目前充电桩硬件上下游卷的都很厉害，一些企业低价竞争还要有利润，只能从零部件下手。由于充电桩没有标准，桩内元器件配置多少不影响充电，但减配之后很容易损坏。 目前的充电桩市场的现状是：小企业通过更换低质元器件压低成本赚取差价，而像星星充电、特来电等一线品牌则通过高质量元器件和完善的售后服务稳固江山。 以120KW双枪的直流充电站为例，如果造价在25000元以下，配置和售后都会很差，因为这些电站投建企业的利润不足以支撑后续的维修和更换。充电桩下游也很卷，行业高度集中，CR5常年保持70%以上，CR10保持在80%以上。 为了抢占市场，特来电、e充电、快电、小马充电、速通充电、万马爱充等众多运营平台无惧亏损大打价格战，从“全部桩、全时段、零服务费”到“全部桩、全时段、低于电费”，互联网式跑马圈地的烧钱竞争模式每天都在上演。 老玩家们激战正酣，跨界野蛮人也来敲门了。 面对充电站对传统加油站的冲击，壳牌和中石油等传统能源巨头也在强势切入充电桩运营市场，企图重塑竞争格局。 九月份，壳牌全球最大的电动汽车充电站在深圳正式开业。壳牌和比亚迪联手打造的深圳壳牌比亚迪电动汽车投资有限公司负责该站的运营。11月6日，壳牌中国区主席陈琳表示，今年第三季度壳牌在中国运营的25000个充电站，已取得正向现金流。 与壳牌深圳充电站开业几乎同期，中石油豪掷15亿拿下普天新能源，大举入局充电桩，不到一个月，中国石油首座“超级充电+便利店”综合示范站便正式开业并投入运营，提前锚定超充市场。 国外能源巨头和“国家队”的入局预示着行业发展模式有望走向良性发展，也意味着充电桩市场竞争会愈发激烈。 国内这么卷，不少企业自然就把目光投向来了国外，我国充电桩发展比较早，而且经过了数年的实践，无论价格、成本、质量把控、经验都超前于国外，相关企业希望抓住中国制造的红利期，靠性价比赚取超额利润。 卷完国内再去卷国外，充电桩意欲复刻户储和pcs的辉煌，但事情没有想象的那么容易。 理想丰满 随着欧美新能源汽车渗透率的提升，海外充电桩即将进入加速建设期，充电桩缺口巨大，有配桩的刚性需求，不少投资机构认为，充电桩最大的逻辑便是出海，尤其是整桩和零部件企业利润集中，有望做第一个吃螃蟹的人。 IEA数据显示，2022年，欧洲电动车销售量260万辆，新车销售渗透率23%，仅位于中国之后。2023年上半年，欧盟国家累计电动汽车销量142万辆，增速较2022年的14%大幅提升。特别是对充电桩有刚需的纯电车销售93.9万辆，是插电混动的近两倍。 但欧洲充电桩的建设并没有跟上，车桩比高达16：1，特别是德国、挪威、瑞典等国家的车桩比已高达25+，公共充电桩紧缺，增量空间巨大。 中泰证券报告预测，2023年-2025年，欧洲公共充电桩市场市场规模为28.5亿美元、45.7亿美元、71.8亿美元，CAGR达64%，高于中国充电桩市场43%的增速。 美国的车桩比更大，根据美国能源部数据，2022年美国公共充电桩保有量13.1万个，新能源车保有量约330万辆，公共车桩比由2011年的5.1逐渐上升至2022年的25.1。 Grand View Research的报告认为，2021年美国电动汽车充电基础设施市场规模为28.5亿美元，预计从2022年到2030年将以36.9%的CAGR增长。 此外，欧美存量公共充电桩多为交流慢充桩，比如BNEF数据显示，欧洲50kW及以上的快充桩和超快充桩占比仅12%，随着快速补能需求的提升和充电基础设施成本的降低，欧美充电桩市场对于直流快充的需求将会提升。 未了刺激国内新能源汽车发展和加速转型步伐，2022年以来，欧美对于充电桩的政策扶植逐渐由指标规划转向真金白银的补贴。 比如在英国，公司可享受充电基础设施第一年支出成本的税收优惠。个人可以获得高达75%的充电站购买和安装成本的赠款，每次安装的拨款上限为350英镑（含增值税）。 德国更为慷慨，据天风证券测算，德国高于100KW的大功率桩最高有机会享受3万欧元的补贴，普通的交流公共桩的补贴金额最高也可达2500欧元，私桩的补贴标准为900欧元。 美国市场的主要受惠于《两党基础设施法案》中通过的50亿美元国家电动汽车基础设施计划和IRA法案。 国家电动汽车基础设施计划类似于国内的充电桩下乡政策，面向全美的高速公路建设公共充电桩网络，填补农村、弱势和难以到达地方的充电基础设施空白，5年补贴近50亿美金。 IRA法案则将原来的充电设备税收抵免延长至2032年，对于个人/住宅安装的充电桩补贴1000美金，商业用途的充电桩抵免上限从3万美金提升至10万美金。 除了海外市场空间巨大、补贴丰厚，出海的关键的支撑点在于中国充电桩的性价比十分突出。 华宝证券分析认为，欧标比国标价格高 2 倍，美标比欧标价格高 10%；直流产品 180kW 国内售价 5-6 万元，欧标售价 14-15 万元，美标售价 15-16 万元，剔除各种费用后，外销的毛利率仍然显著高于国内。 例如，充电模块生产商优优绿能在招股书中就曾披露，公司外销毛利率保持在 40%以上的水平，而内销毛利率水平在 20%左右。 优势明显、市场空间广阔、补贴丰厚，中国充电桩企业的出海情况如何？ 现实骨感 出海第一步，先过认证关。 获得认证许可是中国充电桩企业实现成功出海的首要前提，但欧美的对于充电桩产品的合规和标准认证要比国内的认证严格，如欧洲的ce认证，美国的UL认证。欧盟下面还有各个国家的认证，比如德国（MID），美国还需要特别州认证。 随着充电桩企业抢滩欧美，认证费用也在攀升，天风证券研究表示：前些年一套CE认证收费在20~30万元，这两年则上涨至50~60万元。 另外由于各国充电接口不兼容（中国国标GB/T、CCS1美标、CCS2欧标、日本标准CHAdeMO），中国企业要在接口设计上进行本地化。 欧美有更精细的要求，尤其在安全和操作方面。因此，认证过程较为繁琐，早期需要将所有产品送到国外实验室去做认证。现在国内也开通了一些认证机构，如Tuv和UL的国内子公司。 其中UL比CE 认证的周期更长，费用更高。目前绝大多数出海的企业获得了欧标认证，而美标还在走流程。目前欧标已经取得了TUV的CE认证，美标还在机构测试阶段。 美标花了不少钱了，取证周期还长，测试机构活生生把自己乙方的角色干成了甲方的角色。我们只能老老实实排队听安排，忍气吞声的交钱。能效电气未来的出海策略是跟绑定大客户，紧跟一线车企。 道通科技是目前国内唯一一家拿到直流桩 UL认证的桩企，美国市场客户包括内华达州电力公司，运营商Evgo等，而其他企业则以欧标为主。 炬华科技11月8日在投资者互动平台表示，公司美标交流充电桩已通过ETL认证。目前公司研发的美标直流桩进行UL认证送样，欧标直流充电桩进行CE认证送样。 目前充电桩企业的出海渠道主要有三类，一是OEM模式，为国外大B客户做代工，比如炬华科技和优优绿能，这种模式可以绑定下游优质客户，锁定订单需求，避免品牌劣势。 充电桩不是一个基业长青的行业，公司利用代工可以在起量阶段赚取最大利润。 另一种则是通过以往在欧美积累的经销商和品牌资源为基础，自主开发销售渠道，比如盛弘股份、阳关电源，公司在储能零部件海外销售方面经验丰富。 第三种则是通过亚马逊等跨境电商平台直面C端的消费者，如英杰电器。 对于TO C属性尤其突出的充电桩来说，打造“品牌”竞争力是在市场竞争中获胜的关键，与外资龙头相比，中国企业在影响力、经销商网络建设等方面处于劣势。 欧美充电桩市场以老牌电气大厂（ABB、西门子和施耐德等）和当地第三方独立充电桩厂商（如北美的Charge Point和欧洲的EVBox）为主导。 截至2021年底，ABB约占欧洲充电桩市场份额的40%，ChargePoint占据美国L2等级充电桩超过50%的市场份额。 目前，国内企业以出售产品为主，售后服务体系建设落后，现在大功率充电机需要安装或调试，所以对于出口企业，除了研发和生产能力外，本地化服务问题也很重要。 有些企业通过收购当地公司组织售后队伍，但考虑到欧美的用工成本，是一笔很大的投入。因为国外市场虽然在扩大，但并没有大到能支撑养一支团队的程度。这需要合作企业去考虑，如果产品出了问题，服务跟不上，品牌很快就会受损。 比如在亚马逊，道通科技充电桩产品的多条差评便和售后服务相关。 此外，由于充电桩的计费平台要在终端接入当地金融支付系统，欧美国家对金融安全要求极高，而国内充电桩企业在充电桩软件安全设计、计费系统透明度方面投入较少，会被当地运营商卡住同时也会招来消费者不满。 充电桩企业出海要考虑目的国当地的电网适配情况。此外，欧洲很多是公共充电桩，涉及到一个刷卡支付问题，支付的通路也是挑战。尤其是欧洲市场，人力成本非常高，包括前期的安装、后期的维护。如果在当地有团队，当地员工的交税比例高、工作效率低。 还要走出去 尽管前路艰难，但至少有十几家企业已经卷到国外。 目前来看，道通科技在出海方面最为激进，受IRA法案影响，该企业正在美国建立充电桩工厂。 从北美市场的在手订单来看，下半年充电桩相关业务收入有望超过1亿元。 由于受到美国政策限制趋严影响，公司自2022年下半年起，便筹划在美国本土组建工厂的相关工作。 在2023年半年度公司业绩会上，道通科技道通科技董事长、总经理李红京表示，目前公司美国工厂的购置合同已被签署，厂房内部水电装修齐全，项目组已启动测试及生产设备采购工作，计划2023年年底前投产运营。 道通科技的线上渠道表现也不错，11月10日，在亚马逊充电桩（Electric Vehicle Charging Stations）类目BSR（最畅销） TOP100产品中，Autel Home Level 2 EV Charger排名第十三，是唯一一家中国整桩企业。 除此之外，充电运营商如特来电已进行海外充电产品的研发布局，并与海外大型车企、能源运营商、公交集团等客户合作，在中亚、东南亚、俄罗斯、欧洲等地区均有充电设备的出口。 就在上月，特来电与哈萨克斯坦最大的汽车销售公司Astana Motors签署充电网生态共建合作协议。特来电对零碳知识局表示，目前公司主要在做一带一路示范项目。 分市场来看，欧洲可以跟美国分开，美国更多是个人消费级充电桩上涨比较快。欧洲更多的事政府主导的公共设施的推进，所以中国企业跟当地政府的合作会比较重要。 另一家出海巨头盛弘股份也不容忽视，公司的直流桩已经与BP、壳牌等大B客户达成合作。 今年三季度，盛弘充电桩业务营收2.2亿，同比增长91%，其中充电模块占比超10%，其中直流桩毛利率35-40%，模块毛利率20-25%，控本和盈利能力优秀。 出海业绩落实的进程可能并没那么快，因为一些地缘政治原因，国内企业出海欧洲流程较长，没想象中那么容易，但充电桩维持明年30-50%的增长问题不大。 2023年收入结构为欧洲占比20%，国内占比80%，欧洲市场不考虑壳牌、BP预计收入1-2亿。 此前，公司在机构调研时称：也有美国建厂打算，预计24年产生收入，充电桩产能铺设简单，开工到投产半年即可，来得及在24年七月拜登下达最后通牒之前做出决策。 总体来说，中国企业在性价比和超冲技术方面优势明显，但未来充电桩企业在出海过程中要具备竞争力必须适应不同国家的法规和认证要求，企业还需具备灵活的市场策略，能够根据不同文化和市场需求调整产品和服务，特别是售后服务体系的建设是打造品牌的关键。 最后，持续关注环保和可持续性趋势，确保产品和运营符合国际环保标准，将有助于提升企业在全球市场的形象和竞争力。

11月15日，中美两国发表关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明。声明提出：两国支持二十国集团领导人宣言所述努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍，并计划从现在到2030年在2020年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。 关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明 一、中美两国回顾、重申并致力于进一步有效和持续实施2021年4月中美应对气候危机联合声明和2021年11月中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言。 二、中美两国认识到，气候危机对世界各国的影响日益显著。面对政府间气候变化专门委员会（IPCC）第六次评估报告等现有最佳科学发现的警示，两国致力于有效实施联合国气候变化框架公约和巴黎协定，体现公平以及共同但有区别的责任和各自能力的原则，考虑不同国情，根据巴黎协定第二条所述将全球平均气温上升控制在低于2°C之内并努力限制在1.5°C之内，包括努力保持1.5°C可实现，达成该协定的目的。 三、中美两国致力于有效实施巴黎协定及其决定，包括格拉斯哥气候协议和沙姆沙伊赫实施计划。两国强调，公约第28次缔约方大会（COP28）对于在这关键十年及其后有意义地应对气候危机至关重要。两国认识到，两国无论是在国内应对措施还是共同合作行动方面对于落实巴黎协定各项目标、推动多边主义均具有重要作用。为了人类今世后代，两国将合作并与公约和巴黎协定其他缔约方一道直面当今世界最为严峻的挑战之一。 四、中美两国决定启动“21世纪20年代强化气候行动工作组”，开展对话与合作，以加速21世纪20年代的具体气候行动。工作组将聚焦联合声明和联合宣言中确定的合作领域，包括能源转型、甲烷、循环经济和资源利用效率、低碳可持续省/州和城市、毁林以及双方同意的其他主题。工作组将就控制和减少排放的政策、措施和技术进行信息交流，分享各自经验，识别和实施合作项目，并评估联合声明、联合宣言和本次声明的实施情况。工作组由两国气候变化特使共同领导，两国相关部委和政府机构的官员以适当方式参加。 五、中美两国将于COP28之前及其后在工作组下重点加速以下具体行动，特别是切实可行和实实在在的合作计划和项目。 能源转型 六、在21世纪20年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍，并计划从现在到2030年在2020年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。 七、双方同意重启中美能效论坛，以深化工业、建筑、交通和设备等重点领域节能降碳政策交流。 八、中美两国计划重启双边能源政策和战略对话，就共同商定的议题开展交流，推动二轨活动，加强务实合作。 九、两国争取到2030年各自推进至少5个工业和能源等领域碳捕集利用和封存（CCUS）大规模合作项目。 甲烷和其他非二氧化碳温室气体排放 十、两国将落实各自国家甲烷行动计划并计划视情细化进一步措施。 十一、两国将立即启动技术性工作组合作，开展政策对话、技术解决方案交流和能力建设，在各自国家甲烷行动计划基础上制定各自纳入其2035年国家自主贡献的甲烷减排行动/目标，并支持两国各自甲烷减/控排取得进展。 十二、两国计划就各自管理氧化亚氮排放的措施开展合作。 十三、两国计划在基加利修正案下共同努力逐步减少氢氟碳化物，并致力于确保生产的所有制冷设备采用有力度的最低能效标准。 循环经济和资源利用效率 十四、认识到循环经济发展和资源利用效率对于应对气候危机的重要作用，两国相关政府部门计划尽快就这些议题开展一次政策对话，并支持双方企业、高校、研究机构开展交流讨论和合作项目。 十五、中美两国决心终结塑料污染并将与各方一道制订一项具有法律约束力的塑料污染（包括海洋环境塑料污染）国际文书。 地方合作 十六、中美两国将支持省、州和城市在电力、交通、建筑和废弃物等领域开展气候合作。双方将推动地方政府、企业、智库和其他相关方积极参与合作。两国将通过商定的定期会议，进行政策对话、最佳实践分享、信息交流并促进项目合作。 十七、中美两国计划于2024年上半年举办地方气候行动高级别活动。 十八、双方欢迎并赞赏两国已开展的地方合作，并鼓励省、州和城市开展务实气候合作。 森林 十九、双方承诺进一步努力，以到2030年停止和扭转森林减少，包括通过规管和政策手段全面落实并有效执行各自禁止非法进口的法律。双方计划包括在工作组下讨论交流如何增进努力，以加强这一承诺的落实。 温室气体和大气污染物减排协同 二十、两国计划合作推动相关政策措施和技术部署，以加强温室气体与氮氧化物、挥发性有机物和其他对流层臭氧前体物等大气污染物排放的协同控制。 2035年国家自主贡献 二十一、重申国家自主贡献由国家自主决定的性质，回顾巴黎协定第四条第4款，两国2035年国家自主贡献将是全经济范围，包括所有温室气体，所体现的减排符合全球平均气温上升控制在低于2°C之内并努力限制在1.5°C之内的巴黎温控目标。 COP28 二十二、中美两国将会同阿拉伯联合酋长国邀请各国参加在COP28期间举行的“甲烷和非二氧化碳温室气体峰会”。 二十三、中美两国将积极参与巴黎协定首次全球盘点，这是缔约方对力度、落实和合作进行回头看的重要机会，以符合巴黎协定温控目标，即将全球平均气温上升控制在低于2°C之内并努力限制在1.5°C之内，并与缔约方决心保持1.5°C温控目标可实现相一致。 二十四、两国致力于共同努力并与其他缔约方一道，以协商一致方式达成全球盘点决定。两国认为，该决定： ——应体现在实现巴黎协定目标方面取得的实质性积极进展，包括该协定促进了缔约方和非缔约方利益攸关方的行动，以及世界在温升轨迹方面相比没有协定明显处于较好的状况； ——应考虑公平，并参考现有最佳科学，包括最新 IPCC 报告； ——应在各个主题领域保持平衡，包括回顾性和响应性要素，并与巴黎协定设计保持一致； ——应体现实现巴黎协定目标需要结合不同国情，在行动和支持方面大幅增强雄心和加强落实； ——应在能源转型（可再生能源、煤/油/气）、森林等碳汇、甲烷等非二氧化碳气体，以及低碳技术等方面发出信号； ——认识到国家自主贡献的国家自主决定性质并回顾巴黎协定第四条第4款，应鼓励2035年全经济范围国家自主贡献涵盖所有温室气体； ——应体现适应至关重要，并辅以一项强有力的决定，以提出一个有力度的全球适应目标框架——加速适应，包括制定目标/指标以加强适应有效性；为发展中国家缔约方提供早期预警系统；加强关键领域（例如粮食、水、基础设施、健康和生态系统）适应努力； ——应注意到发达国家预期2023年实现1000亿美元气候资金目标，重申敦促发达国家缔约方将其提供的适应资金至少翻倍；期待COP29通过新的集体量化资金目标；并使资金流动符合巴黎协定目标； ——应欢迎并赞赏过渡委员会关于建立解决损失和损害问题的资金安排，包括为此设立一项基金的建议； ——应强调国际合作的重要作用，包括气候危机的全球性要求尽可能广泛的合作，而这种合作是实现有力度的减缓行动和气候韧性发展的关键推动因素。 二十五、中美两国致力于进一步加强对话、协作努力，支持主席国阿联酋成功举办COP28。

近日，深圳市首座公共机构虚拟电厂——福田区委大院光储充柔虚拟电厂正式投入运营。国家能源局局长章建华、深圳市市长覃伟中等领导参观了解了该虚拟电厂的运行情况，对项目利用光储充柔微电网、能量路由、V2G、虚拟电厂技术实现光伏绿电就地消纳表示高度认可。据悉，港华能源为该虚拟电厂的聚合服务商，不仅有效解决福田区委大院高负荷运行的瓶颈，实现新型能源的柔性调度管理和能源互济，对于解决深圳老旧小区加装充电桩引起的容量不足、扩容改造工程复杂等问题，加速深圳推进新型能源体系建设具有重要意义。 福田区委大院光储充柔虚拟电厂聚合了包括光伏发电、储能、充电桩、V2G、中央空调系统等分布式电源和负荷，聚合负荷资源3.6MW，实时可调节能力为300kW。在社会用电高峰时，通过数字手段统一调度，向电网输出富余电力，或保障项目用电高峰期电网的平稳运行。 作为全国领先的能源互联网聚合服务商，港华能源虚拟电厂运营管理系统支持在全国不同省市同时开展业务，支持多虚拟电厂运营商同时运营，实现了多时空尺度、多交易品种的业务支撑。在11月15日00:00-01:00，福田区委大院光储充柔虚拟电厂首次参与深圳需求侧响应市场，港华虚拟电厂平台与南瑞继保本地系统全流程协同自动调控，为深圳电网实际削峰132度电，调控与中标量相符，且完全满足电网性能要求。这意味着该项目已经达到了直控型虚拟电厂标准，响应速度快且调控准确性高，可参与更多电网调频等辅助任务，实现更大经济价值。与此同时，港华能源还为项目提供了现场实时视频和能碳管理平台同频展示、需求响应值班员和现场人员实时互动的方式，让能源响应更直观、更可控、更高效。未来，该虚拟电厂将聚合福田区更多公建能源类资源，包含且不限于福田129个公共机构近零碳项目的灵活资源。届时，所打造的虚拟电厂将为深圳电网的供需平衡作出更大贡献。 深圳市福田区以先行示范标准推进绿色发展，正在全力打造超大城市近零碳标杆示范区。今年以来加快布局88座超充站，让高质量新能源基础设施和“一杯咖啡，满电出发”的优质服务体系成为福田标配。港华能源联合福新双碳公司建设的福田区委大院”光储充智柔”一体化停车场示范站项目已于今年7月正式投入运营。该项目采用合同能源管理方式建设，光伏建设约2500平方米，装机容量为500千瓦，年发电量约52万kwh，配置电化学储能2MWh，该示范站项目是福田区委大院光储充柔虚拟电厂的重要组成部分。 港华能源定位于全国领先的能源互联网聚合服务商，以“筑梦零碳世界”为战略目标，通过“综能化、去碳化、数智化”三大核心战略，提供“零碳规划、安全供能、科技节能、数智赋能和碳电管理”等专业服务。目前，港华能源已经在全国22个省（区、市）投资建设500多个智慧能源项目，布局91个零碳工业园区，为工商业企业客户和工业园区提供绿色、安全、高效的零碳智慧能源管理服务和技术解决方案。

11月15日，国家能源局综合司发布关于公开征求《电力市场信息披露基本规则（征求意见稿）》意见的通知。 文件对发电企业、电网企业、售电公司、新型经营主体、市场运营机构等所需要披露的公众信息、公开信息、私有信息进行了明确。 发电企业应当披露的公开信息包括： （一）电厂机组信息，包括电厂调度名称，所在地市，电力业务许可证（发电类）编号，机组调度管辖关系，投运机组台数，单机容量及类型，投运日期，接入电压等级，单机最大出力、机组出力受限的技术类型（如流化床、高背压供热），抽蓄机组最大及最小抽水充电能力、静止到满载发电及抽水时间等。（二）配建储能信息（如有）。（三）机组出力受限情况。（四）机组检修及设备改造计划。（五）发电企业批发市场月度售电量、售电均价。 售电公司应当披露的公开信息包括： （一）履约保函、保险缴纳金额、有效期等信息。（二）拥有配电网运营权的售电公司应当披露电力业务许可证（供电类）编号、配电网电压等级、配电区域、配电价格等信息。（三）售电公司批发侧及零售侧月度结算电量、购售电结算均价。（四）财务审计报告（如有）。电力用户应当披露的公开信息包括：（一）企业用电类别、接入地市、用电电压等级、自备电源（如有）、变压器报装容量以及最大需量等。（二）配建储能信息（如有）。独立储能应当披露的公开信息包括：（一）调度名称、调度管辖关系、投运日期、接入电压等级、机组技术类型（电化学、压缩空气等）、所在地市。满足参与市场交易的相关技术参数，包括额定充（放）电功率、额定充（放）电时间、最大可调节容量、最大充放电功率、最大持续充放电时间等。 电网企业应当披露的公开信息包括： （一）电力业务许可证（输电类、供电类）编号。 （二）发电机组装机、电量及分类构成（含独立储能）情况。 （三）年度发用电负荷实际情况。 （四）全社会用电量及分产业用电量信息（转载披露）。 （五）年度电力电量供需平衡预测及实际情况。 （六）输变电设备建设、投产情况。 （七）市场经营主体电费违约总体情况。 （八）需求侧响应执行情况。

据悉，近年来，安徽省先进光伏和新型储能产业规模快速壮大。今年前三季度，我省光伏制造业实现营业收入2101.9亿元，同比增长79%，已超过2022年全年规模；锂离子电池行业实现营业收入743亿元，同比增长53.3%。 发展现状： 2019年至2022年，全省光伏制造业年营业收入年均增长超60%，2022年营业收入居全国第4位；锂离子电池行业2022年实现营业收入878.9亿元，同比增长166.3%。 目前，我省先进光伏和新型储能产业发展阶段不同。光伏产业规模体量已经位居全国前列，在光伏玻璃、电池片、组件、逆变器等重点环节已经形成独特优势。相较而言，新型储能产业规模体量尚小，产业链尚不完善。 发展目标： 到2025年，力争全省先进光伏和新型储能产业营业收入超5000亿元； 到2027年，力争营业收入超7500亿元，培育1—2家具有全球竞争力的领军企业，先进光伏和新型储能产业成为我省重要支柱产业。 发展路径： 加快形成以锂离子电池储能为主导，钠离子电池储能、液流电池储能、氢储能等多元储能技术协同推进的产业布局。 重点聚焦扩大产品供给，加快提升正负极材料、隔膜、电解液和电芯、储能系统等环节先进产能布局，加速形成规模化集聚效应； 扩容优质企业，加快引进新型储能产业链各环节龙头企业，完善“龙头+配套”产业链条，促进降本增效，提升产业竞争力； 扩张市场应用，支持新型储能在能源、交通运输、工商业等领域开拓场景应用，完善新型储能参与电力市场机制，推动我省新型储能产业加快发展。 随着碳达峰、碳中和决策部署持续落实，全球能源绿色转型步伐加快，先进光伏和新型储能产业已成为推进能源革命进程的重要支撑和促进社会经济发展的重要产业。总书记强调，要顺应当代科技革命和产业变革大方向，抓住绿色转型带来的巨大发展机遇。党的二十大提出，构建新一代信息技术、人工智能、生物技术、新能源、新材料、高端装备、绿色环保等一批新的增长引擎。 安徽深入学习贯彻总书记关于能源安全的重要论述和关于安徽工作的重要讲话重要指示精神，抢抓机遇、主动作为，先进光伏和新型储能产业呈现蓬勃发展态势。 一是产业规模快速壮大。2019-2022年，全省光伏制造业年营业收入分别实现406.6亿元、648亿元、882.8亿元和1954.9亿元，年均增长超60%，2022年营业收入规模位居全国第四位；锂离子电池行业2022年实现营业收入878.9亿元，同比增长166.3%。今年前三季度，全省光伏制造业实现营业收入2101.9亿元，同比增长79%，已超过2022年全年规模；锂离子电池行业实现营业收入743亿元，同比增长53.3%。 二是重点环节优势凸显。近年来，我省依托石英砂资源优势和出口较为便利区位优势，培育了光伏玻璃、电池片、组件、逆变器等产业链优势环节。2022年，全省光伏玻璃产量达826万吨，占全国比重达51.4%；全省光伏电池片产能约48GW，产量超28GW，占全国比重约8.6%；光伏组件产能约97GW，产量约66GW，占全国比重约22.5%；光伏逆变器出货量达83GW，占全球30%左右，位居全球前列。今年前三季度，全省光伏电池、组件产量分别实现51GW、79GW，占全国比重由2022年底的8.6%和22.5%分别上升到14.1%和24.1%。 三是市场主体加速集聚。近年来，我省大力招引全球先进光伏和新型储能领域龙头企业，全球出货量排名前十的企业中，已有7家光伏玻璃企业、4家光伏电池片企业、5家光伏组件企业、2家光伏逆变器企业、1家储能电池企业和1家储能系统集成企业在我省布局发展。同时，阳光电源、国轩高科、华晟新能源等一批本土企业加速成长，全省现有先进光伏和新型储能领域国家级专精特新“小巨人”企业19家，上市企业4家。 四是创新能力持续提升。依托阳光电源、国轩高科、华晟新能源等行业龙头企业和中国科大、中科院合肥物质研究院等高校和科研院所，全球首台35kV中压直挂光伏逆变器、全球最高功率异质结组件、全球最高效率大面积单结钙钛矿电池、超低成本新型固态电池电解质等一大批先进光伏和新型储能领域的创新成果先后在我省诞生。截至2022年底，我省在先进光伏和新型储能领域已有国家级创新平台5个、高新技术企业107家。 为进一步推动全省先进光伏和新型储能产业高质量发展，省委、省政府成立高规格先进光伏和新型储能产业集群建设工作领导小组，研究出台了《关于强化创新引领推动先进光伏和新型储能产业集群高质量发展的指导意见》，明确到2025年，力争全省先进光伏和新型储能产业营业收入超5000亿元；到2027年，力争营业收入超7500亿元，培育1-2家具有全球竞争力的领军企业，先进光伏和新型储能产业成为我省重要支柱产业。围绕这一目标，我省要重点组织实施创新能力提升、产业链锻长补短、产业层级提升、产业生态优化、海外市场拓展、应用牵引场景示范、规范有序发展等七项行动。 一是创新能力提升行动。通过“揭榜挂帅”“竞争赛马”等方式，推进先进光伏和新型储能产业链技术创新；引导龙头企业在皖设立研发中心、新型研发机构、产品试验线等，培育建设一批国家级和省级创新平台；发挥安徽省科技成果转化引导基金等天使基金投早投小作用，加快先进光伏和新型储能领域前沿成果转化应用，加强知识产权布局，提高专利申请效率。力争到2027年培育建成10个以上先进光伏、新型储能领域国家级创新平台。 二是产业链锻长补短行动。推动龙头骨干企业在皖设立企业总部、运营总部、区域总部和研发制造基地；引进培育一批创新研发活跃、细分市场领先的配套企业；延伸布局系统集成、运维检测等后端服务；建立健全先进光伏和新型储能产业省、市两级重大项目库，完善“谋划一批、储备一批、开工一批、投产一批”项目动态管理机制；推动配套产业加快在皖北地区发展，促进皖北地区全面振兴。 三是产业层级提升行动。实施增品种、提品质、创品牌“三品”行动，支持企业参与先进光伏和新型储能领域标准制定修订，培育一批符合行业规范条件企业、国家专精特新“小巨人”企业和制造业单项冠军企业；支持先进光伏、新型储能龙头企业实施数字化转型升级改造；鼓励建设一批光伏及储能信息化回收利用平台、零碳工厂、绿色低碳园区，推动废旧光伏组件、储能电池等新兴固废综合利用技术研发及产业化应用，支持企业开展清洁生产；加强相关产品质量管理，引导企业开展安全生产标准化建设，切实筑牢安全生产底线。 四是产业生态优化行动。加强高端人才引育和产业人才培养；推动省新能源和节能环保产业主题基金加快建设运营，加大对先进光伏和新型储能领域优质项目的支持力度；支持有条件的市引进国内外先进光伏、新型储能领域权威科研机构、高端智库、第三方检测认证服务机构；鼓励有条件的地区积极承办中国光伏行业年度大会等活动。 五是海外市场拓展行动。组织和鼓励企业参加境外专业展会，拓展国际市场，提高海外营收占比。优化完善产品出运通道，加大对先进光伏、新型储能企业出口信用保险支持力度，促进本地产品“卖出去”。支持企业完善境外营销服务网络，参与国外光伏和储能电站招投标项目，引导企业有序布局海外生产基地。 六是应用牵引场景示范行动。加快先进光伏和新型储能产品在能源、工业、交通运输、建筑、农业、信息通信等领域应用，拓展多种形式的光储融合应用场景，力争培育一批国家级智能光伏示范企业和项目。按照“大规模集中共享式储能”“新能源+储能”模式，统筹布局全省储能项目。完善新型储能参与电力市场交易的价格机制，探索建立新型储能电站成本补偿机制。 七是规范有序发展行动。严格落实光伏、锂离子电池行业规范管理要求，指导各地合理引进建设技术先进的先进光伏和新型储能项目。引导各地结合实际差异化布局先进光伏和新型储能产业。推动省内产业链供应链合作对接，提升光伏玻璃、硅片、电池片等本地化配套水平，进一步完善我省产业链供应链体系。 向阳而生，逐“光”而行。为深入贯彻落实党中央决策部署及省委、省政府工作要求，抢抓先进光伏和新型储能产业发展机遇，抢占产业制高点，我们将积极推动产业链、创新链、资金链、人才链深度融合，进一步提高产业核心竞争力，奋力打造具有全球影响力的先进光伏和新型储能产业集群！

专业工人不好招，高端人才要靠抢，为了争抢光伏人才，龙头组件企业都“卷”疯了。 光伏“人才荒” 14薪、20薪……25薪，近期，隆基、晶科、晶澳、天合、通威、阿特斯等组件龙头企业为招揽人才极尽所能，高薪、股权激励、协助人才落户申报、百万安家费等，开出的优厚条件前所未有，此景象也正是当下光伏企业渴求人才的缩影。 随着全球光伏装机市场不断扩大，市场对组件需求愈发强劲。发展风口之下，各大组件厂商加速“跑马圈地”，产能的投建速度更可以用“狂飙”来形容。仅2023年，龙头企业就以每年28%-471%的组件新增产能领跑行业。 此外，在一体化趋势之下，光伏巨头们你追我赶，大手笔扩充全产业链产能，千亿投资、百GW产能频出，如此迅猛的扩张之下，行业的用人需求也呈井喷式增长。 根据中国光伏行业协会的统计数据，2022年，我国光伏产业从业人员总量约为246万人。据调研，未来十年光伏行业从业人员年均增长率预计达到13.7%，2030年光伏产业从业人员预计达到1705万人。 高薪抢人 巨大人才缺口之下，企业求贤若渴，紧锣密鼓“招兵买马”，光伏人的薪资同样水涨船高。 据薪酬网数据显示，总监层薪资增长率最高，其次高层级比普通职工新增增长幅度更大，高管层、总监层、经理层及主管薪资增长率均在3%以上。 动辄年薪百万的行业已经不多了，但在光伏行业却很常见。“目前，企业为了留住人才，普遍涨薪很正常，光伏从业人员的人均薪资增幅平均超20%。”有业内人士表示。 这个说法也有印证，从组件企业招聘来看，对于高端和技术型高端人才，企业给出的薪资水平多在140万—180万左右。也有企业为吸引并“绑定”人才，给出除薪资以外的待遇，如某企业招聘研发专家给出百万年薪+股权激励，并协助人才申报最高可获百万补贴等。更有企业为挖掘管理人才，对于薪酬及待遇不设上限，提出“一人一议”的待遇。 和绝大多数爆火的行业一样，越演越烈的光伏人才争夺战下，猎头和光伏企业间甚至互相挖角，挖人和跳槽也成为了行业常态。 不仅高端人才稀缺，作为制造业行业，当前光伏行业工程师、生产主管、技术岗位需求量缺口也非常大。从组件大厂岗位招聘来看，此类核心岗位年薪范围大多在14万-32万不等。其中，工艺工程师给出的年薪待遇范围达到14万—25万左右，设备主管给出的年薪待遇范围达到16万—19.5万左右，招聘专业偏向于材料、化工、化学、机械制造等。同岗位中，职称和级别较高的人才在薪资上的条件更为优厚，如高级工程师岗位企业给出的薪资最高能达到25万左右，高级设备主管年薪待遇范围达到30万—32万左右，此类岗位多要求本科及以上学历及3年及以上岗位经验。 并且，随着今年TOPCON元年开启，大厂对TOPCON技术方面的人才需求大增，不仅在招聘需求上点名要求TOPCON技术方面的人才，某头部企业更是一口气发出了160多个TOPCON岗位招聘需求，部分关键岗位甚至开给出14薪、15薪，在原本一年领12个月薪水基础上，额外多发2-3个月的工资。 此外，在企业热招的岗位中，销售人才需求也极为迫切。在激烈的光伏竞争中，销售部门作为开拓市场的尖兵，决定了企业业绩目标能否顺利达成，跑赢对手的关键。在企业招聘中，组件销售岗位也占据近半江山。 不限经验、不限学历，年薪14万元-25万元，为争抢销售人才，企业不仅降低招聘门槛，更给出了更具吸引力的岗位薪酬。对于组件销售经理岗位，企业给出的年薪待遇范围达到33-45万左，岗位要求3年及以上经验，大专及以上学历。部分企业为笼络人才，还增加了销售提成、浮动奖金比例等奖励。 事实上，在一个岗位，不同地域之间的工资水平也有高低差异。一般来说，经济发达、光伏企业集中的地区，人员的薪资水平相对较高。例如，珠三角地区、长三角地区、北京、上海等一线城市。但也有例外，如组件销售经理岗位，有企业对战略开发地和较为偏远地区西藏、新疆等地区的销售经理岗位给予16薪-25薪的补贴。 根据薪酬网数据显示，一线城市招聘薪酬全员月入过万，北京最高，平均薪酬超过1.6万；新一线城市中，80%达到过万水平，杭州、合肥、西安、天津、南京位列前五；光伏从业人员最多的苏州在新一线城市中光伏行业薪资排名第六，平均薪酬1.1万元。

为了实现碳达峰、碳中和的目标，同时适应煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型，保障电力安全稳定供应，国家发展改革委、国家能源局于11月10日发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》。煤电容量电价机制是一种重要的保障机制，旨在确保煤电企业的稳定收入和电力系统的可靠性。该机制通过建立煤电容量市场，为煤电企业提供合理的收益，同时确保电力系统的稳定运行。《通知》是在加快规划建设新型电力系统的要求下，为进一步确保能源安全稳定供应而设计的重要保障机制。 政策出台背景 一是煤电作为可靠发电资源，承担着电力系统安全保供的重要责任。为满足用户用电需求，电力系统需接入充足的可靠发电容量，以保障系统安全稳定运行。对我国而言，近期煤电仍是系统中最重要的可靠发电资源，需确保充足的煤电并网容量，以满足电力系统安全运行需求。 二是随着电力现货市场建设快速推进，存在市场收入无法满足煤电经营需要的风险。近日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司下发的《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号）再次明确加快电力现货市场建设的相关要求，现货市场价格会因新能源出力特性而快速变化，新能源发电量大的时段现货市场价格普遍较低、新能源发电量较小的时段由于市场限价导致煤电收入受到限制，从而会在一定程度上降低煤电平价上网电价，并进一步影响中长期价格。若煤电通过电能量市场获得的收入不能弥补其发电成本，将造成煤电企业亏损。 三是新型电力系统建设目标下，可再生能源装机快速上涨，挤占了煤电发电空间。目前，我国可再生能源装机总量约13.84亿千瓦，占总装机的49.6%，装机规模已超火电。受此影响，煤电利用小时数将由2022年的4379小时逐步下降，2030年将降至4000～4100小时，2060年可能仅为1500小时左右。在煤电收入主要与利用小时数挂钩的电价机制下，利用小时数降低将进一步缩小煤电生存空间，导致煤电亏损或退出，威胁电力系统安全稳定运行。 四是国际上有较为成熟的容量补偿、容量市场建设经验，对我国煤电容量电价机制设计提供了较好的参考。国外电力市场建设过程中，将系统所需的可靠发电资源由于利用小时数降低、市场限价等因素而未回收的发电成本称为“丢失的钱”（Missing Money），为解决此问题，许多国家探索设计了体现支撑调节容量价值的价格机制。英国、美国PJM、美国NYISO等国家和地区设计了由市场竞争形成支撑调节容量价格的容量市场机制；智力、阿根廷、我国山东等地设计了基于政府确定支撑调节容量价格的容量补偿机制。通过充分借鉴国外经验、并参考我国实践，使我国煤电容量电价机制设计更加科学合理、更好地与现行机制平稳过渡，降低机制变化对终端用户的电价影响。 因此，建立煤电容量电价机制是确保电力系统安全稳定运行、助力新型电力系统稳步建设的重要举措。 《通知》的主要内容 构建煤电电价新模式 《通知》提出，煤电电量电价灵敏反映电力供需及燃料成本变化、煤电容量电价充分体现煤电容量支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行、电力系统有效容量长期充裕。 从政策目的来理解，煤电实际形成“电量电价+容量电价”的价格机制，新模式下可以更好地利用价格信号体现不同的价值信号，通过区分煤电电量电价和容量电价，分别体现煤电发电变动成本和供需形势情况，以及可靠发电容量的价值。一方面，煤电固定成本约占煤电总成本的30%，煤电容量电价在补偿部分固定成本后，市场中煤电的电量电价可更贴近边际成本，从而提高市场运行效率；另一方面，揭示着未来电力市场化改革将向精细化发展，充分利用不同市场，灵敏地反映电力的不同价值。 明确补偿范围、合理确定补偿标准并明确未来发展要求 《通知》明确了煤电容量电价适用于统调煤电机组，自备电厂及不符合国家规划、能耗要求、环保和灵活调节能力要求的机组不执行煤电容量补偿；基于典型机组成本调查合理确定了煤电经营期内每年固定成本支出为330元，并依据各地经济承受能力、煤电利用情况等因素，差异化设计了煤电容量电价的补偿标准；进一步明确2026年后容量电价回收固定成本补偿比例不低于50%的要求。 通过煤电容量电价设计，实现对煤电容量补偿的同时，也基于各地发展情况设定了差异化补偿标准。2024～2025年，各省市煤电容量电价补偿标准多以回收煤电固定成本30%或50%为目标，仅四川、云南等水电占比较高、煤电发挥支撑调节作用更为显著的省份执行70%的标准，实现了按各省煤电运行情况差异化补偿，更贴近电力系统的运行需要。进一步明确了循序渐进的补偿费用变化模式，2026年后，各地补偿比例提升至不低于50%，更有利于保障承担安全保供的煤电机组合理经营、提高发电企业合理新建煤电机组的积极性。若远期煤电容量价格过低，将不利于区分煤电固定成本情况，无法利用价格信号充分体现煤电容量的支撑调节价值。 明确费用承担主体 《通知》明确煤电容量电费纳入系统运行费，按月向工商业用户进行分摊。对于跨省跨区送电的煤电机组费用，按照“谁受益、谁承担”的原则，由受电端省份分摊；对于送电方向涉及多个省份的，原则上按送电容量分别计算容量电费。 此次设计的煤电容量电价机制进一步落实了国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、国家发展改革委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526号）等文件要求，确保了居民、农业用电价格稳定，并将相关费用纳入系统运行费向工商业用户疏导，更好地契合了现行价格机制。同时，对涉及外送多省的煤电电源容量电费按送电容量分别计算，更好地按受益情况明确了受电端省份的责任。 明确配套机制，确保机制顺利执行 《通知》规定，一是获得补偿的机组需满足并网调度协议明确的最大可用调节能力，对不能按照调度指令响应的机组扣减补偿费用；二是对迎峰度夏、迎峰度冬期间无法满足调节要求的机组提高惩罚力度；三是明确了应急备用电源容量电价的标准上限；四是细化组织协调、政策协同、执行监管等具体举措，助力机制更好的执行。 一方面，完善的配套机制可促进煤电容量电价合理执行，并对获得补偿的煤电企业行为进行约束，对不能满足要求的机组进行合理惩罚。国际上实行容量补偿、容量市场的国家和地区，同样设计了对不能履约容量的惩罚措施，以督促煤电企业合理履约。另一方面，在煤电容量电价机制执行前，电能量市场疏导了部分煤电容量费用，因此在煤电容量电价机制形成后，提出对市场交易规则进一步完善，充分体现了机制设计的合理性。不仅如此，《通知》提出各地可研究建立发电侧容量电价机制，引导包含煤电等其他发电资源共同参与，形成全面覆盖发电侧的容量电价机制，进一步体现各类电源的支撑调节价值，助力电力系统稳定运行。 总而言之，《通知》以保障新型电力系统安全稳定运行为出发点，建立了操作性和针对性强、补偿标准合理、与现行政策有效衔接、保障系统发电容量充裕、考虑各地经济承受能力的煤电容量电价机制，在提升我国新能源消纳能力、提升系统安全、健全电力市场体系等方面发挥了重要作用。

今日，特斯拉官方微博发文称：11月15日晚，特斯拉CEO马斯克受邀参加了在旧金山举办的欢迎宴会。在会前小范围招待会中会见了马斯克及其他重要代表，对特斯拉在中国的发展表示支持。马斯克表示感谢，并赞赏中国新能源汽车行业的快速发展。今年是特斯拉进入中国市场的第十年，2019年建成投产的特斯拉上海超级工厂已经成为特斯拉全球重要的生产基地和出口中心。 我们很荣幸参与到中国新能源汽车行业的快速发展当中，衷心感谢一直以来各位朋友给予的关心、鼓励和支持。我们会继续在中国深耕，期待在新能源汽车、储能、人工智能等更多领域与行业共同发展。 目前特斯拉在上海的整车工厂已经成为其全球产能最高的工厂，特斯拉发布的官方数据显示，上海超级工厂实际年产能，已从第二季度的75万辆/年，扩产到第三季度的95万辆/年以上。以此推算，目前上海超级工厂仅用30几秒，就能下线一辆中国智造车型。 在保持新能源汽车优势的同时，特斯拉在中国也开启了下一个重要业务布局——储能。 今年4月9日，特斯拉签约的储能超级工厂落户上海临港。这一超级工厂项目计划今年第三季度开工，明年第二季度投产，成为特斯拉在美国本土以外的首个储能超级工厂。 新的特斯拉超级工厂生产超大型商用储能电池“Megapack”，初期规划年产达1万台，储能规模约40吉瓦时(GWh)，相当于4000万度电(KWh/千瓦时)，其产品提供范围覆盖全球市场。据统计，2022年中国储能锂电池出货量为130吉瓦时，由此推算特斯拉上海储能超级工厂的产能，接近于这一出货量的三成。 不久前，特斯拉公布的“秘密宏图”第三篇章中，便将目标设定为全面转向可持续能源，2050年前实现能源100%可持续，马斯克表示，为实现该目标，全球最终将需要 240 TWh 储能容量(含电站储能和汽车电池)。而特斯拉储能超级工厂项目正是实现这一目标的重要举措之一。 从财报中的数据可以看出，特斯拉储能的部署在 2023 年增长迅猛。特斯拉第三季度储能装机量为4GWh，同比增长90%，是有史以来最高季度装机量。 仅从特斯拉储能领域的布局来看，特斯拉自2015年开始布局储能项目，2019年正式推出Megapack大型储能系统。从目前特斯拉官网下订单的信息来看，Megapack最近的交货日期为2025年第1季度。这不仅反映出特斯拉储能产品需求的火爆，也说明其产能供应不足。 由此来看，上海储能超级工厂是特斯拉解决储能产能问题的战略布局，马斯克看中的是中国物美价廉的储能供应链，特斯拉希望如三年前的汽车超级工厂一样，通过中国成熟的供应链提高产能、降低成本，从而更迅速地以低成本优势拓展全球储能市场。

近日，多地政府对光伏、风电存量项目清退速度明显加快，不仅有部分省份大刀阔斧砍掉近67%光伏项目、更有大省废止了超2GW光伏项目规模。 据北极星不完全统计，今年以来，江西、安徽、河南湖滨区、山西、辽宁等5地已经陆续公布最新风光项目废止名单，拟废止的光伏项目总装机规模已超过8.15GW。 从各省废止的风、光项目原因来看，备而不建、超时被动清退、涉及生态红线、“以新代旧”调整优化规划库等成为主要因素。 详情见下： 江西：废止2.9GW光伏项目指标 逾期并网则需提高储能配比 10月25日，江西省发改委印发《关于开展逾期光伏项目清理工作的通知》，34个光伏项目因未开工被取消建设指标，估摸总计2.894GW。 根据文件，截至今年9月底，纳入2021年竞争优选方案的光伏项目中，有34个项目、装机289.4万千瓦未开工，纳入2021年竞争优选方案的光伏项目中，有34个项目、装机289.4万千瓦未开工。 其余在建项目，考虑到企业已完成较大投资，在企业作出相关承诺后，延期至2024年4月30日，逾期未建成将自动退出电网消纳资源。其中，2023年12月31日前建成的，按原承诺落实储能配置要求（10%/1小时）；2024年1月1日-2024年4月30日期间建成的，按其容量的15%、2小时配置储能。 根据江西省2021年光伏发电项目竞争优选规模来看，共完成两批光伏项目优选，规模总计12.29GW，本次废止指标占据当年指标的百分比约为24%。 安徽：调整竞配项目规模 砍掉近67%光伏指标 10月13日，安徽省能源局发布关于调整2021年竞争性配置光伏发电项目建设规模情况的公示。 公示显示，调整前下达光伏建设规模为331.25万千瓦，共计36个项目；调整后建设规模为110.11万千瓦，16个项目；拟削减17个项目，共计减少221.14万千瓦光伏项目。 湖北：将484MW风光储项目移出新能源建设项目清单 10月11日，湖北省能源局发布关于从年度新能源建设项目清单中移除部分项目的通知。通知指出，为杜绝能源指标空转、项目不落地等现象发生，省能源局组织各地对纳入2021年及以前年度建设项目清单的平价项目进行了清理，将4个风光发电项目及配建的1个集中式（共享式）电化学储能电站项目从原年度建设项目清单中移除。其中，光伏项目350MW、风电项目84MW、储能项目50兆瓦/100兆瓦时。 河南三门峡市湖滨区:拟废止927.3MW光伏项目 8月31日，河南省三门峡市湖滨区发改委对备案后2年内未开工建设或者未办理任何其他手续的项目，不具备建设条件的、未纳入省可再生能源年度开发方案、长期占用资源、迟迟未能建成的可再生能源项目进行了梳理。 公示了第一批拟废止的可再生能源项目清单，共包含37个光伏项目，合计项目规模927.3MW，其中，集中式光伏项目690MW、分布式光伏项目237.3MW。 辽宁：废止“核而不建”“建设滞后”风光项目 8月23日，辽宁省发展改革委发布关于对全省480万千瓦风电光伏重点建设项目未按期建成并网规模指标（第一批）拟废止的公示。 公告称，辽宁省480万千瓦风电光伏重点建设项目中存在“核而不建”“建设滞后”等问题的风电光伏项目进行了梳理。相关地市上报了拟废止项目清单，经我委汇总，拟废止未按期建成并网的辽能南票200MW光伏发电项目、南票暖池塘50MW光伏发电项目等2个光伏发电项目共计25万千瓦未并网规模指标。 山西：废止投资不积极、无法建设的风光项目 5月8日，山西省能源局组织各市能源局对2021年及之前项目单位投资不积极、确定无法建设的风电光伏发电项目进行了梳理。对阳曲县蔚蓝凌井店等19个总规模100.8万千瓦风电光伏发电项目（第二批）予以废止。 值得一提的是，在2022年7月22日，山西省能源局曾公示了《山西省拟废止第一批风电光伏发电项目清单》。公告表示，经过山西省能源局组织各市对2020年及之前长期占用资源、迟迟未能建成的风电光伏发电项目进行了梳理，拟将云岗区协鑫雅儿崖乡等54个，总计规模138.8万千瓦风电光伏发电项目予以废止。其中，风电项目1.168GW，光伏项目220MW。

隆基三季度营收利润双降，晶澳也不及预期，唯独押宝TOPCon的晶科能源成了例外。 组件价格非理性杀到1元后，意味着全产业链将全面亏损，行业的洗牌比想象中更快。 01 隆基Q3 10月30日晚，隆基发布了2023年三季报，前三季度营收941亿元，同比增长8.55%；归母净利润116.94亿元，同比增长6.54%。Q3单季度营收294.48亿元，同比下滑18.92%；归母净利润25.15亿元，同比下滑44.05%，环比下滑54.6%。远低于市场预期。 从利润表可以看出，隆基业绩低于预期有很多因素造成。营收方面，Q3营收294.48亿元，Q2营收363.34，环比下降19%，除了收入下降外，期间费用也提高了，Q3销售费用7.35亿，比Q2增加了9亿，Q3管理费用15.68亿，比Q2增加了3亿，Q3研发费用6.37亿，比Q2增加1亿。除此之外，与Q2相比，三季度硅料投资收益减少8-9亿。所以综合下来Q3单季归母净利润25.15亿元，与Q2相比减少了30亿元。 业务构成方面，隆基组件占比约66%，硅片占比约30%，而今年组件价格持续下跌，目前已跌破1元/W，如此下跌趋势下，隆基组件营收和利润受影响已在意料之中，因为业绩很难逆趋势而上。硅片Q3预计出货30GW，单瓦盈利4-6分；电池组件出货18-19GW，单瓦盈利0.11元左右，出货量和单瓦盈利能力均偏弱，硅片盈利弱是因为三季度硅料价格持续反弹，同时硅片价格下跌。 02 组件战争 硅片、组件产能过剩，是光伏行业共同需要面对的困境，不是隆基独有。所以见智研究统计TCL中环、天合光能、晶科能源、晶澳科技的三季度业绩表现，分析业绩差异背后的原因。 1、TCL中环 另一家硅片龙头，TCL中环前三季度实现营收487亿元，同比下降2.4%，实现归母净利润61.88亿元，同比增加23.7%。Q3单季度实现营收138亿元，同比下降24%、环比下降20%；实现归母净利16.52亿元，同比下降21%、环比下降28%。虽然前三季度利润仍同比上涨，但值得关注的是Q3单季营收和净利润已经双降了。 中环的业务结构硅片占75%，组件占16%。公司表示三季度硅片出货持续增长，单位盈利环比持平，但组件Q3因为国内价格较低，组件业务亏损，毛利率下跌较多，拖累了公司业绩。 2、天合光能 组件另一家龙头天合光能，三季报相比隆基和中环，呈现不同的情况。 天合光能前三季度营收811亿，同比增长39.38%。归母净利润50.77亿元，同比增长111.34%。Q3单季度营收317.36亿，同比增长41.25%；归母净利润15.37亿，同比增长35.67%，环比下降13.27%。 天合光能业务以组件为主，占比69%，主要业务结构与隆基类似，无论是前三季度营收总体增速还是单季增速，天合业绩似乎都要优于隆基。 这其实也跟这两年是TOPCon放量的红利之年有关，隆基和天合虽然都多技术路线布局，但隆基目前主打HPBC，而天合量产路线以N型TOPCon组件为主，自然享受的红利要多些。 3、晶澳科技 晶澳科技组件占比96%，业务非常纯。今年前三季度营收599.8亿，同比增长21.61%；归母净利润67.65亿，同比增长105.62%。Q3单季度营收收入191.38亿，同比下降8.23%，归母净利润19.51亿元，同比增长22.87%，环比下降12.54%。 晶澳业绩与隆基类似，业绩均不及市场预期，单季营收规模下滑，但优于隆基的是，晶澳净利润虽然环比下滑，但同比仍增长，盈利能力相对更好。 4、晶科能源 与其他组件龙头相比，晶科能源三季报的业绩最优。 公司前三季度营收850.97亿元，同比增长61.25%。归母净利润63.54亿元，同比增长279.14%。其中Q3实现营收314.72亿元，同比增长62.53%；归母净利润25.11亿元，同比增长225.79%，环比增长14.95%。 组件龙头中晶科能源三季度业绩，远优于隆基和天合，天合虽然单季度营收和净利润同比也实现了增长，但环比二季度利润还是下滑的，但晶科是同环比利润均持续增长。 再对比各家组件龙头的出货情况： 隆基预计前三季度组件出货约43.53GW，单瓦盈利0.11-0.13元；晶澳前三季度预计组件出货37.63GW，Q3出货13.68GW，单瓦净利约0.14元；天合光能前三季度组件预计出货45-46GW，Q3单季出货18.5GW，单瓦盈利0.11元；晶科能源前三季度组件预计出货52.2GW，其中TOPCon出货占比57%；Q3单季组件出货21GW，环比增长60%。目前TOPCon单瓦盈利0.16-0.17元。 从出货量和单价看，晶科能源是组件龙头中表现最优的。受组件价格持续下降影响较小，核心原因是晶科一直押宝TOPCon，是TOPCon红利的最大受益者。组件价格虽然下降，但TOPCon组件溢价还是高的，且晶科TOPCon占比也是龙头中最高的，所以晶科今年业绩整体表现要优于其他企业。 03 组件的恶性竞争远未结束 光伏组件龙头们悲惨的三季报，反映了现实比想象中更残酷，市场都认为光伏的寒冬没那么快到来，市场都认为组件持续杀价龙头也能挺住。 事实上，龙头的业绩已反映出，价格战，疯狂恶性竞争只是杀敌一千自损八百的行为，目前组件价格已跌至1元以下，全产业链都不赚钱。 隆基在三季度业绩说明会上也表示， 1元左右的组件价格企业很难生存，不止龙头，全产业链都难盈利，很多地方存在光伏项目的烂尾，但对于组件价格何时回归正常，无法确定。 总体而言，今年因为组件持续降价，龙头业绩不好已在预期内，但是似乎还是来的比预想中快。 目前组件的恶性竞争尚未结束，价格仍未见底，未来企业只有抓准技术方向，抢先布局占到红利，才能脱颖而出。

10月27日，全国碳排放权交易市场第二个履约周期全面启动。距离欧盟碳边境调节机制（CBAM）开始试运行，也已整一个月。 今年以来，全国碳配额价格年内已上涨逾60%，且10月全国碳市场碳价最高价持续16个交易日突破80元/吨。 总体来看，10月全国碳市场综合价格行情为：最高价82.79元/吨，最低价75.29元/吨。 价格方面，本月全国碳市场交易活跃度增加，月初至月中碳价总体呈上升趋势，月末出现下降趋势。2023年10月CEA的日均收盘价为80.37元/吨，在上月基础上大幅上涨约10%。本月收盘价首次突破每吨80元，在20日再度刷新自全国碳市场历史新高。最终碳价较上月月末相比上涨3.4%，自75.91元上涨至78.50元。 成交量方面，本月全国碳排放配额总成交量93,051,321吨，总成交额6,421,746,435.39元。其中，本月日均成交量超过550万吨，成交额近六十亿，10月18日当天成交量突破纪录，达1435万吨。 挂牌协议交易成交量7,527,526吨，成交额603,262,565.08元；大宗协议交易成交量85,523,795吨，成交额5,818,483,870.31元。截至本月，全国碳市场碳排放配额累计成交量382,718,568吨，累计成交额20,663,510,880.68元。 10月29日，复旦大学可持续研究中心在11月复旦碳价指数发布会上介绍，全球碳市场10月运行总体特征如下： 第一，全球主要碳市场成交量走势分化，欧盟、英国市场增幅较大，韩国市场巨幅收缩。2023年10月，全球主要碳市场成交量表现为分化态势，欧盟、英国两市场有较大增长，韩国市场降幅明显。欧盟碳市场10月日均成交量环比上升29.40%，成交量连续两月上升且增幅扩大；英国碳市场10月日均成交量环比上升44.71%，市场大幅活跃；韩国碳市场10月日均成交量环比下降74.56%，受配额品种转换影响，市场巨幅收缩。 第二，全球碳市场价格月内走势不一，各市场价格环比涨跌参半。2023年10月，全球市场碳价月内价格产生分化，英国、新西兰上涨，欧盟和韩国下跌。欧盟碳市场10月日均成交价环比下跌0.54%；英国碳市场10月日均成交价环比上涨14.86%；韩国碳市场10月日均收盘价环比上涨13.62%；新西兰碳市场10月日均收盘价环比下跌1.49%。 生态环境部应对气候变化司司长夏应显表示，全国碳排放权交易市场运行两年多来，市场总体运行平稳，价格发现机制作用初步显现，企业减排意识和能力明显增强，为推动实现碳达峰碳中和目标发挥了积极作用，达到了预期目标。 在碳价方面，夏应显表示，碳价波动主要受市场供求关系影响。两年多来，配额价格总体保持稳中有升。近期配额价格整体呈上扬态势，维持在80元/吨左右，碳价适度上涨体现了碳价的市场属性。目前，配额价格水平基本反映了我国的减排成本，符合中国当前实际。

2019年到2023年,也就是冯德莱恩领衔的新一届欧委会上台后，欧盟将“绿色转型”作为施政纲领，称之为“欧洲的登月时刻”，基于此，欧盟发布了一系列绿色法规，比如《绿色协议》、《应对气侯法》、《循环经济法》、《新电池法》、碳边境调节机制（CBAM），对我国产品出口欧洲造成了无形的绿色壁垒。 在碳中和的大势下，全球清洁产业竞争的底层逻辑是什么？中国企业目前对绿色壁垒的应对情况如何？未来如何与欧盟市场互认互证？ 2023年10月26日，在远景科技集团举办的鄂尔多斯零碳产业大会期间，来自动力电池联盟、欧盟驻华标准化专家项目、TUV南德大众化集团等相关机构的几位专家围绕“绿色工业转型与产品竞争力”进行了分享讨论，以下是发言节选。 01 中国碳中和50人大会特邀研究员，海华永泰（北京）律师事务所高级合伙人吴必轩：欧盟的低碳、绿色法规和标准对中国产业影响几何？ 欧盟驻华标准化专家项目总监徐斌：我国从产业环境到企业现状，同欧洲本土企业，在低碳和节能方面有一定差距，这造成一些企业不能满足低碳的要求，并且动力电池、自行车电池等电池产业，在未来五年到十年仍然不能达到碳排放的要求，会使得这些产品不能进入欧洲市场。为了进入欧洲市场，必须进行一系列低碳的改造，这面临成本的增加。 从另一个角度看，欧盟制定相关的标准和低碳要求，逻辑有三四条。第一条是欧洲要在2050年实现碳中和。为实现碳中和，必须要发布一揽子相关低碳要求。如果只针对欧洲企业作出要求，不对进口产品进行相关的规定，会造成他们理解的碳泄露，很多企业会避开欧洲强硬的监管，到相对宽泛的国家生产产品。从欧盟的角度看，这样依然会造成温室气体的排放效应。 第二点，进行低碳改造，要对全产业链进行要求，欧盟企业如果采取了低碳措施，而针对进口产品不采取低碳要求，满足要求的优良企业会在竞争中处于不利地位，实际上产生不公平的竞争情况。这也是欧洲引入碳边境调节的主要观点之一。 第三点，应对气侯变化不是欧盟一个国家地区的事情，应该是全球共同的愿望，欧盟制定了比较严格的法规和认证，可以带动企业和其他地区在低碳方面作出努力。 最后一点，欧洲的低碳要求，对于企业是挑战也是机遇。比如说企业已经达到了高标准的碳要求，在竞争中就比越南、印度更具有优势，出口欧美过程中更具有优势。 02 吴必轩：关于碳边境调节机制，中国企业面对这些措施的痛点和应对思路如何？ 德勤中国可持续发展与气侯变化服务主管合伙人李晓晨：碳关税现在非常热，两年前大家没有太大的热情，但今年企业纷纷行动起来，受影响不大的一些企业也做了深入的研究。 以每个行业的领头军为主，首先他们实现净零的时间表很紧张，所以脱碳做得比较彻底。欧洲的碳关税还有不确定性，可能会扩大范围。 “过渡期欧盟委员会”会研究还有哪些被泄露的产品会被纳入这个范围。比如有机化学品、聚合物，以及下游产品。如果范围扩大，对于很多的行业会有波及。所以面对政策的不确定性很多的行业也在积极应对。 谈到影响，首当其冲是成本增加，比如出口欧洲的钢铁行业，土耳其和韩国生产每吨钢的碳排放量明显低于我们。根据相关的数据计算，如果碳关税缴纳三年后，针对价钱升高的影响，土耳其增加13%，韩国20%，中国和印度高一点24%和27%，成本的增加是显而易见的。 另外，如果增加了脱碳管理和内部的管理成本，如何建立科学的碳核算体系，保证数据的准确性和完整性，也带来了管理的挑战。 还有供应链倒逼。很多的企业对供应链、供应商都提出各种要求。所以供应链压力的传导也是企业面临的很大挑战，如果这方面没有做好，可能会失去客户和市场。 除了碳边境调节机制，我们在出口行业方面，像《新电池法》，新能源汽车的反补贴。还有像韩国、意大利、法国等对光伏组件的碳核算和认证的要求，阻碍会越来越大。 另外从政策方面，倒逼政策的转型。我国碳市场最终会和欧洲碳市场的范围相一致。还有碳抵消机制，在本国缴纳的碳税，在那边缴碳关税的时候是可以抵销的。所以在国内不缴，缴到欧盟去，国家会少了一些税收，这会倒逼国家的碳税改革。 03 吴必轩：对于动力电池行业，包括零碳产业园、绿电供应在内的一些措施对应对欧盟相关法案有什么作用？ 中国动力电池产业创新联盟秘书长许艳华：《新电池法》现在产业高度关注。今年1到9月份电池出口占到总量的21%，比重很大。目前主要是出口，海外的生产规模不是很大，所以欧盟的电池法对我们的影响非常大。 先说欧洲人怎么想。在电池新法发布的时候，欧盟的发言人说了两条重要的问题，为什么有新电池法？相较于旧电池法是两个完全不同的概念，它是全欧盟统一监管的、对电池全生命周期进行管理的法规。价值在于欧盟认为电池是脱碳进程和实现低排放交通运输的关键，这是第一个解释。 第二个解释是要提高欧洲工业的竞争力。欧洲是工业的发源地，但在电动化和动力电池领域落后了，数据确实如此：全球电池出货量92%是在中国、韩国和日本，中国占了60%。意味着其他国家是8%的份额，欧洲可能3%都不到。他们积极推动电池新法，背后的逻辑非常清晰。 第二，对我们有影响，法规要求严，时间表紧张。我们绝大多数企业没准备好。因为涉及到全产业链，不是自己搞就可以了。另外不管是碳足迹声明，还是电池护照，会增加管理成本，也会降低管理效率。中国电池之所以在全球有这么强的竞争力，第一是因为快。比如建一个厂最多两年，在欧洲可能要四年。如果做碳的工作，势必要影响企业各方面的效率。 第二，回收的问题，包括电池的回收，再生材料利用率的要求，意味着谁生产、销售电池，谁要对电池回收负责，一定要在欧洲有基地，必须要在欧洲建立回收。回收和生产是两个概念，回收在中国是很乱的，如果到欧洲发展，挑战可能更大，特别是欧洲的环境要求很高，在整个电池产业链中，负极和正极材料以及电池碳排放比较大，将来回收也是个痛点。 第三是企业的担心，电池护照要披露所有生产企业的信息，这些信息涉及到企业的敏感信息，这些信息一旦泄露，对企业非常不利，对竞争力影响也很大。 03 吴必轩：风电、光伏、储能等产业如何应对海外碳壁垒？ 南德集团智慧能源与零碳服务解决方案的负责人高亮：比如法国碳足迹。在光伏行业里面，法国碳足迹是针对大于100千瓦的装机容量的项目的招标，要求投标的产品进行相应的碳足迹的核算，不同的碳足迹的值有不同的得分，影响招标的结果。 类似还有韩国碳足迹，主要分为三类，只有最高类的能拿到政府的补贴。除此之外，还有EPD环境产品认证。EPD分为EPD意大利、EPD国际和EPD美国。EPD我们可以简单的理解为包含碳足迹，除了考核碳指标外，还要考核其他的环境影响的因素。所以在很多的买家行为当中，逐渐的把EPD的要求纳入到招投标的过程中。 再就是刚才提到的能源产品生态设计指令。尤其是最新欧盟的ERP指令，已经把光伏组件和光伏逆变器纳入。尤其针对组件的，要求光伏组件产品根据PFCR进行相应的碳足迹的评估。以上就是目前面临的相关的碳壁垒。 但我觉得更愿意叫它是双碳背景下规则的要求。正是因为这样的要求，碳足迹从最初500、600，现在降到400左右，企业迎来了新的机遇。 04 吴必轩：目前中国在数据认证方面存在哪些问题？中国的绿电如何与欧盟绿色法规互认？ 远景智能零碳产品首席科学家邱林：第一从数据方面，我简单的区分为商业化的认证和法规级的认证。 商业化的认证阶段，我们算一个产品的碳足迹，无论是光伏还是动力电池，提供的数据只要合情合理，真实有效，有出处，基本上商业化的认证都可以通过。 现在新的问题来了，法规级的认证来了，无论是碳关税，还是电池新规，还是光伏，要求的不仅是提供数据并说明真实性。在所有的法规中明确了用哪些数据库去计算，对于中国来说是一个非常严重的问题。像欧盟指定的数据库，都严重缺失和中国相关的数据。 举例来说，欧盟比较大的，也是全世界最大的产品全生命周期的的数据库里面，大概有两万条的数据，但和中国相关的大概只有800条，这800条大部分在2010年发布的。2010年中国的生产工艺和现在的工艺有了突飞猛进的变化。 我们的生产工艺流程的变化，提高了效率，减少了碳排，这在国际数据库是没有反映的。所以现在我们在做法规级的认证的时候，去调用这些国际数据库，对大部分中国的企业是吃亏的。 我们不能说不公平，如果我们有，他们也有，不一样，可能是不公平，主要的问题是中国没有这些数据。 在没有的情况下，我们现在要做的是建立中国自己的产品全生命周期的数据库，按照中国的生产工艺，按照中国实际能耗情况建立数据库。 第三个问题是电。绿电有很多的形式，主要是绿证、PPA的绿电协议，再加上绿电直供。比如动力电池新规里面，规则里面标识很清楚，包括碳关税，能认的只有一种，就是绿电直供，通过购电协议购买的绿电，通过绿证购买的绿电，在法规级的碳计算认证中不能通过的。 补充一点，我们谈中国的绿电直供的认可，可能会想欧洲有那么多的绿电直供吗？关键问题是，可以选择绿电直供计算电力的碳排放。还可以选择在数据库里的全生命周期电网排放因子。像法国和北欧四国，其实没有什么绿电，法国基本上是核电，核电不是绿电。但是法国的电网因子很低。 举例来说，在数据库里面中国的电网因子是900克一度电，法国的电网因子只有50到70克一度电。即使在欧洲没有绿电直供，但它的数据库里面有全生命周期的电力的碳排放因子，这也是我国目前非常缺少的一部分。未来随着建设电网的全生命周期的因子库，可能会帮助解决产品出口的问题。 05 吴必轩：中国标准如何与欧盟互认，与欧盟标准互认的前提是什么？还需要做什么工作。 徐斌：刚才谈论的两种概念：一个是法规，一个是标准，法规的要求需要用标准支撑，比如碳足迹的计算、像数据库的因子。 中欧标准互认最好的平台是国际标准化机构，比如说ISO、IEC，还有ITO。在ISO和IEC达成共识的标准不仅是中欧标准是互认的，对于美国、日本、韩国都是互认的，这是中欧标准互认最简洁和有效的方法。 第二个如果在国际标准中还没有相应的工作，需要中欧双方协调，比如说建立相应的工作组。说到电池护照，中国和欧洲正在推广数字护照的相应标准联合组，什么信息可以披露，什么信息可以不披露。 对于电池护照的痛点问题，欧盟制定的电池护照和未来的数字产品护照一致，披露的信息一定不涉及商业秘密，一满足所有企业，不仅是欧洲企业，也包括中国企业。欧洲企业能接受的电池护照的要求，才能够在欧洲的法规和电池护照的标准中实施。 第三个途径，需要中方和欧方一起协调沟通，对标准进行对比。这些需要大量的细致工作，推动中欧标准的互认。必须双方都接受，从而实现中欧标准的互认。 06 吴必轩：动力电池碳足迹的核算平台具体的设计思路和作用是什么？ 许艳华：今年6月份启动了关于指导国内的企业怎么样核算碳足迹的问题。整车、电池、电池产业链包括国外的机构都参加了标准讨论。今年的12月份准备正式发布。这个标准主要是为了指导大家怎么算，有统一的核算方法。 第二，我们建一个管理平台，包括算法的软件，为企业提供服务。因为中国碳因子的库和欧洲的碳因子库算出来的差异非常大，这也是一个很大的问题。 第三，9月份的时候和欧洲电池联盟的总负责人进行了沟通，希望就这些问题，通过产业层面进行沟通，积极和欧盟可持续发展委员会下面的协调组积极对接，工信部等有关部门，也希望电池联盟在这方面多发挥一些作用。 07 吴必轩：通过碳核算、绿电的使用，对光伏产品，包括其他出海的产品突破壁垒有什么作用？ 高亮：首先说一下碳核算，我认为标准先行，数据为基。只有知道排放来自于哪里，才能制定对应的策略。碳核算无论是光伏企业还是其他企业，在开展碳中和的工作，走出来的第一步，先要摸清自己的家底。 第二是直供电的项目，直供电的项目在国内除了远景，其他的并不是非常多，可能更多通过绿证等形式。在光伏企业里面，自身应用范围内的排放，由于电力消耗占比能到80%甚至到90%，比电池行业更多。