6月，全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量1588.5万吨，总成交额11.45亿元。挂牌协议交易月成交量418.9万吨，月成交额3.10亿元，6月30日交易收盘价为75.02元/吨。大宗协议交易月成交量1169.7万吨，月成交额8.35亿元。 在成交价方面，碳价逐渐回升。本月挂牌协议月均价为74.03元/吨，环比上涨5.4%；大宗协议月均价为71.39元/吨，环比上涨0.4%。本月收盘价75.02元/吨，同比上月上涨9.58%，较去年同期收盘价下跌17.3%。本月挂牌协议最高价为77.20元；最低为67.05元；大宗协议成交价最低为58.87元，最高为73.97元。 在成交量方面，全国碳市场配额成交量持续活跃。本月全国碳市场配额成交量同比上月增加53.2%，其中挂牌（CEA）总成交量1588.5万吨，较上月成交量相比增加18.3%，日均成交量20.9万吨，环比增加12.4%；大宗协议月内成交量1169.7万吨，较上月成交量相比增加71.2%，日均成交量58.5万吨，环比增加62.7%。月内，大宗协议成交占总成交量的74%。 碳市场进入“深水区” 6月，中国碳市场政策框架进一步细化。 生态环境部发布《国家应对气候变化标准体系建设方案》，明确将碳市场数据质量管理纳入标准化轨道。全国碳市场覆盖行业扩大至钢铁、水泥、铝冶炼等高耗能领域，首批重点排放单位信息公开已完成。这些举措显著提升了市场透明度，但也引发了企业对配额分配细则的关注。 截至目前，全国碳市场累计成交量已突破6.7亿吨，累计成交额超460.9亿元，市场流动性显著提升。 CCER价格指数也出现回调。2025年6月CCER市场成交总量为314558吨，成交总额2731.19万元，成交均价为86.807元/吨。环比5月，成交均价下降2.19%，成交量上升62.92%，成交额上升66.04%。 6月CCER中间价87.79元/吨，环比下降4.87%，自愿减排项目供给增加对碳配额市场形成一定冲击，造成碳价波动。 此外，中国绿色电力证书（GEC）市场迎来爆发式增长。2025年生产的集中式项目绿证价格达6.85元/个，较2024年生产绿证上涨127%，生物质发电绿证价格涨幅更达119%。 碳证与绿证的替代效应逐渐显现，随着可再生能源占比提升，企业倾向于通过购买绿证完成履约，间接减少对碳配额的需求。 同时，生态环境部明确将绿证纳入碳市场抵销机制，推动形成“碳证+绿证”的双轨制市场结构。这种设计既保障了碳市场的流动性，又避免了单一市场可能出现的价格扭曲。 未来展望 碳价波动对钢铁、水泥等高耗能行业影响显著。 以钢铁行业为例，6月螺纹钢期货价格环比上涨4.2%，而同期碳价下跌13%，导致企业吨钢碳成本占比从5.8%降至5.1%。这种成本变化可能延缓部分企业的低碳转型步伐。 然而，长期来看，碳市场扩容已是大势所趋。 全国碳市场信息网数据显示，6月新增纳入企业14家，覆盖行业扩展至建材、钢铁、铝冶炼等领域。随着免费配额比例逐步缩减，企业将面临更大的减排压力，倒逼技术升级。 在政策方面，预计三季度将出台《碳排放配额分配方案》，明确老旧风机改造等项目的配额豁免规则，稳定市场预期。 在金融方面，上海环境能源交易所已启动单向竞价交易测试，碳期货、期权等衍生品有望年内落地，提升市场价格发现功能。 短期价格波动反映了市场对政策细节的理性审视，而成交量放大则预示着长期信心的积累。随着政策框架的完善和金融工具的丰富，中国碳市场有望在2030年前形成价格合理、运行高效的市场体系。

6月下旬，全国多地气温飙升至40℃，空调、风扇24小时“连轴转”，电网负荷屡创新高！ 在这场“高温+高用电”的双重考验下，电力市场圈内“虚拟电厂”一词热度飙升，成为行业内外关注的焦点。那么，究竟什么是虚拟电厂？它又是怎么在电力市场里盈利的呢？我们一起来揭开虚拟电厂的神秘面纱。 虚拟电厂的本质 想象一下，电力市场就像是一个热闹的大集市，各种发电厂、用电户都在这里买卖电力。而虚拟电厂呢，就像是这个集市里的一个超级中介，但它既不发电也不建厂，而是靠着一套智能算法，把分散在各地的电力资源“打包”管理起来。这些资源包括工商业的用电负荷、储能系统、充电桩，甚至是家里的空调。 虚拟电厂就像是一个看不见的电力搬运工，它根据电网的需求，灵活地调度这些资源，让它们在需要的时候发电，在不需要的时候储存起来或者减少用电。这样一来，虚拟电厂就相当于一座实体电厂，但比实体电厂更加灵活、高效。 举个例子，就像网约车平台一样，它聚合了数以百万计的车辆，根据乘客的需求进行调度。虚拟电厂也是一样，它聚合了大量的电力资源，根据电网的需求进行调度，确保电力供应的稳定和高效。 虚拟电厂怎么在电力市场里盈利？ 说了这么多，虚拟电厂到底是怎么盈利的呢？咱们以深圳的虚拟电厂为例来说明。 在深圳，有1.8万根充电桩接入到了虚拟电厂管理中心。这些充电桩可不是普通的充电桩，它们能随时响应电网的调度，进行调峰。当电网需求低的时候，它们就多充点电；当电网需求高的时候，它们就少充点电，甚至把储存的电卖给电网。这样一来，虚拟电厂就能通过调峰服务获得收益。 而且，这部分收益还会让利给车主。比如，你在白天写字楼底下充电，或者在夜间小区里面充电，如果电网需要削峰填谷，虚拟电厂就会给你弹一个对话框：“请问在这个时间点你愿不愿意接受降低功率？你的充电时长会增加30分钟，但是充电的每度电可以打五折。”这样一来，你既能省钱，又能为电网的稳定做出贡献，虚拟电厂也能从中赚取差价。 除了调峰服务，虚拟电厂还能通过参与电力市场交易来盈利。就像是一个精明的投资者，根据市场价格信号和电网需求，灵活地买卖电力资源，实现盈利。而且，虚拟电厂的建设成本只有传统电厂的十分之一左右，这让它更具竞争力。 虚拟电厂如何参与电力市场？ 虚拟电厂是怎么参与电力市场的呢？需要完成注册、聚合、接入、认证、交易、退出六个步骤。 注册：虚拟电厂首先需要在电力市场监管机构进行注册，获得合法的市场主体资格。 聚合：虚拟电厂要聚合各种分散的电力资源，包括工商业负荷、储能系统、充电桩等。这些资源就像是虚拟电厂的“士兵”，听从它的指挥和调度。 接入：聚合好资源后，虚拟电厂需要通过先进的信息通信技术，将这些资源接入到电力系统中。 认证：为确保虚拟电厂的调节能力真实可靠，需由省负荷管理中心进行技术认证。 交易：虚拟电厂运行当前可参与中长期交易、现货市场、需求响应及辅助服务市场，虚拟电厂会根据交易结果进行结算。它会把赚到的钱分给聚合的资源提供者，同时也会留下一部分作为自己的运营成本和利润。 退出：当虚拟电厂不再满足市场准入条件或连续评级不达标时，需按照申请注销或自动注销的方式退出市场。 通过这六大步骤，虚拟电厂就能顺利地参与到电力市场中，实现盈利和可持续发展。 目前，我国已将虚拟电厂纳入新型电力系统建设重点，政策扶持与市场潜力正不断释放，虚拟电厂发展前景一片光明。对于刚踏入电力市场的新手小白来说，了解虚拟电厂的本质、盈利模式和参与方式，无疑能为你的职业发展增添一份有力的筹码。所以，不妨多关注关注虚拟电厂这个新兴领域，说不定下一个电力市场的“弄潮儿”就是你！

近日，我国光伏、风电企业年报已悉数出炉。在全球能源转型加速、国际竞争格局重塑的背景下，新能源行业面临产业周期错配、产能利用率低位运行、产品价格中枢下移叠加技术路线革新等多重变量，而聚焦于新业务领域、新增长点的“第二增长曲线”则频繁见诸各上市企业年报，这释放出何种产业信号，不妨一探究竟。 业绩低迷倒逼战略升维 从披露的年报数据来看，新能源企业整体业绩并不算亮眼，尽管自去年9月开始，光伏风电行业开启了声势浩大的“反内卷”行动，意在消除低价恶性竞争对产业发展带来的不利影响，但就目前来讲，要想看到成效或仍需时日。 光伏方面，Wind光伏概念板块95家A股上市公司年报披露收官，仅33家企业实现营收增长，26家总营收破百亿，其中晶科能源、通威股份、隆基绿能、天合光能几家头部企业的营收规模虽超过800亿元，但普遍业绩下滑甚至亏损，大部分企业更存在不同程度的营收和净利润下降情况。 数据显示，2024年，隆基绿能归母净利润为-86.18亿元，同比下滑180.15%；通威股份归母净利润为-70.39亿元，同比下滑151.86%；天合光能实现归母净利润-34.43亿元，同比下滑162.30%；晶科能源归母净利润9892.76万元，同比下滑98.67%。 风电方面，上下游全产业链74家上市公司中，4家整机龙头总营收超过1200亿元，金风科技、运达股份、电气风电3家实现营收、净利双增长；零部件企业净利润同比下滑达21家，其中，华伍股份、飞沃科技、恒润股份等企业净利下降幅度逾200%，华伍股份净利润下滑幅度甚至达到585.32%。 从毛利空间看，风电产业链盈利能力持续承压。一方面，净利润出现下滑，行业整体毛利空间进一步收窄。2024年披露风机制造业务毛利率的6家企业里，半数企业毛利率仅维持在6%附近，而部分企业毛利率甚至跌至负值区间（最低为-12.07%），整机环节的利润空间已被压缩至极限水平。 可见，上一年度新能源行业的确有些“不好过”，然而仅从“收入”上来判断各家公司一年来的成绩未免有些“武断”。 面对普遍惨淡的经营业绩，新能源企业并未放缓寻求突破的步伐。在多家财报中，“第二增长曲线”频繁出现，开拓新技术、新业务成为企业未来战略布局的重中之重。 即便在营收规模收缩、利润空间收窄的情况下，光伏行业依然维持着可观的研发强度。数据显示，2024年，光伏企业的研发费用总额达到324亿元，占总营收的比重达2.67%。其中，阳光电源、天合光能、隆基绿能等巨头，依旧在研发上重金投入，并一次又一次打破纪录，创新投入的持续加码正推动异质结、钙钛矿等技术产业化进程提速，为企业未来形成差异化竞争优势打下了坚实基础。 据记者了解，隆基绿能曾于此前发布公告，宣布公司创始人李振国为更专注于研发及科技管理事务，已正式提请辞任公司董事、总经理等职务，全力投入科技创新。市场分析人士解读称，此次高管职责调整旨在实现更清晰的管理分工，为公司聚焦前沿技术攻关提供强大支撑，注入可持续发展的新动能。 除此之外，阿特斯、晶科能源、天合光能等公司正重点投入储能领域，中信博、捷佳伟创、禾迈股份等企业则依托主业技术优势，积极向新业务方向拓展。 据天合光能内部人士透露，该公司董事长高纪凡提出，公司应将重点放在新型储能和微电网的发展上，以推动新型电力系统市场的建设。2024年，天合光能已经启动战略升级，正式从光伏产品制造商转型升级为光伏及储能智慧能源整体解决方案提供商。在财报中，天合光能把主要业务分为光伏产品、光伏系统、智慧能源三大板块，凸显了其从光伏组件制造向多领域拓展的战略调整意图。 此外，数据显示，各家风电企业风机订单普遍稳健增长，盈利情况有所改善。营收结构上，“出海”战略成效显著，海外收入占比快速提升，成为企业布局重心。在绿电消费政策激励和低碳转型需求驱动下，多家风电厂商加速拓展新能源衍生领域，制氢制氨、绿色甲醇等新兴产业业绩增长正在成为风电企业的“第二增长曲线”。 以金风科技为例，该公司2024年海外市场表现亮眼，新增订单量刷新历史纪录，业务已扩展至47个国家，其GWHV12与GWHV15系列机组成为海外主力机型，覆盖中东、北非、中亚、南美及欧洲等多个地区。截至当前，公司外部订单总量达45083.04兆瓦，其中海外订单达7031.82兆瓦，较2023年的4677.47兆瓦实现显著增长，海外业务规模快速提升。 系统化多元化加速产业升级 2024年新能源行业的集中度进一步提升，其中光伏的CR10企业市场占有率超过70%，这也使很多企业的生存逻辑不得不从“拼产能”转向“拼场景”。新能源产业的创新正突破单一技术路径，向多能互补的集成解决方案加速裂变，这一趋势在领军企业的全球项目中得到生动诠释。 今年年初，天合光能旗下子公司天合跟踪成功中标沙特阿拉伯吉达第三工业城支架制造工厂项目。天合光能全球营销副总裁兼中东及非洲区域市场负责人吴冠军表示：“我们在沙特阿拉伯新建的天合跟踪工厂，是推动本地化进程和提供可持续能源解决方案的重要举措。通过加强在当地的业务，我们正在提升服务能力、提高交付效率，并确保该地区客户能够获得创新、高质量的智能跟踪解决方案。” 据悉，该工厂预计年产量3吉瓦，计划打造地区“零碳园区”范本，高度契合沙特气候特点和其“2030愿景”，为助力该国实现能源结构多样化、创造本地就业机会以及推动可再生能源行业的增长提供了路径。 去年9月，远景敏锐切入灵活性服务市场，发布了基于AI+大模型驱动的全球最大容量储能系统，包括全场景系统级产品、系统级技术、系统级方案和系统级服务，旨在解决高比例新能源带来的灵活性、稳定性和经济性三大挑战，并为客户提供一站式解决方案。 通过推动EnOS智能物联网操作技术升级，远景的系统级方案已经相对成熟，其为鄂尔多斯零碳产业园、赤峰零碳氢氨项目等定制的综合最优解决方案，在“风光储氢网荷”各环节得到深度实践，为企业开拓了新的商业模式，大大增强了市场竞争力。 值得一提的是，多家企业在跨界融合方面也取得了积极进展。 由明阳智能研发的风渔一体化智能装备“明渔一号”，首次实现了“深远海风渔融合规模化养殖+鱼种混养模式”的探索，为立体化开发海洋资源，提高海洋资源的利用效率，实现海上风电与海洋牧场融合提供了借鉴。 从单一产品研发到“技术融合+场景深耕”，新能源产业升级愈加多元化、系统化。其核心驱动力在于，碳中和目标要求给出系统性脱碳方案，波动性可再生能源占比提升亟须灵活性资源支撑，而数字技术则使复杂系统协同优化成为可能。新能源企业的成功实践，不仅验证了“光伏/风电+”作为新型能源基石的可行性，更预示着一个以数字化为纽带、多能深度耦合的全球零碳能源网络正在加速形成。 “四大转型”支撑产业现代化跃迁 2024年光伏风电企业年报如同一面棱镜，折射出我国新能源产业在激烈变革中探索出的现代化转型清晰路径。头部企业不仅交出了财务成绩单，更以扎实的转型实践为整个产业链标注了高质量发展的坐标。 转型之一——核心技术自主可控已成为行业生存发展的命脉。 由技术创新及专利集群构筑起的“护城河”，是新能源企业参与全球规则制定的“通行证”。通过密集的专利布局，中国企业正从技术追随者转变为规则塑造者，为后续全球化布局奠定了知识产权基础。 年报显示，第六次蝉联全球出货量第一的晶科能源，其黄金片区电池量产平均效率超26.7%，同时依托长期积累的专利壁垒构建了显著的成本优势；成功突破大兆瓦深远海漂浮式海上风机技术的风电代表企业明阳智能，拥有近2000项专利及软件著作权，获得超过50种机型的设计与型式认证，其自主研发的风机矗立于深海、高原、荒漠、戈壁，向世界输送源源不断的绿色动能。 转型之二——智能化制造赋能产业实现质效提升。 以工业互联网平台和数字孪生技术为引擎，新能源头部企业实现了从研发设计到柔性生产的智能化升级。由三一重能打造的中国韶山·三一重能叶片工厂，在引入数字化技术后，灌注效率提升了25%。2024年10月，该工厂通过认证，成为世界首座风电行业“灯塔工厂”，这一突破性成就意味着我国风电数字化制造迈出了历史性的一步，为产业制造的智能化升级提供了宝贵经验。 转型之三——加速进军全球市场，逐步从单一产品出海向产能输出扩展。 年报数据显示，2024年，光伏上市公司海外总收入达3446.04亿元，海外收入占比从2023年的32.7%提升至37%。同年，阳光电源、隆基绿能、晶科能源等头部企业的海外收入占比均超40%。其中，阿特斯以占比77.8%的海外收入领衔光伏电池组件企业。出海成为光伏企业利润的重要增长点。 此外，新能源龙头企业产能向外扩张的步伐显著加快，海外建厂立项成为常态，其业务布局广泛覆盖东南亚、欧美、中东、非洲等地。这种产能的全球化分布，推动了“全球制造、区域销售”体系的形成，为企业规避特定市场的关税风险提供了更有效的途径。 转型之四——以低碳化打造全产业链的绿色增长引擎。 在“双碳”目标驱动下，低碳化成为各行各业转型升级的必选课题，能源行业更是冲锋在前。年报数据表明，新能源龙头企业通过零碳供应链打造、绿电消纳、碳资产管理等措施，在提高了自身“绿色竞争力”的同时，显著带动产业链减碳。 远景科技近期发布的《2025零碳行动报告》指出，其自2022年起已连续第3年实现运营碳中和，目前正推进核心供应商100%绿电使用。根据集团的规划，其核心供应链100%使用绿电的目标预计将于2028年达成；2040年，该公司将实现净零碳排放。 我国的新能源企业已经从单一产品供应商蜕变为清洁能源全价值链的整合者与规则制定者，并为能源产业现代化转型升级写下了生动注脚，在这场以新质生产力为引领的转型变革中，新能源产业必将迈向更高端、更智能、更可持续的未来。

7月2日，“湖北发布” “武汉市人民政府网”等官方权威媒体，均以 全国首次！武汉迎峰度夏充电电价时段有调整 为标题，对湖北省发改委迎峰度夏期间临时调整武汉地区工商业充换电设施分时电价政策予以高度肯定，同时“湖北日报”“长江云新闻"”湖北卫视“等媒体也开展系列政策宣传和解读。 看似再普通不过的一项电价政策临时调整，为何得到官方如此高度重视？！ 笔者以为，这事儿看似简单，但说来话长！彰显了电力保供稳价工作的复杂性和重要性！ 去年5月1日，全省执行新的工商业分时电价政策，原电价中6小时高峰（9:00-15:00)调整为4小时平段（9:00-12:00、14:00-15:00）和2小时低谷(12:00-14:00)。 其中：光伏集中发电的午间12:00-14:00为低谷时段，电价按基础电价的48%计算（7、8月为45%），光伏集中发电的其他时段由高峰调整为平段，电价不再上浮、按基础电价计算，电价呈现显著下降趋势。 在新政策的引导下，我省工商业用户获得感满满，积极响应，纷纷改变用电行为，将其他时段的用电量转移至午间，午间负荷水平因此提高。 从全省来看，新分时电价是基于光伏等新能源大规模发展而作出的政策调整，既落实了国家发改委有关政策部署，也提高了光伏等新能源消纳水平，还降低了工商业用户用能成本，实现了多方共赢目标，顺应了新型电力系统发展趋势。 但是，武汉是典型的受端电网，午间光伏发电资源少，午间低谷电价扩大工商业用电需求急剧上升的同时也带来了供需失衡矛盾。 普遍适用的分时电价政策还有没有精细化调整机会！？ 根据国家政策规定，向电网直接报装接电的经营性集中式充换电设施及党政机关、企事业单位、社会公共停车场中设置的充电设施用电，均执行工商业分时电价政策。 电动汽车充换电设施虽然也执行工商业分时电价政策，但这个用电群体不同于制造业等其他工商业用户，具有用电可集中、灵活可调节特点。 是否可以结合电动汽车充换电设施用电特性，将午间12:00-14:00低谷时段向后顺延2个小时，实施分类错峰? 避免午间2小时高峰“拥挤”。 湖北省发改委等主管部门主动思考，积极作为，经过细致调研、科学论证，并多方征求意见，最终形成共识：为缓解武汉迎峰度夏期间“光伏出力不足、空调负荷激增、充电需求集中”的三重压力，决定实施精细化调控措施，以电动汽车充换电设施用电时段调整为“小切口”，引导新能源汽车错峰充电，既保障电力稳定供应，又促进清洁能源高效利用，破解电网安全、用户降本、绿色发展等“大问题”，实现多方共赢。 1 充换电设施分时电价调整背景 从当前能源结构来看，武汉地区本身光伏资源不如省内其他地区丰富，分布式光伏渗透率仅为6.5%，70%的分布式光伏完全就地消纳，不受分时电价调整的影响。截至2024年，武汉市余电、全额上网的分布式光伏容量不超过45万千瓦，均被100%消纳。 2025年1月国家能源局出台《分布式光伏开发建设管理办法》后，全市分布式光伏并网增速放缓，一季度同比仅增长 38% 左右，远低于充电负荷的成倍增速。 在武汉地区新能源底子薄弱情况下，迎峰度夏期间午间（12:00-14:00）光伏出力不足，电动汽车午间谷段扎堆充电，叠加夏季空调负荷尖峰与充电需求集中，用电负荷曲线与新能源发电时段不匹配问题日益凸显，导致局部电网负载率激增23%，部分台区频发过载预警，亟需立足本地能源结构特点，探索差异化电价政策调控路径，控制午间谷段充电负荷的过快增长。 武汉作为华中地区核心受端城市，电网外送依赖度高、本地光伏午间顶峰能力有限，在迎峰度夏期间面临“负荷高峰与光伏低发”相互叠加、“空调负荷与充电需求”同步上升的双重压力。 在此背景下，2025年6月25日，湖北省发改委公布了《关于2025年迎峰度夏期间临时调整武汉市工商业电动汽车充换电设施分时电价政策的通知》，规定在2025年迎峰度夏期间（7月10日至9月10日），武汉市执行工商业代理购电价格的电动汽车充换电设施用电，12:00-14:00由原低谷时段调整为平时段，14:00-16:00由原平时段调整为低谷时段。 2 充换电设施分时电价调整主要内容 1.实施时间：2025年7月10日至9月10日，覆盖迎峰度夏关键期。 2.实施范围：武汉市执行代理购电价格的工商业电动汽车充换电设施用户，包括公共充电站、换电站及出租车、网约车专用设施。 3.时段调整：原低谷时段（12:00-14:00）调整为平段，缓解午间“空调+充电”双重负荷压力； 原平段（14:00-16:00）调整为低谷时段，电价较平段降低约0.25元/千瓦时，引导用户错峰充电。 其中电价浮动比例及非迎峰度夏期间的时段划分均保持不变，仍执行《省发改委关于完善工商业分时电价机制有关事项的通知》（鄂发改价管〔2024〕77号）规定。 如上图所示，在夏季的7月、8月份，尖峰、高峰、平时和低谷时段的电价倍率设定为2:1.49:1:0.45，在9月1-10日，这一倍率则恢复为1.8:1.49:1:0.48。 3 充换电设施分时电价调整重大意义 此次分时电价机制“两小时微改革”既是“立足武汉解难题”的精准之策，更是“省域统筹一盘棋”的创新实践，是我省运用价格杠杆破解电力保供难题的重要探索，具有多重意义： 当好电网安全“减压阀”，护航民生用电无忧。通过精准调节工商业电动汽车充换电设施分时电价时段，可将充电负荷从供需最紧张的午间时段转移到同样是光伏发电的其他时段，大大缓解武汉电网保供压力，防止出现局部负荷过载导致的区域性停电风险，让市民清凉度夏更有保障。 打造降本减负“精准器”，夯实经济发展底盘。转移负荷可等效为在核心城区新建5座满负荷运行的110kV变电站或10万居民用户的用电负荷，减少电力投资和外购高价电支出，降低全社会用能成本，经济效益显著。 构建能源消纳“增效器”，助力双碳目标实现。创新时段调整机制与省内电网协同运行，拓宽低谷电价时段范围，预计多消纳增发光伏电量5000万千瓦时，减排二氧化碳超4万吨，既有效解决新能源“午间消纳难”问题，又为构建清洁低碳能源体系贡献湖北智慧。 结合此前分时电价政策规定，意味着武汉地区在光伏大发时段内有两个低谷时段，进一步拓宽了工商业用户享受低谷电价时空范围。 其一，工商业电动汽车充换电设施用电，在14:00-16:00这个低谷时段享受低谷电价政策。 其二，其他工商业用户（非电动汽车充换电），依然按照“鄂发改价管〔2024〕77号”规定，在12:00-14:00这个低谷时段享受低谷电价政策，进一步拓宽了光伏绿电消纳时长，有利于提高新能源消纳率。 此次实践以“小调整”撬动“大效益”，解决度夏期间武汉市充电负荷过快增长与光伏资源禀赋不匹配带来的电力持续供应风险，既为企业雪中送炭，又为产业升级铺路，还提高新能源消纳率，彰显了湖北省政府部门在复杂国际环境下“有效市场+有为政府”的治理智慧，为统筹发展与安全提供了有效的湖北实践。