合服务；下一步将加速打造涵盖碳配额、自愿减排量、碳汇项目以及绿电等多种组合的碳资产池。 中国三峡新能源（集团）股份有限公司是三峡集团新能源业务的实施主体，成立于1985年9月。三峡能源作为新能源发电企业，具备丰富的碳减排项目资源。为更好实现碳减排，公司配备了专门的碳资产管理团队，建立了相关管理制度，根据国际和国内碳市场形势、项目实际情况开发了各种类型的碳减排项目。2022年度，提供清洁能源共计3600亿千瓦时，减排二氧化碳3.1亿吨。 中国节能环保集团有限公司是目前国内唯一一家主业为节能减排、环境保护的中央企业。据了解，目前中节能的碳产业相关业务主要授权给下属中节能太阳能股份有限公司、中节能节能科技有限公司两家公司。截至目前，中国节能绿色电力装机容量1444.2万千瓦，发电量92.3亿千瓦时，相当于减排二氧化碳702.9万吨，节约标煤281.9万吨。“节能云平台”是中国节能下属太阳能公司自主研发的智能制造系统。该平台已全面应用于31个光伏电站，据统计，仅2022年上半年的发电量就已达9.8亿度，相当于节约标准煤39万吨、等效植树1.5亿棵、减排二氧化碳97.2万吨、减排二氧化硫2.9万吨。 中电建新能源集团股份有限公司成立于2004年7月，目前中国电力建设集团碳资产相关业务由中电建新能源主要负责。2022年中电建新能源集团10个新能源项目就集中开工，总装机容量达907.4兆瓦，项目横跨甘肃、湖北、四川、江西、云南5省，全部建成后预计每年可提供21亿度清洁能源，可节约标煤67.75万吨，减少二氧化硫排放量约1.23万吨，减少灰渣排放量约18.69万吨。截至2022年5月，中国电建新能源在建和运营装机已超过800万千瓦。 成立新的碳资产管理子公司 第三类是成立新的碳资产管理子公司运营，主要包括四家大型发电集团、南方电网以及中核集团。 龙源（北京）碳资产管理技术有限公司是国家能源投资集团的碳资产管理公司，成立于2008年8月。6月，由国家能源集团龙源碳资产公司开发的“碳盘查数字化管控系统”正式投入使用。该系统是可实现碳盘查清单化、流程化、标准化运行，有效提高碳盘查工作的数字化和专业化水平。同月，龙源电力碳资产公司完成大连开发区热电厂碳核查工作，标志着国家能源集团所属110家火电企业完成2022年度碳排放政府核查任务，为企业核减碳排放量约17万吨，增加碳配额约6万吨，为国家能源投资集团节省碳履约成本共计1318万元。截至目前，龙源碳资产管理公司共启动80多个CCER项目开发，其中备案项目43个，位居全国前列。 国家电力投资集团的碳资产相关业务主要由2022年4月成立的国家电投集团智慧能源投资有限公司负责，智慧能投与2021年11月成立的国家电投集团碳资产管理有限公司为同一体系。2022年度，智慧能投参与香港国际碳市场的顶层设计和首批交易，与中金公司联合完成了新加坡国际碳市场首批碳信用标准化合约交易，积极推动欧盟分支机构成立，与欧盟知名气候治理智库开展合作，推动集团公司碳业务的全球联动。在这一年内，智慧能投成功发布3只碳债券，累计实现注册额度21.3亿元，实现融资额近2亿元，为集团内兄弟单位减污降碳改造、建设新能源项目筹集低成本资金，引领全国碳金融发展。 华能碳资产经营有限公司成立于2010年7月，是中国华能集团碳资产统一经营运作的平台公司。华能碳资产的碳资产经营管理业务主要包括碳资产交易、碳配额管理与履约服务、碳减排项目开发、碳排放核算与第三方核查服务、碳资产信息系统研发与管理、碳交易经纪、低碳规划咨询等；节能减排业务，包括合同能源管理项目投资、节能减排技术开发与项目实施、节能减排产品销售等；碳金融业务主要包括碳减排指标与碳配额投资、低碳产业基金管理、节能减排项目投资、低碳产业财务顾问等。2014年，华能碳资产经营公司联合诺安基金创立了中国第一只经证监会备案的碳交易基金，规模为3000万元人民币。6月30日，全国首个“风火打捆”外送新能源大基地项目——华能上都百万千瓦级风电基地项目全容量并网，标志着中国华能集团有限公司新能源装机规模突破6000万千瓦，该项目每年可为京津唐地区输送清洁电力65亿千瓦时，相当于减排二氧化碳约540万吨，具有显著的经济效益和生态环保效益。 中国华电集团碳资产运营有限公司成立于2021年6月，主要负责中国华电集团的碳资产相关业务。今年2月，华电碳资产完成2023年全国首笔碳排放配额捐赠及自愿注销，用于抵消2023年中碳登拟组织开展的全国碳市场大型活动部分温室气体排放。中国华电建立完善碳排放管理“1+2+3”组织体系和“1+5+N”制度体系，加快能源结构调整，清洁能源装机大幅提升，2016至2022年碳减排8.53亿吨。积极参与全国碳市场建设，发挥专业公司碳资产集约化管理平台作用，累计完成碳交易3亿多元。 南网碳资产管理（广州）有限公司成立于2022年1月，工作重点为碳实业、碳服务和碳金融等，提供碳资产管理综合服务，是中国南方电网有限责任公司的碳资产管理公司。2022年5月9日，南方电网公司联名卡在广州试点上线发行，推出普惠碳中和电力金融服务账户。这是南方电网在大力发展产业金融，服务实体经济的同时，面向个人用电客户提供的一项普惠性碳金融服务。2023年7月11日，南方电网深圳供电局发布数据显示，去年6月上线的由深圳供电局、深圳市生态环境局和深圳排放权交易所联合打造的国内首个居民低碳用电“碳普惠”应用，近一年来已有80.5万户家庭开通碳账户，全市用户占比超1/4，累计减碳量约1.2万吨，等效节约标准煤约4516吨。 中核碳资产经营有限公司成立于2022年5月，为中国核工业集团有限责任公司及下属中国核电。新华发电等公司提供碳资产服务、碳金融服务以及碳技术服务等。中核集团“8+N”产业体系的核能利用、天然铀、核燃料、工程建设、核环保、新能源等先进产业中含有大量待开发的碳资产。中和碳资产通过绿色金融咨询顾问服务，促进绿色金融资源推动集团产业高质量发展。结合中核集团原创技术，面向系统内外双向推广低碳、零碳和负碳技术，助力集团打造原创技术策源地和产业链链长。此外，中核碳资产还将助力核电绿色能源标准的制定。

当前，产能过剩几乎已经是光伏行业的共识，头部企业明知过剩风险，为何不约而同地大规模扩产？——在这一举动背后，光伏行业已经陷入“囚徒困境”当中。 一边是行业大咖纷纷提示产能过剩风险，另一边头部企业又要继续大幅扩产，光伏行业如今正陷入“怪圈”当中。 自2023年二季度以来，组件龙头晶科能源、晶澳科技、通威股份、隆基绿能、天合光能不约而同抛出大规模扩产计划，仅这五家巨头的拟投资规模就高达900亿元，而新扩张的产能绝大多数选择了TOPCon技术路线。 这其中，在TOPCon组件出货量上处于领先位置的晶科能源扩产最为激进，其计划新增56GW硅片、电池、组件一体化产能，拟投资规模高达560亿元。在6月的投资者活动交流中，晶科方面表示将维持积极的投产节奏，保持N型产能在行业内的领先规模。 一直走专业化路线的硅片龙头TCL中环，也加大了下游电池、组件环节的布局力度。其于近期拟发行可转债138亿元，投资大尺寸超薄硅片和TOPCon电池项目。TCL董事长李东生表示：“我们希望提供晶体晶片的同时，能够交付更多的光伏电池和组件产品。” 当前，产能过剩几乎已经是光伏行业的共识，头部企业明知过剩风险，为何还要大规模扩产？ 对此，多家头部光伏企业相似的回应是，先进产能永远不会过剩。 目前光伏电池片技术正处于P型电池向N型电池升级的阶段，因此光伏企业都把N型电池，尤其是N型TOPCon电池作为扩张升级的重点。 据悉，目前市场上TOPCon组件相比传统PERC组件，每瓦有约1毛钱的溢价，属于先进产能，仍处于供不应求的状态。 不过，无视过剩、执意扩产的代价也是巨大的。 在当前市场已经产能过剩、各环节产品价格持续下跌的背景下，扩张无疑会加速市场产能过剩的程度，行业淘汰赛也会更快到来。 光伏企业积极扩产，“先进产能永不过剩” 当下，光伏电池片正处于技术迭代期，而N型组件中的TOPCon凭借转换效率高、工艺和技术成熟、量产性价比高等优势，将是未来几年的主流技术。 目前P型PERC电池效率平均在23.5％左右，已经接近24.5%的效率极限，而TOPCon电池当前量产效率已达25%左右。晶科能源副总裁钱晶公开表示，其下半年的TOPCon电池效率预计可达到25.8%的水平。 生产成本方面，目前头部的厂商可以将TOPCon电池和PERC电池的每瓦成本差控制在4分钱以内，而售价上有约1毛钱的溢价——TOPCon不仅每瓦盈利比PERC高约6分钱，且仍处于供不应求的状态，也因此成为厂商扩产的首选。 据统计，过去一年，仅晶科能源具备10GW级别的TOPCon产能，但是到2023年底，将有超过17家厂商具备10GW级别及以上的TOPCon产能。 在当前的市场竞争态势下，光伏企业选择扩张TOPCon产能有各自的“小九九”：对于中腰部玩家来说，旧的PERC产能包袱相对小，加紧布局紧俏的TOPCon新产能，有希望在竞争中实现超车。 以正泰新能为例，根据InfoLink数据，其2022年组件出货量排名全球第7，但通过及时布局N型技术，正泰新能的TOPCon产能做到了全球第二。其官方公众号表示，到今年年底将形成50GW组件产能，其中TOPCon组件产能达到38GW。 对于头部企业来说，旧的PERC产能终将变为落后产能，想要继续维持领先优势，布局新的N型电池也是势在必行。 以2022年组件出货量全球第一的隆基绿能为例，据上述分析师估算，2022年末，隆基有85GW组件产能，其中50GW为PERC组件，30GW为应用于分布式场景的HPBC组件。如果不上马N型技术的新产能，那么其在集中式电站的市场，将被其他厂商的N型组件挤占。 但矛盾点在于，TOPCon新产能的投产越多，供给不断增加，其相比PERC组件的溢价也就越低，TOPCon投资回报率将会逐渐变得平庸。而过时的PERC产能则将面临被淘汰的命运——在这场扩产竞赛当中，没有真正的赢家。 此前市场上TOPCon产能严重不足时，TOPCon组件相比PERC每瓦有约2毛钱的溢价，但随着TOPCon产能逐渐放量，如今价格已经缩小到1毛钱左右。 正泰新能董事长陆川在接受媒体采访时表示，PERC的需求不会迅速减少或消失，但当N型的产能全部释放后，N型和P型的价差会缩小，当两者价差缩小到5分钱以后，TOPCon的需求爆发，PERC自然就会被淘汰。 对于新老玩家而言，在当下扩张TOPCon产能看似都是最优选择；但个体的最优选择容易导致集体的糟糕后果，这是一种典型的“合成谬误”。有行业评论人士称，光伏行业已经陷入“囚徒困境”。 扩产计划落地存疑，但技术迭代会加速行业洗牌 在技术迭代的关键节点，行业内激烈的竞争态势下，无论新老玩家，都正被逼卷进一场残酷的扩张竞赛当中。 这些规划中的产能可否全部顺利落地，要打一个问号。规划产能实际落地多少，是高度不确定的，会时刻跟随市场变动。光伏行业的惯例是，只能根据实际投产进度预测一个季度内的产能，半年后的情况谁都看不清楚。 一个现成的例子就出现在当下的硅料环节。 由于产能过剩导致激烈价格战，国内硅料6月末的最低价已经降到6万元/吨以下，击穿了多家硅料企业的成本线。这导致多家拟扩张多晶硅项目的硅料企业叫停了继续投资的计划。 此外，光伏企业的扩产计划需要大笔资金，因此多配套在资产市场上进行再融资，包括定向增发、可转债、GDR等方式。能否顺利完成融资，也会影响到新产能落地的节奏。 近期，TCL中环就因拟发行138亿元可转债用于扩产的计划收到了交易所的问询函。今年4月，中环曾发布公告称拟使用额度不超过100亿元人民币的暂时闲置自有资金来购买理财产品，以此为背景，交易所其中一个问询项是，在前募资金尚未使用完毕的背景下，开展该次募投项目建设的必要性。 光伏企业当下的扩产和募资计划可能有多重目的，一方面是补充流动资金、减轻负债，为接下来的行业洗牌加厚安全垫；另一方面抛出大规模扩产计划，也可以“震慑”对手。至于募集资金的使用，改变募资用途的情况在A股并不罕见。 因此，未来价格战激烈程度、实际募资情况、TOPCon电池的溢价能力变化等，都可能会影响到光伏企业产能实际扩张的进度。 但总的来说，从P型到N型的技术迭代，反而加速了光伏行业的产能过剩。即使新规划的产能不一定全部落地，行业内的产能过剩和淘汰赛也会因此提早到来。 多家机构预测，2023年底预计国内TOPCon产能将超460GW，渗透率达到29%，对应总的组件产能超过1500GW。 需求侧，据中国光伏行业协会预计，乐观情况下，2023年全球光伏新增装机预测约330-516GW——显然，今年光伏产能扩张后的规模，已远远超过了需求量。头部企业早已预料到激烈扩产会导致价格战和行业洗牌，或许因为经历了多次周期，它们表现得较为淡定。 “光伏领域的价格厮杀从来没有停过，无论多晶、单晶还是PERC，一直是这样的。”钱晶在今年5月接受36碳采访时表示，“光伏行业投入的研发费用都是为了让产品更便宜，降本是光伏行业的宿命和终极目标。所以不用担心行业会过度竞争，这个本来就是自然规律。”行业老大隆基绿能也在近期回复投资者提问时表示，产能过剩为结构性过剩，经过市场优胜劣汰后，阶段性过剩的产能会自动出清。 不过，现实远不像文字表面那样云淡风轻。 复盘历史，以硅料环节为例，上一轮硅料价格的下行周期维持了数年时间，全球原有20家硅料生产企业，在激烈洗牌下只剩下5家龙头企业。 即使是有成本优势的头部企业，在持续的低价之下，也会表现为收入和利润的萎缩。所谓的“优胜劣汰”将会是一个漫长且艰难的过程。

氢能有望成为21 世纪的终极能源。氢能具有零碳、高效、可储存、安全可控等显著优势，是实现碳中和目标较为理想的解决方案。 氢能产业链，“制储输用” 制氢：三种氢气制备工艺中，电解水制氢有望是最终选择氢气的制取主要有化石能源重整、工业副产提纯和电解水制氢三种工艺。相比前两种方式，电解水制氢的原料和生产过程都以清洁能源为主，是更具优势的制氢技术路线。 化石能源重整制氢：分为煤制氢和天然气制氢 1）煤制氢：中国煤制氢技术成熟，传统煤化工和焦炭行业已形成完整的制氢工艺体系和完整的产业链条。尽管煤制氢过程排放强度较高，但原料煤炭来源稳定，经济性显著，目前已占全国氢气产量60%以上。由于基数较大，煤制氢在今后一段时期内或仍将是中国氢能供应体系的重要组成部分，也是近中期低成本氢气的主要来源。 2）天然气制氢：蒸汽重整制氢较为成熟，也是国外主流制氢方式。其中，天然气原料占制氢成本的比重较大，天然气价格是决定制氢价格的重要因素。考虑到中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，仅有少数地区可以探索开展，不适用于主流的制氢方式。 我国工业副产氢在氢气供应方面有着得天独厚的优势，与可再生能源电解水产业资源丰富的西北地区相比，工业副产氢可覆盖京津冀、长三角和广东地区，与氢能应用先发地区匹配。中国国际工程咨询有限公司高级工程师张建红指出，随着未来碳交易机制的进一步成熟，煤制氢成本将因其产生的大量碳排放而有所上升。而电解水制氢由于电力价格、设备技术等因素，成本仍然较高。因此，与煤制氢、天然气制氢、电解水制氢相比，工业副产氢的综合成本优势更加明显。 目前，电解水制氢技术主要有碱性水电解槽（AE）、质子交换膜水电解槽（PEM）和固体氧化物水电解槽（SOE）。其中，碱性电解槽技术最为成熟，生产成本较低；质子交换膜电解槽流程简单，能效较高，但因使用贵金属电催化剂等材料，成本偏高；固体氧化物水电解槽采用水蒸气电解，高温环境下工作，能效最高，尚处于实验室研发阶段。 目前，氢气的储存主要有气态储氢、液态储氢和固体储氢三种方式。 1）气态储氢：具有充放氢气速度快、容器结构简单等优点，高压气态储氢是现阶段主要的储氢方式，已得到广泛应用。 2）液态储氢：具有储氢密度高的优势，可分为低温液态储氢和有机液态储氢，其中低温液态储氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢尚处于示范阶段。 3）固态储氢：是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附方式实现氢的存储，目前处于示范阶段。 加氢站：氢能投入实际运用的关键一环 我国已经出台政策支持加氢站建设，推动氢能进入实际运用环节。中国加氢站数量逐年增加，2021年位居世界首位，但关键设备尚未实现国产替代。 1）2021年中国新建 100 座加氢站，累计建成数量达 218 座，位居世界首位。2022 上半年国家进一步统筹推进加氢网络建设，全国已建成加氢站超270 座。 2）中国加氢站的技术尚未成熟，关键设备依赖进口。目前国内缺乏成熟量产的加氢站设备厂商，设备费用占比较高。当前国内氢能应用规模有限，但随着未来需求的增加和加氢站的推广，加氢环节的关键设备亟需国产化。 中国已建成加氢站数量 氢能下游运用交通、工业、建筑 氢能有望为各行业实现脱碳提供重要路径选择，并在未来得到广泛应用。 2060 年中国氢气需求结构预测 交通领域是目前氢能应用相对比较成熟的领域，燃料电池汽车是氢能在交通运输领域实现脱碳的重要途径。根据世界知识产权组织，自 2016 年以来，与交通运输有关的氢燃料电池技术的创新蓬勃发展，中国、日本和德国是该技术专利申请的主要来源国。氢能在交通领域的应用包括汽车、航空和海运等，其中氢燃料电池汽车是交通领域的主要应用场景。同时，氢燃料汽车的使用也有助于交通行业实现脱碳。 氢能有望在非道路交通领域推进商业化应用 1）中国正在氢燃料电池重型工程机械、轨道交通、船舶、航空等领域积极探索，未来有望逐步完成实际运营验证及性能改进，扩展氢能在交通运输领域的应用。 2）在航空业，氢能源为低碳化航空提供了可能，相比于化石能源，燃料电池可减少75%-90%的碳排放，在燃气涡轮发动机中直接燃烧氢气可减少50%-75%的碳排放，合成燃料可减少30%-60%的碳排放。氢动力飞机可能成为中短距离航空飞行的减碳方案。 氢能将在工业领域的脱碳过程中起到重要作用。氢能冶金、绿氢化工和天然气掺氢是未来氢能在工业领域的三个主要应用场景。 1）氢能冶金：氢能直接还原铁技术是用氢气作为还原剂，在低于矿石软化温度下，在反应装置内将铁矿石还原成金属铁的方法。将氢气代替煤炭作为高炉的还原剂，能够减少钢铁生产中的二氧化碳排放。预计到2030 年氢治金产量可达0.21-0.29 亿吨，约占全国钢铁总产量的2.3%-3.1%。氢治金的氢气需求约为191-259 万吨。我国的钢铁企业从2019 年开始，也在积极探索氢能冶金相关技术。 2）绿氢化工：绿氢化工即“绿氢替代灰氢”，是实现石化、化工等行业深度脱碳的重要途径。 3）天然气掺氢：工业部门有大量高品位热能需求（温度在 400°C 以上），分布于钢铁、石化、水泥等产品生产过程之中。 氢能在建筑领域脱碳进程中的应用主要包括氢能热电联供和管道掺氢。 氢能的产业化之路 从顶层设计和具体措施两方面，政策层面都对氢能项目的建设给予有力支持。 1）顶层设计：2022年 3 月，国家发改委与国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能产业的战略定位和绿色低碳的发展方向。 2）具体措施：目前，已有多个省市在本地的“十四五”规划中加入氢能产业相关内容，积极促进氢能行业发展。同时，多个省市制定并发布本地氢能产业规划，响应国家氢能发展战略 当前制约绿氢大规模使用的关键问题还是成本问题。氢能供应链由氢制取、氢储运、氢加注三个环节构成，则在评估氢供应成本时需考量三个过程的成本因素。 氢能产业化进程加快，核心设备有望迎来放量 电解槽是利用可再生能源生产绿氢的关键设备。PEM 电解和碱性电解技术已商业化推广，未来具备较强的商业价值。碱性电解槽成本较低，经济性较好，市场份额较PEM 电解槽高一些。PEM电解水制氢技术可以快速启停，能匹配可再生能源发电的波动性，提高电力系统灵活性，正逐渐成为可再生能源发展和应用的重要方向。 中国绿氢生产环节电解设备市场有望达到千亿级别。《中国2030 年“可再生氢 100”发展路线》报告预计，2030 年，我国电解槽累计装机量至少需达100 吉瓦，氢气需求量将超4000万吨，其中绿氢供给约为770 万吨，占比约20%。基于未来的用氢总量，以及PEM 电解水制氢占比，山东赛克赛斯氢能源有限公司项目总监黄方表示，到 2030 年，PEM电解水制氢市场规模预计大概能达到2500 亿元。 国内碱性水电解在水电解制氢行业中占主导地位。根据高工氢电，碱性电解槽在国内有着60多年的发展历史，具备技术相对成熟、结构简单、安全稳定、成本相对低廉等优势，是现阶段的主流应用路线。随着绿氢项目的快速增长及规模化降本需求，碱性电解槽开启了新一轮向高产氢量、低能耗、快响应的发展进阶。2022年碱性电解槽1000Nm³/h 的产品已经趋于成熟，2000Nm³/h产品开始推出。碱性电解技术最大的优势是阴阳电极板中不含有贵金属，因此电解槽的成本也相对较低。最核心的特点是要求电力稳定可靠，不适合风光等间歇性电能。 头部电解水制氢装备制造企业的市场占有率较高，市场相对集中。绿氢生产是未来中国氢能供应与应用体系发展的关键环节，也是氢能领域投资的重点领域。随着氢能产业化进程的加快，电解槽设备有望迎来放量。据《中国氢能与燃料电池产业年度蓝皮书（2022）》显示，2022 年中国碱性电解水制氢设备的出货量约776MW，电解槽总出货量在800MW 左右，在2021 年基础上实现翻番，Top3企业电解槽总市场占有率高达80%。

有朋友问了我一个问题：虚拟电厂是个什么产品？ 一下子我还真没回答上来。 因为对电力系统来说，原来唯一的产品就是“电”，发电企业生产电，电网企业输配电，用电企业消费电，以电能量作为产品。 虚拟电厂，某些时候是生产电的，如果把分布式光伏、分布式储能、三联供、沼气发电、小型热电机组等的调节能力纳入的话。 更多的时候，虚拟电厂生产的是“负瓦特”，或者是“负千瓦时”，它通过减少使用来参与电网的能量平衡过程。 那么如何理解虚拟电厂的产品内涵呢，于是我联想到IT领域里“虚拟机”这个概念。 从技术上看，虚拟机和虚拟电厂，都可以分为三层： 第一层、物理资源层 对虚拟机来说，是物理的各种计算机资源，如存储、处理器、内存、网络等； 对虚拟电厂来说，是负荷侧的各种物理可调节资源，包括储能、柔性负荷、充电桩、微电网（或者叫用户配电系统），同时也包括一定的负荷侧计算资源，比如本地EMS、边缘计算等。 第二层、虚拟资源池层 对虚拟机来说，是通过虚拟服务器操作系统（如VM Ware、ESXi），把物理资源按照属性抽象成为各种逻辑资源池。并进行统一调度管理。如CPU资源池、内存资源池、存储资源池。 这个逻辑抽象、虚拟化、池化、动态调度的过程，实现了物理资源与逻辑资源的解耦，使用者无需关心一个字节的数据，是在哪个存储器上存储，由哪个CPU计算的。因为数据可能被动态最优地分配给网络各处的物理资源。 对虚拟电厂来说，是把分散在电网末端的各类可调节物理资源，按照不同的属性抽象成为逻辑资源池，比如调频资源、不同长度的调峰资源、无功调节资源、备用服务资源等，并实现动态分配。 通过虚拟电厂操作系统的建立，完成了物理资源与逻辑资源的解耦，对上层应用实现了抽象和隔离。 第三层、虚拟产品层 只有到这个层面，才能成为产品。 对虚拟机来说，是通过互联网平台，以云服务的方式销售各种虚拟机产品，用户可以自定义需要的配置&性能，按照资源使用的时长进行付费，所以是一种虚拟商品的租赁服务模式。 对虚拟电厂来说，是通过电力市场，包括电量市场和辅助服务市场，以云服务的方式销售各种虚拟电厂产品，购买方可以根据自己需求选择合适的配置组合，按照资源使用时长付费，本质上也是一种虚拟电力资源的租赁服务模式。 在未来的虚拟电厂交易中，三类角色将会清晰化： 1、虚拟电厂产品提供方 它们负责开发、建设、运营和管理各类虚拟资源，并且抽象成虚拟电厂产品组合。 2、虚拟电厂产品购买方 主要是电网调度部门和营销部门，未来也可以包括地方政府、配电公司、售电公司、电力用户，甚至其他市场主体。 3、虚拟电厂产品的交易平台 这和交易模式有关，如果是双边交易，则可以不经过集中式交易平台，由购买方-提供方协商完成交易。 比如阿里云、腾讯云的虚拟服务器，就可以在云服务的产品界面中直接购买，不需要经过一个第三方平台交易。 对于虚拟电厂来说，也可以在场外双边协商交易，比如虚拟电厂产品帮助分布式光伏投资商，在某个园区实现动态的负荷响应，提高光伏消纳率。 如果涉及到第三方交易，或涉及公众利益（比如电网的公共调度），再或者双方可能对产品的计量计费有疑义，则需要通过公开市场（如电力交易中心主办的辅助服务市场、电能量市场等），委托公共认可的第三方（得到政府授权的电网计量部门，或者第三方授权计量机构）进行计量计费结算。 总结一下：虚拟电厂既是一个技术概念，类似虚拟机。同时它在满足一定的条件时，在高层应用场景中，成为一种可以被交易的产品。

集中式大电站与农村户用光伏电站之后，工商业光伏成为光伏市场新的增长点。 工商业光伏是指部署在工商业企业的厂房和仓库屋顶、厂区空地上的光伏发电项目，以装机规模1MW为界，以上为大工商业光伏，以下为小微工商业光伏。 工商业用能需求高、厂房屋顶总面积大，因此是实现光伏综合开发利用、加快绿色能源发展转型的重要场景。2022年，在工业电价上涨、能耗双控、“五大六小”发电集团大规模入局持有等因素驱动下，工商业光伏市场迎来爆发，同时伴随着日益激烈的市场竞争。 工商业光伏市场概览 光伏产业是中国实现“双碳”目标的能源转型战略关键产业。过去，光伏市场主要在“五大六小”发电集团持有并主导的集中式大电站开发与农村户用光伏电站建设。 2022年工商业光伏新增装机并网量从2021年的8GW爆发式增长至2022年的25GW（若考虑12月疫情放开导致并网高峰期停工，实际市场潜力接近30GW），主要驱动因素包括电价成本提升、能耗双控影响、业主装机意识增强和三方资本入局。当前工商业光伏的主要场景在经营持续性更稳定、资产风险较低的大型工商业。 展望未来，小微工商业有望在2-3年内突破拐点、成为市场的新增长引擎；而中长期市场需求将结构性向光伏建筑一体化（BIPV）转变，驱动行业价值与利润水平长足提升。 工商业光伏电站市场的参与方主要包括业主方、开发方、持有方、工程方四类，各自承担不同角色：业主方是厂房使用人和用电方（全额上网情况除外）；开发方起着业主、资本方、工程方之间的桥梁作用，与持有方、工程方普遍存在交集；持有方是电站资产实际持有单位，可获取发电收益；工程方是光伏电站实际施工建设单位，包含纯工程队与EPC总包单位两类。 大工商业光伏步入精细化竞争阶段 大工商业光伏指单项目发电规模1MW以上的光伏电站项目，在发电集团大规模入场持有与业主装机意愿提升双重推动下，其年装机量从2021年的6GW激增至2022年的19GW，成为2022年工商业光伏爆发的主要驱动力。大工商业光伏未来2-3年装机量仍有增长空间，中长期随着装机趋于饱和及新建房屋BIPV渗透率提升，大工商业传统光伏装机量将逐步回落。 大工商业光伏根据电站资产持有方不同，可分为四大模式。总体而言，“五大六小”发电集团持有模式占据市场主导性地位，但随着光伏经济性与安全性逐步经历市场考验，未来业主自持与地方资本持有模式占比将持续上升。 1、业主自持模式：工商业主自主投资并持有电站资产，可获取最高的理论收益。从电站建设方来看，小部分为业主自建， 多数业主采用EPC外包模式进行电站建设。考虑大工商业主对安全性与品质的诉求，未来民营品牌开发商占比将进一步提升。 2、发电集团持有模式：目前发电集团持有资产占大工商业整体的约70%。发电集团可以自主开发， 或者收购民营品牌开发商或拼装商开发的成熟项目。当前发电集团自主开发趋势显著，其凭借低投资回报率红线提供较高的电价折扣，客观上挤压民营品牌商与拼装商生存空间。 3、民营品牌商自持模式：部分民营品牌商选择自持少量高收益率工商业项目，但由于资金规模有限，自持模式在整体市场占比较小（<5%）。目前国家正在试点REITs（房地产信托投资基金），如若放开，未来民营品牌商有望通过发放REITs融资持有光伏资产，从而大幅扩张持有规模、驱动市场变革。 4、地方资本持有模式：通常由品牌商或拼装商负责业主开发和EPC建设，并一体化打包给以城投公司、金融租赁机构为首的地方零散资本进行电站持有。目前光伏的经济回报、安全性已逐步历经市场验证；叠加经济环境不景气，地方资本逐步将光伏视为具有稳定收益率的理财产品，未来该模式的市场影响力将获得长足增长。 当前大工商业市场开发激烈，已步入精细化竞争阶段，未来发展的关键在于把光伏作为减碳重要组成部分，围绕各个行业形成对应的定制化解决方案。首先需要基于行业吸引力和能力适配度对目标行业进行筛选：一方面，从行业整体发展趋势、用电特征、减碳目标、综合能源需求、收益率等维度研判行业吸引力；另一方面，根据企业自身的方案能力、产品能力、服务能力等判断最适合的目标行业。 企业需要为目标行业客户提供覆盖技术和商业两方面的定制化解决方案。具体来说，如何根据客户需求特点，提供针对性的含光伏、储能、融资、电力交易、咨询等综合性的解决方案，达到推动企业减排、保证充分回报、保障生产运营等目标。 小微工商业光伏尚处发展早期 单项目发电规模1MW以下的小微工商业市场受需求高度分散、资产风险性高的制约因素影响，尚处于发展早期阶段。其下游应用广泛，物流园区、工业产业园区、散点工厂、商业地产是等均是其下游客户。 1、商业模式存革命性机会，发电集团或入局驱动短期爆发式增长 小微工商业光伏呈现两种主流商业模式：业主自持和地方资本持有。因单体项目较小且小微企业运营不确定性高导致的资产风险，“五大六小”发电集团过往并不参与小微工商业市场开发。但中长期来看，“十四五”清洁能源装机任务压力与隔墙售电模式打通，将驱动发电集团入局小微工商业市场，深刻改变行业格局。科尔尼预测，发电集团入局小微工商业市场大规模持有资产的情形下，市场装机量将迎来爆发式增长，预计至2025年，年新增装机量可增至>25GW。 2、当前市场竞争格局高度分散，品牌化时代即将来临 小微工商业光伏市场格局高度分散，目前地方小型开发商占据约95%的市场份额。地方小开发商规模较小，通常以低价为核心竞争力，缺乏核心设计/技术竞争力与品牌兜底背书能力，难以吸引更广泛的客户群体装机。 随着发电集团外包民营品牌开发商（如阳光新能源、天合智慧等）进行资产打包开发成为趋势，同时工商业主对安全质量的高诉求需要通过品牌口碑、项目经验、与上市公司资质兜底来进行保证，小微工商业的品牌化时代即将来临 光伏建筑一体化（BIPV）代表长远未来 1、BIPV市场均处于早期发展阶段，长期存在爆发潜力 光伏建筑一体化（BIPV）指将光伏产品集成并作为建筑组成部分，是目前光伏产品创新的重点方向。全球BIPV市场均处于早期发展阶段，2022年中国、美国、欧洲新增装机量总计约为1.4GW；但预计至2030年前，BIPV有望实现技术突破和规模化降本，从而迎来经济性拐点，因此长期而言市场存在爆发式增长潜力。 BIPV在欧美市场主要应用于私人及工商用户，而在当前中国市场的主要客群则是价格敏感度低、追求企业形象的大工商企业以及地标示范性行政公共建筑（如图表7）。目前国内BIPV渗透率偏低，主要源于整体分布式光伏新增装机量处于高位；未来随着产品TCO 效益凸显，工商用户接受度增加，以及国家及区域政府出具明确的BIPV 产品补贴政策，渗透率有望进一步提升。 2、BIPV要跳出传统项目开发的思路与打法 由于BIPV“光伏+建筑”的双重属性，目前国内通常由光伏企业和建材企业合作开展BIPV项目，其中光伏企业承担更主要的责任：首先，光伏企业牵头产品研发，建材企业提供可供试验的建筑材料作为研发辅助，随后光伏企业主要负责BIPV产品的市场营销和品牌打造，双方企业分别利用自身销售渠道触达终端业主，其中建材企业可通过设计院影响业主的光伏产品采购选择。 随着领先企业纷纷积极卡位BIPV赛道，未来以下三方面核心能力将成为在竞争中脱颖而出的制胜关键： 其一，产品与技术迭代能力。BIPV目前瓶颈主要在于尚未实现较好经济性，考虑其相比传统光伏产品存在一定技术壁垒、同质化尚不严重，因此通过技术迭代率先实现经济性的企业将具有巨大的领先优势，乃至较长的市场独占期。另外作为建筑材料，通过技术创新提升产品美观性也尤为重要，也是获得更多利润的根本； 其二，市场销售渠道布局能力。BIPV的市场拓展依赖于广泛的渠道网络以触达更多潜在终端业主。由于BIPV产品具有建材属性、需要满足建筑的定制化需求，利用建筑企业和设计院等渠道更早切入、在设计阶段尽早统筹考虑BIPV方案，对 BIPV 厂商开发客户也能够产生积极影响； 其三，专业化销售能力。传统光伏需要在现有屋顶上进行打孔、固定支架等二次施工，往往对厂房结构和防水性能等造成不利影响；而BIPV的核心价值就在于不破坏原有建筑物的结构和功能，具有防火、防水、美观等多重优势。在BIPV尚未实现经济性的情况下，更需要专业化的销售能力来实现客户教育，使客户认可和接受其核心价值主张。 展望未来，工商业光伏市场存在诸多机遇：光伏产品与技术的迭代、商业模式的不断创新、“双碳”目标引领下国家利好政策的出台、以发电集团为代表的三方资本持续入局等趋势，都将进一步拓宽和提升工商业分布式光伏的市场空间和应用前景。 另一方面，工商业光伏市场的潜力亦吸引大量企业参与，必将导致日益激烈的残酷市场竞争，但对于企业而言，尽早抓住战略机遇、找准差异化定位、修炼核心竞争力，方为制胜之道。

看虚拟电厂的新闻，经常有一种热闹，但是抓不住脉络的感觉。 比如XX电力公司建设虚拟电厂平台，接入可调节资源XXMW，储能资源XXMW，企业XX家，成果显著。 这背后，其实是虚拟电厂三个角色定位不清晰。 一、虚拟电厂的提供方 即提供可调节资源，出售虚拟电厂服务产品的一方。 在山西《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》中，明确这类提供方有两种： 1、“负荷类”虚拟电厂指虚拟电厂运营商聚合其绑定的具备负荷调节能力的市场化电力用户（包括电动汽车、可调节负荷、可中断负荷等），作为一个整体（呈现为负荷状态）组建成虚拟电厂，对外提供负荷侧灵活响应调节服务。2、“源网荷储一体化”虚拟电厂指列入“源网荷储一体化”试点项目，建成后新能源、用户及配套储能项目通过虚拟电厂一体化聚合，作为独立市场主体参与电力市场，原则上不占用系统调峰能力，具备自主调峰、调节能力，并可以为公共电网提供调节服务。备注一点：山西虚拟电厂对“源网荷储一体化”虚拟电厂设了一个门槛，就是需要列入试点项目的，才能作为独立主体参与市场。 二、虚拟电厂的需求方 1、地方政府，满足有序用电需求 地方政府（如发改委）通过电网公司开展有序用电管理服务，发放需求响应补贴。 很多人以为需求响应是电网的职责，本轮电改明确了“政企分开”原则，有序用电管理是政府职责，电网是政府授权的执行方。 补贴型需求响应是一种计划性的有序用电管理手段，需求响应的资金来源，也是电费中征收的政府资金部分。 2、电网，满足安全运行需要 通过运行费用进行采购和支付。 第三轮输配电价政策中（《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》），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。 系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。 输配电价政策为电网以辅助服务的方式，采购虚拟电厂产品铺平了道路。 当然，未来虚拟电厂的采购方，不仅是上述两类，还有增量配电网运营商（DSO），售电公司，甚至电力用户等。 三、虚拟电厂的交易管理方 虚拟电厂提供的，本质上是电量或者辅助服务的交易产品，这些产品通过电力交易平台进行销售。所以交易管理方即电力市场的管理方。 比如虚拟电厂的调峰产品，对电网调度来说，和火电的同类型调峰服务是一样的产品。 这才是“虚拟”电厂的电厂特性所在。 所以从交易的角度去看，虚拟电厂的销售价格，一定会受到其他同类产品供应方的制约——火电那个大煤堆，可能还会是宇宙第一的储能产品。 电化学储能想要卖高价，那是不可能的，这是市场的五力模型决定的。 虚拟电厂的交易管理方，需要负责交易的组织、规则的制定、市场的准入、合约的管理、交易的执行、计量计费、交易结算。 交易的价格是市场决定的，甚至没有一个单独的虚拟电厂产品价格。 四、角色清晰化是虚拟电厂发展的关键 三个角色的边界逐步清晰化，各司其职，买卖分明，是市场化的必然。 在市场的培育阶段，以政策方式补贴产品生产方，甚至采购方自己组织生产，都是较为常见的现象。 一旦产品成熟，生产效率大幅度提高，专业从事生产的，就会独立出来，市场进入成熟期。 比如著名的NASA，既是火箭发射的采购方，也制造火箭，甚至是航天发射市场的监管方和规则制定方。但是SpaceX、ULA公司（波音-洛马合资公司）等发射服务商成熟以后，NASA自己基本就放弃了商业火箭制造，专心做好自己的主营业务，成为最大的商业发射服务采购方。 所以虚拟电厂也需要逐步实现提供方、需求方、交易管理方的逐步分离，市场和技术才能不断完善和发展。

国内储能系统出货量排名第一的系统集成商——海博思创，终于走到了A股的大门口。海博思创已于6月20日正式递交招股书，拟在科创板挂牌上市。公开资料显示，海博思创成立于2011年11月，是一家储能系统解决方案与技术服务供应商。根据CNESA（中关村储能联盟）的数据，海博思创自2020年-2022年，连续三年位列中国储能系统集成商国内市场出货量榜首。 过去几年，国内电化学储能赛道从默默无闻到炙手可热，迎来了快速腾飞。目前A股市场上的储能系统集成商多为光伏、风电等领域头部企业跨界入局，海博思创是少有的、以储能系统集成为单一主业的厂商，有媒体将其称为“国内储能系统集成第一股”。海博思创因此也是一个典型的观察样本，其招股书展示出了国内储能赛道，尤其是大储市场（即发电侧和电网侧的大型储能）在市场高增长、资本热捧之外的另外一面。 招股书显示，即使是连续三年位列国内储能装机量第一，营收持续高增长，海博思创仍然难赚钱，其2020年的净利润率为负值，2021-2022年转正后也仅为个位数。这是国内电化学储能赛道在当前发展阶段的阵痛，也是“海博思创们”不得不直面的现状。 “平均价以下”竞标，利润空间受挤压 与海博思创一前一后提交招股书，一家名不见经传的户用储能企业——艾罗能源，无论是营收、利润和利润率，都远超海博思创这家国内头部集成商。招股书显示，2022年艾罗能源营收46.12亿元，净利润11.33亿元，净利润率高达24.56%；而海博思创同期营收26.26亿元，净利润仅1.82亿元，净利润率为6.93%，形成了巨大的反差。两家储能企业的最大差别，在于细分赛道选择的不同——艾罗能源主攻海外户用储能市场，海外业务占比高达99.61%，而海博思创主攻国内大储市场（即发电侧和电网侧的大型储能），国内业务占比高达100%。所谓选择大于努力，目前电化学储能的细分场景可以分为发电侧、电网侧和用户侧（包含户用储能和工商业储能），不同应用场景的商业模式不同，在中外不同市场环境下的竞争态势和利润水平也有着显著差异。 储能的细分市场分类艾罗能源主攻海外户用储能市场，这一细分市场不仅规模可观、有自发的经济性，而且增长快、利润高，堪称储能最肥的一块蛋糕。海博思创销售的储能系统以发电侧为主（2022年发电侧收入占比为67.53%，电网侧占比为31.28%），而发电侧恰恰是目前所有细分场景中利润空间最小、竞争最激烈的市场。现阶段和短期内，发电侧的储能设施无法产生实质性的经济收益，只能沦为发电企业的成本中心，进而导致配储不用、低价招标、质量堪忧等乱象。风光电站配储之后的度电成本将至少增加30%-60%以上甚至翻倍，单个项目的配储成本至少要增加上亿元。在此背景下，电站方势必会压缩储能这类额外成本，追求更低的价格。目前下游电站的收益率本身就不高，会控制成本，储能系统集成商面临一个充分竞争的市场，即使再优秀的企业，也要做到平均价以下。在此背景下，即使作为行业头部，海博思创的利润空间也难免受到挤压。招股书显示，海博思创近三年的毛利率均在20%以上，但净利率仍然为微利水平。2020年-2022年的净利润率分别为-0.83%、1.83%和6.93%。发电侧储能这一状况如何才能得以改善？这背后的关键变量或在于新型储能参与电力市场机制的完善。在当前市场机制下，储能电站尚未形 成合理、稳定的收益模式，无法产生实质性经济收益。因政策强制要求新能源电站配备储能，很多电站业主安装储能系统的作用只是为了能够顺利并网，因此导致了储能系统大量闲置——储能系统不参与市场交易，真实的产品力也就无法体现。 湛晓林表示，将来如果电力市场完全放开，对于系统集成商来说，储能系统的循环寿命、效率等价值可以被衡量，给客户带来的价值可以长期评估的话，这时候（储能系统集成商的）溢价空间将得到提升。 市场“强敌环伺”，零部件自研能力或成短板当下储能行业的竞争日趋激烈，公开信息显示，全国目前注册有储能业务相关的公司已经4万多家。今年以来，多家头部储能企业的高管均在公开发言中，警示了未来2-3年储能市场洗牌的风险。和众多上市公司对手相比，得益于与央国企的长期深度合作，海博思创在拿项目、拓市场方面有一定的优势。国内十四五期间新能源项目，大多数由五大四小等大型电力央国企建设，储能项目大部分也由它们配套招标建设，加上南网和国网，大储项目的下游业主集中在电力行业的国央企。海博思创从成立之初就开始与电力行业的国央企开展合作，建立了长期的合作关系。海博思创属于地方保护资源型企业，背靠国网或发电侧背景顺利收获订单。海博思创还通过和央企成立合资公司的方式，绑定了部分下游客户。2021年，国家电投旗下子公司——中国电力国际发展有限公司和海博思创共同出资成立了新源智储，分别占股51%、49%。招股书显示，新源智储是海博思创2022年第一大客户，销售额占比达到近30%。 储能系统成本构成不过，在核心零部件自研方面，海博思创则存在一定的短板。目前其电芯和PCS（储能变流器）均依赖外购。招股书显示，海博思创最大的电芯供应商为宁德时代，占到其2022年电芯采购总额的98.56%。PCS供应商则包括了许继电气、汇川技术、禾望科技等。相反，国内储能企业越来越强调“全栈自研”能力，即从电芯、BMS（电池管理系统）、PCS、EMS（能量管理系统）等储能系统主要的零部件全部由自己研发生产。目前国内头部的系统集成商如阳光电源、远景储能、天合储能、中天储能均实现了储能电芯或者PCS（储能变流器）的自研，如远景储能、天合储能甚至可以实现全栈自研。一些创业公司，如奇点能源、弘正储能也强调自身实现了3S（即BMS、PCS和EMS）的自研。多位储能企业高管均告诉36碳，储能企业的核心零部件自研是迟早的事情。零部件自研的好处在于可以保持更好的设计一致性，提高系统安全性和效率，同时也可以降低成本，提升新产品研发的速度。目前海博思创通过成立相关实验室，对于电池单体、模块、电池系统以及 BMS、PCS 等关键零部件进行全面测试和选型，以此保障系统效率和安全性。但随着行业一体化渐成趋势，其在零部件上依赖外购无疑将是未来竞争中的短板。资金实力或者说获取低价资金的能力，是海博思创的另一个短板项。发电侧储能有一个显著特点是“资源属性”强，其单个项目投资大，回款周期长。胡宇晨指出，发电侧储能一个项目的成本可能达到几亿十几亿元，需要大量的资金投入，基本上都在一年到一年半的回款周期。因此这一市场更加“适合资金成本较低的大企业”。当行业的利润空间只有个位数，即使是1%-2%的资金成本差异对于企业的重要性也不可忽视，过多的资金占用显然会降低企业的竞争力。招股书显示，海博思创2022年底的合并资产负债率高达74.58%，同行可比公司的资产负债率均值为53.29%。显然，海博思创需要融资来获得更加便宜和充足的资金。 海博思创是中国储能系统集成商全球市场出货量第三。 需要指出的是，海博思创虽然是国内储能出货量第一的系统集成商，但全球储能出货量只能排第三。排名第一、第二的阳光电源和比亚迪将重心放在了起步较早、盈利性更强的海外市场。如这些玩家将资源向国内市场倾斜，海博思创或将会面临更激烈的竞争。有行业内企业高管指出，目前国内的储能系统集成商达到上万家。除了现有的头部玩家外，亦有不少新的巨头级玩家如晶科能源、阿特斯、金风科技正在大储市场加紧追赶。打江山易，守江山难。对于海博思创来说，不仅仅是“项目垫资”需要资金储备，面临储能市场的“强敌环伺”，同样也需要资金加大生产、研发等领域的投入，增强自身的竞争力。如何在下一步竞争中守住并扩大当前的领先地位，将是其面临的核心挑战。

7月6日，工信部等五部门修改《乘用车企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理办法》（下称“双积分”政策），调整新能源车型积分计算方法，自2023年8月1日起施行。 新“双积分”政策，将新能源乘用车标准车型分值平均下调40%左右，并相应调整了积分计算方法和分值上限。新增积分池管理制度，当年度新能源汽车正积分与负积分供需比超过2倍时启动积分池存储，允许企业按自愿原则将新能源汽车正积分存储至积分池，该部分积分存储有效期5年。 新“双积分”政策对于车企获取新能源积分进一步趋严，这对新能源汽车创新发展提出更高的要求，有利于推动新能源汽车更高质量发展。 什么是碳积分？ 由于不同新能源车对减少碳排放的贡献不同，实际操作过程中，我们需要一个公平的方法来衡量生产商有没有卖出足够的“零排放汽车”，这便是“碳积分”。生产商每卖出一辆符合要求的新能源汽车，便可以获得一定的积分(积分数量与具体车型相关)，每年按照规定向政府缴纳足够份额的积分便可以不受处罚。 碳积分，也称为“碳补偿积分”，通过交易获得相应的证书或许可，拥有该证书的企业或者个人，则可以排放相应数量的二氧化碳。 碳积分源自由美国空气资源委员会CARB牵头，于1990年在美国加州提出的“零排放汽车”CEV计划，该计划意义在于减少机动车污染物排放。 美国的碳积分政策 在美国，包括加州在内的至少14个州，每一个汽车生产商都需要按照州的规定出售一定比例的“零排放汽车”（ZEV: zero emission vehicles）包括但不限于电动汽车，混合动力汽车，燃料电池汽车等等。不卖新能源汽车，或者卖不到足够的份额就需要接受处罚：缴纳罚款，限售，甚至取消卖车资格。 中国的碳积分：双积分政策 和美国的单一积分政策不同，中国的碳积分政策（《乘用车企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理办法》）采用的是双积分政策：燃料消耗量积分与新能源汽车积分。并且对于这两个积分，分别设立达标值。 对于燃料消耗量积分，设定的是油耗标准。若生产的燃油车油耗高于油耗标准，产生负积分，油耗小于标准，产生正积分。 对于新能源汽车积分，设定的是新能源车销售占比。若生产的新能源汽车数量占比小于达标值，产生负积分，多于达标值，产生正积分。 积分的转移和交易政策如下：燃料消耗量积分正积分：转移至其他年份偿付负积分；转移到关联企业偿付负积分负积分：使用往年正积分偿付；使用关联企业正积分偿付；购买其他车企的新能源汽车正积分新能源汽车积分正积分：可出售负积分：购买其他车企的新能源汽车正积分 什么是碳积分交易？ 首先，我们要知道为什么有人愿意出高价购买碳积分？因为并不是每一个公司都有能力自主生产符合“零排放”要求的车型，同时也不可能要求消费者违背自己的喜好必须购买新能源汽车。因此，没有办法通过出售新能源车获取足够积分的生产商，便可以从有多余积分的生产商那里购买，双方按照市场交易规则自行约定价格，交易积分。这就是碳积分交易。 广义上所有“碳市场”的基本概念：如果无法减排足够的额度，可以付钱给别人，让他人帮你减排。 举个例子。碳积分销售，已成为特斯拉的“隐形”收入。2012年至2023年Q1，出售碳积分（regulatory credits，即碳排放信用额度）已为特斯拉营收贡献了76.41亿美元。2022年特斯拉碳积分收入达17.76亿美元，同比增长21%，2022年全年净利润是12.87亿元；2023年Q1碳积分收入5.21亿美元，同比增长12%。 碳积分交易对于新能源汽车而言是一个十分重要的收入来源。 目前在中国市场，特斯拉、比亚迪、上汽等都拥有大量碳积分可出售。通过“双积分”政策机制，告诉市场，生产或进口更多的新能源乘用车，积分会越高，否则会出现负积分的情况。同时，通过惩罚措施，让出现负积分的车企承受代价，但同时也给出了挽救措施。但为了让负分进行抵消，也对挽救措施进行了严格限制，甚至会让车企付出经济代价。种种举措，其核心均指向是：把促进新能源新车发展摆在重要位置，进一步推动传统燃油车消费向新能源汽车转移，从而达到缓解能源和环境压力的目的。 新“双积分”政策，对于车企获取新能源积分进一步趋严，这对新能源汽车创新发展提出更高的要求，后续车企将会把重点放在降低车身重量、提高三电系统工作效率上来，以延长续航里程。 “双碳”目标是全球大多数国家的一致行动，而碳积分政策是通向这一目标的路径之一。未来全球的新能源汽车只会越来越多，近两年碳积分的规则一直在更新变化，考核标准逐年提高，车企需要不断提升自身创新能力，积分的价值也会水涨船高。关注碳积分交易相关政策和价格的变动将会成为观察各个企业盈利的一个绝佳窗口。

近日，安徽省发展改革委、安徽省能源局发布《关于完善迎峰度夏（冬）期间用电峰谷时段划分等有关事项的通知》（皖发改价格函〔2023〕198号），2023年7月1日起执行。那么今年夏天安徽省工商业用户电价政策有哪些优化调整？ 变化一：优化7、8月份100千伏安及以上的工商业用户峰谷分时电价执行时段 峰谷分时电价是指将一天24个小时划分为高峰、平段、低谷三个时段，实行不同的电价水平。 2023年7月1日起，每年7、8月期间，用电容量100千伏安及以上的工商业用户每日用电高峰时段调整为16:00-24:00；低谷时段调整为0:00-9:00；9:00-16:00为平段。其他月份峰谷时段保持不变，即每日高峰时段为9:00-12:00、17:00-22:00，低谷时段为23:00-次日8:00，其余时间为平段。 7、8月份，每天峰段8小时、平段7小时、谷段9小时不变，但峰平谷时段设置更有连续性，更有利于用户连续生产需要和生产班次调整。 峰谷电价浮动比例、执行范围不变。即：平段用电价格（购电价格+输配电价+政府性基金及附加+新增损益及辅助服务费用）扣除政府性基金及附加、新增损益及辅助服务费用后，低谷电价下浮58.8%，每年季节性高峰期间（1月、7月、8月、9月、12月）高峰电价上浮81.3%，其他月份高峰电价上浮71%。 变化二：调整季节性尖峰电价温度触发条件 1.触发条件：2023年7月1日起，季节性尖峰电价执行触发温度范围调整为在日最高气温≥35℃或日最低气温≤-3℃时（以中央电视台一套每晚天气预报中发布的合肥温度为准）。 2.执行对象：对全省执行峰谷分时电价的工商业用户执行尖峰电价政策： 3.执行标准：尖峰电价标准仍按0.072元/千瓦时执行。 4.用途：尖峰电价收入全部用于对参与电力需求响应用户的价格补偿。 简单的说，某一天央视一套晚上天气预报发布的第二天合肥最高气温≥35℃或最低气温≤-3℃，那么第二天执行峰谷分时电价的工商业用户，在7、8月份高峰时段16:00-24:00或其他月份高峰时段9:00-12:00、17:00-22:00，执行的电价在原来电价基础上上浮0.072元。 扩大季节性尖峰电价执行触发温度范围，更加符合我省夏季和冬季用电特性，意在引导工商业用户主动节约用电、合理错峰避峰，科学安排生产班次，合理控制用电成本。 变化三：持续开展应急跨省购电预告 为保障用户知情权和用电需求，2023年7月1日起因应急跨省购电产生的损益，原则上按照“月预告、周修正”方式发布。（注：在极端高温或严寒天气以及突发性自然灾害时期，为保障居民、农业、工商业电力供应，确需从省外应急购电的，产生的损益由全体工商业用户承担。） 月末3日前公布的代理购电工商业用户电价表中公示次月应急购电预计损益标准，次月内根据工商业用电量和应急购电实际情况，每7天滚动修正一次并进行公示，次月结束后公示上月应急跨省购电损益最终结算标准。广大电力用户可通过省发展改革委官方网站、网上国网App、供电营业厅等渠道查询。 此次工商业用户电价政策优化调整的主要目的，是进一步通过价格信号引导用户积极参与削峰填谷、合理安排用电，既有利于减少对企业生产经营的影响，也有利于维护迎峰度夏（冬）全社会能源保供工作平稳有序。 建议各类工商业企业根据最新电价政策做好生产用电安排。同时，建议7-8月份多关注天气预报，夏季用电高峰期尽量减少在高峰时段（16:00-24:00）用电，主动实现错避峰用电。

一轮又一轮的降价刺激了特斯拉的销量，二季度特斯拉单季度交付再创新高，但仔细看产量和交付量，这已是特斯拉产量连续第五个季度超过交付量，未来特斯拉要刺激销量的关键或在于能不能卷动美国本土油车。 受益于几次降价以及联邦电动汽车税收抵免的优惠，特斯拉二季度向全球客户交付了超过46.61万辆汽车，同比增长83%，较分析师预测多出约24000辆，市场也愈发看好特斯拉的价格战对销量的提振，隔夜美股收涨6.9%。 7月3日，《华尔街日报》分析指出，投资者不应只看销量，更应关注特斯拉的产量，二季度特斯拉产量为47.97万辆，超过了销量，而这也是连续第五个季度特斯拉的产量超过了销量，意味着库存仍在增加。 特斯拉的产量持续高于交付量凸显了市场对电动车需求的担忧，但特斯拉仍在积极寻求扩产。今年3月，马斯克宣布特斯拉计划在墨西哥蒙特雷附近建造新工厂，并考虑上海超级工厂扩产。 特斯拉将上海超级工厂年最大产能提高至100万辆以上，这对于特斯拉获得成本优势至关重要。 当前特斯拉正在加大力度进军中国，其需要通过不断降价刺激在中国的销量，而降价策略也的确直击了消费者的痒点，销量连续三个月出现环比增长，一季度总体销量高达22.9万辆。 在中国汽车市场，无论是新能源车和传统油车竞争激烈可见一斑，新能源车对传统油车份额的侵蚀也不断扩大，占比达到27%；但是在美国，特斯拉目前只卷了电动车，在电动车市场的市占率达到60%，但油车还是“毫发无损”，去年美国新能源车销量占比仅为7%，未来特斯拉要增加销量的关键是能不能卷动本土油车。 特斯拉上半年的“降价狂潮”也令其盈利指标承压。特斯拉一季度的毛利率下滑引起了市场的关注（一季度为19.3%，同比下降了980个基点），但从二季度一开始，特斯拉就迫不及待地再次推出新的降价策略，鱼与熊掌不可兼得之际，特斯拉在销量增长和利润提升方面显然还是毅然决然的选择了前者。 特斯拉CEO埃隆·马斯克在财报发布会后的业绩电话会上表示，若从长期来看，20%的毛利率仍然是特斯拉要坚守的业绩底线，但从短期来看，相较于利润而言，规模对特斯拉更加重要。 对此，不少华尔街分析师认为，今年底前特斯拉汽车毛利率将不可避免地跌破20%。德意志银行分析师在一份报告中写道：“我们仍然认为，在今年剩余时间和2024年，特斯拉有进一步降价的风险。” 特斯拉作为全球新能源汽车领导者，它的产品定价策略对新能源汽车行业产生了深远影响，竞争对手们一直都密切关注着特斯拉价格的每一次变动。 在特斯拉的价格战面前，“最受伤”的就是福特电动汽车业务，2022年福特电动汽车亏损扩大到了21亿美元；2023年第一季度电动车业务就亏损了7亿美元。而对于2023年全年业绩，福特汽车预计电动汽车的亏损则将扩大到30亿美元。 而值得注意的是，福特的燃油车利润并未受到任何影响，2022年，福特燃油车利润从33亿美元上涨到了68亿美元，福特预计2023年燃油车利润能达到70亿美元。 华尔街日报分析指出，对于整个燃油车领域来说，特斯拉的降价并未对其产生任何影响，尽管供应链逐步恢复，但油车的价格仍然很高。数据提供商J.D. Power6月的数据，包括油车和电车在内的汽车平均售价在6月达到46000美元，与去年同月持平，而去年的供应更为紧缺。 与此同时Cox Automotive上周将其对2023年美国汽车销售预期提高到1500万辆，比2022年的1390万辆增长8%。销量强劲复苏叠加价格稳定，这对2023年的油车利润来说是个好消息。 到目前为止，特斯拉对美国整个汽车行业造成的伤害主要体现在资本预算上：现有车企已经在新产品和生产方面投资了数百亿美元。但电动车直接影响本土油车利润的时刻尚未到来。 而特斯拉的价格战并未蔓延至油车也与其在美国的市占率仍然不高有关，2022年新能源车销量仅占总销量的7%。对于特斯拉来说，打败美国本土油车，或许才是它的星辰大海。