虚拟电厂的出现，是因为新能源的高占比，以及风光发电的间歇性、波动性导致电力系统的动态平衡能力不够。 从过去的“源随荷动”，变成“荷随源动”，最终是“源网荷储充互动”。 电网公司建设的负荷型虚拟电厂 作为负责电力系统安全稳定运行的电网公司，高度重视负荷侧管理，尤其是负荷资源的有效管理。 国内最早、最大的虚拟电厂是省级电网公司建设的空调负荷聚合为主的虚拟电厂管理平台。 但电网企业在实际的负荷聚合型的虚拟电厂运营过程中，发现一些困难： 1、建设投入较大，面向商业建筑的空调负荷资源接入，单个建筑一般需要数万元； 2、客户参与度不高，客户认知度也不高，协调起来较为困难； 3、23、24年因为宏观电力供需矛盾相对缓和，导致参与次数有限，客户和聚合商的积极性不高； 4、以电网公司省级营销部门为主导的空调负荷虚拟电厂平台建设，与以省级调度部门为主导的电能量市场和辅助服务市场之间，存在一定的“部门墙”。 发电企业偏好的储能型虚拟电厂 大型发电企业和民营新能源公司，更倾向于建设储能资源聚合的虚拟电厂，这是因为传统上发电侧业务的“基建驱动”模式，一方面储能更能满足他们对固定资产投资的偏好，另一方面也紧跟“光储一体化”的行业亮点。 但是以储能资源为基础的虚拟电厂，同样存在一些问题： 1、源侧的大型共享储能电站，更多的是以“火储联合”、“光储一体”的形式，以独立电站的形态参与市场，不是虚拟电厂。 2、输电网侧的大型共享储能电站，并网电压等级在220kV及以上，更多的也是作为独立电站参与辅助服务，数量较少，目前虚拟电厂只是给了一个参与的身份，并未达到广泛的资源聚合并参与互动的目的。 3、配网侧的中小型共享储能电站，包括台区配储，受制于参与门槛、参与政策、市场身份，真正作为聚合商参与省级电力市场的机会很少，更多的是作为电网内部的试点项目，由电网企业买单。这是因为配网资源的并网、调度，并非省级电力调度主导，而是在电网公司配网部，又涉及到配网、营销、调度三大部门之间的协调问题。 4、负荷侧的工商业储能，目前主要的盈利模式是“固定时段+峰谷套利”，运营模式简单清晰，作为储能投资商，并不愿意再增加市场端灵活套利这种既影响固定套利曲线，又额外增加投入和不确定的模式，除非是非常明确的有较高的边际收益项目，而23、24年的需求响应并不满足这一诉求。所以真正工商业储能聚合的虚拟电厂也并不多，更多的是示范项目的包装。 和成熟的北美、欧洲电力市场中，大量中小型的，以工商业和户用储能资源为基础的虚拟电厂运营商，在小尺度电力产品（比如配网级的调峰、调频服务）中游刃有余的进行套利相比，国内的储能型虚拟电厂需要走的路还很长。 虚拟电厂的中国路径 个人认为虚拟电厂面临的困难和要解决的矛盾，与北美和欧洲并不完全一样，需要探索虚拟电厂的中国路径，这是因为： 1、不成熟的电力市场，且未来5年不可能快速成熟； 2、较高的资产投资偏好，叠加产能过剩，导致新能源指数级增加； 3、输配一体化，但又存在分级管理； 4、较为强势的电网公司，内部存在较高的“部门墙”，还存在“省地关系”，虚拟电厂需要多部门、多层级协调； 5、地方政府对虚拟电厂的定位和参与路径； 以负荷为主，兼顾光储一体化的虚拟电厂 在这其中，如何解决源荷匹配，充分挖掘负荷资源是核心。 负荷资源是虚拟电厂对电力系统平衡的最重要资源，也是机会较大的虚拟电厂可开发资源，原因如下： 1、电力系统可靠运行的本质就是源-荷的实时平衡，不是源-储-荷，储对电力网络模型来说，只是某些时段的电源+某些时段的负荷。 2、只有足够多的灵活性负荷资源，才能响应指数级增长的波动性电源，这两者必须是一个数量级的，储能受制于成本和经济性，量级达不到。 3、负荷侧的部分灵活性负荷资源的开发成本，可以比储能低一个数量级，前提是不能“为开发负荷而开发负荷”，需要先以“综合能源服务”切入。 4、目前灵活性负荷资源的开发远远落后于新能源开发，电网公司受制于体制机制，发电企业受制于资产驱动的KPI行为模式，其他的市场主体，如售电公司、分布式光伏储能企业，并未把负荷资源作为战略目标进行获取。 但是负荷资源的开发难度也较高： 1、负荷资源开发，目前的回报很低，仅靠分时电价（目前主要参考电网代理的市场化购电价格，以及发改委政策性指定的电价时段），无法支撑把灵活性负荷作为首要的，甚至是单一目标进行开发并获得足够的收益，这与分布式光储的开发截然不同。 2、负荷资源的开发模式、开发渠道，并不等同于传统的分布式光储开发，开发复杂度远高于光储。 3、电力用户对负荷的管理意识较低，同时零售端电价的市场化程度较低，未能实现“批零挂钩”，适时的传导现货端价格信号，引导用户负荷的行为，现有的需求响应补贴模式无法给到足够的刺激。 4、负荷资源的运营是最大的困难，与分布式光储“一次开发，长期收益”的模式不同，负荷资源开发聚合以后，需要深度参与，甚至掌控负荷资源的灵活性，本质上是负荷侧调度权从用户生产部门（或者能源动力部门），转移到虚拟电厂运营商，未来甚至形成负荷侧综合资源的调度运营能力。需要在运营机制、市场定位、法律定位、金融政策、市场交易政策等多个方面进行考量，不是简单的“跑客户、拉负荷清单”就能解决的。 所以，从这个角度，负荷资源非常重要，也存在开发的可能，但目前市场端、政策端、和商业落地层面，都缺乏清晰的模式。 以电力市场的逐步成熟为基础，通过综合能源服务（真正意义上的服务）为抓手，逐步形成专业的能源管理公司，并且实现负荷管理的第三方化，才能真正解决负荷资源的开发问题，并且形成负荷为主、光储充协调、微电网运营、智能动态调度的负荷侧运营模式。

国家能源局在答复十四届全国人大第二次会议第4179号提出的开展县级新型电力系统试点促进新能源与乡村振兴融合发展的建议时指出：近年来，分布式新能源快速发展，已成为能源转型的重要力量。“隔墙售电”、源网荷储一体化等模式正在各地进行探索。下一步，国家发展改革委将适应“隔墙售电”、源网荷储一体化等新模式发展，会同有关方面研究完善促进新能源就近消纳的相关价格机制，加快推进电力现货、辅助服务等市场体系建设，促进新能源高质量发展，助力新型电力系统建设。 答复摘要您提出的关于开展县级新型电力系统试点促进新能源与乡村振兴融合发展的建议收悉。经研究并商国家发展改革委、农业农村部、国家电网，现答复如下： 能源产业是乡村振兴的重要支撑。广大农村地区风能、太阳能、生物质能等可再生能源资源丰富，是落实碳达峰碳中和目标、大力发展新能源的重要增长极。加快农村清洁能源发展，推动农村能源绿色低碳转型，对保障农村地区能源供应安全、推动用能方式转型、助力实现碳达峰碳中和目标任务、全面推进乡村振兴具有重要意义。 关于在电源侧持续推进农村新能源开发创新。近年来，国家持续强化政策支持引导，立足农村地区可再生能源资源条件，充分发挥可再生能源分布式创新发展优势。一是大力推进农村分布式光伏开发利用，完善农村地区分布式光伏布局，统筹农村具备条件的屋顶或统筹安排村集体集中场地开展分布式光伏建设，积极推进“光伏+”综合利用方式。二是2024年3月，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》（发改能源〔2024〕378号），明确充分利用农村零散非耕地，鼓励支持在有条件的农村地区以村为单位，按照“村企合作”模式，因地制宜推动风电就地就近开发利用，促进农村能源绿色低碳转型，助力乡村振兴。三是2023年3月以来，国家能源局会同生态环境部、农业农村部等联合组织开展农村能源革命试点县建设，并公布了首批15个试点县名单，鼓励试点县创新新能源投资建设模式和土地利用机制，结合实际情况依法利用存量集体土地通过作价入股、收益共享等机制，参与新能源项目融合共建，推动金融机构为试点县建设提供信贷支持，以可再生能源产业经济带动农民增收，助力乡村振兴。 关于加强农村地区电网建设。国家能源局持续促进农村电网发展，不断推动农村地区用能保障、清洁替代水平迈上新台阶。一是2023年7月，国家能源局会同国家发展改革委、国家乡村振兴局联合印发《关于实施农村电网巩固提升工程的指导意见》（发改能源规〔2023〕920号），提出加大配电自动化建设力度，有条件地区稳步推动农村电网数字化、智能化转型发展；加强农村电网发展规划与农村分布式可再生能源发展的衔接，提升农村电网分布式可再生能源承载能力；组织电网企业积极做好农村分布式可再生能源发电并网服务，加大投资力度，做好农村电力普遍服务保障和转型升级等工作。二是将包括农村电网投资在内的电网企业输配电投资经成本监审后全部纳入输配电价，为持续推动农村电网薄弱地区电网建设改造提供了有力保障。 关于引导需求侧响应，建立源荷互动机制。2023年，国家发展改革委修订印发《电力需求侧管理办法(2023年版）》，积极拓宽需求响应主体范围，明确各类经营性电力用户均可参与需求响应，鼓励推广新型储能、分布式电源、电动汽车、空调负荷等主体参与需求响应，支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、分布式电源、新型储能等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。组织电网企业不断提升技术服务能力，深化负荷管理系统建设应用，进一步完善用户侧需求响应资源日常服务、能力校核、效果评估等功能，为需求侧资源参与需求响应、辅助服务等各类市场提供技术支撑。下一步，国家发展改革委将指导各地和主要电网企业抓好文件落实，鼓励支持各有关方面积极探索和实践，推进需求侧资源参与电能量和辅助服务市场常态化运行。 关于改革输配电价机制，促进就近消纳。近年来，分布式新能源快速发展，已成为能源转型的重要力量。“隔墙售电”、源网荷储一体化等模式正在各地进行探索。下一步，国家发展改革委将适应“隔墙售电”、源网荷储一体化等新模式发展，会同有关方面研究完善促进新能源就近消纳的相关价格机制，加快推进电力现货、辅助服务等市场体系建设，促进新能源高质量发展，助力新型电力系统建设。

“虚拟电厂是能源领域的‘滴滴平台’，是匹配配需的关键载体。”东南大学电气工程学院电力经济技术研究所所长高赐威近期在“碳中和高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛”上指出。 “滴滴”的蓬勃发展，得益于中国民用汽车保有量巨大与市民灵活用车需求的高度匹配。虚拟电厂作为电力系统的“智能管家”迅速崛起，离不开星罗棋布的分布式资源与电网灵活调度需求的紧密契合。然而，尽管理论上虚拟电厂能够聚集这些分布式资源，但受多重掣肘牵制，难以形成合力。据业内人士表示，当前大部分地区虚拟电厂面临着“聚而不合”的困境。 资源不足 虚拟电厂备受青睐受电力系统低碳转型加速、新能源装机量激增等多重因素影响，我国对电力灵活性资源需求大增。‌2022年1月，国家发改委和国家能源局联合发布的《“十四五”现代能源体系规划》明确提出，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。虚拟电厂作为一种能够挖掘用户侧灵活性资源的技术手段，逐渐受到青睐。中电联2019年12月发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》显示，欧美国家的灵活电源比重普遍较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%，而中国占比不到6%。近年来，随着能源转型与电力系统改革的不断深化，我国灵活电源比重逐步提升，但仍未能满足当前需求。受资源禀赋限制，虚拟电厂项目多在资源匮乏的经济强省率先“试水”。上海、广东等地率先出台“十四五”能源电力发展规划及碳达峰实施方案，明确提出了虚拟电厂的发展目标，例如，上海计划按不低于最大用电负荷5%的标准加强能源需求侧调节，并按最大负荷40%标准配备应急备用调峰能力；广东则力争到2025年电力需求侧响应能力达最高负荷的5%左右。此外，北京、深圳等地也发布了相关规划，将虚拟电厂建设纳入 日程。为何选择虚拟电厂削峰填谷，而非新建煤电机组呢？据业内机构估算，主要是基于经济效益和电力系统灵活性的综合考虑。虚拟电厂的建设成本仅为火电10%-15%，为满足5%的峰值负荷，若采用建设火电厂的方式，需投入高达4000亿元，而虚拟电厂的建设成本仅为500亿元。虚拟电厂不仅能够大幅节省初期投资，还在提升电力系统灵活性和稳定性方面具有发展潜力。 兴致怏怏 电厂实质尚未整合 尽管各地区已根据实际情况在虚拟电厂建设上做了诸多探索，但至今尚未形成普遍共识。当前，我国虚拟电厂尚未发掘出既能广泛推广，又能互利共赢的市场运作机制和商业模式。专家指出，目前，虚拟电厂亟需用户积极参与以有效整合资源，应对新能源间歇性出力等问题。然而，用户调整用能习惯所付出的精力、成本，与峰谷价差所带来的收益显著不对等，又缺乏足够的经济激励机制，各参与主体兴致怏怏，资源整合困难重重，导致虚拟电厂面临着“形似整合实则分散”的僵局，实际效果大打折扣。市场机制的缺失是制约虚拟电厂发展的关键因素之一。华能浙江能源销售主管柳备在论坛上指出，虚拟电厂的常态化运行离不开市场化的加持,目前，我国虚拟电厂在市场准入、市场监测和供求机制等方面缺乏明确的规定，这限制了其进一步的发展。鉴于当前电力市场的发展阶段和开放程度尚存局限，虚拟电厂所能产生的收益相对有限，在一定程度上挫伤了用户侧的参与热情。同时，商业模式的单一性也限制了虚拟电厂的发展空间。高赐威在会上提到，虚拟电厂的核心优势不在于接入承载多少资源，而在于其所具备的资源变现能力。虚拟电厂的盈利主要依赖辅助服务、需求响应和电力现货市场，但这些市场尚未完全成熟，导 致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。此外，许多地区的虚拟电厂仅作为迎峰度夏期间的应急机制，在高电力负荷时段唤醒“沉睡”的分布式资源，响应总量和补偿标准每年更新，缺乏稳定性和可预见性，无法提供可靠的投资信号，抑制了参与者的积极性。 多元并进 承担系统多重角色 “双碳”目标的提出加速了系统电源结构与负荷特性的转变，为虚拟电厂的孵化提供了应用场景。浙江大学电气工程学院教授杨强在论坛上强调，“当前，我们正置身于碳排放双控和工业化深度发展耦合的复杂时期，既要推动工业体系向低碳排放升级，又面临碳排放的严格限制。”在此关键时刻，虚拟电厂或将成为破解这一僵局的关键力量。要充分发挥虚拟电厂的潜力，首要任务是完善市场机制。要明确市场准入标准，确定虚拟电厂与其他电厂同等的市场主体地位，参与公平、良性的市场竞争，将虚拟电厂纳入全国统一电力市场体系建设的总体布局规划。同时，需加快完善虚拟电厂的市场参与机制，健全辅助服务市场交易品种等。华南理工大学的谢敏教授在会上建议，应构建一个整合海量用户侧资源，并与地方配电市场、批发市场协同运行的统一市场体系架构，以促进虚拟电厂与电力系统统一调度体系的深度融合，使其在多元化的业务场景中发挥实效。进一步探索虚拟电厂的商业模式也是当务之急。虚拟电厂在成本控制上具有显著优势，但要将其转化为商业价值，还需建立健全资源定价和利益分配机制，构建统一的交易体系，支持分布式资源自主优化，并积极参与需求响应、辅助服务市场及现货市场。同时，要密切关注与 市场相关的政策、规则动态，加速虚拟电厂的商业模式创新，推动产品迭代升级。此外，还需完善虚拟电厂内部定价及利益分配机制，提高用户侧资源参与虚拟电厂运营的积极性。电力规划设计总院能源政策与市场研究院院长凡鹏飞认为，虚拟电厂在能源电力系统中扮演着多重角色：能源安全保供的“辅助器”、新型储能发挥的“放大器”、新型配电网发展的“加速器”、源网荷储一体化发展的“耦合器”、分布式电源的“控制器”、需求侧响应资源的“调节器”、分布式资源参与市场的“聚合器”、贯穿多市场的“路由器”等，这些角色共同体现了虚拟电厂在能源电力系统中的多元价值。

11月19日，国家发改委召开新闻发布会，解读8部门联合印发的《完善碳排放统计体系工作方案》。这一方案的实施，预计将为光伏等清洁能源产业带来重大利好，进一步推动绿色能源转型和可持续发展。 01.方案出台的终极目的 正在召开的联合国气候变化框架公约第29届会议（COP 29）进一步强调了全球碳市场的紧迫性，将全球碳交易逐步推向现实。这表明，“双碳”目标已达成更广泛的共识。为了实现这一目标，必须首先准确掌握每个地方、每个行业、每个企业的碳排放量。国家发改委等8部门出台的方案，旨在使碳排放核算更加清晰和精准，并推动核算标准与国际接轨，以应对国际贸易壁垒，如欧盟电池法案和碳边境调节机制（CBAM）。 该方案的实施将带来两个显著的利好目标。一是碳排放年报、快报制度全面建立。2025年起，国家和各省每年都要报出碳排放“账本”，而且要快报快出。同时，将发布实施不同行业的碳排放核算标准和不同产品的碳足迹核算标准，并建立全国统一的碳排放数据库，实现动态更新、实时查看、公开透明。 二是碳排放统计核算体系构建完成。到2030年，国家、省级碳排放统计核算体系制度全面建立并有效运转；针对电力、钢铁等排放大户的相关行业企业，非化石能源发电减排能力要显著提升；产品的碳足迹实现精准管理，其碳排放“身份证”全面符合国际标准。 02.利好光伏的主要方面 一是推动市场拓展。该方案通过完善碳排放统计核算体系，将显著增强社会对碳排放的重视，提高清洁能源需求，激励企业投资低碳技术。光伏作为最重要的可再生能源之一，将迎来更大的市场需求和发展机遇，尤其是在工商业屋顶分布式光伏系统等领域。随着碳排放意识的提高，光伏产品的国际合作和出口市场也有望扩大。 二是突破贸易壁垒。完善的碳排放统计核算体系，将进一步与国际标准接轨，通过提供准确、透明的碳排放数据，增强中国光伏产品的国际竞争力。这种透明度和可验证性可以减少其他国家对中国光伏产品的环境标准和碳足迹的疑虑，从而降低因碳排放问题而产生的贸易摩擦。 三是提升消纳能力。政策的实施有助于提高光伏发电的经济性和环境效益，推动电网结构优化以增强光伏发电的接入能力。同时，提升消纳能力以减少弃光现象，并促进储能技术的应用以解决光伏发电的间歇性问题，提高光伏发电的稳定性和可靠性。 四是助力碳交易市场。准确的碳排放数据是碳交易市场至关重要。完善的碳排放统计核算体系将为碳交易市场提供必要的数据基础，有助于市场的规范化和法制化，包括电力现货市场、绿色电力证书交易等，为光伏发电提供更多的市场机会，同时激励企业通过减少碳排放来获得经济收益。 五是优化行业布局。通过准确的碳排放数据，可以科学评估不同地区光伏项目的环境影响，指导地方政府合理规划新能源布局，实现资源的最优配置，促进产业集群发展，推动能源结构调整，减少资源浪费，提高项目经济性，从而推动光伏产业的可持续发展。 随着“双控”政策的深入实施和碳排放统计核算体系的不断完善，我们有理由相信，光伏等新能源产业将迎来更加广阔的发展空间。这不仅是对我国能源结构转型的有力推动，也是对全球应对气候变化挑战的重要贡献。随着政策的深入实施，光伏产业不仅将迎来新的发展机遇，而且将在推动能源转型和应对气候变化方面发挥关键作用。

特朗普赢了，光伏产业甚至整个清洁能源产业，可能会为之震荡！ 11月6日，特朗普宣布当选美国总统！，当日，First Solar 下跌 12%，Enphase 和 SolarEdge 下跌约 19%，Sunrun下跌26%，Sunnova暴跌40%。Nextracker下跌约6.5%，Array Technologies股价下跌近20%。从电池组件到电站，从光伏逆变器到支架光伏行业，整个美国光伏产业遭遇了“黑天鹅”事件。 对于中国光伏而言，特朗普当选意味着什么？ 就在特朗普当选之日，天合光能宣布将美国5GW光伏组件制造项目出售给美股上市公司FREYR。隆基、晶科再次向外界强调其美国的产能。 除此之外，中国光伏还正在经历新一轮的行业周期。双重挑战之下，中国光伏的底层逻辑恐怕要变了。 特朗普1.0，光伏产业遭遇了挫折 特朗普是坚定的化石能源支持者，其逻辑在于“美国第一”，“能源独立”的主张。在特朗普第一任期内，其能源政策强调美国能源自主和促进就业增长。 2017年6月1日，特朗普政府宣布美国退出《巴黎协定》，停止实施其“国家自主贡献”，停止对绿色气候基金捐资等出资义务。 2017年10月10日，特朗普政府废除了由前总统奥巴马签署的“清洁能源计划”(Clean Power Plan，CPP)。根据该计划，美国到2030年需将温室气体的排放量减少到比2005年低32%。 2018年1月23日，特朗普签署文件，决定实施“201条款”措施。该措施明确，对进口量超过2.5GW的晶体硅光伏电池片及组件征收保障措施关税，实施期限为4年，实施期间措施逐步放宽。其中，第一年征收30%的从价税，第二年征收25%、第三年征收20%、第四年征收15%。 2018年3月22日，特朗普在白宫签署总统备忘录，依据“301调查”结果，对中国电动汽车、锂电池、光伏电池与组件等产品征收25%的关税。 2020年，特朗普签署涉疆法案，要求出口至美国产品不含新疆成分，进一步围堵中国光伏产业链。 可以说在特朗普第一任的四年任期内，不仅压制清洁能源的发展，更是数次对中国光伏出手。 在特朗普政策的影响下，美国从中国光伏的重要出口市场，到“无足轻重”。海关统计数据显示，特朗普上任前的2015年、2016年，中国出口美国的光伏电池组件占全部出口总额的10%以上。2017年，特朗普上任的第一年，这一数据迅速跌至5.48%。2018年，中国出口美国的电池组件仅0.41亿元美元，创历史新低。 在特朗普第一任期内，中国出口美国的电池组件总额为12.94亿美元，尚不及2016年一年的出口额。 相较光伏电池组件领域，逆变器则受到影响较少，在特朗普4年任期内，中国共计出口美国逆变器金额达16.16亿美元，保持了相对稳定增长的趋势。 事实上，不仅中国光伏产品出口美国受挫，美国本身光伏装机也在特朗普任内经历了低谷期。2016年，美国光伏新增装机已经达到了15.14GW，特朗普上台后的三年里，美国新增光伏装机始终徘徊在10GW左右，直至2020年才有所恢复。 无惧特朗普2.0，光伏已然强大 特朗普再次当选美国总统，清洁能源行业特别是光伏产业界对于美国的光伏产业前景忧心忡忡。其中重要原因在于特朗普对于清洁能源的敌视态度以及选举过程承诺要废除《减少通货膨胀法案》（IRA）。然而综合各方观点来看，特朗普的第二任期，光伏产业未必会再次遭受挫败。其原因有四： 其一，特朗普的支持者是IRA法案的受益者 与上次传统能源州支持特朗普不同的是，美国这次大选，清洁制造业投资前十名的州都是特朗普的支持者，他们是也是IRA法案的受益者。前美国环保署署长、奥巴马和拜登的白宫气候顾问Gina McCarthy，日前在接受媒体采访时表示，无论特朗普说了什么，美国向清洁能源的转变是不可阻挡的。我知道大家都担心这次的选举结果，但这些清洁能源项目大部分正在共和党选区运营或正在建设中。而且许多共和党国会议员已经与数百名商界领袖一起参加剪彩和奠基仪式。 除清洁能源投资之外，美国户用光伏排名前四的州中，亚利桑那州、德克萨斯州、佛罗里达州是特朗普的支持者选区，这些州的居民能够利用 IRA 税收抵免来实现能源独立。特朗普一贯支持税收抵免。剥夺他的支持者的税收抵免不符合他的性格。 何况经过四年沉淀之后，特朗普对于光伏的态度也有所转变，他在竞选期间明确表示，自己是“太阳能的忠实粉丝”。 其二，美国本土光伏制造业为美国带来了大量的就业岗位 特朗普能源政策的核心是能源独立与促进本土就业，这与光伏产业的发展并不矛盾。从2018年，美国对中国光伏产品加征巨额关税之后，加之IRA法案对本土制造的补贴，近年来美国的本土光伏制造业也在快速增长，截止2023年底，美国光伏组件产能已经达到了26.4GW，有专业机构预测，2024年这一规模将达到68.5GW。 本土制造的扩张，为美国带来了大量的就业岗位。据美国州际可再生能源委员会最近发布的第14次年度全国太阳能就业普查结果显示，太阳能行业已成为美国主要就业来源，2023年创造了1.5564万个就业岗位。 其三，光伏产业本身技术、成本优势明显 经过不断的技术升级，太阳能发电的价格在2010年至2020年间下降了90%，并将持续呈现下降趋势。因此，美国光伏装机大增，2023年美国的太阳能发电量是天然气发电量的三倍，已成为美国电力的重要来源。气候研究非营利组织伯克利地球的研究科学家泽克·豪斯法瑟说：“德克萨斯州拥有最多的太阳能和风能，不是因为德克萨斯州的共和党人喜欢可再生能源，而是因为它是那里最便宜的电力形式。” 即便特朗普支持传统能源，但美国许多州近年来都在加速低碳能源转型。有资料显示，美国有130个城市签署了联合国支持的加速脱碳承诺。因此纵然美国联邦政府再次退出《巴黎气候协定》，美国的地方政府也拥有更大的自治权，保留太阳能制造产业。 其四，马斯克可能是最大变数 当地时间12月12日，特朗普宣布马斯克将领导政府效率部。马斯克对于特朗普的支持以及在特朗普团队中的重要作用显而易见。众所周知，马斯克是光伏等新能源的支持者也是最大的受益者。早在2003年，马斯克成立了Solar City公司，成为美国最大的太阳能发电系统供应商。他本人也曾经表示，自己创立的特斯拉根本目的就是加速可持续能源的到来 特朗普上任，中国光伏要做最坏打算 特朗普上任，光伏产业未必会有最坏结果，但中国光伏却要做最坏打算。 特朗普在第一任期，频频对中国光伏出手，加征关税、双反政策、涉疆方案使中国光伏企业被迫将大量产能移师东南亚。至此之后，东南亚成为中国之后，美国最重要的光伏产品进口地。 然而，随着政策的变动，美国正在加速弥补这一“漏洞”。2021年，美国提出对东南亚光伏产业进行反规避调查，并于2023年8月下达终判，认定部分企业的规避行为存在，将加征双反关税。不过拜登政府就反规避关税给出了两年豁免期。特朗普上台后这一反规避关税豁免很有可能终止。他本人表示上台后将对世界其他国家征收10%至20%的关税。 此外，对于美墨边境非法移民问题，也让中国光伏企业将墨西哥视为下一个出口美国跳板的计划受阻。 除布局东南亚之外，中国光伏企业也开始布局美国市场。晶科能源今年9月披露消息，其位于美国佛罗里达州的工厂根据美国《降低通胀法案》(IRA)成功获得了税收抵免。特朗普上台后是否还会给中国企业补贴，甚至是否开放中国光伏制造市场给中国企业投资都是未知之数。 此前，特朗普在自己官方网站的一份声明称：“特朗普总统将在就职第一天废除拜登的所有扼杀工业、摧毁就业、亲华反美电力法规。拜登对能源的战争的赢家是中国。” 光伏产业作为中国能源行业的代表性产业无疑是特朗普针对的重点。 根据最新消息显示，欧洲市场目前光伏组件均价为0.098欧元/Wp，约为0.107美元/Wp。当欧洲人将便宜的光伏板作为栅栏使用时，美国的光伏组件价格目前仍维持在0.41元/W的相对高位。因此，美国可以说是目前为止，为数不多的高价值市场。 随着特朗普上台，中国光伏企业有必要做最坏打算——面对高额的关税，东南亚、墨西哥甚至美国的厂都会受到影响。 危机中的转机！中国光伏底层逻辑要变 特朗普赢得大选对于中国光伏而言无疑是“黑天鹅”事件。然而从中国光伏自身而言，其发展的底层逻辑也要改变。 中国光伏硅片产能占全球的97.9%；光伏组件约占全球总产能的83.4%。中国光伏企业技术、人才、品牌等方面都有其他国家难以比拟的优势。然而“内卷”让中国光伏陷入了困境，中国的光伏产品低价到可以让海外客户做栅栏。 由此可见，尽管中国光伏拥有巨大优势，却并没有这个领域的市场话语权。正因如此，美国，包括欧盟、印度、巴西、土耳其等地都纷纷对中国光伏实施关税制裁措施。 当下，在中国光伏产业面临调整之际，在特朗普2.0即将到来之时，中国的光伏产业有必要进行深度的调整。从产品出口到技术、资本、品牌出海。不久之前，天合光能用5GW产能置换美国上市公司1亿美元现金、面值1.5亿美元的优先票据，以及股份是一个重要的尝试。 此外，今年以来，中国光伏企业抱团出海中东，建立多晶硅、电池、组件产能也是一个出路。 日前，天合光能董事长高纪凡在行业会议上表示：“中国光伏人从来没有浪费任何一次危机，转危为机，突破发展，是我们光伏人的基因，也是我们的信念。” 确实如此，尽管中国出海面临政策、市场、人文环境等多重挑战，但依然是中国光伏的重要出路。作为中国的优势产业，光伏产业应该教育市场，重塑高价值市场。特朗普“黑天鹅”事件，未必是最坏的结局，也可能是中国光伏再次蜕变的起点。

产能过剩、量增价跌，“寒流”已是整个光伏行业都看到的现实；而今年上半年，组件、硅料硅片赛道的大面积亏损，更是让每个光伏人感受到了“寒流”的凛冽。 在国内陷入“价格战”的同时，光伏企业纷纷将目光瞄准了海外市场，以期解决当下的尴尬处境。 但令人意外的是，“价格战”的硝烟已从国内弥漫到了海外；在部分海外市场，光伏产业同样竞争激烈，相互抢夺市场份额的依然是国内的光伏企业，降价清库存也依然是企业们的常用手段。 有数据预测，今年国内光伏企业的产能或将达到全球需求的1.3倍。 当产能超过需求的时候，此时出海真的能解决问题吗？如果出海不解决问题，那么光伏行业的出路又在哪里？ 从“盛宴”变“剩宴” 2020年正值疫情期间，刚毕业的大刘进入光伏行业成为一名销售，据大刘介绍，他所在的企业主要从事太阳电池、组件及光伏发电系统等相关业务。 据大刘回忆，“那时候，确实挣钱”，虽然那时正值疫情，但确实是光伏行业较为辉煌的几年。与四年前相比，大刘现在的工作压力比四年前翻了不止一倍。 据大刘表述，大刘的工作压力并非来自公司或者KPI，而是来自同行。 大刘主要负责德国地区的业务，经常在欧洲各国奔波，据大刘介绍，德国的社会氛围会比国内松弛很多，但即便如此，大刘的工作还是处于紧张的随时待命状态。大刘表示，自己虽然做着欧洲人的项目，但每天都在和中国人打交道，用大刘的话说，“天天和中国人打仗”。 在德国的光伏市场，依旧是中国人和中国人在卷。 “在欧洲的供应端，一直都是中国厂商和中国厂商在较劲。”大刘说，“特别在组件行业，中国人之间现在已经是打的'头破血流' 了”。 在项目上，大刘经常会碰到，执行了一半的项目，被同行截胡；又或者被友商跟踪行程，有的时候双方甚至会为了争夺项目而发生冲突。这些颇具戏剧性色彩的事件，在大刘的日常工作中真实上演。大刘解释道，“这个行业只有收到项目尾款，你才可能轻松点。” 在大刘的认知里，2020年后热钱的涌入，是导致本次光伏行业“严重内卷”的重要原因。 2021年至2023年，为抢占更多的市场份额，同时瓜分“双碳”政策下的红利，不仅众多光伏企业进行了产能扩产，同时又有许多企业跨界进入光伏赛道。 “女装大佬”日播时尚、钟表珠宝企业明牌珠宝、主攻云计算的琏升科技先后跨界光伏领域；甚至诸如中国石油、中国海油等能源巨头，也相继涉足光伏业务。 公开数据显示，2021年光伏企业数量为11.54万家，2022年时光伏企业数量已飙升至88.47万家 ，至2023年光伏企业数量稍有下降共计63.04万家。‌‌ 在经历了一段时间的“疯狂”发展后，2024年的产能过剩或已成定局。数据显示，截至2023年底，国内企业多晶硅有效产能较2022年底同比增加约85%，硅片、电池片、组件端国内企业有效产能较2022年底同比分别增加约71%、105%、76%。 自2023年初开始，光伏主产业链产品价格不断走低，2023年主产业链末端的组件产品价格全年下跌约49%，而最上游的硅料环节更是价格下跌约67%。截至2024年5月底，主产业链环节产品的成交均价，甚至跌破企业成本。 据大刘介绍，在欧洲，国内厂商打价格战，经常会折价卖，折扣给到50%是较为常见的情况。据大刘了解，目前国内某些厂商在半价“甩卖”自己的库存。 内卷之下，部分企业已经开始不赚钱了，这其中也包括光伏行业的龙头企业。 光伏产业链包括硅料、硅片、电池片、组件、逆变器、支架等诸多环节。而在所有产业链中，组件行业是最为内卷的环节。“像逆变器、支架行业他们虽然也卷，但是他们是可以保证利润的。”大刘说，“不像组件行业，全行业都在亏损。” 如果说2023年还只是光伏行业调整的前奏，那么今年的半年报，才让行业真正体会到寒冬的料峭。 身处上游的硅料硅片企业，在今年上半年均未实现盈利，而中游的组件企业虽有部分企业实现盈利，但业绩较去年同期却大幅下滑。 按照同花顺行业分类，在23家光伏电池组件企业中，业绩亏损的企业共有14家，其中隆基绿能最高亏52.43亿；而6家硅料硅片企业，则全线亏损，其中通威股份及TCL中环亏损金额最高，分别为31.29亿及30.64亿。 面对这样的大环境，大刘也时常感到焦虑。大刘的说话语速非常快，对于这样的习惯，大刘解释道，“没办法，工作节奏太快，以前也不这样”。 即便亏损生产，也能在一定程度上减轻损失 在内卷的氛围里，企业的日子不好过，打工人的日子也同样不好过。 自从今年8月拿到公司的离职赔偿后，李青的工作一直都没有着落。李青表示，自己是从9月中旬开始海量投递简历的，但是基本上是杳无音讯的状态。 2021年，研究生毕业的李青进入一家top5的光伏企业做研发工程师；今年3月，李青跳槽到云南一家规模较小的光伏企业。然而好景不长，李青就职的公司，在光伏行业下行的冲击下，不仅冲击IPO失败，而且李青所在的生产基地也停止了生产。像李青这样的光伏人不在少数，从去年开始，先后有光伏企业传出减员的消息，有应届生被毁约，也有新员工不予转正。对于光伏行业如今的现状，朋友保科技总裁兼首席精算师陈麒百认为，行业内的同质化是非常重要的原因之一。陈麒百解释道，同质化导致各家产品的区分度不高，叠加各家的渠道也高度相似，在这种情况下，对客户来说就是“谁便宜，就买谁”，价格战就这么产生了。 陈麒百补充道，诸如行业头部的这些企业，他们的产品其实差异度不大。 为光伏企业提升运维效率，是陈麒百所在公司的业务之一，相比于前几年，不少光伏企业相继上门寻求合作。据陈麒百表示，放在几年前，光伏企业对电站的发电效率提升1%、2%毫不在意，但现在不少光伏企业开始重视了，找上门的合作多了。 对于光伏行业技术的“含金量”，陈麒百和大刘都认为，光伏行业不是一个技术门槛很高的行业。陈麒百说，“如果是在20年前，光伏确实是新技术，但是现在做白酒的、做贷款的都在做光伏。” 除了产品的同质化外，政企端的招投标也给光伏企业的内卷施加了一股无形的压力。 据陈麒百了解，在一些政企端的采购招标中，会对投标企业去年的出货量有数量上的要求；如果一家光伏企业低于要求的出货数量，那么该企业很可能被踢出采购目录。 以组件为例，从数据来看，过去一年光伏组件确实呈现出一种奇特的现象，一方面产品价格持续走低，一方面出货量却节节攀升。 对于企业来说，即便降价出售、即便亏损出售，至少要让自己坐在牌桌上。陈麒百表示，政府才是光伏行业最大的采购方，如果被踢出采购目录，那对企业来说很可能是“不能承受之重”。 与此同时，即便是在亏损，光伏企业也不敢轻易的停工停产。 “对于企业来说，前期投入了那么多资金、购置了那么多生产线，如果不让生产线跑起来，仅折旧摊销的成本就是一笔非常大的开支。”大刘表示，“生产，至少能在一定程度上减轻损失。” 事实上，光伏行业内已在积极的展开“自救”。 10月14日，包括隆基绿能、阿特斯、协鑫集团、晶澳太阳能等16家企业参加了中国光伏行业协会召开座谈会，并就“强化行业自律，防止内卷式恶性竞争，强化市场优胜劣汰机制，畅通落后低效产能退出渠道等并达成共识。 10月18日晚间，中国光伏行业协会发文称，0.68元/瓦的成本已是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。同时协会还表示，针对低于成本中标，以及低于成本中标后可能出现的以次充好、不能履约的行为，协会将予以关注，并考虑采取全行业通报、向市场监管部门举报等方式，加强行业自律，促进行业健康发展。 “需求端没问题 主要是生产端如何消化自己的产能” 在产能过剩的大环境下，光伏企业纷纷将目光转向了海外。如今的光伏出海，已从几年前的选择题，变成今日的必答题。 “国内市场就那么大，有厂商拼的价格已低于成本，甚至拥有规模效应的大厂都开始赔钱了。”陈麒百表示，“国外的光伏市场虽然卷，但是至少还有利润空间。” 但大刘却认为，光伏企业如今的问题，并不是出海可以解决的。“现在，国内光伏产能可能比全球的需求还要多。”大刘补充道，“需求端没有问题，现在的话主要是看生产端怎么去消化自己这么多的产能的问题了。” 公开数据显示，去年我国光伏新增装机量为216.88GW，而同期全球光伏新增装机量则为390GW，如此计算去年我国光伏新增装机量为全球的55.61%。 另有数据显示，光伏组件和电站装机量的比例通常为1:1.2，即如果电站需要1GW的装机量，那么需要安装1.2GW的组件容量。据中国光伏行业协会数据，2023年我国硅片产量达到622GW，如此计算去年光伏组件的生产量已超过去年全年的装机量。 据预测，2024年全球光伏新增装机预计为390GW—430GW，其中中国光伏新增装机预计为190GW—220GW。而根据工信部数据，2024年上半年，我国组件产量已达271GW。 如此计算，组件仅上半年的产量便已超过国内全年的预计装机需求。假设今年下半年保持相同产量，则我国组件全年供给量将达到全球光伏装机需求的1倍。 在今年7月25日举行的2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上便曾提出，光伏当前行业内外竞争激烈，要推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 对于鼓励兼并重组的逻辑，陈麒百认为，“被并购了，就是消失了，市场上就少了一家光伏企业。” 从某种程度上，如今的光伏行业存在着“劣币驱逐良币”的现象。正如大刘和陈麒百所述，如今的光伏行业早已不是一个技术壁垒很高的行业，越来越多的资本及玩家进入光伏领域。 在产品差异度不高的背景下，光伏行业转变成了价格导向的市场。“如果我就是一个小企业，品牌度又不高，那我肯定是要打价格战的。”陈麒百解释道，“其实有些买家对产品也不太懂。” 面对如今内卷的局面，光伏企业们似乎还没有找到更好地解决办法。大刘表示，“感觉大家价格战也打不动了，现在就相互耗着，看 '谁先把谁耗死'。”大刘认为，现阶段比拼的也是各家的现金储备。 以硅料硅片及组件行业为例，据同花顺数据，截至今年上半年账面货币资金余额超过百亿的仅有6家，分别是隆基绿能、晶澳科技、天合光能、晶科能源、通威股份及阿特斯。 用陈麒百的话说，现在的光伏市场是“僧多粥少”；在陈麒百看来，未来的光伏市场很可能会和今天的共享单车一样。 “它的逻辑其实很简单，以前市面上大大小小的共享单车品牌很多，但是现在都看不到了吧。”陈麒百解释道，“未来这个行业，总有人会挺不住，10个玩家最后会变成2个玩家，这个时候大家才会坐下来认真谈判。” 而光伏行业何时才能走出新周期，据中信建投预测，2026年光伏行业可走出新周期。具体来看，硅料、电池出清时间可能在2025年末至2026年，组件出清时间可能在2026年，硅片出清时间可能在2027年。

产能过剩、量增价跌，“寒流”已是整个光伏行业都看到的现实；而今年上半年，组件、硅料硅片赛道的大面积亏损，更是让每个光伏人感受到了“寒流”的凛冽。 在国内陷入“价格战”的同时，光伏企业纷纷将目光瞄准了海外市场，以期解决当下的尴尬处境。 但令人意外的是，“价格战”的硝烟已从国内弥漫到了海外；在部分海外市场，光伏产业同样竞争激烈，相互抢夺市场份额的依然是国内的光伏企业，降价清库存也依然是企业们的常用手段。 有数据预测，今年国内光伏企业的产能或将达到全球需求的1.3倍。 当产能超过需求的时候，此时出海真的能解决问题吗？如果出海不解决问题，那么光伏行业的出路又在哪里？ 从“盛宴”变“剩宴” 2020年正值疫情期间，刚毕业的大刘进入光伏行业成为一名销售，据大刘介绍，他所在的企业主要从事太阳电池、组件及光伏发电系统等相关业务。 据大刘回忆，“那时候，确实挣钱”，虽然那时正值疫情，但确实是光伏行业较为辉煌的几年。与四年前相比，大刘现在的工作压力比四年前翻了不止一倍。 据大刘表述，大刘的工作压力并非来自公司或者KPI，而是来自同行。 大刘主要负责德国地区的业务，经常在欧洲各国奔波，据大刘介绍，德国的社会氛围会比国内松弛很多，但即便如此，大刘的工作还是处于紧张的随时待命状态。大刘表示，自己虽然做着欧洲人的项目，但每天都在和中国人打交道，用大刘的话说，“天天和中国人打仗”。 在德国的光伏市场，依旧是中国人和中国人在卷。 “在欧洲的供应端，一直都是中国厂商和中国厂商在较劲。”大刘说，“特别在组件行业，中国人之间现在已经是打的'头破血流' 了”。 在项目上，大刘经常会碰到，执行了一半的项目，被同行截胡；又或者被友商跟踪行程，有的时候双方甚至会为了争夺项目而发生冲突。这些颇具戏剧性色彩的事件，在大刘的日常工作中真实上演。大刘解释道，“这个行业只有收到项目尾款，你才可能轻松点。” 在大刘的认知里，2020年后热钱的涌入，是导致本次光伏行业“严重内卷”的重要原因。 2021年至2023年，为抢占更多的市场份额，同时瓜分“双碳”政策下的红利，不仅众多光伏企业进行了产能扩产，同时又有许多企业跨界进入光伏赛道。 “女装大佬”日播时尚、钟表珠宝企业明牌珠宝、主攻云计算的琏升科技先后跨界光伏领域；甚至诸如中国石油、中国海油等能源巨头，也相继涉足光伏业务。 公开数据显示，2021年光伏企业数量为11.54万家，2022年时光伏企业数量已飙升至88.47万家 ，至2023年光伏企业数量稍有下降共计63.04万家。‌‌ 在经历了一段时间的“疯狂”发展后，2024年的产能过剩或已成定局。数据显示，截至2023年底，国内企业多晶硅有效产能较2022年底同比增加约85%，硅片、电池片、组件端国内企业有效产能较2022年底同比分别增加约71%、105%、76%。 自2023年初开始，光伏主产业链产品价格不断走低，2023年主产业链末端的组件产品价格全年下跌约49%，而最上游的硅料环节更是价格下跌约67%。截至2024年5月底，主产业链环节产品的成交均价，甚至跌破企业成本。 据大刘介绍，在欧洲，国内厂商打价格战，经常会折价卖，折扣给到50%是较为常见的情况。据大刘了解，目前国内某些厂商在半价“甩卖”自己的库存。 内卷之下，部分企业已经开始不赚钱了，这其中也包括光伏行业的龙头企业。 光伏产业链包括硅料、硅片、电池片、组件、逆变器、支架等诸多环节。而在所有产业链中，组件行业是最为内卷的环节。“像逆变器、支架行业他们虽然也卷，但是他们是可以保证利润的。”大刘说，“不像组件行业，全行业都在亏损。” 如果说2023年还只是光伏行业调整的前奏，那么今年的半年报，才让行业真正体会到寒冬的料峭。 身处上游的硅料硅片企业，在今年上半年均未实现盈利，而中游的组件企业虽有部分企业实现盈利，但业绩较去年同期却大幅下滑。 按照同花顺行业分类，在23家光伏电池组件企业中，业绩亏损的企业共有14家，其中隆基绿能最高亏52.43亿；而6家硅料硅片企业，则全线亏损，其中通威股份及TCL中环亏损金额最高，分别为31.29亿及30.64亿。 面对这样的大环境，大刘也时常感到焦虑。大刘的说话语速非常快，对于这样的习惯，大刘解释道，“没办法，工作节奏太快，以前也不这样”。 即便亏损生产，也能在一定程度上减轻损失 在内卷的氛围里，企业的日子不好过，打工人的日子也同样不好过。 自从今年8月拿到公司的离职赔偿后，李青的工作一直都没有着落。李青表示，自己是从9月中旬开始海量投递简历的，但是基本上是杳无音讯的状态。 2021年，研究生毕业的李青进入一家top5的光伏企业做研发工程师；今年3月，李青跳槽到云南一家规模较小的光伏企业。然而好景不长，李青就职的公司，在光伏行业下行的冲击下，不仅冲击IPO失败，而且李青所在的生产基地也停止了生产。像李青这样的光伏人不在少数，从去年开始，先后有光伏企业传出减员的消息，有应届生被毁约，也有新员工不予转正。对于光伏行业如今的现状，朋友保科技总裁兼首席精算师陈麒百认为，行业内的同质化是非常重要的原因之一。陈麒百解释道，同质化导致各家产品的区分度不高，叠加各家的渠道也高度相似，在这种情况下，对客户来说就是“谁便宜，就买谁”，价格战就这么产生了。 陈麒百补充道，诸如行业头部的这些企业，他们的产品其实差异度不大。 为光伏企业提升运维效率，是陈麒百所在公司的业务之一，相比于前几年，不少光伏企业相继上门寻求合作。据陈麒百表示，放在几年前，光伏企业对电站的发电效率提升1%、2%毫不在意，但现在不少光伏企业开始重视了，找上门的合作多了。 对于光伏行业技术的“含金量”，陈麒百和大刘都认为，光伏行业不是一个技术门槛很高的行业。陈麒百说，“如果是在20年前，光伏确实是新技术，但是现在做白酒的、做贷款的都在做光伏。” 除了产品的同质化外，政企端的招投标也给光伏企业的内卷施加了一股无形的压力。 据陈麒百了解，在一些政企端的采购招标中，会对投标企业去年的出货量有数量上的要求；如果一家光伏企业低于要求的出货数量，那么该企业很可能被踢出采购目录。 以组件为例，从数据来看，过去一年光伏组件确实呈现出一种奇特的现象，一方面产品价格持续走低，一方面出货量却节节攀升。 对于企业来说，即便降价出售、即便亏损出售，至少要让自己坐在牌桌上。陈麒百表示，政府才是光伏行业最大的采购方，如果被踢出采购目录，那对企业来说很可能是“不能承受之重”。 与此同时，即便是在亏损，光伏企业也不敢轻易的停工停产。 “对于企业来说，前期投入了那么多资金、购置了那么多生产线，如果不让生产线跑起来，仅折旧摊销的成本就是一笔非常大的开支。”大刘表示，“生产，至少能在一定程度上减轻损失。” 事实上，光伏行业内已在积极的展开“自救”。 10月14日，包括隆基绿能、阿特斯、协鑫集团、晶澳太阳能等16家企业参加了中国光伏行业协会召开座谈会，并就“强化行业自律，防止内卷式恶性竞争，强化市场优胜劣汰机制，畅通落后低效产能退出渠道等并达成共识。 10月18日晚间，中国光伏行业协会发文称，0.68元/瓦的成本已是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。同时协会还表示，针对低于成本中标，以及低于成本中标后可能出现的以次充好、不能履约的行为，协会将予以关注，并考虑采取全行业通报、向市场监管部门举报等方式，加强行业自律，促进行业健康发展。 “需求端没问题 主要是生产端如何消化自己的产能” 在产能过剩的大环境下，光伏企业纷纷将目光转向了海外。如今的光伏出海，已从几年前的选择题，变成今日的必答题。 “国内市场就那么大，有厂商拼的价格已低于成本，甚至拥有规模效应的大厂都开始赔钱了。”陈麒百表示，“国外的光伏市场虽然卷，但是至少还有利润空间。” 但大刘却认为，光伏企业如今的问题，并不是出海可以解决的。“现在，国内光伏产能可能比全球的需求还要多。”大刘补充道，“需求端没有问题，现在的话主要是看生产端怎么去消化自己这么多的产能的问题了。” 公开数据显示，去年我国光伏新增装机量为216.88GW，而同期全球光伏新增装机量则为390GW，如此计算去年我国光伏新增装机量为全球的55.61%。 另有数据显示，光伏组件和电站装机量的比例通常为1:1.2，即如果电站需要1GW的装机量，那么需要安装1.2GW的组件容量。据中国光伏行业协会数据，2023年我国硅片产量达到622GW，如此计算去年光伏组件的生产量已超过去年全年的装机量。 据预测，2024年全球光伏新增装机预计为390GW—430GW，其中中国光伏新增装机预计为190GW—220GW。而根据工信部数据，2024年上半年，我国组件产量已达271GW。 如此计算，组件仅上半年的产量便已超过国内全年的预计装机需求。假设今年下半年保持相同产量，则我国组件全年供给量将达到全球光伏装机需求的1倍。 在今年7月25日举行的2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会上便曾提出，光伏当前行业内外竞争激烈，要推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 对于鼓励兼并重组的逻辑，陈麒百认为，“被并购了，就是消失了，市场上就少了一家光伏企业。” 从某种程度上，如今的光伏行业存在着“劣币驱逐良币”的现象。正如大刘和陈麒百所述，如今的光伏行业早已不是一个技术壁垒很高的行业，越来越多的资本及玩家进入光伏领域。 在产品差异度不高的背景下，光伏行业转变成了价格导向的市场。“如果我就是一个小企业，品牌度又不高，那我肯定是要打价格战的。”陈麒百解释道，“其实有些买家对产品也不太懂。” 面对如今内卷的局面，光伏企业们似乎还没有找到更好地解决办法。大刘表示，“感觉大家价格战也打不动了，现在就相互耗着，看 '谁先把谁耗死'。”大刘认为，现阶段比拼的也是各家的现金储备。 以硅料硅片及组件行业为例，据同花顺数据，截至今年上半年账面货币资金余额超过百亿的仅有6家，分别是隆基绿能、晶澳科技、天合光能、晶科能源、通威股份及阿特斯。 用陈麒百的话说，现在的光伏市场是“僧多粥少”；在陈麒百看来，未来的光伏市场很可能会和今天的共享单车一样。 “它的逻辑其实很简单，以前市面上大大小小的共享单车品牌很多，但是现在都看不到了吧。”陈麒百解释道，“未来这个行业，总有人会挺不住，10个玩家最后会变成2个玩家，这个时候大家才会坐下来认真谈判。” 而光伏行业何时才能走出新周期，据中信建投预测，2026年光伏行业可走出新周期。具体来看，硅料、电池出清时间可能在2025年末至2026年，组件出清时间可能在2026年，硅片出清时间可能在2027年。

储能领域迎来省级重磅玩家，广东储能产业发展有限公司正式揭牌成立。 11月22日，广东能源产业科技创新暨新型储能产业高质量发展大会在广州举办，会上，广东储能产业发展有限公司正式揭牌，“广东新型储能产业投资基金”正式启动。广东储能产业发展有限公司，是广东能源集团为深入贯彻落实“四个革命、一个合作”国家能源安全新战略，全面贯彻落实省委、省政府战略部署，助力将新型储能产业打造成为广东省“制造业当家”战略性支柱产业的专业化平台公司，注册资本20亿元，由广东能源集团（持股90%）与南网科技（持股10%）共同出资组建。 储能公司是广东省首家省属储能产业专业化平台企业，将成为推动广东省“万亿级”新型储能产业发展的重要抓手。争取到2030年内，经过培育发展，挖掘储能系统全生命周期价值，储能公司将打造成为引领广东新型储能产业高质量发展的产业链头部企业。 广东新型储能产业投资基金，注册规模50亿元，由广东能源集团所属基金公司担任基金管理人，标志着集团在新型储能产业发展布局中落下关键一子。 该基金将致力于构建覆盖新型储能产业全生命周期的基金群，投资布局新型储能产业和未来产业上下游，培育赋能优质新型储能企业，推动新型储能产业创新链、产业链、资金链深度融合，以全省能源体系主力军的担当作为，推动广东“万亿级”新型储能产业高质量发展。 广东能源集团是广东省属规模最大的能源企业，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（粤电力）。 广东能源集团正在全力推进新型储能发展布局。截至2023年底，广东省能源集团投运新型储能规模57.3万千瓦，是广东新型储能电站最大投资主体；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。

截至2024年9月底，全国光伏发电装机容量7.72亿千瓦，其中集中式光伏4.3亿千瓦，分布式光伏3.41亿千瓦；2024年1-9月，全国光伏新增并网1.6亿千瓦，其中集中式光伏7566万千瓦，分布式光伏8522万千瓦。从数据不难看出，我国分布式光伏项目占据了存量项目的44.27%，在增量项目中更是超过了半壁江山。虽然分布式光伏项目在实际开发中存在这样或那样的问题（如纠纷多、自发自用电费账期长等），但客观现实告诉我们，分布式光伏项目不存在要不要继续开发的疑问，而是如何持续开发好、持续良性发展的问题。 工商业屋顶分布式项目作为分布式光伏项目的重要组成部分，对助力我国实现“双碳”目标和促进电力的就地平衡具有重要作用。2023年下半年以来，各地“自发自用、余电上网”工商业屋顶光伏项目的自用电价签约价格持续走低，不少存量项目的屋顶业主（用电方）也提出了降电价的诉求，这种现象甚至还进一步导致了部分存量项目“自发自用”电费的回收账期变长，对分布式光伏项目的开发建设造成了一定的影响。 （1）分布式光伏项目单位建设投资下行的影响。光伏组件价格从2023年初的1.5元/W左右持续跌落到目前的0.7～0.8元/W上下，项目的单位造价随之降低，在满足相同的财务内部收益率前提下，“自发自用”电价客观上具备了一定幅度的让利空间。从财务测算角度，项目收益对于电价最为敏感，其次才是造价，所以造价的大幅降低，并不能带来电价同等幅度的下行。 （2）光伏项目开发商业模式多元化的影响。部分民企投资方采用“（资本金+融资）投资+建设”的模式，其在建设过程中已通过EPC过程获利颇丰，若以前期投入的资本金为基准，在3个月左右的建设周期内，就获得了两位数以上的净利润率，后期的电费收入只需要覆盖融资的财务费用（含当期应还本金）即可。以这样的商业模式来开发项目，“自发自用”电价确实可以签的很低，但是这种模式对于屋顶业主存在较高的风险，毕竟光伏项目是25年期的资产，其间需要高质量的运行维护（包括屋顶的防漏补漏）来确保屋顶业主的各项权益，从基本人性角度衡量，投资建设方在建设过程中已经赚到了足额的快钱，后期的运维并不是其关注的重点，且不论投资建设方自身的经营风险和存续周期问题。 （3）电力市场化交易，尤其是电力现货市场价格信号传导的影响。从宏观来看，随着全国光伏装机达到7.1亿千瓦，达到同期全国电力装机容量的23%，光伏出力时段的高度集中特征，极大的削弱了光伏电量在电力市场化交易中的议价权，甘肃、新疆等西北地区的电力盈余省份光伏电量上网电价已经进入0.1x元/kWh区间，且基本上光伏的大发时段均被设置为上网电价的低谷时段。各省电力供需情况虽存在较大差异，但总体上来看，批发市场的价格信号不可避免的会向分布式“自发自用”电价传导，由此引发了“自发自用”协议电价持续降低的现象。 从基本逻辑来看，“自发自用”电价的“期望值”是存在一个合理区间的，协议电价太低显然会损害投资方的投资意愿，而电价太高则会颠覆“自发自用”模式自身存在的必要性。 （1）电价的下限值由项目投资方的投资意愿决定。自发自用协议电价不能低于同区域全额上网分布式光伏项目的上网电价，目前国内大部分地区的分布式光伏项目均属于保障性收购范畴，其上网电价基本参照该地区的脱硫煤标杆电价；部分现货市场运行地区（如山东），分布式项目的上网电量部分，结算价参照当月集中式光伏项目的现货市场结算均价。相较于地面光伏项目，屋顶分布式光伏项目的运营期风险和运维工作量都增加了不少，客观上必须通过比地面项目更高的电价来疏导该部分的风险及额外投入。 （2）电价的上限值由用电方的购买意愿决定。在工商业用户的生产工艺和用电时段相对确定的前提下，用户通过电力市场化交易购电，将会形成各个时段的购电平均电价（零售市场的颗粒度一般不会太高，通常分为尖峰、平段、低谷）。既然“自发自用”电量是用于替代同时段的市场化交易电量，那它就应该比同时段的交易结算电价（结算电价=市场化交易电价+线损电价+电度输配电价+系统运行费+政府性基金及附加）低，否则用户就没有使用光伏自发电量的意愿和必要性。 （3）其他因素的影响。如通过“自发自用”电量实现能耗指标的替代，或者降低碳排放的目的，这些属于部分工业用户的关注点，尚不具有普遍性，本文暂不讨论此类因素对于“自发自用”电价的影响。 正如抛开剂量谈毒性是耍流氓，无视不同省份的电力供需实际状况去泛谈“自发自用”电价降幅也同样不合理，以我国东南某用电大省为例，在测算“自发自用”电价合理期望值时，考虑的测算边界主要有以下几点： 边界条件（1）：由于售电公司代理购电时与具体用户的电价签约模式较多，难以作为普遍参照，故本文取电网代理购电的尖（峰）、平、谷电价作为用户侧分时电价的参考价格（本文取2024年9月电网代理购电电价）。 边界条件（2）：某省的光伏发电典型日出力曲线。用于统计光伏发电项目在每个时段所发电量在其当日全口径发电量中的占比。 边界条件（3）：用户在光伏出力的各个时段具有相近的消纳占比，即：余电上网和自发自用电量，在各时段全口径发电量中的占比相对恒定。这个边界条件属于假设条件，看似苛刻，实际上因为企业作息和光伏出力特征的反差，余电上网更大概率发生在午间低谷电价时段，即：用户在低谷时段使用的“自发自用”电量在同时段全口径发电量中的占比更低，结合边界条件（1）、（2）可知：附加了假设的边界条件（3）后，对电价期望值的计算结果是起到拉低的贡献，使得计算结果更为保守。显而易见，自发自用电价期望值的上限，是假设各时段“自发自用”电量均来自于公共电网，以电网代理购电分时电价乘以相应时段光伏发电量占比的加权方式得到，即：电价期望值（上限）=∑电网代理购电分时电价x光伏分时发电量占比（%） “自发自用”电价期望值上限为0.8634元/kWh，考虑到分布式光伏项目占用了业主（用电方）的屋顶，如果将屋顶租金折进电价，合理的电价应该取上述计算值的6～7折左右，即“自发自用”部分的电价合理期望值为0.5180～0.6044元/kWh之间，实际可根据项目具体开发条件具体商谈，在当前的建设投资成本水平下，应该确保（脱硫煤标杆电价+绿证收益）≤“自发自用”部分的签约电价≤上述合理期望值。为了项目全生命周期的顺利履约，并不建议为了项目开发时的纸面高收益盲目追求签约过高的“自发自用”电价。算例虽基于某省的当前电价政策，但计算逻辑具有一定的普适性，其他各省在测算合理的“自发自用”签约电价时可参考。需要重点说明的是，不同用户的用电方案可能存在较大的差异，工作中需要结合实际对计算方法进行适应性调整。

实现碳中和，既是应对全球气候变化的责任义务，也是加快绿色低碳转型、推进高质量发展的重要机遇。制约绿色低碳产业发展的成本问题将在技术进步的推动下逐步得到解决。科技是实现碳中和的重要支撑，应对气候变化必须紧紧依靠科学技术。新时代的中国新能源装备制造业正朝着技术高端化和产业生态化的方向发展，通过不断的技术创新，我国“双碳”战略目标务期必成，同时还可以为全球绿色能源转型贡献中国智慧与力量。 争做耐心资本、坚持长期投入 随着全球气候变化加剧，应对气候变化成为国际共识，绿色低碳发展业已成为时代潮流。全球150多个国家已提出碳中和目标，覆盖全球94%的GDP、86%的人口和91%的碳排放量。面对全球趋势，石油石化行业绿色低碳发展任务紧迫。国际石油公司纷纷加快低碳转型步伐，将绿色低碳战略作为竞争制高点。 国际石油公司的绿色转型主要分为四个方面：一是通过调整组织架构、业务划分等方法重塑绿色低碳战略理念；二是优化业务资产配置组合，一方面加快高碳非核心资产的剥离，另一方面，大幅度提升天然气资源的资产配置；三是布局多元能源供应体系，例如，氢能作为一种清洁高效的二次能源被称作21世纪的终极能源，成为当前石油石化行业布局的重点；四是攻坚绿色低碳技术，近年来绿色低碳技术更新迭代速度明显加快，成为石油石化行业竞争的新方向。 国内的石油企业也在持续发力。 美丽中国因‘绿’而兴，各行各业点‘绿’成金，人与自然和谐共生’越发成为中国式现代化的鲜明特点。作为中央能源化工企业，近年来，中国石化把“双碳”工作摆在践行“两个维护”的政治高度谋划推动，大力实施绿色低碳发展战略，制定实施碳达峰行动方案，全方位推进化石能源洁净化、洁净能源规模化、生产过程低碳化，牵头建设央企废塑料回收利用体系，引领国内“无废集团”建设。连续13年获得“中国低碳榜样”称号，成为获得该奖项次数最多的能源化工央企，绿色低碳高质量发展之路越走越宽广。 地热、风能、光伏等新能源也成为中国石化重点发展领域。2023年，中国石化外购绿电34亿千瓦时，成为我国绿电交易消费量最大的央企。2018年，中国石化启动国内规模最大全产业链绿色企业创建行动——绿色企业行动计划。截至2023年底，全系统113家企业完成绿色企业创建，63家单位被评为A级绿色企业，实施项目497个，节能86万吨标准煤，相当于种植2353万棵树，第一阶段各项目标任务圆满完成，同步开启第二阶段计划，力争打造600个碳中和示范引领项目，以美丽石化建设助力美丽中国建设。 在绿色低碳战略的不断推进中，中国石化对“绿色低碳是世界潮流，顺之者昌”这一重要论述领悟得更加深刻，实践得更加主动。绿色低碳产业是未来30年最大的长坡赛道，敢于引领才能占据发展先机；绿色低碳产业是发展新质生产力的重要领域，勇于攻关才能打开广阔天地；发展绿色低碳产业是一项系统工程，乐于合作才能共创美好明天。中国石化将继续当好产业示范者，争做耐心资本、坚持长期投入，推动绿色低碳产业大发展大突破。 “绿色”日益成为高质量发展的鲜明底色。高校作为科技第一生产力、人才第一资源、创新第一动力的重要结合点，理应在服务“双碳”战略过程中承担更多责任和发挥更大作用。清华大学坚持加强学科建设，围绕“绿色”“双碳”优化学科布局，培育新的学科增长点；强化关键核心技术攻关，推进产学研深度融合和赋能新质生产力发展；瞄准国家需求，培养一批具备跨学科创新能力、善于解决碳中和等复杂系统问题的高素质创新人才；推动全球合作，持续扩大高水平对外开放；着力推动绿色校园建设，努力在碳中和进程中发挥引领示范作用。 科技发展需与政策、市场相结合 碳中和问题源于气候变化的挑战，尽管二氧化碳本身并非有害物质，但由于工业革命以来人类活动造成的过量排放对全球气候产生了严重影响，这已是当前科学界的共识。谈及应对策略，中国承诺在2060年实现碳中和，这一战略目标的实现需要处理好三个关系，即“双碳”目标与经济增长的关系，机遇与挑战的关系，以及技术、政策与市场的关系。科技的作用是“变不可能为可能”，但是科技发展需要与政策、市场相结合，互相推动、互相促进、相得益彰。光伏产业是这一结合的典型代表，通过技术、政策与市场的联动，推动了行业快速发展，三者之间的结合越好、交集越大，科技将‘不可能’转化为‘可能’的概率就越大。 为响应政策要求、满足市场需求，中国石化通过原创性科技攻关，取得了一系列具有重要影响力的绿色低碳技术成果。马永生介绍，中国石化自主研制的国内最大功率电动压裂装置加速了页岩油的开发进程，生物航煤首次成功用于国产大飞机的试飞，海南的最深地热科学探井项目也取得突破性进展。中国石化将继续加强低碳、零碳、负碳核心技术的攻关，加快推动产业化应用，提升新型绿色生产力。在炼化产业升级方面，中国石化通过区域企业整合等措施，提升产业集中度，逐步形成世界级炼化基地。此外，推动油品转化、特种油品和特色产品业务发展，加快打造新增长点。 碳中和对各行各业带来了前所未有的挑战与机遇，尤其是在炼化行业，推动绿色与低碳发展是企业生存与发展的关键。对于炼化企业而言，碳减排是实现“双碳”目标的核心手段。炼化企业必须从源头减排，并通过碳资产管理助力低碳发展。炼化行业涉及复杂的生产流程，因此，分析每个产品的全生命周期碳足迹是必要的。他还提到，炼化企业未来将面临从生产燃料和化工产品向生产能源和材料产品的转型，这要求企业在主流程上向短流程、深加工、高效耦合方向发展。 在炼化行业的未来技术趋势中，方向晨十分看好羧基化利用。从经济和能量效率角度看，羧基化利用具有极高的前景和经济性。炼化行业在碳达峰碳中和的背景下，要依托科技创新和流程优化，以更高效、更低碳的方式实现绿色转型。未来，颠覆性的炼化核心技术，如分子炼油技术、微反应器等将成为推动行业高效转型的重要动力。行业各方加快技术探索和应用，以应对全球能源转型和市场变化的挑战。通过这一系列技术创新，炼化行业将在碳中和目标的实现中发挥至关重要的作用。 布局氢能是重要的战略选择 不容忽视的是，中国石化还通过绿氢与炼化工程的耦合推进工艺流程再造，推动炼化产业的绿色转型。10月10日，中国石化高质量发展十项成果发布，这是中国石化首次集中发布公司在推进高质量发展、助力中国式现代化建设中形成的重大实践成果。其中包括“‘氢’启未来 库车项目展开绿色能源新画卷”一项。 氢能的开发与利用正在引发一场深刻的能源革命。中国石化积极打造第一氢能公司，建成我国首个万吨级光伏制绿氢示范项目——新疆库车绿氢示范项目。项目年生产绿氢2万吨，创新形成多项关键核心技术，开创了我国炼化领域耦合绿氢实现低碳发展的新路径。目前，中国石化是全国最大的氢气生产企业、产能达445万吨/年，建成11个遍布全国的供氢中心、136座加氢站，成为全世界拥有最大加氢站网络的企业。 除了石油企业，氢能也为不少煤炭企业和新能源企业所青睐。作为全国最大的独立商品焦生产企业之一，美锦能源自2017年始，以传统能源产业与氢能产业双轮驱动，布局“煤—焦—气—化—氢”一体化完整产业链，推动氢能产业绿色高质量跨越式发展。深远影响，采取气候行动刻不容缓。在应对气候变化的过程中，氢能作为新型能源体系的重要组成部分，具有广泛的应用前景。它不仅可以与传统电力、交通、工业、建筑等行业耦合发展，也是实现能源与电力自由化的重要抓手。在近8年的摸索中，美锦氢能探索了“研发—生产制造—商业化应用”的“氢能源全生命周期”创新生态链。上游搭建“制—储—运—加—用”产业链，中游搭建“气体扩散层—膜电极—燃料电池电堆及系统—整车制造”的核心装备产业链，下游推进京津冀、环渤海、粤港澳大湾区、长三角、能源金三角、中部地区、云贵川七大区域发展战略。未来氢燃料电池每千瓦成本有望降低至750—1000元，氢能商业化的前景可期。 国内的新能源经过行业变革以及市场竞争的洗礼，风电、太阳能、储能、氢能以及新能源汽车等相关装备制造业领域已经为中国构建了新的名片。解决碳达峰和绿色转型的关键在于海洋资源的开发，其中的关键是解决风资源效率问题。而想要提高效率，必须解决抗台风问题和大机型的问题，这关乎系统的稳定性与经济性。 明阳集团更致力于实现能源和经济的融合，其海上风电平台上直接制氢的技术已在3年前开始应用。通过海水制氢，明阳集团逐步建立起庞大的制氢体系。其目标是将产业生态化，推动能源岛的建设，实现电氢融合与经济发展共赢。 在海南，明阳集团启动打造100万吨级电氢氨醇示范项目，这是全球首个利用海上风电实现海水制氢的项目。此外，广东阳江和湛江海域也在积极实施绿氢和绿电的应用，为重载产业提供清洁能源解决方案。明阳集团将立足装备能力打造氢能业务群，形成建设制氢、加氢和氢燃机等氢能领域高端装备品牌，致力于成为国内领先的“电氢融合”一体化氢能解决方案提供商。 CCUS是实现碳中和的托底技术 CCUS（碳捕集、利用与封存）技术是实现化石能源低碳高效开发的新兴技术。 随着气候变化应对和碳中和进程的推进，CCUS技术体系和应用领域不断扩展。从早期主要用于驱油封存发展到现在更注重咸水层地质封存和化学利用，尤其是近年来，依托可再生能源的技术，如绿电、绿氢，CCUS正在快速向火电、炼化、钢铁、水泥等工业领域拓展。建成我国首个百万吨级CCUS项目，亦是中国石化高质量发展十项成果之一。中国石化创新建成我国首个百万吨级CCUS项目——齐鲁石化—胜利油田百万吨级CCUS示范工程，并配套建成我国首条百千米级高压常温密相二氧化碳输送管道。作为我国最大的CCUS全产业链示范基地，项目年增油达到20万吨以上，多项技术打破国外垄断，为绿色低碳转型发展探索出一条降碳与封碳并重的新路径。CCUS已成为新能源体系中的重要组成部分，通过减少化石能源生产过程中的碳排放来支撑国家能源安全。“我国在二氧化碳驱油封存和咸水层封存方面已经取得了全流程技术的突破，未来还将推进千万吨级示范项目。CCUS技术在规模化应用上还面临一些挑战，特别是在碳捕集效率和成本控制方面。“尽管我国的碳捕集技术已经较为成熟，但依然面临能耗高、经济效益低等问题。加强CCUS技术的创新和工程优化，通过科学研究、先进装备研发和工艺改进，推动规模化应用。碳中和是全 球应对气候变化危机的基本共识，也是人类实现可持续发展的必由之路。我国实现“双碳”目标减排难度大、时间窗口紧，CCUS是实现碳中和的关键举措和托底技术。同时，CCUS也是在极限条件下提高油气采收率、保障国家油气供应安全的战略性技术，要将CCUS发展放在战略性新兴产业整体布局中考虑。中国石油近年来积极推进绿色低碳转型，制定了到2025年、2035年、2050年的“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走转型路径，力争到2050年实现新能源新业务产能达到半壁江山。提及中国石油在CCUS产业的战略布局，罗良才表示，中国石油在CCUS方面的技术创新和专利成果显著，尤其在2022年，中国石油CCUS专利申请量已超过国际五大石油公司的总和。在CCUS技术的探索应用上，中国石油依托强大的产业链、创新链和人才优势，推动CCUS全产业链的发展，并积极参与国际合作，提升行业影响力。 启动实施“四大六小”CCUS-EOR方案，推进鄂尔多斯盆地千万吨级CCUS产业建设，吉林油田建成国内首个全产业链、全流程CCUS-EOR示范项目……进入新时代以来，中国石油CCUS产业规模和质量再上新台阶。 对于接下来的发展，通过多元化融资渠道和国际合作进一步提升CCUS技术的市场化水平。CCUS技术的发展不能仅靠某一个企业或机构的力量，必须通过国际合作来推动行业生态系统的建设，包括技术链创新、人才培养以及政策法规的完善。他介绍，正在试运行的“国际二氧化碳捕集利用封存技术创新合作组织”致力于促进全球CCUS技术的创新与合作，推动产业发展，并为全球气候与环境保护贡献力量。 “合”力赋能绿色经济与“双碳”目标 合作，不止于CCUS领域。绿色低碳产业的发展是一项复杂的系统工程，合作是实现碳中和的重要推动力。近年来，中国石化不断深化与企业、高校和科研机构的多方合作，在推动绿色低碳转型方面取得了显著成效。

2024年11月19日，印度尼西亚总统普拉博沃·苏比安托(Prabowo Subianto)在巴西G20峰会上表示，政府计划在15年内淘汰该国所有的燃煤发电厂以及所有其他化石燃料发电厂。 普拉博沃还承诺未来15年内增加超过75 GW的可再生能源装机容量。 他乐观地认为，印度尼西亚位于赤道附近，可为光伏发电提供充足的光照，印尼可以在2050年之前实现净零排放。这比现有目标提前了十年。 印度尼西亚此前曾计划到2055 年关闭所有燃煤电厂，新承诺提前了15年。 在国际社会压力下，煤炭大国印尼正积极谋求能源转型，除了总统的口头承诺，颇具雄心的能源转型政策也正在加速推进中。 2022年底，美国总统乔·拜登与印尼前总统佐科·维多多宣布了一项总额为200亿美元的气候融资协议，帮助印尼摆脱煤电。这是美、印、日经过一年多谈判达成的最大单笔气候融资交易。 当然这笔钱不是白拿的，根据协议，印尼将承诺到2030年将电力部门的二氧化碳排放量限制在290兆吨，并在2050年实现电力部门净零排放。印尼还将推进可再生能源的部署，到2030年使其发电量占比达到34%。 去年11月15日，印度尼西亚国家电力公司（PLN）总裁Darmawan Prasodjo在与印度尼西亚国会第七委员会的会议上表示，公司已提出2024-2033年电力供应业务规划（RUPTL）的修订草案，计划将新增发电装机容量的75%来自新能源和可再生能源（EBT），总计约60-62GW。此外，还将新增约25GW的天然气发电装机容量。 Darmawan介绍称，这一修订版将取代现行的2021-2030年RUPTL规划。目前的规划中，新能源和可再生能源的新增发电容量为20.9GW，占新增装机总量的51.6%。他进一步表示，PLN已与能源和矿产资源部（ESDM）达成一致，将采用“加速可再生能源发展并逐步淘汰煤炭”的情景规划。 EBT（Energi Baru dan Terbarukan）在印度尼西亚能源政策中，是一个常用的印度尼西亚语的术语缩写，指代新能源和可再生能源。Energi Baru（新能源）：通常指尚未大规模商用但具有未来潜力的能源形式，如核能、氢能等；Energi Terbarukan（可再生能源）：指可以自然补充的能源，如太阳能、风能、地热、水力、生物质等。 根据规划，新增的75%EBT发电容量包括31GW的基础负荷型发电设施、28GW的间歇性可再生能源发电（如风能和太阳能），以及新增2.4GW的核能发电，未来可能增加至5-6GW。 印尼煤炭资源丰富，是全球最大的煤炭出口国之一，煤炭在其能源消费中占主导地位，约占能源总消费的三分之一以上，主要用于发电。 据EMBER数据，印尼的化石燃料发电量在过去十年中增长了50%。化石燃料发电量从2013年的190太瓦时（TWh）增加到2023年的285太瓦时，占印尼电力供应的81%，这主要归因于煤炭在印尼能源战略中的重要地位以及电力基础设施发展计划下的煤电产能扩建。 化石燃料，尤其是煤炭的使用量显着增加，导致印尼电力部门的排放量急剧增加，从2013年到2023年增加了8600万吨二氧化碳（MtCO2）。 印尼可再生能源发展缓慢，同一时期，可再生能源的发电量从36太瓦时增加到了65太瓦时，截至2023年底，风电和光伏的发电量占比不足1%，总装机不到1GW。 截至目前，印度尼西亚尚未有运行中的核电站。尽管该国自20世纪50年代起就开始研究核能技术，并多次计划建设核电站，但因为地震风险和公众反对等问题，核电站建设始终未付诸实施。 能源转型是一个漫长的过程，作为G7中第一个完成退出煤电的国家，英国煤电发电份额从1980达到峰值到2024年关闭最后一座燃煤电厂花了整整44年，印尼又如何呢？ 实现该总统所承诺的目标，意味着印尼要在短短十五年中实现彻底的能源革命，完成超常规的可再生能源发展，这不仅需要庞大的资本支出、政策支持，同时淘汰煤电也意味着现有资产可能面临大幅减值。

2024年，国内虚拟电厂的发展取得了显著进步，从概念普及到形成共识、从零星实践到遍地起势。 虚拟电厂实际上就是将分布式发电、储能及其他可调节负荷资源聚合，“聚沙成塔”形成快速调节和响应能力。 由于近年来风光新能源发电的增长速度远远超过负荷的增长速度，电力消纳问题越来越突出，同时，由于新能源出力的不稳定性，给电力系统平衡带来了巨大挑战，新能源利用率逐渐下降。 未来新型电力系统理想的状态是实现“源荷互动”，但目前在负荷侧并没有形成很好的调节能力，因此，现阶段更需要的是从负荷侧入手，让“荷随源动”。 用户侧灵活性可调节资源总量大，但布局分散，仍有大量用户侧可调节资源尚未被纳入电力系统可调控范围。 2024年，国内虚拟电厂在政策推进、地方实践、盈利探索等方面均取得了不错的进展。从可调节能力、调节意愿和实际案例来看，大型工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源，或将成为虚拟电厂的“主力军”。 目前，国内虚拟电厂仍处于比较早期的发展阶段，最显著的问题是“聚而不合”，主要体现在数据标准缺失、运营权之争、技术平台研发成本高等方面。 此外，现阶段虚拟电厂接入的资源非常有限，且资源变现能力显著不足，主要是因为目前国内虚拟电厂的市场机制和盈利模式尚未成熟，虚拟电厂的发展需要依托高度市场化的电力交易体系。 工商业储能与充换电站优势凸显 根据《“十四五”现代能源体系规划》，力争到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%～5%。其中华东、华中、南方等地区达到最大负荷的5%左右。 今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》规定了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。 虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。 今年以来，各省也纷纷大力推进虚拟电厂建设。 据高工产业研究院(GGII)统计，湖北虚拟电厂聚合可调节接入量大于1500MW；广东深圳虚拟电厂聚合可调节接入量大于750MW；安徽虚拟电厂聚合可调节接入量大于1586.65MW；江苏虚拟电厂聚合可调节接入量大于600MW、浙江嘉兴虚拟电厂聚合可调节接入量大于821.4MW。 根据接入资源类型的不同，广东省（深圳市）、江苏省、浙江省、安徽省、上海市等地的虚拟电厂以负荷为主，湖北省、山东省、山西省等地主要是电源型虚拟电厂。 不过，目前的现状是，分布式电源追求的是尽可能消纳，实际上并不具备“调节”的能力，反而增加了电网的调节压力，负荷型/储能型虚拟电厂才是真正意义上的虚拟电厂。 从可调节能力和调节意愿来看，在虚拟电厂聚合的各类资源中，园区级别工商业储能和充换电站是相对更有优势的用户侧可调节资源。 工商业储能是虚拟电厂核心灵活性资源，而工业园区用电量大，配置的工商业储能规模也较大，可调节能力强。 而且工商业储能本身就是投资属性，对成本收益敏感度高。但目前工商业储能的盈利基本依赖单一的峰谷套利，业内普遍认为，要真正打开工商业储能盈利空间，核心在于电力市场和虚拟电厂的建设。 目前，美克生能源、卓阳储能等企业是典型的工商业储能为主的虚拟电厂聚合商。不过，现阶段工商业储能的整体装机量仍有巨大的提升空间。 随着近年来新能源汽车和充换电站的大规模发展，大量可控充电负荷成为目前虚拟电厂主要的可调节资源，且对价格的敏感度高，更积极参与竞量竞价、实时响应。 深圳市、上海市是我国探路虚拟电厂的先锋城市，实际上，目前两市虚拟电厂占比最大的调节资源均为充换电设施。 “充电资源是最好用的可调节资源，边际成本很低，且电动汽车的灵活性较强，不仅时间上可调，地理位置上也具有灵活性。”特来电副总裁兼首席科学家、南京德睿董事长龚成明表示。目前，特来电已聚合了约5400+MW可调节负荷资源。 工业负荷资源体量大，可调节空间大，是虚拟电厂中的“压舱石”，不过，工业负荷对价格的敏感度相对较低，受生产节奏的影响较大。而楼宇空调资源的调控效果存在较大的季节性差异。 从非电源型虚拟电厂聚合商的主要类型来看，除了工商业储能运营商、充换电站运营商，还有售电公司、新能源资产运营平台企业等。 售电公司在虚拟电厂赛道的竞争优势在于，越来越多省市要求虚拟电厂运营商必须取得售电资质，且售电公司掌握了大量企业用电负荷数据，且拥有丰富的电力市场交易经验。 新能源资产运营平台企业的优势在于从发电侧、电网侧到用户侧全面覆盖，新能源发电功率预测、负荷预测是电力现货市场交易的两大基础。 国能日新自2020年开始布局虚拟电厂业务，以平台技术+聚合运营服务模式，多维度为虚拟电厂发展提供支撑。目前，国能日新已在如江浙、京津冀、湖北、深圳等全国地域，实现多元化资源接入与运营成果，累计接入负荷总量超3GW。 高工储能观察到，目前一个重要的趋势是，虚拟电厂聚合商的业务综合性越来越强，工商业储能、充换电、售电企业相互延伸拓展业务。 新巨能是三峡水利集团探索新型电力市场的重要践行成员，目前已形成了“售电+储能”双轮驱动的业务模式。在工商业储能方面，拥有投资、设计、建设、运营的全链路服务能力；通过构建云边端一体化的数智运营体系，聚合规模化储能型可调节负荷资源，建设起了在新型电力系统中起重要支撑作用的虚拟电厂。 作为国内头部充电企业，星星充电拓展了“三张网”业务布局，包括充电网、智能微电网和虚拟电厂运营网。 业内普遍认为，精准的负荷预测是提高虚拟电厂运营水平的关键，这也是许多工商业储能企业面对电力市场交易的进阶难点。 基于10 年的充电运营经验，星星充电在负荷预测方面积累了大量数据聚合的可调节负荷资源规模居行业前列。 综合来看，未来持有负荷基本盘的、综合性的企业更有希望成为头部虚拟电厂聚合商。 聚而不合，资源变现难 目前，国内虚拟电厂处于比较早期的发展阶段，各类资源存在“聚而不合”的问题，技术和商业模式都尚未成熟。 一是数据标准缺失。通信是虚拟电厂对储能、分布式电源、充电桩等各类可调节资源监测、调控的重要物理基础，然而，各类资源之间并没有一个统一化的数据采集、通信和交互的标准协议。 储能系统内部尚且存在融合度不高、电网调度困难的问题，虚拟电厂各类资源的聚合更是难上加难。 二是运营权之争。各类可调节资源基本都有各自的云平台，虚拟电厂管理平台需要更高维度的横向整合，涉及上中下游许多参与主体，但基于收益前景和数据安全等方面考量，各方都不太愿意让渡项目运营权，现在许多聚合商比拼的更多是投建能力。 在没有真正经过电力现货市场交易的检验之前，各个企业都“信心满满”，但未来电力现货市场交易水平的高低会逐渐拉开差距。 三是技术平台研发成本高、难度大。虚拟电厂优于传统电厂的一个重要因素在于，要形成同等规模的可调节能力，其建设成本远低于传统电厂。 但目前诸多企业研发虚拟电厂平台投入了大量软硬件成本，运营的资源规模很小。负荷数字化进展缓慢，还有大量可控工业负荷、楼宇空调等资源的数字化程度尚不具备接入虚拟电厂的条件。 长园飞轮CTO胡锴表示，从目前虚拟电厂的规模和商业模式来看，想要覆盖掉虚拟电厂技术平台投入的成本，还有很长一段路要走。未来可能最终存活下来3-5个头部企业的运营平台才会形成规模效应，实现降本。 值得注意的是，虚拟电厂不仅要看接入了多少资源，更要看资源变现能力。目前国内虚拟电厂“聚而不合”，很大程度上与市场机制和盈利模式不成熟有关。 虚拟电厂的盈利主要依靠需求响应、辅助服务和电力现货市场等，但这些市场远远未成熟，导致虚拟电厂面临盈利模式不稳定、持续盈利能力差等问题。用户接受虚拟电厂调度需要数字化改造、调整用能规划等，但付出的成本与获得的收益不对等。 从实际案例来看，许多地区的虚拟电厂只是迎峰度夏期间的应急机制，与传统邀约大用户参与高电力负荷时段需求响应的模式并无太大区别。 而且，由于每年需求响应的总量和补偿标准存在巨大的不确定性，这种高风险的商业模式难以吸引投资，虚拟电厂接入的资源体量就难以扩大。 此外，虚拟电厂不仅仅是简单地把资源接入一个平台，实现监测和基本调控。未来电力市场交易和电网调度的场景，要求虚拟电厂对电源出力、负荷情况有精准的把握，对新能源出力预测、负荷预测、电力现货市场价格预测提出了更高的技术要求。