024年中央经济工作会议强调，建立一批零碳园区。这是中央经济工作会议中首次提到“零碳园区”的概念，2025年两会再次提到全国建设一批零碳园区。标志着党中央在部署推动经济社会发展绿色化、低碳化全面转型进程中，积极探索绿色化、零碳化转型升级，扎实推进实现碳达峰的同时，为适时实现碳中和谋篇布局。 零碳园区制度具有底层逻辑 我国工业园区建设始于1979年，目前已经形成由点到面、由沿海向内地的推进式发展趋势，国家级和省级工业园区超过2500 家，多数位于珠三角、长三角和环渤海等区域，贡献了全国工业产值的 50%以上。园区集聚起了产业、功能、创新、人力等各类资源要素，实现园区从高碳向低碳转型，再由低碳向零碳转型升级，决定了“双碳”战略落地实践的成效和质量。各类园区将在“双碳”战略实践中发挥至关重要的作用。我国的产业园区数量多分布广，污染物排放和温室气体排放物同根同源。园区常常是污染物和碳排放重要“源区”。我国工业园区碳排放量占全国工业源50%以上，是降碳的重点领域。 零碳园区创新具有扎实基础 关于零碳工业园区制度，国内外目前尚无统一通用的界定。笔者认为，零碳工业园区制度一般是指通过一系列理念创新、技术创新和制度创新，开展低碳零碳负碳技术变革和应用，实现园区温室气体净零排放，在一定时空内完成从绿色低碳发展到绿色零碳发展的转型。 我国零碳园区创新有15年低碳园区建设的良好实践经验，特别是有着近5年地方基层创新实践的基础。工业园区的低碳发展始于“十一五”时期。例如，2009 年，原环境保护部下发《关于在国家生态工业示范园区中加强发展低碳经济的通知》，决定自 2010 年起将发展低碳经济作为重点纳入生态工业示范园区建设内容 。“十二五”期间，低碳园区相关制度安排逐步细化，走深走实。 例如，2013 年，工业和信息化部和国家发展和改革委员会联合推进低碳工业园区试点建设；2014 年，《国家应对气候变化规划（2014—2020 年）》提出到 2020 年建成 150 家左右低碳示范园区。“十三五”期间，工业和信息化部发布了《工业绿色发展规划（2016—2020 年）》，再次强调了工业园区低碳化转型，并要求部分园区率先达到碳排放峰值。 “十四五”期间，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等碳达峰碳中和“1+N”政策体系先后发布，对园区发展提出了重要指引。 2022年7月，工业和信息化部、国家发展和改革委员会和生态环境部联合发布了《工业领域碳达峰实施方案》，其总体目标就是，“十四五”期间，建成一批绿色工厂和绿色工业园区。该《方案》要求打造绿色低碳工业园区，通过“横向耦合、纵向延伸”，构建园区内绿色低碳产业链条，促进园区内企业采用能源资源综合利用生产模式。到2025 年，对标国际先进水平，建设一批“超级能效”和“零碳”工厂。 截至目前，全国各省（自治区、直辖市）在各自碳达峰实施方案中都不同程度地规划了近零碳园区/零碳园区、企业等，部分地区规划建设一批“超级能效”和“零碳”工厂。全国各地因地制宜，陆续出台了各具特色的零碳工厂、零碳园区评价指标体系等零碳发展制度安排。例如，山东省出台了《近零碳城市、近零碳园区、近零碳社区示范创建实施方案》；安徽发布了《零碳产业园区建设方案（试行）》等6省出台政策。地方的基层创新和实践为国家实施零碳园区制度奠定了坚实基础。可以预见，零碳发展理念将成为2025年的新风潮。 零碳园区建设具有重要意义 中央经济工作会议关于建立一批零碳园区的会议精神具有重要的现实意义。 第一，有助于生态文明制度体系精细化，促进实现人与自然和谐共生的现代化。零碳园区标准体系是生态文明制度体系在微观层面的具体体现。近年来，我国陆续出台了地方标准或行业标准，今后将加快国家级标准等制度体系落地。目前全国有4个零碳园区已经出台了地方标准，包括内蒙古自治区和福建省两个省级地方标准、雄安新区1个国家级新区级地方标准和江苏省盐城市1个市级地方标准。此外还有一些行业或企业相关标准已经付诸实施。2025年是“双碳”目标提出5周年，预计零碳园区标准体系将更加规范和健全。 第二，有助于深化落实“双碳”目标，促进经济社会发展从低碳化向碳中和化升级转型。在实现碳达峰之前，适时布局零碳发展，谋划实现碳中和发展路径，正是落实“双碳”目标战略的应有之义。规范的零碳园区建设，是在设计、规划等各阶段各环节都融入碳中和理念，综合运用节能、减排、固碳等碳中和措施，实现园区范围内产业、能源等全领域全周期全链条的零碳发展，达到温室气体排放总量与吸收自我平衡的生产、生态、生活深度融合的碳中和发展模式。 第三，有助于发展新质生产力，助力高质量发展。中共中央、国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，打造绿色发展高地，打造绿色低碳高质量发展的增长极和动力源。零碳园区是技术、理念、制度创新的复合体，是绿色发展高地，是新质生产力发展的动力源，建设零碳园区是高质量发展的最新实践探索。 第四，有助于提升园区企业形象，提升产品核心竞争力。通过将“碳中和”融入企业长期发展战略，更好地体现ESG（环境、社会和公司治理）理念和价值，企业能够引领行业向低碳转型迈进，并树立行业绿色发展的标杆。零碳园区体现入园企业绿色发展、低碳发展和零碳发展理念，增强企业服务和产品的含绿量，有助于提升园区和企业国内外的知名度和美誉度，特别是有助于企业克服碳关税等绿色壁垒，提升国际竞争力。 我国零碳园区建设具有全球价值 我国特色的零碳园区的建立、推广和应用具有全球价值。 首先，在履行国家自主贡献方面发挥重要示范作用。根据《巴黎协定》的要求，特别是2023年《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会“阿联酋共识”决议精神，各缔约方将于2025年提交新的国家自主贡献方案。零碳园区建设的中国碳中和实践将产生良好的示范效应，将为全球南方乃至全世界碳中和进程提供中国方案。 其次，有助于进一步展现中国深度参与全球环境治理的领导力。当今世界，全球面临气候变化、生物多样性丧失和环境污染三大环境风险挑战。与此同时，个别大国甚至扬言退出《巴黎协定》。 鉴于此，中国担当和中国方案尤为重要。新时期，中国实现了由全球环境治理参与者到引领者的重大转变，以“新三样”为代表的中国绿色低碳产品引领了全球绿色低碳未来，展现了中国塑造清洁美丽世界的领导力。零碳园区建设作为绿色零碳发展高地和动力源，必将成为中国展现引领全球碳中和发展领导力的重要舞台。 2024年的中央经济工作会议对建设零碳园区作出部署。今年政府工作报告强调，要扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。什么是零碳园区？如何高质量建设零碳园区？围绕相关问题，专访了全国政协委员，中国国际工程咨询有限公司党委书记、董事长苟护生。 我国制造业体量大，工业门类齐全，建设零碳园区有利于从产业层面推进碳减排，对美丽中国建设和积极稳妥推进碳达峰碳中和意义重大。请谈谈对零碳园区的看法。 零碳园区指的是通过设计、技术、管理和商业化等方式，使园区内生产、生活活动所产生的二氧化碳排放降至“近零”水平，并具备达到“净零”条件的园区。开展零碳园区建设工作，是以习近平同志为核心的党中央扎实推进经济社会发展全面绿色转型的战略决策，是在新形势下积极稳妥推进碳达峰碳中和的重要举措之一，具有战略意义。 一是有利于加快能源绿色低碳转型。零碳园区的能源需求主要由可再生能源满足，通过“绿电直供”模式、源网荷储一体化建设等，实现能源供需的智慧高效对接。这不仅可以降低对传统供能方式的依赖，还能提升区域可再生能源利用比例。 二是有利于引导产业绿色低碳转型。零碳园区可以通过新型供能方式和低碳管理模式，引导传统产业采用电气化和低碳技术，推动钢铁、化工、有色等行业深度脱碳。 三是有利于激发科技、制度、商业模式等方面创新。比如，在科技方面，零碳园区为低碳技术、新型储能、微电网、碳捕集与封存等新兴技术的应用与验证提供重要平台，将催生一系列科技创新。 四是有利于取得绿色竞争优势。在国际绿色贸易规则不断变化的背景下，零碳园区因为具备可溯源、可核查的能源供应体系，不管根据何种规则进行计算，其产品碳足迹均可大幅减少，从而提升园区内企业的“绿色竞争力”，助力企业在全球绿色竞争中抢占先机。 零碳园区建设是一个崭新的事物，各地都在积极探索。高质量建设零碳园区需要从哪些方面着力？ 从我国的能源、产业、技术实际看，建设零碳园区应从4个方面共同发力。能源方面，紧抓非化石能源直接供应这个零碳园区最鲜明特征，强化园区与周边光伏、风电等非化石能源发电资源匹配对接，大力发展“绿电直供”模式，建立与高比例可再生能源直连方式相匹配的智能微网系统，建立“电、热、气、冷”多能互补的能源供应系统，因地制宜推动先进储能技术规模化应用。 产业方面，要以可溯源的绿色能源为核心优势，吸引光伏组件、动力电池、新能源汽车等绿色低碳产业集聚，实现“以绿制绿”；引导钢铁、建材、有色、化工等产业中的绿色低碳示范项目入驻零碳园区，探索传统产业深度脱碳路径。 基础设施方面，积极打造绿色低碳的基础设施，推动园区建筑实施绿色设计、绿色施工、绿色运营，推广超低能耗、近零能耗建筑，有序推进充电桩、换电站、加氢站等绿色交通基础设施建设。 管理服务方面，加快数字化技术在零碳园区中的应用，优化园区电力、热力、物料等多种能源资源的协同调度，推动园区内集中开展碳排放核算、项目碳评价、碳配额清缴、产品碳核算、绿电绿证交易、环境信息披露等服务，提升绿色低碳管理服务能力。 自“双碳”目标提出以来，不少地区均出台了相关政策支持零碳园区建设。但总体上看，部分零碳园区建设依然存在一些不足和挑战。对此，您如何看待，有何建议？ 当前，零碳园区建设面临规则标准不一、技术支撑不足、体制机制有待完善等一系列问题。下一步，需要在党中央、国务院的统一领导下，统一思想、打破障碍，积极稳妥推进零碳园区建设工作。 一是坚持统筹谋划，出台零碳园区建设方案。要建立统一的管理制度，明确零碳园区建设总体目标、实施路径以及保障措施。强化要素和制度保障，结合本地资源禀赋，加紧遴选推进一批零碳园区建设。 二是坚持宽进严管，梯次推进零碳园区建设。初期可考虑通过“园中园”等方式，鼓励更多园区参与零碳园区建设，积累技术和制度经验，但要切实把好认定关，设置统一的建设标准和验收机制，规范碳排放核算等关键环节，确保零碳园区认定的权威性和严肃性。 三是坚持市场导向，打好支持政策组合拳。通过金融、财税、科技帮扶等方式助力零碳园区发挥绿色优势，强化绿色金融、财政性投资对零碳园区的支持。 四是坚持思行并进，逐步扩大零碳园区覆盖范围。定期对零碳园区开展全面评估，深入总结建设经验，在此基础上逐步扩围提标，推动更大规模的园区实施绿色低碳改造，并通过开展成果展示等宣传活动，鼓励社会多方力量参与零碳园区建设。

覆巢之下无完卵，当凛冬来临的时候，无人可以逃得掉，好在总有一些企业能熬过寒冬。 逆变器作为光伏发电系统的核心设备，承担直流电（DC）向交流电（AC）转换的核心功能，逆变器对光伏系统的发电效率、系统稳定性及经济性都有直接的影响，加上本身技术壁垒比较高、附加值大，占据了光伏系统总成本近10% 。无论从它对光伏行业发展的影响，还是企业的业绩情况来看，它都是最好的环节之一，甚至没有之一，完全对得起此前市场对它的疯狂追捧。 欧美逆变器巨头集体业绩崩盘 只是光伏寒冬之下，这个环节也遭遇了业绩成长的困扰。 最近国外几个逆变器头部玩家全都遭遇了经营困境。 SMA Solar因市场需求下降和存货减值，净利润大幅下滑，自2013年扭亏为盈后，2024年再次亏损1.177亿欧元（约9.22亿元人民币）。 SolarEdge2024年也开始亏损，且亏损高达18.1亿美元（约131.13亿元人民币），甚至在去年11月份被迫进行了战略调整，关闭了储能业务部门，专注于核心太阳能业务，并进行了大规模裁员。 Enphase 虽然表现略好一点，但净利润也从2023年的13.3亿美元（约96.34亿元人民币）大幅下滑近80%至1.03亿美元（约7.46亿元人民币）。 当然了，考虑到这几个国外巨头这几年遭遇了中国企业的强力竞争，除了SMA 还勉强留在2023全球逆变器出货前十榜单，另外两个早就被挤出榜单了，认为它们的业绩不代表逆变器行业2024年的实际情况似乎也说得通。 回头看回国内的情况，根据已公布的一些逆变器厂商的业绩，其实也不容太乐观。 国内厂商业绩承压 比如固德威，2024年录得营收67.38亿元，同比减少8.36%；归母净利润亏损0.63亿元，同比大跌107.41%。不仅连续4年营收与净利“双增长”的纪录被打破，更是录得了上市以来最大的业绩下滑幅度。 又比如禾望电气，2024年营收为37.33亿元，同比减少0.50%；归母利润为4.41亿元，同比减少12.28%；扣非净利润为3.97亿元，同比减少5.76%。具体到产品销售上，光伏逆变器的销售量为61,600台，同比“腰斩”，下降50.58%；库存量则为24,460台，同比增长3.37%。 相对比较好的是德业股份，但公司的业绩增速相比往年也是大幅度放缓的。 目前市场比较期待的是行业龙头阳光电源能交出什么样的成绩单，从前三季度的业绩来看，虽然Q3单季度业绩已经负增长了，但总体营收和净利润情况还算不错，只要Q4不要大幅度变脸，市场也可以接受。 客观讲，就逆变器企业去年前三季度的业绩以及已经出来的2024年度业绩而言，逆变器相比光伏产业链其他环节确实要好太多了，再一次凸显了这个环节的优质。 但即使如此，对于逆变器环节，目前也很难太乐观，看看逆变器的出口情况就很清楚了。 2025年1、2月，我国逆变器出口额分别为44.1、32.6亿元，环比分别-7.6%、-26.2%，其中出口至欧洲的逆变器金额分别为13.73、10.83亿元， 环比分别-14.8%/、-21.1% 。很显然，欧美等发达国家市场还处于去库存阶段，何时能完成去库存重新进入补库阶段，依然有待继续观察。不仅是欧美市场，其他市场也同样不是很理想。 1、2月大储出口至沙特的金额分别为1.27、1.07亿元，环比分别-25.0%、-15.7%， 出口至阿联酋的逆变器金额分别为为0.8、1.02亿元，环比分别-14.5%、+27.5% ；出口到巴西的金额分别为3.41、2.81亿元，环比分别-0.4%、-17.6% 。 今年前两个月逆变器出口不及预期，主要还是受需求淡季及春节放假影响，有一些国家则是因为一些项目的节奏影响，但库存也很重要，甚至是最主要的问题。 不宜过分悲观 好在也不全是坏消息，至少新兴市场还是有一些亮点的。同期出口至印度的金额分别为3.8、3.02亿元，环比分别+52.1%、-20.5%。此外，今年2月份印度宣布开启光伏项目强制配储，印度光储建设提速，未来需求还有望继续提升。今年1、2月对巴基斯坦的出口金额分别为2.19、1.88亿元，环比分别+60.1%、-14.2%，整体需求有所回暖。 如果考虑未来的需求，就更加乐观一些了。菲律宾电网建设水平稀烂，今年更是出现了多次大面积停电现象；缅甸电力基建甚至更糟糕，加上泰国在2月宣布停止对泰缅边境供电，需求也有望快速提升。此外，无论是中东，还是东亚、南非、中非等，很多地区都面临缺电现象，对于光伏发电的需求是存在的，这都有望带动逆变器的需求提升。 再考虑到欧洲市场，虽然依然处于去库存阶段，但从政策上来看，依然是支持的。年初德国联邦议会通过5000亿欧元财政支出法案，其中明确表示1000亿欧元注入气候与转型基金，同时将“2045年实现气候中和”写入《基本法》。加上欧洲央行的降息趋势，装机量也有望迎来拐点。 叠加逆变器行业的估值已经处于历史低位，截至2025年3月，逆变器板块市盈率 （PE）中位数已跌至15倍以下，较2023年高点（40倍）折价超60%，处于历史10%分位。 至少在这个位置，对逆变器行业不用过分悲观了，相比其他环节，逆变器环节确实要好很多，如果要看光伏行业反转，那么逆变器一定是最先反转的环节之一。

5月15日，比亚迪在匈牙利首都布达佩斯举行欧洲总部官宣仪式，标志着这家中国新能源汽车巨头在欧洲市场的战略布局进入全新阶段。比亚迪欧洲总部选址布达佩斯第11区，毗邻多瑙河，坐拥交通枢纽与产业集群优势，将承载销售与售后、车辆认证及测试、车型本地化设计与功能开发三大核心职能，并计划创造2000个就业岗位。匈牙利总理欧尔班·维克托、广东省委副书记、省长王伟中、中国驻匈牙利大使龚韬、比亚迪董事长兼总裁王传福、比亚迪执行副总裁李柯及比亚迪副总裁李巍等出席仪式，并共同见证这一中欧新能源领域合作的重要里程碑。比亚迪欧洲总部的设立，是其“技术出海”与“本地化运营”双轮驱动战略的关键落子。欧洲总部将重点聚焦智能辅助驾驶技术与下一代汽车电气化技术的研发，并与匈牙利至少三所高校开展联合科研，携手本地供应商推动新能源汽车产业链升级。这一布局不仅强化了比亚迪在欧洲市场的产品适配能力，更通过本地化研发贴近欧洲消费者需求，例如针对欧洲充电设施分布特点优化车型续航与补能方案，同时满足欧盟日益严苛的环保标准。值得关注的是，比亚迪在匈牙利的投资已形成“总部+工厂”的协同效应。早在2016年，比亚迪就在匈牙利设立了电动大巴工厂。位于塞格德的电动 汽车工厂也预计2025年底投产，初期年产能15万辆，远期规划达50万辆，主要生产海豚、元PLUS等畅销车型，直接辐射欧洲消费市场。这种“研产销一体化”模式，使比亚迪能够快速响应市场变化，降低物流成本与关税风险，有效应对欧盟近期对华电动汽车发起的反补贴调查等贸易壁垒。匈牙利成为比亚迪欧洲总部首选地，源于其独特的产业生态与战略地位。作为中东欧最大的电子产品生产国，匈牙利拥有全球20大汽车制造商中的14家整车厂及配套供应链，奥迪、奔驰、宝马等豪华品牌均在此设厂，形成从电池材料到整车制造的完整产业链。匈牙利政府更以“欧洲新能源汽车制造中心”为目标，通过税收优惠、基础设施升级等政策吸引投资。这种产业集聚效应为比亚迪带来显著红利：本地化采购可降低30%以上的零部件成本，成熟的汽车工程师团队为技术研发提供人才支撑，而毗邻德国、奥地利等核心市场的地理位置，更缩短了产品交付周期。正如匈牙利外长西雅尔多所言，比亚迪的投资“将匈牙利的汽车产业优势与中国的技术创新深度融合”，成为“一带一路”倡议下中欧合作的典范。比亚迪在欧洲市场的“闪电战”已显成效。2025年4月，其欧洲销量达11,123辆，超越特斯拉的6253辆，在德国、法国、意大利等核心市场全面领 跑。正如王传福在签约仪式上强调的：“这不仅是比亚迪的里程碑，更是中匈合作潜力的见证。”随着欧洲总部落地，比亚迪正以“研发-生产-销售”全链条本土化，重塑全球新能源竞争格局，其目标清晰——2030年实现海外市场销量占比50%，剑指全球汽车产业巅峰

近年来，我国分布式光伏发展迅猛。从2020年开始，各类企业纷纷加大在光伏业务的布局力度，有力推动了行业的快速扩张。这一热潮为我国能源结构优化注入新动力，也为实现碳减排目标提供了有力支撑。然而，在高速发展的背后，一系列问题逐渐浮现，给光伏行业可持续发展带来诸多挑战。 我国光伏产业的快速发展得益于政策支持、技术进步和市场需求的共同推动。然而，随着行业规模的不断扩大，原有的发展模式逐渐显现出局限性。市场竞争无序化、资源错配、收益不确定性等问题开始出现。这些问题的根源在于利益主体协同不足和利益绑定机制缺失。光伏发电涉及地方政府、电网企业、投资者、终端用户等多方主体，但各主体诉求存在显著差异，缺乏有效的协同机制，导致资源浪费、效率低下和项目收益的不确定性。 “十五五”期间，光伏行业从规模扩张向质量提升转型，而这一转型的核心在于如何协调多方利益主体，构建协同机制。本文从行业整体视角出发，剖析利益主体诉求的差异与共性，借鉴国际经验，探寻适合我国光伏发展的路径，为行业从业者提供参考。 行业发展过热下的问题分析 市场竞争无序化压缩利润空间。国有企业、地方国企和民营企业在分布式光伏领域展开激烈角逐。在一些项目招投标过程中，企业为获取项目开发权相互压低报价，这种竞争行为不仅压缩了自身的利润空间，也导致行业利润水平下降，项目质量和长期运营效益受到影响。 资源错配导致低效竞争。分布式光伏产业链涉及多方利益主体，但各主体诉求存在显著差异，缺乏有效的协同机制。地方政府关注经济增长与能源转型，电网企业聚焦电网安全与消纳能力，而投资者和终端用户则分别追求收益最大化与服务优化。这种诉求错位导致资源错配、低效竞争。 项目收益困境削弱投资信心。上网电价逐渐下降，市场化交易机制逐步推进以及电网接入标准的严格化，使得项目收益不确定性增加。部分企业因缺乏长期运营经验，导致项目质量参差不齐，进一步削弱了投资者信心。 法规技术标准滞后，行业监管难。2023年底《中华人民共和国可再生能源法》及配套法规修订期间，分布式光伏发展与监管如何平衡的问题，引发了讨论。光伏项目点多面广的特性给监管带来挑战，光伏投资乱象导致部分地区出现环境和安全隐患，引发社会对光伏可持续性的质疑。这种质疑既有监管机制滞后于行业发展速度的原因，也有部分企业逐利行为导致的负面案例影响。若不加以解决，可能进一步阻碍行业从规模扩张向质量提升的转型进程。 尽管面临挑战，但“十五五”期间我国将实施由能耗双控转向碳排放双控的政策，为分布式光伏行业带来新的发展机遇。国家支持新能源发展的态度不会改变，从国家层面到地方政府、电网企业都期望光伏产业能够朝着规模化、市场化、规范化、高质量的方向发展，这也是国家能源局在“十四五”初期就指明的方向。当前，行业正逐步从规模扩张向质量提升转型，而构建多方协同机制，推动利益主体形成共识与合力是实现这一转型的关键。 相关利益主体诉求 随着分布式光伏的快速发展，各相关利益主体之间的互动愈发复杂，各方诉求相互交织，形成了需要协调和平衡的多重关系。 （一）地方政府：推动发展与风险防范并存 地方政府在分布式光伏发展中肩负着多重责任。一方面，地方政府积极推动分布式光伏项目，特别是屋顶光伏项目落地，期望借此带动地方经济增长和实现能源转型；另一方面，地方政府对项目施工的安全隐患、长期运营能力以及屋顶业主权益保障问题保持高度关注，逐渐加大对项目的监管力度。 （二）电网企业：积极应对挑战，保障行业发展 电网企业在分布式光伏接入过程中面临技术和管理挑战，但始终积极推动光伏与电网协调发展。电网企业积极加大对电网基础设施的投资和改造力度，提升电网的输送和消纳能力，确保光伏电力能够顺利并网。电网企业制定了严格的并网接入标准和流程，保障电网安全稳定运行。电网企业利用多种技术手段，提高监管效率和精准度，推动分布式光伏与电网的融合发展，构建更加灵活、智能的电力系统。 （三）其他利益主体：多元诉求共促行业发展 投资者追求稳健收益与风险可控，更加注重项目的前期评估和风险分析。终端用户期望稳定电力与优质服务，也非常关注项目质量和运维服务质量。 各利益主体的诉求在某些方面具有共通性，但也存在一定的差异和需要协调的地方。要推动各方更好地协同发展，可以通过政策引导、技术创新以及多方协作，构建更加完善的协同机制，努力实现各方的共同受益与和谐发展。 欧洲化解矛盾的思路和经验 欧洲在分布式光伏发展初期同样面临资源错配、电网冲击等问题，其解决方案的核心逻辑体现为“多元共治+技术托底”的框架，在具体路径上呈现一些差异： （一）德国政府引导型共治模式案例 以德国巴伐利亚州社区光伏项目为例，地方政府通过政策倾斜和少量资金参与项目建设，形成“政府+居民/企业+电力公司”的多方股权结构。电力公司凭借专业技术与运营经验保障项目的高效运行，本地居民或企业以屋顶入股或资金投入，构建风险共担的利益共同体。该模式成功的关键在于标准化技术规范（如《中华人民共和国可再生能源法》配套的并网标准）和动态补贴机制（根据发电效率阶梯调整补贴），既保障项目质量，又维持市场活力。 （二）丹麦社区自主型驱动型案例 丹麦在光伏发展中广泛采用居民合作社模式，以萨姆索岛光伏项目为例，当地居民通过购买股份成为项目股东，深度参与项目决策和收益分配，丹麦政府提供税收优惠和低息贷款支持。合作社自主决策运营，收益按股分配，形成“居民主导+政策赋能”的自组织生态。丹麦模式依赖严格的建筑节能法规（如1979年丹麦《供热法案》要求通过强制性改造降低建筑能耗，减少对化石能源依赖）和社区能源自治传统，将光伏发展深度嵌入地方经济网络。 （三）可借鉴的经验 利益绑定机制。德国和丹麦均强调多元主体参与，通过股权设计实现利益共享，德国侧重政府—企业—居民的多方契约，丹麦强化居民间合作纽带，为我国探索“企业+社区”混合所有制提供参考。 技术治理前置。德国将建筑节能标准与光伏技术标准同步升级，丹麦通过智能电表系统实现分布式电源与电网实时交互，印证了“技术标准先行于规模扩张”的必要性，严格的技术标准和监管机制确保了项目的高效运行和电网安全。 政策工具创新。德国通过“低息贷款+税收减免组合”政策引导社区光伏发展，丹麦采用居民合作社模式配套资金支持，这种政府引导与市场主导相结合的政策组合值得借鉴。 我国政策环境和相关趋势 （一）我国新能源高质量发展政策导向 2022年5月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》提出，要创新新能源开发利用模式。在促进新能源开发利用与乡村振兴融合方面，鼓励地方政府加大力度支持农民利用自有建筑屋顶建设户用光伏，培育农村能源合作社等新型市场主体参与新能源项目开发。在工业和建筑领域应用方面，鼓励在具备条件的工业企业、工业园区，加快发展新能源项目，支持工业绿色微电网和源网荷储一体化项目建设，开展新能源电力直供电试点。推动太阳能与建筑深度融合发展。完善光伏建筑一体化应用技术体系，壮大光伏电力生产型消费者群体。在引导全社会消费绿色电力方面，引导企业利用绿色电力制造产品和提供服务，鼓励各类用户购买新能源等绿色电力制造的产品。 此外，方案提出健全新能源相关公共服务体系，加快推动新能源装备标准和检测认证等公共服务体系建设。 （二）外部形势要求 在全球经济、科技、贸易与金融博弈加剧背景下，欧盟针对国际贸易推出碳关税壁垒，对我国出口企业形成外部压力，倒逼我国光伏产业在开发利用模式上做出调整。 欧盟《新电池与废电池法案》要求从2024年7月起，所有进入欧盟市场的动力电池和工业电池必须申报产品全生命周期碳足迹，并逐步设立碳足迹阈值，未达标者将面临市场准入限制。 政策核心影响在于对电力碳足迹的严格核算。欧盟仅认可“国家平均电力消费组合”和“直连绿电”两种计算模型，且明确排除绿证抵扣的可能性。这意味着，若中国电池出口企业无法直接使用绿电，其碳足迹核算将被迫采用中国整体电力碳排放因子，我国电力碳排放因子显著高于欧洲国家，电力碳排放因子差异将推高中国电池出口企业碳关税成本。 欧盟认可的绿电直供需满足以下条件：一是电源限定性。以风电、光伏发电为主，排除水电（因水电存在生态争议）。二是可溯源性。电力来源必须通过物理直连方式实现，排除“隔墙售电”、绿证认证方式。 这一政策倒逼我国电池出口企业采用绿电直供模式，提升产品的绿色竞争力。同时，这也要求我国光伏产业在国际合作中主动应对国际贸易中的碳关税壁垒，探索符合国际规则的绿色贸易模式。

日前，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出“加快提升虚拟电厂的发展规模和水平”“坚持开放包容，健全支持虚拟电厂发展的政策和市场体系”。 什么是虚拟电厂？ 虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。 南方电网经营区新能源装机已超过2.1亿千瓦，稳居第一电源地位，季节性、波动性强，亟需挖掘需求侧分钟级、小时级、日前等不同时间尺度的调节性资源。虚拟电厂可实现海量分布式资源聚合参与电力系统互动，形成规模化调节能力以支撑新型电力系统安全运行，是缓解电力负荷短时尖峰、促进可再生能源消纳的有效手段，是电力领域培育发展新质生产力的具体实践。 在“双碳”目标和新型电力系统建设的背景下，南方电网公司配合政府主管部门系统谋划，从技术路径、市场机制、标准体系等多维度发力，引导各类分散需求侧资源以虚拟电厂方式聚合参与系统调节，因地制宜开展虚拟电厂试点示范建设与应用，支撑虚拟电厂常态化运行，服务虚拟电厂高质量发展。 以“无形的手”撬动源网荷储资源优化配置 在南方电网经营区，正构建起“以补贴起步、需求响应与电力市场深化发展”的市场模式。 在广东，以市场化改革为契机，虚拟电厂参与电力市场交易机制和管理机制正在持续完善。自2021年建立并应用需求响应交易机制以来，广东已累计为负荷类虚拟电厂带来收益超2.5亿元。 广东省能源局、国家能源局南方监管局去年底印发的《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》提到，满足市场准入条件的虚拟电厂运营商及聚合资源可参与电力市场交易。相较于此前以日前邀约等方式参与市场化需求响应，新政后虚拟电厂可报量报价，参与电能量市场交易，还可为聚合用户提供节能等增值服务，实现用户和系统、技术和商业模式的双赢。预计今年内，广东将试点开展虚拟电厂参与电能量市场交易。 广西、云南通过组织虚拟电厂在低谷时段进行新能源消纳交易，累计消纳电量超20亿千瓦时，云南建立涵盖“邀约型削峰、实时型削峰、邀约型填谷、实时型填谷”的全品种体系。 深圳建成国内首个虚拟电厂管理中心，2023年以来累计启动虚拟电厂负荷调节超百次，调节电量超560万千瓦时，最大调节能力迈向百万千瓦，创造社会直接经济效益达1.5亿元。 推动标准体系建设 在加速推进虚拟电厂市场化应用的同时，南方电网依托全国电力需求侧管理标准化技术委员会（SAC/TC 575），联合国内10余家标准化技术组织成立了全国虚拟电厂标准化工作组，开展虚拟电厂标准体系建设等工作。 由全国电力需求侧管理标准化技术委员会牵头组织修编的虚拟电厂标准体系，将全面规范涵盖基础通用、系统与终端、资源与接入、设计与验收、运行与管理、效益与评估等6个方面的30余项虚拟电厂标准，统筹标准立项与制修订布局，为全国虚拟电厂规范化发展提供技术指引。 形成可推广的技术模式 当前，虚拟电厂总体上仍处于发展初期，还未形成清晰发展路径。在技术层面上，国内虚拟电厂相关的协调控制技术等核心技术还不够成熟、协调控制策略也有待完善；在资源端，各类可调节负荷、储能、分布式电源等基础负荷侧资源未能实现充分调动，还未实现规模效益。 目前，南方电网已完成了虚拟电厂现货交易辅助决策功能的开发，同时应用边缘集群技术解决了虚拟电厂资源分散接入的兼容性问题，支持多类型聚合商灵活加盟，为全国虚拟电厂建设提供了可推广的技术模式。 助力新型电力系统建设 2022年起，南方电网公司依托“粤能投”智慧能源服务平台升级打造国内首个区域级虚拟电厂——南方电网分布式源荷聚合服务平台，聚合南方五省区充换电站、分布式储能、可调节负荷等多类型分布式资源，实现了与负荷管理系统、调度、交易等系统互联互通，为虚拟电厂参与市场化需求响应、辅助服务市场及电能量市场交易打通了链路。 南网科研院近期建设上线了南方区域首个虚拟电厂能力认定系统，为虚拟电厂参与各类市场交易提供真实调节能力技术支撑。目前已配合广东、云南、贵州电力负荷管理中心，从调节容量、调节速率、调节持续时间、调节精度和响应时间等9个维度，对接入新型电力负荷管理系统的6家虚拟电厂进行能力测试认定，累计已测试容量222万千瓦，认定容量44万千瓦。 南方电网虚拟电厂建设稳步前进 2021年，南方电网公司在深圳上线国内首个网地一体虚拟电厂运营管理平台，实现了可调节负荷全时段可观、可测、可调，并率先探索了新型电力系统下电力供需深度互动的可持续发展路径，达到国内领先水平。 2022年，国内首家虚拟电厂管理中心——深圳虚拟电厂管理中心正式揭牌。最新统计数据显示，深圳虚拟电厂运营商达61家，光伏、充电桩、楼宇空调等可调资源共计6万余个，规模位居全国之首。其中，民营企业数量占一半以上。目前，深圳虚拟电厂管理平台最大调节能力迈向百万千瓦，容量相当于28万户居民用电负荷。 2023年，南方电网分布式源荷聚合服务平台在广东广州、广东深圳、广西柳州三地同步开展虚拟电厂多功能联合调控，在多省区同步实现了调频、直控等快速响应，标志着我国首个区域级虚拟电厂投入运行。 2024年，南方电网公司配合广东省能源局印发《广东省虚拟电厂参与电力市场交易实施方案》（粤能电力〔2024〕48号），为虚拟电厂进入电力市场交易提供政策保障；配合云南省能源局印发《云南省虚拟电厂建设与运营管理行动方案（2024-2027年）》（云能源电力〔2024〕243号），提出到2027年可调节能力不低于200万千瓦的建设目标。 2024年，深圳虚拟电厂推动接入南方区域调频辅助服务市场，通过“容量补偿+里程补偿”模式拓宽收益渠道，并联合广州、东莞等城市发起全国首个“湾区虚拟电厂联盟”，在国内首次实现第三方独立主体跨城电力互济。 2025年1月，南方电网公司编发《推进南方区域虚拟电厂参与电力市场工作方案（2025年版）》，加快将虚拟电厂纳入统一电力市场体系，推动虚拟电厂参与现货、辅助服务市场交易。 2025年2月，云南省虚拟电厂管理中心正式揭牌成立，对满足云南省电力系统运行特性及电力市场建设需要，提升电力保供和新能源就地消纳能力，确保全省电力安全、可靠、经济运行具有重要意义。

近年来，我国储能行业经历了爆发式增长，但相伴而生的“价格战”以及投资回报不足等问题，也严重制约了行业的可持续发展。 储能价格改革成为行业破局的关键。进入2025年，从2月份《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》（以下简称“136号新政”）的发布，到4月份《关于完善价格治理机制的意见》《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2025〕394号）》（以下简称“394号文”）的出炉，储能行业未来变革方向愈发明晰。一系列政策引领下，储能行业将真正从“规模扩张”转向“价值深耕”。 站在转型的关键节点，储能企业也在重构发展逻辑。在市场化变革的浪潮中，储能企业需从单纯设备供应商向“综合能源服务商”转型，深度参与电力市场设计与运营，方能抢占先机。主动在创新中求变，摆脱路径依赖。 迈入市场化竞争新阶段 强制配储，即在新能源项目（如光伏、风电）的开发、审批或并网过程中，政策明确要求必须配置一定比例或容量的储能系统，通常以项目装机容量的百分比形式规定。过去，这是拉动我国储能装机量增长的核心引擎。 2017年，青海省在相关风电项目建设中明确需配套建设储电装置，开启了我国强制配储之路，此后八年时间，储能装机量一路攀升。国家能源局数据显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。储能装机量的提高，也随之催生了劣质产能与低价竞争，储能系统价格一度跌破0.3元/Wh，行业毛利率下滑至8%。今年以来，行业重磅政策频出，不断引导储能市场迈入竞争新阶段。2月9日，“136号新政”明确取消强制配储，标志着中国储能行业正式迈入市场化竞争新阶段。楚攀对记者表示，强制配储的取消并不意味着不重视储能，而是为了让近年来稍显疲软的新能源发电减轻负担，走上更快更好的发展之路。 今年4月底，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发的“394号文”明确提出，2025年底前，基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，同时明确了20个省份的电力现货市场运行时间表。这意味着，我国电力市场改革将进入全面提速阶段，储能将从单纯的“技术工具”逐步转变为具有独立市场主体地位的关键灵活性资源。比如，政策要求配套容量市场，储能可通过提供备用容量获取固定收益。 近段时间以来，各地纷纷出台储能价格支持政策。在容量补偿机制方面，内蒙古、河北实行独立储能容量补偿政策。内蒙古对纳入规划的独立储能向电网的放电量进行补偿，补偿标准一年一定，2025年度的补偿标准为0.35元/千瓦时。河北则继续执行独立储能容量电价激励机制，储能电站按并网时间先后竞争获得容量补偿，年度含税容量电价为100元/千瓦时。这些政策旨在通过价格信号，引导储能项目的投资建设与运营，提升储能在电力系统中的调节能力与经济效益。 电力系统的改革也在通过市场化机制逐步释放储能价值，推动行业从规模扩张转向高质量发展。 储能市场化改革正经历“破立并举”的关键阶段，短期需应对强制配储退出引发的市场波动与产能出清，长期则需构建以电力现货市场为核心、容量市场为补充的价格体系。 政策将引领行业逐步从价格竞争转向技术和质量竞争，整个行业的商业认知都会提高。行业内的龙头企业将通过技术创新和市场拓展，进一步巩固市场地位，行业集中度将逐步提高，中小企业则需要通过差异化竞争或合作联盟来生存和发展。 短期阵痛显现 “136号新政”“394号文”等行业重磅新政下，储能行业的短期阵痛正在显现。 中关村储能产业技术联盟（CNESA）近日发布的数据显示，2025年一季度，国内新增投运新型储能项目装机规模5.03GW/11.79GWh，同比下降1.5%/5.5%。其中，表前新增装机规模4.46GW/10.57GWh，同比下降0.2%/4.4%；用户侧新增装机规模575MW/1124MWh，同比下降10.9%/11.6%。这也是自2020年新型储能规模化发展以来的首次季度新增装机量负增长、首次表前/用户侧新增双降。此外，多家行业上市公司发布了储能相关项目建设延期公告，延期原因多为市场环境、客户需求预测调整等。 阵痛不可避免，长远来看这有利于扭转行业乱象。在过往新能源项目开发过程中，产业链利润分配失衡，大部分利润在项目开发阶段释放，导致新能源非技术成本持续增加，产业链上下游利润极低，从而影响了产业健康发展。 新能源发电全面入市以及强制配储政策的调整，对于坚持技术创新的企业而言是很好的机遇，将推动储能行业从价格竞争向价值创造转型。储能企业在独立走向市场化的过程中还有诸多挑战需要克服。过去，不少储能电站主要依赖向新能源发电项目收取容量租金作为收入来源，目前独立储能的盈利模式还不够清晰。 随着强制配储的取消，储能必须在现货电价波动、调频调峰等市场中寻找新的收益，这就对价格机制设计提出更高要求。一直以来，价格信号不灵敏是储能价格机制的一大弊病。在传统电力市场中，电价波动幅度受限，无法充分反映电力供需的实时变化，储能“削峰填谷”的价值得不到充分体现。在一些地区，峰谷价差过小，使得储能通过峰谷套利获取的收益微薄，无法覆盖运营成本。 此外，储能项目的初始投资成本较高，以常见的100MW/200MWh磷酸铁锂储能电站为例，项目总投资约4.5亿元，其中电池系统占比超60%。而这些成本在现有价格体系下，难以有效分摊到电力用户侧，导致储能投资回报周期漫长，企业投资积极性受挫。 聚焦技术创新与产品升级 在这场变革中，只有真正具备技术硬实力、市场洞察力与生态整合能力的企业，才能在价值驱动的赛道上赢得未来。 过去，企业普遍聚焦以低价抢占市场，导致产品同质化严重，“随着一系列政策出台，储能行业的竞争生态将逐步从‘价格内卷’转向‘价值竞争’。”沙利文大中华区执行总监向威力说，未来具有核心技术、稳定供应链和可持续商业模式的企业将脱颖而出，行业将朝着高质量、规范化、差异化方向加速演进。 储能行业的成熟离不开技术进步的支撑，未来市场竞争的核心必将是技术创新和产品升级。 储能电池材料的创新是目前市场关注的重要方向。为降低成本、提升寿命和安全性，各大厂商正在研发钠离子电池、全固态电池等新一代储能电池，以及各类技术路线的长时储能技术，这些前沿技术有望显著提高储能系统性能并拓展应用场景。 此外，储能系统的数字化、智能化与安全性也是行业关注的重点。随着大规模储能并网运行，运维管理难度上升，人工智能等数字技术正被引入储能调度和电池管理，以优化运行效率。利用AI预测负荷和电池状态、智能决策充放电使储能运营更高效，已经成为行业趋势。 在技术创新上，公司正通过‘储能+AI’，将AI算法深入结合到储能系统及电力交易全流程，提升储能系统‘生命力’，为客户实现主动创收，带来持续的经济价值。一些公司的战略非常明确：一方面向上游材料和基础研究延伸，构建更完善的产业链；另一方面针对智慧能源、移动储能、极端环境等多元化场景，开发差异化解决方案。随着AI在国内制造业的快速普及，储能产品将在设备高安全高能效的前提下，大大加快智慧一体化进程。储能产品的智慧化包括两个方面：一是智慧的产品，二是生产产品的智慧化。 未来，随着储能市场化与电力市场改革步入“深水区”，储能行业也在逐步实现从“配角”到“主力”的角色转变。一系列相关政策的推出，将给整个储能产业链上下游公司吃一颗‘定心丸’，有利于行业跳出‘内卷’的恶性循环，并形成一套‘奖优罚劣’的市场生态。

2025年1月，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》（国能发新能规〔2025〕7号），这份以“高质量发展”与“构建新型电力系统”为核心目标的政策文件，不仅为分布式光伏行业划定了新的发展航道，更在短短数月内引发了全国范围内的政策响应热潮。 截至2025年5月，全国已有吉林、宁夏、广东、江苏、广西、重庆、海南、山西、山东、贵州、湖北、内蒙古等13个省市积极响应，并出台地方实施细则或征求意见稿，一场关于分布式光伏开发建设的“区域实验”正在悄然展开。 区域特性显著 从北国冰城到南国椰林，从东部沿海到西部高原，各地政策呈现出鲜明的地域特色与差异化导向。 在北方，吉林基于自身电力结构与消纳能力，明确规定分布式光伏项目余电上网比例不得超过20%，这一硬性约束犹如一把精准的利刃，直指行业长期以来存在的“重装机、轻消纳”痛点，倒逼工商业项目提升自身用电比例，推动分布式光伏与本地产业深度融合，实现能源的高效就地利用。 宁夏则根据项目类型实施分类管理，对公共机构和工商业厂房设定了差异化的自用比例要求。公共机构自用比例不低于30%，工商业厂房不低于50%，这种精细化的调控手段，既考虑了不同主体的用电特性，又有助于优化电力资源配置，提高分布式光伏发电的整体效益。 而在经济发达、电力需求旺盛的东部沿海地区，广东凭借其强大的电力消纳能力，选择暂不设限，全面放开分布式光伏市场化交易。这一举措为分布式光伏项目提供了更广阔的市场空间，吸引了众多企业投身其中，激发了市场的创新活力。 值得一提的是，贵州在政策制定中独具匠心，推出“保障性并网+储能配置”双轨制。明确要求市场化并网项目需配置储能装机容量10%以上，这一政策不仅为储能产业带来了新的发展机遇，更有助于解决分布式光伏发电的间歇性和波动性问题，增强电力系统的稳定性和可靠性。 在自用比例动态约束方面，吉林、宁夏、湖北等地对工商业分布式光伏的余电上网比例设定硬性上限，属于严控型省份。而江苏、广东等省份未设自用比例限制，允许项目自主选择全额或余电上网模式，并通过市场化交易调节余电收益，策略相对灵活。 从政策导向来看，这场由国家政策引发的地方响应，标志着分布式光伏发展已从过去的“规模扩张”阶段迈向“质量提升”的新征程。技术门槛不再仅仅局限于装机容量，而是更加注重电网友好性、消纳能力以及与储能等新兴产业的协同发展。 业内专家指出，各地政策的出台是对国家能源战略的积极落实，也是应对分布式光伏快速发展过程中诸多挑战的有力举措。随着政策的逐步落地实施，分布式光伏产业将迎来新一轮的洗牌与整合，那些能够适应政策要求、具备技术创新能力和高效运营模式的企业，将在这场变革中脱颖而出，引领行业发展。 加速行业发展 2024年，中国分布式光伏装机规模突破3.7亿千瓦，占光伏总装机的42%，成为能源转型的重要力量。 根据国家能源局最新发布的数据，2025年一季度，我国风电光伏发电合计新增装机7433万千瓦，累计装机达到14.82亿千瓦（其中风电5.36亿千瓦，光伏发电9.46亿千瓦），首次超过火电装机（14.51亿千瓦）。 国家能源局称，未来随着风电光伏新增装机持续快速增长，风电光伏装机超过火电将成为常态。 然而，这一快速扩张背后，行业正面临消纳能力不足、政策执行失序、技术标准滞后等多重挑战，亟待系统性解决方案。 在宁夏、辽宁等省份，分布式光伏并网导致的配电网承载力问题已成行业痛点，传统配电网以单向供电为主，而分布式光伏要求实现“发-用-储”的双向调节。 更深层次的矛盾体现在区域发展失衡。山东、浙江、广东等东部省份凭借优越的消纳条件，占据全国分布式装机量的65%，而中西部地区因电力需求不足，光伏发电难以就地消纳。 政策细则的模糊性也加剧了市场混乱。例如，对于“自发自用、余电上网”模式，多地未明确界定“自发自用比例”的计算基准，导致企业通过虚报用电负荷骗取补贴。 针对以上问题，今年1月17日，国家能源局出台了《分布式光伏发电开发建设管理办法》，其中明确了分布式光伏项目可选择的上网模式以及省级能源主管部门对自发自用余电上网项目自用比例的确定权。 政策明确要求新建项目必须实现“四可”，即“可观、可测、可调、可控”，倒逼企业加速技术攻关。其中，TOPCon、HJT等N型电池量产效率已突破24.5%，推动组件发电量增益达7%-10%，钙钛矿叠层技术实验室效率突破31%。 政策通过“承载力评估+预警发布”双轨制提升电网接入能力，要求电网企业按季度发布配电网可开放容量。辽宁、黑龙江等省在政策实施后，红色预警区域占比从35%降至5%以下。 同时，政策强制大型工商业项目“原则上全部自发自用”，倒逼企业开发智能调度系统。 除此之外，政策的密集发布正加速推进隔墙售电、虚拟电厂等新业态的落地。 政策通过明确“同一用地产权红线”的例外条款，为隔墙售电提供了合法路径。规定指出，当用电方与发电项目投资方为同一法人主体时，可跨越红线供电，允许“隔墙建设”自发自用项目。这一条款在尊重红线监管的基础上，旨在保持分布式项目的灵活部署特征，进一步优化电力资源配置。 同时，政策要求分布式光伏项目参与电力市场交易，通过独立方式或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等多种形式，公平地参与电能量交易及辅助服务等各类电力市场活动。这为隔墙售电提供了市场机制保障，使得分布式光伏项目能够更灵活地参与电力市场，实现电力的优化配置。 政策强调分布式光伏项目需具备“可观、可测、可调、可控”能力，这为虚拟电厂的构建提供了技术基础。虚拟电厂通过聚合分布式光伏、储能、可控负荷等资源，实现电力系统的灵活调节。 13省市因各地发展情况差异而因地制宜制定政策，但均以消纳优先、市场主导、技术推动为主要逻辑。在这个关口，分布式光伏企业应加速推进技术更新迭代，并在负荷优化、储能配套、市场交易等方面提高自身行业竞争力。

今年3月初以来，A股电力股行情卷土重来。其中，华能水电作为国内水电业“老二”，累计涨幅达14%，表现强于长江水电、国投电力等巨头。 以华能水电为样本，如何看待水电三巨头后续成长性？接下来还会有惊喜吗？ 业绩持续增长 华能水电是中国华能集团（背后大股东是国务院国资委）旗下唯一水电平台，围绕澜沧江下游向上游进行水电站开发，2021年开始介入了一小部分风光发电业务。 在2014年之前，华能水电投产的水电站都集中在澜沧江下游，包括巧果桥、小湾、漫湾、糯扎渡、景洪，装机容量合计为1437万千瓦。 2018-2019年，公司投产了乌弄龙、里底、黄登、大华桥、苗尾，集中在上游云南段，累计装机量为563万千瓦。 2024年，华能水电投产了托巴，装机量为140万千瓦，当年完成设计发电量的46%，在2025年会全容量发电。今年1月，硬梁包电站投产，装机量为111.6万千瓦。 纵观华能水电过去财务表现，只要电站投产，装机量上升，收入往往保持较好增长。在2015-2016年，没有新电站投产，加之这几年电价出现大跌，收入持续下降。2020年以来，公司收入保持稳定增长，主要也与电价持续小幅上升有关。 2025年一季度，华能水电营收为53.85亿元，同比增长21.8%，归母净利润为15亿元，同比增长41.56%。这与新电站投产以及融资成本因降息下降等有关。 拆分看，一季度华能发电量同比增长31%，但收入只有21%，主要原因是电价0.2552元，比2024Q1少了2分钱，下降7%之多。这一降幅是比较大的，而此前几年电价整体维持小幅上涨趋势，引发市场关于电力行业接下来几年可能过剩的一些担忧。 一季度，华能水电毛利率为54.88%，而2024年全年为56.13%，让一些人觉得毛利率因电价降价掉头了。 实则不然，水力发电有季节性因素，一季度因水枯发电量相对少，但折旧等支出固定，导致毛利率往往是每年中最低，第二、第三季度则会持续上升，第四季度又会有所回落。 可见，毛利率看同比更有意义。2025Q1毛利率相较于去年同期反而上升超过3个百分点。在我看来，这主要是经营成本率下降更多（有可能是固定资产折旧减少），对冲了电价下降带来的利空。 一季度，华能水电净利率为32.3%，创下2014年以来新高，保持连续5年上升。其中，三费费用率下降明显，从2020Q1的34.6%持续大幅下滑至最新的14.8%，主要系财务费用率期间大降21%。 可见，在央行多次降准降息之下，公司置换低息贷款，带来了比较明显的盈利改善。 此外，华能水电自2017年上市以来，累计分红223.64亿元，平均分红率为46%，低于长江电力的66.4%，高于国投电力的39.8%。 整体来看，华能水电业绩保持较好增长，是近几年股价大幅上涨的核心因素。 量升价跌 展望未来，华能水电业绩还有增长空间吗？这需要从量、价两个维度展开进行分析。 第一，装机量上还有较大增长空间。 2022—2024年，华能水电装机规模从2356.4万千瓦增长至3100.9万千瓦，累计增长了744万千瓦，增幅为32%。其中，水电增加436万千瓦，新能源增加308万千瓦。 华能水电拥有澜沧江流域独家开发权，规划总装机容量3231.8万千瓦，到目前为止开发投产了2140万千瓦，还有超1000万千瓦的空间。 2025年2月，华能水电宣布的60亿元定增方案中，45亿元用于如美水电站、15亿元用于托巴水电站，均位于澜沧江上游。而班达、邦多、古学、古水等水电站也在开展前期工作了。 除了澜沧江流域开发潜力外，华能水电未来还通过收购水电资产来扩大装机规模。比如，在2023年10月，公司收购华能四川公司，含已投产装机265 万千瓦，以及在建水电项目111.6万千瓦。 除水电装机量外，华能水电新能源装机也能够提供一部分增量。2021—2024年，这部分装机量从23.5万千瓦增加至370万千瓦。此前制定远期目标将达到1000万千瓦。不过，这部分资产盈利能力与水电资产相差较大。 第二，未来几年，电价存下行压力。 2024年，华能水电在年报中提示电力市场风险，云南新能源装机持续增长、省内及外送需求有限，预计电力供需向平衡偏宽松转变。并且，全国统一电力市场加快建立，保收益、稳电价面临更大压力。 而2023年相关提示中，明确提到电力供需形式偏紧，且统一电力市场推进让保收益、提电价面临更大压力。 由此可见，华能水电对电价判断发生了明显转变。那么，2025年以及未来几年，电价到底会如何演绎呢？ 用电需求方面，中电联预测2025年全社会用电量增速为6%，保持稳定。不过，有些人应该会更加悲观一些，因为中美之间关税之争，会导致宏观降速，影响用电需求。不过，这影响应该比较小。以史为鉴，2022年因疫情，全年GDP增速3.1%，而当年用电需求仍增长了1.25%。 因此，2025年以及未来几年，用电需求较为稳定，整体维持百分之几的增长是合理预期。 接下来，其关键是电力供给增速会不会明显快于需求增速。 2024年，火电、水电、风光、核电发电量占比分别为63.19%、14.13%、18.2%、4.47%，而装机容量占比分别为43.14%、13%、42.03%、1.82%。 2022—2023年因为“拉闸限电”等因素，国家发改委核准了大量的火电项目。机构统计2022Q3-2023Q4，每个季度核准装机均超过25GW，单个季度核准量超2017-2019年三年之和。 火电项目从核准到建成投产，往往需要2-3年时间，那么从时间推算，2025-2027年将会是这批项目大量投产的时间段，机构预购分别新增69GW、61GW、45GW。 三年累计为175GW，为2024年火电总装机量的12%。叠加新能源装机每年按照200GW-350GW速度扩张，整体电力供给规模是很快的，预估会大于用电需求量增长。 并且，供给占绝对大头的火电，因煤炭价格持续下跌，也会导致火电电价下行压力较大。而各市场价格相互影响竞争，也会对电价成本最低的水电产生一些影响。 2014—2016年，全国也出现过电力过剩情况。一方面由于经济换挡调结构，增速较慢，而电力供给因前期核准项目大量上马，导致全国电价均价出现连续下跌。 华能水电从2014年的234.77元/千千瓦跌至2017年的176元/千千瓦，整体跌幅达到24.5%。除了受整体环境影响外，一方面，当时华能90%电量供给给云南电网，而当时电解铝等高耗能产业未嵌入云南，需求量不佳。 另一方面，云南率先从2015年起实施市场化交易（远低于当时政府核准基数电价）。长江电力客户群体则比较丰富，华中、华东、华南都有，并且有政策限制，2018年市场化交易占比仅为11%，受电价影响很小。 总体来看，华能水电未来两年会呈现“量升价跌”局面。业绩增长主要靠装机量提升以及依靠折旧与财务费用下降来实现。 折旧与财务增长点 2019—2024年，华能水电资产折旧均在53亿元以上，占营业成本50%以上。而糯扎渡、龙开口水电站部分机组在2025年起折旧到期，所释放利润大于转固新增折旧额。 拉长时间看，华能水电大坝折旧年限在45年，发电机组在12-16年，要低于长江电力。而水电站使用年限普遍在50-100年，折旧完成后可在后期持续释放利润。 还有一点就是财务费用率持续走低，从2015年最高峰的30.7%大幅下降至2024年的10.75%。一方面，与公司降低资产负债率有关。另一方面，宏观利率持续下行，可以节约大笔财务费用。 以上两大方面亦是华能水电的利润增长点。整体而言，尽管接下来电价承压，但其他几个利好因素应该能够对冲，维持收入与利润的持续增长。 从估值维度看，当前华能水电PE为19.6倍，位于2017年底上市以来中位数附近，估值属于相对合理状态。短期来看，整个电力板块可能受益于大市偏好红利防御风格。当然，市值大块头的电力龙头，表现较稳的同时，弹性也会相对有限。

储能“后市场”时代正在到来。何为储能后市场时代，业界普遍认为，以新能源全面入市的“136号文”为重要节点，以储能运营、运维等为特征的后市场加速到来。从运营角度看，136号文之后，储能项目的收益从依赖“容量租赁费+行政补贴”转向市场化交易，包括电力现货市场套利、调频调峰辅助服务、容量补偿等多元化渠道。那么对储能项目的运营能力上升为刚需。换言之，会运营的储能项目，才是良性资产；如何运营，也储能市场新兴重要战略市场。从运维角度看，根据国家能源局数据，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时（73.76GW/168GWh）。 当储能系统复杂度超过传统火电的3倍，当故障传播速度达到毫秒级，运维已不再是简单的"修修补补"，而是决定新能源体系存亡的"关键战役"。从多维角度来看，储能后市场时代正在到来，产业链企业准备好了吗？01风向变了，储能“后市场”时代来了 在行业人士看来，储能“前时代”以政策强制驱动和粗放发展为特征，而“后时代”则通过市场化机制和技术创新实现精细化运营与价值创造。这一转变既是能源革命的必然要求，也为行业带来了从“被动配套”到“主动盈利”的质变机遇。 储能前时代为政策驱动期，即2025年“136号文”政策出台前。以政策主导，强制配储为主要特征，地方政府要求新能源项目强制配套储能。强制配储政策下，大量光伏电站配套储能设施闲置。 强制化的10%-20%的配储比例使得储能短期性规模化增长，但缺乏市场化收益机制，导致储能利用率低，比如平均仅6.1%和“建而不用”现象普遍。储能项目收益依赖政府补贴或容量租赁费，IRR（内部收益率）普遍较低，投资回收周期较长。 储能后时代为市场化竞争期，即2025年“136号文”取消强制配储后。 储能导入政策转向市场机制，储能收益模式多元化，包括峰谷价差套利、辅助服务补偿、虚拟电厂响应及碳资产交易等。 在市场化机制下，共享储能、光储一体化、虚拟电厂等模式将会加快走进现实，使得储能从“成本项”转变为“创收资产”。 02如何应对储能后时代？跨越运营、运维两座“高山” 储能后市场时代愿景的已经清晰，但两大核心难题仍横亘在坡长雪厚的储能赛道之前。一是如何让储能挣钱？新能源全面入市后，电价波动加剧，储能需通过精准预测峰谷价差优化充放电策略。 国家能源局29日消息，国家发改委、国家能源局近日联合印发《电力辅助服务市场基本规则》(下称《规则》)，致力于通过市场机制进一步挖掘电力系统调节潜力。 电力辅助服务是指除正常电能生产、输送、使用外，发用两侧主体提供的系统调节服务，是保持系统稳定的“调节器”。 随着中国新能源装机比例的不断提升，电力系统灵活性需求激增、调节能力不足，需要通过市场机制进一步挖掘系统调节潜力。 此番发布的《规则》共12章67条。国家能源局有关负责人介绍，电力辅助服务市场经营主体包括发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体。《规则》特别明确了储能企业、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营企业等经营主体地位，引导新型经营主体参与调节。 此外，《规则》还健全了辅助服务费用传导机制。明确按照“谁受益、谁承担”原则，结合电力现货市场建设情况，建立辅助服务费用传导机制。电力现货市场连续运行的地区，符合规定的调频、备用等电力辅助服务费用，原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。 在政策层面，国家不断发布新规挖掘电力辅助服务市场调节潜力。而对于储能产业链企业来说，辅助服务市场的进一步激活将让储能有利可图。“我们的理想目标是要通过容量电价能覆盖大部分新型储能的固定投资收益，通过现货价差能覆盖它的日常运营费用，一些资金成本和税费，满足基本的日常调用需求，辅助服务市场要提供一些额外的激励。”中国南方电网电力调度控制中心刘佳乐说。 融和元储副总经理王又佳认为，市场政策向市场化转变是行业发展的积极信号。对于专注储能资产运营的企业来说，储能运营属性强、复杂度高，市场化意味着更注重建设后的长期价值。 过去行业多关注前期建设成本，而现在需要平衡建设成本、运营成本和收益，以实现长期可持续发展。这一转变为融和元储这类企业带来了更多机遇，有助于推动行业健康发展。 以融和元储为例，目前运营近300个站点，每天需生成约25000条策略。AI技术的出现，使得策略生成自动化成为可能。然而，AI也存在“幻觉”等问题，可能导致瞬间出现大量指令错误，影响运营资产安全。因此，需要专业人员持续与AI交互，迭代其思路，确保其决策合理。 在发展趋势来看，AI与物联网技术深度融合，实现精准负荷预测、故障预警及全生命周期管理成为未来储能企业争夺的制高点。当前，在工商业储能领域已经正在掀起设备商转向运营的热潮，但仍处于草莽时代，如何真正实现储能项目有效运营，或成为产业链企业的独一无二的护城河。二是如何实现储能电站高效安全运维？目前大多数的储能电站运维较为简单粗放，且缺乏有效的运维管理工具，无法满足电站安全高效运维需求。运维人员缺口超20万，高端技术人才供需比达1:8。现有运维企业服务能力仅能满足40%的市场需求，且60%的故障处理存在48小时以上响应延迟。大唐中南院新型储能研究中心副主任栗占伟曾谈到，目前整个行业内都缺乏专职的储能运行和维护人员。同时对运维人员的技术经验要求也非常高。运维人员需要进行轮班值守，对设备故障进行层层排查，而人力成本则是电站运维中占比最大的成本之一。在不需要人的情况下，从软件运行、电池寿命、前期预警，到整个电站的管理，皆需大数据的管理。EMS研发、大数据预警，怎样做好数字化运维，这些都仍是行业难点。一定程度而言，智慧运维可以辅助定位故障设备和问题点，提升运维人员的效率。通过系统实现全面监控，让信息来找人，而不是让人去 找信息。这样可以将运维人员从繁琐的信息查找中解放出来，将他们的价值放在更有价值的工作中。栗占伟指出，设备的问题也不容小觑。现在的电池包越来越沉，从20多个电池到40多甚至100多个电池，整个电池包的体积也越来越大。当判断出某一个电池包有故障的时候，整个PACK要怎么取出来？他指出，电池PACK重到4-6个人也抬不动，大部分厂家也没有专业的维护工具，将电池包从舱内拿出来调换、检修都很成问题。目前对于整个储能电站的设计，还是沿用火电、新能源的设计，就算有专用的检修工具也进不去，两舱之间至少3米的间距也腾挪不开。一方面，储能电站设备数量越来越多，运维缺口越来越大；另一方面，而长时间的不合理维修检修会导致电站无法按时恢复正常工作，进而减少收益甚至影响电网的运行。愈来越多业界人士意识到，储能运维是保证储能电站长时间连续安全运行，支持调峰调频、削峰填谷等多种用途来发挥价值和赢得收益的关键，因此储能电站投运后的盈利水平很大程度受运维水平高低的影响。以当前工商业储能为例，工商业储能是一个跨周期的产品，在初期的投资收益模型中，很难完全覆盖合同全周期所带来的风险，因此需要高质量的运营能力来确保收益。如果企业的运营策略不当、 运维能力不强，很可能出现亏损。智能化正重塑运维价值链，在近期，宁德时代推出的“天机”系统，通过海量传感器实现毫秒级故障定位，使热失控预警效率提升。远景能源的EnOS平台更将数字孪生技术深度嵌入，使储能系统调频响应速度缩短，直接对接电力现货市场套利。对数万家储能设备厂商而言，储能后市场时代的比拼，已经不再是单纯的设备质量，而基于设备提供的运营、运维等综合能力的比拼。 03后市场时代，储能产业链企业准备好了吗 当前，储能赛道已然十分内卷，但均止步于设备。在运营、运维赛道，储能仍处于蓝海阶段。 值得注意的是，腾讯等科技公司以AI和大数据为武器，自2022年以来正在加快切入储能运维与调度领域。 腾讯云能源与资源行业首席专家孙福杰介绍，腾讯云“城市级综合能源数字运营平台”要做的就是，针对区域内的用能园区和企业，借助大数据、人工智能、物联网等前沿数字技术，提供储能管理、光伏管理、充电管理、需求响应、虚拟电厂、能效分析、碳资产管理等综合能源服务，帮助各类能源主体有效实现节能、降碳和降费，为区域内的能源协同管理和绿色低碳转型提供平台支撑。 2025年初至今，腾讯在AI领域的动作尤为积极，或将进一步深入储能行业算法布局。 但储能运营、运维不应只是腾讯登巨头们的业务延伸，而是更多储能设备厂商竞逐的重点。奇点能源董事长刘伟增此前接受高工储能专访时曾表示，工商业储能真正风险是项目运行一年之后，真实运营数据和前期投资模型中的预测数据之间的巨大差异从而导致整个项目的收益风险不可控。头部大厂特斯拉、阳光电源、海博思创、远景储能、天合储能、科陆电子、阿特斯、晶科能源等也专门开发软件算法平台。以融和元储为例，作为国内首家运营电站的储能系统集成商，其一直秉持“运营+”战略，通过自研的数智平台——储能电站运营一体化驾驶舱“融和·白泽”专为用户侧工商业储能系统运营打造了天禄智控运营管理系统。据了解，目前融和元储数字化服务承担80%以上的监督管理工作、90%以上的设备维修任务，现货收益保持各区域同类项目前5%，具备电池诊断、维护、评估能力，全生命周期保障电站安全稳定运行。奇点能源也在此前创新推出了eGo储能生态协作平台，精准链接储能电站所涉及的开发、投资、建设、设备制造、电站运维的全量全要素信息，形成基于数据驱动的迭代增长飞轮，为用户和投资商高效带来安全、可靠、持续的确定性收益而赋能。微信搜索小程序“奇点储能”，即可让运行数字化，让收益清晰化，让 服务便捷化。而在运维领域，现阶段国内的一些储能电站已经开始利用无人机搭载高清摄像头、红外热像仪等传感器设备，对电池组进行全方位的检测和诊断。无人机巡检不仅速度快、覆盖范围广，而且能够实时传输巡检数据，为运维人员提供直观的检测结果。通过对比和分析巡检数据，运维人员可以及时发现电池组的异常情况，并采取相应的处理措施，有效避免了故障的发生。无论是互联网巨头，还是储能产业链企业来看，当前在储能后市场的动作都尚处于前期。但可以乐观的预见，未来得后市场者得天下，这句话在储能领域并不过时。

近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《电力辅助服务市场基本规则》（以下简称《规则》）。这是继2020年电力中长期交易、2023年电力现货市场两项基本规则出台后，我国电力市场化改革进程中又一关键性举措，将成为指导各地建立和完善电力辅助服务市场交易规则的重要依据，全面规范电力辅助服务市场运作，系统强化电力市场机制协同，为推进全国统一电力市场建设筑牢制度基础。 我国电力辅助服务相关规则伴随着电力工业发展、电力市场建设逐步健全完善。从2002年以前完全无偿提供阶段，到2006年首次出台“两个细则”进入计划补偿阶段，再到2014年东北试点调峰辅助服务市场，辅助服务制度规则实现了“从无到有”的突破，并始终坚持基于实践的发展演进。2015年中发9号文件提出“建立辅助服务分担共享新机制”，为全面推进电力市场化改革背景下健全完善电力辅助服务规则指明了方向。为加快衔接并融入电力市场建设进程，2017年印发《完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案》，着力推进电力辅助服务市场化发展。2021年系统修订“两个细则”，进一步完善了考核补偿、分担共享等机制，并确立了市场化补偿方式。与此同时，各地根据当地市场情况，结合实际需求和资源禀赋，制定了辅助服务市场运行细则，市场建设呈现出“百花齐放”的态势，目前区域和省级电力辅助服务市场已经实现全覆盖。 《规则》在电力市场建设全面快速推进的大背景下出台，恰逢其时，将为规范统一各地电力辅助服务市场建设和运行提供重要指导。在各方努力下，市场在高效配置电力辅助服务资源方面发挥了积极作用。然而，随着新能源持续快速发展，一方面电力系统运行的复杂性增加推动辅助服务需求增长，并要求辅助服务供给更加多样化、精细化；另一方面，新型储能、虚拟电厂等新型主体不断涌现，可提供电力辅助服务的主体日益多元化。在此情势下，各地制定的市场运行细则如果缺少统一规范，可能在市场风险控制方面面临一系列挑战。2024年初印发的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，已对规范辅助服务价格形成明确了要求。在此基础上，《规则》以“构建统一规范的电力辅助服务市场体系”为目标，界定了辅助服务市场交易品种，明确了辅助服务市场的设立程序、交易组织流程，并提出了计量结算、信息披露等相关要求。可以说，《规则》对电力辅助服务市场建设运行提供了全面、系统的制度规范，为各地市场建设运行建立了统一标准，有助于全国统一电力市场建设。 《规则》对电力辅助服务市场建设运行施加规范，将有助于激发灵活性资源的系统调节能力，保障电力安全可靠供应。电力辅助服务是维持电力系统安全稳定运行的核心手段，建立完善的辅助服务资源市场化配置方式，可调动各类资源自主提供服务，实现优化配置。《规则》以保障电力系统安全稳定运行为基础，从明确主体能力、规范市场规则等方面，对如何健全辅助服务市场提出具体要求。例如，《规则》明确提出，电力辅助服务的主体要“满足电力市场要求，具备可观、可测、可调、可控能力”，为各类调节性资源提供了清晰的入市规则与指引，有助于鼓励相关主体积极参与市场交易，发挥调节作用。再如，《规则》建立起涵盖“需求分析与论证—方案制定与报批—细则起草与审议—依次逐步运行”的市场设立规则，为测算确定电力辅助服务需求以及未来论证新增辅助服务产品的必要性等，提供了规范科学的程序，有利于稳定辅助服务高质量供给，激励各类资源调节主动性。此外，明确的费用传导机制促使成本与收益更加匹配，将激励市场经营主体提升服务质量和效率，推动电力市场健康有序发展。 《规则》的出台，将加强各类电力市场之间的机制协同，加快形成可反映电力多元价值的市场化定价体系，助力高标准市场建设。近年来，我国电能量市场建设和容量电价制度发展取得了明显进展。中长期市场规则不断完善，交易周期缩短、交易频次增加，部分地区已实现多日、逐日开市；电力现货市场试点全面铺开，山西、广东、山东、甘肃、蒙西等5地转入正式运行，26个省级市场启动了现货市场试运行；抽蓄两部制电价、煤电容量电价在2021年、2023年先后落地，下一步还将进一步建立发电侧容量电价机制。《规则》出台后，无疑将加快各地电力辅助服务市场规范化发展，推动形成覆盖电能量、辅助服务和电力容量的完整市场体系，实现功能互补，进一步推动调峰产品转电能量交易、辅助服务市场与现货市场联合出清。 《规则》的出台，对于电力市场而言，是理顺市场结构、健全功能体系、规范运营流程的关键一步；对于电力行业而言，则是激发系统调节能力、保障电力稳定供应、提升运行效率的重要举措。然而，电力市场化改革并非一蹴而就，仍需持续探索与完善。下一步，各地应以《规则》为指引，全面审视并优化本地市场运行细则，同时在《规则》允许的范围内，因地制宜地推动本地政策的持续完善。 此外，《规则》自身也需与时俱进，紧密跟踪市场对调节资源的动态需求，积极创新机制，科学引入新的交易品种，以服务新型电力系统建设为核心方向，扎实推进电力市场化改革走向深入。

虚拟电厂的核心定义与技术本质 虚拟电厂的概念解析：虚拟电厂（VPP）是通过先进信息通信技术与分布式能源管理系统，将分散的分布式电源（如光伏、风电）、可控负荷（如工业设备、充电桩）、储能系统（如电池、抽水蓄能）聚合为统一整体的智能化能源管理平台。其核心价值在于打破传统电厂的物理边界，以 “虚拟聚合” 方式参与电网调度与电力市场交易，兼具 “正电厂” 供电调峰与 “负电厂” 负荷消纳能力，是破解新能源间歇性难题、提升电网灵活性的关键技术路径。 技术支撑与核心功能：依托智能计量、5G 通信、区块链等技术，虚拟电厂实现对分布式资源的实时监测、协同优化与精准控制。核心功能包括：动态平衡供需关系，缓解电网峰谷压力；提升新能源消纳效率，降低分布式能源并网成本；通过市场化交易机制，挖掘需求侧响应潜力，为用户与电网创造双向价值。 虚拟电厂的多种类型 电源型虚拟电厂：电源型虚拟电厂以分布式电源为核心聚合对象，如广泛分布的光伏电站、风电设施以及小水电等。这类虚拟电厂具备稳定且持续的电能输出能力，可直接参与电力现货市场与中长期交易，成为电力供应体系中的新兴力量。在北方新能源富集地区，大型光伏电站与分散式风电资源丰富，通过虚拟电厂平台将这些分布式电源聚合，能形成规模化的供电主体，有效提升新能源在电力市场中的份额 ，增强电力供应的稳定性与可持续性。其资源构成以可再生能源发电设备为主，这些设备利用自然资源转化为电能，是绿色电力的重要来源。由于可再生能源发电受自然条件影响较大，存在一定的波动性和间歇性，少量储能设备被引入以平滑输出波动。当光照或风力条件变化导致发电功率波动时，储能系统可及时充放电，确保整体供电的稳定性，保障电力供应的可靠性。电源型虚拟电厂通过集中优化调度，对分布式电源进行统一管理和协调控制，最大限度地提升新能源利用率，减少弃电现象的发生。同时，借助市场化售电机制，将生产的电力投放市场，获取经济收益，实现能源价值的最大化。 负荷型虚拟电厂：负荷型虚拟电厂的核心在于聚合各类可控负荷资源，涵盖工业领域的可中断负荷、商业楼宇的空调系统、居民小区的充电桩等。这些负荷资源具有一定的弹性，可根据电网需求进行实时调整，以 “功率调节” 为核心能力，主要参与辅助服务市场与需求侧响应，成为电网灵活调节的关键力量。在南方负荷密集区域，大量零散的负荷资源分布广泛，通过虚拟电厂平台将其汇聚成 “虚拟负荷池”，可实现毫秒级的削峰填谷响应。当电网负荷高峰时，削减部分可控负荷的用电量；在负荷低谷时，增加负荷用电，有效缓解电网峰谷压力，保障电网稳定运行。这类虚拟电厂主要以用电设备的实时功率调整为手段，无需大规模的物理储能设施。它依赖于用户负荷的弹性调节潜力，通过先进的通信技术和智能控制系统，向用户发送负荷调整指令，用户根据指令调整用电设备的运行状态，实现对电网负荷的精准调控，具有响应速度快、成本低的优势。负荷型虚拟电厂能够低成本、快速地响应电网需求，在高峰时段有效缓解供电压力，保障电力供应的可靠性。凭借参与需求侧响应，可获取相应的补贴与容量补偿，为运营主体带来经济回报，激励更多负荷资源参与其中，形成良性循环。 储能型虚拟电厂：储能型虚拟电厂以储能系统为核心载体，涵盖锂离子电池、飞轮储能、抽水蓄能等多种储能技术。通过 “充电 - 放电” 循环操作，储能型虚拟电厂可在不同时段灵活调节电力输出，参与电网调峰、调频及备用服务，有效解决新能源发电与用电在时间和空间上的不匹配问题。在电价低谷期，利用低价电力进行储能；当电价高峰时，释放储存的电能，实现电力的时空转移，赚取峰谷电价差。同时，凭借快速的充放电响应能力，参与电网的辅助服务，如提供调频、调峰服务，保障电网频率和电压的稳定，还可参与电力现货交易，进一步拓展盈利空间。储能设备的充放电功率与容量是储能型虚拟电厂的关键要素，需结合分布式电源的发电预测和负荷需求预测，制定优化的调度策略。通过精准的预测和智能控制，实现储能设备的高效利用，提高虚拟电厂的整体运行效益，确保在满足电网需求的同时，实现自身经济效益的最大化。储能型虚拟电厂的出现，有效解决了新能源发电与用电的时空不匹配难题，显著提升电网的稳定性和可靠性。通过参与峰谷电价差套利和提供辅助服务获取费用，实现商业盈利，推动储能技术在电力系统中的广泛应用和发展。 混合型虚拟电厂：混合型虚拟电厂整合了电源、负荷、储能三类资源，构建起 “发 - 用 - 储” 闭环生态系统，具备多维度的调节能力，是虚拟电厂发展的高级形态。以园区级虚拟电厂为例，其中既包含分布式光伏等电源设施，为园区供电；又涵盖工商业负荷，可根据电网需求进行负荷调节；同时配置储能系统，用于平衡电力供需。这种全方位的资源整合，使混合型虚拟电厂可同时参与能量市场、辅助服务市场与容量市场交易，发挥综合优势。混合型虚拟电厂拥有全品类的分布式能源与负荷资源，借助先进的智能算法和高效的管理系统，实现各类资源的协同优化。根据不同的电网需求和市场情况，灵活调配电源发电、负荷调节和储能充放电，满足多样化的电网运行需求，提升能源利用效率，降低能源成本。混合型虚拟电厂能够适应复杂场景下的多目标调度需求，如节能减排、提高能源利用效率、实现经济盈利等。通过综合运用各类资源，实现能源的高效配置和利用，是未来虚拟电厂发展的主流方向，将在新型电力系统建设中发挥关键作用。 虚拟电厂发展阶段和多种赚钱方式 邀约型虚拟电厂：政策引导下的试点探索（初级阶段） 在虚拟电厂发展的初级阶段，邀约型虚拟电厂成为行业探索的先锋。这一阶段，主要由政府或电网企业发挥主导作用，通过行政邀约或补贴机制，将分散的可控资源聚合起来，参与电网应急调峰。其调控范围相对有限，多集中于本地小规模负荷与储能，尚未全面接入电力市场，更多是作为电网应急的补充力量。上海在 2017 年启动的商业建筑虚拟电厂项目便是早期区域试点的典型代表。该项目聚焦商业建筑领域，通过先进的信息通信技术，将众多商业建筑内的空调负荷进行整合。当电网面临用电高峰压力时，虚拟电厂平台向这些商业建筑发送指令，调整空调的运行功率或暂停部分非关键区域的制冷，实现削峰填谷。这种方式有效缓解了电网在高峰时段的供电压力，保障了电力系统的稳定运行。而参与项目的商业建筑，则通过这种负荷调整，获得了来自电网专项补贴，实现了经济效益与社会效益的双赢。这一模式的成功实践，为后续虚拟电厂的发展提供了宝贵的经验借鉴，证明了虚拟电厂在需求侧响应方面的巨大潜力 。 市场型虚拟电厂：电力市场化改革的核心参与者（中级阶段） 随着电力市场化改革的深入推进，市场型虚拟电厂应运而生，标志着虚拟电厂发展进入中级阶段。此时，虚拟电厂以独立市场主体的身份，深度参与辅助服务市场与现货市场交易。在辅助服务市场，虚拟电厂可提供调峰、调频、备用等关键服务。以储能充放电为例，在电网负荷低谷时，储能设备充电储存能量；当负荷高峰时，储能系统放电，为电网补充电力，实现精准调峰。调频服务则要求虚拟电厂具备快速功率调整能力，实时跟踪电网频率变化，确保电力系统频率稳定。 在现货市场，虚拟电厂利用峰谷电价差进行套利。通过精准的负荷预测与发电预测，在电价低谷期增加用电或储能充电，在电价高峰期减少用电或释放储能电力，实现低储高放，赚取差价收益。在容量市场，部分试点地区为保障电力供应的长期稳定性，会对虚拟电厂储备的可调资源给予容量补偿，进一步拓宽了虚拟电厂的盈利渠道。 江苏的 “源网荷” 虚拟电厂项目在参与华东辅助服务市场中表现出色。该项目聚合了分布式电源、储能与多元负荷，通过先进的技术平台实现对各类资源的实时监测与精准调度。在参与调峰服务时，能够快速响应电网需求，调整发电与用电计划，有效提升了电网的灵活性与稳定性，同时也为项目运营主体带来了可观的经济收益，成为市场型虚拟电厂的成功范例。 自主调度型虚拟电厂：高度智能化的能源生态（高级阶段） 自主调度型虚拟电厂代表着虚拟电厂发展的高级阶段，是一种高度智能化的能源生态。依托物联网、AI 算法与区块链技术，自主调度型虚拟电厂打破了地域与资源品类的限制，实现跨区域、跨品类资源的实时自治调度，构建起一个庞大而复杂的 “虚拟电力系统”。 在这个阶段，虚拟电厂的多元化市场参与特征显著。除了传统的辅助服务与现货交易，还积极拓展至容量市场、碳交易市场等新兴领域。随着全球对碳减排的关注度不断提高，新能源消纳带来的碳减排收益成为虚拟电厂新的盈利增长点。虚拟电厂通过优化能源调度，提高新能源在电力供应中的比例，减少碳排放，将碳减排量作为 “碳资产” 在碳交易市场出售，获取经济回报。 在需求侧响应套餐定制方面，虚拟电厂根据工商业用户的不同用能特点与需求，提供个性化的节能方案。通过智能分析用户的用电数据，为用户制定合理的用电计划，如调整设备运行时间、优化设备运行参数等，帮助用户降低用能成本，同时虚拟电厂也可通过与用户的收益分成机制获得经济收益。 德国的 Next Kraftwerke 公司是自主调度型虚拟电厂的国际典范。该公司通过先进的技术平台，聚合了 6800 多个分布式设备，实现了全自动化的市场交易。其运营模式高度依赖智能化的能源管理系统，通过实时采集设备运行数据、气象数据、市场价格数据等，运用 AI 算法进行深度分析，制定最优的资源调度策略。在 2020 年，该公司营收高达 5.95 亿欧元，充分展示了自主调度型虚拟电厂在商业运营上的巨大潜力与成功可能性 。 虚拟电厂关键的盈利模式 需求侧响应：需求侧响应是虚拟电厂最基础且关键的盈利模式之一，其核心在于挖掘用户侧可调节负荷的潜力，将负荷的弹性转化为经济价值。通过先进的信息通信技术与智能控制系统，虚拟电厂能够精准识别并聚合各类可调节负荷资源。在工业领域，许多高耗能企业的生产设备具有一定的可中断或可调整运行时间的特性。虚拟电厂可与这些企业合作，在电网高峰时段，通过提供经济激励，引导企业暂时停产或调整生产计划，减少用电负荷。而在居民生活场景中，充电桩的有序充电也成为重要的可调节负荷资源。虚拟电厂可根据电网负荷情况，在用电低谷期鼓励居民为电动汽车充电，在高峰时段则适当延缓充电，实现负荷的削峰填谷。此外，商业楼宇中的空调系统也是重要的调控对象，通过适度调整空调温度设定，可有效减少用电负荷。这种负荷调节行为并非无偿，政府和电网企业为了保障电力系统的稳定运行，会对参与需求侧响应的虚拟电厂提供阶梯式补贴。补贴标准通常根据响应的负荷量、响应时间以及响应的及时性等因素综合确定。以厦门虚拟电厂为例，其成功聚合了 42 万千瓦的可调负荷，这一规模相当于 8 万户居民的用电容量。通过参与需求侧响应，厦门虚拟电厂在高峰时段实现了负荷削减，为电网减轻了供电压力，单小时可节约 42 万千瓦时电量，相当于减少了同等电量的发电需求，实现了 “零新增投资” 的等效发电能力。而虚拟电厂运营主体也凭借这一调峰贡献，获得了相应的补贴收益，形成了良好的经济效益与社会效益循环。 辅助服务交易：在现代电力系统中，电网的稳定运行面临着诸多挑战，如新能源发电的间歇性、负荷的快速变化等，这使得辅助服务的重要性日益凸显，而虚拟电厂在其中扮演着关键角色，成为保障电网稳定性的重要力量。在调频市场中，储能型虚拟电厂凭借其毫秒级的快速功率调整能力，成为电网频率稳定的 “守护者”。当电网频率出现波动时，储能型虚拟电厂能够迅速响应，通过快速充放电操作，调整输出功率，使电网频率恢复稳定。这种精准而快速的调节能力，为电网提供了高效的调频服务。电网通常会根据调频的里程（即调节的功率总量）以及调频的精度（调节的准确性）给予相应奖励。调频里程越长、精度越高，虚拟电厂获得的收益也就越高。 而在调峰市场，负荷型虚拟电厂则发挥着重要作用。在用电高峰时段，负荷型虚拟电厂通过控制聚合的各类可控负荷，如工业可中断负荷、商业楼宇的空调系统等，削减用电负荷，降低电网的供电压力；在用电低谷时段，引导这些负荷增加用电，填补电力需求的低谷，实现削峰填谷。调峰服务的计费方式一般按照调节容量与时长进行计算。调节容量越大、持续时间越长，虚拟电厂获得的调峰收益也就越高。

以《可再生能源法》为核心的产业政策体系，在过去二十年间有效推动我国新能源产业实现跨越式发展。这一阶段政策激励的重点，主要是通过产业的合理规模化发展，不断推动产业技术的迅速升级迭代，以此实现新能源发电成本快速降低。在这个过程中，政策主要在两方面起到关键作用：一是通过度电补贴弥补了新能源发电成本与常规电源的差额；二是通过全额保障性收购制度豁免了新能源并网运行的系统成本。 从结果看，政策设计的初衷在我国新能源产业发展中得到了充分验证。如风电、光伏度电成本分别从2006年的0.6元/千瓦时、4元/千瓦时降至2024年的0.23元/千瓦时、0.19元/千瓦时。在成本快速下降的同时，我国新能源产业也快速发展壮大，成为新质生产力的典型代表。我国新能源装机占比从2005年的0.3%提升至2024年的42%，并在近期超越煤电，实现了历史性的突破。根据英国智库CarbonBrief发布的研究报告，2024年，以新能源为代表的我国清洁能源产业经济贡献值达到13.6万亿元，对GDP的贡献率达到创纪录的10%，成为中国经济增长新动力。 新阶段面临新的亟待解决的矛盾和问题 2020年之后（海上风电是2021年），我国新能源产业全面实现了补贴退出，标志着以2005年版《可再生能源法》（2009年修订）为核心，以价格补贴为主要标志的政策体系胜利完成了历史的使命，在此后的“十四五”时期，我国的新能源产业进入了前所未有的高速发展时期，预计五年增量将超过12亿千瓦。然而，随着产业规模的快速增长和技术的持续进步，支持新能源产业的政策也有一些需要调整和完善的领域，主要体现在以下三个方面： 一是用户消费新能源的刚性约束有待进一步加强。从2017年起，以绿色电力证书自愿交易制度起步，政府主管部门逐渐建立起了可再生能源消纳义务考核制度（配额制），但是政策实施的“最后一公里”仍有待打通。一方面，消纳可再生能源的责任主体仍停留在省级政府和电网核算层面，未有效延伸至各类用户，用户共同承担能源转型的义务尚不明确。另一方面，中长期的消纳责任目标尚需分解落实，全社会各责任主体消费清洁能源的真实需求有待充分挖掘，这也是造成整个新能源产业的发展仍停留在发电侧特别“热”、需求侧略“冷”局面的主要原因之一。 二是系统成本推高用户消费新能源的用能成本。尽管新能源发电的度电成本持续下降，但考虑系统成本后的实际用能成本仍然偏高。2024年，西北地区新能源发电成本约0.15元/千瓦时，但考虑调峰、备用、网架加固等系统成本后，用户侧综合成本达0.42元/千瓦时，较煤电基准价高12%。特别是在“三北”地区，新能源消纳成本占发电成本的35%-45%，显著高于中东部分布式能源区域。这部分成本目前的定价方式并不是通过市场博弈形成的，主要由两个方面分摊：一个是由新能源发电商自己承担，负电价的出现就是叠加系统成本的结果；另一个是通过调度平衡由全体用户分摊，挤占了用能成本下调空间。 三是电力市场和碳市场机制有待协同。一方面，当前的两个市场基本各自独立运行，在消费层面缺少协同，用户即便用了清洁能源，目前也享受不到新能源带来的减排权益。另一方面，通过一体化的大电网传输，使全社会共同均摊了清洁能源的价值，并没有把全国近3万亿度电的清洁电量有效定点使用到低碳转型更为迫切的产业上。 实现新能源产业高质量可持续发展可以考虑完善三个方面的政策机制 首先是要通过建立各市场主体对绿电消费的真实需求，稳定产业发展预期。新能源发展前一阶段的稳定预期，是通过标杆电价和全额保障性收购政策在价和量两个方面提供保障而实现的，后续随着新能源全面入市交易，量价两方面都存在高度的不确定性，需要重塑市场对于新能源长期发展的稳定预期。但是市场化改革的大势所趋决定了新能源高质量发展决不能重回定量定价时代。当前新能源供给的问题已经得到了有效解决，因此只能从需求侧入手考虑新的政策体系。根据经济学原理，市场是衔接供需的手段，价格是供需关系的信号，所以只要存在对清洁能源稳定持续的刚性需求，市场机制就会自动调节交易的量价关系。能源清洁低碳转型事关我国能源安全和经济社会的绿色高质量发展，所以必然也不可能只是能源行业自己的事，更不可能只是电力行业一家的事，需要全社会共同担负起责任来。而且对于未来中长期的发展目标，党中央已经有明确的擘画，提出了到2030年非化石能源消费比重达到25%和2060年非化石能源消费占比达到80%以上的目标，这是一个艰巨的任务，但也为我们落实好能源绿色消费责任目标提供了最为坚实的依据，按照这一中远期目标，结合相关规划，将目标分区域逐年分解落实，就能创造出未来较 长一段时期内对于绿电的真实需求。一旦市场需求确定了，就能有效对冲新能源入市带来的量价不确定性风险，产业发展的中长期预期也就稳定了，产业投资的信心也将得到充分巩固。 其次是有效降低新能源系统成本的问题。目前，新能源的电能量成本已经全面低于化石能源，但是消纳新能源的系统成本快速上升。从之前欧洲和我国的实践看，新能源电量渗透率超过15%以后（2023年底我国新能源占全社会用电量的比重达到15.6%），源于各种服务于系统的需求而叠加在新能源电量上的成本快速上升。新能源渗透率大约每提升5个百分点，度电系统成本将增加0.1元人民币左右。快速升高的系统成本，将成为接下来阻碍用户消费新能源电量的主要障碍，同时也将成为我国经济社会绿色低碳转型过程中最重要的社会成本增量来源，须有效加以控制。降低系统成本的路径相对清晰，一是将系统成本显性化，也即取消全额保障性收购，全面推动新能源参与市场交易。二是建立完善的现货交易市场和辅助服务市场，根据系统的真实需求重新定义并不断丰富服务于系统运行的交易品种，使得新能源能够通过市场发现最佳的消纳方式和最高效的补偿系统成本路径。在这个过程中，需求侧对于价格的敏感性也将倒逼系统成本的真实显性化，并促使其快速下降。需要特别指出的一点是，在现货和辅助服务市场规则设计的过程中，仍应遵循同网同质同价的基本原则，对提供同类服务的市场主体应遵循市场自由竞争的原则。 第三是要加快推动电碳协同。在全球共同应对气候变化的大背景下，新能源的清洁价值主要通过碳减排的价值来体现。碳减排价值的确权和自由流通将成为用户消费新能源电力的核心驱动力之一。“十四五”以来，我国已经初步建立了规则完备的电力市场和碳交易市场，具备了实现电碳协同运行的政策基础。绿证将成为电碳协同的纽带，绿证本身的价值应由其对应的绿电通过消费产生的碳减排量的市场价值确定，绿证背后的唯一编码（哈希值）可以通过区块链技术满足碳信用所需的可追溯可核查可计量的要求。如果协同机制能够有效运行，新能源的电能量价值能够通过现货和中长期市场获取，系统成本通过现货和辅助服务市场体现，清洁价值通过碳市场变现。与之相反，煤电等化石能源电源的系统调节价值通过电力市场体现，环境成本通过碳市场实现最小化支付。各类市场根据不同的特性和功能实现有效的政策协同，清洁转型的各类成本收益能够完全显性化并通过市场原则交易，就能够确保我国以最小的社会成本实现经济社会的低碳转型。 2014年6月，习近平总书记在中央财经领导小组会议上提出了“四个革命，一个合作”能源安全新战略，为我国的能源安全和发展提供了根本指引。我们必须全面完整准确的理解其内涵，且在实际工作中不折不扣地落实好。其中能源消费革命是作为第一项任务提出来的，其分量之重可见一斑。 当前，我国正处于经济社会发展方式绿色转型的关键时期，下一阶段的制度设计，建议锚定促进绿色消费这一目标，系统完善促进可再生能源发展的政策体系和市场体系。以能源绿色消费为牵引可以有效破解需求侧约束、释放系统成本下降空间、实现环境价值显性化，推动新型电力系统和新型能源体系建设进程。同时，还可以有效转化我国新能源的资源优势和技术优势，强化以新能源为核心的新型工业体系建设，带动传统产业向绿色、智能方向转型，实现产业升级和体系重构，为我国经济社会绿色低碳转型提供新动能。