近年来，我国新能源发电规模持续扩大，能源转型步伐显著加快。国家能源局数据显示，截至7月底，全国累计发电装机容量超过31亿千瓦，其中太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，同比增长49.8%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.8%。围绕新形势新任务，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），提出重点开展9项专项行动，其中包括实施“大规模高比例新能源外送攻坚行动”“新能源系统友好性能提升行动”，加快推进新型电力系统建设。 加快新能源大规模高比例外送 8月已过，广东粤西海域仍热浪滚滚。绵长的海岸线上，错落有致的风机正迎风缓缓转动，光伏电站则如同繁星般点缀在波光之中，这些巨大的风机叶片和精巧的光伏面板，捕捉着经此而过的每一缕清风和每一束阳光，将它们高效地转化为清洁绿色的电能，经由四通八达的“铁塔银线”，源源不断地输送到千家万户。这样一幅充满现代科技感的画卷，是我国新能源高速发展的一个缩影。 规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统的重点就是大力发展新能源。我国的新能源资源主要集中在西部和北部地区，因此，如何有效推进这些地区大规模、高比例的新能源开发与外送，不仅是实现“双碳”目标任务、推动能源电力绿色低碳转型过程中亟待解决的问题，更是加速构建新型电力系统和新型能源体系的关键。 为支持西部和北部清洁能源基地的开发与电力外送，我国规划建设了一系列跨区域输电通道。这些输电通道宛如一条条电力动脉，穿越广袤的沙漠、戈壁，将清洁的能源血液输送到全国各地。然而，这些电力动脉大多起始于环境恶劣的荒漠地区，其送电端的周边电网支撑能力较弱，如同细弱的血管难以支撑庞大的血流，而受电端的电网则存在常规电源不足的严重“空心化”的问题。随着新能源输送比例的不断提升，输电通道在安全稳定运行以及高效利用方面面临着多重挑战。 此次《行动方案》明确实施大规模高比例新能源外送攻坚行动，以提升输电通道新能源电量占比为重点，提出“提高在运输电通道新能源电量占比”和“开展新增输电通道先进技术应用”两项重大任务，为推进大规模高比例新能源外送指明了发展方向、技术背景，具有重要的实践意义。 通过优化电源配置，增加新能源在运输电通道中的电量占比，可以直接促进风能、太阳能等新能源的开发和利用，加速能源结构的绿色转型。新能源的接入要求电力系统具备更高的灵活性和调节能力。优化电源配置，合理配置常规电源与新能源的比例，可以提升电力系统的整体响应速度和调节能力。因此，优化电源配置，提升在运输电通道新能源电量占比尤为重要。 要高度关注在运输电通道输送新能源的适应性。一是要加强支撑能力建设，一方面新能源开发宜靠近送端换流站和火电、水电等其他配套电源，以利于“打捆”送出，另一方面要加强抽水蓄能、新型储能等调节支撑资源配置。二是要提升常规直流技术性能。常规直流技术不能频繁调节功率，主要受制于换流变压器分接开关和交流滤波器的动作次数限制，应加强直流控制策略优化研究，提升输送新能源适应性。三是要保障在运通道保供能力。重视配套新能源占比提升对受端电力保供的影响，推动送受端就通道功能定位和电力支撑能力取得一致。我国部分在运通道投产已达20年，逐步达到改造年限，可以借助改造加强新技术应用，有效解决常规直流换相失败问题。 多年来，技术进步有效推进了输电通道建设。自2009年1月1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程投运至今，我国已建成“19交20直”特高压输电工程，“西电东送”输电能力超过3亿千瓦，累计送电超过3万亿千瓦时，有效支撑了中东部地区约1/5的用电需求。 目前世界上绝大部分的特高压直流工程都是由我们国家实施的，其中难度最大、技术水平最高的特高压直流工程，也都是由我们国家率先研制完成的。 对于输电相关技术的发展方向，传统常规直流对系统支撑要求高，存在送端暂态过电压越限、受端电压不稳定、多回直流同时换相失败等难题，需要研发特高压大容量柔性直流输电技术，支撑送端大规模新能源接入和受端潮流可靠疏散；改进常规直流输电技术，采用可控换相换流阀（CLCC）等先进技术；结合柔性直流输电具备孤岛运行能力的特点，考虑在远离主网的“沙戈荒”工程中探索多端直流孤岛运行的技术。超前研究低频输电、嵌入式直流等先进输电技术，扩充进一步提升输送新能源规模的技术储备。加强新能源和外送通道协同设计，超前示范应用直流组网技术。 同时，先进的储能技术如抽水蓄能、新型储能等，同样为解决新能源发电的间歇性、波动性等问题及提高输电通道对新能源电力的接纳传输能力发挥着关键作用。 水电水利规划设计总院总工程师彭才德表示，截至去年底，全国抽水蓄能投产总装机容量达4579万千瓦，全产业链协调发展机制基本建立。开发以“沙戈荒”地区为重点的大型风光基地和主要流域水风光一体化基地，急需建设抽水蓄能等调峰储能电源，提升风电光伏开发规模、竞争力和发展质量。 要进一步挖掘配套煤电的调节支撑能力，实现配套煤电的调峰深度，采用CCUS等先进技术提高煤电清洁性；积极采用构网型技术改造新能源发电和储能，提高各类设备的涉网性能和主动支撑能力；研究长时大容量储能技术，提升对新能源的跨时段、跨季节、大幅度调节能力；研究藏东南等高海拔地区清洁能源基地构建技术，提出适应于多端直流送出拓扑结构的水光储多能互补联合配置方案，采用水资源上下游协同、跨流域水资源互补及水光跨区域一体化调度、水电机组调相技术等提高水电支撑能力。 推进系统友好型新能源电站建设 新能源渗透率的持续提高致使当前电力系统呈现出“双高”特性，即高比例可再生能源和高比例电力电子设备并存。在此背景下，还存在一系列系统性问题，包括新能源在调频、调压等方面的主动支撑能力不足、系统惯量降低、调控难度加大、电力平衡保障挑战加剧以及源荷不确定性增加等。 对此，《行动方案》明确提出新能源系统友好性能提升行动，推进新型电力系统建设取得实效。 推动提升新能源系统友好性能，是加快构建新型电力系统适应能源转型需要的必然选择。一方面，系统友好型新能源电站可以助力新能源大基地及配套设施的建设，保障电力供应安全；另一方面，系统友好型新能源电站有利于提高新能源可靠出力水平，保障电力运行安全。 为更好推进新能源系统友好性能提升，《行动方案》进一步提出，打造一批系统友好型新能源电站。整合源储资源、优化调度机制、完善市场规则，提升典型场景下风电、光伏电站的系统友好性能。改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站，提高可靠出力水平，将新能源置信出力提升至10%以上。 记者了解到，针对风电、光伏等新能源发电的整合优化，此前贵州省能源局就发布《关于清理贵州省“十四五”风电光伏发电建设规模第三批项目的通知》，对纳入风电光伏发电年度建设规模项目进行调度和梳理，对47个逾期或不能实施的风电、光伏项目进行清理，项目总装机388万千瓦。其中，风电项目33个、总装机248万千瓦，光伏项目14个、总装机140万千瓦。 值得一提的是，为更好支撑新能源电站建设，《行动方案》还释放出一个信号，即有效利用储能，增强出力水平。 在提高新能源配储电站调节能力方面，《行动方案》提出两方面工作，一是整合源储资源，优化储能系统的配置和运行策略，发挥配储电站的调节能力，最大限度提升新能源配储的调节能力和运行效率。二是完善市场规则，积极推动各类调节资源参与电力市场，提高储能系统的市场化运行水平和经济效益。 这为储能快速发展创造了良好机遇。“新要求下，未来储能绝不只是简单的配角，而将成为智慧电网、新型电力系统中一个独立且重要的组成部分，维持发电端与用电端之间的平衡，成为市场机制下的一项重要产业。 国家能源局数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。其中，已投运锂离子电池储能占比97%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。 与抽水蓄能相比，锂电池储能具有系统效率高、响应速度快、选址灵活性大、建设难度低、建设周期短等优势。目前，锂电池储能系统建设成本已降至1000元/千瓦时以内，未来有望降至500元/千瓦时，大规模应用经济性将进一步凸显。 开展算电协同促进新能源消纳 如今，大数据、云计算、人工智能等先进科学技术在能源领域的应用日益广泛，算力与绿色电力一体化融合已成为不可阻挡的发展趋势。今年政府工作报告明确指出：“适度超前建设数字基础设施，加快形成全国一体化算力体系。” 在能量层面，算力作为能源系统源网荷储各个环节中的负荷，其空间上的可转移性和时间上的可平移性决定了，在与风光等新能源、电网和新型储能互动实现能量平衡方面，可以发挥一定的耦合作用。 《行动方案》提出，实施一批算力与电力协同项目。统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋，科学整合源荷储资源，开展算力、电力基础设施协同规划布局。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。加强数据中心余热资源回收利用，满足周边地区用热需求。 《行动方案》提出要统筹数据中心需求和电网资源，提前规划布局算力与电力协同项目，为数据中心绿色低碳发展提供了重要参考。数据中心作为国家节能降碳管控重点，是落实“双碳”目标和能耗双控要求的重要环节。算力与电力协同发展，需要加强数据中心时间、空间分布特性以及用电结构变化规律分析，超前研判数据中心参与源网荷储一体化、新能源直供电方式，引导数据中心通过电力市场提升绿电占比。 提升算力与电力协同运行水平，推动数据中心向新能源富集、用电成本较低的地区转移，并优化数据中心电力需求的时间和空间分布，已成为提升新能源系统友好性能，进一步促进新能源高水平消纳的重要途径。 早在2020年，安徽首个城市能源大数据中心在合肥揭牌，截至目前，合肥市能源大数据中心累计接入2.5万户高压电力用户、168个充电桩、60座光伏电站，后期将逐步接入政务和气、水、热、石油、煤炭等数据和信息；2021年，山西阳泉智慧能源数据中心首批建设场景交付投用，包括“重点用能单位能耗在线监测、区域能源发展监测、大数据看阳泉能源转型、新能源发电监测、节能改造潜力企业识别”等多个应用场景；在贵州，南方电网与贵州省贵安新区管理委员会签订协议，投资建设南方能源大数据中心，据悉，截至今年6月，该项目主体结构已全面封顶，预计9月底建成交付。 因地制宜建设智能微电网项目 《行动方案》提出，建设一批智能微电网项目。鼓励各地结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目。在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展。 当前，分布式新能源实现了快速发展，电化学储能成本持续下降，电力市场机制也日益完善，这为智能微电网的建设提供了难得的机遇。智能微电网在促进分布式新能源接入消纳、提升电力普遍服务水平、创新商业模式等方面具有重大意义。 新能源发展路径从大型集中式转变为集中式与分布式并举，就近消纳是新能源利用的重要模式。从新能源自身特性来看，就近消纳可以降低其波动性对系统安全稳定运行的影响，也可以减少对系统调节能力的需求。 。
虚拟电厂的南北特性 当下中国虚拟电厂的“南派”和“北派”差异。 北派，一般更关注虚拟电厂作为一个可调度的电厂，参与电力系统平衡，尤其是更接近实时化的平衡，强调电厂调频调峰的性能、容量可用性、可靠性、接入安全性等指标，通过辅助服务市场获得收益。 北派虚拟电厂一般是送端电力省份，或者是电源中心，比如河南、山西、陕西，甘肃等，即需求小于本地供给的电力省份。 南派，一般更关注负荷侧的资源属性，强调分散式负荷侧资源的聚合管理与用户互动，是传统电力营销业务中需求侧管理、需求响应的业务延伸，目前更倾向于用需求响应补贴去启动市场。 南派虚拟电厂一般是受端电力省份，或者是负荷中心，比如江浙沪、广东，即需求大于本地供给的电力省份。 虚拟电厂与电力市场化的特征 如果我们结合电力市场进展，就会发现，北派虚拟电厂所在的省份，往往是对现货市场建设较为积极的，而南派虚拟电厂省份，尤其是国网范围，对现货市场的态度往往比较暧昧。其实背后的动因无非是： 新能源装机与消纳的矛盾。 一方面，由于新能源的间歇性、波动性，导致“北派”省级电力系统存在巨大的调频调峰压力，迫切需要通过现货市场传导供需信息，并且调动虚拟电厂参与平衡。 而“南派”的省级电力系统，总体来看新能源装机和发电量占比并不突出，输电网系统的实时平衡问题并不急迫，即使启动现货市场，相比北派电力市场，日内-现货的波动性也并不显著增加，集中式虚拟电厂能发挥的空间不大。 另一方面，由于“北派”省份的行业、产业特性，集中式高耗能的重化工业电量占比较大，负荷侧资源的集中度较高，所以更关注输电网系统的平衡，以及在省级集中的批发侧辅助服务市场进行互动，选择“场内启动”的做法。 南派的电力系统，二三产业发展较为均衡，电量消耗呈现“分布”特征，重化工业整体占比相对较低，大量中小型企业的中小型负荷是消费主体，分布式电源的装机和消纳较为活跃，用电缺口时段需要负荷侧的广泛参与。于是选择了“需求响应”的路径。 虚拟电厂与输配之争 虚拟电厂是参与电力系统“时空”平衡的一种资源。 从时间尺度来说，从秒级响应，到跨季度、跨年的平衡，目前虚拟电厂更多还是参与日内级别，也就是小时级别。 随着电力市场化的深入，批发侧价格-零售侧价格的逐步挂钩，零售端的中长期电力合约价格也将逐步波动，这时可能虚拟电厂的负荷资源还能参与跨月、跨季的平衡，帮助售电公司降低购电风险。 从空间尺度上看，虚拟电厂可以参与输电网系统平衡、配电网系统平衡，以及微电网系统平衡。 北派虚拟电厂更关注集中式资源聚合，参与输电网平衡，而南派虚拟电厂更关注分散式负荷侧资源与配电网层面的平衡。 这两种不同的空间尺度，代表了两种虚拟电厂的实践思路，当然也不是非黑即白，南派中也有聚合商通过辅助服务市场参与输电网平衡的盈利模式，只是相对较少。 其实这背后也隐含了电网企业内部部门，在电力市场、补贴政策、虚拟电厂主导权等方面的竞争。 北派因为是发电大省，用电管理部门相对弱势，而面向发电侧管理和输电网调控的调度部门相对强势，所以倾向于集中、场内的资源交易，同时由于新能源消纳压力大，更为积极的推动省级集中电力市场的建设，用现货价格去疏导电网安全风险，引导资源参与实时平衡。 南派是用电大省，负责用电管理的营销部门相对强势，所以倾向于以地市供电公司、配电网+负荷侧分布式资源的互动，在没有分布式电力市场的情况下，先行采用需求响应补贴、场外启动虚拟电厂业务。同时，因为新能源消纳量小，原有的电力供需利益关系稳定，对现货市场传导电网平衡风险的需求也不是特别迫切，自然对现货市场不是非常积极。 虚拟电厂与电力市场体系 谈到这里，很多期待现货市场快速启动，马上成熟，并以此获得更大的盈利空间的虚拟电厂运营商可能要失望了。 因为无论是南派还是北派，虚拟电厂的基本特征是： 负荷侧各类可调节资源的管理与集中调度，以虚拟电厂的形态参与平衡并获得收益。 北派虽然电力现货进展很快，但是辅助服务市场有了价格，自然竞争也很激烈——灵活性火电机组拥有更低的成本优势，更强的实时响应，更好的跨周期能力。 南派现货市场进展较慢，虽然有营销部门通过“新型负荷管理系统”，以补贴方式鼓励运营商、集成商参与，但是补贴模式始终不是市场化的终极方向，而即使批发侧现货推进，也会遇到北派一样的火电（还有大量水电机组）竞争。 个人认为，随着配电网有源化、分布式光储渗透率提高、V2G这样的新型电力“产销者”的大量出现，新型电力系统的平衡模式， 未来一定是“自下而上”的， 而电力市场的进展，只可能去适应这种模式。 适应无非是两个方面，一是在批发侧场内市场，增加配电网运营商（地市供电公司，也就是DSO）、微电网运营商（源网荷储一体化项目）等市场主体，并且增加时间上高频，空间上小尺度的交易品种，比如配网的调频服务，微电网间能量平衡产品等。国外成熟电力市场中确实有类似产品和交易设计。 二是探索建立场外交易市场和品种，即分布式电力交易市场，形成面向配电网级别的电力交易品种，去容纳高频、小额、隔墙（也就是小尺度的电量交易和电力平衡）的，目前无法在输电网视野中，无法通过批发侧交易去满足的需求，需求响应未来可以过渡到这个市场形态。 场外高频、小额、就近先行平衡，然后进入场内平衡产品，电力市场机制与电力系统平衡方式实现匹配。 这种市场机制设计，可以极大的解决“隔墙售电”和“分布式发电就近消纳”的问题，而不是把几乎没有议价能力的分布式发电商，赶进批发侧市场去被动出清。 虚拟电厂，地方政府的“置身事内” 分布式电力交易市场，可以由电力营销部门、配网管理部门、地市供电公司、地方政府共同设计与组织。可以说虚拟电厂的“深圳模式”就是这个路径的探索，也凸显了“电网总部主导”VS“地市供电公司主导”的“央地矛盾”，“电网主导”VS“地方市场主导”的“内外矛盾”。 似乎也与中国改革开放中的税制改革，地方经济发展的“央地关系发展”不谋而合。 这次的电力市场化改革，地市级地方政府如何“置身事内”，结合低碳城市的新能源产业发展，似乎也有很多值得期待和探讨之处。 分布式电力市场的小额、高频、场外、多主体的交易模式，天生就是“能源互联网”化的，更需要区块链的技术支持，与Web3的商业模式结合。 让场内的归于场内，场外的市场可能也很精彩呢。
近日，泛欧智库Strategic Perspectives发布了一份题为《全球净零工业竞赛开始:强有力的清洁工业协议的唤醒》的报告，该报告聚焦于全球主要经济体在净零工业时代的竞争态势。 报告警告称，随着中国和美国的强劲增长势头，欧洲有可能在全球竞赛中落后，特别是在引领净零工业时代方面，并敦促欧盟采取更积极的战略，以保持其竞争优势。 2024年7月18日，第二次当选的欧盟委员会主席乌苏拉-冯德莱恩（Ursula von der Leyen）向欧洲议会提交了下一届欧盟委员会（2024-2029年）的政治指导方针，主要内容包括建立《清洁工业协议》，减少碳排放并降低能源价格；对可持续竞争力开展大规模投资等。 9月10日，英国下议院举行了主题为 “COP29: UK Priorities，即第29届联合国气候变化大会（COP29）的英国优先事项”的辩论。数十名英国下议院议员就英国优先事项进行了辩论并表示，COP29的一个优先事项必须是为未来五年减少英国国家排放的新目标。如果英国能在11月会议之前提前勾勒出雄心，就可以为其他人设定一个高标准。 Strategic Perspectives的这份分析报告也强调，为抵消来自中国和美国的日益加剧的竞争。英国达成《清洁工业协议》已迫在眉睫。 根据该报告，欧盟仍然是净零投资第二大最具吸引力目的地，2023年欧盟获得3340亿美元净零投资，比2022年增加760亿美元。虽然欧洲仍然领先于美国，但它面临着来自中国日益加大的压力，今年中国占全球净零投资的39%，约2550亿美元。 报告强调，中国计划到2030年将电池产量增加四倍，中国制造的绿色产品可能进一步覆盖全球市场，或将威胁欧盟的工业生态系统。 Strategic Perspectives董事尼尔·马卡洛夫（Neil Makaroff）表示：“欧洲在与中美两个巨头的三方竞争中已经落后了，如果不采取果断的行动，欧洲可能会因为中国的制造业主导地位和美国的科技驱动增长而失去其在清洁技术领域的领导地位。 报告显示，美国正在成为清洁能源创新的领导力量，吸引了超过三分之一的全球清洁能源初创企业投资。这种技术优势，再加上能源价格优势，扩大了欧洲与其跨大西洋竞争对手之间的差距。 尽管一些欧洲国家正在取得重大进展，如波兰成为清洁技术制造中心，西班牙和丹麦在风能领域处于领先地位，但报告警告称，差距正在进一步扩大。德国和法国占欧盟净零投资总额的45%，引发了对“双速欧洲”的担忧，即一些国家领先，另一些国家难以跟上。 报告认为，“没有一个欧盟成员国能够单独赢得这场竞赛”，并强调欧盟成员国需要统一的战略。 欧盟委员会主席乌尔苏拉冯德莱恩提出的清洁工业协议（Clean Industrial Deal）被强调为在净零时代对欧洲产业重新定位的及时回应。该计划结合监管改革和新的竞争力基金，旨在促进战略投资、创新和欧盟制造产品的生产。 马卡洛夫强调说：“在欧洲开设清洁技术工厂和实现现有产业的脱碳是清洁工业协议最重要的使命之一。他说，这只能通过欧盟的大规模战略投资、创新和对欧盟制造产品的支持来实现。” Strategic Perspectives还强调，欧盟的能源脆弱性是一个关键问题。该智库的能源分析师艾默里克库阿姆（Aymeric Kouam）表示，欧洲对化石燃料进口的依赖，使能源价格显著高于美国和中国，从而影响了竞争力。 报告得出结论认为，除非欧盟调动足够的投资，并采取协调的产业战略，否则其在“净零竞赛”中的地位将会减弱。随着中国和美国的崛起，报告呼吁欧洲领导人果断捍卫欧洲大陆的经济未来。
行业竞争就是如此残酷，在疯狂价格战与正在席卷全国的消防整改风暴持续冲击下，使高速增长的工商业储能江湖猛然坠入了大洗牌深水区。 产业共识，2023年是工商业储能产业化元年，根据EESA统计，中国工商业储能新增装机4.72GWh，同比增长超过200%。 整体来看，2024年上半年国内工商业储能仍保持高速增长趋势。比如根据EESA数据，截至7月底，2024年我国工商业储能备案总计4381个，共计规模8.96GW/20.65GWh，不论规模和数量已远超23年全年。同时EESA预测，国内工商业储能全年装机量为5.5GWh。 但无论规模还是增速均远低于年初部分机构的预测。根据阳光电源年初发布的《工商业储能解决方案白皮书》预测，今年国内工商业储能装机量将会达到9GWh。 综合储能领跑者联盟、中信建投等机构统计，2024年7月，工商业储能装机量达 212.1822MW/460.031MWh，按MWh口径统计，环比降低19%，同比降低44%；以MW为口径统计，环比降低26.6%。 产业规模与增速不及预期的背面是，产业玩家的疯狂涌入，企业间竞争与博弈愈发凶猛，进一步加速了产业大洗牌进程。 据阳光电源《工商业储能解决方案白皮书》显示，2023年工商业储能相关企业新增5万家，平均每天新增150家。 伴随着玩家的疯狂涌入与竞争加剧，工商业储能产品价格已经出现大退潮趋势。 比如2023年年中时，头部厂商如奇点能源的工商业储能柜报价曾高达1.55元/Wh，12月厂商明美新能源宣布液冷一体柜最低价为0.88元/Wh；到了2024年7月30日中车株洲所发布工商业储能系列产品渠道价格政策，其中，1500V工商业一体柜418kWh方案集成单柜价格为0.75元/Wh，大于30台可以享受95折，折合单价0.7125 元/Wh，还免费赠送价格高达45000元/台的并网柜和20000元/台的EMS配套，综合单价已经低于0.7元/Wh。 事实再次证明 “没有最低，只有更低。” 9月，科陆电子推出Aqua-E系列工商储能产品，采用A类电芯的价格仅为0.598元/Wh；沃橙新能源随后报出0.58元/Wh的价格，并推出 “0元体验，账期半年” 的优惠条件，再创价格新低。 早些时候，协鑫集团董事长、全球绿色能源理事会主席朱共山去年末在公开演讲中坦言，储能行业 “没有最卷，只有更卷。产能链价格持续走低，储能投标价半年下降三分之一。产品同质化严重，价格战愈演愈烈，冲业绩、抢份额、报价跌破成本。一半春天，一半寒流，就是我们现在储能行业的现状。” 如今，市场上对于 “凶猛价格战可能将进一步引发储能电站质量与安全性大退潮” 的担忧正在与日俱增。 有一组数据可以参考，根据中国电力企业联合会发布的《2024年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，上半年，在可靠性方面，非计划停运901次（同比2023年同期增长261.85%），单次平均非计划停运时长31.55h，其中电站关键设备、系统以及集成安装质量问题是导致电站非计划停运主要原因，占比达80%以上。 早在2023年5月17日，在中国（山东）储能高峰论坛上，远景能源储能事业部总经理郑汉波表示，行业内存大量生存困难的系统集成商，为解决生存问题，只能低价拿项目。“（这种企业）要低于成本价拿项目，又要活下来，会非常难，看看十几年前的风电行业、逆变器行业就知道了。” 郑汉波还举例说，在他经历的光伏逆变器、风机制造行业中，早期市场快速增长，行业内鱼龙混杂、良莠不齐。随着行业发展，质量和运维压力凸显，那些没有核心技术的企业很快消失了。一些靠资本支撑无核心技术的企业，为求生存再融资，低质低价中标，难以持续，也为产业埋下隐患。“现在储能电站生命周期不少于10年，售后服务很难有保障……（2024年）可能80%的（储能系统集成商）企业会倒下。” “如果有人告诉你储能很简单，那么你要知道，10年后他会为此付出代价。也许只要5年，他们就不得不支付巨额维护费用。” 曾毓群近期在接受了挪威主权基金主席尼古拉·唐根的播客访谈时如是说。 市场的担心正在成为现实。今年4月，温州一工商业储能项目发生火灾，因消防设施不到位造成了不小的损失。事后，温州针对工商业储能电站项目，掀起了一场严厉的消防安全整改。据整改通知单显示，要求所有已备案的、500KWh以下的工商业储能电站在一定时间内提交经第三方机构检测合格的消防质量检测报告，对于限定期限内未提交检测报告或检测不合格的工商业储能项目，会对其直接撤销验收合格评定，不予以兑现相关补贴。 温州整改之后，杭州市建委、杭州市发改委也联合印发了《关于做好我市电化学储能电站建设工程消防设计审查验收管理工作的通知》。文件明确适用范围为功率为新建、扩建或改建的容量为500千瓦时及以上的电化学储能电站建设工程。文件指出，电化学储能电站建设工程参照电力建设工程开展消防设计审查验收，属于特殊建设工程的，应进行消防设计审查、消防验收；属于其他建设工程的，实行备案抽查制度。 有数据测算，此次温州、杭州的储能安全整改整体将推高0.2元/Wh的非技术成本，单个储能电站的消防整改成本最高可增加10万元。 消防风暴还在进一步蔓延。8月中旬，浙江金华市武义县也公开征求《武义县电化学储能项目建设管理工作指南（试行）》意见。文件明确，电化学储能电站申报消防备案前，项目单位应组织竣工验收，消防查验应纳入竣工验收内容，查验结果作为工程竣工验收报告附件。 据高工储能披露，浙江省内已备案的2000多个储能项目中，90%以上都将面临消防整改。到2025年，能够顺利通过整改并继续运营的项目可能会少于一半。 业内人士认为，浙江只是这场储能电站消防整改风暴的第一站，未来还会席卷全国。尤其是工商业储能同样发展快速的广东省和江苏省。 据21世纪经济报道（7月），国家正酝酿对储能消防安全隐患进行全面的排查及整改工作。目前相关部门近期已约访了包括储能厂家、施工、运营等相关方调研意见，而相关的储能消防安全隐患排查及整改动作可能将要发生。 知情人士告诉21世纪经济报道，过去，新能源侧配备的储能电站的利用率普遍不高，这些未被调用过的电站存在监管盲区，其电站状态处于 “黑盒” 状态或存在隐患。 对于储能安全性而言，大储最多烧掉一个设备，但工商业储能可能就涉及到人身安全问题。截至目前，全国已有19个省市将储能电站纳入了消防安全重点单位。 可以预见，全国消防风暴必然将对工商业储能江湖产生深远影响，甚至冲击。 回归商业层面，还需要注意的是，目前工商业储能的主要盈利模式为峰谷价差套利（用能方在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用）。但在电力现货交易日益普及的背景下，国家政策引导和电力市场运行规则，都倾向于把峰谷分时电价拉平。这意味着，“当前浙江等地区较高的峰谷电价差无法长久维持，这将造成工商业储能项目未来数年收益率的下滑，从而影响到投资者的积极性。部分投资方因此选择了暂时观望。” 简单来说，未来工商业储能投资收益率大概率也会出现大退潮现象。 这并非危言耸听，根据东海证券统计，今年以来浙江、河南、江苏多地发布分时电价调整政策，全国范围内峰谷电价差缩窄趋势显著，河南省分时电价调整新政亦正式落地。此外根据中关村储能联盟对32个省区的分析，今年1-8月份一般工商业1-10kV电网代理购电最大峰谷价差平均为0.68元/kWh，较2023年同比下降了6.7%。与2023年1-8月相比，今年各地最大峰谷价差普遍呈现下降趋势，仅甘肃、蒙西、冀北等8个地区价差有所提高，其他地区均为下降。 考虑到，随着储能成本不断下降，若以0.6元/kWh作为度电盈亏平衡点，今年1-8月共有20个地区以上最大峰谷价差超过0.6元/kWh。而国联证券统计数据也显示，从全国范围内来看，全国共有10个地区峰谷电价差减小，20个省份峰谷价差扩大，2个省份保持不变。其中工商业储能收益率下滑幅度最大的为浙江省，主要原因在于分时电价政策的调整，6月起浙江不再执行尖峰电价，峰谷价差变为高峰电价与低谷电价之差，价差下降幅度超20%。或受此影响。原本国内工商业储能江湖的 “热土” 浙江省（由于分时电价政策支持 “两充两放” （即每天充放电两次），安装储能系统回本周期快，其装机量占到全国的1/4以上）在今年上半年遇冷。数据显示，今年二季度，浙江省的工商业储能项目备案数量呈现骤减的趋势。浙江省工商业储能备案平台的数据显示，四月备案项目300个，五月减少到200多个，六月备案数仅剩100多个。另外据国联证券测算，目前国内云南、甘肃、宁夏等十个地区的工商业储能收益率为负数，形势不容乐观。还需要注意的是，据东吴证券测算，工商储实际应用中收益率低于理论值，对工商业业主吸引力有限。工商储单个项目功率较大，初始投资成本约上千万元，此外分时电价政策变化的不确定性、若实际利用天数较低，收益率将打较大折扣，每天同一充放次数下，220天利用天数与340天利用天数可产生近2倍收益率差异。考虑目前实际利用是一充一放为主，280利用天数下IRR为7.75%。 对于工商业储能投资的难点，有专家指出，从投资端来看，最大的挑战就是电价差波动性。因为工商业储能资产的定价逻辑就是服从于大的新型电力系统转型趋势，以及作为转型支撑的电力市场化交易趋势，在这两个大的趋势下，分布式能源资产的收益率波动将是常态，不再是收益率绝对固定的资产。由于国内工商储盈利主要来自于分时电价下的峰谷套利，而分时电价的机制往往是由宏观政策制定，但政策的转向是终端电力用户不可预知的，这也导致了很多的业主在一次性购买设备时持观望态度。从工商储机柜以10年质保、15年的设计寿命的生命周期来看，项目建设时的分时电价机制是否在项目的整个生命周期内延续是一个最大的未知数。“关于项目选择，首先要考虑项目商业模式是否可持续。例如工商业储能目前主要依赖代理购电较高的峰谷价差实现套利，但代理购电仅为过渡模式，较高的峰谷价差不可持续，未来当电力用户真正进入市场，峰谷价差必然没有这么高，”
中国北京时间9月24日下午4点，两年一度的2024 年德国汉堡国际风能暨风力发电设备展览会隆重开幕，相比2022年疫情期间的汉堡风能展，这一次，中国风电装备企业可谓重磅出击，不完全统计，整机及产业链企业超过90多家企业参展，而在2年前的这个展览会，这个数据还仅仅有10家，相比1400余家参展商而言，中国风电装备参展商的数量比例还是很低，但对比上一届，参展商的数量却是数量级的增长。装备企业亮相汉堡风能展：为啥？ 是什么原因让中国风电装备企业开始重视海外市场呢？ 2023年，中国风电装机总规模超过76GW，占全球118GW的总市场的64.3%，而2022年的数据为61.3%，海外市场从30.24GW增长到42.1GW，增速高达39.21%，面对中国疯狂的降价形式，2021年海外三巨头SG，GE及VESTAS宣布推出中国市场，在低价和全球同意供应链（全球接近70%的供应链来自中国）的形势下，中国风电装备的内卷开始走向海外，尽管2023年海外市场仅仅增加了10GW的市场规模，但这10GW的规模国际市场价格产生的利润可能要超过中国风装备产业全部的利润（如果按海外价格销售），当然海外几个风电装备巨头在疫情、质量问题和逐步降价的压力下，接连出现亏损，中国风电装备企业让海外同行苦不堪言。国外卷：为啥？ 显然，这次走出去亮相汉堡风能展，是中国整机企业和产业链龙头企业的集体亮相，这也意味着，面对海外逐年增加的市场，中国风电装备企业已经从内卷开始海外卷！ 不用怀疑，中国风电出海是当前提升利润的重要手段 中国风电平价（2021年陆上风电）以来，中国风电装备企业就在低价内卷中快速前行，在竞争格局无法改变的形势下，价格在大兆瓦一大再大的技术迭代创新压力下不断走低，直到2024年年中这个形势才得以缓解，但价格走低依旧是不可阻挡的技术潮流，当前国内的风电装备企业竞争格局短期无法改变，唯有出海方能提升，不管怎么样，海外订单的价格还是具有相当的竞争力的。中国风电集体出海：还面临多重压力 中国企业的竞争，是个非常神奇的市场模式，一哄而上，至少早期没有很好的研究海外市场环境与竞争因素。过去两年，中国风电装备企业，尤其是整机这几年发力迅猛，订单从个位数的GW预计到2024年提升到两位数的GW级别，商业模式从过去的借船出海，也开始直面终端客户，客户也遍及五大洲，几乎所有的整机企业都在各自的渠道方面获得重大突破，但从当前的国际竞争压力看，中国风电装备整机企业出海依旧压力重重：1，商业壁垒风险较大 欧洲几乎隔段时间就会有风电装备企业通过欧盟传出要抵制中国风电装备进入欧洲市场的反对声音，过去光伏，塔筒经常性的遭到反倾销，在有限的海外市场竞争形势下，海外几大巨头不会放弃对中国企业打压，ESG、本地化生产、低价倾销等手段会频频出手。未来可能本地化生产，绿色供应链都将成为标配。 2，服务网络尚未系统建立这是海外客户最大的担忧，和很多海外销售大佬交流过，海外客户对服务非常重视。但从历史来看，中国整机企业的海外市场拓展都是零散的，不如欧美的几个海外巨头，其本国以外的市场订单占比远超过内部国家订单，其服务，销售以及配件网络虽然不多，但基本覆盖，而中国企业的都是零敲碎打，基本没有建立系统的销售与服务网络，这也是当年三一重工为什么收购大象的原因，收购大象就拥有了大象的海外销售服务网络，尽管其一年的销售额不足高峰期三一一个月的数量，但通过中国化制造，大幅降低成本，快速切入了欧美市场。 3，产品品牌尚未获得全面认可中国风电装备整机出口数据统计显示，截止2023年年底，出口15.6GW，由于应用数量少，绝大多数产品都在第三世界国家，欧美应用比例比较低，而绝大多数第三世界国家都是发达帝国主义国家过去的殖民地，产品标准都是按照欧美标准执行，所以品牌影响力还是较小，如果不是这几年中国风电价格大幅下降，其国际化市场拓展难度依旧难以改变。这几天中东的新能源装备企业遴选，只有GOLDWIND入选就可见一斑。4，技术标准还需继续努力可别小看有些小国家，虽然不富有，但其产品标准要求都很高，其产品技术标准都非常严格和苛刻，中国的风机很难直接出口，即使要出口，都得单独设计与认证，就ESG一项可能就要一个企业在整个供应链掀起一场风浪，各种在中国企业行业认为不必要的问题在他那里都是必须有。三一重能这次就专门研发了应对欧美市场同级别的7MW级别机型就说明了这个问题。来2-3年：中国风电装备将砍下海外市场半壁江山 这个结论大家可能认为很夸张，但事实会告诉你，这个结果是可能实现的。我个人认为，中国风电装备企业出海的趋势不可挡，过去家电，现在工程机械，汽车等，因为过去我们参与国际标准制定的深度和力度不够，在全球化的今天，中国不仅仅是制造打过，风电供应链大国，未来也毫无疑问将是风电装备标准的制定者，高铁就是活生生的案例，物美价廉，符合本地化技术标准，为什么不用中国造呢？ 期待中国风电装备整机企业这次集体汉堡亮相成为中国风电出海的里程碑，同时也期待中国风电装备企业不仅仅是中国市场的规模老大（全球前十中国有六），还是风电装备行业的技术老大，我相信，这个时间不会太长，可能3年，或者更短！
风电与太阳能发电受天气影响大，间歇性与波动性特征明显，且可控性差，给新型电力系统的安全可靠运行带来了巨大的挑战。除了新能源之外，电动汽车用电负荷也存在较大的波动，受气候变化因素影响，终端负荷与水力发电的分月、分日与分时波动也在进一步加强。可以预见，新型电力系统面临的供需波动比传统电力系统要大得多，如何经济高效地平衡供需成为巨大挑战。 现货市场可以自动引导供需协同 相比在所有的路口都设置一个有人值守的交通指挥岗，现有的红绿灯信号系统很明显更加经济、更加有效，所有城市交通得以井然有序。现货市场也是类似于一种交通信号灯的机制，当新能源发电多的时候，现货价格低，此时火电越发越亏，而用户用电成本极低，乃至为0，因此火电会主动少发、用户会多用；当新能源发电少的时候，现货价格高，有时超过1000元/兆瓦时，此时火电发电能获得超额回报，而用户用电成本极高，因此火电会主动多发、抢发，用户有动力少用电。 在现货市场运行的情景下，价格信号与新能源发电出力状况匹配，发用两侧，包含火电、自备电厂、部分水电与可调负荷，均可积极响应价格信号，以此实现发用两侧运行与新能源发电之间的高效协同。 借助现货市场这个支点，在保障新型电力系统安全可靠运行的前提下，整个调度管理工作量极大地降低，只需要执行传统的发电计划与发电调度程序即可；另外，现货市场也通过经济关系实现电网与发电、用户之间的高效协同，在实现资源优化配置的同时，有效地保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。 全国性的现货市场是平衡供需最经济的手段 截至2022年底，全国全口径火电装机容量13.3亿千瓦，其中，煤电11.2亿千瓦，与2021年基本持平，占总发电装机容量的比重为43.8%；水电装机容量突破4亿千瓦，达4.1亿千瓦（常规水电3.68亿千瓦，抽水蓄能4579万千瓦），核电5553万千瓦，生物质发电3798万千瓦；以上传统发电容量相加的总数超18亿千瓦。 2022年底，我国的总发电量规模为88487.1亿千瓦时，折算到小时约为10.1亿千瓦时。刨除风光发电容量之后的剩余传统发电容量除以10.1亿千瓦，可得裕度系数为178%。通过这一数据可以看出，只要保障传统发电容量在风光发电不足时候的可用性，不用新增任何投资（退役发电容量正常补充除外），现有发电容量规模足以确保当前用电量水平下的新能源发展。也就是当新能源高比例发展时，在发电量不足的极端月份和时刻，利用已有传统发电容量可以确保用电可靠性。 在容量规模足够的情况下，为了匹配新能源的供需波动，需要建立电力现货市场机制作用指挥棒，通过价格信号引导传统发电容量与用户侧的多种可调资源参与系统供需平衡；且由于单省市和部分区域内部的发电容量不足，需要持续扩大市场规模，建立区域电力市场或者跨省跨区交易机制，实现全国范围内资源的优化配置。当这样一种机制形成后，仅仅依托现有发电容量与用户侧资源就足以支撑新型电力系统的安全稳定运行，这无疑将节省大量的不必要投资。 电力现货市场价格保持动态稳定 有利于平稳推进电价改革 《决定》还要求推进能源领域的价格改革。虽然电力现货价格在一天之内的不同时刻存在大幅变化，但从年、月周期尺度来看，却能非常好地反映供需与发电成本，保持长周期范围内平均价格的相对稳定，有利于电价改革的平稳开展。 电力现货市场日前与实时价格存在大幅波动 由于在一天当中新能源、负荷存在大幅波动，分时供需态势差异巨大，相比传统价格机制，电力现货价格确实存在大幅波动。如图1所示，山东市场2024年1月1日~10日的日前市场价格，新能源大发的1月4日，最低现货价格为-80元/兆瓦时，同一天高峰日前价格则达699元/兆瓦时，二者相差779元/兆瓦时。 电力现货价格的长周期均价波动幅度小 然而拉长周期看，电力现货市场价格却相对稳定，能够很好地反映供需情况与发电成本。如表1所示，2022年电力供需紧张，典型市场的现货价格（实时价格）相比燃煤发电基准价格均存在一定的上涨，但也只有甘肃河东区域与广东现货价格涨幅大，分别约为40%、24%，其他地区现货价格均在燃煤发电基准价20%以下。2023年，随着煤价的下降，供需形势缓解，电力现货价格开始接近或者小幅低于燃煤发电基准价；甚至在有些季度，现货价格下降到低于燃煤发电基准价20%以下的水平，如表2所示。 总体来看，年度与季度等长周期尺度的电力现货价格虽然存在波动，但是幅度并不大，基本处在燃煤标杆价上下20%这个范围之内。 电力现货价格均价高度反映供与发电成本 广东、山西与山东等电力现货市场2022~2023年的价格在发电成本变化不大的月份中，需求高的月份价格就高，需求低的月份价格也随之走低。而随着煤价的下行，在供需情况没有根本变化的情况下，电力现货价格随着发电成本的下降也快速降低。这种定价机制一方面有利于平衡电力系统供需，另一方面也有利于价格本身的稳定。 电力现货价格的均衡性 在供应充足时，价格走低，可以鼓励发用两侧多用电、少发电，引导供需平衡并让下一个周期的价格回升；在供给不足时，价格走高，可以鼓励多发电、少用电，也可以促进供需平衡并让下一个周期的价格回落。 以山东现货市场为例，2023年的电力现货分时形态相比2022年出现了一些值得关注的变化：7~17点之间的实时价格出现了近0.02元/千瓦时的小幅上升，而18~24点的价格出现了超0.045元/千瓦时的下降。这充分说明了现货市场价格对用户负荷的影响，高价时用户愿意减少用电，从而抑制电价的上涨；反过来，低价时用户愿意增加用电，从而抑制电价的下降。所以价格信号毫无疑问地发挥了指挥棒作用，充分引导需求响应，实现源荷互动，而这进一步又会作用在价格上，长期来看将使现货价格维持在一定的区间范围内。 总之，为了保障国家能源安全与应对气候变化，需要建设新型电力系统。但新能源、气候变化、电动汽车等新型负荷的变化会引发复杂的供需不平衡问题；为了控制平衡管理成本，保障长中短期的电力供应与新能源消纳，并实现中长期尺度上的电价均衡，电力现货市场成为最经济的调节手段。 党的二十届三中全会所明确提出的全国统一电力市场与深化能源体制改革的目标任务，毫无疑问需要以电力现货市场为中心来推进。随着多地电力现货市场逐步转入正式运行，以及《电力现货市场基本规则》的颁行，虽然还存在一些需要根据实际情况进行微调的地方，但以“中长期+现货+辅助服务”为主要内容的市场框架已经获得了行业内市场主体的广泛认同，很多地区的技术支撑平台建设与调电试运行工作都已经具有比较好的基础。接下来，在国家与地方政府层面，可以通过总结各自省份现货长周期和正式运行省份的经验，进一步坚定对电力现货市场在保供、促销与稳价方面的信心，加快所在地电力现货市场的长周期运行安排，并以此为基础深化辅助服务、中长期、容量市场、市场监管与新能源市场化交易等相关配套改革工作，早日完成党的二十届三中全会明确的体制机制改革任务目标、实现能源清洁转型。
看到一个观点：储能行业未来的主导者，是电芯厂家，因为电芯占了储能产品60%以上的成本比例。 这个观点是没错的，但是要分场景。 工业2.0的场景 在工业2.0的场景中，储能作为一种工业产品而存在的，类似于福特的T型车。 工业2.0讲究的是： -大规模、流水线、批量化制造 -标准化的，极少差异性的产品 -以降低边际生产成本为目标 -渠道化、标准化的销售模式，比拼产品单价 目前面向于大型集中式储能，和较大型的工商业储能产品，基本上就是按照这个思维制造的。 如果你去过刚结束的SNAC储能展，就会有这个感受，大部分厂家的产品，具有较高雷同性，产品差异不足以支撑客户的采购决策。 在这个场景下，储能产品是高度内卷的。 电芯则起到了价格的决定性作用，所以用工业2.0的视角看， 储能确实是电芯主导的行业。 工业3.0场景 工业3.0讲究的是系统性，比如丰田把汽车整车生产线，看成系统化的供应链体系和质量体系，所以有了零库存管理，和全面质量管理等先进生产管理理论，并辅以自动化和信息化作为工具。 1930年代福特看到的汽车，和丰田1970年代看到的汽车，是两种不同的管理思维带来的产品，所以至今丰田汽车依然是世界顶级的工业产品。 虽然电力行业是工业2.0时代诞生的，但是大规模交流同步互联的高压电力系统，是工业3.0的思维产物。 以工业3.0的，体系化思维去看储能， 可以认为储能是“电力系统主导”的行业。 无论是大储参与辅助服务市场的调频或者备用服务，还是工商业储能基于电价型号的充放电套利，其本质都来源于电力的系统属性： 电力是一种无法被经济的大规模存储，发用必须实时平衡的商品。 正因为今天任何技术都无法解决电力的大规模经济存储，所以电力发用必须实时平衡。 电化学储能至今并不解决上述“经济性存储”的问题。 传统电力系统叠加了风光的波动性，才有了更大的调频、调峰需求，某些场景需要更多的“并不经济的”储能产品，并需要依靠市场化电价去调度这些资源。 而这种调度，或者价格本身，带有新型电力系统的本质特性。 这时储能的商业逻辑，不再是“低价成本竞争”，而是利用充放电容量资源，在动态平衡的电力系统中获得收入。 储能需要知道动态平衡的需求从哪里来，如何满足，用某个储能厂家的话来说就是： 不懂电力系统，做不好储能。 电力系统的动态平衡，分为时间维度和空间维度。 从空间维度上看，虽然是“全国一张网”，但是在不同的电压等级，不同的节点，平衡的需求是不一样的，比如大储满足输电网（220kV及以上）视角下的平衡需求，响应的是批发侧电能量市场和辅助服务市场的价格。 工商业储能满足的是配电网和微电网的平衡需求，响应的是零售侧电能量市场的价格。 在时间维度上，秒级、分钟级、小时级、天级、周级、月级的平衡需求，是截然不同的，市场给出的价格、价格波动周期也截然不同。 结合上述的空间维度，输电网层面，电化学储能更擅长秒级~小时级的平衡服务，而对数小时~天级~月级的动态平衡需求，能力有限。 在配/微网层面，则是面向配电网节点，甚至用户内部某个微电网的动态平衡需求，需要分行业、分场景的细化产品。 所以这时储能更需要场景化的产品解决方案，充分体现出差异性，面向调频的大储产品，和面向某个化工行业的MW级储能解决方案，可能在产品性能和价格上都存在差异。 工业3.0之上的思维 如果把视角从储能产品、储能耦合到电力系统，再放大到储能作为一个社会化产品的视角，可能得到另一个图景。 储能耦合到电力系统，形成的产品解决方案，需要叠加运营和服务的属性，比如储能参与电力市场交易、储能运维、储能和企业合同能源管理、储能资产的金融服务等领域。 这时候储能从围绕产品的解决方案，细化到围绕不同对象需求的服务解决方案，不仅仅是从金融端和交易端（峰谷套利是从零售交易端的价格进行套利），也从真正的企业能源管理服务、金融资产管理服务等衍生产业链进行整体的获利。 基于这个视角，才能看到蚂蚁推动新能源RWA的意义，把新能源资产与虚拟世界Web3的结合。 从线下的社会化衍生服务，再扩展到线上、Web3.0时代的社会化服务，具备更大的想象空间，但是也非常难。
相比制造端的跌宕起伏，电站终端稳步向前。 “双碳”指引下，“十四五”期间，光伏电站投资开发进入狂飙模式，2021~2023三年时间，国内光伏新增装机达到359GW，远超前十年百吉瓦。而聚焦核心投资商，北极星跟踪了45家投资商的近4年光伏装机数据，对比2020年底，2023年底光伏累计装机最高增长20倍。 “五大”领跑 肩负能源转型重任，“五小六小”电力央企也早已成为主要新能源投资商，截至去年底，11家企业光伏累计装机合计248GW，在全国光伏电站版图中占比40%以上。其中，全球光伏“巨无霸”国家电投可谓一骑绝尘。截至2023年底，国家电投光伏累计装机规模超69GW，最新消息显示，今年7月底，这一数字已逼近73GW。“十四五”前三年，国家电投光伏装机保持年均30%以上的增速，三年时间合计新增光伏装机近40GW，稳步迈向“十四五”目标。紧随其后的便是国家能源集团，从2020年底的不足2GW到2023年底的超35GW，这位风电“一哥”用20倍的增长强势将名字镌刻至光伏顶峰。“十四五”前三年，国家能源集团也是国家电投之外，唯二光伏新增装机达到30GW以上的投资商。紧追不舍的还有华能和华电，截至去年底光伏累计装机分别为34GW、27GW，“十四五”前三年两者光伏新增装机均在20GW+。接下来则并非是“五大”集团中的大唐，位列“六小”的中核集团、三峡集团在此轮光伏竞争中纷纷实现超越，前者光伏累计规模已跃上20GW+，后者则无限逼近。特别是三峡集团，其2021年发电装机容量突破1亿千瓦大关，2023年底增至1.5亿，新能源装机更是位列前五，一改传统“五大”格局的呼声愈演愈烈。但值得重视的是，尽管大唐集团在光伏规 模上稍显落后，但近三年来其光伏增速稳步上升。在去年的底的一次党组会议上，大唐集团董事长邹磊也强调，确保“十四五”新能源投产目标务期必成。此时，再次回看各大集团“十四五”新能源装机目标，可以发现的是，有已完成，大部队有序推进，但也有差距甚大。 民企灵活“进退” 在光伏电站的投资军团中，民企仍旧活跃其中，包括正泰、信义光能、晶科科技、通威、天合、晶澳、特变电工、林洋能源等。特别是正泰更是“一枝独秀”，领先部分央企闯入TOP10之列。根据上市企业公告披露，截至今年第一季度末，正泰持有光伏电站规模16.7GW，其中户用光伏电站14.4GW，占比86%。其2023年报显示，2023年户用光伏旗舰平台正泰安能新增装机容量超12GW，约占全国户用光伏新增装机容量的29%，可谓构成了正泰电站投资开发版图的最强推动力。而增速较快的则为晶澳，近两年，晶澳光伏电站规模持续保持正增长。截至去年末，晶澳持有光伏电站规模2.165GW，与2020年同期相比增长392%。当然，作为重资产，飙升的光伏电站规模也极度考验着企业的资金情况。因此，灵活滚动开发也成为一众民营光伏电站投资商的共同选择。一方面，积极争取指标以保障电站业务的可持续增长。如晶科科技在年报中披露，2023年共获取指标2899MW，其中光伏项目开发指标2397MW、风电项目开发指标520MW；信义光能截至今年上半年已核准并网规模6244MW；天合2023年末在手已核准电站容量4831MW；林洋能源累计储备光伏项目超 4GW。另一方面，在保留部分优质电站资产以持续获得稳定发电收益外，加速转让电站资产，轻资产运行提高资金使用效率。2023年度，正泰出售光伏电站超9GW，其中户用电站占比九成；天合光伏电站出售规模近8GW、晶科科技光伏电站出售592GW；曾为民营光伏电站“一哥”的协鑫新能源，2023年末光伏电站规模仅剩134MW，极速“瘦身”则换来的是负债减压，负债率由2022年的51%进一步降低至2023年23%，核心主业全面转向天然气、液化天然气以及电站运维管理服务。 加速的地方能源集团 新能源装机曲线昂首向上的还有地方能源集团。承接地方政府能源转型的核心重任，地方能源集团自然不约而同地将目光聚焦于新能源赛道上。目前，一众地方能源集团中，光伏规模领跑的为京能集团，其旗下主要包含两大新能源平台京能国际和京能清洁能源，截至2023年底，两者光伏累计装机规模分别为6GW、3.8GW，合力助推京能集团新能源规模突破20GW。此外，新能源累计装机突破10GW级别的地方国企还有广东能源集团。截至去年底，广东能源集团新能源累计装机13.64GW，同比增长63%。其余地方能源集团的规模规模亦或新能源规模虽然占比仍然较小，但显而易见的是“加速度”。如赣能股份，2020年末其光伏装机不足20MW，2023年底这一数字已飙至469MW，增长2889%；甘肃能源，从2020年到2023年，其光伏装机有136MW增长至736MW；云南能投集团2023年底新能源装机容量274.88MW，至“十四五”末，将力争实现绿色能源板块装机规模 5.13 GW。事实上，云南能投集团之外，众多地方能源集团也设立了积极的新能源装机目标。回归始终，无论是从经济效益出发，亦或契合能源转型大势，各大新能源投资商的装机或将继续稳步向上，但规模飙升之下，日益凸显的土地矛盾以及市场化交易下的电价风险，均将成为接下来投资商开疆拓土征途上的重要挑战。
2024年7月22日，上海市政协召开推进能源结构转型，助推上海实施双碳战略 重点提案专题督办办理推进会，会议信息透露，深远海风电是上海市未来可持续开发的最大绿电资源宝库，上海市市发改委已编制规划并获得国家批复，总规模2930万千瓦，全部建成后每年可提供约1000亿千瓦时绿电。 最新公开数据显示，上海市的海洋面积为1.07万平方公里，在全国12个（含台湾）拥有海洋区域的省市区中排名第九，岸线长度172公里，排名第十一，但就是在这样一个海洋资源优势明显很穷的地方，居然规划了29.3GW的海上风电，比起之前规划海上风电最多的广东省而言，其海上风电手笔可谓巨大。 我们再看看几个海洋大省的海上风电规划： § 广东：省海域总面积41.9万平方公里。十三五期间规划海上风电57GW § 浙江：海域面积26万平方公里，大陆海岸线和海岛岸线长达 6500公里,岸线长度国内第一，2024年最新海上风电规划28GW § 山东：海域面积16.9万平方千米，2023年调整后的规划海上风电35GW § 广西：海域面积约12.93万平方公里，2023年确认后的海上风电规划（最新）25GW，先期启动7.5GW。 无论是海域面积，还是岸线长度，上海都在大陆架的11个省市区中都没有任何优势，为什么上海在这么有限的海域却是规划了这么大容量的海上风电呢?从海域属性来看，这些新规划的海上风电基本上都是深远海海上风电。大家都知道，上海是全球最大的经济中心之一，海洋运输极为发达，在近海建设大规模的海上风电几乎不太现实，虽然上海建设了中国第一个真真的海上风电场，东海大桥一期风电场，但在过去的15年发展历史进程中，上海的海上风电依旧受制于海洋各种限制因素未曾大规模突破。长1.07万平方公里规划29.3GW海上风电：为啥？ 为啥上海敢于在最小的区域规划最大的海上风电？ 2023年，上海市年用电量达1849亿千瓦时，同比增长5.9%。本市发电量1015亿千瓦时，占全年用电量54.9%，也就是说近一半的用电量受制于外电，随着3060双碳目标的逼近和中国西部经济的快速增长，各省市的绿电送出增速明显放缓，原因在于地主家的余粮也不多啊，况且特高压建设送出的电力开始绿电和火电搭配，明显未来上海市的经济发展用电量存在风险。 就在6月27日晚上，中央电视台晚间新闻播报，2030年海上风电装机规模将达到1.5亿千瓦，海上风电发电量占东部沿海地区用电量的10%，这条新闻透露巨量信息。 从这条新闻到上海公布29.3GW海上风电规划，时间不到一个月，足见上海在能源发展规划政策方面的敏感性，当然，这些工作肯定不是偶然，而是早有动作，只不过是在顺理成章的事实而已。 毋庸置疑，中国海上风电已并网规模接近，近海海风基本已经完成，接下来海上风电发展就得看深远海，根据行业研究机构的研究结果显示，中国可开发海上风电容量超过3000GW，90%以上在深远海区域，在航运、渔业、JS、环保的各种限制条件下，近海风电发展越来越受限，发展深远海成为行业必然，这也是上海市海上风电起步最早，而发展最晚，当然其海域面积小则是发展最少的根本原因。 在未来双碳绿色电力保障与安全的压力下，上海大手笔规划深远海海上风电，说明了一个问题，深远海海上风电的发展条件已经成熟，因为上海已经没有近海风电可以开发。海上风电发展形势所逼：《深远海海上风电管理办法》发布呼之欲出 限制深远海风电发展的根本原因业内人士都非常清楚，那就是我们风电领域关注的一个文件《深远海海上风电管理办法》，这个办法实际上已经酝酿多年，之所以一直未能出台，其深层次的原因很多，不仅仅是海洋局的事情，还有交通部门，渔业部门，石油勘探，环保部门等多个部位的相关事宜，上海29.3GW的海上风电规划出台，显然是这个文件已经基本成熟，具备发布条件了，否则这个规划是没有任何意义。 从全国来看，《深远海海上风电管理办法》的出台也是形势所逼，过去可能只有福建和广东着急，因为他们的深远海占大头，尤其是广东的粤东区域，近海开发规模极小（相对海域面积而言），但进入十五五后，十一个海上风电的省市区都面临着深远海的问题，如果政策不出台，也就意味着中国的海上风电就此打住。 可以预见，《深远海海上风电管理办法》正式发布已经具备条件，发布时间就在咫尺，深远海海上风电的用海问题相信很快就会解决，否则沿海省份近30个海上风电装备基地就可以关门大吉了，何况部分省份已经把海上风电装备及产业作为经济 增长新引擎来发展呢！
秋分甫过，丰收的序曲悄然奏响，而在能源领域，一场深刻的变革也正步入其运行一年的收获期。 2023年9月，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《电力现货市场基本规则（试行）》，此际正值试行出台一周年，其成效如何，成为各界关注的焦点。 央视财经在2024年9月的一则报道，给我们揭示了——电力现货市场的建设，给发电企业、售电公司、电力用户和虚拟电厂、新型储能等新型电力系统的参与主体，以及无数个工商业用能企业带来的影响和变化，尤其是收益的无限可能。 山西作为先锋，其电力现货市场已正式步入正轨。现在，电力现货市场的足迹已遍布全国大部分地区，山西、广东、山东、甘肃等地市场纷纷迈入正式运营阶段，这场被誉为“啃硬骨头的改革”正以稳健的步伐不断前行。 国内电力现货市场发展一览 2017年8月，国家发展改革委、国家能源局选择南方(从广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点。 2021年5月，国家能源局选择上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北6省市为第二批电力现货试点。2023年6月，江西率先完成全国首个非试点地区电力现货市场结算试运行。2023年底，山西、广东电力现货市场陆续“转正”。2024年6月，山东电力现货市场“转正”。2024年9月，甘肃电力现货市场“转正”，成为目前全国唯一一个用户“报量报价”参与的电力现货市场。2024年底至明年，还会有哪些省份会完成电力现货市场的“转正”，值得我们关注。规则的制定与试点、落地等并非一蹴而就，但当前的成就无疑令人振奋，激励着我们继续向前探索。 在《电力现货市场基本规则（试行）》中，明确虚拟电厂为新型经营主体。如今，“虚拟电厂”频繁出现于各类政策文件之中，随着新能源占比的持续提升和电网负荷特性的深刻变化，其市场需求也正如井喷般爆发。 我们欣喜地看到虚拟电厂的市场潜力不断被激发，那么，在试行的这一年里，虚拟电厂的盈利模式是否有新的诠释？ 电能量交易Electricity Energy Trading在电力现货市场中，虚拟电厂展现了其独特的灵活性和适应性，通过三种主要交易品种积极参与市场活动。一是通过削峰解决当前负荷水平较高、发电容量不足时的容量短缺问题。 二是通过填谷解决当负荷水平较低、因新能源大发导致电网负备用不足、影响电网安全稳定运行的问题。 三是虚拟电厂可以作为“市场化发电机组”，将分布式电源、储能等资源聚合参与日前市场交易申报，通过低电价时段储能用电，高电价时段储能放电、分布式光伏发电平抑现货市场价格。 以山西为例，目前正在进行“负荷类”虚拟电厂建设，按照“负发电”模式报量报价参与电能量交易。 在电力供应紧张时期，山西建设的15家虚拟电厂，每天可释放出156.8万千瓦时电量，可满足22.4万户家庭的日用电需求。山西电力现货市场价差范围为0-1500元/MWh，给虚拟电厂盈利带来巨大空间。 从测算数据来看，山西某虚拟电厂聚合资源10万千瓦，可调节量约2万千瓦，可调时长2h，综合调节系数0.8（每天可调节2*2*0.8=3.2万千瓦时），虚拟电厂运营商与代理用户采用3：7的收益比例分成，测算年收益如下表所示。 在电力现货暂未试点或未完全“转正”的地区，电力需求响应和电力辅助服务也是电力交易市场的重要方式。 电力需求响应Demand Response 电力需求响应由政府机构主导，聚合各方资源，通过精细化的邀约、快速响应及激励机制，有效促进了供需两侧的平衡。 从测算数据来看，某虚拟电厂参加一次削峰快速调用，提前半小时通知，调用时间2小时。交易出清基准价为3元/ kWh，那么本次补贴价为6元/kWh。该虚拟电厂此次执行调用有效认定电量2000kWh，补贴12000元。 电力辅助服务Electricity Ancillary Services在国内电力市场的多元化发展中，电力辅助服务模式“因地制宜”。且电力辅助服务市场的交易品种繁多，涵盖了调峰、调频、备用等多个关键领域。电力辅助服务的建设方向旨在通过单独出清或联合出清的方式实现与电力现货市场的衔接。 下表为前两批现货试点地区的辅助服务市场建设情况。 成熟的市场机制是虚拟电厂发展的繁荣平台，不仅包括多元化的市场，如电能量、辅助服务、容量等，还要求市场参与者的主体地位清晰界定，交易规则全面完善等。 不只是探索，虚拟电厂正在实现更多可持续的盈利模式。作为数字技术在电力系统中的应用，虚拟电厂不仅促进了科技创新，还支撑了能源产业发展。据《中国能源报》预测，在2025年和2030年间，虚拟电厂的市场规模将达到1300亿元~1800亿元，显示出巨大的发展潜力。作为虚拟电厂领域的运营商，原力在深耕虚拟电厂运营及能源经纪人服务的同时，已在江苏、广东、安徽、四川、上海、湖南等多地展开电能量交易、电力需求响应、辅助服务等交易服务，已成功惠及10000+用户，通过原力的虚拟电厂盈利模式，精准匹配并为用户提供定制化的增效服务方案。原力正在用一个个落地的实践书写着虚拟电厂作为新型经营主体的篇章，携手各界伙伴，共同迈出推动新型电力系统向前发展的坚实步伐。
2024年，新能源车的格局大戏，超出了大部分人的沙盘推演。别的不说，先上数据。比亚迪：2024年第二季度收入1762亿元，同比增长26%，净利润91亿元，同比增长33%。整体毛利率为19%，剔除比亚迪电子估算毛利率超过22%。公司二季度整体销量98.7万辆，同比增长40%。特斯拉：2024年第二季度总收入255亿美元，其中汽车收入为199亿美元，同比下降7%，净利润18.1亿美元，同比下降42%，整体毛利率为18%，汽车毛利率18.5%。二季度总交付量约为44.4万辆，同比下降5%。从二季度的收入和净利润体量来看，前者与后者居然已经非常接近。此消彼长之间，比亚迪与特斯拉，本来两个基本算平行宇宙的汽车企业，已然狭路相逢。 01比亚迪的大年 1.一路走来的那些偏见比亚迪取得今年的成绩，着实令人敬佩。从后视镜看去，与国内其他造车新势力能享受泼天的流量不同，比亚迪一路成长过来，没有流量，多是偏见。被认为没有实力，开局一个三。2003年，拿到牌照的比亚迪正式开始做汽车业务，但确实只能在外资、合资和国资三座大山中求生存，不被所有人看好。当然20年后，已经坐稳国产第一市值的交椅。被认为没有战略，屡屡事后打脸。2004年，公司就推出了2款纯电动乘用车，和特斯拉同一时间，堪称国产新能源车鼻祖。2022年，比亚迪更是大胆的决策停产燃油汽车，全面转型新能源，而长城、吉利、大众、宝马等一众中外车企，还痛苦挣扎在左右手互搏中。然后被骂没有技术。玩新能源已经30年的比亚迪，在技术路线上基本没有犯过大的错误。即使在4年前，混动是不是没有前景的仍然争论的焦头烂额，但事实证明混动大有可为。2008年比亚迪就推出了首款插电混动，如今已经把混动玩的炉火纯青。另外，曾火爆一时的比亚迪刀片电池，也证明它核心技术的强悍。当然，还有人认为比亚迪一体化，压榨供应链。但作为少数实现盈利的国产新能源，用22%的毛利率证明其他人都是外行。其他偏见，不一而足。2.智商税时代终将一去不返比亚迪最后一个被 黑的点，就是品牌力。2023年，比亚迪销量首次突破300万辆大关，而随着DMI5.0平台的推出，公司还将迎来大改款，亏电油耗、续航里程等核心指标，领先业内至少一年的时间。在这一平台的加持下，比亚迪在今年有望做到400万辆，而500万辆也最早可能在2026年就突破。话说这又跟品牌力有什么关系？比亚迪的基本盘在国内，国内汽车早已进入存量市场，那未来200万的增量，靠吃谁的份额？答案是看似高高在上但已经岌岌可危的合资。现在国内A和B级的轿车及SUV，一共有1200万辆左右的年销量，而合资品牌，份额整体超过一半。今年上半年，曾经高贵如BBA，也只能靠降价勉励维持，其他合资就更艰难了，从他们今年的中报就不能看出经营的艰难，而且据称存量产能将退出1000万辆，得罪的人太多这儿就不点名了。随着比亚迪、小米、理想等国产车从性价比到口碑实现对合资的碾压，那些靠一个标就能多卖几万甚至十万块钱的智商税时代，终将一去不返。不用太久远，明年估计就是合资加速坍塌的一年。 02 特斯拉的小年 特斯拉今年业绩不行，倒是没有太多令人意外之处。核心原因就是车型的青黄不接。在今年二季度44.4万台的交付量中，Model 3和Model Y交付量占到了95%，再强的产品力也经不起审美疲劳。而且Model3和Model Y，吃BBA的份额的红利已经走到了头，今年销量出现了下滑。另一个红利，就是供应链的全球化，在近3年，随着中国工厂的满产，也走到了尽头。更何况，你有的别人都有了，价格还比你更低。然后，被寄予厚望的Cybetruck虽然在2023年11月，终于能够交付了，而且积压订单超百万，但奈何制造难度太高，近期甚至传出特斯拉开始停止接单。2024年只剩故事支撑特斯拉的高估值。在纳指牛市的氛围中，马斯克还可以靠着FSD入华、人形机器人、自动驾驶、Robotaxi、Dojo等等概念支撑。 03平行宇宙终相逢 过去5年，一个在30万以上的价格带里面杀疯了，一个在30万以下的价格带里面卷赢了，但两个人从未打过照面。哪怕直到2024年，特斯拉和比亚迪，还完全是两个平行世界的玩家。但经过一个小年一个大年，两者差距弥合。如果说，之前是新能源车企对传统燃油车企的单方面绞杀，那从2025年开始，新能源内部相互的搏杀将正式开始。1.比亚迪三大增长点迎面撞上特斯拉当成为六边形战士之后，比亚迪远期的增长点又在哪里？其实未来比亚迪的方向基本是明牌，那就是高端化、智能化和出海。汽车市场和手机市场是一样的，中低端价格带量大但利润薄，比亚迪单车盈利不到一万元，就这还靠的是难以复制的规模优势和垂直一体化战略。高端豪华车，虽然量少，但单车利润动辄数万起步，是一个利润空间大的多的蛋糕。仅国内30万元以上的高端车年销量就接近500万辆，而且还主要被BBA、合资和特斯拉垄断，但新能源车企中，理想和华为系已经蹚出来一条路，比亚迪正在加紧跟上，所以腾势、仰望、方程豹三管齐下，宣传力度也明显大出一截，今年销量合计如果能够站稳15万辆，那就具备未来上高端牌桌的实力。如果说过去比亚迪真正的短板在哪儿，那就是智能化。但这也能够理解，你让均价不到15万的车企在智能化 砸重金，也不合乎逻辑。但随着比亚迪要突破高端化，那智能化不得不上。在2021年开始，比亚迪通过投资地平线切入自动驾驶芯片、与Momenta成立了合资公司迪派智行自研智驾算法，已可以看到比亚迪的自动驾驶，已经深入底层技术。在车型上，智驾平台也合理的分为三个版本： 基于地平线单征程5的方案，在20万元级的汉等车型上量产； 基于英伟达单OrinX配合双激光雷达方案，在30万元级的腾势N7上量产； 基于英伟达双OrinX配合三激光雷达方案，在110万的仰望车型上搭载。 最后一块拼图是出海。可以说，比亚迪的出海这次是玩真的，在最新的二季报中，比亚迪出销售10.6万辆，占比11%，全球所有的大市值车企，没有实现全球化的，仅此一家。一个车企是不是要做全球化，不要听他说了什么，只需要看一个点，那就是有没有在海外建产能。口嗨不要钱，建产能才是真正的all in。这几年，比亚迪已经激进的在匈牙利、泰国、巴西、乌兹别克斯坦、印尼等地布局了产能，跨多个洲的工厂布局，显然说明公司的野心在整个世界地图。而且，已经清晰的规划产能已经达到100万辆，加起来和特斯拉上海工厂一个体量。随着高端化、智能化和出海战略的全面铺开，比亚迪，将全身直面特斯拉。2.特斯拉的新增长点，也将遇到比亚迪而遭遇增长瓶颈的特斯拉，也离往下卷低端市场的时点也越来越近。首先，这是符合马斯克产品规划路线图的，不停降低价格做到科技普惠确实是他一贯的追求。另外一方面，越来越多的产品信息开始浮上水面。最新的爆料是特斯拉计划在2025年上半年启动一款更经济型电动汽车的生产，这就是已经传言数年的Model2或者Model q，定价传言有16-18万元不等，而这已经完全覆盖比亚迪的价格带。据称，这款车型的最大产能有望接近300万台，鸿海可能为其代工。算上现在已有3和Y的100多万辆的年销量，未来Cybertruck大几十万辆，以及Model 2 300万辆，特斯拉未来的年销量能展望的数字也是500万辆，又跟比亚迪的500万辆撞了个满怀。所以，从2025年开始，这两家以前基本上不会被放在一起的车企，将从产品力、价格带、产销量、供应链等频频被全方位比较。正如2011年马斯克接受采访时被问起觉得比亚迪如何，马斯克回复的是：你有在市场上看到比亚迪的的车吗？而2023年，时代的回旋镖正中马斯克的眉心，当然他也正面回应觉得比亚迪这么多年发展下来，竞争力已经很强了。而到明年，估计特斯拉电话会中，被提最多的问题之一，将是如何应对来自比亚迪的竞争。3.正视国产自主品牌的实力，是一场更大的偏见消消消乐销量不会撒谎，原本平行宇宙中的比亚迪和特斯拉，尽管从未将对方视为竞争对手，从明年开始也不得不激烈竞争。硬币的另一面是，我们的国内自主品牌车企，拳打燃油车、脚踩合资，已经屡屡刷新所有人的三观；到如今已经正式瞄准全球一哥特斯拉，很难不令人肃然起敬。但即便如此，国产自主新能源品牌的实力，还是在大范围的偏见中，被严重低估了。这个偏见，势必要在2025年，国产与特斯拉的较量中，迎来一次修正的机会。潜在的挑战有两个：第一个是之前提到，特斯拉明年将解决车型问题，自动驾驶又在加速。留给国内车 企的黄金窗口期，只剩一年。后面差距是否又会拉大值得再看。第二个是，国内自主品牌的内卷过于严重。比亚迪的辉煌战绩，以及新进的小米汽车大获成功，达到15%的毛利率，都验证供应链管理是国内车企的核心竞争力。未来供应链只会更卷，国产车企之间相互背刺也会更加严重。不管是并不想跟特斯拉竞争的比亚迪，还是所有以特斯拉为师的造车新势力，没有人的本意是与特斯拉短兵相接。但是，国产自主品牌新能源车实力的崛起，并且加速走向全球，存量的市场中，与特斯拉的竞争将无法避免。这也是我们认为2025年，新能源汽车行业的最大，也最有意思的变数。
虚拟电厂与辅助服务，像极了当年互联网电话 虚拟电厂参与省调主持的辅助服务市场，面临的一些挑战。 于是想到电信行业的案例，就是2000年前后的Voice Over IP，简称VoIP或者互联网电话，参与长途电话业务遇到的问题。 VoIP之于长话，和虚拟电厂之于输电网调度，具有很强的 相似性 1、都是传输类业务 长话业务属于长途电信传输网业务，辅助服务市场目前也是输电网的管理业务，都是输，而不是配。 传输类业务作为电信、电网的骨干网络业务，具有重要的意义。 2、业务具有依托性 VoIP需要依托于数据骨干网（数据传输网）传输IP包。 虚拟电厂如果要赚辅助服务的钱，需要输电网来调度，并为输电网提供相关服务。 3、都是虚拟资源的服务 VoIP是基于互联网的虚拟资源服务，用互联网的IP包，传输语音编码信号，就是今天的微信电话，或者FaceTime电话。 是一种利用新的信息资源，虚拟出一个老的业务，类似虚拟电厂是用信息技术，虚拟出一个数字瓦特的电厂。 4、都对原有服务者形成竞争 VoIP对传统的电路交换的长途电话业务，形成了巨大的挑战，价格便宜了一个数量级，甚至是免费的。 虚拟电厂的显性竞争对手，是传统的，提供调峰调频服务电厂。 但是，虚拟电厂也对输电网本身构成了隐性竞争关系， 一方面，虚拟电厂的本质是负荷侧调度，通过对负荷侧的分布式电源、微电网、负荷、工商业储能资源的集中调度，实现电力的就地平衡、就近平衡，虚拟电厂更强调配网侧和负荷侧的调度功能，对输电网调度本身就构成了业务上竞争。 另一方面，虚拟电厂由于实现了资源的就近优化，对电网形成削峰填谷，那客观上就降低了电网投资需求，对电网基建和设备部门也形成某种竞争关系。 对于新兴业务的某种竞争和挑战，无论是通信企业，还是电网公司，都采取了类似的 管理措施 1、运营商的身份限制 不允许互联网企业随意开展VoIP业务，必须获得VoIP的牌照。 在调度主导的虚拟电厂业务中，虚拟电厂必须获得牌照，按照电厂进行管理，有容量、性能、安全性等要求。 甚至于某些省份，虚拟电厂牌照成为稀缺资源，很难获得。 2、业务的管制 VoIP不得直接接入用户，不允许在电脑、手机等终端上使用VoIP业务，而是必须通过固定电话线路和固定电话号码（当时有特定号码）进行接入，并且颁发牌照。 后期出现了专用的VoIP电话机，就是接着网线的，长得像固定电话的那个玩意。 虚拟电厂不得随意接入电网，按照电厂的管理标准，甚至要接入AGC、AVC，满足电厂级安全防护和保密通信要求，需要电科院等认证。 基本上就是“另一个电话机”那种玩法。 3、价格和交易管制 VoIP运营商的语音电话价格是被管制的，由于担心对长途电话业务冲击太大，绝对不允许免费。 虚拟电厂参与辅助服务市场，价格按照其他调频调峰资源，统一出清。 VoIP，运营商的失败，产业的成功 VoIP是电信网络IP化，以及基于IP网络的互联网业务蓬勃兴起的产物，在美国出现了Skype这样的VoIP全球化互联网企业，延伸出Skynet，后来被微软收购，成为MSN.net的业务，但是也错失了整个移动互联网时代。 而电信管理部门，以及电信运营商，没有意识到VoIP是一种互联网的内容业务，而只是沿用习惯性思维，把VoIP当成是电信网络的基础语音业务的同等竞争对手，进行管制。 随着Wifi、3G/4G、DWDM（超大容量光纤传输网络）、PON光纤接入网、大型数据中心、智能移动手机等各种技术的出现，最后VoIP在中国: 1、作为一项语音业务的VoIP彻底消失了，一分钟多少钱的价格也就不存在了。 2、基于固话的长途语音电话业务几乎消失了，电路交换网络也淘汰了，所有的业务都基于IP交换网络，大家都用手机打电话，VoIP衍生出VoLTE（4G技术）高清晰IP通话技术，但是通话价格不变。 3、基于价格管制的，长途电话定价模式也取消了，全国打电话都是一个价了。 4、语音业务急剧衰落，数据业务成为电信运营商最主要的收入来源，并驱动电信运营商向物联网、大数据、5G、云计算服务等新型基础业务转型 5、VoIP业务成为移动互联网业务的一个部分，比如今天的微信语音电话，而且Voice Over IP几乎无处不在，比如微信发语音，语音识别输入。 6、VoIP的V，不仅仅是Voice，而是Video Over IP，发展出了视频业务，无论是视频电话，长视频，短视频，并基于视频内容，形成了流量业务，基于流量形成了抖音，直播带货，视频会议等最有钱途的移动互联网新业务。 可以说，VoIP一直都在，只是与接着网线的黑电话机，完全不一样的， 是另一个维度的VoIP。 所以，真正打败语音固定电话的，不是VoIP，而是整个产业基于新的技术体系，形成了更高维度的内容生态，彻底的颠覆了基于电路交换（语音业务）的整个技术体系、收费模式、业务模式和监管模式。 电信运营商难道不知道么？他们心知肚明。 打不过，就是打不过。 中国移动投资几亿、几十亿，至今仍然在硬撑的“咪咕”，不就是一个很好的例子么？ 他们苦苦追赶，生怕错过移动互联网任何一波的浪潮。 比如前两年火热的“元宇宙”， 但是，遇到的是另一个维度，另一种思维模式和行为模式的竞争。 虚拟电厂，内涵是一样的 在“供大于求”的省份，省调话语权较高，主导辅助服务市场并让虚拟电厂参与，也就是“北派”虚拟电厂，一般准入门槛较高、安全标准较高，牌照成为稀缺资源。 和当年按照语音固话对VoIP的业务管制，如出一辙。 除了电网调度、配网管理、营销管理三大专业部门的权柄之争，省级调度部门内心，也是极度担心新业务的这种高维度竞争的，所以采取的是“保守”的管制措施，类似按照固定电话的模式管制VoIP。 不是说不行，而是维度不一样。 虚拟电厂、能效服务，是能源互联网的内容服务业务，不是基础网络业务。 如果一定要按照基础业务一样管制，“必须有电信业务牌照，才能开展互联网和移动互联网业务”，那不可能有今天的阿里、腾讯和拼多多。 事实上这个事情也不是没发生过，主管部门也不是没想过，《腾讯传》里提到，等中电信、中移动反应过来，想掐住腾讯的时候，腾讯已经长大了。 虚拟电厂也是一个道理，正因为天然的“低、散、小”，也就是电压等级低、市场地位低、用户资源极度分散、每个资源容量都小，而且是“用户流量、内容为主、服务导向”，电网运营商和大型发电企业天生就不适合做这个业务。 去管制、生态化，市场有其“自发秩序”，自下而上的微电网、虚拟电厂、就近消纳、配电区域平衡，分层分群自治，一个新的，万亿级的能源互联网服务产业可能就此诞生。 对电网运营商来说，就像微信语音电话之于移动互联网的维度，虚拟电厂在能源互联网产业体系中，是另一个维度的产品形态。 移动互联网内容业务的蓬勃发展，倒过来推动5G、大数据、云计算、数据中心等电信基础业务的发展，是一种 互相成就的大生态。 虚拟电厂也将推动分布式能源，新型储能、新一代电力数字化体系、新型电力自动化、新型配电网、电力大数据、电力AI、算力电力深度融合、新型电力元器件等电力网络基础技术的大发展。 当年华为基本法里有一条：“华为绝不进入信息服务业”，如今，华为的互联网、大数据、智能驾驶、云计算等信息服务产业产值，可能超越了电信设备（基础电信业务）的收入。 没有什么是一成不变的，市场经济就是大家做自己最擅长的，把劳动生产率发挥到极致。 创新不易，一起共勉。
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