7月14日，国家发改委、国家能源局、国家乡村振兴局发布《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》，提出以下发展目标： 到2025年，农村电网网架结构更加坚强，装备水平不断提升，数字化、智能化发展初见成效；农村电网分布式可再生能源承载能力稳步提高，农村地区电能替代持续推进，电气化水平稳步提升，电力自主保障能力逐步提升。 到2035年，基本建成安全可靠、智能开放的现代化农村电网，农村地区电力供应保障能力全面提升，城乡电力服务基本实现均等化，全面承载分布式可再生能源开发利用和就地消纳，农村地区电气化水平显著提升，电力自主保障能力大幅提高，有力支撑乡村振兴和农业农村现代化。 为如期实现目标，要进一步加强农村电网薄弱地区电网建设改造，合理规划布局电源点，加强负荷联络通道建设，逐步解决边远地区农村电网与主网联系薄弱问题。 加快解决西部地区115个公用电网未覆盖乡镇、逐步解决其他公用电网未覆盖村寨的电力保底供应矛盾，在合理供电范围内有序推动公用电网延伸覆盖，因地制宜通过合理配置分布式光伏和风电、储能、柴油发电机等建设改造可再生能源局域网。 加强新划转县域农村电网建设改造，逐步实现“统一规划、统一标准、统一管理、统一服务”。加强频繁停电、低电压等突出问题的整治，保障夏季高温、春节等用电高峰时段农民群众的用电需求。

随着全球对气候变化问题关注度不断提升，碳排放已经成为影响企业运营的重要因素。碳资产管理对于能源央企来说，已经成为一个重要的课题。各大能源央企正在转变发展战略，向清洁能源转型，作为国家的重要能源供应商和经济支柱，其碳资产管理的现状备受关注。本文将梳理各大能源央企的碳资产管理情况。 由于各能源央企在发展战略、自身定位、已有基础等方面的差异，其碳资产管理的组织架构大致可分为三类。 现有碳资产部门独立运营 第一类是现有碳资产管理部门独立运营，以国家电网、大唐集团和中广核集团为例。 国网英大碳资产管理（上海）有限公司成立于2013年11月，2021年1月划归国网英大股份有限公司直接管理，是国家电网有限公司系统内唯一的专业碳资产管理公司。前身为上海置信碳资产管理有限公司，成立于1998年，于2021年2月5日完成股权变更。国网英大碳资产管理（上海）有限公司主要业务为碳审核、碳资产开发、碳交易、低碳研究与培训、碳金融等，拥有全国范围碳交易所会员资质和国际排放贸易协会会员资质，是国家电网在能源低碳转型过程中的核心枢纽。目前，国网英大碳资产已为上百家机构投资者提供服务，并与多家企业签署碳资产开发合同，累计碳资产开发量达数百万吨。 大唐碳资产有限公司成立于2016年4月，主要业务为碳资产开发、交易、碳金融、低碳咨询等，为低碳经济发展提供方案，同时，业务范围还涉及投资管理、资产管理、低碳领域的技术咨询、开发、管理、推广等，并与数千家企业建立稳定投资合作关系。2022年全国碳排放权交易量，大唐APP占比34%，总交易量超16000万吨。据了解，目前大唐集团碳资产相关业务转归2021年9月成立的中国大唐集团绿色低碳发展有限公司负责，两公司合署办公。 中广核碳资产管理（北京）有限公司成立于2012年5月，负责中国广核集团有限公司的碳资产管理相关工作，主要业务为资产管理、技术咨询等，是中国广核集团旗下唯一的碳资产管理和交易平台。目前，中广核碳资产负责中广核集团内境内所有碳资产项目开发与管理工作，保持碳资产管理服务覆盖范围100%，已完成62个国内自愿减排项目备案，签发减排量超663万吨，项目备案数量和减排量签发量均排名全国第一。2014年，采用“固定利率+浮动利率”模式发行国内首单10亿元碳债券项目，助力碳中和。 整合下属部门职能运营 第二类是整合下属部门职能运营，主要包括中石油、中石化、中海油等集团。 中国石油天然气集团有限公司的碳相关业务分工较为细分化。其中，中国石油国际事业有限公司主要业务为进出口、原油及其他石化产品的仓储等，负责集团碳交易相关工作；中国石油上游业务碳资产开发技术支持中心面向所有油气田企业，提供碳交易、碳核查、碳评估、碳科研等业务的专业技术支持，目前，该中心已具备CDM、CCER、VCS、德国UER等多个自愿减排机制的碳资产开发能力；中国石油安全环保技术研究院负责集团碳排放可测量、可报告和可核查（MRV）工作；中油资本有限责任公司主要负责碳金融相关业务。 中石化碳产业科技股份有限公司成立于2022年9月，主要从事二氧化碳捕集和进行项目股权投资和碳资产运营相关工作，负责中国石油化工集团有限公司的碳产业相关业务，支撑中石化引领我国CCUS产业链发展。2022年8月，中国石化百万吨级CCUS示范项目——“齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS项目”正式注气运行，标志着我国CCUS产业开始进入成熟的商业化运营。“十三五”至今，中石化已累计减排二氧化碳近1500万吨。据统计，目前中石化已经部署“碳达峰八大行动”和33项具体措施，削减碳排放总量、增强绿色能源供给、优化企业能源结构、攻坚绿色低碳技术。 中海石油气电集团有限责任公司成立于2002年12月，是中国海洋石油集团有限公司的全资子公司，负责统一经营和管理中国海油天然气及发电板块业务，在LNG资源统筹、设施布局、核心技术、产业链运作、商务模式等方面具有核心竞争优势。目前，中海石油气电集团主要负责中海油集团的碳资产相关业务。今年，气电集团旗下公司海油电投实现首单远期CCER交易，形成了碳盘查、碳数据管理及碳中和服务等碳咨询综合服务；下一步将加速打造涵盖碳配额、自愿减排量、碳汇项目以及绿电等多种组合的碳资产池。 中国三峡新能源（集团）股份有限公司是三峡集团新能源业务的实施主体，成立于1985年9月。三峡能源作为新能源发电企业，具备丰富的碳减排项目资源。为更好实现碳减排，公司配备了专门的碳资产管理团队，建立了相关管理制度，根据国际和国内碳市场形势、项目实际情况开发了各种类型的碳减排项目。2022年度，提供清洁能源共计3600亿千瓦时，减排二氧化碳3.1亿吨。 中国节能环保集团有限公司是目前国内唯一一家主业为节能减排、环境保护的中央企业。据了解，目前中节能的碳产业相关业务主要授权给下属中节能太阳能股份有限公司、中节能节能科技有限公司两家公司。截至目前，中国节能绿色电力装机容量1444.2万千瓦，发电量92.3亿千瓦时，相当于减排二氧化碳702.9万吨，节约标煤281.9万吨。“节能云平台”是中国节能下属太阳能公司自主研发的智能制造系统。该平台已全面应用于31个光伏电站，据统计，仅2022年上半年的发电量就已达9.8亿度，相当于节约标准煤39万吨、等效植树1.5亿棵、减排二氧化碳97.2万吨、减排二氧化硫2.9万吨。 中电建新能源集团股份有限公司成立于2004年7月，目前中国电力建设集团碳资产相关业务由中电建新能源主要负责。2022年中电建新能源集团10个新能源项目就集中开工，总装机容量达907.4兆瓦，项目横跨甘肃、湖北、四川、江西、云南5省，全部建成后预计每年可提供21亿度清洁能源，可节约标煤67.75万吨，减少二氧化硫排放量约1.23万吨，减少灰渣排放量约18.69万吨。截至2022年5月，中国电建新能源在建和运营装机已超过800万千瓦。 成立新的碳资产管理子公司 第三类是成立新的碳资产管理子公司运营，主要包括四家大型发电集团、南方电网以及中核集团。 龙源（北京）碳资产管理技术有限公司是国家能源投资集团的碳资产管理公司，成立于2008年8月。6月，由国家能源集团龙源碳资产公司开发的“碳盘查数字化管控系统”正式投入使用。该系统是可实现碳盘查清单化、流程化、标准化运行，有效提高碳盘查工作的数字化和专业化水平。同月，龙源电力碳资产公司完成大连开发区热电厂碳核查工作，标志着国家能源集团所属110家火电企业完成2022年度碳排放政府核查任务，为企业核减碳排放量约17万吨，增加碳配额约6万吨，为国家能源投资集团节省碳履约成本共计1318万元。截至目前，龙源碳资产管理公司共启动80多个CCER项目开发，其中备案项目43个，位居全国前列。 国家电力投资集团的碳资产相关业务主要由2022年4月成立的国家电投集团智慧能源投资有限公司负责，智慧能投与2021年11月成立的国家电投集团碳资产管理有限公司为同一体系。2022年度，智慧能投参与香港国际碳市场的顶层设计和首批交易，与中金公司联合完成了新加坡国际碳市场首批碳信用标准化合约交易，积极推动欧盟分支机构成立，与欧盟知名气候治理智库开展合作，推动集团公司碳业务的全球联动。在这一年内，智慧能投成功发布3只碳债券，累计实现注册额度21.3亿元，实现融资额近2亿元，为集团内兄弟单位减污降碳改造、建设新能源项目筹集低成本资金，引领全国碳金融发展。 华能碳资产经营有限公司成立于2010年7月，是中国华能集团碳资产统一经营运作的平台公司。华能碳资产的碳资产经营管理业务主要包括碳资产交易、碳配额管理与履约服务、碳减排项目开发、碳排放核算与第三方核查服务、碳资产信息系统研发与管理、碳交易经纪、低碳规划咨询等；节能减排业务，包括合同能源管理项目投资、节能减排技术开发与项目实施、节能减排产品销售等；碳金融业务主要包括碳减排指标与碳配额投资、低碳产业基金管理、节能减排项目投资、低碳产业财务顾问等。2014年，华能碳资产经营公司联合诺安基金创立了中国第一只经证监会备案的碳交易基金，规模为3000万元人民币。6月30日，全国首个“风火打捆”外送新能源大基地项目——华能上都百万千瓦级风电基地项目全容量并网，标志着中国华能集团有限公司新能源装机规模突破6000万千瓦，该项目每年可为京津唐地区输送清洁电力65亿千瓦时，相当于减排二氧化碳约540万吨，具有显著的经济效益和生态环保效益。 中国华电集团碳资产运营有限公司成立于2021年6月，主要负责中国华电集团的碳资产相关业务。今年2月，华电碳资产完成2023年全国首笔碳排放配额捐赠及自愿注销，用于抵消2023年中碳登拟组织开展的全国碳市场大型活动部分温室气体排放。中国华电建立完善碳排放管理“1+2+3”组织体系和“1+5+N”制度体系，加快能源结构调整，清洁能源装机大幅提升，2016至2022年碳减排8.53亿吨。积极参与全国碳市场建设，发挥专业公司碳资产集约化管理平台作用，累计完成碳交易3亿多元。 南网碳资产管理（广州）有限公司成立于2022年1月，工作重点为碳实业、碳服务和碳金融等，提供碳资产管理综合服务，是中国南方电网有限责任公司的碳资产管理公司。2022年5月9日，南方电网公司联名卡在广州试点上线发行，推出普惠碳中和电力金融服务账户。这是南方电网在大力发展产业金融，服务实体经济的同时，面向个人用电客户提供的一项普惠性碳金融服务。2023年7月11日，南方电网深圳供电局发布数据显示，去年6月上线的由深圳供电局、深圳市生态环境局和深圳排放权交易所联合打造的国内首个居民低碳用电“碳普惠”应用，近一年来已有80.5万户家庭开通碳账户，全市用户占比超1/4，累计减碳量约1.2万吨，等效节约标准煤约4516吨。 中核碳资产经营有限公司成立于2022年5月，为中国核工业集团有限责任公司及下属中国核电。新华发电等公司提供碳资产服务、碳金融服务以及碳技术服务等。中核集团“8+N”产业体系的核能利用、天然铀、核燃料、工程建设、核环保、新能源等先进产业中含有大量待开发的碳资产。中和碳资产通过绿色金融咨询顾问服务，促进绿色金融资源推动集团产业高质量发展。结合中核集团原创技术，面向系统内外双向推广低碳、零碳和负碳技术，助力集团打造原创技术策源地和产业链链长。此外，中核碳资产还将助力核电绿色能源标准的制定。

集中式大电站与农村户用光伏电站之后，工商业光伏成为光伏市场新的增长点。 工商业光伏是指部署在工商业企业的厂房和仓库屋顶、厂区空地上的光伏发电项目，以装机规模1MW为界，以上为大工商业光伏，以下为小微工商业光伏。 工商业用能需求高、厂房屋顶总面积大，因此是实现光伏综合开发利用、加快绿色能源发展转型的重要场景。2022年，在工业电价上涨、能耗双控、“五大六小”发电集团大规模入局持有等因素驱动下，工商业光伏市场迎来爆发，同时伴随着日益激烈的市场竞争。 工商业光伏市场概览 光伏产业是中国实现“双碳”目标的能源转型战略关键产业。过去，光伏市场主要在“五大六小”发电集团持有并主导的集中式大电站开发与农村户用光伏电站建设。 2022年工商业光伏新增装机并网量从2021年的8GW爆发式增长至2022年的25GW（若考虑12月疫情放开导致并网高峰期停工，实际市场潜力接近30GW），主要驱动因素包括电价成本提升、能耗双控影响、业主装机意识增强和三方资本入局。当前工商业光伏的主要场景在经营持续性更稳定、资产风险较低的大型工商业。 展望未来，小微工商业有望在2-3年内突破拐点、成为市场的新增长引擎；而中长期市场需求将结构性向光伏建筑一体化（BIPV）转变，驱动行业价值与利润水平长足提升。 工商业光伏电站市场的参与方主要包括业主方、开发方、持有方、工程方四类，各自承担不同角色：业主方是厂房使用人和用电方（全额上网情况除外）；开发方起着业主、资本方、工程方之间的桥梁作用，与持有方、工程方普遍存在交集；持有方是电站资产实际持有单位，可获取发电收益；工程方是光伏电站实际施工建设单位，包含纯工程队与EPC总包单位两类。 大工商业光伏步入精细化竞争阶段 大工商业光伏指单项目发电规模1MW以上的光伏电站项目，在发电集团大规模入场持有与业主装机意愿提升双重推动下，其年装机量从2021年的6GW激增至2022年的19GW，成为2022年工商业光伏爆发的主要驱动力。大工商业光伏未来2-3年装机量仍有增长空间，中长期随着装机趋于饱和及新建房屋BIPV渗透率提升，大工商业传统光伏装机量将逐步回落。 大工商业光伏根据电站资产持有方不同，可分为四大模式。总体而言，“五大六小”发电集团持有模式占据市场主导性地位，但随着光伏经济性与安全性逐步经历市场考验，未来业主自持与地方资本持有模式占比将持续上升。 1、业主自持模式：工商业主自主投资并持有电站资产，可获取最高的理论收益。从电站建设方来看，小部分为业主自建， 多数业主采用EPC外包模式进行电站建设。考虑大工商业主对安全性与品质的诉求，未来民营品牌开发商占比将进一步提升。 2、发电集团持有模式：目前发电集团持有资产占大工商业整体的约70%。发电集团可以自主开发， 或者收购民营品牌开发商或拼装商开发的成熟项目。当前发电集团自主开发趋势显著，其凭借低投资回报率红线提供较高的电价折扣，客观上挤压民营品牌商与拼装商生存空间。 3、民营品牌商自持模式：部分民营品牌商选择自持少量高收益率工商业项目，但由于资金规模有限，自持模式在整体市场占比较小（<5%）。目前国家正在试点REITs（房地产信托投资基金），如若放开，未来民营品牌商有望通过发放REITs融资持有光伏资产，从而大幅扩张持有规模、驱动市场变革。 4、地方资本持有模式：通常由品牌商或拼装商负责业主开发和EPC建设，并一体化打包给以城投公司、金融租赁机构为首的地方零散资本进行电站持有。目前光伏的经济回报、安全性已逐步历经市场验证；叠加经济环境不景气，地方资本逐步将光伏视为具有稳定收益率的理财产品，未来该模式的市场影响力将获得长足增长。 当前大工商业市场开发激烈，已步入精细化竞争阶段，未来发展的关键在于把光伏作为减碳重要组成部分，围绕各个行业形成对应的定制化解决方案。首先需要基于行业吸引力和能力适配度对目标行业进行筛选：一方面，从行业整体发展趋势、用电特征、减碳目标、综合能源需求、收益率等维度研判行业吸引力；另一方面，根据企业自身的方案能力、产品能力、服务能力等判断最适合的目标行业。 企业需要为目标行业客户提供覆盖技术和商业两方面的定制化解决方案。具体来说，如何根据客户需求特点，提供针对性的含光伏、储能、融资、电力交易、咨询等综合性的解决方案，达到推动企业减排、保证充分回报、保障生产运营等目标。 小微工商业光伏尚处发展早期 单项目发电规模1MW以下的小微工商业市场受需求高度分散、资产风险性高的制约因素影响，尚处于发展早期阶段。其下游应用广泛，物流园区、工业产业园区、散点工厂、商业地产是等均是其下游客户。 1、商业模式存革命性机会，发电集团或入局驱动短期爆发式增长 小微工商业光伏呈现两种主流商业模式：业主自持和地方资本持有。因单体项目较小且小微企业运营不确定性高导致的资产风险，“五大六小”发电集团过往并不参与小微工商业市场开发。但中长期来看，“十四五”清洁能源装机任务压力与隔墙售电模式打通，将驱动发电集团入局小微工商业市场，深刻改变行业格局。科尔尼预测，发电集团入局小微工商业市场大规模持有资产的情形下，市场装机量将迎来爆发式增长，预计至2025年，年新增装机量可增至>25GW。 2、当前市场竞争格局高度分散，品牌化时代即将来临 小微工商业光伏市场格局高度分散，目前地方小型开发商占据约95%的市场份额。地方小开发商规模较小，通常以低价为核心竞争力，缺乏核心设计/技术竞争力与品牌兜底背书能力，难以吸引更广泛的客户群体装机。 随着发电集团外包民营品牌开发商（如阳光新能源、天合智慧等）进行资产打包开发成为趋势，同时工商业主对安全质量的高诉求需要通过品牌口碑、项目经验、与上市公司资质兜底来进行保证，小微工商业的品牌化时代即将来临 光伏建筑一体化（BIPV）代表长远未来 1、BIPV市场均处于早期发展阶段，长期存在爆发潜力 光伏建筑一体化（BIPV）指将光伏产品集成并作为建筑组成部分，是目前光伏产品创新的重点方向。全球BIPV市场均处于早期发展阶段，2022年中国、美国、欧洲新增装机量总计约为1.4GW；但预计至2030年前，BIPV有望实现技术突破和规模化降本，从而迎来经济性拐点，因此长期而言市场存在爆发式增长潜力。 BIPV在欧美市场主要应用于私人及工商用户，而在当前中国市场的主要客群则是价格敏感度低、追求企业形象的大工商企业以及地标示范性行政公共建筑（如图表7）。目前国内BIPV渗透率偏低，主要源于整体分布式光伏新增装机量处于高位；未来随着产品TCO 效益凸显，工商用户接受度增加，以及国家及区域政府出具明确的BIPV 产品补贴政策，渗透率有望进一步提升。 2、BIPV要跳出传统项目开发的思路与打法 由于BIPV“光伏+建筑”的双重属性，目前国内通常由光伏企业和建材企业合作开展BIPV项目，其中光伏企业承担更主要的责任：首先，光伏企业牵头产品研发，建材企业提供可供试验的建筑材料作为研发辅助，随后光伏企业主要负责BIPV产品的市场营销和品牌打造，双方企业分别利用自身销售渠道触达终端业主，其中建材企业可通过设计院影响业主的光伏产品采购选择。 随着领先企业纷纷积极卡位BIPV赛道，未来以下三方面核心能力将成为在竞争中脱颖而出的制胜关键： 其一，产品与技术迭代能力。BIPV目前瓶颈主要在于尚未实现较好经济性，考虑其相比传统光伏产品存在一定技术壁垒、同质化尚不严重，因此通过技术迭代率先实现经济性的企业将具有巨大的领先优势，乃至较长的市场独占期。另外作为建筑材料，通过技术创新提升产品美观性也尤为重要，也是获得更多利润的根本； 其二，市场销售渠道布局能力。BIPV的市场拓展依赖于广泛的渠道网络以触达更多潜在终端业主。由于BIPV产品具有建材属性、需要满足建筑的定制化需求，利用建筑企业和设计院等渠道更早切入、在设计阶段尽早统筹考虑BIPV方案，对 BIPV 厂商开发客户也能够产生积极影响； 其三，专业化销售能力。传统光伏需要在现有屋顶上进行打孔、固定支架等二次施工，往往对厂房结构和防水性能等造成不利影响；而BIPV的核心价值就在于不破坏原有建筑物的结构和功能，具有防火、防水、美观等多重优势。在BIPV尚未实现经济性的情况下，更需要专业化的销售能力来实现客户教育，使客户认可和接受其核心价值主张。 展望未来，工商业光伏市场存在诸多机遇：光伏产品与技术的迭代、商业模式的不断创新、“双碳”目标引领下国家利好政策的出台、以发电集团为代表的三方资本持续入局等趋势，都将进一步拓宽和提升工商业分布式光伏的市场空间和应用前景。 另一方面，工商业光伏市场的潜力亦吸引大量企业参与，必将导致日益激烈的残酷市场竞争，但对于企业而言，尽早抓住战略机遇、找准差异化定位、修炼核心竞争力，方为制胜之道。

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。