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。

1776年，英国发明家詹姆斯·瓦特，成功推出可商用的蒸汽机。人类第一次工业革命大幕，由此轰轰烈烈地拉开。英国也借此成为雄霸世界长达百年之久的日不落帝国。 瓦特这个名字，凭借其划时代的功绩，被指定为国际单位制的功率单位。更深一层的理解是，瓦特成为现代工业的基座，直接成为衡量人类利用能源水平能力高低的标尺。 如果寻根问底，不难发现，1.0、2.0、3.0、4.0时代，所有工业革命的基座，都是围绕瓦特这个功率单位展开的：如何获取更廉价的能源、并让能源使用更有效率，是工业时代最核心的追求，并且向上延伸至对瓦特权杖的争夺，最终演升级变成国力角逐的支点。 工业1.0-3.0年代，能源基座均是以碳为核心的化石能源，瓦特权杖掌握在煤炭和石油，以及从碳能源转换而来的电力（强电/弱电）手中。直至21世纪的当下，以AI技术为主线的工业4.0年代，伴随能源底座的悄然切换，瓦特权杖已处于新一度历史交接之际。 根据咨询机构麦肯锡2024年的最新研究，AI对算力需求的拉动将直接带动数据中心建设规模提速，同时带来对电力需求的爆发式增长。保守估算，到2030年，全球数据中心服务器的能耗将高达390GW，而其中70%是被AI算力所消耗。 如果AI革命深化进入每一个人的生活，数据中心毫无疑问将成为全球最大的耗能方，当前占全球电耗已经达到4%，未来还将呈现指数级增长。数据中心的建设者发现，依赖煤炭石油这种化石能源，从经济性与可持续发展逻辑上，已经变得完全不可取，传统能源面对新的需求已面露困窘，能源的范式转折迫在眉睫。 如果不能实现全球范围内能源体系切换，“电力——算力——智力”的转换链条，将变成水中月镜中花。随着工业进入4.0的智能时代，人类科技树，又再次回到能源基座这个根本性问题上来。 AI负荷不可调节、高耗能特性，使得其从负荷与电量两端冲击，对现有的能源体系进行了最后一击。因此，AI领域最新的研究热点已经开始转向，如何获取更廉价的电力，甚至有人提出算力即电力。 在这样的背景下，对前沿技术的再次革新才是破解AI能耗困局的终极方案，碳能源已经难以支撑起智能化时代大厦的基座，而以“中国光伏七子”为代表的硅能源逐渐脱颖而出。与之伴生的是瓦特权杖的交接，甚至经济体的此起彼落亦可能暗含其中。 01 旧秩序已破，新秩序当立 1）旧秩序的终结 最早认识到新旧秩序更迭的，是来自引领前3次工业革命欧美的专家们。 早在2005年，美国学者保罗圠伯茨在《石油的终结》一书中，就曾预言：“我们目前的能源体系正在走向失败，下一个能源经济的轮廓正在形成，不管我们是否愿意，它都在酝酿着……”，而且他引用一句话说：“石器时代的结束并不是世界上没有了石头，而是找到了更好的替代工具。他预言了碳能源终将被更好的能源形式替代，只不过并没有给出具体的答案。” 直到二十年后的2024年，加拿大《环球邮报》的一篇报道惊醒世人：全球七家最大的太阳能公司——通威股份、协鑫科技、隆基绿能、天合光能、新特能源、晶澳科技、晶科能源，向全球提供的能源，已经超过了全球七大石油巨头——西方石油公司，埃克森美孚、雪佛龙、壳牌、英国石油、道达尔能源、康菲石油、埃尼。 硅能源对碳能源的替代，有了更具象的表达。而且，基于此的能源经济，也从酝酿变成了现在进行时。 根据欧美知名专栏作家David Fickling的最新研究，太阳能不单单是从能源供应上完成了对石油公司的超越；如果用一种更公允的计算方式，将石油公司的地质储量与太阳能公司在设备折旧之前所能生产的产品进行比较，太阳能电池板所能为全球经济带来的长期能源支持，其实是大型石油公司所开采出的石油的好几倍。 而排在最大的石油公司埃克森前面的，无一例外全是中国的光伏公司：通威股份、协鑫科技、新特能源、晶科能源、隆基绿能、天合光能、晶澳科技。 对于低头赶路的光伏从业者来说，这是一个值得抬头看天的历史性时刻。这不仅仅意味着，在21世纪的能源供应上，“中国新能源七子”已经撼动了20世纪“石油七姊妹”的地位，更为带有历史责任感的宏大叙事是，一场事关能源基座革新带来的瓦特权杖交接赛，已然暗流汹涌。 2）新秩序的崛起 从纯静态的角度出发，David Fickling等专家已经开始意识到硅能源对碳能源的历史性超越，并给出了详细测算。但从全部需求动态角度思考，光伏未来更是前途无量，新秩序的加速崛起，对旧秩序已经形成了摧枯拉朽式的打击。 2024年，光伏组件价格已经低于1元/W，即使算上运营成本和贷款利息等等所有成本，当前光伏行业的绝对电力成本也低于0.1元。 由于光伏的能量来源是成本为0的太阳能，随着技术进步，光伏的发电成本只会越来越低，而化石能源由于储量开采限制，长期成本却会越来越高，硅-碳能源成本的剪刀差，将以一种不可逆的方式快速扩大。 所以我们笃定，以光伏为代表的新能源必将革命人类能源获取方式，硅能源是未来AI算力的唯一解法。实际上，由于更为有竞争力的价格，新能源所产生的电力，已经在工业中发挥了举足轻重的作用，从制氢，到甲醇、氨气、氮肥、航空煤油、乙烯、甲苯等等。 根据中国光伏行业协会（CPIA）的估算，2024年，全球太阳能装机量有望达到430GW，再度创历史新高，到2030年全球太阳能光伏装机容量将可能达到587GW，成为装机容量最大的能源类型。如果看得更远期，全球新增装机进入TW时代只是时间问题。 在能源革命的时代召唤下，传统能源坍塌式湮灭，而全球光伏产业规模将再上台阶，可谓水大鱼大。 02 中国光伏七子，正接过瓦特权杖 算力是工业4.0的面子，而电力是工业4.0的里子；随着算力暴增导致的电力需求缺口暴露，面子与里子达成了高度的统一，那就是解决能源问题是工业4.0的前置条件。而且由于事关工业4.0的基座，对新能源电力的国家级角力，本质就是对新一代工业革命话语权的争夺。 所以今年以来，在新能源行业，大家看到热议最多的话题，除了产能过剩之外，就是海外对中国挥舞的关税大棒。这一刻的来临并非突变式，回顾过去的种种，均有迹可循。 比如：4月，拜登政府撤销为期两年的对中国等国在光伏双面组件领域的进口关税豁免；4月，《欧州太阳能宪章》生效，包含了对中国企业、产品的愈发严格且更系统化、更精准的限制措施；6月，欧盟对三家中国新能源车企征收17.4%—38.1%的关税。 在新旧秩序的更迭点上，旧秩序的守城者，正在无奈通过关税等初阶手段，为自己补强新秩序赢得时间。但规律的发展是不以人的意志为转移的，中国光伏产业链在新秩序上已经形成了难以替代的优势，而且还在进一步扩大中。 1）为什么中国引领了新能源革命？新能源是对工业能力的极致大考 众所周知，从碳能源转向硅能源，中国上演的是一场后来者居上的戏码。 最先提出碳中和的是欧洲，但将新能源产业发扬光大的确是中国，从光伏、到锂电，再到风电，莫不如是。其中，最具全球竞争力的，毫无疑问是光伏，根据统计数据，在最近10年度中，中国光伏装机量始终占据全球的4成左右，成为光伏最大的需求方。 中国的光伏需求能够后来居上其实不难理解。由于缺煤少油，在过去百年的历史上，中国饱受能源安全之苦；新能源由于取之于太阳能而不用担心卡脖子的问题，光伏之于中国，便是金风玉露般的相逢。 煤炭、石油这种化石能源，绕不开的核心是矿产属性，考验的是资源禀赋或者对原产地的控制能力，在历史上甚至多次诉诸于武力；而光伏的来源是免费的阳光，几无矿产属性，比拼点切换为工业能力。 所以相较于需求端，更深远的影响在供给侧。 从下图的光伏产业链不难看出，作为泛半导体的硅能源，光伏的生产流程长、分工复杂、技术壁垒高，是一个典型的资本和技术密集型行业，对一个国家而言，只有完善的工业能力，才能制造出具有竞争力的光伏组件。 所以不仅仅是需求端完美解决了中国的痛点，而供给端的禀赋要求，又完美的契合了中国的强大的工业能力。国际能源署（IEA）的数据显示，中国是太阳能光伏供应链所有组件制造中最具成本竞争力的地点，成本比印度低10%，比美国低20%，比欧洲低35%。 所以我们看到，即使有关税等阻挠，但土耳其、印度等国通过进口中国组件，发货美国等，也视为全球光伏产业链仍然难以绕开中国的事实。而近期欧美再度加征关税，更多的是无奈之举。 当然，意识到此的中国政府，也开始更加重视对国内光伏行业发展的技术保护，2022年12月30日，商务部发布《中国禁止出口限制出口技术目录（征求公众意见版）》，拟将光伏硅片制备、激光雷达等7项技术列入禁止或限制出口技术条目。 2）光伏产业链的背后，是新一场国力竞赛 作为后发的先至者，中国光伏产业在近20年的发展周期中经历了多次调整与洗牌，无数企业勇立潮头。如今，中国光伏产业冠绝全球，巨头林立。 仅以主产业链为例，以通威股份、隆基绿能们为代表的中国光伏企业，占据了硅料、硅片、电池片和组件绝对头部的位置，比如在硅料环节，国内外当前的硅料产能已经有了数量级的差距。与此同时，它们亦正在致力于推动产业一体化、关键技术升级，对产业链的掌控力将进一步提升，成本与技术相对于海外的领先优势，将被进一步放大。 根据最新数据，中国182mm双面PERC组件的均价仅为0.8元/W，TOPCon双玻组件约为0.8-0.9元/W，较海外有明显的价格优势。另外从衡量技术水平的角度来看，中国光伏电池转化效率是世界之最。 试想一下，谁控制了光伏的供给端，无疑相当于在化石能源时代掌握了优质矿产和开采技术。 前三次工业革命，始终围绕以煤炭和石油为代表的碳能源展开。控制着上游能源的国家几乎一直都是每个世纪的霸主，如英国、德国和美国；在20世纪的下半段，原油的崛起给俄罗斯和中东带来了力量和财富，也延长了美国的全球领先地位，“石油美元”成为了美国霸权的重要支柱。 所以我们才看到，作为工业1.0-3.0发源地的欧美，在4.0时代，正在陷入“基础不牢、地动山摇”的群体性恐慌中。在工业4.0时代，中国新能源在供需两端正在势不可挡地崛起，即将进一步颠覆全球能源格局，最终甚至影响到国力的此消彼长。 4.0时代，所谓 “中国光伏七子”这种称号，只是光伏产业链的一个具有代表性的符号。到中流击水，浪遏飞舟，才是硅能源时代洪流中，这些中国光伏弄潮儿，更具时代意义的使命。

过去两年不时就有业内大佬站出来泼冷水，期望光伏行业能够冷静一些，但血腥的资本和疯狂赌徒们都不认为自己会是最终的失败者。资本推波助澜，企业盲目扩张，整个行业“产能扩大了3倍，但利润率下降了70%”。 眼下一场行业危机已经悄然来临。今年一季度，A股光伏行业哀嚎遍野，隆基绿能暴亏23.5亿元，很多企业的股价基本都是腰斩起步，一批企业被ST，退市之剑高悬头顶。 中国的光伏生产规模实在太大。截至2023年，我国年产硅料143万吨，硅片622GW，电池545GW，组件499GW，均位居世界第一，组件产能更是超过全球80%。 超大规模的制造与激烈的市场竞争决定了，我国光伏制造成本远低于欧美印等主流国家，并且各类技术迭代层出不穷，包括N型TOPCon、BC电池、钙钛矿等等技术百家争鸣，转换效率和效率全球领先，光伏设备、胶膜、辅材等等产业链完备。 2023年我国新增装机量占全球一半，和80%占比的组件并不相符。巨大的产能只能通过出口全球市场来消化。如朱共山所说，全球光伏产业链深度重构，中国企业全面出海早已成为必选项。 考虑到欧洲、美国纷纷对中国光伏树起贸易壁垒，并扶持本国企业对抗中国的实际情况，与中国处于贸易蜜月期的中东，正成为缓解中国光伏产能的重要出口。 一、光伏雄心 中东世界被称为石油宝库，石油储量约为全球的49%，天然气储量接近39%。 倚靠“黑色黄金”，尽管身处沙漠，中东各国却积累了巨额财富，就连卡塔尔、阿联酋、科威特等地区小国都进入到全球最富国家的行列。 但是对传统能源资源产业的倚重也决定了，这些国家在电力和新能源方面的建设不足。这种能源结构，让中东缺席了过去多年的新能源发展浪潮。 2012~2021年，中东可再生能源装机总量增长率仅为76%，远低于世界平均水平的112%。2021年底，全球可再生能源装机量3587GW，而中东地区仅为24GW，不及全球装机容量的1%。 随着双碳目标的推进，全球能源结构向清洁能源转型步伐加快，新一代阿拉伯世界领导人清醒地认识到，如果只有金钱和石油，中东将失去未来。 近些年来，阿拉伯人疯狂向清洁能源撒钱，并提出了宏伟的计划。 阿联酋发布的“2050年能源战略”显示，到2050年将清洁能源占比提高到50%；甚至计划力争到2050年实现温室气体净零排放。总统穆罕默德·本·扎耶德曾这样说过：“50年后，当我们装完最后一桶石油，我们会感到悲伤吗？如果我们今天的投资是正确的，我想我们会庆祝那一刻。” 《沙特2030愿景》中指出，到2030年，非石油能源的出口占GDP比重从原来的16%提高到50%，争取将非石油收入提高6倍。此外，到2030年，约旦计划将可再生能源发电比例提高到31%；到2030年，阿曼计划可再生能源消费比例达到20%，2040年提高到35%～39%...... 这其中，光伏是最重要的新能源方向。 沙特计划到 2030 年光伏装机增加至40GW，如果该目标实现，沙特将跻身全球前5大光伏市场。要知道，该国2023年装机量才7GW，意味着未来7年要增加近5倍。 年轻的沙特王储小萨勒曼正推进他豪掷5000亿美元（3.6万亿元）的“未来城市”计划，这座可容纳500万人的“科幻之城”将全部使用风能、太阳能等清洁能源，实现100%零排放。 为实现这一浩大的目标，沙特能源部计划拿出1万亿沙特里亚尔（约1.8万亿元）以生产清洁能源，并希望从“石油国家”转型为“能源生产国”。也就是说，仅沙特就提供了万亿规模的掘金空间。 长期来看，中东光伏市场的发展势头远优于国内。InfoLink预测，中东的需求量将在2027年达到29～35GW。 中东有巨大的发展需求，中国有庞大的产能，双方合作可以说是一拍即合。而且沙特并非简单地购买光伏组件进行光伏发电，而是要全盘引进吸收，组建先进的光伏产业链。 手握大量钞票，加上巨大的发展空间，中东有成为中国光伏出海重地的潜力。 二、欧美受阻 产能在国内，市场在海外，一直是困扰中国光伏产业的大问题。2011年之前，我国光伏产品57%销往欧洲，15%出口美国，国内市场只占6%，甚至整个亚洲都不太活跃。 但2011年开启的欧美“双反”调查，给彼时的中国光伏企业带来了灾难性的打击，尚德、赛维、英利等行业大企业纷纷破产。 欧美国家的政策变化如同梦魇一般，始终萦绕着中国光伏产业。为避开审查，2014年起，头部企业选择借道东南亚，在当地建厂，再卖给欧美，这是光伏出海的第一阶段。 如今，欧美的新一轮审查“虽迟但到”。2023 年，欧盟对中国新能源汽车发起反补贴调查，有关对风电、光伏进行调查的说法，也是经常被提起。刚刚通过的欧盟《净零工业法案》，旨在要求40%的光伏组件由本土制造，并优先采购本地产能。这无疑将影响我国企业的竞争力和市场占有率。 美国限制中国光伏产业发展的想法已是司马昭之心。一方面，提高关税，限制进口；另一方面，大手笔扶持本土企业。 5月14日，白宫宣布在原有对华301关税基础上，对价值180亿美元的中国进口商品加征关税，太阳能电池的关税从25%提高至50%。另外，为防止借道东南亚，美国开始对东南亚四国开启反规避调查，且对东南亚四国的关税豁免权在今年6月6日到期。绕道东南亚的这条路，已经充满荆棘。 目前，晶科、隆基、天合光能等巨头在东南亚部署了至少26GW的硅片产能、60GW电池产能和近50GW组件产能，均占当地产能总量半壁江山以上，主要向美国出口。美国对东南亚加征关税，对当地光伏产业犹如一记重拳。 近期也传出，隆基、天合、阿特斯在东南亚减产停产的消息，企业股价也受到影响。 另一方面，美国通过颁布《通胀缩减法案》，向太阳能全民计划（Solar for All）拨款70亿美元，用于税收抵免、补贴和其他经济激励。 但要想获得法案中17 美分/W的补贴，必须在美国本土生产，此举明显就是要限制中国光伏企业在美国的竞争力。最为标志性的事件就是，美国光伏企业第一太阳能，虽然技术落后，组件出货量仅排在全球第十，但却跃升为世界第一大市值的光伏股。 当晶硅路线早已成为业内主流时，第一太阳能仍在坚持薄膜碲化镉路线。其转化率只有19.7%，而中国晶硅产品的转化效率已经超过24%。 巨额补贴和政策支持下，第一太阳能在2023年豪赚8.31亿美元，其中的6.6亿美元来自补贴。今年一季度，其收入达到7.94亿美元，增长45%，净利润2.4亿美元，飙升4.6倍。 中国光伏企业已经开始了无限内卷模式，组件企业毛利率下滑到15%左右，而美国第一太阳能高达43.6%。这就是人为制造贸易壁垒带来的冰火不同天。 借助政府补贴，美国本土光伏产能急速扩张，组件产能在2022年底仅8GW，2023年增长超60%，达到13GW以上，还有近20GW在建，加上已宣布的80GW以及拟扩建的4.45GW，仅组件到2026年就可能达到120GW，接近目前的10倍。 到那时，美国几乎可以摆脱对外界的依赖。 欧美频频设置障碍，其最终的目标是由自己的企业独占市场。在这种极端的利益考虑的情况下，中国企业再将欧美视作战略出口地区已经不合时宜。转向中东等新兴市场，正逢其时。 三、进军中东 丰富的油气资源让很多人忽视了，中东世界其实也拥有全世界顶级的光照资源。 中东的太阳能资源，和石油一样得天独厚。比如，沙特年均光照强度为2200～2400 kwh/㎡，而我国大部分地区仅1400～1600 kwh/㎡。首都利雅得年均有3225小时的日照，在全球各大城市中排名第七。 中东地区的气候以热带沙漠为主，几乎所有地区的太阳能辐射能量都非常高。这种级别的太阳能在全球也仅有撒哈拉沙漠、智利北部和澳大利亚的局部地区存在。可以说，阿拉伯世界是开发太阳能的天然沃土。 近两年来，中国光伏产品加速进入中东。2022～2023 年，我国对中东和北非的光伏组件出口连续突破10GW，尤其是沙特、阿联酋两个国家增长迅速。以沙特为例，我国2022年对该国的光伏组件出口额是3.1 亿美元，后一年就达到13.4亿美元，暴增3倍多，沙特也成为中国组件第六大出口国。 2023年以来，一波波的考察团从中国出发前往中东寻找投资机会，在清洁能源、电力方面投资需求旺盛的中东世界，成为中国光伏的新突破口。 TCL中环、天合光能已经于去年决定赴沙特建厂。2023年5月，TCL中环与沙特Vision Industries（愿景工业）达成战略合作，计划成立合资公司建设光伏工厂。 协鑫科技已经在布局海外硅料厂，并和沙特方面就开设首个海外硅料厂进行了深入谈判。协鑫计划未来一半的硅料产能将来自海外。 此外，中国能建招揽下了沙特阿尔舒巴赫2.6GW伏电站项目的承建权，这是全球在建单体最大的光伏电站项目。占地53平方公里，比北京西城区的面积还要大，加上81万多根桩基，500多万片光伏面板，如此庞大的规模，卫星云图上都能看到。 该项目采用全球当前最先进的N型双面光伏组件、平单轴自动跟踪式支架，同时也带动了中国设备、中国技术“出海”。例如光伏支架龙头中信博就负责为其提供1.5 GW天际Ⅱ跟踪系统。 此外，隆基、晶科等都已在中东地区签下了数个供应大单，振江股份等零部件供应商也谋划在当地成立全资子公司，逆变器龙头正泰电器、阳光电源在中东市场也有所斩获。 来到2024年，中国光伏进军中东地区的势头不减。今年4月，我国向中东出口组件 2.3GW，同比增加142%，1～4 月累计出口约 10.3GW，同比大增188%，其中沙特4月份就购买了1.4GW，占亚太市场的59%。 凭借巨大的产能，领先的技术和效率，中国光伏在中东大有可为，这是一次大规模供给与大规模需求之间的双向奔赴。

6月18日，中华人民共和国副总理丁薛祥和欧盟委员会常务副主席舍夫乔维奇在比利时布鲁塞尔主持了第五次中欧高级别环境与气候对话，双方一致同意深化绿色合作，但谈判结果显示：分歧难以轻松化解。 丁薛祥指出，中欧在绿色转型方面有广泛的共同利益和广阔的合作空间，双方应充分利用高层对话机制，求同存异，保持环境和气候合作的积极势头，深化中欧绿色伙伴关系。 同时丁薛祥强调，电动汽车是绿色低碳能源转型的标志性产品，欧盟计划对进口的中国电动汽车征收额外关税是“典型的保护主义行为”。 “这不利于欧盟的绿色转型，也会破坏全球气候变化合作，”他希望欧盟增强其环保、气候及经贸合作政策的一致性，避免因经济和贸易摩擦而延误绿色转型进程，呼吁不要建立干扰正常经贸合作的绿色壁垒。 舍夫乔维奇表示：气候变化、污染、生物多样性丧失和荒漠化等相互关联的挑战对我们的经济和社会稳定以及粮食安全构成严重威胁。重要的是要继续共同努力，解决这些对跨国和全球影响日益严重的问题，欧盟高度重视电动汽车产业的发展，愿通过对话妥善处理与中国的分歧。 6月12日，欧盟委员会发布公告称，如无法与中方达成解决方案，针对从中国进口的电动汽车征收临时反补贴税的方案将于7月4日起实施，比亚迪、吉利和上汽集团将分别加征17.4%、20%和38.1%的反补贴税；对参与调查但未被抽样的电动汽车制造商平均加征21%的反补贴税；未配合调查的电动汽车制造商将被加征38.1%的反补贴税。 根据欧洲汽车工业协会提供的数据显示：去年欧盟出口中国的电动车数量为11499辆，价值不到9亿欧元，而中国出口到欧盟的电动车数量为43.8万辆，价值近100亿欧元。2023年产自中国的电动车占据了欧盟电动车市场21.7%份额，其中中国品牌电动车占据7.6%份额。 欧盟指责中国政府的补贴导致廉价产品充斥欧洲市场，削弱了当地竞争对手的竞争力。欧盟还对中国光伏和风机制造商展开了反补贴调查，并利用碳边境调节机制和电池法案提高碳壁垒。 尽管我国对欧盟即将征收的电动汽车关税感到不满，但这一冲突并未在周二的对话中得到解决，第五次中欧高级别环境与气候对话官方声明承认“欧盟和中国在某些方面意见不一致。” 根据《联合国气候变化框架公约》第3.5条，气候变化减缓措施不应成为“对国际贸易的伪装限制”或涉及“武断和不合理的歧视”。 此外，中欧此次会晤是 COP29 会议举办前的达成气候合作重要一步，特别是气候融资问题迫在眉睫。 双方表示支持阿塞拜疆担任《联合国气候变化框架公约》缔约方会议主席国的优先事项，即通过气候融资新集体量化目标（NCQG）和在《巴黎协定》第6条谈判方面取得进展。 然而，欧盟一直在说服我国为较贫穷国家提供气候资金，最近，在德国波恩举行的气候会议上，欧盟和其他发达国家花了两周时间寻求将中国和其他富裕的高排放国家纳入气候融资贡献者的提供者行列，但未能成功。 根据《联合国气候变化框架公约》的“共同但有区别的责任”原则，发达国家应对气候变化负更多责任，并提供资金和技术支持。并且作为世界上最大的发展中国家，我国为南方国家提供了大量低碳产品，帮助这些国家实现能源转型，这些努力已经显示了中国在全球气候治理中的担当。 值得注意的是，会议期间生态环境部部长黄润秋同胡克斯特拉签署了中欧《加强碳排放权交易合作谅解备忘录》，共同致力于促进碳定价作为气候中和经济的有效工具。

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。

今年，仍是可再生能源行业发展的艰难一年。 据路透社的报道，今年以来欧洲多国批发电力市场出现了史无前例的负电价现象。其中，在德国的电力现货市场，今年4月出现了50个小时的负电价时段，5月负电价时段增长到了78小时。而在瑞典，今年1月至5月总共出现了668小时的负电价时段，较2023年同比增长超200%。 负电价现象频发，再加上原材料成本的上涨以及供应链出现的种种问题，可再生能源行业正面临着严峻挑战。 纷纷“退烧” 可再生能源行业困境之下，碳中和“发烧友”们正在纷纷“退烧”。 根据英国《金融时报》报道，近日，欧洲最大可再生能源生产商Statkraft正计划进行产业调整，缩减在风能以及太阳能发电厂方面的计划。 据了解，Statkraft准备把之前2026年开始每年安装2.5-3GW的陆上风电、太阳能发电项目，削减为每年安装2-2.5GW，并从2030年起每年安装4GW。在海上风电方面，Statkraft已经将目标从原来的10GW下调至6-8GW。 除风电和太阳能之外，氢能同样面临发展困境。据悉，Statkraft已将2030年实现2GW的氢能目标下调至1-2GW，并将目标期限推迟至2035年。 与此同时，由于“市场的发展和结构化比一年前预想的要慢”，法国的Engie公司也已将其开发4GW氢能项目的目标从2030年推迟到2035年。 据媒体报道，近日能源巨头英国石油（BP）也暂停了新的海上风电项目。 多位消息人士表示，这些举措是新CEO奥金克洛斯（MurrayAuchincloss）决定的一部分，公司计划放缓对大规模低碳项目（尤其是海上风电项目）的投资，内部预计这些项目在几年内都不会产生现金。 据消息人士称，BP已经将数十名负责探索可再生能源机会的人员分配给了现有的项目。BP可再生能源和天然气部门负责人Anja-IsabelDotzenrath也在今年四月辞职，两名消息人士称，接任的WilliamLin预计将更加关注天然气业务。 由于市场竞争加剧，多年投资布局收益甚微，壳牌也对其风电业务做出了调整。 自2017年加入海上风电市场以来，壳牌每年在该领域持续亏损。在此背景之下，壳牌的现任首席执行官WaelSawan强调投资回报和利润的重要性，并在去年推出了旨在减少30亿美元支出的成本节约计划。 近日，壳牌宣布计划在其离岸风电业务部门进行裁员。据悉，裁员计划是壳牌调整其可再生能源战略的一部分，旨在优化运营效率并减少开支。 今年3月，壳牌放弃了2035年的温室气体减排目标，WaelSawan将此归咎于“能源转型的形式和不同国家的发展速度”的不确定性。同时，壳牌还退出了韩国的海上风电项目，并出售了其在美国的部分可再生能源项目股权。 “退烧”现象并不仅仅出现在可再生能源领域。 今年4月，联合利华宣布将取消减少塑料污染和保护生物多样性的旗舰目标。新上任的首席执行官海因-舒马赫（HeinSchumacher）表示，在某些情况下，集团“根本没有做好准备”。5月21日，联合利华正式更新其碳行动过渡计划（CTAP），以反映向短期措施的转变，而不是设定不切实际的长期目标。 未来堪忧 在最近一次面向投资者的演讲中，BP前首席执行官约翰·布朗勋爵敦促他们考虑伊索寓言中骑士在和平时期停止喂马，结果在战争来临时发现马已瘸了的故事。 寓言中的士兵代表那些在气候行动上退缩的公司，这些公司在气候危机日益严重的情况下，为所有相关方带来了更大的长期风险。 他表示：“这个故事提醒我们，如果我们希望某样东西能更长久地为我们服务，就需要不断地照顾它。现实是，我们在平衡公司行为与社会和地球的利益方面做得很差。然而，迫切需要这样做的必要性并未减少。” General Atlantic Beyond NetZero基金主席布朗也表示：今年，各行各业的企业领导人都承认，他们无法实现几年前制定的温室气体排放目标。 过去一年里，由于经济低迷、越来越多的大型企业未能实现减排目标，甚至直接选择放弃。 今年3月，包括微软、联合利华和巴西肉类加工企业JBS在内的数百家公司被全球企业气候目标标准制定者“科学目标倡议”（Science-BasedTargetsInitiative）从验证程序中除名。监督机构发现，这些公司未能像几年前承诺的那样，制定出具备足够意义的目标。 荷兰资产管理公司Robeco的可持续投资研究主管瑞秋·惠特克（RachelWhittaker）表示，许多公司在设定目标时并没有意识到要实现这些目标需要付出多少努力。 不仅是企业，许多政府也同样难以实现气候目标。 据路透社消息，今年4月苏格兰取消了到2030年将气候破坏性温室气体排放量减少75%的目标，并将责任归咎于英国中央政府，但表示仍打算实现2045年净零排放目标。 6月3日，德国政府的气候顾问们表示，德国很可能无法实现2030年的温室气体排放目标。这与今年3月德国气候保护部长罗伯特·哈贝克（RobertHabeck）“德国在2023年排放量下降10%之后，首次有望实现气候目标”的预测大相径庭。 在某些行业，技术受限被认为是阻碍可持续发展的重要因素。 罗氏公司首席可持续发展官BarendvanBergen表示，以清洁方式为建筑物供暖和为生产流程供电对这家瑞士医疗保健集团来说仍然是一项“挑战”。该公司的工程师和供应商正在探索生物质、沼气和其他燃料的潜力。 清洁能源的供应是另一个问题。国际能源署今年警告称，政策的不确定性、电网基础设施的投资缺口以及获得许可方面的障碍，正在破坏全球可再生能源能力的推广。 美国金佰利公司（Kimberly-Clark）表示，“长期的电网延误”正在减缓其向清洁能源的转型。这可能使其到2030年仅靠可再生能源为英国生产设施供电的目标更加难以实现。 该公司被告知，直到2037年才有可能为其位于英格兰西北部Barrow-in-Furness的工厂计划中的太阳能项目并网发电。

有次参加虚拟电厂的一个业务讨论会，我的观点是： 虚拟电厂是负荷侧的资源聚合，并参与电网、电力市场的互动，更多的是非实时、配网为主、调峰需求，没必要所有的资源都按照大机组的要求接入AGC。 与会的另一位专家，则提出了针锋相对的观点： 虚拟电厂机组资源，应该以省调的调度需求为优先，机组的考核和机组的接入条件也应该满足省调要求，必须要接入AGC。 可以说：这位专家代表了省级调度部门的意见。 虚拟电厂的建设思路上，也明显出现了以负荷资源聚合为主导，还是以调度控制为优先的两种思路。 从表面看，这是电网营销部门，和电网省级调度部门，两大强势专业对虚拟电厂的业务的理解差异，某种程度也可以说是“营销-调度”的业务之争。 再进一步看，无论是分布式资源，还是可调节负荷，所有虚拟电厂相关的资源都是在地-县-园区层面的，在电网最末端的资源。 这里也隐含了省-地两级的电力相关部门，对虚拟电厂业务的理解不同，也可以说是“省-地”的管理关系，甚至引发出“电网-地方政府”的关系问题。 比如这份2024年6月发布的，深圳市发改委发布的《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》的通知。 这份文件是以深圳市发改委的名义发布的，而且，收文单位是： 各区政府、大鹏新区管委会、深汕特别合作区管委会、前海管理局、各有关单位。 是的，你没看错，这里居然没有南方电网公司， 或者说南网只是“各有关单位”而已。 我们再看这个文件的内容： 支持虚拟电厂技术开发、鼓励虚拟电厂关键设备量产、提升车网互动能力、推动光伏、楼宇需求响应、园区智慧用电、新型储能、加快资源聚集和响应。 文件涉及了：上游的关键技术产品，到中游的资源开发、设备投资、智慧用电提升，再到下游虚拟电厂交易实施的工作开展。 从管理权来看，是虚拟电厂所涉及的方方面面，都是负荷侧，也就是电网最后一公里的“表后业务”，本来就涉及各类园区、企业，甚至关系千家万户，在法律层面是政府的工作，并不完全在电网公司的管辖范围内。 这个并不完全，是指：电网公司一般负责的是“表前”公共配电网建设、运营、管理，以及对电表的计量、电价、电费管理。由于需求侧对电网的安全稳定有巨大的影响，所以电网企业对“表后业务”有参与管理的需要，对部分业务有知情权和审批权（比如分布式光伏并网审批、分布式储能项目的备案审批等），并且“部分”的（在获得政府默认授权的前提下）代表政府行使“用电管理”的权力。 从文件立意来看，深圳的这份文件，实际上跳出了电网公司内部的“营销-调度”或者“省调-地市公司”的视角，而是从未来零碳城市发展的视角， 将虚拟电厂作为一个城市的新兴产业板块进行战略定位。 并且牵引出充电桩、储能、园区智慧用电、分布式智能控制等很多相关行业发展。甚至可以认为，在这个维度上，是不是叫做“虚拟电厂”已经不重要了， 本质上是城市级分布式能源与分布式资源整体发展战略。 从这个角度，电网公司只是这个产业链的一部分，甚至只是“有关单位”。 打个不恰当的比喻： 电网是“路”，分布式资源是“车”，地方政府是想打造“智能电商和快递”产业链，路和电商相关，快递交过路费即可。 再进一步说，现在很多地方政府，都想把新能源作为“第二房地产”，比如前年开始的“光伏整县开发”模式。 但是实际效果并不理想，这是因为简单的“光伏资源”换“项目投资+制造业产能落地”，面对产能过剩、部分地区光伏装机过剩、中午谷电价格等多重不利因素，并不能根本上解决地方政府的新兴产业发展需求。 而深圳的这个文件，代表了“更高一个维度”的产业发展思维，不再是简单的“资源换投资、资源换制造”，而是 以虚拟电厂这个点为抓手，串联起用电服务、智能装备制造、储能投资、智慧园区、车网互动等多条线，最终形成城市分布式能源（资源）的整体产业板块和生态。 其实，电网公司的“能源互联网企业”或者“新型电力系统产业生态”的发展目标，也志在于此，只是政府和企业的视角不同，所能形成的产业推动力也不同。 个人认为，理想的情况应该是：政府-电网共同形成开放的生态和政策驱动力。 而一个欣欣向荣的产业生态，反过来也能推动电网企业的战略更好地前进，而不是相互制约，纠结于所谓的“话语权”之争。 能源互联网和互联网一样，利他、开放、协作、共赢是基础，也是繁荣的保证。