华阳集团产业技术研究总院 主办
内刊
2024年12月23日
442期
Information dynamics of industry
产业信息动态
——摘选自中国能源网《技术创新仍是光伏发展源动力》
“
实际上，业界普遍认为，光伏产业发展离不开持续不断的技术创新，而技术创新并没有捷径可走，只能依靠自主研发、人才储备和长期的投入。技术创新之路永无止境，“价格内卷”不可取，“技术内卷”才是行业健康发展之道。此外，张雪囡还强调，任何一个行业，刚开始都要试错，基础理论做得越好、实验时间越短，试错能力强，就可以更快掌握这个技术，而且能达到更高的良率，保持行业领先地位。在光伏行业，长期的工艺积累叠加理论技术研究将共同推动创新产品走向市场，这也是推动光伏行业发挥更大潜力的关键所在。
”
目 录 CONTENTS
权威之声
05
技术创新仍是光伏发展源动力
宏观政策
09
山东提高2025年风电、光伏入市比例
行业聚焦
13
移动充电机器人“上岗” 助力解决新能源车充电难题
21
光伏与风电项目发展现状及多维度挑战分析
专业评论
技术前沿
金刚石光学信息存储，中国科学家取得重大突破
17
会展信息
第八届东北光储展览暨交流会
25
01
权威之声
authority VOICE
权威之声
技术创新仍是光伏发展源动力
来源：中国能源网
在近日召开的2024TCL全球技术创新大会期间，TCL中环发布TOPCon铜栅线组件和智能光伏用大尺寸超薄硅片两大技术成果，其中，TOPCon铜栅线组件为行业首创的零银含量组件。
光伏产品迭代“上新”加速的背后是产能持续出清的竞争压力。不过，在TCL中环研究院副院长张雪囡看来，竞争并不可怕，价值规律也仍在调节市场，企业的技术积累和技术创新能力才是持续发展的关键。面向未来，光伏企业更应在危机中抓住机遇，寻求长远发展的可能性。
新品聚焦降本增效
“一直以来，光伏电池制造都是用银浆印刷，银本身是贵金属，是行业绕不开的应用路径，业内企业都在追求用银包铜等其他金属来替代银。”张雪囡表示，“经过自主研发，TCL中环最新发布的TOPCon组件采用零银含量的铜栅线，大幅降低了生产制造成本。而且，基于铜栅线组件技术，可以使同等面积下的有效电池面积最大化，且比常规产品的封装密度高 1.2%，搭配组件无A面的设计，可以使产品具有防止积水及积灰的能力，系统端发电增益 3%以上，全方位突出了降本增效的成果。”
光伏组件去贵金属化是光伏行业降本增效的一大成功案例。同时，TCL中环作为头部光伏制造企业，也在寻求上游制造环节的优化。
以最新发布的智能光伏用大尺寸超薄硅片为例，该款硅片基于智能化的晶体生长规律，同时结合工业 4.0、质量 4.0 技术的硅片加工，是更好品质和更高性价比的N型硅片产品。“在晶体方向，现在已经实现从P型到N型电池技术的转换，两种型号对材料的要求不同，N型单晶需要更高的寿命、更集中的电阻率，同时对硅片表面的洁净度、金属含量也有更高要求。”张雪囡指出，“基于产业的技术积累，TCL中环在N型硅片上又叠加了半导体相关的工艺技术，在行业中形成了竞争优势。”
差异化竞争寻突破
近年来，头部光伏厂商相继发布高效组件产品，同时也在积极推动工艺制造流程的迭代升级。如何在激烈行业竞争中突破同质化竞争，成为光伏产业链各环节都关注的议题。
“当前光伏产业面临竞争加剧等多重挑战，但当然也有价值规律来调节市场。”张雪囡在接受《中国能源报》记者采访时表示，“从我们多年来多次穿越行业周期的经验来看，未来竞争肯定还是技术之争。做好差异化的竞争力，或将是更好适应未来市场的路径。”
从制造领域来看，制造方式转型或是一大重要手段。张雪囡指出，要解决当前光伏行业面临的问题，正需要“打铁还需自身硬”，让光伏行业从劳动密集型产业走到高端制造产业，从国际视野上提升竞争力。
近几年来，TCL中环加速推动工业4.0制造方式转型升级，据其公开披露，为应对产品技术类型、规格以及客户基地数量增加对公司生产柔性化提出的更高要求，公司坚持推动工业4.0制造方式升级，与上下游客户协同建立柔性化合作模式，参与客户产品Design in，使产品具备高可追溯性，与客户实现价值共创。截至2024年二季度末，光伏材料业务板块已实现1,600余种定制化产品的柔性制造能力。
而在组件业务方面，TCL中环也在持续发力。截至今年三季度末，该公司4.0主流产品功率较竞手领先两档及以上，效率领先幅度达0.2%以上。截至 2024年9月底，高效叠瓦组件产能达到24吉瓦，围绕N型技术持续降本的目标，公司电池组件业务在工艺方法、工艺步骤缩短、去贵金属化等方面也创新不断。
“卷”技术方可走长远
在张雪囡看来，最近两大新品的推出只是TCL中环创新布局的其中一环，在工艺、技术、装备上的创新以及与产业链上下游协同创新都在TCL中环的“创新图谱”之上。
权威之声
以最新发布的智能光伏用大尺寸超薄硅片为例，该款硅片基于智能化的晶体生长规律，同时结合工业 4.0、质量 4.0 技术的硅片加工，是更好品质和更高性价比的N型硅片产品。“在晶体方向，现在已经实现从P型到N型电池技术的转换，两种型号对材料的要求不同，N型单晶需要更高的寿命、更集中的电阻率，同时对硅片表面的洁净度、金属含量也有更高要求。”张雪囡指出，“基于产业的技术积累，TCL中环在N型硅片上又叠加了半导体相关的工艺技术，在行业中形成了竞争优势。”
差异化竞争寻突破
近年来，头部光伏厂商相继发布高效组件产品，同时也在积极推动工艺制造流程的迭代升级。如何在激烈行业竞争中突破同质化竞争，成为光伏产业链各环节都关注的议题。
“当前光伏产业面临竞争加剧等多重挑战，但当然也有价值规律来调节市场。”张雪囡在接受《中国能源报》记者采访时表示，“从我们多年来多次穿越行业周期的经验来看，未来竞争肯定还是技术之争。做好差异化的竞争力，或将是更好适应未来市场的路径。”
从制造领域来看，制造方式转型或是一大重要手段。张雪囡指出，要解决当前光伏行业面临的问题，正需要“打铁还需自身硬”，让光伏行业从劳动密集型产业走到高端制造产业，从国际视野上提升竞争力。
近几年来，TCL中环加速推动工业4.0制造方式转型升级，据其公开披露，为应对产品技术类型、规格以及客户基地数量增加对公司生产柔性化提出的更高要求，公司坚持推动工业4.0制造方式升级，与上下游客户协同建立柔性化合作模式，参与客户产品Design in，使产品具备高可追溯性，与客户实现价值共创。截至2024年二季度末，光伏材料业务板块已实现1,600余种定制化产品的柔性制造能力。
而在组件业务方面，TCL中环也在持续发力。截至今年三季度末，该公司4.0主流产品功率较竞手领先两档及以上，效率领先幅度达0.2%以上。截至 2024年9月底，高效叠瓦组件产能达到24吉瓦，围绕N型技术持续降本的目标，公司电池组件业务在工艺方法、工艺步骤缩短、去贵金属化等方面也创新不断。
“卷”技术方可走长远
在张雪囡看来，最近两大新品的推出只是TCL中环创新布局的其中一环，在工艺、技术、装备上的创新以及与产业链上下游协同创新都在TCL中环的“创新图谱”之上。
权威之声
“在上游供应链端，TCL中环积极推动产业链端的创新，比如金刚线、钨丝线应用等，在客户端，TCL中环也基于硅片业务，与客户进行深入的技术交流，通过品质保障，从硅片到电池片、到组件，形成良性的互动与发展，大家互相支撑，共同推动行业的技术进步。”张雪囡表示。
不仅如此，面向目前光伏行业中炙手可热的BC技术，TCL中环也有较为成熟的布局。在TCL中环看来，相对于其他的电池技术，从转换效率上，BC技术具有天然的优势，而且也比较有广阔的发展空间。张雪囡表示，协同子公司Maxeon一道，TCL中环将充分发挥在 BC 领域的制造、技术、专利、市场优势，也会协同生态链伙伴，共同建设BC产业生态，推动BC产品的应用场景向更广阔的方向发展，引领光伏行业降本增效。
实际上，业界普遍认为，光伏产业发展离不开持续不断的技术创新，而技术创新并没有捷径可走，只能依靠自主研发、人才储备和长期的投入。技术创新之路永无止境，“价格内卷”不可取，“技术内卷”才是行业健康发展之道。
此外，张雪囡还强调，任何一个行业，刚开始都要试错，基础理论做得越好、实验时间越短，试错能力强，就可以更快掌握这个技术，而且能达到更高的良率，保持行业领先地位。在光伏行业，长期的工艺积累叠加理论技术研究将共同推动创新产品走向市场，这也是推动光伏行业发挥更大潜力的关键所在。
02
宏观政策
MACROPOLICY
山东提高2025年风电、光伏入市比例
来源：山东省人民政府
12月19日，山东省人民政府办公厅印发《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》的通知。
《文件》明确，完善电力现货市场建设，分类、逐步提高新能源市场化交易比例。2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电，下同）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。对于存量的风电项目，预期执行原有政策，即90%优先发电量，10%电量入市。比起之前的政策，新政策减少了保障性收购的比例，风电保障性收购只有70%，光伏保障性收购85%。
原文如下：
《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》
为全面贯彻党的二十届三中全会精神，进一步深化能源电力体制机制改革，全面提升新能源消纳能力，推动新能源规模化高水平利用，加快打造能源绿色低碳转型示范区，制定如下措施。
一、深化电力市场化改革
（一）稳步推动新能源入市。完善电力现货市场建设，分类、逐步提高新能源市场化交易比例。2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电，下同）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司按职责分工负责）
（二）畅通绿证交易服务渠道。依托专业机构，探索建立绿色电力证书交易服务平台，开展绿证交易数据分析、政策研究、宣传推广等工作，为市场主体参与绿证交易提供供需对接、技术支持、市场研判等服务。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）
（三）积极扩大绿电绿证交易规模。探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超过预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。引导重点用能企业参与绿证交易，对电解铝行业绿色电力消费比例进行监测，完成情况以绿证作为核算依据。（省发展改革委、省能源局、省工业和信息化厅、国家能源局山东监管办按职责分工负责）
二、创新开发利用模式
（四）有序推进源网荷储一体化。支持企业因地制宜采用新能源就近直供、绿电交易、虚拟电厂、新能源自发自用等4种模式，依托电力市场交易平台和“云大物移智链边”等技术，开展源网荷储一体化工作，通过电源、用电负荷、电网、储能的多方协同互动，充分挖掘用电负荷侧的调节消纳能力，打造新能源消纳新模式。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）
（五）探索新能源电力供应新模式。对有绿电需求的产业园区或出口型企业，支持采取物理或虚拟方式，创新新能源电力供给模式，探索建设一批绿电产业园；原则上供电线路由电网公司投资建设，输配电价及相关费用按国家政策规定执行。鼓励新能源发电企业与出口型企业签订电力中长期合同，新能源发电量由出口型企业全部消纳。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）
（六）探索推进“风光氢氨醇”一体化开发。依托鲁北大型风光基地、海上风电基地等新能源规模化开发，探索建设可作为调峰资源的绿氢（氨、醇）项目，支持参与储能租赁市场。支持“风光氢氨醇”项目整体化推进，按照国家、省有关要求实行一体化核准（备案），配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“两高”行业减量替代政策限制。（省能源局、省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）
（七）探索推动虚拟电厂建设。推动综合能源管理服务商、售电公司等开展虚拟电厂业务，聚合源荷储资源，高质量常态化参与电力系统调节。鼓励新建虚拟电厂纳入全省试验项目，研究相关支持政策。（省发展改革委、省能源局牵头，国家能源局山东监管办配合）
宏观政策
一、深化电力市场化改革
（一）稳步推动新能源入市。完善电力现货市场建设，分类、逐步提高新能源市场化交易比例。2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电，下同）可自主选择全电量或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏，下同）可自主选择全电量或15%发电量参与电力市场，实施过程中根据国家政策要求变化优化调整；2030年起，新增风电、光伏发电项目实现全面入市。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司按职责分工负责）
（二）畅通绿证交易服务渠道。依托专业机构，探索建立绿色电力证书交易服务平台，开展绿证交易数据分析、政策研究、宣传推广等工作，为市场主体参与绿证交易提供供需对接、技术支持、市场研判等服务。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）
（三）积极扩大绿电绿证交易规模。探索实施重点用能单位化石能源消费预算管理，超过预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。引导重点用能企业参与绿证交易，对电解铝行业绿色电力消费比例进行监测，完成情况以绿证作为核算依据。（省发展改革委、省能源局、省工业和信息化厅、国家能源局山东监管办按职责分工负责）
二、创新开发利用模式
（四）有序推进源网荷储一体化。支持企业因地制宜采用新能源就近直供、绿电交易、虚拟电厂、新能源自发自用等4种模式，依托电力市场交易平台和“云大物移智链边”等技术，开展源网荷储一体化工作，通过电源、用电负荷、电网、储能的多方协同互动，充分挖掘用电负荷侧的调节消纳能力，打造新能源消纳新模式。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）
（五）探索新能源电力供应新模式。对有绿电需求的产业园区或出口型企业，支持采取物理或虚拟方式，创新新能源电力供给模式，探索建设一批绿电产业园；原则上供电线路由电网公司投资建设，输配电价及相关费用按国家政策规定执行。鼓励新能源发电企业与出口型企业签订电力中长期合同，新能源发电量由出口型企业全部消纳。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办、国网山东省电力公司配合）
（六）探索推进“风光氢氨醇”一体化开发。依托鲁北大型风光基地、海上风电基地等新能源规模化开发，探索建设可作为调峰资源的绿氢（氨、醇）项目，支持参与储能租赁市场。支持“风光氢氨醇”项目整体化推进，按照国家、省有关要求实行一体化核准（备案），配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“两高”行业减量替代政策限制。（省能源局、省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）
（七）探索推动虚拟电厂建设。推动综合能源管理服务商、售电公司等开展虚拟电厂业务，聚合源荷储资源，高质量常态化参与电力系统调节。鼓励新建虚拟电厂纳入全省试验项目，研究相关支持政策。（省发展改革委、省能源局牵头，国家能源局山东监管办配合）
宏观政策
市场。支持“风光氢氨醇”项目整体化推进，按照国家、省有关要求实行一体化核准（备案），配建的合成氨、合成甲醇部分，不受“两高”行业减量替代政策限制。（省能源局、省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）
（七）探索推动虚拟电厂建设。推动综合能源管理服务商、售电公司等开展虚拟电厂业务，聚合源荷储资源，高质量常态化参与电力系统调节。鼓励新建虚拟电厂纳入全省试验项目，研究相关支持政策。（省发展改革委、省能源局牵头，国家能源局山东监管办配合）
三、构建新型调节体系
（八）强化煤电基础调节地位。提高大型清洁高效煤电机组调峰能力，新建纯凝和抽凝煤电机组最小技术出力应不高于20%和30%额定负荷。加快存量煤电机组灵活性改造，按改造后新增深调能力10%×8小时的标准折算储能容量，作为新建新能源项目配套储能。鼓励煤电机组通过配建电锅炉储热设施、熔盐储热等设施增加深度调峰能力，相关设施建设在发电企业计量出口内的，其用电按照厂用电管理但统计上不计入厂用电。（省能源局牵头，省发展改革委配合）
（九）提速抽水蓄能电站开发。鼓励抽水蓄能投资主体多元化，支持具有开发资质的企业参与项目开发建设。在负荷中心、新能源基地、核电基地等开展“源网荷蓄”“风光核蓄”试点，打造多场景开发模式。支持抽水蓄能电站参与电力现货市场，抽水电价、上网电价按电力现货市场价格及规则结算，提升电站收益水平。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）
（十）加快推进电化学储能项目建设。鼓励发展集中式电化学储能，建设储能容量租赁交易平台，租赁集中式储能的新能源项目优先纳入年度市场化并网项目名单。配建储能项目单个规模原则上不低于3万千瓦，鼓励与新能源项目联合参与电力市场交易。完善储能参与电力市场规则，建立“一体多用、分时复用”交易模式。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）
（十一）支持压缩空气等长时储能发展。鼓励建设压缩空气、可再生能源制氢、液流电池等长时储能项目，符合条件的优先列入全省新型储能项目库，建成后优先接入电网；支持长时储能项目参与电力现货市场交易，入库项目按照2倍容量折算储能容量。（省能源局牵头，省发展改革委、国家能源局山东监管办配合）
（十二）推进分布式储能建设。在新能源消纳能力不足区域开展分布式储能建设，支持接入相应配电网，以“云储能”方式聚合参与电力市场交易，享受集中式储能示范项目容量补偿政策，并可在所在县（市、区）内实施新增分布式新能源储能容量租赁。研究出台云储能省级地方标准，进一步规范云储能项目发展。（省能源局牵头，省发展改革委、省市场监管局、国家能源局山东监管办配合）
（十三）提升燃机应急调峰能力。持续优化调整燃机容量电价、气量气价等支持政策，公用燃机参与现货市场按照《山东电力市场规则（试行）》给予特殊机组补偿。重型燃机项目运行满一年后，由第三方机构核定实际调峰能力与参与调峰时长。2027年前投产的项目，若参与调峰时长达到独立电化学储能项目平均水平的，可按核定调峰能力×8小时折算储能容量，视作新能源项目配套储能。（省能源局牵头，省发展改革委配合）
四、强化电网配置作用
（十四）加快主干网架建设。统筹新能源消纳需求和核电、风电、光伏发电等项目规划建设进度，适度超前谋划电网规划建设。加快推进烟威输变电、威海站、招远及后续核电厂址送出等1000千伏特高压工程建设，补强半岛北、半岛南500千伏网架结构，满足胶东地区核电、海上风电送出需求。规划布局1000千伏特高压滨州站，加快推进高地、渤海等500千伏电网工程建设，满足鲁北地区风电、光伏发电送出需求。到2025年，全省特高压、500千伏电网分别形成“五交三直”“六横四纵”网架结构；到2030年，分别形成“九交四直”“六横六纵”网架结构。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）
（十五）推动配电网改造升级。结合城市规划及充电基础设施建设，全面开展城市配电网扩容和升级改造，逐步提高配电网韧性。加快推动农村电网升级改造，持续优化网架结构，促进分布式新能源就近消纳。到2025年，全省电网分布式光伏接入能力达到5500万千瓦左右，到2030年，达到8000万千瓦左右。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）
（十六）试点建设分布式智能电网。落实配电网高质量发展行动实施方案要求，以大电网末端、新能源富集乡村、高比例新能源供电园区等为重点，充分利用风、光、天然气等清洁能源，探索建设一批分布式智能电网项目，以点带面促进分布式电网建设，形成分布式和大电网兼容并存的电网格局。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）
（十七）加强智慧化调度运行。适应大规模高比例新能源和新型主体对电力调度的新要求，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整。综合应用“云大物移智链边”等技术，提升电网智能化自动化水平，支撑新能源发电、新型储能、多元化负荷大规模友好接入。加强配电网调度智能化建设和信息安全防护系统建设，全面提升可观可测、可调可控能力，逐步构建主配微网协同的新型有源配电网调度模式。（省能源局、省发展改革委牵头，国网山东省电力公司配合）
（十八）提升新能源涉网性能。科学安排新能源开发布局、投产时序和消纳方向，加强新能源与配套电网建设的协同力度，新能源项目涉网性能应满足电力系统要求。对采用提升涉网性能技术的新能源项目，在市场化并网项目申报、保障性项目竞争性配置工作中予以支持。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）
五、加强要素保障支撑
（十九）开展新能源资源普查。根据国土空间规划，结合年度国土变更调查成果、国家用海政策调整等管控要求，深入开展全省风电和光伏发电资源普查工作，摸清风光资源底数，谋划一批建设条件较好、可落地可实施的风电光伏发电储备场址，为新能源规模化、可持续开发奠定基础。强化省级财政支持，提供必要资金保障。（省发展改革委、省能源局牵头，省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省水利厅、省海洋局配合）
（二十）加大用地用海保障。坚持“项目跟着规划走、要素跟着项目走”，支持符合条件的重点新能源、储能项目纳入省级重点项目库，强化土地、用海等要素创新保障。完善新能源用地政策措施，保障新能源开发利用合理的用地空间需求。完善用海分级审批和协同推进机制，对完成省级竞争性配置的海上新能源项目，依法依规加快用海审批手续办理。（省发展改革委、省自然资源厅、省能源局、省海洋局按职责分工负责）
（二十一）加强财税金融支持。鼓励各级财政部门加强资金统筹，加大新能源领域科技创新、试点示范和重点项目开发等资金支持。支持符合条件的新能源项目申报地方政府债券。丰富绿色金融产品服务，综合运用绿色信贷、绿色债券和绿色保险等绿色金融产品，满足能源企业资金需求。（省发展改革委、省财政厅、省科技厅、省能源局、省委金融办、中国人民银行山东省分行、山东金融监管局、青岛金融监管局按职责分工负责）
（二十二）优化项目接网服务。鼓励电网企业优化内部流程，建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请，进一步压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时间，提高接网服务效率。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）
（二十三）强化资源高效配置。充分发挥绿电吸引作用，探索建立新能源+产业协同发展机制，支持填补产业链空白的高端产业与新能源项目一体规划实施，助推产业结构优化升级。（省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）
六、营造良好发展环境
（二十四）全面加强组织领导。将党的领导贯穿到改革创新的全过程和各环节，全面调动能源建设、运营主体积极性。省发展改革委、省能源局会同有关部门，加强新能源消纳监测分析和预警，积极开展绿色电力消费宣传，强化部门会商，及时解决困难问题，统筹做好新能源消纳工作。健全完善和谐包容开放的发展体制机制，促进部门、地方、企业相互支持、协同配合，积极构建政策友好、产业友好、生态友好的新能源发展体系，打造友好服务氛围，加快推动能源高质量发展。
本措施自印发之日起施行，现行相关规定与本措施不一致的，以本措施为准。国家另有规定的，从其规定。
宏观政策
（十二）推进分布式储能建设。在新能源消纳能力不足区域开展分布式储能建设，支持接入相应配电网，以“云储能”方式聚合参与电力市场交易，享受集中式储能示范项目容量补偿政策，并可在所在县（市、区）内实施新增分布式新能源储能容量租赁。研究出台云储能省级地方标准，进一步规范云储能项目发展。（省能源局牵头，省发展改革委、省市场监管局、国家能源局山东监管办配合）
（十三）提升燃机应急调峰能力。持续优化调整燃机容量电价、气量气价等支持政策，公用燃机参与现货市场按照《山东电力市场规则（试行）》给予特殊机组补偿。重型燃机项目运行满一年后，由第三方机构核定实际调峰能力与参与调峰时长。2027年前投产的项目，若参与调峰时长达到独立电化学储能项目平均水平的，可按核定调峰能力×8小时折算储能容量，视作新能源项目配套储能。（省能源局牵头，省发展改革委配合）
四、强化电网配置作用
（十四）加快主干网架建设。统筹新能源消纳需求和核电、风电、光伏发电等项目规划建设进度，适度超前谋划电网规划建设。加快推进烟威输变电、威海站、招远及后续核电厂址送出等1000千伏特高压工程建设，补强半岛北、半岛南500千伏网架结构，满足胶东地区核电、海上风电送出需求。规划布局1000千伏特高压滨州站，加快推进高地、渤海等500千伏电网工程建设，满足鲁北地区风电、光伏发电送出需求。到2025年，全省特高压、500千伏电网分别形成“五交三直”“六横四纵”网架结构；到2030年，分别形成“九交四直”“六横六纵”网架结构。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）
（十五）推动配电网改造升级。结合城市规划及充电基础设施建设，全面开展城市配电网扩容和升级改造，逐步提高配电网韧性。加快推动农村电网升级改造，持续优化网架结构，促进分布式新能源就近消纳。到2025年，全省电网分布式光伏接入能力达到5500万千瓦左右，到2030年，达到8000万千瓦左右。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）
（十六）试点建设分布式智能电网。落实配电网高质量发展行动实施方案要求，以大电网末端、新能源富集乡村、高比例新能源供电园区等为重点，充分利用风、光、天然气等清洁能源，探索建设一批分布式智能电网项目，以点带面促进分布式电网建设，形成分布式和大电网兼容并存的电网格局。（省能源局牵头，省发展改革委、国网山东省电力公司配合）
（十七）加强智慧化调度运行。适应大规模高比例新能源和新型主体对电力调度的新要求，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整。综合应用“云大物移智链边”等技术，提升电网智能化自动化水平，支撑新能源发电、新型储能、多元化负荷大规模友好接入。加强配电网调度智能化建设和信息安全防护系统建设，全面提升可观可测、可调可控能力，逐步构建主配微网协同的新型有源配电网调度模式。（省能源局、省发展改革委牵头，国网山东省电力公司配合）
（十八）提升新能源涉网性能。科学安排新能源开发布局、投产时序和消纳方向，加强新能源与配套电网建设的协同力度，新能源项目涉网性能应满足电力系统要求。对采用提升涉网性能技术的新能源项目，在市场化并网项目申报、保障性项目竞争性配置工作中予以支持。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）
五、加强要素保障支撑
（十九）开展新能源资源普查。根据国土空间规划，结合年度国土变更调查成果、国家用海政策调整等管控要求，深入开展全省风电和光伏发电资源普查工作，摸清风光资源底数，谋划一批建设条件较好、可落地可实施的风电光伏发电储备场址，为新能源规模化、可持续开发奠定基础。强化省级财政支持，提供必要资金保障。（省发展改革委、省能源局牵头，省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省水利厅、省海洋局配合）
（二十）加大用地用海保障。坚持“项目跟着规划走、要素跟着项目走”，支持符合条件的重点新能源、储能项目纳入省级重点项目库，强化土地、用海等要素创新保障。完善新能源用地政策措施，保障新能源开发利用合理的用地空间需求。完善用海分级审批和协同推进机制，对完成省级竞争性配置的海上新能源项目，依法依规加快用海审批手续办理。（省发展改革委、省自然资源厅、省能源局、省海洋局按职责分工负责）
（二十一）加强财税金融支持。鼓励各级财政部门加强资金统筹，加大新能源领域科技创新、试点示范和重点项目开发等资金支持。支持符合条件的新能源项目申报地方政府债券。丰富绿色金融产品服务，综合运用绿色信贷、绿色债券和绿色保险等绿色金融产品，满足能源企业资金需求。（省发展改革委、省财政厅、省科技厅、省能源局、省委金融办、中国人民银行山东省分行、山东金融监管局、青岛金融监管局按职责分工负责）
（二十二）优化项目接网服务。鼓励电网企业优化内部流程，建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请，进一步压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时间，提高接网服务效率。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）
（二十三）强化资源高效配置。充分发挥绿电吸引作用，探索建立新能源+产业协同发展机制，支持填补产业链空白的高端产业与新能源项目一体规划实施，助推产业结构优化升级。（省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）
六、营造良好发展环境
（二十四）全面加强组织领导。将党的领导贯穿到改革创新的全过程和各环节，全面调动能源建设、运营主体积极性。省发展改革委、省能源局会同有关部门，加强新能源消纳监测分析和预警，积极开展绿色电力消费宣传，强化部门会商，及时解决困难问题，统筹做好新能源消纳工作。健全完善和谐包容开放的发展体制机制，促进部门、地方、企业相互支持、协同配合，积极构建政策友好、产业友好、生态友好的新能源发展体系，打造友好服务氛围，加快推动能源高质量发展。
本措施自印发之日起施行，现行相关规定与本措施不一致的，以本措施为准。国家另有规定的，从其规定。
宏观政策
（十七）加强智慧化调度运行。适应大规模高比例新能源和新型主体对电力调度的新要求，全面推进调度方式、机制和管理的优化调整。综合应用“云大物移智链边”等技术，提升电网智能化自动化水平，支撑新能源发电、新型储能、多元化负荷大规模友好接入。加强配电网调度智能化建设和信息安全防护系统建设，全面提升可观可测、可调可控能力，逐步构建主配微网协同的新型有源配电网调度模式。（省能源局、省发展改革委牵头，国网山东省电力公司配合）
（十八）提升新能源涉网性能。科学安排新能源开发布局、投产时序和消纳方向，加强新能源与配套电网建设的协同力度，新能源项目涉网性能应满足电力系统要求。对采用提升涉网性能技术的新能源项目，在市场化并网项目申报、保障性项目竞争性配置工作中予以支持。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）
五、加强要素保障支撑
（十九）开展新能源资源普查。根据国土空间规划，结合年度国土变更调查成果、国家用海政策调整等管控要求，深入开展全省风电和光伏发电资源普查工作，摸清风光资源底数，谋划一批建设条件较好、可落地可实施的风电光伏发电储备场址，为新能源规模化、可持续开发奠定基础。强化省级财政支持，提供必要资金保障。（省发展改革委、省能源局牵头，省财政厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省水利厅、省海洋局配合）
（二十）加大用地用海保障。坚持“项目跟着规划走、要素跟着项目走”，支持符合条件的重点新能源、储能项目纳入省级重点项目库，强化土地、用海等要素创新保障。完善新能源用地政策措施，保障新能源开发利用合理的用地空间需求。完善用海分级审批和协同推进机制，对完成省级竞争性配置的海上新能源项目，依法依规加快用海审批手续办理。（省发展改革委、省自然资源厅、省能源局、省海洋局按职责分工负责）
（二十一）加强财税金融支持。鼓励各级财政部门加强资金统筹，加大新能源领域科技创新、试点示范和重点项目开发等资金支持。支持符合条件的新能源项目申报地方政府债券。丰富绿色金融产品服务，综合运用绿色信贷、绿色债券和绿色保险等绿色金融产品，满足能源企业资金需求。（省发展改革委、省财政厅、省科技厅、省能源局、省委金融办、中国人民银行山东省分行、山东金融监管局、青岛金融监管局按职责分工负责）
（二十二）优化项目接网服务。鼓励电网企业优化内部流程，建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请，进一步压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时间，提高接网服务效率。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）
（二十三）强化资源高效配置。充分发挥绿电吸引作用，探索建立新能源+产业协同发展机制，支持填补产业链空白的高端产业与新能源项目一体规划实施，助推产业结构优化升级。（省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）
六、营造良好发展环境
（二十四）全面加强组织领导。将党的领导贯穿到改革创新的全过程和各环节，全面调动能源建设、运营主体积极性。省发展改革委、省能源局会同有关部门，加强新能源消纳监测分析和预警，积极开展绿色电力消费宣传，强化部门会商，及时解决困难问题，统筹做好新能源消纳工作。健全完善和谐包容开放的发展体制机制，促进部门、地方、企业相互支持、协同配合，积极构建政策友好、产业友好、生态友好的新能源发展体系，打造友好服务氛围，加快推动能源高质量发展。
本措施自印发之日起施行，现行相关规定与本措施不一致的，以本措施为准。国家另有规定的，从其规定。
宏观政策
（二十）加大用地用海保障。坚持“项目跟着规划走、要素跟着项目走”，支持符合条件的重点新能源、储能项目纳入省级重点项目库，强化土地、用海等要素创新保障。完善新能源用地政策措施，保障新能源开发利用合理的用地空间需求。完善用海分级审批和协同推进机制，对完成省级竞争性配置的海上新能源项目，依法依规加快用海审批手续办理。（省发展改革委、省自然资源厅、省能源局、省海洋局按职责分工负责）
（二十一）加强财税金融支持。鼓励各级财政部门加强资金统筹，加大新能源领域科技创新、试点示范和重点项目开发等资金支持。支持符合条件的新能源项目申报地方政府债券。丰富绿色金融产品服务，综合运用绿色信贷、绿色债券和绿色保险等绿色金融产品，满足能源企业资金需求。（省发展改革委、省财政厅、省科技厅、省能源局、省委金融办、中国人民银行山东省分行、山东金融监管局、青岛金融监管局按职责分工负责）
（二十二）优化项目接网服务。鼓励电网企业优化内部流程，建立新能源项目接网一站式服务平台，提供新能源项目可用接入点、可接入容量、技术规范等信息，采取“线上受理”“一次告知”等方式受理接入电网申请，进一步压缩接网申请受理、方案答复等环节办理时间，提高接网服务效率。（省能源局牵头，国网山东省电力公司配合）
（二十三）强化资源高效配置。充分发挥绿电吸引作用，探索建立新能源+产业协同发展机制，支持填补产业链空白的高端产业与新能源项目一体规划实施，助推产业结构优化升级。（省发展改革委、省能源局牵头，省工业和信息化厅、国网山东省电力公司配合）
六、营造良好发展环境
（二十四）全面加强组织领导。将党的领导贯穿到改革创新的全过程和各环节，全面调动能源建设、运营主体积极性。省发展改革委、省能源局会同有关部门，加强新能源消纳监测分析和预警，积极开展绿色电力消费宣传，强化部门会商，及时解决困难问题，统筹做好新能源消纳工作。健全完善和谐包容开放的发展体制机制，促进部门、地方、企业相互支持、协同配合，积极构建政策友好、产业友好、生态友好的新能源发展体系，打造友好服务氛围，加快推动能源高质量发展。
本措施自印发之日起施行，现行相关规定与本措施不一致的，以本措施为准。国家另有规定的，从其规定。
宏观政策
行业聚焦
INDUSTRY FOCUS
03
来源：证券日报
移动充电机器人“上岗” 助力解决新能源车充电难题
移动充电机器人自带储能、无人驾驶、占地面积小、部署灵活便捷等诸多优势，应用场景多，未来市场空间巨大，有不少汽车厂商、自动驾驶公司、能源厂商、充电服务企业等，已提前布局推出移动充电机器人产品，以期抢占更多市场。
近日，中国电动汽车充电基础设施促进联盟发布数据，截至2024年11月份，全国充电基础设施累计数量为1235.2万台，同比上升49.5%；1月份至11月份，充电基础设施增量为375.6万台，同比上升23%。此外，中国汽车工业协会数据显示，今年前11个月，新能源汽车销量为1126.2万辆。换而言之，今年前11个月，新增充电基础设施与新能源汽车销量的比例（简称“桩车增量比”）约为1：3。
“从桩车增量比这一指标可以看出，国内电动汽车充电基础设施的建设与新能源汽车市场的增长存在一定的脱节，充电基础设施建设仍有较大的增长空间。”深圳市高工产业研究所有限公司（以下简称“高工产业”）相关人士向《证券日报》记者表示。
在电动汽车补能需求的驱动下，充电桩与机器人技术结合的移动充电机器人应运而生。
应用场景多
据国际能源机构（IEA）预计，到2030年，移动充电解决方案的市场规模约为600亿美元。移动充电机器人可以理解为“自动驾驶”的充电桩或移动充电桩，本质上是对现有人工“配送式储能移动充电模式”的智能升级。
据悉，移动充电机器人自带储能、无人驾驶、占地面积小、部署灵活便捷等诸多优势，应用场景多，未来市场空间巨大，有不少汽车厂商、自动驾驶公司、能源厂商、充电服务企业等，已提前布局推出移动充电机器人产品，以期抢占更多市场。
行业聚焦
行业聚焦
据国际能源机构（IEA）预计，到2030年，移动充电解决方案的市场规模约为600亿美元。移动充电机器人可以理解为“自动驾驶”的充电桩或移动充电桩，本质上是对现有人工“配送式储能移动充电模式”的智能升级。
据悉，移动充电机器人自带储能、无人驾驶、占地面积小、部署灵活便捷等诸多优势，应用场景多，未来市场空间巨大，有不少汽车厂商、自动驾驶公司、能源厂商、充电服务企业等，已提前布局推出移动充电机器人产品，以期抢占更多市场。
北京天眼查科技有限公司的信息系统显示，近日，宁德时代新能源科技股份有限公司（以下简称“宁德时代”）申请注册3枚“CharGo充电狗”商标，国际分类为运输工具、科学仪器、建筑修理，当前商标状态均为等待实质审查。
据悉，“CharGo充电狗”是宁德时代研发的储充检一体机器人，集三大功能于一身，它既是可移动的充电设施，又是分布式储能，还是新能源汽车的电池安全卫士。
“当下，移动充电机器人尚在市场发展初期，如果业内相关公司能找到比较可行有效的方式将充电桩技术与移动机器人相结合，无疑会创造出新的商业机会，若技术能够满足需求，移动充电桩的市场前景将比较广阔。”中国城市专家智库委员会常务副秘书长林先平向《证券日报》记者表示。
多家公司已有布局
随着机器人和无人驾驶技术的日益成熟，移动充电机器人的应用有望解决部分场景下的新能源车充电排队、占位、场地/电容限制等难题。
据高工产业不完全统计，国内共有39家企业竞逐移动充电机器人市场，包括国轩高科股份有限公司（以下简称“国轩高科”）、亿嘉和科技股份有限公司（以下简称“亿嘉和”）、北京中能聪聪科技有限公司（以下简称“中能聪聪”）、上海挚达科技发展股份有限公司（以下简称“挚达科技”）、上海蚕丛机器人科技有限公司（以下简称“蚕丛机器人”）等。
今年，国轩高科旗下品牌“易佳电”已投放上千台移动充电机器人，覆盖国内30座城市，涉及高速服务区、公共充电站、商业体停车场、单位停车场、机场高铁站、公寓等多个应用场景。
据亿嘉和董秘办相关人士介绍，“共享充电机器人”作为公司智慧共享充电系统解决方案的核心设备，实现新能源汽车与充电桩在一个停车区域内的自由搭配，在空间上改“车找桩”为“桩找车”，在时间上变“车等桩”为“桩等车”，具备车桩分离、动静分开、100%覆盖的特点。
挚达科技推出了自动充电机器人系列产品，其中包括FA系列和FS系列，目前已与众多主流车企建立合作关系，同时为国家电网有限公司等企业提供了定制化的产品和解决方案。
今年5月份，蚕丛机器人打造的上百台移动充电机器人“闪电宝”完成交付，并在上海国际旅游度假区投入运营。据了解，该度假区拥有近6000个车位，但固定充电桩只有100多台，远不能满足电动汽车的充电需求，因此尝试引入移动充电机器人。
早前，中能聪聪推出“移动共享充电机器人X60”，该机器人直击基础建设难、运营成本高、运营难度大、车主充电愁四大新能源充电基础设施痛点问题。此外，以该公司自动驾驶储充机器人R30为例，通过物联网技术的支持，可以进行自主导航、动态避障、精确到达指定位置，提供柔性、快速的充电服务。
“从充电桩的行业格局来看，传统充电桩仍为主流，充电机器人等移动充电桩可以作为有效的补充，在越来越多企业相继研发出新产品的情况下，移动充电机器人市场未来有望实现快速增长。”国内咨询机构科方得智库研究负责人张新原认为。
行业聚焦
案的核心设备，实现新能源汽车与充电桩在一个停车区域内的自由搭配，在空间上改“车找桩”为“桩找车”，在时间上变“车等桩”为“桩等车”，具备车桩分离、动静分开、100%覆盖的特点。
挚达科技推出了自动充电机器人系列产品，其中包括FA系列和FS系列，目前已与众多主流车企建立合作关系，同时为国家电网有限公司等企业提供了定制化的产品和解决方案。
今年5月份，蚕丛机器人打造的上百台移动充电机器人“闪电宝”完成交付，并在上海国际旅游度假区投入运营。据了解，该度假区拥有近6000个车位，但固定充电桩只有100多台，远不能满足电动汽车的充电需求，因此尝试引入移动充电机器人。
早前，中能聪聪推出“移动共享充电机器人X60”，该机器人直击基础建设难、运营成本高、运营难度大、车主充电愁四大新能源充电基础设施痛点问题。此外，以该公司自动驾驶储充机器人R30为例，通过物联网技术的支持，可以进行自主导航、动态避障、精确到达指定位置，提供柔性、快速的充电服务。
“从充电桩的行业格局来看，传统充电桩仍为主流，充电机器人等移动充电桩可以作为有效的补充，在越来越多企业相继研发出新产品的情况下，移动充电机器人市场未来有望实现快速增长。”国内咨询机构科方得智库研究负责人张新原认为。
04
技术前沿
TECHNOLOGY FRONTIER
金刚石光学信息存储，中国科学家取得重大突破
来源：Carbontech
在信息时代背景下，海量数据的存储需求日益迫切，传统存储技术面临着容量瓶颈和高能耗的严峻挑战。近日，中国科学技术大学传来振奋人心的消息，该校中国科学院微观磁共振重点实验室在光学信息存储领域取得了重大突破，成功实现了高密度、高可靠性的金刚石光学信息存储。
近日，中国科学技术大学发布博文，宣布了这一重要进展。项目团队由杜江峰、王亚、夏慷蔚等人组成，他们提出并发展了基于金刚石发光点缺陷的四维信息存储技术，该技术不仅具备高密度、超长免维护寿命和快速读写等关键特性，还有望为当前“数据大爆炸”时代提供新一代绿色高容量信息存储的解决方案。这一研究成果以《Terabit-scale high-fidelity diamond data storage》为题，在线发表在顶级学术期刊《Nature Photonics》上。
在信息时代，“大数据”已成为科技发展的关键词。海量数据的采集、存储和分析技术正不断取得突破，并在民生、医疗等领域展现出深远影响。然而，当前数据存储技术（如磁盘、光盘、固态硬盘等）的发展速度远远滞后于数据量的增长速度，存储容量的瓶颈和高能耗问题成为制约海量数据处理与应用的关键挑战之一。
光学存储技术因其高密度存储的潜力，近年来备受关注。通过精确制备纳米材料光源并调控光信号的强度、波长、偏振等多维度特性，光学存储技术有望实现高密度的数据存储。然而，纳米材料的稳定性差、信息读写速度较慢、误差大以及高能耗等问题，成为制约光学存储技术实际应用的瓶颈。
此次中国科学技术大学的研究团队创新性地利用金刚石中一种可精确人工制备的发光点缺陷，成功解决了上述难题。研究发现，金刚石中的原子尺度弗兰克尔缺陷具备稳定的发光特性，并能通过精确调控其发光亮度来编码数据，成为理想的信息存储单元。
技术前沿
技术前沿
技术前沿
05
专业评论
Professional comments
光伏与风电项目发展现状及多维度挑战分析
来源： 全球光伏
西部光伏项目面临的挑战
需求与电价问题
预计到2024年底，第二批光伏基地项目将全面并网。然而，2025年的地面集中式光伏需求可能会低于2024年和2023年。这主要归因于西部地区光伏项目面临的消纳和送出问题，以及分时电价政策导致发电收入下降，综合电价普遍低于0.2元/千瓦时。
成本上升问题
尽管光伏项目的成本持续下降，目前西部大基地项目的成本已低于3元/瓦，但地方政府收取的路条费、土地价格、地表清赔费用等额外成本较高，这影响了项目的整体收益率。
电力市场化交易影响
电力市场化交易的逐步推进可能导致全电量入市，进而引发电价下降，特别是在中午时段电价较低，这直接影响光伏项目的投资回报。例如，甘肃等西部省份的项目电价仅为0.13-0.14元/千瓦时，即使组件价格较低，投资回报也较难实现。
专业评论
东部省份海上光伏项目的推进
电价与需求优势
东部省份正在积极推动海上光伏项目。尽管同样实行分时电价政策，但由于需求较好，限电率较低，整体发电收入相对较高。例如，山东省的集中式光伏项目仅有10%的电量参与现货交易，其余90%仍按中长期交易电价结算，电价从0.39元/千瓦时逐步下降至0.35-0.36元/千瓦时。
上海市的政策支持
上海市出台了相关政策，支持在已建成的海上风电场、废弃盐田、围海养殖区和核电温排水区安装海上光伏，这有助于克服土地稀缺问题。首批项目可享受保价保量电量、免配储能和一毛钱电价补贴，使电价从0.41元/千瓦时提升至0.51元/千瓦时。
成本与挑战
尽管有政策支持，海上光伏项目的成本仍然较高，约为陆上光伏的两倍。此外，项目审批和海域使用费用也远高于陆上项目。
特高压项目建设的挑战
跨区域协调与技术限制
特高压项目的建设面临多重复杂问题，包括跨区域协调和技术限制。例如，上海计划建设的特高压项目因需跨越长江而面临技术协调难题，可能导致项目延期至2030年。此外，送端省与受端省之间的电价差异和投资成本分摊问题也影响项目推进。
土地稀缺与政策限制
为解决土地稀缺问题，上海市决定推动海上光伏项目，但相关政策和军事因素限制了项目进展。
海上光伏项目的开发挑战与机遇
开发积极性与政策鼓励
江浙沪一带企业对海上光伏项目表现出较高积极性，主要因为当地地面光伏开发难度大、风险高。地方政府也鼓励海上光伏项目，以缓解电力需求和减少对外省电力的依赖。
挑战与机遇并存
海上光伏项目的开发面临地质条件复杂、审批流程长、海域使用费用高以及可能需要对养殖户进行赔偿等挑战。然而，政府的支持和企业的积极性为项目的推进提供了动力。
光伏需求与政策考核
2024年光伏需求面临消纳并网压力，但国家为完成十四五规划目标，将通过多种手段维稳光伏装机量。西部省份已发放的光伏指标远超规划规模，而东部省份则主要集中在提升可再生能源电量占比，主要依赖分布式能源和政策考核激励。
风电装机的稳定增长
平稳增长趋势
风电装机预期将保持平稳增长趋势，主要因为风电项目多为大型基地项目，不具备光伏的灵活性。从参与的规划来看，风电规模将稳步发展，不会出现大起大落的情况。预计明年风电装机量将稳步增长。
平单轴光伏系统的应用
解决核心问题
平单轴光伏系统在解决西北地区光伏项目的核心问题（如50%电价和发电过于集中）方面显示出潜力。在实际应用中，平单轴系统表现更佳，尤其是在中午电价低、早晚电价高的情况下。
收益率优势
平单轴光伏系统由于早晚发电量较高且运维成本较低，在当前电价机制下收益率表现良好。特别是在下午五点后和早上八点到九点这两个时段，平单轴的发电量显著高于固定系统。
跟踪支架的应用
跟踪支架（平单轴）成本比普通光伏支架高约0.4-0.5元，主要用于海外项目，有助于提高发电量和收益率的可预测性。
储能项目的经济性问题
经济效益低
当前，大部分强制配储能的项目中，电网调用储能的频次非常低，导致储能项目的经济效益较低。相比之下，垂直安装光伏系统在不考虑储能的情况下经济效益更好。
收入来源不明确
独立储能项目的投资积极性不高，主要原因是收入来源不明确，电网调用频率不确定。在市场化运行较好的省份，如山东，独立储能项目能够盈利，但在其他省份则缺乏明确的盈利模式。
新疆地区的光伏项目
数值安装优势
在新疆地区，当限电小时数超过50%时，数值安装的光伏系统相比固定式安装具有明显优势。新疆地区与东部地区存在3小时时差，这使得新疆地区在傍晚时分发电时，东部地区电价已经较高，因此数值安装在新疆地区具有潜在的经济价值。
专业评论
专业评论
挑战与机遇并存
海上光伏项目的开发面临地质条件复杂、审批流程长、海域使用费用高以及可能需要对养殖户进行赔偿等挑战。然而，政府的支持和企业的积极性为项目的推进提供了动力。
光伏需求与政策考核
2024年光伏需求面临消纳并网压力，但国家为完成十四五规划目标，将通过多种手段维稳光伏装机量。西部省份已发放的光伏指标远超规划规模，而东部省份则主要集中在提升可再生能源电量占比，主要依赖分布式能源和政策考核激励。
风电装机的稳定增长
平稳增长趋势
风电装机预期将保持平稳增长趋势，主要因为风电项目多为大型基地项目，不具备光伏的灵活性。从参与的规划来看，风电规模将稳步发展，不会出现大起大落的情况。预计明年风电装机量将稳步增长。
平单轴光伏系统的应用
解决核心问题
平单轴光伏系统在解决西北地区光伏项目的核心问题（如50%电价和发电过于集中）方面显示出潜力。在实际应用中，平单轴系统表现更佳，尤其是在中午电价低、早晚电价高的情况下。
收益率优势
平单轴光伏系统由于早晚发电量较高且运维成本较低，在当前电价机制下收益率表现良好。特别是在下午五点后和早上八点到九点这两个时段，平单轴的发电量显著高于固定系统。
跟踪支架的应用
跟踪支架（平单轴）成本比普通光伏支架高约0.4-0.5元，主要用于海外项目，有助于提高发电量和收益率的可预测性。
储能项目的经济性问题
经济效益低
当前，大部分强制配储能的项目中，电网调用储能的频次非常低，导致储能项目的经济效益较低。相比之下，垂直安装光伏系统在不考虑储能的情况下经济效益更好。
收入来源不明确
独立储能项目的投资积极性不高，主要原因是收入来源不明确，电网调用频率不确定。在市场化运行较好的省份，如山东，独立储能项目能够盈利，但在其他省份则缺乏明确的盈利模式。
新疆地区的光伏项目
数值安装优势
在新疆地区，当限电小时数超过50%时，数值安装的光伏系统相比固定式安装具有明显优势。新疆地区与东部地区存在3小时时差，这使得新疆地区在傍晚时分发电时，东部地区电价已经较高，因此数值安装在新疆地区具有潜在的经济价值。
专业评论
储能项目的经济性问题
经济效益低
当前，大部分强制配储能的项目中，电网调用储能的频次非常低，导致储能项目的经济效益较低。相比之下，垂直安装光伏系统在不考虑储能的情况下经济效益更好。
收入来源不明确
独立储能项目的投资积极性不高，主要原因是收入来源不明确，电网调用频率不确定。在市场化运行较好的省份，如山东，独立储能项目能够盈利，但在其他省份则缺乏明确的盈利模式。
新疆地区的光伏项目
数值安装优势
在新疆地区，当限电小时数超过50%时，数值安装的光伏系统相比固定式安装具有明显优势。新疆地区与东部地区存在3小时时差，这使得新疆地区在傍晚时分发电时，东部地区电价已经较高，因此数值安装在新疆地区具有潜在的经济价值。
第八届东北光储展览暨交流会
会议时间：2024年12月26日
会议地点：辽宁省沈阳市铁西区龙之梦大都汇酒店
主办单位：光伏科技
参与企业：天合光能、晶澳太阳能、固德威、禾望电气
凛冬已至，2024年即将落幕。
回看这一年， 随着全球能源结构的转型和中国“双碳”目标的推进， 各地的光伏项目开发也在如火如荼地进行着。 在国家政策的支持和市场需求的推动下，东北三省的光伏发电项目如雨后春笋般涌现，为区域的绿色低碳转型注入了强劲动力。
与此同时，为打造太阳能光伏行业高品质交流会，【光伏资讯&老杨说光伏】平台将邀请行业协会、太阳能光伏制造企业、行业科研院所等行业专家齐聚一堂，探讨行业热点及痛点，把脉行业发展趋势，展望东北地区光伏行业发展趋势，实现资源、技术、信息、科技成果有效对接。
会议直达：《第八届东北光储展览暨交流会》12月26日举行
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