95%消纳红线放开，光伏好日子就来了？ 据说最近对光伏最大的利好，就是电网放开了95%消纳红线。 大家认为：取消了并网的限制，极大利好了光伏、风电行业发展。 真的就是这样么？ 举个例子： 一条高速公路经常拥堵，于是公路管理部门提出了95%时段不能拥堵的指标，在发生拥堵的时候，用限牌、限行的方式禁止汽车上路。 汽车生产商和车主叫苦不迭，说公路管理部门严重制约了汽车产业发展。 现在公路管理部门取消了拥堵时段的限牌、限行的规定。 然后大家觉得汽车产业就能极大地发展了么？ 事实就是：高速公路会更堵，堵到车主宁可不开车。参考每年节假日高速不收费（相当于也取消了一种制约），各地高速的拥堵路况。 从经济学的角度，车主在节假日不用交高速公路通行费，但是车主的其他成本极大的抬高，比如隐性的时间成本，甚至还有“一年一箱油”的本本车主上路后，造成车辆事故的概率成本等。 这是电力、交通的系统性决定的，所谓系统就是“牵一发而动全身”，系统的一个环节的制约取消，自然在另一个环节带来更大的制约，以维持系统的稳定。 新能源消纳红线，本质上是一种用计划手段，比如路条、发电计划限制等方法，解决电网线路阻塞的问题。 在电力市场化水平较高的时候，其实是不需要红线的，一切用价格信号说话。 在输配电环节，发生阻塞的线路，输配电价格一定会抬高，也就意味着落地的零售电价上升，与非阻塞的线路或者本地的发电商价格进行竞争。 同时，在电能量市场上，新能源集中出力的时段，电价一定会下降，甚至出现零电价和负电价，让新能源投资商赚不到钱。 既然赚不到钱，自然采用减少投资，或者调整投资的方向，这就是用价格信号指导资源的最有效配置。 从光伏产业的发展制约来看，分为三个制约的阶段： 阶段一、技术瓶颈，比如发电效率的制约。 阶段二、产能瓶颈，提高了发电效率以后，新的光伏技术产能有限，很难快速替代，而老产能则面临淘汰。 阶段三、消纳制约，产能过剩以后，光伏的电如何上网、如何销售、如何下网交易，整个系统的承载能力成为瓶颈，过去用计划限制，未来用市场价格信号制约。 所以，95%的红线放开了，产能严重过剩的光伏们的日子，照样难过，无非短期内有一批被限制的项目可以并网了。

以宁德时代为标志的锂电池行业，自从2021年12月见顶之后，已经回调两年多了。 每一次反弹都是诱多。22年4月那次大反弹，来势汹汹，结果发现不过是回光返照。 成年人的眼里，没有对错，只有利弊，包括政策的权衡也是这样。 对于股市的投资者来说，则是屁股决定脑袋。重仓的，强调锂电池行业光明的一面。站在场外的，想的则是什么时候能够更低。 锂电池作为新能源的一个分支，其重要性来自于第一性原理。 01每轮康波周期背后，都是新能源 从第一性原理出发，衡量生产力进步，根本标准是能源的边际成本。正因为如此，每一轮康波大周期背后真正的技术进步，都是新能源。我们已经经历过四轮康波周期，现在是第五波。第一二次康波周期的核心推动力是煤替代木材成为新能源。在煤没有被大量开采运输之前，人类的燃料主要是木材，这种自然材料我们都知道，上限很低。煤炭作为能源的载体，在生产力上相对木材是质的飞跃。在 煤炭的基础上产生了蒸汽机，扩大了人类的活动范围，煤化工和煤钢联合，又使得人类第一次拥有了改变世界的能力。第三四次康波周期的核心推动力是石油的普及以及电力的广泛应用。煤炭作为一种固态化石能源，运输使用不便，液态石油作为新型能源的广泛应用，使得内燃机取代蒸汽机成为主要的做功机械。但是问题就是，煤炭和石油本质上都是化石能源，不可再生，利用边际成本高，实际上锁死了生产力的上限。我们知道，世界第一条地铁，1863年1月10日在伦敦通车。到今天整整过去快160年了，这个世界通地铁的城市也没有多少。换一个角度说，从1863年到现在，我们可能只是刚刚追上了1863年伦敦人的生活水准。高的能源边际成本，决定了一个社会总财富资源的上限，不会太高。全社会能源需求的最基础来源，就是一次能源的概念。按照BP的数据，1965年全球一次能源消费量为1552万亿焦耳，到2020年增长到5566万亿焦耳，55年增长了2.6倍，看上去似乎还行，但1965年全球人口32亿，2020年全球人口78亿，增长了1.4倍。平均一下过去55年人均一次能源消费量只增长了47%。这个速度，太慢了。化石能源作为一次能源的主力来源极大的约束了整个社会创造财富的能力。哪怕是新能源推广迅速的中国，2019年 非化石能源在全部一次能源中也占不到15%。从1991年开始，我们进入了第五次康波大周期。到今天已经过去33年了，绝大部分人还不知道这次大周期背后的科技推动力是什么。我们一开始以为是互联网。1995-2001年的这一波互联网泡沫，让世界以为，这是一次改天换地的大技术进步。直到今天我们才发现，信息技术最大的作用，就是注意力分配。所以才有了大象曲线，发达国家收入差距拉大。第五次康波周期背后真正的推动力，有且只有新能源。第四次工业革命，就是新能源本身。煤炭、石油都曾经是新能源，这次的新能源是光伏、锂电池、氢能还有新能源汽车。从重要性上来讲，光伏是一次能源，是真正可以拉动生产力上限的基础。锂电池、氢能是储能，而新能源汽车，则是下游的应用。他们都是这次新能源变革的根本推动力。在技术进步这个推土机面前，所有的语言都是苍白的。 02宁德时代的两难 宁德时代是中国，也是世界最大的动力电池供应商。在整个产业链中，宁德时代承上启下，上游是各类设备和材料供应商，下游是整车厂。宁德时代的成功就在于，无论是对上游和下游，他都很强势，优势体现在盈利上。按照业绩预告，宁德时代2023年的净利润是425-455亿元，平均每个季度100多亿。这个数字是什么概念呢，A股制造业之王。除了不太可比的银行、移动、煤炭、白酒这些大型国有企业，宁德时代的吸金能力堪比印钞机。要知道，长城汽车年销量100万辆，高峰期的年净利润也不过100亿，国内汽车合资企业的龙头上汽集团，巅峰期的季度净利润也不过刚刚100亿出头。2023年比亚迪的净利润，也就300亿左右。要知道比亚迪可是自产电池，全产业链一体化的。从数据上说，宁德时代的盈利能力，也没有多离谱。每个季度1000亿左右的收入，10%的销售净利率，100多亿的净利润，跟普通的汽车零部件企业盈利能力相当。问题就在于，比亚迪在2024年开年打起了价格战。比亚迪发起这次价格战核心原因，总结起来就是利用购置税减免的时间窗口，一波清掉燃油车。从2024到2027年这四年，新能源购置税是两免两减半。按照汽车工业协会的数据，乘用车一年2500万的量，自主品牌居然只占到60%，汽车强国德国日 韩，基本上都是至少80%起。以2024年1月为例，在性价比上已经近乎无敌的比亚迪秦，销量上居然还落后于燃油的轩逸、速腾和朗逸，说明想要改变消费者的固有观点还需要更大的震动。那就价格说话吧。比亚迪的秦在2024年2月底推出荣耀版，起步价从2023年1月冠军版的9.98万一步下调到7.98万。除了秦之外，比亚迪近乎是全品类推出了荣耀版，起步价下调幅度平均是2-3万。除了轮胎和玻璃外包，自产电池，具备全产业链的比亚迪，毋庸置疑在成本上具备绝对的优势。这就给宁德时代造成了无形的压力。如果保利润，放任下游客户被比亚迪暴打，那就可能造成客户在比亚迪降价之后一蹶不振。如果保份额，那利润不可避免的要下滑。甘蔗没有两头甜，这个问题可没有标准答案。但有句话是这么说的，存人失地，人地皆存。存地失人，人地皆失。 03紧绷的上游产业链 从2022年底锂电池行业短期高点开始，行业整体开始进入下行趋势。动力电池电芯价格从原来的接近1元/Wh，降到了现在的磷酸铁锂每瓦时4毛以下，三元5毛以下，相当于腰斩。这让整个动力电池上游产业链自上而下的降本。以每GW磷酸铁锂电芯计算，高点时的正极材料成本约5.3亿，最近已经降到了1.6亿，降幅70%；负极材料略好一些，从1.3亿降到了0.86亿，下降了34%；隔膜材料从1235万，降到了552万，降幅55%。电解液降幅最大，从1.32亿回落到了2200万左右，下降了83%。大河有水小河满，大河无水小河干，这是自然规律，也是经济规律。下游需求旺盛，上游涨价，各个环节都能跟着喝汤。当下游需求放缓的时候，上游自然也会压力陡增。从季度净利润的走势来看，最先开始调整的是电解液，其次是正极和负极材料。电解液业绩在2022年1季度见顶之后，便开始迅速回落，负极和正极材料的景气度在2022年延续了一段时间之后，进入2023年才开始正式回调。反应比较滞后的是电池和锂电设备，由于上游原材料价格大幅回落，下游价格相对刚性，所以在整个2023年前3季度，电池行业盈利状况保持着较高的水平，尤其是宁德时代，每季度净利润还在100亿以上。至于锂电设备，电池行业资本开支自2022年起就已经见 顶，但由于收入确认会慢1年左右，所以2023年净利润表现不错。但电池和锂电设备马上就会步上游原材料后尘，即将面临业绩的下调。综合起来看就是，锂电池上游的电子化学品，电解液、负极和正极，从盈利的角度已经调整到位了，但是电池和锂电设备，苦日子可能刚开始。还让锂电行业比较难受的另一个问题是，下游动力电池的需求，增速放缓。汽车行业电动化的过程不可阻挡，问题是中国的速度太快了。中国和欧洲是汽车电动化的两个主要推动力。2020年中国和欧洲新能源市场份额算是平分秋色，欧洲44%，中国41%，但问题是欧洲在补贴退坡之后市占率下得很快，而中国新能源汽车市场通过引入特斯拉这条鲶鱼，成功扛住了补贴退坡之后的市场化问题，在全球的市场份额已经超过了60%。穷则闭关锁国，达则自由贸易，这是个常识。所以，2024年初，欧美的反应看上去奇奇怪怪，丰田抵制电动化，一门心思推氢能，苹果宣布放弃造车，奔驰宝马放缓纯电化转型。林林总总，总结下来就是，既然打不过，那就上贸易保护。从产业的角度看，汽车工业要比信息技术的地位高得多。对于欧洲日韩这些发达国家，汽车工业在，发达国家的底子就还在。没了汽车工业，高等收入陷阱马上就来了。从另一个角度说，这些汽车 工业强国是人为放弃了互联网这些信息技术产业，换取了美国汽车市场的开放，并不是美国互联网经济就真的强。如果从渗透率的角度看，2023年底，中国乘用车市场新能源的渗透率高达39.8%，美国只有10%，欧洲十国只有27.6%，看似中国的增速会放慢，欧美潜力很大。但实际上，2024年全球新能源汽车市场，还得靠中国市场撑着，欧美增速放缓是大概率事件。从销量的角度看，未来3年，中国新能源汽车市场的销量每年保持25%的增速问题不大。但是海外市场，想达到这个增速，难度很大。说新能源车是大趋势，归根结底还是性价比。为什么要感谢特斯拉，因为特斯拉在纯电还没有任何性价比的时候，通过智能驾驶这个宏大叙事硬生生的劈出了这么一个市场。到现在为止，纯电的性价比还限于10万以下这种短途代步车。10万以上靠的是混动，比亚迪的插混、理想的增程，走的都是性价比路线。欧美现在最大的问题就是电网各自为战，电价贵，电力基础设施不全，所以不能用中国的新能源推广速度去倒推欧美。中国商用充电桩一度电高了也就是1.5元，百公里电耗15度，一公里成本2毛2，如果家里能装充电桩，一度电5毛，一公里成本可以降到8分钱。这比油车单公里4毛以上肯定要便宜的多。但欧洲电价贵，一度电平均 都得3块，商用充电桩更贵，这么算下来跟油车的成本差不多，而且油车加油还方便。这就造成了补贴退坡之后，欧洲新能源的渗透率降的很快。至于美国，那个电力基础设施，还是别提了。混动倒是适合，但是中国车进不去。总结下来就是，全球锂电池的需求量增速，2024年能保证25%就不错了。 04什么时候见底？ 锂电池既是成长，又是周期，是成长型周期。问题就在于，怎么判断锂电池的周期。谁也不知道锂电池这次的底部在哪里，典型的锂电设备公司利元亨，从最高点到现在，跌了快90%了。技术分析可能比基本面分析更靠谱。毕竟锂电设备和电池厂比如宁德时代业绩虽然还坚挺，但股价早就回调了很久了。锂电池行业已经过了从0到10的阶段，但离80到100的阶段却还远，这就是尴尬的地方。对于一个成长型行业，最佳的投资时间是行业从0到10，以及从80到100这两个阶段。从0到10，行业最有想象力，股价容易暴涨，成长股投资的温床。从80到100，行业格局稳定，资本开支下降，现金流都是利润，价值投资的最爱。锂电池的从0到10发生在2020年。2020年1月3日，特斯拉将Model 3拉进30万价格以内，这个价位标志着新能源从性价比上，吹响了替代燃油车的号角，这是一个具有划时代意义的大事件。这也意味着，锂电池将大规模进入民用消费领域。也就是在这一波行情中，很多锂电池股票完成了10倍的跳跃。从0到10，是股价涨幅最大的时期。但从10到80，中间会经历一个业绩涨，但股价不涨甚至可能还会大幅回调的阶段。这就是当下锂电池行业的真实写照。最近经历过一次从0到10的公司，是英伟达。不管AI这东西到底靠不靠谱，反正华尔街的人信了，所以英伟达市值2万亿美元。从竞争格局上来说，锂电池行业貌似一超多强的格局已经形成。2023年宁德时代全球出货量259.7GW，市场份额37%，排名第二的是比亚迪，其次是LG，但比亚迪主要是自供，LG的竞争力跟宁德时代也有一定差距。问题就是锂电池的下游毕竟是新能源汽车，只要汽车的格局没有稳定，上游锂电池的格局就不能算是尘埃落定。有消息说，比亚迪在一场沟通会上表示，要调动技术和产业链上的优势，用3年的时间打一次“解放战役”，将新能源的渗透率拉到全新的高度，带来新能源市场的“解放”。

这个行业在2024年面临的“窘境”和“复杂”可见一斑。 我们能否跑步超越T瓦时代？我则诚恳的回答：不仅不能，反而将会在T瓦时代彷徨、徘徊。对于上述判断，他解释到：答案的背后是一道简单的算术题，双玻光伏板寿命三十年，每瓦年均1200小时的发电时长，倘若年均安装1T瓦并累计30年后光伏每年可具备36万亿度的光伏电制造能力，足以满足当前全球的需求，未来50年的电力需求的复合增速设定在2%也是深思熟虑后的合理假设，希望通过电力需求的显著增长来提升光伏消纳天花板是一个缺乏事实支撑的假设。这虽然只是一个数学题，但是却充分展现了对行业未来发展的论断，除了光伏本身，还有全球电力需求的增长模型。 今年的全球需求的高增长，正如笔者所预测，将在30%或以上，去年大部分人并不认同，但如今已逐步认同，但市场对需求侧超预期并不以为意，而更加关注供给侧而已。 那么如何看待上述论断？ 按照较为保守的数据，将中国电力发电装机总量完全以火电折算为2000GW左右，对应光伏8000GW+。中国未来按照电力需求增量中值4%计算，则需要320GW光伏需求，如果光伏装机量占比为65%，则对应208GW。 也就是说208GW的光伏需求装机量基本覆盖了中国潜在的电力需求增量。而从静态的全球来看，中国与海外对比为4:6，则全球装机量为500GW。如果考虑到经济总量与人口结构，则比例调整为1:3.5，则为936GW。也就是说，1000GW的全球年均装机量基本覆盖了全世界的电力需求增量了（按照光伏占比65%计算）。 难怪，治雨会说，光伏装机量将在T瓦时代彷徨。 如果考虑到替换需求以及全球电力增长设置在2%的水准，每年1000GW光伏装机量似乎也足够人类需求。太瓦时代是一个节点，要么穿透模型，要么止步不前！中国过去几年电力增长模型一直维持在2-6%的区间，而去年和今年电力需求增长潜在在加快。 而美国能源巨头则警告：人工智能或导致美国电力短缺，将从1%电力需求增长加快至1.8%。这一数值不排除将继续攀升。我们知道过去受制于全球高昂的能源价格体系，能源消费在一定程度上受到总量和价格的制约。日益攀升的AI需求正在重构人类电力增长模型。此外低廉而丰富的能源价格将使人类许多应用得以成型，例如贫穷区域将不再为高昂的电力成本所制约；耗电量较大的居民存储及智能家居市场得以大范围应用；廉价能源将制造出更多商品丰富人类生活等等；数字经济发展将极大加快等等。 1000GW的太瓦时代一定是一个节点，但并不是人类探索能源需求的终点，而是新的起点。这一结构变化将早于2030年前诞生。 治雨还提到了，辅材环节玻璃及胶膜的格局较好，等观点。我在此前多次强调了这一观点，但事实上也提醒了一些风险点，最近正在发生。这些辅材环节虽然有自己的基本面趋向，但仍然受制于整个行业面临的共同挑战。就拿胶膜环节来说，2月份跟随粒子涨价了一波，但随后却一直没有涨价，而粒子价格几乎每周都在涨，所以目前粒子价格对应的胶膜价格仍处于极度低谷的时期。主要原因还是上游组件厂面临较大的经营压力，而制约了胶膜的涨价节奏。而这也体现了不能独善其身的缘由了。需求的超预期反而在一定程度上影响了这些辅材的利润端表现了。且看4月议价谈判的结果。虽然价格体系重挫下，引发巨头们表现的“脆弱”，但一如硅料紧缺时代一样。各家企业的成本控制能力，非硅能力好像并不太重要，因为价格因素主要受供给冲击影响。但龙头企业加大对供给过剩结构下价格体系的冲击，有利于行业出清，而在未来将体现出的成本、技术和规模优势。

一直拿着氢能的朋友们，今年过得应该不那么舒心。不怕兄弟过得苦，就怕兄弟开路虎，幸福都是比较出来的。2月中旬开始的大反弹，各种主题轮番上涨，但是氢能却如如同大池塘里扔进去的一块石头，咕咚一声之后就悄无声息。市场并不是没有给机会。两会工作报告里面，点出了七个新兴行业，氢能的位置非常核心，但可惜的是，市场最终选择了低空经济作为爆发点。给你机会，你不中用啊。热点主题这东西，是机构、游资、散户用真金白金试出来的，不是坐在K线前面想出来的。俗话说，千里之堤毁于蚁穴，苍蝇不叮无缝的蛋。但是，在真正的热点走出来之前，谁也不知道哪块云彩下雨。每天看着市场上涨时那混乱的逻辑，其实就是个乐子，纯纯的浪费时间。 价值投资就是价值投资，主题就是主题。圈子不同，不要强融。 01 氢能的大逻辑 氢能是有大逻辑的。历史就是个轮回。最近的电动汽车百人会上，被称为战略科学家的欧阳明高，一方面用很大的篇幅解释了欧美放缓了新能源汽车的发展节奏，是不是代表我们走错了路这个问题，另一方面还重点强调了碳中和、低碳化这个很久不太被人关注的口号。碳中和这东西，跟自由贸易一样，是强者的通行证，弱者的墓志铭。谁在喊，就说明谁是强者。以牙还牙，以眼还眼，听上去快意恩仇，可从收益的角度来说，远远比不上维护一个对自己有利的体系更重要。在俄乌危机之前，碳中和的大旗是欧盟在扛。我们大学的时候学国际贸易课程，知道了隐性贸易壁垒这个概念，碳中和就是一个赤裸裸的阳谋。一是可以降低发展中国家的低成本优势，收一圈税，二可以利用收到的碳税反手发展自己的新能源行业。面子里子都有了，简直就是个无解的阳谋。问题就是，德不配位，必有灾殃。碳中和的前提是自己的工业能力得真的行，但自从北溪管道出问题之后，欧盟的能源价格暴涨，新能源成本又降不下来，就像《潜伏》里面站长说的，“本来想露脸，结果把屁股给露出来了”。碳中和是不是口号我们先不谈，碳中和的背后的光伏+绿氢的成本联动，确实是实实在在的利益。 华泰证券最近有篇报告，画了一张光伏和绿氢成本联动的图。核心的意思就是光伏降本遵循摩尔定律，而绿氢由光伏电解水制成，光伏降本会带来绿氢成本的不断下降，随着绿氢成本的下降，就会解锁越来越多的应用，反过来又会带动光伏的需求。这是一个循环。人类美好的生活从哪里来？对个人而言，我们的第一反应是从奋斗中来。但对于一个社会而言，物质生活的根本来源是能源，能源的利用总量决定了财富的总量。越来越便宜的能源，是推动一个社会经济增长的根本动力。我们平时经常关注的房地产、AI、人口、教育、医疗这些，不是不重要，只是相对于能源，这些都可以往后靠。 从国际比较的角度看，尤其是相比发达国家，中国的电价相当的便宜，一度电8美分左右。比较高的像德国，一度电0.41美元，折合人民币将近3块。中国发展光伏，推广电动车到今天，政策鼓励不过是锦上添花，消费者是实实在在得到利益的。 上图是山东居民电动充电桩的分时段电价。由于光伏发电的大规模推广，在春秋冬三季，中午11点到14点，出现了深谷电价，每度电只有0.222元，假如家庭自备充电桩，在深谷充电，纯电汽车按百公里电耗15度计算，每百公里电动车电费是3.33元，折合一公里不到4分钱。如果用油，家用车一般百公里8升，按照8块钱每升，折合一公里要6毛4分钱，中间差了10倍还要多。一般的家用车每年大概跑1万公里，深谷用电可以让你一年省下6000块，假如你开滴滴，一年十万公里，你能省下6万块，别说宏大叙事LOW，这跟我们月薪3000确实有关系。在光伏进入发电序列之后，电力价格易跌难涨，我们还会见到越来越低的电价。欧阳明高和王传福，都预测2024年新能源汽车的占比超过50%，这可能根本不是个问题，对于那些根本不缺充电桩的三四线城市以及县城乡村，一旦让他们体会到电动车的性价比，油车就彻底回不去了。 车就是个交通工具，所谓的品牌调性、底盘素质，历史沿革，在极致的性价比面前，不过是一盘散沙，不用吹就倒了。 02 氢能推广需要迈过的门槛 有句话这么说，“手中没得一把米，叫鸡都不来”，氢能的推广，不能光靠环保低碳的吆喝，需要降本。 氢气的价格依赖于光伏发电的电价。理论上制备1kg氢气需要电39.7度，但扣除损耗实际需要50度，按物料成本占80%，制备成本可以用下面的这个公式简单计算：度电价格*50/0.8。当光伏电价到0.48元每度时，对应的绿氢价格就是30元每公斤，这个时候，氢能重卡实现了与柴油平价，氢燃料重卡开始进入推广期。当然这个价格并没有考虑到氢气运输和分发的成本，但是这个差价可以通过补贴撑过去。当光伏电价降到0.19元每度时，对应的绿氢价格是12元每公斤，这个时候的绿氢价格跟最便宜的煤制氢价格打平，一些单独需要氢气的化工流程，可以选择绿氢，虽然整体应用并不多。光伏电价继续向下，到0.16元每度时，化工行业的门槛级应用绿氨就出场了。氨是可以国际交易的品种，全球需求量1.7-1.8亿吨，对应着3000-3200万吨的氢当量，每年国际交易量占10%，当氢气价格对应到10元每公斤时，氢气制备的氨用来生产硝酸铵、磷酸铵开始进入平价区间。再往下，光伏电机降到0.11元每度，对应的氢气价格是7元每公斤，这个时候氢能的应用基本就成了，绿氢开始在化工行业普遍而广泛的应用。最后是光伏电价0.06元每度，氢气价格4元每公斤，连氢气冶金都具备了性价比。到了这个阶段，光伏就和绿氢一起，彻底改变 了这个世界最根本的面貌。对于这个宏伟大蓝图，产业界其实并没有多少争议。如果有争议，那基本就是屁股问题。问题就出在怎么能够在这个过程中占据一个关键的生态位，还有就是如何加速这个过程的实现。欧盟的政策是很有持续性的，他们愿意承受高电价，是因为这其中蕴含了很大一部分税收，就是为了给新能源补贴。包括碳税，也是这么一个思路。但这个前提是欧盟的工业相对其他有地区有优势，高能源成本所带来的对制造业的损害可以控制在能够接受的范围内。 俄乌危机打破了这个进程，高企的能源价格，让欧盟的财政和工业绷不住了。HyDeal Ambition，这个欧盟最大的绿色氢气项目最近正式停摆，因为在财政补贴不到位的前提下，项目内部供给和需求方对价格根本谈不拢。绿氢制备商提出的价格是每公斤 4.20 欧元，但需求方钢铁企业安赛乐·米塔尔能够接受价格只有每公斤 1.50 欧元。 03 最接近平价的应用：燃料电池重卡 绿氢的应用，是一个系统工程。前期要么通过财政补贴，要么就是资本市场烧钱，把这一整个生态链先建起来。目前已经处于0-1阶段的绿氢应用，就是燃料电池重卡。成长股投资，要的是0-10和80-100的阶段。锂电池已经走过了0-10的阶段，后面还有半固态、固态电池，但现有的技术完全够用，再往后只不过是锦上添花，因此下一波大行情需要行业走到80阶段，在此之前行业周期性更明显。光伏走过了财政补贴的0-1阶段，但是还没有走出摆脱储能约束的1-10阶段。氢能是目前可见的，0-1阶段已经成熟，但股价显然还在沉睡的行业。 在最近的电动汽车百人会上，中石化的刘会友，展示了一张氢能重卡的经济性测算表。香橙会也有类似的测算，结果大差不差。结论都是，目前氢燃料重卡，处在一个微妙的盈亏平衡点上。从5年全生命周期的角度，已经跟燃油重卡打平。但是，从终端使用者的角度，目前还没有感受到。这个时候，需要政策往前推一把。 政策早就有了，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》里面提到，2025年要完成5万辆氢燃料汽车的保有量。按理说，这个规划2022年就出了，2022、2023年氢能应该风风火火才对，何况2022年新能源汽车购置补贴已经取消，从支持鼓励新兴产业的角度，补贴政策重点转向氢能应该是一个水到渠成的结果。 这个原因其实并不难理解，你看看国房景气指数最近几年的走势就行了。2021、2022年卖出去的那些氢燃料重卡，到现在才刚刚申报中，拿到钱估计得今年下半年。 假如到2025年完成5万辆的保有量，未来两年需要燃料电池汽车销量翻倍，2024年1.2万辆，2025年2.4万辆。市场上很多人质疑这个目标是不是能完成。个人认为，这个目标问题不大。大的逻辑很简单，在房地产之后，能够看到光明的新兴行业，还需要再扶一把的，就剩下氢能了。锂电、电动车、光伏，都已经过了需要扶持的阶段。 氢燃料重卡，降本的速度很快，真的是给点阳光就灿烂。占到整车成本60%的燃料电池系统，整体价格从2020年以前的2万元/KW降到了2024年初的3000元/KW，目前市场比较激进的预测是，只要保有量能到5万辆，系统可以降到1000元/KW。你可以想象一下，2020年的时候，一辆功率110KW的重卡，光燃料电池系统就需要220万，但是到了2025年，这个系统价格降到了11万，成本降了95%！ 04被低估的储氢环节 在氢燃料重卡这个环节，燃料电池系统降价的速度可以说是一日千里。氢能重卡本质上是一个增程式商用车，燃料电池系统是发电机，除了这个发电装置之外，还自带一套三电和储氢系统。一般来说，氢燃料重卡需要配上100度左右的电池，两个大电机，还有8个储氢瓶。电池如果用磷酸铁锂，成本现在能降到4万，2个大电机2万，大头出在这8个储氢瓶上。 储氢瓶目前主流的是Ⅲ型瓶，压力35Mpa的一个瓶子大概2万左右，一辆车要用8个，也就是16万。 从储氢瓶的发展趋势看，70Mpa的Ⅳ型瓶将是主流，最主要的成本大头是碳纤维。一般来说，一个70Mpa的Ⅳ型瓶，大概需要60公斤碳纤维，远期按每公斤100元计算，需要6000块，对应的一个储氢瓶造价大约在1万人民币左右。整车8个，一套8万。储氢瓶的制造技术包括很多人提到的阀门并不是成本的重点，这些在大工业生产之后都可以攻克。需求的核心是碳纤维。 从量上看，现在碳纤维的市场并不大。根据赛奥碳纤维的数据，2022年全球碳纤维需求量是13.5万吨，中国的年需求量是7.44万吨，占到一半以上。 从应用领域看，中国碳纤维需求的大头是体育休闲，主要是一些钓鱼竿、羽毛球网球拍之类的，2.3万吨，占到需求的31%；其次是风电叶片，1.75万吨，占24%；再次航天军工，这是碳纤维最早的应用领域，7800吨占10%。其他还有碳碳复材、压力容器等。现在我们算一笔账，一个储氢瓶需要60公斤碳纤维，一辆车8个储氢瓶，总计需要碳纤维480公斤，0.48吨。2024年按照1.2万辆氢能重卡计算，新增碳纤维需求5760吨，2025年2.4万辆，新增碳纤维需求1.15万吨，这相当于2022年中国碳纤维需求的15%。 从中长期看，现有的燃油重卡大概率都会被替换成氢能重卡，对应着每年大概100万辆的需求。 对于碳纤维行业来说，这意味一年48万吨的需求量，是2022年全球碳纤维需求量13.5万吨的3.6倍。而且，碳纤维的需求还不止储氢瓶这一个方向。当碳纤维价格不断下降之后，各种应用会像夏天雨后的蘑菇一样的冒出来，首当其冲的就是风电叶片。而且远期乘用车的应用会更广，现在全球每年6000万辆乘用车销量，假如单车100公斤碳纤维消耗量，对应的年碳纤维需求量是600万吨。 说到股价，让我们先看亿华通，这个燃料电池系统的龙头。自2020年上市之后，公司的收入虽然增速一般，但还是跟着电力设备行业涨了很长一段时间，一直到2022年初见顶，然后就是随着行业，股价一路向下。当然从收入增速上看，2022、2023两年，收入同比增速显然是下台阶的。原因就是虽然燃料电池系统的销量是涨的，但是架不住单价下的太快，2020年单KW还能有个1.5-2万，到了2023年就只有3000，这个降幅显然太快了。最近翻到《金刚经》，看到了缘起性空，所谓缘汇则生，缘离则灭，万事万物，无不如此。可能涨跌只是表象，缘分才是根本吧。A股当下的主题炒作，总结起来主要就是美股映射。制造业已经拉跨的美国，目前能够炒作的就剩下软件了，造成了现在的概念指向，往往偏虚，真正的产业发展方向反而不怎么受重视。从产业角度看，氢燃料重卡行业即将完成0-1的阶段，叠加现在整体氢能行业不太受待见，估值也不高。基本面向上的因素在不断的聚集，现在等的只不过就是一个契机。

我国早在1985年印发的《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》中，就明确提出“为了充分利用电网低谷电量和控制高峰负荷，电网对有调整用电负荷能力的用户应采取高峰低谷电价办法”。分时电价政策在我国走过近40年，在新能源加快发展、电力系统新兴主体迅速壮大的今天，更焕发出空前的生命力。2021年7月，国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），为各地结合实际，进一步制定和完善分时电价具体措施提供了指引。笔者曾在2022年12月，根据1093号文明确的几个政策要点，做过一次涉及各省的分时电价盘点与发展趋势分析，发表在《中国电力企业管理》2022年12期。一年过去，各地实践又有了许多新的变化，北京、冀北、山东、江苏、福建、四川、辽宁、蒙东、青海、宁夏、新疆、蒙西、广西、云南、贵州等15个地区在2023年更新了分时电价政策，安徽、湖北等地也对新的机制公开征求意见。本文整理分析了截至2023年12月底已正式出台的各地工商业分时电价机制，不涉及居民农业分时、充换电设施分时、采暖季分时等政策。 实施范围工商业分时电价执行范围更加清晰。各地规定工商业分时电价政策执行范围时，32个地区中有16个地区不区分大工业、一般工商业，其中安徽、辽宁、蒙东和蒙西明确对用电容量在100千伏安及以上的工商业用电实施分时，贵州仅对执行两部制电价的工商业用户实施分时。剩下16个大工业和一般工商业用户区分执行分时的地区，除上海明确一般工商业用电全部执行分时、江西暂缓执行外，其他地区要求一般工商业用电部分执行或选择执行。此外，除北京、天津、冀北、河北、山西与江苏等少数地区外，绝大多数地区不单独规定执行尖峰、深谷电价的用户范围。 峰谷时段峰谷时段划分方面，日间谷时段持续增加，“凌谷晚峰”特征进一步显现。32个地区中，将午间三小时（12:00-14:00）设置为谷时段地区的数量，已超过设置峰时段地区数量。谷时段集中在太阳升起前的凌晨，绝大多数地区将0:00-5:00的六个小时设置为谷时段。10:00-11:00和17:00-21:00的峰时段占比最大，有超过20个地区将这七个小时确定为峰时段。随着发用两侧电力电量结构及特征持续变化，预期谷时段向午间迁移、峰时段在晚间聚集的趋势仍将保持。比较特别的地方有两处，一是广西明确在每年迎峰度夏、度冬期间，可对35千伏及以上用户的峰谷时段进行灵活调整；二是山东明确由电网公司确定次年峰谷时段基础上，限制了全年峰、谷时段小时数。尖峰电价机制实施范围持续铺开。经统计，目前仅甘肃、宁夏、广西和贵州四地未执行尖峰电价，另外上海对单一制用户也不执行尖峰电价。在实行尖峰电价的地区中，主要采用了季节性尖峰方式，超七成地区集中在夏、冬两季的对应月份设置尖峰时段；山东、浙江、湖北的所有月份都有尖峰时段；安徽和广东（除7-9月）则考虑当日最高气温是否超过给定标准来执行尖峰电价，安徽不按季节区分。尖峰时段主要集中在夜间的18:00-20:00三个小时。更多地区开 始尝试深谷电价制度。除山东外，江苏、蒙东、新疆及蒙西也开始施行深谷电价。山东夏季无深谷，蒙东、新疆和蒙西则仅在夏季有深谷。江苏比较特别，明确在春节、五一和国庆节日期间实行深谷。各地区深谷时段集中在11:00-15:00的五个小时内。分月观察尖峰、深谷时段可知，居民调温负荷、新能源出力是影响时段划分的两个重要因素。1-2月和7-8月是各地尖峰时段设置比较集中的月份，其中冬季在17:00-20:00、夏季在16:00-21:00之间，说明居民调温负荷较高时，各地削峰需求最大。在冬季设置深谷时段的地区相对较少，说明深谷时段的划分也重点考虑了光照强度对光伏出力的影响。 峰谷价差峰谷价差持续拉大。各地高峰电价上浮普遍在50%-70%之间。上海单一制用户、浙江一般工商业用户高峰电价上浮比例较低；夏冬季中的上海两部制用户和安徽用户，以及北京1千伏及以上单一制用户，高峰上浮比例最高，达到或超过了80%。低谷电价下浮也集中在50%-70%区间。按高峰低谷电价比值测算，各地峰谷价差比普遍超过3.0倍，新疆、北京（1千伏及以上单一制）、山东、河北与冀北则超过了5.0倍。尖峰、深谷电价的应用将进一步提升价格杠杆的削峰填谷作用。大多数地区尖峰电价在高峰价格基础上再上浮20%。据统计，尖峰电价较平时段上浮比例集中在80%-110%之间。其中上海两部制用户在夏冬季期间尖峰上浮达到125%。深谷电价方面，江苏、蒙东、蒙西较平时段下浮在65%左右，山东、新疆下浮达到90%。按照尖峰、深谷价格计算，山东和新疆的峰谷价差比将高达20倍。各地分时电价浮动的基数未作统一。历经2021年电网代理购电、2023年第三周期输配电价改革后，度电价格的构成发生重大变化，分时电价浮动基础未形成统一理解。具体来看，在有意衔接最新电价结构的八个地区中，蒙东、青海、新疆、蒙西、云南明确“系统运行费”和“上网环节线损”不参与浮动，山东和贵州均参与浮动；辽宁的“系 统运行费”不浮动，但“上网环节线损”未作明确。其他方面，各地对购电价参与浮动、输配电价容量电价和基金附加不参与浮动，形成了相对统一的意见；对于代理购电相关损益、偏差分摊，以及功率因素电费的意见不明确（或未在政策中披露）。除此之外，还有北京、上海、浙江、福建、甘肃、广西等地未在分时政策中明确浮动基础（不排除笔者未找到或政策未公开的情况）。 峰谷浮动差异在不同主体和不同季节上进一步显现。例如，北京、上海、江苏、浙江、陕西等五地区，区分不同用户制定了峰谷浮动水平；上海、浙江、安徽、湖北、河南、蒙西等六地区，则按季节出台了不同的浮动标准。这些机制上的丰富，为提升价格杠杆调节作用起到“锦上添花”的作用。 完善建议 近年来新能源发电占比快速提升，通过引导用电行为缓解电力系统成本压力显得尤为必要。而受电力市场化改革催化影响，用户分时用电的意识也得到“觉醒”。因此，持续完善工商业分时电价机制仍是未来一段时间价格改革的重点工作。一是简化并明晰工商业电价执行范围。第三周期输配电价改革后，国家层面明确了不区分大工业、一般工商业，并且按电压等级核定输配电价的思路。随着用户类型简化，分时电价也存在调整的空间，即进一步提升分时电价政策的简明性，除对部分工商业用户提供必要的可选择执行权利外，其他用户可全部纳入强制执行范围，减少政策“例外”条件，最大限度发挥政策实施作用。 二是及时调整峰谷时段、丰富时段划分方式。目前已有不少地区根据当地情况完善了峰谷时段，日间谷时段明显增加、尖峰电价大范围应用、深谷电价持续扩围。在新能源大规模并网消纳、新型储能及用户侧资源分时响应快速发展的形势下，一方面可借鉴山东、广西的动态调整经验，增强时段调整的灵活性，合理提升调整频次；另一方面，可加大对按季按月、重大节日、周末假期等划分时段方式的应用，提升时段划分的适用性。 三是提升分时电价政策的透明度与规范性。根据以上梳理可知，近年来电价改革“快马加鞭”推进，各环节电价的结构和内涵均与1093号文件出台时发生了重大改变。因此，各地分时电价机制要紧跟政策变化，及时作出“响应”，加快明确包括电价浮动基础等在内的疑难问题，为用户理解浮动机制提供条件，进而为新型储能等产业发展提供可靠预期。四是积极引入零售套餐等分时信号。分时电价直接作用对象是电网企业代理购电用户，间接作用对象是签订带曲线的电力中长期交易用户。山东印发的鲁发改价格〔2023〕914号文件提出，“零售套餐执行分时约束机制”，明确了零售合同设置峰谷时段、峰谷价差的最低要求。在零售市场制度逐步完善、售电公司日益发展的趋势下，明确零售套餐中的分时电价标准，是构建“反映时间信号的电价体系”的一块重要拼图，需提前做好引导、加强规范。除此之外，分时电价机制设计还需结合现货市场价格信号，批发侧中长期也应坚持将分时电价作为时段与价差设置的基本要求。 五是坚持运用系统思维建立科学的分时电价机制。电价机制在电力资源配置、成本公平分摊方面发挥着至关重要的作用。但电价机制不是产业政策，分时电价也不以单个产业发展为己任。因此，各地在研究完善如何实施分时电价的过程中，应保持“产业中立性”，回到1985年我国刚提出分时电价时的“初心”，坚持按电力供需、负荷特性、新能源比例、系统调节需求等因素，通过价格信号引导绿电消费、降低系统成本，才能长远谋定，实现电力资源优化配置。

根据SNE Research公布的2023年最新的全球动力电池使用数据，宁德时代再次位居全球第一，根据榜单显示，2023年全球动力电池总使用量约为705.5GWh，同比增长38.6%。其中，宁德时代动力电池使用量达259.7GWh，相较2022年增长40.8%，市场占有率高达36.8%。 在此前中国汽车动力电池产业创新联盟公布的数据中，宁德时代2023年在国内的电池装车量为167.1GWh，由此来看，国内的整车配套占到了宁德时代2023年全年电池使用量的64%。电车汇依据新车公告数据统计显示，2023年由宁德时代配套电池的公告数量为2685款，同比增长34%，不过在配套的整车数量占比中，宁德时代有所下滑，2023年宁德时代单独配套电池的车型数量占比为58%，相较于2022年下滑了7个百分点。在2023年的新车公告数据中，依据企业集团合并后有307家整车及底盘制造企业，其中宁德时代单独配套电池的有237家，占比77%，相较于2022年下滑了7个百分点。无论是从企业配套占比还是从车型配套占比来看，宁德时代行业第一的地位仍然稳固。 从2023年宁德时代电池公告配套情况来看，商用车企业的公告数量位居前列，宇通和北汽福田这两家商用车龙头企业位列第一、第二名，并且在对应企业的电池供应商中，宁德时代也占据重要位置。值得注意的是，宁德时代的第一大客户特斯拉2023年只申报了4款新车，其中3款搭载宁德时代电池。新车公告数量虽然与电池装车数量有一定差异，但却客观反映了宁德时代作为核心零部件供应商与整车企业的配套合作关系。申报公告的车型在未来一段时间大多都会量产应用，因此，保持电池配套的优势对宁德时代未来一段时间维持电池装车量优势也至关重要。

据说现在电力行业的AI也非常火，是个能源大企业就要搞自己的“大模型”。 但是大部分我认为可能都失败。 因为世界上有两种AI，底层逻辑各不相同。 模式一、强控制型AI 强控制的AI，强调模式识别+最优控制算法求解，最典型的就是自动驾驶。在电力行业是人工智能调度。 强控制型的AI，仿真的是人的运动神经系统，也就是小脑+低级反射中枢。 这类AI的特点是关键任务处理，不允许有闪失，比如自动驾驶目前只做到L2商用，L3商业试验。目前没有任何厂商敢于对自己的L3、L4级别自动驾驶承担保险责任。至今只是“辅助驾驶”，也就是法律上驾驶者是第一责任人。 人工智能调度目前不太可能在省级调度上，实现大电网的自动驾驶，在技术上是训练的数据颗粒度和丰富度严重不足——即使是大电网的感知数据规模，也远远比不上自动驾驶领域。 更重要的是法律意义上，大电网级的L3、L4，谁敢保证不出事？ 所以个人认为强控制型AI的应用，目前只能在电力系统的一些较为不重要的场景，比如“识别”的作用，比如识别安全帽没带，或者机器狗巡检（本质也是替代人去获取现场数据并识别），或者在微电网、低压配电网的某些动态场景中，L1、L2级别的去做一些低风险的控制。 模式二、强生成型AI 以LLM为代表的大模型，其本质是仿真人类大脑的高级灰质皮层，比如对语言（音乐）、静态图像、动态图形，对这些信息进行处理，并“生成”创意内同。 所以本质是Generate，而非Control。 在数据方面，由于过去十多年互联网的发展，大量内容被数字化，比如人类历史上所有书面语言记录几乎都被数字化、人类所有围棋棋谱被数字化。导致计算机学习的素材极大丰富。 在算力方面，并行计算受益于游戏产业。 所以AI行业明显表现为AIGC（人工智能内容生成）的发展，远远快于人工智能自动控制。 这就是为什么大家说，本来AI应该体力的活（司机、保姆、搬运工），反而AI现在都在干创意的活。 而电力行业所谓大模型，其热点也在AIGC，而非AI控制。 但是电力行业需要AIGC么？ 大部分非必要也，电力行业具有高度自动化、高度计划性（发电计划是少不了的），半军事化、高度组织化科层架构（本质上也是一种第二次工业革命的组织控制范式）。所以是一种强控制的组织、系统。 电力不需要歌唱家、画家、导演。 电力需要调度员、交易员、巡线工、检修工，大部分是流程性、事务性、控制性的要求高。 对内容生成的需求并不高，也不是电力行业的主业。 少数需要内容AI的场景，可能就是95598话务员。 而AI控制受制于电力行业感知水平不足，无法形成足够的训练数据，也不敢快速的进入L3、L4级别的自动调度（无论是电厂自动控制还是电网自动控制，还是经典控制理论的天下，并非是AI控制）。 所以我认为这就是目前电力行业搞AIGC大模型的失败原因，在一个不需要内容的行业去搞内容。 当然，并不是说电力行业AI控制没前途，我认为恰恰相反。 正因为这方面相对投入不足，数据积累不足，在边缘业务上反而有创新机会，比如在低压配网、分布式能源系统中。 只不过这类业务天然“低、散、小”，对大型能源国央企来说，一是看不上；二是即使做出来了，也很难成规模推广；三是受制于市场化水平，商业化路径很长。

2月27日，中国龙工控股有限公司与宁德时代新能源科技股份有限公司在福建宁德签署战略合作协议。 根据协议，中国龙工控股有限公司（龙工）将宁德时代作为工程机械动力电池的首选合作伙伴。双方将在工程机械开发生产、工程机械动力电池开发等领域深化合作，联合研发适配产品及市场推广，共同开拓新能源工程机械市场，为全球工程机械行业客户提供技术领先、具备行业竞争力的电动化产品，共同推动双方业务实现跨越式发展。签约仪式中，龙工董事局主席李新炎先生表示“传统工程机械向新能源电动化转型是大势所趋，发力新能源赛道、抓住电动化机遇是龙工的必然选择。”宁德时代董事长曾毓群表示中国龙工是工程机械行业的翘首，很欣喜李新炎主席能提前规划电动化发展。宁德时代作为龙工的重要战略合作伙伴之一，下一步双方将共同推进技术开发，为工程机械电动化提供澎湃绿色引擎。战略合作协议签约仪式后，龙工在现场发布了粘贴有“宁德时代inside”标识的龙年新款电动装载机产品——龙年新品电动装载机，该机搭载由宁德时代专为工程机械行业开发的新一代动力电池产品。此次龙年新品电动装载机的发布，是该系列产品在行业内的首发，对推动工程机械行业电动化发展具有重要里程碑意义。该款产品集合龙工多年传统装载机及电动化智能化的技术沉淀。后续双方将进一步对该产品进行联合市场推广 。身为福建省工程机械制造龙头企业，龙工2005年在港交所主板上市，位列全球工程机械50强。产品覆盖装载机、挖掘机、叉车、滑移装载机和压路机等品类及各种核心零部件产品，其中装载机国内销量稳居行业前列。在“双碳”战略目标推动下，作为能源消耗大户及碳排放污染大户，工程机械行业能源转型已迫在眉睫。伴随此次合作，宁德时代将充分发挥自身在新能源核心技术方面的领先优势，与龙工和全球合作伙伴一起，推动工程机械电池技术加速发展和普及，助力工程机械行业全面电动化早日到来。

近年来，虚拟电厂成了热点议题。各地纷纷出台相关鼓励政策，相关主体争相申请试点，各类示范项目前赴后继。然而，我们还没有找到虚拟电厂可大面积复制推广，并让参与各方共赢的商业模式。问题出在哪里？是技术实力不够？商业模式不力？体制机制不顺？法律法规缺失？中国国情不同？还是生存土壤贫瘠？ 在电力市场化国家，虚拟电厂遍地开花，仅欧盟就有二三千家虚拟电厂企业活跃在电力市场，在现货市场表现卓越。平均而言，每个配网企业经营范围都有数家虚拟电厂在服务，并经常性地跨配网营业区经营，不但社会效益明显，经济效益也不言而喻。 随着互联网技术日益发展，过去十多年来，虚拟电厂如雨后春笋逐步孵化成电力市场上成熟的商业模式，为调节高尖峰负荷、电力实时平衡、疏解线路拥塞、新能源并网消纳、储能合理使用、降低电力基础设施投资、电力行业降本增效等立下汗马功劳。 如果虚拟电厂模式难以推广，这是否意味着：高尖峰负荷调节越来越难，成本越来越高，有序供电将越来越频繁？全国范围内电力实时平衡难以解决，窝电与缺电并存现象越来越多？电力各类通道堵塞现象越来越严重，电量增加更依赖输配通道建设？ 新能源并网消纳越来越难，新能源电力越弃越多，出现新能源天花板?储能普遍盈利的商业模式难以成型，储能资源难以合理化高效使用？电力基础设施越投越多，依然无法保障气候异常等情况下的电力安全？电力行业降本增效越来越难，电力成本越来越高，安全风险越来越大？那么，我国推进虚拟电厂的难点究竟在哪里？ 虚拟产业是如何乘势而起的？ 虚拟产业的兴起得益于互联网信息技术。 互联网信息技术可以准确定位时空，可以集聚海量数据并瞬间进行分类和处理，帮助各参与者做出决策，并完成信息传输、交换和系列性交易。 互联网将世界各地的终端、局域网根据标准的网络协议串联起来，形成一个庞大的虚拟的网络系统，它似一张天网，笼罩在地球上空。在这张网中，数字信号跟随波传输。得益于光波的高速，身处世界各个角落的人们几乎可以在同一时间点进行实时的交流、交换和交易。 互联网技术越发精准度地定位时空，强大的计算能力带来极大便利，需求得到快速响应，供给精准对接，实现同样的交易，花费时间和精力更少，效果更好，交易成本大大降低。 互联网技术早已渗透进传统领域的各行各业，并大大改造了各行各业的作业流程，传统商业模式都在发生互联网革命，新模式、新生态已经或者正在形成。 如今，不仅第三产业，如财金服务、批发零售、交通运输、教育培训、观光旅游、婚恋服务、餐饮娱乐、文化体育、社区管理等，而且第一产业的大农业和第二产业的大工业，也因为互联网革命，其生产、运营、营销、管理等经营模式发生了深刻变化。 其中，对各行各业影响最深的莫过于社会经济的交流、交换和交易，互联网技术让交流、交换和交易的成本无下限降低，边际成本接近于零。 过去二十多年来，互联网技术在各行各业得以广泛应用，发达国家与中国都先后诞生了一大批世界性的企业，互联网技术和设备方面如华为，商品交易方面如淘宝、京东、拼多多等，观光旅游方面如去哪儿、携程、艺龙等，餐饮娱乐方面如美团等，婚恋服务有各种各样的约会网，交通运输方面有滴滴、美团、货拉拉等。人工智能（AI）技术的兴起并与互联网技术叠加，让流程、交流、交换和交易更加简捷和方便。 我们最能感同身受的是滴滴、美团、Uber等虚拟出租车企业的出现，彻底解决了原有模式下，特别是交通高峰期及恶劣天气下“人找不到车，车接不到人”的难题，革命性地解决了各种情况下的出行方便。尽管如此，虚拟出租车出现初期，有关机构在相当长时间内将其定为非法经营，并联合执法给予恶性处罚。 与虚拟出租车极其相似的是虚拟电厂。 虚拟电厂类似虚拟出租车吗？ 在没有互联网的年代，乘客打车、司机接客靠的是运气，运营资质掌握在有关部门手中，分配给了为数不多的出租车公司。夹缝生存的黑车安全性极低，随时面临被举报和被处罚的风险。出行需求和资源无法快速精准对接，出租车行业寡头经营，行业整体服务水平落后，出行需求始终处于恶性循环的窠臼中，特别在交通高峰期和天气异常情况下，出行成为城市，尤其是大城市的噩梦。 如今，用车需求比以往多出数倍，打车出行甚至成为部分人群的通勤首选，而我们却很难再看到乘客在马路边招手打车的景象。 在滴滴、Uber等打车软件的系统中，乘客、司机、车辆、出行需求被高效、实时、紧密地联系在一起。行程的时间、地点、车型、价格等要素已知，平台将需求方与资源方精准匹配，快速计算出最优路径。 （一）产生背景相似 大量灵活资源出现，供需可以优化配置 虚拟出租车的兴起得益于我国民用汽车保有量巨大。在原有营运体制下，这些车辆的利用率十分有限，若能将这些灵活车辆调配起来，道路的运营能力将大幅提升，也将带动一大批劳动力兼职和再就业。 电力系统也存在类似情况。大量新能源和各类储能涌现，特别是分布式能源星罗密布，这些分散的、灵活的、可调配的电力资源以及一些可调节的负荷，如若运用得当，将扩大可再生能源消纳空间，助力电力系统安全、提质和增效，加快脱碳减排进程。 原有模式局限性明显，新模式下利益重新调整 原有模式下，出租车行业寡头经营，出租车企业老板，无论国有还是民营，赚到钵满盆满，行业服务质量和效果被投诉多年，却难以改善。有关部门与出租车企业形成利益共同体，一牌（出租车牌及出租企业牌照）难求。 滴滴、Uber等跨界进来后，服务质量和态度大大提高，行业开始形成竞争格局，价格随行就市，原有出租车公司利益严重受损，每辆车收入大减。寡头垄断利益被切割，难怪有关部门联合将虚拟出租车定为非法经营，欲抓之、罚之、除之而后快。然而，在发达经济体，Uber盛行，并被定义为创新模式，发展如火如荼，寡头经营终拗不过大势所趋，才有了今天出行的方便、经济和体验。 现有电力模式下，峰谷时段、电价和输配定价等由有关部门统一制定和调整，电源侧和负荷侧都由电网企业统一调配，一体化输配由电网企业全资拥有并统一经营，虽然电力交易模式像模像样，但电力市场仍在夹缝中寻找广阔的空间。 如果虚拟出租车企业无法调度、无法定价、并且要支付有关部门各种使用费，虚拟出租车休矣；如果虚拟出租车经营只能交由有关部门发起、指定、或原有出租车企业，原有寡头垄断将变成新模式下寡头继续垄断，效果自然大打折扣。 虚拟电厂企业能否自我调配或者调配机构能否无差别、无成本、无障碍执行，能否自行报价、定价，能否自由交易，能否只支付电力通过的微网或配网相关成本？如果不能，虚拟电厂休矣；如果虚拟电厂经营主体由有关部门指定，或者是电网企业、调度机构，或者是当地寡头发电企业，虚拟电厂效果也将大打折扣。 （二） 架构机制相似 （三） 作用范围相似 通常资源调配的距离越近，效益越好，结果越接近最优。打车出行时，平台会根据用车需求就近分配车辆，不仅缩减了司机承接订单的隐形成本，也最小化乘客等待服务的时间。 类似，虚拟电厂中电源侧到负荷侧有线距离越短，造成网络拥堵概率越小，成本就越低。虚拟电厂总是先满足小范围内的微平衡，小范围内难以平衡的电力才会就近交易、就近输送，按照远近原则优化配置。 （四） 目标价值相似 虚拟出租车实现了“让出行不再困难”，让私家车闲置车还能顺便赚钱，特别能缓解高峰期和尖峰期的交通问题，消费者剩余与服务商剩余大增，社会福利一举两得。 虚拟电厂实现了“让用电不再困难”、让“卖电更容易还能盈利”，解决了随意的“拉闸限电”和有意的“有序供电”问题，特别能缓解高峰期和尖峰期的用电难题；也让各种窝电，如弃风、弃光、弃水和弃储等，难以发生；消费者剩余与生产商、服务商剩余大增，电力市场社会福利延展到全社会福利，经济发展与人民生活都大受裨益。 （五） 二者亦有差异 随着电力市场化推进，虚拟电厂的价值才逐步被认识。 配比现有电力体制下电力市场化推进，我国虚拟电厂的发展尚处于早期。行业专家仍在研究和探索，在现有法律法规和体制机制下，能否发展出一个成熟的、共赢的虚拟电厂模式？相比较，虚拟出租车从早期“非法”的多元竞争，需突破当时的法律法规围剿及体制机制障碍，到行业兼并重组后的寡头垄断，又到了多元化的良性竞争阶段。 另外，虚拟出租车追求的是动态平衡，允许一定的时间差。受多重因素影响，如平台技术、可用司机和车辆数量、订单密度、交通状况等，其需求响应速度通常以分钟为单位。而虚拟电厂对需求响应，追求实时平衡，必要时可达秒级。 虚拟电厂如何在欧盟成长的？ 在电力市场化国家，特别是发达国家体如欧盟，经过十多年的发展，虚拟电厂各要素资源不断增加，技术日新月异，功能逐步增强，在电力市场发挥越来越重要的作用，而且虚拟电厂企业总体都有不错的盈利和回报。 欧盟电力市场中虚拟电厂的成功经验，大致可以归纳为以下几个方面： （一） 法律基础 经过若干轮的讨论、修改和立法，欧盟通过了电力能源行业著名的基本法，即《第三组能源法案》（the third energy package），以建立一个“三公”（及公平、公正和公开）的高效、竞争的电力能源市场。 《第三组能源法案》主要包括五个方面，即分拆（unbundling）、独立监管（independent regulators）、 各国能源监管合作机构（ACER）、跨境合作（cross-border cooperation）以及“三公”零售市场 （open and fair retail markets）。 其中，核心和基础就是分拆（unbundling）制度。 根据《第三组能源法案》，各国根据自己的国情，修订各国电力能源行业相应的法律法规，将TSO和DSO独立于发电、交易和供应等其他电力市场主体，规模较小的DSO须为发售电设立完全的独立账户。电力可以在电力批发和零售市场进行公平、公正和公开交易，平等竞争的市场环境促进各种模式的虚拟电厂蓬勃成长。 例如，德国《可再生能源法》鼓励100kW以上的大中型规模的可再生能源接入虚拟电厂，大大增加了虚拟电厂的容量规模，增强了虚拟电厂平衡服务能力。由于直接销售以及灵活性补贴条款，参与虚拟电厂的各类能源，特别是可再生能源，可以实现更多的收益。 另外，相关的法令法规也要求TSO及DSO在采购辅助服务时，对虚拟电厂及需求侧响应的电力聚合商不得有任何歧视，为虚拟电厂发展提供了更大的自由和空间。另外，虚拟电厂或电力聚合商可以将来自多个平衡基团的发电资源和灵活性捆绑在一起，活跃于电力批发和电力平衡市场，既降低交易成本，又扩大聚合规模，并提高盈利水平。 （二） 体制机制 根据《第三组能源法案》及各国配套的电力能源法律法规，欧盟电力市场中，输电、配电、发电、调度、电力交易所分开经营，并接受严格的分类监管。输电、配电企业多种所有制并存，输配电核心资产可以由私营资本控制，也可以混合所有，甚至外资控股。 欧盟电力互联的35个国家，发展水平差异较大、能源监管不尽相同、TSO功能有所差别、DSO众多而分散，需要在纷繁复杂、分散孤立的电力世界建立起一个安全可靠、公平竞争、高效运转、持续创新的统一市场，其体制机制如何实现高效协调并有效监管的？ 相邻国家跨境输电及其引发的电力安全需要多个TSO之间的协调，为此，设立了五个区域安全协调机构（Regional Security Coordinator，即RSC），根据市场规则进行沟通、协调和运作，并不需要各国政府出面。 欧盟委员会及其下属能源部、欧洲能源监管机构委员会（the Council of European Energy Regulators，即CEER）及能源监管合作机构（Agency for cooperation of Energy Regulators，即ACER）等权责清楚、分工明确，监管的重心是保护电力用户权益、保障电力供应安全、提高市场运行效率、推动输配技术进步、加快绿色转型。

2023年，我国光伏产业技术加快迭代升级，行业应用加快融合创新，产业规模实现进一步增长。根据光伏行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国多晶硅、硅片、电池、组件产量再创新高，行业总产值超过1.7万亿元。 多晶硅环节，1—12月全国产量超过143万吨，同比增长66.9%。 硅片环节，1—12月全国产量超过622GW，同比增长67.5%，产品出口70.3GW，同比增长超过93.6%。 电池环节，1—12月全国晶硅电池产量超过545GW，同比增长64.9%；产品出口39.3GW，同比增长65.5%。 组件环节，1—12月全国晶硅组件产量超过499GW，同比增长69.3%；产品出口211.7GW，同比增长37.9%。 全年主要光伏产品价格出现明显下降，出口总体呈现“量增价减”态势。1—12月，多晶硅、组件产品价格降幅均超过50%。

2024年1月27日，国家发展改革委、国家统计局和国家能源局联合发布了《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》，文件明确提出： 为完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，拓展绿色电力证书（以下简称“绿证”）应用场景，推动完成“十四五”能耗强度下降约束性指标，将采取以下重点措施： 绿证交易电量纳入政府节能考核 （一）实施非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。突出重点控制化石能源消费导向，非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。 （二）推动绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。坚持节约优先、能效引领，持续加大节能工作力度，切实加强节能日常管理，坚决遏制高耗能高排放低水平项目盲目上马，扎实推进重点领域节能降碳改造。将绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，加强绿证与能耗双控政策有效衔接，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算，大力促进非化石能源消费。 （三）明确绿证交易电量扣除方式。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中，实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。不改变国家和省级地区现行可再生能源消费统计制度，参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易对应的电量，按物理电量计入受端省份可再生能源消费量；未参与跨省可再生能源市场化交易或绿色电力交易、但参与跨省绿证交易对应的电量，按绿证跨省交易流向计入受端省份可再生能源消费量，不再计入送端省份可再生能源消费量。受端省份通过绿证交易抵扣的可再生能源消费量，原则上不超过本地区完成“十四五”能耗强度下降目标所需节能量的50%。 （四）避免可再生能源消费量重复扣除。跨省可再生能源市场化交易和绿色电力交易对应的绿证，以及省级行政区域内交易的绿证，相应电量按现行统计规则计入相关地区可再生能源消费量，在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中不再重复扣除。纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算的绿证，相应电量生产时间与评价考核年度保持一致。 高耗能企业可再生能源强制消费 （五）加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发。落实绿证全覆盖等工作部署，加快制定绿证核发和交易规则。绿证核发机构会同电网企业、电力交易机构、可再生能源发电企业，加快提升可再生能源发电项目建档立卡比例，加快绿证核发进度。到2024年6月底，全国集中式可再生能源发电项目基本完成建档立卡，分布式项目建档立卡规模进一步提升。 （六）扩大绿证交易范围。鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。鼓励相关项目通过购买绿证绿电进行可再生能源消费替代，扩大绿证市场需求。各地区要将可再生能源消纳责任分解到重点用能单位，探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿证绿电进行抵消。支持各类企业特别是外向型企业、行业龙头企业通过购买绿证、使用绿电实现绿色低碳高质量发展。推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥带头作用，稳步提升可再生能源消费比例。 建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场 （七）规范绿证交易制度。依托中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心开展绿证交易，具体由发电企业和电力用户采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场。支持绿证供需省份之间结合实际情况，通过政府间协议锁定跨省绿证交易规模，协助经营主体开展绿证供需对接、集中交易、技术服务、纠纷解决。现阶段绿证仅可交易一次，不得通过第三方开展绿证收储和转卖。各地区不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务，不得限制绿证跨省交易。绿证交易价格由市场形成，国家发展改革委、国家能源局加强价格监测，引导绿证交易价格在合理区间运行。 绿证纳入产品碳足迹核算 （八）健全绿色电力消费认证和节能降碳管理机制。加快建立基于绿证的绿色电力消费认证机制，明确认证标准、制度和标识。研究完善绿证有效期，简化绿色电力消费认证流程，持续提高认证及时性和便利性。充分发挥绿证在可再生能源生产和消费核算方面的作用，强化绿证在用能预算、碳排放预算管理制度中的应用。将绿证纳入固定资产投资项目节能审查、碳排放评价管理机制。 （九）完善绿证与碳核算和碳市场管理衔接机制。推动建立绿证纳入地方、行业企业、公共机构、重点产品碳排放核算的制度规则。推动研究核算不同应用场景中扣除绿证的修正电网排放因子。加快研究绿证与全国碳排放权交易机制、温室气体自愿减排机制的功能边界和衔接机制，明确各类主体参与绿证和碳市场交易有效途径。 （十）加强绿证对产品碳足迹管理支撑保障。将绿证纳入产品碳足迹核算基本方法与通用国家标准，明确绿证在产品碳足迹计算中的一般适用范围和认定方法。按照成熟一批、推进一批、持续完善的原则，强化绿证在重点产品碳足迹核算体系中的应用。在产品碳标识认证管理办法中充分考虑绿证因素。探索在特定产品中设计体现可再生能源电力消费占比的差异化产品标识。 推动绿证国际互认 （十一）充分利用多双边国际交流渠道，大力宣介绿证作为中国可再生能源电量环境属性基础凭证，解读中国绿证政策和应用实践。鼓励行业协会、有关企业、相关机构、专家学者等积极发声，推动国际机构特别是大型国际机构碳排放核算方法与绿证衔接，加快绿证国际互认进程。积极参与国际议题设置和研讨，推动绿证核发、计量、交易等国际标准研究制定，着力提高中国绿证的国际影响力和认可度。

2023年12月至今，不到两个月时间，新增14个核准的抽水蓄能电站项目，14个项目均为国家《抽水蓄能中长期发展规划（2021—2035年）》“十四五”重点实施项目，总规模达1826万千瓦，涉及投资金额达1260.6亿元。 14个项目位于广西、辽宁、山西、安徽、福建、江西、山东、新疆、云南九个省份，其中广西12月新增核准白色、玉林、贵港、钦州4个国家重点项目，辽宁新增这准太子河、朝阳2个国家重点项目，山西也新增核准绛县、铅山2个项目，其余省份均新增1个项目。 从单个项目规模来看，规模最大的是辽宁太子河抽水蓄能电站项目，规划总装机容量180万千瓦，总投资121.45亿元。 南网储能、国网新源、三峡集团、福建能化集团、国家电投、华源电力、中国电建、中国华电、中国能建、中广核集团及企业参与项目投建。其中包括南网储能投建的广西玉林、贵港、钦州3个120万千瓦项目，国网新源投建的山西绛县、山东枣庄2个项目，三峡集团山西盂县、安徽休宁里庄2个项目。 01 南网储能 广西玉林抽水蓄能电站 电站位于玉林市福绵区境内，距离福绵区直线距离约16km，距离玉林市直线距离约28km。规划装机容量120万千瓦，安装4台单机容量30万千瓦可逆式水泵水轮机组，总投资约83亿元。项目建成后，将承担广西电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 贵港抽水蓄能电站 电站位于港北区根竹镇境内，上水库位于根竹镇上龙楼屯南侧洼地，下水库位于根竹镇下石柜屯南侧的北潭河谷，项目总投资总投资80多亿元，装机容量120万千瓦，将安装4台30万千瓦的可逆式水泵水轮机组。项目建成后将承担广西电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 钦州抽水蓄能电站 电站位于广西壮族自治区钦州市灵山县境内，距钦州市、南宁市直线距离分别为55km、88km。上水库位于旧州镇八一茶场山上宽缓开阔凹地；下水库位于三隆镇大麓村北侧冲沟。总装机容量为120万千瓦，额定水头336m，距高比5.11，安装电站安装4台300MW可逆式水泵水轮机组，总投资约82.19亿元。 02 国网新源 山西绛县抽水蓄能电站 2024年1月8日，山西绛县抽水蓄能电站项目获核准。 项目位于山西省运城市绛县大交镇境内，由国网新源（山西）绛县抽水蓄能有限公司投建，总投资89.7672亿元，总装机容量120万千瓦，将安装4台单机容量30万千瓦水泵水轮发电机组，项目建设周期69个月。 山东枣庄山亭（庄里）抽水蓄能电站 2023年12月29日，枣庄山亭抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于山东省枣庄市山亭区境内，由国网新源(枣庄)抽水蓄能有限公司投资建设，总投资约84.4亿元，电站总装机容量118万千瓦。电站建成后，主要承担电网的调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 03 三峡集团 山西盂县上社抽水蓄能电站 2023年12月28日，盂县上社抽水蓄能电站项目获核准。 项目位于山西省阳泉市盂县上社镇境内，上水库位于七东山西侧，下水库位于沟子口西侧一带；项目总投资92.5078亿元，总装机140万千瓦，计划安装4台35万千瓦混流可逆式水泵水轮机组，项目建设周期69个月。项目建成后，将进一步缓解山西电网，特别是阳泉市境内电网调峰能力不足的问题，保障电网安全稳定运行。 安徽休宁里庄抽水蓄能电站 2023年12月28日，安徽休宁里庄抽水蓄能电站获核准。 电站位于安徽省黄山市休宁县，总投资约81.51亿元，总装机容量120万千瓦，计划安装4台单机30万千瓦的立轴混流可逆式抽水蓄能机组，设计年均发电量14.4亿千瓦时，抽水电量19.2亿千瓦时，预计2030年实现投产目标。电站建成后，将承担电网调峰、填谷、调频、调相和紧急事故备用等任务，有效提升安徽省和华东电网调节能力，促进区外能源在安徽乃至华东电网消纳。 04 福建能化集团 福建华安抽水蓄能电站 2023年12月14日，福建华安抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于华安县新圩镇，总投资约91.29亿元，装机容量140万千瓦，安装4台单机容量为35万千瓦的可逆式水泵水轮发电机机组。额定水头462m，距高比约7.9，项目建设总工期69个月。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 05 国家电投 江西铅山抽水蓄能电站 2023年12月31日，铅山抽水蓄能电站项目获江西发改委核准。 项目位于江西省上饶市铅山县境内，由国家电投江西公司投建，为日调节纯抽水蓄能电站，项目总投资约77.43亿元，总装机量120万千瓦。项目建成后，将主要承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相、紧急事故备用及黑启动等任务。 06 华源电力 辽宁朝阳抽水蓄能电站 2023年12月8日，辽宁朝阳抽水蓄能电站项目获核准。 电站位于辽宁省朝阳市境内，装机容量130万千瓦，项目总投资约94.62亿元。额定水头339m，距高比8.9，上水库位于龙城区联合乡沈杖子村西侧支沟沟源，下水库位于朝阳县北沟门子乡于家店村南侧老虎山河左岸台地。电站建成后承担电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 07 中国电建 云南富民抽水蓄能电站 12月29日，昆明市富民抽水蓄能电站获核准。 项目位于富民县款庄镇境内，由中电建（富民）抽水蓄能开发有限公司投资建设，总装机容量140万千瓦，拟新建4台单机35万千瓦单级立轴混流可逆式水泵水轮发电机组；项目静态总投资78.73亿元，动态总投资92.66亿元，初拟施工总工期68个月，首台机组发电工期59个月。 项目建成后将弥补昆明中型水电站、火电站对新能源项目调峰、调频作用不足的短板，对现有的和规划建设的新能源项目的调峰、调频将起到积极作用。 08 中国华电 新疆鄯善抽水蓄能电站 1月4日，鄯善县抽水蓄能电站项目获核准批复。 项目位于鄯善县境内，总投资约109.6亿元，装机容量140万千瓦，将安装4台单机容量35万千瓦立轴单级混流可逆式水泵水轮机，建设周期为72个月，额定水头602m，距高比大于5。电站位于吐鲁番市鄯善县境内，距鄯善县、吐鲁番市公路里程分别为80km、150km。上水库在二塘沟水库上游河道左岸山顶宽缓沟道筑坝并扩挖成库；下水库在二塘沟水库上游河道内筑坝并扩挖成库。项目建成后，对提升新疆电网的调峰、调频、系统备用和安全稳定运行具有重要支撑作用。 09 中国能建 辽宁太子河抽水蓄能电站 2023年12月28日，辽宁太子河抽水蓄能电站项目获核准。 该项目是中国能建旗下中国能建葛洲坝集团在东北投资建设的首个抽蓄项目。总投资121.45亿元，初选装机容量为180万千瓦，距本溪市公路距离约45公里，距沈阳市公路距离约110公里，额定水头427米，地理位置优越，建设条件较好。项目建成后，将主要服务于辽宁电网，承担电网调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。 10 中广核 百色（田东）抽水蓄能电站 2023年12月26日，广西百色抽水蓄能电站获核准。 该项目是中国广核集团首个自主开发建设的大型抽水蓄能电站项目，电站位于百色市田东县林逢镇，项目总投资约80.22亿元，总装机容量120万千瓦，安装4台单机容量300兆瓦可逆式水泵水轮机，额定水头286米，年发电量11.36亿千瓦时。项目建成后，将承担广西电网系统调峰、填谷、储能、调频、调相和紧急事故备用等任务。