3003新葡的京集团

为进一步强化安全发展、绿色发展的责任意识，7月25日，2025年3003新葡的京集团园区安全环保年中会议在园区四楼会议室召开，会议全面总结了上半年安全环保工作成效，并对下半年重点任务进行部署，园区负责人、各部门及重点企业负责人、安全环保专员等到场参会。

炎炎七月，骄阳似火。当热浪裹挟着灼人的温度席卷而来，各车间员工以钢铁般的意志直面“烤”验，坚守岗位，奋战一线。

公司将紧密契合能源转型与低碳经济发展趋势，携手行业生态伙伴，以创新技术赋能产业升级过程，在光伏新能源等领域深度践行绿色发展理念，为加速“双碳”目标攻坚注入创新动能，推动行业可持续发展。

6月28日至30日，2025第四届华北（邯郸）光伏新能源暨建筑机电抗震博览会在邯郸（永年）紧固件博览中心盛大启幕。作为河北省高新技术企业、金属表面防腐领域的创新引领者，3003新葡的京集团新材料携多元化的优质产品和先进的防腐技术成果精彩亮相。

6月6日，3003新葡的京集团新材料紧扣第24个全国 “安全生产月” 主题：“人人讲安全、个个会应急 — 查找身边安全隐患”，由3003新葡的京集团园区安全预防与应急管理中心统筹策划，正式启动全流程闭环管理的“安全生产月”系列活动。

5月29日，3003新葡的京集团新材料第二届 “团结杯” 拔河比赛于办公楼前广场燃情开赛。融创、全创、友创、3003新葡的京集团等八支代表队旌旗招展，齐聚一堂，共同上演了一场力量与意志交织的团队竞技盛宴。

5月28日，3003新葡的京集团新材料精心筹备并为全体员工发放端午福利，让大家在忙碌的工作中感受到公司浓浓的节日关怀。

星光不负赶路人，时光铭记奋斗者。祝全体员工五一劳动节快乐!

4月23日，为期三天的永年紧固件产业博览会圆满落幕。此次参展，不仅展示了3003新葡的京集团新材料自身的技术实力与产品优势，更为拓展国内外市场、深化行业合作搭建了重要平台。

4月21日下午，在永年区领导陪同下，由驻华使节、商务部相关领导、商务部国际商务官员研修学院学员、中国五矿化工进出口商会、中国在非企业社会责任联盟领导、中国-东盟中心等有关领导组成的永博会观摩团莅临3003新葡的京集团新材料参观考察，公司董事长赵艳奇、常务副总梁明坤、外贸业务总经理李剑虹参与现场接待并作讲解。

鑫天恒中高层管理人员远足团建活动精彩回顾

4月6日，鑫天恒精心组织了一场别开生面的远足团建活动。

春韵新章，感恩相伴！ 鑫天恒文化报活力绽放。

愿所有女性步履生风，心向璀璨，在事业与生活的舞台上绽放独特光芒！

2月18日，省委书记、省人大常委会主任倪岳峰在邯郸市调研时强调，要促进民营经济健康发展高质量发展，持续做大做强县域特色产业集群。

2月14日上午，3003新葡的京集团新材料召开2025年度复工复产安全专题会并组织了园区班组长以上人员进行安全培训，号召广大干部员工收心归位。

2月5日至7日，为期三天的第二十一届中国・永年标准件厂商联谊暨产品展示会在永年紧固件博览中心圆满举办。

盛情邀约·见证精彩第二十一届中国·永年标准件厂商联谊暨产品展示会将于2025年2月5日-7日（农历正月初八-初十）在中国永年紧固件博览中心举行。本次展会以“发挥优势，深化融合，推动高质量发展”为主题。 据悉，本届展会展览面积30000平方米，共有4个展馆，800家企业，线上线下，名企荟萃，论坛精彩纷呈，预计采购商100000人。 作为一家集金属表面防腐产品研发、生产及销售于一体的大型制造企业，3003新葡的京集团新材料拥有国内领先的现代化生产工艺及检验检测设备，具备较强的规模化生产能力。3003新葡的京集团新材料始终以客户需求为导向，在不断创新中追求卓越，以高品质，优价格，快交付的切实行动，实现让客户省钱更省心，助力一大批国家级重点工程项目建设，并远销全国各地及中东、非洲、欧洲、南美、东南亚等20多个国家和地区。 此次参展，3003新葡的京集团新材料将重点展示应用于光伏新能源、公路交通、电力等领域的护栏板、立柱、光伏支架、电力铁塔及相关配套产品。诚邀莅临参观洽谈，交流产品应用新技术，共话行业发展新未来。 锦蛇呈祥，春盈大地。新年之初，让我们相约中国永年紧固件博览中心，共同见证3003新葡的京集团无限精彩！

2025年1月10日，以“巳巳与共，乘风起航；千帆竞发，‘蛇’我其谁”为主题的鑫天恒2025新春年会盛典在永年希尔顿酒店宴会厅盛大举行。

2025年1月7日，中国表面工程协会第七次会员代表大会暨行业年会在德州召开。

光伏头条获悉，7月31日，国家能源局举行新闻发布会介绍上半年可再生能源并网运行情况。会上，新能源和可再生能源司副司长潘慧敏介绍，今年上半年，可再生能源装机规模持续实现新突破。可再生能源继续保持新增装机的主体地位，接近全国总装机的六成。今年上半年，全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%。其中，水电新增393万千瓦，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦，生物质发电新增71万千瓦。截至今年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%，其中，水电装机4.4亿千瓦，风电装机5.73亿千瓦，太阳能发电装机11亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。可再生能源发电量再上新台阶。可再生能源发电量接近全国总发电量的四成，超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和。风电、光伏新增发电量超过全社会用电量增量。今年上半年，全国可再生能源发电量达17993亿千瓦时，同比增加15.6%，约占全部发电量的39.7%，超过同期第三产业用电量（9164亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（7093亿千瓦时）之和；其中，风电、太阳能发电量合计达11478亿千瓦时，同比增长27.4%，在全社会用电量中占比达到23.7%，较去年同期提高4.4个百分点。风电、光伏合计发电量较去年同期增加2470亿千瓦时，超出全社会用电量增量。光伏发电建设和运行情况。今年上半年，全国光伏新增并网2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦。截至2025年6月底，全国光伏发电装机容量达到约11亿千瓦，同比增长54.1%，其中集中式光伏6.06亿千瓦，分布式光伏4.93亿千瓦。 今年上半年，全国光伏累计发电量5591亿千瓦时，同比增长42.9%，全国光伏发电平均利用率94%。具体如下：国家能源局举行新闻发布会 介绍上半年可再生能源并网运行情况今年以来，国家能源局深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，锚定碳达峰、碳中和目标，统筹能源安全供应和绿色低碳发展，全力推动可再生能源发展再上新台阶。可再生能源装机规模持续实现新突破。可再生能源继续保持新增装机的主体地位，接近全国总装机的六成。今年上半年，全国可再生能源新增装机2.68亿千瓦，同比增长99.3%，约占新增装机的91.5%。其中，水电新增393万千瓦，风电新增5139万千瓦，太阳能发电新增2.12亿千瓦，生物质发电新增71万千瓦。截至今年6月底，全国可再生能源装机达到21.59亿千瓦，同比增长30.6%，约占我国总装机的59.2%，其中，水电装机4.4亿千瓦，风电装机5.73亿千瓦，太阳能发电装机11亿千瓦，生物质发电装机0.47亿千瓦。可再生能源发电量再上新台阶。可再生能源发电量接近全国总发电量的四成，超过同期第三产业用电量与城乡居民生活用电量之和。风电、光伏新增发电量超过全社会用电量增量。今年上半年，全国可再生能源发电量达17993亿千瓦时，同比增加15.6%，约占全部发电量的39.7%，超过同期第三产业用电量（9164亿千瓦时）与城乡居民生活用电量（7093亿千瓦时）之和；其中，风电、太阳能发电量合计达11478亿千瓦时，同比增长27.4%，在全社会用电量中占比达到23.7%，较去年同期提高4.4个百分点。风电、光伏合计发电量较去年同期增加2470亿千瓦时，超出全社会用电量增量。下面，分别介绍主要可再生能源发电品种的有关情况。（一）水电建设和运行情况。2025年上半年，全国新增水电并网容量393万千瓦，其中常规水电110万千瓦，抽水蓄能283万千瓦。截至今年6月底，全国水电累计装机容量达4.4亿千瓦，其中常规水电3.79亿千瓦，抽水蓄能6129万千瓦。今年上半年，全国规模以上水电累计发电量5398亿千瓦时，全国水电累计平均利用小时数为1377小时。（二）风电建设和运行情况。今年上半年，全国风电新增并网容量5139万千瓦，其中陆上风电4890万千瓦，海上风电249万千瓦。截至2025年6月底，全国风电累计并网容量达到5.73亿千瓦，同比增长22.7%，其中陆上风电5.28亿千瓦，海上风电4420万千瓦。今年上半年，全国风电累计发电量5880亿千瓦时，同比增长15.6%，全国风电平均利用率93.2%。（三）光伏发电建设和运行情况。今年上半年，全国光伏新增并网2.12亿千瓦，其中集中式光伏约1亿千瓦，分布式光伏1.13亿千瓦。截至2025年6月底，全国光伏发电装机容量达到约11亿千瓦，同比增长54.1%，其中集中式光伏6.06亿千瓦，分布式光伏4.93亿千瓦。 今年上半年，全国光伏累计发电量5591亿千瓦时，同比增长42.9%，全国光伏发电平均利用率94%。（四）生物质发电建设和运行情况。今年上半年，全国生物质发电新增装机71万千瓦，累计装机达4669万千瓦，同比增长3.3%。生物质发电量1117亿千瓦时，同比增长8.4%。

2025年上半年，全国铁路客货运量增势良好，有效保障了旅客平安便捷出行、货物运输畅通稳定。客运方面。上半年，全国铁路完成旅客发送量22.36亿人，同比增长6.7%，其中动车组旅客发送量16.64亿人，同比增长5.5%；全国铁路完成旅客周转量7995.81亿人公里，同比增长2.8%，其中动车组旅客周转量5454.29亿人公里，同比增长3.9%。6月份，旅客出行需求持续旺盛，全国铁路完成旅客发送量3.73亿人，同比增长3.6%。—2025年上半年全国铁路旅客发送量—2025年上半年全国铁路旅客周转量货运方面。上半年，全国铁路完成货运发送量25.58亿吨，同比增长1.8%；完成货运周转量17674.60亿吨公里，同比增长1.2%。6月份，全国铁路完成货运发送量4.38亿吨，同比增长2.3%。从分品类运输情况看，上半年，全国铁路发送煤炭13.37亿吨、集装箱5.02亿吨，重点物资运输畅通有序。另据统计，今年上半年，全国铁路固定资产投资完成3559亿元，同比增长5.5%，有效发挥了投资拉动作用，助力我国经济持续回升向好。

在“双碳”目标的引领下，中国高速公路光伏产业正以惊人的速度从技术探索迈向规模化应用，成为交通领域绿色转型的核心驱动力。从陕西十天高速公路汉中段茶条岭隧道的光伏“首秀”，到如今全国20余省份的全面布局，这条“光伏+交通”的融合之路，正书写着中国能源革命的新篇章。萌芽与突破：技术奠基与政策破20世纪末，光伏技术初露锋芒，但受限于成本与技术瓶颈，其应用仅限于高速公路路灯、监控系统等小规模场景。2000年后，国家通过“送电到乡”“光明工程”等项目，在偏远地区积累光伏应用经验，为高速公路场景埋下技术种子。2011年，意大利建成全球首条光伏高速公路，引发国际关注；2014年，中国陕西十天高速茶条岭隧道光伏发电系统投入使用，标志着国内技术实现零的突破。发展的前提是要有政策的支持，2013年国务院明确“分布式光伏发电”分类政策，2016年《可再生能源法》修订为光伏并网扫清障碍。山东、江苏等地率先试点，攻克设计、安全等难题，为全国推广提供范本。规模化崛起：多场景落地与区域领跑随着“双碳”战略的深入实施，高速公路光伏迎来爆发期。截至2022年底，全国20余省份已实施光伏项目，山东、江苏、上海等10省（市）装机容量突破5MW，其中山东以326MW领跑全国。发电效率方面，江苏光伏组件发电效率达25%以上，新型材料应用领先；山东、江苏等6省年发电量超15万千瓦时，京台高速济南服务区项目年均减排二氧化碳1725.9吨，环保效益显著。应用场景从单一走向多元：服务区屋顶光伏为充电桩、路灯供电，边坡光伏与植被修复结合改善生态，隧道光伏电站日均节能60%。创新模式层出不穷——光伏声屏障降噪发电两不误，停车棚“光伏+储能”系统实现离网供电，甚至光伏路面技术也在探索中。山东高速边坡光伏项目年发电量达972万度，广西平果至南宁高速银岭隧道光伏电站成为节能标杆。政策与市场双轮驱动：绿色转型提速国家“十四五”规划明确交通枢纽光伏布局，交通运输部印发《2024年全国公路服务区工作要点》，要求推进近零碳服务区建设，光伏成为核心抓手。地方层面，四川规划36条光伏高速公路，重庆高速集团与中国电力通过股权合作推进项目，市场化机制日益成熟。市场需求同样强劲。交通运输业碳排放占全国10%，光伏可降低对传统能源的依赖。以山东为例，其“十四五”规划提出新建交通设施光伏覆盖率超50%，预计到2025年底，高速公路分布式光伏装机容量将持续增长。与此同时，光伏与储能、充电桩、5G基站的融合加速，形成“发电-储能-用电”闭环，提升能源利用效率。挑战与机遇并存：创新破局未来尽管前景广阔，高速公路光伏仍面临技术、标准、经济性三重挑战。光伏路面成本高、寿命短，需突破材料与安全性问题；施工安全、交通安全、环保评估等标准缺失，影响项目推广；初期投资高、回报周期长，依赖政策补贴与市场化机制。中国高速公路光伏的崛起，不仅是技术进步的缩影，更是绿色发展理念的生动实践。从陕西隧道的“星星之火”，到全国范围的“燎原之势”，这条“光伏+交通”的融合之路，正为全球交通领域能源转型提供中国方案。随着技术迭代、标准完善与市场成熟，高速公路光伏有望成为“双碳”目标下交通能源体系的核心支柱，引领中国乃至全球交通行业迈向零碳未来。

全球气候变化已经成为一个不容忽视的问题，大力发展清洁能源，推动经济社会绿色低碳转型，已经成为国际社会应对全球气候变化的普遍共识。2020年气候雄心峰会上，席大大主席宣布，到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。这一目标，在去年已提前6年实现。截至今年一季度，全国风电装机5.35亿千瓦，太阳能发电装机9.46亿千瓦，风电光伏发电合计装机达到14.82亿千瓦，历史性超过全口径的火电装机，今后也将成为常态。不仅如此，在世界能源结构转型与应对全球气候变化进程中，近年来，我国为全球提供了70%的光伏组件和60%的风电装备，仅2023年出口的风电光伏产品就助力其他国家减排二氧化碳约8.1亿吨。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长常纪文表示：“党的十八大以来，我们把风力发电、光伏发电装机和污染防治和绿色发展有机结合起来，这个加速度非常快。”我国的风光新能源装备制造起步很晚，一度处于原料、设备和市场“三头在外”受制于人的被动局面之下。特别在2011年，受到欧美等国家贸易壁垒的影响，国内的风光新能源产业一度陷入断崖式下跌的低谷。2013年前后，国家先后出台多项政策推动风光新能源产业步入快车道，跑出加速度。常纪文：“目前，我们除了出台碳达峰碳中和的‘1+N’政策文件以外，还结合实践不断制定或者完善相关的标准体系，不断制定和完善相关的法规体系，我们的风力发电、光伏发电不断发展壮大，有了坚实的政策和制度基础。”在国家风光产业政策的强力推动下，中国的风光新能源企业把技术创新作为核心动力，至今也就十年多的时间，加速实现了从产量和技术迭代到装机规模全面争霸全球的跨越。技术的加速进步，带来了风光新能源产业的加速发展。有数据显示，2010年到2022年期间，以光伏为例，一度电发电成本从2.75元下降到0.34元，已经远低于当前煤电成本水平。风光新能源产业的降本增效，也让风光新能源从过去的辅助能源加速向主力能源转变。在新疆，风光新能源装机规模在新疆整个能源结构中的占比超过了一半。能源转型也开启了加速模式。风光新能源规模的加速增长，也让新模式、新业态加速涌现。在国内，算力市场供不应求。风光新能源可以转化为算力，算力也是能源绿色转型的重要载体。在西部这些风光新能源资源禀赋富集的地区，“风光”资源正在转化为发展优势，为地方发展注入强劲动能。新产业不断涌现，传统产业也在“追风逐日”。以风光新能源为代表的绿电，还决定着国际贸易的未来。为应对气候变化，很多国家都制定了自己碳达峰和碳中和时间表。而在实现这一目标过程中，一些发达国家和地区，开始以环保名义设置贸易壁垒，这就是碳壁垒，常见形式就是碳税，也就是说，根据产品生产加工过程中的碳排放量收取环境税。如果是纯绿电生产的产品，将会避免受到碳壁垒的影响。如今，我国已成为名副其实的新能源应用强国。从一望无际的光伏蓝，到蔚为壮观的风车阵，短短十几年的时间，风光新能源就像一股绿色洪流，深刻改变着中国的能源格局，也为未来高质量发展打开了广阔前景。常纪文：“按照碳达峰碳中和的目标，到2060年实现碳中和目标的时候，全国可再生能源的消费比重要达到80%以上，把新能源体系的构建和新型工业体系、新型交通体系、新型农业体系、新型建筑体系等有机结合在一起，成效将越来越大。”日前，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，首次从国家层面明确“绿电直连”这一新能源供用电新模式的规则框架，旨在促进新能源就近就地消纳，满足企业绿色用能需求。确保能源安全、经济、清洁和可持续供应，对经济稳定增长和高质量发展具有重要意义。以风光新能源为代表的可再生能源，正在为能源转型提质焕“新”提供绿色动能，共同引领我们迈向一个更加清洁、可持续的未来。

近日，交通运输部等十部门联合发布《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》，明确指出加快交通基础设施清洁能源开发利用，推动交通运输动力绿色低碳替代，强化交通运输清洁能源保障，为积极稳妥推进交通运输领域碳达峰碳中和，加快建设交通强国，全面建设社会主义现代化国家提供坚强支撑。近年来，广东交通运输紧抓行业绿色化、智能化转型机遇，在“双碳”目标引领的时代潮流下，以绿色低碳为发展方向，在推进交能融合发展中取得了阶段性成效，为全国交通运输可持续发展积极提供广东经验和方案。交通与能源基础设施一体建设加快推进截至2024年底，广东公路通车总里程达22.4万公里，其中高速公路通车总里程超1.17万公里，连续11年居全国第一。普通国省道2.84万公里，农村公路18.43万公里。全省实现县县通高速、镇镇通国省道和100人以上自然村全部通硬化路。基本已形成以珠江三角洲地区为核心，沿海为扇面，沿海港口（城市）为龙头，向北部山区和内陆省区辐射的路网布局。丰富的交通资源为交能融合发展奠定了坚实基础。广东积极探索“光伏+交通”融合创新模式推动交能融合发展，以合理共建光伏发电、储能和充电设施作为着力点，大力推动在高速公路、港口码头、枢纽场站等领域拓展光伏场景应用，推动交通与能源融合发展从规划蓝图加快变为美好现实图景。为充分挖掘光伏应用发展潜力，推进交通运输行业光伏应用发展工作，省交通运输厅积极组织开展《广东省交通运输行业光伏应用场景研究》《广东省高速公路“交通+光伏”融合发展规划研究》等，结合省内交通基础设施建设、运营及能源消费特点，深入调研并探索多场景交通载体与光伏技术的融合创新，形成了一批典型场景光伏应用技术解决方案，为行业光伏规模化应用提供了可复制、可推广的经验做法，也为相关政策制定和标准规范完善提供了更多技术支持。截至2024年底，广东省公路、港口及客货运站场光伏装机容量约175.7兆瓦，在建项目装机容量约22.6兆瓦，其中，全省高速公路已开展并建成光伏装机容量约19.5兆瓦，年发电量约1830.8万度，在建规模0.26兆瓦，拟建规模48.14兆瓦。科技创新赋能交能融合新质生产力生成在低碳公路建设方面，一大批创新项目不断涌现。长春-深圳高速公路河源热水至惠州平南段改扩建项目首创“光伏制梁”技术，70%电量供梁场生产，余电上网；汕梅改扩建TJ5标智慧梁场光伏发电项目实现用电自给自足，制梁完成后光伏板还可转移至服务区，持续发挥绿色价值。此外，多个高速公路管理中心、服务区、互通匝道等多场景光伏应用试点也正有序展开，已建成分布式光伏装机容量约18.4兆瓦。港口码头的光伏发电应用规模也在逐步扩大。2024年8月，国内单一码头最大的分布式光伏项目——7.3MW BIPV（光伏建筑一体化）分布式光伏项目在南沙二期并网启用，在此基础上，南沙一二期光伏项目版图进一步扩展，新建南沙一期6.8MW BIPV分布式光伏及南沙二期II期5.3MW BIPV分布式光伏，推动南沙一二期形成连片式BIPV光伏集群。广州南沙港光伏项目将闲置屋顶转化为“绿色资产”，通过系统性改造老旧设施、应用新能源设备及分布式光伏技术，同时攻克了腐蚀屋顶承载加固、抗台风结构优化及运维协同等难题，实现港口空间资源与清洁能源深度融合。茂名广港码头、江门高新港等多地也已建成分布式光伏电站，加快推动传统码头转型升级，推进港口绿色能源供给大跨步发展。直流微网系统寸土寸金也生花针对广东高速公路服务区用地紧张等现状，为高效利用有限空间，通过创新构建光伏-储能-充电桩直流耦合的一体化系统，省去传统交流转换环节，既减少设备占地，还提升能源利用效率。中开高速公路“零碳服务区”项目通过分布式光伏、储能和直流充电桩的紧凑布局，建设有8座光伏车棚、2座地面光伏电站和1座屋顶光伏电站，年均发电94.7万度，年节约标准煤285.4吨，既“盘活”了闲置土地资源，又实现了服务区场址集约化。大槐服务区位于恩平市沈海高速开阳段，是广湛高速的关键节点，也是广东首个“双开放式”文旅主题服务区。服务区内拟建设大面积的光伏发电设施，涵盖车棚、边坡、屋顶等区域，并配备超充及储能设备，新建84个充电车位，其中超充车位7个，预估年充电不少于40万车次，还建设有交能融合宣传光伏玻璃房，集多种功能于一体。“我们想让旅客们在‘侨乡小镇’休息的同时，也享受到绿电的便利，大槐服务区就像把过去和未来连接到一起的枢纽，人们可以自由地穿梭于两个世界。”项目相关负责人表示。大槐服务区通过构建直流微网系统，包含分布式光伏、电力电子变压器、直流进线充电堆、直流储能系统，将建成光伏-储能-充电桩直流耦合的高效一体化系统，比传统交流耦合效率提升5%以上。针对低压配电网，项目创新采用台区低压直流柔性互联及大功率低压直流远距离供电技术，可实现多个台区之间高效、灵活的电力交互与分配。相比传统的交流输电技术，具有较低输电损耗、更高能源传输效率、更佳电压控制能力等优势。数字能源综合管理系统极端天气更可控广东省气候多雨多台风，对交通能源系统快速响应突发负荷波动提出更高要求。数字能源系统通过实时监控和动态调控，能优化光伏、储能与充电桩的功率分配，提升系统稳定性。大槐服务区建设的数字能源综合管理系统，已入围全国首批数字化转型升级示范。该系统可利用AI预测车流并优化供电策略，确保台风期间应急电力供应，契合广东防灾需求。同时，系统可对整站的数据进行监控，及时通过负荷控制，实现能量实时优化分配，支持充电桩功率动态分配以及增加储能扩容，提高充电桩的整体利用率。投产后，预计年均发电370万千瓦时，年平均利用小时数为993小时，年总发电量达9260万千瓦时，可节约标准煤2.8万吨。超级快充与安全防护极端天气“安心充”极端天气带来的强降雨和断电风险要求充电设施具备高安全性和可靠性。“源网荷储”一体化系统能较好地应对极端天气，对广东沿海台风频发区域至关重要。惠大高速元山服务区“光储充”一体化电低碳示范项目是广东省首个建成的高速公路服务区“光储充”试点项目，集成光伏发电、储能电池及智能充电技术，利用元山服务区的闲置用地适当布设光伏设施，总装机容量达1003.2峰值千瓦，两侧分别设置480千瓦超级快充电站一座，建设配套的2套100千瓦/215千瓦时储能一体柜，共计860千瓦时。通过EMS能源管理系统，能实现源、网、荷、储的智能互动，构建绿色能源循环体系。“普通快充的输出功率最高达120千瓦，而液冷超充枪的单枪功率最高可达480千瓦，充电速度最快可达到一秒一公里。”项目相关负责人介绍说，“快充单枪最大充电功率可达250千瓦，我们还采用了最佳效率追踪技术，使充电峰值效率高达96%以上。”“充电速度真快，像油车加油一样！”不少前来充电的旅客们表示。不仅充电迅速，在充电过程中，充电桩能够实时监控电压、电流与发热点，通过实时调控功率，降低整机损耗。而主动的液冷热管理，报文预判主动安全防护及智能消防系统，也极大地提升了充电的安全性。同时，充电站设置了并离网切换功能，能结合主动热管理、智能消防系统，确保在意外断电时，光伏和储能系统仍能为重要负载供电，保障了恶劣天气下的充电安全。低压直流柔性互联及远距离供电技术长距离供电不困难广东山区高速公路桥隧比高，传统交流输电线路损耗大且灵活性不足。通过低压直流技术可降低输电损耗、提升能源传输效率，解决长距离隧道供电难题。目前，广东省部分在建项目采用“分布式光伏+柔性电网”等模式，优化山区微电网能量消纳率，可适配多种山区高桥隧比场景。交能融合政策保障体系加快构建完善产业发展离不开政策的有力支持。2024年5月，广东省人民政府印发《广东省推进分布式光伏高质量发展行动方案》，提出“推动高速公路服务区、高铁站、港区、码头等交通运输场站安装光伏发电系统，因地制宜构建综合交通枢纽‘分布式光伏+储能+微电网’的交通能源系统，新建港口码头、物流枢纽实现光伏能装尽装”，为广东交通运输推进分布式光伏应用工作提供了有力政策指引。近年来，广东省交通运输厅先后制定实施《广东省交通运输绿色低碳发展指导意见》《广东省“十四五”绿色公路建设实施方案》《广东省绿色港口行动计划（2023-2025年）》等一系列政策文件，鼓励各地各单位结合自然条件和用能需求，推进高速公路服务区、港口码头、梁场、客货运场站等场景安装光伏发电设施。当前，《广东省绿色低碳交通“十五五”发展规划》正紧锣密鼓编制中，全面擘画广东未来五年绿色交通体系建设宏伟蓝图。与此同时，交能融合作为推动交通行业能源革命与产业变革的重要引擎，与之相关的规划设计、工程建设、运营管理等全链条标准体系也正有序构建。交能融合发展意义深远、潜力巨大、前景广阔。接下来，广东交通将按照国家和部、省有关加快交能融合发展等的部署要求，抢抓机遇、开拓创新，积极会同各方全力做好基础设施建设、绿色装备推广、应用场景拓展、科技创新攻关、政策研究完善等各方面工作，高质量推动交通运输与能源深度融合发展，为加快建设交通强国，努力当好中国式现代化开路先锋作出更多广东交通贡献！

2025年，光伏产业政策从单一领域补贴转向跨场景协同创新，“光伏+交通”模式成为土地资源高效利用与能源转型的突破口。云南、江苏等地的政策试点，标志着光伏产业从“发电设备”向“基础设施”的升级加速。光伏+交通”政策落地：从试点到规模化 云南：“高速+光伏”模式破解土地制约云南省率先出台政策支持高速公路经营单位利用服务区、边坡、隔离带等空间建设光伏设施，并明确场址外送出工程可由业主代建后由电网回购。这一政策设计具有三重突破：空间复用最大化：以云南某高速公路为例，其边坡、服务区屋顶等可利用面积超100万㎡，潜在装机规模达100MW，相当于减少碳排放8万吨/年；成本分摊机制创新：业主代建送出工程降低电网初期投资压力，电网回购机制保障项目收益，形成“谁投资、谁受益”的良性循环；跨境合作潜力释放：云南作为“一带一路”交通枢纽，其模式可向东南亚辐射，推动跨境能源走廊建设。江苏：电网适应性改造为“光伏+交通”铺路江苏省要求接入10kV及以上电压等级的新能源项目于2025年9月底前完成“四可”（可观、可测、可调、可控）能力改造。这一政策直指交通能源融合的核心痛点：波动性冲击电网：高速公路沿线光伏电站出力受天气、车流量影响大，需通过数字化手段实现精准调控；调度成本高企：传统电网难以应对分布式电源大规模接入，需通过“四可”改造提升调度效率;安全标准升级：明确光伏设施与交通基础设施的安全距离、防雷接地等规范，避免因光伏设备引发交通事故。“光伏+交通”实践路径：从场景创新到生态构建 高速公路场景：光伏边坡与智能服务区光伏边坡：采用柔性光伏组件替代传统护坡结构，既防止水土流失，又实现发电收益。以广西某高速为例，其光伏边坡项目年发电量超200万度，满足服务区30%用电需求；职能服务区：整合光伏车棚、储能系统与充电桩，构建“光储充”一体化微电网。山东某服务区通过该模式实现100%绿电供应，年减少碳排放1200吨。铁路场景：光伏车站与轨道供电 光伏车站：利用站房屋顶、站前广场等空间建设光伏设施，降低车站能耗。杭州东站光伏项目年发电量达100万度，相当于减少标准煤燃烧300吨；轨道供电：探索光伏与氢能列车结合，在非电气化铁路沿线建设光伏制氢站，为氢燃料电池列车供能。德国已启动相关试点，中国川藏铁路等项目亦在探索类似技术。港口场景：光伏堆场与岸电系统 光伏堆场：在集装箱堆场顶部铺设光伏组件，为港口装卸设备供电。上海洋山港光伏堆场项目年发电量超500万度，减少柴油消耗150万升；岸电系统：结合光伏发电为靠港船舶供电，降低燃油污染。宁波舟山港岸电系统已实现光伏发电占比超40%，年减排二氧化碳2万吨。“光伏+交通”的行业影响：从能源革命到经济重构 能源结构转型加速器提升清洁能源占比：交通领域光伏装机规模每增加1GW，可减少煤炭消费300万吨/年；推动电网智能化升级：交通能源设施成为电网“虚拟电厂”，通过需求响应参与电力市场交易。产业协同新引擎带动光伏制造升级：高速公路场景对光伏组件的耐候性、轻量化提出更高要求，倒逼企业研发新型材料；催生运维新业态：交通能源设施需与交通管理部门协同运维，催生“光伏+交通”专业运维服务商。区域经济新增长点促进乡村振兴：农村公路沿线光伏项目可与村集体经济结合，通过土地租赁、发电分红增加农民收入；助力“双碳”目标：交通领域碳排放占全国总量10%左右，“光伏+交通”模式可推动该领域2030年前实现碳达峰。挑战与破局：从政策试点到全面推广 核心挑战技术标准缺失：光伏与交通设施的结合需统一安全、施工、运维标准；利益分配复杂：涉及交通、能源、土地等多部门协调，需建立跨部门协同机制；投资回报周期长：交通能源项目初期投资大，需创新融资模式（如PPP、REITs）。破局路径政策协同：将“光伏+交通”纳入交通强国、新型电力系统建设规划；技术创新：研发适用于交通场景的轻质组件、智能运维系统；模式创新：推广“自发自用、余电上网”模式，降低电网接入压力。“光伏+交通”模式的推广，标志着光伏产业从“单一发电”向“能源基础设施”的转型。云南、江苏等地的实践表明，政策驱动下的跨场景融合不仅能破解土地资源瓶颈，更能重构交通、能源与经济的协同关系。未来，随着技术突破与政策完善，交通能源走廊有望成为全球能源转型的新标杆，为中国“双碳”目标与“一带一路”建设注入新动能。到2030年，“光伏+交通”模式或将在全国高速公路、铁路、港口等领域实现规模化应用，推动交通领域清洁能源占比超30%，成为新型能源体系的重要支柱。

一、政策解码：2025 年光伏行业顶层设计与关键转折（一）国家政策：从补贴驱动到市场机制的系统性重构2025 年开年，国家能源局发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》与《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》，标志着光伏行业正式迈入 “后补贴时代”。新规明确 4 月 30 日为工商业分布式光伏 “全额上网” 政策的终止节点，此后项目需采用 “自发自用 + 余电上网” 模式，配套建立的 “差价合约电价” 机制，通过市场交易形成电价，既保障存量项目收益稳定性，又倒逼增量项目提升技术经济性。同时，绿证交易与碳市场衔接加速，2025 年新建数据中心绿电消费比例强制提升至 80%，推动光伏环境价值显性化。（二）地方细则：差异化探索下的区域机遇与挑战各省围绕国家政策框架展开落地实践，呈现显著区域特征。华北地区如河北、天津强化 “光伏 + 农业 / 海洋” 融合，河北秦皇岛 1800 兆瓦海上光伏项目采用网架平台技术，探索深远海开发路径；天津蓟州区 150 兆瓦农光互补项目实现 “一地两用”，带动村镇集体经济增收。西南地区以四川为代表，红原 250 兆瓦构网型储能光伏电站创新 “光伏 + 畜牧” 模式，支架高度优化至 2 米兼顾发电与放牧，成为高海拔地区生态友好型项目范本。华东地区政策聚焦分布式光伏规模化开发，浙江瓯海给予 0.1 元 / 千瓦时电价补贴，上海青浦要求新建建筑屋顶光伏覆盖率超 50%，推动 BIPV（建筑光伏一体化）从商业园区向公共建筑渗透。二、区域动态：2025年各省市光伏项目落地与模式创新（一）海上光伏：从近海走向深远海的突破实践河北秦皇岛海域正在建设的 1800 兆瓦海上光伏项目，作为河北省首个海上光伏示范工程，总投资 144 亿元，采用抗腐蚀网架平台技术，适应 6-15 米水深环境，预计年均发电量 27.5 亿千瓦时，相当于年节约标煤 84 万吨。该项目的推进，不仅为环渤海地区提供清洁电力，更探索出深远海光伏开发的工程标准与运维模式，为 “海上粮仓 + 光伏电站” 的立体开发积累经验。（二）高原光伏：生态保护与能源开发的协同示范四川红原安曲 250 兆瓦光伏电站在海拔 4010 米的高原实现全容量并网，创新 “构网型储能 + 生态修复” 模式。通过智能调控技术保障高比例新能源电网稳定，同时采用支架抬高 2 米设计，减少草地遮光率，促进植被恢复，形成 “上发电、下养殖” 的良性循环。项目年发电量 4.5 亿千瓦时，减排二氧化碳 40 万吨，成为川西高原 “光伏 + 生态” 协同发展的标杆。（三）工商业光伏：电价市场化下的收益模型重构随着 “430”“531” 政策节点临近，山东、广东等地工商业光伏迎来 “抢装潮”。山东省允许企业自主选择 15% 电量参与电力市场交易，灵活适配现货市场价格波动；广东省推动工业园区 “隔墙售电” 试点，通过绿电直供降低企业用电成本。在此背景下，通威、天合等企业推出高功率组件（如通威 210N 组件功率达 725W），结合光储融合方案（如思格新能源工商业混合逆变器），将项目收益率提升 0.3%-0.5%，有效对冲电价市场化带来的收益不确定性。三、行业影响：政策震荡期的企业应对与技术突围（一）装机规模：从高速扩张到结构优化的调整中国光伏行业协会预计 2025 年全球新增装机 531-583GW，同比增长 10%，但国内市场受分布式政策过渡期影响，新增装机预计 215-255GW，可能出现阶段性下滑。企业加速向中东、拉美等新兴市场转移，2024 年巴基斯坦、沙特组件出口量增幅超 30%，同时海外本土化产能布局提速，通威、隆基在东南亚建成电池组件工厂，规避欧盟碳关税与美国 ITC 关税壁垒。（二）技术迭代：N 型主导与叠层技术的量产冲刺2025 年 N 型电池市占率预计突破 50%，TOPCon 平均效率达 25.4%，HJT 电池通过二次烧结技术将开压提升至 740mV，高温环境发电性能优化 2%。隆基、晶科等企业加速 BC 技术落地，隆基 Hi-MO9 组件针对地面电站设计，溢价空间达 15%；钙钛矿叠层技术进入中试阶段，通威双流基地建成 30 万平方米研发中心，布局异质结、钙钛矿等前沿路线，目标 2025 年实现叠层组件效率超 28%。（三）产业链重构：价格战倒逼产能出清与跨界整合2024 年多晶硅、组件价格分别下跌 39%、29%，33 家上市公司预亏超 350 亿元，行业产能利用率降至 60% 以下。工信部通过提高技术指标门槛（如 N 型硅片厚度≤130μm）推动产能出清，同时鼓励 “光伏 + 储能” 一体化项目，广东、宁夏明确 10%-30% 配储比例，促使企业从单一制造向 “发电 + 售电 + 储能” 综合服务商转型。四、未来展望：在政策与市场双轮驱动下寻找新平衡（一）短期挑战：电价机制与消纳能力的双重考验分布式光伏全面入市后，企业需强化电力市场研判能力，建立 “电价预测 - 储能配置 - 负荷响应” 联动模型。电网端需加速配电网智能化改造，北京、上海试点 “可观、可测、可调、可控” 四可系统，提升分布式光伏接入承载力。同时，绿证交易价格波动（2024 年 Q4 绿证均价下跌 15%）与储能成本分摊机制缺失，仍需政策进一步明确。（二）长期机遇：场景拓展与全球协作打开增量空间光储一体化、海上光伏、零碳园区等新场景成为增长极，预计 2025 年光储项目装机占比达 20%，海上光伏新增超 10GW。国际市场方面，“一带一路” 共建国家电力需求激增，中东、非洲年新增装机增速超 30%，中国企业通过 “技术输出 + 本地化制造” 模式，在沙特、智利等市场占有率突破 40%。政策层面，中欧绿电交易机制、东盟可再生能源互联计划等国际合作加速，为光伏全球化开辟新通道。（三）行业转型：从规模竞争到价值竞争的质变王勃华在光伏行业研讨会上强调，行业需从 “规模扩张” 转向 “高质量发展”。企业竞争焦点从单纯降本转向技术溢价与服务增值，例如通威的实证基地验证多场景技术适配性，天合的 “光伏 + 储能” 一体化解决方案提升项目 IRR（内部收益率）1.2 个百分点。随着政策红利从 “补贴驱动” 转向 “机制引导”，具备技术储备、市场研判与资源整合能力的企业，将在新一轮周期中确立优势。2025 年的光伏行业，正经历政策震荡与市场重构的 “双重洗礼”。从华北的海上光伏支架到西南的高原光伏板，从东部的工商业屋顶到西部的沙戈荒基地，政策的 “指挥棒” 与市场的 “无形手” 共同绘制着能源转型的新图景。对于从业者而言，唯有深耕技术创新、精准把握政策节奏、积极拥抱市场变化，才能在这场变革中锚定方向，驶向光伏产业的 “高质量发展” 新蓝海。

“双碳”目标背景下，推动零碳公路建设既是应对气候变化、减少碳排放的关键举措，也是促进交通基础设施绿色可持续发展的重要方式。零碳公路是一种通过应用创新技术与模式，在公路全生命周期内实现二氧化碳净零排放的新型公路基础设施建设模式。作为本期专题的综述文章，本文系统阐述了国内外零碳公路的发展现状与模式探索，重点分析了前沿的技术应用、发展模式、推进过程中的难点及未来发展趋势，旨在为零碳公路领域的发展目标与实践方向提供借鉴与参考。2020年9月，席大大总书记提出“双碳”目标。2021年，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确要求将绿色低碳理念贯穿于交通基础设施规划、建设、运营和维护全过程，降低全生命周期能耗和碳排放，并在《2024—2025年节能降碳行动方案》中提出，鼓励交通枢纽场站及路网沿线建设光伏发电设施，加强充电基础设施建设。2024年，国家发布《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》和《加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，要求建立“碳达峰、碳中和”综合评价考核制度，完善交通运输等领域碳排放核算机制；提升新建高速公路等设施的绿色化与智能化水平，推进既有交通基础设施节能降碳改造提升，建设一批低碳（近零碳）高速公路服务区等，因地制宜推进公路沿线、服务区等区域合理布局光伏发电设施。国家政策的相继出台为公路基础设施建设指明了降碳基本方向。零碳公路的定义目前，行业针对零碳公路尚无统一定义，结合国内外近年来在零碳公路领域的探索与实践，零碳公路的核心内涵可以总结为：在公路的设计、建设、运营和养护等全生命周期中，通过使用节能技术、可再生能源、低碳材料等各项节能低碳技术措施降低碳排放水平，并通过碳汇等方式抵消剩余碳排放，在满足公路功能属性的基础上实现全生命周期零碳排放目标。从全生命周期的角度出发，设计阶段，通过绿色道路网络优化、能源布局设计等科学设计手段，减少项目在建设和运营阶段对生态环境的破坏；建设阶段，采用低碳材料与低碳工艺减少能源消耗和污染，推广预制装配技术，从而减少现场施工的能源消耗和环境污染；运营阶段，使用智慧能源管理系统统筹调配能源资源，提高能源使用效率，使用低碳材料养护公路，并通过碳汇手段实现剩余碳排放抵消。现有的大多数零碳公路项目主要以实现“运营期”零碳目标为主，极少有项目能够实现“建设期+运营期”零碳目标，“全生命周期（建材、运输＋建设期＋运营期）”的零碳目标则更难实现。国内外零碳公路的发展现状国外零碳公路发展现状目前，全球大部分发达国家均已深入推进交通领域低碳化建设，其中，美国、日本、英国、欧盟成员国等已取得了显著成就。美国能源部2023年发布《美国交通脱碳蓝图》，分三阶段推进实施，计划于2050年实现交通系统全面脱碳。日本2021年发布《2050年碳中和绿色增长战略》，提出推进运输行业电气化及配套基础设施建设，完善加氢站基础设施建设，并结合人工智能、大数据和物联网等技术措施，2050年实现“碳中和”目标。英国交通部2021年发布《净零排放高速公路：我们的2030/2040/2050计划》，构建“运营—建设—出行”递进式目标，分别通过绿电碳汇、低碳材料和新能源车辆实现阶段性突破。全球发达国家结合本国资源特征等因素，在零碳公路的实践中已形成差异化路径。荷兰A10高速公路通过两万平方米光伏板年发电700万千瓦时，基于BIM技术降低照明能耗30%。挪威强制要求两亿挪威克朗以上工程开展绿色认证，施工阶段实施碳预算动态奖惩（减排10%奖励合同额的2%），并推行新能源车免过路费政策。美国“零排放”货运走廊，计划2035年前建成1000座充电站和500座加氢站。英国高速公路充电桩覆盖率达每32.19公里1个，快充桩实现15分钟充电续航188公里，且均由100%绿电供能。国内零碳公路发展现状相较于发达国家，我国零碳公路建设正加速推进。在全球可持续发展目标指引和国家政策的有力推动下，国内在试点项目与技术探索、标准体系、方法学构建及碳资产和碳交易领域等方面均取得了积极进展。在试点项目与技术探索方面，国内针对公路运营期降碳开展了多方技术探索与应用，紧扣“源头减碳、过程降碳、末端固碳”理念，推动可再生能源利用、建筑节能改造、资源循环利用、绿化碳汇与智慧管理平台等技术的集成与应用。依托技术的快速发展，行业首先以公路服务区为场景开展了示范应用，并逐渐建成了一批近零碳服务区和零碳服务区。交通运输部于2024年6月发布第一批公路水路典型运输和设施“零碳”试点项目名单，中国交通建设集团有限公司（以下简称“中交集团”）的雾灵山服务区、山东高速集团有限公司的济南东服务区、河南交通投资集团有限公司的将军县服务区等7个服务区入选。以承平高速雾灵山服务区项目为例，该项目采用建筑节能改造、可再生能源产能建设、生态碳汇提升等12项节能降碳技术，可实现运营期100%清洁能源供电,实现运营期零碳目标。但若要实现“建设期+运营期”的零碳目标，则需要更多的光伏装机量，实现零碳排的周期更长，光伏投资额也相对更高。若要实现“全生命周期（建材、运输＋建设期＋运营期）”的零碳目标，则光伏必须上网，光伏装机量、零碳排实现时间、光伏投资额也会更高。总体而言，近年来，我国零碳公路试点项目已形成“因地制宜、多元技术协同”的实践模式，初步积累了零碳公路的建设与运营经验。然而，当前实践仍面临多重挑战：首先是项目多停留在区域性示范阶段，尚未形成可复制的规模化推广路径；其次是关键技术体系成熟度不足，部分环节仍依赖传统高碳模式；再次是全生命周期视角下的零碳目标实现机制尚未健全，从规划设计、材料生产到施工运维等环节的碳足迹精准管控与抵消能力仍有待提升。这些瓶颈制约着零碳公路从示范工程向标准基建形态的转型升级。在标准体系与方法学构建方面，交通运输部和行业协会先后发布了《公路工程节能规范》《公路工程利用建筑垃圾技术规范》《近零碳交通设施技术要求 第2部分：高速公路服务区》等行业标准，以及《高速公路零碳服务区评价技术规范》《公路工程建设期碳排放计算标准》等团体标准。此外，国内首个交通基建自愿减排方法学《温室气体自愿减排项目方法学 公路隧道照明系统节能》的正式发布，填补了交通运输领域温室气体自愿减排项目方法学的空白，对推动行业标准化发展起到了重要作用。目前，采用低碳沥青技术（如温拌技术、冷再生技术、再生材料应用等）旨在减少沥青路面建造和维护过程中碳排放的方法学也正在加速研究和编制中。在碳资产与碳交易方面，随着中国核证自愿减排量（CCER）碳交易市场的重启，公路行业加速碳资产开发与碳交易实践。中交集团首先提出公路工程建设领域碳排放配额发放机制，并依托广西全州至容县高速公路平乐至昭平段项目，完成由北京绿色交易所认证的首单基建行业内部碳交易，为公路行业探索碳资产开发与交易积累了宝贵经验。国内外零碳公路发展现状对比从发展进程看，部分发达国家已形成较为成熟的零碳公路技术体系和政策框架，而我国尚处于试点探索向规模化推广过渡的初期阶段。在政策体系方面，欧美国家通过立法与战略规划明确技术路径。美国《交通脱碳蓝图》分阶段推进充电/加氢设施建设，挪威将碳预算奖惩机制（减排10%奖励合同额的2%）纳入招投标体系，政策工具更具强制性与精细化。我国虽发布《近零碳交通设施技术要求》等标准，但缺乏国家级专项立法，激励机制多依托地方或者企业试点，系统性不足。技术应用层面，国外呈现“场景化深度整合”特征。挪威采用全生命周期评价工具，强制再生材料占比超40%。反观国内，雾灵山服务区等试点项目虽实现运营期100%绿电替代，但再生材料使用率仅为44%（澳大利亚Mordialloc公路再生材料使用率达66%），年发电量150万千瓦时，约为荷兰A10高速公路光伏项目的21%。标准机制建设上，发达国家已建立覆盖“设计—施工—运营”的全链条标准。南非倒置路面设计规范降低骨料消耗50%，德国A5公路数字化管理系统使碳排放降低25%。我国虽出台《公路工程再生材料技术规范》等标准，但循环利用、交能融合、动态无线充电等领域仍缺乏技术标准，公路碳排放核算暂未出台国家标准，现有《公路工程建设期碳排放计算标准》等团体标准尚未形成全国统一体系，导致碳排放计量缺乏权威方法学。市场驱动方面，欧美国家依托成熟碳交易机制推动市场化减排。挪威碳预算奖惩覆盖了两亿挪威克朗以上项目，美国“光道”项目通过太阳能路面发电吸引社会资本。我国CCER市场虽重启，但公路碳资产开发仍以企业内部分配为主，缺乏跨区域交易平台，碳汇林抵消比例不足运营排放的15%。绿色金融工具在公路基础设施投融资中的应用尚未全面推广。值得注意的是，我国在规模化应用场景和政策响应速度上具备后发优势。目前，全国高速公路里程超18万公里，若光伏技术（参考雄安试点）覆盖30%的路面，年发电潜力可超过1500亿千瓦时；新型电力系统与车路协同技术的结合，为“光储充一体化”模式提供独特机遇。未来，行业需重点突破再生材料应用、智慧能源管理、碳交易机制等瓶颈，加速从“点状示范”向“网络化零碳走廊”升级。零碳公路前沿技术与发展模式的探索与实践零碳公路的探索与实践主要通过前沿技术应用与创新发展模式的双轮驱动，推动自身可持续发展并实现“零碳”目标。前沿技术应用近年来，交通运输行业以全生命周期视角推进零碳公路建设。在技术创新层面，通过整合新能源、新材料、新装备、新工艺等“四新”应用，形成了覆盖“设计-建设-运营”的立体化实践路径与零碳公路技术体系。设计阶段：绿色道路网络优化和能源布局设计 设计阶段是零碳公路建设的起点，通过绿色道路网络优化和能源布局设计，奠定全周期降碳基础。前者利用交通大数据和交通模拟技术构建路网碳排放评价模型，将碳减排作为优先目标。如山东济南至菏泽高速公路在规划设计阶段利用交通大数据和交通模拟技术，收集和分析交通流量、车辆类型、行驶速度等数据，构建交通路网的碳排放评价模型。后者在零碳公路选线上充分考虑与新能源设施结合。如雾灵山服务区在规划设计阶段，系统性地开展了零碳能源供给体系的顶层设计，一方面，充分结合地形地貌特征，科学规划光伏廊道布局，合理配置充电桩网络；另一方面，统筹考虑能源生产、储存、输送和使用的全链条需求，构建智能能源管理系统。建设阶段：低碳材料、工艺与设备 零碳公路建设期是实现实质性碳减排的关键阶段，一般通过低碳材料、工艺与设备相结合的方式来降低碳排放水平。在低碳材料方面，环保沥青、低碳混凝土、再生骨料等环保建材现已实现规模化应用，固体废物循环利用技术可以利用工业废渣作为辅助胶凝材料替代部分水泥，有效利用废弃物。在低碳工艺方面，BIM与数字孪生技术结合构建碳足迹追踪体系，装配式施工与3D打印技术也已推广模块化建造，加之与机器人施工深度融合，可提升施工精度与效率。在低碳设备方面，氢能工程机械试点应用成效显著，推动施工装备电动化、零碳化转型。运营阶段：智慧能源管理系统、低碳养护与碳汇赋能 运营阶段是实现公路“全生命周期”零碳目标的重要阶段，目前主要从智慧能源管理系统、低碳养护与碳汇赋能三大方向提升运营阶段降碳水平。在智慧能源管理系统方面，通过融合数字孪生、综合能源管理、卫星遥感、区块链技术，构建服务区零碳运营管理体系，解决服务区零碳运营问题，三维动态展示能碳监控数据、多维度碳减排场景，提升运营管理成效。在低碳养护方面，主要采用环保预防性养护措施、推广使用环保型养护材料和设备，降低养护过程中的碳排放。在碳汇赋能方面，应用林业碳汇理念，按照碳汇林的要求实施碳汇造林工程，所产生的碳汇量可用于抵消公路运营阶段部分碳排放。发展模式创新创新发展模式对于零碳公路建设同样起着至关重要的作用，通过第三方合同能源管理、零碳公路建设第三方服务模式、零碳认证与数字化管控平台等方式，可以优化能源管理，提升施工与运营效率，确保项目在实现“低碳”目标的同时，具备长效的管理和运营能力。发展第三方合同能源管理模式 零碳公路的第三方合同能源管理是一种创新的节能服务模式，旨在引入专业能源服务公司（ESCO），针对公路主要用能场景（如照明、监控、通风等）的能源消耗，提供全面的节能解决方案，促进公路系统的高效能源利用，实现零碳排放。合同能源管理涵盖能源诊断与节能方案设计、投资可行性分析与决策、项目实施与优化改造、节能效果监测与验证、节能效益分配及后续服务和技术支持等环节。近年来，交通运输行业持续探索合同能源管理模式，在宁夏、甘肃、河南等地公路项目中采用合同能源管理模式实施智慧节能照明改造，协助企业、政府机构等项目业主实现节能减排目标。零碳公路建设第三方服务模式 零碳公路建设第三方服务模式不仅保障项目质量和减排目标，还能提升建设效率，是推动公路建设领域低碳化和可持续发展的重要发展方向。这一服务模式覆盖了项目规划、设计咨询、施工建设和运营管理等多个环节，旨在为零碳公路项目的高效实施与运营提供全方位技术支持和保障。零碳认证与数字化管控平台建设 零碳公路认证旨在通过量化评估公路项目全生命周期（设计—施工—运营）的碳排放，确保项目的碳排放量达到“近零”或“零”的标准。零碳公路数字化管控平台在精准降低碳排放和提升管理效率方面展现了显著优势，是未来公路管理的重要手段。平台融合多项先进技术与功能模块，涵盖数据采集与监测、碳排放核算与报告、碳排放分析与优化、决策支持以及设备状态监控与管理等核心功能。交能融合发展新模式 当前交能融合正形成多元化创新路径，国际实践注重技术原创与系统集成。以美国“光道”项目为代表，通过太阳能路面发电与动态无线充电技术相结合的方式，构建交通能源自洽系统。德国智能微电网模式整合可再生能源与储能设施，实现公路能源闭环管理。国内的发展聚焦规模化应用与场景创新，公路光伏建设覆盖服务区、边坡等场景，形成“点—线—面”布局。零碳服务区探索分层推进模式，通过能碳监测平台优化绿色电力调配，部分项目实现全周期绿电供应。技术集成呈现三大方向，分别是“光储充”一体化闭环系统，支撑服务区能源自给；车路能协同技术，推动电动汽车与电网双向互动；数字孪生管理平台，动态平衡能源供需。零碳公路面临的挑战及未来发展趋势尽管我国的零碳公路在技术应用、创新模式和建设实践方面已取得初步成果，但要实现全行业的“零碳”目标，仍面临诸多挑战。标准完善破局：加速构建评价体系推动零碳公路发展行业标准体系尚不完善是当前零碳公路建设的首要挑战。首先，缺乏覆盖全路域、全生命周期的零碳公路评价行业标准。其次，现行公路碳排放核算标准以《公路工程建设期碳排放计算标准》等团体标准为主，尚未制定覆盖运营期/养护期的核算标准，也尚未建立行业统一核算标准，行业标准的缺位还导致了碳信息披露体系（MRV机制）不健全、跨区域互认困难等问题，既阻碍碳资产开发与低碳技术标准化推广，又制约公路行业参与碳交易市场的合规性。此外，第三方认证尚未推出专门的零碳公路认证。零碳公路行业面临着“标准缺乏—核算差异化—实施空心化”的叠加困境。未来，宜加速建立覆盖全路域、全生命周期的零碳公路评价标准，推动碳核算国家标准的制定，建立与国际碳交易机制互认的评估体系、开发适应公路场景的评估指标、推动第三方机构零碳公路认证，并通过碳交易和绿色信贷等金融手段，形成“认证—融资—收益”的良性循环。破解经济性难题：三轨并进打通零碳公路经济闭环零碳高速公路面临着高昂的建设成本和漫长的回收周期，主要原因是需要应用光伏、储能和智能管理系统等前沿技术。此外，当前的收益模式较为单一，主要依赖发电并网收益，而公路碳汇因未被纳入全国碳交易市场，导致项目难以通过碳金融工具获得额外回报。未来，零碳高速公路可通过聚焦于政策创新、技术降本和融资多元化等措施来解决该难题。政府应出台支持政策，推动碳交易市场纳入公路碳汇，并创新绿色金融工具，如绿色债券和碳收益权质押，以降低融资成本缩短投资回收周期。行业应探索多元化的收益模式，依赖发电并网的同时，结合智慧路网、绿色交通和可再生能源等商业模式，拓宽零碳高速公路的经济回报渠道，助力其可持续发展。突破技术瓶颈：降碳技术与智慧管理助力零碳公路建设核心技术研发和集成的局限性是阻碍零碳公路落地实施的核心瓶颈。当前，大多零碳公路建设主要依赖光伏上网实现碳中和，实质性碳减排效果有限。要实现实际碳减排，需依托能源替代与储能技术、低碳材料等核心降碳手段。目前，能源系统仍存在储能技术单一、多能互补管理系统滞后等问题。同时，低碳材料面临成本高、技术标准不统一等障碍。未来，宜加快“源—网—荷—储”一体化深度融合理论及相关技术研究与应用；应加快低碳技术的标准化和产业化进程，降低建设和运营成本；有必要加快智慧化管理平台的建设与应用，全面监控、分析和管理公路能源消耗、碳排放及资源循环情况。此外，零碳公路技术体系将从运营阶段向建设、设计、养护等阶段前伸后延，推动“全生命周期”的零碳公路建设。跨域协同破局：三位一体重构零碳公路产业生态跨领域协同与产业链配套不足限制了零碳公路的综合效益。在交能融合等跨域协同的零碳公路发展模式中，需要交通、能源、建筑、信息技术等多领域的深度融合，但不同领域之间仍存在明显的行业壁垒，尤其是现行管理体制中的协同问题导致绿电消纳效率低下、光伏项目并网审批周期长且消纳率不足，以及氢能补给站建设因审批流程复杂严重拖延等一系列问题。在产业链层面，低碳材料供应商、智能设备制造商与公路企业之间缺乏高效协作平台，技术标准和接口不统一，进一步增加了系统集成的复杂度。未来，公路领域应构建“政策—机制—平台”三位一体推进体系来应对跨领域协同与产业链整合难题。在政策层面，建立交通、能源、住建等多部门联合审批机制，简化审批流程，提高效率；在机制层面，制定统一的技术标准和接口规范，促进技术协同与兼容性；在平台层面，构建跨领域协作平台，促进低碳材料供应商、智能设备制造商与公路企业之间的高效合作，推动产业链上下游的深度融合，形成完整的零碳公路产业生态体系，提升整体效益。在全球大力倡导绿色发展与可持续交通的时代背景下，零碳公路作为交通领域实现碳中和目标的关键发展模式，正受到广泛关注。各国通过制定发展战略、创新发展路径、推广低碳技术、利用可再生能源及优化能源结构等手段，不断探索零碳公路的可行性。这一模式在减少碳排放、提升能源利用效率及促进生态环境建设方面，已初步展现出显著的示范效应。展望未来，随着新能源技术、绿色建材、低碳节能工艺和数字智能化技术在公路建设中的深入应用，以及绿色金融政策的逐步出台，碳交易市场的持续发展，零碳公路有望迎来更加广阔的发展前景。

中国光伏行业看上去亏损巨大，2023年营收前六的光伏龙头，2024年合计预亏超过300亿元。然而微光之下，也是转折点。中国统治的光伏制造业也将进入新的产业周期。这是一个注重原始创造、注重专利保护、有进入门槛的突破性创新时代。光伏制造业进入供需周期底部已近两年。2022年起的供给侧大跃进，在2023年底达到TW级顶峰后，冬天不期而至，寒冷至今。虽然全球光伏装机量还在高歌猛进，但上游制造业的短期过量供给，造成价格快速践踏，PERC等旧产能迅速出清，TOPCon等新产能伏在现金成本线上挣扎着等价格回暖。本轮周期波动烈度异常，是多重因素的共振，同质化竞争的必然：1、欧洲能源价格快速上涨刺激了短期光伏需求；2、光伏历史性实现发电侧平价，吸引了长期资本的进入；3、后疫情时期重归经济挂帅，光伏制造项目见效快，被政策倾斜优先鼓励；4、地方电站指标换产能模式造成了虚假繁荣，增加了大量光伏名义产能；5、新技术周期下的TOPCon刚商业化且有溢价，但行业长期忽视专利保护，设备厂整线方案推波助澜，二三线厂家和跨界者毫无顾忌抢建“先进”产能；6、TOPCon等新技术项目溢价利润被资本市场验证追捧，吸引了一大批跟风者，在乐观氛围下，资本市场坐实了巨量产能扩张。尽管如此，这次如此大幅度的周期扰动，并没有延缓反而加速了光伏成为主力电力能源的步伐。光伏技术端、供给端和市场端，这三个方面同时出现了分水岭式的变化。行业在酝酿着新的游戏规则，有望进入一个注重原始创造、注重专利保护、有竞争门槛的突破性创新时代。技术端变化技术端变化呈现了多元化的突破。1、光电转换效率技术进步放在更突出地位市场端越来越注重转换效率指标。内卷后的光伏组件价格，占光伏系统投资成本比例已在三分之一以下，在光储系统乃至光氢系统投资成本里占比在10%以下；光伏组件转换效率越高，系统BOS（除了组件外的部分）成本越被摊薄，系统发电成本（LCOE）越低。光伏组件效率越高，对光伏系统（光储系统、光氢系统）贡献的价值越高，这是高效率高功率电池组件始终保持溢价的根源。企业差异化竞争需要选择效率更高的技术路线。这几年，由于主流技术路线的升级切换，光伏电池平均转换效率进步明显，从PERC电池23.2%到TOPCon电池25.4%，使得近十年行业平均转换效率进步水平几乎达到了0.5%。这意味着，未来五年乃至十年，任何满足不了年均进步0.5%这个要求的太阳能技术路线都可能被抛弃；也意味着，企业要走出同质化内卷之路，必须选择效率更高甚至有1-2%效率代际差的技术。就晶硅电池阵营而言，答案异常清晰，通往晶硅电池量产天花板28%效率的电池技术，目前唯有BC电池一个选项；晶硅电池之上，即效率29%以上，存在多种可能性，叠层电池、光谱转换和热载流子提取技术都有机会。2、钝化接触BC电池是中国本土技术创新创造分水岭中国晶硅光伏产业二十余年发展历程中，经历了进口、仿制、国产化三个阶段，目前进入了创新创造阶段。从技术周期而言，经历了BSF铝背场电池、PERC电池、TOPCon/HJT电池三个周期，正在进入BC电池技术周期。在PERC电池时代，中国基本实现了全产业链国产化；进入TOPCon/HJT电池周期，已密集出现了局部创新创造内容，如工艺端超薄氧化硅和掺杂多晶硅复合膜层的钝化接触工艺、非晶硅微晶工艺等，设备端硼扩散设备、LPCVD设备、国产板式PECVD设备等，材料端POE膜、高铜浆料等。钝化接触BC电池技术，是晶硅电池先进技术集大成之作，代表中国本土晶硅技术全面进入创新创造阶段。BC电池技术源远流长，在国内初步量产BSF铝背场电池之际，美国SunPower公司就用扩散、刻蚀和镀铜等半导体工艺实现了初代IBC电池的量产，效率冠绝全球。后来PERC、TOPCon和HJT电池技术在中国蓬勃发展，各代际技术的成熟，为新一代本土BC电池低成本量产提供了巨人的肩膀。如PERC电池时代的激光开槽设备，催生了新一代激光开槽设备，让BC电池一举摆脱了复杂的湿法刻蚀工艺。TOPCon电池的硼扩散设备，让BC电池低成本实现了背面P型发射极的制作。TOPCon电池的LPCVD设备，BC电池背面全面实现了钝化接触，效率提升一个台阶。异质结HJT电池板式PECVD的非晶硅钝化，让BC电池背面P区实现了更完美的钝化效果，效率更进一步。而HJT电池TCO镀膜应用在BC电池上，适配了低温铜浆的应用，浆料成本有望降低70%以上。以上这些已在中国光伏制造业得到规模应用的工艺技术，特别是钝化接触技术，成功地嫁接到BC电池技术平台上。这让本土BC电池技术有了全新的起点，再次腾飞。可以说，这是本土晶硅电池技术创新创造分水岭。正因为本土的前沿探索，晶硅老树开花，中国厂商和研究机构在BC电池领域发表了多篇nature级论文，这侧面印证了中国BC电池研究已走在了世界最前列。3、钝化接触BC电池技术将改变光伏制造业格局国内TOPCon/HJT电池技术一跃千里后，海外初代IBC电池技术已面临淘汰，基于HJT工艺装备体系的HBC电池，则由于装备不成熟、工艺复杂、成本过高等因素暂时还没法看到量产的前景。如果将TOPCon电池的钝化接触技术引入到BC电池，不仅转换效率上有了大幅提升，工艺流程大幅简化，成本下降路径也变得清晰起来，这意味着本土钝化接触BC电池的量产有了切实的可行性。随着本土钝化接触BC电池组件的持续研发和量产，光伏制造业格局已在悄然改变。钝化接触BC电池量产工艺有三种主流思路，分别是背面单区钝化接触BC（简称BC1）、背面全面积钝化接触BC（简称BC2）和背面全面积混合钝化接触BC（简称BC3），代表着不同的技术成熟度和成本效益，也代表着不同层次的竞争门槛。国内率先实现量产的是BC1方案，如隆基一代HPBC（酸洗法），普乐一代PBC（碱洗法）。背面单区钝化接触BC，是指背面N区采用钝化接触工艺，背面P区则跟电极金属直接接触的BC电池（见图1）。图1：背面单区钝化接触BC（BC1）BC1方案好处在于极大兼容了PERC和TOPCon的成熟量产工艺，且避开了难度大的硼扩散工艺，技术成熟度高，量产可行性高，生产成本低，综合优势突出。由于铝浆电极跟硅基体直接接触，产生大量复合而拉低了转换效率，量产效率天花板只能到26%左右，略高于TOPCon/HJT。随着TOPCon/HJT技术快速进步的竞争压力，这个路线将被效率更高的BC路线替代，但因为BC1量产成本低，在非标组件、BIPV和便携式光伏市场，还存在不小的市场空间。BC2方案正在成为行业量产主流，如隆基二代HPBC，爱旭ABC，普乐二代BC和其他大厂跟进的方案。背面全面积钝化接触BC，是指背面N区和P区都采用钝化接触工艺的BC电池（见图2）。图2：背面全面积钝化接触BC（BC2）BC2方案相比于BC1方案，在于P区也采用了钝化接触工艺，大幅降低了接触复合，效率明显提升，实际量产效率已达到26.6%，且后面有望突破27%。BC2方案难点在于poly硼扩散工艺、激光图形化工艺、湿法工艺和全线贯通的管控，工艺复杂一些，对技术水平要求高。目前Poly沉积过厚、激光机台产能低、银浆用量高等因素导致了BC2方案的生产成本略高于TOPCon电池，随着成本制约因素的优化和双面率的提升，BC2方案将在分布式光伏市场和地面电站市场都将拥有突出的竞争优势，光伏制造业将真正进入BC电池组件时代，进入一个由中国全面主导创新的时代。相比于BC2方案，还有效率更高的BC3方案，由于该方案技术难度大，目前跟进者极少。背面全面积混合钝化接触BC，是指背面N区采用TOPCon钝化接触工艺、P区采用HJT钝化工艺的BC电池（见图3）。图3：背面全面积混合钝化接触BC（BC3）相较于BC2方案，BC3方案P区采用了本征非晶硅/掺杂非晶硅的钝化工艺，P区钝化效果达到了较为理想的状态，效率进一步提升，实际中试效率已达到了27.4%，有望达到28%，接近晶硅电池理论效率天花板。BC3方案用来增加电流收集的TCO膜层，可以高度匹配低温铜浆工艺，有望使得BC3浆料成本大幅降低，有突出的降本潜力。行业预计已接近晶硅电池天花板的BC3方案将在两年内实现规模量产，这将彻底改变整个光伏制造业格局。在以上三种主流钝化接触BC电池结构外，还存在多个变种的技术方案，代表着本土厂商在该领域的专利探索，其中包含了一种比目前主流BC2和BC3成本更低的方案，该方案poly厚度能降低到30-40纳米，且高度适配TCO和低温铜浆工艺。BC电池竞争门槛的抬高，有可能让光伏产业发展回归到一个有序竞争状态。4、突破晶硅电池SQ极限效率后的蓝海市场曾经以产能为主导的中国光伏产业，目前正在进入一个新的发展范式，进入到以知识产权领衔、全供应链高度协同发展的突破性创新时代。在TOPCon/HJT技术基础上，在BC技术全面探索下，通往晶硅电池SQ极限效率（29.43%）的量产路径已经非常清晰，产业界的前瞻性目光转向了更高的发展目标：如何突破太阳能电池SQ极限效率并实现低成本量产。在这些更前沿的领域，中国正在实现完全自主的端到端创新，从科学研究，到实验室研究，到中试，到量产，全流程自主原创。从光伏领域专利方面来看，中国新增专利申请量已多年位居第一，专利累计申请量也已占全球55%，优势突出。晶硅电池吸收太阳辐射的能量损失，主要为低能量红外光子的未吸收损失、紫外蓝光等高能量光子的热能损失和电池器件内部复合损失。PERC、TOPCon/HJT和BC等技术逐步将晶硅电池内部复合损失减少到最低，要突破晶硅电池突破SQ极限效率，关键在于增加低能光子和高能光子的吸收，目前业界主要有两种技术路径，叠层电池和光谱转换技术。叠层太阳能电池是指通过在底电池上面沉积更宽吸收光谱的半导体材料来提高光电转换效率，是通往30%以上效率的主流方向。晶硅电池原料丰富便宜、稳定性耐候性强，生产成本低，是相对完美的底电池，而钙钛矿带隙大于晶硅，且有较大的调节范围，跟带隙1.12 eV的晶硅有较好的匹配，因此硅基钙钛矿叠层电池是最热门的产业化方向，也是近十年来进步最快的太阳能电池路线，理论效率高达43%-47%，实验室效率达到33%，正在加快产业化。在持续解决稳定性和成本问题后，将是未来非常有竞争力的技术路线。光谱转换技术，主要指将低能光子合并为高能可吸收光子（上转换）或将高能光子拆分为多个低能可吸收光子（下转换）的技术，应用到晶硅电池上，理论效率可以提高到36%以上。在量子点和稀土掺杂技术的推动下，目前光谱转换技术产业化进展较快，已进入中试或小规模应用。光谱转换技术是可以高度嵌入晶硅电池工业体系的新技术，仅仅在玻璃上，或EVA上，或电池表面，集成应用光谱转换材料，原有晶硅生产工艺流程不要作什么调整就可以大幅提高效率。而BC电池，由于正表面无任何栅线遮挡，且本身效率高，可以跟光谱转换技术高度匹配，从而大幅提高转换效率。供给端变化光伏的供给端，出现了升级进化的特征。1、新增产能锐减，存量产能升级或淘汰2022-2023年中国光伏制造产能建设达到了历史顶峰，硅料、硅片、电池和组件等主材环节产能都超过了1000GW，远远超过终端市场消化能力，导致2024-2025年产能建设陷入低潮。2024年全球新增光伏装机达553GW（IEA），增幅不小，预计2025年也有小幅增长，但上游存量产能过于庞大，只能优胜劣汰。存量产能在快速分化。以电池片环节为例，原市场份额80%以上的PERC电池产能迅速降低到10%以下，几十GW的HJT电池产能由于成本过高而陷入发展困境，900多GW的主流TOPCon电池产能正在经历惨烈的比拼。TOPCon电池产能之间的竞争是全方位的，设备选型、厂务建设、生产管理和工艺水平决定了良率和生产成本，市场能力和资金实力决定了开工率、综合成本和现金流，技术实力决定了是否有机会参与持续的竞争。经过短短两年的优胜劣汰，目前入库效率达到25.4%以上、有技术升级能力的有效TOPCon电池产能已降到了600-700GW，月排产约在60GW左右，处于一个现金流打平的状态，距离恢复盈利还有需要一段时间。2、新增产能门槛抬高，将严重受知识产权制约多个因素决定了2025-2027年国内都很难有新增产能。一是国家政策已收紧光伏新增产能建设，多个部门要审查技术先进性和能耗指标，融资监管部门谨慎审批无技术优势的新建产能。二是行业价格仍处于低谷，企业还没有恢复元气，无力进行再投资计划。三是存量产能过大，存量产能技术升级比新建产能更容易实现。四是在新周期洗礼下，企业新增产能需要长周期眼光，唯有转换效率能拉开差距、有自主知识产权支持的新建产能才能通过企业决策，通过国家部门审批和通过市场的检验。近年来一窝蜂抢上产能，一个最基本的问题被忽略了，这些新上产能是否有知识产权支持。经历残酷淘汰赛后才后知后觉，知识产权是如此的重要。没有知识产权支撑的产能，要么被关掉，要么被兼并。目前业内激烈倾轧的专利战，代表着中国光伏行业正在经历新的成长。不再内卷产能而内卷知识产权，光伏制造业才能成长为一个真正重视原始创新、重视知识产权、有合理利润支撑、真正制霸全球的健康行业。从上述因素可以合理推测，未来几年新建产能主要为接触钝化BC电池组件产能，更多的接触钝化BC电池组件产能将主要由TOPCon产能升级而来。3、一体化战略不再奉为圭臬，专业化价值凸显除了跨界投机者，行业产能过剩的根源之一是光伏企业奉为圭臬的一体化战略。一体化战略流行多年，也有不少成功案例，硅片龙头变成组件龙头，硅料龙头变成电池片龙头进而冲击组件龙头等，上下游产能的失配使得原来电池组件头部企业被迫增加上游电池硅片硅料产能，从而总体增加了产能，将行业拉进了过度竞争状态。一体化本质是经营杠杆，是一把双刃剑，出发点是获取增长空间，或保障供给，或降低成本，在行情向好时，能获取最大利润，但在行情向下时，原有战略期望落空，反而产能挤压效应明显。目前组件电池头部企业为了保持交货和利润，反而停掉自己的TOPCon电池工厂和硅片工厂，外购价格更低的电池或硅片，但停工的电池工厂或硅片工厂，仍然是巨大的成本包袱，这种情况下，一体化战略失去了意义。专业化战略一直被质疑，普遍认为抵御行业周期风险比较弱。在同质化竞争下，在没有拉开转换效率差距，没有拉开成本差距的情况下，“专业化”公司只能沦为头部企业的加工车间。专业化公司必须是差异化竞争公司，必须有着更好的成本控制能力，有着更高的技术水平。在行业厌恶重资产产能建设，走向下一个BC电池组件技术周期时，有差异化技术方案的BC电池专业化公司，有差异化市场的BC组件专业化公司，将获得广阔的发展空间，特别海外组件产能占比越来越高时，国内专业化电池公司价值凸显。4、能源安全和关税，彻底改变全球产能分布受出海需求、能源安全和关税等多个因素影响，未来几年全球光伏产能分布将发生巨大的变化。在国内产能内卷下，扩大海外销售成为了企业必选题，但产能出海，困难重重，不仅面临着上下游供应链和资金问题，建设审批、电力保障和熟练技术人员问题更难克服一些。更重要的是，光伏发电占电力比例的逐步提高使得光伏产业被高度重视，发展本土光伏制造业成为了各个国家的重要议题，这不仅关系到供应链安全问题，更上升到了国家能源安全问题，要求电站项目优先采用本土制造产品的国家越来越多。美国发起的关税战，影响更深远一些，在现行宣称的关税下，以出口美国为主的东南亚光伏产能迅速陷入生存危机中。未来美国关税战停止或关税大幅下调，中国出海企业也会优先布局低关税、潜力大的国家或地区。预计未来全球光伏产能将发生以下几大变化，呈现“578”的分布。首先是海外组件产能将持续增长，最终占据50%的市场份额。海外国家自建光伏制造供应链，组件是优先照顾环节。建设组件工厂好处多，建厂周期短、设备工艺简单、厂房和工人要求低、产值大，能直接供应本土电站项目，方便给补贴政策。随着海外产能增长，中国组件产能一股独大的格局将被打破，中国集中式生产模式变成贴近海外市场的分布式生产模式，这其中蕴藏着巨大的生产及技术服务机会。非中国背景的海外组件产能，由于技术落后，产品型态跟国内比有比较大的差异，将主要以PERC为主，逐渐增加TOPCon、HJT和BC的比例。第二是中国电池片产能仍然占7成以上。这主要为先进电池产能，保持全面的竞争优势。由于中国牢牢控制了先进电池的专利技术、生产工艺和装备供应，技术壁垒高，迭代速度快，供应链配套齐全，生产成本低，技术人才丰富，拥有无可匹敌的产业优势。海外国家要建设本国电池产能，首选是吸引中国电池厂建制落户，慢慢建立生态链，第二选项是依靠本土成熟组件厂购买中国淘汰的二手PERC电池设备，从低端做起，第三选项是直接购买无专利困扰的中国HJT电池整线方案，但仍然难度大时间长。除了东南亚，印度、土耳其、墨西哥和中东等地方都有机会慢慢建立晶硅电池生态链。为了始终保持太阳能电池技术领先优势，中国预计将出台严格的先进电池关键装备出口政策，防止技术扩散。第三是上游硅片产能80%依然在中国。上游硅料硅片产能，中国始终保持低成本优势，80%以上仍将分布在国内。除了美国德国马来西亚等已有硅料产能的国家外，日照时间长、光储/光氢成本低、终端市场容量大、有决心建立完整光伏产业链的国家或地区，如印度和中东，才有机会建立硅料硅片生态链乃至电池组件的完整产业链，但这将是漫长的过程。美国一直想突破硅片产能和电池产能几乎为零的局面，但由于中国已出台拉晶设备的出口限制，和即将控制电池关键设备的出口，美国自建晶硅光伏完整产业链难度将进一步增加。市场端变化光伏市场化，呈现了崭新的局面。1、光伏电价市场化，负荷为王2025年2月，中国发改委发布136号文，标志着光伏发电全面进入市场化电价阶段。将原来享受固定电价、已占40%总装机份额的新能源发电，逐步全部推向市场化交易，将影响深远。短期而言，光伏发电出力时段与市场高峰需求错配，将使得光伏发电现货价格剧烈波动，导致预期收益降低，虽然有“可持续发展价格结算机制”和预期增加绿证价格来保持光伏发电收益，但运营难度增加，促使企业提升综合服务能力。长期来看，随着新能源发电成为主力电源，光伏现货负电价几率增加，136文将倒逼中国电网体系升级为新型绿色电力体系，进一步提升新能源资源配置效率，倒逼光伏发电企业全面贴近用户侧、负荷侧来提高收益率，分布式光伏市场将发生较大变化，自发自用比例高的项目将优先投资，效率/更高LCOE更低的光伏技术得到进一步青睐。2、储能和氢能，不断拓宽光伏发展上限储能已成为决定光伏成为主力电源的最重要因素，不仅决定了光伏在交流侧电网的容量空间，也决定了直流侧用户的市场空间。高比例新能源发电对电网系统形成的冲击，仅靠传统抽水蓄能无法应付，应用更灵活的电化学储能的作用越发突出，从装机量数据和技术发展趋势来看，锂电池储能将扮演最重要的增量角色。受3C电子产品、无人机、电动汽车和储能等多个超巨市场需求的诱发，锂电池技术进步呈现了跳跃式的超常规发展，目前锂电池储能系统成本已降到0.5元/Wh，储能LCOE已达到0.25-0.35元/kWh，光储系统经济性价值已出现。先进锂电池储能循环寿命已超过6000次，个别头部企业达到了10000次以上，这将进一步大幅提升储能经济性。中国锂电池储能连续三年装机增速均超过100%，随着新能源电力市场化交易的推进，风光电力比例进一步提升，锂电池整体循环寿命进一步提高，锂电池储能在电源侧、电网侧和用户侧都将迎来爆发式增长的机会，从而进一步提高光伏发电的需求。根据IEA预测，2030年新增清洁能源电力80%将是光伏。换电模式是新型用户侧储能，可能带来超预期光伏需求。中国电动汽车已成长为产业霸主，开始引领汽车产业发展，随着日欧美老牌国家和新兴国家对电池汽车的跟进，交通从“油”切“电”趋势已不可逆，这带来了新的增长动力。动力电池（锂电池）成本已降到0.5元/Wh，在循环寿命达到10000次以上时，商用车和乘用车换电模式将具备了大规模推广的经济价值。充电模式对光伏拉动作用不明显，但换电模式，将拉动明显。换电模式下，换电站的电池包，都是可以响应电网调度的移动分布式储能，在光伏日间现货价格大幅走低时，这些巨大的移动储能将第一时间响应充分，从而托住了光伏价值，托住了光伏发电的收益。若换电模式最终成为电动汽车主流补能模式，有1亿辆存量电动汽车每天补能30度电，一年累计补电将达到万亿度电，这将是光伏发电收益保障的最大福音。氢能接替锂电池储能，将彻底打开光伏消纳空间。如光伏和锂电池储能一样，中国在主导着氢能产业的发展，并制定了完整的氢能产业发展目标和政策。现阶段氢能上下游产业链仍处于普遍示范阶段，2025-2030年是推动氢能迈过经济性拐点、转向规模化发展的关键时期；到2035年，中国氢能产业将形成一个技术高度成熟、应用多元化的氢能生态系统。从产业端进展来看，绿氢用电成本低于0.15元/kWh，就可以成为成本最低竞争力最强的制氢方式，从风电光伏成本下降曲线推测，该条件将在五年内成熟（预计光伏LCOE低于0.08元/kWh）。这将在发电侧掀起风光储氢的新能源发电革命。氢能是长时储能，具备大规模、长周期等优势，可实现新能源电力时间、空间转移，通过“午间低价光伏制氢 + 晚高峰氢能储能反哺电网” 模式，可充分利用电价峰谷差来提升光伏电站收益，有效提升新能源电力供给质量和新能源消纳利用水平，将成为拓展光伏发电利用、应对新能源随机波动的最佳方式之一。随着储氢、运氢、用氢等环节的技术成熟，和成本的下降，氢能将得到广泛的应用，特别是在交通系统和工业系统的应用。这意味着对光伏而言，氢能不仅仅是一种能在夜间回补电网的长时储能，而是能满足交通能源载体和工业原料/燃料应用，成为除了电之外的超级终端需求。这将彻底打开光伏发电空间的天花板限制，年装机有望突破1000GW以上。小结：基于知识产权的新秩序中国光伏TW级产能只能通过技术升级来完成优胜劣汰；过度竞争让光伏行业高度重视知识产权竞争，有望形成新秩序。光伏行业新上产能将被严格控制，需要有知识产权支撑。正如长三角太阳能光伏技术创新中心沈辉主任所提到的，未来中国光伏还是要立足自己，建立中国的知识产权体系，行业要团结， “不要让外国人看笑话”。面对欧美的不公平市场待遇、关税、到碳税的各种堵截，中国企业遵守规则就可以以一国之力确立全球秩序。这种秩序，将是以钝化接触BC技术作为行业发展分水岭。钝化接触BC电池组件产能将主要由TOPCon产能升级而来。随着成本下降和双面率提升，背面全钝化接触BC电池在分布式光伏市场和地面电站市场都开始拥有突出的竞争优势；行业开始进入BC电池组件时代。在这个时代，业内在积极探索叠层电池和光谱转换量产技术，意图突破晶硅电池效率天花板；这将全面解锁光储市场、光氢市场、BIPV市场和车载光伏市场，光伏迎来超级蓝海市场。光伏发电全面进入市场化电价阶段，自发自用比例高的项目将优先投资，效率更高LCOE更低的光伏技术得到进一步青睐。换电模式有望拉动光伏增长；储能和氢能将彻底打开光伏发电空间的天花板限制，年装机有望突破1000GW以上。全球产能分布也将发生重大变化，海外组件产能将占据一半；国内专业化电池公司，特别是BC电池公司，将迎来价值重估的机会。而中国要始终保持太阳能电池技术领先优势，需要进一步出台严格的先进电池关键装备出口政策，防止技术扩散，并与海外保持一到两代的技术差。寒冬凛冽，唯技术创新向春。而光伏制造业即将进入新的产业周期，一个注重原始创造、注重专利保护、有进入门槛的突破性创新时代，正在走来。

各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团及计划单列市交通运输、发展改革、工业和信息化、自然资源、能源、铁路、民航、邮政主管部门，国家电网有限公司各省、自治区、直辖市电力公司，中国南方电网有限责任公司各省、自治区电力公司：为加快建设交通强国和新型能源体系，推进交通基础设施网与能源网融合发展，保障国家能源安全，现就推动交通运输与能源融合发展，提出如下意见。一、总体要求以席大大新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实党的二十大和二十届二中、三中全会精神，坚持协同联动、统筹谋划、政府引导、市场主导，加快交通基础设施清洁能源开发利用，推动交通运输动力绿色低碳替代，强化交通运输清洁能源保障，为积极稳妥推进交通运输领域碳达峰碳中和，加快建设交通强国，全面建设社会主义现代化国家提供坚强支撑。到2027年，基本形成多部门协同的交通运输与能源融合发展机制，政策法规、标准规范、技术装备体系逐步健全。交通运输行业电能占行业终端用能的比例达到10%。交通基础设施沿线非化石能源发电装机容量不低于500万千瓦，就近就地消纳比例稳步增加。新增汽车中新能源汽车占比逐年提升，交通运输绿色燃料生产能力显著提升。到2035年，推动交通运输和新型能源体系全面融合互动，初步建立以清洁低碳能源消费为主、科技创新为关键支撑、绿色智慧节约为导向的交通运输用能体系，交通运输行业电能占行业终端用能比例保持高位，依托交通基础设施开发的绿色电力以就地就近消纳利用为主。纯电动汽车成为新销售车辆主流，新能源营运重卡规模化应用，交通运输绿色燃料供应体系基本建成。二、加强交通与能源基础设施规划协同（一）推动交通与能源基础设施规划衔接互动。在国家相关规划中，强化交通运输领域清洁能源综合开发利用。研究开展交通基础设施沿线新能源资源普查。统筹清洁能源自然禀赋、用能需求、建设条件等要素，推动制定省级交通基础设施清洁能源开发利用规划，与国家和省级相关规划做好衔接。（二）统筹规划交通运输清洁能源供应保障体系。开展公路水路充（换）电站设施网络规划，加强与电网规划的协同布局，提升清洁能源就地保障水平。完善车船绿色燃料加注体系规划，系统推动车船绿色燃料加注设施和装备发展。开展铁路电气化改造规划，推广清洁能源供电新模式。三、优化交通基础设施清洁能源开发管理（三）加强交通基础设施清洁能源开发要素保障。强化用地、用海等资源保障，在符合国土空间规划及生态环境保护要求的前提下，鼓励利用交通基础设施周边未利用地和存量用地开发清洁能源。加强交通与能源基础设施一体化设计，推动交通与能源基础设施共享共用通道、管廊、杆塔等资源。推动各地优化完善清洁能源年度开发方案，在规划目标、项目入库、并网接入等方面给予交通基础设施清洁能源开发项目支持。加强交通基础设施沿线配电网建设，持续提升配电网供电可靠性和综合承载能力。（四）创新交通基础设施清洁能源开发管理模式。在交通基础设施工程项目可行性研究中，根据项目实际增加清洁能源开发利用专章。鼓励交通与清洁能源基础设施同步开发、同步招商。对同一投资主体依托同一交通基础设施建设的清洁能源开发项目，相关项目核准（备案）主管机关可以依法统一办理核准（备案）手续。新改扩建交通基础设施清洁能源开发利用项目，可在主体工程建设中同步办理涉路施工许可。四、推动交通与能源基础设施一体化建设（五）安全有序发展铁路基础设施清洁能源。充分利用候车楼、货场、站房、铁路沿线等资源，综合考虑光环境影响和安全影响，对符合条件的既有站点进行光伏改造，建设光伏屋顶、光伏车棚。新建大型铁路场站屋顶预留安装光伏发电所需的基础条件，鼓励站场应用清洁能源。（六）全面推进公路基础设施清洁能源开发利用。按照依法依规、宜建尽建原则，在确保安全的前提下，充分利用高速公路等公路沿线服务区、收费站、养护工区、监控中心，以及原省界收费站用地、边坡、隧道出入口、隔离带、互通立交、匝道圈中的土地建设清洁能源开发利用项目。积极推广柔性输配电、智慧调控、构网型储能、浅层地热利用等新技术，支持公路沿线规划建设源网荷储充一体化项目。在公路沿线、城市周边区域、分拨中心等建设充（换）电站、加气站、加氢站。推动公路沿线服务设施开展新能源汽车绿电就地直充，提升新能源汽车绿电消费比例。（七）因地制宜推进港口航道清洁能源综合利用。结合港口码头、航道运河既有条件，在确保港口作业、船舶通航等安全前提下，依托港池、仓库、防波堤等，因地制宜推广海洋能、光伏、风电等新能源就地开发利用。鼓励集装箱枢纽海港报废更新新能源清洁能源港内集装箱卡车。依托港口设施布局建设船舶充（换）电站、加注站。（八）加快推动枢纽场站清洁能源开发利用。统筹考虑货运枢纽、货运堆场、客运站、公交停车场等智慧化转型升级，以及冷链运输、车辆充（换）电等用能需求，科学利用厂房屋顶、枢纽场站内土地等资源开发分布式新能源，鼓励交通枢纽场站供冷供热使用地热能、空气能等可再生能源，合理配置新型储能、柔性制氢资源。五、推动交通与能源基础设施高效稳定运行（九）增强交通运输能源系统弹性。鼓励交通基础设施发展路域范围内新能源就近消纳，优化配置新型储能、柔性制氢等灵活调节资源，加快新能源柔性汇集接入、智能微电网、多源转化与多能互补、车网互动、虚拟电厂等技术装备和新模式示范应用，提高交通基础设施沿线配电网综合承载能力。（十）提升交通运输能源系统应急能力。加强交通运输能源系统故障检测、预警和恢复能力建设，有效提升风险灾害抵御能力。探索建立基于构网型技术的绿色交通应急电力系统，逐步提高交通运输能源供应的安全性、可靠性。在自然灾害多发地区交通基础设施沿线，建设一批集清洁能源发电、储能、卫星通讯等功能于一体的平急两用能源服务设施，满足临时安置、能源供应、物资保障、应急通讯等需求。推广移动储能充电车、应急移动储能设施，做好节假日等集中充电高峰时段交通运输能源供应保障。（十一）加强交通基础设施网与能源网协同互动。推动建立交通基础设施网与能源网信息交互共享机制，加强交通能源供需大数据分析预测。加快推动交通运输能源系统深度参与电力系统运行调节。大力推广智能化充电设施和车网互动技术，将车网互动纳入电力需求侧管理，与电力市场建设统筹推进。六、推广新能源与清洁能源运输装备（十二）推动铁路机车车辆绿色低碳转型。推进高耗能、高排放机车车辆节能改造和低碳化升级，建立老旧机车车辆更新换代机制，鼓励引导高耗能、高排放机车车辆有序退出。完善机车车辆能耗和排放监测评估体系，开展铁路装备碳积分管理制度研究，推进装用新一代低排放、低油耗中高速柴油机铁路内燃机车应用，推进电网结构薄弱地区长续航电动、氢能、混合动力等铁路新能源机车车辆和配套供能设施规模化应用。（十三）加快推广新能源汽车。加快推进公共领域车辆电动化，持续推进新能源车辆在城市公交、出租、邮政快递、城市货运配送、港口、机场等领域应用，推动国四及以下标准营运车辆淘汰更新，因地制宜推动新能源重型货车（卡车）规模化应用，发展零排放货运。（十四）推进绿色低碳船舶发展。报废更新高耗能高排放老旧营运船舶，大力支持新能源清洁能源动力船舶发展。探索标准化燃料罐、箱式电源等可移动船舶设备共享共用，支持内河船舶应用光伏发电技术，积极推动电力、液化天然气（LNG）、生物柴油、绿醇、绿氨、绿氢等清洁能源在船舶上应用。（十五）发展新能源航空器。推动新能源航空器应用推广，加大对新能源航空器的发展支持力度。鼓励有基础有条件的地区布局绿色航空关键技术、产品方案和安全验证等试验基地。加快推动建立新能源航空器适航审定体系和持续适航体系。（十六）推动绿色低碳邮政快递发展。推广使用新能源邮政快递配送车辆，在确保安全的前提下，加大无人机、无人车等推广应用。积极推广邮件快件航空运输应用可持续航空燃料。淘汰老旧分拣设备，推进智能分拣成套设备迭代，提升分拣效率，推进设备智能化低碳化升级。七、构建安全可靠交通运输绿色燃料体系（十七）持续提升交通运输绿色燃料供应能力。加快突破绿色燃料生产技术瓶颈，逐步提高绿色燃料制备效率。推动建设一批绿色燃料生产基地，加快提升液化天然气（LNG）、生物柴油、绿醇、绿氨、氢能、生物航油等供给能力。鼓励依托交通基础设施因地制宜开展清洁能源制氢。（十八）逐步完善交通运输绿色燃料储运加注网络。统筹交通运输装备绿色燃料需求，积极推进重点区域绿色燃料储运加注设施建设。在确保安全前提下，在具备条件的服务区、货运场站、港口、机场、枢纽等建设综合能源补给站。积极稳妥推广多元化氢能储运方式。八、培育现代化产业融合体系（十九）鼓励新模式推广及新兴产业孵化。聚合分布式电源、电动汽车、充（换）电设施等资源，打造交通运输领域虚拟电厂。引导车电分离等商业模式创新，大力发展电池资产管理、新能源运输装备融资租赁等新兴产业，打造车—站—桩—网智慧融合产业创新平台。推动新能源汽车与智慧能源、智能交通、智慧城市深度融合的泛汽车新型生态创新发展。（二十）推动交通运输与能源产业补链强链。加快新型动力电池及关键材料、氢燃料电池、绿色燃料等产业培育，保障上游原材料零部件高质量稳定供应。推动清洁能源发电设施、新能源与清洁能源运输装备等产业升级，形成具有自主知识产权的技术装备体系。积极拓展市场需求，孵化培育电池拆解回收、退役光伏组件再利用、新能源汽车后市场等产业。做强优势产业集群，加强产业链上中下游跨界合作，不断强化产业链供应链韧性。九、加大政策支持力度（二十一）完善支撑保障政策。鼓励交通路域范围内交通基础设施就近消纳新能源。支持交通基础设施沿线分布式新能源发电参与市场化交易，鼓励交通基础设施沿线清洁能源发电项目因地制宜开展直连或签订多年购售电协议，促进分布式新能源就近消纳。2030年前对实行两部制电价的集中式充（换）电设施用电免收需量（容量）电费。加快电力现货市场建设，以分时电价提升用户参与车网互动的积极性。研究制定绿色燃料的制备支持政策。健全政府投资有效带动社会投资体制机制，推进基础设施竞争性领域向经营主体公平开放，规范实施政府和社会资本合作新机制。（二十二）加大资金要素支持。发挥中央资金引导带动作用，用好地方政府专项债券、绿色信贷、绿色债券、绿色基金、科技创新和技术改造再贷款等各类资金渠道，落实新能源、清洁能源车船以及充（换）电站税收优惠。鼓励新能源车等通过聚合方式参与电力市场交易、绿电证书交易。（二十三）加强标准规范支撑。推进交通基础设施清洁能源开发利用、电动重卡、氢能重卡、电动船舶、车网互动、动力电池、充（换）电站、加氢站等相关标准制定修订，完善安全、节能、环保等标准。出台能源补给设施与新能源船舶接口标准和通讯协议，统筹推进新能源船舶能源补给公共服务化。推进新能源船舶加注安全操作和检查标准制定。研究出台交通运输绿色燃料“制储用”标准。推动国际标准互认，促进国际标准领域合作，加快健全交通运输绿色燃料认证体系。（二十四）推进科技创新。建立交通与能源融合技术装备研发平台，推动跨行业、跨部门、跨区域协同创新。加强交通运输与能源融合领域技术创新，支持开展车网互动、智能微电网、先进智能储能系统、清洁能源载运装备、交通可持续燃料等关键核心技术攻关，推进重大原创性科学成果的突破和应用。（二十五）强化试点引领。开展交通基础设施“启曜”行动和“乘风”行动。结合交通强国建设、新型能源体系、燃料电池汽车、车网互动、智能微电网等工作，组织开展一批交通运输与能源融合发展创新项目建设。依托西部陆海新通道、疆煤外运通道、国家高速公路主线扩容改造等重大工程，打造（近）零排放运输通道样板。在丹江口库区、长三角等地区打造区域性船舶电动化先行区。建设一批（近）零碳服务区、港口等重点工程。十、加强组织实施各有关单位要加强谋划部署，压实工作责任，健全长效机制，结合实际切实抓好本意见贯彻落实。完善交通运输与能源融合发展协调机制，加强跨部门合作，强化督促指导，形成工作合力。加强宣传培训，搭建跨领域宣传展示平台，加强国际交流合作，促进经验分享互鉴，营造良好氛围。

随着“双碳”战略的深入推进，各行业在能源结构上的低碳、绿色转型发展形成共识，高速公路行业通过路域光伏建设，进一步盘活闲置屋顶、边坡等土地及空间要素资源，逐步推动了高速公路光伏产业发展格局，一方面促进路企在路衍经济方向上快速形成突破，另一方面，解决了目前光伏建设用地资源匮乏等问题，从规模体量上实现了跨越跨界融合的新范例。然而，当前这种新兴的产业模式，基于试点实践复盘，也面临着一些隐性的问题和挑战。综上所述，本文针对高速公路路域光伏开发及信息化应用进行了系统的梳理分析，以期为行业发展提供参考。高速公路光伏建设现状目前，光伏建设主要涉及分布式光伏和集中式光伏，考虑高速公路属性下闲置空间/土地类型、属性以及面积等因素，本文以分布式光伏为主，对高速公路光伏建设及信息化应用进行系统分析。（一） 建设历程高速公路光伏建设始于 20 世纪末，早期受技术和经济限制发展缓慢，主要用于小规模电力需求。2000 年初，技术进步和成本降低推动其在高速公路领域的应用，如绕城高速路灯照明及道路监控系统供电。近年来，在政策引导下，随光伏组件成本降低及稳定性的提升，高速公路分布式光伏建设得到更广泛关注和推广，光伏电力系统在高速公路领域的应用已经延伸至服务区、收费站屋顶、边坡及闲置土地等，不仅保障了高速公路运营维护的电力供应，也为日常办公和隧道照明等设施提供了可靠的电力支持。未来，光伏发电系统将成为推动高速公路信息化可持续发展和智能化升级的有效途径。一是结合先进储能技术，为高速公路路域新能源汽车充电桩提供稳定、高效的能源支持；二是与高速公路景观进行融合，打造出具有区域或民族特色的景观视觉效果，提升高速公路的整体形象；三是利用光伏设施进行植被修复或生态修复工作，改善高速公路路域环境生态。（二）政策导向目前，我国针对高速公路光伏建设出台了多项政策，鼓励在交通枢纽及公路、铁路等沿线合理开发光伏发电项目，为促进可再生能源的利用，减少对传统能源的依赖，并推动交通信息化建设的可持续发展。相关政策要求光伏发电项目在高速公路上进行合理的布局，在节约光伏利用空间的情况下保障光伏发电为交通信息化提供安全、稳定、可靠的电力支持。1.国家政策国家层面，国务院及各部委指出政府要促进光伏与交通领域的融合发展，推进绿色低碳交通基础设施建设，重点在高速公路、港口码头等地建设分布式新能源项目，形成示范及推广应用。2. 地方政策地方层面，通过出台一系列政策为引导，试点推进“零碳”高速公路服务区，各地方政府纷纷响应，支持鼓励企业在服务区、停车场、加油站等区域实施节能技术改造，布局光伏发电及储能设施。3.建设成果2011年，意大利建成了世界上首条使用光伏发电的高速公路。相比而言，国内建设较晚，但高速公路路域光伏建设近年来在政策驱动下，在不同省份取得了阶段性成果；其中，从体量和标准上来看，山东省已处于领先的地位，2023年11月，山东省市场监督管理局公布的《山东省高水平标准化基础项目表2022》中山东高速集团制定了地方标准《高速公路边坡光伏发电工程技术规范》（DB37/T 4516-2022）。其大规模的高速公路光伏建设不仅提升了高速公路的绿色能源供应，更在技术应用与创新方面为其他省份提供了宝贵的经验。从技术研发与创新能力上来看，国内的其他省份在新型光伏材料与技术方面的研发取得了显著进展，大幅提升了光伏组件的发电效率。如江苏省2022年组件产量达到127.58GW，占全国产量的44.1%，且新型光伏组件发电效率已经达到了25%以上，广泛运用于高速公路光伏建设，保证了交通智能信息化建设能源供应的安全、稳定、高效。高速公路光伏建设特征（一） 安装位置基于路域环境的特殊属性，在高速公路光伏建设中，由于安装位置不同而造成的建设差异具体如下。（1）闲置土地及互通圈高速公路闲置土地及互通圈在选择用地时，必须遵守土地合规性规定，确保不侵占基本农田。在建设过程中，应根据当地光照情况，选择最佳倾角并朝向南侧进行光伏组件安装。（2）服务区、收费站屋顶及车棚屋顶光伏发电系统的建设受屋顶类型的影响，根据屋顶类型，支架的安装方式有一定差异，具体如下。琉璃瓦屋顶光伏支架的固定装置无法直接打孔，须安装在琉璃瓦下方的支撑上。但个别企业琉璃瓦下方存在防水隔热层，须在安装好固定装置后将琉璃瓦修复。（3）隧道口、边坡需从电网接入入手，根据接入方案对高速公路隧道口、边坡光伏建设进行规划。隧道口的棚洞上安装光伏可有效解决高速公路隧道“黑白洞效应”，进一步提高车辆行驶安全性。设备选型方面，宜选用大跨度柔性支架以及低反光无眩光、具有自清洁功能的轻质柔性组件。（二）核心技术及设备从核心技术角度来看，主要包括：光伏组件选型、系统设计、并网技术、储能技术、智能监控技术等。从核心设备来看，主要包括：光伏组件、汇流箱、逆变器、线缆、变压器、监控系统等，光伏发电“自发自用、余电上网”模式的建设图如下。（1）光伏组件利用半导体光生伏特效应，实现能源转换（太阳能转换为电能）。晶澳、隆基和晶科能源等为市场上主流的光伏组件品牌。（2）汇流箱将组件产生的直流电通过并联方式汇集后输入到逆变器进行交流转变。汇流箱在整个发电系统中起汇集、分流、保护电流，并监测和测试电流以及环境温度和湿度等作用。主流的品牌有：阿特斯、阳光电源、施耐德、科士达等。（3）逆变器具备相关的电流检测保护功能，将汇流箱输入的直流电转换为交流电输送到本地负载或电网。在高速公路光伏建设模式中，为契合高速公路机电维护等相关工作，逆变器采用组串式逆变器，发挥其体积小、结构简单、维护方便等优势。市场上主流的逆变器品牌有：华为、阳光电源、Curywat等系列产品生产制造商。（4）监控数据采集系统监控数据采集系统为目前光伏智能运维系统的一部分，主要作用是采集光伏组件的发电参数以及发出故障报警信息，通过计算机或云平台监控和管理逆变器运行状态。目前国内主要有阳光新能源开发股份有限公司、深圳市英威腾电气股份有限公司等光伏智能运维服务供应商。（5）变压器变压器是用以改变交流电压或电流幅度的电力设备。在光伏发电系统中，变压器通过升降压功能，实现光伏电站电能的输送、配电和电网接入等功能。在建设前期需考察变压器额定容量，一般光伏总装机容量不得超过变压器总额定容量的80%。市场上主流的变压器品牌包括：西门子、施耐德、特变电工等。（三） 开发流程高速公路光伏建设开发流程涵盖了从前期考察到并网验收的全过程，包括运营企业考察、现场实地踏勘、资料收集、技术方案测算、项目备案与报装以及项目施工与并网验收。这一系统性工作确保了光伏建设的可行性和经济效益，为高速公路提供绿色、稳定的电力支持，推动能源转型及信息化建设可持续发展。（四） 投资成本分析光伏电站的投资成本分析可为投资人决策做基础，降低投资风险，提高投资收益，其具体投资成本明细如下。根据目前光伏建设市场分析，可根据光伏支架的类型将成本价格分为3类，分别为“平单轴、固定可调、固定式”，具体建设成本明细（参考）如下。（五） 收益测算光伏项目收益率测算首先应进行装机容量测算，再通过Meteonorm软件进行光照小时数查询，最后通过查询企业连续12个月的电费单明细，得出光伏电力自发自用比例，最后测算项目的收益率，具体流程如下图。（1）装机容量测算经过现场实地踏勘后，通过卫星地图软件以及无人机航拍情况，得出现场的理论可利用面积。后续设计院根据用户方提供的图纸（电气、建筑等），基于理论装机容量，结合实际计算实际装机容量大小。（2）光照小时数测算明确项目所在地位置（经纬度），根据Meteonorm软件数据查询年均水平面总辐射量、日照小时数。如下图为全年辐照数据，右图为月平均日照小时数。（3）发电量测算光伏电站发电量须根据系统装机容量、标准光照小时数和系统转换效率等计算得出，计算公式如下。据产业相关规定，组件的首年衰减在2%以下，此后每年不超过1%，25年内衰减在20%以下。因此，根据组件第一年衰减为1%，之后历年衰减值取0.6%，预估25年逐年发电量的计算公式如下。（4）自发自用比例测算根据企业连续12月的用电明细（一般查询电费单）、光伏系统装机容量、光伏系统综合效率计算出企业的综合电价与自发自用比例。（5）收益率测算结合总装机容量、Meteonorm软件数据查询的总光照小时数、自发自用比例以及工商业电价（电网公司电价）确定给予业主的电价折扣，最终将其数据填入各自企业的收益率测算模板中得出项目的内部总投资收益率。（六）建设模式高速公路光伏项目的建设模式主要有企业自主建设与引进投资方两种模式，这两种模式在考虑因素上各有侧重，具体情况如下。通过对引进投资方中的三种合作方式的分析，“收取租金”仅适合用电量小的高速公路运营企业；另两种合作方式则不限于企业用电量大小，重点在于对租金和电费折扣之间的权衡对比，且优先选用“自发自用，余电上网”的用电模式。以上合作模式中涉及的租金由合作双方进行协商规定，电费折扣须由投资方根据当地脱硫煤电价及企业电费单进行测算制定。几点问题诌议（一） 开发建设合规性问题高速公路光伏建设在推动企业能源转型及助力交通信息化建设的同时，在实际应用中，也存在一些建设合规性问题需进一步探讨和分析。1.土地合规性（1）光伏用地合规目前，光伏建设用地的合规性政策不断演变，对投资人的决策产生了直接的影响，这一政策变化不仅仅是法规的调整，更重要的是市场趋势的指引，为投资人提供了明确的方向和决策依据。通过以上政策演变可以看出，在高速公路互通圈、边坡等闲置土地上建设分布式光伏仅需要申请光伏发电站用地指标，并且在建设过程中光伏方阵用地可以租赁方式获取，但不能涉及基本农田。（2）高速公路建设用地合规高速公路建设用地合规包括：土地使用权属合规、土地利用规划合规、土地征收程序合规、土地环保合规、土地安全合规等。国家自然资源部门和农业农村部门要求禁止占用基本农田，如果必须占用基本农田，按照法定程序，需经国务院批准后进行补偿、补划。虽然光伏项目大多利用高速公路红线范围内的边坡、服务区、收费站等建设用地，但对于坡道立交区域、隧道口上方的山坡、弃土场等地的用地性质可能更为复杂，确保这些场景的用地合规尤为重要。2.建筑合规性投资方获取屋顶光伏经营权的方式一般有两种，包括租赁业主屋顶或无偿使用模式。然而，租赁合同期限超过20年的部分存在无效的风险，且可能存在因建设工程规划许可证瑕疵致使合同无效的情形。因此，投资方需关注服务区、收费站等屋顶光伏的建筑物产权合规风险。3.运营时间高速公路的运营期通常为20—30年，而光伏项目建成后运营期约为25年左右，对于已经进入运营期的高速公路项目，投资人应重点注意运营期的匹配问题，以避免未来的履约风险。4.项目备案高速公路光伏建设应具备合法的建设手续，包括但不限于项目备案、规划许可证、施工许可证等。现在多数项目备案都是通过各省的“投资项目在线审批监管平台”进行线上办理，就多个地址开发的分布式光伏项目是否能够并轨进行整体备案的问题，目前尚未给出明确方案。在实际的光伏项目备案过程中，各个地区备案流程有所差异，投资人可根据当地分布式光伏的管理规定，按具体要求进行办理。5.标准问题高速公路光伏建设的环境条件较为复杂（交通流量、车速、气候条件以及对道路安全的要求等），使得光伏建设总体标准用于高速公路光伏建设可能会出现一些不适用的情况。此外，我国在高速公路光伏建设方面的标准制定还不够完善，如四川省路桥建设集团制定的《四川高速公路分布式光伏设计准则》、山东省市场监督管理局发布的《高速公路边坡发电工程技术规范》及江苏交通控股有限公司印发的《高速公路光伏发电技术规范》等，这将导致部分地区无标准可依。因此，投资人应大量考察现有标准，明确标准的可行性，确保高速公路光伏建设的质量和安全。（二）侵权问题1.交通事故（1）组件撞击在高速公路交通事故时，事故车辆可能会撞击到边坡或隔离带的光伏组件，从而产生二次伤害，那么高速公路的运营主体可能会面临是否有过错以及是否需要承担责任的询问。此外，交通事故的责任方如何赔偿光伏设备损毁的损失，损失的范围和金额如何计算，都将成为潜在的法律问题。（2）组件反光在高速公路光伏建设项目中，高速公路运营主体应考虑并解决光伏组件的反光对行车安全的影响，若因组件反光造成安全事故，法律责任将根据实际情况进行判断。因此，投资人应做出合理的预防措施，确保行车安全。（3）滑坡与组件脱落在某些情况下，如因边坡光伏的建设造成的滑坡、组件的垮塌或脱落造成交通事故，责任如何划分，是否可以因不可抗力免责，以及如何举证等问题，也需要得到妥善的法律解答。2.隐患问题（1）储能系统漏液对于高速公路运营主体，由于储能设备中含有大量电解液和金属氧化物电极材料，发生漏液时，这些化学物质进入土壤或地下水源，会对生态系统及路域居民健康造成负面影响，降低运营企业高速公路的环评、水评等评估结果，给企业带来声誉和经济损失。（2）雷击风险高速公路光伏系统中的电气设备和电缆如果没有采取适当的避雷措施，可能遭受雷击，导致设备损坏或系统故障。且电缆敷设如果不合理货收到损坏，可能导致电缆外漏，增加触电风险。（3）盗窃和破坏光伏系统中的组件、电缆和其他电力设备若因管理不当造成大面积失窃或破坏，将给运营主体带来巨额的经济损失。随着光伏和交通信息化领域的深入融合，类似问题可能会逐渐产生。对于光伏项目的投资开发主体而言，可考虑在施工和运维合同中设定相应的追偿或索赔条款，通过保险购买来分担风险，履行安全警示告知职责，强化应急安全管理措施，以此降低运营及经济损失风险。（三） 生态环境问题在高速公路的闲置土地上建设光伏系统，需重点考虑对生态环境所造成的负面影响，通过科学规划和管理、生态补偿和修复等措施促进清洁能源发展。光伏建设对生态环境产生的影响需从多个角度进行考虑。具体有以下几点：（1）土地资源：光伏列阵的排布需要大量的土地，在一定程度上会对当地的土地利用产生不良影响，很大可能会涉及农业用地和自然生态环境的保护问题。（2）水资源：光伏电站在工作过程中需要一定量的水资源，如太阳能光伏板表面积累的灰尘需定期清洗，会对当地的水资源造成一定的影响。（3）植被破坏：光伏电站建设过程中，有时需要砍伐或迁移原有的植被，使得该地区植被结构和生态系统发生改变。（4）野生动物：光伏建设区域的划分可能会对当地野生动物栖息和迁徙环境造成一定干扰，严重的可能会导致生态环境失衡和生物多样性丧失。（5）垃圾排放：废弃的光伏组件及储能电池若未采取有效的回收利用措施，可能会对当地土壤或水资源造成一定的污染。针对以上光伏发电系统对生态环境的各种影响，高速公路运营主体必须充分认识后果的严重性，并采取有效措施减轻对环境的不良影响。如设置生态走廊保护野生动物的迁徙；对必须砍伐的树木，施工前进行移植，减少破坏原生植被的现象；实施生态补偿措施（种植树木、恢复湿地等），对因工程受损的生态环境进行补偿。（四） 路衍经济深化拓展问题1.碳市场下的绿证交易根据2023年10月24日生态环境部发布的《温室气体自愿减排项目方法学 造林碳汇（CCER-14-001-V01）》等四项方法学通知，光伏项目尚未具体出具CCER项目方法学。但根据碳市场调研，光伏发电项目可申请国家核发的“绿色电力证书”，并在平台进行交易。一张绿证对应1000kWh电力，2023年1-8月交易价格为30-50元/张，平均42.2元/张，且抵消范围只用于抵消外购电力的排放。2.光伏组件资源回收光伏发电系统服役时间有限，最长为25年，期满后需更换或拆除光伏组件。光伏组件中含有电子废弃物中的毒害危险物质，在法律上属于电子类危险废物，对其进行资源回收是我国光伏产业发展的必然趋势，也是消解光伏产业快速发展中潜在环境风险的必然要求。在高速公路光伏建设下，光伏组件的回收还可为高速公路运营企业信息化发展提供新的业态转型与发展方向。高速公路运营企业可在沿线建设回收厂房，吸引光伏组件制造商或其他相关企业入驻，共同开展光伏组件回收利用处理，积极响应企业可持续发展战略，提升企业形象；同时，高速公路运营企业可利用自身物流优势进行生产和销售光伏组件，引领企业业态创新变革。3.创新商业模式高速公路运营主体可以积极探索光伏与交通、物流、旅游等产业的融合发展，创新商业模式，实现多元化经营，提高经济效益和社会价值。（1）与物流企业合作：构建绿色物流体系，推广使用光伏汽车、电动汽车等绿色运输工具，促进物流运输的绿色化和低碳化。（2）能源销售：利用分布式光伏发电系统产生的多余电力，以当地脱硫煤电价销售给电网公司，实现额外收入来源。（3）文化、商业、旅游一体化建设：与旅游企业合作，利用光伏技术打造特色光伏旅游景区，充分展现当地的文化、商业和旅游等资源，吸引更多游客和消费者，实现社会大众的美好出行。（4）开展联合经营：通过分布式光伏所提供的绿色能源，与周边商家、景区、酒店等开展联合经营，共享客户资源，提供一体化的服务，提升商业价值。4.信息化建设赋能目前，高速公路收费的无人化、绿色化、集约化、智慧化是主流，也是技术的发展趋势。光伏作为绿色清洁能源支撑，通过一体化设计，可以有效推动高速公路收费运管的信息化。例如：一是高大边坡监测、特大桥梁结构监测或局部区域气象监测的主备用能源供给；二是在收费系统云化、收费窄岛化以及收费车道设备集约化后，可以通过收费雨棚、收费站区屋顶等分布式光伏，为上述系统进行主电源供电，节约电费支出；三是局部团雾明显或易结冰雨雪地方，为应急自动喷洒装置、前端感知报警系统、光伏预警道钉、防护栏碰撞报警装置提供能量供应；四是配合ETC车道、无人收费车道等技术的实现，手持终端特情处理移动化的情况下，终端设备的光伏用电。结论和建议近年来在国家战略支持、产业政策引导和市场需求驱动的共同作用下，光伏发电技术进步、储能产业发展、电能消费需求增加，我国新型电力系统的逐步完善，新能源已逐步成为发电量增量主体。因此，应该充分利用分布式太阳能光伏发电系统作为供电方式，将高速公路信息化建设推向新发展阶段。上文通过对高速公路光伏建设现状的深入分析，从多维度、多方位立体剖析所面临的创新与挑战，结合信息化应用，得出以下结论和建议。一是对高速公路光伏建设相关政策进行解读。在国家提出“双碳”政策后，国家及各地方政府陆续出台了一系列鼓励和推动高速公路光伏建设发展的政策，投资人可以以相关政策为引导，积极推动交通智能信息化能源转型。二是对高速公路光伏建设特征的分析。结合我国已有的建设成果，应重点考虑建设地特征、前期收益测算以及相关设备选型等方面，从而降低建设投资成本及风险，为企业降本增效。三是对高速公路光伏建设几点问题诌议的分析。投资人应从建设合规性、建设及运营侵权问题、生态环境问题及路演经济拓展等方面进行综合考虑，确保光伏发电系统稳定运营的同时采取有效措施减轻对环境的负面影响；以光伏作为绿色清洁能源支撑，创新商业模式，提升企业形象和经济价值，有效推动高速公路收费运管的信息化，以应对未来挑战。

分布式光伏赛道再掀狂潮！国家能源局新政刚落地，广东、湖北、宁夏等省份已率先亮剑，政策细则直击消纳、备案、补贴三大痛点！从广东的“整县开发”到宁夏的“储能强制配建”，从河南的“千家万户沐光”到四川的“水光互补”，一场省级光伏政策卡位战已打响！本文独家梳理五省政策核心差异，拆解实操雷区与红利，助你精准踩中政策风口！01 国家新政核心 1.分类管理精细化 将分布式光伏细分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四类，每类对应不同装机容量、接入电压等级及上网模式。例如，大型工商业分布式需与用户同一法人主体，且总装机容量最高可达50MW（110kV接入）。2.消纳与电网接入升级 明确要求电网企业落实“可观、可测、可调、可控”技术要求，存量项目需改造升级以适配电网调度。同时，消纳困难区域允许配建储能或升压接入，缓解“大机小网”矛盾。3.备案管理松绑 非自然人项目不得以自然人名义备案，已备案的存量项目可维持原主体；打破地方强制设立分公司的限制，允许跨区域备案。注：2025年5月1日前并网的老项目仍按原政策执行，存量项目抓紧窗口期！4.绿证交易与市场化参与 建档立卡项目可核发绿证，上网电量可交易。大型工商业分布式在电力现货市场地区可参与余电上网，但需缴纳输配电费及政府性基金。02 各地政策要点 一、广东：整县推进+乡村振兴，屋顶资源争夺白热化1.整县开发标杆： 河源、东源、龙川等试点区域，要求2025年分布式光伏装机达200万千瓦，新建公共机构屋顶覆盖率超50%。2.严禁强制捆绑： 禁止地方政府要求企业配套产业或缴纳高额保证金，降低民营企业准入门槛。3.农村模式创新： 推行“公司+镇村+农户”合作机制，农户以屋顶资源入股享受分红，解决产权分散难题。4.消纳预警机制： 按季度发布电网可开放容量，红区暂停备案，倒逼企业布局绿区。✅政策红利： 整县资源打包开发企业优先受益，农村分布式项目备案周期缩短30%！二、湖北：严控消纳+市场化交易，工商业光伏玩家必看1.消纳挂钩指标： 无省级年度指标的项目不得开工，优先保障高自用比例工商业项目56。2.现货市场试点： 武汉、襄阳等地区允许大型工商业分布式余电参与现货交易，电价峰谷差套利空间扩大。3.“四可”技术强制： 新建项目需满足“可观、可测、可调、可控”要求，存量项目限期改造，否则面临限电风险。4.合规红线： 严查跨区域“拼凑式”备案，要求用户与项目在同一用地红线内，违者清退。✅风险提示： 未取得年度指标的项目可能面临“建而不批”，工商业用户需提前锁定用电负荷！三、宁夏：储能配建+绿电直供，西北光伏大基地的分布式突围1.储能强制配比： 消纳困难区域要求分布式光伏按装机10%、2小时配置储能，优先支持“光伏+储能”一体化项目。2.绿电专线直供： 允许工业园区内分布式项目通过专线直供用户，免缴部分输配电费，但需承担政府性基金。3.农业光伏松绑： 农业大棚、禽舍棚顶项目豁免竞配指标，但需确保农业主业用地占比超70%。4.电网改造提速： 配电网投资向分布式高渗透区域倾斜，2025年前完成银川、吴忠等重点城市电网升级。✅机遇洞察： 储能厂商和工业园区运营商合作模式将成主流，绿电溢价收益或达8%-12%！四、河南：农村分布式+电网升级，“千家万户沐光”加速落地1.备案绿色通道： 农村户用光伏实行“村级集中代理备案”，农户仅需提供产权证明，流程压缩至5个工作日。2.电网兜底消纳： 国网河南电力承诺农村分布式项目“应接尽接”，2025年前完成全省80%县域电网智能化改造。3.扶贫融合模式： 脱贫县优先推广“光伏+养殖”项目，允许村级电站收益用于集体经济分红。4.合规严打： 严查“假户用真工商业”项目，非自然人投资必须由企业主体备案，违者取消补贴资格。✅实操建议： 重点布局豫东、豫南等光照资源优、电网承载力强的县域，避开豫北工业密集区！五、四川：水光互补+峰谷电价，西南分布式新蓝海1.水光协同消纳： 攀枝花、凉山等水电富集区，允许分布式光伏与水电打捆参与跨省交易，优先保障外送通道。2.峰谷电价红利： 工商业分布式自发自用部分可享受0.7元/度的峰时段电价，较基准电价上浮40%。3.山地光伏创新： 放宽坡地分布式项目用地限制，坡度25°以下荒坡可建设，需配套生态修复措施。4.虚拟电厂试点： 成都、绵阳鼓励分布式光伏接入虚拟电厂平台，聚合资源参与需求侧响应，获取辅助服务收益。✅风险预警：山地项目需额外关注地质灾害评估，未通过环评将面临高额罚款！03 发展趋势 1.消纳为王：广东、湖北严控承载力红区，倒逼企业配储或布局低渗透区域。2.备案合规化：河南、四川强化主体审查，跨区域“擦边球”备案时代终结。3.收益多元化：宁夏绿电直供、湖北现货交易、四川虚拟电厂等新模式打开利润天花板。

最近，全国31省份人民代表大会陆续落下帷幕，政府工作报告纷纷出炉。这些报告不仅是各省发展的“计划书”，更是我们了解未来趋势的“窗口”。在交通领域，公路建设作为关键一环，承载着经济发展、民生改善的重任。今天，就让我们一同观察31省份政府工作报告中关于2025年公路行业的重点工作与发展走向。北京加快构建现代化首都都市圈。建立互联互通综合交通网络，加快轨道交通平谷线建设，实现承平高速建成通车。天津着力增强软硬联通服务效能。提速基础设施建设，加快实施京滨城际南段、津潍高铁、京津塘高速改扩建等工程，完善多级互联公路网。河北高标准高质量建设雄安新区。力促京雄高速二期主体建成。 开展新一轮农村公路提升行动。山西提高投资效益。加快太旧高速改扩建、黎霍高速等7个高速公路项目建设，新改建“四好农村路”4330公里。推动国道307线山西段等能源运输通道提质升级。 推动文化和旅游深度融合。提升黄河、长城、太行3个一号旅游公路交旅融合功能，有机串联531处国保单位和976个景区景点。 办好15件民生实事。建设一批3个一号旅游公路沿线特色乡村驿站。内蒙古要精准谋划招引项目。在基础设施项目上，要围绕人口和经济布局，规划建设一批产业路、旅游路、园区路、便民路，加快铁路网、公路网、航空网、水利网、电力网、电信网建设，确保基础设施投资超过3000亿元。 要加快项目建设进度。建成S22白永段、S29呼凉高速，开工建设G0616海乌段、G1817乌巴段、S27呼鄂高速。 推动基础设施向乡村延伸，统筹抓好用水、用电、通车、通网等建设，新建农村公路5000公里。 持续打好“三北”工程攻坚战。完成治沙2000万亩以上，建设穿沙公路2500公里。辽宁持续扩大有效投资。开工建设秦沈高速二期、本庄高速、长海大桥等重点项目，京哈高速改扩建、本桓、凌绥、台黑4条高速公路提前建成通车，真正实现县县通高速。 统筹推进乡村建设。新建改造农村公路5500公里。吉林提高投资效益。以重大项目建设为牵引，持续优化投资结构，积极扩大有效投资。强化项目建设力度。实施重大项目2500个以上，其中亿元以上项目1500个以上。开工珲春至防川高速项目，加快长春都市圈西环线、白山至临江、松江河至长白高速和国道331线等项目建设。黑龙江加强旅游基础设施建设。推进旅游交通“快进慢游”体系建设，提升铁路、公路、民航、水运等交通服务，增开省内串飞航线，加快建设“醉美龙江331边防路”等旅游公路。 加快跨境通道建设。持续提升黑河公路大桥、同江铁路大桥运营效能。上海着力提高投资效益。完善“两重”建设工作机制，实施、储备一批“两重”建设项目，用好增发的超长期特别国债、地方政府专项债。推进重大工程建设，全年完成投资2400亿元。 全面提升乡村建设水平。完成200公里农村公路提档升级改造。江苏加强现代化基础设施体系建设。继续推进高速公路关键路段扩容改造，建成常泰长江大桥等过江通道。 浙江 继续谋划实施好十方面民生实事。全域推进“四好农村路”2.0版建设，新改建农村公路1000公里。安徽加快皖北地区全面振兴。全面提升皖北基础设施建设水平，规划建设东西横向大通道，加快推进引江济淮二期、淮宿蚌城际铁路、阜淮城际铁路建设，开通运营亳州机场、蚌埠机场，建成徐淮阜高速安徽段、五河至蒙城高速等项目。 推进以县城为重要载体的新型城镇化建设。推动城市基础设施向农村延伸、公共服务向农村覆盖，新改建农村公路2600公里，建设农村幸福院750个。福建全力以赴扩大投资。抓紧项目建设，实施省重点项目1550个、年度计划投资7150亿元。建沙南高速等。开建沈海高速漳诏扩容工程等。新建5G基站1.1万个，推动公路水路交通等基础设施数字化转型升级。 推进乡村建设，实施新一轮农村公路提升行动。江西扩大有效投资。抢抓国家“两重”建设和大规模设备更新机遇，储备和实施一批重大项目，精心谋划“十五五”重大项目。深入推进“十百千万”工程，实施省大中型项目4600个以上，完成投资1.2万亿元左右。建成遂川至大余高速等项目，加快萍乡绕城高速等项目建设，开工新干至瑞昌段高速、南丰至南昌高速、上饶至鹰潭高速等项目。 提高乡村建设治理水平。新建改建农村公路1500公里。山东着力加强基础设施建设。今年力争完成交通投资2500亿元。高速公路，开工长深高速改扩建等两个项目，提速高青至商河等34个续建项目，建成临沂至滕州等15个项目，高速公路通车里程突破9300公里。 更强举措发挥片区引领作用。新建改造农村公路5000公里。 深入推进文旅产业高质量发展。加快文化体验廊道和千里滨海、鲁风运河、红色沂蒙、黄河入海、长城寻迹、齐鲁天路等旅游公路建设，创新高速公路“服务区+”文旅融合模式。河南加力扩大投资。高质量推进“两重”项目建设。加快建设雄商高铁、平漯周高铁、郑州南站，开工焦济洛平、南信合高铁。建成沿黄高速公路等项目，通车总里程突破1万公里。 实施降低社会物流成本专项行动，推进智慧高速、智慧物流园区等新型设施建设，加快健全多式联运体系，支持企业提升物流管理水平和社会化程度，社会物流总费用与生产总值的比率再下降0.3个百分点。湖北着眼基础设施提档升级，加快三峡水运新通道、汉江航道整治、汉宜高速扩容等3100个重大项目建设，年度投资5400亿元以上。 新改建农村公路1万公里。湖南提高投资效益。聚焦基础设施增投资，着重抓好高速公路主通道扩容工程等“十大基础设施项目”建设。建立重点民间投资项目库，全面推行政府和社会资本合作新机制，以政府投资有效带动社会投资，让民间投资活力充分释放。 促进城乡融合发展。推进高质量县县通高速。 扎实办好“十大重点民生实事”。提质改造农村公路3000公里。广东狠抓重大项目建设。今年安排省重点建设项目1500个、年度计划投资1万亿元。加快打造交通强省，开工建设广州新机场和平远至武平、湛江至南宁、化州至北流等高速公路出省通道，推进广惠、广深、广韶北等高速公路繁忙路段扩容提质和普通国省道提档升级。 办好十件民生实事。深入推进“四好农村路”和高速公路服务配套建设。升级改造农村公路超4000公里，其中实现县道四级公路提升三级公路超1200公里，增加超350个行政村通双车道公路，提升县域副中心、中心镇、典型镇以及产业旅游资源等节点的通达水平。改造农村公路危旧桥梁超240座，其中增加超120座桥梁通双车道，强化出行安全保障。新建和加密建设、改造提升高速公路服务区超26个。新建新能源汽车公共充电桩超1.17万个。广西加大项目推进力度。开工龙胜至宜州、南宁东高环至黎塘段、南宁至北海二通道等高速公路，加快建设南宁至百色改扩建等项目，新增通车里程400公里以上。 推动西部陆海新通道建设提质增效。提升通边跨境铁路、公路互联互通水平。 扎实推进乡村建设。实施新一轮农村公路提升行动。海南大力提振消费。打造具有国际竞争力的高品质旅游项目，开工三亚国际邮轮港，推进环岛旅游公路、环热带雨林国家公园旅游公路驿站及周边配套建设，积极创建高A级旅游景区，培育热带滨海世界级旅游度假区。 提升“三极一带一区”能级。加快推进洋浦疏港高速公路等在建项目，做实环岛高速公路改扩建工程、海文高速桂林洋互通至美兰互通段、兰海高速公路海口段等项目前期。重庆唱好新时代西部“双城记”。协同推进320个川渝共建重点项目，实施“2小时重庆”交通圈补短板工程。 办好15件重点民生实事，加装农村公路安全护栏4000公里。四川做实项目支撑扩大有效投资。加快重大基础设施项目建设，提速实施成渝高速公路扩容、成雅高速公路扩容、炉霍至新都桥高速等重大交通项目，加快攀枝花至盐源高速公路等项目前期工作；布局建设一批人工智能平台、宽带基础网络、智行走廊、卫星导航、数据流通利用等新型基础设施。 实施新一轮农村公路提升行动，新改建农村公路8000公里。 着力扩通道强枢纽。畅通进出川高速公路网络，推进久治至马尔康、郎木寺至汶川等高速公路项目建设，加快跨境公路运输集散中心等货运枢纽港站建设。贵州实施普通国省道攻坚突破，省级统筹实施1000公里普通国道低等级路段升级改造，加快42个在建普通国道项目建设；持续推进10个在建高速公路项目建设，开工建设贵阳环城高速公路扩容工程、蔗香至红水河高速公路等项目，全省高速公路通车里程突破9500公里。 落实PPP新机制，加大项目推介力度，推动更多民间投资参与交通、能源、水利、市政等基础设施建设，民间投资占比不低于40%。 扎实办好“十件民生实事”。提升普通公路本质安全水平，实施农村公路安全生命防护工程8000公里，改造普通公路危桥200座，启动新一轮“渡改桥”工程。云南狠抓重点项目建设。加快国高繁忙路段扩容改造、沿边高速公路和铁路、普通国道、水运枢纽等项目建设。及早谋划“十五五”规划重大项目。 实施新一轮农村公路提升行动，推进“四好农村路”高质量发展，乡镇通三级公路、30户以上自然村通硬化路的比例分别达70%、78%。 纵深推进文化兴滇。推动滇缅公路进入中国世界文化遗产预备名单。西藏加快重大项目建设。实施“重大项目建设攻坚年”行动，完成投资2000亿元以上。加快国道318线、国道219线、国道109线和农村公路等交通基础设施建设。 进一步全面深化改革。推动和完善住建、交通、水利智能化招投标改革，不断规范政府采购管理。陕西提高投资效益。紧跟区域发展布局强支撑，加快在建高铁、高速公路、机场、水利设施等进度，开工洋县至西乡和镇巴至陕川界等高速项目，推进国省道干线改造，力争麟法等3条高速年内建成投运。甘肃加力扩大有效投资。加快三大高速公路新通道建设，建成清水驿至忠和、武威至仙米寺、傅家窑至苦水、康县至略阳等高速（一级）公路，开工建设赛尔龙至郎木寺、永登至天堂寺、通渭至秦安、宁县至镇原、天水至成县等高速（一级）公路。实施民族地区、革命老区公路交通大突破工程。谋划启动甘川新通道建设。青海扩大有效投资。公路方面，打通省际快速“大通道”，建成加定至西海等公路，推动同仁至赛尔龙高速公路通车；畅通省内“大循环”，提速建设湟源至西海、贵德至同德、小柴旦湖至老茫崖等公路，公路通车总里程达9.3万公里。 持续推进“零碳”服务区、充电设施、分布式光伏建设，打造高速公路补能体系，拓展“交通+新能源”产业链。 扎实推进乡村全面振兴。新改建农村公路4000公里。宁夏积极推进现有机场改扩建和银川至宁东城际快速交通等重点项目，全面开工国道629线中卫段，实现乌玛高速宁夏段全线贯通，着力构建“七位一体”现代交通体系。 改造农村公路1500公里。新疆全面落实《民营经济促进法》，实施民营经济发展行动，持续优化营商环境，坚决破除市场准入壁垒，支持民营企业参与交通、水利等重大项目建设。全力推进以“十张网”为牵引的重大基础设施建设，推动G0711乌鲁木齐至尉犁高速公路等一批重大项目建成投运。

2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，提出21项年度重点任务。文件指出，2025年新增新能源发电装机规模达200GW以上，发电量达到10.6万亿千瓦时左右，新能源消纳和调控政策措施进一步完善，绿色低碳发展政策机制进一步健全。此外，风电、光伏发电利用率保持合理水平，光伏治沙等综合效益更加显著。文件要求，积极稳妥推进能源绿色低碳转型，极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案。加大光伏治沙、光热项目建设力度，深入研究光伏行业高质量发展思路，抓好风电和光伏发电资源普查试点工作。创新新能源价格机制和消纳方式，推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。研究制定绿电直连政策措施。出台促进绿证市场高质量发展的政策文件，落实绿色电力消费促进机制。

近日，国家能源局修订印发《分布式光伏发电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），旨在进一步促进分布式光伏发电健康可持续发展。现就《管理办法》的修订背景、指导思想和修订原则、主要内容等方面进行解读。一、《管理办法》修订背景2013年，国家能源局出台《分布式光伏发电项目管理暂行办法》（国能新能〔2013〕433号，以下简称《暂行办法》），明确了分布式光伏发电有关政策和要求，对行业快速发展起到了积极促进作用。《暂行办法》出台十多年来，分布式光伏发电行业发展形势发生了巨大变化，修订工作非常必要和迫切。从规模体量看。累计装机方面，2013年底全国累计并网光伏发电装机1942万千瓦，其中分布式310万千瓦，占比16%。截至2024年底，分布式光伏发电累计装机达到3.7亿千瓦，是2013年底的121倍，占全部光伏发电装机的42%，占全国发电总装机的11%。新增装机方面，2024年分布式光伏发电新增装机达1.2亿千瓦，占当年新增光伏发电装机的43%。发电量方面，2024年分布式光伏发电量3462亿千瓦时，占光伏发电量的41%。无论累计装机、新增装机或是发电量，分布式与集中式并举和等量齐观的态势都很明显，分布式光伏发电已经成为能源转型的重要力量。从发展环境看。光伏组件价格从2013年的5元/瓦左右降至目前的0.7元/瓦左右，包括分布式光伏发电在内的新能源已全面进入平价无补贴市场化的发展阶段。《暂行办法》中围绕财政补贴确立的规模管理等一系列规定不再适用，国家层面已逐步建立起可再生能源电力消纳责任权重和分布式光伏发电接入配电网承载力评估等发展引导机制。《管理办法》需要对国家和各地一些好的机制、做法制度化，与时俱进完善管理。从主要矛盾和突出问题看。随着分布式光伏发电爆发式增长，接网消纳成为制约发展的主要矛盾，迫切需要调整管理思路，源网荷储协同发力，促进分布式光伏发电又好又快发展。在突出问题方面，近年来随着分布式光伏发电特别是户用光伏不断拓展开发模式，一些企业以自然人名义备案、开发建设，一些项目开发建设存在侵害农民利益的情况，亟需进行规范。二、《管理办法》修订的指导思想和原则《管理办法》将支持分布式光伏发展与规范发展相结合，该支持的支持，该坚持的坚持。既要促进发展，解决行业发展面临的接网消纳承载力不足等制约问题；又要规范市场，对发展中出现的不合理现象给予坚决纠正和严格规范，推动行业适应新形势、新变化，切实维护发用双方特别是农户合法权益，促进分布式光伏发电实现“量”的增长和“质”的提升。分布式光伏发电点多、面广、涉及主体多、利益关系复杂，《管理办法》修订工作把握以下四项原则。一是坚持系统观念，突出分布式光伏就近就地开发利用本质要求。分布式光伏发电与集中式电站的本质区别就是在用户侧开发，就近就地消纳利用。《管理办法》从定义、分类、上网模式等各方面坚持分布式光伏发电这一本质特征和要求，强调项目的自发自用比例，回归分布式光伏发电的“初心”和本源。二是坚持人民至上，切实保护用户特别是农户合法权益。分布式光伏发电是与用户联系最紧密的电源形式。分布式光伏发电必须在充分尊重用户意愿、与用户形成良好互动的前提下才能实现可持续发展。《管理办法》从租赁用户屋顶、备案、开发建设和运行等各个环节细化要求，切实保障用户特别是农户利益，使分布式光伏发展更多惠及农村农民，赋能乡村振兴。三是坚持问题导向，突出管理重点。聚焦各方关切的定义、分类、上网模式、接入电网承载力等关键点，厘清和纠正行业出现的新问题，覆盖从项目规划到备案、建设、电网接入、运行管理等分布式光伏发电开发建设全流程各环节，明确重点管理要求，务求管用有效。四是坚持差异化管理，增强可操作性。既覆盖全部分布式光伏发电形式，又做到边界清晰，为针对不同类型分布式光伏发电实施差异化、有针对性的管理奠定基础，为省级能源主管部门结合实际制定实施细则提供支持。三、《管理办法》的主要内容《管理办法》包括总则、行业管理、备案管理、建设管理、电网接入、运行管理以及附则七个章节，共四十三条，覆盖了分布式光伏发电的定义分类和项目全生命周期各阶段的管理要求，涵盖了行业主管部门、投资主体、电网企业等各方的职责要求，形成一套横向到边、纵向到底的支持性、规范性管理体系。（一）什么是分布式光伏发电。定义方面，突出三个基本特征，即在用户侧开发、在配电网接入和在配电网系统就近平衡调节。分类方面，抓住三个要素，即建设场所、接入电压等级和装机容量，细分为自然人户用、非自然人户用、一般工商业、大型工商业四种类型。上网模式方面，明确三种方式，即全额上网、全部自发自用和自发自用余电上网，其中自然人户用、非自然人户用可选择三种模式的任一种，一般工商业可在全部自发自用和自发自用余电上网模式中二选一，采用自发自用余电上网的，年自发自用电量占发电量的比例，由各省级能源主管部门结合实际确定，大型工商业原则上选择全部自发自用模式，充分体现差异化管理思路。（二）行业怎么管。国家层面，主要统筹考虑分布式光伏发电发展需要、推动多场景融合应用，加强行业全过程监测，及时完善行业政策、规范标准，构建支持和规范分布式光伏发展的整体框架。省级能源主管部门做好多规衔接，指导地方能源主管部门提出本地区分布式光伏发电建设规模，指导电网企业做好配套的改造升级与投资计划等。县级能源主管部门要做好具体落实工作。分布式光伏发电开发中应充分尊重建筑物及其附属场所所有人意愿，各地不得以特许权经营等方式影响营商环境。（三）备案怎么办。《管理办法》明确分布式光伏发电项目实行备案管理，按照“谁投资、谁备案”的原则确定备案主体，备案容量为交流侧容量，并细化了备案信息、合并备案、备案变更、建档立卡等要求，强调不得擅自增加备案文件要求，不得超出办理时限等。针对近年来“农户出屋顶、开发商出资”的分布式光伏项目仍以农户名义备案，导致企业与个人权责明显不对等，存在一定金融风险和安全等隐患，《管理办法》强调“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案”，切实维护农户利益不受侵害。（四）项目怎么建。《管理办法》对分布式光伏项目前期准备、协议签订、技术要求、手续办理和设计施工等环节作出了具体要求。项目取得电网企业并网意见后方可开工建设，应严格执行设备、建设工程、安全生产等相关管理规定和标准规范，确保项目建设质量与安全，并做好验收工作。（五）电网怎么接。《管理办法》明确了对电网企业的基本要求以及不得从事的行为，提出了并网申请、受理及答复，接入系统设计、受理及答复，投资界面划分，签订并网协议和并网投产等要求。要求电网企业应当针对不同类型的分布式光伏发电项目制定差异化接入电网工作制度。特别是在分布式光伏接入电网承载力方面，要求电网企业应配合省级能源主管部门开展评估，建立配电网可开放容量按季度发布和预警机制，引导分布式光伏发电科学合理布局。对电网提出要求的同时，《管理办法》也对新建项目提出应当满足“可观、可测、可调、可控”要求，以提升分布式光伏发电接入电网承载力和调控能力。（六）运行怎么规范。《管理办法》明确了分布式光伏发电项目的安全生产、调度运行、模式创新、运维管理、信息管理、消纳监测、改造升级等方面的要求，形成闭环管理。模式创新方面，允许项目通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等形式参与调度，大型工商业分布式光伏发电项目可与用户开展专线供电。由于分布式光伏发电点多面广、量大分散，且不同地区的发展条件与基础差异较大，《管理办法》提出各省级能源主管部门可根据本办法，会同国家能源局派出机构制定适应本省（自治区、直辖市）实际的实施细则。四、需要说明的几个问题（一）关于项目“新老划断”。做好新老政策的衔接和明确“新老划断”是行业比较集中的意见。为此，《管理办法》在备案部分提出：“非自然人投资开发建设的分布式光伏发电项目不得以自然人名义备案，本办法印发前已由自然人备案的，可不作备案主体变更，仍按原备案项目类型管理……”，并在附则中进一步明确“本办法自发布之日起施行，有效期五年。《分布式光伏发电项目管理暂行办法》同时废止。对于本办法发布之日前已备案且于2025年5月1日前并网投产的分布式光伏发电项目，仍按原有政策执行。”，对于在本办法印发前已备案项目给予充足的衔接过渡期。（二）关于大型工商业分布式光伏发电上网模式的考虑。考虑到在电力现货市场连续运行地区，电力市场的价格信号能够引导大型工商业分布式光伏发电项目尽可能实现高比例自用，并在电力供应紧张时段余电上网发挥保供作用，因此《管理办法》允许电力现货市场连续运行地区的大型工商业分布式采用自发自用余电上网模式参与现货市场。此外，允许大型工商业分布式光伏在电力用户负荷发生较大变化时，将项目调整为集中式光伏电站，给予其更多选择空间。（三）关于农光互补、渔光互补以及小型地面电站。农光互补、渔光互补以及小型地面电站通常负荷小、自用电量少，往往采用全额上网的模式，从发电特性上看，与分布式光伏发电就近就地开发利用的基本定位不相符。同时，这类项目用地情况复杂，地方管理方式不统一，存在一定的模糊地带。基于以上考虑，农光互补、渔光互补以及小型地面电站光伏发电项目归于集中式光伏电站管理。对于规模较小的上述类型项目，各省级能源主管部门在制定年度开发建设方案和组织开展竞争配置时可结合实际情况优先安排，简化项目备案等相关管理程序，电网企业配合做好接网工作。

2024年，产能过剩持续发酵，多晶硅价格一再突破底线，组件价格进入肉搏阶段，也由此带来了低价低质的隐患。“极致内卷”下，部分企业走向破产终局。利好的一面是，光伏技术在这一年终止了“尺寸”之争，企业重新聚焦光伏效率，新技术新产品不断推出。欣慰的是，重重挑战下，光伏行业仍不负所望，贡献出了亮眼成绩单。前十一个月，光伏新增装机突破206GW，再创历史新高。冬色将尽，春日可期。2025年是“十四五”的收官之年，市场将迎来哪些新变化？且以本次趋势展望抛砖引玉！一、整合在即，行业洗牌加剧2024年光伏企业退场只是序曲，2025年行业洗牌仍将持续。在跨界企业率先离场后，行业“原住民”中二三线企业的竞争压力更大，“厮杀”将更为激烈。一方面，光伏产品同质化现状并未改善，随着企业由产能竞争向产品竞争转变，技术及成本不具优势的企业将面临更大生存压力。另一方面，2024年全行业几乎陷入亏损状态，二三线企业亏损更为严重。而在融资寒冬下，通过上市“输血”的路径较少有企业走通，个别企业通过出售光伏资产回血，但是这种方式似乎也是“治标不治本”。缺少品牌溢价、海外销售渠道不畅、“低价中标”遭抵制等因素影响下，二三线企业生存艰难。兼并重组大幕已经拉开，2025年，将会出现更多收购案，且不再集中于电池、组件环节。二、光伏价格有望回正，但挑战仍存根据中国光伏行业协会的数据，2024年，光伏产业链价格降幅明显，其中多晶硅价格下滑超35%，硅片价格下滑超45%，电池片、组件下滑超25%。 利好的一面，在光伏企业“反内卷”、行业自律的共识下，相关产业链头部企业带头减产，有利于修正产能，改善供需格局，加速价格回正。2024年末，通威股份和大全能源发布公告，对部分硅料产线开启阶段性检修工作，有序减产控产；协鑫科技也宣布同期进入减产检修工作。三大硅料龙头减产、控产，既有利于减少经营亏损，也将对下游产生积极影响。不过，值得注意的是，当前行业仍处于扩产趋势，2024年底至今仍有项目陆续投产。上下游博弈之下，2025年光伏价格短期内回归理性仍有难度。三、效率为王，技术融合下企业阵营复杂效率提升是推动光伏度电成本不断下降的动力，2025年电池组件企业仍将围绕“效率”主赛道竞逐。从“n型”技术路线市占率来看，2024年TOPCon已拿下70%左右的市场份额，按照InfoLink Consulting预测，到2025年TOPCon市占率将提升至80%。再来看BC、HJT 路线，2024年央企关于BC、HJT集采标段陆续出现，2025年这部分占比将有所提升。而在效率赛道上，技术融合是实现电池效率有26%+提升至28%的重要路径，2025年将会出现更多TOPCon+BC的TBC产品以及HJT+BC的HBC产品。而随着技术融合，企业的阵营也再次转换。当前泾渭分明的TOPCon和BC阵营将更加模糊，TOPCon企业转投BC或者BC企业布局TBC技术更为常见。四、分布式光伏增速面临放缓2024年前三季度，我国分布式光伏新增装机8522万千瓦，超过集中式，分布式光伏累计装机达到3.4亿千瓦，即将占据光伏总装机的“半壁江山”。2025年，在一系列不确定因素影响下，我国分布式光伏增速或放缓。一方面，包括河北、山东、湖南等多地陆续出台分布式光伏参与市场化交易政策，电价、电量的变化使电站收益更加不确定，分布式光伏项目的投资边界需重新测算。另一方面，2024年10月国家能源局印发的《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》中，工商业取消全额上网、6MW以上项目只能自用等政策变化，给分布式光伏带来不确定性。部分开发商已暂缓工商业项目开发，等待政策进一步明朗。户用光伏同样面临挑战，2024年前三季度，户用光伏新增规模22.8GW，同比下降31%。在这一年，央企如国家电投等陆续暂缓户用光伏项目开发、出售户用资产，大持有方越秀等企业也在出售户用资产。户用电站的托底问题，以及在消纳受限影响下，多地暂停、暂缓户用、分布式光伏项目备案，同样影响户用开发进程。五、土地仍是压顶大山土地仍是压在光伏开发企业头顶的大山之一。2024年，违法占用林地、草地而被处罚的光伏项目不胜枚举，个别案件已移送至公安机关立案查处。此外，各地在核查光伏项目用地合规性后，已陆续取消了部分光伏项目指标。2025年，光伏用地政策方面依旧严格，且呈现趋紧态势。受此影响，复合光伏项目选址风险仍存，而随着光伏可利用地规模的逐渐减少，将进一步抬升光伏用地成本。近年来国家层面光伏用地政策汇总：六、投资重心由光伏转向风电在《170GW风光指标解析，光伏不香了？》文中，北极星曾统计过2024年风光指标下发情况。根据最新数据，河北、贵州、广西、湖北、山西、湖南、甘肃及新疆兵团十三师新星市风电指标高于光伏。除指标外，各地分时电价政策出台，午间光伏出力高峰时段变为谷电，对光伏电价直接产生影响。此外，光伏参与电力市场化交易比例的提高，使得越来越多的项目内部投资收益率不达标。叠加土地、限电等因素，投资者转而投向风电的情况更加常见。从当前光伏指标获取情况来看，光伏巨无霸国家电投的光伏指标已低于华电、华能。七、海上光伏前景广阔，但挑战重重在土地资源的限制下，寻求其他空间的光伏增量成为重点，海上光伏是重要方向。2024年，各地陆续公布海上光伏开发方案。如上海市发改委发布《上海市2024年度“风光同场”海上光伏项目竞争配置工作方案》，申报规模上限合计350万千瓦。江苏省发改委印发《江苏省海上光伏开发建设实施方案（2025—2030年）》，拟开展60个海上光伏项目场址建设工作，规模27.25GW。按照规划，2025年及以后将有更多的海上光伏项目并网。此外，国家层面也出台了海上光伏相关系统设计标准以及光伏用海规范等政策，推动海上光伏的规范发展。但需要注意的是，海上光伏前景广阔，但挑战依旧存在。光伏组件、逆变器、支架等设备的可靠性待提高，海上光伏项目施工、运维等也存在困难，需要各方共同克服。八、构网型储能崛起随着“双碳”进程加速推进，新能源并网规模逐年攀升，电力系统也面临着“双高”挑战（即高比例可再生能源、高比例电力电子设备）。为进一步保障电网稳定，构网型储能应运而生。2024年7月，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局共同发布《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，明确提出推进构网型技术应用，根据高比例新能源电力系统运行需要，选择典型场景应用构网型控制技术，具备主动支撑电网电压、频率、功角稳定能力，以保障电力系统稳定运行。此外，西藏、新疆、辽宁、福建、陕西、内蒙等多地也相继出台了构网型储能支持政策。在市场需求及政策牵引下，2024年构网型储能技术迎来发展机遇。包括华为、阳光电源等龙头企业推出构网型储能解决方案，实现主动安全构网，大幅提升电网新能源的消纳能力。2025年，我国风电光伏新增装机规模在2亿千瓦左右，“双高”挑战进一步加剧，电力系统面临的随机性、高波动、间歇性、弱支撑等问题将越来越显著。在此背景下，构网型储能将强势崛起。九、跨国企业兼并重组频现光伏行业洗牌不止存在于中国市场，2024年海外市场的企业同样陷入泥淖。据北极星统计，2024年至今，美国、印度、德国、澳大利亚等多家头部光伏企业陆续发布裁员公告，个别企业直接退出光伏业务。在此背景下，国际间的光伏收购案将更加频繁。而收购海外光伏企业，继有助于开拓海外市场，同时还可规避相应贸易风险。实际上，跨国间光伏企业收购案并不鲜见。如TCL中环收购Maxeon，天合光能收购Nclave等。2024年12月31日，海天股份发布公告称，拟通过新设立的全资子公司以支付现金方式购买贺利氏光伏银浆事业部，贺利氏是德国一家老牌光伏浆料企业。海天股份表示，实施上述收购有助于海天股份寻找新的业绩增长点。 2025年，在国际贸易壁垒、扶持本土制造等政策影响下，或将出现更多的跨国收购案。十、海外新兴市场获更多关注从全球卖到全球造，我国光伏企业海外产能布局呈现多面开花。2025年，海外新兴市场将成为中国光伏企业的必争之地。根据中国光伏行业协会数据，2024年1-10月欧洲依然是最大的光伏组件出口市场，但市场份额有明显下滑，南亚、拉美、中东市场份额较大。另一个明显的特点是，组件出口市场多元化趋势显著，前十大市场以外的“其他”市场份额超三分之一，其中孕育着众多新兴市场。根据TrendForce集邦咨询预测，2025年东南亚、拉美、中东等新兴市场表现亮眼，也为光伏企业出海提供了新的方向。另一方面，贸易壁垒和供应链问题在美国、欧洲等大市场更为严重。如前不久美国商务部柬埔寨、马来西亚、泰国、越南出口的晶硅光伏产品作出反倾销（AD）调查的初步裁定，将对光伏产业输美布局带来重大影响。此外，2025年起美国对华多晶硅和硅片将征50%关税，进一步加重光伏企业的出口压力。重重壁垒下，光伏企业已不再将目光仅局限传统市场，多面布局、全面开花是企业“出海”的最佳策略。

在全球可再生能源迅猛发展的背景下，光伏行业作为其中的佼佼者，正引领着全球能源结构的深刻变革。随着全球对清洁能源需求的持续增长，光伏产业也面临着前所未有的机遇与挑战。2025年，作为“十四五”规划的收官之年，光伏行业的发展趋势成为业界关注的焦点。01、行业已进入深度调整期太阳能光伏正引领全球能源供给格局的变革。据国际能源署发布的《可再生能源报告》预测，未来十年，太阳能光伏将成为推动全球可再生能源迅速发展的核心力量。到2030年，全球新增的清洁能源装机容量中，光伏新增装机在各种电源形式中占比将达到70%。这一趋势不仅将改变全球电力需求的满足方式，更将重构全球的能源供给格局。与此同时，中国光伏行业已进入价格深度调整期，2024年，国内光伏行业面对供需失衡、国际贸易环境复杂等多重挑战，在逆境中砥砺前行。面对行业震荡周期，中国光伏行业协会呼吁光伏制造企业切实按照2024年7月30日中共中央政治局会议要求，“要防止‘内卷式’恶性竞争”，并给出了最终组件含税成本(含最低必要费用)为0.692元/W的成本模型以供全行业和政府监管部门参考，从而引导行业穿越周期、走出困境，助推光伏行业高质量发展。在2025中国光伏创新展举办期间，中国光伏行业协会将召开“光伏创新应用市场发展论坛”及多场主题平行论坛，邀请行业监管部门、权威研究机构、知名咨询分析机构及地方行业组织的领军人物与资深专家，携手光伏行业的企业精英，共同深入探讨国内光伏市场的最新发展趋势、长远规划蓝图，并就项目开发策略、应用消纳挑战、设备选型优化等关键环节中的行业热点议题展开交流与剖析。中国作为全球最重要的光伏应用市场之一，已经构建了完善的产业链生态体系，并在光伏量产化和产业化方面引领全球。据统计，截至2023年年底，中国光伏累计装机容量已升至608.92GW，预计到2025年，这一数字将逼近1000GW大关。坚信通过全行业的通力合作，历经“价格挑战”后重焕新生的中国光伏行业，必将持续散发“光”彩。未来，中国光伏行业依然充满潜力。02、创新和应用成为前行主基调中国作为全球光伏产业的领头羊，在全球能源转型与绿色发展的浪潮中，以其卓越的技术创新和广泛的应用拓展，彰显出了无限潜力与活力。在技术创新领域，中国光伏企业的创新成果令人瞩目。从高效光伏电池的研发，到智能化光伏跟踪系统的应用，再到光伏建材一体化设计的探索，每一项技术突破都是对传统光伏应用模式的超越。特别是钙钛矿太阳能电池、异质结（HJT）电池等新型高效电池技术的展示，标志着中国在光伏电池转换效率提升方面已走在世界前列，为实现更高水平的清洁能源利用提供了可能。在2024年的展览现场，来自全国各地的顶尖光伏企业竞相展示了自己的“黑科技”与新产品。晶澳科技DeepBlue 4.0 Pro系列、天合光能至尊N型、正泰新能源ASTRO N系列、TCL中环G12系列产品、捷泰科技MoNo系列、中清光伏先锋系列等众多高端光伏产品琳琅满目，充分展现了光伏行业的创新活力与技术进步。在应用场景领域，中国光伏产业同样展现出了惊人的创造力与想象力。从广袤的沙漠戈壁到繁忙的城市屋顶，从偏远的海岛到日常的家用电器，光伏技术的应用场景日益丰富多元。光伏与农业、建筑、交通等领域的跨界融合，如光伏农业大棚、光伏建筑一体化（BIPV）、光伏充电桩等创新应用，不仅提高了土地利用效率，也为实现碳达峰、碳中和目标提供了切实可行的解决方案。在2025中国光伏创新展上，不仅将全方位展现光伏电池与组件技术的最新研发成果、光伏电站的配套设备及数智化运维技术的尖端进展，展览内容还将广泛覆盖光伏应用的多元化场景，包括传统的地面电站、新兴的海上光伏漂浮式电站，以及各类建筑上形式多样的光伏应用实例，全面展现光伏行业的创新活力与广泛应用前景。作为“2025中国国际清洁能源博览会”的重要组成部分，在2025中国光伏创新展同期，中国电力企业联合会将举办“第三届中国储能大会暨展览会”，中国氢能联盟也将举办“第四届中国国际氢能及燃料电池产业展览会（中国氢能展）”。三展三会将形成光储氢互动、会展联动、客商资源共享的新型电力系统生态供应链一体化国际平台。03未来趋向何方？企业与用户对话至关重要2024年10月9日，国家能源局综合司发布《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，出台了一系列鼓励和支持分布式光伏健康稳健发展的措施。从投资主体、建设场所、接入电压等级等方面进一步明确了分布式光伏发电的定义与分类，细化了管理要求，为户用光伏行业带来了新的挑战与机遇，进一步促进了分布式光伏发电健康可持续发展。在全球能源转型的大背景下，不止是分布式光伏领域需高度重视用户侧的需求与参与，整个光伏产业中企业与电力业主之间的深度合作与紧密协作都显得至关重要，更是推动行业持续健康发展的关键因素。值的一提的是，2025中国光伏创新展的一大亮点便是光伏企业与电力业主之间的零距离沟通与合作。展会将充分发挥北京区位优势，邀请国家主管部委及地方政府部门、电力央企、能源国企深入了解光伏行业发展现状。在展会现场，光伏企业有机会进一步寻求与电力业主的合作机会，介绍自己的产品优势、服务承诺及合作模式；电力业主则根据自身需求，与光伏企业进行深入交流，共同探讨适合自身发展的光伏应用方案。未来，随着光伏技术的不断进步和应用领域的不断拓展，光伏产业与电力业主之间的合作将更加广泛深入。这种面对面的沟通方式不仅缩短了双方的距离，建立了更加深厚的信任与合作关系，也加速了光伏技术的市场化进程，为共同推动绿色能源的发展注入了新的动力。

一、太阳能发电技术太阳能发电技术太阳能发电技术，是利用太阳能电池将光能直接转化为电能的技术。其核心是光伏效应，即半导体材料在吸收光子能量后产生电子—空穴对，从而产生电流。因为其产生的电流是直流电（DC），而我们日常生活用电是交流电（AC），所以就需要通过逆变器转为交流电，这个能量转换过程为：光能⟶直流电⟶交流电如果是商业光伏发电，可能会涉及到长距离传输以及分配到市政电网中，这时就需要通过变压器再流经电网，最终才能到达用户家里。日常生活中，光伏的应用非常广泛，我们最常见的屋顶光伏（居民住宅、学校、医院、工厂等），就是对太阳能的高效利用，可以节约不少的电费支出。除此之外还有光伏路灯、交通信号灯、沙漠光伏电站、水面漂浮式光伏、农业光伏（大棚屋顶、鱼塘上方等）。特别是水上光伏，应用在河流、湖泊等水面上，能够减少水分流失，保护生态水资源。值得肯定的是，农业光伏在我们国家的发展潜力是巨大的。二、农业与太阳能的智能结合农业光伏就是一种将太阳能光伏技术与农业相结合的创新方法。它的结构是非常简单，由光伏组件（太阳能电池板）、逆变器、带调节功能的支架系统、线路、储能装置（光伏电站）组成。目前国内绝大多数平原地区的年光照量是非常高的，即太阳能资源是非常丰富的。如何评估一个地区是否符合太阳能发电站的建设，需要一些计算来提供依据。首先，光伏组件在标准测试条件下能够达到的最大功率输出有一个峰值：p（峰值）。但是，实际发电量通常低于MWp（兆瓦峰值），因为实际条件（如温度、日照强度、角度、灰尘等）与标准测试条件是不同的。一般来说，实际发电能力需要乘以光伏系统的性能比（PR， Performance Ratio），通常在75%~90%之间。如果某光伏电站的装机容量为 50 MWp，且当地的性能比（PR）为 85%，并且年日照时数为 1500小时，那么其年发电量估算为：50MWp×0.85PR×1500小时=63,750MWh这样就能预算出安装的太阳能光伏电站年发电量，从而选择合适的方案，对项目起到良好的评估作用。要知道农业耕地的有效播种面积并不是100%的，土地分陇、每户之间界线等都存在浪费耕地的情况。通过合理的布置安装太阳能板，比如根据机械设备的大小来确定支架的间距等。基本上能保证85%以上的耕地是不浪费的，即安装太阳能发电装置对土地的侵占极小。在空间上的利用上采用高支架、悬空吊架等方式，不仅能保证大型作业机械能够顺利完成农业任务，还能保证粮食作物有足够的光照时间。随着，光伏技术的应用发展，每组太阳能板都装有智能跟踪器，可以根据太阳的移动自动调节角度。这样，就能保证太阳能板能够吸收足够的光能，从而提高发电效率。这种太阳能板与农业结合的方式，有很多优点，特别是对农民是有利的。农民可以通过租赁土地给光伏运营商获得额外收入，这部分收入可以用来农作物种植投入，实现低投入高收入的循环机制。除了能增加农民的收益外，光伏发电的零排放特性非常符合农业可持续发展的理念。同时，光伏发电装置在使用寿命结束后，非常便于更换或者拆除，对土地的影响极小。而且还能减少地表水分蒸发，降低灌溉需求，特别是在干旱地区的效果更明显。近年来，太阳能板的升级迭代，出现了柔性太阳能板、半透明太阳能板等，这些技术上的突破将会加快农业的“光伏+”进程。不远的将来，在政策和技术的扶持下，太阳能终会普及使用，这将进一步优化和升级新的农业经营模式。

气候外交中的新兴主导者随着特朗普重返白宫、美国气候政策再现反复，全球气候合作面临新的不确定性。第29届联合国气候变化大会（下称“COP 29”）上，中国凭借新能源投入崛起为气候领导力量，同时，中国在可再生能源领域的投资和发展进一步巩固了其在气候外交中的地位。根据国际能源署的数据，中国的光伏产业发展速度极快，已经成为全球光伏产业的领军者，2023年中国新增的太阳能发电装机容量达到了全球2022年总量的一半。除了太阳能，中国在风能和其他新能源的部署上也加大了力度，逐步实现绿色能源的转型。11月11日，英国《金融时报》发表文章称，中国清洁技术的蓬勃发展增强了其在气候舞台上的信心。值得一提的是，近期，与光伏产业高度相关的一系列利好消息频繁放出，我们对此应该保持一定的敏感性，对行业更应该充满信心。一、碳市场的全球化，新一轮增长浪潮即将来临COP 29开幕之际，各缔约方就《巴黎协定》中具有里程碑意义的第六条第四款（简称“6.4条”）达成了历史性共识，正式拉开了全球碳市场的帷幕。这一举措不仅将全球碳交易推向现实，更将为新能源行业，尤其是光伏等清洁能源领域，带来前所未有的发展机遇。“6.4条”的核心内容是建立一个由联合国实体监督的全球碳市场。在这个市场中，国家、公司甚至个人可以购买和出售碳信用，通过国际合作减少温室气体排放并支持可持续发展。本次形成的碳市场新规，是通过提供“碳信用额度”来奖励减少排放的国家，一个配额等于1吨二氧化碳减排或吸收。对于新能源行业的从业者和投资者来说，这不仅是一个积极的市场信号，更是一个明确的行动号召。因为，碳市场的全球化，将为光伏等新能源项目提供更加广阔的市场和有力的资金支持，预示着新一轮的增长浪潮。以中国为例，作为全球最大碳排放国家，我们必将加快国内相关统一大市场构建，碳信用市场将直接与全球市场接轨，并且必须遵循全球统一的标准。这使相关企业可以将国内的碳信用输出至全球市场，并通过交易获取更多的国际资金支持，进而大大增强全球竞争力，特别是在推动绿色技术出口和能源转型项目上。二、历史最大光伏采集来了11月13日，中国电建发布2025年度光伏组件、光伏逆变器框架入围集中采购项目招标公告，采购规模均为51GW，这对于光伏行业来说还是首次。一方面，集采意味着大规模的采购应用，对光伏行业过剩的产能是一次极大的消化，利好行业库存出清，从而给企业带来更多的现金流；另一方面，中国电建集团是央企，说明绿色能源普及是由国家带头，对光伏行业的需求量会大幅度增加，利好行业利润出现持续性增长，接下来是否会有其他央企来采集？这对光伏行业的供求关系会带来积极的正向影响。三、六部门发布《意见》大力实施可再生能源替代行动2024年10月30日，国家发展改革委等六部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》（以下简称《意见》）。《意见》要求：“十四五”重点领域可再生能源替代取得积极进展，2025年全国可再生能源消费量达到11亿吨标煤以上；“十五五”各领域优先利用可再生能源的生产生活方式基本形成，2030年全国可再生能源消费量达到15亿吨标煤以上，有力支撑实现2030年碳达峰目标。归纳《意见》要点，其中助推光伏行业的主要举措有七条：1、加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设。2、推动既有建筑屋顶加装光伏系统，以及推动有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统。3、在具备条件的农村地区积极发展分散式风电和分布式光伏发电。4、在太阳能资源较丰富地区及有稳定热水需求的建筑中积极推广太阳能热应用。5、优化新型基础设施空间布局，推动5G基站、数据中心、超算中心等与光伏、热泵、储能等融合发展。6、开展深远海漂浮式海上风电、年产千万立方米级生物天然气工程等试点应用，推动光热与风电光伏深度联合运行。7、推进光伏治沙、光伏廊道和海洋牧场等深层次立体化发展，形成深度融合、持续替代的创新替代发展局面。四、718.48亿！三峡能源拟参投塔克拉玛干沙漠新能源基地10月30日，三峡能源公告，公司拟投资建设新疆南疆塔克拉玛干沙漠新能源基地项目，共建设光伏850万千瓦、风电400万千瓦，配套建设煤电6×66万千瓦和新型储能500万千瓦时。项目动态投资金额为718.48亿元，其中项目资本金占投资金额的25%，为179.63亿元，由股东按照持股比例出资，公司出资61.07亿元。该项目不仅规模宏大，且涵盖了光伏、风电、煤电和新型储能等多个领域，这无疑显示了国家对可再生能源产业的坚定支持。五、李大大总理：进一步释放光伏等新能源发展潜力10月22日至24日，中国国务院总理李大大在宁夏、内蒙古调研。期间，实地考察了宁东200万千瓦复合光伏基地、达拉特旗防沙治沙和风电光伏一体化工程，并作出重要指示。他指出，要面向更多生产生活应用场景，加大政策引导和支持，用好建筑物外立面特别是屋顶空间，进一步释放光伏等新能源发展潜力。要统筹推进荒漠化综合防治和能源基地建设，把发展新能源和清洁能源摆在更加突出位置，推动传统能源和新能源多能互补、深度融合。六、国家能源局通报批评，力挺分布式光伏健康发展10月21日，国家能源局公开了一则通报批评，列举了7省7市障碍分布式光伏发展典型事件，包括：1、办理分布式光伏项目并网时限普遍超期，影响分布式光伏项目建设进度。2、违规扩大分布式光伏接入红区，限制分布式光伏项目接入电网。3、办理分布式光伏项目更名过户业务不规范，影响分布式光伏项目公平接入电网。4、未按规定向个人户用光伏用户提供代备案服务，增加个人户用光伏项目备案负担。5、将分布式光伏项目接入系统工程交由业主投资自建，增加分布式光伏项目投资成本。6、结算分布式光伏电费时限超期，影响分布式光伏项目收益。7、违规备案分布式光伏项目，造成分布式光伏市场壁垒。国家能源局相关负责人表示，以上七起分布式光伏并网接入典型问题，暴露部分电力企业和地方能源主管部门在分布式光伏发电项目前期备案、接入电网等方面存在的问题，制约分布式光伏发展，具有典型性和代表性。各电力企业和相关单位要从通报的典型问题中深刻汲取教训，举一反三，引以为戒。进一步加强分布式光伏开发建设管理、优化营商环境、提高接入电网服务效率，促进分布式光伏高质量发展。此次系国家能源局首次对分布式光伏市场存在的突出问题提出通报与批评，也是第一次对供电企业进行公开通报，反映出国家能源局坚决担起能源主管部门责任，促进分布式光伏高质量发展的决心。七、光伏行业反内卷！协会呼吁行业良性竞争10月14日，16家光伏企业参加了中国光伏协会（下称“光伏协会”）组织的一场座谈会，行业达成一个共识：强化行业自律，防止“内卷式”恶性竞争。几天后，光伏协会呼吁企业应“依法合规地参与市场竞争，不要进行低于成本的销售与投标”，并把组件最低中标价定在0.68元/W。不同于以往的呼吁，本次光伏协会拿出法律武器，根据《中华人民共和国招投标法》和《中华人民共和国招标投标法实施条例》相关规定，中标合同必须高于成本，否则涉嫌违法。某光伏大厂会后表示：“协会发布了关于限制最低投标价格的呼吁，说明会议共识正在快速落地，并在近期新的公开投标中得到了一定的体现。作为企业表示欢迎和支持，并希望可以尽快形成更多长效机制，助力行业早日重回健康发展轨道。”八、美国商务部考虑撤销部分中国光伏产品双反关税全球光伏组件产能中，有70%以上由中国贡献。中国光伏出海，既为全球贡献绿色能源，也是光伏企业的重要业绩来源。欧美市场对中国新能源不断加码关税，是中国光伏不得不面对的难题。不过，据10月21日美国联邦官方网站消息，美国商务部已启动变更情况审查(CCR)，考虑部分撤销中国晶体硅光伏电池的反倾销税和反补贴税，所涉产品为某些小型、低瓦数、离网晶体硅光伏电池等。这对我国特定小型太阳能电池产品的出口或将产生积极影响。虽然其针对的只是非主流光伏产品，但业内认为这或许表明美国对中国光伏组件产品关税政策出现了松动迹象。九、进入周期底部已成为业内共识在经历了多年的高歌猛进后，新能源行业当前正处于深度调整和产业升级阶段。同时，多年的高速发展也催生了很多行业问题。以光伏电站为例，部分地区由于快速装机与外送通道建设以及当地的负荷增长不匹配，导致难以消纳、弃光限电率上升、市场化交易电价收入下降等。当前，行业已达成共识，光伏行业已进入第四轮周期底部。多位业内人士表示：“可以确定的是，现在已经是底部区域了，至于是不是绝对的底部还有待观察。”机构指出，宏观层面积极信号密集释放，对供给侧政策预期推动板块股价逼空式上涨，市场化力量将持续有效驱动未来两个季度行业过剩产能的加速出清，光伏各环节景气底部夯实明确，主产业链盈利拐点最快有望2025年二季度到来，预计大部分标的后续将呈现“波动上行”趋势。十、权威预测：光伏至少还能“再战十年”！国际能源署（IEA）于近日发布的2024年《可再生能源报告》提出，在接下来的十年中，太阳能光伏将成为推动全球可再生能源迅速发展的核心力量。基于现有的可再生能源政策，预计未来几年地面光伏电站和分布式光伏装机量几乎翻倍。到2030年，地面光伏的容量将从当前的917.1GW增至3467.1GW，分布式光伏也将从当前的694.4GW增至2353.5GW。业内人士普遍认为，以光伏为代表的新能源仍然是一条长坡厚雪的优质赛道，新能源资产未来有望逐步迎来价值回归。

11月19日，河北省发展和改革委员会发布了一份重要文件，即《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》的通知。《通知》指出以2030年为目标，届时新能源上网电量将全面参与市场交易。河北省将按照“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”的策略，逐步推动分布式光伏项日进入电力市场，最终实现与集中式新能源相同的入市电量比例，并引导分布式光伏合理分担系统调峰、调频等消纳成本。通知中将分布式光伏项目根据投资主体的不同，划分为工商业、非自然人户用和自然人户用三类，并详细说明了它们入市的不同方式：1. 直接入市:注册为经营主体的分布式光伏项目，可以直接参与电力中长期、现货交易和绿电交易获得绿色环境权益价值。2. 聚合商聚合入市:具备资质的聚合商可以代表一家或多家分布式光伏主体参与交易，分配绿色环境权益价值。3. 价格接受者入市:未直接或通过聚合商参与交易的分布式光伏项目，将按照市场均价结算，作为电网企业代理购电的来源，但暂时不能参与绿电交易。在推进分布式光伏入市的时间表上，河北省将根据项目的电压等级、分类及并网时间等因素，分阶段实施差异化入市机制。具体时间线如下：工商业分布式光伏:2024年:开展入市试点，鼓励聚合方式参与，上网电量的20%入市2025年:新并网的10千伏及以上电压等级项目，上网电量按比例入市;7月1日起，全部存量项目按比例入市2026年:新并网的10千伏以下项目须入市，入市比例与10千伏及以上相同2027年:全面进入市场，入市比例逐步扩大至与集中式新能源一致2030年:上网电量全面参与市场交易非自然人户用分布式光伏:2027年:实现入市交易，参照工商业分布式项目2030年:上网电量全面参与市场交易自然人户用分布式光伏:按照国家政策执行，鼓励自愿入市参与交易。河北省发展和改革委员会关于印发河北南网分布光伏参与电力市场工作方案的通知石家庄、保定、沧州、衡水、邢台、邯郸、定州、辛集市发展改革委(局)，雄安新区改革发展局，国网河北省电力有限公司、河北电力交易中心，各有关企业： 按照国家发展改革委等部门《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》(发改能源〔2024〕1537号)、国家能源局《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》(国能发电力〔2024〕44号)等文件要求，为稳妥有序、分类分步推动分布式光伏进入电力市场，充分发挥电力市场机制作用，我委制定了《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》，现印发给你们，请抓好贯彻落实。河北省发展和改革委员会2024年11月19日河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案为进一步推进电力市场建设，推动分布式光伏有序参与电力市场，充分发挥电力市场机制作用，提升新能源消纳能力，更好服务新能源高质量发展，特制订本方案。一、总体要求基于分布式光伏发展现状和发展需求，加快完善市场分时电价形成机制，健全相关配套机制，优化市场规则、规范业务流程，服务分布式光伏参与电力市场，发挥电力市场对能源清洁低碳转型的支撑作用，促进新能源健康发展和全社会低碳转型。以2030年新能源上网电量全面参与市场交易为目标，遵循“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”的原则，有序、分类地推动分布式光伏入市，最终实现与集中式新能源的入市电量比例相同，逐步引导分布式光伏合理承担系统调峰、调频等消纳成本。二、市场机制一)明确分布式光伏分类按照投资主体身份分为工商业、非自然人户用和自然人户用三类。其中：工商业分布式光伏指利用公共机构以及工商业厂房等建筑物及其附属场所建设的分布式光伏。非自然人户用分布式光伏指企业利用居民住宅投资建设的分布式光伏。自然人户用分布式光伏指自然人利用自有住宅投资建设的分布式光伏。原则上，工商业和非自然人户用分布式光伏上网电量应按照规划逐步参与市场，鼓励自然人户用分布式光伏上网电量自愿进入市场参与交易。二)分布式光伏入市方式1.直接参与市场方式分布式光伏在电力交易平台注册成为经营主体后，按照政府主管部门制定的交易规则、方案，以发电主体身份报量、报价直接参与电力中长期、现货交易，以及绿电交易。直接参与绿电交易的分布式光伏，获得绿色环境权益价值。2.由聚合商聚合参与市场方式具备相应资质的聚合商在电力交易平台注册成为经营主体后，可聚合一家或多家分布式光伏主体参与电力中长期、现货交易，以及绿电交易。聚合参与绿电交易的分布式光伏，参照售电公司代理零售用户参与绿电交易模式，按聚合合同分配绿色环境权益价值。3.作为价格接受者参与市场方式未直接(聚合)参与交易及聚合的分布式光伏作为价格接受者参与市场，根据同类型电源市场均价进行结算，作为电网企业代理购电电量来源。作为价格接收者参与市场的分布式光伏主体暂不能参与绿电交易。三)推进时序综合考虑分布式光伏特点、电压等级、分类及并网时间等因素，建立差异化入市机制，分类别、分阶段、分步骤进入市场。原则上推进时序如下：1.工商业分布式光伏2024年开展入市试点，鼓励采用聚合方式参与市场，按上网电量的20%入市。2025年1月1日以后首次并网的10千伏及以上电压等级分布式光伏，上网电量按一定比例进入市场。7月1日起，全部存量10千伏及以上分布式光伏，上网电量按一定比例进入市场。鼓励分布式光伏采用聚合商聚合方式入市，也可直接入市。2026年1月1日以后首次并网的10千伏以下分布式光伏须进入市场，参与市场模式、入市比例与10千伏及以上分布式光伏相同。2027年1月1日起，工商业分布式光伏全面进入市场，入市比例逐步扩大至与集中式新能源一致。2030年工商业分布式光伏上网电量全面参与市场交易。2.非自然人户用分布式光伏规范新增户用分布式光伏项目备案主体管理，非自然人备案项目按时间节点要求进入市场;存量项目按照后续国家相关政策要求，规范备案主体变更。2027年实现非自然人户用项目参照工商业分布式项目入市交易。2030年非自然人户用分布式光伏上网电量全面参与市场交易。3.自然人户用分布式光伏自然人户用分布式光伏按照国家相关政策执行，鼓励其自愿进入市场参与交易。四)分布式光伏市场注册1.技术要求分布式光伏应单独配备计量表计，实现分布式光伏发电量、上网电量、下网电量的单独计量，并满足中长期分时段交易或现货交易计量需求。同时，具备数据远程传输条件。电力营销系统与电力交易平台应实现数据互联互通，确保分布式光伏注册、聚合、交易、结算等业务顺利开展。2.注册与变更直接或采用聚合方式参与交易的分布式光伏应在电力交易平台完成市场成员注册，注册信息主要包括身份认证、项目备案(核准)文件、发用电户号等。分布式光伏应动态更新相关信息，及时在电力交易平台和营销系统同步变更。接受市场价格的分布式光伏主体暂不在电力交易平台注册，由电网企业电力营销部门通过公告、短信、电话、签订告知确认书等方式履行政策告知义务。2025年开始，直接或采用聚合方式参与交易的分布式光伏完成注册进入电力市场后，除发生企业破产、设备退役等情况不得退市或转为价格接受者。五)聚合商参与条件与方式1.技术要求聚合商须具备分布式光伏运行和计量信息采集能力，能够实现与分布式光伏主体、调度机构、营销系统远程通信，也可通过电网数据增值分析服务获得相关数据。聚合商应具有独立著作权聚合软件(平台)，能够保障其自身数据安全。2.注册与变更聚合商参与市场前应在电力交易平台完成市场成员注册。聚合商应具有独立的法人资格和相应资质要求，其资产总额、从业人员、经营场所、企业及法人信用等要求初期可参照售电公司执行，并根据代理电量提交履约保函、保险。3.聚合商聚合方式分布式光伏主体与聚合商的代理关系通过电力交易平台以电子合同方式确立，在同一合同周期内分布式光伏项目仅可与一家聚合商建立代理关系。鼓励以分布式光伏实际运营商、售电公司为基础培育聚合商参与交易。聚合商以聚合单元为单位参与交易。可结合电网结构与运行情况，按照现货出清节点、110千伏节点、县级供电企业或供电所管辖范围等确定聚合单元，原则上聚合单元不超出同一220千伏变电站供电区域。聚合商与代理的分布式光伏按照“聚合交易、分别结算”的原则开展结算，所聚合的分布式光伏与所利用屋顶工商业用户的上网、下网电量单独计量、单独结算，不得进行冲抵。六)有关费用1.系统调节成本逐步推动分布式光伏承担电网辅助服务费用，以及承担配建储能义务，鼓励分布式光伏租赁独立储能容量。2.输配电价分布式光伏参与市场交易按照省级电网核定的输配电价，根据用户侧电压等级执行。三、工作要求一)加强统筹协调。各级地方政府有关部门要按照方案要求，加强系统研究，协调推进分布式光伏参与电力市场工作，指导相关企业、电力用户按规则开展交易。地方政府和电网企业要结合实际情况，积极做好政策宣传和引导，及时跟踪发现舆论风险，做好解释沟通和应对。二)强化组织落实。电网企业要完善营销系统功能，规范收集、采集分布式光伏主体和电量信息，实现与电力交易机构信息交互，并向分布式光伏主体履行政策告知义务。电力交易机构要配合编制和修订市场规则，做好分布式光伏和聚合商等经营主体市场注册、交易组织、结算、绿证划转等工作。同时要加强信用体系建设，强化对分布式光伏、聚合商等市场主体交易过程管理，严格按照国家和省有关规则、细则、方案要求，对市场主体注册信息进行动态核查和随机抽查，保障市场主体合法权益不受侵害。三)及时跟踪评估。电力交易机构和调度机构按照职责分工做好市场运行信息的记录、汇总、分析和披露等工作，及时准确反映电力市场运行状况，对分布式光伏参与电力市场运营状况开展评估，定期向我委汇报。