沙特电力采购公司(SPPC)日前宣布首组(G1)电池储能系统(BESS)项目的合格投标人名单，共有33家公司通过初审。其中，21家公司申请提供技术并管理BESS设施，即“管理标和技术标投标人”，共有7家中国公司入围此类别。另外12家公司仅申请管理，为“管理标投标人”，有2家中国公司入围此类别。 据悉，上述招标在沙特能源部的监管下进行，是沙特能源转型计划的一部分，共包含4个电池储能项目，总容量高达2GW/8GWh。 中国储能企业凭借在技术领域的深厚积累和领先优势，获得国际市场青睐，正纷纷加快出海步伐，积极参与全球储能市场竞争，抢抓新兴市场机遇。 接连签下海外大单 据悉，上述项目都将按照建设—拥有—运营(BOO)模式进行开发，中标者将持有为开发和运营独立存储提供商(ISP)项目而设立的特殊目的公司(SPV)100%的股权。每个SPV将与SPPC签订一份为期15年的储能服务协议。 根据沙特“2030愿景”，到2030年，沙特50%的能源将来自可再生能源。储能系统作为电能载体，对新能源项目接入电网起到重要支撑作用。SPPC在此前的招标公告中提及，新启动的储能计划能够提高该国电力系统的可靠性和弹性。有数据显示，沙特的目标是到2030年实现48GWh的存储容量。 我国储能企业积极参与沙特新能源项目建设。2024年7月，阳光电源与沙特ALGIHAZ成功签约容量为7.8GWh的储能项目，该项目拥有3个站点，预计今年全容量并网运行。 除沙特外，近期我国储能企业在全球其他市场同样表现亮眼，海外大单频传。2024年12月，远景储能与法国电力公司EDF签约，将为南非3个储能项目提供257MW/1028MWh的电池储能系统。该项目总装机容量达257MW/1028MWh，成为南非首个GWh级储能订单；2024年12月6日，阳光电源与菲律宾上市企业Citicore Renewable Energy Corporation签署合作协议，将提供1.5GWh储能系统及工程支持服务，这也是迄今为止东南亚最大的储能系统订单；2024年12月5日，华为宣布与菲律宾SP新能源公司签署4.5GWh储能项目协议，该项目总投资2000亿比索（约251.2亿元人民币），总装机容量为3.5GW光伏以及4.5GWh储能，是全球规模最大的光储项目之一。 据CESA数据显示，2024年前10个月，中国储能企业在海外市场签约的储能订单超过115.63GWh。 面临更高要求 随着国内储能市场竞争日益白热化，众多企业将目光投向海外，开辟新的发展空间。亿纬锂能去年披露的投资者关系记录显示，公司海外业务占比提升是确定的趋势。海外客户对技术确认、产品认证的完成需要时间，公司预计2025年相对2024年来说海外业务占比会增加，提升幅度在2026年会更加明显。 目前我国已形成涵盖原材料及设备供应、系统集成与安装、源网荷多维应用的完备化储能产业链条，上下游协同联动、资源整合、要素保障能力较强，规模经济、降本提质效能倍增释放。出海企业积极参与全球分工与本地化全产业链布局，具备品牌认可程度高、市场响应速度快、综合竞争实力强等多重优势。海外市场空间大、利润高是我国储能企业积极布局海外市场的主要原因。不过，值得注意的是，海外认证标准、市场需求、售后难度都与国内储能市场存在差异。 中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，相较而言，我国储能企业对国内市场熟悉度高、资源调配容易、渠道搭建周期短，而海外市场地域文化多元，对企业渠道开拓能力要求颇高，同时对售后服务响应的及时性、专业性也有更高要求。 “出海产品必须具备极高品质，企业几乎没有试错余地，细微质量问题都可能引发连锁反应，导致高昂的售后成本。”某储能企业人士直言。 新兴市场机遇无限 在海外储能市场的激烈竞争中，企业若想站稳脚跟，必须依靠高质量的产品品质，并精准洞察海外市场需求。 值得注意的是，我国储能企业海外布局版图正呈现出多元拓展态势。“中东等地区发展可再生能源的地理条件优越，各国政府积极出台风电、光伏和储能装机激励政策，新兴储能市场预计将迎来业绩增长窗口期。”孙传旺认为。 从全球范围看，储能新兴市场蓬勃兴起，发展势头迅猛。东吴证券近日发布的研报显示，全球大储爆发确定性增强，美国维持高增长态势，欧洲、新兴市场出现并网高峰且预计将持续至2026年。其中，新兴市场大项目批量落地，预计今年装机增长221%至34GWh，中东地区2025年上半年将有50—60GWh项目招标落地，预计今年装机增长4倍至20GWh。 面对这一发展契机，孙传旺建议，储能企业要优化对外投资布局，有序推动产能向新兴市场拓展，拓宽储能产品出口贸易市场，建立新型绿色经贸伙伴关系。同时，持续提高国际化经营能力，密切关注出口市场政策变动，及时动态评估营商环境风险，做好合规性应对准备。积极参与国际储能行业技术标准制定，不断提升海外储能市场话语权。强化多维场景、高安全性产品矩阵建设，打造属地采购、仓储、售后综合服务网络，精准有效满足新兴市场的储能个性化需求。
2024年以来，光伏组件价格不断爆出新低，风电整机价格也持续下探，激烈的“价格战”给新能源行业的未来蒙上一层阴云。下半年，价格战似更趋白热化。10月21日，光伏组件中标再现超低价，华润电力沂源西里150兆瓦农光互补光伏发电项目光伏组件中标公示显示，第一中标候选公司为通威股份有限公司，投标价格11016万元，单价0.612元/瓦，如果扣除运费，设备单价跌破0.6元。回顾往昔，光伏风电企业曾靠着不服输的“野性”精神支撑起行业的快速崛起，但在进入平价时代完全市场化竞争的背景下，曾经的野蛮生长逐渐演变为“内卷”式竞争，制约着光伏风电行业前进的脚步。 顽症——恶性竞争引发大面积亏损 国家能源局四季度新闻发布会公开数据显示，今年前三季度，全国可再生能源发电新增装机2.1亿千瓦，同比增长21%，其中，风电新增3912万千瓦，太阳能发电新增更是达到1.61亿千瓦，光伏风电产业大规模扩产势头凸显。然而扩产的背后是否另有隐患？业内对此不无担忧。今年7月，金风科技集团金风环保有限公司总经理潘晋在北大国发院EMBA论坛分享了一组数据：2012年，光伏组件价格高达9元/瓦，逆变器价格约为2元/千瓦；而时至今日，光伏组件价格已降至约0.7元/瓦，逆变器更是低至0.15元/千瓦左右，价格降低了约90%。不仅是光伏，从公开的招标信息中不难发现，过去几年间，陆上风机平均招标价格从约3000元/千瓦腰斩至约1500元/千瓦，海上风机价格从约7000元/千瓦降至约3000元/千瓦。当前，风电与光伏设备的价格下滑趋势仍在延续，这种下降幅度已远远超越了技术革新所带来的成本降低范畴，恶性竞争已广泛蔓延并成为常态。“由于今年行业的发展增量和前两年速度相比有明显下降，但是生产的规模仍然明显上升，所以在这个时候出现了供需的错配，价格自然而然就下去了；下去之后由于内卷程度的加剧，每一个环节基本上都亏损。”通威集团董事局主席刘汉元道出了当前光伏企业普遍面临的价格困境 。有分析指出，当下光伏产能出清慢于预期，许多光伏企业在亏损、现金流紧张的情况下仍然坚持生产，是基于景气度短期内有望反转的判断。不具备成本优势、技术优势的部分二三线企业面临淘汰压力。“更激烈的竞争环境，是今年光伏行业面临的难题之一。”东方日升全球市场总监庄英宏预测。近期大部分光伏企业披露了三季报，从盈利情况来看，第三季度不少光伏行业上市公司业绩走低，甚至同比盈转亏。在已经发布了三季报的88家上市公司中，虽有57家企业实现了盈利，然而，也有31家企业出现了亏损，而利润同比出现负增长的企业比例更是超过了七成。亏损的不止于上述光伏上市公司。记者梳理相关数据发现，2024年第三季度，光伏全产业链的降价趋势依然持续。其中，硅料由于前期价格已经经历了较大幅度的下跌，并且已经跌破成本线，因此其价格在本季度内变动相对较小，甚至呈现出“跌无可跌”的状态。与此同时，P型硅片也因前期价格的大幅下滑，在第三季度价格触底。相比之下，N型硅片价格则继续呈现下跌趋势，特别是210毫米/130微米规格的单晶N型硅片，其价格自今年以来已经减半，成为今年跌幅最为显著的产品。再来看一组中国光伏行业协会的数据：2023年全国光伏行业总产值（不包括逆变器） 超过1.75万亿元。2024年上半年，国内多晶硅料、硅片价格下跌幅度超过40%，电池片、组件价格下跌超15%。放眼海外市场，情况同样不容乐观。“今年7月份，我国太阳能电池出口数量同比增长了30%左右，但以美元计价的金额来算，下降了31.2%，我们多卖了东西，反而少收了钱。”清华大学经管学院院长白重恩指出，“太阳能电池产业曾经是一个盈利很好的产业，业内说全行业年盈利大概是3000亿人民币，但到今年全行业亏损大概是1000亿人民币，短短一段时间就有这么巨大的变化。”这就意味着，产品项目建得越多、卖得越多，亏得越多。“杀价”的并非只有“卖方市场”，处于业主地位的新能源电站电场运营商也应为如今大面积亏损的风电光伏现状“埋单”。作为甲方，运营商为缓解新能源电站收益率持续下滑的情况，在招投标过程中，通过较高的价格权重等方式过分追求低价，已是业内不争的事实。 自救——“反卷”能不能靠“计划” 面对愈演愈烈的竞价风波，一场回归理性的反内卷行业“保卫战”已悄然打响。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，从光伏企业的股价角度来看，目前价格已接近底部。而对于产能问题，这取决于光伏企业的团结方式，会有一轮限产和淘汰，见底应该不会太久。上述的“团结方式”，当前正在光伏风电业内不断“发酵”。10月14日，中国光伏行业协会举行防止行业“内卷式”恶性竞争专题座谈会，16家企业就“强化行业自律，防止‘内卷式’恶性竞争”达成共识；无独有偶，10月16日，在2024北京国际风能大会暨展览会上，金风科技、远景能源等12家整机企业共同签署了《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，公开承诺要反不正当竞争，反垄断，无正当理由不得以低于成本价格销售产品。“持续的低价恶性竞争不断侵蚀着风电产业发展根基，阻碍风电高质量开发，对风电产业可持续发展及整个经济社会发展都会产生不利影响。”据中国可再生能源学会风能专委会介绍，协会确立了公约订立的原则，制定有效的程序和细则，成立公约执行管理委员会和纪律监督委员会，依法制定低价恶性竞争行为的认定标准及罚则，依现行法律法规来规范市场竞争中的各类行为，重点解决低价恶性竞争、对竞争对手的恶意诋毁、明 显有失公平的合同条款等问题。何为自律？正泰新能源董事长陆川认为，自律分为两个层次：一是企业需自我约束，合理控制扩张速度与定价，避免“价格战”导致的亏损加剧；二是行业包括协会与主管部门等，进一步推动组织产能布局与价格机制等方面的引导性方案，以加速行业穿越当前严峻周期。除了行业自律共识之外，一些光伏龙头正在酝酿涨价策略。据悉，作为颇具代表性的光伏企业天合光能自10月24日起对其部分组件价格进行上调，涨价幅度为0.03元/瓦。隆基绿能、晶科能源、通威股份、晶澳科技等行业龙头企业也紧随其后，组件出货价格纷纷向上微调0.01元/瓦至0.03元/瓦不等。“各家企业最近都在小幅提价，基本要求就是不能低于成本销售，第一步先做到不亏钱，后续能否大幅提价取决于供需关系。一些厂商正密切关注市场动向，其内部小容量采购合同的单价也已上调约0.01元/瓦。基于行业‘反内卷’会议所达成的共识，各企业正共同努力促进产业链价格逐步回归合理区间。”业内人士告诉记者。中国光伏行业协会此前发布通告称，组件低于成本投标中标涉嫌违法，测算出0.68元/瓦的成本是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。中国光伏行业协会相关负责人表示，当前在“双碳”目标引领和 国家政策的大力支持下，我国光伏装机保持稳健增长，无论是集中式还是分布式开发量都保持在较高水平，光伏组件是需要稳定运行20—25年的产品，相比价格，质量才是最关键的考量因素。简言之，光伏行业未来应走的是优质发展之路而绝非杀价竞争之路。记者查阅《中华人民共和国招标投标法》相关规定发现，中标合同必须高于成本。协会规定的不低于0.68元/瓦标准虽然不具有法律强制性，但可作为企业和招标方在制定投标报价和招标方案时的重要参考依据，对于引导光伏市场走向良性发展意义重大。对于“最低成本”的得出方式，中国光伏行业协会解释，考虑当前行业严重供过于求，企业为消化库存正在极限经营，上述成本测算并未将折旧纳入，因此实际上是低于真实生产成本的，更低于包含三费（销售费用、管理费用、财务费用）的全成本。继中国光伏行业协会发布“最低成本”价格之后，市场开始关注0.68元/瓦限价倡议的实施效果。据记者了解，中节能、国家电投等大项目的组件投标价格已反弹至0.68元/瓦以上。10月22日，中节能太阳能股份有限公司2024年度光伏组件框架协议采购开标，13家参投企业综合报价均价0.694元/瓦，不低于0.68元/瓦标准。但接下来对于0.68元/瓦的限价“红线”各家企业能否不越雷 池，现在定论为时尚早，行业内部还须持续关注，共同发力。与产业链下游企业的涨价策略不同的是，近期国内部分多晶硅项目开始减产。对此，国际半导体行业协会（SEMI）中国光伏标委会联合秘书长、中国光伏行业协会咨询专家吕锦标表示，由于硅料项目分布全国各地，部分项目面临枯水期电价上升的压力。在全行业亏现金流的情况下，龙头企业的确会调整负荷，减少供应，平衡供需，推动价格回归合理区间。 良药——政策引领下的向“新”而行 政策引领，精准发力。自今年初以来，多项旨在促进光伏产业发展的优惠政策相继出台，明确表明了我国支持行业朝着高效、环保及可持续路径迈进的决心。今年7月，工业和信息化部公布修订后的《光伏制造行业规范条件（2024年本）》（征求意见稿），提出引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。10月9日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，旨在为分布式光伏发电的开发建设提供完整、系统的管理框架，以促进其高质量发展。系列政策规定的出台明确了行业高效、绿色、可持续发展的方向，为光伏系统优化产能配置，有效助力解决供需不平衡问题提供了准确有力的引导。政策对产业进行统筹性的规划及引导，加快产业集聚，积极引导行业更好整合，才能让行业尽快走向一个有序、健康的发展轨道。对此，天合光能董事长高纪凡表示：“国家与行业结合起来，可以改变现有局面，扭转乾坤，再为光伏产业构建新的十年黄金期。”陆川也认为，光伏发电需求上升，但碰到了电网消纳等问题，除了光伏企业自身加强自律外，还需要政府的政策和宏观引导，才能让行业更快地走出低谷。10月30日，国家发展改革委、国家能源局等六部 门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，提及“加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设”“推动既有建筑屋顶加装光伏系统，推动有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统”“在具备条件的农村地区积极发展分散式风电和分布式光伏发电”。有业内专家判断政策转向迹象已逐渐清晰，各地区政府、央企积极响应，随着各地区政策细则落地、各能源集团风光大基地项目规划出台，分布式与集中式光伏需求有望两旺。行业发展，技术先行。要带动整个光伏、风电新能源行业完全走出内卷困境，以技术创新突破产品局限性，不断释放市场潜能仍是根本解决之道。此前工业和信息化部电子信息司副司长王世江就光伏行业当前形势给出多条建议，其中一条便是“要苦练内功，越是行业低谷期，越要更加注重技术创新，更注重产品质量，不断提高标准水平，提升竞争力”。协鑫集团董事长朱共山指出：“卖得越多亏得越多，是因为我们这20年，产品同质化、模式同质化、制造同质化、知识产权不受保护，进的门槛比较低。”过去两年间，光伏行业发展在技术上遭遇了产品路线选择的分歧与挑战。尽管传统的PERC（钝化发射极与背面接触）技术依然占据主导地位并被广泛应用，但诸如HJT （异质结电池）及钙钛矿电池等新兴技术已开始逐步渗透市场。
新能源已经成为江苏第一大电源。 截至2024年10月底，江苏新能源发电装机规模已达8252万千瓦，约占42%，历史性超过煤电。与之相伴的，作为新能源“稳定器”的新型储能累计建成投运540万千瓦。 至此，江苏于2023年年中在《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》中提出的“到2027年新型储能达500万千瓦”的目标已经提前完成。 应时而动、应需而兴，江苏新型储能发展之势引人瞩目。 江苏新型储能发展自带地域属性 江苏新型储能的发展特征与当地经济发展水平和能源结构的地域特性相呼应。 作为我国经济大省和工业重地，江苏按照地理位置以长江为界划分为苏南、苏北，经济发展水平和能源结构也随之呈现一江两岸的差异特征。 包括南京、苏州、无锡、常州、镇江五座城市在内的苏南，是江苏经济最发达的区域，用电负荷高，尤其是苏锡常三地用电量占全省近一半。而苏北地区得益于自然资源禀赋，拥有着全省99%的风电和67%的光伏发电装机规模。其中，苏北的南通、盐城、连云港三市沿海，海上风电资源丰富。 风电光伏集中在苏北，用电负荷集中在苏南。电力供需错配问题导致江苏顶峰需求旺盛，新型储能适时补位。 江苏的新型储能起步较早。早在2018年7月，镇江便建成了8座总容量达10.1万千瓦/20.2万千瓦时的磷酸铁锂电池储能电站，是当时世界规模最大的电网侧储能电站集群。 镇江储能电站的建设可谓机缘巧合。当时，由于镇江谏壁电厂3台33万千瓦煤电机组关停，且丹徒2台44万千瓦燃气机组因故无法按计划投运，经预测，2018年夏季用电高峰期间，镇江东部存在电力缺口。在这种情况下，镇江储能电站工程应急而建。镇江那年的夏天平稳度过。 2022年8月，《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》发布，江苏正式绘就新型储能发展规划图，推动了新型储能的蓬勃发展。 江苏涉及新型储能的政策此前也有区分苏南、苏北的特点。2021年10月，《省发展改革委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》规定，江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力（时长2个小时，下同），长江以北地区原则上按照功率10%及以上比例配建调峰能力。 而这一规定到了2023年有了改变。2023年9月19日，江苏省发展改革委下发《关于进一步做好可再生能源发电市场化并网项目配套新型储能建设有关事项的通知》指出，江苏省可再生能源发电市场化并网项目不再按长江以南和长江以北区分配套建设新型储能比例，均应按照功率10%及以上比例配套建设新型储能（时长2个小时）。 原本风光资源相对不占优势的苏南地区，因为用电负荷走高对于调峰、顶峰的需求，促使了政策发生变化。以苏州为例，这个工业大市的年社会用电量达1700多亿千瓦时，占江苏省年社会用电量的三分之一左右。夏季生产经营用电叠加防暑降温用电需求，使迎峰度夏电力保供“压力山大”。新型储能成为苏州化解用电负荷压力的重要举措。 2024年7月5日，位于苏州市太仓港港口开发区的太仓鑫港储能电站项目成功并网。至此，苏州电网侧储能总规模达到105万千瓦时，形成百万级大型“城市储能群”。而这个百万级“城市储能群”在随后的夏季用电高峰中展示了自己的硬核实力。 2024年7月24日9时，气温超过30摄氏度，苏州城市电网用电负荷开始上升。国网苏州供电公司电力调度控制中心启动储能电站放电功能调度，苏州全市9个新型储能电站全部开启放电模式。大约10分钟后，苏州电网供电负荷从2752万千瓦降至2735万千瓦，一轮用电高峰被成功化解。 时下进入仲冬时节，如东县海域的“风车森林”迎风挺立，化风为电。 距离海岸线约2千米的丰储储能电站，80个磷酸铁锂电池舱整齐排列，存储着海风转化而来的电能。这座容量为20万千瓦/40万千瓦时的储能电站，是江苏最大的独立共享储能电站。 风电，特别是海上风电，尽管相对光伏具备更高的稳定性，但依然需要新型储能这个“帮手”。江苏对于风电地区发展新型储能的政策，从沿海到陆地实现了全覆盖。 在沿海地区发展新型储能方面，2023年7月，江苏省发展改革委发布《江苏省沿海地区新型储能项目发展实施方案（2023—2027年）》。方案涉及沿海地区的南通、盐城、连云港三市，重点开展19个大型新型储能项目的规划布局工作。 在陆地风电配建新型储能方面，2024年6月，《省发展改革委关于规范我省陆上风电发展的通知》发布，要求新增陆上风电项目（全部自发自用的分散式风电项目除外）均应采取自建、合建或购买功率不低于10%装机容量、时长2小时的新型储能（包括电化学、压缩空气、重力储能等）方式落实市场化并网条件。 分布式工商业储能展现巨大潜力 与其他省份不同，江苏省光伏以分布式光伏为主。数据显示，截至2023年底，江苏分布式光伏装机2772.2万千瓦，占比光伏总装机高达70.6%。而分布式光伏中又以工商业光伏为主，呈现“户用少、工商业多”的特征。江苏的分布式光伏多安装在园区、企业工厂、仓库等地。拥有众多优质的工商业屋顶资源，这使得工商业分布式光伏与储能在江苏展现出巨大的潜力。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》后，各省纷纷跟进取消目录销售电价，从原先的固定电价改为市场电价。此举导致各省工商业电价明显上浮，从而大大激发了工商业、制造业企业安装光伏的强烈意愿。江苏工商业分布式光伏由此实现跨越式增长。而为缓解负荷高峰期用电紧张问题，全国多地调整分时电价政策，提高尖峰段电价，扩大分时电价峰谷价差。在此背景下，工商业储能成为企业实现紧急备电、维持正常生产经营、降低电费成本的重要手段。具体来说，在缺电限电时段或者用电高峰时段，工商业储能可作为后备电源使用，有效避免停工停产损失的同时，还可产生经济效益。工商业峰谷电价差的拉大和峰谷区间的调整，为工商业储能的发展奠定了基础，江苏由此拉开了工商业储能高速发展的序幕。2 023年，国内各地峰谷电价差进一步拉大，工商业配置储能IRR（内部收益率）稳步提升，经济效益日益凸显。业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷电价差是用户侧储能的一个门槛。据中关村储能产业技术联盟数据，2024年11月全国电网代购电电价峰谷价差中，江苏省最大峰谷价差为0.902元/千瓦时，盈利空间十分可观。据测算，假设配置1兆瓦/2兆瓦时工商业储能系统，项目EPC投资成本1.5元/瓦时，每天2次充放，年工作天数300天，充、放电效率95%，电池衰减、运维费率等考虑在内，在峰谷套利的情况下，江苏省工商业储能项目IRR为15%，即项目投资回收期为6年，具备优越经济性。 紧急上马成就开创之举 2024年夏季，江苏完成了大规模新型储能应急顶峰的开创之举。500万千瓦储能响应电网调用，是国内规模最大的新型储能省级电网集中调度。此次新型储能应急顶峰也得到了国家能源局的点名表扬。在国家能源局第三季度新闻发布会上，能源节约和科技装备司副司长边广琦表示：“7月15日，江苏开展新型储能集中调用测试，全省新型储能可提供约500万千瓦顶峰能力。7月23日，江苏电力负荷创历史新高，预计电力缺口约600万千瓦，新型储能在实际应用中提供了约400万千瓦顶峰能力，有效填补了电力缺口，为电力保供提供了重要支撑。”丰储储能电站也参与了此次集中调用，该电站负责人魏永清表示：“以往，我们电站都是独立开展充放电操作，满足局部电网的用电需求。这是首次参与全省统一的充放电集中调用。”参与此次调用的还有泰州海陵储能电站，容量20万千瓦/40万千瓦时，在电力保供中表现亮眼，日供电近80万千瓦时，支持江苏266万户家庭一小时用电。此次集中调用，实现了储能与电源、电网、用电负荷等的高效灵活互动，为全面推动各类新型储能的科学调度、带动新型储能技术产业进步、引导各类储能科学配置和高质量发展提供了重要实践意义。提到这次新型储能应急顶峰的成功实施，就不得不提40个电 网侧储能项目的紧急上马。由于缺乏支撑性电源投产、华东区域电力供应总体偏紧、互济能力不足，预测2024年江苏度夏负荷存在缺口。时间紧、任务重，新型储能再度披挂上阵，40个电网侧储能项目紧急上马，项目容量共计约400万千瓦，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。为了这次新型储能的夏季顶峰，江苏早早筹谋，于2024年3月便发布了《关于进一步加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》，要求全省41个已纳规的电网侧新型储能项目确保在2024年7月15日前建成并网。为促进这些项目加快建设，江苏给予了大力的政策支持。如在迎峰度夏（冬）期间，储能项目充电电量免费，非迎峰度夏（冬）期间充电量按江苏燃煤发电基准价的60%结算，同时鼓励可再生能源发电市场化项目优先购买或租赁这些储能项目的储能容量。为了减少信息壁垒，助力新型储能项目更好实施容量租赁，江苏省发展改革委网站还公布了这些新型储能项目的联系方式。储能租赁信息不畅问题在我国普遍存在，并且成为新型储能出租率低的痛点难点。双方信息不畅通，储能项目建成后很难及时找到需要租赁储能容量的新能源企业，新能源企业也不容易和储能企业取得联系。江苏通过公开发布相关信息的方式，为新能源企业与储能电站畅 通联系架通了桥梁。随后，江苏省发展改革委于2024年7月18日公布该批建成投产的电网侧储能项目，共计40个，总规模约400万千瓦。再次表示，鼓励可再生能源企业优先租赁这些储能项目的储能容量。据国家能源局第三季度新闻发布会介绍，江苏新型储能装机快速增长，今年新增装机约500万千瓦。由此可见，江苏目前新型储能540万千瓦总装机中，约500万千瓦为今年新增装机。今年对于江苏新型储能来说可谓是爆发式增长。“江苏省强化顶层设计，优化并网流程，专班调度协调。”边广琦指出了江苏新型储能在短期内取得跨越式发展的原因所在。在政策制定方面，江苏用一年时间印发了一系列文件，统筹谋划新型储能发展的总体思路、主要目标和重点任务，配套制定新型储能实施方案、布局规划和重点项目清单，明确了项目调用次数及运行小时数、充放电价差收益、顶峰费用等关键要素，形成了“总体规划+若干措施+实施方案+项目推进”总体布局，促进了江苏新型储能项目高质量发展。在提高储能项目收益方面，江苏建立了充放电价差收益、顶峰费用、共享租赁收益、辅助服务收益的综合收益模式，明确了利用尖峰电价增收资金等进行成本疏导的机制，提高了新型储能项目的收益率，给产业链创造了合理的盈利空间。 事实证明，江苏新型储能项目的高质量快速推进，也带来多方面的收益。一是顶峰弥补供电缺口。2024年夏季，江苏新型储能应急顶峰，在有效保障全省电网安全稳定运行的同时，还节约用电高峰时期省间电力现货的购电支出约5亿元。二是提升新能源消纳水平。根据测算，全省已投运的新型储能项目一年内可帮助电网消纳约30亿千瓦时的新能源电量，创造良好的环境价值。三是项目带动效益明显。江苏新型储能项目近一年完成基建投资约200亿元，同比增加50倍；项目投资带动省内储能相关产业快速发展，形成一个新产业集群，2024年上半年实现产值约450亿元，企业竞争力不断提升，中天储能、中创新航等达到国际先进水平。四是吸引民资参与投资。通过政策设计，有力激发了江苏新型储能项目投资建设的积极性，特别是吸引了民营企业参与项目投资建设。江苏建成的大型电网侧新型储能项目中，民营企业参与投资建设18个，占比约45%，其中协鑫集团建成电网侧新型储能项目12个共75万千瓦，规模位居全国前列。
行业底部挣扎，任何风吹草动都挑动着光伏人的神经。 自9月以来，央企密集变卖新能源资产的消息瞬间引爆业内外的紧张情绪。特别是全球光伏装机“巨无霸”国家电投，其抛售新能源资产的动作仍在持续，这让猜测之声甚嚣尘上的同时，也让市场更加清晰地意识到，国家电投似乎不一样了！ 1、新能源狂飙 与华能、大唐、华电三大电力央企相比，国家电投的全面起航较晚。 2015年5月29日，经国务院批准，原中国电力投资集团公司（简称：中电投）与国家核电技术有限公司（国家核电）重组，正式成立了国家电力投资集团有限公司（简称：国家电投）。 从重组公司也决定了国家电投起步即王炸，中电投是原五大发电集团中唯一的核电运营商，而国家核电是国家三代核电技术的受让方、牵头实施单位和重大示范工程实施主体。两大重点企业的合并，国家电投承担着国家核电自主化发展的重大使命。 由此，虽然整体电力装机不及同行，但“清洁”显然成了国家电投的重要标签。2015年，国家电投清洁能源占比达到40.06%，位居五大发电集团首位。这一天然优势也恰让国家电投站在了时代风口。2014年6月13日，在中央财经领导小组第六次会议上，习近平总书记首次提出“四个革命、一个合作”的能源发展战略，正式拉开新一轮能源转型大幕，绿色、低碳的清洁能源成为发展主流。 除核电企业外，国家电投积极发展优势水电，并大力发展风、光新能源。2015年，国家电投光伏运营装机达到484.99万千瓦，位列全国第一。 特别是2016年，国家电投新能源产业迎来重大机遇。2016年8月，习近平总书记在视察国家电投太阳能电力有限公司西宁分公司时指出：“一定要将光伏产业做好。”这无疑为国家电投新能源发展注入强大动力，2016年底，国家电投以711.84万千瓦的光伏总装机规模跃升至全球第一。 行至2018年，第二任董事长钱智民开始引领国家电投的转型发展，以2035年建成具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业为战略目标，大力发展光伏发电、稳步发展风电被提上重要位置。 毫无疑问，清洁、绿色早已成为国家电投的天然底色，这同时也构成其的强大底气。国家“双碳”战略官宣之后，国家电投率先宣布，提前7年2023年实现碳达峰。叠加国资委《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》下的考核目标，到2025年，央企可再生能源发电装机比重达到50%以上。至此，国家电投切至新能源狂飙模式。 北极星统计数据显示，从2020年至2023年，国家电投是年度光伏新增装机连续超过10GW的唯一企业。2021年至2023年，国家电投风、光新增装机均一骑绝尘，三年新能源新增装机达到近60GW。截至2023年底，国家电投清洁能源占比提升至69.89%，已提前完成了“十四五”的既定目标。 2、卖不停？ 进入2024年，尤其是下半年，央企变卖新能源资产的消息无一不冲上热搜。 北极星查询第三方网站，以北京产权交易所为例，电力行业，从年初至8月正式披露的产权转让不足20条，但从9月至今转让产权的项目已是之前的两倍。 继续追溯项目具体信息，可以发现进行产权转让的包括国家电投、中广核、国家电网、三峡新能源、中国电建等，项目公司也不仅仅是新能源公司，还有燃气、水电公司等。 国家电投近期的转让重点多是新能源公司。据统计公开信息，近两个月，国家电投已发起约30家风、光、储新能源公司的股权转让。 事实上，查询过往信息不难发现，近几年电力央企处置部分项目公司股权的动作一直存在，主要是亏损或者高负债项目公司。如上诉国家电投“甩卖”的项目公司，有多个公布了2023年以及2024年的部分财务数据，均是营收、净利润下滑甚至亏损，亦或高负债。 而这也是国有企业改革下的必备操作。自2020年以来，国资委推动央企开启剥离“两非”、处置“两资”工作。两非即非主业、非优势；两资，即低效资产、无效资产。在年初制定的2024年主要工作目标中，国家电投也强调将通过狠抓“双亏”“两非”“两资”处置，持续优化存量资产结构。 当然，无可否认，今年以来在分布式光伏项目，国家电投逐渐释放出收紧信号。4月、10月，国家电投旗下公司相继暂停或取消了内蒙古通辽、山东、内蒙古赤峰的3个户用光伏项目。在上诉产权转让中，也有多个整县分布式光伏项目。 据分析，背后逻辑一方面在于收益率的考核，另一方面也是分布式光伏消纳困局、入市等政策变动下的策略调整。受此影响，电力央企对分布式光伏的投资态度分化。 3、变奏 根据国家电投披露信息，截至2024年7月底，其光伏装机达7296万千瓦。这也意味着1~7月国家电投光伏新增装机约3.8GW，远低于去年上半年的14.5GW。 虽然全年成绩单目前仍是未知数，但国家电投发展节奏优化早已有序推进，背后策动点则是集团战略的调整。 今年1月22月，国家电投正式迎来第三任董事长，原大唐集团董事、总经理、党组副书记刘明胜接棒上任。彼时，摆在新帅面前的，除了傲人的业绩外，整改重任相伴而行。 2023年3月，二十届中央第一轮巡视工作正式展开，9月巡视工作完成反馈。从今年7月中央纪委国家监委网站发布的巡视整改进展情况来看，“光伏产业大而不强”正是国家电投的突出问题之一。 由此，在年初的年度工作会议上，国家电投便定调2024年工作，以“稳中求进、以进促稳、先立后破”为总基调，以质的有效提升和量的合理增长为主攻方向，以扎实推进“巩固提升年”为工作主线，打好“存量提质、增量做优、蓄势未来”三副牌，进一步增强核心功能，提高核心竞争力。 在2024年年中工作会议上，进一步凝聚为“均衡增长战略”，即坚持“四个均衡”：规模增长和投资能力均衡匹配，传统产业和创新业态均衡发展，电源品种和区域布局均衡优化，存量提质和增量做优均衡推进。 存量提质，在2024年系统主要负责人专题研讨班上，国家电投党组即首次提出实现“发电业务度电成本同比降低不少于1分/度”的发展目标。根据通报，1-7月，国家电投光伏度电成本同比下降3分钱，向着实现质效双升迈出坚实步伐。 与此同时，二十届中央第一轮巡视整改进展，针对新能源投资风险管控，国家电投也强调确保消纳问题解决前不发生实质性投资，并且后续谋划的新能源大基地项目，在论证时充分考虑消纳风险。 不过，需要强调的是，在全面实施均衡增长战略下，国家电投的企业愿景仍未改变——建设具有全球竞争力的世界一流清洁能源企业。在4月29日召开的国家电投战略性新兴产业及“十四五”重大能源保供项目推进启动会上，刘明胜宣布首批装机规模超8000万千瓦，项目布局聚焦核电、新能源、调节性电源以及氢能、新型储能等领域，清洁能源项目数量占比超90%。此外，在《深入贯彻落实能源安全新战略加快形成能源领域新质生产力》的署名文章中，刘明胜也再次强调，持续提升清洁能源占比，力争2030年达到80%。 实际上，不仅仅是国家电投，发展新质生产力，推动“双碳”战略的高质量落地，“量”与“质”的均衡优化或将是接下来每个电力央企新能源发展的重要课题。
2024年，储能行业困境与前景并存，企业在白热化的低价竞争与持续投放的产能之间夹缝生存，不断推陈出新，试图占领技术高地。 伴随新能源产业的高速发展，尚处于发展初期的储能行业同样迎来了内卷风暴，低价无序竞争等阶段性发展瓶颈不容忽视。 今年11月以来，火爆的储能企业订单、扩产动作与冰冷的招标价格形成鲜明对比，企业盈利空间继续压缩，行业内关于反内卷的呼声也日渐鼎沸。与此同时，政府的“有形之手”持续发力，更有央企带头修改招投标规则。 从储能企业的最新动向来看，各家仍在推陈出新，试图占领技术高地。 储能江湖激战 11月下旬，储能企业接连抛出大订单与扩产计划。 11月24日晚间，恩捷股份公告称，公司控股子公司上海恩捷已与亿纬锂能达成合作，2025年至2031年，亿纬锂能预计在东南亚、欧洲等市场向上海恩捷及关联公司采购电池隔膜不少于30亿平方米，具体以采购订单为准。 11月22日，亿纬锂能与星源材质子公司达成合作，预计2025年至2030年向其下达电池隔膜采购订单不少于20亿平方米。 11月19日，鹏辉能源公告称，拟在安徽省广德市投资建设10GWh储能电芯及储能系统制造工厂及独立共享储能研发基地项目，计划总投资50亿元。这已是鹏辉能源在今年下半年官宣的第三个扩产项目。 另据高工储能统计数据，截至8月22日，已有超过92个储能项目（电池、系统集成、零部件等）更新了签约、开工、投产动态，项目总投资金额超3011亿元，规划建设年产能超过796GWh。 然而，储能招投标价格却在继续下行。11月23日，重能新疆天山北麓新能源基地项目储能系统设备及服务采购中标候选人公示。据悉，本次采购共分为三个标段，共有50家企业竞标，报价区间为0.398元/Wh至0.63元/Wh。值得注意的是，4小时储能系统最低报价首次低于0.4元/Wh，创下历史新低。 另从今年6月数据来看，彼时的锂电池储能电芯单价已向0.3元/Wh逼近，锂电池储能系统单价已跌破0.5元/Wh，储能工程总承包（EPC）上半年中标均价同比下降27%。 储能企业则在白热化的低价竞争与持续投放的产能之间夹缝生存。iFinD数据显示，2024年前三季度，在申万行业分类（2014）的34家储能设备企业中，共有24家实现盈利，占比超过七成；仅10家企业归母净利润同比增长，占比不到三成。与此同时，价格战的隐患不断涌现，安全隐患、质量问题也给整个行业蒙上一层阴影。 面对行业乱象，在11月7日举行的2024世界储能大会上，宁德时代董事长兼CEO曾毓群这样总结，储能是新型电力系统的蓄水池、“双碳”目标的压舱石。“十四五”以来，我国储能行业迅速发展，新增新型储能装机直接推动经济投资超过1000亿元。但在发展过程中，很多企业把储能行业当作是一个低门槛的“金矿”，抱着短期淘金的心态进入，以至于行业现在野蛮生长，乱象频出。 今年1月，高工产业研究院曾在“2024年国内新型储能市场十大趋势”中指出，2024年储能市场整体供大于求，系统集成较电芯环节竞争更为残酷，50%以上的储能系统企业将被淘汰出局，前十名储能系统集成商将瓜分八成以上市场份额。 事实也的确如此，企查查app显示，截至目前，我国登记状态处于注销、吊销、撤销、清算、停业、歇业、除名、责令关闭等异常状态的储能企业数量已接近3万家，其中有3200余家储能企业仅成立了一年。 “有形之手”发力 针对储能行业困境与前景并存的现状，政府的“有形之手”也在持续发力。 据中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计，截至2024年7月，我国已累计发布2200余项储能政策。尤其是2024年，“发展新型储能”还被首次写入政府工作报告；今年1月至7月，相关新增发布政策接近500项，是去年同期的1.6倍。 另据国网能源研究院有限公司发布的《新型储能发展分析报告2024》，截至6月底，国家电网经营区有8个省份允许储能参与现货市场、12个省份允许储能参与调峰、9个省份允许储能参与调频，一次调频、黑启动、爬坡、备用等也已对储能开放。电价机制方面，各地积极探索以容量补偿和容量租赁等形式对新型储能容量成本进行补偿，并通过完善分时电价政策促进用户侧储能发展。此外，一些省份允许独立储能通过特殊充放电价政策获取补偿。 11月6日，工信部还就《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》（下称“《方案》”）公开征求意见。其中提出，到2027年，新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3至5家。推动新型储能制造业更好满足电力、工业、能源、交通、建筑、通信、农业等多领域应用需求。 为引导产业高质量发展，减少盲目扩产，《方案》中还提出，要发展多元化新型储能本体技术，具体包括加快锂电池、超级电容器等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力。推动钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关；发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率；适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、储热储冷等前瞻技术基础研究。同时，引导各地区科学有序布局新型储能制造项目，依托研究机构开展行业运行监测预警，防止低水平重复建设。 在反内卷层面，已有央企带头修改储能行业招投标规则，提供反价格战“打法”。据21世纪经济报道消息，有央企针对其拟招标的储能项目修改了评标办法，在降低价格权重的同时，提高技术评标权重，并修改价格评分的评审标准。业内人士认为，这或能促使储能企业在价格和质量之间找到平衡点，引领储能行业变革风向标。 以创新谋破局 事实上，新能源行业的迭代速度之快与科技含量之高，要求企业必须以“新”为刃，才能不被裹挟出局，并主动破局重生。 一般来说，一项储能技术的优势主要在三个方面，即成本低、反应速度快、能量密度高，叠加2小时短时储能局限性日益凸显等因素影响，4小时以上的长时储能市场大有可为，“大电芯”与“多元化”也逐渐成为储能行业的技术创新指向标。 据了解，“大电芯”往往具备大容量和高循环性能，能够有效降本。目前，各大电池厂商已经不再满足于300Ah+，纷纷推出500Ah+、600Ah+的储能产品。今年9月，远景储能甚至推出全球最大单箱8MWh储能系统，采用自研的700Ah+储能专用电芯，能量密度440+Wh/L，循环次数超15000次。 不过，电芯越大也意味着热失控风险更大，后续真正商业化仍然需要时间和市场的验证。 与此同时，基于电源侧、电网侧和用户侧三大应用场景的不同特点与需求，储能技术也走向多元化。有业内人士此前向《国际金融报》记者表示，锂电并非唯一的储能方式，尽管当前锂离子电池、压缩空气、液流电池、钠离子电池和飞轮等新型储能技术的经济性仍弱于抽水蓄能技术，但未来一定是根据用户场景匹配合适的产品。多样化的储能技术，在提升电力系统灵活性、促进新能源消纳、保障电网安全等方面具有显著优势。 以钠离子电池为例，在低温环境等特殊场景下，钠电池具备低温性能好、高温稳定性好等优势。 11月22日，华为最新钠电池专利获公布，被业内认为将主要用于基站储能领域。据光大证券分析，这标志着钠离子电池技术的进一步突破，有望加速钠离子电池的大规模应用。此前，宁德时代也宣布成功研发了第二代钠离子电池，能够在零下40度的严寒环境中正常放电，有望在2025年面世。
近年来，随着新能源电源的快速发展，电网低谷时段保消纳问题突出，同时由于电能替代等因素影响，电网高峰时段保供压力渐增。为了解决保消纳、保供问题，电网调度运行需要大量同时具备上调和下调能力的调节性电源。但是建设抽蓄、电化学储能等常规调节性电源的缺点明显，其一是固定投资大、建设周期长；其二是存在15%～25%的能量转换损耗。在这个大背景下，具备常规调节性电源同等功效的虚拟电厂脱颖而出，得到国内资本界和产业界的推崇，成为新型电力系统的热门概念和发展风口。 虚拟电厂的功能定位和市场空间虚拟电厂聚合的电力资源包括分布式新能源、储能和电力负荷。从电网侧看，虚拟电厂对外可以呈现为提供出力的电源，也可以呈现为纯粹的用电负荷，在价格机制激励下，虚拟电厂可以通过内部控制手段，实现从电源到负荷的双向状态转换，以求获得最大的经济效益。在国内，由于虚拟电厂聚合的电源资源通常小于负荷资源，对外一般呈现净负荷特性，因此，将虚拟电厂同负荷聚合商、可调节负荷等一起归类为需求侧资源。虚拟电厂和微网的最大区别在于微网的电源和负荷均处在同一地理位置，而虚拟电厂聚合的资源可以位于同一电网的不同地理位置。虚拟电厂最显著的特点是出力或者负荷可以灵活调节，这就为虚拟电厂参与电力市场创造了条件。在电力现货市场，在低电价时段虚拟电厂可以多用电，在高电价时段虚拟电厂可以少用电甚至提供电，由此获得的差价收益可由虚拟电厂聚合的资源内部分享。在电力辅助服务市场，虚拟电厂可以参与调峰、调频辅助服务市场。调峰是在电力现货市场缺位情况下的特有辅助服务，必将随着现货市场的建设和完善逐步融合消失。调频分为一次调频和AGC调频，一次调频的响应时间要求为秒级，虚拟电厂聚合资源众多、调节性能各异，且控制指令 下发链条偏长，很难满足一次调频时间要求，因此，虚拟电厂参与调频辅助服务市场通常是指参与AGC调频市场。AGC调频的响应时间要求为分钟级，按照最新版《电网运行准则》（GB/T 31464-2022）规定，AGC发送指令的周期不大于30秒，这对虚拟电厂的调节能力提出了较高的要求。事实上，在AGC调频市场最重要的两个技术指标即调节速率和调节精度上，虚拟电厂并不具备优势，因此，AGC调频市场可能不是虚拟电厂发挥效能的主战场。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展将受限国内电力现货市场基本采用节点电价体系，个别省份例如江苏，采用的分区电价体系也是先计算出节点电价，然后再加权平均得出分区电价。节点电价计算的前提条件是所有的发电和负荷必须放在具体的节点（在国内电力现货市场模型中，节点的最小颗粒度为220千伏母线）。换句话说，节点电价机制要求虚拟电厂聚合的资源必须位于同一节点，不允许跨节点聚合。因为不同节点的节点电价不同，代表不同节点资源的结算电价不同，其发出的经济激励信号也不尽相同。例如高价节点鼓励负荷减少用电，而低价节点鼓励负荷增加用电，在这种情况下，跨节点聚合资源的虚拟电厂无法面对不同的节点电价进行响应。如果聚合的资源跨了节点，那么虚拟电厂必须按节点进行拆分。也就是说，在节点电价体系下，每个虚拟电厂聚合资源的范围均被严格限定在单个节点内部，其聚合规模将受到极大限制，因此，虚拟电厂的容量规模注定做不大。目前，国内现货市场负荷侧基本采用报量不报价方式参与市场。负荷侧采用统一的发电节点加权平均电价作为结算电价。从一定意义上说，现阶段负荷侧并未真正参与现货市场，不能对节点电价的高低进行有效的响应，也不具备相应的灵活调节性。这里隐含了两层意义： 其一，用户电价是事后结算的，事前并不知晓，用户负荷失去了随电价调节负荷的客观可能性；其二，在省级市场范围内所有用户的电价是相同的，失去了节点价格随位置而不同的地理属性。正是因为现阶段负荷侧没有真正参与节点电价结算，才使得节点没有成为制约虚拟电厂聚合范围的约束条件，虚拟电厂的容量规模才得以扩大。当前的现状是只要同属同一个省级市场，其内部资源无论身处何处，都可以聚合至单个虚拟电厂。值得指出的是，随着电力现货市场的深入推进，负荷侧将以报量报价方式参与现货市场，并且按照所在节点的节点电价进行结算。在这个阶段，虚拟电厂跨节点聚合资源的情形将不复存在，其发展规模将受到较大限制。更为重要的是，在节点电价体系下，即使是只聚合单个节点内部资源的虚拟电厂，其存在的意义也将大打折扣。因为单个资源可以自主响应节点电价进行调节，从而直接获得相应收益，参与聚合的意义不大。需要说明的是，只有节点电价型现货市场对虚拟电厂资源聚合范围有这个约束，而双边交易型现货市场并不存在这个约束，这也是虚拟电厂在以节点电价为主的美国电力市场没有得到蓬勃发展的主要原因所在。双边交易型现货市场对用户用电行为严格遵循交易曲线的要求很高，可 能并不适用于国内市场，所以国内现货市场均为节点电价型现货市场。尽管自身也存在出清结果难以解释、新能源高占比市场长时间负电价不尽合理等诸多问题，但节点电价体系仍然是目前世界上完美结合电力系统物理特性和商品市场经济特性的最好的现货市场核心理论，短期内不存在任何被取代的可能性。因此，节点电价体系对虚拟电厂发展的限制是需要认真考虑的现实问题。 电力现货市场环境下 虚拟电厂发展方向探讨在电力现货市场环境下，节点电价体系只是限制了虚拟电厂的扩张，而不是杜绝了虚拟电厂的发展。在节点内部，虚拟电厂还是可以大有作为的，但是其发展思路应该有所转变，不再聚合普通资源，而应聚焦于聚合分布式新能源，特别是分布式光伏发电，这既可以降低电网运行的安全风险，又可以充分发挥虚拟电厂的体量优势，提高单个分布式新能源的市场收益，真正体现虚拟电厂的多重价值。随着分布式新能源装机的迅猛增长，分布式新能源缺乏必要控制手段的问题逐渐凸显，给电网调度运行带来了不可忽视的安全风险。例如，在日出时段，分布式光伏发电出力迅速从零上升至满功率，其爬坡率远超常规火电机组甚至水电机组爬坡率，通常造成电网时段性高频，这是困扰电网调度运行的现实问题，也是虚拟电厂可以有所作为的新发展方向。将分散的分布式新能源聚合到虚拟电厂后，通过聚合平台的控制手段，可以实现对分布式新能源出力的有效控制，也就是说，虚拟电厂能够提高分布式新能源的电网友好性，这也是虚拟电厂的安全价值所在。尽管分布式新能源点多面广，但在地理位置上相近，按照节点进行聚合是可行的。不同节点的分布式新能源聚合成不同的虚拟电厂，一方面解决了分布式新 能源不可控制的电网运行难题，另一方面也为分布式新能源提供了新的发展空间。此外，在电力现货市场环境下，单个分布式新能源只能是节点电价的被动接受者，而作为分布式新能源聚合体的虚拟电厂可以通过报量报价的方式参与市场运营，有效提高整体收益，再通过公平合理的内部收益分配机制来提高单个分布式新能源的收益，这方面的研究和实践值得进一步探索。
近几年，新能源技术创新和产能增长推动了市场的快速扩大，但随着政策的深入，价格下探、并网消纳、电价入市等市场环境的变化，也带来了新能源发展底层逻辑的改变。 01/消纳为王 曾几何时，“跑马圈地”、“资源换市场”等诸多商业行为将“资源”这一产业发展的必要因素置于唯一“核心”的位置上。“十四五”期间，不止五大六小等能源电力集团在既定转型目标下大力投建风电项目，地方能源企业、民企也纷纷投身新能源建设大潮。同时，鉴于新能源电站的对形成稳定现金流的帮助，以及彼时保障电量与电价的优势，风电设备企业也成为投建风电项目的重要力量之一。截至2024年10月，我国风电总装机48617万千瓦，风光总装机达到12.79亿千瓦。海量装机下，新能源电站产品化趋势愈加明显，风光资产交易也愈加活跃。然而，市场规律的核心在于供需关系。当风电项目即作为提高清洁资产占比的绿色发电工具，又作为新能源资产在市面上流通时，投资人就会更加关注其绿色价值和资产收益。从当下的风光电站投资情况来看，单一的新能源电站正在受到政策、市场变化带来的电价下降、限电率增高等风险，导致了近期新能源资产“贬值”的报道屡见不鲜。“贬值”一说也并非空穴来风。以今年6月获准注册的国内首单陆上风电公募REITs为例，上交所根据当时最新政策和项目未来市场化交易的比例及电价情况进行了问询，并根据两项影响因素，将项目估值从13.25亿元下调至12.32亿元，降幅7%。 另一个值得注意的现象是，2024年下半以来，作为全球清洁能源装机规模最大的某央企集团陆续出售、转让旗下10多个光伏项目公司股权。比较典型的一例交易称：“山东那仁太公司2023年净资产收益率为1.8%，属低效资产”。该光伏电站的转让也正是处置低效资产、提升资产质量之举。 短短5年，新能源电站从优先收购、补贴电价到补贴退坡、平价上网，再到电力现货市场，电价下行趋势明显。据北极星风力发电网不完全统计，2024年风电场站的交易量也有所下降，且绝大部分标的位于三北地区。从全国新能源消纳监测预警中心披露的数据来看，全国2024年1-9月的风电利用率为96.4%，这个数据在2023年为97.1%。在个别省份如河北、山东、辽宁、吉林、湖北、陕西、青海、新疆、西藏，风电利用率均有不同程度的下降，这也侧面说明了上述省区市的限电情况较往年有所增加。今年8月，党的二十届三中全会审议通过的《中共中央关于进一步全面深化改革推进中国式现代化的决定》提出，“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。结合当下的产业现状，中央再提“新能源消纳”一则体现出新能源消纳的重要性，二则反映出解决消纳问题已迫在眉睫。很明显，无论从产业稳健发展，还是从吸纳投资的角度来看，“消纳”再次成为新能源的“命门”。 02/多元发展 行业发展的每一个阶段都会面临不同的难题，如果说成本降低所导致的新能源资产“贬值”是影响投资决策的因素之一，那么除却该因素，我们还可以从两个案例上看出新能源在绿色金融市场的蓬勃发展态势。2023年3月，中信建投国家电投新能源REIT和中航京能光伏REIT同步上市，底层资产分别为海上风电项目和光伏发电项目，作为国内首批上市的两只新能源基础设施公募REITs，上市首日的不俗表现（上市日收盘价较发行价分别上涨1.94%、12.37%），以及提前结束募集、超额认购等多个指标显示出资本市场对于新能源资产的认可和青睐。而且，东方财富数据显示，2024年上半年，国家电投新能源REIT、中航京能光伏REIT分别上涨12.74%和12.18%，新能源基础设施公募REITs在二级市场的表现也在一定程度上缓解了业内关于“新能源资产贬值”的隐忧。 在笔者看来，新能源成本下降既是新型电力系统下多电源品种竞争的必然结果，也是行业喜闻乐见大势所趋。以风电为例，当前4000元上下单位千瓦造价必然比5年前8000元的单价要香得多。而且，投资成本降低、叠加20-25年的超长运营期，在数智化加持下风电场提质增效，也会带来稳定的收益和现金流。而且，在接下来的“消纳为王”时代，新能源建设也会催生出投资的新业态。业内也逐渐探索分布式能源、风光储一体化、负荷侧资源挖掘、源网荷储一体化、风光制氢等不同的应用场景来消解部分未来发展的不确定性。今年以来，内蒙古、青海、宁夏、新疆等三北省区市陆续下发市场化规模指标，并再三提示将负荷消纳作为新项目获批的前置条件。比较典型的是，2024年3月新疆发布的《关于进一步发挥风光资源优势促进特色产业高质量发展政策措施的通知》，投资商可以通过氢能、绿色算力、用能替代、低碳产业园五大路径来配套风光电站。对于能新增负荷的产业，可以优先享有风光资源指标的分配。可以说，最早面临消纳问题的三北地区，正在加大政策引导投资方向和力度，将负荷与消纳摆在首要位置。一方面找负荷，另一方面业内也在电价策略上进行创新，这一点在探索新能源向灵活调节电源的转化上表现得尤 为突出。自平价后，新能源配储就成为各省区市投建新项目的前置条件。事实上，新能源配储不但提升新能源消纳能力，也可以一定程度上优化市场交易策略。去年6月，国投海上风电依托山东电力交易平台完成配建储能充放电曲线申报出清，成为全国首家配建储能与其风电发电主体联合入市的新能源场站，提高了储能利用率和新能源场站的盈利能力。同时，在日前某集团海上风电项目EPC总承包招标中也明确，项目将通过租赁的方式配置30MW/60MWh的储能。即降低了投资成本，又预留了市场化交易的定价主动性。面对电量、电价的不确定，风电唯有多元发展、落实负荷消纳才可构建确定性未来。
在分布式光伏高速增长了四年之后，今年10月，国家能源局印发《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，这是时隔10年之后，分布式光伏管理办法的再度更新。 从“十三五”补贴时代的疯狂开发到“十四五”双碳目标下各行业、资本的强势入驻，分布式光伏已经成长为我国能源转型不可或缺的中坚力量。从数据看，“十四五”的前四年新增装机达到263.6GW，是“十三五”此前历年之和的3.5倍。 2025年即将进入“十四五”收官之年，随着分布式光伏管理政策的变化，分布式光伏的开发模式、方向、趋势也将随之调整，同时为“十五五”行业的发展奠定基础。 市场开发趋势的变化 分布式光伏新版管理政策（征求意见稿）最重要的变化之一是工商业光伏上网模式的改变，即以6MW为分界线只能自发自用、余电上网或只能全部自用。 一方面，鉴于6MW以上项目必须全部自用的规定，那么对于行业来说，以往追求大屋顶、大项目、高收益的开发方向势必会进行调整。 此前投资方更愿意开发规模较大、以央国企以及上市企业为主的大型工商业，但随着上网要求的变化，很多没有关注到的小微企业、轻工业以及消纳好但规模小的企业将成为重点开发方向。 这意味着6MW以下的优质项目将会成为竞争的重点，“明年大家都挤在6MW以下的池子里，竞争肯定会增加，新模式也会越来越多，大家多考虑新模式，好模式比规模更重要”，有投资商强调到。 与此同时，随着分布式光伏的管理政策从规模管理转向电量管理，与地面电站类似的是，工商业光伏下一步的开发重点也将是负荷资源的争夺。 自用消纳比较高且稳定的资源将成为分布式光伏重点开拓的市场，投资区域的评估亦将趋于严格，电力供需、负荷增长、电源结构等，分布式光伏投资企业需要评估的投资边界会逐步细化，同时，投资企业会愈发看重资产价值的评估，而不是装机规模的增速。 大型屋顶光伏能否全额上网？ 大型屋顶光伏项目是否还能投资这一问题是新版管理政策（征求意见稿）出台之后，行业最为关注的重点之一。实际上，参照当前的征求意见稿内容，大型屋顶光伏无论是全额上网还是自发自用、余电上网的另一路径就是与普通地面电站一起参与竞配。 但与集中式光伏电站一同参与竞配，对于单体规模上并不占优势的大型屋顶光伏电站而言，存在一定劣势。例如从屋顶租金来看，以当下5~10元/㎡的屋顶租金而言，折合到地面租金计算，这意味着每亩达到3000~6000元，远超过当前集中式光伏电站的土地租金。 此外，在各省现有的具体竞配细则方面，企业资金实力、项目持有规模等评分细则一定程度上更有利于集中式项目投资商。因此，如何让参与的大型屋顶光伏项目能匹配较为公平的评分标准，这一路径能否走顺，实际上还要取决于各省详细的管理规则。 近期以来，福建、安徽、陕西以及河南等省份公示的年度光伏指标清单中，均出现了屋顶分布式光伏项目，规模从6~100MW级不等。 例如福建，其在优选文件中就鼓励的四大类别之一就是屋顶光伏，三峡、华电分别有150MW、75MW的屋顶光伏入选；陕西指标清单中，中石油、华电分别有38MW、20MW的分布式光伏项目获得指标。在河南发布的四批源网荷储项目中，入选的分布式光伏规模超1GW，河南这一模式实际上是对自发自用项目另一种形式的规定。 收益模型变化 在全新的发展周期下，重新评估分布式光伏资产价值将是未来的一个重要变化。目前，国内分布式光伏资产评估的寿命周期一般在20~25年，但在新的管理政策框架下，已经有投资商提出分布式资产周期拟缩短至15年以内的观点。 其核心就是面对分布式光伏入市、厂房业主资信、自用收电费以及政策变更等一系列风险，以利润为导向去降低开发投资成本进而保障缩短资金回收周期，进而更具备抵抗风险的能力。 光伏們了解到，某几家分布式光伏投资商曾参与投标一高耗能企业项目，最终中标单位以不超过0.3元/度的价格与业主达成了EMC合作，这家企业自用比例较高且项目规模超过10MW。但签约之后，该项目迟迟未动工，据悉主要的原因在于对于该高耗能企业后期持续运营能力的评估，或无法满足项目的基本回收年限要求。 国外也有数据表示，捷克某高校跟踪了85座分布式光伏电站15年的监测运营数据，彼时预期20~25年的工作寿命，实际运行年限平均只有12年。一方面是设备性能出现了明显降低，10年以后的发电性能以及故障率与预期相比明显增高，另一方面则是随着光伏成本的不断下降以及技术进步，投资新电站与维护老电站的经济产出比差异较大。 为了应对政策风险以及当前行业的竞争态势，今年以来不少企业开始推出创新的商业模式。当前，行业最主流的方式之一是“三年半送电站”，即厂房业主零成本、零贷款，3.5年合同期内业主享受固定的低价电价优惠；3.5年合同期后业主可免费获得电站，并享有电站的全部收益。 有投资商表示，“该模式其实就是更倾向于加快资金回笼周期，降低因投资周期较长可能会产生的政策或者市场风险。” 开发费用被压缩 实际上，缩短分布式光伏投资测算周期，意味着对降低费用的追求，而对应到初始投资中来看，当前产品设备的成本在持续下降，非技术成本的占比反而越来越高。 “十四五”以来，分布式光伏市场竞争加剧使得非技术成本逐年飙升，仅户用光伏而言，业务推广员的单块组件的“介绍费”曾一路高涨至400~500元/块，对应的给到农户的租金价格也从30~40元/块，上涨至60~70元/块。 但随着分布式光伏管理政策（征求意见稿）新要求的提出，市场发展预期下降，随着未来新版管理政策的落地，不确定因素增加，项目投资收益重新评估。可以预见的是，当前由于市场竞争导致的高昂屋顶租金与居间费的支出会被进一步压缩。 有开发商表示，“此前广东工商业路条方自发自用的费用在6~7毛/瓦，山东3~4毛/瓦。如果项目收益预期降低，居间费压缩至1~2毛/瓦相对合理些。”当分布式光伏投资收益无法兜住未来可能涉及的政策与市场风险时，降低总投资几乎会成为一致的选择，屋顶租金、居间费/资源费便将成为首先被压缩的支出。 在以上的大趋势下，客观来看，分布式投资市场也将迎来变化。一方面，随着政策变动愈发频繁，分布式光伏项目业主自投的比例将显著增加，甚至未来的是自持占比会越来越高，这得益于光伏度电成本的下降，业主自投项目收益属性凸显，但同时这也意味着分布式市场的集中度或将进一步分散。另一方面，传统的第三方投资企业，会进一步延展业务模式，除了投资之外，从开发、建设到运维，发展成全方位的分布式光伏服务商。 需要强调的是，分布式光伏市场尽管在政策变更下不确定性短期内有所增加，但从长期来看，集中式与分布式并举的原则不变，市场就具备稳定的增长空间，在上述变化之外，各省对分布式光伏更细致的管理要求同样也是未来的关注重点。 事实上，分布式光伏管理政策的每一次变化都意味着新的挑战与机遇，如何穿透政策的最终导向，率先跑通合理的商业模式以及投资测算模型对企业都意味着全新的发展前景。 在此背景下，11月21—22日，第八届分布式能源嘉年华研讨会将在浙江杭州举办，会议将邀请当前工商业、户用领域内TOP 5的开发投资企业、EPC，以及创新的设备产品供应商、第三方服务机构，围绕“迎新政、树新念”这一主题，就行业的新变化、新争议以及新周期，与行业共同探索发展的新模式，探索新的路径。
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