DEEPSEEK的火爆让想西方彻底慌了，原来我们在AI几个环节中一直担心的是GPU的问题，但DEEPSEEK证明了，GPU已经不是问题，普通的GPU也能解决算法问题，那么问题来了，AI的下一个问题是啥呢？ 数据，算法和算力是AI的三大软件基石，而GPU则是AI的硬件基石，在DEEPSEEK出现之前，中国的AI一支被漂亮国的GPU所要挟，但现在我们已经不需要担心了，普通的GPU也能，意味着通过算法也能弥补GPU硬件的不足，而中国是全球最大的数据需求市场，我们从不担心数据问题，剩下就是算力，而算力的核心就电力。 2030年通用算力增长10倍：保守估计电力需求或将达到1.5万亿度 实际2021年，华为的时任轮值董事长孟晚舟已经给大家提前告知。2023年4月19日 在全球分析师大会上，孟晚舟预计，到2030年，通用算力将增长10倍，人工智能算力则会增长500倍。2023年中国算力电力消耗量为1500亿度左右，按此数据预测2030年耗电量将达到1.5万亿度。 这个数据是个什么概念呢？给大家科普一下，美国2023年用电量4.3万亿度，如果按照1.5万亿度这个数据对比，意味着三分之一的点要用来搞算力，这也是为什么中国也是未来全球算力的供应基地，因为只有中国才有电力发展潜力和可能。同样这个数据，按照6.5%的电力需求增长比例，2030年（同比2024年9.85万亿度）用电量数据预测为13.5万亿度，占当年用电量的11%左右，而只有中国才有可能。 问题来了，在3060双碳目标的政策指引下，新增的这些算力电力从哪里来？ AI的尽头是算力，算力的尽头是电力，电力的尽头式风电 火电和水电显然已经不是咱们想不想发展的问题，在3060的战略指导下，可再生能源才是未来新增电力的主力。核电一直是控制发展，受制于建设条件。水电受制于大生态，同时可开发的有限，剩下就是风电和光伏。 根据国家能源年初新闻发布会信息公布，2024年，全国风电新增装机容量7982万千瓦，同比增长6%，其中陆上风电7579万千瓦，海上风电404万千瓦。全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%；与此同时，2024年全国光伏新增装机2.78亿千瓦，同比增长28%，全国光伏发电装机容量达到8.86亿千瓦，全国光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%。 从2024年的风光装机规模和发电量数据我们就可以看出，风电出力水平未年发电小时数1903H（按装机容量总量及发电量总量平均统计，以下），光伏下降到941H，不足风电出力水平的50%。尽管光伏造价低，但在三北区域光伏有几个致命的大问题，一个是雨雪天气影响，一个是沙尘的影响，再就是大风条件的影响，前两个面临着发电量大幅下降，同时增加运维成本，第三个影可能是致命的，在造价日趋下降的成本压力下，光伏支架的抗风能力收到严重挑战。 所以，从这个角度而言，风电的单机容量大型化和资源质量门槛逐步降低，单位土地面积的能量贡献率显著高于光伏，风电的单位面积电源出力水平至少是光伏的300倍（按照1万kw光伏150亩占地，发电小时1000H，风电1万kw占地1亩，发电小时2000H，实际占地，不含其它辅助比较） 从实际发电量的出力水平看，2025年风电发电量逼近万亿度大关比例突破10%，在限制和控制发展火电的前提下，未来风电必将是第一电源。2025年1月，中国风能茶话会上，南方电网集团前副总经理毕亚雄在会上提出了2060年，风电将成为中国电源第一大电源。 在新能源行业的常规意识里，给大家的一个概念就是新能源就是光伏，光伏就是新能源的未来，确实，中国风电累计装机容量也刚刚突破5.2亿千瓦，还不足过去三年光伏新增装机容量579GW。不得不说，光伏在过去的几年，为地方政府贡献了足够的GDP数据，同时也未能源企业贡献了足够的可再生能源装机规模，但事实就是，在电源出力的贡献率上，风电是当之无愧的老大。 风电：为什么能未来成为第一大电源 再看电源出力水平，电网的投资回报也是风电显著高于光伏，光伏装机容量的快速增长实际上对电网投资利用效率是极低的，同样单位千瓦电网的投资的电力贡献力度而言，发电小时数越高，电网的投资回报率会更高，从这一点上锁，风电在电网投资回报而言更有竞争力。 从风电未来技术而言，10MW的陆上风电和20MW的海上风电机组，球哥一直认为还只是风电机组历史上的一个过客，可以预测10年后，海陆风机的单机容量或将是现在的5倍甚至更大，因为10年前我们的风机陆上也就2MW，海上也就4MW水平。更大兆瓦的风机意味着未来更少的土地，可以产出更多的风电电量，而未来的需求正好满足了未来集约化生产的发展趋势。 大兆瓦风电机组已经成为名副其实的大国重器，不再是过去随随便便某个企业有点小钱就能研发销售的产品了，尽管风电机组的竞争内卷很严重，但其产品的可靠性要求和研发的高投入高风险已经让行业开始严肃对待，这也标志着风电机组的大型化才刚刚开始，正如上个世纪80年火电机组进入600MW的门槛时候，大家没想到20年后1000MW的超超临界火电机组顺利商业化。 2060年，中国风电装机容量将达到30亿千瓦，而同期预测光伏到2060年装机规模达到35亿千瓦，风电的发电量将是光伏的2.5倍还多。 在新能源中，风电确实是最绿色的。从风电的碳排放方面，以电力碳足迹因子（生产一度电全生命周期碳排放）指标比较，风电额也显著低于光伏。就在前几天， 1月17日，生态环境部联合国家统计局、国家能源局印发了《关于发布2023年电力碳足迹因子数据的公告》，风电碳足迹因子为0.0336kgCO e/kWh，而光伏发电的碳足迹因子为0.0545kgCO e/kWh，高出风电62%.

近日，国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），旨在进一步促进分布式光伏发电健康可持续发展。现就《管理办法》的修订背景、指导思想和修订原则、主要内容等方面进行解读。 一、《管理办法》修订背景 2013年，国家能源局出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号，以下简称《暂行办法》），明确了分布式光伏发电有关政策和要求，对行业快速发展起到了积极促进作用。《暂行办法》出台十多年来，分布式光伏发电行业发展形势发生了巨大变化，修订工作非常必要和迫切。 从规模体量看。累计装机方面，2013年底全国累计并网光伏发电装机1942万千瓦，其中分布式310万千瓦，占比16%。截至2024年底，分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%，占全国发电总装机的11%。新增装机方面，2024年分布式光伏发电新增装机达1.2亿千瓦，占当年新增光伏发电装机的43%。发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。无论累计装机、新增装机或是发电量，分布式与集中式并举和等量齐观的态势都很明显，分布式光伏发电已经成为能源转型的重要力量。 从发展环境看。光伏组件价格从2013年的5元/瓦左右降至目前的0.7元/瓦左右，包括分布式光伏发电在内的新能源已全面进入平价无补贴市场化的发展阶段。《暂行办法》中围绕财政补贴确立的规模管理等一系列规定不再适用，国家层面已逐步建立起可再生能源电力消纳责任权重和分布式光伏发电接入配电网承载力评估等发展引导机制。《管理办法》需要对国家和各地一些好的机制、做法制度化，与时俱进完善管理。 从主要矛盾和突出问题看。随着分布式光伏发电爆发式增长，接网消纳成为制约发展的主要矛盾，迫切需要调整管理思路，源网荷储协同发力，促进分布式光伏发电又好又快发展。在突出问题方面，近年来随着分布式光伏发电特别是户用光伏不断拓展开发模式，一些企业以自然人名义备案、开发建设，一些项目开发建设存在侵害农民利益的情况，亟需进行规范。 二、《管理办法》修订的指导思想和原则 《管理办法》将支持分布式光伏发展与规范发展相结合，该支持的支持，该坚持的坚持。既要促进发展，解决行业发展面临的接网消纳承载力不足等制约问题；又要规范市场，对发展中出现的不合理现象给予坚决纠正和严格规范，推动行业适应新形势、新变化，切实维护发用双方特别是农户合法权益，促进分布式光伏发电实现“量”的增长和“质”的提升。 分布式光伏发电点多、面广、涉及主体多、利益关系复杂，《管理办法》修订工作把握以下四项原则。 一是坚持系统观念，突出分布式光伏就近就地开发利用本质要求。分布式光伏发电与集中式电站的本质区别就是在用户侧开发，就近就地消纳利用。《管理办法》从定义、分类、上网模式等各方面坚持分布式光伏发电这一本质特征和要求，强调项目的自发自用比例，回归分布式光伏发电的“初心”和本源。 二是坚持人民至上，切实保护用户特别是农户合法权益。分布式光伏发电是与用户联系最紧密的电源形式。分布式光伏发电必须在充分尊重用户意愿、与用户形成良好互动的前提下才能实现可持续发展。《管理办法》从租赁用户屋顶、备案、开发建设和运行等各个环节细化要求，切实保障用户特别是农户利益，使分布式光伏发展更多惠及农村农民，赋能乡村振兴。 三是坚持问题导向，突出管理重点。聚焦各方关切的定义、分类、上网模式、接入电网承载力等关键点，厘清和纠正行业出现的新问题，覆盖从项目规划到备案、建设、电网接入、运行管理等分布式光伏发电开发建设全流程各环节，明确重点管理要求，务求管用有效。 四是坚持差异化管理，增强可操作性。既覆盖全部分布式光伏发电形式，又做到边界清晰，为针对不同类型分布式光伏发电实施差异化、有针对性的管理奠定基础，为省级能源主管部门结合实际制定实施细则提供支持。 三、《管理办法》的主要内容 《管理办法》包括总则、行业管理、备案管理、建设管理、电网接入、运行管理以及附则七个章节，共四十三条，覆盖了分布式光伏发电的定义分类和项目全生命周期各阶段的管理要求，涵盖了行业主管部门、投资主体、电网企业等各方的职责要求，形成一套横向到边、纵向到底的支持性、规范性管理体系。 （一）什么是分布式光伏发电。定义方面，突出三个基本特征，即在用户侧开发、在配电网接入和在配电网系统就近平衡调节。分类方面，抓住三个要素，即建设场所、接入电压等级和装机容量，细分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四种类型。上网模式方面，明确三种方式，即全额上网、全部自发自用和自发自用余电上网，其中自然人户用、非自然人户用可选择三种模式的任一种，一般工商业可在全部自发自用和自发自用余电上网模式中二选一，采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，由各省级能源主管部门结合实际确定，大型工商业原则上选择全部自发自用模式，充分体现差异化管理思路。 （二）行业怎么管。国家层面，主要统筹考虑分布式光伏发电发展需要、推动多场景融合应用，加强行业全过程监测，及时完善行业政策、规范标准，构建支持和规范分布式光伏发展的整体框架。省级能源主管部门做好多规衔接，指导地方能源主管部门提出本地区分布式光伏发电建设规模，指导电网企业做好配套的改造升级与投资计划等。县级能源主管部门要做好具体落实工作。分布式光伏发电开发中应充分尊重建筑物及其附属场所所有人意愿，各地不得以特许权经营等方式影响营商环境。 （三）备案怎么办。《管理办法》明确分布式光伏发电项目实行备案管理，按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体，备案容量为交流侧容量，并细化了备案信息、合并备案、备案变更、建档立卡等要求，强调不得擅自增加备案文件要求，不得超出办理时限等。针对近年来“农户出屋顶、开发商出资”的分布式光伏项目仍以农户名义备案，导致企业与个人权责明显不对等，存在一定金融风险和安全等隐患，《管理办法》强调“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案”，切实维护农户利益不受侵害。 （四）项目怎么建。《管理办法》对分布式光伏项目前期准备、协议签订、技术要求、手续办理和设计施工等环节作出了具体要求。项目取得电网企业并网意见后方可开工建设，应严格执行设备、建设工程、安全生产等相关管理规定和标准规范，确保项目建设质量与安全，并做好验收工作。 （五）电网怎么接。《管理办法》明确了对电网企业的基本要求以及不得从事的行为，提出了并网申请、受理及答复，接入系统设计、受理及答复，投资界面划分，签订并网协议和并网投产等要求。要求电网企业应当针对不同类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度。特别是在分布式光伏接入电网承载力方面，要求电网企业应配合省级能源主管部门开展评估，建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局。对电网提出要求的同时，《管理办法》也对新建项目提出应当满足“可观、可测、可调、可控”要求，以提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。 （六）运行怎么规范。《管理办法》明确了分布式光伏发电项目的安全生产、调度运行、模式创新、运维管理、信息管理、消纳监测、改造升级等方面的要求，形成闭环管理。模式创新方面，允许项目通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，大型工商业分布式光伏发电项目可与用户开展专线供电。由于分布式光伏发电点多面广、量大分散，且不同地区的发展条件与基础差异较大，《管理办法》提出各省级能源主管部门可根据本办法，会同国家能源局派出机构制定适应本省（自治区、直辖市）实际的实施细则。 四、需要说明的几个问题 （一）关于项目“新老划断”。做好新老政策的衔接和明确“新老划断”是行业比较集中的意见。为此，《管理办法》在备案部分提出：“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案，本办法印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理……”，并在附则中进一步明确“本办法自发布之日起施行，有效期五年。《分布式光伏发电项目管理暂行办法》同时废止。对于本办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。”，对于在本办法印发前已备案项目给予充足的衔接过渡期。 （二）关于大型工商业分布式光伏发电上网模式的考虑。考虑到在电力现货市场连续运行地区，电力市场的价格信号能够引导大型工商业分布式光伏发电项目尽可能实现高比例自用，并在电力供应紧张时段余电上网发挥保供作用，因此《管理办法》允许电力现货市场连续运行地区的大型工商业分布式采用自发自用余电上网模式参与现货市场。此外，允许大型工商业分布式光伏在电力用户负荷发生较大变化时，将项目调整为集中式光伏电站，给予其更多选择空间。 （三）关于农光互补、渔光互补以及小型地面电站。农光互补、渔光互补以及小型地面电站通常负荷小、自用电量少，往往采用全额上网的模式，从发电特性上看，与分布式光伏发电就近就地开发利用的基本定位不相符。同时，这类项目用地情况复杂，地方管理方式不统一，存在一定的模糊地带。基于以上考虑，农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发电项目归于集中式光伏电站管理。对于规模较小的上述类型项目，各省级能源主管部门在制定年度开发建设方案和组织开展竞争配置时可结合实际情况优先安排，简化项目备案等相关管理程序，电网企业配合做好接网工作。

新能源浪潮席卷全球，特斯拉作为电动汽车领域的佼佼者，其在储能领域的业务动作近期尤为频繁，成为市场关注的焦点。 入华十年里程碑，储能超级工厂竣工在即！ 据最新消息，特斯拉上海储能超级工厂已于2024年12月底顺利竣工，整个建设过程仅耗时7个月，再次刷新了“特斯拉速度”，也彰显了“上海速度”的高效与实力。该工厂是特斯拉入华十年来，继整车超级工厂后的又一大型投资项目，标志着特斯拉在中国市场的进一步深入布局。 据悉，特斯拉计划于2025年2月11日上午在特斯拉上海储能超级工厂举行投产仪式。此举不仅是对工厂竣工的庆祝，更是对未来储能产业发展的期待与信心。 特斯拉上海储能超级工厂将主要生产超大型电化学商用储能系统Megapack。Megapack作为目前世界上最大的电化学储能设备，每台机组可存储超过3.9兆瓦时的能源，相当于3600户家庭1小时的用电需求。其一体化系统集成和模块化设计，使得电网运营商、公用事业部门等能够更高效地存储和分配可再生能源，对于推动全球能源转型具有重要意义。 据相关人士透露，特斯拉上海储能超级工厂将在2025年第一季度开始产能爬坡，预计年产能将达到1万台，储能规模近40吉瓦时。这将极大地提升特斯拉在全球储能市场的竞争力。 携手欧力士，打造日本最大储能设施！ 近年来，特斯拉在储能领域的迅猛发展引起了全球业界的广泛关注。作为一家以创新科技和可持续发展为核心驱动力的企业，特斯拉不仅在电动汽车领域取得了举世瞩目的成就，其在储能领域同样展现出了非凡的实力。 特斯拉在2024年成功部署了31.4GWh的电池储能系统，再次刷新了自身纪录。这一数字相较于前一年实现了大幅增长，显示了特斯拉在储能领域的强劲势头。 根据特斯拉公布的财务数据，2024年其储能业务收入达到100.86亿美元，同比增长67%。这一增长幅度远高于公司整体营收的增长率，表明储能业务已成为特斯拉的重要增长极。 特斯拉储能业务的毛利率在2024年也有所提升，由18.9%提高至26.2%。这主要得益于规模化生产带来的成本降低以及美国《通胀削减法案》提供的制造业补贴。 特斯拉在储能产品方面，主要通过Megapack电池储能单元和Powerwall住宅电池储能单元进行部署。Megapack主要用于大型储能项目，而Powerwall则适用于住宅和小型商业场所。特斯拉在全球范围内布局了多个储能项目，包括在西澳大利亚州分阶段完成的一个2.2GWh大型电池储能项目，以及澳大利亚昆士兰州正在部署的300MW/1200MWh电池储能项目等。 2025年2月4日，日经新闻等多家媒体报道，特斯拉（TSLA.O）与日本金融服务集团欧力士（ORIX）达成合作，将为其位于日本中部滋贺县米原市的储能电站提供总容量达548兆瓦时（MWh）的Megapack储能系统。该项目预计2027年投入运营，建成后将成为日本规模最大的储能设施之一，助力日本应对可再生能源波动性挑战并加速脱碳进程。 高薪招聘风暴，宁德时代、阳光电源人才成目标！ 除了在市场层面的大举猛攻，在人才领域特斯拉也是做足了储备工作。近期，特斯拉中国在各大招聘平台上紧急发布了一系列关键职位的招聘信息，包括业务拓展经理、项目经理和项目工程师等。这些岗位开出了月薪60k至75k的高薪，年薪更是逼近90万元大关（不含绩效和奖金），无疑在行业内树立了新的薪酬标杆。 然而，特斯拉对求职者的要求也相当苛刻。除了要求应聘者具备出色的专业能力外，还需要他们熟练掌握英语，并优先考虑那些在储能、风电、光伏和电力等行业拥有丰富经验的资深人才。这一招聘策略显然是为了从中国的新能源及储能行业头部企业中吸引并挖掘人才，如宁德时代和阳光电源等。 这一举措不仅展现了特斯拉对中国市场的重视，也给国内储能企业带来了前所未有的竞争压力。 中国作为全球制造业的中心，拥有完善的供应链体系、先进的生产技术和丰富的劳动力资源。特斯拉选择在中国建立储能超级工厂，正是看中了这些优势。通过利用中国的制造业基础，特斯拉可以实现更高效、更低成本的生产，从而在全球储能市场中占据更有利的地位。 储能行业是一门综合性学科，涉及化学、材料科学与工程、电子工程、控制科学与工程、能源动力、机械等多个领域，有着较高的技术门槛。中国近年来在储能领域的人才培养和技术储备方面取得了显著进展，为特斯拉等外来企业提供了丰富的人才资源。 特斯拉深度绑定中国储能人才库，意味着其将能够招募到更多具有专业技能和创新精神的人才，为公司的研发和生产提供有力支持。这将有助于特斯拉在储能技术方面保持领先地位，并推动其在全球市场的拓展。 特斯拉“搅局”储能界，国内企业竞争压力骤增！ 某储能企业高管在采访中表示，随着特斯拉深度绑定中国制造业和储能人才库，国内储能企业将面临更加激烈的竞争环境。特斯拉在品牌、技术、质量、价格等方面都具有显著优势，这将给国内企业带来不小的挑战。然而，挑战往往与机遇并存，关键在于参与者们如何应对。 为了在这场竞争中立于不败之地，国内储能企业首先需要从自身做起，不断提升自身实力。加大研发投入，提升自主创新能力，是企业发展的核心动力。只有掌握了核心技术，才能在市场上拥有话语权。 同时，优化供应链管理，降低成本，也是企业提升竞争力的关键一环。通过精细化管理，实现供应链的协同与优化，可以大幅降低生产成本，提升企业的盈利能力。 此外，加强人才培养和引进，提升团队整体素质，也是国内储能企业不可或缺的一环。人才是企业发展的第一资源，只有拥有高素质的团队，才能在激烈的市场竞争中立于不败之地。因此，企业需要注重人才的培养和引进，打造一支专业、高效、富有创新精神的团队。 然而，面对特斯拉等外来企业的竞争，国内企业单打独斗显然难以形成有效的抗衡。因此，加强合作与交流，共同推动储能技术的创新和应用，成为了国内企业的必然选择。通过合作，可以实现资源共享、优势互补，共同提升整个行业的竞争力。同时，加强与国际先进企业的交流与合作，也可以帮助国内企业更快地掌握国际先进技术和管理经验，提升企业的国际化水平。 2025CIES储能大会介绍 CIES2025储能大会由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会、中国储能网与数字储能网联合承办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。 CIES2025储能大会将设置：大会开幕式暨特邀院士和专家报告、特邀国际代表报告、国际储能（上、下）、数智化新型储能系统集成解决方案（上、下）、新型储能与新能源大基地协同发展、工业绿色微电网、液流电池与长时储能、新型储能资本与投资、构网型储能系统及项目建设、储能消防、安全与检测认证、数智化工商业储能解决方案与商业案例、储能专用电池及ESG绿色低碳发展、新型电力系统与并网调度、电力辅助服务、现货交易及容量市场、混合储能、国家储能标准宣贯、数智化配电网与新型储能融合创新、虚拟电厂与车网互动、2025 新型储能系列研究成果发布暨行业百强发布、海外储能渠道开发与商业机遇、新品发布会（一、二、三、四）等专场。 大会期间还将发布《2025中国新型储能产业发展白皮书》《2025工业绿色微电网发展白皮书》《2025中国新型储能产业发展指数白皮书》《2025中国新型储能产业项目招标及价格分析报告》《2025新型储能典型应用与发展趋势分析报告》等系列研究成果。 预计有来自政府机构、科研院所、电网公司、发电集团、EPC总包企业、系统集成商、储能装置企业、能源服务商、项目开发企业、投融资机构、国际采购商等80000余位嘉宾及1000余家企业参会参展交流。 作为推动储能产业高质量发展的风向标，中国国际储能大会暨展览会（CIES）自2011年创办以来，主办方始终坚守以高端化、品质化、国际化为特色，推动储能产业国内外供应链和渠道合作超过5000亿元，协助各地方政府招商引资项目合作突破1000亿元，助力各类资本合作达3000亿元。 本届展会将设置“6+1+1”展区，包括：储能系统集成、发电集团、电气设备、温控设备、控制系统、储能电池、检测与认证、消防与安全等企业产品及形象展示。 展会将聚焦储能领域全球前沿技术和实践，积极搭建政企沟通渠道，探索储能产业高质量发展新路径，促进“专精特新”技术、资本和服务等高端创新要素深度对接，展示国内外新产品新技术新设备新服务，帮助展商扩大品牌影响力和知名度，积极开拓国内外市场渠道资源，提高自主可控产品的竞争力和市场占有率，加快提升中国储能品牌企业快速成长的核心价值，为构建绿色、高效、柔性、智能和可持续发展的现代能源体系贡献“储能智慧”与“储能方案”。

近日，国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），主要就行业怎么管、项目怎么建、电网怎么接、运行怎么规范等方面提出要求，覆盖了分布式光伏发电的定义分类和项目全生命周期各阶段的管理要求。 分布式光伏发电是指在用户侧开发、在配电网接入、原则上在配电网系统就近平衡调节的光伏发电设施。2013年，国家能源局出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（以下简称《暂行办法》）。时隔10余年，再次修订的背景是什么？在哪些方面进行了调整？ 引导分布式光伏发电科学合理布局 在浙江余姚市，宁波富佳实业股份有限公司的屋顶上，3500余块光伏板整齐排列。“光伏发出的电优先满足工厂使用，剩余的电出售给电网公司。去年发电量超177万千瓦时，为我们节约140余万元用电成本。”企业负责人王跃旦说 国网余姚市供电公司市场营销部负责人陈高其介绍，这几年分布式光伏发展迅速，2024年当地有近8000户申请安装分布式光伏，装机规模同比增长超60%。 截至2024年底，我国分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%，2013年这一比例仅为16%。发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。分布式与集中式并举发展态势明显，分布式光伏发电已成为能源转型的重要力量。 从发展环境看，光伏组件价格从2013年的5元/瓦左右降至目前的0.7元/瓦左右，包括分布式光伏发电在内的新能源已全面进入平价无补贴市场化的发展阶段，《暂行办法》中围绕财政补贴确立的规模管理等一系列规定不再适用。 随着分布式光伏发电爆发式增长，接网消纳成为制约发展的主要矛盾，迫切需要调整管理思路，源网荷储协同发力，促进分布式光伏发电又好又快发展。 分布式光伏接入电网承载力方面，《管理办法》要求电网企业应配合省级能源主管部门开展评估，建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局。对电网提出要求的同时，也对新建项目提出应当满足“可观、可测、可调、可控”要求，以提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。 模式创新方面，《管理办法》允许项目通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，大型工商业分布式光伏发电项目可与用户开展专线供电。 切实保障用户特别是农户利益 “《管理办法》将支持分布式光伏发展与规范发展相结合，该支持的支持，该坚持的坚持。”国家能源局相关司局负责人说，既要促进发展，解决行业发展面临的接网消纳承载力不足等制约问题；又要规范市场，对发展中出现的不合理现象给予坚决纠正和严格规范，推动行业适应新形势、新变化，切实维护发用双方特别是农户合法权益，促进分布式光伏发电实现“量”的增长和“质”的提升。分布式光伏发电点多、面广、涉及主体多、利益关系复杂。国家能源局相关司局负责人表示，分布式光伏发电与集中式电站的本质区别就是在用户侧开发，就近就地消纳利用。 《管理办法》从定义、分类、上网模式等各方面坚持分布式光伏发电这一本质特征和要求，强调项目的自发自用比例。从租赁用户屋顶、备案、开发建设和运行等各个环节细化要求，切实保障用户特别是农户利益，使分布式光伏发展更多惠及农村农民。针对近年来“农户出屋顶、开发商出资”的分布式光伏项目仍以农户名义备案，导致企业与个人权责明显不对等，存在一定金融风险和安全等隐患，《管理办法》强调“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案”，切实维护农户利益不受侵害。 《管理办法》明确，分布式光伏发电开发应当尊重建筑产权人意愿，各地不得以特许权经营方式控制屋顶等分布式光伏发电开发资源，不得限制各类符合条件的投资主体平等参与分布式光伏发电开发建设，不得将强制配套产业或者投资、违规收取项目保证金等作为项目开发建设的门槛。

近年来，光伏产业的快速发展引发了全球范围内对绿色能源的关注，在我国光伏行业最早是在政策支持呵护之下、通过一代光伏人深耕技术领域，然后再在政府推动市场需求之下迎来了爆发式增长。这种非市场规律之下拔苗助长，同时暴露出许多问题，尤其是在我国的电网结构并不匹配分布式能源发发展。因此在基础设施方面，配电网建设滞后、电网消纳能力不足等系列问题再风光猛增之后必然会随之爆发，陷入困境。为了早日度过这一艰难的“寒冬期”。近日，国家电网公司宣布，2025年将完成总投资额约6500亿元人民币的电网建设与升级项目。这一消息对深处“水深火热”的光伏人来说，无疑是一个振奋人心的重磅消息。 一、光伏行业面临的困境：配网跟不上，容量不足，消纳不足 1. 配网建设滞后 随着房地产的没落，各地政府盯上新能源板块，于似乎光伏装机容量的急剧上升，光伏项目的建设速度不断加快。在2024年提前6年已然完成上层领导的2030目标，但是我国的电网结构，以及配电网建设滞后，许多地区的电网无法消纳大量新增的光伏电力。尤其是偏远地区和农村的配电网络建设不足，导致了光伏电力的接入瓶颈。在一些地方，电网建设的滞后和不完善，直接导致的就是容量，电力调度，消纳，进而限制了光伏行业的发展！ 2. 电网容量不足 目前我国的电网系统中，尤其是配电系统的负载能力相对有限，许多地方的电网容量不足以支撑日益增长的光伏装机容量。在一些地方，尤其是电力负荷较大的城市及区域，电网的承载能力已经接近极限，进一步增加接入光伏发电就面临着电力系统的消纳难题。目前已经有450个红区，12地暂停备案，24地明确禁止安装了 3. 电网消纳能力不足 光伏发电的波动性和间歇性特征，使得电网需要有足够的灵活性和调节能力来消纳大规模的光伏电力。我国目前的电网结构只能容纳15%的新能源风电、光伏，当前，许多电网地区的消纳能力不足，无法稳定接纳全部来自光伏的电力。这不仅造成了光伏电站的弃光现象，还导致了部分电力无法进入电网，甚至在一些地方出现了“弃风、弃光”的现象。 在这样的背景之下，尽管我国光伏装机容量已经全球领先，但由于电网无法承载大量新增的光伏电力，许多光伏项目面临并网难的问题。 二、6500亿！国家电网重金投入电网建设及配网升级 1. 6500亿元资金投入电网建设 近日，国家电网公司宣布，2025年将完成总投资额约6500亿元人民币的电网建设与升级项目。其中，主电网优化和配电网补强是两个重点投资领域。主电网优化主要针对高压输电线路和变电站进行升级改造，以提高电力输送效率和可靠性。而配电网补强则着重于提升农村和城市配电网的接入能力和稳定性，特别是为了更好服务日益增长的新能源发电需求。配网升级与扩容：包括提升配电网的负荷能力，增加电网的冗余度，确保光伏电力能够顺利接入电网并及时消纳。 智能电网建设：智能电网技术的推广和应用，可以大大提高电网的调度能力和负荷适应性，帮助平衡光伏发电的波动性。包含“四可”升级改造。 储能系统建设：配套建设储能系统，以便更好地储存多余的光伏电力，并在电力需求高峰时段进行释放，增加电网的灵活性。 跨区域电力调度系统建设：为了更高效地利用光伏等可再生能源，跨区域电力调度系统的建设将允许将电力从发电丰富的地区传输到电力需求大的地区，提高能源的整体利用效率。 2. 资金的使用与效果 国家电网投资的6500亿元将使得我国的电网基础设施得到大规模提升，尤其是在偏远地区的配网建设和升级，电网的负荷能力和消纳能力将得到大幅改善。这笔资金不仅有助于解决当前光伏项目并网难的问题，还将对未来几年光伏行业的进一步发展提供有力的支撑。 设备更新和技术升级：投入资金用于替换老化的电网设备，升级电网的控制系统，引入智能电网技术，提高电网的响应速度和调度效率。 增强电网的适应性和灵活性：通过建设储能电站和跨区域电力调度系统，提高电网在不同天气、时间段和负荷情况下的稳定性和灵活性。 提升电力系统的智能化水平：智能电网将通过传感器、数据分析和自动化控制系统，使得电网能够实时监控光伏发电的情况，并根据负荷和需求调整电力供应。 三、何时见成效，春天何时到来？ 国网的这笔专项资金对光伏、风电行业影响是巨大的。它不仅能够缓解并网难题，容量不足，更能提高配网的消纳能力从而促进风电、光伏的可持续发展，那么行业的拐点将在什么时候呢？强哥看来要到25年的第三、四季度起会初见成效。到时候，光伏电力的消纳和电网的适应能力将更加成熟，6500亿元资金的投入，不仅是对电网基础设施的补强，更是对未来光伏行业持续健康发展的重要保障

近日，安徽省首家虚拟电厂，即宣城全域虚拟电厂，成功代理分布式光伏参与绿电中长期交易。 据了解，交易前期，宣城公司以宣城全域虚拟电厂主体身份在安徽电力交易中心成功注册，尔后经过积极沟通，该虚拟电厂与本地规模最大的安徽能惠售电有限公司达成合作意向，一月份实现交易总量23MW，成功完成首笔绿电交易。 据悉，宣城全域虚拟电厂是安徽省能源局发布的首批8家虚拟电厂试点示范项目之一。在2024年迎峰度夏期间，其参与需求侧响应7次，累计响应负荷13万千瓦，收益达14万元，位列全省第三。 两小时收益可超万元！ 2024年12月11日，中华人民共和国国家发展和改革委员会令第27号发布，文件明确《电力监控系统安全防护规定》已经2024年11月25日第18次委务会议审议通过，自2025年1月1日起施行。 其中提到，电力监控系统包括但不限于实现继电保护和安全自动控制、调度监控、变电站（换流站）监控、发电厂监控、新能源发电监控、分布式电源监控、储能电站监控、虚拟电厂监控、配电自动化等。 可见虚拟电厂的应用已走向成熟。 其实早在去年的1月22日，国家能源局就印发了《2024年能源监管工作要点》，将虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体引入电力市场，引导虚拟电厂等新型主体参与系统调节作为今年重点工作，该新政再度释放了虚拟电厂利好。 值得注意的是，时年7月，央视还连续播出了3则“虚拟电厂走进现实”的主题深度报道，记者通过走访广东、浙江等地，发现虚拟电厂已经走进了现实，2小时的收益可超过万元。 这样的收益，可以追溯到浙江金华的一个热闹市场。在这里，一栋商业楼宇接入了“虚拟电厂”。在用电高峰的时候，可以通过调节空调温度、照明来实现调峰，参与调节的每度电可以获得8元的收入。据悉，用电高峰按2小时计算，就是1800度电，可以获取大概14400元收益。 据机构预计，到2025年，虚拟电厂平均每年投建规模可达200亿元，运营市场规模每年在50亿元以上。 什么是虚拟电厂？ 虚拟电厂不是真正的实体电厂，没厂房也没机组，自己也不发电。它是依托能源算力平台，将分散的充电桩、储能、分布式光伏、空调、通信基站、商业楼宇等电力负荷资源统合起来，代理参与电力市场运行，提供公平的电力交易路径。 虚拟电厂可以看做一个算力调度“指挥中心”。当用电方有需要的时候，虚拟电厂就给电网发电；当发电方供给过剩的时候，虚拟电厂就指挥接入方迅速把电能消纳，以“削峰填谷”，平衡全国范围内的电力资源。 另外，虚拟电厂可以通过快速响应指令，配合电网保障电力运行稳定，从中获得政府经济补偿。同时，还可以参与容量、电量、辅助服务等各类电力交易，获得市场经济收益。 （且看虚拟电厂运行结构图） 本质上，虚拟电厂是利用先进的信息技术和通信技术，将分散在不同地理位置的分布式能源资源进行聚合和协调控制，使其能够像传统的大型发电厂一样参与电力市场交易和电网运行管理。 例如，通过智能控制平台，将多个家庭屋顶的光伏发电装置、电动汽车的储能电池以及一些可中断的工业负荷进行集中管理，根据电网的需求和市场价格信号，灵活调整这些资源的出力或用电行为，为电网提供调峰、调频、备用等辅助服务。 可以说，虚拟电厂不生产电，他们是电的“领导者”，又是电的“搬运工”。 相较于“源网荷储一体化”“微电网”的概念，虚拟电厂更侧重于通过软件和通信技术实现对分散资源的虚拟整合，以提高电力系统的灵活性和效率，而不涉及实体的电力生产设施建设。同时，虚拟电厂可以作为源网荷储一体化的一种具体实现形式。 从产业链的角度来看，虚拟电厂包括：上游资源侧、中游负荷聚合商和下游客户。 1、上游资源侧：“正/负”资源、储能电站。“正/负”资源中“正”指发电侧，含分布式光伏、小型水电站与少数集中式发电厂；“负”指用电侧，包括居民、工业、充电桩、换电站与商业不等。 2、中游负荷聚合商：通过专业技术评估用户的需求响应潜力，整合分散的需求，响应资源来参与电力系统运营。可为客户提供需求侧响应、参与电力市场进行价差套利、降低偏差考核费用三项服务。 3、下游客户：主要含电网调度、用电用户、售电公司与新能源电站四类客户。由于虚拟电厂的运行结构太过复杂，这里不作更详细地说明。下文仅从上游资源侧（充电桩、储能）与虚拟电厂的关系出发，来进一步解析，当资源侧接入虚拟电厂后，是如何获得收益的？ 充电桩+虚拟电厂 在“充电桩+虚拟电厂”模式中，接入虚拟电厂的是充电桩企业。在深圳，就有1.8万根充电桩一次性接入虚拟电厂管理中，可以随时响应电网的调度，进行调峰，并获得相应的收益。 在用电高峰期，虚拟电厂“云端”通过收集充电桩的信息，对充电桩下达指令。充电桩收到指令后，会下调充电功率，以实现错峰充电。另外，同种类型的充电桩之间可以互通互联，虚拟电厂后台只需调度一个充电桩，其他所有充电桩，就会立即响应。 一些配有光伏的快充站，在接入虚拟电厂后，在中午光伏发电量较大时，会输送一部分电力给电网，帮助电网减轻用电高峰期时的用电负荷。而自己本身售卖电的行为，也会获得相应的收益。 当然，对于昼夜奔跑在路上的车主也可以分得“一杯羹”。当一系列指令到来的时候，正在充电的车主会收到一个对话框。内容是：愿不愿意接受以低功率充电。如果接受，虽然充电时长会增加30分钟，但是，每度电可以打5折。 储能+虚拟电厂 除了充电桩资源外，储能项目也是虚拟电厂的重要资源。在接入虚拟电厂之后，储能项目会带来哪些改变？又是如何实现盈利回收的呢？ 一方面，虚拟电厂通过更准确的信息调度，帮助储能项目方进一步拉开了峰谷价差，降低了储能充电成本，进而增加收益率。另外，对于一些闲置的储能资源，自身本来就无法实现盈利。接入虚拟电厂后，会盘活这一部分的资源，带来相应收益。 以5G通讯站为例，由于5G基站储能系统平时多为闲置，通过聚合后接入虚拟电厂管理平台，在不影响基站正常运行的情况下增加或降低储能功率，既可参与电网电力电量的调节，辅助解决局部地区电力阻塞问题，又有助于降低电力投资建设成本，提高电力系统的资源利用率，促进社会资源绿色发展。 另一方面，国家、地方对接入虚拟电厂的储能，陆续出台了优渥的补贴政策。7月13日，深圳市光明区发展和改革局发布了关于公开征求《深圳市光明区关于支持新型储能产业加快发展的若干措施（征求意见稿）》。 意见中明确提到：对改造接入虚拟电厂的本地新型储能项目，按改造实际投资的20%，给予项目最高50万元资助及连续三年响应收益的10%给予资助，单个项目每年给予最高10万元资助，单家企业每年给予最高100万元资助，对改造接入虚拟电厂且不属于资源聚合商的本地新型储能项目参照本条标准进行响应收益资助。 各省“疯狂”布局 去年7月，上海市经济信息化委印发《2024年上海市迎峰度夏有序用电方案》。方案还提出加快推动虚拟电厂建设。进一步挖掘电动汽车、中央空调、数据中心、储能、分布式发电等实时可调资源，实现虚拟电厂可调能力60万千瓦。 如今，虚拟电厂正在从概念走向现实，需求侧管理，聚合分布式电源，虚拟电厂正在被给予厚望，各省各地也正加速在虚拟电厂领域的布局，各种类型的项目正在投建。 根据相关预计，2025年我国虚拟电厂市场规模达102 亿。2030年我们假设市场化交易电量占比61%、现货占比 10%，则现货市场规模达 939 亿元；辅助服务费用占比提升至5%，则辅助服务市场规模达770 亿元，虚拟电厂市场规模有望达千亿。 01 广东省 企业分布：广东省的虚拟电厂企业分布最为集中，包括华为、南网科技、科陆电子等多家知名企业。 政策推动：广东省政府及相关部门积极推动虚拟电厂的发展，出台了一系列支持政策，鼓励企业参与虚拟电厂的建设和运营。 项目实践：广东省内多个城市已经启动了虚拟电厂的试点项目，并取得了一定的成效。这些项目通过聚合分布式资源，提高了电网的灵活性和稳定性，促进了可再生能源的消纳和利用。 深圳市 政策支持：深圳市出台了《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》，明确加大了对虚拟电厂相关产业的补贴力度，旨在进一步推动虚拟电厂的发展。 项目进展：深圳市已经建成了多个虚拟电厂项目，并计划到2025年建成具备100万千瓦级可调能力的虚拟电厂。这些项目通过智能化、精细化的管理，实现了对分布式资源的有效聚合和优化调用。 02 山东省 1月，山东电力市场规则征求意见，对虚拟电厂的概念和规则进行了明确的论述；3月，国网山东公司上线虚拟电厂运营服务平台，可为全省虚拟电厂运营商提供接入服务、运行监测（数据）服务、需求响应服务，为运营商参与需求响应及市场交易等提供支撑；4月，山东电力市场试行规则正式印发，对聚合资源类型、聚合方式提出了相关要求，明确了虚拟电厂的交易模式和计量结算方式，为山东探索开展虚拟电厂建设提供了规则制度依据；6月，山东交易中心公示了8家虚拟电厂，标志着虚拟电厂从概念走向了应用阶段。 目前，山东现货市场也已“转正”运行，山东虚拟电厂在市场规则和市场环境完善的情况下被寄予厚望。03 重庆市 7月25日重庆市虚拟电厂运营服务平台上线。 重庆市虚拟电厂运营服务平台打造了“三全”功能体系，一是全流程服务，二是全品类聚合，三是全场景应用，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。 国网重庆市电力公司总工程师胡可介绍，重庆现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。 活动现场，重庆市虚拟电厂运营管理中心获得正式授牌。这是全国第二个、国家电网范围内首家获得省级政府授牌的运营管理中心。04 上海市 项目纳入：商业建筑虚拟电厂已被纳入上海电力需求响应常规调度资源，促进了电力供需平衡和资源优化配置。 区域实践：黄浦区作为上海市商业建筑的密集聚集区，拥有超过200幢大型商业建筑，并在原有建筑中配备能耗监测装置，为实施需求响应项目提供了完备的基础条件。5 四川 1月3日，成都市经信局印发了《成都市虚拟电厂建设实施方案（2023—2025年）》，文件确定了“到2025年虚拟电厂市场化运作模式基本形成，基本实现对分布式电源、储能设施、可调用电负荷等能源资源的“应接尽接”，可调节能力130万千瓦以上，达到成都电网最大用电负荷的5%，构建形成以虚拟电厂为主导的新型电力系统。”的发展目标。 6月28日上午，成都市虚拟电厂管理平台完成全业务流程演练暨上线运营活动，这意味着成都市虚拟电厂管理平台上线投运。05 安徽省 5月，安徽省能源局发布关于组织申报虚拟电厂试点示范项目的通知，本次试点示范项目申报范围为省内拟建、在建或已建成的虚拟电厂项目。包括分布式电源、储能、可调节负荷等资源。其中，分布式电源应为在安徽电网并网运行且调度关系不归属电力调度机构的光伏、风电、生物质发电等。6 湖北省 5月11日，湖北首个虚拟电厂交易运营。湖北省黄石市大冶特钢等8家企业在磁湖电厂市场化交易发布会上签订负荷聚合协议，正式开启虚拟电厂市场化交易运营。磁湖电厂是湖北省首家实体化运营、率先踏入省内电力市场的虚拟电厂。 07 湖南省

沙特电力采购公司(SPPC)日前宣布首组(G1)电池储能系统(BESS)项目的合格投标人名单，共有33家公司通过初审。其中，21家公司申请提供技术并管理BESS设施，即“管理标和技术标投标人”，共有7家中国公司入围此类别。另外12家公司仅申请管理，为“管理标投标人”，有2家中国公司入围此类别。 据悉，上述招标在沙特能源部的监管下进行，是沙特能源转型计划的一部分，共包含4个电池储能项目，总容量高达2GW/8GWh。 中国储能企业凭借在技术领域的深厚积累和领先优势，获得国际市场青睐，正纷纷加快出海步伐，积极参与全球储能市场竞争，抢抓新兴市场机遇。 接连签下海外大单 据悉，上述项目都将按照建设—拥有—运营(BOO)模式进行开发，中标者将持有为开发和运营独立存储提供商(ISP)项目而设立的特殊目的公司(SPV)100%的股权。每个SPV将与SPPC签订一份为期15年的储能服务协议。 根据沙特“2030愿景”，到2030年，沙特50%的能源将来自可再生能源。储能系统作为电能载体，对新能源项目接入电网起到重要支撑作用。SPPC在此前的招标公告中提及，新启动的储能计划能够提高该国电力系统的可靠性和弹性。有数据显示，沙特的目标是到2030年实现48GWh的存储容量。 我国储能企业积极参与沙特新能源项目建设。2024年7月，阳光电源与沙特ALGIHAZ成功签约容量为7.8GWh的储能项目，该项目拥有3个站点，预计今年全容量并网运行。 除沙特外，近期我国储能企业在全球其他市场同样表现亮眼，海外大单频传。2024年12月，远景储能与法国电力公司EDF签约，将为南非3个储能项目提供257MW/1028MWh的电池储能系统。该项目总装机容量达257MW/1028MWh，成为南非首个GWh级储能订单；2024年12月6日，阳光电源与菲律宾上市企业Citicore Renewable Energy Corporation签署合作协议，将提供1.5GWh储能系统及工程支持服务，这也是迄今为止东南亚最大的储能系统订单；2024年12月5日，华为宣布与菲律宾SP新能源公司签署4.5GWh储能项目协议，该项目总投资2000亿比索（约251.2亿元人民币），总装机容量为3.5GW光伏以及4.5GWh储能，是全球规模最大的光储项目之一。 据CESA数据显示，2024年前10个月，中国储能企业在海外市场签约的储能订单超过115.63GWh。 面临更高要求 随着国内储能市场竞争日益白热化，众多企业将目光投向海外，开辟新的发展空间。亿纬锂能去年披露的投资者关系记录显示，公司海外业务占比提升是确定的趋势。海外客户对技术确认、产品认证的完成需要时间，公司预计2025年相对2024年来说海外业务占比会增加，提升幅度在2026年会更加明显。 目前我国已形成涵盖原材料及设备供应、系统集成与安装、源网荷多维应用的完备化储能产业链条，上下游协同联动、资源整合、要素保障能力较强，规模经济、降本提质效能倍增释放。出海企业积极参与全球分工与本地化全产业链布局，具备品牌认可程度高、市场响应速度快、综合竞争实力强等多重优势。海外市场空间大、利润高是我国储能企业积极布局海外市场的主要原因。不过，值得注意的是，海外认证标准、市场需求、售后难度都与国内储能市场存在差异。 中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，相较而言，我国储能企业对国内市场熟悉度高、资源调配容易、渠道搭建周期短，而海外市场地域文化多元，对企业渠道开拓能力要求颇高，同时对售后服务响应的及时性、专业性也有更高要求。 “出海产品必须具备极高品质，企业几乎没有试错余地，细微质量问题都可能引发连锁反应，导致高昂的售后成本。”某储能企业人士直言。 新兴市场机遇无限 在海外储能市场的激烈竞争中，企业若想站稳脚跟，必须依靠高质量的产品品质，并精准洞察海外市场需求。 值得注意的是，我国储能企业海外布局版图正呈现出多元拓展态势。“中东等地区发展可再生能源的地理条件优越，各国政府积极出台风电、光伏和储能装机激励政策，新兴储能市场预计将迎来业绩增长窗口期。”孙传旺认为。 从全球范围看，储能新兴市场蓬勃兴起，发展势头迅猛。东吴证券近日发布的研报显示，全球大储爆发确定性增强，美国维持高增长态势，欧洲、新兴市场出现并网高峰且预计将持续至2026年。其中，新兴市场大项目批量落地，预计今年装机增长221%至34GWh，中东地区2025年上半年将有50—60GWh项目招标落地，预计今年装机增长4倍至20GWh。 面对这一发展契机，孙传旺建议，储能企业要优化对外投资布局，有序推动产能向新兴市场拓展，拓宽储能产品出口贸易市场，建立新型绿色经贸伙伴关系。同时，持续提高国际化经营能力，密切关注出口市场政策变动，及时动态评估营商环境风险，做好合规性应对准备。积极参与国际储能行业技术标准制定，不断提升海外储能市场话语权。强化多维场景、高安全性产品矩阵建设，打造属地采购、仓储、售后综合服务网络，精准有效满足新兴市场的储能个性化需求。

2024年以来，光伏组件价格不断爆出新低，风电整机价格也持续下探，激烈的“价格战”给新能源行业的未来蒙上一层阴云。下半年，价格战似更趋白热化。10月21日，光伏组件中标再现超低价，华润电力沂源西里150兆瓦农光互补光伏发电项目光伏组件中标公示显示，第一中标候选公司为通威股份有限公司，投标价格11016万元，单价0.612元/瓦，如果扣除运费，设备单价跌破0.6元。回顾往昔，光伏风电企业曾靠着不服输的“野性”精神支撑起行业的快速崛起，但在进入平价时代完全市场化竞争的背景下，曾经的野蛮生长逐渐演变为“内卷”式竞争，制约着光伏风电行业前进的脚步。 顽症——恶性竞争引发大面积亏损 国家能源局四季度新闻发布会公开数据显示，今年前三季度，全国可再生能源发电新增装机2.1亿千瓦，同比增长21%，其中，风电新增3912万千瓦，太阳能发电新增更是达到1.61亿千瓦，光伏风电产业大规模扩产势头凸显。然而扩产的背后是否另有隐患？业内对此不无担忧。今年7月，金风科技集团金风环保有限公司总经理潘晋在北大国发院EMBA论坛分享了一组数据：2012年，光伏组件价格高达9元/瓦，逆变器价格约为2元/千瓦；而时至今日，光伏组件价格已降至约0.7元/瓦，逆变器更是低至0.15元/千瓦左右，价格降低了约90%。不仅是光伏，从公开的招标信息中不难发现，过去几年间，陆上风机平均招标价格从约3000元/千瓦腰斩至约1500元/千瓦，海上风机价格从约7000元/千瓦降至约3000元/千瓦。当前，风电与光伏设备的价格下滑趋势仍在延续，这种下降幅度已远远超越了技术革新所带来的成本降低范畴，恶性竞争已广泛蔓延并成为常态。“由于今年行业的发展增量和前两年速度相比有明显下降，但是生产的规模仍然明显上升，所以在这个时候出现了供需的错配，价格自然而然就下去了；下去之后由于内卷程度的加剧，每一个环节基本上都亏损。”通威集团董事局主席刘汉元道出了当前光伏企业普遍面临的价格困境 。有分析指出，当下光伏产能出清慢于预期，许多光伏企业在亏损、现金流紧张的情况下仍然坚持生产，是基于景气度短期内有望反转的判断。不具备成本优势、技术优势的部分二三线企业面临淘汰压力。“更激烈的竞争环境，是今年光伏行业面临的难题之一。”东方日升全球市场总监庄英宏预测。近期大部分光伏企业披露了三季报，从盈利情况来看，第三季度不少光伏行业上市公司业绩走低，甚至同比盈转亏。在已经发布了三季报的88家上市公司中，虽有57家企业实现了盈利，然而，也有31家企业出现了亏损，而利润同比出现负增长的企业比例更是超过了七成。亏损的不止于上述光伏上市公司。记者梳理相关数据发现，2024年第三季度，光伏全产业链的降价趋势依然持续。其中，硅料由于前期价格已经经历了较大幅度的下跌，并且已经跌破成本线，因此其价格在本季度内变动相对较小，甚至呈现出“跌无可跌”的状态。与此同时，P型硅片也因前期价格的大幅下滑，在第三季度价格触底。相比之下，N型硅片价格则继续呈现下跌趋势，特别是210毫米/130微米规格的单晶N型硅片，其价格自今年以来已经减半，成为今年跌幅最为显著的产品。再来看一组中国光伏行业协会的数据：2023年全国光伏行业总产值（不包括逆变器） 超过1.75万亿元。2024年上半年，国内多晶硅料、硅片价格下跌幅度超过40%，电池片、组件价格下跌超15%。放眼海外市场，情况同样不容乐观。“今年7月份，我国太阳能电池出口数量同比增长了30%左右，但以美元计价的金额来算，下降了31.2%，我们多卖了东西，反而少收了钱。”清华大学经管学院院长白重恩指出，“太阳能电池产业曾经是一个盈利很好的产业，业内说全行业年盈利大概是3000亿人民币，但到今年全行业亏损大概是1000亿人民币，短短一段时间就有这么巨大的变化。”这就意味着，产品项目建得越多、卖得越多，亏得越多。“杀价”的并非只有“卖方市场”，处于业主地位的新能源电站电场运营商也应为如今大面积亏损的风电光伏现状“埋单”。作为甲方，运营商为缓解新能源电站收益率持续下滑的情况，在招投标过程中，通过较高的价格权重等方式过分追求低价，已是业内不争的事实。 自救——“反卷”能不能靠“计划” 面对愈演愈烈的竞价风波，一场回归理性的反内卷行业“保卫战”已悄然打响。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，从光伏企业的股价角度来看，目前价格已接近底部。而对于产能问题，这取决于光伏企业的团结方式，会有一轮限产和淘汰，见底应该不会太久。上述的“团结方式”，当前正在光伏风电业内不断“发酵”。10月14日，中国光伏行业协会举行防止行业“内卷式”恶性竞争专题座谈会，16家企业就“强化行业自律，防止‘内卷式’恶性竞争”达成共识；无独有偶，10月16日，在2024北京国际风能大会暨展览会上，金风科技、远景能源等12家整机企业共同签署了《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，公开承诺要反不正当竞争，反垄断，无正当理由不得以低于成本价格销售产品。“持续的低价恶性竞争不断侵蚀着风电产业发展根基，阻碍风电高质量开发，对风电产业可持续发展及整个经济社会发展都会产生不利影响。”据中国可再生能源学会风能专委会介绍，协会确立了公约订立的原则，制定有效的程序和细则，成立公约执行管理委员会和纪律监督委员会，依法制定低价恶性竞争行为的认定标准及罚则，依现行法律法规来规范市场竞争中的各类行为，重点解决低价恶性竞争、对竞争对手的恶意诋毁、明 显有失公平的合同条款等问题。何为自律？正泰新能源董事长陆川认为，自律分为两个层次：一是企业需自我约束，合理控制扩张速度与定价，避免“价格战”导致的亏损加剧；二是行业包括协会与主管部门等，进一步推动组织产能布局与价格机制等方面的引导性方案，以加速行业穿越当前严峻周期。除了行业自律共识之外，一些光伏龙头正在酝酿涨价策略。据悉，作为颇具代表性的光伏企业天合光能自10月24日起对其部分组件价格进行上调，涨价幅度为0.03元/瓦。隆基绿能、晶科能源、通威股份、晶澳科技等行业龙头企业也紧随其后，组件出货价格纷纷向上微调0.01元/瓦至0.03元/瓦不等。“各家企业最近都在小幅提价，基本要求就是不能低于成本销售，第一步先做到不亏钱，后续能否大幅提价取决于供需关系。一些厂商正密切关注市场动向，其内部小容量采购合同的单价也已上调约0.01元/瓦。基于行业‘反内卷’会议所达成的共识，各企业正共同努力促进产业链价格逐步回归合理区间。”业内人士告诉记者。中国光伏行业协会此前发布通告称，组件低于成本投标中标涉嫌违法，测算出0.68元/瓦的成本是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。中国光伏行业协会相关负责人表示，当前在“双碳”目标引领和 国家政策的大力支持下，我国光伏装机保持稳健增长，无论是集中式还是分布式开发量都保持在较高水平，光伏组件是需要稳定运行20—25年的产品，相比价格，质量才是最关键的考量因素。简言之，光伏行业未来应走的是优质发展之路而绝非杀价竞争之路。记者查阅《中华人民共和国招标投标法》相关规定发现，中标合同必须高于成本。协会规定的不低于0.68元/瓦标准虽然不具有法律强制性，但可作为企业和招标方在制定投标报价和招标方案时的重要参考依据，对于引导光伏市场走向良性发展意义重大。对于“最低成本”的得出方式，中国光伏行业协会解释，考虑当前行业严重供过于求，企业为消化库存正在极限经营，上述成本测算并未将折旧纳入，因此实际上是低于真实生产成本的，更低于包含三费（销售费用、管理费用、财务费用）的全成本。继中国光伏行业协会发布“最低成本”价格之后，市场开始关注0.68元/瓦限价倡议的实施效果。据记者了解，中节能、国家电投等大项目的组件投标价格已反弹至0.68元/瓦以上。10月22日，中节能太阳能股份有限公司2024年度光伏组件框架协议采购开标，13家参投企业综合报价均价0.694元/瓦，不低于0.68元/瓦标准。但接下来对于0.68元/瓦的限价“红线”各家企业能否不越雷 池，现在定论为时尚早，行业内部还须持续关注，共同发力。与产业链下游企业的涨价策略不同的是，近期国内部分多晶硅项目开始减产。对此，国际半导体行业协会（SEMI）中国光伏标委会联合秘书长、中国光伏行业协会咨询专家吕锦标表示，由于硅料项目分布全国各地，部分项目面临枯水期电价上升的压力。在全行业亏现金流的情况下，龙头企业的确会调整负荷，减少供应，平衡供需，推动价格回归合理区间。 良药——政策引领下的向“新”而行 政策引领，精准发力。自今年初以来，多项旨在促进光伏产业发展的优惠政策相继出台，明确表明了我国支持行业朝着高效、环保及可持续路径迈进的决心。今年7月，工业和信息化部公布修订后的《光伏制造行业规范条件（2024年本）》（征求意见稿），提出引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。10月9日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，旨在为分布式光伏发电的开发建设提供完整、系统的管理框架，以促进其高质量发展。系列政策规定的出台明确了行业高效、绿色、可持续发展的方向，为光伏系统优化产能配置，有效助力解决供需不平衡问题提供了准确有力的引导。政策对产业进行统筹性的规划及引导，加快产业集聚，积极引导行业更好整合，才能让行业尽快走向一个有序、健康的发展轨道。对此，天合光能董事长高纪凡表示：“国家与行业结合起来，可以改变现有局面，扭转乾坤，再为光伏产业构建新的十年黄金期。”陆川也认为，光伏发电需求上升，但碰到了电网消纳等问题，除了光伏企业自身加强自律外，还需要政府的政策和宏观引导，才能让行业更快地走出低谷。10月30日，国家发展改革委、国家能源局等六部 门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，提及“加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设”“推动既有建筑屋顶加装光伏系统，推动有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统”“在具备条件的农村地区积极发展分散式风电和分布式光伏发电”。有业内专家判断政策转向迹象已逐渐清晰，各地区政府、央企积极响应，随着各地区政策细则落地、各能源集团风光大基地项目规划出台，分布式与集中式光伏需求有望两旺。行业发展，技术先行。要带动整个光伏、风电新能源行业完全走出内卷困境，以技术创新突破产品局限性，不断释放市场潜能仍是根本解决之道。此前工业和信息化部电子信息司副司长王世江就光伏行业当前形势给出多条建议，其中一条便是“要苦练内功，越是行业低谷期，越要更加注重技术创新，更注重产品质量，不断提高标准水平，提升竞争力”。协鑫集团董事长朱共山指出：“卖得越多亏得越多，是因为我们这20年，产品同质化、模式同质化、制造同质化、知识产权不受保护，进的门槛比较低。”过去两年间，光伏行业发展在技术上遭遇了产品路线选择的分歧与挑战。尽管传统的PERC（钝化发射极与背面接触）技术依然占据主导地位并被广泛应用，但诸如HJT （异质结电池）及钙钛矿电池等新兴技术已开始逐步渗透市场。

新能源已经成为江苏第一大电源。 截至2024年10月底，江苏新能源发电装机规模已达8252万千瓦，约占42%，历史性超过煤电。与之相伴的，作为新能源“稳定器”的新型储能累计建成投运540万千瓦。 至此，江苏于2023年年中在《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》中提出的“到2027年新型储能达500万千瓦”的目标已经提前完成。 应时而动、应需而兴，江苏新型储能发展之势引人瞩目。 江苏新型储能发展自带地域属性 江苏新型储能的发展特征与当地经济发展水平和能源结构的地域特性相呼应。 作为我国经济大省和工业重地，江苏按照地理位置以长江为界划分为苏南、苏北，经济发展水平和能源结构也随之呈现一江两岸的差异特征。 包括南京、苏州、无锡、常州、镇江五座城市在内的苏南，是江苏经济最发达的区域，用电负荷高，尤其是苏锡常三地用电量占全省近一半。而苏北地区得益于自然资源禀赋，拥有着全省99%的风电和67%的光伏发电装机规模。其中，苏北的南通、盐城、连云港三市沿海，海上风电资源丰富。 风电光伏集中在苏北，用电负荷集中在苏南。电力供需错配问题导致江苏顶峰需求旺盛，新型储能适时补位。 江苏的新型储能起步较早。早在2018年7月，镇江便建成了8座总容量达10.1万千瓦/20.2万千瓦时的磷酸铁锂电池储能电站，是当时世界规模最大的电网侧储能电站集群。 镇江储能电站的建设可谓机缘巧合。当时，由于镇江谏壁电厂3台33万千瓦煤电机组关停，且丹徒2台44万千瓦燃气机组因故无法按计划投运，经预测，2018年夏季用电高峰期间，镇江东部存在电力缺口。在这种情况下，镇江储能电站工程应急而建。镇江那年的夏天平稳度过。 2022年8月，《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》发布，江苏正式绘就新型储能发展规划图，推动了新型储能的蓬勃发展。 江苏涉及新型储能的政策此前也有区分苏南、苏北的特点。2021年10月，《省发展改革委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》规定，江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力（时长2个小时，下同），长江以北地区原则上按照功率10%及以上比例配建调峰能力。 而这一规定到了2023年有了改变。2023年9月19日，江苏省发展改革委下发《关于进一步做好可再生能源发电市场化并网项目配套新型储能建设有关事项的通知》指出，江苏省可再生能源发电市场化并网项目不再按长江以南和长江以北区分配套建设新型储能比例，均应按照功率10%及以上比例配套建设新型储能（时长2个小时）。 原本风光资源相对不占优势的苏南地区，因为用电负荷走高对于调峰、顶峰的需求，促使了政策发生变化。以苏州为例，这个工业大市的年社会用电量达1700多亿千瓦时，占江苏省年社会用电量的三分之一左右。夏季生产经营用电叠加防暑降温用电需求，使迎峰度夏电力保供“压力山大”。新型储能成为苏州化解用电负荷压力的重要举措。 2024年7月5日，位于苏州市太仓港港口开发区的太仓鑫港储能电站项目成功并网。至此，苏州电网侧储能总规模达到105万千瓦时，形成百万级大型“城市储能群”。而这个百万级“城市储能群”在随后的夏季用电高峰中展示了自己的硬核实力。 2024年7月24日9时，气温超过30摄氏度，苏州城市电网用电负荷开始上升。国网苏州供电公司电力调度控制中心启动储能电站放电功能调度，苏州全市9个新型储能电站全部开启放电模式。大约10分钟后，苏州电网供电负荷从2752万千瓦降至2735万千瓦，一轮用电高峰被成功化解。 时下进入仲冬时节，如东县海域的“风车森林”迎风挺立，化风为电。 距离海岸线约2千米的丰储储能电站，80个磷酸铁锂电池舱整齐排列，存储着海风转化而来的电能。这座容量为20万千瓦/40万千瓦时的储能电站，是江苏最大的独立共享储能电站。 风电，特别是海上风电，尽管相对光伏具备更高的稳定性，但依然需要新型储能这个“帮手”。江苏对于风电地区发展新型储能的政策，从沿海到陆地实现了全覆盖。 在沿海地区发展新型储能方面，2023年7月，江苏省发展改革委发布《江苏省沿海地区新型储能项目发展实施方案（2023—2027年）》。方案涉及沿海地区的南通、盐城、连云港三市，重点开展19个大型新型储能项目的规划布局工作。 在陆地风电配建新型储能方面，2024年6月，《省发展改革委关于规范我省陆上风电发展的通知》发布，要求新增陆上风电项目（全部自发自用的分散式风电项目除外）均应采取自建、合建或购买功率不低于10%装机容量、时长2小时的新型储能（包括电化学、压缩空气、重力储能等）方式落实市场化并网条件。 分布式工商业储能展现巨大潜力 与其他省份不同，江苏省光伏以分布式光伏为主。数据显示，截至2023年底，江苏分布式光伏装机2772.2万千瓦，占比光伏总装机高达70.6%。而分布式光伏中又以工商业光伏为主，呈现“户用少、工商业多”的特征。江苏的分布式光伏多安装在园区、企业工厂、仓库等地。拥有众多优质的工商业屋顶资源，这使得工商业分布式光伏与储能在江苏展现出巨大的潜力。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》后，各省纷纷跟进取消目录销售电价，从原先的固定电价改为市场电价。此举导致各省工商业电价明显上浮，从而大大激发了工商业、制造业企业安装光伏的强烈意愿。江苏工商业分布式光伏由此实现跨越式增长。而为缓解负荷高峰期用电紧张问题，全国多地调整分时电价政策，提高尖峰段电价，扩大分时电价峰谷价差。在此背景下，工商业储能成为企业实现紧急备电、维持正常生产经营、降低电费成本的重要手段。具体来说，在缺电限电时段或者用电高峰时段，工商业储能可作为后备电源使用，有效避免停工停产损失的同时，还可产生经济效益。工商业峰谷电价差的拉大和峰谷区间的调整，为工商业储能的发展奠定了基础，江苏由此拉开了工商业储能高速发展的序幕。2 023年，国内各地峰谷电价差进一步拉大，工商业配置储能IRR（内部收益率）稳步提升，经济效益日益凸显。业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷电价差是用户侧储能的一个门槛。据中关村储能产业技术联盟数据，2024年11月全国电网代购电电价峰谷价差中，江苏省最大峰谷价差为0.902元/千瓦时，盈利空间十分可观。据测算，假设配置1兆瓦/2兆瓦时工商业储能系统，项目EPC投资成本1.5元/瓦时，每天2次充放，年工作天数300天，充、放电效率95%，电池衰减、运维费率等考虑在内，在峰谷套利的情况下，江苏省工商业储能项目IRR为15%，即项目投资回收期为6年，具备优越经济性。 紧急上马成就开创之举 2024年夏季，江苏完成了大规模新型储能应急顶峰的开创之举。500万千瓦储能响应电网调用，是国内规模最大的新型储能省级电网集中调度。此次新型储能应急顶峰也得到了国家能源局的点名表扬。在国家能源局第三季度新闻发布会上，能源节约和科技装备司副司长边广琦表示：“7月15日，江苏开展新型储能集中调用测试，全省新型储能可提供约500万千瓦顶峰能力。7月23日，江苏电力负荷创历史新高，预计电力缺口约600万千瓦，新型储能在实际应用中提供了约400万千瓦顶峰能力，有效填补了电力缺口，为电力保供提供了重要支撑。”丰储储能电站也参与了此次集中调用，该电站负责人魏永清表示：“以往，我们电站都是独立开展充放电操作，满足局部电网的用电需求。这是首次参与全省统一的充放电集中调用。”参与此次调用的还有泰州海陵储能电站，容量20万千瓦/40万千瓦时，在电力保供中表现亮眼，日供电近80万千瓦时，支持江苏266万户家庭一小时用电。此次集中调用，实现了储能与电源、电网、用电负荷等的高效灵活互动，为全面推动各类新型储能的科学调度、带动新型储能技术产业进步、引导各类储能科学配置和高质量发展提供了重要实践意义。提到这次新型储能应急顶峰的成功实施，就不得不提40个电 网侧储能项目的紧急上马。由于缺乏支撑性电源投产、华东区域电力供应总体偏紧、互济能力不足，预测2024年江苏度夏负荷存在缺口。时间紧、任务重，新型储能再度披挂上阵，40个电网侧储能项目紧急上马，项目容量共计约400万千瓦，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。为了这次新型储能的夏季顶峰，江苏早早筹谋，于2024年3月便发布了《关于进一步加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》，要求全省41个已纳规的电网侧新型储能项目确保在2024年7月15日前建成并网。为促进这些项目加快建设，江苏给予了大力的政策支持。如在迎峰度夏（冬）期间，储能项目充电电量免费，非迎峰度夏（冬）期间充电量按江苏燃煤发电基准价的60%结算，同时鼓励可再生能源发电市场化项目优先购买或租赁这些储能项目的储能容量。为了减少信息壁垒，助力新型储能项目更好实施容量租赁，江苏省发展改革委网站还公布了这些新型储能项目的联系方式。储能租赁信息不畅问题在我国普遍存在，并且成为新型储能出租率低的痛点难点。双方信息不畅通，储能项目建成后很难及时找到需要租赁储能容量的新能源企业，新能源企业也不容易和储能企业取得联系。江苏通过公开发布相关信息的方式，为新能源企业与储能电站畅 通联系架通了桥梁。随后，江苏省发展改革委于2024年7月18日公布该批建成投产的电网侧储能项目，共计40个，总规模约400万千瓦。再次表示，鼓励可再生能源企业优先租赁这些储能项目的储能容量。据国家能源局第三季度新闻发布会介绍，江苏新型储能装机快速增长，今年新增装机约500万千瓦。由此可见，江苏目前新型储能540万千瓦总装机中，约500万千瓦为今年新增装机。今年对于江苏新型储能来说可谓是爆发式增长。“江苏省强化顶层设计，优化并网流程，专班调度协调。”边广琦指出了江苏新型储能在短期内取得跨越式发展的原因所在。在政策制定方面，江苏用一年时间印发了一系列文件，统筹谋划新型储能发展的总体思路、主要目标和重点任务，配套制定新型储能实施方案、布局规划和重点项目清单，明确了项目调用次数及运行小时数、充放电价差收益、顶峰费用等关键要素，形成了“总体规划+若干措施+实施方案+项目推进”总体布局，促进了江苏新型储能项目高质量发展。在提高储能项目收益方面，江苏建立了充放电价差收益、顶峰费用、共享租赁收益、辅助服务收益的综合收益模式，明确了利用尖峰电价增收资金等进行成本疏导的机制，提高了新型储能项目的收益率，给产业链创造了合理的盈利空间。 事实证明，江苏新型储能项目的高质量快速推进，也带来多方面的收益。一是顶峰弥补供电缺口。2024年夏季，江苏新型储能应急顶峰，在有效保障全省电网安全稳定运行的同时，还节约用电高峰时期省间电力现货的购电支出约5亿元。二是提升新能源消纳水平。根据测算，全省已投运的新型储能项目一年内可帮助电网消纳约30亿千瓦时的新能源电量，创造良好的环境价值。三是项目带动效益明显。江苏新型储能项目近一年完成基建投资约200亿元，同比增加50倍；项目投资带动省内储能相关产业快速发展，形成一个新产业集群，2024年上半年实现产值约450亿元，企业竞争力不断提升，中天储能、中创新航等达到国际先进水平。四是吸引民资参与投资。通过政策设计，有力激发了江苏新型储能项目投资建设的积极性，特别是吸引了民营企业参与项目投资建设。江苏建成的大型电网侧新型储能项目中，民营企业参与投资建设18个，占比约45%，其中协鑫集团建成电网侧新型储能项目12个共75万千瓦，规模位居全国前列。

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。