中国·上海，2023年5月24日】第十六届（2023） 国际太阳能光伏与智慧能源（上海）大会（以下简称“SNEC 2023”）在上海启幕，华为智能光伏以“融智于光，共创未来”为主题，携新一代全场景智能光储解决方案隆重亮相，带来面向清洁能源基地、工商业、户用三大应用场景最前沿的解决方案和全球成功应用实践。 清洁能源基地： 智能光储发电机加速光伏成为主力能源 清洁能源基地复杂多样、具有“两高一大”的特征：高比例新能源、高比例电力电子装备与GW级的超大电站规模，由此带来安全、并网、运维、发电效率等一系列挑战，华为创新提出了“三个融合”理念，即通过电力电子技术与数字技术融合、光储融合、能量流与信息流融合，与生态伙伴携手打造稳定并网、极致安全、智能运维、更高收益的新型清洁能源基地解决方案。 稳定并网支撑50%高比例新能源并网消纳 通过三大稳定重构技术，即重构电压稳定、重构频率稳定、重构功角稳定，实现弱电网条件下稳定运行，并实现宽频振荡的抑制，可支撑50%高比例新能源并网消纳； 2022年，华为携手青海电科院与中国电科院、华润电力，完成全球首次智能光储发电机并网性能实证测试，为构建以新能源为主体的新型电力系统奠定了坚实的理论和重要实践基础。 极致安全“四大安全”技术，生命周期安全稳定 首创智能组串分断技术（SSLD-TECH），开创性地实现了直流侧的主动分断和精准的组串级分断防护，有效提升电站主动安全能力； 智能端子温度检测，逆变器可实时检测组串的虚接导致的温度上升，端子温度异常时，逆变器停机避免故障扩散； MPPT级的直流绝缘诊断，精确定位绝缘异常，提升6倍的故障定位精度； C5-M级的高耐候防腐涂层，适应严酷的自然环境，并经历华为GCTC的严苛测试； 智能运维“两流”融合，提升运维效率50% 最新发布的SUN2000-300KTL智能光伏控制器，采用IP68高可靠长寿命风扇，通过智能风道健康监测及首创智能风扇除尘算法，实现风道自清洁免维护； 智能IV诊断4.0无需人工上站，即可实现在线、全量的检测，识全率、一致性、准确率大于90%，获得行业最高等级L4认证；IV+CV组件级智能融合诊断，发挥IV诊断快，CV诊断细的两大特点，精准消缺，降低发电损失，总体可提升发电量约1%+； 支持逆变器、储能、箱变等设备接入，实现光储统一管理；电站→电池簇/子阵→电池包/逆变器→电芯/组串四个层级的精细管理；利用数字孪生技术实现储能系统的可视可管。 更高收益LCOE降低6%，LCOS降低20% 满足高低温等极端场景下长时间恒功率稳定运行，提升发电量1%；适配SDS智能融合跟踪支架，实现复杂地形和天气的自适应，提升发电量1%； 支持长组串设计，可与SVG进行协同，节省海上平台3.62分/W的初始投资，为客户提供更优的初始投资成本； 光伏和储能系统智能协同控制，可有效保障在离网状态时2:1高光储比稳定运行；同等储能配置下，更高的光伏比例，有利于降低系统度电成本30%。 在青海共和县，华为参与2.2GW的全球最大光伏园区，作为全球首条100%输送清洁能源的特高压输电线路，源源不断地将来自西北高原的清洁能源送往中原大地；在四川雅砻江的全球最大、海拔最高的1GW水光互补电站，华为帮助客户引领构建“绿色低碳，安全高效”的现代能源体系。 从引领组串式逆变器成为行业主流，到重构智能组串式储能系统架构。华为创新的智能组串式储能系统是融合了电化学、散热、电力电子、数字化技术和安全设计的综合系统，首创一包一优化、一簇一管理，通过电力电子技术的可控性解决锂电池的不一致性和不确定性，4级主动安全+2级被动隔离，精细化管理实现更高可用容量及更高安全标准。在沙特红海的1.3GWh全球首个100%新能源供电且最大的微网储能项目，得到客户的高度认可。 工商业： 唯一优光储充云行业绿电解决方案 低碳化成为全球趋势，越来越多的企业关注电力成本和碳排放，促进绿色转型、降低用能成本，实现能源自主可控。因此，华为以“1+4”优光储充云融合架构，聚焦智臻安全、智高可靠、智多发电、智简运维四大核心价值，打造工商业光伏电站理想之选。 智臻安全 行业首创智能组串分断（SSLD-TECH），15ms自动关断，避免直流侧故障的扩散；增强型智能电弧防护（AFCI），获得行业内L4最高等级认证，0.5s的快速关断，最大程度的降低安全隐患；200m的检测范围，拥有全场景的检测能力；30A的MPPT电流检测能力，适配主流组件； 智能组件控制器可在故障或运检时0V快速关断，直流侧无高压；建筑内或电站如发生火灾，可第一时间通过指令或开关关断优化器，为业主及运维、消防人员提供更高的安全保障； 储能系统具备预警、检测、隔离、消防四重主动安全防护，如独特的顶部泄爆设计，定向释放能量，保障人身和资产安全。 智高可靠 充分考虑暴晒、淋雨、极寒等极端场景的各种挑战，以高可靠的器件选型和设计实现IP66防护等级； 经历上千项的严苛测试，如温度循环、盐雾、粉尘/湿度测试等，保障产品更长寿命和更高可用度；三重EMC防护设计，符合NBT32004/EN61000严苛标准。 智多发电 MPPT追踪效率达行业领先的99.839%； 智能组件控制器管理1-2个组件，实现组件级MPPT；使能屋顶装机最大化，屋顶利用率提升30%+，并提升发电量5%-30%； 每个电池包内集成优化器，各电池包独立充放，规避串联失配，提升系统可用容量。 智简运维 智能IV诊断4.0获得鉴衡认证颁发的行业L4级最高认证，可精确检测14种组件故障，MW级电站一键远程扫描，2分钟完成全量扫描，10分钟可自动生成电站全检测报告； 智能组件控制器实现组件级监测管理，运维人员可及时发现和定位故障，提高运维效率，减少上站次数，减少50%运维费用； 华为储能得益于电池包优化器可自动标定，免人工上站标定，1台200kWh的产品每年可节省1.2万元的SOC标定费用。 户用： 更多光的力量，让家始终明亮 华为智能光伏此次推出了具有划时代意义的家庭绿电4.0解决方案，围绕发、储、用、安全，打造真正用电无忧、用电自由的极致用户体验。 发电侧，华为推出了2款支持更大功率的智能能源控制器，包括单相（SUN2000-8KTL/10KTL）和三相（SUN2000-12KTL~25KTL）；均支持接入储能，满足并离网场景需求，极简系统实现更大的屋顶利用率；智能组件出厂即预装智能组件控制器，通过组件级优化技术，实现屋顶多装多发，最大化发电量。 储能侧，新一代智能组串式储能系统LUNA2000-7/14/21-S1，在行业内率先把280Ah超大电芯应用于户用储能。不仅拥有更大的容量，每个电池模块电量高达7kWh，一台逆变器最大支持四簇84kWh并机；还拥有业界领先的15年超长使用寿命，保留了华为首创的内置能量优化器技术，让用户不仅可以多储电，实际可用的电量更多，还用得更长久。 用电侧，新一代全屋备电解决方案，高集成、免改造配电盘，为用户提供无缝切换的单相全屋备电体验；率先把智能化引入家庭绿电，发储用一体化智能管理，最大化绿电比例。 安全是一切的基石，华为深耕光伏多年，本次发布的家庭绿电解决方案4.0，在屋上、屋下的光伏、储能、EMC方面的安全防护都更全面更扎实：屋上有目前业界最高L4级的智能电弧防护、组件级快速关断，屋下有从底层技术革新实现的家电水平EMC防护，在储能四重安全防护基础上，叠加双重应急防护等12道护盾守护储能安全。

目前各地峰谷价差逐渐拉大，碳酸锂价格还在下跌，未来储能项目的投资回收期有望进一步缩短。有机构数据预测，2023年到2025年，工商业光伏储能累计新增装机预计可达29.09GW，复合增速55.8％。业内认为，2023年有望成为工商业储能的爆发“元年”。 2023年1月，国家发改委于发布《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》，鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，逐步缩小代理购电用户范围。其中，工商业储能作为分布式储能系统在用户侧的典型应用，成为了一个备受瞩目的话题。随着储能技术的不断发展和峰谷价差的不断扩大，工商业储能正在工业园区规模化应用，并成为企业实现可持续发展和经济效益的重要手段，将会成为2023年国内储能市场的重要增量市场。 工商业储能的系统结构 工商业储能系统通常采用与储能电站基本一致的配置，但相对容量较小、功能相对简单。其主要由蓄电池系统、电池管理系统(BMS)、交直流功率转换器(PCS)、能源管理系统(EMS)以及其他电气电路和保护、监控系统等组成。 在技术路径上，主要分为PCS交流耦合和光储一体机两种方式。PCS逆变器通常采用双向变流。不同于大型储能电站，工商业储能系统的EMS通常不需要考虑电网调度的需求，主要为本地提供电力，只需要具备局域网内的能量管理和自动切换功能即可。 应用场景&盈利模式 工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储一体、微电网等。单配置储能主要应用于削峰填谷，以节约用电费用或作为备用电源使用。光储一体主要应用于提高分布式光伏自发自用率、平抑充电桩中击的作用。微电网分为离网型和并网型两种，储能可以平滑新能源发电和作为备用电源使用，也可以实现能源优化和节能减排。 工商业储能的主要盈利模式是自发自用+峰谷价差套利或作为备用电源使用。配套工商业储能可以利用电网峰谷差价实现投资回报，即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，从而帮助用户节约用电成本，并避免了拉闸限电的风险。而在商业模式方面，目前主要有工商业用户自行安装储能设备、能源服务企业协助安装储能以及用户侧储能新场景三种。 峰谷电价推进工商业储能发展 在考虑工商业储能投资的经济性时，需要比较峰谷价差和储能的成本，也就是LCOE。当峰谷价差超过储能的LCOE时，储能的投资就变得更加经济。在具体的案例中，每天一次充电和放电的储能LCOE约为0.63元/kWh。因此，当峰谷电价差大于储能LCOE时，工商业储能的投资就具有经济性。我们选择了0.7元/kWh作为工商业储能用于峰谷价差套利的盈亏分界线。 进入2023年，电网代理购电电价的峰谷价差呈现明显的增大趋势，这意味着工商业储能应用的市场前景变得更加广阔。根据2023年3月电网代购电价，全国最大峰谷电价差来到1.34元/度电，尖峰-谷时价差超过0.7元/kWh的省市数量增多，由2022年7月的6个上升至2023年1月的18个。各地分时电价的峰谷比也有持续拉大的趋势，例如河南由2022年的0.72元/kWh上升至2023年1月的1.021元/kWh。 工商业用户利用独立储能，在电价谷时充电，于峰时放电供给自身使用，通过削峰填谷节约平均用电费用，工商业储能需求有望提升。 对大工业用电而言，安装工商业储能能有效降低两部制电价的两部分电费支出：分布式光伏“自发自用”，结合峰谷时段合理利用储能系统，有效减少实际用电费用；工商业储能系统可大幅降低容量电费。 工商业储能或可实现每天两充两放 在当前分时电价机制下，如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等工商业发达省份在峰谷电期间，通过工商业储能实现两充两放的策略。这种策略可以充分利用分时电价的优势，在两个高峰段分别放电，实现两充两放，有望将回收成本的周期缩短至6年以内。随着储能系统利用率的提高，工商业储能系统的成本回收周期将有效缩短。 浙江省:两次充电均在谷时，两次放电分别在尖峰段及高峰段，平均峰谷价差为0.85元/kWh，测得投资回收期约为4.75年。 广东省：不考虑夏季尖峰段，两次放电分别于谷时和平时，两次充电分别在两个高峰段，平均峰谷价差为0.73元/kWh，测得投资回收期约为5.70年。 在峰谷价差较大的地区，工商业储能比大型储能更具经济性。我们对浙江、广东和海南三省进行了储能投资回收周期的测算，结果显示均在6年以内。在能够实现两充两放的省市，结合全国范围内峰谷价差持续拉大，工商业储能经济性相当可观。 我们以浙江省一工厂的3MW/6.88MWh用户侧储能系统项目为例进行经济性测算。假设该工厂在白天负荷稳定，可以消耗储能释放的电量，并且变压器容量足以满足储能充电需求。该项目成本拆分为电池55%、集装箱15%和BMS7%。 参考浙江工商业峰谷电价，根据经济性测算，该项目在峰谷电价差0.93元/KWh，一年运行660次，项目寿命期为11年的情况下，IRR可达16.45%，预计5年可以收回投资，具备经济性。未来随着峰谷电价差进一步拉大，以及储能投资成本下行，工商业侧的储能经济性有望进一步凸显。当投资成本为2元/Wh时，当峰谷价差超过1元/KWh时，IRR将达到20%以上。 尽管当前并非全国范围内工商业储能都具备经济性，但在不断增加的峰谷价差+适合储能发展的峰谷时段设置趋势下，预计全国层面适合投资工商业储能系统的省份有望逐步增加。 限电下工商业储能成为备电手段 2016-2021年中国工业用电量的复合增速为6%，保持稳定增长。从2022年中国全社会用电量情况来看，第二产业用电量57001亿千瓦时，同比增长1.2%，其中全国工业用电量为56000亿千瓦时，同比增长2%。其中工业用电量占全社会用电量的64.8%，占据主要份额。 工商业用电需求居高不下，“限电”政策或引发工商业用户的用电焦虑问题。光储一体系统可通过对光伏出力削峰填谷，既可提升光伏电能的利用率，又可在限电时保障正常的生产。商业储能或将成为国内企业实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段。 补贴政策提升工商业储能经济性 近年政府出台了一系列的储能补贴政策，税收政策、市场准入政策逐步明朗，都在鼓励工商业用户兴建储能电站；从而可以有效提升工商业储能经济性。这些政策在一定程度上降低了储能设备的投资成本和运营成本，提高了储能电站的收益水平，有助于吸引更多的投资和资本进入工商业储能领域，提高行业的发展速度和规模。 目前，全国各地正在实施的储能补贴政策超过30项，主要集中在用户侧，并注重与分布式光伏相结合。补贴方式主要包括容量补贴、放电补贴和投资补贴，其中与分布式光伏结合的补贴方向最为主要。浙江、江苏、四川、安徽、广东等地是政策密度最大的地区，而浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地的政策支持力度较大。 随着全国各地尖峰电价的增加和峰谷价差拉大，工商业用户安装储能系统的经济性已经显著提高，这将推动工商业储能行业持续高速增长。伴随新型能源体系的建设推进、储能电池成本的下降，储能系统的投资成本也将得到进一步优化，激发工商业储能市场潜力，为工商业储能带来更多发展机遇。

第三轮输配电价改革，带来哪些影响？ 近日，国家发展改革委印发了《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》(下文简称《通知》)，在严格成本监审基础上核定第三监管周期省级电网输配电价，进一步深化输配电价改革。 我国自2015年开启新一轮电力体制改革以来，输配电价已历经两轮改革：2017年完成第一监管周期输配电价核定；2020年完成第二监管周期输配电价核定。那么，此轮改革，有何变化？ 与前两个监管周期相比，本次《通知》发布的第三监管周期输配电价核定更加精准科学。《通知》通过多种新举措，进一步完善输配电价监管体系，有助于进一步明确电网企业的功能定位、激发地方发电企业的灵活性和积极性，进而实现我国电力供应的安全稳定，并对我国加快构建新型电力系统、深化电力市场改革具有重要意义。 简化用户分类，输配电价核定机制更加顺畅 输配电价是指销售电价中包含的输配电成本，即“运电”的费用。“强观察”栏目了解到，自2015年中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，我国逐步确立了以“准许成本+合理收益”为核心的输配电价监管制度框架。 本轮改革，将输配电价和‘购销价差’脱钩，按照‘准许成本+合理收益’直接(顺价)核定输配电价。改革后，电网企业将从“统购统销”赚“差价”的角色，转变为一个“运营商”，按照企业申报、政府核定的输配电价收取“过网费”，输配电价核定机制更加顺畅，反映出的输配电成本也更加合理。 《通知》提出，用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电(除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电)三类。 本轮改革简化了用户分类，首次推动实现工商业同价全覆盖。用户分类的简化，不仅能够有效解决输配电价成分复杂、核定不清的问题，还为电力市场深度改革铺平道路。此外，此次改革不区分工商业用户、实现相同电压等级工商业用户执行相同价格，不仅避免了因用户用电种类不同而造成的价格差异和交叉补贴等问题，还有利于促进电力市场交易的公平性。 不同电压等级电价更好反映供电成本差异 《通知》提出，工商业用户用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。 如何理解单一制电价和两部制电价？ 两部制电价就是将电价分成两部分，一部分称为基本电价，即固定费用部分；另一部分称为电度电价，即流动费用部分。单一制电价和两部制电价最大的差异在于基本电费部分。 《通知》还明确，选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。 国家发展改革委发布的解读文章称，本次改革使输配电价结构更加合理，不同电压等级电价更好反映了供电成本差异，为促进电力市场交易、推动增量配电网、微电网等发展创造有利条件；对负荷率较高的两部制用户的需量电价实施打折优惠，有利于引导用户合理报装容量，提升电力系统经济性。 对工商业用户影响较为明显 《通知》明确，居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。那么，哪类用户将会受到本次电价改革影响？对于这些用户而言，用电成本是上升还是下降了？ 从三大用电类别来看，这一轮输配电价核定改革对工商业用户产生影响较为明显。一方面，考虑到居民生活、农业生产用电尚未进入电力市场，且关乎民生改善和经济社会发展，因此居民、农业用户保持稳定，继续执行现行目录销售电价政策。对工商业用户而言，其参与电力市场交易的便利性和灵活性将大幅提高。 就其成本而言，《通知》明确提出，工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。工商业用户的用电价格尤其与发电成本的波动紧密联系。 国家发展改革委曾在2015年明确表示，新一轮电改的核心目的是“管住中间、放开两头”。“放开两头”，就是对发电方、售电方、用电方提高市场化程度，实现更加充分的竞争。“管住中间”，就是在电网、输配电环节强化政府管理。 从供给需求侧来看，这一轮输配电价核定改革对发电企业、电网企业和终端用户均产生明显影响。《通知》不仅明确和落实了新一轮电力市场化改革“管住中间”的总体思路，助力电网企业进一步明确其功能定位和运营模式，还体现了“放开两头”的总体思想，尤其是对发电企业而言，“准许成本+合理收益”的输配电价核定原则的真正落实，可有效避免“价格倒挂”现象，提升地方发电企业生产积极性，同时分电压等级核定电价等改革，将有效提升发电企业在电力市场交易的灵活性，进而保障电力供应的安全稳定。

国家发改委本周出台了第三监管周期的省级电网输配电价政策，此次政策对电改具有里程碑式意义。因为终于能算清电网输配电价了，不同环节各司其事，电网不必承担过多责任，该涨价涨价。用户侧的商业逻辑也理顺了，一些用户侧储能、增量配网等环节业务模式会更加顺畅。 01 本次输配电政策传递了什么信号？ 5月15日，国家发改委官网发布《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕526号)、《关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》(发改价格〔2023〕532号)关于输配电价的重要文件。本次文件在2015年电力市场化改革后可以视为里程碑式的文件。所谓电改，也就是进行电力系统的市场化改革，也就是从“计划电”迈向“市场电”。新一轮的电改是在2015年启动的，核心的目的是“管住中间、放开两头”。中间主要是指电力系统的输配电环节，输配电环节主要是由国家电网和南方电网负责，两头是指发电侧和售电侧，以前输配售环节都是电网负责，发电环节基本上是火电。所谓管住中间，放开两头的目的是，要提高发电和售用电侧的市场化程度，也就是在前后两端充分引入竞争机制，充分竞争。而输电环节类似高速公路、配电环节类似街道小路，节点多，环境复杂。管住中间也就是管住电网，管住输配电环节，通过管住电网，减少其操作电价空间，让电价更透明，输配电网相当于高速公路，用户交了过路费即可通行。2015年电改后，2017年完成第一监管周期输配电价核定、2020年完成第二监管周期输配电价核定。但是前两次输配电价核定仍不够合理，而本次也即5月15日国家发改 委印发了《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》输配电价核定较上一轮更细致，差异较多，更好的落实了“准许成本+合理收益”。所以才说，本次政策是电改里程碑式的进展。 具体细则如下： 1、输配电价按电压分，不再按用户分“用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产和工商业用电，工商业用电包括了（大工业和一般工商业），多地不再对大工业和一般工商业进行区分。”统一按照电压等级来进行定价，电压越高，输配电费用就越低，进而避免因用户种类不同而造成不公平，可以让工商业用户更合理选择电价执行方式，公平参与电力市场化交易，享受电网服务同时承担成本。 2、电压等级越高，容需量电价越低，提高电力设备利用率本次强调用电容量100千伏安及以下的用单一制电价；100-315千伏安之间的可以选择执行单一制或两步制电价；315千伏安及以上的执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制或两部制。选择执行两部制的，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，单月需量电价按本通知核定标准90%执行。两部制电价就是将电价分成两部分。一部分称为基本电价，即固定费用部分；另一部分称为电度电价，即流动费用部分，单部制和两部制最大的差异在于基本电费部分。这一条属于建立负荷率约束机制，也就是说，单月总用电量达到一定程度，可以打九折，进而提高电力设备的利用率。也就是说，电压等级越高，用电量越大的优质工商企业的输配电价就越低。此外形成更合理的分电压等级差后可以更好的理顺增量配电网这种小电网和升级大电网之间的电费关系。 3、为调节性资源定价、电价机制更顺了工商业用户电价=上网电价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。相较于之前的政策，本次把辅助服务费用和抽水蓄能容量电费等单列出来了，以前这部分电价是包含在输配电价中。虽然规模小，但是未来规模扩张起来，如果费用不明晰承担方，将给电网带来麻烦，单列出来就说明以后用户要为这块付费，承担责任明晰。 02 电力市场化大迈步，哪些环节将受益？ 本次输配电价明晰对电改是个大好事儿，由于电力体制遗留下来的问题，电网以前的权责不明晰，整体的显得比较乱，因为电网有居民保供的责任，电网也不敢随意涨电价。此次政策出来，电网的输配电价格就能算明白了，电网涨价也没有负担了，输配电价的上浮也利于电网投资，进而对电气设备商都比较受益。而用户侧方面该承担的责任也清晰了，按照正常的商业逻辑运转，对用户侧储能，虚拟电厂，增量配网，等这些能赚不同输配电价差的钱的环节更受益。整体而言，新型电力系统发展的背景下， 整体电力现货市场、辅助市场还是比较乱的，发电、输配电、售电环节的市场化模式还没跑通。但是本次政策把输配电环节给出了更明确的指引，大方向上能更好的明晰储能等环节的收益。

2022年至今，工商业储能直接补贴政策频发，成为地方争取项目投资、产业落地的重要手段之一。峰谷价差套利、需求响应（用户侧调峰/虚拟电厂）、运营/装机容量补贴激励，代替可中断负荷或错峰用电指标是用户侧储能主要的收益来源。 在工商业储能补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的储能补贴政储能补贴政策主要以用户侧为主注重与分布式光伏相结合，地方招商产业需求较为旺盛；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。放电补贴方面，浙江温州龙港补贴标准最高，对投运的储能项目按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/kWh的补贴；重庆铜梁区在补贴方面，对大于2MWh且年利用小时数不低于600小时，连续3年给予项目运营主0.5元/kWh的补贴，新建光伏设施的，再补贴0.5元/kWh；天津滨海高新区补贴标准为0.5元/kWh。 在容量补贴方面，浙江、重庆、广东、江苏、四川等多省地区出台了储能容量直接补贴政策，整体补贴标准在100-300元/kW之间，补贴年限方面包括一次性补贴，三年逐年退坡补贴。其中重庆铜梁区补贴力度较大，在《关于开展2022年铜梁区光储一体化示范项目申报工作的通知（征求意见稿）》中明确储能设施给予1300元/kWh的一次性补贴;浙江永康、嘉善、金华婺城采用逐年退坡补贴方式，补贴标准在100-400元/kW/年。 在投资补贴方面，重庆、浙江、山西、北京等多省地区出台了储能投资补贴政策，投资补贴比例在2%-20%之间，单个项目补贴限额在30-500万元之间，补贴期限多为一次性补贴。其中浙江海盐县在《海盐县贯彻<浙江省推动经济高质量发展若干政策>承接落实方案（征求意见稿）》提出，对对制造业企业投资300万元及以上的新型储能电站，给予实际设备投资的10%限额400万元的一次性补助；重庆t铜梁区对参与电网调度的独立储能，按投资额5%补贴，连续补4年。

5月15日，省级电网第三监管周期输配电价改革方案最终出台。此轮电价改革除核定输配电价之外，还进一步厘清了电价结构，整体上明确了工商业用户用电价格由“上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加”组成，为全面衔接电力市场化交易提供了丰富“接口”：一方面是首次建立“系统运行费用”概念，明确系统运行费用包括辅助服务费、抽水蓄能容量电费等内容；另一方面是首次将上网环节线损费用独立于输配电价之外单列，并提出具备条件的地方由用户直接采购线损电量。 电价结构的进一步厘清，紧扣能源清洁低碳转型与电力市场化改革需要，不仅体现出此次改革的“问题导向”，也彰显了我国电价改革者的系统观念。具体来看： 一是明确了抽蓄容量成本的回收渠道，为落实抽蓄价格机制提供了制度保障。2021年，国家发展改革委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），建立了“容量电费纳入输配电价回收”的机制，本次改革在抽蓄电站全面成本监审的基础上，明确抽蓄容量电费在输配电价外“单列”，各省所分摊的容量电费按年度备注在目录输配电价表下，真正落实了633号文的价格机制，为稳定抽蓄投资预期提供了制度保障。 二是系统运行费用为用户承担的公共成本提供了专门归集科目，有助于价格机制主动适应改革发展需要。此次改革将辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等纳入系统运行费用归集范围，具有重要的现实意义。一方面，目前辅助服务成本以发电侧“零和”为主，仅山东、山西等极少数省份向用户分摊了调频电力辅助服务费用。此次价格改革将“辅助服务费用”作为系统运行费用组成部分，明确了探索向用户分摊辅助服务费用的“公共”属性；另一方面，随着实现碳达峰碳中和目标背景下新型电力系统建设推进，对灵活性调节资源的需求加大，愈发要求价格机制相应创新。在此背景下，单独设置“系统运行费用”为适应这种变化提供了有力支撑。 三是单列上网环节线损费用，建立起适应市场化波动的电价结构。上网环节线损费用（简称“线损折价”）与上网电价相关，线损折价一般按照上网电价×核定线损率÷（1-核定线损率）计算确定。在原购销价差模式下，线损折价随输配电价回收，随着电力市场化深入推进，风电、光伏、新型储能等大量进入市场，将线损折价单列能够有效反映购电价格的波动情况。本次改革还要求，电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享，进一步提升了机制的适用性。

北京时间5月17日凌晨4点，特斯拉召开了一场非常传统的股东大会，除了选举原首席技术官（CTO）JB Straubel为董事会成员以外，似乎并无太多新意。 在备受瞩目的新车型上，马斯克表示特斯拉正在开发两款新车型，他预计这两款车型的年产量将超过500万辆，但具体细节并未公布，还需等到特斯拉的新车发布会上再做披露。对于电动皮卡Cybertruck，马斯克承诺将在今年晚些时候量产交付。根据特斯拉的需求测算，每年生产25万辆Cybertruck是一个均衡了产能爬坡与成本效益的合理产量。Cybertruck自2019年11月发布以来，备受外界关注。据统计，Cybertruck开放预订后的首周，就收获25万台的订单，截至2022年11月底，其预订量已超过160万台。但Cybertruck的量产时间一再延迟，让很多消费者的期望频频落空。对于Cybertruck的多次跳票，马斯克说：“Cybertruck其实是我们的一张王牌，因为它的设计非常新颖，并不能用传统的制造方法来推动，我们需要去发明出一套全新的制造方式。” 问马斯克，特斯拉会不会考虑生产RV车型（休闲车，如房车）。马斯克回答称，目前特斯拉没有这个打算，但Cybertruck可以改装成这类车。 在本次股东大会上，马斯克预计model Y将会成为今年全球最畅销车型。“2023年第一季度，model Y在欧洲已经成为销量最高的车型了，在美国市场，一季度model Y也是最畅销的非SUV车型。”马斯克说。在电池业务方面，马斯克依旧十分重视。未来，特斯拉的电池业务会比汽车业务增长更快，特斯拉预计将在中国建设一座40GWh的电池工厂。同时，马斯克在回答与会者的提问时也说道：“特斯拉能源业务的利润率应该在20%-30%左右。”电池上游材料的布局方面，马斯克依旧秉承之前的观点：锂的储量是很大的，难度在于提高锂的产量，也就是矿山的运行速度，以及提升精炼的效率。马斯克表示：“未来特斯拉的重点是放在锂的精炼上，而不是放在开采上”。在钴的供应上，马斯克称，特斯拉将对公司的钴供应链进行第三方审计，确保公司的任何钴供应商都没有使用童工。马斯克还表达了对人形机器人“擎天柱”的乐观态度，他相信未来机器人的需求会远远超过汽车的需求。谈到人工智能，马斯克表示，在有效的监管下，特斯拉将在AI（人工智能）和AGI（通用人工智能）中发挥重要作用。 对于全球经济环境的变化，马斯克也给出了自己的观点。他认为这是整个金融体系变化的结果，当前宏观环境仍然充满挑战，未来12个月可能会有更多的公司濒临破产，但这只是阶段性的。马斯克说：“我认为大概在12个月之后全球经济会迎来好转，到时候特斯拉会处于更好的位置，希望大家能够有一点耐心，做长期的投资者。”

国家发展改革委日前发布《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》以及《国家发展改革委关于第三监管周期区域电网输电价格及有关事项的通知》发改价格〔2023〕526号。 通知指出：用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。 一、按照《国家发展改革委 国家能源局关于印发<输配电定价成本监审办法>的通知》（发改价格规〔2019〕897号）、《国家发展改革委关于印发<省级电网输配电价定价办法>的通知》（发改价格规〔2020〕101号）及有关规定，核定第三监管周期各省级电网输配电价，具体见附件。 二、用户用电价格逐步归并为居民生活、农业生产及工商业用电（除执行居民生活和农业生产用电价格以外的用电）三类；尚未实现工商业同价的地方，用户用电价格可分为居民生活、农业生产、大工业、一般工商业用电（除执行居民生活、农业生产和大工业用电价格以外的用电）四类。 三、执行工商业（或大工业、一般工商业）用电价格的用户（以下简称工商业用户），用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；315千伏安及以上的，执行两部制电价，现执行单一制电价的用户可选择执行单一制电价或两部制电价。选择执行需量电价计费方式的两部制用户，每月每千伏安用电量达到260千瓦时及以上的，当月需量电价按本通知核定标准90%执行。每月每千伏安用电量为用户所属全部计量点当月总用电量除以合同变压器容量。 四、工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享。 五、居民生活、农业生产用电继续执行现行目录销售电价政策。 六、省级价格主管部门要精心组织、周密安排，确保输配电价平稳执行，做好与电网企业代理购电制度等的协同，密切监测输配电价执行情况，发现问题及时报告我委（价格司）。电网企业要按照相关要求，严格执行本通知核定的输配电价，统筹推进电网均衡发展；对各电压等级的资产、费用、收入、输配售电量、负荷、用户报装容量、线损率、投资计划完成进度等与输配电价相关的基础数据进行统计归集，每年5月底前报我委（价格司）和省级价格主管部门。 本通知自2023年6月1日起执行，现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知规定为准。

近日广东省发展改革委等部门印发《广东省全面推行清洁生产实施方案（2023-2025年）》的通知。方案指出，加快燃料原料清洁替代。合理控制化石能源消费，加大清洁能源推广应用，提高工业领域非化石能源利用比重。加快天然气基础设施建设和互联互通，支持现有大型工业企业及燃气电厂用户天然气直供。加快氢能技术创新和基础设施建设，推动氢能多元利用。拓宽电能替代领域，在钢铁、石化、玻璃、陶瓷等重点行业推广电弧炉、电锅炉、电窑炉、电加热等技术。在工业负荷大、新能源条件好的地区，支持分布式电源开发建设和就近接入消纳，开展源网荷储一体化绿色供电园区建设。推进原辅材料无害化替代，促进生产过程中使用低毒低害和无毒无害原料，大力推广低（无）挥发性有机物含量的油墨、涂料、胶粘剂、清洗剂等使用。按照产业结构、能源利用、运营管理、基础设施等绿色化要求，推动条件成熟的园区开展碳达峰碳中和示范。 加强高耗能高排放低水平项目清洁生产评价。对标节能减排和碳达峰碳中和目标，对高耗能高排放项目实行清单管理、分类处置和动态监控。严格高耗能高排放低水平项目准入，新建、改建、扩建项目应采取先进适用的工艺技术和装备，单位产品能耗、物耗和水耗等达到清洁生产先进水平。对不符合所在地区能耗强度和总量控制相关要求、不符合煤炭消费减量替代或污染物排放区域削减、能效水平低于本行业能耗限额准入值等要求的高耗能高排放低水平项目予以停批、停建，坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目发展。探索建立高耗能高排放低水平的存量、增量项目清洁生产评价制度。

5月9日乘联会发布了4月份的新能源乘用车销量数据。4月新能源乘用车批发销量达到60.7万辆，同比增长115.6%，环比下降1.7%。今年以来累计批发210.8万辆，同比增长43.0%。4月新能源车市场零售52.7万辆，同比增长85.6%，环比下降3.6%。今年以来累计零售184.3万辆，同比增长36.0%。 数据显示，4月新能源乘用车出口9.1万辆，同比增长1028.5%，环比增长29.4%，占乘用车出口31%；其中纯电动占新能源出口的92.8%，A0+A00级纯电动出口占新能源的48%。4月厂商出口方面，特斯拉中国35,886辆、上汽乘用车21,450辆、比亚迪14,827辆、东风易捷特10,432辆、智马达汽车1,550辆、吉利汽车1,504辆、上汽通用五菱1,200辆、长城汽车1,134辆、神龙汽车712辆、创维汽车578辆、奇瑞汽车553辆、上汽大通436辆、一汽红旗264辆、东风乘用车192辆、一汽轿车117辆、东风柳州114辆。4月新能源乘用车企业总体走势较强，比亚迪纯电动与插混双驱动夯实自主品牌新能源领先地位；厂商批发销量突破万辆的企业保持在11家（环比持平，同比增6家），占新能源乘用车总量80.6%（上月80.7%，去年同期62%）。其中：比亚迪209,467辆、特斯拉中国75,842辆、广汽埃安41,012辆、吉利汽车29,874辆、上汽乘用车26,278辆、理想汽车25,681辆、上汽通用五菱24,166辆、长安汽车20,459辆、长城汽车14,863辆、哪吒汽车11,080辆、东风易捷特10,432辆。

“中国西南地区潜力巨大，有望形成动力电池产业聚集新高地。”这是工业信息化部装备中心主任瞿国春在2022年7月某国内论坛的最新判断。而之所以形成这样的判断，除了行业广泛关注的电动汽车外，绿色能源的转型发展，已成为了动力电池企业纷纷布局的新战场...... 这样的投资热最早发生于2019年。 2019年9月25日，宁德时代召开的第二届董事会第八次会议审议通过了《关于投资建设动力电池宜宾制造基地项目的议案》，根据公司战略发展规划，为进一步推进公司电池产能布局，公司拟在四川省宜宾市投资建设动力电池制造基地，项目总投资不超过人民币100亿元。 2021年5月29日，中创新航正式签约落户成都经开区，整体规划产能50GWh，分两期建设。其中，一期投资100亿元，投建具备年产20GWh的储能与动力电池生产线项目。 2022年6月，国轩高科和康盛股份合作，与泸州市政府签约，拟打造总产能为10亿安时的新能源汽车动力电池西南产业基地项目。项目分两期建设，总占地面积293亩，总投资30亿元，每年可实现销售收入100亿元。 2022年6月，达州市人民政府与蜂巢能源在成都签署蜂巢能源达州锂电零碳产业园项目投资协议，并决定将项目落地达州高新区。据了解，该项目投资达170亿元，占地2050亩，将分三期建设，主要建设锂离子动力电池及其正极材料（非化工制品）、储能电池、太阳能设备和相关集成产品生产线及配套设施。 2023年2月7日，“亿纬锂能动力储能电池生产基地项目”签约仪式在四川成都举行。该项目拟选址成都简阳市空天产业功能区，投资约100亿元，建设20GWh动力储能电池生产基地。主要生产消费电池、动力电池、储能电池、PACK电池包等产品。2023年来，亿纬锂能已官宣计划投建3个电池新项目，规划总产能103GWh，预计投资总额263亿元。统计在内的3个项目中，除了四川成都项目完成签约落地外，云南曲靖、湖北荆门项目已正式开工。 2019-2023年的短短五年内，上述5家国内锂离子动力电池的头部企业即纷纷投资布局西南，而纵观这些官方发布的投资公告不难看出以下特点： 第一：投资&销售规模均为百亿元人民币量级； 第二：上述5家企业中，一家投资川东北（达州），一家投资成都，其余两家则投资川南（宜宾、泸州）； 第三：上述5家企业仅一期建设的规划产能就达到了100GWh。 那么，对于100GWh的产能，未来如何在西南地区消化？仅仅依靠电动汽车这一个市场，又能否顺利帮助这些企业消化上述产能？让我们先来看一组数据。 根据中国汽车工业协会统计，2022年新能源汽车产销分别完成705.8万辆和688.7万辆，同比分别增长96.9%和93.4%。其中新能源乘用车产销分别完成671.6万辆和654.9万辆，同比分别增长97.77%和94.26%；新能源商用车产销分别完成34.2万辆和33.8万辆，同比分别增长81.84%和78.89%。 我们根据上述数据，排除上述688.7万辆新能源汽车中，有30%（比亚迪自供及外销）左右的新能源汽车全部采用比亚迪牌电池（2022年内比亚迪新能源汽车累计销量186.85万辆,同比增长152.46%）的事实，国内还有接近480万辆新能源汽车主要依靠上述5家企业供货，而参考工信部等八部门印发《关于组织开展公共领域车辆全面电动化先行区试点工作的通知》(下称《通知》)精神，把上述商用车数据折算为标准台新能源汽车计算，2022年国内还有接近600万标准台新能源汽车主要依靠宁德时代、中创新航、国轩高科、欣旺达、亿纬锂能、蜂巢能源供货，以标准台新能源汽车装电50kWh计算，600万标准台新能源汽车可为国内动力电池企业带来并释放3亿kWh产量，也就是300GWh。 补充资料：GWh读作吉瓦时，是电功的单位。 1Gwh=100万Kwh 但是，国内真是的动力电池市场格局，则是完全意义上的一边倒。以商用车为例，据电车汇不完全统计，2022年我国销售的新能源商用车中，有63%配套了宁德时代电池，其次为国轩高科11%、亿纬锂能4%、中创新航3%、其他电池企业共计配套了15%的新车。全年的商用车销量中货车销量规模最高，由宁德时代配套电池的新车占比59%；其次为客车，宁德时代配套了83%的新车；专用 车中宁德时代配套了81%的新车，而这样的情况在乘用车企业更甚。 举例而言，蜂巢能源的动力电池，必然100%配套长城旗下的欧拉、坦克、魏等品牌，时至今日，除亿纬锂能、中创新航等上市企业，还在进一步提高产品在整车企业的覆盖率外，诸如国轩高科、蜂巢能源等企业的动力电池配套客户已非常聚焦，简言之，在车用动力电池细分市场，整车企业销量不佳，这些动力电池企业就会相继受到蝴蝶效应影响，而开拓更为广泛的“非车用动力电池”市场，就成为了他们纷纷布局西南地区的战略内核。 除了比亚迪、宁德时代，其它专攻“车用动力电池”的企业虽然都是上市公司，但日子过的并不太滋润，而对于宁德时代而言，除了布局西南之外，仅其在福建省宁德市、厦门市扩充的动力电池产能，就已超过了150GWh，另据电车汇不完全统计，截止2022年底，宁德时代在全国新建的动力电池产能，已妥妥超过了500GWh，即便2023年全国“非比亚迪”牌新能源汽车的产销规模再来个大增，宁德时代的产能也妥妥的可以满足，不过，随着产品供应交付不及时，价格坚挺，售后服务供应链搭建等一系列问题，宁德时代的高速增长已明显放缓，而这一方面来自于商用车（尤其客车）动力电池需求量的持续下跌，另一方面则来自于中创新航、蜂巢能源等竞争对手的步步紧逼，显然，当长城汽车全面使用蜂巢能源动力电池时，宁德时代在长城汽车的市场份额只会越来越低。 事实上，在动力电池市场增长趋于放缓，宁德时代的市场份额开始被不断压缩之后，而作为动力电池领域的一哥，宁德时代早早就已经开始向新的战场转移，试图在新的业务战场上找到先发优势。 据了解，宁德时代正在进行民用电动载人飞机项目的合作开发，执行航空级的标准与测试，满足航空级的安全与质量要求。同时，宁德时代还将推出凝聚态电池的车规级应用版本，可在今年内具备量产能力。不过，这样的信息显然是配合宁德时代能量密度500Wh/kg动力电池的发布而同期制造的舆论效应，要知道，由于电池高空不稳定性以及能量密度有限等因素，航空领域一直被认为是最难实现电动化的领域。 2022年，宁德时代的国内市场动力电池装机量排名依旧第一，但市场份额被压缩到了48.2%，这是从2019年以来，宁德时代首次市占率跌破了50%。 而根据中国汽车动力电池产业创新联盟最新数据，2023年一季度，宁德时代动力电池以29.25 GWh的装车量排名第一，市占率已降至44.4%，从其最赚钱的汽车动力电池业务来看，受到下游市场增速放缓、市场竞争加剧等因素的影响宁德时代的动力电池市占率正在面临一再被压缩的困局。 不过，2019年以来宁德时代对外投资及合资成立的企业超过40家，设立的全资子公司超过10家，涉及动力电池、储能、锂电池材料、锂电池智能装备制造、充换电、自动驾驶、新能源汽车、乃至芯片、半导体等多个赛道，总项目投资超2000亿元。 另据电车汇了解，以事业群板块划分，宁德时代现已将主营业务分为三大板块：动力电池、储能系统、循环回收。后两者是宁德时代正在逐步蓄力的重点新业务，其中尤以储能为主，而包括上述投资西南地区在内的企业而言，无疑也是基于储能这一战略进行着广泛布局。 据咨询机构InfoLink，2022年全球储能电池出货量总计142.7 GWh，同比2021年出货量46.9 GWh大幅增长了204.3%。国内方面，GGII数据显示2022年我国储能锂电池出货量达130GWh，同比增长170.8%。 其中宁德时代全球储能电池出货量市占率为43.4%，约53GWh，较2021年同期提升5.1个百分点，连续两年排名全球第一。2022年宁德时代储能电池收入则达到了449.8亿元，同比增长230.15%，所有业务中增速最快板块，占营收比重为13.69%。而在过去5年里，储能业务也一直保持着超过100%的增长速度。 那么，从储能的应用场景看，无疑是风电、光伏、水电等一级场景下的二级场景，这就构成了本文开篇的5家电池企业，在西南规划超100GWh的逻辑内核。 据电车汇查询公开资料显示，西南五省中，云南省90%均依靠水电，四川省水电装机容量则稳居全国第一。四川省调注册装机总量逐年增加，截止2021年底，四川电力市场省调机组注册装机共计6538.75万千瓦，年增长率较为稳定，均为2.5%；从注册装机结构来看，四川省调装机结构和全省总装机结构类似，水电注册装机占据绝对优势，为4383.9万千瓦，占省调装机67%，较2020年的水电装机占比下降约5%，主要原因火电和新能源注册装机增加较大；其中，省调风电注册装机增幅较大，两年平均增幅超30%。 作为国家电网体系年输电量第一大的省级电网公司，2021年，四川省发电侧结算上网电量总计2530亿kWh，其中水电1893亿kWh时独占鳌头；其次是火电440亿千瓦时；风电、光电、生物质上网电量一直较小，分别为108、27、62亿千瓦时，合计为197亿kWh，三者相加仅占上网电量的7.82%，但随着光伏、水电等新能源应用的快速增长，已然为调频侧储能的应用场景打开了一扇门。

中国电煤采购价格指数（CECI）编制办公室发布的《CECI周报》（2023年18期）显示，进口指数到岸综合标煤单价本周在连续小幅上涨后大幅下降。采购经理人分项指数中，供给和库存分指数处于扩张区间，需求、价格和航运分指数处于收缩区间，除价格分指数环比上升外，其他分指数均环比下降。 本周，受节假日影响，发电量和供热量均降幅较大。电煤耗量和入厂煤量均有所下降，电厂煤炭库存继续增长。5月4日，纳入统计的发电企业煤炭库存可用天数23.9天。 产地方面，市场供需延续偏弱态势，煤炭生产供应稳定。榆林地区，煤炭市场整体处于供需双弱态势，停产检修煤矿数量较节前略有增多，但拉运车辆较少，坑口动力煤价格涨少跌多。鄂尔多斯主产地煤矿以兑现长协为主，坑口价格平稳。山西地区，煤矿生产正常，供需关系处于宽松状态，坑口价格以稳为主。 港口方面，煤炭市场较为冷清，受假期因素及天气影响， 近期雨水充足，水电出力增加，进一步挤压火力发电需求。部分电厂仍处于检修期，电厂库存处于相对高位，电厂对市场煤的拉运积极性不高。煤炭市场处于传统淡季，供需双方维持观望状态。 整体来看，5月份动力煤市场仍维持宽松格局，中下游环节库存将持续高位。建材、化工等行业基本处于错峰生产状态，煤炭需求释放缓慢，对动力煤价格支撑不足。预计5月份煤价仍将继续延续弱势运行。 本期，CECI进口指数到岸综合标煤单价1214元/吨，较上期大幅下调70元/吨，环比下调5.5％。本周，进口煤价格大幅下调，其中中高卡煤价格降幅较大。印尼斋月结束后，产量增加，但近期受到强降雨影响，矿物运输线路受到较大打击，装货及运输不畅。考虑迎峰度夏的市场需求，供应商预计后期价格震荡上行。 本期，CECI采购经理人指数为48.57%，在连续2期处于扩张区间后下降至收缩区间，环比下降1.70个百分点。分项指数中，供给和库存分指数处于扩张区间，需求、价格和航运分指数处于收缩区间，除价格分指数环比上升外，其他分指数均环比下降。供给分指数为52.12%，环比下降0.63个百分点，连续14期处于扩张区间，表明电煤供给量继续增加，增幅有所收窄。需求分指数为48.67%，环比下降2.79个百分点，在连续2期处于扩张区间后下降至收缩区间，表明电煤需求量由增转降。库存分指数为53.06%，环比下降0.38个百分点，连续9期处于扩张区间，表明电煤库存量继续增加，增幅有所收窄。价格分指数为45.83%，环比上升0.15个百分点，连续8期处于收缩区间，表明电煤价格继续下降，降幅有所收窄。航运分指数为46.78%，环比下降0.36个百分点，连续6期处于收缩区间，表明电煤航运价格继续下降，降幅有所扩大。 本周（4月28日至5月4日，下同），纳入统计的燃煤发电企业日均发电量，环比（4月21日至4月27日，下同）减少14.2%，同比增长7.7%。日均供热量环比减少17.6%，同比增长5.8%；电厂日均耗煤量环比减少11.4%，同比增长13.5%；日均入厂煤量环比减少5.2%，同比增长25.6%。 5月5日，中国铁路太原局集团有限公司公布消息称，中国西煤东运重载能源通道大秦铁路历经30天，完成春季集中修施工任务，线路性能得到全面恢复和提升，为迎峰度夏电煤保供进一步夯实设施设备基础。大秦铁路西起山西大同，东至河北秦皇岛，全长653公里，煤炭运量占全国铁路煤运总量的1/5，是中国能力最大的重载煤炭运输专用通道。2023年大秦铁路春季集中检修从4月6日开始，5月5日结束，是历年来时间最长，也是近年来施工量最大的一次集中检修。集中修结束后，大秦铁路日运量将迅速提升，非施工日将达到125万吨。 根据国务院物流保通保畅工作领导小组办公室监测汇总数据，4月24日-30日，全国货运物流有序运行，其中国家铁路货运继续保持高位运行，累计运输货物7391.1万吨，环比下降1.21%；全国高速公路货车累计通行5316.3万辆，环比基本持平。 综合以上分析，一是市场进入传统淡季后，短期内产地煤炭供需双弱局面难以改善。港口库存随着大秦线检修结束逐渐上涨，但下游需求释放缓慢，产地煤价或有进一步下行空间。建议发电企业根据机组检修进度、库存水平、长协煤兑现情况、本月需求等因素，适时把握采购节奏。二是后期市场走势仍需重点关注中长期合同兑现情况，总结合同中执行过程中的出现的各类问题，积极向省内能源主管单位反应实际情况。