欧美自全球首轮清洁能源产业热潮以来，多年耗费苦心建立起的锂电产业链完整闭环，正在面临土崩瓦解。 在欧洲，曾被视作欧洲版“宁德时代”的本土最大电池巨头Northvolt已在破产中迎来自己的惨败收场。若在今年6月底前未能觅得买家，其瑞典北部最后一家工厂即将停止生产。 在美国，昔日全球第三大储能集成厂商Powin于6月9日向新泽西州法院提交破产重组申请。公司预计将因“不可预见的商业环境”于7月底面临停止运营，并裁掉包括首席执行官及其他高管在内的近250名员工。 来不及为Northvolt、Powin的结局哀悼，紧接着走向终结命运的是“北美电池回收之王”。 据路透社报道，总部位于多伦多的锂电池资源回收公司Li-Cycle宣布已在加拿大和美国申请破产保护，预计将开始正式出售其业务及资产。 这家一度有着“北美电池回收之王”之称的加拿大企业，曾是北美大陆上的电池回收独苗，因而受到格外关注。 该公司的估值最高超过 20 亿美元，但数月以来一直面临日益严重的财务困境。不得已自今年3月起为自己寻找买家，直至如今正式走向破产重组。 与Li-Cycle商业神话一同破碎的，还有北美的电池回收梦。 电池回收梦 2021年2月24日，刚上台一个月的美国第46任总统乔·拜登以“免受中国侵害”为指向签署一项行政命令，对四种关键产品的供应链进行为期100天的审查，电动汽车动力电池正是其中之一。 百日之后，拜登将电池回收写入政府计划的消息在业界引发诸多讨论。 路透社报道，当时有多位美国政府官员透露，作为打造电动汽车强国战略的重要组成部分，拜登政府计划大力推动国内电池回收产业，希望国内能够开设更多回收工厂，以实现锂和其他金属的循环利用。 政府报告估计，如果不进行回收利用，到2040年，电动汽车数量的激增将直接导致800万吨电池废料被倾倒至美国垃圾填埋场。积极的电池回收计划则可显著降低矿产资源的开采需求，如铜减少55%、锂减少25%、镍和钴减少35%。 背靠北美电池回收梦想，自创立之初便备受业界及资本市场瞩目的Li-Cycle，也曾是煊赫一时的明星企业。 这家由两名前赫氏（Hatch）集团工程师于2016年创立的锂电池回收企业，凭借一手两步走的“Spoke & Hub”（初级加工厂物理破碎+精炼厂提取关键金属）回收体系和湿法治金工艺，在行业普遍回收率仅有30%-40%的早期阶段，就已宣称实现80%-100%的锂电池材料回收。 估值最高超过20亿美元的Li-Cycle于2021年成功上市纽交所，并一度开出至少三大洲五国的宏伟扩张蓝图。 （Li-Cycle曾提出向包括北美的美国、加拿大，欧洲的德国、挪威、意大利，亚洲的韩国、日本和越南等“中国以外的亚太地区”发起扩张，还曾与中企亿纬锂能签署谅解备忘录。） 2023年是Li-Cycle商业故事的巅峰时刻。 这一年，Li-Cycle在欧洲的第一家工厂于德国正式运营，年处理1万吨电池的产能规模让公司有机会成为欧洲最大的锂生产商之一，与通用汽车-LG化学合资企业Ultium Cells、LG新能源等国际巨头达成长期供应协议。 此时的Li-Cycle还在对年底建成纽约罗切斯特工厂的等待之中，设想着8万吨年处理能力及到2025年营收冲破10亿美元的美好未来。 事实却是，公司正是从这一年开始面临急转直下。 当年10月，得到拜登政府大力支持的罗切斯特项目因建设成本几乎翻了一倍（达到9.6亿美元），被无限期暂停建设。 公司全年总营收仅1830万美元，净亏损却达到1.38亿美元，营收远远无法覆盖高昂的运营成本。 五个月后，公司宣布计划裁员17%，其中包括三名高级管理人员。然而每年节省出的约1000万美元工资和福利成本，对于公司的连年亏损与成本倒挂实属杯水车薪。 作为拜登气候议程中承担关键部分的北美电池回收大户，Li-Cycle也曾受到拜登政府的额外照顾。 2023年年初，美国能源部宣布将向Li-Cycle提供3.75亿美元贷款，以支持其在纽约州罗切斯特郊区建设美国最大的锂资源回收设施之一。 一年后，这一贷款数字被提高至4.75亿美元。然而直到公司申请破产，Li-Cycle也没能从美国政府手中拿到这笔资金，实在很难不令人唏嘘。 一个不争的事实是，电池回收是一门好生意，却同样也是一门坏生意。 热潮难淘金 作为实现锂电、储能、电动汽车等产业链零碳目标的关键环节，电池回收正在从补充选项升级为战略刚需。 尤其自第一批投入市场的新能源汽车开始迈入规模化“大退役”阶段，电池回收的资源价值及减碳效益正在迎来爆发式兑现期—— 它不仅关乎百万吨级动力电池的循环利用，更成为撬动全产业链零碳转型的关键支点。 中国电子节能技术协会电池回收利用委员会产业研究部预测，2025年，我国动力电池退役量将达到82万吨；自2028年起，退役量将超过400万吨，废旧电池回收利用行业产值将超过2800亿元。 过去数年间，国内外都曾掀起动力电池回收热潮，大小企业趋之若鹜。然而从无人问津到火爆出圈，再到成批的停产和倒闭，废旧电池回收生意在两三年间走完了过去十余年从未有过的大起大落。 隐于Li-Cycle过山车式商业发展背后的一条暗线是，一路由4万元/吨冲高至逼近60万元/吨的锂价，自2022年底开始腰斩再腰斩。 2024年以来，碳酸锂价格一路下跌，短短数月内接连突破每吨10万元、9万元、8万元几道大关。这一状况至今未见转好迹象，并在跌出新的纪录。 到今年5月底，碳酸锂期货主力合约LC2507连续三天盘中跌破6万元/吨关口，最低下探至5.95万元/吨。 在此背景之下，就连传统矿石提锂巨头也在面临巨亏挑战，唯有盐湖提锂尚存一战之力。 更遑论要靠再生锂过活的电池回收企业，仅靠镍钴利润盈利简直天方夜谭，想熬过锂价“成本炼狱期”还有很长的路要走。 参考第一财经给出的数据统计，就在Li-Cycle命运急转直下的2023年，我国动力电池回收相关企业注销吊销量首次突破5000家，达6984家，同比增加141.8%。 《中国锂离子电池回收拆解与梯次利用行业发展白皮书（2024年）》显示，我国全年锂电池回收理论产能高达380万吨，而实际的电池回收量仅为62.3万吨，产能利用率低至16.4%。 于锂价暴涨之中鸡犬升天的锂电回收产业，正陷入价值理想与商业现实的割裂困局，在“只亏不赚”的现状下很难再成热潮。 当前的电池回收行业几乎与此前大热一时的钠电产业面临同等命运—— 基于锂资源不可再生与相对稀缺的惯用叙事，电池回收、钠电池仍是各大厂商口头上值得布局的“战略备胎”。 然而一旦从经济效益考量，已经很少有企业愿意大张旗鼓为这门生意的美好远景买单，电池回收行业想要咸鱼翻身着实没那么简单。

新能源汽车发展离不开充电基础设施建设，此前，在新能源车主层面，充电桩数量不足、充电效率低下、充电体验割裂，这些痛点如同无形的路障，阻碍着绿色出行的步伐。在充电场站业主层面，传统充电桩充电慢，体验不好，翻台率低，也影响了业主投资意愿，于是形成循环，最终也会阻碍新能源汽车发展。 “充电焦虑”如何破解？目前，北京已初步形成几乎覆盖全域、高效便捷的“超充一张网”，目标直指：规模化部署大功率超充快充，大幅提升充电效率、更优客户服务体验，支撑全市新能源汽车顺畅出行！ 2024年底，北京市城市管理委员会印发《北京市新能源汽车高质量超级充电站发展行动计划》，提出到2025年底，建成超级充电站1000座以上（超充桩2000个以上），城六区服务半径1公里，主流超充车型（800V电压平台）在超充桩平均一次充电时间可降至15分钟左右，高质量超充服务网络基本建成；到2035年，高质量超充站的超充桩平均一次充电时间可降至8分钟以内，显著提升充电服务品质，实现充电像加油一样便捷，有效提升充电服务体系资源使用效率。 01. 北京实践： 超充网络落地的首都样本 “自从附近有了这个超充站之后，我就没去别的地方充过电，充电确实快，太方便了，现在开电车也感觉没有之前那种焦虑感了。” 在能+超充（昌平乐多港万达超充站）充电的袁先生说到。 能+超充（昌平乐多港万达超充站） 该超充站是京能集团投运的首个全液冷超充站，采用华为超充解决方案，充电速度最快接近“一秒一公里” ，有效解决新能源车主“找桩难、充电慢”的烦恼。去年4月上线以来，前来充电的车主络绎不绝，场站翻台率高，单枪日最高充电量500+度。 能+超充（昌平乐多港万达超充站）是北京“超充一张网”的代表性场站。目前，部署华为超快充桩的场站已经覆盖了核心商圈、交通枢纽、园区、地下停车场、景区等各个关键场景。 在热门景区场景，由北京静态交通公司打造的静态交通天坛北门超级充电站部署了华为超充设备，场站位于天坛附近，缓解了北京热门景点新能源车充电压力，场站翻台率高，单枪日最高充电量超400度，有效打消了游客驾驶新能源车旅游的顾虑。 静态交通天坛北门超级充电站 在交通枢纽场景，比如北京南站，附近车流量大，传统慢充桩无法匹配大量新能源车的充电需求，排队停车充电的现象大大影响了车主的体验。静态交通北京南站超级充电站采用华为超快充充电设备，充电快周转快，单枪单日最高充电量超400度。场站优质的充电体验提升了整体的交通中转率，因此也收到了周边网约车司机和私家车主的一致好评。 静态交通北京南站超级充电站 静态交通北京南站超级充电站作为“两场八站”（首都机场、大兴机场、北京站、北京西站、北京南站等）的重要组成部分，与其他交通枢纽超充站形成联动，实现了“枢纽-高速-景区”的无缝衔接。例如，从北京南站出发，既可西行至六里桥奈伦大厦站后可沿京港澳高速顺势南下，又可北上通过京藏高速连接乐多港站，形成“进出京-跨区-景区”的全链条补能网络。 目前，在北京核心圈全液冷超充站点已形成“三角形” 覆盖网络，覆盖故宫、国贸等核心景点及商圈，实现 “1公里服务半径”。北京南站超充站与北京站、天坛北门站形成联动，覆盖北京南站、北京站两大交通枢纽，无论是接送旅客还是换乘出行，都能在10分钟内找到超充站。 西边线路以六里桥奈伦大厦站为枢纽，串联丽泽金融商务区、北京西站和京港澳高速，形成“枢纽-商圈-高速” 三位一体的“超充一张网”。从西三环到西四环，再到京港澳高速入口，实现了跨区域出行的无缝衔接。 东北部线路以昌平合生汇站为核心，串联回龙观、天通苑等大型居住区和乐多港商圈，形成“居住-商业-高速” 一体化“超充一张网”。未来还将向沙河、北七家等区域扩展，满足北部居民日常出行和假期出游需求。 东部线路以望京南和东坝两个充电站为核心，串联起京承高速，机场高速，机场第二高速等交通要道，同时覆盖望京、东坝等大型居住和商务区，形成“交通枢纽+生活圈”的双重保障网络。 从人潮涌动的两场八站，到古韵悠长的前门文旅区，再到高端商圈、生态景区的地下停车场，华为超充设备已深度融入城市毛细血管，为不同场景下的用户提供极速充电体验。 02. 打破充电“供需”矛盾， 助力新能源汽车出行 在“超充一张网”落地进程中，华为凭借其“极致体验、更高质量、更好收益”的超充解决方案，有效助力“超充一张网”建设，间接成为北京新能源汽车充电桩新基建的关键赋能者。 以华为超充为代表的高质量充电基础设施，破局此前新能源汽车发展与充电基础设施薄弱的矛盾。高质量充电基础设施体验好，对车主而言，华为超充设备一次充电成功率约99%，充电速度最快接近“一秒一公里” ，充电5分钟续航200公里，有效缓解车主充电焦虑，充电噪音低于55dB，带来“图书馆般静谧”的充电体验，另外枪线很轻，对女性车主友好，单手就可以握持；对场站主来说，华为超充设备10年超长寿命，易维护，具有更高质量，双极功率池化+高阶动态路由，相同电力条件下，电力利用率提升约30%，周转率提升约1倍，能实现更高收益，从而促进了新能源车出行与发展，低排放促发展，助力城市如期实现“碳达峰、碳中和”。 未来已来，华为超充技术赋能，北京正加速驶向一个充电无忧、绿色高效的新能源时代，更以北京样板，争创京津冀绿色发展排头兵，带动京津冀绿色发展。下一次当您轻松插上充电枪，或许可以感受到这座城市脉搏中流淌的科技力量。

随着国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，简称"136号文"）正式实施，我国新能源行业正式迈入全面市场化交易新阶段。这一重大变革将深刻影响零碳工厂和园区的建设路径与运营模式。本文将为您全面解析136号文的核心要义，并为零碳工厂园区运营者提供切实可行的实施策略，助力企业在变革浪潮中抢占发展先机。 136号文：新能源市场化改革的里程碑 2025年1月发布的136号文，堪称我国新能源发展史上的分水岭事件。这份文件明确规定，自2025年6月1日起，新能源上网电量将全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，标志着实行多年的固定电价和补贴机制正式退出历史舞台，新能源行业由"政策驱动"全面转向"市场驱动"。 文件的核心内容可概括为"价格放开、分类施策、机制创新"三大原则： • 价格放开：新能源项目上网电价不再由政府定价，而是通过电力市场交易形成，真正发挥市场在资源配置中的决定性作用。这意味着风电、光伏等新能源电力将直接参与市场竞争，价格随供需关系波动。 • 分类施策：以2025年6月1日为界，对存量项目和增量项目区别对待。存量项目可暂时维持既有定价政策，但将逐步向市场机制过渡；增量项目则原则上全部纳入市场交易，电价完全由市场形成。 • 机制创新：建立"差价合约+现货市场"的复合定价模式，同时厘清电能量和绿证的关系，通过机制设计保障新能源企业的合理收益。 这一改革的大背景是我国新能源装机规模已突破总装机的40%，但参与市场化交易的比例相对较低，导致市场价格信号难以真实反映电力供需形势。随着新能源开发建设成本大幅下降，各地电力市场规则逐步完善，全面市场化条件已经成熟。 零碳园区：双碳战略的关键抓手 在136号文推动新能源全面市场化的同时，零碳园区建设正成为我国实现"双碳"目标的重要路径。2025年国务院政府工作报告明确提出"建立一批零碳园区、零碳工厂"，标志着零碳园区建设已上升为国家战略。 零碳园区为何如此重要？数据显示，我国工业园区贡献了全国工业产值的50%以上，同时也是碳排放的集中来源，占全国碳排放总量的31%。中国环境科学研究院专家指出："如果能在工业园区率先完成碳达峰碳中和，就相当于啃下了'最硬的骨头'。" 当前，我国零碳园区建设已呈现蓬勃发展态势： • 内蒙古鄂尔多斯零碳产业园利用当地丰富的风光资源，构建"风光氢储"技术为核心的闭环系统，园区内企业绿电直接使用比例接近70%； • 江苏盐城探索"绿电+氢能"、"绿电+冷能"等特色模式，打造了射阳港、大丰港、滨海港等各具特色的零碳产业园集群； • 宁德时代宜宾工厂实现100%清洁能源供电，厂区屋顶全覆盖光伏发电系统，年发电量超过2000万千瓦时，成为新能源产业的首家零碳工厂。 值得注意的是，《零碳产业园区建设导则》国家标准也即将出台。这一标准将填补国家层面零碳园区标准空白，规范园区碳排放统计、核算和管理体系，为园区建设提供统一规范。 136号文的实施为零碳园区发展带来了全新机遇，也提出了更高要求： 三大机遇 1. 绿电成本优化：市场化交易机制下，园区可通过参与电力市场直接交易、绿电绿证交易等方式，获取更具竞争力的绿色电力价格。如鄂尔多斯园区企业电价较网电低0.3元/度，年省电费超2亿元。 2. 商业模式创新：文件鼓励"隔墙售电"等新型交易模式，为零碳园区内分布式能源就近交易提供政策支持，提升新能源消纳比例和经济效益。 3. 碳资产增值：随着全国碳市场扩容至八大行业，园区企业可通过碳配额交易获利。无锡园区企业出口欧盟光伏组件碳足迹降40%，通关效率提升30%。 两大挑战 1. 能源管理复杂度提升：市场化环境下，电价波动加大，园区需建立更精细化的能源管理系统，通过"源网荷储"协同优化用能成本。 2. 技术要求更高：需配备碳计量、负荷预测、智能调度等先进技术工具。如江苏要求园区智能管理平台覆盖90%以上企业，实现能碳数据"一网统管"。 结合136号文要求和各地实践经验，零碳园区建设可遵循以下路径： 1. 能源体系革新 • 分布式光伏全覆盖：充分利用园区屋顶、车棚、空地等空间建设光伏系统。如湖北某工厂屋面光伏装机容量达5000千瓦，年发电500多万度。 • 储能系统标配化：江苏《零碳园区建设指南》要求储能容量达到日均用电量的10%，以平衡新能源波动性。 • 多能互补协同：构建"电、热、冷、气、氢"多能系统，如南通氢能产业园探索风光储氢一体化。 2. 碳排放精细化管理 • 碳计量全覆盖：采用碳电表等新型计量工具，实时监测碳排放。如AEM96三相多功能碳电表可实时计算生产用电带来的碳排放量。 • 数字化碳管理平台：建立涵盖碳盘查、配额管理、交易记录等功能的碳资产管理系统，符合ISO14064等国际标准。 • 全生命周期碳足迹追踪：如宁德时代对原材料开采、生产制造、物流运输等环节进行全生命周期碳排放核算。 3. 智慧运营体系构建 • 微电网协调控制：通过协调控制器采集光伏、储能、负荷等数据，构建本地控制策略，实现光储置换、削峰填谷等优化运行。 • AI智能调度：利用算法预测负荷曲线，动态优化储能充放电策略。如无锡经开区虚拟电厂平台已实现8760小时负荷预测。 • 碳流实时追踪：建立电碳因子数据库，为碳关税应对提供数据支撑。 4. 政策红利最大化 • 抢抓补贴窗口期：目前从中央到地方均有补贴政策，如国家超长期国债贴息（最低2.5%）、无锡最高500万元奖励等。 • 利用绿色金融工具：园区绿色基建可纳入央行碳减排支持工具范围，如上海碳资产证券化、苏州工业园双认证ABS等创新金融产品。 • 参与碳市场交易：提前布局碳资产管理能力，为全国碳市场扩容做好准备。 结语：零碳未来已来，行动正当其时 136号文的实施标志着我国新能源发展进入全新阶段，为零碳园区建设创造了更有利的市场环境。随着《零碳产业园区建设导则》国家标准的即将出台，零碳园区建设将进入规范化、标准化发展的快车道。 对园区运营者而言，当下正是抢抓政策红利、布局零碳转型的战略机遇期。通过能源体系革新、碳排放精细化管理、智慧运营体系构建和政策红利最大化等路径，零碳园区不仅能实现环境效益，更能创造显著的经济价值——降本、增收、保值三重红利已清晰可见。 正如远景科技集团董事长张雷所言："中国要从输出产品，升级到输出标准。" 零碳园区不仅是中国实现"双碳"目标的关键抓手，更是中国参与全球气候治理、提升产业国际竞争力的核心载体。让我们共同把握136号文带来的历史机遇，以零碳园区建设推动高质量发展，在绿色变革中赢得未来！

6月下旬，全国多地气温飙升至40℃，空调、风扇24小时“连轴转”，电网负荷屡创新高！ 在这场“高温+高用电”的双重考验下，电力市场圈内“虚拟电厂”一词热度飙升，成为行业内外关注的焦点。那么，究竟什么是虚拟电厂？它又是怎么在电力市场里盈利的呢？我们一起来揭开虚拟电厂的神秘面纱。 虚拟电厂的本质 想象一下，电力市场就像是一个热闹的大集市，各种发电厂、用电户都在这里买卖电力。而虚拟电厂呢，就像是这个集市里的一个超级中介，但它既不发电也不建厂，而是靠着一套智能算法，把分散在各地的电力资源“打包”管理起来。这些资源包括工商业的用电负荷、储能系统、充电桩，甚至是家里的空调。 虚拟电厂就像是一个看不见的电力搬运工，它根据电网的需求，灵活地调度这些资源，让它们在需要的时候发电，在不需要的时候储存起来或者减少用电。这样一来，虚拟电厂就相当于一座实体电厂，但比实体电厂更加灵活、高效。 举个例子，就像网约车平台一样，它聚合了数以百万计的车辆，根据乘客的需求进行调度。虚拟电厂也是一样，它聚合了大量的电力资源，根据电网的需求进行调度，确保电力供应的稳定和高效。 虚拟电厂怎么在电力市场里盈利？ 说了这么多，虚拟电厂到底是怎么盈利的呢？咱们以深圳的虚拟电厂为例来说明。 在深圳，有1.8万根充电桩接入到了虚拟电厂管理中心。这些充电桩可不是普通的充电桩，它们能随时响应电网的调度，进行调峰。当电网需求低的时候，它们就多充点电；当电网需求高的时候，它们就少充点电，甚至把储存的电卖给电网。这样一来，虚拟电厂就能通过调峰服务获得收益。 而且，这部分收益还会让利给车主。比如，你在白天写字楼底下充电，或者在夜间小区里面充电，如果电网需要削峰填谷，虚拟电厂就会给你弹一个对话框：“请问在这个时间点你愿不愿意接受降低功率？你的充电时长会增加30分钟，但是充电的每度电可以打五折。”这样一来，你既能省钱，又能为电网的稳定做出贡献，虚拟电厂也能从中赚取差价。 除了调峰服务，虚拟电厂还能通过参与电力市场交易来盈利。就像是一个精明的投资者，根据市场价格信号和电网需求，灵活地买卖电力资源，实现盈利。而且，虚拟电厂的建设成本只有传统电厂的十分之一左右，这让它更具竞争力。 虚拟电厂如何参与电力市场？ 虚拟电厂是怎么参与电力市场的呢？需要完成注册、聚合、接入、认证、交易、退出六个步骤。 注册：虚拟电厂首先需要在电力市场监管机构进行注册，获得合法的市场主体资格。 聚合：虚拟电厂要聚合各种分散的电力资源，包括工商业负荷、储能系统、充电桩等。这些资源就像是虚拟电厂的“士兵”，听从它的指挥和调度。 接入：聚合好资源后，虚拟电厂需要通过先进的信息通信技术，将这些资源接入到电力系统中。 认证：为确保虚拟电厂的调节能力真实可靠，需由省负荷管理中心进行技术认证。 交易：虚拟电厂运行当前可参与中长期交易、现货市场、需求响应及辅助服务市场，虚拟电厂会根据交易结果进行结算。它会把赚到的钱分给聚合的资源提供者，同时也会留下一部分作为自己的运营成本和利润。 退出：当虚拟电厂不再满足市场准入条件或连续评级不达标时，需按照申请注销或自动注销的方式退出市场。 通过这六大步骤，虚拟电厂就能顺利地参与到电力市场中，实现盈利和可持续发展。 结语 目前，我国已将虚拟电厂纳入新型电力系统建设重点，政策扶持与市场潜力正不断释放，虚拟电厂发展前景一片光明。对于刚踏入电力市场的新手小白来说，了解虚拟电厂的本质、盈利模式和参与方式，无疑能为你的职业发展增添一份有力的筹码。

九部门推动黄金产业高质量发展，强化资源绿色高效利用 6月23日，工信部、国家发改革委、自然资源部、国家矿山安监局等9部门联合发布《黄金产业高质量发展实施方案（2025—2027年）》。 《实施方案》明确要求强化资源绿色高效利用。按照“源头减量、过程控制、末端治理、资源化利用”原则，促进绿色勘查、开采和生产，推进清洁能源替代，建设一批绿色矿山和绿色工厂。 推动氰渣协同处置及全组分利用，支持企业加快氰化提金工艺改造、氰渣无害化充（回）填、含氰废水回收利用等技术改造示范。支持低品位、难处理、共伴生资源的综合利用，提高金、银资源及伴生铜、铅、锌等有价元素的回收率。 鼓励开展黄金尾矿库二次资源开发，利用尾矿回收有价金属、制备建筑材料等。推进废弃电器电子产品、退役光伏组件、含金银废催化剂、废旧金银制品等黄金、白银回收。建立健全黄金回收台账和交易报备制度，鼓励黄金精炼企业与回收企业开展委托回收业务，完善黄金回收市场体系。支持行业组织研究制定黄金等贵金属回收实施标准及规范指南，规范个人、企业回收行为。 02 工信部：加快培育新兴产业绿色动能聚焦清洁低碳氢、新型储能、绿色智算等重点行业 日前，工业和信息化部党组开展理论学习中心组学习，会议强调，要深刻认识制造业在推动经济绿色发展和保障能源安全中的关键性、基础性作用，不断推进产业科技创新，持续提升新能源装备发展水平，增强高质量技术供给能力，筑牢能源安全基石。 要立足实现碳达峰碳中和目标，加快推动绿色低碳发展，大力推动传统产业绿色转型，进一步提升资源循环利用水平，巩固绿色低碳产业竞争优势。要加快培育新兴产业绿色动能，坚持把绿色低碳作为新兴产业前瞻布局的重点方向，聚焦清洁低碳氢、新型储能、绿色智算等重点行业，强化前沿技术创新与标志性产品开发，加快解决方案研制与典型应用场景拓展。 03 我国光伏破10亿千瓦！火电装机占比降至约40% 日前，国家能源局发布1—5月全国电力工业统计数据：截至5月底，全国累计发电装机容量36.1亿千瓦，同比增长18.8%。 1—5月，累计新增并网规模近2亿千瓦，同比增长57%，推动我国光伏发电累计装机规模突破10亿千瓦，达10.8亿千瓦。这相当于约48个三峡电站的总装机，占我国总发电装机容量的比重达到30%，占全球光伏装机总规模的近一半。 截至5月底，火电累计装机约14.6亿千瓦，占我国总发电装机容量的比重降至约40%。今年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》，提出新一代煤电试点示范机组采用降碳措施后，度电碳排放水平应较2024年同类型机组降低10%—20%。 04 国家能源局：确保“今年初步建成全国统一电力市场”的目标按期完成 国家能源局23日在京召开全国统一电力市场建设推进会。会议提出强调，确保“2025年初步建成全国统一电力市场”的目标按期完成。 重点做到“六抓六推进”：抓重点省份，推进省级电力现货市场基本全覆盖；抓市场机制，推进跨省跨区交易取得积极突破；抓规范统一，推进电力市场基础制度规则加快落地见效；抓监督整治，推进地方保护和省间壁垒有效破除；抓协同共治，推进电力市场监管体系不断完善；抓风险防控，推进电力市场良好氛围持续营造。 2024年11月，在国家能源局统筹下，中国电力企业联合会联合多家单位共同编制了《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》（以下简称《蓝皮书》）。《蓝皮书》分2025年、2029年和2035年三个时间节点，提出不同阶段的目标，明确了全国统一电力市场发展“路线图”和“时间表”。其中，《蓝皮书》明确，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。 会议认为，新一轮电力体制改革以来，我国基本构建了多层次多品类多功能电力市场体系，有效发挥了市场在保供应、促转型、稳价格等方面的作用。今年上半年，全国统一电力市场建设进一步提质增速，跨经营区常态化电力交易机制取得新突破，省级电力现货市场建设实现新提速，区域电力市场建设迈上新台阶，电力市场基础规则获得新成果。 05生态环境部发布《中国适应气候变化进展报告（2024）》 6月25日，生态环境部发布《中国适应气候变化进展报告（2024）》。《报告》指出，2024年是全球有气象记录以来最热年份。在全球变暖和厄尔尼诺事件叠加作用下，去年我国气候状况总体偏差，多地遭遇破纪录致灾性极端天气事件，全面提升适应气候变化能力刻不容缓。 截至目前，全国30个省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团已印发实施省级适应气候变化行动方案，39个试点城市积极探索深化气候适应型城市建设。同时，我国积极响应联合国“全民早期预警”倡议，生态环境部、中国气象局在COP29期间联合发布《早期预警促进气候变化适应中国行动方案（2025—2027）》，并启动气候变化南南合作早期预警旗舰项目，为其他发展中国家提高早期预警和适应气候变化能力提供支持。 下一步，生态环境部将围绕贯彻落实党的二十届三中全会精神，着力完善适应气候变化工作体系，继续推动落实《国家适应气候变化战略2035》，坚持“主动适应、科学适应、系统适应、协同适应”原则，加快推进气候适应型社会建设，为美丽中国建设添砖加瓦，为提升全球适应气候变化能力贡献中国方案。 06改作为新型能源体系重点 国家发展改革委6月26日上午召开6月份新闻发布会。国家发展改革委政策研究室副主任、新闻发言人李超在会上介绍，在各方共同努力下，我国新能源消纳取得积极进展，据统计，目前全国新能源消纳利用率维持在90%以上。 李超表示，下一步，国家发展改革委将会同有关方面，把新能源消纳作为新型能源体系建设的重点，深入落实发电、输电、调节等各环节支持政策，持续推动新能源高质量发展。 为提升新能源消纳能力，国家发展改革委会同有关方面采取了一系列措施，主要是抓好三个统筹。 一是统筹电力外送和就近消纳，充分发挥沙漠、戈壁、荒漠地区风、电、光照等资源优势，通过将西北等地区的风电和光伏发电通过跨省区进行外送，提升在全国范围内新能源的消纳能力；二是统筹电网和调节能力建设；三是统筹能源供给和需求。

当Agent网络、分布式电源、虚拟电厂和微电网结合的时候，我认为最值得讨论的，是一种新的电力经济模式。传统的电力系统运行了上百年，作为工业2.0的产物，与钢铁、石油、铁路、传统汽车制造一样，以规模经济理论为基础，秉承了戴明质量管理和福特生产模式。 小米Yu7的发布，3分钟卖出了20万辆大定，让几乎所有的传统汽车厂感到惊讶。从特斯拉开始，新能源汽车确实探索了一种新的生产模式，甚至于RoboTaxi这样的新的运力经济模式，已经不仅仅是工业4.0。传统的电力生产方式，在调度、交易、运行、技术四个层面都是高度自洽的，甚至这种自洽可以适应集中式风光电源的发展。这种生产方式在可见的未来一定也是主流，唯一的颠覆性技术是100MW/200MW这个级别的核聚变，如果能做成集装箱大小，一个社区放一个，加上社区级的大型微电网，大电网真的没有必要了，那可能是10年后的事情。至少未来10年之内，大电源-大电网的模式还是稳固的，它将承担80%以上的电力供应任务，涉及20%的大型设备（包括大型工商业负荷）。统一大市场，五级电力调度体系，电力交易中心，电力营销系统，电力自动化和信息化系统，都是为这个目标配置的。但是传统电力经济体，无法适应高比例分布式，因为这是在电网的毛细血管里加了无数小心脏。大量分布式电源，以就近消纳+自发自用的方式，产生和消纳了20%的电量，涉及到80%的小型电力设备、小型电力负荷。他们聚合起来就是负荷侧的虚拟电厂。传统电力经济体很难适应这种海量、分散、不可见、小额、高频的交易模式，交 易和调度效率很低。现在的虚拟电厂正面临这样的问题，电力市场和电网公司要求它们按照大型发电机组的运行管理和技术标准进行聚合、调度和交易。本质上这样做它们的边际成本会很高，高过传统发电机组，导致市场端毫无竞争力可言。所以它需要一种新的经济模型去适应，我把它叫做末端的新型电力经济体它一定是在电力系统的末端，就像城市食物供应链末端的大量小饭店、小配送车、小菜摊、无数的家庭主妇、新鲜现做的烤面包。你不能要求小饭店厨师去蔬菜批发市场买根葱。他们也不可能把每笔交易都通过交易中心和电力公司的集中式清算系统。虚拟电厂就是那个新鲜的、实时调整口味的现烤面包。他们的聚合模式是无法精确预测，自律自协调的，正好和海量Agnet网络，区块链信任与智能合约结算，小额碳资产/需求响应权益代币化，无人化自组织自动运行这些技术契合。即使是20%的末端电量就地消纳，以及需求侧自动响应平衡，也足以构建出一个与现有主流电力经济体系截然不同的生态。某种程度，深圳虚拟电厂是在这个意义上做出的探索——分布式资源的本地化调度、交易与结算，虽然这条路走的非常艰难。这也是深圳虚拟电厂不同于中国其他任何虚拟电厂的独特价值所在，也感谢南方电网、广东省电 力公司领导们的包容与开放。直到今天，我国实物商品网上销售（电商）的零售总额，大致占全社会消费品零售总额的30%不到。但电商所诞生的商业价值，对传统社会商品消费文化的影响，对产业技术的推动，远大于30%。举个简单的例子，靠传统铁路信息化手段无法解决12306的宕机问题，被经历过“双十一”历练的阿里云技术解决了。你今天可以在大多数旅游APP上订购高铁票，还能选座，再回想08年之前的排队等票经历。这就是创新的意义和价值。Agnet网络是为新的末端电力经济体添了一把火，说不定它可能是下个阿里云级别的技术创新呢？

024年中央经济工作会议强调，建立一批零碳园区。这是中央经济工作会议中首次提到“零碳园区”的概念，2025年两会再次提到全国建设一批零碳园区。标志着党中央在部署推动经济社会发展绿色化、低碳化全面转型进程中，积极探索绿色化、零碳化转型升级，扎实推进实现碳达峰的同时，为适时实现碳中和谋篇布局。 零碳园区制度具有底层逻辑 我国工业园区建设始于1979年，目前已经形成由点到面、由沿海向内地的推进式发展趋势，国家级和省级工业园区超过2500 家，多数位于珠三角、长三角和环渤海等区域，贡献了全国工业产值的 50%以上。园区集聚起了产业、功能、创新、人力等各类资源要素，实现园区从高碳向低碳转型，再由低碳向零碳转型升级，决定了“双碳”战略落地实践的成效和质量。各类园区将在“双碳”战略实践中发挥至关重要的作用。我国的产业园区数量多分布广，污染物排放和温室气体排放物同根同源。园区常常是污染物和碳排放重要“源区”。我国工业园区碳排放量占全国工业源50%以上，是降碳的重点领域。 零碳园区创新具有扎实基础 关于零碳工业园区制度，国内外目前尚无统一通用的界定。笔者认为，零碳工业园区制度一般是指通过一系列理念创新、技术创新和制度创新，开展低碳零碳负碳技术变革和应用，实现园区温室气体净零排放，在一定时空内完成从绿色低碳发展到绿色零碳发展的转型。 我国零碳园区创新有15年低碳园区建设的良好实践经验，特别是有着近5年地方基层创新实践的基础。工业园区的低碳发展始于“十一五”时期。例如，2009 年，原环境保护部下发《关于在国家生态工业示范园区中加强发展低碳经济的通知》，决定自 2010 年起将发展低碳经济作为重点纳入生态工业示范园区建设内容 。“十二五”期间，低碳园区相关制度安排逐步细化，走深走实。 例如，2013 年，工业和信息化部和国家发展和改革委员会联合推进低碳工业园区试点建设；2014 年，《国家应对气候变化规划（2014—2020 年）》提出到 2020 年建成 150 家左右低碳示范园区。“十三五”期间，工业和信息化部发布了《工业绿色发展规划（2016—2020 年）》，再次强调了工业园区低碳化转型，并要求部分园区率先达到碳排放峰值。 “十四五”期间，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等碳达峰碳中和“1+N”政策体系先后发布，对园区发展提出了重要指引。 2022年7月，工业和信息化部、国家发展和改革委员会和生态环境部联合发布了《工业领域碳达峰实施方案》，其总体目标就是，“十四五”期间，建成一批绿色工厂和绿色工业园区。该《方案》要求打造绿色低碳工业园区，通过“横向耦合、纵向延伸”，构建园区内绿色低碳产业链条，促进园区内企业采用能源资源综合利用生产模式。到2025 年，对标国际先进水平，建设一批“超级能效”和“零碳”工厂。 截至目前，全国各省（自治区、直辖市）在各自碳达峰实施方案中都不同程度地规划了近零碳园区/零碳园区、企业等，部分地区规划建设一批“超级能效”和“零碳”工厂。全国各地因地制宜，陆续出台了各具特色的零碳工厂、零碳园区评价指标体系等零碳发展制度安排。例如，山东省出台了《近零碳城市、近零碳园区、近零碳社区示范创建实施方案》；安徽发布了《零碳产业园区建设方案（试行）》等6省出台政策。地方的基层创新和实践为国家实施零碳园区制度奠定了坚实基础。可以预见，零碳发展理念将成为2025年的新风潮。 零碳园区建设具有重要意义 中央经济工作会议关于建立一批零碳园区的会议精神具有重要的现实意义。 第一，有助于生态文明制度体系精细化，促进实现人与自然和谐共生的现代化。零碳园区标准体系是生态文明制度体系在微观层面的具体体现。近年来，我国陆续出台了地方标准或行业标准，今后将加快国家级标准等制度体系落地。目前全国有4个零碳园区已经出台了地方标准，包括内蒙古自治区和福建省两个省级地方标准、雄安新区1个国家级新区级地方标准和江苏省盐城市1个市级地方标准。此外还有一些行业或企业相关标准已经付诸实施。2025年是“双碳”目标提出5周年，预计零碳园区标准体系将更加规范和健全。 第二，有助于深化落实“双碳”目标，促进经济社会发展从低碳化向碳中和化升级转型。在实现碳达峰之前，适时布局零碳发展，谋划实现碳中和发展路径，正是落实“双碳”目标战略的应有之义。规范的零碳园区建设，是在设计、规划等各阶段各环节都融入碳中和理念，综合运用节能、减排、固碳等碳中和措施，实现园区范围内产业、能源等全领域全周期全链条的零碳发展，达到温室气体排放总量与吸收自我平衡的生产、生态、生活深度融合的碳中和发展模式。 第三，有助于发展新质生产力，助力高质量发展。中共中央、国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，打造绿色发展高地，打造绿色低碳高质量发展的增长极和动力源。零碳园区是技术、理念、制度创新的复合体，是绿色发展高地，是新质生产力发展的动力源，建设零碳园区是高质量发展的最新实践探索。 第四，有助于提升园区企业形象，提升产品核心竞争力。通过将“碳中和”融入企业长期发展战略，更好地体现ESG（环境、社会和公司治理）理念和价值，企业能够引领行业向低碳转型迈进，并树立行业绿色发展的标杆。零碳园区体现入园企业绿色发展、低碳发展和零碳发展理念，增强企业服务和产品的含绿量，有助于提升园区和企业国内外的知名度和美誉度，特别是有助于企业克服碳关税等绿色壁垒，提升国际竞争力。 我国零碳园区建设具有全球价值 我国特色的零碳园区的建立、推广和应用具有全球价值。 首先，在履行国家自主贡献方面发挥重要示范作用。根据《巴黎协定》的要求，特别是2023年《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会“阿联酋共识”决议精神，各缔约方将于2025年提交新的国家自主贡献方案。零碳园区建设的中国碳中和实践将产生良好的示范效应，将为全球南方乃至全世界碳中和进程提供中国方案。 其次，有助于进一步展现中国深度参与全球环境治理的领导力。当今世界，全球面临气候变化、生物多样性丧失和环境污染三大环境风险挑战。与此同时，个别大国甚至扬言退出《巴黎协定》。 鉴于此，中国担当和中国方案尤为重要。新时期，中国实现了由全球环境治理参与者到引领者的重大转变，以“新三样”为代表的中国绿色低碳产品引领了全球绿色低碳未来，展现了中国塑造清洁美丽世界的领导力。零碳园区建设作为绿色零碳发展高地和动力源，必将成为中国展现引领全球碳中和发展领导力的重要舞台。 2024年的中央经济工作会议对建设零碳园区作出部署。今年政府工作报告强调，要扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。什么是零碳园区？如何高质量建设零碳园区？围绕相关问题，专访了全国政协委员，中国国际工程咨询有限公司党委书记、董事长苟护生。 我国制造业体量大，工业门类齐全，建设零碳园区有利于从产业层面推进碳减排，对美丽中国建设和积极稳妥推进碳达峰碳中和意义重大。请谈谈对零碳园区的看法。 零碳园区指的是通过设计、技术、管理和商业化等方式，使园区内生产、生活活动所产生的二氧化碳排放降至“近零”水平，并具备达到“净零”条件的园区。开展零碳园区建设工作，是以习近平同志为核心的党中央扎实推进经济社会发展全面绿色转型的战略决策，是在新形势下积极稳妥推进碳达峰碳中和的重要举措之一，具有战略意义。 一是有利于加快能源绿色低碳转型。零碳园区的能源需求主要由可再生能源满足，通过“绿电直供”模式、源网荷储一体化建设等，实现能源供需的智慧高效对接。这不仅可以降低对传统供能方式的依赖，还能提升区域可再生能源利用比例。 二是有利于引导产业绿色低碳转型。零碳园区可以通过新型供能方式和低碳管理模式，引导传统产业采用电气化和低碳技术，推动钢铁、化工、有色等行业深度脱碳。 三是有利于激发科技、制度、商业模式等方面创新。比如，在科技方面，零碳园区为低碳技术、新型储能、微电网、碳捕集与封存等新兴技术的应用与验证提供重要平台，将催生一系列科技创新。 四是有利于取得绿色竞争优势。在国际绿色贸易规则不断变化的背景下，零碳园区因为具备可溯源、可核查的能源供应体系，不管根据何种规则进行计算，其产品碳足迹均可大幅减少，从而提升园区内企业的“绿色竞争力”，助力企业在全球绿色竞争中抢占先机。 零碳园区建设是一个崭新的事物，各地都在积极探索。高质量建设零碳园区需要从哪些方面着力？ 从我国的能源、产业、技术实际看，建设零碳园区应从4个方面共同发力。能源方面，紧抓非化石能源直接供应这个零碳园区最鲜明特征，强化园区与周边光伏、风电等非化石能源发电资源匹配对接，大力发展“绿电直供”模式，建立与高比例可再生能源直连方式相匹配的智能微网系统，建立“电、热、气、冷”多能互补的能源供应系统，因地制宜推动先进储能技术规模化应用。 产业方面，要以可溯源的绿色能源为核心优势，吸引光伏组件、动力电池、新能源汽车等绿色低碳产业集聚，实现“以绿制绿”；引导钢铁、建材、有色、化工等产业中的绿色低碳示范项目入驻零碳园区，探索传统产业深度脱碳路径。 基础设施方面，积极打造绿色低碳的基础设施，推动园区建筑实施绿色设计、绿色施工、绿色运营，推广超低能耗、近零能耗建筑，有序推进充电桩、换电站、加氢站等绿色交通基础设施建设。 管理服务方面，加快数字化技术在零碳园区中的应用，优化园区电力、热力、物料等多种能源资源的协同调度，推动园区内集中开展碳排放核算、项目碳评价、碳配额清缴、产品碳核算、绿电绿证交易、环境信息披露等服务，提升绿色低碳管理服务能力。 自“双碳”目标提出以来，不少地区均出台了相关政策支持零碳园区建设。但总体上看，部分零碳园区建设依然存在一些不足和挑战。对此，您如何看待，有何建议？ 当前，零碳园区建设面临规则标准不一、技术支撑不足、体制机制有待完善等一系列问题。下一步，需要在党中央、国务院的统一领导下，统一思想、打破障碍，积极稳妥推进零碳园区建设工作。 一是坚持统筹谋划，出台零碳园区建设方案。要建立统一的管理制度，明确零碳园区建设总体目标、实施路径以及保障措施。强化要素和制度保障，结合本地资源禀赋，加紧遴选推进一批零碳园区建设。 二是坚持宽进严管，梯次推进零碳园区建设。初期可考虑通过“园中园”等方式，鼓励更多园区参与零碳园区建设，积累技术和制度经验，但要切实把好认定关，设置统一的建设标准和验收机制，规范碳排放核算等关键环节，确保零碳园区认定的权威性和严肃性。 三是坚持市场导向，打好支持政策组合拳。通过金融、财税、科技帮扶等方式助力零碳园区发挥绿色优势，强化绿色金融、财政性投资对零碳园区的支持。 四是坚持思行并进，逐步扩大零碳园区覆盖范围。定期对零碳园区开展全面评估，深入总结建设经验，在此基础上逐步扩围提标，推动更大规模的园区实施绿色低碳改造，并通过开展成果展示等宣传活动，鼓励社会多方力量参与零碳园区建设。

覆巢之下无完卵，当凛冬来临的时候，无人可以逃得掉，好在总有一些企业能熬过寒冬。 逆变器作为光伏发电系统的核心设备，承担直流电（DC）向交流电（AC）转换的核心功能，逆变器对光伏系统的发电效率、系统稳定性及经济性都有直接的影响，加上本身技术壁垒比较高、附加值大，占据了光伏系统总成本近10% 。无论从它对光伏行业发展的影响，还是企业的业绩情况来看，它都是最好的环节之一，甚至没有之一，完全对得起此前市场对它的疯狂追捧。 欧美逆变器巨头集体业绩崩盘 只是光伏寒冬之下，这个环节也遭遇了业绩成长的困扰。 最近国外几个逆变器头部玩家全都遭遇了经营困境。 SMA Solar因市场需求下降和存货减值，净利润大幅下滑，自2013年扭亏为盈后，2024年再次亏损1.177亿欧元（约9.22亿元人民币）。 SolarEdge2024年也开始亏损，且亏损高达18.1亿美元（约131.13亿元人民币），甚至在去年11月份被迫进行了战略调整，关闭了储能业务部门，专注于核心太阳能业务，并进行了大规模裁员。 Enphase 虽然表现略好一点，但净利润也从2023年的13.3亿美元（约96.34亿元人民币）大幅下滑近80%至1.03亿美元（约7.46亿元人民币）。 当然了，考虑到这几个国外巨头这几年遭遇了中国企业的强力竞争，除了SMA 还勉强留在2023全球逆变器出货前十榜单，另外两个早就被挤出榜单了，认为它们的业绩不代表逆变器行业2024年的实际情况似乎也说得通。 回头看回国内的情况，根据已公布的一些逆变器厂商的业绩，其实也不容太乐观。 国内厂商业绩承压 比如固德威，2024年录得营收67.38亿元，同比减少8.36%；归母净利润亏损0.63亿元，同比大跌107.41%。不仅连续4年营收与净利“双增长”的纪录被打破，更是录得了上市以来最大的业绩下滑幅度。 又比如禾望电气，2024年营收为37.33亿元，同比减少0.50%；归母利润为4.41亿元，同比减少12.28%；扣非净利润为3.97亿元，同比减少5.76%。具体到产品销售上，光伏逆变器的销售量为61,600台，同比“腰斩”，下降50.58%；库存量则为24,460台，同比增长3.37%。 相对比较好的是德业股份，但公司的业绩增速相比往年也是大幅度放缓的。 目前市场比较期待的是行业龙头阳光电源能交出什么样的成绩单，从前三季度的业绩来看，虽然Q3单季度业绩已经负增长了，但总体营收和净利润情况还算不错，只要Q4不要大幅度变脸，市场也可以接受。 客观讲，就逆变器企业去年前三季度的业绩以及已经出来的2024年度业绩而言，逆变器相比光伏产业链其他环节确实要好太多了，再一次凸显了这个环节的优质。 但即使如此，对于逆变器环节，目前也很难太乐观，看看逆变器的出口情况就很清楚了。 2025年1、2月，我国逆变器出口额分别为44.1、32.6亿元，环比分别-7.6%、-26.2%，其中出口至欧洲的逆变器金额分别为13.73、10.83亿元， 环比分别-14.8%/、-21.1% 。很显然，欧美等发达国家市场还处于去库存阶段，何时能完成去库存重新进入补库阶段，依然有待继续观察。不仅是欧美市场，其他市场也同样不是很理想。 1、2月大储出口至沙特的金额分别为1.27、1.07亿元，环比分别-25.0%、-15.7%， 出口至阿联酋的逆变器金额分别为为0.8、1.02亿元，环比分别-14.5%、+27.5% ；出口到巴西的金额分别为3.41、2.81亿元，环比分别-0.4%、-17.6% 。 今年前两个月逆变器出口不及预期，主要还是受需求淡季及春节放假影响，有一些国家则是因为一些项目的节奏影响，但库存也很重要，甚至是最主要的问题。 不宜过分悲观 好在也不全是坏消息，至少新兴市场还是有一些亮点的。同期出口至印度的金额分别为3.8、3.02亿元，环比分别+52.1%、-20.5%。此外，今年2月份印度宣布开启光伏项目强制配储，印度光储建设提速，未来需求还有望继续提升。今年1、2月对巴基斯坦的出口金额分别为2.19、1.88亿元，环比分别+60.1%、-14.2%，整体需求有所回暖。 如果考虑未来的需求，就更加乐观一些了。菲律宾电网建设水平稀烂，今年更是出现了多次大面积停电现象；缅甸电力基建甚至更糟糕，加上泰国在2月宣布停止对泰缅边境供电，需求也有望快速提升。此外，无论是中东，还是东亚、南非、中非等，很多地区都面临缺电现象，对于光伏发电的需求是存在的，这都有望带动逆变器的需求提升。 再考虑到欧洲市场，虽然依然处于去库存阶段，但从政策上来看，依然是支持的。年初德国联邦议会通过5000亿欧元财政支出法案，其中明确表示1000亿欧元注入气候与转型基金，同时将“2045年实现气候中和”写入《基本法》。加上欧洲央行的降息趋势，装机量也有望迎来拐点。 叠加逆变器行业的估值已经处于历史低位，截至2025年3月，逆变器板块市盈率 （PE）中位数已跌至15倍以下，较2023年高点（40倍）折价超60%，处于历史10%分位。 至少在这个位置，对逆变器行业不用过分悲观了，相比其他环节，逆变器环节确实要好很多，如果要看光伏行业反转，那么逆变器一定是最先反转的环节之一。

5月15日，比亚迪在匈牙利首都布达佩斯举行欧洲总部官宣仪式，标志着这家中国新能源汽车巨头在欧洲市场的战略布局进入全新阶段。比亚迪欧洲总部选址布达佩斯第11区，毗邻多瑙河，坐拥交通枢纽与产业集群优势，将承载销售与售后、车辆认证及测试、车型本地化设计与功能开发三大核心职能，并计划创造2000个就业岗位。匈牙利总理欧尔班·维克托、广东省委副书记、省长王伟中、中国驻匈牙利大使龚韬、比亚迪董事长兼总裁王传福、比亚迪执行副总裁李柯及比亚迪副总裁李巍等出席仪式，并共同见证这一中欧新能源领域合作的重要里程碑。比亚迪欧洲总部的设立，是其“技术出海”与“本地化运营”双轮驱动战略的关键落子。欧洲总部将重点聚焦智能辅助驾驶技术与下一代汽车电气化技术的研发，并与匈牙利至少三所高校开展联合科研，携手本地供应商推动新能源汽车产业链升级。这一布局不仅强化了比亚迪在欧洲市场的产品适配能力，更通过本地化研发贴近欧洲消费者需求，例如针对欧洲充电设施分布特点优化车型续航与补能方案，同时满足欧盟日益严苛的环保标准。值得关注的是，比亚迪在匈牙利的投资已形成“总部+工厂”的协同效应。早在2016年，比亚迪就在匈牙利设立了电动大巴工厂。位于塞格德的电动 汽车工厂也预计2025年底投产，初期年产能15万辆，远期规划达50万辆，主要生产海豚、元PLUS等畅销车型，直接辐射欧洲消费市场。这种“研产销一体化”模式，使比亚迪能够快速响应市场变化，降低物流成本与关税风险，有效应对欧盟近期对华电动汽车发起的反补贴调查等贸易壁垒。匈牙利成为比亚迪欧洲总部首选地，源于其独特的产业生态与战略地位。作为中东欧最大的电子产品生产国，匈牙利拥有全球20大汽车制造商中的14家整车厂及配套供应链，奥迪、奔驰、宝马等豪华品牌均在此设厂，形成从电池材料到整车制造的完整产业链。匈牙利政府更以“欧洲新能源汽车制造中心”为目标，通过税收优惠、基础设施升级等政策吸引投资。这种产业集聚效应为比亚迪带来显著红利：本地化采购可降低30%以上的零部件成本，成熟的汽车工程师团队为技术研发提供人才支撑，而毗邻德国、奥地利等核心市场的地理位置，更缩短了产品交付周期。正如匈牙利外长西雅尔多所言，比亚迪的投资“将匈牙利的汽车产业优势与中国的技术创新深度融合”，成为“一带一路”倡议下中欧合作的典范。比亚迪在欧洲市场的“闪电战”已显成效。2025年4月，其欧洲销量达11,123辆，超越特斯拉的6253辆，在德国、法国、意大利等核心市场全面领 跑。正如王传福在签约仪式上强调的：“这不仅是比亚迪的里程碑，更是中匈合作潜力的见证。”随着欧洲总部落地，比亚迪正以“研发-生产-销售”全链条本土化，重塑全球新能源竞争格局，其目标清晰——2030年实现海外市场销量占比50%，剑指全球汽车产业巅峰

近年来，我国分布式光伏发展迅猛。从2020年开始，各类企业纷纷加大在光伏业务的布局力度，有力推动了行业的快速扩张。这一热潮为我国能源结构优化注入新动力，也为实现碳减排目标提供了有力支撑。然而，在高速发展的背后，一系列问题逐渐浮现，给光伏行业可持续发展带来诸多挑战。 我国光伏产业的快速发展得益于政策支持、技术进步和市场需求的共同推动。然而，随着行业规模的不断扩大，原有的发展模式逐渐显现出局限性。市场竞争无序化、资源错配、收益不确定性等问题开始出现。这些问题的根源在于利益主体协同不足和利益绑定机制缺失。光伏发电涉及地方政府、电网企业、投资者、终端用户等多方主体，但各主体诉求存在显著差异，缺乏有效的协同机制，导致资源浪费、效率低下和项目收益的不确定性。 “十五五”期间，光伏行业从规模扩张向质量提升转型，而这一转型的核心在于如何协调多方利益主体，构建协同机制。本文从行业整体视角出发，剖析利益主体诉求的差异与共性，借鉴国际经验，探寻适合我国光伏发展的路径，为行业从业者提供参考。 行业发展过热下的问题分析 市场竞争无序化压缩利润空间。国有企业、地方国企和民营企业在分布式光伏领域展开激烈角逐。在一些项目招投标过程中，企业为获取项目开发权相互压低报价，这种竞争行为不仅压缩了自身的利润空间，也导致行业利润水平下降，项目质量和长期运营效益受到影响。 资源错配导致低效竞争。分布式光伏产业链涉及多方利益主体，但各主体诉求存在显著差异，缺乏有效的协同机制。地方政府关注经济增长与能源转型，电网企业聚焦电网安全与消纳能力，而投资者和终端用户则分别追求收益最大化与服务优化。这种诉求错位导致资源错配、低效竞争。 项目收益困境削弱投资信心。上网电价逐渐下降，市场化交易机制逐步推进以及电网接入标准的严格化，使得项目收益不确定性增加。部分企业因缺乏长期运营经验，导致项目质量参差不齐，进一步削弱了投资者信心。 法规技术标准滞后，行业监管难。2023年底《中华人民共和国可再生能源法》及配套法规修订期间，分布式光伏发展与监管如何平衡的问题，引发了讨论。光伏项目点多面广的特性给监管带来挑战，光伏投资乱象导致部分地区出现环境和安全隐患，引发社会对光伏可持续性的质疑。这种质疑既有监管机制滞后于行业发展速度的原因，也有部分企业逐利行为导致的负面案例影响。若不加以解决，可能进一步阻碍行业从规模扩张向质量提升的转型进程。 尽管面临挑战，但“十五五”期间我国将实施由能耗双控转向碳排放双控的政策，为分布式光伏行业带来新的发展机遇。国家支持新能源发展的态度不会改变，从国家层面到地方政府、电网企业都期望光伏产业能够朝着规模化、市场化、规范化、高质量的方向发展，这也是国家能源局在“十四五”初期就指明的方向。当前，行业正逐步从规模扩张向质量提升转型，而构建多方协同机制，推动利益主体形成共识与合力是实现这一转型的关键。 相关利益主体诉求 随着分布式光伏的快速发展，各相关利益主体之间的互动愈发复杂，各方诉求相互交织，形成了需要协调和平衡的多重关系。 （一）地方政府：推动发展与风险防范并存 地方政府在分布式光伏发展中肩负着多重责任。一方面，地方政府积极推动分布式光伏项目，特别是屋顶光伏项目落地，期望借此带动地方经济增长和实现能源转型；另一方面，地方政府对项目施工的安全隐患、长期运营能力以及屋顶业主权益保障问题保持高度关注，逐渐加大对项目的监管力度。 （二）电网企业：积极应对挑战，保障行业发展 电网企业在分布式光伏接入过程中面临技术和管理挑战，但始终积极推动光伏与电网协调发展。电网企业积极加大对电网基础设施的投资和改造力度，提升电网的输送和消纳能力，确保光伏电力能够顺利并网。电网企业制定了严格的并网接入标准和流程，保障电网安全稳定运行。电网企业利用多种技术手段，提高监管效率和精准度，推动分布式光伏与电网的融合发展，构建更加灵活、智能的电力系统。 （三）其他利益主体：多元诉求共促行业发展 投资者追求稳健收益与风险可控，更加注重项目的前期评估和风险分析。终端用户期望稳定电力与优质服务，也非常关注项目质量和运维服务质量。 各利益主体的诉求在某些方面具有共通性，但也存在一定的差异和需要协调的地方。要推动各方更好地协同发展，可以通过政策引导、技术创新以及多方协作，构建更加完善的协同机制，努力实现各方的共同受益与和谐发展。 欧洲化解矛盾的思路和经验 欧洲在分布式光伏发展初期同样面临资源错配、电网冲击等问题，其解决方案的核心逻辑体现为“多元共治+技术托底”的框架，在具体路径上呈现一些差异： （一）德国政府引导型共治模式案例 以德国巴伐利亚州社区光伏项目为例，地方政府通过政策倾斜和少量资金参与项目建设，形成“政府+居民/企业+电力公司”的多方股权结构。电力公司凭借专业技术与运营经验保障项目的高效运行，本地居民或企业以屋顶入股或资金投入，构建风险共担的利益共同体。该模式成功的关键在于标准化技术规范（如《中华人民共和国可再生能源法》配套的并网标准）和动态补贴机制（根据发电效率阶梯调整补贴），既保障项目质量，又维持市场活力。 （二）丹麦社区自主型驱动型案例 丹麦在光伏发展中广泛采用居民合作社模式，以萨姆索岛光伏项目为例，当地居民通过购买股份成为项目股东，深度参与项目决策和收益分配，丹麦政府提供税收优惠和低息贷款支持。合作社自主决策运营，收益按股分配，形成“居民主导+政策赋能”的自组织生态。丹麦模式依赖严格的建筑节能法规（如1979年丹麦《供热法案》要求通过强制性改造降低建筑能耗，减少对化石能源依赖）和社区能源自治传统，将光伏发展深度嵌入地方经济网络。 （三）可借鉴的经验 利益绑定机制。德国和丹麦均强调多元主体参与，通过股权设计实现利益共享，德国侧重政府—企业—居民的多方契约，丹麦强化居民间合作纽带，为我国探索“企业+社区”混合所有制提供参考。 技术治理前置。德国将建筑节能标准与光伏技术标准同步升级，丹麦通过智能电表系统实现分布式电源与电网实时交互，印证了“技术标准先行于规模扩张”的必要性，严格的技术标准和监管机制确保了项目的高效运行和电网安全。 政策工具创新。德国通过“低息贷款+税收减免组合”政策引导社区光伏发展，丹麦采用居民合作社模式配套资金支持，这种政府引导与市场主导相结合的政策组合值得借鉴。 我国政策环境和相关趋势 （一）我国新能源高质量发展政策导向 2022年5月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出，要创新新能源开发利用模式。在促进新能源开发利用与乡村振兴融合方面，鼓励地方政府加大力度支持农民利用自有建筑屋顶建设户用光伏，培育农村能源合作社等新型市场主体参与新能源项目开发。在工业和建筑领域应用方面，鼓励在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，开展新能源电力直供电试点。推动太阳能与建筑深度融合发展。完善光伏建筑一体化应用技术体系，壮大光伏电力生产型消费者群体。在引导全社会消费绿色电力方面，引导企业利用绿色电力制造产品和提供服务，鼓励各类用户购买新能源等绿色电力制造的产品。 此外，方案提出健全新能源相关公共服务体系，加快推动新能源装备标准和检测认证等公共服务体系建设。 （二）外部形势要求 在全球经济、科技、贸易与金融博弈加剧背景下，欧盟针对国际贸易推出碳关税壁垒，对我国出口企业形成外部压力，倒逼我国光伏产业在开发利用模式上做出调整。 欧盟《新电池与废电池法案》要求从2024年7月起，所有进入欧盟市场的动力电池和工业电池必须申报产品全生命周期碳足迹，并逐步设立碳足迹阈值，未达标者将面临市场准入限制。 政策核心影响在于对电力碳足迹的严格核算。欧盟仅认可“国家平均电力消费组合”和“直连绿电”两种计算模型，且明确排除绿证抵扣的可能性。这意味着，若中国电池出口企业无法直接使用绿电，其碳足迹核算将被迫采用中国整体电力碳排放因子，我国电力碳排放因子显著高于欧洲国家，电力碳排放因子差异将推高中国电池出口企业碳关税成本。 欧盟认可的绿电直供需满足以下条件：一是电源限定性。以风电、光伏发电为主，排除水电（因水电存在生态争议）。二是可溯源性。电力来源必须通过物理直连方式实现，排除“隔墙售电”、绿证认证方式。 这一政策倒逼我国电池出口企业采用绿电直供模式，提升产品的绿色竞争力。同时，这也要求我国光伏产业在国际合作中主动应对国际贸易中的碳关税壁垒，探索符合国际规则的绿色贸易模式。

日前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出“加快提升虚拟电厂的发展规模和水平”“坚持开放包容，健全支持虚拟电厂发展的政策和市场体系”。 什么是虚拟电厂？ 虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。 南方电网经营区新能源装机已超过2.1亿千瓦，稳居第一电源地位，季节性、波动性强，亟需挖掘需求侧分钟级、小时级、日前等不同时间尺度的调节性资源。虚拟电厂可实现海量分布式资源聚合参与电力系统互动，形成规模化调节能力以支撑新型电力系统安全运行，是缓解电力负荷短时尖峰、促进可再生能源消纳的有效手段，是电力领域培育发展新质生产力的具体实践。 在“双碳”目标和新型电力系统建设的背景下，南方电网公司配合政府主管部门系统谋划，从技术路径、市场机制、标准体系等多维度发力，引导各类分散需求侧资源以虚拟电厂方式聚合参与系统调节，因地制宜开展虚拟电厂试点示范建设与应用，支撑虚拟电厂常态化运行，服务虚拟电厂高质量发展。 以“无形的手”撬动源网荷储资源优化配置 在南方电网经营区，正构建起“以补贴起步、需求响应与电力市场深化发展”的市场模式。 在广东，以市场化改革为契机，虚拟电厂参与电力市场交易机制和管理机制正在持续完善。自2021年建立并应用需求响应交易机制以来，广东已累计为负荷类虚拟电厂带来收益超2.5亿元。 广东省能源局、国家能源局南方监管局去年底印发的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》提到，满足市场准入条件的虚拟电厂运营商及聚合资源可参与电力市场交易。相较于此前以日前邀约等方式参与市场化需求响应，新政后虚拟电厂可报量报价，参与电能量市场交易，还可为聚合用户提供节能等增值服务，实现用户和系统、技术和商业模式的双赢。预计今年内，广东将试点开展虚拟电厂参与电能量市场交易。 广西、云南通过组织虚拟电厂在低谷时段进行新能源消纳交易，累计消纳电量超20亿千瓦时，云南建立涵盖“邀约型削峰、实时型削峰、邀约型填谷、实时型填谷”的全品种体系。 深圳建成国内首个虚拟电厂管理中心，2023年以来累计启动虚拟电厂负荷调节超百次，调节电量超560万千瓦时，最大调节能力迈向百万千瓦，创造社会直接经济效益达1.5亿元。 推动标准体系建设 在加速推进虚拟电厂市场化应用的同时，南方电网依托全国电力需求侧管理标准化技术委员会（SAC/TC 575），联合国内10余家标准化技术组织成立了全国虚拟电厂标准化工作组，开展虚拟电厂标准体系建设等工作。 由全国电力需求侧管理标准化技术委员会牵头组织修编的虚拟电厂标准体系，将全面规范涵盖基础通用、系统与终端、资源与接入、设计与验收、运行与管理、效益与评估等6个方面的30余项虚拟电厂标准，统筹标准立项与制修订布局，为全国虚拟电厂规范化发展提供技术指引。 形成可推广的技术模式 当前，虚拟电厂总体上仍处于发展初期，还未形成清晰发展路径。在技术层面上，国内虚拟电厂相关的协调控制技术等核心技术还不够成熟、协调控制策略也有待完善；在资源端，各类可调节负荷、储能、分布式电源等基础负荷侧资源未能实现充分调动，还未实现规模效益。 目前，南方电网已完成了虚拟电厂现货交易辅助决策功能的开发，同时应用边缘集群技术解决了虚拟电厂资源分散接入的兼容性问题，支持多类型聚合商灵活加盟，为全国虚拟电厂建设提供了可推广的技术模式。 助力新型电力系统建设 2022年起，南方电网公司依托“粤能投”智慧能源服务平台升级打造国内首个区域级虚拟电厂——南方电网分布式源荷聚合服务平台，聚合南方五省区充换电站、分布式储能、可调节负荷等多类型分布式资源，实现了与负荷管理系统、调度、交易等系统互联互通，为虚拟电厂参与市场化需求响应、辅助服务市场及电能量市场交易打通了链路。 南网科研院近期建设上线了南方区域首个虚拟电厂能力认定系统，为虚拟电厂参与各类市场交易提供真实调节能力技术支撑。目前已配合广东、云南、贵州电力负荷管理中心，从调节容量、调节速率、调节持续时间、调节精度和响应时间等9个维度，对接入新型电力负荷管理系统的6家虚拟电厂进行能力测试认定，累计已测试容量222万千瓦，认定容量44万千瓦。 南方电网虚拟电厂建设稳步前进 2021年，南方电网公司在深圳上线国内首个网地一体虚拟电厂运营管理平台，实现了可调节负荷全时段可观、可测、可调，并率先探索了新型电力系统下电力供需深度互动的可持续发展路径，达到国内领先水平。 2022年，国内首家虚拟电厂管理中心——深圳虚拟电厂管理中心正式揭牌。最新统计数据显示，深圳虚拟电厂运营商达61家，光伏、充电桩、楼宇空调等可调资源共计6万余个，规模位居全国之首。其中，民营企业数量占一半以上。目前，深圳虚拟电厂管理平台最大调节能力迈向百万千瓦，容量相当于28万户居民用电负荷。 2023年，南方电网分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。 2024年，南方电网公司配合广东省能源局印发《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》（粤能电力〔2024〕48号），为虚拟电厂进入电力市场交易提供政策保障；配合云南省能源局印发《云南省虚拟电厂建设与运营管理行动方案（2024-2027年）》（云能源电力〔2024〕243号），提出到2027年可调节能力不低于200万千瓦的建设目标。 2024年，深圳虚拟电厂推动接入南方区域调频辅助服务市场，通过“容量补偿+里程补偿”模式拓宽收益渠道，并联合广州、东莞等城市发起全国首个“湾区虚拟电厂联盟”，在国内首次实现第三方独立主体跨城电力互济。 2025年1月，南方电网公司编发《推进南方区域虚拟电厂参与电力市场工作方案（2025年版）》，加快将虚拟电厂纳入统一电力市场体系，推动虚拟电厂参与现货、辅助服务市场交易。 2025年2月，云南省虚拟电厂管理中心正式揭牌成立，对满足云南省电力系统运行特性及电力市场建设需要，提升电力保供和新能源就地消纳能力，确保全省电力安全、可靠、经济运行具有重要意义。

近年来，我国储能行业经历了爆发式增长，但相伴而生的“价格战”以及投资回报不足等问题，也严重制约了行业的可持续发展。 储能价格改革成为行业破局的关键。进入2025年，从2月份《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号新政”）的发布，到4月份《关于完善价格治理机制的意见》《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2025〕394号）》（以下简称“394号文”）的出炉，储能行业未来变革方向愈发明晰。一系列政策引领下，储能行业将真正从“规模扩张”转向“价值深耕”。 站在转型的关键节点，储能企业也在重构发展逻辑。在市场化变革的浪潮中，储能企业需从单纯设备供应商向“综合能源服务商”转型，深度参与电力市场设计与运营，方能抢占先机。主动在创新中求变，摆脱路径依赖。 迈入市场化竞争新阶段 强制配储，即在新能源项目（如光伏、风电）的开发、审批或并网过程中，政策明确要求必须配置一定比例或容量的储能系统，通常以项目装机容量的百分比形式规定。过去，这是拉动我国储能装机量增长的核心引擎。 2017年，青海省在相关风电项目建设中明确需配套建设储电装置，开启了我国强制配储之路，此后八年时间，储能装机量一路攀升。国家能源局数据显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。储能装机量的提高，也随之催生了劣质产能与低价竞争，储能系统价格一度跌破0.3元/Wh，行业毛利率下滑至8%。今年以来，行业重磅政策频出，不断引导储能市场迈入竞争新阶段。2月9日，“136号新政”明确取消强制配储，标志着中国储能行业正式迈入市场化竞争新阶段。楚攀对记者表示，强制配储的取消并不意味着不重视储能，而是为了让近年来稍显疲软的新能源发电减轻负担，走上更快更好的发展之路。 今年4月底，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发的“394号文”明确提出，2025年底前，基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，同时明确了20个省份的电力现货市场运行时间表。这意味着，我国电力市场改革将进入全面提速阶段，储能将从单纯的“技术工具”逐步转变为具有独立市场主体地位的关键灵活性资源。比如，政策要求配套容量市场，储能可通过提供备用容量获取固定收益。 近段时间以来，各地纷纷出台储能价格支持政策。在容量补偿机制方面，内蒙古、河北实行独立储能容量补偿政策。内蒙古对纳入规划的独立储能向电网的放电量进行补偿，补偿标准一年一定，2025年度的补偿标准为0.35元/千瓦时。河北则继续执行独立储能容量电价激励机制，储能电站按并网时间先后竞争获得容量补偿，年度含税容量电价为100元/千瓦时。这些政策旨在通过价格信号，引导储能项目的投资建设与运营，提升储能在电力系统中的调节能力与经济效益。 电力系统的改革也在通过市场化机制逐步释放储能价值，推动行业从规模扩张转向高质量发展。 储能市场化改革正经历“破立并举”的关键阶段，短期需应对强制配储退出引发的市场波动与产能出清，长期则需构建以电力现货市场为核心、容量市场为补充的价格体系。 政策将引领行业逐步从价格竞争转向技术和质量竞争，整个行业的商业认知都会提高。行业内的龙头企业将通过技术创新和市场拓展，进一步巩固市场地位，行业集中度将逐步提高，中小企业则需要通过差异化竞争或合作联盟来生存和发展。 短期阵痛显现 “136号新政”“394号文”等行业重磅新政下，储能行业的短期阵痛正在显现。 中关村储能产业技术联盟（CNESA）近日发布的数据显示，2025年一季度，国内新增投运新型储能项目装机规模5.03GW/11.79GWh，同比下降1.5%/5.5%。其中，表前新增装机规模4.46GW/10.57GWh，同比下降0.2%/4.4%；用户侧新增装机规模575MW/1124MWh，同比下降10.9%/11.6%。这也是自2020年新型储能规模化发展以来的首次季度新增装机量负增长、首次表前/用户侧新增双降。此外，多家行业上市公司发布了储能相关项目建设延期公告，延期原因多为市场环境、客户需求预测调整等。 阵痛不可避免，长远来看这有利于扭转行业乱象。在过往新能源项目开发过程中，产业链利润分配失衡，大部分利润在项目开发阶段释放，导致新能源非技术成本持续增加，产业链上下游利润极低，从而影响了产业健康发展。 新能源发电全面入市以及强制配储政策的调整，对于坚持技术创新的企业而言是很好的机遇，将推动储能行业从价格竞争向价值创造转型。储能企业在独立走向市场化的过程中还有诸多挑战需要克服。过去，不少储能电站主要依赖向新能源发电项目收取容量租金作为收入来源，目前独立储能的盈利模式还不够清晰。 随着强制配储的取消，储能必须在现货电价波动、调频调峰等市场中寻找新的收益，这就对价格机制设计提出更高要求。一直以来，价格信号不灵敏是储能价格机制的一大弊病。在传统电力市场中，电价波动幅度受限，无法充分反映电力供需的实时变化，储能“削峰填谷”的价值得不到充分体现。在一些地区，峰谷价差过小，使得储能通过峰谷套利获取的收益微薄，无法覆盖运营成本。 此外，储能项目的初始投资成本较高，以常见的100MW/200MWh磷酸铁锂储能电站为例，项目总投资约4.5亿元，其中电池系统占比超60%。而这些成本在现有价格体系下，难以有效分摊到电力用户侧，导致储能投资回报周期漫长，企业投资积极性受挫。 聚焦技术创新与产品升级 在这场变革中，只有真正具备技术硬实力、市场洞察力与生态整合能力的企业，才能在价值驱动的赛道上赢得未来。 过去，企业普遍聚焦以低价抢占市场，导致产品同质化严重，“随着一系列政策出台，储能行业的竞争生态将逐步从‘价格内卷’转向‘价值竞争’。”沙利文大中华区执行总监向威力说，未来具有核心技术、稳定供应链和可持续商业模式的企业将脱颖而出，行业将朝着高质量、规范化、差异化方向加速演进。 储能行业的成熟离不开技术进步的支撑，未来市场竞争的核心必将是技术创新和产品升级。 储能电池材料的创新是目前市场关注的重要方向。为降低成本、提升寿命和安全性，各大厂商正在研发钠离子电池、全固态电池等新一代储能电池，以及各类技术路线的长时储能技术，这些前沿技术有望显著提高储能系统性能并拓展应用场景。 此外，储能系统的数字化、智能化与安全性也是行业关注的重点。随着大规模储能并网运行，运维管理难度上升，人工智能等数字技术正被引入储能调度和电池管理，以优化运行效率。利用AI预测负荷和电池状态、智能决策充放电使储能运营更高效，已经成为行业趋势。 在技术创新上，公司正通过‘储能+AI’，将AI算法深入结合到储能系统及电力交易全流程，提升储能系统‘生命力’，为客户实现主动创收，带来持续的经济价值。一些公司的战略非常明确：一方面向上游材料和基础研究延伸，构建更完善的产业链；另一方面针对智慧能源、移动储能、极端环境等多元化场景，开发差异化解决方案。随着AI在国内制造业的快速普及，储能产品将在设备高安全高能效的前提下，大大加快智慧一体化进程。储能产品的智慧化包括两个方面：一是智慧的产品，二是生产产品的智慧化。 未来，随着储能市场化与电力市场改革步入“深水区”，储能行业也在逐步实现从“配角”到“主力”的角色转变。一系列相关政策的推出，将给整个储能产业链上下游公司吃一颗‘定心丸’，有利于行业跳出‘内卷’的恶性循环，并形成一套‘奖优罚劣’的市场生态。