近日，阳光电源发布2024年上半年报告。 营收方面，阳光电源展现了极具韧性的持续增长力。2024上半年，阳光电源实现营业收入310.20亿元，同比增加8.38%；实现毛利率32.42%，同比增长5.42%；归母净利润49.59亿元，同比增加13.89%。 从季度发展趋势看，2024年二季度阳光电源营业收入实现了更强力增长，第二季度营业收入为184.06亿元，同比上一年同期增长了14.74%，增速较第一季度提升14.48%。 从阳光电源主营业务结构来看，其最核心的三大主营业务分别是光伏逆变器等电力电子转换器、储能系统和新能源投资开发，2024年上半年三大主营收入分别为130.93亿元、78.16亿元和89.55亿元，分别同比增长了12.63%、-8.30%和18.45%；三大主营业务毛利率分别为37.62%、40.08%和16.88%；储能是其毛利率最高且唯一略有下滑的主营业务。 近两年，国内储能产业高速发展，储能产业正面临“冰火两重天”，一方面产业规模快速增大，另一方面持续的价格战正在加速产业洗牌与博弈进程。 据CNESA最新数据，2024年上半年，国内新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运）超1000个，较去年同期增长67%。 储能招标规模持续高增长，中标价格持续下降。2024上半年，电池系统、储能系统和EPC的招标量均超去年同期水平，同比增长分别为86%、29%、124%。储能系统上半年均价约在676.06元/kWh，同比下降49%；EPC中标均价在1369.08元/kWh，同比下降27%。 据业绩报告，阳光电源表示，较高的毛利率主要系公司品牌溢价、产品创新、规模效应及项目管理能力提高的影响所致。 在储能系统研发创新与应用方面，2024上半年，阳光电源首发10MWh “交直流一体” 全液冷储能系统PowerTitan2.0及工商业液冷储能系统PowerStack200CS在全球范围内广泛应用。 PowerTitan2.0液冷储能系统，已在泰州海陵200MW/400MWh独立储能电站、昆山龙腾特钢用户侧储能电站、山东台阳电网侧储能电站等落地。 工商业储能产品PowerStack也已在冶金铝业、纺织业、大交通等领域广泛落地。报告期内，阳光电源在建工商业储能项目包括江苏常州东方特钢一期30MW/60MWh用户侧储能项目、江苏徐州华丰铝业5MW/10MWh用户侧储能项目、安徽芜湖之优轴承1.6MW/3.2MWh用户侧储能项目等。 2024上半年，阳光电源签约多个大型储能项目。与沙特Algihaz签约了7.8GWh中东最大储能项目，该项目的三个站点分别位于沙特Najran、Madaya和Khamis Mushait地区，2024年开始交付，2025年全容量并网运行；与Atlas签约了880MWh拉美最大独立储能电站；与Engie签约800MWh欧洲最大储能电站之一；与SSE签约320MW/640MWh英国最大电池储能项目并接入英国最高电压等级电网；助力中海油打造全球首个海上构网型储能电站等。 阳光电源在成立伊始就树立全球化的发展战略。截至2024年6月末，阳光电源海外的印度生产基地和泰国工厂产能已达25GW；已在海外建设了超20家分支机构，全球五大服务区域，超490家服务网点和数百家重要的渠道合作伙伴，产品已批量销往全球170多个国家和地区；海外员工1518人，同比增长23.01%。 阳光电源还表示，未来将持续深耕全球市场，有序推进逆变器储能、充电、电站、水面光伏业务全球化布局，重点提升全球营销、服务、融资等关键能力建设，强化全球化支撑能力体系，提升全球影响力。

工商业是我国最大电力市场，表现为电价高、波动强等特点，在我国电力市场化改革与分布式能源转型大趋势之下，工商业储能将是不可或缺的表后中坚力量。 2024年，国内工商业储能持续高速发展。据CNESA数据，上半年新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%，其中用户侧储能新增投运规模超1GW，装机规模同比增长超过650%。业内人士预计2024下半年或2025年上半年，工商业储能市场将迎来爆发级增长。 持续增长的工商业储能市场，哪些增量应用场景更值得关注？ 六大增量应用场景 储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本为工商业储能。 工商业储能系统应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有： 1.中型工商业场所，单独配置或光储(充)一体化配置，尤其是光储充一体化，光伏自发自用，储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急； 2.零碳园区/园区微网，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用； 3.高载能企业，钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大； 4.台区储能，属于电网侧，应用的产品一般是工商业储能一体柜系统，主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大； 5.高速公路充电站/服务区，光储充一体化重点应用场景之一，2024年以来各省交通集团将其作为“交能融合”重点应用场景，以推动实施交通运输基础设施绿色化改造，也将为光储充带来巨大需求。 6.新型应用场景，数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等高耗能场景绿色低碳发展趋势，储能将在其中发挥灵活性调节作用，也将催生一定的储能量级需求。 中型工商业场所工厂、商场等中型工商业场所，目前最常见且落地项目最多的应用场景。 该场景存在一定用电负荷，用电习惯明显，涉及行业众多，项目需求基本小于5MWh，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源。 此类应用场景又主要分为单独配置、光储(充)一体化。 单独配置是目前最基础应用场景。 光储（充）一体化电站，工商业储能400V应用的主要场景之一，涉及行业众多，在单独配置的应用场景上拓展了储能的经济空间，提高了配备光伏用户的发、用电灵活性，在拓展工商业储能的盈利方式的同时也降低了光伏并网对电网的冲击。但光储(充)一体化电站，尤其是超充站，对储能系统的性能与安全提出了更高的要求。 从长远来看，借助现有工商业光伏项目上量，光储(充)一体化将是未来工商业储能综合能源解决方案重点应用场景。 零碳园区随着“双碳”行动持续深入推进，园区，作为产业和企业的规模化聚集地，已然成为推动“双碳”战略实施的重要环节。零碳园区，是指在园区的规划、建设与运营的全生命周期内，多方主体协同产业生态链，依托绿色供电、零碳、数智运营等手段，实现区域内温室气体排放与清除的动态平衡。 在能源供应侧，考虑到各地在可再生资源能源种类及数量有着不均衡的现实情况，零碳园区也需因地制宜的发展光伏、风电、水电、生物质等可再生能源，配合储能、分布式供能等手段实现调峰填谷、源网荷储深度协同，整合形成园区微电网，持续增加可再生能源供能占比，使园区能源结构清洁化，从源头减少碳排放量。 园区对可靠、绿色供电有巨大需求，零碳园区单一项目大，项目基本为35kV及以上并网，工商业储能在零碳园区的应用，需要从单一产品，上升到“系统化”理念，融入数智技术，以“AI+源网荷储一体化”的模式驱动园区进入“低碳新时代”，这对储能的精准调节能力提出了更高的要求，系统的耦合性更强。 高载能企业钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大，这类场景对多元新型储能技术或混合储能技术的应用有更大潜力。 除了锂电技术路线，也有更多大型工商储项目采用如铅碳电池、液流电池、二氧化碳储能等多元技术路线。如位于浙江常山的国家电投浙江哲丰新材料有限公司42MW/284.884MWh项目，采用了铅碳电池技术。 针对建材、电解铝、钢铁等高排碳、高耗能且有大量工业余热的工厂及园区场景特点，既要满足用能需求，又需考虑余热利用、降碳等需求。 安徽芜湖海螺水泥工厂应用了一套10MW/80MWh二氧化碳储能系统，既满足水泥厂削峰填谷、需量管理等用能需求；二氧化碳储能系统深度耦合海螺水泥的CCUS捕捉产线，将水泥产线上捕捉的二氧化碳用于储能系统，实现二氧化碳的暂态封存，既降低了储能系统成本，又减少了碳封存成本，实现了二氧化碳捕捉与循环利用；同时，结合水泥生产工艺特点，利用水泥窑废热提高储能效率，系统在放电过程中，利用50℃以上的低品位余热进一步提升储能系统效率。 台区储能在电力系统中，“台区”就是变电站下游的一个配电网络范围，或是一个变压器所服务的区域。这个区域可以是一个居民区、工业园区或是商业区，其范围和大小取决于变压器的容量和设计用电需求。 台区储能，是指安装在配电台区低压侧的储能系统，主要用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。 这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性和响应速度。台区储能将在削峰填谷、顶峰保供、安全稳定、调频调压等方面助力电网平稳运行。 今年2月，国家发改委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年我国将具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力，这意味着，我国分布式光伏至少还有一年半的红利期，若配置储能，则规模巨大。《“十四五”新型储能发展实施方案》、《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》等国家级政策文件，均有提及在电网关键节点、电网末端配置储能，以增强电网调节能力和稳定性。安徽、湖北、山东、河北、湖南等多地也已陆续下达政策文件，鼓励建设台区储能。 政策推动下，台区储能风口将逐渐打开。 台区储能属于电网侧，应用产品一般是工商业储能一体柜系统。比如今年4月投运的陕西西安台区分布式储能项目，在西安市七个区县的130个村中共部署149套台区分布式储能设备，含17台50kW/110kWh储能一体柜 ，132台100kW/213kWh储能一体柜，单个台区配储大约在50kW-100kW之间。 从功能来看，台区储能主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大。此外，当台区储能达到一定规模，未来有望实现“云储聚合”，也就是将大量分布式储能通过云平台控制，参与电网调度和电力市场交易，模式类似虚拟电厂。 但目前台区储能并网政策及标准仍有待完善，台区储能并网仍存在较大困难，加之缺乏监管规定，企业在办理流程手续过程中会面临来自地方政府、电网的阻力。

目前国内存在将欧盟碳边境调节机制（CBAM，俗称“碳关税”）和“绿色贸易措施”这两个概念混同、以偏概全的问题。这会导致政府和民间过度夸大CBAM的影响，忽视其他对出口冲击更大的绿色贸易措施，例如欧盟的《电池法规》和产品生态设计规则（ESPR）。 欧盟在过去五年编织了一个复杂的、无所不包的“绿色规则网”。在这个规则网中，有两大块政策措施直接影响国际贸易和全球供应链：一是旨在减少欧盟温室气体排放的气候措施，也就是“Fit for 55”政策包；二是旨在推动欧盟经济向绿色和可持续转型的“循环经济行动计划”。 CBAM是欧盟的气候措施——“Fit for 55”政策包的一部分，是欧盟碳市场的衍生政策。这一本质决定了在CBAM的政策出发点中，实现温室气体减排优先于获得产业竞争优势。相比之下，“循环经济行动计划”的主要政策出发点就是提高欧盟经济的绿色竞争力，所以其子规则（如《电池法规》和产品生态设计法规）对中国出口的影响更为直接和迫切。 CBAM并非完全有利于欧盟产业 CBAM是否一定会有保护欧盟产业、提高欧盟经济整体竞争力的实际效果？这个问题没有直截了当的答案。CBAM的作用是给进口产品增加一个额外成本。从2026年起，非欧盟产品进入欧盟市场，要和欧盟产品一样按照欧盟的碳价水平背负“碳成本包袱”。这个包袱以前进口产品是不背的。从这个角度看，CBAM会提升欧盟产品在本土市场的竞争力。但是这个竞争力的提升并非没有代价，代价就是放弃碳市场免费配额。 在CBAM落地前，欧盟的钢、铝等有“碳泄露风险”的高排放行业一直可以拿到大量的碳市场免费配额，也就是不要钱的碳排放指标。2026-2034年期间，欧盟钢、铝、水泥、化肥、氢等五个行业获得的免费配额将逐渐取消。以欧盟钢厂为例，免费配额可大致覆盖它四分之三的碳排放，剩下的四分之一才需要付费（购买配额）。但CBAM会改变这种情况。从2026年开始，CBAM在对进口钢铁征收碳费的同时，也逐渐减少给欧盟钢厂的免费配额，到2034年就彻底不给了。 所以从欧盟钢厂的角度看，CBAM看得见摸得着的效果就是碳排放成本增加——原来碳排放有免费配额“罩着”，现在要去买配额了。这就是为什么欧盟的钢、铝、水泥、化肥等行业组织对CBAM的表态很耐人寻味：免费配额的停发宜缓不宜急，CBAM是从来没试过的新东西，效果到底咋样还不好说。笔者认为，欧盟企业的小算盘算得很清楚——比起对进口产品征收CBAM，真金白银的碳排放补贴（免费配额）来得更实在。 还有再深一层，CBAM给非欧盟产品进入欧盟市场施加了额外成本，是增加了欧盟产品在本土市场的竞争力，但是欧盟产品的出口竞争力会因CBAM而下降。因为免费配额的取消会进一步增加欧盟产品的碳排放成本，而在欧盟以外的市场上，非欧盟产品可以甩开CBAM带来的碳成本包袱与欧盟产品竞争。这就是为什么欧盟产业一直呼吁CBAM的制度设计必须考虑欧盟产品的出口问题。目前的CBAM规则搁置了这个问题，留待2028年再评估。 再看CBAM对欧盟经济整体竞争力的影响。假设CBAM能起到保护欧盟产业的效果，那么受保护的产业体量也是有限的（欧盟共有25家钢厂，铝产能呈萎缩趋势并严重受制于能源价格）。而另一方面，钢铝是汽车等诸多下游产业的“工业粮食”。CBAM落地后，进口钢铝将和欧盟本土生产的钢铝负担相同的碳排放成本，这意味着欧盟的所有下游工业部门将无法获得低碳排放成本的钢铝原料。总体来看，即使假设CBAM会在一定程度上保护欧盟的钢铝等少数几个高排放行业，也会削弱，而非增强欧盟制造业的整体竞争力。 CBAM一定会削弱中国产品的出口竞争力吗？ 另一个误区是认为CBAM必定会削弱中国产品的出口竞争力。 国内对CBAM的影响分析几乎无一例外地只盯着中国产品的出口成本增加。这种思维的局限性在于忽视了国际贸易中产品竞争力的横向比较。CBAM并非只增加中国产品的出口成本。如果CBAM开征之后，中国输欧钢铁产品的成本增加50欧元/吨，而印度和俄罗斯产品增加100欧元/吨，那么在其他条件不变的情况下，中国产品在欧盟市场上必然会取代一部分印、俄产品的市场份额。所以，CBAM对贸易的影响可以概括为：奖励绿色产能，重分欧盟市场份额。如前所述，CBAM的作用是一视同仁地给所有非欧盟产品都增加一个额外的成本——碳排放费用，所以按理来说CBAM的实施有利于欧盟本土产品扩大市场份额。但是由于产能和综合成本等多方面的掣肘，欧盟本土产品不可能把市场全部“吃掉”，仍然会有相当一部分市场要靠进口来填补。在这一部分市场，非欧盟厂商的座次会重排，有些会因为CBAM带来的额外负担而丢失份额，丢失的份额将转移给那些能够以较低成本提供低碳强度产品的厂商。 笔者认为部分中国的先进钢铁企业有潜力在CBAM实施后增加欧盟市场的占有率。阅读国外关于钢铁行业脱碳的各种报告会发现，虽然国外的近零碳钢铁“明星”项目出镜率很高，但最远也只走到示范（pilot）阶段。倒是中国河钢和宝武的氢基竖炉已率先投入商业化运营。这并不是说中国在钢铁脱碳方面已经遥遥领先了，只说明中国企业一旦认准脱碳目标，在落地方面未必落后。CBAM将在客观上奖励具有成本竞争力的低碳钢铁产品，笔者相信中国钢铁行业对此已经有一定认识。 在企业应对CBAM方面，在笔者所接触的有限范围内，并未有钢铁冶炼企业（区别于紧固件等下游钢铁加工企业）反映在数据填报方面遇到实质性困难。在实操层面一个值得关注的问题是，如何保证下游钢铝加工企业能够从上游钢铝冶炼企业获得钢铝原料的实际排放强度信息。这对下游企业满足CBAM填报要求至关重要。从2024年10月起，由于CBAM规则开始限制使用碳排放强度默认值，这个问题就变得无法回避了。建议有关部门考虑建立协调机制，既考虑下游加工企业必须知悉其钢铝原料的实际碳排放信息，也要考虑上游钢铝冶炼企业关于提供数据的合理顾虑。 国内企业需要与境外对话沟通的渠道 根据笔者的接触，国内企业在应对CBAM和《电池法案》等“绿色贸易措施”时普遍存在的困惑是，不知归哪个政府部门负责，不知应向哪个部门咨询和求助。笔者认为，“绿色贸易措施”归根结底还是贸易问题，是以气候和环境为理由而采取的贸易措施，它直接作用于出口和贸易，所以应属贸易主管部门的职责范围。CBAM和《电池法案》等规则的出现向全世界传递了一个明确无误的信息，气候和环境问题与贸易正在变得越来越密不可分。所以国内有关部门在制定气候和环境相关政策时也必须考虑对出口和贸易的影响。碳市场、碳足迹、绿电绿证等相关政策都会直接影响到中国的出口竞争力。 龙头的动力电池企业对电力碳足迹问题尤为关注。但是电力碳足迹不是某一个企业的问题，也不仅仅是电池行业的问题，它关系到所有中国产品的出口竞争力，关系到中国经济的整体竞争力。因为没有任何产品的生产能离开电，电力碳足迹因子的缺失会影响几乎所有中国产品的碳足迹计算。“电——碳”问题对出口和贸易的竞争力影响很大。 国内企业一方面不清楚向国内哪个政府部门求助，另一方面也缺乏有效的和国外规则制定者对话沟通的渠道。笔者接触的一些行业龙头企业希望和欧委会相关部门在技术层面进行沟通，但缺乏通畅的、名正言顺的渠道。建议有关部门考虑建立绿色贸易规则工作组，吸纳对欧盟等外部规则有真正深刻理解的专家和产业代表，建立与欧委会相关职能部门的对话渠道，目的在于解决实际遇到的技术性障碍，使对方的技术官员更多了解中国的实际情况，争取有利于中国产业的合理的规则调整。特别重要的是，这个沟通机制的中方参与者应对国外规则和政策逻辑有深入的理解，才能实现有效沟通。

9月2日，第三届EESA储能展在上海举行。远景正式发布全球最大容量储能系统，标准20尺单箱8MWh+，推动储能行业进入8MWh级时代。远景8MWh+储能系统采用了自研的700Ah+储能专用电芯。该储能电芯来自远景动力，是全新一代电芯产品，RTE达到96%，能量密度440+Wh/L，循环次数超15000次。高能量密度储能电芯结合集约化的系统设计，让远景储能8MWh+储能系统单位面积能量密度达到541kWh/㎡。 据悉，远景储能系统这次能在标准20尺单箱内实现容量突破性的达到8MWh+，60%要归功于自研大容量电芯的能量密度提升，30%来自系统集成，集装箱内空间设计进一步集约化，还有10%来自箱内功能单位的优化。远景储能在本次储能展还展示了其面向新型能源体系的系统级能力，包括系统级产品、系统级技术、系统级方案和系统级服务，在提供高安全、高性能、低LCOE系统级储能产品的同时，还可以提供AI+大模型驱动的交易和构网解决方案、“储能+X”综合解决方案和全生命周期的服务。据介绍，交易解决方案可以帮助储能在电力现货市场中实现AI最优交易；构网型储能则可以支持高比例新能源电力系统安全稳定运行；“储能+X”综合解决方案对应未来电力系统中源网荷储的趋势，为客户提供综合最优解决方案；全生命周期服务则可以为客户提供从设计、施工、并网、运维的一站式服务。截至目前，远景已在全球参与超过200个项目，交付超过15GWh，包括新加坡裕廊岛项目、英国Wormald Green项目等大型储能项目，在手订单超25GWh。

微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统（必要时含储能装置）。 微电网特征 1、小型发配用电系统 微电网包含了发电（分布式电源，以分布式新能源为主）、用电负荷、配电设施（小型配电网络）的电力系统。“麻雀虽小，五脏俱全”，大电网具备的电力元器件要素，微电网也同样具备，所以是一个电力系统。 2、监控和保护装置 微电网需要有监测、控制、保护等各类装置（含系统），以及相应的系统。即微电网是天生的“一二次融合”、“自动化与信息化融合”的系统。 所以对微电网EMS系统有客观上的需求。 3、必要时含储能装置 微电网并不一定要包含储能，但是在必要情况下，这个必要包括了安全性的必要、经济性的必要、绿色性的必要，可以实现“源网荷储一体化”。 微电网EMS的定义 根据《微电网工程设计标准》，定义如下： 一种计算机系统，包括提供基本支持服务的软硬件平台，以及保证微电网内发电、配电、用电设备安全经济运行的高级应用软件。 这个定义基本上延用了调度自动化专业对EMS的定义，主要目标是微电网系统的安全、经济运行。 未来可能还需要增加绿色低碳运行的需求。 微电网的功率和电压等级选择 根据国家能源局发布的《新能源微电网技术条件》，以新能源为主的微电网分为联网型和独立型两种，这里我们主要看联网型微电网的功率和电压等级规范： 当然，微电网内部的最大运行功率可以超过这个限制，上面的这个表格可以作为微电网的功率范围参考。也有一些标准和文件把微电网的最大运行功率设置为50MW，作为微电网的上限。 对微电网EMS来说，最大需要考虑110kV配电系统（如果是独立性离网系统，甚至要考虑220kV配电系统）的监控和管理需求，如110kV受电变电站的综合监控。 微电网系统的分类方式 微电网EMS系统与微电网系统，大致可以根据以下维度进行分类： 1、按电压（或容量） （1）35KV及以上的，数十MW～数百MW的微电网系统 （2）10kV的，数MW的微电网系统 （3）380V的，数百KW的微电网系统 （4）220V的，数十KW的微电网系统（也有人叫做纳电网） 不同的电压等级和容量，对微电网的智能化、自动化水平需求是不太一样的，方案形态也不同。 2、按运行场景分 比如军用微电网系统、建筑微电网系统、重工业（高耗能、高电压等级）微电网系统、轻工业（非高耗能、10kV及以下）微电网系统。 当然还有更细分场景的，比如离岛型微电网系统、牧区微电网系统、充电场站微电网系统、数据中心微电网系统等。 对微电网EMS系统来说，如何适应各种不同场景的细分需求，也是较大的挑战。 3、按照微电网的公共属性分 （1）公共微电网，具有公共服务属性，为不特定的用户对象服务的微电网，比如台区微电网、岛屿微电网、牧区微电网等； （2）用户微电网，具有私有属性，为特定的（类似专变）用户提供服务，比如建筑微电网、工业微电网等。 不同属性的微电网，对EMS的需求差异较大。 微电网EMS的基本功能 根据《微电网工程设计标准》，微电网EMS系统可以实现监控、调度、优化管理等多功能合一，并具备以下功能： 发电预测、分布式电源管理、负荷管理、发用电计划、电压无功管理、统计分析与评估、WEB 发布（人机交互界面）。 同时实现与调度机构以相应的传输规约实现信息交互，并满足安全防护要求。 微电网EMS的技术路线 从目前的政策文件来看，国内微电网EMS正处于一个新老交替的技术阶段。 老阶段 即参考《微电网工程设计标准》、《微电网接入电力系统技术规定》等，严格按照电力二次系统设计的规范，配置的继电保护、自动控制、计量管理、能量管理、监控系统、通信系统等。 微电网监控系统采用本地化的服务器、数据库、工作站、交换机，并设置本地中控室进行集控。 但是，按照传统调度自动化要求设计的微电网EMS，在现实中存在三方面的矛盾： 1、提高了设计和实施的难度 上述技术规范，适合于MW级及以上的，35kV及以上的大型微电网系统建设运行，但是对于数量较大的10kV、0.4kV的中小型微电网，无论是设计成本，建造成本，实施和调试的难度都较大。 2、运行难度较大 中小型微电网系统，尤其是“源网荷储一体化”的系统，大多存在： （1）投资方和运行方分离 （2）投资方只管投资不管运行 （3）运行方往往是企业业主（的电力或者能源运行部门），只管节约不管系统综合效率。 企业的能源管理部门绝大多数并不能按照调度自动化的要求，运行和管理EMS与微电网系统的能力。 如EMS中的发电计划管理，涉及到设备管理（比如检修、抢修的运行调度）、计量管理（发电计量、负荷计量）、发用电预测管理、微电网拓扑管理、微电网潮流仿真、继电保护等很多细分专业领域。 3、涉及多市场、多主体交易困难 传统的调度自动化系统，其设计目标是为电网调度部门内部使用，使用角色单一，使用目标清晰。 而这种自动化系统设计思路，沿用到微电网自动化和EMS系统中，就是“老革命遇到新问题”。 但是微电网系统，无论是公共微电网，还是用户微电网，其运行工况和经济性实现环境，都迥异于传统调度自动化。 比如如何与虚拟电厂的应用场景结合？如何参与售电交易？如何进行分布式能源的入市交易？如何实现多主体的交易？ 举个例子，在公共微电网的应用场景中，也涉及到多主体、多品种交易。 比如台区微电网，有可能一个公共配电台区，有售电公司、充电桩投资方、电力用户、分布式投资方（需要参与电力市场化交易，涉及到上网问题）、共享储能投资方。 所谓公共微电网EMS系统同样需要考虑多买多卖，与上级配电网、与用户微电网（群）、与台区内各个市场主体的多对多互动问题。 新阶段 无论是欧洲的配电网智能化路线，还是国网、南网的智能配电网、智能微电网数字化路线，都以上述的能源互联网综合应用场景为目标，逐步摒弃传统调度自动化设计路线，把配网（微网）调度自动化、EMS、虚拟电厂管理、负荷调度、分布式发电管理、多代理协同等需求进行融合。 从更深的角度来说，这是电网调度-电力市场架构设计，从传统电力系统的“自顶向下，逐层分解，自下而上，逐级兜底”的经济管理模式，以及与之配套的调度自动化和配网信息化建设运行模式 转换到“自下而上、分层分群、群内自治、群层协同”的新型电力系统 经济运行模式，配-微网的数字化、智能化路线，必然也跟着改变。 比如最近的国网、南网都在开展的“开源电力鸿蒙”计划，其本质就是用新一代的、源自移动互联网开源技术体系，去重构10kV及以下的数字化架构和产业生态的一种尝试。 如何在新的环境和趋势下，结合新的业务，形成既满足电力系统的保护、自动化、安全防护、调度接口需求，又适配未来的多目标、多产品、开放、开源、多代理的能源互联网场景，无论是新玩家还是老玩家，都面临机会和挑战。

8月23日，国家能源局发布2024年1-7月份全国电力工业统计数据显示，截至7月底，中国风光装机总量已达到12.06亿千瓦，提前六年多实现了2030年的风光装机12亿千瓦的目标。 2020年12月12日，国家主席习近平全球气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2021年《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》也明确要求，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。而2020年年底，风电光伏装机规模还仅有5.34亿千瓦，仅仅三年半的时间就完成了十年目标任务。 12亿搞完了，接下来的风电光伏消纳如何发展，实际上中国政府也早就有了规划。 2023年11月，中国国家主席习近平在美国旧金山斐洛里庄园同美国总统拜登举行中美元首会晤，共同发布了《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，也就是著名的《阳光之乡声明》，声明重申并致力于进一步有效和持续实施2021年4月中美应对气候危机联合声明和2021年11月中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言。 声明指出： 在21世纪20年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍，并计划从现在到2030年在2020年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。 其实这个声明的目标就是2030年全球可再生能源装机目标在2020年数据基础上增加2倍，这无疑给中国在内的可再生能源产业带来了新的希望。 ‌截至2020年底，中国可再生能源发电装机规模达到9.34亿千瓦。‌其中包含了水电、风电、光伏发电和生物质发电等多个方面的装机容量。根据《阳光之乡声明》目标，仅中国国内的可再生能源装机规划预测，到2030年，中国可再生能源装机规模至少达到28.02亿千瓦，在未来六年的时间，从本次国家能源局发布的数据看，剔除风光之外的可再生能源，还需要‌新增11.4亿千瓦，平均每年至少新增2亿千瓦风电和太阳能装机。 从风电太阳能当前的发展环境和政策看，未来风电在风电太阳能（除光伏和还有光热）的结构比例逐步提升，当前比例30%不到，未来两年比例将逐步增加到40%左右，这也就意味着未来六年每年至少不低于平均80GW的新增装机规模，从未来海上风电用海政策的逐步放开，深远海风电的快速发展，风电年增装机规模90-100GW在十五五必将成为事实。 从全球来看，根据国际可再生能源署（IRENA）发布的报告《可再生能源装机容量数据2021》，‌2020年全球可再生能源装机规模27.99亿千瓦，意味着2030年全球可再生能源装机规模将达到84亿千瓦，意味着2030年前还需要新增可再生能源56亿千瓦。 RENA在今年3月发布《2024可再生能源数据统计》报告显示，2023年全球可再生能源装机规模38.65亿千瓦，其中风电10.17亿千瓦占比26.3%，按《阳光之乡声明》预测，未来全球六年的风电新增装机规模将达到11.93亿千瓦，按照水电装机比例逐步降低的趋势，未来全7年（含2024）球风电装机规模至少将达到14亿千瓦，风电年均 装机规模将达到2亿千瓦，按照中国风电在全球市场年度占比50%的实际数据，中国未来每年年增最高达到100GW的风电装机规模是符合发展预测的。 2023年全球风电年度新增装机规模为1.18亿千瓦，未来7年年度增加约40GW的国际市场将是中国风电出海机会，你在准备好了吗？

8月23日，阳光电源（股票代码：300274）发布2024年上半年报告。 报告期内，阳光电源实现营业收入310.20亿元，同比增加8.38%；营业成本209.64亿元，同比增加0.34%；实现毛利率32.42%，同比增长5.42%；实现归属于上市阳光电源股东的净利润49.59亿元，同比增加13.89%。 储能系统营业收入78.16亿元，同比下降8.3%，毛利率40.08%，同比增长12.61%；光伏逆变器等电力电子转换设备营业收入130.93亿元，同比增长12.63%，毛利率37.62%，同比增长1.70%。 报告期内，阳光电源销售费用17.73亿元，同比增长41.26%；研发费用14.86亿元，同比增长41.65%，主要系本期加大研发项目投入，研发人员薪酬及领用原材料增加较多所致；财务费用1.88亿元，同比上升160.93%。 报告期内，阳光电源全球首发的10MWh“交直流一体”全液冷储能系统PowerTitan2.0及工商业液冷储能系统PowerStack200CS在全球范围内广泛应用。PowerTitan2.0液冷储能系统，秉持“三电融合智储一体”理念，采用314Ah大容量电芯，配置嵌入式PCS，实现交直流一体化（AC存储），标准20尺柜容量达5MWh；同时搭载干细胞电网技术，实现系统更高效、更安全、更友好，目前已在泰州海陵200MW/400MWh独立储能电站、昆山龙腾特钢用户侧储能电站、山东台阳电网侧储能电站等落地。 基于全球电网发展不均衡的现状，报告期内，阳光电源再次升级了“干细胞电网技术架构”，并凭借该技术助力英国电网频率在5分钟内恢复到正常范围，避免了大范围的停电事故。还实施了业内首个光储全场景构网实测，现场一次测试通过。此外，阳光电源储能变流器已通过中国质量认证中心颁发的全球首个构网技术认证。 报告期内，阳光电源成功完成全球首个储能大规模燃烧测试实证，并发布ArcDefender™储能直流拉弧技术和电芯预诊断系统iSolarBPS，全面、深度筑牢安全防线。 PowerStack200CS工商业储能系统还获得了TÜV莱茵颁发的国内首个仿真和实测相结合的NFPA68证书，验证了其领先的泄爆安全能力。 签约超10GWh储能项目 目前阳光电源储能系统广泛应用在欧洲、美洲、中东、亚太等成熟电力市场，不断强化风光储深度融合。所有参与的储能项目未出现一例安全事故，在调频调峰、辅助可再生能源并网、微电网、工商业及户用储能等领域积累了广泛的应用经验。 阳光电源与Algihaz签约了7.8GWh中东最大储能项目，与Atlas签约了880MWh拉美最大独立储能电站，与Engie签约800MWh欧洲最大储能电站之一，与SSE签约320MW/640MWh英国最大电池储能项目并接入英国最高电压等级电网，助力中海油打造全球首个海上构网型储能电站，为国内外众多项目提供整体解决方案。 报告还公示了在建储能工程情况。 江苏常州东方特钢一期30MW/60MWh用户侧储能项目 江苏徐州华丰铝业5MW/10MWh用户侧储能项目 安徽芜湖之优轴承1.6MW/3.2MWh用户侧储能项目 枞阳锦阳横埠镇161MWh电网侧储能项目 江苏常州东方特钢一期30MW/60MWh用户侧储能项目

8月21日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》。方案提出，坚持市场为主、统筹联动，坚持先立后破、稳步推进，坚持鼓励先进、淘汰落后，坚持标准引领、有序提升。到2027年，能源重点领域设备投资规模较2023年增长25%以上，重点推动实施煤电机组节能改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，输配电、风电、光伏、水电等领域实现设备更新和技术改造。其中还提出，按照《风电场改造升级和退役管理办法》的要求鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。鼓励单机容量大、技术先进的行业主流机型替代原有小容量风电机组。支持光伏电站构网型改造，通过电力电子技术、数字化技术、智慧化技术综合提升电站发电效率和系统支撑能力。推动老旧光伏电站光伏设备残余寿命评估技术研发，鼓励通过高效光伏组件、逆变器等关键发电设备更新，合理优化光伏电站开发建设布局和规模，提升光伏发电系统单位面积能量密度和光伏电站土地使用效率，提高光伏电站发电能力。加快车网互动、大功率充电等方向的技术标准制定与应用，加大低效、失效充电桩淘汰与更新改造力度，促进产业提质升级。建立健全充电基础设施、新型储能 、氢能、电力装备等领域标准体系，加强能源行业标准供给和升级，提高设备效率和可靠性。

6月我国新能源乘用车终端销量82.9万辆，依据该数据反推对应车型的电池装电量及单体供应商，电车汇独家制作了能够反映新能源乘用车终端市场电池装车量情况的详细数据。 6月份新能源乘用车电池装车总量为37935.2MWh（37.9GWh），第一梯队的宁德时代和比亚迪大幅领先其他电池企业，其中宁德时代电池装车总量18681.2MWh（18.7GWh），市场份额49%；比亚迪电池装车总量10476.3MWh（10.5GWh），市场份额28%。 中创新航在第二梯队领先，电池装车总量2396MWh（2.4GWh），市场份额6%；蜂巢能源与国轩高科紧随其后，这两家装车总量相近，市场份额均为3%，其中蜂巢能源电池装车总量1272.3MWh（1.3GWh），国轩高科电池装车总量1115.4MWh（1.1GWh）。装车量前五名宁德时代、比亚迪、中创新航、蜂巢能源、国轩高科在新能源乘用车领域合计的市场份额就有89.5%。其他电池企业6月份装车量都在1GW以内，瓜分剩余的市场。第一名宁德时代的核心客户包括特斯拉、吉利、赛力斯、理想、上汽、蔚来、一汽、长安、奇瑞、小米等23家企业集团。第二名比亚迪的电池除了自用之外，还外供给了一汽、小米等8家企业集团。第三名中创新航的核心客户包括广汽、小鹏、长安、吉利、零跑、东风、上汽、江淮、吉麦新能源10家企业集团。 第四名蜂巢能源的核心客户包括长城、吉利、零跑、东风、合众、理想、知豆、鑫源、上汽9家企业集团。第五名国轩高科的核心客户包括上汽、吉利、奇瑞、零跑、江淮等19家企业集团。

储能与电力市场获悉，7月26日，宁德时代新能源科技股份有限公司（股票代码：300750）发布2024年半年度报告。 2024年上半年，宁德时代实现营业收入1667.67亿元，同比下降11.88%。电芯和原材料价格在过去一年的大幅下降也使得宁德时代的整体营收出现了负增长，这一点在动力电池系统业务中表现的尤为明显。上半年动力电池系统实现营收1126.49亿元，同比下降19.20%。 2024年上半年，宁德时代储能系统实现营收288.25亿元，同比增长3.00%。储能业务营收占比为17.28%，为历年最高。自2017年起，储能业务营收占比一直呈现增长态势，储能已经成为宁德时代第二大业务。 尽管营收下降，但宁德时代的盈利能力仍然傲视整个行业。上半年，宁德时代平均毛利率26.53%，在经历了过去三年原材料价格大起大伏之后，毛利率再次重回25%以上。归属于上市公司股东的净利润达到228.65亿元，同比增长10.37%。 此外，宁德时代上半年电池产量211GWh，产能利用率仅有65.33%，为历年最低水平。 历年最高 储能营收占比17.28% 2024上半年，宁德时代储能业务收入占总营收的17.28%，为历年最高。储能已经成为宁德时代第二大业务。自2017年起，储能业务营收占比一直呈现增长态势，2017年储能营收占比仅为0.09%，2021年首次增长至10%以上，2021~2023年占比分别为10.45%、13.69%、14.94%。 储能系统毛利率28.87% 报告期内，宁德时代平均毛利率26.53%，比2023年全年的22.97%有所提升，在经历了过去三年原材料价格大起大伏之后，宁德时代毛利率再次重回25%以上。 动力电池系统毛利率26.9%，储能电池系统毛利率28.87%，较2023年同期提升了7.55个百分点。电池材料及回收业务毛利率8.21%，电池矿产资源毛利率7.81%%，均较2023年同期有所下降。 产能上看，2024上半年宁德时代电池系统产能总量323GWh，其中在建产能153GWh，产量211GWh，产能利用率65.33%，为历年最低水平。 报告显示，宁德时代是全球领先的动力电池和储能电池企业。 在动力电池领域，根据SNEResearch数据，宁德时代2017至2023年连续7年动力电池使用量排名全球第一，2024年1-5月，宁德时代动力电池使用量全球市占率为37.5%，较去年同期提升2.3个百分点，仍排名全球第一。 在储能领域，根据SNEResearch数据，宁德时代2021-2023年连续3年储能电池出货量排名全球第一；2024年1-6月，根据有关机构统计，宁德时代储能电池出货量继续保持全球第一的市场份额。 新品情况 乘用车领域，宁德时代在去年发布神行4C超充电池基础上新发布神行Plus电池，可实现系统能量密度超200Wh/kg，是全球首个兼备1,000km续航以及4C超充特性的磷酸铁锂电池；推出新一代麒麟高功率电池放电功率超1,300kW，可助力新能源车实现零百加速2秒以内。 商用车领域，宁德时代推出的天行L-超充版为全球首款4C超充轻型商用车动力电池，可实现4C超充和8年80万公里超长里程。 储能领域，宁德时代发布了全球首款5年零衰减、单体6.25MWh的天恒储能系统，较上一代产品单位面积能量密度提升30%，占地面积降低20%，可进一步提升储能项目收益率。 客户情况 动力电池方面，宁德时代与BMW、Daimler、Stellantis、VW、Ford、Hyundai、Honda、Volvo等海外车企深化全球合作；持续与上汽、吉利、蔚来、理想、宇通、小米、北汽等国内车企强化合作关系。与Volvo、北京现代、猛士科技、江汽集团、临工重机、中国龙工等达成战略合作，与法国达飞海运集团签署合作协议，加深在乘用车、商用车、船舶等领域业务合作。 储能电池方面，宁德时代与Fluence、Nextera、Wärtsilä、Flexgen、Hyosung等海外新能源行业领先客户深度开展多区域、多领域的业务合作；与国家能源集团、国家电力投资集团、中国华能、中国华电、中国广核集团、中国长江三峡集团、中国能源建设集团等国内客户在新能源领域达成合作。与中石化集团签订战略合作协议，双方将推动光储充微电网技术示范应用，与Quinbrook、NextEra等签署战略合作协议、全面深化合作，与Rolls-Royce达成战略合作，拟将天恒储能系统引入欧盟和英国市场。 主要产品 宁德时代是主要从事动力电池及储能电池的研发、生产及销售，在电池材料、电池系统、电池回收等产业链领域拥有核心技术优势及前瞻性研发布局： （1）动力电池系统 宁德时代动力电池产品包括电芯、模组/电箱及电池包，可提供凝聚态电池、三元高镍电池、三元高压中镍电池、M3P电池、磷酸铁锂电池以及钠离子电池等覆盖不同能量密度区间的多种化学体系产品系列。 乘用车应用领域，宁德时代产品可应用于BEV、REV、PHEV、HEV等不同细分市场，广泛应用于私家车、运营车等领域；商业应用领域，宁德时代产品可应用于道路客运、城市配送、重载运输、道路清洁等客车及商用车领域，叉车、装载机、挖掘机等工程机械领域，游船、拖轮、货船等电动船舶领域以及电动商用飞机领域。此外，宁德时代产品还可应用于无人机、吸尘器、电动工具、电动两轮车、泛机器人等领域。 （2）储能电池系统 宁德时代提供电芯、电池柜、储能集装箱以及交流侧系统等储能产品解决方案，提供的产品主要面向发电侧、输配电侧及用户侧领域。 电芯产品方面，宁德时代开发了多款发电侧、输配电侧储能专用电芯以及适用于用户侧的系列电芯。 系统集成方面，在发电侧及输配电侧应用领域，宁德时代依托智能液冷控温、高成组CTP、无热扩散等技术，推出了户外液冷电池柜EnerOne、EnerOnePlus以及针对全气候场景的集装箱式液冷电池柜EnerC、EnerCPlus、EnerD、EnerX。宁德时代进一步推出了天恒储能系统，具有5年零衰减、高能量密度、高安全等优势。在用户侧领域，宁德时代可提供家庭储能方案。宁德时代产品已实现低压、中压到高压平台的全场景覆盖。 （3）电池材料及回收 宁德时代电池材料产品主要包括锂盐、前驱体及正极材料等，同时亦通过回收方式，对废旧电池中的镍、钴、锰、锂、磷、铁、铝、铜等金属材料及其他材料进行加工、提纯、合成等工艺，生产锂电池生产所需的正极材料、三元前驱体、磷铁前驱体、锂盐等材料，并将收集后的铜、铝等金属材料通过第三方回收利用，使电池生产所需的关键金属资源实现有效循环利用。 此外，为进一步保障电池生产所需的上游关键资源及材料供应，宁德时代通过自建、参股、合资等多种方式参与锂、镍、钴、磷等电池矿产资源及相关产品的投资、建设及运营。

自2023年起，储能热度飙升，号称十万级的黄金赛道，然而一出生便是红海，提起储能，大家都只能摇头感叹“卷”产品同质化严重，价格战激烈，企业冲业绩，抢份额，有单的不好做，没订单的日子更难过，是当前储能行业的现状。 通常来讲，婴儿从诞生伊始到慢慢长大，都是先缓缓学会爬行，接着学会蹒跚走路，最终能够随心所欲地跑动。 但在资本与野心产业的狂热推动下，储能各赛道的参与者蜂拥而至，人性在此淋漓尽至，似乎全然不顾常规的生存法则，一出生便是喊着“金汤匙”的产业，好像上来就要800米冲刺。 行业内鱼龙混杂，良莠不齐，都想一口气吃成胖子，快速变现，小订单看不到，大订单拿不到，各方为抢订单一哄而上，虚假承诺。 雷军在今年演讲中，他的小米造车经历也能给我们一些启发，做生意的高手，是要把自己融入进去，产品、理念和整个人都要和消费者融入一起。 过去为了拿单，拼价格、拼资源、拼关系，当资源用尽，潮水褪去，才发现很多人在裸泳，没什么技术含量和个人内涵就能拿到项目的时代已经一去不复返了，价格、渠道、资源只能作为敲门砖，就和打鱼一样，近海的鱼让对手都把鱼打光了，现在只剩深海，远海又存在着风高浪大不确定性。 在过去两年的大肆扩张中，市场已然受到了洗礼。不同企业在产品性能、质量安全、交付能力以及后续服务能力等方面的表现已经泾渭分明。站在市场成熟度的视角来审视，不得不说，储能市场不过刚刚启程。 储能产业也迈入了凭借实力较量的“真刀真枪“的竞争阶段，下半场，我们要靠本事赚钱了。 于是，很多人问该怎么办？以下，我分享个人的三种思路： 一：费力找大单，不如稳扎稳打先开小单，先用小周期服务闭环让他内化为你的潜在客户，先用小单建立承诺，被选择是成交的第一步。 二：商业的本质是价值交换，核心就是怎么卖出去。渠道分为传统渠道和特殊渠道，但是传统渠道势必已被知名品牌铺货，你的产品没有知名度，没有人愿意为你铺货，你又没啥名气。所以只能先在特殊渠道发展另辟蹊径到达一定名气在转换大众渠道，也就是我常用来举例的冬鹏特饮的破局，把货铺在高速路每一个服务点。 三：即使产品真的到达了同质化，负责产品的售卖、流程、服务、都属于差异化竞争，人不能被屎憋死了，总是喊同质化、下坡路、死胡同，我觉得思路要跳跃出行业寻找更多多元化，失败有共性，成功没有共性。多去做增值项服务。

6月27日晚间，三峡能源发布公告称，拟投资建设内蒙古库布齐沙漠鄂尔多斯中北部新能源基地项目（下称“库布齐基地项目”），共建设光伏800万千瓦、风电400万千瓦、光热20万千瓦，配套煤电项目400万千瓦及新型储能500万千瓦时。据介绍，三峡能源计划在库布齐基地项目动态投资金额797.92亿元，其中，项目资本金占投资金额的20%，为159.59亿元，由股东按照持股比例出资；项目建设所需其余资金将通过银行贷款、融资租赁等方式解决。目前库布齐基地光伏项目已完成备案，风电项目已完成核准，光热项目已完成备案，煤电项目已纳规、已完成核准，但上述项目仍需办理林（草）地使用许可等前期手续，各电源前期手续正在有序推进办理。据了解，库布齐基地项目的投资主体为三峡能源间接的控股公司内蒙古三峡蒙能能源有限公司（下称“三峡蒙能公司”）。三峡蒙能公司股东为三峡陆上新能源投资有限公司、内蒙古能源集团有限公司，持股比例分别为56%、44%。其中三峡陆上新能源投资有限公司系三峡能源控股子公司，三峡能源持有其34%股权。库布齐基地项目是国家发改委、国家能源局主导策划并积极推动的国家重大工程，项目创新了大型风电光伏基地组织形式，探索推动“风光火储”多能互补技术创新、煤电 与新能源联营模式创新，统筹了生态、发展和安全，能够实现清洁能源大规模开发、高比例外送消纳。结合国家发改委关于“沙戈荒”外送基地新能源、调节性电源、输电通道同步建成、同步运营的要求及工作推进情况，库布齐基地煤电项目计划于2024年9月开工建设，预计将于2027年6月全容量并网发电，风电、光伏、光热项目与储能项目建设进度将根据煤电、外送通道进度适时调整。库布齐基地项目电能拟通过已纳规的蒙西-京津冀±800千伏特高压直流输电工程外送至京津冀地区消纳；综合考虑送端资源特性和受端负荷需求，合理设计送电曲线，通道可再生能源电量占比不低于50%，新能源发电利用率不低于90%，满足送电指标要求。近年来，三峡能源积极发展陆上风电、光伏发电，大力开发海上风电，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电、光伏发电基地建设，深入推动源网荷储一体化和多能互补发展，积极开展抽水蓄能、新型储能、氢能、光热等业务。同时，三峡能源投资与新能源是业务关联度高、具有优势互补和战略协同效应的相关产业，基本形成了风电、太阳能、储能、战略投资等相互支撑、协同发展的业务格局。“十四五”期间，三峡能源预计平均每年投产装机规模不低于500万千瓦，2023年新增装机规 模突破1350万千瓦，总装机规模突破4000万千瓦。据三峡能源最新公告，项目的实施将为公司建立及巩固差异化发展优势提供关键路径，为打造更多“风光三峡”提供有力支撑，有利于进一步扩大公司业务规模，提升行业地位，增强综合实力。

看到一则新闻，国网浙江电力公司代理的工商业用户7月份购电价格显示，峰谷价差进一步拉大，最大峰谷差1.09元/度，而6月份峰谷价差仅为0.79元/度，利好浙江工商业储能。 这是因为今年初的浙江电价政策文件，规定7月份尖段和峰段电价上浮导致。 浙江的工商业峰谷价差和“两充两放”时段，对工商业储能一直是全国最友好的。这也导致了浙江优质的工商业项目，陷入某种红海竞争的格局。 一些浙江的工商业企业主说：最近一年，储能这个词已经被各路人马反复提及了，原来搞售电的，卖节能设备的，做能耗平台的，光伏渠道的，甚至做财税服务的，做企业ERP的，纷纷过来宣传。 从成本端来看，在占据70%左右成本的电芯和电池模组基本报价一致的情况下，储能系统成本基本透明，系统集成商围绕30%成本占比的BMS、PCS、EMS、消防部件的竞争，已经卷上加卷。 从销售端来看，业主被几波甚至几十波的销售人员不断宣传，提出了更为苛刻的合同条件，在合同周期、分润比例、质保、维护、消防审批等方面反复比较，甚至比较完以后选择自行投资。 当然，有人说，不管项目对投资方是不是友好，至少设备商、渠道商、安装商做了项目，有了现金流，好歹能保本活下去。 像极了当下的电动汽车产业。 其实一些项目已经出现了某些环节的亏损，用亏损换取现金流，甚至极少数项目出现了以次充好，安装质量下降等问题。 其实这就是一种内卷化趋势。 所谓内卷，就是在边际效率无法提高的情况下，通过对边际成本的极限压榨，去获得生存的机会。 在农业机械化、化肥、滴灌这些科技革命之前，中国封建农业就处于这种高度的内卷化状态，最后的结果就是：靠天吃饭。 风调雨顺的季节，大部分最底层农民能够不饿死并繁衍后代，吃饱都是幻想；一旦出现天灾，人口增长+农业减产两个因素一叠加，由饥荒演化的民变就成为朝代更替的系统动力。 储能某种程度的内卷化，最后的结果就是：大家饿不死，靠天吃饭。 这个天，就是国网代理购电价格+电价政策。 天的不确定在于： 1、国网只是电力市场里的一个售电商，而且随着电力市场化的进展，国网代理购电的工商业企业电量将逐步减少，所以国网代理购电价格的指标意义将逐步减少。 2、工商业企业逐步与售电公司签订协议，每家售电公司的总加负荷曲线都会呈现差异，售电公司未来在发达的现货市场，将采取更为个性化的售电合同去分摊风险。 3、电价政策只是过渡，无论是时段，还是每个时段的浮动比例，电力市场化的意义就是对市场化交易的用户，逐步取消指导性电价政策。 4、无论是电价政策、国网代理购电价格，还是售电公司的灵活零售价格策略，零售电价的宏观波动，本质上是对宏观供需关系的反应，无非反应的快慢问题，而这个宏观供需本身就是一个负反馈系统的结果。 市场经济学的基本原理是：在没有外部干预的情况下，充分竞争的市场总会进入某种动态平衡，使得所有进入者取得平均利润，而竞争力较弱的进入者，其获得收益低于平均利润率，导致其逐步无利可图而退出市场。 所以很有可能是这样一个结果： 从负荷侧的反馈回路看：电力时段性需求增加，零售侧时段性电价增长，导致零售侧负荷管理+分布式储能投资，抑制需求增加，进而导致价格降低。 所以发改委的电价政策，也是动态调整并逐步与市场挂钩，逐步取消。 工商业储能在局部的市场里，形成局部均衡，并且头部效应显现：能具备规模化的负荷侧调节能力的一方，能够取得较高的收益能力。 而工商业储能的调节容量，远不如负荷本身，所以决定了它只能被动接受，或者主动参与负荷的联合调节，才能取得最佳收益。 这就是我的核心观点： 未来不具备负荷侧综合管理能力的工商业储能项目，都会很被动。 储能项目的长期收益率，是由负荷侧整体的资源管理能力决定，而不是储能本身，或者简单的锁定一个零售电价。 无论是发电集团，抑或是现在的民营储能投资商，目前都沉醉于“短平快”，高度内卷化的储能项目争夺，并没有心思去真正建立负荷侧资源综合运营能力。 反过来看，如果没有这个能力，甚至在这个高度竞争的市场上，连储能项目都拿不到。 所以要实现工商业储能的反内卷，只能做“升维竞争”，比储能高一个维度的，是微电网的运营管理，比微电网更高一个维度的，是区域虚拟化资源综合运营，虚拟电厂也是在这个维度。 只能坚持长期主义，以技术+管理，实现负荷侧资源的综合运营，才能走出红海。 正因为这个能力稀缺，所以才决定了未来的胜负。

6月26日，由中国能建数科集团联合山东国惠共同投资的3060MW储能基地启动，建成后将成为世界最大体量新型储能基地、世界最大规模盐矿定制造腔储能基地和世界首台（套）单机功率600MW级压缩空气储能电站。 而据储能与电力市场的不完全统计，仅2024年上半年，就已有25个压缩空气储能项目启动，中能建、中电建、中储国能、华能等14个项目取得实际进展（招标/在建/投运），总规模4.71GW/23.2GWh，更有2个300MW级压缩空气储能项目投运，业主分别为能建数科、中储国能。 压缩空气储能项目的开发明显提速，由于其单个项目装机容量大，因此规模优势也逐渐显现。以下是一组项目进展数据： 项目进展：共27个项目9.58GW/34.85GWh项目公示，其中处于设备招采/在建/投运等实际进展的项目14个，总规模4.71GW/23.2GWh。 分布区域：共有12个省份布局压缩空气储能项目，涉及20个市。陕西、湖北、甘肃三地，处于签约、可研等前期阶段的项目，装机总规模最大；山东、江苏、陕西三地，处于招采、在建、并网等实际进展阶段的项目，装机总规模最大。 业主分布：以中能建项目装机总规模最大，另有中电建、华能、中储国能、国家电投、江苏国信、吉能国际、水发集团、中矿岩土、大唐、豫资集团、中国绿发12家企业入局压缩空气。 项目技术：大多采用盐穴储存压缩空气的方式，此外还有人工硐室储存、液态压缩空气等。 ，2024年至今，共27个压缩空气储能项目进行公示，规模总计8.98GW/32.45GWh，其中处于设备招采/在建/投运等实际进展阶段的项目共14个，总规模4.71GW/23.2GWh。处于签约/可研等前期阶段的项目13个，总规模4.87GW/11.65GWh。 其中，在今年4月份，湖北应城和山东泰安两个300MW压缩空气储能电站相继建成并网，一举贡献了3.3GWh储能容量，占到该月储能新增并网规模的62%，成为4月份中国储能并网的最大亮点，也在一定程度上体现了压缩空气储能项目的规模效应。 这两个项目分别为湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站示范工程，规模300MW/1500MWh；山东肥城压缩空气储能电站项目（二期），规模300MW/1800MWh。这两个项目的投运，助推着中国新型储能项目单体规模朝着GWh迈进。同时，鄂鲁两大项目相继投产，也标志着300MW级大型压缩空气项目开始进入落地应用阶段。随着技术和项目经验不断成熟，压缩空气储能电站的建设周期将缩短，有望成为国内储能装机容量重要的贡献力量。 中能建为最大主力军 中电建、华能、中储国能领衔 25个压缩空气储能项目共涉及业主12个，其中9个项目业主均为中能建，中能建是我国压缩空气储能项目建设的最大主力军。其压缩空气储能项目总规模达3.16GW/5.10GWh，其中2.31GW处于前期阶段。 从项目的推进来看，中能建全资子公司中能建数字科技集团有限公司（以下简称“能建数科”）300MW级压缩空气储能系统技术已经成熟，4月份率先并网的湖北应城300兆瓦级压缩空气储能电站示范工程即由能建数科提供全部技术及设备支持。 中电建、华能、中储国能也是建设压缩空气储能项目的重要力量，其压缩空气储能项目总规模分别为1.3GW/6.4GWh、1.05GW/3.8GWh、1.2GW/5.4GWh。 12个省份均有布局以陕西、江苏、湖北、山东、甘肃为主 从项目区域分布上看，2024年共有12个省份布局压缩空气储能项目，涉及20个市。其中湖北应城、山东肥城率先实现300MW级项目并网。 14个实际进展的项目中，山东、江苏、陕西规模最大，分别为：1.25GW/6.8GWh、1.2GW/5.05GWh、750MW/3.5GWh。 此外，各地仍有11个项目共4.27GW项目开启前期阶段（签约、可研等）。陕西、湖北、甘肃三地的规模最大，分别为1050MW/4200MWh、950MW/3000MWh、660MW。项目技术上，目前的压缩空气储能项目大多采用盐穴储存压缩空气的方式，此外还有人工硐室储存、液态压缩空气储存等。 甘肃酒泉玉门300MW压缩空气储能电站示范工程是全球首台（套）300兆瓦级人工硐室压缩空气储能项目，是以人工硐室为储气库的非补燃式300MW压缩空气储能技术在全球范围内的首次工程示范。 中国绿发投建的青海省60MW/600MWh液态空气储能示范项目为世界规模最大的液态压缩空气储能示范项目，储能时长10h，配建光伏250MW、110千伏升压站1座，已于去年7月1日开工建设。

新能源汽车正在加速席卷全球。2023年世界汽车销量8918万台，其中新能源汽车销量1428万台，新能源车渗透率达到了22%。而在中国，最新的新能源渗透率已经超过了50%，买燃油车成了少数派。 都说新能源汽车环保，到底有多环保？ 零排放是最直观的优势，如果考虑到整车制造、使用和报废回收的全生命周期三大阶段，几乎所有研究都认为：燃油车的生命周期碳排放，大约是纯电汽车的1.5倍。 更关键的是，随着清洁电力的比例提高、氢能的快速普及，新能源汽车的环保优势还将继续扩大。 开得越远，新能源汽车减碳越多 汽车，一向是碳排放大户。据统计，汽车占中国交通领域碳排放 80% 以上，占全社会碳排放 7.5% 左右。 根据中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图 2.0》，预计我国汽车产业碳排放将于2028 年左右达到峰值。到2035 年，碳排放总量较峰值将下降 20% 以上。 从使用环节来看，新能源汽车无疑具有减碳优势。 国网山东省电力公司有研究计算，一辆电动汽车行驶百公里减少的碳排放为9.78 kg。 怎么算出来的？燃油车百公里产生的二氧化碳为 19.75 kg，以华北电网碳排放因子为基准，纯电汽车百公里产生的二氧化碳量为 9.97 kg，二者相差9.78 kg。 《科学》上有文章指出，以600万辆常用电动车、月度行程1 000 km的规模估算，每年纯电汽车使用环节减少的碳排放可达到704.16万吨——相当于近100万人的碳排放总量。 在新能源汽车中，纯电汽车的减碳效果更好。华北电力大学有研究显示，相比于燃油车，纯电汽车和插电式混动汽车二氧化碳排放量分别减少了21.38%、5.40%。 也就是说，开得越远，新能源汽车减碳越多。《中国汽车低碳行动计划研究报告（2021）》数据显示，中国乘用车全产业链74%的碳排放来自汽车的使用环节。 具体来说，不同燃料类型乘用车的碳排放呈现较大差异，柴油车＞汽油车＞插电式混合动力车＞常规混合动力车＞纯电动汽车。 从全生命周期来看，纯电汽车更环保 碳排放并不只在汽车行驶过程中产生，从原材料的获取、制造装配、运行使用、关键部件二次利用直至报废回收，碳足迹在每个环节都在产生。 其中主要包括：整车制造、使用和报废回收三大阶段。几乎所有研究都认为：在全生命周期内，纯电汽车碳排放明显低于燃油车。 低多少？在巴西，有研究表明，纯电汽车的生命周期碳排放为每公里151g，而燃油车为291g，几乎是前者的2倍。美国的一份研究表明，燃油车的生命周期碳排放为每公里260g，是纯电汽车的180g的近1.5倍。 拆分到每个具体环节，纯电汽车碳排放优势不等。 比如在整车制造环节，《汽车工程学报》指出，纯电汽车的碳排放一般比燃油车高。主要原因是电池，锂电池制造过程中相比于内燃机有较高的碳排放。 但如果将使用环节和最终报废回收环节考虑在内的全生命周期评价里，纯电汽车的碳排放明显低于燃油车。 “要从汽车全生命周期的角度，去测算排放了多少碳。”博世中国区可持续发展新业务战略总监徐迹博士告诉我们，如果是燃油车，一直在消耗燃油，排放量肯定会越来越高；如果是清洁能源车，即使当下不是100%都用绿电，但随之绿电持续替换，在它的生命周期里，消费的碳也会越来越少。 随着中国清洁电力占比的逐步提升，未来电动汽车的碳排放只会进一步走低，环保优势也就更大。 最后是下游的报废回收环节。这一环节的碳排放约占全生命周期总碳排放的4.5%。 合理使用退役电池，完全可以做到更低碳、更环保。有研究显示，与不回收情况相比，完全回收情况下，纯电汽车生产阶段碳排放下降高达34%。 当前中国的电池回收正在起步。中国电池工业协会统计数据显示，截至2023年10月末，国内已有162家汽车生产企业和77家动力电池梯次利用企业，共设立动力电池回收服务网点10507个。 未来，徐迹认为，电池回收不是企业一己之力可以实现的，因为一个企业如果要实现全链条的所有产品的回收，需要太大的投入，电池回收需要政府、行业等大的社会环境一起协同。 如果提高清洁电力比例，还能更环保 关于纯电汽车的一个常见质疑是：尽管排放小了，但从电能来源来看，中国以火力发电为主，中国的煤炭占电力能源总量的81%，尽管发动机不烧燃油，用电本身，也许就会让纯电汽车造成更多的煤炭消耗。 其实这纯属误解，在当前的电力结构下，从减少能耗的角度来看，纯电汽车也远远强于燃油车。 上海大学有研究表明，在中国的电力结构下，燃油车的全生命周期能源消耗量是最大的，而纯电汽车比燃油车的能耗降低了42%，插电式混合动力车也有类似的环保效果。 如果清洁电力越来越多，纯电汽车的能耗无疑也能越来越低，拉大与燃油车能耗的差距。 中国电力已经有三成以上是清洁电力。2023年数据显示，火电全年发电量62318亿千瓦时，占中国当年发电总量的69.95%。最关键的是，清洁电力的新增装机规模持续高速发展，已经超越火电，也就是说越来越多的电是清洁电力。 按照顶层规划，到2030年碳达峰，中国非化石能源消费比重达到25%左右；2060年实现碳中和时，中国非化石能源消费占比需从目前不足16%提升至80%以上，非化石能源发电量需从目前的34%提升至90%左右。 今年5月，国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》。其中提到，要加大非化石能源开发力度，加快建设以沙漠、戈壁、荒漠为重点的大型风电光伏基地；合理有序开发海上风电，促进海洋能规模化开发利用；有序建设大型水电基地，积极安全有序发展核电，因地制宜发展生物质能，统筹推进氢能发展。 世界范围内，火电、天然气、水电，分别是发电的三大来源，清洁能源比例也会继续上升。 国际能源署（IEA）2023 年发布的《2050 净零排放路线图》所描述的 2050 年全球发电结构为：光伏（41%）、风电（31%）、水电（11%）、核电（8%）、生物质能（4%）、氢能（2%），其他（5%）。 向终极能源氢能进发 电动汽车赛道已经人满为患，再加上电力结构的限制，让一些国家决定另辟蹊径，向氢能进发。 氢能源在燃烧过程中的热值是天然气的2.5倍，是汽油的3.2倍，同时其燃烧后的产物除了水之外并无它物，碳排放为0，具有绝对的清洁、环保、高热值等特点，被称为“21世纪的终极能源”。 “电动汽车不是实现碳中和的唯一途径。”丰田汽车掌门人丰田章男认为，日本汽车工业的优势在于对电动、氢能和混合动力等多样性技术的发展。 据报道，日本至今掌握的相关专利技术超过5000个，包括燃料电池堆专利、高压储氢罐专利、燃料电池系统控制专利以及加氢站技术专利等，位列全球第一。世界70%的氢燃料汽车技术专利都掌握在日本公司手里，光丰田车企的专利就已经达6000多项，占到了全球相关专利的一半。徐迹对我们说，氢能完全不产生碳排，这当然是最优的解决方案，但也需要持续探索。其一是需要很多技术攻坚，在实际生产过程中有很多东西需要配套跟上；其二是经济性，需要很多基础设施的积累，商业化还需要一定的时间。 例如氢能运输。氢能的高度易燃与腐蚀金属等特性，使其在生产、储存和运输过程中需要特殊安全措施，但氢能储运技术尚不成熟。氢能的能量密度低，这意味着它比化石燃料占用更多的空间，使其在储存和运输方面面临挑战。近年，中国越来越重视氢能产业。近日，挪威睿咨得能源公司发布报告称，中国已成为全球最大的产氢国和氢气消费国，预计到2024年底，中国将安装约2.5千兆瓦的制氢用电解槽，进一步巩固其在全球氢能市场的领导地位。据统计，全球累计已经建成加氢站达到1152座，其中中国累计建成加氢站428座，居世界第一，中国已有30个省市有加氢站。中国工信部指导、中国汽车工程学会修订编制的《节能与新能源汽车技术路线图2.0》相关规划显示，到2025年，中国加氢站的建设目标为至少1000座；到2035年，加氢站的建设目标为至少5000座。2023年，中国氢燃料电池汽车产销量分别达到5600和5800辆，同比增长55.3%和72.0%。中国石化销售公司新能源管理部副经理周金广说，中国氢能汽车目前大概有2.1万辆，同时，氢燃料电池汽车的成本也在快速下降，为氢能交通的发展奠定了非常好的基础。总而言之，不论从广义的全生命周期还是狭义的排放角度看，新能源汽车的碳排放都是低于燃油车的。随着 可再生能源发电的比例提高、氢能的快速普及，新能源汽车的环保优势还将继续扩大。