行业底部挣扎，任何风吹草动都挑动着光伏人的神经。 自9月以来，央企密集变卖新能源资产的消息瞬间引爆业内外的紧张情绪。特别是全球光伏装机“巨无霸”国家电投，其抛售新能源资产的动作仍在持续，这让猜测之声甚嚣尘上的同时，也让市场更加清晰地意识到，国家电投似乎不一样了！ 1、新能源狂飙 与华能、大唐、华电三大电力央企相比，国家电投的全面起航较晚。 2015年5月29日，经国务院批准，原中国电力投资集团公司（简称：中电投）与国家核电技术有限公司（国家核电）重组，正式成立了国家电力投资集团有限公司（简称：国家电投）。 从重组公司也决定了国家电投起步即王炸，中电投是原五大发电集团中唯一的核电运营商，而国家核电是国家三代核电技术的受让方、牵头实施单位和重大示范工程实施主体。两大重点企业的合并，国家电投承担着国家核电自主化发展的重大使命。 由此，虽然整体电力装机不及同行，但“清洁”显然成了国家电投的重要标签。2015年，国家电投清洁能源占比达到40.06%，位居五大发电集团首位。这一天然优势也恰让国家电投站在了时代风口。2014年6月13日，在中央财经领导小组第六次会议上，习近平总书记首次提出“四个革命、一个合作”的能源发展战略，正式拉开新一轮能源转型大幕，绿色、低碳的清洁能源成为发展主流。 除核电企业外，国家电投积极发展优势水电，并大力发展风、光新能源。2015年，国家电投光伏运营装机达到484.99万千瓦，位列全国第一。 特别是2016年，国家电投新能源产业迎来重大机遇。2016年8月，习近平总书记在视察国家电投太阳能电力有限公司西宁分公司时指出：“一定要将光伏产业做好。”这无疑为国家电投新能源发展注入强大动力，2016年底，国家电投以711.84万千瓦的光伏总装机规模跃升至全球第一。 行至2018年，第二任董事长钱智民开始引领国家电投的转型发展，以2035年建成具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业为战略目标，大力发展光伏发电、稳步发展风电被提上重要位置。 毫无疑问，清洁、绿色早已成为国家电投的天然底色，这同时也构成其的强大底气。国家“双碳”战略官宣之后，国家电投率先宣布，提前7年2023年实现碳达峰。叠加国资委《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》下的考核目标，到2025年，央企可再生能源发电装机比重达到50%以上。至此，国家电投切至新能源狂飙模式。 北极星统计数据显示，从2020年至2023年，国家电投是年度光伏新增装机连续超过10GW的唯一企业。2021年至2023年，国家电投风、光新增装机均一骑绝尘，三年新能源新增装机达到近60GW。截至2023年底，国家电投清洁能源占比提升至69.89%，已提前完成了“十四五”的既定目标。 2、卖不停？ 进入2024年，尤其是下半年，央企变卖新能源资产的消息无一不冲上热搜。 北极星查询第三方网站，以北京产权交易所为例，电力行业，从年初至8月正式披露的产权转让不足20条，但从9月至今转让产权的项目已是之前的两倍。 继续追溯项目具体信息，可以发现进行产权转让的包括国家电投、中广核、国家电网、三峡新能源、中国电建等，项目公司也不仅仅是新能源公司，还有燃气、水电公司等。 国家电投近期的转让重点多是新能源公司。据统计公开信息，近两个月，国家电投已发起约30家风、光、储新能源公司的股权转让。 事实上，查询过往信息不难发现，近几年电力央企处置部分项目公司股权的动作一直存在，主要是亏损或者高负债项目公司。如上诉国家电投“甩卖”的项目公司，有多个公布了2023年以及2024年的部分财务数据，均是营收、净利润下滑甚至亏损，亦或高负债。 而这也是国有企业改革下的必备操作。自2020年以来，国资委推动央企开启剥离“两非”、处置“两资”工作。两非即非主业、非优势；两资，即低效资产、无效资产。在年初制定的2024年主要工作目标中，国家电投也强调将通过狠抓“双亏”“两非”“两资”处置，持续优化存量资产结构。 当然，无可否认，今年以来在分布式光伏项目，国家电投逐渐释放出收紧信号。4月、10月，国家电投旗下公司相继暂停或取消了内蒙古通辽、山东、内蒙古赤峰的3个户用光伏项目。在上诉产权转让中，也有多个整县分布式光伏项目。 据分析，背后逻辑一方面在于收益率的考核，另一方面也是分布式光伏消纳困局、入市等政策变动下的策略调整。受此影响，电力央企对分布式光伏的投资态度分化。 3、变奏 根据国家电投披露信息，截至2024年7月底，其光伏装机达7296万千瓦。这也意味着1~7月国家电投光伏新增装机约3.8GW，远低于去年上半年的14.5GW。 虽然全年成绩单目前仍是未知数，但国家电投发展节奏优化早已有序推进，背后策动点则是集团战略的调整。 今年1月22月，国家电投正式迎来第三任董事长，原大唐集团董事、总经理、党组副书记刘明胜接棒上任。彼时，摆在新帅面前的，除了傲人的业绩外，整改重任相伴而行。 2023年3月，二十届中央第一轮巡视工作正式展开，9月巡视工作完成反馈。从今年7月中央纪委国家监委网站发布的巡视整改进展情况来看，“光伏产业大而不强”正是国家电投的突出问题之一。 由此，在年初的年度工作会议上，国家电投便定调2024年工作，以“稳中求进、以进促稳、先立后破”为总基调，以质的有效提升和量的合理增长为主攻方向，以扎实推进“巩固提升年”为工作主线，打好“存量提质、增量做优、蓄势未来”三副牌，进一步增强核心功能，提高核心竞争力。 在2024年年中工作会议上，进一步凝聚为“均衡增长战略”，即坚持“四个均衡”：规模增长和投资能力均衡匹配，传统产业和创新业态均衡发展，电源品种和区域布局均衡优化，存量提质和增量做优均衡推进。 存量提质，在2024年系统主要负责人专题研讨班上，国家电投党组即首次提出实现“发电业务度电成本同比降低不少于1分/度”的发展目标。根据通报，1-7月，国家电投光伏度电成本同比下降3分钱，向着实现质效双升迈出坚实步伐。 与此同时，二十届中央第一轮巡视整改进展，针对新能源投资风险管控，国家电投也强调确保消纳问题解决前不发生实质性投资，并且后续谋划的新能源大基地项目，在论证时充分考虑消纳风险。 不过，需要强调的是，在全面实施均衡增长战略下，国家电投的企业愿景仍未改变——建设具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。在4月29日召开的国家电投战略性新兴产业及“十四五”重大能源保供项目推进启动会上，刘明胜宣布首批装机规模超8000万千瓦，项目布局聚焦核电、新能源、调节性电源以及氢能、新型储能等领域，清洁能源项目数量占比超90%。此外，在《深入贯彻落实能源安全新战略加快形成能源领域新质生产力》的署名文章中，刘明胜也再次强调，持续提升清洁能源占比，力争2030年达到80%。 实际上，不仅仅是国家电投，发展新质生产力，推动“双碳”战略的高质量落地，“量”与“质”的均衡优化或将是接下来每个电力央企新能源发展的重要课题。

行业底部挣扎，任何风吹草动都挑动着光伏人的神经。 自9月以来，央企密集变卖新能源资产的消息瞬间引爆业内外的紧张情绪。特别是全球光伏装机“巨无霸”国家电投，其抛售新能源资产的动作仍在持续，这让猜测之声甚嚣尘上的同时，也让市场更加清晰地意识到，国家电投似乎不一样了！ 1、新能源狂飙 与华能、大唐、华电三大电力央企相比，国家电投的全面起航较晚。 2015年5月29日，经国务院批准，原中国电力投资集团公司（简称：中电投）与国家核电技术有限公司（国家核电）重组，正式成立了国家电力投资集团有限公司（简称：国家电投）。 从重组公司也决定了国家电投起步即王炸，中电投是原五大发电集团中唯一的核电运营商，而国家核电是国家三代核电技术的受让方、牵头实施单位和重大示范工程实施主体。两大重点企业的合并，国家电投承担着国家核电自主化发展的重大使命。 由此，虽然整体电力装机不及同行，但“清洁”显然成了国家电投的重要标签。2015年，国家电投清洁能源占比达到40.06%，位居五大发电集团首位。这一天然优势也恰让国家电投站在了时代风口。2014年6月13日，在中央财经领导小组第六次会议上，习近平总书记首次提出“四个革命、一个合作”的能源发展战略，正式拉开新一轮能源转型大幕，绿色、低碳的清洁能源成为发展主流。 除核电企业外，国家电投积极发展优势水电，并大力发展风、光新能源。2015年，国家电投光伏运营装机达到484.99万千瓦，位列全国第一。 特别是2016年，国家电投新能源产业迎来重大机遇。2016年8月，习近平总书记在视察国家电投太阳能电力有限公司西宁分公司时指出：“一定要将光伏产业做好。”这无疑为国家电投新能源发展注入强大动力，2016年底，国家电投以711.84万千瓦的光伏总装机规模跃升至全球第一。 行至2018年，第二任董事长钱智民开始引领国家电投的转型发展，以2035年建成具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业为战略目标，大力发展光伏发电、稳步发展风电被提上重要位置。 毫无疑问，清洁、绿色早已成为国家电投的天然底色，这同时也构成其的强大底气。国家“双碳”战略官宣之后，国家电投率先宣布，提前7年2023年实现碳达峰。叠加国资委《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》下的考核目标，到2025年，央企可再生能源发电装机比重达到50%以上。至此，国家电投切至新能源狂飙模式。 北极星统计数据显示，从2020年至2023年，国家电投是年度光伏新增装机连续超过10GW的唯一企业。2021年至2023年，国家电投风、光新增装机均一骑绝尘，三年新能源新增装机达到近60GW。截至2023年底，国家电投清洁能源占比提升至69.89%，已提前完成了“十四五”的既定目标。 2、卖不停？ 进入2024年，尤其是下半年，央企变卖新能源资产的消息无一不冲上热搜。 北极星查询第三方网站，以北京产权交易所为例，电力行业，从年初至8月正式披露的产权转让不足20条，但从9月至今转让产权的项目已是之前的两倍。 继续追溯项目具体信息，可以发现进行产权转让的包括国家电投、中广核、国家电网、三峡新能源、中国电建等，项目公司也不仅仅是新能源公司，还有燃气、水电公司等。 国家电投近期的转让重点多是新能源公司。据统计公开信息，近两个月，国家电投已发起约30家风、光、储新能源公司的股权转让。 事实上，查询过往信息不难发现，近几年电力央企处置部分项目公司股权的动作一直存在，主要是亏损或者高负债项目公司。如上诉国家电投“甩卖”的项目公司，有多个公布了2023年以及2024年的部分财务数据，均是营收、净利润下滑甚至亏损，亦或高负债。 而这也是国有企业改革下的必备操作。自2020年以来，国资委推动央企开启剥离“两非”、处置“两资”工作。两非即非主业、非优势；两资，即低效资产、无效资产。在年初制定的2024年主要工作目标中，国家电投也强调将通过狠抓“双亏”“两非”“两资”处置，持续优化存量资产结构。 当然，无可否认，今年以来在分布式光伏项目，国家电投逐渐释放出收紧信号。4月、10月，国家电投旗下公司相继暂停或取消了内蒙古通辽、山东、内蒙古赤峰的3个户用光伏项目。在上诉产权转让中，也有多个整县分布式光伏项目。 据分析，背后逻辑一方面在于收益率的考核，另一方面也是分布式光伏消纳困局、入市等政策变动下的策略调整。受此影响，电力央企对分布式光伏的投资态度分化。 3、变奏 根据国家电投披露信息，截至2024年7月底，其光伏装机达7296万千瓦。这也意味着1~7月国家电投光伏新增装机约3.8GW，远低于去年上半年的14.5GW。 虽然全年成绩单目前仍是未知数，但国家电投发展节奏优化早已有序推进，背后策动点则是集团战略的调整。 今年1月22月，国家电投正式迎来第三任董事长，原大唐集团董事、总经理、党组副书记刘明胜接棒上任。彼时，摆在新帅面前的，除了傲人的业绩外，整改重任相伴而行。 2023年3月，二十届中央第一轮巡视工作正式展开，9月巡视工作完成反馈。从今年7月中央纪委国家监委网站发布的巡视整改进展情况来看，“光伏产业大而不强”正是国家电投的突出问题之一。 由此，在年初的年度工作会议上，国家电投便定调2024年工作，以“稳中求进、以进促稳、先立后破”为总基调，以质的有效提升和量的合理增长为主攻方向，以扎实推进“巩固提升年”为工作主线，打好“存量提质、增量做优、蓄势未来”三副牌，进一步增强核心功能，提高核心竞争力。 在2024年年中工作会议上，进一步凝聚为“均衡增长战略”，即坚持“四个均衡”：规模增长和投资能力均衡匹配，传统产业和创新业态均衡发展，电源品种和区域布局均衡优化，存量提质和增量做优均衡推进。 存量提质，在2024年系统主要负责人专题研讨班上，国家电投党组即首次提出实现“发电业务度电成本同比降低不少于1分/度”的发展目标。根据通报，1-7月，国家电投光伏度电成本同比下降3分钱，向着实现质效双升迈出坚实步伐。 与此同时，二十届中央第一轮巡视整改进展，针对新能源投资风险管控，国家电投也强调确保消纳问题解决前不发生实质性投资，并且后续谋划的新能源大基地项目，在论证时充分考虑消纳风险。 不过，需要强调的是，在全面实施均衡增长战略下，国家电投的企业愿景仍未改变——建设具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。在4月29日召开的国家电投战略性新兴产业及“十四五”重大能源保供项目推进启动会上，刘明胜宣布首批装机规模超8000万千瓦，项目布局聚焦核电、新能源、调节性电源以及氢能、新型储能等领域，清洁能源项目数量占比超90%。此外，在《深入贯彻落实能源安全新战略加快形成能源领域新质生产力》的署名文章中，刘明胜也再次强调，持续提升清洁能源占比，力争2030年达到80%。 实际上，不仅仅是国家电投，发展新质生产力，推动“双碳”战略的高质量落地，“量”与“质”的均衡优化或将是接下来每个电力央企新能源发展的重要课题。

2024年，储能行业困境与前景并存，企业在白热化的低价竞争与持续投放的产能之间夹缝生存，不断推陈出新，试图占领技术高地。 伴随新能源产业的高速发展，尚处于发展初期的储能行业同样迎来了内卷风暴，低价无序竞争等阶段性发展瓶颈不容忽视。 今年11月以来，火爆的储能企业订单、扩产动作与冰冷的招标价格形成鲜明对比，企业盈利空间继续压缩，行业内关于反内卷的呼声也日渐鼎沸。与此同时，政府的“有形之手”持续发力，更有央企带头修改招投标规则。 从储能企业的最新动向来看，各家仍在推陈出新，试图占领技术高地。 储能江湖激战 11月下旬，储能企业接连抛出大订单与扩产计划。 11月24日晚间，恩捷股份公告称，公司控股子公司上海恩捷已与亿纬锂能达成合作，2025年至2031年，亿纬锂能预计在东南亚、欧洲等市场向上海恩捷及关联公司采购电池隔膜不少于30亿平方米，具体以采购订单为准。 11月22日，亿纬锂能与星源材质子公司达成合作，预计2025年至2030年向其下达电池隔膜采购订单不少于20亿平方米。 11月19日，鹏辉能源公告称，拟在安徽省广德市投资建设10GWh储能电芯及储能系统制造工厂及独立共享储能研发基地项目，计划总投资50亿元。这已是鹏辉能源在今年下半年官宣的第三个扩产项目。 另据高工储能统计数据，截至8月22日，已有超过92个储能项目（电池、系统集成、零部件等）更新了签约、开工、投产动态，项目总投资金额超3011亿元，规划建设年产能超过796GWh。 然而，储能招投标价格却在继续下行。11月23日，重能新疆天山北麓新能源基地项目储能系统设备及服务采购中标候选人公示。据悉，本次采购共分为三个标段，共有50家企业竞标，报价区间为0.398元/Wh至0.63元/Wh。值得注意的是，4小时储能系统最低报价首次低于0.4元/Wh，创下历史新低。 另从今年6月数据来看，彼时的锂电池储能电芯单价已向0.3元/Wh逼近，锂电池储能系统单价已跌破0.5元/Wh，储能工程总承包（EPC）上半年中标均价同比下降27%。 储能企业则在白热化的低价竞争与持续投放的产能之间夹缝生存。iFinD数据显示，2024年前三季度，在申万行业分类（2014）的34家储能设备企业中，共有24家实现盈利，占比超过七成；仅10家企业归母净利润同比增长，占比不到三成。与此同时，价格战的隐患不断涌现，安全隐患、质量问题也给整个行业蒙上一层阴影。 面对行业乱象，在11月7日举行的2024世界储能大会上，宁德时代董事长兼CEO曾毓群这样总结，储能是新型电力系统的蓄水池、“双碳”目标的压舱石。“十四五”以来，我国储能行业迅速发展，新增新型储能装机直接推动经济投资超过1000亿元。但在发展过程中，很多企业把储能行业当作是一个低门槛的“金矿”，抱着短期淘金的心态进入，以至于行业现在野蛮生长，乱象频出。 今年1月，高工产业研究院曾在“2024年国内新型储能市场十大趋势”中指出，2024年储能市场整体供大于求，系统集成较电芯环节竞争更为残酷，50%以上的储能系统企业将被淘汰出局，前十名储能系统集成商将瓜分八成以上市场份额。 事实也的确如此，企查查app显示，截至目前，我国登记状态处于注销、吊销、撤销、清算、停业、歇业、除名、责令关闭等异常状态的储能企业数量已接近3万家，其中有3200余家储能企业仅成立了一年。 “有形之手”发力 针对储能行业困境与前景并存的现状，政府的“有形之手”也在持续发力。 据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至2024年7月，我国已累计发布2200余项储能政策。尤其是2024年，“发展新型储能”还被首次写入政府工作报告；今年1月至7月，相关新增发布政策接近500项，是去年同期的1.6倍。 另据国网能源研究院有限公司发布的《新型储能发展分析报告2024》，截至6月底，国家电网经营区有8个省份允许储能参与现货市场、12个省份允许储能参与调峰、9个省份允许储能参与调频，一次调频、黑启动、爬坡、备用等也已对储能开放。电价机制方面，各地积极探索以容量补偿和容量租赁等形式对新型储能容量成本进行补偿，并通过完善分时电价政策促进用户侧储能发展。此外，一些省份允许独立储能通过特殊充放电价政策获取补偿。 11月6日，工信部还就《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》（下称“《方案》”）公开征求意见。其中提出，到2027年，新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3至5家。推动新型储能制造业更好满足电力、工业、能源、交通、建筑、通信、农业等多领域应用需求。 为引导产业高质量发展，减少盲目扩产，《方案》中还提出，要发展多元化新型储能本体技术，具体包括加快锂电池、超级电容器等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力。推动钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关；发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率；适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、储热储冷等前瞻技术基础研究。同时，引导各地区科学有序布局新型储能制造项目，依托研究机构开展行业运行监测预警，防止低水平重复建设。 在反内卷层面，已有央企带头修改储能行业招投标规则，提供反价格战“打法”。据21世纪经济报道消息，有央企针对其拟招标的储能项目修改了评标办法，在降低价格权重的同时，提高技术评标权重，并修改价格评分的评审标准。业内人士认为，这或能促使储能企业在价格和质量之间找到平衡点，引领储能行业变革风向标。 以创新谋破局 事实上，新能源行业的迭代速度之快与科技含量之高，要求企业必须以“新”为刃，才能不被裹挟出局，并主动破局重生。 一般来说，一项储能技术的优势主要在三个方面，即成本低、反应速度快、能量密度高，叠加2小时短时储能局限性日益凸显等因素影响，4小时以上的长时储能市场大有可为，“大电芯”与“多元化”也逐渐成为储能行业的技术创新指向标。 据了解，“大电芯”往往具备大容量和高循环性能，能够有效降本。目前，各大电池厂商已经不再满足于300Ah+，纷纷推出500Ah+、600Ah+的储能产品。今年9月，远景储能甚至推出全球最大单箱8MWh储能系统，采用自研的700Ah+储能专用电芯，能量密度440+Wh/L，循环次数超15000次。 不过，电芯越大也意味着热失控风险更大，后续真正商业化仍然需要时间和市场的验证。 与此同时，基于电源侧、电网侧和用户侧三大应用场景的不同特点与需求，储能技术也走向多元化。有业内人士此前向《国际金融报》记者表示，锂电并非唯一的储能方式，尽管当前锂离子电池、压缩空气、液流电池、钠离子电池和飞轮等新型储能技术的经济性仍弱于抽水蓄能技术，但未来一定是根据用户场景匹配合适的产品。多样化的储能技术，在提升电力系统灵活性、促进新能源消纳、保障电网安全等方面具有显著优势。 以钠离子电池为例，在低温环境等特殊场景下，钠电池具备低温性能好、高温稳定性好等优势。 11月22日，华为最新钠电池专利获公布，被业内认为将主要用于基站储能领域。据光大证券分析，这标志着钠离子电池技术的进一步突破，有望加速钠离子电池的大规模应用。此前，宁德时代也宣布成功研发了第二代钠离子电池，能够在零下40度的严寒环境中正常放电，有望在2025年面世。

2024年，储能行业困境与前景并存，企业在白热化的低价竞争与持续投放的产能之间夹缝生存，不断推陈出新，试图占领技术高地。 伴随新能源产业的高速发展，尚处于发展初期的储能行业同样迎来了内卷风暴，低价无序竞争等阶段性发展瓶颈不容忽视。 今年11月以来，火爆的储能企业订单、扩产动作与冰冷的招标价格形成鲜明对比，企业盈利空间继续压缩，行业内关于反内卷的呼声也日渐鼎沸。与此同时，政府的“有形之手”持续发力，更有央企带头修改招投标规则。 从储能企业的最新动向来看，各家仍在推陈出新，试图占领技术高地。 储能江湖激战 11月下旬，储能企业接连抛出大订单与扩产计划。 11月24日晚间，恩捷股份公告称，公司控股子公司上海恩捷已与亿纬锂能达成合作，2025年至2031年，亿纬锂能预计在东南亚、欧洲等市场向上海恩捷及关联公司采购电池隔膜不少于30亿平方米，具体以采购订单为准。 11月22日，亿纬锂能与星源材质子公司达成合作，预计2025年至2030年向其下达电池隔膜采购订单不少于20亿平方米。 11月19日，鹏辉能源公告称，拟在安徽省广德市投资建设10GWh储能电芯及储能系统制造工厂及独立共享储能研发基地项目，计划总投资50亿元。这已是鹏辉能源在今年下半年官宣的第三个扩产项目。 另据高工储能统计数据，截至8月22日，已有超过92个储能项目（电池、系统集成、零部件等）更新了签约、开工、投产动态，项目总投资金额超3011亿元，规划建设年产能超过796GWh。 然而，储能招投标价格却在继续下行。11月23日，重能新疆天山北麓新能源基地项目储能系统设备及服务采购中标候选人公示。据悉，本次采购共分为三个标段，共有50家企业竞标，报价区间为0.398元/Wh至0.63元/Wh。值得注意的是，4小时储能系统最低报价首次低于0.4元/Wh，创下历史新低。 另从今年6月数据来看，彼时的锂电池储能电芯单价已向0.3元/Wh逼近，锂电池储能系统单价已跌破0.5元/Wh，储能工程总承包（EPC）上半年中标均价同比下降27%。 储能企业则在白热化的低价竞争与持续投放的产能之间夹缝生存。iFinD数据显示，2024年前三季度，在申万行业分类（2014）的34家储能设备企业中，共有24家实现盈利，占比超过七成；仅10家企业归母净利润同比增长，占比不到三成。与此同时，价格战的隐患不断涌现，安全隐患、质量问题也给整个行业蒙上一层阴影。 面对行业乱象，在11月7日举行的2024世界储能大会上，宁德时代董事长兼CEO曾毓群这样总结，储能是新型电力系统的蓄水池、“双碳”目标的压舱石。“十四五”以来，我国储能行业迅速发展，新增新型储能装机直接推动经济投资超过1000亿元。但在发展过程中，很多企业把储能行业当作是一个低门槛的“金矿”，抱着短期淘金的心态进入，以至于行业现在野蛮生长，乱象频出。 今年1月，高工产业研究院曾在“2024年国内新型储能市场十大趋势”中指出，2024年储能市场整体供大于求，系统集成较电芯环节竞争更为残酷，50%以上的储能系统企业将被淘汰出局，前十名储能系统集成商将瓜分八成以上市场份额。 事实也的确如此，企查查app显示，截至目前，我国登记状态处于注销、吊销、撤销、清算、停业、歇业、除名、责令关闭等异常状态的储能企业数量已接近3万家，其中有3200余家储能企业仅成立了一年。 “有形之手”发力 针对储能行业困境与前景并存的现状，政府的“有形之手”也在持续发力。 据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至2024年7月，我国已累计发布2200余项储能政策。尤其是2024年，“发展新型储能”还被首次写入政府工作报告；今年1月至7月，相关新增发布政策接近500项，是去年同期的1.6倍。 另据国网能源研究院有限公司发布的《新型储能发展分析报告2024》，截至6月底，国家电网经营区有8个省份允许储能参与现货市场、12个省份允许储能参与调峰、9个省份允许储能参与调频，一次调频、黑启动、爬坡、备用等也已对储能开放。电价机制方面，各地积极探索以容量补偿和容量租赁等形式对新型储能容量成本进行补偿，并通过完善分时电价政策促进用户侧储能发展。此外，一些省份允许独立储能通过特殊充放电价政策获取补偿。 11月6日，工信部还就《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》（下称“《方案》”）公开征求意见。其中提出，到2027年，新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3至5家。推动新型储能制造业更好满足电力、工业、能源、交通、建筑、通信、农业等多领域应用需求。 为引导产业高质量发展，减少盲目扩产，《方案》中还提出，要发展多元化新型储能本体技术，具体包括加快锂电池、超级电容器等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力。推动钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关；发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率；适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、储热储冷等前瞻技术基础研究。同时，引导各地区科学有序布局新型储能制造项目，依托研究机构开展行业运行监测预警，防止低水平重复建设。 在反内卷层面，已有央企带头修改储能行业招投标规则，提供反价格战“打法”。据21世纪经济报道消息，有央企针对其拟招标的储能项目修改了评标办法，在降低价格权重的同时，提高技术评标权重，并修改价格评分的评审标准。业内人士认为，这或能促使储能企业在价格和质量之间找到平衡点，引领储能行业变革风向标。 以创新谋破局 事实上，新能源行业的迭代速度之快与科技含量之高，要求企业必须以“新”为刃，才能不被裹挟出局，并主动破局重生。 一般来说，一项储能技术的优势主要在三个方面，即成本低、反应速度快、能量密度高，叠加2小时短时储能局限性日益凸显等因素影响，4小时以上的长时储能市场大有可为，“大电芯”与“多元化”也逐渐成为储能行业的技术创新指向标。 据了解，“大电芯”往往具备大容量和高循环性能，能够有效降本。目前，各大电池厂商已经不再满足于300Ah+，纷纷推出500Ah+、600Ah+的储能产品。今年9月，远景储能甚至推出全球最大单箱8MWh储能系统，采用自研的700Ah+储能专用电芯，能量密度440+Wh/L，循环次数超15000次。 不过，电芯越大也意味着热失控风险更大，后续真正商业化仍然需要时间和市场的验证。 与此同时，基于电源侧、电网侧和用户侧三大应用场景的不同特点与需求，储能技术也走向多元化。有业内人士此前向《国际金融报》记者表示，锂电并非唯一的储能方式，尽管当前锂离子电池、压缩空气、液流电池、钠离子电池和飞轮等新型储能技术的经济性仍弱于抽水蓄能技术，但未来一定是根据用户场景匹配合适的产品。多样化的储能技术，在提升电力系统灵活性、促进新能源消纳、保障电网安全等方面具有显著优势。 以钠离子电池为例，在低温环境等特殊场景下，钠电池具备低温性能好、高温稳定性好等优势。 11月22日，华为最新钠电池专利获公布，被业内认为将主要用于基站储能领域。据光大证券分析，这标志着钠离子电池技术的进一步突破，有望加速钠离子电池的大规模应用。此前，宁德时代也宣布成功研发了第二代钠离子电池，能够在零下40度的严寒环境中正常放电，有望在2025年面世。

近年来，随着新能源电源的快速发展，电网低谷时段保消纳问题突出，同时由于电能替代等因素影响，电网高峰时段保供压力渐增。为了解决保消纳、保供问题，电网调度运行需要大量同时具备上调和下调能力的调节性电源。但是建设抽蓄、电化学储能等常规调节性电源的缺点明显，其一是固定投资大、建设周期长；其二是存在15%～25%的能量转换损耗。在这个大背景下，具备常规调节性电源同等功效的虚拟电厂脱颖而出，得到国内资本界和产业界的推崇，成为新型电力系统的热门概念和发展风口。 虚拟电厂的功能定位和市场空间虚拟电厂聚合的电力资源包括分布式新能源、储能和电力负荷。从电网侧看，虚拟电厂对外可以呈现为提供出力的电源，也可以呈现为纯粹的用电负荷，在价格机制激励下，虚拟电厂可以通过内部控制手段，实现从电源到负荷的双向状态转换，以求获得最大的经济效益。在国内，由于虚拟电厂聚合的电源资源通常小于负荷资源，对外一般呈现净负荷特性，因此，将虚拟电厂同负荷聚合商、可调节负荷等一起归类为需求侧资源。虚拟电厂和微网的最大区别在于微网的电源和负荷均处在同一地理位置，而虚拟电厂聚合的资源可以位于同一电网的不同地理位置。虚拟电厂最显著的特点是出力或者负荷可以灵活调节，这就为虚拟电厂参与电力市场创造了条件。在电力现货市场，在低电价时段虚拟电厂可以多用电，在高电价时段虚拟电厂可以少用电甚至提供电，由此获得的差价收益可由虚拟电厂聚合的资源内部分享。在电力辅助服务市场，虚拟电厂可以参与调峰、调频辅助服务市场。调峰是在电力现货市场缺位情况下的特有辅助服务，必将随着现货市场的建设和完善逐步融合消失。调频分为一次调频和AGC调频，一次调频的响应时间要求为秒级，虚拟电厂聚合资源众多、调节性能各异，且控制指令 下发链条偏长，很难满足一次调频时间要求，因此，虚拟电厂参与调频辅助服务市场通常是指参与AGC调频市场。AGC调频的响应时间要求为分钟级，按照最新版《电网运行准则》（GB/T 31464-2022）规定，AGC发送指令的周期不大于30秒，这对虚拟电厂的调节能力提出了较高的要求。事实上，在AGC调频市场最重要的两个技术指标即调节速率和调节精度上，虚拟电厂并不具备优势，因此，AGC调频市场可能不是虚拟电厂发挥效能的主战场。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展将受限国内电力现货市场基本采用节点电价体系，个别省份例如江苏，采用的分区电价体系也是先计算出节点电价，然后再加权平均得出分区电价。节点电价计算的前提条件是所有的发电和负荷必须放在具体的节点（在国内电力现货市场模型中，节点的最小颗粒度为220千伏母线）。换句话说，节点电价机制要求虚拟电厂聚合的资源必须位于同一节点，不允许跨节点聚合。因为不同节点的节点电价不同，代表不同节点资源的结算电价不同，其发出的经济激励信号也不尽相同。例如高价节点鼓励负荷减少用电，而低价节点鼓励负荷增加用电，在这种情况下，跨节点聚合资源的虚拟电厂无法面对不同的节点电价进行响应。如果聚合的资源跨了节点，那么虚拟电厂必须按节点进行拆分。也就是说，在节点电价体系下，每个虚拟电厂聚合资源的范围均被严格限定在单个节点内部，其聚合规模将受到极大限制，因此，虚拟电厂的容量规模注定做不大。目前，国内现货市场负荷侧基本采用报量不报价方式参与市场。负荷侧采用统一的发电节点加权平均电价作为结算电价。从一定意义上说，现阶段负荷侧并未真正参与现货市场，不能对节点电价的高低进行有效的响应，也不具备相应的灵活调节性。这里隐含了两层意义： 其一，用户电价是事后结算的，事前并不知晓，用户负荷失去了随电价调节负荷的客观可能性；其二，在省级市场范围内所有用户的电价是相同的，失去了节点价格随位置而不同的地理属性。正是因为现阶段负荷侧没有真正参与节点电价结算，才使得节点没有成为制约虚拟电厂聚合范围的约束条件，虚拟电厂的容量规模才得以扩大。当前的现状是只要同属同一个省级市场，其内部资源无论身处何处，都可以聚合至单个虚拟电厂。值得指出的是，随着电力现货市场的深入推进，负荷侧将以报量报价方式参与现货市场，并且按照所在节点的节点电价进行结算。在这个阶段，虚拟电厂跨节点聚合资源的情形将不复存在，其发展规模将受到较大限制。更为重要的是，在节点电价体系下，即使是只聚合单个节点内部资源的虚拟电厂，其存在的意义也将大打折扣。因为单个资源可以自主响应节点电价进行调节，从而直接获得相应收益，参与聚合的意义不大。需要说明的是，只有节点电价型现货市场对虚拟电厂资源聚合范围有这个约束，而双边交易型现货市场并不存在这个约束，这也是虚拟电厂在以节点电价为主的美国电力市场没有得到蓬勃发展的主要原因所在。双边交易型现货市场对用户用电行为严格遵循交易曲线的要求很高，可 能并不适用于国内市场，所以国内现货市场均为节点电价型现货市场。尽管自身也存在出清结果难以解释、新能源高占比市场长时间负电价不尽合理等诸多问题，但节点电价体系仍然是目前世界上完美结合电力系统物理特性和商品市场经济特性的最好的现货市场核心理论，短期内不存在任何被取代的可能性。因此，节点电价体系对虚拟电厂发展的限制是需要认真考虑的现实问题。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展方向探讨在电力现货市场环境下，节点电价体系只是限制了虚拟电厂的扩张，而不是杜绝了虚拟电厂的发展。在节点内部，虚拟电厂还是可以大有作为的，但是其发展思路应该有所转变，不再聚合普通资源，而应聚焦于聚合分布式新能源，特别是分布式光伏发电，这既可以降低电网运行的安全风险，又可以充分发挥虚拟电厂的体量优势，提高单个分布式新能源的市场收益，真正体现虚拟电厂的多重价值。随着分布式新能源装机的迅猛增长，分布式新能源缺乏必要控制手段的问题逐渐凸显，给电网调度运行带来了不可忽视的安全风险。例如，在日出时段，分布式光伏发电出力迅速从零上升至满功率，其爬坡率远超常规火电机组甚至水电机组爬坡率，通常造成电网时段性高频，这是困扰电网调度运行的现实问题，也是虚拟电厂可以有所作为的新发展方向。将分散的分布式新能源聚合到虚拟电厂后，通过聚合平台的控制手段，可以实现对分布式新能源出力的有效控制，也就是说，虚拟电厂能够提高分布式新能源的电网友好性，这也是虚拟电厂的安全价值所在。尽管分布式新能源点多面广，但在地理位置上相近，按照节点进行聚合是可行的。不同节点的分布式新能源聚合成不同的虚拟电厂，一方面解决了分布式新 能源不可控制的电网运行难题，另一方面也为分布式新能源提供了新的发展空间。此外，在电力现货市场环境下，单个分布式新能源只能是节点电价的被动接受者，而作为分布式新能源聚合体的虚拟电厂可以通过报量报价的方式参与市场运营，有效提高整体收益，再通过公平合理的内部收益分配机制来提高单个分布式新能源的收益，这方面的研究和实践值得进一步探索。

近年来，随着新能源电源的快速发展，电网低谷时段保消纳问题突出，同时由于电能替代等因素影响，电网高峰时段保供压力渐增。为了解决保消纳、保供问题，电网调度运行需要大量同时具备上调和下调能力的调节性电源。但是建设抽蓄、电化学储能等常规调节性电源的缺点明显，其一是固定投资大、建设周期长；其二是存在15%～25%的能量转换损耗。在这个大背景下，具备常规调节性电源同等功效的虚拟电厂脱颖而出，得到国内资本界和产业界的推崇，成为新型电力系统的热门概念和发展风口。 虚拟电厂的功能定位和市场空间虚拟电厂聚合的电力资源包括分布式新能源、储能和电力负荷。从电网侧看，虚拟电厂对外可以呈现为提供出力的电源，也可以呈现为纯粹的用电负荷，在价格机制激励下，虚拟电厂可以通过内部控制手段，实现从电源到负荷的双向状态转换，以求获得最大的经济效益。在国内，由于虚拟电厂聚合的电源资源通常小于负荷资源，对外一般呈现净负荷特性，因此，将虚拟电厂同负荷聚合商、可调节负荷等一起归类为需求侧资源。虚拟电厂和微网的最大区别在于微网的电源和负荷均处在同一地理位置，而虚拟电厂聚合的资源可以位于同一电网的不同地理位置。虚拟电厂最显著的特点是出力或者负荷可以灵活调节，这就为虚拟电厂参与电力市场创造了条件。在电力现货市场，在低电价时段虚拟电厂可以多用电，在高电价时段虚拟电厂可以少用电甚至提供电，由此获得的差价收益可由虚拟电厂聚合的资源内部分享。在电力辅助服务市场，虚拟电厂可以参与调峰、调频辅助服务市场。调峰是在电力现货市场缺位情况下的特有辅助服务，必将随着现货市场的建设和完善逐步融合消失。调频分为一次调频和AGC调频，一次调频的响应时间要求为秒级，虚拟电厂聚合资源众多、调节性能各异，且控制指令 下发链条偏长，很难满足一次调频时间要求，因此，虚拟电厂参与调频辅助服务市场通常是指参与AGC调频市场。AGC调频的响应时间要求为分钟级，按照最新版《电网运行准则》（GB/T 31464-2022）规定，AGC发送指令的周期不大于30秒，这对虚拟电厂的调节能力提出了较高的要求。事实上，在AGC调频市场最重要的两个技术指标即调节速率和调节精度上，虚拟电厂并不具备优势，因此，AGC调频市场可能不是虚拟电厂发挥效能的主战场。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展将受限国内电力现货市场基本采用节点电价体系，个别省份例如江苏，采用的分区电价体系也是先计算出节点电价，然后再加权平均得出分区电价。节点电价计算的前提条件是所有的发电和负荷必须放在具体的节点（在国内电力现货市场模型中，节点的最小颗粒度为220千伏母线）。换句话说，节点电价机制要求虚拟电厂聚合的资源必须位于同一节点，不允许跨节点聚合。因为不同节点的节点电价不同，代表不同节点资源的结算电价不同，其发出的经济激励信号也不尽相同。例如高价节点鼓励负荷减少用电，而低价节点鼓励负荷增加用电，在这种情况下，跨节点聚合资源的虚拟电厂无法面对不同的节点电价进行响应。如果聚合的资源跨了节点，那么虚拟电厂必须按节点进行拆分。也就是说，在节点电价体系下，每个虚拟电厂聚合资源的范围均被严格限定在单个节点内部，其聚合规模将受到极大限制，因此，虚拟电厂的容量规模注定做不大。目前，国内现货市场负荷侧基本采用报量不报价方式参与市场。负荷侧采用统一的发电节点加权平均电价作为结算电价。从一定意义上说，现阶段负荷侧并未真正参与现货市场，不能对节点电价的高低进行有效的响应，也不具备相应的灵活调节性。这里隐含了两层意义： 其一，用户电价是事后结算的，事前并不知晓，用户负荷失去了随电价调节负荷的客观可能性；其二，在省级市场范围内所有用户的电价是相同的，失去了节点价格随位置而不同的地理属性。正是因为现阶段负荷侧没有真正参与节点电价结算，才使得节点没有成为制约虚拟电厂聚合范围的约束条件，虚拟电厂的容量规模才得以扩大。当前的现状是只要同属同一个省级市场，其内部资源无论身处何处，都可以聚合至单个虚拟电厂。值得指出的是，随着电力现货市场的深入推进，负荷侧将以报量报价方式参与现货市场，并且按照所在节点的节点电价进行结算。在这个阶段，虚拟电厂跨节点聚合资源的情形将不复存在，其发展规模将受到较大限制。更为重要的是，在节点电价体系下，即使是只聚合单个节点内部资源的虚拟电厂，其存在的意义也将大打折扣。因为单个资源可以自主响应节点电价进行调节，从而直接获得相应收益，参与聚合的意义不大。需要说明的是，只有节点电价型现货市场对虚拟电厂资源聚合范围有这个约束，而双边交易型现货市场并不存在这个约束，这也是虚拟电厂在以节点电价为主的美国电力市场没有得到蓬勃发展的主要原因所在。双边交易型现货市场对用户用电行为严格遵循交易曲线的要求很高，可 能并不适用于国内市场，所以国内现货市场均为节点电价型现货市场。尽管自身也存在出清结果难以解释、新能源高占比市场长时间负电价不尽合理等诸多问题，但节点电价体系仍然是目前世界上完美结合电力系统物理特性和商品市场经济特性的最好的现货市场核心理论，短期内不存在任何被取代的可能性。因此，节点电价体系对虚拟电厂发展的限制是需要认真考虑的现实问题。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展方向探讨在电力现货市场环境下，节点电价体系只是限制了虚拟电厂的扩张，而不是杜绝了虚拟电厂的发展。在节点内部，虚拟电厂还是可以大有作为的，但是其发展思路应该有所转变，不再聚合普通资源，而应聚焦于聚合分布式新能源，特别是分布式光伏发电，这既可以降低电网运行的安全风险，又可以充分发挥虚拟电厂的体量优势，提高单个分布式新能源的市场收益，真正体现虚拟电厂的多重价值。随着分布式新能源装机的迅猛增长，分布式新能源缺乏必要控制手段的问题逐渐凸显，给电网调度运行带来了不可忽视的安全风险。例如，在日出时段，分布式光伏发电出力迅速从零上升至满功率，其爬坡率远超常规火电机组甚至水电机组爬坡率，通常造成电网时段性高频，这是困扰电网调度运行的现实问题，也是虚拟电厂可以有所作为的新发展方向。将分散的分布式新能源聚合到虚拟电厂后，通过聚合平台的控制手段，可以实现对分布式新能源出力的有效控制，也就是说，虚拟电厂能够提高分布式新能源的电网友好性，这也是虚拟电厂的安全价值所在。尽管分布式新能源点多面广，但在地理位置上相近，按照节点进行聚合是可行的。不同节点的分布式新能源聚合成不同的虚拟电厂，一方面解决了分布式新 能源不可控制的电网运行难题，另一方面也为分布式新能源提供了新的发展空间。此外，在电力现货市场环境下，单个分布式新能源只能是节点电价的被动接受者，而作为分布式新能源聚合体的虚拟电厂可以通过报量报价的方式参与市场运营，有效提高整体收益，再通过公平合理的内部收益分配机制来提高单个分布式新能源的收益，这方面的研究和实践值得进一步探索。

近几年，新能源技术创新和产能增长推动了市场的快速扩大，但随着政策的深入，价格下探、并网消纳、电价入市等市场环境的变化，也带来了新能源发展底层逻辑的改变。 01/消纳为王 曾几何时，“跑马圈地”、“资源换市场”等诸多商业行为将“资源”这一产业发展的必要因素置于唯一“核心”的位置上。“十四五”期间，不止五大六小等能源电力集团在既定转型目标下大力投建风电项目，地方能源企业、民企也纷纷投身新能源建设大潮。同时，鉴于新能源电站的对形成稳定现金流的帮助，以及彼时保障电量与电价的优势，风电设备企业也成为投建风电项目的重要力量之一。截至2024年10月，我国风电总装机48617万千瓦，风光总装机达到12.79亿千瓦。海量装机下，新能源电站产品化趋势愈加明显，风光资产交易也愈加活跃。然而，市场规律的核心在于供需关系。当风电项目即作为提高清洁资产占比的绿色发电工具，又作为新能源资产在市面上流通时，投资人就会更加关注其绿色价值和资产收益。从当下的风光电站投资情况来看，单一的新能源电站正在受到政策、市场变化带来的电价下降、限电率增高等风险，导致了近期新能源资产“贬值”的报道屡见不鲜。“贬值”一说也并非空穴来风。以今年6月获准注册的国内首单陆上风电公募REITs为例，上交所根据当时最新政策和项目未来市场化交易的比例及电价情况进行了问询，并根据两项影响因素，将项目估值从13.25亿元下调至12.32亿元，降幅7%。 另一个值得注意的现象是，2024年下半以来，作为全球清洁能源装机规模最大的某央企集团陆续出售、转让旗下10多个光伏项目公司股权。比较典型的一例交易称：“山东那仁太公司2023年净资产收益率为1.8%，属低效资产”。该光伏电站的转让也正是处置低效资产、提升资产质量之举。 短短5年，新能源电站从优先收购、补贴电价到补贴退坡、平价上网，再到电力现货市场，电价下行趋势明显。据北极星风力发电网不完全统计，2024年风电场站的交易量也有所下降，且绝大部分标的位于三北地区。从全国新能源消纳监测预警中心披露的数据来看，全国2024年1-9月的风电利用率为96.4%，这个数据在2023年为97.1%。在个别省份如河北、山东、辽宁、吉林、湖北、陕西、青海、新疆、西藏，风电利用率均有不同程度的下降，这也侧面说明了上述省区市的限电情况较往年有所增加。今年8月，党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》提出，“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。结合当下的产业现状，中央再提“新能源消纳”一则体现出新能源消纳的重要性，二则反映出解决消纳问题已迫在眉睫。很明显，无论从产业稳健发展，还是从吸纳投资的角度来看，“消纳”再次成为新能源的“命门”。 02/多元发展 行业发展的每一个阶段都会面临不同的难题，如果说成本降低所导致的新能源资产“贬值”是影响投资决策的因素之一，那么除却该因素，我们还可以从两个案例上看出新能源在绿色金融市场的蓬勃发展态势。2023年3月，中信建投国家电投新能源REIT和中航京能光伏REIT同步上市，底层资产分别为海上风电项目和光伏发电项目，作为国内首批上市的两只新能源基础设施公募REITs，上市首日的不俗表现（上市日收盘价较发行价分别上涨1.94%、12.37%），以及提前结束募集、超额认购等多个指标显示出资本市场对于新能源资产的认可和青睐。而且，东方财富数据显示，2024年上半年，国家电投新能源REIT、中航京能光伏REIT分别上涨12.74%和12.18%，新能源基础设施公募REITs在二级市场的表现也在一定程度上缓解了业内关于“新能源资产贬值”的隐忧。 在笔者看来，新能源成本下降既是新型电力系统下多电源品种竞争的必然结果，也是行业喜闻乐见大势所趋。以风电为例，当前4000元上下单位千瓦造价必然比5年前8000元的单价要香得多。而且，投资成本降低、叠加20-25年的超长运营期，在数智化加持下风电场提质增效，也会带来稳定的收益和现金流。而且，在接下来的“消纳为王”时代，新能源建设也会催生出投资的新业态。业内也逐渐探索分布式能源、风光储一体化、负荷侧资源挖掘、源网荷储一体化、风光制氢等不同的应用场景来消解部分未来发展的不确定性。今年以来，内蒙古、青海、宁夏、新疆等三北省区市陆续下发市场化规模指标，并再三提示将负荷消纳作为新项目获批的前置条件。比较典型的是，2024年3月新疆发布的《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，投资商可以通过氢能、绿色算力、用能替代、低碳产业园五大路径来配套风光电站。对于能新增负荷的产业，可以优先享有风光资源指标的分配。可以说，最早面临消纳问题的三北地区，正在加大政策引导投资方向和力度，将负荷与消纳摆在首要位置。一方面找负荷，另一方面业内也在电价策略上进行创新，这一点在探索新能源向灵活调节电源的转化上表现得尤 为突出。自平价后，新能源配储就成为各省区市投建新项目的前置条件。事实上，新能源配储不但提升新能源消纳能力，也可以一定程度上优化市场交易策略。去年6月，国投海上风电依托山东电力交易平台完成配建储能充放电曲线申报出清，成为全国首家配建储能与其风电发电主体联合入市的新能源场站，提高了储能利用率和新能源场站的盈利能力。同时，在日前某集团海上风电项目EPC总承包招标中也明确，项目将通过租赁的方式配置30MW/60MWh的储能。即降低了投资成本，又预留了市场化交易的定价主动性。面对电量、电价的不确定，风电唯有多元发展、落实负荷消纳才可构建确定性未来。

近几年，新能源技术创新和产能增长推动了市场的快速扩大，但随着政策的深入，价格下探、并网消纳、电价入市等市场环境的变化，也带来了新能源发展底层逻辑的改变。 01/消纳为王 曾几何时，“跑马圈地”、“资源换市场”等诸多商业行为将“资源”这一产业发展的必要因素置于唯一“核心”的位置上。“十四五”期间，不止五大六小等能源电力集团在既定转型目标下大力投建风电项目，地方能源企业、民企也纷纷投身新能源建设大潮。同时，鉴于新能源电站的对形成稳定现金流的帮助，以及彼时保障电量与电价的优势，风电设备企业也成为投建风电项目的重要力量之一。截至2024年10月，我国风电总装机48617万千瓦，风光总装机达到12.79亿千瓦。海量装机下，新能源电站产品化趋势愈加明显，风光资产交易也愈加活跃。然而，市场规律的核心在于供需关系。当风电项目即作为提高清洁资产占比的绿色发电工具，又作为新能源资产在市面上流通时，投资人就会更加关注其绿色价值和资产收益。从当下的风光电站投资情况来看，单一的新能源电站正在受到政策、市场变化带来的电价下降、限电率增高等风险，导致了近期新能源资产“贬值”的报道屡见不鲜。“贬值”一说也并非空穴来风。以今年6月获准注册的国内首单陆上风电公募REITs为例，上交所根据当时最新政策和项目未来市场化交易的比例及电价情况进行了问询，并根据两项影响因素，将项目估值从13.25亿元下调至12.32亿元，降幅7%。 另一个值得注意的现象是，2024年下半以来，作为全球清洁能源装机规模最大的某央企集团陆续出售、转让旗下10多个光伏项目公司股权。比较典型的一例交易称：“山东那仁太公司2023年净资产收益率为1.8%，属低效资产”。该光伏电站的转让也正是处置低效资产、提升资产质量之举。 短短5年，新能源电站从优先收购、补贴电价到补贴退坡、平价上网，再到电力现货市场，电价下行趋势明显。据北极星风力发电网不完全统计，2024年风电场站的交易量也有所下降，且绝大部分标的位于三北地区。从全国新能源消纳监测预警中心披露的数据来看，全国2024年1-9月的风电利用率为96.4%，这个数据在2023年为97.1%。在个别省份如河北、山东、辽宁、吉林、湖北、陕西、青海、新疆、西藏，风电利用率均有不同程度的下降，这也侧面说明了上述省区市的限电情况较往年有所增加。今年8月，党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》提出，“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。结合当下的产业现状，中央再提“新能源消纳”一则体现出新能源消纳的重要性，二则反映出解决消纳问题已迫在眉睫。很明显，无论从产业稳健发展，还是从吸纳投资的角度来看，“消纳”再次成为新能源的“命门”。 02/多元发展 行业发展的每一个阶段都会面临不同的难题，如果说成本降低所导致的新能源资产“贬值”是影响投资决策的因素之一，那么除却该因素，我们还可以从两个案例上看出新能源在绿色金融市场的蓬勃发展态势。2023年3月，中信建投国家电投新能源REIT和中航京能光伏REIT同步上市，底层资产分别为海上风电项目和光伏发电项目，作为国内首批上市的两只新能源基础设施公募REITs，上市首日的不俗表现（上市日收盘价较发行价分别上涨1.94%、12.37%），以及提前结束募集、超额认购等多个指标显示出资本市场对于新能源资产的认可和青睐。而且，东方财富数据显示，2024年上半年，国家电投新能源REIT、中航京能光伏REIT分别上涨12.74%和12.18%，新能源基础设施公募REITs在二级市场的表现也在一定程度上缓解了业内关于“新能源资产贬值”的隐忧。 在笔者看来，新能源成本下降既是新型电力系统下多电源品种竞争的必然结果，也是行业喜闻乐见大势所趋。以风电为例，当前4000元上下单位千瓦造价必然比5年前8000元的单价要香得多。而且，投资成本降低、叠加20-25年的超长运营期，在数智化加持下风电场提质增效，也会带来稳定的收益和现金流。而且，在接下来的“消纳为王”时代，新能源建设也会催生出投资的新业态。业内也逐渐探索分布式能源、风光储一体化、负荷侧资源挖掘、源网荷储一体化、风光制氢等不同的应用场景来消解部分未来发展的不确定性。今年以来，内蒙古、青海、宁夏、新疆等三北省区市陆续下发市场化规模指标，并再三提示将负荷消纳作为新项目获批的前置条件。比较典型的是，2024年3月新疆发布的《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，投资商可以通过氢能、绿色算力、用能替代、低碳产业园五大路径来配套风光电站。对于能新增负荷的产业，可以优先享有风光资源指标的分配。可以说，最早面临消纳问题的三北地区，正在加大政策引导投资方向和力度，将负荷与消纳摆在首要位置。一方面找负荷，另一方面业内也在电价策略上进行创新，这一点在探索新能源向灵活调节电源的转化上表现得尤 为突出。自平价后，新能源配储就成为各省区市投建新项目的前置条件。事实上，新能源配储不但提升新能源消纳能力，也可以一定程度上优化市场交易策略。去年6月，国投海上风电依托山东电力交易平台完成配建储能充放电曲线申报出清，成为全国首家配建储能与其风电发电主体联合入市的新能源场站，提高了储能利用率和新能源场站的盈利能力。同时，在日前某集团海上风电项目EPC总承包招标中也明确，项目将通过租赁的方式配置30MW/60MWh的储能。即降低了投资成本，又预留了市场化交易的定价主动性。面对电量、电价的不确定，风电唯有多元发展、落实负荷消纳才可构建确定性未来。

在分布式光伏高速增长了四年之后，今年10月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，这是时隔10年之后，分布式光伏管理办法的再度更新。 从“十三五”补贴时代的疯狂开发到“十四五”双碳目标下各行业、资本的强势入驻，分布式光伏已经成长为我国能源转型不可或缺的中坚力量。从数据看，“十四五”的前四年新增装机达到263.6GW，是“十三五”此前历年之和的3.5倍。 2025年即将进入“十四五”收官之年，随着分布式光伏管理政策的变化，分布式光伏的开发模式、方向、趋势也将随之调整，同时为“十五五”行业的发展奠定基础。 市场开发趋势的变化 分布式光伏新版管理政策（征求意见稿）最重要的变化之一是工商业光伏上网模式的改变，即以6MW为分界线只能自发自用、余电上网或只能全部自用。 一方面，鉴于6MW以上项目必须全部自用的规定，那么对于行业来说，以往追求大屋顶、大项目、高收益的开发方向势必会进行调整。 此前投资方更愿意开发规模较大、以央国企以及上市企业为主的大型工商业，但随着上网要求的变化，很多没有关注到的小微企业、轻工业以及消纳好但规模小的企业将成为重点开发方向。 这意味着6MW以下的优质项目将会成为竞争的重点，“明年大家都挤在6MW以下的池子里，竞争肯定会增加，新模式也会越来越多，大家多考虑新模式，好模式比规模更重要”，有投资商强调到。 与此同时，随着分布式光伏的管理政策从规模管理转向电量管理，与地面电站类似的是，工商业光伏下一步的开发重点也将是负荷资源的争夺。 自用消纳比较高且稳定的资源将成为分布式光伏重点开拓的市场，投资区域的评估亦将趋于严格，电力供需、负荷增长、电源结构等，分布式光伏投资企业需要评估的投资边界会逐步细化，同时，投资企业会愈发看重资产价值的评估，而不是装机规模的增速。 大型屋顶光伏能否全额上网？ 大型屋顶光伏项目是否还能投资这一问题是新版管理政策（征求意见稿）出台之后，行业最为关注的重点之一。实际上，参照当前的征求意见稿内容，大型屋顶光伏无论是全额上网还是自发自用、余电上网的另一路径就是与普通地面电站一起参与竞配。 但与集中式光伏电站一同参与竞配，对于单体规模上并不占优势的大型屋顶光伏电站而言，存在一定劣势。例如从屋顶租金来看，以当下5~10元/㎡的屋顶租金而言，折合到地面租金计算，这意味着每亩达到3000~6000元，远超过当前集中式光伏电站的土地租金。 此外，在各省现有的具体竞配细则方面，企业资金实力、项目持有规模等评分细则一定程度上更有利于集中式项目投资商。因此，如何让参与的大型屋顶光伏项目能匹配较为公平的评分标准，这一路径能否走顺，实际上还要取决于各省详细的管理规则。 近期以来，福建、安徽、陕西以及河南等省份公示的年度光伏指标清单中，均出现了屋顶分布式光伏项目，规模从6~100MW级不等。 例如福建，其在优选文件中就鼓励的四大类别之一就是屋顶光伏，三峡、华电分别有150MW、75MW的屋顶光伏入选；陕西指标清单中，中石油、华电分别有38MW、20MW的分布式光伏项目获得指标。在河南发布的四批源网荷储项目中，入选的分布式光伏规模超1GW，河南这一模式实际上是对自发自用项目另一种形式的规定。 收益模型变化 在全新的发展周期下，重新评估分布式光伏资产价值将是未来的一个重要变化。目前，国内分布式光伏资产评估的寿命周期一般在20~25年，但在新的管理政策框架下，已经有投资商提出分布式资产周期拟缩短至15年以内的观点。 其核心就是面对分布式光伏入市、厂房业主资信、自用收电费以及政策变更等一系列风险，以利润为导向去降低开发投资成本进而保障缩短资金回收周期，进而更具备抵抗风险的能力。 光伏們了解到，某几家分布式光伏投资商曾参与投标一高耗能企业项目，最终中标单位以不超过0.3元/度的价格与业主达成了EMC合作，这家企业自用比例较高且项目规模超过10MW。但签约之后，该项目迟迟未动工，据悉主要的原因在于对于该高耗能企业后期持续运营能力的评估，或无法满足项目的基本回收年限要求。 国外也有数据表示，捷克某高校跟踪了85座分布式光伏电站15年的监测运营数据，彼时预期20~25年的工作寿命，实际运行年限平均只有12年。一方面是设备性能出现了明显降低，10年以后的发电性能以及故障率与预期相比明显增高，另一方面则是随着光伏成本的不断下降以及技术进步，投资新电站与维护老电站的经济产出比差异较大。 为了应对政策风险以及当前行业的竞争态势，今年以来不少企业开始推出创新的商业模式。当前，行业最主流的方式之一是“三年半送电站”，即厂房业主零成本、零贷款，3.5年合同期内业主享受固定的低价电价优惠；3.5年合同期后业主可免费获得电站，并享有电站的全部收益。 有投资商表示，“该模式其实就是更倾向于加快资金回笼周期，降低因投资周期较长可能会产生的政策或者市场风险。” 开发费用被压缩 实际上，缩短分布式光伏投资测算周期，意味着对降低费用的追求，而对应到初始投资中来看，当前产品设备的成本在持续下降，非技术成本的占比反而越来越高。 “十四五”以来，分布式光伏市场竞争加剧使得非技术成本逐年飙升，仅户用光伏而言，业务推广员的单块组件的“介绍费”曾一路高涨至400~500元/块，对应的给到农户的租金价格也从30~40元/块，上涨至60~70元/块。 但随着分布式光伏管理政策（征求意见稿）新要求的提出，市场发展预期下降，随着未来新版管理政策的落地，不确定因素增加，项目投资收益重新评估。可以预见的是，当前由于市场竞争导致的高昂屋顶租金与居间费的支出会被进一步压缩。 有开发商表示，“此前广东工商业路条方自发自用的费用在6~7毛/瓦，山东3~4毛/瓦。如果项目收益预期降低，居间费压缩至1~2毛/瓦相对合理些。”当分布式光伏投资收益无法兜住未来可能涉及的政策与市场风险时，降低总投资几乎会成为一致的选择，屋顶租金、居间费/资源费便将成为首先被压缩的支出。 在以上的大趋势下，客观来看，分布式投资市场也将迎来变化。一方面，随着政策变动愈发频繁，分布式光伏项目业主自投的比例将显著增加，甚至未来的是自持占比会越来越高，这得益于光伏度电成本的下降，业主自投项目收益属性凸显，但同时这也意味着分布式市场的集中度或将进一步分散。另一方面，传统的第三方投资企业，会进一步延展业务模式，除了投资之外，从开发、建设到运维，发展成全方位的分布式光伏服务商。 需要强调的是，分布式光伏市场尽管在政策变更下不确定性短期内有所增加，但从长期来看，集中式与分布式并举的原则不变，市场就具备稳定的增长空间，在上述变化之外，各省对分布式光伏更细致的管理要求同样也是未来的关注重点。 事实上，分布式光伏管理政策的每一次变化都意味着新的挑战与机遇，如何穿透政策的最终导向，率先跑通合理的商业模式以及投资测算模型对企业都意味着全新的发展前景。 在此背景下，11月21—22日，第八届分布式能源嘉年华研讨会将在浙江杭州举办，会议将邀请当前工商业、户用领域内TOP 5的开发投资企业、EPC，以及创新的设备产品供应商、第三方服务机构，围绕“迎新政、树新念”这一主题，就行业的新变化、新争议以及新周期，与行业共同探索发展的新模式，探索新的路径。

在分布式光伏高速增长了四年之后，今年10月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，这是时隔10年之后，分布式光伏管理办法的再度更新。 从“十三五”补贴时代的疯狂开发到“十四五”双碳目标下各行业、资本的强势入驻，分布式光伏已经成长为我国能源转型不可或缺的中坚力量。从数据看，“十四五”的前四年新增装机达到263.6GW，是“十三五”此前历年之和的3.5倍。 2025年即将进入“十四五”收官之年，随着分布式光伏管理政策的变化，分布式光伏的开发模式、方向、趋势也将随之调整，同时为“十五五”行业的发展奠定基础。 市场开发趋势的变化 分布式光伏新版管理政策（征求意见稿）最重要的变化之一是工商业光伏上网模式的改变，即以6MW为分界线只能自发自用、余电上网或只能全部自用。 一方面，鉴于6MW以上项目必须全部自用的规定，那么对于行业来说，以往追求大屋顶、大项目、高收益的开发方向势必会进行调整。 此前投资方更愿意开发规模较大、以央国企以及上市企业为主的大型工商业，但随着上网要求的变化，很多没有关注到的小微企业、轻工业以及消纳好但规模小的企业将成为重点开发方向。 这意味着6MW以下的优质项目将会成为竞争的重点，“明年大家都挤在6MW以下的池子里，竞争肯定会增加，新模式也会越来越多，大家多考虑新模式，好模式比规模更重要”，有投资商强调到。 与此同时，随着分布式光伏的管理政策从规模管理转向电量管理，与地面电站类似的是，工商业光伏下一步的开发重点也将是负荷资源的争夺。 自用消纳比较高且稳定的资源将成为分布式光伏重点开拓的市场，投资区域的评估亦将趋于严格，电力供需、负荷增长、电源结构等，分布式光伏投资企业需要评估的投资边界会逐步细化，同时，投资企业会愈发看重资产价值的评估，而不是装机规模的增速。 大型屋顶光伏能否全额上网？ 大型屋顶光伏项目是否还能投资这一问题是新版管理政策（征求意见稿）出台之后，行业最为关注的重点之一。实际上，参照当前的征求意见稿内容，大型屋顶光伏无论是全额上网还是自发自用、余电上网的另一路径就是与普通地面电站一起参与竞配。 但与集中式光伏电站一同参与竞配，对于单体规模上并不占优势的大型屋顶光伏电站而言，存在一定劣势。例如从屋顶租金来看，以当下5~10元/㎡的屋顶租金而言，折合到地面租金计算，这意味着每亩达到3000~6000元，远超过当前集中式光伏电站的土地租金。 此外，在各省现有的具体竞配细则方面，企业资金实力、项目持有规模等评分细则一定程度上更有利于集中式项目投资商。因此，如何让参与的大型屋顶光伏项目能匹配较为公平的评分标准，这一路径能否走顺，实际上还要取决于各省详细的管理规则。 近期以来，福建、安徽、陕西以及河南等省份公示的年度光伏指标清单中，均出现了屋顶分布式光伏项目，规模从6~100MW级不等。 例如福建，其在优选文件中就鼓励的四大类别之一就是屋顶光伏，三峡、华电分别有150MW、75MW的屋顶光伏入选；陕西指标清单中，中石油、华电分别有38MW、20MW的分布式光伏项目获得指标。在河南发布的四批源网荷储项目中，入选的分布式光伏规模超1GW，河南这一模式实际上是对自发自用项目另一种形式的规定。 收益模型变化 在全新的发展周期下，重新评估分布式光伏资产价值将是未来的一个重要变化。目前，国内分布式光伏资产评估的寿命周期一般在20~25年，但在新的管理政策框架下，已经有投资商提出分布式资产周期拟缩短至15年以内的观点。 其核心就是面对分布式光伏入市、厂房业主资信、自用收电费以及政策变更等一系列风险，以利润为导向去降低开发投资成本进而保障缩短资金回收周期，进而更具备抵抗风险的能力。 光伏們了解到，某几家分布式光伏投资商曾参与投标一高耗能企业项目，最终中标单位以不超过0.3元/度的价格与业主达成了EMC合作，这家企业自用比例较高且项目规模超过10MW。但签约之后，该项目迟迟未动工，据悉主要的原因在于对于该高耗能企业后期持续运营能力的评估，或无法满足项目的基本回收年限要求。 国外也有数据表示，捷克某高校跟踪了85座分布式光伏电站15年的监测运营数据，彼时预期20~25年的工作寿命，实际运行年限平均只有12年。一方面是设备性能出现了明显降低，10年以后的发电性能以及故障率与预期相比明显增高，另一方面则是随着光伏成本的不断下降以及技术进步，投资新电站与维护老电站的经济产出比差异较大。 为了应对政策风险以及当前行业的竞争态势，今年以来不少企业开始推出创新的商业模式。当前，行业最主流的方式之一是“三年半送电站”，即厂房业主零成本、零贷款，3.5年合同期内业主享受固定的低价电价优惠；3.5年合同期后业主可免费获得电站，并享有电站的全部收益。 有投资商表示，“该模式其实就是更倾向于加快资金回笼周期，降低因投资周期较长可能会产生的政策或者市场风险。” 开发费用被压缩 实际上，缩短分布式光伏投资测算周期，意味着对降低费用的追求，而对应到初始投资中来看，当前产品设备的成本在持续下降，非技术成本的占比反而越来越高。 “十四五”以来，分布式光伏市场竞争加剧使得非技术成本逐年飙升，仅户用光伏而言，业务推广员的单块组件的“介绍费”曾一路高涨至400~500元/块，对应的给到农户的租金价格也从30~40元/块，上涨至60~70元/块。 但随着分布式光伏管理政策（征求意见稿）新要求的提出，市场发展预期下降，随着未来新版管理政策的落地，不确定因素增加，项目投资收益重新评估。可以预见的是，当前由于市场竞争导致的高昂屋顶租金与居间费的支出会被进一步压缩。 有开发商表示，“此前广东工商业路条方自发自用的费用在6~7毛/瓦，山东3~4毛/瓦。如果项目收益预期降低，居间费压缩至1~2毛/瓦相对合理些。”当分布式光伏投资收益无法兜住未来可能涉及的政策与市场风险时，降低总投资几乎会成为一致的选择，屋顶租金、居间费/资源费便将成为首先被压缩的支出。 在以上的大趋势下，客观来看，分布式投资市场也将迎来变化。一方面，随着政策变动愈发频繁，分布式光伏项目业主自投的比例将显著增加，甚至未来的是自持占比会越来越高，这得益于光伏度电成本的下降，业主自投项目收益属性凸显，但同时这也意味着分布式市场的集中度或将进一步分散。另一方面，传统的第三方投资企业，会进一步延展业务模式，除了投资之外，从开发、建设到运维，发展成全方位的分布式光伏服务商。 需要强调的是，分布式光伏市场尽管在政策变更下不确定性短期内有所增加，但从长期来看，集中式与分布式并举的原则不变，市场就具备稳定的增长空间，在上述变化之外，各省对分布式光伏更细致的管理要求同样也是未来的关注重点。 事实上，分布式光伏管理政策的每一次变化都意味着新的挑战与机遇，如何穿透政策的最终导向，率先跑通合理的商业模式以及投资测算模型对企业都意味着全新的发展前景。 在此背景下，11月21—22日，第八届分布式能源嘉年华研讨会将在浙江杭州举办，会议将邀请当前工商业、户用领域内TOP 5的开发投资企业、EPC，以及创新的设备产品供应商、第三方服务机构，围绕“迎新政、树新念”这一主题，就行业的新变化、新争议以及新周期，与行业共同探索发展的新模式，探索新的路径。

11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》在北京正式发布。 由国家能源局统筹、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）29日在京发布。《蓝皮书》显示，2023年，全国市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.4%。市场规模自2016年至今增长近5倍。 《蓝皮书》提出，将分“三步走”推动统一电力市场建设：：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。 这是首次明确全国统一电力市场发展“路线图”和“时间表”。 《蓝皮书》共提出了八条近中期重点任务，包括明确各层次电力市场的功能作用、构建功能完备、品种齐全的市场体系和构建功能完备、品种齐全的市场体系等方面。 一是构建多层次统一电力市场架构。明确省（区、市）电力市场、区域电力市场和跨省跨区电力市场的功能作用。引导各层次电力市场协同运行，建立不同层次市场的有序衔接机制。有序推进跨省跨区市场间开放合作，扩大跨省跨区交易经营主体范围。 二是构建功能完备、品种齐全的市场体系。深化中长期市场连续运营，推动现货市场建设，优化辅助服务市场。推进电力容量保障机制建设，如深化容量电价机制，研究容量市场。探索建设输电权、电力期货市场，为市场提供更多风险管理工具。 三是构建适应绿色低碳转型的市场机制。推动新能源市场化交易，优化新能源市场机制，推动清洁能源市场化消纳。完善大型风光基地电力交易机制，探索多类型主体联合参与市场的方式。扩大绿电交易规模，完善绿证核发和交易机制，提升绿证流动性。 四是构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制。激励灵活调节电源，如常规机组、新型储能、抽水蓄能电站等，发挥其调节能力。构建用户侧资源互动响应机制，提高需求响应规模，推动用户侧资源参与市场。 五是构建统一开放、公平有序的市场运营机制。规范统一电力市场基本规则和技术标准，提高电力市场交易组织和调度运行效率。加强电力市场交易结算管理，构建统一规范的电力市场信息披露体系，提升市场透明度。 六是构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制。优化售电公司在批发市场与零售市场间的价格传导机制，丰富零售交易品种。提升零售市场服务能力，简化业务流程，提供“一站式”服务。 七是构建统筹衔接的政策、管理和市场体系。做好电力市场与电力发展的统筹衔接，建立电力市场对电力规划的反馈机制。做好电力市场与安全保供的统筹衔接，强化电力市场对电力保供的支持作用。 八是构建科学高效的市场监管体系。提升监管效能，完善监管方式，如数字化监管，健全监管制度。加快电力市场信用体系建设，建立信用监管机制，强化信用评价工作的公信力。建立健全电力市场评价体系，完善评价机制，建立评价反馈机制。 随着全国统一电力市场的加速建设和完善，光伏新能源行业即将迎来新的发展机遇。这一里程碑式的进展，不仅为相关企业提供更加广阔的市场空间，也将为整个行业的技术创新和绿色转型注入了新的动力。

11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》在北京正式发布。 由国家能源局统筹、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）29日在京发布。《蓝皮书》显示，2023年，全国市场交易电量5.67万亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.4%。市场规模自2016年至今增长近5倍。 《蓝皮书》提出，将分“三步走”推动统一电力市场建设：：第一步，到2025年初步建成，实现跨省跨区市场与省内市场有序衔接；第二步，到2029年全面建成，实现新能源在市场中的全面参与，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。第三步，到2035年完善提升，支持新能源大规模接入，形成市场、价格和技术全面协调的市场机制。 这是首次明确全国统一电力市场发展“路线图”和“时间表”。 《蓝皮书》共提出了八条近中期重点任务，包括明确各层次电力市场的功能作用、构建功能完备、品种齐全的市场体系和构建功能完备、品种齐全的市场体系等方面。 一是构建多层次统一电力市场架构。明确省（区、市）电力市场、区域电力市场和跨省跨区电力市场的功能作用。引导各层次电力市场协同运行，建立不同层次市场的有序衔接机制。有序推进跨省跨区市场间开放合作，扩大跨省跨区交易经营主体范围。 二是构建功能完备、品种齐全的市场体系。深化中长期市场连续运营，推动现货市场建设，优化辅助服务市场。推进电力容量保障机制建设，如深化容量电价机制，研究容量市场。探索建设输电权、电力期货市场，为市场提供更多风险管理工具。 三是构建适应绿色低碳转型的市场机制。推动新能源市场化交易，优化新能源市场机制，推动清洁能源市场化消纳。完善大型风光基地电力交易机制，探索多类型主体联合参与市场的方式。扩大绿电交易规模，完善绿证核发和交易机制，提升绿证流动性。 四是构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制。激励灵活调节电源，如常规机组、新型储能、抽水蓄能电站等，发挥其调节能力。构建用户侧资源互动响应机制，提高需求响应规模，推动用户侧资源参与市场。 五是构建统一开放、公平有序的市场运营机制。规范统一电力市场基本规则和技术标准，提高电力市场交易组织和调度运行效率。加强电力市场交易结算管理，构建统一规范的电力市场信息披露体系，提升市场透明度。 六是构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制。优化售电公司在批发市场与零售市场间的价格传导机制，丰富零售交易品种。提升零售市场服务能力，简化业务流程，提供“一站式”服务。 七是构建统筹衔接的政策、管理和市场体系。做好电力市场与电力发展的统筹衔接，建立电力市场对电力规划的反馈机制。做好电力市场与安全保供的统筹衔接，强化电力市场对电力保供的支持作用。 八是构建科学高效的市场监管体系。提升监管效能，完善监管方式，如数字化监管，健全监管制度。加快电力市场信用体系建设，建立信用监管机制，强化信用评价工作的公信力。建立健全电力市场评价体系，完善评价机制，建立评价反馈机制。 随着全国统一电力市场的加速建设和完善，光伏新能源行业即将迎来新的发展机遇。这一里程碑式的进展，不仅为相关企业提供更加广阔的市场空间，也将为整个行业的技术创新和绿色转型注入了新的动力。