华阳集团产业技术研究总院 主办
内刊
2024年2月2日
221期
Information dynamics of industry
产业信息动态
——摘选自中国电力企业联合会《预计2024年新增光伏170GW》
“
预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右;其中，并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
”
目 录 CONTENTS
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蜂巢能源2024年如何“破卷”？
专业评论
技术前沿
打破25.1%转化效率纪录的钙钛矿太阳能电池
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17
硅料酝酿涨价成功 节前硅片试探性调涨
行业聚焦
权威之声
05
中电联：预计2024年新增光伏170GW
宏观政策
15
山东：到2025年新能源和可再生能源达到1亿千瓦
会展信息
上海国际储能技术应用展览会
32
01
权威之声
authority VOICE
中电联：预计2024年新增光伏170GW
来源：中国电力企业联合会
1月30日，中国电力企业联合会召开新闻发布会，中电联新闻发言人、秘书长郝英杰发布《2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告》。
报告预测，预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右;其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
2023年，累计并网风电装机4.4亿千瓦，并网太阳能发电装机6.1亿千瓦。通过计算，2024年我国风电新增装机预计约90GW，光伏新增装机预计约170GW。
权威之声
权威之声
详情见下：
2023-2024年度全国电力供需形势分析预测报告
中国电力企业联合会
2023年，电力行业以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻习近平总书记关于能源电力的重要讲话和重要指示批示精神，以及“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实党中央、国务院决策部署，弘扬电力精神，经受住了上半年来水持续偏枯、夏季多轮高温、冬季大范围极端严寒等考验，为经济社会发展和人民美好生活提供了坚强电力保障。电力供应安全稳定，电力消费稳中向好，电力供需总体平衡，电力绿色低碳转型持续推进。
一、2023年全国电力供需情况
(一)电力消费需求情况
2023年，全国全社会用电量9.22万亿千瓦时，人均用电量6539千瓦时;全社会用电量同比增长6.7%，增速比2022年提高3.1个百分点，国民经济回升向好拉动电力消费增速同比提高。各季度全社会用电量同比分别增长3.6%、6.4%、6.6%和10.0%，同比增速逐季上升;受2022年同期低基数以及经济回升等因素影响，四季度全社会用电量同比增速明显提高，四季度的两年平均增速为6.8%，与三季度的两年平均增速接近。
一是第一产业用电量延续快速增长势头。2023年，第一产业用电量1278亿千瓦时，同比增长11.5%;各季度同比分别增长9.7%、14.2%、10.2%和12.2%。近年来电力企业积极助力乡村振兴，大力实施农网巩固提升工程，完善乡村电力基础设施，推动农业生产、乡村产业电气化改造，拉动第一产业用电保持快速增长。分行业看，农业、渔业、畜牧业全年用电量同比分别增长7.8%、9.2%、18.3%。
二是第二产业用电量增速逐季上升。2023年，第二产业用电量6.07万亿千瓦时，同比增长6.5%;各季度同比分别增长4.2%、4.7%、7.3%和9.4%。2023年制造业用电量同比增长7.4%，分大类看，四大高载能行业全年用电量同比增长5.3%，各季度同比分别增长4.2%、0.9%、7.2%和8.7%，三、四季度的同比增速以及两年平均增速均有较为明显的回升。高技术及装备制造业全年用电量同比增长11.3%，超过制造业整体增长水平3.9个百分点，增速领先;各季度同比分别增长4.0%、11.7%、13.3%和14.8%。其中，电气机械和器材制造业用电量增速领先，各季度的同比增速及两年平均增速均超过20%。消费品制造业全年用电量同比增长7.0%，季度用电量同比增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%，三、四季度增速分别进一步上升至8.4%、13.1%，各季度的两年平均增速也呈逐季上升态势，在一定程度上反映出2023年我国终端消费品市场呈逐步回暖态势。其他制造业行业全年用电量同比增长10.4%，各季度同比分别增长5.2%、10.7%、12.7%和12.2%;其中，石油/煤炭及其他燃料加工业用电量增速领先，该行业各季度的同比增速及两年平均增速均超过10%。
三是第三产业用电量恢复快速增长势头。2023年，第三产业用电量1.67万亿千瓦时，同比增长12.2%。各季度同比分别增长4.1%、15.9%、10.5%和19.1%;各季度的两年平均增速分别为5.3%、7.9%、9.3%和11.1%，逐季上升，反映出随着新冠疫情防控转段，服务业经济运行呈稳步恢复态势。批发和零售业、住宿和餐饮业、租赁和商务服务业、交通运输/仓储和邮政业全年用电量同比增速处于14%～18%，这四个行业在2022年部分时段受疫情冲击大，疫情后恢复态势明显。电动汽车高速发展拉动充换电服务业2023年用电量同比增长78.1%。
四是城乡居民生活用电量低速增长。2023年，城乡居民生活用电量1.35万亿千瓦时，同比增长0.9%，上年高基数是2023年居民生活用电量低速增长的重要原因。各季度的同比增速分别为0.2%、2.6%、-0.5%、2.3%，各季度的两年平均增速分别为5.9%、5.0%、9.4%和8.7%。
五是全国31个省份用电量均为正增长，西部地区用电量增速领先。2023年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。分省份看，2023年全国31个省份全社会用电量均为正增长，其中，海南、西藏、内蒙古、宁夏、广西、青海6个省份同比增速超过10%。
(二)电力生产供应情况
截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%;人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦/人后，在2023年首次历史性突破2千瓦/人，达到2.1千瓦/人。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。
一是电力投资快速增长，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成。2023年，重点调查企业电力完成投资同比增长20.2%。分类型看，电源完成投资同比增长30.1%，其中非化石能源发电投资同比增长31.5%，占电源投资的比重达到89.2%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资同比分别增长38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。电网工程建设完成投资同比增长5.4%。电网企业进一步加强农网巩固提升及配网投资建设，110千伏及以下等级电网投资占电网工程完成投资总额的比重达到55.0%。
二是新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。2023年，全国新增发电装机容量3.7亿千瓦，同比多投产1.7亿千瓦;其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，同比多投产1.3亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%，达到53.9%。分类型看，水电4.2亿千瓦，其中抽水蓄能5094万千瓦;核电5691万千瓦;并网风电4.4亿千瓦，其中，陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦;并网太阳能发电6.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。火电13.9亿千瓦，其中，煤电11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，同比降低4.0个百分点。
三是水电发电量同比下降，煤电发电量占比仍接近六成，充分发挥兜底保供作用。2023年，全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%。全国规模以上电厂中的水电发电量全年同比下降5.6%。年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%;下半年降水形势好转以及上年同期基数低，8-12月水电发电量转为同比正增长。2023年，全国规模以上电厂中的火电、核电发电量同比分别增长6.1%和3.7%。2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降。
四是火电、核电、风电发电设备利用小时均同比提高。2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时，同比降低101小时。分类型看，水电3133小时，同比降低285小时，其中，常规水电3423小时，同比降低278小时;抽水蓄能1175小时，同比降低6小时。火电4466小时，同比提高76小时;其中，煤电4685小时，同比提高92小时。核电7670小时，同比提高54小时。并网风电2225小时，同比提高7小时。并网太阳能发电1286小时，同比降低54小时。
五是跨区、跨省输送电量较快增长。2023年，全国新增220千伏及以上输电线路长度3.81万千米，同比少投产557千米;新增220千伏及以上变电设备容量(交流)2.57亿千伏安，同比少投产354万千伏安;新增直流换流容量1600万千瓦。2023年，全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时，同比增长9.7%;其中，西北区域外送电量3097亿千瓦时，占跨区输送电量的36.5%。2023年，全国跨省输送电量1.85万亿千瓦时，同比增长7.2%。
六是市场交易电量较快增长。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，同比增长7%。
(三)全国电力供需情况
2023年电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，电力保供取得好成效。年初，受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响，云南、贵州、蒙西等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过源网荷储协同发力，守牢了民生用电安全底线。夏季，各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省级电网均未采取有序用电措施，创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效。冬季，12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，电力行业企业全力应对雨雪冰冻，全国近十个省级电网电力供需形势偏紧，部分省级电网通过需求侧响应等措施，保障了电力系统安全稳定运行。
二、2024年全国电力供需形势预测
(一)电力消费预测
预计2024年全国电力消费平稳增长。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦，比2023年增加1亿千瓦左右。
(二)电力供应预测
预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右;其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
(三)电力供需形势预测
预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。
三、有关建议
2024年，我国宏观经济及电力消费保持平稳增长，电力保供压力上升。为切实做好今春及后续电力保供工作，全力保障大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：
(一)扎实做好电力安全供应工作
一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性;加强煤炭、油气等能源供耗存监测;滚动开展用电负荷预测及预警。建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、覆冰等在线监测装置部署，加强极端天气对电网影响灾害研判预警。进一步强化民生保供应急机制，提升灾害应急处置能力。加大重点地区应急装备配置力度，确保系统安全运行，提升极端条件下民生保障供电能力。
二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区的网源投资合理比例，统筹推进电网电源建设，避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节，提升电网设备防灾能力。结合新能源汽车充电桩建设，开展城市配电网扩容和改造升级，大力推广智能有序充电设施建设和改造。加快农村电网巩固提升工程，支撑农村可再生能源开发。
三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障，继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度，巩固电力保供基础;保持进口煤政策稳定，给予用煤企业平稳长久的政策预期;引导电煤价格稳定在合理区间。推动纳入规划的电源按时投产，同时做好并网服务，确保常规电源应并尽并，强化机组运行维护，严格非计划停运和出力受阻管理，挖掘机组顶峰潜力。
四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济，优化跨省区电力调配机制，做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道，做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力，允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。
五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。
(二)加快建立健全市场化电价体系
一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则，稳定煤电企业固定成本回收预期，推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管，及时纠正以降价为目的专场交易，避免不合理干预。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导，考虑优化供热机组容量成本回收机制，研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。研究并推动新型储能容量电价政策尽快出台。
二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。
三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，体现新能源绿色环境价值，提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。
(三)加快推动新型电力系统建设
一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。
二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道，以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。
三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。
四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。
注释：
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
权威之声
点，增速领先;各季度同比分别增长4.0%、11.7%、13.3%和14.8%。其中，电气机械和器材制造业用电量增速领先，各季度的同比增速及两年平均增速均超过20%。消费品制造业全年用电量同比增长7.0%，季度用电量同比增速从一季度的下降1.7%转为二季度增长7.1%，三、四季度增速分别进一步上升至8.4%、13.1%，各季度的两年平均增速也呈逐季上升态势，在一定程度上反映出2023年我国终端消费品市场呈逐步回暖态势。其他制造业行业全年用电量同比增长10.4%，各季度同比分别增长5.2%、10.7%、12.7%和12.2%;其中，石油/煤炭及其他燃料加工业用电量增速领先，该行业各季度的同比增速及两年平均增速均超过10%。
三是第三产业用电量恢复快速增长势头。2023年，第三产业用电量1.67万亿千瓦时，同比增长12.2%。各季度同比分别增长4.1%、15.9%、10.5%和19.1%;各季度的两年平均增速分别为5.3%、7.9%、9.3%和11.1%，逐季上升，反映出随着新冠疫情防控转段，服务业经济运行呈稳步恢复态势。批发和零售业、住宿和餐饮业、租赁和商务服务业、交通运输/仓储和邮政业全年用电量同比增速处于14%～18%，这四个行业在2022年部分时段受疫情冲击大，疫情后恢复态势明显。电动汽车高速发展拉动充换电服务业2023年用电量同比增长78.1%。
四是城乡居民生活用电量低速增长。2023年，城乡居民生活用电量1.35万亿千瓦时，同比增长0.9%，上年高基数是2023年居民生活用电量低速增长的重要原因。各季度的同比增速分别为0.2%、2.6%、-0.5%、2.3%，各季度的两年平均增速分别为5.9%、5.0%、9.4%和8.7%。
五是全国31个省份用电量均为正增长，西部地区用电量增速领先。2023年，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、4.3%、8.1%和5.1%。分省份看，2023年全国31个省份全社会用电量均为正增长，其中，海南、西藏、内蒙古、宁夏、广西、青海6个省份同比增速超过10%。
(二)电力生产供应情况
截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%;人均发电装机容量自2014年底历史性突破1千瓦/人后，在2023年首次历史性突破2千瓦/人，达到2.1千瓦/人。非化石能源发电装机在2023年首次超过火电装机规模，占总装机容量比重在2023年首次超过50%，煤电装机占比首次降至40%以下。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。
一是电力投资快速增长，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成。2023年，重点调查企业电力完成投资同比增长20.2%。分类型看，电源完成投资同比增长30.1%，其中非化石能源发电投资同比增长31.5%，占电源投资的比重达到89.2%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资同比分别增长38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。电网工程建设完成投资同比增长5.4%。电网企业进一步加强农网巩固提升及配网投资建设，110千伏及以下等级电网投资占电网工程完成投资总额的比重达到55.0%。
二是新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。2023年，全国新增发电装机容量3.7亿千瓦，同比多投产1.7亿千瓦;其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，同比多投产1.3亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%，达到53.9%。分类型看，水电4.2亿千瓦，其中抽水蓄能5094万千瓦;核电5691万千瓦;并网风电4.4亿千瓦，其中，陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦;并网太阳能发电6.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。火电13.9亿千瓦，其中，煤电11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，同比降低4.0个百分点。
三是水电发电量同比下降，煤电发电量占比仍接近六成，充分发挥兜底保供作用。2023年，全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%。全国规模以上电厂中的水电发电量全年同比下降5.6%。年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%;下半年降水形势好转以及上年同期基数低，8-12月水电发电量转为同比正增长。2023年，全国规模以上电厂中的火电、核电发电量同比分别增长6.1%和3.7%。2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降。
四是火电、核电、风电发电设备利用小时均同比提高。2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时，同比降低101小时。分类型看，水电3133小时，同比降低285小时，其中，常规水电3423小时，同比降低278小时;抽水蓄能1175小时，同比降低6小时。火电4466小时，同比提高76小时;其中，煤电4685小时，同比提高92小时。核电7670小时，同比提高54小时。并网风电2225小时，同比提高7小时。并网太阳能发电1286小时，同比降低54小时。
五是跨区、跨省输送电量较快增长。2023年，全国新增220千伏及以上输电线路长度3.81万千米，同比少投产557千米;新增220千伏及以上变电设备容量(交流)2.57亿千伏安，同比少投产354万千伏安;新增直流换流容量1600万千瓦。2023年，全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时，同比增长9.7%;其中，西北区域外送电量3097亿千瓦时，占跨区输送电量的36.5%。2023年，全国跨省输送电量1.85万亿千瓦时，同比增长7.2%。
六是市场交易电量较快增长。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，同比增长7%。
(三)全国电力供需情况
2023年电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，电力保供取得好成效。年初，受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响，云南、贵州、蒙西等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过源网荷储协同发力，守牢了民生用电安全底线。夏季，各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省级电网均未采取有序用电措施，创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效。冬季，12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，电力行业企业全力应对雨雪冰冻，全国近十个省级电网电力供需形势偏紧，部分省级电网通过需求侧响应等措施，保障了电力系统安全稳定运行。
二、2024年全国电力供需形势预测
(一)电力消费预测
预计2024年全国电力消费平稳增长。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦，比2023年增加1亿千瓦左右。
(二)电力供应预测
预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右;其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
(三)电力供需形势预测
预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。
三、有关建议
2024年，我国宏观经济及电力消费保持平稳增长，电力保供压力上升。为切实做好今春及后续电力保供工作，全力保障大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：
(一)扎实做好电力安全供应工作
一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性;加强煤炭、油气等能源供耗存监测;滚动开展用电负荷预测及预警。建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、覆冰等在线监测装置部署，加强极端天气对电网影响灾害研判预警。进一步强化民生保供应急机制，提升灾害应急处置能力。加大重点地区应急装备配置力度，确保系统安全运行，提升极端条件下民生保障供电能力。
二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区的网源投资合理比例，统筹推进电网电源建设，避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节，提升电网设备防灾能力。结合新能源汽车充电桩建设，开展城市配电网扩容和改造升级，大力推广智能有序充电设施建设和改造。加快农村电网巩固提升工程，支撑农村可再生能源开发。
三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障，继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度，巩固电力保供基础;保持进口煤政策稳定，给予用煤企业平稳长久的政策预期;引导电煤价格稳定在合理区间。推动纳入规划的电源按时投产，同时做好并网服务，确保常规电源应并尽并，强化机组运行维护，严格非计划停运和出力受阻管理，挖掘机组顶峰潜力。
四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济，优化跨省区电力调配机制，做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道，做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力，允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。
五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。
(二)加快建立健全市场化电价体系
一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则，稳定煤电企业固定成本回收预期，推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管，及时纠正以降价为目的专场交易，避免不合理干预。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导，考虑优化供热机组容量成本回收机制，研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。研究并推动新型储能容量电价政策尽快出台。
二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。
三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，体现新能源绿色环境价值，提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。
(三)加快推动新型电力系统建设
一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。
二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道，以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。
三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。
四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。
注释：
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
权威之声
变化等情况看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。
一是电力投资快速增长，非化石能源发电投资占电源投资比重达到九成。2023年，重点调查企业电力完成投资同比增长20.2%。分类型看，电源完成投资同比增长30.1%，其中非化石能源发电投资同比增长31.5%，占电源投资的比重达到89.2%。太阳能发电、风电、核电、火电、水电投资同比分别增长38.7%、27.5%、20.8%、15.0%和13.7%。电网工程建设完成投资同比增长5.4%。电网企业进一步加强农网巩固提升及配网投资建设，110千伏及以下等级电网投资占电网工程完成投资总额的比重达到55.0%。
二是新增并网太阳能发电装机规模超过2亿千瓦，并网风电和太阳能发电总装机规模突破10亿千瓦。2023年，全国新增发电装机容量3.7亿千瓦，同比多投产1.7亿千瓦;其中，新增并网太阳能发电装机容量2.2亿千瓦，同比多投产1.3亿千瓦，占新增发电装机总容量的比重达到58.5%。截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，其中，非化石能源发电装机容量15.7亿千瓦，占总装机容量比重在2023年首次突破50%，达到53.9%。分类型看，水电4.2亿千瓦，其中抽水蓄能5094万千瓦;核电5691万千瓦;并网风电4.4亿千瓦，其中，陆上风电4.0亿千瓦、海上风电3729万千瓦;并网太阳能发电6.1亿千瓦。全国并网风电和太阳能发电合计装机规模从2022年底的7.6亿千瓦，连续突破8亿千瓦、9亿千瓦、10亿千瓦大关，2023年底达到10.5亿千瓦，同比增长38.6%，占总装机容量比重为36.0%，同比提高6.4个百分点。火电13.9亿千瓦，其中，煤电11.6亿千瓦，同比增长3.4%，占总发电装机容量的比重为39.9%，首次降至40%以下，同比降低4.0个百分点。
三是水电发电量同比下降，煤电发电量占比仍接近六成，充分发挥兜底保供作用。2023年，全国规模以上电厂发电量8.91万亿千瓦时，同比增长5.2%。全国规模以上电厂中的水电发电量全年同比下降5.6%。年初主要水库蓄水不足以及上半年降水持续偏少，导致上半年规模以上电厂水电发电量同比下降22.9%;下半年降水形势好转以及上年同期基数低，8-12月水电发电量转为同比正增长。2023年，全国规模以上电厂中的火电、核电发电量同比分别增长6.1%和3.7%。2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电仍是当前我国电力供应的主力电源，有效弥补了水电出力的下降。
四是火电、核电、风电发电设备利用小时均同比提高。2023年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备利用小时3592小时，同比降低101小时。分类型看，水电3133小时，同比降低285小时，其中，常规水电3423小时，同比降低278小时;抽水蓄能1175小时，同比降低6小时。火电4466小时，同比提高76小时;其中，煤电4685小时，同比提高92小时。核电7670小时，同比提高54小时。并网风电2225小时，同比提高7小时。并网太阳能发电1286小时，同比降低54小时。
五是跨区、跨省输送电量较快增长。2023年，全国新增220千伏及以上输电线路长度3.81万千米，同比少投产557千米;新增220千伏及以上变电设备容量(交流)2.57亿千伏安，同比少投产354万千伏安;新增直流换流容量1600万千瓦。2023年，全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时，同比增长9.7%;其中，西北区域外送电量3097亿千瓦时，占跨区输送电量的36.5%。2023年，全国跨省输送电量1.85万亿千瓦时，同比增长7.2%。
六是市场交易电量较快增长。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，同比增长7%。
(三)全国电力供需情况
2023年电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，电力保供取得好成效。年初，受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响，云南、贵州、蒙西等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过源网荷储协同发力，守牢了民生用电安全底线。夏季，各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省级电网均未采取有序用电措施，创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效。冬季，12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，电力行业企业全力应对雨雪冰冻，全国近十个省级电网电力供需形势偏紧，部分省级电网通过需求侧响应等措施，保障了电力系统安全稳定运行。
二、2024年全国电力供需形势预测
(一)电力消费预测
预计2024年全国电力消费平稳增长。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦，比2023年增加1亿千瓦左右。
(二)电力供应预测
预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右;其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
(三)电力供需形势预测
预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。
三、有关建议
2024年，我国宏观经济及电力消费保持平稳增长，电力保供压力上升。为切实做好今春及后续电力保供工作，全力保障大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：
(一)扎实做好电力安全供应工作
一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性;加强煤炭、油气等能源供耗存监测;滚动开展用电负荷预测及预警。建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、覆冰等在线监测装置部署，加强极端天气对电网影响灾害研判预警。进一步强化民生保供应急机制，提升灾害应急处置能力。加大重点地区应急装备配置力度，确保系统安全运行，提升极端条件下民生保障供电能力。
二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区的网源投资合理比例，统筹推进电网电源建设，避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节，提升电网设备防灾能力。结合新能源汽车充电桩建设，开展城市配电网扩容和改造升级，大力推广智能有序充电设施建设和改造。加快农村电网巩固提升工程，支撑农村可再生能源开发。
三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障，继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度，巩固电力保供基础;保持进口煤政策稳定，给予用煤企业平稳长久的政策预期;引导电煤价格稳定在合理区间。推动纳入规划的电源按时投产，同时做好并网服务，确保常规电源应并尽并，强化机组运行维护，严格非计划停运和出力受阻管理，挖掘机组顶峰潜力。
四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济，优化跨省区电力调配机制，做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道，做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力，允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。
五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。
(二)加快建立健全市场化电价体系
一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则，稳定煤电企业固定成本回收预期，推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管，及时纠正以降价为目的专场交易，避免不合理干预。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导，考虑优化供热机组容量成本回收机制，研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。研究并推动新型储能容量电价政策尽快出台。
二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。
三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，体现新能源绿色环境价值，提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。
(三)加快推动新型电力系统建设
一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。
二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道，以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。
三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。
四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。
注释：
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
权威之声
小时。火电4466小时，同比提高76小时;其中，煤电4685小时，同比提高92小时。核电7670小时，同比提高54小时。并网风电2225小时，同比提高7小时。并网太阳能发电1286小时，同比降低54小时。
五是跨区、跨省输送电量较快增长。2023年，全国新增220千伏及以上输电线路长度3.81万千米，同比少投产557千米;新增220千伏及以上变电设备容量(交流)2.57亿千伏安，同比少投产354万千伏安;新增直流换流容量1600万千瓦。2023年，全国完成跨区输送电量8497亿千瓦时，同比增长9.7%;其中，西北区域外送电量3097亿千瓦时，占跨区输送电量的36.5%。2023年，全国跨省输送电量1.85万亿千瓦时，同比增长7.2%。
六是市场交易电量较快增长。2023年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量5.67万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比重为61.4%，同比提高0.6个百分点。其中全国电力市场中长期电力直接交易电量4.43万亿千瓦时，同比增长7%。
(三)全国电力供需情况
2023年电力系统安全稳定运行，全国电力供需总体平衡，电力保供取得好成效。年初，受来水偏枯、电煤供应紧张、用电负荷增长等因素叠加影响，云南、贵州、蒙西等少数省级电网在部分时段电力供需形势较为紧张，通过源网荷储协同发力，守牢了民生用电安全底线。夏季，各相关政府部门及电力企业提前做好了充分准备，迎峰度夏期间全国电力供需形势总体平衡，各省级电网均未采取有序用电措施，创造了近年来迎峰度夏电力保供最好成效。冬季，12月多地出现大范围强寒潮、强雨雪天气，电力行业企业全力应对雨雪冰冻，全国近十个省级电网电力供需形势偏紧，部分省级电网通过需求侧响应等措施，保障了电力系统安全稳定运行。
二、2024年全国电力供需形势预测
(一)电力消费预测
预计2024年全国电力消费平稳增长。综合考虑宏观经济、终端用能电气化等因素，根据不同预测方法对全社会用电量的预测结果，预计2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，比2023年增长6%左右。预计2024年全国统调最高用电负荷14.5亿千瓦，比2023年增加1亿千瓦左右。
(二)电力供应预测
预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右;其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
(三)电力供需形势预测
预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。
三、有关建议
2024年，我国宏观经济及电力消费保持平稳增长，电力保供压力上升。为切实做好今春及后续电力保供工作，全力保障大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：
(一)扎实做好电力安全供应工作
一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性;加强煤炭、油气等能源供耗存监测;滚动开展用电负荷预测及预警。建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、覆冰等在线监测装置部署，加强极端天气对电网影响灾害研判预警。进一步强化民生保供应急机制，提升灾害应急处置能力。加大重点地区应急装备配置力度，确保系统安全运行，提升极端条件下民生保障供电能力。
二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区的网源投资合理比例，统筹推进电网电源建设，避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节，提升电网设备防灾能力。结合新能源汽车充电桩建设，开展城市配电网扩容和改造升级，大力推广智能有序充电设施建设和改造。加快农村电网巩固提升工程，支撑农村可再生能源开发。
三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障，继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度，巩固电力保供基础;保持进口煤政策稳定，给予用煤企业平稳长久的政策预期;引导电煤价格稳定在合理区间。推动纳入规划的电源按时投产，同时做好并网服务，确保常规电源应并尽并，强化机组运行维护，严格非计划停运和出力受阻管理，挖掘机组顶峰潜力。
四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济，优化跨省区电力调配机制，做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道，做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力，允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。
五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。
(二)加快建立健全市场化电价体系
一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则，稳定煤电企业固定成本回收预期，推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管，及时纠正以降价为目的专场交易，避免不合理干预。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导，考虑优化供热机组容量成本回收机制，研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。研究并推动新型储能容量电价政策尽快出台。
二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。
三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，体现新能源绿色环境价值，提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。
(三)加快推动新型电力系统建设
一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。
二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道，以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。
三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。
四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。
注释：
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
(二)电力供应预测
预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。在新能源发电持续快速发展的带动下，预计2024年全国新增发电装机将再次突破3亿千瓦，新增规模与2023年基本相当。2024年底，全国发电装机容量预计达到32.5亿千瓦，同比增长12%左右。火电14.6亿千瓦，其中煤电12亿千瓦左右，占总装机比重降至37%。非化石能源发电装机合计18.6亿千瓦，占总装机的比重上升至57%左右;其中，并网风电5.3亿千瓦、并网太阳能发电7.8亿千瓦，并网风电和太阳能发电合计装机规模将超过煤电装机，占总装机比重上升至40%左右，部分地区新能源消纳压力凸显。
(三)电力供需形势预测
预计2024年迎峰度夏和迎峰度冬期间全国电力供需形势总体紧平衡。电力供应和需求，以及气候的不确定性等多方面因素交织叠加，给电力供需形势带来不确定性。综合考虑电力消费需求增长、电源投产等情况，预计2024年全国电力供需形势总体紧平衡。迎峰度夏和迎峰度冬期间，在充分考虑跨省跨区电力互济的前提下，华北、华东、华中、西南、南方等区域中有部分省级电网电力供应偏紧，部分时段需要实施需求侧响应等措施。
三、有关建议
2024年，我国宏观经济及电力消费保持平稳增长，电力保供压力上升。为切实做好今春及后续电力保供工作，全力保障大电网安全稳定，守好民生用电底线，推动经济社会高质量发展，结合电力供需形势和行业发展趋势，提出以下几点建议：
(一)扎实做好电力安全供应工作
一是做好一次能源跟踪监测、负荷预警和灾害应急机制建设。加强来水、风、光跟踪监测,提升预报准确性;加强煤炭、油气等能源供耗存监测;滚动开展用电负荷预测及预警。建立健全电力气象灾害监测系统，完善微气象、覆冰等在线监测装置部署，加强极端天气对电网影响灾害研判预警。进一步强化民生保供应急机制，提升灾害应急处置能力。加大重点地区应急装备配置力度，确保系统安全运行，提升极端条件下民生保障供电能力。
二是统筹做好源网规划建设。分析电力送受端不同地区的网源投资合理比例，统筹推进电网电源建设，避免由于网源建设不协同引起大规模弃能。补强电网抵御自然灾害的薄弱环节，提升电网设备防灾能力。结合新能源汽车充电桩建设，开展城市配电网扩容和改造升级，大力推广智能有序充电设施建设和改造。加快农村电网巩固提升工程，支撑农村可再生能源开发。
三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障，继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度，巩固电力保供基础;保持进口煤政策稳定，给予用煤企业平稳长久的政策预期;引导电煤价格稳定在合理区间。推动纳入规划的电源按时投产，同时做好并网服务，确保常规电源应并尽并，强化机组运行维护，严格非计划停运和出力受阻管理，挖掘机组顶峰潜力。
四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济，优化跨省区电力调配机制，做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道，做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力，允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。
五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。
(二)加快建立健全市场化电价体系
一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则，稳定煤电企业固定成本回收预期，推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管，及时纠正以降价为目的专场交易，避免不合理干预。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导，考虑优化供热机组容量成本回收机制，研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。研究并推动新型储能容量电价政策尽快出台。
二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。
三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，体现新能源绿色环境价值，提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。
(三)加快推动新型电力系统建设
一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。
二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道，以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。
三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。
四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。
注释：
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
权威之声
弱环节，提升电网设备防灾能力。结合新能源汽车充电桩建设，开展城市配电网扩容和改造升级，大力推广智能有序充电设施建设和改造。加快农村电网巩固提升工程，支撑农村可再生能源开发。
三是提升电源供应能力。做好一次燃料供应保障，继续执行煤炭保供政策，加大煤炭先进产能释放力度，巩固电力保供基础;保持进口煤政策稳定，给予用煤企业平稳长久的政策预期;引导电煤价格稳定在合理区间。推动纳入规划的电源按时投产，同时做好并网服务，确保常规电源应并尽并，强化机组运行维护，严格非计划停运和出力受阻管理，挖掘机组顶峰潜力。
四是挖掘输电通道能力。加强跨省跨区电力余缺互济，优化跨省区电力调配机制，做好中长期、现货、应急调度的衔接。用足用好跨省跨区输电通道，做到资源互补、时空互济、市场互惠。充分发挥配套电源的调节能力，允许配套电源富余能力在更大范围内进行市场化配置。
五是拓宽需求侧响应覆盖范围。按照“谁承担谁受益”的原则，拓宽资金渠道，优化调整市场分担费用和运行费用等相关政策措施，形成合理的需求响应市场化补偿机制。进一步完善电价体系，细化峰期、谷期电价时段，增加较小时间尺度的分时电价，引导和激发用户错峰用电的积极性。适当降低负荷聚合商的准入门槛。
(二)加快建立健全市场化电价体系
一是落实好煤电“两部制”电价政策。建议各省份尽快出台煤电容量电价实施细则，稳定煤电企业固定成本回收预期，推动煤电机组进行必要的投资和改造。加强对各地落实煤电电价政策监管，及时纠正以降价为目的专场交易，避免不合理干预。建立健全跨省跨区容量电价分摊机制，推动跨省跨区中长期交易的签约履约，保障电力供应基本盘。加强国家层面对热价调整的指导，考虑优化供热机组容量成本回收机制，研究热工况下供热机组灵活性调节能力与煤电容量电价机制的合理衔接。研究并推动新型储能容量电价政策尽快出台。
二是加快完善新能源参与市场交易电价机制。增加新能源发电调整合同的机会，缩短交易周期，提高交易频率。允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性。新能源优先发电计划应转为政府授权合约机制，保障新能源企业合理收益。各地结合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。
三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，体现新能源绿色环境价值，提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。
(三)加快推动新型电力系统建设
一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。
二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道，以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。
三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。
四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。
注释：
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
权威之声
合实际情况，开展用户峰谷电价的时段调整，挖掘午间用电需求。
三是加快推进绿色电力市场建设。加快推进绿证交易方法及实施细则出台，丰富绿证应用场景。逐步将分布式发电、生物质发电等形式的可再生能源纳入绿电供应体系，进一步扩大绿电供应规模。加快培育绿电消费市场，体现新能源绿色环境价值，提升新能源参与市场的经济性。完善绿证交易机制，畅通购买绿电和绿证的渠道，落实全社会共同推动能源转型的责任。
(三)加快推动新型电力系统建设
一是加强新型电力系统顶层设计。坚持系统观念，加强对新型电力系统的源网荷储统筹规划和建设。统筹优化电力系统发展规划，加强电力规划与其他专项规划的指导与衔接作用。完善构建新型电力系统的相关配套政策，从市场机制建设、技术创新、示范推广等多方面统筹推进。
二是统筹推进新能源大基地建设。强化新能源基地、支撑性电源和输送通道同步规划设计和同步运行，保障大基地按期投产，积极推动绿色清洁电力消纳。加强指导地方政府解决非技术成本不断攀升问题，加大对土地价格、配套产业等限制性政策的监督，保障大基地开发企业合理权益和收益。在大基地建设用地、用林、用草、用水等手续办理上开设绿色通道，以满足大基地的建设进度要求。综合考虑各地资源禀赋、调节能力、电网建设等因素制定合理的差异化的新能源利用率目标。
三是统筹提升电力系统调节能力。加大政策支持力度，持续推进煤电“三改联动”及支撑性调节性煤电的建设，提升电力系统应急保障和调峰能力。完善峰谷电价，积极推动完善新型储能参与市场机制，发挥储能调节作用。加快抽水蓄能电站建设及改造，推动已开工的项目尽快投产运行，尽早发挥作用;因地制宜建设中小型抽水蓄能电站。加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场交易。发挥流域水电集群效益，实现水电与新能源多能互补运行。推进多元化储能技术研发与应用，优化储能布局场景，推动独立储能发挥调节作用。
四是推动电力领域科技创新。加强新型电力系统基础理论研究，推动能源电力技术研发与应用向数字化、智能化和绿色化转型。深入研究适应大规模高比例新能源友好并网的先进电网和储能等新型电力系统支撑技术，开展高比例新能源和高比例电力电子装备接入电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。
注释：
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
权威之声
电网稳定运行控制技术研究。鼓励电力企业围绕技术创新链开展强强联合和产学研深度协作，集中突破关键核心技术。加大新技术应用示范的支持力度，加快新型电力系统、储能、氢能、CCUS等标准体系研究，发挥标准引领作用。
注释：
1.各项统计数据均未包括香港特别行政区、澳门特别行政区和台湾省。部分数据因四舍五入的原因，存在总计与分项合计不等的情况。
2.两年平均增速是以2021年同期值为基数，采用几何平均方法计算。
3.规模以上电厂发电量统计范围为年主营业务收入2000万元及以上的电厂发电量，数据来源于国家统计局。
4.四大高载能行业包括：化学原料和化学制品制造业、非金属矿物制品业、黑色金属冶炼和压延加工业、有色金属冶炼和压延加工业4个行业。
5.高技术及装备制造业包括：医药制造业、金属制品业、通用设备制造业、专用设备制造业、汽车制造业、铁路/船舶/航空航天和其他运输设备制造业、电气机械和器材制造业、计算机/通信和其他电子设备制造业、仪器仪表制造业9个行业。
6.消费品制造业包括：农副食品加工业、食品制造业、酒/饮料及精制茶制造业、烟草制品业、纺织业、纺织服装/服饰业、皮革/毛皮/羽毛及其制品和制鞋业、木材加工和木/竹/藤/棕/草制品业、家具制造业、造纸和纸制品业、印刷和记录媒介复制业、文教/工美/体育和娱乐用品制造业12个行业。
7.其他制造行业为制造业用电分类的31个行业中，除四大高载能行业、高技术及装备制造业、消费品行业之外的其他行业，包括：石油/煤炭及其他燃料加工业、化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业、其他制造业、废弃资源综合利用业、金属制品/机械和设备修理业6个行业。
8.东部地区包括北京、天津、河北、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南10个省(市);中部地区包括山西、安徽、江西、河南、湖北、湖南6个省;西部地区包括内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆12个省(市、自治区);东北地区包括辽宁、吉林、黑龙江3个省。
权威之声
02
宏观政策
MACROPOLICY
宏观政策
山东：到2025年新能源和可再生能源达到1亿千瓦
来源：山东省人民政府
1月30日，山东省人民政府印发山东省新型城镇化建设行动方案（2024—2025年）。其中提到，加快推动能源绿色低碳转型发展，到2025年，新能源和可再生能源装机达到1亿千瓦。
此外，每年梳理一批制造业领域亿元以上重点项目，对符合条件的加大金融信贷力度。出台全省企业技术改造升级三年行动方案，每年实施投资500万元以上技改项目1万个左右。
原文链接：山东省新型城镇化建设行动方案（2024—2025年）
行业聚焦
INDUSTRY FOCUS
03
行业聚焦
硅料酝酿涨价成功 节前硅片试探性调涨
来源： InfoLink
硅料价格
中国春节假期临近，供应方面，硅料生产供应端整体情况正常，生产运行和运输状况均相对平稳，供应总量保持环比正向增长，但是结构性供应确实显现出阶段性输出不足，并且反应在阶段性价格波动。
价格方面，国产硅料整体成交均价有所抬涨，海外产硅料整体价格维持平稳。具体情况表现在，国产致密块料、尤其是可以满足 N 型拉晶用料需求的块料报价涨至每公斤 65-73 元范围，最高报价区间涨至每公斤 69-73 元范围，实际成交价格略有下移；但是考虑到本期仍有大量前期签订的订单处于正常执行期间，前期价格范围基本仍在每公斤 64-68 元范围，故本期均价考虑综合因素后开始反应抬涨趋势，但是具体涨幅暂未完全一致，会在后期价格变化幅度中据实反应。
需求方面，当前硅料价格上涨成功已经能够反应出拉晶用料需求方面的规模可观，距离春节假期不足 10 天，拉晶环节整体稼动平稳，个别企业仍在回升的稼动水平反应在硅料需求方面，具有明显的春节假期备货特点和博弈心态。
硅片价格
时至月末，M10 尺寸 N/P 型硅片价格走势变化十分微妙，M10 P 型价格在沉底数周后随着生产企业快速切换到 N 型生产，供需紧俏下厂家上周上抬的报价也在本周确立涨价趋势，低于每片 2.05 元人民币的价格成为了少数，M10 尺寸下 NP 型价格正式翻转；M10 N 型部分也持续有企业酝酿反弹，然而这周观察成交意愿仍然有限，价格约略持平。
本周 P 型硅片中 M10 尺寸成交价格上行到每片 2.05 元人民币、G12 尺寸则维持落在每片 2.8 元人民币。N 型价格保持 M10 尺寸成交价格落在每片 2 元人民币、G12 部分价格落在每片 3.1 元人民币左右。从 N/P 型来看，同为 M10 尺寸的基础上，由于瓦数的提升明显，M10 尺寸下 N 型单瓦价格相比 P 型减少约 8-9%，N 型硅片相比 P 型具备更优的性价比。
随着春节将至，各家陆续规划春节放假与二月份排产，同时与往年一样，企业也在对赌节后的需求表现。当前硅片环节仍然期望维持平稳的稼动水平，未出现明显减产意愿，然若后续终端需求没有得到明显复苏，硅片生产企业或将面临与下游需求冲突的销售压力。
电池片价格
近期由于生产 PERC 电池厂家锐减，针对高效率 PERC 电池片出现小部分的紧张趋势，观察头部企业由于生产的PERC电池效率档位优异，并无太多厂商能够供应，因而持续出现挺价的现象。
本周 P 型电池片成交均价价格维持，M10 尺寸落在每瓦 0.38 元人民币区段；G12 尺寸成交价格也维持每瓦 0.38 元人民币的价格水平。同时，头部专业电池企业保持一定溢价，在高效率档位的价格能够达到每瓦 0.39 元人民币的水平。
在 N 型电池片部分，本周 TOPCon（M10）电池片价格保持稳定，均价价格维持落在每瓦 0.46-0.47 元人民币左右，TOPCon 与 PERC 电池片价差维持每瓦 0.08-0.09 元人民币不等。而 HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖价格分化不一，高效部分价格每瓦 0.6-0.7 元人民币都有出现。
至于二月排产规划方面，观察厂家陆续规划春节放假与减产，企业一部分规划 PERC 的升级改造、另一部分也在既有 TOPCon 的产线趁机添加 LECO 等提效降本工序。
展望后势，预期短期而言电池片价格走势仍将保持平稳，然而，若春节期间减产幅度超过预期，也不排除在节后再续涨势。
组件价格
本周价格仍受成本及订单交付较少因素影响，近期新签项目较少，主要以大型项目订单执行为主，整体均价暂时平缓。
本周均价 PERC 0.88-0.9 元人民币。而 TOPCon 本周价格 0.93-0.96 元左右。
HJT 价格因成本因素、且市场尚未明显打开，价格也受前单签订执行价格较高，与新单分化明显，目前国内价格约每瓦 1.15-1.2 元人民币之间，海外订单价格受近期交单影响价格略为下行至每瓦 0.145-0.170 元美元。
近期行业讨论组件价格是否有节后调涨的趋势，然考虑终端接受度明显有限，远期价格仍持续下探也应证涨价机率或将较小，国内价格的抬升仍需观察接下来的需求带动。
而海外部分，考虑到 182PERC 组件已位于产品周期尾部，短期海外需求有出现上升趋势，且欧洲去库加快、航运等变动因素影响，部分厂家规划节后调整价格，但整体涨价幅度仍将受制终端接受度而定，或许涨幅仅 1-2 美分左右的调整。
行业聚焦
硅片价格
时至月末，M10 尺寸 N/P 型硅片价格走势变化十分微妙，M10 P 型价格在沉底数周后随着生产企业快速切换到 N 型生产，供需紧俏下厂家上周上抬的报价也在本周确立涨价趋势，低于每片 2.05 元人民币的价格成为了少数，M10 尺寸下 NP 型价格正式翻转；M10 N 型部分也持续有企业酝酿反弹，然而这周观察成交意愿仍然有限，价格约略持平。
本周 P 型硅片中 M10 尺寸成交价格上行到每片 2.05 元人民币、G12 尺寸则维持落在每片 2.8 元人民币。N 型价格保持 M10 尺寸成交价格落在每片 2 元人民币、G12 部分价格落在每片 3.1 元人民币左右。从 N/P 型来看，同为 M10 尺寸的基础上，由于瓦数的提升明显，M10 尺寸下 N 型单瓦价格相比 P 型减少约 8-9%，N 型硅片相比 P 型具备更优的性价比。
随着春节将至，各家陆续规划春节放假与二月份排产，同时与往年一样，企业也在对赌节后的需求表现。当前硅片环节仍然期望维持平稳的稼动水平，未出现明显减产意愿，然若后续终端需求没有得到明显复苏，硅片生产企业或将面临与下游需求冲突的销售压力。
电池片价格
近期由于生产 PERC 电池厂家锐减，针对高效率 PERC 电池片出现小部分的紧张趋势，观察头部企业由于生产的PERC电池效率档位优异，并无太多厂商能够供应，因而持续出现挺价的现象。
本周 P 型电池片成交均价价格维持，M10 尺寸落在每瓦 0.38 元人民币区段；G12 尺寸成交价格也维持每瓦 0.38 元人民币的价格水平。同时，头部专业电池企业保持一定溢价，在高效率档位的价格能够达到每瓦 0.39 元人民币的水平。
在 N 型电池片部分，本周 TOPCon（M10）电池片价格保持稳定，均价价格维持落在每瓦 0.46-0.47 元人民币左右，TOPCon 与 PERC 电池片价差维持每瓦 0.08-0.09 元人民币不等。而 HJT（G12）电池片生产厂家多数以自用为主，外卖价格分化不一，高效部分价格每瓦 0.6-0.7 元人民币都有出现。
至于二月排产规划方面，观察厂家陆续规划春节放假与减产，企业一部分规划 PERC 的升级改造、另一部分也在既有 TOPCon 的产线趁机添加 LECO 等提效降本工序。
展望后势，预期短期而言电池片价格走势仍将保持平稳，然而，若春节期间减产幅度超过预期，也不排除在节后再续涨势。
组件价格
本周价格仍受成本及订单交付较少因素影响，近期新签项目较少，主要以大型项目订单执行为主，整体均价暂时平缓。
本周均价 PERC 0.88-0.9 元人民币。而 TOPCon 本周价格 0.93-0.96 元左右。
HJT 价格因成本因素、且市场尚未明显打开，价格也受前单签订执行价格较高，与新单分化明显，目前国内价格约每瓦 1.15-1.2 元人民币之间，海外订单价格受近期交单影响价格略为下行至每瓦 0.145-0.170 元美元。
近期行业讨论组件价格是否有节后调涨的趋势，然考虑终端接受度明显有限，远期价格仍持续下探也应证涨价机率或将较小，国内价格的抬升仍需观察接下来的需求带动。
而海外部分，考虑到 182PERC 组件已位于产品周期尾部，短期海外需求有出现上升趋势，且欧洲去库加快、航运等变动因素影响，部分厂家规划节后调整价格，但整体涨价幅度仍将受制终端接受度而定，或许涨幅仅 1-2 美分左右的调整。
行业聚焦
的升级改造、另一部分也在既有 TOPCon 的产线趁机添加 LECO 等提效降本工序。
展望后势，预期短期而言电池片价格走势仍将保持平稳，然而，若春节期间减产幅度超过预期，也不排除在节后再续涨势。
组件价格
本周价格仍受成本及订单交付较少因素影响，近期新签项目较少，主要以大型项目订单执行为主，整体均价暂时平缓。
本周均价 PERC 0.88-0.9 元人民币。而 TOPCon 本周价格 0.93-0.96 元左右。
HJT 价格因成本因素、且市场尚未明显打开，价格也受前单签订执行价格较高，与新单分化明显，目前国内价格约每瓦 1.15-1.2 元人民币之间，海外订单价格受近期交单影响价格略为下行至每瓦 0.145-0.170 元美元。
近期行业讨论组件价格是否有节后调涨的趋势，然考虑终端接受度明显有限，远期价格仍持续下探也应证涨价机率或将较小，国内价格的抬升仍需观察接下来的需求带动。
而海外部分，考虑到 182PERC 组件已位于产品周期尾部，短期海外需求有出现上升趋势，且欧洲去库加快、航运等变动因素影响，部分厂家规划节后调整价格，但整体涨价幅度仍将受制终端接受度而定，或许涨幅仅 1-2 美分左右的调整。
04
技术前沿
TECHNOLOGY FRONTIER
技术前沿
来源 ：钙钛矿材料和器件
研究人员利用分子组合来解决各种问题，从而提高了电池效率。美国西北大学(Northwestern University)的研究人员通过一项新开发再次提升了钙钛矿太阳能电池的标准，帮助这项新兴技术创下了新的效率纪录。最近发表在《科学》(Science)杂志上的这一研究成果描述了一种双分子解决方案，以克服阳光转化为能量过程中的效率损失。
美国西北大学(Northwestern University)在包钙钛矿太阳能电池方面的最新研究创造了 25.1% 的新效率纪录，该研究采用了一种新型双分子方法来减少电子复合。这一研究成果标志着使钙钛矿太阳能电池成为比传统硅基电池更高效、更稳定的替代品迈出了重要一步。
通过首先加入一种分子来解决所谓的表面重组(电子被缺陷困住时会丢失)，然后再加入另一种分子来破坏层间界面的重组，该团队的效率达到了美国国家可再生能源实验室(NREL)认证的 25.1%，而之前的效率仅为 24.09%。
西北大学教授Ted Sargent说："钙钛矿太阳能技术发展迅速，研发重点正从体吸收体转向界面。这是进一步提高效率和稳定性的关键，使我们更接近这条通往更高效太阳能电池的充满希望的道路"。
Ted Sargent是 Paula M. Trienens 可持续发展与能源研究所(前身为 ISEN)的联合执行主任，也是材料化学和能源系统方面的多学科研究人员，在温伯格艺术与科学学院(Weinberg College of Arts and Sciences)化学系和麦考密克工程学院电气与计算机工程系任职。
传统的太阳能电池由高纯度硅晶片制成，生产过程耗能巨大，而且只能吸收固定范围的太阳光。钙钛矿材料的厚度和成分可以调整，以"调节"其吸收的光波长，这使其成为一种有利的、潜在的低成本、高效率的新兴叠层太阳能技术。
一直以来，由于其相对不稳定性，钙钛矿太阳能电池在提高效率方面一直面临挑战。在过去的几年里，Ted Sargent实验室和其他实验室取得的进展已经使钙钛矿太阳能电池的效率达到了与硅相同的程度。
电子保留方面的进展
在目前的研究中，研究小组不是试图帮助电池吸收更多的阳光，而是把重点放在维持和保留产生的电子以提高效率的问题上。当钙钛矿层与电池的电子传输层接触时，电子会从一个层移动到另一个层。但电子又会向外移动，并与存在于钙钛矿层上的空穴进行填充或"重组"。
第一作者、Ted Sargent实验室博士后Cheng Liu说："界面上的重组非常复杂，Ted Sargent实验室由查尔斯-莫里森(Charles E. and Emma H. Morrison)化学教授梅尔库里-卡纳齐迪斯(Mercouri Kanatzidis)共同指导。使用一种分子来解决复杂的重组和保留电子是非常困难的，因此我们考虑了可以使用什么样的分子组合来更全面地解决这个问题"。
Ted Sargent团队过去的研究发现，有证据表明一种分子 PDAI2 可以很好地解决界面重组问题。接下来，他们需要找到一种能够修复表面缺陷并防止电子与之重组的分子。
双分子方法和未来工作
通过找到让 PDAI2 与辅助分子协同工作的机制，研究小组锁定了硫，硫可以取代碳基(通常在防止电子移动方面表现不佳)，覆盖缺失的原子并抑制重组。
同一研究小组最近在《Nature》杂志上发表的一篇论文，为过氧化物层下的衬底开发了一种涂层，以帮助电池在更高温度下长时间工作。Liu说，这种解决方案可以与《科学》论文中的发现协同工作。
研究小组希望他们的发现能鼓励更多的科学界人士继续推进这项工作，同时他们也将开展后续工作。
"我们必须采用更灵活的策略来解决复杂的界面问题，"Cheng 说。"我们不能像以前那样只使用一种分子。我们用两种分子来解决两种重组，但我们确信在界面上还有更多种类的缺陷相关重组。我们需要尝试使用更多的分子来组合在一起，确保所有分子在不破坏彼此功能的情况下协同工作。
打破25.1%转化效率纪录的钙钛矿太阳能电池
技术前沿
西北大学教授Ted Sargent说："钙钛矿太阳能技术发展迅速，研发重点正从体吸收体转向界面。这是进一步提高效率和稳定性的关键，使我们更接近这条通往更高效太阳能电池的充满希望的道路"。
Ted Sargent是 Paula M. Trienens 可持续发展与能源研究所(前身为 ISEN)的联合执行主任，也是材料化学和能源系统方面的多学科研究人员，在温伯格艺术与科学学院(Weinberg College of Arts and Sciences)化学系和麦考密克工程学院电气与计算机工程系任职。
传统的太阳能电池由高纯度硅晶片制成，生产过程耗能巨大，而且只能吸收固定范围的太阳光。钙钛矿材料的厚度和成分可以调整，以"调节"其吸收的光波长，这使其成为一种有利的、潜在的低成本、高效率的新兴叠层太阳能技术。
一直以来，由于其相对不稳定性，钙钛矿太阳能电池在提高效率方面一直面临挑战。在过去的几年里，Ted Sargent实验室和其他实验室取得的进展已经使钙钛矿太阳能电池的效率达到了与硅相同的程度。
电子保留方面的进展
在目前的研究中，研究小组不是试图帮助电池吸收更多的阳光，而是把重点放在维持和保留产生的电子以提高效率的问题上。当钙钛矿层与电池的电子传输层接触时，电子会从一个层移动到另一个层。但电子又会向外移动，并与存在于钙钛矿层上的空穴进行填充或"重组"。
第一作者、Ted Sargent实验室博士后Cheng Liu说："界面上的重组非常复杂，Ted Sargent实验室由查尔斯-莫里森(Charles E. and Emma H. Morrison)化学教授梅尔库里-卡纳齐迪斯(Mercouri Kanatzidis)共同指导。使用一种分子来解决复杂的重组和保留电子是非常困难的，因此我们考虑了可以使用什么样的分子组合来更全面地解决这个问题"。
Ted Sargent团队过去的研究发现，有证据表明一种分子 PDAI2 可以很好地解决界面重组问题。接下来，他们需要找到一种能够修复表面缺陷并防止电子与之重组的分子。
双分子方法和未来工作
通过找到让 PDAI2 与辅助分子协同工作的机制，研究小组锁定了硫，硫可以取代碳基(通常在防止电子移动方面表现不佳)，覆盖缺失的原子并抑制重组。
同一研究小组最近在《Nature》杂志上发表的一篇论文，为过氧化物层下的衬底开发了一种涂层，以帮助电池在更高温度下长时间工作。Liu说，这种解决方案可以与《科学》论文中的发现协同工作。
研究小组希望他们的发现能鼓励更多的科学界人士继续推进这项工作，同时他们也将开展后续工作。
"我们必须采用更灵活的策略来解决复杂的界面问题，"Cheng 说。"我们不能像以前那样只使用一种分子。我们用两种分子来解决两种重组，但我们确信在界面上还有更多种类的缺陷相关重组。我们需要尝试使用更多的分子来组合在一起，确保所有分子在不破坏彼此功能的情况下协同工作。
技术前沿
(通常在防止电子移动方面表现不佳)，覆盖缺失的原子并抑制重组。
同一研究小组最近在《Nature》杂志上发表的一篇论文，为过氧化物层下的衬底开发了一种涂层，以帮助电池在更高温度下长时间工作。Liu说，这种解决方案可以与《科学》论文中的发现协同工作。
研究小组希望他们的发现能鼓励更多的科学界人士继续推进这项工作，同时他们也将开展后续工作。
"我们必须采用更灵活的策略来解决复杂的界面问题，"Cheng 说。"我们不能像以前那样只使用一种分子。我们用两种分子来解决两种重组，但我们确信在界面上还有更多种类的缺陷相关重组。我们需要尝试使用更多的分子来组合在一起，确保所有分子在不破坏彼此功能的情况下协同工作。
05
专业评论
Professional comments
蜂巢能源2024年如何“破卷”？
来源：电池中国
日前，电池中国与蜂巢能源董事长兼CEO杨红新进行了一场深度对话，就蜂巢能源短刀电池研发历程、2024年产业链如何“破卷”、公司大单品电芯策略、公司海外布局以及其它行业关注的焦点话题进行了探讨。
电池中国：“卷”成为了2023年电池行业的高频词，这种状态可能会在2024年继续，蜂巢能源如何看待市场内卷及价格战？
杨红新：凡是同质化的产品它什么都不看，只看价格，而且完全可以平行替代。今天用你的明天就可以不用你的。蜂巢入局以来，坚持走有竞争力的差异化路线，这样开发出来的产品很难被轻易替代，跟客户的黏性更强，就很好地避开了惨烈的同质化价格竞争。
我们在第一届电池日的时候就提出了“进窄门、走远路”的策略。只有走窄门，取得差异化的竞争优势，才能够让企业长久地发展下去。所以蜂巢能源从成立之初，就建立了这样的价值观，选择了这样的道路。我们选择了一条正确但是相对艰难的道路。但是正确的事情我们一定要坚持。
我们过去几届电池日发布了一系列的新产品：车规级的工厂，开创方形叠片电池，开创无钴电池，推出短刀及短刀+飞叠黄金组合，这些成果在过去几年都陆续实现了。到了2023年，我们所有的中国的电芯基地全部投产，而且在三大基地成功地导入了我们最先进的短刀+飞叠的技术和产品。
2023年大家的感受是整个行业都非常“卷”，全行业的产能利用率比较低，价格快速地下滑。价格快速下滑其实有利于终端消费者，可以让新能源汽车市场快速地扩大，但是短时间对企业的经营带来很大的挑战。
2023年行业进入到了周期性的调整。那么蜂巢能源怎么应对这种行业的“卷”，怎么应对周期性的调整？我们主要的策略，是用新的技术和产品路线去应对，用全域短刀升级快充来打开市场。
2021年我们提出了全域短刀的战略，2023年已经全面落地，其中我们的L400 PHEV短刀电池，在2023年搭载了近十款畅销车型，在PHEV细分领域装机量进入国内前三；L600短刀也搭载了纯电动的车型上市销售。
同时，我们也坚持“大单品”策略。在大单品方面，2023年蜂巢能源有三款电池成为行业的大单品，117Ah这一款乘着2023中国PHEV和增程市场爆发的东风，配套了9款车型，全年处于满产状态；62Ah的PHEV短刀电池已经配套5款车型。
我们希望还是用技术创新来面对降本内卷带来的挑战。我们希望在PHEV、EV领域能够给客户带来更多的赋能，比如说为电池提供快充能力，用领先技术赋能客户，带来一部分溢价在里面，“加速不加价”。
蜂巢宣布2024年短刀电池全域升级2.2C—4C快充，也是基于蜂巢的差异化短刀路线，进一步通过技术创新，赋能客户，提升产品和市场竞争力。
在降本方面，蜂巢能源的目标是2024年制造成本要下降40%。2023年，我们60%以上的产线都是新产线+新产品+新工艺的“三新”，制造成本相对较高。不过，我们也看到，蜂巢自主开发的飞叠设备，2023年已经导入近100台，适配了40多GWh产线，产线良品率达到98%，产品缺陷检出率达到100%，单GWh设备投资降低1000万元，每GWh运营成本减少800万元，这是飞叠在制造方面带来的巨大收益。
2024年我们将全面进入到稳产运营阶段，所以我们的目标是将制造成本下降40%；采购成本+技术降本要降20%。
电池中国：蜂巢能源2019年推出了L6，也就是短刀L600的雏形，2021年宣布公司电芯全域短刀化，现阶段，短刀已经成为主流产品形态之一，作为全新产品，蜂巢能源第一个吃螃蟹，开发短刀遇到过哪些难点？
杨红新：短刀开发最难的其实是工艺问题，并不是单纯的化学体系，因为不同尺寸电芯化学体系差异并不是很大。
短刀电芯工艺难难在以前没人做过。不像国内软包可以参考韩国软包公司，方壳可以参考日本、韩国的方壳技术，即便不参考国外的，国内头部企业做得也很好，后来者也可以参考。但短刀电芯工艺没有可参考的，之前没有人做过。比亚迪2020年开始做的是长刀片，蜂巢能源是全世界第一个量产短刀电芯的，我们基本面临的都是工艺和设备问题。
比如说焊接形式从转接焊改成直焊，隔膜要重新开发，比如说要改成热复合这种新工艺，这么长的电芯如何注电解液，它的浸润包括老化的时间都不一样。短刀这种新品类全套工艺都是新的，我们也付出了很大的代价。
第一条短刀产线有很多不足，产品设计、工艺设计、产线设计都有很多不足；我们很快就推出了第二代和第三代短刀产线和工艺，第三代就是大家看到的飞叠技术。到第三代基本上解决了绝大部分短刀带来的工艺、设备问题。
飞叠技术融合极片热复合与多片叠融合技术，集成极片放卷、裁切、叠片CCD在线监测、热压功能，缩短了极片卷料到叠片之间的片料转运，降低极片裁切到叠片间的加工精度差，实现短刀电池的良品率进阶。同时设备单位占地面积同比减少超过40%，大幅节约成本，提高制造效率。
短刀电芯和工艺的开发，整个过程是需要全部的摸索、自研，做DOE、做各种验证，需要大量的投入，还要坚定信心，因为付出的代价也比较高。早期产线爬坡，良率问题比较突出，能不能够坚定信心解决这些问题，这是最难的。
电池中国：目前我们看到很多电池企业，包括一些宣布自研自产电池的车企，也都在采用短刀工艺，您如何看待这种事情，蜂巢如何保持自身的优势？
杨红新：包括我在内，蜂巢能源对于整车的研究要更多一些，我们不只研究电池，还一直研究电池及整车的应用，把握整车技术发展趋势，蜂巢能源脱胎于整车公司，有着整车基因，对未来趋势把握可能会更好一些，这是我们的优势。
从整车技术迭代来看，我们很早就对电池与整车进行了最佳匹配度的研究，电池最佳设计去模拟和探索，基于大量的数据论证，我们认为PHEV车型，400mm的短刀是最理想的；CTB、CTC可能600mm的短刀最理想。
对于蜂巢能源来说，没有产能包袱，我们一开始就可以去做这种理论上最好的标准尺寸电池，所以我们从2021年就开始主推L400、L600两大系列短刀电芯，基本能匹配市场上绝大部分车型，包括未来的车型。
我们也看到后来者，依托于整车厂背景，我们认为还算高质量的电池公司，几乎现在都是采用短刀尺寸和工艺，这也变相地证明短刀已经成为了行业一个新的标准。
当然，其他公司投身短刀可能也会面临我们起初遇到的问题，蜂巢经过了4年的积累做到了现在，其他公司也需要时间去攻克工艺、技术、装备难题；而且我们还在进步，蜂巢能源正在开发第四代叠片机，也就是第二代“飞叠”。
在2023年之前，我们更多的是在布局，是在开发，是在让短刀产品逐步实现；但是到了2023年底，蜂巢能源短刀+飞叠已经完成全面落地。未来，我们将在短刀领域，定位从创新落地阶段进入到一个创新引领阶段，加大技术和产品的发力的力度。
其中，产品领先战略层面，我们要做到的是全域短刀，要进行短刀的全面进化：
第一个是BEV领域，我们将在短刀的基础之上，全面实现快充。
第二个是PHEV和增程领域，我们将努力成为混动之王，带领插混和增程领域全面升级快充和全面升级超长里程+800V的新架构。
第三个领域是储能领域，我们将全面用我们的短刀储能产品群、产品家族，来满足长寿命、低成本等不同场景的需求。
第四个是商用车，我们将推动商乘共用、商储共用的短刀产品来降低成本，提高产线利用率。
电池中国：2023年中国市场纯电动汽车销量为668.5万辆，同比增长24.6%；同期插电式混合动力（PHEV，含增程式）销量达到280.4万辆，同比大增84.7%。蜂巢能源凭借配套PHEV装机也大增，您对PHEV市场变化及电池需求怎么看？
杨红新：过去几年纯电动有很大一部分消耗在了B端，现阶段B端市场已经饱和，而C端的体量无疑是巨大的。
纯电动要打通C端市场，产品一定要打动C端消费者才可以，这就需要破解BEV的补能痛点，一定要用超充去打通，超充可以解决里程焦虑和补能焦虑。
但超充站的建设是一个庞大的工程，需要较长时间，在超充站和超充车型部署完成之前，在未来两三年，具备更长里程，且对快充基础设施依赖不强的插混和增程肯定会保持一个高速增长的局面。尤其是华为、理想等强势企业的产品在市场引领性比较强，同时长城、吉利、长安等主流车企也以插混车型介入新能源市场，机构预测未来几年PHEV在新能源车型占比有望提升至50%，这是一个很令人振奋的数据。
另外，从消费者使用习惯来看，PHEV车型用电比例达到80%，很多消费者在大部分情况下只用电，不用油，已经把PHEV车型当作一款纯电动车在使用。当前，PHEV车型普遍带电量小、充电慢，如果能提升PHEV车型纯电续航和补能速度，将大大改善PHEV车型的驾乘体验，并进一步带动PHEV电池需求的增加。
在第四届电池日上，蜂巢能源基于行业痛点，面向PHEV市场推出了三款首发新品，分别是：行业首款超300km续航混动铁锂短刀快充电芯、行业首款超350km续航混动三元短刀快充电芯和全球首款800V-3C混动快充电芯，更进一步满足45KWh-65KWh配置的B级、C级SUV及MPV混动车型需求。
电池中国：您在多个场合都在强调动力电池要打造爆款“大单品”，短刀作为平台化的产品策略，在大单品上表现如何，您为何觉得“大单品”对动力电池产业特别重要？
杨红新：一款产品在一条生产线上生产和一款产品在十条、百条生产线上生产，制造、采购成本是不一样的。以我们现在飞叠第一款62Ah的L400短刀产品为例，目前有十几条产线在生产这一型号，随着产能爬坡，成本会很快地降下去。
大单品还可以防范电池结构性过剩或客户订单变化带来的影响。如果大单品比较少，某一款产品只有这个客户用，这个客户订单停了就会出现巨大浪费。动力电池形成大单品后，产线适配性就会明显增强，一个产品供给多个客户，就可以很好避免客户订单、结构调整。
蜂巢能源62Ah的L400短刀电芯已经配套不同车企的5款热销车型；同时，蜂巢能源117Ah的L400短刀电芯，用在理想、岚图、长城等多个车企的9款车型上。
我们希望内卷的结果带来的是动力电池大单品量的爆发，通过持续稳定地生产大单品，把制造成本、采购成本降下去，提升企业抗风险能力，提高行业产能利用率。
目前，蜂巢能源已经在PHEV上推出3款大单品，配套不同主机厂多款车型，带动公司在PHEV领域装机量快速增长，形成竞争优势。接下来，在找准细分市场，找准爆款车型，找准大单品是我们重点打造的一个方向。
电池中国：2023年很多厂商推出的300Ah+大容量储能电芯，都是基于传统280Ah尺寸（71*173）的，蜂巢能源推出的325Ah储能专用电芯，打破现有主流规格尺寸的依据和判断是什么？
杨红新：280Ah（71*173）储能电芯是不是最佳的方案，似乎很少有企业思考过这个问题，大家都做280Ah是想走捷径，因为这款“标准电芯”简单好做。
对于蜂巢能源来说，我们还是坚持做正确的事，很多企业不愿意“走窄门”，愿意“进宽门”，但走的人多并不意味着那就是最佳方案。
首先，现阶段280Ah储能电池早先是用在商用车的动力电池，根本就不是为储能专门开发的，是从商务车上直接移植过来的。
其次，一开始储能市场的体量太小，没有企业愿意为储能专门开发电芯。蜂巢进入储能领域，跟进入动力是一致的，一开始就坚持一定要找到一个最合适、最佳、最适用于储能场景的方案，而非盲从，这是最底层的逻辑。
从2023年储能行业的发展结果来看，280Ah储能电芯同质化太严重，大家都在做280Ah的产品，最后不得不血拼价格，都赚不到钱。企业做这样的事到底有什么意义呢？既没赚到名，也没赚到钱。
我们也庆幸当时没有选择280Ah。如果选了280Ah，低价竞争会非常严重，也会影响产线利用率，造成投资浪费。
蜂巢还是想用更高的成组效率，更高的能量密度，更低的成本，更高的安全性来做储能电池，基于这样的逻辑，真正开发一款更适合储能场景的电池。
蜂巢能源L500短刀325Ah储能电芯，就是基于储能应用场景正向推导出的。我们没有280Ah产线，没有落后产能包袱。而且，从产品上来看，325Ah储能电芯采用叠片工艺，循环寿命、安全性、能量密度更好，这也与我们在短刀+飞叠领域的优势有了很好的结合。
基于“飞叠+短刀”更安全的解决方案，蜂巢能源目前已经发布了全新飞叠短刀储能电池迭代产品，包含尺寸不变、体系升级的350Ah短刀储能专用电芯；尺寸加厚的710Ah飞叠短刀储能电芯；以及三款容量为310Ah、330Ah、660Ah的长寿命体系储能电芯。
（据电池中国了解，目前，蜂巢能源为协鑫集团提供的储能专用电芯，助力协鑫“鑫宇+”大储产品20尺集成舱容量达到6MWh，创行业之最。）
专业评论
创无钴电池，推出短刀及短刀+飞叠黄金组合，这些成果在过去几年都陆续实现了。到了2023年，我们所有的中国的电芯基地全部投产，而且在三大基地成功地导入了我们最先进的短刀+飞叠的技术和产品。
2023年大家的感受是整个行业都非常“卷”，全行业的产能利用率比较低，价格快速地下滑。价格快速下滑其实有利于终端消费者，可以让新能源汽车市场快速地扩大，但是短时间对企业的经营带来很大的挑战。
2023年行业进入到了周期性的调整。那么蜂巢能源怎么应对这种行业的“卷”，怎么应对周期性的调整？我们主要的策略，是用新的技术和产品路线去应对，用全域短刀升级快充来打开市场。
2021年我们提出了全域短刀的战略，2023年已经全面落地，其中我们的L400 PHEV短刀电池，在2023年搭载了近十款畅销车型，在PHEV细分领域装机量进入国内前三；L600短刀也搭载了纯电动的车型上市销售。
同时，我们也坚持“大单品”策略。在大单品方面，2023年蜂巢能源有三款电池成为行业的大单品，117Ah这一款乘着2023中国PHEV和增程市场爆发的东风，配套了9款车型，全年处于满产状态；62Ah的PHEV短刀电池已经配套5款车型。
我们希望还是用技术创新来面对降本内卷带来的挑战。我们希望在PHEV、EV领域能够给客户带来更多的赋能，比如说为电池提供快充能力，用领先技术赋能客户，带来一部分溢价在里面，“加速不加价”。
蜂巢宣布2024年短刀电池全域升级2.2C—4C快充，也是基于蜂巢的差异化短刀路线，进一步通过技术创新，赋能客户，提升产品和市场竞争力。
在降本方面，蜂巢能源的目标是2024年制造成本要下降40%。2023年，我们60%以上的产线都是新产线+新产品+新工艺的“三新”，制造成本相对较高。不过，我们也看到，蜂巢自主开发的飞叠设备，2023年已经导入近100台，适配了40多GWh产线，产线良品率达到98%，产品缺陷检出率达到100%，单GWh设备投资降低1000万元，每GWh运营成本减少800万元，这是飞叠在制造方面带来的巨大收益。
2024年我们将全面进入到稳产运营阶段，所以我们的目标是将制造成本下降40%；采购成本+技术降本要降20%。
电池中国：蜂巢能源2019年推出了L6，也就是短刀L600的雏形，2021年宣布公司电芯全域短刀化，现阶段，短刀已经成为主流产品形态之一，作为全新产品，蜂巢能源第一个吃螃蟹，开发短刀遇到过哪些难点？
杨红新：短刀开发最难的其实是工艺问题，并不是单纯的化学体系，因为不同尺寸电芯化学体系差异并不是很大。
短刀电芯工艺难难在以前没人做过。不像国内软包可以参考韩国软包公司，方壳可以参考日本、韩国的方壳技术，即便不参考国外的，国内头部企业做得也很好，后来者也可以参考。但短刀电芯工艺没有可参考的，之前没有人做过。比亚迪2020年开始做的是长刀片，蜂巢能源是全世界第一个量产短刀电芯的，我们基本面临的都是工艺和设备问题。
比如说焊接形式从转接焊改成直焊，隔膜要重新开发，比如说要改成热复合这种新工艺，这么长的电芯如何注电解液，它的浸润包括老化的时间都不一样。短刀这种新品类全套工艺都是新的，我们也付出了很大的代价。
第一条短刀产线有很多不足，产品设计、工艺设计、产线设计都有很多不足；我们很快就推出了第二代和第三代短刀产线和工艺，第三代就是大家看到的飞叠技术。到第三代基本上解决了绝大部分短刀带来的工艺、设备问题。
飞叠技术融合极片热复合与多片叠融合技术，集成极片放卷、裁切、叠片CCD在线监测、热压功能，缩短了极片卷料到叠片之间的片料转运，降低极片裁切到叠片间的加工精度差，实现短刀电池的良品率进阶。同时设备单位占地面积同比减少超过40%，大幅节约成本，提高制造效率。
短刀电芯和工艺的开发，整个过程是需要全部的摸索、自研，做DOE、做各种验证，需要大量的投入，还要坚定信心，因为付出的代价也比较高。早期产线爬坡，良率问题比较突出，能不能够坚定信心解决这些问题，这是最难的。
电池中国：目前我们看到很多电池企业，包括一些宣布自研自产电池的车企，也都在采用短刀工艺，您如何看待这种事情，蜂巢如何保持自身的优势？
杨红新：包括我在内，蜂巢能源对于整车的研究要更多一些，我们不只研究电池，还一直研究电池及整车的应用，把握整车技术发展趋势，蜂巢能源脱胎于整车公司，有着整车基因，对未来趋势把握可能会更好一些，这是我们的优势。
从整车技术迭代来看，我们很早就对电池与整车进行了最佳匹配度的研究，电池最佳设计去模拟和探索，基于大量的数据论证，我们认为PHEV车型，400mm的短刀是最理想的；CTB、CTC可能600mm的短刀最理想。
对于蜂巢能源来说，没有产能包袱，我们一开始就可以去做这种理论上最好的标准尺寸电池，所以我们从2021年就开始主推L400、L600两大系列短刀电芯，基本能匹配市场上绝大部分车型，包括未来的车型。
我们也看到后来者，依托于整车厂背景，我们认为还算高质量的电池公司，几乎现在都是采用短刀尺寸和工艺，这也变相地证明短刀已经成为了行业一个新的标准。
当然，其他公司投身短刀可能也会面临我们起初遇到的问题，蜂巢经过了4年的积累做到了现在，其他公司也需要时间去攻克工艺、技术、装备难题；而且我们还在进步，蜂巢能源正在开发第四代叠片机，也就是第二代“飞叠”。
在2023年之前，我们更多的是在布局，是在开发，是在让短刀产品逐步实现；但是到了2023年底，蜂巢能源短刀+飞叠已经完成全面落地。未来，我们将在短刀领域，定位从创新落地阶段进入到一个创新引领阶段，加大技术和产品的发力的力度。
其中，产品领先战略层面，我们要做到的是全域短刀，要进行短刀的全面进化：
第一个是BEV领域，我们将在短刀的基础之上，全面实现快充。
第二个是PHEV和增程领域，我们将努力成为混动之王，带领插混和增程领域全面升级快充和全面升级超长里程+800V的新架构。
第三个领域是储能领域，我们将全面用我们的短刀储能产品群、产品家族，来满足长寿命、低成本等不同场景的需求。
第四个是商用车，我们将推动商乘共用、商储共用的短刀产品来降低成本，提高产线利用率。
电池中国：2023年中国市场纯电动汽车销量为668.5万辆，同比增长24.6%；同期插电式混合动力（PHEV，含增程式）销量达到280.4万辆，同比大增84.7%。蜂巢能源凭借配套PHEV装机也大增，您对PHEV市场变化及电池需求怎么看？
杨红新：过去几年纯电动有很大一部分消耗在了B端，现阶段B端市场已经饱和，而C端的体量无疑是巨大的。
纯电动要打通C端市场，产品一定要打动C端消费者才可以，这就需要破解BEV的补能痛点，一定要用超充去打通，超充可以解决里程焦虑和补能焦虑。
但超充站的建设是一个庞大的工程，需要较长时间，在超充站和超充车型部署完成之前，在未来两三年，具备更长里程，且对快充基础设施依赖不强的插混和增程肯定会保持一个高速增长的局面。尤其是华为、理想等强势企业的产品在市场引领性比较强，同时长城、吉利、长安等主流车企也以插混车型介入新能源市场，机构预测未来几年PHEV在新能源车型占比有望提升至50%，这是一个很令人振奋的数据。
另外，从消费者使用习惯来看，PHEV车型用电比例达到80%，很多消费者在大部分情况下只用电，不用油，已经把PHEV车型当作一款纯电动车在使用。当前，PHEV车型普遍带电量小、充电慢，如果能提升PHEV车型纯电续航和补能速度，将大大改善PHEV车型的驾乘体验，并进一步带动PHEV电池需求的增加。
在第四届电池日上，蜂巢能源基于行业痛点，面向PHEV市场推出了三款首发新品，分别是：行业首款超300km续航混动铁锂短刀快充电芯、行业首款超350km续航混动三元短刀快充电芯和全球首款800V-3C混动快充电芯，更进一步满足45KWh-65KWh配置的B级、C级SUV及MPV混动车型需求。
电池中国：您在多个场合都在强调动力电池要打造爆款“大单品”，短刀作为平台化的产品策略，在大单品上表现如何，您为何觉得“大单品”对动力电池产业特别重要？
杨红新：一款产品在一条生产线上生产和一款产品在十条、百条生产线上生产，制造、采购成本是不一样的。以我们现在飞叠第一款62Ah的L400短刀产品为例，目前有十几条产线在生产这一型号，随着产能爬坡，成本会很快地降下去。
大单品还可以防范电池结构性过剩或客户订单变化带来的影响。如果大单品比较少，某一款产品只有这个客户用，这个客户订单停了就会出现巨大浪费。动力电池形成大单品后，产线适配性就会明显增强，一个产品供给多个客户，就可以很好避免客户订单、结构调整。
蜂巢能源62Ah的L400短刀电芯已经配套不同车企的5款热销车型；同时，蜂巢能源117Ah的L400短刀电芯，用在理想、岚图、长城等多个车企的9款车型上。
我们希望内卷的结果带来的是动力电池大单品量的爆发，通过持续稳定地生产大单品，把制造成本、采购成本降下去，提升企业抗风险能力，提高行业产能利用率。
目前，蜂巢能源已经在PHEV上推出3款大单品，配套不同主机厂多款车型，带动公司在PHEV领域装机量快速增长，形成竞争优势。接下来，在找准细分市场，找准爆款车型，找准大单品是我们重点打造的一个方向。
电池中国：2023年很多厂商推出的300Ah+大容量储能电芯，都是基于传统280Ah尺寸（71*173）的，蜂巢能源推出的325Ah储能专用电芯，打破现有主流规格尺寸的依据和判断是什么？
杨红新：280Ah（71*173）储能电芯是不是最佳的方案，似乎很少有企业思考过这个问题，大家都做280Ah是想走捷径，因为这款“标准电芯”简单好做。
对于蜂巢能源来说，我们还是坚持做正确的事，很多企业不愿意“走窄门”，愿意“进宽门”，但走的人多并不意味着那就是最佳方案。
首先，现阶段280Ah储能电池早先是用在商用车的动力电池，根本就不是为储能专门开发的，是从商务车上直接移植过来的。
其次，一开始储能市场的体量太小，没有企业愿意为储能专门开发电芯。蜂巢进入储能领域，跟进入动力是一致的，一开始就坚持一定要找到一个最合适、最佳、最适用于储能场景的方案，而非盲从，这是最底层的逻辑。
从2023年储能行业的发展结果来看，280Ah储能电芯同质化太严重，大家都在做280Ah的产品，最后不得不血拼价格，都赚不到钱。企业做这样的事到底有什么意义呢？既没赚到名，也没赚到钱。
我们也庆幸当时没有选择280Ah。如果选了280Ah，低价竞争会非常严重，也会影响产线利用率，造成投资浪费。
蜂巢还是想用更高的成组效率，更高的能量密度，更低的成本，更高的安全性来做储能电池，基于这样的逻辑，真正开发一款更适合储能场景的电池。
蜂巢能源L500短刀325Ah储能电芯，就是基于储能应用场景正向推导出的。我们没有280Ah产线，没有落后产能包袱。而且，从产品上来看，325Ah储能电芯采用叠片工艺，循环寿命、安全性、能量密度更好，这也与我们在短刀+飞叠领域的优势有了很好的结合。
基于“飞叠+短刀”更安全的解决方案，蜂巢能源目前已经发布了全新飞叠短刀储能电池迭代产品，包含尺寸不变、体系升级的350Ah短刀储能专用电芯；尺寸加厚的710Ah飞叠短刀储能电芯；以及三款容量为310Ah、330Ah、660Ah的长寿命体系储能电芯。
（据电池中国了解，目前，蜂巢能源为协鑫集团提供的储能专用电芯，助力协鑫“鑫宇+”大储产品20尺集成舱容量达到6MWh，创行业之最。）
专业评论
购成本+技术降本要降20%。
电池中国：蜂巢能源2019年推出了L6，也就是短刀L600的雏形，2021年宣布公司电芯全域短刀化，现阶段，短刀已经成为主流产品形态之一，作为全新产品，蜂巢能源第一个吃螃蟹，开发短刀遇到过哪些难点？
杨红新：短刀开发最难的其实是工艺问题，并不是单纯的化学体系，因为不同尺寸电芯化学体系差异并不是很大。
短刀电芯工艺难难在以前没人做过。不像国内软包可以参考韩国软包公司，方壳可以参考日本、韩国的方壳技术，即便不参考国外的，国内头部企业做得也很好，后来者也可以参考。但短刀电芯工艺没有可参考的，之前没有人做过。比亚迪2020年开始做的是长刀片，蜂巢能源是全世界第一个量产短刀电芯的，我们基本面临的都是工艺和设备问题。
比如说焊接形式从转接焊改成直焊，隔膜要重新开发，比如说要改成热复合这种新工艺，这么长的电芯如何注电解液，它的浸润包括老化的时间都不一样。短刀这种新品类全套工艺都是新的，我们也付出了很大的代价。
第一条短刀产线有很多不足，产品设计、工艺设计、产线设计都有很多不足；我们很快就推出了第二代和第三代短刀产线和工艺，第三代就是大家看到的飞叠技术。到第三代基本上解决了绝大部分短刀带来的工艺、设备问题。
飞叠技术融合极片热复合与多片叠融合技术，集成极片放卷、裁切、叠片CCD在线监测、热压功能，缩短了极片卷料到叠片之间的片料转运，降低极片裁切到叠片间的加工精度差，实现短刀电池的良品率进阶。同时设备单位占地面积同比减少超过40%，大幅节约成本，提高制造效率。
短刀电芯和工艺的开发，整个过程是需要全部的摸索、自研，做DOE、做各种验证，需要大量的投入，还要坚定信心，因为付出的代价也比较高。早期产线爬坡，良率问题比较突出，能不能够坚定信心解决这些问题，这是最难的。
电池中国：目前我们看到很多电池企业，包括一些宣布自研自产电池的车企，也都在采用短刀工艺，您如何看待这种事情，蜂巢如何保持自身的优势？
杨红新：包括我在内，蜂巢能源对于整车的研究要更多一些，我们不只研究电池，还一直研究电池及整车的应用，把握整车技术发展趋势，蜂巢能源脱胎于整车公司，有着整车基因，对未来趋势把握可能会更好一些，这是我们的优势。
从整车技术迭代来看，我们很早就对电池与整车进行了最佳匹配度的研究，电池最佳设计去模拟和探索，基于大量的数据论证，我们认为PHEV车型，400mm的短刀是最理想的；CTB、CTC可能600mm的短刀最理想。
对于蜂巢能源来说，没有产能包袱，我们一开始就可以去做这种理论上最好的标准尺寸电池，所以我们从2021年就开始主推L400、L600两大系列短刀电芯，基本能匹配市场上绝大部分车型，包括未来的车型。
我们也看到后来者，依托于整车厂背景，我们认为还算高质量的电池公司，几乎现在都是采用短刀尺寸和工艺，这也变相地证明短刀已经成为了行业一个新的标准。
当然，其他公司投身短刀可能也会面临我们起初遇到的问题，蜂巢经过了4年的积累做到了现在，其他公司也需要时间去攻克工艺、技术、装备难题；而且我们还在进步，蜂巢能源正在开发第四代叠片机，也就是第二代“飞叠”。
在2023年之前，我们更多的是在布局，是在开发，是在让短刀产品逐步实现；但是到了2023年底，蜂巢能源短刀+飞叠已经完成全面落地。未来，我们将在短刀领域，定位从创新落地阶段进入到一个创新引领阶段，加大技术和产品的发力的力度。
其中，产品领先战略层面，我们要做到的是全域短刀，要进行短刀的全面进化：
第一个是BEV领域，我们将在短刀的基础之上，全面实现快充。
第二个是PHEV和增程领域，我们将努力成为混动之王，带领插混和增程领域全面升级快充和全面升级超长里程+800V的新架构。
第三个领域是储能领域，我们将全面用我们的短刀储能产品群、产品家族，来满足长寿命、低成本等不同场景的需求。
第四个是商用车，我们将推动商乘共用、商储共用的短刀产品来降低成本，提高产线利用率。
电池中国：2023年中国市场纯电动汽车销量为668.5万辆，同比增长24.6%；同期插电式混合动力（PHEV，含增程式）销量达到280.4万辆，同比大增84.7%。蜂巢能源凭借配套PHEV装机也大增，您对PHEV市场变化及电池需求怎么看？
杨红新：过去几年纯电动有很大一部分消耗在了B端，现阶段B端市场已经饱和，而C端的体量无疑是巨大的。
纯电动要打通C端市场，产品一定要打动C端消费者才可以，这就需要破解BEV的补能痛点，一定要用超充去打通，超充可以解决里程焦虑和补能焦虑。
但超充站的建设是一个庞大的工程，需要较长时间，在超充站和超充车型部署完成之前，在未来两三年，具备更长里程，且对快充基础设施依赖不强的插混和增程肯定会保持一个高速增长的局面。尤其是华为、理想等强势企业的产品在市场引领性比较强，同时长城、吉利、长安等主流车企也以插混车型介入新能源市场，机构预测未来几年PHEV在新能源车型占比有望提升至50%，这是一个很令人振奋的数据。
另外，从消费者使用习惯来看，PHEV车型用电比例达到80%，很多消费者在大部分情况下只用电，不用油，已经把PHEV车型当作一款纯电动车在使用。当前，PHEV车型普遍带电量小、充电慢，如果能提升PHEV车型纯电续航和补能速度，将大大改善PHEV车型的驾乘体验，并进一步带动PHEV电池需求的增加。
在第四届电池日上，蜂巢能源基于行业痛点，面向PHEV市场推出了三款首发新品，分别是：行业首款超300km续航混动铁锂短刀快充电芯、行业首款超350km续航混动三元短刀快充电芯和全球首款800V-3C混动快充电芯，更进一步满足45KWh-65KWh配置的B级、C级SUV及MPV混动车型需求。
电池中国：您在多个场合都在强调动力电池要打造爆款“大单品”，短刀作为平台化的产品策略，在大单品上表现如何，您为何觉得“大单品”对动力电池产业特别重要？
杨红新：一款产品在一条生产线上生产和一款产品在十条、百条生产线上生产，制造、采购成本是不一样的。以我们现在飞叠第一款62Ah的L400短刀产品为例，目前有十几条产线在生产这一型号，随着产能爬坡，成本会很快地降下去。
大单品还可以防范电池结构性过剩或客户订单变化带来的影响。如果大单品比较少，某一款产品只有这个客户用，这个客户订单停了就会出现巨大浪费。动力电池形成大单品后，产线适配性就会明显增强，一个产品供给多个客户，就可以很好避免客户订单、结构调整。
蜂巢能源62Ah的L400短刀电芯已经配套不同车企的5款热销车型；同时，蜂巢能源117Ah的L400短刀电芯，用在理想、岚图、长城等多个车企的9款车型上。
我们希望内卷的结果带来的是动力电池大单品量的爆发，通过持续稳定地生产大单品，把制造成本、采购成本降下去，提升企业抗风险能力，提高行业产能利用率。
目前，蜂巢能源已经在PHEV上推出3款大单品，配套不同主机厂多款车型，带动公司在PHEV领域装机量快速增长，形成竞争优势。接下来，在找准细分市场，找准爆款车型，找准大单品是我们重点打造的一个方向。
电池中国：2023年很多厂商推出的300Ah+大容量储能电芯，都是基于传统280Ah尺寸（71*173）的，蜂巢能源推出的325Ah储能专用电芯，打破现有主流规格尺寸的依据和判断是什么？
杨红新：280Ah（71*173）储能电芯是不是最佳的方案，似乎很少有企业思考过这个问题，大家都做280Ah是想走捷径，因为这款“标准电芯”简单好做。
对于蜂巢能源来说，我们还是坚持做正确的事，很多企业不愿意“走窄门”，愿意“进宽门”，但走的人多并不意味着那就是最佳方案。
首先，现阶段280Ah储能电池早先是用在商用车的动力电池，根本就不是为储能专门开发的，是从商务车上直接移植过来的。
其次，一开始储能市场的体量太小，没有企业愿意为储能专门开发电芯。蜂巢进入储能领域，跟进入动力是一致的，一开始就坚持一定要找到一个最合适、最佳、最适用于储能场景的方案，而非盲从，这是最底层的逻辑。
从2023年储能行业的发展结果来看，280Ah储能电芯同质化太严重，大家都在做280Ah的产品，最后不得不血拼价格，都赚不到钱。企业做这样的事到底有什么意义呢？既没赚到名，也没赚到钱。
我们也庆幸当时没有选择280Ah。如果选了280Ah，低价竞争会非常严重，也会影响产线利用率，造成投资浪费。
蜂巢还是想用更高的成组效率，更高的能量密度，更低的成本，更高的安全性来做储能电池，基于这样的逻辑，真正开发一款更适合储能场景的电池。
蜂巢能源L500短刀325Ah储能电芯，就是基于储能应用场景正向推导出的。我们没有280Ah产线，没有落后产能包袱。而且，从产品上来看，325Ah储能电芯采用叠片工艺，循环寿命、安全性、能量密度更好，这也与我们在短刀+飞叠领域的优势有了很好的结合。
基于“飞叠+短刀”更安全的解决方案，蜂巢能源目前已经发布了全新飞叠短刀储能电池迭代产品，包含尺寸不变、体系升级的350Ah短刀储能专用电芯；尺寸加厚的710Ah飞叠短刀储能电芯；以及三款容量为310Ah、330Ah、660Ah的长寿命体系储能电芯。
（据电池中国了解，目前，蜂巢能源为协鑫集团提供的储能专用电芯，助力协鑫“鑫宇+”大储产品20尺集成舱容量达到6MWh，创行业之最。）
专业评论
一直研究电池及整车的应用，把握整车技术发展趋势，蜂巢能源脱胎于整车公司，有着整车基因，对未来趋势把握可能会更好一些，这是我们的优势。
从整车技术迭代来看，我们很早就对电池与整车进行了最佳匹配度的研究，电池最佳设计去模拟和探索，基于大量的数据论证，我们认为PHEV车型，400mm的短刀是最理想的；CTB、CTC可能600mm的短刀最理想。
对于蜂巢能源来说，没有产能包袱，我们一开始就可以去做这种理论上最好的标准尺寸电池，所以我们从2021年就开始主推L400、L600两大系列短刀电芯，基本能匹配市场上绝大部分车型，包括未来的车型。
我们也看到后来者，依托于整车厂背景，我们认为还算高质量的电池公司，几乎现在都是采用短刀尺寸和工艺，这也变相地证明短刀已经成为了行业一个新的标准。
当然，其他公司投身短刀可能也会面临我们起初遇到的问题，蜂巢经过了4年的积累做到了现在，其他公司也需要时间去攻克工艺、技术、装备难题；而且我们还在进步，蜂巢能源正在开发第四代叠片机，也就是第二代“飞叠”。
在2023年之前，我们更多的是在布局，是在开发，是在让短刀产品逐步实现；但是到了2023年底，蜂巢能源短刀+飞叠已经完成全面落地。未来，我们将在短刀领域，定位从创新落地阶段进入到一个创新引领阶段，加大技术和产品的发力的力度。
其中，产品领先战略层面，我们要做到的是全域短刀，要进行短刀的全面进化：
第一个是BEV领域，我们将在短刀的基础之上，全面实现快充。
第二个是PHEV和增程领域，我们将努力成为混动之王，带领插混和增程领域全面升级快充和全面升级超长里程+800V的新架构。
第三个领域是储能领域，我们将全面用我们的短刀储能产品群、产品家族，来满足长寿命、低成本等不同场景的需求。
第四个是商用车，我们将推动商乘共用、商储共用的短刀产品来降低成本，提高产线利用率。
电池中国：2023年中国市场纯电动汽车销量为668.5万辆，同比增长24.6%；同期插电式混合动力（PHEV，含增程式）销量达到280.4万辆，同比大增84.7%。蜂巢能源凭借配套PHEV装机也大增，您对PHEV市场变化及电池需求怎么看？
杨红新：过去几年纯电动有很大一部分消耗在了B端，现阶段B端市场已经饱和，而C端的体量无疑是巨大的。
纯电动要打通C端市场，产品一定要打动C端消费者才可以，这就需要破解BEV的补能痛点，一定要用超充去打通，超充可以解决里程焦虑和补能焦虑。
但超充站的建设是一个庞大的工程，需要较长时间，在超充站和超充车型部署完成之前，在未来两三年，具备更长里程，且对快充基础设施依赖不强的插混和增程肯定会保持一个高速增长的局面。尤其是华为、理想等强势企业的产品在市场引领性比较强，同时长城、吉利、长安等主流车企也以插混车型介入新能源市场，机构预测未来几年PHEV在新能源车型占比有望提升至50%，这是一个很令人振奋的数据。
另外，从消费者使用习惯来看，PHEV车型用电比例达到80%，很多消费者在大部分情况下只用电，不用油，已经把PHEV车型当作一款纯电动车在使用。当前，PHEV车型普遍带电量小、充电慢，如果能提升PHEV车型纯电续航和补能速度，将大大改善PHEV车型的驾乘体验，并进一步带动PHEV电池需求的增加。
在第四届电池日上，蜂巢能源基于行业痛点，面向PHEV市场推出了三款首发新品，分别是：行业首款超300km续航混动铁锂短刀快充电芯、行业首款超350km续航混动三元短刀快充电芯和全球首款800V-3C混动快充电芯，更进一步满足45KWh-65KWh配置的B级、C级SUV及MPV混动车型需求。
电池中国：您在多个场合都在强调动力电池要打造爆款“大单品”，短刀作为平台化的产品策略，在大单品上表现如何，您为何觉得“大单品”对动力电池产业特别重要？
杨红新：一款产品在一条生产线上生产和一款产品在十条、百条生产线上生产，制造、采购成本是不一样的。以我们现在飞叠第一款62Ah的L400短刀产品为例，目前有十几条产线在生产这一型号，随着产能爬坡，成本会很快地降下去。
大单品还可以防范电池结构性过剩或客户订单变化带来的影响。如果大单品比较少，某一款产品只有这个客户用，这个客户订单停了就会出现巨大浪费。动力电池形成大单品后，产线适配性就会明显增强，一个产品供给多个客户，就可以很好避免客户订单、结构调整。
蜂巢能源62Ah的L400短刀电芯已经配套不同车企的5款热销车型；同时，蜂巢能源117Ah的L400短刀电芯，用在理想、岚图、长城等多个车企的9款车型上。
我们希望内卷的结果带来的是动力电池大单品量的爆发，通过持续稳定地生产大单品，把制造成本、采购成本降下去，提升企业抗风险能力，提高行业产能利用率。
目前，蜂巢能源已经在PHEV上推出3款大单品，配套不同主机厂多款车型，带动公司在PHEV领域装机量快速增长，形成竞争优势。接下来，在找准细分市场，找准爆款车型，找准大单品是我们重点打造的一个方向。
电池中国：2023年很多厂商推出的300Ah+大容量储能电芯，都是基于传统280Ah尺寸（71*173）的，蜂巢能源推出的325Ah储能专用电芯，打破现有主流规格尺寸的依据和判断是什么？
杨红新：280Ah（71*173）储能电芯是不是最佳的方案，似乎很少有企业思考过这个问题，大家都做280Ah是想走捷径，因为这款“标准电芯”简单好做。
对于蜂巢能源来说，我们还是坚持做正确的事，很多企业不愿意“走窄门”，愿意“进宽门”，但走的人多并不意味着那就是最佳方案。
首先，现阶段280Ah储能电池早先是用在商用车的动力电池，根本就不是为储能专门开发的，是从商务车上直接移植过来的。
其次，一开始储能市场的体量太小，没有企业愿意为储能专门开发电芯。蜂巢进入储能领域，跟进入动力是一致的，一开始就坚持一定要找到一个最合适、最佳、最适用于储能场景的方案，而非盲从，这是最底层的逻辑。
从2023年储能行业的发展结果来看，280Ah储能电芯同质化太严重，大家都在做280Ah的产品，最后不得不血拼价格，都赚不到钱。企业做这样的事到底有什么意义呢？既没赚到名，也没赚到钱。
我们也庆幸当时没有选择280Ah。如果选了280Ah，低价竞争会非常严重，也会影响产线利用率，造成投资浪费。
蜂巢还是想用更高的成组效率，更高的能量密度，更低的成本，更高的安全性来做储能电池，基于这样的逻辑，真正开发一款更适合储能场景的电池。
蜂巢能源L500短刀325Ah储能电芯，就是基于储能应用场景正向推导出的。我们没有280Ah产线，没有落后产能包袱。而且，从产品上来看，325Ah储能电芯采用叠片工艺，循环寿命、安全性、能量密度更好，这也与我们在短刀+飞叠领域的优势有了很好的结合。
基于“飞叠+短刀”更安全的解决方案，蜂巢能源目前已经发布了全新飞叠短刀储能电池迭代产品，包含尺寸不变、体系升级的350Ah短刀储能专用电芯；尺寸加厚的710Ah飞叠短刀储能电芯；以及三款容量为310Ah、330Ah、660Ah的长寿命体系储能电芯。
（据电池中国了解，目前，蜂巢能源为协鑫集团提供的储能专用电芯，助力协鑫“鑫宇+”大储产品20尺集成舱容量达到6MWh，创行业之最。）
专业评论
式混合动力（PHEV，含增程式）销量达到280.4万辆，同比大增84.7%。蜂巢能源凭借配套PHEV装机也大增，您对PHEV市场变化及电池需求怎么看？
杨红新：过去几年纯电动有很大一部分消耗在了B端，现阶段B端市场已经饱和，而C端的体量无疑是巨大的。
纯电动要打通C端市场，产品一定要打动C端消费者才可以，这就需要破解BEV的补能痛点，一定要用超充去打通，超充可以解决里程焦虑和补能焦虑。
但超充站的建设是一个庞大的工程，需要较长时间，在超充站和超充车型部署完成之前，在未来两三年，具备更长里程，且对快充基础设施依赖不强的插混和增程肯定会保持一个高速增长的局面。尤其是华为、理想等强势企业的产品在市场引领性比较强，同时长城、吉利、长安等主流车企也以插混车型介入新能源市场，机构预测未来几年PHEV在新能源车型占比有望提升至50%，这是一个很令人振奋的数据。
另外，从消费者使用习惯来看，PHEV车型用电比例达到80%，很多消费者在大部分情况下只用电，不用油，已经把PHEV车型当作一款纯电动车在使用。当前，PHEV车型普遍带电量小、充电慢，如果能提升PHEV车型纯电续航和补能速度，将大大改善PHEV车型的驾乘体验，并进一步带动PHEV电池需求的增加。
在第四届电池日上，蜂巢能源基于行业痛点，面向PHEV市场推出了三款首发新品，分别是：行业首款超300km续航混动铁锂短刀快充电芯、行业首款超350km续航混动三元短刀快充电芯和全球首款800V-3C混动快充电芯，更进一步满足45KWh-65KWh配置的B级、C级SUV及MPV混动车型需求。
电池中国：您在多个场合都在强调动力电池要打造爆款“大单品”，短刀作为平台化的产品策略，在大单品上表现如何，您为何觉得“大单品”对动力电池产业特别重要？
杨红新：一款产品在一条生产线上生产和一款产品在十条、百条生产线上生产，制造、采购成本是不一样的。以我们现在飞叠第一款62Ah的L400短刀产品为例，目前有十几条产线在生产这一型号，随着产能爬坡，成本会很快地降下去。
大单品还可以防范电池结构性过剩或客户订单变化带来的影响。如果大单品比较少，某一款产品只有这个客户用，这个客户订单停了就会出现巨大浪费。动力电池形成大单品后，产线适配性就会明显增强，一个产品供给多个客户，就可以很好避免客户订单、结构调整。
蜂巢能源62Ah的L400短刀电芯已经配套不同车企的5款热销车型；同时，蜂巢能源117Ah的L400短刀电芯，用在理想、岚图、长城等多个车企的9款车型上。
我们希望内卷的结果带来的是动力电池大单品量的爆发，通过持续稳定地生产大单品，把制造成本、采购成本降下去，提升企业抗风险能力，提高行业产能利用率。
目前，蜂巢能源已经在PHEV上推出3款大单品，配套不同主机厂多款车型，带动公司在PHEV领域装机量快速增长，形成竞争优势。接下来，在找准细分市场，找准爆款车型，找准大单品是我们重点打造的一个方向。
电池中国：2023年很多厂商推出的300Ah+大容量储能电芯，都是基于传统280Ah尺寸（71*173）的，蜂巢能源推出的325Ah储能专用电芯，打破现有主流规格尺寸的依据和判断是什么？
杨红新：280Ah（71*173）储能电芯是不是最佳的方案，似乎很少有企业思考过这个问题，大家都做280Ah是想走捷径，因为这款“标准电芯”简单好做。
对于蜂巢能源来说，我们还是坚持做正确的事，很多企业不愿意“走窄门”，愿意“进宽门”，但走的人多并不意味着那就是最佳方案。
首先，现阶段280Ah储能电池早先是用在商用车的动力电池，根本就不是为储能专门开发的，是从商务车上直接移植过来的。
其次，一开始储能市场的体量太小，没有企业愿意为储能专门开发电芯。蜂巢进入储能领域，跟进入动力是一致的，一开始就坚持一定要找到一个最合适、最佳、最适用于储能场景的方案，而非盲从，这是最底层的逻辑。
从2023年储能行业的发展结果来看，280Ah储能电芯同质化太严重，大家都在做280Ah的产品，最后不得不血拼价格，都赚不到钱。企业做这样的事到底有什么意义呢？既没赚到名，也没赚到钱。
我们也庆幸当时没有选择280Ah。如果选了280Ah，低价竞争会非常严重，也会影响产线利用率，造成投资浪费。
蜂巢还是想用更高的成组效率，更高的能量密度，更低的成本，更高的安全性来做储能电池，基于这样的逻辑，真正开发一款更适合储能场景的电池。
蜂巢能源L500短刀325Ah储能电芯，就是基于储能应用场景正向推导出的。我们没有280Ah产线，没有落后产能包袱。而且，从产品上来看，325Ah储能电芯采用叠片工艺，循环寿命、安全性、能量密度更好，这也与我们在短刀+飞叠领域的优势有了很好的结合。
基于“飞叠+短刀”更安全的解决方案，蜂巢能源目前已经发布了全新飞叠短刀储能电池迭代产品，包含尺寸不变、体系升级的350Ah短刀储能专用电芯；尺寸加厚的710Ah飞叠短刀储能电芯；以及三款容量为310Ah、330Ah、660Ah的长寿命体系储能电芯。
（据电池中国了解，目前，蜂巢能源为协鑫集团提供的储能专用电芯，助力协鑫“鑫宇+”大储产品20尺集成舱容量达到6MWh，创行业之最。）
专业评论
后，产线适配性就会明显增强，一个产品供给多个客户，就可以很好避免客户订单、结构调整。
蜂巢能源62Ah的L400短刀电芯已经配套不同车企的5款热销车型；同时，蜂巢能源117Ah的L400短刀电芯，用在理想、岚图、长城等多个车企的9款车型上。
我们希望内卷的结果带来的是动力电池大单品量的爆发，通过持续稳定地生产大单品，把制造成本、采购成本降下去，提升企业抗风险能力，提高行业产能利用率。
目前，蜂巢能源已经在PHEV上推出3款大单品，配套不同主机厂多款车型，带动公司在PHEV领域装机量快速增长，形成竞争优势。接下来，在找准细分市场，找准爆款车型，找准大单品是我们重点打造的一个方向。
电池中国：2023年很多厂商推出的300Ah+大容量储能电芯，都是基于传统280Ah尺寸（71*173）的，蜂巢能源推出的325Ah储能专用电芯，打破现有主流规格尺寸的依据和判断是什么？
杨红新：280Ah（71*173）储能电芯是不是最佳的方案，似乎很少有企业思考过这个问题，大家都做280Ah是想走捷径，因为这款“标准电芯”简单好做。
对于蜂巢能源来说，我们还是坚持做正确的事，很多企业不愿意“走窄门”，愿意“进宽门”，但走的人多并不意味着那就是最佳方案。
首先，现阶段280Ah储能电池早先是用在商用车的动力电池，根本就不是为储能专门开发的，是从商务车上直接移植过来的。
其次，一开始储能市场的体量太小，没有企业愿意为储能专门开发电芯。蜂巢进入储能领域，跟进入动力是一致的，一开始就坚持一定要找到一个最合适、最佳、最适用于储能场景的方案，而非盲从，这是最底层的逻辑。
从2023年储能行业的发展结果来看，280Ah储能电芯同质化太严重，大家都在做280Ah的产品，最后不得不血拼价格，都赚不到钱。企业做这样的事到底有什么意义呢？既没赚到名，也没赚到钱。
我们也庆幸当时没有选择280Ah。如果选了280Ah，低价竞争会非常严重，也会影响产线利用率，造成投资浪费。
蜂巢还是想用更高的成组效率，更高的能量密度，更低的成本，更高的安全性来做储能电池，基于这样的逻辑，真正开发一款更适合储能场景的电池。
蜂巢能源L500短刀325Ah储能电芯，就是基于储能应用场景正向推导出的。我们没有280Ah产线，没有落后产能包袱。而且，从产品上来看，325Ah储能电芯采用叠片工艺，循环寿命、安全性、能量密度更好，这也与我们在短刀+飞叠领域的优势有了很好的结合。
基于“飞叠+短刀”更安全的解决方案，蜂巢能源目前已经发布了全新飞叠短刀储能电池迭代产品，包含尺寸不变、体系升级的350Ah短刀储能专用电芯；尺寸加厚的710Ah飞叠短刀储能电芯；以及三款容量为310Ah、330Ah、660Ah的长寿命体系储能电芯。
（据电池中国了解，目前，蜂巢能源为协鑫集团提供的储能专用电芯，助力协鑫“鑫宇+”大储产品20尺集成舱容量达到6MWh，创行业之最。）
专业评论
产线利用率，造成投资浪费。
蜂巢还是想用更高的成组效率，更高的能量密度，更低的成本，更高的安全性来做储能电池，基于这样的逻辑，真正开发一款更适合储能场景的电池。
蜂巢能源L500短刀325Ah储能电芯，就是基于储能应用场景正向推导出的。我们没有280Ah产线，没有落后产能包袱。而且，从产品上来看，325Ah储能电芯采用叠片工艺，循环寿命、安全性、能量密度更好，这也与我们在短刀+飞叠领域的优势有了很好的结合。
基于“飞叠+短刀”更安全的解决方案，蜂巢能源目前已经发布了全新飞叠短刀储能电池迭代产品，包含尺寸不变、体系升级的350Ah短刀储能专用电芯；尺寸加厚的710Ah飞叠短刀储能电芯；以及三款容量为310Ah、330Ah、660Ah的长寿命体系储能电芯。
（据电池中国了解，目前，蜂巢能源为协鑫集团提供的储能专用电芯，助力协鑫“鑫宇+”大储产品20尺集成舱容量达到6MWh，创行业之最。）
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会展信息
上海国际储能技术应用展览会
展会时间：2024年12月5–7日
展会地点：中国上海新国际博览中心 ( N1 - N5 及 W5 馆 )
主办单位：中国电力企业联合会 国家电网有限公司
展会介绍：国内电力行业最具规模及影响力的品牌电力展—国际电力电工展（EP） 始于1986年，由中国电力企业联合会及国家电网联合举办, 雅式展览服务有限公司承办。 承蒙业界人士及海内外参展商多年来的大力支持，2024年将迎来「第三十二届中国国际电力设备及技术展览会 (EP Shanghai 2024)」暨「上海国际储能技术应用展览会(ES Shanghai 2024) 」。展会于2024年12月5 – 7 日，在中国‧上海新国际博览中心(N1 - N5 及 W5 馆）盛大举行。展会面积将扩大至70,000平方米，预计吸引来自中外1,500家参展商／品牌!
会议直达：上海国际储能技术应用展览会
会展信息
EXHIBITION INFORMATION
做精做优新能源新材料产业
推进产业延链补链强链
邮箱：hycydt123@163.com
地址：山西省阳泉市矿区桃北西街2号
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