沙特电力采购公司(SPPC)日前宣布首组(G1)电池储能系统(BESS)项目的合格投标人名单，共有33家公司通过初审。其中，21家公司申请提供技术并管理BESS设施，即“管理标和技术标投标人”，共有7家中国公司入围此类别。另外12家公司仅申请管理，为“管理标投标人”，有2家中国公司入围此类别。 据悉，上述招标在沙特能源部的监管下进行，是沙特能源转型计划的一部分，共包含4个电池储能项目，总容量高达2GW/8GWh。 中国储能企业凭借在技术领域的深厚积累和领先优势，获得国际市场青睐，正纷纷加快出海步伐，积极参与全球储能市场竞争，抢抓新兴市场机遇。 接连签下海外大单 据悉，上述项目都将按照建设—拥有—运营(BOO)模式进行开发，中标者将持有为开发和运营独立存储提供商(ISP)项目而设立的特殊目的公司(SPV)100%的股权。每个SPV将与SPPC签订一份为期15年的储能服务协议。 根据沙特“2030愿景”，到2030年，沙特50%的能源将来自可再生能源。储能系统作为电能载体，对新能源项目接入电网起到重要支撑作用。SPPC在此前的招标公告中提及，新启动的储能计划能够提高该国电力系统的可靠性和弹性。有数据显示，沙特的目标是到2030年实现48GWh的存储容量。 我国储能企业积极参与沙特新能源项目建设。2024年7月，阳光电源与沙特ALGIHAZ成功签约容量为7.8GWh的储能项目，该项目拥有3个站点，预计今年全容量并网运行。 除沙特外，近期我国储能企业在全球其他市场同样表现亮眼，海外大单频传。2024年12月，远景储能与法国电力公司EDF签约，将为南非3个储能项目提供257MW/1028MWh的电池储能系统。该项目总装机容量达257MW/1028MWh，成为南非首个GWh级储能订单；2024年12月6日，阳光电源与菲律宾上市企业Citicore Renewable Energy Corporation签署合作协议，将提供1.5GWh储能系统及工程支持服务，这也是迄今为止东南亚最大的储能系统订单；2024年12月5日，华为宣布与菲律宾SP新能源公司签署4.5GWh储能项目协议，该项目总投资2000亿比索（约251.2亿元人民币），总装机容量为3.5GW光伏以及4.5GWh储能，是全球规模最大的光储项目之一。 据CESA数据显示，2024年前10个月，中国储能企业在海外市场签约的储能订单超过115.63GWh。 面临更高要求 随着国内储能市场竞争日益白热化，众多企业将目光投向海外，开辟新的发展空间。亿纬锂能去年披露的投资者关系记录显示，公司海外业务占比提升是确定的趋势。海外客户对技术确认、产品认证的完成需要时间，公司预计2025年相对2024年来说海外业务占比会增加，提升幅度在2026年会更加明显。 目前我国已形成涵盖原材料及设备供应、系统集成与安装、源网荷多维应用的完备化储能产业链条，上下游协同联动、资源整合、要素保障能力较强，规模经济、降本提质效能倍增释放。出海企业积极参与全球分工与本地化全产业链布局，具备品牌认可程度高、市场响应速度快、综合竞争实力强等多重优势。海外市场空间大、利润高是我国储能企业积极布局海外市场的主要原因。不过，值得注意的是，海外认证标准、市场需求、售后难度都与国内储能市场存在差异。 中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，相较而言，我国储能企业对国内市场熟悉度高、资源调配容易、渠道搭建周期短，而海外市场地域文化多元，对企业渠道开拓能力要求颇高，同时对售后服务响应的及时性、专业性也有更高要求。 “出海产品必须具备极高品质，企业几乎没有试错余地，细微质量问题都可能引发连锁反应，导致高昂的售后成本。”某储能企业人士直言。 新兴市场机遇无限 在海外储能市场的激烈竞争中，企业若想站稳脚跟，必须依靠高质量的产品品质，并精准洞察海外市场需求。 值得注意的是，我国储能企业海外布局版图正呈现出多元拓展态势。“中东等地区发展可再生能源的地理条件优越，各国政府积极出台风电、光伏和储能装机激励政策，新兴储能市场预计将迎来业绩增长窗口期。”孙传旺认为。 从全球范围看，储能新兴市场蓬勃兴起，发展势头迅猛。东吴证券近日发布的研报显示，全球大储爆发确定性增强，美国维持高增长态势，欧洲、新兴市场出现并网高峰且预计将持续至2026年。其中，新兴市场大项目批量落地，预计今年装机增长221%至34GWh，中东地区2025年上半年将有50—60GWh项目招标落地，预计今年装机增长4倍至20GWh。 面对这一发展契机，孙传旺建议，储能企业要优化对外投资布局，有序推动产能向新兴市场拓展，拓宽储能产品出口贸易市场，建立新型绿色经贸伙伴关系。同时，持续提高国际化经营能力，密切关注出口市场政策变动，及时动态评估营商环境风险，做好合规性应对准备。积极参与国际储能行业技术标准制定，不断提升海外储能市场话语权。强化多维场景、高安全性产品矩阵建设，打造属地采购、仓储、售后综合服务网络，精准有效满足新兴市场的储能个性化需求。

2024年以来，光伏组件价格不断爆出新低，风电整机价格也持续下探，激烈的“价格战”给新能源行业的未来蒙上一层阴云。下半年，价格战似更趋白热化。10月21日，光伏组件中标再现超低价，华润电力沂源西里150兆瓦农光互补光伏发电项目光伏组件中标公示显示，第一中标候选公司为通威股份有限公司，投标价格11016万元，单价0.612元/瓦，如果扣除运费，设备单价跌破0.6元。回顾往昔，光伏风电企业曾靠着不服输的“野性”精神支撑起行业的快速崛起，但在进入平价时代完全市场化竞争的背景下，曾经的野蛮生长逐渐演变为“内卷”式竞争，制约着光伏风电行业前进的脚步。 顽症——恶性竞争引发大面积亏损 国家能源局四季度新闻发布会公开数据显示，今年前三季度，全国可再生能源发电新增装机2.1亿千瓦，同比增长21%，其中，风电新增3912万千瓦，太阳能发电新增更是达到1.61亿千瓦，光伏风电产业大规模扩产势头凸显。然而扩产的背后是否另有隐患？业内对此不无担忧。今年7月，金风科技集团金风环保有限公司总经理潘晋在北大国发院EMBA论坛分享了一组数据：2012年，光伏组件价格高达9元/瓦，逆变器价格约为2元/千瓦；而时至今日，光伏组件价格已降至约0.7元/瓦，逆变器更是低至0.15元/千瓦左右，价格降低了约90%。不仅是光伏，从公开的招标信息中不难发现，过去几年间，陆上风机平均招标价格从约3000元/千瓦腰斩至约1500元/千瓦，海上风机价格从约7000元/千瓦降至约3000元/千瓦。当前，风电与光伏设备的价格下滑趋势仍在延续，这种下降幅度已远远超越了技术革新所带来的成本降低范畴，恶性竞争已广泛蔓延并成为常态。“由于今年行业的发展增量和前两年速度相比有明显下降，但是生产的规模仍然明显上升，所以在这个时候出现了供需的错配，价格自然而然就下去了；下去之后由于内卷程度的加剧，每一个环节基本上都亏损。”通威集团董事局主席刘汉元道出了当前光伏企业普遍面临的价格困境 。有分析指出，当下光伏产能出清慢于预期，许多光伏企业在亏损、现金流紧张的情况下仍然坚持生产，是基于景气度短期内有望反转的判断。不具备成本优势、技术优势的部分二三线企业面临淘汰压力。“更激烈的竞争环境，是今年光伏行业面临的难题之一。”东方日升全球市场总监庄英宏预测。近期大部分光伏企业披露了三季报，从盈利情况来看，第三季度不少光伏行业上市公司业绩走低，甚至同比盈转亏。在已经发布了三季报的88家上市公司中，虽有57家企业实现了盈利，然而，也有31家企业出现了亏损，而利润同比出现负增长的企业比例更是超过了七成。亏损的不止于上述光伏上市公司。记者梳理相关数据发现，2024年第三季度，光伏全产业链的降价趋势依然持续。其中，硅料由于前期价格已经经历了较大幅度的下跌，并且已经跌破成本线，因此其价格在本季度内变动相对较小，甚至呈现出“跌无可跌”的状态。与此同时，P型硅片也因前期价格的大幅下滑，在第三季度价格触底。相比之下，N型硅片价格则继续呈现下跌趋势，特别是210毫米/130微米规格的单晶N型硅片，其价格自今年以来已经减半，成为今年跌幅最为显著的产品。再来看一组中国光伏行业协会的数据：2023年全国光伏行业总产值（不包括逆变器） 超过1.75万亿元。2024年上半年，国内多晶硅料、硅片价格下跌幅度超过40%，电池片、组件价格下跌超15%。放眼海外市场，情况同样不容乐观。“今年7月份，我国太阳能电池出口数量同比增长了30%左右，但以美元计价的金额来算，下降了31.2%，我们多卖了东西，反而少收了钱。”清华大学经管学院院长白重恩指出，“太阳能电池产业曾经是一个盈利很好的产业，业内说全行业年盈利大概是3000亿人民币，但到今年全行业亏损大概是1000亿人民币，短短一段时间就有这么巨大的变化。”这就意味着，产品项目建得越多、卖得越多，亏得越多。“杀价”的并非只有“卖方市场”，处于业主地位的新能源电站电场运营商也应为如今大面积亏损的风电光伏现状“埋单”。作为甲方，运营商为缓解新能源电站收益率持续下滑的情况，在招投标过程中，通过较高的价格权重等方式过分追求低价，已是业内不争的事实。 自救——“反卷”能不能靠“计划” 面对愈演愈烈的竞价风波，一场回归理性的反内卷行业“保卫战”已悄然打响。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，从光伏企业的股价角度来看，目前价格已接近底部。而对于产能问题，这取决于光伏企业的团结方式，会有一轮限产和淘汰，见底应该不会太久。上述的“团结方式”，当前正在光伏风电业内不断“发酵”。10月14日，中国光伏行业协会举行防止行业“内卷式”恶性竞争专题座谈会，16家企业就“强化行业自律，防止‘内卷式’恶性竞争”达成共识；无独有偶，10月16日，在2024北京国际风能大会暨展览会上，金风科技、远景能源等12家整机企业共同签署了《中国风电行业维护市场公平竞争环境自律公约》，公开承诺要反不正当竞争，反垄断，无正当理由不得以低于成本价格销售产品。“持续的低价恶性竞争不断侵蚀着风电产业发展根基，阻碍风电高质量开发，对风电产业可持续发展及整个经济社会发展都会产生不利影响。”据中国可再生能源学会风能专委会介绍，协会确立了公约订立的原则，制定有效的程序和细则，成立公约执行管理委员会和纪律监督委员会，依法制定低价恶性竞争行为的认定标准及罚则，依现行法律法规来规范市场竞争中的各类行为，重点解决低价恶性竞争、对竞争对手的恶意诋毁、明 显有失公平的合同条款等问题。何为自律？正泰新能源董事长陆川认为，自律分为两个层次：一是企业需自我约束，合理控制扩张速度与定价，避免“价格战”导致的亏损加剧；二是行业包括协会与主管部门等，进一步推动组织产能布局与价格机制等方面的引导性方案，以加速行业穿越当前严峻周期。除了行业自律共识之外，一些光伏龙头正在酝酿涨价策略。据悉，作为颇具代表性的光伏企业天合光能自10月24日起对其部分组件价格进行上调，涨价幅度为0.03元/瓦。隆基绿能、晶科能源、通威股份、晶澳科技等行业龙头企业也紧随其后，组件出货价格纷纷向上微调0.01元/瓦至0.03元/瓦不等。“各家企业最近都在小幅提价，基本要求就是不能低于成本销售，第一步先做到不亏钱，后续能否大幅提价取决于供需关系。一些厂商正密切关注市场动向，其内部小容量采购合同的单价也已上调约0.01元/瓦。基于行业‘反内卷’会议所达成的共识，各企业正共同努力促进产业链价格逐步回归合理区间。”业内人士告诉记者。中国光伏行业协会此前发布通告称，组件低于成本投标中标涉嫌违法，测算出0.68元/瓦的成本是当前行业优秀企业在保证产品质量前提下的最低成本。中国光伏行业协会相关负责人表示，当前在“双碳”目标引领和 国家政策的大力支持下，我国光伏装机保持稳健增长，无论是集中式还是分布式开发量都保持在较高水平，光伏组件是需要稳定运行20—25年的产品，相比价格，质量才是最关键的考量因素。简言之，光伏行业未来应走的是优质发展之路而绝非杀价竞争之路。记者查阅《中华人民共和国招标投标法》相关规定发现，中标合同必须高于成本。协会规定的不低于0.68元/瓦标准虽然不具有法律强制性，但可作为企业和招标方在制定投标报价和招标方案时的重要参考依据，对于引导光伏市场走向良性发展意义重大。对于“最低成本”的得出方式，中国光伏行业协会解释，考虑当前行业严重供过于求，企业为消化库存正在极限经营，上述成本测算并未将折旧纳入，因此实际上是低于真实生产成本的，更低于包含三费（销售费用、管理费用、财务费用）的全成本。继中国光伏行业协会发布“最低成本”价格之后，市场开始关注0.68元/瓦限价倡议的实施效果。据记者了解，中节能、国家电投等大项目的组件投标价格已反弹至0.68元/瓦以上。10月22日，中节能太阳能股份有限公司2024年度光伏组件框架协议采购开标，13家参投企业综合报价均价0.694元/瓦，不低于0.68元/瓦标准。但接下来对于0.68元/瓦的限价“红线”各家企业能否不越雷 池，现在定论为时尚早，行业内部还须持续关注，共同发力。与产业链下游企业的涨价策略不同的是，近期国内部分多晶硅项目开始减产。对此，国际半导体行业协会（SEMI）中国光伏标委会联合秘书长、中国光伏行业协会咨询专家吕锦标表示，由于硅料项目分布全国各地，部分项目面临枯水期电价上升的压力。在全行业亏现金流的情况下，龙头企业的确会调整负荷，减少供应，平衡供需，推动价格回归合理区间。 良药——政策引领下的向“新”而行 政策引领，精准发力。自今年初以来，多项旨在促进光伏产业发展的优惠政策相继出台，明确表明了我国支持行业朝着高效、环保及可持续路径迈进的决心。今年7月，工业和信息化部公布修订后的《光伏制造行业规范条件（2024年本）》（征求意见稿），提出引导光伏企业减少单纯扩大产能的光伏制造项目，加强技术创新、提高产品质量、降低生产成本。10月9日，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，旨在为分布式光伏发电的开发建设提供完整、系统的管理框架，以促进其高质量发展。系列政策规定的出台明确了行业高效、绿色、可持续发展的方向，为光伏系统优化产能配置，有效助力解决供需不平衡问题提供了准确有力的引导。政策对产业进行统筹性的规划及引导，加快产业集聚，积极引导行业更好整合，才能让行业尽快走向一个有序、健康的发展轨道。对此，天合光能董事长高纪凡表示：“国家与行业结合起来，可以改变现有局面，扭转乾坤，再为光伏产业构建新的十年黄金期。”陆川也认为，光伏发电需求上升，但碰到了电网消纳等问题，除了光伏企业自身加强自律外，还需要政府的政策和宏观引导，才能让行业更快地走出低谷。10月30日，国家发展改革委、国家能源局等六部 门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》，提及“加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设”“推动既有建筑屋顶加装光伏系统，推动有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统”“在具备条件的农村地区积极发展分散式风电和分布式光伏发电”。有业内专家判断政策转向迹象已逐渐清晰，各地区政府、央企积极响应，随着各地区政策细则落地、各能源集团风光大基地项目规划出台，分布式与集中式光伏需求有望两旺。行业发展，技术先行。要带动整个光伏、风电新能源行业完全走出内卷困境，以技术创新突破产品局限性，不断释放市场潜能仍是根本解决之道。此前工业和信息化部电子信息司副司长王世江就光伏行业当前形势给出多条建议，其中一条便是“要苦练内功，越是行业低谷期，越要更加注重技术创新，更注重产品质量，不断提高标准水平，提升竞争力”。协鑫集团董事长朱共山指出：“卖得越多亏得越多，是因为我们这20年，产品同质化、模式同质化、制造同质化、知识产权不受保护，进的门槛比较低。”过去两年间，光伏行业发展在技术上遭遇了产品路线选择的分歧与挑战。尽管传统的PERC（钝化发射极与背面接触）技术依然占据主导地位并被广泛应用，但诸如HJT （异质结电池）及钙钛矿电池等新兴技术已开始逐步渗透市场。

新能源已经成为江苏第一大电源。 截至2024年10月底，江苏新能源发电装机规模已达8252万千瓦，约占42%，历史性超过煤电。与之相伴的，作为新能源“稳定器”的新型储能累计建成投运540万千瓦。 至此，江苏于2023年年中在《关于加快推动我省新型储能项目高质量发展的若干措施》中提出的“到2027年新型储能达500万千瓦”的目标已经提前完成。 应时而动、应需而兴，江苏新型储能发展之势引人瞩目。 江苏新型储能发展自带地域属性 江苏新型储能的发展特征与当地经济发展水平和能源结构的地域特性相呼应。 作为我国经济大省和工业重地，江苏按照地理位置以长江为界划分为苏南、苏北，经济发展水平和能源结构也随之呈现一江两岸的差异特征。 包括南京、苏州、无锡、常州、镇江五座城市在内的苏南，是江苏经济最发达的区域，用电负荷高，尤其是苏锡常三地用电量占全省近一半。而苏北地区得益于自然资源禀赋，拥有着全省99%的风电和67%的光伏发电装机规模。其中，苏北的南通、盐城、连云港三市沿海，海上风电资源丰富。 风电光伏集中在苏北，用电负荷集中在苏南。电力供需错配问题导致江苏顶峰需求旺盛，新型储能适时补位。 江苏的新型储能起步较早。早在2018年7月，镇江便建成了8座总容量达10.1万千瓦/20.2万千瓦时的磷酸铁锂电池储能电站，是当时世界规模最大的电网侧储能电站集群。 镇江储能电站的建设可谓机缘巧合。当时，由于镇江谏壁电厂3台33万千瓦煤电机组关停，且丹徒2台44万千瓦燃气机组因故无法按计划投运，经预测，2018年夏季用电高峰期间，镇江东部存在电力缺口。在这种情况下，镇江储能电站工程应急而建。镇江那年的夏天平稳度过。 2022年8月，《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》发布，江苏正式绘就新型储能发展规划图，推动了新型储能的蓬勃发展。 江苏涉及新型储能的政策此前也有区分苏南、苏北的特点。2021年10月，《省发展改革委关于我省2021年光伏发电项目市场化并网有关事项的通知》规定，江苏省长江以南地区新建光伏发电项目原则上按照功率8%及以上比例配建调峰能力（时长2个小时，下同），长江以北地区原则上按照功率10%及以上比例配建调峰能力。 而这一规定到了2023年有了改变。2023年9月19日，江苏省发展改革委下发《关于进一步做好可再生能源发电市场化并网项目配套新型储能建设有关事项的通知》指出，江苏省可再生能源发电市场化并网项目不再按长江以南和长江以北区分配套建设新型储能比例，均应按照功率10%及以上比例配套建设新型储能（时长2个小时）。 原本风光资源相对不占优势的苏南地区，因为用电负荷走高对于调峰、顶峰的需求，促使了政策发生变化。以苏州为例，这个工业大市的年社会用电量达1700多亿千瓦时，占江苏省年社会用电量的三分之一左右。夏季生产经营用电叠加防暑降温用电需求，使迎峰度夏电力保供“压力山大”。新型储能成为苏州化解用电负荷压力的重要举措。 2024年7月5日，位于苏州市太仓港港口开发区的太仓鑫港储能电站项目成功并网。至此，苏州电网侧储能总规模达到105万千瓦时，形成百万级大型“城市储能群”。而这个百万级“城市储能群”在随后的夏季用电高峰中展示了自己的硬核实力。 2024年7月24日9时，气温超过30摄氏度，苏州城市电网用电负荷开始上升。国网苏州供电公司电力调度控制中心启动储能电站放电功能调度，苏州全市9个新型储能电站全部开启放电模式。大约10分钟后，苏州电网供电负荷从2752万千瓦降至2735万千瓦，一轮用电高峰被成功化解。 时下进入仲冬时节，如东县海域的“风车森林”迎风挺立，化风为电。 距离海岸线约2千米的丰储储能电站，80个磷酸铁锂电池舱整齐排列，存储着海风转化而来的电能。这座容量为20万千瓦/40万千瓦时的储能电站，是江苏最大的独立共享储能电站。 风电，特别是海上风电，尽管相对光伏具备更高的稳定性，但依然需要新型储能这个“帮手”。江苏对于风电地区发展新型储能的政策，从沿海到陆地实现了全覆盖。 在沿海地区发展新型储能方面，2023年7月，江苏省发展改革委发布《江苏省沿海地区新型储能项目发展实施方案（2023—2027年）》。方案涉及沿海地区的南通、盐城、连云港三市，重点开展19个大型新型储能项目的规划布局工作。 在陆地风电配建新型储能方面，2024年6月，《省发展改革委关于规范我省陆上风电发展的通知》发布，要求新增陆上风电项目（全部自发自用的分散式风电项目除外）均应采取自建、合建或购买功率不低于10%装机容量、时长2小时的新型储能（包括电化学、压缩空气、重力储能等）方式落实市场化并网条件。 分布式工商业储能展现巨大潜力 与其他省份不同，江苏省光伏以分布式光伏为主。数据显示，截至2023年底，江苏分布式光伏装机2772.2万千瓦，占比光伏总装机高达70.6%。而分布式光伏中又以工商业光伏为主，呈现“户用少、工商业多”的特征。江苏的分布式光伏多安装在园区、企业工厂、仓库等地。拥有众多优质的工商业屋顶资源，这使得工商业分布式光伏与储能在江苏展现出巨大的潜力。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》后，各省纷纷跟进取消目录销售电价，从原先的固定电价改为市场电价。此举导致各省工商业电价明显上浮，从而大大激发了工商业、制造业企业安装光伏的强烈意愿。江苏工商业分布式光伏由此实现跨越式增长。而为缓解负荷高峰期用电紧张问题，全国多地调整分时电价政策，提高尖峰段电价，扩大分时电价峰谷价差。在此背景下，工商业储能成为企业实现紧急备电、维持正常生产经营、降低电费成本的重要手段。具体来说，在缺电限电时段或者用电高峰时段，工商业储能可作为后备电源使用，有效避免停工停产损失的同时，还可产生经济效益。工商业峰谷电价差的拉大和峰谷区间的调整，为工商业储能的发展奠定了基础，江苏由此拉开了工商业储能高速发展的序幕。2 023年，国内各地峰谷电价差进一步拉大，工商业配置储能IRR（内部收益率）稳步提升，经济效益日益凸显。业内普遍认为0.7元/千瓦时的峰谷电价差是用户侧储能的一个门槛。据中关村储能产业技术联盟数据，2024年11月全国电网代购电电价峰谷价差中，江苏省最大峰谷价差为0.902元/千瓦时，盈利空间十分可观。据测算，假设配置1兆瓦/2兆瓦时工商业储能系统，项目EPC投资成本1.5元/瓦时，每天2次充放，年工作天数300天，充、放电效率95%，电池衰减、运维费率等考虑在内，在峰谷套利的情况下，江苏省工商业储能项目IRR为15%，即项目投资回收期为6年，具备优越经济性。 紧急上马成就开创之举 2024年夏季，江苏完成了大规模新型储能应急顶峰的开创之举。500万千瓦储能响应电网调用，是国内规模最大的新型储能省级电网集中调度。此次新型储能应急顶峰也得到了国家能源局的点名表扬。在国家能源局第三季度新闻发布会上，能源节约和科技装备司副司长边广琦表示：“7月15日，江苏开展新型储能集中调用测试，全省新型储能可提供约500万千瓦顶峰能力。7月23日，江苏电力负荷创历史新高，预计电力缺口约600万千瓦，新型储能在实际应用中提供了约400万千瓦顶峰能力，有效填补了电力缺口，为电力保供提供了重要支撑。”丰储储能电站也参与了此次集中调用，该电站负责人魏永清表示：“以往，我们电站都是独立开展充放电操作，满足局部电网的用电需求。这是首次参与全省统一的充放电集中调用。”参与此次调用的还有泰州海陵储能电站，容量20万千瓦/40万千瓦时，在电力保供中表现亮眼，日供电近80万千瓦时，支持江苏266万户家庭一小时用电。此次集中调用，实现了储能与电源、电网、用电负荷等的高效灵活互动，为全面推动各类新型储能的科学调度、带动新型储能技术产业进步、引导各类储能科学配置和高质量发展提供了重要实践意义。提到这次新型储能应急顶峰的成功实施，就不得不提40个电 网侧储能项目的紧急上马。由于缺乏支撑性电源投产、华东区域电力供应总体偏紧、互济能力不足，预测2024年江苏度夏负荷存在缺口。时间紧、任务重，新型储能再度披挂上阵，40个电网侧储能项目紧急上马，项目容量共计约400万千瓦，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。为了这次新型储能的夏季顶峰，江苏早早筹谋，于2024年3月便发布了《关于进一步加快电网侧新型储能项目并网顶峰工作的通知》，要求全省41个已纳规的电网侧新型储能项目确保在2024年7月15日前建成并网。为促进这些项目加快建设，江苏给予了大力的政策支持。如在迎峰度夏（冬）期间，储能项目充电电量免费，非迎峰度夏（冬）期间充电量按江苏燃煤发电基准价的60%结算，同时鼓励可再生能源发电市场化项目优先购买或租赁这些储能项目的储能容量。为了减少信息壁垒，助力新型储能项目更好实施容量租赁，江苏省发展改革委网站还公布了这些新型储能项目的联系方式。储能租赁信息不畅问题在我国普遍存在，并且成为新型储能出租率低的痛点难点。双方信息不畅通，储能项目建成后很难及时找到需要租赁储能容量的新能源企业，新能源企业也不容易和储能企业取得联系。江苏通过公开发布相关信息的方式，为新能源企业与储能电站畅 通联系架通了桥梁。随后，江苏省发展改革委于2024年7月18日公布该批建成投产的电网侧储能项目，共计40个，总规模约400万千瓦。再次表示，鼓励可再生能源企业优先租赁这些储能项目的储能容量。据国家能源局第三季度新闻发布会介绍，江苏新型储能装机快速增长，今年新增装机约500万千瓦。由此可见，江苏目前新型储能540万千瓦总装机中，约500万千瓦为今年新增装机。今年对于江苏新型储能来说可谓是爆发式增长。“江苏省强化顶层设计，优化并网流程，专班调度协调。”边广琦指出了江苏新型储能在短期内取得跨越式发展的原因所在。在政策制定方面，江苏用一年时间印发了一系列文件，统筹谋划新型储能发展的总体思路、主要目标和重点任务，配套制定新型储能实施方案、布局规划和重点项目清单，明确了项目调用次数及运行小时数、充放电价差收益、顶峰费用等关键要素，形成了“总体规划+若干措施+实施方案+项目推进”总体布局，促进了江苏新型储能项目高质量发展。在提高储能项目收益方面，江苏建立了充放电价差收益、顶峰费用、共享租赁收益、辅助服务收益的综合收益模式，明确了利用尖峰电价增收资金等进行成本疏导的机制，提高了新型储能项目的收益率，给产业链创造了合理的盈利空间。 事实证明，江苏新型储能项目的高质量快速推进，也带来多方面的收益。一是顶峰弥补供电缺口。2024年夏季，江苏新型储能应急顶峰，在有效保障全省电网安全稳定运行的同时，还节约用电高峰时期省间电力现货的购电支出约5亿元。二是提升新能源消纳水平。根据测算，全省已投运的新型储能项目一年内可帮助电网消纳约30亿千瓦时的新能源电量，创造良好的环境价值。三是项目带动效益明显。江苏新型储能项目近一年完成基建投资约200亿元，同比增加50倍；项目投资带动省内储能相关产业快速发展，形成一个新产业集群，2024年上半年实现产值约450亿元，企业竞争力不断提升，中天储能、中创新航等达到国际先进水平。四是吸引民资参与投资。通过政策设计，有力激发了江苏新型储能项目投资建设的积极性，特别是吸引了民营企业参与项目投资建设。江苏建成的大型电网侧新型储能项目中，民营企业参与投资建设18个，占比约45%，其中协鑫集团建成电网侧新型储能项目12个共75万千瓦，规模位居全国前列。

近期，我国首个百万千瓦级居民虚拟电厂，在江苏启动建设，可将省内海量居民家中的空调、热水器等分散的大功率智能电器聚合到虚拟能量池中。在夏冬季用电高峰期，居民可通过能量池的邀约，主动参与错峰、避峰用电，从中获得电费奖励。据统计，江苏范围内仅在线居民智能电器设备就超700万台，潜在可调节负荷资源达900万千瓦。 此前，国家能源局发布《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，将虚拟电厂列入新型经营主体，可平等参与电力市场。广东、上海等地陆续发布虚拟电厂专项政策文件，从地方层面因地制宜推动虚拟电厂的发展。 随着政策框架和体制机制的逐步建立，以及基于地方能源资源禀赋和市场需求的虚拟电厂体系和运营模式的逐渐成形，虚拟电厂正在从“概念”逐渐走向实质性落地。 虚拟电厂是什么？国家能源局发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，将虚拟电厂定义为：运用数字化、智能化等先进技术，聚合分布式电源和可调节负荷等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式。 换言之，虚拟电厂是将分散的可调节资源聚合成一个整体参与电力市场交易。 虚拟电示意图 新型电力系统的主要特点就是新能源占比高，其波动性、随机性强是其当前接入电网面临的主要挑战。虚拟电厂的意义在于能更充分地挖掘灵活的调节资源形成“源荷互动”的新模式。 近年来，我国可再生能源跃升式发展，装机规模占比过半，在适应高比例可再生能源消纳需求，电力领域出现了虚拟电厂等灵活调节能力强的新型经营主体，成为新型电力系统的新生力量。 类型分类 虚拟电厂虽名为电厂，但大多不具备常规电厂的精准调控能力，实质是汇集了工商业电力负荷资源以及分布式电源、新型储能、电动汽车、氢能等新型资源的聚合体，兼具电力“生产 + 消费”一体化的属性。 按聚合资源的不同，虚拟电厂可分为电源型虚拟电厂、负荷型虚拟电厂、储能型虚拟电厂、混合型虚拟电厂等类型。 近期，广东印发的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》中，将虚拟电厂按照负荷型和发电型分别进行市场注册。负荷类虚拟电厂聚合用户侧的可调节资源，通过调节用电负荷来响应电网需求；发电类虚拟电厂通过整合分布式发电资源，向电网提供电力和辅助服务。 海外对虚拟电厂的实践各具特点，与当地资源特性和电网发展面临的问题高度相关，全球虚拟电厂的发展也呈现多元化趋势。 欧洲虚拟电厂以分布式电源、储能资源为主，主要针对实现分布式电源可靠并网和电力市场运营。美国虚拟电厂在需求响应基础上发展而来，聚焦负荷资源聚合调配，侧重于用户侧柔性负荷主动响应以提升电网运行稳定性。澳大利亚虚拟电厂聚合资源以用户侧储能为主，可以参与紧急频率控制辅助服务市场和电能量市场，主要提供频率控制辅助服务。 若按虚拟电厂运营主体来分类，目前主要有大型电力/电网公司、独立虚拟电厂运营商、新型市场参与者三类。以德国为例，大型电力/电网公司（跨国、地区和市级企业），将自有发电资源、负荷用户、发电机组聚合到虚拟电厂；独立虚拟电厂运营商，这类运营商不隶属于传统客户的电力供应商（目前主要是装机在100kW以上的大客户）；新型市场参与者，以小规模分布式能源资源制造商为主，主要将其用户资源聚合到虚拟电厂。 德国三类虚拟电厂运营商案例 商业模式目前国内的虚拟电厂还处在商业模式的探索阶段，从虚拟电厂的收益来源来说，已经开展的虚拟电厂业务模式主要以邀约型需求响应为主，盈利模式来源于响应补贴。 参与电力市场，是虚拟电厂实现常态化运行的主要途径，尤其是现货交易，为用户获取足够的利益，是虚拟电厂发展的关键。虚拟电厂可参现货市场交易、辅助服务市场交易及需求响应市场交易。 近期能源局印发的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，已明确虚拟电厂新型经营主体的地位，建立了虚拟电厂参与市场的基本框架，以体现灵活调节性资源的市场价值。 在市场建设较快省份如山东、广东等，市场规则中对虚拟电厂等新型经营主体参与市场的方式进行了详细的规定。近期，广东印发的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》中，将虚拟电厂按照负荷类和发电类分别进行市场注册。例如负荷类虚拟电厂，可以聚合中央空调、充电基础设施等可调节负荷参与电能量市场和需求响应市场；发电类虚拟电厂则可以聚合分布式的光伏、风电以及独立储能等资源直接参与电能量市场或辅助服务市场。 虚拟电厂是连接电力交易中心、资源聚合商的运营平台，组织资源主体参与各类电力市场交易，并完成相关结算和利益分配。因此，虚拟电厂运营平台对不同资源组合的定价机制、利益分配机制的设计与创新，是激发各类用户侧资源积极参与虚拟电厂，提高虚拟电厂整体效益的关键。 近两年，虚拟电厂聚合用户负荷参与电力市场的路径逐渐走通，部分地区开始逐步将分布式可再生能源聚合入市列入“行动计划”，未来虚拟电厂也将参与市场化绿电绿证交易。在碳市场，随着电-碳耦合研究进一步推进，虚拟电厂将具备参与CCER（国家核证自愿减排量）交易的能力。此外，能源金融、大数据增值等多元化的能源服务业务的探索，也将拓展虚拟电厂的商业模式。 实践案例：深圳虚拟电厂深圳市是我国虚拟电厂的探路先锋之一。 深圳市新能源汽车推广全球领先，分布式光伏、电化学储能等新兴业态快速发展，为提高新能源接入承载能力和供需平衡能力，充分发挥本地负荷侧资源优势，深圳供电局打造了以虚拟电厂为核心的源网荷互动体系。 2021年，深圳供电局依托南方电网虚拟电厂“灯塔”项目，建成网地一体虚拟电厂调度运行管理云平台。2022年，深圳发改委和深圳供电局联合挂牌深圳虚拟电厂管理中心，这也是国内首家虚拟电厂管理中心。截至2023年底，深圳虚拟电厂接入分布式资源超265万千瓦、调节能力超56万千瓦，接入资源包括5G基站、数据中心等信息通信基础设施、充换电场站、建筑楼宇、工业园区、储能系统等资源。 与地方政府形成合力推动保障政策落地。2022年5月以来，先后制定《深圳市虚拟电厂落地工作方案(2022-2025年)》、《深圳市虚拟电厂精准响应实施细则》，形成“顶层规划+专项扶持+组织实施”工作体系，提出10余项重点保障举措，为虚拟电厂在深落地应用提供政策保障；近期《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》印发，12项措施进一步推动城市级虚拟电厂发展，接下来深圳将加强组织实施虚拟电厂精准响应，促进虚拟电厂产业链发展。 产业链资源整合。深圳通过虚拟电厂示范应用带动了100余家企业进入虚拟电厂产业链，储能、智能楼宇改造等产业不断发展壮大。 上游培育高负荷园区、南网电动、深圳能源等能源消费和供给的主要企业；中游逐步提升虚拟电厂调度运行管理云平台服务能力，不断扩大资源接入规模；下游建立电力公司、售电公司及高负荷用户的顺畅交易渠道，培育交易市场。 同时通过虚拟电厂产业链上、中、下游各类资源聚合，推动ICT企业布局虚拟电厂新赛道，支持能源企业拓展虚拟电厂核心设备生产制造，实现“设备+服务”“场景+技术”高效融合，提升深圳新能源产业集群发展能级，助力构建数字能源先锋城市。 探索商业模式。充分调动各类用户主体的主观能动性，以市场化的本地虚拟电厂精准响应补贴打造式推广新兴行业，争取各级部门支持和指导，实现“跨区市场、省内市场、深圳市场的叠加赋能和“需求响应市场、辅助服务市场、电能量市场”的相互补充。2023年组织开展精准响应33次，调节电量125.8万千瓦时，运营商获得收益超过450万元。 探索虚拟电厂与智慧城市融合发展。以虚拟电厂为媒介，探索建立以各类分布式资源为主体的电力充储放一张网，推动各类资源与BIM/CIM平台的精准化定位和建模，开展极端情况下分布式资源调度预演，打造能源安全韧性城市范本。 -----从国外经验来看，良好的政策环境、逐步放宽市场准入门槛、允许需求侧资源参与容量市场是支撑虚拟电厂发展的关键要素。此外，良好的市场机制建设、多元化的参与主体及服务业务开发、以可测可析可控平台打造闭环产业生态等都是虚拟电厂商业化发展的重要因素。虚拟电厂的商业化进阶之路，未来可期，但也任重道远。

1月15日，中关村储能产业技术联盟主办的“储能国际峰会暨展览会2025新闻发布会暨CNESADataLink2024年度储能数据发布”举办成功。中关村储能产业技术联盟预计，在保守场景下，2025年国内新型储能装机累计将达到116.3GW。1月15日，储能国际峰会暨展览会2025新闻发布会暨CNESA DataLink 2024年度储能数据发布活动在北京举行。产业链企业以及关注储能行业的权威媒体欢聚一堂，共同回望过去，展望未来。会议期间，中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长/研究员陈海生代表联盟，对2024年新型储能产业发展情况进行了全面总结，并展望了2025年发展趋势。中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华汇报了第十三届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2025）的筹备情况。联盟秘书长刘为，联盟常务副理事长、中车株洲所综合能源事业部总经理唐远远等理事单位领导到场见证。会上还发布了“全球储能数据库掌上小程序”，这是一款储能行业的革新性数据产品，它深度融合了CNESA全球储能数据库、储能百家讲堂、储能社区以及行业资讯四大核心功能，实现储能工具从PC端到手机端,提升用户的使用体验。 新型储能累计装机78.32GW，规模首超抽蓄根据CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计，截至2024年底，我国电力储能累计装机首超百吉瓦，达到137.9GW。新型储能装机规模首次超过抽水蓄能，达到78.3GW/184.2GWh，功率/能量规模同比增长126.5%/147.5%。 2024年中国新型储能新增投运43.7GW/109.8GWh，同比增长+103%/+136%。从区域分布看，新疆和内蒙古分列能量规模和功率规模第一，也是分别以新能源配储和独立储能为主导的省份。 储能系统中标均价下降幅度趋缓新型储能招标市场规模持续增长。2024年共有528家企业发布储能系统招采信息，1105家发布EPC招采信息，同比分别增长68%、115%。由于储能系统的标准化程度趋高，越来越多的大型国央企选择采用集采/框采的形式。2024年共有217个中标标段，TOP15企业中标量达到集采/框采标段总数的46%。从集采/框采的技术要求来看，一方面供应商的准入资质门槛提升，产品出货业绩、项目业绩、研发实力等要求进一步严格，龙头企业具有较强竞争优势；另一方面规模较大，对企业吸引力较强，也是低价投标的主战场。 中标企业入围标段数量TOP15从2024年整个中标市场来看，有三个特点：一是EPC主导了中标市场，2024年EPC中标规模、中标企业数据都高于储能系统；二是头部集成企业市场竞争力趋强，储能系统Top15企业中标规模达到总中标规模的57%，相比去年进一步提高；三是单个项目的采购，业主更倾向于通过EPC招标实现交钥匙工程。（更多详见中标市场分析）中标价格方面，2024年储能系统中标均价下降幅度趋缓，2h磷酸铁锂储能系统全年中标均价628.07元/kWh，同比-43%。EPC全年中标均价波动式下降，全年中标均价1181.28元/kWh。（更多详见中标价格分析） 中国储能电池企业全球市场出货量TOP10榜单从产量上来看，2024年1－10月，中国企业在全球市场中储能型锂电池产量超过200GWh；预计全年产量超过300GWh。根据CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计:中国企业2024年度全球市场储能电池出货量TOP10分别为：宁德时代、亿纬储能、海辰储能、比亚迪、瑞浦兰钧、中创新航、远景动力、楚能新能源、力神、赣锋锂电。 新型储能产值目标已超3万亿元从产值规划看，新型储能作为经济增长新引擎，在多个地方的产业规划中被重点提及，以2025年为时间节点的产值目标统计已超过3万亿元，此外还有多个地区提出了2027、2030的产值目标，体现了地方上对新型储能产业规划布局的重视。从储能出海看，2024年中国储能企业签约海外储能大单规模超150GWh。主要市场来自美洲、欧洲、澳洲、非洲、东南亚、中东等地；出海企业中以电池类企业和光储类企业居多，占比超87%。 一级市场储能相关企业投融资事件超过107起，披露金额近176亿元，相较于2023年同比下降70%。融资方向中，45起面向系统集成、充换电、锂电及材料。非锂电技术领域，钠电、固态电池关注度较高。 基于现货市场的储能运营模式创新亟待加快从支持政策看，截至2024年12月底，全国已累计发布2470余项与储能直接和间接相关的政策，其中2024年770项，是去年同期的1.2倍。从发展规划上看，各地十四五储能发展累计目标达到86.6GW，远超国家的40GW目标水平，截止到2024年底，8个省份已经完成其十四五新型储能装机目标。 从独立/共享储能商业模式看，容量租赁仍面临出租率低、租赁价格下降、出租周期缩短等问题，部分省份开始探索储能容量租赁新方案；其次，容量补偿机制不足，与其他灵活性资源“同质同价”的容量补偿机制仍然缺失；第三，辅助服务市场不确定性增加，多地下调调峰补偿价格，调频市场也面临诸多限制；第四，现货价差普遍较小，现货市场仍处于初级阶段，机制难以体现储能价值，应加快探索负电价机制、5分钟结算机制、现货能量市场与辅助服务市场耦合出清机制等。 为衔接现货市场，多个省份根据用户侧峰谷分时电价机制引导市场主体签订分时中长期合同，光伏装机多的省份中午一般为谷段，参与中长期后，光伏收益大幅下降，配储后联合参与市场可提升收益。 2025年新型储能将呈现五大趋势根据CNESA预测，2025年新型储能新增装机预计在40.8GW~51.9GW之间，平均45GW左右。同时将呈现出明显的五大特征：从储能价值看，规模化调节与保供价值将不断提升；从参与电力市场看，随着市场衔接机制不断完善，可参与市场服务向“一体多用、分时复用”模式演变；行业洗牌加剧，2024年注销、吊销等异常储能相关企业数量翻番；技术革新推进行业从“卷价格”向”卷价值“转变；从市场规模看，预计2025年新型储能累计装机将突破一亿千瓦。 相约ESIE 2025，把脉产业布局未来第十三届储能国际峰会暨展览会将于2025年4月10至12日在首都国际会展中心盛大开幕，展览规模再创新高，展览面积超过16万平米，开设了六大展馆，由阳光电源、中天科技、宁德时代、新源智储、海博思创、中车株洲所冠名。今年ESIE以“数智赋能产业变革，储能重塑能源格局”为主题，我们期待邀请全球储能顶级企业、权威专家及行业精英围绕这一主题展开前瞻性研讨。发布会上，联盟常务副理事长俞振华重点介绍了ESIE 2025六大特点：一、规模大，行业巨头齐聚，产业链全覆盖。ESIE 2025将有超800+头部企业参展，涵盖储能全产业链各环的储能企业。二、规格高，汇聚顶尖资源与智慧, 前瞻引领把握产业脉动。在资源组织和内容策划上我们始终秉持“高规格、前瞻性、市场化、国际化”的特色。三、专业化，深耕行业热点，一站式多元互动平台。在风向研判上，我们将深度解读行业趋势，助力企业洞察先机，500+储能新品全球首发成为产业期待的亮点。四、市场化，跨领域产业协同，供需精准对接。特别设立高端观展团，并精心定制专属观展路线，同时借助线上系统匹配供需，定向邀请买家团和专业观众。五、国际化，全球视野，合作共赢。ESIE 2025的国际影响力正在持续攀升，目前已经获得覆全球20多个热点市场以及30多个新兴市场的关注。六、影响强，多渠道媒体覆盖，全行业高度关注。ESIE将打造媒体传播全矩阵、传播渠道全覆盖的宣传平台，聚焦产业政策、行业热点等主流舆论，企业可以借势传播，提升传播效果,是实现传播、推广与造势的重要途径。“储能国际峰会暨展览会”项目由中关村储能产业技术联盟在2012年创办，见证了中国储能产业发展的每一个重要阶段，已成为全球规模最大，影响力最强的国际性储能会展。2025，是“十四五”收官和“十五五”开局之年，站在产业发展的关键节点，我们期待与您相约第十三届储能国际峰会暨展览会（ESIE2025），通过这个国际化的交流平台，集聚产业各方力量，聚集产业核心问题，共同研判产业发展形势，推动全球合作共赢，实现中国储能产业的高质量发展。

对于从事这个行业的普通人来说，新型电力系统最有机会的创新方向是什么？ 2024年身处其中的我能感受到的是焦虑： 上游产能过剩导致红海竞争，焦虑：中游受制于政策与管制，焦虑；下游的售电和分布式，与经济形势密切相关，未来不确定性增加，焦虑。 焦虑的背后是迷茫。 2017年离开体制创业的我，选择的是“电网最后一公里”，不碰集中式发电、电网业务，直到今天我依然觉得方向是对的。 创新的本质，是形成新的利益格局。 淘宝之所以发展，是因为商品零售制度的改革，城市的国营百货商店、农村的供销社不再垄断商品零售渠道，这是改革开放的政策，带来的新的利益格局。 SpaceX，在航天领域技术积累的基础上，把“可回收低成本火箭技术”研发出来，通过大量创新把发射成本降低了100倍，打破了商用航天发射的垄断格局，把波音、洛马、欧洲航天局这些老玩家打得毫无还手之力，占据70%的商用发射市场。当然这背后也是NASA等监管机构鼓励创新，默许失败的政策放松结果。 新型电力系统的创新本质，也是如此。 光伏和风电，本质上是发电的新技术和新玩家，抢了老玩家的市场，形成了新的利益格局：50%的新增装机容量，20%以上的总发电量。 我们看到国电投是最激进、规模最大的新能源发电商，因为国电投在上一轮的厂网分家中，分到的传统发电资产最少，包袱最轻，在这一轮的新能源大潮中，自然转型最快。 新能源的高歌猛进，改变了原有的发-输-配-用的利益格局，到了一定的阶段，这种改变所需的制度性成本就会指数型的增加，反过来抑制创新。 电力系统安全稳定压力，逐步显性化为制度性成本。以前电网企业承担了电力系统平衡的所有成本，并且隐含到了电网成本中，所以某种程度也构成了传统能源对新能源的交叉补贴。 以英国为例，电力系统中的平衡成本在发电成本中的占比，以及突破了20%，平衡成本的增加，与风光发电占比呈现线性关系。 平衡成本一方面是显性化，另一方面是需要通过市场机制进行疏导，最终由全体电力消费者买单。 甚至新能源越便宜，平衡成本就越高——新能源出力越多的时段，需求就越少，价格越低，反过来激化了新能源没有出力时段的平衡矛盾。 同时，供需波动性不仅被放大了，而且不同周期的波动性矛盾也显现了——比如跨天的“黑暗无风期”，传统电化学储能很难应对。 所以我们在国内看到的结果是：新能源大省，往往在电力现货市场和辅助服务市场、虚拟电厂业务示范方面更为主动和积极。 而新能源占比不高的负荷大省，在2023-2024电力基本平衡的态势下，对现货的态度其实并不积极，甚至出现了对交易自主性的干预程度增加的趋势，而虚拟电厂反而未能有太大起色。 传统意义上围绕着高压输电系统的电力电量平衡目标，所推进的电力市场化改革，在市场和政策层面的逐步遇到了结构性问题，也就是本轮电改中的核心议题：如何管住中间？如何放开两头？管住-放开之间的制度经济学最优路径是什么？ 如果无法直面和探索这些问题，最终的结果就是大家都迷茫。 但是一种最大的可能性是：不要期望在未来3-5年，电力市场化就会快速成熟，真正达到“中间充分被管住、两头彻底的放开”这种理想局面——高度市场化、具备充分博弈舞台的德国电力市场化走了将近30年的路，不可能在中国10多年就走完。 那么在这个过渡过程中，面对未来3-5年，能干点啥？ 创新总是在传统利益结构最薄弱，最边缘的地方，以最微弱的姿态开始出现的。 对于传统电力系统来说，利益板结最薄弱的，一定是“表后市场”，也就是电力的最后一公里市场，甚至以前都不存在这个市场。 所以我们看到分布式光伏在过去10年的快速增长，因为绝大多数分布式光伏并网点都在这里——至少大多数时候，是不需要真正意义上的“路条”的。 当然，分布式渗透率高到一定程度，一样会触及现有的利益结构，比如红区、强制配储、四可。 核心问题依然是：电力系统的安全稳定运行的制度性成本问题。 从另一个角度说，进化和创新，是在边缘的，接近失控的临界状态下，才能最大化的被激发出来的。 从“蛋白质汤”，到有机生物结构的进化，是在高温、高压、电击的环境中，蛋白质分子开始了复杂的结构组建，出现了生物特征。这是一种临界的失控状态，大部分蛋白质组建的探索都是失败的，也是失控的。 在电网边缘，一是大量的分布式光伏快速装机；二是自发自用率降低，分布式光伏大量上网，导致电网不堪重负，配电网可靠性下降；三是分布式光伏进入电能量市场交易，价格承受压力，收益率不断下跌。 如果我们把分布式光伏、可控负荷、工商业储能的大量出现，看成是“蛋白质汤”的浓度不断增加，电网边缘的临界失控状态，就是高温高压电击催化。 于是导致了“源网荷储一体化”、“绿电专线”、“分布式光储一体化”、“台区配储”、“用户微电网”、“配网-微网群互动模式”、乃至“虚拟电厂”等各种新型“电力有机体”的出现。 这些有机体和AI Agent结合，出现了边缘智能体，和智能体集群。 硅基的电力有机体，和硅基的AI边缘算力，正在不断的协同进化，形成智能电力有机体。 王东岳先生把这种因为脆弱性带来的创新变化，称为“递弱代偿”。 这种进化的过程、在电网的前面1000公里是看不到的，因为蛋白质汤速度、强度、浓度、临界失控状态决定。 输电网和高压配电网，是不允许临界，更不允许进入失控的，也是极少进化的——“三集五大的坚强电网”格局早就固定了。 中心化AI和这个固定利益格局的绑定，就是集中式电力大模型，某种意义上说，集中式电力大模型，是一个更强烈的“三集五大”，对电网的省级以下信息化自主权的毁灭性打击。更吊诡的是，这个集中式电力大模型训练所需的数据集，并不一定是基层真实的信息数据集合——分散的潜数据和潜信息对集中式AI的某种反噬。 从生命力上讲，电力领域的集中式AI的进化速度和新物种可能性，远不如最后一公里的边缘AI+低压硅基电力有机体。 鹅乌战争打到今天，最大的技术创新不是“钢铁洪流+弹道导弹”，而是各种小玩意无人机，甚至进化出专门反无人机的无人机，甚至出现了专门反固定翼无人机的四旋翼无人机，以及1000公里以上的高爆破坏性无人机。很多无人机具备了AI算法，在复杂电磁环境中可以自主识别和攻击。 这就是弱势的乌克兰，在战场的边缘，与继承苏联“钢铁洪流”衣钵的俄罗斯，在战争技术的创新，依靠无人机的快速迭代获得战场优势。 为啥俄罗斯不能在无人机技术上快速迭代？某种理由是，当年苏联因为“集成电路无法承受核战争的电磁干扰”，选择了“电子管小型化”技术路线，形成了各个设计局和人才队伍，技术体系，并且在苏联解体后被俄罗斯继承，导致微电子和算法技术跟不上节奏。 利益格局决定了很多东西，包括创新的技术路线。 对于电网最后一公里来说，正因为过去长期“重发、轻供、不管用”的格局，在用电领域并没有真正形成牢不可破的利益格局，反而在分布式能源技术的推动下，获得了更为快速的发展。 我听过最朴实的一个观点： 发电就那么五大六小，电网就那么两大，少数下游买家决定了对上游海量供应商的绝对话语权，甚至出现了“管制俘获”。 但是在电网最后一公里，供应商面对的是数百万的电力用户，一个用户难搞就换一个呗，但是你到发电和电网领域怎么换买家？ 所以，最后一公里的临界混沌，恰恰是创新的热土，一切皆有可能。

2024年，恐怕全球没有哪个汽车市场，能比中国竞争更激烈。 就在中国新能源汽车产量首次突破年度1000万辆的这一年，比亚迪带动的价格战引发了行业降价潮，车企利润空间被不断压缩。根据乘联会的数据显示，前11个月，尽管汽车行业营收超9万亿元，然而整体利润却同比下降7.3%。 在这十一个月内，国内降价销售的车型数量也高达195款。不只是新能源汽车，就连传统燃油车也参与其中。市场不再是红海，而是一片“血海”之时，牌桌上的玩家格局也在不断更迭。 当市场集中度不断提高，行业加速迎来洗牌时刻，留给中尾部玩家的机会越来越少。如果说以低价取得规模化胜利是过去粗犷式发展的核心，那么通过科技创新实现“以质取胜”，才是寻找未来的发展路径。 就在2024年车企大洗牌的一年，行业也迎来了胜利玩家：上汽通用五菱。不仅2024年全球销量突破154万辆，就在新能源领域，累计销量也突破252万辆，位居全球前三。更值得一提的是，1月初又迎来了第3000万辆新车下线。 不禁让人好奇的是：一个拥有42年历史的传统汽车玩家，如何在腥风血雨的汽车市场厮杀中持续向上，在实现新能源转型的同时，并叩开全球化的大门？ 新能源累计销量突破252万：成功转型新能源的上汽通用五菱，如何实现产业结构性升级？ 因地制宜发展新质生产力，才是上汽通用五菱过去十年推动中国新能源全球普及的核心。 2014年5月，习近平总书记考察上海汽车集团时强调，发展新能源汽车是我国从汽车大国迈向汽车强国的必由之路；2024年11月，中国新能源汽车产量首次突破年度1000万辆，其产销规模正式跨入年度“千万辆级”时代。 纵观十年峥嵘，中国新能源汽车走出了一条以国家政策为导向，以科技创新为驱动力的发展之路。就在中国新能源汽车产业攀至“1000万辆”顶峰的时刻，上汽通用五菱也达成了新能源累计销量超252万辆、位居全球前三的重要成就。 与此同时，新能源汽车市场早已进入血海竞争的2024年，上汽通用五菱仍然坚定信心，推出了10款新能源产品，覆盖轿车、SUV、商用车等多个细分市场。其中，2024年新能源销量达80万辆，占比过半。 这些标志性的里程碑，代表着时刻跟随政策步伐的上汽通用五菱，已经完成了产业结构的新质生产力升级，新能源已经成为其强劲的增长极。 与此同时，更意味着上汽通用五菱作为一个更贴近人民生活的品牌，已经迈向全新的高质量发展阶段。具体而言，这种高质量发展，是企业臂膀通过产业链上下游的延伸，从而因地制宜打造的新质生产力。 早在2023年，上汽通用五菱就与广西壮族自治区人民政府、柳州市人民政府签订“一二五” 工程框架协议。这一举措体现了上汽通用五菱积极响应中央经济工作会议的号召，以科技创新引领新质生产力发展，致力于建设现代化产业体系。 在“一二五”工程带动下，上汽通用五菱以一个新能源实验室、双百万产品布局、五个百亿级自主产业集群为核心，实现了从底层技术、全套产业链到高价值产品的全方位布局，这将为新能源汽车的长效发展与普及提供坚实动力。 截至目前，“一二五”工程已竣工45个项目，完成投资81.4亿元。随着技术、产品以及产业链的边界还在不断拓展，能够看到以技术创新赋能产品打造，再以两者推动产业集群升维的上汽通用五菱，借此为中国新能源产业打造了一个正向循环的创新飞轮。 如今，提到中国新能源汽车，不再只是满足出行需求的一个产品，更是代表中国创新的新质生产力。 在中国新能源普及的过程中，上汽通用五菱已经从一个传统车企的身份，转变成为撬动新能源产业内生增长的关键杠杆，以因地制宜的新质生产力打造，为当下的中国车企打造了一个新的时代样本。 第3000万辆整车下线：中国车企为全球递上的一张时代名片 为什么说汽车工业是大国崛起的标志？较早开启工业革命的德国，自从1886年卡尔-本茨发明第一辆汽车至今，诞生了宝马、奔驰、奥迪这些著名汽车制造商；美国也以1893年杜里埃兄弟制造出美国第一辆汽油发动机汽车，拉开了美国汽车工业序幕。后来居上的日本汽车工业，在二战后的经济复苏过程中也打下了坚实的基础。让以节能、高效著称的丰田、本田、日产等一众汽车制造商，在全球舞台上有了一席之地。放眼中国汽车工业，直到1953年首家汽车制造厂在吉林长春破土动工，中国才终结了不能制造汽车的历史。如今，随着中国成为全球最大的汽车市场之一，上汽通用五菱也在2025年的1月5日，迎来了第3000万辆整车下线，成为首个累计产销量达3000万辆的中国品牌车企。一个值得回答的问题是：中国汽车工业沉浮70年，一众血海混战的中国车企中，为什么屹立不倒的是上汽通用五菱？答案就是：通过把握时代的脉搏，上汽通用五菱与政策、产业、用户同频共振，和中国汽车一起变强。从1953年起步至今，中国汽车工业七十多年来完成了从无到有、从大到强的蜕变。首先是汽车年产销量突破3000万辆大关，标志着中国已成为全球最大的汽车市场之一；其次是新能源汽车产销量2023年占全球比重超过60%，连续9年 位居全球第一，并在2024年11月14日年首破1000万辆，代表着新能源汽车产业步入高质量发展新阶段。而上汽通用五菱始终紧跟国家路线方针，把握中国汽车产业发展的时代脉搏，与时代同频共振。从1982年第一辆LZ110微型货车试制成功，实现微车制造领域零的突破，到1990首批 15 辆LZ110型车出口泰国，实现五菱汽车出口零的突破；从2000年五菱累计生产微型汽车突破60万辆大关，到2015年五菱汽车年产量突破200万台，成为国内第一家实现此成绩的车企，再到如今达成第3000万辆整车下线的里程碑。这种与时代的同频共振，具体表现在精准洞察全民需求，上汽通用五菱以三大品牌车型真正做到了“人民需要什么，五菱就造什么”。上汽通用五菱旗下各自明确分工定位的品牌： 一是致力于打造“人民的创富神车”的五菱红标。基于对各行各业基层创业者的深入理解，五菱红标持续帮助用户解决实际问题，从而带来实际效益，多年来凭借价格优惠、皮实耐用、多拉快跑、宜商宜家的特点，被千行万业的用户选择和信赖。2024年11月18日，五菱红标正式开启新能源战略，引领商用车迈入新能源时代，由五菱扬光、五菱宏光纯电版、五菱宏光增程版以及五菱之光EV等车型组成的五菱红标新能源家族，将全面满足新一代奋斗者的创业需求。 二是致力于“人民的品质出行”的五菱银标。通过五菱星光家族、五菱缤果家族、宏光MINIEV家族等一系列全球品质的产品，持续为用户提供更精致的出行体验，满足用户对代步车升级的需求，用心呵护每一次出行。 三是致力于成为“智能出行好伙伴”的宝骏品牌。通过持续普及智能科技的应用，让智能科技不再是高端汽车的特权，让用户尽情享受到极具“智价比”的驾乘乐趣体验。2024年9月上市的宝骏云海全系标配灵眸智驾2.0Max，实现“端到端智驾模型”在20万元内产品首次量产落地，开启高阶智驾平权时代，让卓越的智能出行体验惠及更多用户。能够看到，上汽通用五菱始终秉持“人民需要什么，五菱就造什么”的理念，不断推进产品创新和技术升级。上汽通用五菱的发展历程，也正是中国汽车产业发展的缩影。可以说，五菱开启出海之路，也代表着中国车企为全球递上的一张时代名片。改革开放初期，缺乏技术和资金支持的中国汽车工业还是处于“以市场换技术”的探索阶段。在那样的一个历史年代里，随着大众、通用、本田、丰田等国际汽车巨头纷纷与中国企业合作，中外合资车企站上了时代舞台的中央。上汽通用五菱也不例外。1985年，五菱汽车品牌成立。其前身是1958年成立的柳州动力机械厂，直到2002年通过资产重组和架构改革，五菱集团以全部整车业务与上汽集团和美国通用公司实现了“三方合作”，才成立了上汽通用五菱汽车股份有限公司。2013年国补政策出台，中国新能源汽车产业的大幕正式拉开。2017年的上汽通 用五菱，依旧紧跟中国新能源产业的出海步伐，叩开了全球化的大门。2024年，上汽通用五菱出口总量再创新高，达22.5万台/套，累计出口量达115.8万台/套，迈入了全球化的新时代。早在1990年就开启出海之路的上汽通用五菱，通过全球新能源市场的多年深耕，其出口覆盖中南美洲、中东、非洲、东南亚等104个国家和地区，在将“中国制造”这张名片递向海外全球的同时，也创下了多个“全球第一”。从第一台拖拉机到第3000万台整车下线，从中国广西走向全球海外，上汽通用五菱不仅是第一家向海外输出知识产权的汽车企业，也是第一家将中国标准变为世界标准的汽车企业，更是第一家带领产业链共同走出去的中国汽车企业。 四十二年“国民神车”的故事从未完结。在中国汽车工业从“中国速度”向“中国质量”的跃迁中，走在时代前列的五菱已经叩开了中国汽车品牌的全球化大门。未来也会有更多的中国创新跟随五菱的时代脚印迈向海外。

绿色价值观是全球经济社会发展的主流价值取向，世界各国加快推进绿色能源发展，积极应对气候变化，推动经济社会绿色低碳转型。2020年，习近平总书记高瞻远瞩地提出“3060”双碳战略目标，清晰设定了我国到2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右的目标，彰显了中国在更新并强化国家自主贡献目标上的坚定决心。为加速实现这一目标，我国积极构建并完善国内绿电和绿证制度体系，建立能耗双控向碳排放双控全面转型新机制，以强有力的政策支撑推动绿色能源加快规模化发展。党的二十届三中全会提出，要健全绿色低碳发展机制，发展绿色低碳产业，构建碳排放统计核算体系、产品碳标识认证制度、产品碳足迹管理体系；2024年7月31日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，提出大力推进能源绿色低碳转型，加强绿电、绿证、碳交易等市场化机制的政策协同。2024年11月8日，《中华人民共和国能源法》颁布，提出要优先开发利用可再生能源，实施可再生能源绿色电力证书等制度，建立绿色能源消费促进机制。在一系列政策的推动下，我国绿电绿证呈现出市场交易需求旺盛、规模不断扩大的趋势。截至2024年9月底，全国累计绿证交易量约3.59亿个，累计完成绿电 交易超过2000亿千瓦时，2024年1—9月，国家电网公司经营区绿电交易1189亿千瓦时，同比增长124%，绿证交易9700万张，是去年同期的25倍。 目前，随着全球对气候变化的关注度增加，绿证在国际贸易中的地位逐渐上升，作为欧盟碳关税核减的基础，成为衡量企业责任和国际贸易竞争力的重要指标。然而，由于绿证环境属性唯一性证明、核销机制、数据支撑等多方面要求以及绿电国际互认在不同法案中的认定方式存在差异、碳足迹因子库未全面建立并与国际接轨程度低等问题，国内绿电绿证未能获得国际社会普遍认可，在国际市场上没有发挥应有的价值和作用，特别是针对我国出口外向型企业加征碳关税，欧盟出台的CBAM（碳边境调整机制）法案、新电池法案均不认可中国绿证，RE100要求使用中国绿证的企业须提交额外声明，对我国外向型企业筑起“绿色贸易壁垒”，大量的外向企业，在使用中国的可再生能源后仍需要向外国机构购买绿证。CBAM目前已涵盖水泥、电力、化肥、钢铁、铝和氢气六大行业的碳关税征收，从2026年开始逐步实施，从2034年开始全面实施，并将逐步扩大征收的行业范围，但当前国家层面有针对性的政策和措施还迟迟未出台，出口型企业面临的压力和担忧与日俱增。 欧盟碳关税的实施可能会引发全球贸易格局的变化，发达经济体将借此削弱发展中国家在国际贸易中的竞争优势，从而加重中低收入国家的发展压力。如果不能有效解决绿证和碳关税问题，长此以往，将大大削弱中国企业在国际贸易中的竞争力和话语权，甚至使中国企业被迫赴国外布局建厂，削弱国内的产能。2023年我国有进出口记录的外贸经营主体首次突破60万家，其中受绿证和碳关税影响的外向型大中型企业远超100家。预计到2025年，美国总统特朗普上任后大概率会落实其反复提及的全面关税政策，相比上一轮，对中国商品征收新一轮关税的范围将更广、力度将更大。经不完全测算分析，未来将有至少两万亿元中国出口产品直接面对欧盟碳关税贸易壁垒，或者隐性碳成本的挑战。 我国实施“碳排放双控”政策，各行各业争先变革生产方式和用能方式，积极脱碳向绿，绿证交易蓬勃发展，发挥着重要的驱动作用。截至9月底，我国可再生能源发电量占比已经达到35.4%，7月底我国新能源装机容量达到12.1亿千瓦，提前6年多实现了2030年的目标，我国早已成为新能源第一大国，近两年的新能源发电装机年增量超过美国的全部存量，2023年绿色可再生能源年发电量是欧洲的2.4倍。可以说，我国正在进行的这场以能源四个革命为主的绿色革命，正在对世界发挥着日益重要的作用，而作为绿色能源唯一凭证的绿证却没有被国际认可。 因此，解决绿色能源国际认证和碳关税约束问题，探索建立我国自主主导的国际互认认证认可体系机制，摆脱我国在与国际经济衔接中的梗阻，形成我国在绿电绿证和碳核查与认证的主导权话语权十分迫切。2023年12月，国家发展改革委、商务部联合印发《关于支持横琴粤澳深度合作区放宽市场准入特别措施的意见》，要求“推动绿色能源国际认证平台建设，支持重点行业企业联合成立在澳门注册、在合作区运营的国际绿色能源认证中心，重点面向粤港澳大湾区、葡语系及共建‘一带一路’国家开展认证和交易等业务”。 国际互认存在问题和解决思路 一、主要问题和原因 （1）绿电方面。 目前国内绿电在国外不同法案中的认定方式存在差异。欧盟新出台的《电池法案》对中国并网的中长期绿电交易并不认可，仅认可直供电的绿电，这一条款意味着我国以大电网供电的模式难以取得认可。 （2）绿证方面。 一是绿证环境属性的唯一性证明不足。由于暂未建立全国性统一数据、跨部门数据共享以及信息披露相关实施方案与技术措施，多种机制下环境价值可能被认为重复计算。例如，国内电网碳排放因子核算已经考虑了新能源发电影响，但是绿电绿证消费能够继续抵消电力碳排放，将存在重复核算问题。 二是外部组织对绿证的认可有歧视性或带有一定经济和政治层面考量。以RE100规则为例，国际绿证组织I-REC在我国也签发了不少可再生能源电力项目，并且与我国绿证相同，并不具备任何特殊性，I-REC体系也无法验证对应项目是否已经通过CCER开发过环境价值，但RE100对I-REC实施没有附带任何其他条件的认可。 三是包括CBAM和新电池法在内的规则，未将中国绿证在内的EAC（能源属性证书）纳入考虑范围。其主要原因是CBAM和欧盟新电池法不认为EAC能够很精准地为零碳排举证，特别是在各国EAC制度各不相同、机制本身不健全的大背景下，不会采用粗糙的证书方式免除碳责任。期望通过设置颗粒度更细的规则，实现清洁电力在小时级与用电需求相匹配，进而更直接地提供零碳排消费佐证。 （3）与碳市场的协同。 一是国内绿电绿证交易市场与碳市场两者之间缺乏有效连接与互动。从当前的交易制度架构审视，碳市场与电力市场彼此独立运行，是两个截然不同的市场体系，绿电绿证交易与CCER的抵销机制，分别在这两个拥有不同运行机制、参与主体及核算方法的市场中展开。 二是我国暂未发布权威的电力产品碳足迹排放因子。国内数据基础薄弱，难以支撑大规模高精度的认证需求，欧盟采信国际能源署的数据库因子，其中关于我国的数据明显偏高。在国际能源署2023年发布的电力全生命周期上游排放因子中，中国的发电上游排放是98.9克二氧化碳/千瓦时，比日本的87.5克二氧化碳/千瓦时和韩国的74.7克二氧化碳/千瓦时高出较多。以动力电池为例，我国的平均消费组合碳足迹比日韩等主要动力电池生产国高出20%以上。 二、解决思路 一是加大沟通力度，纠正国际组织对我国绿电绿证现有机制的错误认识。增强与RE100、SBTi等组织的沟通谈判力度，敦促国际组织对国内绿证的认可。依托近期颁布的系列政策，依据国内绿证实际运行情况，使国际组织能够对中国绿证核发、交易体系进行重新评估，公正、客观地认识与无条件认可中国绿证。 二是健全机制体制，构建具有权威性的绿色能源消费核算认证体系。明确绿色电力定义、获取途径、认证时效等标准并向社会公开；完善绿色电力消费核算机制，充分利用绿电绿证交易账户体系，对绿电交易结算、绿证持有、转移、核销使用等信息进行记录，并据此进行绿色电力消费量核算，解决环境权益唯一性和可信度问题。 三是集成数据资源，建设高效、安全、便捷的国际认证平台。为项目企业、第三方认证机构等提供绿电数据核查、国际绿证核发核销、溯源和验证，以及标准查询、线上认证、咨询服务等功能。做好与认证业务相关的数据接入，建立国内各大交易中心平台、国家可再生能源信息管理中心（国家绿证核发系统）、碳交易平台与国际认证机构系统的有效连接。 四是确保公开透明，充分应用区块链等技术开展绿电绿证溯源。依托区块链技术为每张绿证生成唯一的数字标识，确保绿证数据的唯一性和不可篡改性，通过已有的智能计量设备实时采集绿色电力的生产与消费数据，实现绿色电力的来源、传输、分配和消费全过程的透明追踪；并对绿证的流转与核销过程进行实时记录和监控，防止环境权益的重复计算。 五是联动电碳市场，开辟外向型企业跨越“碳壁垒”的绿色通道。明确绿电绿证在碳市场中的交易和使用规则。在技术层面，开发和完善绿电绿证抵扣碳排放量的核算方法，确保其在产品碳足迹计算中的准确性和可操作性。 构建绿色能源国际互认体系 一、目标和原则 （1）主要目标。 围绕我国绿色能源和产品获得国际互认的重大需求，面向国内外外向型企业，尤其是出口型企业，以及受到碳关税、“绿色壁垒”影响的企业，开展绿色能源认证业务，加快实现能源生产和消费绿色转型，增强我国在全球能源治理体系中的话语权和影响力、显著提升出口型企业的国际竞争力，建立起我国主导的国际绿色能源认证体系。 （2）基本原则。 开放共享。建立开放的数据平台与标准组织，广泛容纳国内外相关组织与认证机构，共同推动数据共享、标准统一及认证服务的全球化合作与发展。 公开透明。遵循国内外认证机构公开公正公平原则，独立运作，不受利益相关方的干扰，确保认证流程和结果的可信溯源，接受主管部门和公众监督。 界面清晰。与国内相关机构明确业务边界，特别是与电力交易中心、可再生能源信息管理中心等机构现有业务不重叠、不冲突，实现与相关机构的合作共赢。 落实政策。遵守国家发展改革委、国家能源局、生态环境部等部委有关绿电、绿证、碳排放等方面的政策文件和相关要求，全面落实并充分衔接工作部署。 二、构建国际互认体系设想 按照“组织、平台、业务”三层体系构建绿色能源国际互认体系。 （一）组织体系构建。 （1）成立国际绿色能源联盟。 由中国电力企业联合会联合国内电网企业、绿色能源发电企业、行业协会、国际权威机构等，共同成立国际绿色能源联盟，开展标准制修订、国际交流等工作，组织国内标准组织、研究机构、相关企业等积极参与国际绿色能源标准的制定工作，推动国际标准的制定、更新和与国内标准、规则的衔接。 （2）组建绿色能源国际认证中心。 在国际绿色能源联盟组织体系下，单独成立绿色能源国际认证中心，开展国际绿色能源认证并与国内外知名的第三方认证机构共同开展互认业务。可考虑在横琴、北京分别注册组建成立横琴绿色能源国际认证中心、北京绿色能源国际认证中心。发挥国家电网有限公司、中国南方电网有限公司等组织优势作用，利用强大的数据基础和新能源、绿色可再生能源的数字化平台及先进的人工智能、区块链等技术，建立可信透明的认证体系，取得国际认可，以市场化模式运作，作为独立的第三方权威机构，广泛服务于国内外的外向型企业。 在政府的支持指导下，依靠电力行业协会组织，依托电网骨干企业的支撑，是发挥我国体制优势，快速破解国际互认难题的良好路径。 近年来，中电联已完成绿电绿证零碳园区等国行标达到18项，其中，由中电联组织、国家电网有限公司牵头研制的绿电消费信息溯源参考架构国际标准，经美国、英国、韩国、日本、巴西、印度等国的专家多轮质询后顺利结项并发布，10余项国际标准获批立项，有力促进中国绿电交易与认证技术方案在全球范围内的应用，助力出口型企业更好参与国际竞争。 （二）认证平台建设。 （1）部署方式。 按照区域划分，将绿色能源国际认证平台分别部署在北京、横琴两地。其中，北京节点负责与北京电力交易中心、内蒙古电力交易中心、国家可再生能源信息管理平台（国家绿证核发系统），以及国内外第三方认证机构及平台对接；横琴节点负责与广州电力交易中心、国家可再生能源信息管理平台（国家绿证核发系统），以及国内外第三方认证机构及平台对接，两节点分别负责国家电网和南方电网经营区域的国内外企业、国际进口企业的绿色能源消费及零碳园区认证等业务，北京、横琴两地数据采用专线方式实现互通，确保两地机房的数据统一共享。 （2）主要功能。 绿证国际互认：平台将国内绿证的数据记录在区块链各个节点上，并生成绿证的唯一数字标识，使绿证在国际交易中易于识别和溯源，对环境价值开发、交易、注销全过程跟踪监测，保证绿证的真实性，建立互认可信。

十四五以来，新能源项目投资已被各省份视为关键的投资领域，其中，风光指标的分配与下发在新能源建设中扮演着至关重要的角色。 2021年至2024年间，全国共有25个省市发布了超过1000GW的风光开发项目指标，涉及项目数量超过8000个，成为支撑我国能源转型的主力军。 年度指标情况从年度视角审视，各年下发的风光项目指标均保持在200GW以上的规模，显示出新能源投资在“十四五”期间的强劲势头。具体来看2021年、2022年各年指标规模分别约为227GW、232GW，2023年达到历年之最，各省合计下发指标规模超过350GW，但2024年规模有所回落，合计规模约为260GW左右。 项目类型情况从项目类型来看，主要是光伏、风电、一体化项目，4年合计指标规模依次约为330GW、510GW、230GW。细分类型来看，光伏项目主要为集中式光伏项目，以及部分省份下发的分布式光伏项目以及海上光伏项目，比如河南2022年、2023年各下发了一批0.6万千瓦以上分布式光伏发电项目，山西省2022年、2023年也各下发一批分布式可再生能源项目；海上光伏方面主要是山东2022年下发的第一批竞争配置的桩基固定式海上光伏项目。风电情况与光伏类似主要以陆上集中式风电项目为主，也包括内蒙古、山西、陕西等地下发的分散式风电项目，但不包括海上风电项目。一体化项目类型较多包括源网荷储一体化、新能源基地、绿色供电、风光制氢一体化项目等，比如内蒙古2022年下发的风光制氢一体化示范项目、火电灵活性改造项目，山西省2023年、2024年下发的煤电和新能源一体化都被归纳进一体化项目之中。需要指出的是，国家下发的1-3批风光大基地项目并未列入指标中，但部分省份有个别项目将其列入指标中，在此并未做出区分。 指标占比情况从年度指标结构来看，光伏指标在年度指标中一直占据大头，比例保持在40%以上，年均新增规模超过100GW。2021年、2022年规模分别约为128GW、127GW，2023年为历年最高达超过140GW，但2024年规模有所下降，约为118GW。风电指标占比在逐年上升，2021年、2022年风电尚不足光伏指标的一半，但2023年和2024年，风电指标与光伏指标逐步相当，2023年风电光伏指标都超过了140GW，2024年风电光伏指标都在100GW上下，显示出地方政府的指标逐步向风电倾斜。风光储一体化、水光一体化、源网荷储一体化等项目在年度指标中也占据了一定规模，2021年、2022年、2024年规模都在50GW上下，2023年下发的规模最高一度超过70GW。并且，一体化项目在各省指标中呈现上升趋势。以河南为例，2024年下发指标全部为源网荷储一体化项目；内蒙古在2024年下发的风光项目指标也以源网荷储一体化、工业园区绿色供电等一体化项目为主。 年度指标下发形式从指标类型来看，主要有保障性并网项目、市场化并网项目，以及各地市组织的竞争优选项目。各地指标类型不同，比如河北等地在下发中会明确保障性并网、市场化并网项目，也有部分省市直接以年度指标形式下发，对各类型并网形式并不明晰，且近年来逐渐呈现以市场化并网项目为主。从项目下发形式来看，各省市组织的指标分配规则各不相同，大部分省份以年度风电、光伏开发建设项目清单形式下发，部分省份如甘肃、内蒙古、云南等地主要由各地市、旗县以竞争性配置、优选等形式下发。 指标地域分布情况综合4年指标规模来看，并未呈现明显的地域性特征、西北的新疆、青海；西南的云南、贵州；东部沿海的山东，累计下发的规模都都较为突出。具体来看，新疆、广西、河北三省在四年间累计下发的风光项目指标规模超过100GW，位居全国前列。其次是贵州、内蒙古、山西、山东、云南、青海等省份，累计规模在50-100GW区间。再者是甘肃、湖北、陕西、福建、江苏、安徽、宁夏等省份累计规模在20-50GW区间。此外，河南、江西、吉林、湖南、广东、天津、四川等省份累计规模也在10GW以上。需要特别指出的是江西，2022年度、2023年度江西多次调整优化调整新能源规划项目库，目前规模已经下降至40GW左右，项目库并未列入指标清单。 各省指标类型情况从各省下发的指标类型，并非所有省份光伏项目都占据大头，各省因能源结构不同分别呈现不同的特点。具体来看、广西、贵州、河北、四川等地下发的风电项目在总规模中占比较高，山西、山东、云南、湖北、江西等地光伏指标较高，新疆、内蒙、青海西北等地区一体化项目在其中占据主导。同时具体到各年度又有所差别，比如山西在年度指标中，2021年、2022年光伏规模远远超过风电，2023年两者年度规模相当，到了2024年山西风电、光伏发电开发建设竞争性配置项目中风电规模已经远远超过光伏。

煤电协同运营优势分析 提高电厂库存安全性。长久以来，煤电产业存在着难以协调和供应紧张的局面，二者背后是空间分布不均和需求在时间上的不平衡造成的冲突。为避免缺煤停机，在迎峰度夏、冬季供暖之前，电厂必须提前储备煤炭并保持库存高位，而之后又因低负荷运行或大型检修，需要降库保持煤炭库存低位运行。全年周期来看库存波动性大。开展煤电协同，集团优先保证了协同电力单位的供煤、用煤，同时依托运输产业运行优势，直达一体化煤电协同电厂煤炭从提报需求计划到煤炭运输到场将时间控制在24小时内；下水一体化煤电协同电厂根据与北方港、高栏港及中转基地距离，紧急情况下从港口或中转港装船到煤炭运输进场时间控制在2—4天不等，大幅提升了电厂燃煤库存的安全性。 增强电厂市场竞争力。随着电力市场化的推进，电力企业降低成本的要求迫在眉睫，过去依靠政府和电网调度部门基于“三公”原则下达电量、电价计划将不复存在，火电企业想要多发电，就必须以更低的价格参与竞争，这对火电企业成本控制水平提出更高的要求。近年来，随着降本增效的措施实施及技术进步，燃料外成本进一步降低，煤炭成本在发电成本中的占比进一步提升。集团煤炭生产成本相对较低，一方面大规模机械化开采可以有效控制成本，另一方面高比例的露天产能拉低了平均成本，横向对比看，成本优势突出，兼之集团合同取消采购环节，电力单位实现成本进一步下降。大幅降低发电成本锁定下游火电利润，确保电力市场化下，集团发电单位具备更强的成本优势，提升了市场竞争力，在获取发电配额方面有强大的竞争力。2021—2022年，在火电企业大幅亏损的局面下，集团发电分部凭借稳定煤源依旧实现毛利率7.7%和14.3%。 提升集团运营水平。煤、电、运三大板块是集团公司盈利的主力板块，不管是处于煤炭卖方市场还是买方市场，都能有效应对市场变化，保障一体化运营安全。煤炭的市场需求在时间上具有强烈的不均衡性，但煤炭的高效生产则要求具有高度的稳定性，面对二者的矛盾，集团充分发挥一体化协同电厂的“蓄水池”“调节器”功能，将电厂库存错峰调整。在煤炭市场上行期，外部客户煤炭需求旺盛时，自有电力企业消耗场内库存，降低煤炭的协同发运；在煤炭市场下行期，外部客户需求低迷时，自有企业启用煤炭富余库容，提升场存。通过协同电厂的库存调整确保煤炭需求始终稳定，为煤炭产业、运输产业的平稳高效运行创造条件。 熨平煤电经济周期性。煤、电行业均具有周期性，周期性行业是指与宏观经济周期密切相关的行业。当宏观经济快速上行时，企业规模快速扩大，盈利能力很强；然而当宏观经济下滑放缓时，行业需求严重不足，企业经营困难，产能过剩。2000年以来，由于煤价两度暴涨暴跌，不是“电企亏损，煤炭巨盈”，就是“电企巨盈，煤企巨亏”。煤、电两个产业如跷跷板大起大落，严重影响能源的安全稳定供应和行业可持续发展，导致煤电产业中长期规划执行困难。煤电产业协同使煤炭和电力板块建立一种互补、长效的利益共享、风险共担的机制，可有效平抑周期波动、协同上下游降本。 煤电协同运营未来发展方向 提升煤炭进耗存管理水平，实现高效进煤、安全储煤、科学燃煤 煤电协同一体化运营为电厂带来成本优势及燃料安全底线优势，同时也带来煤炭进耗存过程中的问题和管理的更高要求，电厂必须强化煤炭进耗存管理。一是根据“木桶短板管理理论”，一体化产业协同运行的效率取决于各环节中效率最低的环节，作为协同链条终端，电力企业需强化进煤中卸车、卸船流程管理，提升卸车、卸船效率，尽量压缩周转时长，为一体化全流程高效运转奠定基础。二是电厂的储煤周期受“蓄水池”功能的影响，出现延长；电厂需在煤炭销售市场低迷时发挥储煤功能，不可避免出现错峰提升燃煤库存的情况，也就要求电厂必须强化存煤管理措施及手段，避免储煤时间过长带来的自燃、损耗风险。三是煤电产业协同可能导致煤种来源单一，指标与电厂设计燃煤指标差异较大问题，电力单位在采购一体化协同煤炭时选择面较小，多数时间仅能调整燃烧工艺，被动适应一体化煤矿产出品种，锅炉结焦、度电煤耗上升等问题随之出现，各厂需要增强燃烧工艺管理，根据主产区煤种指标开展锅炉技术改造，提升燃煤技术水平，完成“烧什么品种买什么品种”到“有什么品种烧什么品种”的转变。 提高运营管理水平，在电力改革形势中创效增利 当下的市场机制对电力企业营销管理水平提出更高要求。煤电协同运营保障了一体化电厂低成本优势，电力企业应多措并举提高运营管理水平，充分利用煤电协同产业形成的成本优势创效增效。一是加强竞价策略的分析研究，建立企业竞价策略分析数学模型，实现利益的最大化；二是建立健全电力营销组织机构，加强客户管理，积极开拓电力市场，加强电力消费客户的消费需求、用电特性、用电潜力分析研究，提升电力营销主动性；三是利用现代信息技术完善电力企业经营支持系统，加强数据的分析和挖掘，提高电力企业经营能力；四是实现多元化经营，拓展业务范围、业务链，培育新的利润增长点，加强热力、二氧化碳、石膏、煤灰、煤渣等产品的深度利用及销售力度，作为煤电一体化产业终端彻底将煤炭“吃干榨净”，通过副产品的深度利用增利；五是提高运营管理站位，从煤电一体化协同运营角度开展电力营销工作，当需要维护一体化产业高效运营时，即便出现电价与成本的倒挂，也要做到抢发、增发电量，为发挥产业调节作用及时腾出库存。 关注物流体系建设，保持市场敏感性 煤电产业链整合并非一味追求煤炭“自产自销”，过度内部化可能反而增加经营成本。集团发电业务遍布全国各地，部分南方地区、华中地区距离集团控制的煤矿产区非常遥远，“海进江”运输至湖南、湖北、江西等地带来较高的运输成本。若一味追求提高“内部供煤”的比例，不仅将带来较高的煤炭运输成本，抵消掉内部供煤的低价优势，还阻碍了这部分煤炭流入市场获得更高利润。因此，未来发展中应按地域划分出产业链整合的重点区域，优先对区域内煤炭资源与发电需求能够合理匹配的地区进行产业链整合，并继续发挥集团自有铁路及航运运力优势，在可控范围内扩张整合规模。同时，电力单位要充分意识到未来供给风险，随着资源开展，集团未来煤炭生产核心区资源枯竭问题将逐步凸显，新一体化电力项目的投产也将挤压原有供给配额。电力单位要综合分析煤炭价格、运输成本等因素，构建效益模型，以经济效益最大化为发展方向，理性选择是否从外部市场采购煤炭，避免“用远水解近渴”。 结语 通过长期探索，国家能源集团已发展出一套煤电协同运营实践模式，即在专业化管理和一体化运营理念指导下，通过煤电路港航油化一体化和产运销储用一条龙运营方式，系统全面开展“产”“运”“销”“储”“用”一体化工程，补齐煤炭保供短板，创建高效协同稳固保供通道，迅速应对突发挑战，提高风险抵抗能力，全面支撑煤炭增产增供价值保障体系。 针对集团一体化运营当前存在的自有资源减少、内部资源需求日益增加及政策管控与外购购销模式等主要矛盾，提出以下四方面动态优化建议：（1）统一思想，勇担能源保供政治责任。在深入贯彻落实党中央重大决策部署的基础上，统筹做好能源保供和经营创效各项工作，保障煤电稳定供应。（2）统筹优化，构建生产经营长效机制。全面加快经营化转型，不断释放精耕细作、价值创造的巨大潜力。加强政策研究和市场需求的分析，根据形势变化优化调整经营思路，借助市场机制盘活内部资源，建设稳定的资源长效机制。（3）管理创新，推动协同能力整合提升。通过推动产业协同、量价协同和区域协同，加强生产运营、营销管理、对外协调、经营优化等相关工作的集约化统一管理。持续巩固提升“大一体化”优势，开创“时空匹配、量价协同、余缺互补”的资源获取新模式。深入挖掘协同创效优势，统筹好产品储备和产能储备，积极稳妥布局煤炭储备基地建设。（4）主动出击，加快落实“三改联动”。全面推进落实集团重大项目清单，服务国家战略发展和重点区域，按需布局清洁高效煤电。不断加快市场好、需求大区域供热改造，开拓供热市场，提升客户黏性。结合区域电网结构特性加快煤电机组灵活性改造，提升机组深 度调峰能力。大力发展“清洁煤电+CCUS”，拓展应用场景和空间。

在数字化与智能化浪潮的席卷之下，能源行业正在加速迈入一个全新的发展阶段。大模型技术作为人工智能领域的一颗新星，正被广泛应用于各个央企中，以提高效率、降低成本、创新服务。 近期，多家能源央企相继发布大模型。 国家电网发布电力行业首个千亿级参数大模型“光明电力大模型”；中国石油发布700亿参数昆仑大模型；国家管网集团上线油气行业大模型——管网大模型；南方电网旗下南网储能公开了国内首个抽水蓄能大模型运用成效。 今年7月，在国新办举行的“推动高质量发展”系列主题新闻发布会，提出未来5年央企预计安排大规模设备更新改造总投资超3万亿元，其中的重点任务就包括加快推动数字化转型，加快实施一批“智改数转网联”项目，推进人工智能等新技术与制造全过程、全要素深度融合，加快智能装备更新替代和新型网络基础设施规模化部署。 站在产业数字化转型的风口浪尖，央国企纷纷下注大模型。多家能源央企及下属单位已发布大模型，涵盖电力电网、能源通道、水利水电、核电、能源化工、油气、煤炭等行业领域。这些大模型既服务于企业内部实现降本增效，同时也赋能于千行百业。 01.国家电网 今年12月，国家电网曾公开表示，要大力抓创新，打造电力行业大模型，推进电力算力融合。国家电网正在着力开展人工智能技术在电力领域应用探索，建成了覆盖公司总部和27家省公司的统一开放人工智能技术创新平台。 国家电网，光明电力大模型 12月19日，国家电网正式发布我国电力行业首个千亿级参数大模型——“光明电力大模型”。 集成千亿级数据参数电力行业大模型； 覆盖电网规划和运行、电力设备检修、供电服务等600多个应用场景； 电力与算力的协同赋能，助力新型电力系统和新型能源体系建设。 国网湖南电科院，配网视觉大模型 自主研发的10亿节点无人机巡检、配网可视化大模型视觉大模型； 覆盖十多种细分专业、几十个配网场景，含气象条件、设备类型、运行状态等； 已在无人机巡检、通道可视化等取得显著成效，顺利完成30万公里巡检，平均识别效率比主流视觉模型提升了10%。 国网信息通信产业集团，思极大模型 电力专业知识大模型； “4+2+N”的大模型能力体系：智能问答、代码撰写、语种互译、办公辅助四大通用基础大模型能力，电力文档撰写、电力图像生成两大电力专有大模型能力，以及公司制度搜索、电力融媒体等N个电力专业应用。 02.南方电网 南方电网，大瓦特大模型 电力行业首个跨NLP/CV模态大模型产品，实现算力、算法、应用全过程的自主可控； 百亿参数，具备多种能力，如意图识别、多轮对话、总结提炼、自动生成巡检报告、可视化数据服务、知识增强以及跨模态交互等； 覆盖垂直电力场景，智能客服、输变配、电力调度、安监等十余个领域的百余个应用场景； 大模型体系：大模型、小模型和智能体共同构建的具有大瓦特电力特色的模型体系已初步显现。 南方电网北京研究院，驭电智能仿真大模型 电网规划控制大模型：具备海量运行方式生成和新能源承载能力分析功能，为电网规划与运行方案制定提供全新工具； 场景覆盖：规律研究、系统规划方案和运行方式生成与优化、在线安全分析、现货市场运作等多种场景。 南网储能，抽水蓄能大模型 抽水蓄能电站运维大模型； 对7座、总装机规模1028万千瓦抽水蓄能电站智慧运维管理，设备深度智能管理，实现状态预警分析、资产线上管理、检修策略制定等功能； 42万个监测点数据的实时采集和9000个算法的自主调用，84个智能巡检场景替代了原来九成以上的人工线下巡检，保证抽蓄电站随时响应电网调度需求。 03.国家能源集团 国家能源数智科技公司，基石大模型 能源通道行业大模型：利用煤电化路港航各产业生产运营过程中的设备、货物、物流、销售、气象等数据，对通用大模型进行强化训练，建立具备增强知识潜能的能源通道行业大模型； 模型体系：以该模型认知能力为核心引擎，可构建以煤炭、电力、铁路、港口、航运、化工、销售生产运营计划为驱动的模型体系，形成智能查询与问答、智能平衡与调控、智能预警与通知、智慧分析与决策四大核心能力，全面支持集团实现“全景、共振、变易”的一体化运营调度，提高集团煤电化运一体化运营决策效率和运营能力。 龙源电力，风电机组功率曲线图像识别AI模型 国内首个风电机组功率曲线图像识别AI模型，率先实现风电机组功率曲线特性分析筛查的自动化和智能化； 8类典型问题的识别：该模型在近14000台风电机组中检测出异常机组数量1860台，准确率超过80%，工作效率提升3倍以上。 04.三峡集团 三峡科创园，大禹大模型 水电行业知识大模型：为水电生产运行、运维检修、项目管理、安全规程等领域提供了智能化的模型底； 采用大语言模型和向量数据库相结合的方法，由自行标注的1万余条高质量水电行业专业数据集提供训练支撑，实现了专业领域内智能化的复杂查询解析和精准回答。 05.中核集团 中核八所，龙吟大模型 核工业大模型：2024年3月，中核八所发布“龙吟·万界”，是集大模型智能体开发、应用、管理于一体的一站式企业服务平台，能够结合核工业各种业务场景快速设计开发并落地Nu Copilot系列数字助理。 06.中国广核集团 福建宁德核电，锦书大模型 参数量最大的核工业知识大模型：涵盖了核运行、核物理、核燃料、水化学十余类通用核工业语料以及规程、系统设计书、经验反馈单等十余种工作文件语料。 07.中国石油 中国石油，昆仑大模型 能源化工行业大模型：2024年11月，中国石油携手中国移动、华为、科大讯飞发布700亿参数昆仑大模型； 专业大模型：构建了我国首个勘探全领域专业大模型，涵盖地震处理、地震解释、测井处理解释3个专业大模型，相比传统方法，在泛化性、精度等方面都有了大幅提升； 构建21个专业场景：每个场景大模型支持一类应用场景的多种应用；专业应用场景覆盖范围从勘探延伸到炼化、销售、装备制造等领域，打造能源化工领域的智能“业务专家”；员工助手场景覆盖科研、办公等业务，开启了“AI+”高效办公新模式；智能油伴场景，以更“拟人”、更“聪明”的形象，为成品油、天然气广大消费者提供“贴心客服”； 此外，中国石油集团旗下中石油勘探院发布了地震解释大模型、中石油勘探院已发布油气专业大语言模型——PetroAI大模型；中石油管道局设计院，WisGPT大模型，为油气储运大模型。 08.中国海油 中国海油，海能大模型 海上油田大模型：今年10月，中国海油“海能”人工智能模型正式发布，可为实现海洋油气行业资源最优配置、提升工作效率、精益现场管理、优化商业模式、释放创新活力等提供数智支持。 多业务场景模型：覆盖智能油气田、智能工程、智能工厂、智能贸销、智能QHSE、智能供应链、智能管理、智能办公等8大类100多个业务场景模型，聚力实现小模型和大模型兼备、专业场景和通用场景兼容、生产和经营管理全覆盖，支持集团上中下游业务。 09.中国石化 胜利油田，胜小利大模 油气专业知识大模型：参数超900亿，具有油气专业知识查询、图件查询生产信息查询、工作进度查询生产异常分析、公文辅助写作等二十多项功能。 10.国家管网 国家管网，管网大模型 油气管网大模型：今年11月，国家管网集团“管网”大模型正式上线，打造“制程+数据+IT+大模型”体系，以人工智能赋能10万公里油气管网建设运营和资源配置优化，为我国油气管网安全运行提供保障； 专业应用场景：覆盖办公、工程、工程、市场、调控、安全等生产办公应用场景，未来，国家管网集团还将规划建设80余个应用场景，持续推进大模型深入核心业务、深入基层一线。 11.中煤集团 中煤天津设计公司，地知大模型 煤炭行业大模型：采用国内开源大模型+多元多能小模型+煤炭知识图谱融合技术； 地知一期：实现内外网可控智能问答、关键数据搜索推送等功能； 地知二期：以《煤矿全生命周期地质保障系统》重大科技专项为核心，开发多模态、生成式智能应用。

作为推动可再生清洁能源发展的重要支撑，储能产业目前正处于重要战略机遇期。新型储能成为能源企业提升新质生产力的新赛道，日前，中国大唐集团将新型储能定位为“推进高质量发展的全新主战场”。 近年来，中国大唐集团以大唐科研总院中南院为先锋军，紧密跟踪储能领域前沿技术，持续深耕新型储能技术研究与产品研发，着力解决行业“卡脖子”难题，取得了丰硕成果。 2022年6月21日，大唐集团新型储能研究中心在中南院正式成立。储能中心以百兆瓦独立储能项目为抓手，积极调研高校、科研院所、头部企业等机构，持续提升技术能力。 2022年底，由该院参与全过程技术支持、科技攻关工作的大唐龙感湖100MW/200MWh、大唐耒阳200MW/400MWh储能项目先后全容量并网，强势取得“开门红”，为该院在新型储能领域技术积淀、科技攻关积累了先发优势。 2024年6月，国内首个百兆瓦时钠离子储能电站—大唐湖北50MW/100MWh钠离子新型储能电站科技创新示范项目全容量并网，该院肩负项目技术支持、系统调试、科技创新重任，为国内首个系统开展钠离子储能电站全过程服务的技术团队。该项目的投产，标志着钠离子储能技术首次大规模商业化应用成功，该院储能团队的专业技术水平得到项目各单位的充分认可。 2023年，大唐中南院参与国网、南网新型储能创新联合体，作为攻关和应用单位参与《规模化钠离子电池储能系统集成及应用技术研发》等三项技术攻关课题，如期完成2023年攻关目标。同时，参与的《基于200Ah级电芯的100MWh级钠离子电池储能系统》项目获批国家能源局第四批能源领域首台（套）重大技术装备，进一步彰显了该院储能团队强劲的实力。 2024年，该院对接中电联参与《电化学储能电站运维管理员》《电化学储能电站管理运维人员培训》等教材的编制工作，韩金华、栗占伟等入选中电联专家委员会电化学储能专业工作组专家，樊东方入选中国电力建设企业协会专业专家。 新型储能技术不仅是能源企业提升新质生产力的全新赛道，也是中国大唐集团公司推进高质量发展的全新主战场。中南电力试验研究院将在大唐集团公司和科研总院的引领和指导下，持续深耕新型储能技术研究与产品研发，着力解决行业“卡脖子”难题，把促进能源转型与发展好、利用好储能紧密结合起来，为集团公司新型储能产业高质量发展提供坚实有力的技术支撑。