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。

2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号，下称“136号文”）。这一政策标志着我国新能源项目开发进入了一个全新的阶段，新能源上网电量全面进入电力市场，建立可持续发展价格结算机制。如何在新的政策环境下抢占先机，实现效益最大化，成为行业关注的焦点。本文将结合实际数据，详细解析136号文背景下能源项目市场开发的策略。 一、电力市场建设加速，营销能力成关键 新能源电量全面入市，倒逼电力现货市场建设提速。短期来看，新能源全面入市初期，由于市场竞争和新能源发电的波动性，新能源上网电价下行概率较大，投资回收期、内部收益率等财务指标的稳定性会受到影响。然而，长期来看，各省级实施细则明确后，“多退少补”的差价结算机制将为新能源项目提供“价格锚点”，稳定企业收益预期，减少市场电价大幅波动带来的风险。 电力市场将呈现交易核心化、资源比较化、成本敏感化、风光差异化、储能价值化、模式多元化。新能源电量全部进入市场，标志着超过80%的装机容量和将近80%的电量上网电价完成了市场化改革。在此背景下，营销能力成为企业间的重要差异化竞争手段，开发建设以电力交易为目标开展，呈现交易核心化。 二、风光差异化发展，储能价值凸显 风光项目受到同时率影响，收益差距巨大。光伏电价受发电全部集中在白天的影响，导致供需失衡，电价波动大；而风电电价相对稳定，因其发电分布更均匀，夜间还可补充基荷。因此，在新能源全面市场化交易后，新能源领域的投资将集中在风电领域。 储能领域将会走出先抑后扬的发展趋势。短期内，随着政策取消强制配储，会出现储能产能过剩的情况；但长期来看，随着新能源渗透率的提高和储能价格保障政策的逐步落地，储能将在新型电力系统中发挥不可替代的作用。山东、山西等电力现货市场发展相对超前的省份，储能装机动力相对较足；内蒙古、新疆、宁夏等风光大省，储能将在网侧及大规模源网荷储等场景方面发力。 三、源网荷储与零碳园区迎来新机遇 在新能源全面市场化交易后，源网荷储、零碳园区等商业模式将迎来开发机遇。政策层面，国家推动双碳目标，鼓励绿色电力消费和分布式能源发展；高耗能用户为满足碳减排要求，急需低成本、稳定的清洁能源。源网荷储通过灵活调节供需，零碳园区整合分布式资源，可有效降低用电成本，满足政策与市场需求。 以海宁正泰工业园区为例，其智能光伏、储能、充电系统一体化微电网项目集成了光伏BIPV小屋、光伏BIPV停车棚、垂直轴风机等多种能源形式，构建了多模式电解水制氢混合系统，实现了冷热电联供，系统整体利用效率达到86.8%。此类项目的成功实施，为源网荷储与零碳园区的发展提供了宝贵经验。 四、区域选择与项目筛选：精准布局，抢占先机 在项目开发方面，应本着“系统布局”“重兵投入”“专业开发”“多元开发”的原则，做好区域选择、项目筛选和商业模式设计。未来，交易电价高的省份将集中在用电量大、新能源占比少的区域；储能资产价值高的省份则包括电力市场开放度高、新能源比例高的地区。 风电项目应优选平原缓丘、沿海滩涂等资源丰富、接入条件好的区域；源网荷类项目应优选合作方，尽量选择数据中心等高能耗企业合作；储能项目应在负荷大、煤电成本高、新能源比例高的省份布局。 新能源项目市场开发正面临前所未有的机遇与挑战。在136号文的指引下，企业应精准把握政策导向，加强技术创新与商业模式创新，提升市场竞争力。通过科学合理的区域选择与项目筛选，抢占市场先机，实现效益最大化。让我们携手共进，共同推动新能源产业的高质量发展，为实现绿色低碳转型贡献力量。

7月2日，在第十七届国际交通技术与设备展览会中，京东物流首次发布自研无人轻卡产品——京东物流VAN，标志着其正式入局无人驾驶汽车领域。京东物流VAN无人轻卡具备24立方米超大载货空间，是物流行业内载货量最大的无人轻卡，可替代传统4.2米货车用于物流摆渡及传站等环节。通过规模化应用以及场景打磨，整车成本、跑行安全以及效率将进一步得到优化。 产品设计上，京东物流VAN无人轻卡采用全冗余车规级设计，通过制动、转向、通讯、电源等多维度冗余设计，实现对现有商用车线控方案的升维进化。此外，京东物流独狼6.0智能配送车也在展会上亮相，集成了高精度定位、多传感器融合等十大核心技术，具备L4级别自动驾驶能力，最高速度可达60km/h，最大载重1000kg，货箱容积达4立方米，一次充电续航里程达160公里，支持24小时全天候及复杂天气条件下作业。 京东物流VAN的发布成为企业在无人驾驶+物流运输领域的又一重要创新。VAN集成高精度定位、多传感器融合、时空联合决策规划等十大核心技术，应用大模型进行数据预标注和训练，实现行业领先的规模化L4级自动驾驶能力。其传感器配置包括3颗激光雷达、20颗摄像头及12颗毫米波雷达，可实现360度无盲区感知，检测范围较传统方案扩大19倍，感知性能提升3倍。车辆搭载比亚迪商用车定制开发的线控底盘，支持60km/h最高车速及1000kg载重，续航能力达400公里，电动驱动系统可减少90%以上碳排放。目前，京东物流已在北京、广州等30个城市启动VAN试运营，覆盖仓储到配送全链路场景。实测数据显示，相比传统运输方式，VAN可节省约60%运营成本，同时通过24小时不间断作业提升配送效率。公司计划2026年完成超千台车辆规模化部署，并通过智能调度系统优化路径规划，进一步降低单车运营成本。京东物流VAN与现有智能仓储、无人配送车（如独狼系列）形成协同效应，构建仓储-运输-配送全链条智能物流体系。车辆搭载的智能网联系统可与京东物流智能产业园实时交互，实现订单、运力、路径的动态优化。VAN通过与地方政府合作，已在重庆、成都等城市启动智能网联示范区建设，推动车路协同技术落地。京东 物流技术与数据智能部无人车产品运营张陟表示：“VAN的发布是京东物流践行‘技术驱动物流’战略的重要一步。我们将持续深化自动驾驶技术研发，与产业伙伴共同打造更高效、更绿色的智能物流未来。”

2025年4月份，浙江电力交易中心公布了《浙江省虚拟电厂运营管理细则》和《浙江电力领域新型主体市场化响应方案》两份征求意见稿，同时配套发布了浙江虚拟电厂注册的相关规则。这代表了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见(发改能源〔2025〕357号)》在浙江的落地细则的出台。分析上述几份文件，和之前的虚拟电厂参与需求响应相关的规则比较，呈现出四点不同。 特点一，市场驱动上述两份文件以及配套的操作规则，呈现出虚拟电厂从“政府补贴驱动”，真正过渡“市场交易驱动”，但又兼容之前的模式。浙江的政策文件，从思路上看，清晰的表现为市场驱动，即目标是推动虚拟电厂完整的参与市场，明确了参与的路径和机制，并从市场中获得收益。在电力保供方面，承接了之前的有序用电，补贴型需求响应的运行模式，并且增加了市场化需求响应模式，与之后的电能量现货市场日前、日内形成衔接。即使是政府补贴型的需求响应，也探索形成量价出清机制，以市场竞价的方式发现价格并给予有竞争力的企业。可以说浙江细则代表了“虚拟电厂真正开始走向市场”的趋势。 特点二，定位清晰虚拟电厂业务是否能细则落地，核心是看能否处理好“虚拟”和“电厂”的关系。虚拟电厂同时具有“虚拟”，和“电厂”两个属性，1、虚拟属性因为它是负荷侧各类分布式电源、灵活性负荷、工商业储能等分散资源的逻辑抽象得到，（1）从电压等级来看，是配电网低压侧资源聚合，（2）从电网内部管理关系来看，是电力营销业务管理范围，（3）从调度关系来看，是属于配电网调度（即市调和县调），而非输电网调度（即省调）。2、电厂属性虚拟电厂在现有的电力市场中，必须以市场主体的身份出现，对调度和交易中心来说，它更像是电厂，它的资源必须对应到200kV的物理节点，才能真正参与到电力电量平衡和交易中。目前省级电力交易中，由输电网调度给出200kV及以上的节点的运行成本，和节点电价平均出清价格，交易品种和调度关系都不支持配网的电力电量交易。 某种意义上这也制约了国内虚拟电厂的发展，比如辅助服务市场里，无法提供大量细颗粒度的的平衡机制，满足DSO（配网调度）的需求，甚至绝大多数DSO都不是市场认可的主体（除了增量配电主体外），当然这涉及到另一个更敏感的话题——输配分离。所以我们在各种政策文件里，能体会到虚拟电厂的某种“拧巴”，各方对虚拟电厂的态度和定位都不一样，这正是“虚拟+电厂”这种带有某种相悖属性的概念撮合形成的。细则文件对虚拟电厂的各方面责任，做了清晰的划分和定义：对省级电网企业来说，虚拟电厂业务能否顺利落地，也是一个巨大的考验——营配调是否能真正贯通，把用户户号，户变关系，配网和主网的资产和拓扑关系，计量和调度关系能否真正意义上全部打通。否则省调是看不到虚拟电厂资源的物理聚合关系的，调度和交易也无从谈起。对于虚拟电厂的精细运行和市场化落地，某种意义上也反应了省级电网企业的总体经营管理水平：真正把电网当一张网，协同好设备、调度、营销、交易中心、政府各个部门的横向关系，和省-地-县的纵向关系，才能推动虚拟电厂政策较为平衡的发展和落地。否则虚拟电厂政策很容易成为某个部门利益优先的产物，就很难有大的发展空间了。 特点三，重新开始根据浙江的细则要求，所有虚拟电厂运营商必须重新进行接入联调、市场注册、用户签约、性能认证等注册流程，才能参与后续的需求响应和市场化交易。[2025]357号文出来之前，虚拟电厂行业的局面比较“复杂”，由于大家对虚拟电厂的定位、意义、价值、盈利模式等的理解各不相同，在各省、地、县、各个市场主体，都有各自的解读和行为。电网公司内部都存在各种不同的意见和做法。就像当年市场化初期的售电业务，有公司利用某个政策规则就可以赚到不少钱，也有公司满心希望冲进来结果赔了本的，也有公司把售电信息差做成类似传销组织割韭菜的。浙江细则的态度很明确：新规则，新开始，重新回到同一起跑线，大家凭本事说话。 特点四，严进严考之前的补贴型需求响应模式，其实对运营商的要求是很低的，进入几乎无门槛，和用户之间松耦合，对是否参与响应没有约束，对响应的结果也没有惩罚机制，只是达到80%目标就拿钱。这种规则催生了很多名义上的“虚拟电厂”，实际上可能一次都没参与过。少部分地方政府也认为虚拟电厂平台是另一个“负荷侧管理的抓手”，以管理思维而非市场运营思维参与建设。浙江虚拟电厂细则是“以结果为导向”的规则设计，彻底改变上述局面，给虚拟电厂运营商设置了“四重考试”。 1、入门考试注册认证需要经过：联调接入、注册申请、用户聚合、能力认证四个环节。那些手上没有实际客户资源的虚拟电厂，就会卡在能力实测认证这个环节。而且这个环节的测试结果，将成为后续可交易，可调度的合同容量基础。2、周期认证上面这些考试，不是一次性的。这就杜绝了某些“耍小聪明”的虚拟电厂，通过入门获得所谓的“虚拟电厂牌照”，然后拿着牌照作为稀缺性说事。比如日内响应的机组和用户，需要每12个月重新认证一次。3、运营商等级评价如果有运营商“有能力、没态度”怎么办？也就是学霸每次考试都不认真，只求60分那种。浙江细则对这种现象也做了对应的措施，就是不仅考核学霸的学习能力，还要考核学习认真度，形成“运营商能力评价”，学习能力30%，学习态度70%加权。如果运营商经常不参加交易，每次交易只响应最低的容量，经常执行结果不理想，或者只想赚钱不履行保供义务等等，运营商的评价等级就会逐步下降，中标几率降低，直至彻底退出市场。4、最终考试在上述条件下，通过市场化需求响应，或者市场化交易，能否盈利？这才是考验虚拟电厂运营商的最终实力。 通过上面四个考试，才真正反应出[2025]357号文件的精神：培育一批有竞争力的虚拟电厂运营商，而不是“一拥而上，一地鸡毛”的局面。那么，对已经或者想要开展虚拟电厂业务的主体来说，需要构建什么样的能力去适应这种变化呢？核心要点是无非是，克服侥幸心理，结硬寨，打呆仗，真正把客户、组织、能力、技术构建起来。

2025年6月，欧盟委员会正紧锣密鼓筹备将于2026年正式实施的欧盟碳排放交易体系第二阶段（ETS2）。 这项被视为欧盟“绿色协议”核心支柱的政策，首次将建筑供暖、道路运输等终端消费领域纳入碳定价机制，标志着全球最大碳市场向深度减排迈出关键一步。 然而，彭博社最新披露的一封由奥地利、比利时、意大利等12国联名的政策建议书，却将这项雄心勃勃的计划推入舆论风暴眼——成员国担忧，未经缓冲的碳价冲击可能引发能源价格飙升，动摇民意基础，甚至威胁欧盟气候目标合法性。 这场围绕碳市场改革的博弈，本质是气候危机紧迫性与社会承受力之间的艰难平衡。 碳定价版图的历史性扩张 欧盟作为全球气候政策的先行者，其碳市场改革具有风向标意义。自2005年启动以来，欧盟ETS始终聚焦电力、钢铁、化工等高排放行业，通过总量控制与交易机制（Cap-and-Trade）推动减排。 2023年《欧洲气候法》将2030年减排目标提升至55%、2050年实现碳中和的立法承诺，迫使欧盟必须加速能源转型。ETS2被视为实现这一目标的核心工具，但其覆盖范围从工业领域向运输、供暖等民生领域扩张，直接触及普通民众的生活成本，使气候政策从“企业责任”转向“全民负担”。 ETS2的推出，标志着碳定价逻辑的根本性转变。 首先是覆盖范围延伸。ETS2首次将道路运输燃料和建筑供暖燃料纳入碳市场，预计覆盖欧盟40%的温室气体排放。 其次，引入动态价格走廊，设定最低碳价60欧元/吨与最高限价100欧元/吨，避免价格过度波动。 此外，拍卖所得的80%将通过“气候社会基金”返还给成员国，用于支持弱势群体能源补贴和建筑节能改造。 根据欧盟委员会测算，ETS2实施后，每吨碳排放成本将通过燃料批发市场传导至终端价格。 以德国为例，在运输部门，每升汽油成本将增加约0.2欧元，柴油增加0.25欧元；在供暖部门，家庭天然气账单年均上涨300-500欧元，取暖油用户增加400-600欧元。 尽管欧盟设定了“前三年75%收入返还”的过渡条款，但奥地利财政部模拟显示，若碳价在2026年触及80欧元/吨，该国南部农村地区家庭能源支出占比将从当前的6.8%飙升至11.3%，远超欧盟8%的“可负担能源”警戒线。 三重焦虑驱动的政策调整 首先，能源贫困引发的民意反噬成为一大政治风险。 意大利环境部的内部文件指出，该国南部西西里岛、卡拉布里亚等地区家庭能源贫困率已达27%，ETS2可能使这一数字突破35%。 2022年法国“黄马甲”运动的教训犹在眼前——当年碳税上调导致柴油价格暴涨15%，直接引发持续数月的街头抗议。比利时能源部长警告：“我们支持碳定价，但无法接受让低收入群体为气候转型买单。” 其次，产业链成本重构的连锁反应造成了经济冲击。 奥地利经济研究所测算，ETS2将使该国运输业成本增加12%-15%，中小型物流企业利润率被压缩至2%以下。 更严峻的是，欧盟内部碳价差异可能引发“碳泄漏”。德国汽车工业协会数据显示，若周边国家（如挪威、瑞士）维持更低碳价，欧盟整车生产成本将高出8%-10%，削弱产业竞争力。 第三，分配机制存在技术性缺陷。 现行ETS2收入分配规则采用“人均GDP+能源强度”双重加权，导致了“富国补贴”悖论，即卢森堡、丹麦等高收入国家因能源效率较高，反而获得更多返还资金。而在农村地区，依赖私家车通勤的乡村家庭，因人均排放量高于城市居民，面临更高边际成本。 意大利生态转型部提出，需建立“区域级能源贫困指数”，将返还资金与地方实际承受力挂钩。 缓冲机制与分配革命 面对成员国压力，欧盟委员会正酝酿三大调整方向。 首先是碳价调控工具箱扩容。欧盟决定升级动态稳定储备（MSR），将MSR触发阈值从当前23%下调至15%，增强碳价下行期的干预能力；引入“碳价平滑期权”，允许企业以固定价格预购未来三年配额，规避价格飙升风险；此外，当碳价连续三个月超过最高限价10%时，自动释放额外1亿吨储备配额。 其次是收入分配革命。德国提议将50%的ETS2收入用于“能源券”发放，通过智能电表实现按需补贴，直接补贴替代拍卖返还；设立100亿欧元规模的“运输业转型基金”，为电动卡车购置、氢能加注站建设提供零利率贷款；要求非欧盟进口商品（如中国太阳能板、土耳其钢铁）缴纳碳边境税，所得收入专项用于补偿欧盟内受冲击行业。 第三，过渡期设计优化。首先是分阶段纳入，即2026年仅将运输燃料纳入ETS2，供暖部门推迟至2028年；其次是排放基准动态调整，即根据成员国实际减排进度，每年修订免费配额分配标准；最后是社会气候基金（SCF）扩容，将基金规模从原定的722亿欧元提升至1200亿欧元，重点支持农村地区建筑改造。 对此，行业内表示要求“永久性保护”。欧洲运输协会联合会（ETF）提出“碳价封顶计划”，要求将最高限价锁定在75欧元/吨，并延长免费配额发放至2035年。 但该方案遭到环保组织激烈反对，绿色和平组织批评其“将碳市场变成企业提款机”。 环保组织认为需警惕改革削弱减排效力。气候行动网络（CAN）警告，过度缓冲可能使ETS2失去价格信号功能。其测算显示，若采用意大利提议的“区域能源贫困指数”，德国巴伐利亚州家庭可能获得超额补贴，导致全国减排量减少1.2亿吨二氧化碳当量。 在政府层面，多个派别立场分化，形成了南北阵营对垒的局面。 其中，以奥地利、比利时等为代表的改革派主张严格碳价管控，要求欧盟委员会建立“能源贫困监测委员会”；以波兰、捷克为代表的保守派呼吁将ETS2推迟至2030年，并维持化石燃料补贴；而德国、法国等则试图在两者间寻求平衡，法国生态转型部提出“碳税分级制”，对私人用车和企业运输实施差别化定价。 气候目标与社会公平的再平衡 据欧盟内部消息，委员会或将在7月公布折中方案。其中： 碳价走廊调整：将最高限价上调至110欧元/吨，但允许成员国在能源贫困率超15%时暂停拍卖； 收入分配改革：将“气候社会基金”返还比例从80%提升至85%，并引入“农村地区加权系数”； 过渡期延长：供暖部门纳入时间推迟至2029年，但要求成员国提交分阶段减排路线图。 无论最终方案如何，ETS2改革都将重塑全球碳定价格局。其中，动态稳定储备、碳价平滑期权等机制可能成为新兴碳市场标配；碳收入再分配将从“国家间分配”转向“区域间精准补偿”；欧盟可能将碳边境税与ETS2改革捆绑，推动全球碳定价联盟建设。 欧盟碳市场的改革博弈，本质上是气候危机时代，在减排紧迫性与社会承受力之间寻求最优解的过程。正如意大利生态转型部长所言：“我们不是在讨论碳价高低，而是在定义一个文明的未来：这个未来既不能让北极熊独自承受气候灾难，也不能让欧洲工人阶级为转型付出全部代价。” 当2026年ETS2的钟声敲响时，欧盟能否交出一份兼顾雄心与公平的答卷，将决定其作为全球气候领袖的合法性根基。

《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》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”）作为我国新能源市场化的纲领性文件，构建了新能源项目“全面入市+差价托底”的基础框架。136号文发布后，各地正“量体裁衣”制定136号文落地实施细则。截至目前，新疆、蒙东、蒙西细则已正式出台；山东、广东两大经济强省的细则以征求意见稿形式亮相。 地域特色鲜明 136号文明确，差价结算机制的三大核心要素——机制电价水平、电量规模、执行期限下放地方自主制定。从目前各地公布的136号文细则来看，在补多少额度、补多大电量、补多长周期上，已显露出鲜明的地域特色。 我们先梳理下存量项目。 除广东外，其余地区均有相关规定。机制电价水平方面，山东统一明确为0.3949元/千瓦时（含税），为目前最高价。蒙东、蒙西机制电价捆绑煤电基准价，分别为0.3035、0.2829元/千瓦时，新疆将存量项目分为补贴、平价两类，衔接原优先电量上网电价，机制电价分别为0.25、0.262元/千瓦时。 机制电量规模方面，山东和新疆按比例覆盖电量，山东单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，新疆补贴项目机制电量比例30%，平价项目机制电量比例为50%。蒙东、蒙西对集中式项目进行了分类设定。 执行期限方面，各地纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。 我们再盘点下增量项目。 蒙东、蒙西暂不启动增量机制，保留后续评估空间，其余地区各有特色：山东暂并未明确机制电量规模、执行期限和电价水平，但明确机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。此外，特别设置了申报充足率下限，引导新能源充分竞争，2025年竞价申报充足率不低于125%。新疆则为增量项目机制电价划定了明确的竞价区间，暂定0.15~0.262元/千瓦时。 电量规模方面，广东每年新增纳入机制的电量规模由当地发改委、能源局确定，并在竞价前予以公布，同时，机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接，且不高于90%。新疆机制电量规模原则上参照存量平价项目机制电量规模比例以及增量项目上网电量确定。 执行期限方面，新疆增量项目考虑回收项目初始投资平均期限，执行期限10年。广东增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价。 政策分化背后 整体来看，各地既有共性又兼顾个性。 共性方面，各地在设计落地方案时都有较强主动性，均与本地市场建设进程、新能源发展情况、系统调节平衡需求等相适应。 “个性方面，从市场机制特点来看，山东关注电能量以外的市场及辅助服务、容量补偿等，建立涵盖信息披露、价格监测、成本调查和零售监管的风险防控体系。广东探索‘虚拟电厂聚合规则’，而蒙东侧重‘无现货市场的保障政策衔接’。”张超说。 竞价机制，关乎增量项目的机制量、价如何确定。张超对山东、广东竞价机制的特点进行了总结：“山东进行了一系列机制创新，设置了申报充足率确保竞价有效，同时明确分布式委托代理商竞价，侧重机制电量‘可少不可多’；广东交易中心作为竞价的主要组织方，明确新增机制电量执行期限，最后边际机组报量全额成交，侧重机制电量‘可多不可少’。” 各地136号文配套细则的主要差异，体现在机制电量、电价部分。短期看，政策会带来新能源投资布局的优化。东部外向型经济的电价承受能力相对高一些，预计可再生能源的机制电量和电价也会高一些。西部省份之前保障小时数较低、市场化比例较高的省份，预计机制电量和电价会相对低一些。 长远看，新能源入市有助于电力市场形成真实价格信号，实现电力资源优化配置。同时，136号文将新能源消纳权重、新能源装机目标与‘机制电量+市场交易’挂钩，规划目标将更多依靠市场来实现，后续的调节资源、容量资源规划建设也会逐步走向市场化引导的方式。 关于现货市场上下限方面，山东提出适度放宽限价，广东按照中长期交易价格与峰段系数、尖峰系数共同确定申报价格上限。值得一提的是蒙东、蒙西现货市场中，申报价格上、下限暂定为-0.05~1.5元/千瓦时，允许申报负电价。 为何会出现上述差异？新疆、蒙东、蒙西风光资源禀赋突出，但本地消纳能力薄弱，外送比例高，政策选择压低机制电价，通过市场化倒逼“低度电成本+跨省交易”破局。而山东、广东属于东部负荷中心，电价承受力相比西部高，加之强绿电需求，政策以高保障电价吸引投资。 未来破局建议 地方政策下一步如何细化、还有哪些堵点，目前已发布的落地政策对其他地区有何借鉴意义？与会专家积极建言献策。 各地未来应坚持按当地实际开展方案设计，形成“方案+细则/规则”的组合，以入市带动市场建设，更加关注市场与价格跟踪监管，在机制创新与机制衔接之间寻求平衡，需要更关注入市、竞价和差价结算的节奏衔接，机制电量的月度分解有待创新。 分布式能源入市是当前新能源市场化的一大挑战。分布式能源有很强的“分布式+”属性，比如“分布式+负荷”，“分布式+储能”等。在市场交易中，需要把“分布式+”项目当作一个整体去考虑。当前分布式项目主要作为价格接收者，在全面进入市场后，现货价格信号会引导分布式主体进行资源优化配置以获取更高收益。与此同时，“分布式+”的主体还需要履行三方面的责任，包括系统调节责任、承担政府性基金及附加和交叉补贴的社会责任，以及相应的输配电成本分摊等。 目前，广东正在探索以虚拟电厂实现“分布式+”入市。新能源全面入市背景下，虚拟电厂的运营模式将从单纯硬件层面的竞争转为随市场变化优化运营策略的竞争，核心是为电网供需平衡提供解决方案。在这样的背景下，虚拟电厂一是可以解决分布式资源参与电力市场的门槛问题；二是可以解决分布式资源调节的问题；三是与储能结合，拓宽收益渠道；四是作为贯穿多市场的“路由器”，减轻单个资源管理的难度，通过多市场增加收益模式。 针对136号文的落实，一是存量项目机制电量比例不宜设置过高，应在40%~50%，更多的应该参与到市场中；二是在增量项目方面考虑本省新能源资源禀赋，分区域设置不同的上限；三是在市场价格方面可以参考山东等省份，沿用燃煤基准价水平，差价结算的资金优先从辅助服务市场里支出，中午大量出清价为零可能是火电机组大量备用造成的结果，应从电力市场运行经济性的角度设置更合理的报价方式；四是要在后续交易批次中重点考虑新能源场站作为独立市场主体，真正体现其参与市场的权责义务。此外，需要进一步优化中长期和现货市场的衔接，真正供需关系的体现是现货市场。目前不少省份要求中长期合约规模锁定在80%~90%，需放宽中长期合约比例限制，来提高市场的流动性。 目前出台细则的省份中，暂无提及跨省跨区交易。现有的省内市场和跨省跨区市场相对分离，跨省跨区市场属于优先计划范畴，省内市场开放程度相对更大。但国家正在积极推动打破省间壁垒，跨区市场也将逐步形成，成为构建全国统一电力市场的重要组成部分。 在受端省份电力市场快速推进的情况下，相对固化的跨省电力交易中长期合同与受端省份电力市场在实时量价上难以匹配，跨省跨区交易可考虑锚定受端省份电力市场规则做相应的调整。另外，建议逐步放开省间现货比例，并推动跨省跨区发电企业和售电公司、用户直接参与省间交易，提高交易的灵活性，在长三角等区域市场建设基础较好的地区做更多的突破性尝试。

欧美自全球首轮清洁能源产业热潮以来，多年耗费苦心建立起的锂电产业链完整闭环，正在面临土崩瓦解。 在欧洲，曾被视作欧洲版“宁德时代”的本土最大电池巨头Northvolt已在破产中迎来自己的惨败收场。若在今年6月底前未能觅得买家，其瑞典北部最后一家工厂即将停止生产。 在美国，昔日全球第三大储能集成厂商Powin于6月9日向新泽西州法院提交破产重组申请。公司预计将因“不可预见的商业环境”于7月底面临停止运营，并裁掉包括首席执行官及其他高管在内的近250名员工。 来不及为Northvolt、Powin的结局哀悼，紧接着走向终结命运的是“北美电池回收之王”。 据路透社报道，总部位于多伦多的锂电池资源回收公司Li-Cycle宣布已在加拿大和美国申请破产保护，预计将开始正式出售其业务及资产。 这家一度有着“北美电池回收之王”之称的加拿大企业，曾是北美大陆上的电池回收独苗，因而受到格外关注。 该公司的估值最高超过 20 亿美元，但数月以来一直面临日益严重的财务困境。不得已自今年3月起为自己寻找买家，直至如今正式走向破产重组。 与Li-Cycle商业神话一同破碎的，还有北美的电池回收梦。 电池回收梦 2021年2月24日，刚上台一个月的美国第46任总统乔·拜登以“免受中国侵害”为指向签署一项行政命令，对四种关键产品的供应链进行为期100天的审查，电动汽车动力电池正是其中之一。 百日之后，拜登将电池回收写入政府计划的消息在业界引发诸多讨论。 路透社报道，当时有多位美国政府官员透露，作为打造电动汽车强国战略的重要组成部分，拜登政府计划大力推动国内电池回收产业，希望国内能够开设更多回收工厂，以实现锂和其他金属的循环利用。 政府报告估计，如果不进行回收利用，到2040年，电动汽车数量的激增将直接导致800万吨电池废料被倾倒至美国垃圾填埋场。积极的电池回收计划则可显著降低矿产资源的开采需求，如铜减少55%、锂减少25%、镍和钴减少35%。 背靠北美电池回收梦想，自创立之初便备受业界及资本市场瞩目的Li-Cycle，也曾是煊赫一时的明星企业。 这家由两名前赫氏（Hatch）集团工程师于2016年创立的锂电池回收企业，凭借一手两步走的“Spoke & Hub”（初级加工厂物理破碎+精炼厂提取关键金属）回收体系和湿法治金工艺，在行业普遍回收率仅有30%-40%的早期阶段，就已宣称实现80%-100%的锂电池材料回收。 估值最高超过20亿美元的Li-Cycle于2021年成功上市纽交所，并一度开出至少三大洲五国的宏伟扩张蓝图。 （Li-Cycle曾提出向包括北美的美国、加拿大，欧洲的德国、挪威、意大利，亚洲的韩国、日本和越南等“中国以外的亚太地区”发起扩张，还曾与中企亿纬锂能签署谅解备忘录。） 2023年是Li-Cycle商业故事的巅峰时刻。 这一年，Li-Cycle在欧洲的第一家工厂于德国正式运营，年处理1万吨电池的产能规模让公司有机会成为欧洲最大的锂生产商之一，与通用汽车-LG化学合资企业Ultium Cells、LG新能源等国际巨头达成长期供应协议。 此时的Li-Cycle还在对年底建成纽约罗切斯特工厂的等待之中，设想着8万吨年处理能力及到2025年营收冲破10亿美元的美好未来。 事实却是，公司正是从这一年开始面临急转直下。 当年10月，得到拜登政府大力支持的罗切斯特项目因建设成本几乎翻了一倍（达到9.6亿美元），被无限期暂停建设。 公司全年总营收仅1830万美元，净亏损却达到1.38亿美元，营收远远无法覆盖高昂的运营成本。 五个月后，公司宣布计划裁员17%，其中包括三名高级管理人员。然而每年节省出的约1000万美元工资和福利成本，对于公司的连年亏损与成本倒挂实属杯水车薪。 作为拜登气候议程中承担关键部分的北美电池回收大户，Li-Cycle也曾受到拜登政府的额外照顾。 2023年年初，美国能源部宣布将向Li-Cycle提供3.75亿美元贷款，以支持其在纽约州罗切斯特郊区建设美国最大的锂资源回收设施之一。 一年后，这一贷款数字被提高至4.75亿美元。然而直到公司申请破产，Li-Cycle也没能从美国政府手中拿到这笔资金，实在很难不令人唏嘘。 一个不争的事实是，电池回收是一门好生意，却同样也是一门坏生意。 热潮难淘金 作为实现锂电、储能、电动汽车等产业链零碳目标的关键环节，电池回收正在从补充选项升级为战略刚需。 尤其自第一批投入市场的新能源汽车开始迈入规模化“大退役”阶段，电池回收的资源价值及减碳效益正在迎来爆发式兑现期—— 它不仅关乎百万吨级动力电池的循环利用，更成为撬动全产业链零碳转型的关键支点。 中国电子节能技术协会电池回收利用委员会产业研究部预测，2025年，我国动力电池退役量将达到82万吨；自2028年起，退役量将超过400万吨，废旧电池回收利用行业产值将超过2800亿元。 过去数年间，国内外都曾掀起动力电池回收热潮，大小企业趋之若鹜。然而从无人问津到火爆出圈，再到成批的停产和倒闭，废旧电池回收生意在两三年间走完了过去十余年从未有过的大起大落。 隐于Li-Cycle过山车式商业发展背后的一条暗线是，一路由4万元/吨冲高至逼近60万元/吨的锂价，自2022年底开始腰斩再腰斩。 2024年以来，碳酸锂价格一路下跌，短短数月内接连突破每吨10万元、9万元、8万元几道大关。这一状况至今未见转好迹象，并在跌出新的纪录。 到今年5月底，碳酸锂期货主力合约LC2507连续三天盘中跌破6万元/吨关口，最低下探至5.95万元/吨。 在此背景之下，就连传统矿石提锂巨头也在面临巨亏挑战，唯有盐湖提锂尚存一战之力。 更遑论要靠再生锂过活的电池回收企业，仅靠镍钴利润盈利简直天方夜谭，想熬过锂价“成本炼狱期”还有很长的路要走。 参考第一财经给出的数据统计，就在Li-Cycle命运急转直下的2023年，我国动力电池回收相关企业注销吊销量首次突破5000家，达6984家，同比增加141.8%。 《中国锂离子电池回收拆解与梯次利用行业发展白皮书（2024年）》显示，我国全年锂电池回收理论产能高达380万吨，而实际的电池回收量仅为62.3万吨，产能利用率低至16.4%。 于锂价暴涨之中鸡犬升天的锂电回收产业，正陷入价值理想与商业现实的割裂困局，在“只亏不赚”的现状下很难再成热潮。 当前的电池回收行业几乎与此前大热一时的钠电产业面临同等命运—— 基于锂资源不可再生与相对稀缺的惯用叙事，电池回收、钠电池仍是各大厂商口头上值得布局的“战略备胎”。 然而一旦从经济效益考量，已经很少有企业愿意大张旗鼓为这门生意的美好远景买单，电池回收行业想要咸鱼翻身着实没那么简单。

新能源汽车发展离不开充电基础设施建设，此前，在新能源车主层面，充电桩数量不足、充电效率低下、充电体验割裂，这些痛点如同无形的路障，阻碍着绿色出行的步伐。在充电场站业主层面，传统充电桩充电慢，体验不好，翻台率低，也影响了业主投资意愿，于是形成循环，最终也会阻碍新能源汽车发展。 “充电焦虑”如何破解？目前，北京已初步形成几乎覆盖全域、高效便捷的“超充一张网”，目标直指：规模化部署大功率超充快充，大幅提升充电效率、更优客户服务体验，支撑全市新能源汽车顺畅出行！ 2024年底，北京市城市管理委员会印发《北京市新能源汽车高质量超级充电站发展行动计划》，提出到2025年底，建成超级充电站1000座以上（超充桩2000个以上），城六区服务半径1公里，主流超充车型（800V电压平台）在超充桩平均一次充电时间可降至15分钟左右，高质量超充服务网络基本建成；到2035年，高质量超充站的超充桩平均一次充电时间可降至8分钟以内，显著提升充电服务品质，实现充电像加油一样便捷，有效提升充电服务体系资源使用效率。 01. 北京实践： 超充网络落地的首都样本 “自从附近有了这个超充站之后，我就没去别的地方充过电，充电确实快，太方便了，现在开电车也感觉没有之前那种焦虑感了。” 在能+超充（昌平乐多港万达超充站）充电的袁先生说到。 能+超充（昌平乐多港万达超充站） 该超充站是京能集团投运的首个全液冷超充站，采用华为超充解决方案，充电速度最快接近“一秒一公里” ，有效解决新能源车主“找桩难、充电慢”的烦恼。去年4月上线以来，前来充电的车主络绎不绝，场站翻台率高，单枪日最高充电量500+度。 能+超充（昌平乐多港万达超充站）是北京“超充一张网”的代表性场站。目前，部署华为超快充桩的场站已经覆盖了核心商圈、交通枢纽、园区、地下停车场、景区等各个关键场景。 在热门景区场景，由北京静态交通公司打造的静态交通天坛北门超级充电站部署了华为超充设备，场站位于天坛附近，缓解了北京热门景点新能源车充电压力，场站翻台率高，单枪日最高充电量超400度，有效打消了游客驾驶新能源车旅游的顾虑。 静态交通天坛北门超级充电站 在交通枢纽场景，比如北京南站，附近车流量大，传统慢充桩无法匹配大量新能源车的充电需求，排队停车充电的现象大大影响了车主的体验。静态交通北京南站超级充电站采用华为超快充充电设备，充电快周转快，单枪单日最高充电量超400度。场站优质的充电体验提升了整体的交通中转率，因此也收到了周边网约车司机和私家车主的一致好评。 静态交通北京南站超级充电站 静态交通北京南站超级充电站作为“两场八站”（首都机场、大兴机场、北京站、北京西站、北京南站等）的重要组成部分，与其他交通枢纽超充站形成联动，实现了“枢纽-高速-景区”的无缝衔接。例如，从北京南站出发，既可西行至六里桥奈伦大厦站后可沿京港澳高速顺势南下，又可北上通过京藏高速连接乐多港站，形成“进出京-跨区-景区”的全链条补能网络。 目前，在北京核心圈全液冷超充站点已形成“三角形” 覆盖网络，覆盖故宫、国贸等核心景点及商圈，实现 “1公里服务半径”。北京南站超充站与北京站、天坛北门站形成联动，覆盖北京南站、北京站两大交通枢纽，无论是接送旅客还是换乘出行，都能在10分钟内找到超充站。 西边线路以六里桥奈伦大厦站为枢纽，串联丽泽金融商务区、北京西站和京港澳高速，形成“枢纽-商圈-高速” 三位一体的“超充一张网”。从西三环到西四环，再到京港澳高速入口，实现了跨区域出行的无缝衔接。 东北部线路以昌平合生汇站为核心，串联回龙观、天通苑等大型居住区和乐多港商圈，形成“居住-商业-高速” 一体化“超充一张网”。未来还将向沙河、北七家等区域扩展，满足北部居民日常出行和假期出游需求。 东部线路以望京南和东坝两个充电站为核心，串联起京承高速，机场高速，机场第二高速等交通要道，同时覆盖望京、东坝等大型居住和商务区，形成“交通枢纽+生活圈”的双重保障网络。 从人潮涌动的两场八站，到古韵悠长的前门文旅区，再到高端商圈、生态景区的地下停车场，华为超充设备已深度融入城市毛细血管，为不同场景下的用户提供极速充电体验。 02. 打破充电“供需”矛盾， 助力新能源汽车出行 在“超充一张网”落地进程中，华为凭借其“极致体验、更高质量、更好收益”的超充解决方案，有效助力“超充一张网”建设，间接成为北京新能源汽车充电桩新基建的关键赋能者。 以华为超充为代表的高质量充电基础设施，破局此前新能源汽车发展与充电基础设施薄弱的矛盾。高质量充电基础设施体验好，对车主而言，华为超充设备一次充电成功率约99%，充电速度最快接近“一秒一公里” ，充电5分钟续航200公里，有效缓解车主充电焦虑，充电噪音低于55dB，带来“图书馆般静谧”的充电体验，另外枪线很轻，对女性车主友好，单手就可以握持；对场站主来说，华为超充设备10年超长寿命，易维护，具有更高质量，双极功率池化+高阶动态路由，相同电力条件下，电力利用率提升约30%，周转率提升约1倍，能实现更高收益，从而促进了新能源车出行与发展，低排放促发展，助力城市如期实现“碳达峰、碳中和”。 未来已来，华为超充技术赋能，北京正加速驶向一个充电无忧、绿色高效的新能源时代，更以北京样板，争创京津冀绿色发展排头兵，带动京津冀绿色发展。下一次当您轻松插上充电枪，或许可以感受到这座城市脉搏中流淌的科技力量。

随着国家发改委、国家能源局联合发布的《关于深化新能源上网电价场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，简称"136号文"）正式实施，我国新能源行业正式迈入全面市场化交易新阶段。这一重大变革将深刻影响零碳工厂和园区的建设路径与运营模式。本文将为您全面解析136号文的核心要义，并为零碳工厂园区运营者提供切实可行的实施策略，助力企业在变革浪潮中抢占发展先机。 136号文：新能源市场化改革的里程碑 2025年1月发布的136号文，堪称我国新能源发展史上的分水岭事件。这份文件明确规定，自2025年6月1日起，新能源上网电量将全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，标志着实行多年的固定电价和补贴机制正式退出历史舞台，新能源行业由"政策驱动"全面转向"市场驱动"。 文件的核心内容可概括为"价格放开、分类施策、机制创新"三大原则： • 价格放开：新能源项目上网电价不再由政府定价，而是通过电力市场交易形成，真正发挥市场在资源配置中的决定性作用。这意味着风电、光伏等新能源电力将直接参与市场竞争，价格随供需关系波动。 • 分类施策：以2025年6月1日为界，对存量项目和增量项目区别对待。存量项目可暂时维持既有定价政策，但将逐步向市场机制过渡；增量项目则原则上全部纳入市场交易，电价完全由市场形成。 • 机制创新：建立"差价合约+现货市场"的复合定价模式，同时厘清电能量和绿证的关系，通过机制设计保障新能源企业的合理收益。 这一改革的大背景是我国新能源装机规模已突破总装机的40%，但参与市场化交易的比例相对较低，导致市场价格信号难以真实反映电力供需形势。随着新能源开发建设成本大幅下降，各地电力市场规则逐步完善，全面市场化条件已经成熟。 零碳园区：双碳战略的关键抓手 在136号文推动新能源全面市场化的同时，零碳园区建设正成为我国实现"双碳"目标的重要路径。2025年国务院政府工作报告明确提出"建立一批零碳园区、零碳工厂"，标志着零碳园区建设已上升为国家战略。 零碳园区为何如此重要？数据显示，我国工业园区贡献了全国工业产值的50%以上，同时也是碳排放的集中来源，占全国碳排放总量的31%。中国环境科学研究院专家指出："如果能在工业园区率先完成碳达峰碳中和，就相当于啃下了'最硬的骨头'。" 当前，我国零碳园区建设已呈现蓬勃发展态势： • 内蒙古鄂尔多斯零碳产业园利用当地丰富的风光资源，构建"风光氢储"技术为核心的闭环系统，园区内企业绿电直接使用比例接近70%； • 江苏盐城探索"绿电+氢能"、"绿电+冷能"等特色模式，打造了射阳港、大丰港、滨海港等各具特色的零碳产业园集群； • 宁德时代宜宾工厂实现100%清洁能源供电，厂区屋顶全覆盖光伏发电系统，年发电量超过2000万千瓦时，成为新能源产业的首家零碳工厂。 值得注意的是，《零碳产业园区建设导则》国家标准也即将出台。这一标准将填补国家层面零碳园区标准空白，规范园区碳排放统计、核算和管理体系，为园区建设提供统一规范。 136号文的实施为零碳园区发展带来了全新机遇，也提出了更高要求： 三大机遇 1. 绿电成本优化：市场化交易机制下，园区可通过参与电力市场直接交易、绿电绿证交易等方式，获取更具竞争力的绿色电力价格。如鄂尔多斯园区企业电价较网电低0.3元/度，年省电费超2亿元。 2. 商业模式创新：文件鼓励"隔墙售电"等新型交易模式，为零碳园区内分布式能源就近交易提供政策支持，提升新能源消纳比例和经济效益。 3. 碳资产增值：随着全国碳市场扩容至八大行业，园区企业可通过碳配额交易获利。无锡园区企业出口欧盟光伏组件碳足迹降40%，通关效率提升30%。 两大挑战 1. 能源管理复杂度提升：市场化环境下，电价波动加大，园区需建立更精细化的能源管理系统，通过"源网荷储"协同优化用能成本。 2. 技术要求更高：需配备碳计量、负荷预测、智能调度等先进技术工具。如江苏要求园区智能管理平台覆盖90%以上企业，实现能碳数据"一网统管"。 结合136号文要求和各地实践经验，零碳园区建设可遵循以下路径： 1. 能源体系革新 • 分布式光伏全覆盖：充分利用园区屋顶、车棚、空地等空间建设光伏系统。如湖北某工厂屋面光伏装机容量达5000千瓦，年发电500多万度。 • 储能系统标配化：江苏《零碳园区建设指南》要求储能容量达到日均用电量的10%，以平衡新能源波动性。 • 多能互补协同：构建"电、热、冷、气、氢"多能系统，如南通氢能产业园探索风光储氢一体化。 2. 碳排放精细化管理 • 碳计量全覆盖：采用碳电表等新型计量工具，实时监测碳排放。如AEM96三相多功能碳电表可实时计算生产用电带来的碳排放量。 • 数字化碳管理平台：建立涵盖碳盘查、配额管理、交易记录等功能的碳资产管理系统，符合ISO14064等国际标准。 • 全生命周期碳足迹追踪：如宁德时代对原材料开采、生产制造、物流运输等环节进行全生命周期碳排放核算。 3. 智慧运营体系构建 • 微电网协调控制：通过协调控制器采集光伏、储能、负荷等数据，构建本地控制策略，实现光储置换、削峰填谷等优化运行。 • AI智能调度：利用算法预测负荷曲线，动态优化储能充放电策略。如无锡经开区虚拟电厂平台已实现8760小时负荷预测。 • 碳流实时追踪：建立电碳因子数据库，为碳关税应对提供数据支撑。 4. 政策红利最大化 • 抢抓补贴窗口期：目前从中央到地方均有补贴政策，如国家超长期国债贴息（最低2.5%）、无锡最高500万元奖励等。 • 利用绿色金融工具：园区绿色基建可纳入央行碳减排支持工具范围，如上海碳资产证券化、苏州工业园双认证ABS等创新金融产品。 • 参与碳市场交易：提前布局碳资产管理能力，为全国碳市场扩容做好准备。 结语：零碳未来已来，行动正当其时 136号文的实施标志着我国新能源发展进入全新阶段，为零碳园区建设创造了更有利的市场环境。随着《零碳产业园区建设导则》国家标准的即将出台，零碳园区建设将进入规范化、标准化发展的快车道。 对园区运营者而言，当下正是抢抓政策红利、布局零碳转型的战略机遇期。通过能源体系革新、碳排放精细化管理、智慧运营体系构建和政策红利最大化等路径，零碳园区不仅能实现环境效益，更能创造显著的经济价值——降本、增收、保值三重红利已清晰可见。 正如远景科技集团董事长张雷所言："中国要从输出产品，升级到输出标准。" 零碳园区不仅是中国实现"双碳"目标的关键抓手，更是中国参与全球气候治理、提升产业国际竞争力的核心载体。让我们共同把握136号文带来的历史机遇，以零碳园区建设推动高质量发展，在绿色变革中赢得未来！