新能源汽车正在加速席卷全球。2023年世界汽车销量8918万台，其中新能源汽车销量1428万台，新能源车渗透率达到了22%。而在中国，最新的新能源渗透率已经超过了50%，买燃油车成了少数派。 都说新能源汽车环保，到底有多环保？ 零排放是最直观的优势，如果考虑到整车制造、使用和报废回收的全生命周期三大阶段，几乎所有研究都认为：燃油车的生命周期碳排放，大约是纯电汽车的1.5倍。 更关键的是，随着清洁电力的比例提高、氢能的快速普及，新能源汽车的环保优势还将继续扩大。 开得越远，新能源汽车减碳越多 汽车，一向是碳排放大户。据统计，汽车占中国交通领域碳排放 80% 以上，占全社会碳排放 7.5% 左右。 根据中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》，预计我国汽车产业碳排放将于2028 年左右达到峰值。到2035 年，碳排放总量较峰值将下降 20% 以上。 从使用环节来看，新能源汽车无疑具有减碳优势。 国网山东省电力公司有研究计算，一辆电动汽车行驶百公里减少的碳排放为9.78 kg。 怎么算出来的？燃油车百公里产生的二氧化碳为 19.75 kg，以华北电网碳排放因子为基准，纯电汽车百公里产生的二氧化碳量为 9.97 kg，二者相差9.78 kg。 《科学》上有文章指出，以600万辆常用电动车、月度行程1 000 km的规模估算，每年纯电汽车使用环节减少的碳排放可达到704.16万吨——相当于近100万人的碳排放总量。 在新能源汽车中，纯电汽车的减碳效果更好。华北电力大学有研究显示，相比于燃油车，纯电汽车和插电式混动汽车二氧化碳排放量分别减少了21.38%、5.40%。 也就是说，开得越远，新能源汽车减碳越多。《中国汽车低碳行动计划研究报告（2021）》数据显示，中国乘用车全产业链74%的碳排放来自汽车的使用环节。 具体来说，不同燃料类型乘用车的碳排放呈现较大差异，柴油车＞汽油车＞插电式混合动力车＞常规混合动力车＞纯电动汽车。 从全生命周期来看，纯电汽车更环保 碳排放并不只在汽车行驶过程中产生，从原材料的获取、制造装配、运行使用、关键部件二次利用直至报废回收，碳足迹在每个环节都在产生。 其中主要包括：整车制造、使用和报废回收三大阶段。几乎所有研究都认为：在全生命周期内，纯电汽车碳排放明显低于燃油车。 低多少？在巴西，有研究表明，纯电汽车的生命周期碳排放为每公里151g，而燃油车为291g，几乎是前者的2倍。美国的一份研究表明，燃油车的生命周期碳排放为每公里260g，是纯电汽车的180g的近1.5倍。 拆分到每个具体环节，纯电汽车碳排放优势不等。 比如在整车制造环节，《汽车工程学报》指出，纯电汽车的碳排放一般比燃油车高。主要原因是电池，锂电池制造过程中相比于内燃机有较高的碳排放。 但如果将使用环节和最终报废回收环节考虑在内的全生命周期评价里，纯电汽车的碳排放明显低于燃油车。 “要从汽车全生命周期的角度，去测算排放了多少碳。”博世中国区可持续发展新业务战略总监徐迹博士告诉我们，如果是燃油车，一直在消耗燃油，排放量肯定会越来越高；如果是清洁能源车，即使当下不是100%都用绿电，但随之绿电持续替换，在它的生命周期里，消费的碳也会越来越少。 随着中国清洁电力占比的逐步提升，未来电动汽车的碳排放只会进一步走低，环保优势也就更大。 最后是下游的报废回收环节。这一环节的碳排放约占全生命周期总碳排放的4.5%。 合理使用退役电池，完全可以做到更低碳、更环保。有研究显示，与不回收情况相比，完全回收情况下，纯电汽车生产阶段碳排放下降高达34%。 当前中国的电池回收正在起步。中国电池工业协会统计数据显示，截至2023年10月末，国内已有162家汽车生产企业和77家动力电池梯次利用企业，共设立动力电池回收服务网点10507个。 未来，徐迹认为，电池回收不是企业一己之力可以实现的，因为一个企业如果要实现全链条的所有产品的回收，需要太大的投入，电池回收需要政府、行业等大的社会环境一起协同。 如果提高清洁电力比例，还能更环保 关于纯电汽车的一个常见质疑是：尽管排放小了，但从电能来源来看，中国以火力发电为主，中国的煤炭占电力能源总量的81%，尽管发动机不烧燃油，用电本身，也许就会让纯电汽车造成更多的煤炭消耗。 其实这纯属误解，在当前的电力结构下，从减少能耗的角度来看，纯电汽车也远远强于燃油车。 上海大学有研究表明，在中国的电力结构下，燃油车的全生命周期能源消耗量是最大的，而纯电汽车比燃油车的能耗降低了42%，插电式混合动力车也有类似的环保效果。 如果清洁电力越来越多，纯电汽车的能耗无疑也能越来越低，拉大与燃油车能耗的差距。 中国电力已经有三成以上是清洁电力。2023年数据显示，火电全年发电量62318亿千瓦时，占中国当年发电总量的69.95%。最关键的是，清洁电力的新增装机规模持续高速发展，已经超越火电，也就是说越来越多的电是清洁电力。 按照顶层规划，到2030年碳达峰，中国非化石能源消费比重达到25%左右；2060年实现碳中和时，中国非化石能源消费占比需从目前不足16%提升至80%以上，非化石能源发电量需从目前的34%提升至90%左右。 今年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》。其中提到，要加大非化石能源开发力度，加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地；合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用；有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能，统筹推进氢能发展。 世界范围内，火电、天然气、水电，分别是发电的三大来源，清洁能源比例也会继续上升。 国际能源署（IEA）2023 年发布的《2050 净零排放路线图》所描述的 2050 年全球发电结构为：光伏（41%）、风电（31%）、水电（11%）、核电（8%）、生物质能（4%）、氢能（2%），其他（5%）。 向终极能源氢能进发 电动汽车赛道已经人满为患，再加上电力结构的限制，让一些国家决定另辟蹊径，向氢能进发。 氢能源在燃烧过程中的热值是天然气的2.5倍，是汽油的3.2倍，同时其燃烧后的产物除了水之外并无它物，碳排放为0，具有绝对的清洁、环保、高热值等特点，被称为“21世纪的终极能源”。 “电动汽车不是实现碳中和的唯一途径。”丰田汽车掌门人丰田章男认为，日本汽车工业的优势在于对电动、氢能和混合动力等多样性技术的发展。 据报道，日本至今掌握的相关专利技术超过5000个，包括燃料电池堆专利、高压储氢罐专利、燃料电池系统控制专利以及加氢站技术专利等，位列全球第一。世界70%的氢燃料汽车技术专利都掌握在日本公司手里，光丰田车企的专利就已经达6000多项，占到了全球相关专利的一半。徐迹对我们说，氢能完全不产生碳排，这当然是最优的解决方案，但也需要持续探索。其一是需要很多技术攻坚，在实际生产过程中有很多东西需要配套跟上；其二是经济性，需要很多基础设施的积累，商业化还需要一定的时间。 例如氢能运输。氢能的高度易燃与腐蚀金属等特性，使其在生产、储存和运输过程中需要特殊安全措施，但氢能储运技术尚不成熟。氢能的能量密度低，这意味着它比化石燃料占用更多的空间，使其在储存和运输方面面临挑战。近年，中国越来越重视氢能产业。近日，挪威睿咨得能源公司发布报告称，中国已成为全球最大的产氢国和氢气消费国，预计到2024年底，中国将安装约2.5千兆瓦的制氢用电解槽，进一步巩固其在全球氢能市场的领导地位。据统计，全球累计已经建成加氢站达到1152座，其中中国累计建成加氢站428座，居世界第一，中国已有30个省市有加氢站。中国工信部指导、中国汽车工程学会修订编制的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》相关规划显示，到2025年，中国加氢站的建设目标为至少1000座；到2035年，加氢站的建设目标为至少5000座。2023年，中国氢燃料电池汽车产销量分别达到5600和5800辆，同比增长55.3%和72.0%。中国石化销售公司新能源管理部副经理周金广说，中国氢能汽车目前大概有2.1万辆，同时，氢燃料电池汽车的成本也在快速下降，为氢能交通的发展奠定了非常好的基础。总而言之，不论从广义的全生命周期还是狭义的排放角度看，新能源汽车的碳排放都是低于燃油车的。随着 可再生能源发电的比例提高、氢能的快速普及，新能源汽车的环保优势还将继续扩大。

今年，仍是可再生能源行业发展的艰难一年。 据路透社的报道，今年以来欧洲多国批发电力市场出现了史无前例的负电价现象。其中，在德国的电力现货市场，今年4月出现了50个小时的负电价时段，5月负电价时段增长到了78小时。而在瑞典，今年1月至5月总共出现了668小时的负电价时段，较2023年同比增长超200%。 负电价现象频发，再加上原材料成本的上涨以及供应链出现的种种问题，可再生能源行业正面临着严峻挑战。 纷纷“退烧” 可再生能源行业困境之下，碳中和“发烧友”们正在纷纷“退烧”。 根据英国《金融时报》报道，近日，欧洲最大可再生能源生产商Statkraft正计划进行产业调整，缩减在风能以及太阳能发电厂方面的计划。 据了解，Statkraft准备把之前2026年开始每年安装2.5-3GW的陆上风电、太阳能发电项目，削减为每年安装2-2.5GW，并从2030年起每年安装4GW。在海上风电方面，Statkraft已经将目标从原来的10GW下调至6-8GW。 除风电和太阳能之外，氢能同样面临发展困境。据悉，Statkraft已将2030年实现2GW的氢能目标下调至1-2GW，并将目标期限推迟至2035年。 与此同时，由于“市场的发展和结构化比一年前预想的要慢”，法国的Engie公司也已将其开发4GW氢能项目的目标从2030年推迟到2035年。 据媒体报道，近日能源巨头英国石油（BP）也暂停了新的海上风电项目。 多位消息人士表示，这些举措是新CEO奥金克洛斯（MurrayAuchincloss）决定的一部分，公司计划放缓对大规模低碳项目（尤其是海上风电项目）的投资，内部预计这些项目在几年内都不会产生现金。 据消息人士称，BP已经将数十名负责探索可再生能源机会的人员分配给了现有的项目。BP可再生能源和天然气部门负责人Anja-IsabelDotzenrath也在今年四月辞职，两名消息人士称，接任的WilliamLin预计将更加关注天然气业务。 由于市场竞争加剧，多年投资布局收益甚微，壳牌也对其风电业务做出了调整。 自2017年加入海上风电市场以来，壳牌每年在该领域持续亏损。在此背景之下，壳牌的现任首席执行官WaelSawan强调投资回报和利润的重要性，并在去年推出了旨在减少30亿美元支出的成本节约计划。 近日，壳牌宣布计划在其离岸风电业务部门进行裁员。据悉，裁员计划是壳牌调整其可再生能源战略的一部分，旨在优化运营效率并减少开支。 今年3月，壳牌放弃了2035年的温室气体减排目标，WaelSawan将此归咎于“能源转型的形式和不同国家的发展速度”的不确定性。同时，壳牌还退出了韩国的海上风电项目，并出售了其在美国的部分可再生能源项目股权。 “退烧”现象并不仅仅出现在可再生能源领域。 今年4月，联合利华宣布将取消减少塑料污染和保护生物多样性的旗舰目标。新上任的首席执行官海因-舒马赫（HeinSchumacher）表示，在某些情况下，集团“根本没有做好准备”。5月21日，联合利华正式更新其碳行动过渡计划（CTAP），以反映向短期措施的转变，而不是设定不切实际的长期目标。 未来堪忧 在最近一次面向投资者的演讲中，BP前首席执行官约翰·布朗勋爵敦促他们考虑伊索寓言中骑士在和平时期停止喂马，结果在战争来临时发现马已瘸了的故事。 寓言中的士兵代表那些在气候行动上退缩的公司，这些公司在气候危机日益严重的情况下，为所有相关方带来了更大的长期风险。 他表示：“这个故事提醒我们，如果我们希望某样东西能更长久地为我们服务，就需要不断地照顾它。现实是，我们在平衡公司行为与社会和地球的利益方面做得很差。然而，迫切需要这样做的必要性并未减少。” General Atlantic Beyond NetZero基金主席布朗也表示：今年，各行各业的企业领导人都承认，他们无法实现几年前制定的温室气体排放目标。 过去一年里，由于经济低迷、越来越多的大型企业未能实现减排目标，甚至直接选择放弃。 今年3月，包括微软、联合利华和巴西肉类加工企业JBS在内的数百家公司被全球企业气候目标标准制定者“科学目标倡议”（Science-BasedTargetsInitiative）从验证程序中除名。监督机构发现，这些公司未能像几年前承诺的那样，制定出具备足够意义的目标。 荷兰资产管理公司Robeco的可持续投资研究主管瑞秋·惠特克（RachelWhittaker）表示，许多公司在设定目标时并没有意识到要实现这些目标需要付出多少努力。 不仅是企业，许多政府也同样难以实现气候目标。 据路透社消息，今年4月苏格兰取消了到2030年将气候破坏性温室气体排放量减少75%的目标，并将责任归咎于英国中央政府，但表示仍打算实现2045年净零排放目标。 6月3日，德国政府的气候顾问们表示，德国很可能无法实现2030年的温室气体排放目标。这与今年3月德国气候保护部长罗伯特·哈贝克（RobertHabeck）“德国在2023年排放量下降10%之后，首次有望实现气候目标”的预测大相径庭。 在某些行业，技术受限被认为是阻碍可持续发展的重要因素。 罗氏公司首席可持续发展官BarendvanBergen表示，以清洁方式为建筑物供暖和为生产流程供电对这家瑞士医疗保健集团来说仍然是一项“挑战”。该公司的工程师和供应商正在探索生物质、沼气和其他燃料的潜力。 清洁能源的供应是另一个问题。国际能源署今年警告称，政策的不确定性、电网基础设施的投资缺口以及获得许可方面的障碍，正在破坏全球可再生能源能力的推广。 美国金佰利公司（Kimberly-Clark）表示，“长期的电网延误”正在减缓其向清洁能源的转型。这可能使其到2030年仅靠可再生能源为英国生产设施供电的目标更加难以实现。 该公司被告知，直到2037年才有可能为其位于英格兰西北部Barrow-in-Furness的工厂计划中的太阳能项目并网发电。

伟大的胜利，终究需要对手来认定。比如电动车关税壁垒，某种意义上，正是对中国新能源汽车工业另类“嘉奖”。翻开历史书，产业权力的更迭从无侥幸，唯有持续的被围剿与反围剿，直至新秩序落定。这一轮中国汽车工业的崛起，已不仅仅是一重恢宏叙事，在消费侧我们得以看到：比亚迪2024年3月首次跻身全球车企销量榜的TOP6。这意味着，仅仅过去不到两年的时间，国产车企便从十名开外跻身全球一线车企。不止比亚迪，吉利、长安、埃安、理想等一众中国新能源新旧势力，均杀入了TOP20榜单。显然，这是属于中国汽车工业一次从未有过的历史性机遇。它将有多大几率，利用好这个窗口期，将机遇握在手中？以史为鉴，纵贯汽车产业发展的百年历史，除了要直面贸易保护主义外，大多数曾经辉煌的企业在冲击全球TOP5时都曾折戟沉沙：从菲亚特、雪铁龙到克莱斯勒，最终都未能撼动丰田、大众、现代的行业地位，只能依靠联合（斯特兰蒂斯）才勉强挤进TOP5榜单。作为即将冲击工业皇冠的中国新能源汽车品牌，需要了解的是，那些曾经成功挑战王座的汽车品牌，究竟延循着什么样的规律和条件。 01汽车“头牌”变迁历史 1）通用超越福特广义的通用汽车最早的起源，可以追溯到1886年由威廉杜兰特和约西亚多特成立的弗林特路车公司。单论历史，甚至要早于1903年成立的福特汽车。但早期的福林特路车公司，主要致力于在投资市场押注汽车行业，从1904年收购别克汽车算起，六年间共计收购了25家汽车公司。狭义的通用汽车，则始于杜兰特二次掌印：1916年通过不断换股收购通用，原本深陷财务困局的杜兰特，重新回到通用汽车的主座之上。而在这动荡的二十年间，福特凭借着对汽车工业和制造业深刻的理解，依靠T型车一举成为世界汽车首位横跨大陆的超级霸主。但也正是因为出身不同，通用在与福特竞争时展现了独特的能力——基于工业制造业成本逻辑之上的商业设计能力：很多我们现在通行的汽车商业准则，其实都是百年前杜兰特和斯隆（接替杜兰特的通用第二任CEO）所设计的。比如耳熟能详的“价格带大单品策略”——斯隆认为对于汽车产品定价而言主要应该延循两个方面的准则，首先不同档次的产品之间应该保证足够大的价格差，从而使产品线中的车型能够保持较高的数量，维持规模效应；另一方面，价格差又不应太大，否则会在产品线中留下价格空白，被竞争对手钻空子。得益于早年间不断收购扩张的汽车品牌矩阵，通用汽 车成为了最早构建全价格带大单品覆盖的车企。 再比如，先如今通行的经销体系和汽车金融，也都是通用最早设计贯彻的。通用还是最早将经销商纳入价值链体系，取缔分销商的车企。20世纪20年代中期以前，制造商只考虑生产，然后强迫经销商进货并付款，完全不考虑经销商销售的能力。通用在明确双方权责的前提下帮助经销商完成市场渗透、库存管理，并聘请审计来协助接管销售环节，既保障了销售体系的完善，又有助于自身了解市场最前沿的消费行为。正因如此，敏锐地感知到信用消费的优劣后，通用汽车承兑公司成立，为零售和批发业务提供金融服务，降低了消费者购车门槛，成为现如今汽车行业的标配金融服务。当然在商业模式创新的同时，通用在基础应用，设计等研发环节也在持续精进投入。通用的四级研发体系中，将基础科学的重要性抬升到了商业社会中前所未有的高度，无论是热力学、空气学、材料学甚至看似与汽车行业不太相关的基础化学，通用都投入了大量的人力和财力。从乙基汽油和高压缩比发动机引领动力系统革命，再到同步啮合变速器和自动变速器引领传动系统革命，乃至前轮独立悬架引领底盘技术革命，奠定了通用汽车的技术地位。基础科学的突破为通用日后的产品设计提供了牢靠的基础，比如高硬度材料和底盘技术的积累，加之资 本运作下收购费雪车身公司的专利，封闭式车身一经问世，就成为远超T型车的“新”时代产物。曾经的王者福特，在抛弃T型车推出A型车之后，就再也没能在市场份额层面反超通用。2）丰田超越通用丰田超越通用的故事基本上已经到了家喻户晓的地步。主流的观点在于石油危机大背景下，丰田卡罗拉作为紧凑型家用轿车的先锋产品，低排量和省油的特性逐渐被主流消费市场所接纳和认可，最终成为日本汽车进入全球的敲门砖。日本汽车联盟的建立，让小范围定制化车型通向了多元化的大市场，从陆巡到皇冠，从北美欧洲到拉丁美洲，日本汽车联盟的几乎所有产品在彼时都实现了规模最优的成本优势。丰田所倡行的TPS和精益生产的原则，为丰田系统性制造成本竞争优势，而美国政府的产业政策也给予丰田“神助攻”，1965年美国直接参加越战，约翰逊取消了肯尼迪时代的工人工资和工业原材料价格管制，无论从原材料，还是制造成本，通用相较于丰田都丧失了优势。 最终美国社会的高通胀和石油危机对通用造成了毁灭性的打击，两次石油危机后，通用汽车陷入了财务成本和净收益不可逆的下行区间。 汽车历史的发展有点像滚动的车轮，通用依靠商业模式和长板打到制造能力出众的福特，最后又败于以制造环节见长的丰台手下。3）从“大众”走向王国与福特到通用再到丰田叙事不同的是，严格意义上讲大众没有能够实现过类似丰田，通用长时间登顶全球汽车销量的桂冠。但在中国的电动车崛起之前，全球汽车产业的第三极毫无疑问，就是德国大众，因为无论时代城头的旗帜如何变化，它始终没有跌出过第一梯队。大众的成长史，其全球化起步与丰田有五分雷同又有五分不同，相同的是大众汽车全球化起步同样依靠着北美市场紧凑型车辆放量带来的机遇，甲壳虫单一一款车型，不仅让美国进口大众车的份额从20%飙升至32%，甚至依靠独特新颖的外形设计，引领文化潮流。 不同的是，相较于日本企业向内管理来削减成本，大众更倾向于国际化视角下通过分散生产来降低成本。早在上世纪五十年代，大众就先后在巴西、澳大利亚和南非建厂分摊组装和经销成本，即便在国内市场，诞生于沃尔夫斯堡的大众，也讲不同产线不同产业环节分散至南北德各个地区，哪里成本低就趋向哪里。分散生产不仅成本更低，也更容易得到不同市场的消费政策青睐。在巴西、南非等彼时汽车消费的新兴市场，大众都成为进口购车的首选品牌，不到20年间，大众出口车占比就跃升至80%以上。 这一思路也延续到之后的中西欧和东亚市场，在西欧收购西亚特，在中欧收购斯柯达在中国成立两家合资企业。成功敲开了西班牙，中东欧和中国汽车市场的大门，吃到了这三个地区人均收入增长和汽车产业增长的红利。另外在制造端，大众是现代汽车平台化生产的奠基者。最早在1962年就实行平台化生产的是通用，但通用汽车在平台的拓展思路是粗放式的，平台的兼容性较差。通用汽车的车型众多，没有能够对已有平台实现很好的利用，推出一款新车型时，经常会使用一个新的平台。大众汽车的思路，则是在平台数量上做减法，在平台兼容性上做加法。奥迪早期的MLB，MEQ平台在车辆除轴距模组外，实现了部分零部件的平台性通用策略，比如80年代末，奥迪80（B级）和奥迪100（C级）开始了部分零部件共用，单车生产成本分别节省了500马克和1500马克。制造端改革创新，销售端重视新兴市场，让大众从“德国人民的汽车”一跃成为“全品类全市场汽车王国”。 02主导王座易位的“三原色” 汽车产业品牌变迁的缘由，即简单又复杂。简单的一面是，每次王座的易位伴随的无外乎三个层面的变迁：宏观背景政策，商业模式革新亦或是技术设计迭代，从福特到特斯拉，莫不如是。复杂的一面是，每次易位绝对不是单一的因素驱动，往往都是宏观政策背景，商业模式和技术设计两两共同作用，亦或是三重因素叠加。我们来梳理下前文中提到的通用、丰田、大众潮起潮落的具体驱动因素： 1、宏观背景叠加技术创新通用在二战后经历了增速最快的黄金时期，彼时北美消费市场的主旨逻辑就是工业经济快速扩张，人均购买力增长，人口经历了出生浪潮。通用针对宏观消费趋势的转变，针对家用概念研发传动系统由手动变自动的升级，降低了驾驶门槛，高压发动机的改进带动了运动和户外车辆的普及，空气悬架极大地改善了驾驶的平稳性。基于此推出的汽车产品，旅行车雪佛兰Suburban、双门轿车别克RIVIERA很好地满足了家用多场景和多人口的时代特征。20实际70年代，针对能源危机和通胀压力，丰田占领北美市场的明星车型卡罗拉，同样具有引领时代的技术创新——K型发动机，0.8L及1.1L小排量动力系统满足了最基础的通勤需求，更耐用的机油和滤清器也降低了消费者后续保养支出的成本。 2、宏观背景叠加商业创意最好的案例，就是汽车消费从高端市场走向普罗大众的周期内，针对宏观收支水平下，工人阶级难以短时间内满足却真实存在的需求，通用率先推出的汽车金融服务。信用消费进入汽车行业，至少让通用新型车的普及减少了10年的周期。大众更是因循传统的金融服务模式，实现了银行、租赁到保险业务的全产业链整合。世纪之交新兴市场消费决策更多元（面临与美系车，日系车相竞争）的宏观背景下，大众金融创新业务不仅仅降低了购车门槛，也通过保险和租赁业务稳固了二手市场和售后市场，巩固客户对集团品牌的忠诚度。 3、技术革新叠加产品设计还是回到上世纪初通用的崛起，依赖于长期对基础科学的研究投入，通用在材料学和结构学实现了突破。当钢铁工业能够生产8in钢板后，通用汽车决定设计单片车顶，“炮塔顶”彻底颠覆汽车外观设计，提高了汽车的安全性。并为日后近三十年原型车设计提供了样本。 迪科漆的发明也为汽车工业美学设计开辟了新的天地，早期的油漆容易受到天气和气温影响而剥落，迪科漆的发明不仅使得油漆颜色的选择增加，而且汽车即使在各种环境下依然保持靓丽的颜色。技术应用的落地，让汽车消费品属性越来越强，在主导消费者购买行为的因素中，汽车外观超越了舒适性和经济性排在了第一位。综上所述，宏观政策背景，商业模式和技术设计就好比三原色一样，一生二、二生三、三生万物。而这正是构建王朝更迭内核。理解了汽车产业变化的内核仍不足够，因为万物兴衰皆存自然规律，四季更迭也存在周期。在内核的基础上，宏观背景的发酵，商业模式的落地，乃至新技术、新设计、新产品从无人问津到家喻户晓，都遵循这消费文化的建立的基本准则：周期性。

新型配售电主体面临的困难和现状，加快产业发展，推进电力市场建设，深化体制机制改革是实现配电网高质量发展的基础。 当前新型配售电主体在发展中面临的困难和现状，主要表现在基本合法权益（经营权、发展权、收益权）的维护、加强自身能力建设、拥抱行业演变五个方面。 一、经营权：新型配售电主体的市场主体地位虽有国家政策文件明确，但在实际运营中，主动跨区经营和被动跨区经营现象客观存在。存量资产及客户处置移交久拖不绝，影响和侵害了新型市场主体的合法经营权。配电网运营引入特许经营模式需要综合考虑公用事业服务激励监管及基础设施投入市场主体的合理收益保障间的平衡。 二、发展权：发展以消纳新能源为主的微电网、源网荷储一体化项目、增量配网，应重点关注网间互联、网间互济、网间交易结算，统筹大电网和绿色有源配电网融合发展。实现大电网和配电网各类新型业态各电压等级广泛互联、双向互济、打通网间交易结算。 三、收益权：地方电网和增量配网同属公共电网，国家部委文件明确了其与大电网一同采用“准许成本+合理收益”的定价原则，在省级输配电价监审中应将监审区域内公用电网投资一并纳入成本监审，分别实现成本回收。同时，借鉴过往新能源产业发展的经验，对于新型市场主体从鼓励培育的角度出发，应该制订阶段性、激励性、差异化的价格扶持机制，释放价格信号引导市场主体广泛参与、使其快速发展形成规模效应并实现良性运营。 四、能力建设：电网行业是人才、技术、资金、经验高度集中的行业。新型市场主体虚心向大电网学习的同时，应发挥自身体制机制灵活的优势，守正创新。在安全运营、优质服务方面坚守底线思维，不发生安全生产责任事故、不发生行业作风不良事件，在合同能源管理、能源资产托管、虚拟电厂、数字能源等创新业务方面积极探索。同时，发挥好行业组织的桥梁纽带作用，杜绝或减少无意义的简单重复投资、加强行业互济。例如，目前，很多企业在数字化建设方面都在投资建设各自的调度系统、营销系统、财务系统，我乐见有丰富行业实践经验和建设开发能力的企业，提供适用于新型配售电主体运营的各类数字化系统。今天成立的源网荷储数智化发展产业联盟，希望在此方面可以发挥积极作用，归纳业务需求、统一行业标准、定制通用系统、满足行业需求、节省开发费用、助推行业发展。 五、行业演变：最近国家部委下发了《新形势下配电网高质量发展的指导意见》，明确了配电网正在从无源向有源，从单导向的网络传输向平台聚合的深刻转变。可以预判，未来的配电网侧将会是新业态、新场景、新实践迸发的高地，也是新质生产力孕育的沃土。以能源互联网技术作为底层架构，以新能源为主、多能互补综能供应的绿色有源配电网将会成为典型形态。 新型配电网的形态和发展路径 从国家能源战略和产业结构调整的层面来看，配电网迎来了本质的变化。可再生能源高比例的自给自足，是支撑新时代中国高质量发展的底层逻辑，而有源绿色配电网则是产业发展的重要组成部分。当前，我国可再生能源的装机已经超过了50%，电源结构已经发生了深刻变化，去年底，我国西北电网已经率先建成了全国第一个区域新型电力系统，随着产业的快速发展迭代，其业态和体制机制的调整是必然的。 对于新型配电网的形态和发展路径，一是绿色有源。分布式广泛接入、集中式就近接入、其他电源因宜接入。二是数智互动。数字化、智能化电网是支撑物理电网安全高效运行的基础。三是耦合运行。以电为主的多种能源主体耦合运行。四是多储调节。火电机组三改联动、抽蓄、各类新型物理储能和虚拟电厂等技术调节储能共同增加系统弹性和调节平衡能力。五是多元化主体。除了微电网、源网荷储一体化项目、增量配电网之外，更多类型的新型市场主体下一步将纷纷涌现。 新型配售电主体发展的6点建议 一、尽快明确新型市场主体地位，微电网、源网荷储一体化项目面临着向泛主体供电的问题，需要明确市场主体的身份问题。 二、尊重和维护相关市场主体的责任、权利、义务。 三、建立和完善激励价格机制。促进产业快速发展，需要尽快研究和推动，建立和完善具有激励引导作用的价格机制。 四、加强电力市场建设，实现网间互联互通互济，实现网间双向交易结算。 五、释放政策导向、释放价格信号，培育和引导多元主体参与。 六、相关市场主体加强自身能力建设，守正创新这是重中之重。

全国碳市场的进化正在加速进行。 2024年5月1日，《碳排放权交易管理暂行条例》正式生效实施，全国碳市场即将升级成2.0版。 早在1月25日，国务院总理李强签署第775号国务院令，公布《碳排放权交易管理暂行条例》（以下简称《条例》），2024年5月1日起施行。从2014年国家发改委发布并实施《碳排放权交易管理暂行办法》，到2020年生态环境部发布并实施《碳排放权交易管理办法（试行）》，再到2024年《条例》正式发布和实施，碳交易市场的法律条令终于从部门规章层级上升到国务院条例，全国碳市场自此有了名正言顺的“上位法”，一路走来，中间历经多个版本的意见征求，反复论证修改，真可谓“十年磨一剑”。 过去的十年间，地方碳交易试点从2011年筹建、2013年陆续启动到运行满10年后逐渐成熟，全国碳市场从2021年上线启动到迄今已经经历了两个完整的履约周期，随着《条例》生效实施，全国碳市场即将迎来新的时代。 1.0版的成绩与不足 全国碳排放权交易市场从2017年正式开始建设，经过4年左右的建设周期，于2021年7月正式上线启动交易以来，已经经历了两个履约周期，纳入重点排放单位2257家（第二个履约周期数据），覆盖二氧化碳排放量约51亿吨，成为全球覆盖碳排放量最大的碳市场。 经过历经4年两个履约周期的运行，全国碳市场的关键基础设施与重点工作流程，如排放核算、报告、核查、配额分配、注册登记、交易、履约清缴等各个环节都经受住了全流程闭环检验，证明了来自国外的碳排放交易体系，不仅在国内试点层面能够运行良好，在碳排放量覆盖量上升至全国层面后也是可以正常运转的。 几年来，企业对碳交易这种碳定价机制逐步接受，参与积极性逐步提升，并逐步对中长期碳价形成较为清晰的预期。 2023年5月世界银行对外公布的《碳定价的现状与未来趋势报告2023》报告显示，目前碳定价机制主要包括碳排放权交易体系、碳税、碳信用机制、基于结果的气候金融和内部碳定价五种。 目前，我国采取的是碳交易体系的定价机制。全国碳市场建立后，各方对碳定价的意识在显著提升，从企业参与的积极性中也可以看出。第二个履约周期企业参与交易的积极性明显提升，82%的企业参与交易，企业参与率比第一个履约周期上升近50%。同时，企业更加重视碳资产管理，不少企业，尤其是集团类的企业，采取成立碳资产管理公司或管理部门、委托管理等不同模式加强企业内部碳资产管理，积极开发相关碳金融业务。 在碳交易参与积极性和碳资产管理重视程度不断提升之后，各方对未来碳价的走势也呈逐步走高的预期。ICF国际咨询公司2023年7月发布的《2022年中国碳价调查报告》中显示，受访者预计全国碳市场的碳价将会稳步上涨，到2030年，碳价将会上涨至130元/吨，此价格预期由于受到多种因素影响虽然要略低于2021年调查的结果139元/吨，但仍大大高于2020年及之前的调查结果。近期碳价“破百”之后，各方对未来碳价的预期仍有可能进一步升高。 随着国内碳市场未来逐步成熟与完善，国内企业对于全国碳市场的信心也会逐步建立，对碳定价机制的接受程度也会越来越高。但是，过往的经历也反映出全国碳市场建设方面存在着一定的不足和亟待改进的空间。 首先，碳排放数据造假浮出水面，引起多方重视后，数据质量治理逐步成为碳市场监管的重中之重。 企业碳排放数据质量是全国碳排放管理及碳市场健康发展的重要基础，是碳市场的生命线。迄今为止，我国碳市场建设仍处于初级阶段，虽说国家层面出台了一系列的法规和司法意见以保障监督碳排放数据质量，但监管制度仍未完全体系化，碳市场相关法规体系建设尚不够完善，碳排放数据质量问题一度突出显现。 一方面，企业碳排放数据核算包括核算边界和排放源确定、生产数据信息获取、排放量计算等复杂环节，任何一个环节出错都将影响整体数值的准确性；另一方面，部分企业和咨询服务机构在巨大的利益驱使下，开始在碳排放数据上做起了各种“文章”。全国碳市场碳排放数据造假的问题在2021年7月开始有地方主管部门陆续曝光10多起案件后开始如冰山一角般浮出水面，引起了市场参与各方及相关媒体等多方的关注和重视，主管部门也强化了监督执法，更多的碳排放数据造假的案件得以曝光。据有关环保组织通过对超过数百万条行政处罚数据进行检索后发现，仅仅在2022-2023年期间，因碳排放数据虚报、瞒报、篡改等行为被行政处罚的案例共57件，可谓屡见不鲜。从造假类别看，煤样数据造假最为普遍，共有33件，占比高达58%。 从处罚严格程度看，57件案例适用的全部是《碳排放权交易管理办法（试行）》，其中28家企业被顶格处罚了3万元，57件行政处罚案共涉及罚金120.04万元，平均被处罚约2.1万元。如果按照新的《条例》，处罚会更加严格：“没收违法所得，并处违法所得5倍以上10倍以下的罚款；没有违法所得或者违法所得不足50万元的，处50万元以上200万元以下的罚款；对其直接负责的主管人员和其他直接责任人员处5万元以上20万元以下的罚款；拒不改正的，按照50%以上100%以下的比例核减其下一年度碳排放配额，可以责令停产整治”。 而对碳排放数据进行造假的服务机构，以后也不能像前两个履约周期那样出现问题被曝光后“一走了之”，在新的《条例》下机构及个人都会面临着高额罚款，相关人员也会被终身禁入，甚至按照最高人民法院、最高人民检察院发布了《关于办理环境污染刑事案件适用法律若干问题的解释》（下简称“司法解释”），“可以认定为刑法第二百二十九条第一款规定的‘情节严重’，处五年以上十年以下有期徒刑，并处罚金。” 其次，交易量价稳步提升，但整体流动性不足，惜售现象明显。 全国碳市场开市以来，总体运行平稳，交易量稳步升高、交易价格连年抬升。截至2024年4月30日，全国碳市场累计运行676个交易日，配额累计成交量4.46亿吨，累计成交额262.03亿元。第二个履约周期配额总成交量与总成交额分别较首个履约周期增长47%、125%。2024年4月24日，碳市场收盘于100.59元/吨，碳价突破百元大关，较开市价格上涨超过一倍。 目前全国碳市场仅允许2000余家发电行业控排企业参与交易，交易主体、产品和方式均比较单一，虽然交易量和价格都有提升，但全国碳市场的活跃度整体上仍然较低，整体上看来流动性不高。从2021年开市以来，虽然基本上每天都有交易量，但共有221个交易日的成交量在1000吨以下（其中小于等于10吨的交易日高达56天），尤其集中在2022年与2023年上半年，太小的交易量除了勉强维持交易不断线之外，其提供的碳价信号代表性是不足的，甚至有可能被操纵导致价格信号“失真”，给各方研判市场价格走势带来决策干扰甚至误判。 无论是相较于国内试点还是欧盟碳市场，全国碳市场的交易活跃度都处于低位，前两个履约周期交易换手率约2%~3%左右，不但显著低于同期欧盟碳市场500%左右的换手率（即便不考虑期货部分，欧盟碳市场的现货交易换手率水平也远高于全国碳市场），也低于不少碳交易试点的换手率。交易活跃度较低带来的负面影响就是流动性严重不足，价格也容易失真，在部分企业因为预期不明等多方原因会选择“惜售”或者观望的态度，这样导致真正想买配额履约的企业，在履约日期临近的时候要么很难买到，要么支付高额的居间成本，增加了市场交易的难度和成本。 再次，交易结构不够合理，隐性交易成本较高。 经过多年建设和运行，全国碳市场主体对碳市场机制的适应和应对能力有显著提高，运行相对平稳。但是，从两个履约期的市场交易数据来看，仍然表现出明显的“潮汐现象”，交易仍高度集中在履约截止期前。仅以第二个履约周期为例，2022年全国碳市场交易低迷，2023年下半年，碳市场交易量活跃度有所提升，交易量约为3500万吨，占2023年全年成交量的98%，占第二个履约周期交易量的79%。相比首个履约年交易高度集中在临近履约截止期之前2个月的情况，第二履约周期的配额交易集中期和清缴情况都相对提前，市场“潮汐现象”有所减弱，但履约驱动型交易特征仍然明显。 从交易量构成看，第二个履约期配额大宗协议交易占比进一步提升，第二个履约周期大宗协议交易量为2.22亿吨，占配额总交易量的84.3%，比首个履约周期占比增加1.5%，在碳市场交易中占据主导地位。大宗交易主要通过集团内部的配额调配、不同控排企业之间直接洽谈或者通过居间磋商的方式实现，交易过程不够透明，大宗协议价格平均低于挂牌协议5%左右。 需要指出的是，全国碳市场目前是免收交易手续费，主观上是为了降低各方参与交易的成本，初衷是好的，但显性交易成本为零不代表交易成本就真的很低，在场内挂牌交易量比重太低的情况下，不少的大宗协议交易过程中，往往需要支付一笔不菲的居间费用，其增加的隐性交易成本可能远高于应收但免收的交易手续费。 最后，碳市场信息公开和披露程度与市场各方期待存在差距。 2021年1月以来，生态环境部多次印发文件，要求排放单位定期公开数据，排放单位有义务披露碳实际排放量、配额清缴情况等相关信息。 在第一个履约周期结束后，据有关环保组织统计，2000余家纳入的控排企业中共有1815家企业披露碳排放数据，覆盖2020年度的全部机组二氧化碳排放约38亿吨（占比超过80%）。进入第二个履约周期后，全国碳市场的信息公开官方网站从排污许可证管理信息平台迁移至了全国碳市场信息网，碳市场公开的内容包括：重点排放单位信息公开、核查机构信息公开、碳排放配额清缴完成和处理情况公开。但在第二个履约周期的重点排放单位信息公开中，第一个履约周期内公开可查可得的控排企业排放数据、关键参数的一些检测信息和重要数据，已经不复存在。 纳入碳交易体系的碳排放相关数据的披露和公开，更好接受市场参与各方的审视，是有效提升碳市场治理水平的关键所在。欧盟碳市场经过二十年的发展，建立了一整套的信息披露和监管制度。参与交易的企业需要定期向所在国家的环境部门或者监管机构提交其碳排放报告，报告中需包含企业的碳排放量、减排措施、配额清缴情况等信息，并经过第三方核查机构的核查，从2005年迄今近20年，欧盟一万多个排放设施碳排放监测、报告和核查（MRV）及配额的相关数据，主管部门各类政策规章及其重要制定和决策过程，都可以从欧盟碳市场官方网站上公开可查可得。高质量、大尺度、连续性不断坚持披露近20年，是欧盟碳市场在全球范围内碳交易体系治理水平相对领先的一个重要基础。下表1是全国碳市场两个履约周期和欧盟碳市场在部分市场和排放企业基础信息披露和公开方面的简单对比情况。 2.0时代的新特征 根据新的《条例》，即将到来的碳市场2.0时代，存在几个方面的显著特征，这些特征主要体现在几个“共存”上。 一、多个行业共存 全国碳市场覆盖范围秉持“抓大放小，先易后难”的原则，随着碳市场运行成熟及碳排放报告数据的积累，以及碳达峰碳中和战略的稳步推进，碳排放管控政策将逐步收紧，全国碳市场将遵循“成熟一个，纳入一个”的原则，分阶段扩大覆盖行业范围，促使全国碳市场内多个行业共存。

释放储能澎湃“新”动能 自带新质生产力光环的新型储能，正日益成为我国建设新型能源体系和新型电力系统的关键技术、培育新兴产业的重要方向、推动能源生产消费绿色低碳转型的重要抓手，以及实现“双碳”目标的重要支撑。 “调”光“驭”风 发展进入快车道 新型储能随着能源绿色低碳转型的深入推进，可谓乘风御光而起，发展进入快车道。一串亮眼的数字，证实了发展势头之强劲。2020—2022年，我国新型储能装机规模平均年增速达到136.3%。2023年，新增投运装机规模同比增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。国家能源局日前发布的最新数据显示，截至今年一季度末，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3530万千瓦/7768万千瓦时，较去年一季度末增长超210%。 值得注意的是，中关村储能产业技术联盟理事长陈海生在峰会上对今年储能产业发展态势作出预判：抽水蓄能装机占比有望低于50%，新型储能将迎来历史性时刻。陈海生的判断源自CNESA全球储能数据库的统计。据该数据库统计，预计2024年，中国新型储能累计装机或将超过抽水蓄能。 这意味着，新型储能今年有望赶超储能行业曾经的绝对主力——抽水蓄能，在新型电力系统中发挥更大作用，储能新质生产力动能将得到进一步释放。 《储能产业研究白皮书2024》预计，未来两年，新增储能装机仍呈快速增长态势，将超额完成目前各省的规划目标。理想场景下，预计2030年新型储能累计装机规模将达到313.9吉瓦，2024—2030年复合年均增长率为37.1%，年平均新增储能装机规模为39.9吉瓦。 新型储能的强劲发展态势不仅体现在装机总量上，还体现在储能电站的集中式、大型化趋势上，突出反映在10万千瓦以上的项目装机占比过半。国家能源局最新数据显示，10万千瓦以上的新型储能项目装机占比54.8%，1万千瓦至10万千瓦的项目装机占比38.5%，不足1万千瓦的项目装机占全部装机6.7%。 装机容量的持续增大是必然趋势，是众多能源品类相似的发展路径和发展规律，新型储能也是如此。从近期投运的储能项目中可见一斑，装机均在10万千瓦以上，有的甚至达到40万千瓦。国内投运最大构网型储能电站装机为10万千瓦；最大压缩空气储能电站装机为30万千瓦；山西最大共享储能电站装机为40万千瓦。 在宁夏“沙戈荒”新能源基地，4月1日，国能曙光第一100兆瓦/200兆瓦时储能电站并网运行，标志着宁夏电网首个构网型储能电站并网，同时也是目前国内投运规模最大的构网型储能电站。 据宁夏电力调度控制中心系统运行处负责人摆世彬介绍，宁夏是我国首个新能源综合示范区，风光资源丰富，已并网的32座储能电站中，有31座是传统的跟网型储能电站。跟网型储能电站的弊端在于必须依赖于电网提供的稳定电压和频率才能稳定运行，而构网型储能电站可以“主动”参与电网调节，不仅能高效充放电进行灵活的削峰填谷，还能起到电网“主动型调节器”作用。该项目的投运也是构网型技术在“沙戈荒”新能源基地的首次成功应用。 在湖北，4月9日，湖北应城300兆瓦/1500兆瓦时压缩空气储能电站示范工程首次并网一次成功，标志着全球压缩空气储能电站迈入300兆瓦级单机商业化新时代，验证了大容量、高效率、超长时“压缩空气储能系统解决方案”的可靠性。 该项目是世界首座并网发电的300兆瓦级压缩空气储能电站，系统转换效率约70%，创造了单机功率、储能规模、转换效率3项世界领先，打造了压缩空气储能系统示范、核心装备自主化示范、绿色低碳先进技术示范、精品工程示范、全产业链全过程数智化示范、盐穴综合利用成套技术示范6个行业示范，实现数十项国际首创、首次突破。 在山西，5月11日，山西朔州首座投运共享储能电站——右玉闻远400兆瓦/800兆瓦时共享储能电站项目一期工程100兆瓦/200兆瓦时并网，这是目前山西省装机容量最大的共享储能电站。 该项目分两期建设，一期的75个集装箱储能舱已并入电网，稳定运行，每次充放电时间2小时。据悉，该项目首批并网容量每次充放电量能达20万千瓦时。项目投运后，将主要参与山西电力现货交易和辅助服务市场，在缓解电网平衡电力需求，以及频率调节方面起到积极作用。 除了装机规模，储能时长也是业内人士较为关注的一项指标。因为它关系到储能设备利用率，进而关系到储能项目收益水平。国家能源局最新发布的数据显示，一季度，全国新型储能项目平均储能时长2.2小时，储能时长不足2小时的项目装机占全部装机12.9%，2—4小时的项目装机占比74.6%，4小时以上的项目装机占比12.5%。记者发现，对比2013年底平均储能时长的2.1小时，今年一季度有0.1小时的增长。且在储能时长分段中，2—4小时的装机占据最大比重。种种迹象表明，储能利用时长在向好的趋势发展。 百花齐放 试点建设引领技术创新 科技创新，是发展新质生产力的核心要素。储能产业要实现高质量发展，技术革新与突破是根本。两者叠加，储能新质生产力动能释放的落点在科技创新。对此，中国能源研究会理事长史玉波在峰会上指出，随着全球能源转型和碳减排的加速推进，储能产业仍处在前所未有的发展机遇期。要围绕储能共性关键技术、储能技术装备及系统集成技术方面进行重点部署，推动科创加产业加速融合。 目前，新型储能的新技术可谓百花齐放。锂离子电池储能占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术快速发展，重力储能、液态空气储能、二氧化碳储能等新技术落地实施，整体呈现多元化发展态势。截至2023年底，已投运锂离子电池储能占比97.4%，铅炭电池储能占比0.5%，压缩空气储能占比0.5%，液流电池储能占比0.4%，其他新型储能技术占比1.2%。 “‘十四五’以来，新型储能技术快速发展，各类技术路线的储能功率、时长、响应速度等特性各不相同，均存在各自的应用场景。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦告诉记者，在各方的共同努力下，新型储能新技术不断取得突破，300兆瓦等级压缩空气储能主机设备、全国产化液流电池隔膜、单体兆瓦级飞轮储能系统等实现突破，助力我国储能技术处于世界先进水平。 今年4月30日，山东肥城300兆瓦压缩空气储能国家示范电站并网发电。这是我国压缩空气储能的重要里程碑。 山东肥城300兆瓦/1800兆瓦时压缩空气储能电站拥有4个“之最”，规模最大、效率最高、性能最优、成本最低。该电站利用山东省肥城市丰富的地下盐穴资源储气，通过空气为介质在电网侧实现大规模电力储能，能够为电网提供调峰、调频、调相、备用、黑启动等电力调控功能，有效支撑电力系统平稳、高效运行。该电站最值得称道的是全套核心关键技术的突破，包括多级宽负荷压缩机和多级高负荷透平膨胀机技术、高效超临界蓄热换热器技术、系统全工况优化设计与集成控制技术，同时，创造性研制出300兆瓦多级高负荷透平膨胀机、多级宽负荷压缩机和高效紧凑式蓄热换热器等核心装备。成本下降显著，系统单位成本较100兆瓦下降30%以上，系统装备自主化率达100%，实现了完全自主可控。该电站的顺利并网发电，进一步巩固了我国在压缩空气储能领域的国际领先地位。 作为一种全新而独特的储能技术——水系有机液流电池拥有不依赖金属资源且更为环保的特点，2023年10月15日，全球首套兆瓦级水系有机液流电池在江苏宿迁投产。 该款电池的电解液以C、H、N、O元素构成，原材料在地壳中含量丰富、来源广泛，电池系统整体造价也更为低廉。更为关键的是，电池隔膜这项存在较高技术壁垒的“卡脖子”难题获得突破，应用于有机液流电池的电池隔膜成功研发生产。该电池隔膜具有渗透率低、电导率高、结构稳定性佳等多方面优势，性能较国外产品有大幅提升，它的国产化推动了水系有机液流电池成本大幅下降，使大规模商业化应用成为可能。 2022年11月，内蒙古自治区科技重大专项“兆瓦级先进飞轮储能关键技术研究”项目飞轮储能单机输出功率首次达到了1兆瓦，这是国内单体飞轮首次达到的最大并网功率，完成了核心部件飞轮、电机、磁轴承以及单机集成控制试验。 飞轮储能技术原理本质是电能与动能的转换，简单来说，就是先利用电能驱动飞轮高速旋转，将电能转化为飞轮中的动能储存起来。然后再在需要的时候利用飞轮的惯性拖动电机发电，将储存起来的动能再转化为电能输出。飞轮储能的特点是高功率、短时间放电或频繁充放电，因此拥有广阔的应用前景。此外，不同于电池这类电化学储能方式，飞轮储能属于机械储能，对环境基本无害。 新型储能技术的不断创新突破形势喜人，而技术转化为生产力需要实实在在落地实施。为进一步推动新技术应用实施，国家能源局2024年初发布56个新型储能试点示范项目名单。这些试点示范项目涵盖目前新型储能的主要技术路线，其中锂离子电池储能项目占30%，其他各类技术路线和混合储能项目占70%。从具体技术路线看，项目包括17个锂离子电池、11个压缩空气储能、8个液流电池、8个混合储能、3个重力储能、3个飞轮储能、2个钠离子电池、2个二氧化碳储能、1个铅炭电池、1个液态空气储能。 对于新技术应用实施的重要性，工业和信息化部电子信息司基础处处长金磊同样认为，要支持先进储能技术及产品创新突破和规模化应用。 目前，这56个新型储能试点示范项目建设初见成效。自名单发布以来，相关项目建设不断刷新“进度条”，部分示范项目顺利并网运行，有力推动了储能新技术的应用实施。 对于进一步发挥好试点示范项目的示范带动效应，促进各类技术进步，边广琦表示，下一步，国家能源局将会同有关单位做好示范项目跟踪。各省级能源主管部门要加强试点示范项目管理，持续跟踪项目建设进度，严控施工质量，加大示范项目专项政策研究，协调解决项目问题，总结项目先进经验。示范项目单位要加大资金投入保障，确保示范项目按期投产，同时要严格按照申报方案实施，遵守新型储能项目管理相关制度，扎实推进项目建设，加强系统运行维护，及时编写示范项目验收报告，并定期通过全国新型储能大数据平台报送项目建设运行。 “四梁八柱”初步构建 政策体系持续完善 目前，新型储能政策和顶层设计不断建立健全，新型储能产业发展的“四梁八柱”已初步构建。《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（暂行）》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》和《“十四五”新型储能发展实施方案》等关于储能的一系列政策文件相继出台。政策框架体系虽然初步构建，但进一步的丰富完善和细化健全还需持续发力。 加强调度运行机制建设一直是业界普遍关心的问题，急需政策细化完善。现阶段，部分储能利用率较低的问题仍然较为突出。舒印彪也认为，我国新型储能利用率不高。在峰会上，他带来一组数字：2023年电网侧、用户侧、新能源强制配储项目平均利用率指数分别为38%、65%、17%，证实了这个问题。 新型储能要提升利用率，充分发挥调节作用，科学有效的调度运行尤为重要。对此，今年4月，《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》应运而生。推动新型储能高效调度运用自此有了细化指南。《通知》明确了接受电力系统调度新型储能范围，对接入电力系统并签订调度协议的新型储能进行了规范，并将新型储能具体分为调度调用新型储能和电站自用新型储能两类。 在储能并网服务上，《通知》要求电网企业及电力调度机构应公平无歧视地向新型储能提供电网接入服务，做好技术指导，优化并网接入流程，保障新型储能安全高效并网。作为国内运营区域最大的电网企业，国家电网有限公司也是运营新能源规模最大的电网企业，新能源装机达9.1亿千瓦。大规模新能源并网，对电网安全稳定运行带来的挑战不言而喻。对此，国家电网公司科技创新部主任陈梅在峰会上表示，新型储能是提升电力系统调节和支撑能力的重要手段。国家电网公司需求极其迫切，一直高度重视新型储能的研究开发与工程应用，引领并服务新型储能的创新发展。下一步，国家电网公司将充分发挥电网的平台和国有企业的引领带动作用，加强与各方合作，共同推动储能技术创新和发展，加快发展储能新质生产力，为建设新型电力系统和新型能源体系，实现能源转型和可持续发展做出新的更大贡献。

大的方向上，国产替代的趋势，汽车芯片产业的自主化、国产化势在必行。 政策上国家希望本土汽车制造商优先采用国产芯片，据说2025年要将汽车相关芯片的本地采购比例提高到20%或25%，目前本土汽车芯片供应量仅占10%左右。 汽车中使用的大多数芯片，如传感器、微控制器和电源管理芯片，在技术上不需先进芯片工艺来支持，比如28纳米以上的成熟工艺支撑足以支撑。 新能源汽车行业的快速发展为中国本土芯片厂商提供新的机会，随着电动车和智能汽车的兴起，单车所需芯片数量迅速增加。从传统燃油车的600～700颗增至电动车的1,600颗，甚至智能汽车的3,000颗。 比亚迪董事长王传福曾表示，新能源汽车的竞争，前半场靠电池，后半场看芯片，芯片已成为未来汽车产业的关键竞争资源。 车规级MCU的方面，2023全球车规级MCU市场规模预计达86.46亿美元，同比增长4.34%，随着未来新能源及自动驾驶汽车渗透率持续增长，车规级MCU有望成为MCU市场增速最快的细分领域之一。 结合国家产业政策的大力扶持以及汽车芯片国产化的逐步推进，下游企业逐步加大了对国内MCU产品的采购，尝试构建更合理的汽车芯片供应链体系，为国内车规级MCU厂商带来全新的客户导入和市场拓展机遇。 宏观上都是好消息，那就看看微观层面的挑战。 最近有个文章分析国芯科技的汽车芯片业务问题，其中谈到： 车规对于半路出家的选手来说并不一定是个好市场。此前汽车芯片短缺引发的火热已经掩盖了汽车市场本身研发壁垒高、认证时间长、难以规模化起量的事实。 从主机厂视角来看，一家新进入厂商往往有一套严谨的认证流程，想要实现替代并不容易，即便替代，毛利率也不会太高。这使得包括国芯科技在内的一众半路出家的厂商并没有在车规市场获得太多的盈利。 不仅如此，当前车市库存积压，各主机厂下单较为谨慎，对国产芯片并不利好，真正能赚钱的汽车芯片公司，大多是设计-制造一体的IDM模式，能够吃掉环节上的主要利润，并且汽车芯片sku极多。 比亚迪等巨无霸自主车企已经自研MCU等汽车芯片，并且相当数量的车企也已经有自己关系紧密的设计伙伴，独立的第三方芯片设计公司如果没有强大的靠山，可能很难击破这个利益圈层。 宏观层面也有一些看衰的声音，比如高盛最近的报告说：不止中国，全世界电动车都卖不动了。 高盛的报告称中国的电动车产能已经过剩，行业处于日益剧烈的价格战中。在全球市场，电动车也出现了明显的需求疲软迹象。高盛研究分析师Kota Yuzawa 表示，该团队对电动汽车销售的悲观预测越来越有可能，有三个主要因素阻碍了电动汽车的普及。 首先，由于二手电动汽车的价格下降，人们对电动汽车资本成本的担忧日益加剧。 其次，今年围绕多场选举的不确定性降低了影响电动汽车行业的政府政策可能发生变化的可见性。 第三个也是最后一个担忧是快速充电站的短缺，人们对续航里程和充电基础设施的担忧正在加剧。 还有两个问题： 1、贸易壁垒，美国、欧洲、印度等政府都在尽可能阻止中国电动汽车进入市场，因此海外市场对我国消除产能过剩的贡献不会太大。 2、电池创新仍在进行中，目前的电池技术可能还在过渡阶段，固态电池等重大创新可能会在未来几年改变该行业的格局。 我们的电动汽车产业链可能会面临短期的动荡，从整车、主机厂到车规芯片厂商，阵痛和整合难以避免，下图也就是我前面说的“绝望之谷”，引用的是心理学的概念。 邓宁-克鲁格效应是指的是能力欠缺的人在自己欠考虑的决定的基础上得出错误结论，但是无法正确认识到自身的不足，辨别错误行为，是一种认知偏差现象。我引用了这个心理学上的理论，觉得用来解释产业趋势也挺合适的。 把企业看成是人的话，也会犯人会犯的错误，目前的电动汽车市场状态还处于从愚昧山峰走向绝望之谷的阶段。 任何新兴领域，都会在初期涌入大量看好的资本和创业者，以至于形成行业过剩良莠不齐，经过一轮产业低潮后，又会通过兼并整合，优秀的企业逐渐崛起做大规模，最后形成稳定的行业格局。 比较典型的手机行业，在功能手机阶段的巨头现在基本都已出局了，智能手机阶段初期的大量玩家也逐渐出局，目前剩下的主要品牌两只手基本上就能数完了。目前最火的汽车新势力，比如“蔚小理”三剑客，最后到底谁能活下来，谁又知道呢。 小鹏汽车刚刚发布的季度财报环比去年四季度下降了49.8%，同时一季度净亏损达到了13.7亿元。与此同时，理想汽车由于销售订单不及预期则经历了更为剧烈的股价波动。5月21日，理想汽车盘中暴跌近20%，股价创下了近一年来的新低，年内跌幅已达43%。 另外据凤凰网报道，因价格战冲击现金流，蔚来、小鹏被曝延期向供应商付款。2023年底时，蔚来汽车需要大约295天的时间来结清其应付账款，其中绝大多数是拖欠供应商的款项，而2021年为197天。另一家小鹏汽车需要用221天来履行对供应商和相关方的义务，高于之前的179天。 专家表示，延迟付款开始对汽车零部件供应商产生连锁反应。三、四级供应商确实受到了影响，因为他们无法将影响转嫁出去。随着供应商破产，迅速给下游的汽车制造商带来生产问题，电动汽车行业可能会出现“混乱的整合”。 延迟付款总比收不到钱好，相比之下，高合汽车、威马汽车的供应商可没这么幸运了。被高合汽车拖欠款项的供应商不在少数，甚至包括博世、延锋这样的大企业，不少供应商对高合进行断供，要求收到货款才能发货。有高合员工对媒体表示，高合甚至连部分2019年的款项都还没有给付。 假如蔚来、小鹏也出了问题，意味着供应商已经交货一年的货款将瞬间清零，此外供应商为了备货至少也要准备几个月的库存价值也将血本无归。我们看到机遇的同时，也要预先测算出风险，看看自己是不是扛得住。 客户付款账期和坏账问题，一直是供应链的核心顽疾，是个要命的问题。 比较典型的案例，是零售渠道拖欠货款，比如当年国美曾爆出来拖欠惠而浦货款30亿，总共欠供应商货款达到了200亿之多，其友商苏宁易购所欠供应商的货款就达到了353.7亿元，这些客户还算是活着的，至少供应商还能看到希望。 手机行业里的金立、乐视、锤子在倒闭的时候，都拖欠了大量的供应商货款。已经报道过的，乐视欠供应商货款事件持续发酵，波及到众多EMS代工厂、元器件分销代理商，仁宝、大联大、文晔、韦尔半导体相关损失几千万至数亿元不等。2019年，几家知名的手机ODM厂商破产清算，闻尚、华珑国际、百立丰（360大神手机代工）、渴望通讯都有供应商拉横幅要债。另外被称为“小华为”的上海斐讯，倒闭的时候欠款的供应商多达218家，最高欠款金额1.2亿元，不少企业的欠款都在百万以上，不少为电子公司。 供应链上的蚂蚱，有的背靠大树好乘凉，默默“守护”在最基层，但在剧烈变动的市场下，活下来的终究是少数，多数都在行业的洗礼中“光荣”阵亡。半导体稍微还好一点，但是如果被迫绑上了某家的贼船，命运就掌握在某几家大客户的手里了。 新能源汽车的市场格局还没有形成，最终谁能取胜，我是还看不大清楚，华为小米加入战团，说不定还会有其他的势力进来搅局，我觉得等到“绝望之谷”的阶段，会变得渐渐清晰起来，到底是早起的鸟儿有虫吃，还是早起的虫子被鸟吃，需要耐心等待进场的时机。

近日‍‍，中国能建新型储能原创技术策源地顺利入选国资委第二批原创技术策源地建设布局。 中国能建正依托资源优势、技术研发与集成优势、孵化转化优势、场景应用优势“四大优势”，全力打造新型储能原创技术策源地和现代产业链链长，引领新型储能技术创新和产业快速发展。 01 组建数科集团聚焦压缩空气储能产业链布局 中国能建围绕新型储能大力开展原创技术布局，组建数科集团，聚力打造全球领先的“中国能建300MW级压缩空气储能系统解决方案”，在湖北应城、甘肃酒泉等地率先开展300MW压缩空气储能示范电站建设，在系统集成、核心装备、运行控制、地下储气等方面不断实现关键技术突破，攻克了天然盐穴和人工硐室两条关键储气技术路线，破解了大规模储能电站选址受限的世界性难题。 数科集团聚焦压气储能产业链生态圈，着力优化生产力和产业布局，优化市场和区域布局，优化资源和资本布局，筹备组建中能建深地技术有限公司、中能建数智新能科技有限公司、中能建新型储能研究院有限公司、中能建综合能源有限公司等多家专业子公司。 02 与宁德时代成立储能投建营一体化公司 中国能建与宁德时代合作成立能建时代新型储能研究院和新型储能公司，专注于电化学储能3S系统产品和集成技术研发，致力打造以电化学储能为核心业务的投建营一体化平台。 03 与贝特瑞成立锂电池研发制造公司 中国能建与贝特瑞合作成立中能瑞新公司，在厦门、无锡等地布局储能电芯研发生产线，加速推进储能电池核心技术攻关和自主化制造。立项推动重力储能关键设备国产化研发，牵头研制可逆式重力轮机、超重载重物输送系统、低速大转矩电动发电一体机等首台套重大装备。 04 携手62家企业成立产业创新联盟 2022年8月8日，中国能建联合宁德时代、天合光能发起，与电网企业、发电企业、高校院所、储能装备企业等共计62家行业优势单位携手成立了“中国新型储能产业创新联盟”，致力于在国家和行业层面构建新型储能技术、产业资源整合和协同创新平台，引领推动新型储能高质量发展。 近期，中国能建新型储能原创技术策源建设取得了一系列重大进展。 自主研发的“300兆瓦级压缩空气储能系统”入选国家能源局第三批能源领域首台（套）重大技术装备，牵头研制的“300兆瓦压缩空气储能系统压缩机和膨胀机”入选2023年度能源行业十大科技创新成果，湖北应城、甘肃酒泉等多个项目列入首批国家新型储能试点示范项目和发改委首批绿色低碳先进技术示范项目。 2024年4月9日，湖北应城300兆瓦压缩空气储能电站示范工程首次并网一次成功，创造了单机功率、储能规模、转换效率等多项世界领先。 中能瑞新研发的储能电芯经专家鉴定处于行业领先水平，循环寿命可达12000次以上，安全性能满足严苛的针刺测试及“全生命周期”热失控要求，并正在推动306Ah、314Ah产品迭代升级。 中能建投建的全球首个竖井式重力储能项目——张家口60MW/300MWh重力储能示范项目，成功与张家口市赤城县签订了投资合作协议，已列入国家新型储能试点示范项目。项目在全球首创性提出了推动单机容量最大、单模块容量最大、系统效率高、全国产自主可控供应链、构网特性的300MWh基于竖井式模块化工程方案。 中国能建表示，未来将积极发挥科技创新、产业控制、安全支撑三大作用，大力推进原创性关键技术攻关，全力打造新型储能原创技术策源地和现代产业链链长，加快打造新质生产力，为构建以新能源为主体的新型电力系统和实现碳达峰碳中和战略目标作出应有贡献。

5月23日下午，位于上海临港新片区的特斯拉上海储能超级工厂正式开工，预计2025年第一季度投产，投产后超大型电化学商用储能系统Megapack产量将达1万台，储能规模近40GWh。 特斯拉上海储能工厂总占地面积约20万平方米，总投资约14.5亿元，是特斯拉在美国本土之外的第一座储能超级工厂，也是特斯拉入华十年来，继上海超级工厂之后，在中国的又一大型投资项目。 目前，特斯拉储能产品包括Powerwall、Powerpack和Megapack等。上海储能超级工厂则主要生产超大型商用储能电池Megapack，供给全球市场，初期规划年产商用储能电池1万台，储能规模近40GWh。 “世界各地电网的可再生能源应用率正持续增加。特斯拉电网级电池和控制软件可以存储和调度能源，让电网更稳定及可持续。“特斯拉方面表示，通过将硬件、软件、安装和服务集成到一个系统中，有效降低了成本，并可为公用事业机构和开发商提供可靠的能源。 据了解，目前特斯拉的Megapack已经在超过65个国家部署了超过10GWh，并且有超过1500个正在运营中的站点。 实际上，储能业务已逐渐成为特斯拉的新增长点。 今年一季度，特斯拉遭遇销量“滑铁卢”的同时，多个重要财务指标也出现下滑。据特斯拉此前公布的销量数据，今年一季度，特斯拉在全球共累计交付汽车38.7万辆，同比下滑8.53%，较2023年第四季度环比下降20.2%，这是近4年来特斯拉单季度交付量首次同比下降，也是过去5个季度最差的表现。 另据特斯拉2024年一季度财报数据，营业收入213亿美元，较上年同期下降9%，环比下降15%。同时净利润达到11.29亿美元，较上年同期下降55%，环比下降86%;毛利率达到17.4%，较上年同期下降2个百分点，环比下降0.3个百分点。 相较于总体业绩的下滑，特斯拉储能业务数据较抢眼，2023年财报以及2024年一季报数据均显示，储能业务增速均处于领先状态。 在2023年特斯拉的储能装机量达14.7GWh，较上年同期增长125%。同时在2023年，能源发电以及存储业务利润较上年同期翻了4倍。2024年一季度，能源发电和存储收入同比增长7%，达到16.35亿美元，毛利润同比增长140%，储能的部署量持续增加达4.1GWh。 在2024年一季度报中，特斯拉方面表示，能源生产和存储业务仍然是特斯拉利润率最高的业务，第二条总装线目前已经投入使用，而特斯拉将继续提升产能，其位于加利福尼亚州拉斯罗普的40GWh超级工厂即将满负荷运转。 特斯拉CEO马斯克在此前的财报电话会上也表示，在2024年，特斯拉储能业务的增速会高于电动车业务。 特斯拉高级副总裁朱晓彤表示，特斯拉致力于用颠覆性技术解决出行和能源领域的根本性问题，形成电动车、储能产品、人工智能（AI）和机器人领域全产业链垂直整合的创新技术综合体。特斯拉的储能业务作为其多元化战略的重要组成部分，正以其领先的技术和创新的产品引领着全球储能市场的发展。 上海储能超级工厂的开工，将进一步巩固特斯拉在储能领域的领先地位，并推动全球绿色能源产业的进步和发展。

5月24日，上海市发展和改革委员会、上海市经济和信息化委员会、上海市商务委员会、上海市生态环境局联合印发《上海市促进绿色电力消费加快能源低碳转型实施意见》（以下简称《意见》）。 《意见》提出建设目标，到2025年绿电交易规模达到50亿千瓦时以上，到2030年绿电交易规模达到300亿千瓦时。 重点任务包括： 加大绿电多元化供给。深度挖潜市内绿电资源，实施“光伏+”专项工程，加快近远海风电开发，科学建设陆上风电场，结合生活垃圾焚烧设施布局生物质发电项目，因地制宜推进地热能开发，探索海洋能利用试点示范； 市内绿电交易引入风电、光伏、生物质等多品种绿电参与交易，2024年9月起新并网发电绿电交易企业需自建或购买储能调峰能力； 推动分布式可再生能源参与市场交易； 建设工业绿色微电网，推广建筑光伏一体化建设，构建综合交通枢纽场站“光伏+储能+微电网”智慧能源体系，引导独立计量的工商业充电桩全部参与绿电交易，推动5G基站、数据中心、超算中心等新型基础设施与可再生能源等融合发展。 率先探索“电-碳”市场协同路径，不断完善绿电消费与本市碳交易连接机制。 加快分散式小微资源聚合、新型储能充放特性、电动汽车集群控制等关键技术研究，按照“技术成熟一个，主体入市一个”的原则，明确资源聚合商、虚拟电厂、新型储能等新型经营主体市场准入规范。

总营收前十名：比亚迪、宁德时代、中国中车、晶科能源、上海电气、天合光能、特变电工、阳光电源、金风科技、亿纬锂能 总营收增速前十名：上能电气、协鑫集成、同飞股份、阳光电源、奥特维、盛弘股份、双杰电气、固德威、科华数据、晶科能源 企业毛利率前十名：天齐锂业、国能日新、立新能源、南网储能、盛弘股份、德业股份、晶科科技、华塑科技、杭可科技、恩捷股份 企业净利润前十名：宁德时代、比亚迪、中国中车、特变电工、阳光电源、晶科能源、天齐锂业、龙源电力、天合光能、赣锋锂业 储能业务营收前十名：宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、瑞浦兰钧、国轩高科、中创新航、南都电源、派能科技、中国电力、上能电气 储能电池营收前十名：比亚迪、宁德时代、亿纬锂能、欣旺达、天能股份、国轩高科、中创新航、德赛电池、南都电源、瑞浦兰钧 经过分析我们发现，电池企业与新能源企业的营收规模最为可观，宁德时代、比亚迪、晶科能源、天合光能均实现了千亿级别营收。营收额最高的是比亚迪，与其新能源汽车和电池业务高速增长直接相关。营收增速最大的企业是上能电气，达到110%，或与其开展储能系统集成业务有关。宁德时代为股东创造了最多的净利润，高达441.2亿元。 在利润率方面，EMS&BMS、电站开发、户储企业、锂电设备等企业的毛利率水平相对较好，平均毛利率分别为53.68%、38.57%、36.27%、33.28%。得益于去年上半年高企的锂价，天齐锂业以84.99%的毛利率傲视群雄，毛利率不足10%的企业有5家，最低毛利率只有2.13%。 实现营收、净利润双向增长的企业有36家，营收、净利润双降低的企业有14家。材料企业相对最为惨淡，大部分企业的营收下降，这主要与去年下半年行业产能过剩加剧、材料价格大幅下跌有直接关系。 重点数据提炼如下： 所有企业的营收总额为26692亿元，对应归属于上市公司股东的净利润总额1881亿元，净利率水平为7.05%。各类型企业间差距巨大，营收范围在2.82亿元~6023.15亿元之间。 70家企业中，29家企业的净利润下降，星云股份、智光电气、科陆电子、瑞浦兰钧、利元亨、高澜股份净利润下降幅度均在100%以上。 41家企业实现净利润正向增长，平高电气、上能电气、国轩高科、阳光电源、双杰电气、晶科能源、协鑫集成、科华数据的净利润增速均在100%以上，上海电气净利润由负转正。 增收不增利情况明显，电池企业、锂电设备企业、PCS企业、温控及热管理企业、EMS/BMS企业，以及部分储能系统集成企业都存在此种情况。 就已具体公布储能子业务营收的24家企业来看，储能业务营收范围在0.89~599亿元。 70家储能企业平均毛利率范围在2.13%~85%。 总营业收入2.82~6023.15亿元 企业平均毛利率2%~85% 储能企业总营收上看，由于资产结构不同，各类型企业间差距巨大，营收范围在2.82亿元~6023.15亿元之间，其中新能源企业、电池企业的营收规模均在千亿元左右，而EMS/BMS企业则仅处于亿元级别。 综合来看，所有企业的营收总额为26692亿元，对应归属于上市公司股东的净利润总额1881亿元，净利率水平为7.05%，或可以此粗略代表行业情况。 从各类型企业看，增收不增利情况明显，电池企业、锂电设备企业、PCS企业、温控及热管理企业、EMS/BMS企业，以及部分储能系统集成企业都存在此种情况。尤其材料企业，营收水平明显降低，且净利润减少。行业竞争的加剧几乎影响了产业链内所有企业。 2023年储能相关企业平均毛利率范围在2.1%~85%。毛利率前十的企业为天齐锂业、国能日新、立新能源、南网储能、盛弘股份、德业股份、晶科科技、华塑科技、杭可科技、恩捷股份、奥特维。 其中天齐锂业的毛利率最高，为85%。瑞浦兰钧毛利率最低，为2.1%。 24家企业明确储能业务营收 营收范围0.89~599亿元 从明确储能相关业务的营收的企业情况看，营收范围在0.89~599亿元。营收前十名的企业为：宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、瑞浦兰钧、国轩高科、中创新航、南都电源、派能科技、中国电力、上能电气。 其中德业股份储能电池包2023年实现营收8.84亿元，营收增速高达965.43%；宁德时代储能电池系统实现营收599.01亿元，为储能行业最高营收；同时，瑞浦兰钧的储能电池、派能科技的户用储能、锦浪科技的储能逆变器营收均大幅下降。 净利润涨跌幅-2230.62%~284.47% 7家企业净利润为负 从净利润增速上看，70家企业中，29家企业的净利润下降，星云股份、智光电气、科陆电子、瑞浦兰钧、利元亨、高澜股份净利润下降幅度均在100%以上。其中星云股份净利润为-1.93亿元，增速为-2230.62%。系推进规模化业务转型，聚焦主营业务，主动对盈利质量不高的业务板块进行调整所致。 41家企业实现净利润正向增长，平高电气、上能电气、国轩高科、阳光电源、双杰电气、晶科能源、协鑫集成、科华数据的净利润增速均在100%以上。其中平高电气净利润增速高达284.47%，上海电气净利润由负转正。 各类型企业分析 电池企业 其中宁德时代储能系统实现营收599.01亿元，同比增长33.17%。占总营收的14.94%，储能已经成为宁德时代第二大业务。 鹏辉能源锂离子电池收入6亿元，同比下降24.51%。同时，锂离子电池收入占比也从2022年93.46%降为2023年的92.27%。锂离子电池的毛利率为15.75%，较2022年下降2.28%。 新能源企业 其中天合光能持续推进光伏+储能双轮战略，预计光储协同客户比例高达65%以上。储能舱及系统销售突破中国、欧洲、亚太、北美、中东非、拉美六大区域市场，累计出货近5GWh。产品技术端，成功突破电芯循环技术突破12000次，产品迭代升级280Ah至314Ah。报告期内，储能电池、直流电池舱及交直流产品组合产能达到12GWh。 晶科能源2023年针对不同应用场景，推出了户用储能（1kWh-50kWh）、工商业储能（50kWh-1MWh）以及大型电站储能（≥1MWh）三类储能产品解决方案，推动实现光储协同的多元化智慧能源应用。2023年4GWh储能系统产线成功投产，后续电池及系统产能有序推进建设。 金风科技2023年完成6款产品上市，覆盖国内大储、国内工商业和国际市场应用场景。报告期内，公司建立首个储能生产基地，实现储能产品的自主生产制造，并完成产能落地3GWh，具备免调试出货能力。 PCS/电气设备企业 其中阳光电源储能系统收入178.02亿元，同比增长75.79%；实现毛利率34.47%，同比增长14.23%。 科华数据新能源行业实现营收42.94亿元，同比增长142.78%，占总营收的52.75%。全球储能累计装机规模超过15.2GW/8.2GWh。 上能电气实现储能行业收入19.27亿元，占总收入的39.06%。较2022年的10.21亿元同比增长了88.62%。2023年储能双向变流器及系统集成产品毛利率16.17%，比上年同期增加3.81%。 科陆电子储能业务实现营收14.35亿元，同比增长106.73%，占总营收的34.16%。为公司几大业务中增速最快的业务。毛利率25.36%，较2022年的14.05%同比增长11.31个百分点。 固德威报告期内储能电池销量约为341.15MWh，国内户用分布式系统销量约为513.28MW。 智光电气储能业务实现营业收入9.25亿元，净利润4076万元。由公司首推并倡导的级联型高压直挂储能技术在华电国际莱城发电厂储能项目、国网乌兰察布源网荷储电网侧储能科技示范项目等系列项目中得到应用。 温控、热管理、BMS、EMS企业 其中同飞股份匹配了相关液冷和空冷产品，成功拓展了宁德时代、阳光电源、中国中车、中创新航等业内优质客户，报告期内公司储能温控领域的营业收入约为9.04亿元。 户储企业 德业股份营业收入增加主要系储能电池包业务规模扩大所致，2023年德业股份储能电池包生产量为13.43万台，同比增长585.09%。 电站开发企业 其中协鑫能科2023年度共完成独立储能备案项目4.5GW/9GWh，完成工商业储能备案项目31MW/62MWh， 运行15.5MW/31MWh。截至报告披露日，公司纳入省级电力规划的新型储能项目已超过1GW/2GWh，项目主要分布在江苏、重庆、宁夏和内蒙古等地，预计将在2024年建成并网。 晶科科技截至2023年12月底，公司电站管理规模合计达到6.93GW，其中自持电站装机容量达到5.36GW，网侧储能项目并网200MWh，新获取备案3650MWh，用户侧储能项目并网5MWh，新获取备案30MWh。 锂电设备 其中先导智能提供涵盖方壳电池、圆柱电池、软包电池、固态电池等各类电池类型在内的锂电池智造整线解决方案；以电池应用领域分，提供应用于动力、储能、数码等领域的锂电池智造整线解决方案。 主要产品包括：新型合浆系统、干法极片设备、涂布设备、辊压（分切）一体设备、模切设备、卷绕设备、叠片（切叠一体、热复合叠片）设备、电芯组装生产线、化成分容测试系统、复合集流体设备、智能仓储物流系统、工业信息化MES系统等。 材料企业 其中赣锋锂业锂电池业务已分别在东莞、宁波、苏州、新余、惠州、重庆等地设立生产基地。报告期内，重庆固态电池生产基地一期封顶，固态电池pack实现交付；交付大型储能项目逾百个，总应用规模超过11000MWh，大型储能业务方面先后参与了国家多个首批大型光伏储能项目，先后承接了大型能源央企的单体超过500MWh储能项目及多个大型储能项目，成功打开海外储能业务，成功发货20余个集装箱储能设备。

“唯有入市才能生存，新能源别无选择。”在外界看来，新能源发展前景一片大好，但是身处其中的人，已经感受到危机四伏，在近一年上百次新能源大大小小的会议上，不少业内人士如此感叹，“求生是当前新能源产业第一要务”。 从十年前欧美“双反”到绝处逢生，中国新能源产业几经沉浮。从90%的原料依赖进口、90%的核心技术不在手里、90%的产品出口到欧美“三头在外”的窘境，到如今占据全球主导地位，中国新能源发展实现了历史性跨越。内需同样强劲。2005年，国内新能源装机容量约338万千瓦，不足电力装机的1%。在“双碳”目标驱动下，新能源投资冲动前所未有。中电联日前发布的报告显示，并网风电和太阳能发电合计装机容量预计将在今年二季度至三季度首次超过煤电装机，2024年底达到13亿千瓦左右，占总装机比重上升至40%左右。 在硬币的另一面，如此增速和体量的新能源大规模并网，给电力系统的安全性和经济性带来极大挑战，系统的备用成本与日俱增，电力电量实时平衡问题越来越难，部分地区新能源消纳压力凸显、利用率将下降。 中国新能源产业仿佛回到十年前内外暴击的危机时刻。4月以来，欧美“双反”风暴再起，国内内卷加剧、价格战等变动接踵而至，二级市场也传来阵阵“寒气”，仅从百亿市值级别的光伏上市企业来看，当前的市值总和高点已跌去超万亿元。 “无现货、不市场，不市场、难风光”，新能源的“病”需要电力市场“治”。可再生能源发电的不确定性、波动性和间歇性以及逆调峰等特性，使得在传统电源结构下得心应手的计划调度方式，越来越难以应对可再生能源高渗透率新型电力系统运行的挑战。建设多层次协调统一的电力现货市场体系，是一个集技术、经济、管理于一体的难题，也是全国统一电力市场总体规划的核心问题。 价格机制是新能源发展的核心。初期，计划模式推动了新能源规模化发展，随着新能源装机猛增，计划模式难以为继，其价格机制也随之向市场化电价机制过渡。从当前实践结果看，新能源不入市，相当于其他入市主体替其承担平衡责任，并且无偿提供可靠性、调节价值等，继而造成价格信号扭曲、省间交易壁垒、有效容量不足等问题，最终影响“双碳”目标的实现；而入市好处多多，“保供应、促消纳”的作用已被各大现货试点验证。 但推进过程难言顺利，业内用“巨婴断奶”来调侃推动新能源入市的种种不易。除了相关利益方不愿走出“襁褓”的依赖心态，也有配套市场机制不健全等风险，这些都是政策设计者需要不断权衡的命题。在系统规划缺位的情况下，新能源投资逐渐失控，与实际供需已严重脱节。逆境求变、爬坡过坎，只有将价格信号贯穿新能源发展的始终，加快规划机制变革，才能避免重蹈十年前的覆辙。 逆境求变 计划模式难以为继 入市交易大势所趋 回顾我国新能源产业二十余年的发展轨迹，如过山车式大起大落。与发展轨迹相匹配的，是新能源价格机制的变化。从实践结果看，当前电价机制已无法适应新发展阶段的现实需求，入市交易的呼声与日俱增。 本世纪初前十年，是我国新能源产业的开荒之时。《可再生能源法》于2006年出台、2009年修订，新能源实行固定电价的补贴政策，也就是标杆电价阶段，全电量保量保价，补贴资金来源于随电价征收的可再生能源电价附加，2012年后补贴资金纳入政府性基金管理。 2012年，欧美多轮“双反”围剿，叠加国内产能过剩，近九成多晶硅企业停产，新能源产业命悬一线。痛定思痛，政府出台利好政策培育国内市场，2015年启动新一轮电力体制改革，中发9号文的配套文件明确将“纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电”纳入优先发电。优先发电沿袭了《可再生能源法》保量保价原则，新能源不参与市场竞争。 计划模式推动了新能源规模化发展。据业内人士雷双（化名）介绍，2009～2017年，风电新增装机容量年均增长率高达138%；2011—2017年，光伏发电的新增装机容量年均增长率达到228%。 然而，计划模式的弊端开始显现，出现了典型的合成谬误，即从各个政策制定部门来看，政策出发点都是好的，但当这些政策同时实施时，可能导致与预期相反的结果。一方面，新能源欠补“窟窿”越来越大。中电联报告显示，截至2019年底，我国补贴拖欠额合计为3273亿元，导致政府信用受损。财政部公布的数据显示，截至2021年6月，中央财政已累计拨付补贴资金超过6000亿元。“另一方面，新能源补贴资金来源于全国工商业电价加价，无需地方财政补贴。地方政府拉动GDP提速，出现了‘投资地方请客、补贴中央买单’的资源配置现状。同时，新能源发电成本逐渐降低，但电价调整严重滞后，进一步加大了投资吸引力。”雷双说。 形势逼人，我国全额保障性消纳开始和市场化消纳“双轨并行”，新能源进入竞价和平价阶段。政府相继出台政策，新能源电价经历从全电量保量保价，到“保障小时数”内保量保价，再到“保障小时数”逐渐减少三个阶段。 2020年“双碳”目标提出后，新能源的投资冲动前所未有。“十四五”时期，我国新能源进入新的发展阶段。有媒体曾用“风光大跃进”来形容近几年高歌猛进的新能源。以光伏为例，2021—2023年，其新增装机分别同比增长13.9%、59.3%、148.1%。 可是，新能源大规模并网，给电力系统的安全和经济性带来极大挑战，叠加国际形势波诡云谲，多重矛盾聚集，铺陈出一条自然而清晰的产业逻辑——新能源入市迫在眉睫。 典型事件有二，一是沸沸扬扬的不平衡资金事件。2020年，某电力现货试点近四天产生了近亿元不平衡资金，一时间舆论哗然。在主管部门后续发布的通知中表示，不平衡费用由优先发电计划部分分摊，其中新能源分摊占比23%。二是，新能源高比例发展给电力系统带来了巨大的消纳与保供压力，日前“95%消纳红线要放开”的猜测在各大自媒体持续发酵，从侧面体现业内“苦全额消纳久矣”。 2022年，国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》提出“有序推动新能源参与市场交易”。 为什么新能源入市是必选项？中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽告诉记者，就2030年建立全国统一电力市场体系目标看，新能源不入市，必然会限制其未来增长空间，既影响实现非化石能源占比目标进程，也不能为国内风光制造业提供基础支撑。 求实能源技术（深圳）有限公司总经理蒋江进一步指出：新能源不入市，相当于其他入市主体替新能源承担责任，如果其规模小，影响或许不大。但新能源已具备相当规模，不入市已造成价格信号扭曲，比如前几年煤电大幅亏损，根本原因在于，煤电承担了能源转型的系统成本，继而导致电力系统缺乏有效容量，保供压力陡增。比如某省为了完成新能源消纳指标，相当比例的火电在没有报价的情况下被强制出清，进一步扭曲了价格信号。 新能源入市，将产生积极的内生效应。于新能源自身而言，国外新能源直接参与电力市场时，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，以获得消纳权限。于整个系统而言，新能源入市能更全面、更真实地发现供需，更好地实现资源配置。 另据电网企业相关部门统计，试点现货市场“保供应、促消纳”作用日益凸显。例如，山西、山东、甘肃去年迎峰度夏期间机组非停率降至2%，为历史最好水平；现货谷段低价有效促进新能源消纳，山东在用电量同比增长5.6%的情况下，新能源发电量同比增长29%；现货分时电价有效引导科学用电，甘肃现货市场运行后，日最大负荷出现时间由晚间新能源小发时段移至午峰新能源大发时段，用电曲线更贴近新能源发电特点。 具体而言，在缺乏有效价格信号指引的情况下，行政指令难以匹配新能源的高频变化，调度与负荷管理工作难以对症下药，甚至进一步恶化供需形势。电力现货市场发挥“信号灯”和“指挥棒”的作用，通过价格信号实现资源优化配置，有效保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。比如，去年“五一”期间，山东电力现货市场出现“连续22小时负电价”。负电价本质上是对市场供求关系的反映，也释放了电力供应出现阶段性过剩的信号。 转变之路 配套机制亟需健全 界定明晰经济责任 对电力系统而言，新能源入市看起来大有裨益，但推进过程却很艰难。 雷双坦言，新能源入市的第一道阻力来自新能源企业，入市要承担一系列责任和价格风险，不如“旱涝保收”的日子舒坦，所谓“进也忧、退也忧”。 据了解，入市与未入市的新能源，差异仅在于90%的实际发电量，是以日前价格结算，还是以基准价结算。时璟丽进一步指出：“变化大头是电能量收入，其中既涉及价也涉及量，除了市场形成的上网电价外，偏差电量还要承担相应价差。总体看，光伏发电出力时间集中，在光伏发电达到一定渗透率地区，项目自身无调节能力情况下，大概率收益下降；风电总体收益增加或减少都是可能的。” 根据交易咨询公司兰木达技术有限公司统计，分析山东电力市场自2021年12月至2023年9月的数据发现，优先结算收入每降低10%，风电收益平均减少6.93元/兆瓦时，光伏平均减少17.60元/兆瓦时。 刘武林（化名）认为，首先要明确一点，入市收入波动，正是还原了新能源电力的真实价值。好比一件商品原本单价200元，政府扶持后变为500元，进入市场后还原商品属性又变回200元，这“消失”的300元并不是其应得的钱。再者，在电能量市场，电是同质的，新能源发出的电并不比煤电发出的电“高贵”，新能源的环境价值通过绿证实现，两个不同维度的价值将在不同的市场发挥作用，混为一谈难免鸡同鸭讲。 在新能源入市之后，尽管电量优先消纳，但配套政策不健全，加剧了新能源的价格风险、曲线风险和偏差风险。其中，电力中长期市场流动性不足，是新能源入市面临的重要问题之一。 当前的中长期市场，年度批发和零售合同按照价差模式一次签订完毕，电量比例约达85%，且量价全年锁定、双边合同无法变更。部分政策设计者仍然沿用计划思维，强行要求现货市场向中长期交易结果靠拢，以实物性质按照曲线签约。 雷双指出，在现在的技术水平下，新能源无法准确预测未来出力，实际出力曲线与合同约定的曲线偏差较大，而且相对灵活的期货交易还未被允许开展，当新能源出力不足时现货价格比较贵，欠发电量高买低卖，降低了新能源最终结算电费。此前甘肃电力市场曾要求新能源企业签订不少于90%电量的中长期合约，引发市场主体集体反对，虽并未强制执行，但一定程度上说明，现在的中长期交易机制并没有为新能源起到真正的“避险”作用，反而是新能源最大的风险来源。 换言之，假设新能源企业与用户在某时段签订了中长期合同，约定100万负荷，价格为0.3元/千瓦时。如果发电量没有偏差，即按照0.3元/千瓦时结算使用电量。但约定日时段无风或者阴天，出力只能达到40万千瓦，另外60万千瓦需要在现货市场上购买履约，恰好此时的现货价格1元/千瓦时，而用户依旧按照此前签好的0.3元/千瓦时批发价结算，相当于新能源企业每度电都要亏损0.7元。 除了中长期市场，现货市场本身也需要进一步深化改革。业内人士刘武林说：“现货市场尚未大规模引入电力用户，还是单边模式。说白了，发电侧‘自己玩’零和博弈，一定程度上加深了新能源和其他发电主体的矛盾。” 还有备受瞩目的大基地，亟需通过市场化方式进行资源的大范围优化配置，明晰界定经济责任，加快全国统一电力市场体系以及新型电力系统建设。 自2021年来，我国每年都会发布一批大型风电光伏基地建设项目清单，截至目前已经印发三批次的项目清单，据统计其装机规模分别约为1亿千瓦、4.5亿千瓦、1.5亿千瓦，大基地项目又细分为“风光大基地”与“沙戈荒”项目，其中风光项目规模约为2亿千瓦，沙戈荒项目规模高达4.5亿千瓦。大基地项目投资巨大，均配套特高压项目，以外送优先计划为主。 在原有的跨省跨区送电项目中，电源类型主要以燃煤发电为主，成本相差不大。但大基地项目以新能源为主，一般占据项目总容量的70%以上。新能源本身具有就地消纳属性，与远距离送电方式发生冲突，在叠加输电费用后，新能源送电成本显著增高，相比受端新能源并不具备竞争力。