经过了超过3天，报价上万次之后，四川省马尔康市加达锂矿勘查权竞拍结束，这也意味着近期两个极受关注的锂矿拍卖成功了。 8月11日上午，四川省金川县李家沟北锂矿勘查权竞拍结束。该处锂矿起起拍价为57万元，经过3412次报价后，最终以10.1017亿元成交，升值1771倍。 8月13日凌晨，四川省马尔康市加达锂矿勘查权竞拍结束。该处锂矿起拍价为319万元，经过11307次报价后，最终以42.0579亿元成交，升值1317倍。两处锂矿的勘察权就拍出了超过50亿元，足以见得市场对锂矿的投资热情不减。 多家上市公司参与，竞争激烈 根据国家自然资源部公布的出让公告显示，李家沟北锂矿勘查权首次出让期限为5年，面积为7.551平方千米。 李家沟北锂矿勘查探矿权最终竞得者是四川能投资本控股有限公司，该公司由四川省能源投资集团有限责任公司(简称“四川能投”)全资控股。四川能投是四川省人民政府批准成立的大型国有资本投资公司，成立于2011年2月，控股川能动力、四川能投发展、华环电子、华海清科4家上市公司。而四川能投旗下的川能动力在李家沟早已有矿产资源布局。川能动力2022年年报显示，公司正在全力开展李家沟锂辉石105万吨/年项目建设，项目建成后年产锂精矿约18万吨。本次四川能投以10.1亿元报价竞得李家沟北锂矿勘查区块探矿权，进一步加码当地锂矿资源布局。而根据公告，四川省马尔康市加达锂矿勘查权首次出让期限同样为5年，面积为21.2247平方千米，约为李家沟北锂矿面积的2.81倍。今天一早，大中矿业就发布了竞得矿权资产的公告。公告显示，大中矿业全资子公司安徽省大中新能源投资有限责任公司通过公开拍卖方式成功取得马尔康市加达锂矿探矿权。在竞拍过程中，大中矿业的竞拍号1213号十分积极，一旦其他竞购方报价，其便会在数秒内报出更高的价格，拿下该矿勘查权似乎是势在必得。大中矿业深耕矿山采掘和选矿行业多年，取得四川加达锂矿探矿权，将为公司新能源产业快速发展奠定资源基础，提升公司 行业影响力。大中矿业在四川省阿坝州马尔康市扎根发展，更见进一步谋求四川省优质锂矿资源的决心。虽然外界更加关注竞拍成功的两家企业，但这两处锂矿的拍卖过程中，是吸引了一大批优质企业参与的。据此前媒体报道，宁德时代、天华新能、雅化集团、盛新锂能等多家上市公司可能参与了此次竞拍，四川省更是由四川省天府矿业、四川路桥、川发龙蟒联合组团成立四川西部锂业集团有限公司以求有所收获。 全力以赴买锂矿 大中矿业斥资42亿元竞拍锂矿引起了外界极大关注，甚至外界一度怀疑大中矿业是否有足够的资金实力一次性缴纳成交款。根据大中矿业财务数据，截至今年上半年，该公司货币资金为13.54亿元。这样的情况就敢报价42亿元，参照的或许就是宁德时代获取斯诺威锂矿的成交价格。斯诺威拥有四川省雅江县德扯弄巴锂矿、石英岩矿详查探矿权，项目评估范围内保有工业矿+低品位矿矿石量2492.4万吨，氧化锂储量达24.32万吨，平均品位1.34%，属中大型锂辉石矿。2023年3月，宁德时代作为斯诺威的重整投资人，抛出逾64亿元的重整计划，获得了斯诺威100%股权，在与国内新能源巨头协鑫集团旗下协鑫能科的竞争中最终胜出。 而根据四川省地质矿产勘查开发局化探队编制的《四川省马尔康市加达锂矿地质技术调查评价报告》显示，大中矿业本次竞拍取得的加达锂矿探矿权氧化锂平均品位1.26%，矿石量2967万吨至4716万吨，氧化锂资源量37万吨至60万吨，是斯诺威德扯弄巴锂矿资源量的1.5-2.5倍。 如果按照宁德时代取得斯诺威的价格计算，加达锂矿价值应该在100-150亿元。这或许就是大中矿业42亿元高调进军四川取得加达锂矿的底气所在。大中矿业回应外界质疑时也表示，公司铁矿业务较为成熟，可实现日常固定现金流流入，公司后续还将结合银行贷款等融资方式支付成交款。 尽管有宁德时代作为参考，但市场却早已变天。2021年初，碳酸锂市场价格大约在5万-6万元/吨。2022年进入价格暴涨期，11月，电池级碳酸锂一下子攀上60万元/吨的高位。进入2023年，碳酸锂价格终于开始下跌，4月曾跌破20万元/吨，5月再次涨至30万元/吨。最新数据显示，电池级碳酸锂价格已经跌至23.85万元/吨。 并且主管部门还采取多种措施来稳定电池级碳酸锂价格，7月21日，碳酸锂期货和期权在广州期货交易所正式挂牌交易，当天多数合约价格都以跌停价收盘。今日的交易数据显示，2024年1月之后交割的碳酸锂期货结算价格已经跌至20万元/吨以下。 虽然看起来锂矿价格是要回归理性的，掌握锂矿资源的企业想要获取暴利也没那么容易了，但近在眼前的抢锂矿大战却是在真实上演。这些锂矿企业用大幅溢价的真金白银投入仿佛在告诉外界，锂资源短缺现象是会继续长期存在的。

7月20日，一家名为一米八海洋科技的公司成立。根据天眼查显示，该公司持股80%的大股东为1.8 Meters，还有一家持股10%的股东，叫杭州大井头贰拾贰号文化艺术有限公司，这家公司由马云持股99.9%。正是这家公司，透露了马云的最新动态。 7月28日，一米八海洋科技投资了一米八海洋科技（舟山）有限公司，其大股东1.8 Meters在今年5月和7月还分别成了一米八农业科技（海南）有限公司和一米八海洋科技（浙江）有限公司。 以一米八为关键词的公司相继成立，马云的新投资版图渐渐清晰。 总结来看，一米八海洋科技的经营范围大致分两类，一是海洋产业，包括水产养殖、食品销售、水产品冷冻加工；二是新能源，包括海上风电、太阳能发电、储能和装备制造等。 其中，以技术和研发为核心的新能源是马云关注的重点。虽然他没有披露相关目标，但这一选择本身就代表了他的野心。 储能市场更是包括马斯克、宁德时代等巨头都在重金布局的领域。马斯克今年3月发布了包含储能240TWH在内的宏图计划3，并宣布在上海生产商用储能电池；宁德时代过去几年研发投入呈现翻倍式增长，储能电池出货量连续2年全球第一，已成第二增长曲线。 目前，储能市场还处于商业化初期。根据十四五规划，新型储能2025年要开始大规模商用，2030年要稳居全球前列。全球储能市场或将迎来大爆发。 作为马云退休之后的新选择，入局以海上风电、储能为代表的新能源行业，必然是深思熟虑的结果。一位前阿里员工表示，电商增长见顶，马云肯定会找市场空间大，而且能代表未来的赛道。新能源就是其中之一。 尽管阿里有关人士向华尔街见闻表示，马云所创立的一米八海洋科技与阿里巴巴集团无任何关系，但追随马云新事业的伙伴，大多与阿里有关。 比如，一米八海洋科技的个人股东包括胡晓明、邓中华、林志峰、陈泽松。胡晓明曾任合伙人，担任过阿里云和蚂蚁金服高管；邓中华著有《大数据大创新：阿里巴巴云上数据中台之道》，林志峰和陈泽松曾在阿里负责数据和产品相关工作。 其实，早在2015年，马云作为创始人的阿里巴巴已经跨界布局新能源电力领域。 2015年，深圳供电局与蚂蚁金服和阿里云共同打造了“互联网+”城市电网服务。 利用互联网、大数据应用技术，开展互联网供电服务、移动支付、征信、小额信贷、大数据、云计算等多方面的应用研究与合作，提供移动缴费、能效管理、节能等一系列便利安全的智能供电服务。 深圳供电局隶属于南方电网，也是全国第一家与阿里系建立战略合作伙伴关系的电力企业。 2019年10月，南方电网与阿里云、阿里巴巴达摩院在广州签署合作备忘录，发挥各自行业优势，促进人工智能前沿技术与电力调度系统业务深度融合，提升电网智能化水平，促进电网生态发展。 2023年2月，南网总调又与阿里云签订“人工智能技术在电力调度应用合作备忘录”，深化其在电力调度这一核心业务领域的“云+AI”技术路线。双方将持续推动云计算、大数据、人工智能技术在电力调度业务中的研究应用，共创行业标杆。 阿里巴巴与国家电网的合作开启于2016年。 当年国网浙江省电力公司与阿里巴巴集团签署战略合作协议，共同探讨构建全球能源互联网，深入“互联网+电力”合作，阿里巴巴集团将支持国网浙江省电力探索互联网与电网业务的进一步融合，为建设智能友好型电网提供技术支持。 2019年，国网四川省电力公司也与阿里巴巴签署战略合作框架协议，进一步加强双方合作交流，共同推动一流能源互联网企业建设。 充分发挥双方各自优势，开展技术研究应用、运营渠道优化、清洁能源消纳、示范园区建设、交流和人才培养等方面的战略合作，共同推进“三型两网”世界一流能源互联网企业建设。 2020年6月，国家电网发布了“数字新基建”十大重点建设任务，并与华为、阿里等41家合作伙伴签署战略合作协议。此次发布的‘数字新基建’十大重点建设任务，聚焦大数据、工业互联网、5G、人工智能等领域。 除了“两网”外，阿里巴巴也开启了和国电投、华能等发电央企的合作。 2022年7月，国家电力投资集团与阿里巴巴签署战略合作协议及8个落地协议，双方将就“新能源”和“数字化”结合提升生产力、“三网融合”整体解决方案、战略机遇研究与技术创新等方面进行合作，探索树立“新能源+数字化”合作减碳的社会责任标杆。 具体而言，阿里巴巴将以数字化能力服务国家电投数字化转型、三网融合的数字化底座建设，创新农村新能源开发利用；同时，国家电投将在运营减碳、价值链减碳、带动生态减碳等方面助力阿里巴巴的“碳中和”目标。双方将共同树立“新能源+数据中心”、“新能源+新零售”、“新能源+物流”、“新能源+办公园区”等行业范式。同时，双方将共同探索县域能源数字化解决方案，以县域分布式光伏的开发结合智慧农业、乡村旅游特色，探索乡村振兴新生态。 而阿里巴巴与华能的合作，则直接进入了新能源发电领域。 2022年11月，华能保定综合能源有限公司注册成立，该公司由华能国际的全资子公司华能河北清洁能源有限责任公司、阿里巴巴(中国)网络技术有限公司共同持股，两家公司分别持股70%、30%。其经营许可项目包括，发电业务、输电业务、供（配）电业务。 除了与各大企业的合作布局外，阿里巴巴自身跨入了风电功率预测领域。 2022年3月，阿里巴巴达摩院成功研发可精准预测风电场风速及发电功率的AI算法，该算法可预报平原、山地、海岸等不同地形的风速，并预测该区域内风电场的发电量，为电网调度提供数据支撑，提升风电消纳率。 在复杂的山地风电场中，使用达摩院AI预报的准确率可提升20%。目前该算法已服务国内多个风电场。 海内外新能源风起云涌，马云进入的是一个高度竞争的高科技行业。如果说，在电商领域，他是开创者，那么，在新能源行业，他成为了一个追赶者。 无论如何，马云踩着风电产业、储能产业爆发的节点入局，不仅为新能源行业带来更多关注，也会带来新的想象。

将配储任务“摆脱”给发电侧之后，电网提出了进一步的要求。 除了风光上网自行配储平抑波动外，在特定地区还需提升至构网型储能技术，助力电网维持稳定。 截至目前，我国已有多地提出鼓励/按比例/强制配建构网型储能。 今年5月，西藏发改委首次提出了2023年风电光伏新能源项目配套储能需“加装构网型装置”的要求，实际要求配置构网型储能。 7月10日，新疆自治区2023年独立新型储能建设方案鼓励各地新建共享储能，积极探索建设构网型储能，喀什、和田、克州、塔城、阿勒泰、巴州等地构网型储能比例原则上不低于年度独立新型储能规模的20%。 8月4日，青海格尔木昆仑建设开发有限公司发布格尔木鲁能50MW/100MWh构网型储能电站EPC项目总承包及储能系统招标公告。 构网型储能被多次提及，是因为其区别于传统跟网型储能的特性，其可以利用虚拟同步发电机技术为储能赋予“惯性”，更好的维持电网的安全稳定。赋予这一能力的核心技术在于PCS的改造升级，需要增加一定成本。 另外从效率角度看，常见的跟网型变流器原理在于跟踪测量电网的电压和频率，并向电网输入一定的功率，它的优点在于最大程度馈入有功功率，实现最大的能量收益。 构网型储能变流器以维持输出恒定交流电压为目标，可以有助于电网保持稳定。此外，还可提供故障穿越、黑启动及有功无功稳定功能，最终实现100%可再生能源供电，然而，构网型变流器必须在稳定与最大能量收益之间进行折中。即，采用构网型储能技术，储能系统的整体循环效率或将低于跟网型储能系统。 为什么西藏、新疆首先提出构网型储能技术要求，为什么同属新能源丰富的西北地区的青海一言不发开始投建构网型储能，什么又是构网型储能，为什么要建设构网型储能，构网型储能发展现状如何，本文将逐一解答。 什么是构网型储 构网型储能技术，即构建电网的储能技术。 电网之所以需要构建，是因为其稳定性不足。尤其是首先提出配建构网型储能的西藏和新疆地区，都属于弱电网地区。其中西藏电源结构以光伏和水力发电为主，丰水期和枯水期、晴天和阴天可上网电量差距大。在负荷端用电稳定的情况下，用发不平衡是导致电网波动的重大因素。而在新能源比例越高的地区，发电量愈加不稳定。 电网作为输配端的目的就在于用发平衡，这也是其维持稳定必要。为了实现电网的稳定，当前实行的措施主要有： 配建储能：适当平抑新能源发电波动，使得上网电量曲线更加平缓。 发电侧考核：包括预测考核，各电站对于发电量进行提前预测（前一天上报第二天的发电量），预测与实际偏差大的会在月度考核中得分。（考核没问题为0分，有问题获得相应分数）；以及AGC性能考核，助力电站提高发电控制灵敏度。 辅助服务：对于调峰、调频、黑启动等辅助服务进行补贴。 但是目前来看，对于部分局域电网来讲，这些措施还稍显不足。固然现在的火电灵活性改造和AGC死区考核能进一步推进调节机组的灵敏性，但除了量上的平衡外，反应速度也至关重要。 “双高”促使构网型储能发展 一方面未来新型电力系统无法大量依靠稳定的火电进行调节，另一方面新能源上网带动了大量电子电子设备接入电网。与具有转动惯量的传统能源不同，电力电子设备是单纯的开关，而且是反应灵敏的开关，不具有惯性。（双高：高比例新能源带动电力电子设备大量接入电力系统，高比例电力电子设备可能引发宽频振荡） 举个例子帮助理解，传统能源和新能源两个人一起赛跑，发令枪一响，两人一起动身。新能源都跑出去50米了，传统能源还在加速。跑到终点冲线，新能源冲过线就停了，传统能源接着跑出去50米才站住了脚。物理比较好的同学第一反应可能是新能源的加速度更大，是的，同样的外力下，加速度大惯性更小。 但加速度大，或者说反应快并不一直是一件好事。电网的需求是多种多样的，有时候需要发电侧或调节机组快速反应，有时候则需要其缓慢出力。 比如某省电网，A市光资源非常好，正值中午太阳高照，光电大发的时候，突然来了一些片云，发电量减小了。而因为天气预测的不精确，光伏电站B未预料到这个时段光伏发电突然不足，按照满发上报的发电量，必须提供给电网足够的电量，如果不能补足，则会影响电网稳定性。此时则需要上储能等调节设备，将发电量刚好补足。若光伏发电降的慢，则电网缺电缺的慢，那么储能就需慢慢补足，若突然一下子乌云密布，无一丝阳光，那么储能就需立即支撑起全部发电。储能上量的速度即取决于乌云移动的速度。 说白了，构网型储能即需要精细化平抑波动。此消彼长，此缓消，彼缓涨；此快消，彼快涨。以维持整体的平稳。 虚拟同步发电机技术为储能赋予“惯性” 那为什么说构网型储能技术核心在于PCS技术呢？盛弘股份储能国内产品线销售总监马伦胜在接受采访时举了这样一个例子：储能系统中电池就相当于水池，而PCS就相当于水管，在水池蓄水量一定的情况下，水管的粗细决定了放水量的快慢和大小。 构网型储能技术采用虚拟同步发电机技术，通过模拟发电机组的转动惯量和阻尼特性，给水管增加了“惯性”，这样在控制水流大小的时候可快可慢，并且通过1.2倍的水管标称容量设定，还可以承受过载。 开头提到，新疆在2023年独立储能建设方案中表示要积极探索建设构网型储能，喀什、和田、克州、塔城、阿勒泰、巴州等地构网型储能比例原则上不低于年度独立新型储能规模的20%。 此方案还对构网型新型储能提出了明确的并网技术要求。其中有这样一条：构网型电化学储能系统交流侧电流在110%额定电流下应能长期持续运行；在120%额定电流下，持续运行时间应不少于2min；且具备300%额定电流10秒短时过载能力。 我们都知道，功率=电压*电流，在电压一定的情况下，电流与功率成正比。上条要求即表示，PCS的功率，即水管的大小，需要是标称量的1.1倍（110%额定电流）、1.2倍（120%额定电流）、3倍（300%额定电流）。但是，要知道，水管的大小固定的！或者说最大容量是固定的，我们可以捏住头部，缩小出水管直径，却没办法放大。 为了达到此条要求，需要在储能系统集成之初，选择3倍容量的PCS，平时只使用1/3，捏住2/3，待有需求时再进行放大。 构网型储能系统将增加一定成本，马伦胜表示：“核心技术主要在于算法以及仿真模型，属于技术软实力”。同时，为提高惯量支撑能力，地方电网要求3倍过载，对于硬件成本又是实打实的增加。 构网型储能是否有必要上 构网型储能确实对电网稳定能起到很大的作用，尤其在后续大规模上网之后，都带“惯性”和都“没有惯性”差别非常大。但应用时需要因地制宜，并不是所有地区都需要费力。整个国家的电网是由一张张小网组成了，每个小网都稳定了，大电网也会稳定。即在电网弱小的地区配建以维持其稳定即可，笔者也不认为构网型储能会成为全国的大范围趋势。 近日，辽宁省开展了新型储能第一批示范项目。针对新能源发电低抗扰、低惯量、弱阻尼等特性，导致多场站短路比较低、电压支撑能力不足、供电可靠性较低的地区， 布局具有电压源特性、构网型的储能项目，提升地区安全支撑能力。 目前盛弘电气也已在南网某水电站、供电局片区等地稳定性要求较高的地点支持许多构网型储能项目投运。 构网型储能发展现状 目前构网型储能技术仍属于前沿技术，仅有少数国家掌握，包括美国、澳大利亚及中国等，大多还处于储能技术研发与示范项目阶段。 其中澳大利亚在构网型储能项目上大举布局，近几年给予了大量的财政支持。2022年澳大利亚各地从54个项目中选中8个大型构网型电池储能项目，给予价值1.76亿澳元（1.1807亿美元）的资金支持。在此之前ARENA用8100万澳元支持的8个电池储能项目中，有5个构网型项目，其中150MW/194MWh的 Hornsdale 电池储能项目是迄今为止最大的项目。 ARENA首席执行官达伦·米勒（Darren Miller）曾表示，大型并网储能项目的逆变器技术，可以在不需要煤炭和天然气发电机的情况下保持电网稳定。 国外研究此技术的主要企业包括德国SMA、美国特斯拉、日立ABB以及芬兰科技公司瓦锡兰等。 我国包括华为数字能源、远景能源、阳光电源、海博思创、科华数能、盛弘电气、科陆电子、新源智储、索英电气、南瑞继保、西电电力电子在内的多家企业已经掌握了此技术或拥有了技术储备。 全球首个GW级光储构网型项目——沙特红海新城1.3GWh微网项目即由华为数字能源提供技术支持。2022年10月初，首批设备发货，2022年12月初首箱开始安装，截至2023年1月份已经完成400MWh。 项目上，我国也已经有两座大型构网型储能项目投运，多个构网型储能项目招标。 2022年12月31日，国内首座大型构网型储能电站——湖北荆门新港储能电站一期并网运行。项目总规模50MW/100MWh，其中一期投产12.6MW/26.8MWh。项目设计单位为湖北正源电力集团设计分公司。 2023年6月27日，由中国华能自主研发的100MW/200MWh分散控制构网型独立储能电站在山东莱芜电厂实现全容量并网。 7月14日，国投在西藏的两个招标项目明确表示，储能系统需具备构网型功能要求。分别为国投仁布县普松100MW光伏配套储能20MW/80MWh项目、国投尼玛县塘鲁50MW光伏配套储能项目。 诚然随着发电、用电数据的日益积累，以及数据监测和预测技术的发展进步，发电仿真模型会更加准确，何时哪个电厂发多少电，何时哪个片区用多少电都可以预测的越来越精准，电网会在数字技术的助力下逐渐走向强大和稳定。但我们现在还处于新型电力系统的加速转型期，技术、政策、市场等多方面都有待完善，而电网作为用电的保障时时刻刻都需要保持稳定，此时则需要多方力量的共同加持。 开头提到电网将配储“摆脱”给发电侧，此时又需要储能进一步升级改造以维持自身稳定，未免显得过于“自私”，但是站在电网的角度，维持电网安全稳定运行是其最重要的目的，给千家万户提供可靠的电力、保障制造业稳定运行以提升国家经济实力是其当仁不让的使命。新能源大量上网已经使得多批电网设备进行升级改造，源侧带来的问题还需源侧解决。 现下，GB/T34120、GB/T36547等多个并网标准已经对并网技术提出要求。明确电压故障穿越期间的无功响应时间为30ms。并网点电压因短路等导致跌落、大负荷扰动导致过压时，需要储能系统保持并网，并向电网提供无功功率支持电网恢复，“穿越”故障区域。构网型储能技术正在成为未来新型电力系统稳定的重要保障。 对于设备商来说，为业主方解决问题、实现价值能带来自身收益，能满足电网需求的才能在新能源行业长足发展，但这还需要多方的调和以及共同努力。

近期，多地再出台工商业储能补贴政策。广东广州市黄埔区对装机容量1MW及以上的新型储能电站，给予0.2元／kWh放电补贴；浙江温州市瓯海区，对容量在300kWh及以上的用户侧储能项目，给予0.1元/W的一次性建设补贴；深圳福田对实际投入100万元以上的电化学储能项目，给予0.5元/kWh的放电补贴。2022年至今，浙江、广东、江苏、重庆、安徽、天津等多个地区陆续工商业储能直接补贴政策。对工商业储能给予直接补贴政策，也成为一些地方政府争取项目投资、产业落地的重要手段之一。峰谷价差套利、需求响应、补贴激励、备用电源等是目前工商业储能主要收益来源。 工商业储能应用场景&盈利模式工商业储能主要应用场景包括单配置储能、光储（充）一体、微电网等。工商业储能主要盈利模式是自发自用、峰谷价差套利、作为备用电源使用。商业模式方面，有工商业用户自行安装储能设备、能源服务企业采用合同能源管理模式等模式协助安装储能、用户侧储能新型场景。 国内工商业储能主要获益模式为利用分时电价进行充放电套利。目前，全国已有多地推出了分时电价方案，峰谷价差逐步拉大，东部和中部高用电量地区尤为明显，工商业用户侧储能在浙江、海南、广东（部分区域）、上海、湖北等多个省份可实现优良经济性。 2023年上半年共有19个地区最大峰谷价差超过0.7元/kWh，前5位分别是广东省（珠三角五市）1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.97元/kWh、吉林省0.961元/kWh，较去年同期相比各地价差在持续拉大。 2023年上半年全国各地最大峰谷电价差平均值（元/kwh） 补贴政策提升工商业储能经济性 2022年至今，全国个地方政府对工商业储能的直接资金补贴扶持、税收政策、市场准入政策逐步明朗，鼓励工商业用户兴建储能电站，推动用户侧储能的应用落地。这些政策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。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，浙江温州瓯海区、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；深圳福田、天津高新区滨海高新区对在区域内投运的项目，0.5元/kWh的补贴。 在容量补贴方面，今年浙江、重庆、安徽、广东等多省地区出台了储能容量直接补贴政策；在2022至今各地发布的工商业储能补贴政策中，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。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100-200元/kW/年。在投资补贴方面，今年浙江、广东、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30-1000万元之间，补贴期限多为一次性补贴。其中今年5月深圳发布的《深圳市发展和改革委员会关于发布2023年战略性新兴产业专项资金项目申报指南（第一批）的通知》中补贴力度一骑绝尘，提出储能新技术新产品示范应用推广支持工业园区储能、光储充示范等两个方向，按总投资的30%给予事后资助，最高补贴1000万元。 叠加峰谷电价差和直接补贴政策优势，浙江、广东、重庆、江苏、湖南、安徽等省份成为目前用户侧储能的主要开发区域。 2023年被称为工商业储能的爆发“元年”。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％。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，缩短成本回收周期。随着各地峰谷价差逐渐拉大，碳酸锂价格下降，未来工商业储能项目的投资回收期有望进一步缩短。

降价促销、抢占市场，是上半年新能源汽车行业的主题，特斯拉自然也不例外。反映到财报上，特斯拉的赚钱速度在放慢。 7月19日美股盘后，特斯拉公布二季度财报。数据显示，特斯拉二季度总营收为249.27亿美元，同比增长47%，净利润27.03亿美元，同比增长20%；但毛利润率如行业预期的一样，进一步下降，低至18.2%，整体营业利润率下降到10%以下。 这一毛利率水平，为特斯拉近两年新低，去年同期，特斯拉的毛利率为25%。利润率的降低，缘于特斯拉从今年1月份开始的大幅降价。二季度，特斯拉虽然价格有小幅回调，但多次推出优惠活动。 降价反馈到销量上也很明显，二季度，特斯拉销量创新高，全球交付46.61万辆，前半年累计交付88.8万辆，完成了年度KPI的近一半，这个完成率让国内一众新能源厂商格外羡慕。 在中国市场，行业更加关心的问题是特斯拉还会不会进一步降价。针对这一点，特斯拉CEO马斯克表示，如果宏观环境不能保持稳定，特斯拉也不得不降价。 这给了友商们不小压力，尽管特斯拉的毛利率在下降，但单车利润仍然处于相对较高的水平，有很大的降价空间。 马斯克回应了毛利率下降的问题，他表示：“与长期前景相比，毛利率和盈利能力的短期差异真的很小，从长远来看，自动驾驶（收入）会让所有这些数字看起来都很愚蠢。” 不过，华尔街的投资者们并不是很认同特斯拉降价换取市场的行为。财报发布后，特斯拉股价在盘后交易中下跌了4%。 在马斯克的设想中，特斯拉赚钱靠的不只是汽车，还有FSD等软件收入。上半年，多家车企加入特斯拉的充电网络，这些车企的用户也将为特斯拉带来持续的利润。 除此之外，Cybertruk也为特斯拉开辟了新的赛道，传闻中的低价车型也极有可能改变行业格局。 降价拖累毛利率，但特斯拉可能还会降 2023年上半年，降价是中国新能源市场的主旋律，引发降价风波的是特斯拉。 1月6日，特斯拉对国产的Model 3和Model Y进行了大幅度的降价，其中Model 3的起售价从26.59万元降至22.99万元，Model Y起售价从28.89万元降至25.99万元。特斯拉在中国市场的售价本来就是全球最低，如此一来，竞争力更加明显。 彼时，降价的原因是上游电池原料价格下降，整车成本有所下降。但这一行为，在行业内掀起风暴。 5月，特斯拉对汽车价格进行了小幅涨价，但仍然处于相对较低的水平。业内人士分析，这一次的价格回调更像是与消费者的博弈，告诉消费者短期内不会继续降价，不用再观望。但6月又在中国市场推出保险补贴、优惠利率贷款的优惠方案。 虽然降价拖累了利润率，但特斯拉的降价还在继续。 7月1日，特斯拉宣布购买Model S/X现车，享3.5万元-4.5万元不等的现金直降优惠。但因为这两款车型并非主销车型，并没有引起太大波澜。 7月6日，在2023中国汽车论坛上，比亚迪、特斯拉、长城汽车等16家车企，联合签署了《汽车行业维护公平竞争市场秩序承诺书》，要求车企不以非正常价格扰乱市场公平竞争秩序，同时不得夸大虚假宣传。 但很快该承诺书中涉及到价格的表述，因为违反《反垄断法》精神而被删除，但特斯拉没过几天就推出购车引荐奖励规则，订购Model 3和Model Y可获得3500元引荐奖励，订购Model S和Model X可获得7000元，老车主获得积分，新车主直接减免，实际上就是变相降价。 在全球新能源汽车竞争最为激烈的中国市场，特斯拉的价格波动总能引发行业风暴，并站在风暴中心。今年以来，从特斯拉开始的降价影响到了行业众多企业，3月份，上演了行业史无前例的价格战，波及范围极广。 6月，此前坚持不降价的蔚来也将起售价下调3万元；6月末，对标特斯拉Model Y的车型小鹏G6直接将起售价拉到20.99万元，最高配置为27.69万元，而Model Y当前指导价为26.39万-36.39万元。 在财报会上，马斯克表示可能会进一步降价，这意味着，后半年降价带来的市场风暴，依旧会在中国汽车行业上演。 对于特斯拉来说，虽然毛利率下降，但其整体单车利润仍然处于较高的水平。频繁的价格波动，也是因为其单车利润够高。近期国家信息中心副主任徐长明表示，特斯拉的单车利润为10426 美元，约合人民币74829元（当前汇率）。 而比亚迪销量虽然比特斯拉高，但在单车利润上，完全不在一个量级。根据近期比亚迪发布的业绩预告，行业机构推算出其汽车业务单车利润约为7600元-9300元。 值得一提的是，特斯拉虽然还有降价空间，但是在产量上可能会放缓。二季度，上海工厂处于满负荷运转，因此，马斯克表示三季度产量可能会有所下降。 除了在价格上的调整之外，一直在营销上只靠马斯克的特斯拉也开始做广告，并和高端护肤品品牌赫莲娜联名，一起亮相多个音乐节。 今年，头部车企抢占市场还在继续，陪跑的车企们可能会一个比一个辛苦，淘汰赛还在继续。 特斯拉如何赚钱？ 毛利率下降，并不影响特斯拉在营收上创下新高。二季度，特斯拉实现了249.27亿美元的营业收入，27.03亿美元的净利润。 在特斯拉的营收中，汽车业务带来了212.68亿美元，能源业务带来15.09亿美元，其他业务为21.50亿美元。 众所周知，特斯拉是一家车企，但又不止是一家车企。虽然当前的主要营收还是来自于车辆的销售，但是特斯拉一直在积极开发其他增收渠道。 马斯克一直表示，可以零利润卖车，靠FSD等软件挣钱。并且他认为FSD等软件是车辆价值增长的关键点，预计在2023年年底推出完整功能。马斯克不止一次表示当前的车还太贵，但在此次财报电话会上，马斯克表示目前FSD1.5万美元的售价并不昂贵，随着功能完整，订阅价格可能会进行调整。 现阶段，特斯拉未将FSD等软件的收入单独披露。 马斯克在财报会上透露，特斯拉允许车主“一次性”转让FSD；对FSD软件的许可也是持开放态度，目前正在与一家汽车制造商进行初步讨论。 在北美市场之外，未来随着自动驾驶法律法规的开放，以及用户对于自动驾驶的感知，特斯拉的自动驾驶可能继续迎来新的增长点。 除了软件方面，特斯拉在补能上的持续布局与开放策略也可能为其带来大量收入。 2023年以来，奔驰、大众、福特、通用、沃尔沃等多家车企宣布加入特斯拉的北美充电网络，这也意味着，特斯拉有望一统海外充电江湖。特斯拉充电网络的开放，不仅可以加速电动车的普及，巩固特斯拉的行业地位，也能为特斯拉持续吸金。 数据显示，特斯拉在美国拥有超1万个超级充电站，占全美快速充电站的60%以上。特斯拉在财报会上最新透露，超级充电网络在5000个地点安装了5万个充电桩。 在北美之外，今年上半年，特斯拉陆续在其他地区试点向其他品牌开放自己的充电网络。 根据美国投行高盛的预测，如果特斯拉的充电桩增长到50万个，特斯拉年度的收益将会增长250亿美元。不过目前充电网络的收益同样未体现在财报当中。 值得一提的是，除了软件和充电网络有望成为新的增长点之外，特斯拉还表示，二季度从《通胀削减法案》税收优惠中获益1.5亿至2.5亿美元。 一再跳票的Cybertruck，会是特斯拉的第二增长点吗？ 7月15日，特斯拉德州工厂制造完成了第一辆Cybertruck，这台传闻已久的电动皮卡终于被造出来了。 不过，按照特斯拉一惯“跳票”的作风，计划在2023年第三季度末交付的Cybertruck还不知道何时能正式进入市场。 在中国市场，皮卡的市场份额不大。以6月为例，乘用车总销量为226.8万辆，而皮卡销量为4.6万辆，只占到总销量的2%。 但是在美国市场，皮卡的市场份额高达20%。特斯拉Cybertruck将和燃油皮卡车型瓜分现有市场。 特斯拉曾在官网上短暂更新Cybertruck的价格，不过很快删除。 近日，美国皮卡市场长期的销冠福特F系列宣布降价。马斯克在推特上表示降价后的福特皮卡车型Lightning“是一款好车，但是有点贵”。这一表述也被业内人士解读为Cybertruck价格可能低于福特F-150Lightning。下调之后，基本配置的F-150Lightning起售价为49995美元。 马斯克在推特上表示，2023年上半年，特斯拉在美国电动车市场的占有率为69%。但同期，纯电车型在美国市场的渗透率仅为8%。有数据显示，Cybertruck的订单量已经超过150万辆。所以，一些分析师认为，Cybertruck可能进一步提升特斯拉在美国市场的总体份额。 不过，目前对于Cybertruck的不确定性在产能上。马斯克曾在股东大会上说这台车的年产量在25万至50万台之间。 与比亚迪在车型上的广撒网不同，特斯拉在销量上，长期依赖Model 3和Model Y两款车型，且这两款车型长期未进行更新。有消息称，特斯拉的改款Model 3将在2023年三季度推出，Model Y的改款也在同步推进，预计将于明年推出。 除了Cybertruck和改款车型之外，特斯拉传闻中的Model 2更让行业焦灼。在计划中，这台车会是特斯拉有史以来价位最低的一台。久谦咨询硬科技负责人王逸洲对“定焦”分析，这台车会改变当前的市场格局。 他表示，Model 2或model Q历史上已经推迟了好几年。从今天的新能源车供给来看，市场上非常缺少15万元以下的车型。从马斯克个人技术普惠的理念来看，他肯定会去做这个价位段。只是过去两三年，由于供应链和原材料成本的高涨，中低价位段受到了影响。低价版特斯拉上市后，第一个可能受到冲击的就是15万到20万的价位段。新势力在这个价位段的车不多，而比亚迪销量的很大一部分在这个区间，所以比亚迪受到的冲击应该会比较明显。 综合来看，卷王特斯拉正在全方位卷汽车行业。

储能的火热从海外又传回了国内。而国内储能结构也出现了一些新变化。 7月17日，最新国内储能装机数据出炉，1-6月累计装机8GW/18.2GWh，已超2022全年新增装机规模，再次印证储能的高景气。然而今年储能最亮眼的细分却不是大储，而是工商业储能。工商业储能赛道为何比大储还火？ 01为何工商业储能今年特别火？ 年初，市场很多声音认为本年是大储的爆发之年，认为今年大储是储能最值得看的环节。正在大家纠结大储的盈利模式的时候，工商业储能却悄悄爆发，产业飞速进展，紧抓投资人的眼球。储能可分为电源侧、电网侧和用户侧三类，其中用户侧包括户储和工商业储能，相比户储，工商业似乎提及的较少。其实工商业储能并不是新鲜事，只是应用场景的不同，工商业的主流应用场景是工厂、商场等领域。今年为何工商业储能悄悄火了一把？ 1、政策驱动是核心。今年工商业储能政策利好十分明显，上半年国家级和省级政策密集出台，尤其是放电、容量、投资等各方面的补贴政策，鼓励工商业用户建设储能电站。仅6月当月，就有广东、浙江等地，纷纷推出补贴明细。政策强驱动下，工商业储能想不快速发展都难。 2、峰谷价差持续拉大，利好收益。相比于去年，今年各地的峰谷价差持续拉大。根据CNESA数据，2023年6月，我国19省的最大峰谷价差超0.6元/Kwh，广东是峰谷价差最大的地区，达到1.347元/Kwh，所以广东也是工商业储能经济性最明显的地区。之所以说峰谷价差重要，是因为国内目前工商业储能处于早期阶段，目前主要的盈利模式是以峰谷价差套利为主，所以峰谷价差越大，投资收益越大，投资回本周期越短。 3、上游碳酸锂原材料的降价，降低工商业储能成本。目前国内储能用的电芯是磷酸铁锂电池，其中电池级碳酸锂2022年11月价格约60万元/吨，但随后价格一直下跌，目前电池级碳酸锂价格已跌破30万元/吨。储能的原材料占比较高的成本，所以原材料价格下降对储能行业都是利好。因此，今年工商业储率先于大储爆发的理由也非常明晰。工商业储能相对于大储商业模式各方面更简单，目前主要是赚峰谷套利的钱，随着分时电价政策刺激的推进，峰谷价差拉大，迅速盈利。大储主要指的是源网侧的储能电站，大储要参与电网调度，所以对系统控制要求比工商业高，且大储对PCS（储能变流器）和EMS（能量管理系统）的要求都会高于工商业。应用场景上，工商业储能更灵活，所以多重因素下带动了今年工商业储能率先爆发。 02工商业储能尚在早期 至于说工商业储能会不会昙花一现，不会，因为目前工商业储能也是处于刚起步阶段，离上限空间还很遥远。况且，目前储能装机持续在超预期。根据7月17日，中关村储能产业联盟发布数据，6月国内新型储能新增装机3.5GW/7.2GWh，1-6月累计装机8GW/18.2GWh，已超去年全年新增装机规模。细分行业方面，见智研究认为，工商业储能爆发行情后，自然会带动相关电芯、储能PCS、以及EPC及运营商等环节的机会。这里包括一些老牌企业，如阳光电源、固德威、锦浪科技、盛弘股份、科华数据等等。近期部分代表企业公布的半年报预增数据，也反映储能赛道火热的事实：盛弘股份一季度储能收入同比增长446.97%，在国内主要聚焦大储，国内工商业储能约占据10-20%的份额；海外储能主要是工商业，二季度海外储能出货中70-80%是工商业。今年国内工商业同比增速预计至少翻2-3倍。 科士达也公布了2023年上半年业绩预增公告，其中分业务看，储能业务上半年营收约14.3亿，同比增长600%；单二季度，储能营收7.3亿，同比增长500%，工商业储能目前占比不高，主要产品包括变流器、储能柜、能量管理模块等。 储能也吸引了大批新进入者：如开勒股份，以HVLS风扇起家，2022年6月进军工商业储能领域，主要做用户侧储能项目开发、建设与投资。如跨界充电桩的绿能慧充也表示，公司有望凭借充电桩的客户优势快速打开工商业储能市场。 总体看来，工商业储能成为今年储能最热的赛道自有道理，但因为其较大储环节更市场化、格局更分散，且处于起步期，有显著的赛道红利，未来还会吸引更多玩家入局。所以比起担心这个行业不热，上市企业更需要关心的是如何在行业爆发前期占据更大的份额。

7月19日，由宁德时代新能源科技股份有限公司、中国商用飞机有限责任公司、上海交大企业发展集团有限公司共同持股的商飞时代（上海）航空有限公司正式成立，公司经营范围含民用航空器零部件设计和生产、民用航空器（发动机、螺旋桨）生产、电池销售等。 中国商飞是中国实施国家大型飞机重大专项中大型客机项目的主体，也是统筹干线飞机和支线飞机发展、实现中国民用飞机产业化的主要载体，目前已完成ARJ21新支线喷气客机和C919大型客机生产交付。此次宁德时代与中国商飞成立合资公司，意味着宁德时代也将切入到飞机制造领域。目前宁德时代与飞机最直接的关系就是电池。在今年4月份的上海车展上，宁德时代发布了自己旗下最前沿的电池技术——凝聚态电池，该电池技术首发应用领域跳出了汽车圈子，将应用于航空领域，并且宁德时代还称已经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，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。 在发布会上，宁德时代介绍到，该电池采用了高动力仿生凝聚态电解质，构建微米级别自适应网状结构，调节链间相互作用力，在增强微观结构稳定性的同时，提高电池动力学性能，提升锂离子运输效率。更重要的是，凝聚态电池还聚合了包括超高比能正极、新型负极、隔离膜、工艺等一系列创新技术，使之既具有优秀的充放电性能，又具备高安全性能。根据这次发布的数据，宁德时代凝聚态电池的能量密度提升到了 500Wh/kg，这不仅意味着与当下在电动汽车动力电池领域最高不到 300Wh/kg 的数据提升了将近两倍，更意味着它满足了支线客机的能量密度要求，对于 100 座以内、600-1200km 航程的航空用途来说，电动化成为可能。 倘若宁德时代凝聚态电池正能在对安全要求更高的飞机上成功应用，那么应用于电动汽车也是不在话下了，这也将为宁德时代电池开拓出新的应用领域。正如宁德时代在一份声明中所述，“这项尖端技术的推出打破了长期以来限制电池行业发展的限制，并将开辟一个以高安全性和轻量化为中心的电气化新场景。”而今与中国商飞合资的航空公司已经成立，宁德时代凝聚态电池“上天”越来越近了。

7月13日，天齐锂业发布公告称，将以自有资金1.5亿美元（人民币约10.73亿元）参与SM的 A 轮股权融资，SM为智马达汽车有限公司控股股东，而智马达就是吉利与奔驰合资的新能源品牌——smart。 这意味着，市值超千亿的锂矿巨头天齐锂业正式将触角伸到了下游整车制造领域，根据天齐锂业此次发布的公告，投资SM或许只是开始，未来还将继续投资其他车企。 从投资电池到投资整车 在新能源汽车上下游产业链中，最核心的一条就是锂矿-电池材料-动力电池-整车制造。天齐锂业是全球领先的以锂为核心的新能源材料供应商，拥有优质锂矿山和盐湖卤水矿资源。 随着新能源汽车产销规模的快速增长，对上游电池及电池材料的需求也在猛长，天齐锂业作为上游核心材料供应商，近几年营收与利润一路水涨船高，2022年净利润同比增超10倍。为了巩固自身优势，天齐锂业此前就将业务触角伸到了电池领域。 2022年天齐锂业就作为基石投资者出资不超过1亿美元参与中创新航港股IPO。在固态电池方面，天齐锂业通过成都天齐持有北京卫蓝新能源科技有限公司约3.26%的股权，通过天齐锂业香港持有SES约7.97%的股权，以保持跟踪行业前沿技术趋势和商业化进程。 此次入股SM则是天齐锂业首次介入整车制造领域。 在投资入股SM的公告中，天齐锂业还提到，公司拟通过全资子公司天齐锂业香港投资新能源产业链下游车企，为公司展开业务拓展新的触角和反馈。本次拟投资标的 SM 的现有主要股东为吉利控股集团及梅赛德斯-奔驰。通过吉利控股集团和梅赛德斯-奔驰的影响力，有利于 SM 触及中国和欧洲两大新能源汽车市场。 从上述公告内容可以看出，未来天齐锂业还有继续投资其他整车企业的可能。 加深与下游企业的绑定 虽然前几年业绩出现大爆发，但主营电池原材料的天齐锂业不是没有隐忧。 首先是电池级碳酸锂这样的核心材料价格已经出现下行趋势，这就会对天齐锂业的销售收入产生直接影响。 此外，宁德时代、比亚迪这样的电池巨头一方面通过自己布局上游材料的方式控成本，一方面又与部分上游企业签订长单来锁定价格。并且电池领域的竞争也在加剧，势必也要通过控制成本来抢占市场。 对于天齐锂业而言，下游的刚需是肯定长期存在的，但要想继续实现大幅增长已十分困难。从今年电池材料企业一季度报就能明显看出，部分企业的归母净利润已经出现下滑。 在这样的背景下，将业务触角向产业链下游延伸似乎已成为行业共识。 宁德时代从2021年开始就通过投资入股的方式进入到了哪吒汽车、极氪、阿维塔，赣锋锂业、欣旺达也在去年成为了东风集团旗下岚图汽车的股东。 天齐锂业投资下游车企也是同样的道理，加深产业链上下游的绑定程度，共享行业成长红利。 天齐锂业称，本次投资将加深公司与下游产业链的合作，为公司展开业务拓展新的触角和反馈，有利于公司在践行垂直一体化发展战略的同时探索产业链循环发展的机会。新能源汽车作为锂电产业链的最末端，也是最接近需求端的窗口，从公司长远发展的战略方向而言，本次投资预计将为公司未来的业务发展带来积极影响。

近年来，我国风电、光伏装机规模快速增长，发电量占比稳步提升。截至2023年4月底，我国风电、光伏发电总装机达到8.2亿千瓦，占全国发电装机的30.9%，风光发电量占比接近15%。由于新能源存在波动性、随机性和间歇性，同时取暖制冷负荷占比不断提高，尖峰用电需求快速增长，负荷峰谷差不断加大，我国电力保供形势十分严峻，亟需针对高比例新能源发展，统筹优化电价政策，充分发挥价格信号引导作用，保障电力系统安全稳定运行。 高比例新能源发展对电力系统安全保供的影响 新能源发电和负荷侧用电在时间上难以有效匹配，存在系统平衡风险。一是日内供需匹配度较低。新能源发电具有波动性、随机性和间歇性。光伏发电一般集中在上午10点至下午3点，风力发电集中在夜间12点以后；而用电负荷主要集中在上午（8点-10点）和傍晚（18点-22点），傍晚的晚高峰是目前供需矛盾最为突出的时段。随着光伏的大规模发展，白天呈现供大于求，系统净负荷曲线形成低谷或者深谷，新能源面临消纳困难的局面，而到太阳下山，负荷快速爬升，系统又面临供不应求的局面。此外，一些新型负荷如电动汽车充电等，存在用电集中性和随机性，在缺乏有效的引导下，将对系统安全造成影响。二是季节性供需匹配度较低。系统用电高峰期通常是满足夏季降温负荷和冬季取暖负荷的需要，但夏季新能源又常面临极热无风和冬季光照不足等问题，难以和负荷侧需求相匹配。 新能源发电与负荷侧用电在空间上具有较大差异性，源网荷协同存在一定风险。我国可再生能源资源与负荷逆向分布，需要依靠远距离输送，才能在空间上进行有效匹配，而目前这种匹配存在三方面问题和风险：一是新能源配套电源建设滞后，导致输电效率难达预期；二是跨省区输电价格机制单一，导致沙戈荒等大型风光基地能源外送落地价格不经济，交易难以达成；三是跨省区交易长协履约不足，全网迎峰度夏期间有效发电能力不足，电力供需紧张已经向送端省份延伸，导致受端省用电难以和送端外送电有效匹配。 新能源发电低边际成本与高系统性成本的技术经济特性与现行政策机制尚未匹配，易引发潜在保供风险。风光资源具有零边际成本的特性，随着新能源未来逐步成为发电主力，其波动性、随机性和间歇性要求大量常规电源为整个系统提供短期平衡和长期容量充裕的服务，进而造成系统性成本升高，而目前我国电力市场化改革尚处于起步期，辅助服务机制不完善，补偿费用偏低、品类不健全、传导机制有待优化，容量补偿机制普遍缺失，在整个政策机制设计中尚未有效解决高比例新能源发展下电力系统短期保供平衡和中长期容量充裕问题。 价格政策和市场机制方面有关建议 在用户侧加快完善分时电价政策，有效发挥价格信号引导作用。一是全面扩大分时电价执行范围，推动包含居民用户在内的全部用户类别执行分时电价，引导用户及时感知并响应供需变化。二是优化完善居民阶梯分时电价执行方式，推动阶梯电价全面按“月”执行，并在居民阶梯电价基础上，执行居民季节性分时电价，最大限度反映迎峰度夏、度冬节电需要，保障电力安全供应。三是结合各地净负荷曲线变化，区分季节，优化峰谷电价时段划分，提升分时电价执行的灵活性，更好引导用户削峰填谷。四是全面推行尖峰、深谷电价政策，对冬夏“两峰”设置尖峰电价，提高尖峰电价执行日期和时段划分调整频次，对重大节假日设置深谷电价。五是进一步拉大高耗能企业峰谷价差，结合生产能效要求确定高耗能企业清单，将高耗能企业峰谷电价在现有基础上结合各地峰谷差调节需要进一步拉大，严格落实中长期交易电价上浮不受20%限制。六是畅通分时价格信号向终端传递路径，在现货运行的地区，售电公司应制定体现分时信号的零售套餐；售电公司尚不具备制定零售套餐能力的，各地应采用明确峰谷时段、规定价差下限、订立标准套餐等方式促进分时信号传递。七是建立居民充电桩充电分时价格机制。结合充电便利性、系统 调节需求等制定居民充电桩峰谷时段，科学设置居民充电峰谷价差，合理引导居民充电行为。 完善市场交易机制和输电价格机制，提升电力在更大空间范围的互济水平。 一是建立跨省区送电长效机制，出台合理的跨省区输电两部制电价机制，促进跨省区交易。近期电量电价按送受端价差空间制定，容量电价回收剩余部分成本，促进省间交易。中远期逐步过渡到容量电价回收固定成本，电量电价回收线损成本，并对同一大型风光基地不同外送通道价格实行打捆定价。二是强化中长期合同责任，提升中长期合同履约率。三是建立健全跨省区辅助服务机制，丰富辅助服务品种。四是建立跨省区应急交易机制。 加快完善市场化机制，充分发挥市场机制的引导作用。加快完善需求响应市场机制。一是进一步增强需求响应激励水平。开展用户需求响应特性和成本特性分析，实施分行业分用户类别需求响应意愿调查，分析阻碍用户参与需求响应的因素，进一步制定有效的响应激励机制。二是推动激励型需求响应机制与电力现货市场、带曲线中长期交易耦合。逐步推动允许需求侧资源常态化报价、调用；按季节等因素区分平常期与保供期，区分补偿标准或竞价上限，避免形成过大资金压力。三是细化激励型需求响应产品分类。在响应时间、提前通知、控制时长等方面，结合时间尺度、季节因素等进一步细化。四是建立需求响应合理基线标准和惩罚规则。基于基线标准，对响应质量进行评价，对未履行响应责任的参与用户进行惩罚，降低违约风险。五是进一步巩固和拓宽响应资金来源渠道。各地结合实际，探索通过系统运行费等渠道拓宽现行需求响应资金渠道，并逐步向市场化方向融合。优化省间和省内市场限价机制和配套机制。一是区分民生和非民生设置限价规则。民生保供体现我国社会主义制度优势，非民生直接关联的工商业用电应充分发挥市场作用。现阶段，省间购电宜不高于2倍省内现货价格设置（即不超过3元/千瓦时）， 在保障外送省供电需求的同时，避免过大推高受端省用电成本。二是结合实际情况调高电力中长期合同基准价或扩大价格浮动范围，适当调高省内电力现货市场价格上限，增加顶峰机组收入。三是远期逐步降低市场力，促进电力市场有效竞争，降低稳价压力。对目前以“一省一企”的煤电运营模式为主的省份，重新整合为“一省多企”的运营模式，在省内形成煤电竞争的格局。建立容量充裕度保障机制。按照先容量补偿、后容量市场的路径设计和建设容量机制。初期可针对存量机组建立容量补偿机制，根据发电成本、用电需求、系统可靠性要求等确定容量电价。未来，逐步建立容量市场机制，以长期市场均衡引导容量投资布局。完善辅助服务市场机制，提升系统灵活性。一是进一步完善电力辅助服务市场体系，研究设计各类满足调频、备用、无功等系统调控场景需求的交易品种，建立用户与发电共同承担的成本分摊机制。二是完善火电在短期应急保供中的配套市场机制，允许火电在供需紧张时超过铭牌容量上报出力上限，并免于考核。探索在保障安全的情况下，允许部分煤电机组在供需紧张时提供超铭牌发电能力，相关电量在“两个细则”中免于考核。 加强煤炭产能规划和价格管理，保障煤炭安全可靠供应。一是积极核增煤炭产能，加强煤电规划引导，稳定煤电投资经营预期。二是强化煤炭中长期合同履约监管。三是探索对煤炭企业征收超额收益金，煤炭企业超额利润由政府进行“二次分配”，降低煤炭企业报高价的冲动。四是完善煤炭中长期合约履约监督机制，将煤炭合同履约纳入“信用中国”等征信平台，保障煤炭中长期合同履约。

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。