我国早在1985年印发的《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》中，就明确提出“为了充分利用电网低谷电量和控制高峰负荷，电网对有调整用电负荷能力的用户应采取高峰低谷电价办法”。分时电价政策在我国走过近40年，在新能源加快发展、电力系统新兴主体迅速壮大的今天，更焕发出空前的生命力。2021年7月，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），为各地结合实际，进一步制定和完善分时电价具体措施提供了指引。笔者曾在2022年12月，根据1093号文明确的几个政策要点，做过一次涉及各省的分时电价盘点与发展趋势分析，发表在《中国电力企业管理》2022年12期。一年过去，各地实践又有了许多新的变化，北京、冀北、山东、江苏、福建、四川、辽宁、蒙东、青海、宁夏、新疆、蒙西、广西、云南、贵州等15个地区在2023年更新了分时电价政策，安徽、湖北等地也对新的机制公开征求意见。本文整理分析了截至2023年12月底已正式出台的各地工商业分时电价机制，不涉及居民农业分时、充换电设施分时、采暖季分时等政策。 实施范围工商业分时电价执行范围更加清晰。各地规定工商业分时电价政策执行范围时，32个地区中有16个地区不区分大工业、一般工商业，其中安徽、辽宁、蒙东和蒙西明确对用电容量在100千伏安及以上的工商业用电实施分时，贵州仅对执行两部制电价的工商业用户实施分时。剩下16个大工业和一般工商业用户区分执行分时的地区，除上海明确一般工商业用电全部执行分时、江西暂缓执行外，其他地区要求一般工商业用电部分执行或选择执行。此外，除北京、天津、冀北、河北、山西与江苏等少数地区外，绝大多数地区不单独规定执行尖峰、深谷电价的用户范围。 峰谷时段峰谷时段划分方面，日间谷时段持续增加，“凌谷晚峰”特征进一步显现。32个地区中，将午间三小时（12:00-14:00）设置为谷时段地区的数量，已超过设置峰时段地区数量。谷时段集中在太阳升起前的凌晨，绝大多数地区将0:00-5:00的六个小时设置为谷时段。10:00-11:00和17:00-21:00的峰时段占比最大，有超过20个地区将这七个小时确定为峰时段。随着发用两侧电力电量结构及特征持续变化，预期谷时段向午间迁移、峰时段在晚间聚集的趋势仍将保持。比较特别的地方有两处，一是广西明确在每年迎峰度夏、度冬期间，可对35千伏及以上用户的峰谷时段进行灵活调整；二是山东明确由电网公司确定次年峰谷时段基础上，限制了全年峰、谷时段小时数。尖峰电价机制实施范围持续铺开。经统计，目前仅甘肃、宁夏、广西和贵州四地未执行尖峰电价，另外上海对单一制用户也不执行尖峰电价。在实行尖峰电价的地区中，主要采用了季节性尖峰方式，超七成地区集中在夏、冬两季的对应月份设置尖峰时段；山东、浙江、湖北的所有月份都有尖峰时段；安徽和广东（除7-9月）则考虑当日最高气温是否超过给定标准来执行尖峰电价，安徽不按季节区分。尖峰时段主要集中在夜间的18:00-20:00三个小时。更多地区开 始尝试深谷电价制度。除山东外，江苏、蒙东、新疆及蒙西也开始施行深谷电价。山东夏季无深谷，蒙东、新疆和蒙西则仅在夏季有深谷。江苏比较特别，明确在春节、五一和国庆节日期间实行深谷。各地区深谷时段集中在11:00-15:00的五个小时内。分月观察尖峰、深谷时段可知，居民调温负荷、新能源出力是影响时段划分的两个重要因素。1-2月和7-8月是各地尖峰时段设置比较集中的月份，其中冬季在17:00-20:00、夏季在16:00-21:00之间，说明居民调温负荷较高时，各地削峰需求最大。在冬季设置深谷时段的地区相对较少，说明深谷时段的划分也重点考虑了光照强度对光伏出力的影响。 峰谷价差峰谷价差持续拉大。各地高峰电价上浮普遍在50%-70%之间。上海单一制用户、浙江一般工商业用户高峰电价上浮比例较低；夏冬季中的上海两部制用户和安徽用户，以及北京1千伏及以上单一制用户，高峰上浮比例最高，达到或超过了80%。低谷电价下浮也集中在50%-70%区间。按高峰低谷电价比值测算，各地峰谷价差比普遍超过3.0倍，新疆、北京（1千伏及以上单一制）、山东、河北与冀北则超过了5.0倍。尖峰、深谷电价的应用将进一步提升价格杠杆的削峰填谷作用。大多数地区尖峰电价在高峰价格基础上再上浮20%。据统计，尖峰电价较平时段上浮比例集中在80%-110%之间。其中上海两部制用户在夏冬季期间尖峰上浮达到125%。深谷电价方面，江苏、蒙东、蒙西较平时段下浮在65%左右，山东、新疆下浮达到90%。按照尖峰、深谷价格计算，山东和新疆的峰谷价差比将高达20倍。各地分时电价浮动的基数未作统一。历经2021年电网代理购电、2023年第三周期输配电价改革后，度电价格的构成发生重大变化，分时电价浮动基础未形成统一理解。具体来看，在有意衔接最新电价结构的八个地区中，蒙东、青海、新疆、蒙西、云南明确“系统运行费”和“上网环节线损”不参与浮动，山东和贵州均参与浮动；辽宁的“系 统运行费”不浮动，但“上网环节线损”未作明确。其他方面，各地对购电价参与浮动、输配电价容量电价和基金附加不参与浮动，形成了相对统一的意见；对于代理购电相关损益、偏差分摊，以及功率因素电费的意见不明确（或未在政策中披露）。除此之外，还有北京、上海、浙江、福建、甘肃、广西等地未在分时政策中明确浮动基础（不排除笔者未找到或政策未公开的情况）。 峰谷浮动差异在不同主体和不同季节上进一步显现。例如，北京、上海、江苏、浙江、陕西等五地区，区分不同用户制定了峰谷浮动水平；上海、浙江、安徽、湖北、河南、蒙西等六地区，则按季节出台了不同的浮动标准。这些机制上的丰富，为提升价格杠杆调节作用起到“锦上添花”的作用。 完善建议 近年来新能源发电占比快速提升，通过引导用电行为缓解电力系统成本压力显得尤为必要。而受电力市场化改革催化影响，用户分时用电的意识也得到“觉醒”。因此，持续完善工商业分时电价机制仍是未来一段时间价格改革的重点工作。一是简化并明晰工商业电价执行范围。第三周期输配电价改革后，国家层面明确了不区分大工业、一般工商业，并且按电压等级核定输配电价的思路。随着用户类型简化，分时电价也存在调整的空间，即进一步提升分时电价政策的简明性，除对部分工商业用户提供必要的可选择执行权利外，其他用户可全部纳入强制执行范围，减少政策“例外”条件，最大限度发挥政策实施作用。 二是及时调整峰谷时段、丰富时段划分方式。目前已有不少地区根据当地情况完善了峰谷时段，日间谷时段明显增加、尖峰电价大范围应用、深谷电价持续扩围。在新能源大规模并网消纳、新型储能及用户侧资源分时响应快速发展的形势下，一方面可借鉴山东、广西的动态调整经验，增强时段调整的灵活性，合理提升调整频次；另一方面，可加大对按季按月、重大节日、周末假期等划分时段方式的应用，提升时段划分的适用性。 三是提升分时电价政策的透明度与规范性。根据以上梳理可知，近年来电价改革“快马加鞭”推进，各环节电价的结构和内涵均与1093号文件出台时发生了重大改变。因此，各地分时电价机制要紧跟政策变化，及时作出“响应”，加快明确包括电价浮动基础等在内的疑难问题，为用户理解浮动机制提供条件，进而为新型储能等产业发展提供可靠预期。四是积极引入零售套餐等分时信号。分时电价直接作用对象是电网企业代理购电用户，间接作用对象是签订带曲线的电力中长期交易用户。山东印发的鲁发改价格〔2023〕914号文件提出，“零售套餐执行分时约束机制”，明确了零售合同设置峰谷时段、峰谷价差的最低要求。在零售市场制度逐步完善、售电公司日益发展的趋势下，明确零售套餐中的分时电价标准，是构建“反映时间信号的电价体系”的一块重要拼图，需提前做好引导、加强规范。除此之外，分时电价机制设计还需结合现货市场价格信号，批发侧中长期也应坚持将分时电价作为时段与价差设置的基本要求。 五是坚持运用系统思维建立科学的分时电价机制。电价机制在电力资源配置、成本公平分摊方面发挥着至关重要的作用。但电价机制不是产业政策，分时电价也不以单个产业发展为己任。因此，各地在研究完善如何实施分时电价的过程中，应保持“产业中立性”，回到1985年我国刚提出分时电价时的“初心”，坚持按电力供需、负荷特性、新能源比例、系统调节需求等因素，通过价格信号引导绿电消费、降低系统成本，才能长远谋定，实现电力资源优化配置。

根据SNE Research公布的2023年最新的全球动力电池使用数据，宁德时代再次位居全球第一，根据榜单显示，2023年全球动力电池总使用量约为705.5GWh，同比增长38.6%。其中，宁德时代动力电池使用量达259.7GWh，相较2022年增长40.8%，市场占有率高达36.8%。 在此前中国汽车动力电池产业创新联盟公布的数据中，宁德时代2023年在国内的电池装车量为167.1GWh，由此来看，国内的整车配套占到了宁德时代2023年全年电池使用量的64%。电车汇依据新车公告数据统计显示，2023年由宁德时代配套电池的公告数量为2685款，同比增长34%，不过在配套的整车数量占比中，宁德时代有所下滑，2023年宁德时代单独配套电池的车型数量占比为58%，相较于2022年下滑了7个百分点。在2023年的新车公告数据中，依据企业集团合并后有307家整车及底盘制造企业，其中宁德时代单独配套电池的有237家，占比77%，相较于2022年下滑了7个百分点。无论是从企业配套占比还是从车型配套占比来看，宁德时代行业第一的地位仍然稳固。 从2023年宁德时代电池公告配套情况来看，商用车企业的公告数量位居前列，宇通和北汽福田这两家商用车龙头企业位列第一、第二名，并且在对应企业的电池供应商中，宁德时代也占据重要位置。值得注意的是，宁德时代的第一大客户特斯拉2023年只申报了4款新车，其中3款搭载宁德时代电池。新车公告数量虽然与电池装车数量有一定差异，但却客观反映了宁德时代作为核心零部件供应商与整车企业的配套合作关系。申报公告的车型在未来一段时间大多都会量产应用，因此，保持电池配套的优势对宁德时代未来一段时间维持电池装车量优势也至关重要。

据说现在电力行业的AI也非常火，是个能源大企业就要搞自己的“大模型”。 但是大部分我认为可能都失败。 因为世界上有两种AI，底层逻辑各不相同。 模式一、强控制型AI 强控制的AI，强调模式识别+最优控制算法求解，最典型的就是自动驾驶。在电力行业是人工智能调度。 强控制型的AI，仿真的是人的运动神经系统，也就是小脑+低级反射中枢。 这类AI的特点是关键任务处理，不允许有闪失，比如自动驾驶目前只做到L2商用，L3商业试验。目前没有任何厂商敢于对自己的L3、L4级别自动驾驶承担保险责任。至今只是“辅助驾驶”，也就是法律上驾驶者是第一责任人。 人工智能调度目前不太可能在省级调度上，实现大电网的自动驾驶，在技术上是训练的数据颗粒度和丰富度严重不足——即使是大电网的感知数据规模，也远远比不上自动驾驶领域。 更重要的是法律意义上，大电网级的L3、L4，谁敢保证不出事？ 所以个人认为强控制型AI的应用，目前只能在电力系统的一些较为不重要的场景，比如“识别”的作用，比如识别安全帽没带，或者机器狗巡检（本质也是替代人去获取现场数据并识别），或者在微电网、低压配电网的某些动态场景中，L1、L2级别的去做一些低风险的控制。 模式二、强生成型AI 以LLM为代表的大模型，其本质是仿真人类大脑的高级灰质皮层，比如对语言（音乐）、静态图像、动态图形，对这些信息进行处理，并“生成”创意内同。 所以本质是Generate，而非Control。 在数据方面，由于过去十多年互联网的发展，大量内容被数字化，比如人类历史上所有书面语言记录几乎都被数字化、人类所有围棋棋谱被数字化。导致计算机学习的素材极大丰富。 在算力方面，并行计算受益于游戏产业。 所以AI行业明显表现为AIGC（人工智能内容生成）的发展，远远快于人工智能自动控制。 这就是为什么大家说，本来AI应该体力的活（司机、保姆、搬运工），反而AI现在都在干创意的活。 而电力行业所谓大模型，其热点也在AIGC，而非AI控制。 但是电力行业需要AIGC么？ 大部分非必要也，电力行业具有高度自动化、高度计划性（发电计划是少不了的），半军事化、高度组织化科层架构（本质上也是一种第二次工业革命的组织控制范式）。所以是一种强控制的组织、系统。 电力不需要歌唱家、画家、导演。 电力需要调度员、交易员、巡线工、检修工，大部分是流程性、事务性、控制性的要求高。 对内容生成的需求并不高，也不是电力行业的主业。 少数需要内容AI的场景，可能就是95598话务员。 而AI控制受制于电力行业感知水平不足，无法形成足够的训练数据，也不敢快速的进入L3、L4级别的自动调度（无论是电厂自动控制还是电网自动控制，还是经典控制理论的天下，并非是AI控制）。 所以我认为这就是目前电力行业搞AIGC大模型的失败原因，在一个不需要内容的行业去搞内容。 当然，并不是说电力行业AI控制没前途，我认为恰恰相反。 正因为这方面相对投入不足，数据积累不足，在边缘业务上反而有创新机会，比如在低压配网、分布式能源系统中。 只不过这类业务天然“低、散、小”，对大型能源国央企来说，一是看不上；二是即使做出来了，也很难成规模推广；三是受制于市场化水平，商业化路径很长。

2月27日，中国龙工控股有限公司与宁德时代新能源科技股份有限公司在福建宁德签署战略合作协议。 根据协议，中国龙工控股有限公司（龙工）将宁德时代作为工程机械动力电池的首选合作伙伴。双方将在工程机械开发生产、工程机械动力电池开发等领域深化合作，联合研发适配产品及市场推广，共同开拓新能源工程机械市场，为全球工程机械行业客户提供技术领先、具备行业竞争力的电动化产品，共同推动双方业务实现跨越式发展。签约仪式中，龙工董事局主席李新炎先生表示“传统工程机械向新能源电动化转型是大势所趋，发力新能源赛道、抓住电动化机遇是龙工的必然选择。”宁德时代董事长曾毓群表示中国龙工是工程机械行业的翘首，很欣喜李新炎主席能提前规划电动化发展。宁德时代作为龙工的重要战略合作伙伴之一，下一步双方将共同推进技术开发，为工程机械电动化提供澎湃绿色引擎。战略合作协议签约仪式后，龙工在现场发布了粘贴有“宁德时代inside”标识的龙年新款电动装载机产品——龙年新品电动装载机，该机搭载由宁德时代专为工程机械行业开发的新一代动力电池产品。此次龙年新品电动装载机的发布，是该系列产品在行业内的首发，对推动工程机械行业电动化发展具有重要里程碑意义。该款产品集合龙工多年传统装载机及电动化智能化的技术沉淀。后续双方将进一步对该产品进行联合市场推广 。身为福建省工程机械制造龙头企业，龙工2005年在港交所主板上市，位列全球工程机械50强。产品覆盖装载机、挖掘机、叉车、滑移装载机和压路机等品类及各种核心零部件产品，其中装载机国内销量稳居行业前列。在“双碳”战略目标推动下，作为能源消耗大户及碳排放污染大户，工程机械行业能源转型已迫在眉睫。伴随此次合作，宁德时代将充分发挥自身在新能源核心技术方面的领先优势，与龙工和全球合作伙伴一起，推动工程机械电池技术加速发展和普及，助力工程机械行业全面电动化早日到来。

2024年1月27日，国家发展改革委、国家统计局和国家能源局联合发布了《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，文件明确提出： 为完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，拓展绿色电力证书（以下简称“绿证”）应用场景，推动完成“十四五”能耗强度下降约束性指标，将采取以下重点措施： 绿证交易电量纳入政府节能考核 （一）实施非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。突出重点控制化石能源消费导向，非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。 （二）推动绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。坚持节约优先、能效引领，持续加大节能工作力度，切实加强节能日常管理，坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目上马，扎实推进重点领域节能降碳改造。将绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，加强绿证与能耗双控政策有效衔接，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算，大力促进非化石能源消费。 （三）明确绿证交易电量扣除方式。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中，实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度，参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。 （四）避免可再生能源消费量重复扣除。跨省可再生能源市场化交易和绿色电力交易对应的绿证，以及省级行政区域内交易的绿证，相应电量按现行统计规则计入相关地区可再生能源消费量，在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中不再重复扣除。纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算的绿证，相应电量生产时间与评价考核年度保持一致。 高耗能企业可再生能源强制消费 （五）加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发。落实绿证全覆盖等工作部署，加快制定绿证核发和交易规则。绿证核发机构会同电网企业、电力交易机构、可再生能源发电企业，加快提升可再生能源发电项目建档立卡比例，加快绿证核发进度。到2024年6月底，全国集中式可再生能源发电项目基本完成建档立卡，分布式项目建档立卡规模进一步提升。 （六）扩大绿证交易范围。鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。鼓励相关项目通过购买绿证绿电进行可再生能源消费替代，扩大绿证市场需求。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。支持各类企业特别是外向型企业、行业龙头企业通过购买绿证、使用绿电实现绿色低碳高质量发展。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥带头作用，稳步提升可再生能源消费比例。 建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场 （七）规范绿证交易制度。依托中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心开展绿证交易，具体由发电企业和电力用户采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场。支持绿证供需省份之间结合实际情况，通过政府间协议锁定跨省绿证交易规模，协助经营主体开展绿证供需对接、集中交易、技术服务、纠纷解决。现阶段绿证仅可交易一次，不得通过第三方开展绿证收储和转卖。各地区不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务，不得限制绿证跨省交易。绿证交易价格由市场形成，国家发展改革委、国家能源局加强价格监测，引导绿证交易价格在合理区间运行。 绿证纳入产品碳足迹核算 （八）健全绿色电力消费认证和节能降碳管理机制。加快建立基于绿证的绿色电力消费认证机制，明确认证标准、制度和标识。研究完善绿证有效期，简化绿色电力消费认证流程，持续提高认证及时性和便利性。充分发挥绿证在可再生能源生产和消费核算方面的作用，强化绿证在用能预算、碳排放预算管理制度中的应用。将绿证纳入固定资产投资项目节能审查、碳排放评价管理机制。 （九）完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制。推动建立绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算的制度规则。推动研究核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子。加快研究绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排机制的功能边界和衔接机制，明确各类主体参与绿证和碳市场交易有效途径。 （十）加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障。将绿证纳入产品碳足迹核算基本方法与通用国家标准，明确绿证在产品碳足迹计算中的一般适用范围和认定方法。按照成熟一批、推进一批、持续完善的原则，强化绿证在重点产品碳足迹核算体系中的应用。在产品碳标识认证管理办法中充分考虑绿证因素。探索在特定产品中设计体现可再生能源电力消费占比的差异化产品标识。 推动绿证国际互认 （十一）充分利用多双边国际交流渠道，大力宣介绿证作为中国可再生能源电量环境属性基础凭证，解读中国绿证政策和应用实践。鼓励行业协会、有关企业、相关机构、专家学者等积极发声，推动国际机构特别是大型国际机构碳排放核算方法与绿证衔接，加快绿证国际互认进程。积极参与国际议题设置和研讨，推动绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，着力提高中国绿证的国际影响力和认可度。

2023年12月至今，不到两个月时间，新增14个核准的抽水蓄能电站项目，14个项目均为国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》“十四五”重点实施项目，总规模达1826万千瓦，涉及投资金额达1260.6亿元。 14个项目位于广西、辽宁、山西、安徽、福建、江西、山东、新疆、云南九个省份，其中广西12月新增核准白色、玉林、贵港、钦州4个国家重点项目，辽宁新增这准太子河、朝阳2个国家重点项目，山西也新增核准绛县、铅山2个项目，其余省份均新增1个项目。 从单个项目规模来看，规模最大的是辽宁太子河抽水蓄能电站项目，规划总装机容量180万千瓦，总投资121.45亿元。 南网储能、国网新源、三峡集团、福建能化集团、国家电投、华源电力、中国电建、中国华电、中国能建、中广核集团及企业参与项目投建。其中包括南网储能投建的广西玉林、贵港、钦州3个120万千瓦项目，国网新源投建的山西绛县、山东枣庄2个项目，三峡集团山西盂县、安徽休宁里庄2个项目。 01 南网储能 广西玉林抽水蓄能电站 电站位于玉林市福绵区境内，距离福绵区直线距离约16km，距离玉林市直线距离约28km。规划装机容量120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦可逆式水泵水轮机组，总投资约83亿元。项目建成后，将承担广西电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 贵港抽水蓄能电站 电站位于港北区根竹镇境内，上水库位于根竹镇上龙楼屯南侧洼地，下水库位于根竹镇下石柜屯南侧的北潭河谷，项目总投资总投资80多亿元，装机容量120万千瓦，将安装4台30万千瓦的可逆式水泵水轮机组。项目建成后将承担广西电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 钦州抽水蓄能电站 电站位于广西壮族自治区钦州市灵山县境内，距钦州市、南宁市直线距离分别为55km、88km。上水库位于旧州镇八一茶场山上宽缓开阔凹地；下水库位于三隆镇大麓村北侧冲沟。总装机容量为120万千瓦，额定水头336m，距高比5.11，安装电站安装4台300MW可逆式水泵水轮机组，总投资约82.19亿元。 02 国网新源 山西绛县抽水蓄能电站 2024年1月8日，山西绛县抽水蓄能电站项目获核准。 项目位于山西省运城市绛县大交镇境内，由国网新源（山西）绛县抽水蓄能有限公司投建，总投资89.7672亿元，总装机容量120万千瓦，将安装4台单机容量30万千瓦水泵水轮发电机组，项目建设周期69个月。 山东枣庄山亭（庄里）抽水蓄能电站 2023年12月29日，枣庄山亭抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于山东省枣庄市山亭区境内，由国网新源(枣庄)抽水蓄能有限公司投资建设，总投资约84.4亿元，电站总装机容量118万千瓦。电站建成后，主要承担电网的调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 03 三峡集团 山西盂县上社抽水蓄能电站 2023年12月28日，盂县上社抽水蓄能电站项目获核准。 项目位于山西省阳泉市盂县上社镇境内，上水库位于七东山西侧，下水库位于沟子口西侧一带；项目总投资92.5078亿元，总装机140万千瓦，计划安装4台35万千瓦混流可逆式水泵水轮机组，项目建设周期69个月。项目建成后，将进一步缓解山西电网，特别是阳泉市境内电网调峰能力不足的问题，保障电网安全稳定运行。 安徽休宁里庄抽水蓄能电站 2023年12月28日，安徽休宁里庄抽水蓄能电站获核准。 电站位于安徽省黄山市休宁县，总投资约81.51亿元，总装机容量120万千瓦，计划安装4台单机30万千瓦的立轴混流可逆式抽水蓄能机组，设计年均发电量14.4亿千瓦时，抽水电量19.2亿千瓦时，预计2030年实现投产目标。电站建成后，将承担电网调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用等任务，有效提升安徽省和华东电网调节能力，促进区外能源在安徽乃至华东电网消纳。 04 福建能化集团 福建华安抽水蓄能电站 2023年12月14日，福建华安抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于华安县新圩镇，总投资约91.29亿元，装机容量140万千瓦，安装4台单机容量为35万千瓦的可逆式水泵水轮发电机机组。额定水头462m，距高比约7.9，项目建设总工期69个月。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 05 国家电投 江西铅山抽水蓄能电站 2023年12月31日，铅山抽水蓄能电站项目获江西发改委核准。 项目位于江西省上饶市铅山县境内，由国家电投江西公司投建，为日调节纯抽水蓄能电站，项目总投资约77.43亿元，总装机量120万千瓦。项目建成后，将主要承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用及黑启动等任务。 06 华源电力 辽宁朝阳抽水蓄能电站 2023年12月8日，辽宁朝阳抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于辽宁省朝阳市境内，装机容量130万千瓦，项目总投资约94.62亿元。额定水头339m，距高比8.9，上水库位于龙城区联合乡沈杖子村西侧支沟沟源，下水库位于朝阳县北沟门子乡于家店村南侧老虎山河左岸台地。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 07 中国电建 云南富民抽水蓄能电站 12月29日，昆明市富民抽水蓄能电站获核准。 项目位于富民县款庄镇境内，由中电建（富民）抽水蓄能开发有限公司投资建设，总装机容量140万千瓦，拟新建4台单机35万千瓦单级立轴混流可逆式水泵水轮发电机组；项目静态总投资78.73亿元，动态总投资92.66亿元，初拟施工总工期68个月，首台机组发电工期59个月。 项目建成后将弥补昆明中型水电站、火电站对新能源项目调峰、调频作用不足的短板，对现有的和规划建设的新能源项目的调峰、调频将起到积极作用。 08 中国华电 新疆鄯善抽水蓄能电站 1月4日，鄯善县抽水蓄能电站项目获核准批复。 项目位于鄯善县境内，总投资约109.6亿元，装机容量140万千瓦，将安装4台单机容量35万千瓦立轴单级混流可逆式水泵水轮机，建设周期为72个月，额定水头602m，距高比大于5。电站位于吐鲁番市鄯善县境内，距鄯善县、吐鲁番市公路里程分别为80km、150km。上水库在二塘沟水库上游河道左岸山顶宽缓沟道筑坝并扩挖成库；下水库在二塘沟水库上游河道内筑坝并扩挖成库。项目建成后，对提升新疆电网的调峰、调频、系统备用和安全稳定运行具有重要支撑作用。 09 中国能建 辽宁太子河抽水蓄能电站 2023年12月28日，辽宁太子河抽水蓄能电站项目获核准。 该项目是中国能建旗下中国能建葛洲坝集团在东北投资建设的首个抽蓄项目。总投资121.45亿元，初选装机容量为180万千瓦，距本溪市公路距离约45公里，距沈阳市公路距离约110公里，额定水头427米，地理位置优越，建设条件较好。项目建成后，将主要服务于辽宁电网，承担电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 10 中广核 百色（田东）抽水蓄能电站 2023年12月26日，广西百色抽水蓄能电站获核准。 该项目是中国广核集团首个自主开发建设的大型抽水蓄能电站项目，电站位于百色市田东县林逢镇，项目总投资约80.22亿元，总装机容量120万千瓦，安装4台单机容量300兆瓦可逆式水泵水轮机，额定水头286米，年发电量11.36亿千瓦时。项目建成后，将承担广西电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。

全钒液流电池产业链已初步形成，铁铬、锌溴、锌铁等路线正在商业化酝酿之中，同时水系有机液流电池等新型路线入场，瞄准新能源配储、电网侧调频等大规模、中长时储能应用场景。 2023年液流电池创投融资如火如荼，创业公司一年已吸金超30亿元；另一方面，液流电池产能持续扩张，多家公司公布产能规划，随着产能上量，液流电池降本空间将显现。 多家大型能源央企启动液流电池集采，8个百兆瓦级液流储能项目入选国家能源局公示的新型储能示范项目名单，各省大型备案项目持续增加，2024年将成为液流电池储能大规模示范应用年，液流储能的发展将如何走向？ 大规模储能技术的有力竞争者 长时储能通常指4小时以上的储能技术，长时储能系统可以实现跨天、跨月以及跨季节充放电循环，以满足电力系统的长期稳定需求。液流电池基于自身特征，被视为最适合长时储能的技术路线之一，全钒液流电池则是目前较为成熟的技术路线。 大型储能电站对储能技术的基本要求是：大规模、大容量、高安全性、低成本、长寿命（15年以上）、长时放电以及环境友好。 液流电池本征安全、循环寿命较长，定位大规模、长时储能技术。液流电池与传统蓄电池不同，其活性物质是储存在外部储罐中的液体电解质，输出功率和储能容量相互独立，可通过增加电解液的量扩充储能容量，可拓展性好；充放电过程不涉及物相变化，循环寿命长（20000次以上）；电解液为水溶液，安全性较高。 全钒液流电池是目前商业化比较成熟的液流电池。全钒液流电池是一种水系电池，在常温、常压下没有安全风险；能量效率高，充放电性能好，最长寿命可以达到25年；启动和响应速度快，无相变化，充放电切换速度快；常温封闭运行，电解液可半永久使用，部件材料可循环利用，性价比高；环境友好，安全性高，受钒离子溶解度所限，比能量低。 全钒液流电池适合应用于4小时以上的中长时储能场景，其功率和容量可独立设计，尤其适合大规模、大容量储能应用场景。 全钒液流电池的能量密度为12-40Wh/kg，磷酸铁锂能量密度在140-180Wh/kg，液流电池的能量密度比较低，不到锂离子电池的四分之一，虽然液流电池的功率可以做到很大，但占地面积也较大。这也决定了全钒液流电池更适合大规模应用场景。 从初期投资成本来看，锂离子电池的单位价格最低。但目前锂离子电池储能电站的使用寿命在5-8年，全钒液流电池的使用寿命是20年以上，大约是锂离子电池的3倍，与风能、太阳能发电设备的设计寿命相同。 全钒液流电池的储能时间越长，价格越便宜。对于4小时储能，电解液的价格占储能系统总价格的50%；对于10小时储能，电解液的价格占储能系统总价格的70%；而对于20小时储能，电解液的价格将占储能系统总价格的80%。 技术体系及布局企业 目前液流电池已经形成了多种类型和体系，按正、负极电解质活性物质采用的氧化还原电对不同，液流电池可分为全钒、铁铬、锌溴、锌铁、全铁、多硫化钠溴等多种体系。 从商业化进展来看，全钒液流电池产业链已初步形成，铁铬、锌溴、锌铁路线商业化酝酿之中。目前进入示范应用后期和商业化运行的有全钒液流电池和锌溴液流电池，铁铬液流电池也已有部分示范应用。其他的液流电池路线研究仍然处于早期阶段。 全钒、铁铬、锌溴、锌铁等各种液流电池体系均有企业布局。 作为目前液流电池领域相对成熟技术体系，布局全钒液流电池的企业数量较多，比如大连融科储能、永泰能源、国润储能、伟力得、开封时代、上海电气、国润储能、聚合储能、星辰新能等；液流储能科技则同时布局全钒和铁铬两大液流电池核心技术；锌铁电池方面，纬景储能、金山新能源等企业正在布局，其中2023年6月纬景储能年产能6GWh的珠海锌铁液流电池吉瓦级智能工厂投产。 2023年10月，宿迁时代储能水系有机液流电池产品投产。水系有机液流电池，有别于全钒、铁铬等液流电池使用强酸作为支持电解液，该技术使用中性NaCl水溶液作为支持电解液，产品相对更安全环保、综合能效更高、寿命更长。同时相比于全钒、铁铬电池自放电更低，匹配长时储能应用场景。 赛道吸金超30亿元 2023年液流电池赛道仅创业企业已吸金超30亿元。 据能源电力说不完全统计，2023年有超10家液流电池创业公司获创投融资，融资金额超30亿元，其中融科储能、纬景储能、上海电气储能科技、国润储能、宿迁时代储能、星辰新能、科润新材料单轮融资均超亿元。 纬景储能、液流储能、艾博特瑞、宿迁时代储能、国润储能等公司也在2023年获得两轮及以上融资，其中融科储能4月获得来自君联资本、熔拓资本、大连金投等的超10亿元的B+轮融资；纬景储能3月获得珠海横琴集团、国投高新超6亿元的A轮融资；9月，上海电气储能科技完成4亿元A轮融资；液流储能则在2023年完成两轮融资，融资金额达数亿元。 2023年备受关注的全钒液流电池创业企业星辰新能，更是先后获得众多央企“豪门”股东真金白银的支持，包括国电投产业基金、五矿创投、中车资本、中科院资本、国经资本、常州市产业基金、江苏武进高新投、常州科创投、中国石油昆仑资本、豫资新材料集团等多家重磅产业投资方战略投资。 产能持续扩张 液流电池产能规划方面，据能源电力电力说不完全统计，2023年上海电气储能、液流储能科技、大连融科储能、宿迁时代、星辰新能、林源集团等公司均更新了液流电池产能规划动态，据2023年公司扩产动态数据统计，液流电池产能规划已超100GW。 2023年10月，纬景储能珠海年产能6GWh锌铁液流电池吉瓦级智能工厂投产，同时还在山东临沂、湖北宜昌、浙江温岭、福建三明、江苏盐城等地规划多个锌铁液流电池“超G工厂”，正在推动锌铁液流电池产能从百兆瓦级迈入吉瓦级，通过大规模智能生产降低电池成本。 上海电气、液流储能、融科储能、普能世纪、艾伯瑞特、永泰能源、大力电工、星辰新能、陕西建工、林源集团等均有钒液流电池的产能扩产计划。就现阶段而言，全钒液流电池产业链初步完成，但是规模偏小，初投成本仍偏高，规模上来之后，全钒液流电池降本的空间也将显现。 大规模示范应用加速落地 2024年将是液流电池储能开启大规模示范应用的之年。 今年1月，国家能源局发布新一批国家级新型储能试点示范项目名单，共56个项目列入，总规模超8.16GW/29.86GWh，其中8个液流储能项目入选，总规模超0.9GW/4.3GWh，项目时长4-6小时；技术体系方面，6个全钒液流储能项目（总规模0.8GW/3.9GWh），铁基液流、锌铁液流项目各1个。从国家层面牵头启动液流电池储能的大规模示范应用，进一步验证技术可靠性以及经济性的问题，一定程度上也反映了业内对液流电池前景的乐观预期。 2023年以来，国家电投、中核集团、电建集团等能源央企及下属单位有启动液流电池储能系统集采，其中国家电投、中核汇能集采规模均为1GWh。从中标结果来看，融科储能、液流储能、上海电气储能、聚合储能、林源电力、国润储能、开封时代、和瑞储能、寰泰储能、伟力得、星辰新能、中车株洲所12家企业入围。 仅2023下半年，湖北、陕西、内蒙古、辽宁、四川、吉林、广东、山东等省份完成备案的液流储能项目超50个，总规模超5.2GW/22.6GWh；项目时长以4小时及以上为主，最长时长为8小时；技术体系方面，全钒液流为主，铁铬液流、锌溴液流、锌基液流等均有项目备案。项目拟开工时间多为2024年。 值得关注的是，在2023下半年完成备案的液流储能项目中，有超10个为混合储能项目。混合储能形式包括以能量型液流储能、压缩空气储能，复合功率型储能飞轮储能，能量型叠加功率型技术，提升储能系统的综合性能；液流储能+压缩空气+钠离子、液流储能+磷酸铁锂等混合储能系统则利用不同技术路线的性能特点（如钠离子电池低温性能较好），综合提升系统在特定应用场景的普适性，并一定程度上降低项目的全生命周期成本。 液流混合储能系统也已有落地项目。2023年8月，我国首个由铁铬液流+飞轮+锂电混合储能项目在内蒙古霍林郭勒正式投运。铁铬液流电池充放电可达20000次以上，是锂电池的3倍左右，被称为“平地抽水蓄能”；飞轮储能具有响应快、能量密度高、转换效率高、寿命长等技术特点；锂电池则相对技术成熟、部署灵活、成本较低；三者组成混合储能系统，在实际运行过程中积累实证经验和数据，为能源行业储能技术应用提供可复制的示范案例。 新型电力系统对储能功率、时长、响应时间等呈现多样化的需求，各种储能技术路线兼收并蓄是大势所趋。在复杂多变的应用场景、容量规模、空间条件、成本敏感性等不同条件下，混合储能系统可提升储能系统的综合性能，对储能产业多元化发展具有创新意义。 到2030年，时长8小时的储能装备的装机量（功率）可能占储能总装机量的30%，24小时以上储能容量占比将在2030年以后迅速提升。液流电池储能技术满足大型储能电站对储能技术“大规模、大容量、高安全性、低成本、长寿命、长时放电及环境友好”的要求，应用前景较为广阔。 液流电池，尤其是全钒液流电池，未来改进的方向主要是这几方面，一是初始投资成本偏高，但因液流电池储能具有寿命长的优势，全生命周期度电成本较低，未来如何降低初投成本是应用侧最关注的，其中电解液制造、电堆装配是核心环节亦是核心壁垒；二是转换效率的提升，涉及到技术创新及成本问题；三是产能规模目前仍偏小，产能上量后，降本空间也将显现。

在2022年实现躺赚后，2023年电池上游企业业绩应声下滑，有着“锂王”之称的天齐锂业和赣锋锂业发布的业绩预告显示，2023年净利润同比下降近70%。但不可否认的是，尽管业绩下滑，电池上游企业赚钱能力仍然很强。据天齐锂业发布业绩预告显示，预计2023年实现归属于上市公司股东的净利润66.20亿元-89.50亿元，同比下降62.9%-72.56%；实现扣除非经常性损益后的净利润65.00亿元-88.20亿元，同比下降61.75%-71.81%。 对比天齐锂业历年发布的财报，2023年即使净利润是其预估的最低点，也是历年净利润第二高的年份，仅次于2022年。赣锋锂业的情况与此类似。赣锋锂业发布的2023年业绩预告显示，预计归属上市公司股东的净利润42亿元-62亿元，同比降79.52%-69.76%；扣除非经常性损益后的净利润23亿元-34亿元，同比降88.47%-82.96%。 其预估净利润的最低点，也是历年净利润相当高的年份，仅次于2022年和2021年。作为对比，电池中下游的企业宁德时代和比亚迪也先后发了业绩预报。宁德时代预计2023年归属上市股东的净利润为425亿~455亿元，同比增长38.31%~48.07%；比亚迪预计2023年实现归属于上市公司股东的净利润290亿-310亿元,较上年同期上升74.46%-86.49%。两家企业都取得了不错的业绩表现，但宁德时代这样的净利润是建立在其营收超3000亿元的基础上，比亚迪净利润则是建立在其营收超4000亿元的基础上。而天齐锂业在2022年业绩最高点的营收为404.49亿元，赣锋锂业2022年营收为418.23亿元，2023年即使营收增长也不会太大。2023年年初电池级碳酸锂现货价格为50万元/吨，2023年末价格跌至近10万元/吨，全年跌幅达八成。由此看来，电池上游企业只是躺赚的日子过去了，但仍然有利可图。天齐锂业在业绩预报中称，2023年锂化工产品销售价格下降，导致毛利下降；关联公司SQM 2023年度业绩预计将同比下降，导致投资收益同比下降；对SES公司投资收益同比减少；以及资产减值损失较上年增加等。从需求来看，天齐锂业对新能源行业的长期发展有信心，目前全球锂行业正在进入行业发展的上升期。尽管锂价存在周期性的价格波动风险，但下游终端特别是新能源汽车与船和储能产业未来的高成长预期、有关政策的倾斜是客观存在且可合理预期的。从中长期来看，行业上下游扩产周期、资本进入时期和投入情况等的错配是相对短期的，锂行业基本面将持续向好。赣锋锂业称，受锂行业周期性影响，终端需求增速放缓，锂盐产品价格大幅下降，锂矿原材料价格跌幅小于锂盐及下游产品价格跌幅，导致毛利率下降。此外，公司根据会计准则对相关资产计提了资产减值准备，故业绩同比大幅下降。目前赣锋锂业仍坚持在上游找优质的锂矿资源，同时也在加快发展固态电池。未来，会进一步加快对自有盐湖资源的开发。锂电原材料价格大幅降低，相关企业仍能赚取合理利润，中游的电池企业和下游的整车企业成本也都会明显降低，最终影响的就是新能源汽车的售价，利好消费者。

1月31日，百度旗下自动驾驶出行服务平台萝卜快跑获得由深圳宝安区颁发的首批智能网联汽车无人商业化试点，后续可在深圳市宝安区开展全无人自动驾驶商业化收费服务。此前，萝卜快跑全无人自动驾驶出行服务已在深圳坪山区落地。近年来，萝卜快跑一直在多个城市“稳步扩区”，目前其全无人出行服务已经覆盖北京、深圳、武汉、重庆等城市，让越来越多的人在出行时可以选择萝卜快跑。作为全球最大的自动驾驶出行服务商，截至2023年9月30日，百度萝卜快跑订单总量已超过410万单，其中2023年第三季度萝卜快跑提供了82.1万次乘车服务，同比增长73%。乘坐过萝卜快跑的用户对自动驾驶出行的信任度增加，“无人车，打萝卜”正成为更多用户的日常出行新选择。在智能网联汽车产业的发展探索方向上，深圳市一直是“排头兵”。为更好地推动智能网联汽车发展，深圳制定了《深圳市推进智能网联汽车高质量发展实施方案》《深圳市培育发展智能网联汽车产业集群行动计划（2022-2025年）》等系列政策措施，计划到2025年，深圳智能网联汽车产业营业收入达到2000亿元，形成10家以上营收超百亿元企业，以及20家以上营收超10亿元企业的战略梯队。而宝安作为深圳市新能源及智能网联汽车产业集群的重要承载区， 宝安区智能网联汽车产业规模大、基础雄厚，在智能座舱、汽车域控制器MCU等方面拥有扎实的技术研发与产业应用基础，还有海陆空铁丰富的自动驾驶应用场景，近年来也在陆续出台《宝安区关于支持智能网联汽车产业发展的若干措施》、《深圳市宝安区智能网联汽车商业化试点管理办法（试行）》等产业支持政策。萝卜快跑作为行业内的引领者，将持续提升自身功能与体验、不断加速全无人商业化进程，为更多消费者带来安全、舒适、高效、便捷的全无人自动驾驶出行服务。目前，百度Apollo L4级自动驾驶安全运营测试里程累计已超8000万公里，拥有自动驾驶专利族超5000件，其中高级别自动驾驶专利族数全球第一。如今，萝卜快跑正在全面推进全无人自动驾驶规模化应用，是首家在全国多个城市开展全无人自动驾驶商业运营以及测试的企业。

1月8日，法国《能源主权法案》草案正式公布，令人诧异的是，这项旨在定义法国气候行动目标和主要优先事项的草案删除了所有可再生能源承诺和发展目标。 然而，该法案对核能的规划却十分详细，包括了对法国电力公司EDF拥有的53座现有核反应堆以及计划于今年晚些时候在弗拉芒维尔投入运行的新反应堆的详细目标。 面对能源观察组织和环保组织的批评，法国官员矢口否认在可再生能源方面的承诺有所减退，表示：实现能源转型和设定目标是两回事。 在法案的最新版本中，只剩下价格调控、消费者保护和水电站制度这几个附带添加的部分。 这些次要议题现在掩盖了问题的关键：法国如何实现由目前60%的能源消耗来自石油、煤炭和天然气，转变为2030年仅占40%的气候行动目标？ 针对能源转型的实现路径，一位官员强调说：“《能源主权法案》提到了可再生能源并赋予了关键角色，即在已经奠定了能源领域所有的基础设施（包括核能）之后，再由可再生能源负责‘最后一公里’。 也就是说，法国不打算将风电、光伏等可再生能源当作实现能源转型的主力能源。这种计划的背后，是法国过于依赖核电的能源和电力生产结构。 IEA数据显示，2022年，作为欧盟最大的核电生产国，法国的核电发电量占到其总发电量的62%，其次是水电、天然气、风电。 特别是2020年欧洲能源危机以来，法国出于能源安全的考虑放弃核电削减计划，并通过了《加速核能发展法案》以促进核电复兴，这使得法国与德国、丹麦等欧盟反核国家分歧加深。 为了捍卫核电地位，法国取消了目前的可再生电力生产和消费的具体目标，也没有新的规定来体现欧洲的目标，以反抗欧盟可再生能源指令。 欧盟去年10月通过的可再生能源指令规定：欧盟将在2030年前将可再生能源在整体能源消耗中的比例从之前的32%大幅提高到42.5%，并额外增加2.5%的指示性补充，以实现45%的目标，各成员国需在18个月内将该指令纳入国家立法，根据欧盟计算，法国的可再生能源占比应达到44%。 可再生能源的提升势必压缩核能份额，在这一背景下，法国计划与核能联盟的十个成员国一起向欧盟施加压力，使其更关注低碳能源而不是可再生能源，从而为本国的核电争取发展空间。 去年12月底，欧洲委员会对法国国家综合能源气候计划（PNIEC）提出建议后，法国能源部门表示：“我们认为我们的战略和最终目标[在欧洲层面]应该是碳减排目标”。 法国PNIEC的最终版本要在6月前提交。目前，尽管法国持续坚持核电，欧洲委员会仍建议法国在可再生能源方面“显著提高雄心”。 宁弃欧洲不弃核 化石能源在法国本土属于稀缺资源，煤矿资源匮乏，石油天然气也需要进口，特别是上世纪70年代中东石油危机之后，法国为确保能源独立性和减少对进口能源依赖，将核电视为能源建设的核心。 从能源供给结构来看，历年来，核能、石油、天然气处于主体地位，生物质燃料和废物、水能、风光等可再生能源、煤炭处于辅助地位。IEA数据显示，2022年，核能在能源供给中占比36%，石油和天然气分别占比31%和16%。 法国的发电结构也以核能发电为主，以水能、风能和天然气发电为辅。目前法国在18座电站中运行着56台核电机组，总装机容量6137万千瓦。 2022年，法国核能发电量占比达到62%，是欧洲核能发电占比最高的国家；水能发电量次之，占比11%；天然气发电占比9%，排名第三。风能发电占比第四，为8%。化石能源在电力生产中占比不足10%；非水可再生能源的占比持续提升。 不难看出，核能在法国能源安全甚至国民经济中起到极为重要的作用，是法国工业的明珠。总统马克龙在其竞选时就曾提出，要保证尤其是能源方面的“法国独立”，在2050年前完成6座核电站的建设。 然而，在全球变暖影响日深，特别是日本福岛核电站泄露后，弃核运动在世界范围内蔓延。法国开始重新评估核电的安全性，并将削减核电装机、发展可再生能源提上日程。 2014年，法国提出到2025年将核电份额减少至50%。但后来又在2019年11月通过《气候和能源法》，将“核电份额削减至50%”的时间推迟至2035年。 直到欧洲能源危机的到来，能源价格飞涨，再加上法国核电机组老化间接推高了用电成本，法国意识到重振核电雄风才能保障能源安全、重新拿回能源话语权，其核电政策发生重大转变。 2022年2月，法国总统马克龙宣布重塑核电，新建6座压水反应堆，并启动另外8座核反应堆的可行性研究。马克龙还宣布，如果所有运营超过50年的核反应堆可以延长寿命，希望尽一切努力避免其关闭。 马克龙表示：“为了保证法国的能源独立，保证我们国家的电力供应并实现我们的目标——特别是在2050年实现碳中和——我们将在几十年来首次恢复我国的核反应堆建设并继续发展可再生能源。核能是我们能源和脱碳政策的核心。” 但是，有关核能在欧洲气候行动中所发挥作用，欧盟内部一直存在争议。对核能持怀疑态度的国家，包括德国和奥地利，称法国这样的举措会破坏光伏、风能和其他可再生能源的发展。 而一些拥护核能的国家，包括法国、芬兰和捷克等，认为欧盟应该更加重视核能作为低碳能源的贡献，对立双方就核电的的未来展开了激烈的争吵。 欧洲委员会表示，其维持“技术中立”的立场，不会干预，因为能源政策是国家的权力。 但拥核的国家表示，通过优先考虑可再生能源，欧盟正在忽视其他低碳选择。 出于振兴本国产业的考虑，去年以来，法国展开全面游说，希望将核能纳入多个正在协商的文本中以获得补贴和政策优惠。 欧盟委员会去年3月通过了关于欧盟电力市场设计改革的建议。但法国和德国却就新建核电是否可以签署差价合约对冲风险争执不下。最终在法国的压力下，欧盟同意将现有核电厂纳入改革方案。 例如，欧盟多国对于是否要将核能制氢纳入“低碳氢气”分类的争论不断。在有关“绿色”氢生产的欧盟立法的谈判中，柏林方面一直反对纳入核能。 这引发了拥核派与反核派一段时间的对峙，其中法国态度十分强硬，在最后一刻撤回了对欧盟可再生能源新规的支持，理由是未能认可核燃料的作用。 最终，欧盟对法国的要求达成妥协，同意将使用核电厂电力生成的“低碳”氢计入可再生氢的独立目标，该目标在特定条件下可以减少五分之一。 “核能是法国的重大利益的一部分。法国人宁可离开欧洲，也不愿背弃核能，”一位法国高级官员曾言。 可再生能源降速 1月24日，Observ'ER（法国可再生能源观测指数）发布2023年法国可再生能源报告，报告指出：在当前的速度下，法国将无法在2023年底前实现其可再生能源电力生产目标，更不用说2028年的目标了。 特别是对于陆上风电而言，法国在2020年设定的2023年底实现24.1GW装机容量的目标将无法兑现，截至2022年9月底，法国仅实现了20GW。 Observ'ER报告指出，“当前的增长速度与2019-2023年期间能源规划所要求的速度不符”，其中的原因包括行政程序的复杂性、空间限制以及项目可接受性的缺失。 法规和行政障碍的累积使得陆地风电站建设许可的平均获取时间（不受争议）延长到七年，是其他欧洲国家的两倍以上。 2022年，法国陆风并网2,012MW，这是自法国陆地风电开始发展以来的最佳表现。也是该行业历史上第三次新增风电并网容量突破1500MW门槛。 然而，Observ'ER对于2023年的陆风发展趋势则较为悲观。在前三个季度中，法国新增的陆地风电站容量为894MW，约比去年同期减少了10%。截至2023年9月底，法国陆地风电总装机容量仅为21,956MW。 值得注意的是，法国风电仍然在欧洲处于先对领先的位置，仅次于德国和西班牙。根据EurObserv'ER的数据，截至2022年底，德国的风电装机容量为66.2GW（其中近海8GW），西班牙为29GW（其中近海5GW），瑞典为14.6 GW。 能源生产方面，陆地风电在2022年产生了37,417GWH的电力（占法国电力消耗的8.3%），而在2021年为36,831GWH，那一年风力较弱。 以2023年底的目标（24.1GW）测算，陆风有超过1GW的缺口。尽管该行业在过去两年中略微提速，但总体上仍然不足以实现将陆风装机容量在2028年底提升至33.2至34.7GW的目标，而海上风电领域的发展也严重滞后于其规划。 与风电发展的疲软不同，法国光伏发展迅速，在2021年和2022年分别实现了3.1GW和2.6GW的显著增长。 2023年的表现更为出色，截至9月底，整个法国领土的光伏装机容量达到18,988MW，自年初以来新增了2303MW的装机容量。 总体来看，截至2022年底，法国风电和光伏发电占电力结构的比重为13%，远低于核电的63%。另外，水电和天然气发电分别占11%和10%。 该国在电力消耗中可再生能源的份额仅为28%，虽然超过了2020年底的27%的目标，但按照这个速度无法实现2030年底40%的目标。 另外，法国是27个欧盟成员国中唯一未能实现2020年可再生能源目标的国家，当时可再生能源占其能源消耗的比例为19.1%，低于23%的目标。法国政府将不得不支付数亿欧元从其他国家购买可再生能源额度。 为实现2050年的碳中和目标，欧盟国家已经就到2030年欧盟范围内的可再生能源在总最终能源消耗中占比42.5%达成一致，每个欧盟国家都被分配了国家贡献目标。 然而，国家目标在欧盟成员国中并非法律约束，甚至被法国等亲核国家拒绝，他们认为不断提高的可再生能源目标会削弱其低碳核电基础。 去年12月，11个欧盟成员国要求欧洲委员会重新制定关于可再生能源分担负担的法规，并“充分承认所有非化石能源”对欧盟经济脱碳的贡献，包括核能。 与此同时，法国现在仍然拒绝向欧洲委员会提供其2030年最终能源消耗中可再生能源占比的具体目标。 这对于那些在欧洲各地投资建设太阳能电池板或风力涡轮机的项目发起者是一个灾难性的信号。 相关人士指出：可以想象在六月的欧洲选举之后，法国会就其可再生能源国家贡献进行重新谈判，并展示以核能为主的脱碳电力组合，对法国来说，达成2050年净零排放目标成本最为低廉的办法就是大力发展核电。

岁末年初的这段时间里，宁德时代一直站在热搜的最前沿。 1月5日，中国神华市值攀升至6646亿元，宁德时代市值回落至6638亿元。一时之间，“旧能源击败新能源”的神话故事被人们广为传颂，而宁德时代就是这个故事里的背景板。 而浪潮中的曾毓群也十分忙碌。宁德时代宣布已先后与赛力斯、猛士、江淮等车企品牌签订战略合作协议，以加强在动力电池及相关技术方面的合作。 与此前宁德时代给人的“高傲”感不同，最近的曾毓群显得更加谦和、低调。在2023年接任宁德时代总经理之后，与车企的每一个签约现场，曾毓群都亲自见证，对待客户可谓是放下了身段。 作为全球最大动力电池生产商，宁德时代在新能源领域有着举足轻重的地位。巅峰时期的宁德时代市值一度超过万亿，风光无限。 甚至从2018年开始，宁德时代通过成立合资公司、签订战略合作等方式，与多家车企巨头深度绑定。此前有媒体报道，在车企与宁德时代签订的协议中， 车企需要对未来5年乃至10年的电池需求做出预期，并向宁德时代提前支付保证金，用于“产线建设、人力扩招、物料储备等”。而车企只有按照预期完成每年的采购量（额度），宁德时代才会逐年、分批返还这笔保证金。 但当时间的指针走到2023年的节点上，无论是市场宏观环境还是宁德时代自身，都在发生着剧烈的动荡。虽然宁德时代依然坐在“王座”之上，但其地位受到的挑战越来越大。 “赌性”强大的曾毓群也感受到了山雨欲来风满楼。一场属于宁德时代的反击战或许即将打响。 巨头翻车 宁德时代于2011年正式创立，前身是ATL（中国新能源科技有限公司）内部的动力电池研发部。2012年，宁德时代拿下了宝马首款高端纯电动车“之诺1E”的动力电池系统大单，并成为宝马集团在大中华区唯一一家电池供应商，一时之间名声大噪。 自创立之初至成为全球最大电池制造商，宁德时代仅仅用了六年时间便一举夺魁。2018年，宁德时代A股上市，并于同年创下国内市占率41%、全球市场占比23.4%的成果，装机共计23.4GW。 但这仅仅是“宁王”神话的开始。 从2019年底开始，宁德时代仿佛开了挂。短短两年时间内，宁德时代市值飙升，从不到50元/股增至2021年底的历史最高382.68元/股，最高市值一度达到1.6万亿元。 然而，时间到了2023年，这家巨头却遭遇了股价的显著下滑。 盘点A股市场2023年度市值蒸发前十企业，截至2023年12月25日，宁德时代的市值蒸发仅次于中国中免，位列榜单第二。宁德时代市值年跌幅27.44%，市值蒸发2621亿。这对于大部分企业来讲，无疑是一个天文数字。 其中，2023年2月1日，宁德时代市值11645.91亿，为全年最高。12月18日，跌至年内最低点，市值仅剩6465.27亿。按照年内最高市值和最低市值来看，跌幅高达44.5%，市值蒸发5180.64亿。

近日，国家能源局发布2024年第1号公告，正式发布了新型储能试点示范项目名单，唯一一个液态空气储能项目“青海省格尔木市60MW/600MWh液态空气储能示范项目”入选其中。 该液态空气储能项目位于海西州格尔木市东出口光伏园区，总规模60MW/600MWh，配建光伏250MW、110千伏升压站1座，于2023年7月1日开工建设，计划2024年内整体并网发电。项目建成投产后，将成为液态空气储能领域发电功率世界第一、储能规模世界最大的示范项目。 随着青海海西60MW/600MWh液态空气储能项目的开工，也加速了液态空气储能商业化进程。 近年来，大规模储能技术因其在改善可再生能源系统和电网负荷转移方面的重要作用而受到越来越多的关注。抽水蓄能和压缩空气储能被视为主要的大规模储能技术，但两者都受限于地理条件，液态空气储能作为一项高潜力的新型储能技术正在快速兴起。 什么是液态空气储能？ 液态空气储能(LAES)由压缩空气储能能(CAES)技术衍生而来，两者都是以空气为主要储能材料。液态空气储能利用空气“压缩-膨胀”过程，完成“电能-热能”与“压力能-电能”的转换。与压缩空气储能不同，液态空气储能压缩后的气体不进入储气室，而是进入液化单元，使气态空气变成液态空气进行储存。 液态压缩空气储能技术原理图 液态空气储能的储能密度是压缩空气储能的10-40倍，可以在较小的容器中储存更多的能量。传统压缩空气储能建设需要具备洞穴、盐矿等大容量储存空间，液态空气储能摆脱了地理条件的限制条件，也无需使用大量高压容器，选址更灵活。 液态空气储能技术具有大容量、能量密度大、长寿命、低成本、不受地理条件限制等优势。此外，系统在运行过程中产生了大量的冷能和热能，可以实现多能源互补和多能源协同供给。适配可再生能源消纳、电网调峰、备用黑启动、分布式电力微网、综合能源服务等多领域应用场景。 液态空气储能除了作为大规模中长时储能应用在电源侧、电网侧，还可用于冷热电三联供。在钢铁厂、化工厂等工商业场景，液态空气储能也是较为理想的高效能源利用解决方案。大规模液态空气储能系统效率在60%左右，若是冷热电三联供，其效率可以达到75%-85%。 液态空气储能关键设备，如压缩机、低温膨胀机、液体泵、膨胀发电机等国产设备已较为成熟，产业链成熟。首台（套）项目成本预计较高，规模化推广应用后价格还会下行，此外系统集成、不同应用场景等因素也存在一定的降本空间。整体来看，液态空气储能度电成本和压缩空气、抽水蓄能处于同一价格区间。随着储能系统容量增大，造价将趋于下降，8小时储能系统功率达到100MW时，单位造价相比10MW预测可下降46%。 新型电力系统对储能功率、时长、响应时间等呈现多样化的需求，各种储能技术路线兼收并蓄是大势所趋。 从技术路线定位来看，液态空气储能与抽水蓄能、压缩空气储能、液流电池等定位中长时储能，存储时间在几小时到几个月，具有中高功率、中高容量和中等响应速度等特点，典型运行场景是每天一充一放。​ 新型储能中长期发展方向，仍是多元技术与电力系统协同运行，充分发挥储电、储热、储气、储冷、储氢优势，实现多种类储能技术的有机结合和优化运行，重点解决中远期新能源出力与电力负荷季节性不匹配导致的跨季平衡调节问题。随着电力系统对中长时储能的需求增加，液态空气储能凭借其大规模、长寿命、低成本、选址灵活等优势，讲迎来较广阔的应用前景。