“十三五”时期，中国非化石能源消费比重从12.1%提高到15.9%，平均每年提高了0.76个百分点。 今年以来，新能源产业快速发展，清洁能源消费占比显著提升，绿色低碳转型不断加快。预计到2030年，非化石能源消费比重将达到25%左右，清洁能源将成为能源消费增量的主体。 随着新能源装机规模的不断扩大，新能源消纳成为关键问题。与此同时，随着煤电核准增速放缓，为实现能源低碳转型，煤电低碳化改造势在必行。 风光先行，煤电放缓 8月23日，国家能源局发布1月-7月全国电力工业统计数据。 截至2024年7月底，全国累计发电装机容量约31亿千瓦，其中太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，风电装机容量约4.7亿千瓦。风电、太阳能装机合计达到12.1亿千瓦，提前约六年半实现2030年风电、太阳能总发电装机达到12亿千瓦的承诺。 在2020年12月的全球气候雄心峰会上，习近平主席宣布，“到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。2021年《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》也明确要求，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。 2020年，风电、太阳能装机分别为2.8亿千瓦和2.5亿千瓦，总装机约5.3亿千瓦。 而如今，不到四年的时间里，我国已完成了2030年承诺的装机目标。 风电、太阳能装机从5.3亿千瓦增长至12.1亿千瓦，新增装机6.8亿千瓦，平均年增装机近2亿千瓦。 其中，风电装机从2020年底的2.8亿千瓦增长至2024年7月的4.7亿千瓦，增长1.9亿千瓦；太阳能发电装机从2020年底的2.5亿千瓦增长至2024年7月的7.4亿千瓦，增长4.9亿千瓦。 风光装机目标的超前完成，意味着新能源发展来到了又一转折点。与之相反，煤电再度被按下“减速键”。 为达成“双碳”目标，近年来我国严格控制煤电项目，煤电核准审批逐渐收紧。特别是2021年以来，受环境保护要求、产能过剩以及煤价高企等因素影响，煤电装机增速显著放缓。 今年上半年，全国新能源发电装机首次超过煤电装机。 据国家能源局数据显示，截至2024年6月底，中国风电和光伏合计装机达11.8亿千瓦，中国的煤电装机约11.7亿千瓦，分别占全国全口径发电装机的38.41%、38.08%。新能源发电装机持续成为中国新增装机主体。 与此同时，地方政府逐渐收紧对于煤电项目的审批。 8月20日，国际环保机构绿色和平与上海国际问题研究院联合发布《2024年上半年中国电力部门低碳转型进展分析》，分析发现2024年上半年，全国总核准煤电装机约1034.2万千瓦，比2023年上半年同比减少约79.5%。其中，今年新审批的煤电项目仍以不利于煤电发挥支撑性功能的大型机组为主，并主要来自安徽（200万千瓦）、江西（200万千瓦）、新疆（132万千瓦）等11个省份。 消纳挑战 12亿千瓦风光装机目标已达成，如何实现新能源更好地消纳正在成为行业面临的新难题。 根据公开信息显示，包括山东、河南、河北、江西在内的多个省份公布了光伏消纳空间预警。截至目前全国已有超过370个县出现低压承载力红色区域，分布式光伏接入受限。 今年以来，为实现“双碳”目标，确保新能源大规模发展与合理利用，提升电力系统对新能源的消纳能力，相关部门相继出台了多项政策文件予以协调解决。 今年5月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展的通知》，规划了一批新能源配套电网项目，提出加强系统调节能力建设，提高新能源并网性能，加强电网资源配置能力，发挥电力市场机制作用，资源较好地区新能源利用率目标可放宽至90%。 其中，对500千伏及以上配套电网项目，每年组织国家电力发展规划内项目调整，并为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，加快推动一批新能源配套电网项目纳规。 同时，还要重点推动一批配套电网项目建设。今年，川渝特高压交流输电工程、张家口坝上500千伏输变电工程等30余个新能源配套电网重点项目预计将投产，陕北—安徽特高压直流工程、茂湛500千伏网架完善工程等30余个新能源配套电网重点项目开工。 《通知》明确，强化调节资源效果评估认定，开展煤电机组灵活性改造效果、各类储能设施调节性能、负荷侧调节资源参与系统调节规模和置信度的综合评估。 今年7月，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027）》，提出了“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的基本原则，计划在未来3年开展9项专项行动，其中与新能源发展直接相关的包括电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动、配电网高质量发展行动、智能化调度体系建设行动、新能源系统友好性能提升行动、电力系统调节能力优化行动和需求侧协同能力提升行动。《方案》希望以此提升电网对清洁能源的消纳、配置、调控能力。 8月29日，国务院新闻办公室举行新闻发布会，发布《中国的能源转型》白皮书。国家能源局局长章建华在就“能源转型将强化哪些能力建设”问题答记者问时表示，下一步，将重点做好深化能源改革、强化能源监管等工作。 其中，通过建设全国统一电力市场体系，持续扩大电力现货市场覆盖范围，进一步提升电力资源优化配置水平。建立健全绿色低碳发展机制，加快培育绿电绿证市场。完善新能源消纳和调控政策，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源。推动自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革。 同时，要加强能源重大规划、清洁能源项目实施情况监管，持续加大可再生能源消纳、调节性电源建设运营等方面的监管力度，确保能源转型重大政策能够落地见效。加强市场交易、价格机制、信息披露等监管力度，确保新能源参与市场的规则能够有效执行。 煤电低碳化 尽管煤电核准增速放缓，但煤电在电力安全保障中仍发挥着重要作用。随着清洁能源比例的不断提高和新能源技术的不断发展，煤电低碳化改造将成为未来煤电发展的重要方向。 7月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（发改环资〔2024〕894号），提出到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。 《行动方案》提出在具备长期稳定可获得生物质资源的地区，综合考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电，要求改造建设后煤电机组具备掺烧10%以上生物质燃料能力，显著降低燃煤消耗和碳排放水平。 此外，《行动方案》还提出绿氨掺烧、碳捕集利用与封存两种煤电低碳化改造建设方式。利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤，改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩，推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术，因地制宜实施二氧化碳地质封存。 低碳化改造已经不再是煤电企业的选修课，而是不得不做好的必修课。这项工作时间紧迫、势在必行。
9月2日，第三届EESA储能展在上海举行。远景正式发布全球最大容量储能系统，标准20尺单箱8MWh+，推动储能行业进入8MWh级时代。远景8MWh+储能系统采用了自研的700Ah+储能专用电芯。该储能电芯来自远景动力，是全新一代电芯产品，RTE达到96%，能量密度440+Wh/L，循环次数超15000次。高能量密度储能电芯结合集约化的系统设计，让远景储能8MWh+储能系统单位面积能量密度达到541kWh/㎡。 据悉，远景储能系统这次能在标准20尺单箱内实现容量突破性的达到8MWh+，60%要归功于自研大容量电芯的能量密度提升，30%来自系统集成，集装箱内空间设计进一步集约化，还有10%来自箱内功能单位的优化。远景储能在本次储能展还展示了其面向新型能源体系的系统级能力，包括系统级产品、系统级技术、系统级方案和系统级服务，在提供高安全、高性能、低LCOE系统级储能产品的同时，还可以提供AI+大模型驱动的交易和构网解决方案、“储能+X”综合解决方案和全生命周期的服务。据介绍，交易解决方案可以帮助储能在电力现货市场中实现AI最优交易；构网型储能则可以支持高比例新能源电力系统安全稳定运行；“储能+X”综合解决方案对应未来电力系统中源网荷储的趋势，为客户提供综合最优解决方案；全生命周期服务则可以为客户提供从设计、施工、并网、运维的一站式服务。截至目前，远景已在全球参与超过200个项目，交付超过15GWh，包括新加坡裕廊岛项目、英国Wormald Green项目等大型储能项目，在手订单超25GWh。
微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统（必要时含储能装置）。 微电网特征 1、小型发配用电系统 微电网包含了发电（分布式电源，以分布式新能源为主）、用电负荷、配电设施（小型配电网络）的电力系统。“麻雀虽小，五脏俱全”，大电网具备的电力元器件要素，微电网也同样具备，所以是一个电力系统。 2、监控和保护装置 微电网需要有监测、控制、保护等各类装置（含系统），以及相应的系统。即微电网是天生的“一二次融合”、“自动化与信息化融合”的系统。 所以对微电网EMS系统有客观上的需求。 3、必要时含储能装置 微电网并不一定要包含储能，但是在必要情况下，这个必要包括了安全性的必要、经济性的必要、绿色性的必要，可以实现“源网荷储一体化”。 微电网EMS的定义 根据《微电网工程设计标准》，定义如下： 一种计算机系统，包括提供基本支持服务的软硬件平台，以及保证微电网内发电、配电、用电设备安全经济运行的高级应用软件。 这个定义基本上延用了调度自动化专业对EMS的定义，主要目标是微电网系统的安全、经济运行。 未来可能还需要增加绿色低碳运行的需求。 微电网的功率和电压等级选择 根据国家能源局发布的《新能源微电网技术条件》，以新能源为主的微电网分为联网型和独立型两种，这里我们主要看联网型微电网的功率和电压等级规范： 当然，微电网内部的最大运行功率可以超过这个限制，上面的这个表格可以作为微电网的功率范围参考。也有一些标准和文件把微电网的最大运行功率设置为50MW，作为微电网的上限。 对微电网EMS来说，最大需要考虑110kV配电系统（如果是独立性离网系统，甚至要考虑220kV配电系统）的监控和管理需求，如110kV受电变电站的综合监控。 微电网系统的分类方式 微电网EMS系统与微电网系统，大致可以根据以下维度进行分类： 1、按电压（或容量） （1）35KV及以上的，数十MW～数百MW的微电网系统 （2）10kV的，数MW的微电网系统 （3）380V的，数百KW的微电网系统 （4）220V的，数十KW的微电网系统（也有人叫做纳电网） 不同的电压等级和容量，对微电网的智能化、自动化水平需求是不太一样的，方案形态也不同。 2、按运行场景分 比如军用微电网系统、建筑微电网系统、重工业（高耗能、高电压等级）微电网系统、轻工业（非高耗能、10kV及以下）微电网系统。 当然还有更细分场景的，比如离岛型微电网系统、牧区微电网系统、充电场站微电网系统、数据中心微电网系统等。 对微电网EMS系统来说，如何适应各种不同场景的细分需求，也是较大的挑战。 3、按照微电网的公共属性分 （1）公共微电网，具有公共服务属性，为不特定的用户对象服务的微电网，比如台区微电网、岛屿微电网、牧区微电网等； （2）用户微电网，具有私有属性，为特定的（类似专变）用户提供服务，比如建筑微电网、工业微电网等。 不同属性的微电网，对EMS的需求差异较大。 微电网EMS的基本功能 根据《微电网工程设计标准》，微电网EMS系统可以实现监控、调度、优化管理等多功能合一，并具备以下功能： 发电预测、分布式电源管理、负荷管理、发用电计划、电压无功管理、统计分析与评估、WEB 发布（人机交互界面）。 同时实现与调度机构以相应的传输规约实现信息交互，并满足安全防护要求。 微电网EMS的技术路线 从目前的政策文件来看，国内微电网EMS正处于一个新老交替的技术阶段。 老阶段 即参考《微电网工程设计标准》、《微电网接入电力系统技术规定》等，严格按照电力二次系统设计的规范，配置的继电保护、自动控制、计量管理、能量管理、监控系统、通信系统等。 微电网监控系统采用本地化的服务器、数据库、工作站、交换机，并设置本地中控室进行集控。 但是，按照传统调度自动化要求设计的微电网EMS，在现实中存在三方面的矛盾： 1、提高了设计和实施的难度 上述技术规范，适合于MW级及以上的，35kV及以上的大型微电网系统建设运行，但是对于数量较大的10kV、0.4kV的中小型微电网，无论是设计成本，建造成本，实施和调试的难度都较大。 2、运行难度较大 中小型微电网系统，尤其是“源网荷储一体化”的系统，大多存在： （1）投资方和运行方分离 （2）投资方只管投资不管运行 （3）运行方往往是企业业主（的电力或者能源运行部门），只管节约不管系统综合效率。 企业的能源管理部门绝大多数并不能按照调度自动化的要求，运行和管理EMS与微电网系统的能力。 如EMS中的发电计划管理，涉及到设备管理（比如检修、抢修的运行调度）、计量管理（发电计量、负荷计量）、发用电预测管理、微电网拓扑管理、微电网潮流仿真、继电保护等很多细分专业领域。 3、涉及多市场、多主体交易困难 传统的调度自动化系统，其设计目标是为电网调度部门内部使用，使用角色单一，使用目标清晰。 而这种自动化系统设计思路，沿用到微电网自动化和EMS系统中，就是“老革命遇到新问题”。 但是微电网系统，无论是公共微电网，还是用户微电网，其运行工况和经济性实现环境，都迥异于传统调度自动化。 比如如何与虚拟电厂的应用场景结合？如何参与售电交易？如何进行分布式能源的入市交易？如何实现多主体的交易？ 举个例子，在公共微电网的应用场景中，也涉及到多主体、多品种交易。 比如台区微电网，有可能一个公共配电台区，有售电公司、充电桩投资方、电力用户、分布式投资方（需要参与电力市场化交易，涉及到上网问题）、共享储能投资方。 所谓公共微电网EMS系统同样需要考虑多买多卖，与上级配电网、与用户微电网（群）、与台区内各个市场主体的多对多互动问题。 新阶段 无论是欧洲的配电网智能化路线，还是国网、南网的智能配电网、智能微电网数字化路线，都以上述的能源互联网综合应用场景为目标，逐步摒弃传统调度自动化设计路线，把配网（微网）调度自动化、EMS、虚拟电厂管理、负荷调度、分布式发电管理、多代理协同等需求进行融合。 从更深的角度来说，这是电网调度-电力市场架构设计，从传统电力系统的“自顶向下，逐层分解，自下而上，逐级兜底”的经济管理模式，以及与之配套的调度自动化和配网信息化建设运行模式 转换到“自下而上、分层分群、群内自治、群层协同”的新型电力系统 经济运行模式，配-微网的数字化、智能化路线，必然也跟着改变。 比如最近的国网、南网都在开展的“开源电力鸿蒙”计划，其本质就是用新一代的、源自移动互联网开源技术体系，去重构10kV及以下的数字化架构和产业生态的一种尝试。 如何在新的环境和趋势下，结合新的业务，形成既满足电力系统的保护、自动化、安全防护、调度接口需求，又适配未来的多目标、多产品、开放、开源、多代理的能源互联网场景，无论是新玩家还是老玩家，都面临机会和挑战。
自2017年启动绿证认购制度以来，我国对可再生能源环境权益机制的持续探索超过７年，绿电、绿证市场规模逐步扩大，市场机制持续优化完善，以绿电绿证赋能出口、约束能源生产和消费、通过相关机制收益接续补贴政策促进可再生能源发展的路径逐渐清晰。2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度陡增。但由于各种原因，证电“分离”与“合一”之争尚未平息，我国绿电、绿证在国际市场的有效性和通用性需要进一步落实；同时还存在应用场景不够清晰，绿电绿证价格出现背离现象等问题，这些都在相当程度上制约了绿电和绿证机制的健康运作。本文尝试对我国绿电和绿证机制的沿革进行简单梳理，基于自身工作实践对市场现状进行考察，希望相关认识对我国绿电绿证机制的健全完善尽绵薄之力。 我国绿电、绿证机制发展历程 2015年3月，中发9号文印发，启动了新一轮电改，为可再生能源参与电力市场与绿电、绿证的发展奠定了基础。为解决可再生能源补贴缺口问题， 2017年1月，开始试行绿证自愿认购制度。但由于应用场景较为稀少，很长一段时间，绿证市场基本处于有价无市的状态。 随着弃风弃光压力逐步增大，为引导需求侧主动消纳可再生能源，2019年5月，可再生能源电力消纳保障机制建立，要求按省级行政区域设定可再生能源总量和非水电消纳责任，可通过认购绿证等方式来完成责任。消纳责任机制的建立为提高可再生能源利用率、促进绿证消费开辟了新渠道，该文发布后绿证的交易量有所提高。但由于消纳责任未实际分解到终端电力用户等原因，交易成交量未达预期。 在全球碳中和的大势下，电力行业发生巨变。2021年6月，国家发展改革委《关于2021年可再生能源上网电价政策有关事项的通知》印发。同时RE100等国际绿色发展倡议影响力持续扩大，我国与欧美碳市场发展迅速，用户侧采购绿电、绿证的诉求持续扩大。2021年9月，《绿色电力交易试点工作方案》获得国家发改委、国家能源局正式批复，标志着“证电合一”的绿电交易模式正式开启。绿电消费量迅速扩大。另外，平价可再生能源项目的批量并网使得绿证的价格迅速下降，绿证的消费量逐步攀升。 同时，自2021年7月全国碳市场启动以来，自愿减排市场（CCER）、绿电、绿证等机制不衔接引发了广泛争议，不同部委管理条线的区分、视角的不同、政策着力点不同，引起了外界对环境权益重复性计算的争论，对国内绿电、绿证的公信力和权威性造成不利影响，一定程度上阻碍了我国绿证的国际认可。 近年来，政策与市场双向发力推动绿电、绿证市场格局渐成。2022年8月，国家发改委、国家统计局、国家能源局《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》要求新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，以绿证作为认定凭证。2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》明确对全部可再生能源电量核发绿证。2024年2月，政策更进一步，国家发改委、国家统计局、国家能源局发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号）明确非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控，绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。同时，生态环境部相继对铝冶炼、水泥行业温室气体排放核算与报告指南征求意见，对市场化绿电在碳排放核算中的计算机制进行了部分明确，初步促进了碳市场与绿电市场的衔接。系列政策组合拳，促进了绿证的消费，推动能耗指标紧张省份绿证交易量大幅增长。 绿电、绿证的消费侧应用 根据市场调研，目前用户采购绿电、绿证的用途主要有降低国内碳市场排放、应对欧盟碳边境调整机制（CBAM）、进行绿色低碳行业声明、完成可再生能源消纳责任、完成能耗考核、企业宣传等。下表简要概括绿电和绿证针对不同用户类型不同应用场景的适应性。 对国内控排企业碳排放的核算。由于尚未建立相关核算体系、绿证不受网架约束可能存在重复计算、管理部门不同等因素，绿证目前无法直接用于碳排放计算。对于绿电交易，铝冶炼行业、水泥行业温室气体排放核算与报告指南的发布表明全国碳市场开始逐步认可绿电的零碳属性，但具体实操层面能否落地还有待观察。而北京、上海、深圳等地方碳市场部分明确绿电可以抵扣碳排放，初步推进了电碳衔接，但机制设计远未完善。如2023年6月上海市生态环境局发布《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》（沪环气候〔2023〕89号），明确“通过北京电力交易中心绿色电力交易平台以省间交易方式购买并实际执行、结算的电量，其外购绿电排放因子调整为0 t CO2/104kWh”，此举有利于上海提高省间绿电的消纳。但意味深长的是，上海市内绿电仍按照全市电力排放因子平均值计算排放。 欧盟CBAM对电力间接排放的核算。根据CBAM相关实施细则及官方问答，只有实际消耗了的清洁能源才可在计算碳排放时进行抵扣，而欧盟来源担保证书等绿证所代表的形式上的减排量，是不允许在核算CBAM规则下的碳排放量时进行抵扣的。这排除了绿证抵扣电力间接排放的可能。而对于绿电，目前欧盟指引性文件里认可的绿电消纳方式包括自发自用、远距离采购以及通过签署电力采购协议，目前多数观点认为绿电可适用于“直接技术连接或购电协议”；根据部分出口企业的反馈，在实际进行过渡期申报时，CBAM倾向于认可国内绿电单独计算间接排放，即企业采购的绿电可能被认可为碳排放为0。后续需持续关注CBAM规则的完善与实践。 需要关注的是，4月30日，欧盟发布《电动车电池碳足迹计算规则草案》征求意见稿，要求电力消费碳足迹应使用“国家平均电力消费组合”，直连电力方式除外。按照该草案，除了自发自用方式，企业采购绿电仍按照全网平均水平计算碳排放，“绿电”与“绿证”均无法用于碳足迹降低。由于中国以煤为主的资源禀赋与发展阶段特性，这将削弱中国电动车电池企业的竞争优势，同时更需警惕类似规则向其他领域蔓延。 在相关行业倡议的应用。典型的行业倡议如RE100，要求加入的公司需承诺不晚于2050年100%使用可再生能源电力，企业可选择自己生产和购买绿色电力来实现可再生能源使用目标，其中包括物理购电协议（物理PPA）、金融购电协议（金融PPA）、与电力供应商签署的协议、能源属性证书等，我国的绿电与绿证基本可纳入上述范畴，满足RE100的要求。但国内绿证由于可能存在与CCER的重复计算问题，最新的“常见问题解答”（FAQs）要求使用我国绿证的企业要提交其绿证拥有全部的环境属性的可信声明。 在可再生能源消纳责任机制中的应用。对于可再生能源消纳责任，国家相关文件明确国内的绿电、绿证均可用于完成总量与非水电消纳责任。但目前主要的消纳责任主体是各省级行政单位与电网企业，终端电力用户并未实际进入该应用场景。 在能耗“双控”考核中的应用。发改环资〔2024〕113号文明确绿电与绿证均可抵扣能源消费总量与强度指标，大大拓展了绿电、绿证的应用。由于使用绿电仍受到电网物理约束，采购绿证成为了完成能耗考核的最便捷措施。2024年初，文件发布后，存在能耗缺口的省份迅速开始要求辖区内能耗用户采购绿证。但能耗“双控”的考核责任主体是各省，而采购绿证的主体——各电力用户并不承担能耗考核责任，权责不对等导致供需错配。2024年初，华东各省开始逐步引导用户侧参与到绿证交易，探索全社会参与绿色消费的模式，尽管此举在一定程度上刺激了绿证消费，但应该看到，行政手段的强大力量凸显了市场作用的渺小，短暂以考核导向制造的需求也不利于市场的长远发展。 在企业宣传或零碳声明的应用。对于企业基于体现社会责任进行的宣传、声明、ESG报告等活动，绿电、绿证理论上均能发挥出其功效。但是仍要关注可能存在的“漂绿”风险。2024年1月17日，欧洲议会表决通过“为绿色转型而赋能消费者”方案，它将禁止产品或服务提供者做出基于温室气体排放抵消（Offsets）的环境影响声明，这是欧盟打击“漂绿”行为的一项重要立法举措。2024年4月初，市场传闻科学碳目标倡议（SBTi）董事会宣布计划更新企业净零目标的设定标准，“扩大环境属性证书（EAC）（如减排信用额）的使用范围，以帮助解决范围三排放问题”，但在引起强烈反响后，随后又声明“SBTi 现行标准未作任何更改”。这反映出行业内外对“绿证”等信用证书能否实际起到宣传中作用的质疑。 绿电、绿证的供给侧主体适应性 4月19日，国家发改委、国家能源局发布的《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章（征求意见稿）》规定，“绿色电力是指符合国家有关政策要求的风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目所生产的全部电量”“初期，参与绿色电力交易的发电侧主体为风电、光伏发电项目”。而4月26日，国家能源局发布的《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则（征求意见稿）》规定，“对风电、太阳能发电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电项目上网电量，以及2023年1月1日（含）以后新投产的完全市场化常规水电项目上网电量，核发可交易绿证”“对项目自发自用电量和2023年1月1日（不含）之前的常规存量水电项目上网电量，现阶段核发绿证但暂不参与交易。”
8月23日，国家能源局发布2024年1-7月份全国电力工业统计数据显示，截至7月底，中国风光装机总量已达到12.06亿千瓦，提前六年多实现了2030年的风光装机12亿千瓦的目标。 2020年12月12日，国家主席习近平全球气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2021年《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》也明确要求，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。而2020年年底，风电光伏装机规模还仅有5.34亿千瓦，仅仅三年半的时间就完成了十年目标任务。 12亿搞完了，接下来的风电光伏消纳如何发展，实际上中国政府也早就有了规划。 2023年11月，中国国家主席习近平在美国旧金山斐洛里庄园同美国总统拜登举行中美元首会晤，共同发布了《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，也就是著名的《阳光之乡声明》，声明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。 声明指出： 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。 其实这个声明的目标就是2030年全球可再生能源装机目标在2020年数据基础上增加2倍，这无疑给中国在内的可再生能源产业带来了新的希望。 截至2020年底，中国可再生能源发电装机规模达到9.34亿千瓦。其中包含了水电、风电、光伏发电和生物质发电等多个方面的装机容量。根据《阳光之乡声明》目标，仅中国国内的可再生能源装机规划预测，到2030年，中国可再生能源装机规模至少达到28.02亿千瓦，在未来六年的时间，从本次国家能源局发布的数据看，剔除风光之外的可再生能源，还需要新增11.4亿千瓦，平均每年至少新增2亿千瓦风电和太阳能装机。 从风电太阳能当前的发展环境和政策看，未来风电在风电太阳能（除光伏和还有光热）的结构比例逐步提升，当前比例30%不到，未来两年比例将逐步增加到40%左右，这也就意味着未来六年每年至少不低于平均80GW的新增装机规模，从未来海上风电用海政策的逐步放开，深远海风电的快速发展，风电年增装机规模90-100GW在十五五必将成为事实。 从全球来看，根据国际可再生能源署（IRENA）发布的报告《可再生能源装机容量数据2021》，2020年全球可再生能源装机规模27.99亿千瓦，意味着2030年全球可再生能源装机规模将达到84亿千瓦，意味着2030年前还需要新增可再生能源56亿千瓦。 RENA在今年3月发布《2024可再生能源数据统计》报告显示，2023年全球可再生能源装机规模38.65亿千瓦，其中风电10.17亿千瓦占比26.3%，按《阳光之乡声明》预测，未来全球六年的风电新增装机规模将达到11.93亿千瓦，按照水电装机比例逐步降低的趋势，未来全7年（含2024）球风电装机规模至少将达到14亿千瓦，风电年均 装机规模将达到2亿千瓦，按照中国风电在全球市场年度占比50%的实际数据，中国未来每年年增最高达到100GW的风电装机规模是符合发展预测的。 2023年全球风电年度新增装机规模为1.18亿千瓦，未来7年年度增加约40GW的国际市场将是中国风电出海机会，你在准备好了吗？
8月23日，阳光电源（股票代码：300274）发布2024年上半年报告。 报告期内，阳光电源实现营业收入310.20亿元，同比增加8.38%；营业成本209.64亿元，同比增加0.34%；实现毛利率32.42%，同比增长5.42%；实现归属于上市阳光电源股东的净利润49.59亿元，同比增加13.89%。 储能系统营业收入78.16亿元，同比下降8.3%，毛利率40.08%，同比增长12.61%；光伏逆变器等电力电子转换设备营业收入130.93亿元，同比增长12.63%，毛利率37.62%，同比增长1.70%。 报告期内，阳光电源销售费用17.73亿元，同比增长41.26%；研发费用14.86亿元，同比增长41.65%，主要系本期加大研发项目投入，研发人员薪酬及领用原材料增加较多所致；财务费用1.88亿元，同比上升160.93%。 报告期内，阳光电源全球首发的10MWh“交直流一体”全液冷储能系统PowerTitan2.0及工商业液冷储能系统PowerStack200CS在全球范围内广泛应用。PowerTitan2.0液冷储能系统，秉持“三电融合智储一体”理念，采用314Ah大容量电芯，配置嵌入式PCS，实现交直流一体化（AC存储），标准20尺柜容量达5MWh；同时搭载干细胞电网技术，实现系统更高效、更安全、更友好，目前已在泰州海陵200MW/400MWh独立储能电站、昆山龙腾特钢用户侧储能电站、山东台阳电网侧储能电站等落地。 基于全球电网发展不均衡的现状，报告期内，阳光电源再次升级了“干细胞电网技术架构”，并凭借该技术助力英国电网频率在5分钟内恢复到正常范围，避免了大范围的停电事故。还实施了业内首个光储全场景构网实测，现场一次测试通过。此外，阳光电源储能变流器已通过中国质量认证中心颁发的全球首个构网技术认证。 报告期内，阳光电源成功完成全球首个储能大规模燃烧测试实证，并发布ArcDefender™储能直流拉弧技术和电芯预诊断系统iSolarBPS，全面、深度筑牢安全防线。 PowerStack200CS工商业储能系统还获得了TÜV莱茵颁发的国内首个仿真和实测相结合的NFPA68证书，验证了其领先的泄爆安全能力。 签约超10GWh储能项目 目前阳光电源储能系统广泛应用在欧洲、美洲、中东、亚太等成熟电力市场，不断强化风光储深度融合。所有参与的储能项目未出现一例安全事故，在调频调峰、辅助可再生能源并网、微电网、工商业及户用储能等领域积累了广泛的应用经验。 阳光电源与Algihaz签约了7.8GWh中东最大储能项目，与Atlas签约了880MWh拉美最大独立储能电站，与Engie签约800MWh欧洲最大储能电站之一，与SSE签约320MW/640MWh英国最大电池储能项目并接入英国最高电压等级电网，助力中海油打造全球首个海上构网型储能电站，为国内外众多项目提供整体解决方案。 报告还公示了在建储能工程情况。 江苏常州东方特钢一期30MW/60MWh用户侧储能项目 江苏徐州华丰铝业5MW/10MWh用户侧储能项目 安徽芜湖之优轴承1.6MW/3.2MWh用户侧储能项目 枞阳锦阳横埠镇161MWh电网侧储能项目 江苏常州东方特钢一期30MW/60MWh用户侧储能项目
2023年11月，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，再次明确对现货市场建设要求。目前已经先后有山西、广东及山东3个省份现货市场从结算试运行转入正式运行，而甘肃将于9月转入正式运行，蒙西也已连续运行超过1年。除了上述几个省份以外，辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等地区正在积极推进长周期结算试运行的准备工作。 从短周期结算试运行到长周期结算试运行不仅仅是时间上的累积，更是量变到质变的飞跃。参与市场各方，无论是市场主体或是组织机构都应做好充足准备工作，确保转段工作的顺利开展。 主体意识的转变 是转段成功的必要前提 在现货前后，无论是发电企业还是购电主体，市场主体对于电力市场的交易意识方面存在较大的差距。尤其是发电企业，对于火电企业来说，长年计划调度的方式早已入脑入心，发电小时数指标像紧箍咒一样束缚着他们思维的转变，特别很多领导干部当年都是上述指标的受益者，如对现货市场下的电力市场没有一定的了解，一时很难接受在现货环境下即使不发电也能赚钱的设定，在中长期市场仍一味追求抢占更多电量，一到结算就傻眼了。 而对于新能源企业来说，其发电能力本来就是看天吃饭，而且长年的全额消纳让其缺乏强化负荷预测管理的动力，无论是在硬件升级改造方面还是软件调试优化方面，其预测的准确性将会直接影响到进入现货后的收益，所以新能源企业可能将面临更长的适应期。 对于购电主体来说，这种困扰会相对小一点，毕竟其参与市场的时间尚短。尤其是在市场初期，无论是售电公司或是批发用户，对于现货价格预测的能力有一定局限性，更多的成本控制的方式是让自己的中长期合同尽可能覆盖自己的用电曲线，避免太多电量暴露在现货价格下，导致盈亏无法掌控的局面发生。其着力点更多的应该在于如何准确的预测分时用电负荷，以及如何优化分时段曲线以在中长期交易中占据议价优势。 其实，改革最难改变的是旧有意识，短周期结算试运行更侧重于对机制顺畅运行的检测，而多极端场景考验和市场主体策略优劣都只能在长周期结算试运行下得到实践，所以市场主体只有通过不断加深对现货下电力市场的了解，尽快转变意识去适应市场机制，才能在这场耐力赛中勇立潮头，进而带动电力市场向纵深发展。 目前，很多市场主体通过各类模拟竞赛或是专业机构培训的形式来认识和了解现货下的电力市场，这未尝不是一个很好的敲门砖，但是有的交易员在模拟场景中取得了较好的成绩，就认为自己已经掌握了成功的密码，但是模拟场景和真实环境毕竟还是有区别的。 这类模拟场景因为在交易过程中不是真金白银的付出，很多交易员会抱着不成功便成仁的心态，在交易策略上容易剑走偏锋，所以结果存在较大的偶然性，而在真实环境下市场主体会偏向选择更为稳健的交易策略来参与市场。 而且由于时间限制，这类模拟场景给交易员分析形势的时间较短，外部条件数据一般比较简单。而在真实环境往往更加多样，要考虑气温天气、供需平衡、合同持仓、断面阻塞等诸多因素，对于市场形势的分析和判断要更加复杂，因此需要依靠后续不断地专业学习和实践积累来实现技术提升。 配套软硬件到位 是转段成功的有力支撑 电力市场需要一个完整的运行体系，在运行过程中要硬件和软件同步配套到位，才能有效保证系统的正常运转。 其中，软件指的是市场的规则和方案。目前各省配合现货运行都制定了1+N规则体系，在转段运行前应确保运营规则的全面性，可以充分借鉴已经转入正式运行的市场的成功经验，但不能只是简单的拿来主义，必须开展适应性调整，特别要结合各省季节性特性，电源组成类型，送受电环境等因素来制定适应各省省情的规则体系，在编制过程中建议引入各类市场相关方进行多轮次全方位的讨论，通过各类主体之间利益牵制来避免机制的失衡，并可引入高校的专业力量提供坚实的理论支撑，事实证明通过上述方式形成的规则更容易被市场主体所接纳。 在此过程中，可采取问题导向的方式完善市场机制，在营造专业氛围的同时推动体系建设的不断深化。在现货运行初期建议在机制设计上应尽量采用经典模型，不要引入太多的独创设计，事实证明这些经典模型都是历经各类市场千锤百炼过的，无论是机制的成熟性还是措施的完整性都有历史经验可以借鉴。 而且，在机制设计上还应尽量简化，只有让市场主体能先入门才有后续的深化可言。比如在中长期交易中应尽量减少交易品种，增加交易窗口，让市场主体有更多机会，可以通过熟悉的交易机制持续对中长期合同持仓进行优化，从而以其理想状态进入现货市场。 结算规则是1+N规则体系中的重头戏，结算试运行其实就是验证结算结果是否符合经济规律，结算价格对社会的影响是否能被大众所接受，各类运行成本费用及不平衡资金的多寡及其分配的合理性，而且结算是中长期和现货市场交易的链接节点，所以现货试运行的成败最后都体现在结算环节，故应特别重视结算规则的制定工作。 同时还需针对极端情况考虑设置相关的配套政策，比如极端情况下的熔断机制、防止市场力的监管手段等。 硬件指的是电力市场技术支持系统。去年发布的《电力现货市场基本规则（试行）》中有完整的章节明确对电力市场基数支持系统的要求。按照目前一口对外的原则，交易平台是市场主体数据交互的唯一通道，交易数据申报及信息披露查看都得通过交易平台实现，对于现货在运的电力市场所需求的高时效性来说，必须着重考虑系统易用性和人性化，在交易申报环节应提供各类简便工具，比如历史数据导入、自定义典型曲线设置、界面快速切换等。 在信息披露方面应优化展示界面，让相关数据和咨询更容易被查看和获取，同时要确保披露信息的及时性和全面性。 在此基础上，各市场主体应加强数据管理能力，可通过数据接口将相关内容同步至自身平台，根据实际需求对数据进行统计、加工和分析，为交易策略的制定提供有力参考依据。 除此以外，计量装置是可能制约现货市场的推进的重要因素，根据《电力现货市场基本规则（试行）》中明确“计量数据应当满足最小交易周期的结算需要，电网企业应对各结算时段内计量数据进行校核，保证计量数据准确、完整。” 目前大部分省份在现货市场中发电侧按96点结算，用户侧按24点结算，这对计量装置的安装和采集提出了较高的要求，虽然规则规定“当计量装置计量时段无法满足结算时段要求时，由计量数据采集系统进行电量数据拟合。”但对数据拟合推荐的插值法、外推法和样本法等都对电量数据采集成功率有一定的要求。 正确良好的观念 是转段成功的可靠保障 在现货转段的过程中，对于电力改革工作应该要保持一个正确的观念，才能以一个良好的心态来面临转段过程中的种种挑战。 由于电力市场建设不可能是一蹴而就，虽然国外有许多成功经验，但是毕竟我国与国外有很大的区别，而且各省之间的差异性也非常大，即使有所借鉴也都是摸着石头过河，所以都需要边试边改，很难一步到位。 诚然在电力市场改革推进过程，确实有可能产生电价的较大波动，但随着市场建设的不断完善，电价波动将更加合理，更好地服务资源的有效配置和行业的健康发展。所以一定要坚定市场化改革方向，坚持市场主导和政府引导相结合的原则，扎扎实实推进现货的长周期运行。 我们对待市场应该保持着一种敬畏但不推诿的态度，同时推进过程中要给予市场足够的容错空间。在开展长周期试运行前，应将发现的所有问题解决后再开展，切不可带病运行，不能存在侥幸心理，寄希望于某些情况不会再出现，常常机会出现莫非定律。 在准备好后即可开展长周期试运行，无需纠结于选择某些特定时间开展运行。一方面，影响现货运行的因素太多，不可能考虑的面面俱到，天气、机组特性、供需平衡、经济形势都在瞬息万变，可能只是一个条件变化就可能打破之前的所有设想。另一方面，毕竟未来现货是要常态化运行的，选定特定时间对于完善现货市场机制存在一定的局限性。 在长周期运行后都一定要认真复盘，把运行过程中所产生的问题进行逐一分析，并提出解决思路。对于因为机制造成的问题应该先按规则执行，不能朝令夕改，否则影响政策的严肃性，不利于后续市场的持续推进。毕竟电力市场涉及面广，牵一发动全身，市场运转起来后肯定会有问题出现，而解决问题的过程也是市场不断完善的过程，通过反复迭代优化电力市场机制，进而实现现货连续运行。 电力建设蜿蜒路，携手共进荡通途。
8月21日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司印发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》。方案提出，坚持市场为主、统筹联动，坚持先立后破、稳步推进，坚持鼓励先进、淘汰落后，坚持标准引领、有序提升。到2027年，能源重点领域设备投资规模较2023年增长25%以上，重点推动实施煤电机组节能改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”，输配电、风电、光伏、水电等领域实现设备更新和技术改造。其中还提出，按照《风电场改造升级和退役管理办法》的要求鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级。鼓励单机容量大、技术先进的行业主流机型替代原有小容量风电机组。支持光伏电站构网型改造，通过电力电子技术、数字化技术、智慧化技术综合提升电站发电效率和系统支撑能力。推动老旧光伏电站光伏设备残余寿命评估技术研发，鼓励通过高效光伏组件、逆变器等关键发电设备更新，合理优化光伏电站开发建设布局和规模，提升光伏发电系统单位面积能量密度和光伏电站土地使用效率，提高光伏电站发电能力。加快车网互动、大功率充电等方向的技术标准制定与应用，加大低效、失效充电桩淘汰与更新改造力度，促进产业提质升级。建立健全充电基础设施、新型储能 、氢能、电力装备等领域标准体系，加强能源行业标准供给和升级，提高设备效率和可靠性。
2024年5月27日，河南省发改委发布了三个“源网荷储一体化项目”的政策文件。 作为政策不敏感人士的我，对这个文件一直没关注，听网上人云亦云的政策分析，无非是“隔墙售电”的路子。 隔墙售电目前的障碍，明摆在那里，就是下不去。 直到前几天和河南从事新能源的朋友聊天，才知道河南的这个“源网荷储一体化项目”，其内容比隔墙售电更进一步。 或者说： 摆明了就是冲着隔墙售电无法落地的弊病去的。 这个文件一出，河南一体化项目已经有试点开始落地了。 首先我们来分析一下，什么是隔墙售电： 2017年，国家发改委、国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，隔墙售电是指： 分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。 也就是说，隔墙售电是发电商“借用”电网企业的配电设施（主要是配电线路，一般不允许跨变压器），把电卖给周边电力用户，并且缴纳相应电压等级的过网费。 其核心在于： 必须使用电网的修的这条路。 因为根据发改委2024年4月颁布的《供电营业区划分及管理办法》，在一个供电营业区内，只准设一个供电营业机构。 也就是电只能由一家企业供，无论这个电是来自集中式电源，还是分布式电源。 自发自用不属于供电营业，因为是在规划红线以内，企业自己的屋顶发电。 但是，河南的这个细则，在这点上做了创新。 我们来看《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则》： 1、新能源可以由企业投资“绿电专变、绿电专线”，实现分布式电量的消纳； 2、就近消纳的范围是20公里以内； 3、以企业名义申报，也就是电网公司的户号只有一个； 4、新建分布式项目，存量不管； 5、电网公司需提供便捷、及时、高效的并网服务，前提是源网荷储一体化项目严格自发自用、防逆流、且接受电网统一调度。 绿电专线，是隔墙售电的升级版，也是对既有隔墙售电政策障碍的应对方案。 看上去，好像突破了《供电营业区划分及管理办法》。 但是，也可以认为它符合上述办法。 这里的矛盾点，在于： 在公共土地上建设的专用配电线路，是不是属于公共配电线路。 根据电网企业的解释，在企业规划红线之外，在公共土地上建设的线路，理论上都是公共配电线路（哪怕是企业专用变压器配套的专用供电线路，只要是红线之外的，其建设权和运营权，也必须由提供公共服务的配电公司所有）， 也就是土地的公共属性和供电线路的公共属性，天生是一致的。 但是河南省认为，公共土地上建设的绿电专线，只要其发电量全部为一家企业服务，就可以认为是企业专属的，不具备公共属性。 所以最大的突破点，不是隔墙售电，而是绿电专线。 你不让我用公共道路运货，我在公共土地上修一条专用道路。 所以矛盾的焦点，就是这条专线所占据的土地的属性变更。 于是我问了朋友：红线以外的公共土地上，绿电专线的走廊，以及电力杆塔的土地使用权，国土资源局怎么说？ 朋友说：先行试点，先干了再说。 改革么，总是需要不断试点突破的，有突破，才有创新可能。
在全球能源转型的浪潮中，工商业储能作为连接电力生产和消费的关键环节，正迎来前所未有的发展机遇。随着分时电价政策的落地和峰谷价差的拉大，国内工商业储能市场正步入高速增长的快车道。然而，在这片看似繁花似锦的市场背后，价格竞速的激烈竞争和同质化产品的泛滥，也让众多从业者感受到了前所未有的压力。在这场“洗牌”中，谁能率先突破重围，实现效益最大化？答案或许就藏在虚拟电厂这块“硬骨头”里。 虚拟电厂：新能源参与者的“终极目标” 虚拟电厂，这个自1997年在国外首次提出，2016年被正式引入国内能源互联网体系框架的概念，正逐步成为新能源领域的“新宠”。它不仅是一种创新的能源管理模式，更是实现工商业储能效益最大化的重要途径。随着全国各省市区政府相继出台政策支持虚拟电厂的全速落地，工商业储能企业纷纷将目光投向了这一领域，力求通过参与虚拟电厂业务，实现产品效益的飞跃。 从设备到媒介：工商业储能的角色转变 在虚拟电厂的框架下，工商业储能不再仅仅是一个储能设备，而是成为了电力市场交易的调节手段和媒介。它能够通过智能化的EMS系统、优化的运行策略和精准的负荷预测，实现电力的有效调度和智能跳转，从而在电力交易及电量充放之间找到最佳平衡点。这种角色的转变，不仅提升了工商业储能的利用率，更为其创造了多元化的盈利模式。 控制逻辑与模型算法：增量收益的重要来源 业内专家指出，工商业储能中所涵盖的控制逻辑与模型算法，将成为未来虚拟电厂和现货市场应用阶段增量收益的重要来源。通过不断优化这些算法和技术，企业能够更精准地预测市场需求、优化储能设备的运行策略，从而在电力市场中占据更有利的位置。这种技术上的领先，将直接转化为产品效益的提升和市场竞争力的增强。 聚焦虚拟电厂：工商业储能企业的新战场 面对虚拟电厂这一新的机遇和挑战，工商业储能企业需要时刻保持敏锐的市场洞察力和技术创新能力。他们需要密切关注虚拟电厂的发展进程和政策动态，不断优化自身的技术和服务体系，以适应不断变化的市场需求。同时，他们还需要加强与电网调度、电力市场交易等环节的协调联动，形成合力共同推动虚拟电厂的落地和发展。 技术标准的缺失与兼容性的挑战 虚拟电厂作为一个高度集成的系统，需要整合多种技术以实现电力的有效调度和优化。然而，目前国内尚未形成统一的虚拟电厂技术标准，不同技术之间的兼容性和整合度存在较大差异。这种技术上的碎片化不仅增加了系统建设的复杂性和成本，也影响了虚拟电厂的整体性能和效率。因此，建立健全的技术标准和规范体系，成为推动虚拟电厂发展的关键一步。 电力市场机制的不完善与商业模式的模糊 除了技术层面的挑战外，电力市场机制的不完善也是制约虚拟电厂发展的重要因素。由于参与电力市场机制设计仍处于起步阶段，准入条件、交易品种、交易机制等尚未完善，导致虚拟电厂的运营商难以获得可持续的收益。商业模式的模糊不仅影响了投资者的信心，也限制了产业的健康发展。因此，加快电力市场机制的改革和创新，明确虚拟电厂的市场定位和盈利模式，对于推动其规模化发展具有重要意义。 政府政策的及时助力与信心提振 面对虚拟电厂发展的重重困难，政府及时出手为大家提振信心。进入2024年以来，全国各省市区政府相继出台了多条政策规划，从顶层助力虚拟电厂的全速落地。这些政策不仅为虚拟电厂的发展提供了明确的方向和支持，也为其在技术标准、市场机制、商业模式等方面的完善提供了有力保障。政府的积极介入和有力推动，无疑为虚拟电厂的未来发展注入了强大的动力。 虚拟电厂不仅是工商业储能效益最大化的新蓝海，更是新能源领域未来发展的重要方向。在这个充满机遇和挑战的新战场上，只有那些能够不断创新、持续优化、紧密跟随市场和政策动态的企业，才能最终脱颖而出成为行业的领军者。让我们共同期待这场能源革命带来的新变革和新机遇！
目前中国光伏的“火”体现在制造端、应用端规模继续扩大。中国光伏行业协会的统计数据显示，2024年上半年，多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超32%；2024年上半年国内光伏新增装机102.48GW，同比增长30.7%；出口方面，2024年上半年国内硅片、电池、组件出口量分别同比增长34.5%、32.1%、19.7%。 而在产业链价格、制造端产值等方面，市场情况则跌入“冰”点。根据中国光伏行业协会的统计，2024年上半年，国内多晶硅、硅片价格下滑超40%，电池片、组件价格下滑超15%；2024年上半年国内光伏制造端（不含逆变器）产值约5386亿元，同比下降36.5%；进出口方面，2024年上半年，我国光伏产品（硅片、电池片、组件）出口总额约186.7亿美元，同比下降35.4%。 行业调整“宜重宜快” 对于当下的中国光伏产业而言，如果用“冰火两重天”形容现状，那么“火”的领域主要集中在产业的宏观层面，站在能源转型的时代洪流下，作为可再生能源代表的光伏，在应用端和制造端始终“风风火火”。 但若将观察角度落至一家家具体的企业时，便可看到众多行业参与者在“内卷”中挣扎求生的艰难图景。 王勃华在研讨会上提到，根据部分上市企业的半年报数据，可以看到大多数主产业链企业净利润处于亏损状态，更为严重的是，第二季度的亏损相比第一季度有加剧的趋势，这就是当前严峻形势的一个表现。 多个环节的价格已跌破成本线。例如，多晶硅的价格已经跌破成本线，典型的多晶硅企业都受到了影响。同时，组件的开标价格也在持续下降，目前大约在每瓦7到8毛钱的范围内，导致企业亏损不断加剧。现在这个亏损的情况就是一个全产业链的亏损，全行业的亏损，而这样的情况在中国光伏历史上是很少见的，我还没有碰到过。目前国内光伏主产业链上终止和延期的项目越来越多，企业开工率下降甚至停产的情况也越来越多。 虽然眼下中国光伏行业的产能仍在增长，但增速已大幅度下滑，现在的增速仅为去年同期的四分之一，项目数量和规模也是如此。在光伏四大主材环节（多晶硅、电池片、组件、硅片），今年上半年已有超过20个项目宣布终止或延期，多晶硅的开工率基本上在60%左右，尽管个别头部企业可以达到80%，但大部分企业的开工率维持在50%到60%。同时，停产的工厂数量也在增加。 形势如此严峻，我们需要进行调整，但调整的难度非常大。行业里的‘老玩家’转身不易，‘新玩家’尚需沉淀。中国光伏行业中的“老玩家”面临着沉重的包袱，而且新老包袱都有。其中，新的包袱是指近几年头部光伏企业建设垂直一体化产能的进度非常快，这种做法在行业景气时能扩大效益，但在行业不景气时，全线失血，反而加重了损失。旧的包袱则是指旧产能出清不畅，导致计提损失严重。 很多产线还没回本，现在要提前淘汰。 我们原来总说旧产线可以升级改造，但实际操作中也存在难度。有些产线根本没有升级价值，比如厂房不够大、设备尺寸不对等，导致改造升级没有余地。即使有可以升级改造的产线，调试难度也大，性价比仍不足。 “新玩家”则主要面临技术方面的问题，光伏行业内“新玩家”持续技术发展和创新的能力不足，导致不少新产线一投产就落后。此外，新企业的知识产权积累较少，不像老企业有沉淀。而头部企业也已经意识到这个问题，在知识产权领域维权的呼声日渐高涨。以前通过挖人、买设备快速提升建厂能力的方式，现在遇到的困难会更多。 海外市场方面，目前美、欧、印、巴西、南非等全球头部光伏市场纷纷出台贸易壁垒政策，限制我国产品直接出口，我国企业海外产能开始遭遇贸易壁垒问题。 行业的寒气最终将影响整个产业链，产业链上游企业及监管部门需做好应对预案。货款拖欠、三角债系统性风险和‘亏本生产’现象难以成为常态，行业要密切关注当前价格下的产品质量。在订单交付和产品质量风险方面，当前产业投资回报率大概率不及预期，企业需加强现金流储备，防范企业现金流风险。中国光伏行业风险在当前体量下影响远胜以往，需要在积重难返前尽快调整，行业调整‘长痛不如短痛’。 从历史维度看，光伏行业调整时间与调整深度成反比，因此行业调整宜重宜快；从现实维度看，行业内外竞争激烈，行业需要“轻装上阵”，整合时间不宜过长。 行业主管部门眼下需加强对先进产能建设的引导，地方政府需严控不合理的救市行为；企业要审慎上马新投资，鼓励有针对性地收购跨界企业退出行业所遗留的新建产能；金融机构需避免向即将被出清的产能“输血”，推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 天合光能股份有限公司董事长高纪凡也在现场建议称，未来光伏行业产能出清将经历激烈的竞争过程，要站在全社会的高度，积极引导行业更好整合。 在引导行业出清的时候，地方政府、金融机构不应该简单支持那些已经要走入困境或者即将被出清的企业，而是应该引导龙头企业对这些企业的整合和并购，加快产业集聚，打破过去散乱混乱的局面，让行业尽快走向一个有序、健康的发展轨道，让投入到全社会的资金资源也能变得更有价值。 破局关键：全球制造 近年来中东地区与中国之间的战略合作日益紧密，特别是在“一带一路”倡议框架下，相较于贸易环境变化日趋剧烈的北美、欧洲市场，中东正在成为中国企业新的“出海热土”，走向中东也正在成为中国光伏企业破局“内卷”现状的重要“抓手”。 7月16日晚间，A股光伏龙头之一晶科能源股份有限公司（下称“晶科能源” ，688223.SH）发布公告称：“全资子公司 JinkoSolar Middle East DMCC（晶科中东）与The Public Investment Fund of the Kingdom of Saudi Arabia（PIF，沙特公共投资基金”）全资子公司Renewable Energy Localization Company（RELC），以及Vision Industries Company （VI）签订《股东协议》，将在沙特阿拉伯王国成立合资公司建设10GW高效电池及组件项目，合资公司将纳入公司合并报表范围。” 根据公告内容，在此次设立的合资公司中，晶科中东、RELC及VI持股占比分别为40%、40%及20%，设立后各股东按持股比例认缴。后续该合资公司将作为晶科中东项目的建设主体，预计项目总投资约36.93亿沙特里亚尔（约合9.85亿美元）。 针对公司“落子”沙特的具体情况，在光伏行业2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会举办期间，晶科能源副总裁钱晶接受了经济观察网记者的采访。 对于上述第四座海外工厂选址沙特的原因，钱晶介绍称，第一，沙特在国家“2030愿景”指引下，是中东新能源发展最迅速的地区之一，而晶科能源在沙特已经打下基础，占据了70%的市场份额；第二，是中东客户对技术方案和产品有更高期待，对技术有更多了解，应用场景最多元，客户也最挑剔；第三，工厂位于沙特南部制造业集群，工业基础较好，且海陆交通便利。此外，工厂所在的NEOM新城将实现100%可再生能源供电，这意味着，晶科沙特工厂将成为又一个100%绿电工厂，真正实现由绿色制造绿色。 在沙特投建光伏项目，加速晶科能源从‘全球销售’向‘全球制造’转型，它或将是破解行业‘微利时代’的可行方案。 我们和沙特公共投资基金以及VI有着明确且共同的目标，集各自之优势，以晶科先进技术、制造能力、经验积淀、全球营销服务网络，融合PIF资金、资源、中东乃至全球的影响力，从而满足当地和周边市场供应，及其他地区需求。沙特工厂投建，是晶科新一轮全球化创新合作模式的开启，将加速我们从全球销售到全球制造的转型，成为一个全球制造made in world 品牌。这很类似上世纪末，德资、日资、美资等老牌汽车巨头来中国设立合资汽车制造厂。他们带来了技术、经验、体系、文化、管理，中国提供了资金、政策、市场。现在，历史重演，只不过这次类似晶科这样的中国光伏公司成为链主企业，掌握主控权。
在能源转型与可持续发展的浪潮中，分布式光伏作为清洁能源的重要组成部分，正以前所未有的速度重塑着全球能源格局。随着技术的不断革新、政策的持续驱动以及市场需求的日益增长，分布式光伏领域也呈现新的趋势。 1、大功率组件“上屋顶” 在高效技术叠加之下，光伏组件功率快速攀升，600W+、700W+已成各家组件企业的主推产品。但大功率组件不仅仅是地面电站的“心头好”，同样快速飞向屋顶。展会现场，有头部组件企业明确提出“700W+组件上屋顶”。 据组件企业介绍，分布式光伏特别是户用分布式，尤其青睐大功率组件，主要源于主流租赁模式下，屋顶按块收取租金，对于开发商而言，大功率组件不仅可减少租金，且可进一步降低BOS成本，从而推广意愿强烈。 2、n型组件大跃进 p、n型的快速迭代同样快速反应在分布式光伏市场上。根据 InfoLink 统计，2023 年 p型与 n型市占率分别约 71% 、 27%，但预计今年n型占比将快速提升至79%。 就分布式市场而言，据组件企业反馈，今年分布式光伏市场n型产品占比或超过60%以上，“迭代速度大大超越预期。” 3、细分市场需求广受关注 分布式光伏场景的多样化也决定了对组件产品的需求不同，进而推动组件厂商不断推陈出新。如针对分布式光伏电站的易积灰痛点，隆基、晶科、天合纷纷推出防积灰组件；适应湿热环境，隆基新推耐湿热新品等。 此外，轻质柔性组件备受关注，主推企业包括南京日托光伏、上迈新能源、品诚晶耀等。据相关企业介绍，轻质柔性组件的主力市场包括承载受限的屋顶以及曲面建筑等，目前最高功率可达500W+，但价格方面，柔性组件价格是常规组件的两倍左右。 4、价格厮杀下的质量隐忧 自去年下半年以来，在产能出清及市场厮杀之下，光伏组件价格快速腰斩，特别是p型组件去年底单瓦价格甚至有跌破0.8元。在本次山东光伏展上，也有企业高调打出“组件0.7+元/W”横幅。不过，据参展人员透露，部分展出产品并不能达到产品上宣称的最高功率，价格可以0.6甚至更低，但产品的合规性以及质量究竟如何存疑。 在此也提醒广大分布式光伏投资商及业主，在设备选型上，严格甄选品牌，严查组件质量，以防不必要的损失。 5、工商业逆变器向更高功率迈进 逆变器设备，为进一步降低系统成本，工商业逆变器由主流110kW、125kW向更高功率150kW迈进，阳光电源、特变电工、禾望电气、古瑞瓦特等纷纷展出150kW工商业组串逆变器。且为适配大功率组件，逆变器接入电流继续攀升，有头部企业110kW组串逆变器接入电流已最大提升至64安培。 6、抢并网 无论是从设备商亦或开发商的反馈来看，分布式光伏业务火速回暖的一大推动力无疑来自于电网接入的倒逼。 众所周知，自去年下半年以来，河北、山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建多省陆续发布分布式光伏接网承载力预警情况，可新增开放容量为0的地区持续快速蔓延。由此，接下来电网接入将是分布式光伏竞相争夺的“新指标”，电网承载能力也将成为限制分布式光伏新增装机的重要因素。 7、平台竞争激烈 一面是告急的消纳空间，另一面则是汹涌的开发企业。据介绍，仅在山东展，分布式光伏平台企业多达30余家，从正泰安能、天合富家、晶澳智慧能源等传统光伏开发企业，到创维光伏、海尔纳晖、TCL光伏科技、美的等家电企业悉数入场，还有当地平台企业逐步向外拓展业务。 就模式及方案而言，户用全款、合作共建、经营性租赁、纯租赁以及工商业合同能源管（EMC）、业主自投、零碳惠、全额上网等应有尽有， 平屋顶、斜屋顶、平改坡、阳光棚、BIPV等方案齐全，并且从流程到服务等不尽相同，平台竞争激烈。 8、渠道费上涨 平台之间的激烈竞争，叠加广而分散的屋顶资源，这也决定了分布式光伏开发对渠道商的依赖以及渠道费的水涨船高。据悉，去年山东户用市场，一块光伏板的中介费高达300~400元，较此前出现翻番增长。 工商业屋顶居间业务费，在山东展上，有企业明确打出“0.05~0.3元/W”。 9、集中汇流模式广受关注 在接入容量明显限制分布式光伏装机潜力的行业背景下，从政府到各开发企业无不探索突围路径。由此，集中汇流模式逐渐成为企业宣传重点，“没有空间也能装”的flag出现在多家平台企业的宣传册上。 据介绍，集中汇流指将多个居民屋顶光伏电站经过汇流路线，通过升压设备，集中升压进行并网，按非自然人并网要求及流程建设与管理方案。集中汇流模式适用于低压配电网已无接入容量、供电所支持增投变压器且上一级变压站有足够容量以及村落相对集中的整村屋顶开发。 10、台区配储走入市场 集中汇流之外，可以实现变压器扩容的路径还有台区配储，即通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，分布式光伏的过载发电量可不经过变压器直接存储在储能设备，从而解决了变压器的容量不足问题，且可应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性。 据相关企业测算，以配储比例15%，配置200kW/400kWh储能系统为例，约可增加1.2MW的分布式光伏开发容量，储能系统成本约增加0.4~0.5元/W。 质量、消纳、配储、入市……刚刚展开的2024年，无疑也是分布式光伏的又一个拐点之年，而行业的健康可持续发展，即依赖于各级政府的政策规范，更得益于无数业内企业解决方案以及商业模式的创新和突破，多方获益、助力零碳。
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