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一、政策解碼：2025 年光伏行業頂層設計與關鍵轉折 （一）國家政策：從補貼驅動到市場機制的系統性重構2025 年開年，國家能源局發布的《分布式光伏發電開發建設管理辦法》與《關于深化新能源上網電價市場化改革的通知》，標志著光伏行業正式邁入 “后補貼時代”。新規明確 4 月 30 日為工商業分布式光伏 “全額上網” 政策的終止節點，此后項目需采用 “自發自用 + 余電上網” 模式，配套建立的 “差價合約電價” 機制，通過市場交易形成電價，既保障存量項目收益穩定性，又倒逼增量項目提升技術經濟性。同時，綠證交易與碳市場銜接加速，2025 年新建數據中心綠電消費比例強制提升至 80%，推動光伏環境價值顯性化。（二）地方細則：差異化探索下的區域機遇與挑戰各省圍繞國家政策框架展開落地實踐，呈現顯著區域特征。華北地區如河北、天津強化 “光伏 + 農業 / 海洋” 融合，河北秦皇島 1800 兆瓦海上光伏項目采用網架平臺技術，探索深遠海開發路徑；天津薊州區 150 兆瓦農光互補項目實現 “一地兩用”，帶動村鎮集體經濟增收。西南地區以四川為代表，紅原 250 兆瓦構網型儲能光伏電站創新 “光伏 + 畜牧” 模式，支架高度優化至 2 米兼顧發電與放牧，成為高海拔地區生態友好型項目范本。華東地區政策聚焦分布式光伏規模化開發，浙江甌海給予 0.1 元 / 千瓦時電價補貼，上海青浦要求新建建筑屋頂光伏覆蓋率超 50%，推動 BIPV（建筑光伏一體化）從商業園區向公共建筑滲透。二、區域動態：2025 年各省市光伏項目落地與模式創新（一）海上光伏：從近海走向深遠海的突破實踐河北秦皇島海域正在建設的 1800 兆瓦海上光伏項目，作為河北省首個海上光伏示范工程，總投資 144 億元，采用抗腐蝕網架平臺技術，適應 6-15 米水深環境，預計年均發電量 27.5 億千瓦時，相當于年節約標煤 84 萬噸。該項目的推進，不僅為環渤海地區提供清潔電力，更探索出深遠海光伏開發的工程標準與運維模式，為 “海上糧倉 + 光伏電站” 的立體開發積累經驗。（二）高原光伏：生態保護與能源開發的協同示范四川紅原安曲 250 兆瓦光伏電站在海拔 4010 米的高原實現全容量并網，創新 “構網型儲能 + 生態修復” 模式。通過智能調控技術保障高比例新能源電網穩定，同時采用支架抬高 2 米設計，減少草地遮光率，促進植被恢復，形成 “上發電、下養殖” 的良性循環。項目年發電量 4.5 億千瓦時，減排二氧化碳 40 萬噸，成為川西高原 “光伏 + 生態” 協同發展的標桿。（三）工商業光伏：電價市場化下的收益模型重構隨著 “430”“531” 政策節點臨近，山東、廣東等地工商業光伏迎來 “搶裝潮”。山東省允許企業自主選擇 15% 電量參與電力市場交易，靈活適配現貨市場價格波動；廣東省推動工業園區 “隔墻售電” 試點，通過綠電直供降低企業用電成本。在此背景下，通威、天合等企業推出高功率組件（如通威 210N 組件功率達 725W），結合光儲融合方案（如思格新能源工商業混合逆變器），將項目收益率提升 0.3%-0.5%，有效對沖電價市場化帶來的收益不確定性。三、行業影響：政策震蕩期的企業應對與技術突圍 （一）裝機規模：從高速擴張到結構優化的調整中國光伏行業協會預計 2025 年全球新增裝機 531-583GW，同比增長 10%，但國內市場受分布式政策過渡期影響，新增裝機預計 215-255GW，可能出現階段性下滑。企業加速向中東、拉美等新興市場轉移，2024 年巴基斯坦、沙特組件出口量增幅超 30%，同時海外本土化產能布局提速，通威、隆基在東南亞建成電池組件工廠，規避歐盟碳關稅與美國 ITC 關稅壁壘。（二）技術迭代：N 型主導與疊層技術的量產沖刺2025 年 N 型電池市占率預計突破 50%，TOPCon 平均效率達 25.4%，HJT 電池通過二次燒結技術將開壓提升至 740mV，高溫環境發電性能優化 2%。隆基、晶科等企業加速 BC 技術落地，隆基 Hi-MO9 組件針對地面電站設計，溢價空間達 15%；鈣鈦礦疊層技術進入中試階段，通威雙流基地建成 30 萬平方米研發中心，布局異質結、鈣鈦礦等前沿路線，目標 2025 年實現疊層組件效率超 28%。（三）產業鏈重構：價格戰倒逼產能出清與跨界整合2024 年多晶硅、組件價格分別下跌 39%、29%，33 家上市公司預虧超 350 億元，行業產能利用率降至 60% 以下。工信部通過提高技術指標門檻（如 N 型硅片厚度≤130μm）推動產能出清，同時鼓勵 “光伏 + 儲能” 一體化項目，廣東、寧夏明確 10%-30% 配儲比例，促使企業從單一制造向 “發電 + 售電 + 儲能” 綜合服務商轉型。四、未來展望：在政策與市場雙輪驅動下尋找新平衡（一）短期挑戰：電價機制與消納能力的雙重考驗分布式光伏全面入市后，企業需強化電力市場研判能力，建立 “電價預測 - 儲能配置 - 負荷響應” 聯動模型。電網端需加速配電網智能化改造，北京、上海試點 “可觀、可測、可調、可控” 四可系統，提升分布式光伏接入承載力。同時，綠證交易價格波動（2024 年 Q4 綠證均價下跌 15%）與儲能成本分攤機制缺失，仍需政策進一步明確。（二）長期機遇：場景拓展與全球協作打開增量空間光儲一體化、海上光伏、零碳園區等新場景成為增長極，預計 2025 年光儲項目裝機占比達 20%，海上光伏新增超 10GW。國際市場方面，“一帶一路” 共建國家電力需求激增，中東、非洲年新增裝機增速超 30%，中國企業通過 “技術輸出 + 本地化制造” 模式，在沙特、智利等市場占有率突破 40%。政策層面，中歐綠電交易機制、東盟可再生能源互聯計劃等國際合作加速，為光伏全球化開辟新通道。（三）行業轉型：從規模競爭到價值競爭的質變王勃華在光伏行業研討會上強調，行業需從 “規模擴張” 轉向 “高質量發展”。企業競爭焦點從單純降本轉向技術溢價與服務增值，例如通威的實證基地驗證多場景技術適配性，天合的 “光伏 + 儲能” 一體化解決方案提升項目 IRR（內部收益率）1.2 個百分點。隨著政策紅利從 “補貼驅動” 轉向 “機制引導”，具備技術儲備、市場研判與資源整合能力的企業，將在新一輪周期中確立優勢。2025 年的光伏行業，正經歷政策震蕩與市場重構的 “雙重洗禮”。從華北的海上光伏支架到西南的高原光伏板，從東部的工商業屋頂到西部的沙戈荒基地，政策的 “指揮棒” 與市場的 “無形手” 共同繪制著能源轉型的新圖景。對于從業者而言，唯有深耕技術創新、精準把握政策節奏、積極擁抱市場變化，才能在這場變革中錨定方向，駛向光伏產業的 “高質量發展” 新藍海。

“雙碳”目標背景下，推動零碳公路建設既是應對氣候變化、減少碳排放的關鍵舉措，也是促進交通基礎設施綠色可持續發展的重要方式。零碳公路是一種通過應用創新技術與模式，在公路全生命周期內實現二氧化碳凈零排放的新型公路基礎設施建設模式。作為本期專題的綜述文章，本文系統闡述了國內外零碳公路的發展現狀與模式探索，重點分析了前沿的技術應用、發展模式、推進過程中的難點及未來發展趨勢，旨在為零碳公路領域的發展目標與實踐方向提供借鑒與參考。2020年9月，習近平總書記提出“雙碳”目標。2021年，國務院印發《2030年前碳達峰行動方案》，明確要求將綠色低碳理念貫穿于交通基礎設施規劃、建設、運營和維護全過程，降低全生命周期能耗和碳排放，并在《2024—2025年節能降碳行動方案》中提出，鼓勵交通樞紐場站及路網沿線建設光伏發電設施，加強充電基礎設施建設。2024年，國家發布《加快構建碳排放雙控制度體系工作方案》和《加快經濟社會發展全面綠色轉型的意見》，要求建立“碳達峰、碳中和”綜合評價考核制度，完善交通運輸等領域碳排放核算機制；提升新建高速公路等設施的綠色化與智能化水平，推進既有交通基礎設施節能降碳改造提升，建設一批低碳（近零碳）高速公路服務區等，因地制宜推進公路沿線、服務區等區域合理布局光伏發電設施。國家政策的相繼出臺為公路基礎設施建設指明了降碳基本方向。零碳公路的定義目前，行業針對零碳公路尚無統一定義，結合國內外近年來在零碳公路領域的探索與實踐，零碳公路的核心內涵可以總結為：在公路的設計、建設、運營和養護等全生命周期中，通過使用節能技術、可再生能源、低碳材料等各項節能低碳技術措施降低碳排放水平，并通過碳匯等方式抵消剩余碳排放，在滿足公路功能屬性的基礎上實現全生命周期零碳排放目標。從全生命周期的角度出發，設計階段，通過綠色道路網絡優化、能源布局設計等科學設計手段，減少項目在建設和運營階段對生態環境的破壞；建設階段，采用低碳材料與低碳工藝減少能源消耗和污染，推廣預制裝配技術，從而減少現場施工的能源消耗和環境污染；運營階段，使用智慧能源管理系統統籌調配能源資源，提高能源使用效率，使用低碳材料養護公路，并通過碳匯手段實現剩余碳排放抵消。現有的大多數零碳公路項目主要以實現“運營期”零碳目標為主，極少有項目能夠實現“建設期+運營期”零碳目標，“全生命周期（建材、運輸＋建設期＋運營期）”的零碳目標則更難實現。國內外零碳公路的發展現狀國外零碳公路發展現狀目前，全球大部分發達國家均已深入推進交通領域低碳化建設，其中，美國、日本、英國、歐盟成員國等已取得了顯著成就。美國能源部2023年發布《美國交通脫碳藍圖》，分三階段推進實施，計劃于2050年實現交通系統全面脫碳。日本2021年發布《2050年碳中和綠色增長戰略》，提出推進運輸行業電氣化及配套基礎設施建設，完善加氫站基礎設施建設，并結合人工智能、大數據和物聯網等技術措施，2050年實現“碳中和”目標。英國交通部2021年發布《凈零排放高速公路：我們的2030/2040/2050計劃》，構建“運營—建設—出行”遞進式目標，分別通過綠電碳匯、低碳材料和新能源車輛實現階段性突破。全球發達國家結合本國資源特征等因素，在零碳公路的實踐中已形成差異化路徑。荷蘭A10高速公路通過兩萬平方米光伏板年發電700萬千瓦時，基于BIM技術降低照明能耗30%。挪威強制要求兩億挪威克朗以上工程開展綠色認證，施工階段實施碳預算動態獎懲（減排10%獎勵合同額的2%），并推行新能源車免過路費政策。美國“零排放”貨運走廊，計劃2035年前建成1000座充電站和500座加氫站。英國高速公路充電樁覆蓋率達每32.19公里1個，快充樁實現15分鐘充電續航188公里，且均由100%綠電供能。國內零碳公路發展現狀相較于發達國家，我國零碳公路建設正加速推進。在全球可持續發展目標指引和國家政策的有力推動下，國內在試點項目與技術探索、標準體系、方法學構建及碳資產和碳交易領域等方面均取得了積極進展。在試點項目與技術探索方面，國內針對公路運營期降碳開展了多方技術探索與應用，緊扣“源頭減碳、過程降碳、末端固碳”理念，推動可再生能源利用、建筑節能改造、資源循環利用、綠化碳匯與智慧管理平臺等技術的集成與應用。依托技術的快速發展，行業首先以公路服務區為場景開展了示范應用，并逐漸建成了一批近零碳服務區和零碳服務區。交通運輸部于2024年6月發布第一批公路水路典型運輸和設施“零碳”試點項目名單，中國交通建設集團有限公司（以下簡稱“中交集團”）的霧靈山服務區、山東高速集團有限公司的濟南東服務區、河南交通投資集團有限公司的將軍縣服務區等7個服務區入選。以承平高速霧靈山服務區項目為例，該項目采用建筑節能改造、可再生能源產能建設、生態碳匯提升等12項節能降碳技術，可實現運營期100%清潔能源供電,實現運營期零碳目標。但若要實現“建設期+運營期”的零碳目標，則需要更多的光伏裝機量，實現零碳排的周期更長，光伏投資額也相對更高。若要實現“全生命周期（建材、運輸＋建設期＋運營期）”的零碳目標，則光伏必須上網，光伏裝機量、零碳排實現時間、光伏投資額也會更高。總體而言，近年來，我國零碳公路試點項目已形成“因地制宜、多元技術協同”的實踐模式，初步積累了零碳公路的建設與運營經驗。然而，當前實踐仍面臨多重挑戰：首先是項目多停留在區域性示范階段，尚未形成可復制的規模化推廣路徑；其次是關鍵技術體系成熟度不足，部分環節仍依賴傳統高碳模式；再次是全生命周期視角下的零碳目標實現機制尚未健全，從規劃設計、材料生產到施工運維等環節的碳足跡精準管控與抵消能力仍有待提升。這些瓶頸制約著零碳公路從示范工程向標準基建形態的轉型升級。在標準體系與方法學構建方面，交通運輸部和行業協會先后發布了《公路工程節能規范》《公路工程利用建筑垃圾技術規范》《近零碳交通設施技術要求 第2部分：高速公路服務區》等行業標準，以及《高速公路零碳服務區評價技術規范》《公路工程建設期碳排放計算標準》等團體標準。此外，國內首個交通基建自愿減排方法學《溫室氣體自愿減排項目方法學 公路隧道照明系統節能》的正式發布，填補了交通運輸領域溫室氣體自愿減排項目方法學的空白，對推動行業標準化發展起到了重要作用。目前，采用低碳瀝青技術（如溫拌技術、冷再生技術、再生材料應用等）旨在減少瀝青路面建造和維護過程中碳排放的方法學也正在加速研究和編制中。在碳資產與碳交易方面，隨著中國核證自愿減排量（CCER）碳交易市場的重啟，公路行業加速碳資產開發與碳交易實踐。中交集團首先提出公路工程建設領域碳排放配額發放機制，并依托廣西全州至容縣高速公路平樂至昭平段項目，完成由北京綠色交易所認證的首單基建行業內部碳交易，為公路行業探索碳資產開發與交易積累了寶貴經驗。國內外零碳公路發展現狀對比從發展進程看，部分發達國家已形成較為成熟的零碳公路技術體系和政策框架，而我國尚處于試點探索向規模化推廣過渡的初期階段。在政策體系方面，歐美國家通過立法與戰略規劃明確技術路徑。美國《交通脫碳藍圖》分階段推進充電/加氫設施建設，挪威將碳預算獎懲機制（減排10%獎勵合同額的2%）納入招投標體系，政策工具更具強制性與精細化。我國雖發布《近零碳交通設施技術要求》等標準，但缺乏國家級專項立法，激勵機制多依托地方或者企業試點，系統性不足。技術應用層面，國外呈現“場景化深度整合”特征。挪威采用全生命周期評價工具，強制再生材料占比超40%。反觀國內，霧靈山服務區等試點項目雖實現運營期100%綠電替代，但再生材料使用率僅為44%（澳大利亞Mordialloc公路再生材料使用率達66%），年發電量150萬千瓦時，約為荷蘭A10高速公路光伏項目的21%。標準機制建設上，發達國家已建立覆蓋“設計—施工—運營”的全鏈條標準。南非倒置路面設計規范降低骨料消耗50%，德國A5公路數字化管理系統使碳排放降低25%。我國雖出臺《公路工程再生材料技術規范》等標準，但循環利用、交能融合、動態無線充電等領域仍缺乏技術標準，公路碳排放核算暫未出臺國家標準，現有《公路工程建設期碳排放計算標準》等團體標準尚未形成全國統一體系，導致碳排放計量缺乏權威方法學。市場驅動方面，歐美國家依托成熟碳交易機制推動市場化減排。挪威碳預算獎懲覆蓋了兩億挪威克朗以上項目，美國“光道”項目通過太陽能路面發電吸引社會資本。我國CCER市場雖重啟，但公路碳資產開發仍以企業內部分配為主，缺乏跨區域交易平臺，碳匯林抵消比例不足運營排放的15%。綠色金融工具在公路基礎設施投融資中的應用尚未全面推廣。值得注意的是，我國在規模化應用場景和政策響應速度上具備后發優勢。目前，全國高速公路里程超18萬公里，若光伏技術（參考雄安試點）覆蓋30%的路面，年發電潛力可超過1500億千瓦時；新型電力系統與車路協同技術的結合，為“光儲充一體化”模式提供獨特機遇。未來，行業需重點突破再生材料應用、智慧能源管理、碳交易機制等瓶頸，加速從“點狀示范”向“網絡化零碳走廊”升級。零碳公路前沿技術與發展模式的探索與實踐零碳公路的探索與實踐主要通過前沿技術應用與創新發展模式的雙輪驅動，推動自身可持續發展并實現“零碳”目標。前沿技術應用近年來，交通運輸行業以全生命周期視角推進零碳公路建設。在技術創新層面，通過整合新能源、新材料、新裝備、新工藝等“四新”應用，形成了覆蓋“設計-建設-運營”的立體化實踐路徑與零碳公路技術體系。設計階段：綠色道路網絡優化和能源布局設計 設計階段是零碳公路建設的起點，通過綠色道路網絡優化和能源布局設計，奠定全周期降碳基礎。前者利用交通大數據和交通模擬技術構建路網碳排放評價模型，將碳減排作為優先目標。如山東濟南至菏澤高速公路在規劃設計階段利用交通大數據和交通模擬技術，收集和分析交通流量、車輛類型、行駛速度等數據，構建交通路網的碳排放評價模型。后者在零碳公路選線上充分考慮與新能源設施結合。如霧靈山服務區在規劃設計階段，系統性地開展了零碳能源供給體系的頂層設計，一方面，充分結合地形地貌特征，科學規劃光伏廊道布局，合理配置充電樁網絡；另一方面，統籌考慮能源生產、儲存、輸送和使用的全鏈條需求，構建智能能源管理系統。建設階段：低碳材料、工藝與設備 零碳公路建設期是實現實質性碳減排的關鍵階段，一般通過低碳材料、工藝與設備相結合的方式來降低碳排放水平。在低碳材料方面，環保瀝青、低碳混凝土、再生骨料等環保建材現已實現規模化應用，固體廢物循環利用技術可以利用工業廢渣作為輔助膠凝材料替代部分水泥，有效利用廢棄物。在低碳工藝方面，BIM與數字孿生技術結合構建碳足跡追蹤體系，裝配式施工與3D打印技術也已推廣模塊化建造，加之與機器人施工深度融合，可提升施工精度與效率。在低碳設備方面，氫能工程機械試點應用成效顯著，推動施工裝備電動化、零碳化轉型。運營階段：智慧能源管理系統、低碳養護與碳匯賦能 運營階段是實現公路“全生命周期”零碳目標的重要階段，目前主要從智慧能源管理系統、低碳養護與碳匯賦能三大方向提升運營階段降碳水平。在智慧能源管理系統方面，通過融合數字孿生、綜合能源管理、衛星遙感、區塊鏈技術，構建服務區零碳運營管理體系，解決服務區零碳運營問題，三維動態展示能碳監控數據、多維度碳減排場景，提升運營管理成效。在低碳養護方面，主要采用環保預防性養護措施、推廣使用環保型養護材料和設備，降低養護過程中的碳排放。在碳匯賦能方面，應用林業碳匯理念，按照碳匯林的要求實施碳匯造林工程，所產生的碳匯量可用于抵消公路運營階段部分碳排放。發展模式創新創新發展模式對于零碳公路建設同樣起著至關重要的作用，通過第三方合同能源管理、零碳公路建設第三方服務模式、零碳認證與數字化管控平臺等方式，可以優化能源管理，提升施工與運營效率，確保項目在實現“低碳”目標的同時，具備長效的管理和運營能力。發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種創新的節能服務模式，旨在引入專業能源服務公司（ESCO），針對公路主要用能場景（如照明、監控、通風等）的能源消耗，提供全面的節能解決方案，促進公路系統的高效能源利用，實現零碳排放。合同能源管理涵蓋能源診斷與節能方案設計、投資可行性分析與決策、項目實施與優化改造、節能效果監測與驗證、節能效益分配及后續服務和技術支持等環節。近年來，交通運輸行業持續探索合同能源管理模式，在寧夏、甘肅、河南等地公路項目中采用合同能源管理模式實施智慧節能照明改造，協助企業、政府機構等項目業主實現節能減排目標。零碳公路建設第三方服務模式 零碳公路建設第三方服務模式不僅保障項目質量和減排目標，還能提升建設效率，是推動公路建設領域低碳化和可持續發展的重要發展方向。這一服務模式覆蓋了項目規劃、設計咨詢、施工建設和運營管理等多個環節，旨在為零碳公路項目的高效實施與運營提供全方位技術支持和保障。零碳認證與數字化管控平臺建設 零碳公路認證旨在通過量化評估公路項目全生命周期（設計—施工—運營）的碳排放，確保項目的碳排放量達到“近零”或“零”的標準。零碳公路數字化管控平臺在精準降低碳排放和提升管理效率方面展現了顯著優勢，是未來公路管理的重要手段。平臺融合多項先進技術與功能模塊，涵蓋數據采集與監測、碳排放核算與報告、碳排放分析與優化、決策支持以及設備狀態監控與管理等核心功能。交能融合發展新模式 當前交能融合正形成多元化創新路徑，國際實踐注重技術原創與系統集成。以美國“光道”項目為代表，通過太陽能路面發電與動態無線充電技術相結合的方式，構建交通能源自洽系統。德國智能微電網模式整合可再生能源與儲能設施，實現公路能源閉環管理。國內的發展聚焦規模化應用與場景創新，公路光伏建設覆蓋服務區、邊坡等場景，形成“點—線—面”布局。零碳服務區探索分層推進模式，通過能碳監測平臺優化綠色電力調配，部分項目實現全周期綠電供應。技術集成呈現三大方向，分別是“光儲充”一體化閉環系統，支撐服務區能源自給；車路能協同技術，推動電動汽車與電網雙向互動；數字孿生管理平臺，動態平衡能源供需。零碳公路面臨的挑戰及未來發展趨勢盡管我國的零碳公路在技術應用、創新模式和建設實踐方面已取得初步成果，但要實現全行業的“零碳”目標，仍面臨諸多挑戰。標準完善破局：加速構建評價體系推動零碳公路發展行業標準體系尚不完善是當前零碳公路建設的首要挑戰。首先，缺乏覆蓋全路域、全生命周期的零碳公路評價行業標準。其次，現行公路碳排放核算標準以《公路工程建設期碳排放計算標準》等團體標準為主，尚未制定覆蓋運營期/養護期的核算標準，也尚未建立行業統一核算標準，行業標準的缺位還導致了碳信息披露體系（MRV機制）不健全、跨區域互認困難等問題，既阻礙碳資產開發與低碳技術標準化推廣，又制約公路行業參與碳交易市場的合規性。此外，第三方認證尚未推出專門的零碳公路認證。零碳公路行業面臨著“標準缺乏—核算差異化—實施空心化”的疊加困境。未來，宜加速建立覆蓋全路域、全生命周期的零碳公路評價標準，推動碳核算國家標準的制定，建立與國際碳交易機制互認的評估體系、開發適應公路場景的評估指標、推動第三方機構零碳公路認證，并通過碳交易和綠色信貸等金融手段，形成“認證—融資—收益”的良性循環。破解經濟性難題：三軌并進打通零碳公路經濟閉環零碳高速公路面臨著高昂的建設成本和漫長的回收周期，主要原因是需要應用光伏、儲能和智能管理系統等前沿技術。此外，當前的收益模式較為單一，主要依賴發電并網收益，而公路碳匯因未被納入全國碳交易市場，導致項目難以通過碳金融工具獲得額外回報。未來，零碳高速公路可通過聚焦于政策創新、技術降本和融資多元化等措施來解決該難題。政府應出臺支持政策，推動碳交易市場納入公路碳匯，并創新綠色金融工具，如綠色債券和碳收益權質押，以降低融資成本縮短投資回收周期。行業應探索多元化的收益模式，依賴發電并網的同時，結合智慧路網、綠色交通和可再生能源等商業模式，拓寬零碳高速公路的經濟回報渠道，助力其可持續發展。突破技術瓶頸：降碳技術與智慧管理助力零碳公路建設核心技術研發和集成的局限性是阻礙零碳公路落地實施的核心瓶頸。當前，大多零碳公路建設主要依賴光伏上網實現碳中和，實質性碳減排效果有限。要實現實際碳減排，需依托能源替代與儲能技術、低碳材料等核心降碳手段。目前，能源系統仍存在儲能技術單一、多能互補管理系統滯后等問題。同時，低碳材料面臨成本高、技術標準不統一等障礙。未來，宜加快“源—網—荷—儲”一體化深度融合理論及相關技術研究與應用；應加快低碳技術的標準化和產業化進程，降低建設和運營成本；有必要加快智慧化管理平臺的建設與應用，全面監控、分析和管理公路能源消耗、碳排放及資源循環情況。此外，零碳公路技術體系將從運營階段向建設、設計、養護等階段前伸后延，推動“全生命周期”的零碳公路建設。跨域協同破局：三位一體重構零碳公路產業生態跨領域協同與產業鏈配套不足限制了零碳公路的綜合效益。在交能融合等跨域協同的零碳公路發展模式中，需要交通、能源、建筑、信息技術等多領域的深度融合，但不同領域之間仍存在明顯的行業壁壘，尤其是現行管理體制中的協同問題導致綠電消納效率低下、光伏項目并網審批周期長且消納率不足，以及氫能補給站建設因審批流程復雜嚴重拖延等一系列問題。在產業鏈層面，低碳材料供應商、智能設備制造商與公路企業之間缺乏高效協作平臺，技術標準和接口不統一，進一步增加了系統集成的復雜度。未來，公路領域應構建“政策—機制—平臺”三位一體推進體系來應對跨領域協同與產業鏈整合難題。在政策層面，建立交通、能源、住建等多部門聯合審批機制，簡化審批流程，提高效率；在機制層面，制定統一的技術標準和接口規范，促進技術協同與兼容性；在平臺層面，構建跨領域協作平臺，促進低碳材料供應商、智能設備制造商與公路企業之間的高效合作，推動產業鏈上下游的深度融合，形成完整的零碳公路產業生態體系，提升整體效益。在全球大力倡導綠色發展與可持續交通的時代背景下，零碳公路作為交通領域實現碳中和目標的關鍵發展模式，正受到廣泛關注。各國通過制定發展戰略、創新發展路徑、推廣低碳技術、利用可再生能源及優化能源結構等手段，不斷探索零碳公路的可行性。這一模式在減少碳排放、提升能源利用效率及促進生態環境建設方面，已初步展現出顯著的示范效應。展望未來，隨著新能源技術、綠色建材、低碳節能工藝和數字智能化技術在公路建設中的深入應用，以及綠色金融政策的逐步出臺，碳交易市場的持續發展，零碳公路有望迎來更加廣闊的發展前景。

中國光伏行業看上去虧損巨大，2023年營收前六的光伏龍頭，2024年合計預虧超過300億元。然而微光之下，也是轉折點。中國統治的光伏制造業也將進入新的產業周期。這是一個注重原始創造、注重專利保護、有進入門檻的突破性創新時代。光伏制造業進入供需周期底部已近兩年。2022年起的供給側大躍進，在2023年底達到TW級頂峰后，冬天不期而至，寒冷至今。雖然全球光伏裝機量還在高歌猛進，但上游制造業的短期過量供給，造成價格快速踐踏，PERC等舊產能迅速出清，TOPCon等新產能伏在現金成本線上掙扎著等價格回暖。本輪周期波動烈度異常，是多重因素的共振，同質化競爭的必然：1、歐洲能源價格快速上漲刺激了短期光伏需求；2、光伏歷史性實現發電側平價，吸引了長期資本的進入；3、后疫情時期重歸經濟掛帥，光伏制造項目見效快，被政策傾斜優先鼓勵；4、地方電站指標換產能模式造成了虛假繁榮，增加了大量光伏名義產能；5、新技術周期下的TOPCon剛商業化且有溢價，但行業長期忽視專利保護，設備廠整線方案推波助瀾，二三線廠家和跨界者毫無顧忌搶建“先進”產能；6、TOPCon等新技術項目溢價利潤被資本市場驗證追捧，吸引了一大批跟風者，在樂觀氛圍下，資本市場坐實了巨量產能擴張。盡管如此，這次如此大幅度的周期擾動，并沒有延緩反而加速了光伏成為主力電力能源的步伐。光伏技術端、供給端和市場端，這三個方面同時出現了分水嶺式的變化。行業在醞釀著新的游戲規則，有望進入一個注重原始創造、注重專利保護、有競爭門檻的突破性創新時代。技術端變化技術端變化呈現了多元化的突破。1、光電轉換效率技術進步放在更突出地位市場端越來越注重轉換效率指標。內卷后的光伏組件價格，占光伏系統投資成本比例已在三分之一以下，在光儲系統乃至光氫系統投資成本里占比在10%以下；光伏組件轉換效率越高，系統BOS（除了組件外的部分）成本越被攤薄，系統發電成本（LCOE）越低。光伏組件效率越高，對光伏系統（光儲系統、光氫系統）貢獻的價值越高，這是高效率高功率電池組件始終保持溢價的根源。企業差異化競爭需要選擇效率更高的技術路線。這幾年，由于主流技術路線的升級切換，光伏電池平均轉換效率進步明顯，從PERC電池23.2%到TOPCon電池25.4%，使得近十年行業平均轉換效率進步水平幾乎達到了0.5%。這意味著，未來五年乃至十年，任何滿足不了年均進步0.5%這個要求的太陽能技術路線都可能被拋棄；也意味著，企業要走出同質化內卷之路，必須選擇效率更高甚至有1-2%效率代際差的技術。就晶硅電池陣營而言，答案異常清晰，通往晶硅電池量產天花板28%效率的電池技術，目前唯有BC電池一個選項；晶硅電池之上，即效率29%以上，存在多種可能性，疊層電池、光譜轉換和熱載流子提取技術都有機會。2、鈍化接觸BC電池是中國本土技術創新創造分水嶺中國晶硅光伏產業二十余年發展歷程中，經歷了進口、仿制、國產化三個階段，目前進入了創新創造階段。從技術周期而言，經歷了BSF鋁背場電池、PERC電池、TOPCon/HJT電池三個周期，正在進入BC電池技術周期。在PERC電池時代，中國基本實現了全產業鏈國產化；進入TOPCon/HJT電池周期，已密集出現了局部創新創造內容，如工藝端超薄氧化硅和摻雜多晶硅復合膜層的鈍化接觸工藝、非晶硅微晶工藝等，設備端硼擴散設備、LPCVD設備、國產板式PECVD設備等，材料端POE膜、高銅漿料等。鈍化接觸BC電池技術，是晶硅電池先進技術集大成之作，代表中國本土晶硅技術全面進入創新創造階段。BC電池技術源遠流長，在國內初步量產BSF鋁背場電池之際，美國SunPower公司就用擴散、刻蝕和鍍銅等半導體工藝實現了初代IBC電池的量產，效率冠絕全球。后來PERC、TOPCon和HJT電池技術在中國蓬勃發展，各代際技術的成熟，為新一代本土BC電池低成本量產提供了巨人的肩膀。如PERC電池時代的激光開槽設備，催生了新一代激光開槽設備，讓BC電池一舉擺脫了復雜的濕法刻蝕工藝。TOPCon電池的硼擴散設備，讓BC電池低成本實現了背面P型發射極的制作。TOPCon電池的LPCVD設備，BC電池背面全面實現了鈍化接觸，效率提升一個臺階。異質結HJT電池板式PECVD的非晶硅鈍化，讓BC電池背面P區實現了更完美的鈍化效果，效率更進一步。而HJT電池TCO鍍膜應用在BC電池上，適配了低溫銅漿的應用，漿料成本有望降低70%以上。以上這些已在中國光伏制造業得到規模應用的工藝技術，特別是鈍化接觸技術，成功地嫁接到BC電池技術平臺上。這讓本土BC電池技術有了全新的起點，再次騰飛。可以說，這是本土晶硅電池技術創新創造分水嶺。正因為本土的前沿探索，晶硅老樹開花，中國廠商和研究機構在BC電池領域發表了多篇nature級論文，這側面印證了中國BC電池研究已走在了世界最前列。3、鈍化接觸BC電池技術將改變光伏制造業格局國內TOPCon/HJT電池技術一躍千里后，海外初代IBC電池技術已面臨淘汰，基于HJT工藝裝備體系的HBC電池，則由于裝備不成熟、工藝復雜、成本過高等因素暫時還沒法看到量產的前景。如果將TOPCon電池的鈍化接觸技術引入到BC電池，不僅轉換效率上有了大幅提升，工藝流程大幅簡化，成本下降路徑也變得清晰起來，這意味著本土鈍化接觸BC電池的量產有了切實的可行性。隨著本土鈍化接觸BC電池組件的持續研發和量產，光伏制造業格局已在悄然改變。鈍化接觸BC電池量產工藝有三種主流思路，分別是背面單區鈍化接觸BC（簡稱BC1）、背面全面積鈍化接觸BC（簡稱BC2）和背面全面積混合鈍化接觸BC（簡稱BC3），代表著不同的技術成熟度和成本效益，也代表著不同層次的競爭門檻。國內率先實現量產的是BC1方案，如隆基一代HPBC（酸洗法），普樂一代PBC（堿洗法）。背面單區鈍化接觸BC，是指背面N區采用鈍化接觸工藝，背面P區則跟電極金屬直接接觸的BC電池（見圖1）。圖1：背面單區鈍化接觸BC（BC1）BC1方案好處在于極大兼容了PERC和TOPCon的成熟量產工藝，且避開了難度大的硼擴散工藝，技術成熟度高，量產可行性高，生產成本低，綜合優勢突出。由于鋁漿電極跟硅基體直接接觸，產生大量復合而拉低了轉換效率，量產效率天花板只能到26%左右，略高于TOPCon/HJT。隨著TOPCon/HJT技術快速進步的競爭壓力，這個路線將被效率更高的BC路線替代，但因為BC1量產成本低，在非標組件、BIPV和便攜式光伏市場，還存在不小的市場空間。BC2方案正在成為行業量產主流，如隆基二代HPBC，愛旭ABC，普樂二代BC和其他大廠跟進的方案。背面全面積鈍化接觸BC，是指背面N區和P區都采用鈍化接觸工藝的BC電池（見圖2）。圖2：背面全面積鈍化接觸BC（BC2）BC2方案相比于BC1方案，在于P區也采用了鈍化接觸工藝，大幅降低了接觸復合，效率明顯提升，實際量產效率已達到26.6%，且后面有望突破27%。BC2方案難點在于poly硼擴散工藝、激光圖形化工藝、濕法工藝和全線貫通的管控，工藝復雜一些，對技術水平要求高。目前Poly沉積過厚、激光機臺產能低、銀漿用量高等因素導致了BC2方案的生產成本略高于TOPCon電池，隨著成本制約因素的優化和雙面率的提升，BC2方案將在分布式光伏市場和地面電站市場都將擁有突出的競爭優勢，光伏制造業將真正進入BC電池組件時代，進入一個由中國全面主導創新的時代。相比于BC2方案，還有效率更高的BC3方案，由于該方案技術難度大，目前跟進者極少。背面全面積混合鈍化接觸BC，是指背面N區采用TOPCon鈍化接觸工藝、P區采用HJT鈍化工藝的BC電池（見圖3）。圖3：背面全面積混合鈍化接觸BC（BC3）相較于BC2方案，BC3方案P區采用了本征非晶硅/摻雜非晶硅的鈍化工藝，P區鈍化效果達到了較為理想的狀態，效率進一步提升，實際中試效率已達到了27.4%，有望達到28%，接近晶硅電池理論效率天花板。BC3方案用來增加電流收集的TCO膜層，可以高度匹配低溫銅漿工藝，有望使得BC3漿料成本大幅降低，有突出的降本潛力。行業預計已接近晶硅電池天花板的BC3方案將在兩年內實現規模量產，這將徹底改變整個光伏制造業格局。在以上三種主流鈍化接觸BC電池結構外，還存在多個變種的技術方案，代表著本土廠商在該領域的專利探索，其中包含了一種比目前主流BC2和BC3成本更低的方案，該方案poly厚度能降低到30-40納米，且高度適配TCO和低溫銅漿工藝。BC電池競爭門檻的抬高，有可能讓光伏產業發展回歸到一個有序競爭狀態。4、突破晶硅電池SQ極限效率后的藍海市場曾經以產能為主導的中國光伏產業，目前正在進入一個新的發展范式，進入到以知識產權領銜、全供應鏈高度協同發展的突破性創新時代。在TOPCon/HJT技術基礎上，在BC技術全面探索下，通往晶硅電池SQ極限效率（29.43%）的量產路徑已經非常清晰，產業界的前瞻性目光轉向了更高的發展目標：如何突破太陽能電池SQ極限效率并實現低成本量產。在這些更前沿的領域，中國正在實現完全自主的端到端創新，從科學研究，到實驗室研究，到中試，到量產，全流程自主原創。從光伏領域專利方面來看，中國新增專利申請量已多年位居第一，專利累計申請量也已占全球55%，優勢突出。晶硅電池吸收太陽輻射的能量損失，主要為低能量紅外光子的未吸收損失、紫外藍光等高能量光子的熱能損失和電池器件內部復合損失。PERC、TOPCon/HJT和BC等技術逐步將晶硅電池內部復合損失減少到最低，要突破晶硅電池突破SQ極限效率，關鍵在于增加低能光子和高能光子的吸收，目前業界主要有兩種技術路徑，疊層電池和光譜轉換技術。疊層太陽能電池是指通過在底電池上面沉積更寬吸收光譜的半導體材料來提高光電轉換效率，是通往30%以上效率的主流方向。晶硅電池原料豐富便宜、穩定性耐候性強，生產成本低，是相對完美的底電池，而鈣鈦礦帶隙大于晶硅，且有較大的調節范圍，跟帶隙1.12 eV的晶硅有較好的匹配，因此硅基鈣鈦礦疊層電池是最熱門的產業化方向，也是近十年來進步最快的太陽能電池路線，理論效率高達43%-47%，實驗室效率達到33%，正在加快產業化。在持續解決穩定性和成本問題后，將是未來非常有競爭力的技術路線。光譜轉換技術，主要指將低能光子合并為高能可吸收光子（上轉換）或將高能光子拆分為多個低能可吸收光子（下轉換）的技術，應用到晶硅電池上，理論效率可以提高到36%以上。在量子點和稀土摻雜技術的推動下，目前光譜轉換技術產業化進展較快，已進入中試或小規模應用。光譜轉換技術是可以高度嵌入晶硅電池工業體系的新技術，僅僅在玻璃上，或EVA上，或電池表面，集成應用光譜轉換材料，原有晶硅生產工藝流程不要作什么調整就可以大幅提高效率。而BC電池，由于正表面無任何柵線遮擋，且本身效率高，可以跟光譜轉換技術高度匹配，從而大幅提高轉換效率。供給端變化光伏的供給端，出現了升級進化的特征。1、新增產能銳減，存量產能升級或淘汰2022-2023年中國光伏制造產能建設達到了歷史頂峰，硅料、硅片、電池和組件等主材環節產能都超過了1000GW，遠遠超過終端市場消化能力，導致2024-2025年產能建設陷入低潮。2024年全球新增光伏裝機達553GW（IEA），增幅不小，預計2025年也有小幅增長，但上游存量產能過于龐大，只能優勝劣汰。存量產能在快速分化。以電池片環節為例，原市場份額80%以上的PERC電池產能迅速降低到10%以下，幾十GW的HJT電池產能由于成本過高而陷入發展困境，900多GW的主流TOPCon電池產能正在經歷慘烈的比拼。TOPCon電池產能之間的競爭是全方位的，設備選型、廠務建設、生產管理和工藝水平決定了良率和生產成本，市場能力和資金實力決定了開工率、綜合成本和現金流，技術實力決定了是否有機會參與持續的競爭。經過短短兩年的優勝劣汰，目前入庫效率達到25.4%以上、有技術升級能力的有效TOPCon電池產能已降到了600-700GW，月排產約在60GW左右，處于一個現金流打平的狀態，距離恢復盈利還有需要一段時間。2、新增產能門檻抬高，將嚴重受知識產權制約多個因素決定了2025-2027年國內都很難有新增產能。一是國家政策已收緊光伏新增產能建設，多個部門要審查技術先進性和能耗指標，融資監管部門謹慎審批無技術優勢的新建產能。二是行業價格仍處于低谷，企業還沒有恢復元氣，無力進行再投資計劃。三是存量產能過大，存量產能技術升級比新建產能更容易實現。四是在新周期洗禮下，企業新增產能需要長周期眼光，唯有轉換效率能拉開差距、有自主知識產權支持的新建產能才能通過企業決策，通過國家部門審批和通過市場的檢驗。近年來一窩蜂搶上產能，一個最基本的問題被忽略了，這些新上產能是否有知識產權支持。經歷殘酷淘汰賽后才后知后覺，知識產權是如此的重要。沒有知識產權支撐的產能，要么被關掉，要么被兼并。目前業內激烈傾軋的專利戰，代表著中國光伏行業正在經歷新的成長。不再內卷產能而內卷知識產權，光伏制造業才能成長為一個真正重視原始創新、重視知識產權、有合理利潤支撐、真正制霸全球的健康行業。從上述因素可以合理推測，未來幾年新建產能主要為接觸鈍化BC電池組件產能，更多的接觸鈍化BC電池組件產能將主要由TOPCon產能升級而來。3、一體化戰略不再奉為圭臬，專業化價值凸顯除了跨界投機者，行業產能過剩的根源之一是光伏企業奉為圭臬的一體化戰略。一體化戰略流行多年，也有不少成功案例，硅片龍頭變成組件龍頭，硅料龍頭變成電池片龍頭進而沖擊組件龍頭等，上下游產能的失配使得原來電池組件頭部企業被迫增加上游電池硅片硅料產能，從而總體增加了產能，將行業拉進了過度競爭狀態。一體化本質是經營杠桿，是一把雙刃劍，出發點是獲取增長空間，或保障供給，或降低成本，在行情向好時，能獲取最大利潤，但在行情向下時，原有戰略期望落空，反而產能擠壓效應明顯。目前組件電池頭部企業為了保持交貨和利潤，反而停掉自己的TOPCon電池工廠和硅片工廠，外購價格更低的電池或硅片，但停工的電池工廠或硅片工廠，仍然是巨大的成本包袱，這種情況下，一體化戰略失去了意義。專業化戰略一直被質疑，普遍認為抵御行業周期風險比較弱。在同質化競爭下，在沒有拉開轉換效率差距，沒有拉開成本差距的情況下，“專業化”公司只能淪為頭部企業的加工車間。專業化公司必須是差異化競爭公司，必須有著更好的成本控制能力，有著更高的技術水平。在行業厭惡重資產產能建設，走向下一個BC電池組件技術周期時，有差異化技術方案的BC電池專業化公司，有差異化市場的BC組件專業化公司，將獲得廣闊的發展空間，特別海外組件產能占比越來越高時，國內專業化電池公司價值凸顯。4、能源安全和關稅，徹底改變全球產能分布受出海需求、能源安全和關稅等多個因素影響，未來幾年全球光伏產能分布將發生巨大的變化。在國內產能內卷下，擴大海外銷售成為了企業必選題，但產能出海，困難重重，不僅面臨著上下游供應鏈和資金問題，建設審批、電力保障和熟練技術人員問題更難克服一些。更重要的是，光伏發電占電力比例的逐步提高使得光伏產業被高度重視，發展本土光伏制造業成為了各個國家的重要議題，這不僅關系到供應鏈安全問題，更上升到了國家能源安全問題，要求電站項目優先采用本土制造產品的國家越來越多。美國發起的關稅戰，影響更深遠一些，在現行宣稱的關稅下，以出口美國為主的東南亞光伏產能迅速陷入生存危機中。未來美國關稅戰停止或關稅大幅下調，中國出海企業也會優先布局低關稅、潛力大的國家或地區。預計未來全球光伏產能將發生以下幾大變化，呈現“578”的分布。首先是海外組件產能將持續增長，最終占據50%的市場份額。海外國家自建光伏制造供應鏈，組件是優先照顧環節。建設組件工廠好處多，建廠周期短、設備工藝簡單、廠房和工人要求低、產值大，能直接供應本土電站項目，方便給補貼政策。隨著海外產能增長，中國組件產能一股獨大的格局將被打破，中國集中式生產模式變成貼近海外市場的分布式生產模式，這其中蘊藏著巨大的生產及技術服務機會。非中國背景的海外組件產能，由于技術落后，產品型態跟國內比有比較大的差異，將主要以PERC為主，逐漸增加TOPCon、HJT和BC的比例。第二是中國電池片產能仍然占7成以上。這主要為先進電池產能，保持全面的競爭優勢。由于中國牢牢控制了先進電池的專利技術、生產工藝和裝備供應，技術壁壘高，迭代速度快，供應鏈配套齊全，生產成本低，技術人才豐富，擁有無可匹敵的產業優勢。海外國家要建設本國電池產能，首選是吸引中國電池廠建制落戶，慢慢建立生態鏈，第二選項是依靠本土成熟組件廠購買中國淘汰的二手PERC電池設備，從低端做起，第三選項是直接購買無專利困擾的中國HJT電池整線方案，但仍然難度大時間長。除了東南亞，印度、土耳其、墨西哥和中東等地方都有機會慢慢建立晶硅電池生態鏈。為了始終保持太陽能電池技術領先優勢，中國預計將出臺嚴格的先進電池關鍵裝備出口政策，防止技術擴散。第三是上游硅片產能80%依然在中國。上游硅料硅片產能，中國始終保持低成本優勢，80%以上仍將分布在國內。除了美國德國馬來西亞等已有硅料產能的國家外，日照時間長、光儲/光氫成本低、終端市場容量大、有決心建立完整光伏產業鏈的國家或地區，如印度和中東，才有機會建立硅料硅片生態鏈乃至電池組件的完整產業鏈，但這將是漫長的過程。美國一直想突破硅片產能和電池產能幾乎為零的局面，但由于中國已出臺拉晶設備的出口限制，和即將控制電池關鍵設備的出口，美國自建晶硅光伏完整產業鏈難度將進一步增加。市場端變化光伏市場化，呈現了嶄新的局面。1、光伏電價市場化，負荷為王2025年2月，中國發改委發布136號文，標志著光伏發電全面進入市場化電價階段。將原來享受固定電價、已占40%總裝機份額的新能源發電，逐步全部推向市場化交易，將影響深遠。短期而言，光伏發電出力時段與市場高峰需求錯配，將使得光伏發電現貨價格劇烈波動，導致預期收益降低，雖然有“可持續發展價格結算機制”和預期增加綠證價格來保持光伏發電收益，但運營難度增加，促使企業提升綜合服務能力。長期來看，隨著新能源發電成為主力電源，光伏現貨負電價幾率增加，136文將倒逼中國電網體系升級為新型綠色電力體系，進一步提升新能源資源配置效率，倒逼光伏發電企業全面貼近用戶側、負荷側來提高收益率，分布式光伏市場將發生較大變化，自發自用比例高的項目將優先投資，效率/更高LCOE更低的光伏技術得到進一步青睞。2、儲能和氫能，不斷拓寬光伏發展上限儲能已成為決定光伏成為主力電源的最重要因素，不僅決定了光伏在交流側電網的容量空間，也決定了直流側用戶的市場空間。高比例新能源發電對電網系統形成的沖擊，僅靠傳統抽水蓄能無法應付，應用更靈活的電化學儲能的作用越發突出，從裝機量數據和技術發展趨勢來看，鋰電池儲能將扮演最重要的增量角色。受3C電子產品、無人機、電動汽車和儲能等多個超巨市場需求的誘發，鋰電池技術進步呈現了跳躍式的超常規發展，目前鋰電池儲能系統成本已降到0.5元/Wh，儲能LCOE已達到0.25-0.35元/kWh，光儲系統經濟性價值已出現。先進鋰電池儲能循環壽命已超過6000次，個別頭部企業達到了10000次以上，這將進一步大幅提升儲能經濟性。中國鋰電池儲能連續三年裝機增速均超過100%，隨著新能源電力市場化交易的推進，風光電力比例進一步提升，鋰電池整體循環壽命進一步提高，鋰電池儲能在電源側、電網側和用戶側都將迎來爆發式增長的機會，從而進一步提高光伏發電的需求。根據IEA預測，2030年新增清潔能源電力80%將是光伏。換電模式是新型用戶側儲能，可能帶來超預期光伏需求。中國電動汽車已成長為產業霸主，開始引領汽車產業發展，隨著日歐美老牌國家和新興國家對電池汽車的跟進，交通從“油”切“電”趨勢已不可逆，這帶來了新的增長動力。動力電池（鋰電池）成本已降到0.5元/Wh，在循環壽命達到10000次以上時，商用車和乘用車換電模式將具備了大規模推廣的經濟價值。充電模式對光伏拉動作用不明顯，但換電模式，將拉動明顯。換電模式下，換電站的電池包，都是可以響應電網調度的移動分布式儲能，在光伏日間現貨價格大幅走低時，這些巨大的移動儲能將第一時間響應充分，從而托住了光伏價值，托住了光伏發電的收益。若換電模式最終成為電動汽車主流補能模式，有1億輛存量電動汽車每天補能30度電，一年累計補電將達到萬億度電，這將是光伏發電收益保障的最大福音。氫能接替鋰電池儲能，將徹底打開光伏消納空間。如光伏和鋰電池儲能一樣，中國在主導著氫能產業的發展，并制定了完整的氫能產業發展目標和政策。現階段氫能上下游產業鏈仍處于普遍示范階段，2025-2030年是推動氫能邁過經濟性拐點、轉向規模化發展的關鍵時期；到2035年，中國氫能產業將形成一個技術高度成熟、應用多元化的氫能生態系統。從產業端進展來看，綠氫用電成本低于0.15元/kWh，就可以成為成本最低競爭力最強的制氫方式，從風電光伏成本下降曲線推測，該條件將在五年內成熟（預計光伏LCOE低于0.08元/kWh）。這將在發電側掀起風光儲氫的新能源發電革命。氫能是長時儲能，具備大規模、長周期等優勢，可實現新能源電力時間、空間轉移，通過“午間低價光伏制氫 + 晚高峰氫能儲能反哺電網” 模式，可充分利用電價峰谷差來提升光伏電站收益，有效提升新能源電力供給質量和新能源消納利用水平，將成為拓展光伏發電利用、應對新能源隨機波動的最佳方式之一。隨著儲氫、運氫、用氫等環節的技術成熟，和成本的下降，氫能將得到廣泛的應用，特別是在交通系統和工業系統的應用。這意味著對光伏而言，氫能不僅僅是一種能在夜間回補電網的長時儲能，而是能滿足交通能源載體和工業原料/燃料應用，成為除了電之外的超級終端需求。這將徹底打開光伏發電空間的天花板限制，年裝機有望突破1000GW以上。小結：基于知識產權的新秩序中國光伏TW級產能只能通過技術升級來完成優勝劣汰；過度競爭讓光伏行業高度重視知識產權競爭，有望形成新秩序。光伏行業新上產能將被嚴格控制，需要有知識產權支撐。正如長三角太陽能光伏技術創新中心沈輝主任所提到的，未來中國光伏還是要立足自己，建立中國的知識產權體系，行業要團結， “不要讓外國人看笑話”。面對歐美的不公平市場待遇、關稅、到碳稅的各種堵截，中國企業遵守規則就可以以一國之力確立全球秩序。這種秩序，將是以鈍化接觸BC技術作為行業發展分水嶺。鈍化接觸BC電池組件產能將主要由TOPCon產能升級而來。隨著成本下降和雙面率提升，背面全鈍化接觸BC電池在分布式光伏市場和地面電站市場都開始擁有突出的競爭優勢；行業開始進入BC電池組件時代。在這個時代，業內在積極探索疊層電池和光譜轉換量產技術，意圖突破晶硅電池效率天花板；這將全面解鎖光儲市場、光氫市場、BIPV市場和車載光伏市場，光伏迎來超級藍海市場。光伏發電全面進入市場化電價階段，自發自用比例高的項目將優先投資，效率更高LCOE更低的光伏技術得到進一步青睞。換電模式有望拉動光伏增長；儲能和氫能將徹底打開光伏發電空間的天花板限制，年裝機有望突破1000GW以上。全球產能分布也將發生重大變化，海外組件產能將占據一半；國內專業化電池公司，特別是BC電池公司，將迎來價值重估的機會。而中國要始終保持太陽能電池技術領先優勢，需要進一步出臺嚴格的先進電池關鍵裝備出口政策，防止技術擴散，并與海外保持一到兩代的技術差。寒冬凜冽，唯技術創新向春。而光伏制造業即將進入新的產業周期，一個注重原始創造、注重專利保護、有進入門檻的突破性創新時代，正在走來。

各省、自治區、直轄市、新疆生產建設兵團及計劃單列市交通運輸、發展改革、工業和信息化、自然資源、能源、鐵路、民航、郵政主管部門，國家電網有限公司各省、自治區、直轄市電力公司，中國南方電網有限責任公司各省、自治區電力公司：為加快建設交通強國和新型能源體系，推進交通基礎設施網與能源網融合發展，保障國家能源安全，現就推動交通運輸與能源融合發展，提出如下意見。一、總體要求以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，深入貫徹落實黨的二十大和二十屆二中、三中全會精神，堅持協同聯動、統籌謀劃、政府引導、市場主導，加快交通基礎設施清潔能源開發利用，推動交通運輸動力綠色低碳替代，強化交通運輸清潔能源保障，為積極穩妥推進交通運輸領域碳達峰碳中和，加快建設交通強國，全面建設社會主義現代化國家提供堅強支撐。到2027年，基本形成多部門協同的交通運輸與能源融合發展機制，政策法規、標準規范、技術裝備體系逐步健全。交通運輸行業電能占行業終端用能的比例達到10%。交通基礎設施沿線非化石能源發電裝機容量不低于500萬千瓦，就近就地消納比例穩步增加。新增汽車中新能源汽車占比逐年提升，交通運輸綠色燃料生產能力顯著提升。到2035年，推動交通運輸和新型能源體系全面融合互動，初步建立以清潔低碳能源消費為主、科技創新為關鍵支撐、綠色智慧節約為導向的交通運輸用能體系，交通運輸行業電能占行業終端用能比例保持高位，依托交通基礎設施開發的綠色電力以就地就近消納利用為主。純電動汽車成為新銷售車輛主流，新能源營運重卡規模化應用，交通運輸綠色燃料供應體系基本建成。二、加強交通與能源基礎設施規劃協同（一）推動交通與能源基礎設施規劃銜接互動。在國家相關規劃中，強化交通運輸領域清潔能源綜合開發利用。研究開展交通基礎設施沿線新能源資源普查。統籌清潔能源自然稟賦、用能需求、建設條件等要素，推動制定省級交通基礎設施清潔能源開發利用規劃，與國家和省級相關規劃做好銜接。（二）統籌規劃交通運輸清潔能源供應保障體系。開展公路水路充（換）電站設施網絡規劃，加強與電網規劃的協同布局，提升清潔能源就地保障水平。完善車船綠色燃料加注體系規劃，系統推動車船綠色燃料加注設施和裝備發展。開展鐵路電氣化改造規劃，推廣清潔能源供電新模式。三、優化交通基礎設施清潔能源開發管理（三）加強交通基礎設施清潔能源開發要素保障。強化用地、用海等資源保障，在符合國土空間規劃及生態環境保護要求的前提下，鼓勵利用交通基礎設施周邊未利用地和存量用地開發清潔能源。加強交通與能源基礎設施一體化設計，推動交通與能源基礎設施共享共用通道、管廊、桿塔等資源。推動各地優化完善清潔能源年度開發方案，在規劃目標、項目入庫、并網接入等方面給予交通基礎設施清潔能源開發項目支持。加強交通基礎設施沿線配電網建設，持續提升配電網供電可靠性和綜合承載能力。（四）創新交通基礎設施清潔能源開發管理模式。在交通基礎設施工程項目可行性研究中，根據項目實際增加清潔能源開發利用專章。鼓勵交通與清潔能源基礎設施同步開發、同步招商。對同一投資主體依托同一交通基礎設施建設的清潔能源開發項目，相關項目核準（備案）主管機關可以依法統一辦理核準（備案）手續。新改擴建交通基礎設施清潔能源開發利用項目，可在主體工程建設中同步辦理涉路施工許可。四、推動交通與能源基礎設施一體化建設（五）安全有序發展鐵路基礎設施清潔能源。充分利用候車樓、貨場、站房、鐵路沿線等資源，綜合考慮光環境影響和安全影響，對符合條件的既有站點進行光伏改造，建設光伏屋頂、光伏車棚。新建大型鐵路場站屋頂預留安裝光伏發電所需的基礎條件，鼓勵站場應用清潔能源。（六）全面推進公路基礎設施清潔能源開發利用。按照依法依規、宜建盡建原則，在確保安全的前提下，充分利用高速公路等公路沿線服務區、收費站、養護工區、監控中心，以及原省界收費站用地、邊坡、隧道出入口、隔離帶、互通立交、匝道圈中的土地建設清潔能源開發利用項目。積極推廣柔性輸配電、智慧調控、構網型儲能、淺層地熱利用等新技術，支持公路沿線規劃建設源網荷儲充一體化項目。在公路沿線、城市周邊區域、分撥中心等建設充（換）電站、加氣站、加氫站。推動公路沿線服務設施開展新能源汽車綠電就地直充，提升新能源汽車綠電消費比例。（七）因地制宜推進港口航道清潔能源綜合利用。結合港口碼頭、航道運河既有條件，在確保港口作業、船舶通航等安全前提下，依托港池、倉庫、防波堤等，因地制宜推廣海洋能、光伏、風電等新能源就地開發利用。鼓勵集裝箱樞紐海港報廢更新新能源清潔能源港內集裝箱卡車。依托港口設施布局建設船舶充（換）電站、加注站。（八）加快推動樞紐場站清潔能源開發利用。統籌考慮貨運樞紐、貨運堆場、客運站、公交停車場等智慧化轉型升級，以及冷鏈運輸、車輛充（換）電等用能需求，科學利用廠房屋頂、樞紐場站內土地等資源開發分布式新能源，鼓勵交通樞紐場站供冷供熱使用地熱能、空氣能等可再生能源，合理配置新型儲能、柔性制氫資源。五、推動交通與能源基礎設施高效穩定運行（九）增強交通運輸能源系統彈性。鼓勵交通基礎設施發展路域范圍內新能源就近消納，優化配置新型儲能、柔性制氫等靈活調節資源，加快新能源柔性匯集接入、智能微電網、多源轉化與多能互補、車網互動、虛擬電廠等技術裝備和新模式示范應用，提高交通基礎設施沿線配電網綜合承載能力。（十）提升交通運輸能源系統應急能力。加強交通運輸能源系統故障檢測、預警和恢復能力建設，有效提升風險災害抵御能力。探索建立基于構網型技術的綠色交通應急電力系統，逐步提高交通運輸能源供應的安全性、可靠性。在自然災害多發地區交通基礎設施沿線，建設一批集清潔能源發電、儲能、衛星通訊等功能于一體的平急兩用能源服務設施，滿足臨時安置、能源供應、物資保障、應急通訊等需求。推廣移動儲能充電車、應急移動儲能設施，做好節假日等集中充電高峰時段交通運輸能源供應保障。（十一）加強交通基礎設施網與能源網協同互動。推動建立交通基礎設施網與能源網信息交互共享機制，加強交通能源供需大數據分析預測。加快推動交通運輸能源系統深度參與電力系統運行調節。大力推廣智能化充電設施和車網互動技術，將車網互動納入電力需求側管理，與電力市場建設統籌推進。六、推廣新能源與清潔能源運輸裝備（十二）推動鐵路機車車輛綠色低碳轉型。推進高耗能、高排放機車車輛節能改造和低碳化升級，建立老舊機車車輛更新換代機制，鼓勵引導高耗能、高排放機車車輛有序退出。完善機車車輛能耗和排放監測評估體系，開展鐵路裝備碳積分管理制度研究，推進裝用新一代低排放、低油耗中高速柴油機鐵路內燃機車應用，推進電網結構薄弱地區長續航電動、氫能、混合動力等鐵路新能源機車車輛和配套供能設施規模化應用。（十三）加快推廣新能源汽車。加快推進公共領域車輛電動化，持續推進新能源車輛在城市公交、出租、郵政快遞、城市貨運配送、港口、機場等領域應用，推動國四及以下標準營運車輛淘汰更新，因地制宜推動新能源重型貨車（卡車）規模化應用，發展零排放貨運。（十四）推進綠色低碳船舶發展。報廢更新高耗能高排放老舊營運船舶，大力支持新能源清潔能源動力船舶發展。探索標準化燃料罐、箱式電源等可移動船舶設備共享共用，支持內河船舶應用光伏發電技術，積極推動電力、液化天然氣（LNG）、生物柴油、綠醇、綠氨、綠氫等清潔能源在船舶上應用。（十五）發展新能源航空器。推動新能源航空器應用推廣，加大對新能源航空器的發展支持力度。鼓勵有基礎有條件的地區布局綠色航空關鍵技術、產品方案和安全驗證等試驗基地。加快推動建立新能源航空器適航審定體系和持續適航體系。（十六）推動綠色低碳郵政快遞發展。推廣使用新能源郵政快遞配送車輛，在確保安全的前提下，加大無人機、無人車等推廣應用。積極推廣郵件快件航空運輸應用可持續航空燃料。淘汰老舊分揀設備，推進智能分揀成套設備迭代，提升分揀效率，推進設備智能化低碳化升級。七、構建安全可靠交通運輸綠色燃料體系（十七）持續提升交通運輸綠色燃料供應能力。加快突破綠色燃料生產技術瓶頸，逐步提高綠色燃料制備效率。推動建設一批綠色燃料生產基地，加快提升液化天然氣（LNG）、生物柴油、綠醇、綠氨、氫能、生物航油等供給能力。鼓勵依托交通基礎設施因地制宜開展清潔能源制氫。（十八）逐步完善交通運輸綠色燃料儲運加注網絡。統籌交通運輸裝備綠色燃料需求，積極推進重點區域綠色燃料儲運加注設施建設。在確保安全前提下，在具備條件的服務區、貨運場站、港口、機場、樞紐等建設綜合能源補給站。積極穩妥推廣多元化氫能儲運方式。八、培育現代化產業融合體系（十九）鼓勵新模式推廣及新興產業孵化。聚合分布式電源、電動汽車、充（換）電設施等資源，打造交通運輸領域虛擬電廠。引導車電分離等商業模式創新，大力發展電池資產管理、新能源運輸裝備融資租賃等新興產業，打造車—站—樁—網智慧融合產業創新平臺。推動新能源汽車與智慧能源、智能交通、智慧城市深度融合的泛汽車新型生態創新發展。（二十）推動交通運輸與能源產業補鏈強鏈。加快新型動力電池及關鍵材料、氫燃料電池、綠色燃料等產業培育，保障上游原材料零部件高質量穩定供應。推動清潔能源發電設施、新能源與清潔能源運輸裝備等產業升級，形成具有自主知識產權的技術裝備體系。積極拓展市場需求，孵化培育電池拆解回收、退役光伏組件再利用、新能源汽車后市場等產業。做強優勢產業集群，加強產業鏈上中下游跨界合作，不斷強化產業鏈供應鏈韌性。九、加大政策支持力度（二十一）完善支撐保障政策。鼓勵交通路域范圍內交通基礎設施就近消納新能源。支持交通基礎設施沿線分布式新能源發電參與市場化交易，鼓勵交通基礎設施沿線清潔能源發電項目因地制宜開展直連或簽訂多年購售電協議，促進分布式新能源就近消納。2030年前對實行兩部制電價的集中式充（換）電設施用電免收需量（容量）電費。加快電力現貨市場建設，以分時電價提升用戶參與車網互動的積極性。研究制定綠色燃料的制備支持政策。健全政府投資有效帶動社會投資體制機制，推進基礎設施競爭性領域向經營主體公平開放，規范實施政府和社會資本合作新機制。（二十二）加大資金要素支持。發揮中央資金引導帶動作用，用好地方政府專項債券、綠色信貸、綠色債券、綠色基金、科技創新和技術改造再貸款等各類資金渠道，落實新能源、清潔能源車船以及充（換）電站稅收優惠。鼓勵新能源車等通過聚合方式參與電力市場交易、綠電證書交易。（二十三）加強標準規范支撐。推進交通基礎設施清潔能源開發利用、電動重卡、氫能重卡、電動船舶、車網互動、動力電池、充（換）電站、加氫站等相關標準制定修訂，完善安全、節能、環保等標準。出臺能源補給設施與新能源船舶接口標準和通訊協議，統籌推進新能源船舶能源補給公共服務化。推進新能源船舶加注安全操作和檢查標準制定。研究出臺交通運輸綠色燃料“制儲用”標準。推動國際標準互認，促進國際標準領域合作，加快健全交通運輸綠色燃料認證體系。（二十四）推進科技創新。建立交通與能源融合技術裝備研發平臺，推動跨行業、跨部門、跨區域協同創新。加強交通運輸與能源融合領域技術創新，支持開展車網互動、智能微電網、先進智能儲能系統、清潔能源載運裝備、交通可持續燃料等關鍵核心技術攻關，推進重大原創性科學成果的突破和應用。（二十五）強化試點引領。開展交通基礎設施“啟曜”行動和“乘風”行動。結合交通強國建設、新型能源體系、燃料電池汽車、車網互動、智能微電網等工作，組織開展一批交通運輸與能源融合發展創新項目建設。依托西部陸海新通道、疆煤外運通道、國家高速公路主線擴容改造等重大工程，打造（近）零排放運輸通道樣板。在丹江口庫區、長三角等地區打造區域性船舶電動化先行區。建設一批（近）零碳服務區、港口等重點工程。十、加強組織實施各有關單位要加強謀劃部署，壓實工作責任，健全長效機制，結合實際切實抓好本意見貫徹落實。完善交通運輸與能源融合發展協調機制，加強跨部門合作，強化督促指導，形成工作合力。加強宣傳培訓，搭建跨領域宣傳展示平臺，加強國際交流合作，促進經驗分享互鑒，營造良好氛圍。

隨著“雙碳”戰略的深入推進，各行業在能源結構上的低碳、綠色轉型發展形成共識，高速公路行業通過路域光伏建設，進一步盤活閑置屋頂、邊坡等土地及空間要素資源，逐步推動了高速公路光伏產業發展格局，一方面促進路企在路衍經濟方向上快速形成突破，另一方面，解決了目前光伏建設用地資源匱乏等問題，從規模體量上實現了跨越跨界融合的新范例。然而，當前這種新興的產業模式，基于試點實踐復盤，也面臨著一些隱性的問題和挑戰。綜上所述，本文針對高速公路路域光伏開發及信息化應用進行了系統的梳理分析，以期為行業發展提供參考。高速公路光伏建設現狀目前，光伏建設主要涉及分布式光伏和集中式光伏，考慮高速公路屬性下閑置空間/土地類型、屬性以及面積等因素，本文以分布式光伏為主，對高速公路光伏建設及信息化應用進行系統分析。（一） 建設歷程高速公路光伏建設始于 20 世紀末，早期受技術和經濟限制發展緩慢，主要用于小規模電力需求。2000 年初，技術進步和成本降低推動其在高速公路領域的應用，如繞城高速路燈照明及道路監控系統供電。近年來，在政策引導下，隨光伏組件成本降低及穩定性的提升，高速公路分布式光伏建設得到更廣泛關注和推廣，光伏電力系統在高速公路領域的應用已經延伸至服務區、收費站屋頂、邊坡及閑置土地等，不僅保障了高速公路運營維護的電力供應，也為日常辦公和隧道照明等設施提供了可靠的電力支持。未來，光伏發電系統將成為推動高速公路信息化可持續發展和智能化升級的有效途徑。一是結合先進儲能技術，為高速公路路域新能源汽車充電樁提供穩定、高效的能源支持；二是與高速公路景觀進行融合，打造出具有區域或民族特色的景觀視覺效果，提升高速公路的整體形象；三是利用光伏設施進行植被修復或生態修復工作，改善高速公路路域環境生態。（二）政策導向目前，我國針對高速公路光伏建設出臺了多項政策，鼓勵在交通樞紐及公路、鐵路等沿線合理開發光伏發電項目，為促進可再生能源的利用，減少對傳統能源的依賴，并推動交通信息化建設的可持續發展。相關政策要求光伏發電項目在高速公路上進行合理的布局，在節約光伏利用空間的情況下保障光伏發電為交通信息化提供安全、穩定、可靠的電力支持。1.國家政策國家層面，國務院及各部委指出政府要促進光伏與交通領域的融合發展，推進綠色低碳交通基礎設施建設，重點在高速公路、港口碼頭等地建設分布式新能源項目，形成示范及推廣應用。2. 地方政策地方層面，通過出臺一系列政策為引導，試點推進“零碳”高速公路服務區，各地方政府紛紛響應，支持鼓勵企業在服務區、停車場、加油站等區域實施節能技術改造，布局光伏發電及儲能設施。3.建設成果2011年，意大利建成了世界上首條使用光伏發電的高速公路。相比而言，國內建設較晚，但高速公路路域光伏建設近年來在政策驅動下，在不同省份取得了階段性成果；其中，從體量和標準上來看，山東省已處于領先的地位，2023年11月，山東省市場監督管理局公布的《山東省高水平標準化基礎項目表2022》中山東高速集團制定了地方標準《高速公路邊坡光伏發電工程技術規范》（DB37/T 4516-2022）。其大規模的高速公路光伏建設不僅提升了高速公路的綠色能源供應，更在技術應用與創新方面為其他省份提供了寶貴的經驗。從技術研發與創新能力上來看，國內的其他省份在新型光伏材料與技術方面的研發取得了顯著進展，大幅提升了光伏組件的發電效率。如江蘇省2022年組件產量達到127.58GW，占全國產量的44.1%，且新型光伏組件發電效率已經達到了25%以上，廣泛運用于高速公路光伏建設，保證了交通智能信息化建設能源供應的安全、穩定、高效。高速公路光伏建設特征（一） 安裝位置基于路域環境的特殊屬性，在高速公路光伏建設中，由于安裝位置不同而造成的建設差異具體如下。（1）閑置土地及互通圈高速公路閑置土地及互通圈在選擇用地時，必須遵守土地合規性規定，確保不侵占基本農田。在建設過程中，應根據當地光照情況，選擇最佳傾角并朝向南側進行光伏組件安裝。（2）服務區、收費站屋頂及車棚屋頂光伏發電系統的建設受屋頂類型的影響，根據屋頂類型，支架的安裝方式有一定差異，具體如下。琉璃瓦屋頂光伏支架的固定裝置無法直接打孔，須安裝在琉璃瓦下方的支撐上。但個別企業琉璃瓦下方存在防水隔熱層，須在安裝好固定裝置后將琉璃瓦修復。（3）隧道口、邊坡需從電網接入入手，根據接入方案對高速公路隧道口、邊坡光伏建設進行規劃。隧道口的棚洞上安裝光伏可有效解決高速公路隧道“黑白洞效應”，進一步提高車輛行駛安全性。設備選型方面，宜選用大跨度柔性支架以及低反光無眩光、具有自清潔功能的輕質柔性組件。（二）核心技術及設備從核心技術角度來看，主要包括：光伏組件選型、系統設計、并網技術、儲能技術、智能監控技術等。從核心設備來看，主要包括：光伏組件、匯流箱、逆變器、線纜、變壓器、監控系統等，光伏發電“自發自用、余電上網”模式的建設圖如下。（1）光伏組件利用半導體光生伏特效應，實現能源轉換（太陽能轉換為電能）。晶澳、隆基和晶科能源等為市場上主流的光伏組件品牌。（2）匯流箱將組件產生的直流電通過并聯方式匯集后輸入到逆變器進行交流轉變。匯流箱在整個發電系統中起匯集、分流、保護電流，并監測和測試電流以及環境溫度和濕度等作用。主流的品牌有：阿特斯、陽光電源、施耐德、科士達等。（3）逆變器具備相關的電流檢測保護功能，將匯流箱輸入的直流電轉換為交流電輸送到本地負載或電網。在高速公路光伏建設模式中，為契合高速公路機電維護等相關工作，逆變器采用組串式逆變器，發揮其體積小、結構簡單、維護方便等優勢。市場上主流的逆變器品牌有：華為、陽光電源、Curywat等系列產品生產制造商。（4）監控數據采集系統監控數據采集系統為目前光伏智能運維系統的一部分，主要作用是采集光伏組件的發電參數以及發出故障報警信息，通過計算機或云平臺監控和管理逆變器運行狀態。目前國內主要有陽光新能源開發股份有限公司、深圳市英威騰電氣股份有限公司等光伏智能運維服務供應商。（5）變壓器變壓器是用以改變交流電壓或電流幅度的電力設備。在光伏發電系統中，變壓器通過升降壓功能，實現光伏電站電能的輸送、配電和電網接入等功能。在建設前期需考察變壓器額定容量，一般光伏總裝機容量不得超過變壓器總額定容量的80%。市場上主流的變壓器品牌包括：西門子、施耐德、特變電工等。（三） 開發流程高速公路光伏建設開發流程涵蓋了從前期考察到并網驗收的全過程，包括運營企業考察、現場實地踏勘、資料收集、技術方案測算、項目備案與報裝以及項目施工與并網驗收。這一系統性工作確保了光伏建設的可行性和經濟效益，為高速公路提供綠色、穩定的電力支持，推動能源轉型及信息化建設可持續發展。（四） 投資成本分析光伏電站的投資成本分析可為投資人決策做基礎，降低投資風險，提高投資收益，其具體投資成本明細如下。根據目前光伏建設市場分析，可根據光伏支架的類型將成本價格分為3類，分別為“平單軸、固定可調、固定式”，具體建設成本明細（參考）如下。（五） 收益測算光伏項目收益率測算首先應進行裝機容量測算，再通過Meteonorm軟件進行光照小時數查詢，最后通過查詢企業連續12個月的電費單明細，得出光伏電力自發自用比例，最后測算項目的收益率，具體流程如下圖。（1）裝機容量測算經過現場實地踏勘后，通過衛星地圖軟件以及無人機航拍情況，得出現場的理論可利用面積。后續設計院根據用戶方提供的圖紙（電氣、建筑等），基于理論裝機容量，結合實際計算實際裝機容量大小。（2）光照小時數測算明確項目所在地位置（經緯度），根據Meteonorm軟件數據查詢年均水平面總輻射量、日照小時數。如下圖為全年輻照數據，右圖為月平均日照小時數。（3）發電量測算光伏電站發電量須根據系統裝機容量、標準光照小時數和系統轉換效率等計算得出，計算公式如下。據產業相關規定，組件的首年衰減在2%以下，此后每年不超過1%，25年內衰減在20%以下。因此，根據組件第一年衰減為1%，之后歷年衰減值取0.6%，預估25年逐年發電量的計算公式如下。（4）自發自用比例測算根據企業連續12月的用電明細（一般查詢電費單）、光伏系統裝機容量、光伏系統綜合效率計算出企業的綜合電價與自發自用比例。（5）收益率測算結合總裝機容量、Meteonorm軟件數據查詢的總光照小時數、自發自用比例以及工商業電價（電網公司電價）確定給予業主的電價折扣，最終將其數據填入各自企業的收益率測算模板中得出項目的內部總投資收益率。（六）建設模式高速公路光伏項目的建設模式主要有企業自主建設與引進投資方兩種模式，這兩種模式在考慮因素上各有側重，具體情況如下。通過對引進投資方中的三種合作方式的分析，“收取租金”僅適合用電量小的高速公路運營企業；另兩種合作方式則不限于企業用電量大小，重點在于對租金和電費折扣之間的權衡對比，且優先選用“自發自用，余電上網”的用電模式。以上合作模式中涉及的租金由合作雙方進行協商規定，電費折扣須由投資方根據當地脫硫煤電價及企業電費單進行測算制定。幾點問題謅議（一） 開發建設合規性問題高速公路光伏建設在推動企業能源轉型及助力交通信息化建設的同時，在實際應用中，也存在一些建設合規性問題需進一步探討和分析。1.土地合規性（1）光伏用地合規目前，光伏建設用地的合規性政策不斷演變，對投資人的決策產生了直接的影響，這一政策變化不僅僅是法規的調整，更重要的是市場趨勢的指引，為投資人提供了明確的方向和決策依據。通過以上政策演變可以看出，在高速公路互通圈、邊坡等閑置土地上建設分布式光伏僅需要申請光伏發電站用地指標，并且在建設過程中光伏方陣用地可以租賃方式獲取，但不能涉及基本農田。（2）高速公路建設用地合規高速公路建設用地合規包括：土地使用權屬合規、土地利用規劃合規、土地征收程序合規、土地環保合規、土地安全合規等。國家自然資源部門和農業農村部門要求禁止占用基本農田，如果必須占用基本農田，按照法定程序，需經國務院批準后進行補償、補劃。雖然光伏項目大多利用高速公路紅線范圍內的邊坡、服務區、收費站等建設用地，但對于坡道立交區域、隧道口上方的山坡、棄土場等地的用地性質可能更為復雜，確保這些場景的用地合規尤為重要。2.建筑合規性投資方獲取屋頂光伏經營權的方式一般有兩種，包括租賃業主屋頂或無償使用模式。然而，租賃合同期限超過20年的部分存在無效的風險，且可能存在因建設工程規劃許可證瑕疵致使合同無效的情形。因此，投資方需關注服務區、收費站等屋頂光伏的建筑物產權合規風險。3.運營時間高速公路的運營期通常為20—30年，而光伏項目建成后運營期約為25年左右，對于已經進入運營期的高速公路項目，投資人應重點注意運營期的匹配問題，以避免未來的履約風險。4.項目備案高速公路光伏建設應具備合法的建設手續，包括但不限于項目備案、規劃許可證、施工許可證等。現在多數項目備案都是通過各省的“投資項目在線審批監管平臺”進行線上辦理，就多個地址開發的分布式光伏項目是否能夠并軌進行整體備案的問題，目前尚未給出明確方案。在實際的光伏項目備案過程中，各個地區備案流程有所差異，投資人可根據當地分布式光伏的管理規定，按具體要求進行辦理。5.標準問題高速公路光伏建設的環境條件較為復雜（交通流量、車速、氣候條件以及對道路安全的要求等），使得光伏建設總體標準用于高速公路光伏建設可能會出現一些不適用的情況。此外，我國在高速公路光伏建設方面的標準制定還不夠完善，如四川省路橋建設集團制定的《四川高速公路分布式光伏設計準則》、山東省市場監督管理局發布的《高速公路邊坡發電工程技術規范》及江蘇交通控股有限公司印發的《高速公路光伏發電技術規范》等，這將導致部分地區無標準可依。因此，投資人應大量考察現有標準，明確標準的可行性，確保高速公路光伏建設的質量和安全。（二）侵權問題1.交通事故（1）組件撞擊在高速公路交通事故時，事故車輛可能會撞擊到邊坡或隔離帶的光伏組件，從而產生二次傷害，那么高速公路的運營主體可能會面臨是否有過錯以及是否需要承擔責任的詢問。此外，交通事故的責任方如何賠償光伏設備損毀的損失，損失的范圍和金額如何計算，都將成為潛在的法律問題。（2）組件反光在高速公路光伏建設項目中，高速公路運營主體應考慮并解決光伏組件的反光對行車安全的影響，若因組件反光造成安全事故，法律責任將根據實際情況進行判斷。因此，投資人應做出合理的預防措施，確保行車安全。（3）滑坡與組件脫落在某些情況下，如因邊坡光伏的建設造成的滑坡、組件的垮塌或脫落造成交通事故，責任如何劃分，是否可以因不可抗力免責，以及如何舉證等問題，也需要得到妥善的法律解答。2.隱患問題（1）儲能系統漏液對于高速公路運營主體，由于儲能設備中含有大量電解液和金屬氧化物電極材料，發生漏液時，這些化學物質進入土壤或地下水源，會對生態系統及路域居民健康造成負面影響，降低運營企業高速公路的環評、水評等評估結果，給企業帶來聲譽和經濟損失。（2）雷擊風險高速公路光伏系統中的電氣設備和電纜如果沒有采取適當的避雷措施，可能遭受雷擊，導致設備損壞或系統故障。且電纜敷設如果不合理貨收到損壞，可能導致電纜外漏，增加觸電風險。（3）盜竊和破壞光伏系統中的組件、電纜和其他電力設備若因管理不當造成大面積失竊或破壞，將給運營主體帶來巨額的經濟損失。隨著光伏和交通信息化領域的深入融合，類似問題可能會逐漸產生。對于光伏項目的投資開發主體而言，可考慮在施工和運維合同中設定相應的追償或索賠條款，通過保險購買來分擔風險，履行安全警示告知職責，強化應急安全管理措施，以此降低運營及經濟損失風險。（三） 生態環境問題在高速公路的閑置土地上建設光伏系統，需重點考慮對生態環境所造成的負面影響，通過科學規劃和管理、生態補償和修復等措施促進清潔能源發展。光伏建設對生態環境產生的影響需從多個角度進行考慮。具體有以下幾點：（1）土地資源：光伏列陣的排布需要大量的土地，在一定程度上會對當地的土地利用產生不良影響，很大可能會涉及農業用地和自然生態環境的保護問題。（2）水資源：光伏電站在工作過程中需要一定量的水資源，如太陽能光伏板表面積累的灰塵需定期清洗，會對當地的水資源造成一定的影響。（3）植被破壞：光伏電站建設過程中，有時需要砍伐或遷移原有的植被，使得該地區植被結構和生態系統發生改變。（4）野生動物：光伏建設區域的劃分可能會對當地野生動物棲息和遷徙環境造成一定干擾，嚴重的可能會導致生態環境失衡和生物多樣性喪失。（5）垃圾排放：廢棄的光伏組件及儲能電池若未采取有效的回收利用措施，可能會對當地土壤或水資源造成一定的污染。針對以上光伏發電系統對生態環境的各種影響，高速公路運營主體必須充分認識后果的嚴重性，并采取有效措施減輕對環境的不良影響。如設置生態走廊保護野生動物的遷徙；對必須砍伐的樹木，施工前進行移植，減少破壞原生植被的現象；實施生態補償措施（種植樹木、恢復濕地等），對因工程受損的生態環境進行補償。（四） 路衍經濟深化拓展問題1.碳市場下的綠證交易根據2023年10月24日生態環境部發布的《溫室氣體自愿減排項目方法學 造林碳匯（CCER-14-001-V01）》等四項方法學通知，光伏項目尚未具體出具CCER項目方法學。但根據碳市場調研，光伏發電項目可申請國家核發的“綠色電力證書”，并在平臺進行交易。一張綠證對應1000kWh電力，2023年1-8月交易價格為30-50元/張，平均42.2元/張，且抵消范圍只用于抵消外購電力的排放。2.光伏組件資源回收光伏發電系統服役時間有限，最長為25年，期滿后需更換或拆除光伏組件。光伏組件中含有電子廢棄物中的毒害危險物質，在法律上屬于電子類危險廢物，對其進行資源回收是我國光伏產業發展的必然趨勢，也是消解光伏產業快速發展中潛在環境風險的必然要求。在高速公路光伏建設下，光伏組件的回收還可為高速公路運營企業信息化發展提供新的業態轉型與發展方向。高速公路運營企業可在沿線建設回收廠房，吸引光伏組件制造商或其他相關企業入駐，共同開展光伏組件回收利用處理，積極響應企業可持續發展戰略，提升企業形象；同時，高速公路運營企業可利用自身物流優勢進行生產和銷售光伏組件，引領企業業態創新變革。3.創新商業模式高速公路運營主體可以積極探索光伏與交通、物流、旅游等產業的融合發展，創新商業模式，實現多元化經營，提高經濟效益和社會價值。（1）與物流企業合作：構建綠色物流體系，推廣使用光伏汽車、電動汽車等綠色運輸工具，促進物流運輸的綠色化和低碳化。（2）能源銷售：利用分布式光伏發電系統產生的多余電力，以當地脫硫煤電價銷售給電網公司，實現額外收入來源。（3）文化、商業、旅游一體化建設：與旅游企業合作，利用光伏技術打造特色光伏旅游景區，充分展現當地的文化、商業和旅游等資源，吸引更多游客和消費者，實現社會大眾的美好出行。（4）開展聯合經營：通過分布式光伏所提供的綠色能源，與周邊商家、景區、酒店等開展聯合經營，共享客戶資源，提供一體化的服務，提升商業價值。4.信息化建設賦能目前，高速公路收費的無人化、綠色化、集約化、智慧化是主流，也是技術的發展趨勢。光伏作為綠色清潔能源支撐，通過一體化設計，可以有效推動高速公路收費運管的信息化。例如：一是高大邊坡監測、特大橋梁結構監測或局部區域氣象監測的主備用能源供給；二是在收費系統云化、收費窄島化以及收費車道設備集約化后，可以通過收費雨棚、收費站區屋頂等分布式光伏，為上述系統進行主電源供電，節約電費支出；三是局部團霧明顯或易結冰雨雪地方，為應急自動噴灑裝置、前端感知報警系統、光伏預警道釘、防護欄碰撞報警裝置提供能量供應；四是配合ETC車道、無人收費車道等技術的實現，手持終端特情處理移動化的情況下，終端設備的光伏用電。結論和建議近年來在國家戰略支持、產業政策引導和市場需求驅動的共同作用下，光伏發電技術進步、儲能產業發展、電能消費需求增加，我國新型電力系統的逐步完善，新能源已逐步成為發電量增量主體。因此，應該充分利用分布式太陽能光伏發電系統作為供電方式，將高速公路信息化建設推向新發展階段。上文通過對高速公路光伏建設現狀的深入分析，從多維度、多方位立體剖析所面臨的創新與挑戰，結合信息化應用，得出以下結論和建議。一是對高速公路光伏建設相關政策進行解讀。在國家提出“雙碳”政策后，國家及各地方政府陸續出臺了一系列鼓勵和推動高速公路光伏建設發展的政策，投資人可以以相關政策為引導，積極推動交通智能信息化能源轉型。二是對高速公路光伏建設特征的分析。結合我國已有的建設成果，應重點考慮建設地特征、前期收益測算以及相關設備選型等方面，從而降低建設投資成本及風險，為企業降本增效。三是對高速公路光伏建設幾點問題謅議的分析。投資人應從建設合規性、建設及運營侵權問題、生態環境問題及路演經濟拓展等方面進行綜合考慮，確保光伏發電系統穩定運營的同時采取有效措施減輕對環境的負面影響；以光伏作為綠色清潔能源支撐，創新商業模式，提升企業形象和經濟價值，有效推動高速公路收費運管的信息化，以應對未來挑戰。

分布式光伏賽道再掀狂潮！國家能源局新政剛落地，廣東、湖北、寧夏等省份已率先亮劍，政策細則直擊消納、備案、補貼三大痛點！從廣東的“整縣開發”到寧夏的“儲能強制配建”，從河南的“千家萬戶沐光”到四川的“水光互補”，一場省級光伏政策卡位戰已打響！本文獨家梳理五省政策核心差異，拆解實操雷區與紅利，助你精準踩中政策風口！01 國家新政核心 1.分類管理精細化 將分布式光伏細分為自然人戶用、非自然人戶用、一般工商業、大型工商業四類，每類對應不同裝機容量、接入電壓等級及上網模式。例如，大型工商業分布式需與用戶同一法人主體，且總裝機容量最高可達50MW（110kV接入）。2.消納與電網接入升級 明確要求電網企業落實“可觀、可測、可調、可控”技術要求，存量項目需改造升級以適配電網調度。同時，消納困難區域允許配建儲能或升壓接入，緩解“大機小網”矛盾。3.備案管理松綁 非自然人項目不得以自然人名義備案，已備案的存量項目可維持原主體；打破地方強制設立分公司的限制，允許跨區域備案。注：2025年5月1日前并網的老項目仍按原政策執行，存量項目抓緊窗口期！4.綠證交易與市場化參與 建檔立卡項目可核發綠證，上網電量可交易。大型工商業分布式在電力現貨市場地區可參與余電上網，但需繳納輸配電費及政府性基金。02 各地政策要點 一、廣東：整縣推進+鄉村振興，屋頂資源爭奪白熱化1.整縣開發標桿： 河源、東源、龍川等試點區域，要求2025年分布式光伏裝機達200萬千瓦，新建公共機構屋頂覆蓋率超50%。2.嚴禁強制捆綁： 禁止地方政府要求企業配套產業或繳納高額保證金，降低民營企業準入門檻。3.農村模式創新： 推行“公司+鎮村+農戶”合作機制，農戶以屋頂資源入股享受分紅，解決產權分散難題。4.消納預警機制： 按季度發布電網可開放容量，紅區暫停備案，倒逼企業布局綠區。?政策紅利： 整縣資源打包開發企業優先受益，農村分布式項目備案周期縮短30%！二、湖北：嚴控消納+市場化交易，工商業光伏玩家必看1.消納掛鉤指標： 無省級年度指標的項目不得開工，優先保障高自用比例工商業項目56。2.現貨市場試點： 武漢、襄陽等地區允許大型工商業分布式余電參與現貨交易，電價峰谷差套利空間擴大。3.“四可”技術強制： 新建項目需滿足“可觀、可測、可調、可控”要求，存量項目限期改造，否則面臨限電風險。4.合規紅線： 嚴查跨區域“拼湊式”備案，要求用戶與項目在同一用地紅線內，違者清退。?風險提示： 未取得年度指標的項目可能面臨“建而不批”，工商業用戶需提前鎖定用電負荷！三、寧夏：儲能配建+綠電直供，西北光伏大基地的分布式突圍1.儲能強制配比： 消納困難區域要求分布式光伏按裝機10%、2小時配置儲能，優先支持“光伏+儲能”一體化項目。2.綠電專線直供： 允許工業園區內分布式項目通過專線直供用戶，免繳部分輸配電費，但需承擔政府性基金。3.農業光伏松綁： 農業大棚、禽舍棚頂項目豁免競配指標，但需確保農業主業用地占比超70%。4.電網改造提速： 配電網投資向分布式高滲透區域傾斜，2025年前完成銀川、吳忠等重點城市電網升級。?機遇洞察： 儲能廠商和工業園區運營商合作模式將成主流，綠電溢價收益或達8%-12%！四、河南：農村分布式+電網升級，“千家萬戶沐光”加速落地1.備案綠色通道： 農村戶用光伏實行“村級集中代理備案”，農戶僅需提供產權證明，流程壓縮至5個工作日。2.電網兜底消納： 國網河南電力承諾農村分布式項目“應接盡接”，2025年前完成全省80%縣域電網智能化改造。3.扶貧融合模式： 脫貧縣優先推廣“光伏+養殖”項目，允許村級電站收益用于集體經濟分紅。4.合規嚴打： 嚴查“假戶用真工商業”項目，非自然人投資必須由企業主體備案，違者取消補貼資格。?實操建議： 重點布局豫東、豫南等光照資源優、電網承載力強的縣域，避開豫北工業密集區！五、四川：水光互補+峰谷電價，西南分布式新藍海1.水光協同消納： 攀枝花、涼山等水電富集區，允許分布式光伏與水電打捆參與跨省交易，優先保障外送通道。2.峰谷電價紅利： 工商業分布式自發自用部分可享受0.7元/度的峰時段電價，較基準電價上浮40%。3.山地光伏創新： 放寬坡地分布式項目用地限制，坡度25°以下荒坡可建設，需配套生態修復措施。4.虛擬電廠試點： 成都、綿陽鼓勵分布式光伏接入虛擬電廠平臺，聚合資源參與需求側響應，獲取輔助服務收益。?風險預警：山地項目需額外關注地質災害評估，未通過環評將面臨高額罰款！03 發展趨勢 1.消納為王：廣東、湖北嚴控承載力紅區，倒逼企業配儲或布局低滲透區域。2.備案合規化：河南、四川強化主體審查，跨區域“擦邊球”備案時代終結。3.收益多元化：寧夏綠電直供、湖北現貨交易、四川虛擬電廠等新模式打開利潤天花板。