国家能源局最新发布的数据显示，8月份我国全社会用电量达10154亿千瓦时，同比增长5.0%。这是继7月份用电量首次突破万亿千瓦时后，我国连续第二个月实现用电量破万亿，且三大产业用电量均呈现稳步增长态势，彰显出经济运行的强劲活力与韧性。 “单月1万亿千瓦时的用电量规模十分惊人。”中科售电副总经理杨子靖在接受财联社记者采访时指出，根据其个人统计，1万亿千瓦时的电量相当于德国与法国两国一年的用电量总和，也等同于东盟十国全年的用电总量，而美国全年用电量也只有4万多亿千瓦时。他进一步分析，尽管7、8月是传统夏季用电高峰，高温天气带动居民制冷用电需求上升，但用电量连续破万亿的底层逻辑，实则是我国产业升级与用电设备迭代升级的直接体现，其本质反映的是工业制造的产业升级。 金盘科技（688676.SH）独立董事李四海在昨日业绩会上回答财联社记者提问时表示，用电侧伴随着工业生产增长、电气化进程加速以及全球数据中心扩张的推动等多重驱动因素的影响，全球电力需求进一步提升。而用电量增长也为电气行业带来积极影响，思源电气（002028.SZ）相关负责人表示，全社会用电量的持续稳定提升，将为电气设备行业带来更广阔的市场空间，对行业整体发展起到积极的拉动与促进作用。 新兴行业成用电增长主力军 三大产业各显亮点 从1-8月累计数据来看，我国全社会用电量已达68788亿千瓦时，同比增长4.6%，其中规模以上工业发电量为64193亿千瓦时，分产业来看，各领域用电需求均保持增长，且新兴领域表现尤为突出。 1-8月，第一产业用电量为1012亿千瓦时，同比大幅增长10.6%，增速在三大产业中居首位。这一亮眼表现的背后，是农业规模化发展与生产信息化率提升的双重驱动。以畜牧行业为例，中国畜牧业协会智能畜牧分会数据显示，近年来国内畜牧机器人市场规模持续扩张，年复合增长率高达20%，预计到2025年全国市场规模将突破23亿元。头部企业牧原股份（002714.SZ）向财联社记者透露，公司近年来不断加大智能设备投入，目前养殖环节的智能设备覆盖率已达70%-80%，自动化饲喂、环境智能调控等设备的广泛应用，显著提升了生产效率，也带动了农业用电需求的增长。 第二产业作为用电主力，1-8月用电量达43386亿千瓦时，同比增长3.1%。其中，高新技术产业的用电贡献尤为突出，成为拉动第二产业用电增长的核心力量。 国家统计局数据显示，8月份我国智能车载设备制造、电子元器件及设备制造增加值分别同比增长17.7%、13.1%，集成电路制造增加值更是实现23.5%的高速增长；从产品产量来看，机器人减速器、工业机器人产量分别同比增长28.6%、14.4%，3D打印设备、工业控制计算机及系统产量增速更高达40.4%、35.9%，均远超规模以上工业平均增速。高新技术产业的快速发展，推动了高端制造领域用电需求的持续攀升，也反映出我国工业结构优化升级的成效。 第三产业及居民用电实现较快增长。1-8月，第三产业用电量为13297亿千瓦时，同比增长7.7%；城乡居民生活用电量为11094亿千瓦时，同比增长6.6%。其中，数据中心与新能源车相关用电成为关键增长极。 在数字经济领域，算力需求的爆发式增长带动数据中心用电激增。国家统计局数据显示，8月份信息传输、软件和信息技术服务业生产指数同比增长12.1%；截至7月底，全国智能计算总规模已达78万PFlops，位居全球第二。中欧基金以主流算力设备DGX H100为例测算，1PFlops算力每年的用电量超过3000千瓦时，而未来算力需求仍将持续扩张。阿里云智能集团董事长兼CEO吴泳铭在近日举办的云栖大会上表示，预计到2032年，阿里云全球数据中心的能耗规模将较2022年提升10倍，数据中心用电需求的增长空间巨大。 在新能源车领域，车辆保有量的快速增长与充电基础设施的完善，共同推动了相关用电量的提升。国家能源局数据显示，截至8月底，我国电动汽车充电基础设施总数已达1734.8万个，同比增长53.5%。其中，公共充电设施431.6万个，同比增长37.8%；私人充电设施1303.2万个，同比增长59.6%。 公安部数据进一步印证了新能源车市场的需求变化：截至今年6月底，全国汽车保有量达3.59亿辆，其中新能源车保有量为3689万辆，占汽车总量的10.27%；上半年全国新注册登记新能源汽车562.2万辆，同比增长27.86%，创下历史新高，而2024年全年新能源车新增注册量仅为382万辆。 “目前国内新能源车总量中，运营车辆占比大概率能达到一半。”在国内各地运营多家充电站的王经理（抖音：老王谈充电站）向财联社记者测算，若按2000万台运营车辆计算，普通中小型新能源运营车日均充电30-40度，私家车每周耗电量约50-60度，两者合计下来，当前国内新能源车日均耗电量约为9.5亿度。他预计，到2040年左右，这一数据将增长近10倍。同时，王经理还提到，近年来一二三线城市的充电桩使用效率均呈上升趋势，反映出新能源车使用的普及程度不断提高。 电力企业与设备厂商分化明显 新能源与高端装备赛道景气度高 在全社会用电量连续破万亿的背景下，我国电力产能尤其是新能源发电量稳步提升，为用电需求增长提供了有力支撑。 国家统计局数据显示，8月份规模以上工业发电量中，各能源类型表现有所分化：火电同比增长1.7%，增速较7月份放缓2.6个百分点；水电同比下降10.1%，降幅较7月份扩大0.3个百分点；核电同比增长5.9%，增速较7月份放缓2.4个百分点；风电同比增长20.2%，增速较7月份加快14.7个百分点；光伏发电同比增长15.9%，增速较7月份放缓12.8个百分点。 由于我国供电端建设相对领先，且电力交易改革持续推进，跨省售电等政策逐步放开，电力市场供需结构出现变化，不同区域、不同类型的电力企业营收与利润表现呈现出明显分化。 从上半年上市电力企业经营情况来看，在全国全社会用电量同比增长3.7%、达4.84万亿千瓦时的背景下，华能国际（600011.SH）、大唐发电（601991.SH）等全国性电力企业，以及华电国际（600027.SH）、建投能源（000600.SZ）等区域性电力企业，尽管这些企业利润实现同比大幅增长，但营收均同比有所下降。利润增长主要得益于煤炭价格回落带来的成本下降。 龙源电力（001289.SZ）相关人士向财联社记者表示，尽管全社会用电需求整体呈上升趋势，但我国能源结构丰富且复杂。近两年来，各地大力推进新能源项目建设，新能源发电装机容量增长迅速，在此过程中，新能源电力上网受限的问题逐渐凸显，成为影响新能源电力企业效益的重要因素。 杨子靖告诉财联社记者，我国单月用电量突破1万亿千瓦时，按全年测算用电量不超过12万亿千瓦时，而目前我国理论可发电量已突破20万亿千瓦时，我国电力供应具备极强的韧性。 与电力企业的面临的供需结构变化不同，随着电力需求持续扩大以及终端用户新需求不断涌现，电力设备行业整体呈现出良好的发展态势，部分企业业务实现快速增长。 金盘科技在近日举办的业绩会上回应投资者提问时表示，受益于全球能源革命与AI人工智能产业的蓬勃发展，公司新能源及非新能源业务均实现显著增长。具体来看，风电领域销售收入同比增长77.63%，发电及供电领域销售收入同比增长58.06%，数据中心领域销售收入同比暴增460.51%，高端装备销售收入同比增长30.30%，各核心业务赛道均展现出强劲的增长动力。 河北一家非上市电力设备企业的相关负责人也向财联社记者透露，公司今年业绩增速明显加快，预计利润增幅在30%左右。除了输电端设备需求稳定增长外，终端配电设备的销售也因部分老旧设备更换需求释放与新建项目订单增加而显著提升。

国家能源局今日发布8月份全社会用电量等数据。 8月份，全社会用电量10154亿千瓦时，同比增长5.0%。 从分产业用电看，第一产业用电量164亿千瓦时，同比增长9.7%；第二产业用电量5981亿千瓦时，同比增长5.0%；第三产业用电量2046亿千瓦时，同比增长7.2%；城乡居民生活用电量1963亿千瓦时，同比增长2.4%。 1-8月，全社会用电量累计68788亿千瓦时，同比增长4.6%， 其中规模以上工业发电量为64193亿千瓦时。从分产业用电看，第一产业用电量1012亿千瓦时，同比增长10.6%；第二产业用电量43386亿千瓦时，同比增长3.1%；第三产业用电量13297亿千瓦时，同比增长7.7%；城乡居民生活用电量11094亿千瓦时，同比增长6.6%。 据央视财经，7、8月份连续两个月全社会用电量超万亿千瓦时，这在全球也是首次。 哪些因素推动用电量如此之高？ 首先，与夏季高温天气直接相关，7-8月，多轮高温过境我国，高温高湿天气来得早、持续久，第三产业和居民空调等用电快速攀升，8月份这两项加起来就接近4000亿千瓦时，占比近四成。 更加值得关注的是，在国家“两新”“两重”促消费以及“反内卷”稳工业增长等一系列政策拉动下，宏观经济保持回暖态势，各行业产能持续释放。8月当月，工业用电量达到5909亿千瓦时，占比近6成，全国制造业用电量同比增长5.5%，为今年以来最高，其中，钢铁、建材、有色、化工等原材料行业用电量复苏势头明显。 哪些地区用电增长较快？ 分省份看，用电增速较高的五个省份是西藏(12.3%)、宁夏(11.1%)、山西(9.6%)、河南(8.3%)和河北(8.2%)。 用电量反映出哪些新趋势？ 我们看到，8月高技术及装备制造业用电量体现出极强的发展韧性，合计用电量同比增长9.1%，而且所有子行业均实现正增长。此外，人工智能、电动汽车等相关领域的用电量增长幅度较大。 我国月度用电量连续破万亿的背后，新的经济增长点正在加速形成。

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，中建材浚鑫科技有限公司 副总经理 郭万武围绕“异质结技术产业化进展及破局关键”的话题展开分享。 异质结技术发展趋势 HJT规模落后，但技术逻辑依然坚实 异质结产业规模虽未达预期，但HJT仍然为优质技术。 HJT-低成本金属化工艺平台 HJT是金属化成本最优的平台技术，每年银耗降幅在60%以上。且HJT金属化成本已全面优于TOPCon。 浚鑫异质技术进展 TOP1： HJT效率趋势 预期效率基本都达成，未来提效方向明确。 2023-2024年：HJT 1.0 Turkey方案，完成调试，效率等符合预期。 2025年：HJT 2.0 工艺协同优化，金属化优化； 2026年：HJT 3.0 背抛，窄掩膜，金属化优化。 TOP2：成本下降 TOP3：结构、工艺优化 微晶硅层晶态比由30%提升至平均50%，并实现晶态比梯度调控，电池效率提升0.1%。 TOP4：HJT界面修饰 TOP5：TCO结构优化 TOP6：HJT金属化趋势 低温银铜浆料组成：微米级银包铜粉+纳米银粉，微米级银包铜粉发展趋势 随着银铜浆料的银含不断降低，银铜粉的银层包覆厚度也不断下降，但是通过粉体包覆技术的进步，低至15%银含的浆料包覆性检测可以和50%银铜浆料相同。 TOP7：HJT浆料网版趋势 网布向着窄线径方向发展，栅线设计宽度也大幅度下降，目前细栅网版全开口网版已实现量产，线形高度一致性得到很大幅度提升。 异质结技术可靠性提升 TOP2：暗衰 Vs . 微结构 TOP3：暗衰 Vs . 光注入 样品条件：仅镀膜→光注入→暗衰1个月 光注入提效后，C H 增加，但结构变疏松； 暗衰后SiH 2 明显减少，C H 下降，结构变致密。 光注入增益大的电池片，暗衰一个月效率衰减更大。 TOP4：热衰 Vs . 光注入 样品条件：光注入→热衰→光注入； 热衰条件：200℃热风烘烤，2h 经实验得知，光注入提高C H， 结构变疏松，热衰后C H 降低，结构恢复致密。 光注入增益大的电池片，热衰衰减也更高。 TOP5：微结构 vs.U V 光注入提效使得CH增加，但结构变疏松； UV照射后SiH2含量减少，整体CH下降，结构变致密； 形成致密的膜层是高效电池的基础，光注入技术提效后难以稳定。 TOP6：TCO膜层 Vs.醋酸/水蒸气衰减 TCO占HJT电池表面绝大部分，TCO膜层本身耐醋酸及耐水汽能力提升，能极大提升HJT电池耐湿热耐酸的可靠性 TCO耐醋酸及耐水汽能力改善：1、优化TCO膜层结构；2、严控靶材品质，优选靶材材质 TOP7：HJT封装-超低衰减封装 可靠性提升，不仅通过对本征非晶硅（a-Si:H）钝化层的优化，且通过光转技术抗迁移设计要求，实现了对高能紫外光子（尤其UVB波段）的高效捕获与光谱转换，从而在源头上降低紫外诱导衰减（UVID），并增强对低波段光谱的利用率。 总结 1、“规模不及预期”≠”技术发展不及预期”，降本全面落实； 2、低银/无银趋势已然明晰，HJT金属化成本优势最优； 3、存量规模的提效降本方向依然丰富； 4、技术理解深化，可靠性稳步提升。 》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，SMM 咨询经理 平原围绕“光伏海外产能布局与供应链安全重估”的话题展开分享。他表示，中国企业贸易出海已经成为常态，而产能出海目前处于建设初期，头部企业以东南亚、中东为跳板，逐步向其他区域扩展。但同时也需要注意，中国企业海外建厂需要对当地进行一定的风险评估，SMM为企业介绍出海选址及建厂可能遇到的一系列问题及解决方式，具体如下： 为何出海？——全球产能布局的动因与现状 海外产能布局——总览 中国企业贸易出海已经成为常态，而产能出海目前处于建设初期，头部企业以东南亚、中东为跳板，逐步向其他区域扩展。 据2025年数据，中国光伏企业在东南亚的出海产能方面，硅片产能在37GW左右，电池片产能在88GW左右，组件产能在76GW左右。 海外产能布局——东南亚 东南亚四通八达的航路、蓬勃发展的光伏产业让其成为亚洲光伏贸易的大门。光伏企业在东南亚的产能布局火热，同时产能也从组件逐渐向上游延伸 东南亚布局驱动因素： 装机需求增长： 2025年，东南亚光伏需求预计达9-15GW，同比增长28%。 政策支持： 东盟设定了2025年将可再生能源在一次能源消费中的占比提升至23%的目标。 生产成本相对较低 东南亚布局主要风险： 贸易壁垒 ：美国对东南亚四国光伏产品的“双反”调查及征税，严重冲击了依赖美国市场的产能和出口模式。 本地化成分要求： 一些国家提出了本地化要求，如印尼要求国家电力公司（PLN）子公司参股光伏项目，且本土化采购比例需达40%。 海外产能布局 – 中东 中东地区正凭借其巨大的能源转型规划、优越的光照资源和对本土制造业的扶持，迅速成为中国光伏产能出海的新兴热点。 中东布局驱动因素： • 自然条件优越： 中东地区太阳能辐射强，日照时间长；地处三大洲交界处，便于产品出口到其他市场。 • 政府支持： 中东国家拥有雄厚的资本实力和强烈的绿色能源转型意愿，并提供政策支持和本地化要求。 • 关税优惠： 中东多数国家对美国出口的光伏产品目前仅适用10%的基准关税，当地生产更具成本竞争力。 布局主要风险： • 营商成本较高： 水资源匮乏、物流瓶颈、雇工成本可能高于国内； • 局势不稳定： 中东地区的地缘政治关系比较复杂。 • 本土化运营挑战： 中东的商业文化、法律法规、办事流程与中国有较大差异，可能导致项目推进缓慢甚至失败。 海外产能布局——北美 光伏企业在北美的产能布局主要出于政治因素考量，中国产能越来越多的受到贸易管制，产能出海成为了近几年内北美业务开展的重要考量因素 北美布局驱动因素： • 新技术接受程度高： 光伏HJT等技术路线符合美国环保要求，且专利壁垒较低。 • 区域协同： 墨西哥凭借 USMCA 协议对美出口零关税，劳动力成本仅为美国的 1/5-1/8，吸引中国企业转移产能。 • 规避关税风险： 美国对进口光伏产品施加了较高的关税，本土化生产可以有效规避这些关税壁垒。 北美布局主要风险： • 生产成本高昂： 劳动力成本高，水电等公用事业费用昂贵。 • 供应链： 美国本土的光伏产业链（特别是上游如硅料、硅片）还不够完整，许多关键原材料和部件可能仍需依赖进口。这可能导致供应链响应速度慢、成本增加。 • 排他性政策： OBBBA要求来自 “非受限国家”，否则取消抵免，并且提前终止光伏补贴。UFLPA 实体清单导致中国企业在美发展受阻。 海外产能布局 – 欧洲 欧洲作为全球最重要的光伏应用市场之一，其旺盛的需求和能源转型决心吸引着全球光伏产品。然而，欧洲也在积极推动本土制造，试图减少对外部的依赖，因此本地产能布局也被提上日程。 欧洲布局驱动因素： • 产能缺口 ：欧盟2030年目标本土组件产能100GW/年，但2025年仅约25GW，当前本土产能覆盖率不足30%； • 关税提升 ：中国组件出口欧洲需加征0.02-0.05欧元/W碳税，叠加反规避关税后总成本增加15%-20%； • 发展失衡： 区域间产能失衡、资金分配失衡、技术失衡，给到当地玩家寻找海外资方、技术方合作的需求。 欧洲布局主要风险： • ESG与溯源需求： 欧盟目前具有最严格的溯源标准及监管，当地产能布局需要考虑到上游供应链配套的溯源质量 • 合规及数据安全： 欧洲本地企业级日韩企业目前已经布局了Topcon组件专利，新建产能需要仔细考量产线的专利风险；同时技术出口需要考虑中国的数据安全法律风险 • 欧盟及重点布局国家政策风险 ：欧盟出于本地产能保护，政策于近几年不断趋严，需要考虑政策变动带来的成本、销售风险。 风险何在？——供应链安全的重估与挑战 中国光伏企业产能布局及供应链关注点演变 如果将发展阶段分为V 1.0、V 2.0和V 3.0的三个阶段，具体来看： V 1.0阶段： 中国中心 布局 中国光伏企业的产能布局是 以中国为中心的布局 ， 产能以中国为中心，业务逐渐向外辐射 • 低成本出口导向： 重点布局欧美地区渠道，利用国内成本优势，获取高额海外利润 • 主要供应链风险： ➢ 贸易限制集中爆发： 2011-2012年欧美“双反”关税（美国反倾销税最高250%）导致出口骤降，企业库存积压、部分破产 ➢ 市场单一化依赖： 欧美需求占比过高，政策变动直接冲击企业生存环境 V 2.0阶段： 亚洲中心 布局 • 海外销售区域拓宽，下游产能向东南亚布局 ，形成以中国、越南、泰国、马来西亚为核心的亚洲“电池-组件”制造带 • 重点关注东南亚的对口关税政策变化、成本优势和区位外贸优势；同时开拓欧美外政策、需求更稳定的海外市场 • 主要供应链风险： ➢ 欧美贸易政策的不稳定性： 欧美关税政策态度多变，对业务影响过大； ➢ 海外上游产能不足： 关键材料的全球供应体系不完善，导致海外产能的成本下降空间低。 V 3.0阶段： 全球分散化 布局 • 鉴于欧美本地化生产偏好的大背景，以及海外需求逐步提升，产能持续外探，且布局地区更广泛 • 本地化生产： 响应美国IRA补贴、欧盟《净零工业法案》 • 主要供应链风险： ➢ 海外产能建设要求不一致 ：部分地区对产能有更高的建设和生产标准，影响产能建设进度； ➢ 政治风险加剧： 重投资产能对地区的政治风险更敏感； ➢ 合规及溯源要求更高： 不同地区的技术合规、专利冲突、溯源建设都需要单独评估。 目前市场正处于从 亚洲中心布局 向 全球分散化布局 的发展阶段。 供应链安全 – 产能建设合规风险 以欧盟为例，从建厂及生产标准来看，欧盟对三废的管控标准均全面高于中国，对出海企业的工艺路线、产线规划、成本控制带来了更大的难度 供应链安全——知识产权风险 中国光伏企业面临欧美专利壁垒、高频跨国诉讼、商标抢注等难题，企业被动应诉成本高。中国企业正在通过构建专利池、跨境技术合作等方式提升应对能力。未来需持续强化全球专利布局与供应链韧性。 供应链安全——地缘政治风险 美国对华光伏产业的政策态度持续强硬，限制措施不断加码。从早期关税扩展至全产业链限制，并通过反规避调查、UFLPA法案等手段多维度施压，旨在减少对中国供应链的依赖。 路径何方？——构建韧性供应链的新思维 企业出海选址核心考虑因素 国内新能源材料企业出海选址时重点考虑的核心三大因素为配套客户、政治政策和生产配套，理想的落地选择一般为靠近产业链上下游客户、政治环境良好、生产要素齐全且成本低等特点 企业出海三大核心思考点 企业出海选址 | 从客户配套和政治情况给与出海落地国家建议 企业出海选址 | 从生产要素配套给与出海落地国家建议 企业出海选址 | 生产要素评估（人力情况评估）— 以西班牙为例 西班牙为高福利、高税收的欧盟国家，其带薪假期同样充足；整体人力成本远高于中国，并且法律强制规定14薪，整体人力成本在欧盟国家中处于中位；西班牙薪资高、税收高，带薪假期多且育儿假期长。 企业出海选址 | 建厂环评 — 以西班牙为例 西班牙环境评估官方流程总计约7~12个月，主要难点在于文件技术分析步骤需慎重送审和提交修改，未按要求提交文件将导致整体程序终止 企业出海选址 | 建厂补贴政策— 以西班牙为例 西班牙给与内外资公司同等补贴待遇，补贴覆盖全国所有区域，工厂在投建前期优先推荐申请投资补贴和研发补贴，待企业运行稳定后可考虑申请环境补贴 企业出海选址 | 电力供应 — 以西班牙为例 西班牙当前仍采用不到40%的化石能源进行发电，增加低碳电力比例是西班牙电力系统正在前进的方向，同时新增的发电能源也使电价出现明显低于欧盟电价的现象； 西班牙低碳电力超60%，电网稳定灵活 • 西班牙2021年通过了气候变化与能源转型法案，致力于2050年实现碳中和目标 • 目前低碳电力超过60%，化石能源发电仍占据重要地位；随着太阳能LCOE（平准化度电成本）逐步下降、可再生能源指标进一步提高，加之电源结构多样化需得到保证，西班牙正在大力发展光伏、光热等清洁能源 • 西班牙电网不能并网的可再生能源电量少于总量1%，灵活性极高 • 西班牙电网与法国、葡萄牙、摩洛哥及安道尔电网相接，区域间电力往来趋于频繁，电网强大 商用电价格稳中波动 • 西班牙商用电价走势与欧盟类似，同样受到欧盟能源脱钩俄罗斯的影响；2023年起，随着低碳电力的投运，电力供应上升，电价出现明显下降，低于欧盟平均电价 • 未来，随着风电和光伏项目的进一步投运，叠加天然气价格的下降，使得清洁能源电力扩充和天然气能源电力的成本降低，西班牙电力将趋于稳定 企业出海建厂建议 出海建厂生命周期评估 中国企业出海建厂现会分为3大阶段：考察期、建厂期及运营期；相较中国建厂的速度，海外在时间上更长，需提前做规划 企业出海建厂 | 环保相关问题预案及思路 —以欧盟区域建厂为例 面对工厂可能由于前期环评审批、后期环保审查、居民集体投诉而导致的建设延期、运营成本提高等问题，可通过寻求外部机构协助、加大内部人员和技术等资源投入、强化与当地沟通交流等方法解决 企业出海建厂 | 人力相关问题预案及思路 —以欧盟区域建厂为例 属地化要求、招聘难、外籍员工工作效率低和夏休习惯等因素可能导致工厂生产力不及预期，从而降低产能，可考虑通过申请特殊签证、强化内部管理、推动机器代人、统筹安排休假等方式解决 企业出海建厂 | 电力相关问题预案及思路 —以欧盟区域建厂为例 可能出现的电力紧缺和电价过高会在很大程度上影响工厂生产秩序和运营成本，需通过加强与当地政府和有关机构沟通，一方面确保电力基础设施配套可满足工厂用电需求，另一方面尽可能获取低价电力 》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-光伏行业破解内卷高质量发展论坛 上，SMM 光伏分析师 蒋辰怡围绕“2025-2026年光伏电池与组件行业现状与挑战”的话题展开分享。她指出，当前光伏产业正处于一个历史性的转折点，政府政策的强力推动是重塑行业发展逻辑的关键因素。在政策刺激下，预计2023至2024年间新增装机容量超过490GW。然而，随着政策风向从生产端转向应用端，市场需求因落地细则的不确定性而退坡，过剩的供给迫使上游企业通过“价格战”来争夺市场份额。面对国内市场的激烈竞争，许多企业开始寻求海外扩张以寻找新的增长机会。同时，为了更好地应对国际市场政策的不确定性和成本控制问题，企业需要根据各地实际情况灵活调整其全球供应链布局。 引言：光伏行业正处于历史性的转折点 政策的强力引导是行业发展逻辑重塑的核心驱动力 曾经的“黄金赛道”陷入“内卷红海”，行业正处于历史的转折点，理解政策、适应变化是企业存续与发展的关键。 政策刺激下，光伏新增装机增速过快，2023-2024年新增装机共计超490GW 2023年：光伏新增装机容量总计217GW 2023 年全年光伏新增装机呈现逐步上升趋势，尤其是下半年增速加快，12 月单月新增装机突破 50GW。十四五规划明确提出“双碳”目标在这一宏观政策目标的指引下，各地纷纷加大对光伏项目的支持力度。 在项目审批流程上进行简化、土地政策方面为光伏项目提供一定的土地资源保障和优惠措施、组件价格的不断下行等条件下，全投资模型下光伏发电系统的LCOE下行约 20%，经济效益凸显，使得光伏装机项目对投资者的吸引力大增，在政策推动和经济效益提升的双重作用下，2023 年光伏新增装机超预期爆发。 2024年：光伏新增装机容量总计276GW 2024 年光伏新增装机保持稳定增长，各月新增装机相对均衡，稳中有升，半年各月的新增装机容量均10-20GW左右，年末装机升至70GW，全年新增装机容量达到 1339 万千瓦。 2024 年国家发展改革委、国家能源局发布的《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》明确了分布式光伏的接入目标和发展方向 2025年1月-2025年7月：光伏新增装机容量总计223GW 2月136号文出台，在这一刺激下，中国月度新增装机较往年同期开始明显增长，3 月新增装机 20.24GW，4 月新增装机 45.22GW，5 月单月新增装机达到创纪录的 92.92GW。其中，分布式光伏在这一轮抢装潮中表现尤为突出。 1 国内政策深刻变革，驱动行业发展逻辑根本性重塑 136号文扭转发展范式，从“量”到“效”的顶层设计 政策彻底摒弃规模导向，开启了以LCOE为衡量标准的精细化竞争新时代 政策冲击下，需求快速退坡，企业借助“价格战”寻求生存空间 库存的持续上涨使得企业为保订单而陷入恶性低价竞争，电池受组件环节挤压，价格下挫17%，价格和成本出现剪刀差。 经营利润大幅下降，企业减少了近15%的研发投入 2025 上半年超六成电池组件环节企业经营恶化，行业平均亏损 4%，企业研发投入被动削减，正在制约行业高质量长期发展。 “反内卷“政策及时纠偏，旨在建立长期健康的行业生态 自6月底以来，在国家“反内卷”政策的带动以及行业自律会议的陆续召开的背景下，多晶硅价格持续上涨，6月底到如今，多晶硅现货价格的涨幅已经高达49%。而多晶硅价格的上涨也传导至硅片和电池片领域，210N硅片价格近期涨幅已经达到37%左右，210N电池片涨幅达到22%左右。 在短期政策面的刺激下，8月电池和组件的月度总产值增加6%。 加速低效产能的出清，提升行业整体技术水平 2 海外市场壁垒高筑，中企全球化战略面临重构 传统海外市场“需求退坡”，贸易保护主义与本土化供应链成为新常态 各国出于能源安全、保护本土产业及地缘政治考量，正通过一系列政策手段降低对中国光伏产品的依赖，优先发展本土制造业，这对中国光伏产品出口构成直接冲击。 北美、欧洲、印度本土电池和组件产能建设加速，2030年前均保持两位数增长 北美： 美国的产能扩张高度依赖《通胀削减法案》（IRA） 的政策激励。目前在OBBBA政策的冲击下，当前乐观的产能预测可能会受到影响，部分项目可能因为过高的投资成本和运营不稳定性而延期甚至取消。同时，美国在硅片制造环节依然薄弱，这对完全自主的供应链构成挑战 泛欧洲： 欧盟及其成员国的产能计划，很大程度上是实现其能源安全和供应链自主政治目标的表现。然而，欧洲较高的制造成本和来自其他地区产品的竞争，使其产能落地存在不确定性。若强制采用国产设备的政策推行，可能会推高组件成本，遏制终端投资于光伏项目的选择偏好。 印度： 印度的迅猛扩张得益于生产挂钩激励（PLI）计划等强力产业政策。其主要挑战在于上游原材料（如多晶硅、硅片）目前严重依赖进口，以及能否顺利引入和量产如TOPCon、HJT等先进电池技术。若这些瓶颈得以突破，其产能有可能超预期发展。 东南亚 ：该地区的产能增长，此前很大程度上是为了规避欧美对华贸易限制而建立的“替代”产能。未来其发展会受到主要市场（尤其是美国）的关税和原产地政策、以及印度本土制造崛起带来的竞争影响。其产业一体化程度相对较低。 从出口变化验证目标市场产能结构调整，北美、亚太、中东非本土产能增加较快，南美和欧洲通过进口组件来满足装机需求 以下均从中国大陆出口角度进行解读： •北美： 电池进口量连年递增，本土组件产能放大；组件进口连年递增，本土装机需求稳定提升。 •南美： 硅片进口暴跌，电池进口减少，本土电池和组件产能差较小，目前以自产为主，少量进口电池和组件以作为补充。 •欧洲 ：硅片、电池进口连年递减，本土组件产能收缩，近年以进口组件为主。 •亚太： 硅片进口连年递减，电池和组件进口连年递增，其中电池进口量增加明显。本土组件产能持续扩大。 •中东非： 硅片、电池、组件进口连年递增，其中组件进口增幅巨大。本土电池、组件产能正在提升，然而其增速与装机需求间存在结构性缺口。 因地制宜，合理配置光伏全球供应链以优化成本控制和应对国际政策波动 据SMM对2024年全球五大区域共计63国新增装机量占比统计得出结论，欧洲、亚太、中东非装机需求较均衡，北美、南美市场单一性强。 据SMM整理的2022-2025年7月中企对全球五大区域的电池和组件出口量回顾-区域细分来看，亚太、中东组件产能集聚，美国、中东非组件出口单价高。 》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，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