阳光电源发布公告，计划募资48.78亿元人民币，加码海内外储能产能扩产。 10月14日，阳光电源披露境外发行全球存托凭证（GDR）新增境内基础A股股份的发行预案，计划募资48.78亿元人民币，主要投入海内外储能产能扩产。此次GDR将在德交所挂牌上市，发行GDR所代表的新增基础证券A股股票不超过本次发行前总股本的10%。 从预案也不难看出，阳光电源意在加快海外储能产能建设，以匹配海外市场的营收重要性。发行募集的资金中，阳光电源拟将19.92亿元用于建设年产20GWh先进储能装备制造项目，17.60亿元用于海外逆变设备及储能产品扩建项目，另外逾11亿元用于数字化提升项目与南京研发中心建设项目。 上述年产20GWh先进储能装备制造项目拟在阳光电源的大本营安徽省合肥市实施。海外逆变设备及储能产品扩建项目拟在海外建设，公司暂未披露具体实施地点。该海外项目将通过新建厂房，新增生产、检验检测等设备构建年产50GW逆变设备、15GWh储能产品的生产体系，其中一期项目规划25GW逆变设备、5GWh储能产品产能，二期项目规划25GW逆变设备、10GWh储能产品产能。 阳光电源证券部工作人员对外表示，此次发行GDR也是考虑到支持公司全球化战略。目前，发行相关工作仍在正常推进中，需要等待相关部门审批。 海外市场是国内各主流设备厂商争夺的战略重地。 全球电化学储能市场累计装机规模从2014年的约1.5GWh增长到2023年的189.73GWh，复合年均增长率达71%；受全球加速碳中和进程、可再生能源占比快速提升以及欧洲能源危机等因素影响，电化学储能在新型电力系统中的重要性日益凸显。同时，欧美等地区配置储能系统已具备经济性，我国风光储联合应用正加速进入平价时代，预计到2030年底全球电化学储能累计装机量将突破2,855.18GWh，市场前景十分广阔。 阳光电源在预案中也表示，海外市场新能源参与电力系统盈利模式多样，经济性较强，市场整体对逆变设备、储能产品的价格敏感度相对较低，海外销售价格及产品毛利率通常略高于国内同类型产品。 2022年以来，阳光电源来自海外市场的营收占比均超过40%。2024年上半年，海外业务收入134.76亿元，营收占比43.44%，已成公司重要收入来源。 阳光电源储能系统已应用在美、英、德等海外市场。近年来，成功与沙特 ALGIHAZ签约中东最大7.8GWh储能项目、与澳大利亚Hive Battery Development Pty Ltd 签约3GWh独立储能项目等，并为国内单体最大的电化学储能电站青海海西州托格若格共享储能电站、拉美880MWh最大独立储能项目等全球多个标杆性项目提供整体解决方案。 此外，阳光电源表示，公司储能产品目前尚无海外产能，公司全球交付的能力和灵活性均亟待提高。通过预案海外项目的实施，将在海外新增年产 50GW逆变设备及15GWh储能产品的产能，为海外业务开拓和市场销售提供更多选择和灵活性，逐步形成可向国际市场快速供货的生产基地网络，有助于公司在一定程度上优化控制由于潜在贸易摩擦带来的额外成本，以更加灵活的产能规划和销售网络布局应对国际贸易形势变化带来的不确定性。 据悉，GDR，是存托凭证的一种，主要是为了解决境外公司在境内发行证券以及境内投资者投资境外公司证券的需求。2022年2月，证监会发布《境内外证券交易所互联互通存托凭证业务监管规定》，扩展了GDR发行主体与境外上市交易所，国内因此涌现一波GDR发行热，锂电企业尤为踊跃。锂电企业的经营模式决定了企业更热衷于发行GDR，因为获得的境外募资可直接用于在海外建设产能。 发行GDR在有利于帮助企业扩充资金、提升国际知名度的另一面，也存在风险。国际资本市场波动较大，可能影响GDR的发行价格和募集资金量。企业需要密切关注市场动态，选择合适的发行时机。

10月14日，国家电投集团综合智慧能源有限公司（以下简称“电投综能”）举行揭牌仪式。电投综能由国家电投集团综合智慧能源科技有限公司、国家电投集团智慧能源投资有限公司重组整合成立。 国家电投集团综合智慧能源科技有限公司是国家电投直管二级单位，成立于2022年12月，与国家电投集团综合智慧能源产业创新中心一体化运作，即智慧能源（综合智慧能源产业创新中心），注册资本9亿元。 国家电投集团智慧能源投资有限公司是国家电投二级单位，成立于2022年4月，与国家电投集团碳资产管理有限公司一体化运作，即智慧能投（碳资产管理公司），注册资金23亿元。 重组成立的电投综能的定位为国家电投综合智慧能源产业发展提供系统性解决方案和可规模化复制商业模式的专业化公司，其主营业务涵盖综合智慧能源的开发建设、技术创新与实证、绿色低碳转型服务等。 综合能源管理是一种综合考虑水、电、风、气等多种能源的管理方法，旨在通过有效的能源监测、优化能源配置和提高能源利用效率，实现对能源消费的控制和减排，从而降低企业的能源成本，提高能源利用效率，并推动可持续发展。 根据国家电网公司研究机构初步测算，预计2020年-2025年，我国综合能源服务产业进入快速成长期，市场潜力规模由0.5-0.6万亿元增长到0.8-1.2万亿元；2035年步入成熟期，市场潜力规模约在1.3-1.8万亿元。巨大综合能源服务市场的蓝海空间正加速形成。 综合能源系统的核心在于利用先进的物理信息技术和创新管理模式，提升能源利用效率，促进能源的可持续发展。这个系统不仅包括电力、暖通、天然气等系统的融合，还涵盖了光伏发电、风力发电、微电网、储能、氢能等多种能源形式的综合利用。 综合能源服务以此为基础，以电能为统一载体，以开发清洁绿色能源为目标，通过信息技术和数字科技手段，综合调配各种能源的发、输、变、配、用、储全过程。 电投综能的正式组建是国家电投深入贯彻中国“3060”目标，进一步全面深化改革，推动产业高质量发展的重要战略决策，是国家电投发展新质生产力，培育壮大战略性新兴产业的重要举措，承载着国家电投创新发展的使命，标志着国家电投在推进综合智慧能源产业发展，加快发展新型电力系统用户侧新质生产力上迈出了坚实的一步。

近年来，我国新能源发电规模持续扩大，能源转型步伐显著加快。国家能源局数据显示，截至7月底，全国累计发电装机容量超过31亿千瓦，其中太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，同比增长49.8%；风电装机容量约4.7亿千瓦，同比增长19.8%。围绕新形势新任务，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》（以下简称《行动方案》），提出重点开展9项专项行动，其中包括实施“大规模高比例新能源外送攻坚行动”“新能源系统友好性能提升行动”，加快推进新型电力系统建设。 加快新能源大规模高比例外送 8月已过，广东粤西海域仍热浪滚滚。绵长的海岸线上，错落有致的风机正迎风缓缓转动，光伏电站则如同繁星般点缀在波光之中，这些巨大的风机叶片和精巧的光伏面板，捕捉着经此而过的每一缕清风和每一束阳光，将它们高效地转化为清洁绿色的电能，经由四通八达的“铁塔银线”，源源不断地输送到千家万户。这样一幅充满现代科技感的画卷，是我国新能源高速发展的一个缩影。 规划建设新型能源体系、加快构建新型电力系统的重点就是大力发展新能源。我国的新能源资源主要集中在西部和北部地区，因此，如何有效推进这些地区大规模、高比例的新能源开发与外送，不仅是实现“双碳”目标任务、推动能源电力绿色低碳转型过程中亟待解决的问题，更是加速构建新型电力系统和新型能源体系的关键。 为支持西部和北部清洁能源基地的开发与电力外送，我国规划建设了一系列跨区域输电通道。这些输电通道宛如一条条电力动脉，穿越广袤的沙漠、戈壁，将清洁的能源血液输送到全国各地。然而，这些电力动脉大多起始于环境恶劣的荒漠地区，其送电端的周边电网支撑能力较弱，如同细弱的血管难以支撑庞大的血流，而受电端的电网则存在常规电源不足的严重“空心化”的问题。随着新能源输送比例的不断提升，输电通道在安全稳定运行以及高效利用方面面临着多重挑战。 此次《行动方案》明确实施大规模高比例新能源外送攻坚行动，以提升输电通道新能源电量占比为重点，提出“提高在运输电通道新能源电量占比”和“开展新增输电通道先进技术应用”两项重大任务，为推进大规模高比例新能源外送指明了发展方向、技术背景，具有重要的实践意义。 通过优化电源配置，增加新能源在运输电通道中的电量占比，可以直接促进风能、太阳能等新能源的开发和利用，加速能源结构的绿色转型。新能源的接入要求电力系统具备更高的灵活性和调节能力。优化电源配置，合理配置常规电源与新能源的比例，可以提升电力系统的整体响应速度和调节能力。因此，优化电源配置，提升在运输电通道新能源电量占比尤为重要。 要高度关注在运输电通道输送新能源的适应性。一是要加强支撑能力建设，一方面新能源开发宜靠近送端换流站和火电、水电等其他配套电源，以利于“打捆”送出，另一方面要加强抽水蓄能、新型储能等调节支撑资源配置。二是要提升常规直流技术性能。常规直流技术不能频繁调节功率，主要受制于换流变压器分接开关和交流滤波器的动作次数限制，应加强直流控制策略优化研究，提升输送新能源适应性。三是要保障在运通道保供能力。重视配套新能源占比提升对受端电力保供的影响，推动送受端就通道功能定位和电力支撑能力取得一致。我国部分在运通道投产已达20年，逐步达到改造年限，可以借助改造加强新技术应用，有效解决常规直流换相失败问题。 多年来，技术进步有效推进了输电通道建设。自2009年1月1000千伏晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程投运至今，我国已建成“19交20直”特高压输电工程，“西电东送”输电能力超过3亿千瓦，累计送电超过3万亿千瓦时，有效支撑了中东部地区约1/5的用电需求。 目前世界上绝大部分的特高压直流工程都是由我们国家实施的，其中难度最大、技术水平最高的特高压直流工程，也都是由我们国家率先研制完成的。 对于输电相关技术的发展方向，传统常规直流对系统支撑要求高，存在送端暂态过电压越限、受端电压不稳定、多回直流同时换相失败等难题，需要研发特高压大容量柔性直流输电技术，支撑送端大规模新能源接入和受端潮流可靠疏散；改进常规直流输电技术，采用可控换相换流阀（CLCC）等先进技术；结合柔性直流输电具备孤岛运行能力的特点，考虑在远离主网的“沙戈荒”工程中探索多端直流孤岛运行的技术。超前研究低频输电、嵌入式直流等先进输电技术，扩充进一步提升输送新能源规模的技术储备。加强新能源和外送通道协同设计，超前示范应用直流组网技术。 同时，先进的储能技术如抽水蓄能、新型储能等，同样为解决新能源发电的间歇性、波动性等问题及提高输电通道对新能源电力的接纳传输能力发挥着关键作用。 水电水利规划设计总院总工程师彭才德表示，截至去年底，全国抽水蓄能投产总装机容量达4579万千瓦，全产业链协调发展机制基本建立。开发以“沙戈荒”地区为重点的大型风光基地和主要流域水风光一体化基地，急需建设抽水蓄能等调峰储能电源，提升风电光伏开发规模、竞争力和发展质量。 要进一步挖掘配套煤电的调节支撑能力，实现配套煤电的调峰深度，采用CCUS等先进技术提高煤电清洁性；积极采用构网型技术改造新能源发电和储能，提高各类设备的涉网性能和主动支撑能力；研究长时大容量储能技术，提升对新能源的跨时段、跨季节、大幅度调节能力；研究藏东南等高海拔地区清洁能源基地构建技术，提出适应于多端直流送出拓扑结构的水光储多能互补联合配置方案，采用水资源上下游协同、跨流域水资源互补及水光跨区域一体化调度、水电机组调相技术等提高水电支撑能力。 推进系统友好型新能源电站建设 新能源渗透率的持续提高致使当前电力系统呈现出“双高”特性，即高比例可再生能源和高比例电力电子设备并存。在此背景下，还存在一系列系统性问题，包括新能源在调频、调压等方面的主动支撑能力不足、系统惯量降低、调控难度加大、电力平衡保障挑战加剧以及源荷不确定性增加等。 对此，《行动方案》明确提出新能源系统友好性能提升行动，推进新型电力系统建设取得实效。 推动提升新能源系统友好性能，是加快构建新型电力系统适应能源转型需要的必然选择。一方面，系统友好型新能源电站可以助力新能源大基地及配套设施的建设，保障电力供应安全；另一方面，系统友好型新能源电站有利于提高新能源可靠出力水平，保障电力运行安全。 为更好推进新能源系统友好性能提升，《行动方案》进一步提出，打造一批系统友好型新能源电站。整合源储资源、优化调度机制、完善市场规则，提升典型场景下风电、光伏电站的系统友好性能。改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站，建设一批提升电力供应保障能力的系统友好型新能源电站，提高可靠出力水平，将新能源置信出力提升至10%以上。 记者了解到，针对风电、光伏等新能源发电的整合优化，此前贵州省能源局就发布《关于清理贵州省“十四五”风电光伏发电建设规模第三批项目的通知》，对纳入风电光伏发电年度建设规模项目进行调度和梳理，对47个逾期或不能实施的风电、光伏项目进行清理，项目总装机388万千瓦。其中，风电项目33个、总装机248万千瓦，光伏项目14个、总装机140万千瓦。 值得一提的是，为更好支撑新能源电站建设，《行动方案》还释放出一个信号，即有效利用储能，增强出力水平。 在提高新能源配储电站调节能力方面，《行动方案》提出两方面工作，一是整合源储资源，优化储能系统的配置和运行策略，发挥配储电站的调节能力，最大限度提升新能源配储的调节能力和运行效率。二是完善市场规则，积极推动各类调节资源参与电力市场，提高储能系统的市场化运行水平和经济效益。 这为储能快速发展创造了良好机遇。“新要求下，未来储能绝不只是简单的配角，而将成为智慧电网、新型电力系统中一个独立且重要的组成部分，维持发电端与用电端之间的平衡，成为市场机制下的一项重要产业。 国家能源局数据显示，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。其中，已投运锂离子电池储能占比97%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。 与抽水蓄能相比，锂电池储能具有系统效率高、响应速度快、选址灵活性大、建设难度低、建设周期短等优势。目前，锂电池储能系统建设成本已降至1000元/千瓦时以内，未来有望降至500元/千瓦时，大规模应用经济性将进一步凸显。 开展算电协同促进新能源消纳 如今，大数据、云计算、人工智能等先进科学技术在能源领域的应用日益广泛，算力与绿色电力一体化融合已成为不可阻挡的发展趋势。今年政府工作报告明确指出：“适度超前建设数字基础设施，加快形成全国一体化算力体系。” 在能量层面，算力作为能源系统源网荷储各个环节中的负荷，其空间上的可转移性和时间上的可平移性决定了，在与风光等新能源、电网和新型储能互动实现能量平衡方面，可以发挥一定的耦合作用。 《行动方案》提出，实施一批算力与电力协同项目。统筹数据中心发展需求和新能源资源禀赋，科学整合源荷储资源，开展算力、电力基础设施协同规划布局。探索新能源就近供电、聚合交易、就地消纳的“绿电聚合供应”模式。整合调节资源，提升算力与电力协同运行水平，提高数据中心绿电占比，降低电网保障容量需求。探索光热发电与风电、光伏发电联营的绿电稳定供应模式。加强数据中心余热资源回收利用，满足周边地区用热需求。 《行动方案》提出要统筹数据中心需求和电网资源，提前规划布局算力与电力协同项目，为数据中心绿色低碳发展提供了重要参考。数据中心作为国家节能降碳管控重点，是落实“双碳”目标和能耗双控要求的重要环节。算力与电力协同发展，需要加强数据中心时间、空间分布特性以及用电结构变化规律分析，超前研判数据中心参与源网荷储一体化、新能源直供电方式，引导数据中心通过电力市场提升绿电占比。 提升算力与电力协同运行水平，推动数据中心向新能源富集、用电成本较低的地区转移，并优化数据中心电力需求的时间和空间分布，已成为提升新能源系统友好性能，进一步促进新能源高水平消纳的重要途径。 早在2020年，安徽首个城市能源大数据中心在合肥揭牌，截至目前，合肥市能源大数据中心累计接入2.5万户高压电力用户、168个充电桩、60座光伏电站，后期将逐步接入政务和气、水、热、石油、煤炭等数据和信息；2021年，山西阳泉智慧能源数据中心首批建设场景交付投用，包括“重点用能单位能耗在线监测、区域能源发展监测、大数据看阳泉能源转型、新能源发电监测、节能改造潜力企业识别”等多个应用场景；在贵州，南方电网与贵州省贵安新区管理委员会签订协议，投资建设南方能源大数据中心，据悉，截至今年6月，该项目主体结构已全面封顶，预计9月底建成交付。 因地制宜建设智能微电网项目 《行动方案》提出，建设一批智能微电网项目。鼓励各地结合应用场景，因地制宜建设智能微电网项目。在电网末端和大电网未覆盖地区，建设一批风光储互补的智能微电网项目，提高当地电力供应水平。在新能源资源条件较好的地区，建设一批源网荷储协同的智能微电网项目，提高微电网自调峰、自平衡能力，提升新能源发电自发自用比例，缓解大电网调节和消纳压力，积极支持新业态新模式发展。 当前，分布式新能源实现了快速发展，电化学储能成本持续下降，电力市场机制也日益完善，这为智能微电网的建设提供了难得的机遇。智能微电网在促进分布式新能源接入消纳、提升电力普遍服务水平、创新商业模式等方面具有重大意义。 新能源发展路径从大型集中式转变为集中式与分布式并举，就近消纳是新能源利用的重要模式。从新能源自身特性来看，就近消纳可以降低其波动性对系统安全稳定运行的影响，也可以减少对系统调节能力的需求。 近日，江苏张家港华昌能源“氢光互补”智能微电网顺利投运，项目集氢能发电、光伏、储能设备、充放电设备等场景为一体，可就近为楼宇、电动汽车等提供稳定可靠的绿色能源供应。作为江苏省首个“氢光互补”智能微电网，该项目总功率达到951千瓦，供能面积约3万平方米，年发电量可达13.5万千瓦时，占园区全年用电量的30%，每年可为园区节省用能成本约15万元，实现碳减排108吨。

行业竞争就是如此残酷，在疯狂价格战与正在席卷全国的消防整改风暴持续冲击下，使高速增长的工商业储能江湖猛然坠入了大洗牌深水区。 产业共识，2023年是工商业储能产业化元年，根据EESA统计，中国工商业储能新增装机4.72GWh，同比增长超过200%。 整体来看，2024年上半年国内工商业储能仍保持高速增长趋势。比如根据EESA数据，截至7月底，2024年我国工商业储能备案总计4381个，共计规模8.96GW/20.65GWh，不论规模和数量已远超23年全年。同时EESA预测，国内工商业储能全年装机量为5.5GWh。 但无论规模还是增速均远低于年初部分机构的预测。根据阳光电源年初发布的《工商业储能解决方案白皮书》预测，今年国内工商业储能装机量将会达到9GWh。 综合储能领跑者联盟、中信建投等机构统计，2024年7月，工商业储能装机量达 212.1822MW/460.031MWh，按MWh口径统计，环比降低19%，同比降低44%；以MW为口径统计，环比降低26.6%。 产业规模与增速不及预期的背面是，产业玩家的疯狂涌入，企业间竞争与博弈愈发凶猛，进一步加速了产业大洗牌进程。 据阳光电源《工商业储能解决方案白皮书》显示，2023年工商业储能相关企业新增5万家，平均每天新增150家。 伴随着玩家的疯狂涌入与竞争加剧，工商业储能产品价格已经出现大退潮趋势。 比如2023年年中时，头部厂商如奇点能源的工商业储能柜报价曾高达1.55元/Wh，12月厂商明美新能源宣布液冷一体柜最低价为0.88元/Wh；到了2024年7月30日中车株洲所发布工商业储能系列产品渠道价格政策，其中，1500V工商业一体柜418kWh方案集成单柜价格为0.75元/Wh，大于30台可以享受95折，折合单价0.7125 元/Wh，还免费赠送价格高达45000元/台的并网柜和20000元/台的EMS配套，综合单价已经低于0.7元/Wh。 事实再次证明 “没有最低，只有更低。” 9月，科陆电子推出Aqua-E系列工商储能产品，采用A类电芯的价格仅为0.598元/Wh；沃橙新能源随后报出0.58元/Wh的价格，并推出 “0元体验，账期半年” 的优惠条件，再创价格新低。 早些时候，协鑫集团董事长、全球绿色能源理事会主席朱共山去年末在公开演讲中坦言，储能行业 “没有最卷，只有更卷。产能链价格持续走低，储能投标价半年下降三分之一。产品同质化严重，价格战愈演愈烈，冲业绩、抢份额、报价跌破成本。一半春天，一半寒流，就是我们现在储能行业的现状。” 如今，市场上对于 “凶猛价格战可能将进一步引发储能电站质量与安全性大退潮” 的担忧正在与日俱增。 有一组数据可以参考，根据中国电力企业联合会发布的《2024年上半年电化学储能电站行业统计数据》显示，上半年，在可靠性方面，非计划停运901次（同比2023年同期增长261.85%），单次平均非计划停运时长31.55h，其中电站关键设备、系统以及集成安装质量问题是导致电站非计划停运主要原因，占比达80%以上。 早在2023年5月17日，在中国（山东）储能高峰论坛上，远景能源储能事业部总经理郑汉波表示，行业内存大量生存困难的系统集成商，为解决生存问题，只能低价拿项目。“（这种企业）要低于成本价拿项目，又要活下来，会非常难，看看十几年前的风电行业、逆变器行业就知道了。” 郑汉波还举例说，在他经历的光伏逆变器、风机制造行业中，早期市场快速增长，行业内鱼龙混杂、良莠不齐。随着行业发展，质量和运维压力凸显，那些没有核心技术的企业很快消失了。一些靠资本支撑无核心技术的企业，为求生存再融资，低质低价中标，难以持续，也为产业埋下隐患。“现在储能电站生命周期不少于10年，售后服务很难有保障……（2024年）可能80%的（储能系统集成商）企业会倒下。” “如果有人告诉你储能很简单，那么你要知道，10年后他会为此付出代价。也许只要5年，他们就不得不支付巨额维护费用。” 曾毓群近期在接受了挪威主权基金主席尼古拉·唐根的播客访谈时如是说。 市场的担心正在成为现实。今年4月，温州一工商业储能项目发生火灾，因消防设施不到位造成了不小的损失。事后，温州针对工商业储能电站项目，掀起了一场严厉的消防安全整改。据整改通知单显示，要求所有已备案的、500KWh以下的工商业储能电站在一定时间内提交经第三方机构检测合格的消防质量检测报告，对于限定期限内未提交检测报告或检测不合格的工商业储能项目，会对其直接撤销验收合格评定，不予以兑现相关补贴。 温州整改之后，杭州市建委、杭州市发改委也联合印发了《关于做好我市电化学储能电站建设工程消防设计审查验收管理工作的通知》。文件明确适用范围为功率为新建、扩建或改建的容量为500千瓦时及以上的电化学储能电站建设工程。文件指出，电化学储能电站建设工程参照电力建设工程开展消防设计审查验收，属于特殊建设工程的，应进行消防设计审查、消防验收；属于其他建设工程的，实行备案抽查制度。 有数据测算，此次温州、杭州的储能安全整改整体将推高0.2元/Wh的非技术成本，单个储能电站的消防整改成本最高可增加10万元。 消防风暴还在进一步蔓延。8月中旬，浙江金华市武义县也公开征求《武义县电化学储能项目建设管理工作指南（试行）》意见。文件明确，电化学储能电站申报消防备案前，项目单位应组织竣工验收，消防查验应纳入竣工验收内容，查验结果作为工程竣工验收报告附件。 据高工储能披露，浙江省内已备案的2000多个储能项目中，90%以上都将面临消防整改。到2025年，能够顺利通过整改并继续运营的项目可能会少于一半。 业内人士认为，浙江只是这场储能电站消防整改风暴的第一站，未来还会席卷全国。尤其是工商业储能同样发展快速的广东省和江苏省。 据21世纪经济报道（7月），国家正酝酿对储能消防安全隐患进行全面的排查及整改工作。目前相关部门近期已约访了包括储能厂家、施工、运营等相关方调研意见，而相关的储能消防安全隐患排查及整改动作可能将要发生。 知情人士告诉21世纪经济报道，过去，新能源侧配备的储能电站的利用率普遍不高，这些未被调用过的电站存在监管盲区，其电站状态处于 “黑盒” 状态或存在隐患。 对于储能安全性而言，大储最多烧掉一个设备，但工商业储能可能就涉及到人身安全问题。截至目前，全国已有19个省市将储能电站纳入了消防安全重点单位。 可以预见，全国消防风暴必然将对工商业储能江湖产生深远影响，甚至冲击。 回归商业层面，还需要注意的是，目前工商业储能的主要盈利模式为峰谷价差套利（用能方在电价谷时从电网购买低价电能，在电价峰时或尖峰时供给给负载使用）。但在电力现货交易日益普及的背景下，国家政策引导和电力市场运行规则，都倾向于把峰谷分时电价拉平。这意味着，“当前浙江等地区较高的峰谷电价差无法长久维持，这将造成工商业储能项目未来数年收益率的下滑，从而影响到投资者的积极性。部分投资方因此选择了暂时观望。” 简单来说，未来工商业储能投资收益率大概率也会出现大退潮现象。 这并非危言耸听，根据东海证券统计，今年以来浙江、河南、江苏多地发布分时电价调整政策，全国范围内峰谷电价差缩窄趋势显著，河南省分时电价调整新政亦正式落地。此外根据中关村储能联盟对32个省区的分析，今年1-8月份一般工商业1-10kV电网代理购电最大峰谷价差平均为0.68元/kWh，较2023年同比下降了6.7%。与2023年1-8月相比，今年各地最大峰谷价差普遍呈现下降趋势，仅甘肃、蒙西、冀北等8个地区价差有所提高，其他地区均为下降。 考虑到，随着储能成本不断下降，若以0.6元/kWh作为度电盈亏平衡点，今年1-8月共有20个地区以上最大峰谷价差超过0.6元/kWh。而国联证券统计数据也显示，从全国范围内来看，全国共有10个地区峰谷电价差减小，20个省份峰谷价差扩大，2个省份保持不变。其中工商业储能收益率下滑幅度最大的为浙江省，主要原因在于分时电价政策的调整，6月起浙江不再执行尖峰电价，峰谷价差变为高峰电价与低谷电价之差，价差下降幅度超20%。或受此影响。原本国内工商业储能江湖的 “热土” 浙江省（由于分时电价政策支持 “两充两放” （即每天充放电两次），安装储能系统回本周期快，其装机量占到全国的1/4以上）在今年上半年遇冷。数据显示，今年二季度，浙江省的工商业储能项目备案数量呈现骤减的趋势。浙江省工商业储能备案平台的数据显示，四月备案项目300个，五月减少到200多个，六月备案数仅剩100多个。另外据国联证券测算，目前国内云南、甘肃、宁夏等十个地区的工商业储能收益率为负数，形势不容乐观。还需要注意的是，据东吴证券测算，工商储实际应用中收益率低于理论值，对工商业业主吸引力有限。工商储单个项目功率较大，初始投资成本约上千万元，此外分时电价政策变化的不确定性、若实际利用天数较低，收益率将打较大折扣，每天同一充放次数下，220天利用天数与340天利用天数可产生近2倍收益率差异。考虑目前实际利用是一充一放为主，280利用天数下IRR为7.75%。 对于工商业储能投资的难点，有专家指出，从投资端来看，最大的挑战就是电价差波动性。因为工商业储能资产的定价逻辑就是服从于大的新型电力系统转型趋势，以及作为转型支撑的电力市场化交易趋势，在这两个大的趋势下，分布式能源资产的收益率波动将是常态，不再是收益率绝对固定的资产。由于国内工商储盈利主要来自于分时电价下的峰谷套利，而分时电价的机制往往是由宏观政策制定，但政策的转向是终端电力用户不可预知的，这也导致了很多的业主在一次性购买设备时持观望态度。从工商储机柜以10年质保、15年的设计寿命的生命周期来看，项目建设时的分时电价机制是否在项目的整个生命周期内延续是一个最大的未知数。“关于项目选择，首先要考虑项目商业模式是否可持续。例如工商业储能目前主要依赖代理购电较高的峰谷价差实现套利，但代理购电仅为过渡模式，较高的峰谷价差不可持续，未来当电力用户真正进入市场，峰谷价差必然没有这么高，” 五矿证券分析认为，所以工商业储能项目在做可行性研究时最大的坑就是对未来峰谷价差及收入的假设过于乐观。对于独立储能电站项目，除了关注所在省份独立储能参与电力市场的政策进展之外，更重要的是对项目所在省份所在电网节点的风光发展及消纳趋势作至少20年维度的长期研判。或许是感受到了风险的气息，据EESA副秘书长李炎明观察，目前国内工商业储能投资商已经在有意控制单个省份的投资金额，以免政策波动造成 “一个篮子里的鸡蛋” 全部遭殃。当然，工商业储能的挑战，或者风险还不止于此。由于工商业储能项目收益高度依赖业主方项目用电情况，因此拥有足够用电负荷、适合上工商业储能，且 有意愿的工厂、园区，成为各项目开发方竞相争抢的稀缺资源。在这种情况下，与工商业光伏类似，居间人成为项目落地的重要推动因素，居间费因而居高不下，甚至项目落地后居间人获得的利润超过设备生产商。因优 质项目的稀缺性，给业主的项目分成亦从此前的10%（另外90%分给项目投资方），逐步到35%，有的方案是前5年分成比例20%/80%，后5年按 50%/50%分成。随着竞争局势的严峻变化，如今在企业层面也已有大退潮迹象。据 “维科网储能”、“36碳” 等多家媒体报道，“据业内人士观察，头部上千家集成商中约有20%没有订单，生存状况堪忧。”而据北京能源协会5月12日发布文章，随着储能 “内卷” 到新的高度，市场上已经有30%左右的玩家退出了工商业储能市场，其中大部分是做系统集成相关的皮包公司。企查查显示，成立于2019年9月的青岛能蜂电气有限公司（以下简称 “能蜂电气” ）注册资本为1261万元，已于2024年8月1日被法院列为被执行人，执行标的为20万元。

风电与太阳能发电受天气影响大，间歇性与波动性特征明显，且可控性差，给新型电力系统的安全可靠运行带来了巨大的挑战。除了新能源之外，电动汽车用电负荷也存在较大的波动，受气候变化因素影响，终端负荷与水力发电的分月、分日与分时波动也在进一步加强。可以预见，新型电力系统面临的供需波动比传统电力系统要大得多，如何经济高效地平衡供需成为巨大挑战。 现货市场可以自动引导供需协同 相比在所有的路口都设置一个有人值守的交通指挥岗，现有的红绿灯信号系统很明显更加经济、更加有效，所有城市交通得以井然有序。现货市场也是类似于一种交通信号灯的机制，当新能源发电多的时候，现货价格低，此时火电越发越亏，而用户用电成本极低，乃至为0，因此火电会主动少发、用户会多用；当新能源发电少的时候，现货价格高，有时超过1000元/兆瓦时，此时火电发电能获得超额回报，而用户用电成本极高，因此火电会主动多发、抢发，用户有动力少用电。 在现货市场运行的情景下，价格信号与新能源发电出力状况匹配，发用两侧，包含火电、自备电厂、部分水电与可调负荷，均可积极响应价格信号，以此实现发用两侧运行与新能源发电之间的高效协同。 借助现货市场这个支点，在保障新型电力系统安全可靠运行的前提下，整个调度管理工作量极大地降低，只需要执行传统的发电计划与发电调度程序即可；另外，现货市场也通过经济关系实现电网与发电、用户之间的高效协同，在实现资源优化配置的同时，有效地保障新能源的消纳与电力保供要求的落实。 全国性的现货市场是平衡供需最经济的手段 截至2022年底，全国全口径火电装机容量13.3亿千瓦，其中，煤电11.2亿千瓦，与2021年基本持平，占总发电装机容量的比重为43.8%；水电装机容量突破4亿千瓦，达4.1亿千瓦（常规水电3.68亿千瓦，抽水蓄能4579万千瓦），核电5553万千瓦，生物质发电3798万千瓦；以上传统发电容量相加的总数超18亿千瓦。 2022年底，我国的总发电量规模为88487.1亿千瓦时，折算到小时约为10.1亿千瓦时。刨除风光发电容量之后的剩余传统发电容量除以10.1亿千瓦，可得裕度系数为178%。通过这一数据可以看出，只要保障传统发电容量在风光发电不足时候的可用性，不用新增任何投资（退役发电容量正常补充除外），现有发电容量规模足以确保当前用电量水平下的新能源发展。也就是当新能源高比例发展时，在发电量不足的极端月份和时刻，利用已有传统发电容量可以确保用电可靠性。 在容量规模足够的情况下，为了匹配新能源的供需波动，需要建立电力现货市场机制作用指挥棒，通过价格信号引导传统发电容量与用户侧的多种可调资源参与系统供需平衡；且由于单省市和部分区域内部的发电容量不足，需要持续扩大市场规模，建立区域电力市场或者跨省跨区交易机制，实现全国范围内资源的优化配置。当这样一种机制形成后，仅仅依托现有发电容量与用户侧资源就足以支撑新型电力系统的安全稳定运行，这无疑将节省大量的不必要投资。 电力现货市场价格保持动态稳定 有利于平稳推进电价改革 《决定》还要求推进能源领域的价格改革。虽然电力现货价格在一天之内的不同时刻存在大幅变化，但从年、月周期尺度来看，却能非常好地反映供需与发电成本，保持长周期范围内平均价格的相对稳定，有利于电价改革的平稳开展。 电力现货市场日前与实时价格存在大幅波动 由于在一天当中新能源、负荷存在大幅波动，分时供需态势差异巨大，相比传统价格机制，电力现货价格确实存在大幅波动。如图1所示，山东市场2024年1月1日~10日的日前市场价格，新能源大发的1月4日，最低现货价格为-80元/兆瓦时，同一天高峰日前价格则达699元/兆瓦时，二者相差779元/兆瓦时。 电力现货价格的长周期均价波动幅度小 然而拉长周期看，电力现货市场价格却相对稳定，能够很好地反映供需情况与发电成本。如表1所示，2022年电力供需紧张，典型市场的现货价格（实时价格）相比燃煤发电基准价格均存在一定的上涨，但也只有甘肃河东区域与广东现货价格涨幅大，分别约为40%、24%，其他地区现货价格均在燃煤发电基准价20%以下。2023年，随着煤价的下降，供需形势缓解，电力现货价格开始接近或者小幅低于燃煤发电基准价；甚至在有些季度，现货价格下降到低于燃煤发电基准价20%以下的水平，如表2所示。 总体来看，年度与季度等长周期尺度的电力现货价格虽然存在波动，但是幅度并不大，基本处在燃煤标杆价上下20%这个范围之内。 电力现货价格均价高度反映供与发电成本 广东、山西与山东等电力现货市场2022~2023年的价格在发电成本变化不大的月份中，需求高的月份价格就高，需求低的月份价格也随之走低。而随着煤价的下行，在供需情况没有根本变化的情况下，电力现货价格随着发电成本的下降也快速降低。这种定价机制一方面有利于平衡电力系统供需，另一方面也有利于价格本身的稳定。 电力现货价格的均衡性 在供应充足时，价格走低，可以鼓励发用两侧多用电、少发电，引导供需平衡并让下一个周期的价格回升；在供给不足时，价格走高，可以鼓励多发电、少用电，也可以促进供需平衡并让下一个周期的价格回落。 以山东现货市场为例，2023年的电力现货分时形态相比2022年出现了一些值得关注的变化：7~17点之间的实时价格出现了近0.02元/千瓦时的小幅上升，而18~24点的价格出现了超0.045元/千瓦时的下降。这充分说明了现货市场价格对用户负荷的影响，高价时用户愿意减少用电，从而抑制电价的上涨；反过来，低价时用户愿意增加用电，从而抑制电价的下降。所以价格信号毫无疑问地发挥了指挥棒作用，充分引导需求响应，实现源荷互动，而这进一步又会作用在价格上，长期来看将使现货价格维持在一定的区间范围内。 总之，为了保障国家能源安全与应对气候变化，需要建设新型电力系统。但新能源、气候变化、电动汽车等新型负荷的变化会引发复杂的供需不平衡问题；为了控制平衡管理成本，保障长中短期的电力供应与新能源消纳，并实现中长期尺度上的电价均衡，电力现货市场成为最经济的调节手段。 党的二十届三中全会所明确提出的全国统一电力市场与深化能源体制改革的目标任务，毫无疑问需要以电力现货市场为中心来推进。随着多地电力现货市场逐步转入正式运行，以及《电力现货市场基本规则》的颁行，虽然还存在一些需要根据实际情况进行微调的地方，但以“中长期+现货+辅助服务”为主要内容的市场框架已经获得了行业内市场主体的广泛认同，很多地区的技术支撑平台建设与调电试运行工作都已经具有比较好的基础。接下来，在国家与地方政府层面，可以通过总结各自省份现货长周期和正式运行省份的经验，进一步坚定对电力现货市场在保供、促销与稳价方面的信心，加快所在地电力现货市场的长周期运行安排，并以此为基础深化辅助服务、中长期、容量市场、市场监管与新能源市场化交易等相关配套改革工作，早日完成党的二十届三中全会明确的体制机制改革任务目标、实现能源清洁转型。

看到一个观点：储能行业未来的主导者，是电芯厂家，因为电芯占了储能产品60%以上的成本比例。 这个观点是没错的，但是要分场景。 工业2.0的场景 在工业2.0的场景中，储能作为一种工业产品而存在的，类似于福特的T型车。 工业2.0讲究的是： -大规模、流水线、批量化制造 -标准化的，极少差异性的产品 -以降低边际生产成本为目标 -渠道化、标准化的销售模式，比拼产品单价 目前面向于大型集中式储能，和较大型的工商业储能产品，基本上就是按照这个思维制造的。 如果你去过刚结束的SNAC储能展，就会有这个感受，大部分厂家的产品，具有较高雷同性，产品差异不足以支撑客户的采购决策。 在这个场景下，储能产品是高度内卷的。 电芯则起到了价格的决定性作用，所以用工业2.0的视角看， 储能确实是电芯主导的行业。 工业3.0场景 工业3.0讲究的是系统性，比如丰田把汽车整车生产线，看成系统化的供应链体系和质量体系，所以有了零库存管理，和全面质量管理等先进生产管理理论，并辅以自动化和信息化作为工具。 1930年代福特看到的汽车，和丰田1970年代看到的汽车，是两种不同的管理思维带来的产品，所以至今丰田汽车依然是世界顶级的工业产品。 虽然电力行业是工业2.0时代诞生的，但是大规模交流同步互联的高压电力系统，是工业3.0的思维产物。 以工业3.0的，体系化思维去看储能， 可以认为储能是“电力系统主导”的行业。 无论是大储参与辅助服务市场的调频或者备用服务，还是工商业储能基于电价型号的充放电套利，其本质都来源于电力的系统属性： 电力是一种无法被经济的大规模存储，发用必须实时平衡的商品。 正因为今天任何技术都无法解决电力的大规模经济存储，所以电力发用必须实时平衡。 电化学储能至今并不解决上述“经济性存储”的问题。 传统电力系统叠加了风光的波动性，才有了更大的调频、调峰需求，某些场景需要更多的“并不经济的”储能产品，并需要依靠市场化电价去调度这些资源。 而这种调度，或者价格本身，带有新型电力系统的本质特性。 这时储能的商业逻辑，不再是“低价成本竞争”，而是利用充放电容量资源，在动态平衡的电力系统中获得收入。 储能需要知道动态平衡的需求从哪里来，如何满足，用某个储能厂家的话来说就是： 不懂电力系统，做不好储能。 电力系统的动态平衡，分为时间维度和空间维度。 从空间维度上看，虽然是“全国一张网”，但是在不同的电压等级，不同的节点，平衡的需求是不一样的，比如大储满足输电网（220kV及以上）视角下的平衡需求，响应的是批发侧电能量市场和辅助服务市场的价格。 工商业储能满足的是配电网和微电网的平衡需求，响应的是零售侧电能量市场的价格。 在时间维度上，秒级、分钟级、小时级、天级、周级、月级的平衡需求，是截然不同的，市场给出的价格、价格波动周期也截然不同。 结合上述的空间维度，输电网层面，电化学储能更擅长秒级~小时级的平衡服务，而对数小时~天级~月级的动态平衡需求，能力有限。 在配/微网层面，则是面向配电网节点，甚至用户内部某个微电网的动态平衡需求，需要分行业、分场景的细化产品。 所以这时储能更需要场景化的产品解决方案，充分体现出差异性，面向调频的大储产品，和面向某个化工行业的MW级储能解决方案，可能在产品性能和价格上都存在差异。 工业3.0之上的思维 如果把视角从储能产品、储能耦合到电力系统，再放大到储能作为一个社会化产品的视角，可能得到另一个图景。 储能耦合到电力系统，形成的产品解决方案，需要叠加运营和服务的属性，比如储能参与电力市场交易、储能运维、储能和企业合同能源管理、储能资产的金融服务等领域。 这时候储能从围绕产品的解决方案，细化到围绕不同对象需求的服务解决方案，不仅仅是从金融端和交易端（峰谷套利是从零售交易端的价格进行套利），也从真正的企业能源管理服务、金融资产管理服务等衍生产业链进行整体的获利。 基于这个视角，才能看到蚂蚁推动新能源RWA的意义，把新能源资产与虚拟世界Web3的结合。 从线下的社会化衍生服务，再扩展到线上、Web3.0时代的社会化服务，具备更大的想象空间，但是也非常难。

2024年，新能源车的格局大戏，超出了大部分人的沙盘推演。别的不说，先上数据。比亚迪：2024年第二季度收入1762亿元，同比增长26%，净利润91亿元，同比增长33%。整体毛利率为19%，剔除比亚迪电子估算毛利率超过22%。公司二季度整体销量98.7万辆，同比增长40%。特斯拉：2024年第二季度总收入255亿美元，其中汽车收入为199亿美元，同比下降7%，净利润18.1亿美元，同比下降42%，整体毛利率为18%，汽车毛利率18.5%。二季度总交付量约为44.4万辆，同比下降5%。从二季度的收入和净利润体量来看，前者与后者居然已经非常接近。此消彼长之间，比亚迪与特斯拉，本来两个基本算平行宇宙的汽车企业，已然狭路相逢。 01比亚迪的大年 1.一路走来的那些偏见比亚迪取得今年的成绩，着实令人敬佩。从后视镜看去，与国内其他造车新势力能享受泼天的流量不同，比亚迪一路成长过来，没有流量，多是偏见。被认为没有实力，开局一个三。2003年，拿到牌照的比亚迪正式开始做汽车业务，但确实只能在外资、合资和国资三座大山中求生存，不被所有人看好。当然20年后，已经坐稳国产第一市值的交椅。被认为没有战略，屡屡事后打脸。2004年，公司就推出了2款纯电动乘用车，和特斯拉同一时间，堪称国产新能源车鼻祖。2022年，比亚迪更是大胆的决策停产燃油汽车，全面转型新能源，而长城、吉利、大众、宝马等一众中外车企，还痛苦挣扎在左右手互搏中。然后被骂没有技术。玩新能源已经30年的比亚迪，在技术路线上基本没有犯过大的错误。即使在4年前，混动是不是没有前景的仍然争论的焦头烂额，但事实证明混动大有可为。2008年比亚迪就推出了首款插电混动，如今已经把混动玩的炉火纯青。另外，曾火爆一时的比亚迪刀片电池，也证明它核心技术的强悍。当然，还有人认为比亚迪一体化，压榨供应链。但作为少数实现盈利的国产新能源，用22%的毛利率证明其他人都是外行。其他偏见，不一而足。2.智商税时代终将一去不返比亚迪最后一个被 黑的点，就是品牌力。2023年，比亚迪销量首次突破300万辆大关，而随着DMI5.0平台的推出，公司还将迎来大改款，亏电油耗、续航里程等核心指标，领先业内至少一年的时间。在这一平台的加持下，比亚迪在今年有望做到400万辆，而500万辆也最早可能在2026年就突破。话说这又跟品牌力有什么关系？比亚迪的基本盘在国内，国内汽车早已进入存量市场，那未来200万的增量，靠吃谁的份额？答案是看似高高在上但已经岌岌可危的合资。现在国内A和B级的轿车及SUV，一共有1200万辆左右的年销量，而合资品牌，份额整体超过一半。今年上半年，曾经高贵如BBA，也只能靠降价勉励维持，其他合资就更艰难了，从他们今年的中报就不能看出经营的艰难，而且据称存量产能将退出1000万辆，得罪的人太多这儿就不点名了。随着比亚迪、小米、理想等国产车从性价比到口碑实现对合资的碾压，那些靠一个标就能多卖几万甚至十万块钱的智商税时代，终将一去不返。不用太久远，明年估计就是合资加速坍塌的一年。 02 特斯拉的小年 特斯拉今年业绩不行，倒是没有太多令人意外之处。核心原因就是车型的青黄不接。在今年二季度44.4万台的交付量中，Model 3和Model Y交付量占到了95%，再强的产品力也经不起审美疲劳。而且Model3和Model Y，吃BBA的份额的红利已经走到了头，今年销量出现了下滑。另一个红利，就是供应链的全球化，在近3年，随着中国工厂的满产，也走到了尽头。更何况，你有的别人都有了，价格还比你更低。然后，被寄予厚望的Cybetruck虽然在2023年11月，终于能够交付了，而且积压订单超百万，但奈何制造难度太高，近期甚至传出特斯拉开始停止接单。2024年只剩故事支撑特斯拉的高估值。在纳指牛市的氛围中，马斯克还可以靠着FSD入华、人形机器人、自动驾驶、Robotaxi、Dojo等等概念支撑。 03平行宇宙终相逢 过去5年，一个在30万以上的价格带里面杀疯了，一个在30万以下的价格带里面卷赢了，但两个人从未打过照面。哪怕直到2024年，特斯拉和比亚迪，还完全是两个平行世界的玩家。但经过一个小年一个大年，两者差距弥合。如果说，之前是新能源车企对传统燃油车企的单方面绞杀，那从2025年开始，新能源内部相互的搏杀将正式开始。1.比亚迪三大增长点迎面撞上特斯拉当成为六边形战士之后，比亚迪远期的增长点又在哪里？其实未来比亚迪的方向基本是明牌，那就是高端化、智能化和出海。汽车市场和手机市场是一样的，中低端价格带量大但利润薄，比亚迪单车盈利不到一万元，就这还靠的是难以复制的规模优势和垂直一体化战略。高端豪华车，虽然量少，但单车利润动辄数万起步，是一个利润空间大的多的蛋糕。仅国内30万元以上的高端车年销量就接近500万辆，而且还主要被BBA、合资和特斯拉垄断，但新能源车企中，理想和华为系已经蹚出来一条路，比亚迪正在加紧跟上，所以腾势、仰望、方程豹三管齐下，宣传力度也明显大出一截，今年销量合计如果能够站稳15万辆，那就具备未来上高端牌桌的实力。如果说过去比亚迪真正的短板在哪儿，那就是智能化。但这也能够理解，你让均价不到15万的车企在智能化 砸重金，也不合乎逻辑。但随着比亚迪要突破高端化，那智能化不得不上。在2021年开始，比亚迪通过投资地平线切入自动驾驶芯片、与Momenta成立了合资公司迪派智行自研智驾算法，已可以看到比亚迪的自动驾驶，已经深入底层技术。在车型上，智驾平台也合理的分为三个版本： 基于地平线单征程5的方案，在20万元级的汉等车型上量产； 基于英伟达单OrinX配合双激光雷达方案，在30万元级的腾势N7上量产； 基于英伟达双OrinX配合三激光雷达方案，在110万的仰望车型上搭载。 最后一块拼图是出海。可以说，比亚迪的出海这次是玩真的，在最新的二季报中，比亚迪出销售10.6万辆，占比11%，全球所有的大市值车企，没有实现全球化的，仅此一家。一个车企是不是要做全球化，不要听他说了什么，只需要看一个点，那就是有没有在海外建产能。口嗨不要钱，建产能才是真正的all in。这几年，比亚迪已经激进的在匈牙利、泰国、巴西、乌兹别克斯坦、印尼等地布局了产能，跨多个洲的工厂布局，显然说明公司的野心在整个世界地图。而且，已经清晰的规划产能已经达到100万辆，加起来和特斯拉上海工厂一个体量。随着高端化、智能化和出海战略的全面铺开，比亚迪，将全身直面特斯拉。2.特斯拉的新增长点，也将遇到比亚迪而遭遇增长瓶颈的特斯拉，也离往下卷低端市场的时点也越来越近。首先，这是符合马斯克产品规划路线图的，不停降低价格做到科技普惠确实是他一贯的追求。另外一方面，越来越多的产品信息开始浮上水面。最新的爆料是特斯拉计划在2025年上半年启动一款更经济型电动汽车的生产，这就是已经传言数年的Model2或者Model q，定价传言有16-18万元不等，而这已经完全覆盖比亚迪的价格带。据称，这款车型的最大产能有望接近300万台，鸿海可能为其代工。算上现在已有3和Y的100多万辆的年销量，未来Cybertruck大几十万辆，以及Model 2 300万辆，特斯拉未来的年销量能展望的数字也是500万辆，又跟比亚迪的500万辆撞了个满怀。所以，从2025年开始，这两家以前基本上不会被放在一起的车企，将从产品力、价格带、产销量、供应链等频频被全方位比较。正如2011年马斯克接受采访时被问起觉得比亚迪如何，马斯克回复的是：你有在市场上看到比亚迪的的车吗？而2023年，时代的回旋镖正中马斯克的眉心，当然他也正面回应觉得比亚迪这么多年发展下来，竞争力已经很强了。而到明年，估计特斯拉电话会中，被提最多的问题之一，将是如何应对来自比亚迪的竞争。3.正视国产自主品牌的实力，是一场更大的偏见消消消乐销量不会撒谎，原本平行宇宙中的比亚迪和特斯拉，尽管从未将对方视为竞争对手，从明年开始也不得不激烈竞争。硬币的另一面是，我们的国内自主品牌车企，拳打燃油车、脚踩合资，已经屡屡刷新所有人的三观；到如今已经正式瞄准全球一哥特斯拉，很难不令人肃然起敬。但即便如此，国产自主新能源品牌的实力，还是在大范围的偏见中，被严重低估了。这个偏见，势必要在2025年，国产与特斯拉的较量中，迎来一次修正的机会。潜在的挑战有两个：第一个是之前提到，特斯拉明年将解决车型问题，自动驾驶又在加速。留给国内车 企的黄金窗口期，只剩一年。后面差距是否又会拉大值得再看。第二个是，国内自主品牌的内卷过于严重。比亚迪的辉煌战绩，以及新进的小米汽车大获成功，达到15%的毛利率，都验证供应链管理是国内车企的核心竞争力。未来供应链只会更卷，国产车企之间相互背刺也会更加严重。不管是并不想跟特斯拉竞争的比亚迪，还是所有以特斯拉为师的造车新势力，没有人的本意是与特斯拉短兵相接。但是，国产自主品牌新能源车实力的崛起，并且加速走向全球，存量的市场中，与特斯拉的竞争将无法避免。这也是我们认为2025年，新能源汽车行业的最大，也最有意思的变数。

9月19日，由阿里集团主办的2024云栖大会正式开幕。大会首日，小鹏汽车董事长CEO何小鹏，首次驾驶旗下全新车型小鹏P7+，出席2024云栖大会。小鹏P7+定位为全球首款AI汽车，这也是该车首次对外非正式亮相。据介绍，小鹏P7+是基于小鹏汽车对于AI汽车的理解所落地的产品，从研发开始，全面应用AI技术打造，具备自主学习能力，从而主动去满足驾驶员和乘员对于车辆的需求，超越目前常规的人工智能汽车。根据已透露的部分消息，小鹏P7+全系将首发小鹏全新一代AI鹰眼视觉方案，基于单个像素Lofic架构打造，在面对诸如明暗光替换、强逆光、弱光等环境下，能够更快的适应变化，同时相比起传统摄像头，具有更准，更清，更远的信息采集能力。早在2022年，小鹏汽车就携手阿里云在乌兰察布建成中国最大的自动驾驶智算中心，将自动驾驶模型训练效率提升了超600倍。而近两年内，由于大模型技术快速发展，阿里云已将此智算中心的算力储备扩张超4倍至2.51Eflops，为小鹏汽车提供稳定高效的算力底座，支撑了大模型快速迭代。小鹏汽车董事长何小鹏表示，端到端的模型下限能力有望在明年快速提高，一旦提高后，不用2年时间，在全球范围内就可以做到超越L4标准的能力。据悉，今年5月，小鹏汽车在国内 率先实现端到端自动驾驶量产上车。小鹏汽车宣布每年投入35亿元用于研发，其中7亿元用于算力训练，还将与阿里云持续深化合作，加速推动端到端大模型落地。

渗透率快速提升的板块，当行业整体性从供给驱动走向需求为王，它对于景气度投资逻辑的打击都是致命的。 就新能车行业而言，中国新能车从供给为王转向需求为王的拐点已经过了整整两年。以2022年下半年为界，我们所关注的新能源核心龙头公司，股价能跑赢行业平均的，几乎寥寥无几。 背后的道理很简单：在景气度投资一般走的是新产品需求短时快速爆发过程中，供给无法同步跟进需求（可能是高壁垒无法匹配，也可能是单纯产能匹配不上，导致需求无法满足），从而带来的业绩爆发性增长。 景气度投资只看业绩是否持续边际向上，并不去看思考一个生意稳态的理性规模与行业格局，线性外推下几乎100%会炒高股价，所以供需拐点一旦到来，投资逻辑崩溃，股价就开始飞流直下。 一、那么经过这几年的过山车行情，新能车的逻辑兑现了多少，落空了多少？ 二、走过虚火繁华，新能车的核心竞争力在哪里？ 三、两年需求厮杀后，国内新能车市场走到哪里了？四、如何看待新能源整车的投资机会？ 详细内容 一、电动车的大饼，落地了多少？ 在以特斯拉摇旗、造车新势力呐喊的新能车故事线中，电动化、智能化是两条主线；汽车功能泛化、存量车变现、车队运营等等辅助主线故事，让主线故事更加摇曳生姿。 但是这些故事走到现在，几乎只有电动化这一条线。以最为繁荣的中国市场来说，电动车走到现在，汽车没有实质性的第四生活空间叙事、没有类似手机智能化过程中的功能泛化，因为用户还是把它当成一个交通工具，所以它没有拉开国内大约每年2000万上下汽车销量的天花板，走的几乎完全是存量替代的逻辑。 存量车的变现，无论是走流量线的车内娱乐系统，还是SaaS性质的智驾软件，目前看起来距离落地都有很长一段时间，而自动驾驶车队的运营，除了智驾本身，还是一个涉及机器人司机（智驾）、车辆、用户、平台的多边互联网生意，它要规模性落地，比智能驾驶走的距离可能还要更长（海豚君近期会出具有关自动驾驶出租车生意的理解，敬请关注。） 二、走过Beta驱动的虚火繁华，新能车的核心竞争力在哪里？ 所以当各种故事也只是落地到燃油到电动这种汽车驱动方式迭代的时候，还是要回归造车本身的一个灵魂拷问：造车这个生意到底有没有壁垒，是弱壁垒还是强壁垒？但对这个问题的思考，其实早在以前报告中已经给出过自己的判断了：“电动造车生意壁垒虽有但弱。” 当类似核心壁垒缺失（类似ASML这种十年以上的技术代际差、或类似苹果等互联网生意的生态闭环），那它就变回了那个相对普通的品牌性制造业生意，壁垒弱多了，但虽弱也有，在海豚君看来主要是： a.大众市场——极致销量下的成本规模效应形成价格和成本的正循环，这个壁垒的灵魂本质是垂直一体化下的极致成本效应，见比亚迪（相关分析见《比亚迪：终局之战！》），吉利等一众选手是这个赛道的追赶者； b.高端市场——强品牌号召力（如华为、特斯拉）、强营销运营（华为、小米、理想）、强渠道（华为、小米等），同时保持有一定产品差异化（如理想）的品牌溢价生意；这个赛道上华为、小米等强渠道和品牌能力的跨界选手大的有后发先至概率。 c. 介于这二者之间的，在形成稳态终局的过程中，除了能够出海成功之外，可能都偏陪跑型选手。 三、两年需求厮杀后，国内新能车市场走到哪里了？ 3.1) 市场越打越分散 从二季度最新的财报季来看，整个电动车的资本投入（不考虑特斯拉在智能化方向上的新增资本开支，含比亚迪蔚小理在内）到2024年已经进入全面调降，龙头车企，如比亚迪、特斯拉等都是已投入但待投产的产能项目收尾，除了出海中关税墙带来的产能结构性调整，行业性产能已停止扩张。 但也是到了2024年，跨界型选手开始正式释放产能，中国新能车牌桌的选手才算坐齐，也因为实力型选手才刚上牌桌，所以新能车大能们打了两年的价格战之后，市占率没有集中反而下行： 而这样2024年的供需格局就变成了： a. 供给侧：虽没有新增投产了，但之前产业爆发、乐观线性外推下企业已投产的在建产能陆续释放，整体市场的产能还是增加的； b. 需求侧：没有功能泛化下的市场扩容、只有存量替代逻辑的新能车，即使渗透率还能高增，它的增长也不可避免地放缓下来。 上述供需矛盾，集中体现在这两几张图上： a.上行的上新车辆 vs 下行的销量增速 b. 光鲜的目标销量 vs 骨感的行业增速 3.2) “破产式”估值搭配“保命式”降价 而且在通缩式价格混战过程中，整个行业都在被杀估值。尤其是已上市的新能车公司当中，虽然连年亏损，但由于在高估值时期都有融资行为，以及后续持续的融资途径，并不止于破产，但在今年的下跌过程中多少都已经走出了破产式估值的味道，比如说蔚来、小鹏等PS估值都一度在一倍以下晃荡。 估值脚趾斩、融资变困难中给前端带来的一部分压力体现为“保命式”降价，比如说理想的L6、蔚来的乐道、小鹏的Mona，以及各大车企的价格战。 为什么说是保命式价格下沉？因为要生存下来，第一要务不是保毛利率，而是保现金流不断裂。这个现金流不是来源于毛利率，而是低价拼销量的时候，至少有希望通过对供应商的占款来做出来正向的经营现金流。 这个阶段的汽车行业，甚至不如2015年的智能手机行业，至少能看到龙头集中的趋势。在壁垒不清、潜力玩家才刚刚上桌的情况下去博弈终极玩家和长跑型到底是谁，海豚君认为还很困难。 四、如何看待新能源整车的投资机会？ 这种情况下，在龙头咖位还没搞清楚的竞争阶段，个股角度要选估值业绩确定性强的公司其实很难。对于新能源整车赛道，个股投资的脉络也变成了： a. 尽量去有希望留在牌桌上的公司，比如说比亚迪、特斯拉等，但一定要结合公司本身的产品、投入产出等经营周期，给足自己安全垫。 对于这两个有希望留在牌桌上的公司，海豚君在过去一段时间，其实都已经给出了一系列的深度分析。感兴趣的用户可通过长桥——个股——全景——深度分析中查看。 b. 对于看不清终局格局中能否留在牌桌上的，只能市场给出破产式估值时候，在有足够现金储备+事实一段时间内很难破产的情况下，看是否有边际反转的机会，赚差不多了就跑掉。 当然第二种公司，这对似懂非懂的人可能是火中取栗，对跟踪比较紧的是，也算是超额认知变现，所要求的难度和勇气都比较高。 但新能车行业相比其他终端消费品公司，至少好在它多少还是渗透率提升的逻辑，行业怎么说也是30%上下的增速，结构性的机会可能会推动一些个股跑出高增长，逻辑还是强于电商这种行业Beta红利尽失，已完全周期化，但龙头竞争还在加剧的完全零和博弈式行业。 因此接下来，海豚君还是尝试通过在这30%的行业销量的增长里面，尽量尝试着去找一些结构性的机会。 五、确立一个认知：渗透率攻坚机会在混动 海豚君之所以这么说是因为从目前各个价格带的渗透率攻坚来看，新能车渗透率、竞争拥挤度、市场规模机会比较大主要有两个大的价格带机会：a) 5-20万；b) 30万以上。而要真正拉高渗透率，关键还是贡献了整个乘用车销量半壁江山的10-15万价格带。而也就是在这个价格带上，海豚君渗透率的拉升大概率还是靠混动。 为什么这么说？走出五六万这种超小代步车，往10-15万靠拢这个最为大众的购车价格区间时候，车企几乎会遇上对价格最为敏感对用车便利度要求又最苛刻的群体。核心诉求是续航要靠谱，价格要亲民。但对纯电而言，续航靠谱的两个方向： 1） 提高电池带电量，可行吗？答案是太难了 在这个价格带内要提高带电量，本质是要电池降本。而海豚君针对大众市场的纯电车型降价分析来看，从2022年底到2024年5月底，纯电车型价格端下滑幅度约2.6万元，但从电池成本端来看，以纯电平均带电量56kwh计算，电池端的下滑幅度达到2.7万元，基本与终端的降价影响完全抵消。 这就也就意味着，2023年到2024年5月，针对大众市场的纯电车型终端的降价基本都是靠电池端的降本来实现的。 但电池降本上，原材料碳酸锂价格在2024年基本已稳定在了10万元/吨上下，在今年靠电池原材料降本基本已走到尽头，而该价格带纯电车型在无类似比亚迪垂直一体化模式下对毛利率增厚，整体毛利率仍然处于“深亏状态“，今年在继续降价的空间已不大。 即使考虑在极端情况下，碳酸锂极致降本到5万元/吨（几乎是碳酸锂历年以来的历史最低值），以及按照碳酸锂之前结算价15-20万元/吨计算，以该价格带平均带电量56kwh计算，留给纯电车型极致降本的空间也不过仅有0.4-0.7万元，而这个降本力度还不及纯电版本与增程版本的价差，价差问题会仍然存在。 而目前的电池技术降本路线上更难，因为目前的电池基本都是围绕结构、组装的小改良，材料创新看不到，靠技术创新基本短期基本停滞。 2）快充补位，可能吗？至少短期不可行 其实带电量无法拉长的情况下，有两个方案，一个是快充，一个是换电。 换电由于标准难以统一以及需要重资产投资，目前只有中高端纯电品牌蔚来等少数品牌在做，换电站数量有限且没有针对5-15万元的纯电车型推出； 而搭载800V快充车型虽然今年价格带有所下沉，但最低起售价仍只能下沉到15-20万元价格带（零跑C16纯电起售价16.18万）。 除非电池技术上有大的突破-在电池成本不变的情况下能大幅提升续航，或者800V超充能继续下沉到15万元以下价格带解决续航焦虑问题。 而反过来再看在这个价格带上，混动的相对优势： 1) 混动有价差 对比一下车企同款车型混动版本和纯电版本的价差， 混动车型相比纯电车型普遍价格低0.3-4万元。 从消费者更在意的起步价来看，我们以混动王者比亚迪为例，比亚迪车型的混动和纯电车型的起步价差从去年的1-3万元扩大到了2024年的1-4万元，其中2024年混动最畅销的秦plus Dmi起步价差达到了3万元！ 而价差的核心原因在于混动车型带电量低，电池更便宜，但该价格带用户对性价比要求更苛刻，插混车型相比纯电在购车成本上是更具性价比的选择。 2) 续航无焦虑 反观目前5-15万元市场上所提供的纯电车型，纯电车型的续航里程平均仅能达到400-500km左右，而插混综合续航都能超过1000km来说，纯电在续航里程上有天生的“bug”。 而选择5-15万元价格带的核心用户更多居住在充电设施不完善的低线城市，充电方便度上还存在明显的短板，对续航要求上会更高。 由1）&2）因素合起来也导致了，从需求端来看，在同一价格段上，纯电车型无论是在综合续航上，还是在空间上（由于纯电电池成本高，价格带难以继续下沉，导致纯电A0级车型和混动A-B级车型处于统一价格带），都大幅低于已经把价格带下沉到5-15万元的混动车型。 单车价格位于此的车企也意识到了插混在此价格带销量和毛利的双红利，纷纷开始转战插混领域，在2023年初就开始陆续推出增程/插混车型，该价格带的目前的插混车玩家仍然以比亚迪、长安、吉利、零跑汽车为主。 但从定位在该价格带的插混品牌竞争来看，该价格端核心比拼的是成本规模效应，只有对外同产品性能维度能提供更低价格，以及对内高管理效率车企才能在“插混份额争夺战“中胜出。 5.2）30万元以上：品牌+营销的高端玩法 相比于20万以下对成本和规模效应的硬核要求，30万以上的高端市场核心特征是销量不多，但利润很多。核心是消费品品牌认知的打造，成功了的话，还能还能走价格带下移的降维打击（比如华为手机开辟出荣耀），路径更加长线。 因为提高产品溢价能力，转化BBA的客户，其实需要产品力和品牌力双料齐全（产品的差异化定位+品牌认知）。比如说理想Oversized的产品定义，赛里斯寄生于华为的品牌、渠道+智驾，蔚来是高品质服务。都想向上定价，但目前来看，品牌向上明显太难，无论是比亚迪、小鹏的尝试，基本都以失败告终。 也因为存在一个品牌认知的软门槛，该价格端站稳的插混品牌也仅问界，理想，腾势D9，格局相对稳定。而高端纯电随着品牌和车型的下沉，目前仅剩蔚来一家，竞争相比20-30万元价格带激烈程度降低。

广东省能源集团将与南网科技共同出资，设立广东储能产业发展有限公司，注册资本20亿元人民币，主要从事储能资产投资以及股权投资业务。 9月19日晚间，南网科技发布公告称，为拓展储能设备及服务市场，公司拟出资2亿元与与广东省能源集团有限公司共同投资设立广东储能产业发展有限公司（暂定名），从事储能资产投资以及股权投资业务。 公告显示，拟成立的储能公司注册资本为20亿元，其中广东能源集团认缴注册资本18亿元，持股90%；南网科技认缴2亿元，持股10%，该合资公司拟注册在广东省广州市南沙区。 广东能源集团、南网科技均在储能领域积极布局。广东能源集团作为广东省属规模最大的能源企业，正在全力推进新型储能产业发展，至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，在建项目超60万千瓦；储能系统技术服务是南网科技的主营业务之一，今年上半年南网科技已完成包括金湾电厂火储联合调频项目等在内的大型储能项目。 广东能源集团储能布局 广东能源集团由广东恒健投资控股有限公司（持股76%）（以下简称：广东恒健）和中国华能集团有限公司（持股24%）合资成立。其中，广东恒健由广东省人民政府国有资产监督管理委员会全资控股。 截至2023年底，广东能源集团资产总额2750亿元，可控装机容量5000万千瓦，装机容量保持全国省属能源企业首位；拥有全资、控股、参股单位554家，控股1家A股上市公司。 作为广东省属规模最大的能源企业，广东能源集团正在全力推进新型储能产业发展。截至2023年底，投运新型储能规模57.3万千瓦，是广东新型储能电站最大投资主体；据广东省国资委公开数据，截至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，已投运的新型储能覆盖新能源配套储能、火电厂辅助调频储能和用户侧储能等应用场景。在建新型储能项目容量超60万千瓦，预计后续年均投产容量约100万千瓦，位居全省第一，是推动广东省新型储能发展的重要力量。 同时，广东能源集团正在逐步延伸拓展储能上中下游产业链，其所属科技研究院已研发出国内首个单机功率35kW的高温燃料电池并实现6台35kW系统集群示范，研发成果“35kW单机/210kW示范固体氧化物燃料电池发电系统”于2023年10月入选国家能源领域首台（套）重大技术装备项目名单。 广东能源集团此前也透露将筹划组建储能发展专业化平台公司，应该就是目前广东能源集团与南网科技合资成立的广东储能产业发展有限公司（暂名）。广东能源集团将以该储能产业专业化公司为平台，做强做优做大新型储能业务，打造集设备研发、制造和应用上下游一体化的自主品牌，建设储能产业创新领军企业，推动储能和售电、节能实现产业深度融合，力争推动集团新型储能企业实现上市。 此外，广东能源集团还将筹设新型储能产业基金。聚焦“新型储能+新能源”，正在推进设立新型储能产业基金和基金管理公司，助力新型储能、新能源和新产业高质量发展。 南网科技储能布局 南网科技包括技术服务和智能设备的两大业务体系，其中技术服务包括储能系统技术服务和试验检测及调试服务2个类别，智能设备包括智能监测设备、智能配用电设备和机器人及无人机3个类别。储能系统技术服务分为调试技术服务和集成服务两大类。 南网科技近年来业绩持续上涨。2023年，南网科技实现营收25.37亿元，同比增长41.77%；归母净利润2.81亿元，同比增加36.71%。今年上半年该公司营收15.55亿元，同比增加23.74%；归母净利润为1.85亿元，同比增加59.33%。储能系统技术服务业务方面，上半年营收5.7亿元，同比下降18.04%，毛利率13.21%。 今年上半年，南网科技已完成广东能源集团金湾电厂火储联合调频项目（16MW/8MWh磷酸铁锂电池+4MW×10min超级电容器），30MW/30MWh阳江峡安储能项目、300MW/600MWh佛山南海宝塘电网侧独立电池储能项目、大唐（郁南）东坝镇80MW农光互补配套储能EPC项目等多个储能集成及EPC项目验收。 截至2024年6月，累计已完成储能PACK产品供货超500MWh；完成兆瓦级构网型变流器第三方型式试验和产品定型，推进首套构网型变流器产品的试点应用。 此外，南网科技牵头成立的国家储能创新中心，致力于开展关键共性技术研发、科技成果转移扩散和首次商业化应用，技术路线主要聚焦在新型储能领域，目前该中心正在积极推进中。创新中心产学研用协同创新基地项目计划建设规模为 300MW/600MWh，覆盖新型储能领域多种前沿技术路线，预计今年 10 月底前开工建设；顺德实证基地项目规划建设 200MW/210MWh 混合型储能电站，计划在今年下半年开工建设。

近日，阳光电源发布2024年上半年报告。 营收方面，阳光电源展现了极具韧性的持续增长力。2024上半年，阳光电源实现营业收入310.20亿元，同比增加8.38%；实现毛利率32.42%，同比增长5.42%；归母净利润49.59亿元，同比增加13.89%。 从季度发展趋势看，2024年二季度阳光电源营业收入实现了更强力增长，第二季度营业收入为184.06亿元，同比上一年同期增长了14.74%，增速较第一季度提升14.48%。 从阳光电源主营业务结构来看，其最核心的三大主营业务分别是光伏逆变器等电力电子转换器、储能系统和新能源投资开发，2024年上半年三大主营收入分别为130.93亿元、78.16亿元和89.55亿元，分别同比增长了12.63%、-8.30%和18.45%；三大主营业务毛利率分别为37.62%、40.08%和16.88%；储能是其毛利率最高且唯一略有下滑的主营业务。 近两年，国内储能产业高速发展，储能产业正面临“冰火两重天”，一方面产业规模快速增大，另一方面持续的价格战正在加速产业洗牌与博弈进程。 据CNESA最新数据，2024年上半年，国内新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运）超1000个，较去年同期增长67%。 储能招标规模持续高增长，中标价格持续下降。2024上半年，电池系统、储能系统和EPC的招标量均超去年同期水平，同比增长分别为86%、29%、124%。储能系统上半年均价约在676.06元/kWh，同比下降49%；EPC中标均价在1369.08元/kWh，同比下降27%。 据业绩报告，阳光电源表示，较高的毛利率主要系公司品牌溢价、产品创新、规模效应及项目管理能力提高的影响所致。 在储能系统研发创新与应用方面，2024上半年，阳光电源首发10MWh “交直流一体” 全液冷储能系统PowerTitan2.0及工商业液冷储能系统PowerStack200CS在全球范围内广泛应用。 PowerTitan2.0液冷储能系统，已在泰州海陵200MW/400MWh独立储能电站、昆山龙腾特钢用户侧储能电站、山东台阳电网侧储能电站等落地。 工商业储能产品PowerStack也已在冶金铝业、纺织业、大交通等领域广泛落地。报告期内，阳光电源在建工商业储能项目包括江苏常州东方特钢一期30MW/60MWh用户侧储能项目、江苏徐州华丰铝业5MW/10MWh用户侧储能项目、安徽芜湖之优轴承1.6MW/3.2MWh用户侧储能项目等。 2024上半年，阳光电源签约多个大型储能项目。与沙特Algihaz签约了7.8GWh中东最大储能项目，该项目的三个站点分别位于沙特Najran、Madaya和Khamis Mushait地区，2024年开始交付，2025年全容量并网运行；与Atlas签约了880MWh拉美最大独立储能电站；与Engie签约800MWh欧洲最大储能电站之一；与SSE签约320MW/640MWh英国最大电池储能项目并接入英国最高电压等级电网；助力中海油打造全球首个海上构网型储能电站等。 阳光电源在成立伊始就树立全球化的发展战略。截至2024年6月末，阳光电源海外的印度生产基地和泰国工厂产能已达25GW；已在海外建设了超20家分支机构，全球五大服务区域，超490家服务网点和数百家重要的渠道合作伙伴，产品已批量销往全球170多个国家和地区；海外员工1518人，同比增长23.01%。 阳光电源还表示，未来将持续深耕全球市场，有序推进逆变器储能、充电、电站、水面光伏业务全球化布局，重点提升全球营销、服务、融资等关键能力建设，强化全球化支撑能力体系，提升全球影响力。

工商业是我国最大电力市场，表现为电价高、波动强等特点，在我国电力市场化改革与分布式能源转型大趋势之下，工商业储能将是不可或缺的表后中坚力量。 2024年，国内工商业储能持续高速发展。据CNESA数据，上半年新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%，其中用户侧储能新增投运规模超1GW，装机规模同比增长超过650%。业内人士预计2024下半年或2025年上半年，工商业储能市场将迎来爆发级增长。 持续增长的工商业储能市场，哪些增量应用场景更值得关注？ 六大增量应用场景 储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本为工商业储能。 工商业储能系统应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有： 1.中型工商业场所，单独配置或光储(充)一体化配置，尤其是光储充一体化，光伏自发自用，储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急； 2.零碳园区/园区微网，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用； 3.高载能企业，钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大； 4.台区储能，属于电网侧，应用的产品一般是工商业储能一体柜系统，主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大； 5.高速公路充电站/服务区，光储充一体化重点应用场景之一，2024年以来各省交通集团将其作为“交能融合”重点应用场景，以推动实施交通运输基础设施绿色化改造，也将为光储充带来巨大需求。 6.新型应用场景，数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等高耗能场景绿色低碳发展趋势，储能将在其中发挥灵活性调节作用，也将催生一定的储能量级需求。 中型工商业场所工厂、商场等中型工商业场所，目前最常见且落地项目最多的应用场景。 该场景存在一定用电负荷，用电习惯明显，涉及行业众多，项目需求基本小于5MWh，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源。 此类应用场景又主要分为单独配置、光储(充)一体化。 单独配置是目前最基础应用场景。 光储（充）一体化电站，工商业储能400V应用的主要场景之一，涉及行业众多，在单独配置的应用场景上拓展了储能的经济空间，提高了配备光伏用户的发、用电灵活性，在拓展工商业储能的盈利方式的同时也降低了光伏并网对电网的冲击。但光储(充)一体化电站，尤其是超充站，对储能系统的性能与安全提出了更高的要求。 从长远来看，借助现有工商业光伏项目上量，光储(充)一体化将是未来工商业储能综合能源解决方案重点应用场景。 零碳园区随着“双碳”行动持续深入推进，园区，作为产业和企业的规模化聚集地，已然成为推动“双碳”战略实施的重要环节。零碳园区，是指在园区的规划、建设与运营的全生命周期内，多方主体协同产业生态链，依托绿色供电、零碳、数智运营等手段，实现区域内温室气体排放与清除的动态平衡。 在能源供应侧，考虑到各地在可再生资源能源种类及数量有着不均衡的现实情况，零碳园区也需因地制宜的发展光伏、风电、水电、生物质等可再生能源，配合储能、分布式供能等手段实现调峰填谷、源网荷储深度协同，整合形成园区微电网，持续增加可再生能源供能占比，使园区能源结构清洁化，从源头减少碳排放量。 园区对可靠、绿色供电有巨大需求，零碳园区单一项目大，项目基本为35kV及以上并网，工商业储能在零碳园区的应用，需要从单一产品，上升到“系统化”理念，融入数智技术，以“AI+源网荷储一体化”的模式驱动园区进入“低碳新时代”，这对储能的精准调节能力提出了更高的要求，系统的耦合性更强。 高载能企业钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大，这类场景对多元新型储能技术或混合储能技术的应用有更大潜力。 除了锂电技术路线，也有更多大型工商储项目采用如铅碳电池、液流电池、二氧化碳储能等多元技术路线。如位于浙江常山的国家电投浙江哲丰新材料有限公司42MW/284.884MWh项目，采用了铅碳电池技术。 针对建材、电解铝、钢铁等高排碳、高耗能且有大量工业余热的工厂及园区场景特点，既要满足用能需求，又需考虑余热利用、降碳等需求。 安徽芜湖海螺水泥工厂应用了一套10MW/80MWh二氧化碳储能系统，既满足水泥厂削峰填谷、需量管理等用能需求；二氧化碳储能系统深度耦合海螺水泥的CCUS捕捉产线，将水泥产线上捕捉的二氧化碳用于储能系统，实现二氧化碳的暂态封存，既降低了储能系统成本，又减少了碳封存成本，实现了二氧化碳捕捉与循环利用；同时，结合水泥生产工艺特点，利用水泥窑废热提高储能效率，系统在放电过程中，利用50℃以上的低品位余热进一步提升储能系统效率。 台区储能在电力系统中，“台区”就是变电站下游的一个配电网络范围，或是一个变压器所服务的区域。这个区域可以是一个居民区、工业园区或是商业区，其范围和大小取决于变压器的容量和设计用电需求。 台区储能，是指安装在配电台区低压侧的储能系统，主要用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。 这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性和响应速度。台区储能将在削峰填谷、顶峰保供、安全稳定、调频调压等方面助力电网平稳运行。 今年2月，国家发改委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年我国将具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力，这意味着，我国分布式光伏至少还有一年半的红利期，若配置储能，则规模巨大。《“十四五”新型储能发展实施方案》、《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》等国家级政策文件，均有提及在电网关键节点、电网末端配置储能，以增强电网调节能力和稳定性。安徽、湖北、山东、河北、湖南等多地也已陆续下达政策文件，鼓励建设台区储能。 政策推动下，台区储能风口将逐渐打开。 台区储能属于电网侧，应用产品一般是工商业储能一体柜系统。比如今年4月投运的陕西西安台区分布式储能项目，在西安市七个区县的130个村中共部署149套台区分布式储能设备，含17台50kW/110kWh储能一体柜 ，132台100kW/213kWh储能一体柜，单个台区配储大约在50kW-100kW之间。 从功能来看，台区储能主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大。此外，当台区储能达到一定规模，未来有望实现“云储聚合”，也就是将大量分布式储能通过云平台控制，参与电网调度和电力市场交易，模式类似虚拟电厂。 但目前台区储能并网政策及标准仍有待完善，台区储能并网仍存在较大困难，加之缺乏监管规定，企业在办理流程手续过程中会面临来自地方政府、电网的阻力。