4月末，各地陆续公布5月份代理购电价格表，我们一起来看看有哪些变化。 三地开始执行分时电价新政 伴随着新能源调峰的压力，年初至今，许多省份开始执行新的分时电价政策，一些省份的新政也处于征求意见稿阶段。 从5月份开始，又有三地加入新政行列，分别为湖北省、江西省和青海省。 湖北省 去年末就开始征求意见的湖北新分时电价政策，终于在3月中旬尘埃落定，并将于5月1起开始执行。 在刚公布的湖北省5月份代理购电价格表中也体现了新政。 执行用户范围没有改变，依然是100kVA及以上的工商业用户，但电气化铁路牵引用电、商业用电和机关、部队、学校、医院、城市公共照明等非居民照明用电除外。 分时时段有所调整，详情见图，原来全年唯一的日时段表改为两种日时段表，年时区数划分为7-8月及全年其它月份。 午间12点到14点新增为谷段，之前横跨于白天9点到15点的6小时连续高峰时段转移至晚间，保留了全年都有的尖峰时段，只不过7-8月和其他月份具体尖峰时段所在小时点有所不同。 浮动系数方面夏冬月（1/7/8/12月）尖峰段上浮系数（+100%）和低谷段下浮系数（-55%）和其他月份有所不同，其它月份和对应时段浮动系数与原政策一致，没有变化。 参与分时电价计算的电价组成部分中，输配电价不再参与，目前仅有上网电价和上网线损费这两部分参与分时电价浮动的计算。 具体湖北省工商业用户和居民用户电价，黄师傅会在全国电价巡礼第16期里再进行更为详细的分析。 江西省 4月24日，江西省发布文件适当调整分时电价政策。 其中，执行分时电价的用户范围没有改变，依然是大工业用户执行，一般工商业用户可选。 分时时段有微调，详情见图，全年任何月份平时段均占一半时间，每天12小时，峰谷均分剩余12小时，夏季7-9月和冬季12-1月两小时高峰时段变为尖峰时段。 浮动系数没有调整，依然是峰段上浮50%，谷段下浮50%，尖峰段较峰段再上浮20%，不过本次新政暂缓征收尖峰电价电费，按照高峰段电价收取。 参与分时电价计算的电价组成部分没有调整，依然是上网电价（含偏差电费）和输配电价参与浮动，其余不参与。 除此之外，江西也开始试行重大节假日的深谷电价政策，在春节、五一和十一期间，中午12点到14点设置为深谷段，电价在平段基础上下浮60%。 以上就是江西新政的变与不变，更为详细的当地电价分析黄师傅也会在后续的全国电价巡礼专题中进行更为详细的梳理。 青海省 4月上旬，青海省也发布了将在5月份执行的新分时电价政策。 在之前，青海省根据不同工商业用户的行业性质，将电解铝、钢铁、铁合金、碳化硅、水泥、电石、晶硅、经营性充换电设施企业单独设置分时电价时段，其余行业另外设置时段。 本次调整后，全省工商业用户不论行业均向电解铝、钢铁、铁合金、碳化硅、水泥、电石、晶硅、经营性充换电设施企业分时电价时段看齐。 谷段下降幅度较之前多了2个百分点，由下浮63%变为65%，峰段上浮63%以及尖峰段上浮100%维持不变。 本次调整后，青海与甘肃具有同样的分时时段，白天9点至晚17横跨8小时的谷电，也代表了当地新能源消纳的压力。 多地试行节假日深谷电价 五一假期来临，5月1日至5月5日，上海、浙江、江苏以及江西等地将执行日内深谷电价。 上海每日0点至6点，晚22点至24点，一天共计8小时执行深谷电价，价格为平段电价的20%。 江苏每日中午11点至15点设置为深谷时段，时长4小时，价格为平段电价-峰段电价的20%。 浙江每日中午10点至14点设置为深谷时段，时长4小时，价格为平段电价的20%。 江西每日中午12点至14点设置为深谷时段，时长2小时，价格为平段电价的40%。 在之前的文章中，我们也详细分析过江苏的深谷电价计算方式，用平段电价和高峰电价的20%之差作为深谷电价，导致同期深谷时段价格比低谷时段价格要高。且江苏去年十一期间已试行该电价，出清的电费单上的时段电价也可以体现这一点。 四川微调电价结构 5月起，四川省工商业用户电价构成中有一项小调整。 原本含在代理购电价格中的保障居民农业用电价格稳定的新增损益等各项费用折价归于系统运行费中。 现在四川的代理购电价格和其它大部分省份一样由平均上网购电价格和历史偏差电费构成。 系统运行费则由煤电容量电费和刚才提及的新增损益这两部分组成。 四川不承担抽水蓄能容量费，这一点西南其它地区如贵州、云南和广西也一样。 所以去年6月份开始单列系统运行费后，四川省该项费用一直为0。但2024年起煤电容量电价执行，归类于系统运行费，此项费用不再为0。 这次微调也理顺了当地分时电价的计算，原本包含在代购电价中的损益是不参与分时浮动计算的。 本次调整后，整体代购电价连同输配电价和上网线损折价一同参与分时电价的计算，而损益含在了系统运行费中，且四川的系统运行费本就不参与分时电价的浮动计算。 三地（湖北、江西、青海）执行新版分时电价政策，四地（上海、浙江、江苏、江西）试行节假日深谷电价，四川微调电价构成。
近期，人民日报以《压缩空气储能产业规模不断壮大》为题，整版关注压缩空气储能，并重点介绍了山东肥城、湖北应城等示范项目，让这种近两年发展迅速的新型储能技术再度“出圈”，成为公众关注热点。 作为新型储能之一，压缩空气储能是一种以空气作为能源存储的介质的储能技术，在用电低谷时“充电”，将富余的绿电用压缩机把空气高压密封并存储起来（密封洞穴可以是盐穴、报废矿井、储气罐、山洞、过期油气井、新建储气井等）。在用电高峰时“放电”，将储存的高压空气释放出来，带动发电机发电。 压缩空气储能电站主要由压缩系统、储换热系统、储气系统、膨胀系统和发电系统等设备组成。新型储能是除抽水蓄能外，以电力为主要输出(入)形式的储能技术，储能技术是一组工具性技术。目前储能技术分为机械储能、电化学储能、电磁储能、热储能、氢储能、火电抽汽储能、梯级电站储能等多种技术类型。 现有主要储能技术 现有部分主要储能技术关键参数 压缩空气储能技术被视为继抽水蓄能之后，又一种极具潜力的大容量、长寿命、长时“超级绿色充电宝”。 目前压缩空气储能已在削峰填谷、可再生能源并网、电网调频、备用电源等领域有落地应用；国内研发团队已突破了1-300MW级压缩空气储能系统核心关键技术，拥有完全自主知识产权。 在过去一年里，压缩空气储能关键技术及集成示范发展可圈可点。 首台300MW级先进压缩空气储能系统宽工况“轴流+离心”串联组合压缩机下线；首台300MW膨胀机研制成功；首台300MW先进压缩空气储能系统阵列化蓄热装置研制成功，该单体容积达8000立方米，蓄热阵列总储热量达8.3TJ。 张家口国际首套100MW先进压缩空气储能电站有效参与电网迎峰度夏；山东肥城300MW压缩空气储能电站于2023年11月11日受电成功；湖北应城300M/1500MWh压气储能电站示范工程于2024年4月9日并网成功，该项目转换效率达70%；河南信阳等多个压缩空气储能项目启动等。 此外，大量GWh级项目持续推进，发展势头迅猛。 据能源电力说不完全统计，截至目前新疆阜康、北京密云、山东肥城、河南叶县、湖北应城等地落地项目容量规模均在GWh级及以上，投建方分别为华能新能源、国家电投、中储国能、中国能建、国网湖北综能等公司。 压缩空气储能的产业链较为成熟。上游为设备、资源供应，核心设备包括空气压缩机、透平膨胀机、蓄热/换热系统等，核心设备厂家有陕鼓动力、沈鼓集团、金通灵、杭氧股份、川空集团等；此外还需要储气洞穴（如盐穴）资源提供方及资源综合开发利用企业，如中盐集团、江盐集团等。 我国盐穴资源分布广泛，符合压缩空气储能使用条件的约有两千多个，目前主要用于储存天然气和石油。据悉，如果盘活相关资源，能实现1000万千瓦装机容量的盐穴储能能力，相当于一座特大型城市的用电负荷，将有力促进我国新型电力系统的构建。 压缩空气储能产业链 中游为压储技术提供及项目投建，其中储能技术的研发与应用参会企业有中能建数、中储国能、中科院、清华大学、佑赛科技等；项目投建方则包括中国能建、中国电建两大能源基建企业以及五大发电集团、地方能源集团等能源项目投资企业。 压缩空气储能行业已出现了中能建数科、中储国能等创新技术代表企业，中能建数科定位为压气储能领域“研投建营数”一体化企业，为大型能源央企子公司，利用雄厚的财力、工程优势不断攻城略地；而中储国能是国科学院工程热物理研究所百兆瓦级压缩空气储能技术的产业化公司，具备不少典型落地项目，也因创新技术备受资本市场青睐。 下游则为压缩空气储能应用场景，包括新能源配储、电网侧储能、用户侧储能等，起到削峰填谷、可再生能源并网、电网调频、备用电源等关键作用。 “新型储能”今年首次被写入政府工作报告；发展新质生产力，聚焦8大新兴产业+9大未来产业，新型储能作为9大未来产业之一，被写入《新产业标准化领航工程实施方案（2023—2035年）》。2023年新型储能发展迅速，国家能源局数据显示，截至2023年底，全国已经建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1千亿元，已成为我国经济发展新动能。
近日北京市丰台法院成功通过强制执行程序对北京某公司持有的北京市碳排放配额进行变现，现场成交碳排放配额一万余吨，成交价款共计一百余万元。这也是北京市首次通过执行程序处置碳排放配额。 据报道，2023年初，该公司因经营不善，长期拖欠职工工资，北京市各区仲裁机构作出法律文书，要求该公司向离职员工给付解除劳动合同经济补偿金。后因该公司无能力给付，自2023年6月起，300余名涉案员工陆续向丰台法院申请强制执行，涉案金额共计2000余万元。 在进行强制执行时，丰台法院发现该公司名下有其他可供执行的财产，同时承办法官得知该公司持有可变现的碳排放配额。为此，丰台法院立即与市生态环境局取得联系，确认该公司的碳排放配额持有和使用情况。 因处置碳排放配额事关全市温室气体排放控制和管理，丰台法院向市生态环境局发出协助执行通知书，对该公司的碳排放配额采取了预冻结措施，法院决定待该公司履行2022年度碳排放配额清缴义务后，再推进剩余配额处置程序。 2024年初，在该公司年度碳排放配额清缴义务已履行完毕后，丰台法院就如何对已控制的碳排放配额进行变现，与北京市生态环境局、北京产权交易所、北京绿色交易所等单位研讨制定了执行方案。 近日，丰台法院向北京绿色交易所送达执行裁定书及协助执行通知书，预先对公司的碳排放配额成交款进行扣留。在法院监督下，北京某公司现场将其持有的12,391吨北京市碳排放配额（BEA）在北京市碳排放权电子交易平台公开挂牌定价交易。
深圳作为国内最早发展新能源产业的城市之一，积极抢抓新型储能产业这一“风口”领域，储能产业集聚度高，拥有众多的高科技企业和研发机构，涵盖了新能源汽车、储能系统等多个领域，成为培育新型储能多元应用的沃土。 据统计，2023年，深圳电化学储能产业产值突破3000亿元，增长16.1%；2023年深圳锂电池出口额为660.1亿元，同比增长16.6%。深圳新型储能产业链完备，拥有相关企业近7000家、上市公司近51家、35家电池产业链单项冠军企业和56家国家级“专精特新”小巨人企业。在材料、设备、电池、便携式储能、储能系统集成等多个细分领域均有龙头企业布局，深圳的电化学储能产业专利申请量也高居国内主要城市榜首。 当前深圳新型储能产业发展以工商业应用为主，应用场景呈现百花齐放态势。深圳公交车、出租车100%纯电动化，环卫、邮政快递、物流配送等公共领域车辆的“含电度”也逐年攀升。氢能应用场景逐步从车辆应用拓展至船舶、分布式发电、新型储能、绿色氢基燃料/原料等领域。2023年深圳新增新能源汽车充电桩16.1万个，累计达28.7万个。截至3月22日，全市累计建成超充站306座，实现超充站数量超过加油站数量。深圳还建成运行全球首个光储充放一张网和虚拟电厂管理平台2.0，实时可调负荷达50万千瓦。 近年来随着新能源汽车、半导体等行业的蓬勃发展，深圳新型储能产业面临着更广泛的应用空间和发展前景。本次大会的召开，有助于促进产业上下游交流合作，共同推动深圳新型储能产业技术突破和产业化进程。
《碳排放权交易管理暂行条例》将于5月1日起正式施行。《条例》充分吸纳已出台的部门规章、文件，形成了碳排放权交易各个环节全流程管理的基本制度框架。 一是明确了碳排放权交易管理架构。各级生态环境主管部门负责碳排放权交易及相关活动的监督管理。生态环境部建立全国碳排放权交易市场管理平台，加强全过程监管。全国碳排放权注册登记机构负责碳排放权交易产品的登记及交易结算，全国碳排放权交易机构负责组织开展碳排放权集中统一交易。 二是明确了市场要素确定原则，为市场发展留有空间。全国、地方市场并存，不新建地方市场，全国市场参与主体不再参与地方市场。碳排放权交易覆盖的温室气体种类和行业范围由生态环境部会同有关部门研究报批后实施。碳排放权交易产品为碳排放配额现货和经批准的其他现货。交易主体包括重点排放单位和符合规定的其他主体。交易方式包括协议转让、单向竞价或者符合规定的其他方式。 三是建立了以免费分配为主、逐步引入有偿分配的年度碳排放配额分配机制。生态环境部会同有关部门，根据国家温室气体排放控制目标，综合考虑经济社会发展、产业结构调整、行业发展阶段、历史排放情况、市场调节需要等因素，制定年度碳排放配额总量和分配方案，为碳市场调节配额供给、建立调节机制提供了空间。各省生态环境厅会同有关部门据此向重点排放单位发放配额。碳排放配额实行免费分配，并逐步推行免费和有偿相结合的分配方式。有偿分配机制的引入将更好发挥价格发现功能、更大程度激励企业降碳。 四是明确了排放报告编制与核查中各主体的数据责任，强化了数据质量要求。重点排放单位编制年度温室气体排放报告，各省生态环境厅核查报告并确认实际排放量。重点排放单位开展数据质量控制方案制定及执行、排放相关检验检测、温室气体排放量核算、年度排放报告编制和报送等活动，做好数据公开和保存。从事检验检测、报告编制或技术审核的技术服务机构均承担相应责任。 五是明确碳排放配额清缴方式，加强了电碳协同。重点排放单位根据核查结果足额清缴其碳排放配额，并可购、售碳排放配额，所购碳排放配额可用于清缴。重点排放单位如消费非化石能源电力，碳排放配额和温室气体排放量予以相应调整。 在新的制度框架下，电网企业可充分发挥数据优势，链接发电企业、电网、用户全环节电力数据，加强电碳数据耦合，开展以下工作支持《条例》落实： 一是持续深化电网企业自身碳管理体系建设，夯实碳交易、碳核查数据基础。建立健全碳排放统计核算体系，综合考虑电网企业组织架构、业务流程、供应链结构，明确各层级排放源、核查边界和范围，建立电网企业自身、主要采购产品以及供应链企业的碳核算体系。 二是积极探索电碳计量与核算监测，为电力系统全链条行业开展碳核查提供基础支撑。加强电碳计量技术和方法研究，深入研究基于电力潮流追踪、电力交易合约等开展企业碳排放监测核算的计量技术，建立我国在电碳计量技术领域的国际标准。目前，北京、河北等地已试点融合电力能源、环保等数据，建立“电-碳”计算模型，实现通过电量监测碳排放量。浙江湖州则利用电力、统计等大数据，形成企业运行和用能排放数据库，首创工业碳效码，为企业明确定位和节能降碳提供精准指引。下一步，还需持续深化电碳计量用于企业间接碳排放核查的试点工作，加强监测企业用电间接碳排放与碳市场核查数据的实际对比、修正完善，为碳市场核查提供电碳计量技术方案。此外，应推动电碳表等相关装备研发、试行，联合科研机构，开展电厂侧传感器、电网侧电碳表等电碳计量设备研发。 三是建立绿色电力消费核算体系，推进电碳协同政策完善。建立绿色电力消费核算体系，贯通交易、营销、发展等专业数据，以各类市场主体用电结构、绿电绿证等信息为基础，开展绿电消费核算认证工作。推动绿电、非化石能源直接交易在碳排放核算中抵扣，制定考虑扣减后的企业电力间接碳排放核算规则，做好与碳市场的有效衔接。
01主材环节为何没有出现“”光伏版宁德时代”？ 宁德时代与阳光电源是如何穿越周期，逆势增长的？ 在新能源与光伏激烈内卷的背景下，宁德时代经营业绩依然相对稳定，市占率持续提升。然而，我们看到光伏主材一体化龙头公司没有出现这样的情况，它或市占率持续下修或经营业绩大幅下滑或竞争格局转弱。 这些现象已经演变为大家对光伏主材甚至整个光伏行业竞争和商业格局的悲观看法。那么我们来挖一挖光伏主材的前世今生，一探究竟。光伏主材包括硅料、硅片、电池、组件四大环节。在隆基进入光伏组件环节之前，光伏主材大致竞争格局如下：一体化龙头：晶科、晶澳、保利协鑫；专业化组件龙头：天合、阿特斯、东方日升；硅料龙头：通威、保利协鑫、大全、新特等；硅片龙头：隆基、中环；电池龙头：通威、爱旭。我们知道，在隆基2014年收购乐业股权前，整个光伏行业大体处于专业分工阶段。光伏主材产业链条长，对技术、资金要求相对较高，且行业技术处于不断降本增效的反复迭代之中。受制于资金、技术及市场等因素，彼时任何一家企业都不具备全面一体化的实力。虽然我们看到晶科、晶澳、保利协鑫似乎已完成硅片、电池、组件的一体化，但彼时晶科、晶澳的硅片、电池仍大量从外采购。保利协鑫虽然具备一体化实力，但各环节均明显弱于其他专业化企业，无法形成核心竞争力，一度掉队。所以，我们看到此前光伏江湖虽然也出现了隆基通威阵营与中环保利阵营的对抗，但整体来看，专业化分工的背景下，大体还是比较和谐的。然而从2015年开始，随着隆基强力进入组件环节，并很快跻身为光伏组件 前五位，江湖上流传的味道就已经变了。首先是下游客户率先发难，减少对隆基硅片的采购，进而扶持隆基的竞争对手；随着隆基大举进入电池环节后，原本深度绑定的战略共同体也拔刀相向，全面退出与隆基的硅片合资公司，并进入组件环节。随着隆基全面一体化的示范效应，天合、阿特斯、东方日升、通威先后赶场全面一体化。在龙头示范效应之下，更多专业化企业被迫一体化，如上机、爱旭、中环等等等。所以我们看到光伏主材环节区别于宁德时代与阳光电源所处的产业环节，链条更长、资金要求更高继而竞争更加激烈。虽然一体化成为光伏主材环节的行业趋势，但光伏主材环节却有：强敌环伺；各细分都有霸主型领导玩家；原本各链条公司都是客户或供应商的关系；除组件环节以外其余均为重资产，对资金、技术尤其是成本控制能力都有较高的要求等特点。所以，有这样的一条路你如何选择？你如果不做一体化，你原本的客户将成为竞争对手，市场份额将变得越来越小甚至被消灭。你如果做了一体化，你的客户将视你为竞争对手，而对你采取孤立态度，造成短期市场份额的丢失。然而，光伏大佬们都做出了近乎一致性地选择——光伏一体化。而隆基就成了光伏一体化趋势下的先行者和中短期受损者。其最先一体 化并体现出来的竞争优势让这个行业曾经的客户与伙伴视其为眼中钉，肉中刺。但其他的友商短暂结盟后，又很快灰飞烟灭。一体化的大趋势让光伏大佬们再也坐不住，纷纷加码一体化。所谓卡脖子只是借口而已，听听罢了。强敌环伺，天下逐鹿，光伏主材四大环节行业特征决定了任何一方或两三方都无法在短期掌握绝对竞争优势。故我们看到，这些因素导致了光伏主材四大环节的一体化企业在内卷加剧的时候，都没有出现“光伏版宁德时代”的案例。除了上述原因以外，主材各环节在近年都出现了以技术迭代为契机引发的投资方介入现象。如新进入者以TOPCON电池迭代为契机，可以迅速获得融资，并切入市场；光伏硅料及硅片的超额利润引发新进入者加快进入这两个环节；大硅片及N型硅片的迭代也同样给了新进入者契机。而传统客户成为竞争对手后使原本巨头相对被孤立，市场份额减少。综上，我们可以清晰地了解到，为何在近年光伏主材环节各公司市场份额都出现了或多或少的下滑。正是源于主材环节无首强，更竞争导致的格局，也是行业深度去内卷化前全面一体化形成的必要代价。那么这个代价是什么？就是你要选择一体化，就会失去部分客户；光伏一体化的本质也是其余外销龙头也会失去相应市场份额。所以 ，我们说光伏主材产业的马太效应必须经此一劫。无有其他。这是最基本和朴素的道理与行业规律。 02光伏主材环节未来竞争格局如何演变？ 我们知道制造业公司都会出现马太效应，光伏行业在过去及未来也将更是。随着光伏一体化成为行业主流趋势，由融资加剧及一体化趋势造成的逆马太效应成为了短期趋向。但我们知道，基于任何逆向商业模式和短期政策扰动的行为都改变不了光伏行业马太效应的本质。随着一体化趋势不断强化和行业产能过剩冲击，会加速行业马太效应的到来。目前，一体化巨头都已经逐步显现了对各环节技术、成本的掌控能力，资金实力在这两年也得以充分释放，内在能力导致一体化实力得以充分展现。其次客户与供应商角色转换及与之要付出的代价已经体现，不再成为最为重要的绊脚石。我们看到，随着光伏技术不断发展到深水区，各家公司都加大了研发投入。光伏一体化三巨头每年研发投入都已经超过50亿，甚至接近百亿之巨。现阶段，产能迭代与优化速度仍有增无减就可见一斑了。虽然光伏行业仍没有宏观调控的政策出现，但资金供给层面的实质性收缩导致更多公司的一体化之路难以为继成为不争的事实。光伏一体化的本质其实是各个环节都要做到行业最优级别，否则一体化将难以形成规模效应及成本优势，将被淘汰出局。但光伏四大环节每个环节想做好都不太容易，想要四大环节都要做好，就要具备很大的能力了。资金、 研发、市场与成本控制能力缺一不可。一体化的本质决定了行业马太效应的终极目标，也标志着不远的未来，光伏行业一体化的资金门槛将从百亿拉升至千亿。光伏市场足够巨大，且全球细分区域市场较多，差异化明显。这就决定了未来中国光伏主材一体化企业将会存在3-4家绝对龙头，掌握全球70%以上市场份额（主材四大环节的所有份额）。 同时，因为全球其他区域市场，仍存在独立的本土化制造公司和国内部分具有细分链条技术优势的专业化企业，导致国内仍会存在5-6家较大的专业化企业（指主材环节）。一体化巨头无法蚕食所有份额。 即便如此，未来更多公司仍可能被淘汰出局，一半以上的光伏企业出局也已是乐观假设了。 03如何看待隆基遗失光伏组件出货冠军位置？ 上周，一场大火烧过晶科能源全资子公司山西晶科一期切片电池车间，坊间议论纷纷，晶科损失惨重。具体损失不得而知，却为刚刚登上全球光伏组件冠军宝座的晶科能源前途蒙上一层厚重阴影。此事影响不在本文中分析讨论，我们要说的是，如何看待组件全球市场份额演变这一重点现象。实际上，晶科能源在2020年之前较长时间，都排在全球光伏组件出货排行榜上的冠军，2020年被隆基赶超。时隔3年后，晶科2023年再度问鼎全球组件出货冠军，到底是什么原因？隆基绿能凭借166硅片尺寸和组件迭代，在2020年全面逆袭，荣登全球光伏组件出货排行榜冠军。但隆基绿能在2023年全面错失N型TOPCON转型的历史机遇，而晶科全面押注N型TOPCON，并凭借短期超额利润，在市场上一改以前组件“昂贵”的印象，而放低价格争夺市场份额。反观隆基，在2023年不仅仅失去N型电池迭代的先发优势，而且在组件招标环节上，显得异常谨慎，不愿意低价争夺市场，而丧失大量市场份额。晶科能源在海外市场培育多年，积累了丰厚渠道资源，隆基虽然在2020-2022年连续三年成为最顶级组件供应商，并迅速积累在海外的市场声誉，但与经营多年的晶科能源来说仍然没有形成有效超越。这说明：组件巨头全球渠道和品牌价值壁垒相对较强 。晶科能源与隆基组件出货冠军易主，本质上来说，都是以产品迭代作为主要原因的。产品迭代所形成的短期超额利润又体现在“价格优惠”上，造成短期市场份额的变动。但我们说，这种技术上的先发优势，特别是在一体化之前细分链条强弱周期不一致的情况下有可能在巨头短期表现上成为主要因素。但追究其长期本质，仍然是一体化背景下各环节的成本综合控制能力及技术迭代、产品与服务能力、稳健的财务指标等等，体现在财务指标上的就是毛利率、资产负债率及净资产收益率等等。对于隆基来说，在过去三年的失策是：1、固执坚守182，而丧失了对210包括硅片及组件的市场份额。2、在2021-2022年失去N型TOPCON的先发优势。3、没有大举进入电化学储能市场。隆基押注的东西很多来说可能长期正确，但短期无法体现在经营业绩上，就造成了目前的状况。比如隆基在储能市场押注氢能，而不发展电化学储能，失去中短期强劲增长的赛道，毕竟氢能发展需要较长的时间验证。对于BC类技术路线及光伏建筑来说也是如此。但这些经营策略都需要时间来证明。短期上因为这些策略可能导致市场份额的下修，但隆基似乎更着眼于长远、净资产收益率以及财务指标上的稳健可靠。其实，一些长期客观的发展规律，短期并不 会受到很大的支持，因为太多人更急于于眼下。就像光伏行业一样，是一个很好的赛道，未来留存下的龙头企业也将获得较为长期的优厚回报并持续引领全球。但很多人宁愿认为短期其产能过剩是一个商业模式不足称道的行业。这个行业终究是一个长期主义的行业，在非理性超额利润的时代逐步回归平静和常态后，对于成本控制、技术迭代的长期主义能力成为一体化巨头决胜的关键因素后，必将比拼的是基本功。 “短期溢价和先发优势”可能并不是最主要的，未来的格局也将随着深度一体化的持续演变将会变得越来越清晰。 04如何看待阳光电源成为全球光伏市值王者？ 阳光电源可谓是过去几年光伏行业的宠儿，并于2024年一度荣登世界光伏市值之巅。早在2020年以前，在国内不具备竞争力的中小逆变器企业，通过“豪赌”来野蛮生长：三大关键词“户用分布式”、“组串式”“海外”。使得阳光电源的经营业绩一度看起来比较普通。在海外中大型逆变器市场，阳光电源唯一的强劲竞争对手，华为因为众所周知的原因被打压。至此，阳光电源在海外中大型逆变器市场再无对手。凭借2019年以后加快海外市场布局，阳光电源凭借全系列逆变器型号，迅速在海外扩大市场份额。随着光伏组件价格崩盘，海内外大型地面电站全面启动，增速开始反超分布式光伏。作为中大型逆变器绝对领导者，阳光电源在行业收缩的背景下逆势扩张。而海外市场对于逆变器和储能并没有实质性贸易限制，更加剧了阳光电源在海外高毛利率市场的攻城虐地。锂电池和组件价格的狂跌，进而造成了储能及电站业务的超额利润，并进而导致辅材需求量上行，特别是大型电站的辅材。虽然欧美降息周期直到今日尚未迎来真正的大拐点，但海外大型电站与储能项目似乎也已“急不可耐”，开始无视高利率而加速布局。上述诸多原因造成了阳光电源在现阶段表现上与光伏主材龙头公司的巨大优势。主材环节激烈的价格战与竞争在某 种意义上也是“自作”表现。而以阳光电源为代表的光储公司迎来逆势增长，似乎大有穿越周期的态势。所以，你认为这种趋势未来是否会迎来改观？如何看待这一现象，我们后期会专题研究进一步分解。 05行业牛熊交替，产业链如何分化 以上内容其实分别从光伏主材行业格局演变，技术变迁及商业模式变迁三大块，以隆基绿能“掉队”为例证思路的角度来对行业格局演变进行分析，为后续的产业趋势及产业链分化的判断做一个铺垫。
在中国，虚拟电厂作为电力体制改革下的新产物，一方面根植于传统的电力体制与电力系统，顺应原有的运行惯性才能发展；另一方面，作为新型电力系统的全新部分，自然被各类新老玩家所追逐、所争夺，去满足各利益主体的诉求。 它并不是看上去的“聚合负荷侧资源，参与电力市场互动”那么简单，而是在深层次层面开展的各种权力博弈，博弈的结果也将极大地影响中国虚拟电厂的发展路径与速度。 总的来看，虚拟电厂的权力游戏，包含了以下四层的博弈。 而且这几层博弈之间还相互关联，形成更为复杂的因果关系网络。 虚拟电厂和其他很多新型电力系统的应用，都是在这个复杂网络中涌现出来的。 一、电网企业内的横向博弈 虚拟电厂作为新型电力系统业务的真空地带，背后反映的是电网体系内不同部门之间的权力博弈。 传统上看，主要是调度（本文主要指省级调度部门，简称省调）和营销（主要指省级电网公司营销部门和地市供电公司营销部门）两大一线业务部门之间的博弈，而最近陆续成立的配网部门，则给这种博弈带来更大的不确定性。 对于省级集中的电能量市场与辅助服务市场，省调有技术管理（比如安全校核）的权力，但从交易产品的颗粒度上看，只对220kV及以上的输电网进行管理，类似大宗商品交易所。 虚拟电厂99%的资源，无论是分布式光伏、储能、充电桩，可控负荷，并网电压等级都在220kV下，而且绝大多数都在用户表后（即在规划红线以内，属于用户内部资产），资源的特征也是容量小、响应速度慢、与输电网交互少。 所以目前虚拟电厂的建设，就呈现出明显的“两极分化”趋势。 （1）在“供大于求”的电源型电力市场中，调度对发电企业和电力大用户的话语权较大，虚拟电厂以大型非电源资源（如大型储能、大型工业负荷）的交易为主，以省级集中辅助服务市场为特色，比如山西、冀北等。 （2）在“求大于供”的负荷型电力市场中，由于负荷侧占据主动地位，以负荷侧业务管理的营销部门为主导，以“城市级虚拟电厂管理平台”为特征，以城市虚拟电厂为尺度，调度部门参与度较低，典型的如江苏、上海、浙江、深圳的虚拟电厂平台。 由于配网部的成立，虚拟电厂是聚合“负荷侧”资源，参与配网与主网的互动，是一种以公共配电网为载体的公共资源交易，配网部也希望参与并主导以虚拟电厂为代表的分散式电力市场交易。 所以反映的是在省级电网公司层面，“调度”、“营销”、“配网”的三部门的横向博弈，可以说是一种条条之间的博弈。 二、电网企业内的纵向博弈 由于电网管理体制的设计，类似政府的“条块”治理模式，也就是总部条条-地方块块之间也存在博弈。 最典型的就是业务管理集约化，通过统一推广的业务管理系统，消除不同省份之间的业务管理差异，并将业务管理权集中到总部。 但是虚拟电厂的出现，凸显了总部-地方的管理差异性需求，比如地方政府部门希望看到电力消费数据，以掌握地方经济发展的动向，但是电力消费数据是电网总部层面统一管理并对外发布，导致地方政府较难获得实时、精确的数据。 于是我们看到某些“城市虚拟电厂”，以地方能源主管部门为主导，由地方电力企业配合建设。 地方电力公司也能在城市虚拟电厂的建设中，借助与地方政府的合作，获得与总部业务主管部门的博弈能力，进而获得更大的业务灵活性，属于双赢合作。 这反映了地方电力企业，与企业总部之间的，企业内部“央地纵向博弈”。 三、电网-政府间的横向博弈 从第二部分的内容，又牵扯出博弈的第三方面，即电网企业与政府之间的关系。 由于地方政府是当地电力安全、经济运行的首要责任人，从政策层面上看，虚拟电厂涉及电力用户、发电企业和电网多个相关主体，对地方电力系统在需求响应，经济调节方面存在公共（外部性）价值，这都是地方电力系统的行政管理范畴，理应由地方政府主导。 因此虚拟电厂在交易、管理、运行等方面，一方面需要地方政府牵头、主导并落地政策，另一方面，地方政府由于公共服务、政府经济管理等需求，也希望更多的参与并主导城市级虚拟电厂的落地。 由于引入地方政府，地方电力公司在企业内部获得更多的灵活性，同时地方政府的积极性也会对电力央企在当地的项目推进有正面的影响。 虚拟电厂在地方层面，当地电力企业与企业总部之间，与地方政府之间，又是一个三角关系，既有相互合作，也有相互博弈。 四、电力经济运行体系的多边博弈 再深入一点，其实不仅在电网内部存在“总部-地方”的博弈，在整个电力经济运行制度中，也一直存在地方利益-中央利益的某种博弈。 在传统电力体制中，由于集中式发电占主导，所以发电集团数量较少（五大六小），且电网天然垄断，发电-电网对地方政府有较大的话语权。而且主要的发电企业和电网是央企，税收上交中央，同时通过“西电东送”等政策，实现电力行业的“转移支付”，某种程度也是央地关系的反映。 但是在新型电力系统中，由于虚拟电厂主要的资源来自于用电企业，大多数分布式光伏、分布式储能是安装在企业内部（自发自用为主），充电桩的投资方很多是政府平台公司，国有企业（尤其是地方国企）产生了当地较大的负荷，所以自然也是可控负荷的重要来源。 因此虚拟电厂成为地方在能源建设和运行方面重要抓手，地方政府及城投等平台公司，在房地产主业呈现萎缩的趋势下，自然把新能源作为城投业务的第二增长点，颇有点“第二房地产”的意思。 在这个基础上，地方平台背景的地方能源公司、地方政府、电网公司、传统发电国央企之间的关系，在虚拟电厂这个竞合博弈的点上，将变得更为丰富和微妙，甚至某种程度直接决定新型电力系统的未来走向。 同时，这里还涉及到能源央企（发电集团、油气企业）与电网企业、地方政府、地方能源公司、各类新能源民营企业更复杂的多边博弈格局，受制于篇幅不再展开。 虚拟电厂反映了发输配用几个环节，中央、总部、地方各个层面的复杂竞争与合作的多边博弈网络，这是新型电力系统诞生与发展的制度性因素，是远比虚拟电厂软件平台、虚拟电厂聚合商这种简单的技术和业务要素深刻和深远的变革。 但是回归电力行业的发展本质，是为国民经济的健康发展保驾护航，所有脱离这个本质的虚拟电厂，只是出于企业、部门的局部利益之争，是不会有长远的发展空间的。 只有服务好国家基本政策、服务好社会民生、服务好地方经济和企业，为社会整体福利贡献力量，才是虚拟电厂的初心。
中国电力企业联合会发布《2024年一季度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称《报告》）。《报告》显示，一季度全国电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。 《报告》显示，在电力消费需求情况方面，一季度全国全社会用电量达2.34万亿千瓦时，同比增长9.8%，增速与上年四季度基本持平。其中，第一产业用电量为289亿千瓦时，占全社会用电量比重为1.2%，用电量同比增长9.7%，延续了近年来的快速增长势头。第二产业用电量为1.51万亿千瓦时，同比增长8.0%，占全社会用电量比重为64.4%。其中，制造业用电量同比增长7.3%，分大类看，高技术及装备制造业用电量同比增长14.5%，增速高于同期制造业平均增长水平7.1个百分点，延续转型升级趋势。电气机械和器材制造业用电量同比增长29.6%，其中，光伏设备及元器件制造业用电量同比大幅增长69.4%；新能源车整车制造用电量同比增长15.3%。第三产业用电量为4235亿千瓦时，同比增长14.3%，占全社会用电量比重为18.1%。其中，新能源汽车高速发展，拉动充换电服务业用电量同比增长70.1%。城乡居民生活用电量达3794亿千瓦时，同比增长12.0%，增速比上年一季度以及上年四季度均有大幅提升。全国所有省份用电量均为正增长，东、西部用电量增速领先。 在电力生产供应情况方面，截至今年3月底，全国全口径发电装机容量达29.9亿千瓦，同比增长14.5%。其中，非化石能源发电装机占总装机容量比重达到54.8%。电力装机延续绿色低碳发展趋势。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模达到11.2亿千瓦，同比增长39.3%，占总装机容量比重为37.3%，比上年同期提高6.6个百分点。非化石能源发电量快速增长。一季度，全口径非化石能源发电量同比增长13.8%，占总发电量比重为35.0%，同比提高1.4个百分点；全口径非化石能源发电量同比增加991亿千瓦时，占一季度全社会用电量同比增量的47.6%。跨区、跨省输送电量也实现同比增长。一季度，全国完成跨区输送电量1952亿千瓦时，同比增长3.7%；全国完成跨省输送电量4210亿千瓦时，同比增长4.8%。 《报告》预计，在气候正常情况下，今年全社会用电量为9.8万亿千瓦时，同比增长6%左右。今年最高用电负荷比2023年增加1亿千瓦，全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦。今年年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。其中，非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右。并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在二季度至三季度首次超过煤电装机，年底达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右。《报告》还提出，综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计今年全国电力供需形势总体紧平衡。
目前工商业储能四种常见的投资运营模式为：1）业主自投；2）纯租赁；3）合同能源管理；4）合同能源管理+融资租赁。 在合同能源管理模式中，业主只需提供土地即可获得收益分成，能够有效规避风险，成为当下主流。为缓解资金压力，合同能源管理+融资租赁模式正在逐渐流行。 01 业主自投（业主持有） 业主自投，指由业主（用电企业）购买并运维储能系统。 在这种模式下，业主需要承担较大的现金流及缺乏专业运维团队带来的风险，但业主可获得更多收益（峰谷价差、政府补贴风）。 业主自投模式更适合资金实力强，或能耗高、能源转型意愿强的大型工商业户主。 02 纯租赁（设备商持有） 纯租赁，是业主向储能资产方租赁储能设备，业主向设备商支付固定租金，储能产生的收益全部由业主获得。储能资产方在租赁过程中也会向业主提供设备运维服务。储能设备资产始终由资产方持有，但业主也可通过协议向资产方买断设备所有权。 纯租赁模式，适用于业主想短期参与，或对轻资产运营需求较高的企业。另外，这种模式对储能设备的抗衰减、便捷移动等性能都有较高要求。 03 合同能源管理（能源服务方持有） 合同能源管理模式，由能源服务方购买并持有储能系统，向业主提供储能服务，业主只需提供土地，而储能带来的收益由能源服务方和业主按一定比例（比如85/15、80/20）分成。 对业主而言，这种模式投资风险较低，同时能源服务方往往是运营经验丰富的能源公司、储能设备商等，在系统运营方面也更能发挥专业优势。 在合同能源管理模式中，业主只需提供土地即可获得分成，可有效规避风险，是当前最主流的工商业储能投资运营模式。 04 合同能源管理+融资租赁（融资租赁方持有） 在合同能源管理模式基础上，引入融资租赁方，向能源服务方和业主提供储能资产出租，以降低能源服务方和业主的现金流压力，同时，能够发挥能源服务方在系统运营方面的专业优势。 合同能源管理+融资租赁，涉及参与方较多，存在多种子模式，未来随着资产方对储能盈利的信心提升，这种模式有望得到进一步推广。 子模式1：融资租赁方根据其与能源服务方的约定从设备方处购买储能设施，并将储能设施出租于能源服务方。能源服务方利用租赁的储能设施为业主提供能源服务，获得项目收益，并与业主按约定比例分成，能源服务方再以部分收益向融资租赁方进行还款。租赁期限届满后，能源服务方获得储能设施的所有权。 子模式2：能源服务方向融资租赁方销售储能设施，并出租于业主。租赁期间，储能设施所有权归融资租赁方，业主享有使用权，业主获得项目收益，到期后业主可获得储能设施的所有权。能源服务方则主要为业主提供储能设施建设、运维等服务获得技术服务费，从融资租赁方获得设备销售收益。
随着新型电力系统的发展，具备调节潜力的用户侧资源数量飞速增长，包括工商业和居民各类可调节灵活负荷，电动汽车、分布式储能等储能资源，屋顶光伏和小型风电等分布式可再生能源，为电力系统提供了潜在的灵活调节手段。 电动汽车作为具有流动性的双向调节资源，既可通过接入虚拟电厂参与电网调节；同时作为电化学储能体系的重要组成部分，未来有望为电力系统提供千万千瓦级的双向灵活性调节能力。 什么是虚拟电厂？ 虚拟电厂是聚合分布在一定区域的分布式电源、可调节负荷、储能、电动汽车等资源，应用AI、大数据等技术，形成的具有电力市场交易或电网互动能力的物理或经济实体，也可指实现此目的的综合应用技术，进一步可引申为搭载、应用此技术的软硬件及服务产品。 从平台角度来看，虚拟电厂是一方面对接电力交易中心，另一方面对接各类资源聚合商，组织资源主体参与各类电力市场交易，并完成相关结算和利益分配的平台。 按照聚合资源的不同，虚拟电厂可分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型，其中含电动汽车在内的源网荷储一体化混合型聚合资源出售属性较强。 各类虚拟电厂的特征 目前国内的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段，从虚拟电厂的收益来源来说，已经开展的虚拟电厂业务模式主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。但需求响应属于偶发交易，具有交易频次不确定的特点，无法构成虚拟电厂运营商主要盈利模式。 随着中长期市场、现货市场、绿电交易市场、辅助服务市场等逐步放开，虚拟电厂可作为一个市场主体全面参与到市场中，主要盈利模式除了需求响应，还包括辅助服务交易、电力现货交易等。 目前国内虚拟电厂的主要投资与参与方包括政府、电网企业、发电企业与资源聚合商，政府部门主要牵头虚拟电厂管理平台的建设，例如深圳虚拟电厂管理中心；电网与发电企业投资建设虚拟电厂运营平台，例如国网的冀北虚拟电厂、南网的“粤能投”虚拟电厂、国电投保定综合智慧零碳电厂；资源聚合商种类较多，主要为综合能源服务公司、售电公司、与车桩企业等直接对接用户资源的公司。 电动汽车、充换电基础设施、充电量持续增长 据工信部数据，截至2023年底，我国充电基础设施累计达859.6万台，同比增加65%；2023年，我国充电基础设施新增338.6万台，同比增长30.6%，新能源汽车国内销量829.2万辆，同比增长33.5%，桩车增量比为1∶2.4。 据公安部统计数据，截至2023年底，全国新能源汽车保有量达2041万辆，同比增长56%；其中纯电动汽车保有量1552万辆，占新能源汽车保有量的76.04%，纯电汽车保有量同比增长49%。 若以电池容量50kWh的纯电动汽车来估算，按每天一充一放，1500万辆纯电汽车，年充电量需求超2000亿千瓦时，若将电动汽车电池作为分布式电化学储能体系的组成部分，整体储能容量也是巨大的。 电动汽车、充电量呈爆发式增长，未来充换电基础设施的不断完善扩充是一个发展重点，另外基于大量充换电设施、电动汽车的用电运营商业模式的拓展也很具想象力。 政策支持电动汽车以V2G参与虚拟电厂 V2G即Vehicle-to-Grid（车辆到电网），又称双向逆变式充电技术，即电动车不仅可以从电网获取电力充电，还可以将车载电池中的电能反馈到电网中。 电动汽车就是巨大的电力海绵，V2G技术的应用，可实现电动汽车的分布式移动储能单元功能，在用电低谷时充电，在用电高峰时向外放电。 今年1月，发展改革委等四部门印发《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》。该文件明确，车网互动主要包括智能有序充电、双向充放电等形式，可参与削峰填谷、虚拟电厂、聚合交易等应用场景。到2030年，新能源汽车将成为电化学储能体系的重要组成部分，并力争为电力系统提供千万千瓦级的双向灵活性调节能力。 此外，该文件还鼓励针对居民个人桩等负荷可引导性强的充电设施制定独立的峰谷分时电价政策，并围绕居民充电负荷与居民生活负荷建立差异化的价格体系，力争2025年底前实现居民充电峰谷分时电价全面应用，进一步激发各类充换电设施灵活调节潜力。 截至目前，浙江、山东、湖北、福建等多省已发布居民电动汽车充电设施分时电价专项文件。 比如浙江按春秋、夏冬以及重大节假日划分省内动汽车充换电设施峰谷电价，其中尖峰上浮50%、高峰上浮35%、低谷下浮60%、深谷下浮80%；福建省则针对居民电动汽车充电设施在居民合表电价0.533元/千瓦时的基础上，高峰贵0.03元，谷时便宜0.2元；湖北面向居民电动汽车充电桩分时电价在现行电价标准（每千瓦时0.555元，含税）基础上，深谷便宜0.333元，低谷便宜0.17元，高峰贵0.03元，尖峰贵0.333元。 今年4月，商务部等14部门印发的《推动消费品以旧换新行动方案》，提出要鼓励各地出台支持政策，完善充（换）电、停车、智慧交通等基础设施。目前，各地正在持续优化充换电设施布局，积极推进充电设备更新升级，提高充电效率。 今年年初，重庆的西部科学城投运一座超级充电站，这也是重庆首个“光储充放换检”源网荷储一体化示范站。 该充电站配置24台180kW直流充电桩、60台240kW直流充电桩，还有2台360kW分体式直流充电桩，1台480kW直流液冷充电桩，总充电功率19920kW，可满足180台新能源汽车同时充电；换电站储备8块动力电池，每块电池282kWh，可支持40余台换电重卡换电需求；同时打了造20MW电化学储能场景；发生区域停电等极端情况下，超充站还能够脱离大电网独立运行，依靠自身储能、V2G等设施设备，作为应急电源使用，保障周边居民区关键用电设施设备有序运转。 V2G是未来交通和能源领域的融合，通过“源网储荷”的高效本地化部署和应用，实现绿色能源的本地自产自销，减少对外部环境的影响，同时也可通过峰谷电价差、虚拟电厂等商业模式为电动车车主、充换电站运营商创造一定的经济效益，实现良性循环。 深圳电动汽车虚拟电厂 2022年8月26日，深圳挂牌成立虚拟电厂管理中心，该中心由深圳市发展改革委管理，设在深圳供电局，主要负责虚拟电厂管理平台建设维护、建立相关管理制度、组织开展用户注册、资源接入、并网管理、性能测试、响应监测、效果评估等工作。 深圳虚拟电厂管理中心积极推动5G基站、新能源汽车充换电场站、电动自行车换电柜、建筑楼宇、工业园区、储能系统等资源接入虚拟电厂管理平台。 截至今年3月，深圳虚拟电厂管理中心已接入运营商45家，接入容量规模265万千瓦；实时可调负荷56万千瓦，相当于2台中型火电机组。 在2022年成立国内首家虚拟电厂管理中心后，深圳的虚拟电厂就与电动汽车充电站融合发展。 2024年一季度深圳新能源汽车充电量达6.7亿kWh，同比增长10.9%，相当于超过1200万辆电池容量50kWh的电动汽车充满电，目前深圳全市已有336座超充站投运。截至今年一季度，南方电网在深充电站（含超充站）等已全部接入深圳虚拟电厂管理中心，接入规模达26万千瓦，可参与深圳市虚拟电厂精准响应。 也就是说仅南方电网的充电站就占到虚拟电厂总接入容量的十分之一，展示了充换电基础设施、电动汽车资源通过虚拟电厂提高电网运行效率方面的潜力。 车企的虚拟电厂“生意经” 蔚来是我国首家接入电网（上海电网）调度虚拟电厂的电动汽车品牌，同时也是国内最大规模将换电站接入虚拟电厂的品牌。 早在2019年，蔚来就通过“能源云”在上海组织换电站和家充桩参与全市电网的削峰填谷。 此外，蔚来还通过多个试点落地项目，联动各地电网公司、能源发电企业，实现虚拟电厂在电力辅助服务市场的应用。 截至2024年1月底，蔚来累计交付新车459649辆；截至2月25日，蔚来在全国已建设2375座换电站，3713座充电站。 截至今年2月，蔚来累计有1683座换电站参与错峰充电，转移用电量达1.6亿千瓦时。同时，蔚来已组织换电站587座、充电桩超过2.7万根参与全国14个省市的需求响应以及调峰辅助服务，累计总调峰容量约30万千瓦。 今年4月，蔚来能源《规模化车网互动虚拟电厂建设与运营》项目更是入选了国家第一批绿色低碳先进技术示范项目，这也是唯一一家车企入选项目。 该项目内容涵盖了面向车网互动的换电站和V2G桩建设、大容量、高性能、精准调控的车网互动虚拟电厂构建，以及绿色低碳的用户多时空补能运营等多个方面。在与上海电网深度合作中，验证了换电站作为分布式资源聚合式参与电网调频的能力。 该项目将基于“车-桩-网”协同互动，助力可再生能源的消纳以及提高电网稳定性。同时，蔚来能源还将通过挖掘蔚来用户和加电用户双重运营潜力，打造绿色、低碳的电动汽车用户补能运营体系，推动新能源汽车行业的可持续发展。 电动汽车、充换电站运营商未来建好虚拟电厂，可以多元化拓展营收。运营商不只靠服务费赚钱，还有售电、峰谷电价差、调峰、现货交易增加收益。 电动重卡虚拟电厂 4月2日，河北唐山超10万辆次电动重卡首次参与了电网峰谷调节，调节电量超50万千瓦时，初步建成了我国首个电动重卡型虚拟电厂运营模式。 在唐山，电动重卡主要应用于港口物流、矿山运输等场景，具有低碳环保、运营成本低等优势。今年一季度，该地区新增重卡充换电站30座，充电量达1.7亿千瓦时，同比增长17%，创历史新高。目前该地区已建成重卡充换电站332座、充电桩2618个，累计充电量超14亿千瓦时。 唐山的电动重卡虚拟电厂案例，目前聚合了11座重卡充换电站电池储能资源，调节能力最大可达2.23万千瓦。 电动重卡虚拟电厂聚合的是重卡的储能电池资源，既可促进电力供需平衡，获得收益，也是促进新能源消纳的手段。 电动重卡的电池具有储能单元容量大、充电功率高的特点，是一种非常优质的储能资源，将电动重卡储能电池资源进行聚合，以虚拟电厂模式运营，通过参与电力辅助服务市场，在电网负荷低谷时段充电，将电能储存在电池中，从而降低电网峰谷差，促进电力供需平衡获得收益和新能源消纳。 电动重卡充电享受峰谷电价。在电网负荷低谷时段，重卡充电价格最低，一度电最高可以节省约0.75元，一辆重卡充一次电最高可节省315元，可进一步降低运营成本价值。 电动汽车作为具有流动性的双向调节资源，现阶段可以通过避峰充电参与电网调节，后续有望在V2G技术试点成熟后逐步推开，在尖峰时段参与出力进行顶峰调节，参与调频辅助服务，提升新型电力系统灵活调节能力，通过减少增量电网容量、增量调峰调频电厂建设等方式，间接减少碳排放。
新能源车新一轮降价又拉开帷幕了。这次打头阵的是优等生特斯拉和理想，特斯拉打出全系降价1.4万元，理想则对主力L车型下调1.4万元-2万元，出师不利的MEGA直接大刀砍掉3万。 01特斯拉VS小米 特斯拉和理想的同步降价背后，原因各不相同。特斯拉在一季度交付量下滑后，加大了降价促销的力度，尤其是随着小米SU7进入市场以后，竞争更加激烈。今年一季度，特斯拉的全球交付量为38.7万辆，同比下降8.5%，环比下降20.2%；全球产量为43.3万辆，同比下降1.7%，环比下降12.4%，这是特斯拉历史上首次产销量出现同比和环比的双双下降。 特斯拉全系降价的策略揭示了此前4月初5000元的涨价只是为了刺激一季度客户提车，随后宣布的免息分期购车和1.4万元的降价才是真正的促销策略。由于产量仍然高于订单量，特斯拉可能后续继续降价，以保持市场竞争力。小米SU7的出现为特斯拉带来了显著的竞争压力。SU7的订单在不到一周的时间里已超过10万份，锁定订单数量也突破了4万份，直接与特斯拉Model 3竞争。小米SU7的三个版本价格分别为21.59万元、24.59万元和29.99万元，而特斯拉Model 3降价后的后驱版本价格为23.19万元，不仅是历史最低价，而且低于小米SU7 Pro的售价。其他新能源车企也受到了小米SU7的影响，纷纷推出降价促销活动应对。小鹏在4月20日推出了5亿元购车补贴，针对旗下G9、G6、P7i和2024款P5；极氪为007推出了后驱版本，起步价降至20.99万元，还加送2万元的选装包优惠；吉利旗下的睿蓝汽车针对睿蓝9降价2万元；蔚来也宣布推出最高10亿元的油车置换补贴。 02理想VS问界 尽管小米SU7的发布为纯电动轿车市场带来了冲击，但对于理想这个增程式市场和大车型的老玩家来说，威胁并不大。理想此次降价的主要原因是为了应对问界的降价，以提升销量，摆脱一季度的销量低迷。2023年一季度，理想的整体表现不如预期。作为理想的首款纯电动车型，MEGA未能成为销量新引擎，导致理想仅凭L系列车型的销量支撑。理想一季度的总销量为8万辆，同比增长52%，但这个增速已经连续三个月落后于问界，销量差距从1月的1808辆扩大到3月的2743辆。因此，理想将全年销量目标下调20%-30%至56-64万辆。即使是以最低目标56万辆计算，一季度的8万辆销量也只是刚刚及格。问界在销量和促销力度方面持续增长，M系列车型订单量也在不断攀升，M7车型在4月初推出了2万元的优惠活动，M9车型的订单量已经突破6万台。在此背景下，理想在4月22日宣布对L6之外的所有车型进行全线降价1.8万元至3万元，特别是销量不佳的MEGA降价3万元。 降价以后，理想L系列车型的价格劣势相对缩小。L6、L7、L8和L9的最低价分别是24.98万元、30.18万元、32.18万元和40.98万元，而问界的M7、M5和M9的最低价分别是22.98万元、24.98万元和46.98万元。增程式和插电混动大SUV市场的竞争相对较小，但随着整体市场的竞争加剧，更多的新能源车企还是选择降价以应对竞争。4月1日，问界M7宣布降价以后，长城魏牌、岚图汽车和一汽大众等竞品车企也推出了不同程度的降价和优惠活动。新能源车市场的价格战愈演愈烈，这将加速市场洗牌，也为那些能够脱颖而出的车企提供了机会，增强产品竞争力和品牌影响力。
我国计划收紧全国碳市场的配额供应，以迫使大型污染企业遏制排放。 据报道，知情人士透露生态环境部已要求企业在周二之前就旨在解决配额过度分配问题的计划草案发表评论，并对可以结转到下一年的配额数量设定限制。 知情人士表示，控排企业此前囤积且未能交易的配额将在2025年后失去价值，此举可能会减少目前过剩配额的一半左右。根据伦敦证券交易所的数据，市场上的总供应过剩估计约为3.6亿吨。 这两项措施都可能继续促进价格上涨。周三，全国碳市场碳配额价格已经涨至创纪录的每吨92.63元人民币。 有碳市场专业人士告诉零碳知识局，新的配额分配方案的确正在征求意见阶段，内容显示，相较之前配额已明显收紧。 此外，新方案还对配额结转制度作出了明确规定，根据新方案，配额的结转数量将取决于其销售量，此举意在鼓励配额的销售。 据专业人士透露：配额的结转量将通过一个具体的计算公式来决定，只有销售了更多的配额，才能结转更多，否则仅仅囤积配额将无益处。 “同时，电力行业的履约周期也可能将从两年一次调整为每年一次。” 从宽松到收紧 实现双碳目标需要利用碳市场对年约120亿吨的碳排放总量进行控制，碳市场中的配额分配是其运作的核心也是企业最敏感的关键制度要素。 为避免对控排企业和经济造成较大冲击，全国碳市场首个履约期配额分配较为宽松，盈余接近7%，由于碳价长期看涨，发电企业惜售配额，导致碳价低，市场交易不活跃。 2023年3月13日，生态环境部发布了《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，涵盖电力行业的配额分配与结算。 《方案》显示，目前，中国碳市场仍然采取基于排放强度的总量控制设计、免费分配配额，即根据控排企业所拥有的燃煤和燃气机组的实际产出量（如供电量）和预先规定的碳排放强度基准值（基准线法），向企业免费分配配额。 这意味着全国碳市场没有设置碳排放总量的硬上限。好处是经济适应性强，劣势在于减排效果不确定性较大，难以与面向碳达峰的总量控制要求相衔接。 欧盟碳市场等多数正在运行的碳市场则采用预先设置排放上限、对覆盖排放量进行总量控制的设计，例如在欧盟排放交易体系的第四阶段（2021—2030年），排放上限每年将继续以2.2%的增加的年度线性减少因子递减。确定性的排放上限有助于确保欧盟达到其减碳目标，也增加了政策的透明度和可预测性，有利于企业做出长期投资和调整决策。 为促进碳市场交易的活跃度，解决配额过度盈余和发电行业“配额惜售”问题，第二履约期的配额分配方案引入年度管理配额，给碳配额打上了年份标签，还提到全国碳市场发电行业2019—2020年度配额结转相关规定另行发布，已经释放出要出台配额结转制度的信号。 在此趋势下，企业会将19—20年的老配额优先拿出来交易，或优先用于履约，最新的21、22年碳配额则囤积储备待价而沽。 配额结转制度事关市场稳定，欧盟碳市场（EU ETS）在第一阶段时规定当期配额不能结转至下一履约期使用，引发了企业抛售配额的行为，碳价跌至谷底；第三阶段时，为调剂配额供需的平衡防止过剩，欧盟引入配额市场稳定储备机制 (Market Stability Reserve)，在2019年至2023年间，当EU ETS中流通的配额总数 (TNAC) 高于8.33亿，配额就会从拍卖量转移到储备中；剩余配额低于4亿吨时，则从储备中提取1亿吨配额注入拍卖市场。 每年5月15日，委员会都会发布流通中的总配额数量。这一数据是唯一的指标，用来决定是否将配额置入储备，以及数量多少，或者是否将配额从储备中释放。 此外，《方案》还向下大幅调整了基准值。 数据显示，2021年各类供电机组的碳排放基准值相比2019和2020年下降了6.5%—18.41%，供热机组基准值下降了5%—12.06%不等，而2022年的基准值相比2021年下降范围在0.5%左右，如果与平衡值（各类机组配额盈亏完全平衡时对应的基准值）相比较，降幅不大，考虑到单位热值含碳量实测比例大幅提高，总体上配额是由宽松逐渐趋严。 中国未能实现关键气候目标 目前，水泥、电解铝行业已经发布温室气体排放核算与报告指南，全国碳市场扩容在即，从市场消息来看，电解铝、水泥、钢铁将一并纳入第三个履约周期，大概率会由“两年一履约”转为“年度履约”，这意味着上述三个行业将与发电行业一起在2024年完成对2023年二氧化碳排放的履约清缴，如何保障行业之间的公平性至关重要。 在碳排放交易市场中，既有的参与者也就是发电行业拥有大量初始价格较低的碳排放配额，那么这些企业在成本控制上会有优势，对于新进入市场的企业来说，他们可能需要以更高的市场价格购买碳配额，或者需要在初期就投资于更先进的减排技术。这些因素会提高企业的运营成本，使得它们在市场上相对处于不利地位。 特别是钢铁行业仍以碳排放强度高的长流程为主，粗钢产能约占90%，企业面临的经营压力大，“坦率地讲，现在山西钢铁企业还没涉及碳交易，主要关注的是生存。”一位山西钢铁行业的资深研究人员曾告诉零碳知识局。 清理数百万吨的剩余配额将为将新产业引入市场设定一个更公平的起点，伦敦证交所（LSEG）驻奥斯陆的碳分析师秦岩对彭博社表示。 一方面是企业纳入碳市场后面临的经营压力，另一方面是国家能耗的新增长以及面临的双碳目标压力和国际批评。 国家统计局数据显示，2023年中国能耗强度由降转升，同比上升0.5%，即使使用剔除非化石能源的计算方法后也仅仅下降了0.5%，仍未能达到2%的目标，外媒称，这是我国罕见未实现气候目标。 根据《2030年碳达峰行动方案》，作为气候承诺的一部分，到2025年，我国单位国内生产总值能源消耗的目标是比2020年下降13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比2020年下降18%。 但目前时间已过一半，但能耗下降值仅约为3.3%，距离2025年的目标差距很大；“十四五”前两年，我国二氧化碳排放强度下降4.6%，这意味着2023—2025年，每年碳强度要下降4.46%。 在气候目标的硬性压力下，扩大碳市场覆盖范围，刺激高耗能企业进行绿色化技改、调整能源结构也就显得尤为重要。
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