产能过剩、量增价跌，“寒流”已是整个光伏行业都看到的现实；而今年上半年，组件、硅料硅片赛道的大面积亏损，更是让每个光伏人感受到了“寒流”的凛冽。 在国内陷入“价格战”的同时，光伏企业纷纷将目光瞄准了海外市场，以期解决当下的尴尬处境。 但令人意外的是，“价格战”的硝烟已从国内弥漫到了海外；在部分海外市场，光伏产业同样竞争激烈，相互抢夺市场份额的依然是国内的光伏企业，降价清库存也依然是企业们的常用手段。 有数据预测，今年国内光伏企业的产能或将达到全球需求的1.3倍。 当产能超过需求的时候，此时出海真的能解决问题吗？如果出海不解决问题，那么光伏行业的出路又在哪里？ 从“盛宴”变“剩宴” 2020年正值疫情期间，刚毕业的大刘进入光伏行业成为一名销售，据大刘介绍，他所在的企业主要从事太阳电池、组件及光伏发电系统等相关业务。 据大刘回忆，“那时候，确实挣钱”，虽然那时正值疫情，但确实是光伏行业较为辉煌的几年。与四年前相比，大刘现在的工作压力比四年前翻了不止一倍。 据大刘表述，大刘的工作压力并非来自公司或者KPI，而是来自同行。 大刘主要负责德国地区的业务，经常在欧洲各国奔波，据大刘介绍，德国的社会氛围会比国内松弛很多，但即便如此，大刘的工作还是处于紧张的随时待命状态。大刘表示，自己虽然做着欧洲人的项目，但每天都在和中国人打交道，用大刘的话说，“天天和中国人打仗”。 在德国的光伏市场，依旧是中国人和中国人在卷。 “在欧洲的供应端，一直都是中国厂商和中国厂商在较劲。”大刘说，“特别在组件行业，中国人之间现在已经是打的'头破血流' 了”。 在项目上，大刘经常会碰到，执行了一半的项目，被同行截胡；又或者被友商跟踪行程，有的时候双方甚至会为了争夺项目而发生冲突。这些颇具戏剧性色彩的事件，在大刘的日常工作中真实上演。大刘解释道，“这个行业只有收到项目尾款，你才可能轻松点。” 在大刘的认知里，2020年后热钱的涌入，是导致本次光伏行业“严重内卷”的重要原因。 2021年至2023年，为抢占更多的市场份额，同时瓜分“双碳”政策下的红利，不仅众多光伏企业进行了产能扩产，同时又有许多企业跨界进入光伏赛道。 “女装大佬”日播时尚、钟表珠宝企业明牌珠宝、主攻云计算的琏升科技先后跨界光伏领域；甚至诸如中国石油、中国海油等能源巨头，也相继涉足光伏业务。 公开数据显示，2021年光伏企业数量为11.54万家，2022年时光伏企业数量已飙升至88.47万家 ，至2023年光伏企业数量稍有下降共计63.04万家。‌‌ 在经历了一段时间的“疯狂”发展后，2024年的产能过剩或已成定局。数据显示，截至2023年底，国内企业多晶硅有效产能较2022年底同比增加约85%，硅片、电池片、组件端国内企业有效产能较2022年底同比分别增加约71%、105%、76%。 自2023年初开始，光伏主产业链产品价格不断走低，2023年主产业链末端的组件产品价格全年下跌约49%，而最上游的硅料环节更是价格下跌约67%。截至2024年5月底，主产业链环节产品的成交均价，甚至跌破企业成本。 据大刘介绍，在欧洲，国内厂商打价格战，经常会折价卖，折扣给到50%是较为常见的情况。据大刘了解，目前国内某些厂商在半价“甩卖”自己的库存。 内卷之下，部分企业已经开始不赚钱了，这其中也包括光伏行业的龙头企业。 光伏产业链包括硅料、硅片、电池片、组件、逆变器、支架等诸多环节。而在所有产业链中，组件行业是最为内卷的环节。“像逆变器、支架行业他们虽然也卷，但是他们是可以保证利润的。”大刘说，“不像组件行业，全行业都在亏损。” 如果说2023年还只是光伏行业调整的前奏，那么今年的半年报，才让行业真正体会到寒冬的料峭。 身处上游的硅料硅片企业，在今年上半年均未实现盈利，而中游的组件企业虽有部分企业实现盈利，但业绩较去年同期却大幅下滑。 按照同花顺行业分类，在23家光伏电池组件企业中，业绩亏损的企业共有14家，其中隆基绿能最高亏52.43亿；而6家硅料硅片企业，则全线亏损，其中通威股份及TCL中环亏损金额最高，分别为31.29亿及30.64亿。 面对这样的大环境，大刘也时常感到焦虑。大刘的说话语速非常快，对于这样的习惯，大刘解释道，“没办法，工作节奏太快，以前也不这样”。 即便亏损生产，也能在一定程度上减轻损失 在内卷的氛围里，企业的日子不好过，打工人的日子也同样不好过。 自从今年8月拿到公司的离职赔偿后，李青的工作一直都没有着落。李青表示，自己是从9月中旬开始海量投递简历的，但是基本上是杳无音讯的状态。 2021年，研究生毕业的李青进入一家top5的光伏企业做研发工程师；今年3月，李青跳槽到云南一家规模较小的光伏企业。然而好景不长，李青就职的公司，在光伏行业下行的冲击下，不仅冲击IPO失败，而且李青所在的生产基地也停止了生产。像李青这样的光伏人不在少数，从去年开始，先后有光伏企业传出减员的消息，有应届生被毁约，也有新员工不予转正。对于光伏行业如今的现状，朋友保科技总裁兼首席精算师陈麒百认为，行业内的同质化是非常重要的原因之一。陈麒百解释道，同质化导致各家产品的区分度不高，叠加各家的渠道也高度相似，在这种情况下，对客户来说就是“谁便宜，就买谁”，价格战就这么产生了。 陈麒百补充道，诸如行业头部的这些企业，他们的产品其实差异度不大。 为光伏企业提升运维效率，是陈麒百所在公司的业务之一，相比于前几年，不少光伏企业相继上门寻求合作。据陈麒百表示，放在几年前，光伏企业对电站的发电效率提升1%、2%毫不在意，但现在不少光伏企业开始重视了，找上门的合作多了。 对于光伏行业技术的“含金量”，陈麒百和大刘都认为，光伏行业不是一个技术门槛很高的行业。陈麒百说，“如果是在20年前，光伏确实是新技术，但是现在做白酒的、做贷款的都在做光伏。” 除了产品的同质化外，政企端的招投标也给光伏企业的内卷施加了一股无形的压力。 据陈麒百了解，在一些政企端的采购招标中，会对投标企业去年的出货量有数量上的要求；如果一家光伏企业低于要求的出货数量，那么该企业很可能被踢出采购目录。 以组件为例，从数据来看，过去一年光伏组件确实呈现出一种奇特的现象，一方面产品价格持续走低，一方面出货量却节节攀升。 对于企业来说，即便降价出售、即便亏损出售，至少要让自己坐在牌桌上。陈麒百表示，政府才是光伏行业最大的采购方，如果被踢出采购目录，那对企业来说很可能是“不能承受之重”。 与此同时，即便是在亏损，光伏企业也不敢轻易的停工停产。 “对于企业来说，前期投入了那么多资金、购置了那么多生产线，如果不让生产线跑起来，仅折旧摊销的成本就是一笔非常大的开支。”大刘表示，“生产，至少能在一定程度上减轻损失。” 事实上，光伏行业内已在积极的展开“自救”。 10月14日，包括隆基绿能、阿特斯、协鑫集团、晶澳太阳能等16家企业参加了中国光伏行业协会召开座谈会，并就“强化行业自律，防止内卷式恶性竞争，强化市场优胜劣汰机制，畅通落后低效产能退出渠道等并达成共识。 10月18日晚间，中国光伏行业协会发文称，0.68元/瓦的成本已是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。同时协会还表示，针对低于成本中标，以及低于成本中标后可能出现的以次充好、不能履约的行为，协会将予以关注，并考虑采取全行业通报、向市场监管部门举报等方式，加强行业自律，促进行业健康发展。 “需求端没问题 主要是生产端如何消化自己的产能” 在产能过剩的大环境下，光伏企业纷纷将目光转向了海外。如今的光伏出海，已从几年前的选择题，变成今日的必答题。 “国内市场就那么大，有厂商拼的价格已低于成本，甚至拥有规模效应的大厂都开始赔钱了。”陈麒百表示，“国外的光伏市场虽然卷，但是至少还有利润空间。” 但大刘却认为，光伏企业如今的问题，并不是出海可以解决的。“现在，国内光伏产能可能比全球的需求还要多。”大刘补充道，“需求端没有问题，现在的话主要是看生产端怎么去消化自己这么多的产能的问题了。” 公开数据显示，去年我国光伏新增装机量为216.88GW，而同期全球光伏新增装机量则为390GW，如此计算去年我国光伏新增装机量为全球的55.61%。 另有数据显示，光伏组件和电站装机量的比例通常为1:1.2，即如果电站需要1GW的装机量，那么需要安装1.2GW的组件容量。据中国光伏行业协会数据，2023年我国硅片产量达到622GW，如此计算去年光伏组件的生产量已超过去年全年的装机量。 据预测，2024年全球光伏新增装机预计为390GW—430GW，其中中国光伏新增装机预计为190GW—220GW。而根据工信部数据，2024年上半年，我国组件产量已达271GW。 如此计算，组件仅上半年的产量便已超过国内全年的预计装机需求。假设今年下半年保持相同产量，则我国组件全年供给量将达到全球光伏装机需求的1倍。 在今年7月25日举行的2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上便曾提出，光伏当前行业内外竞争激烈，要推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 对于鼓励兼并重组的逻辑，陈麒百认为，“被并购了，就是消失了，市场上就少了一家光伏企业。” 从某种程度上，如今的光伏行业存在着“劣币驱逐良币”的现象。正如大刘和陈麒百所述，如今的光伏行业早已不是一个技术壁垒很高的行业，越来越多的资本及玩家进入光伏领域。 在产品差异度不高的背景下，光伏行业转变成了价格导向的市场。“如果我就是一个小企业，品牌度又不高，那我肯定是要打价格战的。”陈麒百解释道，“其实有些买家对产品也不太懂。” 面对如今内卷的局面，光伏企业们似乎还没有找到更好地解决办法。大刘表示，“感觉大家价格战也打不动了，现在就相互耗着，看 '谁先把谁耗死'。”大刘认为，现阶段比拼的也是各家的现金储备。 以硅料硅片及组件行业为例，据同花顺数据，截至今年上半年账面货币资金余额超过百亿的仅有6家，分别是隆基绿能、晶澳科技、天合光能、晶科能源、通威股份及阿特斯。 用陈麒百的话说，现在的光伏市场是“僧多粥少”；在陈麒百看来，未来的光伏市场很可能会和今天的共享单车一样。 “它的逻辑其实很简单，以前市面上大大小小的共享单车品牌很多，但是现在都看不到了吧。”陈麒百解释道，“未来这个行业，总有人会挺不住，10个玩家最后会变成2个玩家，这个时候大家才会坐下来认真谈判。” 而光伏行业何时才能走出新周期，据中信建投预测，2026年光伏行业可走出新周期。具体来看，硅料、电池出清时间可能在2025年末至2026年，组件出清时间可能在2026年，硅片出清时间可能在2027年。

产能过剩、量增价跌，“寒流”已是整个光伏行业都看到的现实；而今年上半年，组件、硅料硅片赛道的大面积亏损，更是让每个光伏人感受到了“寒流”的凛冽。 在国内陷入“价格战”的同时，光伏企业纷纷将目光瞄准了海外市场，以期解决当下的尴尬处境。 但令人意外的是，“价格战”的硝烟已从国内弥漫到了海外；在部分海外市场，光伏产业同样竞争激烈，相互抢夺市场份额的依然是国内的光伏企业，降价清库存也依然是企业们的常用手段。 有数据预测，今年国内光伏企业的产能或将达到全球需求的1.3倍。 当产能超过需求的时候，此时出海真的能解决问题吗？如果出海不解决问题，那么光伏行业的出路又在哪里？ 从“盛宴”变“剩宴” 2020年正值疫情期间，刚毕业的大刘进入光伏行业成为一名销售，据大刘介绍，他所在的企业主要从事太阳电池、组件及光伏发电系统等相关业务。 据大刘回忆，“那时候，确实挣钱”，虽然那时正值疫情，但确实是光伏行业较为辉煌的几年。与四年前相比，大刘现在的工作压力比四年前翻了不止一倍。 据大刘表述，大刘的工作压力并非来自公司或者KPI，而是来自同行。 大刘主要负责德国地区的业务，经常在欧洲各国奔波，据大刘介绍，德国的社会氛围会比国内松弛很多，但即便如此，大刘的工作还是处于紧张的随时待命状态。大刘表示，自己虽然做着欧洲人的项目，但每天都在和中国人打交道，用大刘的话说，“天天和中国人打仗”。 在德国的光伏市场，依旧是中国人和中国人在卷。 “在欧洲的供应端，一直都是中国厂商和中国厂商在较劲。”大刘说，“特别在组件行业，中国人之间现在已经是打的'头破血流' 了”。 在项目上，大刘经常会碰到，执行了一半的项目，被同行截胡；又或者被友商跟踪行程，有的时候双方甚至会为了争夺项目而发生冲突。这些颇具戏剧性色彩的事件，在大刘的日常工作中真实上演。大刘解释道，“这个行业只有收到项目尾款，你才可能轻松点。” 在大刘的认知里，2020年后热钱的涌入，是导致本次光伏行业“严重内卷”的重要原因。 2021年至2023年，为抢占更多的市场份额，同时瓜分“双碳”政策下的红利，不仅众多光伏企业进行了产能扩产，同时又有许多企业跨界进入光伏赛道。 “女装大佬”日播时尚、钟表珠宝企业明牌珠宝、主攻云计算的琏升科技先后跨界光伏领域；甚至诸如中国石油、中国海油等能源巨头，也相继涉足光伏业务。 公开数据显示，2021年光伏企业数量为11.54万家，2022年时光伏企业数量已飙升至88.47万家 ，至2023年光伏企业数量稍有下降共计63.04万家。‌‌ 在经历了一段时间的“疯狂”发展后，2024年的产能过剩或已成定局。数据显示，截至2023年底，国内企业多晶硅有效产能较2022年底同比增加约85%，硅片、电池片、组件端国内企业有效产能较2022年底同比分别增加约71%、105%、76%。 自2023年初开始，光伏主产业链产品价格不断走低，2023年主产业链末端的组件产品价格全年下跌约49%，而最上游的硅料环节更是价格下跌约67%。截至2024年5月底，主产业链环节产品的成交均价，甚至跌破企业成本。 据大刘介绍，在欧洲，国内厂商打价格战，经常会折价卖，折扣给到50%是较为常见的情况。据大刘了解，目前国内某些厂商在半价“甩卖”自己的库存。 内卷之下，部分企业已经开始不赚钱了，这其中也包括光伏行业的龙头企业。 光伏产业链包括硅料、硅片、电池片、组件、逆变器、支架等诸多环节。而在所有产业链中，组件行业是最为内卷的环节。“像逆变器、支架行业他们虽然也卷，但是他们是可以保证利润的。”大刘说，“不像组件行业，全行业都在亏损。” 如果说2023年还只是光伏行业调整的前奏，那么今年的半年报，才让行业真正体会到寒冬的料峭。 身处上游的硅料硅片企业，在今年上半年均未实现盈利，而中游的组件企业虽有部分企业实现盈利，但业绩较去年同期却大幅下滑。 按照同花顺行业分类，在23家光伏电池组件企业中，业绩亏损的企业共有14家，其中隆基绿能最高亏52.43亿；而6家硅料硅片企业，则全线亏损，其中通威股份及TCL中环亏损金额最高，分别为31.29亿及30.64亿。 面对这样的大环境，大刘也时常感到焦虑。大刘的说话语速非常快，对于这样的习惯，大刘解释道，“没办法，工作节奏太快，以前也不这样”。 即便亏损生产，也能在一定程度上减轻损失 在内卷的氛围里，企业的日子不好过，打工人的日子也同样不好过。 自从今年8月拿到公司的离职赔偿后，李青的工作一直都没有着落。李青表示，自己是从9月中旬开始海量投递简历的，但是基本上是杳无音讯的状态。 2021年，研究生毕业的李青进入一家top5的光伏企业做研发工程师；今年3月，李青跳槽到云南一家规模较小的光伏企业。然而好景不长，李青就职的公司，在光伏行业下行的冲击下，不仅冲击IPO失败，而且李青所在的生产基地也停止了生产。像李青这样的光伏人不在少数，从去年开始，先后有光伏企业传出减员的消息，有应届生被毁约，也有新员工不予转正。对于光伏行业如今的现状，朋友保科技总裁兼首席精算师陈麒百认为，行业内的同质化是非常重要的原因之一。陈麒百解释道，同质化导致各家产品的区分度不高，叠加各家的渠道也高度相似，在这种情况下，对客户来说就是“谁便宜，就买谁”，价格战就这么产生了。 陈麒百补充道，诸如行业头部的这些企业，他们的产品其实差异度不大。 为光伏企业提升运维效率，是陈麒百所在公司的业务之一，相比于前几年，不少光伏企业相继上门寻求合作。据陈麒百表示，放在几年前，光伏企业对电站的发电效率提升1%、2%毫不在意，但现在不少光伏企业开始重视了，找上门的合作多了。 对于光伏行业技术的“含金量”，陈麒百和大刘都认为，光伏行业不是一个技术门槛很高的行业。陈麒百说，“如果是在20年前，光伏确实是新技术，但是现在做白酒的、做贷款的都在做光伏。” 除了产品的同质化外，政企端的招投标也给光伏企业的内卷施加了一股无形的压力。 据陈麒百了解，在一些政企端的采购招标中，会对投标企业去年的出货量有数量上的要求；如果一家光伏企业低于要求的出货数量，那么该企业很可能被踢出采购目录。 以组件为例，从数据来看，过去一年光伏组件确实呈现出一种奇特的现象，一方面产品价格持续走低，一方面出货量却节节攀升。 对于企业来说，即便降价出售、即便亏损出售，至少要让自己坐在牌桌上。陈麒百表示，政府才是光伏行业最大的采购方，如果被踢出采购目录，那对企业来说很可能是“不能承受之重”。 与此同时，即便是在亏损，光伏企业也不敢轻易的停工停产。 “对于企业来说，前期投入了那么多资金、购置了那么多生产线，如果不让生产线跑起来，仅折旧摊销的成本就是一笔非常大的开支。”大刘表示，“生产，至少能在一定程度上减轻损失。” 事实上，光伏行业内已在积极的展开“自救”。 10月14日，包括隆基绿能、阿特斯、协鑫集团、晶澳太阳能等16家企业参加了中国光伏行业协会召开座谈会，并就“强化行业自律，防止内卷式恶性竞争，强化市场优胜劣汰机制，畅通落后低效产能退出渠道等并达成共识。 10月18日晚间，中国光伏行业协会发文称，0.68元/瓦的成本已是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。同时协会还表示，针对低于成本中标，以及低于成本中标后可能出现的以次充好、不能履约的行为，协会将予以关注，并考虑采取全行业通报、向市场监管部门举报等方式，加强行业自律，促进行业健康发展。 “需求端没问题 主要是生产端如何消化自己的产能” 在产能过剩的大环境下，光伏企业纷纷将目光转向了海外。如今的光伏出海，已从几年前的选择题，变成今日的必答题。 “国内市场就那么大，有厂商拼的价格已低于成本，甚至拥有规模效应的大厂都开始赔钱了。”陈麒百表示，“国外的光伏市场虽然卷，但是至少还有利润空间。” 但大刘却认为，光伏企业如今的问题，并不是出海可以解决的。“现在，国内光伏产能可能比全球的需求还要多。”大刘补充道，“需求端没有问题，现在的话主要是看生产端怎么去消化自己这么多的产能的问题了。” 公开数据显示，去年我国光伏新增装机量为216.88GW，而同期全球光伏新增装机量则为390GW，如此计算去年我国光伏新增装机量为全球的55.61%。 另有数据显示，光伏组件和电站装机量的比例通常为1:1.2，即如果电站需要1GW的装机量，那么需要安装1.2GW的组件容量。据中国光伏行业协会数据，2023年我国硅片产量达到622GW，如此计算去年光伏组件的生产量已超过去年全年的装机量。 据预测，2024年全球光伏新增装机预计为390GW—430GW，其中中国光伏新增装机预计为190GW—220GW。而根据工信部数据，2024年上半年，我国组件产量已达271GW。 如此计算，组件仅上半年的产量便已超过国内全年的预计装机需求。假设今年下半年保持相同产量，则我国组件全年供给量将达到全球光伏装机需求的1倍。 在今年7月25日举行的2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上便曾提出，光伏当前行业内外竞争激烈，要推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 对于鼓励兼并重组的逻辑，陈麒百认为，“被并购了，就是消失了，市场上就少了一家光伏企业。” 从某种程度上，如今的光伏行业存在着“劣币驱逐良币”的现象。正如大刘和陈麒百所述，如今的光伏行业早已不是一个技术壁垒很高的行业，越来越多的资本及玩家进入光伏领域。 在产品差异度不高的背景下，光伏行业转变成了价格导向的市场。“如果我就是一个小企业，品牌度又不高，那我肯定是要打价格战的。”陈麒百解释道，“其实有些买家对产品也不太懂。” 面对如今内卷的局面，光伏企业们似乎还没有找到更好地解决办法。大刘表示，“感觉大家价格战也打不动了，现在就相互耗着，看 '谁先把谁耗死'。”大刘认为，现阶段比拼的也是各家的现金储备。 以硅料硅片及组件行业为例，据同花顺数据，截至今年上半年账面货币资金余额超过百亿的仅有6家，分别是隆基绿能、晶澳科技、天合光能、晶科能源、通威股份及阿特斯。 用陈麒百的话说，现在的光伏市场是“僧多粥少”；在陈麒百看来，未来的光伏市场很可能会和今天的共享单车一样。 “它的逻辑其实很简单，以前市面上大大小小的共享单车品牌很多，但是现在都看不到了吧。”陈麒百解释道，“未来这个行业，总有人会挺不住，10个玩家最后会变成2个玩家，这个时候大家才会坐下来认真谈判。” 而光伏行业何时才能走出新周期，据中信建投预测，2026年光伏行业可走出新周期。具体来看，硅料、电池出清时间可能在2025年末至2026年，组件出清时间可能在2026年，硅片出清时间可能在2027年。

产能过剩、量增价跌，“寒流”已是整个光伏行业都看到的现实；而今年上半年，组件、硅料硅片赛道的大面积亏损，更是让每个光伏人感受到了“寒流”的凛冽。 在国内陷入“价格战”的同时，光伏企业纷纷将目光瞄准了海外市场，以期解决当下的尴尬处境。 但令人意外的是，“价格战”的硝烟已从国内弥漫到了海外；在部分海外市场，光伏产业同样竞争激烈，相互抢夺市场份额的依然是国内的光伏企业，降价清库存也依然是企业们的常用手段。 有数据预测，今年国内光伏企业的产能或将达到全球需求的1.3倍。 当产能超过需求的时候，此时出海真的能解决问题吗？如果出海不解决问题，那么光伏行业的出路又在哪里？ 从“盛宴”变“剩宴” 2020年正值疫情期间，刚毕业的大刘进入光伏行业成为一名销售，据大刘介绍，他所在的企业主要从事太阳电池、组件及光伏发电系统等相关业务。 据大刘回忆，“那时候，确实挣钱”，虽然那时正值疫情，但确实是光伏行业较为辉煌的几年。与四年前相比，大刘现在的工作压力比四年前翻了不止一倍。 据大刘表述，大刘的工作压力并非来自公司或者KPI，而是来自同行。 大刘主要负责德国地区的业务，经常在欧洲各国奔波，据大刘介绍，德国的社会氛围会比国内松弛很多，但即便如此，大刘的工作还是处于紧张的随时待命状态。大刘表示，自己虽然做着欧洲人的项目，但每天都在和中国人打交道，用大刘的话说，“天天和中国人打仗”。 在德国的光伏市场，依旧是中国人和中国人在卷。 “在欧洲的供应端，一直都是中国厂商和中国厂商在较劲。”大刘说，“特别在组件行业，中国人之间现在已经是打的'头破血流' 了”。 在项目上，大刘经常会碰到，执行了一半的项目，被同行截胡；又或者被友商跟踪行程，有的时候双方甚至会为了争夺项目而发生冲突。这些颇具戏剧性色彩的事件，在大刘的日常工作中真实上演。大刘解释道，“这个行业只有收到项目尾款，你才可能轻松点。” 在大刘的认知里，2020年后热钱的涌入，是导致本次光伏行业“严重内卷”的重要原因。 2021年至2023年，为抢占更多的市场份额，同时瓜分“双碳”政策下的红利，不仅众多光伏企业进行了产能扩产，同时又有许多企业跨界进入光伏赛道。 “女装大佬”日播时尚、钟表珠宝企业明牌珠宝、主攻云计算的琏升科技先后跨界光伏领域；甚至诸如中国石油、中国海油等能源巨头，也相继涉足光伏业务。 公开数据显示，2021年光伏企业数量为11.54万家，2022年时光伏企业数量已飙升至88.47万家 ，至2023年光伏企业数量稍有下降共计63.04万家。‌‌ 在经历了一段时间的“疯狂”发展后，2024年的产能过剩或已成定局。数据显示，截至2023年底，国内企业多晶硅有效产能较2022年底同比增加约85%，硅片、电池片、组件端国内企业有效产能较2022年底同比分别增加约71%、105%、76%。 自2023年初开始，光伏主产业链产品价格不断走低，2023年主产业链末端的组件产品价格全年下跌约49%，而最上游的硅料环节更是价格下跌约67%。截至2024年5月底，主产业链环节产品的成交均价，甚至跌破企业成本。 据大刘介绍，在欧洲，国内厂商打价格战，经常会折价卖，折扣给到50%是较为常见的情况。据大刘了解，目前国内某些厂商在半价“甩卖”自己的库存。 内卷之下，部分企业已经开始不赚钱了，这其中也包括光伏行业的龙头企业。 光伏产业链包括硅料、硅片、电池片、组件、逆变器、支架等诸多环节。而在所有产业链中，组件行业是最为内卷的环节。“像逆变器、支架行业他们虽然也卷，但是他们是可以保证利润的。”大刘说，“不像组件行业，全行业都在亏损。” 如果说2023年还只是光伏行业调整的前奏，那么今年的半年报，才让行业真正体会到寒冬的料峭。 身处上游的硅料硅片企业，在今年上半年均未实现盈利，而中游的组件企业虽有部分企业实现盈利，但业绩较去年同期却大幅下滑。 按照同花顺行业分类，在23家光伏电池组件企业中，业绩亏损的企业共有14家，其中隆基绿能最高亏52.43亿；而6家硅料硅片企业，则全线亏损，其中通威股份及TCL中环亏损金额最高，分别为31.29亿及30.64亿。 面对这样的大环境，大刘也时常感到焦虑。大刘的说话语速非常快，对于这样的习惯，大刘解释道，“没办法，工作节奏太快，以前也不这样”。 即便亏损生产，也能在一定程度上减轻损失 在内卷的氛围里，企业的日子不好过，打工人的日子也同样不好过。 自从今年8月拿到公司的离职赔偿后，李青的工作一直都没有着落。李青表示，自己是从9月中旬开始海量投递简历的，但是基本上是杳无音讯的状态。 2021年，研究生毕业的李青进入一家top5的光伏企业做研发工程师；今年3月，李青跳槽到云南一家规模较小的光伏企业。然而好景不长，李青就职的公司，在光伏行业下行的冲击下，不仅冲击IPO失败，而且李青所在的生产基地也停止了生产。像李青这样的光伏人不在少数，从去年开始，先后有光伏企业传出减员的消息，有应届生被毁约，也有新员工不予转正。对于光伏行业如今的现状，朋友保科技总裁兼首席精算师陈麒百认为，行业内的同质化是非常重要的原因之一。陈麒百解释道，同质化导致各家产品的区分度不高，叠加各家的渠道也高度相似，在这种情况下，对客户来说就是“谁便宜，就买谁”，价格战就这么产生了。 陈麒百补充道，诸如行业头部的这些企业，他们的产品其实差异度不大。 为光伏企业提升运维效率，是陈麒百所在公司的业务之一，相比于前几年，不少光伏企业相继上门寻求合作。据陈麒百表示，放在几年前，光伏企业对电站的发电效率提升1%、2%毫不在意，但现在不少光伏企业开始重视了，找上门的合作多了。 对于光伏行业技术的“含金量”，陈麒百和大刘都认为，光伏行业不是一个技术门槛很高的行业。陈麒百说，“如果是在20年前，光伏确实是新技术，但是现在做白酒的、做贷款的都在做光伏。” 除了产品的同质化外，政企端的招投标也给光伏企业的内卷施加了一股无形的压力。 据陈麒百了解，在一些政企端的采购招标中，会对投标企业去年的出货量有数量上的要求；如果一家光伏企业低于要求的出货数量，那么该企业很可能被踢出采购目录。 以组件为例，从数据来看，过去一年光伏组件确实呈现出一种奇特的现象，一方面产品价格持续走低，一方面出货量却节节攀升。 对于企业来说，即便降价出售、即便亏损出售，至少要让自己坐在牌桌上。陈麒百表示，政府才是光伏行业最大的采购方，如果被踢出采购目录，那对企业来说很可能是“不能承受之重”。 与此同时，即便是在亏损，光伏企业也不敢轻易的停工停产。 “对于企业来说，前期投入了那么多资金、购置了那么多生产线，如果不让生产线跑起来，仅折旧摊销的成本就是一笔非常大的开支。”大刘表示，“生产，至少能在一定程度上减轻损失。” 事实上，光伏行业内已在积极的展开“自救”。 10月14日，包括隆基绿能、阿特斯、协鑫集团、晶澳太阳能等16家企业参加了中国光伏行业协会召开座谈会，并就“强化行业自律，防止内卷式恶性竞争，强化市场优胜劣汰机制，畅通落后低效产能退出渠道等并达成共识。 10月18日晚间，中国光伏行业协会发文称，0.68元/瓦的成本已是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。同时协会还表示，针对低于成本中标，以及低于成本中标后可能出现的以次充好、不能履约的行为，协会将予以关注，并考虑采取全行业通报、向市场监管部门举报等方式，加强行业自律，促进行业健康发展。 “需求端没问题 主要是生产端如何消化自己的产能” 在产能过剩的大环境下，光伏企业纷纷将目光转向了海外。如今的光伏出海，已从几年前的选择题，变成今日的必答题。 “国内市场就那么大，有厂商拼的价格已低于成本，甚至拥有规模效应的大厂都开始赔钱了。”陈麒百表示，“国外的光伏市场虽然卷，但是至少还有利润空间。” 但大刘却认为，光伏企业如今的问题，并不是出海可以解决的。“现在，国内光伏产能可能比全球的需求还要多。”大刘补充道，“需求端没有问题，现在的话主要是看生产端怎么去消化自己这么多的产能的问题了。” 公开数据显示，去年我国光伏新增装机量为216.88GW，而同期全球光伏新增装机量则为390GW，如此计算去年我国光伏新增装机量为全球的55.61%。 另有数据显示，光伏组件和电站装机量的比例通常为1:1.2，即如果电站需要1GW的装机量，那么需要安装1.2GW的组件容量。据中国光伏行业协会数据，2023年我国硅片产量达到622GW，如此计算去年光伏组件的生产量已超过去年全年的装机量。 据预测，2024年全球光伏新增装机预计为390GW—430GW，其中中国光伏新增装机预计为190GW—220GW。而根据工信部数据，2024年上半年，我国组件产量已达271GW。 如此计算，组件仅上半年的产量便已超过国内全年的预计装机需求。假设今年下半年保持相同产量，则我国组件全年供给量将达到全球光伏装机需求的1倍。 在今年7月25日举行的2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上便曾提出，光伏当前行业内外竞争激烈，要推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 对于鼓励兼并重组的逻辑，陈麒百认为，“被并购了，就是消失了，市场上就少了一家光伏企业。” 从某种程度上，如今的光伏行业存在着“劣币驱逐良币”的现象。正如大刘和陈麒百所述，如今的光伏行业早已不是一个技术壁垒很高的行业，越来越多的资本及玩家进入光伏领域。 在产品差异度不高的背景下，光伏行业转变成了价格导向的市场。“如果我就是一个小企业，品牌度又不高，那我肯定是要打价格战的。”陈麒百解释道，“其实有些买家对产品也不太懂。” 面对如今内卷的局面，光伏企业们似乎还没有找到更好地解决办法。大刘表示，“感觉大家价格战也打不动了，现在就相互耗着，看 '谁先把谁耗死'。”大刘认为，现阶段比拼的也是各家的现金储备。 以硅料硅片及组件行业为例，据同花顺数据，截至今年上半年账面货币资金余额超过百亿的仅有6家，分别是隆基绿能、晶澳科技、天合光能、晶科能源、通威股份及阿特斯。 用陈麒百的话说，现在的光伏市场是“僧多粥少”；在陈麒百看来，未来的光伏市场很可能会和今天的共享单车一样。 “它的逻辑其实很简单，以前市面上大大小小的共享单车品牌很多，但是现在都看不到了吧。”陈麒百解释道，“未来这个行业，总有人会挺不住，10个玩家最后会变成2个玩家，这个时候大家才会坐下来认真谈判。” 而光伏行业何时才能走出新周期，据中信建投预测，2026年光伏行业可走出新周期。具体来看，硅料、电池出清时间可能在2025年末至2026年，组件出清时间可能在2026年，硅片出清时间可能在2027年。

产能过剩、量增价跌，“寒流”已是整个光伏行业都看到的现实；而今年上半年，组件、硅料硅片赛道的大面积亏损，更是让每个光伏人感受到了“寒流”的凛冽。 在国内陷入“价格战”的同时，光伏企业纷纷将目光瞄准了海外市场，以期解决当下的尴尬处境。 但令人意外的是，“价格战”的硝烟已从国内弥漫到了海外；在部分海外市场，光伏产业同样竞争激烈，相互抢夺市场份额的依然是国内的光伏企业，降价清库存也依然是企业们的常用手段。 有数据预测，今年国内光伏企业的产能或将达到全球需求的1.3倍。 当产能超过需求的时候，此时出海真的能解决问题吗？如果出海不解决问题，那么光伏行业的出路又在哪里？ 从“盛宴”变“剩宴” 2020年正值疫情期间，刚毕业的大刘进入光伏行业成为一名销售，据大刘介绍，他所在的企业主要从事太阳电池、组件及光伏发电系统等相关业务。 据大刘回忆，“那时候，确实挣钱”，虽然那时正值疫情，但确实是光伏行业较为辉煌的几年。与四年前相比，大刘现在的工作压力比四年前翻了不止一倍。 据大刘表述，大刘的工作压力并非来自公司或者KPI，而是来自同行。 大刘主要负责德国地区的业务，经常在欧洲各国奔波，据大刘介绍，德国的社会氛围会比国内松弛很多，但即便如此，大刘的工作还是处于紧张的随时待命状态。大刘表示，自己虽然做着欧洲人的项目，但每天都在和中国人打交道，用大刘的话说，“天天和中国人打仗”。 在德国的光伏市场，依旧是中国人和中国人在卷。 “在欧洲的供应端，一直都是中国厂商和中国厂商在较劲。”大刘说，“特别在组件行业，中国人之间现在已经是打的'头破血流' 了”。 在项目上，大刘经常会碰到，执行了一半的项目，被同行截胡；又或者被友商跟踪行程，有的时候双方甚至会为了争夺项目而发生冲突。这些颇具戏剧性色彩的事件，在大刘的日常工作中真实上演。大刘解释道，“这个行业只有收到项目尾款，你才可能轻松点。” 在大刘的认知里，2020年后热钱的涌入，是导致本次光伏行业“严重内卷”的重要原因。 2021年至2023年，为抢占更多的市场份额，同时瓜分“双碳”政策下的红利，不仅众多光伏企业进行了产能扩产，同时又有许多企业跨界进入光伏赛道。 “女装大佬”日播时尚、钟表珠宝企业明牌珠宝、主攻云计算的琏升科技先后跨界光伏领域；甚至诸如中国石油、中国海油等能源巨头，也相继涉足光伏业务。 公开数据显示，2021年光伏企业数量为11.54万家，2022年时光伏企业数量已飙升至88.47万家 ，至2023年光伏企业数量稍有下降共计63.04万家。‌‌ 在经历了一段时间的“疯狂”发展后，2024年的产能过剩或已成定局。数据显示，截至2023年底，国内企业多晶硅有效产能较2022年底同比增加约85%，硅片、电池片、组件端国内企业有效产能较2022年底同比分别增加约71%、105%、76%。 自2023年初开始，光伏主产业链产品价格不断走低，2023年主产业链末端的组件产品价格全年下跌约49%，而最上游的硅料环节更是价格下跌约67%。截至2024年5月底，主产业链环节产品的成交均价，甚至跌破企业成本。 据大刘介绍，在欧洲，国内厂商打价格战，经常会折价卖，折扣给到50%是较为常见的情况。据大刘了解，目前国内某些厂商在半价“甩卖”自己的库存。 内卷之下，部分企业已经开始不赚钱了，这其中也包括光伏行业的龙头企业。 光伏产业链包括硅料、硅片、电池片、组件、逆变器、支架等诸多环节。而在所有产业链中，组件行业是最为内卷的环节。“像逆变器、支架行业他们虽然也卷，但是他们是可以保证利润的。”大刘说，“不像组件行业，全行业都在亏损。” 如果说2023年还只是光伏行业调整的前奏，那么今年的半年报，才让行业真正体会到寒冬的料峭。 身处上游的硅料硅片企业，在今年上半年均未实现盈利，而中游的组件企业虽有部分企业实现盈利，但业绩较去年同期却大幅下滑。 按照同花顺行业分类，在23家光伏电池组件企业中，业绩亏损的企业共有14家，其中隆基绿能最高亏52.43亿；而6家硅料硅片企业，则全线亏损，其中通威股份及TCL中环亏损金额最高，分别为31.29亿及30.64亿。 面对这样的大环境，大刘也时常感到焦虑。大刘的说话语速非常快，对于这样的习惯，大刘解释道，“没办法，工作节奏太快，以前也不这样”。 即便亏损生产，也能在一定程度上减轻损失 在内卷的氛围里，企业的日子不好过，打工人的日子也同样不好过。 自从今年8月拿到公司的离职赔偿后，李青的工作一直都没有着落。李青表示，自己是从9月中旬开始海量投递简历的，但是基本上是杳无音讯的状态。 2021年，研究生毕业的李青进入一家top5的光伏企业做研发工程师；今年3月，李青跳槽到云南一家规模较小的光伏企业。然而好景不长，李青就职的公司，在光伏行业下行的冲击下，不仅冲击IPO失败，而且李青所在的生产基地也停止了生产。像李青这样的光伏人不在少数，从去年开始，先后有光伏企业传出减员的消息，有应届生被毁约，也有新员工不予转正。对于光伏行业如今的现状，朋友保科技总裁兼首席精算师陈麒百认为，行业内的同质化是非常重要的原因之一。陈麒百解释道，同质化导致各家产品的区分度不高，叠加各家的渠道也高度相似，在这种情况下，对客户来说就是“谁便宜，就买谁”，价格战就这么产生了。 陈麒百补充道，诸如行业头部的这些企业，他们的产品其实差异度不大。 为光伏企业提升运维效率，是陈麒百所在公司的业务之一，相比于前几年，不少光伏企业相继上门寻求合作。据陈麒百表示，放在几年前，光伏企业对电站的发电效率提升1%、2%毫不在意，但现在不少光伏企业开始重视了，找上门的合作多了。 对于光伏行业技术的“含金量”，陈麒百和大刘都认为，光伏行业不是一个技术门槛很高的行业。陈麒百说，“如果是在20年前，光伏确实是新技术，但是现在做白酒的、做贷款的都在做光伏。” 除了产品的同质化外，政企端的招投标也给光伏企业的内卷施加了一股无形的压力。 据陈麒百了解，在一些政企端的采购招标中，会对投标企业去年的出货量有数量上的要求；如果一家光伏企业低于要求的出货数量，那么该企业很可能被踢出采购目录。 以组件为例，从数据来看，过去一年光伏组件确实呈现出一种奇特的现象，一方面产品价格持续走低，一方面出货量却节节攀升。 对于企业来说，即便降价出售、即便亏损出售，至少要让自己坐在牌桌上。陈麒百表示，政府才是光伏行业最大的采购方，如果被踢出采购目录，那对企业来说很可能是“不能承受之重”。 与此同时，即便是在亏损，光伏企业也不敢轻易的停工停产。 “对于企业来说，前期投入了那么多资金、购置了那么多生产线，如果不让生产线跑起来，仅折旧摊销的成本就是一笔非常大的开支。”大刘表示，“生产，至少能在一定程度上减轻损失。” 事实上，光伏行业内已在积极的展开“自救”。 10月14日，包括隆基绿能、阿特斯、协鑫集团、晶澳太阳能等16家企业参加了中国光伏行业协会召开座谈会，并就“强化行业自律，防止内卷式恶性竞争，强化市场优胜劣汰机制，畅通落后低效产能退出渠道等并达成共识。 10月18日晚间，中国光伏行业协会发文称，0.68元/瓦的成本已是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。同时协会还表示，针对低于成本中标，以及低于成本中标后可能出现的以次充好、不能履约的行为，协会将予以关注，并考虑采取全行业通报、向市场监管部门举报等方式，加强行业自律，促进行业健康发展。 “需求端没问题 主要是生产端如何消化自己的产能” 在产能过剩的大环境下，光伏企业纷纷将目光转向了海外。如今的光伏出海，已从几年前的选择题，变成今日的必答题。 “国内市场就那么大，有厂商拼的价格已低于成本，甚至拥有规模效应的大厂都开始赔钱了。”陈麒百表示，“国外的光伏市场虽然卷，但是至少还有利润空间。” 但大刘却认为，光伏企业如今的问题，并不是出海可以解决的。“现在，国内光伏产能可能比全球的需求还要多。”大刘补充道，“需求端没有问题，现在的话主要是看生产端怎么去消化自己这么多的产能的问题了。” 公开数据显示，去年我国光伏新增装机量为216.88GW，而同期全球光伏新增装机量则为390GW，如此计算去年我国光伏新增装机量为全球的55.61%。 另有数据显示，光伏组件和电站装机量的比例通常为1:1.2，即如果电站需要1GW的装机量，那么需要安装1.2GW的组件容量。据中国光伏行业协会数据，2023年我国硅片产量达到622GW，如此计算去年光伏组件的生产量已超过去年全年的装机量。 据预测，2024年全球光伏新增装机预计为390GW—430GW，其中中国光伏新增装机预计为190GW—220GW。而根据工信部数据，2024年上半年，我国组件产量已达271GW。 如此计算，组件仅上半年的产量便已超过国内全年的预计装机需求。假设今年下半年保持相同产量，则我国组件全年供给量将达到全球光伏装机需求的1倍。 在今年7月25日举行的2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上便曾提出，光伏当前行业内外竞争激烈，要推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 对于鼓励兼并重组的逻辑，陈麒百认为，“被并购了，就是消失了，市场上就少了一家光伏企业。” 从某种程度上，如今的光伏行业存在着“劣币驱逐良币”的现象。正如大刘和陈麒百所述，如今的光伏行业早已不是一个技术壁垒很高的行业，越来越多的资本及玩家进入光伏领域。 在产品差异度不高的背景下，光伏行业转变成了价格导向的市场。“如果我就是一个小企业，品牌度又不高，那我肯定是要打价格战的。”陈麒百解释道，“其实有些买家对产品也不太懂。” 面对如今内卷的局面，光伏企业们似乎还没有找到更好地解决办法。大刘表示，“感觉大家价格战也打不动了，现在就相互耗着，看 '谁先把谁耗死'。”大刘认为，现阶段比拼的也是各家的现金储备。 以硅料硅片及组件行业为例，据同花顺数据，截至今年上半年账面货币资金余额超过百亿的仅有6家，分别是隆基绿能、晶澳科技、天合光能、晶科能源、通威股份及阿特斯。 用陈麒百的话说，现在的光伏市场是“僧多粥少”；在陈麒百看来，未来的光伏市场很可能会和今天的共享单车一样。 “它的逻辑其实很简单，以前市面上大大小小的共享单车品牌很多，但是现在都看不到了吧。”陈麒百解释道，“未来这个行业，总有人会挺不住，10个玩家最后会变成2个玩家，这个时候大家才会坐下来认真谈判。” 而光伏行业何时才能走出新周期，据中信建投预测，2026年光伏行业可走出新周期。具体来看，硅料、电池出清时间可能在2025年末至2026年，组件出清时间可能在2026年，硅片出清时间可能在2027年。

储能领域迎来省级重磅玩家，广东储能产业发展有限公司正式揭牌成立。 11月22日，广东能源产业科技创新暨新型储能产业高质量发展大会在广州举办，会上，广东储能产业发展有限公司正式揭牌，“广东新型储能产业投资基金”正式启动。广东储能产业发展有限公司，是广东能源集团为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”国家能源安全新战略，全面贯彻落实省委、省政府战略部署，助力将新型储能产业打造成为广东省“制造业当家”战略性支柱产业的专业化平台公司，注册资本20亿元，由广东能源集团（持股90%）与南网科技（持股10%）共同出资组建。 储能公司是广东省首家省属储能产业专业化平台企业，将成为推动广东省“万亿级”新型储能产业发展的重要抓手。争取到2030年内，经过培育发展，挖掘储能系统全生命周期价值，储能公司将打造成为引领广东新型储能产业高质量发展的产业链头部企业。 广东新型储能产业投资基金，注册规模50亿元，由广东能源集团所属基金公司担任基金管理人，标志着集团在新型储能产业发展布局中落下关键一子。 该基金将致力于构建覆盖新型储能产业全生命周期的基金群，投资布局新型储能产业和未来产业上下游，培育赋能优质新型储能企业，推动新型储能产业创新链、产业链、资金链深度融合，以全省能源体系主力军的担当作为，推动广东“万亿级”新型储能产业高质量发展。 广东能源集团是广东省属规模最大的能源企业，由广东恒健投资控股有限公司（持股76%）（以下简称：广东恒健）和中国华能集团有限公司（持股24%）合资成立。其中，广东恒健由广东省人民政府国有资产监督管理委员会全资控股。 截至2023年底，广东能源集团资产总额2750亿元，可控装机容量5000万千瓦，装机容量保持全国省属能源企业首位；拥有全资、控股、参股单位554家，控股1家A股上市公司（粤电力）。 广东能源集团正在全力推进新型储能发展布局。截至2023年底，广东省能源集团投运新型储能规模57.3万千瓦，是广东新型储能电站最大投资主体；截至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，已投运的新型储能覆盖新能源配套储能、火电厂辅助调频储能和用户侧储能等应用场景。在建新型储能项目容量超60万千瓦，预计后续年均投产容量约100万千瓦，位居全省第一，是推动广东省新型储能发展的重要力量。

储能领域迎来省级重磅玩家，广东储能产业发展有限公司正式揭牌成立。 11月22日，广东能源产业科技创新暨新型储能产业高质量发展大会在广州举办，会上，广东储能产业发展有限公司正式揭牌，“广东新型储能产业投资基金”正式启动。广东储能产业发展有限公司，是广东能源集团为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”国家能源安全新战略，全面贯彻落实省委、省政府战略部署，助力将新型储能产业打造成为广东省“制造业当家”战略性支柱产业的专业化平台公司，注册资本20亿元，由广东能源集团（持股90%）与南网科技（持股10%）共同出资组建。 储能公司是广东省首家省属储能产业专业化平台企业，将成为推动广东省“万亿级”新型储能产业发展的重要抓手。争取到2030年内，经过培育发展，挖掘储能系统全生命周期价值，储能公司将打造成为引领广东新型储能产业高质量发展的产业链头部企业。 广东新型储能产业投资基金，注册规模50亿元，由广东能源集团所属基金公司担任基金管理人，标志着集团在新型储能产业发展布局中落下关键一子。 该基金将致力于构建覆盖新型储能产业全生命周期的基金群，投资布局新型储能产业和未来产业上下游，培育赋能优质新型储能企业，推动新型储能产业创新链、产业链、资金链深度融合，以全省能源体系主力军的担当作为，推动广东“万亿级”新型储能产业高质量发展。 广东能源集团是广东省属规模最大的能源企业，由广东恒健投资控股有限公司（持股76%）（以下简称：广东恒健）和中国华能集团有限公司（持股24%）合资成立。其中，广东恒健由广东省人民政府国有资产监督管理委员会全资控股。 截至2023年底，广东能源集团资产总额2750亿元，可控装机容量5000万千瓦，装机容量保持全国省属能源企业首位；拥有全资、控股、参股单位554家，控股1家A股上市公司（粤电力）。 广东能源集团正在全力推进新型储能发展布局。截至2023年底，广东省能源集团投运新型储能规模57.3万千瓦，是广东新型储能电站最大投资主体；截至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，已投运的新型储能覆盖新能源配套储能、火电厂辅助调频储能和用户侧储能等应用场景。在建新型储能项目容量超60万千瓦，预计后续年均投产容量约100万千瓦，位居全省第一，是推动广东省新型储能发展的重要力量。

截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量7.72亿千瓦，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.41亿千瓦；2024年1-9月，全国光伏新增并网1.6亿千瓦，其中集中式光伏7566万千瓦，分布式光伏8522万千瓦。从数据不难看出，我国分布式光伏项目占据了存量项目的44.27%，在增量项目中更是超过了半壁江山。虽然分布式光伏项目在实际开发中存在这样或那样的问题（如纠纷多、自发自用电费账期长等），但客观现实告诉我们，分布式光伏项目不存在要不要继续开发的疑问，而是如何持续开发好、持续良性发展的问题。 工商业屋顶分布式项目作为分布式光伏项目的重要组成部分，对助力我国实现“双碳”目标和促进电力的就地平衡具有重要作用。2023年下半年以来，各地“自发自用、余电上网”工商业屋顶光伏项目的自用电价签约价格持续走低，不少存量项目的屋顶业主（用电方）也提出了降电价的诉求，这种现象甚至还进一步导致了部分存量项目“自发自用”电费的回收账期变长，对分布式光伏项目的开发建设造成了一定的影响。 （1）分布式光伏项目单位建设投资下行的影响。光伏组件价格从2023年初的1.5元/W左右持续跌落到目前的0.7～0.8元/W上下，项目的单位造价随之降低，在满足相同的财务内部收益率前提下，“自发自用”电价客观上具备了一定幅度的让利空间。从财务测算角度，项目收益对于电价最为敏感，其次才是造价，所以造价的大幅降低，并不能带来电价同等幅度的下行。 （2）光伏项目开发商业模式多元化的影响。部分民企投资方采用“（资本金+融资）投资+建设”的模式，其在建设过程中已通过EPC过程获利颇丰，若以前期投入的资本金为基准，在3个月左右的建设周期内，就获得了两位数以上的净利润率，后期的电费收入只需要覆盖融资的财务费用（含当期应还本金）即可。以这样的商业模式来开发项目，“自发自用”电价确实可以签的很低，但是这种模式对于屋顶业主存在较高的风险，毕竟光伏项目是25年期的资产，其间需要高质量的运行维护（包括屋顶的防漏补漏）来确保屋顶业主的各项权益，从基本人性角度衡量，投资建设方在建设过程中已经赚到了足额的快钱，后期的运维并不是其关注的重点，且不论投资建设方自身的经营风险和存续周期问题。 （3）电力市场化交易，尤其是电力现货市场价格信号传导的影响。从宏观来看，随着全国光伏装机达到7.1亿千瓦，达到同期全国电力装机容量的23%，光伏出力时段的高度集中特征，极大的削弱了光伏电量在电力市场化交易中的议价权，甘肃、新疆等西北地区的电力盈余省份光伏电量上网电价已经进入0.1x元/kWh区间，且基本上光伏的大发时段均被设置为上网电价的低谷时段。各省电力供需情况虽存在较大差异，但总体上来看，批发市场的价格信号不可避免的会向分布式“自发自用”电价传导，由此引发了“自发自用”协议电价持续降低的现象。 从基本逻辑来看，“自发自用”电价的“期望值”是存在一个合理区间的，协议电价太低显然会损害投资方的投资意愿，而电价太高则会颠覆“自发自用”模式自身存在的必要性。 （1）电价的下限值由项目投资方的投资意愿决定。自发自用协议电价不能低于同区域全额上网分布式光伏项目的上网电价，目前国内大部分地区的分布式光伏项目均属于保障性收购范畴，其上网电价基本参照该地区的脱硫煤标杆电价；部分现货市场运行地区（如山东），分布式项目的上网电量部分，结算价参照当月集中式光伏项目的现货市场结算均价。相较于地面光伏项目，屋顶分布式光伏项目的运营期风险和运维工作量都增加了不少，客观上必须通过比地面项目更高的电价来疏导该部分的风险及额外投入。 （2）电价的上限值由用电方的购买意愿决定。在工商业用户的生产工艺和用电时段相对确定的前提下，用户通过电力市场化交易购电，将会形成各个时段的购电平均电价（零售市场的颗粒度一般不会太高，通常分为尖峰、平段、低谷）。既然“自发自用”电量是用于替代同时段的市场化交易电量，那它就应该比同时段的交易结算电价（结算电价=市场化交易电价+线损电价+电度输配电价+系统运行费+政府性基金及附加）低，否则用户就没有使用光伏自发电量的意愿和必要性。 （3）其他因素的影响。如通过“自发自用”电量实现能耗指标的替代，或者降低碳排放的目的，这些属于部分工业用户的关注点，尚不具有普遍性，本文暂不讨论此类因素对于“自发自用”电价的影响。 正如抛开剂量谈毒性是耍流氓，无视不同省份的电力供需实际状况去泛谈“自发自用”电价降幅也同样不合理，以我国东南某用电大省为例，在测算“自发自用”电价合理期望值时，考虑的测算边界主要有以下几点： 边界条件（1）：由于售电公司代理购电时与具体用户的电价签约模式较多，难以作为普遍参照，故本文取电网代理购电的尖（峰）、平、谷电价作为用户侧分时电价的参考价格（本文取2024年9月电网代理购电电价）。 边界条件（2）：某省的光伏发电典型日出力曲线。用于统计光伏发电项目在每个时段所发电量在其当日全口径发电量中的占比。 边界条件（3）：用户在光伏出力的各个时段具有相近的消纳占比，即：余电上网和自发自用电量，在各时段全口径发电量中的占比相对恒定。这个边界条件属于假设条件，看似苛刻，实际上因为企业作息和光伏出力特征的反差，余电上网更大概率发生在午间低谷电价时段，即：用户在低谷时段使用的“自发自用”电量在同时段全口径发电量中的占比更低，结合边界条件（1）、（2）可知：附加了假设的边界条件（3）后，对电价期望值的计算结果是起到拉低的贡献，使得计算结果更为保守。显而易见，自发自用电价期望值的上限，是假设各时段“自发自用”电量均来自于公共电网，以电网代理购电分时电价乘以相应时段光伏发电量占比的加权方式得到，即：电价期望值（上限）=∑电网代理购电分时电价x光伏分时发电量占比（%） “自发自用”电价期望值上限为0.8634元/kWh，考虑到分布式光伏项目占用了业主（用电方）的屋顶，如果将屋顶租金折进电价，合理的电价应该取上述计算值的6～7折左右，即“自发自用”部分的电价合理期望值为0.5180～0.6044元/kWh之间，实际可根据项目具体开发条件具体商谈，在当前的建设投资成本水平下，应该确保（脱硫煤标杆电价+绿证收益）≤“自发自用”部分的签约电价≤上述合理期望值。为了项目全生命周期的顺利履约，并不建议为了项目开发时的纸面高收益盲目追求签约过高的“自发自用”电价。算例虽基于某省的当前电价政策，但计算逻辑具有一定的普适性，其他各省在测算合理的“自发自用”签约电价时可参考。需要重点说明的是，不同用户的用电方案可能存在较大的差异，工作中需要结合实际对计算方法进行适应性调整。

实现碳中和，既是应对全球气候变化的责任义务，也是加快绿色低碳转型、推进高质量发展的重要机遇。制约绿色低碳产业发展的成本问题将在技术进步的推动下逐步得到解决。科技是实现碳中和的重要支撑，应对气候变化必须紧紧依靠科学技术。新时代的中国新能源装备制造业正朝着技术高端化和产业生态化的方向发展，通过不断的技术创新，我国“双碳”战略目标务期必成，同时还可以为全球绿色能源转型贡献中国智慧与力量。 争做耐心资本、坚持长期投入 随着全球气候变化加剧，应对气候变化成为国际共识，绿色低碳发展业已成为时代潮流。全球150多个国家已提出碳中和目标，覆盖全球94%的GDP、86%的人口和91%的碳排放量。面对全球趋势，石油石化行业绿色低碳发展任务紧迫。国际石油公司纷纷加快低碳转型步伐，将绿色低碳战略作为竞争制高点。 国际石油公司的绿色转型主要分为四个方面：一是通过调整组织架构、业务划分等方法重塑绿色低碳战略理念；二是优化业务资产配置组合，一方面加快高碳非核心资产的剥离，另一方面，大幅度提升天然气资源的资产配置；三是布局多元能源供应体系，例如，氢能作为一种清洁高效的二次能源被称作21世纪的终极能源，成为当前石油石化行业布局的重点；四是攻坚绿色低碳技术，近年来绿色低碳技术更新迭代速度明显加快，成为石油石化行业竞争的新方向。 国内的石油企业也在持续发力。 美丽中国因‘绿’而兴，各行各业点‘绿’成金，人与自然和谐共生’越发成为中国式现代化的鲜明特点。作为中央能源化工企业，近年来，中国石化把“双碳”工作摆在践行“两个维护”的政治高度谋划推动，大力实施绿色低碳发展战略，制定实施碳达峰行动方案，全方位推进化石能源洁净化、洁净能源规模化、生产过程低碳化，牵头建设央企废塑料回收利用体系，引领国内“无废集团”建设。连续13年获得“中国低碳榜样”称号，成为获得该奖项次数最多的能源化工央企，绿色低碳高质量发展之路越走越宽广。 地热、风能、光伏等新能源也成为中国石化重点发展领域。2023年，中国石化外购绿电34亿千瓦时，成为我国绿电交易消费量最大的央企。2018年，中国石化启动国内规模最大全产业链绿色企业创建行动——绿色企业行动计划。截至2023年底，全系统113家企业完成绿色企业创建，63家单位被评为A级绿色企业，实施项目497个，节能86万吨标准煤，相当于种植2353万棵树，第一阶段各项目标任务圆满完成，同步开启第二阶段计划，力争打造600个碳中和示范引领项目，以美丽石化建设助力美丽中国建设。 在绿色低碳战略的不断推进中，中国石化对“绿色低碳是世界潮流，顺之者昌”这一重要论述领悟得更加深刻，实践得更加主动。绿色低碳产业是未来30年最大的长坡赛道，敢于引领才能占据发展先机；绿色低碳产业是发展新质生产力的重要领域，勇于攻关才能打开广阔天地；发展绿色低碳产业是一项系统工程，乐于合作才能共创美好明天。中国石化将继续当好产业示范者，争做耐心资本、坚持长期投入，推动绿色低碳产业大发展大突破。 “绿色”日益成为高质量发展的鲜明底色。高校作为科技第一生产力、人才第一资源、创新第一动力的重要结合点，理应在服务“双碳”战略过程中承担更多责任和发挥更大作用。清华大学坚持加强学科建设，围绕“绿色”“双碳”优化学科布局，培育新的学科增长点；强化关键核心技术攻关，推进产学研深度融合和赋能新质生产力发展；瞄准国家需求，培养一批具备跨学科创新能力、善于解决碳中和等复杂系统问题的高素质创新人才；推动全球合作，持续扩大高水平对外开放；着力推动绿色校园建设，努力在碳中和进程中发挥引领示范作用。 科技发展需与政策、市场相结合 碳中和问题源于气候变化的挑战，尽管二氧化碳本身并非有害物质，但由于工业革命以来人类活动造成的过量排放对全球气候产生了严重影响，这已是当前科学界的共识。谈及应对策略，中国承诺在2060年实现碳中和，这一战略目标的实现需要处理好三个关系，即“双碳”目标与经济增长的关系，机遇与挑战的关系，以及技术、政策与市场的关系。科技的作用是“变不可能为可能”，但是科技发展需要与政策、市场相结合，互相推动、互相促进、相得益彰。光伏产业是这一结合的典型代表，通过技术、政策与市场的联动，推动了行业快速发展，三者之间的结合越好、交集越大，科技将‘不可能’转化为‘可能’的概率就越大。 为响应政策要求、满足市场需求，中国石化通过原创性科技攻关，取得了一系列具有重要影响力的绿色低碳技术成果。马永生介绍，中国石化自主研制的国内最大功率电动压裂装置加速了页岩油的开发进程，生物航煤首次成功用于国产大飞机的试飞，海南的最深地热科学探井项目也取得突破性进展。中国石化将继续加强低碳、零碳、负碳核心技术的攻关，加快推动产业化应用，提升新型绿色生产力。在炼化产业升级方面，中国石化通过区域企业整合等措施，提升产业集中度，逐步形成世界级炼化基地。此外，推动油品转化、特种油品和特色产品业务发展，加快打造新增长点。 碳中和对各行各业带来了前所未有的挑战与机遇，尤其是在炼化行业，推动绿色与低碳发展是企业生存与发展的关键。对于炼化企业而言，碳减排是实现“双碳”目标的核心手段。炼化企业必须从源头减排，并通过碳资产管理助力低碳发展。炼化行业涉及复杂的生产流程，因此，分析每个产品的全生命周期碳足迹是必要的。他还提到，炼化企业未来将面临从生产燃料和化工产品向生产能源和材料产品的转型，这要求企业在主流程上向短流程、深加工、高效耦合方向发展。 在炼化行业的未来技术趋势中，方向晨十分看好羧基化利用。从经济和能量效率角度看，羧基化利用具有极高的前景和经济性。炼化行业在碳达峰碳中和的背景下，要依托科技创新和流程优化，以更高效、更低碳的方式实现绿色转型。未来，颠覆性的炼化核心技术，如分子炼油技术、微反应器等将成为推动行业高效转型的重要动力。行业各方加快技术探索和应用，以应对全球能源转型和市场变化的挑战。通过这一系列技术创新，炼化行业将在碳中和目标的实现中发挥至关重要的作用。 布局氢能是重要的战略选择 不容忽视的是，中国石化还通过绿氢与炼化工程的耦合推进工艺流程再造，推动炼化产业的绿色转型。10月10日，中国石化高质量发展十项成果发布，这是中国石化首次集中发布公司在推进高质量发展、助力中国式现代化建设中形成的重大实践成果。其中包括“‘氢’启未来 库车项目展开绿色能源新画卷”一项。 氢能的开发与利用正在引发一场深刻的能源革命。中国石化积极打造第一氢能公司，建成我国首个万吨级光伏制绿氢示范项目——新疆库车绿氢示范项目。项目年生产绿氢2万吨，创新形成多项关键核心技术，开创了我国炼化领域耦合绿氢实现低碳发展的新路径。目前，中国石化是全国最大的氢气生产企业、产能达445万吨/年，建成11个遍布全国的供氢中心、136座加氢站，成为全世界拥有最大加氢站网络的企业。 除了石油企业，氢能也为不少煤炭企业和新能源企业所青睐。作为全国最大的独立商品焦生产企业之一，美锦能源自2017年始，以传统能源产业与氢能产业双轮驱动，布局“煤—焦—气—化—氢”一体化完整产业链，推动氢能产业绿色高质量跨越式发展。深远影响，采取气候行动刻不容缓。在应对气候变化的过程中，氢能作为新型能源体系的重要组成部分，具有广泛的应用前景。它不仅可以与传统电力、交通、工业、建筑等行业耦合发展，也是实现能源与电力自由化的重要抓手。在近8年的摸索中，美锦氢能探索了“研发—生产制造—商业化应用”的“氢能源全生命周期”创新生态链。上游搭建“制—储—运—加—用”产业链，中游搭建“气体扩散层—膜电极—燃料电池电堆及系统—整车制造”的核心装备产业链，下游推进京津冀、环渤海、粤港澳大湾区、长三角、能源金三角、中部地区、云贵川七大区域发展战略。未来氢燃料电池每千瓦成本有望降低至750—1000元，氢能商业化的前景可期。 国内的新能源经过行业变革以及市场竞争的洗礼，风电、太阳能、储能、氢能以及新能源汽车等相关装备制造业领域已经为中国构建了新的名片。解决碳达峰和绿色转型的关键在于海洋资源的开发，其中的关键是解决风资源效率问题。而想要提高效率，必须解决抗台风问题和大机型的问题，这关乎系统的稳定性与经济性。 明阳集团更致力于实现能源和经济的融合，其海上风电平台上直接制氢的技术已在3年前开始应用。通过海水制氢，明阳集团逐步建立起庞大的制氢体系。其目标是将产业生态化，推动能源岛的建设，实现电氢融合与经济发展共赢。 在海南，明阳集团启动打造100万吨级电氢氨醇示范项目，这是全球首个利用海上风电实现海水制氢的项目。此外，广东阳江和湛江海域也在积极实施绿氢和绿电的应用，为重载产业提供清洁能源解决方案。明阳集团将立足装备能力打造氢能业务群，形成建设制氢、加氢和氢燃机等氢能领域高端装备品牌，致力于成为国内领先的“电氢融合”一体化氢能解决方案提供商。 CCUS是实现碳中和的托底技术 CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是实现化石能源低碳高效开发的新兴技术。 随着气候变化应对和碳中和进程的推进，CCUS技术体系和应用领域不断扩展。从早期主要用于驱油封存发展到现在更注重咸水层地质封存和化学利用，尤其是近年来，依托可再生能源的技术，如绿电、绿氢，CCUS正在快速向火电、炼化、钢铁、水泥等工业领域拓展。建成我国首个百万吨级CCUS项目，亦是中国石化高质量发展十项成果之一。中国石化创新建成我国首个百万吨级CCUS项目——齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS示范工程，并配套建成我国首条百千米级高压常温密相二氧化碳输送管道。作为我国最大的CCUS全产业链示范基地，项目年增油达到20万吨以上，多项技术打破国外垄断，为绿色低碳转型发展探索出一条降碳与封碳并重的新路径。CCUS已成为新能源体系中的重要组成部分，通过减少化石能源生产过程中的碳排放来支撑国家能源安全。“我国在二氧化碳驱油封存和咸水层封存方面已经取得了全流程技术的突破，未来还将推进千万吨级示范项目。CCUS技术在规模化应用上还面临一些挑战，特别是在碳捕集效率和成本控制方面。“尽管我国的碳捕集技术已经较为成熟，但依然面临能耗高、经济效益低等问题。加强CCUS技术的创新和工程优化，通过科学研究、先进装备研发和工艺改进，推动规模化应用。碳中和是全 球应对气候变化危机的基本共识，也是人类实现可持续发展的必由之路。我国实现“双碳”目标减排难度大、时间窗口紧，CCUS是实现碳中和的关键举措和托底技术。同时，CCUS也是在极限条件下提高油气采收率、保障国家油气供应安全的战略性技术，要将CCUS发展放在战略性新兴产业整体布局中考虑。中国石油近年来积极推进绿色低碳转型，制定了到2025年、2035年、2050年的“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走转型路径，力争到2050年实现新能源新业务产能达到半壁江山。提及中国石油在CCUS产业的战略布局，罗良才表示，中国石油在CCUS方面的技术创新和专利成果显著，尤其在2022年，中国石油CCUS专利申请量已超过国际五大石油公司的总和。在CCUS技术的探索应用上，中国石油依托强大的产业链、创新链和人才优势，推动CCUS全产业链的发展，并积极参与国际合作，提升行业影响力。 启动实施“四大六小”CCUS-EOR方案，推进鄂尔多斯盆地千万吨级CCUS产业建设，吉林油田建成国内首个全产业链、全流程CCUS-EOR示范项目……进入新时代以来，中国石油CCUS产业规模和质量再上新台阶。 对于接下来的发展，通过多元化融资渠道和国际合作进一步提升CCUS技术的市场化水平。CCUS技术的发展不能仅靠某一个企业或机构的力量，必须通过国际合作来推动行业生态系统的建设，包括技术链创新、人才培养以及政策法规的完善。他介绍，正在试运行的“国际二氧化碳捕集利用封存技术创新合作组织”致力于促进全球CCUS技术的创新与合作，推动产业发展，并为全球气候与环境保护贡献力量。 “合”力赋能绿色经济与“双碳”目标 合作，不止于CCUS领域。绿色低碳产业的发展是一项复杂的系统工程，合作是实现碳中和的重要推动力。近年来，中国石化不断深化与企业、高校和科研机构的多方合作，在推动绿色低碳转型方面取得了显著成效。

2024年11月19日，印度尼西亚总统普拉博沃·苏比安托(Prabowo Subianto)在巴西G20峰会上表示，政府计划在15年内淘汰该国所有的燃煤发电厂以及所有其他化石燃料发电厂。 普拉博沃还承诺未来15年内增加超过75 GW的可再生能源装机容量。 他乐观地认为，印度尼西亚位于赤道附近，可为光伏发电提供充足的光照，印尼可以在2050年之前实现净零排放。这比现有目标提前了十年。 印度尼西亚此前曾计划到2055 年关闭所有燃煤电厂，新承诺提前了15年。 在国际社会压力下，煤炭大国印尼正积极谋求能源转型，除了总统的口头承诺，颇具雄心的能源转型政策也正在加速推进中。 2022年底，美国总统乔·拜登与印尼前总统佐科·维多多宣布了一项总额为200亿美元的气候融资协议，帮助印尼摆脱煤电。这是美、印、日经过一年多谈判达成的最大单笔气候融资交易。 当然这笔钱不是白拿的，根据协议，印尼将承诺到2030年将电力部门的二氧化碳排放量限制在290兆吨，并在2050年实现电力部门净零排放。印尼还将推进可再生能源的部署，到2030年使其发电量占比达到34%。 去年11月15日，印度尼西亚国家电力公司（PLN）总裁Darmawan Prasodjo在与印度尼西亚国会第七委员会的会议上表示，公司已提出2024-2033年电力供应业务规划（RUPTL）的修订草案，计划将新增发电装机容量的75%来自新能源和可再生能源（EBT），总计约60-62GW。此外，还将新增约25GW的天然气发电装机容量。 Darmawan介绍称，这一修订版将取代现行的2021-2030年RUPTL规划。目前的规划中，新能源和可再生能源的新增发电容量为20.9GW，占新增装机总量的51.6%。他进一步表示，PLN已与能源和矿产资源部（ESDM）达成一致，将采用“加速可再生能源发展并逐步淘汰煤炭”的情景规划。 EBT（Energi Baru dan Terbarukan）在印度尼西亚能源政策中，是一个常用的印度尼西亚语的术语缩写，指代新能源和可再生能源。Energi Baru（新能源）：通常指尚未大规模商用但具有未来潜力的能源形式，如核能、氢能等；Energi Terbarukan（可再生能源）：指可以自然补充的能源，如太阳能、风能、地热、水力、生物质等。 根据规划，新增的75%EBT发电容量包括31GW的基础负荷型发电设施、28GW的间歇性可再生能源发电（如风能和太阳能），以及新增2.4GW的核能发电，未来可能增加至5-6GW。 印尼煤炭资源丰富，是全球最大的煤炭出口国之一，煤炭在其能源消费中占主导地位，约占能源总消费的三分之一以上，主要用于发电。 据EMBER数据，印尼的化石燃料发电量在过去十年中增长了50%。化石燃料发电量从2013年的190太瓦时（TWh）增加到2023年的285太瓦时，占印尼电力供应的81%，这主要归因于煤炭在印尼能源战略中的重要地位以及电力基础设施发展计划下的煤电产能扩建。 化石燃料，尤其是煤炭的使用量显着增加，导致印尼电力部门的排放量急剧增加，从2013年到2023年增加了8600万吨二氧化碳（MtCO2）。 印尼可再生能源发展缓慢，同一时期，可再生能源的发电量从36太瓦时增加到了65太瓦时，截至2023年底，风电和光伏的发电量占比不足1%，总装机不到1GW。 截至目前，印度尼西亚尚未有运行中的核电站。尽管该国自20世纪50年代起就开始研究核能技术，并多次计划建设核电站，但因为地震风险和公众反对等问题，核电站建设始终未付诸实施。 能源转型是一个漫长的过程，作为G7中第一个完成退出煤电的国家，英国煤电发电份额从1980达到峰值到2024年关闭最后一座燃煤电厂花了整整44年，印尼又如何呢？ 实现该总统所承诺的目标，意味着印尼要在短短十五年中实现彻底的能源革命，完成超常规的可再生能源发展，这不仅需要庞大的资本支出、政策支持，同时淘汰煤电也意味着现有资产可能面临大幅减值。

2024年，国内虚拟电厂的发展取得了显著进步，从概念普及到形成共识、从零星实践到遍地起势。 虚拟电厂实际上就是将分布式发电、储能及其他可调节负荷资源聚合，“聚沙成塔”形成快速调节和响应能力。 由于近年来风光新能源发电的增长速度远远超过负荷的增长速度，电力消纳问题越来越突出，同时，由于新能源出力的不稳定性，给电力系统平衡带来了巨大挑战，新能源利用率逐渐下降。 未来新型电力系统理想的状态是实现“源荷互动”，但目前在负荷侧并没有形成很好的调节能力，因此，现阶段更需要的是从负荷侧入手，让“荷随源动”。 用户侧灵活性可调节资源总量大，但布局分散，仍有大量用户侧可调节资源尚未被纳入电力系统可调控范围。 2024年，国内虚拟电厂在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。从可调节能力、调节意愿和实际案例来看，大型工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源，或将成为虚拟电厂的“主力军”。 目前，国内虚拟电厂仍处于比较早期的发展阶段，最显著的问题是“聚而不合”，主要体现在数据标准缺失、运营权之争、技术平台研发成本高等方面。 此外，现阶段虚拟电厂接入的资源非常有限，且资源变现能力显著不足，主要是因为目前国内虚拟电厂的市场机制和盈利模式尚未成熟，虚拟电厂的发展需要依托高度市场化的电力交易体系。 工商业储能与充换电站优势凸显 根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。 今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》规定了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。 虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。 今年以来，各省也纷纷大力推进虚拟电厂建设。 据高工产业研究院(GGII)统计，湖北虚拟电厂聚合可调节接入量大于1500MW；广东深圳虚拟电厂聚合可调节接入量大于750MW；安徽虚拟电厂聚合可调节接入量大于1586.65MW；江苏虚拟电厂聚合可调节接入量大于600MW、浙江嘉兴虚拟电厂聚合可调节接入量大于821.4MW。 根据接入资源类型的不同，广东省（深圳市）、江苏省、浙江省、安徽省、上海市等地的虚拟电厂以负荷为主，湖北省、山东省、山西省等地主要是电源型虚拟电厂。 不过，目前的现状是，分布式电源追求的是尽可能消纳，实际上并不具备“调节”的能力，反而增加了电网的调节压力，负荷型/储能型虚拟电厂才是真正意义上的虚拟电厂。 从可调节能力和调节意愿来看，在虚拟电厂聚合的各类资源中，园区级别工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源。 工商业储能是虚拟电厂核心灵活性资源，而工业园区用电量大，配置的工商业储能规模也较大，可调节能力强。 而且工商业储能本身就是投资属性，对成本收益敏感度高。但目前工商业储能的盈利基本依赖单一的峰谷套利，业内普遍认为，要真正打开工商业储能盈利空间，核心在于电力市场和虚拟电厂的建设。 目前，美克生能源、卓阳储能等企业是典型的工商业储能为主的虚拟电厂聚合商。不过，现阶段工商业储能的整体装机量仍有巨大的提升空间。 随着近年来新能源汽车和充换电站的大规模发展，大量可控充电负荷成为目前虚拟电厂主要的可调节资源，且对价格的敏感度高，更积极参与竞量竞价、实时响应。 深圳市、上海市是我国探路虚拟电厂的先锋城市，实际上，目前两市虚拟电厂占比最大的调节资源均为充换电设施。 “充电资源是最好用的可调节资源，边际成本很低，且电动汽车的灵活性较强，不仅时间上可调，地理位置上也具有灵活性。”特来电副总裁兼首席科学家、南京德睿董事长龚成明表示。目前，特来电已聚合了约5400+MW可调节负荷资源。 工业负荷资源体量大，可调节空间大，是虚拟电厂中的“压舱石”，不过，工业负荷对价格的敏感度相对较低，受生产节奏的影响较大。而楼宇空调资源的调控效果存在较大的季节性差异。 从非电源型虚拟电厂聚合商的主要类型来看，除了工商业储能运营商、充换电站运营商，还有售电公司、新能源资产运营平台企业等。 售电公司在虚拟电厂赛道的竞争优势在于，越来越多省市要求虚拟电厂运营商必须取得售电资质，且售电公司掌握了大量企业用电负荷数据，且拥有丰富的电力市场交易经验。 新能源资产运营平台企业的优势在于从发电侧、电网侧到用户侧全面覆盖，新能源发电功率预测、负荷预测是电力现货市场交易的两大基础。 国能日新自2020年开始布局虚拟电厂业务，以平台技术+聚合运营服务模式，多维度为虚拟电厂发展提供支撑。目前，国能日新已在如江浙、京津冀、湖北、深圳等全国地域，实现多元化资源接入与运营成果，累计接入负荷总量超3GW。 高工储能观察到，目前一个重要的趋势是，虚拟电厂聚合商的业务综合性越来越强，工商业储能、充换电、售电企业相互延伸拓展业务。 新巨能是三峡水利集团探索新型电力市场的重要践行成员，目前已形成了“售电+储能”双轮驱动的业务模式。在工商业储能方面，拥有投资、设计、建设、运营的全链路服务能力；通过构建云边端一体化的数智运营体系，聚合规模化储能型可调节负荷资源，建设起了在新型电力系统中起重要支撑作用的虚拟电厂。 作为国内头部充电企业，星星充电拓展了“三张网”业务布局，包括充电网、智能微电网和虚拟电厂运营网。 业内普遍认为，精准的负荷预测是提高虚拟电厂运营水平的关键，这也是许多工商业储能企业面对电力市场交易的进阶难点。 基于10 年的充电运营经验，星星充电在负荷预测方面积累了大量数据聚合的可调节负荷资源规模居行业前列。 综合来看，未来持有负荷基本盘的、综合性的企业更有希望成为头部虚拟电厂聚合商。 聚而不合，资源变现难 目前，国内虚拟电厂处于比较早期的发展阶段，各类资源存在“聚而不合”的问题，技术和商业模式都尚未成熟。 一是数据标准缺失。通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源之间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议。 储能系统内部尚且存在融合度不高、电网调度困难的问题，虚拟电厂各类资源的聚合更是难上加难。 二是运营权之争。各类可调节资源基本都有各自的云平台，虚拟电厂管理平台需要更高维度的横向整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权，现在许多聚合商比拼的更多是投建能力。 在没有真正经过电力现货市场交易的检验之前，各个企业都“信心满满”，但未来电力现货市场交易水平的高低会逐渐拉开差距。 三是技术平台研发成本高、难度大。虚拟电厂优于传统电厂的一个重要因素在于，要形成同等规模的可调节能力，其建设成本远低于传统电厂。 但目前诸多企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小。负荷数字化进展缓慢，还有大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。 长园飞轮CTO胡锴表示，从目前虚拟电厂的规模和商业模式来看，想要覆盖掉虚拟电厂技术平台投入的成本，还有很长一段路要走。未来可能最终存活下来3-5个头部企业的运营平台才会形成规模效应，实现降本。 值得注意的是，虚拟电厂不仅要看接入了多少资源，更要看资源变现能力。目前国内虚拟电厂“聚而不合”，很大程度上与市场机制和盈利模式不成熟有关。 虚拟电厂的盈利主要依靠需求响应、辅助服务和电力现货市场等，但这些市场远远未成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。用户接受虚拟电厂调度需要数字化改造、调整用能规划等，但付出的成本与获得的收益不对等。 从实际案例来看，许多地区的虚拟电厂只是迎峰度夏期间的应急机制，与传统邀约大用户参与高电力负荷时段需求响应的模式并无太大区别。 而且，由于每年需求响应的总量和补偿标准存在巨大的不确定性，这种高风险的商业模式难以吸引投资，虚拟电厂接入的资源体量就难以扩大。 此外，虚拟电厂不仅仅是简单地把资源接入一个平台，实现监测和基本调控。未来电力市场交易和电网调度的场景，要求虚拟电厂对电源出力、负荷情况有精准的把握，对新能源出力预测、负荷预测、电力现货市场价格预测提出了更高的技术要求。

2024年，国内虚拟电厂的发展取得了显著进步，从概念普及到形成共识、从零星实践到遍地起势。 虚拟电厂实际上就是将分布式发电、储能及其他可调节负荷资源聚合，“聚沙成塔”形成快速调节和响应能力。 由于近年来风光新能源发电的增长速度远远超过负荷的增长速度，电力消纳问题越来越突出，同时，由于新能源出力的不稳定性，给电力系统平衡带来了巨大挑战，新能源利用率逐渐下降。 未来新型电力系统理想的状态是实现“源荷互动”，但目前在负荷侧并没有形成很好的调节能力，因此，现阶段更需要的是从负荷侧入手，让“荷随源动”。 用户侧灵活性可调节资源总量大，但布局分散，仍有大量用户侧可调节资源尚未被纳入电力系统可调控范围。 2024年，国内虚拟电厂在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。从可调节能力、调节意愿和实际案例来看，大型工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源，或将成为虚拟电厂的“主力军”。 目前，国内虚拟电厂仍处于比较早期的发展阶段，最显著的问题是“聚而不合”，主要体现在数据标准缺失、运营权之争、技术平台研发成本高等方面。 此外，现阶段虚拟电厂接入的资源非常有限，且资源变现能力显著不足，主要是因为目前国内虚拟电厂的市场机制和盈利模式尚未成熟，虚拟电厂的发展需要依托高度市场化的电力交易体系。 工商业储能与充换电站优势凸显 根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。 今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》规定了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。 虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。 今年以来，各省也纷纷大力推进虚拟电厂建设。 据高工产业研究院(GGII)统计，湖北虚拟电厂聚合可调节接入量大于1500MW；广东深圳虚拟电厂聚合可调节接入量大于750MW；安徽虚拟电厂聚合可调节接入量大于1586.65MW；江苏虚拟电厂聚合可调节接入量大于600MW、浙江嘉兴虚拟电厂聚合可调节接入量大于821.4MW。 根据接入资源类型的不同，广东省（深圳市）、江苏省、浙江省、安徽省、上海市等地的虚拟电厂以负荷为主，湖北省、山东省、山西省等地主要是电源型虚拟电厂。 不过，目前的现状是，分布式电源追求的是尽可能消纳，实际上并不具备“调节”的能力，反而增加了电网的调节压力，负荷型/储能型虚拟电厂才是真正意义上的虚拟电厂。 从可调节能力和调节意愿来看，在虚拟电厂聚合的各类资源中，园区级别工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源。 工商业储能是虚拟电厂核心灵活性资源，而工业园区用电量大，配置的工商业储能规模也较大，可调节能力强。 而且工商业储能本身就是投资属性，对成本收益敏感度高。但目前工商业储能的盈利基本依赖单一的峰谷套利，业内普遍认为，要真正打开工商业储能盈利空间，核心在于电力市场和虚拟电厂的建设。 目前，美克生能源、卓阳储能等企业是典型的工商业储能为主的虚拟电厂聚合商。不过，现阶段工商业储能的整体装机量仍有巨大的提升空间。 随着近年来新能源汽车和充换电站的大规模发展，大量可控充电负荷成为目前虚拟电厂主要的可调节资源，且对价格的敏感度高，更积极参与竞量竞价、实时响应。 深圳市、上海市是我国探路虚拟电厂的先锋城市，实际上，目前两市虚拟电厂占比最大的调节资源均为充换电设施。 “充电资源是最好用的可调节资源，边际成本很低，且电动汽车的灵活性较强，不仅时间上可调，地理位置上也具有灵活性。”特来电副总裁兼首席科学家、南京德睿董事长龚成明表示。目前，特来电已聚合了约5400+MW可调节负荷资源。 工业负荷资源体量大，可调节空间大，是虚拟电厂中的“压舱石”，不过，工业负荷对价格的敏感度相对较低，受生产节奏的影响较大。而楼宇空调资源的调控效果存在较大的季节性差异。 从非电源型虚拟电厂聚合商的主要类型来看，除了工商业储能运营商、充换电站运营商，还有售电公司、新能源资产运营平台企业等。 售电公司在虚拟电厂赛道的竞争优势在于，越来越多省市要求虚拟电厂运营商必须取得售电资质，且售电公司掌握了大量企业用电负荷数据，且拥有丰富的电力市场交易经验。 新能源资产运营平台企业的优势在于从发电侧、电网侧到用户侧全面覆盖，新能源发电功率预测、负荷预测是电力现货市场交易的两大基础。 国能日新自2020年开始布局虚拟电厂业务，以平台技术+聚合运营服务模式，多维度为虚拟电厂发展提供支撑。目前，国能日新已在如江浙、京津冀、湖北、深圳等全国地域，实现多元化资源接入与运营成果，累计接入负荷总量超3GW。 高工储能观察到，目前一个重要的趋势是，虚拟电厂聚合商的业务综合性越来越强，工商业储能、充换电、售电企业相互延伸拓展业务。 新巨能是三峡水利集团探索新型电力市场的重要践行成员，目前已形成了“售电+储能”双轮驱动的业务模式。在工商业储能方面，拥有投资、设计、建设、运营的全链路服务能力；通过构建云边端一体化的数智运营体系，聚合规模化储能型可调节负荷资源，建设起了在新型电力系统中起重要支撑作用的虚拟电厂。 作为国内头部充电企业，星星充电拓展了“三张网”业务布局，包括充电网、智能微电网和虚拟电厂运营网。 业内普遍认为，精准的负荷预测是提高虚拟电厂运营水平的关键，这也是许多工商业储能企业面对电力市场交易的进阶难点。 基于10 年的充电运营经验，星星充电在负荷预测方面积累了大量数据聚合的可调节负荷资源规模居行业前列。 综合来看，未来持有负荷基本盘的、综合性的企业更有希望成为头部虚拟电厂聚合商。 聚而不合，资源变现难 目前，国内虚拟电厂处于比较早期的发展阶段，各类资源存在“聚而不合”的问题，技术和商业模式都尚未成熟。 一是数据标准缺失。通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源之间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议。 储能系统内部尚且存在融合度不高、电网调度困难的问题，虚拟电厂各类资源的聚合更是难上加难。 二是运营权之争。各类可调节资源基本都有各自的云平台，虚拟电厂管理平台需要更高维度的横向整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权，现在许多聚合商比拼的更多是投建能力。 在没有真正经过电力现货市场交易的检验之前，各个企业都“信心满满”，但未来电力现货市场交易水平的高低会逐渐拉开差距。 三是技术平台研发成本高、难度大。虚拟电厂优于传统电厂的一个重要因素在于，要形成同等规模的可调节能力，其建设成本远低于传统电厂。 但目前诸多企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小。负荷数字化进展缓慢，还有大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。 长园飞轮CTO胡锴表示，从目前虚拟电厂的规模和商业模式来看，想要覆盖掉虚拟电厂技术平台投入的成本，还有很长一段路要走。未来可能最终存活下来3-5个头部企业的运营平台才会形成规模效应，实现降本。 值得注意的是，虚拟电厂不仅要看接入了多少资源，更要看资源变现能力。目前国内虚拟电厂“聚而不合”，很大程度上与市场机制和盈利模式不成熟有关。 虚拟电厂的盈利主要依靠需求响应、辅助服务和电力现货市场等，但这些市场远远未成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。用户接受虚拟电厂调度需要数字化改造、调整用能规划等，但付出的成本与获得的收益不对等。 从实际案例来看，许多地区的虚拟电厂只是迎峰度夏期间的应急机制，与传统邀约大用户参与高电力负荷时段需求响应的模式并无太大区别。 而且，由于每年需求响应的总量和补偿标准存在巨大的不确定性，这种高风险的商业模式难以吸引投资，虚拟电厂接入的资源体量就难以扩大。 此外，虚拟电厂不仅仅是简单地把资源接入一个平台，实现监测和基本调控。未来电力市场交易和电网调度的场景，要求虚拟电厂对电源出力、负荷情况有精准的把握，对新能源出力预测、负荷预测、电力现货市场价格预测提出了更高的技术要求。

电池行业巨头宁德时代正在就在欧洲建立电池回收业务进行谈判，随着该公司准备在匈牙利开始电池生产，这将扩大其在该地区的足迹。 宁德时代正在与包括匈牙利在内的欧洲政府讨论可能的地点。在该国的一家新电池制造工厂有望在 2025 年下半年投产。 同时，宁德时代还在寻找包括原材料在内的当地供应商。一些公司已经发送了测试样本，不过这些谈判是初步的，必须满足竞争要求。 2023年8月17日，欧洲电池法规正式生效，法规要求电池制造商使用可再生和可回收材料，以降低碳足迹并减少废弃物产生。与其他中国企业一样，宁德时代在国内建立基地后看到了欧洲电动汽车市场的增长潜力。 在今年的达沃斯世界经济论坛上，宁德时代董事长曾毓群表示，我们要做的不是如何翻新电池，而是如何将废旧电池转化为宁德时代工厂的宝贵资源。 自2013年宁德时代收购邦普循环切入动力电池回收赛道，电池回收便成为了宁德时代产业布局的重要一环。 曾毓群透露，宁德时代2023年在中国的废旧电池回收行动中，成功再利用了13000吨碳酸锂。宁德时代首席制造官倪军此前也表示，宁德时代已成为全球最大的电动汽车电池回收商，镍、钴和锰的回收率超过99%，锂的回收率也在90%以上。 作为特斯拉、宝马等大型车企电池供应商，建立回收业务还将帮助宁德时代减轻电池生产和处置对环境的担忧。欧洲公司是该计划的潜在合作伙伴。 目前包括大众汽车公司和梅赛德斯-奔驰集团在内的汽车制造商正在放缓电气化目标。 宁德时代的瑞典竞争对手NorthvoltAB在增长缓慢和需求减弱引发现金紧缩后，正在争先恐后地筹集紧急资金。