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。

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。