马斯克2023世界AI大会发言全文 我认为人工智能在未来人类的演进中将发挥重要作用，并对文明产生深远的影响。我们已经见证了数字计算能力的爆炸式增长。一个关键指标是数字计算机与生物大脑计算能力之比。这意味着人类与机器之间的算力比率不断增加，从而拉大了机器和生物之间的算力差距。随着时间的推移，人工智能在整体智能中所占比例将逐渐降低，相对于机器智能而言，这将是一个根本性的深刻变化。尽管现在很难完全理解其影响，但这可能是人类历史上最为深刻的时期之一。特斯拉的Optimus人型机器人目前仍处于早期开发阶段，但未来我们将会看到更多的机器人。因此，我们需要考虑另一个比例的问题，即机器人与人类的比例是多少？目前看来，这个比例将超过1:1，也就是说全球机器人的数量将超过人类的数量。机器人的计算能力要远远超过人类，这似乎是一个发展趋势。这将带来积极的影响，同时也会带来一些消极的影响。积极方面是我们将进入一个没有短缺的时代，几乎任何你想要的东西都能够立即获得。由于未来世界中将存在大量机器人，它们的生产效率将远远超过人类，这是一个非常深刻的变化。因此，我们需要小心确保最终结果对人类有益。特斯拉等公司在人形机器人领域的发展趋势表明，我们将看到越来越多的机器 人，它们具备足够的智能来完成一些人类不愿意做的重复乏味和危险工作。这是我们的目标。Optimus人形机器人的目标就是承担这些不受人类青睐的工作，因此它们可能非常有用。然而，我并不想过度自信或过于乐观地认为Optimus在其中的角色一定非常重要。但是特斯拉对自动驾驶技术非常感兴趣，愿意将自动驾驶技术与其他汽车制造商分享和许可使用。我们认为这是非常有价值的技术。我认为让人们驾驶变得乏味的过程将完全消失，汽车的使用率也将大大增加。通常情况下，家用车每周的使用时间大约在10到20个小时之间，大部分时间都是停放在停车场。但对于全自动驾驶汽车来说，它们每周的使用时间可能达到50到60个小时，一周总共有168个小时。因此，全自动驾驶汽车的使用率将比非全自动驾驶汽车快速增加5倍。特斯拉希望能够提供这种技术，这也是为什么我们愿意将全自动驾驶技术许可给其他汽车制造商使用。那么现在我们对自动驾驶的状态如何呢？特斯拉认为我们已经非常接近完全无人干预的全自动驾驶状态了。我们已经在美国的道路上进行了测试，现在很少需要人工干预。因此，当我驾驶一辆使用最新的FSD全自动驾驶Beta版技术系统的特斯拉时，基本上从点A到点B的行程不需要人为做太多控制，这 只是一个推测，但我认为实现全自动驾驶，或者说L4到L5的全自动驾驶，可能会在今年晚些时候实现。过去我做过一些预测都是错误的，但我认为现在做的预测比以往任何时候都更接近现实。因此，我们需要非常谨慎，对于这种深度全面的人工智能需要有所担心，特别是全自动驾驶汽车。例如，在我们的例子中，使用有限的人工智能进行全自动驾驶是具有挑战性的。但我们相信这个问题很快可以解决，我已经做过预测。大概在今年晚些时候，实现全自动驾驶是有可能的，尽管不能百分之百保证，但趋势是在今年晚些时候实现全自动驾驶。然而，这种有限的人工智能与通用人工智能（AGI）是完全不同的，AGI很难定义。AGI是一种超越人类在任何领域的智能的一种类型。特斯拉并没有在这方面进行研究，其他公司正在研究AGI。但我认为这是我们需要考虑的重要问题，现在非常重要。我们需要一些监管措施对其进行监督，以确保这种深度人工智能的发展。当我说深度人工智能时，我指的是接近于数以万计甚至数十万台高性能计算机，甚至有时数百万台高性能计算机的智能。最先进的计算机通过数据中心的协作形成超级智能的组合。这样的超级智能具有比人类更强大的能力。这是一种风险和担忧。它可能带来积极的未来，但 也有一定概率出现负面的未来。我们要尽力确保不会发生这些消极的未来，而是实现积极的未来。中国拥有众多聪明而有智慧的人才，我一直对中国人民的智慧和干劲深感钦佩。一旦中国下定决心去做一件事，他们一定能够做得非常出色，不论是各个经济领域还是产业。当然，人工智能产业也不例外。因此，我相信中国在人工智能方面将拥有强大的能力，这是我的预测。

国内储能系统出货量排名第一的系统集成商——海博思创，终于走到了A股的大门口。海博思创已于6月20日正式递交招股书，拟在科创板挂牌上市。公开资料显示，海博思创成立于2011年11月，是一家储能系统解决方案与技术服务供应商。根据CNESA（中关村储能联盟）的数据，海博思创自2020年-2022年，连续三年位列中国储能系统集成商国内市场出货量榜首。 过去几年，国内电化学储能赛道从默默无闻到炙手可热，迎来了快速腾飞。目前A股市场上的储能系统集成商多为光伏、风电等领域头部企业跨界入局，海博思创是少有的、以储能系统集成为单一主业的厂商，有媒体将其称为“国内储能系统集成第一股”。海博思创因此也是一个典型的观察样本，其招股书展示出了国内储能赛道，尤其是大储市场（即发电侧和电网侧的大型储能）在市场高增长、资本热捧之外的另外一面。 招股书显示，即使是连续三年位列国内储能装机量第一，营收持续高增长，海博思创仍然难赚钱，其2020年的净利润率为负值，2021-2022年转正后也仅为个位数。这是国内电化学储能赛道在当前发展阶段的阵痛，也是“海博思创们”不得不直面的现状。 “平均价以下”竞标，利润空间受挤压 与海博思创一前一后提交招股书，一家名不见经传的户用储能企业——艾罗能源，无论是营收、利润和利润率，都远超海博思创这家国内头部集成商。招股书显示，2022年艾罗能源营收46.12亿元，净利润11.33亿元，净利润率高达24.56%；而海博思创同期营收26.26亿元，净利润仅1.82亿元，净利润率为6.93%，形成了巨大的反差。两家储能企业的最大差别，在于细分赛道选择的不同——艾罗能源主攻海外户用储能市场，海外业务占比高达99.61%，而海博思创主攻国内大储市场（即发电侧和电网侧的大型储能），国内业务占比高达100%。所谓选择大于努力，目前电化学储能的细分场景可以分为发电侧、电网侧和用户侧（包含户用储能和工商业储能），不同应用场景的商业模式不同，在中外不同市场环境下的竞争态势和利润水平也有着显著差异。 储能的细分市场分类艾罗能源主攻海外户用储能市场，这一细分市场不仅规模可观、有自发的经济性，而且增长快、利润高，堪称储能最肥的一块蛋糕。海博思创销售的储能系统以发电侧为主（2022年发电侧收入占比为67.53%，电网侧占比为31.28%），而发电侧恰恰是目前所有细分场景中利润空间最小、竞争最激烈的市场。现阶段和短期内，发电侧的储能设施无法产生实质性的经济收益，只能沦为发电企业的成本中心，进而导致配储不用、低价招标、质量堪忧等乱象。风光电站配储之后的度电成本将至少增加30%-60%以上甚至翻倍，单个项目的配储成本至少要增加上亿元。在此背景下，电站方势必会压缩储能这类额外成本，追求更低的价格。目前下游电站的收益率本身就不高，会控制成本，储能系统集成商面临一个充分竞争的市场，即使再优秀的企业，也要做到平均价以下。在此背景下，即使作为行业头部，海博思创的利润空间也难免受到挤压。招股书显示，海博思创近三年的毛利率均在20%以上，但净利率仍然为微利水平。2020年-2022年的净利润率分别为-0.83%、1.83%和6.93%。发电侧储能这一状况如何才能得以改善？这背后的关键变量或在于新型储能参与电力市场机制的完善。在当前市场机制下，储能电站尚未形 成合理、稳定的收益模式，无法产生实质性经济收益。因政策强制要求新能源电站配备储能，很多电站业主安装储能系统的作用只是为了能够顺利并网，因此导致了储能系统大量闲置——储能系统不参与市场交易，真实的产品力也就无法体现。 湛晓林表示，将来如果电力市场完全放开，对于系统集成商来说，储能系统的循环寿命、效率等价值可以被衡量，给客户带来的价值可以长期评估的话，这时候（储能系统集成商的）溢价空间将得到提升。 市场“强敌环伺”，零部件自研能力或成短板当下储能行业的竞争日趋激烈，公开信息显示，全国目前注册有储能业务相关的公司已经4万多家。今年以来，多家头部储能企业的高管均在公开发言中，警示了未来2-3年储能市场洗牌的风险。和众多上市公司对手相比，得益于与央国企的长期深度合作，海博思创在拿项目、拓市场方面有一定的优势。国内十四五期间新能源项目，大多数由五大四小等大型电力央国企建设，储能项目大部分也由它们配套招标建设，加上南网和国网，大储项目的下游业主集中在电力行业的国央企。海博思创从成立之初就开始与电力行业的国央企开展合作，建立了长期的合作关系。海博思创属于地方保护资源型企业，背靠国网或发电侧背景顺利收获订单。海博思创还通过和央企成立合资公司的方式，绑定了部分下游客户。2021年，国家电投旗下子公司——中国电力国际发展有限公司和海博思创共同出资成立了新源智储，分别占股51%、49%。招股书显示，新源智储是海博思创2022年第一大客户，销售额占比达到近30%。 储能系统成本构成不过，在核心零部件自研方面，海博思创则存在一定的短板。目前其电芯和PCS（储能变流器）均依赖外购。招股书显示，海博思创最大的电芯供应商为宁德时代，占到其2022年电芯采购总额的98.56%。PCS供应商则包括了许继电气、汇川技术、禾望科技等。相反，国内储能企业越来越强调“全栈自研”能力，即从电芯、BMS（电池管理系统）、PCS、EMS（能量管理系统）等储能系统主要的零部件全部由自己研发生产。目前国内头部的系统集成商如阳光电源、远景储能、天合储能、中天储能均实现了储能电芯或者PCS（储能变流器）的自研，如远景储能、天合储能甚至可以实现全栈自研。一些创业公司，如奇点能源、弘正储能也强调自身实现了3S（即BMS、PCS和EMS）的自研。多位储能企业高管均告诉36碳，储能企业的核心零部件自研是迟早的事情。零部件自研的好处在于可以保持更好的设计一致性，提高系统安全性和效率，同时也可以降低成本，提升新产品研发的速度。目前海博思创通过成立相关实验室，对于电池单体、模块、电池系统以及 BMS、PCS 等关键零部件进行全面测试和选型，以此保障系统效率和安全性。但随着行业一体化渐成趋势，其在零部件上依赖外购无疑将是未来竞争中的短板。资金实力或者说获取低价资金的能力，是海博思创的另一个短板项。发电侧储能有一个显著特点是“资源属性”强，其单个项目投资大，回款周期长。胡宇晨指出，发电侧储能一个项目的成本可能达到几亿十几亿元，需要大量的资金投入，基本上都在一年到一年半的回款周期。因此这一市场更加“适合资金成本较低的大企业”。当行业的利润空间只有个位数，即使是1%-2%的资金成本差异对于企业的重要性也不可忽视，过多的资金占用显然会降低企业的竞争力。招股书显示，海博思创2022年底的合并资产负债率高达74.58%，同行可比公司的资产负债率均值为53.29%。显然，海博思创需要融资来获得更加便宜和充足的资金。 海博思创是中国储能系统集成商全球市场出货量第三。 需要指出的是，海博思创虽然是国内储能出货量第一的系统集成商，但全球储能出货量只能排第三。排名第一、第二的阳光电源和比亚迪将重心放在了起步较早、盈利性更强的海外市场。如这些玩家将资源向国内市场倾斜，海博思创或将会面临更激烈的竞争。有行业内企业高管指出，目前国内的储能系统集成商达到上万家。除了现有的头部玩家外，亦有不少新的巨头级玩家如晶科能源、阿特斯、金风科技正在大储市场加紧追赶。打江山易，守江山难。对于海博思创来说，不仅仅是“项目垫资”需要资金储备，面临储能市场的“强敌环伺”，同样也需要资金加大生产、研发等领域的投入，增强自身的竞争力。如何在下一步竞争中守住并扩大当前的领先地位，将是其面临的核心挑战。

7月6日，工信部等五部门修改《乘用车企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理办法》（下称“双积分”政策），调整新能源车型积分计算方法，自2023年8月1日起施行。 新“双积分”政策，将新能源乘用车标准车型分值平均下调40%左右，并相应调整了积分计算方法和分值上限。新增积分池管理制度，当年度新能源汽车正积分与负积分供需比超过2倍时启动积分池存储，允许企业按自愿原则将新能源汽车正积分存储至积分池，该部分积分存储有效期5年。 新“双积分”政策对于车企获取新能源积分进一步趋严，这对新能源汽车创新发展提出更高的要求，有利于推动新能源汽车更高质量发展。 什么是碳积分？ 由于不同新能源车对减少碳排放的贡献不同，实际操作过程中，我们需要一个公平的方法来衡量生产商有没有卖出足够的“零排放汽车”，这便是“碳积分”。生产商每卖出一辆符合要求的新能源汽车，便可以获得一定的积分(积分数量与具体车型相关)，每年按照规定向政府缴纳足够份额的积分便可以不受处罚。 碳积分，也称为“碳补偿积分”，通过交易获得相应的证书或许可，拥有该证书的企业或者个人，则可以排放相应数量的二氧化碳。 碳积分源自由美国空气资源委员会CARB牵头，于1990年在美国加州提出的“零排放汽车”CEV计划，该计划意义在于减少机动车污染物排放。 美国的碳积分政策 在美国，包括加州在内的至少14个州，每一个汽车生产商都需要按照州的规定出售一定比例的“零排放汽车”（ZEV: zero emission vehicles）包括但不限于电动汽车，混合动力汽车，燃料电池汽车等等。不卖新能源汽车，或者卖不到足够的份额就需要接受处罚：缴纳罚款，限售，甚至取消卖车资格。 中国的碳积分：双积分政策 和美国的单一积分政策不同，中国的碳积分政策（《乘用车企业平均燃料消耗量与新能源汽车积分并行管理办法》）采用的是双积分政策：燃料消耗量积分与新能源汽车积分。并且对于这两个积分，分别设立达标值。 对于燃料消耗量积分，设定的是油耗标准。若生产的燃油车油耗高于油耗标准，产生负积分，油耗小于标准，产生正积分。 对于新能源汽车积分，设定的是新能源车销售占比。若生产的新能源汽车数量占比小于达标值，产生负积分，多于达标值，产生正积分。 积分的转移和交易政策如下：燃料消耗量积分正积分：转移至其他年份偿付负积分；转移到关联企业偿付负积分负积分：使用往年正积分偿付；使用关联企业正积分偿付；购买其他车企的新能源汽车正积分新能源汽车积分正积分：可出售负积分：购买其他车企的新能源汽车正积分 什么是碳积分交易？ 首先，我们要知道为什么有人愿意出高价购买碳积分？因为并不是每一个公司都有能力自主生产符合“零排放”要求的车型，同时也不可能要求消费者违背自己的喜好必须购买新能源汽车。因此，没有办法通过出售新能源车获取足够积分的生产商，便可以从有多余积分的生产商那里购买，双方按照市场交易规则自行约定价格，交易积分。这就是碳积分交易。 广义上所有“碳市场”的基本概念：如果无法减排足够的额度，可以付钱给别人，让他人帮你减排。 举个例子。碳积分销售，已成为特斯拉的“隐形”收入。2012年至2023年Q1，出售碳积分（regulatory credits，即碳排放信用额度）已为特斯拉营收贡献了76.41亿美元。2022年特斯拉碳积分收入达17.76亿美元，同比增长21%，2022年全年净利润是12.87亿元；2023年Q1碳积分收入5.21亿美元，同比增长12%。 碳积分交易对于新能源汽车而言是一个十分重要的收入来源。 目前在中国市场，特斯拉、比亚迪、上汽等都拥有大量碳积分可出售。通过“双积分”政策机制，告诉市场，生产或进口更多的新能源乘用车，积分会越高，否则会出现负积分的情况。同时，通过惩罚措施，让出现负积分的车企承受代价，但同时也给出了挽救措施。但为了让负分进行抵消，也对挽救措施进行了严格限制，甚至会让车企付出经济代价。种种举措，其核心均指向是：把促进新能源新车发展摆在重要位置，进一步推动传统燃油车消费向新能源汽车转移，从而达到缓解能源和环境压力的目的。 新“双积分”政策，对于车企获取新能源积分进一步趋严，这对新能源汽车创新发展提出更高的要求，后续车企将会把重点放在降低车身重量、提高三电系统工作效率上来，以延长续航里程。 “双碳”目标是全球大多数国家的一致行动，而碳积分政策是通向这一目标的路径之一。未来全球的新能源汽车只会越来越多，近两年碳积分的规则一直在更新变化，考核标准逐年提高，车企需要不断提升自身创新能力，积分的价值也会水涨船高。关注碳积分交易相关政策和价格的变动将会成为观察各个企业盈利的一个绝佳窗口。

近日，安徽省发展改革委、安徽省能源局发布《关于完善迎峰度夏（冬）期间用电峰谷时段划分等有关事项的通知》（皖发改价格函〔2023〕198号），2023年7月1日起执行。那么今年夏天安徽省工商业用户电价政策有哪些优化调整？ 变化一：优化7、8月份100千伏安及以上的工商业用户峰谷分时电价执行时段 峰谷分时电价是指将一天24个小时划分为高峰、平段、低谷三个时段，实行不同的电价水平。 2023年7月1日起，每年7、8月期间，用电容量100千伏安及以上的工商业用户每日用电高峰时段调整为16:00-24:00；低谷时段调整为0:00-9:00；9:00-16:00为平段。其他月份峰谷时段保持不变，即每日高峰时段为9:00-12:00、17:00-22:00，低谷时段为23:00-次日8:00，其余时间为平段。 7、8月份，每天峰段8小时、平段7小时、谷段9小时不变，但峰平谷时段设置更有连续性，更有利于用户连续生产需要和生产班次调整。 峰谷电价浮动比例、执行范围不变。即：平段用电价格（购电价格+输配电价+政府性基金及附加+新增损益及辅助服务费用）扣除政府性基金及附加、新增损益及辅助服务费用后，低谷电价下浮58.8%，每年季节性高峰期间（1月、7月、8月、9月、12月）高峰电价上浮81.3%，其他月份高峰电价上浮71%。 变化二：调整季节性尖峰电价温度触发条件 1.触发条件：2023年7月1日起，季节性尖峰电价执行触发温度范围调整为在日最高气温≥35℃或日最低气温≤-3℃时（以中央电视台一套每晚天气预报中发布的合肥温度为准）。 2.执行对象：对全省执行峰谷分时电价的工商业用户执行尖峰电价政策： 3.执行标准：尖峰电价标准仍按0.072元/千瓦时执行。 4.用途：尖峰电价收入全部用于对参与电力需求响应用户的价格补偿。 简单的说，某一天央视一套晚上天气预报发布的第二天合肥最高气温≥35℃或最低气温≤-3℃，那么第二天执行峰谷分时电价的工商业用户，在7、8月份高峰时段16:00-24:00或其他月份高峰时段9:00-12:00、17:00-22:00，执行的电价在原来电价基础上上浮0.072元。 扩大季节性尖峰电价执行触发温度范围，更加符合我省夏季和冬季用电特性，意在引导工商业用户主动节约用电、合理错峰避峰，科学安排生产班次，合理控制用电成本。 变化三：持续开展应急跨省购电预告 为保障用户知情权和用电需求，2023年7月1日起因应急跨省购电产生的损益，原则上按照“月预告、周修正”方式发布。（注：在极端高温或严寒天气以及突发性自然灾害时期，为保障居民、农业、工商业电力供应，确需从省外应急购电的，产生的损益由全体工商业用户承担。） 月末3日前公布的代理购电工商业用户电价表中公示次月应急购电预计损益标准，次月内根据工商业用电量和应急购电实际情况，每7天滚动修正一次并进行公示，次月结束后公示上月应急跨省购电损益最终结算标准。广大电力用户可通过省发展改革委官方网站、网上国网App、供电营业厅等渠道查询。 此次工商业用户电价政策优化调整的主要目的，是进一步通过价格信号引导用户积极参与削峰填谷、合理安排用电，既有利于减少对企业生产经营的影响，也有利于维护迎峰度夏（冬）全社会能源保供工作平稳有序。 建议各类工商业企业根据最新电价政策做好生产用电安排。同时，建议7-8月份多关注天气预报，夏季用电高峰期尽量减少在高峰时段（16:00-24:00）用电，主动实现错避峰用电。

一轮又一轮的降价刺激了特斯拉的销量，二季度特斯拉单季度交付再创新高，但仔细看产量和交付量，这已是特斯拉产量连续第五个季度超过交付量，未来特斯拉要刺激销量的关键或在于能不能卷动美国本土油车。 受益于几次降价以及联邦电动汽车税收抵免的优惠，特斯拉二季度向全球客户交付了超过46.61万辆汽车，同比增长83%，较分析师预测多出约24000辆，市场也愈发看好特斯拉的价格战对销量的提振，隔夜美股收涨6.9%。 7月3日，《华尔街日报》分析指出，投资者不应只看销量，更应关注特斯拉的产量，二季度特斯拉产量为47.97万辆，超过了销量，而这也是连续第五个季度特斯拉的产量超过了销量，意味着库存仍在增加。 特斯拉的产量持续高于交付量凸显了市场对电动车需求的担忧，但特斯拉仍在积极寻求扩产。今年3月，马斯克宣布特斯拉计划在墨西哥蒙特雷附近建造新工厂，并考虑上海超级工厂扩产。 特斯拉将上海超级工厂年最大产能提高至100万辆以上，这对于特斯拉获得成本优势至关重要。 当前特斯拉正在加大力度进军中国，其需要通过不断降价刺激在中国的销量，而降价策略也的确直击了消费者的痒点，销量连续三个月出现环比增长，一季度总体销量高达22.9万辆。 在中国汽车市场，无论是新能源车和传统油车竞争激烈可见一斑，新能源车对传统油车份额的侵蚀也不断扩大，占比达到27%；但是在美国，特斯拉目前只卷了电动车，在电动车市场的市占率达到60%，但油车还是“毫发无损”，去年美国新能源车销量占比仅为7%，未来特斯拉要增加销量的关键是能不能卷动本土油车。 特斯拉上半年的“降价狂潮”也令其盈利指标承压。特斯拉一季度的毛利率下滑引起了市场的关注（一季度为19.3%，同比下降了980个基点），但从二季度一开始，特斯拉就迫不及待地再次推出新的降价策略，鱼与熊掌不可兼得之际，特斯拉在销量增长和利润提升方面显然还是毅然决然的选择了前者。 特斯拉CEO埃隆·马斯克在财报发布会后的业绩电话会上表示，若从长期来看，20%的毛利率仍然是特斯拉要坚守的业绩底线，但从短期来看，相较于利润而言，规模对特斯拉更加重要。 对此，不少华尔街分析师认为，今年底前特斯拉汽车毛利率将不可避免地跌破20%。德意志银行分析师在一份报告中写道：“我们仍然认为，在今年剩余时间和2024年，特斯拉有进一步降价的风险。” 特斯拉作为全球新能源汽车领导者，它的产品定价策略对新能源汽车行业产生了深远影响，竞争对手们一直都密切关注着特斯拉价格的每一次变动。 在特斯拉的价格战面前，“最受伤”的就是福特电动汽车业务，2022年福特电动汽车亏损扩大到了21亿美元；2023年第一季度电动车业务就亏损了7亿美元。而对于2023年全年业绩，福特汽车预计电动汽车的亏损则将扩大到30亿美元。 而值得注意的是，福特的燃油车利润并未受到任何影响，2022年，福特燃油车利润从33亿美元上涨到了68亿美元，福特预计2023年燃油车利润能达到70亿美元。 华尔街日报分析指出，对于整个燃油车领域来说，特斯拉的降价并未对其产生任何影响，尽管供应链逐步恢复，但油车的价格仍然很高。数据提供商J.D. Power6月的数据，包括油车和电车在内的汽车平均售价在6月达到46000美元，与去年同月持平，而去年的供应更为紧缺。 与此同时Cox Automotive上周将其对2023年美国汽车销售预期提高到1500万辆，比2022年的1390万辆增长8%。销量强劲复苏叠加价格稳定，这对2023年的油车利润来说是个好消息。 到目前为止，特斯拉对美国整个汽车行业造成的伤害主要体现在资本预算上：现有车企已经在新产品和生产方面投资了数百亿美元。但电动车直接影响本土油车利润的时刻尚未到来。 而特斯拉的价格战并未蔓延至油车也与其在美国的市占率仍然不高有关，2022年新能源车销量仅占总销量的7%。对于特斯拉来说，打败美国本土油车，或许才是它的星辰大海。

随着全球气候变化日益严重，减少碳排放和应对气候变化已成为全球共识。联合国气候变化框架公约签署后，为了实现公约所设定的减排目标，多个国家和地区逐渐出台了一系列碳市场机制，通过市场机制规范和减少碳排放。本文将对国际主要碳交易市场进行梳理。 目前，全球范围内有多个重要的碳交易市场，其中最著名的是欧盟碳排放交易体系。该体系于2005年启动，是全球首个国际碳排放交易体系，覆盖27个欧盟成员国以及冰岛、列支敦士登和挪威等非欧盟国家，共计31个国家约11000个项目。 欧盟碳排放权交易体系可以分为四个发展阶段。 第一阶段（2005-2007年）以碳市场初步探索实践以及总结相关经验为主，在这一阶段各个成员国碳配额由自己制定，免费分配。在这一阶段，仅二氧化碳被列入温室气体许可交易之中，行业覆盖钢铁、水泥、石化等高耗能行业，覆盖行业碳排放占欧盟总排放的50%。在这一阶段，由于缺乏经验，免费碳配额远超实际排放量，导致供大于求，碳价暴跌。 第二阶段（2008-2012年）吸取第一阶段的经验教训，欧盟重新设置年排放权总量，排放限制新纳入二氧化硫、氟氯烷等温室气体以及航空业。据欧盟发布的报告显示，2012年排放总量相较于1980年减排幅度达19%，经济总量增幅达45%，单位GDP能耗降低约50%。 第三阶段（2013-2020年）欧盟将减排目标设定为，2020年相较于2005年同比减排21%，年均减排1.74%。同时，扩大温室气体排放限制范围，新增一氧化二氮、六氟化硫、全氟碳化合物等，新增化工、石化、合成氨、有色和炼铝、己二酸等行业。在这一阶段，由于欧盟持续收紧碳配额，碳价提升，2018年最高达25欧元/吨。 目前，欧盟碳排放权交易体系正处于第四阶段（2021-2030年），欧盟委员会规定自2021年起，碳配额发放上限将从逐年下调1.74%提升至逐年下调2.2%。欧盟不断巩固市场稳定储备机制（MSR），规定从2023年起，储备配额规模不能超过上一年度拍卖的配额总量，超出部分将被取消。今年欧盟推出CBAM法案，提出到2032年，对ETS交易行业中免征碳关税的配额将彻底取消。 美国RGGI于2009年开始运作，覆盖了美国东北部地区的9个州，通过限制和减少电力部门的碳排放来实现目标。2013年起，RGGI开始设置调整配额总量，收紧碳配额。2014年，RGGI碳配额较上年缩减45%，知道2020年，保持每年2.5%的下调速度。而加利福尼亚-魁北克碳市场源自2007年发起的西部倡议（WCI），2013年开始启动，作为美国最大的碳市场之一，通过将碳排放权进行交易，实现了对碳排放的控制。 2008年，新西兰《气候变化应对法（排放交易）2008年修正案》发布，正式确定了碳市场的基本法律框架，新西兰碳市场成立。韩国碳市场成立于2015年，是亚洲第一个全国性碳市场，覆盖了10个工业部门，为碳排放权交易提供了平台。 目前，碳交易市场的规模不断扩大，越来越多的国家通过设立碳市场来推动减排行动。国际碳交易市场的价值日益上升，随着碳排放权的供需关系不断调整，其价格也在不断波动，对企业和国家的经济利益产生了重要影响。 碳价波动 近期，国际碳市场的碳价波动情况引起了广泛关注。从2022年6月至2023年5月，欧盟、美国、新西兰以及韩国的碳市场都经历了一系列的变化和挑战。 欧盟碳市场是世界上最大的碳排放交易市场，价格波动对全球碳市场具有重要影响。根据数据显示，欧盟碳市场的碳价在该时期出现了一定程度的波动。 2022年下半年，由于供应过剩和经济增长放缓等因素，碳价呈现下降趋势。然而，2023年以来，受到政府的政策支持和投资者对可再生能源的需求增加等因素的影响，碳价有所回升。 美国不同州之间的碳市场存在很大的差异，在碳减排政策的制定和实施方面也存在较大的分歧，因此情况较为复杂。美国碳市场碳价的波动主要受到政策和法规的影响。在2022年6月至2023年5月期间，美国碳市场碳价整体呈现上升趋势，但由于一些州份出台了严格的碳减排目标和措施，导致呈现一定波动。 据数据显示，2022年6月至2023年5月期间，新西兰碳市场的碳价也有所波动。由于农业排放的特殊性和政府对农业的支持，碳价在此期间呈现上涨趋势。新西兰政府制定了一系列的碳交易措施和政策，激励企业减少碳排放并参与碳交易市场，同时也加大对可再生能源的投资。 韩国碳市场在2022年6月至2023年5月期间面临了较大的挑战。韩国政府出台了一系列碳减排措施和政策，迫使企业减少碳排放并参与碳交易市场。然而，由于政策实施效果不如预期，碳市场供需失衡，导致碳价持续走低。此外，韩国碳市场也受到了国际碳市场的影响，碳配额供应过剩导致韩国碳市场的碳价下跌。 机遇与挑战 经过多年的发展，欧盟碳市场交易规模稳居全球首位。数据显示，2022年欧盟碳市场交易额达7514.59亿欧元，占全球交易总额的87%。 高度发展的碳市场为欧盟创造了良好的经济环境，推动低碳技术和清洁能源的发展，促进了资金流动和投资，创造了巨大的经济效益和环境效益，增强了国际竞争力。 庞大的交易规模、完善的交易体系，欧盟碳市场发展越来越成熟，为包括中国在内的多个国家和地区的碳市场建设提供了借鉴意义。 通过参与碳交易市场，各国可以共享减排成果，提高整体减排效果。在碳交易市场中，排放权的价格反映了减排的成本，鼓励企业投资更环保的技术和措施，促进低碳经济的发展。同时，国际碳交易市场也为企业提供了实现碳减排的经济奖励，激励企业积极参与减排行动。此外，碳交易市场的建立还将促进清洁技术的发展和转让，推动全球减排目标的实现。 然而，国际碳交易市场的发展也面临着一些挑战。首先是碳价问题。碳排放权价格波动较大，市场波动风险较高，企业存在一定的不确定性。第二是监管问题。碳交易市场的监管缺乏统一规范，不同国家间对碳交易的监管标准和机制存在差异。建立碳交易市场需要清晰的政策和法规来规范市场运作，确保市场的可靠性和透明度。第三是碳排放权的分配问题。如何公平分配排放权，也是一个需要解决的问题。 为了共同实现减排目标，应对碳市场交易过程的问题，各个国家和地区应加强合作，加强政策协调，建立更加规范和稳定的碳交易市场。同时，继续推动科技创新，降低减排成本，提高减排效果，从而更好地应对气候变化，实现可持续发展。

随着全球储能需求的快速增长，中国的储能企业加速进化，一方面致力于提升技术、降低成本，加速迎接光储平价时代；一方面致力于感知下游需求，拓展应用场景，将储能市场的蛋糕进一步做大。结合展会情况，我们总结了当前储能行业发展的六大趋势： 趋势一：光储全方位一体化。（1）光伏企业全面进入储能行业。晶澳科技、晶科能源等光伏企业携储能产品亮相，借助于此前光伏客户的积累，其储能业务有望高速增长。（2）光储一体化解决方案涌现。锂电企业：立足电芯研发优势，发力“光储同寿”。逆变器企业提出用户侧一体化方案，致力于提升整体价值量。组件企业以地面电站光储一体化为突破点。 趋势二：电芯进步仍是储能降本核心动力。（1）长寿命电芯成为兵家必争之地。电芯循环寿命仍是当前全生命周期度电成本中的核心影响因素，电芯的进步是实现“光储平价”的核心推动力。宁德时代推出1.5万次循环寿命的电芯；新能安推出昆仑系列15000次超长循环锂电池。（2）刀片电池开始在储能领域应用。比亚迪推出首款集成刀片电池的储能系统“比亚迪魔方”，大幅提升空间利用率。蜂巢能源发布了三大场景的短刀全系储能电芯及产品。 趋势三：多方发力角逐工商业储能。各领域企业纷纷入局工商业储能，推出系统产品。随着工商业储能行业的快速发展，地面电站储能与户用储能企业均加速开发工商业储能产品。从行业参与者角度来看，逆变器企业、电池企业、储能集成企业、光伏企业均在加紧入局。“一体集成”、“灵活成组”为核心卖点，光储充一体化解决方案拓宽未来市场空间。 趋势四：热管理进化持续。液冷储能系统成为行业主流。各大厂商新发布的地面电站和工商业储能系统，大部分采用的是液冷温控。随着客户对于储能安全重视程度的提升、对于储能经济性的愈发重视，液冷有望成为未来一段时间内行业的主流温控方式。无空调方案异军突起，我们预计会最先在工商业领域应用。趋势五：户用储能产品呈现家电化趋势，高压户储产品增多。户储用户不仅仅考虑功率、带电量、价格等因素，占地面积、安装运维、外观设计等等也成为用户的选择依据。此外，众多厂商展示了高压户储产品。趋势六：户储企业开始向大储进发。大储市场的火热趋势不减，各大户储企业向大储市场进发。本次展会上，派能科技、首航新能源、古瑞瓦特、科士达、沃太能源等户储企业也都推出了地面电站储能产品；这充分说明了产业端对于大储市场未来发展前景的乐观。

户用储能，也称家储，是分布式能源（DER）的重要组成部分。分布式供能可实现输配电成本节约，实现更低成本、提高电能质量和能源效率。对于家庭而言，可通过提高自发自用比例、参与辅助服务等方式降低用电成本，同时在面临重大灾害等因素导致电网电力中端时作为应急备用电源，提升家庭供电可靠性；对于电网而言，VRE（波动性可再生能源）占比快速提升，将进一步拉大发电曲线与用电曲线的差异，配置储能可将电力在时间上转移以辅助电网平衡发电能力与用电需求。 分类上可包括并网家庭光储系统和离网家庭光储系统。并网家庭光储系统可在由电网对家庭负荷供电或家庭光储系统对电网输电，离网家庭储能系统则与电网无电气连接，适用于孤岛等偏远无电网地区。 市场驱动力 峰谷价差拉大、储能成本下降、FIT到期等因素都将驱动家储经济性进一步提升，同时若VPP模式成熟，将为家储带来更高额的收益。 家庭储能驱动因素汇总 电网用电电价与上网电价差值逐步增加： 1）FIT退坡：德国、日本等众多国家均设有光伏发电上网电价补贴政策（Feed-in tariffs, FIT），但目前大多国家FIT补贴均逐步退坡或取消/到期，光伏发电上网电价持续降低。 2）净计量政策退坡：美国、澳大利亚等国设有净计量政策（Net Metering，NEM），允许户用光伏家庭根据向电网输送的电量，从自己的电费账单中扣除一部分，即只计算净消费额，目前美国加州、佛罗里达州均计划净计量政策退坡或取消。 3）电价上涨：受目前俄乌冲突等影响，欧美用电价格持续上涨，居民电网取电的用电成本提升。受FIT、净计量政策退坡及电价上涨三方面影响，目前电网用电电价与光伏上网电价差值拉大，海外户用光伏已逐步从单一的售电模式转向配置储能并实现更高的自发自用比例。 直接补贴：政府对家储配置给予直接补贴，如美国ITC政策给予配套光伏的储能项目以税收抵免，日本、澳大利亚等国家也均推出针对家储的直接补贴政策以提升其经济性。 分时电价机制：美国加州、澳大利亚、意大利等国家均设有分时零售电价机制，在中午时段光伏发电量大、用电需求小，居民电价较低；傍晚时分光伏发电量骤减、用电需求快速提升，分时电价上升。 户用光伏配置储能后，可在中午时分将光伏多余发电量对电池充电，并在傍晚家庭用电需求高峰时进行放电，减少傍晚时分（高电价时段）购电量，降低家庭用电成本；对于单独配储用户，也可在电价低谷时间内对电池充电并在高电价时段向电网放电实现套利。 家庭光储系统运作模式（采用4KW光伏+7KWh储能系统） 虚拟电厂：虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）通过聚合储能等分布式能源，可以实现对电网稳定输电，并提供辅助服务、需求侧响应获取收益，同时通过长期合约和金融工具，降低安装成本门槛，加速家庭储能渗透率提升。如澳大利亚、美国加州均对户用光储系统参与虚拟电厂项目提供约50-100美元/KW/年不等的收益。 虚拟电厂收益模式 系统经济型：测算德/美/日/澳家庭储能系统回本周期分别约7.6/15.5/8.3/10.3年，已初步具备经济性。 全球主要家储国家经济性测算 家庭供电可靠性与稳定性：2021年6月维多利亚州发生严重风暴致使丹德农山脉数千个家庭连续数周断电；2022年3月，东北海岸发生7.4级地震，破坏影响六座发电厂致使其数周至数月停滞，切断了约200万户家庭的电力供应。家庭对供电可靠性与稳定性的需求将直接驱动储能需求。 市场规模 从屋顶光伏配储考虑，居住独栋住宅的家庭拥有安装屋顶光伏的潜力，按照各国家及地区独栋住宅家庭占比、住宅可开发屋顶光伏比例进行测算，可得到全球约3.3亿套家储系统需求规模；按照各地区家庭平均每日用电量、配储50%进行测算，计算得全球约1308GWh家储理论装机空间。对比而言，2021年全球家储累计装机规模仅约20GWh，潜在增长空间巨大。家储在中国居民侧电价机制下经济差、中国整县推进模式更适宜集中式储能，故未测算中国理论市场规模。 2021年美德日澳户用光伏及储能渗透率一览 在一次能源价格高涨背景下，海外户用储能年化增速在100%以上，其中欧洲今年新增户用储能装机有望突破4GWh，为最大的户用储能市场；美国尽管 21Q4 出现抢装，22Q1 仍录得户用储能新增装机 334MWh，环比+25%；此外，因电网可靠性不足、能源对外依存度高以及灾害预防等因素影响下，日本、澳洲、南非、巴西、东南亚等国家和地区的户用储能需求将同样持续高增。 从成本拆解来看，2021年家庭储能度电成本近600美元/KWh，其中电池PACK及逆变器成本各占约1/3，2022年受上游碳酸锂等原材料涨价影响，锂电池价格上涨，预期其将在2023年后逐步回落，预计至2026年家储安装成本将下降至约500美元/KWh，相比2021年下降22%，其经济性有望进一步提升。 家储安装成本拆分及LCOE预测 预计2022年全球储能装机量有望达9.4GWh，同比增长43%，至2025年全球户用储能装机有望达近20GWh。在此期间若VPP等新商业模式逐步成熟，有望提升家储经济性，若在VPP商业模式快速发展的加持下，预期家储渗透规模有望明显快于常规模式，2025年有望达33GWh。预计2021-2025年全球户用储能装机复合增速可达到112%，成为新能源行业第四个高速增长的赛道。 期间，假设全球各国平均能源价格不发生剧烈波动，那么在无补贴区域，家储的经济性仍不显著（相比仅安装光伏），预计家储的主要市场仍然是欧、美、澳、日等国，发展中国家则使用更为廉价的便携式储能和光伏来提供电能。 市场格局 户用储能系统由电芯、BMS、EMS（能源管理系统）、储能双向变流器、其它支撑系统构成，电池是最核心的组件。 储能产业链构成 从市场格局来看，全球储能锂电在电芯层面呈现高度集中，而户用细分领域品牌相对分散。储能电芯在不同国家区域具有一定通用型，2021年储能市场宁德时代、LG化学、三星SDI市场份额分别约32%、14%、14%，CR3高达60%。 从储能电池放电深度和电池效率进行比较，各品牌电池均介于90%-100%之间，差异性有限。 从电池类别看，Tesla和LGES为三元电池，其余Sonnon、派能科技、比亚迪、华为等均采用磷酸铁锂电池。 从循环寿命看，各品牌电池均具有6000次以上循环寿命或可保证10年内剩余容量/额定容量仍大于70%，可较好满足家庭储能10年需求。 由于家庭储能为To C业务，具有明显的渠道优势。 储能产品是电气产品、安装调试存在一定专业度和安全防护要求，不同区域安装商需要对接当地政府、电力部门、客户，完成准入、安装以及定制化的电力交易策略等服务需求，因而渠道商/安装商的终端区位优势相对突出。如美国市场家储集成商以Tesla 和Enphase Energy占主导地位，4Q21两者合计份额达69%；而在德国市场则以Sonnon、E3/DC、SENEC等德国本土储能品牌为主，集成商区域性明显。特斯拉Powerwall有自身SolarCity光伏业务，可进行配套销售；Enphase Energy为微型逆变器企业，具备较好的终端销售渠道，与其储能产品具备较好协同性；Sonnon、SENEC等则长期专注于德国家储市场，积累起较好的销售渠道。 对于家储集成商来说，渠道、产品设计、经济性、VPP商业模式是影响其市场份额的主要因素。 产品设计包括产品外观与容量大小。由于家庭储能类似消费电子产品，消费者在购买时对产品的美观度有较高要求；同时各国居民平均用电量差异较大，如德国家庭平均日耗电约10KWh，而美国家庭平均日耗电高达25-30KWh，家储集成商需具备相对应合适的储能产品容量以满足消费者需求。目前多数品牌均提供多种型号不同容量的家庭储能电池，低至5KWh，高可达15KWh+，但特斯拉产品较单一，仅提供容量为13.5KWh的Powerwall 2储能电池。 消费者在选择产品时会考虑其总价格与单KWh价格。我们以澳洲市场为例，选取各品牌容量在10-15KWh的电池型号计算其单位售价，多数产品售价分布于700-1000澳元/KWh水平，Sonnon单位售价最高，其次为Tesla，而LG的RESU 13.1KWh产品单位售价仅649澳元/KWh。 部分集成商可为家储安装用户提供VPP项目，用户加入VPP项目可在安装是获得一定的折扣或按月/调用量获得VPP收益，可为用户创造更多收益。如Sonnen为澳洲家储用户提供可选择的VPP项目。 当前全球户用储能终端市场较为割裂，终端品牌和渠道总体较为分散，同时各区域市场较为集中。国内企业在海外销售以分销和OEM为主，品牌和渠道主要是面向海外集成商、分销商和经销商等而言的，各企业优势市场区域也存在差别。主要市场参与者为电池企业和逆变器企业。逆变器企业具有渠道优势，通常兼任集成商角色。 电池企业销售产品包括电芯、模组、PACK（含BMS）。其中，PACK覆盖环节最多，相应利润最厚。派能科技和比亚迪可销售PACK，且比亚迪可提供全系统产品；ATL、亿纬锂能、瑞浦能源和鹏辉能源更多以出售电芯为主。逆变器企业部分为PCS生产和销售，例如德业和锦浪；部分从事户用储能系统集成，例如阳光电源、 华为、固德威、古瑞瓦特等。集成企业涉足的环节越多，毛利水平越高，对于拥有BMS等核心技术的集成企业能赚取更多环节利润，如阳光电源、华为、固德威；以古瑞瓦特为代表的企业以单纯系统集成为主，毛利率会相对较低。

国家发展改革委、国家能源局《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改【2022】118号）发布一年多来，围绕“加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”目标，全国统一电力市场体系建设稳步推进。2023年全国能源工作会议又进一步作出部署：要着力深化重点领域改革，加快全国统一电力市场体系建设。 全国统一电力市场体系构建的条件是否足够完备？多层级电力市场建设进展如何，又发挥哪些作用？各层级电力市场又该怎么衔接推进？……一场以改革促发展、以市场促转型的电力行业知行探索精彩上演。 加快建设全国统一电力市场体系是今年能源工作重要内容之一 国家能源局党组书记、局长章建华发表署名文章指出，聚焦全国统一电力市场体系，做好市场建设和市场监管工作。要贯彻落实党中央关于构建全国统一大市场的决策部署，研究全国统一电力市场发展规划，建立辅助服务跨部门协同机制。统一市场基础规则制度，规范方案、规则的制定程序，增强规则的刚性约束。 综合各方面信息来看，加快全国统一电力市场体系建设是今年国家能源工作及能源监管工作的重要内容之一。 中国南方电网有限责任公司党组书记、董事长孟振平建议，加快建设多层次统一电力市场体系，依托区域电网建设区域电力市场，促进电力资源在更大范围内优化配置。 面对鼓励“风光水火储”多能互补项目开发的配套政策落实不到位、部分多能互补项目市场竞争力不足、部分多能互补基地与输电通道建设不匹配等问题，中国大唐集团有限公司党组书记、董事长邹磊将“完善可再生能源跨区跨省消纳市场机制”作为对策之一。他建议，加快构建全国统一、区域协调的电力市场体系，逐步统一省间电力交易规则，促进跨区跨省直接交易。 落实“双碳”目标，需要构建新型电力系统和新型能源体系。然而，构建新型能源体系首先要面对能源系统安全性、经济性与环保性之间的矛盾。要化解这一组矛盾，致公党中央也将“以深化改革释放能源发展活力”作为一个应对策略——致公党中央常务副主席张恩迪建议，构建更加公开透明和统一开放的电力市场，扩大电力用户向电力企业直接购电的范围。 民建湖南省委会副主委、长沙理工大学电气与信息工程学院常务副院长杨洪明也建议，加快建设完善包含跨省区电力市场在内的统一市场体系。 建设统一电力市场体系有客观需求也具备基础条件 在我国，建设全国统一电力市场体系是必然选择。就能源资源禀赋来说，全国各省份中能做到电力自平衡的并不多。“从省情来看，我国送端省份有12个，受端省份有13个，其余为数不多的省份才可以实现自我平衡。”在2月下旬举办的2023电力市场春季论坛上，山西新兴电力市场研究院副理事长王正通介绍。 根据王正通的介绍，全国尚有20多个省份不能实现电力供需自平衡，再加上辅助服务资源的供需匹配，很难说有哪个省份可以独立且经济高效安全地实现自我平衡。总结来看，我国电力负荷与能源基地呈逆向分布的资源禀赋，加上新能源作为一次能源具有不可运输的特性，共同决定了以市场化来大范围配置电力资源是必然选择。这是建设全国统一电力市场体系的根本原因。 就未来的能源行业发展来看，我国能源布局中还是有相当大的部分为基地化生产，需要跨省跨区异地消纳。仅“十四五”期间，我国就规划建设有七大陆上新能源基地，其中三个基地以外送消纳为主，两个基地为本地消纳和外送消纳相结合，一个基地以区内消纳为主、外送为辅，剩余一个基地则以就地消纳为主。 “我国的能源发展可以概括为3句话，即开发大基地、建设大电网、融入大市场。”华北电力大学经济与管理学院教授谭忠富介绍，由于我国的能源基地大部分处在消纳能力不足的西部，需要借助大电网实现跨省跨区外送，这种外送在未来一定是市场化条件下的外送，所以需要建设涵盖送售两端省份、覆盖全国的统一电力市场。 我国的能源资源禀赋和能源发展布局，让建设全国统一电力市场成为客观要求。而要建立起这个市场，还需要有跨越东西、连接送售两端的输电网络作为必要的硬件。 对此，杨洪明认为，我国各区域之间能源资源禀赋分布极不平衡，发展大容量、远距离、低损耗特高压输电是加快清洁能源开发和大范围配置的必然选择。 根据有关规划，“十四五”期间，我国将进一步加强电力跨省跨区输送通道建设，存量通道输电能力提升4000万千瓦以上，新增开工建设跨省跨区输电通道6000万千瓦以上，跨省跨区直流输电通道平均利用小时数力争达到4500小时以上。跨省跨区输电能力的提高，为开展大范围电力市场化交易打下坚实基础。 我国对各层级电力市场构建均开展了有益探索 2021年12月召开的2022年全国能源工作会议提出，坚定不移深化体制机制改革，加快建设全国统一电力市场体系。 2022年1月18日，发改体改【2022】118号印发，明确了建设全国统一电力市场体系的总体要求、工作原则、总体目标和基本任务。至此，建设全国统一电力市场体系的大幕正式开启。 构建全国统一电力市场体系是从建设省级市场起步的。我国“省为实体”的基本国情，以及长期形成的以省为单位实现供需平衡的电力行业特色，决定了建设省级电力市场更容易操作。因此，在全国统一电力市场体系中，省级市场的建设更趋于完善，实现了中长期+辅助服务交易的基本覆盖，部分省份已经实现中长期+现货+辅助服务交易的全覆盖，为建设多层次统一市场体系走好了第一步。 在区域电力市场建设方面，2022年7月6日，川渝一体化电力调峰辅助服务市场启动，这意味着川渝两地调峰资源首次实现跨省优化配置；同年7月23日，南方区域电力市场启动试运行，并首次实现区域间电力现货交易，中长期交易周期也全面覆盖年、月、周，标志着全国统一电力市场体系建设又向前迈进一大步。 在国家能源局2023年一季度新闻发布会上，国家能源局市场监管司副司长赵学顺介绍，下一步，国家能源局将加强区域电力市场设置方案研究，明确区域电力市场组织架构，研究建立区域电力市场建设方案工作规范指引及跟踪推进机制。还将深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设。 在建设国家市场这个层级，电力行业已经开展了多年的跨省跨区交易，积累了丰富的经验。2017年，我国启动跨区域省间富余可再生能源电力现货交易试点，这也是由省级市场向全国统一电力市场体系迈进的起点。北京电力交易中心于2021年印发了跨区跨省电力中长期交易实施细则，并于2022年5月完成并印发该细则的修订版。2021年，《省间电力现货交易规则（试行）》印发，这意味着跨区跨省交易层面也实现了中长期与现货的全覆盖。 根据发改体改【2022】118号，到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行。 说到省内和省间市场的衔接问题，国网甘肃电力调度中心市场处副处长张晓斌介绍：“现在，不管中长期还是现货，普遍运用的还是‘统一市场、两级运作’的模式，这也是目前比较好的一种模式。” 北京清大科越股份有限公司高级副总裁匡洪辉进一步补充说，对于多级市场的衔接，国内采取的是顺序出清模式，即先出清市场的出清结果作为后出清市场组织申报和交易的边界条件，这是一种滚动的顺序出清模式。这种方式比较简单，也比较清晰，其优点是容易起步和操作，但由于不是联合优化，优化的空间就会小一点。

“重大改革于法有据”。6月6日，国务院办公厅印发国务院2023年度立法工作计划。其中在推动绿色发展、促进人与自然和谐共生方面，提请全国人大常委会审议矿产资源法修订草案、能源法草案。 与《能源法》立法同样备受关注的还有《电力法》的修订。作为电力行业“基本大法”，现行《电力法》于1995年12月28日通过、1996年4月1日起施行，迄今为止共修正三次。据记者不完全统计，2003-2007年，以及2015、2016、2018年，国务院或全国人大常委会均将《电力法》修改列入年度《立法工作计划》，与两次电力体制改革启动的节点高度契合，但截至目前修订工作未有实质性进展。 伴随着我国两轮电力体制改革和能源革命进程，《电力法》中部分条款与现在电力市场的发展需求已不再匹配。中发9号文明确提出，“立法修法工作相对滞后”是电力体制改革面临的制约因素之一，被诟病为“电力行政管理法”的《电力法》亟需向现代意义上的经济法转变。 不合时宜 问1：诞生于上世纪的《电力法》，推动了我国电力工业的快速发展。但两轮电力体制改革后，现行《电力法》所构建的规则框架在“双碳”目标下是否已不合时宜？ 答1：《电力法》颁布时间较早，主要为了解决二十世纪八九十年代国家缺电问题。鉴于当时的历史背景，《电力法》在总则第一条开明宗义地指出立法目的是，“为了保障和促进电力事业的发展，维护电力投资者、经营者和使用者的合法权益，保障电力安全运行，制定本法”。时过境迁，这个目的今天仍然重要，但已不是主要目的，或者说还有更重要的立法目的。 国家推行降碳、电改等多项重大改革，作为电力行业的基本法，《电力法》已不能适应电力发展新的形势和要求，与国家当前重大政策方向有一定偏差。比方说“为了保障和促进电力事业的发展”，如今业内不只关注电力行业，更是将电力行业放到人与环境的关系中去考察。再者，在新型电力系统下，投资者、经营者和使用者的身份发生了翻天覆地的变化，单一的身份变得多元、模糊，同一主体既是生产者也是消费者。 问2：检视现行《电力法》，与现状还有哪些偏离之处？ 答2：西方学者从制度变迁的角度归纳了电力市场的四种运行模式，即垄断、购买代理、批发竞争、零售竞争。诞生于上世纪的《电力法》，带有垄断和购买代理的时代烙印。对于终端用户而言，只有电网企业一个垄断卖方，对于发电企业而言，只有电网企业一个垄断买方，电网企业扮演着统购统销的角色，成为发电企业与用户之间的唯一“中间商”。比如“第三十五条 本法所称电价，是指电力生产企业的上网电价、电网间的互供电价、电网销售电价。电价实行统一政策，统一定价原则，分级管理。” 从发展形势上说，在新一轮电力体制改革“管住中间，放开两头”的总体架构下，我国电力工业从“购买代理模式”向“批发竞争、零售竞争模式”过渡，电网企业的角色功能发生了变化，从“中间商”向“快递员”转变，电价也从补偿电力企业生产经营的定位被还原为引导资源优化配置的手段。电价分类多样，除上网电价、输配电价、销售电价之外，还有分时电价、两部制电价等引导电力消费和供给时空优化。而《电力法》中竞争性市场化体现不足，政府指导电价制度适用范围日益收窄。 问3：《电力法》和其他单行法有无脱节？ 答3：最典型的《电力法》和《可再生能源法》的冲突。《可再生能源法》第十四条规定，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。电网企业应当与按照可再生能源开发利用规划建设，依法取得行政许可或者报送备案的可再生能源发电企业签订并网协议，全额收购其电网覆盖范围内符合并网技术标准的可再生能源并网发电项目的上网电量。发电企业有义务配合电网企业保障电网安全。 新法优于旧法，按照2010年施行的《可再生能源法》，可再生能源发电由电网企业全额保障收购。但此处并未规定可再生能源发电主体须为“独立法人”。而《电力法》中规定，“具有独立法人资格的电力生产企业要求将生产的电力并网运行的，电网经营企业应当接受”。如今分布式发电方兴未艾，特别是户用光伏规模渐长，按照《可再生能源法》，似乎都应由电网企业收购，但电网企业现在不是唯一的购电主体，其用户也很有限，仍要求电网全额收购，与事实不符。再者，“两头放开”后，发电企业可以与用户直接交易、用户自身也可自产自销，电网企业作为唯一收购主体也与现状不符。 环环相扣 问4：《电力法》是根据以化石能源燃料为主的电力系统特点制定的，对新形势下新型电力系统建设考虑不足。我国能源转型迫切需要《电力法》等行业基础法律予以支持，现行《电力法》会否影响降碳目标的实现？ 答4：目前电力行业的各项改革不是按照《电力法》向前推进的，而是按照政策向前执行的。虽然政策与法律有着密切的关系 ,但政策往往缺乏明确性、稳定性和系统性，缺少法律规范所具有的普遍性和国家强制性,权利与义务的规定不明确、不具体。相比之下,法律明确、具体，要求逻辑结构严格、统一、成体系。 政策是体现法律意志的临时性措施，但目前《电力法》中与电力体制改革不一致的规定被架空了，个别情况下政策取代了法律，甚至政策的效力比法律还高，说明该法在效力上不合法治精神。《电力法》暂无修订表面看，似乎不影响电力市场的建设进程，但实则损害了法治的严肃性和效力等级。《电力法》作为上位法对一些现实问题尚无明确规定，一定程度上制约了电力行业的健康发展，需要从立法层面加以规范。 问5：《电力法》修订的难点在哪里？为何进展缓慢？ 答5：首先，《电力法》的上位法《能源法》尚未出台。2005年，国家能源领导小组办公室牵头成立了《能源法》起草组。2007年《能源法（征求意见稿）》面世，但未能进入全国人大。直至2016年11月，《能源法（送审稿）》修改稿才报送国务院法制办。2020年4月，国家能源局发布了关于《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》的公告。近几年《能源法》虽多次进入全国人大立法计划，近日国务院办公厅印发国务院2023年度立法工作计划也将其列入其中，但时至今日仍看不到在短时间内可以完成的迹象。能源法到底要解决什么问题不甚明晰，这也是多年来困扰能源法立法的核心问题。 这种情况下，若先修订《电力法》，待《能源法》出台，两者有出入之处，意味着浪费了宝贵的司法立法资源。第二，电力行业有些问题争论较大，比如说输配要不要分开、调度要不要独立？业内对电力立法思路、理念、原则等认识不一，如先改革后立法还是先立法后改革等这些问题还未达成共识。第三个利益难以协调，阻力较大。 问6：先下位法再上位法的立法路径可行吗？ 答6：立法思路有几种，第一种是演绎式，先制定上位法，再制定下位法。《宪法》是我国根本大法，规定拥有最高法律效力。一切法律都是依据宪法制定的，宪法是一切法律的母法，我国现行的法律体系中，第一条均有这样的表达：根据宪法，制定本法。再比如《能源法》是《电力法》的上位法。第二种是归纳式，即先制定下位法再制定上位法，《民法典》即是典型。编纂《民法典》是对我国现行的、制定于不同时期的民法通则、物权法、合同法、担保法、婚姻法等进行全面系统的编订。其中，《婚姻法》自1981年1月1日起施行，粗略计算《民法典》的出台至少耗时四十余年。 还有一种立法思路，先地方后中央，最典型的就是《江苏电力条例》和《浙江电力条例》。2020年5月，《江苏省电力条例》正式颁布施行，这是全国首部规范电力事业发展全过程的地方性法规，旨在通过立法应对能源革命的需要，解决电力发展现实问题的需要。我国幅员辽阔，省区情况迥异，等地方法规全部制定再修订《电力法》，也不妥当。 谏言修订 问7：现行《电力法》的修改篇幅之大、理清明确的事宜之多应无异于重新立法。您对《电力法》的修订有哪些建议？ 答7：最根本的首要任务是明确《电力法》修订的立法思路和及法律定位。电力行业是我国主要的碳排放领域之一，是实现碳达峰、碳中和目标的重点领域。《电力法》作为电力行业基本法，不能只着眼于电力行业的发展，要既重视电力行业的发展，又重视电力行业和环境的关系。 问8：在电力市场建设方面，现行《电力法》被诟病为“电力行政管理法”，认为其忽视市场经济对效率的提升和对消费者的保护，您怎么看？ 答8：《电力法》在国家政企未分的体制背景下出台，在立法思路上以政策为导向，重行政手段轻经济手段，重行政干预轻市场调节，用户基本上没有选择权。由于售电主体单一且电价由国家确定，用户除了在用电时间上有大的自由外，在交易主体和价格上当事人没有自由可言。当用户的选择权增多，往往是对其利益的有力保护，市场经济正是提供更多选择权的机制。 在《电力法》的修改中，核心任务是处理好电网与其他电力市场主体的利益分配问题。《电力法》的修订应当改变以电网为中心的立法思路，既考虑自然垄断环节的特殊性，又考虑供应侧与需求侧的有序竞争和发展。为用户创造选择权，将选择权交给用户，是修订《电力法》，凸显市场经济的重要内容之一。 问9：现行《电力法》存在行政执法主体缺失、行政执法困难、违法处罚力度不足等问题。《电力法》修订如何完善电力监管和行业服务机制？ 答9：电力体制改革已经将电力行业分为两大部分：即垄断的输电环节和竞争的发电、售电环节。监管的重头戏在输电这一垄断环节，需要通过专门立法明确监管主体、监管对象、监管手段、监管内容、法律责任等内容。对于竞争环节，主要通过市场自行调整，当市场失灵时，适用已有的《反不正当竞争法》《反垄断法》调整即可，无需专门立法。 电力行业是一个设备、设施密集的行业，且很多设备、设施都暴露在野外，容易受到破坏，因而需要立法给予专门保护。电力用户，不仅数量多，而且种类多样，各自的需求、掌握的电力知识差异巨大，需要提供的服务也存在差异。其中数量最多，电力知识欠缺的居民用户尤其需要提供用电服务。但服务的边界在哪里，与居民的物权如何协调等问题也急需立法明确。

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。