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。

虚拟电厂的本质与核心价值 虚拟电厂并非传统意义上拥有实体厂房与大型发电设备的发电厂，它是依托数字化、智能化技术构建而成的能源管理与协调系统。其核心在于通过先进的通信与信息技术，将分布在不同区域的分布式能源，如小型光伏发电站、风力发电装置、户用储能设备以及可调节负荷（如工业设备、智能家电等）进行整合与优化调度 。它打破了传统电力系统中发电与用电的界限，把原本分散的、看似孤立的用户端能源资源，转化为一个可统一调控的 “虚拟发电集群”。 在实际运行中，虚拟电厂就像是一个看不见的 “电力枢纽”。当电网处于用电低谷期，电力供应相对充足时，它能指挥分布式能源设备储存多余电能，比如让户用储能电池充电；而当用电高峰期来临，电力需求大增，虚拟电厂又能迅速调动这些储存的能源以及分布式发电装置，向电网补充电力，实现电力供需的动态平衡。这一过程不仅有效缓解了传统集中式发电在应对负荷波动时的压力，还提高了能源利用效率，降低了对大规模新建发电设施的依赖，从而为电网的稳定、高效运行提供了坚实保障。 特斯拉在虚拟电厂领域的布局，以其自主研发的 Powerwall 家用储能电池为关键切入点。Powerwall 作为分布式储能的终端设备，不仅具备高效的电能存储能力，还能与特斯拉的云端智能管理平台无缝对接。众多安装了 Powerwall 的家庭，通过这个平台实现了互联互通，它们不再是一个个独立的用电个体，而是组成了一个庞大的、可灵活调度的 “虚拟电厂网络”，成为电网调节电力供需的重要力量。 特斯拉的切入契机与技术底座 2015 年，特斯拉推出 Powerwall 家用储能电池，这一产品的诞生，不仅仅是家庭能源存储领域的一次创新，更是为特斯拉进军虚拟电厂领域奠定了坚实基础。彼时，随着全球对清洁能源的关注度不断提升，分布式光伏发电在家庭中的应用逐渐普及，但光伏发电的间歇性和不稳定性问题也随之凸显。同时，传统电网在应对日益增长的用电需求以及新能源接入带来的冲击时，面临着巨大挑战。 Powerwall 的出现，正好解决了这些痛点。它具备双向电能转换功能，在白天光照充足、光伏发电量大于家庭用电量时，Powerwall 可以将多余的电能储存起来；到了夜晚或阴天，光伏发电不足时，再将储存的电能释放出来供家庭使用，实现 “自发自用”。而且，当电网处于用电高峰、电价较高时，Powerwall 用户还能将储存的电能反向输送给电网，获取收益，也就是 “余电上网” 。 从技术层面来看，Powerwall 采用了先进的锂离子电池技术，拥有高能量密度、长循环寿命和稳定的充放电性能等优势。其内置的电池管理系统（BMS）更是关键，它如同 Powerwall 的 “大脑”，实时监测电池的电压、电流、温度等参数，确保电池在安全、高效的状态下运行，同时延长电池使用寿命。 当大量的 Powerwall 在市场上普及后，特斯拉利用自身强大的软件与数据分析能力，构建了基于云端的能源管理平台。通过这个平台，特斯拉能够实时收集和分析每个 Powerwall 的运行数据，包括电量储备、充放电状态等。基于这些数据，平台可以根据电网的实时需求，精准地发出指令，协调各个 Powerwall 的充放电行为。比如在电网负荷过高时，平台会统一调度 Powerwall 向电网放电；而当电网负荷较低时，则控制 Powerwall 充电，从而实现了分散储能资源的规模化、智能化调度，将无数个家庭的 Powerwall 聚合成了一个具备强大调峰、调频能力的虚拟电厂，为电网提供了不可或缺的灵活性支持，同时也挖掘出了用户侧能源资源的潜在价值，开启了能源领域的全新商业模式。 核心实践案例：从区域试点到全球布局 （一）美国佛蒙特州：需求侧资源聚合的早期探索（2016 年） 2016 年，特斯拉与美国佛蒙特州的 Green Mountain Power（GPM）展开了一场意义非凡的合作，携手探索虚拟电厂在需求侧资源聚合方面的可能性，这一合作堪称行业内的早期经典范例 。当时，随着分布式能源在家庭层面的逐步普及，如何有效整合这些分散的能源资源，成为能源领域亟待解决的问题。 GPM 作为当地重要的电力供应商，敏锐地察觉到了这一机遇与挑战。它通过极具吸引力的补贴政策，吸引用户接入特斯拉的 Powerwall 储能设备。对于用户而言，这是一次双赢的选择。他们仅需让渡部分电力使用权，就能换取设备折扣，在购置 Powerwall 时享受到实实在在的价格优惠，降低了前期投入成本；同时，还能获得电价优惠，在日常用电过程中节省开支 。 从 GPM 的角度来看，众多家庭的 Powerwall 接入后，如同构建了一个庞大的 “电力储备库”。在用电高峰时段，当传统电网供电压力巨大时，GPM 能够借助特斯拉的能源管理平台，统一调度这些 Powerwall，将储存的电量释放出来，输送到电网中，有效补充电力供应。这一举措成功替代了部分传统燃气发电，减少了对高成本、高污染燃气发电的依赖。据统计，在项目实施后的首个用电高峰期，通过 Powerwall 调用的储能电量就达到了 [X] 兆瓦时，极大地缓解了电网的峰值压力，保障了当地电力供应的稳定。 对特斯拉而言，与 GPM 的合作是其打开户用储能市场的关键突破口。通过这个项目，特斯拉向市场充分展示了 Powerwall 在虚拟电厂模式下的可行性与巨大潜力，吸引了更多用户对其储能产品的关注与认可，为后续在全球范围内推广虚拟电厂项目奠定了坚实的用户基础与市场口碑。 （二）加州 PG&E：紧急响应与市场化激励的典范（2022 年至今） 加州独特的地理与气候条件，使其夏季高温时期面临着严峻的电网负荷危机。2022 年起，特斯拉与加州的太平洋燃气电力公司（PG&E）针对这一问题，推出了 “紧急减负荷计划”，这一计划成为虚拟电厂在紧急响应与市场化激励方面的成功典范 。 在夏季高温时段，居民和企业的空调等制冷设备大量运行，电网负荷急剧攀升，随时可能面临崩溃的风险。当电网发出预警信号后，安装了 Powerwall 的用户会收到来自特斯拉 APP 的通知，他们可以自愿选择向电网供电。为了激励用户积极参与，PG&E 给出了极具吸引力的补偿政策：每向电网输送一千瓦时的电量，用户就能获得 2 美元的补偿，这一价格远远高于市场平均电价，达到了市场平均电价的 3 倍左右 。 2023 年夏季，该计划取得了令人瞩目的成果。超过 5 万户家庭积极响应，单日最大供电量高达 16.5 兆瓦，这一电量相当于一座小型电站的发电量，为缓解电网压力发挥了巨大作用 。通过将家庭储能纳入电网应急体系，不仅增强了电网应对突发负荷高峰的能力，还为用户创造了稳定的收入来源。许多用户表示，参与该计划后，每年通过向电网供电获得的收入可达数百美元甚至更多。 这一模式的成功，还直接推动了特斯拉 Powerwall 装机量的大幅增长。2023 年，Powerwall 的装机量同比增长 478%，越来越多的用户看到了参与虚拟电厂项目的经济价值与社会效益，纷纷选择安装 Powerwall，进一步壮大了虚拟电厂的规模与影响力。 （三）日本宫古岛：应对极端气候的分布式方案（2021 年至今） 日本宫古岛地处台风频发地带，频繁遭受台风侵袭，导致岛上电网时常受损，停电事故频繁发生，严重影响了居民的生活和生产。2021 年，特斯拉针对这一难题，在宫古岛部署了 300 多套 Powerwall，打造了日本首个商业虚拟电厂，为应对极端气候提供了创新的分布式能源解决方案 。 在这个项目中，特斯拉采用了 “免费安装 + 收益分成” 的独特模式。居民无需承担 Powerwall 的安装费用，就能在家中安装这一储能设备。通过 “太阳能 + 储能” 系统，家庭能够实现用电自给自足，在白天太阳能充足时，光伏发电为家庭供电，并将多余的电能储存到 Powerwall 中；到了夜晚或遭遇停电时，Powerwall 释放储存的电能，保障家庭用电。 当电网处于紧急状态时，如遭遇台风导致电力供应紧张，宫古岛的电网管理部门可以优先调用这些 Powerwall 中的储能资源，确保关键区域的电力供应。作为回报，参与项目的用户不仅能获得电费减免，还能在灾害期间享受到稳定的用电保障，大大提升了生活的安全感与稳定性。 2023 年，该项目进一步扩展至冲绳全域，预计最终接入 600 套设备。随着项目规模的不断扩大，宫古岛的电网稳定性得到了显著提升，停电事故的频率大幅降低。这一成功案例，为其他海岛地区以及易受极端气候影响的区域提供了可借鉴的分布式能源解决方案，展示了虚拟电厂在应对复杂自然环境挑战时的强大适应性与应用价值。

从体制内电力局长到光伏行业的领军者，晶澳科技创始人靳保芳用三十年时间书写了一段跌宕起伏的商业传奇，公司一度站上1700亿元市值巅峰。 然而，激进的产能扩张与行业供需失衡，却让这家明星企业陷入营收净利双降、负债高企的困境。 2024年，晶澳科技巨亏46亿元，市值缩水至巅峰期的五分之一，裁员25.8%的“断臂求生”背后，是光伏行业集体狂飙后的残酷洗牌。 面对产能过剩与债务压力，晶澳科技能否通过港股IPO实现绝地反击备受市场关注。 01从电力局长到光伏教父 靳保芳1952年出生于河北邢台宁晋县，早年因家境贫寒被迫辍学务农，后通过财贸学校的学习成功进入体制内发展。在体制内任职期间，他先后担任宁晋县农机局副局长、电力局局长等职，展现出卓越的管理才能。特别是在电力局局长任上，他通过精简机构、改革电费制度等一系列举措，成功将亏损的电力局扭亏为盈，为其日后创业积累了宝贵的管理经验。 这段体制内的经历为靳保芳的创业之路奠定了坚实基础。1996年，他毅然辞去公职，以350万元启动资金创立晶隆半导体厂，并引入日本松宫技术生产单晶硅，成为国内光伏上游材料的开拓者。在此基础上，2005年他敏锐把握行业发展机遇，主导成立晶澳太阳能，通过合资模式打通从硅片到组件的完整产业链。凭借出色的商业运作能力，仅用两年时间就带领公司于2007年成功登陆纳斯达克，成为首家在美上市的中国光伏企业。 然而靳保芳的资本运作之路并未止步于此。面对2018年美股估值低迷的困境，他果断推动晶澳太阳能私有化退市，并于次年通过借壳天业通联成功回归A股，实现市值从美股时期的低谷到A股一度1700亿元高峰的华丽转身。 02上市至今已募集200多亿元 不过，辉煌总是短暂的，从2023年开始，晶澳科技就一直被不少投资者质疑大幅扩产导致负债率过高，市场需求跟不上产能。 Wind数据显示，从借壳上市至今，5年的多时间，晶澳科技仅通过直接融资就达286.26亿元，这些资金绝大部分都用于扩产能。 在2019年时，晶澳科技的固定资产和在建工程分别为104.1亿和10.25亿，两者合计为114.3亿；而到2024年末，晶澳科技的固定资产和在建工程分别为415.84亿和32.44亿，两者合计为448.28亿，短短几年时间，晶澳科技的产能就翻了近4倍。 有机构预测，2025年国内光伏新增装机量预计在215GW至302GW，然而过往五年中，光伏制造环节（公告）投资超34000亿。截止目前，光伏主产业链硅料、硅片、电池片、组件的产能分别达到1447GW、1160GW、1193GW、1428GW，远超理论需求‌。 在投资者的一片质疑中，晶澳科技所代表的光伏行业，估值大跌，其中晶澳科技目前市值321亿元，不到巅峰的五分之一。 03负债高企 营收净利双降 2024年，晶澳科技全年营收701.21亿元，同比下降14.02%；归属净利润巨亏46.56亿元，同比由盈转亏（2023年盈利70.39亿元），扣非净利润亏损42.69亿元。这一表现创下公司近十年最差纪录，尤其是第四季度单季亏损高达41.72亿元，远超前三季度总和。 今年一季度，晶澳科技延续亏损态势，净利润为-16.38亿元，同比减少239.35%。除净利润外，其营收亦出现大幅下滑，2024年营业收入同比下降14.02%至701.21亿元，2025年一季度同比减少33.18%。 与此同时，晶澳科技2024年整体毛利率从2023年的18.13%降至4.48%，净利率更是从2023年的8.82%降至-7.27%。 今年一季度，晶澳科技的毛利率为-6.71%，同比下降11.3%。 对于巨亏的原因，晶澳科技的解释是，受光伏行业供需错配的持续影响，市场竞争加剧，各环节主要产品价格大幅下降，以及国际贸易环境日趋严峻，导致报告期内公司主营业务盈利能力持续下降。 业绩大幅下滑之际，由于前期的大幅扩张扩产能，晶澳科技成了负债高企，同时因为账上现金不足以 截至2025年第一季度，晶澳科技的资产负债率达76.33%，创十年新高，在光伏领域500亿以上营收的企业中，资产负债率是最高的。 而截至今年一季度，晶澳科技账上货币资金255.54亿元，看似现金充足，然而晶澳科技短期借款、应付票据及应付账款、一年内到期的非流动负债等有息负债超320亿元，债务压力还是比较大的。 此次港股IPO，晶澳科技表示，将用部分募集资金用于偿还2025年5月后到期的利率为3.50%-3.80%的银行贷款，以此来优化公司的财务情况。 04去年减员25.8% 根据晶澳科技过往年报不难发现，公司早期海外营收占比比较高，2019年时，境外营收达151.72亿元，境内营收59.82亿元，境外是境内收入的2.54倍；而到了2024年时，公司境外收入是404.2亿元，境内收入是297.01亿元，境外营收是境内营收的1.36倍。 5年的时间，晶澳科技境外营收增长了252亿元，境内营收增长了237.19亿元，整体来看，境外增长规模较大，而境内增长速度则比较高。 而此次凤凰网财经《IPO观察哨》注意到，晶澳科技还拟将募集资金用于在海外建厂扩产能，以及加强全球营销和研发能力。 不难理解，晶澳科技准备发力海外市场，谋求更大的市场份额。 不过，与此次扩产能、搞研发所不同的是，在2024年的年报中，凤凰网财经《IPO观察哨》发现，晶澳科技的研发费用出现了不小的下滑。 2023年时，晶澳科技研发费用为11.42亿元，2024年则降至9.87亿元，同比减少13.57%，销售费用虽然同比增长了8.96%，但并未有效的转化为收入。 而且与2023年相比，晶澳科技整体人数有了不小的下降，从50258人降至37289人，同比减少了25.8%，其中减员最多的是生产人员，其次是搞研发的技术人员，唯一实现增长的是销售人员。

136号文取消了我国新能源强制配储，储能项目失去了通过容量租赁获取收益的重要途径。进入电力市场，在电力现货、辅助服务中获得收益，实现经济价值，成为了储能继续发展的必须选择。就如同天合储能产品研究院副院长盛赟在接受储能与电力市场采访时所言，“储能，正在由强制指标转化为经济指标”。 而事实上，在电力市场更为成熟的海外市场，通过应用储能获得更高收益，一直是业主们关心的焦点。而这其中，设备的性能、效率、可靠性等，是否能支撑储能获取更高收益，成为关键。 136号文发布后，国内的储能由“价格竞争”转向“价值竞争”，国内和海外，在通过应用储能设备帮助业主实现更高经济价值上，达成了统一。储能设备“够硬”，能够支撑应用是基础，同时，降低CapEx（投资成本），提高循环寿命，降低全生命周期度电成本，也成为提高经济性的重要环节。这也是4月初天合储能发布的7MWh级储能系统Elementa 金刚3的研发初衷。 天合储能通过降低投资成本、运营成本，提高能量吞吐量，从而使得Elementa金刚3全生命周期度电成本下降12.5%。 Elementa 金刚3通过搭载天合储能自研500Ah+储能专用电芯，场站能量密度提升12.78%，设计寿命大于20年；采用背靠背、肩并肩方式排列，占地面积节约11.3%；此外通过热管理的特殊设计，Elementa 金刚3可不间断进行充放电循环，无需每次静置2小时，即充即放，更好地执行充放电策略，获取更高收益。 而这背后，是天合储能在大容量电芯技术、温控技术、系统集成技术等多方面的突破。 全生命周期度电成本降低12.5%，更大容量、更高性价比 不论是制造业降本增效的发展目标，还是业主在行业内卷下的现实需求，更高的性能、更低的度电成本一直都是产品研发人员不断追求的方向。 度电成本主要由投资成本（CapEx）、运营成本（OpEx）、电站残值、全生命周期吞吐量构成。假设电站残值不变，降低投资成本、运营成本，提升全生命周期吞吐量，均可降低电站度电成本。天合储能本次推出的Elementa 金刚3正是通过以上三种方式降本增效。 大容量电芯、高密度排列、更低运输成本，降低投资成本 Elementa 金刚3通过搭载天合储能自研500Ah++储能专用电芯，将20尺集装箱的储能容量提升至7MWh+，200MWh的储能场站集装箱数量由40个减少至28个。同时采用肩并肩背靠背的场站布局方式，200MWh场站仅需7个储能单元，可使占地面积节省11.3%，线缆节省12%。此外该系统出厂前联调，现场调试时间缩短50%，可降低人工费用和时间成本；整柜运输，无需分拆，可降低运输成本。 仿生液冷技术、一键升级独立运维，降低运营成本 Elementa 金刚3采用从舱到簇到PACK的三级叶脉仿生液冷技术，提高热管理效率，降低辅助功耗的同时还可以提高运行效率；全场站采用智能化管理，可实现一键式升级。且每个PACK设置独立的运维窗口，配合自动辅助装卸设备，将单个PACK的更换时间缩短50%，将整个场站的运维时间从1～1.5小时缩短至5～8分钟，效率提升90%。 长循环寿命、高容量可用率、高转换率，提升全生命周期能量吞吐量 系统搭载的500Ah+储能电芯，通过材料微观调控、结构优化等，将能量密度提升至430Wh/L的同时将转换效率提升至96%，循环寿命提升至12000次，长循环版本可做到15000次，且首年零衰减。同时，系统搭载的智能温控与高温冷媒技术，可支撑储能系统在50℃下保持高容量可用率与高转换效率。循环寿命、充放电深度、转换效率的全面提升共同助推了储能系统全生命周期的能量吞吐量的增加，进而降低度电成本。 平衡高能量密度、高性价、安全的不可能三角，电芯-PACK-RACK系统全面升级 相较于目前的储能专用电芯技术，此前的电芯体积、能量密度均要低出4%～15%左右。而电芯容量不断增加的同时，如何在提升能量密度、保持高度安全、追求产品性价比最大化三者之间寻求平衡，极具挑战性。 天合储能通过从电芯本体安全、系统级系列安全设计出发，以全球10GWh电站零事故安全运行为基础，打造了由电芯到PACK到RACK再到系统的全方位安全防御系统。 电芯上，天合储能采用高热稳定性磷酸铁锂、高安全电解液、高耐热性隔膜，打造新一代500Ah+储能电芯，失效概率低，符合GB/T 36276等高规格认证测试。 PACK端，进行架构升级，上盖采用最高阻燃标准材料，底部搭载三级叶脉仿生液冷管道，内置1对1电芯温度检测装置、PACK消防气溶胶与毫秒级短路熔断机制，实现故障迅速监测与阻断。 系统端，融合PACK-RACK-舱多层安全考虑，设置3层熔断机制与6维电气防护。并搭载温感、烟感、可燃气体探测器，配置水消防、全氟己酮气体消防、气溶胶，主动排风等多种消防手段。此外，电池舱采用两层耐热高温材料中夹一层特殊防火层的“三明治”舱体架构，可实现2小时整舱终极防护。 另外，系统还嵌入智慧监测功能，通过AI神经网络算法，实时检测电压、温度、电流、内阻、容量等多指标变化，进行电芯状况诊断、一致性分析、内短路预测及热失控预警，打造可靠的运行环境。 基于大容量电芯的技术一平台多版本适应国内、海外多场景运行 作为大容量平台技术，Elementa 金刚3适用全球各场景，不论是更注重寿命、转换效率、在线率的欧洲北美市场，还是更看重性价比的国内市场；不论是高温、高海拔场景，还是高风沙、高盐雾场景，Elementa 金刚3均可采用不同版本完美适配。 如针对北美、欧洲电力市场比较成熟的地方，储能项目通过参与辅助服务与现货市场获取收益，Elementa 金刚3利用热管理特殊设计，可不间断进行充放电循环，无需静置，使得客户不受限于设备，灵活执行最高收益策略。 针对中东、北非等高温高风沙地区，Elementa 金刚3利用高温冷媒技术，可确保系统在极端50℃环境下全功率运行，同时系统防护等级IP55，电芯模块防护等级IP67，确保沙尘暴中液冷管道不堵塞，正常运行。 针对欧洲、澳洲等对于噪声问题比较关注的地区，Elementa 金刚3将运行噪声降至70分贝，声音大小类似3米外的吸尘器的工作响度，近社区友好性设计，较行业标准降低12.5%。 此外，Elementa 金刚3支持5000m高海拔运行；舱体采用C5等级防腐，0-95RH防凝露，适合沿海高盐雾高湿度场景；符合IEEE693高抗震等级，适合地震多发地区。不论是我国的高原山地、沿海地区，还是地震频发的岛国，Elementa 金刚3大容量平台皆可灵活适配。 面向电力市场化交易，天合储能还联合南洋理工大学能源研究院及电力工程中心，基于AI大数据分析打造储能收益测算模型，实现EMS二次开发及电能监控，优化调用算法及控制策略，赋能客户储能资产更高收益。 天合储能业务覆盖全球170+国家、地区，设立20+全球服务中心。作为系统级专家，天合储能利用全栈技术，不断推出经济性、安全性更高的储能产品，通过产品和技术赋能的全球本地化服务能力，助力全球用户获取更高收益。

4月30日，天合光能股份有限公司2024年年度报告发布。 2024年，天合光能实现总营收802.82亿元，同比减少29.21%。归属于上市公司股东的净利润-34.43亿元，同比下降162.30%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润-52.32亿元，同比下降190.91%。 2024年天合光能储能业务营收23.35亿元，同比增长19.10%；储能业务毛利率12.95%，同比减少3.07%。 2024年费用化研发投入55.58亿元，同比增长0.49%。研发投入占营业收入比例6.92%，同比增长2.04%。 天合光能2025年度核心经营目标：光伏组件业务计划实现出货量70-75GW；储能系统业务计划实现出货量8-10GWh；系统解决方案业务与数字能源服务计划实现业务同比增幅不低于20%。 天合光能主营业务主要包括：光伏产品业务、储能业务、系统解决方案和数字能源服务。 光伏产品业务包括光伏组件的研发、生产和销售；储能业务主要提供大型地面电站、工商业储能、户用储能等多种储能解决方案；系统解决方案包括支架业务、分布式系统业务、集中式电站业务以及其他业务；数字能源服务主要由新能源运维服务、新能源发电业务，及其他业务构成。 天合储能是天合光能旗下的储能系统解决方案提供商。储能业务方面，2024年，天合储能发布新一代柔性液冷电池舱Elementa金刚2、Elementa 2 Elevate、工商储系统Potentia蓝海2以及Nexeos家庭储能解决方案，并发布行业首本储能系统安全可靠性白皮书。Elementa金刚2和工商业储能系统Potentia蓝海全面量产出货，天合储能是行业内最早实现5MWh储能系统量产出货的企业之一。 天合储能设立先进储能电芯研究院、先进储能产品研究院、系统集成工程中心、电力电子研究院四大研发平台。在滁州、盐城等地设立生产制造基地，业务突破全球主要市场，在美国市场实现产品交付，在英国市场储能出货量领先。 截至2024年底，天合光能电站项目开发和销售取得超预期增长，其中风光储项目指标获取量超5.7GW；天合储能全球工程技术中心已正式落地；天合储能电池舱及系统销售覆盖全球六大市场，累计出货超10GWh，位列标普全球储能系统集成商排名榜中国、英国、澳大利亚市场前十。 储能业务营收23.35亿元同比增长19.10% 2024年，天合光能实现总营收802.82亿元，同比减少29.21%。归属于上市公司股东的净利润-34.43亿元，同比下降162.30%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润-52.32亿元，同比下降190.91%。 中国大陆地区营收412.44亿元，同比下降36.02%；毛利率6.36%，同比下降5.03%。 2024年天合光能储能业务营收23.35亿元，同比增长19.10%；储能业务毛利率12.95%，同比减少3.07%。系统解决方案营收188.06亿元，同比减少44.15%；系统解决方案毛利率18.40%，同比增长4.62%。 在公司重大的股权投资情况中，江苏天合储能有限公司被投资，投资金额63746.94万元，已完成增资。 研发投入55.58亿元同比增长0.49% 2024年天合光能费用化研发投入55.58亿元，同比增长0.49%。研发投入占营业收入比例6.92%，同比增长2.04%。 在储能长寿命与场景应用电芯技术研究方面，天合储能完成12000次循环280Ah与306Ah电芯平台技术开发与设计冻结；液冷储能系统技术研究方面，天合储能新一代柔性储能电池舱Elementa2搭载其自研自产314Ah高能量密度电芯，实现20英尺/5MWh容量与成本的平衡；分布式数智化平台研究方面，针对工商业和户用两大应用场景数智化解决方案，零碳生产以工商业分布式光伏为基础，构建涵盖用户侧能源管理、光储充一体化、电力交易服务、虚拟电厂等场景的全链路解决方案，运用AI和大数据分析，帮助企业实现资产增值。 储能系统创新方面，2024年，天合光能实现高能量密度国内/海外5MWh储能系统产品成功转量产，国内已完成项目交付，储能液冷集装箱温控性能通过UL的V mark验证；电池舱实现柔性电气配置，通过集中、组串和DC/DC架构方案，可以实现簇级能量管理，适配高海拔、宽温域等多场景配置组合需求；在降噪设计方面，将噪音降低至65分贝以下，满足国内外高标准市场的环境适应要求。 基于单体电芯级BMS产品，已完成GB/T34131-2023认证，引入主从架构BMS，实现多舱并联时合理分配功率和控制环流，确保舱间SOC（电池荷电状态）一致性；通过三级架构实现了直流舱整体管控，涵盖所有个体电芯监测和动环监控，确保直流舱动环设备启停、温控、功率分配等精细化动作。 储能电芯产品创新方面，正极缓释技术、极片离子传输结构优化工艺、低锂耗石墨和弹性SEI成膜电解液材料等成果向产品转化速度加快。主流314Ah电芯产品实现首年0衰减，能效≥95%，低温放电容量保持率≥93%。此外，已开发出下一代大容量500+Ah电芯样品，能效可达96%，预测循环寿命≥10000cls。 目前在储能方面，天合光能的在研项目包括：高功率液冷储能系统电池舱关键技术研发、高能量储能系统关键技术的开发、高温储能电芯技术开发、基于集装箱储能系统的专用尺寸电芯开发、储能电站EMS系统及大数据平台开发等。 未来发展展望 2025年，天合光能将继续加强企业主导的产学研深度融合，提升科技成果转化效能；加速向能源解决方案提供商转型。将在分布式、集中式、新场景等各领域集中发力，培育光储及场景融合、智能微网、虚拟电厂、零碳园区、绿色算力、绿电制氢氨醇等新增长极。 作为科技型领军企业，积极加强与产业链上下游企业创新协同，推动研发、产业、应用深度融合，推动形成共商共建的高质量发展行业新生态，大力推进光储技术的产业协同、龙头企业与上下游企业的合作协同、中国与全球产业链的融合协同，积极促进产业高端化、智能化、绿色化。 与此同时，依托储能产品和方案，分布式发电系统的交付能力以及数字能源服务等，努力在系统解决方案领域发力，打造第二增长曲线，使更高毛利的系统解决方案、数字能源服务的营收和盈利在未来能够达到营收的50%以上。 2025年度天合光能核心经营目标：2025年度光伏组件业务计划实现出货量70-75GW；储能系统业务计划实现出货量8-10GWh；系统解决方案业务与数字能源服务计划实现业务同比增幅不低于20%。

单一可交易的虚拟电厂资源，在任一时空只能被调用一次。当然政策文件为了落地方便，简化了“任一时空”这一概念。理论上在不同时段（也就是跨任一时段），单一资源可以被若干虚拟电厂聚合的。资源是什么？首先我们定义的是，什么是资源。储能是资源么？严格意义上，储能有资产属性和资源属性。资产属性就是这个储能投资了多少钱，每年折旧多少，每年维护费多少，每年给投资人带来多少收益率，这些都是从财务角度理解的资产（Asset）属性。储能在实际运行中，可销售的东西并不是资产（除非你做资产并购，资产转让），而是资源（Resource）。储能可调度的资源是可调节的能量或者容量，所以微电网或者储能的管理系统，叫做EMS（能量管理系统）。PS：这里还有个设备Facility的属性，更侧重于设备维护管理和监控的概念，这里不再展开。如果用高铁做例子，资产就是列车，资源就是车次。许多设备厂家的EMS，其实更侧重于对资产、设备的监测监控，而不太重视能量过程管理，因为底层逻辑不一样，两套系统逻辑融合本身就是一个系统视角工程。比如储能，可以做秒级监控，不代表可以做秒级的资源管理，就像高铁可以做毫秒级的实时列车控制，但是出售座位资源的12306以前老是宕机。因为从资源 管理的视角，需要在时间、空间、产品、交易四个维度进行定义。资源的时间属性高铁一列列车，首先配属到某个车次，这个车次对应到每一天，这就是高铁资源的时间属性。对虚拟电厂来说需要定义的是，什么是资源的任一时段，其实就是根据交易规则，资源可以调节响应的最小时间单位。举个例子，中国现货市场是15分钟调整一个价格，理论上资源占用的最小时间单位是15分钟，但是如果要做15分钟价格响应，其实资源的时间颗粒度应该是小于15分钟的。澳洲是5分钟一个现货价格，那么资源可能要切割到1分钟时间颗粒度。假设就是15分钟一个时间切片吧。也就是虚拟电厂的资源需要根据时间进行切片，最小时间单元的资源是独占的。资源的空间属性接着我们看资源的空间属性。高铁的空间属性，高铁资源的空间属性就是线路，即始发-终到站。空间属性对高铁收益率影响很大，同样一列车，每天跑的时间长度一样，但是收益可能完全不一样，要增加高铁收益，自然减少冷门线路，加大热门线路的班次密度。对虚拟电厂来说，空间属性就是它在电网的哪个位置，因为虚拟电厂是按照节点进行聚合的，电网的节点一般是变电站的一条母线。很多现货市场采用采用平均节点电价作为出清价格。357号文件对此有专门的论 述对江苏的虚拟电厂来说，运营商无法把苏州和南京的两个空调聚合起来参与电力系统平衡，因为所处的空间位置不一样。零售电价越高，阻塞成本越高、需求越多的地方，越有利于虚拟电厂套利。资源的产品属性车票对应的，其实就是资源最小可销售属性——座位，一张车票上包含了时间（日期）、空间（车次）、座位（第几车第几座）。只有划分到座位，这个资源才真的成为可以销售的资源。对虚拟电厂来说，一个储能设备的每5分钟的可充可放容量，对应到某个地区（某个变电站），才是真正可以被调度和出售的资源。其实真实的情况更复杂，比如：这个储能设备故障了，那下一个5分钟是不是能恢复？一个工商业储能设备本身是峰谷套利模式运行的，那么如何确定它对虚拟电厂的实际可供调节的充放电容量？这个实际可供调节与峰谷套利的容量之间有冲突怎么办？业主和资方是不是要同意？如果下一个5分钟用电负荷突变了，那么这个资源如何调整？再复杂一点，虚拟电厂可以卖的资源，是不是需要以每kW为单位？或者更小颗粒度？这个每kW是不是真的具备预测、分析、调控的能力？这个能力需要经过调度机构、负荷管理中心的能力认证。资源的交易属性比如储能资源的优先级是先峰谷套利，再兼顾虚拟电厂市场 套利？还是投资方经济利益最大化为目标，在市场电价高于峰谷套利价差时，毫不犹豫的暂停峰谷，把所有资源都在市场里套利？对国铁公司来说，其实面临一样的交易属性，同一天、同一车次的同一个座位，是优先给“始发-终到”的最远距离乘客，还是优先照顾“站站乐”的乘客？把一个车厢都留给最远距离乘客，还是预留部分近距离？这是交易组合管理的卖方策略。同时，交易属性还包括交易队列等买方策略，12306的地狱级难度是在上述的资源属性基础上，面对春运抢票时刻亿级的并发查询和购票需求，如何在社会价值和经济价值双重最优的目标下，最快的锁定和匹配座位资源供给和购票需求？虚拟电厂不需要面对亿级乘客的锁票需求，但是可能也要面对不同的交易方向，不同产品、不同时长的买卖双向交易组合管理。总结一下虚拟电厂的资源调度交易本质，和12306类似，是一种资源统筹优化和销售运营的思路，所以虚拟电厂运营商，和高速铁路运营商是一个思维模式。不能用列车监控系统、国铁公司财务系统、车务段运维管理系统的设计思路，去理解12036，而是需要把上述几套系统融合，并形成运营能力支撑的12306系统。这也是未来虚拟电厂的设计开发思路。

在《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”）推动新能源全面入市的当下，电力市场生态或将迎来重构！ 136号文明确推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。并且要求，适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。 新能源全面入市可以有效还原电力商品真实属性，而通过现货市场可为新能源电力“找到价格锚点”。 近期，国家能源局印发的《2025年能源工作指导意见》文件明确，深化全国统一电力市场建设，加强国家、区域/省等多层次市场协同，实现省级电力现货市场基本全覆盖。 近一段时间以来，多地电力现货市场建设迎来最新进展：蒙西转入正式运行，成为中国第5个转入正式运行的电力现货市场；辽宁省、河北南网在3月启动电力现货市场连续结算试运行；黑龙江省3月启动整月结算试运行；吉林省自3月起逐月开展从日到多日的多轮次短周期结算试运行；重庆市也将在3月11日启动连续调电试运行！蒙东也于近期开展首次结算试运行。此外，浙江省、陕西省电力现货市场也有了新进展。 蒙西 2025年的电力市场可以用“忽如一夜春风来，千树万树梨花开”来形容。其中一个重要里程碑事件，无疑是蒙西电力现货市场在今年2月24日迎来了“转正”。 从2010年蒙西建立了全国首个电力市场，通过引入发电与用电侧协商机制，大幅降低了企业的电费负担，此后，蒙西不断推出新能源与火电打捆交易模式，电力改革成效显著。 2019年，蒙西地区被列为全国第一批8个电力现货市场建设试点地区之一。2022年6月，蒙西电力现货市场正式启动长周期连续结算试运行，并在国内首创“现货全电量+中长期差价”的结算模式，实现了各类市场费用“独立记账、分类疏导”，最终历时32个月实现了转正。 蒙西不仅以实践验证了电力现货市场的可行性，更在多个核心领域为全国电力市场深化改革提供了现实样本。 河北南网 3月1日，河北南部电网电力现货市场启动连续结算试运行，河北南部地区的全部64台主力燃煤机组、218座集中式光伏电站、59座风电场、6家独立储能电站以及工商业用户和售电公司全量参与，日交易电量占全社会用电量的一半以上。 与其他省份不同的是，河北南网连续结算试运行期间，电力中长期交易带曲线连续运营，省内电力现货交易和调频辅助服务交易连续运营。 本次结算试运行电能量申报价格的限价范围为0-1200元/兆瓦时，市场出清的限价范围为0-1200元/兆瓦时。调频里程补偿申报价格的限价范围为0-15元/兆瓦，市场主体申报的价格不得超过市场限价，市场出清价格的限价范围为0-15元/兆瓦。 辽宁省 辽宁电力现货市场也于3月1日启动连续结算试运行，标志着辽宁省在电力市场化改革进程中迈出了关键一步，此次试运行也是东北地区首次开展电力现货市场连续结算试点。 作为全国第二批现货试点省份，辽宁现货市场的进展十分迅速。2024年7月，辽宁电力现货市场开展了首次结算试运行。同年11月，省内现货市场整月结算试运行首次开始，试运行火电机组“报量报价”，新能源机组“报量不报价”参与现货市场。同时可以通过日滚动的形式调整中长期合约的电量，最终1个月的不间断结算试运行取得圆满成功。 作为东北老工业基地的辽宁省电力需求旺盛，2024年辽宁电网省内交易和省间购电合计达成交易1914.15亿千瓦时，较2023年增加超百亿千瓦时。 现货市场的连续结算试运行对于辽宁省来说不仅意味着一个新的阶段，更有助于进一步完善辽宁的电力市场体系，提高电力市场的市场化程度和开放程度，优化资源配置！ 黑龙江 2月26日，黑龙江省发展和改革委员会印发《黑龙江省电力现货市场整月结算试运行工作方案》。文件明确，结合黑龙江省电力现货市场建设实际及第一次结算试运行情况，计划于3月1日起，开展黑龙江省电力现货市场整月结算试运行。 据此前《黑龙江省现货电能量市场交易实施细则》（试行2.0版）提到，经营主体包括满足准入条件的各类发电企业、售电公司、电力用户、独立储能、虚拟电厂、负荷聚合商等各类经营主体。 市场初期，虚拟电厂、负荷聚合商应以同一节点的聚合资源为交易单元直接参与电力批发市场。 重庆 重庆电力现货市场定于3月11日起启动连续调电试运行，这也意味着重庆电力现货市场迎来全新进展。 重庆连续调电试运行期间，中长期交易合约仅作为结算依据而不作物理执行。实时现货市场对日前现货市场封存的竞价信息优化出清，形成的滚动出清结果下发至机组实际执行。日前现货市场出清的机组，开机组合和发电出力计划安排按照出清结果调控。 从2024年11月1日起，重庆市首次开展电力现货市场整月结算试运行。其在整月结算试运行时，常规煤电机组以“报量报价”方式参与现货市场，热电联产机组、自备电厂、用户侧以“报量不报价”方式参与现货市场。 重庆首次电力现货市场整月结算的顺利完成，为3月11日电力现货市场连续调电试运行积累了宝贵经验。 吉林 近日，吉林发文，自3月份起，逐月开展从日到多日的多轮次短周期结算试运行，6月份开展整月结算试运行。 在2025年上半年吉林电力现货市场结算试运行工作方案（征求意见稿）中提到，本轮结算试运行电能量市场开展中长期市场、省内日前、实时现货市场，辅助服务市场开展调频辅助服务市场。现货结算试运行期间，吉林省内机组不参与东北调峰辅助服务市场运行及结算，由调度机构进行相关免责操作。 蒙东 此前发布的《蒙东电力现货市场2025年首次结算试运行方案（征求意见稿）》提到，本次结算试运行计划于2025年3月1日—7日期间开展。其中竞价日提前1天开始，运行日的前一个法定工作日组织日前市场竞价（其中周五申报未来3天）。 蒙东电力现货市场2025年首次结算仅开展电能量市场交易，暂不开展调频辅助服务市场交易。市场运行期间，不再运行省内调峰辅助服务市场，暂不参与省间调峰辅助服务市场。 其他地区进展 浙江省电力双边现货已于2025年1月1日投入运行。 据了解，浙江省在2017年就启动了省内现货市场建设，并成为第一批电力现货试点省份。在历经5次结算试运行后，于2024年5月1日起进入第六次结算试运行。 浙江省作为用电大省，具备了先进的软硬件技术、充分的政策支持、活跃的市场环境，于近期再次更新电力现货市场进展，相信其也将迈入一个新的高质量发展阶段。 在2月27日发布的《关于继续做好电力现货市场结算试运行有关工作的补充通知（征求意见稿）》中明确，优化二级限价机制，现货市场统调发电侧月度平均电能量价格（含日前、实时、合约电能电费，发电侧超额获利回收费用，发电侧年度签约比例偏差收益回收费用，统调煤电日前实时偏差收益回收费用）作为二级限价监测值。 触发二级限价时（监测值高于触发值），同比例调整全月的日前市场和实时市场出清价格，直至监测值不高于二级限价触发值。 除此之外，2024年12月31日，陕西电力现货市场正式启动连续结算试运行，值得一提的是，陕西是全国电力现货市场非试点地区中首个进入连续结算试运行的省份。 结语 2025年，我国电力现货市场将迎来跨越式发展的一大步。即使未来会面临省间壁垒、新能源波动性适应等多重挑战，但随着提升电力系统与市场韧性的不断提升，电力现货市场的深化将为新型电力系统建设和“双碳”目标实现提供关键支撑！

4月10日，第十三届储能国际峰会暨展览会（ESIE2025）在北京开幕。比亚迪储能携新一代大型储能系统MC Cube-T Pro ESS、全新一代工商业储能解决方案Chess Plus、首款一体化高压户储产品Battery-Box HVE和首款一体化低压户储产品Battery-Box LV5.0+及逆变器等全系创新产品惊艳亮相，全面覆盖电源侧、电网侧、工商业储能及户用储能场景。 大型储能方面：MC Cube-T Pro ESS 作为本届展会焦点，凭借“安全稳定、便捷好用、经济高效”的核心优势，吸引了众多目光。新一代魔方系统深度融合更高容量的电芯和CTS超级集成技术，模块化分舱簇级安全防护，电池、电气和液冷系统解耦设计，从电芯到系统全栈筑牢安全防线；辅以电芯级实时故障预警和智能液冷温控系统，全方位保障储能系统全生命周期安全运行。 工商业储能方面：比亚迪新一代产品Chess Plus，采用储能专用厚刀电芯，从电芯到系统构建全方位安全防线。ALL in One极简高集成设计，支持233kWh～1864kWh容量灵活扩展，用户可按需灵活增加模块实现便捷扩容，降低初期投资成本。Chess Plus搭载智能运维系统，通过AI算法预测负荷，生成智能化策略，结合本地与云端混合架构，实现光储充、微电网等全场景适配，为工商业用户带来显著经济效益。 用户储能方面：本届展会亮相的Battery-Box HVE与LV5.0+，分别针对高压与低压市场实现技术突破。Battery-Box HVE作为首款一体化高压解决方案，厚度仅140mm，拥有超高空间利用率，支持双电量模块灵活组合，搭配比亚迪储能高压混合逆变器Power-Box SH系列，适配别墅、农场等复杂场景。Battery-Box LV5.0+以10年质保、1C超充放性能搭配全新低压混合逆变器 Power-Box SL系列，构建“储能+逆变器”一站式家庭能源解决方案，轻松应对高温高湿等多样环境。

4月14日，国家发展改革委、国家能源局发布关于印发《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》（以下简称《方案》）的通知。鼓励完善电力现货市场、辅助服务市场和煤电容量电价机制，合理体现煤电机组高效调节价值和环境价值。 《方案》提到，到2027年，在难以满足电网快速调节需求的地区，改造和新建一批具有快速变负荷能力的煤电机组；在调峰有缺额的地区，改造和新建一批具有深度调峰能力和宽负荷高效调节能力的煤电机组；结合区域特点和资源禀赋，推动开展煤电低碳化改造建设。鼓励各地、各发电企业落地见效一批兼备上述能力的煤电机组。 完善政策支持方面，《方案》强调要进一步发挥市场机制作用。鼓励完善电力现货市场、 辅助服务市场和煤电容量电价机制，合理体现煤电机组高效调节价值和环境价值。 加强新一代煤电规划建设支持力度。对于新建的新一代煤电试点示范项目，所需煤电规模由国家能源局在国家依据总量控制制定的煤电规划建设规模内优先安排。支持现役煤电改造升级机组、新建机组和新一代煤电试点示范机组与新能源实施联营，鼓励联营的新能源项目优先并网。 为适应新型电力系统发展，围绕清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行等方向进一步深化拓展煤电技术指标体系，指导现役机组改造升级、新建机组建设运行和新一代煤电试点示范。 具体指标体系要求包括深度调峰技术、负荷变化速率技术、启停调峰技术、宽负荷高效技术、安全可靠技术、清洁降碳技术以及智能运行技术七方面。 另外方案表示要推动先进创新技术应用，因地制宜采用零碳低碳燃料掺烧、碳捕集利用与封存、煤电与新能源耦合等技术，提升机组清洁降碳技术水平。加大煤电深度调峰和快速变负荷智能控制技术创新攻关和工程应用力度，积极集成应用5G、人工智能等技术，提升机组智能运行技术水平。

4月11日，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。 到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。到2030年，虚拟电厂应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展，全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。 指导意见规范了虚拟电厂的定义和功能定位，从完善虚拟电厂参与电力市场等机制（明确准入条件、健全电能量市场机制、完善辅助服务市场机制、优化需求响应机制），持续提升虚拟电厂建设运行管理水平（建立健全建设运行管理机制、完善接入调用机制、提升资源聚合水平），积极推动虚拟电厂因地制宜发展（丰富商业模式、加快培育主体）以及虚拟电厂安全等方面提出了具体要求。其中明确： 加快培育虚拟电厂主体上，鼓励能源企业、能源产业链上下游企业及其他各类企业积极投资虚拟电厂，大力支持民营企业参与虚拟电厂投资开发与运营管理，共同推动技术及模式创新。 在系统运行方面，虚拟电厂可提供调峰、调频、备用等多种调节服务。在需求侧管理方面，可组织负荷资源开展需求响应。在市场交易方面，可聚合分散的资源参与市场交易。 参与需求响应的虚拟电厂接入新型电力负荷管理系统；参与电力现货市场、辅助服务市场的虚拟电厂接入电力调度自动化系统，或通过接入负荷系统参与部分交易品种。 虚拟电厂在满足《电力市场注册基本规则》要求及相应市场的准入要求后，可按独立主体身份参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场。各类分散资源在被虚拟电厂聚合期间，不得重复参与电力市场交易。 加快推进虚拟电厂作为资源聚合类新型经营主体整体参与电力中长期市场和现货市场交易，并明确相应的电量电费计算原则。健全完善中长期市场价格形成机制，适当拉大现货市场限价区间。在具备条件的地区，积极探索虚拟电厂参与跨省电力交易。 参与现货市场的虚拟电厂所聚合资源原则上应位于同一市场出清节点，电网条件和市场规则允许的情况下，也可跨节点聚合资源。单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。