E52 长青游戏与昨日育碧
好久不见。最近我会做一个系列，聊聊把游戏作为一门生意看待时，一些我觉得有趣的发现。 很多年前，在我刚入行的时候，毕业生们期待新的游戏，新的品类，新的机会，期待手机游戏的3A化。 而今天我们更多在聊长青游戏。 对育碧所代表的游戏工业化的态度也有一部分的倒转。 想聊聊这背后我想到的。 录制于2024年底。 编辑：游戏矩阵小甜筒
37.万物皆可联名
品牌联名早已超越了简单的商业合作，它既是品牌借势电影热度提升知名度的营销手段，也是通过创意碰撞吸引年轻消费者的文化桥梁。这种双赢的合作模式，正在重塑消费市场的格局。如今，我们正身处个“万物皆可联名”的时代，品牌联名如同一场盛大的狂欢，席卷了从时尚到餐饮、从美妆到游戏的各个行业。跨界合作的案例层出不穷，一次次刷新着我们对品牌创新的认知，也重新定义了消费体验的边界。 本期纲要： 02:121、联名的多元宇宙 02:26 ①品牌 + 品牌：跨界融合的惊喜碰撞 04:54 ②品牌+IP：情怀与创意的完美邂逅 09:01 ③品牌+名人：流量与实力的强强联合 11:28 2、联名背后的商业密码 11:38①营销新引擎：制造话题与热度 12:40 ②重塑品牌力：年轻化与多元化 14:18 ③消费新动力：满足个性与情感需求 15:40 3、联名之路的挑战与应对 15:50 ①联名“翻车”启示录 18:16 ②如何走好联名之路 小结： 真诚营销，回归消费者的需求初心，是品牌联名的核心价值所在。品牌应坚决避免过度营销和虚假宣传，切实以消费者的需求为导向，深入挖掘并讲述联名背后的故事，传递品牌的核心价值。可以通过举办线上线下互动活动，邀请消费者深度参与产品的设计、体验与分享。比如，在线上征集创意文案，让消费者发挥自己的创意，为联名产品赋予独特的内涵；在线下举办文化展览、手工工坊等活动，让消费者亲身感受品牌文化与产品魅力。通过这些方式，让消费者不再仅仅是单纯的购买者，而是成为联名活动的积极参与者，增强消费者与品牌之间的情感纽带，使联名产品承载更多的回忆与温度，真正实现品牌与消费者之间的双向奔赴。 【参考资料】 [1]易佳颖,刘禹希,林昱彤.“我”为联名狂[N].21世纪经济报 道,2024-05-22(003).DOI:10.28723/n.cnki.nsjbd.2024.001875. [2]微信公众号：太疯狂了！三大茶咖品牌同时联名《哪吒2》！ [3]微信公众号：近30+品牌联名大起底，跨界营销怎么“玩”？ [4]微信公众号：2024年，品牌联名如何打破常规？ [5]微信公众号：品牌联名联的到底是什么？ 策划：九研所社会观察与设计策略工作室 OF ZSTU 审核：刀姐 编辑：壹月｜小虎 配图：网络
The Thom Bell Session
资深DJ有待介绍爵士乐发展史上各流派和代表人物，深入浅出，雅俗共赏。
sp.06 串台| 和李乌鸦＆超哥high聊：做读书博主的“守墓心得”
三个女的大胆开麦小声蛐蛐，分享一些不太有借鉴意义的“守墓心得”…… 主要就是交流当读书博主的经验（发发牢骚），希望大家听得愉快！ /本期主播/ 李乌鸦（B站/小红书 @李乌鸦爱学习）《有问题鸦》主播 晴总（小红书、抖音@蜜獾吃书的晴总）《蜜獾吃书》主播 超哥（小红书@超哥文化有限）《文化有限》《那么问题来了》主播 /时间轴/ 04:00 当初为什么走上了读书博主的“不归路”？ 09:14 “下周什么节目，I don't know” 17:03 什么样的书最受欢迎？ 28:57 反省一下，我们最应该提高的地方是…… 40:53 最喜欢的书和最讨厌的书的类型 56:38 开始做读书内容后，对自己阅读的影响是什么 59:34 下一步的进化方向 /song list/ 片尾曲 ：眼镜蛇 - 一扇门，一堵墙，一座坟 / 听友群 / 《蜜獾吃书》听友群现已正式开放！进群方式：添加李小日微信「bbpark2016」，备注蜜獾吃书，即可进群～ / 商务合作 / 欢迎发邮件至 [email protected]
Vol863.容量电价助力煤电企业利润修复
“双碳”目标下，煤电面临着从我国电量供应主体电源逐步向支撑性调节电源转型的艰巨任务。近年来，因煤价高位和电价传导不畅导致煤电企业经营压力较大，甚至给部分地区的电力安全稳定供应带来隐患，容量电价对于缓解煤电经营压力、稳定行业预期、保障煤电发挥支撑调节价值具有重要意义。我国已于2024年正式执行煤电容量电价补偿机制，实施一年后煤电企业利润得到进一步修复，不仅有力支撑了近年来维持较高增速的煤电投资，稳定的电力供应也在电气化率提升背景下更能保障工业经济平稳健康发展。当然，煤电容量电价在实施过程中也暴露出未能充分反映煤电容量价值等现实问题，未来仍需进一步完善。 近年来煤电企业经营压力较大在容量电价实施前，煤电企业收入主要为电量电费收入，近年来煤电企业存在一定的经营压力，原因是多方面的：一是电价传导不畅而形成长期困扰煤电企业的“煤电顶牛”，二是随新能源渗透率上升带来的煤电利用小时数下降，从成本收益维度理解，即成本上升叠加收入下降，甚至极端情况下出现仅靠电量电费收入难以弥补固定成本的现象。一方面，“煤电顶牛”现象由来已久。燃煤成本占煤电企业成本的比重较高，煤价变动对煤电企业生产经营成本的影响大，从历史数据可以看出，煤电企业利润呈现与煤炭价格负相关的关系。这意味着在过去的电价机制下，电价变化不能完全反映燃煤成本变化，又称为“市场煤、计划电”，煤价上升往往会导致煤电企业利润下滑甚至亏损，这在2021年后尤为突出。2021年后，全球经济复苏提高能源需求，叠加2022年俄乌冲突下全球能源供应短缺大幅提高煤炭等化石能源价格，部分煤电企业亏损明显。国资委《企业绩效评价标准值》数据显示，2021年中国火力发电国有企业的营业利润率平均值近20年首次出现负值（-5.5%），2022年为-1.3%，2023年扭亏为盈修复至2.6%，但仍处于较低水平。由此可见，虽然2021年1439号文出台放宽了煤电价格的波动范围，但仅 靠电量电价依然难以保障煤电企业的平稳转型。另一方面，煤电机组利用小时数中枢下行，进而降低电量电费收入，导致固定成本难以完全通过电量电费来回收。新能源渗透率上升叠加煤电供过于求，“十三五”期间，煤电利用小时数已经有所下降，“十四五”以来，虽然煤电供需关系紧张使得煤电利用小时数小幅回升，但仍低于2013年以前的平均水平。根据中电联统计，中国火电机组的年平均利用小时已经从2013年前的5000小时左右下降到目前不超过4500小时。分区域来看，云南、青海等可再生能源大省的火电机组利用小时数更低。煤电机组利用小时数下降会导致煤电收益下滑，煤电机组也越来越难以通过电费收入来弥补固定成本，最终可能导致煤电企业亏损。煤电正从主力电源转向支撑调节电源，容量电价出台对于缓解煤电经营压力、保障煤电发挥支撑调节价值具有重要意义。随着“双碳”目标确立，我国以风光为代表的可再生能源发电快速发展，中电联发布《2023~2024年度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2023年煤电装机占比降至39.9%，首次降至40%以下。然而，从能量供应角度看，煤电依旧占据了我国所有电源发电量的60%左右，是名副其实的电量供应主体。根据国家电网相关预测，在2030年碳达峰前仍有近 一半的电量保障任务由煤电提供。除了电量保障作用外，煤电对于当前“双高”特性（高比例新能源+高比例电力电子设备）日益显著的新型电力系统而言，其稳定可控的有效容量及灵活可调的发电出力至关重要。尤其是过去两年，极端天气频发，在水电出力低于预期之际，风光有效容量不足的问题充分暴露，关键时刻还是煤电发挥了兜底保障作用。因此，容量电价的出台有助于稳定行业预期，促进煤电发挥基础支撑和兜底保障这一短期内仍难以替代的作用。 容量电价助力煤电企业利润修复 煤电容量电价政策自2024年1月1日起实施，旨在回收部分固定成本、稳定煤电行业预期，保障煤电更好发挥支撑调节价值。在过去几年部分煤电机组亏损的背景下，容量电价也有望帮助其扭亏为盈，特别是有助于推动煤-电矛盾突出、煤电转型较快地区、运行时间较短的煤电机组扭亏为盈（见图1），起到“雪中送炭”的作用。从实际经营数据看，2024年，煤电企业的营业利润率普遍有所修复，例如华能国际、大唐发电、国电电力这3家全国性煤电上市公司的营业利润率在2024年前三季度在10%左右（见图2），落入了中金研究院在2024年初发布的《新型电力系统电价机制：保障煤电发挥支撑调节价值》中提出的合理利润率区间。煤电企业利润率的修复有利于支撑近年来持续高位的煤电投资（见图3）。2021年来，部分地区出现电力供应紧张甚至限电现象，煤电对于电力保供的价值再次凸显，随之而来的是煤电装机核准量和相关投资快速增长。但2021~2023年煤电企业在高煤价的压制下依然存在较大的经营压力，难以支撑快速增长的新增投资，我们可以用度电投资与度电利润之比衡量企业利润中用于投资的比例，这一指标越高说明利润支撑投资的压力越大（见图4）。我们测算发现，近年来度电投资与度电利润之比大幅偏离过去 的平均水平（为40%左右），其中2021和2022年我们估算全国煤电企业平均度电利润为负值，2023年度电利润虽然转正，但度电投资与度电利润之比接近100%，这意味着企业当年几乎没有剩余利润用于偿还债务、股东分红，或留存以应对未来不确定性或投资机会。2024年，我们测算煤电企业的度电投资与度电利润之比逐步回归正常，有利于煤电高质量健康发展。 容量电价实施过程中仍存挑战 容量电价政策实施一年来，也暴露出一些问题和挑战。例如，大多数地区未将供热机组承担民生供热导致出力受限容量计入最大出力，导致供热季损失部分容量电费；跨省跨区煤电容量电费的分摊机制尚未完全明确等。与上述操作层面的挑战相比，我们认为一个更关键的挑战在于，容量电价机制并未充分反映煤电的容量价值，即在尖峰负荷时期尤其是极端情况下提供电力兜底保障供应的价值。理论上来说，价格应该围绕价值上下波动。目前容量电价水平的确定是回收煤电机组一定比例的固定成本，本质上是一种基于成本的定价方式，并非基于煤电的真实容量价值。但需要肯定的是，这种做法对于电力市场仍处于发展初期的中国来说，在政策设计和执行层面具有更高的可行性。容量电价机制并未充分反映煤电容量价值的另一个体现是，部分地区限制了煤电容量电价与电量电价之和不超过基准价上浮20%，本质上是为了保持煤电企业收入上限在容量电价出台前后保持不变，避免工商业用电成本上升，但没有充分体现煤电的容量价值。这种做法在当下煤价不高的情况下暂不会对煤电企业收入产生实质性影响，山西优混5500大卡动力煤市场价在2024年底跌破800元/吨，煤电电价顶格20%上浮的时代似乎已经过去。例如，预计2025 年江苏年度交易电价为412.5元/兆瓦时，计入容量电价后的综合电价约为434元/兆瓦时，较燃煤标杆电价溢价约11%，而2024年时溢价超过21%。但在煤炭供给弹性下降和极端天气频发背景下，我们仍然给出未来煤价或存在高波动和上涨的风险提示。一旦煤价上涨，上述做法可能会把燃煤成本压力淤积在煤电企业内部，增大煤电企业经营压力。 进一步完善容量电价政策 一是短期来看，容量电价水平仍将上升。根据国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），2026年起，各地通过容量电价回收固定成本（每年每千瓦330元）的比例将从不低于30%提升至不低于50%，意味着2026年容量电价水平或将进一步提高，此后回收固定成本的比例也不排除继续上升的可能。另外，每年每千瓦330元的固定成本是基于目前煤电利用小时数仍然不算低的背景下估计的，随着未来煤电利用小时数继续下降，煤电机组深度调峰和启停会更加频繁，进而缩短机组运行寿命、提高运营维护以及检修费用，最终导致年均固定成本增加，意味着未来固定成本可能也需要重新评估，以进一步稳定煤电企业的盈利预期。长期来看，容量电价将如何发展？回答这个问题，首先需要分析煤电未来的发展方向和发展节奏。一方面，随着新能源渗透率的上升，煤电利用小时数会逐渐下降，煤电机组在越来越多的时间里处于“备而不用”的状态，体现在成本结构上就是燃煤成本等可变成本占比下降、固定成本占比上升。从收入结构匹配成本结构的角度，这意味着电量电费等可变收入占比下降、容量电费等固定收入占比上升。换句话讲，煤电企业的盈利周期波动性下降、公用事业属性上 升。另一方面，虽然在碳达峰前煤电或仍然是电量供应主体，但在我国迈向碳中和的过程中，其他支撑调节电源将快速发展，煤电必然进入“减容减量”的新阶段，届时将呈现新增投资需求不高、经营风险不大的特点。基于收益与风险相匹配原则，煤电企业的利润率可能也不高。结合上述两方面分析，容量电价的长期发展趋势就是，容量电费占煤电企业收入比重越来越高，最终或将使得煤电企业利润率逐渐下降至接近资本成本的水平。二是探索建立容量市场，优化资源配置。从国际经验看，容量成本回收机制主要有以下三种：稀缺电价、容量补偿和容量市场，三种回收机制各有特点。稀缺电价仅依靠电能量市场，通过现货市场上更高的稀缺性电价对高峰负荷时顶峰发电的煤电机组固定成本进行回收，但收入预期受高峰时段和电价水平不确定性影响大，容易造成煤电企业投资积极性不足和容量短缺，引起频繁的电价飙升或拉闸限电，如2021年美国ERCOT（得克萨斯州电力可靠性委员会）和2022年澳大利亚NEM（国家能源市场）在电力危机时出现电价飙升。相比之下，考虑到电力的公用事业属性，成熟电力市场大多采取容量补偿机制、容量市场等显性容量机制，特别是容量补偿机制由于建设难度较低，对电力市场机制尚不成熟 的国家来说更具可行性和可操作性。实际上，目前中国的煤电容量电价机制就是一种容量补偿机制。与之相比，容量市场的设计更复杂、实施难度更大，但优势在于市场化定价的有效性更高，而且可以让煤电、气电、储能等可靠容量主体在统一容量市场中相互竞争，更好发挥市场在容量价值评估和资源配置中的作用。三是统筹设计容量电价机制与现货市场。从煤电保供收益的角度讲，现货市场和容量电价机制是相互补充的关系，电力现货市场能给煤电机组在日内、多日等时间尺度上的顶峰发电和保供提供收益，容量电价旨在保障月度、季度、年度等更长时间尺度的系统充裕度，因此两者应该统筹考虑和设计。具体来说，容量电价与现货市场的设计可能存在多种组合方式，核心是对供电安全与经济性的权衡。目前中国国家层面的容量电价与现货市场组合为“部分容量成本补偿+成本型电力现货市场”，即容量补偿30%~50%的固定成本，同时对电力现货市场设定1.5元/千瓦时的价格上限，这一水平能覆盖燃煤成本但也不至于过高影响系统经济性。未来，随着煤电利用小时数进一步下降，煤电企业的电量电费收入趋势下行，有研究认为中国容量电价与现货市场组合可以向“全容量成本补偿+成本型电力现货市场”或“部分容量成本补 偿+策略报价型电力现货市场”两种类型转变。
Vol862.负电价：高比例新能源背景下电力市场新常态
在传统认知中，电价总是正值，毕竟电力作为一种商品，消费电力需支付相应费用。然而，在高比例新能源电力系统的大背景下，负电价这一电力市场“新现象”正逐渐走入人们的视野。负电价，简单来说，就是指电力市场中出现严重的供大于求导致市场出清价为负值。这也意味着，发电企业每发出一度电，非但无法获得收益，还需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而可以从发电企业取得收入。 从全球范围来看，负电价的出现并非偶然。2007年，德国电力现货市场的日内市场中首次出现负电价，此后，负电价现象在欧美成熟电力市场中频繁出现，尤其是新能源比例高的市场更为频繁。2020年，美国部分批发市场节点的实时市场出清价格出现负电价；2021年，欧洲多国频繁出现负电价，法国、德国、比利时、丹麦等多个欧洲国家均出现负电价，其中德国负电价出现的时段数最多，全年超过200小时。在中国，2019年12月11日13:00，山东电力现货市场的日前市场出现了负电价（-0.04元/kW∙h），2021年12月至2023年5月10日，山东日前市场累计出现负电价1012.5小时，实时市场累计出现负电价1169.25小时；最近的2025年春节期间，浙江省内工商业负荷大幅下降，电力显著供大于求，浙江现货市场也出现了负电价。 可见，负电价在全球范围内均有发生且十分常见，并非现货市场设计失误，导致价格异常或畸变，而是高比例新能源电力系统运行反映在市场中的正常现象。长时间负电价反映了整体上供大于求，是新能源消纳需求对市场价格的影响。 负电价缘何而来 （一）供需失衡：新能源大发与负荷低谷的碰撞 以山东2023年“五一”假期期间电力市场情况为例，其负电价现象就清晰地展现了供需失衡。连续5天的小长假，许多企业调整了生产经营计划，使得山东用电负荷大幅下降。2023年5月1日，山东最大负荷为64.92GW，较节前典型工作日下降约16.00GW，降幅约20%。而在供给端，春夏之交正是风光大发时期，风电出力持续保持在17.00GW左右，5月2日白天实际最高出力更是达到32.05GW，新能源实际出力占负荷比例最高达51%，达到电网的消纳能力极限。一边是负荷大幅下降，一边是新能源持续大发，这就导致了电力严重供过于求。为了给新能源消纳腾出空间，调度机构采取了直调机组停机备用和深度调峰、调用全部抽水蓄能机组抽水和储能充电、参与华北省间调峰辅助服务等措施，但即便如此，仍难以满足新能源消纳需求，市场机组竞价空间被压缩至10.00-12.00GW，不足峰值负荷的20%。 与此同时，大量调节性煤电机组停机退出，电网安全冗余也大幅减少，系统处于低转动惯量水平，抗扰动能力大幅下降，如同一块“精密机械钟表”，被拿掉关键的稳定齿轮组件，稍有外力干扰，指针走动就会紊乱甚至停摆。电力市场释放的负电价信号，站在市场角度看，也可以视为“电力系统安全性”在“电价”中的具体表现。 （二）市场申报与出清机制的助推 除了供需失衡这一关键因素外，市场申报与出清机制也在负电价的产生过程中起到了推波助澜作用。 在市场申报环节，新能源场站考虑到政府电价补贴和容量补偿费用等因素，为了争取减少弃电，基本按下限-0.08元/kW∙h申报。部分中长期合约签订比例较高的煤电机组，为了保持长期开机，在低出力时段也申报低价，其中有10台共3.08GW的煤电机组为避免停机，最低出力时段也按-0.08元/kW∙h)进行报价。 市场出清过程中，2023年5月1日07:30-17:00、5月2日00:00-16:00，市场竞价空间极小，已不能满足预留规定负备用和直调煤电机组的最小出力，甚至发生了新能源弃电现象。此时，新能源成为决定市场出清价格的边际机组，市场出清价维持在-0.08元/kW∙h。而在实时市场运行中，由于5月1至2日光伏出力较日前预测高出1.1-2.7GW，风电出力较日前预测量高出1.1-2.1GW，而用电负荷与日前预测量基本持平，使得实时市场的竞价空间进一步缩小，负电价时段增加，最终导致5月1日20:15至5月2日17:00实时市场出现连续21小时的-0.08元/kW∙h出清价格。 由此可见，负电价的出现并非偶然，供给充裕、电力需求减少、电力系统安全约束要求、竞价空间小、大量机组申报负价等因素相互交织，导致了“五一”期间出现长时间的负电价现象。 对市场主体的影响 负电价的出现，犹如一颗投入平静湖面的石子，在电力市场中激起层层涟漪，对煤电、新能源以及电力用户等不同主体的成本收益产生了显著影响。这种影响既体现在短期的收益波动上，也关乎各主体在电力市场变革中的长期发展战略。 （一）煤电：短期收益提升，长期需适应新角色 在负电价的环境下，煤电机组的发电空间受到新能源大发的挤压，这是不争的事实。以山东电力现货市场为例，2023年“五一”期间，新能源的大量发电使得煤电机组的发电出力低于中长期合约曲线。不过，煤电机组通过差价合约结算机制获得了收益增长。其减发电量由新能源代为履约，从而获取中长期电价（0.375元/kW∙h）与现货电价（-0.08元/kW∙h）价差收益。进一步考虑容量补偿费用，2023年5月1至2日山东煤电机组的最终度电收益达到0.61元/kW∙h，较4月度电收益（0.52元/kW∙h）增长17%，较山东燃煤标杆基准电价（0.3949元/kW∙h）上浮54%。 从长期来看，煤电机组面临着诸多挑战。随着新能源在电力市场中的占比不断提高，煤电机组需要逐渐适应从传统的主要发电角色向“发电+调节+顶峰”的灵活性电源角色转变。这种转变意味着煤电机组要不断提升自身的灵活性，以更好地应对新能源发电的波动性和间歇性。频繁启停对煤电机组的设备寿命和性能影响较大，还会增加发电成本。但在新能源大发导致电力供过于求的情况下，煤电机组又不得不降低出力甚至停机。如何在保障电力供应稳定的同时，降低运营成本，提高灵活性，是煤电机组在长期发展中需要解决的关键问题。 （二）新能源：度电均价下降，市场主体收益差异大 对于新能源场站而言，负电价带来的直接影响是度电均价下降。2023年5月1至2日，自愿选择全电量参与现货市场的风电场站结算均价为0.305元/kW∙h，较4月均价降低0.072元/kW∙h，降幅23.6%。受中长期合约签约比例等交易策略和预测水平影响，不同场站结算均价存在较大差异。某A风电场5月2日结算电价为0.4062元/kW∙h（中长期电量占比为110%），较4月均价上浮0.0288元/kW∙h，涨幅7.6%；某B风电场结算电价为0.2200元/kW∙h（中长期电量占比为58%），较4月均价下降0.1574元/kW∙h，降幅41.7%。未全面入市的集中式新能源场站（预计10%当期电量参与市场）5月1至2日的结算电价在0.3508元/kW∙h左右，较4月均价降低0.0266元/kW∙h，降幅8.2%。 现货市场负电价引导煤电机组压低出力甚至停机，新能源消纳空间得以增加，新能源累计减弃增发电量157GWh。再加上74%的新能源场站享有政府补贴，其中风电平均补贴0.2元/kW∙h，光伏补贴0.44元/kW∙h，现货市场通过减弃增发为新能源场站合计增加了1.05亿元的收益。这表明，尽管新能源场站面临度电均价下降的压力，但通过增加发电量和政府补贴，仍带给新能源一定空间的总收益增长。 从长远发展看，新能源产业必须摆脱补贴依赖，通过技术创新降低成本，如研发更高效的光伏电池、风力发电设备，提高能源转换效率；优化运营管理，利用大数据、人工智能精准预测发电出力，合理安排发电计划，提升市场竞争力。同时在项目前期做好投资决策。基于未来项目在电力市场中的电价和消纳，优选项目类型、建设地点以及装机规模，降低投资风险和投运后的营销难度。 （三）电力用户：用电成本微降，引导用电行为改变 负电价对电力用户的用电成本略有下降。2023年5月1日，售电公司、批发用户中长期电量占比97.62%，现货电量占比仅为2.38%；5月2日，售电公司、批发用户中长期电量占比97.94%，现货电量占比仅为2.06%。按照差价合约结算机制，现货市场负电价对售电公司及批发用户电价影响微小，但对于实际用电超过中长期电量较多的电力用户，电价有所下降，起到了鼓励用户多用电的作用，进而增加了新能源消纳空间。而对于用电曲线与中长期交易曲线基本相同的用户，用电成本基本没有变化。 电价变化，实际是在引导电力用户改变用电行为。在负电价时段，用户可以适当增加用电设备的使用，如电热水器、空调等可控制的用电设备，将用电集中在此时段，以充分利用低价甚至负电价的优势，降低用电成本。从宏观角度来看，用户用电行为的改变有助于平衡电力供需关系，提高电力系统的整体运行效率，促进新能源的消纳，这对于构建可持续的电力市场具有积极意义。 负电价背后的风险与启示 山东“五一”假期长时间负电价现象，不仅是电力市场极端供需关系的体现，更是对新能源发展、电力系统平衡耦合关系以及各类电源协同发展的一次深刻警示。它如同一面镜子，映照出当前电力市场在转型过程中存在的问题与挑战，也为我们未来的发展方向提供了启示。 （一）新能源发展的潜在风险 新能源参与电力市场存在收益下降风险。随着新能源装机容量比例不断提升，其在电力市场中的份额逐渐增大。然而，新能源的低边际成本和高消纳成本，使其在市场竞争中面临独特的挑战。在光伏发电时，由于其出力受光照等自然条件影响，往往在发电量多的时段，现货市场价格较低。这种“有量无价、有价无量”的实际问题，直接影响了新能源的收益。随着新能源发电的进一步普及，低电价或负电价现象可能会更加频繁地发生，这将对新能源的平均价格和收益预期产生深远影响，进而影响中长期交易价格的走势。如果新能源企业长期面临收益下降的困境，将难以吸引足够的投资用于项目建设和技术研发，这无疑会对新能源产业的健康发展构成严重威胁，不利于新能源投资建设。 （二）新能源面临的环境复杂性 在传统电力系统中，各类主体的收益主要取决于其发电成本和市场电价，影响因素相对较为单一。但在负电价环境下，影响各类主体整体收益的因素变得更加复杂且各种因素交互影响。发电企业不仅需要考虑自身的技术特性和运行成本，如新能源发电的间歇性和波动性对发电稳定性的影响，以及煤电、气电等常规机组的启停成本和运行效率等属性；还需要考虑场外的机制电价、绿电、绿证等政策性多重“经济”因素；新能源企业在制定发电计划和报价策略时，需要综合考虑补贴政策额度和期限、中长期合约价格和电量、现货市场的价格波动等因素，以实现收益最大化。这对市场主体在投资和运营全生命周期综合决策能力提出了更高要求。 （三）各类电源协同发展的重要性 在“双碳”目标的引领下，新能源的规划发展备受重视，但我们不能忽视火电、燃气、储能等各类灵活调节资源和电网网架结构的规划发展。现货市场形成的分时价格信号和节点电价信号，能够反映电力市场的供需情况和资源稀缺程度。我们应充分利用这些信号，引导各类电源在时间和空间维度上合理规划布局。在新能源大发时段，通过价格信号引导火电、燃气等灵活调节电源降低出力，为新能源消纳腾出空间；在新能源出力不足时，及时调整灵活调节电源的出力，保障电力供应的稳定。其次，加强电网网架结构的建设和优化，提高电力输送和分配的效率，也是实现新能源利用率提升和各类电源协同发展的关键。
Vol861.新能源上网政策解读：新手村的玩家们
背景 2025 年 1 月 27 号，国家发展改革委、国家能源局下发了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，即“发改价格〔2025〕136号”（以下简称 136 号文）。这个文件在行业里引起了较大的影响，有悲观者认为新能源未来要直面现货市场的负电价风暴，光伏没法投资了；也有乐观者认为未来储能和虚拟电厂将在这个政策下获得更大机会。总体 回到136 号文本身，个人的解读是： 一个趋势，一个目标，两个缓冲 · 一个趋势：坚持市场化，新能源全面入市 · 一个目标：以稳为主，逐步推进 · 两个缓冲：项目分类的缓冲，和机制电量的缓冲 一个趋势：新能源，以人为本 136 号文在开篇的总体思路里明确提出： 坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。 全面进入电力市场，是明确的趋势。 无论是给新能源的投资者，还是金融领域和资本市场，这个文件确定了一个未来几十年的明确趋势： 新能源从“政策性补贴+政策性全额收购”，转换为全面入市，由市场定价、市场销售；由市场交易价格，尤其是现货价格来指导新能源资源的有效配置。 这个中长期趋势信号的确立，对未来项目的投资决策、新建项目的转让估值，以及新能源相关企业在资本市场的价值，形成了显著的，长期的影响。 那种“跑马圈地，建成就卖”的项目，即使在 2025 年的 5.31 以前，对潜在投资者来说，也会有一定的影响。 新能源整体，明确了未来几十年的底层逻辑： 由资产驱动逻辑，转换为资源驱动逻辑 从中长期来看，中国新能源将参考国外成熟电力市场的模式，新能源项目的资产是不是值钱，要看能不能在电力市场上获得更好的资源交易价格决定。 资源的时间价值和空间价值，将成为资产交易的估值基础，而不是资产本身的残值。 有点类似于高速公路，修路本身的投资，并不能作为融资和转让的定价基础，而是高速公路的收费权，以及未来几十年能收多少钱。如果一条高速公路修在偏僻的地区，车流稀少，投资再大也是低估值的。 因为这时的定价，是车流量这个软性资源。 所以未来一个新能源项目 20 年生命周期的现金流收入折现，将是资产定价和融资的基础。 那么需要考虑的东西就更多了，如何保证资源的时间价值？是不是需要通过新的交易结构，更多的签订多年中长期合约（136 号文的第三款中有相关鼓励性政策），甚至于开启新能源期货合约机制？ 为了平抑短期合约的波动，是否需要配置时间对冲的资产资源，比如储能，比如虚拟电厂的负荷资源。所以这一切都将让价格说话，而不是政策说话，136 号文第四条第九款，不得将配置储能作为新能源项目前置条件，也是为了贯彻市场化逻辑。 同时，如何保证资源的空间价值？现货价格是基于节点电价形成的，越靠近负荷的地方，电价自然越高，所以高电价高回报需要更靠近负荷，当然自发自用是最理想的。 从这个逻辑说，新能源的底层逻辑，从关注资产本身，转换为管理这些资产所产生的资源的人。比如需要懂得电力+金融市场的交易人员，更能促进资源消纳和资源配置的营销人员，以及能与交易协同的新能源资源调度人员。 在股票市场上，有钱没用，有能把钱运用好的人，利用波动性赚取超过市场平均收益的团队和技术，才是核心资源。 所以，新能源的未来逻辑，是以人为本，谁能构建起让资产保值增值，让资源效率最优化的团队，赚到超过市场均值的钱，才是核心。 说句题外话：DeepSeek 的母公司，是幻方量化基金，人家买几万张卡玩 AI 是为了量化交易赚钱的，DeepSeek只是副业。 不以股市赚钱为目的的 AI 公司，不是好量化基金。 一个目标和两个缓冲：稳步过渡 但是全面，不代表立刻马上，也不代表一下子把所有项目的全部电量进入市场。 中国新能源的产业发展历史，以及中国电力市场的发展现状，决定了新能源不可能一刀切式的马上转入市场轨道 在计划性政策和彻底市场之间，需要有足够的过渡过程。 136 号文的总体特征，是高度的平稳，平衡好各方，平衡好短期长期，平衡好政策和市场。 所以设置了两道缓冲，拉到足够长的时间，去实现新老机制的转换。 缓冲一：531节点，新老交替 531 以前的项目，基本执行老办法，按现有的电量规模，以及现行价格，并且以现有政策的保障期限为准，给老项目业主以稳定的预期。 531 以后的项目，执行新办法，在保障性收购电量（即年度非水可再生能源电力消纳机制）之外的部分，采用机制电量*机制电价“新手村”机制进行过渡。 缓冲二：机制电量电价的新手村 对于 531 以后的新项目，政策也不是一把推入市场，而是给了一个机制电价*机制电量的新手村。 任何游戏新手村的特征是：熟悉规则，给予保护，成熟就出村。 一是练手，熟悉规则。 也就是 531 以后新项目，需要申报电量电价，并且参与年度、月度、周、多日、日前的中长期电量滚动交易。新能源项目的主体必须具备报量报价的能力。 新手村里首要目标是：学习打怪本领。 二是给与保护。 对纳入机制电量的项目的最终成交电价，是基于中长期电能量市场，以月度分解为尺度、由“市场平均成交价-机制电价”确定的差额，多退少补，大致来说还是给与煤电上网电价差不多的一个价格水平。 新项目需要参与报量报价，但是并不直接执行出清的价格，最终是以“入选项目最高报价，但不得高于竞价上限”确定“机制电价”，并且根据差额退补。 为了保护新手，一方面是不按照报的价格成交，另一方面是按照最高限价内的最高价格成交，甚至都不是平均出清价格成交。 新手村里打怪，伤害-90，血瓶随便捡，重在参与。 三是成熟要出村。 没有人可以一直留在新手村，当基本技能和物品具备了，就要出村真的打怪了。 新手村政策延续时间是：同类项目回收初始投资的平均期限（136 号文第五款）。纳入机制电量的 531 新项目，到平均回收期后，就必须逐步真正参与市场化了。 这样就对项目的质量和成本提出了限制，也就是没人可以无限制的留在新手村，大家差不多出村了，你也该出村了。 几年以后，这批项目在回本之后，就要真的出村直面电力市场，尤其是现货市场的腥风血雨了。 对于储能的影响 对于储能来说，个人认为在这个背景下，是短期利空，长期利好，适者生存的。 短期利空，是因为政策明确不得强制配储，逐步解决目前新能源配储领域的各种乱象，政策性配储市场消失，那些瞄着配储的政策性产品退出市场。 长期利好，因为 531 新项目出村以后，必然要考虑资源交易的价值最大化，基于市场价格信号，务实的考虑储能资源配置和调度，真实的需求带来真实的产品，那些实打实的，优质储能产品将受到欢迎。 适者生存，对储能产品来说，如何满足不同业主，不同市场，不同交易策略的不同需求，如何差异化产品，差异化服务，甚至在高度市场条件下，形成新的“光储一体化”方案，将成为未来的方向，适合的是最好的。
Vol860.建立新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制！
2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，明确了2025年三方面的主要目标和21项年度重点任务。 主要目标包括：新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上；工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展；风电、光伏发电利用率保持合理水平；大型煤矿基本实现智能化；初步建成全国统一电力市场体系等。 部分重点任务包括：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。建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制。 推动金上—湖北、陇东—山东等特高压工程建成投运，加快陕西—安徽、甘肃—浙江等特高压直流以及阿坝—成都东等特高压交流工程建设。 积极推进第二批、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。 推动抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上。 在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力实施可再生能源替代行动，支持零碳园区建设和光伏建筑一体化。 深化全国统一电力市场建设。 加强能源数智化、新型电力系统、新型储能、氢能、绿色液体燃料等领域标准供给，研究布局一批新兴领域标委会。 强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。 探索大型风电光伏基地与相关产业集成式发展新模式。 推进构网型技术、系统友好型新能源电站和智能微电网、算电协同等新技术新模式试点。
Vol859.五大发电集团虚拟电厂布局对比！
虚拟电厂通过数字化的手段，以聚沙成塔的方式，实现对分布式资源（包含分布式电源、储能和负荷等）的聚合和优化调度，是新型电力系统向“源网荷储”一体化转变中的重要一环。国际数据公司（IDC）报告指出，预计到2030年，虚拟电厂作为灵活性资源的组织形式，实际需求将达到至少3亿千瓦。据华泰证券预测，2025年我国虚拟电厂市场规模将达102亿元，到2030年，虚拟电厂市场规模有望达到千亿元。 同时，2022年以来，国家、地方的虚拟电厂支持政策频频发力，从确立虚拟电厂市场主体地位、完善市场机制、建设技术标准体系、推广应用场景与模式等多方面对虚拟电厂予以支持与规范。 随着2025年要全面建成电力现货市场，能源行业内各企业纷纷嗅到了虚拟电厂领域蕴含的巨大发展机遇，加速在该领域布局。 中国五大发电集团（国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团）作为我国新型电力系统建设的主力军，拥有最丰富多元的电源类型，在虚拟电厂领域的布局上特色鲜明，但各家发展水平差异很大，国电投一马当先、华能、国家能源局有多个电厂投运，华电初步开始进行探索，大唐较早入局，现在奋起直追。 以下是各集团的主要动态和案例分析！ 国家能源集团投运5家虚拟电厂 重点方向：依托火电灵活性改造和新能源资源整合，探索“源网荷储”一体化模式。 截至2月18日，国家能源集团在湖北、广东、宁夏、江西、浙江5个省份的虚拟电厂先后建成投产，总聚合资源605.31兆瓦，增加可灵活调节的容量159.76兆瓦，标志着集团公司在虚拟电厂的新赛道上发力提速。 2024年10月30日，湖北公司虚拟电厂上线运行，这是国家能源集团首家投入商业运行的虚拟电厂，该项目聚合资源265.11兆瓦，可灵活调节容量25兆瓦。 2024年12月10日，广东综合能源虚拟电厂管控平台成功接入深圳虚拟电厂管理中心，该项目计划建成深圳市分布式能源资源优化调度的管控平台，同时聚合一批可调节负荷用户资源，以最大化地挖掘各类资源在不同时间尺度的可调能力。 2024年12月23日，宁夏公司虚拟电厂顺利通过宁夏电力交易中心公示正式投入运营，未来该虚拟电厂将协同集团中卫算力中心建设，深入探索“电力+算力”联营新模式，以新质生产力开拓发展新路径。 2024年12月28日，江西公司虚拟电厂平台正式进入上线测试阶段，该项目共聚合资源57兆瓦，其中可灵活调节容量4兆瓦。 2024年12月30日，浙江公司虚拟电厂投入试运行，已具备接入浙江省新型电力负荷管理系统的能力。 当前，国家能源集团正组织编制虚拟电厂、零碳智慧园区、绿色算力、增量配电网等负荷侧可调资源有关技术路线和标准，推动建成更多虚拟电厂，有效提升新型电力系统灵活调节能力和运行稳定性能。 华能集团省公司平台化作战 重点方向：以用户侧资源聚合为主，推动“负荷型虚拟电厂”建设。 2022年1月25日，华能浙江虚拟电厂1号机组顺利完成72小时试运行工作，这标志着全国首台（套）接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂正式投产。 2024年6月14日，华能山东公司所投资建设的虚拟电厂项目在山东电力交易中心平台顺利完成注册程序，此举标志着山东省内首家虚拟电厂已正式上线并投入运营。本项目依托华能黄台电厂进行建设与管理，已成功接入包括工商业用户代理、分布式光伏、楼宇空调及充电桩等在内的各类资源，总计达到143兆瓦。其中，可调节容量达到38.67兆瓦，成为省内数据采集密度最高、接入负荷类型最全面、应用场景最丰富的虚拟电厂之一。 2024年7月，华能江苏公司虚拟电厂平台正式上线运行，虚拟电厂建设从过去的“源随荷动”变为“源网荷储协同互动”，将有力地推动江苏地区的虚拟电厂发展，也为未来虚拟电厂大范围建设及经济发展打造了可借鉴的范本。 华能江苏公司虚拟电厂聚合江苏公司所辖分布式光伏电站598座，共计804.63MW。同时充分发挥综合能源公司贴近市场、庞大客户群体优势，积极推进资源聚合，截止目前，平台已聚合大工业用户、用户侧储能、分布式光伏、楼宇空调、充电桩以及微网园区等多种资源类型，总聚合资源达888.38MW，最大削峰能力23.03MW，最大填谷能力63.22MW。 2024年9月3日，中国华能集团湖北能销公司虚拟电厂正式商运。目前，该虚拟电厂已成功接入用户20家，累计最大可调负荷突破10万千瓦。通过聚合代理用户参与交易，不仅帮助用户获得了额外的经济收益，还进一步降低了用户的用能成本。 大唐集团起步早，奋起直追 重点方向：聚焦新能源基地配套虚拟电厂，提升风光消纳能力。 2021年，大唐集团在河北南网建设了虚拟电厂平台，一期接入308兆瓦容量，调节能力达到125兆瓦，项目投产前4个月帮助消纳新能源2800万千瓦时，减少碳排放2.8万吨。 2023年底，中国大唐集团数字科技有限公司应运而生，这家支撑和服务中国大唐数智化转型的专业公司，汇集了一支既懂电力业务又精通数智技术的高精尖专业团队。已自研超过200款数字化产品，服务2000余家客户，成为国内领先的能源数字化服务商。 2024年8月，安徽省能源局对全省9个已建成虚拟电厂项目、5个拟建和10个在建虚拟电厂项目进行评估，大唐安徽发电有限公司安徽能源营销有限公司虚拟电厂项目获评安徽省虚拟电厂第一批试点示范项目。 2024年9月，大唐山东能源营销有限公司虚拟电厂注册生效，资料显示，该虚拟电厂主体接入总容量48.55兆瓦，可调节能力7.4兆瓦。 华电集团虚拟电厂发展薄弱 重点方向：结合综合能源服务，打造“园区级虚拟电厂”。 2024年8月2日，在南京江宁开发区，开发区管委会、华电江苏能源有限公司、国电南京自动化股份有限公司三方签署合作协议，将联手推进全市首个园区级能碳虚拟电厂项目建设。 2024年5月，国内首个多能互补、双向互动的虚拟电厂示范工程进入全面建设阶段。该工程是中国华电首批科技“揭榜挂帅”项目，华电上海负责承担“电力市场化环境下虚拟电厂关键技术研究与应用”课题的攻关和应用示范。 该工程以上海科技大学能源站、国际旅游度假区能源站、国家会展中心能源站为核心，同步拓展商业建筑、储能、光伏、数据中心、充电桩等多类型分散资源，建设整体规模60mw级双向灵活可调综合型虚拟电厂，开展多能互补、双向互动的虚拟电厂关键技术的研究与示范应用。项目建成后可为上海电网提供快速灵活的调频、调峰、备用、需求响应等多种电力辅助服务，对优化上海电源电网结构、建设新型电力系统具有积极意义。 国电投完成了生态化布局，全方位发力 重点方向：依托清洁能源优势，探索“绿电+虚拟电厂”模式。 作为清洁能源占比最高的国家电投一在虚拟电厂的布局上更加积极，全方位发力。 截至目前，国家电投已实现清洁能源装机超过1.7亿千瓦，其中有大量的分布式电源，是其构建虚拟电厂的关键因素之一。 2022年5月20日，由国家电投上海发电设备成套设计研究院牵头研发虚拟电厂平台，运用工业互联网、智能控制、智能物联感知等技术，实现对电力用户的可调负荷、分布式储能、分布式电源等的聚合和协调控制，根据预测的现货价格自动发出指令，调度充电站将50千瓦时电量从0时转移至4时，成功参与电力现货市场交易，成为我国首个虚拟电厂调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例。 2022年12月29日，国家电投首个接受电网调度的综合智慧零碳电厂——国家电投苏州综合智慧零碳电厂、国网苏州供电公司虚拟电厂控制中心经过近2个月的积极筹备，正式启动试运行，标志着国家电投“雪炭行动”在江苏迈出了重要一步。该项目首期试运行共聚合49个站点资源，其中包括分布式光伏站点31个，储能6个（户用2个、商业楼宇3个、分布式1个），产业园2个，码头1个，大用户9家，聚合资源包含分布式光伏、分布式储能、户用储能、商业楼宇储能、充电桩、码头等元素。项目全部建成后，聚合负荷容量将超过2100兆瓦，顶峰能力约1100兆瓦，调峰能力约1300兆瓦，相当于180万千瓦常规煤电机组提供的保障能力，年生产绿电约2.8亿千瓦时、减少标煤消耗8.5万吨、减排二氧化碳24万吨。 此后，国家电投江苏公司江苏省域虚拟电厂项目正式启动试运行、国家电投重庆虚拟电厂平台上线、山东国电投能源营销有限公司承建的济南市“聚合式”虚拟电厂项目完成线上运行……细数之下，国家电投的虚拟电厂项目遍布华东、华南、华北、华中、西南、西北等各大区域的众多省份，多个虚拟电厂项目已上线运行。 2023年9月22日，国家电投综合能源“智慧大脑”——天枢一号及系列产业数字化产品首发，这是我国首个综合能源全谱系数智平台，也是全球最大的综合智慧能源数字化系统。 作为虚拟电厂的重要技术支撑，“天枢一号”能够实现对海量分布式能源资源的实时监测、精准预测、优化调度，为虚拟电厂的商业化运营提供了有力保障。 2023年7月3日，国家电投所属智慧能源公司完成对北京兆瓦云数据科技有限公司（下称“兆瓦云”）51%股权并购。作为国家电投集团市场化三级单位，兆瓦云具有设计、建设、运营的全链条解决方案和以数据为驱动的虚拟电厂全流程核心技术，同时构建了一套标准的运营流程，目前在聚合资源、业务省份、参与交易等领域，居国内第一梯队。 目前，兆瓦云与清华大学、清华四川能源互联网研究院联合研发的“城市级虚拟电厂边缘控制装置及聚合平台”项目，已在多省市成功应用，为虚拟电厂数据分析、可靠通信和精准控制提供重要支撑。兆瓦云是国家电投旗下专注虚拟电厂业务的服务商，截至2024年9月，其运营范围已覆盖华北电网（北京、天津、河北北部）、河北南部电网、山西电网、山东电网、西北电网（陕西、宁夏、甘肃、青海、新疆）、浙江电网、广东电网（深圳供电局）、湖北电网等14个省或区域级电网系统，签约用户1000余户，签约容量接近20GW。 2024年4月，兆瓦云服务第三方承担的虚拟电厂建设与运营方案，通过了山西省能源局组织的评估并公示，成为“负荷类”虚拟电厂。目前兆瓦云是山西省容量最大的负荷聚合运营商之一，开发了全国首套虚拟电厂调节能力测试平台，并已在山西省投入使用，服务省内虚拟电厂管理部门。 兆瓦云在西北五省参与省间和省内辅助服务业务，支撑西北五省消纳更多绿色新能源。同时兆瓦云还获得宁夏首批省内虚拟电厂聚合商资格。 国家电投旗下公司开发建设的虚拟电厂项目遍布各大区域的众多省份。服务网对其进行了统计。 ▌华东地区 山东：2024年6月14日，山东国电投能源营销有限公司承建的济南市“聚合式”虚拟电厂项目完成线上运行； 江苏：2023年8月，国家电投集团江苏电力有限公司参与投建的江苏苏州零碳智慧虚拟电厂上线运行；2024年4月29日，国电投零碳能源（盐城）有限公司投建的江苏盐城市首个虚拟电厂项目正式启动试运行；2024年11月14日，国电投零碳能源（苏州）有限公司进入江苏首批虚拟电厂注册公示目录； 安徽：2023年11月6日，芜湖市人民政府与中国电力国际发展有限公司签署战略合作协议，双方将共同打造全国首个城市级虚拟电厂；2024年7月，国家电投集团安徽电力有限公司虚拟电厂项目获评安徽省虚拟电厂第一批试点示范项目； 浙江：2021年8月6日，国家电投集团综合智慧能源科技有限公司参加宁海虚拟电厂项目四方战略合作网络视频会议，并完成“云”签约；2023年4月24日，国家电投浙江公司与浙达能源签署战略合作协议，围绕源网荷储一体化虚拟电厂等领域开展合作； 上海：国家电投上海电力建设的综合智慧零碳电厂项目是上海首个同时具备自动调频和调峰的虚拟电厂；国家电投上海成套院研发的虚拟电厂平台已在广东等区域成功参与电力现货市场并获得盈利，逐步进入商业化运行阶段；
Vol858.狂涨97%！全国碳市场交易赚翻了
全国碳市场吨碳价破百，交易量突破6亿吨。 全国碳市场于2021年7月16日正式启动交易，截至2024年12月31日，累计配额成交量6.3亿吨、成交额430.33亿元，平均交易价格68.3元/吨。已完成第一个履约周期（覆盖2019和2020年排放量）、第二个履约周期（覆盖2021和2022年排放量）及2023年度的配额清缴。 碳价持续上涨，预期渐稳与配额收紧是主要原因。2024年CEA（全国碳市场配额）平均价格为91.8元/吨，大约是全国碳市场启动时开盘价的两倍，较2023年（64元/吨）上涨43.4%，较2022年（58.1元/吨）上涨58%，较2021年（46.6元/吨）上涨97%。2024年CEA价格持续上涨，前4个月日均涨幅0.4%，并于4月24日首次突破100元/吨。此后尽管碳价有所回落，但始终维持在85~100元/吨。 2024年12月31日收盘价为97.5元/吨，较第二个履约周期最后一个交易日收盘价上涨22.8%。在全球碳价普遍下跌的背景下，全国碳市场碳价持续攀升，原因有两点：市场进入快速发展阶段，为市场参与者提供了稳定的政策预期；市场释放了配额收紧和罚则加强的信号，配额稀缺性逐步提高、违规处罚逐渐严格成为市场共识。 交易潮汐现象仍然存在，满足履约要求是主要目标。2024年全国碳市场CEA累计成交1.89亿吨，比2023年下降14.1%，其中，大宗交易仍是交易的主要方式。4个季度成交量占比分别为5%、7%、9%和79%，反映出履约截止日临近时，市场集中交易的现象仍然存在，而日常交易较低迷。最新配额方案将两年度合并履约调整为分年度履约，旨在提高市场日常交易活跃度，减少“扎堆”交易的现象。同时，通过配额净交易量限制最大可结转量，以减少持有配额企业“惜售”现象。但从交易情况来看，配额交易的“潮汐现象”依然明显，这表明在当前阶段，企业的交易行为主要为了满足强制履约要求，而主动进行配额买卖的企业仍然较少。 •全国碳市场机制优化，为行业扩围做好准备。 自开市以来，全国碳市场总体运行平稳，未出现碳价短期暴涨暴跌的现象。以碳交易为核心的碳定价机制逐步形成，全国碳市场已成为我国落实“双碳”战略目标的主要政策工具。2024年全国碳市场在法律依据、处罚机制、配额分配、配额结转及CCER（国家核证自愿减排量）交易规则等关键环节进一步完善，并为扩大行业覆盖范围奠定了坚实基础。 CCER市场重启，支持领域逐步明确。2023年10月，生态环境部联合国家市场监管总局发布《温室气体自愿减排交易管理办法》及配套文件，构建CCER基础制度框架。2024年1月，全国温室气体自愿减排交易市场，即自愿碳市场启动，与全国碳排放权交易市场（强制碳市场）形成完整碳市场体系。 新纳入行业初步确定，技术指南陆续发布。全国碳市场目前仅覆盖发电行业，参与主体同质化，减排措施相似，碳价发现作用受限。为推进减排，《关于全面推进美丽中国建设的意见》提出扩大行业覆盖。鉴于75%以上二氧化碳排放来自高能耗、高排放行业，尽早纳入这些行业非常重要。2024年9月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、铝冶炼行业工作方案》，计划2024~2026年启动实施，2027年后深化完善，2025年底前完成三行业首次履约。届时，管控气体将扩至二氧化碳、全氟化合物，全国碳市场覆盖温室气体排放量将占全国总排放量的60%以上，参与企业数量将超过3700家。
几原邦彦与《少女革命》丨看28年前日本男导演如何用百合番诠释“女性主义”！
趁着3.8国际劳动妇女节，我们试着聊聊并不擅长的“少女漫”，为了能更好的与大家分享，这次特别邀请到B站UP主鹿鹿鱼鱼的本垢，一起聊聊上世纪末三神之一的《少女革命》。 这部充满女性主义色彩的作品，蕴含了丰富的世界观和深刻的社会议题，让我们试着超越性别边界，引发关于自我身份与社会角色的思考。听完你或许也会反思：在复杂多变的世界里，我们究竟扮演着怎样的角色？ 【时间轴】 02:06 《少女革命》背后隐藏的东西，不止你想象！ 08:11 一个非工业化生产的作品，独特的创作视角与价值观 16:23 蔷薇新娘：男性共同体下的特殊属性与普遍逻辑的反思 24:37 欧迪娜：一个与众不同的少女革命故事 32:49 欧蒂娜的勇气与安提戈涅的坚持：女性在社会中的抗争与觉醒 41:01 探索作品中的崇高与系统评价的差异。 49:15 理解女性俄狄浦斯：身份认同与自我寻找 57:26 男性逻辑与自我觉醒 01:05:40 凤晓生：一个被权力与性欲捆绑的形象 01:13:52 性别困境与自我认同 01:22:04 在秩序中扮演重要角色，却又否定其秩序观 【关于”菠萝油子“】 菠萝油子（波螺油子），是青岛的一条已经消失不见的老路，那里曾经充满了老城区的烟火气，但对于80、90后的孩子来说，菠萝油子路上开着几家买二手、盗版漫画书的小店，打开了无数孩子对漫画世界大门。虽然那条路已经消失不见，但它却成了我们生命中，关于“漫画”所有记忆的开始。 （图自：摄影师吴正中老师） 【支持＆酒】 这期内容依旧精彩，希望你们的耳朵会喜欢。如果觉得这期节目不错，请不要吝啬您的赞美，欢迎点赞评论任何您的想法，并把这期节目分享给您重要的人。同时也欢迎酌情在您收听的平台给我们打赏鼓励。 同时，欢迎选购【菠萝油子“醉牛啤”啤酒】，同时获得我们的专属“漫画卡牌”，独家呈现，仅此一家~ 主播：BiG 嘉宾：B站UP 鹿鹿鱼鱼的本垢 听友群 +V：BiG202107 【BGM】 裕未瑠華 - 「少女革命ウテナ」~truth 光宗信吉 - croix 〔十字架〕D8 S.H.E - 你曾是少年 MV 相信你会成为最想成为的人 电影《少年班》主题曲 光宗信吉 - 絶対媚惑「タ・エロティカ」 光宗信吉 - イリュージョン～悪意の蛹 光宗信吉 - 少女革命~オーヴァーチュア 光宗信吉 - 絶対運命黙示録 光宗信吉 - 光さす庭イリュージョン 光宗信吉 - われら自らを棄てた堕天使なり 光宗信吉 - アブラクサス～光さす庭 奥井雅美 - 輪舞-revolution
《冬》星野道夫
* 覆盖上新一层新雪的布鲁克斯山脉阿里格特奇峰。我第一次看到这壮阔山势时，还以为在阿拉斯加北极圈看见了阿尔卑斯山。 * 阿拉斯加每年有一半时间是冬季，在这段时间里，整个天地都是一片冰雪世界。 阿拉斯加的冬季相当漫长，充满生命力的极光天幕抚慰了极地居民的心。 气温降至零下五十度的早晨，空气中会带着如宝石般闪闪发亮的光辉，各位可以想象这种景致有多美吗？令身体缩成一团的冷空气中，洋溢着澄澈纯净的冬日气息。或许只有这个季节才拥有净化心灵的力量。 关于在这片土地上生活这件事，我的朋友曾经这么说：“寒冷能温暖人心，遥远的距离反而能让人与人的心更靠近。” 本篇选自摄影/文集《永恒的时光之旅》 本篇最初发表在【《未生》1994年1月号 】 |关于作者| 星野道夫 Hoshino Michio 生于1952年，自庆应大学毕业后担任了几年摄影助理。26岁即深人阿拉斯加追寻极地风景，并进人阿拉斯加大学野生动物管理学系就读。20多年来他只身在阿拉斯加旅行，镜头锁定在这片地球上最后的净土，经历宛如史诗般长达一生的追寻。他长期穿梭在山脉、河流、冻原拍摄大量自然生态作品，多幅作品获阿拉斯加政府与博物馆永久收藏。 1990年，星野道夫获得“木村伊兵卫摄影奖”。纯粹洗练的文字也使他成为最受欢迎的旅行作家之一，其摄影作品和散文随笔等散见于《国家地理》等国际知名媒体，并出版了大量的摄影集。 1996年8月，星野道夫随日本电视台前往堪察加半岛拍摄棕熊时，遭到棕熊的攻击不幸罹难，年仅43岁。其遗作吸引了上百万日本人参观。他逝世后获颁日本摄影协会特别奖，生平被改编成电影，日本文部科学省核定的高中教科书将他视为历史上的伟人介绍，NHK于他逝世十周年时制作了“与大地的对话”电视特辑。 |听到的音乐| Stephan Moccio - Freddie's Theme