在工商业目录电价时代，每家企业每月应付的度电价格在很长一段时间内维持不变。 而且执行峰谷分时电价的用户，根据当地的分时电价政策，也要根据目录电价公布的度电价格（一般就是平段电价）来生成对应的峰谷电价。 而对应在电费单上就产生了分时电费，由对应峰谷时段电量和对应的价格乘积而获得。 彼时电价的组成基本就是上网电价+输配电价+附加基金，在黄师傅老家辽宁，上网电价和输配电价是参与分时浮动的，而附加基金不参与。 我当时就一直思考一个问题，公布的燃煤标杆上网电价和输配电价只是一个价格，就是度电平期的价格。 当时电网公司作为统购统销方，其按照分时电价收取的用户电费，在其拨付给发电企业的电费也是分时的么？ 而实际收取的分时电费，与全部电量执行统一的度电价格方式相比较，在整个网省公司全部工商业用户这个大盘子里，到底是分时方式收取的电费多还是统一价格的方式多？ 如果有盈余和损失，那么这部分费用该由谁来享有或者承担呢？ 肯定不是用户，因为用户永远按照目录电价缴纳电费，未见需要额外支付哪笔费用或者额外享受哪部分费用的减免。 自打工商业目录电价取消后，尤其是第三监管周期输配电价执行以来，在各网省公司的系统运行费里多数会看到峰谷电价分时损益这一项需要由全体工商业用户来承担的费用。 该损益可正可负，也就是说我之前那个困惑“到底是分时方式收取的电费多还是统一价格的方式多？”这个不一定。 但可以肯定的是这个差额不再是混在电费里模糊不清，而是要单独结算、统一清算。 所以对于这部分费用的由来，我们理应自己也做到心中有数。 造成损益的原因 对于峰谷分时电价损益最直接的做法其实和我们在讨论一个一般工商业用户该不该执行分时电价一致。 那就是用对应分时电量×分时电价得出的总电量电费和用总电量×度电电价得出的总电量电费做差，这个差值就是损益的一部分。 当然不同电压等级用户，不同交易价格的用户其所承担的分时电价也不近相同，所以总结算方式就是将每一执行分时电价的工商业用户都统一做上述计算，最后把每一家的差值做和。 即总损益 = Σ（峰段电量×峰段电价）+Σ（平段电量×平段电价）+Σ（谷段电量×谷段电价）-Σ（总电量×度电电价） 度电电价在大多数省份都是平段电价，但像陕西和湖南两地有明确规定选择不执行分时电价的一般工商业用户，其度电电价在平段电价基础上要增加一部分△P。 对于这类型的用户，增收的损益 = Σ总电量 × △P。 这是一种相对的比较，据实可以获得应收的分时电量电费，但也可以根据实际电量来测算如果不执行分时电价，那么应该收取多少电量电费。 几类用户的峰谷损益 根据购电合同类型和用电结算类型来区分用户。 其中购电合同分为“分时合同用户”和“一口价合同用户”。 而用电结算也同样分为“分时结算”和“一口价结算”。 前者的区分取决于用户和售电方签订的协议，后者的区分取决于用户的用电性质和当地的分时电价用户执行范围。 以这两个维度，我们可以将用户划分成四类，但并不会存在购电时选择分时合约，但结算时采用一口价这样的情况，所以剩余三类用户。 购电分时/结算分时 这类用户和售电方（发电厂或售电公司）签约时直接签署了分时电价而非一口价。 若分时电价对应的上浮和下浮比例不低于当地分时电价文件所规定的浮动系数则据实结算。 这类用户因为依据自身分时电量结算，发电侧也根据分时电量合同结算，所以二者之间的差异属于电费偏差，即因为超用/欠用等情况导致的结算方式不同而产生的偏差。 所以这类用户本质上不会产生峰谷电价分时损益。 购电一口价/结算一口价 这类用户更为简单，不论是购电合同还是结算账单都不存在分时一说，所以也不会发生任何峰谷电价分时损益。 购电一口价/结算分时 这类用户根据购电的一口价，结合当地规定的分时电价浮动系数来生成对应的分时电价，比如当地规定峰段上浮50%，谷段下浮50%。 用户A与售电方签约一口价为0.4元/度，则对应峰、平、谷电价为0.6元/度、0.4元/度、0.2元/度。 假设其某月峰段用电量10000度，平段用电量20000度，谷段用电量5000度， 按分时方式结算电量电费为 10000 × 0.6 +20000 × 0.4 +5000 × 0.2 = 15000元 模拟一口价结算电费为 （10000+20000+5000）× 0.4 = 14000元 即损益 = 15000-14000 = 1000元 众多这种类型的用户将自身的损益累加起来就构成工商业用户交易电价部分的峰谷分时损益。 居民峰谷分时损益 在一些地区居民电价也执行了峰谷分时政策，且峰段电价较度电单价上涨的价格比谷段电价较度电单价下浮的价格要小得多. 以浙江地区为例，峰段电价较非分时价格上调3分钱，谷段电价下调2毛5。对应每个阶梯档位的分时电价也是固定的上调和下调额度。 设某用户全年峰段电量为X（仅在一档），谷段电量为Y，则总用电量为X+Y。若在浙江选择执行分时电价，则电费为0.568X+0.288Y；若选择一口价则电费为0.538（X+Y）。 二者差值即为仅峰谷分时损益，之前黄师傅在《居民电价三件套之二：分时电价》一文里也分析过，浙江居民用户谷段用电量大于总用电量的11%就该选择分时的方式缴费，这样同样电量费用较低。 但这少缴的费用会在电网内部被计为损益，有些地区会把这部分损益放置于交叉补贴新增损益中，毕竟这也是工商业补贴居民电费的一种方式。 也有的地区会把它放置于峰谷分时电价损益中，因为毕竟它的产生还是源自于分时电价的机制。 其余浮动电价损益处理 上述讨论的仅仅是上网电价也就是交易电价部分，而对于其它电价组成部分中，也参与了分时浮动的部分该如何处理损益呢？ 如果当地输配电价也参与分时浮动，那么损益的计算方式和交易电价部分一致，一并纳入到峰谷分时电价损益中。 如果上网线损电费部分参与分时浮动，那么该部分损益可计入代购上网线损新增损益中或者计入峰谷分时电价损益中。 如果系统运行费和基金部分参与分时浮动，那么该部分损益将计入峰谷分时电价损益中。 还有拆分更为细致的情况，比如山东省，其参与分时浮动的电价部分有上网电价、容量补偿电价、上网线损电费、抽水蓄能容量费和煤电容量费。 其中容量补偿电价发生的峰谷分时损益会单独列支细目：容量补偿电价峰谷损益。 上网线损电费发生的峰谷分时损益计入代购上网线损电量新增损益中。 煤电容量费发生非峰谷损益计入煤电容量补偿费用中。 抽水蓄能容量费发生非峰谷损益计入抽水蓄能容量费补偿费用中。 而代理购电户上网电价产生的损益计入代理购电新增损益中，市场化交易户的峰谷分时损益另行处理。 谁来承担 首先一个尚未完全解释清楚的点，就是居民用户的峰谷分时损益是否由工商业用户来承担。 但本着各种交叉补贴的原则，同时浙江在《浙江省电力市场化交易全面清算操作细则》中明确指出，居民分时电价发生的损益要纳入到工商业用户分摊的峰谷分时电价损益费用中。 所以有理由相信，其它地区也有类似的操作。 而承担该部分损益的用户，就是全体工商业用户，不管你是电网代购户还是市场化交易户。 而且，哪怕该工商业用户不执行分时电价，一样要承担这笔损益费用。 所以，也可以有这样的解释，执行一口价的用户，其实是在执行一种特殊的分时电价，不过它的分时电价时时相同不产生损益而已，但你也是一个“分时用户”所以要承担损益。 小结 综上，我们可以得出结论，但凡是电价组成中，参与了政府规定的分时浮动部分所发生的损益都要由全体工商业用户来清算。 可能不同省份清算的名目不同，但可以肯定的是，全部因为分时而产生的损益都会在电价细目里。 对于发电企业来讲，收入根据合约来。合约规定分时结算那么发电企业和交易中心就据实结算，合约是一口价那么就是一口价。 而电网公司的输配电价收入统一按照一口价来核算。 至于用户侧的结算要根据当地政策还有用户用电性质，如果以分时电价结算那么看对应的购电合同，购电合同约定分时结算，则没有损益，否则发生损益。 统计全省的当月损益的总费用，形成需要清算的电费，然后根据下月预测的工商业用电量进行分摊，再有盈余滚动清算。 至此，当年目录电价时代的一笔糊涂账也逐渐理清了，而之前的账也会随着时间的流逝而不了了之。
虚拟电厂业务交流时，经常有朋友问： 虚拟电厂的投资回报率是多少？ 这个问题的背后，其实隐含着能源行业底层价值观的差异，而正是这种冲突，导致了能源互联网和虚拟电厂业务的困境。 我认为能源行业的人，一般有三种底层价值观。 资产型思维 这是能源行业长期以来形成的，最为习惯性的思维方式，在计划经济阶段，供需由计划决定，所以更强调最优规划，只要规划好了，资产投资下去，必然会产生合理的回报率。 到了市场化的初期阶段，这种思维在居民房地产行业得到了淋漓尽致的体现，住宅房地产的核心是“地段、地段、地段”，只要在最优质的地段建房子，不怕卖不掉。 对电网、油气管网这些自然垄断的“能源网络运营商”来说，占据最优质的管廊资源是最重要的目的；对于电源项目来说，在需求最旺盛的地段建设，就不愁消纳。 而资产的这种地段稀缺性，就会影响资产的利用率，最终体现在资产的回报率和风险上。 于是就有了本文一开始的那个问题：虚拟电厂建在哪里，资产回报率是多少？ 但是虚拟电厂不是实物资产，更不是可进入财务报表的固定资产， 所以这个问题用资产思维去理解，天生就是错误的。 简单资源型思维 住宅房地产和商业房地产不一样，商业房地产是一种资源型模式，比如很多市中心最优质地段的商业综合体，由于运营问题，叫好不叫座。 因为商业地产是在市场竞争环境下，长期持有资产的资源变现问题。 首先是市场竞争条件，管网类的资产项目是自然垄断的，而计划经济时期的火电厂，完全自发自用的光伏项目，也几乎不用考虑供给侧竞争，约等于自然垄断项目。 但是对大多数需要进入市场的光伏、储能项目来说，资产需要产生资源（发电量），这些资源需要在市场里竞价才能出清，所以是一种资源变现，而不是资产直接收益的模式。 更典型的是售电，中长期售电业务本质就是资源交易，甚至在市场化初期交易成功的关键并不是电量本身的价格，而是人脉资源——你有关系拉到客户就能成交。 在这个过程中，看重的要素是资源的稀缺性，对商业地产来说，除了地段的稀缺性，优质运营方也是稀缺的——好的项目往往需要优质的商业地产管理方，才能招到好的品牌、做出好的引流方案。 优质运营方所具备的资源变现能力，互联网公司叫做“转化率”，这需要一整套的资源运营能力。 比如当下的虚拟电厂，其实就困在这个变现能力。 一方面市场化交易不够活跃，无法高频交易；而计划性的补贴（需求响应事件）额度也很小，不足以刺激市场发育。 另一方面是资源供给方（比如可调节负荷的使用方）参与度和转换率也不高，不高到什么程度呢？ 某电力公司建设的虚拟电厂管理平台，以结果考核的实际可调的容量，大概只占建设的资源池容量10%都不到，原因是——客户不响应。 资源池类似网络浏览量，实际可调度容量类似成交量，所以本质上就是互联网公司的转化率。 转化率低的本质，就是产品和服务的粘性不足，没有深度满足客户的需求导致。 这是因为电力公司用“资产性思维”的模式，去做了需要"资源型思维"的事情。 综合能源的困惑，也是在这里。 简单资源型业务，本质就是链条清晰，资源可量化，稀缺资源如何“勾兑”（暂且把这个词定义为中性而非贬义）成可交易的产品。 比如白酒，除了窖藏历史（微生物菌群），还有就是品牌、地段（水源）、团队（比如调酒师）、营销渠道等，最后能卖上高价。 电力公司其实是不善于和客户“勾兑资源”的，因为垄断行业不需要这套，所以一旦遇到“资源型业务”就很难推进。 最关键的一点，资源本身也不是固定资产，不能变成折旧成本，所以无法计算投资回报率。 资源更强调的是变现能力，需要通过资源运营去变现。 复杂资源型思维 资本市场上有个经典问题：茅台怎么估值？ 如果按照资产逻辑去估值，茅台集团厂房、生产设备这些固定资产并不值钱，茅台酒本身也不是固定资产，而是产品库存。 但是茅台又是极其稀缺的，稀缺到国家动用全国之力，想在茅台镇核心区域之外，复制茅台的生产工艺都没用成功（从气候、水质、高粱，到人员、生产工艺，乃至菌种都Copy过去，最后也无法100%复制）。 因为茅台的那个生产环境、水质的细微差异、温湿度的变化、微生物群的复杂生化关系， 呈现出一种复杂系统的“涌现”状态。 这就是茅台的稀缺性所在——它的不可复制，是在茅台镇核心区的一个复杂网络中酝酿出来的，任何微小参数的变化都导致结果非线性的偏差（蝴蝶效应）。 比如虚拟电厂，未来需要面对的问题是： 如何在一个高度市场环境中，去面对几百万的可调节资源，几万家的业主，几千家运营商，可交易资源的颗粒度是瓦，而不是千瓦或者兆瓦？ 他们之间彼此形成一个复杂的，类似微生物种群（或者神经元网络）的协作模式，这个模式不可被计划，不可被预测，甚至不可被彻底理解（AI目前的百亿级别参数网络，人类已经无法彻底理解，只能去梯度逼近和调整而已）。 对于售电公司来说，到了现货的高级阶段，就需要复杂资源的协调能力，比如负荷预测（需要数据、算法、经验），交易管理（多级市场，多品种、多头空头对冲）、金融、保险、风险控制（比如储能、负荷侧管理）、投资（储能投资作为交易筹码）。 任何一家售电公司都不可能全部做到，需要一个市场化的生态网络为售电公司提供上述复杂的服务。 有另一个朋友问我：虚拟电厂需要牌照么？未来这个牌照会不会稀缺？ 虚拟电厂运营商进入电力市场交易，需要注册，但不是什么牌照，未来虚拟电厂更多的交易是在批发侧市场之外的，点对点的小额交易，更不需要什么牌照。 用牌照资源的稀缺性去理解虚拟电厂未来的交易业态，本质上就是“简单资源思维”去看待“复杂资源运营”的逻辑。 对于虚拟电厂来说，首先需要一个培育的生态（茅台镇），这就是高度的市场化，开放化，高度的信任和契约精神。 其次，需要形成一个开放的复杂系统网络（酒窖），这个网络不是设计出来的，就像茅台，没有一个生物化学家设计出这个酿造环境。 再次，需要去通过市场机制形成演化的正负反馈通路（酿造），培育出各个要素组合。 可能少了一个菌株，茅台口味就变了。 ASML的光刻机，少了一个非关键组件、某个经验参数调节错误，就无法正常运行，甚至某个生产环境局部的湿度微小变化导致凝露都会降低良品率。 而这种复杂系统环境下的多要素、多场景、多主体的协作资源型思维，是能源互联网平台追求的目标。 这也恰恰是最难的一点。 到了这个阶段，投资回报率根本不存在。 就像《三体》世界里，被智子封锁的对撞机，物理学已经不存在了。 思维模式的不同，做事的路径和得到的结果自然不同。 作为能源互联网落地应用之一的虚拟电厂，不是口号，也不是简单的资产投资，更重要的换个思路。
深圳虚拟电厂智慧调度运行管理云平台 深圳市新能源汽车推广全球领先，分布式光伏、电化学储能等新兴业态实现创新发展。为提高新能源接入承载能力和供需平衡能力，充分发挥本地负荷侧资源优势，保障能源安全，推动能源清洁低碳转型，深圳供电局打造以虚拟电厂为核心的源网荷互动体系。 2021年，依托南方电网虚拟电厂“灯塔”项目，建成网地一体虚拟电厂调度运行管理云平台。2022年,深圳市发改委和南方电网深圳供电局联合挂牌深圳虚拟电厂管理中心。 自2021年起，虚拟电厂接入资源类型愈加丰富，包括5G基站、数据中心等信息通信基础设施、充换电场站、建筑楼宇、工业园区、储能系统等资源。截至2023年底，资源接入容量跃升至2021年的14倍，接入分布式资源超265万千瓦、调节能力超56万千瓦，基本形成数据采集密度高、接入负荷类型全、直控资源多、应用场景丰富的源荷互动管理平台体系。 聚合虚拟电厂产业链各类资源。上游培育高负荷园区、南网电动、深圳能源等能源消费和供给的主要企业；中游逐步提升虚拟电厂调度运行管理云平台服务能力，不断扩大资源接入规模；下游建立电力公司、售电公司及高负荷用户的顺畅交易渠道，培育交易市场。 同时通过虚拟电厂产业链上、中、下游各类资源聚合，推动ICT企业布局虚拟电厂新赛道，支持能源企业拓展虚拟电厂核心设备生产制造，实现“设备+服务”“场景+技术’高效融合，提升深圳新能源产业集群发展能级，助力构建数字能源先锋城市。 推动虚拟电厂本地化精准响应。创新解决局部电网重载、过载、断面阻塞等实际问题。2023 年组织开展精准响应33次，调节电量125.8万千瓦时，运营商获得收益超过450万元。 实现虚拟电厂参与调频技术验证。实现虚拟电厂参与跨省备用市场结算运行，为虚拟电厂参与辅助服务市场提供可行的样本。 探索虚拟电厂与智慧城市融合发展。以虚拟电厂为媒介，积极探索建立以各类分布式资源为主体的电力充储放一张网，实现了各类资源与BIM/CIM平台的精准化定位和建模，开展了极端情况下分布式资源调度预演，助力打造能源安全韧性城市典型范例。 深圳虚拟电厂平台突破海量异构资源数据采集及安全防护技术、考虑多重不确定性的虚拟电厂调节能力预测技术、耦合市场环境下虚拟电厂交易决策与内部效益分配技术自主研发“瀚海”系列虚拟电厂成套硬件终端。 深圳虚拟电厂建设实践深圳虚拟电厂平台实践按照以下思路开展: 1）开展海量负荷侧资源接入调度运行的可观、可测、可控、可用的四大关键技术研究； 2）和政府形成合力，因地制宜从政策、机制体制方面共同构建新型能源体系； 3）高质量管理团队有序推进虚拟电厂生态构建，引领负荷侧资源进入电网调控和电力市场，不断提高虚拟电厂实用化水平，增强能源供需友好互动能力； 4）围绕虚拟电厂构建的标准体系，发布企标、地标，参与国标，促进虚拟电厂良性发展； 5）积极主动协调国家、省相关部门支持虚拟电厂参与区域、省、市各类交易，打造虚拟电厂资源参与市场交易和协同控制的先行示范，探索实现虚拟电厂可持续发展，推动能源技术和发展模式创新。 1.强化联合技术攻关 依托南方电网虚拟电厂“灯塔”项目，建成网地一体虚拟电厂调度运行管理云平台，创新性解决了海量资源接入调度的安全防护难题，实现调度系统与用户侧可调节资源的双向通信，以及调度对虚拟电厂资源“站-线-变-户”关系设备级接入、分钟/秒级实时监测，可接收并跟随96点发电曲线，验证虚拟电厂参与电能量、辅助服务市场的可行性。 储备虚拟电厂关键技术，推动计量芯片、智能终端等关键设备国产化，为用户资源通过虚拟电厂参与市场交易和电网运行提供坚强保障。 2.有效制定虚拟电厂系列政策 2022年5月以来，先后制定《深圳市虚拟电厂落地工作方案(2022-2025年)》《深圳市虚拟电厂精准响应实施细则》，形成“顶层规划+专项扶持+组织实施”工作体系，提出10余项重点保障举措，为虚拟电厂在深落地应用提供政策保障。 3.设立专项管理机构 由深圳政府挂牌设立虚拟电厂管理中心，负责开展用户注册、资源接入、调试管理、接收和执行调度指令、响应监测、效果评估等工作。 成立专属客户服务小组90个，通过“线上培训+实战演练”模式，培养高质量响应用户。 4.建立健全标准规范 推动南方电网成立新型电力系统负荷侧资源灵活调控技术标准化工作组，协同印发虚拟电厂企标，申请国标/行标各1项、团标4项、企标6项。 编制有序充电与车网互动、分布式光伏接入、终端授信及安全加密技术等三项深圳虚拟电厂地方标准。 深圳虚拟电厂案例经验 1.找准虚拟电厂在新型能源体系下的角色定位 推动新型电力系统从“源随荷动”到“源荷互动”升级，深入挖掘海量资源的灵活调节潜力，最大化提升可调资源的使用效率和全社会能效水平积极探索打造“新型电源”低成本解决方案。 推动各类用户从能源服务消费者转变为能源服务生产者，为低碳、安全、经济运行的城市电网提供可推广的经验，不断丰富新型能源体系的主要内涵和主体范围。 2.强化有为政府和有效市场的高效协同 合理授权虚拟电厂管理中心，充分调动电网企业和产业链上下游企业的工作积极性，营造全市广泛参与的虚拟电厂发展环境。 通过虚拟电厂管理政策和地方标准的配合协同，强化深圳新能源汽车密度和充电桩密度全球领先的优势条件，先行示范打造车网互动新范例。 3.打造可落地、可持续、可推广的虚拟电厂商业模式 充分调动各类用户主体的主观能动性，以市场化的本地虚拟电厂精准响应补贴打造式推广新兴行业。 争取各级部门支持和指导，实现“跨区市场、省内市场、深圳市场的叠加赋能和“需求响应市场、辅助服务市场、电能量市场”的相互补充。
近日，中国能建新型储能原创技术策源地顺利入选国资委第二批原创技术策源地建设布局。 中国能建正依托资源优势、技术研发与集成优势、孵化转化优势、场景应用优势“四大优势”，全力打造新型储能原创技术策源地和现代产业链链长，引领新型储能技术创新和产业快速发展。 01 组建数科集团聚焦压缩空气储能产业链布局 中国能建围绕新型储能大力开展原创技术布局，组建数科集团，聚力打造全球领先的“中国能建300MW级压缩空气储能系统解决方案”，在湖北应城、甘肃酒泉等地率先开展300MW压缩空气储能示范电站建设，在系统集成、核心装备、运行控制、地下储气等方面不断实现关键技术突破，攻克了天然盐穴和人工硐室两条关键储气技术路线，破解了大规模储能电站选址受限的世界性难题。 数科集团聚焦压气储能产业链生态圈，着力优化生产力和产业布局，优化市场和区域布局，优化资源和资本布局，筹备组建中能建深地技术有限公司、中能建数智新能科技有限公司、中能建新型储能研究院有限公司、中能建综合能源有限公司等多家专业子公司。 02 与宁德时代成立储能投建营一体化公司 中国能建与宁德时代合作成立能建时代新型储能研究院和新型储能公司，专注于电化学储能3S系统产品和集成技术研发，致力打造以电化学储能为核心业务的投建营一体化平台。 03 与贝特瑞成立锂电池研发制造公司 中国能建与贝特瑞合作成立中能瑞新公司，在厦门、无锡等地布局储能电芯研发生产线，加速推进储能电池核心技术攻关和自主化制造。立项推动重力储能关键设备国产化研发，牵头研制可逆式重力轮机、超重载重物输送系统、低速大转矩电动发电一体机等首台套重大装备。 04 携手62家企业成立产业创新联盟 2022年8月8日，中国能建联合宁德时代、天合光能发起，与电网企业、发电企业、高校院所、储能装备企业等共计62家行业优势单位携手成立了“中国新型储能产业创新联盟”，致力于在国家和行业层面构建新型储能技术、产业资源整合和协同创新平台，引领推动新型储能高质量发展。 近期，中国能建新型储能原创技术策源建设取得了一系列重大进展。 自主研发的“300兆瓦级压缩空气储能系统”入选国家能源局第三批能源领域首台（套）重大技术装备，牵头研制的“300兆瓦压缩空气储能系统压缩机和膨胀机”入选2023年度能源行业十大科技创新成果，湖北应城、甘肃酒泉等多个项目列入首批国家新型储能试点示范项目和发改委首批绿色低碳先进技术示范项目。 2024年4月9日，湖北应城300兆瓦压缩空气储能电站示范工程首次并网一次成功，创造了单机功率、储能规模、转换效率等多项世界领先。 中能瑞新研发的储能电芯经专家鉴定处于行业领先水平，循环寿命可达12000次以上，安全性能满足严苛的针刺测试及“全生命周期”热失控要求，并正在推动306Ah、314Ah产品迭代升级。 中能建投建的全球首个竖井式重力储能项目——张家口60MW/300MWh重力储能示范项目，成功与张家口市赤城县签订了投资合作协议，已列入国家新型储能试点示范项目。项目在全球首创性提出了推动单机容量最大、单模块容量最大、系统效率高、全国产自主可控供应链、构网特性的300MWh基于竖井式模块化工程方案。 中国能建表示，未来将积极发挥科技创新、产业控制、安全支撑三大作用，大力推进原创性关键技术攻关，全力打造新型储能原创技术策源地和现代产业链链长，加快打造新质生产力，为构建以新能源为主体的新型电力系统和实现碳达峰碳中和战略目标作出应有贡献。
5月23日下午，位于上海临港新片区的特斯拉上海储能超级工厂正式开工，预计2025年第一季度投产，投产后超大型电化学商用储能系统Megapack产量将达1万台，储能规模近40GWh。 特斯拉上海储能工厂总占地面积约20万平方米，总投资约14.5亿元，是特斯拉在美国本土之外的第一座储能超级工厂，也是特斯拉入华十年来，继上海超级工厂之后，在中国的又一大型投资项目。 目前，特斯拉储能产品包括Powerwall、Powerpack和Megapack等。上海储能超级工厂则主要生产超大型商用储能电池Megapack，供给全球市场，初期规划年产商用储能电池1万台，储能规模近40GWh。 “世界各地电网的可再生能源应用率正持续增加。特斯拉电网级电池和控制软件可以存储和调度能源，让电网更稳定及可持续。“特斯拉方面表示，通过将硬件、软件、安装和服务集成到一个系统中，有效降低了成本，并可为公用事业机构和开发商提供可靠的能源。 据了解，目前特斯拉的Megapack已经在超过65个国家部署了超过10GWh，并且有超过1500个正在运营中的站点。 实际上，储能业务已逐渐成为特斯拉的新增长点。 今年一季度，特斯拉遭遇销量“滑铁卢”的同时，多个重要财务指标也出现下滑。据特斯拉此前公布的销量数据，今年一季度，特斯拉在全球共累计交付汽车38.7万辆，同比下滑8.53%，较2023年第四季度环比下降20.2%，这是近4年来特斯拉单季度交付量首次同比下降，也是过去5个季度最差的表现。 另据特斯拉2024年一季度财报数据，营业收入213亿美元，较上年同期下降9%，环比下降15%。同时净利润达到11.29亿美元，较上年同期下降55%，环比下降86%;毛利率达到17.4%，较上年同期下降2个百分点，环比下降0.3个百分点。 相较于总体业绩的下滑，特斯拉储能业务数据较抢眼，2023年财报以及2024年一季报数据均显示，储能业务增速均处于领先状态。 在2023年特斯拉的储能装机量达14.7GWh，较上年同期增长125%。同时在2023年，能源发电以及存储业务利润较上年同期翻了4倍。2024年一季度，能源发电和存储收入同比增长7%，达到16.35亿美元，毛利润同比增长140%，储能的部署量持续增加达4.1GWh。 在2024年一季度报中，特斯拉方面表示，能源生产和存储业务仍然是特斯拉利润率最高的业务，第二条总装线目前已经投入使用，而特斯拉将继续提升产能，其位于加利福尼亚州拉斯罗普的40GWh超级工厂即将满负荷运转。 特斯拉CEO马斯克在此前的财报电话会上也表示，在2024年，特斯拉储能业务的增速会高于电动车业务。
5月24日，上海市发展和改革委员会、上海市经济和信息化委员会、上海市商务委员会、上海市生态环境局联合印发《上海市促进绿色电力消费加快能源低碳转型实施意见》（以下简称《意见》）。 《意见》提出建设目标，到2025年绿电交易规模达到50亿千瓦时以上，到2030年绿电交易规模达到300亿千瓦时。 重点任务包括： 加大绿电多元化供给。深度挖潜市内绿电资源，实施“光伏+”专项工程，加快近远海风电开发，科学建设陆上风电场，结合生活垃圾焚烧设施布局生物质发电项目，因地制宜推进地热能开发，探索海洋能利用试点示范； 市内绿电交易引入风电、光伏、生物质等多品种绿电参与交易，2024年9月起新并网发电绿电交易企业需自建或购买储能调峰能力； 推动分布式可再生能源参与市场交易； 建设工业绿色微电网，推广建筑光伏一体化建设，构建综合交通枢纽场站“光伏+储能+微电网”智慧能源体系，引导独立计量的工商业充电桩全部参与绿电交易，推动5G基站、数据中心、超算中心等新型基础设施与可再生能源等融合发展。 率先探索“电-碳”市场协同路径，不断完善绿电消费与本市碳交易连接机制。 加快分散式小微资源聚合、新型储能充放特性、电动汽车集群控制等关键技术研究，按照“技术成熟一个，主体入市一个”的原则，明确资源聚合商、虚拟电厂、新型储能等新型经营主体市场准入规范。
总营收前十名：比亚迪、宁德时代、中国中车、晶科能源、上海电气、天合光能、特变电工、阳光电源、金风科技、亿纬锂能 总营收增速前十名：上能电气、协鑫集成、同飞股份、阳光电源、奥特维、盛弘股份、双杰电气、固德威、科华数据、晶科能源 企业毛利率前十名：天齐锂业、国能日新、立新能源、南网储能、盛弘股份、德业股份、晶科科技、华塑科技、杭可科技、恩捷股份 企业净利润前十名：宁德时代、比亚迪、中国中车、特变电工、阳光电源、晶科能源、天齐锂业、龙源电力、天合光能、赣锋锂业 储能业务营收前十名：宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、瑞浦兰钧、国轩高科、中创新航、南都电源、派能科技、中国电力、上能电气 储能电池营收前十名：比亚迪、宁德时代、亿纬锂能、欣旺达、天能股份、国轩高科、中创新航、德赛电池、南都电源、瑞浦兰钧 经过分析我们发现，电池企业与新能源企业的营收规模最为可观，宁德时代、比亚迪、晶科能源、天合光能均实现了千亿级别营收。营收额最高的是比亚迪，与其新能源汽车和电池业务高速增长直接相关。营收增速最大的企业是上能电气，达到110%，或与其开展储能系统集成业务有关。宁德时代为股东创造了最多的净利润，高达441.2亿元。 在利润率方面，EMS&BMS、电站开发、户储企业、锂电设备等企业的毛利率水平相对较好，平均毛利率分别为53.68%、38.57%、36.27%、33.28%。得益于去年上半年高企的锂价，天齐锂业以84.99%的毛利率傲视群雄，毛利率不足10%的企业有5家，最低毛利率只有2.13%。 实现营收、净利润双向增长的企业有36家，营收、净利润双降低的企业有14家。材料企业相对最为惨淡，大部分企业的营收下降，这主要与去年下半年行业产能过剩加剧、材料价格大幅下跌有直接关系。 重点数据提炼如下： 所有企业的营收总额为26692亿元，对应归属于上市公司股东的净利润总额1881亿元，净利率水平为7.05%。各类型企业间差距巨大，营收范围在2.82亿元~6023.15亿元之间。 70家企业中，29家企业的净利润下降，星云股份、智光电气、科陆电子、瑞浦兰钧、利元亨、高澜股份净利润下降幅度均在100%以上。 41家企业实现净利润正向增长，平高电气、上能电气、国轩高科、阳光电源、双杰电气、晶科能源、协鑫集成、科华数据的净利润增速均在100%以上，上海电气净利润由负转正。 增收不增利情况明显，电池企业、锂电设备企业、PCS企业、温控及热管理企业、EMS/BMS企业，以及部分储能系统集成企业都存在此种情况。 就已具体公布储能子业务营收的24家企业来看，储能业务营收范围在0.89~599亿元。 70家储能企业平均毛利率范围在2.13%~85%。 总营业收入2.82~6023.15亿元 企业平均毛利率2%~85% 储能企业总营收上看，由于资产结构不同，各类型企业间差距巨大，营收范围在2.82亿元~6023.15亿元之间，其中新能源企业、电池企业的营收规模均在千亿元左右，而EMS/BMS企业则仅处于亿元级别。 综合来看，所有企业的营收总额为26692亿元，对应归属于上市公司股东的净利润总额1881亿元，净利率水平为7.05%，或可以此粗略代表行业情况。 从各类型企业看，增收不增利情况明显，电池企业、锂电设备企业、PCS企业、温控及热管理企业、EMS/BMS企业，以及部分储能系统集成企业都存在此种情况。尤其材料企业，营收水平明显降低，且净利润减少。行业竞争的加剧几乎影响了产业链内所有企业。 2023年储能相关企业平均毛利率范围在2.1%~85%。毛利率前十的企业为天齐锂业、国能日新、立新能源、南网储能、盛弘股份、德业股份、晶科科技、华塑科技、杭可科技、恩捷股份、奥特维。 其中天齐锂业的毛利率最高，为85%。瑞浦兰钧毛利率最低，为2.1%。 24家企业明确储能业务营收 营收范围0.89~599亿元 从明确储能相关业务的营收的企业情况看，营收范围在0.89~599亿元。营收前十名的企业为：宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、瑞浦兰钧、国轩高科、中创新航、南都电源、派能科技、中国电力、上能电气。 其中德业股份储能电池包2023年实现营收8.84亿元，营收增速高达965.43%；宁德时代储能电池系统实现营收599.01亿元，为储能行业最高营收；同时，瑞浦兰钧的储能电池、派能科技的户用储能、锦浪科技的储能逆变器营收均大幅下降。 净利润涨跌幅-2230.62%~284.47% 7家企业净利润为负 从净利润增速上看，70家企业中，29家企业的净利润下降，星云股份、智光电气、科陆电子、瑞浦兰钧、利元亨、高澜股份净利润下降幅度均在100%以上。其中星云股份净利润为-1.93亿元，增速为-2230.62%。系推进规模化业务转型，聚焦主营业务，主动对盈利质量不高的业务板块进行调整所致。 41家企业实现净利润正向增长，平高电气、上能电气、国轩高科、阳光电源、双杰电气、晶科能源、协鑫集成、科华数据的净利润增速均在100%以上。其中平高电气净利润增速高达284.47%，上海电气净利润由负转正。 各类型企业分析 电池企业 其中宁德时代储能系统实现营收599.01亿元，同比增长33.17%。占总营收的14.94%，储能已经成为宁德时代第二大业务。 鹏辉能源锂离子电池收入6亿元，同比下降24.51%。同时，锂离子电池收入占比也从2022年93.46%降为2023年的92.27%。锂离子电池的毛利率为15.75%，较2022年下降2.28%。 新能源企业 其中天合光能持续推进光伏+储能双轮战略，预计光储协同客户比例高达65%以上。储能舱及系统销售突破中国、欧洲、亚太、北美、中东非、拉美六大区域市场，累计出货近5GWh。产品技术端，成功突破电芯循环技术突破12000次，产品迭代升级280Ah至314Ah。报告期内，储能电池、直流电池舱及交直流产品组合产能达到12GWh。 晶科能源2023年针对不同应用场景，推出了户用储能（1kWh-50kWh）、工商业储能（50kWh-1MWh）以及大型电站储能（≥1MWh）三类储能产品解决方案，推动实现光储协同的多元化智慧能源应用。2023年4GWh储能系统产线成功投产，后续电池及系统产能有序推进建设。 金风科技2023年完成6款产品上市，覆盖国内大储、国内工商业和国际市场应用场景。报告期内，公司建立首个储能生产基地，实现储能产品的自主生产制造，并完成产能落地3GWh，具备免调试出货能力。 PCS/电气设备企业 其中阳光电源储能系统收入178.02亿元，同比增长75.79%；实现毛利率34.47%，同比增长14.23%。 科华数据新能源行业实现营收42.94亿元，同比增长142.78%，占总营收的52.75%。全球储能累计装机规模超过15.2GW/8.2GWh。 上能电气实现储能行业收入19.27亿元，占总收入的39.06%。较2022年的10.21亿元同比增长了88.62%。2023年储能双向变流器及系统集成产品毛利率16.17%，比上年同期增加3.81%。 科陆电子储能业务实现营收14.35亿元，同比增长106.73%，占总营收的34.16%。为公司几大业务中增速最快的业务。毛利率25.36%，较2022年的14.05%同比增长11.31个百分点。 固德威报告期内储能电池销量约为341.15MWh，国内户用分布式系统销量约为513.28MW。 智光电气储能业务实现营业收入9.25亿元，净利润4076万元。由公司首推并倡导的级联型高压直挂储能技术在华电国际莱城发电厂储能项目、国网乌兰察布源网荷储电网侧储能科技示范项目等系列项目中得到应用。 温控、热管理、BMS、EMS企业 其中同飞股份匹配了相关液冷和空冷产品，成功拓展了宁德时代、阳光电源、中国中车、中创新航等业内优质客户，报告期内公司储能温控领域的营业收入约为9.04亿元。 户储企业 德业股份营业收入增加主要系储能电池包业务规模扩大所致，2023年德业股份储能电池包生产量为13.43万台，同比增长585.09%。 电站开发企业 其中协鑫能科2023年度共完成独立储能备案项目4.5GW/9GWh，完成工商业储能备案项目31MW/62MWh， 运行15.5MW/31MWh。截至报告披露日，公司纳入省级电力规划的新型储能项目已超过1GW/2GWh，项目主要分布在江苏、重庆、宁夏和内蒙古等地，预计将在2024年建成并网。 晶科科技截至2023年12月底，公司电站管理规模合计达到6.93GW，其中自持电站装机容量达到5.36GW，网侧储能项目并网200MWh，新获取备案3650MWh，用户侧储能项目并网5MWh，新获取备案30MWh。 锂电设备 其中先导智能提供涵盖方壳电池、圆柱电池、软包电池、固态电池等各类电池类型在内的锂电池智造整线解决方案；以电池应用领域分，提供应用于动力、储能、数码等领域的锂电池智造整线解决方案。 主要产品包括：新型合浆系统、干法极片设备、涂布设备、辊压（分切）一体设备、模切设备、卷绕设备、叠片（切叠一体、热复合叠片）设备、电芯组装生产线、化成分容测试系统、复合集流体设备、智能仓储物流系统、工业信息化MES系统等。 材料企业 其中赣锋锂业锂电池业务已分别在东莞、宁波、苏州、新余、惠州、重庆等地设立生产基地。报告期内，重庆固态电池生产基地一期封顶，固态电池pack实现交付；交付大型储能项目逾百个，总应用规模超过11000MWh，大型储能业务方面先后参与了国家多个首批大型光伏储能项目，先后承接了大型能源央企的单体超过500MWh储能项目及多个大型储能项目，成功打开海外储能业务，成功发货20余个集装箱储能设备。
“唯有入市才能生存，新能源别无选择。”在外界看来，新能源发展前景一片大好，但是身处其中的人，已经感受到危机四伏，在近一年上百次新能源大大小小的会议上，不少业内人士如此感叹，“求生是当前新能源产业第一要务”。 从十年前欧美“双反”到绝处逢生，中国新能源产业几经沉浮。从90%的原料依赖进口、90%的核心技术不在手里、90%的产品出口到欧美“三头在外”的窘境，到如今占据全球主导地位，中国新能源发展实现了历史性跨越。内需同样强劲。2005年，国内新能源装机容量约338万千瓦，不足电力装机的1%。在“双碳”目标驱动下，新能源投资冲动前所未有。中电联日前发布的报告显示，并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在今年二季度至三季度首次超过煤电装机，2024年底达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右。 在硬币的另一面，如此增速和体量的新能源大规模并网，给电力系统的安全性和经济性带来极大挑战，系统的备用成本与日俱增，电力电量实时平衡问题越来越难，部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将下降。 中国新能源产业仿佛回到十年前内外暴击的危机时刻。4月以来，欧美“双反”风暴再起，国内内卷加剧、价格战等变动接踵而至，二级市场也传来阵阵“寒气”，仅从百亿市值级别的光伏上市企业来看，当前的市值总和高点已跌去超万亿元。 “无现货、不市场，不市场、难风光”，新能源的“病”需要电力市场“治”。可再生能源发电的不确定性、波动性和间歇性以及逆调峰等特性，使得在传统电源结构下得心应手的计划调度方式，越来越难以应对可再生能源高渗透率新型电力系统运行的挑战。建设多层次协调统一的电力现货市场体系，是一个集技术、经济、管理于一体的难题，也是全国统一电力市场总体规划的核心问题。 价格机制是新能源发展的核心。初期，计划模式推动了新能源规模化发展，随着新能源装机猛增，计划模式难以为继，其价格机制也随之向市场化电价机制过渡。从当前实践结果看，新能源不入市，相当于其他入市主体替其承担平衡责任，并且无偿提供可靠性、调节价值等，继而造成价格信号扭曲、省间交易壁垒、有效容量不足等问题，最终影响“双碳”目标的实现；而入市好处多多，“保供应、促消纳”的作用已被各大现货试点验证。 但推进过程难言顺利，业内用“巨婴断奶”来调侃推动新能源入市的种种不易。除了相关利益方不愿走出“襁褓”的依赖心态，也有配套市场机制不健全等风险，这些都是政策设计者需要不断权衡的命题。在系统规划缺位的情况下，新能源投资逐渐失控，与实际供需已严重脱节。逆境求变、爬坡过坎，只有将价格信号贯穿新能源发展的始终，加快规划机制变革，才能避免重蹈十年前的覆辙。 逆境求变 计划模式难以为继 入市交易大势所趋 回顾我国新能源产业二十余年的发展轨迹，如过山车式大起大落。与发展轨迹相匹配的，是新能源价格机制的变化。从实践结果看，当前电价机制已无法适应新发展阶段的现实需求，入市交易的呼声与日俱增。 本世纪初前十年，是我国新能源产业的开荒之时。《可再生能源法》于2006年出台、2009年修订，新能源实行固定电价的补贴政策，也就是标杆电价阶段，全电量保量保价，补贴资金来源于随电价征收的可再生能源电价附加，2012年后补贴资金纳入政府性基金管理。 2012年，欧美多轮“双反”围剿，叠加国内产能过剩，近九成多晶硅企业停产，新能源产业命悬一线。痛定思痛，政府出台利好政策培育国内市场，2015年启动新一轮电力体制改革，中发9号文的配套文件明确将“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电”纳入优先发电。优先发电沿袭了《可再生能源法》保量保价原则，新能源不参与市场竞争。 计划模式推动了新能源规模化发展。据业内人士雷双（化名）介绍，2009～2017年，风电新增装机容量年均增长率高达138%；2011—2017年，光伏发电的新增装机容量年均增长率达到228%。 然而，计划模式的弊端开始显现，出现了典型的合成谬误，即从各个政策制定部门来看，政策出发点都是好的，但当这些政策同时实施时，可能导致与预期相反的结果。一方面，新能源欠补“窟窿”越来越大。中电联报告显示，截至2019年底，我国补贴拖欠额合计为3273亿元，导致政府信用受损。财政部公布的数据显示，截至2021年6月，中央财政已累计拨付补贴资金超过6000亿元。“另一方面，新能源补贴资金来源于全国工商业电价加价，无需地方财政补贴。地方政府拉动GDP提速，出现了‘投资地方请客、补贴中央买单’的资源配置现状。同时，新能源发电成本逐渐降低，但电价调整严重滞后，进一步加大了投资吸引力。”雷双说。 形势逼人，我国全额保障性消纳开始和市场化消纳“双轨并行”，新能源进入竞价和平价阶段。政府相继出台政策，新能源电价经历从全电量保量保价，到“保障小时数”内保量保价，再到“保障小时数”逐渐减少三个阶段。 2020年“双碳”目标提出后，新能源的投资冲动前所未有。“十四五”时期，我国新能源进入新的发展阶段。有媒体曾用“风光大跃进”来形容近几年高歌猛进的新能源。以光伏为例，2021—2023年，其新增装机分别同比增长13.9%、59.3%、148.1%。 可是，新能源大规模并网，给电力系统的安全和经济性带来极大挑战，叠加国际形势波诡云谲，多重矛盾聚集，铺陈出一条自然而清晰的产业逻辑——新能源入市迫在眉睫。 典型事件有二，一是沸沸扬扬的不平衡资金事件。2020年，某电力现货试点近四天产生了近亿元不平衡资金，一时间舆论哗然。在主管部门后续发布的通知中表示，不平衡费用由优先发电计划部分分摊，其中新能源分摊占比23%。二是，新能源高比例发展给电力系统带来了巨大的消纳与保供压力，日前“95%消纳红线要放开”的猜测在各大自媒体持续发酵，从侧面体现业内“苦全额消纳久矣”。 2022年，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“有序推动新能源参与市场交易”。 为什么新能源入市是必选项？中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽告诉记者，就2030年建立全国统一电力市场体系目标看，新能源不入市，必然会限制其未来增长空间，既影响实现非化石能源占比目标进程，也不能为国内风光制造业提供基础支撑。 求实能源技术（深圳）有限公司总经理蒋江进一步指出：新能源不入市，相当于其他入市主体替新能源承担责任，如果其规模小，影响或许不大。但新能源已具备相当规模，不入市已造成价格信号扭曲，比如前几年煤电大幅亏损，根本原因在于，煤电承担了能源转型的系统成本，继而导致电力系统缺乏有效容量，保供压力陡增。比如某省为了完成新能源消纳指标，相当比例的火电在没有报价的情况下被强制出清，进一步扭曲了价格信号。 新能源入市，将产生积极的内生效应。于新能源自身而言，国外新能源直接参与电力市场时，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，以获得消纳权限。于整个系统而言，新能源入市能更全面、更真实地发现供需，更好地实现资源配置。 另据电网企业相关部门统计，试点现货市场“保供应、促消纳”作用日益凸显。例如，山西、山东、甘肃去年迎峰度夏期间机组非停率降至2%，为历史最好水平；现货谷段低价有效促进新能源消纳，山东在用电量同比增长5.6%的情况下，新能源发电量同比增长29%；现货分时电价有效引导科学用电，甘肃现货市场运行后，日最大负荷出现时间由晚间新能源小发时段移至午峰新能源大发时段，用电曲线更贴近新能源发电特点。 具体而言，在缺乏有效价格信号指引的情况下，行政指令难以匹配新能源的高频变化，调度与负荷管理工作难以对症下药，甚至进一步恶化供需形势。电力现货市场发挥“信号灯”和“指挥棒”的作用，通过价格信号实现资源优化配置，有效保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。比如，去年“五一”期间，山东电力现货市场出现“连续22小时负电价”。负电价本质上是对市场供求关系的反映，也释放了电力供应出现阶段性过剩的信号。 转变之路 配套机制亟需健全 界定明晰经济责任 对电力系统而言，新能源入市看起来大有裨益，但推进过程却很艰难。 雷双坦言，新能源入市的第一道阻力来自新能源企业，入市要承担一系列责任和价格风险，不如“旱涝保收”的日子舒坦，所谓“进也忧、退也忧”。 据了解，入市与未入市的新能源，差异仅在于90%的实际发电量，是以日前价格结算，还是以基准价结算。时璟丽进一步指出：“变化大头是电能量收入，其中既涉及价也涉及量，除了市场形成的上网电价外，偏差电量还要承担相应价差。总体看，光伏发电出力时间集中，在光伏发电达到一定渗透率地区，项目自身无调节能力情况下，大概率收益下降；风电总体收益增加或减少都是可能的。” 根据交易咨询公司兰木达技术有限公司统计，分析山东电力市场自2021年12月至2023年9月的数据发现，优先结算收入每降低10%，风电收益平均减少6.93元/兆瓦时，光伏平均减少17.60元/兆瓦时。 刘武林（化名）认为，首先要明确一点，入市收入波动，正是还原了新能源电力的真实价值。好比一件商品原本单价200元，政府扶持后变为500元，进入市场后还原商品属性又变回200元，这“消失”的300元并不是其应得的钱。再者，在电能量市场，电是同质的，新能源发出的电并不比煤电发出的电“高贵”，新能源的环境价值通过绿证实现，两个不同维度的价值将在不同的市场发挥作用，混为一谈难免鸡同鸭讲。 在新能源入市之后，尽管电量优先消纳，但配套政策不健全，加剧了新能源的价格风险、曲线风险和偏差风险。其中，电力中长期市场流动性不足，是新能源入市面临的重要问题之一。 当前的中长期市场，年度批发和零售合同按照价差模式一次签订完毕，电量比例约达85%，且量价全年锁定、双边合同无法变更。部分政策设计者仍然沿用计划思维，强行要求现货市场向中长期交易结果靠拢，以实物性质按照曲线签约。 雷双指出，在现在的技术水平下，新能源无法准确预测未来出力，实际出力曲线与合同约定的曲线偏差较大，而且相对灵活的期货交易还未被允许开展，当新能源出力不足时现货价格比较贵，欠发电量高买低卖，降低了新能源最终结算电费。此前甘肃电力市场曾要求新能源企业签订不少于90%电量的中长期合约，引发市场主体集体反对，虽并未强制执行，但一定程度上说明，现在的中长期交易机制并没有为新能源起到真正的“避险”作用，反而是新能源最大的风险来源。 换言之，假设新能源企业与用户在某时段签订了中长期合同，约定100万负荷，价格为0.3元/千瓦时。如果发电量没有偏差，即按照0.3元/千瓦时结算使用电量。但约定日时段无风或者阴天，出力只能达到40万千瓦，另外60万千瓦需要在现货市场上购买履约，恰好此时的现货价格1元/千瓦时，而用户依旧按照此前签好的0.3元/千瓦时批发价结算，相当于新能源企业每度电都要亏损0.7元。 除了中长期市场，现货市场本身也需要进一步深化改革。业内人士刘武林说：“现货市场尚未大规模引入电力用户，还是单边模式。说白了，发电侧‘自己玩’零和博弈，一定程度上加深了新能源和其他发电主体的矛盾。” 还有备受瞩目的大基地，亟需通过市场化方式进行资源的大范围优化配置，明晰界定经济责任，加快全国统一电力市场体系以及新型电力系统建设。 自2021年来，我国每年都会发布一批大型风电光伏基地建设项目清单，截至目前已经印发三批次的项目清单，据统计其装机规模分别约为1亿千瓦、4.5亿千瓦、1.5亿千瓦，大基地项目又细分为“风光大基地”与“沙戈荒”项目，其中风光项目规模约为2亿千瓦，沙戈荒项目规模高达4.5亿千瓦。大基地项目投资巨大，均配套特高压项目，以外送优先计划为主。 在原有的跨省跨区送电项目中，电源类型主要以燃煤发电为主，成本相差不大。但大基地项目以新能源为主，一般占据项目总容量的70%以上。新能源本身具有就地消纳属性，与远距离送电方式发生冲突，在叠加输电费用后，新能源送电成本显著增高，相比受端新能源并不具备竞争力。
5月14日，国家发展改革委、国家能源局《电力市场运行基本规则》（以下简称《基本规则》）正式出台。由此，我国建设全国统一电力市场“1+N”基础规则体系中的“1”终于落地。 自2015年新一轮电力体制改革启动以来，我国电力市场建设稳步有序推进，市场化交易电量比重大幅提升。2021年11月召开的中央全面深化改革委员会第二十二次会议要求，健全多层次统一电力市场体系，加快建设国家电力市场，引导全国、省（区、市）、区域各层次电力市场协同运行、融合发展，规范统一的交易规则和技术标准，推动形成多元竞争的电力市场格局。 近年来，各地市场建设取得积极成效，但建设过程中依然存在堵点、难点问题。在今年初国家能源局举行的例行新闻发布会上，有关负责人表示，一些地方存在不当干预市场行为，部分地方存在电力省间壁垒问题，各层次电力市场衔接还不顺畅。各地制度不统一、地方保护等问题，制约着电力资源利用效率的提升和电力市场的发展。 《基本规则》的发布，让“摸着石头过河”的统一电力市场建设有了“顶层设计”，也有了“统”的标准和“治”的依据。 “统”强调的是统一规划和统一标准。《基本规则》明确提出，由国家统筹推进全国统一电力市场体系建设，推进电力中长期、现货、辅助服务市场建设，做好各类市场之间的衔接。 随着新型能源体系建设的纵深推进，电力市场中各方主体的诉求发生了很大变化，《电力市场运营基本规则》（原国家电力监管委员会令第10号）有关内容亟待适应电力市场新发展需要。 “统”的一项重要任务在于打破跨省跨区电力交易壁垒。正如“车同轨，书同文，行同伦”的重要意义，《基本规则》调整了市场范围、运营机构和交易主体，规范了电力市场成员构成、完善了市场交易类型，明确了多个电力交易类型的定义和方式。全国电力市场建设由此有了稳固的“地基”，为打通全国各地电力市场大循环奠定了基础，提振了市场信心。 “治”强调的是风险防控和严格法治。面对市场波动风险、安全风险和信用风险，对其进行识别、评估和有效应对也要进一步强化。衔接第10号令，《基本规则》细化了风险防控和监管相关要求，进一步明确了政府部门、电力监管机构、市场运营机构在风险防控和监管方面的职责。 不以规矩，不成方圆。《基本规则》明确任何单位和个人不得非法干预电力市场正常运行，不得实施地方保护、市场分割、制定交易、区域壁垒等妨碍统一市场和公平竞争的政策，如有违反，按照有关规定处理。 这也意味着，电力市场的规范运行和有序发展有了规章政策依据，也为今后《电力中长期交易基本规则》《电力现货市场基本规则（试行）》《电力辅助服务市场基本规则》等一系列规范性文件的修订和出台提供了更加清晰的上位法依据。 在统一的基础上加强治理，在治理的过程中不断完善统一，电力市场的健康有序发展指日可待。《基本规则》抓住了电力市场发展的必然要求，把握“统”和“治”，为新型能源体系建设奠定了良好基础，也为加快全国统一大市场建设提供了实践经验。
近日，《时事报告》发表国家发展改革委党组成员，国家能源局党组书记、局长章建华的署名文章，详细阐述了新时代以来我国新能源发展取得显著成就，提出要准确把握我国新能源高质量发展面临的新形势，表示要以更大力度推动新能源高质量发展。 新能源发电总装机占比超50%，已成全国电力装机主体，已投运储能31GW 我国新能源装机规模大，连续多年稳居世界第一，约占全球的40%，是美国、欧盟和印度三个国家（地区）之和。 截至2023年底，全国新能源和可再生能源发电装机突破15亿千瓦、达到15.2亿千瓦，历史性超过火电装机，成为电力装机的主体，在全国发电总装机中的比重突破50%。其中：风电光伏发电装机突破10亿千瓦、达到10.5亿千瓦，在全国发电总装机中的比重达到34%，超过1/3。分品种看，水电（含抽水蓄能）4.2亿千瓦、风电4.4亿千瓦、太阳能发电6.1亿千瓦，分别连续19年、14年、9年稳居世界第一，分别约占全球的30%、43%、42%。此外，多种清洁能源和新型储能加快发展，截至2023年底，全国生物质发电装机达到4414万千瓦，地热供暖（制冷）达到13.3亿平方米，全国已投运的新型储能装机3139万千瓦。 风电光伏仍是新能源发展的主体，储能和氢能是新能源发展的必要支撑。 风电光伏仍是新能源发展的主体。据测算，我国风电的技术可开发量超过100亿千瓦，光伏发电的技术可开发量超过450亿千瓦。2060年前实现碳中和，我国风电光伏装机规模将达到50亿千瓦以上，约是目前装机总量的5倍。各主要经济体在扩大风电光伏装机规模的同时，重点围绕降本增效开展技术攻关。美国和欧盟均积极推动钙钛矿、硅基光伏等技术创新，同时注重风电向远海高空、大型化、智能化发展。 储能和氢能是新能源发展的必要支撑。风电光伏发电间歇性、波动性大，大规模、高比例接入需要储能等调节性电源作为支撑，从而平抑或减少风电光伏发电出力不稳定的影响。新型储能可以在电力需求低谷时储存多余的电能，在电力需求高峰时释放，从而平衡日内电网负荷。氢能是清洁高效的二次能源，既可直接应用于交通、工业等领域，也可通过电解水制氢转化为稳定的化学能并长周期储存，在电力系统需要时再次发电，助力提升我国能源系统的整体效率。 多元融合是新能源发展的重要趋势。随着新能源快速发展，能源生产消费向集中式与分散式并重转变，以新能源为主的综合能源服务将广泛提供电力、制冷制热、储热等能源服务，形成源网荷储一体的绿色供能用能模式。同时，燃机掺氢发电、煤电掺氨发电等新能源和传统能源互补使用技术的经济性有望逐渐提升，通过掺氨、掺氢对煤电和气电进行燃料替代，将有效提升降碳减碳效果。 以更大力度推动新能源高质量发展，推动新型储能多元化高质量发展。 以更大力度推动新能源高质量发展是一项长期的系统工程，必须统筹谋划、协同配合，加大创新、深化合作，持续推动新能源技术进步和产业发展。 抓紧建设新型电力系统。科学规划、有序推动抽水蓄能电站建设，推动新型储能多元化高质量发展，积极开展火电灵活性改造。加快特高压柔性直流输电技术创新应用，推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，开展配电网高质量发展专项行动，研究提升电力智能调度水平，发挥储能的系统调节作用，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。
今年2月召开的中央全面深化改革委员会第四次会议指出：“要坚持用改革开放这个关键一招解决发展中的问题、应对前进道路上的风险挑战。”“要科学谋划进一步全面深化改革重大举措，聚焦妨碍中国式现代化顺利推进的体制机制障碍，明确改革的战略重点、优先顺序、主攻方向、推进方式，突出改革问题导向，突出各领域重点改革任务。改革举措要有鲜明指向性，奔着解决最突出的问题去，改革味要浓、成色要足。要充分调动各方面改革积极性，进一步凝聚改革共识，举全党全国之力抓好重大改革任务推进和落实，广泛听取各方面意见和建议，及时总结基层和群众创造的新鲜经验，激励广大党员、干部担当作为，推动形成勇于创新、真抓实干、开拓奋进的浓厚改革氛围。”这是中央对进一步全面深化改革的最新表态，显示了中央的坚定决心和信心。可以肯定地说，新一轮改革的浪潮即将到来，电力行业不应当、也不可能被排除在外。此前，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》（发改能源〔2024〕187号），要求继续“深化电力体制机制改革”。这不是套话、空话，而是表明配电网的高质量发展同样离不开改革这个“关键一招”。 推动配电网高质量发展需要有责任主体 我国配电网的建设和发展一直存在两个问题：一是新型电力系统的各种新业态、新模式，难以在配电网内落地。比如，微电网、分布式电源市场化交易（隔墙售电）等，很早就被提出来了，国家层面为此印发过多个支持和指导性文件，但推动多年的结果与预期差距很大。二是从《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）开始，直到《关于深化电力体制改革加快新型电力系统构建的指导意见》（中办发〔2023〕47号）止，中央及各部委印发过若干文件，要求“有序向社会资本开放配售电业务”“放开配电领域投资和市场准入”，但时至今日，从增量配电改革的情况看，投资配电网的社会资本不仅难见增长，反而出现减少的趋势。尽管在新型电力系统的构建中，配电网的发展越来越受到重视，但上述两个突出问题始终未能得到解决。仔细分析目前的市场化改革环境和配电网建设的实际情况不难发现，我国配电网的高质量发展还存在另一个严重问题：缺少明确的责任主体。《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》对于如何“建立健全工作机制”“压实各方工作责任”，明确了很多相关规定，但并未说明谁是配电网高质量发展的责任主体，不能不说是一个缺憾。在传统配电网向新型配电网转变的过程中，需要做的工作很多，如果没有一个敢于担当的责任主体，统筹谋划，久久为功，配电网的高质量发展是不可想象的。谁是配电网高质量发展的责任主体？显然，只能是企业，而不应是政府主管部门。通常认为它非电网企业莫属，其实不然。首先，由于输电网是电力系统的枢 纽和安全稳定的基础，具有全局性的影响力，电网企业无论过去、现在和将来都必须将输电而非配电作为自己的主要业务与工作重点。其次，配电网内源网荷储一体化的微电网、车网互动、分布式电源市场化交易等新业态和新模式，均与电网企业自身的利益相冲突，电网企业缺乏主动支持和配合的动力。此外，按照《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的规定，电网企业要改变经营方式、重新定位企业功能，不能建设和经营涉及发电和售电的项目，限制了电网企业自身能力的发挥。因此，在目前的电力体制下，电网企业无法承担起推动配电网高质量发展的主体责任。输电网和配电网是电力系统两个功能和特性均不相同的环节，在市场经济和构建新型电力系统的背景下，它们应当有各自对应的企业，分别承担起推动两者高质量发展的主体责任。成为具有法人资质的市场主体，是配电企业承担起主体责任的前提。因为只有拥有自主经营权后，配电企业方可通过政府特许经营方式充分吸引社会资本，实现配电网投资多元化，同时最大限度发挥主观能动性，因地制宜，百花齐放，推动各种新业态、新模式蓬勃发展。目前，我国除少量属于地方的配电企业及部分增量配电企业外，绝大部分配电网都不具有法人资质，这与配电网高质量发展要求不相适应。若通过体制改革，使所有配电网都成为具有法人资质的市场主体，必然产生由量变到质变的飞跃，配电网高质量发展中存在的诸多问题均可随之得到合理解决。 分步骤按不同模式进行输配体制改革 一、方案设想配电企业要成为具有法人资质的市场主体，输配分开显然不可避免。可以考虑通过两个步骤，根据不同情况以不同模式实现输配分开。第一步，实现法律层面的输配分开。按市或县成立多个具有独立法人资质的配电子公司，与原来的省电网公司形成“一母多子”关系。作为法人实体和市场竞争主体，配电公司拥有自主经营权，既可以经营售电业务，也能够参与供区内的新能源发电项目建设，享有竞争性企业应有的权利，真正承担起配电网高质量发展的主体责任。由于配电企业与原来的电网企业仍存在资产纽带关系，按此模式进行输配分开改革，难度最小。尽管配电网高质量发展的结果仍有待于实践检验，但可以肯定的是，这一改革有利于提高整个电网的科学化、精细化管理水平，促使输配企业各自聚焦主业，从而有效控制和降低输配电网的投资和运行成本。第二步，在第一步实践的基础上，允许各地根据实际情况，在法律和产权分开两种模式中作进一步选择。比如，西部的新疆、西藏、内蒙古、青海等省级电网，可继续保持法律上分开模式。中东部省级电网则可以进行输配产权分开改革，即输电网仍由央企经营，配电网事权划归省政府，实行政府特许经营制。允许并积极吸引民营资本参股或控股部分配电企 业或配电项目，鼓励央属发电集团参与建设和运营配电网，加上新成立的和原来的地方配电企业及增量配电企业等，形成配电领域投资多元，大、中、小企业并存的格局。 二、有关说明输、配电网的界线具有相对性，根据我国电网的实际情况，可以规定电压220（330）千伏及以下的电网为配电网，500千伏及以上的电网为输电网。输配分开改革应遵循“四个有利于”原则：有利于打破垄断，形成比较竞争格局；有利于压实责任，充分调动地方和企业的积极性；有利于吸引社会资本，实现配电投资多元化；有利于推动新型电力系统新业态、新模式健康发展。与第二步输配分开改革相应的输电体制，宜采取国家输电公司+区域输电公司+省级输电公司的方案。其中，国家和区域输电公司均为独立法人实体，省级输电公司可为相应区域输电公司的子公司，亦可为分公司。国家输电公司主要负责投资、建设和运营跨区域输电网，从技术上指导、协调各区域电网电力电量平衡，为国家电力市场交易提供技术保障和服务等。区域输电公司负责投资、建设和运营相应的区域输电网，指导、协调或统筹各省电网电力电量平衡，为区域电力市场交易提供技术保障和服务。区域输电公司的数量，可根据历史沿革和同步电网的实际情况，按有利于比较竞争的原则合理确定。不可否认，电网体制改革方案事实上存在着下策、中策和上策的区别。下策，即维持现有输配合一、一网独大体制不变，仅以分离售电业务为改 革目标。中策，是在下策的基础上，从法律上实现输配分开，配电企业成为具有法人资质的市场竞争主体。上策，即完整实现上述第二步改革方案，中东部地区配电网事权划归地方政府，同时实行分层分区的输电网管理体制。该方案之所以为上策，是因为它符合电网的分层分区平衡规律，符合新型电力系统的发展趋势，符合我国电网的大国国情，符合电力市场化的改革方向，所形成的合理电力市场结构可为配电网及新型电力系统的高质量发展提供保障。 提高自平衡能力是配电网高质量发展的基本任务 《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》指出，新型电力系统的构建将“推动配电网在形态上从传统的‘无源’单向辐射网络向‘有源’双向交互系统转变，在功能上从单一供配电服务主体向源网荷储资源高效配置平台转变。”由此可见，有源化、局域化是配电网的发展方向，而提高自平衡能力则是配电网高质量发展的基本任务。理论和实践表明，为有效应对新能源随机性、波动性带来的挑战，新型电力系统的构建需要寻找和建立新的电力电量平衡模式。传统电力系统平衡模式的基本思路和特点：一是自上而下，“电从远方来”，电源高度集中，潮流单向流动；二是强调统一调度，统一平衡，分层分区的范围越来越大；三是源随荷动，电源的建设和运行服从于负荷的布局和变化；四是储能电源占比很小，且品种单一，平衡调节主要依靠火电和水电。新型电力系统平衡模式的基本思路和特点：一是平衡责任下沉，重视“电从身边来”的可能性，着力建设分布式就近消纳电源，实现输配电网潮流双向互动；二是强调分层分区平衡，鼓励建设尽可能多的基本平衡单元，实行统一指挥，协商调度，协同控制，分而治之原则；三是源荷互动，充分挖掘需求响应潜力，推动源网荷储一体化、车网互动、虚拟电厂等新模式的发展；四是重 视灵活可调性电源的建设和利用，积极发展各种技术路线和形式的储能电源，大中小并举，全网统筹合理布局。新型电力系统的构建是旧平衡模式逐渐由主变辅，新平衡模式逐渐由辅变主的过程。目前，人们看到有一种舍近求远的平衡模式：一边是中东部越来越多的地区限制分布式光伏、风电的开发和上网，一边是西部大力开发光伏和风电，远距离向中东部地区输电，极不利于新型电力系统的健康发展。新型电力系统从本质上、总体上看，是相对扁平、分布和个性化的系统，如果构建的新型电力系统比传统电力系统更垂直、集中和统一，无疑是走错了方向。建设新型电力系统，应对新的挑战，不能只指望那种传统型的集中、刚性、气势磅礴的方案，而应当善于利用那些创新性的分散、柔性、聚沙成塔的力量。配电网在新型电力系统平衡责任下沉的模式中，是一个具有决定意义的环节或“战场”。实施“就近开发优先”方针，充分开发和利用本地各种新能源，将配电网建设成一个或若干个“基本平衡单元”，不断提高配电网的自平衡能力，为输电网减轻压力甚至提供必要支撑，既是新型电力系统平衡模式的要求，也是配电网高质量发展的基本任务。 建设配电网电力零售市场我国完整的电力市场体系，从类型上看包括中长期电力交易市场、短期和实时交易市场（即“现货市场”），以及各种电力辅助服务市场等；从地域和层次上看，包括国家电力市场、区域电力市场、省级电力市场、配电网电力零售市场。正如一般市场不能没有零售市场一样，电力市场同样需要有自己的零售市场，这是全国统一电力市场体系不可或缺的部分。《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》指出，要“健全多时间尺度和多层次电力市场，满足多元化需求。创新拓展新型电力系统商业模式和交易机制，为工商业电力用户与分布式电源、新型储能等主体开展直接交易创造条件”。可以说，这已经提出了建设配电网电力零售市场的任务。配电网在向有源化和局域化的发展过程中，各种小型分散的新能源电源和储能设施随着时间的推移将越来越多，其中包括相当数量的家庭能源“产销者”，它们提供的电力基本上无法在省级及以上电力市场进行交易，建设配电网电力零售市场不仅必要，且是对原来倡导的分布式发电市场化交易机制的落实和完善。配电企业作为具有法人资质的市场竞争主体，既是维护供区电力平衡的责任人，也是拥有配电网的当然售电商。由于配电企业可参股或控股供区内的新能 源发电项目，因此，它既是零售电力市场的组织者，也是直接参与者。一方面，它要合理组织供区内电源的生产和供需双方的直接交易；一方面，它要根据供区内电力电量的盈缺情况，参与上级电力市场交易，与输电网进行互动，通过买进或卖出确保供区的实时平衡，并满足用户的用电需求。由于配电企业可为供区内任一小微用户代购电，全国电量实现百分之百的交易将不再是问题（其他售电企业亦可参与竞争）。需要指出的是，输配分开后的配电企业与计划经济时代的发输配售一体化的电力企业运营模式类似，但这不是走回头路，因为外部环境和运营内涵已完全不同，今天在输配分离基础上建立的配电企业，是对旧体制时代电力企业的扬弃。配电网企业在自己供区内形成的自然垄断是不可怕的，作为政府特许经营企业，政府可以制定包括退出机制在内的各种监管办法，还可成立用户监督委员会，利用社会力量上下结合进行立体监管。此外，输配分开后形成的比较竞争氛围，也能对配电企业产生有力的约束。
今天的中国新能源车产业，正在完成行业统治力布局的最后一步： 加速出海，完成全球化。 一个佐证是，2023年，中国出口汽车491万辆，全面超过日本，成为了全球第一。 其中，中国新能源车中汽协发布的数据显示，2023年我国新能源汽车出口120.3万辆，同比增长77.6%，增速超过传统燃油车，占汽车出口总量的24.5%。2023年中国新能源乘用车占比世界新能源销量的63.5%。 中国已经成为全球第一大汽车生产国、第一大汽车消费国和第一大汽车出口国。 汽车出口量的激增甚至还带火了中国船舶制造。 紧张的时候，国际汽车运输船“一舱难求”，租金还屡创新高。为了满足运力需求，中国船舶还破解了大型汽车滚装船关键技术。 中国新能源车几乎完全遵循了一条多重验证的路径，完成了价值链上行： 首先是针对海外对手的弯道超车技术布局，随后是围绕中国巨大市场，在制造效率上的迅速提升，最终在突破爆点之后开始进入全球化发展路径。 能够直面中国制造业这一显而易见的优势的，是马斯克： 马斯克在今年1月26日与分析师的财报电话会议上表示，中国汽车公司是“最具竞争力的”，“将在中国以外取得重大成功，这取决于建立什么样的关税或贸易壁垒。” “如果不建立贸易壁垒，它们将在很大程度上摧毁世界上大多数其他汽车公司，”他表示。“他们非常好。” 马斯克眼中最大的对手，比亚迪，是中国汽车价值链上行+全球化最典型企业之一。 2021年5月，比亚迪正式开启新能源乘用车的全球化时代，并于当年正式布局欧洲市场，首站放在挪威，完成了1000辆新能源车的交付。2022年，比亚迪加速出海步伐，先后布局了澳大利亚、新加坡、日本、泰国、德国、墨西哥、巴西等市场，覆盖东南亚、欧洲、拉美等地。 2023年，比亚迪乘用车出海版图持续扩大，相继进入英国、西班牙、约旦等，截止至2023年10月，比亚迪乘用车足迹已经覆盖全球58个国家及地区。 新能源车出海，只会是中国这场出海大戏的序幕，这一点，显而易见。 01新质生产力的出海同行者 中国制造的模式输出，本质上是一种生产力的革命。这场生产力革命，不仅限于比亚迪和他的新能源车。在曾经被美国iRobot领衔30余年的扫地机器人行业，在今天，全球范围内，中国的科沃斯也已经实现了现实意义上的弯道超车。回顾本次超车的时间线，中国扫地机器人全球范围的超车来的更为迅疾，发生在更短的时间内：20多年前，科沃斯就开始布局赛道，推出国内最早的扫地机器人。2013年，科沃斯推出的地宝9系就可以依靠激光导航来实现规划建图的功能，iRobot在2015年才推出基于vSLAM技术的Roomba980；2016年开始，中国品牌开始加速进场扫地机器人行业。2017年，扫地机行业开始出现1699元的定价大幅下探的第一代扫地机器人；2019年开始，科沃斯收缩代工业务，战略重心向科沃斯自有品牌扫地机器人倾斜；2019年9月，行业的自清洁机器人开始推出。在最新的自清洁和自动集尘功能上，2021年科沃斯推出的 X1 OMNI，拥有上述功能，但iRobot的相关产品进度显著落后。对海外领先者的逆袭时间越来越短，这背后的时代背景，是越来越多新入行的中国扫地机器人公司，已经是数字技术原生型的公司：在销售网络层面上，在随着中国电商的日趋完美和出海电商的迅速崛起，新加入的企业的线上和出海渠道都已经搭建完毕，流量和用户运营模式已经趋于稳定，中国扫地机器人产业可以在非常短的时间内搭建全球分销网络，以产品力去占领用户心智。产品技术层面上，中国扫地机器人这次的逆袭，一个核心原因，是采用了对外界光线要求更低，建图速度更快，精准度更高的激光导航技术。尽管这一导航模式生产成本更高，但中国国产供应链使高性价比激光雷达面世，加快了激光导航技术普及；而随着科沃斯等先行者将LDS 激光雷达升级为 DToF 激光雷达，使得激光雷达产业精准度、建图效率和耐用性进一步提升。与新能源车相同，全球化网络+本地强大制造基地，让中国服务机器人产业链上注定会生长出超级强大的选手。数字不会撒谎，随着中国厂商的迅速崛起，iRobot的市场份额迅速下行，2017-2021 年， iRobot 家用机器人收入从8.84亿美元增至15.6亿美元，复合增速+15.35%，销量从369.8万台增至555.5万台，复合增速+10.71%。参考欧睿数据，2017-2021 年全球扫地机器人销额从30.2亿美元增至58.5亿美元，复合增速+17.99%，销量从926.5 万台增至1561万台，复合增速+13.93%，按此推算，2021 年 iRobot 全球份额降至 35.6%左右。另外参考，iRobot 统计的单价$200以上扫地机器人市场份额，iRobot从2017年的62%下降至2020年46%。全球化竞争的舞台上，留给失败者的空间总是不多的。今年一月，亚马逊在与欧盟监管机构的反垄断政策发生冲突后，决定放弃以 14 亿美元收购扫地机器人制造商 iRobot 的计划。同时，亚马逊将向 iRobot 支付 9400 万美元的终止费。面对这一结果， iRobot随即开始业务收缩。iRobot 表示，首席执行官 Colin Angle 已辞职，公司将开始实施重组计划，该计划将导致裁员约 350 人，占员工总数的31%。与新能源车产业相同，以科沃斯为代表的完成了技术闭环的中国扫地机器人产业，正在出海这条路上攻城略地。科沃斯的年报和一季报对这一进度进行了充分展示：2024年4月26日晚间，科沃斯发布2023年报和2024年一季报。在年报中，科沃斯的整体营收依然创下了新高，核心产品销量也实现显著增长，科沃斯全能型扫地机器人产品出货量增长68.6%，添可洗地机出货量增长25.4%，科沃斯仍是服务机器人行业内规模最大的企业，连续保持行业龙头地位；但更值得欣喜的是，科沃斯的出海进度已经全面加速，2023年科沃斯集团海外营收占比已超过40%，市场收入同比增长25.76%，科沃斯品牌和添可品牌海外收入分别同比增长20.1%和40.5%。与比亚迪相同，科沃斯正在将优质生产力的足迹，全面迈向海外。 02研发驱动铸造技术高地 比亚迪与科沃斯的出海之路，有一些共同点：能够成功出海的制造业巨头，首先要能够打造全生态的自主可控产业链。曾经的比亚迪，从手机代工厂开始，比亚迪逐渐在电池和手机电子产业链积累了足够深的壁垒，而随着收购秦川汽车厂，比亚迪的电池技术在电动车赛道中的复用开始爆发出巨大的力量。比亚迪开始跨界进入电动车，轨道交通，储能，盐湖提锂等诸多同心多元行业，最终实现了全球第一销量的电车王者。这与特斯拉的垂直一体化有异曲同工之妙，都是打造产业垂直产业链，通过技术的复用，在生态上不断生长出新的技术前沿。科沃斯也是这样，从一个吸尘器代工厂起步，科沃斯坚持走自主品牌与科技创新之路，成长为今天全球领先的服务机器人和智能生活家电企业。应该说，这样的转型往往面临着代价：比亚迪进军汽车曾经被视为不务正业，业绩也经历了漫长的转型；而科沃斯2019时也曾经历业绩阵痛，当时主动调整剥离代工业务，发力打造双自主品牌，此后迎来扫地机器人和洗地机市场爆发，开启飞速成长。数据上看，科沃斯的调整时间更短，2020年第二季度，科沃斯业绩即重回正增长，此后第三季度实现大幅增长，开启一轮飞速发展，彻底奠定双赛道龙头地位。而在刚刚过去的2024一季度，科沃斯 再次完成了面对价格带二次下探的迅速调整：首先是科沃斯品牌，科沃斯陆续发布多款产品对不同价格段进行覆盖，其中针对3000元-4000元这一主流价格段推出的地宝T30系列产品上市15天全渠道销量便突破5万台，X2 combo、X2S、X5 PRO等其他新品也在对应价格段表现极强的竞争力；其次是添可品牌，也根据今年的市场格局推出智能洗地机Stretch Mix、智能料理机食万3.0CE等新品。随着科沃斯今年在主营业务产品端的重新聚焦，其盈利能力持续改善，一季度业绩环比大幅增长。2024年一季度，科沃斯净利润环比大幅增长3449.73%，扣非净利润环比大幅增长847.72%。历史上看，比亚迪和科沃斯这种行业创新领导者的调整能力往往被低估，产品策略的及时调整反映出行业领军者对于市场变化敏锐的洞察力。但更重要的是，能够完成这样的策略落地，主要依托于组织自身在研产销方面的长期投入和积累：在本次年报中，一个佐证是，在去年相对不易的经营环境下，科沃斯全年研发投入依然达到8.77亿元，同比增长17.87%；报告期内新增专利申请共计683项，其中发明专利336项；截至报告期末合计获得授权专利2,072项，其中发明专利700项。科沃斯在新型传感器、大语言模型、新型机器人结构等方面丰富的技术储备是其今年产品策略成功奏效的重要原因。除产品技术研发外，科沃斯更着眼于机器人化的生态和上下游价值链的发展，自主布局高精度激光雷达、电机产品、塑胶制品、锂电池产品等核心零部件产业链，并联合国内机器人领域的多所科研院校围绕机器人核心关键技术联合攻关，赋能机器人行业生态发展。在年报中，2023年，科沃斯在塑胶、电机、激光雷达 等领域的原有布局基础上，初步完成了泰鼎新能源锂电池项目的建设。以此为契机，科沃斯进一步探索了供应链公司的协同运作机制，致力于充分发挥其在技术提升、产能布局、产品研发及成本竞争力方面的优势，从而提升核心零部件供应链的安全和效率，强化对科沃斯和添可两大品牌的支撑和护卫效应。观察一家企业的韧性，最重要的是看他在逆境中的表现。科沃斯多次完成行业调整，这本身就是科沃斯长期投入研发铸就技术高地的体现。 03服务机器人的专注者 评价今天的科沃斯与其他选手最大的差异，在于对服务机器人赛道的专注。扫地机器人已经确定性进入“技术高原”：扫地机器人的专属技术短期内定型，行业价格带开始缓步下行，大多数其他选手都选择在家电赛道启动多元化。应该说，这一选择从短期看有其内在逻辑：渠道和技术的复用，是其他三家选择家电产品线多元化的重要理由。举例来说，与科沃斯并称扫地机CR4的另外三家中，石头科技的产品线包含了扫地机、手持系列、洗烘一体机及配件等；而追觅科技则推出了扫地机、洗地机、吸尘器、吹风机等一连串小产品；而吸引了高瓴红杉和字节等诸多大牌VC的云鲸，则在多元化道路上更加激进：相继推出从主打懒人经济的洗地机，洗衣机、风干机、智能门锁，还有宠物自动投食器、智能猫砂盆。但科沃斯则看的更远。全球范围来说，服务机器人爆发不能只有扫地机器人一个品类走出来，也要拓展更多的使用场景。从产品线来看，我们不难看出，科沃斯相较其他厂商，更专注服务机器人赛道，做了更多的品类创新，拥有擦窗机器人、割草机器人等产品，产品场景也逐渐从室内走向室外。事实上，今天的科沃斯已经拥有了行业内最完整的服务机器人产品矩阵，旗下添可品牌，则围绕智能生活电器进行品类孵化。这种 布局的内在理由是：科沃斯在产品创新方面更愿意选择尚处在培育期，但具备爆发潜力的赛道，而非其他厂商选择的那些相对较为成熟的品类。这尽管需要承担新品培育阶段的较大净投入压力，但这也意味着科沃斯拥有着更多爆发式成长的可能。这套打法曾让之前的科沃斯就尝到了先发者的甜蜜：科沃斯2016年时就成立战投，寻找并助力在产品和技术方面兼具探索精神、深度思考和持续迭代能力的机器人、人工智能领域的优秀创业者，通过投资系统性捕捉技术变革机会，赋能共建机器人产业生态。扫地机器人在激光雷达的技术变化，以及科沃斯的提前布局，让科沃斯在2019年的爆发成了顺理成章的事。而今天，在面对扫地机器人新的技术高原时，科沃斯的落子相较同行显得更有前瞻性。
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