千川单品付费模式“移植”到Tiktok会是怎样的结果？ Tiktok单品付费有哪些坑和优势？ 请听Tiktok付费单品模式玩家阿彬的实战分析。 【听友专属福利】 听友限定内部资料：6大好礼免费送，扫即可领取，或者添加：yinchenjulebu00（备注：领取资料） 【本期主题简介】 本期围绕泰国电商市场的创业情况展开讨论，涉及市场现状、运营模式、盈利状况等方面。 阿彬在泰国玩的是Tiktok付费单品模式，泰国是较容易入门的市场，适合国内千川打法，但普通百货类目竞争激烈。 泰国市场不缺货，但缺运营、投流和轻素材，适合做单品加付费。 从类目来看，食品类目利润微薄，宠物用品竞争激烈，唯有3C数码类目还存在一些机会。 阿彬认为，所有的玩家只有两个终局，第一个往品牌做，第二个的话就多品，不要把自己吊死在一个品上面。 【尹晨俱乐部简介】 尹晨，尹晨俱乐部创始人，抖音电商头部ip，GMV破20亿。 直播公司深耕食品、百货、美妆、户外等赛道，四年累计GMV破20亿。 搞钱找项目，进尹晨俱乐部！ 尹晨俱乐部付费会员10000+，专注于搞钱赛道分享，聊创业、谈成长。 欢迎加入尹晨俱乐部，一起成长，一起进化！

“为什么内衣的痕迹需要被隐藏？”“穿衣自由是否只是女性的伪命题？”“当男性可以赤裸上身跑步，而女性连吊带背心都要被指责时，穿衣自由的边界究竟由谁划定？” 你有没有好奇过，为什么男生可以在街头随意掀起上衣、露出肚皮，而女生穿个露脐装却要小心翼翼、害怕合不合适？ 本期特别邀请在巴黎生活的嘉宾 Sera，对比中法两地对于“身体表达”的文化差异探讨为什么女性的穿衣选择总是必须“考虑他人感受”。 穿衣自由的背后，其实藏着我们对身体的认知、对公共空间的占有感、以及对“谁该被看，谁不该看”的深层偏见。欢迎你一起靠边聊聊，分享你曾经感到“不自由”的时刻。 ⏰收听指南 01:32 肩带外露为何要尴尬？ 02:55 内衣：社会期待的微妙战场 07:39 现代女性的乳头焦虑症：家居服也有礼仪？ 12:57 胸围歧视：小胸自由与大胸束缚 18:34 凭什么非要得到完美的“社交照片” 21:52 经济下行与穿衣批判：男性的怨气转移 25:46 性别双标：男性赤膊与女性的小心翼翼 31:42 ”北京比基尼：大爷们的夏日时尚 34:29 穿衣规范：男性特权与女性约束 38:16 文化多样性：从比基尼到头巾的穿衣光谱 🔚就到这里吧！ 🎵本期配乐 片头：Billie Eilish-What Was I Made For? 片尾：Billie Eilish - NOT MY RESPONSIBILITY - a short film 邀请大家欣赏最后几句念白： 📖本期信息 🎙️关于【靠边聊聊】 这是一档探讨多元人生选择的播客。 两位不完全符合“社会期待”的主播，每周聊聊职场、关系、个人成长以及生命中普普通通却引发思考的日常时刻。 高速向前的人生路上，松一松油门，跟我们一起靠边聊聊。 🍠小红书： 靠边聊聊 菲比_Phoebe Momo

原油还能买嘛？还是要反手做空？ 欢迎关注交易艺术汇节目，公众号、视频号、B站上有更多金融交易学习内容。 嘉宾：陈竑廷，毕业于清华大学物理系，台湾大学应用物理所，现任交易艺术汇创始人，四川大学、紫金矿业、和讯网、大商所、郑商所期权讲师，深圳证券交易所ETF期权特聘讲师。有10多年金融期权、商品期权获利经验，擅长用期权策略增强资产收益，降低尾部风险，多家私募基金期权顾问，目前管理资金规模近2亿。

近年来，英国电力系统饱受可再生能源并网积压困扰，高峰时期超过770GW新能源项目等待接网，这一数字远超英国目前60GW左右的新能源装机容量。并网积压问题导致英国能源转型步伐放缓，过去3年英国可再生能源发电量年均增幅已降至4.45%，低于其中长期清洁能源发展目标（年均增长率20%以上）。为解决这一问题，英国电力监管部门天然气和电力市场管理局（Ofgem）提出电网接入流程改革方案“TMO4+”，旨在加速新能源并网进程，该计划预计将于今年6月10号正式实施。 一、英国新能源并网积压严重，部分项目等待时间长达10至15年 Ofgem最新数据显示（图1），当前英国可再生能源项目从提交并网申请到接入电网的平均等待时间超过了6年，其中约有30%的装机需等待长达10年以上才能并网。 英国此前新能源并网采用“先到先得”模式，即按申请顺序分配并网容量，在电网可接入容量不足的情况下，电源企业只能按顺序排队等待接入。根据国家能源系统运营商（NESO）数据，过去几年并网申请量激增约十倍，电源和储能并网排队队列以每月高达30GW的速度增长。仅2023-2024年，NESO 就收到了1,700多份连接到国家输电网的申请，导致排队中的项目数量超过了2030年甚至2050 年电力系统所需项目。截至2025年3月，英国电源并网排队项目合计容量达到771GW的峰值，是预计2050年所需发电规模的四倍多。 这种低效排队制度不仅加剧电网拥堵、推高改造成本，更严重阻碍2035年100%清洁电力目标的实现。过去3年英国可再生能源发电量年均增幅已降至4.45%，低于9.67%的全球平均年增幅。若延续原政策，英国审计署测算2035年清洁发电占比将仅为68%，将触发《巴黎协定》及欧盟碳边境调节机制（CBAM）框架下的数百亿英镑违约罚金，更可能动摇2050年净零排放基石。 二、并网问题的核心在于僵化的并网机制以及电网投资规划滞后 英国的发电项目接入电网由两大机构协同负责，日常的队列管理与申请审核由NESO承担，而监管审批规则方案则由Ofgem主导。英国新能源并网积压问题的直接原因是接入流程管理粗放，其深层原因则与其监管机制导致电网投资不足有关。 （一）管理模式粗放：“先到先得”原则下企业抢报并网，导致“僵尸项目”长期占据名额 英国的电源并网系统长期采用“先到先得”原则，即只要开发商提出申请，无论项目是否具备土地使用权、融资承诺或实际施工条件都能进入排队名单。这一机制导致项目开发商投机性、重复性申报接入，相当比例申报项目仅停留在早期规划阶段，并不具备实际可行性。同时由于监管部门缺乏筛选及淘汰机制，项目即使多年无实质进展也不会被移出队列，导致大量“僵尸项目”长期占位，阻碍了真正准备就绪的项目接入。 （二）电网规划滞后：英国电网基础设施落后，无法满足大规模新能源项目并网需求 电网投资规划是影响新能源项目并网速度和容量的关键，过去英国电网主要服务于少量大型发电厂，现有基础设施难以适应分布式、间歇性的新能源大规模接入。英国输配电价监管框架（RIIO）采取成本支出激励机制，鼓励电网企业尽量压减投资规模，若监管不够到位，这一定程度上会导致电网企业为了获得超额回报滞后投资，导致“电源等电网”问题更加严重。另外，RIIO-2期间Ofgem大幅下调了电网公司的投资计划（部分投资领域平均下调16%-24%），英国能源网络行业协会（ENA）等机构认为其可能会影响电网升级和扩建的速度与规模，进而制约新能源大规模并网。 三、英国通过优化接入流程和升级电网应对并网积压 （一）并网流程优化与政策改革 英国为应对可再生能源项目并网严重积压及规划低效问题，推出 “TMO4+” 系统性改革，核心围绕精准需求导向与开发成熟度验证重构并网流程。 第一，设立双门槛准入标准，严控无效项目挤占资源。Ofgem计划在2025年春季引入“先准备好先连接”机制，取代传统“先到先得”流程。该机制对并网申请设置“可行性（Ready）”与“战略匹配（Needed）”双重筛选：项目须证明其开发可行性，包括获取土地权、提交规划许可等；同时项目需符合英国2030碳达峰规划中的容量需求与技术布局。通过双重审核的项目将于2026年起分批进入确定性并网序列（Gate 2），未达标者转入暂存队列（Gate 1）。此机制预计清理约68%的“僵尸项目”，系统性释放被低效项目挤占的电网资源。 第二，实施动态队列优化，优先战略性项目并填补缺口。对存量项目实行 “进程淘汰制”，在获得规划许可、完成投资决策等关键节点设置进度里程碑，对超期未达标项目启动强制退出程序，从并网队列中删除“僵尸项目”，释放被无效占用的电网容量。同步引入“弹性替补”规则，当特定技术（如低碳电源）出现容量缺口时，允许成熟项目快速填补，并通过“区域容量再平衡”对输电侧过剩的太阳能向配电侧调配，缓解结构性失衡。 第三，简化并网审批流程。建立“一站式”审批平台，整合规划许可、环境影响评估等跨部门程序，将传统分阶段审批转为并行处理。开发商可在线提交材料并实时跟踪进度，最大压缩行政时间成本。同时试点“预先核准制”，对符合区域电网规划的可再生能源项目实行快速通道审批，以加速项目并网进程。 （二）输电基础设施升级与技术应用 为加速实现2035年清洁电力目标，英国计划通过大规模电网升级构建“零碳电力骨干网”。 英国国家电网公司宣布启动全球最大规模电网升级计划，将在2026年至2031年期间向英国输电系统投资高达350亿英镑，重点打通可再生能源输送通道并提升电网灵活性。其中超过110亿英镑用于现有输电网络的维护与升级，如更换老化设备、提升抗灾能力等，以确保电网的稳定运行；约240亿英镑用于推进加速战略输电投资(ASTI）项目和增加网络容量等，以满足未来电力需求的增长。国家电网的计划包括升级约3500公里的架空线路，使电力传输能力提高近一倍，并部署电力控制设备和动态线路额定值等创新技术，以优化现有基础设施。 此外，英国国家电网公司计划在2025-2026年追加电网投资，新增资本投入20亿英镑，优先升级东北海岸至南部人口密集区的输电网络，解决海上风电输送瓶颈。英国国家电网公司计划年均投入118亿美元加强电网韧性，2035年前新增超10,000公里海底电缆。 四、启示 英国因企业“跑马圈地”式抢占并网申请、电网投资滞后等问题导致可再生能源项目接入严重延误，这对我国新能源消纳和电力系统转型具有重要镜鉴意义。我国需吸取英国教训，在投资上确保基础设施适度超前，在管理上优化优先级机制和审批效率，同时利用体制优势强化全国协同，支撑“双碳”目标下的高比例可再生能源接入。 （一）电网先行，加大投资力度 在全球能源转型加速推进的背景下，“电源等电网”已成为制约可再生能源发展的难题。英国的深刻教训揭露了新能源规划与电网建设脱节的核心矛盾。对此，中国可进一步强化“电网超前投资”原则，延续特高压工程超前规划经验，加大对特高压、智能配电网、柔性输电技术的投资，确保电源项目与配套电网、调节资源同期投产，尤其要提升新能源富集地区如西北、华北的外送能力。其次，在投资激励方面，我国还可以在“准许成本+合理收益”基础上，针对跨区域输电走廊、智能配网升级等场景设立专项投资回收通道，精准激发电网投资动力。此外，英国因缺乏系统调节能力加剧了并网矛盾，我国需配套建设储能及需求侧响应体系，为高比例可再生能源消纳提供必要支撑。 （二）加强总体统筹规划，避免“碎片化”发展 英国电网“国家输电+区域配电”两级独立调度体系容易导致战略目标冲突和资源配置失衡。相较之下，中国“全国统筹+区域细化”模式展现出显著优势：由政府指定的调度通信中心逐级协同，实行统一调度、分级管理，形成高效的管理体系。“全国一盘棋”的特高压工程和省级消纳责任权重制度更确保了跨区资源调配能力，实现新能源从规划到并网的全流程可控。中国需继续发挥“集中力量办大事”优势，统一调度资源，加强规划刚性约束，确保电网建设与新能源发展协调共进。 （三）优化项目接入管理，优先支持成熟项目 英国长达14年的排队周期警示，单纯“先到先得”的并网规则会激励企业虚假申报，导致资源错配。我国可基于现有“应并尽并、能并早并”的并网原则下进一步完善，总结新疆等地区的新能源动态清单机制经验并优化推广，在技术、资源、负荷适配度基础上，增设环境合规性指标，形成项目优先级动态评分。第二，借鉴英国“Gate 2”确定性并网规则，对满足用地手续、设备采购合同签约率较高的项目开放“绿色通道”，锁定并网容量。第三，数字化赋能全流程监管，构建区域新能源并网数字孪生平台，集成项目进度跟踪、电网扩容模拟、经济性预警等功能。通过数字化平台实现申报材料线上化、标准化，压缩审批时间。

近两年来，中国绿证市场经历了一场戏剧性反转。 从2024年均价5.59元/个跌至最低0.5元/个的“甩卖价”，到2025年6月30日部分交易平台出现6-7元/个的成交价，绿证价格在政策、市场与资本的多重博弈中完成“V型”反弹。 其中，2025年以来，国内绿证市场价格持续走高，部分交易价格突破8元/张，较年初1.5元/张涨幅超400%。 中国绿证市场经历了一场从“甩卖潮”到“抢购战”的价格反转。 从“甩卖潮”到“抢购战” 2024年是绿证市场的“至暗时刻”。 2024年，中国绿证市场陷入前所未有的供需失衡。国家能源局数据显示，全年核发绿证47.34亿个，同比增长28倍，其中可交易绿证31.58亿个，但实际交易量仅4.46亿个，供需比高达7:1。 这种失衡多源于政策冲击。 2024年，绿证核发范围呈爆炸式扩张。绿证覆盖范围从陆上风电、集中式光伏扩展至所有建档立卡的可再生能源项目，包括分布式光伏、生物质能等，导致历史存量绿证集中释放。 与此同时，核发效率有了革命性提升。国家绿证核发交易系统上线后，核发时间缩短85%，实现“当月电量、次月核发”，供给量呈指数级增长。 尽管规定绿证有效期为2年，但2024年核发的绿证中，29.01亿个为2023年及以前电量对应绿证，形成“库存积压”。 2024年5月，临期绿证价格跌至0.5元/个，较年初暴跌98%；某省级交易平台甚至出现0.26元/个的“地板价”，绿证沦为“白菜价”。 进入2025年，绿证市场突然转向。 6月30日，某绿证交易平台出现6.8元/个的成交价，较2024年最低点暴涨2620%。国家能源局数据显示，2025年1-5月核发绿证10.93亿个，但交易量达2.87亿个，交易率提升至26.3%，较2024年提升5倍。 价格反转的核心驱动力同样来自政策“组合拳”。 2025年3月，国家发改委等五部门联合发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，将钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业及数据中心纳入强制消费范围。以电解铝行业为例，山东、内蒙古等地要求2025年绿电消费比例不低于21%，直接催生数亿张绿证需求。 此外，136号文规定新能源全面市场化定价，并将机制电量（保障性收购电量）与绿证收益互斥。发电企业为锁定收益，主动减少绿证供给，导致市场流通量收缩。据测算，2025年上半年可交易绿证规模较2024年减少约40%。 2025年4月，RE100无条件认可中国绿证，特斯拉、苹果等跨国企业采购量激增。以广东为例，2025年一季度外资企业绿证采购量同比增长300%，占全省交易量的35%。 三重博弈 中国绿证市场的政策设计始终在“行政强制”与“市场自发”间摇摆。2024年价格暴跌暴露了三大制度缺陷： 供需调节机制失灵：绿证核发与项目并网时间错配，导致历史存量绿证集中释放，而需求端缺乏弹性。 价格发现功能缺失：绿证交易平台分散，缺乏统一定价机制，区域间价差达10倍以上。 国际互认滞后：欧盟碳边境调节机制（CBAM）覆盖钢铁、铝等行业，但中国绿证与欧洲GO证书互认仍未落地，出口企业被迫采购国际绿证（I-REC），进一步压缩国内需求。 2025年政策调整试图修复这些缺陷。 首先是实行强制配额制，通过行业绿色电力消费比例考核，将绿证需求从“弹性”转为“刚性”。以钢铁行业为例，若2025年实现10%绿电替代，将新增500亿度绿电需求，对应5000万张绿证缺口。 与此同时，136号文通过“机制电量与绿证收益互斥”规则，倒逼发电企业减少绿证供给。据测算，2025年新能源企业选择机制电量的比例将提升至60%，对应绿证供给减少约20亿张。 此外，RE100认可中国绿证后，预计2026年将实现与欧洲GO证书价格联动，形成全球统一的绿证定价体系。 在市场层面，绿证价格上涨的核心矛盾在于，强制消费主体与自愿消费主体的利益分化。 就高耗能企业而言，钢铁、水泥等行业面临“能耗双控”与“碳配额”双重约束，采购绿证成为“成本避险”工具。以某钢铁企业为例，2024年签订绿电长协价320元/MWh，较2025年380元/MWh市场价节省电费超2000万元/年。但若绿证价格持续上涨，企业可能转向自建分布式光伏，削弱市场需求。 对于出口型企业而言，欧盟CBAM机制下，中国钢铁、铝出口企业需支付碳关税。以铝为例，2024年中国对欧出口铝材约150万吨，因此，出口企业成为绿证市场“刚需群体”，其采购决策直接影响价格走势。 国家枢纽节点新建数据中心被纳入强制消费范围，推动绿证需求爆发。以腾讯怀来数据中心为例，2025年计划采购绿证100万张，覆盖其30%用电量，对应成本增加约500万元/年，但可提升其ESG评级，吸引国际客户。 随着绿证价格回升，资本开始涌入市场。 上海环境能源交易所正试点绿证远期合约交易，允许企业锁定未来3年绿证价格。2025年6月，首笔5年期绿证期货合约以5.8元/个成交，显示市场对长期价格的乐观预期。 部分省份试点“绿证消费抵扣能耗指标”政策，企业每购买1张绿证可抵扣0.5吨标准煤能耗。这种联动机制使绿证成为“碳资产”的重要组成部分，吸引碳基金、ESG投资机构入场。 未来展望 短期来看，绿证价格仍将维持高位。 一方面，2025年是“十四五”收官之年，各省为完成消纳责任权重目标，可能集中采购绿证；另一方面，欧盟CBAM等国际政策将持续推高出口企业需求。 长期而言，绿证市场将逐步走向成熟。 在供给端，随着分布式新能源项目并网加速，绿证核发量将稳步提升，缓解供需矛盾；在制度层面，绿证与碳市场、ESG体系的深度衔接，将形成更高效的价格发现机制；在国际层面，中国绿证标准的国际化，有望提升其在全球绿色贸易中的话语权。 绿证价格的飙升，不仅是市场供需的结果，更是中国能源转型与全球绿色经济博弈的缩影。在“双碳”目标驱动下，绿证正从单一的交易凭证，演变为链接政策、市场与国际规则的核心工具。对于企业而言，提前布局绿证采购与碳管理体系，不仅是应对政策考核的被动选择，更是抢占绿色经济先机的战略举措。

在与特朗普公开决裂后，马斯克交出了一份糟糕的成绩单。 今天凌晨，特斯拉发布Q2财报，第二季度公司实现营收225 亿美元，同比下滑12 %，连续第二个季度走低，净利润约12 亿美元，较去年同期减少约 16 %。 导致下滑的主因仍是汽车板块：销量减少、平均售价下降使得营收降至 166 亿美元，同比跌 16 %，季度交付量仅 38.4 万辆，较去年减少 14 %。 与“失速”的汽车业务相比，能源生产与储能板块继续扩张。本季录得 27.9 亿美元营收（占集团 12 %），虽同比微跌 7 %，但毛利润环比、同比双双增长，达到历史新高的 8.46 亿美元，本季部署 9.6 GWh 储能产品，其中首批上海 Megafactory 生产的 Megapack 已对外交付。 “纵然关税和供应链带来逆风，我们的能源业务依旧快速扩张。” 马斯克在财报会上表示，MegaPack 正在迅速提升产能，新一轮升级也将让它更出色。第二季度，我们的电力部署再创纪录。我深信电池将成为一个规模空前的巨大市场——许多人还没意识到需求会有多庞大。打个比方，美国电网的持续输出功率约 1 太瓦，但平均负荷不足 0.5 太瓦；若引入电池，发电厂便可 24 小时满负荷运转，从而把美国年发电量提升到如今的两倍以上，仅靠电池就能实现。 “这意义重大，的确是件“了不起的大事”。 值得注意的是，特斯拉以前可以躺赚的碳积分收入只有寥寥4.39亿，暴跌51%，这都要归因于“那个男人”。 “特马决裂” 特朗普刚当选那阵，马斯克还是炙手可热的“红顶商人”，他被请进总统顾问圈指点江山、出入椭圆形办公室如入自家客厅，统领政府效率部（DOGE），削冗员减开支，一度攀至他个人政治权力的最高点。 “我爱@realdonaldtrump，爱到一个直男能爱上另一个男人的极限。”两人还在“蜜月期”时，马斯克发帖表达对川普的疯狂喜爱。 但同样性格乖张，爱在社交媒体上煽动情绪的两人，在经济政策上存在根本分歧，一位是极端气候怀疑论者，一位则要是靠电动车、光储产品赚钱的绿色科技巨头。 特朗普宣布对中国提高汽车及零部件关税后，马斯克公开与白宫唱反调，在X上称关税对特斯拉“影响重大”，要求推翻他的全面关税计划，但没有成功。 美国产Model Y约有四分之一零部件并非美国制造，关键环节高度依赖中国供应链；中国同时是其第二大市场，营收占比约两成。摩根士丹利估算：在美生产的特斯拉电池中约20%直接来自中国、30%由在墨西哥投资的中资企业提供；若对中资电池征税，单车成本将上升约3000—5000美元。 再聪明的弄臣也敌不过任性的暴君，直到“大而美法案”（One Big Beautiful Bill）对出台，双方关于补贴政策分歧爆发后，关系急转直下。 因为特朗普推动这一法案，对特斯拉的业务几乎是灾难性的。 它把特斯拉的两条关键“财路”同时掐断，消费者端的7,500美元联邦EV购车抵税被提前终止，让消费者购车成本增加；法案还将企业不达标的CAFE油耗罚金直接降为“0”，其他车企不再受CAFE标准制约向特斯拉购买碳积分，这块“卖空气”得来收入遭受重创。 据分析师计算，特斯拉大约四分之三的碳信用收入来自CAFE标准。在新法律出台后的几天内，他们将特斯拉2025年碳信用收入的估计下调了近40%至约15亿美元。他们预计明年将暴跌至5.95亿美元，然后在2027年彻底干涸。 碳积分年年都是特斯拉的“现金奶牛”，多次贡献净利润的三分之一以上，这块收入从2019年的不到6亿美元一路涨到2024年逼近30亿美元。 从财报来看，如果没有出售给内燃机汽车制造商的这些信用收入，特斯拉第一季度将亏损，重要性不言而喻。 马斯克游说无望后，双方彻底撕破脸，两位粉丝过亿的社交媒体大v相互攻讦，骂战不短。 马斯克在X上抨击“大而美法案”是“令人作呕的怪物”。 特朗普则在7月1日的发布会上说：“他不爽，是因为他正在丧失自己的电动车‘特权’。”（指补贴），并威胁“他可能失去的远不止这些。” 马斯克气急败坏地指控特朗普是杰弗里·爱泼斯坦犯罪的同谋，并暗示特朗普对此进行过掩盖，还在特朗普应该被弹劾，并由副总统JD·万斯接任的帖子下面回复yes。特朗普则反击称要取消SpaceX的所有合同。 马斯克还宣称：没有他，特朗普根本不可能当选。 辞职离开白宫后，马斯克将注意力重新转向自己的生意，也几乎白宫媒体材料以及共和党议员的新闻简报中消失，但外面已经变天了。 由于马斯克高频卷入党派纷争以及本届美国政府的肆意所为，严重损害了马斯克在公众面前友好科技的形象，特斯拉成高度政治化品牌，路人缘急剧恶化，引发了部分美国人抵制特斯拉的浪潮。 部分自由派用户转向竞争对手（如Rivian、福特电动车），而保守派本就对EV持怀疑态度，双边“都不爱买”，在全球竞争中逐渐落后于比亚迪。 特斯拉今年一季度汽车板块（含租赁和碳积分）收入139.67亿美元，同比下降20%；若加上售后与其他服务，总收入166.05亿美元，同比仍跌16%。 Q1共交付33.7万辆，较去年同期少约5.1万辆，为2022年二季度以来最低。主因是四大工厂同步换线升级New Model Y，加之持续“以价换量”压低平均售价。 被吹上天的Cybertruck季度销量不过约5000辆，远低于最初马斯克夸下的25—50万量一年的海口；股价自大选后高点回落逾三成，多位高管离职。 尽管SpaceX依旧是美国航天依赖最深的私企，但白宫不是傻子，不会容忍因对单供应商的依赖而产生国家安全风险，开始扶植其他竞争对手，而Starlink在美国的盈利能力也饱受质疑。 马斯克的商业帝国开始摇摇欲坠。 仍然坚挺的生意 “大而美法案”将风、光两大板块的税收抵免提前终止，但电化学储能的激励政策框架整体得以保留，税收抵免的有效期还延长了8年，只是附加了更严格的“国产化”和“防中资”门槛，算是不幸中万幸。 与黯淡的车市形成鲜明对比，储能业务正成为特斯拉的新大腿。 2016-2024年，储能收入从12.58亿元增至725.02亿元人民币，9年放大56.63倍；累计收入2031.71亿元人民币，占总营收比重由2.59%升至10.32%。 2024年特斯拉在全球部署31.4 GWh储能系统，能源发电与储能板块收入带来约101亿美元收入，同比增长67%。与此同时，汽车销售收入同比减少约33亿美元，储能业务在一定程度上对冲了整车业务下滑。 进入2025年一季度，储能出货再度跳升至10.4 GWh，能源发电与储能板块收入27亿美元、毛利率28.8%，已成为最赚钱的业务。 2024年度，Tesla稳坐全球储能系统集成商（交流侧）出货量第一的交椅，阳光电源、中车株洲所、Fluence、海博思创紧随其后。 中资以中国市场为据点，逐步向海外进军，Tesla以北美市场做支撑，逐步向欧洲、中东、非洲、亚太拓展，今年双方正面交锋的频次及烈度持续上升。 在与CATL、BYD和阳光电源“短兵相接”后，特斯拉面临着对手的蚕食和定价压力，通过快速复制的Megafactory模式意图在成本侧“逼近”中国对手。 加州Lathrop工厂经过一年多爬坡，年产能稳定在40 GWh；2025年2月，上海临港厂用九个月建成并投产，同样规划40 GWh，首季度即发运逾百台Megapack。今年3月，德州沃勒县又批准了税收减免协议，第三座Megafactory将落户休斯敦西郊，预计2026年投产，产能规模与前两厂相当。 一旦三厂全部满产，特斯拉理论上每年可提供约120 GWh储能系统，相当于2024年全球电网侧新增装机的一半左右。 特别是上海储能Megafactory的落地给了特斯拉破局的机会，让特斯拉一方面利用华东完整的LFP产业链将制造成本再降两成以上，另一方面可出口至亚太与欧洲，形成“美国高毛利、中国高周转”的双基地布局，降低政策与汇率风险。 据彭博社分析，特斯拉股价、与美国政府的良好关系以及从投资者处源源不断融资的能力是马斯克建立商业帝国的杀手锏，但由于政治上的幼稚和新技术的不成熟，这三种魔法均在逐渐失效。 正如《马斯克传》作者艾萨克森所认为的，马斯克在性格上的种种缺陷，和他在事业上的巨大成功，是分不开的存在，现在看来这句话反过来说也一样。

今年是成为中国电力市场化改革的“攻坚之年”。 从年初新能源电价市场化破冰，到年中区域电力市场跨省协同运行，再到跨电网经营区交易机制打通，一系列政策密集出台。我们可以明显感觉到，今年政策的发布频率加快且联动加强了，本篇就和大家做个系统梳理。 核心政策 年初，136号文件《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》重磅出台。 突破点 终结延续八年的新能源保障性收购政策，明确2025年底前所有风光发电全面参与市场化交易，标志着新能源电价从“政府定价”时代全面迈入“市场定价”新阶段。 关键机制 创新“基准价+浮动差价”结算机制。 当市场交易价格低于机制电价时，电网企业给予差价补偿；高于机制电价时则扣除差价，既保留政府托底功能防范价格剧烈波动，又通过市场信号引导资源优化配置。 同时取消新能源强制配储要求，赋予企业按成本效益自主配置储能的灵活空间。 联动伏笔 为后续现货市场、虚拟电厂等市场化消纳渠道铺路，新能源从“被动消纳”转向“主动参与市场竞争”，成为电力市场的核心交易主体。 核心政策 随即二月，《新型储能制造业高质量发展行动方案》发布。 政策意图 今年是储能行业发展的历史性节点，随着上条“新能源强制配储”时代的落幕，新型储能行业也从粗放式规模扩张向着“价值创造”蜕变，全面迈向市场化。 我国储能制造业当前面临着“核心技术受制、成本偏高、规模不足”瓶颈，推动电化学储能等非抽水蓄能技术从“小规模试点”走向“规模化发展”，支撑高比例新能源并网消纳。 重点内容 方案以推动储能制造业从“小规模试点验证”向“规模化量产应用”跨越为核心目标，通过供给侧结构性改革思路破解产业发展瓶颈，促使着储能产业从政策驱动转变为市场驱动，让储能技术快速提升以支撑电网，共同构建新型电力系统。 协同关联 和第一条形成“技术+市场”的双支撑。 核心政策 357号文件《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》。 重点内容 文件鼓励各地民营企业培育虚拟电厂主体，并明确了全国虚拟电厂调节能力到2027年、2030年分别要达到2000万千瓦以上、5000万千瓦以上。 核心作用 作为新型电力系统的“聚合者”，虚拟电厂可以通过整合分布式电源、储能、可调节负荷等分散资源，破解新能源“弃风弃光”难题，同时拓展增值收益渠道。 协同关联 推动了“源网荷储”各环节的高效互动，电网高峰时段协调储能放电与用户负荷削减，配电网侧整合分布式光伏与电动汽车充电桩实现局部平衡，延缓输配电设施升级成本，加速新能源与新型电力系统深度融合。 核心政策 紧接着四月，394号文《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》+411号文《电力辅助服务市场基本规则》出台。 现货市场 394号文让电力现货市场全国覆盖进入倒计时，为“新能源报量报价+储能动态响应”联动模式提速。 文件明确2025年底前实现电力现货市场全国覆盖，湖北、浙江作为先行示范区6月底前转入正式运行，构建“新能源报量报价+储能动态响应”联动模式，分时电价信号引导用户侧移峰填谷。 辅助服务 月底发布的411号文，鼓励独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊或分享，推动储能从“政策驱动”转向“市场驱动”。 协同关联 新能源全面参与市场化交易为现货市场注入增量电量，“发用一体”主体余电上网丰富交易品种，打破传统垄断格局。 现货市场与辅助服务市场联动出清，费用由用户按用电量分摊，形成“电能量市场定价+辅助服务价值变现”的市场化收益体系，倒逼各类主体通过竞争优化成本。 核心政策 650号文件《有序推动绿电直连发展有关事项的通知》。政策解读 | 绿电直连是怎么回事？ 核心内容 五月《有序推动绿电直连发展有关事项的通知》直接涉及新能源发电企业、大型工业电力用户以及电网公司等主体。 首次将绿电直连认定为合法模式，让有能力做到直连的市场主体，以及有需求通过绿电直连解决潜在出口挑战的外向型企业，支持新能源就近消纳和企业绿色用能需求，实现“点对点”的专属供电。 核心事件 6月，南网是大热点。28日，南方区域电力市场连续结算试运行启动。 推动新能源全主体常态化参与电力现货市场交易，是南方区域电力市场连续结算试运行的一大亮点，这标志着我国电力市场化改革迈入了“跨省协同”的深水区。 相关政策 除了连续结算之外呢，南网发布了五项关于区域电力交易的实施细则，贵州、海南等地随即也出台了相关的配套政策。 重要意义 作为我国首个连续运行的区域电力市场，南方区域电力市场交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，东西部资源互补、电网联系紧密、市场开放程度较高，注册主体数量超过22万个，包括煤电、核电、气电、新能源、水电等各类发电电源和售电公司、电力用户等主体。 南方区域电力市场也是全球规模最大的统一出清电力现货市场，日交易电量规模达38亿千瓦时，超过了英国、法国、德国用电量规模的总和。

今年以来，我国电力体制改革步伐明显加快，全国统一电力市场建设按下“加速键”，煤电与新能源全面入市，所有工商业用户参与市场交易，电力市场注册主体数量已突破97万家。 随着电力市场开放程度不断提高，各级监管部门持续加强对售电市场的管理，严厉打击各类违规行为，全力维护市场公平与秩序。 近一段时间以来，多地电力交易中心（能监办）发布通报，内容涉及售电公司违造材料、不满足持续准入条件、市场纠纷、伪造公章、批零价差过高等行为，标志着电力市场正式进入强监管时代。 与此同时，陕西、新疆、安徽等地严格管理电力零售市场，对售电公司批零价差设置上限，超额部分将和所签用户进行收益分享。 在此背景下，售电公司该如何运营？ 多家售电公司违规被通报 广东：12家售电公司伪造资料 近两个月，广东电力交易中心先后五次发布通报，对售电公司违规行为予以公开。经滚动核查、会计师事务所反馈及群众举报，发现部分公司存在伪造履约保函、资产证明等行为。涉事的12家售电公司已被暂停交易权限并纳入风险管控，要求限期整改。逾期未改者将依法处理，情节严重者将启动强制退市程序。（据8月18日广东省能源局公告，两家售电公司已进入强制退出公示阶段）。 浙江：38家售电公司需整改 浙江能监办近日通报2025年售电公司准入条件自查结果：在233家注册生效的售电公司中，22家未提交自查材料，3家未报送2024年审计报告，26家未持续满足准入条件。相关问题公司须于9月30日前完成整改。 山东：4家售电公司签约过程存异 山东电力交易中心在5月份零售市场纠纷申诉处理中通报，4家售电公司因签约过程存在争议被用户申诉。 江苏：1家售电公司伪造用户公章 江苏电力交易中心公布2025年5月售电公司违约情况，一家公司因伪造用户公章、违背真实意愿代理入市被投诉。 四川：14家售电公司未限期整改将被退市 8月21日，四川电力交易中心公示，拟对14家售电公司启动强制退市或注销四川业务范围程序，原因为这些公司未按时完成2025年度持续满足注册条件的整改要求。 山西：4家售电公司进入3个月整改期 9月4日，山西电力交易中心发布通报，4家售电公司未完成2025年度售电公司持续满足注册条件专项核查工作，自9月4日起4家售电公司进入为期3个月的整改期。 批零价差需合理有效传导 7月以来，陕西、新疆电力交易中心先后公布了当地零售市场批零情况，并披露了结算价格和批零价差的前30位售电公司名单。9月2日，安徽发布了《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》，旨在提升市场透明度，推动批零价差合理传导。 陕西：部分售电公司购销价差超0.1元/度 陕西电力交易中心7月17日发布声明，对部分售电公司予以强烈谴责。2025年1月起，陕西电力现货市场长周期试运行，叠加新能源装机增长和电煤价格下行，批发市场购电均价从1月0.362元/度降至6月0.339元/度，降幅0.023元/度；但零售用户购电均价仅下降0.003元/度，部分用户购电价格远高于市场平均价（0.364元/度）。49家以上售电公司售电均价超市场1.05倍，部分公司批零价差甚至超过0.1元/度。陕西省发改委8月1日发文，明确建立零售市场超额收益分享机制，对批零差价超过0.015元/千瓦时的部分，按售电公司与用户2:8比例分享。 相关阅读 新疆：度电收益4分以上售电公司有32家 8月14日，新疆电力交易中心公布2025年1-7月零售市场批零价格情况。1-7月新疆售电公司平均度电收益9.11元/兆瓦时。度电收益高于40元/兆瓦时的售电公司32家，度电收益20-40元/兆瓦时的售电公司59家，度电收益9.11-20元/兆瓦时的售电公司29家，度电收益9.11元/兆瓦时以下售电公司31家。并对度电收益、零售用户价格由高到低前30位售电公司名单进行了披露。 另据了解，新疆也拟对售电公司度电收益设置上限，针对售电公司月度平均度电收益超过10元/兆瓦时的部分，由售电公司与其代理的零售用户按2:8比例分享。 相关阅读 安徽：度电批零价差高于8厘，收益需与用户二八分 9月2日，安徽省发改委、安徽省能源局发布《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》，其中提出，2025年9-12月，对售电公司批零结算价差高于0.008元/千瓦时的部分，以月结年清方式，由售电公司和电力用户按照2:8比例进行结算分享。 相关阅读 四川：售电公司批零价差高于7厘，超额收益或与用户五五分 9月4日，四川省发改委发布关于公开征求《四川电力市场结算细则（征求意见稿）》意见的通知。其中提到，2026年考虑设置批零收益分享机制。通过零售套餐签约方式，由经营主体双方结合生产用电情况，自主协商批零价差回收基准及分成比例；当零售用户未能与售电公司自主约定批零价差分成比例时，默认以7元/兆瓦时作为批零价差控制基准，并对售电公司超额收益实行五五分成。 售电运营四大法宝 在当前复杂多变的电力市场环境中，经营售电业务面临诸多挑战。那些仅依赖电力交易价差获取利润的售电公司，注定难以实现可持续发展。市场正呼唤技术驱动、具备综合服务能力的售电企业，它们应通过增值服务构建核心竞争力，赢得长远发展空间。 尤其在中小型电力用户与新能源电量全面进入市场的背景下，监管部门持续优化交易规则，推动我国电力市场体系不断健全。目前，我国已构建起“1+6”电力市场交易规则体系，信息披露机制日趋透明，对违规交易行为也将加大惩处力度。在这一趋势下，售电公司必须持续强化合规经营、完善风险管控、提升客户服务质量，并不断优化成本控制能力，以适应日益规范与竞争激烈的市场环境。 合规经营能力——从业底线 合规与诚信是售电公司经营不可逾越的底线。任何侥幸心理都可能触碰规则红线，最终导致得不偿失的后果。 根据《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）的规定，售电公司应持续符合注册条件，电力交易机构有权根据需要对其持续满足条件的情况进行核验。这意味着售电公司的相关资质将面临不定期核查。从今年各地交易中心陆续发布的通告可以看出，持续核验已成为常态化工作机制。因此，售电公司必须严守合规底线，确保所提交的材料合法合规，并持续满足监管要求。 与此同时，售电公司也应坚守诚信原则，规范自身经营行为。不得以隐瞒、欺骗等手段与零售用户签订合同，严禁私自使用用户平台账号及密码进行任何交易操作，以免造成误解纠纷。此外，售电公司有义务如实、准确向用户告知市场政策、交易风险、套餐价格等重要信息，并在双方确认的基础上签订零售合同。 风险管控能力——核心与根本 电作为一种特殊商品，其价格实时波动，受天气、燃料价格、政策、供需关系等多种因素影响，波动剧烈且难以预测。因此，风险管控是售电公司最核心、最根本的能力。 售电公司需要面对的风险来自于以下几个方面： 市场价格风险：如果采购的电价高于售出电价，就会出现倒挂，导致亏损。 偏差考核风险：用户实际用电量与合同预测电量偏差过大，所产生的偏差考核费用。这是目前许多售电公司亏损的主要原因。 信用风险：用户或发电企业违约带来的风险。 政策风险：电力市场规则变化带来的不确定性。 应对风险需要售电公司组建专业的交易团队、运用金融对冲工具、采取精准负荷预测以及多元化的电源组合合同来降低风险。 专业的交易团队：组建熟悉电力市场规则、具备金融衍生品交易经验的团队，进行策略性购电。 金融对冲工具：运用电力期货、期权、差价合约等金融工具，锁定利润，对冲价格波动风险。 精准的负荷预测：利用大数据和AI算法，分析用户历史用电数据、天气、节假日等因素，尽可能准确地预测用户未来的用电量，以减少偏差考核。 多元化的电源组合：尽可能与不同类型的发电企业（如火、水、风、光等）签订中长期合同和现货合同，优化电源结构，也就是不要把鸡蛋放在同一个篮子里。 客户服务能力——关系的深度绑定 事实上，售电业务同质化严重，竞争最终落脚于服务能力。通过提供增值服务，售电公司可与用户形成深度绑定的利益共同体。除用电咨询、合同管理等基础服务外，还可提供以下增值服务： •提供节能改造方案，帮助用户降低整体用电成本的能效管理服务； •为企业用户提供配电智能监控、预防性维护等运维服务； •为用户投资、建设、运营屋顶光伏项目，帮助用户使用绿电并节省电费的综合能源服务； •在迎峰度夏（冬）等用电高峰期，组织用户利用调整生产计划等方式错峰用电，并获得补贴收益的需求侧响应服务。 成本控制与采购能力——盈利保障 在电力交易差价日益透明的市场环境下，如何以更低的成本采购到电力，直接决定了售电公司的利润空间。可以肯定的是，用电量的体量越大，可以聚合的负荷规模就越大，在与发电企业议价时就越有话语权，能争取到更优惠的电价。 在中长期交易市场，建议与大型发电集团建立长期稳定的战略合作关系，提前锁定一部分基础电量和价格，保障供应稳定性。 在现货市场，交易团队需要具备敏锐的市场洞察力，利用价格信号，捕捉低价电，与中长期合同组合，以降低综合采购成本。 随着监管力度持续加大、市场透明度不断提升，以往依靠信息不对称和简单价差盈利的运营模式已难以为继。合规经营、风险管控、客户服务和成本优化，已成为售电公司立足未来不可或缺的四大法宝。唯有回归服务本质、筑牢风控防线、持续提升综合能源服务能力，方能在日益规范、竞争日趋激烈的市场环境中行稳致远。 正在加速构建的统一电力市场，呼唤一批真正具备专业素养、诚信经营和责任意识的市场主体共同构建健康、可持续的行业生态。

用电高峰时放电，低谷时充电——这种被形象称作“充电宝”的储能系统，应用范围正在不断扩大。 国家能源局近日发布的《中国新型储能发展报告（2025）》（以下简称《报告》）显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40%。中国新型储能规模已跃居世界第一。 建储能，“存绿电” 西藏山南，曲松县加娃村山口，一座光储电站里，几排白色的储能装置不时发出低鸣。“这是为了光伏发电配套建设的储能装置，电站白天发的电暂时在这里‘存起来’，夜里用电需求大时送出去，避免电力浪费。”华能雅江新能源分公司总经理崔光泽说。 青海海南州，15万千瓦/60万千瓦时的储能项目于去年8月顺利并网并实现满功率运行——这是全球海拔最高、规模最大的高压直挂储能系统项目，单机容量达2.5万千瓦/10万千瓦时，可单机独立接受电网调控。该系统无需工频变压器，系统效率提升4%至6%，可实现10毫秒内快速响应。 …… 建储能，“存绿电”，是中国大力发展可再生能源、着力建设新型电力系统大势下的主动选择。取自于自然的风、光等可再生能源供应不定，每当极热无风、晚峰无光，新能源发电就会面临出力不稳定的问题。建设新型储能，就好像配上了“充电宝”“调度站”，当烈日灼灼、风电满发，它能把用不完的绿电“存起来”，到了无风无光或用电高峰期，再及时“放电补能”，让千家万户灯光不熄、工厂机器运作不停。 数据显示，截至2024年底，全国新型储能装机达7376万千瓦，占全球总装机40%以上，年均增速超130%，“十四五”以来规模增长20倍。截至今年6月底，全国新型储能装机规模达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年底增长约29%。其中，内蒙古、新疆装机规模均超1000万千瓦，山东、江苏、宁夏装机规模均超500万千瓦。 新型储能规模何以实现快速增长？这与明晰的政策引领密不可分。 翻阅能源法，“推进新型储能高质量发展”列于其中；“发展新型储能”则首次写入今年的政府工作报告，明确新型储能功能定位是发挥其在新型电力系统中的调节作用。此外，《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》等多项政策文件，则不断促进健全电力市场机制，引导其实现科学发展。 “目前，新型储能应用效果逐步显现，2024年全年新型储能调用情况相较2023年大幅提升，浙江、江苏、重庆、新疆等多省份年均等效利用小时数达到1000小时以上，成为促进新能源开发消纳的重要手段。迎峰度夏期间，新型储能充分发挥‘超级充电宝’功效，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦说。 “应用一代、示范一代、预研一代” 安徽宿州，全国最大“煤电+熔盐”储能项目近日完成168小时试运行，正式投产——这是全国首台（套）吉瓦时级煤电熔盐储换热成套装备及控制系统，也是国家首批绿色低碳先进技术示范项目。 “熔盐储热技术的引入，就像为传统热电联产机组外接了一个‘储热宝’。”国家能源集团安徽公司宿州电厂有关负责人介绍。在机组调峰压力较小时，可用蒸汽加热熔盐，将热量储存至“储热宝”；在用电高峰期、低谷期时，利用“储热宝”对外供热，支撑机组全力参与调峰，实现顶尖峰满发或压低谷调峰。“闲时储热，忙时供热”，提升了机组的调节灵活性，解决了煤电机组供热、供电难以兼顾的问题。 这是储能行业不断创新项目应用的一个缩影。《报告》显示，储能领域多类型技术路线加快落地实施。截至2024年底，各类新型储能技术路线中，锂离子电池储能占据主导地位。同时，各项储能技术创新取得新进展。锂离子电池储能技术水平持续提升；多类新型储能技术向商业化应用过渡；一批新型储能技术加速示范应用。 透过不断更新的技术创新成果，可窥见中国新型储能“应用一代、示范一代、预研一代”的梯次发展生态。边广琦介绍，去年，国家能源局发布56个新型储能试点项目，涵盖十余种技术路线。其中，多个试点项目为国内首次工程应用，总体呈现多元化发展态势，有力促进新型储能关键技术和装备实现突破。与此同时，12个新型储能项目入选为第四批能源领域首台（套）重大技术装备的依托工程，为首台（套）重大技术装备落地转化提供了应用场景。 “当前，中国新型储能的技术创新从单一突破转向体系化布局，为新型电力系统构建提供了全周期技术保障。”南方电网公司首席科学家饶宏举例，比如，锂电主导技术实现代际跃迁，在电池本体、热管理、系统并网技术等方面快速迭代；压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等实现工程化突破，为高比例新能源电力系统所需的长时调节能力等奠定了技术基础；半固态电池、全固态电池、氢储能技术等一批前沿颠覆性技术加速发展，以应对未来新型电力系统对于多时间尺度、高安全性能存储、极端环境适应性等需求。 “通过规模化应用和示范项目建设运营，验证了不同技术的可行性和经济性，进一步推动新技术迭代升级，实现多种技术路线良性健康发展。”饶宏说。 新型储能技术路线“百花齐放”，还离不开持续健全的行业标准体系。据介绍，2024年，超过20项电化学储能标准发布实施，多项标准立项，覆盖规划设计、接入电网、运行控制、检修试验、后评价等多个环节，我国新型储能标准体系建设水平进一步提升。 调峰、保供，应用场景不断扩展 眼下，伴随新能源快速发展，新型储能正在电力系统调峰、电力保供中积极发挥作用。 今年入夏以来，全国最大电力负荷屡刷新高，36次刷新16个省级电网历史纪录。而国家电力调度控制中心组织的新型储能度夏集中调用试验，有效验证并发挥了新型储能的顶峰保供能力。截至7月底，国家电网经营区内新型储能可调最大电力达64.23吉瓦，实时最大放电电力达44.53吉瓦，较去年同期峰值增长55.7%。试验期间，新型储能展现的顶峰能力，相当于近3座三峡水电站容量，在夏季晚高峰时段平均顶峰时长约2.4小时，有力支撑了用电高峰时段的电力供应。 建设新型储能需要资本投入，参与电力供应调节也有相应成本。付出与收益这笔账，如何计算？ 中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻介绍，当前，新型储能正逐步演进为以独立主体身份参与辅助服务市场、现货市场和中长期市场。“2024年颁布的《电力市场运行基本规则》，正式将储能确立为新型经营主体，赋予其公平参与电力市场交易的权利。”李臻说。也就是说，储能企业参与电力市场调节，可以根据相关电量获得相应收益。这为储能企业提供了清晰稳定的市场参与预期，为产业规模化、商业化发展奠定了坚实的制度基础。 以国家电网经营区域为例，据国家电网有限公司总工程师兼国网电力工程研究院有限公司董事长孟庆强介绍，国家电网公司率先构建新型储能市场化机制，支撑22省（区）出台市场规则，在山东、内蒙古、新疆、河北探索容量补偿机制；江苏建立“电能量市场价差+顶峰补贴+辅助服务”综合收益模式；甘肃推行独立储能竞价补偿机制；湖北实施现货市场优先出清机制。2024年，国家电网经营区新型储能交易电量达71.2亿千瓦时，同比增长2.7倍。 不过，当前电力市场改革虽加速推进，但区域间发展不均衡问题突出，各地对新型储能的开放程度存在显著差异。比如，在已实现现货市场连续运行的区域，独立储能普遍已进入现货市场；在非现货市场区域，仍有相当一部分储能项目，难以通过参与中长期市场获取电能量收益。 对于进一步健全新型储能参与市场机制，《报告》也明确了相关要求：将研究完善包括新型储能在内的调节性资源价格机制，合理引导新型储能投资。科学评估新型储能输变电设施投资替代收益，鼓励在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替代型储能。 “我们将进一步拓展新型储能应用场景，提升调度运用水平，加快完善市场机制，推动新型储能产业高质量发展。”

目前已有多座城市宣布建成“城市级虚拟电厂”，如何理解这一概念？中国有哪些“城市级虚拟电厂”？“城市级虚拟电厂”是指这个城市内所有灵活资源都被聚合形成了一个虚拟态的发电厂了吗？谁来负责管理？本文从这些常见疑问出发，来谈谈我国虚拟电厂和城市级虚拟电厂的定位与发展。 与常规火电厂不同，虚拟电厂通过物联网和人工智能技术，将分散在各个角落的可调节资源（如商业楼宇空调、工厂储能设备、居民智能家电、小型生物质、柴油、燃气发电、分布式光伏等资源）编织成一张智能响应网络。 从功能价值角度来看，虚拟电厂是一种依托技术支撑的可调节电力资源应用方式和业态，对于支撑建设新型电力系统、丰富电力市场交易多样性、缓解电力时段性紧张与过剩、分摊电源侧建设投资压力或阻力、推进用户侧能源数字化转型等都具有重要意义。 在中国谈虚拟电厂，我们在谈什么？ 虚拟电厂这个名词所带的比喻特点和抽象特征，在有效提升该概念的宣传效果的同时，也容易混淆讨论对象本身的多面内涵。本文建议，可以从技术、资源和产业三个角度理解“虚拟电厂”在不同语境中的差异。 （一）有时候，虚拟电厂是一个技术体系 当虚拟电厂作为一套技术体系出现时，它指代通过先进通信、控制和管理技术，实现海量分布式新能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等资源的聚合和协调优化，对外形成一个聚合整体参与电力系统优化运行的技术体系。 这一概念在学术研究领域颇为常见，部分专家学者认为，判断一个项目是否为虚拟电厂的关键要素在于虚拟电厂平台对其接入设备是否具备“动态在线通信控制能力”。在虚拟电厂技术概念下，通过电话邀约、现场沟通实现的资源聚合、调节响应模式无法纳入虚拟电厂概念。基于上述认知，部分地区的虚拟电厂管理办法将虚拟电厂视为一个可观、可测、可直控的物理系统，而少数地区的虚拟电厂管理调度平台则“更进一步”，直接穿透经营主体，实现对下属资源的通信与调控。 在此概念下，虚拟电厂技术体系包括智慧能源交互技术、协议转换技术、物联网智能计量技术、温湿度传感监测技术、智能通信技术、AI辅助技术等，虚拟电厂发展面临的问题包括通信规约标准化、并网控制技术标准、资源协同配置合理性、交易决策算法有效性、负荷预测准确性、价格预测准确性、数据通信安全隐患等技术问题。 ，技术体系是构建虚拟电厂的重要基础，但并不是当前市场发展的必要条件。原因在于，什么样的市场塑造什么样的虚拟电厂技术体系，在市场交易的时间尺度、资源硬件的响应能力尚不匹配的现实背景下，不应过分拘泥于虚拟电厂的技术概念。在一些区域，部分邀约型虚拟电厂也在切实发挥虚拟电厂的作用。技术标准应该从实用的场景和需求出发，不去过度拔高技术先进性，这样更有利于虚拟电厂模式在中国新型电力系统建设中的有效融入。 （二）有时候，虚拟电厂是一种商业模式 当虚拟电厂作为一种商业模式出现时，它通常是指将原本不受电力系统调度控制的分散资源动态聚合，并且对电网、电力交易各个主体产生可衡量的实际价值。虚拟电厂作为一种资源聚合能力，基于其对分布式电源所有者、可调负荷用户、充换电站运营商等主体的深度链接，能够在满足上述主体意愿的基础上动态地激活、引导这些灵活性资源做出响应，并以一种集中、代理的模式聚合参与电力系统互动，从而形成“虚拟电厂运营商带着大家去赚钱”的商业模式，而且是在“尊重大家动态意愿的基础上带着大家去赚钱”。 在此认知中，判断项目是否为虚拟电厂的决定性因素不再是技术标准，而是其有效激活分散资源的能力和模式，是虚拟电厂运营商的客户服务和管理能力，是虚拟电厂资源聚合合同、价格、利润分配的定价评估能力，是对用户产线、计划、库存、销售甚至关键能耗设备运营状态的管理和支持能力。与此同时，那些原本就已经被电力系统有效、精准调用的集中式光伏电站、电网侧储能等资源也无需再通过一种新的、更加不确定的商业模式进行聚合和响应。虚拟电厂这种新生商业模式的核心优势在于能以更低成本、更灵活的方式聚合资源，并通过与用户生产生活的紧密互动，为电力系统和市场提供有效的调节补充。当前，我国大部分虚拟电厂项目，均是基于虚拟电厂的商业模式概念命名。与此同时，这一概念也引发了社会对虚拟电厂、微电网、负荷聚合商、售电公司等相关概念的混淆和争议。 ，无论是哪一种概念名词最终“获胜”或“一统定义”都不重要，重要的是发挥好每一次政策引导作用，鼓励相关市场主体加强对用户的深度服务，鼓励相关主体培养对末端分散资源的聚合和激活能力，鼓励相关主体构建补全数字化、信息化通信管理能力，共同促进虚拟电厂产业及其相关产业的健康发展。 根据国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，预计到2027年全国虚拟电厂调节能力将达到2000万千瓦以上，到2030年全国虚拟电厂调节能力将达到5000万千瓦以上。根据中研普华产业研究院发布的《2024-2029年中国虚拟电厂行业深度分析及发展战略预测报告》，预计2025年中国虚拟电厂市场规模将达到近百亿人民币，而到2030年则有望突破千亿元级别。 （三）有时候，虚拟电厂是一类产业生态 当虚拟电厂作为一类产业生态出现时，它指代与分散式资源聚合相关的上下游产业链。该产业生态既包括被聚合的资源：分布式新能源、储能系统、可控负荷、充换电设施等生产厂商；也包括聚合资源的管理平台：涉及智能终端设备公司、控制自动化公司、计量设备公司、数据隐私安全公司等；还包括虚拟电厂、微电网的运营商、数据预测分析公司等偏重运营策略和技术服务的相关产业；甚至包括与上述产业链相关的投资公司。 从虚拟电厂的产业视角来看，一个虚拟电厂项目不仅仅代表着该地区可调节资源的增加，更深层次地预示着分布式新能源、储能、充换电设施的建设与更新，驱动技术服务商加速产品研发、技术迭代与用户连接，推动用户侧能源数字化硬件持续迭代与创新，以及发展本地化的专业管理、运营、交易服务能力，形成新型电力系统的新经济形态。 虚拟电厂概念之所以具有显著的产业带动属性，是因为它出现在中国分布式新能源、储能、充换电桩等硬件成本下降，用户侧低碳、智慧用能管理需求上升，以及能源电力供需关系阶段性紧张的交汇时期。虚拟电厂概念，既承载着低成本缓解电力供需缺口的厚望，又促使分布式新能源、储能等新型设施以更优方式融入电力系统，同时也贯通了用户内部原本割裂管控的分布式光伏、储能、充换电桩等设施，推动实现用户对相关设备的控制调度权回归，在用户侧实现设备所有权和控制权统一。 在此背景下，虚拟电厂概念获得了宽松的政策环境。大量区域、省份、地市甚至区县积极开展虚拟电厂建设和推动工作，出台相关引导办法和政策补贴。冀北虚拟电厂、上海虚拟电厂、深圳虚拟电厂、广州虚拟电厂、常州虚拟电厂、义乌虚拟电厂等项目纷纷落地。地方政府成为我国大部分“城市级虚拟电厂”的主要支持和建设力量。 如何理解城市级虚拟电厂？ 讨论城市级虚拟电厂，关键在于讨论“虚拟电厂能够为这个城市解决什么问题或者提供什么帮助”。 根据市场调查，主要有三类城市的政府会牵头推动“城市级虚拟电厂”建设，分别是具有较高调度权限的直辖市/经济特区、虚拟电厂相关产业集聚的城市、存在局部性电力供应紧张的城市。 （一）有较高电力调度权限的城市 在电力系统调度运行和交易体系架构中，如上海等城市具有省级电力调度权限。当这一类城市的相关主政者或者主管单位发起虚拟电厂建设倡议时，相当于是省级调度或者省级电力市场向电力领域新型经营主体发起了市场建设建议。在此现实体系下，当接入到这类城市的“城市级虚拟电厂调控管理平台”后，这些虚拟电厂项目就已经类比实现了“直接与省级调度、省级交易市场对接交互”的效果，也因此可以直接参与后续激励响应和市场交易。在此情景下，虚拟电厂模式在帮助城市主政者“触达”这些灵活性资源的同时，也“一站式”地帮助这些分散资源背后的相关新型经营主体，做好了入市交易的第一步准备工作。 又如深圳这样的经济特区，调度级别也较高，且政府在地方产业、地方补贴方面拥有更大的决策权限和更强的创新能力，这为成功构建并运营有效的“城市级虚拟电厂”提供了必要的财政支持。 （二）虚拟电厂上下游产业集群发达的城市 虚拟电厂的“产业属性”与“产业价值”，在拥有丰厚产业基础的城市中，如合肥、常州等地，展现得尤为突出。当城市的核心产业与新能源、新能源汽车、新型储能、信息通信技术基础设施和智能终端等产业具有高度相关性和重合度时，虚拟电厂发展有助于带动本地产业升级。对于虚拟电厂投资/运营主体而言，虚拟电厂项目所贡献的“产业带动价值”往往以项目建设补贴、技术研发奖励等形式收到回报。 值得注意的是，这类城市中的虚拟电厂项目，通常需要同时与地市和省级的电力系统平台进行对接。这些虚拟电厂项目往往需要面向地方提供产业带动价值，面向省级乃至全国市场寻求商业价值，并在实战中迭代其技术价值。 （三）存在局部性电力供应紧张的城市 伴随着我国虚拟电厂项目从试点示范过渡至向规模化推广新阶段，越来越多的虚拟电厂项目运营商产生了一个疑问：“为什么我们的项目要接地方管理平台，要接省级调度平台，要接省级负荷管理平台，要申报省级需求侧响应平台，又要申报省级电力市场？到底哪一个平台才是‘真’平台？到底哪一个市场才是‘真’市场？”。这一疑问凸显出我国新型经营主体在电力市场、需求响应等并行架构中的认识盲区，以及对于电能量市场、辅助服务市场资金运转机制理解的不足。同时，也映射出我国能源管理条线正处于适应新型经营主体爆发式发展过程中的调整阵痛期。不同省份、不同管理办法、不同牵头管理部门、不同服务需求下，新型经营主体如何“一站式”入市交易/响应，是亟需解决的课题。抛开如此系统且复杂的问题不谈，本文重点仅针对其中“是否需要接入地方虚拟电厂/负荷管理平台”进行回应。 当一座城市既不属于第一类拥有较高电力调度权限的城市，也不属于相关产业基础优渥的第二类城市时，虚拟电厂项目的投资/运营主体需要判断“这个城市是否存在地方调度层面的灵活性调节需求”，从而判断是否有必要接入该城市内的地方虚拟电厂/负荷管理平台。换句话说，当虚拟电厂概念不具有“产业属性”时，它就只剩“技术属性”和“商业模式”概念了。若项目所在地市未面临常态化的潮流阻塞、电压跌落等挑战，调度便无需常态化依赖虚拟电厂等新型经营主体来解决问题，相关管理部门就天然缺少常态化发放激励补贴的内生动力，也就无法为虚拟电厂等项目提供稳定购买服务的需求和利润补贴的来源，进而削弱了虚拟电厂项目投资回报的“可预期性”和本文所说的虚拟电厂的“商业模式”属性。在此情景中所建设的城市级虚拟电厂项目，往往呈现出更多的“技术示范”“管理示范”“案例实践”价值。 需要补充说明的是，部分城市兼具上述两到三种特征，不仅面临电力保供的挑战，同时也十分看重虚拟电厂相关产业。当我们谈到这一类城市的“城市级虚拟电厂”时，我们谈论的是一场城市级别的资源整合，这牵扯到地方政府、能源企业、投资主体、电力用户等多方主体，虚拟电厂只是这场资源整合要借来的那阵“东风”。 城市级虚拟电厂发展建议 尽管在近期国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》中，虚拟电厂涉及的管理部门主要为省级主管部门、国家能源局派出机构和电网企业相关部门，但并不意味着地市一级政府在虚拟电厂发展中无需作为，因为虚拟电厂在微观的投资、建设和运营层面仍存在诸多亟待解决的问题。建议地方政府在城市级虚拟电厂发展中，做好以下工作：

随着能源绿色低碳转型深入推进，加快新能源发电资源的就近开发利用，已经成为未来新型电力系统建设的关键路径之一。以绿电直连等为代表的各类新型经营主体，凭借其电力电量平衡及调节能力，在数字化、智能化等先进技术加持下快速发展，成为影响电力系统运行的重要力量，并且其影响力仍在持续扩大。 然而，现行电价制度已难以适应就近消纳项目的发展需要。其核心矛盾在于就近消纳项目承担的稳定供应保障成本不足，导致公平性问题凸显。一方面，就近消纳项目通过自发自用减小了外购电需求，输配电电量电费随下网电量的减少而降低，但项目仍需电网提供充足的输配电通道服务（如较大容量的受电变压器等），以确保在自平衡能力不足时的电力、电量供应，相关成本无法通过下网电量充分传导，反而转嫁给其他用户。另一方面，就近消纳项目仍需电力系统调节资源提供支撑服务，但由于缺少对应的价格机制，系统调节成本也由其他用户分担，这也违背了公平原则。 国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），按照“谁受益、谁负担”的原则，针对性地解决了这一问题，为就近消纳项目的长期可持续发展提供了坚实的政策保障。首先，明确了符合条件的就近消纳项目，其输配电费根据当地110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率、项目本身接入公共电网的容量，折算为单一容（需）量电费后执行。这一新机制为就近消纳项目提供了公平负担输配电成本的明确标准，即无论自发自用电量比例高或低、无论何时需要大电网提供电力支撑，都按照与其他两部制工商业用户对等的标准执行输配电费，费用高低仅与项目所处电压等级和接网容量相关。其次，明确了系统运行费暂按下网电量缴纳，并逐步向占用容量等执行方式过渡。这一设计既确保了就近消纳项目公平承担系统调节成本，又兼顾了当前按下网电量实施的可操作性。值得注意的是，政策性交叉补贴作为就近消纳项目应承担的社会责任，已包含在输配电费中一并收取，同样体现了公平负担的要求。 在确保成本公平负担的基础上，新机制还兼顾了对就近消纳项目的发展激励作用。按照新机制计算输配电费，如果就近消纳项目的接网负荷率高于电费折算公式中的平均负荷率，项目获得的“通道保障服务收益”将高于实际承担的“输配电成本”，这将鼓励项目减少报装接网容量、提升接网设施利用效率，从而有利于整体控制电力系统成本的增长。同时，对于可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，政策允许其选择保持两部制、电量电费根据实际用电量缴纳的方式执行，为项目提供了避免用电费用大幅上升的手段。此外，政策还明确暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益，将在一定程度上降低就近消纳项目的用电成本。 实现成本公平负担，不仅标志着就近消纳项目可作为一般主体，能够在电力系统中获得无差别的供应保障服务，更为其公平参与电力市场竞争创造了前提条件。在政策的规范引导下，就近消纳项目将以市场为导向，以技术创新、模式创新、服务创新为方向，获得更加广阔的发展空间。

在新能源占比日益提高的背景下，负电价是电力市场的正常反应。但负电价不仅影响电源投资收益，还关系到电力市场价格信号的有效性，从而影响整个电力系统的长期供需平衡。 中国部分地区电力现货市场中的负电价之所以较为频繁，并非完全由新能源比例高低决定，还与市场机制和灵活性不足等因素密切相关。 负电价是指电力市场中出现电价低于零的现象，即发电商不仅得不到电费，还要倒贴钱才能让电量送出。它通常出现在电力供应过剩、需求不足的情况下，尤其是新能源发电集中释放而需求相对疲软的时段。过去几年，随着风电、光伏等新能源大规模并网，山东、浙江等地已多次出现电价跌破零的情况，电力市场中出现负电价已不再是新鲜事。 高比例新能源催生更多负电价 高比例新能源电力系统中，负电价出现频率总体呈上升趋势，但各地差异显著。山东省早在2019年便首次出现了电价为负的交易价格。此后，负电价现象日渐增多，并在2023年“五一”假期引发广泛关注。当时山东现货市场连续22小时电价为负，最低达到-85元/兆瓦时。这一价格水平在国内已属极端，但他强调，在国际范围来看仍算温和。 近年来，山东电力市场负电价出现的频率呈逐年上升趋势。郭鸿业提供的数据显示，截至2024年，山东日前市场和实时市场出现负电价的时间占比分别约为11%和14%，且呈现出显著的季节性和时段性特征。一般在冬季和春季负电价更为频繁，而夏季用电高峰时段，负荷上升，负电价相对少见。 除了山东，其他地区近期也出现了负电价苗头。2025年春节期间，浙江晴好天气下新能源大发，而工业用电因假期骤减，电力供大于求引发了短时负电价引发业内关注。山西价格下限为零，其零电价的情况与山东负电价类似，冬春季正午时段零电价的现象频现。 除了负电价和零电价的情况，“正地板价”同样意味着市场价格已经被压到当下的最低水平，本质上反映的也是供需关系的极端状态，充分展现了现货市场的真实供需情况。新能源渗透率极高的甘肃出现了更多的地板价现象。甘肃2024年的新能源装机渗透率高达64%，由于其现货市场规定的最低报价为每千瓦时0.04元，所以未能出现负电价。但甘肃日前和实时市场在全年有约19%和34%的时间触及0.04元的最低价，地板价频率远高于山东和山西。 新能源占比攀升确实增加了负电价出现的可能性，但市场机制对负电价出现的频率的影响同样深远。国际经验显示，通过合理的市场机制设计，即使新能源渗透率较高，负电价发生频率也可以被控制在相对较低水平。 美国得克萨斯州2024年新能源渗透率（此处为发电量占比）约为34%，近年来负电价出现频率有所波动上升，但依然被控制在不到总时数的7%。德国电力市场近年来可再生能源渗透率已连续三年超过50%，2024年达到约58%。根据德国《可再生能源法案》，如果现货市场价格在6小时或更长时间内为负值，新能源的市场和管理补贴将减少到零。2021年，这项规定被进一步收紧，改为实行4小时规则，预计到27年缩减到1小时负电价就暂停补贴。 随着光伏装机迅猛增长，德国负电价出现的季节分布从过去集中于春秋，转变为近年夏季频率最高。郭鸿业分析说，中国冬春季负电价频发而国外夏季更多，部分原因在于中国冬春季集中供暖导致的负荷特性不同，国外许多地区没有大规模集中供暖，新能源出力高峰与用电低谷错配的季节时段有所差异。 为何会有负电价？ 负电价概括为两类，一类是固有负电价，只要采用目前的电力市场模式并遵循电力系统的物理运行规律，在高比例可再生能源条件下，这种情况就难以彻底避免。例如火电机组在低负荷时为避免频繁启停，会选择在自己最低出力以下报出负价以维持运行，又如一些新能源企业依靠绿证、碳市场等获得额外收益，导致边际发电成本为负值，它们就倾向于报地板价或负电价。 另一类则是由特殊机制引发的负电价，即由于某些市场机制或政策设计导致负电价出现频率提高的情况。 第一，保守性的收益保障结算机制。在一些地区，新能源仍按高比例保障电价结算，这使得新能源企业即便现货市场电价为负，也倾向于全力出清电量。结果是大量机组在竞价中统一压价，直接把电价压到负值。 第二是中长期合约锁定。当发电企业将大部分电量通过中长期市场锁定后，在现货市场中的理性报价动机减弱，不再在乎现货电价高低，现货市场的价格发现功能削弱。 第三是用户侧价格传导受限。目前终端电价多按分时机制固定，且更新周期较长，不会随现货市场同步波动。当批发市场出现负电价时，用户电价可能仍停留在平段水平，负电价红利无法充分释放给用户。 最后，交易规则导致的极端竞争。以澳大利亚为例，其电力市场实行实时市场单结算机制，且允许发电商反复调整报价博弈，导致电价大幅波动。鼓励博弈的市场机制亦导致当地负电价（以及极高电价）比例远高于常规市场水平。 如何应对负电价？ 负电价的出现，给电力市场各参与方都带来不同程度的冲击和机遇。短期来看，频繁的负电价增加了发电企业的收益不确定性，发电商需要调整出力安排以规避亏损时段。从长期而言，负电价将改变电源的投资结构，推动市场交易品种走向多元化。当单纯依赖电量出清难以覆盖成本时，发电企业需要更多依靠容量市场和辅助服务来获取稳定收益。 其中，在当前国家要求新能源“全额入市”的背景下，过去受保障机制庇护的新能源机组将直面市场波动，负电价成为其无法回避的风险，这对新能源发电商的报价策略和风险管理提出了更高要求。 电网和调度机构同样受到影响。负电价意味着需要强制降低发电出力甚至弃电，这增加了电力系统实时调节的难度，考验着电网的灵活性和成本控制能力。而对用户而言，负电价是降低用电成本的良机，但如果机制性负电价长期大量存在，也会干扰用户对电力价值的判断，从而导致中长期合约签约困难。 值得一提的是，储能等灵活调节资源在负电价中反而受益。负电价等于向储能设备倒贴电费，鼓励其在电价过剩时充电、在电价高昂时放电，从而通过“低买高卖”获得利润。 针对负电价带来的挑战，要正确认识负电价。负电价是电力市场在高不确定性运行下，短期供过于求的正常反应，应在合理范围内接受其存在。 只有允许价格信号充分反映供需关系，才能激发市场主体优化资源配置，推动系统供需结构的改善。郭鸿业认为，对于不可避免的固有负电价，政策和监管层面应保持一定的容忍度。只要负电价频率和幅度控制在合理区间内，就意味着市场机制在发挥作用，引导多余电力得到消纳。 在新能源装机快速扩张过程中，要避免地域上或品种上的过度集中，例如光伏装机过于集中，风电相对不足，每天正午时段电力过剩就会非常突出，地板价、负电价出现的频率必然激增。 除了供给侧，市场还需创新多元化的价值实现体系。这包括大力发展电化学储能、抽水蓄能等储能手段，支持虚拟电厂、负荷聚合商等新兴市场主体参与调节，以及健全市场信息披露制度，确保各类市场主体及时获知价格信号和供需状况。 由机制设计不当引发的负电价，则需要因地制宜地完善市场机制，进行适度干预。他强调，当前最重要的是贯彻落实国家发展改革委、国家能源局今年2月发布的“136号文”，厘清新能源主体的市场地位，加快其全面入市，形成新能源决策、市场价格与收益之间的闭环反馈，并在此基础上细化可持续发展的制度细则。同时，还需要优化电力价格形成机制，为释放用户侧活力提供制度基础。