2024年，储能产业利好政策不断出台，技术路线百花齐放，区域市场差异化动态演进，储能企业加速出海，创新商业模式带来全新盈利增长点。行业实现跨越式发展的同时，系统价格呈现“内卷式”竞争、储能资产收益不断下降、商业模式创新裹足不前、安全事故频次有所抬头等种种压力不断加大，产业链不协调等矛盾重重。“2024年，储能行业高估值企业遭冷落，资金主要布局电池技术迭代方向，国资产业基金林立。”对于过去一年储能投融资的现状，嘉实财富管理有限公司产品管理部股权产品经理王莞清如是总结。融资下降五成偏好早期轮次企业储能产品价格在过去一年大幅度地下跌;储能的国内产能过剩，大于全球需求;产能利用率保持低位，营收利润下滑。2024年，行业市场下行，各板块新增受理几乎为0、批量撤材料频发，储能一级市场成为“堰塞湖”。根据寻熵研究院不完全统计，2024年共发生150起融资事件，比2023年下降50%。据其估算(不含IPO)，2024年储能行业共计融资260亿元，比2023年下降40%。133家获司，比2023年下降50%;有16家在一年内进行了多轮融资，比2023年下降70%。295家投资机构参与储能市场投资，比2023年下降30%。根据已披露估值，1家达到百亿元级估值企业发生新融资，2023年这一数据为9家。截至2025年1月27日，来自iFind的多个方面数据显示，储能新增上市公司9家，分别是龙蟠科技、许昌智能(831396.BJ)、聚星科技(920111.BJ)、胜业电气(920128.BJ)等。此外，28家储能企业终止/撤回;11家企业处于在会阶段;3家企业处于过会/注册阶段。“一级市场储能投融资特点是投资人越来越偏好早期轮次企业。2024年储能行业早期轮次占比中，种子轮阶段占比为1%;天使轮阶段占比30%;Pre-A轮阶段占比19%;A轮阶段占比26%，合计占比76%。”王莞清分析。在她看来，产生上述投融资特点的原因，在于储能产品价格在过去一年下滑了40%;储能的国内产值过剩，大于全球需求;产能利用率保持低位，营收利润下滑。“后期轮次企业估值高，进入价格贵，退出渠道不明朗。2023年，9家估值过百亿元企业完成新融资，2024年仅1家。”王莞清说，“早期技术领域，市场格局尚未形成，轮次早、估值合理。”2024年，一级市场中，大额融资数量、金额双降，规避高估值标的。其中，97%获投企业的融资金额低于5亿元。中后期(C、D轮)获投企业减少，导致融资额下滑，少有10亿元、20亿元的融资案例。百亿元估值企业的融资数量2024年仅为1家，而2023年的数量为9家。天使轮企业融资规模持续不断的增加。2023年，共有两家融资过亿元天使轮企业，而2024年，这一数据增长到了6家。电池技术迭代，提升可靠性及安全性成为过去一年市场的投资逻辑。多个方面数据显示，2024年，储能电池技术迭代。钠电池共发生20起技术迭代案例，占比13%;固态电池、液流电池合计16起，占比11%。不少企业注重提升单位体积内的包含的能量、可靠性和安全性。其中，负极材料13起，占比10%;电池管理14起，占比9%。储能系统共发生19起技术迭代案例，比2023年下降50%。工商业储能占主导。在其他新能源领域，光伏电池技术发生44起技术迭代案例，钙钛矿最热门;制氢储氢27起;低空经济相关20起。融资规模上，97%案例的融资金额低于5亿元，华能新能源、阳光新能源领衔。“2024年，千万级、1-5亿元融资项目各占70%、27%;共有4家融资额达5-10亿元;1家企业融资额达10亿元以上。大额融资集中在电力项目开发、储能系统、正极材料上。”王莞清分析。多个方面数据显示，2024年披露融资额大于3亿元的企业共有7家。其中，华能新能源融资额为150亿元，大多数都用在增资扩股，投资方为中国国新控股、中邮保险、中国太平、国家绿色发展基金、南方电网。阳光新能源融资额为8.47亿元，为战略融资，投资方是工银投资、建信投资、浙江产投、中安资本。此外，江西升华新材料融资额为7.35亿元，广州智光储能融资额为7亿元，杭州微慕科技融资额为5亿元，安徽益佳通融资额为4亿元，常州锂源新能源融资额为3.85亿元。钠电池火热依旧固态电池受追捧麟阁创投投资次数最多，超威集团成为最活跃的产业投资人，北京市绿色能源和低碳产业投资基金为最活跃国资机构，上海机场、茅台基金、蚂蚁集团为最跨界投资人。2024年，储能各领域融资热度如何?多个方面数据显示，2024年150起融资中，钠电池、储能系统占比13%，各20起;下一代电池技术(以固态电池为主)占比11%，共16起;负极材料占比10%，共15起;电池管理占比9%，共14起。在其他新能源领域，光伏发生44起，其中钙钛矿发生24起;制氢储氢发生27起。“在布局电池技术迭代方向上，高能量密度、安全性、可靠性储能系统获关注。”王莞清说。钠电池领域融资，维持了2023年热度。2024年，16家企业累计完成20起融资。其中，浙江湖钠能源、上海璞钠能源、武汉天钠科技、江苏隐功科技4家企业1年内完成多轮融资。在轮次上，25%为天使轮;35%为Pre-A轮;30%为A轮。钠电池早期细分赛道，覆盖层状氧化物、聚阴离子化合物等多个技术路线。创始团队普遍具有高校或产业背景;多数企业在客户送样验证、产线建设阶段;首批钠电池将商用于小动力市场。下一代电池技术中，主要以固态电池为主。多个方面数据显示，2024年，共有14家企业发生新融资。早期细分赛道中，50%为天使轮，22%为Pre-A轮。记者获悉，固态电池企业，主要布局聚合物、硫化物、氧化物、无负极等不同技术路线;创始人普遍具有高校或产业背景;多数处于研发、中试线建设、产线建设阶段。储能系统融资中，18家企业累计完成19起融资，比2023年下降50%。“其中，63%为工商业储能，资金倾向盈利模式清晰的领域。”王莞清分析，“其中，大储和独立储能，政策依赖度高，收益机制复杂且稳定性差，投资所需成本高且回收困难。工商业储能峰谷套利模式清晰，收益机制稳定，且初始成本较低，运营维护简单。”负极材料融资中，13家企业累计完成15起融资。其中，硅碳、硅负极获投最多。浙江格源新材料、杭州星科源新材料1年内完成了2轮融资。大多数企业处于种子轮、天使轮阶段。电池管理融资中，13家企业累计完成14起融资。热管理系统、BMS获投最多。上海美克生能源1年内完成2轮融资。产业资本积极布局。其中，仁发碳中和投资常州天目智能;小米产投、吉利控股等投资杭州协能科技。此外，在光伏、制氢储氢、电动航空等新能源其他领域，共计39家光伏企业累计完成44起融资，其中钙钛矿23起。其中，23家氢能企业累计完成27起融资，海德氢能、奥腾能源、明阳氢能、氢辉能源1年多起大额融资。苏州科润新材料，完成C+轮融资，超5.4亿元，投资方由中国石化资本、峰和资本、架桥资本、建信投资组成。“2024年，295家投资人累计投资354次。麟阁创投投资次数最多，超威集团成最活跃产业投资人，北京市绿色能源和低碳产业投资基金为最活跃国资机构，上海机场、茅台基金、蚂蚁集团为最跨界投资人。”王莞清表示。值得一提的是，在2024年储能行业融资企业估值TOP7中，1家企业估值超百亿元，投资人不再为高估值买单。多个方面数据显示，根据已披露估值情况，2024年仅1家企业达百亿元估值，2023年为9家，下降90%。与此同时，7家企业估值10亿元以上。王莞清对此分析，“产业环境下行、上市渠道锁紧、资金退出困难，投资人不再为高估值企业买单，进入价格成为重要考量因素。”从2022至2023年，我国储能市场连续两年实现了超200%的快速地增长，2024年新增并网规模再次翻番。2025年，我国储能市场有望保持阔步发展的态势，但增速或将会降低并且不确定性因素增加。根据寻熵研究院对公开项目信息和状态的统计，截至2025年1月底，国内已规划部署但尚未投运的项目有184GW/487GWh(仅考虑2023年后启动的项目)。这一个规模是截至2024年底国内累计装机规模的近2.6倍。其中已进入实质性实施阶段的项目规模达到100GW/287GWh，这些项目将是2025年中国储能市场继续发展的重要支撑。根据寻熵研究院的预测，在基准场景下，2025年国内储能新增并网规模有望达到69.6GW/177.2GWh，以能量规模计算的增速为59%。新疆、内蒙古、河北将成为2025年国内最大的三个区域储能市场。各地大量已规划实施的储能示范项目、新能源大基地配储项目的启动建设、用户侧储能项目在更大规模更广地域内推广应用、锂电储能系统持续走低的价格等因素都将是2025年国内储能装机继续大幅度增长的重要动力。（中国工业报记者余娜）

　　我国是世界上最大的可再次生产的能源开发和利用大国，并将成为全世界最大的绿证市场，深度融入国际绿色贸易体系，为全球气候治理提供“中国智慧”。3月18日，国家能源局绿证专题新闻发布会发布的《中国绿色电力证书发展报告(2024)》显示，2024年，全国核发绿证47.34亿个，同比增长28.36倍，其中可交易绿证31.58亿个。云南省、内蒙古自治区、四川省等8省(区)绿证核发数量均超2亿个。截至2024年12月底，全国累计核发绿证49.55亿个，其中可交易绿证33.79亿个，全国绿证累计交易5.53亿个。我国作为全球最大的绿色电力供应和消费国，热情参加应对气候平均状态随时间的变化国际治理，绿证慢慢的变成了国际能源合作交流的重要议题，有力支撑全球能源低碳转型。国家能源局新能源司司长李创军认为，我国绿证工作取得巨大成果的同时，也存在一些短板和不足，比如目前绿证市场供需不平衡，绿证价格较低，绿色电力环境价值尚未充足表现;绿证纳入碳排放核算的具体方法还要进一步明确，有关标准还要进一步健全;绿证国际互认仍需持续推进。近年来，我国绿证制度体系逐渐完备，绿证市场建设取得了很明显的成效，绿证单独交易和绿色电力交易规模稳步提升。“随着绿证制度逐渐完备，慢慢的变多的企业加快购买绿证，我国绿证市场活力慢慢地加强，核发、交易规模和交易主体数量明显提升，绿证已成为企业建设绿色产业链、报告碳足迹以及完成环境、社会和公司治理(ESG)报告披露，践行社会承诺的重要工具。同时，居民自主购买绿证数量不断的提高，绿色电力消费理念日益深入人心。”李创军表示。绿证基本实现核发全覆盖绿色发展是国际发展的必然趋势，使用更多绿色电力也是未来能源发展的必然要求。当前，人民群众的用电要求正在由“用好电”向“用绿电”转变。由于电力具有同质性，除直供电和自发自用等特殊情形外，电力一旦进入电网，从电网侧和用户侧均无法区分不同电力品类，绿证应运而生。2025年1月1日正式实施的《中华人民共和国能源法》第三十四条第二款明确，国家通过实施绿证等制度建立绿色能源消费促进机制。李创军介绍，国家能源局加快构建以绿证为基础的绿色电力消费体系，推动从“用上电”、到“用好电”、再到“用绿电”，为经济社会持续健康发展提供源源不断的绿色动力。一是建立健全绿证制度体系意义重大，二是我国绿证发展取得很明显的成效，三是全力推动绿证工作再迈新台阶。按照国际通行的概念，绿证是可再次生产的能源绿色电力发放的“工资卡”，1个绿证对应1000度可再次生产的能源电量，准确记载了生产时间、生产位置、生产技术类型等信息，每张绿证对应唯一的绿证编码，实现对可再次生产的能源绿色电力的精准溯源。国家能源局新能源司副司长潘慧敏表示，为充分的发挥绿证作用，实现可再次生产的能源绿色电力精准溯源，国家能源局进一步细化了相关法律和政策要求，新颁布的《中华人民共和国能源法》明确，通过实施绿证等制度建立绿色能源消费促进机制，确立了绿证制度的法律地位。“政策明确，绿证是中国可再次生产的能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再次生产的能源电力生产、消费的唯一凭证。要重点说明，单独使用可再次生产的能源电力交易合同不能够实现溯源。合同主要是约定交易电量、价格和曲线，结算按照实际执行为准，要证明用户使用了绿色电力，依然需要绿证作为追溯凭证。”潘慧敏说。实际上，绿色电力交易作为绿证交易的一种特殊形式，也通过绿证实现对可再次生产的能源电力溯源。为防止出现别的类型证书用于证明绿色电力消费，引起可能的市场混乱，政策明确中国可再次生产的能源发电项目不能再申领电力领域同属性凭证或国外绿证，确保中国绿证的权威性、唯一性、通用性。同时，建立了以项目建档立卡为基础，绿证核发、交易、应用到核销的全周期闭环管理体系，依托国家绿证核发交易系统实现了数据的全流程贯通，确保绿证全生命周期追溯流程和追溯结果的真实性和唯一性。目前，我国已建立绿证核发、交易、应用、核销的全生命周期闭环管理机制，绿证基本实现核发全覆盖，交易规模和用户数量快速扩大，绿证国际互认积极地推进，绿色电力消费理念日渐深入人心，全社会绿色电力消费水平稳步提升。有必要注意一下的是，受供需不协同影响，目前绿证价格不断走低，市场上绿色电力的环境价值被严重低估。潘慧敏表示，国家能源局拟从价格、时间、空间、品类等四个方面，逐步优化完善绿证绿电交易机制，推动交易机制灵活性更好多样，更好满足用能单位多样化用能需求。一是在交易价格上引导。二是时间尺度上优化。三是从空间尺度上完善。四是从交易品类上创新。我国绿证发展主要有六个方面特点为全面、准确地反映我国绿证发展状况和发展水平，国家能源局组织编写了《中国绿色电力证书发展报告(2024)》。国家能源局资质中心主任陈涛认为，总体上看，我国绿证发展主要有六个方面特点。一是绿证制度体系框架基本建成。国家能源局通过试行绿证核发及自愿认购交易制度，扩大绿证核发范围，开展绿证绿电交易等举措，不断健全建档立卡、核发、交易、应用、核销等绿证全生命周期闭环管理机制，构建了较为完备的绿证政策体系。二是绿证核发质效明显提升。绿证全覆盖政策实施以来，特别是2024年6月底国家绿证核发交易系统上线运行后，国家能源局资质中心组织电网企业建立由电力交易机构牵头、电网有关部门配合的月度电量数据归集机制，制定数据归属、管理、安全防护工作方案，绿证从由发电企业申请调整为以电网企业、电力交易机构提供的数据为基础，经审核后按月批量自动核发，实现当月电量次月核发绿证，核发时间缩短85%，大幅度的提高绿证核发质效。三是绿证市场活力持续增强。在政策支持和市场机制双重驱动下，以绿证为基础的绿色电力消费得到社会广泛认可，绿证市场活力持续增强，绿证交易规模、参与交易主体数量均取得显著突破。2024年，全国绿证交易规模实现翻两番，交易绿证数量达4.46亿个，其中绿证单独交易2.77亿个，以跨省交易为主;绿色电力交易绿证1.69亿个，以省内交易为主。全国参与绿证交易的消费主体约5.9万个，同比增长2.5倍。四是绿证应用需求不断释放。围绕证明和核算绿色电力消费等功能，绿证应用场景得到不断拓展，有力推动了绿色能源在生产生活中的广泛应用。在证明绿色电力消费方面，很多大型活动、用能企业、公共机构、居民用户均通过购买绿证实现绿色电力消费，2024年居民自主购买绿证近118万个。在核算绿色电力消费方面，各地积极落实可再次生产的能源电力消纳责任权重，明确承担消纳责任权重的用能单位以持有绿证作为主要核算方式，加强绿证与能耗双控、碳排放核算政策有效衔接，取得积极进展。五是绿证国际互认积极地推进。绿证国际互认是实现“双碳”目标、应对全球气候治理的关键路径，中国政府格外的重视绿证国际交流合作，利用多双边国际交流渠道，将绿证合作列为政府交流的重点议题，大力宣介中国绿证政策和应用实践，政府层面议题交流不断深入。鼓励社会组织、研究机构、行业协会等积极发挥桥梁纽带作用，通过国际合作、学术交流、论坛展会等多种途径，推动中国绿证在价值理念、政策取向以及碳排放核算方法等方面与国际绿证衔接，加快绿证国际互认进程。六是绿证系统支撑保障有力。国家绿证核发交易系统集成绿证核发管理、交易调度支持和辅助支撑保障等核心功能，通过“一个账户、两类数据、三个环节、四条专线”，以信息化方式支撑绿证核发交易高效运行。按照统一的编码规则，为参与绿证核发交易主体建立唯一的绿证账户，打造绿证核发交易“权威底账”;汇集电网企业、电力交易机构月度电量数据和发电企业填报数据两类数据，形成数据互补、自动校验、自动比对核发方式;贯通事前初核、事中比对、事后处理全流程，形成绿证核发监督闭环管理。强化数据互通和业务互联为高质量建设绿证市场，推动绿证价格合理体现绿色电力环境价值，国家发展改革委、国家能源局、工业与信息化部、商务部和国家数据局联合印发了《关于促进可再次生产的能源绿色电力证书市场高水平发展的意见》，重点针对目前绿证市场需求不足、绿色电力环境价值严重低估的问题，以构建强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制为核心，在提出2027年、2030年绿证市场建设目标基础上，从市场供给、消费需求、交易机制、应用场景、绿证走出去等方面提出了十七条可操作可落地的相关措施。一是稳定绿证市场供给。二是激发绿证消费需求。三是完善绿证交易机制。四是拓展绿证应用场景。五是推动绿证应用走出去。李创军表示，《关于促进可再次生产的能源绿色电力证书市场高水平发展的意见》主要聚焦推进绿证消费，从五个方面提出政策措施：一是绿证供给，就是谁来卖;二是绿证消费，就是谁来买;三是交易机制，就是怎么买;四是应用场景，就是买了有什么用途;五是走出去，就是国外能不能用。潘慧敏分析，《关于促进可再次生产的能源绿色电力证书市场高水平发展的意见》对钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业提出了绿色电力消费比例目标要求，到2030年原则上不低于全国可再次生产的能源电力总量消纳责任权重中等水准，特别是国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例在80%基础上逐步提升。同时，打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区，将绿色电力消费信息纳入上市企业ESG报告。鼓励企业打造绿色产业链供应链，建设绿电建筑、绿电社区，特别是紧贴客户的真实需求新设立两个场景，一是推广绿色充电桩，支持电动汽车充绿电，将电动汽车变成真正的新能源汽车;二是鼓励居民消费绿电，推动电网企业为居民购买绿证提供更便利服务，同时明确了绿色信贷、政府采购等金融财政支持举措。陈涛介绍，国家能源局资质中心依托国家绿证核发交易系统，与北京、广州、内蒙古电力交易中心和国家可再次生产的能源信息管理中心有关信息系统衔接，强化数据互通和业务互联，每月22日归集电网企业、电力交易机构批量推送的绿证核发所需电量信息。一是分布式发电项目绿证核发方面：绿证核发全覆盖政策实施以来，国家能源局始终积极地推进分布式项目绿证核发，并取得积极进展。2024年全国分布式项目核发绿证5695万个，同比增长27.80倍，涉及分布式项目6.46万个，包括分散式风电核发绿证3364万个，占比59.07%，涉及项目438个;分布式光伏核发绿证2331万个，占比40.93%，涉及项目6.42万个，其中对分布式光伏自发自用电量核发绿证95万个，涉及项目1212个。二是常规水电项目绿证核发方面：2024年，我国正式对常规水电项目核发绿证，进一步拓展了绿证核发范围，全年核发常规水电项目绿证15.78亿个，占总核发量的33.73%，涉及项目6846个，其中对存量常规水电项目，核发绿证15.75亿个，相应绿证随电量直接无偿划转。对2023年1月1日(含)以后新投产的完全市场化常规水电项目，核发绿证280万个，其中部分绿证可在绿证市场自由交易。“核销机制是绿证全生命周期闭环管理的重要一环，目前国家绿证核发交易系统相关功能已完成开发并上线运行，为我国绿证环境权益的归属认定提供有力支撑，对以下三种场景开展绿证核销。一是核销超过有效期的绿证。二是核销声明或认证绿色电力消费的绿证。三是核销完成自愿减排量核查和登记的绿证。”陈涛强调。（中国工业报记者孟凡君）

　　2025年2月我国锂离子蓄电池出口413820.29万美元，同比增长11.59%

　　据机经网整理海关多个方面数据显示，2025年2月，我国锂离子蓄电池出口金额为413820.29万美元，同比增长11.59%;出口数量为272918725台，同比增长12.94%。2025年2月我国锂离子蓄电池出口金额及同比增速1-2月，我国锂离子蓄电池累计出口金额为972195.63万美元，同比增长11.45%;累计出口数量为634862282台，同比增长6.72%。2025年1-2月我国锂离子蓄电池累计出口金额2025年2月，我国锂离子蓄电池出口金额排名前十位的国家/地区分别为德国、美国、越南、印度、韩国、沙特阿拉伯、荷兰、英国、日本、法国,合计占我国该产品出口总额的71.16%。其中，向德国出口最多，金额为82491.42万美元，占出口总额的19.93%。2025年2月我国锂离子蓄电池出口金额TOP10国家/地区1-2月，我国锂离子蓄电池出口金额排名前十的国家/地区分别为美国、德国、越南、沙特阿拉伯、印度、韩国、日本、荷兰、英国、澳大利亚,合计占我国该产品出口总额的71.05%。其中，向美国出口最多，金额为202794.60万美元，占出口总额的20.86%。2025年1-2月我国锂离子蓄电池出口金额TOP10国家/地区2025年1-2月我国锂离子蓄电池出口金额占比TOP10国家/地区

　　2025年2月我国风力发电机组出口7801.29万美元，同比增长7.45%

　　据机经网整理海关多个方面数据显示，2025年2月，我国风力发电机组出口金额为7801.29万美元，同比增长7.45%;出口数量为2567台，同比下降10.65%;出口均价为3.04万美元/台，同比增长20.16%。2025年2月我国风力发电机组出口金额及同比增速1-2月，我国风力发电机组累计出口金额为16319.23万美元，同比增长34.43%;累计出口数量为7362台，同比增长10.04%;出口均价为2.22万美元/台，同比增长22.65%。2025年1-2月我国风力发电机组累计出口金额2025年2月，我国风力发电机组出口金额排名前十位的国家/地区分别为罗马尼亚、阿根廷、老挝、韩国、澳大利亚、希腊、日本、哈萨克斯坦、西班牙、英国,合计占我国该产品出口总额的99.00%。其中，向罗马尼亚出口最多，金额为2251.05万美元，占出口总额的28.85%。2025年2月我国风力发电机组出口金额TOP10国家/地区1-2月，我国风力发电机组出口金额排名前十的国家/地区分别为罗马尼亚、老挝、阿根廷、埃及、、意大利、韩国、澳大利亚、德国、土耳其,合计占我国该产品出口总额的82.38%。其中，向罗马尼亚出口最多，金额为3106.74万美元，占出口总额的19.04%。2025年1-2月我国风力发电机组出口金额TOP10国家/地区2025年1-2月我国风力发电机组出口金额占比TOP10国家/地区

　　公开征集对《碱性锌-二氧化锰电池工厂 智能化技术导则》等318项行业标准计划项目的意见

　　根据我部标准化工作的总体安排，现将申请立项的《碱性锌-二氧化锰电池工厂智能化技术导则》等318项行业标准计划项目予以公示(见附件1)，截止日期为2025年4月4日。如对拟立项标准项目有不同意见，请在公示期间填写《标准立项反馈意见表》(见附件2)并反馈至我司，电子邮件发送至邮件主题注明：第二批标准立项公示反馈)。联系电线号工业与信息化部科技司邮编：100804附件：1.《碱性锌-二氧化锰电池工厂智能化技术导则》等318项行业标准制修订计划（征求意见稿）2.标准立项反馈意见表工业与信息化部科技司2025年3月5日

　　2月28日，国家应对气候变化战略研究和国际合作中心与国际环保机构绿色和平联合发布报告《JETP和ETM机制下印度尼西亚典型能源项目转型研究》(以下简称“报告”)。报告梳理了JETP和ETM的运作状况及其面临的机遇与挑战，提供了中国企业对能源转型机制的思考，并以有代表性的大型中企燃煤电厂项目爪哇7号项目为例，对其退役所需资金进行测算，测算结果为，项目越早参与能源转型机制，经济效益越高。自中国宣布不再新建境外燃煤电厂以来，中资企业逐步加强在海外可再次生产的能源领域的发展规划。随着印尼能源转型进程的加快，当地政府加大可再次生产的能源发展力度，印尼丰富的可再次生产的能源开发潜力使其成为中资企业投资的重点区域之一。记者获悉，印尼是全球最主要的煤炭生产国和出口国之一，也是中国海外能源投资的重要东道国。目前，国际备受瞩目的能源转型机制包括印度尼西亚政府和国际合作伙伴集团共同启动的“印尼公正能源转型伙伴关系”(JETP)，以及亚洲开发银行与印尼政府发起的“能源转型机制”(ETM)。两大机制并行，印尼能源转型进程加快。2021年，亚洲开发银行宣布与印尼政府建立能源转型机制。该计划旨在加速淘汰现有燃煤电厂、增加可再次生产的能源投资，减少温室气体排放以应对气候问题。ETM已在包括印尼在内的五个国家试点，有望成为全世界最大的碳减排项目。2022年11月，亚洲开发银行与印尼的井里汶燃煤电厂1号机组(Cirebon-1)签署备忘录，计划将该电厂的退役时间从2042年提前至2035年。这一计划拟通过混合融资模式实施，总融资金额约为3亿美元。除ETM外，2022年11月16日，印尼政府和国际合作伙伴集团在G20峰会期间启动了“印尼公正能源转型伙伴关系”。JETP最初承诺为印尼提供200亿美元资金，现已增至216亿美元，被认为是迄今全球最大的能源转型融资计划。ETM和JETP两大机制均为印尼实现净零目标和能源转型的重要的条件，但要全方面推进也并非易事。一方面，印尼能源转型仍缺乏明确政策支持。现有机制不具备法律上的约束力，能源转型的实际进展仍依赖于印尼政府的具体政策和部署。另一方面，印尼煤电项目转型仍面临巨大资金缺口。根据CIPP测算，要在2030年前，实现五个重点领域(输电和电网、燃煤电厂、可调度可再次生产的能源、可变可再次生产的能源以及可再次生产的能源供应链)的投资目标，所需资金之和将高达973亿美元。其中，燃煤电厂的灵活性改造和提前退役需要共计约24亿美元，但在已分配的公共资金中，仅有14.51亿美元用于支持此类项目;而在ETM资金池中，除去井里汶1号燃煤电厂项目外，用于私营燃煤电厂退出的资金仅剩2亿美元。再考虑到印尼政府有迁都计划，需耗费大量资金，亟需公共资金和私营资本支持。印尼正在建设及运营的独立煤电项目中，中资项目共16个，分别由7家中资公司投资。其中，国家能源集团的爪哇7号项目是目前中国企业在海外投资建设顶级规模的燃煤电站，具备印尼电力建设史上装机容量最大、参数最高、技术最先进、指标最优等特点。该项目机组分别于2019年和2020年投产运营，预计电力购买协议结束时间为2044年和2045年。报告以该项目为样本，结合印尼最新承诺的退煤时间线年为项目提前退出年限，测算其正常运营至2040年所需资金，以及若参与ETM机制运营至2040年所需资金，将两者作对比，以寻求更优经济方案，并分析ETM机制对项目的影响。测算结果为，在测算数据不考虑未来碳税及各项环境成本的前提下，爪哇7号项目若正常运行至2040年退出，需资金约9.13亿美元;若参与ETM则可有实际效果的减少资产金额的投入：项目运行8年后参与ETM可减少约2.79亿美元，运行10年后参与可减少约1.72亿美元，运行12年后参与可减少约0.89亿美元。可见，项目参与ETM越早，经济效益越大。报告进一步测算了不同时间节点下，项目所需的ETM贷款总额及贷款分配情况。报告认为，ETM应增加用于燃煤电厂提前退出的资金，以支持更多燃煤电厂参与。报告梳理了中国企业加快能源转型的考量因素。首先，印尼政府的政策与煤炭市场存在不确定性。在短短三年内，印尼政府将淘汰所有燃煤电厂的时间从2056年提前至2040年，大幅度缩短其剩余运行寿命。未来煤炭价格和碳税政策的不确定性也会影响现有燃煤电厂的收益和发展前途。其次，资金成本也是影响企业决策的一个主要的因素。印尼现有中资燃煤电厂项目中有不少采用美元计价，但近年来国际市场上美元贷款项目的融资利率不断攀升，加重了企业负担。如果能源转型机制可以通过再融资模式提供低息贷款，以替换现有项目贷款，不失为一种更具经济效益的融资方式。第三，能源转型试点项目的进展影响企业转型意愿。井里汶1号燃煤电厂将为处于相似阶段的燃煤电厂提供参考。一些同样已运行多年、达到盈利阶段的中企燃煤电厂项目，可参考井里汶项目以制定自身的转型计划。与此同时，报告发现，中资企业对印尼能源转型仍存疑虑。首先，印尼能源系统稳定性有待加强。燃煤电厂的退出，意味着可再次生产的能源占比需大幅度增长。但研究表明，若可变可再次生产的能源占比超过15%，将对现有电网系统运行产生非常明显影响。在储能技术没取得新突破的情况下，可变可再次生产的能源能否稳定满足印尼电力供应也有待证实。再者，印尼现有可再次生产的能源投资政策对外资控股比例的规定较为严苛，限制了国际资本参与。第三，印尼能源转型机制仍有待完善。燃煤电厂退出需进一步明确具体项目的补偿标准、资金支持规模及再融资优惠政策，为能源转型提供可预期的制度保障。报告建议，中资项目要在印尼能源转型过程中实现平稳过渡和有序退出，需立足印尼国家政策及能源资源现状，充分的发挥企业技术优势，加强与金融机构等各利益相关方合作。印尼政府应加快整体部署，推动能源转型有关政策出台，加快推进电网基础设施建设，提高电力系统稳定性和灵活性，增加可再次生产的能源装机量及其在电力系统中的占比，并构建高效监管框架以保障能源转型机制实施。中国企业应该加快评估转型成本和技术可能性，并加强利益相关方合作。中国企业应积极与印尼各级政府、印尼国家电力公司以及其他部门保持沟通，提高项目再融资能力，充分关注并利用现行和新出台的国际金融机制，加强与国际绿色基金的合作，积极探索绿色投资机会，为后续转型奠定基础。金融机构及海外资金应与各方共同探索煤电提前退出机制，优化融资模式，增加开发援助融资比例。金融机构还应与东道国政府密切合作，积极开发适用于本土的绿色金融工具，创新国际绿色投融资合作伙伴关系。此外，东道国政府、电网公司、发电企业、金融机构、能源转型机制等相关方，应建立一个共商共建的工作协同机制，及时有效地发现能源转型推进过程中的问题，关注各参与者的诉求和顾虑，协商制定平衡策略。（作者：余娜）

　　云南省拥有得天独厚的绿色能源资源优势，正面临从规模化开发向高效协同利用、绿色能源深度消纳及跨行业融合转型的重大挑战，而数字技术的发展与应用为破解这一些难题，支撑全省经济社会高质量跨越式发展提供了新的解决方案。新能源已成为云南增量电源的“主力军”，截止到2024年12月，全省新能源总装机容量已突破5150万千瓦，亟待推动数字创新以应对超高新能源渗透率可能会产生的电网安全稳定运行、足额消纳、局部电网供需平衡、灵活调控、可靠供电等明显问题。鉴于此，推动数字技术赋能、数字模式赋能、数字服务赋能，慢慢的变成了云南发挥绿色能源资源优势、构建新型电力系统、确保大规模新能源并网中电网稳定运行和高效管理、积极探索和实施以绿色能源为支撑的产业创新发展蓝图的重要方法。加快数字技术赋能，推动新时期“源网荷储”协同发展。数字技术赋能在云南绿色能源“源网荷储”全链条协同发展中发挥了及其重要的作用，是新时期云南绿色能源产业迈向高效运行阶段的关键。调查研究发现，大理天峰山风电场、富源西风电场、元谋班果光伏电站等将AI(人工智能)技术融入新型电力系统调度运行和控制管理，大幅度的提高了区域绿色能源生产、输送的智能化水平。同时也必须要格外注意到，云南省部分地区的数字化基础设施较为落后，数据孤岛现象任旧存在，同时AI调度系统覆盖率还有待扩大。因此，云南省还需要加快成立云南省绿色能源数字化发展领导小组，统筹各有关部门，打破行业壁垒、推动协同发展，加大对智能电网基础设施的财政投入力度，在滇西北、滇南等能源富集区域快速推进智能化电网改造。同时，还要设立“数字技术赋能能源转型专项基金”，鼓励以省内知名高校为载体，联合重点企业与研发机构探索智能传感器、AI调度算法等关键技术，进一步推广基于AI和物联网的智能发电与储能技术。在此基础上，云南省还应加快建成覆盖全省的能源管理与调度平台，完善跨部门数据共享和全产业链数据联动机制，提升全省能源数据采集、存储及科学分析能力，以实现高新能源渗透率条件下的“源网荷储”动态监控和智能响应。加快数字模式赋能，打造区域联合调控与新能源跨行业融合模式。数字模式创新是实现绿色能源高效利用的关键，在全省优化区域能源调控机制和推动绿色能源与多行业融合发展的过程中发挥了突出作用。调查研究发现，云南电网新能源有功功率控制(AGC)省地协同平台、元江县光伏提水智慧水利项目、大理洱海新能源游船置换计划等极大提高了区域新能源利用率，跨行业融合模式有效拓展了云南省绿色能源的应用场景，推动了农业、旅游业和制造业等行业的绿色低碳转型，为云南经济社会高水平质量的发展注入了活力。同时也要注意到，目前各区域联合调控中心的覆盖范围仍然有限、资源共享还不够充分，部分行业的绿色转型成本比较高，企业或园区开展低碳发展模式创新的积极性不高。因此，云南省还需加快制定《云南省“源网荷储”联合调控中心建设规划》，建立省级联合调控总中心，分阶段推动绿色能源经济发展核心区建成联合调控中心，实现跨区域电力资源共享、动态平衡和对特定区域的“水光风储”资源综合调度。同时，还要加快制定出台《云南“绿色能源+”产业融合发展实施方案》，加大典型模式推广辅导力度，增加绿色低碳设备更新补贴，实施绿色电力消费企业税收减免和绿色金融支持，鼓励更多地区积极探索试点绿色低碳农业、旅游、工业转型发展新模式。此外，还需要面向各行业有突出贡献的公司和国家级、省级产业园区开展数字化绿色能源示范基地建设行动，设立专项资金支持相关企业、园区创建“数字化+绿色发展”示范项目，定期举办“绿色能源产业与数字化融合发展峰会”，促进云南企业和研究机构与国内外专家、技术团队深度合作，推动高耗能制造企业加速低碳转型，完善绿色供应链体系，探索多元融合发展路径，争创绿色发展先机。加快数字服务赋能，促进零碳园区建设与绿色能源消纳。持续完善数字服务，为云南打造零碳园区及绿色能源有效消纳提供了服务保障，为实现全省“双碳”目标奠定了基础。调查研究发现，昆明电力交易中心的“一主多侧”电力市场联盟链架构体系，自2024年4月以来建设的首批5家零碳园区等有效提升了云南省绿电消纳服务保障，绿电消纳的积极性大幅度提高，各类用能主体形成了践行绿色高水平质量的发展理念的良好局面，2024年1至11月，新能源发电利用率达98.8%，处于全国领先水平。同时也必须要格外注意到，云南省绿色电力消纳机制和服务措施尚不完善，绿色电力价格机制仍需健全，居民用电中绿色电力比例较低，部分零碳园区的数字化水平不高，能源管理与服务体系亟待完善，能源技术和网络的国际合作也有待突破。因此，云南省还需要逐步完善绿色电力数字化消纳机制，通过出台绿色电力消纳配额制，明确工业、商业和公共机构的绿色电力消纳目标，结合碳排放权交易市场建设，激励不同用能主体增加绿色电力采购。在此基础上，还要推动零碳园区与分布式能源社区建设，加快发布《云南省零碳园区建设服务规范》，明确园区能源管理系统建设标准与服务水平，推动园区实现新能源发电、储能与智能管理一体化，并鼓励在昆明、曲靖、玉溪等城市的工业园区和居民社区试点分布式能源系统，打造绿色能源消费闭环。同时，还要加强与南亚东南亚国家在绿色能源技术上的交流与合作，设立面向国际市场的绿色能源交易中心，形成区域性绿色能源合作网络，打造区域性绿色能源枢纽，全面释放云南绿色能源产业的发展的潜在能力，在实现“双碳”目标和区域经济高水平质量的发展中展现更大的引领作用。此外，还需要借助智慧能源系统和数字化服务体系，加快完善省、市、县三级能源安全预警与应急响应机制，并支持企业通过绿色能源认证标识(绿证)开展低碳营销，增强公众对绿色电力消费和零碳生活的认可度，让人民群众享受绿色低碳发展的实惠。

　　2024年，可再次生产的能源装机规模不断实现新突破，全国可再次生产的能源发电新增装机3.73亿千瓦，同比增长23%，占电力新增装机的86%。其中，水电新增1378万千瓦，风电新增7982万千瓦，太阳能发电新增2.78亿千瓦，生物质发电新增185万千瓦。截至2024年底，全国可再次生产的能源装机达到18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%，其中，水电装机4.36亿千瓦，风电装机5.21亿千瓦，太阳能发电装机8.87亿千瓦，生物质发电装机0.46亿千瓦。可再次生产的能源发电量稳步提升。2024年，全国可再次生产的能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%;其中，风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%，与同期第三产业用电量(18348亿千瓦时)基本持平，远超同期城镇和乡村居民生活用电量(14942亿千瓦时)。2024年全国可再次生产的能源发电量较去年同期增加5419亿千瓦时，约占全社会新增用电量的86%。(一)水电建设和运作情况。2024年，全国新增水电装机容量1378万千瓦，其中常规水电625万千瓦，抽水蓄能753万千瓦。截至2024年12月，全国水电累计装机容量达4.36亿千瓦，其中常规水电3.77亿千瓦，抽水蓄能5869万千瓦。2024年，全国水电发电量14239亿千瓦时，全国规模以上水电平均利用小时数为3349小时。(二)风电建设和运作情况。2024年，全国风电新增装机容量7982万千瓦，同比增长6%，其中陆上风电7579万千瓦，海上风电404万千瓦。从新增装机分布看，“三北”地区占全国新增装机的75%。截至2024年12月，全国风电累计并网容量达到5.21亿千瓦，同比增长18%，其中陆上风电4.8亿千瓦，海上风电4127万千瓦。2024年，全国风电发电量9916亿千瓦时，同比增长16%;全国风电平均利用率95.9%。(三)光伏发电建设和运作情况。2024年，全国光伏新增装机2.78亿千瓦，同比增长28%，其中集中式光伏1.59亿千瓦，分布式光伏1.18亿千瓦。截至2024年12月，全国光伏发电装机容量达到8.86亿千瓦，同比增长45%，其中集中式光伏5.11亿千瓦，分布式光伏3.75亿千瓦。2024年，全国光伏发电量8341亿千瓦时，同比增长44%;全国光伏发电利用率96.8%。(四)生物质发电建设和运作情况。2024年，全国生物质发电新增装机185万千瓦。截至2024年12月，全国生物质发电装机容量达到4599万千瓦，同比增长4%。生物质发电量2083亿千瓦时，同比增长5%。

　　2024年，我国光伏产业链主要环节产量持续增长。根据光伏行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国光伏多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超过10%，行业产值保持万亿规模，光伏电池、组件出口量分别增长超过40%、12%。多晶硅环节，1-12月全国产量超过182万吨，同比增长23.6%。硅片环节，1-12月全国产量达到753GW，同比增长12.7%，出口量约60.9GW。电池环节，1-12月全国产量达到654GW，同比增长10.6%，出口量约57.5GW。组件环节，1-12月全国产量达到588GW，同比增长13.5%，出口量约238.8GW。全年主要光伏产品持续“量增价减”态势，1-12月，多晶硅、组件价格分别同比下降39.5%、29.7%。

　　2024年，我国锂离子电池(下称“锂电池”)产业延续增长态势。根据锂电池行业规范公告企业信息和行业协会测算，全国锂电池总产量1170GWh，同比增长24%。行业总产值超过1.2万亿元。电池环节，1-12月消费型、储能型和动力型锂电池产量分别为84GWh、260GWh、826GWh。锂电池装机量(含新能源汽车、新型储能)超过645GWh，同比增长48%。受锂电池产品价格下降影响，1-12月全国锂电池出口总额达到4348亿元，同比下降5%，较2024年上半年降幅收窄七个百分点。一阶材料环节，1-12月正极材料、负极材料、隔膜、电解液产量分别约为310万吨、200万吨、210亿平方米、130万吨，同比增长均超过20%。二阶材料环节，1-12月电池级碳酸锂产量67万吨，同比增长45%，电池级氢氧化锂产量36万吨，同比增长26%。1-12月电池级碳酸锂和氢氧化锂(微粉级)均价分别为9.0万元/吨和8.7万元/吨。

　　迅速启动 压实责任 统筹推进——全国性行业协会商会认真开展深入贯彻中央八项规定精神学习教育

　　罗俊杰执行副会长赴湖南开展“十五五”规划专题调研并参加产业转移发展对接活动