2025年2月14日，四川省下发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》，主要内容有： 一、建设目标 按照“政府部门主导、电网企业服务、运营主体实施、电力用户参与”的工作原则，构建“1+N”虚拟电厂管理服务体系。依托新型电力负荷管理系统建设 1 个虚拟电厂运营管理平台，为全省N 个虚拟电厂提供运营商平台接入、资格审核、能力校核、运行监测、运行效果评价等服务工作，实现全省虚拟电厂的统一管理、统一服务。 2025 年，推进全省虚拟电厂接入虚拟电厂运营管理平台并参与需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场，总体可调节能力达到 100 万千瓦；2026 年，持续深化虚拟电厂管理与市场交易机制，培育全省虚拟电厂规范化、市场化发展，总体可调节能力力争达到 200 万千瓦，达到四川电网最大用电负荷的 3%左右。 二、虚拟电厂定义 虚拟电厂，是指运用数字化、智能化等先进技术，聚合可调节负荷、分布式电源、储能等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式；其聚合资源包括可纳入虚拟电厂管理的能够提供电能量或功率调节能力的发、用电户，包括可调节负荷、分布式电源、储能等。 虚拟电厂系统主要由虚拟电厂运营管理平台（以下简称“运管平台”）、虚拟电厂运营商平台、虚拟电厂终端以及相关信息网络组成。 三、运营管理机构职责分工 国网四川电力配合政府主管部门对虚拟电厂建设与运营进行管理，开展虚拟电厂建设运营指导、监督、检查、考核和评价工作，负责为虚拟电厂运营商与聚合发、用电户提供各类费用结算与收付服务。 四川电力负荷管理中心（以下简称“负荷管理中心”）为虚拟电厂运营商提供市场运营服务，开展虚拟电厂调节能力校核、运营监测、效果评估等工作，并向电力市场运营机构提供虚拟电厂运营商参与电力市场的数据服务支撑，市级负荷管理中心提供业务受理及相关服务工作。 四川电力交易中心（以下简称“交易中心”）为虚拟电厂运营商提供市场注册与变更服务，为虚拟电厂运营商参与中长期市场提供交易组织与出清等服务，出具虚拟电厂运营商电能量市场、辅助服务市场、需求侧市场化响应等结算依据，开展虚拟电厂运营商的履约保函管理工作。 四川电力调度控制中心（以下简称“调控中心”）为虚拟电厂运营商参与现货市场、辅助服务市场提供交易组织与出清等服务，调控中心及其下属机构对接入电网调度控制系统的虚拟电厂实施调度管理。 四、市场交易管理 虚拟电厂运营商可参加的交易类型主要包括需求侧市场化响应、电力中长期、电力现货市场和电力辅助服务市场等。参与电力中长期、电力现货交易应具备售电资质。

新能源行业正经历从政策驱动向市场化竞争的深刻转型，尤其是分布式光伏领域，随着补贴退坡进入倒计时（2027年底前全面退出），行业亟需抓住政策过渡期的关键红利。 存量项目技改加速 储能配置与智能化升级 补贴退坡后，存量项目的收益保障需依赖技术升级与运营优化。 根据2025年电价新政，2025-2027年存量项目虽保留保障小时数，但补贴强度每年递减20%，2028年起全面退出。 为应对收益下滑，政策明确支持存量项目通过技术改造提升竞争力，例如： 1. 储能配置成为刚需：加装储能并参与需求侧响应。 例如，贵州最新政策要求配置项目建设装机容量 10%(满足2小时运行要求)以上储能或购买储能服务。且储能度电成本需降至0.3元以下方可具备经济性。 2. 智能化功率预测系统：加装构网型储能、智能功率预测系统。 通过系统，项目可申请技改专项贷款（利率低至3.85%），显著降低融资成本。此外，智能化系统可提升电力交易中的电价预测能力，增强现货市场套利空间。 策略建议：企业需在2027年前完成存量项目的储能改造和智能化升级，充分利用专项贷款等政策工具，并探索“光储充一体化”模式，以延长项目生命周期。 绿证金融化布局 从补贴依赖到市场化收益 绿证交易和绿电溢价成为补贴退坡后的核心收益来源。 2025年新政提出，高耗能企业强制绿电采购比例提升至35%，绿证交易溢价可达0.05-0.15元/千瓦时。且绿证可作为融资抵押物，头部企业ABS（资产证券化）发行成本或降低1.5个百分点。 1. 绿证金融化创新 绿证与碳市场、电力市场联动，企业可通过绿证质押融资、绿电期货等工具拓宽融资渠道。例如，某光伏企业以绿证为抵押物发行绿色债券，融资成本较传统贷款降低2%。 2. 绿电溢价机制 工商业用户对绿电的需求激增，分布式光伏项目可通过签订长期购电协议（PPA）锁定溢价收益。浙江某工业园区分布式光伏项目通过绿电直供高耗能企业，溢价收益占总收入的30%。 3. 风险对冲 绿证价格波动可能影响收益，企业需结合中长期合约与现货交易，平衡风险与收益。 策略建议：企业应加速布局绿证交易能力，与高耗能企业建立战略合作，并探索“绿证+碳资产”的复合收益模式，同时利用金融工具对冲市场风险。 参与电力现货试点 价格套利与收益锁定 随着新能源全面进入市场化交易，电力现货试点成为收益增长的关键战场。 2025年新政明确，首批12个现货试点省份项目可通过价格套期保值工具锁定收益。峰谷价差或突破3:1，为分布式光伏创造套利空间。 1. 分时电价策略 通过储能系统调节发电时段，在电价高峰时段放电，最大化收益。例如，江苏某分布式光伏项目通过“午间发电+晚间储能放电”模式，度电收益提升25%。 2. 虚拟电厂聚合 新政允许分布式光伏通过虚拟电厂形式参与跨省交易，聚合分散资源提升议价能力。某虚拟电厂聚合50MW分布式光伏资源，年度管理服务费收入超2000万元。 3. 氢储一体化 利用弃电制氢，结合跨省售电提升综合收益。 宁夏某风光氢储一体化项目通过弃电制氢+外送高价市场，收益率较单纯发电提升62%。 策略建议：企业需尽早布局电力交易团队，掌握现货市场价格规律，并探索“分布式光伏+储能+氢能”的多能互补模式，以增强市场竞争力。 过渡期风险与应对预警 分布式光伏企业怎样应对 若未能抓住上述红利，企业将面临现金流骤降风险。 例如，未完成市场化转型的存量风电项目，2028年净现金流或骤降30%。 因此，企业需： 1. 动态评估政策窗口期：密切关注各省配电网承载力评估结果，优先布局承载力绿色区域； 2. 强化合规管理：避免以自然人名义备案非自然人项目，防范法律与金融风险； 3. 优化项目选址：结合电网可开放容量预警机制，优先选择消纳条件优越的工商业屋顶或农村区域。 政策红利窗口期的战略选择 分布式光伏企业如何选择 2027年底前的政策调整期，分布式光伏企业需围绕技改、绿证、现货交易三大核心，构建差异化竞争能力。 具体而言： ◆短期（2025-2026年）：利用过渡期加快存量项目并网，抢占消纳宽松区域； ◆中期（2026-2027年）：布局配储与智能调控技术，适应“四可”标准； ◆长期（2027年后）：依托市场化机制（如现货交易、绿证）实现无补贴可持续发展。 政策红利消退后，行业将全面进入技术驱动与成本竞争阶段。 唯有提前卡位政策导向、强化内生能力的企业，方能在“真刀真枪”竞争中立于不败之地。 结 语 分布式光伏三大红利 2025-2027年是分布式光伏从“政策哺育”转向“真刀真枪”竞争的关键过渡期。 企业需以技术升级、金融创新和市场化运营为核心，抓住技改、绿证、现货交易三大红利，方能在后补贴时代占据先机。 正如行业专家所言：“未来五年，掌握电力交易能力的企业将吃掉80%增量市场，依赖补贴的玩家或批量出局。”

“截至2024年底，我国累计建成新型储能超过6000万千瓦。”2025年全国能源工作会议传出消息。 而这一数字在2023年底，还是3139万千瓦。一年间，增长了近一倍。 2024年，新型储能延续了2023年的加速发展态势，持续稳步增长。 这一年，我国各地新型储能你追我赶、奋勇争先，装机第一的王座频频易主。2023年底，山东以398万千瓦新型储能装机规模排名第一。至2024年8月，山东仍以553.8万千瓦装机规模居全国首位。2024年11月，新疆以817.5万千瓦装机规模打破山东连续两年居全国首位的局面，成功折桂。然而仅过月余，2024年12月底，内蒙古便以1032万千瓦装机规模，超越新疆斩获第一，成为全国首个新型储能装机突破1000万千瓦的省区。 只有动态的数据，没有不变的王者。新疆仍在蓄积力量，突破1000万千瓦只在时间的早晚。 事实上，山东、内蒙古和新疆在2023年底便是新型储能全国排名前三的省区，三者之间的首位争夺均是基于实力，并非黑马凭空出现。 装机规模的首位争夺十分激烈，江苏“双料冠军”的收获也值得一提。拥有近2000家核心发明专利企业，江苏因而成为新型储能产业链规模全国第一，仅用半年时间紧急上马400万千瓦电网侧储能成就500万千瓦规模，成为电网侧储能全国第一。新型储能赛道百卉千葩，争相竞逐。 江苏2024年500万千瓦新增规模的增长速度，一度托举华东地区成为新型储能增长较快地区。这使得国家能源局三季度新闻发布会上，华东地区榜上有名。事实上，西北和华北地区一直雄居榜首，两地区以占全国总装机一半以上的规模，是全国新型储能的主力军。 新型储能调度运用能力持续增强 新型储能的快速发展离不开政策的大力支持。 “新型储能”被写进全国两会政府工作报告，无疑是2024年度最大的政策支持。行业上下无不倍感振奋，撸起袖子加油干的势头锐不可当。 为推动新型储能多元化高质量发展，国家能源局以2024年第1号公告公布了遴选的56个新型储能试点示范项目。示范项目涵盖新型储能主要技术路线，锂离子电池储能项目数量占30%，其他各类技术路线和混合储能项目占70%。目的是发挥项目示范引领带动作用，带动行业高质量发展。 2024年2月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，直指调节能力存在的问题，重点部署了包括加强调峰能力建设、推进储能能力建设等多方面任务，旨在充分发挥储能在提升系统调节能力的作用，有效解决运行高峰时段顶峰与低谷时段消纳难题，让电力系统调节能力更加适应新能源发展需要。 2024年4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，对于新型储能并网接入管理、优化调度运行机制进行了进一步规范，重点解决新型储能利用率较低、新型储能大规模建设和调用不充分的问题。 《通知》印发后，国家能源局推动电网企业完善调度规程。 国家电网积极落实相关要求，出台一系列务实举措，接连发布《调度系统新型储能并网服务指南》《关于做好新型储能并网及调度运行工作的意见》，对新型储能并网服务流程、调度运行机制作出明确规定，提高储能管理水平和运行效率。 南方电网印发《南方电网新型储能调度运行规则（试行）》，要求调度机构根据“多峰多谷”的负荷特性及新能源出力情况，每日科学合理安排新型储能电站“多充多放”，进一步提高南方区域新型储能电站合理利用程度，提升新型储能利用率。 内蒙古电力公司在全国率先印发《内蒙古电网新能源配建储能直接调用实施细则》，明确配建储能直接调用的基本原则、应用场景、调用方式和计量结算要求，形成“自主调用为主，直接调用为应急补充”的市场化调用机制。编制《内蒙古电网电化学储能调度运行管理规定》，明确调度运行、系统运行、调度计划、继电保护、现货市场、调度自动化及监控网络安全等专业管理要求。 新型储能调用水平实现稳步提高。据电网企业统计，2024年1月至8月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时。其中，国家电网经营区新型储能累计充放电量约220亿千瓦时，南方电网经营区新型储能累计充放电量约30亿千瓦时，内蒙古电力公司经营区新型储能累计充放电量约10亿千瓦时。 市场化手段提高新型储能参与调节积极性 2024年是特殊的一年。 这一年，两个电力现货市场转正。我国正式运行的省级电力现货市场由2个增加至4个。 在电力现货市场运行背景下，市场化手段能够更为经济、灵活、有效地引导新型储能提高参与电网调节的积极性，充分释放调节潜力，更好发挥对电力系统安全稳定运行的促进作用。 储能在电力市场中主要参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场等。记者梳理发现，我国目前的4个省级电力现货市场，新型储能参与情况各具特点。 2024年12月，山西和广东相继迎来电力现货市场正式运行一周年。 作为我国首个正式运行的电力现货市场，山西电力现货市场有8家独立储能入市经营，共计开展6次新型储能参与调频辅助服务市场结算试运行。山西独立储能电站形成了电力现货市场+辅助服务（一次调频、二次调频）的盈利模式。 独立储能参与二次调频可谓山西特色。 2024年6月，国家能源局山西监管办印发《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》，鼓励独立储能参与二次调频市场，在新型储能市场化探索上又进一步。 早在2022年5月，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，明确新型储能可参与一次调频市场，调频服务报价范围为5—10元/兆瓦，是当时全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策。 为了保证电网的频率稳定，一般要对电力环节进行调频，包括一次和二次调频。频率的二次调整是指发电机组的调频器对于变动幅度较大（0.5%—1.5%）、变动周期较长（10s—30min）的频率偏差所作的调整。相比于燃煤机组、水电机组等传统调频资源，新型储能具有布局灵活、响应速度快、发用双向调节等技术优势，替代效果较好，成为调频市场的关注热点，其运行模式以火电联合储能和独立储能调频为主。 储能调频是当下储能最具市场前景、拥有良好回报的一种商业模式。山西电力市场在储能调频的探索上始终走在全国前列。 广东作为全国规模最大、品种最全、最具活力的省级电力市场，于2023年10月在全国率先实现独立储能以“报量报价”方式参与现货交易。广东独立储能通过“电能量+辅助服务+容量租赁”的组合方式，实现可持续的商业运营模式。截至2024年底，6家独立储能电站参与广东现货市场及南方区域调频市场，最大充放电功率70万千瓦。 据悉，广东参与市场交易的独立储能日均等效循环次数可达2—3次，真正意义实现储能“配且用”。 日均等效循环次数是指每日储能系统等效充放电循环的平均次数。在电力市场中，独立储能系统需要在短时间内多次充放电以应对电网的需求波动。在这种情况下，日均等效循环次数作为一个关键指标，反映了储能系统在一天内的快速响应能力和灵活性。 此外，广东的万羚、峡安储能电站参与区域调频市场，为系统提供快速调频资源，实现自主分时选择参与现货市场或调频市场，“分时复用”落地实施。促进新型储能“一体多用、分时复用”，是国家能源局《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》中的具体要求。这种模式下，储能电站可以在一天中的不同时间根据电力系统的实际需求灵活地转换功能。例如，在用电高峰时段提供调峰服务，在电网频率波动时提供调频服务。通过这种方式，储能电站能够更高效地利用其存储的能量，增加其在电力市场中的应用价值，并最终实现利益的最大化。 广东电力市场引导独立储能多赛道最大限度发挥灵活调节能力。 2024年6月17日，山东电力现货市场转正式运行。山东有28家独立储能电站和2座风电场配建储能常态化参与现货市场交易。 山东始终将新型储能摆在突出位置，研究出台全国首部独立储能电力现货市场支持政策、首部长时储能专项支持政策，开展首个配建储能转为独立储能试点，为储能发展营造良好政策环境。 目前，山东电力现货市场建立了独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的市场盈利机制。 2024年9月5日，甘肃电力现货市场转正式运行。甘肃是全国首个为储能开放调峰容量市场的地区。甘肃新型储能参与调峰容量市场，从基于实际调用电量的补偿方式转变为调节能力补偿方式。同时，支持电网侧储能以独立身份参与调频市场，并将电源侧储能与新能源作为整体纳入调频市场交易，获取里程补偿收益。 甘肃独立储能以报量不报价、配建储能与新能源一体化参与现货市场，实现独立储能、新能源配建储能依据消纳和保供需要的最大化调用。2024年8月27日，新版《甘肃电力现货市场规则》发布后，储能市场化机制进一步完善。配建储能由电力调度机构按需调用期间按照独立储能充放电价格机制执行，其次增加储能按需调用补偿费用。按照“后充先放”的原则，记录储能充电成本和放电收益，开展成本补偿。 新型储能技术创新不断涌现 2025年全国能源工作会议披露：“新型储能技术创新不断涌现。” 储能技术被视为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的重要手段。目前多种技术并进，从当前来看，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储能、重力储能、飞轮储能这6种新型储能路线备受关注。 根据不同储能时长，新型储能可以分为短时储能（小于1小时）、中长时储能（1—4小时）、长时储能（4小时及以上）。目前国内外尚未对长时储能的时长进行统一定义，国内一般把4小时及以上的储能技术归纳为长时储能。备受关注的6种技术路线中，除飞轮储能属短时储能外，其他皆属于中长时或长时储能范畴。 目前，中长时储能占据主流，并且以锂离子电池储能为主要的技术类型。然而短时储能、长时储能均具有一定的市场体量和各自的发展前景，未来储能市场的发展必定是多元时长、多元技术、多元应用的结合。不同时长的储能在电力系统中有着不同的功效，简言之，短时储能应用于紧急补能需求，长时储能用于长效调峰并网。 短时储能技术主要应用于电力系统的调频、爬坡、顶峰等高频应用场景，以及用户侧的日内调峰和电能质量改善等领域。这些应用场景对储能系统的响应速度和调节精度要求较高。 尤其是电网的一次调频、二次调频亟须短时储能。一次调频的响应时间要求为秒级，这意味着在电网频率出现偏差时，需要在极短的时间内进行调整以恢复频率稳定。 飞轮储能是短时储能技术代表，通过高速旋转的飞轮储存能量，并在需要时将动能转换为电能。 在中长时储能中，锂离子电池储能技术在我国新型储能中占据绝对优势地位。截至2024年上半年，已投运锂离子电池储能占比达97.0%。从技术成熟度看，锂离子电池在规模效应和产业配套上仍然遥遥领先其他新型储能，因此未来5—10年大概率仍为新型储能的装机主流。 在可再生能源迅速发展的当下，长时储能在增强储电能力、保障电力系统调峰和安全稳定运行以及应对极端天气方面发挥着重要作用。长时储能技术包括机械储能类、热能储能类、电化学储能类、化学储能类4个类别。 机械储能中以压缩空气储能、重力储能较为人们熟知。 压缩空气储能技术是目前除抽水蓄能之外最为成熟的物理储能技术之一，也是现今大规模长时储能技术研发的热点。同时，压缩空气储能技术被视为继抽水蓄能之后，第二大被认为适合吉瓦级大规模电力储能的技术。百兆瓦级的先进压缩空气储能技术已成为当前面向大规模长时储能市场产业化的最佳功率级别，对国内压缩空气储能产业的发展及大范围应用有着推动意义。 从目前的压缩空气储能项目来看，压缩空气储能电站项目功率已突破350兆瓦，多个项目容量达到吉瓦级。2024年4月30日，全国最大压缩空气储能项目——山东肥城300兆瓦压缩空气储能示范项目并网发电，年发电量可达6亿千瓦时，能保障超过20万户家庭的用电需求。 重力储能具备安全、长寿命、长时储能等优点。2024年底，江苏如东天楹重力储能项目进行设备的安装调试，为下一步的投运奠定基础，其将实现我国重力储能“从0到1”的突破。重力储能主要原理是利用新能源产生的富余电能提升重力块进行“充电”，等到用电高峰时，再放下重力块，用重力做功“放电”。该项目发电功率为2.5万千瓦，4个小时一来回，一个来回放电10万千瓦时。

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。