在当今能源转型的大背景下，市场中发挥越来越重要的作用，为电力市场的发展注入新的活力。 党的二十届三中全会就加快经济社会发展全面绿色转型作出部署，明确提出“加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施”。8月11日，中共中央、国务院印发的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》指出，“加强清洁能源基地、调节性资源和输电通道在规模能力、空间布局、建设节奏等方面的衔接协同”。国家电网有限公司深入学习贯彻党的二十届三中全会精神，认真落实党中央、国务院决策部署，加强配套电网建设和并网服务，提升系统调节能力，发挥电力市场作用，积极服务新能源高质量发展，为更好支撑和服务中国式现代化作出新贡献。 强化电网支撑 满足能源外送需要 8月26日，新疆木垒南750千伏输变电工程建设正酣，现场工程车辆隆隆作响，施工建设者来来往往。工程建成后，将满足古尔班通古特沙漠基地项目210万千瓦新能源接入和送出需求，为准东千万千瓦级新能源基地建成提供有力保障。 目前，新疆第二批“沙戈荒”项目总量1460万千瓦风电光伏基地正在建设中。国网新疆电力全力服务“沙戈荒”基地建设，加快推进超、特高压电网工程建设，2024年计划新开工750千伏输变电工程15项、投产9项。 国网新疆电力积极推动新能源送出工程纳规，实现木垒南输变电工程等6项750千伏电网项目顺利调增纳入国家规划，确保风电、光伏发电能够高效、稳定地送出。 在柴达木盆地的茫茫戈壁深处，一片新能源“绿洲”正在加快建设中。8月21日，在青海省海西蒙古族藏族自治州茫崖市冷湖镇境内的丁字口750千伏变电站新建工程施工现场，施工人员正在进行高抗套管安装工作。 加快输电通道建设，支撑风电、光伏发电项目不断“上新”，也为“风光”资源规模化外送奠定了基础。 丁字口750千伏输变电工程作为“沙戈荒”大型风光基地清洁能源外送通道，是连接青海海西千万千瓦级新能源基地和青豫特高压直流工程的关键，为青海海西地区“沙戈荒”项目开发外送预留空间。 国网青海电力力争电网配套送出工程与新能源项目建设时序匹配，同步投产。如今，青海电网与西北主网联络通道增至7回，已形成东接甘肃、南联西藏、西引新疆、直通中原的交直流多端枢纽型电网，送、受电能力均超过千万千瓦，青海绿电外送范围拓展至15个省（市、自治区）。 运用市场机制 扩大绿电交易规模 持续扩大绿电绿证交易规模是促进清洁能源消纳的重要途径。甘肃风、光资源富集，是我国重要的“沙戈荒”大型风电光伏基地建设区域之一。 国网甘肃电力创新将省内绿电交易纳入“D+3”日滚动交易机制。新能源企业可以根据短期和超短期负荷预测及时调整增补已有的中长期交易，大幅减少现货交易中的偏差电量。新能源企业市场化收益更可控，交易活跃度明显提升。 “新的交易模式下，同等成交量的价格有时候能下降45%，有效降低了企业用电成本。”长庆石油勘探局有限公司工作人员王雪鹏说。 长庆石油勘探局有限公司的绿电交易电量占甘肃省内绿电交易总量的27.5%。通过绿电消费，该厂能够达到国家要求的能效标准，满足碳减排的相关指标要求。 “省内参与主体逐步拓展至265家企业，参与交易市场的主体范围不断扩大。”甘肃电力交易中心副总经理庞伟介绍。截至8月20日，今年甘肃省绿电成交电量达10.06亿千瓦时，比去年全年增加5.74亿千瓦时，折合减排二氧化碳超过831万吨。 从西部风光富集地区到东部负荷集中区，不断完善的市场化交易，推进了发用两侧需求对接，有力促进绿电绿证资源的优化配置和高效利用，推动新能源电量广泛消纳，提升了东部地区电力保供能力。 国网上海电力通过“多年期+年度”的方式，与山西、宁夏、甘肃、青海等多个省（自治区）开展多年期绿电交易。今年前7个月，上海的绿电交易规模达到2023年全年的2.5倍，创历史新高。上海全市各类用户通过北京电力交易中心绿证交易平台购入省间绿证超2000万张，购证量是2023年的40多倍。 “目前，绿证购买的主体主要分发电侧和客户侧。企业对绿色低碳转型的诉求日益提高，客户侧购买绿证越来越多，用来满足产品零碳生产的需求，树立绿色、环保的品牌形象，助力拓展海外客户，促进外贸经济发展。”国网浙江综合能源公司售电事业部主任吴心弘介绍。 以绿电消费促进企业低碳转型。今年上半年，浙江加强与新疆、甘肃等地的绿电市场化交易，省内绿证交易规模已达到1683万张，折合电量约168.3亿千瓦时，通过市场兑现了新能源绿色价值。 深化技术应用 服务分布式光伏接入 8月12日，国网天津电力研发的分布式光伏接入电网承载力评估应用上线运行。这一应用可实时监测电网在10千伏至220千伏等级范围内分布式光伏高比例大规模接入的反向负载率，为分布式光伏电源和电网规划、设计等提供精准、可信的数据支撑。 “应用上线后，监测范围较去年同期扩大了50%，工作效率提高了90%。”国网天津城南供电公司供电服务指挥中心运营管控专责工巩超介绍。 分布式光伏是可再生能源的重要组成部分。因地制宜深化创新技术应用，有效提升配电网系统的灵活安全调节能力，是促进分布式新能源高比例开发利用的关键。 江苏镇江扬中市地处长江中下游，四面环江。2016年11月，扬中市获批创建国家高比例可再生能源示范市。目前，当地分布式光伏并网用户超1.2万户，光伏装机渗透率达83.5%。 光伏电站接入对传统的配电网可靠性提出考验。国网镇江供电公司多举措提升配电网可靠性，服务新能源大规模接入。该公司在扬中市上线低压配电网柔性调控装置，台区内分布式光伏接入能力提升40%，且光伏电量全部就地消纳，电压质量合格率达100%；在扬中滨江公园应用光储一体构网装置，利用建在配电网末端的大型光伏电站发出的电量为邻近线路临时供电，提升配电网供电可靠性。 2023年底，山东省临沂市清洁能源装机容量达到844.5万千瓦，其中分布式光伏装机容量495.7万千瓦。今年4月，国网临沂供电公司在南头新村打造的分布式光伏村级自治微网示范区正式投运，实现发电数据可视化管理、配置储能促进就地消纳、负荷灵活调节、电能质量实时监测等功能，提升了分布式光伏大量接入条件下配电网稳定运行水平。 国网山东电力深化示范项目和创新技术应用，促进源网荷储协同规划。1～7月，山东省新增风光装机容量836.7万千瓦，风光总装机容量达9120万千瓦。预计年底前，山东电网风光新能源装机容量超过1亿千瓦。 今年，合肥地区新能源最大出力达合肥电网实时负荷的42%。7月份，国网合肥供电公司建成主配微网协同的分布式光伏群调群控新模式，以多元化调节模式最大化提升新能源消纳水平。 “新模式大幅提升新能源发电预测精准度，试点区域的分布式光伏实现就地消纳，做到了电网和光伏有序安全互动。”国网合肥供电公司数智配网部副主任朱健说。

近日，德国因为太阳能发电过剩导致电价跌至负值。动态电价提供商Rabot Charge数据显示，德国4月份现货市场出现了50个小时的负电价，最低价格超过负0.05欧元/kWh。 “负电价”是指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值。意味着，发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而从发电企业取得收入。 为何出现“负电价” 电力商品具有无仓储性，电能的生产、交割和消费几乎同时完成。随着新能源装机容量的增加，因新能源发电波动性和间歇性的特性，风、光电量爆发时段与用户需求量不匹配，导致容易出现负值现货交易价格的情况。 负电价反映的是可再生能源大规模接入电网带来的“消纳问题”，并不意味着电力供应处于过剩的状态。 国信证券分析称，由于我国风光新能源资源分布与电力需求存在空间错配，以及风光新能源出力与用电负荷在时间上的错配，导致随着新能源并网规模持续增加，西部一些地区的风光新能源大发时段存在电量供过于求的情况，风光新能源消纳面临挑战，弃风弃光率开始上升，新能源参与市场化交易电量的电价呈下行趋势，部分地区电力现货市场出现负电价现象。 此次再次出现负电价的德国近年来正在大力推进光伏装机和可再生能源发展。 德国联邦网络管理局（BNetzA）统计数据显示，2023年，德国可再生能源新增装机容量17GW，总装机容量接近170GW，同比增长12%。其可再生能源的增长主要来自光伏，与2022年相比，德国2023年的光伏发电量几乎翻了一番。 负电价最早出现在德国。2007年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。据国信证券统计，2017年德国负电价出现次数超过100次，2020年仅第一季度就出现了128小时的负电价。 不止德国。由于电力市场已成熟，在可再生能源普及程度高的荷兰、西班牙、丹麦等其他欧洲国家，负电价现象频发。奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入负电价。 以2023年夏天为例，根据欧洲电力交易所EPEX SPOT公布的数据，7月初，欧洲电力市场出现周末接近一整天负电价的情况，德国和荷兰中午时段甚至出现负500欧元/兆瓦时的价格。背后主要原因是，欧洲光伏发电激增，导致电力供应的阶段性过剩。 2023年，欧盟出现负电价激增现象。 欧盟能源监管合作机构（ACER）发布的《欧盟电力批发市场的主要发展-2024年市场检测报告》（下称《报告》）显示，2023年，欧盟出现负价格的激增现象。欧盟50个电价竞标区域中，有27个遇到2017年以来最高次数的负价格，大多数北欧电价竞标区域出现了最高数量的负价格（超过380次）。 理性看待“负电价” 四年半前，在风光资源发达的山东省首次出现“负电价”。 2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了负40元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现负电价。 据山东电力市场现货交易中心数据，2023年5月1日至2日，山东实时负电价时段长达21小时，刷新了长周期现货试运行的负电价时长纪录。最低实时电价出现在5月2日17时，为负85元/兆瓦时。也就是说，消费者用一度电“挣8分钱”。 据山东省发展和改革委员会官网，截至2023年12月31日，山东电网风电与光伏装机容量突破8000万千瓦，达8228.8万千瓦，装机规模位居省级电网第一。 海通证券认为，彼时山东出现长时间负电价的主要原因是正值节假日期间，部分工厂停工放假，工业用电大幅下降电网最高直调负荷下降15%。同时风电大发，晴好天气光伏发电大增，电力供应大幅超过用电负荷，导致长时间的负电价。 据悉，2017年，山东、山西、浙江、四川等8个地区成为电力现货市场建设的第一批试点。2023年3月，山东省发改委发布一份草案规定，正式将其电力现货市场上的最低价格设定为低于零，成为国内首个将电力现货市场价格下限设为负值的省份。 不过，由于山东的“负电价”发生在电力现货交易市场而非中长期交易市场，实际影响有限。由于新能源风电、光伏发电的边际成本为零，只要负电价损失不超过机组启停和弃电损失，新能源电力运营商就有动力参与市场交易。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为：“应该理性看待非常局部短暂的负电价，这是可再生能源的逐渐普及和电力市场发展的正常结果，未来也会成为一个常态化的现象。” “如果停止发电，成本更高，所以部分发电方更愿意通过付费来进行电力消纳。”前瞻经济学人资深产业观察员周星认为，在“五一”假期期间，山东白天光照充足，夜晚大风，风光发电量大增，叠加工厂放假用电量下降，煤电机组低容量运行，电力供应整体大量超过用电负荷。 国信证券分析称，当电网电量供大于求时，传统发电机组启停成本过高，不能随时启停，新能源发电企业只能弃风限电造成电力浪费。如果发电企业以零电价甚至负电价将电力卖给电网公司来鼓励用电侧消纳多余电量，则有望减少弃风限电现象。 再进一步看，短期的负电价也不能真正让利于消费者。 “负电价的产生是因为某些时刻新能源大发导致电力市场供需失衡影响价格。”一位券商电新行业分析师表示，发电企业需要付费向批发市场出售电力。比如发电企业支付电力运营商一定费用以保证自己的发电设备继续运行。但是这个价格发生在批发市场，终端用户一般很难从中受益，需要还要加上税/费/输配费才是用电侧的价格。 业内人士表示，未来随着新能源装机占比增加，光伏大发与用电高峰的时间错配问题将进一步凸显，负电价发生的可能性增加。 记者注意到，2023年1月6日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》提出，到2030 年，推动新能源成为发电量增量主体，装机占比超过40%，发电量占比超过20%；至2045年，新能源成为系统装机主体电源。 据国际能源署预测，由于太阳能光伏和风能在发电中领先于其他能源，可再生能源在发电中的比例将从2020年的29%上升到2050年的近70%。

目前国内存在将欧盟碳边境调节机制（CBAM，俗称“碳关税”）和“绿色贸易措施”这两个概念混同、以偏概全的问题。这会导致政府和民间过度夸大CBAM的影响，忽视其他对出口冲击更大的绿色贸易措施，例如欧盟的《电池法规》和产品生态设计规则（ESPR）。 欧盟在过去五年编织了一个复杂的、无所不包的“绿色规则网”。在这个规则网中，有两大块政策措施直接影响国际贸易和全球供应链：一是旨在减少欧盟温室气体排放的气候措施，也就是“Fit for 55”政策包；二是旨在推动欧盟经济向绿色和可持续转型的“循环经济行动计划”。 CBAM是欧盟的气候措施——“Fit for 55”政策包的一部分，是欧盟碳市场的衍生政策。这一本质决定了在CBAM的政策出发点中，实现温室气体减排优先于获得产业竞争优势。相比之下，“循环经济行动计划”的主要政策出发点就是提高欧盟经济的绿色竞争力，所以其子规则（如《电池法规》和产品生态设计法规）对中国出口的影响更为直接和迫切。 CBAM并非完全有利于欧盟产业 CBAM是否一定会有保护欧盟产业、提高欧盟经济整体竞争力的实际效果？这个问题没有直截了当的答案。CBAM的作用是给进口产品增加一个额外成本。从2026年起，非欧盟产品进入欧盟市场，要和欧盟产品一样按照欧盟的碳价水平背负“碳成本包袱”。这个包袱以前进口产品是不背的。从这个角度看，CBAM会提升欧盟产品在本土市场的竞争力。但是这个竞争力的提升并非没有代价，代价就是放弃碳市场免费配额。 在CBAM落地前，欧盟的钢、铝等有“碳泄露风险”的高排放行业一直可以拿到大量的碳市场免费配额，也就是不要钱的碳排放指标。2026-2034年期间，欧盟钢、铝、水泥、化肥、氢等五个行业获得的免费配额将逐渐取消。以欧盟钢厂为例，免费配额可大致覆盖它四分之三的碳排放，剩下的四分之一才需要付费（购买配额）。但CBAM会改变这种情况。从2026年开始，CBAM在对进口钢铁征收碳费的同时，也逐渐减少给欧盟钢厂的免费配额，到2034年就彻底不给了。 所以从欧盟钢厂的角度看，CBAM看得见摸得着的效果就是碳排放成本增加——原来碳排放有免费配额“罩着”，现在要去买配额了。这就是为什么欧盟的钢、铝、水泥、化肥等行业组织对CBAM的表态很耐人寻味：免费配额的停发宜缓不宜急，CBAM是从来没试过的新东西，效果到底咋样还不好说。笔者认为，欧盟企业的小算盘算得很清楚——比起对进口产品征收CBAM，真金白银的碳排放补贴（免费配额）来得更实在。 还有再深一层，CBAM给非欧盟产品进入欧盟市场施加了额外成本，是增加了欧盟产品在本土市场的竞争力，但是欧盟产品的出口竞争力会因CBAM而下降。因为免费配额的取消会进一步增加欧盟产品的碳排放成本，而在欧盟以外的市场上，非欧盟产品可以甩开CBAM带来的碳成本包袱与欧盟产品竞争。这就是为什么欧盟产业一直呼吁CBAM的制度设计必须考虑欧盟产品的出口问题。目前的CBAM规则搁置了这个问题，留待2028年再评估。 再看CBAM对欧盟经济整体竞争力的影响。假设CBAM能起到保护欧盟产业的效果，那么受保护的产业体量也是有限的（欧盟共有25家钢厂，铝产能呈萎缩趋势并严重受制于能源价格）。而另一方面，钢铝是汽车等诸多下游产业的“工业粮食”。CBAM落地后，进口钢铝将和欧盟本土生产的钢铝负担相同的碳排放成本，这意味着欧盟的所有下游工业部门将无法获得低碳排放成本的钢铝原料。总体来看，即使假设CBAM会在一定程度上保护欧盟的钢铝等少数几个高排放行业，也会削弱，而非增强欧盟制造业的整体竞争力。 CBAM一定会削弱中国产品的出口竞争力吗？ 另一个误区是认为CBAM必定会削弱中国产品的出口竞争力。 国内对CBAM的影响分析几乎无一例外地只盯着中国产品的出口成本增加。这种思维的局限性在于忽视了国际贸易中产品竞争力的横向比较。CBAM并非只增加中国产品的出口成本。如果CBAM开征之后，中国输欧钢铁产品的成本增加50欧元/吨，而印度和俄罗斯产品增加100欧元/吨，那么在其他条件不变的情况下，中国产品在欧盟市场上必然会取代一部分印、俄产品的市场份额。所以，CBAM对贸易的影响可以概括为：奖励绿色产能，重分欧盟市场份额。如前所述，CBAM的作用是一视同仁地给所有非欧盟产品都增加一个额外的成本——碳排放费用，所以按理来说CBAM的实施有利于欧盟本土产品扩大市场份额。但是由于产能和综合成本等多方面的掣肘，欧盟本土产品不可能把市场全部“吃掉”，仍然会有相当一部分市场要靠进口来填补。在这一部分市场，非欧盟厂商的座次会重排，有些会因为CBAM带来的额外负担而丢失份额，丢失的份额将转移给那些能够以较低成本提供低碳强度产品的厂商。 笔者认为部分中国的先进钢铁企业有潜力在CBAM实施后增加欧盟市场的占有率。阅读国外关于钢铁行业脱碳的各种报告会发现，虽然国外的近零碳钢铁“明星”项目出镜率很高，但最远也只走到示范（pilot）阶段。倒是中国河钢和宝武的氢基竖炉已率先投入商业化运营。这并不是说中国在钢铁脱碳方面已经遥遥领先了，只说明中国企业一旦认准脱碳目标，在落地方面未必落后。CBAM将在客观上奖励具有成本竞争力的低碳钢铁产品，笔者相信中国钢铁行业对此已经有一定认识。 在企业应对CBAM方面，在笔者所接触的有限范围内，并未有钢铁冶炼企业（区别于紧固件等下游钢铁加工企业）反映在数据填报方面遇到实质性困难。在实操层面一个值得关注的问题是，如何保证下游钢铝加工企业能够从上游钢铝冶炼企业获得钢铝原料的实际排放强度信息。这对下游企业满足CBAM填报要求至关重要。从2024年10月起，由于CBAM规则开始限制使用碳排放强度默认值，这个问题就变得无法回避了。建议有关部门考虑建立协调机制，既考虑下游加工企业必须知悉其钢铝原料的实际碳排放信息，也要考虑上游钢铝冶炼企业关于提供数据的合理顾虑。 国内企业需要与境外对话沟通的渠道 根据笔者的接触，国内企业在应对CBAM和《电池法案》等“绿色贸易措施”时普遍存在的困惑是，不知归哪个政府部门负责，不知应向哪个部门咨询和求助。笔者认为，“绿色贸易措施”归根结底还是贸易问题，是以气候和环境为理由而采取的贸易措施，它直接作用于出口和贸易，所以应属贸易主管部门的职责范围。CBAM和《电池法案》等规则的出现向全世界传递了一个明确无误的信息，气候和环境问题与贸易正在变得越来越密不可分。所以国内有关部门在制定气候和环境相关政策时也必须考虑对出口和贸易的影响。碳市场、碳足迹、绿电绿证等相关政策都会直接影响到中国的出口竞争力。 龙头的动力电池企业对电力碳足迹问题尤为关注。但是电力碳足迹不是某一个企业的问题，也不仅仅是电池行业的问题，它关系到所有中国产品的出口竞争力，关系到中国经济的整体竞争力。因为没有任何产品的生产能离开电，电力碳足迹因子的缺失会影响几乎所有中国产品的碳足迹计算。“电——碳”问题对出口和贸易的竞争力影响很大。 国内企业一方面不清楚向国内哪个政府部门求助，另一方面也缺乏有效的和国外规则制定者对话沟通的渠道。笔者接触的一些行业龙头企业希望和欧委会相关部门在技术层面进行沟通，但缺乏通畅的、名正言顺的渠道。建议有关部门考虑建立绿色贸易规则工作组，吸纳对欧盟等外部规则有真正深刻理解的专家和产业代表，建立与欧委会相关职能部门的对话渠道，目的在于解决实际遇到的技术性障碍，使对方的技术官员更多了解中国的实际情况，争取有利于中国产业的合理的规则调整。特别重要的是，这个沟通机制的中方参与者应对国外规则和政策逻辑有深入的理解，才能实现有效沟通。

“十三五”时期，中国非化石能源消费比重从12.1%提高到15.9%，平均每年提高了0.76个百分点。 今年以来，新能源产业快速发展，清洁能源消费占比显著提升，绿色低碳转型不断加快。预计到2030年，非化石能源消费比重将达到25%左右，清洁能源将成为能源消费增量的主体。 随着新能源装机规模的不断扩大，新能源消纳成为关键问题。与此同时，随着煤电核准增速放缓，为实现能源低碳转型，煤电低碳化改造势在必行。 风光先行，煤电放缓 8月23日，国家能源局发布1月-7月全国电力工业统计数据。 截至2024年7月底，全国累计发电装机容量约31亿千瓦，其中太阳能发电装机容量约7.4亿千瓦，风电装机容量约4.7亿千瓦。风电、太阳能装机合计达到12.1亿千瓦，提前约六年半实现2030年风电、太阳能总发电装机达到12亿千瓦的承诺。 在2020年12月的全球气候雄心峰会上，习近平主席宣布，“到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”。2021年《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》也明确要求，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。 2020年，风电、太阳能装机分别为2.8亿千瓦和2.5亿千瓦，总装机约5.3亿千瓦。 而如今，不到四年的时间里，我国已完成了2030年承诺的装机目标。 风电、太阳能装机从5.3亿千瓦增长至12.1亿千瓦，新增装机6.8亿千瓦，平均年增装机近2亿千瓦。 其中，风电装机从2020年底的2.8亿千瓦增长至2024年7月的4.7亿千瓦，增长1.9亿千瓦；太阳能发电装机从2020年底的2.5亿千瓦增长至2024年7月的7.4亿千瓦，增长4.9亿千瓦。 风光装机目标的超前完成，意味着新能源发展来到了又一转折点。与之相反，煤电再度被按下“减速键”。 为达成“双碳”目标，近年来我国严格控制煤电项目，煤电核准审批逐渐收紧。特别是2021年以来，受环境保护要求、产能过剩以及煤价高企等因素影响，煤电装机增速显著放缓。 今年上半年，全国新能源发电装机首次超过煤电装机。 据国家能源局数据显示，截至2024年6月底，中国风电和光伏合计装机达11.8亿千瓦，中国的煤电装机约11.7亿千瓦，分别占全国全口径发电装机的38.41%、38.08%。新能源发电装机持续成为中国新增装机主体。 与此同时，地方政府逐渐收紧对于煤电项目的审批。 8月20日，国际环保机构绿色和平与上海国际问题研究院联合发布《2024年上半年中国电力部门低碳转型进展分析》，分析发现2024年上半年，全国总核准煤电装机约1034.2万千瓦，比2023年上半年同比减少约79.5%。其中，今年新审批的煤电项目仍以不利于煤电发挥支撑性功能的大型机组为主，并主要来自安徽（200万千瓦）、江西（200万千瓦）、新疆（132万千瓦）等11个省份。 消纳挑战 12亿千瓦风光装机目标已达成，如何实现新能源更好地消纳正在成为行业面临的新难题。 根据公开信息显示，包括山东、河南、河北、江西在内的多个省份公布了光伏消纳空间预警。截至目前全国已有超过370个县出现低压承载力红色区域，分布式光伏接入受限。 今年以来，为实现“双碳”目标，确保新能源大规模发展与合理利用，提升电力系统对新能源的消纳能力，相关部门相继出台了多项政策文件予以协调解决。 今年5月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作，保障新能源高质量发展的通知》，规划了一批新能源配套电网项目，提出加强系统调节能力建设，提高新能源并网性能，加强电网资源配置能力，发挥电力市场机制作用，资源较好地区新能源利用率目标可放宽至90%。 其中，对500千伏及以上配套电网项目，每年组织国家电力发展规划内项目调整，并为国家布局的大型风电光伏基地、流域水风光一体化基地等重点项目开辟纳规“绿色通道”，加快推动一批新能源配套电网项目纳规。 同时，还要重点推动一批配套电网项目建设。今年，川渝特高压交流输电工程、张家口坝上500千伏输变电工程等30余个新能源配套电网重点项目预计将投产，陕北—安徽特高压直流工程、茂湛500千伏网架完善工程等30余个新能源配套电网重点项目开工。 《通知》明确，强化调节资源效果评估认定，开展煤电机组灵活性改造效果、各类储能设施调节性能、负荷侧调节资源参与系统调节规模和置信度的综合评估。 今年7月，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024-2027）》，提出了“清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能”的基本原则，计划在未来3年开展9项专项行动，其中与新能源发展直接相关的包括电力系统稳定保障行动、大规模高比例新能源外送攻坚行动、配电网高质量发展行动、智能化调度体系建设行动、新能源系统友好性能提升行动、电力系统调节能力优化行动和需求侧协同能力提升行动。《方案》希望以此提升电网对清洁能源的消纳、配置、调控能力。 8月29日，国务院新闻办公室举行新闻发布会，发布《中国的能源转型》白皮书。国家能源局局长章建华在就“能源转型将强化哪些能力建设”问题答记者问时表示，下一步，将重点做好深化能源改革、强化能源监管等工作。 其中，通过建设全国统一电力市场体系，持续扩大电力现货市场覆盖范围，进一步提升电力资源优化配置水平。建立健全绿色低碳发展机制，加快培育绿电绿证市场。完善新能源消纳和调控政策，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源。推动自然垄断环节独立运营和竞争性环节市场化改革。 同时，要加强能源重大规划、清洁能源项目实施情况监管，持续加大可再生能源消纳、调节性电源建设运营等方面的监管力度，确保能源转型重大政策能够落地见效。加强市场交易、价格机制、信息披露等监管力度，确保新能源参与市场的规则能够有效执行。 煤电低碳化 尽管煤电核准增速放缓，但煤电在电力安全保障中仍发挥着重要作用。随着清洁能源比例的不断提高和新能源技术的不断发展，煤电低碳化改造将成为未来煤电发展的重要方向。 7月，国家发展改革委和国家能源局联合发布了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（发改环资〔2024〕894号），提出到2025年，首批煤电低碳化改造建设项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右；到2027年，较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。 《行动方案》提出在具备长期稳定可获得生物质资源的地区，综合考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电，要求改造建设后煤电机组具备掺烧10%以上生物质燃料能力，显著降低燃煤消耗和碳排放水平。 此外，《行动方案》还提出绿氨掺烧、碳捕集利用与封存两种煤电低碳化改造建设方式。利用风电、太阳能发电等可再生能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤，改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩，推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术，因地制宜实施二氧化碳地质封存。 低碳化改造已经不再是煤电企业的选修课，而是不得不做好的必修课。这项工作时间紧迫、势在必行。

微电网是指由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统（必要时含储能装置）。 微电网特征 1、小型发配用电系统 微电网包含了发电（分布式电源，以分布式新能源为主）、用电负荷、配电设施（小型配电网络）的电力系统。“麻雀虽小，五脏俱全”，大电网具备的电力元器件要素，微电网也同样具备，所以是一个电力系统。 2、监控和保护装置 微电网需要有监测、控制、保护等各类装置（含系统），以及相应的系统。即微电网是天生的“一二次融合”、“自动化与信息化融合”的系统。 所以对微电网EMS系统有客观上的需求。 3、必要时含储能装置 微电网并不一定要包含储能，但是在必要情况下，这个必要包括了安全性的必要、经济性的必要、绿色性的必要，可以实现“源网荷储一体化”。 微电网EMS的定义 根据《微电网工程设计标准》，定义如下： 一种计算机系统，包括提供基本支持服务的软硬件平台，以及保证微电网内发电、配电、用电设备安全经济运行的高级应用软件。 这个定义基本上延用了调度自动化专业对EMS的定义，主要目标是微电网系统的安全、经济运行。 未来可能还需要增加绿色低碳运行的需求。 微电网的功率和电压等级选择 根据国家能源局发布的《新能源微电网技术条件》，以新能源为主的微电网分为联网型和独立型两种，这里我们主要看联网型微电网的功率和电压等级规范： 当然，微电网内部的最大运行功率可以超过这个限制，上面的这个表格可以作为微电网的功率范围参考。也有一些标准和文件把微电网的最大运行功率设置为50MW，作为微电网的上限。 对微电网EMS来说，最大需要考虑110kV配电系统（如果是独立性离网系统，甚至要考虑220kV配电系统）的监控和管理需求，如110kV受电变电站的综合监控。 微电网系统的分类方式 微电网EMS系统与微电网系统，大致可以根据以下维度进行分类： 1、按电压（或容量） （1）35KV及以上的，数十MW～数百MW的微电网系统 （2）10kV的，数MW的微电网系统 （3）380V的，数百KW的微电网系统 （4）220V的，数十KW的微电网系统（也有人叫做纳电网） 不同的电压等级和容量，对微电网的智能化、自动化水平需求是不太一样的，方案形态也不同。 2、按运行场景分 比如军用微电网系统、建筑微电网系统、重工业（高耗能、高电压等级）微电网系统、轻工业（非高耗能、10kV及以下）微电网系统。 当然还有更细分场景的，比如离岛型微电网系统、牧区微电网系统、充电场站微电网系统、数据中心微电网系统等。 对微电网EMS系统来说，如何适应各种不同场景的细分需求，也是较大的挑战。 3、按照微电网的公共属性分 （1）公共微电网，具有公共服务属性，为不特定的用户对象服务的微电网，比如台区微电网、岛屿微电网、牧区微电网等； （2）用户微电网，具有私有属性，为特定的（类似专变）用户提供服务，比如建筑微电网、工业微电网等。 不同属性的微电网，对EMS的需求差异较大。 微电网EMS的基本功能 根据《微电网工程设计标准》，微电网EMS系统可以实现监控、调度、优化管理等多功能合一，并具备以下功能： 发电预测、分布式电源管理、负荷管理、发用电计划、电压无功管理、统计分析与评估、WEB 发布（人机交互界面）。 同时实现与调度机构以相应的传输规约实现信息交互，并满足安全防护要求。 微电网EMS的技术路线 从目前的政策文件来看，国内微电网EMS正处于一个新老交替的技术阶段。 老阶段 即参考《微电网工程设计标准》、《微电网接入电力系统技术规定》等，严格按照电力二次系统设计的规范，配置的继电保护、自动控制、计量管理、能量管理、监控系统、通信系统等。 微电网监控系统采用本地化的服务器、数据库、工作站、交换机，并设置本地中控室进行集控。 但是，按照传统调度自动化要求设计的微电网EMS，在现实中存在三方面的矛盾： 1、提高了设计和实施的难度 上述技术规范，适合于MW级及以上的，35kV及以上的大型微电网系统建设运行，但是对于数量较大的10kV、0.4kV的中小型微电网，无论是设计成本，建造成本，实施和调试的难度都较大。 2、运行难度较大 中小型微电网系统，尤其是“源网荷储一体化”的系统，大多存在： （1）投资方和运行方分离 （2）投资方只管投资不管运行 （3）运行方往往是企业业主（的电力或者能源运行部门），只管节约不管系统综合效率。 企业的能源管理部门绝大多数并不能按照调度自动化的要求，运行和管理EMS与微电网系统的能力。 如EMS中的发电计划管理，涉及到设备管理（比如检修、抢修的运行调度）、计量管理（发电计量、负荷计量）、发用电预测管理、微电网拓扑管理、微电网潮流仿真、继电保护等很多细分专业领域。 3、涉及多市场、多主体交易困难 传统的调度自动化系统，其设计目标是为电网调度部门内部使用，使用角色单一，使用目标清晰。 而这种自动化系统设计思路，沿用到微电网自动化和EMS系统中，就是“老革命遇到新问题”。 但是微电网系统，无论是公共微电网，还是用户微电网，其运行工况和经济性实现环境，都迥异于传统调度自动化。 比如如何与虚拟电厂的应用场景结合？如何参与售电交易？如何进行分布式能源的入市交易？如何实现多主体的交易？ 举个例子，在公共微电网的应用场景中，也涉及到多主体、多品种交易。 比如台区微电网，有可能一个公共配电台区，有售电公司、充电桩投资方、电力用户、分布式投资方（需要参与电力市场化交易，涉及到上网问题）、共享储能投资方。 所谓公共微电网EMS系统同样需要考虑多买多卖，与上级配电网、与用户微电网（群）、与台区内各个市场主体的多对多互动问题。 新阶段 无论是欧洲的配电网智能化路线，还是国网、南网的智能配电网、智能微电网数字化路线，都以上述的能源互联网综合应用场景为目标，逐步摒弃传统调度自动化设计路线，把配网（微网）调度自动化、EMS、虚拟电厂管理、负荷调度、分布式发电管理、多代理协同等需求进行融合。 从更深的角度来说，这是电网调度-电力市场架构设计，从传统电力系统的“自顶向下，逐层分解，自下而上，逐级兜底”的经济管理模式，以及与之配套的调度自动化和配网信息化建设运行模式 转换到“自下而上、分层分群、群内自治、群层协同”的新型电力系统 经济运行模式，配-微网的数字化、智能化路线，必然也跟着改变。 比如最近的国网、南网都在开展的“开源电力鸿蒙”计划，其本质就是用新一代的、源自移动互联网开源技术体系，去重构10kV及以下的数字化架构和产业生态的一种尝试。 如何在新的环境和趋势下，结合新的业务，形成既满足电力系统的保护、自动化、安全防护、调度接口需求，又适配未来的多目标、多产品、开放、开源、多代理的能源互联网场景，无论是新玩家还是老玩家，都面临机会和挑战。

自2017年启动绿证认购制度以来，我国对可再生能源环境权益机制的持续探索超过７年，绿电、绿证市场规模逐步扩大，市场机制持续优化完善，以绿电绿证赋能出口、约束能源生产和消费、通过相关机制收益接续补贴政策促进可再生能源发展的路径逐渐清晰。2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度陡增。但由于各种原因，证电“分离”与“合一”之争尚未平息，我国绿电、绿证在国际市场的有效性和通用性需要进一步落实；同时还存在应用场景不够清晰，绿电绿证价格出现背离现象等问题，这些都在相当程度上制约了绿电和绿证机制的健康运作。本文尝试对我国绿电和绿证机制的沿革进行简单梳理，基于自身工作实践对市场现状进行考察，希望相关认识对我国绿电绿证机制的健全完善尽绵薄之力。 我国绿电、绿证机制发展历程 2015年3月，中发9号文印发，启动了新一轮电改，为可再生能源参与电力市场与绿电、绿证的发展奠定了基础。为解决可再生能源补贴缺口问题， 2017年1月，开始试行绿证自愿认购制度。但由于应用场景较为稀少，很长一段时间，绿证市场基本处于有价无市的状态。 随着弃风弃光压力逐步增大，为引导需求侧主动消纳可再生能源，2019年5月，可再生能源电力消纳保障机制建立，要求按省级行政区域设定可再生能源总量和非水电消纳责任，可通过认购绿证等方式来完成责任。消纳责任机制的建立为提高可再生能源利用率、促进绿证消费开辟了新渠道，该文发布后绿证的交易量有所提高。但由于消纳责任未实际分解到终端电力用户等原因，交易成交量未达预期。 在全球碳中和的大势下，电力行业发生巨变。2021年6月，国家发展改革委《关于2021年可再生能源上网电价政策有关事项的通知》印发。同时RE100等国际绿色发展倡议影响力持续扩大，我国与欧美碳市场发展迅速，用户侧采购绿电、绿证的诉求持续扩大。2021年9月，《绿色电力交易试点工作方案》获得国家发改委、国家能源局正式批复，标志着“证电合一”的绿电交易模式正式开启。绿电消费量迅速扩大。另外，平价可再生能源项目的批量并网使得绿证的价格迅速下降，绿证的消费量逐步攀升。 同时，自2021年7月全国碳市场启动以来，自愿减排市场（CCER）、绿电、绿证等机制不衔接引发了广泛争议，不同部委管理条线的区分、视角的不同、政策着力点不同，引起了外界对环境权益重复性计算的争论，对国内绿电、绿证的公信力和权威性造成不利影响，一定程度上阻碍了我国绿证的国际认可。 近年来，政策与市场双向发力推动绿电、绿证市场格局渐成。2022年8月，国家发改委、国家统计局、国家能源局《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控制有关工作的通知》要求新增可再生能源电力消费量不纳入能源消费总量控制，以绿证作为认定凭证。2023年8月，国家发改委、财政部、国家能源局发布的《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》明确对全部可再生能源电量核发绿证。2024年2月，政策更进一步，国家发改委、国家统计局、国家能源局发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号）明确非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控，绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。同时，生态环境部相继对铝冶炼、水泥行业温室气体排放核算与报告指南征求意见，对市场化绿电在碳排放核算中的计算机制进行了部分明确，初步促进了碳市场与绿电市场的衔接。系列政策组合拳，促进了绿证的消费，推动能耗指标紧张省份绿证交易量大幅增长。 绿电、绿证的消费侧应用 根据市场调研，目前用户采购绿电、绿证的用途主要有降低国内碳市场排放、应对欧盟碳边境调整机制（CBAM）、进行绿色低碳行业声明、完成可再生能源消纳责任、完成能耗考核、企业宣传等。下表简要概括绿电和绿证针对不同用户类型不同应用场景的适应性。 对国内控排企业碳排放的核算。由于尚未建立相关核算体系、绿证不受网架约束可能存在重复计算、管理部门不同等因素，绿证目前无法直接用于碳排放计算。对于绿电交易，铝冶炼行业、水泥行业温室气体排放核算与报告指南的发布表明全国碳市场开始逐步认可绿电的零碳属性，但具体实操层面能否落地还有待观察。而北京、上海、深圳等地方碳市场部分明确绿电可以抵扣碳排放，初步推进了电碳衔接，但机制设计远未完善。如2023年6月上海市生态环境局发布《关于调整本市碳交易企业外购电力中绿色电力碳排放核算方法的通知》（沪环气候〔2023〕89号），明确“通过北京电力交易中心绿色电力交易平台以省间交易方式购买并实际执行、结算的电量，其外购绿电排放因子调整为0 t CO2/104kWh”，此举有利于上海提高省间绿电的消纳。但意味深长的是，上海市内绿电仍按照全市电力排放因子平均值计算排放。 欧盟CBAM对电力间接排放的核算。根据CBAM相关实施细则及官方问答，只有实际消耗了的清洁能源才可在计算碳排放时进行抵扣，而欧盟来源担保证书等绿证所代表的形式上的减排量，是不允许在核算CBAM规则下的碳排放量时进行抵扣的。这排除了绿证抵扣电力间接排放的可能。而对于绿电，目前欧盟指引性文件里认可的绿电消纳方式包括自发自用、远距离采购以及通过签署电力采购协议，目前多数观点认为绿电可适用于“直接技术连接或购电协议”；根据部分出口企业的反馈，在实际进行过渡期申报时，CBAM倾向于认可国内绿电单独计算间接排放，即企业采购的绿电可能被认可为碳排放为0。后续需持续关注CBAM规则的完善与实践。 需要关注的是，4月30日，欧盟发布《电动车电池碳足迹计算规则草案》征求意见稿，要求电力消费碳足迹应使用“国家平均电力消费组合”，直连电力方式除外。按照该草案，除了自发自用方式，企业采购绿电仍按照全网平均水平计算碳排放，“绿电”与“绿证”均无法用于碳足迹降低。由于中国以煤为主的资源禀赋与发展阶段特性，这将削弱中国电动车电池企业的竞争优势，同时更需警惕类似规则向其他领域蔓延。 在相关行业倡议的应用。典型的行业倡议如RE100，要求加入的公司需承诺不晚于2050年100%使用可再生能源电力，企业可选择自己生产和购买绿色电力来实现可再生能源使用目标，其中包括物理购电协议（物理PPA）、金融购电协议（金融PPA）、与电力供应商签署的协议、能源属性证书等，我国的绿电与绿证基本可纳入上述范畴，满足RE100的要求。但国内绿证由于可能存在与CCER的重复计算问题，最新的“常见问题解答”（FAQs）要求使用我国绿证的企业要提交其绿证拥有全部的环境属性的可信声明。 在可再生能源消纳责任机制中的应用。对于可再生能源消纳责任，国家相关文件明确国内的绿电、绿证均可用于完成总量与非水电消纳责任。但目前主要的消纳责任主体是各省级行政单位与电网企业，终端电力用户并未实际进入该应用场景。 在能耗“双控”考核中的应用。发改环资〔2024〕113号文明确绿电与绿证均可抵扣能源消费总量与强度指标，大大拓展了绿电、绿证的应用。由于使用绿电仍受到电网物理约束，采购绿证成为了完成能耗考核的最便捷措施。2024年初，文件发布后，存在能耗缺口的省份迅速开始要求辖区内能耗用户采购绿证。但能耗“双控”的考核责任主体是各省，而采购绿证的主体——各电力用户并不承担能耗考核责任，权责不对等导致供需错配。2024年初，华东各省开始逐步引导用户侧参与到绿证交易，探索全社会参与绿色消费的模式，尽管此举在一定程度上刺激了绿证消费，但应该看到，行政手段的强大力量凸显了市场作用的渺小，短暂以考核导向制造的需求也不利于市场的长远发展。 在企业宣传或零碳声明的应用。对于企业基于体现社会责任进行的宣传、声明、ESG报告等活动，绿电、绿证理论上均能发挥出其功效。但是仍要关注可能存在的“漂绿”风险。2024年1月17日，欧洲议会表决通过“为绿色转型而赋能消费者”方案，它将禁止产品或服务提供者做出基于温室气体排放抵消（Offsets）的环境影响声明，这是欧盟打击“漂绿”行为的一项重要立法举措。2024年4月初，市场传闻科学碳目标倡议（SBTi）董事会宣布计划更新企业净零目标的设定标准，“扩大环境属性证书（EAC）（如减排信用额）的使用范围，以帮助解决范围三排放问题”，但在引起强烈反响后，随后又声明“SBTi 现行标准未作任何更改”。这反映出行业内外对“绿证”等信用证书能否实际起到宣传中作用的质疑。

8月23日，国家能源局发布2024年1-7月份全国电力工业统计数据显示，截至7月底，中国风光装机总量已达到12.06亿千瓦，提前六年多实现了2030年的风光装机12亿千瓦的目标。 2020年12月12日，国家主席习近平全球气候雄心峰会上宣布，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2021年《国务院关于印发2030年前碳达峰行动方案的通知》也明确要求，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。而2020年年底，风电光伏装机规模还仅有5.34亿千瓦，仅仅三年半的时间就完成了十年目标任务。 12亿搞完了，接下来的风电光伏消纳如何发展，实际上中国政府也早就有了规划。 2023年11月，中国国家主席习近平在美国旧金山斐洛里庄园同美国总统拜登举行中美元首会晤，共同发布了《关于加强合作应对气候危机的阳光之乡声明》，也就是著名的《阳光之乡声明》，声明重申并致力于进一步有效和持续实施2021年4月中美应对气候危机联合声明和2021年11月中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言。 声明指出： 在21世纪20年代这关键十年，两国支持二十国集团领导人宣言所述努力争取到2030年全球可再生能源装机增至三倍，并计划从现在到2030年在2020年水平上充分加快两国可再生能源部署，以加快煤油气发电替代，从而可预期电力行业排放在达峰后实现有意义的绝对减少。 其实这个声明的目标就是2030年全球可再生能源装机目标在2020年数据基础上增加2倍，这无疑给中国在内的可再生能源产业带来了新的希望。 ‌截至2020年底，中国可再生能源发电装机规模达到9.34亿千瓦。‌其中包含了水电、风电、光伏发电和生物质发电等多个方面的装机容量。根据《阳光之乡声明》目标，仅中国国内的可再生能源装机规划预测，到2030年，中国可再生能源装机规模至少达到28.02亿千瓦，在未来六年的时间，从本次国家能源局发布的数据看，剔除风光之外的可再生能源，还需要‌新增11.4亿千瓦，平均每年至少新增2亿千瓦风电和太阳能装机。 从风电太阳能当前的发展环境和政策看，未来风电在风电太阳能（除光伏和还有光热）的结构比例逐步提升，当前比例30%不到，未来两年比例将逐步增加到40%左右，这也就意味着未来六年每年至少不低于平均80GW的新增装机规模，从未来海上风电用海政策的逐步放开，深远海风电的快速发展，风电年增装机规模90-100GW在十五五必将成为事实。 从全球来看，根据国际可再生能源署（IRENA）发布的报告《可再生能源装机容量数据2021》，‌2020年全球可再生能源装机规模27.99亿千瓦，意味着2030年全球可再生能源装机规模将达到84亿千瓦，意味着2030年前还需要新增可再生能源56亿千瓦。 RENA在今年3月发布《2024可再生能源数据统计》报告显示，2023年全球可再生能源装机规模38.65亿千瓦，其中风电10.17亿千瓦占比26.3%，按《阳光之乡声明》预测，未来全球六年的风电新增装机规模将达到11.93亿千瓦，按照水电装机比例逐步降低的趋势，未来全7年（含2024）球风电装机规模至少将达到14亿千瓦，风电年均 装机规模将达到2亿千瓦，按照中国风电在全球市场年度占比50%的实际数据，中国未来每年年增最高达到100GW的风电装机规模是符合发展预测的。 2023年全球风电年度新增装机规模为1.18亿千瓦，未来7年年度增加约40GW的国际市场将是中国风电出海机会，你在准备好了吗？

2023年11月，国家发改委、国家能源局联合发布了《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，再次明确对现货市场建设要求。目前已经先后有山西、广东及山东3个省份现货市场从结算试运行转入正式运行，而甘肃将于9月转入正式运行，蒙西也已连续运行超过1年。除了上述几个省份以外，辽宁、江苏、安徽、河南、湖北、河北南网、江西、陕西等地区正在积极推进长周期结算试运行的准备工作。 从短周期结算试运行到长周期结算试运行不仅仅是时间上的累积，更是量变到质变的飞跃。参与市场各方，无论是市场主体或是组织机构都应做好充足准备工作，确保转段工作的顺利开展。 主体意识的转变 是转段成功的必要前提 在现货前后，无论是发电企业还是购电主体，市场主体对于电力市场的交易意识方面存在较大的差距。尤其是发电企业，对于火电企业来说，长年计划调度的方式早已入脑入心，发电小时数指标像紧箍咒一样束缚着他们思维的转变，特别很多领导干部当年都是上述指标的受益者，如对现货市场下的电力市场没有一定的了解，一时很难接受在现货环境下即使不发电也能赚钱的设定，在中长期市场仍一味追求抢占更多电量，一到结算就傻眼了。 而对于新能源企业来说，其发电能力本来就是看天吃饭，而且长年的全额消纳让其缺乏强化负荷预测管理的动力，无论是在硬件升级改造方面还是软件调试优化方面，其预测的准确性将会直接影响到进入现货后的收益，所以新能源企业可能将面临更长的适应期。 对于购电主体来说，这种困扰会相对小一点，毕竟其参与市场的时间尚短。尤其是在市场初期，无论是售电公司或是批发用户，对于现货价格预测的能力有一定局限性，更多的成本控制的方式是让自己的中长期合同尽可能覆盖自己的用电曲线，避免太多电量暴露在现货价格下，导致盈亏无法掌控的局面发生。其着力点更多的应该在于如何准确的预测分时用电负荷，以及如何优化分时段曲线以在中长期交易中占据议价优势。 其实，改革最难改变的是旧有意识，短周期结算试运行更侧重于对机制顺畅运行的检测，而多极端场景考验和市场主体策略优劣都只能在长周期结算试运行下得到实践，所以市场主体只有通过不断加深对现货下电力市场的了解，尽快转变意识去适应市场机制，才能在这场耐力赛中勇立潮头，进而带动电力市场向纵深发展。 目前，很多市场主体通过各类模拟竞赛或是专业机构培训的形式来认识和了解现货下的电力市场，这未尝不是一个很好的敲门砖，但是有的交易员在模拟场景中取得了较好的成绩，就认为自己已经掌握了成功的密码，但是模拟场景和真实环境毕竟还是有区别的。 这类模拟场景因为在交易过程中不是真金白银的付出，很多交易员会抱着不成功便成仁的心态，在交易策略上容易剑走偏锋，所以结果存在较大的偶然性，而在真实环境下市场主体会偏向选择更为稳健的交易策略来参与市场。 而且由于时间限制，这类模拟场景给交易员分析形势的时间较短，外部条件数据一般比较简单。而在真实环境往往更加多样，要考虑气温天气、供需平衡、合同持仓、断面阻塞等诸多因素，对于市场形势的分析和判断要更加复杂，因此需要依靠后续不断地专业学习和实践积累来实现技术提升。 配套软硬件到位 是转段成功的有力支撑 电力市场需要一个完整的运行体系，在运行过程中要硬件和软件同步配套到位，才能有效保证系统的正常运转。 其中，软件指的是市场的规则和方案。目前各省配合现货运行都制定了1+N规则体系，在转段运行前应确保运营规则的全面性，可以充分借鉴已经转入正式运行的市场的成功经验，但不能只是简单的拿来主义，必须开展适应性调整，特别要结合各省季节性特性，电源组成类型，送受电环境等因素来制定适应各省省情的规则体系，在编制过程中建议引入各类市场相关方进行多轮次全方位的讨论，通过各类主体之间利益牵制来避免机制的失衡，并可引入高校的专业力量提供坚实的理论支撑，事实证明通过上述方式形成的规则更容易被市场主体所接纳。 在此过程中，可采取问题导向的方式完善市场机制，在营造专业氛围的同时推动体系建设的不断深化。在现货运行初期建议在机制设计上应尽量采用经典模型，不要引入太多的独创设计，事实证明这些经典模型都是历经各类市场千锤百炼过的，无论是机制的成熟性还是措施的完整性都有历史经验可以借鉴。 而且，在机制设计上还应尽量简化，只有让市场主体能先入门才有后续的深化可言。比如在中长期交易中应尽量减少交易品种，增加交易窗口，让市场主体有更多机会，可以通过熟悉的交易机制持续对中长期合同持仓进行优化，从而以其理想状态进入现货市场。 结算规则是1+N规则体系中的重头戏，结算试运行其实就是验证结算结果是否符合经济规律，结算价格对社会的影响是否能被大众所接受，各类运行成本费用及不平衡资金的多寡及其分配的合理性，而且结算是中长期和现货市场交易的链接节点，所以现货试运行的成败最后都体现在结算环节，故应特别重视结算规则的制定工作。 同时还需针对极端情况考虑设置相关的配套政策，比如极端情况下的熔断机制、防止市场力的监管手段等。 硬件指的是电力市场技术支持系统。去年发布的《电力现货市场基本规则（试行）》中有完整的章节明确对电力市场基数支持系统的要求。按照目前一口对外的原则，交易平台是市场主体数据交互的唯一通道，交易数据申报及信息披露查看都得通过交易平台实现，对于现货在运的电力市场所需求的高时效性来说，必须着重考虑系统易用性和人性化，在交易申报环节应提供各类简便工具，比如历史数据导入、自定义典型曲线设置、界面快速切换等。 在信息披露方面应优化展示界面，让相关数据和咨询更容易被查看和获取，同时要确保披露信息的及时性和全面性。 在此基础上，各市场主体应加强数据管理能力，可通过数据接口将相关内容同步至自身平台，根据实际需求对数据进行统计、加工和分析，为交易策略的制定提供有力参考依据。 除此以外，计量装置是可能制约现货市场的推进的重要因素，根据《电力现货市场基本规则（试行）》中明确“计量数据应当满足最小交易周期的结算需要，电网企业应对各结算时段内计量数据进行校核，保证计量数据准确、完整。” 目前大部分省份在现货市场中发电侧按96点结算，用户侧按24点结算，这对计量装置的安装和采集提出了较高的要求，虽然规则规定“当计量装置计量时段无法满足结算时段要求时，由计量数据采集系统进行电量数据拟合。”但对数据拟合推荐的插值法、外推法和样本法等都对电量数据采集成功率有一定的要求。 正确良好的观念 是转段成功的可靠保障 在现货转段的过程中，对于电力改革工作应该要保持一个正确的观念，才能以一个良好的心态来面临转段过程中的种种挑战。 由于电力市场建设不可能是一蹴而就，虽然国外有许多成功经验，但是毕竟我国与国外有很大的区别，而且各省之间的差异性也非常大，即使有所借鉴也都是摸着石头过河，所以都需要边试边改，很难一步到位。 诚然在电力市场改革推进过程，确实有可能产生电价的较大波动，但随着市场建设的不断完善，电价波动将更加合理，更好地服务资源的有效配置和行业的健康发展。所以一定要坚定市场化改革方向，坚持市场主导和政府引导相结合的原则，扎扎实实推进现货的长周期运行。 我们对待市场应该保持着一种敬畏但不推诿的态度，同时推进过程中要给予市场足够的容错空间。在开展长周期试运行前，应将发现的所有问题解决后再开展，切不可带病运行，不能存在侥幸心理，寄希望于某些情况不会再出现，常常机会出现莫非定律。 在准备好后即可开展长周期试运行，无需纠结于选择某些特定时间开展运行。一方面，影响现货运行的因素太多，不可能考虑的面面俱到，天气、机组特性、供需平衡、经济形势都在瞬息万变，可能只是一个条件变化就可能打破之前的所有设想。另一方面，毕竟未来现货是要常态化运行的，选定特定时间对于完善现货市场机制存在一定的局限性。 在长周期运行后都一定要认真复盘，把运行过程中所产生的问题进行逐一分析，并提出解决思路。对于因为机制造成的问题应该先按规则执行，不能朝令夕改，否则影响政策的严肃性，不利于后续市场的持续推进。毕竟电力市场涉及面广，牵一发动全身，市场运转起来后肯定会有问题出现，而解决问题的过程也是市场不断完善的过程，通过反复迭代优化电力市场机制，进而实现现货连续运行。 电力建设蜿蜒路，携手共进荡通途。

2024年5月27日，河南省发改委发布了三个“源网荷储一体化项目”的政策文件。 作为政策不敏感人士的我，对这个文件一直没关注，听网上人云亦云的政策分析，无非是“隔墙售电”的路子。 隔墙售电目前的障碍，明摆在那里，就是下不去。 直到前几天和河南从事新能源的朋友聊天，才知道河南的这个“源网荷储一体化项目”，其内容比隔墙售电更进一步。 或者说： 摆明了就是冲着隔墙售电无法落地的弊病去的。 这个文件一出，河南一体化项目已经有试点开始落地了。 首先我们来分析一下，什么是隔墙售电： 2017年，国家发改委、国家能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》，隔墙售电是指： 分布式发电项目与电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。交易范围首先就近实现，原则上应限制在接入点上一级变压器供电范围内。 也就是说，隔墙售电是发电商“借用”电网企业的配电设施（主要是配电线路，一般不允许跨变压器），把电卖给周边电力用户，并且缴纳相应电压等级的过网费。 其核心在于： 必须使用电网的修的这条路。 因为根据发改委2024年4月颁布的《供电营业区划分及管理办法》，在一个供电营业区内，只准设一个供电营业机构。 也就是电只能由一家企业供，无论这个电是来自集中式电源，还是分布式电源。 自发自用不属于供电营业，因为是在规划红线以内，企业自己的屋顶发电。 但是，河南的这个细则，在这点上做了创新。 我们来看《河南省工业企业源网荷储一体化项目实施细则》： 1、新能源可以由企业投资“绿电专变、绿电专线”，实现分布式电量的消纳； 2、就近消纳的范围是20公里以内； 3、以企业名义申报，也就是电网公司的户号只有一个； 4、新建分布式项目，存量不管； 5、电网公司需提供便捷、及时、高效的并网服务，前提是源网荷储一体化项目严格自发自用、防逆流、且接受电网统一调度。 绿电专线，是隔墙售电的升级版，也是对既有隔墙售电政策障碍的应对方案。 看上去，好像突破了《供电营业区划分及管理办法》。 但是，也可以认为它符合上述办法。 这里的矛盾点，在于： 在公共土地上建设的专用配电线路，是不是属于公共配电线路。 根据电网企业的解释，在企业规划红线之外，在公共土地上建设的线路，理论上都是公共配电线路（哪怕是企业专用变压器配套的专用供电线路，只要是红线之外的，其建设权和运营权，也必须由提供公共服务的配电公司所有）， 也就是土地的公共属性和供电线路的公共属性，天生是一致的。 但是河南省认为，公共土地上建设的绿电专线，只要其发电量全部为一家企业服务，就可以认为是企业专属的，不具备公共属性。 所以最大的突破点，不是隔墙售电，而是绿电专线。 你不让我用公共道路运货，我在公共土地上修一条专用道路。 所以矛盾的焦点，就是这条专线所占据的土地的属性变更。 于是我问了朋友：红线以外的公共土地上，绿电专线的走廊，以及电力杆塔的土地使用权，国土资源局怎么说？ 朋友说：先行试点，先干了再说。 改革么，总是需要不断试点突破的，有突破，才有创新可能。

目前中国光伏的“火”体现在制造端、应用端规模继续扩大。中国光伏行业协会的统计数据显示，2024年上半年，多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超32%；2024年上半年国内光伏新增装机102.48GW，同比增长30.7%；出口方面，2024年上半年国内硅片、电池、组件出口量分别同比增长34.5%、32.1%、19.7%。 而在产业链价格、制造端产值等方面，市场情况则跌入“冰”点。根据中国光伏行业协会的统计，2024年上半年，国内多晶硅、硅片价格下滑超40%，电池片、组件价格下滑超15%；2024年上半年国内光伏制造端（不含逆变器）产值约5386亿元，同比下降36.5%；进出口方面，2024年上半年，我国光伏产品（硅片、电池片、组件）出口总额约186.7亿美元，同比下降35.4%。 行业调整“宜重宜快” 对于当下的中国光伏产业而言，如果用“冰火两重天”形容现状，那么“火”的领域主要集中在产业的宏观层面，站在能源转型的时代洪流下，作为可再生能源代表的光伏，在应用端和制造端始终“风风火火”。 但若将观察角度落至一家家具体的企业时，便可看到众多行业参与者在“内卷”中挣扎求生的艰难图景。 王勃华在研讨会上提到，根据部分上市企业的半年报数据，可以看到大多数主产业链企业净利润处于亏损状态，更为严重的是，第二季度的亏损相比第一季度有加剧的趋势，这就是当前严峻形势的一个表现。 多个环节的价格已跌破成本线。例如，多晶硅的价格已经跌破成本线，典型的多晶硅企业都受到了影响。同时，组件的开标价格也在持续下降，目前大约在每瓦7到8毛钱的范围内，导致企业亏损不断加剧。现在这个亏损的情况就是一个全产业链的亏损，全行业的亏损，而这样的情况在中国光伏历史上是很少见的，我还没有碰到过。目前国内光伏主产业链上终止和延期的项目越来越多，企业开工率下降甚至停产的情况也越来越多。 虽然眼下中国光伏行业的产能仍在增长，但增速已大幅度下滑，现在的增速仅为去年同期的四分之一，项目数量和规模也是如此。在光伏四大主材环节（多晶硅、电池片、组件、硅片），今年上半年已有超过20个项目宣布终止或延期，多晶硅的开工率基本上在60%左右，尽管个别头部企业可以达到80%，但大部分企业的开工率维持在50%到60%。同时，停产的工厂数量也在增加。 形势如此严峻，我们需要进行调整，但调整的难度非常大。行业里的‘老玩家’转身不易，‘新玩家’尚需沉淀。中国光伏行业中的“老玩家”面临着沉重的包袱，而且新老包袱都有。其中，新的包袱是指近几年头部光伏企业建设垂直一体化产能的进度非常快，这种做法在行业景气时能扩大效益，但在行业不景气时，全线失血，反而加重了损失。旧的包袱则是指旧产能出清不畅，导致计提损失严重。 很多产线还没回本，现在要提前淘汰。 我们原来总说旧产线可以升级改造，但实际操作中也存在难度。有些产线根本没有升级价值，比如厂房不够大、设备尺寸不对等，导致改造升级没有余地。即使有可以升级改造的产线，调试难度也大，性价比仍不足。 “新玩家”则主要面临技术方面的问题，光伏行业内“新玩家”持续技术发展和创新的能力不足，导致不少新产线一投产就落后。此外，新企业的知识产权积累较少，不像老企业有沉淀。而头部企业也已经意识到这个问题，在知识产权领域维权的呼声日渐高涨。以前通过挖人、买设备快速提升建厂能力的方式，现在遇到的困难会更多。 海外市场方面，目前美、欧、印、巴西、南非等全球头部光伏市场纷纷出台贸易壁垒政策，限制我国产品直接出口，我国企业海外产能开始遭遇贸易壁垒问题。 行业的寒气最终将影响整个产业链，产业链上游企业及监管部门需做好应对预案。货款拖欠、三角债系统性风险和‘亏本生产’现象难以成为常态，行业要密切关注当前价格下的产品质量。在订单交付和产品质量风险方面，当前产业投资回报率大概率不及预期，企业需加强现金流储备，防范企业现金流风险。中国光伏行业风险在当前体量下影响远胜以往，需要在积重难返前尽快调整，行业调整‘长痛不如短痛’。 从历史维度看，光伏行业调整时间与调整深度成反比，因此行业调整宜重宜快；从现实维度看，行业内外竞争激烈，行业需要“轻装上阵”，整合时间不宜过长。 行业主管部门眼下需加强对先进产能建设的引导，地方政府需严控不合理的救市行为；企业要审慎上马新投资，鼓励有针对性地收购跨界企业退出行业所遗留的新建产能；金融机构需避免向即将被出清的产能“输血”，推动落后产能出清，鼓励企业兼并重组。 天合光能股份有限公司董事长高纪凡也在现场建议称，未来光伏行业产能出清将经历激烈的竞争过程，要站在全社会的高度，积极引导行业更好整合。 在引导行业出清的时候，地方政府、金融机构不应该简单支持那些已经要走入困境或者即将被出清的企业，而是应该引导龙头企业对这些企业的整合和并购，加快产业集聚，打破过去散乱混乱的局面，让行业尽快走向一个有序、健康的发展轨道，让投入到全社会的资金资源也能变得更有价值。 破局关键：全球制造 近年来中东地区与中国之间的战略合作日益紧密，特别是在“一带一路”倡议框架下，相较于贸易环境变化日趋剧烈的北美、欧洲市场，中东正在成为中国企业新的“出海热土”，走向中东也正在成为中国光伏企业破局“内卷”现状的重要“抓手”。 7月16日晚间，A股光伏龙头之一晶科能源股份有限公司（下称“晶科能源” ，688223.SH）发布公告称：“全资子公司 JinkoSolar Middle East DMCC（晶科中东）与The Public Investment Fund of the Kingdom of Saudi Arabia（PIF，沙特公共投资基金”）全资子公司Renewable Energy Localization Company（RELC），以及Vision Industries Company （VI）签订《股东协议》，将在沙特阿拉伯王国成立合资公司建设10GW高效电池及组件项目，合资公司将纳入公司合并报表范围。” 根据公告内容，在此次设立的合资公司中，晶科中东、RELC及VI持股占比分别为40%、40%及20%，设立后各股东按持股比例认缴。后续该合资公司将作为晶科中东项目的建设主体，预计项目总投资约36.93亿沙特里亚尔（约合9.85亿美元）。 针对公司“落子”沙特的具体情况，在光伏行业2024年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会举办期间，晶科能源副总裁钱晶接受了经济观察网记者的采访。 对于上述第四座海外工厂选址沙特的原因，钱晶介绍称，第一，沙特在国家“2030愿景”指引下，是中东新能源发展最迅速的地区之一，而晶科能源在沙特已经打下基础，占据了70%的市场份额；第二，是中东客户对技术方案和产品有更高期待，对技术有更多了解，应用场景最多元，客户也最挑剔；第三，工厂位于沙特南部制造业集群，工业基础较好，且海陆交通便利。此外，工厂所在的NEOM新城将实现100%可再生能源供电，这意味着，晶科沙特工厂将成为又一个100%绿电工厂，真正实现由绿色制造绿色。 在沙特投建光伏项目，加速晶科能源从‘全球销售’向‘全球制造’转型，它或将是破解行业‘微利时代’的可行方案。 我们和沙特公共投资基金以及VI有着明确且共同的目标，集各自之优势，以晶科先进技术、制造能力、经验积淀、全球营销服务网络，融合PIF资金、资源、中东乃至全球的影响力，从而满足当地和周边市场供应，及其他地区需求。沙特工厂投建，是晶科新一轮全球化创新合作模式的开启，将加速我们从全球销售到全球制造的转型，成为一个全球制造made in world 品牌。这很类似上世纪末，德资、日资、美资等老牌汽车巨头来中国设立合资汽车制造厂。他们带来了技术、经验、体系、文化、管理，中国提供了资金、政策、市场。现在，历史重演，只不过这次类似晶科这样的中国光伏公司成为链主企业，掌握主控权。

在能源转型与可持续发展的浪潮中，分布式光伏作为清洁能源的重要组成部分，正以前所未有的速度重塑着全球能源格局。随着技术的不断革新、政策的持续驱动以及市场需求的日益增长，分布式光伏领域也呈现新的趋势。 1、大功率组件“上屋顶” 在高效技术叠加之下，光伏组件功率快速攀升，600W+、700W+已成各家组件企业的主推产品。但大功率组件不仅仅是地面电站的“心头好”，同样快速飞向屋顶。展会现场，有头部组件企业明确提出“700W+组件上屋顶”。 据组件企业介绍，分布式光伏特别是户用分布式，尤其青睐大功率组件，主要源于主流租赁模式下，屋顶按块收取租金，对于开发商而言，大功率组件不仅可减少租金，且可进一步降低BOS成本，从而推广意愿强烈。 2、n型组件大跃进 p、n型的快速迭代同样快速反应在分布式光伏市场上。根据 InfoLink 统计，2023 年 p型与 n型市占率分别约 71% 、 27%，但预计今年n型占比将快速提升至79%。 就分布式市场而言，据组件企业反馈，今年分布式光伏市场n型产品占比或超过60%以上，“迭代速度大大超越预期。” 3、细分市场需求广受关注 分布式光伏场景的多样化也决定了对组件产品的需求不同，进而推动组件厂商不断推陈出新。如针对分布式光伏电站的易积灰痛点，隆基、晶科、天合纷纷推出防积灰组件；适应湿热环境，隆基新推耐湿热新品等。 此外，轻质柔性组件备受关注，主推企业包括南京日托光伏、上迈新能源、品诚晶耀等。据相关企业介绍，轻质柔性组件的主力市场包括承载受限的屋顶以及曲面建筑等，目前最高功率可达500W+，但价格方面，柔性组件价格是常规组件的两倍左右。 4、价格厮杀下的质量隐忧 自去年下半年以来，在产能出清及市场厮杀之下，光伏组件价格快速腰斩，特别是p型组件去年底单瓦价格甚至有跌破0.8元。在本次山东光伏展上，也有企业高调打出“组件0.7+元/W”横幅。不过，据参展人员透露，部分展出产品并不能达到产品上宣称的最高功率，价格可以0.6甚至更低，但产品的合规性以及质量究竟如何存疑。 在此也提醒广大分布式光伏投资商及业主，在设备选型上，严格甄选品牌，严查组件质量，以防不必要的损失。 5、工商业逆变器向更高功率迈进 逆变器设备，为进一步降低系统成本，工商业逆变器由主流110kW、125kW向更高功率150kW迈进，阳光电源、特变电工、禾望电气、古瑞瓦特等纷纷展出150kW工商业组串逆变器。且为适配大功率组件，逆变器接入电流继续攀升，有头部企业110kW组串逆变器接入电流已最大提升至64安培。 6、抢并网 无论是从设备商亦或开发商的反馈来看，分布式光伏业务火速回暖的一大推动力无疑来自于电网接入的倒逼。 众所周知，自去年下半年以来，河北、山东、黑龙江、河南、浙江、广东、福建多省陆续发布分布式光伏接网承载力预警情况，可新增开放容量为0的地区持续快速蔓延。由此，接下来电网接入将是分布式光伏竞相争夺的“新指标”，电网承载能力也将成为限制分布式光伏新增装机的重要因素。 7、平台竞争激烈 一面是告急的消纳空间，另一面则是汹涌的开发企业。据介绍，仅在山东展，分布式光伏平台企业多达30余家，从正泰安能、天合富家、晶澳智慧能源等传统光伏开发企业，到创维光伏、海尔纳晖、TCL光伏科技、美的等家电企业悉数入场，还有当地平台企业逐步向外拓展业务。 就模式及方案而言，户用全款、合作共建、经营性租赁、纯租赁以及工商业合同能源管（EMC）、业主自投、零碳惠、全额上网等应有尽有， 平屋顶、斜屋顶、平改坡、阳光棚、BIPV等方案齐全，并且从流程到服务等不尽相同，平台竞争激烈。 8、渠道费上涨 平台之间的激烈竞争，叠加广而分散的屋顶资源，这也决定了分布式光伏开发对渠道商的依赖以及渠道费的水涨船高。据悉，去年山东户用市场，一块光伏板的中介费高达300~400元，较此前出现翻番增长。 工商业屋顶居间业务费，在山东展上，有企业明确打出“0.05~0.3元/W”。 9、集中汇流模式广受关注 在接入容量明显限制分布式光伏装机潜力的行业背景下，从政府到各开发企业无不探索突围路径。由此，集中汇流模式逐渐成为企业宣传重点，“没有空间也能装”的flag出现在多家平台企业的宣传册上。 据介绍，集中汇流指将多个居民屋顶光伏电站经过汇流路线，通过升压设备，集中升压进行并网，按非自然人并网要求及流程建设与管理方案。集中汇流模式适用于低压配电网已无接入容量、供电所支持增投变压器且上一级变压站有足够容量以及村落相对集中的整村屋顶开发。 10、台区配储走入市场 集中汇流之外，可以实现变压器扩容的路径还有台区配储，即通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，分布式光伏的过载发电量可不经过变压器直接存储在储能设备，从而解决了变压器的容量不足问题，且可应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性。 据相关企业测算，以配储比例15%，配置200kW/400kWh储能系统为例，约可增加1.2MW的分布式光伏开发容量，储能系统成本约增加0.4~0.5元/W。 质量、消纳、配储、入市……刚刚展开的2024年，无疑也是分布式光伏的又一个拐点之年，而行业的健康可持续发展，即依赖于各级政府的政策规范，更得益于无数业内企业解决方案以及商业模式的创新和突破，多方获益、助力零碳。

最近光伏上市公司可转债价格持续承压，天合光能可转债价格更是跌破80元大关，至76元附近。 大部分一体化巨头的可转债价格还处于比较正常的水准。那么天合怎么了？ 目前大家都知道，光伏在未来仍然是一个增长很快的行业，经过此次洗牌后，行业剩下的龙头将享受新一轮行业景气带来的机会。但，前提是，你要活着。光伏巨头资产负债表摘录数据： 我们看到，天合光能的短期借款+长期借款总金额为288亿之巨，远远高于同样作为一体化巨头的隆基绿能的111亿；晶澳科技的109亿；晶科能源的77亿！ 虽然天合光能在此前公布了300多亿的订单数据，但我们看到公司2024年Q1合同负债在一体化巨头企业中最弱，约为34.7亿，远远低于隆基绿能108亿和晶科能源68亿！甚至也比晶澳科技逊色不少。合同负债是表明公司对下游客户掌控力的一个最好的体现。 而公司应付票据及账款金额高达385亿，与隆基等同，远大于晶澳科技的243亿，而隆基与晶科相比公司略多，实际是业务更多所致。公司应付账款及票据压力仍大。 综上而言，天合光能在资产负债表结构中的表现远远弱于同行龙头，财务状况令人堪忧！ 是什么原因导致天合光能在资产负债结构中表现最弱呢？天合光能原本是专业化组件龙头企业，但随着一体化趋势深入，公司在电池、硅片、硅料环节大范围布局，耗费大量资金。 此外，公司并不满足于一体化的扩张。大规模进入储能市场，产能也达到了12GWH。同时公司还有分布式业务、支架业务及电站业务，都是耗钱的大户。 同时天合光能在海外的美国和中东，也要大比例投资。就在去年，光伏行业已经捉襟见肘，资金链压力山大的时候，天合光能不顾行业资金安危，抛出了巨额海外投资计划： 而我们知道，其他一体化巨头相对则保守许多。隆基绿能除了一体化以外，其余投入都很保守。晶科能源、晶澳科技的储能业务投入尚不及天合光能。虽然天合光能在各个业务板块都显现了一定的强势，但多线开花的格局，必然拖累资产负债表表现，并引发市场深度的担忧！那么天合光能为何要如此激进呢？ 一位曾经小范围交流的的机构投资者人士，告诉笔者，天合光能还是想重夺曾经失去的江湖地位（对比隆基、晶科、晶澳？）。 蓝图之大，令人敬佩，但步子快了，也容易扯着。在行业大范围下行期的时候，各路开花的天合光能是否能够安然度过“危险期”呢？ 左手悬崖，右手康庄。天合光能只是一个缩影。

近期，绿色电力（简称“绿电”）市场迎来直线拉升的上涨之势。中国电力企业联合会近日发布数据显示，今年前5个月，全国绿电、绿色电力证书（简称“绿证”）交易总量达1871亿千瓦时，其中1481亿千瓦时来自绿电交易（“证电合一”交易），同比增长254%；390.7亿千瓦时来源于独立的绿证交易，同比增长1839%。这其中，绿证交易的增长尤为突出。自2017年绿证制度建立以来，其市场沉寂多年未有起色，今年以来，绿证交易“平地起高楼”，需求激增，截至记者发稿，我国最大规模的单批绿证交易在南方区域达成：广东能源集团、深圳能源集团等654家经营主体达成2482万张绿证交易，折合电量约248亿千瓦时；而“证电合一”的绿电市场规模稳步扩大，需求强劲。在中电联最新发布的《2023年中国绿色电力（绿证）消费TOP100买家排行榜》中，可以看出绿电消费侧覆盖了能源、电信、石化、钢铁、互联网科技、汽车制造、生活服务等各行各业，绿电市场走势喜人。 但市场向好的背后隐忧犹在。 当前，绿证价格正在经历疯狂内卷，一边是狂飙突进的成交量，一边是断崖下跌的成交价；绿电市场供需错配、省间壁垒难破、交易机制单一等问题，正在制约市场的进一步扩大。随着绿电成为影响对外贸易、构建绿色产业链的重要要素，绿电市场逐渐由“政策驱动”走向“需求驱动”的发展新阶段，但真正激发全社会绿电消费动力仍然任重道远。 亦喜亦忧的绿证市场 近期，企业用户对绿电高度关注，各地商务厅（局）面向市场主体接连组织有关绿证绿电机制与国际贸易规则的培训，各电力交易中心纷纷开展有关绿电绿证专题的电力市场培训，6月，江苏电力交易中心组织的培训一度因报名过于踊跃，人数大大突破上限而改换场地，绿电市场热度可见一斑。 国家电网和南方电网均在近期发布了今年1~6月的绿电交易数据：在国网区域，今年前6月已成交绿证达5700万张，是去年同期的39倍。绿电交易为980亿千瓦时，是去年同期的2.5倍；南方区域绿电绿证交易量达到412亿千瓦时，同比扩大6.2倍，远超去年整体规模，其中绿电交易140亿千瓦时，绿证交易2723万张（折合电量272亿千瓦时），参与绿色电力消费的电力用户超2000家。 值得关注的是绿证交易量的激增。过去，我国绿证机制主要为降低新能源的补贴需求而建立，因应用场景模糊、价格竞争力不强等原因，多年来需求不振，市场接受度不高。随着2023年7月绿证制度调整，今年以来，情况发生了巨大改变。水电水利规划设计总院数据显示，截至今年5月，累计绿证单独交易7801万张，这其中，今年的绿证交易量已超过了“半壁江山”。 从冷门到热点，绿证交易的升温中，背后的政策推力脉络清晰。自2023年7月国家发展改革委、财政部、国家能源局《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电力消费的通知》（发改能源〔2023〕1044号）发布以来，绿证由体现新能源补贴价值转向体现绿色电力环境价值，政策从多方面构建绿证应用场景，为绿证交易构建市场驱动的内生力。1044号文指出绿证的五大应用场景，包括支撑绿电交易、核算可再生能源消费，认证绿色电力消费、推动绿证国际互认、衔接碳市场；2024年2月，国家发展改革委发布《加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号），首次将绿证交易纳入省级人民政府的考核，加强了绿证与能耗“双控”政策的衔接。 在1044号文与113号文的共同作用下，一个突出的应用场景正在释放需求：以绿证抵扣能耗以应对能耗“双控”考核。 近半年来的市场采购情况印证了这一需求。青海是最早针对能耗“双控”要求开展大规模绿证采购的省份。据记者了解，2023年末，青海数百家企业采购1300万张绿证，激起市场巨浪。今年上半年，浙江绿证交易1683万张，上海交易绿证超过1500万张，有关绿证的询价在市场上层出不穷。“绿证找到了一个切实落地的应用场景，即消费绿证可以抵扣企业的能耗总量和能耗强度，这一政策对于绿证市场具有非常大的激励作用。近期，上海、浙江等地的用户正在大批量采购绿证，这和113号文的推动有直接关系，现在我们每天绿证的交易量至少几十万张，甚至达几百万张，这在过去是非常少见的。”北京电力交易中心相关人士告诉记者。 据业内人士分析，随着“十四五”进入末期，临近收官，预计今年下半年到明年，基于能耗“双控”考核带来的绿证需求会持续释放。 绿证市场需求爆发，业内人士亦喜亦忧。“大额绿证交易主要由能耗‘双控’等政策驱动，但过于依赖能耗‘双控’考核带来的需求，市场或将呈现出与碳市场类似的‘潮汐现象’，在临近考核的时间段内交易量和价格会出现显著增长趋势。一旦考核过去，不排除市场交易会出现较大波动。”中国碳中和五十人论坛特邀研究员郑颖表示。 “尽管目前绿证消费显著扩大，但由行政考核引起的市场需求，亦会随着考核的变化而受到冲击。当前，各省能耗考核的要求各有差异，且并未将任务分解给具体用户，企业对于完成考核任务没有明确预期，难以针对考核要求开展购买绿证的成本计划。我们对于明年的考核会是怎样也心里没底。”某东部发电企业人士亦对此感到担忧。 尽管绿证市场交易激增，但价格却一路下滑。自1044号文发布后，国家能源局组织首批绿证核发就达到1191万张，截至5月，全国累计核发绿证约5.12亿个，供给侧“开闸放水”，加之绿证有了2年的“有效期”，加剧了发电企业抛售绿证。 数据显示，在国网区域，2022年交易绿证145万张，交易均价28.10元/张；2023年交易绿证2364万张，交易均价19.22元/张；2024年截至6月交易绿证5700万张，交易均价9.6元/张。中国绿色电力证书交易平台显示2024年6月挂牌交易成交均价为7元/张。 部分在网络上流传的绿证招标采购文件也显示绿证价格已跌破10元。不同年份的绿证价格不一，即便是同年份的绿证价格也存在较大差异。据记者观察，2024年的绿证价格最高，一般可卖8元以上，2023年的绿证仅1~6元，2023年之前的绿证则少有人问津，存量绿证滞销焦虑不断蔓延。6月17日，上海某科技投资开发有限公司发布购买绿色电力证书项目成交公告，内容显示该公司计划采购绿证160万张，要求绿证年份为2023年，项目预算1000万元，预算折合单价6.25元/张。但八家投标企业的平均报价低至4.21元/张，最低价2.79元/张。根据成交公告，第一中标候选人报价512万元，折合单价3.2元/张，其绿色环境的度电溢价已低至几厘钱。 “目前绿证市场呈现出供过于求的态势，因此绿证价格过低，新能源的绿色价值很难在绿证市场中得到体现。”华北电力大学中国能源政策研究中心副主任张洪表示。 当前，绿证全覆盖工作正在持续推进，绿证从“自愿核发”转为“全量核发”，核发范围在原有陆上集中式风电、太阳能发电基础上，纳入海上风电、分布式新能源、常规水电、生物质、海洋能、地热能等。记者了解到，按照国家能源局的要求，今年年底之前将完成绿证全覆盖的工作，在这一目标推动下，每月大约将核发3亿多张绿证，届时如果没有政策引导新的需求，绿证市场将进一步失衡。 业内人士建议，应适时研究建立绿证二级市场，强化绿证市场的交易量和活跃度。“目前大量的绿证需求过于单一，且只能交易一次，对市场参与者而言，绿证缺乏有效的保值增值手段，因此，一旦购售双方的诉求发生变化，市场价格极易受到冲击，进而出现较大波动。”郑颖表示，“在只能交易一次的前提下，个别省为应对能耗考核易造成本地绿证囤而不售，若省内绿证交易不足，省间绿证‘惜售’，将进一步加剧绿证流动性弱的局面。因此，建议适时考虑建立二级市场，加强绿证的流动性，提振绿证价格。” 虽然绿证的发展目前仍面临许多挑战，但从市场的反馈来看，越来越多的企业正逐步接受和理解绿证机制，并参与到绿证交易中来。“我们在沟通中发现，今年以来，不少外资企业和出口外向型企业已经通知供应商转向中国绿证采购，以完成减排或可再生能源使用目标。随着更多的企业采购中国绿证完成国内外供应链要求，绿证未来的使用和发展还有相当大的潜力和增长空间可挖掘。”郑颖补充道。 供需错配的绿电市场 作为绿证交易的子集，绿电交易自启动以来市场规模稳步扩大。“今年1~6月，北京电力交易中心的绿电交易已经超过980亿千瓦时的成交量，当然这其中年度交易占了大头。现在我们正在开展多月度、月内、周内乃至更短周期的绿电交易，预计7月国网区域的绿电成交量将超过1000亿千瓦时，全年绿电交易量有望达到去年的两倍以上。”北京电力交易中心相关人士告诉记者。 绿电需求较为集中，在东部某些地区，绿电的可获得性依然面临挑战。绿电资源区域供需不均衡，跨省绿电交易受多种因素制约开展难度大。 “江浙沪地区是巴斯夫最重要的生产基地之一，基地用电量大，能源转型任务重，然而，本地绿电供应规模有限。这些资源禀赋较弱的地区要获得绿电极为依赖跨省区交易。”巴斯夫（中国）有限公司亚太区采购总监张建告诉记者，“比如，目前在上海采购绿电，主要的困难在于送出省份的意愿及跨省输配通道紧张。” 我国80%的风能和90%的太阳能资源分布在西部、北部地区，而70%的能源需求及绿电消费需求集中在东部发达地区，导致新能源资源需要更大范围进行资源优化配置。“东部地区网架结构强，用电负荷高，本地的风光平价项目主要参与新能源保障性收购，分布式新能源尚未入市，这使得本就不多的东部新能源资源中，能够留作绿电市场化交易的更加有限。”中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽告诉记者。 绿电跨省区交易的一个关键难题在于通道空间。目前，省间通道在满足优先计划后，剩余通道空间不足，导致西北新能源消纳困难与东部绿电购买困难“两难共存”。 随着“三北”地区新能源提速开发，送出通道资源的稀缺性不断凸显，跨省区电力外送需“排队”等通道，其中以政府间框架协议等为优先计划，很多通道还没排到市场化交易电量就已经占满。 比较典型的是吉泉直流和灵绍直流两大西北送华东的通道。华东地区要采购西北的绿电，基本都要通过这两条通道，优先计划一排，通道的利用率可高达7000小时，叠加每年检修的时间，基本上没有空间做市场化交易。 此外，新能源“看天出力”的特性，也使其匹配外送通道难度加大，“比如广西某些月份负荷低谷时段风电消纳存在困难，有外送需求，但新能源有富余的时候，通道没空间，通道有空间的时候，送端没有新能源外送需求，很难匹配上。”广州电力交易中心人士告诉记者。 绿电外送不仅通道稀缺，卖方亦存在惜售心态。目前，西北地区新能源大省为完成可再生能源消纳责任权重任务，倾向于将绿电资源留在当地，在优先完成消纳责任权重的基础上有余量再考虑外送。受制于省间壁垒，东部绿电需求与“三北”地区绿电供应难以充分打通，省间交易中绿电交易占比仅为0.99%。 “已经执行的跨省区交易也多以电网代购电形式操作，从用户的角度，我们希望终端电力用户能够与电源项目开展点对点的跨省区交易，但目前这一机制尚在试点阶段，覆盖面较小。”张建表示。 近年来，消纳方式更直接、新能源环境价值在碳排放核算中更易验证的“绿电直供”亦成为企业期待的绿电消费模式。当前，山西、山东、内蒙古、吉林已出台支持政策，鼓励开展绿电直供并推动试点。但绿电直供存在经济性、可靠性、稳定性等方面难题，以及市场主体责任承担的公平性争议，目前发展面临较大挑战。

1776年，英国发明家詹姆斯·瓦特，成功推出可商用的蒸汽机。人类第一次工业革命大幕，由此轰轰烈烈地拉开。英国也借此成为雄霸世界长达百年之久的日不落帝国。 瓦特这个名字，凭借其划时代的功绩，被指定为国际单位制的功率单位。更深一层的理解是，瓦特成为现代工业的基座，直接成为衡量人类利用能源水平能力高低的标尺。 如果寻根问底，不难发现，1.0、2.0、3.0、4.0时代，所有工业革命的基座，都是围绕瓦特这个功率单位展开的：如何获取更廉价的能源、并让能源使用更有效率，是工业时代最核心的追求，并且向上延伸至对瓦特权杖的争夺，最终演升级变成国力角逐的支点。 工业1.0-3.0年代，能源基座均是以碳为核心的化石能源，瓦特权杖掌握在煤炭和石油，以及从碳能源转换而来的电力（强电/弱电）手中。直至21世纪的当下，以AI技术为主线的工业4.0年代，伴随能源底座的悄然切换，瓦特权杖已处于新一度历史交接之际。 根据咨询机构麦肯锡2024年的最新研究，AI对算力需求的拉动将直接带动数据中心建设规模提速，同时带来对电力需求的爆发式增长。保守估算，到2030年，全球数据中心服务器的能耗将高达390GW，而其中70%是被AI算力所消耗。 如果AI革命深化进入每一个人的生活，数据中心毫无疑问将成为全球最大的耗能方，当前占全球电耗已经达到4%，未来还将呈现指数级增长。数据中心的建设者发现，依赖煤炭石油这种化石能源，从经济性与可持续发展逻辑上，已经变得完全不可取，传统能源面对新的需求已面露困窘，能源的范式转折迫在眉睫。 如果不能实现全球范围内能源体系切换，“电力——算力——智力”的转换链条，将变成水中月镜中花。随着工业进入4.0的智能时代，人类科技树，又再次回到能源基座这个根本性问题上来。 AI负荷不可调节、高耗能特性，使得其从负荷与电量两端冲击，对现有的能源体系进行了最后一击。因此，AI领域最新的研究热点已经开始转向，如何获取更廉价的电力，甚至有人提出算力即电力。 在这样的背景下，对前沿技术的再次革新才是破解AI能耗困局的终极方案，碳能源已经难以支撑起智能化时代大厦的基座，而以“中国光伏七子”为代表的硅能源逐渐脱颖而出。与之伴生的是瓦特权杖的交接，甚至经济体的此起彼落亦可能暗含其中。 01 旧秩序已破，新秩序当立 1）旧秩序的终结 最早认识到新旧秩序更迭的，是来自引领前3次工业革命欧美的专家们。 早在2005年，美国学者保罗圠伯茨在《石油的终结》一书中，就曾预言：“我们目前的能源体系正在走向失败，下一个能源经济的轮廓正在形成，不管我们是否愿意，它都在酝酿着……”，而且他引用一句话说：“石器时代的结束并不是世界上没有了石头，而是找到了更好的替代工具。他预言了碳能源终将被更好的能源形式替代，只不过并没有给出具体的答案。” 直到二十年后的2024年，加拿大《环球邮报》的一篇报道惊醒世人：全球七家最大的太阳能公司——通威股份、协鑫科技、隆基绿能、天合光能、新特能源、晶澳科技、晶科能源，向全球提供的能源，已经超过了全球七大石油巨头——西方石油公司，埃克森美孚、雪佛龙、壳牌、英国石油、道达尔能源、康菲石油、埃尼。 硅能源对碳能源的替代，有了更具象的表达。而且，基于此的能源经济，也从酝酿变成了现在进行时。 根据欧美知名专栏作家David Fickling的最新研究，太阳能不单单是从能源供应上完成了对石油公司的超越；如果用一种更公允的计算方式，将石油公司的地质储量与太阳能公司在设备折旧之前所能生产的产品进行比较，太阳能电池板所能为全球经济带来的长期能源支持，其实是大型石油公司所开采出的石油的好几倍。 而排在最大的石油公司埃克森前面的，无一例外全是中国的光伏公司：通威股份、协鑫科技、新特能源、晶科能源、隆基绿能、天合光能、晶澳科技。 对于低头赶路的光伏从业者来说，这是一个值得抬头看天的历史性时刻。这不仅仅意味着，在21世纪的能源供应上，“中国新能源七子”已经撼动了20世纪“石油七姊妹”的地位，更为带有历史责任感的宏大叙事是，一场事关能源基座革新带来的瓦特权杖交接赛，已然暗流汹涌。 2）新秩序的崛起 从纯静态的角度出发，David Fickling等专家已经开始意识到硅能源对碳能源的历史性超越，并给出了详细测算。但从全部需求动态角度思考，光伏未来更是前途无量，新秩序的加速崛起，对旧秩序已经形成了摧枯拉朽式的打击。 2024年，光伏组件价格已经低于1元/W，即使算上运营成本和贷款利息等等所有成本，当前光伏行业的绝对电力成本也低于0.1元。 由于光伏的能量来源是成本为0的太阳能，随着技术进步，光伏的发电成本只会越来越低，而化石能源由于储量开采限制，长期成本却会越来越高，硅-碳能源成本的剪刀差，将以一种不可逆的方式快速扩大。 所以我们笃定，以光伏为代表的新能源必将革命人类能源获取方式，硅能源是未来AI算力的唯一解法。实际上，由于更为有竞争力的价格，新能源所产生的电力，已经在工业中发挥了举足轻重的作用，从制氢，到甲醇、氨气、氮肥、航空煤油、乙烯、甲苯等等。 根据中国光伏行业协会（CPIA）的估算，2024年，全球太阳能装机量有望达到430GW，再度创历史新高，到2030年全球太阳能光伏装机容量将可能达到587GW，成为装机容量最大的能源类型。如果看得更远期，全球新增装机进入TW时代只是时间问题。 在能源革命的时代召唤下，传统能源坍塌式湮灭，而全球光伏产业规模将再上台阶，可谓水大鱼大。 02 中国光伏七子，正接过瓦特权杖 算力是工业4.0的面子，而电力是工业4.0的里子；随着算力暴增导致的电力需求缺口暴露，面子与里子达成了高度的统一，那就是解决能源问题是工业4.0的前置条件。而且由于事关工业4.0的基座，对新能源电力的国家级角力，本质就是对新一代工业革命话语权的争夺。 所以今年以来，在新能源行业，大家看到热议最多的话题，除了产能过剩之外，就是海外对中国挥舞的关税大棒。这一刻的来临并非突变式，回顾过去的种种，均有迹可循。 比如：4月，拜登政府撤销为期两年的对中国等国在光伏双面组件领域的进口关税豁免；4月，《欧州太阳能宪章》生效，包含了对中国企业、产品的愈发严格且更系统化、更精准的限制措施；6月，欧盟对三家中国新能源车企征收17.4%—38.1%的关税。 在新旧秩序的更迭点上，旧秩序的守城者，正在无奈通过关税等初阶手段，为自己补强新秩序赢得时间。但规律的发展是不以人的意志为转移的，中国光伏产业链在新秩序上已经形成了难以替代的优势，而且还在进一步扩大中。 1）为什么中国引领了新能源革命？新能源是对工业能力的极致大考 众所周知，从碳能源转向硅能源，中国上演的是一场后来者居上的戏码。 最先提出碳中和的是欧洲，但将新能源产业发扬光大的确是中国，从光伏、到锂电，再到风电，莫不如是。其中，最具全球竞争力的，毫无疑问是光伏，根据统计数据，在最近10年度中，中国光伏装机量始终占据全球的4成左右，成为光伏最大的需求方。 中国的光伏需求能够后来居上其实不难理解。由于缺煤少油，在过去百年的历史上，中国饱受能源安全之苦；新能源由于取之于太阳能而不用担心卡脖子的问题，光伏之于中国，便是金风玉露般的相逢。 煤炭、石油这种化石能源，绕不开的核心是矿产属性，考验的是资源禀赋或者对原产地的控制能力，在历史上甚至多次诉诸于武力；而光伏的来源是免费的阳光，几无矿产属性，比拼点切换为工业能力。 所以相较于需求端，更深远的影响在供给侧。 从下图的光伏产业链不难看出，作为泛半导体的硅能源，光伏的生产流程长、分工复杂、技术壁垒高，是一个典型的资本和技术密集型行业，对一个国家而言，只有完善的工业能力，才能制造出具有竞争力的光伏组件。 所以不仅仅是需求端完美解决了中国的痛点，而供给端的禀赋要求，又完美的契合了中国的强大的工业能力。国际能源署（IEA）的数据显示，中国是太阳能光伏供应链所有组件制造中最具成本竞争力的地点，成本比印度低10%，比美国低20%，比欧洲低35%。 所以我们看到，即使有关税等阻挠，但土耳其、印度等国通过进口中国组件，发货美国等，也视为全球光伏产业链仍然难以绕开中国的事实。而近期欧美再度加征关税，更多的是无奈之举。 当然，意识到此的中国政府，也开始更加重视对国内光伏行业发展的技术保护，2022年12月30日，商务部发布《中国禁止出口限制出口技术目录（征求公众意见版）》，拟将光伏硅片制备、激光雷达等7项技术列入禁止或限制出口技术条目。 2）光伏产业链的背后，是新一场国力竞赛 作为后发的先至者，中国光伏产业在近20年的发展周期中经历了多次调整与洗牌，无数企业勇立潮头。如今，中国光伏产业冠绝全球，巨头林立。 仅以主产业链为例，以通威股份、隆基绿能们为代表的中国光伏企业，占据了硅料、硅片、电池片和组件绝对头部的位置，比如在硅料环节，国内外当前的硅料产能已经有了数量级的差距。与此同时，它们亦正在致力于推动产业一体化、关键技术升级，对产业链的掌控力将进一步提升，成本与技术相对于海外的领先优势，将被进一步放大。 根据最新数据，中国182mm双面PERC组件的均价仅为0.8元/W，TOPCon双玻组件约为0.8-0.9元/W，较海外有明显的价格优势。另外从衡量技术水平的角度来看，中国光伏电池转化效率是世界之最。 试想一下，谁控制了光伏的供给端，无疑相当于在化石能源时代掌握了优质矿产和开采技术。 前三次工业革命，始终围绕以煤炭和石油为代表的碳能源展开。控制着上游能源的国家几乎一直都是每个世纪的霸主，如英国、德国和美国；在20世纪的下半段，原油的崛起给俄罗斯和中东带来了力量和财富，也延长了美国的全球领先地位，“石油美元”成为了美国霸权的重要支柱。 所以我们才看到，作为工业1.0-3.0发源地的欧美，在4.0时代，正在陷入“基础不牢、地动山摇”的群体性恐慌中。在工业4.0时代，中国新能源在供需两端正在势不可挡地崛起，即将进一步颠覆全球能源格局，最终甚至影响到国力的此消彼长。 4.0时代，所谓 “中国光伏七子”这种称号，只是光伏产业链的一个具有代表性的符号。到中流击水，浪遏飞舟，才是硅能源时代洪流中，这些中国光伏弄潮儿，更具时代意义的使命。

过去两年不时就有业内大佬站出来泼冷水，期望光伏行业能够冷静一些，但血腥的资本和疯狂赌徒们都不认为自己会是最终的失败者。资本推波助澜，企业盲目扩张，整个行业“产能扩大了3倍，但利润率下降了70%”。 眼下一场行业危机已经悄然来临。今年一季度，A股光伏行业哀嚎遍野，隆基绿能暴亏23.5亿元，很多企业的股价基本都是腰斩起步，一批企业被ST，退市之剑高悬头顶。 中国的光伏生产规模实在太大。截至2023年，我国年产硅料143万吨，硅片622GW，电池545GW，组件499GW，均位居世界第一，组件产能更是超过全球80%。 超大规模的制造与激烈的市场竞争决定了，我国光伏制造成本远低于欧美印等主流国家，并且各类技术迭代层出不穷，包括N型TOPCon、BC电池、钙钛矿等等技术百家争鸣，转换效率和效率全球领先，光伏设备、胶膜、辅材等等产业链完备。 2023年我国新增装机量占全球一半，和80%占比的组件并不相符。巨大的产能只能通过出口全球市场来消化。如朱共山所说，全球光伏产业链深度重构，中国企业全面出海早已成为必选项。 考虑到欧洲、美国纷纷对中国光伏树起贸易壁垒，并扶持本国企业对抗中国的实际情况，与中国处于贸易蜜月期的中东，正成为缓解中国光伏产能的重要出口。 一、光伏雄心 中东世界被称为石油宝库，石油储量约为全球的49%，天然气储量接近39%。 倚靠“黑色黄金”，尽管身处沙漠，中东各国却积累了巨额财富，就连卡塔尔、阿联酋、科威特等地区小国都进入到全球最富国家的行列。 但是对传统能源资源产业的倚重也决定了，这些国家在电力和新能源方面的建设不足。这种能源结构，让中东缺席了过去多年的新能源发展浪潮。 2012~2021年，中东可再生能源装机总量增长率仅为76%，远低于世界平均水平的112%。2021年底，全球可再生能源装机量3587GW，而中东地区仅为24GW，不及全球装机容量的1%。 随着双碳目标的推进，全球能源结构向清洁能源转型步伐加快，新一代阿拉伯世界领导人清醒地认识到，如果只有金钱和石油，中东将失去未来。 近些年来，阿拉伯人疯狂向清洁能源撒钱，并提出了宏伟的计划。 阿联酋发布的“2050年能源战略”显示，到2050年将清洁能源占比提高到50%；甚至计划力争到2050年实现温室气体净零排放。总统穆罕默德·本·扎耶德曾这样说过：“50年后，当我们装完最后一桶石油，我们会感到悲伤吗？如果我们今天的投资是正确的，我想我们会庆祝那一刻。” 《沙特2030愿景》中指出，到2030年，非石油能源的出口占GDP比重从原来的16%提高到50%，争取将非石油收入提高6倍。此外，到2030年，约旦计划将可再生能源发电比例提高到31%；到2030年，阿曼计划可再生能源消费比例达到20%，2040年提高到35%～39%...... 这其中，光伏是最重要的新能源方向。 沙特计划到 2030 年光伏装机增加至40GW，如果该目标实现，沙特将跻身全球前5大光伏市场。要知道，该国2023年装机量才7GW，意味着未来7年要增加近5倍。 年轻的沙特王储小萨勒曼正推进他豪掷5000亿美元（3.6万亿元）的“未来城市”计划，这座可容纳500万人的“科幻之城”将全部使用风能、太阳能等清洁能源，实现100%零排放。 为实现这一浩大的目标，沙特能源部计划拿出1万亿沙特里亚尔（约1.8万亿元）以生产清洁能源，并希望从“石油国家”转型为“能源生产国”。也就是说，仅沙特就提供了万亿规模的掘金空间。 长期来看，中东光伏市场的发展势头远优于国内。InfoLink预测，中东的需求量将在2027年达到29～35GW。 中东有巨大的发展需求，中国有庞大的产能，双方合作可以说是一拍即合。而且沙特并非简单地购买光伏组件进行光伏发电，而是要全盘引进吸收，组建先进的光伏产业链。 手握大量钞票，加上巨大的发展空间，中东有成为中国光伏出海重地的潜力。 二、欧美受阻 产能在国内，市场在海外，一直是困扰中国光伏产业的大问题。2011年之前，我国光伏产品57%销往欧洲，15%出口美国，国内市场只占6%，甚至整个亚洲都不太活跃。 但2011年开启的欧美“双反”调查，给彼时的中国光伏企业带来了灾难性的打击，尚德、赛维、英利等行业大企业纷纷破产。 欧美国家的政策变化如同梦魇一般，始终萦绕着中国光伏产业。为避开审查，2014年起，头部企业选择借道东南亚，在当地建厂，再卖给欧美，这是光伏出海的第一阶段。 如今，欧美的新一轮审查“虽迟但到”。2023 年，欧盟对中国新能源汽车发起反补贴调查，有关对风电、光伏进行调查的说法，也是经常被提起。刚刚通过的欧盟《净零工业法案》，旨在要求40%的光伏组件由本土制造，并优先采购本地产能。这无疑将影响我国企业的竞争力和市场占有率。 美国限制中国光伏产业发展的想法已是司马昭之心。一方面，提高关税，限制进口；另一方面，大手笔扶持本土企业。 5月14日，白宫宣布在原有对华301关税基础上，对价值180亿美元的中国进口商品加征关税，太阳能电池的关税从25%提高至50%。另外，为防止借道东南亚，美国开始对东南亚四国开启反规避调查，且对东南亚四国的关税豁免权在今年6月6日到期。绕道东南亚的这条路，已经充满荆棘。 目前，晶科、隆基、天合光能等巨头在东南亚部署了至少26GW的硅片产能、60GW电池产能和近50GW组件产能，均占当地产能总量半壁江山以上，主要向美国出口。美国对东南亚加征关税，对当地光伏产业犹如一记重拳。 近期也传出，隆基、天合、阿特斯在东南亚减产停产的消息，企业股价也受到影响。 另一方面，美国通过颁布《通胀缩减法案》，向太阳能全民计划（Solar for All）拨款70亿美元，用于税收抵免、补贴和其他经济激励。 但要想获得法案中17 美分/W的补贴，必须在美国本土生产，此举明显就是要限制中国光伏企业在美国的竞争力。最为标志性的事件就是，美国光伏企业第一太阳能，虽然技术落后，组件出货量仅排在全球第十，但却跃升为世界第一大市值的光伏股。 当晶硅路线早已成为业内主流时，第一太阳能仍在坚持薄膜碲化镉路线。其转化率只有19.7%，而中国晶硅产品的转化效率已经超过24%。 巨额补贴和政策支持下，第一太阳能在2023年豪赚8.31亿美元，其中的6.6亿美元来自补贴。今年一季度，其收入达到7.94亿美元，增长45%，净利润2.4亿美元，飙升4.6倍。 中国光伏企业已经开始了无限内卷模式，组件企业毛利率下滑到15%左右，而美国第一太阳能高达43.6%。这就是人为制造贸易壁垒带来的冰火不同天。 借助政府补贴，美国本土光伏产能急速扩张，组件产能在2022年底仅8GW，2023年增长超60%，达到13GW以上，还有近20GW在建，加上已宣布的80GW以及拟扩建的4.45GW，仅组件到2026年就可能达到120GW，接近目前的10倍。 到那时，美国几乎可以摆脱对外界的依赖。 欧美频频设置障碍，其最终的目标是由自己的企业独占市场。在这种极端的利益考虑的情况下，中国企业再将欧美视作战略出口地区已经不合时宜。转向中东等新兴市场，正逢其时。 三、进军中东 丰富的油气资源让很多人忽视了，中东世界其实也拥有全世界顶级的光照资源。 中东的太阳能资源，和石油一样得天独厚。比如，沙特年均光照强度为2200～2400 kwh/㎡，而我国大部分地区仅1400～1600 kwh/㎡。首都利雅得年均有3225小时的日照，在全球各大城市中排名第七。 中东地区的气候以热带沙漠为主，几乎所有地区的太阳能辐射能量都非常高。这种级别的太阳能在全球也仅有撒哈拉沙漠、智利北部和澳大利亚的局部地区存在。可以说，阿拉伯世界是开发太阳能的天然沃土。 近两年来，中国光伏产品加速进入中东。2022～2023 年，我国对中东和北非的光伏组件出口连续突破10GW，尤其是沙特、阿联酋两个国家增长迅速。以沙特为例，我国2022年对该国的光伏组件出口额是3.1 亿美元，后一年就达到13.4亿美元，暴增3倍多，沙特也成为中国组件第六大出口国。 2023年以来，一波波的考察团从中国出发前往中东寻找投资机会，在清洁能源、电力方面投资需求旺盛的中东世界，成为中国光伏的新突破口。 TCL中环、天合光能已经于去年决定赴沙特建厂。2023年5月，TCL中环与沙特Vision Industries（愿景工业）达成战略合作，计划成立合资公司建设光伏工厂。 协鑫科技已经在布局海外硅料厂，并和沙特方面就开设首个海外硅料厂进行了深入谈判。协鑫计划未来一半的硅料产能将来自海外。 此外，中国能建招揽下了沙特阿尔舒巴赫2.6GW伏电站项目的承建权，这是全球在建单体最大的光伏电站项目。占地53平方公里，比北京西城区的面积还要大，加上81万多根桩基，500多万片光伏面板，如此庞大的规模，卫星云图上都能看到。 该项目采用全球当前最先进的N型双面光伏组件、平单轴自动跟踪式支架，同时也带动了中国设备、中国技术“出海”。例如光伏支架龙头中信博就负责为其提供1.5 GW天际Ⅱ跟踪系统。 此外，隆基、晶科等都已在中东地区签下了数个供应大单，振江股份等零部件供应商也谋划在当地成立全资子公司，逆变器龙头正泰电器、阳光电源在中东市场也有所斩获。 来到2024年，中国光伏进军中东地区的势头不减。今年4月，我国向中东出口组件 2.3GW，同比增加142%，1～4 月累计出口约 10.3GW，同比大增188%，其中沙特4月份就购买了1.4GW，占亚太市场的59%。 凭借巨大的产能，领先的技术和效率，中国光伏在中东大有可为，这是一次大规模供给与大规模需求之间的双向奔赴。