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。

2024年5月27日，河南省发改委发布了三个“源网荷储一体化项目”的政策文件。 作为政策不敏感人士的我，对这个文件一直没关注，听网上人云亦云的政策分析，无非是“隔墙售电”的路子。 隔墙售电目前的障碍，明摆在那里，就是下不去。 直到前几天和河南从事新能源的朋友聊天，才知道河南的这个“源网荷储一体化项目”，其内容比隔墙售电更进一步。 或者说： 摆明了就是冲着隔墙售电无法落地的弊病去的。 这个文件一出，河南一体化项目已经有试点开始落地了。 首先我们来分析一下，什么是隔墙售电： 2017年，国家发改委、国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，隔墙售电是指： 分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。 也就是说，隔墙售电是发电商“借用”电网企业的配电设施（主要是配电线路，一般不允许跨变压器），把电卖给周边电力用户，并且缴纳相应电压等级的过网费。 其核心在于： 必须使用电网的修的这条路。 因为根据发改委2024年4月颁布的《供电营业区划分及管理办法》，在一个供电营业区内，只准设一个供电营业机构。 也就是电只能由一家企业供，无论这个电是来自集中式电源，还是分布式电源。 自发自用不属于供电营业，因为是在规划红线以内，企业自己的屋顶发电。 但是，河南的这个细则，在这点上做了创新。 我们来看《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则》： 1、新能源可以由企业投资“绿电专变、绿电专线”，实现分布式电量的消纳； 2、就近消纳的范围是20公里以内； 3、以企业名义申报，也就是电网公司的户号只有一个； 4、新建分布式项目，存量不管； 5、电网公司需提供便捷、及时、高效的并网服务，前提是源网荷储一体化项目严格自发自用、防逆流、且接受电网统一调度。 绿电专线，是隔墙售电的升级版，也是对既有隔墙售电政策障碍的应对方案。 看上去，好像突破了《供电营业区划分及管理办法》。 但是，也可以认为它符合上述办法。 这里的矛盾点，在于： 在公共土地上建设的专用配电线路，是不是属于公共配电线路。 根据电网企业的解释，在企业规划红线之外，在公共土地上建设的线路，理论上都是公共配电线路（哪怕是企业专用变压器配套的专用供电线路，只要是红线之外的，其建设权和运营权，也必须由提供公共服务的配电公司所有）， 也就是土地的公共属性和供电线路的公共属性，天生是一致的。 但是河南省认为，公共土地上建设的绿电专线，只要其发电量全部为一家企业服务，就可以认为是企业专属的，不具备公共属性。 所以最大的突破点，不是隔墙售电，而是绿电专线。 你不让我用公共道路运货，我在公共土地上修一条专用道路。 所以矛盾的焦点，就是这条专线所占据的土地的属性变更。 于是我问了朋友：红线以外的公共土地上，绿电专线的走廊，以及电力杆塔的土地使用权，国土资源局怎么说？ 朋友说：先行试点，先干了再说。 改革么，总是需要不断试点突破的，有突破，才有创新可能。

在全球能源转型的浪潮中，工商业储能作为连接电力生产和消费的关键环节，正迎来前所未有的发展机遇。随着分时电价政策的落地和峰谷价差的拉大，国内工商业储能市场正步入高速增长的快车道。然而，在这片看似繁花似锦的市场背后，价格竞速的激烈竞争和同质化产品的泛滥，也让众多从业者感受到了前所未有的压力。在这场“洗牌”中，谁能率先突破重围，实现效益最大化？答案或许就藏在虚拟电厂这块“硬骨头”里。 虚拟电厂：新能源参与者的“终极目标” 虚拟电厂，这个自1997年在国外首次提出，2016年被正式引入国内能源互联网体系框架的概念，正逐步成为新能源领域的“新宠”。它不仅是一种创新的能源管理模式，更是实现工商业储能效益最大化的重要途径。随着全国各省市区政府相继出台政策支持虚拟电厂的全速落地，工商业储能企业纷纷将目光投向了这一领域，力求通过参与虚拟电厂业务，实现产品效益的飞跃。 从设备到媒介：工商业储能的角色转变 在虚拟电厂的框架下，工商业储能不再仅仅是一个储能设备，而是成为了电力市场交易的调节手段和媒介。它能够通过智能化的EMS系统、优化的运行策略和精准的负荷预测，实现电力的有效调度和智能跳转，从而在电力交易及电量充放之间找到最佳平衡点。这种角色的转变，不仅提升了工商业储能的利用率，更为其创造了多元化的盈利模式。 控制逻辑与模型算法：增量收益的重要来源 业内专家指出，工商业储能中所涵盖的控制逻辑与模型算法，将成为未来虚拟电厂和现货市场应用阶段增量收益的重要来源。通过不断优化这些算法和技术，企业能够更精准地预测市场需求、优化储能设备的运行策略，从而在电力市场中占据更有利的位置。这种技术上的领先，将直接转化为产品效益的提升和市场竞争力的增强。 聚焦虚拟电厂：工商业储能企业的新战场 面对虚拟电厂这一新的机遇和挑战，工商业储能企业需要时刻保持敏锐的市场洞察力和技术创新能力。他们需要密切关注虚拟电厂的发展进程和政策动态，不断优化自身的技术和服务体系，以适应不断变化的市场需求。同时，他们还需要加强与电网调度、电力市场交易等环节的协调联动，形成合力共同推动虚拟电厂的落地和发展。 技术标准的缺失与兼容性的挑战 虚拟电厂作为一个高度集成的系统，需要整合多种技术以实现电力的有效调度和优化。然而，目前国内尚未形成统一的虚拟电厂技术标准，不同技术之间的兼容性和整合度存在较大差异。这种技术上的碎片化不仅增加了系统建设的复杂性和成本，也影响了虚拟电厂的整体性能和效率。因此，建立健全的技术标准和规范体系，成为推动虚拟电厂发展的关键一步。 电力市场机制的不完善与商业模式的模糊 除了技术层面的挑战外，电力市场机制的不完善也是制约虚拟电厂发展的重要因素。由于参与电力市场机制设计仍处于起步阶段，准入条件、交易品种、交易机制等尚未完善，导致虚拟电厂的运营商难以获得可持续的收益。商业模式的模糊不仅影响了投资者的信心，也限制了产业的健康发展。因此，加快电力市场机制的改革和创新，明确虚拟电厂的市场定位和盈利模式，对于推动其规模化发展具有重要意义。 政府政策的及时助力与信心提振 面对虚拟电厂发展的重重困难，政府及时出手为大家提振信心。进入2024年以来，全国各省市区政府相继出台了多条政策规划，从顶层助力虚拟电厂的全速落地。这些政策不仅为虚拟电厂的发展提供了明确的方向和支持，也为其在技术标准、市场机制、商业模式等方面的完善提供了有力保障。政府的积极介入和有力推动，无疑为虚拟电厂的未来发展注入了强大的动力。 虚拟电厂不仅是工商业储能效益最大化的新蓝海，更是新能源领域未来发展的重要方向。在这个充满机遇和挑战的新战场上，只有那些能够不断创新、持续优化、紧密跟随市场和政策动态的企业，才能最终脱颖而出成为行业的领军者。让我们共同期待这场能源革命带来的新变革和新机遇！

目前中国光伏的“火”体现在制造端、应用端规模继续扩大。中国光伏行业协会的统计数据显示，2024年上半年，多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超32%；2024年上半年国内光伏新增装机102.48GW，同比增长30.7%；出口方面，2024年上半年国内硅片、电池、组件出口量分别同比增长34.5%、32.1%、19.7%。 而在产业链价格、制造端产值等方面，市场情况则跌入“冰”点。根据中国光伏行业协会的统计，2024年上半年，国内多晶硅、硅片价格下滑超40%，电池片、组件价格下滑超15%；2024年上半年国内光伏制造端（不含逆变器）产值约5386亿元，同比下降36.5%；进出口方面，2024年上半年，我国光伏产品（硅片、电池片、组件）出口总额约186.7亿美元，同比下降35.4%。 行业调整“宜重宜快” 对于当下的中国光伏产业而言，如果用“冰火两重天”形容现状，那么“火”的领域主要集中在产业的宏观层面，站在能源转型的时代洪流下，作为可再生能源代表的光伏，在应用端和制造端始终“风风火火”。 但若将观察角度落至一家家具体的企业时，便可看到众多行业参与者在“内卷”中挣扎求生的艰难图景。 王勃华在研讨会上提到，根据部分上市企业的半年报数据，可以看到大多数主产业链企业净利润处于亏损状态，更为严重的是，第二季度的亏损相比第一季度有加剧的趋势，这就是当前严峻形势的一个表现。 多个环节的价格已跌破成本线。例如，多晶硅的价格已经跌破成本线，典型的多晶硅企业都受到了影响。同时，组件的开标价格也在持续下降，目前大约在每瓦7到8毛钱的范围内，导致企业亏损不断加剧。现在这个亏损的情况就是一个全产业链的亏损，全行业的亏损，而这样的情况在中国光伏历史上是很少见的，我还没有碰到过。目前国内光伏主产业链上终止和延期的项目越来越多，企业开工率下降甚至停产的情况也越来越多。 虽然眼下中国光伏行业的产能仍在增长，但增速已大幅度下滑，现在的增速仅为去年同期的四分之一，项目数量和规模也是如此。在光伏四大主材环节（多晶硅、电池片、组件、硅片），今年上半年已有超过20个项目宣布终止或延期，多晶硅的开工率基本上在60%左右，尽管个别头部企业可以达到80%，但大部分企业的开工率维持在50%到60%。同时，停产的工厂数量也在增加。 形势如此严峻，我们需要进行调整，但调整的难度非常大。行业里的‘老玩家’转身不易，‘新玩家’尚需沉淀。中国光伏行业中的“老玩家”面临着沉重的包袱，而且新老包袱都有。其中，新的包袱是指近几年头部光伏企业建设垂直一体化产能的进度非常快，这种做法在行业景气时能扩大效益，但在行业不景气时，全线失血，反而加重了损失。旧的包袱则是指旧产能出清不畅，导致计提损失严重。 很多产线还没回本，现在要提前淘汰。 我们原来总说旧产线可以升级改造，但实际操作中也存在难度。有些产线根本没有升级价值，比如厂房不够大、设备尺寸不对等，导致改造升级没有余地。即使有可以升级改造的产线，调试难度也大，性价比仍不足。 “新玩家”则主要面临技术方面的问题，光伏行业内“新玩家”持续技术发展和创新的能力不足，导致不少新产线一投产就落后。此外，新企业的知识产权积累较少，不像老企业有沉淀。而头部企业也已经意识到这个问题，在知识产权领域维权的呼声日渐高涨。以前通过挖人、买设备快速提升建厂能力的方式，现在遇到的困难会更多。 海外市场方面，目前美、欧、印、巴西、南非等全球头部光伏市场纷纷出台贸易壁垒政策，限制我国产品直接出口，我国企业海外产能开始遭遇贸易壁垒问题。 行业的寒气最终将影响整个产业链，产业链上游企业及监管部门需做好应对预案。货款拖欠、三角债系统性风险和‘亏本生产’现象难以成为常态，行业要密切关注当前价格下的产品质量。在订单交付和产品质量风险方面，当前产业投资回报率大概率不及预期，企业需加强现金流储备，防范企业现金流风险。中国光伏行业风险在当前体量下影响远胜以往，需要在积重难返前尽快调整，行业调整‘长痛不如短痛’。 从历史维度看，光伏行业调整时间与调整深度成反比，因此行业调整宜重宜快；从现实维度看，行业内外竞争激烈，行业需要“轻装上阵”，整合时间不宜过长。 行业主管部门眼下需加强对先进产能建设的引导，地方政府需严控不合理的救市行为；企业要审慎上马新投资，鼓励有针对性地收购跨界企业退出行业所遗留的新建产能；金融机构需避免向即将被出清的产能“输血”，推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 天合光能股份有限公司董事长高纪凡也在现场建议称，未来光伏行业产能出清将经历激烈的竞争过程，要站在全社会的高度，积极引导行业更好整合。 在引导行业出清的时候，地方政府、金融机构不应该简单支持那些已经要走入困境或者即将被出清的企业，而是应该引导龙头企业对这些企业的整合和并购，加快产业集聚，打破过去散乱混乱的局面，让行业尽快走向一个有序、健康的发展轨道，让投入到全社会的资金资源也能变得更有价值。 破局关键：全球制造 近年来中东地区与中国之间的战略合作日益紧密，特别是在“一带一路”倡议框架下，相较于贸易环境变化日趋剧烈的北美、欧洲市场，中东正在成为中国企业新的“出海热土”，走向中东也正在成为中国光伏企业破局“内卷”现状的重要“抓手”。 7月16日晚间，A股光伏龙头之一晶科能源股份有限公司（下称“晶科能源” ，688223.SH）发布公告称：“全资子公司 JinkoSolar Middle East DMCC（晶科中东）与The Public Investment Fund of the Kingdom of Saudi Arabia（PIF，沙特公共投资基金”）全资子公司Renewable Energy Localization Company（RELC），以及Vision Industries Company （VI）签订《股东协议》，将在沙特阿拉伯王国成立合资公司建设10GW高效电池及组件项目，合资公司将纳入公司合并报表范围。” 根据公告内容，在此次设立的合资公司中，晶科中东、RELC及VI持股占比分别为40%、40%及20%，设立后各股东按持股比例认缴。后续该合资公司将作为晶科中东项目的建设主体，预计项目总投资约36.93亿沙特里亚尔（约合9.85亿美元）。 针对公司“落子”沙特的具体情况，在光伏行业2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会举办期间，晶科能源副总裁钱晶接受了经济观察网记者的采访。 对于上述第四座海外工厂选址沙特的原因，钱晶介绍称，第一，沙特在国家“2030愿景”指引下，是中东新能源发展最迅速的地区之一，而晶科能源在沙特已经打下基础，占据了70%的市场份额；第二，是中东客户对技术方案和产品有更高期待，对技术有更多了解，应用场景最多元，客户也最挑剔；第三，工厂位于沙特南部制造业集群，工业基础较好，且海陆交通便利。此外，工厂所在的NEOM新城将实现100%可再生能源供电，这意味着，晶科沙特工厂将成为又一个100%绿电工厂，真正实现由绿色制造绿色。 在沙特投建光伏项目，加速晶科能源从‘全球销售’向‘全球制造’转型，它或将是破解行业‘微利时代’的可行方案。 我们和沙特公共投资基金以及VI有着明确且共同的目标，集各自之优势，以晶科先进技术、制造能力、经验积淀、全球营销服务网络，融合PIF资金、资源、中东乃至全球的影响力，从而满足当地和周边市场供应，及其他地区需求。沙特工厂投建，是晶科新一轮全球化创新合作模式的开启，将加速我们从全球销售到全球制造的转型，成为一个全球制造made in world 品牌。这很类似上世纪末，德资、日资、美资等老牌汽车巨头来中国设立合资汽车制造厂。他们带来了技术、经验、体系、文化、管理，中国提供了资金、政策、市场。现在，历史重演，只不过这次类似晶科这样的中国光伏公司成为链主企业，掌握主控权。

在能源转型与可持续发展的浪潮中，分布式光伏作为清洁能源的重要组成部分，正以前所未有的速度重塑着全球能源格局。随着技术的不断革新、政策的持续驱动以及市场需求的日益增长，分布式光伏领域也呈现新的趋势。 1、大功率组件“上屋顶” 在高效技术叠加之下，光伏组件功率快速攀升，600W+、700W+已成各家组件企业的主推产品。但大功率组件不仅仅是地面电站的“心头好”，同样快速飞向屋顶。展会现场，有头部组件企业明确提出“700W+组件上屋顶”。 据组件企业介绍，分布式光伏特别是户用分布式，尤其青睐大功率组件，主要源于主流租赁模式下，屋顶按块收取租金，对于开发商而言，大功率组件不仅可减少租金，且可进一步降低BOS成本，从而推广意愿强烈。 2、n型组件大跃进 p、n型的快速迭代同样快速反应在分布式光伏市场上。根据 InfoLink 统计，2023 年 p型与 n型市占率分别约 71% 、 27%，但预计今年n型占比将快速提升至79%。 就分布式市场而言，据组件企业反馈，今年分布式光伏市场n型产品占比或超过60%以上，“迭代速度大大超越预期。” 3、细分市场需求广受关注 分布式光伏场景的多样化也决定了对组件产品的需求不同，进而推动组件厂商不断推陈出新。如针对分布式光伏电站的易积灰痛点，隆基、晶科、天合纷纷推出防积灰组件；适应湿热环境，隆基新推耐湿热新品等。 此外，轻质柔性组件备受关注，主推企业包括南京日托光伏、上迈新能源、品诚晶耀等。据相关企业介绍，轻质柔性组件的主力市场包括承载受限的屋顶以及曲面建筑等，目前最高功率可达500W+，但价格方面，柔性组件价格是常规组件的两倍左右。 4、价格厮杀下的质量隐忧 自去年下半年以来，在产能出清及市场厮杀之下，光伏组件价格快速腰斩，特别是p型组件去年底单瓦价格甚至有跌破0.8元。在本次山东光伏展上，也有企业高调打出“组件0.7+元/W”横幅。不过，据参展人员透露，部分展出产品并不能达到产品上宣称的最高功率，价格可以0.6甚至更低，但产品的合规性以及质量究竟如何存疑。 在此也提醒广大分布式光伏投资商及业主，在设备选型上，严格甄选品牌，严查组件质量，以防不必要的损失。 5、工商业逆变器向更高功率迈进 逆变器设备，为进一步降低系统成本，工商业逆变器由主流110kW、125kW向更高功率150kW迈进，阳光电源、特变电工、禾望电气、古瑞瓦特等纷纷展出150kW工商业组串逆变器。且为适配大功率组件，逆变器接入电流继续攀升，有头部企业110kW组串逆变器接入电流已最大提升至64安培。 6、抢并网 无论是从设备商亦或开发商的反馈来看，分布式光伏业务火速回暖的一大推动力无疑来自于电网接入的倒逼。 众所周知，自去年下半年以来，河北、山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建多省陆续发布分布式光伏接网承载力预警情况，可新增开放容量为0的地区持续快速蔓延。由此，接下来电网接入将是分布式光伏竞相争夺的“新指标”，电网承载能力也将成为限制分布式光伏新增装机的重要因素。 7、平台竞争激烈 一面是告急的消纳空间，另一面则是汹涌的开发企业。据介绍，仅在山东展，分布式光伏平台企业多达30余家，从正泰安能、天合富家、晶澳智慧能源等传统光伏开发企业，到创维光伏、海尔纳晖、TCL光伏科技、美的等家电企业悉数入场，还有当地平台企业逐步向外拓展业务。 就模式及方案而言，户用全款、合作共建、经营性租赁、纯租赁以及工商业合同能源管（EMC）、业主自投、零碳惠、全额上网等应有尽有， 平屋顶、斜屋顶、平改坡、阳光棚、BIPV等方案齐全，并且从流程到服务等不尽相同，平台竞争激烈。 8、渠道费上涨 平台之间的激烈竞争，叠加广而分散的屋顶资源，这也决定了分布式光伏开发对渠道商的依赖以及渠道费的水涨船高。据悉，去年山东户用市场，一块光伏板的中介费高达300~400元，较此前出现翻番增长。 工商业屋顶居间业务费，在山东展上，有企业明确打出“0.05~0.3元/W”。 9、集中汇流模式广受关注 在接入容量明显限制分布式光伏装机潜力的行业背景下，从政府到各开发企业无不探索突围路径。由此，集中汇流模式逐渐成为企业宣传重点，“没有空间也能装”的flag出现在多家平台企业的宣传册上。 据介绍，集中汇流指将多个居民屋顶光伏电站经过汇流路线，通过升压设备，集中升压进行并网，按非自然人并网要求及流程建设与管理方案。集中汇流模式适用于低压配电网已无接入容量、供电所支持增投变压器且上一级变压站有足够容量以及村落相对集中的整村屋顶开发。 10、台区配储走入市场 集中汇流之外，可以实现变压器扩容的路径还有台区配储，即通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，分布式光伏的过载发电量可不经过变压器直接存储在储能设备，从而解决了变压器的容量不足问题，且可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。 据相关企业测算，以配储比例15%，配置200kW/400kWh储能系统为例，约可增加1.2MW的分布式光伏开发容量，储能系统成本约增加0.4~0.5元/W。 质量、消纳、配储、入市……刚刚展开的2024年，无疑也是分布式光伏的又一个拐点之年，而行业的健康可持续发展，即依赖于各级政府的政策规范，更得益于无数业内企业解决方案以及商业模式的创新和突破，多方获益、助力零碳。

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。

最近光伏上市公司可转债价格持续承压，天合光能可转债价格更是跌破80元大关，至76元附近。 大部分一体化巨头的可转债价格还处于比较正常的水准。那么天合怎么了？ 目前大家都知道，光伏在未来仍然是一个增长很快的行业，经过此次洗牌后，行业剩下的龙头将享受新一轮行业景气带来的机会。但，前提是，你要活着。光伏巨头资产负债表摘录数据： 我们看到，天合光能的短期借款+长期借款总金额为288亿之巨，远远高于同样作为一体化巨头的隆基绿能的111亿；晶澳科技的109亿；晶科能源的77亿！ 虽然天合光能在此前公布了300多亿的订单数据，但我们看到公司2024年Q1合同负债在一体化巨头企业中最弱，约为34.7亿，远远低于隆基绿能108亿和晶科能源68亿！甚至也比晶澳科技逊色不少。合同负债是表明公司对下游客户掌控力的一个最好的体现。 而公司应付票据及账款金额高达385亿，与隆基等同，远大于晶澳科技的243亿，而隆基与晶科相比公司略多，实际是业务更多所致。公司应付账款及票据压力仍大。 综上而言，天合光能在资产负债表结构中的表现远远弱于同行龙头，财务状况令人堪忧！ 是什么原因导致天合光能在资产负债结构中表现最弱呢？天合光能原本是专业化组件龙头企业，但随着一体化趋势深入，公司在电池、硅片、硅料环节大范围布局，耗费大量资金。 此外，公司并不满足于一体化的扩张。大规模进入储能市场，产能也达到了12GWH。同时公司还有分布式业务、支架业务及电站业务，都是耗钱的大户。 同时天合光能在海外的美国和中东，也要大比例投资。就在去年，光伏行业已经捉襟见肘，资金链压力山大的时候，天合光能不顾行业资金安危，抛出了巨额海外投资计划： 而我们知道，其他一体化巨头相对则保守许多。隆基绿能除了一体化以外，其余投入都很保守。晶科能源、晶澳科技的储能业务投入尚不及天合光能。虽然天合光能在各个业务板块都显现了一定的强势，但多线开花的格局，必然拖累资产负债表表现，并引发市场深度的担忧！那么天合光能为何要如此激进呢？ 一位曾经小范围交流的的机构投资者人士，告诉笔者，天合光能还是想重夺曾经失去的江湖地位（对比隆基、晶科、晶澳？）。 蓝图之大，令人敬佩，但步子快了，也容易扯着。在行业大范围下行期的时候，各路开花的天合光能是否能够安然度过“危险期”呢？ 左手悬崖，右手康庄。天合光能只是一个缩影。

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。

聚合商基于“电鸿”架构对资源进行管理，并且在一个开放生态平台上，寻找买方，形成B2B平台交易。 但是，再仔细想想，似乎又觉得哪里不对劲。 打个不恰当的比喻，有点像公路运输管理局对出租车公司说： 我们搞一个运输管理云平台，一起打造一个“互联网出租车开放生态”，实现交通运输产业服务新业态，价值链整合。 从本质上讲，新型电力系统的生态化，是一个封闭系统为了避免熵增，选择走向开放，构建耗散结构。 一旦从封闭系统走向开放系统，其背后的价值观，就要 从控制论，走向系统论，甚至耗散理论。 控制论强调系统稳控模型，通过负反馈使得系统处于稳定态，也就是这个控制系统是可以被“构建”出来的。 看南网这份文件，字里行间也透露着一种控制论思维的构建。 但是，系统论尤其是耗散理论告诉我们，进入开放式结构后，系统的演化可能呈现混沌状态，最典型的就是系统涨落、结果突变、甚至是蝴蝶效应，没有人可以预计到某个确定性结果。 像极了新型电力系统的运行状态变化：一次的电力物理网络逐步实现大量分布式接入、无惯量、末端有源化、无法集中调度并网电源后，系统运行风险大增，推动电力系统呈现生态化、开放化趋势，比如负荷侧响应、共享储能、微网互动等。 而这种趋势，需要在数字化层，以及涉及利益结构的商业生态层面，做出大幅度调整，构建新型的电力技术生态和开放式的商业生态。 无论是虚拟电厂运营商对资源的聚合与管理，还是新型的开放式电力生态，首先都需要承认一点： 基于控制论视角的，大机组、大电网、大系统、集控集调、有限节点（一般不超过1万节点）电力网络、高冗余、追求确定性收敛状态的电力系统，正在从线性、确定性运行区间，进入到混沌状态。 开放、生态化、新型电力系统、虚拟电厂的资源涌现，都是在这个混沌状态里出现。 而电力系统根深蒂固的风险厌恶偏好、追求确定性控制思维，不自觉地把演化，变成限制下的开放。 电影《侏罗纪公园》，讲述了类似的故事： 科学家从蚊子血液中提前了恐龙DNA，用蛙类的DNA去填补DNA片段的空缺，并且通过基因和环境控制，确保所有繁殖的恐龙都是雌性的，所以恐龙即使逃离公园，也不可能在野外实现交配繁殖。 但是某些蛙类存在雌雄同体现象，一些出逃的恐龙变成了雄性，实现了野外的繁殖，于是侏罗纪公园开始失控。 信奉生命演化理论的主角马尔科姆博士说了一句话： Life finds a way。 虚拟电厂需要实现各类资源的聚合和有机互动，比如储能和负荷，基于微电网场景，实现动态平衡，并且在外部价格信号刺激下，自动寻找收益最大的策略。 这非常像某种生物的演化规律，所以基于神经网络的AI和未来的微电网是天生的组合搭配。 同样，基于传统电力系统和电力商业关系（封闭系统的平衡态），如何演化出一个新的，多元、多场景、多主体、海量资源的，基于共生、协作、远离平衡态的耗散结构的，新的生态，这个问题的答案，某种意义不受控制。 这也不仅仅是“电鸿”，或者成立一个生态公司那么简单。 因为它是有机体，是演化出来的，不是控制出来的，任何控制思维下的演化，要么失败，要么养出怪胎，要么就如同侏罗纪公园一般彻底失控，成功率是非常非常低的。 Energy Agent finds a way！ 这也是一些朋友对虚拟电厂产业的现状理解：如果还是现在这套玩法，那虚拟电厂没啥想象空间，未来的路径好像也看不清。 就像电商的生态，马云从来没想过“构建”如此庞大的商业生态，阿里生态是慢慢生长出来的。当年也没有阿里云，阿里云是在阿里海量的生态场景和“双十一”的多年压力测试下，慢慢沉淀并且独立出来的，也是一个有机体的演化。 但是，马云从来也没想到，在开放式耗散结构的电商生态体系下，居然会基于微信的流量，出现了帮我砍一刀的拼多多，市值超过阿里。 这就是涌现和突变的生物体。 因为阿里在做大之后，把控制论发展出的世界500强企业管理理论，用到了阿里企业内部，最后组织失去了演化的能力，变成一个KPI指标控制下的，迟缓的大笨象。 屠龙的少年，渐渐变成了龙。

近期，绿色电力（简称“绿电”）市场迎来直线拉升的上涨之势。中国电力企业联合会近日发布数据显示，今年前5个月，全国绿电、绿色电力证书（简称“绿证”）交易总量达1871亿千瓦时，其中1481亿千瓦时来自绿电交易（“证电合一”交易），同比增长254%；390.7亿千瓦时来源于独立的绿证交易，同比增长1839%。这其中，绿证交易的增长尤为突出。自2017年绿证制度建立以来，其市场沉寂多年未有起色，今年以来，绿证交易“平地起高楼”，需求激增，截至记者发稿，我国最大规模的单批绿证交易在南方区域达成：广东能源集团、深圳能源集团等654家经营主体达成2482万张绿证交易，折合电量约248亿千瓦时；而“证电合一”的绿电市场规模稳步扩大，需求强劲。在中电联最新发布的《2023年中国绿色电力（绿证）消费TOP100买家排行榜》中，可以看出绿电消费侧覆盖了能源、电信、石化、钢铁、互联网科技、汽车制造、生活服务等各行各业，绿电市场走势喜人。 但市场向好的背后隐忧犹在。 当前，绿证价格正在经历疯狂内卷，一边是狂飙突进的成交量，一边是断崖下跌的成交价；绿电市场供需错配、省间壁垒难破、交易机制单一等问题，正在制约市场的进一步扩大。随着绿电成为影响对外贸易、构建绿色产业链的重要要素，绿电市场逐渐由“政策驱动”走向“需求驱动”的发展新阶段，但真正激发全社会绿电消费动力仍然任重道远。 亦喜亦忧的绿证市场 近期，企业用户对绿电高度关注，各地商务厅（局）面向市场主体接连组织有关绿证绿电机制与国际贸易规则的培训，各电力交易中心纷纷开展有关绿电绿证专题的电力市场培训，6月，江苏电力交易中心组织的培训一度因报名过于踊跃，人数大大突破上限而改换场地，绿电市场热度可见一斑。 国家电网和南方电网均在近期发布了今年1~6月的绿电交易数据：在国网区域，今年前6月已成交绿证达5700万张，是去年同期的39倍。绿电交易为980亿千瓦时，是去年同期的2.5倍；南方区域绿电绿证交易量达到412亿千瓦时，同比扩大6.2倍，远超去年整体规模，其中绿电交易140亿千瓦时，绿证交易2723万张（折合电量272亿千瓦时），参与绿色电力消费的电力用户超2000家。 值得关注的是绿证交易量的激增。过去，我国绿证机制主要为降低新能源的补贴需求而建立，因应用场景模糊、价格竞争力不强等原因，多年来需求不振，市场接受度不高。随着2023年7月绿证制度调整，今年以来，情况发生了巨大改变。水电水利规划设计总院数据显示，截至今年5月，累计绿证单独交易7801万张，这其中，今年的绿证交易量已超过了“半壁江山”。 从冷门到热点，绿证交易的升温中，背后的政策推力脉络清晰。自2023年7月国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）发布以来，绿证由体现新能源补贴价值转向体现绿色电力环境价值，政策从多方面构建绿证应用场景，为绿证交易构建市场驱动的内生力。1044号文指出绿证的五大应用场景，包括支撑绿电交易、核算可再生能源消费，认证绿色电力消费、推动绿证国际互认、衔接碳市场；2024年2月，国家发展改革委发布《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》（发改环资〔2024〕113号），首次将绿证交易纳入省级人民政府的考核，加强了绿证与能耗“双控”政策的衔接。 在1044号文与113号文的共同作用下，一个突出的应用场景正在释放需求：以绿证抵扣能耗以应对能耗“双控”考核。 近半年来的市场采购情况印证了这一需求。青海是最早针对能耗“双控”要求开展大规模绿证采购的省份。据记者了解，2023年末，青海数百家企业采购1300万张绿证，激起市场巨浪。今年上半年，浙江绿证交易1683万张，上海交易绿证超过1500万张，有关绿证的询价在市场上层出不穷。“绿证找到了一个切实落地的应用场景，即消费绿证可以抵扣企业的能耗总量和能耗强度，这一政策对于绿证市场具有非常大的激励作用。近期，上海、浙江等地的用户正在大批量采购绿证，这和113号文的推动有直接关系，现在我们每天绿证的交易量至少几十万张，甚至达几百万张，这在过去是非常少见的。”北京电力交易中心相关人士告诉记者。 据业内人士分析，随着“十四五”进入末期，临近收官，预计今年下半年到明年，基于能耗“双控”考核带来的绿证需求会持续释放。 绿证市场需求爆发，业内人士亦喜亦忧。“大额绿证交易主要由能耗‘双控’等政策驱动，但过于依赖能耗‘双控’考核带来的需求，市场或将呈现出与碳市场类似的‘潮汐现象’，在临近考核的时间段内交易量和价格会出现显著增长趋势。一旦考核过去，不排除市场交易会出现较大波动。”中国碳中和五十人论坛特邀研究员郑颖表示。 “尽管目前绿证消费显著扩大，但由行政考核引起的市场需求，亦会随着考核的变化而受到冲击。当前，各省能耗考核的要求各有差异，且并未将任务分解给具体用户，企业对于完成考核任务没有明确预期，难以针对考核要求开展购买绿证的成本计划。我们对于明年的考核会是怎样也心里没底。”某东部发电企业人士亦对此感到担忧。 尽管绿证市场交易激增，但价格却一路下滑。自1044号文发布后，国家能源局组织首批绿证核发就达到1191万张，截至5月，全国累计核发绿证约5.12亿个，供给侧“开闸放水”，加之绿证有了2年的“有效期”，加剧了发电企业抛售绿证。 数据显示，在国网区域，2022年交易绿证145万张，交易均价28.10元/张；2023年交易绿证2364万张，交易均价19.22元/张；2024年截至6月交易绿证5700万张，交易均价9.6元/张。中国绿色电力证书交易平台显示2024年6月挂牌交易成交均价为7元/张。 部分在网络上流传的绿证招标采购文件也显示绿证价格已跌破10元。不同年份的绿证价格不一，即便是同年份的绿证价格也存在较大差异。据记者观察，2024年的绿证价格最高，一般可卖8元以上，2023年的绿证仅1~6元，2023年之前的绿证则少有人问津，存量绿证滞销焦虑不断蔓延。6月17日，上海某科技投资开发有限公司发布购买绿色电力证书项目成交公告，内容显示该公司计划采购绿证160万张，要求绿证年份为2023年，项目预算1000万元，预算折合单价6.25元/张。但八家投标企业的平均报价低至4.21元/张，最低价2.79元/张。根据成交公告，第一中标候选人报价512万元，折合单价3.2元/张，其绿色环境的度电溢价已低至几厘钱。 “目前绿证市场呈现出供过于求的态势，因此绿证价格过低，新能源的绿色价值很难在绿证市场中得到体现。”华北电力大学中国能源政策研究中心副主任张洪表示。 当前，绿证全覆盖工作正在持续推进，绿证从“自愿核发”转为“全量核发”，核发范围在原有陆上集中式风电、太阳能发电基础上，纳入海上风电、分布式新能源、常规水电、生物质、海洋能、地热能等。记者了解到，按照国家能源局的要求，今年年底之前将完成绿证全覆盖的工作，在这一目标推动下，每月大约将核发3亿多张绿证，届时如果没有政策引导新的需求，绿证市场将进一步失衡。 业内人士建议，应适时研究建立绿证二级市场，强化绿证市场的交易量和活跃度。“目前大量的绿证需求过于单一，且只能交易一次，对市场参与者而言，绿证缺乏有效的保值增值手段，因此，一旦购售双方的诉求发生变化，市场价格极易受到冲击，进而出现较大波动。”郑颖表示，“在只能交易一次的前提下，个别省为应对能耗考核易造成本地绿证囤而不售，若省内绿证交易不足，省间绿证‘惜售’，将进一步加剧绿证流动性弱的局面。因此，建议适时考虑建立二级市场，加强绿证的流动性，提振绿证价格。” 虽然绿证的发展目前仍面临许多挑战，但从市场的反馈来看，越来越多的企业正逐步接受和理解绿证机制，并参与到绿证交易中来。“我们在沟通中发现，今年以来，不少外资企业和出口外向型企业已经通知供应商转向中国绿证采购，以完成减排或可再生能源使用目标。随着更多的企业采购中国绿证完成国内外供应链要求，绿证未来的使用和发展还有相当大的潜力和增长空间可挖掘。”郑颖补充道。 供需错配的绿电市场 作为绿证交易的子集，绿电交易自启动以来市场规模稳步扩大。“今年1~6月，北京电力交易中心的绿电交易已经超过980亿千瓦时的成交量，当然这其中年度交易占了大头。现在我们正在开展多月度、月内、周内乃至更短周期的绿电交易，预计7月国网区域的绿电成交量将超过1000亿千瓦时，全年绿电交易量有望达到去年的两倍以上。”北京电力交易中心相关人士告诉记者。 绿电需求较为集中，在东部某些地区，绿电的可获得性依然面临挑战。绿电资源区域供需不均衡，跨省绿电交易受多种因素制约开展难度大。 “江浙沪地区是巴斯夫最重要的生产基地之一，基地用电量大，能源转型任务重，然而，本地绿电供应规模有限。这些资源禀赋较弱的地区要获得绿电极为依赖跨省区交易。”巴斯夫（中国）有限公司亚太区采购总监张建告诉记者，“比如，目前在上海采购绿电，主要的困难在于送出省份的意愿及跨省输配通道紧张。” 我国80%的风能和90%的太阳能资源分布在西部、北部地区，而70%的能源需求及绿电消费需求集中在东部发达地区，导致新能源资源需要更大范围进行资源优化配置。“东部地区网架结构强，用电负荷高，本地的风光平价项目主要参与新能源保障性收购，分布式新能源尚未入市，这使得本就不多的东部新能源资源中，能够留作绿电市场化交易的更加有限。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽告诉记者。 绿电跨省区交易的一个关键难题在于通道空间。目前，省间通道在满足优先计划后，剩余通道空间不足，导致西北新能源消纳困难与东部绿电购买困难“两难共存”。 随着“三北”地区新能源提速开发，送出通道资源的稀缺性不断凸显，跨省区电力外送需“排队”等通道，其中以政府间框架协议等为优先计划，很多通道还没排到市场化交易电量就已经占满。 比较典型的是吉泉直流和灵绍直流两大西北送华东的通道。华东地区要采购西北的绿电，基本都要通过这两条通道，优先计划一排，通道的利用率可高达7000小时，叠加每年检修的时间，基本上没有空间做市场化交易。 此外，新能源“看天出力”的特性，也使其匹配外送通道难度加大，“比如广西某些月份负荷低谷时段风电消纳存在困难，有外送需求，但新能源有富余的时候，通道没空间，通道有空间的时候，送端没有新能源外送需求，很难匹配上。”广州电力交易中心人士告诉记者。 绿电外送不仅通道稀缺，卖方亦存在惜售心态。目前，西北地区新能源大省为完成可再生能源消纳责任权重任务，倾向于将绿电资源留在当地，在优先完成消纳责任权重的基础上有余量再考虑外送。受制于省间壁垒，东部绿电需求与“三北”地区绿电供应难以充分打通，省间交易中绿电交易占比仅为0.99%。 “已经执行的跨省区交易也多以电网代购电形式操作，从用户的角度，我们希望终端电力用户能够与电源项目开展点对点的跨省区交易，但目前这一机制尚在试点阶段，覆盖面较小。”张建表示。 近年来，消纳方式更直接、新能源环境价值在碳排放核算中更易验证的“绿电直供”亦成为企业期待的绿电消费模式。当前，山西、山东、内蒙古、吉林已出台支持政策，鼓励开展绿电直供并推动试点。但绿电直供存在经济性、可靠性、稳定性等方面难题，以及市场主体责任承担的公平性争议，目前发展面临较大挑战。 绿电的资源错配，不仅反映在物理空间的错配，也反映在计划与市场的错配。目前，新能源作为“优先发电计划”被电网全额收购，匹配优先购电用户，即居民和农业用户，居民和农业等优购用户并无绿色权益需求，而市场化的工商业用户绿电消费需求逐年提高，造成了部分地区市场化用户“无绿电可购”，而居民和农业用户却“无意识”消费绿电的现象。“这本质上仍是计划与市场双轨运行导致的资源配置扭曲。”广州电力交易中心人士表示，“当前，新能源超预期增长带来了电网运行安全、系统成本升高、新能源无序发展等问题，推动高比例新能源入市是当务之急。随着新能源更大范围入市，一方面将提高绿电的供给，另一方面将进一步缩小优先发电的范围，使得绿电的供需双方可以更加灵活地进行自主选择。”

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。

随着全球能源结构的转型和智能电网技术的发展虚拟电厂作为一种创新的能源管理模式正逐渐成为推动能源系统高效、灵活运行的关键。 7月25日上午，重庆市虚拟电厂正式上线，首批虚拟电厂投运。重庆市虚拟电厂运营服务平台，是西南地区首个上线运行的省级虚拟电厂平台，同时也是目前中西部地区接入虚拟电厂聚合商最多的省级虚拟电厂平台。 虚拟电厂能够将数量多、分布广、单体规模小的需求侧资源“化零为整、聚沙成塔”，通过聚合的方式纳入全市虚拟电厂平台统筹调度，提升电力调度能力，丰富迎峰度夏电力保供手段。 市经济信息委副主任涂兴永介绍，重庆是西南地区唯一的能源净调入省市，作为国家电力保供重点区域，今年迎峰度夏肩负着保电网安全、保居民用电、保重点企业用电的使命担当，这对迎峰度夏电力运行调度提出了更高要求。 为增强重庆电网调节能力，提升安全稳定运行水平，重庆市经济信息委自2023年起就牵头着手建设虚拟电厂。历经政策研究、平台开发、运营商接入等阶段，到现在正式上线，标志着重庆负荷管理模式从“政府指令”向“市场调节”的正式转变。 涂兴永表示，希望通过推进虚拟电厂的高质量发展，为我市新型能源体系和新型电力系统建设做出积极贡献。 发布仪式上，重庆市电力负荷管理中心介绍了重庆市虚拟电厂运营服务平台建设情况。重庆市虚拟电厂以构建“1+N”虚拟电厂建设运营服务体系为发展目标，“1”即全市虚拟电厂运营服务平台建设，先期聚焦于核心功能开发，逐步扩展至全功能覆盖，确保系统稳定可靠；“N”即选取代表性区域或项目进行试点，验证“1+N”模式的可行性与效果，积累宝贵经验后逐步推广至全市范围。 重庆市虚拟电厂运营服务平台打造了“三全”功能体系——全流程服务、全品类聚合、全场景应用，最终将构建集需求响应、辅助服务与电力市场化交易于一体的虚拟电厂系统，全面支撑电力系统稳定运行，实现电力资源的优化配置和高效利用。 据介绍，目前平台具备高效的智能化管理特性，系统较好地整合了大数据、云计算、人工智能等技术，能够实现对分布式资源的实时监控智能调度和优化运行；具备灵活的可扩展性，可以不断增加新的分布式资源；通过优化资源配置和运行策略，降低电力供应成本，提高能源利用效率，具有良好的经济效益。同时系统具备超强的安全防护能力，对客户信息、系统网络安全，数据保护都添加了防火程序，保障虚拟电厂信息安全。 “作为新质生产力在能源领域的重要落地实践，虚拟电厂将不同空间的可调节负荷、分布式电源、客户侧储能进行聚合，实现自主协调优化控制，有助于缓解电力供需矛盾、降低用能要素成本、提升能源利用效率。”国网重庆市电力公司总工程师胡可介绍说，“大力发展虚拟电厂，既是促进能源绿色低碳转型、构建新型电力系统的重要举措，也是深化新一轮电力体制改革、助力工商业高质量发展的重要途径。经过各方共同努力，虚拟电厂建设已取得阶段性成效。” 目前，重庆市已建成全市统一的虚拟电厂运营服务平台，累计接入聚合商10家，聚合意向客户5993户，意向可调节能力22.09万千瓦。其中，重庆电动、汇智能源、清安储能、三峡水利、中广核等5家虚拟电厂已通过能力校核，确定可调能力9.21万千瓦。 发布会现场为重庆市虚拟电厂运营管理中心正式授牌。该运营管理中心是全国第二个、国家电网范围内首家获得省级政府授牌的运营管理中心。 同时，首批虚拟电厂正式启动投运，这标志着重庆电力事业发展在构建新型电力系统的道路上迈出了坚实的一步，进一步为助力重庆地区能源保供发挥积极作用。