根据《2023年中国新型储能产业发展白皮书》统计，2022年中国新型储能新增装机从应用场景看，集中式新能源配储项目投运个数高达93个，装机功率为2.2GW，占新型储能新增装机比例的37.9%，占比最高。 储能作为电力系统和电力市场中的“生力军”，目前各省针对如何有效的利用储能使其发挥作用，已开始在市场建设、实际调用等方面开始发力。现阶段虽然针对新能源的配套储能的应用场景、盈利模式的探索刚刚起步，但各省进展速度逐渐加快。 随着各省电力市场逐渐进入现货阶段，新能源配储搬移电量产生的经济效益日益明显，进一步丰富了市场主体在现货市场中的盈利场景。 现货场景下新能源配储盈利场景 场景一：限电时段充电，现货高价时段放电 我国现阶段能源战略为优先发展新能源，“十四五”期间大批新能源场站将新投，进而网架存在阻塞的区域将出现调峰限电的情况。这种场景下，可利用储能将限电时段的限电量储存起来，在电网供需宽松时放电，增加上网电量。 场景二：现货低价时段充电，现货高价时段放电 现货市场中的电价是由供需关系决定的，在新能源大发期间现货电价可能出现地板价，进入用电高峰期现货电价可能出现较高的水平，因此可利用储能进行电量搬移赚取价差。 场景三：利用储能减少下网电量 利用储能设备减少小风天的下网电量，尤其是峰时段的下网电量，进而减少风电场的下网电费。 现货场景下新能源配储运行难点 1.电价预测困难 现货场景下电价的预测能力直接决定新能源配储的盈利能力。对市场主体而言，肯定是想在实时现货市场最高点放电。但是实时现货市场电价存在出清时段，而且随着时间的推移电价还会有所变化。有时候会出现在某个时间节点的出清电价较高，但到了那个时间点后价格又发生了变化，反而收益受到影响。 2.储能收益测算复杂 现阶段新能源配储收益主要来源于减限增发和电量搬移两方面。笔者在文章中罗列的三个储能常见的场景，单场景下储能放电收入和充电成本相对容易量化。但在实际运行中，储能在充放电过程中可能涉及多个场景，还有可能在限电及低电价时段，利用一部分本应上网的电量进行充电，这就会使得充电成本的测算异常复杂，进而影响储能收益的准确测算。 3.充放电影响AGC下发值 众所周知，储能设备的充放电过程会改变风电场的实际上网出力。为方便大家理解，笔者在这里举例说明：假设某风电场储能最大出力为3万kW，在某时刻风电场理论功率为10万kW，AGC指令为8万kW，此时处于限电状态。如果这时候储能充电功率设置为2万kW，这就会造成实际上网出力为6万kW，由于风机出力调整响应有时间要求，进而影响上网出力跟不上AGC指令，影响负荷下发值短时间内向下浮动。 4.储能设备运维能力有待提高 储能作为电力市场中的“新军”，现阶段市场主体对其了解较少，如何在各种场景下选择合适的充放电策略，如何对其进行正确的维护，如何在收益与储能运行安全间取得平衡，对运维人员来说还处于摸索和总结阶段。 如何应对新能源配储运行难点 随着各省新投新能源场站的不断投运，储能装机容量也会迅速增加，储能在市场中发挥的作用也会越来越大，对调峰、调频及维持电网稳定运行也会愈发重要。 对新能源场站而言，储能在现货场景下的收益也会较为可观，而这就需要市场主体具备新能源配储的运行能力。结合笔者对新能源配储运行实践的研究和理解，提出以下建议措施： 1.利用竞价空间及功率预测提高电价预判能力 现货市场中供需关系决定现货电价，而现货系统中会对当天的全网供需关系进行披露，可结合披露信息、功率预测以及已出清的实时现货市场电价进行再预判。 2.拆分充电场景，提高收益测算准确率 新能源配储的放电收入测算较为简单，而多场景下的充电过程成本测算较为困难。针对此现状，可尝试将充电过程中涉及的场景进行拆分，计算各个场景下的充电成本。 3.优化储能控制策略 储能设备的充放电功率控制较为灵活，运行人员需要结合各个场站的AGC指令下发逻辑、不同的充电场景，设置不同的充放电策略，并基于实际运行效果，持续不断的优化储能设备的运行控制策略。 4.优化内部运营流程 新能源配储运行及充放电策略执行，会涉及跨团队协作。根据各公司不同的组织架构设置，交易和生产团队的协同方式会存在很大区别。现货场景下新能源配储的运行，需要交易人员与生产人员紧密配合，相互协同，方可避免出现管理缺失的风险。因此，现货场景下的新能源运行实践需要着重关注内部运营流程是否符合要求。 5.加强储能运行能力建设 针对储能运行能力建设，笔者认为可从两方面考虑：加强运行人员培训和借助储能厂家的力量，尽快编制现货场景下新能源配储运行指导手册，将其固化为组织能力。

当前，中国已成为全球储能电池的主要供给地区，中国企业已经成为全球储能电池“中流砥柱”。 过去几年，全球储能电池的市场格局发生巨变，中国电池企业逐渐“击败”韩国系电池企业，一跃成为全球主要供给方。基于此发展趋势，预计未来两年，中国电池企业的出货量与海外品牌之间的差距持续拉大。 值得一提的是，行业参与者主要是动力电池厂，宁德时代、比亚迪处于领先地位，行业头部效应明显。储能电芯梯队正在加速形成，其中不乏新入场的成长性企业。比如瑞浦兰钧、海辰储能等均在储能赛道表现不俗。 除了加速卡位的全球竞争格局，电芯容量正从280Ah向300Ah甚至更高进行迭代。 从需求端来看，280Ah大容量电芯的渗透率已经超过一半。部分业主对300Ah大电芯的关注度快速上升，华能、中国能建等业主方在其最新储能电池招标中均要求单体容量不低于280Ah。高工储能获悉，海辰储能320Ah储能电芯、国轩高科300Ah储能电芯等已经相继获得订单。 从供给侧来看，国内已有海辰储能、天合储能、远景动力、鹏辉能源、瑞浦兰钧、海基新能源、亿纬锂能、楚能新能源、蜂巢智储、国轩高科、比亚迪等超10家电芯企业推出300Ah及以上电池产品。 此外，基于储能运用场景，储能电芯还在循环次数、尺寸、制造工艺等持续“拉锯”，基于储能运用场景的专用电池“呼之欲出”。 容量向上 量产比拼 亿纬储能自去年对外发布了560Ah储能电池---LF560K,电池容量为560Ah，两倍于LF280K，单电池能量达1.792kWh，被称为迄今为止容量最大的储能电芯。 亿纬储能相关人士表示，LF560K 是280Ah方形电芯常见尺寸的整整两倍，相当于两颗280Ah电芯横向并列放置，电芯单体重量达10.95kg。 除了亿纬锂能外，海辰储能、天合储能、远景动力、鹏辉能源、海基新能源、瑞浦兰钧、楚能新能源、蜂巢智储、国轩高科、比亚迪、南都电源等十余家电芯企业已经相继发布300Ah及以上容量电芯产品。 容量向上的同时，300Ah及以上容量电芯也陆续开启量产交付。国轩高科近日在2022年财报中透露，储能万次循环寿命 300Ah 电池已经实现量产。瑞浦兰钧320Ah储能电芯将于2023Q3量产；蜂巢智储325Ah储能电芯将在2023H2交付；南都电源305Ah储能电芯将在2023实现量产。 值得一提的是，远景动力已经过去两年里实现了305Ah储能电芯规模化量产交付，并于最近发布了315Ah储能电芯。“过去两年，远景动力的储能电芯已经在国内外市场完成从0到1的产品验证、市场验证、客户验证，从2023年开始，将进入更大规模的交付阶段。”远景动力储能销售负责人徐有斌介绍，预计2023年，储能电池的交付量将超过15GWh。 今年年初，亿纬锂能位于湖北荆门将量产LF560K储能“超级工厂”正式动工，年产能将达60GWh，斥资108亿元。此外，LF 560k超级工厂已在云南、青海等地建设，预计2024年Q2开启全球交付，计划于2025年实现储能电池100GWh产能规模。 而储能大容量电芯量产竞速外，众多厂商在电芯性能进行了突破。 远景动力315Ah产品在尺寸不变的基础上，较上一代产品能量密度提升了11%，实现“单颗电芯一度电”，同时循环寿命高达12000次，满足一天一次充放电25年安全可靠的运行要求。 海辰储能320Ah新一代电力储能专用电池，在电芯成本，系统成本，整箱标配等多维度上更适配电力储能市场应用发展模式。 鹏辉能源320Ah储能电芯，相较于前一代电芯产品，单体容量提升幅度14%，在同尺寸产品中系统能量提升14%，其循环寿命>8000次，使用寿命超20年。同时，在低温能力上表现优秀，可满足-40℃存储和-30℃放电。 天合储能306Ah储能电芯以“三减一补一智造”的创新技术，实现12000次循环寿命的突破。 高工产业研究院（GGII）认为，作为280Ah的首创者和领先者，截止2023Q1宁德时代尚未发布新的300Ah及以上容量电芯产品，某种意义上来说，300Ah+的产品是电芯友商用来与宁德时代差异化竞争的产品。 叠片/卷绕之争 叠片工艺在300Ah以及以上容量电芯加速渗透。例如，亿纬储能推出的LF560K叠片电芯；蜂巢智储推出了325Ah储能叠片电芯；海基新能源推出的375Ah大容量储能电芯采用叠片式卷绕工艺；南都电源305Ah储能电芯采用四卷芯叠片工艺。 据介绍，亿纬锂能3.0堆叠技术可实现0.2S/PCS的叠片速率，单台叠片设备产能1.3GWh。这使得后续储能电池超级工厂建设，单线产能达10GWh，工厂总产能40GWh。规模效益和技术创新推动降本，工厂单GWh投资额降低38%，能耗降低20%，人员投入减少30%。 基于储能产品在更安全、更长循环寿命、更稳定、更低全生命周期成本等方面的核心诉求，蜂巢能源325Ah储能电池正是凭借 “飞叠”技术，并基于短刀电芯结构打造的。 从技术分析来看，叠片技术全模切极耳数量变为两倍，可解决电子电导的集流问题叠片取代卷绕，单极片长度缩短100倍，电芯生产总良率提升3%。此外，叠片技术可实现系统简化，Pack零部件数量减少，生产效率提高，电池集成度提升。 不过，亦有众多采用卷绕工艺生产超300Ah容量电芯的厂商。鹏辉能源发布的320Ah卷绕工艺储能电芯，在电芯升级方向进行了突破。鹏辉能源透露其采用了独家电解液设计配方和工艺，有效降低成膜内阻，并实现极耳结构仿真优化，卷芯空间利用率提升1%。 可以预见的是，基于制造工艺，叠片、卷绕正在300Ah以上电芯形成竞争之势。 尺寸之论 值得一提的是，当前300Ah及以上容量储能电芯除了在容量、制造等实现差异外，尺寸上亦有参差。 一派是沿用280Ah尺寸。比如海辰储能发布的320Ah的电芯仍然沿用了其280Ah电芯的“71173”的尺寸。南都电源、远景动力、鹏辉能源推出的容量在280Ah至320Ah范围内的方形储能电芯的尺寸长宽高亦与该尺寸接近。 另一派则是自由尺寸。除了尺寸差异较大的比亚迪刀片电池外，不同的还有国轩高科的300Ah电芯、海基新能源推出的375Ah电芯。海基新能源公布的参数称，产品散热面积提升了106%，无需液冷设计，传统的强制风冷即可满足使用需求。 业内人士指出，电芯尺寸的统一是由市场竞争形成。例如动力系中大圆柱电池也并非一蹴而就的，之所以能形成21700和46系等电池尺寸是因为被市场所选择，通过市场竞争所形成的。 也有专家提出，尺寸不是由系统来定义，也不是又电芯厂来定义。假如某一款电芯搭载的系统能够做到成本降低显著，那么该尺寸必将成为主流。现如今的情况是，系统集成商为了不相上下的成本优势，向其他尺寸电芯变更的可能性不大。 亦有系统集成商表示，即便是280Ah与300Ah同尺寸，整个系统是需要重新设计的。 当前除了比亚迪刀片电池，利用自身系统搭载自身电芯产品，不对外售出储能电池外；其余绝大部分电芯厂家仍是以电芯出货为主要业务。 不过电芯厂家普遍反馈，使用300Ah及更大容量储能电芯，可使20尺液冷集装箱升级至5MWh+柜体，系统成本降低10%以上，同时5MWh+柜体可降低系统项目超10%的集装箱量。 经济性呼呼长循环 储能电池更长的循环寿命，就意味着更低的全生命周期度电成本。 数据显示，当储能电池循环寿命提升到10000次，储能成本将降至1000元/ kWh以下，扣除充放电损耗和折旧，度电成本将低于0.16元。显而易见的是，电池使用寿命的增加，可以带来储能系统在全生命周期度电成本的降低。 正是围绕于市场的核心需求点，储能电池企业都在加大投入开发循环寿命更长的电芯，不少企业已经开发出循环寿命10000次甚至12000次的储能电芯。比如海辰储能、远景动力、楚能新能源、天合储能和南都电源相继推出了12000次循环寿命的储能产品。 业内人士分析，储能若实现长循环18000次，一天两次循环的情况下可用25年，与光伏同寿命。比如亿纬锂能LF560K储能电芯，便致力于电芯和系统成本双降。亿纬锂能对外表示，LF560K配套储能电站后，运营成本较常规的抽水蓄能电站更低，可满足储能市场大规模、高经济性需求。 面向快速向前的储能产业，大幅提高电芯寿命已成为行业重要发展方向。

据说现在全国储能企业将近9万家，储能概念的上市公司有256家。 从宏观上看，储能在新型电力系统中的发展空间巨大，引得各路玩家纷纷进入。 从微观上看，上游可能出现的产能过剩，下游没有足够的市场激励导致发展受阻，似乎某些环节已经开始红海竞争。 那么储能的产业格局和竞争演化趋势如何？ 本文主要针对电化学储能产业，借鉴IT领域的“微笑曲线”理论做个简单分析。 储能产业的上中下游 我们把电化学储能产业拆解为上游，中游，下游三个环节 1、上游环节： -储能标准&技术协议：如相关行业技术标准的起草、咨询等； -原材料：如正负极材料、电解液、电池材料等； -设计与金融服务：为储能相关产业提供设计咨询、投融资服务； -关键元器件：如一次设备(电芯电池、PCS、电气设备等)，二次设备&系统（计量、保护、BMS、SCADA、EMS）等； 2、中游环节： -储能集成：类似电力成套厂，提供储能系统的成套产品； -储能工程：类似电力安装公司，提供储能工程的现场安装调试服务； 3、下游环节： -储能系统的设备维护：储能设备和系统的维护保养 -运行、交易：包括储能在内的微电网系统调度、参与电力市场化交易，或者以虚拟电厂方式参与需求响应等； -运营托管：以电费托管EMC为特征的，用户微电网系统的运营外包服务等。 储能产业的微笑曲线 储能产业的利润率，在每个环节都不完全一样。 参考IT行业的“微笑曲线”模型，储能产业链也呈现出“两头高、中间低”的微笑曲线。 即产业链上游、下游两端的整体利润率较高，产业链中游的集成和工程行业利润率较低。 储能产业的上游 在储能产业的上游，比如投融资、原材料、关键零部件环节，要么是技术门槛较高，要么是规模效应明显，这些壁垒导致相对利润率较高。 随着储能产业下游规模的扩大，在上游部分环节将出现市场细分的趋势，每个细分领域的头部效应明显，导致细分市场边际利润得到保护。 最典型就是电芯制造，得益于新能源汽车产业的高速发展，动力电池生产的技术壁垒和规模效应出现，并溢出到储能电芯环节，甚至可能出现TOP3效应（也就是如果产能达不到头部三家，就会逐步被淘汰出局）。 在电池材料、电解液、BMS等环节都是如此。 储能产业的中游 储能产业的中游，是企业数量最多，门槛最低，竞争最激烈，未来淘汰率也将是最高的领域。 其背后的产业逻辑是：产业链中游的系统集成（成套）和工程（安装）这两个环节，壁垒相对较低，导致大量相关领域从业者进入。本文开头所提到的9万家储能企业，数量最多的是在中游这个环节。 1、设备标准化程度高 比如储能集成，无论是集装箱式，还是柜式，都有标准的机架式设备可以采购，组装容易。 2、供应商成熟 上游供应商成熟度较高，可提供商用化产品。无论是电芯（从动力电池产能溢出而来），还是PCS（从光伏产业的逆变器技术延伸）、监控终端、BMS、EMS等，都有大量成熟产品可供采购。 3、缺乏品牌效应和龙头企业 目前由于下游市场非常不成熟，无论是投资者还是最终用户，都没有培养起品牌心智，储能产品也没有经过长期市场考验，产品内在差异性不明显，客户体验不清晰。非常类似于20多年前的PC兼容机市场，购买者关注元器件品牌（比如CPU是不是Intel的），而不在乎整机品牌（大量组装机充斥市场）。 4、潜在进入者众多 相关行业竞争激烈，导致过度内卷化，卷到储能产业相关。最典型的就是电力成套企业，由于电力成套领域竞争激烈，且开关柜成套和储能成套制造的高度类似性，导致一批电力成套企业开始做储能。甚至部分空调企业，由于房地产不景气影响主业，也开始进军储能产业。 储能集成和工程领域具有“低毛利、高营收”的特征，吸引了一些追求“高营收”的企业。 同时，也有一些上市公司在这个环节进入后，以“储能”为题材，在二级市场提高市值。 储能产业的下游 储能产业的下游，需要区分的概念是“购买者”、“付费者”、“使用者”这三个角色的微妙区别。 储能产品的购买者（Buyer），目前是投资方居多，他们追求低风险、稳定的收益预期。比如工商业储能最主流的投资者是光伏、充电桩的投资方。 储能产品的付费者（Payer），以工商业储能为例，目前是工商业电力用户（Industrial & Commercial Electric Power Consumer），除了安全因素外，他们并不关心储能产品的性能、价格，而更多的关注在储能如何降低电力成本，并且为降低的收益付费。 当然，未来的Payer还可能包括电网公司（比如辅助服务市场，需求响应等，为电网安全来购买），甚至还有售电公司、配网公司、充电桩投资、光伏投资商（比如共享储能）。 所以未来付费者的利益是逐渐多元化的，收益方式也多元化。 储能产品的使用者（User），这个角色其实目前是缺乏的，因为工商业企业要的是便宜的电，而不是储能产品。电网要的是安全可靠，光伏投资商要的是更高的消纳率。 无论在公共电网（输电网、配电网），还是在专用电网（用户电力系统）中，储能的出现，可能导致购买者、付费者、使用者的三者角色分离，谁都想从中获利，但是谁都无法完整地对储能负责。 从这个角度看，储能可能需要一个运营商的角色，去耦合各方关系，解决所有权、使用权和收益权的分离问题。 所以在储能的下游，围绕储能，以及包含储能的电力系统在市场化条件下的整体运营管理，将逐步出现运营专业化的局面。 从最基础的设备运维开始，到光-储-充-荷的微电网运行调度，再到可持续商业模式的“电费托管”。而市场化水平越高，运营条件越复杂，将导致运营专业化水平提高，利润率也可能较高。 通过专业运营，获得高回报率，这是微笑曲线的另一端。 储能产业环节的演化趋势 由于产业中游竞争激烈，且参与者数量众多，导致储能产业也出现了两个明显的移动趋势。 1、向上游移动的趋势 不少储能集成企业，开始元器件领域的研发，比如PCS、BMS、EMS，甚至少数企业计划自建电芯生产线等。 但是从企业基因上看，没有任何一家储能集成企业具备全产业链优势，其核心原因有三方面： 一是大规模制造的壁垒，比如储能电芯制造，如果没有动力电池的产能支撑，单靠储能电池生产规模，边际生产成本不具有根本竞争力。 二是未来的“软件定义趋势”，储能产品目前更像组装PC机，其在自动化、智能化水平方面，与新一代的“AI+大数据”，“管-云-边-端”的数字化存在一到两代的代差，未来高集成度、高数字化水平的软件化储能架构，也是高壁垒的，这也是储能产品领域未来的“洗牌因素”之一，而目前绝大多数储能产品企业不具备大规模数字化研发能力。 三是上游的金融、设计、标准等环节，壁垒更高。 所以绝大多数中游企业很难进入上游，并形成产业链优势。 2、向下游移动的趋势 部分新能源企业已经意识到这个问题，开始从“简单项目投资”、“产品供应”，拓展到下游的运营服务领域。 打个比方，就是从卖车（卖储能），到车辆租赁（储能投资，基于固定价差的套利分成），再到网约车服务（市场化价格，复杂路况下的运力服务）的状态。 储能领域，尤其是工商业储能，最大的风险其实来自运营环节，无论是电力市场价格的变化，还是用户生产负荷的变化，都使得储能投资未来的不确定性增加。 但是反过来看，不确定风险本身就是一种高利润的机会，谁能通过客户洞察、数字化、运营管理去建立这种风险管理能力，谁就能获得超额收益。 新能源本身是不稀缺的，今天看到的新闻，不少省市对分布式光伏都做出了限制或变相限制的政策；个人认为未来储能资源本身不是稀缺的，产能可能过剩，投资资金充足。 当供给侧资源不稀缺，对需求侧资源的开发能力，以及最优匹配供需的运营管理能力就成为稀缺资源。就像网约车司机过剩，网约车辆也过剩，谁能发现高价值的打车需求并匹配给最优质的司机，网约车运营平台是稀缺资源。 所以向下游移动也成为储能产品企业的某种选择，至少下游业务（比如工商业储能运营服务，或者源网侧的共享储能服务）目前没有形成头部品牌、垄断效应，存在市场化的巨大可能。

国内电化学储能产业链上游为原材料，中游为核心部件制造及系统集成商，下游是系统运营与应用。 其中，中游储能系统的核心部件制造主要分为电池和系统两部分，细分之下一般包括电池组、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能量管理系统（EMS）四大部分。 储能系统中电池成本占比最高，其中大储的电池（电芯+PACK+BMS）成本占比为67%，户储成本占比为35%（光储一体机），不算光伏组件则占比为49%。 大储PCS成本占比为10%左右，户储占比约23%（去除组件为32%），户储的结构相对简单，PCS作为核心部件之一，价值量相比大储更高。 1. 电池环节 电池系统是储能系统的核心，决定了储能系统的存储容量。 大储电池也是由单个电芯组成，规模化从技术方面并没有太多降本空间，因此储能项目规模越大，电池占比越高。 全球来看，2021年宁德时代以接近25%的市场份额排名第一，其次分别为比亚迪、韩国三星SDI、韩国LGES，以上四家企业储能锂离子电池出货量合计份额接近70%。 中国来看，宁德龙头优势明显，头部厂商包括比亚迪、亿纬锂能、鹏辉能源、国轩高科、派能科技、海基新能源、普利特等。 2. BMS （电池管理系统）环节 电池管理系统（BMS）作为关键监控系统，是储能电池系统的重要组成部分，2025年储能BMS市场规模接近200亿。 储能BMS比汽车动力电池的BMS更复杂，要求更高。 目前BMS制造产商主要包括车厂、电池厂与专业BMS制造商。与动力电池的BMS主要由终端车厂主导不同，储能电池的终端用户没有加入BMS研发与制造的需求；目前储能BMS没有形成领导者。 当前行业技术成熟度较低、缺乏行业标准、竞争格局分散，未来储能电池BMS大概率延续动力电池BMS市场格局。 3. PCS （储能变流器）环节 变流器（PCS）是储能电站中关键的一环，控制蓄电池的充放电，并进行交直流转换，在无电网情况下直接为交流负荷供电。 PCS环节关注三大核心竞争力：迭代降本能力、品牌力&可融资性、渠道能力。 目前我国储能变流器市场仍处于提质降本、规模化发展的初期阶段，市场格局仍未定，后进者竞争激烈。 储能变流器与光伏变流器技术同源，龙头厂商高度重合。 4. EMS（能量管理系统）环节 EMS（能量管理系统）担任储能系统中的决策角色，是储能系统的决策中枢。 储能系统通过EMS参与电网调度、虚拟电厂调度、“源网荷储”互动等。 现有EMS玩家以国网系为主，国内储能EMS相关公司约有16余家，其中上市公司主要为国网系公司。 主要包括派能科技、国电南瑞、中天科技、中恒电气、许继电气、平高电气、阳光电源和长园集团等。 未来EMS核心竞争力看软件开发能力和能量优化策略设计能力。 5. 储能温控和消防环节 大型储能是储能温控主赛道。 大型储能具有容量大、运行环境复杂等特点，对温控系统要求更高，有望提升液冷比重。 储能消防约占储能系统成本的3%左右，有望随着储能市场需求的兴起，其价值量增长有望超过市场的增长。储能消防企业主要包括青鸟消防和国安达等。 6. EPC 集成环节 集成商环节具有产业链整合趋势，同时，国内储能集成商与海外集成商存在竞合关系，也为部分海外集成商提供代工服务，集成商也是国内企业参与美国储能市场的重要入口。 电力设备企业布局集成商也具有天然优势。大储作为电力系统的新增环节，需要有电力相关技术的积淀，而电力设备企业具有电力相关“基因”因此转型较为顺畅，未来有望快速切入，并且具有较大竞争力。 电力设备企业下游为国网南网、发电集团，具有客户基础。 2022年国内大储招标井喷式增长，随着地面光伏需求启动，储能招标和安装将逐步加速，项目经济性大幅提升。 随着新能源发电大势所趋，在强制配储+共享储能等新模式拉动下，国内大储有望迎来高速发展。 全球市场来看，美国电力设施改造成本较高带来的配储刚需将有力带动全球大储加速渗透。

6月8日，科技部发布了国家重点研发计划“氢能技术”等7个重点专项2023年度项目申报指南的通知，正式启动“氢能技术”、“煤炭清洁高效利用技术”、“储能与智能电网技术”、“可再生能源技术”“新能源汽车”、“交通载运装备与智能交通技术”、“交通基础设施”7个重点专项项2023 年度项目申报。 其中，“储能与智能电网技术”专项，将围绕7个技术方面，拟启动17项指南任务，拟安排国拨经费概算2.79 亿元。7个技术方向及相关研究课题如下表所示。 其中有9个项目与储能直接相关。 在储能技术方面，重点关注动力电池梯次利用、全固态钠离子电池、磁悬浮飞轮储能技术、压缩空气储能技术，各项研究成果的考核要求中，涉及到储能系统成本、性能、规模等多方面： 在“新一代动力电池梯次利用关键技术”中，考核指标要求：形成≥1MWh 梯次利用验证项目，成组成本低于0.3 元/Wh（不含回收电池系统），整包利用系统成本低于0.25 元/Wh（不含电池）。 在“全固态钠离子储能电池研究”中，考核指标要求：全固态钠离子电池能量密度≥150Wh/kg，循环次数≥10000 次（1C，25℃，100%放电深度）。 在“10MW 级磁悬浮飞轮储能关键技术”中，考核指标要求：飞轮储能系统装置成本≤4 元/瓦。 在“大规模先进压缩空气储能技术”中，考核指标要求：储能系统单机功率≥300MW，储能容量≥1.2GWh。系统AC-AC 额定效率≥70%，容量成本≤1 元/Wh，度电成本≤0.15 元。 在电池成组技术方面，重点关注百兆瓦级动态可重构电池储能技术。该技术有别于目前的串并联的电池成组方式，通过信息-能源交叉融合技术及创新模组技术解决电池成组问题。该项技术的考核要求表明：可兼容3种以上不同批次/型号电池模块；性能上电池系统能量转化效率不低于93%，20 年寿命衰减健康状态（SOH）≥70%，荷电状态（SOC）偏差≤1%；采用动态可重构电池的储能电站系统造价与采用传统固定串并联方案的电池储能电站的系统造价持平，系统支持更换任一电池模块。 在储能安全方面，重点关注储能电池安全状态参数检测与分析关键技术。该技术侧重于热失控的监测以及提前预警等，提出：电池服役过程中内部热量评测准确度≥90%，热失控触发温度评测准确度≥90%，热失控产热评测准确度≥90%，极端工况安全发生机率及风险等级预测准确度≥90%；高风险电芯及失效部件的提前识别≥30 天，安全预警时间≥1h，误报≤3%，漏报≤3%。

欧洲的能源危机还在加剧，这场多重因素影响下的能源产业动荡已经对太多领域造成了刺激与伤害。根据相关数据显示，目前欧洲的天然气、柴油等价格仍在走高，民用能源和工业能源的缺口持续扩大，化肥、粮食、畜牧业也遭受了冲击。从德国、英国、法国等国的能源结构上我们可以看到，“本地能源供应能力不够，进口稳定性不足”几乎是共同的特点，这或许是引发此次能源危机最大的内部因素。正因如此，近期多国开始了能源企业国有化的策略，以挽救那些濒临倒闭的能源公司。这也从侧面说明，保证能源结构的可控、保证能源供应的稳定性将会是未来各国都要面临的问题。全球来看，随着碳中和事业的发展，传统能源将会逐步退出能源系统，但传统能源的退出需要伴随新型能源的兴起，这种变革衔接得越紧密，能源系统和整个社会受到的冲击就越小。而现阶段，推动能源系统变革的重要技术路径之一，就是储能。“储能”可能是近几年最火热的产业之一。从数据上看，截至2021年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%。但值得注意的是，抽水蓄能所占比重与去年同期相比再次下降了3个百分点，当前 储能市场的增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。 同时储能市场的需求也变得更加多样化，短时、长时、调频、削峰填谷等需求都将被满足，未来新型储能产业的发展将更加迅猛。 电化学储能突飞猛进 目前我国储能应用市场发展的一大重心是在风电、光伏电厂配备储能设施，以保证生产出的绿电能够平稳入网。我国的风电、光伏产业发展时间较长，技术也相对成熟，但由于没有合适的储能设备，弃风弃光的现象十分严重。根据国家能源局统计，2022第一季度，我国弃风电量达60亿千瓦时，弃光电量达24亿千瓦时。 随着相关政策的出台以及能源市场的转型发展的需要，我国电源侧的储能设备需求开始旺盛。电化学储能的灵活部署、受自然环境影响小、建设周期短等优势开始凸显，并开始稳定落地电源侧储能场景。电化学储能除自身应用优势外，产业链成熟程度也是目前新型储能技术路线中最高的。得益于我国近几年新能源汽车产业的发展，锂离子电池的性能、成本、制造工艺等已经达到了较高的水平，上下游产业链的市场规模持续扩大，这都为电化学储能的大规模落地应用打下了基础。同时，电化学储能系统还能很好地应用在家庭、商务楼宇和工业园区等场景中，这些场景中其他类型的储能系统几乎无法搭建。应用场景广泛也是电化学储能被认为是未来主流储能技术的原因之一。 竞争激烈，格局未明 快速发展的市场必定引来大批的企业投身其中。就我国目前的储能解决方案供应商来看，主要有电池厂商，例如宁德时代、比亚迪等；也有传统的做逆变器或新能源产品的厂商，比如阳光电源，海博思创等；还有新的创业公司，比如时代星云。需要明确的是，无论是中国市场还是全球市场，储能这块大蛋糕不可能被几家大型电池厂商完全吃掉。相比之下创业公司的业务方向更聚焦，历史包袱更少，能够更好地在储能行业深耕，这是创业公司的优势。曾有投资人表示“传统储能市场并不适合初创公司进入，但在一些电池集成、新型储能技术路线领域中，初创公司有着从0到1的机会。”电池产业的技术门槛较高，即使是初创公司的创业者也往往有着多年的行业经验。例如时代星云董事长黄世霖就曾任宁德时代副董事长职务，并在储能系统方面有着丰富的研发经验。从公开新闻报道中能看到，黄世霖在2019年、2021年等时间多次公开表态看好储能市场发展，并曾预计到2025年中国新型储能装机规模将达到30GWh/年。今年8月黄世霖从宁德时代离任，宁德时代还做出了“后续黄世霖会将个人事业放在‘光储充检’的新兴领域”的回应。而黄世霖在就任时代星云后，也成为了时代星云目前最大的股东，占股约为35%。时代星云由宁德时代 在2019年出资成立，现在不过三年的时间，注册资本已经从2亿元增资到4亿的信息，最新的变更的时间是2022年12月7日。同时，时代星云已经在福建、上海、贵阳等地落地运行了包括光储充检一体化充电站、大型储能电站、工商业储能电站等多个储能系统，项目建设速度惊人。 产品布局关系企业发展 2023年1月5日，时代星云的全新储能产品线“YOSHOPO时生”正式发布，时代星云开始进军家用储能和便携式储能市场。而这也意味着这家公司的产品线进一步得到了完善和丰富。时代星云 关于产品战略布局，有观点认为储能市场的需求多样、产品的复杂程度较高并且没有标准化，一家公司想要在所有领域中都进行产品布局可能并不现实。但就时代星云的产品线而言，其确实已经布局了大型储能电站、工商业储能设备、光储充检一体化充电站以及家庭储能和便携储能产品。关于户外电源或者家庭储能产品，目前国内的供应商大多瞄准了海外市场，我国国内电价较低，且具有民生保障性质，市场打开需要一定的时间。但海外市场恰恰相反，无论是政策还是需求，海外市场都相对成熟，同时由于俄乌冲突，欧洲天然气供应受限，市场上的家庭储能需求一路飙升。 相关数据显示，目前欧洲家用储能的90%以上份额集中在德国、意大利、英国、奥地利和瑞士。海外市场对家用储能的品牌依赖度更低，除了一家独大的特斯拉外，LG化学、Sonnen、沃太能源等都有着不错的出货量，这也是时代星云进军家用储能市场的一个良好的条件。时代星云已经打造了高压、低压、壁挂式等多种家用储能系列产品，储能产品采用磷酸铁锂电池，搭配混合逆变器、APP远程管理、光伏组件等模块可组成智能化小型储能系统，能够满足家庭电力供应，并实现智慧用电。 相较于家庭储能这个较新的产品线，光储充检一体化充电站似乎更能体现时代星云的技术实力。“光储充检”是继“光储充”后又一服务模式，其在光储充检一体化充电站中加入了电池检测服务，能够有效解决目前电动汽车后市场缺乏电池检测的问题。同时，这种后市场服务也能创造出更多的商业价值和实际营收。“光储充检”更像是一个小型电力系统，包含着电力的生产、存储、应用和智能监测，虽然主要职责还是给电动汽车充电，但更加智能化的体系能使其作为园区应急电源使用，或者帮助园区进行电力的削峰填谷，从而降低用电成本。从新能源汽车发展态势上来看，光储充检一体化充电站的产生是必然的。新能源汽车保有量的持续增加和超充站的建设直接对电网造成了冲击，充电设施建设的滞后性使得电动汽车需要排队充电的事情屡见不鲜。而光储充检一体化充电站的建设不仅可以降低电动汽车充电对电网造成的影响，同时其快充技术能够有效解决传统充电站充电难、充电慢的问题，是十分必要的充电服务形式。就产品而言，目前市场上的一些“光储充检”电站更多采用的是风冷储能系统，和交流母线的形式，并不能真的解决扩容问题，同时伴随着较大的能量损失。但时代星云更注重液冷储能系统的打造和标准化，这不 仅可以使储能系统的性能更为卓越，同时可以更快地在全国范围内推广“光储充检”电站的建设落地。 从公开资料了解来看，时代星云的储能系统容量十分丰富，且均具备电能状态监控、人工智能预测、V2G以及微网能量管理等功能。并有相关报道指出，时代星云今年计划布局超过80个光储充检一体化充电站，并结合峰谷电价差、车辆检测后市场等进行盈利。“2022年10月17日，由时代星云研发制造的‘光储充检智能超充站’在福建宁德锂电小镇建成启用，这是全国首个采用全直流微网技术，把充电桩、储能、光伏电池及电池检测集成一体的标准化智能充电站。”从上述新闻报道中我们可以得知，时代星云正在打造标准化的智能充电站。这种标准化一方面指其采用了模块化建造的方式，能够提升建造速度；另一方面该充电站组合采用了以206kWh为单元模块的储能设备，这也印证了其利用液冷储能系统打造标准化产品的消息。另外值得注意的是，时代星云的充电站采用的是直流微网技术，这与一般的充电站先储能、再入网、再接入充电桩的工作模式不同，直流微网能够直接将储能系统的电力供给到充电桩，充电过程更加稳定。时代星云高管曾向媒体表示“我们的光储充检微网系统（光储充检一体化充电站）在全国是领先的。” 从政策角度来说，目前落地项目最多的仍是配备风电、光伏电厂的大型储能设备，但这种场景下的盈利模式并不明确；相比之下，利用峰谷电价差和后市场服务的工商业储能以及家庭储能系统可能会成为未来储能市场价值回归最明显的领域。 对于企业来说，在所有场景都布局产品需要强大的研发能力和资金支持，与公司的营运能力是一个不小的挑战，尤其是储能行业这样的重资产赛道。但从另一个角度来看，全产品系列布局，以及全产业链打通或许也是保证产品性能的优秀手段。时代星云高管曾公开表示说“时代星云对于储能系统的电池管理、热管理等每个环节都会深度参与到供应商的产品研发的过程中，不光在安全方面，甚至在故障长期跟踪方面，我们都是有相应算法的，这样可以确保整个系统的功能最优和可靠运维。” 储能市场的前景可以说一片光明，在盈利模式不断清晰，部分城市峰谷电价差进一步拉大的情况下，储能企业的涌入也将成为常态。可以预见的是未来一段时间内，还会出现相当一部分储能领域的创业公司，且每个公司都想成为领跑者。这是十分有可能的，即使目前电池厂商占据了大部分的储能市场，但出货量排名始终没有稳定下来，前瞻产业研究院的相关研报就表示“整体来看，储能行业潜在进入者威胁较大。”储能行业在我国的战略地位愈发凸显，但仍处于蓝海阶段，还远没有到洗牌甚至一家独大的时候。在此期间，发展技术、苦练内功、拓展市场将成为企业成长的基石。

2022年2月21日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》，通知要求要加快推进电力现货市场建设，明确：第一批现货试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行，第二批现货试点地区原则上2022年6月底前启动现货市场试运行，其他地区尽快开展现货市场建设工作。 西北五省现货市场建设进度 西北五省电力现货市场建设进度各有差异，甘肃已进入现货市场长周期运行阶段，其余新疆、宁夏、陕西、青海均已启动至少一次模拟试运行。 甘肃：作为首批电力现货市场试点省份之一，甘肃自2022年5月至今，已进入现货连续长周期运行阶段。 新疆：2023年5月15日至21日，开展了新疆电力现货市场第一次模拟试运行。 宁夏：2023年4月25日至28日，开展了宁夏电力现货市场第二次模拟试运行。 陕西：2022年11月22日至12月2日，开展了为期11天的陕西电力现货市场首次模拟试运行。2023年4月12日至14日，开展了陕西电力现货市场第一次调电试运行工作 青海：2023年1月11日至13日，青海省电力现货市场首次模拟试运行工作正式启动。 西北五省现货市场对比 进入2023年后，西北五省现货市场建设加速，笔者基于各省电力现货市场建设方案及配套文件，梳理了各省省内现货市场模式、结算方式、申报限价及市场主体申报方式等信息。 备注：电能量市场采取双偏差结算模式：中长期合约全电量结算，日前市场与中长期市场的偏差电量按日前市场价格结算，实时市场与日前市场的偏差电量按实时市场价格结算。 西北五省现货市场建设难点分析 据不完全统计，西北各省新能源装机占比分别为：新疆36.33%、宁夏47.26%、甘肃50.64%、陕西41.38%、青海62.98%。从新能源占比可以看出，西北各省均为新能源高占比型电力市场。新能源高占比型电力市场在市场设计、现货市场运行过程中与其他省份现货市场存在很大不同。同时，西北各省独特的发电及消纳结构会进一步影响电力现货市场的走向。 1.现货市场电价波动大 现货市场电价主要受供需关系影响，而供需关系又由发电侧的供给能力与用户侧的消纳能力决定，可能还会受制于部分网架阻塞的影响。作为新能源装机大省，如新疆、甘肃地区，风电的高装机以及出力的同时率的问题，会影响现货市场发用两侧竞价结果落在火电或者新能源竞价空间处，使得现货电价或高或低，很少存在中间档位。虽然能够客观反映出现货市场供需关系，但如进一步扩大现货市场上下限，现货市场风险的骤增对市场主体的交易能力会是个严峻的考验。 2.中长期峰平谷分时段曲线与新能源出力不匹配 新能源出力由天气决定，而天气具有不可预测性，相比较传统能源，新能源缺乏出力调节能力。市场主体签订中长期的目的是为了规避现货市场电价波动的风险，让其发挥“压舱石”的作用。目前中长期市场提供的交易品种周期大多是月、旬、周，而目前的功率预测系统针对一周以上的功率预测准确率有待提高，因此新能源企业在做带曲线的中长期交易时就如同“赌博”，签订的中长期峰平谷分时段曲线与实际新能源的出力存在不匹配的情况，而这种不匹配使得新能源企业利用中长期交易降低收益风险的效果有所降低。 3.能源结构影响市场建设 西北各省能源结构复杂，各省情况均有所差异。西北新能源资源丰富，新疆、甘肃等地区电网属于外送型电网。同时，如新疆除公用电源以外，疆内还有大量自备、兵团、石油、自营电网，兵团、石油、自营电网与国网区域电力市场成熟程度有所不同，因此新疆区域需研究制定适用于疆内自备电源企业、有源电网参与电力现货市场的可行方案。外送型电网、自备电厂等因素有可能影响各项不平衡资金的有效疏导。 4.功率预测准确率影响市场机制建设 新能源高占比型电力市场不可回避的问题之一就是新能源消纳，而新能源消纳与负荷侧体量、功率预测准确率、网架结构等因素都存在一定的关联关系。目前不管是短期功率预测、超短期功率预测技术均到了一定的瓶颈。假设A场站预测有风，B场站预测没有风，A、B在现货系统中A场站、B场站就会按照相应的预测数据参与市场竞价，进而安排负荷，而如果实际恰恰相反的话，A场站的出清结果实际会占用B场站的出力空间。新能源高占比型电力市场功率预测对现货市场中新能源消纳的影响会进一步放大。因此，需要在市场机制建设时考虑功率预测偏差影响新能源限电的问题。 如何应对西北五省现货市场建设难点 按照西北各省十四五期间能源规划，各省新能源装机在现有基础上将进一步增大。届时，新能源消纳、不平衡资金、中长期与现货市场有效衔接等问题将会变得更加复杂。如何建立高效、有序的电力市场会对市场运营机构及监管机构提出更高的挑战，如何规避现货市场风险的同时保证电价、增发电量也会时刻考验新能源市场主体电力交易从业人员。针对以上难点，笔者提出以下几点意见： 运营机构：根据各省电力市场特点完善市场体系，合理制定现货场景下的市场准入机制，做好公用电网、地方电网市场主体间的有效衔接；为减少预测不准影响新能源消纳问题，优化出清与实际调发之间的模型，如甘肃采用的“钓鱼法”；丰富交易品种，增加交易频次，使市场主体能够更加主动的控制中长期仓位；加强市场信息公开，使市场主体能够更加便捷的获取相关数据，以进行现货市场场景下的中长期、现货数据分析工作。 市场主体：建立风险意识，加强现货场景下的交易风险控制能力；加强中长期及现货交易能力建设；优化管理机制，加强交易与生产团队的沟通协调；加强数字化及电价预测能力，上线交易辅助决策系统；交易人员储备及培养。

2023年6月6日，英国石油公司《bp世界能源展望》2023年中文版（以下简称《展望》）在北京正式发布，《展望》将能源发展的情况分了三个不同情景并预测了四个趋势，BP集团首席经济学家戴思攀（Spencer Dale）站在全球角度分析，分别从三个情景看四个趋势在中国会如何发生。 一个趋势，2050年化石能源在三种情景当中所占的比重都会下降，从现在的80%以上的比例下降到55%到20%左右，化石能源的绝对需求量下降。回顾历史，可能从来没有任何一种类型的化石能源出现了长期的需求下降的趋势，可在《展望》三个情景当中，化石能源的总体消费都是在不断下降的。一方面供应会下降，同时需求也得下降，这才能够使得整场转型是井然有序的。 第二个趋势，到2050年可再生能源所占的比重会大幅度增长，从2019年的10%上升到35%到65%左右。其中，风能和太阳能的表现非常突出，风能太阳能会快速发展，与此同时还会看到整个能源体系日趋电气化，整个世界都会日趋电气化。 第三个趋势，目前，终端能源消费约20%是电气化的，而在三个展望的情景当中，2050年之前这个比例会上升到35%-55%之间，这就意味着电气化的程度会大大的提高。 第四个趋势，在总体电气化程度提高的情况下，低碳的氢能也能够在某些方面发挥作用，包括绿氢和蓝氢，尤其是在那些难以电气化的、难以减排的工业工艺和交通部门当中。 这几个趋势在中国会如何上演？ 同样的是，中国肯定会逐渐告别化石能源的时代，中国目前对于化石能源的依赖度是80%以上，这一比重在加快转型和净零排放情景当中下降会更快，而且会比别的国家更快。 从中国的碳氢能源来看，新动力情景下中国煤炭的消费在未来十年大致平稳，到2030年开始急剧下降，下降的情况在加快转型和净零排放情景当中也是如此。 而中国的石油消费，2035年之前在新动力情景当中还会增长，主要是因为考虑到交通运输的电气化，同时还要从时间和速度方面考虑到石油需求在中国的下降情况。净零排放情境下会更显著，电气化的程度更高。 天然气的不确定性更大一些，2050年天然气的消费水平会上升还是下降呢？在新动力情景之下，中国的对天然气的需求至少在2040年之前都还是会上升的，这主要是因为中国需要天然气去替代煤，也就是煤改气。 相反，可再生能源，包括风能、太阳能和核能，会在净零转型和加速转型情景之下，发展更快。头十年天然气还能有增长，但是在后两种情形当中，天然气就会被核能、风能、太阳能的快速增长挤压出局。 可再生能源在中国肯定会迅速发展，在快速转型和净零这两种情景下，2050年可再生能源会在一次能源结构当中占60%，而在新动力情景下，会占40%。 可再生能源的增长，主要是风能和太阳能的快速增长，风能和太阳能的快速增长能实现政府的目标，也就是说风能和太阳能装机量能达到1200GW。 到2030年在新动力情景之下风能太阳能会迅速增长，在加速和净零的情景下增长就更快。到2050年快速转型和净零情境下，风能大概占1/3的发电的能源供给，在新动力情景之下占50%，也就是说2050年整个发电部门在加速和净零情景当中是基本完全实现去碳的。 可再生能源的增长，也是对于整个能源体系进行电气化的过程，最终的能源消费大多都进行了电气化，电气化水平从45%-55%的区间还会再进一步增长。 目前的状况，交通行业电气化的程度是比较低的，而与此相比，建筑行业实现了40%的电气化。到2050年，在不同的情境之下的增长情况，建筑行业65%到85%都实现了电气化，同时交通行业的电气化也快速增长，更多的道路交通实现了电气化。但是关于工业的一些流程，并不能够实现100%电气化，只有50%的工业能源最终消费是电气化的，强调这一点，是假设很难去对于高热的工艺来进行电气化，但是现在有很多的技术的改进，技术的创新，使得更多的高热的工艺有可以进行电气化的可能性。 关于交通的电气化，在2030年到2030年之前电动车市场快速增长，三个情景当中都是这样。在加速和净零的情境之下，由于政府政策的支持，甚至可以实现100%的新车销售都是电气化。实现100%的新车销售都是电气化车，在净零情景当中要到2035年，在加速情景中是在2040年实现，在新动力情景下需要到2050年才实现。 在中国的驾驶里程当中，有多少里程是电气化的？这个比例快速增长，到2050年80%-90%的驾驶里程在这三个情景下都是电气化的。 最后是蓝氢和绿氢的发展情况，低碳氢发展非常迅速，尤其在净零情景当中发展很快，在新动力情境下速度较慢，也就是说对于低碳氢的需求会较低。但是低碳氢在前面两个更加“雄心勃勃”的情境之下，占了一次能源的15%-20%左右。分布图表当中可以看到低碳氢的增长在2030年之后主要是在工业部门实现，大多是以工业原料的方法，使用氢来作为低碳的原料，用来生产化肥，比如说生产氨或者炼油使用。 同时可以使用氢来做一种工业的能源，它是一种低碳的替代能源，来支持高热的加热工艺，还可以用来生产钢铁。另外一小部分，绿氢和蓝氢可以用于交通，需要建立各种各样的碳捕获和储存的设施，同时也可以了解一下在中国建立CCS设施的可行性。 俄乌的军事冲突提醒大家要清醒了，要关注能源安全，关注能源的经济性。此前，西方并没有关注这些话题，但是军事冲突对于西方的能源政策产生了重大的影响。在中国也发生了很多的变化，但是可能由于能源的安全和经济性一直是中国政府所关注的内容，所以变化并没有西方那么巨大。现在强调的一些趋势和四年前可能不同，尤其是关于氢能的趋势，四年前还在考虑氢能够满足可再生能源的间歇性问题，现在风能和太阳能都发展非常迅速，在很多地方发展很快，很多趋势和四年前相比是加速了。

储能产品的三个细分市场 在刚结束的SNEC2023上，新能源产业高度关注储能领域的发展并纷纷下场，储能行业可谓风头无两。 很多人认为储能和风电、光伏一样，是一个大的市场，里面玩家也类似。 个人认为，随着电力市场化程度的提高，储能产品将形成三个较为不同的细分市场，而且已经开始分化。 这三个产品市场间的差异性，将极大地影响储能产业链相关企业的市场定位、资源投入、产品模式和发展模式，所以需要进行细分市场分析。 三个细分市场 主要包括：源网侧储能、工商业储能、户用储能三个细分市场。 其实光伏产业早已细分为源网侧光伏（集中式光伏）、工商业分布式光伏和户用分布式光伏三个市场，呈现出不同的市场格局和投资逻辑。 个人认为储能细分市场之间的各种差异，甚至远大于光伏三个细分市场。 源网侧储能，进入红海竞争 源网侧储能的投资方，主要是源网侧原有的建设运行企业，比如电网公司（像国网旗下的国网新源，主要从事网侧抽水蓄能电站投资运营），传统大型发电企业（五大四小）。源网侧储能是一个高度的买方市场，即少数投资者与大量卖家间的关系，投资方具有极高的议价权，卖家的利润水平始终被抑制。 从下游买家的角度看，源网侧储能唯一的变现渠道，是通过省级辅助服务市场，将储能服务产品销售给电网调度，这几乎是一个单一买家的市场。 从可替代产品的角度来看，源网侧储能是“集中式辅助服务市场”的一个提供方，提供包括备用、调频、调峰在内的相关服务。但是能提供同类的服务的竞争者众多，尤其是市场化灵活性火电机组、市场化水电机组、燃机、甚至大型工商业储能、大型可调节负荷，也可能以虚拟电厂的某种形态参与。 从产品技术形态上看，源网侧储能更接近于传统的集中式电源产品：大机组（集装箱）、高性能（功率型设备，快速爬坡-退坡）、集控模式、高冗余度设计、标准的厂站自动化协议、高实时性和可靠性、提供调度接口。 因此，在少数投资者（竞争者）、唯一下游买家、大量可替代产品的格局下，以集中式风光项目强配储能政策为推手，源网侧储能已经进入了一个红海竞争的时代。 这种红海竞争，一方面是买家对卖家的强大议价权。 另一方面源网侧储能产品，在较为恶劣的竞争环境里，是否可能出现“以次充好、虚标容量”等情况，形成“抢占市场、劣币驱逐良币”等局面， 只能让时间来证明。 工商业储能，蓝海市场与创新无限 从投资方来看，目前各方都在关注和积极进入工商业储能领域。 除了传统的发电和电网企业，还有各类的终端用户、分布式投资商、节能服务商、虚拟电厂投资商、充电桩投资方等，乃至配网公司、售电公司也在投资工商业储能。 从买家来看，工商业储能最主要的买家是工商业企业，通过峰谷价差的套利模式来降低企业用电成本，其次是参与到虚拟电厂产品的相关交易，或者参与需求响应事件，这时的买家是电网企业。 需要说明的是，大部分工商业储能项目并网的电压等级在10kV及以下，所以从调度管辖权来说，并不在省级电网调度范围内（省调负责220kV及以上电压等级的电力网络运行管理），而是在配网调度（市级调度和县区级调度），因此工商业储能即使封装成虚拟电厂产品，也将在一个二级的辅助市场（而不是省调管辖的一级辅助服务市场），或者是二级的电量交易市场（或者叫场外零售侧市场）进行交易，市场活跃度更高。 所以严格意义上，工商业虚拟电厂的买家，是配调，而不是省调。 从可替代的产品来看，工商业储能产品的竞争者，主要是可调节负荷（同样起到削峰填谷作用），以及二级市场的电量产品（售电公司能提供更便宜的售价），但是这种竞争和可替代性是非常弱的，更多是一种相互协作关系。 随着新能源的大量并网，电力市场化进展加快，批发-零售两级市场的电价传导机制不断打通，零售侧价格在峰谷比、变化率两方面不断加大，工商业储能将会是巨大的市场。 在需求旺盛的基础上，由于买方众多、产品供方众多，市场力高度分散，所以在可预见的未来，将是一个蓝海竞争的格局，甚至形成大量更为细分的行业储能市场。 从产品形态上看，工商业储能和源网侧储能，亦表现出巨大的差异： 一是高集成度，储能柜比储能集装箱更受到认可，具备单柜独立并网和可级联式扩展特性； 二是高融合度，无论是光储一体化，还是工商业微电网整体方案，储能都作为一个灵活性要素，融合到企业微电网系统中；同时储能的商业模式，不是单独卖柜子，而是以降低用户整体用电成本的方式，融合到综合服务方案中，从多方面获得收益：比如不仅实现峰谷套利，还可以降低用户基本电费等，销售模式不是产品型。 三是高智能化，由于工商储能产品需要耦合到工商业微电网，并且在复杂的多目标、多场景下进行调节才能取得最佳运营效果，所以未来的智能化水平需要大幅度提升。如果用特斯拉“云-域控制器”的汽车三电数字化架构去审视，目前工商业储能项目的控制水平、算力水平和集成化水平，还处于传统燃油车20年前的分散式电子电气架构水平。 在工商业储能这个领域，将是市场蓝海竞争，技术快速创新的格局。 而具备较高集成化和智能化进展的储能产品企业，可以在一级资本市场上获得巨大的估值水平提升。 户用储能，败也萧何，成也萧何 如果说工商业储能和工商业能源管理服务市场，作为一个“表后市场”，被发电企业和电网企业一直忽视，导致长期处于市场空白的状态，在电力市场化以后爆发出高度生机。 所谓成也萧何。 那么中国的户用储能市场，则是因为中国的电网企业，出于高度的社会责任心，以“工商业补贴居民”的方式提供普遍服务，大量的城网农网改造投资，使得居民供电服务的整体可靠性水平长期居于世界前列，恰恰抑制了户用储能的发展前景。 此正所谓败也萧何。 中国的户用储能产品，能在海外市场取得巨大成功，我听说过一个有趣的案例（来自网络视频，大概转述，不保证绝对真实）： 南非首都的某贫民窟，由于特殊的经济、政治原因，形成了类似“香港九龙城寨”的独立管理格局，首都电力公司无法进入其中进行电网建设和电费回收，导致内部经常停电。中国的户用光伏和户用储能产品以价格低廉，质量稳定一举进入，大受欢迎，解决了随时停电的烦恼。 此外，由于中国农村户用光伏的大发展，某些农网台区的光伏渗透率已经超过警戒值，长此以往将导致配网安全风险增加，可靠性降低，电能质量降低，储能产品将来在这类场景中也是有用武之地的。 但是以户用的经济性计算，储能投资回报率是非常低的，所以个人认为农村户用光伏配套的储能模式，可能更接近于“工商业储能”，以“共享储能”的方式，在农网的公共线路侧并网，并以“二级辅助服务”的产品形态，解决光伏消纳和配网安全可靠性问题。 可能是另一种细分市场的产品形态和商业模式，目前也未有定论。 总结，三个市场，各有特色 由于五力模型的要素、市场化水平、政策、客户需求的差异性，储能产品将逐步分化成源网侧、工商业、户用三类细分市场，在技术、产品、业务模式、商业模式可能都存在差异，而且越靠近运营端，差异性越大。

国内电力储能项目储备快速提升，为行业未来增长奠定了基础。电网侧独立储能与电源配储为主，用户侧工商业占比逐渐提升。峰谷价差+需求响应/用户侧调峰/虚拟电厂+运营/装机补贴，代替可中断负荷或错峰用电指标直接为业主带来经济价值，成为用户侧储能关键盈利点。 电价改革推进用户侧储能发展 2023年1月各地电网代理购电电价的峰谷价差呈增大趋势。从边际变化看，进入23年，峰谷价差超过0.7元/kWh的省市数量增多 （尖峰-谷时价差超过0.7元/kwh的省市由22年7月的6个上升至23年1月的18个）；横向看，各地分时电价的峰谷比亦有持续拉大，典型如河南由22年的0.72元/kwh上升至23年1月的1.021元/kwh。我们测算每天一充一放下储能LCOE≈0.63元/kwh，当峰谷电价差大于储能LCOE，工商业储能投资具有经济性，即在峰谷价差不断增大的趋势下，全国范围内已有越来越多省份的工商业储能具备了经济性。此外，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。 由2023年1月全国主要省市代购电峰谷价差情况来看，有11个省市的峰谷价差超过0.7元/kWh，具备较高的经济性。 部分省份将正午时段设定为分时电价的谷时，仅装分布式光伏的经济性边际下降，但主动配储需求提升。23年1月，山东、山西、浙江等8个省份将光伏发电高峰期的正午时段规定为谷时，其中青海、宁夏、甘肃三省的谷时划分几乎全覆盖日中光伏主要发电时间。此外， 23年起山东将正午划分为深谷（分时系数下降至0.1），据CEESA分析，山东省工商业深谷时段最低电价可能降至0.1元/kWh。考虑光伏出力高峰期电价下降、全国范围内峰谷价差进一步拉大，纯光伏发电经济性被进一步削弱，有望带动新增及存量分布式光伏电站主动配储。 峰谷价差增大趋势下，安装工商业储能对削减工商业电费支出的效果凸显。 峰谷价差持续拉大，进一步开拓了峰谷套利空间。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。 此外，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。 多省市可满足工商业储能每天两充两放 部分省份或可实现每天两充两放，我们测算回本周期有望缩短至6年内。当前分时电价机制下，多省市可满足工商业储能每天两充两放：如浙江、湖南、湖北、上海、安徽、广东、海南等（分时电价每天设置了两个高峰段，且两高峰段间存在电价差，可在谷时/平时充电，并分别于两个高峰段放电，实现两充两放）。储能系统的利用率大幅提升的情况下，我们预计工商业储能的成本回收周期将能有效缩短。 在满足每天两充两放基础上，我们亦发现浙江、海南等省份的分时电价设置了尖峰段或两个谷时，在此类省份中安装工商业储能的经济性有望进一步增加。 两充两放策略下的经济性测算：核心假设储能投资成本2元/KWh，循环寿命6000次，年运营天数330天，每天满充满放两次，DoD90%，运维费率每年为投资成本的1%，折旧率3.25%。两充两放策略：谷时/平时充电，高峰/峰时放电。测算结果：浙江省4.75年、广东省5.70年、 海南省5.98年，回本周期均在6年以内。 两充两放策略下，以浙江省为例，工业活动较发达、峰谷电价差较大，让浙江成为用户侧项目投资经济性较高的区域，在2023年2月电网代理购电价中，浙江省最大峰谷价差为0.9771元/kWh（一般工商业1-10kV）。1月浙江省备案的16个储能建设项目中，15个为用户侧储能项目，总规模约68.82MW/385.39MWh，涉及投资金额约6.8亿元，储能时长配置以2小时为主，项目投资单价约在1.5-3.2元/Wh之间。 整体看，我们预计工商业储能优先实现高增速的将会是工业活动较发达、电价政策变化带来较高经济性的浙江省（测算回本周期4.75年）、广东省（考虑需求响应收入，测算回本周期4.86年）。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。 补贴政策提升经济性 2022年以来，针对用户侧储能补贴政策频发，成为地方争取项目投资、产业落地的重要手段之一。截至目前，全国各地正在执行的储能补贴政策超30项，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。 今年1月10日，发改委发布《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知（发改办价格〔2022〕1047号）》，文件明确：鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，政策的发布将进一步推动用户侧储能参与电力市场，提升其经济性。 在新型电力系统发展过程中，要求电力供给结构从以化石能源发电为主体向新能源提供可靠电力支撑转变，同时，系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变。《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出，积极推动电力源网荷储一体化构建模式，灵活发展用户侧新型储能，提升用户供电可靠性及用能质量。若从“源网荷储”一体化来看用户侧储能未来的发展，或许更具潜力。预计未来将有越来越多的省份展现经济性，从而实现0-1、点到面的国内工商业储能市场起量。

根据《国家发展改革委办公厅关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号）、《国家发展改革委关于降低一般工商业电价有关事项的通知》（发改价格〔2018〕500号）、《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》（发改价格〔2023〕526号）等规定，现将两部制电价用户基本电价政策解读如下： 一、执行范围 执行工商业用电价格的用户，用电容量在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或两部制电价，选择执行两部制后不再变更。 二、计费方式 1.两部制电价用户可选择按变压器容量、合同最大需量、实际最大需量等三种方式之一计收基本电费。 2.选择按变压器容量计收基本电费的，按用户实际运行变压器容量（不含已办理减容、暂停业务的容量）进行计算。 3.选择合同最大需量方式计收基本电费的，用户可提前5个工作日申请变更下一个月的合同最大需量核定值。用户实际最大需量超过需量核定值105%时，超过105%部分的基本电费加一倍收取；未超过需量核定值105%的，按需量核定值收取。申请最大需量核定值低于变压器容量和不通过变压器接入的高压电动机容量总和的40%时，按容量总和（不含已办理减容、暂停业务的容量）的40%核定合同最大需量。 4.选择按实际最大需量方式计收基本电费的，以用户当月抄见的最大需量值为准，且不受运行总容量（变压器容量及不通过变压器接入高压电动机容量总和）40%下限限制。 5.对选择按合同最大需量或实际最大需量计收基本电费的两路及以上进线用户，同时使用的进线应分别计算最大需量，累加计收基本电费。选择执行需量电价计费方式的用户，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。 6.基本电价计费方式可按季变更，用户可提前15个工作日向电网企业申请下一季度的基本电价计费方式。 重点提醒：2023年6月1日起，国家发展改革委核定的第三监管周期浙江电网基本电价水平相比第二监管有所调整，尤其是部分电压等级需量电价有所调整，并建立了负荷率激励政策。用户应根据自身实际用电需求、负荷率等因素，合理选择基本电价计费方式，节约用电成本。

中国新能源企业出海动作频繁，其中欧洲或将成为最大增量市场，以新能源车、动力电池、光伏和风电等赛道赛道为代表的中国企业纷纷布局欧洲。电动汽车、锂电池、太阳能成为中国外贸出口的新三大主力，其中新能源相关锂电去年总共出口额0.34万亿，已经超过汽车、玩具等传统行业的出口额。中国的锂电出口量占全球70%，正负极出口量超过了80%，在全球范围内处于绝对垄断地位。在2021年和2022年，国内一、二级市场，共有超过一千支基金在关注新能源赛道，整个市场有超过千亿级别的资金投入。李文圣提到，在新能源车和动力电池方向，机构比较多关注新型负极材料和整个新能源汽车产业链的配套，比如充电桩等赛道；在储能方向，更多关注钠离子电池、液流电池以及所谓新型储能技术；在光伏方向，钙钛矿、N型半导体新的技术路线是资本更关注的热点；在氢能方面，机构也大多是看前沿技术。在超级分享环节，愉悦资本投资副总裁管福强、金风科技欧洲区域总经理隋晓雯、零探智能联合创始人兼COO宫悦、汇丰中国资本市场与证券服务部总监李斌从各自的视角展开了分享。 “合规”，高门槛市场的破解之道 金风科技欧洲区总经理隋晓雯认为，欧洲市场准入门槛较高，靠低价战略进去只是一时之计，不可持续。先用小单去新市场试水，建立对市场规则的具象认知，同时修炼企业自身基本功，逐步实现商务、法务、财务、产品、方案、交付、碳核查等各方面能力对标欧洲市场要求，做到合规，才能实现长久发展。具体来说，隋晓雯认为出海企业可以从4个方面打好坚实的基本盘：第一，从一个大区域中相对门槛较低的市场切入。比如说，做欧洲市场可以从南欧、东欧或者非欧盟国家开始，这些市场的进入门槛相对较低，可以借助现有能力实现小定单突破。在推进业务的过程中，创业公司能够清晰了解这些市场和客户的每项要求，这是企业提升自身能力的过程。第二，要关注细节，建立综合能力。交付给客户的不仅仅是一个产品，而是和产品直接相关的认证、服务、工程等各个方面的“综合产品包”。第三，维护好已有的每一个客户及相关方，海外订单就不会缺靠谱的来源。严格履约，培养并加强客户信任度；关注供应商、分包方、金融机构、协会组织等相关方管理，多途径获取有效商机。 第四，不仅要关注企业自身的订单执行交付能力，还要掌握项目关键节点进展，确保按期回款。不断加强在合同关键条款谈判、汇率风险防控、属地人员管理等方面的投入，实现风险可预判、稳定持续经营。 做好本地化，才能全球化 零探智能联合创始人兼COO宫悦认为，“本地化”是耕耘海外市场的关键词。直接以“中国玩家”的姿态进入海外市场往往会遇到各种限制，而扎实研究各个国家的本地市场特点、链接本地关系和构建本地化团队，中国公司才能在全球化道路上越走越稳。关于如何在海外市场贯彻“本地化”，宫悦结合亲身经验总结了3点实操建议：第一，重视并取得海外认可的合规认证，在某种意义上，这会将曾经拦住我们中国企业的门槛变成我们自身的壁垒。国外对新能源产品有非常复杂的安全、性能要求，相关标准的达成门槛也更严苛，比如极高的认证要求和质保条件，德国要求高达十年的质保，其他欧洲国家也在五年以上，但国内这类要求还不是很明确，而想进入这些海外市场就必须补齐这部分。所以零探智能在产品定义之初就是严格按照国内外多项苛刻标准进行的，在供应链上选择全球一线供应商，也拿下了欧标TÜV、IEC等多项认证，从头开始规避风险。第二，寻求本地关系的支持。作为一个创业公司，我们的产品和品牌还没有认知度，但是如果能够通过一些当地已经有影响力的本地渠道或者全球知名的品牌公司作为背书推动，效果就会好很多。通过这些渠道的引荐，能够与客户在初期建立信任，更好地推广产品。另外，欧洲每个国 家都有不同的并网标准和准入门槛，靠自己去掌握所有情况并不现实，找到强大的本地服务商并与之合作，在各个差异化市场的服务效率就能大幅提高。 第三，因地制宜组建本地团队。在本地化合作中除了依托外部力量，更重要的是构建自己的本地化能力，组建自己的服务团队，这些服务团队最好是本地人或者在当地深耕多年的，能够与当地重要的合作方对接，为终端客户提供更好的技术和产品服务支持。通过直接与终端的客户对接，能够更好地验证产品和解决方案，不断根据客户需求迭代，进而更加适应本地市场。 全球化3.0时代，中国企业的破局愉悦资本投资副总裁管福强认为我们正在进入全球化3.0时代。全球化1.0是以英国为主导，开展工业革命，引领全球的工业化浪潮；全球化2.0是以美国为主导，以绝对优势制定国际规则，中国融入了该体系，承接产能造就“世界工厂”；在今天的全球化3.0时代，我们认为中国企业会在新的全球化秩序下迎来全新的发展机遇。在全球化3.0时代，管福强给出了3点企业破局建议：第一，改变原来或者说不以原来贸易的形式作为主要方式，而是往前走一步与当地利益相关者形成更深的关系，把原来海外企业所承担的品牌和研发职能纳入到中国企业自己的体系里。第二，避免与同行卷和打价格战，想办法和客户建立更深的连接，更深刻地理解客户到底想要什么，再利用中国供应链优势，在产品上做出差异化，实现客户价值。第三，构建“生而全球化”的公司治理结构和供应链组织形态，利用好东南亚、中东欧、拉美等地缘和资源优势。 未来，建议企业更加积极地在前端打造海外品牌、搭建海外团队，在供给端不一定只局限于纯选择中国的供应链，灵活配置全球资源，以做出更符合客户需求的优质产品。 出海，要做好金融避险 汇丰中国资本市场与证券服务部总监李斌做了以下分享：宏观来看，今年市场主要的交易逻辑仍然是利差。以美国为首的发达国家激进地加息，而我国不存在不良通胀情况，利差导致资本流入持续在减少，如果后续人民币利率维持现有水平，这样的情况不会有改变。今年国内出口形势分化，之前有全球布局的大企业像头部光伏订单情况还是非常好的，但越小的企业越是艰难，主要原因还是欧美的需求回不到疫情之前，这样的情况可能还要持续一段时间。对企业来说，在这个节点出海去拿全球资金是一种选择。但出海拿订单，必然涉及到汇率风险，如何处理汇率风险是企业需要提前思考好的问题。李斌建议企业可以评估人民币结算的可能性，如果收款使用人民币那就可以不存在汇率风险。如果谈不成人民币，就可能要用到外汇负债对冲，外汇衍生工具等解决方案。汇丰对通过衍生工具控制企业汇率风险已经有非常成熟的解决方案，一般是帮助企业在外汇市场锁住远期。基于风险去套保对于企业是有利的，通过锁住订单成本，最终使得现金流的利润得到控制。被问到新能源企业出海该如何选择合适的银行伙伴，李斌分析了汇丰的优势：第一，相比中资银行网点，汇丰在海外的网点更多，并且有中国的同事长期派驻在海外， 可以随时和企业客户无障碍沟通。第二，汇丰开立的信用证比较容易被欧洲企业接受，因为外商在当地经常使用汇丰银行做为结算行。第三，汇丰设有细分行业组，针对不同行业的企业，汇丰专家会向企业主分享同类型企业的金融问题解决方法，并为企业量身定制方案。在超级讨论环节，台下的创业者们就最感兴趣的话题展开了讨论，以下是讨论要点总结： Q1：中国新能源企业走出去，容易在哪些地方出现水土不服？ 模方善达总经理刘海珍认为，中国跟欧洲文化的不同导致沟通方式、法律法规、技术标准等各方面都可能出现“水土不服”。其中，比较突出的是法律法规与技术标准方面的问题。在法律法规方面，比如财务合规或者用工的合规存在较大风险；在技术标准方面，国外碳排放标准是全过程的追溯，覆盖了从原材料到生产过程，再到产品生产后报废的整个过程，但这一严格标准在中国是没有的。零探智能联合创始人兼COO宫悦从自身经验出发分享了一些流程环节上的问题。首先，在与客户签合同时，在合同条款上可能会存在不明显的细节点，比如技术曲线的约定等，最终客户验收时可能会存在风险。第二，在付款和账期上也值得注意，海外客户的交付周期一般比较长，客户的付款条件也可能会相对延迟，中间可能会存在一些不可控的因素。第三，在客户交付施工和后续运维的时候，有一些当地的习惯和临时性的变动，都可能成为比较大的障碍。另外，在运输过程中和仓储时也可能会有一些潜在隐患，需要综合评估，最好购买保险。常岳新能源创始人傅荣澄从产品生命周期的维度剖析了这一问题。从横轴上来说，国外的法规、政策跟国内有一些差别，企业需要首先在法规和政策上注意限制，就像国内新能源动力电池之所以能起 家，也是因为政策对国外企业有所限制。其次，在产品制造的过程中，不管是与OEM还是与当地企业合作，都会遇到水土不服的地方，还会遇到限塑令、碳足迹等突如其来的限制。在产品制造完成后，上市流通的过程中也同样会出现问题：产品是否真正适合这个市场？欧洲人的消费习惯是什么样的？流通中需要组建什么样的营销团队？都是值得认真考量的。产品生命周期的最后一个阶段就是售后管理服务，欧洲或者发达国家对于售后服务的要求普遍比国内更高，并且这些地区维权成本比国内更低，因此维权的情况发生得更频繁，对国内企业来说树立品牌、做好售后服务也非常重要。氢航科技董事长刘海力对前面的观点进行了补充，国内市场规则和国外是完全不同的，学习国外的供应链管理有助于了解国外大企业的规则。中国企业出海也许会水土不服，但是不必去仰望欧美大企业。欧美的市场中大企业可能会设置壁垒，不让中国企业轻易入局，但这使得整个民生成本居高不下，成为了一种负担，这其实也是新能源的机会。新能源重要之处在于能够给人们带来独立性和分布式能源，让能源消费有保障，未来独立户储可能会成为新能源占领世界的主要形式。 Q2：企业不同的发展阶段，出海的侧重点有什么不同？ 氢通新能源董事长兼CEO任亚辉把企业出海分为了三个阶段：初创期、高速成长期、成熟稳定期。初创企业规模偏小，资金实力偏弱。对于初创期的企业而言，如何存活是第一考量。在出海的过程中，企业需要背靠一些能够提供支持的资源，比如客户、资源方或者创业引路人。对于产品设计而言，企业可以通过最优的配合以弥补现有的不足，比如在产品竞争力不是特别强的情况下，做好服务保障，给客户交付一套产品或一套系统，面对问题快速反应，把品牌做起来。当企业进入了高速成长期时，则需要着重培养自身竞争力，比如提升品牌溢价能力，做好产品的升级与迭代，挑选合适的人才。第三个阶段是成熟稳定期，在考虑合规性的前提下，把自己产品打造成行业标准的制定者，掌握更多的话语权，建立品牌和文化壁垒。高端产品，卖的就是文化和品牌的溢价。金羽新能源CEO黄杜斌表示公司作为初创企业还处在早期的阶段，但不管在哪个阶段侧重点都应该是以需求为牵引，给客户提供好的服务或者产品才是底层逻辑。对于不同阶段来讲，早期阶段的出海者不应该是以竞争者的姿态出现，更好的选择是瞄准行业生态里的增量市场，做好一个合作者、赋能者、服务者，优先选择当地的一些渠道商或者合作伙伴把事情做大。 发展到中期阶段，当企业的水土不服病治好了，并且和客户有信任基础时，再适当根据客户需要侧重一些存量市场。最后，再考虑是否要成为一个市场的“搅局者”或者“引领者”，用新的标准或者技术推动整个行业的发展。峰瑞资本副总裁沈颖从共性的角度对这一问题进行了补充，指出企业无论是在哪个发展阶段，都需要保有底线思维。其一，企业在Day 1确定出海时，就要对出海的国家和地区做深入的研究，同时要做好相关专利的申请。其二，尽量不要把鸡蛋放在同一个篮子里，出海不要仅选择一个国家（特别是一个发展中国家）作为目标，尽量多样化地在地区上布局。如果太过集中，当该国家发生动荡，或者与中国关系发生变化时，企业将很可能受到外部打击。最后，企业在成长过程中的本土化也是很重要，长在海外，去嫁接海外的土壤。争取在外边本土市场落地生根，实现organic增长。溯驭技术副总经理楼逸杰从公司自身的现状出发进行分享，表示公司正处于早期，出海的原因是在客户购买自己产品后，发现最终终端客户在欧洲。对处于此种阶段的企业而言，目标就是直接去触达海外目标客户。