9月19日，由阿里集团主办的2024云栖大会正式开幕。大会首日，小鹏汽车董事长CEO何小鹏，首次驾驶旗下全新车型小鹏P7+，出席2024云栖大会。小鹏P7+定位为全球首款AI汽车，这也是该车首次对外非正式亮相。据介绍，小鹏P7+是基于小鹏汽车对于AI汽车的理解所落地的产品，从研发开始，全面应用AI技术打造，具备自主学习能力，从而主动去满足驾驶员和乘员对于车辆的需求，超越目前常规的人工智能汽车。根据已透露的部分消息，小鹏P7+全系将首发小鹏全新一代AI鹰眼视觉方案，基于单个像素Lofic架构打造，在面对诸如明暗光替换、强逆光、弱光等环境下，能够更快的适应变化，同时相比起传统摄像头，具有更准，更清，更远的信息采集能力。早在2022年，小鹏汽车就携手阿里云在乌兰察布建成中国最大的自动驾驶智算中心，将自动驾驶模型训练效率提升了超600倍。而近两年内，由于大模型技术快速发展，阿里云已将此智算中心的算力储备扩张超4倍至2.51Eflops，为小鹏汽车提供稳定高效的算力底座，支撑了大模型快速迭代。小鹏汽车董事长何小鹏表示，端到端的模型下限能力有望在明年快速提高，一旦提高后，不用2年时间，在全球范围内就可以做到超越L4标准的能力。据悉，今年5月，小鹏汽车在国内 率先实现端到端自动驾驶量产上车。小鹏汽车宣布每年投入35亿元用于研发，其中7亿元用于算力训练，还将与阿里云持续深化合作，加速推动端到端大模型落地。
2024上半年，国内光伏新增装机达到102.5GW，同比增长30.7%；光伏组件的出口规模达到130GW，同比增长25.2%。但受供需形势影响，光伏行业自2023年年中以来的降价趋势并未停止。据光伏协会等专业机构统计，2024年1月-6月，中国多晶硅、硅片、电池、组件产量分别同比增长约 60.6%、58.9%、37.8%、32.2%，但价格分别下跌 40%、48%、36%、15%，各环节价格均创历史新低，全面击穿企业成本线，行业陷入普遍亏损。基于全行业的亏损预期，半年报发出后，市场对光伏龙头的业绩主要有三大关注点： · 1、全行业如此艰难，部分龙头企业是如何盈利的？ · 2、怎么理解隆基绿能的巨额存货减值？ · 3、企业现金流状况如何？在这轮下行周期中会不会有龙头倒下？ 我们选取光伏主产业链中，2024年上半年营收超百亿元的八家A股公司进行对比分析，尝试回答上述问题。 毛利何来？出海、业务多元化2024上半年，对比范围内的龙头企业，仅阿特斯、晶科能源、天合光能分别实现约12.16亿元、12亿元、5.66亿元净利润，其余企业均亏损。曾经最赚钱的硅片、组件龙头隆基绿能净亏损约52.57亿元，硅料、电池片龙头通威股份净亏损约36.4亿元。从毛利率来看，除阿特斯外，其余各家较去年同期均有所下滑，符合行业趋势。而拆分毛利结构之后可以看出，上半年光伏龙头赚钱主要靠两点：业务多元化和出海，后者更为关键。上半年，仅阿特斯、天合光能的毛利率仍保持在10%以上。两家企业除了光伏主业外，其他领域也对业绩有正向贡献。阿特斯的储能业务在今年迎来爆发，储能系统毛利率23%，实现9.52亿元毛利。而针对光伏组件，阿特斯在报告中强调，公司在价格和出货量之间做平衡，主动减少出货量，以利润为优先，其光伏组件业务毛利率16%，实现25.51亿元毛利。天合光能组件业务毛利率11.13%，除了光伏组件带来的33.46亿元毛利外，跟踪支架及分布式系统、电站开发业务、以及发电与运维业务，分别贡献了15.28亿元、4.71亿元、4.15亿元毛利，毛利率分别约18.36%、18.65%、55.17%。不过，天合光能近年来着重发展的储能业务，上半年并未像阿特斯一样实现盈利，而是亏损约 0.6亿元。 两家企业之所以在储能业务上获利悬殊，是因为阿特斯上半年出货主要集中在海外，而天合光能主要在国内市场。不仅是储能，光伏业务同样也是海外盈利，国内薄利甚至亏损。产品出海，成为光伏企业逃脱内卷，获取利润的关键。由上表可以看出，上半年大多头部公司的毛利来自境外。晶科能源、晶澳科技的营收结构相对集中在光伏组件，两家企业的毛利结构更清晰地反映了这一特征。就光伏组件来说，晶科上半年获利最多。其中一个重要原因就是晶科全球销售的能力较强。上半年晶科海外市场出货占比约65%，营收占比约71%。据晶科管理层介绍，公司在中东、东南亚等新兴市场表现较好，预期美国市场全年出货占比5%-10%，根据晶科能源全年100GW-110GW的出货预期，其全年美国市场出货量约5GW-11GW。海外市场中，美国市场的价格最为可观。阿特斯管理层也提到，公司光伏组件上半年在盈利能力强的北美市场表现突出，出货占比超25%。 此外，由于晶科在此轮N型技术迭代浪潮中引领了已成主流的TOPCon路线，在出货量领先的同时，据管理层介绍，晶科目前在TOPCon路线上领先同行的程度大约在半年左右，推动成本持续下降。 利润虚实：存货减值与扣非净利从毛利润到净利润，除了正常经营所需的各类费用外，受上半年光伏主产业链产品持续降价影响，存货减值的计提成为影响光伏企业上半年经营业绩的重要因素之一。尤其是亏损最多的隆基绿能，从利润表来看，隆基上半年之所以净亏损约52.57亿元，主要是因为计提了48.7亿元的存货减值准备。由于存货减值可转回，可能会虚增以后的利润，一些上市公司曾通过前期计提大量存货减值，后期转回的方式来美化未来年度的报表，因此隆基的高额减值计提引发了一些质疑。隆基方面向《财经》表示，公司按月计提存货，采取严格的减值计提规则，因此计提金额较高，但计提规则均遵守会计相关准则。计提存货减值是为了公允反映存货当前的真实价值。精确的真实是一种理想状态，实际操作往往要求达到大致公允即可。市场行情会有波动，各公司业务范围不同，对财报披露的保守程度也不同。隆基2024年上半年除了计提48.7亿元存货减值准备计入当期损失外，还转销了43.75亿元的存货减值准备。所谓转销，即存货跌价准备的结转，简单来说就是随着跌价的存货被销售，相应的减值准备随之结转，存货销售期间的毛利润相比减值前会有所增加。如果剔除这43.75亿元的转销，那么上半年公司的 毛利润是-14.03亿元（29.72-43.75=-14.03）。换言之，由于隆基采取了比较严格的计提规则，一方面导致上半年巨亏超过50亿元，另一方面，当期财务报表中的毛利好于计提前按原始账面成本计算的毛利。其他企业对比情况如下：隆基外销的光伏产品以硅片、组件为主，还有少量电池片。在头部企业中，隆基是唯一一家坚定押注BC电池路线的企业，上半年组件出货量约31.34GW，其中BC组件已有约10GW。但由于隆基未分拆披露不同产品的毛利，再加上存货减值等因素的影响，让外界难以推测其BC产品的盈利及成本水平。从存货减值准备余额占存货账面价值的比例来看，隆基的占比较高，但并未明显偏离同行。若在未来期间有转回，也可以通过财报披露看出，届时关注其转回合理性即可。而对比来看，晶科能源、天合光能的存货减值准备水平偏低。通过财报数据对比验算可知，天合光能在上半年还转回了约6亿元的存货跌价准备，而天合光能上半年的净利润约5.66亿元，与转回金额相当。天合光能未在财报中具体披露存货减值转回情况及理由。天合光能回应《财经》称，转回主要针对在产品（指投入生产尚未完工的产品，也称在制品），而非库存商品，原因是随着供应链价格下降，以及各种降本措施，公司的产品成本下 降到比可变现净值略低的程度，因此转回了部分跌价准备。扣除非经常性损益后的归母净利润，最能体现公司自身正常经营为股东创造的价值。从上半年数据来看，阿特斯的利润最为扎实。晶科能源在扣除政府补助、山西大基地火灾影响以及处置子公司的收益后，归母净利润从12亿元降至2.17亿元。 储能是阿特斯上半年的业绩亮点。据管理层透露，公司下半年，尤其是四季度的大储业务将迎来较大增长。由于今年交付的订单大多为一年前签订，随着碳酸锂价格下降，盈利空间较大。不过，这一优势将在明年逐渐减弱，根据新增订单来看，毛利会降低，但仍保持在相对健康的水平。 融资缓解现金流饥渴对当下的光伏企业来说，现金流比利润更紧要。从数据来看，上半年，大多龙头光伏企业都在经历相似的处境：经营活动现金流失血、拟定的扩产计划仍要继续投入，于是选择向银行借钱。除阿特斯以外，其余企业上半年经营活动现金流量净额较去年均大幅减少。其中隆基绿能经营活动现金净流出64.13亿元，较去年同期减少116.1亿元，通威股份虽然实现了9.61亿元的经营活动现金净流入，但较去年同期减少超200亿元。在政府和资本支持、技术迭代、一体化趋势等多重因素影响下，2023年，龙头光伏企业宣布了不少扩产计划，虽然今年新增的计划扩产的规模已大幅减少，但去年的规划仍需投入大量资金。晶科、通威、东方日升的投资活动现金净流出较去年同期减少，中环持平，其他企业均有所增加。经营失血，投资烧钱，除了晶科能源与阿特斯，其他光伏企业2024年上半年均加大了筹资力度。其中，隆基绿能、晶澳科技、通威股份三家企业筹资活动产生的现金流量净额，较去年同期分别增加约104亿元、202亿元、300亿元。 鉴于目前光伏行业进入周期底部，股价大跌，企业较难通过发行股票、定向增发等方式融资。自去年下半年开始，不少光伏企业取消上市、定增计划。2024年7月，天合光能、晶科能源先后取消百亿元级别的定增计划。但银行等金融机构还愿意为头部企业输血。2024年上半年，通威股份、晶澳科技筹资活动产生的现金流量净额均在200亿元左右。晶澳科技管理层在与投资者沟通时表示，上半年为应对未来的不确定性进行了储备资金，新增250亿元借款，其中超60%是3-5年期的长期借款，银行和金融机构的风险评估对公司比较认可，沟通顺畅。上半年末，除了中环、晶科、阿特斯，其他企业有息债务占总资产的比重，较年初均提升5个百分点以上，其中晶澳科技、天合光能的占比提升超过10个百分点。从总体资产负债率来看，有四家光伏龙头的资产负债率超过70%。天合光能的资产负债率达到74.34%，超过晶科能源。通威股份的资产负债率达到67.19%，与年初相比提高12.11个百分点。通威管理层表示，公司资产负债率上升，主要因公司为新项目投资和保证日常流动性，同时进行现金储备而增加有息负债，以及经营规模扩大增加相应的应付款项。尽管上半年业绩巨亏，隆基绿能仍然保持着相对稳健的财务结构，家底也仍然厚实 。其资产负债率约59.16%，公司在手的货币资金与交易性金融资产合计约545亿元，占总资产比重高达34.29%，数量和占比都明显超过其他光伏企业，显示了在行业下行期更加保守的财务策略。2022年、2023年及2024上半年，隆基赚取的利息差分别约2.4亿元、10亿元、2.35亿元。2024年7月，隆基在回复上交所信息披露监管工作函时，回应了货币资金规模大却持续融资的事项，回复中拆解了2023年末货币资金570亿元的用途，其中受限资金25.79亿元，专用于募投项目47.76亿元，2023年末应付票据余额203.54亿元，2024年自有资金建设的项目需支付95亿元，设备技改支出预计40亿元，为偿还一年内到期的有息负债预留15.45亿元，安全储备资金90亿元。据此，扣除以上项目后，仍有约52亿元。隆基在回复中表示，公司保有的货币资金规模与公司经营规模及日常经营资金需求相匹配。行业下行周期，家底是否厚实是能否熬过去的关键。总体来看，在光伏行业的这一轮洗牌中，头部企业凭借其资金储备和融资能力，应该不会出现较大危机。同时，以通威拟收购润阳为标志，行业重组已经拉开序幕，光伏行业正在艰难寻底。
渗透率快速提升的板块，当行业整体性从供给驱动走向需求为王，它对于景气度投资逻辑的打击都是致命的。 就新能车行业而言，中国新能车从供给为王转向需求为王的拐点已经过了整整两年。以2022年下半年为界，我们所关注的新能源核心龙头公司，股价能跑赢行业平均的，几乎寥寥无几。 背后的道理很简单：在景气度投资一般走的是新产品需求短时快速爆发过程中，供给无法同步跟进需求（可能是高壁垒无法匹配，也可能是单纯产能匹配不上，导致需求无法满足），从而带来的业绩爆发性增长。 景气度投资只看业绩是否持续边际向上，并不去看思考一个生意稳态的理性规模与行业格局，线性外推下几乎100%会炒高股价，所以供需拐点一旦到来，投资逻辑崩溃，股价就开始飞流直下。 一、那么经过这几年的过山车行情，新能车的逻辑兑现了多少，落空了多少？ 二、走过虚火繁华，新能车的核心竞争力在哪里？ 三、两年需求厮杀后，国内新能车市场走到哪里了？四、如何看待新能源整车的投资机会？ 详细内容 一、电动车的大饼，落地了多少？ 在以特斯拉摇旗、造车新势力呐喊的新能车故事线中，电动化、智能化是两条主线；汽车功能泛化、存量车变现、车队运营等等辅助主线故事，让主线故事更加摇曳生姿。 但是这些故事走到现在，几乎只有电动化这一条线。以最为繁荣的中国市场来说，电动车走到现在，汽车没有实质性的第四生活空间叙事、没有类似手机智能化过程中的功能泛化，因为用户还是把它当成一个交通工具，所以它没有拉开国内大约每年2000万上下汽车销量的天花板，走的几乎完全是存量替代的逻辑。 存量车的变现，无论是走流量线的车内娱乐系统，还是SaaS性质的智驾软件，目前看起来距离落地都有很长一段时间，而自动驾驶车队的运营，除了智驾本身，还是一个涉及机器人司机（智驾）、车辆、用户、平台的多边互联网生意，它要规模性落地，比智能驾驶走的距离可能还要更长（海豚君近期会出具有关自动驾驶出租车生意的理解，敬请关注。） 二、走过Beta驱动的虚火繁华，新能车的核心竞争力在哪里？ 所以当各种故事也只是落地到燃油到电动这种汽车驱动方式迭代的时候，还是要回归造车本身的一个灵魂拷问：造车这个生意到底有没有壁垒，是弱壁垒还是强壁垒？但对这个问题的思考，其实早在以前报告中已经给出过自己的判断了：“电动造车生意壁垒虽有但弱。” 当类似核心壁垒缺失（类似ASML这种十年以上的技术代际差、或类似苹果等互联网生意的生态闭环），那它就变回了那个相对普通的品牌性制造业生意，壁垒弱多了，但虽弱也有，在海豚君看来主要是： a.大众市场——极致销量下的成本规模效应形成价格和成本的正循环，这个壁垒的灵魂本质是垂直一体化下的极致成本效应，见比亚迪（相关分析见《比亚迪：终局之战！》），吉利等一众选手是这个赛道的追赶者； b.高端市场——强品牌号召力（如华为、特斯拉）、强营销运营（华为、小米、理想）、强渠道（华为、小米等），同时保持有一定产品差异化（如理想）的品牌溢价生意；这个赛道上华为、小米等强渠道和品牌能力的跨界选手大的有后发先至概率。 c. 介于这二者之间的，在形成稳态终局的过程中，除了能够出海成功之外，可能都偏陪跑型选手。 三、两年需求厮杀后，国内新能车市场走到哪里了？ 3.1) 市场越打越分散 从二季度最新的财报季来看，整个电动车的资本投入（不考虑特斯拉在智能化方向上的新增资本开支，含比亚迪蔚小理在内）到2024年已经进入全面调降，龙头车企，如比亚迪、特斯拉等都是已投入但待投产的产能项目收尾，除了出海中关税墙带来的产能结构性调整，行业性产能已停止扩张。 但也是到了2024年，跨界型选手开始正式释放产能，中国新能车牌桌的选手才算坐齐，也因为实力型选手才刚上牌桌，所以新能车大能们打了两年的价格战之后，市占率没有集中反而下行： 而这样2024年的供需格局就变成了： a. 供给侧：虽没有新增投产了，但之前产业爆发、乐观线性外推下企业已投产的在建产能陆续释放，整体市场的产能还是增加的； b. 需求侧：没有功能泛化下的市场扩容、只有存量替代逻辑的新能车，即使渗透率还能高增，它的增长也不可避免地放缓下来。 上述供需矛盾，集中体现在这两几张图上： a.上行的上新车辆 vs 下行的销量增速 b. 光鲜的目标销量 vs 骨感的行业增速 3.2) “破产式”估值搭配“保命式”降价 而且在通缩式价格混战过程中，整个行业都在被杀估值。尤其是已上市的新能车公司当中，虽然连年亏损，但由于在高估值时期都有融资行为，以及后续持续的融资途径，并不止于破产，但在今年的下跌过程中多少都已经走出了破产式估值的味道，比如说蔚来、小鹏等PS估值都一度在一倍以下晃荡。 估值脚趾斩、融资变困难中给前端带来的一部分压力体现为“保命式”降价，比如说理想的L6、蔚来的乐道、小鹏的Mona，以及各大车企的价格战。 为什么说是保命式价格下沉？因为要生存下来，第一要务不是保毛利率，而是保现金流不断裂。这个现金流不是来源于毛利率，而是低价拼销量的时候，至少有希望通过对供应商的占款来做出来正向的经营现金流。 这个阶段的汽车行业，甚至不如2015年的智能手机行业，至少能看到龙头集中的趋势。在壁垒不清、潜力玩家才刚刚上桌的情况下去博弈终极玩家和长跑型到底是谁，海豚君认为还很困难。 四、如何看待新能源整车的投资机会？ 这种情况下，在龙头咖位还没搞清楚的竞争阶段，个股角度要选估值业绩确定性强的公司其实很难。对于新能源整车赛道，个股投资的脉络也变成了： a. 尽量去有希望留在牌桌上的公司，比如说比亚迪、特斯拉等，但一定要结合公司本身的产品、投入产出等经营周期，给足自己安全垫。 对于这两个有希望留在牌桌上的公司，海豚君在过去一段时间，其实都已经给出了一系列的深度分析。感兴趣的用户可通过长桥——个股——全景——深度分析中查看。 b. 对于看不清终局格局中能否留在牌桌上的，只能市场给出破产式估值时候，在有足够现金储备+事实一段时间内很难破产的情况下，看是否有边际反转的机会，赚差不多了就跑掉。 当然第二种公司，这对似懂非懂的人可能是火中取栗，对跟踪比较紧的是，也算是超额认知变现，所要求的难度和勇气都比较高。 但新能车行业相比其他终端消费品公司，至少好在它多少还是渗透率提升的逻辑，行业怎么说也是30%上下的增速，结构性的机会可能会推动一些个股跑出高增长，逻辑还是强于电商这种行业Beta红利尽失，已完全周期化，但龙头竞争还在加剧的完全零和博弈式行业。 因此接下来，海豚君还是尝试通过在这30%的行业销量的增长里面，尽量尝试着去找一些结构性的机会。 五、确立一个认知：渗透率攻坚机会在混动 海豚君之所以这么说是因为从目前各个价格带的渗透率攻坚来看，新能车渗透率、竞争拥挤度、市场规模机会比较大主要有两个大的价格带机会：a) 5-20万；b) 30万以上。而要真正拉高渗透率，关键还是贡献了整个乘用车销量半壁江山的10-15万价格带。而也就是在这个价格带上，海豚君渗透率的拉升大概率还是靠混动。 为什么这么说？走出五六万这种超小代步车，往10-15万靠拢这个最为大众的购车价格区间时候，车企几乎会遇上对价格最为敏感对用车便利度要求又最苛刻的群体。核心诉求是续航要靠谱，价格要亲民。但对纯电而言，续航靠谱的两个方向： 1） 提高电池带电量，可行吗？答案是太难了 在这个价格带内要提高带电量，本质是要电池降本。而海豚君针对大众市场的纯电车型降价分析来看，从2022年底到2024年5月底，纯电车型价格端下滑幅度约2.6万元，但从电池成本端来看，以纯电平均带电量56kwh计算，电池端的下滑幅度达到2.7万元，基本与终端的降价影响完全抵消。 这就也就意味着，2023年到2024年5月，针对大众市场的纯电车型终端的降价基本都是靠电池端的降本来实现的。 但电池降本上，原材料碳酸锂价格在2024年基本已稳定在了10万元/吨上下，在今年靠电池原材料降本基本已走到尽头，而该价格带纯电车型在无类似比亚迪垂直一体化模式下对毛利率增厚，整体毛利率仍然处于“深亏状态“，今年在继续降价的空间已不大。 即使考虑在极端情况下，碳酸锂极致降本到5万元/吨（几乎是碳酸锂历年以来的历史最低值），以及按照碳酸锂之前结算价15-20万元/吨计算，以该价格带平均带电量56kwh计算，留给纯电车型极致降本的空间也不过仅有0.4-0.7万元，而这个降本力度还不及纯电版本与增程版本的价差，价差问题会仍然存在。 而目前的电池技术降本路线上更难，因为目前的电池基本都是围绕结构、组装的小改良，材料创新看不到，靠技术创新基本短期基本停滞。 2）快充补位，可能吗？至少短期不可行 其实带电量无法拉长的情况下，有两个方案，一个是快充，一个是换电。 换电由于标准难以统一以及需要重资产投资，目前只有中高端纯电品牌蔚来等少数品牌在做，换电站数量有限且没有针对5-15万元的纯电车型推出； 而搭载800V快充车型虽然今年价格带有所下沉，但最低起售价仍只能下沉到15-20万元价格带（零跑C16纯电起售价16.18万）。 除非电池技术上有大的突破-在电池成本不变的情况下能大幅提升续航，或者800V超充能继续下沉到15万元以下价格带解决续航焦虑问题。 而反过来再看在这个价格带上，混动的相对优势： 1) 混动有价差 对比一下车企同款车型混动版本和纯电版本的价差， 混动车型相比纯电车型普遍价格低0.3-4万元。 从消费者更在意的起步价来看，我们以混动王者比亚迪为例，比亚迪车型的混动和纯电车型的起步价差从去年的1-3万元扩大到了2024年的1-4万元，其中2024年混动最畅销的秦plus Dmi起步价差达到了3万元！ 而价差的核心原因在于混动车型带电量低，电池更便宜，但该价格带用户对性价比要求更苛刻，插混车型相比纯电在购车成本上是更具性价比的选择。 2) 续航无焦虑 反观目前5-15万元市场上所提供的纯电车型，纯电车型的续航里程平均仅能达到400-500km左右，而插混综合续航都能超过1000km来说，纯电在续航里程上有天生的“bug”。 而选择5-15万元价格带的核心用户更多居住在充电设施不完善的低线城市，充电方便度上还存在明显的短板，对续航要求上会更高。 由1）&2）因素合起来也导致了，从需求端来看，在同一价格段上，纯电车型无论是在综合续航上，还是在空间上（由于纯电电池成本高，价格带难以继续下沉，导致纯电A0级车型和混动A-B级车型处于统一价格带），都大幅低于已经把价格带下沉到5-15万元的混动车型。 单车价格位于此的车企也意识到了插混在此价格带销量和毛利的双红利，纷纷开始转战插混领域，在2023年初就开始陆续推出增程/插混车型，该价格带的目前的插混车玩家仍然以比亚迪、长安、吉利、零跑汽车为主。 但从定位在该价格带的插混品牌竞争来看，该价格端核心比拼的是成本规模效应，只有对外同产品性能维度能提供更低价格，以及对内高管理效率车企才能在“插混份额争夺战“中胜出。 5.2）30万元以上：品牌+营销的高端玩法 相比于20万以下对成本和规模效应的硬核要求，30万以上的高端市场核心特征是销量不多，但利润很多。核心是消费品品牌认知的打造，成功了的话，还能还能走价格带下移的降维打击（比如华为手机开辟出荣耀），路径更加长线。 因为提高产品溢价能力，转化BBA的客户，其实需要产品力和品牌力双料齐全（产品的差异化定位+品牌认知）。比如说理想Oversized的产品定义，赛里斯寄生于华为的品牌、渠道+智驾，蔚来是高品质服务。都想向上定价，但目前来看，品牌向上明显太难，无论是比亚迪、小鹏的尝试，基本都以失败告终。
北京电力交易中心发布《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则（2024年修订稿）》，参与绿色电力交易的市场成员包括经营主体、 电网企业和市场运营机构。经营主体包括发电企业（含分布式发电主体）、电力用户、售电公司及聚合商等主体。市场运营机构包括电力交易机构、电力调度机构。初期，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，或主动放弃补贴的风电和光伏发电企业参与交易。按照《国家发展改革委 财政部 国家能源局关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿色电力交易有关事项的通知》（发改体改〔2023〕75 号）要求，逐步推进已纳入国家可再生能源电价附加补助政策范围内的绿电项目参与绿色电力交易，高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益，等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。发电企业放弃整个项目后续全部补贴的，参与绿色电力交易的全部收益归发电企业所有。分布式发电主体以聚合形式由聚合商代理参与绿色电力交易。代理分布式发电主体参与交易的聚合商在批发市场以发电企业身份参与绿色电力交易。分布式发电主体及聚合商相关准入注册要求按照有关规则规定执行。绿色电力交易在合同各方协商一致、并确保绿色电力可追踪溯源的前提下，可按月或更短周期开展绿色电力交易合同转让交易，经营主体转让合同电量时一同转让绿色电力环境价值。绿色电力交易合同转让交易初期以双边协商方式组织，按照先发电侧、后用电侧的顺序开展。双边协商交易申报时，需要关联原合同，并经原合同相对方同意。合同转让交易完成后，形成绿色电力交易转让合同。依据转让合同，对原绿色电力交易合同进行拆分，形成经营主体新的履约关系。初期，绿色电力交易合同的购方、售方仅可分别转让一次；后续条件成熟后可增加转让次数。推动跨区跨省优先发电计划中的绿色电力，优先通过参与绿色电力交易的方 式予以落实。省间、省内绿色电力交易按照年度（多年）、月度（多月）、月内（旬、周、日滚动）的顺序开展。鼓励发电企业与电力用户签订多年期绿电中长期合同。本细则自2024年10月1日起施行。
日前，国务院刚刚印发的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》强调建设绿色交通基础设施，建设一批低碳（近零碳）车站、机场、码头、高速公路服务区，因地制宜发展高速公路沿线光伏。借此，光伏+高速公路模式再次备受关注。 事实上，在庞大的既存规模以及巨量装机需求下，光伏行业也亟需探寻更多的新的应用场景。而作为碳排放的“两座大山”之一，交通领域碳减排需求紧迫，由此光伏+交通一触即发。特别是光伏+高速公路，自2022年以来，国家层面多次下发相关文件鼓励公路等沿线布局光伏发电，与此同时今年四川、上海、湖南等多地也发布规划，推动高速公路区域光伏的应用。 据了解，高速公路可布置光伏的场址包括收费站和服务区房屋屋顶、车棚、边坡、隧道出入口以及闲置未利用地等。 这在具体项目中也逐一体现。据北极星追踪，今年截至目前已有30余个高速公路分布式光伏项目展开招标，遍布陕西、山西、河北、云南、湖南、福建等多省。 值得关注的是云南建设基础设施投资股份有限公司运营分公司高速公路沿线闲置屋顶和场地分布式光伏发电项目，该项目场址为呈澄、泸弥高速公路辖区域范围的服务区、停车区闲置屋顶及场地，收费站、养护工区管理用房闲置屋顶及场地，隧道隔离带、匝道互通区域中央地块等闲置场地，最终由山高新能源（山东）有限公司获得开发权，承诺招标人的收益包含两种，全额上网电站固定收益1.5元/㎡/年，自发自用、余电上网模式享电费9折。于6月初进行招标的昆明东南绕城高速公路分布式光伏发电项目目前处于流标状态。查看其招标公告，招标人需享有固定收益以及电费优惠的浮动收益，且需获得50%以上的碳排放交易利润。此外，更多的项目为EPC招标。规模最大的为山西交通控股集团的山西省高速公路分布式光伏项目，直流侧规模超200MW；张石高速保定段二期、津石高速廊坊二期、沧州段二期、太行山高速邢台、邯郸段分布式光伏项目总规模也近200MW；陕西交通控股集团公司所辖的陕西省范围内高速公路路域分布式光伏项目，规划总装机容量高达518MW，一期项目率先招标规模133MW。就项目业主而言，除了各个省级交通控股集团外，尤为吸睛的则是中交光伏科技有限公司，其成立于2022年，隶属于中国交通集团 ，是中国交通集团唯一的光伏产业专业化投资平台和科技创新引领平台。截至目前，中交光伏科技已启动十余个高速公路分布式光伏项目的招标。从EPC中标价格来看，仅统计占比最大的大EPC项目，均价3.3元/W。最高价为京石高速涿州等6对服务区及石家庄北、石家庄西收费站分布式光伏发电项目，第一中标候选人为中通建设股份有限公司、河北三知电力工程设计有限公司联合体，投标单价4.03元/W，追溯这一项目招标公告，需配置15%、两小时储能，并且某一站点还需建设一座新能源汽车充电站。最低价为道安高速（道真至瓮安段)、合兴高速（和溪镇至永兴镇段）分布式光伏项目，中国交通集团旗下中咨泰克交通工程集团有限公司以2839.559万元中标，折合单价2.61元/W。而中标企业，大多同样来自“交通系”，如中国交通集团旗下项目多数由其旗下企业中标，此外还包括中国建筑集团、中国铁道建筑集团、中国铁路工程集团、山西建设投资集团以及省级交通控股旗下企业。
广东省能源集团将与南网科技共同出资，设立广东储能产业发展有限公司，注册资本20亿元人民币，主要从事储能资产投资以及股权投资业务。 9月19日晚间，南网科技发布公告称，为拓展储能设备及服务市场，公司拟出资2亿元与与广东省能源集团有限公司共同投资设立广东储能产业发展有限公司（暂定名），从事储能资产投资以及股权投资业务。 公告显示，拟成立的储能公司注册资本为20亿元，其中广东能源集团认缴注册资本18亿元，持股90%；南网科技认缴2亿元，持股10%，该合资公司拟注册在广东省广州市南沙区。 广东能源集团、南网科技均在储能领域积极布局。广东能源集团作为广东省属规模最大的能源企业，正在全力推进新型储能产业发展，至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，在建项目超60万千瓦；储能系统技术服务是南网科技的主营业务之一，今年上半年南网科技已完成包括金湾电厂火储联合调频项目等在内的大型储能项目。 广东能源集团储能布局 广东能源集团由广东恒健投资控股有限公司（持股76%）（以下简称：广东恒健）和中国华能集团有限公司（持股24%）合资成立。其中，广东恒健由广东省人民政府国有资产监督管理委员会全资控股。 截至2023年底，广东能源集团资产总额2750亿元，可控装机容量5000万千瓦，装机容量保持全国省属能源企业首位；拥有全资、控股、参股单位554家，控股1家A股上市公司。 作为广东省属规模最大的能源企业，广东能源集团正在全力推进新型储能产业发展。截至2023年底，投运新型储能规模57.3万千瓦，是广东新型储能电站最大投资主体；据广东省国资委公开数据，截至今年7月，广东能源集团已投运新型储能规模超80万千瓦，已投运的新型储能覆盖新能源配套储能、火电厂辅助调频储能和用户侧储能等应用场景。在建新型储能项目容量超60万千瓦，预计后续年均投产容量约100万千瓦，位居全省第一，是推动广东省新型储能发展的重要力量。 同时，广东能源集团正在逐步延伸拓展储能上中下游产业链，其所属科技研究院已研发出国内首个单机功率35kW的高温燃料电池并实现6台35kW系统集群示范，研发成果“35kW单机/210kW示范固体氧化物燃料电池发电系统”于2023年10月入选国家能源领域首台（套）重大技术装备项目名单。 广东能源集团此前也透露将筹划组建储能发展专业化平台公司，应该就是目前广东能源集团与南网科技合资成立的广东储能产业发展有限公司（暂名）。广东能源集团将以该储能产业专业化公司为平台，做强做优做大新型储能业务，打造集设备研发、制造和应用上下游一体化的自主品牌，建设储能产业创新领军企业，推动储能和售电、节能实现产业深度融合，力争推动集团新型储能企业实现上市。 此外，广东能源集团还将筹设新型储能产业基金。聚焦“新型储能+新能源”，正在推进设立新型储能产业基金和基金管理公司，助力新型储能、新能源和新产业高质量发展。 南网科技储能布局 南网科技包括技术服务和智能设备的两大业务体系，其中技术服务包括储能系统技术服务和试验检测及调试服务2个类别，智能设备包括智能监测设备、智能配用电设备和机器人及无人机3个类别。储能系统技术服务分为调试技术服务和集成服务两大类。 南网科技近年来业绩持续上涨。2023年，南网科技实现营收25.37亿元，同比增长41.77%；归母净利润2.81亿元，同比增加36.71%。今年上半年该公司营收15.55亿元，同比增加23.74%；归母净利润为1.85亿元，同比增加59.33%。储能系统技术服务业务方面，上半年营收5.7亿元，同比下降18.04%，毛利率13.21%。 今年上半年，南网科技已完成广东能源集团金湾电厂火储联合调频项目（16MW/8MWh磷酸铁锂电池+4MW×10min超级电容器），30MW/30MWh阳江峡安储能项目、300MW/600MWh佛山南海宝塘电网侧独立电池储能项目、大唐（郁南）东坝镇80MW农光互补配套储能EPC项目等多个储能集成及EPC项目验收。 截至2024年6月，累计已完成储能PACK产品供货超500MWh；完成兆瓦级构网型变流器第三方型式试验和产品定型，推进首套构网型变流器产品的试点应用。 此外，南网科技牵头成立的国家储能创新中心，致力于开展关键共性技术研发、科技成果转移扩散和首次商业化应用，技术路线主要聚焦在新型储能领域，目前该中心正在积极推进中。创新中心产学研用协同创新基地项目计划建设规模为 300MW/600MWh，覆盖新型储能领域多种前沿技术路线，预计今年 10 月底前开工建设；顺德实证基地项目规划建设 200MW/210MWh 混合型储能电站，计划在今年下半年开工建设。
没有厂房、没有烟囱，更不烧煤，但“发电”实力却不容小觑。近年来，“虚拟电厂”迅速“出圈”。 党的二十届三中全会指出，要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。8月6日，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，其中明确提出利用源荷储资源建设一批虚拟电厂，建立健全标准体系，完善相关规则，提升电力保供和新能源就地消纳能力。 作为消纳新能源电力、保障新型电力系统安全稳定运行和实现能源保供的一大利器，发展虚拟电厂对建设新型能源体系的意义不容小觑。 究竟什么是虚拟电厂？发展虚拟电厂对我省有怎样的意义？目前，全省各地虚拟电厂的建设情况如何？ 何为虚拟电厂？看不见的电力“智能管家” 究竟什么是虚拟电厂？8月，一进南京市江宁开发区能碳虚拟电厂项目基地，一块绿色低碳智慧能源云平台展示大屏映入眼帘，大屏上动态更新着开发区的发电容量、可调节容量、绿电使用比例、碳排放量等信息。屏幕的一角，布局着园区碳达峰、碳中和的达标数据、曲线图。 江宁开发区园区级能碳虚拟电厂的“最强大脑”，能碳虚拟电厂将江宁开发区辖区内的工厂、写字楼、商场里的空调、机器、电灯等“用电端”，以及园区内的充电桩、光伏、储能等“充放电端”，集中纳入调配资源，后台发出一个指令，即可实现对指挥中心数公里外一栋办公楼里空调温度的优化调节，降低高峰期用电负荷。未来，江宁这一虚拟电厂计划建设调节能力规模达到50兆瓦，为夏、冬高峰期电力保供提供有力支持。 2023年9月，国家发展改革委等部门印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》明确了虚拟电厂的权威概念，即“依托负荷聚合商、售电公司等机构，通过新一代信息通信、系统集成等技术，实现需求侧资源的聚合、协调、优化，形成规模化调节能力支撑电力系统安全运行”，并提出逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡的要求。 虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂，而是一种“智慧能源管理平台”，即借助能源互联网技术的发展，将分布式电源、储能、电动汽车等零散资源“化零为整”，既可以作为“正电厂”向电力系统供电，也可以作为“负电厂”消纳系统的电力，起到助力电网系统保持平衡的作用。 虚拟电厂可简单理解为，将小容量分布式资源，汇总聚合起来的聚集容器和调控实体，可成为一种特殊形式的发电单元，支持功率向上调节和向下调节，故而称其为“电厂”。 在虚拟电厂中，传统的发电、用电等环节都被赋予更加多元的角色。比如，分布式光伏电站，以前只是作为发电侧给用户提供电力，现在可以参与电网调峰，再比如，电动汽车不仅可作为用户在充电桩上充电，还能像一个小型充电宝，给电网反向供电。 虚拟电厂实不实用？能力一点也不“虚” “虚拟”二字意味着并非实体，所以虚拟电厂并不是真正意义上的发电厂。作为参与电网运行的“特殊电源”，虚拟电厂有着与传统电厂相同的运行特性，但它确实看不见、摸不着，好似网友熟知的互联网平台，通过物联网和数字化，与实体资源进行实时互通互联。 这些特征，也让“虚拟电厂”自带争议体质。它到底有啥大作用？难道真的就是一个所谓新概念而已？ 国家电网新能源云碳中和创新中心执行主任王函韵解释，虚拟电厂有点“虚”的说法，主要来自虚拟电厂并非传统意义上的实体发电厂，而是一种通过软件和技术手段聚合分散的可调度资源，如分布式能源、储能设施、可控负荷等，形成一个能够响应电网调度指令的整体。这种“虚”，实际上是相对于传统集中式发电厂而言的，但它在现代电力系统中的作用却非常实际且关键。 业内人士指出，中国不缺电量，缺的是电力。如何破局？虚拟电厂是一大法宝，它可灵活调控可调节电力负荷，减少或避免弃风、弃光等现象。 南京能碳虚拟电厂项目负责人介绍，能碳虚拟电厂就是企业的“大管家”，为企业算出绿色账和经济账，当政府部门预判电力供需将出现缺口时，虚拟电厂就会引导企业错峰生产，技术团队通过AI、大数据等为企业算出节能减排和生产运行的最佳平衡点，助力企业实现精细化生产。 陈曦寒认为，虚拟电厂可“唤醒”调动“沉睡”的海量需求侧资源，同时通过调节，降低终端用户的能耗用电量，化解短时供需不平衡的压力。“在供给侧之外，从需求侧这一新的维度，促进省内区域保供。” 2022年12月，苏州虚拟综合智慧零碳电厂项目启动试运行。据了解，苏州虚拟综合智慧零碳电厂项目全部建成后，能够为苏州区域能源保供提供顶峰能力约1100MW，调峰能力约1300MW，预计全年可生产绿电量2.8亿千瓦时、减少标煤消耗8.5万吨、减排二氧化碳24万吨。 今年7月，被国网江苏电力明确携手推进虚拟电厂建设的常州，成功运行了“江苏省首个市级虚拟电厂监测管理平台”，可调能力超12万千瓦，助力电力保供和新能源就地消纳。 平台依托江苏省新型负荷管理系统，建设了需求侧调节资源的统一接入口，并以微电网为主要汇集单元，重点聚合光伏、储能、充电桩、5G基站等非工灵活性可调节资源，目前共聚合电力用户3561户，聚合容量达到45.45万千瓦，形成可调能力超12万千瓦的实时调节资源池。“资源的聚沙成塔只是手段，能化零为整调用起来才是目的。 国网江苏电力数据显示，截至去年11月6日，江苏已经并网的虚拟电厂“发电”能力达210万千瓦，相当于两台全球最大的白鹤滩水电站水轮发电机组的装机容量，可满足20多万户居民一天的用电。 在环保节能的同时，虚拟电厂另一大优势在于不占用土地资源，也无需新建输电通道，降低全社会能源系统的投资建设成本。 据统计，在成本上，虚拟电厂仅为传统电厂的1／10，根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷，满足5％的峰值负荷需要投资4000亿元；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等环节投资仅需400亿—570亿元。 还有哪些路要走？三大难点需持续发力 据华泰证券研报，我国虚拟电厂正由邀约型向市场型过渡。预计2025年，我国的虚拟电厂市场规模将达到102亿元，且有望于2030年达到千亿元。 作为经济大省、制造业强省，江苏能源需求较大，但能源资源较为匮乏，电力平衡存在缺口，能源资源和负荷中心总体呈现逆向分布的特征。发展虚拟电厂、建设新型能源系统迫在眉睫。但由于虚拟电厂兴起不久，当前其建设运行仍面临一系列挑战。 目前，国内虚拟电厂仍处于初级阶段，以试点示范为主，仍处于理论研究和前期试点的发展阶段。 一大挑战在于行业的政策标准尚不完备，虚拟电厂的市场准入和行业规范仍然缺乏统一的设计，需要进一步出台各类专项政策来引导和规范虚拟电厂的设计、建设和运营。 虚拟电厂是需求侧资源的一种高级组织形态，信息化、智能化、实时性方面较传统需求侧响应、负荷聚合系统要求更高。如果称之为电厂，那电厂在电力系统内拥有的权利和承担义务，虚拟电厂是不是也需一视同仁？由于虚拟电厂涉及多种类型的资源和不同的利益相关方，制定统一的技术标准和市场规则也是一项艰巨的任务，当前不同地区对虚拟电厂参与市场仍要求不一。 一大难点在于盈利模式尚不明晰，用户侧负荷及发电侧资源参与意愿不强。当前，虚拟电厂普遍以邀约型为主，更多依靠政府补贴，想要可持续发展，仍需要探索出能够充分调动起各方积极性的商业模式。 用户侧储能、家电空调响应等往往还是‘叫好不叫座’，时间上也是选择了迎峰度夏个别尖峰时段，真正落实在常态化市场调节的虚拟电厂少之又少。 今年6月，省发展改革委发布新版《江苏省电力需求响应实施细则》，此次新规新增了虚拟电厂运营商等新兴市场主体，并将市场化的需求响应作为负荷管理的前置手段和柔性措施，形成最大用电负荷5％以上的需求响应能力，引导各类主体参与需求响应主动移峰填谷，减小峰谷差。文件明确，需求响应实施补贴标准，其中0.5—2小时（含2小时）的，度电补贴最高，为4.8元／千瓦时。 业内人士建议，除了参与需求响应，也可让虚拟电厂参与电力现货市场和辅助服务市场，交易它的发电量和调节能力，让项目方获得市场化的收益。 多次到国内各大城市感受虚拟电厂项目推进后，王函韵期待能够建立合理的市场准入门槛、定价机制和交易规则，确保虚拟电厂可公平参与电力市场竞争。 虚拟电厂技术上的尚不成熟也不容忽视，建设方仍需进一步提高技术水平和系统集成能力，以实现更高效和稳定的运营。“如何聚合海量且分散的资源是一个技术挑战。虚拟电厂需要高效的信息通信技术和强大的数据分析能力来实现资源的有效管理和调度。 江苏是全国第二批电力现货市场建设试点。当前，我省各地虚拟电厂相关试点项目正在如火如荼地建设，相信在不远的将来，虚拟电厂产业一定会迸发出更大的电力‘火花’。
在当今能源转型的大背景下，市场中发挥越来越重要的作用，为电力市场的发展注入新的活力。 党的二十届三中全会就加快经济社会发展全面绿色转型作出部署，明确提出“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”。8月11日，中共中央、国务院印发的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》指出，“加强清洁能源基地、调节性资源和输电通道在规模能力、空间布局、建设节奏等方面的衔接协同”。国家电网有限公司深入学习贯彻党的二十届三中全会精神，认真落实党中央、国务院决策部署，加强配套电网建设和并网服务，提升系统调节能力，发挥电力市场作用，积极服务新能源高质量发展，为更好支撑和服务中国式现代化作出新贡献。 强化电网支撑 满足能源外送需要 8月26日，新疆木垒南750千伏输变电工程建设正酣，现场工程车辆隆隆作响，施工建设者来来往往。工程建成后，将满足古尔班通古特沙漠基地项目210万千瓦新能源接入和送出需求，为准东千万千瓦级新能源基地建成提供有力保障。 目前，新疆第二批“沙戈荒”项目总量1460万千瓦风电光伏基地正在建设中。国网新疆电力全力服务“沙戈荒”基地建设，加快推进超、特高压电网工程建设，2024年计划新开工750千伏输变电工程15项、投产9项。 国网新疆电力积极推动新能源送出工程纳规，实现木垒南输变电工程等6项750千伏电网项目顺利调增纳入国家规划，确保风电、光伏发电能够高效、稳定地送出。 在柴达木盆地的茫茫戈壁深处，一片新能源“绿洲”正在加快建设中。8月21日，在青海省海西蒙古族藏族自治州茫崖市冷湖镇境内的丁字口750千伏变电站新建工程施工现场，施工人员正在进行高抗套管安装工作。 加快输电通道建设，支撑风电、光伏发电项目不断“上新”，也为“风光”资源规模化外送奠定了基础。 丁字口750千伏输变电工程作为“沙戈荒”大型风光基地清洁能源外送通道，是连接青海海西千万千瓦级新能源基地和青豫特高压直流工程的关键，为青海海西地区“沙戈荒”项目开发外送预留空间。 国网青海电力力争电网配套送出工程与新能源项目建设时序匹配，同步投产。如今，青海电网与西北主网联络通道增至7回，已形成东接甘肃、南联西藏、西引新疆、直通中原的交直流多端枢纽型电网，送、受电能力均超过千万千瓦，青海绿电外送范围拓展至15个省（市、自治区）。 运用市场机制 扩大绿电交易规模 持续扩大绿电绿证交易规模是促进清洁能源消纳的重要途径。甘肃风、光资源富集，是我国重要的“沙戈荒”大型风电光伏基地建设区域之一。 国网甘肃电力创新将省内绿电交易纳入“D+3”日滚动交易机制。新能源企业可以根据短期和超短期负荷预测及时调整增补已有的中长期交易，大幅减少现货交易中的偏差电量。新能源企业市场化收益更可控，交易活跃度明显提升。 “新的交易模式下，同等成交量的价格有时候能下降45%，有效降低了企业用电成本。”长庆石油勘探局有限公司工作人员王雪鹏说。 长庆石油勘探局有限公司的绿电交易电量占甘肃省内绿电交易总量的27.5%。通过绿电消费，该厂能够达到国家要求的能效标准，满足碳减排的相关指标要求。 “省内参与主体逐步拓展至265家企业，参与交易市场的主体范围不断扩大。”甘肃电力交易中心副总经理庞伟介绍。截至8月20日，今年甘肃省绿电成交电量达10.06亿千瓦时，比去年全年增加5.74亿千瓦时，折合减排二氧化碳超过831万吨。 从西部风光富集地区到东部负荷集中区，不断完善的市场化交易，推进了发用两侧需求对接，有力促进绿电绿证资源的优化配置和高效利用，推动新能源电量广泛消纳，提升了东部地区电力保供能力。 国网上海电力通过“多年期+年度”的方式，与山西、宁夏、甘肃、青海等多个省（自治区）开展多年期绿电交易。今年前7个月，上海的绿电交易规模达到2023年全年的2.5倍，创历史新高。上海全市各类用户通过北京电力交易中心绿证交易平台购入省间绿证超2000万张，购证量是2023年的40多倍。 “目前，绿证购买的主体主要分发电侧和客户侧。企业对绿色低碳转型的诉求日益提高，客户侧购买绿证越来越多，用来满足产品零碳生产的需求，树立绿色、环保的品牌形象，助力拓展海外客户，促进外贸经济发展。”国网浙江综合能源公司售电事业部主任吴心弘介绍。 以绿电消费促进企业低碳转型。今年上半年，浙江加强与新疆、甘肃等地的绿电市场化交易，省内绿证交易规模已达到1683万张，折合电量约168.3亿千瓦时，通过市场兑现了新能源绿色价值。 深化技术应用 服务分布式光伏接入 8月12日，国网天津电力研发的分布式光伏接入电网承载力评估应用上线运行。这一应用可实时监测电网在10千伏至220千伏等级范围内分布式光伏高比例大规模接入的反向负载率，为分布式光伏电源和电网规划、设计等提供精准、可信的数据支撑。 “应用上线后，监测范围较去年同期扩大了50%，工作效率提高了90%。”国网天津城南供电公司供电服务指挥中心运营管控专责工巩超介绍。 分布式光伏是可再生能源的重要组成部分。因地制宜深化创新技术应用，有效提升配电网系统的灵活安全调节能力，是促进分布式新能源高比例开发利用的关键。 江苏镇江扬中市地处长江中下游，四面环江。2016年11月，扬中市获批创建国家高比例可再生能源示范市。目前，当地分布式光伏并网用户超1.2万户，光伏装机渗透率达83.5%。 光伏电站接入对传统的配电网可靠性提出考验。国网镇江供电公司多举措提升配电网可靠性，服务新能源大规模接入。该公司在扬中市上线低压配电网柔性调控装置，台区内分布式光伏接入能力提升40%，且光伏电量全部就地消纳，电压质量合格率达100%；在扬中滨江公园应用光储一体构网装置，利用建在配电网末端的大型光伏电站发出的电量为邻近线路临时供电，提升配电网供电可靠性。 2023年底，山东省临沂市清洁能源装机容量达到844.5万千瓦，其中分布式光伏装机容量495.7万千瓦。今年4月，国网临沂供电公司在南头新村打造的分布式光伏村级自治微网示范区正式投运，实现发电数据可视化管理、配置储能促进就地消纳、负荷灵活调节、电能质量实时监测等功能，提升了分布式光伏大量接入条件下配电网稳定运行水平。 国网山东电力深化示范项目和创新技术应用，促进源网荷储协同规划。1～7月，山东省新增风光装机容量836.7万千瓦，风光总装机容量达9120万千瓦。预计年底前，山东电网风光新能源装机容量超过1亿千瓦。 今年，合肥地区新能源最大出力达合肥电网实时负荷的42%。7月份，国网合肥供电公司建成主配微网协同的分布式光伏群调群控新模式，以多元化调节模式最大化提升新能源消纳水平。 “新模式大幅提升新能源发电预测精准度，试点区域的分布式光伏实现就地消纳，做到了电网和光伏有序安全互动。”国网合肥供电公司数智配网部副主任朱健说。
近日，阳光电源发布2024年上半年报告。 营收方面，阳光电源展现了极具韧性的持续增长力。2024上半年，阳光电源实现营业收入310.20亿元，同比增加8.38%；实现毛利率32.42%，同比增长5.42%；归母净利润49.59亿元，同比增加13.89%。 从季度发展趋势看，2024年二季度阳光电源营业收入实现了更强力增长，第二季度营业收入为184.06亿元，同比上一年同期增长了14.74%，增速较第一季度提升14.48%。 从阳光电源主营业务结构来看，其最核心的三大主营业务分别是光伏逆变器等电力电子转换器、储能系统和新能源投资开发，2024年上半年三大主营收入分别为130.93亿元、78.16亿元和89.55亿元，分别同比增长了12.63%、-8.30%和18.45%；三大主营业务毛利率分别为37.62%、40.08%和16.88%；储能是其毛利率最高且唯一略有下滑的主营业务。 近两年，国内储能产业高速发展，储能产业正面临“冰火两重天”，一方面产业规模快速增大，另一方面持续的价格战正在加速产业洗牌与博弈进程。 据CNESA最新数据，2024年上半年，国内新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运）超1000个，较去年同期增长67%。 储能招标规模持续高增长，中标价格持续下降。2024上半年，电池系统、储能系统和EPC的招标量均超去年同期水平，同比增长分别为86%、29%、124%。储能系统上半年均价约在676.06元/kWh，同比下降49%；EPC中标均价在1369.08元/kWh，同比下降27%。 据业绩报告，阳光电源表示，较高的毛利率主要系公司品牌溢价、产品创新、规模效应及项目管理能力提高的影响所致。 在储能系统研发创新与应用方面，2024上半年，阳光电源首发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，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。 工商业储能产品PowerStack也已在冶金铝业、纺织业、大交通等领域广泛落地。报告期内，阳光电源在建工商业储能项目包括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用户侧储能项目等。 2024上半年，阳光电源签约多个大型储能项目。与沙特Algihaz签约了7.8GWh中东最大储能项目，该项目的三个站点分别位于沙特Najran、Madaya和Khamis Mushait地区，2024年开始交付，2025年全容量并网运行；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等。 阳光电源在成立伊始就树立全球化的发展战略。截至2024年6月末，阳光电源海外的印度生产基地和泰国工厂产能已达25GW；已在海外建设了超20家分支机构，全球五大服务区域，超490家服务网点和数百家重要的渠道合作伙伴，产品已批量销往全球170多个国家和地区；海外员工1518人，同比增长23.01%。 阳光电源还表示，未来将持续深耕全球市场，有序推进逆变器储能、充电、电站、水面光伏业务全球化布局，重点提升全球营销、服务、融资等关键能力建设，强化全球化支撑能力体系，提升全球影响力。
近日，德国因为太阳能发电过剩导致电价跌至负值。动态电价提供商Rabot Charge数据显示，德国4月份现货市场出现了50个小时的负电价，最低价格超过负0.05欧元/kWh。 “负电价”是指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值。意味着，发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而从发电企业取得收入。 为何出现“负电价” 电力商品具有无仓储性，电能的生产、交割和消费几乎同时完成。随着新能源装机容量的增加，因新能源发电波动性和间歇性的特性，风、光电量爆发时段与用户需求量不匹配，导致容易出现负值现货交易价格的情况。 负电价反映的是可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并不意味着电力供应处于过剩的状态。 国信证券分析称，由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象。 此次再次出现负电价的德国近年来正在大力推进光伏装机和可再生能源发展。 德国联邦网络管理局（BNetzA）统计数据显示，2023年，德国可再生能源新增装机容量17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%。其可再生能源的增长主要来自光伏，与2022年相比，德国2023年的光伏发电量几乎翻了一番。 负电价最早出现在德国。2007年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。据国信证券统计，2017年德国负电价出现次数超过100次，2020年仅第一季度就出现了128小时的负电价。 不止德国。由于电力市场已成熟，在可再生能源普及程度高的荷兰、西班牙、丹麦等其他欧洲国家，负电价现象频发。奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入负电价。 以2023年夏天为例，根据欧洲电力交易所EPEX SPOT公布的数据，7月初，欧洲电力市场出现周末接近一整天负电价的情况，德国和荷兰中午时段甚至出现负500欧元/兆瓦时的价格。背后主要原因是，欧洲光伏发电激增，导致电力供应的阶段性过剩。 2023年，欧盟出现负电价激增现象。 欧盟能源监管合作机构（ACER）发布的《欧盟电力批发市场的主要发展-2024年市场检测报告》（下称《报告》）显示，2023年，欧盟出现负价格的激增现象。欧盟50个电价竞标区域中，有27个遇到2017年以来最高次数的负价格，大多数北欧电价竞标区域出现了最高数量的负价格（超过380次）。 理性看待“负电价” 四年半前，在风光资源发达的山东省首次出现“负电价”。 2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了负40元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现负电价。 据山东电力市场现货交易中心数据，2023年5月1日至2日，山东实时负电价时段长达21小时，刷新了长周期现货试运行的负电价时长纪录。最低实时电价出现在5月2日17时，为负85元/兆瓦时。也就是说，消费者用一度电“挣8分钱”。 据山东省发展和改革委员会官网，截至2023年12月31日，山东电网风电与光伏装机容量突破8000万千瓦，达8228.8万千瓦，装机规模位居省级电网第一。 海通证券认为，彼时山东出现长时间负电价的主要原因是正值节假日期间，部分工厂停工放假，工业用电大幅下降电网最高直调负荷下降15%。同时风电大发，晴好天气光伏发电大增，电力供应大幅超过用电负荷，导致长时间的负电价。 据悉，2017年，山东、山西、浙江、四川等8个地区成为电力现货市场建设的第一批试点。2023年3月，山东省发改委发布一份草案规定，正式将其电力现货市场上的最低价格设定为低于零，成为国内首个将电力现货市场价格下限设为负值的省份。 不过，由于山东的“负电价”发生在电力现货交易市场而非中长期交易市场，实际影响有限。由于新能源风电、光伏发电的边际成本为零，只要负电价损失不超过机组启停和弃电损失，新能源电力运营商就有动力参与市场交易。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为：“应该理性看待非常局部短暂的负电价，这是可再生能源的逐渐普及和电力市场发展的正常结果，未来也会成为一个常态化的现象。” “如果停止发电，成本更高，所以部分发电方更愿意通过付费来进行电力消纳。”前瞻经济学人资深产业观察员周星认为，在“五一”假期期间，山东白天光照充足，夜晚大风，风光发电量大增，叠加工厂放假用电量下降，煤电机组低容量运行，电力供应整体大量超过用电负荷。 国信证券分析称，当电网电量供大于求时，传统发电机组启停成本过高，不能随时启停，新能源发电企业只能弃风限电造成电力浪费。如果发电企业以零电价甚至负电价将电力卖给电网公司来鼓励用电侧消纳多余电量，则有望减少弃风限电现象。 再进一步看，短期的负电价也不能真正让利于消费者。 “负电价的产生是因为某些时刻新能源大发导致电力市场供需失衡影响价格。”一位券商电新行业分析师表示，发电企业需要付费向批发市场出售电力。比如发电企业支付电力运营商一定费用以保证自己的发电设备继续运行。但是这个价格发生在批发市场，终端用户一般很难从中受益，需要还要加上税/费/输配费才是用电侧的价格。 业内人士表示，未来随着新能源装机占比增加，光伏大发与用电高峰的时间错配问题将进一步凸显，负电价发生的可能性增加。 记者注意到，2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出，到2030 年，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%；至2045年，新能源成为系统装机主体电源。 据国际能源署预测，由于太阳能光伏和风能在发电中领先于其他能源，可再生能源在发电中的比例将从2020年的29%上升到2050年的近70%。
工商业是我国最大电力市场，表现为电价高、波动强等特点，在我国电力市场化改革与分布式能源转型大趋势之下，工商业储能将是不可或缺的表后中坚力量。 2024年，国内工商业储能持续高速发展。据CNESA数据，上半年新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%，其中用户侧储能新增投运规模超1GW，装机规模同比增长超过650%。业内人士预计2024下半年或2025年上半年，工商业储能市场将迎来爆发级增长。 持续增长的工商业储能市场，哪些增量应用场景更值得关注？ 六大增量应用场景 储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能，其中电源侧、电网侧储能又称为表前储能，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体，而我国的用户侧储能基本为工商业储能。 工商业储能系统应用场景广阔而分散。当前工商业储能的应用场景主要有： 1.中型工商业场所，单独配置或光储(充)一体化配置，尤其是光储充一体化，光伏自发自用，储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源应急； 2.零碳园区/园区微网，储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用； 3.高载能企业，钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大； 4.台区储能，属于电网侧，应用的产品一般是工商业储能一体柜系统，主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大； 5.高速公路充电站/服务区，光储充一体化重点应用场景之一，2024年以来各省交通集团将其作为“交能融合”重点应用场景，以推动实施交通运输基础设施绿色化改造，也将为光储充带来巨大需求。 6.新型应用场景，数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等高耗能场景绿色低碳发展趋势，储能将在其中发挥灵活性调节作用，也将催生一定的储能量级需求。 中型工商业场所工厂、商场等中型工商业场所，目前最常见且落地项目最多的应用场景。 该场景存在一定用电负荷，用电习惯明显，涉及行业众多，项目需求基本小于5MWh，安装储能以进行削峰填谷、需量管理，能够降低用电成本，并充当后备电源。 此类应用场景又主要分为单独配置、光储(充)一体化。 单独配置是目前最基础应用场景。 光储（充）一体化电站，工商业储能400V应用的主要场景之一，涉及行业众多，在单独配置的应用场景上拓展了储能的经济空间，提高了配备光伏用户的发、用电灵活性，在拓展工商业储能的盈利方式的同时也降低了光伏并网对电网的冲击。但光储(充)一体化电站，尤其是超充站，对储能系统的性能与安全提出了更高的要求。 从长远来看，借助现有工商业光伏项目上量，光储(充)一体化将是未来工商业储能综合能源解决方案重点应用场景。 零碳园区随着“双碳”行动持续深入推进，园区，作为产业和企业的规模化聚集地，已然成为推动“双碳”战略实施的重要环节。零碳园区，是指在园区的规划、建设与运营的全生命周期内，多方主体协同产业生态链，依托绿色供电、零碳、数智运营等手段，实现区域内温室气体排放与清除的动态平衡。 在能源供应侧，考虑到各地在可再生资源能源种类及数量有着不均衡的现实情况，零碳园区也需因地制宜的发展光伏、风电、水电、生物质等可再生能源，配合储能、分布式供能等手段实现调峰填谷、源网荷储深度协同，整合形成园区微电网，持续增加可再生能源供能占比，使园区能源结构清洁化，从源头减少碳排放量。 园区对可靠、绿色供电有巨大需求，零碳园区单一项目大，项目基本为35kV及以上并网，工商业储能在零碳园区的应用，需要从单一产品，上升到“系统化”理念，融入数智技术，以“AI+源网荷储一体化”的模式驱动园区进入“低碳新时代”，这对储能的精准调节能力提出了更高的要求，系统的耦合性更强。 高载能企业钢铁厂、水泥厂、发电厂、石油炼化厂等高能耗大户，用电负荷较大，不受终端电价限制，项目需求体量大，这类场景对多元新型储能技术或混合储能技术的应用有更大潜力。 除了锂电技术路线，也有更多大型工商储项目采用如铅碳电池、液流电池、二氧化碳储能等多元技术路线。如位于浙江常山的国家电投浙江哲丰新材料有限公司42MW/284.884MWh项目，采用了铅碳电池技术。 针对建材、电解铝、钢铁等高排碳、高耗能且有大量工业余热的工厂及园区场景特点，既要满足用能需求，又需考虑余热利用、降碳等需求。 安徽芜湖海螺水泥工厂应用了一套10MW/80MWh二氧化碳储能系统，既满足水泥厂削峰填谷、需量管理等用能需求；二氧化碳储能系统深度耦合海螺水泥的CCUS捕捉产线，将水泥产线上捕捉的二氧化碳用于储能系统，实现二氧化碳的暂态封存，既降低了储能系统成本，又减少了碳封存成本，实现了二氧化碳捕捉与循环利用；同时，结合水泥生产工艺特点，利用水泥窑废热提高储能效率，系统在放电过程中，利用50℃以上的低品位余热进一步提升储能系统效率。 台区储能在电力系统中，“台区”就是变电站下游的一个配电网络范围，或是一个变压器所服务的区域。这个区域可以是一个居民区、工业园区或是商业区，其范围和大小取决于变压器的容量和设计用电需求。 台区储能，是指安装在配电台区低压侧的储能系统，主要用于动态扩容、平抑负荷波动和平滑台区内新能源发电输出。 这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性和响应速度。台区储能将在削峰填谷、顶峰保供、安全稳定、调频调压等方面助力电网平稳运行。 今年2月，国家发改委、国家能源局发布《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》提出，到2025年我国将具备5亿千瓦左右分布式新能源接入能力，这意味着，我国分布式光伏至少还有一年半的红利期，若配置储能，则规模巨大。《“十四五”新型储能发展实施方案》、《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》等国家级政策文件，均有提及在电网关键节点、电网末端配置储能，以增强电网调节能力和稳定性。安徽、湖北、山东、河北、湖南等多地也已陆续下达政策文件，鼓励建设台区储能。 政策推动下，台区储能风口将逐渐打开。 台区储能属于电网侧，应用产品一般是工商业储能一体柜系统。比如今年4月投运的陕西西安台区分布式储能项目，在西安市七个区县的130个村中共部署149套台区分布式储能设备，含17台50kW/110kWh储能一体柜 ，132台100kW/213kWh储能一体柜，单个台区配储大约在50kW-100kW之间。 从功能来看，台区储能主要解决基础配电网接入能力不足，通常涉及到电网公司、发电央企，试点规模较大。此外，当台区储能达到一定规模，未来有望实现“云储聚合”，也就是将大量分布式储能通过云平台控制，参与电网调度和电力市场交易，模式类似虚拟电厂。 但目前台区储能并网政策及标准仍有待完善，台区储能并网仍存在较大困难，加之缺乏监管规定，企业在办理流程手续过程中会面临来自地方政府、电网的阻力。
目前国内存在将欧盟碳边境调节机制（CBAM，俗称“碳关税”）和“绿色贸易措施”这两个概念混同、以偏概全的问题。这会导致政府和民间过度夸大CBAM的影响，忽视其他对出口冲击更大的绿色贸易措施，例如欧盟的《电池法规》和产品生态设计规则（ESPR）。 欧盟在过去五年编织了一个复杂的、无所不包的“绿色规则网”。在这个规则网中，有两大块政策措施直接影响国际贸易和全球供应链：一是旨在减少欧盟温室气体排放的气候措施，也就是“Fit for 55”政策包；二是旨在推动欧盟经济向绿色和可持续转型的“循环经济行动计划”。 CBAM是欧盟的气候措施——“Fit for 55”政策包的一部分，是欧盟碳市场的衍生政策。这一本质决定了在CBAM的政策出发点中，实现温室气体减排优先于获得产业竞争优势。相比之下，“循环经济行动计划”的主要政策出发点就是提高欧盟经济的绿色竞争力，所以其子规则（如《电池法规》和产品生态设计法规）对中国出口的影响更为直接和迫切。 CBAM并非完全有利于欧盟产业 CBAM是否一定会有保护欧盟产业、提高欧盟经济整体竞争力的实际效果？这个问题没有直截了当的答案。CBAM的作用是给进口产品增加一个额外成本。从2026年起，非欧盟产品进入欧盟市场，要和欧盟产品一样按照欧盟的碳价水平背负“碳成本包袱”。这个包袱以前进口产品是不背的。从这个角度看，CBAM会提升欧盟产品在本土市场的竞争力。但是这个竞争力的提升并非没有代价，代价就是放弃碳市场免费配额。 在CBAM落地前，欧盟的钢、铝等有“碳泄露风险”的高排放行业一直可以拿到大量的碳市场免费配额，也就是不要钱的碳排放指标。2026-2034年期间，欧盟钢、铝、水泥、化肥、氢等五个行业获得的免费配额将逐渐取消。以欧盟钢厂为例，免费配额可大致覆盖它四分之三的碳排放，剩下的四分之一才需要付费（购买配额）。但CBAM会改变这种情况。从2026年开始，CBAM在对进口钢铁征收碳费的同时，也逐渐减少给欧盟钢厂的免费配额，到2034年就彻底不给了。 所以从欧盟钢厂的角度看，CBAM看得见摸得着的效果就是碳排放成本增加——原来碳排放有免费配额“罩着”，现在要去买配额了。这就是为什么欧盟的钢、铝、水泥、化肥等行业组织对CBAM的表态很耐人寻味：免费配额的停发宜缓不宜急，CBAM是从来没试过的新东西，效果到底咋样还不好说。笔者认为，欧盟企业的小算盘算得很清楚——比起对进口产品征收CBAM，真金白银的碳排放补贴（免费配额）来得更实在。 还有再深一层，CBAM给非欧盟产品进入欧盟市场施加了额外成本，是增加了欧盟产品在本土市场的竞争力，但是欧盟产品的出口竞争力会因CBAM而下降。因为免费配额的取消会进一步增加欧盟产品的碳排放成本，而在欧盟以外的市场上，非欧盟产品可以甩开CBAM带来的碳成本包袱与欧盟产品竞争。这就是为什么欧盟产业一直呼吁CBAM的制度设计必须考虑欧盟产品的出口问题。目前的CBAM规则搁置了这个问题，留待2028年再评估。 再看CBAM对欧盟经济整体竞争力的影响。假设CBAM能起到保护欧盟产业的效果，那么受保护的产业体量也是有限的（欧盟共有25家钢厂，铝产能呈萎缩趋势并严重受制于能源价格）。而另一方面，钢铝是汽车等诸多下游产业的“工业粮食”。CBAM落地后，进口钢铝将和欧盟本土生产的钢铝负担相同的碳排放成本，这意味着欧盟的所有下游工业部门将无法获得低碳排放成本的钢铝原料。总体来看，即使假设CBAM会在一定程度上保护欧盟的钢铝等少数几个高排放行业，也会削弱，而非增强欧盟制造业的整体竞争力。 CBAM一定会削弱中国产品的出口竞争力吗？ 另一个误区是认为CBAM必定会削弱中国产品的出口竞争力。 国内对CBAM的影响分析几乎无一例外地只盯着中国产品的出口成本增加。这种思维的局限性在于忽视了国际贸易中产品竞争力的横向比较。CBAM并非只增加中国产品的出口成本。如果CBAM开征之后，中国输欧钢铁产品的成本增加50欧元/吨，而印度和俄罗斯产品增加100欧元/吨，那么在其他条件不变的情况下，中国产品在欧盟市场上必然会取代一部分印、俄产品的市场份额。所以，CBAM对贸易的影响可以概括为：奖励绿色产能，重分欧盟市场份额。如前所述，CBAM的作用是一视同仁地给所有非欧盟产品都增加一个额外的成本——碳排放费用，所以按理来说CBAM的实施有利于欧盟本土产品扩大市场份额。但是由于产能和综合成本等多方面的掣肘，欧盟本土产品不可能把市场全部“吃掉”，仍然会有相当一部分市场要靠进口来填补。在这一部分市场，非欧盟厂商的座次会重排，有些会因为CBAM带来的额外负担而丢失份额，丢失的份额将转移给那些能够以较低成本提供低碳强度产品的厂商。 笔者认为部分中国的先进钢铁企业有潜力在CBAM实施后增加欧盟市场的占有率。阅读国外关于钢铁行业脱碳的各种报告会发现，虽然国外的近零碳钢铁“明星”项目出镜率很高，但最远也只走到示范（pilot）阶段。倒是中国河钢和宝武的氢基竖炉已率先投入商业化运营。这并不是说中国在钢铁脱碳方面已经遥遥领先了，只说明中国企业一旦认准脱碳目标，在落地方面未必落后。CBAM将在客观上奖励具有成本竞争力的低碳钢铁产品，笔者相信中国钢铁行业对此已经有一定认识。 在企业应对CBAM方面，在笔者所接触的有限范围内，并未有钢铁冶炼企业（区别于紧固件等下游钢铁加工企业）反映在数据填报方面遇到实质性困难。在实操层面一个值得关注的问题是，如何保证下游钢铝加工企业能够从上游钢铝冶炼企业获得钢铝原料的实际排放强度信息。这对下游企业满足CBAM填报要求至关重要。从2024年10月起，由于CBAM规则开始限制使用碳排放强度默认值，这个问题就变得无法回避了。建议有关部门考虑建立协调机制，既考虑下游加工企业必须知悉其钢铝原料的实际碳排放信息，也要考虑上游钢铝冶炼企业关于提供数据的合理顾虑。 国内企业需要与境外对话沟通的渠道 根据笔者的接触，国内企业在应对CBAM和《电池法案》等“绿色贸易措施”时普遍存在的困惑是，不知归哪个政府部门负责，不知应向哪个部门咨询和求助。笔者认为，“绿色贸易措施”归根结底还是贸易问题，是以气候和环境为理由而采取的贸易措施，它直接作用于出口和贸易，所以应属贸易主管部门的职责范围。CBAM和《电池法案》等规则的出现向全世界传递了一个明确无误的信息，气候和环境问题与贸易正在变得越来越密不可分。所以国内有关部门在制定气候和环境相关政策时也必须考虑对出口和贸易的影响。碳市场、碳足迹、绿电绿证等相关政策都会直接影响到中国的出口竞争力。 龙头的动力电池企业对电力碳足迹问题尤为关注。但是电力碳足迹不是某一个企业的问题，也不仅仅是电池行业的问题，它关系到所有中国产品的出口竞争力，关系到中国经济的整体竞争力。因为没有任何产品的生产能离开电，电力碳足迹因子的缺失会影响几乎所有中国产品的碳足迹计算。“电——碳”问题对出口和贸易的竞争力影响很大。 国内企业一方面不清楚向国内哪个政府部门求助，另一方面也缺乏有效的和国外规则制定者对话沟通的渠道。笔者接触的一些行业龙头企业希望和欧委会相关部门在技术层面进行沟通，但缺乏通畅的、名正言顺的渠道。建议有关部门考虑建立绿色贸易规则工作组，吸纳对欧盟等外部规则有真正深刻理解的专家和产业代表，建立与欧委会相关职能部门的对话渠道，目的在于解决实际遇到的技术性障碍，使对方的技术官员更多了解中国的实际情况，争取有利于中国产业的合理的规则调整。特别重要的是，这个沟通机制的中方参与者应对国外规则和政策逻辑有深入的理解，才能实现有效沟通。
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