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隆基绿能积极响应国家“一带一路”倡议，致力于与发展中国家开展南南合作，共同应对气候变化挑战。在南南合作领域，隆基绿能在阿塞拜疆的戈布斯坦区成功打造了首个大型光伏项目。该项目采用了隆基绿能的高效单晶光伏产品，成为当地规模最大的光伏电站，单体装机规模高达313MWdc(交流侧230MW)，总占地面积约为550万平方米。自2023年10月26日并网发电以来开云入口，该电站的年发电量已达到5亿千瓦时，可满足当地11万个家庭的用电需求，并每年减少二氧化碳排放超过20万吨，对阿塞拜疆的能源结构性调整产生了积极而深远的影响。这一项目不仅充分展示了隆基绿能在光伏领域的先进技术实力，也体现了中国企业在“一带一路”沿线国家绿色发展中的责任与担当。
如今，隆基绿能正在通过“绿电+绿氢”的科技双擎驱动，推动一个更加清洁、高效、可持续的能源体系早日到来，为全球能源转型与碳中和目标的实现提供有力支撑。张海濛介绍，“隆基氢能在助力绿氢发展的过程中付出了坚实的努力，已在全球范围交付超过350MW的项目，并签约超过500MW的项目。我们积极冲在应对气候问题的前线，致力于推动能源革命，为人类创造和生产具有经济竞争力的‘绿色分子’，助力工业生产环节完成深度脱碳的任务。”
在石油炼化、合成氨、冶金、交通等领域，隆基绿能的绿氢技术都取得了不俗的成绩，特别是在中国首个万吨级绿氢炼化项目和全球最大绿氢制绿氨项目中，隆基制造的制氢电解槽展现出了安全、可靠与稳定的优异性能。张海濛在边会活动中表示，隆基绿能将继续深化与阿塞拜疆等发展中国家的合作，共同应对气候变化挑战，推动全球能源公平和可持续发展。
目前，光伏已成为成本最低的电力能源，但仍有许多用能和工业场景无法电气化，需要绿氢、绿醇或绿氨等“绿色分子”来实现减排。然而，目前全世界对于“绿色分子”的标准和定义仍不明确。以绿氢在钢铁行业的应用为例，灰氢的生产成本远低于绿氢，且由于产品标准和认证的缺失，钢铁企业在面临减排任务时，很难向市场证明自身产品使用了绿氢，导致绿色溢价的奖励措施与碳税的惩罚措施无法形成闭环，低碳产品难以与高碳产品竞争。因此，大多数企业很难基于经济性去自发支持绿氢的推广。
“绿氨的推广也面临类似问题。在煤电掺绿氨实现减排的尝试中，由于绿氨认证缺乏国际通行标准，煤电企业也无法有效转移灰氨与绿氨之间的成本差，因此同样缺乏尝试的动力。因此，建立‘绿色分子’的国际标准与认证体系迫在眉睫。”张海濛强调，大多地区性标准对于绿电的判定仍停留在所在国平均电力排放因子的层面，这不利于积极尝试使用绿电的企业。即使个体企业在具体项目中提高了绿电的使用比例，仍无法摆脱所在国别的平均水平。因此，如果无法做到更精确的识别和认证，并给予绿电使用者正确的奖励，那么依靠碳排放定价来推动能源转型的设想将很难实现。
关于绿色转型中的资金支持问题，张海濛有这更为深刻的见解，“如果仅依靠发达国家向发展中国家做转移支付，这一目标将难以实现。我们应该找到更符合商业逻辑的方式，撬动大量已存在于市场中的资金，如银行贷款、绿色债券等。隆基结合实践发现，很多具有优质风光资源优势的‘绿色分子’项目，因地处欠发达国家，金融机构对‘国别风险’的考量拉高了整体项目的资金成本”。张海濛说：“在欧洲国家建设绿氢项目的资金成本一般在8%以下，而在新能源成本很低的非洲，资金成本可能在15%以上，这极大提高了融资难度”。
“当前我们正处于全球能源转型的关键时期。受制于自然资源条件、经济发展水平、能源技术水平、地缘政治差异等多重因素，不同国家和地区的能源供给不平衡现象仍在不断加剧。能源仍然是限制很多地区经济发展的重要瓶颈”。张海濛表示，只有满足了生活与生产的基本能源供给，才能彻底改变这些贫困地区人口的生活质量，促进当地的经济发展。另一方面，全球石化能源资源分布不均衡与可负担性有限，也严重制约了全球范围内能源公平的实现。
在这一背景下，隆基绿能在BC(Back-Contact)背接触太阳能技术方面的创新成果在COP29上引起了广泛关注。“许多国家从能源安全和经济发展的角度出发，对于光伏产业的本土化发展都有着强烈诉求，隆基尊重和理解这样的诉求，因此在很多国家的投资都选择与本地伙伴合作，而且让出大股东身份，目的是与本地合作伙伴做到利益共生，责任共担，共同推进在地的能源转型开云入口，培养当地的光伏产业基础。”张海濛介绍，隆基绿能已经通过技术授权和股权合作等多种模式，加快了BC产能的建设步伐，以满足市场对BC系列产品的迫切需求。
今年，隆基绿能HPBC2.0技术平台的量产效率已突破26.6%，成为全球量产效率最高的电池技术。这一技术的推广与应用，将极大提升光伏发电的效率和可靠性，为全球能源公平与可持续发展提供强有力的支持。同时，隆基绿能还与联合国难民署等国际组织开展合作，利用BC技术为难民等弱势群体提供电力支持，帮助他们改善生活条件，提升生活质量。
与此同时，隆基绿能致力于通过光伏科技加深与发展中国家开展南南合作，共同应对气候变化挑战并推动能源公平的广泛实践。在南非，隆基绿能向阿奎拉野生动物保护基地捐赠了一批光伏组件，为保护区提供了日常电力和夜间照明，并为野生动物提供了清洁水源。这一举措不仅显著改善了保护区的生态环境，还大幅提升了野生动物的生存质量，充分展现了隆基绿能在生物多样性保护方面的积极贡献。
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约定之后，成果如何？第一财经记者梳理发现，近期部分项目低价竞标的情况有所改观，但是仍有一些领域还在延续低价竞争的趋势。中关村储能产业技术联盟报告显示，今年上半年储能系统中标均价相对稳定，但进入到三季度，中标均价达到历史新低0.58元/Wh。不过，公开资料也显示，近期国内多个风电和光伏的项目招标价格正在企稳或回暖。
国内某头部储能厂商创始人王琛(化名)在接受第一财经记者采访时表示，断言这些迹象能否成为众多新能源厂商翘首以盼、改变命运的“拐点”，或许为时尚早。但值得庆幸的是，开发商的招投标环节已经成为全产业链统筹考虑的焦点，以价格主导的习惯正在被动摇，以及电力市场改革有序推进，这些因素将为新能源从“价格竞争”转向“价值竞争”打下可观的基础。
11月6日，工信部发布的《新型储能制造业高质量发展行动方案(征求意见稿)》提出，到2027年，要实现我国新型储能制造业全链条国际竞争优势凸显，优势企业梯队进一步壮大，产业创新力和综合竞争力显著提升。高安全、高可靠、高能效、长寿命、经济可行的新型储能产品供给能力持续提升。新型储能系统能量转化效率显著提升，热滥用和过充电不起火、不爆炸，实现新型储能电站电池模块级精准消防，保障全生命周期使用的安全可控。
尽管文件尚未正式出台，但多项政策释放的信息已经明确。一位曾参与有关政策前期座谈的企业家告诉第一财经记者，管理部门对于储能产品和行业的认识经历了一段时间的成长，从早先的模糊到当下的明确。从上述政策呈现的结果来看，安全和可靠无疑被摆在了非常靠前的位置。“这几年事故频率有点多，以价格换质量的交易取向很难再延续了”。
第一财经从业内人士处获悉，近期某央企针对其拟招标的储能项目修改了评标办法，将技术评标权重、价格评标权重从原来的50%、45%，分别调整为55%、40%。修改后，评标基准价变更为，有效投标人数量超过五个(不含五个)时，以有效投标人评标价算术平均值下浮5%作为评标价基准值；当有效投标人数量未超过五个(含五个)时开云入口，以有效投标人中的最低评标价为评标基准价。
“去年有个企业在西南地区同一个时间点投了五个电站，其中一个电站用的就是我们的解决方案，今年电站的持有者在做集团的框采(框架协议采购)的时候，我们就顺利入围了。我们自己复盘认为，这既是因为随着电站运营使用，技术的差异化部分有明显的反馈，也是因为目前国内对于电站的安全要求标准在不断抬高。”王琛分析说。
如果要解决这个问题，就不得不回到现象的本质。业界存在三种主流观点：一是认为这是产能过剩的背景下，众多厂商为了占领市场或消化产能而抢夺订单的结果；二是认为受一些央国企招投标中惯用的“最低价中标”规则影响，所以价格成为竞争的最大方向；三是认为以储能为代表的部分新能源产品，盈利模式不清晰，强制配置建而不用也就无所谓品质之说。
第一财经记者注意到，近期已有多个新能源招标项目非最低价中标，某种程度上说明一些企业正努力在质量和服务等环节拉开差异，并得到了招标方的认可。比如，布尔津100万千瓦风电项目风力发电机组(含塔筒、锚栓等)及附属服务项目，第一中标候选人为东方电气开云入口，投标报价为23.7571亿元，第二中标人金风科技的投标报价为23.5028亿元。
此外，也有行业人士对记者表示，由于风光储的投资逻辑是“新基建”开云入口，开发商以央国企居多，一些开发商领导避嫌、省事的心理，也是招投标中选择最低价中标方式或者将价格比例调至很高的主要原因之一。“一般一个任期是三到五年，如果项目出了事查起来，选择价格低的中标人至少看起来是无话可说的，但是如果不是价格最低的可能就会有一些嫌疑。所以只要眼下项目不出事，质量次点但是价格最低也可以接受。”
对此，李锦表示，这在一定程度上反映了某些央国企投资决策短期化的问题，解决这一问题需要更多机制上的改革和落实，比如建立中长期的考核机制、采取终身负责制等。开发商不仅要关心项目初期的投资回报率，更要形成顾全项目全生命周期的投资理念。“只顾眼前，不管今后”的投资方式对于项目、新能源厂商和社会而言都是一种伤害。
改变需要多方的努力。多家行业协会就“反内卷”发声以后，有从业者感受到了行业自律的暖意，也有从业者认为声明能起到的效果或许有限。“由一些行业协会发起的公约缺乏强制约束力，此前行业内也有类似的宣言，但是形式本身似乎大于实际影响开云入口，同时协会本身也会受到来自不同企业和不同方面的复杂影响，很难期待它成为一个完全中立客观的主体。如果由政府出面成立组织管理机构，或许才会具备更强的影响力，但目前我还没有听说这样的机构存在。”一位行业人士对记者称。
对比风电和光伏的价格战，除了结构性产能过剩和招投标规则取向的共性以外，储能更为特殊的一点在于，储能本身并不能是发电的电源，其价值体现作为发电高峰时储存电量、发电低谷时送出电量的载体，但是谁应为此支付较高的充放电成本，目前缺乏成熟的商业闭环。这意味着，许多风电和光伏项目配置储能产品逻辑在于“符合要求，有就行了”，而不愿为品质更优质的商品支付溢价。
华北电力大学教授王永利对第一财经记者表示，储能在电力市场中的价值更多体现在电力辅助服务市场，以及电力现货市场。目前开云入口，国内的中长期交易和现货市场交易推进到了一定程度，但是辅助服务市场的交易流程、规则、价格等机制却没有完全建立起来。因此，储能所具备的调频调压、短时调峰等价值没有在辅助服务市场交易得到反映，而这些功能当前主要是由火电、抽水蓄能等传统的灵活性资源来满足。
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