当前，线缆行业正面临前所未有的挑战：原材料成本高企与价格剧烈波动、压价竞销现象普遍、中小企业生存空间受到挤压。 而铜导体线缆作为电力传输、信息通信、新能源、智能制造等领域的“血管”，其生产工艺的 每一次微小进步，直接决定了企业的原材料利用率、能源消耗效率、产品质量稳定性以及最终的市场竞争力 。 当前铜导体线缆生产工艺进展正在从三个维度重塑行业格局： •成本结构： 型线导体结构每公里可节约约3%-5%的铜材消耗→大大提升企业盈利能力 •产品性能： 新材料应用、精密微细导线制造→为企业开辟高端市场入口：如新能源、机器人等新兴产业 •合规风险： CCC认证新规强化、监管技术应用、行业整治→大幅提高企业违规成本，行业加速优胜劣汰 但，新工艺改造生产线需要多大投资？回报周期多长？随着CCC强制认证，未来绿电和碳成本会增加多少成本？可行的解决方案是什么？ 11月6-7日，江苏·常州星河万丽酒店, 2025 SMM（第十届）导体线缆工业展览会暨电工材料产业年会 中南大学粉末冶金学院研究所副所长——雷前 ， 将 直击行业技术前沿与发展趋势痛点！ 深度解析 《 铜导体线缆生产工艺最新进展及发展趋势 》 ！ 会议更汇聚产业链龙头，共探合规运营、跨界合作模式，助力企业抢占经济新风口。 立即锁定席位，与专家共绘产业发展路径！ 最新版大会议程已出炉！行业前景、技术创新、产品升级、绿色发展，领域专家经验共享，尽在于此！

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，国网（苏州）城市能源研究院能源战略与规划研究所研究员、江苏省电机工程学会电力市场专业委员会 委员 李晨阳围绕“新能源全面入市背景下的分布式光伏发展路径探究”的话题展开探讨。 背景介绍 1.1 新能源蓬勃发展 新型电力系统建设正在从“量变”转向“质变” 新增装机： 当前，新能源发电已成为我国第一大电源，2025年上半年，全国光伏新增并网2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦。 装机总量 ：截至2025年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，约占我国总装机的59.2%。其中光伏发电装机容量达到约11亿千瓦，同比增长54.1%，其中集中式光伏6.06亿千瓦，分布式光伏4.93亿千瓦。 发电总量： 2025年上半年，全国光伏累计发电量5591亿千瓦时，同比增长42.9%，全国光伏发电平均利用率94%。 1.2 电力市场建设加速 市场运作模式得到充分检验 省间现货市场已经转入正式运行，交易规模持续扩大， 目前已覆盖“国网+蒙西”区域26个省超6000个发电主体，与南方电网建立了跨经营区现货交易机制，进一步助力电力资源在全国范围内畅通流动。国网经营区26个省级现货市场启动运行，其中5个转入正式运行（今年新增湖北、浙江），8个进入连续结算运行。 南网经营区也已建成覆盖中长期、现货、辅助服务交易的区域级电力市场。 已于2025年6月28日启动连续结算试运行。 新能源市场化电量逐步攀升 ，2024年，市场化电量已超过保障性电量。 分布式光伏政策介绍 2.1 分布式管理办法与“136号”文 随着装机规模的持续扩大，消纳矛盾日益凸显。 原有的管理规范已难以适应当前分布式光伏的发展环境。在此背景下，国家能源局印发了 《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号 ），重点强调了就近消纳和安全运行管理。 随着新能源大规模发展，其上网电价固定价格机制的弊端也越来越突出。 当前，固定电价难以充分反映市场供需关系，也未能公平分担电力系统调节责任，这已成为行业进一步发展的障碍。推动新能源上网电价市场化改革已十分迫切。国家发展改革委、国家能源局联合印发了 《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》（发改价格〔2025〕136号） ，明确新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格。 国能发新能规〔2025〕7号文件老政策最后执行期限为2025年4月30日，也被称为“430”。发改价格〔2025〕136号中提到的存量和新增用户的并网时间分界点为2025年5月31日，也被称为“531”。 2.2分布式光伏发电开发建设管理办法 分布式光伏分类 自然人户用分布式光伏是指自然人利用自有住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过380伏的分布式光伏； 非自然人户用分布式光伏 是指非自然人利用居民住宅、庭院投资建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量不超过6兆瓦的分布式光伏； 一般工商业分布式光伏 是指利用党政机关、学校、医院、市政、文化、体育设施、交通场站等公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设，与公共电网连接点电压等级不超过10千伏（20千伏）、总装机容量原则上不超过6兆瓦的分布式光伏； 大型工商业分布式光伏 是指利用建筑物及其附属场所建设，接入用户侧电网或者与用户开展专线供电（不直接接入公共电网且用户与发电项目投资方为同一法人主体），与公共电网连接点电压等级为35千伏、总装机容量原则上不超过20兆瓦或者与公共电网连接点电压等级为110千伏（66千伏）、总装机容量原则上不超过50兆瓦的分布式光伏。 分布式光伏发电上网模式 包括 全额上网、全部自发自用、自发自用余电上网 三种。 自然人户用、非自然人户用分布式光伏 可选择全额上网、全部自发自用或者自发自用余电上网模式。 一般工商业分布式光伏 可选择全部自发自用或者自发自用余电上网模式；采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，由各省级能源主管部门结合实际确定。 大型工商业分布式光伏 原则上选择全部自发自用模式； 在电力现货市场连续运行地区 ，大型工商业分布式光伏可采用自发自用余电上网模式参与现货市场。 涉及自发自用的，用户和分布式光伏发电项目应位于 同一用地红线范围内。 相比于《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号） 1、分类更细致，规则更精准 ►原政策：户用、工商业两类 ►新政策：自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四类 ►这样，不同规模、不同性质的分布式光伏项目都有更匹配的管理规则，管理更加精细，也方便项目方按自身情况走规程，有利于行业有序健康发展 2、上网模式更严格，促进本地消纳 ►大型工商业：原则上自发自用（现货市场地区可余电上网) ►一般工商业：取消全额上网方式 ►调整后，既鼓励工商业用电用户更好地利用自发电，也促进了能源的就地消纳，构建更高效的能源利用体系 3、备案管理更规范，保护自然人权益 ►禁止非自然人以农户名义备案，明确“谁投资，谁备案” ►这样能避免企业冒用农户信息扰乱市场，也让备案流程更透明规范，保障自然人参与光伏的权益 2.2 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 中国新能源电价政策演进：从保障收购到市场化过渡 第一阶段 (2006-2013年)：全额保障收购与固定电价补贴 核心目标： 解决发展初期严重的弃电问题，扶持产业起步。 一是建立全额保障性收购制度 新能源发展初期弃电严重（如新疆利用率仅63%）。 《可再生能源法》（2006年） 首次从法律层面确立了全额保障性收购制度。 原国家电力监管委员会发布 《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》（第25号令）（2007年） ，明确了电网企业的具体执行要求。 二是制定固定上网电价补贴 国家发展改革委 《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》（发改价格〔2013〕1638号） 。 明确了光伏项目执行标杆上网电价或电价补贴，期限原则上为20年，为行业提供了稳定的投资回报预期。 第二阶段 (2014-2020年)：补贴退坡与多元化机制 核心目标： 应对补贴资金缺口，推动行业降本增效，逐步引入市场机制。 一是新增绿证收益渠道 光伏装机量迅猛增长，导致补贴资金缺口巨大。 国家发展改革委、财政部、国家能源局 《关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》（发改能源〔2017〕132号） 。推出绿证作为补贴的替代收益渠道，发电企业在绿证收益和国家补贴中“二选一”。 二是逐步取消全额保障性收购 国家发展改革委 《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（发改能源〔2016〕625号） 。在电力消纳受限地区，引入“保障性收购年利用小时数”概念，超出部分需参与市场交易，不再“全额”保障。 三是补贴强度大幅退坡 《关于2018年光伏发电项目价格政策的通知》（“531新政”） 大幅下调标杆电价，暂停普通电站指标，倒逼产业降本增效。 《关于完善光伏发电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2019〕761号） 等文件推动新增集中式光伏项目通过市场竞价确定上网电价。 第三阶段 (2020-2024年)：平价上网与市场化交易 核心目标： 实现无补贴发展，建立以消纳责任为基础的市场化交易体系。 一是建立可再生能源电力消纳责任权重制度 国家发展改革委、国家能源局 《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号） 。 明确各省级行政区域的消纳责任权重。 二是全面实现平价上网 国家发展改革委 《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号） 。 对新建新能源项目，中央财政不再补贴，上网电价按当地燃煤发电基准价执行，标志着新能源进入“平价时代”。 三是通过绿电交易探索入市 国家发展改革委、国家能源局 《绿色电力交易试点工作方案》（2021年） 。 开启“证电合一”的绿色电力交易，引导无补贴新能源进入市场，通过市场化交易体现其环境价值，实现从“计划”到“市场”的转变。 第四阶段 (2025年以后)：全面入市与过渡机制 核心目标： 推动新能源全面参与电力市场竞争，建立保障稳定收益的过渡机制。 一是推动新能源上网电量全面进入电力市场 《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》（发改价格〔2025〕136号） ，新能源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（含现货、日前市场）形成。实现新能源价格由市场决定，促进资源优化配置。 二是建立差价结算机制作为过渡 对纳入机制的电量，当市场交易均价与预设的“机制电价”产生差异时，由电网企业进行差价结算。确保新能源入市后能获得相对稳定的收入，稳定投资预期。同时鼓励新能源通过提升预测精度和调节能力，在市场中争取更高价格，获得超额收益。 长期以来，我国新能源上网电量采用“保障性收购+市场化”的模式进行消纳，136号文出台后，新能源上网电量将全面入市，完全通过市场化方式消纳。 为保障新能源入市平稳过渡，文件提出了新能源可持续发展价格结算机制， 将上网电量分为机制外电量和机制电量两部分。 其中， 机制外电量 部分按照中长期、现货（日前、实时）规则参与交易，获得市场收益； 机制电量部分 ，通过核定的机制电价与市场价格进行场外差价结算，获得稳定收益。 可持续发展价格结算机制 新能源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。为了过渡顺利，建立了 可持续发展价格结算机制。 存量项目（2025年6月1日前投产）电费收益=市场价×交易量+（机制电价政府定价-市场均价）×机制电量 增量项目（2025年6月1日后投产）电费收益=市场价×交易量+（机制电价竞价定价-市场均价）×机制电量 电费收益由政府或者竞价形成的机制电价、市场价格（包括项目价格和市场均价）、交易量、机制电量四个因素共同决定。 简言之，先按市场价算账，再与政府/竞价电价，多退少补，这种结算方式既兼顾市场波动，也有机制价兜底。 “136”号文政策落地情况解读 3.1 概览 截至2025年9月8日，共22个省（市）下发了136号文的省级承接文件（包括正式稿、征求意见稿、试行稿与暂行稿），即本省的深化新能源上网电价市场化改革具体措施 将从国网区域、南网区域、蒙西电网几个电网分区范围内，梳理总结各省承接文件的特点。 3.2 华北电网区域 包括：北京、天津、河北、冀北、山东、山西；其中山东为正式稿，北京、山西为征求意见稿。 山东 8月8日，山东省发改委下发《关于2025年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知（鲁发改价格〔2025〕578号）》和《《山东省新能源机制电价竞价实施细则》的通知（鲁发改价格〔2025〕577号）》 9月11日，山东省2025年度新能源机制电价竞价出清结果公示。整体来看，山东此次风光项目的入选电量均低于竞价电量，而光伏和风电的机制电价较煤电基准价0.3949元/kWh分别下降43%和19.2%。 山东竞价结果简析 光伏入选项目共1175个，总规模1.265GW，其中集中式7个，约1.22GW，含1个海上光伏项目（497.2MW），分布式项目1168个，规模约45.62MW。光伏机制电价为0.225元/kWh，机制电量比例80%，入选电量为12.48亿千瓦时。竞价结果远低于市场预期，按照80%机制电价+20%市场化电价估算实际结算电价不足0.2元/kWh。 核心原因是机制电量的分配：在总共94.67亿千瓦时的规模中，风电占据超八成（81.73亿千瓦时），而光伏仅占一成多（12.94亿千瓦时）。 这导致光伏项目竞争异常激烈，此次光伏共有37个集中式、3500个分布式项目参与竞价，超300%的申报充足率迫使大量企业报出“地板价”以求入围，而参与者较少、电量宽松的风电项目则获得了相对理想的电价。 此次“风光倒挂”现象背后是山东省主动调整能源结构的政策导向。为解决光伏装机量过大导致的“午间高峰、夜间低谷”及现货电价暴跌等电网消纳难题，山东正大力推进风电发展，优化风光装机比例，以发挥风光互补的优势。山东的这一做法可能成为全国风向标，在新型储能尚难支撑电网平衡的背景下，未来更多省份或将优先发展风电，以应对普遍存在的晚高峰负荷挑战。 3.3华东电网区域 包括：上海、江苏、浙江、安徽、福建 其中上海为正式稿，浙江、安徽为征求意见稿 是政策相对友好的区域，但根据各省情况，政策差异较大 浙江 9月3日，浙江省发改委发布《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》及3个配套实施细则意见，明确浙江存量、增量项目的电价政策如下表 3.4华中电网区域 包括：湖北、河南、湖南、江西 其中湖北为正式稿、湖南为暂行讨论稿 仅从136号文来看，湖北、湖南的保障比例都不高，甚至与西北省份齐平，而湖北存量集中式光伏电站的机制比例也下降得比较快。湖南中衡直流投运后电价变化较大，有待进一步观察 湖南 根据湖南省发改委关于印发《湖南省深化新能源上网电价市场化改革实施细则（暂行）》的通知，2025年新增纳入机制的风电、光伏电量规模,分别按照参与竞价的风电、光伏项目年上网电量的20%确定 3.5西北电网区域 包括：陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆地区 其中甘肃为正式稿，宁夏、陕西为征求意见稿，新疆为试行稿 西北仅甘肃由征求意见稿阶段转为正式稿阶段。从整体的电量总规模测算来看，154亿千瓦时对应的常规存量项目的机制电量比例预计不会超过15% 甘肃 8月15日，甘肃省发改委、甘肃省工信厅、甘肃省能源局、甘肃能监办发布《关于2025年度增量新能源项目机制电量竞量竞价安排的通知》，8月22日，国网甘肃省电力公司发布《国网甘肃省电力公司2025年度增量新能源项目机制电量竞量竞价组织公告》首批竞价项目，纳入机制范围的电量规模8.3亿千瓦时。第二批次竞价项目，纳入机制范围的电量规模15.2亿千瓦时 宁夏 7月28日，宁夏自治区发改委下发《自治区深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》，2025年6月1日起投产的新能源增量项目，初期纳入机制的电量规模与现有新能源价格非市场化比例适当衔接，暂按照全区增量新能源项目年度预测上网电量的10%确定。 3.6 东北电网区域 包括：辽宁、吉林、黑龙江、蒙东 其中蒙东为正式稿，辽宁、黑龙江征求意见 东北地区的新能源投资而言，各省特点不一。其中黑龙江的最大风险来自于负荷能力不足下的电力消纳问题，相比之下，辽宁的消纳能力要优于黑龙江，蒙东则对增量新能源不安排机制电量 辽宁 7月，《辽宁省深化新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》、《辽宁省新能源增量项目竞价方案（征求意见稿）》 2025年竞价时纳入机制的电量规模与 当年新能源非市场化比例妥善衔接，按增量项目上网电量的 55%确定 蒙东 5月29日，内蒙古自治区发展改革委、能源局发布关于印发《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确：1）蒙东电网新增风电、光伏项目，不安排机制电量；2）对于不同类型的存量风电、光伏项目的保障情况如下表所示： 3.7 蒙西电网区域 蒙西 5月29日，内蒙古自治区发展改革委、能源局发布关于印发《深化蒙西电网新能源上网电价市场化改革实施方案》，明确：1）蒙西电网新增风电、光伏项目，不安排机制电量；2）对于不同类型的存量风电、光伏项目的保障情况如下表所示： 3.8 西南电网区域 包括：四川、重庆、西藏 其中四川、重庆为征求意见稿 西南地区对比来看，重庆、四川对于存量分布式光伏保障比例充足，这与当地分布式装机比例较低密切相关 3.9 南方电网区域 包括：广西、云南、贵州和海南 其中云南为正式稿，广东、贵州、海南为征求意见稿 贵州、海南增量机制比例水平相对更高，但后续的建设空间主要受土地资源的限制较大。广东作为华南地区的代表省份，其136号文的具体细则亦颇受行业关注，这亦源于广东是华南地区最大的负荷中心代表，也是目前新能源投资最具空间的省份之一 广东 广东省电力交易中心印发《广东新能源增量项目可持续发展价格结算机制竞价规则（征求意见稿）》以及《广东省新能源发电项目可持续发展价格结算机制差价结算规则（征求意见稿）》 海南 7月10日，海南省发改委《关于海南省深化新能源上网电价市场化改革的实施方案（征求意见稿）》 。首次竞价电量规模与2025年新能源非市场化比例适当衔接，2025年6月1日至2026年12月31日期间新建投产的海上风电项目按年上网电量的80%确定，陆上风电和光伏项目按年上网电量的75%确定。单个项目申报电量规模不得高于其全部上网电量，2025年竞价时暂按其全部上网电量85%进行申报。 分布式光伏发展建议 4.1收益模式改变 新能源收益模式由“以量为先”向“量价统筹”转变 不仅需关注自身发电量和利用率，更要重视中长期和现货市场的电价走势和比价关系，新能源的市场交易能力将成为新能源企业间收益差异的主要因素。 机制电量规模大小将决定新能源入市策略 机制电量占比较高时，新能源交易策略较为保守，一般采取报低价、确保上网为主；机制电量占比较低时，市场价格不足以覆盖新能源固定投资成本，新能源将调整交易策略，主动预测供需，在确保中标上网的前提下，逐步提高报价，获得收益。 4.2存量分布式项目 存量项目（2025年6月1日前投产） 电费收益=市场价×交易量+（机制电价政府定价-市场均价）×机制电量 对于存量分布式光伏的发展，核心在于一个“稳”字。 现有的政策已将原有的保障政策稳定过渡至机制电价，多数省份对于存量分布式光伏机制电量比例接近或达到100%，价格也多参照煤电基准价，进入市场后可以选择市场“价格接受者”，也能基本保障了原有的收益水平。 机制内电量仅参与实时市场出清。机制外电量的部分，需要通过一系列措施稳定收益或者获得超额收益。具体而言： 一是 可以通过中长期合同稳定价格，关注长周期购电协议，锁定长期收益，降低市场波动风险； 二是 提高交易能力，主动预测供需或者聚合参与聚合主体交易参与日前市场，获得现货市场额外收益，争取更高交易电价； 三是 通过环境价值获得收益，通过绿电绿证交易等获得绿色价值收益； 四是 成本核算合理的情况下，配置储能，探索光伏+储能模式，增强调节能力，错峰提高能源价值。 4.3增量分布式项目 增量项目（2025年6月1日后投产） 电费收益=市场价×交易量+（机制电价竞价定价-市场均价）×机制电量 一是在投资决策前期，要对各省的落地政策进行深度分析，精准锁定高价值的目标市场。 需要重点关注几个核心市场要素：机制电量总盘的大小，因为它决定了市场容量与竞争激烈程度； 单个项目的最高机制电量比例 ，这影响着项目的规模决策；机制电价的竞价上下限，它划定了价格博弈的空间；以及机制电价的预期，总盘大小与申报充足率都对机制电价的预期有影响，这直接机制电价中标项目的经济性。将这些因素纳入收益模型，才能对项目收益做出可靠预期。 二是要优先选择能够最大化就地消纳的商业模式，以此构建最稳固的收益基础。 理想的模式是采用“自发自用”，即寻找用电价格高、负荷曲线与光伏出力匹配且生产经营稳定的工商业用户、数据中心等。此外，在政策允许的区域，可以积极探索绿电直连、就近消纳项目模式，在获得稳定电价收益的基础上，还能实现绿色环境价值的溢价。 5月21日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）；9月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）。 三是要通过聚合交易的方式，化“分散”为“集优” 。 对于单个中小型分布式项目而言，独立参与市场交易的门槛高、风险大，人力成本、技术成本无法核算。因此，可选择加入虚拟电厂或者分布式聚合商，聚合参与机制电量竞标和机制外电量电力市场交易。或者在工业园区等场景，可参与源网荷储一体化项目或智能微电网，实现系统级的能源优化和交易价值最大化。 四是提高交易能力，不止做价格“接受者” 。 可选择配置储能，通过“光伏+储能”的深度融合，提升市场竞争力和跟踪价格信号的主动能力。储能的配置容量和策略必须基于精细化的经济性测算，确保投资的收益率和有效性。 加强预测能力，在电力现货市场中，着力构建厂站功率预测和市场电价预测的能力，以此作为交易决策与盈利的基石。 总之，分布式光伏的发展必须告别过去的路径依赖，从单一的发电资产向灵活、智能、主动的交易单元转变，从而在未来的市场化竞争中赢得主动，实现可持续的高价值发展。 总结 1.新政策新环境 背景： 新能源装机激增与消纳矛盾凸显，驱动政策体系全面升级。 政策变革： “430”政策 (管理新规)： 细化分布式光伏分类（如户用、工商业），规范不同类型项目上网模式，引导“自发自用”，从源头重塑开发建设规则。 “136号文” (价格革命)： 上网电量全面进入电力市场，价格由市场交易形成，彻底告别固定电价时代。 2. 新能源全面入市核心机制：市场化收益 + 差价结算 ►差价结算机制： 引入“新能源可持续发展价格结算机制”作为过渡。 机制电量部分： 通过与“机制电价”进行场外差价结算，获得稳定收益。 机制外电量部分： 电量通过中长期、现货等市场交易，获得浮动市场收益。 ►新旧有别：区分存量项目和增量项目 存量项目 (25.6.1前)： 机制电价由政府定价（多为煤电基准价），保障基本盘。 增量项目 (25.6.1后)： 机制电价由市场竞价形成，收益不确定性增加。 3. 政策落地现状：区域分化显著，“一省一策” 政策落地差异大： 各省在机制电量比例、竞价规则、价格上下限等方面存在巨大差异，从西北的低比例保障到华东的相对友好。 竞争日趋激烈： 以山东为例，竞价结果出现“风光倒挂”，光伏机制电价远低于预期，反映出市场竞争的白热化以及地方能源结构调整的政策导向。投资者需精准研判区域政策。 4. 发展路径：量价统筹，分类施策，策略升级 ►存量项目 - 稳中求进： 核心策略： 在保障机制电量收益基础上，机制外电量，通过聚合参与现货市场、签订长协、绿色价值交易、配置储能等方式，争取超额收益。 ►增量项目 - 精耕细作： 投资决策： 深度分析各省政策，优选机制电量比例高、竞价环境友好的高价值市场。 商业模式 ： 遵循“430”、650号文等政策导向，优先选择“自发自用”“就近消纳”“绿电直连”模式，锁定稳定收益，并探索绿电交易获取价。 能力建设： 聚合入市，降低交易门槛，增加竞价与交易能力；“光伏+储能”、VPP等模式提升灵活性和价格发现能力，主动参与市场竞争，向灵活、智能、主动的交易单元转变。 》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，深圳创维光伏科技有限公司交易总监相阳围绕“新能源装机持续增长下光伏交易的探索”这一主题展开了论述。 1.新能源装机将持续中高速增长 新能源正成为国内最大电源 ►新能源装机占比近半 截至2025年7月底，全国累计发电装机容量36.7亿千瓦。其中，火电装机14.9亿千瓦，占比40%；光伏装机11.1亿千瓦，占比30%；风电装机5.8亿千瓦，占比16%；水电装机4.4亿千瓦，占比12%；核电装机0.6亿千瓦，占比2%。 截至7月底，全国新增发电装机容量3.25亿千瓦，同比增长75.71%。 • 太阳能新增发电装机容量同比增长80.73%； • 风电新增发电装机容量同比增长79.5%； • 水电新增发电装机容量同比增长1.03%； • 火电新增发电装机容量同比增长72.19%。 近两年光伏增长迅速 据国家可再生能源中心、中国电力企业联合会统计的数据，2024年我国光伏新增装机27757万千瓦，同比增长28%，其中集中式光伏新增装机15939万千瓦，分布式光伏新增装机11818万千瓦。 • 集中式装机方面，新增装机连续2年突破100GW关口。2023年集中式光伏新增装机12001.4万千瓦，2024年新增装机15939万千瓦。 • 分布式光伏方面，两年合计新增装机21446.6万千瓦，其中2024年新增11818万千瓦。 • 户用光伏装机方面，相较于2023年创出4348.3万千瓦的历史新高，2024年户用光伏新增装机同比下滑，达到2955万千瓦。 136号文影响新增光伏装机的节奏 新能源装机仍将维持中高速增长 •预计2025年全国发电装机容量达到39.9亿千瓦，其中新能源装机占比达到48.2%。 • 其中今年风电新投产1.4亿千瓦，比上年增长77.1%，创历史新高；太阳能发电新投产3.8亿千瓦（已完成2.12亿），比上年增长35.5%。按国际能源署、彭博财经等机构测算，我国2030年可再生能源发电量突破50%。国家发改委和能源局提出2030年可再生能源消费量达15亿吨标煤，对应电量约12.2万亿千瓦时，考虑数据包含非电力消费，实际发电量预计介于7-10万亿千瓦时区间。 • 据此推算可再生能源装机需达到约40亿千瓦，其中风光装机达到35亿千瓦，年均增速3.5亿千瓦以上。 新能源消纳离不开市场机制的匹配 • 国家能源局：各地要尽快出台136号文细则，稳定市场预期。各地要尽快推动出台具体实施方案，抓紧组织机制电价竞价，稳定市场预期，进一步营造良好的市场环境。 • 《电力中长期市场基本规则（征求意见稿）》鼓励区域内省间交易机制创新，协同推进区域电力互济、调节资源灵活共享。 • 《电力市场计量结算基本规则》标志着电力市场“1+6”基础规则体系构建完成。 结论： 1、各省存量项目电价基本可获得投资时测算电价； 2、增量项目价格区间相对友好，项目收益有保障，新投运项目将借机重新议价非技术成本； 3、在当前负荷需求相对较弱，新能源装机爆发增长后，预计26年交易电价呈下行趋势，光伏大发时段现货低价可能延续； 4、新政策明确“新型储能”“虚拟电厂”的交易主体身份，聚合源网荷储交易的变现途径愈发多样，中东部地区分布式仍有较强增长预期。 2.电价在重新锚定的过程 核心问题：电力交易的意义是什么 我国电力市场的发展过程——电价内涵重构以反映商品自身属性 价格是市场的核心要素，我国不同历史发展过程中电价内涵不断变化。电力市场的核心是对电这种能量的交易，电价只反映能量本身，才能反映出电的真实供求关系，市场才能发挥价格发现的职能。 其还对溢价补贴、差价合约、电力拍卖以及直接交易等全球新能源参与电力市场交易的主要模式进行了介绍。 2026年交易电价将继续承压 • 2025 年5月底，光伏装机达 8225.69 万千瓦，其中分布式光伏装机为5800.03 万千瓦，按集中式光伏全年保量保价发电小时数为 400 小计，交易供给增加约97亿千瓦时。 • 2025 年5月底，风电装机 2337.15 万千瓦，风电全年保量保价发电小时数为 800 小时计，交易供给增加约187亿千瓦时。 • 2024年江苏省内电力市场化交易成交电量超4700亿千瓦时，2025年按5000亿总需求计，因136号文导致存量项目进入市场交易供给占需求的3.74%。 现货下盈亏情景 •量价双赢：现货市场价格高企，且电厂实际发电量超过了其持有的中长期合约量这种情况，典型场景是用电高峰、供应紧张时期。 • 无能为力：现货市场价格高企，但电厂实际发电量低于其持有的中长期合约量（少发或部分停机）的情况，典型场景是机组意外故障、高峰时期检修、预留备用或策略性失误导致在高价时段未能满发。 • 调峰盈利：现货市场价格低于成本，且电厂实际发电量低于其持有的中长期合约量（大幅少发或完全停机）这种情况，典型场景是可再生能源大发导致供应严重过剩的时段。 • 社会责任：市场现货价格低迷，但电厂实际发电量却超过了其持有的中长期合约量（多发）这种情况，典型场景如供热下限过高或振动区限制等。 中长期价格与现货价格差距明显 中长期价格形成逻辑发生变化 中长期市场稳定电价，规避风险；现货市场通过实时反映市场竞争关系，为中长期市场提供价格基准。 3.量的竞争将更加激烈 其从机制电量规模取决于上网电量、节点的重要性凸显以及光储一体仍需价格机制匹配等角度进行了解析。 》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，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