规模飙升、消纳难解、限电卷土重来……入市正成为风光新能源项目的不得不选。 锚定“2030年全部入市”目标，在顶层规划以及地方详规引导之下，新能源加速入市也已是不争事实。国家能源局数据显示，2023年全国新能源市场化交易电量占比达到47.3%，较2022年提高了近9个百分点。 不过市场化规则之下，新能源项目业主也正遭遇着电价不确定而带来的最大投资风险。 多地比例继续扩大 临近年末，各省新一年的电力交易规则陆续出炉。作为装机结构中的主力电源，新能源入市比例可谓焦点。 据北极星统计，目前已有十地明确了2025年风光项目的入市方案，预料之中，多地市场化交易电量比例继续扩大。 近期备受关注的冀北南网，根据《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》，区域内直调光伏、风电场站自取得或者豁免电力业务许可证后次月起，按照上网电量一定比例参与省内市场化交易，其中光伏比例为60%、风电30%，较2024年的最低20%比例大幅上升。 南方重省广东，2025年市场交易电源从220kV及以上电压等级扩大至110kV及以上电压等级。按照政策要求，2025年新增并网的110kV及以上电压等级集中式光伏须参与现货，安排50%基数电量+50%交易电量；2025年底前全部110kV电压等级的集中式风电场站、光伏电站将参与现货，安排90%基数电量+10%交易电量。 浙江省由2024年的自愿入市，调整为2025年统调风电、光伏项目的10%电量需参与现货，90%电量分配政府授权合约执行政府定价。 西部多省的普遍规则即优先发电计划外全部入市。其中新疆2025年普通风电、光伏项目的保量保价优先小时数分别为895小时、500小时，较2024年下降30%以上。宁夏2025年风电、光伏项目优先发电小时数与2024年大致持平。 当然，相比集中式电站预期中的比例上升，市场更为冲击的则是分布式光伏的跑如入市。 在“首吃螃蟹”的浙江、江苏之后，河北率先按下“强制键”，2025年冀北电网10千伏及以上分布式光伏的20%电量参与绿电市场，河北南网同样10千伏及以上分布式光伏的入市比例为20%，并且“新老”区分，2025年新增项目1月1日后入市，存量项目则暂缓至6月底。 同样作为分布式光伏大省，山东刚刚丢出“深水炸弹”，2025年到2026年新增分布式光伏可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场。其中是否囊括自然人户用分布式光伏项目，还须进一步等待该省2025年电力市场交易方案。 此外，广东、陕西也鼓励分布式新能源直接或以聚合虚拟电厂方式参与电力市场交易。 电价困局何解？ 谈及入市，电价不确定性成为投资者的最大“梦魇”，电价“大跳水”也确是事实所在。 背后根源还在于新能源出力的随机性和波动性，而现货市场新能源出力往往与现货价格呈现负相关，新能源出力大，现货价格低，新能源出力小，现货价格高，这也导致出力更为集中的光伏项目影响更大。 据“兰木达电力现货”统计，11月山西、山东、甘肃、蒙西光伏现货均价均不足0.2元/千瓦时，山东同比、环比均大幅下降。逐旬统计，山东11月下旬光伏均价甚至仅3分/度。 对于“温室中”成长的分布式光伏，以河北南网为例，历史月份光伏企业分时段发电量比例中，平谷+低谷电量占比超过80%，9个月低谷电量占比超过30%，存量全额上网项目项目入市或面临亏损边缘。“北方分布式光伏项目不能碰”的声音渐起。 事实上，由电价风险引发的投资结构变局也已显现，叠加土地风险等因素，在今年各省下发的新能源指标中，河北、贵州、广西、山西等多省风电指标远高于光伏，甘肃多地甚至“清一色”的风电项目。 现在则是，实现既定的非化石能源占比目标，2030年风光装机需在目前基础上再翻一倍。稳规模、稳投资迫在眉睫。 直击新能源电价痛点，有效调节新能源的随机出力，新能源+储能携手入市备受瞩目，特别是分布式光伏，多有专家建议以聚合和虚拟电厂方式入市。 此外，在行业公开会议上，中国宏观经济研究院能源研究所时璟丽建议，应尽快明确政策，实施新老项目划断。可借鉴的国外经验如英国的差价合约机制，开发企业直接参与市场或与用户签订长期PPA，差价合约制度可兼顾可再生能源参与电力市场和保障可再生能源项目一定收益。但未来市场将是多种机制的融合，机制设计关键是长期合约、差价疏导和责权利统一。 回归始源，肩负绿色属性的新能源，核心还在于机制引导切实提高和体现绿色电力的环境价值。 截止目前，电力交易已在全国大多省份展开，试运行以及正式运行的现货市场也已拓展至二十余省区。“伊甸园”消失殆尽下，入市成为必选项，平稳迈过这道“坎儿”，急需从投资者到市场机制的双向奔赴。

“中国的制度特点和新型的政商关系的构建，有助于‘双碳’目标的实现。”2024年12月18日，清华大学公共管理学院院长、清华大学全球可持续发展研究院执行院长朱旭峰在“2025《财经》可持续发展高峰论坛”上表示，中国企业在推动“双碳”目标实现进程中表现活跃，这是政府不断优化营商环境、提升企业经营效率、赋能及激发企业参与意愿的体现。中国企业不断与政府、与科研单位合作，促进低碳创新，承担社会责任，也是中国有效市场和有为政府充分结合的有力证明。 在朱旭峰看来，企业作为市场的主体和国民经济的细胞，对绿色“双碳”目标的实现具有非常重要的意义。在追求低碳发展过程中，企业可通过推进一系列升级，寻找新的增长空间，“每一个企业都会考虑如何通过技术赋能、产业结构的转型以及内部组织管理的优化，来实现‘双碳’目标。” 他举了一个汽车产业的例子，汽车产业不仅仅是中国非常重要的制造业，同时也关系到消费、能源消耗以及产业链上下游的所有企业。一些汽车龙头企业不仅自己的生产要低碳、节能，还已经对上游供应链，比如钢铁、轮胎的制造商提出“双碳”目标要求，如果供应商没办法实现，就可能被替代。对下游而言，电动汽车、油车对下游消费以及整个汽车产业链的影响完全不一样，比如集中的加油站变成分布式的充电桩，对整个产业而言是非常大的变化。 朱旭峰提出，企业要实现“双碳”目标，首先要建立“双碳”目标下的行动框架。依据企业推动“双碳”目标的路径和收益，可划分为企业的生产、企业的管理、企业的社会责任三类。 他认为，技术对企业在这三方面的行为上都有一定的赋能。比如说在企业生产方面，可以进行排放监测、清洁生产和开发节能产品，转型生产模式。企业的管理方面，包括企业的战略转型和组织优化，都可能会促进整个企业碳管理的提升。企业的社会责任则包括慈善、捐赠以及合作相关的技术孵化，良好的企业形象有利于环境友好型产品的销售和员工招录，也有利于吸引可持续性绿色融资。 关于产品创新方面，朱旭峰提到，在农业生产领域最大的能源消耗是什么？是化肥和农药。因为它们都是化工产品，在上游已经有大量能源消耗，而无人机的使用可以大大精细化施肥、灌溉，减少化肥和农药的使用，这可以大大减少碳排放。 朱旭峰提醒，注意数字技术对绿色低碳发展的不利影响。一方面，数字技术本身是高耗能的，中国数据中心在全国各地落户，它本身就是耗能大户。2023年中国数据中心总共用电已经超过了2667亿千瓦时，从2019年到现在，年均增长10%。 “这类耗电大部分是通过火电，而火电本身并不是低碳的。我们要通过绿色低碳的人工智能技术推动绿色数字技术的转型，这里面有两个角度：一是希望能源的供给要绿色，二是大力开发推进节能的数字技术。还有一点，数字技术要求使用大量的电子元件，淘汰后有大量的电子垃圾堆积成山，这里面有很多重金属，也损害了土壤和地下水，所以也要注意数字技术的发展对环境产生不利影响。”朱旭峰称。 朱旭峰总结到，“双碳”目标的实施，为企业也带来了一定的机遇和转型的机会。中国企业对“双碳”的认知程度比较高，通过生产、管理和社会责任加强转型，同时积极参与转型也有利于吸引可持续融资、降低气候相关的财务风险以及优化企业的经营与发展模式，同时也希望能推动绿色人工智能技术的出现。 他建议企业进一步寻求公司主营业务和“双碳”目标新的结合点，创造企业与社会可持续发展的新价值。 首先，2015年联合国通过了《2030年可持续发展议程》，议程呼吁各国采取行动，为今后15年实现17项可持续发展目标而努力。中国高层在2020年宣布，要在2030年实现碳达峰，2060年争取实现碳中和。中国在二十大报告里也提出积极推进碳达峰碳中和。 企业作为所有经济最重要的一个单元，它对绿色“双碳”目标的实现具有非常重要的意义。而“双碳”对企业的发展也是一个非常重要的机遇和挑战。 如果说机遇的话，每一个企业都会考虑如何通过技术赋能、产业结构的转型以及内部组织管理的优化，来实现“双碳”目标。 我们举一个汽车产业的例子，汽车产业是中国非常重要的制造业，它关系到我们的消费、能源消耗以及产业链上下游的所有结构。比如一些汽车龙头企业，不仅自己的生产要低碳、节能，还对上游供应链如钢铁、轮胎的制造商提出了“双碳”目标要求，如果供应商没办法实现，就可能被替代。 同时对于下游来说，我们现在也有很多电动汽车。电动汽车跟油车对应的下游的消费以及整个产业链都不一样，比如说集中的加油变成分布式的充电桩，给产业带来非常大的变化。 中国企业社会责任领域的独立咨询机构商道纵横在最近一次对企业的调查中发现，80%以上的企业认为“双碳”目标对自己的经营有重大或者有一定影响。 企业未来需要面对哪些挑战？一是能源效率要相对提高；二是温室气体排放要监测；三是产业低碳转型带来的压力。 企业作为市场主体和国民经济的细胞，是推动绿色“双碳”目标的重要力量。《巴黎协定》和联合国可持续发展目标里提出，企业需要有碳中和转型路线，很多企业也提出了自己的碳中和路线。 企业推动“双碳”目标的路径有哪些？企业的活动主要有企业的生产，企业的管理和企业的社会责任。企业的生产包括企业的排放监测、清洁生产和产品的创新。企业管理包括企业的战略转型、组织优化。企业的社会责任包括慈善、捐赠以及合作相关的技术孵化。 技术对企业在这三个方面的行为上都有一定的赋能。比如说在企业生产方面，它可以通过“双碳”目标的实现吸引可持续投资，降低企业环境风险，同时也可以在生产模式上进行低碳转型升级，当然也有相关节能产品的开发和市场的拓展。对于企业管理来说，通过战略转型实现治理结构与发展模式的优化，同时也要通过组织优化来提高管理效率和降低企业能耗，最后通过慈善、公益捐赠等途径，树立良好的企业社会责任形象，并加强合作伙伴关系，共同促进绿色创新。 绿色双碳是企业的行动，也为企业提供了广阔的发展空间。 第一方面，从生产角度来讲，一是排放监测，现在要减碳节能，如何削减企业的影响、吸引可持续金融的投资、降低气候相关的财务风险？举一个例子，2021年南方电网在国内率先建立了能源消费侧企业碳排放监测平台，对经营范围内各个区域、各个行业以及各个企业的碳排放总和、单位GDP（国内生产总值）碳排放强度进行测算与动态监测等等。所谓的气候相关的财务风险，包括极端的物理天气或者气候变化的风险，也可能包括转型风险，例如气候政策的变化、技术的普及以及消费者偏好变化，企业就要迎合相关的变化开展相关的监测。 二是清洁生产。同样生产一个产品的过程，如何通过技术赋能促进生产模式转型升级？《2023年中国企业低碳转型和高质量发展报告》显示，清洁能源的替代、可再生材料的使用、设备数字化升级、碳捕集和封存等技术对实现企业绿色低碳转型具有广泛作用。 还有产品的创新，虽然时代在发展，过去有一些高耗能产品可能会被要求转型成为低耗能产品，就需要加强对绿色、低碳、节能产品的开发。 国内无人机生产厂商极飞科技，深耕一个细分市场，包括农业无人车、无人机等。在农业生产领域最大的能源消耗是什么？是化肥和农药，因为它们都是化工产品，在上游已经有大量能源消耗，而无人机使用可以大大精细化施肥、灌溉，减少化肥和农药的使用，这可以大大减少碳排放。 第二方面，从企业组织管理角度来看，包括两方面，一是战略转型，一个企业原来是高耗能企业，如何结合市场需要以及时代发展，慢慢转型为低碳环保的企业。根据UNDP2023年的企业调研，SDG目标是企业是最关心的指标，70%的企业表示，他们已经采取相关的行动，其中10%的受访企业已明确可持续发展目标落实的具体行动路径。 我再举一个例子——荷兰皇家帝斯曼集团的转型。一百多年前，这个企业最早是煤炭化工企业，明显是高耗能不环保的企业。但是经过一百年的发展，它已经转型为食品加工、保健、制药、服装等方面的综合企业，他们的产品比过去的化工企业已经绿色节能非常多。 二是组织优化，我们知道大企业运营本身就非常耗能，跨国企业老总天天在全世界飞来飞去，这本身也是高耗能的。如何提升管理效率来降低能耗？这里有一个例子，比亚迪已经建立了能源管理的体系，要求每一个事业部门都有节能的管理部门，推进可持续能源替代能源，加强组织优化，降低整个企业的碳排放和能耗。 第三方面，从企业社会责任来看，包括两个途径，一是公益捐赠，大家都知道这跟CSR（企业社会责任）有关，企业良好的形象有利于环境友好型产品的销售和员工招录，也方便绿色投资。根据《中国慈善捐助报告》，2020年中国企业和个人捐赠总额分别是1218亿元和524亿元，企业的捐赠已经超千亿元，其中，有大量捐赠都和可持续发展目标息息相关，因为大部分企业的捐赠都是价值正确、积极向上的，他们一般都会和每一个可持续发展目标对标。因此，我们做了一个分析，即对2015年开始的中国企业可持续发展捐赠进行研究，清华大学全球可持续发展研究院和易善数据中心一起合作，建立了中国企业可持续发展公益捐赠的数据库，这个数据库里面有12万家资助方和80多万家公益组织，累计捐赠超过600多万次，来分析他们每一笔捐赠项目对标的SDG（可持续发展目标）具体目标以及他们的奉献。 二是合作孵化，有很多高科技企业也会积极和社会组织合作，共同开发一些节能的产品和技术，加强合作伙伴关系，促进绿色创新。比如一汽-大众联合中华环保基金会以及清华大学开展了汽车环保创新引领计划，推动汽车环保领域相关技术的孵化和高效的转型。 说到了技术赋能企业的绿色转型，我们也一定要注意，数字技术本身对绿色低碳转型也有一些挑战，刚才几位专家也提到了。一方面，数字技术本身是高耗能的，中国数据中心在全国各地落户，它本身就是耗能大户。2023年中国数据中心总共用电已经超过了2667亿千瓦时，从2019年到现在，年均增长10%，当然我们知道这种耗电大部分通过火电，而火电本身并不是低碳的。怎么办？我们要通过绿色低碳的人工智能技术推动绿色数字技术的转型，这里面有两个角度：第一个，我们希望数字技术的能源供给要绿色；第二个，我们要大力开发推进数字技术、人工智能本身耗电要下降。世界上第一台计算机占一个大房间，30吨重，那时候的电脑多么耗能，现在小的笔记本相对就非常节能了。我们希望未来数字技术和人工智能向小型轻量型和节能方向发展。还有一个，数字技术要求使用大量的电子元件，淘汰以后有大量的电子垃圾堆积成山，这里面有很多重金属，也损害了土壤和地下水，所以我们也要注意数字技术的发展对环境产生不利影响。 总结一下，双碳技术和企业行动、中国的制度特点和新型的政商关系的构建，其实有助于我们“双碳”目标的实现。中国企业在推动“双碳”目标实现的过程中是非常积极活跃的，因为响应党中央的号召，响应全球治理的需要。这是提升营商环境、赋能和激发企业参与意愿的体现。中国企业也不断与政府、与科研单位合作，来促进低碳创新，承担社会责任，这是中国有效市场和有为政府相结合的有力证明。“双碳”目标的相关企业行动，也为企业提供广泛的发展空间。 中国企业对双碳的认知程度比较高，通过生产、管理和社会责任加强转型，同时积极参与转型也有利于企业吸引可持续融资、降低气候相关的财务风险，以及优化企业的经营与发展模式，同时我们也希望推动“绿色人工智能”技术的出现。 建议企业进一步寻求公司主营业务和“双碳”目标新的结合点，创造企业与社会可持续发展的新价值。

为了确保各地年度交易顺利进行，充分发挥电力中长期合同的压舱石、稳定器作用，保障电力平稳高效运行，12月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行【2024】1752号）（以下简称“通知”）。通知中对电力中长期合同的高比例签约，提高合同签约质量，保障合同高效履约做出了明确的规定。同时提出，各地按时完成年度电力中长期合同签订，在12月25日前完成本地区2025年年度电力中长期合同签约。 高比例签约： 煤电和用户侧80-90% 水电和新能源60% 关于签约比例，一直是市场主体较为关注的点。通知明确，坚持电力中长期合同高比例签约。 通知规定，燃煤发电和用电侧的电力中长期合同签约电量比例应不低于本地区考虑年度发用电平衡后燃煤发电机组年度预计上网电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的90%。 对于水电和新能源发电量占比超过40%的地区，政府主管部门可统筹考虑发电侧各类型电源市场化电量签约规模，研究适当放宽用户年度签约比例要求，原则上不得低于60%。 对于跨省跨区送电，优先发电规模计划明确的跨省跨区送电安排，送受电双方要加强协商，全额签订年度电力中长期合同并予以落实。 提高签约质量： 推进分时段、带曲线签约 为了确保提高电力中长期合同签约质量，通知提出，要全面推进分时段、带曲线签约，持续完善电力中长期合同价格形成机制，积极推动绿电签约。 各地要根据当地电力运行实际特别是净负荷曲线变化特征，持续优化、细化电力中长期交易时段划分，并保障在发用两侧分时段同步交易、执行和结算。 进一步做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接，优化完善电力中长期合同分时段价格形成机制，形成反映实际供需关系的价格信号。 针对绿电交易，通知提到，积极推动绿电签约，推动本地可再生能源发电企业充分参与绿电交易。扩大跨省跨区绿电交易规模，鼓励各地通过绿电交易方式落实优先发电规模计划，支持满足条件的电力用户按相关市场规则参与跨省跨区绿电交易。鼓励经营主体签订多年期绿色电力购买协议。 高效履约： 实现中长期市场连续开市 保障电力中长期合同高效履约，实现电力中长期市场连续开市。各地电力中长期市场要实现按工作日连续开市，鼓励具备条件的地区按自然日连续开市。 提高电力中长期交易灵活性。鼓励各地结合本地实际，指导交易双方按照自愿、平等协商原则，明确年度、多年等不同周期的合同调整机制。 对于新能源发电市场交易占比较高的省份，不断完善与新能源发电特性相适应的电力中长期交易机制，满足新能源对交易电量、曲线的偏差调整需要。 此外，通知中提出，任何单位和个人不得非法干预电力市场正常运行，不得实施涉及地方保护、市场分割、指定交易等妨碍市场公平竞争的举措。任何经营主体不得进行操纵市场、串通报价、扰乱市场秩序等不当竞争行为。国家发展改革委将定期汇总各地电力中长期交易签约比例和交易履约情况并进行通报。

重庆电力交易中心近日转发重庆市经济和信息化委员会关于做好2025年重庆电力中长期合同签约履约工作的通知。 文件提到，关于市场主体，发电企业，符合市场准入条件、纳入重庆市统一调度管理的燃煤机组（含热电联产机组）。并网自备电厂满足国家政策要求的，可作为市场主体参与市场化交易。符合市场准入条件、纳入重庆市统一调度管理的无政策补贴的风电和光伏发电可自愿参与市内绿电交易。 电力用户，全市工商业电力用户原则上全部参与电力市场化交易，交易模式分为直接参与市场交易（用户直接向发电企业或售电公司购电）、间接参与市场交易（用户通过电网企业代理购电）。为提升市场效率，自2025年起，电力用户注册和合同签订环节开始应用电子营业执照。 关于交易组织，交易运营机构和各市场主体原则上应于2024年12月26日前完成批发交易（若遇特殊情况，优先完成1月交易，12月底前完成2一12月交易），2025年1月24日前完成零售交易。2025年一季度电网代购用户按月度入市，选择直接参与市场的，每月15日前在交易平台完成合同签订，次月生效。 现阶段主要以融合交易方式开展中长期电能量交易（不含绿电交易），融合交易指不区分电力直接交易、合同转让交易、合同回购交易，市场主体通过同场交易完成电能量/合同的买入、售出。 关于交易结算，优先发电损益按照满足居民、农业用电等需求以外的优先发电电量购电均价与当月燃煤市场合同综合均价（不含电网企业代理购电）的价差计算，按用电量（扣除绿电电量）占比分配给所有直接参与市场用户。当月燃煤市场合同综合均价指交易执行月参与批发侧交易的所有燃煤电厂的合同加权均价。合同类型包含年度合同和多月合同的月度分解、月度合同和月内合同。 燃煤发电企业按机组结算，风、光发电企业按厂结算。自备电厂、未入市的发电企业暂按电厂结算（如有电价不同的机组则分类结算）。2025年电力现货市场将进入连续结算试运行，市场主体应提前研判价格走势，统筹安排中长期合同签约。

深圳， 12月11日 ，在全球能源结构性转型的关键时期，2024高工储能年会在深圳隆重开幕。本届年会以“守正谋变 破卷图强”为主题，聚焦储能行业全产业链的发展与创新，旨在预判行业下一步走势，并探索储能技术在全球能源结构性转型中的关键作用。天合光能全球产品总裁倪莉莉在开幕式上发表致辞，提出了三大核心倡议，以推动储能产业的高质量发展和全球能源的绿色转型。 随着全球能源转型的加速推进，储能行业已成为能源结构性转型的关键“钥匙”。据GGII预测，2024年全球储能新增装机将突破60GW/130GWh，而中国新型储能投运项目净增长达到27.13GW/61.13GWh，显示出中国在全球储能产业中的领导地位。在此背景下，作为致力于成为全球光储智慧能源解决方案的领导者企业，天合光能积极参与并推动储能产业的创新与发展。倪莉莉在致辞中作出三点倡议： 一是加快推进新型储能参与电力市场，促进新型储能的调度运用。天合光能倡导加快推进新型储能参与电力市场，确保储能技术在电力系统中的公平调用和优化配置，以实现其“一体多用、分时复用”的价值最大化。 二是推动新型储能与关联行业的深度耦合，实现产业链快速升级。面对储能产业的迅猛发展，天合光能强调储能与光伏、风电、氢能、新能源汽车等行业的深度合作，可以推动产业链的快速升级和能源结构的优化。 三是推动储能行业绿色升级，建立零碳能源体系。天合光能提出推动储能行业的绿色升级，通过绿色化供应链和零碳解决方案，为电网乃至整个能源系统的零碳转型提供关键支撑。 作为光储领域龙头企业，充分发挥链主企业的引领作用，积极推进产业链上下游协同创新，共同探索行业绿色升级。在储能板块，天合已构建从电芯到电池舱到AC侧全方位系统集成能力的核心竞争力，并凭借卓越的创新实力和全球布局能力，于近日上榜S&P Global 2024电池储能系统集成商TOP10榜单，在中、英、澳三大市场名列前茅。 数据显示，截至2024年三季度，天合储能电池舱及系统累计出货超7.5GWh，其交付网络遍及各大洲，彰显强劲全球交付能力，赋能全球能源变革。 面向未来，天合光能将始终秉持“用太阳能造福全人类”的使命，坚持场景需求指引 聚焦储能价值实现，为创造人类社会可持续发展的美好未来持续贡献力量。

朗普当选美国总统，给这个动荡的世界带来了更多不确定性，其中就包括东西方珍贵的共识：气候议题。 在特朗普政府的上一届任期，美国联邦政府退出对全球应对气候变化有着重要意义的《巴黎协定》。拜登政府上台之后，美国又重回《巴黎协定》。如今特朗普再次当选，他已经在竞选中明确表示，要再次退出《巴黎协定》。 美国“退群”，将对全球应对气候变化的进程产生重大影响，也将给中美这两个全球最大经济体之间的经贸关系带来影响。 12月19日，拜登政府在距离离任还有一个月时，提交了美国新的国家自主贡献（NDC）目标，提出到2035年将美国温室气体排放较2005年基础上减少61%至66%。但所有人都明白，特朗普大概率将抛弃拜登政府的这份政治遗产。 未来四年，中美的能源气候合作还能否持续，中欧能否共同扛起全球应对气候变化的旗帜？近日，能源基金会总裁邹骥接受了《财经》杂志专访。 能源基金会是注册于美国加州的非营利性公益组织，1999年进入中国，致力于中国可持续能源发展，工作内容多与两国的能源气候合作相关。邹骥对特朗普的当选并不非常悲观，他认为美国地方层面的努力叠加能源转型中的商业机会，不会让应对气候变化所引发的产业革命发生逆转。 对中美气候合作的前景，邹骥认为，地方层面的合作需要加强落实，在投资、贸易、技术上都仍然有许多潜力。此外，中欧有机会在气候议题上形成新的联合领导力，尽管未来面临更复杂的地缘政治形势，但双方在能源转型领域的合作符合共同利益。 特朗普当选美国总统之后，他在气候问题上的消极态度引发许多担忧，这对全球和中国应对气候变化行动有何影响？ 美国作为世界上最发达、最具影响力的国家，“退群”毫无疑问是负面影响，全球应对气候变化的进程失去了中美的联合领导力。 过去十几年的实践证明，全球气候多边进程的推进离不开中美的联合领导力，中美合作对全球气候行动起了决定性作用。 美国若是再次“退群”，其2035年实现电力部门净零排放的目标，其国家自主贡献都会受影响。特朗普政府也可能削弱《通胀削减法案》（IRA）里清洁能源部分的实施，削弱气候问题的政治势头。 但是同时我又没有那么悲观。 应对气候变化的进程还有新的驱动力，一个是地方层面（sub-national）的动力还在，比如加州这类重要的州，本身就是世界第五大经济体，又是很多高新技术公司所在地，有州层面应对气候变化的立法、政策和传统。 另外，在IRA和《两党基础设施法》实施的这几年，在刺激政策的驱动下，共和党执政的州也有很多清洁能源布局，很多州政府已经进行了投资，这些投资关联本地的经济发展和就业，很难倒退。 更重要的是一大批企业也已经完成了大量投资，是要寻求回报的。这会推动相关绿色技术真金白银地往前走，这个产业革命是一个客观存在的趋势。 尽管美国的影响力很大，美国的退出对应对气候变化损失也很大，但是毕竟还有中国、欧盟和广大发展中国家在。我们经历了第一次美国退约，事实证明气候进程还在往前推进。 当然这要付出额外的努力，和上一次美国退约相比，如今地缘政治影响更加复杂，需要给予足够关注。 此外，中东国家过去在全球气候进程中相对保守，如今他们在可再生能源领域的投资迅速提高，这是过去没有的。 中国的驱动作用也至关重要。中国在新能源领域的产业革命惠及全球能源转型，并且中国应对气候变化的国家战略保持了连续性，包括中国在内的广大发展中国家，其发展路径的创新，未来潜力巨大。 美国两党政府对中国新能源产业的进口都延续了关税政策，关于中美在地方层面的气候合作，过去也有一些协议，但似乎很难落到实处，地方合作究竟前景如何？如何落地？ 地方的合作有很大的潜力和空间，也确实需要落地，不仅仅停留在省州间的谅解备忘录。真正需要落地的，我认为是投资、贸易和技术的合作。 美国气候政策实施最具代表性的地方就是加州，其目标是2045年要碳中和，现在加州非化石能源发电量占比达到了60%左右，其中有超过37%来自风电和太阳能。我与加州能源资源委员会（California Energy Commission）主席交流，加州风光占比上升很快，但没有影响电网安全，其中一个重要的措施是加强了储能的装机。加州累计部署了超过8GW（吉瓦）储能，超过全美储能容量的一半，而其中大部分储能产品来自中国。这就是实实在在的合作。 另一个重要原因是灵活的市场机制来支持电网调度。在风光占比越来越高之后，如何应对其挑战，加州的容量市场、辅助服务市场等市场机制值得借鉴。最近，能源基金会参与主办了中美绿色电力发展学术对话，在政策法规、管理机制、电力市场交易等方面保持学术界、专业界的交流和合作，也是非常重要的。 能源基金会也在做一个投资促进平台，推动美国的新能源和气候相关技术企业来中国做交流，期待建立起沟通机制，促进双方在气候领域的投资。中美之间要做的是促进商业落地，促进就业和税收，如果大家都遵循市场规则，总会有落地的机会。 中、美、欧三方在能源气候议题上的立场对全球进程影响重大，欧洲也开始对中国的新能源产业施加贸易壁垒。在美国可能“退群”的背景下，中欧之间在能源气候产业上的前景如何？ 中欧之间肯定是有得谈。10月底我们曾在欧洲组织双方企业代表交流，大家认为中国直接向欧洲出口低价产品很难持续。如果中国企业想在欧洲有进一步发展，可能需要用投资换贸易。另外，生产线也应该靠近市场。 我判断欧洲对中国的投资相对比较开放，中国企业有机会在当地建厂，给当地带来税收和利益。只要遵循科学原理、市场逻辑、认可气候可持续发展的价值观，坚持这三点，大家就有共同语言。 从欧洲的实际利益来讲，他们需要降低能源成本，提高能源安全性，也需要提高可再生能源比例。能源危机加速了欧洲的能源转型，此时中国提供物美价廉的光伏、电池、风机产品，符合欧洲利益。无论地缘冲突如何演变，欧洲向可再生能源转型符合其根本利益。 政治层面上，的确面临一些现实阻力。欧洲议会和一些主要国家右翼势力崛起会是不利因素，但欧洲若不坚持多边主义，不扛住气候大旗，它就丧失了它的比较优势，有损其战略利益。并且欧洲的转型目标是通过立法来推进的，尽管行政当局的更替可能影响其积极性，但欧盟绿色新政的一系列法案应该会持续有效。此外，英国新政府上台后，在气候问题上也会更加积极。 反过来，中国也有机会加强与欧洲的合作，创造新的联合领导力，拯救、推动多边进程。虽然很不容易，但双方都应该更加积极主动，在绿色低碳技术和贸易上创造更多机会。

光伏龙头企业天合光能近日宣布终止筹划分拆控股子公司天合富家上市事宜。天合光能对此的解释是，本次终止筹划分拆天合富家上市事项，是结合行业发展趋势和自身优势所做出的战略性决策。 早在2023年4月，天合光能就抛出拆分上市计划。但计划赶不上变化，光伏行业很快陷入周期性的低谷，供需错配、价格暴跌、大面积亏损，海外市场也面临贸易壁垒的严峻挑战，至今未能获得缓解。还遭遇了资本市场“阶段性收紧IPO 节奏”和“从严监管分拆上市”的影响。 形势逼人，对于天合光能来说，把天合富家拆分出去单打独斗，已不再是可行且优选的策略。 分析人士认为，天合光能终止该计划，此前天合富家多轮融资中引进的以创投基金为主的股东，可能会陷入进退两难之境。对于天合富家新引入的18名股东如何退出的问题，天合光能投资关系部门回应称，正在与投资人进行商讨。 市场风向突变 大金主撤了天合富家主营的分布式光伏业务，原本是一块巨大的蛋糕。 在分布式光伏行业，天合富家全球排名前二，国内户用市场市占率接近20%。而天合富家的董事长也是天合光能董事长高纪凡的女儿高海纯。 根据天合光能发布的财报，2020年至2023年，天合富家实现的净利润分别为3791.62万元、1.42亿元、4.34亿元、4.21亿元，其中2021年和2022年同比增长率分别为274%和206%。 但是，进入2024年，形势开始急转直下。今年上半年，天合富家的净利润为2993.41万元，较2023年上半年的3.49亿元下降91%。上半年户用光伏新增装机量为15.85GW，同比大降26%。 市场已经发生巨变。分布式光伏的金主也开始撤退。 越秀资本曾经是分布式光伏市场的大金主，不到两年时间就做了超过4GW的电站，今年上半年，越秀资本户用分布式光伏新增装机就超过3GW。今年年初有消息称，2024年越秀资本在分布式光伏市场的目标投入是300亿元，新增装机规模预计达到8.5GW。越秀资本投关部门也表示，“会持续加大投放”，希望比去年资金投放规模更大。 市场上的分布式电站企业，可以直接卖电站给越秀，也可以和越秀（及农户）共建分布式光伏电站，或其他的合作方式。甚至有的光伏代理商跳过户用光伏企业，直接与越秀签约。此外，天合富家和越秀也有合作，在2022年10月，越秀租赁与天合富家的前身天合智慧分布式能源有限公司签署了百亿框架合作协议。 但是，这个国内户用光伏市场的头部玩家也开始收缩了。据消息人士透露，从今年12月1日起，越秀资本已经停止进件，仅限浙江、江苏、广东、北京、上海等省市还能进，但结算价格降低0.3元/瓦。 业内人士认为，“这个消息意味着越秀这个大金主，在全国大部分地区停止收户用光伏项目，甚至明年可能都不会开放。如果大金主都收缩，户用光伏的平台方和经销商都会更困难。” 8月，天合光能管理层在投资者活动上表示，“分布式光伏市场，未来增速趋于平缓是大趋势。” “优势市场（美国）和优势板块（户用分布式）都面临极强的外部不确定性，公司的选择是减速入弯，不去承担太多风险。”天合光能管理层这样解释。 但光伏业内人士坦言，在这样的大背景下，此次放弃天合富家分拆上市大概率并不是天合的战略考虑或有意为之，而是无奈之举。 “这并非高纪凡的行事风格，他更不愿看到女儿高海纯的第一步未能成功迈出”，上述人士表示，主要原因还是与光伏产业低迷、上市审批从严有关。 上市无望， 投资人何去何从？天合富家拆分上市无望，还会引发一系列后续问题。比如天合富家先后历经4轮总计28亿元融资，投资人如何退出？ 天合富家成立于2016年7月，由天合光能控股。天合富家最初的股东只有两位：持股85.17%的天合光能、持股14.83%的常州富锦昊投资合伙企业（有限合伙）。随着分布式光伏市场的升温，天合富家吸引了大量资本。2021年、2022年，天合富家曾两次通过增资扩股引入战略投资者，投资方包括高海纯控制的上海利合、长欣赋嘉、众襄景策和上海凝涵，以及外部投资者得道投资、净玺投资、星铁贸易等。 2023年4月22日，天合光能披露，公司正在筹划天合富家分拆上市。为引进投资人和创立员工激励平台，4月26日，天合富家增资扩股，天合光能、上海富勤汇、上海富晖晟、上海富兆旭、交汇新动力、春华锡祥、十堰嘉赋、鼎晖稳涛、太保长航、上海利合、中电投融和、常创创投、富佳昇13家公司拟以现金方式向天合富家合计增资19.02亿元。 其中，天合光能出资12亿元，天合光能实控人高纪凡的女儿高海纯所控制的三家天合富家员工激励平台上海富勤汇、上海富晖晟、上海富兆旭，以及高海纯个人控制的上海利合、富佳昇合计出资1.33亿元。外部投资人的背后是交银资本、春华资本、鼎晖投资、太保资本、国家电投和九州创投等机构和企业。 一个月后，天合富家再次增资，获得7.21亿元资金。天合光能放弃优先认购权，持股比例降至70.09%。 经过多次增资扩股，到目前为止，天合富家有28家股东，其中持股比例排名前五的股东分别是，天合光能持股70.0902%，上海富和信企业管理合伙企业（有限合伙）持股11.276%，上海利合时代企业咨询管理有限公司持股3.566%，泰州道得未来产业投资管理合伙企业（有限合伙）持股2.5415%，上海凝涵企业管理咨询合伙企业（有限合伙）持股1.9934%。 天合富家暂不上市，和母公司天合光能将不再存在独立性和关联交易等问题，在研发、生产、销售、客户服务等多方面，可以资源共享。 但是，母公司天合光能的日子也不好过。2024年三季度，天合光能出现首次亏损，净利润为-8.47亿元，同比下降116.67%，同期扣非归母净利润为-10.70亿元，减少120.90%。业绩下降主要系受光伏产业链供需影响，光伏组件相关产品售价同比下降，光伏产品盈利能力下降。 天合富家不再单飞，也就意味着以后要和母公司共度时艰。 对于投资人来说，退出之路可能会很漫长。一位投资机构合伙人表示，政策调整后，IPO退出面临很大压力，投资机构退出要重点关注并购、对赌回购，以及隔轮退出转让的机会，“上一轮退完了之后，下一轮暂时不退，等再下一轮有融资之后再退”“项目如果成长不错，可以把握一些重要的再融资退出的机会。”

经济史上有一个发人深省的问题：中国使用煤炭的历史比任何一个国家都久，但为什么最早迎来工业革命的是英国？ 19世纪前，西方相对东方来说，最大的优势是煤矿的位置。 工业革命前夕，中国正是清朝。煤矿主要分布在北方，离江南、湖广等经济核心区相距甚远，运输困难，煤矿最终未能改变国运。 而英国国土紧凑，矿区毗邻伦敦、曼彻斯特，为工业革命提供了源源不断的燃料。换句话说，离能源越近，这些自然产物才有更大可能转化为生产力工具，推动人类进步。 很久很久以后，中国以英国煤炭体系、美国原油体系为参照，搞了“西气东输”、“北煤南运”、“西电东送”这些时代工程，也是为填补“能源区”与“经济核心区”之间的区位差异。 而今，一场发轫于中国的能源革命正在孕育，用“风光锂氢”等清洁能源代替石化能源，建构起一套属于新时代的能源经济体系。 如何实现？在中国七大“新基建”名单里，“特高压”与“换电站”赫然在列。而新能源革命，简单说就是为跨越“能源区”与“经济区”、“生产端”和“利用端”之间的沟壑，提供划时代的解决方案。 12月18日，宁德时代召开巧克力换电生态大会，宣布2025年建成1000座换电站、中期10000座、最终将落成30000座换电站。 成规模的换电站对于构建新能源体系有何重要意义？你可以想象一下第一座加油站对于汽车产业，对于经济体系的价值。 对新能源车产业而言，这是补能新业态兴起的一个注脚。对城市而言，换电站的发展可能会逐步重塑城市的能源基础设施和城市规划。对区域发展而言，这将实现经济核心区对能源区的反哺。 本质上，你也可以把它理解为，在错过了两次工业革命之后，中国要来一次堂堂正正的直道超车！ 直道超车：车轮上的“新基建”为什么新能源车是中国在汽车工业上的“弯道超车”，而换电站却是“直道超车”？ 前一问，一是燃油车有欧美日韩环伺，二是氢能车有日本丰田抢占先机，唯有以锂电池为核心的动力系统，给中国汽车工业足够的留白去画最美的图画。 后一问，换电站看上去只是基建狂魔又一次“平地起高楼”的建设实践，但实际上，每一座换电站背后，都要有强有力的电力系统、面向未来的经济蓝图做支撑。而放眼全球，最懂如何调配错综复杂的电力资源来平衡全社会供电用电的国家，还得是中国。 比如，大家都知道，中国电力资源总是西多东少。东部沿海地区的80、90后，都有过炎炎夏日却惨遭停电的经历。二十年前，冰箱空调洗衣机等大家电的普及和落后的电网系统形成鲜明对比，人们日益增长的美好生活需要和不平衡不充分的发展现状之间矛盾突出。为了结束拉闸限电的电荒历史，中国从2006年开始上马投资特高压，18年下来投资总额超过6000亿元，相当于又建了三座三峡大坝。通过这张贯通东西的电网，光一项“西电入浙”特高压直流输电工程就将超过6000亿千瓦时的电量从西部运往了浙江，保障了经济大省的发展用电和城市电网稳定。也正是中国的后发优势和电力系统的超前规划，为推广换电站铺平了道路。如今，我们不但可以在全国跨区域调度，甚至可以对北京不同的供电区段进行联调，这无形中给换电产业悄悄打下了第一块奠基石。 站在能源经济体系的视角，到底是福特，还是标准石油公司对美国原油体系的贡献更大，估计大多数经济学家会选后者，因为后者打造了石油“生产-运输-利用”的闭环。 今天，中国新能源的“生产-传输-利用”，生产端有风光氢储的补位，传输端有智能电网支持，利用端有包括新能源车在内的众多客户端。而换电站的意义，就在于让新能源车，以更低成本和更高效率完成能源消纳，推动闭环形成。 所以，换电产业不仅是一次仰仗着大国基建底气而有的直道超车，对内也强化了新能源的循环体系。眼光放得更长远一点，它未来对于新经济生态的衍射，也孕育了更多的可能。 中国换电方案的 “最优选” 新能源在中国未来能源格局中早已牢牢占据了一席之地。 电力系统的底层依托和基于国家战略的产业部署，意味着换电在中国有庞大的市场及想象空间。不过，最早想在换电产业上有所作为的并非宁德时代，也不是蔚来，而是一家以色列的电池运营商Better Place。 2011年，Better Place与北汽、奇瑞和比亚迪等中国企业接触，尝试开拓中国换电市场。最后折戟沉沙，还得到了王传福的一句“好言规劝”：换电是扯谈。 为什么Better Place做不成换电？ 因为在政治正确外衣下，换电本质上是个烫手山芋。 第一，换电站属于重资产生意，需要长期投入且回报周期慢，大多数运营商缺乏资金实力，无法承受长期亏损。第二，换电站要走向规模化，必须统一诸多行业标准。这涉及高昂的改造成本、知识产权及管理复杂度和精细度，车企积极性有限。 第三，Better Place入局换电的时机过早，彼时新能源车渗透率不高，充电补能足够满足车主的用车需求。加上一座换电站的成本差不多是一座充电站的3-4倍，使用量不高的情况下，重资产的换电站不可能走向规模化。 三重大山之下，Better Place真做不成愚公。同时也说明，能给出换电解决方案的，首先得是新能源发展最迅猛的市场，还一定得是带头企业站出来。比如蔚来，6年猛投建成2808座换电站。尽管打破了新能源车补能效率低的魔咒，可受限于标准化和利益与数据共享难等问题，车企换电站基本只能服务单一品牌。 但就目前来说，建设通用型换电站不仅事关补能效率，更关乎新能源产业的发展水平。 最简单的例子，当前新能源车渗透率南高北低、东高西低，且出现高者恒高的苗头。“电车不过山海关”不是一句玩笑话。在气候条件差的东北地区，靠补能半小时起步的充电站，破除不了新能源车是“电动爹”的刻板印象，车主的使用体验也媲美不了加油只需5分钟的燃油车。 要实现南北产业的均衡发展，补能效率更高的换电站就是推动新能源车一路向北的必要因素。而如果必须从中国企业里选一家，来挑起建设通用换电站的重任，宁德无疑是最合适的选择之一。现代工业，最高阶段也是最难的就是标准，如今全球每三辆新能源汽车，就有一辆配套宁德时代电池，这一独特地位赋予了宁德时代推动换电标准化的强大潜力。而宁德时代推出的20#和25#两种标准化“巧克力换电块”，能够兼容大多数车型。 在大会上，宁德时代宣布和长安、广汽、北汽、五菱、一汽等共同推出10款换电车型，将从今年年底陆续上市。宁德时代董事长、CEO曾毓群还在会上宣布，宁德时代未来所有电池新技术都将应用于巧克力换电车型。 技术的背后是强大的研发资金投入。应该没有人会质疑宁德时代针对换电网络的大规模扩展计划，毕竟其在电池领域的强大盈利能力足够满足未来长期投入的资金需求，最终在长期主义坚持里，实现规模化盈利。所以也可以说，越是难而正确的事，越需要一个起统筹作用的系统来宏观把控、微观实践。 就比如说，能支撑三万座换电站正常运转的，只能是中国的电网系统；能打通标准化的，只能是深度参与新能源产业体系的宁德时代。 一场事关行业、城市和经济的发展合谋 从某种意义上说，宁德时代入局换电，又一次与国家意志不谋而合。 所谓国家意志，既覆盖微观的对新能源车产业的完善、也涉及中观的以“碳中和”战略为指导的新型城市化、最终指向宏观区域经济的协调发展与共同富裕。对新能源车产业而言，在巧克力换电中，宁德时代既是提供标准化换电方案的动力电池供应商，也提供了一个有望链接全生态的开放服务平台。 标准化换电方案，意味着上游主机厂将告别过去不同规格电池开发和生产带来的高昂费用。由换电模式衍生的车电分离销售模式，将有效降低车企终端价格，给予主机厂更大的成本空间用于提升智能化，从而扩大市场竞争力。 另一受益于换电产业的是中游的车主。往常车主换电必须一块一块买电池，而且基本不会等到电量完全耗尽才换新电池。大多数情况下，车主花买一块电池的钱，其实只用了80%或者90%的电，无形中提高了用车成本。而巧克力换电不仅是租电池，而且是按使用量来付费，可以进一步节约开销，并让每一块电池物尽其用，价值最大化。

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。