在前几年，尽管遭遇了疫情，国内新登记的新能源汽车数量仍达220.9万辆，创历史新高。新能源汽车新登记量占汽车登记量比重到了19.9%，意味着每五位购买汽车的消费者中就有一位选择了新能源汽车。 就电动车品类而言，由于对电动休闲车需求剧增、快递物流用车持续增长，以及原用户对已拥有产品的升级迭代，2022年我国电动车销量全球一枝独秀。同时在新能源相关产业链也越来越完善。 同时，新能源电动车产业园项目纷纷落地，引导电动车企业聚集布局。需求和供给作为市场的两大力量，反映产业发展状况，并进一步折射出产业未来发展趋势。 新能源电动车稳定增长趋势 今年来，我国汽车产销同比稳定增长。中汽协数据显示，今年1~7月，我国汽车销售达到1562.6万辆，同比增长7.9%，在全球车市中占据约31%的市场份额。其中，新能源汽车累计销售452.6万辆，同比增长41.7%，市场渗透率达29%。 国家发展改革委产业发展司司长卢卫生表示，汽车是国民经济的支柱产业，新能源汽车是转型方向。发展新能源汽车，是实现碳达峰、碳中和的重要举措。随着全社会绿色低碳生活方式的广泛布局和电动化、智能化技术提升，新能源汽车发展的内生动力将持续增强，发展前景十分广阔。 汽车产业在国民经济中占据着举足轻重的地位，它不仅是国家经济的重要支柱，更是推动社会进步和发展的重要力量。然而，随着全球环境问题的日益严重，新能源汽车的发展已经成为了汽车行业转型的重要方向。 新能源汽车的发展，不仅是实现碳达峰、碳中和目标的重要举措，也是推动绿色低碳生活方式广泛布局的关键因素。新能源汽车的广泛应用，可以有效地减少碳排放，对于实现我国的碳达峰、碳中和目标具有重要意义。同时，新能源汽车的发展也将推动全社会绿色低碳生活方式的广泛布局，从而促进社会的可持续发展。 此外，电动化、智能化技术的不断提升，也为新能源汽车的发展提供了强大的技术支持。这些技术的应用，不仅能够提高新能源汽车的性能和效率，也能够提升用户的使用体验，从而进一步推动了新能源汽车市场的发展。 因此，随着全社会对绿色低碳生活方式的重视程度不断提高，以及电动化、智能化技术的持续提升，新能源汽车发展的内生动力将持续增强，发展前景十分广阔。我们有理由相信，新能源汽车将成为未来汽车产业的主流发展方向，为我国的经济发展和社会进步做出更大的贡献。 新能源电动车将处于全球政治、经济、科技破局的交叉点 出于能源安全、环境污染等考量，各国纷纷力推新能源战略。新能源成为了一个革命性变量，全面替代传统能源，传统产业结构就将加速演进、升级。 目前，尽管电动车和氢能车上演着新能源动力之争，但氢能的制备、储存、运输、加注等存在一定难点，成本较高，车企更倾向于电动化。因此，发展新能源电动车已成为大国抢占的战略制高点。 同时，政府更是推动新能源电动车发展的重要力量，市场对发展新能源电动车的诉求及汹涌的资本构成新能源电动车发展的根本动力。同时也在鼓励各个企业的升级。 智能化、网联化将赋能新能源电动车加速发展 与燃油车辆相比，新能源车受“双碳”影响，仍将保持中高速增长。且新能源车呈现“电动+智能+网联”三重性。企业在各个方面的升级也同时推动了更一层的进步。 以数字化、智能化驱动高质量发展已上升为中国国策，智能化、网联化使人们出行方式发生本质性改变，已超越电池进化、续航里程，带来行业颠覆式的惊艳。自动驾驶、人车交互体验成为行业竞相角逐的阵地。 新能源电动车将在轻量化与安全性之间寻找结合点 新材料、新技术不仅优化整车性能，也使轻量化步伐加快。 新能源电动车轻量化很大程度上取决于电池轻量化技术和车身轻量化，提高电芯能量密度、减轻电池配件质量、优化电池设计等将有利于实现电池系统轻量化，一些车企已在这类领域进行技术深耕。在中国技术领先已经成为事实。 碳纤维材料因其耐腐蚀、抗冲击和质量轻等特性而备受青睐。在汽车制造领域，碳纤 维复合材料的应用将有助于打造轻量化车身。通过采用碳纤维材料，可以有效降低车 身的重量，提高能源利用效率，从而提升电动汽车的行驶性能和续航里程。然而，轻量化车身并不意味着安全性会受到影响。事实上，轻质材料在刚性和强度方面往往表现更好。此外，在同等条件下，车身越轻意味着碰撞时冲击能量越小，对乘员的保护性能将越高。 自主硬核技术将推动全产业链深度洗牌 新能源电动车产业链很长，上游资源环节包括锂矿、钴矿、稀土矿等矿产类企业，中游主要由电池材料、电池、电机、电控等企业组成，下游主要由主机厂、批发零售体系组成，后市场由充电桩制造与运营、整车运营、电池回收等企业构成。大量企业涌入使得各个环节的竞争已相当激烈。为了促使良性竞争，国家也相应了给很多的措施。 况且，不同环节的价值创造和利益分配是不同的，关键、核心的中游环节占据了整个产业价值链的高端部分，也是自主创新和技术研发密集的领域，竞争尤为激烈。拥有自主可控技术的企业竞争力将不断增强，其他创新滞后的厂商将被迫洗牌。 新能源电动车产业生态圈将逐渐成型 在工业文明、生态文明、信息文明递进的历程中，车辆的核心技术由内燃机、变速器等向电池、电机再向芯片、人工智能等延伸，整个行业沿着“建强产业链——提升价值链——优化生态圈”升级，其背后不仅仅是车辆驱动形式的变化，更是全新应用时代的到来。 如果说电池、电机、电控等只是电动车企立足市场的基础，那么，跨界共生、消费互联将引领车企的潜力发展空间。

虚拟电厂定义：虚拟电厂是一种通过先进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源DG（distributed generator）、储能系统、可控负荷、电动汽车等分布式能源资源DER（Distributed Energy Resource）的聚合和协调优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和电网运行的电源协调管理系统。虚拟电厂概念的核心可以总结为“通信”和“聚合”。虚拟电厂的关键技术主要包括协调控制技术、智能计量技术以及信息通信技术。虚拟电厂最具吸引力的功能在于能够聚合参与电力市场和辅助服务市场运行，为配电网和输电网提供管理和辅助服务。 “虚拟电厂”这一术语最早出现于1997年。“虚拟”即意味着并非实体，因此虚拟电厂本身并不发电，而是将电网中大量散落的、可调节的电力负荷整合起来，加入电网调度，实现有效削峰填谷。与此同时，还可以提供调频、调压、备用等电力辅助服务，增强电网安全性。所以，虚拟电厂本质上是一套软件平台系统，它聚合了现有的分布式资源，并通过协同控制，参与电力市场。 搭建虚拟电厂需要进行以下几个步骤： 1，能源分布分析：首先需要分析分布在不同地理区域、不同层次和规模的各种能源管理和存储系统的分布情况，同时对能源供需情况进行分析和预测。 2，技术平台建设：选用适合的技术平台，比如物联网、云计算、人工智能等进行技术平台搭建。 3，数据采集：在搭建虚拟电厂之前，需要对各类能源管理和存储系统进行数据采集，包括能源生产、电池储能、电动、家庭用电等。 4，智能化系统建设：采用人工智能等技术，开发智能化的能源调度和设备管理系统，对能源的生产、转换、储存以及使用进行调度和管理。 5，能源交易平台建设：建设能源交易平台，实现能源的买卖和交易。 6，安全和隐私保护：在建设虚拟电厂的过程中，需要考虑数据安全和隐私保护等问题，采取相应的措施保护用户数据。 需要注意的是，搭建虚拟电厂需要相关技术的支持，并且需要依据地理特点、政策环境和市场需求进行方案设计。同时，虚拟电厂的建设需要涉及众多的合作方，需要建立良好的合作关系，共同推进虚拟电厂的建设和运营。 搭建虚拟电厂的系统方案通常可以分为以下几个模块： 1，智能监测系统模块：该模块主要负责对各类能源管理和存储系统进行实时监测、收集和分析，包括能源生产、电池储能、电动、家庭用电等能源数据的监测和分析。 2，能源调度系统模块：该模块根据实时的能源供需情况，智能分配各类能源，协调各种能量转化设备，选择最优的能源消耗方案，实现能源调度和优化。 3，能源交易系统模块：该模块提供能源交易市场，实现能源的买卖和交易，为虚拟电厂各参与方提供数据服务。 4，信息共享与治理系统模块：该模块主要负责虚拟电厂内部的信息共享和治理，包括成员管理、数据安全和隐私保护、信息交流等。 虚拟电厂的系统方案需要结合不同场景、不同算法和不同技术方案进行设计，应根据实际情况采用不同的技术方案和算法。同时，虚拟电厂还需要针对能源产业的新特点和新需求，开发出新的技术和算法，实现虚拟电厂更加智能化、高效化和可持续化的发展。

蜂巢能源已经获得宝马欧洲区近90GWh的产能订单，而国内近70GWh订单将由宁德时代或亿纬锂能提供。按照动力电池均价0.6元/Wh左右计算，宝马的此次的电池订单总额近千亿元。 对此消息，蜂巢能源内部人士表示，公司的确获得了欧洲某OEM厂商的大额订单，但是由于保密协议，无法透露和证实相关的信息。这似乎从侧面验证了该消息的准确性。 宁德时代、亿纬锂能与宝马的合作此前已经官宣，而蜂巢能源则属于黑马选手，并且获得的电池订单数量一举超过了宁德时代与亿纬锂能之和，实属意外。 去年9月份，宝马集团就宣布已向宁德时代和亿纬锂能授予价值超百亿欧元的电芯生产需求合同。这两家合作伙伴将分别在中国和欧洲各自建立两座电芯工厂，每座工厂的年产能将达20GWh。 随后，亿纬锂能称，子公司亿纬动力收到德国宝马集团的定点信，将为德国宝马集团NeueKlasse系列车型提供大圆柱锂离子电芯。宁德时代表示，与宝马集团宣布达成了一项长期协议，从2025年开始，宁德时代将为宝马集团“新世代”车型架构的纯电车型供应圆柱电池。 此次给宁德时代和亿纬锂能的属于追加订单，针对的是中国市场，据悉此次给到两家公司的近70GWh订单不仅限于圆柱电池范畴。 蜂巢能源与宝马的合作也已经开始了。 蜂巢能源董事长兼总裁杨红新此前透露，从9月开始，蜂巢能源已经向宝马MINI开始批量供货。所供货的产品是高镍+硅负极的高能量密度的方壳电芯，杨红新称该电芯几乎是当下国际上能量密度最高的方壳电芯。 目前，该电池包已通过欧盟ECE R100.03、印度AIS038 Rev2、韩国KMVSS Article 18-3 TP48以及中国GB38031等一系列相关测试。 据此前的消息来看，宝马MINI将推出两款纯电车型，分别是一款全新的三门MINI Cooper和一款全新的MINI紧凑型跨界车。新车最快将在2024年正式亮相发布。 蜂巢能源初期将为宝马规划两条电芯产线，以及配套的模组与pack产线，所供给的电芯类型是蜂巢能源主打的大单品短刀电芯，这些电芯将采取 CTP 模式在宝马新一代平台的纯电车型上使用。并且宝马与蜂巢能源的订单在今年7月份的时候就已经签了，SOP时间定的是2027年底。 按照这样的进度，宝马或将深度参与蜂巢能源为其供应的电池开发工作。 若与宝马的合作进展顺利，对于蜂巢能源而言也是一张极好的名片，对提升品牌形象及后续的市场开拓都会有帮助。 宁德时代、亿纬锂能在欧洲建厂已经敲定。也有消息称，蜂巢能源正在欧洲东部、北部和西部寻找建造工厂的合适地点，其中最大的规模将达到年产能20GWh。蜂巢能源欧洲负责人Kai-Uwe Wollenhaupt近期在接受采访时表示，该公司的目标是到2030年底在欧洲的产能至少达到50GWh。 如此一来，对于宁德时代、亿纬锂能、蜂巢能源而言，宝马都是其欧洲电池工厂已有的最重要的客户。 根据宝马集团的规划，在2030年之前，集团内纯电动车型将占据其全球销量的50%。2022年宝马集团全球汽车销量为240万辆，若照此估算，三家中国电池厂的订单就能满足宝马集团至少3年的电池需求了。

据储能与电力市场的不完全统计，2017年至今，全球已发生近70起储能相关安全事故，所涉及项目的总规模超4GWh。近两年，随着储能市场发展和项目投运数量的快速增多，储能事故的数量也在增加。 从地域来看，事故地点遍布全球各主要储能市场。其中事故数量最多的国家是韩国，占到全球事故总数量的近一半。美国、中国的储能事故也都超过10个，澳大利亚、法国、德国等市场也有多起事故发生。 从技术类型看，三元和磷酸铁锂电池均有事故发生，三元电池的事故占比达2/3。三元电池的高占比主要与韩国在2018~2021年发生的大量火灾事故有关。三星SDI、LG Energy Solution等韩国电池企业是全球储能市场早期最主要的电池供应商，他们在储能领域普遍采用三元技术路线。除了韩国，美国、欧洲等早期事故也都使用的是三元电池。这也影响了全球范围内储能技术路线的变化。近年来磷酸铁锂技术的应用占比大幅提高与安全考量不无关系。但是需要强调的是，即使采用磷酸铁锂技术，依旧有储能事故发生，数量也有20起左右。 从事故原因来看，广泛地涉及了电池舱内部电气故障、外部环境问题、设备安装不当、电池失效等因素。另外，投运前两年，尤其是投运1年内发生事故的数量占比较多，这背后，一方面是检修、安装调试、充电后休止阶段，发生事故的概率较大，另一方面也与目前项目大都刚运行不久，普遍处于早期运行阶段有关。未来，随着项目运行时间增长、设备老化、电芯性能下降，对于安全事故的防控能力需要不断提升。 从事故项目类型来看，光储、调频储能项目数量最多，这与早期市场的项目应用类型主要为这两类有关。这类项目规模较大，但事故影响基本得以控制在临近的2个集装箱内，未对整站造成大面积损失。德国、法国等欧洲国家的家庭储能项目也有多个起火，部分事故中，由于火情蔓延至汽车，造成数十万美元的财产损失。 从事故处理来看，在前期处理经验不足时，事故曾导致人员伤亡。后期随着对锂电池性能的逐渐了解，消防员不再贸然靠近燃烧中的电池，选择令其自行燃烧殆尽后再处理，或者用机器人代替操作的方式，基本没有再造成人身伤害。 事故原因分析 锂离子电池发生燃烧爆炸的根源在于电池发生热失控，引发电池热失控的原因可大致分为四类： 运输及设备安装问题：运输过程中电池剧烈振动、冲击或者挤压；安装不当的挡风板导致进水等； 检测及反应装置问题：冷却液泄露、烟雾检测系统故障、喷水系统故障等； 环境问题：雷暴闪电或电涌引发电池热失控等； 电池本身问题：电池内部发生短路。 分析事故原因可以看出，由外部因素导致电池热失控，不容忽视： 例如为业内所熟知的澳大利亚维多利亚300MW/450MWh大电池储能项目：由于冷却系统的冷却液泄漏导致电池模块产生电弧，进而引发失火。该项目在调试期间发生火灾，波及两个Megapack。 加州Moss Landing储能电站项目：曾两次发生事故，首次因编程错误，在检测到的烟雾水平低于指定的设计水平时，电池的水系降温系统误启动，且降温系统一部分的软管和管道上的少量接头发生故障，导致水喷到电池机架上，进而导致短路和电弧，从而导致电池损坏并产生更多的烟雾，进而引发连锁反应。首次烟雾来源为空气处理装置而非电池。 蒙特雷太平洋瓦电（PG&E）电池储能项目：因安装不当的通风挡板致使Megapack顶部的伞式阀移位，导致不正常的进水点，最终导致电池过热和热失控。调查发现，在此次事件中，由于通风挡板安装不当，总计88个Megapack出现了进水现象。 另外据统计，发生事故的独立储能项目由于消防系统及时有效的反应都将火情控制在了单个集装箱或临近2个集装箱内，一定程度上防止了火灾的蔓延，有效的避免了大量的财产损失。 维多利亚大电池项目在一个Megapack内的相邻电池舱中着火，仅蔓延到相邻的一个Megapack。 Moss Landing项目早期探测系统正常启动，着火的Megapack自行烧毁，火灾未对相邻Megapack造成损害。 奥兰治县Warwick两个锂离子电池受影响的电池箱内的抑制装置均已启动。 PG&E项目一个Tesla Megapack发生火灾，安全系统正常工作，火灾没有蔓延到其他电池组。 以上储能项目均采用特斯拉的产品，虽然特斯拉不论是集装箱还是户储电池柜均不止一次出现过火灾事故，但是由于其设计方面的预先考虑，消防系统均在意外发生后正常工作，并及时有效的发挥作用，防止了火灾蔓延及更大的财产损失。其集成能力及产品实力始终为项目单位所信赖。 尽管锂离子电池由于能量密度高、使用有机电解液等原因，存在一定安全风险，但并非不可避免。通过加强监控、应用提前预警措施、优化系统温控和消防设计、加强电气安全等多种措施，都可以降低事故发生的概率。目前我们看到一线储能系统集成商也在为之不断改进技术和产品设计。 安装调试、充电休止时发生事故概率大 分析近几年全球储能事故情况，如下图，明确事故发生时的投运时间的项目中，72%以上的事故都发生在电站投运前两年，近50%的事故发生在项目投运前1年。 从发生事故的阶段看，调试运行、充电后休止是事故发生概率最大的两个时段。电芯本身存在缺陷，系统间各设备匹配度欠缺，PCS、BMS等其他设备运行有误等问题都容易在系统安装调试、并网前测试等阶段发生。此外在后续的运行中，一致性差的个别电池容易在充电后出现问题，导致事故的发生。 这些问题同样提示我们在电站建成后各项检测及试运行必不可少，同时需要与相关从业者互相交流电站运营经验，提高应对突发问题的能力，不断打造专业化的运维团队。 系统集成商是保障电站安全的重要因素 项目的安全，从前期设备选型，到安装调试，再到运维，每一个环节都比不可少。 经过多方了解我们发现，当前储能项目的运维，并未形成专业化的市场。例如：工商业储能项目一般由设备商维护，在质保期内负责储能系统的安全稳定运行。对于源网侧大储来说，项目方会设置团队维持日常运行，但在出现设备故障等问题时，一般还是由驻场的设备商一方提供技术解决方案。 储能项目，无论从投运数量还是从投运规模上看，均从近两年才实现量的突破，大部分项目尚处于质保期，专业成熟的运维市场尚未形成。而系统集成商是最了解设备运行及电站情况的人。选择优质的系统集成商是避免电站安全事故最重要的因素。 相对于锂离子电池使用过程中，锂枝晶的形成与不断扩大，触破电池隔膜导致电池内短路，导致事故发生，在项目运行、运维过程中由于电芯以外的原因引发事故的风险更高。 例如拆卸、更换电池模组时，需要将冷却液先放出来再重新添加，频繁操作或操作不当容易出现漏液的情况，或者人为连接设备时的误操作导致引起电芯热失控。 而储能系统又是由电芯、PCS、BMS、冷却系统、电气设备等多项集成，作为一个整体运行的，各个设备间的适应和匹配是系统稳定的重点。尤其在储能电站正式运行前的调试阶段，系统内部问题易导致电芯故障，进而引发事故。这也是储能电站易在前期发生事故的原因。 优秀的集成商会把控好每一个环节，从设备选型、运输防护、到现场测试、并网试运行、应急预案检测等全流程。所有项目都存在一定风险，电化学储能电池由于本身的运行机理导致发生事故的概率相对较大，但是每个环节精准把控+优质设备+优质集成商以及专业的安装、应急反应，可以把事故可能性降到最低。 价格战火热的当下，很不利于行业的健康发展，集成商需在成本和质量上寻找更加合理的平衡。我们建议项目单位选择项目经验丰富且技术先进的集成商，不一味追求低价，而是在保障项目安全可靠的基础上，追求利益。共同促进储能行业的安全健康优质发展。

近年来，在能耗双控、整县推进、电价市场化改革等背景下，分布式光伏市场正呈现新的发展变化。市场重心变迁一直以来，华东、南方区域建筑屋顶面积小、平整度较低等特点，使得分布式光伏特别是户用光伏发展相较北方更加“冷静”。但随着燃煤发电交易价格的上浮，商业用户对于节省电费的动力逐渐增强，加上政府支持力度加大以及各项优惠政策的出台，这些区域开始愈发重视分布式光伏的发展。 2023年，分布式光伏的发展重心出现了明显的南迁趋势，根据国家能源局此前公布的数据，2023年上半年，分布式装机超1GW的省份除河北、河南、山东三个传统主力省份外，全部位于南方。市场呈现这一变化来自多个方面，此前北极星太阳能光伏网《分布式光伏“南迁”》文中提到，工商业分布式爆发、能耗双控政策逐步加码、工商业大工业交易电价攀升、补贴及利好政策都是这些省份分布式渗透率快速提升的重要原因。从装机结构也可看出，这其中大部分省份以工商业光伏为主，尤其是江苏、浙江、广东、福建等沿海经济大省，工商业分别占到分布式新增装机的61%、97%、84%、52%，安徽、江西、湖南等省份工商业分布式也占据较高比例。此外，这些南方省份也是工商业储能领域最为活跃的地区。工商业光伏配套储能设备后，可以通过利用峰谷电价差来显著降低用电成本，同时助力实现“双碳”目标，因此得到了这些区域众多工商企业的青睐，从而间接促进了这三个省份分布式光伏的快速发展。值得强调的是，户用光伏市场也有明显的“南移”趋势，安徽、江苏、江苏、湖南等地上半年户用新增装机皆超过在GW以上，且根据公开报道包括正泰安能、天合富家、晶科科技等家庭光伏头部品牌，都在积极拓展南方市场，预计 未来几年，南方区域将成为户用光伏发电市场的新中心。但也有专家指出，市场南移只是暂时的，不能单纯以渗透率作为户用发展前景的唯一标准，未开发的省份，刚起步的省份并不意味着装机潜力的巨大，还要看当地电网强度、消纳负荷等。山东在过去的8年中累计安装了23GW的户用光伏，但这并不意味着其他省份也可以达到相同的目标。他预计，从2025年开始，全国大部分省份低压容量饱和，在满足同等升压、储能成本的条件下，市场将重回冀鲁豫三省。政策规范愈发趋严近年来，由于市场的装机快速攀升，分布式光伏市场出现了一系列问题和乱象，在此背景下，多地出台了分布式光伏“新政”，以规范市场秩序，促进分布式光伏的可持续发展。首先是分布式光伏界定方面，近年来，有些地区出现了地面电站“化整为零”、拆分为“全额上网”的分布式光伏，然而实际上，这些项目的开发和运行并未充分发挥分布式光伏的优势，反而更类似于集中式电站。这些项目的快速发展并没有改善电网的基础构造，反而过度占用配电网接入资源，对整个电网的平衡产生了压力。为此，湖南、湖北、安徽等地纷纷出台政策予以规范，具体来看，湖北要求地面光伏电站不论规模大小，均按照集中式光伏电站管理；湖南将分布式光伏项目 分为工商业屋顶分布式、工商业户用分布式和户用自然人分布式；并要求工商业屋顶分布式单户总装机规模不超过20MW，单点容量小于6MW，年自发自用比例不低于70%；安徽则强调了单点容量小于6MW的要求。其次，不少地区明确了将其中一些分布式光伏纳入年度规模管理。早在2021年内蒙古就明确将工商业分布式光伏纳入年度规模管理，纳入后，方可履行备案手续；2022年河北也提出地面分布式光伏发电项目，纳入年度保障性规模管理；2023年安徽也规定新增备案小于6MW的地面光伏电站纳入年度建设规模管理，未纳入年度建设规模的项目不得开工建设、不得并网。对商业模式严控与规范也是地方政府政策聚焦的关注点。当前，随着分布式市场的蓬勃发展，各种乱象也随之涌现，如“光伏贷”骗局、合同骗局等。由此，很多地区对于户用光伏的商业模式都做出了一定限制。安徽要求，自然人全款购模式户用光伏项目由电网企业代自然人向当地能源主管部门申请备案，其他分布式光伏项目由屋顶产权所有人自主选择投资开发企业后，由投资开发企业申请备案；湖北强调光伏贷或设备租赁模式的项目以居民为投资方和备案人，电网企业应向备案人提示风险；河北、河南山东等地明确将租赁他人屋顶或向居民出租光伏发电设施 等以营利为目的的分布式光伏项目列为非自然人光伏项目，此类项目应由企业统一备案，并按照非自然人受理报装手续。从这些“新政”来看，地方政府和主管部门政策态度已经由粗放式管理逐渐转向更加规范化的精细化监管。配储及共担责任分布式光伏的高速发展给消纳和配网运行带来很大压力，在这种情况下，各地对于分布式光伏的规定和要求也不断增加。配置储能是当下保证分布式光伏的接入和消纳的重要措施之一，因而，从2022年开始，河北、山东、浙江等分布式光伏发展较快的地区已经开始推行强制配置储能，而且据北极星太阳能光伏网此前报道2021年至今，至少已有10省20地发布或鼓励或强制分布式光伏配储政策，且进入2023年，强制类占比升高，以配储换消纳。详见《分布式光伏全面配储，已在路上！》除了要求分布式光伏配置储能，为了解决消纳问题，不少地区要求分布式光伏按现行交易规则中新能源电厂调峰费用分摊办法进行辅助服务费用分摊，并且承担调峰消纳责任。在2022年和2023年春节，按照“先非户用、后户用”的原则，山东省的分布式光伏已经以停运的形式参与了调峰，并且参与调峰的范围还在不断扩大。今年6月，山东德州市、枣庄市先后明确下发通知，明确分布式光伏发电项目调峰责任 。湖南也强调电网企业在常规调节手段无法满足系统调峰要求时，按“公开、公平、公正”原则组织分布式光伏调峰运行，保障电网安全。此外，分布式光伏参与电力市场已经被提上议事日程，今年8月，三部门联合发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》将分布式光伏发电纳入绿证核发范围；9月国家发改委、国家能源局联合印发《电力现货市场基本规则（试行）》通知也指出，推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易；近期广东在《广东省可再生能源交易规则（征求意见稿）》明确提出，分布式光伏（企业/自然人）也将参与绿电交易。可见，随着分布式光伏规模的不断扩大，以往全额消纳且不承担调节责任的局面正在打破。

万亿储能赛道中，逆变器企业是不容忽视的一股力量。 这其中既有储能系统出货连年位居前列的阳光电源、科华数据等企业，也有专精储能PCS技术的盛弘股份、锦浪等企业。 他们立足光伏，正在发力储能新赛道。生产双向变流器(PCS)自不必话说，拓展系统集成也成为众多逆变器的重要布局。由此也带动了逆变器企业储能业务营收总额和占比双双大幅增长。上能电气、盛弘股份、科华数据、科士达等多家企业的储能业务营收占比已超过30%。 在核心的逆变器产品上，逆变器企业也正在推动PCS产品的技术迭代。针对储能的不同应用场景，2023年，逆变器企业们根据需求，在组串式、集中式、户储等PCS技术领域不断加大研发、技术升级的进度，力图为储能系统提供更专业化的服务。 PCS是储能系统与电网的交互最为密切的环节，承担着交直流电流的转换、确保电池安全运行、响应电网信号进行有功无功调节等重要的功能。逆变器企业相较于电芯企业拥有的对电网更深入的理解，近年来已经成为储能系统集成领域最重要的一股力量。 储能成为逆变器企业新的增长极 如今逆变器企业的储能业务曲线一致朝上，成为了新的增长极。业务范围也扩大至包含储能PCS以及PCS以外的系统集成、光储逆变器及能源管理等在内。 部分逆变器企业的储能业务正以10倍+的速度增长。例如，2023年上半年，上能电气储能业务的营收8.17亿元，较去年同期增长2048.16%；易事特储能业务营收2.66亿元，较去年同期增长1234.19%。 另外，部分龙头企业的储能业务营收占比也已超过或接近30%。例如，2023年上半年，龙头企业阳光电源的储能业务营收已达85.22亿元，营收占比为29.78%；科华数据的储能营收11.1亿元，营收占比32.66%。上能电气的储能业务营收占比37.55%。 向下延伸进军储能集成已成逆变器企业不二选择 除盛弘股份、锦浪科技以外，逆变器企业基本上都将业务延伸至系统集成领域。发电/电网侧储能、工商业储能、户储是最主要的三个系统集成方向。储能与电力市场选取了18家逆变器企业，发现： 18家企业中： 16家拥有工商业储能系统产品 14家拥有源网侧大储系统产品 14家拥有户储系统产品 逆变器企业加速研发储能PCS产品 储能业务的快速增长，储能应用场景的细化，加速了逆变器企业在储能产品方面的研发、迭代速度： 大部分企业都同时拥有集中式、组串式PCS产品。 集中式产品：科华、上能、易事特、国电南自、四方股份、科士达、汇川、双杰电气、金冠电气、正泰电器。 组串式产品：科华、上能、易事特、盛弘、四方股份、昱能科技（工商业分布式100MWh项目）、汇川、正泰电器、中恒电气（梯次利用）。 部分企业延伸了高压级联、智能组串式或两级组串式、集散式等产品，如：四方股份（高压级联）、思源电气（智能组串式）。 结合光伏发电，部分储能PCS还具备光伏逆变器功能，根据不同的应用场景选择直流耦合或交流耦合。 结合目前大容量储能专用电芯、20尺集装箱装配容量5MWh容量这一发展趋势，集中式/组串式为代表的逆变器企业发展了不同的应对思路： 上能，基于集中式PCS大机，升、降功率处理满足不同功率需求 采用1750kW大机，降功率至1250kW，然后采用两台机器并联成2.5MW。 或采用2000kW大机，升功率至2500kW；2750kW大机降功率至2500kW，单台机器的方案。 盛弘股份，采用高压储能PCS模块，提供逆变升压一体仓解决方案 盛弘新推出的215kW高压储能PCS模块，提供PWS1-5000K-H逆变升压一体舱解决方案，支持24支路电池系统，并以此适配20尺集装箱5MWh电池方案，组成单套5MW/10MWh储能系统单元。每个PCS模块交流侧并联接入至升压变低压侧，直流侧独立接入电池簇(215*24)，分簇管理，分簇控制。 为了适应工商业储能的发展，多数逆变器企业也推出了工商业储能PCS/储能系统新品，例如： 工商业储能一体机 上能（1.5MW/3MWh）、科华、易事特、禾迈、固德威、科士达、汇川、昱能等均涉及工商业储能一体机系统产品。 碳化硅工商业储能PCS 2023年8月，盛弘发布新一代工商业模块化储能变流器——PWS1-125M，可向下兼容125-100kW功率需求，适配不同安时的电池系统，直流侧电压范围600-1000V，兼容风、液冷单簇电池系统。 工商业独立PCS模块/储能逆变器 如锦浪针对工商业储能推出了储能逆变器/独立PCS模块等产品，可匹配中小工商业和大型工商业储能等多种需求：中小工商业储能，将推出50kW以内的储能逆变器，针对大型工商业储能也推出了模块级储能PCS产品，100kW模块级储能PCS产品。 阳光电源 上半年储能系统发货5GWh 2023年上半年，阳光电源的储能系统业务销售收入达85.22亿元，同比增长257.26%，在总营收286.22亿元中占比为29.78%，已经成为公司的第二大业务；毛利率30.66%，同比增长12.29%，略高于公司整体毛利率。 从出货量上看，阳光电源上半年储能系统发货5GWh，同比增长152%。其中海外占比在80%（3GWh）以上，美国、欧洲、亚太及澳洲是其最主要的市场，同时在中东市场的开拓也正持续增强。 储能产品方面，主要包括：大储产品PowerTitan1.0、PowerTitan2.0；工商业储能系统PowerStack；户用储能电池；以及储能变流器等。 科华数据 投运多个200MWh以上储能项目 2023年上半年，科华数据的储能业务营收为11.095亿元，在总营收中占比32.66%（新能源行业收入为15.85亿元，储能业务收入在新能源中占比70%），储能在国内和海外都取得了较好的发展。 国内储能业务，以储能系统整体为出发点，为客户提供满足全场景应用需求的储能系统整体解决方案。海外储能业务方面，主要以储能变流器、光储一体化产品及储能系统销售为主，在美国、法国、波兰、印度、越南、巴西等30多个国家设有营销和服务团队。 2023年，多个科华数据提供储能系统解决方案的大型储能项目投运，如：贵州紫云200MW/400MWh共享储能项目；淮北皖能103MW/206MWh储能电站；宁夏侯桥200MW/400MWh共享储能项目。 储能产品方面，主要包括：大储系统S³液冷储能系统，工商业储能系统S³-EStore一体式智能液冷储能系统，户用储能系统iStoragE系列户用光储一体机，以及储能变流器等。 上能电气 2023年上半年储能业务收入较去年同期上涨2048.16% 2023年上半年，上能电气储能双向变流器及系统集成产品营收为8.17亿元，储能营收较去年同期增长了2048.16%，在总营收中占比37.55%，仅次于光伏逆变器59.83%的营收占比。储能板块，已经成长为上能电气的主要业务板块之一。与此同时，储能双向变流器及系统集成产品毛利率11.82%，比去年同期下降16.91%，较低于光伏逆变器毛利率19.84%的水平。 2023年上半年，上能电气募集的资金主要用来投建5GW储能变流器及储能系统集成建设项目，计划建设5GW储能变流器、1GWh储能集成系统（储能电池PACK自产）、2GWh储能集成系统（储能电池PACK外购）的新产能。 2023年5月，上能电气再次发布25.5亿元规模的定增计划，扣除发行费用后用于年产25GW组串式光伏逆变器生产线建设项目，年产10GW储能变流器（其中5GW用于储能系统集成）、10GWh储能系统集成及20万台光储一体机建设项目以及补充流动资金。 盛弘股份 针对工商业及电网侧的储能市场 优化模块化储能变流器设计 2023年上半年，盛弘储能国内工商业PCS出货规模达300MW，市占率约20%。新能源电能变换设备主要包括储能变流器、储能系统电气集成、光储一体机，实现销售收入3.88亿元，同比增长380.73%，销售占比为35.24%。毛利率为35.64%，同比下降9.26%。 储能产品方面，主要包括：储能变流器、储能系统电气集成、逆变升压一体舱、光储一体机、直流变换器、储能一体柜等。 针对工商业及电网侧的储能市场，盛弘股份进一步优化创新模块化储能变流器设计，将储能系统中所有电气的设计和设备全部集成到一个集装箱之内，便于客户购买的电池系统直接连接使用。 2023年8月，盛弘发布新一代工商业模块化储能变流器——PWS1-125M，可向下兼容125-100kW功率需求，适配不同安时的电池系统，直流侧电压范围600-1000V，兼容风、液冷单簇电池系统；匹配大型储能电站，正式推出PWS1-215M-H储能变流器。 2023年上半年，盛弘拟发行不超过人民币40,200万元的可转换公司债券，用于公司的全资子公司“苏州盛弘技术有限公司年产5GW储能设备建设项目”，以解决公司缺乏储能设备独立生产线的问题。 固德威 户用储能逆变器销售势头放缓 固德威及子公司主要从事光伏逆变器、电池、户用系统的研发、生产、销售。2023年上半年，公司逆变器及储能电池销量较上一年度均有较大幅度的增长。其中，储能逆变器销量约为11.94万台，在逆变器销售总量中，占比约28.47%。储能电池销量约为240.38MWh。 受欧洲经销商库存水平高、海外休假等因素影响，户用储能逆变器的势头同比去年有所放缓。目前，固德威的地面储能产品的研发正在积极推进中，预计明年将推出相关地面储能一体机产品。 另外，固德威25亿元定增计划于2月获批，将建设年产20GW并网逆变器及2.7GWH储能电池生产基地建设项目，年产20GW并网、储能逆变器及1.8GWH储能电池生产基地建设项目等。 易事特 储能业务营收较去年同期增长1234.19% 2023年上半年，易事特储能板块迎来显著增长，上半年储能板块营业收入2.66亿元，比上年同期增长1234.19%，营收比重由0.78%提升至10.12%，毛利率上升到28.57%。 储能业务营收增长的主要原因有两个方面，一是公司基于UPS技术赋能PCS产品，PCS单体销售的占比提高，拉升了整体的毛利率；二是由于公司前期预先进行防御性采购策略，锁定了一批电池的价格，今年电池价格上涨给公司带来了更大的利润空间。 储能产品方面，主要包括风冷、液冷型1500VIntelLi全系列化（160KW、630KW、1MW、1.25MW、2.5MW）组串式储能系统、1500V集中式储能系统；浸没式液冷储能系统（215KWh、430KWh、3MWh、6MWh）；1000VMeta系列储能一体机（113KWh、170KWh、213KWh、215KWh）等。 科士达 将工商业储能作为公司未来的核心业务之一 2023年上半年，科士达新能源光伏及储能业务实现营业收入14.96亿元，同比增长290.96%，毛利率提升至27.88%，业务呈现出高增长性。其中，储能业务占比高于光伏业务。 另外，科士达和宁德时代的合资公司（科士达持股80%），宁德时代科士达科技有限公司，2023年上半年营业收入9.78亿元，对科士达的储能业务贡献了较大的营收份额。 储能产品方面，包括户用储能变流器、工商业模块化储能变流器、大型集中式储能变流器、户用储能一体机系统、工商业储能一体机系统、第二代储能系统能量管理及监控平台、光储充系统等。 2023年7月1日，科士达发布公告，拟向特定对象发行A股股票，募集资金不超过23.7亿元，用于光伏逆变器、储能变流器生产基地建设项目、光储系统集成产品生产基地建设项目、电池模组生产基地（二期）建设项目、福州研发中心建设项目及补充流动资金。 禾迈股份

近期，国家发展改革委、财政部、国家能源局联合发布了《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作 促进可再生能源电力消费的通知》，提出研究推进绿证与全国碳排放权交易机制的衔接协调。这是我国继提出研究在碳排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减的可行性后，首次明确了以绿证进行市场衔接。今年3月开始，天津、北京、上海碳市场陆续允许绿色电力按零排放进行核算。不同的是，天津绿电和绿证都在抵扣范围内、北京仅允许绿电抵扣、上海的抵扣范围为省间绿电交易。当前，地方碳市场抵扣规则的不同有本地化需求的考量，在《通知》明确提出绿证全覆盖以及绿证作为可再生能源电力生产消费的唯一凭证后，有待进一步完善绿证与碳市场衔接的相关机制设计。 绿证与碳市场衔接模式 这种模式，以电力用户购买的绿证作为依据，通过绿证对应的电量折算进行碳排放量抵扣。可用于抵扣的绿证包括参与绿电交易获得的绿证（证电合一模式）、也包括直接参与绿证交易单独购买的绿证（证电分离模式）。 绿证与碳市场衔接的内在机理：先将绿证作为绿色电力环境外部性价值的唯一凭证，再将这部分价值通过解决碳排放外部性的经济手段（即碳市场）予以兑现。绿证抵扣碳排放制度，一方面能够激励市场主体购买绿证，为绿色电力的环境外部性付费，从而为绿色电力的可持续发展提供资金支持；另一方面，这部分碳减排成本又将在碳市场中进一步传导至其他控排主体，即真正为环境付费的是那些没有购买绿色电力或者高排放的主体，从而实现“谁排放、谁付费”的目的。 绿证衔接的模式在业内引发过一些质疑，其中最主要的是绿证的额外性问题。部分学者研究指出，由于市场中的绿证供应量远大于碳市场中的绿证需求，存量绿证的存在将会稀释新增绿证的消费需求，绿证抵扣模式无法实际促进可再生能源替代高碳机组进行增量发电，不存在碳减排方面的额外性。同时，绿证已经能为新能源机组提供必要补偿，也不存在经济上的额外性。这两点与碳抵消机制的出发点存在相悖之处。 对于上述问题，其本质在于绿证与碳市场衔接的理论基础与CCER等碳减排信用产品的碳抵消机制是否相同。从抵扣机理看，前者是在电力间接碳排放的核算规则上进行优化，即统一的排放因子不尽合理，绿色电力的排放因子应该为零；而后者是一种补充激励机制，抵扣范围不区分直接排放或间接排放。因此，绿证抵扣与碳抵消机制本质存在不同，额外性不应成为绿证抵扣的必要条件。此外，若一定要考虑额外性问题，对于减排额外性，可通过限制用于抵扣的绿证范围来实现，例如《通知》中已明确通过两年内的绿证开展绿色电力消费认证；对于经济额外性，绿证抵扣模式只改变了为环境付费的主体，现阶段并不改变其经济额外性。因此，推动绿证与碳市场衔接能够有效发挥绿色电力消费与碳市场在推动能源低碳转型中的协同作用。 未来需要关注的问题 抵扣标准的问题 目前，已允许绿色电力消费抵扣碳排放的地方碳市场中普遍采取了直接扣减电量模式，相当于按主体所在碳市场的排放因子计算减排量，在允许异地绿证抵扣的情况下，可能与绿证标识的减排量存在差异，从而引起一定的争议，存在如何设置抵扣标准的问题。 绿证抵扣碳排放量的标准设置与政策目标导向密切相关。若仅从激励绿电消费，提升绿证交易总量的角度出发，可按照统一的排放因子（如主体所在碳市场采用的排放因子）进行折算；若考虑绿证的区域性差异，进一步引导高排放地区的新能源发展，则可采取差异化的排放因子，向可再生能源占比较低地区的绿证抵扣进行一定倾斜。 环境权益多方主张问题 随着未来消纳权重落实到电力用户，绿证既可以用于可再生能源电力消纳责任履约，也能用于碳排放量抵扣，而这将产生是否允许已用于履约的绿证再次在碳市场中兑现权益的问题。 就上述两个政策体系而言，是否允许绿证反映的环境权益两次兑现主要与二者在推动电源结构转型中的定位有关。允许两次兑现，意味着促进可再生能源发展目标的政策工具是消纳保障机制，碳市场是减排成本疏导的载体。这种情况下，绿证在两个政策体系中的功能不同。前者代表强制性责任，后者反映减排补偿，无论强制绿证或自愿绿证均可通过碳市场进行权益兑现。不允许两次兑现，意味着消纳保障机制和碳排放权交易机制均是促进可再生能源发展目标的政策工具。这种情况下，碳市场具备了可再生能源消纳保障的补充机制属性，以激励自愿绿证消费的方式促进可再生能源发展。此时，同一绿证反映的环境权益不应再重复使用，需要通过溯源追踪认证相关技术支撑确保同一绿色电力产品环境权益的唯一性。 可抵扣的绿证范围问题 《通知》明确提出绿证核发范围，包括风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电等可再生能源发电项目。其中，存量常规水电不核发可交易绿证，2023年以后新投产的市场化常规水电可核发可交易绿证。由于市场中存在多种绿证，在推动绿证与碳市场衔接的工作中，有必要明确可以抵扣的绿证范围。 综上，推动绿证在碳市场中予以抵扣，本质是将相关市场主体付出的减排成本在碳市场中进行传导。对于可交易绿证而言，无论产生绿证的电源类型是什么，市场主体均付出了额外的环境成本，因此应允许该类型绿证的成本予以传导；对于无偿核发的绿证而言，市场主体并未付出减排成本，因此也不满足抵扣的基本条件。 相关建议 一是完善碳市场核算规则，加强绿证抵扣的相关标准制度体系建设。推动纳入用电行业的碳市场完善配额分配及排放核算规则，基于“谁排放、谁付费”原则，将绿证作为绿色电力环境外部性的凭证，以绿证抵扣方式与碳市场进行衔接。加强与绿证抵扣相关的标准制度体系建设，优化碳排放因子测算方法、明确绿证抵扣范围与抵扣方法，做好与碳排放“双控”政策转型的衔接。 二是推动可再生能源消纳责任权重落实到电力用户，以绿证作为唯一履约凭证并明确其使用范围。进一步推动各地区将可再生能源消纳责任权重指标落实到电力用户等主体，以绿证作为履约的唯一凭证。统筹考虑政策工具与政策目标的匹配性、政策执行成本等要素，可酌情考虑允许同一绿证作为完成消纳责任权重和抵扣碳排放量的凭证，满足市场主体就其绿色用电的环境权益进行多方主张的相关需求，并做好绿证溯源、流通、确权等环节的技术支撑。 三是扩大新能源市场化交易规模，不断完善绿证价格的独立形成机制。继续推动新能源参与电力市场交易，提高绿电绿证交易积极性，通过在绿电交易中剥离绿证价格、单独开展绿证交易等方式，适度结合碳市场建设情况，不断完善绿证价格形成机制，逐步建立起独立的绿证定价机制。条件成熟时，允许绿证多次交易。

今年以来，中核集团、华电集团、南网、国家能源集团等大型能源集团相继启动液冷储能系统招标项目，其中6月华电集团完成5GWh磷酸铁锂储能系统集采，其中液冷系统集采规模占比60%达3GWh。 液冷储能备案项目也开始上量，今年6-8月，仅广东、浙江两省采用液冷技术方案的储能备案项目超30个，总规模超9.6GWh，涉及总投资金额超1300亿元。 阳光电源、比亚迪、宁德时代、科华数能、海博思创、中车株洲所、易事特、远景能源、亿纬锂能、采日能源、天合储能等数十家储能系统厂商已跟进液冷趋势，发布液冷储能产品。 随着液冷与风冷成本的进一步缩小，投资商、储能系统系统集成商逐渐偏向选用安全系数更高的液冷系统。随着越来越多储能厂商进场以及应用项目的落地，液冷正在加速成为储能系统主流温控技术。 01 什么是液冷储能？ 1.温控是储能系统重要环节 电化学储能电站的运行需要一个稳定的温度。温度过高或过低，都将影响储能电站的运行效率和使用寿命。尤其在温度过高的情况下，还可能引发电芯的着火、爆炸，给储能电站带来安全威胁。 由于电化学电池的热特性，控温成为电化学储能产业链关键一环。温控就是指通过加热或冷却技术对电池的温度进行有效控制和调节的过程。温控系统与电池管理系统配合，对锂电池进行恒温控制，使其维持在安全的参数范围内，避免电池进入热失控状态。 从产业链价值量拆分来看，储能系统中电池成本占比约55%，PCS占比约20%，BMS和EMS合计占比约11%，热管理成本根据所选温控技术方案的不同，成本在2-4%之间。虽然温控价值量占比不高，但温控设备将储能电池设备温度保持在合理区间，是保障储能系统安全性和工作寿命的关键设备。 2.液冷温控技术正在加速渗透 目前电池温控技术有风冷、液冷、热管冷却、相变冷却等，其中热管和相变冷却技术尚未成熟，风冷和液冷是目前主流温控技术路线。 从温控技术路线来看，储能温控以风冷为主，液冷正在加速渗透。目前储能温控系统正处于风冷与液冷两种技术方案并存的发展阶段。 风冷系统主要由压缩机空调系统和机柜内的气流遏制风道设计构成，系统简洁、成熟。液冷系统由冷机、管路、(电池Pack内的)液冷板、以及液冷工质构成。 性能优秀的液冷系统可实现更小的电芯间温差从而延长电池寿命，也有助于储能系统空间紧凑等优势，因此液冷系统的渗透率在逐年提升。随着实际使用经验的丰富，储能系统集成商和终端业主对液冷系统的多链条复杂性和长周期可靠运维的挑战认识愈加清晰，将进一步促进液冷系统完善配置、优化产业链分工配合，以更好匹配储能热管理的长寿命、高可靠等应用场景特点。 3.液冷技术路线 根据导热方式，主流液冷技术路线有冷板式液冷、浸没式液冷和喷淋式液冷。近两年来，浸没式液冷技术方案在储能领域的应用备受关注。浸没式液冷储能，就是在储能系统中，将储能电芯直接浸没于冷却液中，使电芯与空气、水分等完全隔离，以达到控制储能电池系统运行温度、实现热管理的目的。 易事特、南瑞继保、楚能新能源、科创储能、昆宇电源等多个公司相继推出了浸没式液冷储能系统。今年3月，南网广东梅州宝湖浸没式液冷储能电站投运（项目总规模70MW/140MWh，其中全浸没液冷储能系统15MW/30MWh），这是全球首个沉浸式液冷储能电站，南网储能首次将电池直接浸泡在舱内的冷却液中，实现对电池的直接、快速、充分冷却和降温，以确保电池在最佳温度范围内运行。4月，南瑞继保发布浸没式液冷储能一体柜，将电芯全时浸没在冷却液中，解决电芯温度管理的难题。 浸没式液冷系统，从设计结构来看，有单相浸没式、双相浸没式两种设计结构。 单相浸没式液冷，将电池浸没在装有冷却介质的密封槽中，冷却介质经过发热设备后利用升温显热交换热量，过程中不发生形态变化，升温后的液体在泵的作用下流入冷却器降温并回流至冷却介质槽，继续散热循环。 两相浸没式液冷，让液体在冷却介质槽内与热源接触，在循环散热的过程中不断经历气态至液态的转化。 对比而言，单相浸没式结构设计更简单，两相浸没式冷却效果更好。单相浸没式液冷系统结构设计更为简单，冷却工质（氟化液）更易操作、维护。而两相浸没式液冷系统尽管因其沸腾传热特性，可以达到更大的传热系数和更高的散热极限，冷却效果更好，但设计难度较高，且成本也较高，系统研发却相对缓慢。 02 液冷温控核心企业 国内储能温控解决方案提供商目前主要可分为三类：一是工业制冷设备厂商拓展至储能行业，比如同飞股份、高澜股份等；二是数据中心温控厂商，如英维克；三是传统空调、压缩机、汽车热管理转型，如申菱环境、朗进科技、奥特佳、松芝股份、银轮股份等。 英维克是最早涉足电化学储能系统温控的厂商，长年在国内储能温控行业处于领导地位，也是众多 国内外储能系统提供商的主力温控产品供应商。高澜股份是电网特高压直流水冷龙头，市场份额居前，具备良好的产品、服务口碑和渠道基础，有望在电网侧储能项目中获得更好的市场份额。 同飞股份是工业温控设备厂商，设备应用领域在原有的数控机床、激光行业、电力电子装置等产业的基础上，逐步向储能、半导体制造、氢能等领域拓展，并作为公司未来战略性发展领域。朗进科技，截至2023上半年，公司已获许继电气、山东电工、国轩高科、沃太能源、阳光电源、林洋能源、采日能源、天合光能等储能装备温控产品的供应商资质；完成 10 余个百兆瓦级新能源基地及国内重大示范储能电站项目液冷和风冷温控产品配套，累计出货2GWh。 电源侧、电网侧、用户侧不同应用场景对储能系统的要求存在较大差异，不同储能系统集成商的技术方案也有差别，因此储能温控系统定制化程度较高，储能温控厂商的核心竞争力在于整体系统的设计与集成能力，与下游电池或集成商客户之间存在较强的粘性。另一方面，储能系统集成商也更加倾向于那些已形成长期合作关系、产品可靠性得到实际项目验证的温控厂商。起步早、项目经验丰富的头部厂商具有较强的先发优势。 温控厂商正在纵向深耕温控领域，同时向储能产业链其他环节横向拓展，进一步打开盈利空间。比如高澜股份斥资10亿元投资“高澜全场景热管理研发与储能高端制造项目”，项目建成后主要生产经营全场景热管理研发与储能电池Pack系统等全链条方面的研发、生产及销售；朗进科技已推出搭载宁德时代电芯的液冷工商业储能一体柜产品。 03 液冷储能系统集成厂商 国内储能市场“狂飙”，液冷与风冷成本进一步缩小，投资商、系统集成商也逐渐偏向选用安全系数更高的液冷系统。随着越来越多集成商进场以及应用项目的落地，液冷储能系统正在快速成为市场的主流技术路线。 今年以来，中核集团、华电集团、南网、国家能源集团等大型能源集团相继启动液冷储能系统招标项目，其中核集团旗下中核汇能完成5.5GWh储能系统集采，其中液冷系统规模占比33%达1.8GWh；华电集团完成5GWh磷酸铁锂储能系统集采，其中液冷系统集采规模占60%达3GWh。 液冷储能备案项目也开始上量。据能源电力说不完全统计，今年6-8月，仅广东、浙江两省采用液冷技术方案的储能备案项目超30个，总规模超9.6GWh，涉及总投资金额超1300亿元；技术路线涵盖磷酸铁锂、铅碳电池、钠离子电池等；项目应用场景包含独立储能、用户侧储能、电源侧储能、光储/光储充一体化项目。28个液冷储能系统项目共1.8GW/7.5GWh拟在今年开工。 在多种液冷电化学储能技术路线中，值得关注的除了磷酸铁锂，还有液冷铅碳电池系统，在今年6-8月广东、浙江两省备案液冷储能项目中，液冷液冷铅碳电池系统项目14个，总规模达2.1GW/9.1GWh，其中液冷铅碳电池系统由太湖能谷提供。 各大储能系统厂商纷纷推出液冷产品。阳光电源、比亚迪、宁德时代、科华数能、海博思创、中车株洲所、易事特、远景能源、亿纬锂能、采日能源、天合储能等数十家厂商已跟进液冷趋势，发布液冷温控方案储能产品，产品涵盖了大储、工商业等应用场景。 未来随着新能源电站、离网储能等更大电池容量、更高系统功率密度的储能电站需求起步，储能系统能量密度与发热量更大，对安全性和寿命的要求更高，将推动行业更多转向采用液冷方案。大型能源集团、大型系统集成商的龙头示范效应，也将驱动液冷技术在储能产业的加速渗

随着深秋的到来和气温的逐渐降低，欧洲正加速推动节能方面的法律制定，力求实现气候目标，构建一个更环保、更可持续的未来。 9月21日，德国国会下议院通过了《能源效率法案》，该法案计划到2030年在2008年的基础上减少26.5%的能源消耗，强制要求所有经济部门节约能源。此举旨在帮助应对气候变化和抑制进口化石燃料的使用。 由于担心俄罗斯天然气供应持续低迷可能导致能源短缺，早在去年，德国政府便在节能方面下功夫，推出了一系列初步节能措施，其中包括禁止为私人游泳池供暖和鼓励人们在家办公。 德国能源效率倡议组织（German Energy Efficiency Initiative）发言人表示，该法案将迫使企业制定节能计划，但不会制定具有约束力的措施。该组织还认为，法案是否符合欧盟的规定，是否足以让德国实现其2030年的气候目标，令人怀疑。 根据联邦环境署的数据，2022年，德国的能源消耗达到了1990年以来的最低点，但却仍旧未能实现2020年比2008年减少20%的目标。 今年4月，德国联邦内阁通过《能源效率法案》，履行欧盟能源效率指令的授权，要求到2030年实现11.7%的能源节约目标，即每年约1.5%，即到2030年，最终能源消耗将比2008年减少550兆瓦时以上；届时，联邦政府每年将节能45兆瓦时，联邦州每年节能5兆瓦时，公共部门将被期望每年减少2%的能源消耗。 据德国环境署的数据，德国在2021年消耗了2407兆瓦时的能源。该法案要求所有年耗能超过15吉瓦时的公司引入能源和环境管理系统，并制定具体、经济的能效措施。 与此同时，数据中心运营商被要求必须满足能源效率标准，更多地利用可再生能源产生的电力。公司有义务避免生产过程中产生废热，如果无法避免，则利用废热。 但迫于种种压力，9月21日通过的法案与4月的原始草案相比有所缩水，取消了工业公司的目标和2030年以后的消耗量。 不仅仅是德国，整个欧盟早已开始了其节能大动作。 2023年7月 25日，欧盟批准了有关能源效率的新规则，与 2020 年的能源消耗预测相比，到2030 年，欧盟的最终能源消耗至少减少11.7%。根据修订后的指令，欧盟国家将被要求在2024年至2030年期间实现年均节能率1.49%。 当地时间9月20日，欧盟委员会发布新的能源效率指令，该指令将于20天后生效。指令包括，到2030年将欧盟最终能源消耗减少11.7%，提高能源效率并进一步减少对化石燃料的依赖等。 新指令引入了一系列措施，以帮助提高能源效率，包括在能源和非能源政策中采用“能源效率第一”原则。 与之前的指令相比，最新能源效率指令更改以下内容： 制定具有欧盟法律约束力的目标，到2030年将欧盟的最终能源消耗减少11.7%（相对于2020年的参考情景）。这包括要求每个成员国根据反映国情的客观标准确定其指示性国家贡献。如果国家贡献加起来没有达到欧盟的总体目标，欧盟委员会将启用雄心差距机制。 将年节能从0.8%（目前）提高到1.3%（2024-2025年），然后是1.5%（2026-2027年），从2028年开始是1.9%。这相当于 2024-2030 年期间新年度平均节省1.49%。 要求成员国在其节能措施范围内优先考虑弱势客户和社会住房。 为整个公共部门引入每年减少1.9%的能源消耗目标。 将每年3%的建筑物翻新义务扩大到各级公共行政部门。 根据能源消耗引入不同的方法，让企业拥有能源管理系统或进行能源审计。 引入监测数据中心能源绩效的新义务，建立欧盟级数据库，收集和发布数据。 在较大的城市推广本地供暖和制冷计划。 在供热或供冷方面逐步增加有效率的能源消费，也包括区域供热。 节约能源、提高能源效率可以降低能源供应短缺的风险。能源消耗降低有利于减少欧盟对化石燃料的依赖。据了解，能源效率指令等节能措施，可以在短期内帮助欧盟分别减少约130 亿立方米和约1600万吨石油当量的天然气和石油需求。 欧盟能源专员Kadri Simson认为：“能源效率是实现欧盟经济全面脱碳的关键。……更强有力的欧盟能效框架能够帮助我们实现2030年能源和气候目标。它还是提升竞争力、加强供应安全的重要驱动。”

新华社消息，当地时间9月24日，法国总统马克龙宣布了一项能源转型计划，并表示法国将在2024年的预算中额外投入70亿欧元，以加快法国气候目标进程。 马克龙表示，为完成为时7年的能源转型计划，法国政府主要提出两项措施：减少对煤炭、石油和天然气等化石燃料的依赖，增加对电动汽车的使用。 为促进生态转型和实现减排目标，法国将在2027年之前关停并改造最后两座燃煤发电厂。 9月26日，法国环境部长克里斯多夫·贝库表示，“对抗气候变化首先和最重要的是停止使用化石燃料，因此我们不应该再使用燃料加热器和更少的燃气加热器。”法国希望用热泵替换住宅燃料和燃气加热器，并建立相关设备制造产业，以减少温室气体排放。 与1990年相比，法国的目标是到2030年减少55%的净温室气体排放。 贝库表示，法国政府希望快速发展国家热泵行业，以便法国具备每年生产100万台设备的能力，而不是依靠进口波兰或中国制造的设备。 被问及到2030年法国如何替换全国估计的3000万套加热系统时，贝库表示，如果政府能够成功替换近300万套燃料加热器和法国约1100万套燃气加热器的一半，那么到2030年将会按计划减排55%。 “与其他国家一样，我们本可以完全禁止燃气锅炉，但由于我们是燃气锅炉的大生产国，我们决定坚持激励政策，”马克龙表示，并补充说该计划将为热泵行业提供财政支持，以期到2027年将法国的热泵产量增加两倍。 贝库表示，热泵的补贴将会增加，对低收入家庭来说，购买热泵的净成本将与购买燃气加热器相似。 马克龙还宣布，法国政府将推动减少对化石燃料的依赖，并通过国家补贴等措施促进电动汽车的普及度。并表示，到2027年，法国将生产至少100万辆电动汽车。 根据计划，法国将在2030年把化石燃料的发电量占比从60%降至40%，同时通过在国内生产汽车和电池来促进电动汽车的使用。 马克龙表示，政府计划在11月推出一项国家补贴机制，允许中等收入家庭以每月约100欧元（约合774元人民币）的价格租赁欧洲制造的电动汽车。 近期，法国在电动汽车领域动作频频。欧盟9月13日宣布对中国电动汽车发起的反补贴调查，对此，一众德媒认为法国是欧盟此项决定的“发起者”和获益者，德国经济部长哈贝克也称法德在此问题上存在分歧，因为法国车在中国市场的销量远低于德国。 9月19日，法国政府公布了一项将于2024年1月实施的针对电动汽车的补贴激励措施。调整后的补贴规则将根据使用材料、电池类型、产地等因素对每款电动汽车进行“碳足迹”评分，符合获得“生态奖金”条件的车辆名单将于12月中旬公布。 能源转型兜兜转转 作为一个核电大国，核电约占法国总发电量的70%。2021年，法国核电站发电量高达3610亿千瓦时，占年发电量的68%，是全球核电份额最高的国家。法国有56座可操作的核反应堆，总产能达61吉瓦，仅次于美国的95吉瓦。 近年来，为应对气候变化、优化能源结构、实现能源转型，法国开始逐步增加可再生能源使用占比。法国可再生能源协会主席让·路易·巴尔在联合国教科文组织召开的第20届可再生能源研讨会上表示，法国在可再生能源的发展和创新方面具有较强技术，可再生能源已成为法国、欧洲乃至全世界能源转型的驱动因素。 但不久后，法国能源转型迎来了两级反转。 2022年2月，在俄乌冲突升级的背景之下，法国国民议会通过了《加速核能发展法案》，完成了重振核电的重要立法工作。根据这一法案，法国将取消2015年设定的“到2035年法国核电占比不超过50%的上限”。 法国总统马克龙宣布大规模重振核电计划，将新建6座压水反应堆，并启动另外8座核反应堆的可行性研究。马克龙还宣布，如果所有运营超过50年的核反应堆可以延长寿命，希望尽一切努力避免其关闭。 尽管存在反对声音，但法国《费加罗报》发布的民调结果显示，冲突导致的欧洲能源危机使法国民众对核电的支持度提高，对核电持正面看法的受访者占60%，比3年前增加了26%。在欧洲大幅减少从俄罗斯进口天然气之际，法国的核电和电力出口对欧洲变得更加重要。 根据法国输电网公司公布的2022年数据，核能发电量占当年总发电量的63%，同期燃煤发电量的比重仅为0.6%。 但欧盟“Fit for 55”减排计划仍在持续推进，法国需要在2030年前将温室气体排放量相较于1990年至少降低55%。关停最后两座燃煤发电厂是法国实现减排目标的必然之举。

9月22日，清华大学碳中和研究院、环境学院联合腾讯SSV碳中和实验室发布了《2023全球碳中和年度进展报告》。报告从“目标-政策一行动-成效”的视角，系统评价了全球197个国家在碳中和承诺、低碳技术、气候投融资、国际气候合作等方面的进程。 碳中和进展 碳中和进展指标反映的是各国碳排放强度达峰后至2019年的年均下降水平与其碳中和目标的匹配情况。 报告显示，在世界前20大经济体中，仅英国、中国、德国和美国等4个国家的降碳进度过半。 世界前20大经济体减碳成效情况 特别是中国，从图表中可以看出，自1990年以来，我国的碳排放强度下降速度明显快于其他国家，碳中和工作成绩斐然。 据生态环境部数据，2020年，我国单位GDP二氧化碳排放较2005年降低约48.4%，超额完成第一阶段国家自主贡献承诺。在此基础上，“十四五”前两年，我国二氧化碳排放强度进一步下降，节能降碳成效显著。 新时代十年来，我国以年均3%的能源消费增速支撑了年均超过6%的经济增长，碳排放强度累计下降超过35%，扭转了二氧化碳排放快速增长的态势。 此外，在碳中和进度方面，不到1/3的国家实现了超过一半的降碳进度。仅24.8%的发展中国家碳减排进度过半，包括亚美尼亚、赤道几内亚、阿塞拜疆和格鲁吉亚等国，在2019年其降碳进度均超过80%。但同时，40.7%的发展中国家降碳进度未超过20%，这些国家急需国际的帮助和援助以实现其减排和转型目标。 在发达国家中，56.6%的国家碳降排进度过半，所有发达国家的降碳进度都超过了20%。六个国家，包括马耳他、爱沙尼亚、斯洛伐克、爱尔兰、波兰和丹麦等国，其降碳进度超过了70%。 碳中和技术进展 01 发展目标 实现气候目标需要全社会经济体的系统性变革。由于碳中和技术的定义既系统又复杂，报告选取了可再生能源发电、电动汽车、节能、碳捕获与封存技术(CCUS)、生物燃料、可再生氢和碳汇开发作为统计指标。 图表显示，已明确提出碳中和技术发展战略目标的国家占全球较大的GDP、人口和碳排放比例，特别是在可再生能源发电技术、电动汽车和节能技术方面。 报告进一步指出，提出战略目标的国家在可再生能源发电、电动车技术和可再生氢技术的覆盖比例均超过一半，表明这些技术对全球大多数主要国家都具有战略发展意义。然而，生物燃料、节能技术和CCUS技术的战略目标相对较少。其中，生物燃料主要在具有丰富生物质资源的国家中得到重视。节能技术的定义因能效的相对指标而有所不同，而CCUS技术因其高成本和不明确的商业模式，各国对其制定的战略目标相对谨慎。 从碳中和技术的目标来看，发展中国家和发达国家的偏好存在差异。许多发展中国家依靠本地资源优势，主要提出碳汇开发和生物燃料的目标。这些国家占全球近一半的人口，但GDP只占全球的30%，主要是相对欠发达的国家。相反，发达国家主要依赖技术优势，倾向于发展科技依赖型技术，如可再生能源发电技术、电动汽车和可再生氢。这些国家的GDP比重明显高于人口比重，主要是发达国家。 02 政策支持 碳中和技术的政策支持方面。激励性政策主要包括补贴、税收优惠、绿色金融手段以及试点/合作项目的部署；而电动汽车和可再生氢技术则配备了相应的配套措施。 可再生能源发电政策的覆盖范围最广，超过一半的国家都提出了支持政策，近30个国家已宣布化石燃料禁令政策，主要集中在2030年及以后。 电动汽车、节能和碳汇开发技术也得到了广泛的政策支持。然而，可再生氢、生物燃料和CCUS等技术只在少数国家得到了强有力的政策推动。 发达国家普遍比发展中国家更重视技术支持，但中国在各个技术领域都实施了支持政策，表现出色。各国在技术选择和政策模式上存在差异。例如，美国、中国和加拿大等大国在所有技术领域都实施了支持政策。欧洲发达国家更倾向于推进交通领域的技术发展，重点支持电动汽车、可再生氢和生物燃料。 在政策模式上，中国和美国同时重视强制性和激励性政策，而欧洲国家更倾向于通过激励性政策推动技术发展。 不同技术类别存在政策推动模式的差异。例如，可再生能源发电技术和电动汽车技术主要通过税收减免、补贴和投资等绿色金融政策手段来推进发展，也有少数国家采用强制性政策或配套措施来促进技术推广。 节能技术和生物燃料技术更倾向于使用强制命令型政策来推动技术发展。CCUS技术、可再生氢技术和碳汇开发技术主要依靠推进试点项目来激励技术发展，并辅以相应的标准、财政补助和配套设施。 03 产业进展 关于成熟碳中和技术的部署，发展中国家和发达国家展现出相似的进展情况。 发展中国家的可再生能源装机容量占全球的60%，其中光伏和水电分别占全球的55%和65%。 然而在电动汽车技术方面，尽管发展中国家的电动汽车数量占全球总量的大比例（纯电动乘用车57%，插电式混合电动车34%），但值得注意的是，这主要是由于中国的巨大贡献。超过95%的电动汽车来自中国，这意味着其他发展中国家在电动汽车技术的部署方面仍然落后。 尽管如此，对于依赖资源的技术，如生物燃料和碳汇技术，发展中国家因其广阔的土地和丰富的自然资源具有巨大的潜力。他们的生物柴油产量和森林碳汇储量是发达国家的三倍。 报告中的图4-2和图4-3分别展示了可再生能源发电占比和电动汽车销量的渗透率，从而突显了各国在历史发展趋势和目标值之间的差距。 报告显示，部署渗透率较高的国家，如哥斯达黎加、奥地利和新西兰等，都提出了到2030年可再生能源发电占比达到100%的目标。 然而，一些国家如新西兰和爱尔兰与他们设定的2030年的目标相比，仍有相当大的差距。 在电动汽车方面，销量渗透率较高的国家，尤其是北欧国家如挪威、冰岛、瑞典、丹麦和芬兰，他们在2021年的电动汽车销量已突破25%，并且这些国家都设定了100%电动汽车销售的目标。 中国的电动车销量占比也表现出色，2021年已突破15%，且距离其2025年电动小客车销量占比20%的目标最接近，有望提前实现。 然而，报告也指出，一些国家如意大利、西班牙、希腊、加拿大、韩国和美国在电动汽车销量上的增长趋势不是很明显，且与他们设定的销量目标仍有较大的差距。 能源转型 此外，报告还发现：全球能源转型取得一定成效,但对于各国而言仍是巨大挑战,其中发展中国家面临能源公正转型的巨大需求，全球只有不到1/4的国家的非化石能源供应占比超过50%。仍有87个国家的化石能源供应占比超过80%，其中73个(84%)是发展中国家，这些发展中国家2021年的总体经济增速超过了11%。 全球需要采取行动支持这些发展中国家的绿色低碳能源发展，确保其实现经济增长、能源供应、环境治理、气候行动等多维度发展目标。 总体来看，提出碳中和承诺已成为全球趋势，全球已有151个国家提出碳中和目标,覆盖94%的GDP、86%的人口，91%的碳排放量。各国纷纷出台碳中和承诺,但许多国家的承诺力度难以满足人均历史责任等公平原则下2°C/1.5°C目标的减排需求。 全球碳中和目标落实、技术创新、投融资和国际合作均存在差距，加速碳中和进程需要“行胜于言”，在目标支撑、资金投入、技术推广和国际合作等各方面加大投入，并解决技术和资金方面的数据不足和透明度问题。 清华环境学院党委书记、清华碳中和研究院减污降碳协同中心主任王灿在介绍《报告》内容时表示，“提出碳中和目标已是全球大势，但目标的力度类型、范围、公平性等要素仍有较大提升空间。

近期，又有多个地区出台工商业储能直接补贴政策。 9月，江苏无锡印发《无锡市促进新能源产业发展若干政策的通知》对1MW及以上新型储能电站给予0.3元/kWh放电补贴；安徽合肥印发《合肥市进一步促进新能源汽车和智能网联汽车推广应用若干政策实施细则》，对新投入的换电站配建的储能设施一次性给予400元/kWh容量补贴。 8月，广东佛山发布《佛山市促进新型储能应用扶持办法（征求意见稿）》对1MW以上的工商业侧电化学储能项目，给予最高100元/kWh容量补贴；浙江平湖发布《关于促进平湖市能源绿色低碳发展的若干政策意见(试行)》，对2MWh以上且本土累计储能建设规模5MWh的用户侧项目给予8%投资补贴。 2022年至今，浙江、广东、江苏、重庆、安徽、天津等10省超30个市/区县陆续发布超40个工商业储能直接补贴政策。对工商业储能项目给予直接补贴，也成为一些地方政府争取项目投资、产业落地的重要手段之一。 工商业储能盈利模式包括峰谷价差套利、直接补贴、需求响应、备用电源等，其中峰谷价差套利、直接补贴是目前工商业储能的主要收入来源。 工商业储能应用场景及盈利模式 工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储（充）一体、微电网等。工商业储能主要盈利模式是自发自用、峰谷价差套利、直接政策补贴、需求响应、备用电源。商业模式方面目前主要有工商业用户自主投资、能源服务企业租用场地采用合同能源管理或融资租赁等模式投资项目。 国内工商业储能主要获益模式为利用分时电价差进行充放电套利。目前，全国已有多地推出了分时电价方案，峰谷价差逐步拉大，东部和中部高用电量地区尤为明显，工商业储能在浙江、江苏、广东、重庆、湖南、安徽、海南、湖北等多个省份可实现良好经济性。 2023年上半年共有19个地区最大峰谷价差超过0.7元/kWh，前5位分别是广东省（珠三角五市）1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.97元/kWh、吉林省0.961元/kWh，较去年同期相比各地价差在持续拉大。 2023年上半年全国各地最大峰谷电价差平均值（元/kwh） 补贴政策提升工商业储能经济性 2022年至今，全国各地方政府对工商业储能的直接资金补贴扶持、税收政策、市场准入政策逐步明朗，鼓励工商业用户兴建储能电站，推动用户侧储能的应用落地。这些政策一定程度上降低了储能设备的投资成本和运营成本，提高了储能电站的收益水平，有助于吸引更多的投资和资本进入工商业储能领域，提高行业的发展速度和规模。 在工商业储能补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的储能补贴政策主要以用户侧为主注重与分布式光伏相结合，地方招商产业需求较为旺盛；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。 放电补贴方面，浙江温州瓯海区、龙港补贴标准最高，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴，普遍地区直接补贴标准在0.3-0.5元/kWh。重庆铜梁区在补贴方面，对大于2MWh且年利用小时数不低于600小时，连续3年给予项目运营主0.5元/kWh的补贴；深圳福田、天津高新区滨海高新区对在区域内投运的项目，0.5元/kWh的补贴。 在容量补贴方面，今年浙江、重庆、安徽、广东等多省地区出台了储能容量直接补贴政策；在2022至今各地发布的工商业储能补贴政策中，整体容量补贴标准在100-300元/kW之间；补贴年限包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴等，普遍以一次性补贴为主。浙江永康、嘉善、金华婺城采用逐年退坡补贴方式，补贴标准在100-200元/kW/年。 安徽合肥印发《合肥市进一步促进新能源汽车和智能网联汽车推广应用若干政策实施细则》鼓励换电站配建储能设施，对配建的储能设施给予最高400元/kWh的容量补贴。 在投资补贴方面，今年浙江、广东、北京等多省地区出台了储能投资补贴政策，投资补贴比例在2%-20%之间，单个项目补贴限额在30-1000万元之间，补贴期限多为一次性补贴。其中今年5月深圳发布的《深圳市发展和改革委员会关于发布2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南（第一批）的通知》中补贴力度一骑绝尘，提出储能新技术新产品示范应用推广支持工业园区储能、光储充示范等两个方向，按总投资的30%给予事后资助，最高补贴1000万元。 叠加峰谷电价差和直接补贴政策优势，浙江、广东、重庆、江苏、湖南、安徽等省份成为目前用户侧储能的主要开发区域。 2023年被称为工商业储能的爆发“元年”。机构数据预测，2023年到2025年，工商业光伏储能累计新增装机预计可达29.09GW，复合增速55.8％。在当前分时电价机制下，如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等工商业发达省份在峰谷电期间，通过工商业储能实现两充两放的策略，缩短成本回收周期。随着各地峰谷价差逐渐拉大，碳酸锂价格下降，未来工商业储能项目的投资回收期有望进一步缩短。