在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏全面参与电力市场发展专题研讨会 上，远景能源有限公司电力市场战略总监、资深交易员胡高俊分享了“新能源入市背景下的政策支持解读路径”。 核心结论 1.136号文把“从政策驱动到市场驱动”作为总体方向，区分存量/增量、并以差价结算+竞价推进增量市场化，这将把电价决定权更多交给市场，同时保留衔接旧政策的机制保障。 2.绿电直连把“用户侧确定性”和“物理溯源”放在首位，对大用电企业、数据中心和终端绿电需求释放直接通路。 3.全国统一大市场、1 3 6号文和绿电直连并行，会产生新的价格信号、输电权价值与灵活性资源实际价值，商业模式需快速调整。 4.区域落地已显差异：山东、甘肃等已推进增量竞价；多个高新能源渗透区呈现“鸭子曲线”特征，参与策略需分时段设计。 议程 1：政策背景与核心导向 装机与市场演进：为什么是现在 • 2025年上半年，可再生能源发电量近全国总发电量四成，超过同期三产与城乡居民生活用电量之和。风光新增发电量超过全社会用电量增量。 • 截至2025年8月底，全国已有7个电力现货市场转正式。这一进展与2025年4月发布的394号文的规划契合。 政策导向与顶层设计：从政策驱动到市场驱动 政策目的：让新能源成为真正具有市场竞争力的成熟产业。 政策目标：推动新能源发电由依赖行政和补贴支持的规模扩张阶段转向依托市场机制的高质量发展阶段。 议程 2：核心政策与行业影响 136号文：机制与省级落地 分类施策：存量保底 + 增量市场化。 机制电价与电量：因地制宜，各地差异化明显。 灵活性配置：取消强制配储，逐步探索储能/VPP市场化补偿。 竞价规则收紧：通过充足率、限期投产等手段，避免低价抢装。 探索新机制：火储同补、容量电价、聚合交易。 绿电直连：点对点消纳通道 风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。 以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为政策目标。包括“5段 14条 3明确 4进一步”。 行业影响：风险、挑战与机会 新能源与四个市场 中长期市场： 机制电量、中长期合约、PPA…… 现货市场：节点选择、价格预测、风光储协同、VPP…… 辅助服务市场：风光储协同、VPP…… 绿色权益市场：绿电、绿证、CCER…… 议程 3：趋势展望 行业趋势推断：从扩张到精细化运营 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏全面参与电力市场发展专题研讨会 上，深圳能源集团 电力交易中心主任 唐猛围绕“南方区域电力市场--新能源场站交易”的话题展开分享。 政策东风：136号文解读 136号文核心三条 全电量入市： 根据发改价格〔2025〕136号文，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过市场交易生成，标志着新能源市场化改革迈入新阶段。 双报价模式： 新能源项目可选择“报量报价”或“报量不报价”模式入市，分布式项目可通过虚拟电厂聚合形式参与，为场站提供了灵活的入市策略。 价补脱钩： 建立可持续发展价格结算机制，衔接存量项目政策、稳定增量项目收益预期，拓展新能源消纳空间，助力新能源高质量发展。 南方配套路线图：五省区同步启动现货结算试运行 01 五省区同步启动 南方电网公司印发实施方案，明确2025年五省区新能源场站全面进入现货市场结算试运行，推动调度方式由计划向市场优化转变。 02 多线并进 跨省跨区通道、省内现货、中长期交易三线并进，为新能源场站提供了多元化的市场参与路径，促进新能源消纳。 市场全景：1.3万亿千瓦时版图 2025南方区域市场化电量1.33万亿度 市场化电量分布 2025年南方区域市场化交易规模预计达13265亿千瓦时，其中广东约6500亿千瓦时，占比近半，广西约1000亿千瓦时，云南约2100亿千瓦时，贵州约900亿千瓦时，海南约262亿千瓦时，呈现出广东主导、多省协同的格局。 跨省跨区通道2503亿度：云贵水风光外送主通道 01 跨省跨区电量 2025年南方区域跨省跨区交易电量约2503亿千瓦时，是云贵水风光外送的重要通道，为区域电力资源优化配置提供了有力支撑。 02 外送流向 西电东送、云贵桂点对网、未来南网送国网挂牌交易是跨省跨区电量的三大流向，新能源场站需把通道能力纳入报价策略，以实现利益最大化。 03 电价决定因素 外送电价由受端现货价格与输电价格共同决定，新能源场站需关注受端市场动态，灵活调整报价策略，以应对市场变化。 入场实况：1464座场站博弈现货 集中式新能源75%装机已入市：报量报价占19% 01 入市装机容量 南方区域全网共1464座集中式新能源场站，参与现货市场装机容量1.1亿千瓦，占比75%，显示出集中式新能源在现货市场中的重要地位。 02 报量报价模式 其中“报量报价”模式的场站有136座，容量2805万千瓦，占比19%，均为220kV及以上场站，主要集中在广东、广西、云南、贵州等省份。 03 报量不报价模式 “报量不报价”模式的场站有659座，容量8237万千瓦，占比56%，涵盖220kV及以上场站204座、110kV场站359座，分布在广西、云南、贵州等省份。 分布式：虚拟电厂聚合未来打通 分布式新能源现状： 目前南方区域暂无分布式新能源参与现货市场，但136号文已预留虚拟电厂聚合路径，为分布式新能源未来参与市场提供了政策基础。各区域相关政策已经陆续未分布式进入市场作初期的逐步。其中广东已经启动发电侧负荷聚合商的交易环境，为分布式项目进入交易作准备。 电压等级门槛：110千伏及以上推进现货模式 准入门槛 广东、广西、云南、贵州110千伏及以上新能源场站，海南容量50兆瓦及以上新能源场站需进入中长期市场，这是南方区域对新能源场站入市的基本要求。 推进现货结算 南方区域按现货市场结算试运行方案，推动五省区新能源场站全面进入现货市场，促进新能源市场化交易的落地实施。 交易思路：中长期锁利+现货抢峰 中长期合约：收益安全与仓位管控 核心目标 中长期合约的核心目标是锁定合理收益底仓，避免现货极端低价对新能源场站收益的冲击，为场站提供稳定的收益保障。 仓位调整 面对多日滚动、旬交易、月交易等高频品种，新能源场站需根据功率预测置信度动态调整仓位，做到“高预测低仓位、低预测高锁价”，以优化交易策略。 现货功率预测：功率误差≈放大现货风险 功率预测重要性 现货市场日前、实时价格对电量偏差具有放大效应，功率预测准确率每提升1%，可显著降低偏差结算损失，对新能源场站的收益至关重要。 预测模型建议 建议新能源场站建立气象-功率-电价联动模型，把功率预测从“技术考核”升级为“盈利核心”，以提升市场竞争力。 日前+实时套利：高低价差窗口捕捉策略 套利策略： 新能源场站可利用日前与实时价差进行套利，当日前低价时可主动少申报，留电量到实时高价时段卖出；反之亦然，以获取额外收益。 边界条件关注： 在套利过程中，需关注开机组合、断面约束、极端天气等边界条件，防止因条件限制导致套利失败甚至亏损。 专业能力要求： 现货申报对交易团队的专业能力提出了更高要求，新能源场站需培养专业人才，提升交易水平，以应对复杂的市场环境。 实战案例：项目案例交易对比 广东110千伏站：年内10%现货 1. 现货推进 广东110千伏场站需在年底前启动现货申报，初期按10%电量入市。 2. 策略调整 后续场站或根据市场情况逐步扩大现货入市比例，收益面临调整，优化交易策略日益重要。 广东项目A：基数减少 + 绿电月度价剧烈波动 1、基数电量陆续减少 广东项目A的基数电量逐年退坡，新能源场站需逐步适应市场化交易，通过精准报价策略应对收益变化。 2. 绿电月度交易波动大 广东绿电月度交易价格波动剧烈，未完成交易的绿电需进入区域市场参与绿证交易，新能源场站需灵活调整交易策略以应对市场波动。 广西项目B：零基数+政府授权价保底+ 滚动 基数电量完全退出 广西项目B已取消基数电量。 政府授权价保底 广西中长期交易采用政府授权合约保底，新能源场站需在价格保底范围内优化交易，提升收益。 月内多日滚动活跃，释放博弈套利空间 广西频次越来越高，需要积极调整，积极参与。新能源多日滚动交易连续组织，交易比较活跃，非常考验新能源的多日滚动交易水平。 广西云南外送“点对网”：国网挂牌购南网--点对点 外送交易机会 广西云南新能源可主动参与广西外送“点对网”交易，未来跨区域的交易品种增多，场站的策略调整选择性将会更多。 南网送国网 挂牌交易 南方区域启动南网送国网“点对点”挂牌交易，国网的用户/售电公司主体可以摘牌购电力。新能源场站需提前做好准备，熟悉交易规则。 风险与展望：在波动中兑现收益 三大挑战：电价下行+风险叠加+绿电内卷 宏观电价下行压力： 新能源全面入市后，现货均价下行拉低整体电价，新能源场站面临收益下降的风险，需优化报价策略应对。 风险叠加： 中长期与现货交易叠加，市场风险复杂度提升，新能源场站需加强风险管理，确保收益稳定。 绿电竞争： 绿电月度交易竞争激烈，价格波动幅度较大，新能源场站需提升交易能力，突出差异化优势。 核心能力：预测+中长期合约+现货复盘 三位一体 01 预测能力 新能源场站需持续提升功率预测精度，精准把握市场动态，为交易决策提供有力支持。 02 合作优化 动态优化中长期合约仓位，根据市场变化灵活调整，确保收益最大化。 03 复盘总结 每日复盘边界条件与报价结果，总结经验教训，持续提升交易水平。 趋势展望：现货全覆盖+分布式聚合+跨省挂牌 现货全覆盖： 展望2026-2027年，南方区域将实现新能源现货全覆盖，新能源场站需提前布局，适应市场变化。 分布式聚合： 分布式新能源通过虚拟电厂聚合批量入市，为新能源场站提供了新的发展机遇，需提前布局聚合资源。 跨省跨区交易： 跨省“点对点”挂牌交易常态化，新能源场站需提前熟悉交易规则，提升跨省交易能力。 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏全面参与电力市场发展专题研讨会 上，睿博能源智库 分析师 高驰围绕“光伏入市展望——国际镜鉴”这一主题展开分享。 中国现货市场面临的挑战及其发展趋势 焦点问题1：现货价格限制过紧 目前正式运行的省级现货市场均设定了 价格上限 ：山东、广东、山西为1.5元/kWh，甘肃为0.65元/kWh，蒙西为5.18元/kWh， 均远低于许多国际现货市场制订的价格上限。 中国部分现货市场与国际其他现货市场价格上限比较 除山东设定了-0.1元/kWh的 价格下限 以外，其他正式运行的现货市场价格下限均为 大于等于0 。 国外部分电力市场负电价在各价格水平发生的小时数 （2023-2024） 过紧的价格上下限虽然可以防止过大的价格波动，但是不利于： • 引导储能与需求侧灵活性资源响应 • 激励供电侧在系统紧张时全力供电 • 为冗余、不经济的煤电作出退役决策 • 合理化资源调度的优先顺序 解决方案 国际上大多基于供需平衡，综合分析各类终端用户的失负荷价值（VOLL），来制定价格上限， 上限更高，且通常更为灵活（软上限）。 对于电价 一般不设置下限，或者非常低 ，并伴有保护电网安全的调度条款。 现货市场需要建立 市场力监测、筛选和减缓程序 ，来预防可能出现的市场力问题。 长期来看， 科学、透明、持续更新的电力系统充裕度规划 有助于确保电力系统有足够的（灵活性）资源来应对各种变化。 问题2：现货电力交易受省间壁垒限制 虽然国网省间现货交易市场于2024年10月转正式运行， 但目前现货电力交易仍以省内为主，跨省跨区交易仍存在壁垒。 • 省间现货市场交易占总电力交易比例很小，一些省间交易仍然按照中长期实物合同执行； • 省间现货采取余量耦合模式； • 各省存在对“缺电”和“涨电价”的担忧，加剧了省间利益难以协调的问题。 对于可再生能源渗透率高的电网， 扩大现货市场平衡区 有利于： • 更好地利用已有电力资源，减少新增火电容量的需要； • 降低弃风、弃光率，促进消纳； • 增强电力可靠性和韧性。 解决方案 有必要制定更有权威性、指导性和可操作性的全国/区域 统一 现货电力市场和调度的 顶层设计 。 需要统一制定具体的电网准则和市场规范， 协调各个不同级别的调度中心，保障整个区域电网的资源充足和运行安全。 利用区域/全国电力现货 市场信号来指导调度 ，在更大的平衡区优化资源配置。 通过模拟运行， 定量化 统一市场所能带来的总收益和成本，推进各省在利益分配方面达成共识。 欧盟具有法律约束的电网准则概览 问题3：新能源上网电价市场化带来的新挑战 目前 中长期市场 和 现货市场 的设计和运行并不适合高比例可再生能源的电力系统。 • 以 煤电基准电价 为基础的中长期市场价格，不利于对多元化的资源组合进行投资。 • 发电商和用户一定程度上受曲线分解电量和偏差考核等 不灵活的合同条款和结算规则的制约 。 • 统一的全国/区域现货市场并未形成。 • 相配套的 激励机制 （绿电绿证，碳排放交易等）有待发挥作用。 • 新能源难以获得 稀缺电价 带来的收益。 解决方案 其他电力市场政策亟需同步调整 • 放开煤电基准电价 及浮动空间 • 放松对中长期市场 交易合约量和偏差考核的要求 • 中长期市场继续向 金融合同 转变 • 加速 全国统一市场 建设 • 推进容量 市场建设 ，加强对 灵活性 的投入 需进一步加强综合资源规划与市场监管 • 以 电力规划 为依据调整价格结算机制 • 结算机制电量和电价的确定、资金池的分配等都需要 公开透明 • 加强对 可再生能源多元化 的配套支持 各省需结合本地情况制定本省行动方案 推动清洁能源发电的多种政策工具 新能源应对现货市场变化的策略 策略1：与多类资源协同优化市场竞争力 新能源在电能量市场高电价时段的竞价能力有限。 • 新能源在高电价时段 出力受限 ，边际出清机组以火电为主。 辅以储能、用户侧灵活负荷等多类资源，可提高在电能量市场中的竞价能力。 • 储能 可实现低电价时段充电、高电价时段放电，提升收益潜力。 • 用户侧灵活负荷通过 电气化及能效升级 ，优化用电时段。 • 结合 虚拟电厂 等创新模式，充分利用各类灵活资源，增强市场竞争力。 策略2：拓宽电能量市场外收益来源 推动 分布式光伏 自发自用，减少购电成本，实现用电侧电费抵扣收益。 • 采用 智能接网技术 及余电上网曲线，减少对配电网的压力 参与 绿证交易 ，获得环境属性收益。 通过 综合能源管理 、售电业务为企业和园区提供定制能源解决方案，获得服务费和管理收益。 与储能、电动汽车等结合，拓展多元化 辅助服务。 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏全面参与电力市场发展专题研讨会 上，长城证券华能产业金融研究院能源转型研究中心主任张鹏对“我国光伏发电行业发展趋势及投资建议”这一主题进行了分享。 一、新能源装机预测 近年来，我国电力装机结构不断清洁化、低碳化。风电、光伏等新能源发电装机持续保持高速增长。 • 截至2025年5月，我国电力总装机36.1亿千瓦，光伏装机10.8亿，风电装机5.7亿。 • 10年时间，风光年新增装机从不足5000万千瓦增长到3亿千瓦以上。 • 2024年风光装机首超煤电（今年已超过火电），2030年目标提前完成。 2024年总发用电量接近10万亿千瓦时，火电仍是压舱石。 • 火电发电量6.37万亿度，占比63.2%。 • 风电发电量9970.4亿度。 • 光伏发电量8390亿度，增速43.6%。 装机规模预测 • 预计“十五五”及“十六五”期间，我国电力消费将保持温和增长。 • 2028年后不再有新增煤电装机，清洁能源发电成为新增电力装机的主体。 • 2030年起，火电发电量绝对值不增加，清洁能源发电支撑起2030年后全部新增电量需求。 • 预计2030年，我国电力总装机超50亿(含储能)，风光装机将达到27亿千瓦。 • 预计2035年，电力总装机将超过70亿千瓦（含储能），风光超过40亿。 • 对应的装机增量：2026~2030年：风电每年新增8000万，光伏每年新增2亿；2031~2035年：风电每年新增8500万，光伏每年新增2.2亿。 二、电力市场化发展现状及最新政策 电力体制改革回顾 过去20余年的中国电力体制改革始终朝着打破垄断、引入竞争、放松管制、发挥市场作用的方向发展。 电力体制改革发展现状 •2020年以来，随着“碳达峰、碳中和”和“构建新型电力系统”等目标的提出，电力体制改革也被赋予了支持新能源加速发展、推动电力系统低碳转型，支撑新型电力系统构建的新任务。 • 2022年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确到2030年基本建成全国统一电力市场。明确构建适应新型电力系统的市场机制、各级市场联合运行、新能源全面参与市场交易等2030年前的总体目标。 近年主要政策 煤电在系统中的功能定位开始改变 • 2023年11月，为支撑新型电力系统中的煤电角色转型，煤电容量电价机制建立，探索面向能源转型的价格体系。 • 全国公用煤电机组固定成本均确定以每年每千瓦330元固定成本回收比例。 • 煤电容量费用作为系统运行费用的一部分，全体工商业用户按月度用电量共同分摊，24年实际情况看没有显著影响用户电价水平（5%~8%）。 • 2026年起，煤电容量电价上调，叠加燃料成本下降和用电量上升，对用户侧价格影响依然有限，但为火电利用小时数进一步下降带来空间。 • 煤电容量电价机制对天然气发电、新型储能等市场成员的价格设计产生了溢出效应。未来可能形成公平统一的容量市场。 辅助服务价格机制进一步完善，输配电价新模式确立 •2024年2月，关于建立健全电力辅助服务市场价格机制通知发布，规范全国各省和区域辅助服务市场的服务品种设置、交易机制设计和价格上限设定，明确各地辅助服务费用传导机制。 • 有利于减少新能源分摊、不利于非现货地区储能。 • 国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知确定了“工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成”的新模式。 • 进一步打破电网垄断，还原电网物理属性。 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》136号文 1) 新并网的新能源项目(指风电、光伏项目)上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成； 2) 建立新能源可持续发展价格结算机制，在场外建立差价结算，在一定程度上稳定结算电价和投资收益，市场交易电价与机制电价差额纳入系统运行费，向用户侧传导； 3)以2025年6月1日为节点进行新老划断，分类施策，便于存量项目与现行政策妥善衔接； 4)本政策为原则性文件，各地需在2025年底前出台并实施具体方案。 2025年以前新能源参与交易方式 • 136号文执行前，近年来各省新能源参与交易政策，整体上： • 1）早期示范性、特许权、领跑者、2019年保障性平价、分散式/分布式、户用项目在各省暂时无需参与交易； • 2）针对集中式项目，各省在风光、是否含补贴等方面存在差异： • a）截至目前，除福建光伏不参与交易但风电参与交易外，其他省份在风光在是否参与交易上没有差别； • b）三北地区含补贴风光项目均已长期入市，并以中长期交易为主，是否参与现货视所在省份现货市场进程，如省份开展现货交易，新能源普遍参与交易；除山西外，其他三北地区平价项目也均已入市；保障小时方面，大多数三北地区省份平价项目保障小时高于含补贴项目；部分区域保障小时已不区分是否含补贴，比如青海、宁夏、内蒙、河北等；部分地区甚至是含补贴仍有保障小时，但平价项目没有保障小时，比如新疆、陕西。从时间维度来看，保障小时呈平稳下降趋势。 • c）中东部地区，水电大省如云南、四川新能源早已开始参与交易，且交易电价和比例具有显著的季节特征；部分电改推进较为快速或光伏引起午间供需不平衡的省份会要求新能源90%无需参与交易、但10%需执行现货交易均价，如山东、广东。截至目前，其他省份风光项目仍然无需参与交易，或以保价保量方式参与交易，但已普遍开始参与考核分摊，因此实际取得净电价仍然较基准价有所下降。 2025年以后新能源参与交易方式 394号文全面推进电力现货市场建设 •2025年4月29日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布了《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知(发改办体改〔2025〕394号)》，明确要求2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖。 •394号文的核心在于通过市场化机制解决电力系统灵活性不足的痛点。文件明确要求分省推进现货市场建设：湖北、浙江等6省市需在2025年底前完成正式运行，福建、四川等16省启动连续结算试运行，南方区域同步探索跨省交易机制。工商业用户需在2025年底前具备自主申报、结算能力，现货市场价格信号将直接传导至终端用电环节。 三、入市对新能源发电项目收益的影响 新能源参与现货市场交易对价格影响巨大 •2024年，山西、广东、山东、甘肃、蒙西现货市场年均价较 2023 年分别下降 31、108、46、55、100 元 /MWh，同比降幅为 8.9%、24.3%、13.0%、18.2% 和 16.5% 左右，广东和甘肃较 2022 年更是显著下降 40.4% 和 35.2%。 •新能源渗透率越高，电能量结算价格越低是必然趋势。 •光伏相较于风电，下降幅度更大（35%光伏渗透率下，光伏价格捕获率不足30%）。 新能源参与现货市场近中期价格模拟测算 •以煤价预测为基准，结合容量电价、发电小时数、项目合理收益，得到火电电能量价格。 •预测新能源于火电的价差，得到新能源发电项目现货均价。 其还对根据模拟价格所作增量光伏收益率测算进行了阐述。 对冲机制一： 机制电量电价 • 机制电价给新能源发电项目一定的缓冲和兜底。 • 但对于部分省份的存量项目依然有10%~20%的价值下降。 • 机制电量电价的执行对增量项目价值影响更大：机制电量降10%，项目价值降低0.04元/W，机制电价下降0.01元，项目价值下降0.05元/W。 对冲机制二： 项目造价仍有下降空间 近年来光伏设备成本的下降显著，但前期开发费用占建设成本的比例相对较高，存在较大的压价空间。 对冲机制三： 项目绿色权益的兑现 • 新能源项目的收益不确定大，绿电/绿证交易或成为未来新能源收入结构中重要组成部分。 • 据国家能源据数据显示，2024年全年绿点电交易超过2300亿千瓦时，同比增长约235%，单独绿证交易2.76亿个。 • 价格方面，国际国内政策频出。2025年三月起，绿证价格暴涨300%，从1.x元/张 上涨至超过5元/张。 • 绿电多年合约预计有所发展（PPA）。 四、结论及建议 结论 1. 坚定新能源发电项目发展的信心：新能源将很快实现增量替代（今年），十五五初期即开始替代存量。 2. 光伏电能量价值下降是必然，但机制电价、造价下降、绿色权益对冲了项目收益下降。 3. 全社会资产回报率降低和融资成本走低的条件下，光伏仍具有投资价值（风电优于光伏）。 4. 投资决策考虑因素： 测算模型：构建长期电价预测能力，加强地区选择、点位选择，形成自上而下投资策略，构建新模型，区间定价，时空位置决定收益高低；限电： 实际限电率高且不纳入限电率统计，看限电不如看发电小时数，项目所在区域信息收集重要性和信息价值上升；电价： 市场均值补偿原则下最终结算电价个体差异大，均值不代表个体。 5. 投资对象选择：火电新能源联营主体，利好营销能力强、电力交易能力强的主体；关注新型储能，源网荷储，绿电直连等新业态。 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 上，SMM 光伏行业高级分析师 毛婷婷围绕“地缘政治冲突下全球光伏供应链重构”的话题展开分享。她表示，展望未来，到2030年，全球光伏组件产能预计将继续扩容，其中2025-2026年会完成过剩产能的消化。区域分布方面，在产能扩张的进程中，中国确立了绝对主导地位并将长期维持；海外产能分布呈现多元化趋势，受各国能源安全与产业政策驱动，印度、中东、欧洲本地化产能将逐步提升。 地缘政治冲突对光伏产业链的影响 地缘政治冲突不断的背后：一场新能源技术霸权与供应链控制权的博弈 全球光伏关税壁垒在2025年显著加深，光伏关税政策呈现贸易保护主义升级态势，其核心动因是欧美等国争夺能源主权与产业主导权的战略需求，旨在通过贸易保护主义政策削弱中国光伏产业的全球竞争力，并试图培育或重建本土制造能力，减少对单一国家供应链的依赖。美国对中国光伏产品加征的“301关税”高达50%，并对柬埔寨、马来西亚、泰国和越南的晶体硅光伏产品征收最高3521.14%的“双反”税，欧盟则凭借碳边境调节机制（CBAM）和《净零工业法案》构建绿色贸易壁垒，印度通过维持40%组件关税与下调消费税组合拳平衡本土制造与能源转型需求。 这些政策旨在重塑全球光伏供应链格局、保护本土制造业并争夺新能源主导权，导致全球光伏供应链被迫割裂和重构。短期看，光伏组件成本区域性分化，贸易壁垒推高了美国、欧洲、印度、土耳其等关键市场的组件价格和项目成本，可能延缓其能源转型进程；长期看，它倒逼中国光伏企业提升抗风险能力和技术迭代速度，并促使全球竞争格局从单纯成本比拼转向技术、品牌与供应链韧性的综合竞争，但任何阻碍全球自由贸易的政策最终都可能推升全球能源转型的总成本。中东非等新兴市场成为新的增长极。未来可能形成区域化的供应链格局。 美国对东南亚光伏电池组件反倾销政策影响分析 东南亚是中国光伏企业规避美国贸易壁垒的核心生产基地，截至2024年底中国企业在东南亚的电池产能达到73GW，自美国对东南亚双反调查启动后，中国组件在东南亚产量持续下降，开工率降至20%以下，中企在柬埔寨、泰国、马来西亚、越南的电池组件基地陆续关停。但中国通过印尼、土耳其等进行代工及第三方转口，仍保持对美供应。2024-2025年中国企业通过“去东南亚化”布局（如中东投资）和本土化生产（美国工厂）重构价值链。全球光伏供应链开始重组。 美国对东南亚实施双反关税后，将推高本土组件生产成本、延缓清洁能源转型。 尽管本土企业如First Solar短期受益，但长期将陷入“高成本-低需求-投资萎缩”恶性循环。 东南亚光伏电池组件产能加速转移，促进中国光伏全球化布局加速，和新兴市场崛起。 贸易保护主义态势升级推高全球能源转型总成本 全球光伏市场需求现状与展望 2024年海外光伏组件需求分布集中于美国、欧洲但其组件产能占比小 中国在全球光伏供应链中占据主导地位，涵盖原材料、技术、制造等全链条。中国以外的主要光伏市场，如美国、欧洲、印度等地，对中国制造依赖度高，尤其在光伏电池和组件环节，中国在全球应链的地位短期内难以撼动。然而，随着美国、欧洲、印度等国光伏产业“去中国化”，全球光伏供应链格局正在发生变化。 从2024年的光伏组件数据来看，中国的光伏组件产能在全球组件产能中占比高达82.4%，占据绝对主导的地位。2024年中国光伏组件产量达588GW，光伏组件出口依存度>50%；美国组件产能占比在3.3%左右，光伏组件产量17GW。光伏组件进口依存度高达90.4%。中东地区2024年光伏组件产量总计2.5GW，光伏组件进口依存度达93%。 海外光伏组件生产深度依赖进口上游原材料 中国供应链主导暂不可撼动 中国组件出口欧洲、中东非地区的量维持高位 2025年7月组件出口市场格局：荷兰、巴基斯坦、沙特等地区占比增长 2025年7月欧洲地区仍为中国组件出口最大的市场，其中荷兰占出口总量的15.55%； 7月巴基斯坦、沙特等中东地区需求量受地广人稀以及绿色能源的发展亦在逐渐走高。 2025年1-7月组件出口151.36GW，同比增长11.6%； 2025年8-12月预计出口109.75GW，2025年全年预计261.11GW左右。 中性预期2025年全球光伏新增装机市场规模达546GW 据SMM预测，中性预期下，2025年全球光伏新增装机市场规模或达546GW左右，预计到2030年，全球光伏新增装机市场规模或达到710GW左右。 全球光伏组件产能扩张展望 全球光伏需求进入平稳成熟期，中美主流增量市场占比下降 从2025年开始，全球光伏市场进入成熟发展阶段，光伏组件的需求趋于稳定。多数光伏市场都处于需求疲软期和库存饱和期，暂无出现爆发式增长的可能。新兴国家展现出良好的需求动能，占比逐渐提升，但其短期拉动能力难以出现大幅提升，取代传统需求大国。 预计自2025年到2030年，中国组件需求在全球组件需求中的占比或将从53.2%左右下降至47%左右；欧洲地区组件需求占比将逐步提升，2025年到2030年有望从15.1%增长至15.8%左右。 各国提出制造本土化要求 印度、欧洲等地均有扩产规划 目前全球各国陆续提出光伏组件本土化制造需求，欧洲，印度等地均有扩产规划，据SMM预测，自2024年到2030年，印度光伏市场组件产能复合年均增长率或在16%左右；欧洲市场组件产能自2024年到2030年的复合年均增长率或在8%左右；中国组件产能2024年到2030年复合年均增长率或达3%左右。 2025-2030年光伏组件产能平均增速3.3%，增量主要来自于印度和中东 由于各国“碳中和”政策的支持和对清洁能源需求的不断增长，全球光伏组件发展迅猛。2018年至今，全球光伏组件产能及产量迅速扩张。展望未来，到2030年，全球光伏产能预计将继续扩容，其中2025-2026年会完成过剩产能的消化。区域分布方面，在产能扩张的进程中，中国确立了绝对主导地位并将长期维持；海外产能分布呈现多元化趋势，受各国能源安全与产业政策驱动，印度、中东、欧洲本地化产能将逐步提升。2025-2030年，中国预计持续主导全球产能，但整体占比呈现下降趋势，占比将从2025年的80.6%下降到2030年的76.7%，因为海外的印度、中东地区预计产能会出现大幅增长。 全球光伏市场机遇与挑战并存 光伏从“补充能源”向“主力能源”跨越 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏行业破解内卷高质量发展论坛 上，SMM 光伏首席分析师 史真伟围绕“多晶硅及硅片产业2025年复盘与2026年新格局展望”的话题展开分享。在提及后续多晶硅价格走势时，他表示，2025年9~12月份，多晶硅市场产能出清政策持续进行，本周行业会议频开，多晶硅产能政策将在此时间段逐渐落地，配合市场限产限售政策，市场信心增强，多晶硅价格有望持续上涨；硅片价格方面，9月国内头部企业酝酿二次涨价，后续市场仍具备一定上涨空间，一方面多晶硅价格的上涨从成本端对硅片价格形成有力支撑，另一方面硅片产业自身自律也在逐渐落地叠加年底需求小爆发，SMM预计后续硅片价格或出现持续上涨。 多晶硅价格显著回暖 进入2025年以来，上半年多晶硅行业整体市场情绪偏弱，累库以及供过于求的市场情况导致多晶硅价格一路下跌，不过自6月底以来，在国内政策面“反内卷”的带动以及行业自律会议召开带动下，多晶硅市场情绪明显转好，价格也显著回暖，目前从9月多晶硅最新现货报价来看，多晶硅现货价格已经达到50元/千克的整数关口以上，相比此前低位的34元/千克涨幅达到47%左右。 》点击查看SMM光伏市场现货报价 多晶硅供需矛盾仍在 库存压力不减 但毋庸置疑的是，多晶硅市场供需矛盾依旧存在，库存压力不减。据SMM分析，供需来看，上半年多晶硅企业多数时间处于累库状态，只有在二季度由于自身减产以及下游抢装需求备货影响，库存稍有去库。三季度包括未来短期在丰水期影响下都有继续累库压力。目前多晶硅生产企业库存约在21万吨左右，前期部分头部企业发货节奏加快，去库出现较明显去化。 下游拉晶厂原料库存约为20万吨左右，经历两拨囤货，企业间存在策略差异，拉晶厂手中库存也差距较大，少则不足1一个与库存，多则4个月以上库存。7月与8月底，多晶硅在生产厂家和采购厂家间发生了比较明显的“转移”。 多晶硅能耗管控/成本分析 9月预计多晶硅行业平均成本在43.70元/千克左右 ，对标46-50元/千克价格，已经在成本线之上，多数企业已经可以保证盈利。未来短期内多晶硅成本有上涨可能，主要是一方面枯水期来临，短期内硅粉价格有上涨可能。另一方面多晶硅多个基地后续有减产可能，折旧也将增加。 分企业来看颗粒硅仍占据较为明显的成本优势，同时部分二线厂家依靠自备电厂亦能使自己成本相对靠前，较领先厂家成本已经可以做到 41元/千克左右。 多晶硅价格未来可期 但注意供需隐患 展望后续多晶硅价格，SMM分析如下： 2025年09月-2025年12月：多晶硅价格继续上行。 多晶硅市场产能出清政策持续进行，本周行业会议频开，多晶硅产能政策将在此时间段逐渐落地，配合市场限产限售政策，市场信心增强，多晶硅价格持续上涨。 2025年12月-2026年02月：多晶硅价格开启窄幅回落。 2025年春节受闰六月影响将延迟至2026年2月底，1-2月市场交易逐渐减少，价格出现窄幅回落调整，但市场对2026年信心仍在，价格回落有限。 2026年2月-2026年5月：多晶硅价格上涨。 2月作为春节月，需求减弱价格或小幅回落，后续随着复产复工以及产能出清落地，多晶硅供需关系极大缓解，多晶硅价格或将迎来大幅上涨。 2026年6月-2026年8月 ：多晶硅价格下跌。一方面随着年中结束，需求暂时出现回落，另一方面丰水期到来，多晶硅产量出现明显增加，供需格局短期内发生改变，价格随即回落。 硅片价格历史走势 据SMM现货报价显示，硅片价格自6月底以来因硅料价格的上涨也开启上行通道，进入9月份，硅片价格再次出现上涨，主要由于硅料月初的涨价，同时目前尺寸间分化差距加大，210R出现疲态，183和210尺寸对应下游需求尚好。 市场按需生产，专业化企业排产增加 据SMM统计，2025年8月中国硅片企业月度开工率在56%左右，预计9月开工率或将升至62%左右，产量有望从8月的56GW上下，增至9月份的59GW左右。 分硅片技术类型来看，SMM预计，N型为目前主流型号，主导市场增减量，9月增量约为3.49GW。P型逐渐成定制化产品月度产量基本保持一致约1-2GW。 分硅片尺寸来看： 18Xmm：8-9月产量从12.49GW增至13.87GW，小幅增加，主流企业提产所致； 210R：市场主流型号，目前是市场需求变化不大，7-8月有微幅增量。 210mm：由于地面电站建设需求，目前整体增量相对明显。 一体化企业： 排产计划差异，个别企业策略激进大幅提产，多数企业维持平稳出货。 专业化企业： 代工订单量明显增加，多数企业提产。 硅片库存短期内恐不会发生较大改变 据SMM了解，经历去年四季度大幅去库后，今年一季度硅片小幅累库， 从3月初开始进入去库周期 。1-7月硅片成品库存最高达到30GW，最低库存16.02GW，从 5月开始上下波动幅度约2-3GW。9月硅片产量预计或在59.53GW左右， 市场或维持供需紧平衡的态势。 硅片头部企业去库较为明显 ，目前硅片企业多根据订单情况排产库存， 整体供需关系多维持紧平衡，库存不再大幅消纳。 硅片未来价格预测 2025年08-2025年12月：硅片市场价格持续上涨。 9月国内头部企业酝酿二次涨价，后续市场仍具备一定上涨空间，一方面多晶硅价格的上涨从成本端对硅片价格形成有力支撑，另一方面硅片产业自身自律也在逐渐落地叠加年底需求小爆发，价格或出现持续上涨。 2026年1月-2026年2月：硅片价格回落。 硅片价格小幅回落，随着春节到来，市场需求减弱，市场小幅降温。 2026年3月-2026年6月：硅片价格上涨， 春节之后企业逐渐复工，需求恢复叠加上下游产能出清的进行，价格或出现一定上涨。 2026年6月-2026年8月：价格小幅波动， 年中过后硅片小幅调整期，随着前期价格较高叠加年中后需求回落，硅片价格或小幅下行调整。 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏行业破解内卷高质量发展论坛 上，SMM光伏行业顾问 夏文静围绕“东南亚光伏市场：跨越贸易壁垒与电网瓶颈的破局之道”的话题作出分享。她表示在全球地缘政治影响下，东南亚东南亚建厂/转口优势被削弱，但东南亚在不断增长的电力需求，可再生能源目标以及政策驱动下，未来将从“代工基地/出口跳板”实现光伏市场“增长极”的跃迁。 01 东南亚贸易壁垒：全球地缘政治影响下，东南亚建厂/转口优势被削弱 东南亚贸易壁垒| 政策环境收紧，东南亚“跳板”功能正被削弱 SMM基于2025年9月的公开数据分别整理了中国企业海外组件基地产能布局及中国企业海外电池基地产能布局的情况，据SMM统计，中国企业海外组件基地的产能总计在106GW左右，其中东南亚区域占比达到73%，中国企业海外电池基地的产能布局总计达84.65GW左右，主要集中于东南亚。但是，一些新的出海目的地也正逐步被开发，例如美国、土耳其、巴西、韩国等，其中美国的占比已经提升至20.60%。主要也是因为受到地缘政治的影响，东南亚的贸易壁垒逐步提升，转口/产能转移承接优势被逐步削弱。 东南亚贸易壁垒| 地缘政治影响下，高关税壁垒冲击东南亚光伏供应格局 02 东南亚光伏市场潜力：从“代工基地/出口跳板”到“增长极”的跃迁 东南亚光伏市场潜力| 城镇化率提升、制造业扩张等因素驱动东南亚电力需求增长 东南亚电力需求驱动因素与东南亚的城镇人口、空调市场以及工业增加值等有关，城镇人口方面，预计自2023年到2050年城镇人口的复合年均增长率在1.43%左右；空调市场2023年到2050年复合年均增长率在9.76%左右；工业增加值自2023年到2050年的复合年均增长率在3.82%左右。 电力规模方面，预计自2024年到2050年电力市场的复合年均增长率在3.69%左右，2050年发电量或达3400TWh左右。 东南亚光伏市场潜力| 高碳能源大规模使用加剧环境压力，能源转型迫在眉睫 根据不同地区碳排放强度在2021年到2024年的对比情况，东南亚地区在2022年到2024年因高碳能源大规模使用加剧环境压力，碳排放强度逐年攀升。电力部门的排放能源分类中，煤的二氧化碳排放量最高，能源转型迫在眉睫。 东南亚光伏市场潜力| 设立净零排放和可再生能源目标，以应对气候和环境压力 东南亚光伏市场潜力| 东南亚光伏LCOE下探，部分国家光伏LCOE已低于煤炭 东南亚光伏市场潜力| 电力结构转型，可再生能源比例不断提升，光伏引领增长极 2024年到2050年，预计随着东南亚市场电力结构的转型，未来可再生能源比例将不断提升，2024年可再生能源在电力结构中占比约在26.24%左右，预计到2050年，该数据将攀升至54%左右，其中光伏将引领可再生能源的占比的提升，其2024年在电力结构中占比约在3.22%左右，预计到2050年有望增长至18%上下。 东南亚光伏市场潜力| 越南引领东南亚光伏市场，菲律宾政策改革光伏装机空间大 03 东南亚电网瓶颈：积极推进电力互联互通，然仍面临基础设施、技术、政策等瓶颈 东南亚电网瓶颈| 积极推进电力互联互通，然仍面临基础设施、技术、政策等瓶颈 东南亚跨境电力交易 1. 跨境电力交易的必要性 电力需求增长： 东南亚电力需求持续增长，跨境电力交易可缓解各国电网扩容压力； 资源禀赋差异： 东南亚能源资源种类丰富，但各国资源禀赋、电力开发条件和电力发展水平存在差异； 保障能源安全与稳定供应： 缓解能源分布不均问题，提升东南亚电网的现代化和灵活性； 促进可再生资源消纳： 整合东南亚水电、光伏等资源，通过跨境输电降低弃光率、弃水率； 经济和成本优化： 降低电力交易成本，推动区域电价趋同； 政策机制推动： 东盟《2025年东盟能源合作行动计划》，明确要在东盟成员国间构建一个互联电网，即东盟电网； 支持绿色转型： 通过跨境绿电贸易实现碳减排目标。 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏海外市场论坛 上，楷德电子工程设计有限公司副总经理，董事 张凯围绕“助力中国光伏产业“探海远航” 对国际化项目的市场、设计与工程实践经验分享”的话题展开分享。 国际光伏市场的机遇及挑战 1. 市场规模与增长 可再生能源正在重塑全球能源格局，太阳能光伏目前领先于风能和水力发电。IRENA预测，到2050年，可再生能源将提供90%的电力，主要由 太阳能和风能驱动。 尽管面临挑战，但随着需求的不断增长，光伏行业的产能将超过22.9TW。 2028年预测：中国光伏组件市场规模将增长至74589.6亿元，产能预计达4487.2GW，需求3486.01GW。 2025 国内实际产业情况 美国双反税”的最高税率高达：800%：国内已知单晶炉开工率在50.9%左右。 政策风险 美国： 2012年，美国商务部就宣布对进口中国光伏产品征收反倾销、反补贴税。2018年后，在“双反”基础上，还叠加了201关税、301关税等。 IRA法案： 截止2025年4月10日，该法案使得中国商品的总关税税率达到125%。 欧洲： 进口限制： 依赖中国组件（占进口量50.2%），西班牙、意大利等市场因补贴延迟或电价下跌面临需求波动。 区域分化： 德国、荷兰通过政策支持快速增长，但法国、波兰受立法和土地问题限制。 印度： 高关税壁垒： 2022年起对光伏组件征收40%进口关税，推动本土制造（PLI计划目标50GW+产能）。 供应链重组： 减少对中国依赖，转向越南、泰国进口，但国内产能扩张面临技术瓶颈。 区域市场机遇 区域化应对策略 1. 本土化生产 • 美国/欧洲： 利用IRA等政策补贴建厂，规避关税壁垒（如隆基在美建5GW工厂）。 • 印度/中东： 合资或技术授权，满足本地化制造要求。 2. 供应链优化 • 物流： 在港口附近设仓库（如欧洲鹿特丹、美国洛杉矶），降低运输成本。 • 原材料： 布局多区域硅料供应（如东南亚、中东），减少地缘风险。 3. 技术适配 • 欧洲/中东： 推广双面组件（适应高辐照环境）； • 印度/非洲： 主打性价比高的PERC+topcon组件（过渡期需求）； • 美国/中国： 聚焦N型TOPCON和大尺寸组件（高功率需求）。 4. 政策协同 • 合规性： 跟踪各国补贴、碳税政策（如欧盟碳边境税），调整产品认证（如UL、TÜV）。 • 市场准入： 通过本地分销商突破贸易壁垒。 5. 风险对冲 • 产能过剩： 动态调整扩产节奏，优先布局高增长市场（如中东、东南亚）。 • 技术迭代： 加大研发投入（如TOPCon量产），淘汰落后产能（PERC逐步退出）。 中东市场浅析 中东投资前景 政策推动条件 中阿地区有 上百个自贸区 。向入驻企业提供区内 税费减免 优惠，投资补贴、对外籍劳工政策宽容。中东各国提出 能源格局转型 ，推动经济多元化发展。预计到2030年光伏装机容量达180GW。其中， 沙特规划达130GW。 国际形势及地缘优势 •美国制裁东南亚、中国出口光伏产品，迫使中国光伏企业转移产能。 •中东各国与欧美多个国家签订长期 自由贸易关税协定 。 • 中东地理位置优越 ，光伏产品可以辐射欧洲甚至非洲地区。港口多，运输出口方便。 内在需求及光照优势 • 碳中和目标 方面，阿联酋、阿曼、埃及、伊朗、以色列均承诺在2050年前实现碳中和，土耳其与沙特承诺在2053年和2060年前实现碳中和。 • 光照条件优越 ，光伏度电成本低。中东地区年均光照强度超过2000kWh/m 2 。 投资保护 • 中东与中国的合作不断深化 。与中国签署多项合作协议，在基建、能源、科技等领域展开深度合作。 •中东国家不断完善投资保护机制，保障外资企业合法权益。 中东保税区分布 中东国家： 通常包括沙特阿拉伯、伊朗、伊拉克、科威特、阿联酋、阿曼、卡塔尔、巴林、土耳其、以色列、巴勒斯坦、叙利亚、黎巴嫩、约旦、也门、塞浦路斯、格鲁吉亚、亚美尼亚、阿塞拜疆、埃及等20个国家。 中东地区已落地及正在建设的保税区共有约六十个， 除科威特和巴林外的其他海合会成员国均在境内设立自贸区类似区域。 •目前沙特阿拉伯设5个经济特区；阿联酋设自贸区逾40个；阿曼设3个自贸区及1个经济特区；埃及设11个自贸区；吉布提目前主要有4个自贸区；卡塔尔设2个自贸区，2个经济特区。 保税区分布及其政策 保税区分布及其政策 中东投资风险点及应对措施 法律与监管风险 法律体系存在差异，深入理解中东关于 技术转移、本地制造比例、本地就业和本地成分 准入要求。 应对措施： 1.投资前进行 法律尽职调查 ，了解各地外资准入规定。 2.与 当地专业律师团队合作 ，确保投资项目合规。 3.关注中东国家政策动态，及时调整投资策略。 地缘政治风险 中东 地缘政治复杂 ，局部冲突可能影响投资安全。 应对措施： 1. 多元化投资组合 ，降低单一地区投资风险。 2.关注地区形势， 避免在高风险地区大规模投资 。 3.与当地政府和企业建立良好关系，获取安全保障。 汇率与金融风险 地社会习俗存在差异，影响企业经营和员工管理。 应对措施 1.加强跨文化培训，提高员工对当地社会习俗的理解。 2. 尊重当地宗教信仰和风俗习惯 ，避免文化冲突。 3.与当地社区建立良好关系，积极履行社会责任。 文化与社会风险 货币汇率波动可能影响投资收益。且部分国家金融市场欠发达，融资渠道有限。 应对措施： 1.使用 金融衍生工具对冲汇率风险 。 2.与当地金融机构建立合作关系，拓展融资渠道。 3.关注中东国家金融市场动态，把握投资机会。 设计阶段的国际化实践经验分享 遵循国际标准 考虑本地化需求 气候与地理适应性： 高寒地区需加强保温设计，如北欧建筑外墙加厚保温层，利用大窗户引入充足阳光。 热带地区要考虑降水和防潮，东南亚建筑常设防潮层，屋顶设计利于排水。 中东区域高温干燥，建筑需隔热防风沙，如采用特殊隔热材料和密封设计。 东南亚地质条件较差，地坪多采用桩基结构地坪。 文化习惯影响设计： 中东国家建筑需设宗教空间，如祈祷室，满足当地居民宗教需求。 印度项目需考虑食品忌讳，食堂设计避开猪肉牛肉食品。 欧洲项目要符合环保标准，如LEED认证，体现绿色建筑理念。 模块化与标准设计 采用预制模块化结构 利用BIM技术实现预制模块化设计，提高施工精度，减少现场施工差异。 某大型建筑项目采用BIM技术，预制构件现场快速组装，缩短工期30%。 设计可扩展性 设计时预留可扩展空间，便于后期升级调整，如电力系统设计考虑电压兼容性。 一数据中心项目预留电力扩容接口，后期顺利升级，满足业务增长需求。 高度自动化工艺设计 为避免采用大量的熟练技术工人，整个生产工艺和物流尽量采用高度自动化的生产设施。 工程施阶段的国际化实践经验分享 建设厂房环节关键控制点 建设流程： 首先，需要了解当地设计报审流程，需要报审哪些部门，以及采用什么标准设计，哪些是必须采用当地标准设计的如消防； 此外，相关部门的法律法规政策需要提前了解。 验收环节： 施工阶段需要了解当地政府部门需要干涉的验收环节，每个认证环节都有相应的资料归档。国外政府部门的办事效率不如国内，所以需要提前策划确保有足够的时间。 风险管控点： 以上两点是建设过程中常规流程，海外项目还有很多不可控风险点，如与当地转图公司的沟通时间，政府审查图纸时间很长，供货时间很长。 跨国供应链管理 材料采购： 采购材料需符合目标国标准，如欧盟CE认证、美国UL认证，确保材料质量。 某项目采购欧盟CE认证材料，顺利通过当地质量检验，避免返工。 设备兼容性： 提前适配不同国家设备，如电压、机械接口等，保证设备正常运行。 一跨国项目提前适配设备，避免因电压不匹配损坏设备。 物流与清关： 考虑海运、空运成本和目标国进口政策，合理安排物流，降低运输成本。 某项目合理规划物流清单，节省关税成本15%，顺利清关。 本地施工团队协作 1. 雇佣本地工人 •雇佣本地工人，减少文化冲突，提高施工效率。 •某海外项目雇佣本地工人，施工进度加快，文化冲突减少。 2. 多语言安全培训 •为多语言工人提供安全培训，确保理解安全规程，如OSHA、ISO 45001。 3. 文化融合活动 •组织文化融合活动，增进团队凝聚力，促进协作。 •某项目组织文化活动，团队凝聚力增强，协作更顺畅。 尊重当地法规 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会-光伏行业破解内卷高质量发展论坛 上，俄罗斯自然科学院外籍院士，上海第二工业大学资源与环境工程学院院长 周全法围绕“废弃光伏组件及关键金属回收利用技术进展”的话题展开分享。 光伏组件及其退役报废 一、光伏组件及其退役报废 光伏： photovoltaic（缩写为 PV），photo（光）和 voltaic（电）的组合，光生电；光：太阳光 太阳能利用 历史悠久： 人类最早能源利用形式，又是“新能源”“清洁能源”“可再生能源“ 取之不竭： 173万亿Kw/s到达地球（全球能源消费总量的几万倍） 清洁能源： 相比传统化石能源，其产生过程不需要人为干预或目前无法干预（太阳内部氢持续核聚变生成氦，释放巨大核能，发出光和热；表面温度约6000℃，中心温度约2000万℃） 核心问题： 如何高效转化为人类所需形式，光伏发电是有效方式之一 典型的太阳能光伏发电系统 光伏发电的主要形式包括集中式光伏发电和分布式光伏发电。 装机量逐年快速递增 2023年——全球累计装机 1400GW ，我国累计装机并网 608.91GW ，占比43.5%。其中集中式光伏电站354.48GW，分布式光伏254.44GW，户用光伏115.79GW。 2024年——我国风电光伏发电装机 1180GW >煤电装机 1170GW ； 2025年——光伏组件退役高峰期，中国 105 万吨（2025 年） 、 2000 万吨 （世界占比1/4，2050 年），【理论寿命25-30年，实际寿命10-15年】 1MW组件约55吨， 现有装机总量3650万吨，2024年新增1680万吨。 自然灾害和发电效率加剧退役 自然灾害：3-5%的光伏组件被损毁；年产生量约100万吨左右； 2000年左右装机组件：即将退役或已经退役 （因发电效率和组件价格）； 遵循工业产品生命周期：原料-产品-废料-再生资源或安全处置。 小结： 光伏发电——中国名片； 退役光伏组件——数量巨大； 价值巨大——研究+产业。 废弃光伏组件属性及环境管理 基本属性： 资源性与污染性并存 污染： 静态极低；动态较高 资源： 有色及稀贵金属、半导体材料、无机非金属材料、高分子材料等。 晶体光伏组件中，玻璃、铝边框和EVA的重量占比≥93%。 资源性与污染性并存 根据退役晶体硅光伏组件中再生资源的经济价值估算来看，价值占比方面，银占比最高44%，铝边框占比次之30.4%，硅片破碎料占比9.5%。 环境管理： 2024.01.01之前：参照HW49（电子废弃物）管理； 2024.01.01之后：SW17（可再生类废物）类（废物代码900-015-S17）； 【生态环境部2024年1月，《固体废物分类与代码目录》，光伏组件生产、技改、退役等过程中产生的废弃光伏组件】 标准管理： GB;HJ;DB《废弃光伏组件综合利用污染控制技术规范》（江苏省即将颁布，课题组起草）;T(团标） 法规管理：九龙治水 九龙治水，密集出台政策（20多项） 六大重点任务： 《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》6项重点任务 一是从绿色设计出发，推动回收利用便利化。【如EVA；背板塑料；寿命设计......】； 二是明确处理责任主体。要求集中式风电和光伏发电企业承担退役新能源设备处理责任。【生产者责任延伸制 (EPR)的主体责任转移！】； 三是畅通回收利用渠道。推动探索多种回收模式，产业链上下游共同推动设备回收。 四是提高再生利用技术水平。强化光伏组件中层压件、边框、接线盒等的高水平再生利用。 五是稳妥推进再制造。部署光伏逆变器等关键零部件实施再制造。 六是明确无害化处置要求。部署光伏设备回收利用处置全过程环境污染防治的监管力度。 项目组已做工作，2025年即将颁布 再生利用产业预测 “战国”时代即将来临 产能严重过剩：生产量、使用量、退役量、再利用量、再生利用量：不同概念，企业和资本逐利天经地义 市场准入条件：收集者、拆解者、处理处置者的准入条件不同，不可一刀切；目前尚未有退役光伏组件处置与利用企业准入条件 再生利用产业布局：全国待处置总量、区域再生利用企业数量和规模？ 再利用和梯级利用问题：安全责任和降级使用的范围和条件？ 组件制造用材料及报废 晶硅太阳能组件的制造流程 组件构造 通过特殊工艺，将太阳能电池片、正面盖板、背板封装成一个整体，从而构成一个实用的太阳能发电器件，我们称其为组件或太阳能电池组件。 八大主材 包含：电池片、焊带、玻璃、EVA、背板、边框、硅胶、接线盒。 电池片： 基本组成单元；组装拼接得到组件； 分为单晶硅、多晶硅、和非晶硅(薄膜组件)； 光电转换效率：单晶硅为17%，最高的达到24％；多晶硅：15%左右。 焊带： 作用：串焊材料；焊带质量直接影响光伏组件电流的收集效率和组件功率； 材质：铜基材外面包裹一层锡铅合金（如：SnPb40，锡铅比为60：40）； 特点：熔点低，流动性好，收缩性小；韧性良好，软硬适宜，表面光滑；高温下会侵蚀银——造成“过焊”不良。 玻璃： 作用： 透光，提高组件发电量；支撑，增强组件强度；密封，保证水汽不易透过，增加组件的可靠性。 类别： 成型方式——浮法玻璃和压花玻璃；都是平板玻璃,钠钙玻璃,都要经过熔化和退火工艺；不同点：浮法玻璃采用浮法工艺：主要设备有熔窑，锡槽，退火窑，冷端；压花玻璃采用压延工艺：主要设备有熔窑，压延机，退火窑，冷端； 钢化玻璃： 用浮法玻璃作为基片，对浮法玻璃先进行切割、磨边、倒角等外形预加工，然后再在钢化炉中进行热处理(先均匀加热至适当温度，然后再急剧冷却)，这样处理之后，会让玻璃的硬度、强度大大提高 EVA Ethylene-Vinyl acetate copolymer：VA含量在25%—40%的乙烯、醋酸乙烯脂的共聚物； 组件封装材料,常温下无黏性，受热发生交联反应，由线性结构变为网状结构，形成热固性凝胶树脂； 作用：将电池串“上盖下垫”，将电池串包封，并和下层保护材料玻璃，上层保护材料TPT（聚氟乙烯复合膜），经过抽真空/层压粘合为一体构成组件半成品； 特点：只能使用一次，经固化处理后，再次受热不熔化。 背板 作用：将电池片/EVA与空气隔绝 ，抗氧化和抗潮湿性、电绝缘性，保护和支撑电池片； 种类: TPT、KPK、 TPE、 KPE 等；TPT/KPK背板都是双面含氟背板，“T”是指美国杜邦公司生产的Tedlar薄膜，学名聚氟乙烯(PVF) ；“K”是指法国阿科玛公司生产的Kynar，学名聚偏二氟乙烯(PVDF)。 三层结构：外表层：含氟薄膜-聚氟乙烯薄膜（PVF），厚度一般在37μm左右，耐气候、抗UV紫外、耐老化、不感光等；中间层PET：聚酯材料薄膜，乳白色或浅黄色、高度结晶的聚合物，表面平滑有光泽，厚度一般为250um水气阻隔性、电气绝缘性、尺寸稳定性，易加工性及耐撕裂性等；内层（EVA粘结层）：TPT/KPK使用的背板内层是改性过的含氟薄膜；TPE/KPE的内层是粘结性强的EVA膜或PE膜。 铝边框 因钢化玻璃四周比较脆弱，做平板组件必须有边框来保护四周边缘； 太阳能组件边框一般采用是铝合金、不锈钢边框； 边框+硅胶打边：加强组件密封性能，提高整体机械强度，便于组件运输和安装。 硅胶 单组份 边框胶：组件封装材料，与铝边框粘结，将组件封装起来，起到密封层压件，防止水分渗透、接触EVA，避免组件被腐蚀。有机硅胶还起到缓冲、减小外力冲击； 线盒底座胶：粘结接线盒，其优异的防水防火密封性能，对于光伏组件有非常好的保护作用。 双组份 灌封胶(AB胶)：保护接线盒内部引出线/二极管等元器件处于一个密封的状态中，达到防水、防潮、透气、绝缘的总用。 接线盒 结构：盒体、线缆及连接器三部分； 作用：连接并保护太阳能光伏组件，同时将光伏组件产生的电流传导出来。 辅助材料 此外，周院士还介绍了组件工艺流程、物料分选、划片、串焊、层叠（将二层EVA，背板(单玻)或网格玻璃(双玻)叠放在一起，形成类似“三明治”结构的过程）、层压、装框、组件固化等过程。 组件生产过程产生的废弃物 以银为中心的资源化利用 废弃光伏组件资源化利用本质：多层紧密结构材料的分离与元素循环 为何是银？ 电池片导电材料 导电性； 成浆性； 施工性。 湿法处理处置流程 现有技术装备及进展——主要集中于部件拆解及层离 （1） 部件拆解及层离 • 铝边框，接线盒，焊带，分离玻璃和电池片等 （2） 组分分离 • 硅，银，铝等 （3） 关键材料深加工 • 银-银浆；• 硅-硅料；• 铝-合金；• 元素循环 传统分离工艺 项目组已做工作 按工序设置课题-技术及装备开发同步-前后工序无缝对接-产业化系统集成 项目组已做工作 材料保级利用与元素循环 铝合金边框的保级利用——冶金方式调节成分、结构，边框铝合金； 焊带的保级利用——冶金方式调节成分、结构，光伏焊带； 银元素循环——不经过纯金属状态，在回收过程中加工成光伏用银粉和浆料。 结语： 市场巨大，尚无盈利空间 ——需要提早布局，机会是给有准备的人； 国家政策大力推动 ——新型工业固废、新能源产业新型固废 全球范围内尚未有统一的成熟的技术路线 ——基础研究薄弱 火法和化学法各有利弊 ——核心问题：二次污染、成本 无成熟工艺，更无成熟的设备 ——需强化产学研结合：生产、使用、回收 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容

在由 上海有色网信息科技股份有限公司、山东爱思信息科技有限公司、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会、国网（苏州）城市能源研究院有限责任公司联合主办 的 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 上，中国新能源电力投融资联盟秘书长 彭澎围绕“电力市场新规则下——光伏电价市场化--调整&机遇”的话题展开分享。 当前电力市场现状 电力供需关系发生根本性转变 从供应偏紧，到全面宽松；从涨电价为主，到降电价为主；从以火电为主，到绿电优先；从单一供电模式，到多种模式并存。 2020年 VS 2024年 电力市场的价格形成机制复杂 以省内市场为主： 省内先尽量平衡； 省内电价基于省内基本条件： 煤炭资源情况，风光水资源情况； 省间余缺互济： 建立省间电力市场； 省内电价在逐渐受省外影响： 特别是线路资源还是增加。 西部地区并不意味着电价更低 政府的目标：降低能源成本 能源价格牵扯很多 各级政府都把降电价写进政府工作成绩报告 电力与油气不同；油气价格跟随国际市场；很多行业改革，越改价格越高；电价却很难上涨。 三个政策交替作用： 分布式开发建设：定义，什么项目能算分布式项目(绿电直连有关)； 136号文：定义，能有什么样的电价； 绿证政策：定义，绿色权益能拿到多少。 局面：能源供给侧和消费侧的改革 政策释放快速且剧烈 时代的痕迹 2010-2020 补贴时代： 1.央国企在新能源方面并不积极； 2.项目分配大部分由北京决定； 3.市场需求小，地方政府没有以此招标，扩产较理性。 2021-2024 平价时代： 1.央国企疯了一样抢项目； 2.地方zf发现新能源是肥肉； 3.以此来招商； 4.产能急速扩张； 5.后续余震不断。 2025以后市场时代： 1.审批制会长期存在； 2.差价合约； 3.项目开发和运营难度成倍增加； 4.投资企业需要适应。 2025后市场时代 深度分析项目所在地的电力市场 未来主要是以省为单位的电力市场建设 分析各省的装机结构 未来装机的增长情况，严重影响供需关系，需求端的用电其实更好预测。 项目运营： 加强报价能力，主动配储将会出现，这部分储能可以安装在发电侧，尽量抓取晚高峰的电价： 项目开发： 需求大的省份仍然是第一选择， 不要害怕负电价 ，涨跌永远是对称的。 新电价机制下，怎么卖电是关键 分布式难以参与机制电量： 自消纳比例想办法提升； 发电时间段，转移到高电价时间段： 挖掘用户的灵活性。 2026年可再生能源消纳到30%的省份达到7个 山东电力市场：每年100亿级别的差额补足 量大，价低： 老项目多、发电小时数高、调整曲线是未来趋势。 2024年山东光伏现货市场均价0.169元/千瓦时，风电是0.267元/千瓦时。如果全部补到山东标杆电价，2024年山东光伏装机7613万，风电装机2323万，发电量是光伏全年213亿千万时，风电全年541亿千万时，估算如果全部补到标杆电价，光伏补48亿，风电补69亿，再去掉10%的市场化电价，再去掉分布式自发自用部分，差不多还是在百亿级别。 表面因为机制电价补助很高，这里面确实偷换了逻辑，就是如果没有这些新能源，山东还是用火电，还是要出标杆电价的钱。 新能源发展模式改变 电价结构将更为细分：山东 1. 不同月份的峰谷时间段不同： 2. 全年都出现尖峰电价； 3. 光伏发电80%在深谷和谷段。 1月.2月.12月 第一次充放：1.026-0.312=0.714； 第二次充放：1.179-0.201=0.969； 两充两放：1.683元 2025年5月（两部制10KV）尖峰1.1409，深谷0.1953，峰谷价差0.9456元； 2025年6月（两部制10KV）尖峰1.0978，深谷0.1883，峰谷价差0.9095元； 6-8月，平均价差0.9；3-5月，9-11月平均价差0.95。 山东的峰谷价差已经全国之最 光伏储能结合，装的更多、收益更佳 客户年用电量130万度； 光伏装机容量从500KW放大到1000KW； 储能装机容量从0到1044KWh； 客户节能分享收益从11.29万/年放大到26.9万/年； 客户综合度电成本从0.889元/度降到0.681元/度(降低0.21元/度）； 通过合理配储的方式，可将客户综合用电成本拉低0.2元/度以上(20年)； 通过合理配储的方式，可以将光伏的装机容量放大2倍以上； 通过光伏大比例配储的方式，在增加光伏装机容量的同时，可以将光伏的自用比例拉升到90%以上。 发电侧、用电侧结合、提高消纳能力 虚拟电厂： 无论是源网荷储，还是绿电直连，都需要虚拟电厂模式，来调节。 分布式电源是发动机； 分布式储能+用户侧灵活性是调节阀 垂直无积灰： 无积灰，无积雪 无积灰损失，发电量年可少损失3~10%； 无积雪损失，另积雪反射率提高，发电量可提升15%以上。 北欧、加拿大等地区为例，每年大于4个月的雪季，60%以上时间有积雪，发电量损失20%以上。 最佳倾角安装积雪积灰： 垂直安装投资回报更高：新疆为例 垂直安装，大幅增加峰时发电，减少谷时、深谷发电 垂直组件安装方案限发电量情况：首年全年限电天数为278天，合计限发损失电量约为11402.6692万kWh。 增量配网新玩家，改变电力交易秩序 重点： 1. 增量配网内可以消纳分布式光伏； 2. AI可以更精细的管理工商业用户及充电桩这些用电设施； 用户侧灵活性--供冷供热 1、移峰填谷—降低运行费用 可充分利用谷电、弃电，调节系统运行策略，谷电、弃电蓄能、峰电释能，降低运行成本； 2、电网调峰—源·网·荷·储同步电网辅助及分布式能源调配 通过优化自身用电行为或时序、间接地改善电力系统的运行特性，为电网消纳高比例绿电、可再生能源等进行兼容、提供灵活便捷服务，同时给分布式绿电能、热回收等提供完整的服务 3、为系统提质增效—稳定机组运行效率，提升系统综合能效 通过人工智能云平台控制技术，在低负荷或极端外部环境条件下，实现热/冷量的灵活蓄放，进行对设备能量的容纳或补充，使机组在整个运行周期内都处于高效生产状态，大幅提升系统、设备的运行效率及稳定性。 利用 谷电能+调峰电能+空气源+蓄能+ESSEO能源机器人 ，系统进行多重智能耦合 市场机遇 从能耗双控转为碳排双控 1. 将逐步放开对高耗能企业的限制 特别是高耗能企业对绿电消纳有帮助的情况下 2. 节能的优先次序将后置 允许系统具备一定的冗余 3. 使用绿电必然将有经济优势 单靠绿色无法大面积推广 高耗能企业对策 既要绿，又要便宜 1. 自建电站 自投或者合资； 2. 售电结合 中期内，电价下行趋势，售电有机会 3. 自建配网 绿电直连、源网荷储 融资计划 资产估值变化 光伏RWA-之协鑫能科 协鑫能科与蚂蚁数科合作的光伏RWA（真实世界资产）项目，是中国光伏领域首单实体资产代币化跨境融资案例，于2024年12月成功完成，融资规模超2亿元。该项目以湖南、湖北两地装机容量约82MW的户用分布式光伏电站为锚定资产，通过区块链技术将电站收益权转化为数字通证，实现了高效、透明的跨境融资模式。 》点击查看 NETZEROCHINA2025SMM（第四届）光伏产业大会 专题内容