电池行业巨头宁德时代正在就在欧洲建立电池回收业务进行谈判，随着该公司准备在匈牙利开始电池生产，这将扩大其在该地区的足迹。 宁德时代正在与包括匈牙利在内的欧洲政府讨论可能的地点。在该国的一家新电池制造工厂有望在 2025 年下半年投产。 同时，宁德时代还在寻找包括原材料在内的当地供应商。一些公司已经发送了测试样本，不过这些谈判是初步的，必须满足竞争要求。 2023年8月17日，欧洲电池法规正式生效，法规要求电池制造商使用可再生和可回收材料，以降低碳足迹并减少废弃物产生。与其他中国企业一样，宁德时代在国内建立基地后看到了欧洲电动汽车市场的增长潜力。 在今年的达沃斯世界经济论坛上，宁德时代董事长曾毓群表示，我们要做的不是如何翻新电池，而是如何将废旧电池转化为宁德时代工厂的宝贵资源。 自2013年宁德时代收购邦普循环切入动力电池回收赛道，电池回收便成为了宁德时代产业布局的重要一环。 曾毓群透露，宁德时代2023年在中国的废旧电池回收行动中，成功再利用了13000吨碳酸锂。宁德时代首席制造官倪军此前也表示，宁德时代已成为全球最大的电动汽车电池回收商，镍、钴和锰的回收率超过99%，锂的回收率也在90%以上。 作为特斯拉、宝马等大型车企电池供应商，建立回收业务还将帮助宁德时代减轻电池生产和处置对环境的担忧。欧洲公司是该计划的潜在合作伙伴。 目前包括大众汽车公司和梅赛德斯-奔驰集团在内的汽车制造商正在放缓电气化目标。 宁德时代的瑞典竞争对手NorthvoltAB在增长缓慢和需求减弱引发现金紧缩后，正在争先恐后地筹集紧急资金。

河北唐山，因煤而建、因钢而兴，素有“煤都”“钢城”之称。作为一座具有百年历史的沿海工业城市，唐山重工业基础雄厚，大宗货物运输市场发达。近年来，低碳环保、运营成本低廉的电动重卡正在唐山崛起，成为城市运输的新势力。 作为我国唯一的重卡电动化示范试点城市，唐山建成了我国首个电动重卡型虚拟电厂，电动重卡灵活参与电网峰谷调节、促进电力供需平衡成为现实，为唐山加快经济社会绿色低碳发展提供有力支撑。 重卡绿色升级 打造交通运输新名片 低速行驶一段时间后，一辆货车拐进了唐山市乐亭县海港开发区宏林昇重卡充电站。一个大转弯，司机张松将货车停在一台充电桩前。麻溜下车，踢踢轮胎，张松围着白色欧曼牌电动重卡转了一圈，扫描充电二维码，将两把充电枪插在卡车充电口并锁枪充电。 “凌晨4点到京唐港卸了货，睡了一觉就来充电了。在这儿补电大概需要40分钟，接下来还要到料场那边去装货运回迁安。”10月11日13时10分，张松赶在谷时段里给车充上了电。驾龄8年的张松告诉记者，一年前，他花费73万元购入了这台电动重卡，专门用来跑迁安市到京唐港的货物运输，运送铁矿粉、钢材等货物。“换了电车以后噪声小了，没有呛人的尾气，电子挂挡也更好操控，最关键的是运输成本大大降低。”张松说。 寒露已过，秋意渐浓。一辆辆重卡来往穿梭在繁忙的公路上、忙碌的码头中，密织起条条流动的运输线，强劲有力地串联起这座钢铁之城的物流网络。 作为北方工业重镇，唐山工业体系完备，在钢铁等关键行业领域的产业规模尤为庞大。为满足生产发展需求，大量的煤炭等原材料和钢材、重型装备等产品需要在生产企业和港口之间频繁转运，这一过程中，重卡扮演着至关重要的角色。但以柴油为燃料的重卡是空气污染源之一，重卡电动化成为交通领域大气污染防治与绿色低碳发展的重要内容。 唐山的运输条件对于发展电动重卡具有天然优势。2018年，唐山市按照“临港临铁”布局的思路，启动了主城区周边13家钢铁企业优化整合、退城搬迁和升级改造。随着相关企业集中搬迁到乐亭、丰南等地沿海产业园区，唐山钢铁产业布局得到优化。 “退城搬迁”缩短了钢铁企业到港口的距离，为电动重卡发展提供了适宜的应用场景。由于货物运输运距较短，电动重卡能够满足企业短倒运输需求，如重点港区、场区、固定线路以及短途线路运输等场景。同时，环境政策的正向推动，诸如钢铁超低排放、绩效分级等，都对钢铁厂使用电动重卡有巨大的激励作用。 2021年10月，工业和信息化部启动新能源汽车换电模式应用试点工作，唐山被明确为重卡特色类试点城市之一。2023年11月，工业和信息化部等八部门在15个城市启动首批公共领域车辆全面电动化先行区试点，确定唐山为重卡电动化示范试点城市。 一系列政策的出台，唐山市电动重卡的数量显著增加。今年4月2日，唐山电动重卡保有量首次突破10000辆，达10170辆，约占全国总量的六分之一，居全国首位。 中午时刻，正值当地的用电低谷期，宏林昇重卡充电站8台充电桩全部满员，还有许多重卡车辆正在排队充电。 据了解，河北省10月份的谷时段电价为每千瓦时0.31234元，峰时段电价为每千瓦时0.93703元。张松举例说，从迁安市到京唐港约120公里的路程，以前开燃油重卡需要油费约360元，现在如果在低谷电时段给车充电，花费仅为140多元。 如今，唐山已成为全国新能源重卡规模化推广应用的标杆城市，在换电、纯电、氢燃料重卡推广应用领域积累了丰富经验。和煦的阳光中，这些加足马力奔波在运输一线的绿牌重卡构成了城市绿色转型发展中亮丽的风景线。 虚拟电厂“出圈” 深挖“移动的负荷资源” 宏林昇重卡充电站距离京唐港港口仅1公里，位于宏林昇仓储库内，每日往来装卸货物的重卡络绎不绝，充电车辆繁多。 近年来，唐山电动重卡发展势头迅猛，充电量随之大幅攀升。如何将分散的重卡充电桩资源聚沙成塔，充分利用这些“移动的负荷资源”与电网进行灵活、精准互动响应，助力缓解电力供需矛盾，国网冀北电力有限公司进行了探索。 1月20日，国网冀北清洁能源汽车公司工作人员在宏林昇重卡充电站开展参与华北电力调峰辅助服务市场的能力评估。完成计划申报后，该充电站次日将按计划响应负荷转移，在不影响重卡运营的基础上，将充电负荷转移至低谷时段，助力电网削峰填谷，同时享受错峰电价带来的优惠。 自2023年12月以来，依托唐山地区数量可观的电动重卡，国网冀北电力以虚拟电厂模式聚合电动重卡电池资源，超过10万辆次的电动重卡首次参与了电网峰谷调节，调节能力最大可达2.23万千瓦，初步建成了电动重卡型虚拟电厂运营模式。电动重卡客户通过参与电力辅助服务市场，在电网负荷低谷时段为电池充电，助力电网峰谷调节，促进电力供需平衡和新能源消纳。 电动重卡的电池具有储能单元容量大、充电功率高等特点，是一种优质的储能资源。而充电桩负荷作为负荷侧资源，具有用电时间有弹性、用电行为可引导、用电规律可预测、用电方式智能化的特性，参与优化调控的空间大。 “充电站接入国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台，通过对充电车辆的聚合调控，优化调节充电时段和充电功率，引导重卡客户在夜间风电充裕、午间光伏大发时段有序充电，享受谷段电价的同时，再获得部分调峰辅助服务收益。”国网冀北清洁能源汽车公司车网互动中心主任助理许文强介绍说。 截至4月，唐山已建成重卡充换电站332座、充电桩2618台，累计充电量超14亿千瓦时。“在唐山，有568台电动重卡充电桩接入聚合平台。如果把唐山330多座重卡充换电站资源全部聚合，调节能力预计最大可达50万千瓦，单月可增发新能源电量约500万千瓦时。”许文强告诉记者，虚拟电厂可以帮助电网消纳更多波动性强的新能源。通过拓展虚拟电厂聚合规模，让更多的电动重卡参与车网互动，提升电力系统实时平衡和安全保供能力。 目前，国网冀北电力虚拟电厂依托新型电力负荷管理系统开展虚拟电厂运营服务，参与华北电力调峰辅助服务市场。 据了解，2023年华北电力调峰辅助服务市场的运行时间为11月1日至2024年4月30日，唐山地区重卡充电站签约客户于2023年12月参与市场。国网冀北清洁能源汽车公司聚合平台聚合了唐山11座电动重卡充换电站，截至4月，电动重卡型虚拟电厂累计有效响应调峰电量78.66万千瓦时，充电站运营商获得收益共计36.45万元。 “经过新一轮洽谈，今年电动重卡型虚拟电厂新增签约客户48户，新增接入容量18.35万千伏安，可调节能力超9万千瓦。”国网冀北清洁能源汽车公司唐山分公司经理何绪伟介绍，宏林昇重卡充电站是第一批签约的客户。该站日充电量最高达2万千瓦时，截至目前累计充电量达1599万千瓦时。 “通过参与虚拟电厂，我们充电站获得了额外收益，用户的充电费用也能有所降低。”宏林昇重卡充电站负责人陈喜营说。 工业重镇转型 提升城市发展“含绿量” 渤海湾畔，一艘艘万吨巨轮停靠在唐山港码头，新能源重卡忙碌有序地装卸着来自世界各地的货物；城市街头，一辆辆新能源货运配送车穿梭于仓储配送中心、物流园区和大型超市之间，畅通城市“微循环”；大街小巷，搭载乘客的新能源公交车、出租车穿梭而过，服务市民低碳出行…… 在唐山，新能源车辆成为城市公交、出租车服务、物流配送以及工业运输的重要组成部分，助力这座充满活力的工业城市打造“绿色运输”的城市名片。 交通运输“含绿量”的不断提升是唐山城市绿色低碳转型发展的一个缩影。作为典型的资源型城市，唐山传统产业基础雄厚，既是能源生产大市，更是能源消耗大市，面临着转变能源利用方式、减少对传统能源过度依赖以及产业转型升级的挑战。 2023年，唐山市被国家发展改革委确认为首批碳达峰试点城市之一。今年7月，唐山市人民政府印发《国家碳达峰试点（唐山）实施方案》，提出唐山市国家碳达峰试点城市的三个定位，即老工业城市绿色低碳转型发展示范区、钢铁产业绿色低碳发展先行区、环渤海地区新能源高质量发展引领区。其中，环渤海地区新能源高质量发展引领区将重点推进风光储氢协同发展、构建绿色交通运输体系、加快新型电力系统建设，打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。 11月1日，冀北唐山供电公司电力调度控制中心员工杜鹏和同事通过调控系统分布式光伏功率控制平台观察供区内分布式光伏出力情况，分析评估区域电网承载能力，通过“光纤专网”“5G无线虚拟专网”安全接入区实现对380/220伏和10千伏分布式光伏的柔性调控，让分布式光伏发电可观、可测、可控、可调。 唐山拥有丰富的太阳能、风能资源。目前，唐山地区分布式光伏电站总装机容量达到3363.8兆瓦，电站并网的客户超过10万户。“如果不能有效控制光伏电站的并网功率，将给电网稳定运行带来风险。”杜鹏介绍，自2023年以来，唐山供电公司开展分布式光伏实时运行数据采集和发电功率柔性调控技术研究及试点验证工作，研发完备的数据接入和实时监测技术手段，开发应用分布式光伏功率控制平台，在冀北电网首次实现10千伏分布式光伏直采直控、0.4千伏分布式光伏群调群控试点验证。 当前，新型电力系统建设正在唐山快速推进。唐山供电公司出台《国网唐山供电公司新型电力系统全域综合示范行动方案》，围绕“源网荷储全环节发力、运行运营全要素驱动”的实施路径，统筹实施电源友好、主网增强、配网升级、负荷响应、储能联动、调控提升、市场建设、数智赋能、气象服务、生态共赢“十大工程”。 “唐山供电公司充分发挥电网在新型能源体系建设中的枢纽平台作用，以推动绿色能源供给、绿色能源消费为主线推进新型电力系统建设，统筹协调源网荷储各要素，激活发电、用电两端的绿色用能潜力，助力唐山打造北方地区新型能源生产应用基地和储能之城。”唐山供电公司副总工程师兼发展部主任刘大鹏说。 如今，唐山市能源清洁低碳转型正驶入“快车道”。从传统工业重镇到绿色低碳发展的现代化城市，钢铁之城正在华丽转身，探索出一条老工业城市绿色发展的新路径。

眼下，理想面临的问题，其实特别特别简单，用五个字足以概括：增长在哪里？一方面，抛开今年的大爆款L6不看，在30万以上市场，L789的销量其实是同比下滑的，尤其是L9目前的销量只有问界M9的一半还不到，市场当然有理由怀疑你后面的增长空间有多大；另一方面，MEGA的失利，以及到目前为止，40万以上的大中型纯电动车的整体销量表现情况，让市场对于理想打造纯电作为第二增长曲线的成功概率，打了一个大大的问号。那么，在即将到来的25年，如果想要获得比较可观的销量增长，理想有哪些方向是可以尝试和挑战的？列个单子，供大家讨论。1、大型增程MPV这个在MEGA失利之后，已经有无数人讨论过了，梦想家、GL8插混、腾势D9……这些车的销量表现也很明确的验证了市场需求。现在的问题不是该不该做，而是多久才能做出来……哪怕MEGA销量失利之后马上立项开始研发，估计真正上市最早也得26年了，所以……这是我认为整个23-24年李想最大的战略决策失误，没有之一。MEGA只是一次不成功的尝试，而错过增程MPV，就是个纯纯的战略失误，没有任何狡辩的余地。纯电原教旨主义，害人不浅。2、L6的六座版理想在30万以下区间没有六座产品，这其实是个比较明显的市场空位，零跑C16和理想L6尺寸基本上一 样大，但是C16就可以做六座版，而且上个月的销量已经过万了。在产能瓶颈解决之后，L6完全可以考虑推出6座版本，只不过名字要怎么起可能会有点麻烦，总不能6座的叫L5，而5座的叫L6吧？当然，这不是什么大问题。实际上，L6这款产品，目前的销量还远远没有达到天花板，除了六座之外，本身的舒适性配置也完全可以进一步加强，譬如Pro版本标配冰箱小桌板和220V电源的话，成本并不会增加很多，但吸引力可以比现款进一步提升，就看理想是优先保毛利率还是优先保销量了。大胆预测，在完美情况下，“L6家族”的月销量是可以冲击5万的。3、30万以下的纯电产品首先亮明看法：在2025年，我不看好任何起售价在30万以上、车长超过5米的中大型纯电动产品，哪怕是理想的车也一样。（像SU7Ultra之类的，其实不能算在中大型车的范畴内，而且绝对销量也不会拉到很高）那也就是说，按照尺寸来推算，除了MEGA之外，与L8/L9对标的i8、i9的销量我都是比较怀疑的，唯一可以高看一眼的，应该是跟L6尺寸相当或者略小一号的i6/i7（？）但其实到目前为止，理想i系列当中最便宜的那一款，究竟更接近L6还是更接近L7，这是个没有答案的问题。总之，如果想要让纯电动产品提供比较高的销量贡献，那么先发布价格最 低的那款，才是正确的选择。如果顺序反过来，那么结局很可能生死难料。甚至最坏情况下，MEGA的一幕噩梦重现，也不是太奇怪的事。怕就怕，在明年这三款纯电当中，理想压根就没准备跟L6价位对标的产品。4、L9的商务/企业/行政版不管名字怎么叫吧，说白了就是更加豪华范儿、更加商务路线的L9，M9之所以能获得如此巨大的成功，除了车子本身素质不差以及华为的强力品牌加持之外，有一个很重要的原因，是M9有意识的对标和模仿了迈巴赫的很多设计元素和风格，给消费者带来一个很明确的豪华车的观感，这一点，问界M9做得远远好过理想L9十条街。现在的问题很简单，想要追M9的销量，单纯的软硬件升级是不够的，华为的品牌号召力一时半会没有办法追上，那么，商务范儿要不要学？土豪味儿要不要给？给的话，和家用车的整体品牌定位不符；不给的话，你就算配置上再努力，要反超M9也是难于登天。其实，在拿不准的情况下，单独分出一支奇兵，做一些大胆的尝试也未尝不可……譬如说，是否考虑推出一个L9的五座商务版？（甚至可以和第三方改车公司合作，记得坦克300的赛博版吗？）双色车身配上？豪华范儿轮毂配上？深色商务风内饰配上？实木饰条配上？电动门配上？看看这些要素的添加，能不能打动 中小企业主之类的宜商宜家的客户群。这样的尝试，失败了成本可控，一旦成功的话，大部队可以迅速跟进，打开后续市场空间，可以说是进可攻退可守。在当下的局面当中，这不失为一种可行的选择。5、任何动力方式的轿车/旅行车到目前为止，理想没有轿车，甚至像ET5T、001那样的旅行车，理想也没有，这件事很难评判对错，因为以空间和舒适见长的理想，要如何做一辆空间受限的轿车，确实是个很费脑子的问题。但你要做一家年销量百万级而且主要市场在国内的车企，没有轿车产品，总归是很难想象的。况且，增程式轿车，也并非没有先例。市面上已经有了好几款类似产品了。嗯，期望一款增程或者纯电的旅行车吧，虽然到今天为止我们都没看到过任何谍照，基本上意味着25年不可能有这么个东西了，但，还是列在里面，充个数好了。6、更多的店、更下沉的渠道整个2024年，其实还有一个很多人不太关注，但同样重要的问题：今年，理想的销售渠道的扩张，是远远的低于预期的。3月份的滑铁卢，把整个的销售渠道的扩张节奏彻底打乱了，到现在为止，门店数量都没有突破500家。由此带来的结果是什么呢？在低线市场，理想对于合资产品的销量蚕食的节奏被打断了。9月份，汉兰达加陆放的销量还有一万二你 敢信？XC60这样的车还能一个月卖四五千你敢信？这本来都应该是理想的火力范围，问题是现在你的炮台根本都没架过去，更别说有效的火力覆盖了。如果，理想的目标是打算把汉兰达们、XC60们、包括X3 Q5 GLC的份额抢过来，那么，更多的、更下沉的店，应该是绕不过去的一环。哪怕，短期内这会让利润率承压。最后，一点点个人的吐槽：说实话，我对理想最大的不满，并不是MEGA，任何对新产品新形态的尝试，都不该被指责，哪怕这个过程中犯了很多不该犯的错误，但长远来看终归是有益的。最让我不满的，其实是理想对于利润率的教条式的坚持。甚至，很多时候甘愿为了这样的一个教条，去牺牲唾手可得的市场份额。回想一下，三四月份，如果不是为了保毛利率，L789的改款本来不会有那么大的动荡和波折，整体销量肯定要比现在好很多。哪怕到了现在，L6的产能问题的背后，其实一样可以看到某些对于毛利率的斤斤计较。（产能利用率不足会拉低毛利水平）视角再放宽一点，销售渠道的扩张为什么停滞了？影响净利润恐怕是最大的因素吧？既然手头有超过千亿的现金，既然目前为止公司都还是处于一个盈利的状态，既然竞争对手是华为这样的巨无霸，那为什么不能尽可能的牺牲利润，换取更大的市场份额呢？抢地盘有错吗？利润率比市场份额更重要？比成长更重要？

近日，国网能源院发布《新型电力系统发展分析报告2024》。其中提到，风光新能源发电装机容量突破12亿千瓦，超过煤电装机规模，煤电机组灵活性改造任务提前完成。截至2024年7月底，全国风电、光伏装机容量合计达到12.1亿千瓦，提前六年多实现2030年规划目标。甘肃、青海、宁夏、河北等省（区）新能源发电装机容量占比已经超过50%，成为装机主体。预计2030年全国电源装机容量超过50亿千瓦，其中新能源发电装机超过28亿千瓦。 市场价格机制方面，持续完善安全保供、新能源消纳市场机制，充分调动各参与主体积极性。在煤电容量电价机制基础上，逐步形成更加市场化的容量电价形成机制，夯实常规电源兜底、灵活资源支撑保障基础。深化完善分时电价、阶梯电价等政策，推动负荷管理工作逐步转向市场引导为主、用户主动响应。 区分存量、增量项目，差异化完善中长期市场、现货市场、绿电绿证交易等，加快建设适应新能源占比逐渐提升的电力市场机制。完善分布式光伏参与市场交易的顶层设计，引导各主体合理公平承担系统成本。 主要内容如下： 当前，全球能源供需版图深度调整，统筹推进能源安全保障与绿色低碳转型，积极发展清洁能源、推动经济社会绿色低碳转型，成为各国应对气候变化的普遍共识。我国正在大力推动新能源高质量发展，电力系统结构和特性深刻变化，新型电力系统建设处于加速转型期。 报告坚持系统观念和问题导向，设置了国内新型电力系统建设、国际电力系统转型以及相关热点专题三部分。国内部分，研判新型电力系统面临形势和发展趋势，从物理形态、数智赋能等维度分析形态演进，从清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能五个维度建立发展评估体系，系统分析当前建设情况，从科技创新、机制创新双轮驱动力角度分析关键问题和对策；国际部分，基于所提发展评估体系，初步分析中国与其他典型国家和地区电力系统建设情况；专题部分，聚焦热点问题，从智能微电网建设、车网互动发展、气候风险防范等方面进行专题分析。 一、国内新型电力系统建设 新型电力系统建设受到政策、机制、技术、产业等内外部多重因素影响，需要统筹各要素协同推进，加快形成电力新质生产力和相适应的新型生产关系，夯实新型电力系统高质量发展基础。 源网荷储多要素协调发展水平持续提高 多元化供应体系：风光新能源发电装机容量突破12亿千瓦，超过煤电装机规模，煤电机组灵活性改造任务提前完成。截至2024年7月底，全国风电、光伏装机容量合计达到12.1亿千瓦，提前六年多实现2030年规划目标。甘肃、青海、宁夏、河北等省（区）新能源发电装机容量占比已经超过50%，成为装机主体。截至2023年底，煤电灵活性改造规模达到3.2亿千瓦。预计2030年全国电源装机容量超过50亿千瓦，其中新能源发电装机超过28亿千瓦。 多形态电网发展：柔性交直流等新型技术广泛应用，主配微等多形态协同发展的新型电网要素承载能力持续提升。有序推进大型风光基地和外送通道规划建设，送受端电网支撑能力稳步提升。各区域电网坚强性、互济性稳步提升，服务新能源高质量发展。互联通道的“直接送电”和“互济调节”作用更加统筹平衡。安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合的新型配电系统加快建设，城市配电网以大电网为主导，以柔性互动为关键，大量柔性负荷灵活互动；农村配电网以分布式资源合理利用、经济高效配置、电力安全供应为目标，源网荷储聚合管控，与大电网互联互通。具有“两自四化”（即自平衡、自安全、小微化、绿色化、数智化、共享化）特征的自治型微电网等形态有效补充。 多样化负荷柔性互动：全社会用电量总体保持较快增长，数据中心等算力基础设施用电量尤为突出。2024年上半年，全国全社会用电量同比增长8.1%，其中第三产业、城乡居民生活用电量分别同比增长11.7%、9.0%。5G基站和数据中心等新型基础设施用电量快速增长，占当年全社会用电量比重持续上升。“新三样”、数据中心、绿电制氢等“高耗电”战略新兴和未来产业加速发展，终端电气化水平逐步提升，加之气候气温对电力需求增长产生持续影响，未来电力需求继续保持较快增长，预计2030年全国全社会用电量可能超过13万亿千瓦时。 多类型储能优化布局：新型储能是增长主力，在源网荷各侧加快布局，应用能效逐步改善。截至2024年6月底，全国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%，其中独立储能、共享储能占比45.3%，新能源配建储能占比42.8%。新能源配储、独立储能、工商业储能日均运行小时数相较去年同期分别提升1.69、1.81、3.49小时。储能呈现多元化发展态势，预计2030年全国新型储能需求至少超过1.5亿千瓦。 多场景数智赋能赋效：强化电力系统的精准感知、可靠传输、数据融通及安全可信能力。通过“电力”与“算力”“数力”“智力”的深度融合，优化能量流、业务流和价值流，支撑新业态新模式发展，助力电力创新链、产业链、供应链融通发展，为新型电力系统建设提供坚实技术支撑，助力国家双碳目标顺利实现。 科技创新驱动力进一步增强 基础性技术：复杂系统运行控制能力进一步提升。超大型电力系统电磁暂态仿真平台分析时间尺度、运行方式、典型场景更加多样，规模达到上万节点，可对包含多回直流和高比例新能源的大规模电网实现微秒级电磁暂态仿真。 关键性技术：主动支撑、柔性灵活、智慧互动的源网荷储关键性技术创新应用。煤电灵活性改造技术成熟、综合能效高、路线多，但常态化深度调峰、频繁启停对机组运行安全性的影响逐步加大，运维成本也在增加。新能源构网型技术示范应用持续推进，对系统的惯量、频率、电压、黑启动等主动支撑能力进一步提升，逐步从小容量系统向大规模系统推广应用，相关标准规范体系亟需建立健全。大容量柔性直流输电技术应用需求大幅增加，柔性直流双向输电、多端柔性直流输电、混合多端柔性直流输电技术发展及工程应用积极推进，全直流汇集送出输电技术总投资相比传统柔性直流可节省15%以上，是实现大规模远海风电高效经济送出的优选方案。高比例新能源接入对放电时间超过4小时的长时储能需求明显增加，需统筹好长时储能技术的安全性与经济性。 治理机制支撑和保障能力有效提升 协同规划机制方面，加强源网荷储各层级、多环节协同规划，保障电力系统全环节协同联动。当前，新能源规划布局、风光装机配比需要进一步优化，大电网与分布式系统的发展协调性有待提升，新能源快速发展对电网接纳调控能力提出更高要求。需要强化源网统一规划建设，科学规划风电与光伏装机比例，最大限度平抑新能源波动。加强新能源基地与国家产业规划的有效协同，推动高载能产业布局与新能源基地统筹规划，以地区间产业转移协同推进新能源发电布局优化。因地制宜发展“两自四化”自治型分布式新能源系统，实现与广域大系统深度共融发展。 市场价格机制方面，持续完善安全保供、新能源消纳市场机制，充分调动各参与主体积极性。在煤电容量电价机制基础上，逐步形成更加市场化的容量电价形成机制，夯实常规电源兜底、灵活资源支撑保障基础。深化完善分时电价、阶梯电价等政策，推动负荷管理工作逐步转向市场引导为主、用户主动响应。区分存量、增量项目，差异化完善中长期市场、现货市场、绿电绿证交易等，加快建设适应新能源占比逐渐提升的电力市场机制。完善分布式光伏参与市场交易的顶层设计，引导各主体合理公平承担系统成本。 安全保障机制方面，明晰新型主体安全责任界面，加强全过程电力安全风险管控，提高级联自然灾害、互联基础设施应急协同保障能力。以政策标准、调度协议、技术监督等多种方式明确新型主体安全责任及边界，进一步强化新型主体并网运行安全管理。完善全过程电力安全风险管控机制，将安全风险评估纳入各阶段安全性评价。综合考虑复杂灾害和基础设施跨系统风险，建立健全基础设施协同的立体应急协同机制，推动社会资源参与电力基层安全治理，以更加经济高效的方式提升应急能力。 二、国际电力系统转型分析 截至2023年底，全球电源总装机容量超过91亿千瓦，其中新能源装机占比超过27%，火电占比下降至51%。结合国际电力系统转型特征，考虑区域分布、资源禀赋以及电力系统发展实际，选取一些典型国家和地区进行初步的对比分析。 清洁低碳维度，中国新能源发展领跑全球，多数国家和地区终端电气化水平较高，中国电力系统碳排放水平相对较高。源端清洁化水平，2023年中国新能源装机容量、发电量规模第一，分别占全球比重达到42%、37%，德国、丹麦新能源发电装机占比均超过50%，丹麦、德国、英国、巴西、澳大利亚新能源发电量占比均超过20%。考虑全年小时级等更小时间尺度运行情况，欧洲新能源渗透率超过20%的累积时段占全年时长的占比，从2015年的5%上升到2023年的62%。终端电气化水平，中国2023年超过28%，高于欧美等国家。系统碳排放水平，中国度电能耗（碳排放）水平、单位GDP能耗（碳排放）持续下降，但总体水平还相对较高。 安全充裕维度，受新能源快速发展和气象气温变化影响，多数国家和地区有效供应裕度和系统等效惯量呈现下降趋势，中国灵活调节电源占比相对较低、户均停电时间持续下降。供应充裕性，近年来中国电力有效供应裕度相比德国、欧洲等国家和地区相对较低，欧洲、德国、丹麦等超过1.25；澳大利亚、美国相对较低，均低于1.0，这也印证了两国近年来多次发生电力供应紧张情况。调节充裕性，2023年中国燃气发电、抽水蓄能、新型储能等灵活调节电源占比为7.1%，德国、澳大利亚、日本、英国、美国等国家超过18%。各国家系统等效惯量伴随新能源发电装机占比的提高呈现快速下降趋势，电力系统安全稳定承载能力面临更大挑战。2023年，中国系统等效惯量相比2012年下降30%，高比例新能源接入的丹麦、英国、德国、欧洲等国家和地区系统等效惯量下降幅度超过26%。系统可靠性，2023年中国户均停电时间7.83小时，相比2016年下降54%，欧洲、德国、英国、日本等均低于0.6小时。 经济高效维度，中国的风光度电成本快速下降，新能源利用保持较高水平。技术成本与运行经济性，2023年中国陆上风电、光伏加权平均度电成本相比2014年下降幅度分别超过60%、70%；中国线损率4.54%，处于较低水平。新能源利用水平，随着新能源渗透率的提高，多数国家和地区弃电率呈上升趋势，中国维持在较低水平。以风电为例，2023年，中国风电渗透率为15.9%、弃风率为2.3%；德国、英国风电渗透率超过25%，弃风率保持在5%以内；丹麦风电渗透率较高（达47%），弃风率也相对较高（8.2%）。

11月4日，广州市工业和信息化局官网发布《广州市推进新型储能产业园区建设实施方案》（以下简称《实施方案》），以“定产业方向+建专业园区+招优质企业+促政策支撑”四核驱动，首批建设白云区、黄埔区、花都区等3个新型储能产业园，示范打造粤港澳大湾区新型储能产业和新型电力系统的制高点。 《实施方案》明确，广州将依托三大新型储能产业园区，发挥新型储能制造业创新中心的引领作用，吸聚新型储能行业龙头企业，促进新型储能技术创新和产学研金用深度融合发展，提升产业链上下游协同发展水平。拓展应用场景和商业模式，助力新型电力系统建设，完善检验检测认证和技术标准体系，进一步凸显产业综合竞争力。在三大新型储能产业园区带动下，力争全市新型储能产业营业收入到2025年达600亿元以上，到2027年形成千亿级产业集群，到2030年形成三千亿级产业集群，到2035年形成五千亿级产业集群。 加快推动广州期货交易所上市电力、锂等新型储能产业发展相关的期货品种 围绕《实施方案》提出的发展目标，广州将加大资金、金融、用地、人才、招商、应用等方面的支持力度。 在金融支持方面，支持市区国企共同成立百亿新能源母基金，加强引导广州产业投资母基金等产业基金支持新型储能产业发展。鼓励采用融资租赁等方式支持新型储能项目设备采购。加快推动广州期货交易所上市电力、锂等新型储能产业发展相关的期货品种。对符合地方政府专项债支持领域和条件的新型储能项目，支持申报地方政府专项债；积极发挥碳减排支持工具作用，引导金融机构为符合条件的项目提供资金支持。强化绿色金融服务新型储能产业高质量发展的作用。 在用地支持方面，固定资产投资额5000万元至5亿元的先进制造业项目所需指标由市优先保障，不足部分向省争取支持；固定资产投资额5亿元（含）以上且投资强度不低于400万元/亩的先进制造业项目所需指标由省保障。各区工业和信息化部门参与分配园区用地规模、指标等需求。白云区保障新型储能产业园用地规模5000亩，2024年底前完成人和镇创新中心产学研用协同示范基地200亩工业用地出让以及萧岗村留用地的合作开发。黄埔区保障新型储能产业园用地规模3300亩，2024年底前解决200亩新增建设用地指标，2025年解决600亩新增建设用地指标。花都区保障新型储能产业园用地规模9240亩。 在园区招商方面，对“十四五”期间投资10亿元以上的新型储能产业化项目（花都区“绿能谷”一期先行启动区内项目除外），在省级对其新增实际固定资产投资额普惠性制造业投资奖励基础上，市级财政按1:1给予配套扶持。投资超过50亿元的重大招商项目，成立市级工作专班，强化土地、资金、人才、金融、科技等各方面要素支持。 在推动应用场景拓展方面，《实施方案》鼓励园区合理配置一定规模新型储能，有条件的依托变电站现有及周边用地建设储能电站。有序发展中型以上规模氢储能系统和氢能调峰电站，促进氢能储能耦合发展。灵活发展工商业储能应用场景，鼓励商业商务区、工业园区、大数据中心等区域根据用能特点配置冰(水)蓄冷、电化学储能等不同类型储能设施，探索先进制造业配置储能电站，促进源网荷储协同互动。支持构建新能源汽车充换电网络、电池租赁、回收利用的新型储能生态体系。探索综合能源服务模式，鼓励综合能源服务商打造区域综合能源服务平台，开展虚拟电厂建设试点。 三大新型储能产业园区具体空间布局和产业定位 白云区新型储能产业园：选址白云新城国家地方共建新型储能创新中心、人和镇产学研用协同创新基地、白云湖先进制造产业园、五丰装备智造产业园等片区，规划用地面积约5000亩。定位打造成新型储能全产业链创新基地，重点围绕电化学储能、机械储能、超导储能、热储能等新型储能产业，聚焦大容量、高安全、长寿命、高效率的规模化储能装备和技术开展攻关，发展多元新型储能技术，落地一批创新型企业。力争到2027年营业收入（产值）达250亿元，到2030年营业收入（产值）达550亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。 黄埔区新型储能产业园：选址知识城集成电路产业园东侧，东至新九快速路，南至凤吉路东，西至知明路，北至钟太快速路以南，规划用地面积约3300亩。定位打造成以电化学储能、氢能为主的应用型新型储能产业高地，建设储能电池、氢能的控制产品及系统集成产业核心园，并积极谋划布局超级电容、超导储能等技术路线，带动新型储能配套装备等要素集聚，实现新型储能产业链整体提升。力争到2027年营业收入（产值）达200亿元，到2030年营业收入（产值）达500亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。 花都区新型储能产业园：选址花都汽车产业基地三期片区、岐山村东片区、汽车城赤坭园区、临空数智港启动区共四个片区，规划用地面积约9240亩。定位打造成粤港澳大湾区光伏+储能一体化产业集聚区，重点发展光伏产业、新型储能产业、未来材料产业、绿色低碳场景开发应用产业，实现新型储能对构建新型电力系统的必要支撑作用。力争到2027年营业收入（产值）达250亿元，到2030年营业收入（产值）达450亿元，助力全区打造千亿级新型储能产业集群。

随着全球能源转型加速推进，多年期绿电交易作为一种创新机制，正日益成为连接可再生能源供需双方、促进绿色电力稳定供应和能源结构优化的关键途径。 所谓多年期绿电交易是指电力用户、售电企业与发电企业之间签订多年期合同，专门用于购买绿电（如风电、光伏发电等可再生能源产生的电力）的一种交易方式。 一、我国多年期绿电交易现状如何？ 近年来，我国绿电交易规模呈现快速增长的趋势。数据显示，今年1至8月，我国绿电交易电量1775亿千瓦时，同比增长223%。其中国网经营区绿电交易电量占比约63%，蒙西地区占比约29%，南网经营区占比约8%。 国网经营区 今年1至8月，国网经营区绿电交易电量1111亿千瓦时，是2023年全年交易电量（611亿千瓦时）的近2倍，2022年全年交易电量（143亿千瓦时）的近8倍，2021年全年交易电量（76亿千瓦时）的近15倍。 南网经营区 今年1至8月，南网经营区绿电绿证交易量444.6亿千瓦时，其中绿电交易量占34.2%，约152亿千瓦时，绿证交易占比65.8%，约292.6亿千瓦时。今年前8月的绿电绿证交易量是2023年全年交易电量（95亿千瓦时）的近5倍，2022年全年交易电量（38.3亿千瓦时）的11倍，2021年全年交易电量（10.37亿千瓦时）的近43倍。 内蒙古电网 今年3月,内蒙古电力多边交易市场首次组织绿色电力交易，首次绿电结算电量为73.57亿千瓦时。截至9月，共有1788家市场主体参与绿电交易，累计绿电交易结算电量达到540亿千瓦时，对应绿色证书5400万张，交易规模居全国首位。 然而，尽管我国交易规模持续扩大，绿电交易的模式却相对单一，交易周期仍以年度交易和月度交易为主，多年期绿电交易占比极少，与发达国家相比存在明显差距。 据了解，北欧、西欧国家广泛采用10-15年期的风电PPA，美国大型技术企业也与新能源企业签署15-20年期绿色电力PPA。这为新能源规模化发展提供了稳定的商业模式，有助于发电企业进行长期投资规划，并帮助购电方锁定成本、规避短期价格波动带来的风险。 目前我国各地也在积极探索多年期绿电交易的发展路径。 国网上海电力通过“多年期+年度”的方式，与山西、宁夏、甘肃、青海等多个省区开展多年期绿电交易。今年前7个月，上海的绿电交易规模达到2023年全年的2.5倍。 河北省今年6月举办2024年绿电交易洽谈会，市场主体协商签订3～5年多年期绿电合作框架协议。本次达成多年期绿电合作意向电量共178亿千瓦时，其中冀北电网达成多年期绿电合作意向电量130亿千瓦时，河北南网达成48亿千瓦时。 北京电力交易中心正在研究多年期绿电交易的合同范本，鼓励用户与新能源企业签订5年和更长周期的合同，对曲线形成偏差的调整、违约责任等都有详细要求，以提高交易稳定性，降低市场风险。 二、政策引领与企业实践的双轮驱动 为了推动绿电交易的发展，我国政府及相关部门出台了一系列政策措施，其中多项政策特别强调了鼓励发用双方签订多年期绿色电力购买协议。 今年8月，国家发改委、国家能源局发布《绿色电力交易专章》，明确指出，绿电交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌交易等，可根据市场需要进一步拓展交易方式，鼓励发用双方签订多年期绿电购买协议。 同时，国家电网公司与南方电网公司也积极响应国家号召，分别制定了适应各自区域的绿色电力交易准则。其中，《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》中提到，鼓励发电企业与电力用户签订多年期绿电中长期合同。《南方区域绿色电力交易规则(试行)》也提到，绿色电力交易按照“年度（含多月）交易为主、月度交易为补充”的原则开展交易，鼓励年度以上多年交易。 此外，河北、上海以及西北等多个地区也相继出台了相关政策措施，明确提出要鼓励和支持发电企业与电力用户之间签订多年期的绿色电力交易合同。 涉及多年期绿电交易政策整理如下： 这些政策文件为市场主体在探索绿电长期交易方面增添了强劲动力，并创造了更多有利条件。 然而，目前仍缺乏具体的多年期绿电交易规则，市场主体期望相关部门能够进一步明确长期交易合同的签订及执行等相关细节，包括合同格式、交易价格机制、结算模式等，以便更好地推进多年期绿电交易的实施，促进绿电市场的健康、有序发展。 在政策的积极引导与推动下，众多企业正积极探索并实践多年期绿电交易的合作模式。 2023年6月，液化空气与三峡能源、三峡集团江苏分公司签署长期电力采购协议，每年采购可再生电力200吉瓦时，协议自2024年1月起生效。 2023年9月，巴斯夫与国家电投在之前框架协议的基础上，签署了为期25年绿电PPA协议，按照计划，2025年巴斯夫湛江一体化基地的蒸汽裂解装置及其核心投运后，国家电投将每年为其供应10亿千瓦时可再生能源电力。 2023年10月，通威新能源与中海油电力投资签署了绿色电力长周期双边协议，协议签署后，通威新能源将为中国海油提供绿色电力资源。 2024年1月，三峡能源、三峡集团江苏分公司与林德（中国）投资有限公司三方签订25年期绿色电力合作协议，刷新了三峡集团最大单笔绿电交易合同纪录。 2024年4月，雅保钦州工厂与法电新能源中国签署了为期5年的绿色电力采购协议，5年的购电总量预计约达5亿度。 这些企业的实践不仅为多年期绿电交易提供了宝贵的实践参考，也推动了相关产业链的绿色升级与可持续发展，为构建更加清洁、低碳的能源体系贡献了重要力量。 三、多年期绿电交易的挑战与机遇 当前，我国的绿电交易仍以年度和月度为主，而多年甚至十年以上期限的交易模式难以推广，主要源于我国电力市场发展的阶段性特征。 电价市场化程度不足是我国多年期绿电交易面临的首要挑战。我国电力市场的电价机制尚未完全市场化，导致发电企业和电力用户对远期电价难以形成共识。这种不确定性使得双方更倾向于选择短期交易，以规避潜在风险。衍生品市场的缺乏也加剧了这一问题。面对电价波动和电量偏差，缺乏有效的避险工具使得市场参与者更加谨慎，倾向于短期交易策略。 市场衔接不畅是另一大挑战。多年期绿电交易需要绿电市场、绿证市场及碳市场之间的顺畅衔接。然而，目前这些市场之间的衔接尚不完善，影响了多年期绿电交易的推广和应用。环境权益归属权的不清晰也增加了交易的复杂性，需要各市场主体共同探索解决方案。 尽管如此，多年期绿电交易仍孕育着巨大的机遇。 政策的持续推动为绿电交易提供了有力的支持。随着国家对环保和可持续发展的重视，相关政策不断完善，为多年期绿电交易提供了更加有利的市场环境。同时，随着全球对绿色能源需求的增长，电力用户对绿电的需求也在不断增加。多年期绿电交易可以满足电力用户对长期稳定绿电的需求，实现绿色转型目标。 此外，多年期绿电交易还有助于推动新能源的发展。通过签订长期合同，发电企业可以获得稳定的收益，有助于其进行新能源项目的投资和建设。这不仅促进了新能源产业的快速发展，也为我国能源结构的优化升级提供了有力支撑。 随着电力市场改革的深入推进和政策的不断完善，多年期绿电交易有望在我国得到更广泛的应用和推广。

11月5日，江苏省发改委发布《关于大力实施绿电“三进”工程提高绿电交易和消纳水平的通知》，文件提出：大力实施“绿电进江苏”、“绿电进园区”、“绿电进企业”三大工程。 通知中强调，江苏将重点依托新型电力系统技术，提升跨省绿电输送能力，促进园区与企业的绿色电力应用，力争到2027年，实现省内可再生能源接网消纳能力达到约13000万千瓦，省区外来电通道输电能力达到约4600万千瓦，省区外输电通道中可再生能源电量比例达到60%以上。 研究组织带补贴项目进入绿电交易市场的机制。到2027年，力争江苏省绿电交易供应电量达到约400亿千瓦时，比2024年增加约3倍。 探索绿电溯源技术应用，积极开展绿电交易溯源、电网潮流溯源等技术的研究；创新开展企业绿电直连试点研究，积极应对欧盟新电池法草案要求，计划到2027年，我省满足电源就近接入、达成电力长期交易等技术条件的出口欧盟电池重点企业初步具备电网直连绿电的能力。 积极应用新型电力系统技术 (一)提高跨省绿电输送能力。一方面强存量，加强网源协调发展和特高压交直流混联技术应用，补强制约雁淮直流、锡泰直流等存量通道输电能力短板，有效提高锦官、白鹤滩水电站等高峰送电能力，着力提升现有输电通道利用水平和清洁能源输送占比。另一方面优增量，加强内蒙古~江苏特高压输电项目配套电源、接网方案的规划研究，重点推动适应大规模新能源输送的特高压柔性直流技术等创新应用，提高电力余缺互济、时空互补、多能互换能力，实现绿电资源优化配置。到2027年，我省区外来电通道输电能力达到约4600万千瓦。 (二)提升省内绿电消纳水平。加快规划建设扬镇直流工程、南通~苏州GIL过江通道加强工程，应用“嵌入式”直流、“交改直”、移相器等技术，提升北电南送输送能力和电网潮流调节控制能力，支持新能源和新型储能开展构网型应用，探索深远海风电柔直接网，加强负荷中心本地电源支撑能力，形成交直流混联、柔性发展、适应性强的新型电力系统，提升新能源高渗透率的电网安全稳定运行水平，适应绿电快速发展需要。到2027年，我省可再生能源接网消纳规模达到约13000万千瓦。 (三)探索绿电溯源技术应用。积极开展绿电交易溯源、电网潮流溯源等技术的研究，基于电证合一交易、区块链标记、电力潮流计算等方法，根据需求为绿电使用提供逻辑溯源、物理溯源等方案，研究不同时间、不同地区度电含碳量差异化用电碳排放因子核算机制，探索分钟级、多节点的电力碳流实时追踪实现模式。到2027年，初步构建省级电网绿电和电碳核算研究体系。 大力开展“绿电进江苏”工程 (一)争取更高比例的绿电。进一步优化配套电源，将原主送煤电的特高压输电通道输送更多风电、光伏电量，重点通过雁淮直流、锡泰直流和吉泉直流等三条特高压输电通道，加大力度组织山西、内蒙古、新疆等跨区跨省绿电交易送入我省。到2027年，我省区外输电通道中可再生能源电量比例达到60%以上。 (二)争取更大规模的绿电。加快推进内蒙古~江苏特高压输电通道规划建设工作，进一步落实鄂尔多斯约800万千瓦光伏、400万千瓦风电等配套电源，确保项目尽快核准、及时开工，力争在2027年底前投运，实现更大规模的绿电输送我省。 (三)争取更大范围的绿电。加强合作交流，多措并举，拓展省外绿电资源，持续强化与西北、东北地区新能源富集省份沟通衔接，利用特高压输电通道富余能力，积极组织开拓省间绿电交易规模。 (四)争取更多形式的绿电。积极推动我省新能源市场化并网项目进入绿电市场，推广分布式新能源聚合参与绿电交易，按国家要求研究组织带补贴项目进入绿电交易市场的机制。到2027年，力争我省绿电交易供应电量达到约400亿千瓦时，比2024年增加约3倍。 加快推进“绿电进园区”工程 (一)率先在沿海布局。对《江苏沿海地区新型电力系统实施方案》(苏发改能源发〔2023〕1064号)中明确的盐城大丰港经济开发区、南通洋口港开发区、连云港徐圩新区等10个新型电力系统应用试点园区，通过优化源网荷储整体规划，根据园区附近的海上光伏、风电等建设进度，以绿电就近就地和可溯源为目标，创新规划布局高比例的绿电专变、绿电专线，并支持园区开展交直流配网、新型储能、多能互补、虚拟电厂、智慧调控、风光功率预测等新型电力系统技术综合运用，于今年12月编制完成《沿海地区新型电力系统试点园区绿电接网消纳规划研究报告》,提高绿电就近就地消纳能力，促进园区出口产品碳足迹及区域内碳排放因子有效降低，形成沿海地区绿色低碳产业、战略新兴产业的集聚效应。 (二)加快在苏南应用。综合考虑苏南地区新能源资源和绿电需求，苏南每个设区市可推荐一个外向型经济较明显、具备绿电高效利用条件的试点园区，开展苏南工业园区新型电力系统发展方案研究，通过积极引入区外清洁电力，结合特高压直流受端接入、关键输电通道能力提升、城市高密度区域供电能力提升等应用场景，探索推动先进灵活高效的输配电技术在苏南地区应用，于2025年4月组织编制完成《苏南地区新型电力系统试点园区绿电接网消纳规划研究报告》。 (三)逐步在全省推广。根据沿海和苏南地区试点园区的规划建设经验，在我省其余设区市推广应用，每个设区市可推荐一个新型电力系统试点园区，结合当地及周边新能源发展、产业发展、外贸需求等情况，开展新型电力系统试点园区规划研究，于2025年6月组织编制完成《新型电力系统试点园区绿电接网消纳规划研究报告》,将园区附近的陆上光伏、风电就近、就地、就低接入电网，建设源荷适配的网架结构，完善分层、分时调度机制，提升园区整体自管理、自平衡、自调节能力，支撑新能源就地平衡消纳。到2027年，力争我省绿电就近接入园区的电网输配消纳能力新增约1000万千瓦。 重点推广“绿电进企业”工程 (一)积极打造绿电服务营商环境。开展绿电交易政策宣贯和调研，深入了解企业对绿电交易需求，鼓励各设区市发展改革委协同省电力交易中心设置市县级“绿电绿证服务站”,支持在政务大厅、供电营业厅等具有公共服务性质的场所创新设立绿证绿电交易服务窗口，全力为企业提供近距离绿电服务。提高绿电交易的服务水平，提供更加便捷的绿电交易、结算方式，支持发用双方开展多年度绿电交易合作，通过长期协议固化绿电供需和价格，推动企业提前锁定绿电资源。 (二)创新开展企业绿电直连试点研究。积极应对欧盟新电池法草案要求，在电力管理体制、技术规范和电价政策方面进行深入研究和积极探索，适时选取部分对绿电需求迫切的出口欧盟电池重点企业，开展电网企业绿电直连技术方案评估，因地制宜打造绿电直连项目，创新我省绿色电力接网供应机制，提升我省电池等重点行业产品绿色竞争力。计划到2027年，我省满足电源就近接入、达成电力长期交易等技术条件的出口欧盟电池重点企业初步具备电网直连绿电的能力。 (三)提高企业绿色发展综合能力。支持制造型企业充分利用厂房屋顶、停车场和厂区空地等区域，开展分布式光伏、风电项目建设，提升绿电消费比重，打造绿色制造工厂。积极应对算力中心等新型基础设施能耗大的特点，通过开展分布式绿电自发自用、优化数据中心运行等途径，充分挖掘算力中心等新型负荷调节能力，实现绿电与算力中心协调优化发展，培育绿色数字经济新业态。

10月31日，航运巨头马士基（Maersk）官宣与隆基绿能科技有限公司达成了一项长期生物甲醇承购协议，旨在降低马士基不断增长的双燃料甲醇集装箱船队的温室气体排放。 生物甲醇将由隆基位于河南省许昌市的工厂生产供应，原料来自农业废弃物（秸秆和果树修剪枝条），满足马士基的甲醇可持续性要求，包括在生命周期内相比化石燃料至少减少65%的温室气体排放（以94克CO2e/MJ为基准）。 公开信息显示，该项目位于河南省襄城县先进制造业开发区南园区（原襄城县循环经济产业集聚区），总投资20亿，2024年4月3日上午开工，归属许昌隆基生物能源有限公司，项目产能为12万吨/年及自发电约30000kW。 对马士基的首批产品预计将在2026年开始交付，且预计到本世纪末，生产将达到全面的生产规模，这是一个长期协议，协议的有效期将延续至下一个十年。 “生物质甲醇和e-甲醇（电甲醇）仍然是这十年来最有前途的替代航运燃料，与隆基的协议证明了这一点，全球航运面临的净零排放主要挑战是化石燃料与温室气体排放量较低的替代品之间的价格差距。我们继续强烈敦促国际海事组织成员国通过采用全球绿色燃料标准和雄心勃勃的定价机制来创造公平的竞争环境，这是该行业迫切需要的。”马士基拉首席运营官巴布·拉法特·布洛斯说。 随着隆基生物质甲醇产量提升和燃料供应增加，马士基在确保为其自有的双燃料甲醇船队提供足够的甲醇方面取得了进展，目前已有7艘船只投入运营。马士基目前的甲醇采购协议已经满足了2027年双燃料甲醇船队超过50%的需求。 该协议是马士基全球替代燃料投资组合不断扩展的结果，其中多个甲醇项目目前已进入成熟阶段。 马士基能源市场负责人表示：“尽管我们认为全球物流的未来将通过多个途径实现净零排放，但这一协议突显了各市场上雄心勃勃的开发商继续推进甲醇项目的持续势头。中国继续在这一领域发挥着先锋作用，值得鼓励的是，其他地区的市场也在积极发展。美国就是一个例子，我们正在与多个前景可期的项目密切合作。” 据悉，隆基与马士基在海运和物流服务方面建立了合作伙伴关系，此次协议成为两公司合作的又一里程碑。 在发力光伏主业之外，隆基正向氢能、甲醇等等多元绿色燃料拓展，8月21日，隆基绿能集团与乌拉特后旗签订40万吨风光氢储制绿甲醇一体化项目合作协议。根据协议，隆基绿能计划建设1.05GW风光发电项目，年产5.4万吨绿氢，所制氢气直接用于合成年产40万吨绿色甲醇。该项目计划投资69.74亿元，于2025年开工建设，2026年投产。 甲醇（CH3OH）是一种液体化学品，用于数千种日常用品，包括塑料、油漆、化妆品和燃料。液态甲醇由合成气（氢气、二氧化碳和一氧化碳的混合物）制成。这些简单的成分可以从广泛的原料中获取，并使用不同的技术方法。 可再生甲醇是一种超低碳化学品，由可持续生物质（通常称为生物甲醇）或可再生电力产生的二氧化碳和氢气生产。 航运业是全球温室气体排放的主要来源之一，自2024年1月起，欧盟碳市场已扩大至涵盖所有进出欧盟港口的5000总吨及以上的大型船舶的二氧化碳排放，无论其悬挂哪国旗帜，航稳过运公司在初期阶段仅需为部分排放交付配额： 2025年：为2024年报告的排放量的40%交付配额； 2026年：为2025年报告的排放量的70%交付配额； 2027年及以后：为其报告的全部排放交付配额。 连续两个或两个以上履约期不遵守欧盟MRV要求的船舶可能会被驱逐并拒绝在欧盟进行贸易，未能交出配额的公司将面临100欧元/吨二氧化碳的超额排放罚款，并且仍有责任交出所需的配额，公司的所有船舶会被拒绝进入欧盟。 对船东影响最大是2023年7月25日在欧盟理事会通过的FuelEU Maritime法规，法规设定了船舶燃料的年平均温室气体强度（GHG Intensity）下降目标，2025年的船舶使用燃料所需温室气体强度降低幅度为2%（与2020年的基线相比），到2030年6%，2035年达到14.5%，而到2050年要达到80%。 为应对欧盟绿色法规，马士基致力于使用绿色燃料替代传统的化石燃料，根据马士基官网提供的文件，马士基对生物质原料和绿色燃料有全范围的严格需求，并遵循以下三个原则： 认证：所有生物燃料必须通过第三方认证，以确保其可信度。所有燃料必须提供可持续性证明（PoS）或在质量平衡计划下的等效证明，以支持对燃料排放减少的任何声明。马士基接受RSB和ISCC认证的燃料，并且是这两个认证体系的活跃成员，积极参与新燃料和生产方法的认证标准制定。 生命周期温室气体减排：燃料必须满足《欧盟可再生能源指令》（2018/2001）第29条第10款中的最低减排要求，即生物燃料需比化石参考燃料减少65%的温室气体排放，而电子燃料需减少70%。 原料来源：马士基仅接受废弃物和残余物作为原料。林业废弃物和残余物必须来自FSC认证的森林或同等认证。马士基不接受任何第一代农作物（如玉米、大豆、油菜、棕榈、甘蔗、甜菜、葵花、能源作物）或常用于饲料的原料。马士基不接受任何第一代木质生物质原料。马士基不接受与棕榈油相关的任何原料，包括来自棕榈油生产过程中的废弃物和残余物（如棕榈油厂废水（POME）、空果串、棕榈脂肪酸蒸馏液（PFAD）、废漂白土油等）。 新的绿色燃料（如甲醇）的评估基于生命周期分析（LCA）。除了气候变化，马士基还会考虑一系列环境指标，如生物多样性、生态系统、资源和材料的枯竭、人类健康和生态毒性、空气和水质等。我们在决策支持中采用后果性生命周期分析（consequential LCA），这意味着我们还会考虑燃料使用的间接效应，如间接土地使用和其他边际效应。这对于避免将温室气体排放和影响从一个利益相关方转移到另一个利益相关方至关重要。 对于电子甲醇，我们将只使用生物源CO2作为原料，并与绿色氢气结合生产甲醇。生物源CO2是例如从生物气升级为生物甲烷、biomass发电厂、纸浆和造纸厂以及乙醇厂等地方获得的废弃物，目前这些CO2通常直接排放到大气中。氢气必须是“绿色的”，即由使用可再生电力进行水电解产生的。电子燃料的工业化生产对电力的需求非常庞大。因此，按照欧盟可再生能源指令及其附属法案的要求，马士基要求用于电子燃料生产的可再生电力是额外的，即必须新增可再生电力容量。 在甲醇船布局上，10月9日，马士基第五艘甲醇双燃料16000TEU级大型集装箱船Alexandra Maersk 轮在英国费力克斯托港举办命名仪式，这是马士基旗下第六艘能够使用甲醇燃料的船舶。 该船也是计划于2024 年-2025 年交付的18 艘大型双燃料甲醇船系列中的第五艘。每艘船可运载约16,000个标准集装箱 (TEU)。 10月29日上午，由舟山亚泰船舶修造工程有限公司承接的，全球首艘马士基大型集装箱船甲醇双燃料改装项目顺利完工交付。马士基目前已经手握七艘甲醇船。

集团看中虚拟电厂业务，然后让下面分子公司来搞，怎么搞呢？报项目，报预算，建立工作小组，管控组，KPI考核，进度验收，现场会推广，表彰总结，然后明年再来一遍。核心考核指标是：完成多少虚拟电厂投资。 于是下面纷纷把光储充、微电网、乃至节能工程，包装成所谓的“虚拟电厂”报上来。 至于这个虚拟电厂的实际运营效益，参与了多少次交易，可持续性如何，没人关心。 因为能源企业核心是做大资产规模，其他的都是配角。 涉及到电网接入，市场交易注册，申报这些事，免不了和调度打交道，调度部门认真的把虚拟电厂当成一个电厂进行管理，机组测试、安全防护、接口调试、曲线考核、价格协调，一个都不能少。 似乎所有人都没错，都按照老革命的路子去解决新问题，但是这个结果总是偏离老革命的预期。所有的企业行为背后，是有一套合理的生存逻辑的。为什么能源大厂把虚拟电厂搞成重资产投资，本质上是对能源企业的考核指标和排名中，资产规模的权重是非常靠前的，KPI指挥棒决定企业行为。 为什么省调把负荷侧资源聚合的虚拟电厂，一定要按照传统发电机组要求进行接入和考核，背后是因为调度部门很高的“风险厌恶”，并网许可与调度管理体系设立的初衷，就是为了管控系统级的风险。所以形成了某种悖论： 因为新能源的高渗透率，逼迫电力系统转向新型电力系统，需要“荷随源动”的虚拟电厂的资源响应，但是在虚拟电厂这个新资源接入时，电力系统的思维惯性首先是“不能添乱”，于是又按照传统电力安全要求进行管理和考核。这背后我认为是两种截然不同的思维模式导致的。 一种是源自工业2.0的管理控制思维模式：这套闭环控制体系，无论是电网公司，还是发电企业，乃至世界500强企业，都是一样的，所谓的信息化数字化，是在上面的每一个环节，和环节之间展开的。 但是有个问题：规模。当企业、电网、资产这些规模达到一个边界值，这套管理控制模式的弊端就出现了： 规模复杂度和控制复杂度不是线性关系，而是一个奇妙的幂律关系。 比如动物的体重每增长一倍，代谢率只增长75%，也就是3/4幂律法则。 充分市场竞争条件下，企业的营收与员工数量，差不多也是这个法则。但是在非充分竞争环境下，比如自然垄断/寡头垄断，高壁垒保护的企业里，HR部门往往用线性思维去考虑问题：企业营收要增长一倍，那肯定要多招一倍人呀。这种习惯性思维是因为，企业在增长初期，幂律法则不明显，还是简单线性关系。 这个线性-幂律法则之间的数量差异，带来另一个隐型好处： 控制冗余。管理部门的增加，控制元件的增加本来可以少于规模的增加的，但实际上和规模增长线性同步，带来一部分冗余，冗余可以保障系统的可靠性。电网在增长初期，电网规模复杂性，和控制复杂性也是线性的，在电力系统分析中，用大量的元器件、拓扑、电力网络模型、计算模型的简化-线性化，把电力系统的运行和管理，控制在一个线性的安全范围内进行计算和控制。同时，电力系统规模扩张，导致的管理冗余，和控制冗余，某种程度也是为了安全的需要，甚至刻意设计出大量的冗余去兜底。但是，新型电力系统本质，就是大量间歇性、波动性能源的并网，更要命的是，里面有一半是分布式的能源在配电网里。 如果都是集中式新能源，这个问题还没有那么突出——通过发电计划曲线去限制出力，加上储能、抽蓄、火电灵活性，还是可以保证电力系统的线性化控制的。 但是一半的分布式在配网里，电网潮流计算所需考虑的元器件数量上升了几个数量级。以前只要算大电网有限节点潮流，配网当成一个负荷，现在不是了。 新型电力系统的计算本质是这个——电力网络计算所需节点数量从百级别，到了百万级别；电力网络计算的实时性需求，可能从从一天96点（15分钟），可能到一天86400点（1秒）。彻底进入复杂系统的非线性控制域。 工业2.0的管理控制率，只解决线性问题（如企业线性增长）原有的线性管理带来的冗余，对企业来说，导致规模不经济。对电网来说，有一个好处，在系统进入非线性阶段的前期，冗余可以抵消一部分非线性风险——电网冗余度解决新能源消纳问题。这就是中国过去10年新能源从全额消纳，到不承诺全额消纳的逻辑——电网的线性冗余，始终无法长期解决非线性风险增长问题。无论是电力市场，还是电网调度，本质上都是带着工业2.0的“线性管理-控制”逻辑在做事，他们天生的风险厌恶，追求高度确定性的，可精确计算的结果，这是一种正向思维模式。 这就是“大公司病”的底层逻辑。比如通过电力系统仿真，求得任意时刻电网潮流、阻塞、以及节点电价，并平均出现货价格。这种正向思维，在面对非线性复杂态运行的大型电力网络的时候，一个巨大的BUG就是——随机风险。 这种风险是动态涌现，极小概率的巨浪的。 比如忽然一朵乌云，对光伏出力的影响，导致电力潮流的瞬时改变，引发15分钟现货价格的巨量波动。 这种事情在股票市场经常会出现。 正向的，白盒建模的，任意时刻的仿真推导，在面对复杂系统随机的，概率是每年1次（小数点以后4-5位的差异性），就像当年洛伦兹老爷子用计算机模拟天气系统，因为小数点后第6位的随机变化，导致计算结果混沌态，提出了著名的洛伦兹模型——蝴蝶效应。 无论是电网，还是售电公司，每年只要来这么一次蝴蝶效应，电网发生大停电，售电公司资金池被击穿，也不是没发生过。 所以，新型电力系统的复杂控制率，是彻底的“反大公司病”。没有白盒，没有经典的电网分析模型，直面小概率风险。 因为你没办法用工业2.0的管理思维和组织架构，去解决一个工业4.0的非线性、边缘创新、混沌态的问题。虚拟电厂的尴尬，也就在这里，因为它本质上是电网边缘的大量分散式资源，以复杂系统的蚁群模式进行聚合，而不是一种线性的数量-控制关系。只是现在被大公司2.0控制率，玩成了一个线性的发电机。而AI的神经网络黑盒模型，天生就是非线性的，内部混沌态的，自然是适合工业4.0的新型电力系统的，这也是底层的契合。

比亚迪上周发布了 2024 年第三季度业绩。要点如下： 1. 汽车毛利率环比回升，超市场预期：本季度由于 DMI 5.0 车型开始放量，插混主力车型从荣耀版秦 Plus/驱逐舰 05 切换到了价格更高的 DMI5.0 下的秦 L/海豹 06，带动了单价的回升。 而单车成本由于规模效应的释放，以及上游原材料碳酸锂成本的下滑，也呈现了下滑的趋势，最后带动了汽车业务毛利率（含电池业务）超预期。 2. 单车净利继续环比回升，但略低于预期：单车净利三季度 0.93 万元，环比提升了 0.06 万元，提升的主要原因仍由汽车业务毛利率回升所带动。 但本季度由于三费端的高增（尤其是研发费用和销售费用），单车净利环比回升幅度仍然略低于市场预期。 3. 三费端大幅增长：本季度研发费用和销售费用环比都呈现高增的趋势，都达到了历史新高！而研发费用环比高增预计主要用于高端化车型和智能化的投入中，比亚迪急需补智能化短板。销售费用高增预计由于销量提高，对于经销商的返点费用有所增加，同时本季度 DMI 5.0 车型密集上新下的营销费用有所增加。 4. 三季度在建工程转固加速：三季度虽然资本开支仍然处于低位，但比亚迪加速了在建工程转固（在建工程环比下滑 257 亿），导致固定资产净值有所上升（固定资产环比上升 330 亿），折旧摊销额又继续环比增加。 整体观点 整体来说，比亚迪三季度又再次交付了一份不错的业绩，其中在最关键的汽车业务毛利率表现上，本季度汽车业务毛利率（含电池业务）环比提升 3.2 个百分点至 25.6%，再超市场预期。 而在投资者关注的单车净利方面，三季度单车净利 0.93 万元，略低于市场预期 0.96 万元，低于市场预期的主要原因在于本季度比亚迪三费端环比增长幅度较大，但研发费用主要用于补高端化和智能化短板，问题不大。 但三季度比亚迪对于在建工程进行了一次性大额转固，导致了固定资产净值再一次大幅增加，市场可能会担心四季度折旧摊销额环比继续提升，从而影响比亚迪利润端的释放。 而原本对于比亚迪的预期是，由于上一波产能投入已经接近尾声，资本开支放缓下带来的后续摊折费用增长放缓，而以 DMI 5.0 技术领先优势开启的大产品周期下销量基本盘有所保证，比亚迪会受到销量规模提升带来的单车摊折成本的下行，带来报表端利润的释放，从而支撑比亚迪下半年的业绩。 经粗略测算，由于目前无论是从比亚迪的合约负债（近似订单量）大幅增长，还是从了解下来比亚迪 10 月的订单量已经超出 50 万辆，都在说明四季度的销量端还会环比继续高增。 而对于比亚迪四季度销量预期 150 万-160 万辆的情况下，虽然整体摊折成本会继续环比上行（在建工程转固导致固定资产原值加速上升），但单车摊折在四季度爆销下仍然会环比继续下滑 0.24-0.3 万元，对毛利率端仍然是正向的提升，仍然符合对于比亚迪的预期。 而从整体估值角度来看，比亚迪（1211.HK）目前股价对应着 2024 年汽车业务 PE 倍数约 17 倍左右，估值仍然不高，而短期能否继续上行空间主要在于 ① 四季度销量能否超市场已经相对比较饱和的预期；② 高端化 + 出海（尤其出海）进展能否超预期。 详细分析 一. 汽车业务毛利率再超市场预期！带动单车净利环比回升 1. 汽车业务（含电池业务）毛利率本季度环比回升 每次业绩放榜，市场最关心的是比亚迪的汽车业务毛利率情况，上季度汽车业务毛利率因为荣耀版的降价下滑较大，而本季度市场普遍认为 DMI 5.0 车型在三季度开始放量，会带来量价齐升，从而带动汽车业务毛利率的回升。 而从本季度实际情况来看，确实如市场所预期的一样，三季度汽车业务毛利率（含电池业务粗估）达到了 25.6%, 环比上行 3.2 个百分点，超市场预期 22.9%。 将从单车经济角度分析本季度毛利率环比回升的原因： 1）单车价格：三季度汽车单价 13.88 万（含电池业务粗估），环比回升 0.3 万，主要因为： a) 三季度 DMI 5.0 车型开始放量，逐渐形成对低价荣耀版车型的替换： 随着 DMI 5.0 车型爬坡，三季度插混主力车型荣耀版秦 Plus/驱逐舰 05（占比下滑 9%）切换到了 DMI5.0 下的秦 L/海豹 06（占比上升 16%），秦 L/海豹 06 在定价上相比秦 Plus/驱逐舰 05 高 1.4 万-2 万元。 而再定价上，比亚迪对于承担走量车型的宋 Plus/宋 Pro 上调了 0.3 万-0.6 万元，也促进了单价端的回升。（但对于相对高价的车型（如海豹 07/汉 DMI）反而下调了定价，在下文会讲述） b) 而本季度比亚迪高端车型（腾势 + 仰望 + 方程豹）+ 出海表现仍然相对疲软： 高端化车型（腾势/仰望/方程豹）和出海车型通常都享有更高的单车 ASP，但本季度高端化车型 + 出海车型在销量结构中占比继续下滑，从二季度 15.3% 继续环比下滑 3 个百分点至 12.3%，其中下滑较大的是出海车型比例，在销量结构中比例下滑 2.3 个百分点至本季度 8.4%。 在中高端车型的表现方面，比亚迪 20 万以上车型销量表现同样疲软，在车型结构中占比环比继续下滑 3.2 个百分点，下滑的主要原因仍然在于中高端插混车型在销量结构中的占比下滑（环比下滑 2.5 个百分点）。 最后 DMI 5.0 下主力车型价格和对低价荣耀版的替代，对冲了出海 + 高端化车型占比下滑的不利影响，单车收入三季度环比上行了 0.3 万元。 2）单车成本：原材料价格下滑及规模效应有所释放 三季度单车成本 10.3 万元，环比下行 0.2 万元，而认为单车成本下滑因素主要有： ① 上游原材料碳酸锂价格继续下滑，带动电车制造成本端的下滑； ② 在单车摊折成本方面，虽然比亚迪的资本开支仍然在持续放缓，但观察到，比亚迪在三季度加速了在建工程的转固（在建工程环比下滑 176 亿），导致了固定资产净值再一次大幅上升（环比上升了 330 亿）。 但根据粗略测算，虽然折旧摊销总金额由于固定资产原值上升而有所上升，但在 DMI 5.0 车型热销带动比亚迪本季度销量环比回升了 15% 的情况下，单车摊折成本仍然呈现了环比下滑的趋势，预计单车摊折成本本季度环比下滑约 0.1 万元。 3) 单车毛利：单车价格环比上升 0.3 万元，单车成本环比下行 0.2 万元，最后三季度卖一辆车比亚迪毛赚 3.6 万元，环比回升 0.5 万元，整体卖车（含电池业务）的毛利率从上季度 22.4% 上行到本季度 25.6%。 2. 单车净利在汽车毛利率的拉动下有所回升，但因为三费端的高增低于市场预期 对于投资者同样关注的单车净利方面，本季度单车净利 0.93 万元，环比上季度回升 800 元，而回升的主要原因仍然是由汽车毛利率提升所拉动。 但市场预期比亚迪的单车净利本季度 0.96 万元，单车净利低于市场预期的主要原因在于本季度三费端大幅度高于市场预期。 具体来看： 1）研发费用：高端化智能化投入仍在高增，达到了历史新高！ 三季度研发费用 137 亿，大幅高于市场预期 122 亿，环比上升了约 47 亿，达到了历史新高！ 而预计，比亚迪本季度研发费用高增的原因： ① 三四季度高端化车型陆续出新，比亚迪加大了对于高端车型的技术投入：如腾势首发易三方平台； ② 比亚迪继续加大对智能化的投入：一直以来，比亚迪中高端车型的缺陷仍在于智能化方面，而比亚迪最近宣布了战略计划，目标是在今年 11 月实现自研算法的量产上车，明年年中全面落地包括高速和城区在内的全场景智能驾驶功能，并计划将高阶智能驾驶（高速 NOA 级）技术下放到 10-20 万元级别的车型上，实现智驾平权。 而比亚迪智驾加速投入和补短板的行为也很好理解： 目前比亚迪高端车型虽然电动化上相比竟对仍有优势，但智能化上落后于混动竟对华为和理想，导致高端混动的市占率在不断被侵蚀。 同时在 10-20 万元大众车型中，高阶功能也逐渐向 15 万元级车型普及（如小鹏 Mona, 零跑车型），虽然比亚迪在混动技术 DMI 5.0 上仍有技术代差，但预计明年技术代差与竞品将会逐渐缩小（如新一代雷神电混 2025 年量产），比亚迪销量基本盘上可能也会由于智驾技术的缺陷收到影响，比亚迪急需补智能化的短板。 2）销售费用：三季度销售费用同样高增，超市场预期 85 亿 三季度销售费用 96 亿，超市场预期 85 亿，环比增加 21 亿，同样也达到了历史新高。 而预计销售费用高增的原因由： ① 比亚迪对于中低端车型主要采取经销模式，付给经销商的扣点随着销量的增加而高增。 ② 三季度 DMI 5.0 上市的营销费用增加：三季度 DMI 5.0 车型密集上市，导致营销费用有所增加。 3）管理费用：三季度管理费用 47 亿，略超市场预期 45 亿 三季度管理费用 47 亿， 环比上季度上行约 8 亿，略超市场预期 45 亿，环比增幅相对合理。 最后虽然总体毛利率因为汽车业务毛利率环比上行而提升 3.2 个百分点，但本季度三费端投入高增，最后三季度核心经营利润率 5.9%，相比上季度仅环比回升了 0.6 个百分点。 3. 汽车收入（包含电池业务）略低于市场预期 在剔除比亚迪电子后，2024 年三季度比亚迪实现收入 1576 亿元，略低于市场预期 1583 亿元，主要由于汽车单价略低于市场预期，而原因在上文中有所解释。 4. 三季度在建工程加速转固，对四季度利润端释放会有影响吗？ 之前的研究中，提到了折旧摊销对于比亚迪后续报表端的潜在影响：由于资本开支放缓带来的后续摊折费用增长放缓，同时受到销量规模提升带来的规模效应释放，会带来报表端利润的释放。 但本季度比亚迪对于在建工程进行了一次性大额转固，导致了固定资产净值再一次大幅增加，投资者最关心的也是会影响四季度利润端的释放吗？ 而做了一个大致的测算，首先从四季度销量预计来看，比亚迪三季度的合同负债（近似看成在手订单）达到了历史新高，同时三季度存货端的高增也是为了四季度旺季的提前备货安排。 而据第三方机构统计，比亚迪预计 10 月的订单量已经突破 50 万辆，四季度销量端预计还会继续高增。按照目前的销量和订单趋势，预计四季度比亚迪的销量将达到 160-170 万辆，环比继续提升 41%-50%，带动 2024 年全年销量达到约 435-450 万辆。 而由于三季度在建工程转固基本完成，同时资本开支由于之前产能建设基本完成也有所放缓，预计四季度固定资产原值将变化不大（预计增加 250 亿左右），假设折旧率略有提升（相比 2024 年上半年环比提升 1%），预计单车摊折成本在四季度爆销下仍然会环比继续下滑 0.24-0.3 万元（基于四季度 160-170 万辆的销量预期），对毛利率端仍然是正向的拉动。 说完了本季度比亚迪汽车业务财报端投资者最关注的几个方面，我们再从几个其他指标来看比亚迪汽车业务端的进展： 5. 比亚迪销量在 DMI 5.0 带动下环比继续回升，但整体市占率略有下滑 公司三季度汽车销量 114 万辆，环比增长 15%，三季度销量环比增长主要由于 DMI 5.0 车型陆续与 5 月开始上市交付，在三季度有所放量，带动了销量的回升，而本季度插混主力车型已经从荣耀版秦 Plus/驱逐舰 05 切换到了 DMI5.0 下的秦 L/海豹 06。

近日，关于天合、晶科、隆基等多家头部企业上调组件价格的消息刷爆朋友圈。经北极星了解，部分企业确实向上微调1-3分/W。 而此次头部企业集体行动，实则是10月中旬中国光伏行业协会“反内卷”会议的后续反馈。 晶科能源表示，“基于行业‘反内卷’会议所达成的共识，各企业正共同努力促进产业链价格逐步回归合理区间，公司积极响应，期待行业早日重回健康发展轨道。 ” 不止上述企业，据北极星调研，个别前十企业也将随行就市，上调组件价格，称“市场涨，我们就涨”。而目前来看，大部分二三线组件企业尚未跟进。 实际上，本次头部组件企业集体涨价，是对长期以来的价格战发起的反击。2024年开年以来，产业链价格大跳水，硅料价格由7字头降至3字头，受低价中标规则影响，组件中标价格更是一路走低，n型组件中标价格从0.9X降至0.6X,已普遍低于行业成本价，企业陷入“越亏越卖、越卖越亏”的怪圈。 而由于招投标启动及中标公示有一定周期，企业的投标价格并不能真实反馈当前市场行情。如被业内广泛讨论的0.612元/W的投标价格，实际上是在9月10日启动招标，10月9日正式开标，投标价格与当前组件市场价格存在“时差”。 10月18日，中国光伏行业协会在《光伏组件当前成本分析：低于成本投标中标涉嫌违法》一文中指出，0.68元/W已经是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。 北极星梳理近期光伏组件投标及中标价格来看，自行业协会“反内卷”会议后，光伏组件投标价格有所提升。如10月22日，中节能2024年度光伏组件框架协议采购开标，该项目采购2.5GW的N型TOPCon双面组件，投标均价0.694元/W，报价范围为0.675-0.722元/W。 此次头部企业联合行动，对提振组件市场价格有一定积极作用。也有业内人士表示，最终影响价格的仍是供需关系，目前来看企业仍有一定程度库存，且国内外需求提升有限，组件价格真正回暖或许还要一段时间。 近期有消息称，某央企在修改招标规则，涉及风光储项目，并将储能项目招标中技术评价权重和价格评价权重由50%和45%调整至55%和40%。如果央企们效仿上述行为，修改光伏项目的价格评价权重，或将对组件市场产生积极影响。

迎峰度冬开启 以年为单位测算某地区全年的负荷用电水平，基本呈现夏冬季节高于春秋季节的趋势。 所以在电网公司内部会有“迎峰度夏、迎峰度冬”以及“春检、秋检”这样四季分明的生产活动。 不过不同地区的省份对于具体的四季月份，会根据自身所在区位进行区分。对于冬季来说，部分省份将在11月份开启“迎峰度冬”，这与北方11月开始供暖也很吻合。 从分时电价上来看，吉林、黑龙江、冀北、新疆、青海等地将会出现晚间高峰用电时段。（未包含全年常态化尖峰省，黑龙江分时新政尚未执行） 11月尖峰电价省份 吉林：晚16-19，较高峰上浮25%（较平段上浮93.75%）。 黑龙江：晚16:30-18:30，较高峰上浮20%（较平段上浮80%）。 新疆：晚19-21，较平段上浮100%。 冀北：晚17-19，较高峰上浮20%（较平段上浮104%）。 青海：早8-9，晚19-21，较平段上浮100% 呈现双驼峰特性的全社会负荷（非净负荷），在晚间高峰期主要为工商业、居民照明和空调等负荷。 而此时段白天发电充足的光伏电源已无法出力，火电机组是此时段的主力电源，受制于碳排放以及被新能源挤压生存空间等因素影响，夏冬季负荷晚高峰段的发电容量充裕度会有些吃紧。 所以设置工商业尖峰时段电价用来进行季节性的需求侧响应。 而尖峰时段不影响居民用电，且部分省份因为一般工商业用户可暂不执行分时电价，故尖峰时段所针对的负荷主要集中在大工业用户负荷。 相当于靠尖峰时段高电价增强大工业用户在此刻的价格弹性，增加其避峰用电的概率，将负荷空间暂时让渡给居民和公共商业场所，起到负荷侧的调节作用。 多数地区也会将尖峰段相较于高峰段增收的电费作为当地需求侧响应资金池。 天然气容量费 本月河南省在代理购电价格表中系统运行费一项增加“天然气容量电费”，折合度电0.00643元/度。 至此，目前有蒙西、广西、广东、天津、安徽、江苏、上海、浙江以及河南在系统运行费中明列天然气容量费。 这也是各地的天然气机组执行两部制电价的体现，但并非是说其它地区就没有天然气装机容量。 我国燃气轮机装机容量最多的省份为广东省，超过30GW，江苏、浙江和北京等地也都有超过10GW的装机容量。 但不同地区对于燃气机组的价格政策不同，多数省份执行了两部制的电量电费和容量电费政策，少部分地区执行单一制的上网电价，也有像山东对全部类型电源的容量补偿统一做了设计，其中也包含天然气发电机组。 部分省份天然气容量费 广东省公布气电容量电费100元/年·kW，折合8.33元/月·kW与当地24~25年燃煤机组容量电费一致。 上海热电联产机组天然气发电机组容量电费438元/年·kW，折合36.5元/月·kW。 江苏和浙江等地公布的机组容量电费在25~50元/月·kW不等，河南为36.5元/月·kW。 相较于煤电机组，天然气机组燃料成本高，所以边际成本高，在电能量市场上不具备价格优势。 但是机组物理约束较燃煤机组宽松，最小技术出力、持续停机和运行时间以及爬坡速率等均更灵活，且碳排放低。 一定程度上，一些负荷较重，年度负荷峰谷差较高的地区，为了保证负荷高峰期的发电容量，需要以容量补偿电价的机制给天然气机组进行投资补偿。 所以多数省份出台两部制电价政策，或者以较高的单一制上网电价（类政策性稀缺电价）用来保障这部分充裕度。 天然气机组可以划分为OCGT和CCGT： 简单理解：前者只烧天然气，后者先烧天然气再烧水。所以前者响应速度最快，后者热效率高，相较于传统燃煤机组，这些都是比较灵活的发电侧可调节电源。 甘肃执行双轨制资金折价 本月起，甘肃省的代理工商业购电价格中，除了当月平均购电价格和历史偏差电费折价外，增加一项“双轨制资金折价”。 代购表中对于这部分价格的解释为“双轨制资金按《甘肃电力现货市场规则》(V3.1)规则形成，包含省间外购双轨制资金和结算模式双轨制资金。” 甘肃电力现货市场9月份起正式运行，10月份是首个正式运行月的结算月，对于9月份发生的双轨制资金进行了结算，并根据11月的预测工商业用电量进行了分享。 对于该部分内容的官方解释详见《甘肃电力现货市场结算实施细则第五章第一节“省间双轨制资金”和第十章第三节“结算模式双轨制资金”》 尝试理解后，黄师傅的粗浅解释如下，请大家指正： 省间双轨制资金所结算的电量指的是在月内开展的省间短期且没有清分至具体主体的交易电量，这部分电量在甘肃省内执行了现货市场价格，而在对端省份执行的是省间交易结算价格，二者之间有一定的偏差。 清分的意思可以理解为这些电量和电价可以对应到时间上的每个具体的最小交易周期，空间上对应到每个具体的电网节点。 这些“没找到主”的电量产生的原因是系统潮流所反映出来的。 省间互联的通道是可查的，发受两端也有相应的计量设备，但受到省内整个系统潮流的影响，会出现省间实际过网电量和交易量不相符的情况。 这些情况也并非仅是省间购电主体的实际用量偏差所致，而是省内系统的电量平衡所致，所以当实际省间外购电量＞合约总量时，多余的部分就视为“没有清分至具体主体”的无主电量，其所产生的关联费用，面向全部主体分摊或分享。 而文件中所述的在月内开展的省间短期交易，推测大部分出自于通过调整联络线功率已达到平衡省内系统功率，也就是调度发起的交易行为。 更多的细节和公式参见规则原文。 省间电量的发生，虽然是因为参与主体在省间内的交易，但最终产生的电量偏差并非完全因为参与主体的实际电量和合约电量偏差。 联络线某种程度上充当了平抑本身功率平衡和频率稳定的“电源”，而导致这些功率偏差的不仅仅是省间交易用户，而是整个省内的电力系统。 结算模式双轨制资金类似于代理购电用户参与现货市场后所产生的偏差。 不过在甘肃，这类用户除了电网代理购电户外还有只参与中长期而不参与现货市场的交易的用户。 电网代理购电户的相关分析我们在10月份电网代理购电价格解析文章和直播中有过解释，这里不再赘述，不过在甘肃省，这部分偏差费用已经体现在了“历史偏差电费折价”中，而不在“双轨制资金折价”里。 而对于只参与中长期而不参与现货交易的用户，其结算电费时中长期合同照付不议，月度总偏差电量按照平谷时段划分后执行对应市场月度均价，进而产生了偏差费用。 作为对端的发电侧，这部分电量依然要按照现货市场的规则进行结算，所以一收一发之间因为结算模式不一致导致了购销差额，被视为是结算模式双轨制资金。 总之，对于双轨制的理解，要在于找到那个相同的行为但是不同的处理方法。 对于“省间外购双轨制资金”，行为是对于省间外购电量的结算，不一样的方法是在省外和省内的结算方式不同（省间交易价格VS省内现货价格）。 对于“结算模式双轨制资金”，行为是对于未参与现货市场日清分的用电主体电量的结算，不一样的方法是这部分在电量在发电侧还是按照清分的方式结算，而在用电侧按照总偏差电量以月度均价结算。