唐任远院士：攻克抽水蓄能 大型变速机组技术瓶颈 “双碳”目标下，我国步入了构建现代能源体系新阶段。壮大清洁能源产业，实施可再生能源替代行动，推动构建新型电力系统成为大势所趋。 由于风电、太阳能等新能源发电具有不稳定性，大规模接入会对电网造成一定冲击，需要配合储能调节系统共同使用。抽水蓄能是一种能够提供电网级别、超大容量的储能方式。与其他储能形式相比，抽水蓄能是目前最经济、最高效的一种储能方式。 抽水蓄能需要大型可变速发电电动机机组，目前可变速抽水蓄能机组重大装备关键技术被国外极少数公司垄断。发展抽水蓄能对保障电力供应、确保电网安全、促进新能源消纳、推动能源绿色低碳转型具有重要意义。我国宜制订专项计划，开展部分关键技术科研攻关，加快科研试验平台建设，通过自主创新攻克变速抽水蓄能机组重大装备制造技术瓶颈。 当下全球能源结构加速调整，能源体系和发展模式正在进入非化石能源主导的崭新阶段。“双碳”目标引导下，我国能源结构还需进一步优化，加快构建以新能源为主体的新型电力系统。发展抽水蓄能，提升电力系统灵活调节能力，是构建以新能源为主体的新型电力系统的迫切要求，是可再生能源大规模发展的重要保障，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑。 当前我国正处于能源绿色低碳转型发展的关键期，新能源大规模发展，但风、光等发电存在间歇性和波动性特点，会对电网造成一定冲击。因此，电力系统需要具备大量调节设备才能实现新能源电力的大规模接入，保障电力系统的安全、稳定运行。抽水蓄能与风电、太阳能发电、核电、火电等配合使用，可以促进电力系统对新能源的消纳水平。同时，通过发电与抽水交替运行，可以实现电力系统功率的调峰填谷，提高电力系统运行的稳定性，是目前最经济、最有效、最具大规模开发价值的电力调节系统。 抽水蓄能作为一种同时具备电网调峰、填谷、调频、调相等多重功能的大规模储能系统，能够高效承担电力系统的调峰等任务，减少对投资成本高、环境压力大的火电调峰机组的投入，显著降低煤炭资源的使用，从而实现调峰减碳的目的；抽水蓄能在用电负荷低谷时，利用火电厂发出的多余电量作为抽水电源，可以提高火电机组运行的稳定性与设备利用率，从而实现填谷减碳；抽水蓄能是一种清洁能源电源、储能电源与调节电源，可以很好地解决电网的功率平衡、电能质量等问题，有效助力碳达峰、碳中和目标的实现。 根据我国经济发展的速度以及电力需求，未来十余年将是我国抽水蓄能电站发展的高速阶段。 在抽水蓄能方面，我国走过了技术引进、消化吸收、再创新的过程。通过一批常规大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成了涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。 目前我国常规抽水蓄能项目发展较快，分布区域不断扩展，相继建设了泰安、惠州、白莲河、西龙池、仙居、阳江、丰宁等一批具有世界先进水平的抽水蓄能电站。其中，河北丰宁抽水蓄能电站装机容量360万千瓦，是目前世界装机容量最大的常规抽水蓄能电站。总体看，我国在建常规抽水蓄能电站总规模5513万千瓦，约60%分布在华东和华北，已建和在建规模均居世界首位。 从技术装备层面看，从三峡、溪洛渡、向家坝到白鹤滩电站，我国1000MW水轮发电机组已成为世界独一无二的水电设备。单机400MW的广东阳江电站是目前国内单机容量最大、净水头最高、埋深最大的常规抽水蓄能机组，证明我国常规抽水蓄能技术已经达到国际先进水平。 可变速技术能使抽水蓄能机组不局限于额定转速运行，从而使调控更灵活、快速、高效、可靠，该技术已成为全球抽水蓄能领域的新方向和研发热点。目前，世界上大多数可变速抽水蓄能机组位于日本和欧洲。日本20世纪90年代就开始应用可变速抽水蓄能技术实现电网频率控制，日本可变速抽水蓄能电机的产品最大单机容量已达到40万千瓦。近年来，随着大量风力发电的接入，欧洲开始大量引入可变速抽水蓄能进行电网功率平衡控制。 我国在可变速抽水蓄能产品方面还相对落后，目前国产化产品处于空白状态。我国第一座可变速抽水蓄能电站是丰宁电站二期工程，该电站的变速抽水蓄能机组由外国公司承建，目前还在建造之中。 我国新型电力系统中急需一定量的可变速抽水蓄能机组，一是推进可再生能源发电的需要，二是保障电网安全，提高供电质量。2021年，我国首座可变速抽水蓄能机组实证平台在武汉大学校外抽水蓄能实验基地成功通过专家评审，将为我国首批可变速抽水蓄能电站的设计、建设、运行提供基础性支撑。 常规抽水蓄能机组的运行过程转速不变，发电状态下功率调节范围较窄，抽水状态下功率不能调节，不足以应对电网近年来出现的大规模快速功率波动的迫切需求。采用可变速抽水蓄能机组可以实现发电运行和抽水运行两种状态的宽负荷功率调节，同时具有快速系统响应速度，使水轮机在任意水头和负荷时始终保持在最佳转速运行，并保持效率最优，对电力系统稳定运行起到重要作用。目前来看，面临以下挑战。 一是大型可变速抽水蓄能机组由于采用双馈电机机型，转动部分与定子部分具有一样的铁心和绕组。这样的结构对小型电机不存在太大问题，但对于大型抽水蓄能机组这种大尺寸、高线速度下的转动铁心和绕组，其动态稳定设计是国际公认的难题。从转动部分关键部件的材料选择，到电磁性能、力学性能及传热性能的设计都存在亟待攻克的难点，需要电机方面科研技术人员的努力。 二是大型变速抽水蓄能机组需具备快速准确协助电网调峰调频调相的能力，开发出适用于发电和抽水两种工况并且有功和无功控制高度解耦的大型可变速抽水蓄能机组的励磁控制装置和控制策略是当前亟待解决的问题，与此相应还需要进一步提升励磁、调速器、变频装置等辅机设备的国产化水平。 三是提高大型可变速抽水蓄能机组工艺水平，降低工程造价，确保工程安全和质量等方面还面临挑战。 四是需要进一步利用物联网、云计算和大数据等技术，推动大型可变速抽水蓄能机组设计、建造和管理的数字化、智能化。 目前我国还没有依托实际工程落地的国产变速抽水蓄能机组，我国宜通过自主创新的国产化研制之路，全产业链推进关键核心部件国产化力度，确保项目建设整体可控，力争在产品制造的瓶颈方面取得突破，将大国重器掌握在自己手里。 首先，提高无取向电工钢研制水平。大型可变速抽水蓄能机组设备对机组效率要求较高，随着机组装机容量的快速增长，将拉动高牌号无取向电工钢需求，需要深入研究； 其次，要投入较多科研力量攻关解决转子铁心端伸出部分绕组的防护结构； 再次，在大型可变速抽水蓄能机组设备这种大惯量、复杂水力条件和电气性能要求下的运行性能设计，需要集电磁、水力、电力电子、控制系统等多方面的技术来完成系统的综合设计。 在大型可变速抽水蓄能机组推广应用上，建议国家出台指导意见，推进示范项目和工程，立项开展关键技术研发与标准制定，将先进适用的科技创新成果融入标准，促进国产技术落地。进一步完善相关支持政策，支持核蓄一体化、风光蓄多能互补基地等新业态发展，推动大型可变速抽水蓄能机组应用。 培养、培训抽水蓄能行业高端工程技术人才，既必要又紧迫。 宜鼓励高校发展机电一体化和培养交叉学科人才。针对能源重点领域，在国内有条件的综合高校和行业高校中，加快建设一批在线课程、虚拟仿真实验课程，启动一批专业、课程、教材、教学方法等综合改革试点项目，拓展专业的深度和广度；建议高校院所与抽水蓄能制造企业之间加强校企合作，结合理工类高校人才培养优势来充实抽水蓄能人才储备。 在加大力度培养高端工程技术人才的同时，还要帮助装备制造业企业留住人才。装备制造业是国民经济建设的根基，需要由卓越工程技术人才守住这个根基，筑牢我国电力工业基础。抽水蓄能制造企业需要创新商业盈利模式，不断提升项目管理与技术水平，促进抽水蓄能产业健康、快速发展。此外，企业需建立抽水蓄能装备制造领域培训体系，从理论知识、政策指导、技术规范、项目管理、智能管控等维度培育抽水蓄能装备制造企业核心能力，促进队伍梯队建设与行业人才成长。 加快培养抽水蓄能行业市场开发、工程技术、项目建设与管理等领域的专业人才与综合性人才，为实现碳达峰、碳中和提供坚强的人才保障和智力支持。

《光伏电站开发建设管理办法（二次征求意见稿）》 电网企业应根据国家确定的光伏电站开发建设总体目标和重大布局、各地区光伏电站发展规划和年度开发建设方案，结合光伏电站发展需要，及时优化电网规划建设方案和投资计划安排，统筹开展光伏电站配套电网建设和改造，鼓励采用智能电网等先进技术，提高电力系统接纳光伏发电的能力。 省级能源主管部门制定的光伏电站年度开发建设方案可包括项目清单、开工建设与投产时间、建设要求、保障措施等内容，其中项目清单可视发展需要并结合本地实际分类确定为保障性并网项目和市场化并网项目。各地可结合实际，一次性或分批确定项目清单，并及时向社会公布相关情况。纳入光伏电站年度开发建设方案的项目，电网企业应及时办理电网接入手续。鼓励各级能源主管部门采用建立项目库的管理方式，做好光伏电站项目储备。 各省（区、市）光伏电站年度开发建设方案和竞争性配置项目办法应及时向国家能源局报备，并抄送当地国家能源局派出机构。各级能源主管部门要优化营商环境，规范开发建设秩序，不得将强制配套产业或投资、违规收取项目保证金等各类不合理要求或条件作为项目开发建设的门槛。 电网企业要会同全国新能源消纳监测预警中心及时公布各省级区域并网消纳情况及预测分析，引导理性投资、有序建设。

中国石化发布实施氢能中长期发展战略 9月2日，中国石化发布实施氢能中长期发展战略，加快打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领先氢能公司的发展目标。公司将按照“加氢引领、绿氢示范、双轮驱动、助力减碳”的思路，聚焦氢能交通和绿氢炼化两大领域，大力发展氢能一体化业务，引领氢能产业链高质量发展。 根据中国石化氢能中长期发展战略，公司将以打造规模最大、科技领先、管理一流的“中国第一氢能公司”为目标，围绕氢能交通、绿氢炼化两大领域积极推进产业示范，从三个方面发展氢能业务。 加强产业培育，推动氢能产业高质量发展。中国石化将坚持“国家有布局、市场有需求、发展有效益、战略有协同”原则，按照“油气氢电服”一体化综合能源服务的思路，积极稳妥推进加氢站网络布局，规划到2025年，建成加氢能力12万吨/年左右，全力满足消费终端加氢需求;在现有炼化、煤化工制氢基础上，大力发展可再生电力制氢，进一步扩大清洁绿色氢气生产利用规模，重点抓好绿电制绿氢重大示范项目布局建设，逐步在炼化领域替代化石原料制氢，推动工业领域深度脱碳；积极联合各方优势资源，推动建立全国性氢气生产、利用、加氢站网络及科技装备等产业链数据库，建立信息共享机制，为我国氢能产业发展提供基础数据支撑,带动全产业链高质量发展。 强化创新引领，推动氢能产业高质量发展。中国石化将加大技术攻关力度，力争在高性能燃料电池催化等石化材料、质子交换膜电解水制氢、加氢站关键设备国产化等领域实现更大突破，为实现氢能产业链自主可控作出更大贡献；积极参与产业标准体系制定，推动技术创新与标准融合发展，为氢能产业稳健发展提供保障。同时，中国石化将聚焦产业链薄弱环节，构筑以骨干企业为牵引、高校院所联合攻关的创新联合体，积极引导搭建国家级创新平台，着力构建高效协作创新网络，共同推动氢能技术与装备国产化进程。 深化战略合作，推进产业链供应链创新链协同发展。近年来，围绕氢能和燃料电池汽车产业，中国石化与国内主要能源企业深化互利合作，战略投资上海重塑、中鼎恒盛、海德利森、国富氢能、上海舜华、中科富海等产业链头部企业，与法液空签署合作备忘录，与康明斯签署合作意向书并成立合资公司生产质子交换膜电解水制氢装置，取得了很好的合作成果。7月14日中国石化成功举办《氢能应用现代产业链建设推进会暨高质量发展论坛》，并与河南机场集团、宝武清洁能源公司、一汽解放、中国氢能联盟、中国船级社、上海交大氢科学中心、武汉绿动氢能技术公司等8家单位签署氢能产业链建设合作协议，共同谋划携手打造氢能应用现代产业链、推动氢能产业高质量发展。 2022年3月23日，国家发展改革委、国家能源局联合发布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035）》（以下简称《国家规划》），明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位，为我国氢能产业中长期发展绘就了蓝图。目前，中国可再生能源装机量居于世界首位，在清洁低碳氢能源供给上具有巨大潜力。从中长期看，能源转型将显著提速，低碳化、智能化、多元化、多极化的趋势不可逆转。氢能作为一种具有广泛优势的二次能源、一种可有效支撑可再生能源大规模发展的理想互联媒介，已经成为交通运输、工业等领域大规模深度脱碳的最佳选择，对保障能源安全、应对全球气候变化具有重要意义。下一步，中国石化将以更加开放的态度，联合各政府产业基金、金融机构以及产业链上下游重点企业，共同发起设立氢能产业创新发展平台，支撑构建产业链完整、分工协作、共同发展的新兴产业生态体系。中国石化将与产业链相关同仁携手共进、砥砺前行，共同做氢能产业高质量发展的参与者、实践者、推动者，共同激发氢能发展的“链式反应”，释放能源革命的强大力量。

27家火电上市公司披露业绩，谁盈谁亏？ 2022年上半年，我国火电上市公司仍有10家出现亏损，其中，火电龙头华能国际亏损金额甚至超过了30亿元。 在承担保供重任的同时，如何为火电企业纾困便显得尤为重要了。 （一）华能国际 华能国际是国内最大的火电上市公司，公司的控股股东是华能国际电力开发公司（华能开发），最终控股股东是中国华能集团有限公司（华能集团）。 华能国际及其附属公司主要在中国全国范围内开发、建设和经营管理大型发电厂，是中国最大的上市发电公司之一，是中国境内第一个实现在纽约、香港、上海三地上市的发电公司。 截至2021年12月31日，拥有可控发电装机容量118，695兆瓦，权益发电装机容量103，875兆瓦，低碳清洁能源装机占比达到22.39%。 2022年上半年华能国际营业收入1168.69亿元，同比增长22.68%；净利润亏损30亿元，同比减少167.6%。 （二）华电国际 华电国际连同其附属公司为中国最大型的综合能源公司之一，其主要业务为建设、经营电厂，包括大型高效的燃煤燃气发电机组及多项可再生能源项目。 目前，本公司已投入运行的控股发电厂共计61家，控股装机容量为5，661.53万千瓦，其中燃煤发电机组控股装机容量为4，323.5万千瓦，燃气发电控股装机容量为687.41万千瓦。 公司的经营范围为建设、经营管理发电厂和其他与发电相关的产业，电力业务相关的技术服务、信息咨询，电力、热力产品购销及服务，电力工程设计、施工，配电网经营。 2022年上半年华电国际营业收入495.45亿元，同比减少8.99%；净利润为16.45亿元，同比减少51.22%。 （三）国电电力 国电电力是国家能源集团控股的核心电力上市公司和常规能源发电业务的整合平台，主要经营业务为电力、热力生产及销售，产业涉及火电、水电、风电、光伏发电及煤炭等领域。截至2021年底，公司资产总额3979.09亿元，控股装机容量9980.85万千瓦，控制煤炭资源储量26.9035亿吨。 截至2021年底，公司火电装机7739.96万千瓦，其中60万千瓦及以上机组容量占比66.55%，100万千瓦及以上机组容量占比24.55%；水电装机1497.24万千瓦，占总装机的15.00%。 2022年上半年国电电力营业收入911.58亿元，同比增长20.03%；净利润23.34亿元，同比减少22.1%。 （四）大唐发电 大唐国际发电股份有限公司是由中国大唐集团公司控股的中外合资企业，是大唐集团的旗舰企业。 经营产业以发电为主，同时涉及煤炭、交通、循环经济、售电等领域，已从单一的火力发电企业成长为涉足多个领域、多种产业的综合能源公司。 大唐国际旗下14家电厂，1911.6万千瓦装机并入京津唐电网，占全网装机的21.5%，直接向北京输送电量，发电能力达北京市高峰用电负荷的76%，为保障首都电力供应发挥着重要作用。 2022年上半年大唐发电营业收入555.98亿元，同比增长9.99%；净利润13.99亿元，减少20.82%。 （五）华银电力 大唐华银电力股份有限公司原名湖南华银电力股份有限公司，1993年1月16日经湖南省体改委批准，由湖南省电力公司等6家法人单位共同发起，于1993年3月22日正式成立。1996年9月5日，公司股票在上海证券交易所挂牌交易。2003年9月，根据电力体制改革方案，湖南省电力公司将持有的公司33.34%股权划转至中国大唐集团公司(以下简称中国大唐)持有，公司控股股东变更为中国大唐。 2006年7月10日，更名为大唐华银电力股份有限公司。2015年，华银电力非公开发行股份收购大唐耒阳发电厂全部经营性资产、大唐湘潭发电有限责任公司100%股权、大唐华银张家界水电有限公司35%股权，中国大唐所持华银电力股份增至9.53亿股，占华银公司总股本的53.53%。 2022年上半年华银电力净利润亏损2.65亿元。 （六）内蒙华电 内蒙古蒙电华能热电股份有限公司是1993年经内蒙古自治区人民政府批准设立的股份有限公司，由内蒙古电力(集团)有限责任公司、中国华能集团公司等作为发起人以社会募集方式设立。公司前身为包头第二热电厂，是国家“一五”计划期间兴建的156项重点工程之一。1994年3月，公司向社会公众公开发行人民币普通股股票(A股)5，000万股，同年5月20日“内蒙华电”股票在上海证券交易所挂牌交易，公司成为内蒙古自治区第一家上市公司。 公司经营范围为火力发电、供应，蒸汽、热水的生产、供应、销售、维护和管理;风力发电以及其他新能源发电和供应;对煤炭、铁路及配套基础设施项目投资，对煤化工、煤炭加工行业投资、建设、运营管理等。 内蒙华电2022年上半年营业收入109.71亿元，同比增33.94%；净利润11.66亿元，同比增长142.01%。 （七）金山股份 沈阳金山能源股份有限公司是华电集团旗下上市公司，主要从事电力、热力的生产与销售,主要产品为电力和热力.公司是集火力发电、风力发电、供热和供汽为一体的综合性的能源企业,核心业务为发电。公司产品以电力为主,热力为辅。公司火力发电、供热业务的主要原材料为煤炭,主要通过外部采购获得。 金山股份2022年上半年营业收入34.21亿元，净利润亏损7.73亿元。 （八）*ST华源 华电能源是中国华电集团公司控股的国内最早的国有大型电力上市公司。目前公司总资产约230亿元人民币,总股本19.7亿,全资、控股拥有9家发电供热企业、2家煤炭企业、4家专业公司。 公司火电总装机容量615万千瓦,约占黑龙江省直调火电装机容量的41%,总供热面积6100万平方米,是哈尔滨市、齐齐哈尔市、牡丹江市和佳木斯市等区域内大中城市的热源生产单位,是黑龙江省最大的发电、供热企业、电表生产企业。 华电能源2022年上半年净利润亏损14.53亿元。

上半年主要发电上市公司陷入亏损 7月27日，华能国际电力股份有限公司（以下简称“华能国际”）发布2022年半年报。半年报显示，华能国际上半年实现营业收入1168.69亿元，比上年同期上升了22.68%。受燃煤采购价格同比大幅上涨影响，公司上半年业绩亏损，归母净利润为-30.09亿元，比上年同期下降了167.60%，每股收益为人民币-0.26元。 据华能国际半年报显示，公司上半年亏损主要原因系燃料价格同比大幅上涨。上半年，华能国际境内各运行电厂平均上网结算电价为505.69元/兆瓦时，同比上升20.70%。但是，华能国际境内燃煤机组利用小时1946小时，同比下降220小时。 煤价方面，2022年上半年煤价高企，华能国际共采购煤炭8821万吨，原煤采购综合价为840.27元/吨，同比上涨41.20%。境内火电厂售电单位燃料成本为376.70元/兆瓦时，同比上涨50.49%。 对于可能存在的风险，华电国际半年报显示，新能源保持快速发展势头，新能源装机容量占比持续提高，火电厂顶峰保供和调节服务压力持续增大。预计下半年，个别地区存在时段性电力供应紧张风险，燃料价格居高不下，进口煤价格倒挂，火电企业存在经营和保供双重压力。 电价方面，部分区域市场电价合理上浮依然存在一定限制，新能源固定电价的保障收购电量规模持续下降，市场交易以降价为主，绿电价格形成机制尚不明确，新能源企业难以获得真实环境溢价。此外，电力中长期、现货交易价格仅体现电能量价值，没有充分体现备用、调节服务价值，发电机组难以获得足够的投资回报。 煤价方面，上半年，国内煤炭产量较快增长，价格高位运行，进口煤价格倒挂。下半年，受全球能源供应紧张，以及环保安全督查、疫情等因素影响，国内煤炭供应增量存在不确定性。下半年，国家宏观经济全面复苏，社会用电量也将得到提升。随着清洁能源转入淡季，火电将继续发挥能源兜底保障作用，电煤耗用将较上半年出现增长。目前，电煤中长期合同全覆盖、价格机制等政策尚未完全落实到位，进口煤应急保障中长期合同替代补签全面落地难度较大，煤炭价格持续高位运行，燃料保供控价存在双重压力。 碳交易方面，2021年及后续年度配额分配方案尚未出台，预计配额发放逐步趋紧，存在发电成本增加的风险。碳市场的启动初期暂未纳入机构与个人交易，后期如机构与个人入市交易，存在发电企业履约成本增加的风险。 此外，我国对电力企业的污染防治提出了严格的要求。华能国际位于长江、黄河流域，以及环渤海地区的部分电厂，在废水、灰场、煤场等方面，面临一定的环保压力。 实际上，受困于燃料成本高企，燃煤发电上市公司多数处于亏损状态。中电联近期发布的《2022年上半年全国电力供需形势分析预测报告》显示，电煤价格水平总体仍居高位，煤电企业仍大面积亏损。今年以来煤电企业采购的电煤综合价持续高于基准价上限，大型发电集团到场标煤单价同比上涨34.5%，大体测算上半年全国煤电企业因电煤价格上涨导致电煤采购成本同比额外增加2000亿元左右。电煤采购成本大幅上涨，涨幅远高于煤电企业售电价格涨幅，导致大型发电集团仍有超过一半以上的煤电企业处于亏损状态，部分企业现金流紧张。 以五大发电集团旗下的部分核心上市公司大唐发电、华电国际、国电电力为例，2022年一季度，国电电力、华电国际分别实现营收467.84亿元、288.16亿元，同比上升19.83%、同比下降3.98%；归母净利润分别实现10.56亿元、6.17亿元，分别同比下降50.66%、50.26%。大唐发电今年一季度亏损超4亿，单季净利润同比减144.32%。 地方发电企业方面，处于负荷中心的广东省代表企业粤电力A，由于煤炭、天然气价格仍旧高企，上半年火电业务严重亏损，报告期内归属于上市公司股东的净利润亏损12.5亿元—15.5亿元，较上年同期由盈转亏。 对于下半年的发展趋势，随着进入用电旺季，叠加长协煤覆盖率进一步提升，业绩有望改善，随着长协煤政策的提出，以及长协合同换补签工作的落实，长协煤覆盖率有望提升，三季度燃煤成本有望回落，拉动煤电业绩改善。

缓解澳洲“用电荒” 阳光电源签下储能大单！ 近日，澳洲传统电力供应短缺加剧致使电价暴涨、停电频发，遭遇“用电荒”，与此同时，澳洲新能源日间发电高峰供过于求更导致限发和负电价现象。加装大型储能设备在稳定电网和保障电力供应方面正发挥主体作用，并成为澳洲电力市场调频调峰服务的优选。 继上半年176MWh Ginan光储直流耦合项目后，阳光电源近日在澳洲又传来喜讯，与跨国能源企业Naturgy子公司Global Power Generation（GPG）签署220.16MWh的储能订单，助力GPG建成澳洲最大的光储直流耦合项目—Cunderdin Project。Cunderdin Project位于西澳洲坎德丁镇，由GPG投资建设，采用阳光电源大型地面电站液冷储能系统PowerTitan。该产品基于电力电子、电化学、电网支撑技术“三电融合”的理念，通过专业的系统集成，实现软硬件高度兼容，各环节数据互通、协同运行，从而让储电、用电更加安全高效，为业主整体收益保驾护航。该项目将于2022年第四季度开始建设，到2024年初投运，届时将深度参与澳洲容量服务市场交易（AEMO Capacity Credit Market）获取更高投资回报，并利用峰谷调节机制，灵活快速地响应电网调度，提升澳洲新能源消纳水平，为当地居民提供长效稳定、安全的清洁电力。GPG的CEO, Francisco Antonio先生表示：“Cunderdin Project目前是澳洲最大的光储直流耦合项目。作为业主和投资方，我们对Cunderdin Project的长期价值寄予厚望。阳光电源专业的光储产品方案和在澳优异的业绩表现深受认可，我们相信此次合作不仅能保障当地居民的用电安全，更有望为全澳新能源产业的升级发展注入新动力。”

五部门发文，《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》 8月29日，工信部、财政部、商务部、国务院国资委、国家市监局联合发布《加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划》，提出：通过5-8年时间，电力装备供给结构显著改善，保障电网输配效率明显提升，高端化智能化绿色化发展及示范应用不断加快，国际竞争力进一步增强，基本满足适应非化石能源高比例、大规模接入的新型电力系统建设需要。煤电机组灵活性改造能力累计超过2亿千瓦，可再生能源发电装备供给能力不断提高，风电和太阳能发电装备满足12亿千瓦以上装机需求，核电装备满足7000万千瓦装机需求。 加速发展清洁低碳发电装备。推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快推进燃气轮机研究开发。推进水电机组宽负荷改造，加快可变速抽水蓄能及海上抽水蓄能装备研制应用及高水头冲击式水电机组关键技术研究。进一步加快三代核电的批量化，加速四代核电装备研发应用。推进风光储一体化装备发展，推动构网型新能源发电装备研究开发。加快生物质能装备以及海洋能、地热能等开发利用装备的研制和应用。着力攻克可再生能源制氢等技术装备。 在太阳能装备方面，重点发展高效低成本光伏电池技术。研发高可靠、智能化光伏组件及高电压、高功率、高效散热的逆变器以及智能故障检测、快速定位等关键技术。开发基于5G、先进计算、人工智能等新一代信息技术的集成运维技术和智能光伏管理系统。积极发展太阳能光热发电，推动建立光热发电与光伏、储能等多能互补集成。研究光伏组件资源化利用实施路径。 推动TOPCon、HJT、IBC等晶体硅太阳能电池技术和钙钛矿、叠层电池组件技术产业化，开展新型高效低成本光伏电池技术研究和应用，开展智能光伏试点示范和行业应用。 光伏+方面，推进新建厂房和公共建筑开展光伏建筑一体化建设，支持农（牧）光互补、渔光互补等复合开发，推动光伏与5G基站、大数据中心融合发展及在新能源汽车充换电站、高速公路服务区等交通领域应用。鼓励在沙漠、戈壁、荒漠、荒山、沿海滩涂、采煤沉陷区、矿山排土场等区域开发光伏电站。 储能+方面，在新能源资源富集地区，推动新型储能+可再生能源发电、风光火（水）储一体化供能试点。围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等用户，发展新型储能+分布式新能源、微电网、增量配网等。 原文如下： 加快电力装备绿色低碳创新发展行动计划 为深入贯彻落实党中央、国务院关于碳达峰碳中和的重大战略决策，推进能源生产清洁化、能源消费电气化，推动新型电力系统建设，加快电力装备绿色低碳创新发展，制定本行动计划。 一、总体要求 （二）主要目标通过5-8年时间，电力装备供给结构显著改善，保障电网输配效率明显提升，高端化智能化绿色化发展及示范应用不断加快，国际竞争力进一步增强，基本满足适应非化石能源高比例、大规模接入的新型电力系统建设需要。煤电机组灵活性改造能力累计超过2亿千瓦，可再生能源发电装备供给能力不断提高，风电和太阳能发电装备满足12亿千瓦以上装机需求，核电装备满足7000万千瓦装机需求。 二、重点任务 （一）装备体系绿色升级行动统筹发输配用电装备供给结构调整，围绕新型电力系统构建，加速发展清洁低碳发电装备，提升输变电装备消纳保障能力，加快推进配电装备升级换代、提高用电设备能效匹配水平，推进资源循环利用。 1．加速发展清洁低碳发电装备。推进煤电装备节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。加快推进燃气轮机研究开发。推进水电机组宽负荷改造，加快可变速抽水蓄能及海上抽水蓄能装备研制应用及高水头冲击式水电机组关键技术研究。进一步加快三代核电的批量化，加速四代核电装备研发应用。推进风光储一体化装备发展，推动构网型新能源发电装备研究开发。加快生物质能装备以及海洋能、地热能等开发利用装备的研制和应用。着力攻克可再生能源制氢等技术装备。 2．提升输变电装备消纳保障能力。面向电网高比例可再生能源、高比例电力电子装备“双高”特性，以及夏、冬季双负荷高峰的需求特点，加快发展特高压输变电、柔性直流输电装备。瞄准安全灵活、绿色低碳的输电网技术装备，持续开展不同电压等级、不同开断容量的发电机断路器及高电压等级真空开关设备的研制，加快大功率电力电子器件、天然酯（植物）绝缘油变压器等研发突破。 3．加快推进配电装备升级换代。发展满足新型电力系统“双高”“双随机”（分布式新能源的随机性和可调负载的随机性）特性的保护与控制配电技术装备。依托智能配电网、主动配电网建设，加快电网之间柔性可控互联，积极发展以消纳新能源为主的智能微电网，加速突破综合能源管理和利用、多电源优化互动等技术装备。 4．提高用电设备能效匹配水平。发展高功率密度永磁电机、同步磁阻电机、智能电机、超高效异步电机等产品。加强高效节能变压器研制及推广应用。加快推广应用高能效电锅炉、电窑炉等装备，拓展工业、交通、建筑等领域电能替代。加快用能系统能效提升，开展重点用电设备系统匹配性节能改造和运行控制优化。推动完善废旧电机回收利用体系，鼓励企业开展电机再制造，促进再制造电机产品应用。 （二）电力装备技术创新提升行动 坚持创新驱动，强化企业创新主体地位，完善产业创新体系和产业发展生态，推动产业集群发展，不断增强产业链供应链竞争力。在电力装备领域突破一批关键核心技术，建设一批创新平台，培育一批产业集群。 4．加快关键核心技术攻关。实施产业基础再造工程，采用“揭榜挂帅”“赛马”等机制，支持企业加大研发投入，加快突破一批电力装备基础零部件、基础元器件、基础材料、基础软件、基础工艺、产业技术基础。推动新材料与电力装备的融合创新，推进产业链上下游协同创新和科技成果转化应用。 5．加强创新平台建设。夯实企业创新主体地位，推动创新要素向企业集聚，促进产学研用深度融合。聚焦优先发展的成套装备、关键零部件、关键材料、关键共性技术等，以共性技术研发和公共服务为主，鼓励行业龙头企业牵头，联合高校、科研院所和行业上下游企业共建创新平台，推进各类科技力量资源共享和优化配置。 6．促进产业集聚和企业融通发展。做大做强东北、华东、西南、西北等地区电力装备先进制造业集群。依托国家新型工业化示范基地等，推动电力装备产业集群发展。鼓励整机企业与配套企业建立稳定合作关系，培育专精特新“小巨人”企业和制造业单项冠军企业，加快构建创新协同、产能共享、供应链互通的产业发展生态。 （二）网络化智能化转型发展行动深化与新一代信息技术融合，加快电力装备产品形态、研发手段、生产方式与服务模式创新变革，推进数字化绿色化服务化发展。在电力装备领域培育若干智能制造、工业互联网标杆企业和示范园区。 7．深化“5G+工业互联网”应用。研究工业互联网与电力装备融合应用参考指南，深化“5G+工业互联网”在电力装备制造、运行、维护等环节的应用。推动建设电力装备工业互联网数字化转型促进中心，打造5G全连接工厂标杆。 8．加快推进智能制造。开展智能制造试点示范行动，建设智能制造示范工厂，凝练智能制造优秀场景。打造智能网联装备，提升工业控制系统实时优化能力，加强工业软件模拟仿真与数据分析能力。 9．加速服务型制造转型。加快电力装备网络化服务化发展，在风电、水电等领域推广远程运维服务，在核电领域推进产品全生命周期管理，在低压电器、高效电机制造领域建设共享制造工厂。鼓励发展供应链服务企业，支持制造企业延伸价值链，提供设计服务或综合能源解决方案。 （三）技术基础支撑保障行动以市场为主体，更好发挥政府作用，推动有效市场和有为政府更好结合，完善产业技术服务体系，引导产业规范发展。 10．加强技术标准体系建设。围绕绿色、高效、安全等发展要求，推进国家标准验证点建设，加快电力装备能效提升、功能安全等国家标准制修订。完善新型储能、氢能等全产业链标准体系。优化特高压交、直流装备标准，推进智能配电网技术装备标准化，持续提升用电设备能效技术标准。 11．推动绿色低碳装备检测认证。组织制修订电力装备重点领域碳排放核算方法，推动建立覆盖全面、算法科学的行业碳排放核算方法体系。完善绿色产品标准、认证与标识体系，探索建立电力装备碳达峰碳中和认证制度。 （四）推广应用模式创新行动加强政策引导和支持，推进应用创新和推广，形成需求牵引供给、供给创造需求的更高水平的动态平衡。在电力装备领域建设3-5家试验验证平台，开展典型场景应用试点，培育形成一批优质品牌。 12．强化推广应用政策引导。支持将符合条件的电力装备纳入国家、地方相关重大技术装备指导目录，研究发布重大技术装备推广应用导向目录。利用首台（套）重大技术装备保险补偿机制试点、能源领域首台（套）评定和评价、绿色采购等政策。引导行业组织、研究机构等搭建供需对接平台，加快电力装备推广应用。培育打造具有国际竞争力的“中国重装”品牌。 14．开展试验验证及试点应用。围绕绿源、智网、降荷、新储等新型电力装备，建设满足工程应用实况的首台（套）重大技术装备试验验证平台。发挥重大工程牵引带动作用，鼓励具备基础和条件的地区，积极推进电力装备重点领域技术和产品推广应用。 15．培育推广应用新模式新业态。推进源网荷储一体化和多能互补，培育风电+、光伏+等多种应用新模式新业态，加快多层级多时间尺度多能互补协同优化。 （六）电力装备对外合作行动充分利用国内国际两个市场、两种资源，加快高水平走出去，加强国际产业合作，打造国际合作和竞争新优势。16．推动电力装备走出去。紧紧围绕高质量共建“一带一路”、深入实施《区域全面经济伙伴关系协定》，鼓励优势电力装备企业以多种方式加快走出去。引导企业取得国际认可的服务资质，带动技术、装备、标准和服务走出去。支持行业组织搭建走出去信息综合服务平台，提供法律、咨询、风险评估等服务。 17．深化国际交流合作。发挥多双边合作和高层对话机制作用，加强技术标准、检验检测、认证等方面的国际互认。强化与国际大电网会议（CIGRE）、国际电工委员会（IEC）和电气与电子工程师协会（IEEE）等国际组织的交流和经验分享。支持企业与境外机构在技术开发、经贸往来、人才培养等方面加强交流合作。 三、保障措施 （一）加大统筹协调力度充分发挥国家重大技术装备办公室作用，坚持系统观念，建立覆盖研发、制造、应用及服务等的部门协同工作机制。强化央地联动，指导地方行业主管部门结合实际出台配套措施。发挥行业组织桥梁纽带作用，助力创新发展、推广应用等方面的政策落实，加强行业自律，强化安全生产。依托高端智库、研究机构等开展深入研究，提供重要决策支撑。 （二）强化财税金融支持落实节能节水、资源综合利用等税收优惠政策。鼓励金融机构在依法合规、风险可控、商业可持续前提下，为符合条件的电力装备企业提供信贷支持等金融服务。发挥国家产融合作平台作用，引导社会资本等支持电力装备发展。 （三）加强专业人才培养支持具备条件的高等院校联合企业、科研院所等培育高端研发、技能及管理人才。引导专业服务机构创新人才培养模式，培育一批高端复合型人才。优化人才引进机制，建立健全人才激励制度，鼓励企业积极引进海外高层次人才。 （四）营造良好舆论环境强化舆论导向，加强典型项目、典型经验宣传报道，在全社会营造电力装备绿色低碳创新发展的良好氛围。鼓励地方政府、行业协会、龙头企业等联合举办电力装备展会论坛，发挥世界清洁能源装备大会作用，搭建国际交流展示合作平台。发挥权威优势媒体平台导向作用，灵活运用多种形式，强化电力装备质量品牌宣传。

安徽：扩大峰谷电价比至4:1，淘汰类企业每度电加价0.5元 8月24日，安徽省人民政府办公厅发布关于深入开展全民节电行动的通知。通知中提出，建立健全节约用电价格机制。 （一）完善工商业峰谷分时电价。季节性高峰月份设置为1、7、8、9、12月份，高峰与低谷的价格比扩大至4:1，鼓励用户削峰填谷、促进新型储能发展。 （二）实行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价。在日最低气温≤-5℃或日最高气温≥36℃时，执行峰谷电价的工商业用户，在高峰时段电价基础上每度电上浮0.072元，由此增加的电费收入专项用于补偿参与需求响应的电力用户。 （三）实行差别电价政策。对铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼等7个高耗能行业，淘汰类每度电加价0.5元、限制类每度电加价0.11元，倒逼企业节能改造。 （四）实行居民阶梯电价。对居民用电实行阶梯递增电价，居民用户每月0—180度以内不加价，180—350度每度电加价0.05元，351度及以上每度电加价0.3元。居民阶梯电量以一个年度为计量周期，月度滚动使用。 （五）实施居民峰谷分时电价。每日22点至次日早8点，居民用电价格在平段电价基础上每度电降低0.25元，其余时段在平段电价基础上每度电上涨0.03元，鼓励居民自愿选择峰谷电价削峰填谷。 原文如下： 安徽省人民政府办公厅关于深入开展全民节电行动的通知 各市、县人民政府，省政府各部门、各直属机构： 为进一步增强全民节电意识，缓解能源供应紧张状况，现就开展全民节电行动有关事项通知如下： 一、深入推进全民节电行动 各地、各部门要充分认识深入开展全民节电行动的重大意义，增强紧迫感和危机感，广泛动员全民节电，让绿色节能成为全社会自觉行动。 （一）公共机构带头节电。严格控制室内空调温度，除有特定要求并经批准外，公共机构建筑夏季室内空调温度设置不得低于26℃，冬季室内空调温度设置不得高于20℃。各级行政机关办公场所3层楼以下（含3层）原则上停开电梯，非高峰时段减少运转台数。关闭不必要的夜间照明。倡导其他公共建筑和居民参照上述标准设置空调温度。提倡高层建筑电梯分段运行或隔层停开，短距离上下楼层不乘电梯，尽量减少电梯使用。 （二）工业企业科学用电。工业企业要积极配合电力调度，严格执行需求响应等需求侧管理措施。科学合理安排生产班次，通过计划检修、企业轮休、调班运营等方式错避峰让电，主动支持缓解用电高峰时段供电压力。避免设备空载运行，规范使用好空调、照明等用电设备设施，减少非生产、非必需用电，最大限度节约电力电量。 （三）商业场所合理用电。提倡商场、酒店、写字楼等场所自觉减少使用或停用非必要照明灯具，积极推广使用节能型电器。提高员工节约用电意识，做到走廊、楼道等公共区域照明“随走随关”。 （四）公共交通合理用电。优化轨道、公交车辆调度，匹配最佳承载力，削减空驶里程，提高运行效率。加强地铁站、高铁站、汽车站、机场等交通场站节电管理，合理优化空调温度和照明开启数量。引导营运电动车辆合理用电，推动老旧运营电动车辆报废更新换代，倡导利用夜间负荷低谷充电。 （五）数据中心和通信设施高效用电。合理控制机房温度，避免过度散热，优化设备设施及其运行负载管理，加强运维人员节电意识，避免设施设备无效或低效运行。 （六）控制路灯和景观照明。在保证车辆、行人安全的前提下，合理开启和关闭路灯，试行间隔开灯，推广使用可再生能源路灯。减少城市景观照明、娱乐场所霓虹灯等用电。 （七）普及使用节能产品。鼓励和引导消费者购买使用能效标识2级以上或有节能产品认证标志的空调、冰箱等家用电器，鼓励购买节能灯、新能源汽车。各级行政机关要优先采购节能产品，认真落实强制采购节能产品的有关规定。 （八）各类学校倡导节电。减少节假日及非课间用电，高效使用教学设备和照明设备，合理控制办公室、教室、宿舍和其他室内场所空调温度，积极开展节约用电宣传教育，培养师生节电习惯。 （九）培养自觉节电习惯。提倡单位、家庭在夏季用电高峰时段每天少开1小时空调、晚开半小时电灯，尽量使用自然光照明，随手关灯，杜绝白昼灯、长明灯。及时关闭办公设备和家用电器，减少待机能耗。 二、建立健全节约用电价格机制 （一）完善工商业峰谷分时电价。季节性高峰月份设置为1、7、8、9、12月份，高峰与低谷的价格比扩大至4:1，鼓励用户削峰填谷、促进新型储能发展。 （二）实行季节性尖峰电价和需求响应补偿电价。在日最低气温≤-5℃或日最高气温≥36℃时，执行峰谷电价的工商业用户，在高峰时段电价基础上每度电上浮0.072元，由此增加的电费收入专项用于补偿参与需求响应的电力用户。 （三）实行差别电价政策。对铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼等7个高耗能行业，淘汰类每度电加价0.5元、限制类每度电加价0.11元，倒逼企业节能改造。 （四）实行居民阶梯电价。对居民用电实行阶梯递增电价，居民用户每月0—180度以内不加价，180—350度每度电加价0.05元，351度及以上每度电加价0.3元。居民阶梯电量以一个年度为计量周期，月度滚动使用。 （五）实施居民峰谷分时电价。每日22点至次日早8点，居民用电价格在平段电价基础上每度电降低0.25元，其余时段在平段电价基础上每度电上涨0.03元，鼓励居民自愿选择峰谷电价削峰填谷。 三、加大宣传引导力度 各地、各有关部门要采取多种形式宣传能源供求紧张形势和节电重要意义，普及节电知识和方法，宣传节电政策，推介节能新产品、新技术、新设备，宣传节电先进典型，大力倡导节俭文明的社会风尚，形成全民节电的浓厚氛围。各级节能主管部门要会同有关部门组织好集中宣传和日常宣传活动。要安排新闻媒体在重要时段、重要版面增加报道频次，强化深度报道，加大节电公益广告宣传力度，曝光浪费能源现象，充分发挥舆论监督作用。积极组织推动在工矿企业、学校、社区广泛开展节电宣传教育和节电科普活动。 四、加强协同配合和监督检查 省发展改革委要加强对各地区、各部门开展全民节电行动的指导和协调。省直机关工委、省管局将制止能源浪费行为纳入省直机关效能检查。各级节能主管部门要会同有关部门组织好本地区全民节电行动，会同市场监督管理等部门加强对室内空调温度控制、能效标识等的监督检查。各级节能监察机构要加强日常监督，确保各项措施真正落到实处。

十年增长3935%，了不起的中国光伏！ 从籍籍无名到制霸全球，十余年来中国光伏产业凭借顽强的韧性一路披荆斩棘，最终登上全球巅峰。 本期将从十个维度，展现“了不起的中国光伏”。一、装机规模：十年增长3935%，累计装机超300GW！自2009年特许权招标启动后，中国光伏市场发轫。2011年我国光伏发电新增装机首次超过1GW，随后光伏市场进入倍增阶段。2014年，我国分布式光伏新增装机突破1GW，2015年，我国光伏新增装机首次超过德国，累计装机容量为43.18GW，成为全球光伏装机容量最大的国家。 此后，我国光伏一骑绝尘，持续领跑。2021年，我国光伏新增装机规模达到54.88GW，再创历史新高！累计装机更是突破3亿千瓦大关，连续7年稳居全球首位。2022年上半年，我国光伏新增装机规模达到30.88GW，根据中国光伏行业协会预测，2022全年光伏新增装机有望实现85-100GW，迈向新阶段。二、电价：从1.09元/kwh到平价时代十余年来，我国光伏电价政策经历了多轮变革。2009年，国家能源局实施了两批特许权招标项目，彼时光伏项目上网电价为1.09元/kWh；随后电价政策发展为统一上网标杆电价，按并网时间分为1.15元/度和1元/度；2016年起，国家发改委按I-III太阳能资源区将补贴调整为0.65元、0.75元、0.85元/度，且实行逐年退坡机制。2019年-2020年，光伏迈入竞、平价过渡阶段，集中式实行指导电价，2020年I-III类资源区新增集中式项目指导价分别为0.35元、0.4元、0.49元/度；2021年，除户用光伏项目仍有0.03元/度的补贴外，其余项目进入无补贴竞价时代。 值得一提的是，2021年6月22日，四川甘孜州南部光伏基地正斗一期200MW光伏项目竞争性配置定标，国家电投集团四川电力有限公司报出0.1476元/度低价，改写了国内光伏项目最低上网电价。2022年，包括户用在内的光伏项目全面进入无补贴时代，开启平价新征程。三、制造：从受制于人到出口大国回顾中国光伏发展历程，“三头在外”是压制其发展的主要因素。据了解，2008年-2015年之前，多晶硅牢牢被Hemlock、瓦克、REC等欧美及日韩企业垄断，中国多晶硅产品大多依赖进口。在设备环节，据宁夏小牛公司介绍，2008年串焊机市场被德国TT、日本NPC、美国库迈思等占领。十余年砥砺前行，如今中国多晶硅产量已连续十一年居全球首位，光伏组件生产线设备现已全部实现国产化，在电池片制造环节有小部分设备需进口，其它均已实现国产化。根据中国光伏行业协会数据，2022年1-6月我国光伏产品出口总额约259亿美元，再创新高。四、出货排名：中国企业频现全球TOP榜单在创新的驱动下，中国光伏企业在技术先进、出货规模等多领域领跑全球，在硅料及组件出货全球TOP10榜单中，我国企业占据8席位；电池环节TOP 5均为中国企业，且通威、爱旭和润阳连续多年蝉联前三；逆变器领域，在2021年出货排行榜中，6家中国企业进入前十。 注：数据来自2021年光伏企业财报 从2021年度数据来看，TOP5企业出货数据超过125GW，市场集中度进一步提升。截至2022年，已有晶科、天合、晶澳三家企业组件出货量突破100GW，下一个百吉瓦企业正在路上。五、产能：硅片电池组件扩产超2000GW在“双碳”目标的引领下，中国光伏驶入快车道。业内预测“十四五”期间，我国光伏年均新增规模将达100GW，市场需求刺激下，充足的产能是保障项目运行的“粮草”。2020年以来，我国光伏制造环节扩产热情持续高涨，据不完全统计，2020年至今硅料扩产规模超333万吨，硅棒、硅锭、切片扩产超890GW，电池及组件扩产规模均在700GW左右。以主产业链中组件环节为例，2021年度TOP 5企业一体化进程加快，其电池产能总和达到136.9GW，组件产能总和达到218.9GW，此外隆基、晶科、晶澳、阿特斯硅片产能总和达到181GW。六、企业发展：成立十年以上企业达数十家光伏企业是推动光伏产业不断向前的主力军，而企业的市场布局、技术发展、产品品质、稳健经营等共同培育着企业的生命力。据不完全统计，成立至今年限超过10年以上的光伏企业（含光伏企业）高达数十家，成立至今40年的有通威、东方希望及双良节能；华为、科华、英利等成立超30年；天合、阳光电源、正泰、特变电工、东方日升、江苏国强等12家企业成立时间在20年及以上。 勘误：：特变电工1993年成立，至今29年。七、业绩：稳健经营稳健经营是企业基业长青的奥秘，也是企业抵挡市场风雨的必备要素。据统计，2021年光伏上市企业净利润在1亿元以上的约有36家，其中净利润在50亿元以上的企业共有5家。整体来看，上游原料企业表现突出，一体化企业为中坚力量，而辅材企业业绩处于下游。八、效率：电池效率不断刷新纪录光伏电池、组件的技术革新是促进光伏不断降本增效的原动力，如今光伏技术路线面临由p向n转型的关键期，重回效率主赛道已成电池企业的共识，如今多家企业在HJT和Topcon电池效率创下新高。九、市值：千亿市值企业达12家2020年至今，近40家光伏企业开启上市之路，基本涵盖了光伏产业链各个环节。值得一提的是，仅2021年有9家企业跻身千亿市值，分别为晶澳科技、天合光能、正泰电器、三峡能源、中环股份、福斯特、大全能源、先导智能、福莱特。2022年8月18日，锦浪科技成功跨过千亿市值大关。截至目前，千亿市值军团已扩容至12家。 市值截至8月25日收盘 十、跨界：数十家企业涌入光伏赛道光伏行业应属当下最热闹非凡的领域，传统石油巨头、汽车名企、养猪大王、乳业巨头、拖鞋大王，越来越多的企业将光伏视为淘金池。据统计，2022年开年至今已有超50家企业跨界而来，或切入制造环节，或投资电站开发，“双碳”目标下，跨界光伏或将拥美好的未来。

绿电交易将爆发！ 绿电来源、用户以及交易规则和强制应用场景逐步明晰！ 2022年初，发改委、工信部、住建部、商务部等部门研究制定了《促进绿色消费实施方案》。方案指出：进一步激发全社会绿色电力消费潜力。鼓励行业龙头企业、大型国有企业、跨国公司等消费绿色电力，发挥示范带动作用，推动外向型企业较多、经济承受能力较强的地区逐步提升绿色电力消费比例。 8月22日，工业和信息化部、国家发展改革委、财政部、生态环境部、住房和城乡建设部、国务院国资委、国家能源局等七部门近日联合印发《信息通信行业绿色低碳发展行动计划（2022-2025年）》，《计划》指出，鼓励企业积极使用绿色电力。推动畅通绿色电力采购渠道、建立绿色电力碳排放抵消机制，鼓励企业积极购买绿色电力。 强化企业主动消费绿色电力的意识，鼓励通过自建拉专线或双边交易、购买绿色电力证书等方式提高绿色电能使用水平，逐步提升绿色电力在整体能源消耗中的占比。 此前，工业和信息化部、国家发展改革委、财政部、生态环境部、国务院国资委、市场监管总局近日联合印发《工业能效提升行动计划》，提出鼓励通过电力市场购买绿色电力，就近大规模高比例利用可再生能源。 国家能源局网站8月25日消息，国家能源局综合司印发《国家能源局2022年深化“放管服”改革优化营商环境重点任务分工方案》。方案提出，完善市场交易机制，支持分布式发电就近参与市场交易，推动分布式发电参与绿色电力交易。6月10日江苏省印发《促进绿色消费实施方案》，方案明确：“到2025年，高耗能企业电力消费中绿色电力占比不低于30%。组织电网企业定期梳理、公布本地绿色电力时段分布，有序引导用户更多消费绿色电力，对消费绿电比例较高用户在实施需求侧管理时优先保障。统筹推动绿色电力、绿证、碳排放权交易，探索建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，鼓励市场主体通过自发自用、电力市场购买、绿证认购可再生能源用电量完成可再生能源消纳责任权重，探索在碳排放量核算中将绿色电力相关碳排放量予以扣减。持续推动智能光伏创新发展，大力推广建筑光伏应用，发挥党政机关等公共机构率先垂范作用，加快提升公共机构和居民绿色电力消费占比。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省国资委、省能源局、省机关事务管理局等按职责分工负责） 国网和南网陆续发布了绿电交易细则，为绿电交易铺平道路！ 国网层面： 绿色电力产品是指符合国家有关政策要求的风 电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。市场初期，主要指风电和光伏发电企业上网电量，根据国家有关要求可逐步扩大至符合条件的其它电源上网电量。 绿色电力交易是指以绿色电力产品为标的物的 电力中长期交易,用以满足发电企业、售电公司、电力用户等市场主体出售、购买绿色电力产品的需求，并为购买绿色电力产品的电力用户提供绿色电力证书。 绿色电力证书(以下简称"绿证")是国家对 发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有唯一代码标识的电子凭证，作为绿色环境权益的唯一凭证。 参与市场成员：发电企业、电力用户、售电公司等市场主体,以及电网企业、电力交易机构、电力调度机构、国家可再生能源信息管理中心等。 参与绿色电力交易的发电企业初期主要为风电和光伏等新能源企业。绿色电力交易优先组织未纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量(以下简称“无补贴新能源”)参与交易；已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的风电和光伏电量(以下简称"带补贴新能源")可自愿参与绿色电力交易，其绿色电力交易电量不计入合理利用小时数，不领取补贴；分布式新能源可通过聚合的方式参与绿色电力交易。 绿色电力交易主要包括省内绿色电力交易和省间绿色电力交易。其中: (一)省内绿色电力交易是指由电力用户或售电公司通过电力直接交易的方式向本省发电企业购买绿色电力产品。 (二)省间绿色电力交易是指电力用户或售电公司向其他省发电企业购买符合条件的绿色电力产品，初期由电网企业汇总省内绿色电力交易需求，跨区跨省购买绿色电力产品，结合电力市场建设进展和发用电计划放开程度，建立多元市场主体参与跨省跨区交易机制，有序推动发电企业与售电公司、用户参与省间绿电交易。 绿色电力交易的组织方式主要包括双边协商、挂牌等，可根据市场需要进一步拓展，应实现绿色电力产品可追踪溯源。其中: (一)双边协商交易，市场主体自主协商交易电量(电力)、价格，通过绿色电力交易平台申报、确认、出清。 (二)挂牌交易，市场主体一方通过绿色电力交易平台申报交易电量(电力)、价格等挂牌信息，另一方市场主体摘牌、确认、出清。 价格方面，绿色电力交易价格由市场主体通过双边协商、挂牌交易等方式形成。绿色电力交易价格应充分体现绿色电力的电能价值和环境价值，原则上市场主体应分别明确电能量价格与绿色环境权益价格。 参与绿色电力交易的电力用户、售电公司，其购电价格由绿色电力交易价格、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。参与绿色电力交易的电力用户应公平承担为保障居民农业等优购用户电价稳定产生的新增损益分摊费用。 绿色电力交易试点初期，按照平稳起步的原则，可参考绿色电力产品供需情况合理设置交易价格上、下限，待市场成熟后逐步取消。 南网层面 1、绿电交易流程图片来源于：国能小粤1）绿色电力：符合国家有关政策要求的风电、光伏等可再生能源发电企业上网电量。2）绿色电力交易：电力用户或售电公司与绿色电力发电企业依据规则同步开展电力中长期交易和绿证认购交易的过程。在绿色电力供应范围内，电力用户或售电公司与绿色电力发电企业建立绿证认购关系，选择通过电网企业供电的方式获得绿色电力，属于绿色电力交易范畴。3）绿色电力证书：简称“绿证”，是按照国家相关管理规定，依据风电、光伏等绿色电力上网电量，通过国家能源局颁发的具有唯一代码标识的电子凭证。2、绿电交易市场成员 交易市场成员按照市场角色分为售电主体、购电主体、输电主体和市场运营机构。 图片来源于：国能小粤 1）售电主体：主要是符合绿证发放条件的风电、光伏等可再生能源发电企业，现阶段主要是集中式陆上风电、光伏。根据市场建设发展需要，售电主体可逐步扩大至符合条件的水电企业以及其他可再生能源发电企业。 2）购电主体：是电力用户或售电公司，其中，售电公司参与绿色电力交易，应与有绿色电力需求的零售用户建立明确的代理关系。电网企业落实国家保障性收购或代理购电政策的，可以作为购售电主体参与绿色电力交易。适时引入分布式电源、电动汽车、储能等市场主体参与绿色电力交易。 3）输电主体：为各省区省级电网企业，跨区跨省开展绿色电力交易的，输电主体还包括南方电网超高压输电公司。电网企业应为绿色电力交易提供公平的报装、计量、抄表、结算和收费等服务。 4）电力交易机构：广州电力交易中心负责南方区域绿色电力交易组织和管理，负责南方区域绿证的划转、注销和交易等工作，负责组织为南方区域市场主体提供绿色电力查证服务。南方区域各电力交易机构依据规则开展绿色电力交易。 5）电力调度机构：在确保电网安全的前提下，提供安全约束条件，开展安全校核，合理安排运行方式，优先执行绿色电力交易合同。 6）国家可再生能源信息管理中心：根据南方区域绿色电力交易需要，会同广州电力交易中心向发电企业核发绿证。 3、绿电管理绿色电力、绿证将成为相关高耗能企业电力消费的刚需，绿电消费、交易将迎来大爆发！

河北将发放5000万元汽车消费补贴 日前，省商务厅印发《全省促进汽车消费活动方案》（以下简称《方案》），发放汽车惠民促消费资金5000万元，激活汽车流通，扩大汽车消费。 《方案》指出，9月1日，全省汽车促消费活动启动，10月31日结束，省级补贴资金用完为止。补贴对象为全省居民。参与补贴活动的汽车品种为7座（含）以下家用轿车（含非营运皮卡）。具体补贴标准：以新车成交价格计算，每购1辆10万元以下的新车，补贴1000元；每购1辆10（含）至20万元的新车，补贴3000元；每购1辆20（含）万元以上的新车，补贴5000元。汽车以旧换新，在新车补贴标准基础上分别增加500元。 此次活动，省商务厅统一安排汽车惠民促消费资金，按照“省统筹安排、市组织实施、企业积极参与”的原则，统一促消费政策、统一活动时间、统一补贴标准，在全省范围内组织限额以上汽车经销企业，开展新车促销、以旧换新、汽车下乡、新能源车推广等系列活动。鼓励有条件的市和雄安新区配合全省统一行动，统筹相关资金，支持汽车经销企业广泛宣传、烘托氛围、让利销售，推动全省汽车促消费活动取得实效。具体补贴方式，各市和雄安新区可结合当地实际，自主选择确定发放消费券、赠送加油卡或直接补贴等方式。