“双碳”目标下，煤电面临着从我国电量供应主体电源逐步向支撑性调节电源转型的艰巨任务。近年来，因煤价高位和电价传导不畅导致煤电企业经营压力较大，甚至给部分地区的电力安全稳定供应带来隐患，容量电价对于缓解煤电经营压力、稳定行业预期、保障煤电发挥支撑调节价值具有重要意义。我国已于2024年正式执行煤电容量电价补偿机制，实施一年后煤电企业利润得到进一步修复，不仅有力支撑了近年来维持较高增速的煤电投资，稳定的电力供应也在电气化率提升背景下更能保障工业经济平稳健康发展。当然，煤电容量电价在实施过程中也暴露出未能充分反映煤电容量价值等现实问题，未来仍需进一步完善。 近年来煤电企业经营压力较大在容量电价实施前，煤电企业收入主要为电量电费收入，近年来煤电企业存在一定的经营压力，原因是多方面的：一是电价传导不畅而形成长期困扰煤电企业的“煤电顶牛”，二是随新能源渗透率上升带来的煤电利用小时数下降，从成本收益维度理解，即成本上升叠加收入下降，甚至极端情况下出现仅靠电量电费收入难以弥补固定成本的现象。一方面，“煤电顶牛”现象由来已久。燃煤成本占煤电企业成本的比重较高，煤价变动对煤电企业生产经营成本的影响大，从历史数据可以看出，煤电企业利润呈现与煤炭价格负相关的关系。这意味着在过去的电价机制下，电价变化不能完全反映燃煤成本变化，又称为“市场煤、计划电”，煤价上升往往会导致煤电企业利润下滑甚至亏损，这在2021年后尤为突出。2021年后，全球经济复苏提高能源需求，叠加2022年俄乌冲突下全球能源供应短缺大幅提高煤炭等化石能源价格，部分煤电企业亏损明显。国资委《企业绩效评价标准值》数据显示，2021年中国火力发电国有企业的营业利润率平均值近20年首次出现负值（-5.5%），2022年为-1.3%，2023年扭亏为盈修复至2.6%，但仍处于较低水平。由此可见，虽然2021年1439号文出台放宽了煤电价格的波动范围，但仅 靠电量电价依然难以保障煤电企业的平稳转型。另一方面，煤电机组利用小时数中枢下行，进而降低电量电费收入，导致固定成本难以完全通过电量电费来回收。新能源渗透率上升叠加煤电供过于求，“十三五”期间，煤电利用小时数已经有所下降，“十四五”以来，虽然煤电供需关系紧张使得煤电利用小时数小幅回升，但仍低于2013年以前的平均水平。根据中电联统计，中国火电机组的年平均利用小时已经从2013年前的5000小时左右下降到目前不超过4500小时。分区域来看，云南、青海等可再生能源大省的火电机组利用小时数更低。煤电机组利用小时数下降会导致煤电收益下滑，煤电机组也越来越难以通过电费收入来弥补固定成本，最终可能导致煤电企业亏损。煤电正从主力电源转向支撑调节电源，容量电价出台对于缓解煤电经营压力、保障煤电发挥支撑调节价值具有重要意义。随着“双碳”目标确立，我国以风光为代表的可再生能源发电快速发展，中电联发布《2023~2024年度全国电力供需形势分析预测报告》显示，2023年煤电装机占比降至39.9%，首次降至40%以下。然而，从能量供应角度看，煤电依旧占据了我国所有电源发电量的60%左右，是名副其实的电量供应主体。根据国家电网相关预测，在2030年碳达峰前仍有近 一半的电量保障任务由煤电提供。除了电量保障作用外，煤电对于当前“双高”特性（高比例新能源+高比例电力电子设备）日益显著的新型电力系统而言，其稳定可控的有效容量及灵活可调的发电出力至关重要。尤其是过去两年，极端天气频发，在水电出力低于预期之际，风光有效容量不足的问题充分暴露，关键时刻还是煤电发挥了兜底保障作用。因此，容量电价的出台有助于稳定行业预期，促进煤电发挥基础支撑和兜底保障这一短期内仍难以替代的作用。 容量电价助力煤电企业利润修复 煤电容量电价政策自2024年1月1日起实施，旨在回收部分固定成本、稳定煤电行业预期，保障煤电更好发挥支撑调节价值。在过去几年部分煤电机组亏损的背景下，容量电价也有望帮助其扭亏为盈，特别是有助于推动煤-电矛盾突出、煤电转型较快地区、运行时间较短的煤电机组扭亏为盈（见图1），起到“雪中送炭”的作用。从实际经营数据看，2024年，煤电企业的营业利润率普遍有所修复，例如华能国际、大唐发电、国电电力这3家全国性煤电上市公司的营业利润率在2024年前三季度在10%左右（见图2），落入了中金研究院在2024年初发布的《新型电力系统电价机制：保障煤电发挥支撑调节价值》中提出的合理利润率区间。煤电企业利润率的修复有利于支撑近年来持续高位的煤电投资（见图3）。2021年来，部分地区出现电力供应紧张甚至限电现象，煤电对于电力保供的价值再次凸显，随之而来的是煤电装机核准量和相关投资快速增长。但2021~2023年煤电企业在高煤价的压制下依然存在较大的经营压力，难以支撑快速增长的新增投资，我们可以用度电投资与度电利润之比衡量企业利润中用于投资的比例，这一指标越高说明利润支撑投资的压力越大（见图4）。我们测算发现，近年来度电投资与度电利润之比大幅偏离过去 的平均水平（为40%左右），其中2021和2022年我们估算全国煤电企业平均度电利润为负值，2023年度电利润虽然转正，但度电投资与度电利润之比接近100%，这意味着企业当年几乎没有剩余利润用于偿还债务、股东分红，或留存以应对未来不确定性或投资机会。2024年，我们测算煤电企业的度电投资与度电利润之比逐步回归正常，有利于煤电高质量健康发展。 容量电价实施过程中仍存挑战 容量电价政策实施一年来，也暴露出一些问题和挑战。例如，大多数地区未将供热机组承担民生供热导致出力受限容量计入最大出力，导致供热季损失部分容量电费；跨省跨区煤电容量电费的分摊机制尚未完全明确等。与上述操作层面的挑战相比，我们认为一个更关键的挑战在于，容量电价机制并未充分反映煤电的容量价值，即在尖峰负荷时期尤其是极端情况下提供电力兜底保障供应的价值。理论上来说，价格应该围绕价值上下波动。目前容量电价水平的确定是回收煤电机组一定比例的固定成本，本质上是一种基于成本的定价方式，并非基于煤电的真实容量价值。但需要肯定的是，这种做法对于电力市场仍处于发展初期的中国来说，在政策设计和执行层面具有更高的可行性。容量电价机制并未充分反映煤电容量价值的另一个体现是，部分地区限制了煤电容量电价与电量电价之和不超过基准价上浮20%，本质上是为了保持煤电企业收入上限在容量电价出台前后保持不变，避免工商业用电成本上升，但没有充分体现煤电的容量价值。这种做法在当下煤价不高的情况下暂不会对煤电企业收入产生实质性影响，山西优混5500大卡动力煤市场价在2024年底跌破800元/吨，煤电电价顶格20%上浮的时代似乎已经过去。例如，预计2025 年江苏年度交易电价为412.5元/兆瓦时，计入容量电价后的综合电价约为434元/兆瓦时，较燃煤标杆电价溢价约11%，而2024年时溢价超过21%。但在煤炭供给弹性下降和极端天气频发背景下，我们仍然给出未来煤价或存在高波动和上涨的风险提示。一旦煤价上涨，上述做法可能会把燃煤成本压力淤积在煤电企业内部，增大煤电企业经营压力。 进一步完善容量电价政策 一是短期来看，容量电价水平仍将上升。根据国家发改委、国家能源局《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号），2026年起，各地通过容量电价回收固定成本（每年每千瓦330元）的比例将从不低于30%提升至不低于50%，意味着2026年容量电价水平或将进一步提高，此后回收固定成本的比例也不排除继续上升的可能。另外，每年每千瓦330元的固定成本是基于目前煤电利用小时数仍然不算低的背景下估计的，随着未来煤电利用小时数继续下降，煤电机组深度调峰和启停会更加频繁，进而缩短机组运行寿命、提高运营维护以及检修费用，最终导致年均固定成本增加，意味着未来固定成本可能也需要重新评估，以进一步稳定煤电企业的盈利预期。长期来看，容量电价将如何发展？回答这个问题，首先需要分析煤电未来的发展方向和发展节奏。一方面，随着新能源渗透率的上升，煤电利用小时数会逐渐下降，煤电机组在越来越多的时间里处于“备而不用”的状态，体现在成本结构上就是燃煤成本等可变成本占比下降、固定成本占比上升。从收入结构匹配成本结构的角度，这意味着电量电费等可变收入占比下降、容量电费等固定收入占比上升。换句话讲，煤电企业的盈利周期波动性下降、公用事业属性上 升。另一方面，虽然在碳达峰前煤电或仍然是电量供应主体，但在我国迈向碳中和的过程中，其他支撑调节电源将快速发展，煤电必然进入“减容减量”的新阶段，届时将呈现新增投资需求不高、经营风险不大的特点。基于收益与风险相匹配原则，煤电企业的利润率可能也不高。结合上述两方面分析，容量电价的长期发展趋势就是，容量电费占煤电企业收入比重越来越高，最终或将使得煤电企业利润率逐渐下降至接近资本成本的水平。二是探索建立容量市场，优化资源配置。从国际经验看，容量成本回收机制主要有以下三种：稀缺电价、容量补偿和容量市场，三种回收机制各有特点。稀缺电价仅依靠电能量市场，通过现货市场上更高的稀缺性电价对高峰负荷时顶峰发电的煤电机组固定成本进行回收，但收入预期受高峰时段和电价水平不确定性影响大，容易造成煤电企业投资积极性不足和容量短缺，引起频繁的电价飙升或拉闸限电，如2021年美国ERCOT（得克萨斯州电力可靠性委员会）和2022年澳大利亚NEM（国家能源市场）在电力危机时出现电价飙升。相比之下，考虑到电力的公用事业属性，成熟电力市场大多采取容量补偿机制、容量市场等显性容量机制，特别是容量补偿机制由于建设难度较低，对电力市场机制尚不成熟 的国家来说更具可行性和可操作性。实际上，目前中国的煤电容量电价机制就是一种容量补偿机制。与之相比，容量市场的设计更复杂、实施难度更大，但优势在于市场化定价的有效性更高，而且可以让煤电、气电、储能等可靠容量主体在统一容量市场中相互竞争，更好发挥市场在容量价值评估和资源配置中的作用。三是统筹设计容量电价机制与现货市场。从煤电保供收益的角度讲，现货市场和容量电价机制是相互补充的关系，电力现货市场能给煤电机组在日内、多日等时间尺度上的顶峰发电和保供提供收益，容量电价旨在保障月度、季度、年度等更长时间尺度的系统充裕度，因此两者应该统筹考虑和设计。具体来说，容量电价与现货市场的设计可能存在多种组合方式，核心是对供电安全与经济性的权衡。目前中国国家层面的容量电价与现货市场组合为“部分容量成本补偿+成本型电力现货市场”，即容量补偿30%~50%的固定成本，同时对电力现货市场设定1.5元/千瓦时的价格上限，这一水平能覆盖燃煤成本但也不至于过高影响系统经济性。未来，随着煤电利用小时数进一步下降，煤电企业的电量电费收入趋势下行，有研究认为中国容量电价与现货市场组合可以向“全容量成本补偿+成本型电力现货市场”或“部分容量成本补 偿+策略报价型电力现货市场”两种类型转变。

在传统认知中，电价总是正值，毕竟电力作为一种商品，消费电力需支付相应费用。然而，在高比例新能源电力系统的大背景下，负电价这一电力市场“新现象”正逐渐走入人们的视野。负电价，简单来说，就是指电力市场中出现严重的供大于求导致市场出清价为负值。这也意味着，发电企业每发出一度电，非但无法获得收益，还需要向购电者支付费用，购电者不仅不需要付电费，反而可以从发电企业取得收入。 从全球范围来看，负电价的出现并非偶然。2007年，德国电力现货市场的日内市场中首次出现负电价，此后，负电价现象在欧美成熟电力市场中频繁出现，尤其是新能源比例高的市场更为频繁。2020年，美国部分批发市场节点的实时市场出清价格出现负电价；2021年，欧洲多国频繁出现负电价，法国、德国、比利时、丹麦等多个欧洲国家均出现负电价，其中德国负电价出现的时段数最多，全年超过200小时。在中国，2019年12月11日13:00，山东电力现货市场的日前市场出现了负电价（-0.04元/kW∙h），2021年12月至2023年5月10日，山东日前市场累计出现负电价1012.5小时，实时市场累计出现负电价1169.25小时；最近的2025年春节期间，浙江省内工商业负荷大幅下降，电力显著供大于求，浙江现货市场也出现了负电价。 可见，负电价在全球范围内均有发生且十分常见，并非现货市场设计失误，导致价格异常或畸变，而是高比例新能源电力系统运行反映在市场中的正常现象。长时间负电价反映了整体上供大于求，是新能源消纳需求对市场价格的影响。 负电价缘何而来 （一）供需失衡：新能源大发与负荷低谷的碰撞 以山东2023年“五一”假期期间电力市场情况为例，其负电价现象就清晰地展现了供需失衡。连续5天的小长假，许多企业调整了生产经营计划，使得山东用电负荷大幅下降。2023年5月1日，山东最大负荷为64.92GW，较节前典型工作日下降约16.00GW，降幅约20%。而在供给端，春夏之交正是风光大发时期，风电出力持续保持在17.00GW左右，5月2日白天实际最高出力更是达到32.05GW，新能源实际出力占负荷比例最高达51%，达到电网的消纳能力极限。一边是负荷大幅下降，一边是新能源持续大发，这就导致了电力严重供过于求。为了给新能源消纳腾出空间，调度机构采取了直调机组停机备用和深度调峰、调用全部抽水蓄能机组抽水和储能充电、参与华北省间调峰辅助服务等措施，但即便如此，仍难以满足新能源消纳需求，市场机组竞价空间被压缩至10.00-12.00GW，不足峰值负荷的20%。 与此同时，大量调节性煤电机组停机退出，电网安全冗余也大幅减少，系统处于低转动惯量水平，抗扰动能力大幅下降，如同一块“精密机械钟表”，被拿掉关键的稳定齿轮组件，稍有外力干扰，指针走动就会紊乱甚至停摆。电力市场释放的负电价信号，站在市场角度看，也可以视为“电力系统安全性”在“电价”中的具体表现。 （二）市场申报与出清机制的助推 除了供需失衡这一关键因素外，市场申报与出清机制也在负电价的产生过程中起到了推波助澜作用。 在市场申报环节，新能源场站考虑到政府电价补贴和容量补偿费用等因素，为了争取减少弃电，基本按下限-0.08元/kW∙h申报。部分中长期合约签订比例较高的煤电机组，为了保持长期开机，在低出力时段也申报低价，其中有10台共3.08GW的煤电机组为避免停机，最低出力时段也按-0.08元/kW∙h)进行报价。 市场出清过程中，2023年5月1日07:30-17:00、5月2日00:00-16:00，市场竞价空间极小，已不能满足预留规定负备用和直调煤电机组的最小出力，甚至发生了新能源弃电现象。此时，新能源成为决定市场出清价格的边际机组，市场出清价维持在-0.08元/kW∙h。而在实时市场运行中，由于5月1至2日光伏出力较日前预测高出1.1-2.7GW，风电出力较日前预测量高出1.1-2.1GW，而用电负荷与日前预测量基本持平，使得实时市场的竞价空间进一步缩小，负电价时段增加，最终导致5月1日20:15至5月2日17:00实时市场出现连续21小时的-0.08元/kW∙h出清价格。 由此可见，负电价的出现并非偶然，供给充裕、电力需求减少、电力系统安全约束要求、竞价空间小、大量机组申报负价等因素相互交织，导致了“五一”期间出现长时间的负电价现象。 对市场主体的影响 负电价的出现，犹如一颗投入平静湖面的石子，在电力市场中激起层层涟漪，对煤电、新能源以及电力用户等不同主体的成本收益产生了显著影响。这种影响既体现在短期的收益波动上，也关乎各主体在电力市场变革中的长期发展战略。 （一）煤电：短期收益提升，长期需适应新角色 在负电价的环境下，煤电机组的发电空间受到新能源大发的挤压，这是不争的事实。以山东电力现货市场为例，2023年“五一”期间，新能源的大量发电使得煤电机组的发电出力低于中长期合约曲线。不过，煤电机组通过差价合约结算机制获得了收益增长。其减发电量由新能源代为履约，从而获取中长期电价（0.375元/kW∙h）与现货电价（-0.08元/kW∙h）价差收益。进一步考虑容量补偿费用，2023年5月1至2日山东煤电机组的最终度电收益达到0.61元/kW∙h，较4月度电收益（0.52元/kW∙h）增长17%，较山东燃煤标杆基准电价（0.3949元/kW∙h）上浮54%。 从长期来看，煤电机组面临着诸多挑战。随着新能源在电力市场中的占比不断提高，煤电机组需要逐渐适应从传统的主要发电角色向“发电+调节+顶峰”的灵活性电源角色转变。这种转变意味着煤电机组要不断提升自身的灵活性，以更好地应对新能源发电的波动性和间歇性。频繁启停对煤电机组的设备寿命和性能影响较大，还会增加发电成本。但在新能源大发导致电力供过于求的情况下，煤电机组又不得不降低出力甚至停机。如何在保障电力供应稳定的同时，降低运营成本，提高灵活性，是煤电机组在长期发展中需要解决的关键问题。 （二）新能源：度电均价下降，市场主体收益差异大 对于新能源场站而言，负电价带来的直接影响是度电均价下降。2023年5月1至2日，自愿选择全电量参与现货市场的风电场站结算均价为0.305元/kW∙h，较4月均价降低0.072元/kW∙h，降幅23.6%。受中长期合约签约比例等交易策略和预测水平影响，不同场站结算均价存在较大差异。某A风电场5月2日结算电价为0.4062元/kW∙h（中长期电量占比为110%），较4月均价上浮0.0288元/kW∙h，涨幅7.6%；某B风电场结算电价为0.2200元/kW∙h（中长期电量占比为58%），较4月均价下降0.1574元/kW∙h，降幅41.7%。未全面入市的集中式新能源场站（预计10%当期电量参与市场）5月1至2日的结算电价在0.3508元/kW∙h左右，较4月均价降低0.0266元/kW∙h，降幅8.2%。 现货市场负电价引导煤电机组压低出力甚至停机，新能源消纳空间得以增加，新能源累计减弃增发电量157GWh。再加上74%的新能源场站享有政府补贴，其中风电平均补贴0.2元/kW∙h，光伏补贴0.44元/kW∙h，现货市场通过减弃增发为新能源场站合计增加了1.05亿元的收益。这表明，尽管新能源场站面临度电均价下降的压力，但通过增加发电量和政府补贴，仍带给新能源一定空间的总收益增长。 从长远发展看，新能源产业必须摆脱补贴依赖，通过技术创新降低成本，如研发更高效的光伏电池、风力发电设备，提高能源转换效率；优化运营管理，利用大数据、人工智能精准预测发电出力，合理安排发电计划，提升市场竞争力。同时在项目前期做好投资决策。基于未来项目在电力市场中的电价和消纳，优选项目类型、建设地点以及装机规模，降低投资风险和投运后的营销难度。 （三）电力用户：用电成本微降，引导用电行为改变 负电价对电力用户的用电成本略有下降。2023年5月1日，售电公司、批发用户中长期电量占比97.62%，现货电量占比仅为2.38%；5月2日，售电公司、批发用户中长期电量占比97.94%，现货电量占比仅为2.06%。按照差价合约结算机制，现货市场负电价对售电公司及批发用户电价影响微小，但对于实际用电超过中长期电量较多的电力用户，电价有所下降，起到了鼓励用户多用电的作用，进而增加了新能源消纳空间。而对于用电曲线与中长期交易曲线基本相同的用户，用电成本基本没有变化。 电价变化，实际是在引导电力用户改变用电行为。在负电价时段，用户可以适当增加用电设备的使用，如电热水器、空调等可控制的用电设备，将用电集中在此时段，以充分利用低价甚至负电价的优势，降低用电成本。从宏观角度来看，用户用电行为的改变有助于平衡电力供需关系，提高电力系统的整体运行效率，促进新能源的消纳，这对于构建可持续的电力市场具有积极意义。 负电价背后的风险与启示 山东“五一”假期长时间负电价现象，不仅是电力市场极端供需关系的体现，更是对新能源发展、电力系统平衡耦合关系以及各类电源协同发展的一次深刻警示。它如同一面镜子，映照出当前电力市场在转型过程中存在的问题与挑战，也为我们未来的发展方向提供了启示。 （一）新能源发展的潜在风险 新能源参与电力市场存在收益下降风险。随着新能源装机容量比例不断提升，其在电力市场中的份额逐渐增大。然而，新能源的低边际成本和高消纳成本，使其在市场竞争中面临独特的挑战。在光伏发电时，由于其出力受光照等自然条件影响，往往在发电量多的时段，现货市场价格较低。这种“有量无价、有价无量”的实际问题，直接影响了新能源的收益。随着新能源发电的进一步普及，低电价或负电价现象可能会更加频繁地发生，这将对新能源的平均价格和收益预期产生深远影响，进而影响中长期交易价格的走势。如果新能源企业长期面临收益下降的困境，将难以吸引足够的投资用于项目建设和技术研发，这无疑会对新能源产业的健康发展构成严重威胁，不利于新能源投资建设。 （二）新能源面临的环境复杂性 在传统电力系统中，各类主体的收益主要取决于其发电成本和市场电价，影响因素相对较为单一。但在负电价环境下，影响各类主体整体收益的因素变得更加复杂且各种因素交互影响。发电企业不仅需要考虑自身的技术特性和运行成本，如新能源发电的间歇性和波动性对发电稳定性的影响，以及煤电、气电等常规机组的启停成本和运行效率等属性；还需要考虑场外的机制电价、绿电、绿证等政策性多重“经济”因素；新能源企业在制定发电计划和报价策略时，需要综合考虑补贴政策额度和期限、中长期合约价格和电量、现货市场的价格波动等因素，以实现收益最大化。这对市场主体在投资和运营全生命周期综合决策能力提出了更高要求。 （三）各类电源协同发展的重要性 在“双碳”目标的引领下，新能源的规划发展备受重视，但我们不能忽视火电、燃气、储能等各类灵活调节资源和电网网架结构的规划发展。现货市场形成的分时价格信号和节点电价信号，能够反映电力市场的供需情况和资源稀缺程度。我们应充分利用这些信号，引导各类电源在时间和空间维度上合理规划布局。在新能源大发时段，通过价格信号引导火电、燃气等灵活调节电源降低出力，为新能源消纳腾出空间；在新能源出力不足时，及时调整灵活调节电源的出力，保障电力供应的稳定。其次，加强电网网架结构的建设和优化，提高电力输送和分配的效率，也是实现新能源利用率提升和各类电源协同发展的关键。

背景 2025 年 1 月 27 号，国家发展改革委、国家能源局下发了《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》，即“发改价格〔2025〕136号”（以下简称 136 号文）。这个文件在行业里引起了较大的影响，有悲观者认为新能源未来要直面现货市场的负电价风暴，光伏没法投资了；也有乐观者认为未来储能和虚拟电厂将在这个政策下获得更大机会。总体 回到136 号文本身，个人的解读是： 一个趋势，一个目标，两个缓冲 · 一个趋势：坚持市场化，新能源全面入市 · 一个目标：以稳为主，逐步推进 · 两个缓冲：项目分类的缓冲，和机制电量的缓冲 一个趋势：新能源，以人为本 136 号文在开篇的总体思路里明确提出： 坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。 全面进入电力市场，是明确的趋势。 无论是给新能源的投资者，还是金融领域和资本市场，这个文件确定了一个未来几十年的明确趋势： 新能源从“政策性补贴+政策性全额收购”，转换为全面入市，由市场定价、市场销售；由市场交易价格，尤其是现货价格来指导新能源资源的有效配置。 这个中长期趋势信号的确立，对未来项目的投资决策、新建项目的转让估值，以及新能源相关企业在资本市场的价值，形成了显著的，长期的影响。 那种“跑马圈地，建成就卖”的项目，即使在 2025 年的 5.31 以前，对潜在投资者来说，也会有一定的影响。 新能源整体，明确了未来几十年的底层逻辑： 由资产驱动逻辑，转换为资源驱动逻辑 从中长期来看，中国新能源将参考国外成熟电力市场的模式，新能源项目的资产是不是值钱，要看能不能在电力市场上获得更好的资源交易价格决定。 资源的时间价值和空间价值，将成为资产交易的估值基础，而不是资产本身的残值。 有点类似于高速公路，修路本身的投资，并不能作为融资和转让的定价基础，而是高速公路的收费权，以及未来几十年能收多少钱。如果一条高速公路修在偏僻的地区，车流稀少，投资再大也是低估值的。 因为这时的定价，是车流量这个软性资源。 所以未来一个新能源项目 20 年生命周期的现金流收入折现，将是资产定价和融资的基础。 那么需要考虑的东西就更多了，如何保证资源的时间价值？是不是需要通过新的交易结构，更多的签订多年中长期合约（136 号文的第三款中有相关鼓励性政策），甚至于开启新能源期货合约机制？ 为了平抑短期合约的波动，是否需要配置时间对冲的资产资源，比如储能，比如虚拟电厂的负荷资源。所以这一切都将让价格说话，而不是政策说话，136 号文第四条第九款，不得将配置储能作为新能源项目前置条件，也是为了贯彻市场化逻辑。 同时，如何保证资源的空间价值？现货价格是基于节点电价形成的，越靠近负荷的地方，电价自然越高，所以高电价高回报需要更靠近负荷，当然自发自用是最理想的。 从这个逻辑说，新能源的底层逻辑，从关注资产本身，转换为管理这些资产所产生的资源的人。比如需要懂得电力+金融市场的交易人员，更能促进资源消纳和资源配置的营销人员，以及能与交易协同的新能源资源调度人员。 在股票市场上，有钱没用，有能把钱运用好的人，利用波动性赚取超过市场平均收益的团队和技术，才是核心资源。 所以，新能源的未来逻辑，是以人为本，谁能构建起让资产保值增值，让资源效率最优化的团队，赚到超过市场均值的钱，才是核心。 说句题外话：DeepSeek 的母公司，是幻方量化基金，人家买几万张卡玩 AI 是为了量化交易赚钱的，DeepSeek只是副业。 不以股市赚钱为目的的 AI 公司，不是好量化基金。 一个目标和两个缓冲：稳步过渡 但是全面，不代表立刻马上，也不代表一下子把所有项目的全部电量进入市场。 中国新能源的产业发展历史，以及中国电力市场的发展现状，决定了新能源不可能一刀切式的马上转入市场轨道 在计划性政策和彻底市场之间，需要有足够的过渡过程。 136 号文的总体特征，是高度的平稳，平衡好各方，平衡好短期长期，平衡好政策和市场。 所以设置了两道缓冲，拉到足够长的时间，去实现新老机制的转换。 缓冲一：531节点，新老交替 531 以前的项目，基本执行老办法，按现有的电量规模，以及现行价格，并且以现有政策的保障期限为准，给老项目业主以稳定的预期。 531 以后的项目，执行新办法，在保障性收购电量（即年度非水可再生能源电力消纳机制）之外的部分，采用机制电量*机制电价“新手村”机制进行过渡。 缓冲二：机制电量电价的新手村 对于 531 以后的新项目，政策也不是一把推入市场，而是给了一个机制电价*机制电量的新手村。 任何游戏新手村的特征是：熟悉规则，给予保护，成熟就出村。 一是练手，熟悉规则。 也就是 531 以后新项目，需要申报电量电价，并且参与年度、月度、周、多日、日前的中长期电量滚动交易。新能源项目的主体必须具备报量报价的能力。 新手村里首要目标是：学习打怪本领。 二是给与保护。 对纳入机制电量的项目的最终成交电价，是基于中长期电能量市场，以月度分解为尺度、由“市场平均成交价-机制电价”确定的差额，多退少补，大致来说还是给与煤电上网电价差不多的一个价格水平。 新项目需要参与报量报价，但是并不直接执行出清的价格，最终是以“入选项目最高报价，但不得高于竞价上限”确定“机制电价”，并且根据差额退补。 为了保护新手，一方面是不按照报的价格成交，另一方面是按照最高限价内的最高价格成交，甚至都不是平均出清价格成交。 新手村里打怪，伤害-90，血瓶随便捡，重在参与。 三是成熟要出村。 没有人可以一直留在新手村，当基本技能和物品具备了，就要出村真的打怪了。 新手村政策延续时间是：同类项目回收初始投资的平均期限（136 号文第五款）。纳入机制电量的 531 新项目，到平均回收期后，就必须逐步真正参与市场化了。 这样就对项目的质量和成本提出了限制，也就是没人可以无限制的留在新手村，大家差不多出村了，你也该出村了。 几年以后，这批项目在回本之后，就要真的出村直面电力市场，尤其是现货市场的腥风血雨了。 对于储能的影响 对于储能来说，个人认为在这个背景下，是短期利空，长期利好，适者生存的。 短期利空，是因为政策明确不得强制配储，逐步解决目前新能源配储领域的各种乱象，政策性配储市场消失，那些瞄着配储的政策性产品退出市场。 长期利好，因为 531 新项目出村以后，必然要考虑资源交易的价值最大化，基于市场价格信号，务实的考虑储能资源配置和调度，真实的需求带来真实的产品，那些实打实的，优质储能产品将受到欢迎。 适者生存，对储能产品来说，如何满足不同业主，不同市场，不同交易策略的不同需求，如何差异化产品，差异化服务，甚至在高度市场条件下，形成新的“光储一体化”方案，将成为未来的方向，适合的是最好的。

2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，明确了2025年三方面的主要目标和21项年度重点任务。 主要目标包括：新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上；工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展；风电、光伏发电利用率保持合理水平；大型煤矿基本实现智能化；初步建成全国统一电力市场体系等。 部分重点任务包括：创新新能源价格机制和消纳方式，推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制。 推动金上—湖北、陇东—山东等特高压工程建成投运，加快陕西—安徽、甘肃—浙江等特高压直流以及阿坝—成都东等特高压交流工程建设。 积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案。 推动抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上。 在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力实施可再生能源替代行动，支持零碳园区建设和光伏建筑一体化。 深化全国统一电力市场建设。 加强能源数智化、新型电力系统、新型储能、氢能、绿色液体燃料等领域标准供给，研究布局一批新兴领域标委会。 强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。 探索大型风电光伏基地与相关产业集成式发展新模式。 推进构网型技术、系统友好型新能源电站和智能微电网、算电协同等新技术新模式试点。

虚拟电厂通过数字化的手段，以聚沙成塔的方式，实现对分布式资源（包含分布式电源、储能和负荷等）的聚合和优化调度，是新型电力系统向“源网荷储”一体化转变中的重要一环。国际数据公司（IDC）报告指出，预计到2030年，虚拟电厂作为灵活性资源的组织形式，实际需求将达到至少3亿千瓦。据华泰证券预测，2025年我国虚拟电厂市场规模将达102亿元，到2030年，虚拟电厂市场规模有望达到千亿元。 同时，2022年以来，国家、地方的虚拟电厂支持政策频频发力，从确立虚拟电厂市场主体地位、完善市场机制、建设技术标准体系、推广应用场景与模式等多方面对虚拟电厂予以支持与规范。 随着2025年要全面建成电力现货市场，能源行业内各企业纷纷嗅到了虚拟电厂领域蕴含的巨大发展机遇，加速在该领域布局。 中国五大发电集团（国家能源集团、华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团）作为我国新型电力系统建设的主力军，拥有最丰富多元的电源类型，在虚拟电厂领域的布局上特色鲜明，但各家发展水平差异很大，国电投一马当先、华能、国家能源局有多个电厂投运，华电初步开始进行探索，大唐较早入局，现在奋起直追。 以下是各集团的主要动态和案例分析！ 国家能源集团投运5家虚拟电厂 重点方向：依托火电灵活性改造和新能源资源整合，探索“源网荷储”一体化模式。 截至2月18日，国家能源集团在湖北、广东、宁夏、江西、浙江5个省份的虚拟电厂先后建成投产，总聚合资源605.31兆瓦，增加可灵活调节的容量159.76兆瓦，标志着集团公司在虚拟电厂的新赛道上发力提速。 2024年10月30日，湖北公司虚拟电厂上线运行，这是国家能源集团首家投入商业运行的虚拟电厂，该项目聚合资源265.11兆瓦，可灵活调节容量25兆瓦。 2024年12月10日，广东综合能源虚拟电厂管控平台成功接入深圳虚拟电厂管理中心，该项目计划建成深圳市分布式能源资源优化调度的管控平台，同时聚合一批可调节负荷用户资源，以最大化地挖掘各类资源在不同时间尺度的可调能力。 2024年12月23日，宁夏公司虚拟电厂顺利通过宁夏电力交易中心公示正式投入运营，未来该虚拟电厂将协同集团中卫算力中心建设，深入探索“电力+算力”联营新模式，以新质生产力开拓发展新路径。 2024年12月28日，江西公司虚拟电厂平台正式进入上线测试阶段，该项目共聚合资源57兆瓦，其中可灵活调节容量4兆瓦。 2024年12月30日，浙江公司虚拟电厂投入试运行，已具备接入浙江省新型电力负荷管理系统的能力。 当前，国家能源集团正组织编制虚拟电厂、零碳智慧园区、绿色算力、增量配电网等负荷侧可调资源有关技术路线和标准，推动建成更多虚拟电厂，有效提升新型电力系统灵活调节能力和运行稳定性能。 华能集团省公司平台化作战 重点方向：以用户侧资源聚合为主，推动“负荷型虚拟电厂”建设。 2022年1月25日，华能浙江虚拟电厂1号机组顺利完成72小时试运行工作，这标志着全国首台（套）接入调度系统参与实时响应调节的虚拟电厂正式投产。 2024年6月14日，华能山东公司所投资建设的虚拟电厂项目在山东电力交易中心平台顺利完成注册程序，此举标志着山东省内首家虚拟电厂已正式上线并投入运营。本项目依托华能黄台电厂进行建设与管理，已成功接入包括工商业用户代理、分布式光伏、楼宇空调及充电桩等在内的各类资源，总计达到143兆瓦。其中，可调节容量达到38.67兆瓦，成为省内数据采集密度最高、接入负荷类型最全面、应用场景最丰富的虚拟电厂之一。 2024年7月，华能江苏公司虚拟电厂平台正式上线运行，虚拟电厂建设从过去的“源随荷动”变为“源网荷储协同互动”，将有力地推动江苏地区的虚拟电厂发展，也为未来虚拟电厂大范围建设及经济发展打造了可借鉴的范本。 华能江苏公司虚拟电厂聚合江苏公司所辖分布式光伏电站598座，共计804.63MW。同时充分发挥综合能源公司贴近市场、庞大客户群体优势，积极推进资源聚合，截止目前，平台已聚合大工业用户、用户侧储能、分布式光伏、楼宇空调、充电桩以及微网园区等多种资源类型，总聚合资源达888.38MW，最大削峰能力23.03MW，最大填谷能力63.22MW。 2024年9月3日，中国华能集团湖北能销公司虚拟电厂正式商运。目前，该虚拟电厂已成功接入用户20家，累计最大可调负荷突破10万千瓦。通过聚合代理用户参与交易，不仅帮助用户获得了额外的经济收益，还进一步降低了用户的用能成本。 大唐集团起步早，奋起直追 重点方向：聚焦新能源基地配套虚拟电厂，提升风光消纳能力。 2021年，大唐集团在河北南网建设了虚拟电厂平台，一期接入308兆瓦容量，调节能力达到125兆瓦，项目投产前4个月帮助消纳新能源2800万千瓦时，减少碳排放2.8万吨。 2023年底，中国大唐集团数字科技有限公司应运而生，这家支撑和服务中国大唐数智化转型的专业公司，汇集了一支既懂电力业务又精通数智技术的高精尖专业团队。已自研超过200款数字化产品，服务2000余家客户，成为国内领先的能源数字化服务商。 2024年8月，安徽省能源局对全省9个已建成虚拟电厂项目、5个拟建和10个在建虚拟电厂项目进行评估，大唐安徽发电有限公司安徽能源营销有限公司虚拟电厂项目获评安徽省虚拟电厂第一批试点示范项目。 2024年9月，大唐山东能源营销有限公司虚拟电厂注册生效，资料显示，该虚拟电厂主体接入总容量48.55兆瓦，可调节能力7.4兆瓦。 华电集团虚拟电厂发展薄弱 重点方向：结合综合能源服务，打造“园区级虚拟电厂”。 2024年8月2日，在南京江宁开发区，开发区管委会、华电江苏能源有限公司、国电南京自动化股份有限公司三方签署合作协议，将联手推进全市首个园区级能碳虚拟电厂项目建设。 2024年5月，国内首个多能互补、双向互动的虚拟电厂示范工程进入全面建设阶段。该工程是中国华电首批科技“揭榜挂帅”项目，华电上海负责承担“电力市场化环境下虚拟电厂关键技术研究与应用”课题的攻关和应用示范。 该工程以上海科技大学能源站、国际旅游度假区能源站、国家会展中心能源站为核心，同步拓展商业建筑、储能、光伏、数据中心、充电桩等多类型分散资源，建设整体规模60mw级双向灵活可调综合型虚拟电厂，开展多能互补、双向互动的虚拟电厂关键技术的研究与示范应用。项目建成后可为上海电网提供快速灵活的调频、调峰、备用、需求响应等多种电力辅助服务，对优化上海电源电网结构、建设新型电力系统具有积极意义。 国电投完成了生态化布局，全方位发力 重点方向：依托清洁能源优势，探索“绿电+虚拟电厂”模式。 作为清洁能源占比最高的国家电投一在虚拟电厂的布局上更加积极，全方位发力。 截至目前，国家电投已实现清洁能源装机超过1.7亿千瓦，其中有大量的分布式电源，是其构建虚拟电厂的关键因素之一。 2022年5月20日，由国家电投上海发电设备成套设计研究院牵头研发虚拟电厂平台，运用工业互联网、智能控制、智能物联感知等技术，实现对电力用户的可调负荷、分布式储能、分布式电源等的聚合和协调控制，根据预测的现货价格自动发出指令，调度充电站将50千瓦时电量从0时转移至4时，成功参与电力现货市场交易，成为我国首个虚拟电厂调度用户负荷参与电力现货市场盈利的案例。 2022年12月29日，国家电投首个接受电网调度的综合智慧零碳电厂——国家电投苏州综合智慧零碳电厂、国网苏州供电公司虚拟电厂控制中心经过近2个月的积极筹备，正式启动试运行，标志着国家电投“雪炭行动”在江苏迈出了重要一步。该项目首期试运行共聚合49个站点资源，其中包括分布式光伏站点31个，储能6个（户用2个、商业楼宇3个、分布式1个），产业园2个，码头1个，大用户9家，聚合资源包含分布式光伏、分布式储能、户用储能、商业楼宇储能、充电桩、码头等元素。项目全部建成后，聚合负荷容量将超过2100兆瓦，顶峰能力约1100兆瓦，调峰能力约1300兆瓦，相当于180万千瓦常规煤电机组提供的保障能力，年生产绿电约2.8亿千瓦时、减少标煤消耗8.5万吨、减排二氧化碳24万吨。 此后，国家电投江苏公司江苏省域虚拟电厂项目正式启动试运行、国家电投重庆虚拟电厂平台上线、山东国电投能源营销有限公司承建的济南市“聚合式”虚拟电厂项目完成线上运行……细数之下，国家电投的虚拟电厂项目遍布华东、华南、华北、华中、西南、西北等各大区域的众多省份，多个虚拟电厂项目已上线运行。 2023年9月22日，国家电投综合能源“智慧大脑”——天枢一号及系列产业数字化产品首发，这是我国首个综合能源全谱系数智平台，也是全球最大的综合智慧能源数字化系统。 作为虚拟电厂的重要技术支撑，“天枢一号”能够实现对海量分布式能源资源的实时监测、精准预测、优化调度，为虚拟电厂的商业化运营提供了有力保障。 2023年7月3日，国家电投所属智慧能源公司完成对北京兆瓦云数据科技有限公司（下称“兆瓦云”）51%股权并购。作为国家电投集团市场化三级单位，兆瓦云具有设计、建设、运营的全链条解决方案和以数据为驱动的虚拟电厂全流程核心技术，同时构建了一套标准的运营流程，目前在聚合资源、业务省份、参与交易等领域，居国内第一梯队。 目前，兆瓦云与清华大学、清华四川能源互联网研究院联合研发的“城市级虚拟电厂边缘控制装置及聚合平台”项目，已在多省市成功应用，为虚拟电厂数据分析、可靠通信和精准控制提供重要支撑。兆瓦云是国家电投旗下专注虚拟电厂业务的服务商，截至2024年9月，其运营范围已覆盖华北电网（北京、天津、河北北部）、河北南部电网、山西电网、山东电网、西北电网（陕西、宁夏、甘肃、青海、新疆）、浙江电网、广东电网（深圳供电局）、湖北电网等14个省或区域级电网系统，签约用户1000余户，签约容量接近20GW。 2024年4月，兆瓦云服务第三方承担的虚拟电厂建设与运营方案，通过了山西省能源局组织的评估并公示，成为“负荷类”虚拟电厂。目前兆瓦云是山西省容量最大的负荷聚合运营商之一，开发了全国首套虚拟电厂调节能力测试平台，并已在山西省投入使用，服务省内虚拟电厂管理部门。 兆瓦云在西北五省参与省间和省内辅助服务业务，支撑西北五省消纳更多绿色新能源。同时兆瓦云还获得宁夏首批省内虚拟电厂聚合商资格。 国家电投旗下公司开发建设的虚拟电厂项目遍布各大区域的众多省份。服务网对其进行了统计。 ▌华东地区 山东：2024年6月14日，山东国电投能源营销有限公司承建的济南市“聚合式”虚拟电厂项目完成线上运行； 江苏：2023年8月，国家电投集团江苏电力有限公司参与投建的江苏苏州零碳智慧虚拟电厂上线运行；2024年4月29日，国电投零碳能源（盐城）有限公司投建的江苏盐城市首个虚拟电厂项目正式启动试运行；2024年11月14日，国电投零碳能源（苏州）有限公司进入江苏首批虚拟电厂注册公示目录； 安徽：2023年11月6日，芜湖市人民政府与中国电力国际发展有限公司签署战略合作协议，双方将共同打造全国首个城市级虚拟电厂；2024年7月，国家电投集团安徽电力有限公司虚拟电厂项目获评安徽省虚拟电厂第一批试点示范项目； 浙江：2021年8月6日，国家电投集团综合智慧能源科技有限公司参加宁海虚拟电厂项目四方战略合作网络视频会议，并完成“云”签约；2023年4月24日，国家电投浙江公司与浙达能源签署战略合作协议，围绕源网荷储一体化虚拟电厂等领域开展合作； 上海：国家电投上海电力建设的综合智慧零碳电厂项目是上海首个同时具备自动调频和调峰的虚拟电厂；国家电投上海成套院研发的虚拟电厂平台已在广东等区域成功参与电力现货市场并获得盈利，逐步进入商业化运行阶段；

全国碳市场吨碳价破百，交易量突破6亿吨。 全国碳市场于2021年7月16日正式启动交易，截至2024年12月31日，累计配额成交量6.3亿吨、成交额430.33亿元，平均交易价格68.3元/吨。已完成第一个履约周期（覆盖2019和2020年排放量）、第二个履约周期（覆盖2021和2022年排放量）及2023年度的配额清缴。 碳价持续上涨，预期渐稳与配额收紧是主要原因。2024年CEA（全国碳市场配额）平均价格为91.8元/吨，大约是全国碳市场启动时开盘价的两倍，较2023年（64元/吨）上涨43.4%，较2022年（58.1元/吨）上涨58%，较2021年（46.6元/吨）上涨97%。2024年CEA价格持续上涨，前4个月日均涨幅0.4%，并于4月24日首次突破100元/吨。此后尽管碳价有所回落，但始终维持在85~100元/吨。 2024年12月31日收盘价为97.5元/吨，较第二个履约周期最后一个交易日收盘价上涨22.8%。在全球碳价普遍下跌的背景下，全国碳市场碳价持续攀升，原因有两点：市场进入快速发展阶段，为市场参与者提供了稳定的政策预期；市场释放了配额收紧和罚则加强的信号，配额稀缺性逐步提高、违规处罚逐渐严格成为市场共识。 交易潮汐现象仍然存在，满足履约要求是主要目标。2024年全国碳市场CEA累计成交1.89亿吨，比2023年下降14.1%，其中，大宗交易仍是交易的主要方式。4个季度成交量占比分别为5%、7%、9%和79%，反映出履约截止日临近时，市场集中交易的现象仍然存在，而日常交易较低迷。最新配额方案将两年度合并履约调整为分年度履约，旨在提高市场日常交易活跃度，减少“扎堆”交易的现象。同时，通过配额净交易量限制最大可结转量，以减少持有配额企业“惜售”现象。但从交易情况来看，配额交易的“潮汐现象”依然明显，这表明在当前阶段，企业的交易行为主要为了满足强制履约要求，而主动进行配额买卖的企业仍然较少。 •全国碳市场机制优化，为行业扩围做好准备。 自开市以来，全国碳市场总体运行平稳，未出现碳价短期暴涨暴跌的现象。以碳交易为核心的碳定价机制逐步形成，全国碳市场已成为我国落实“双碳”战略目标的主要政策工具。2024年全国碳市场在法律依据、处罚机制、配额分配、配额结转及CCER（国家核证自愿减排量）交易规则等关键环节进一步完善，并为扩大行业覆盖范围奠定了坚实基础。 CCER市场重启，支持领域逐步明确。2023年10月，生态环境部联合国家市场监管总局发布《温室气体自愿减排交易管理办法》及配套文件，构建CCER基础制度框架。2024年1月，全国温室气体自愿减排交易市场，即自愿碳市场启动，与全国碳排放权交易市场（强制碳市场）形成完整碳市场体系。 新纳入行业初步确定，技术指南陆续发布。全国碳市场目前仅覆盖发电行业，参与主体同质化，减排措施相似，碳价发现作用受限。为推进减排，《关于全面推进美丽中国建设的意见》提出扩大行业覆盖。鉴于75%以上二氧化碳排放来自高能耗、高排放行业，尽早纳入这些行业非常重要。2024年9月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、铝冶炼行业工作方案》，计划2024~2026年启动实施，2027年后深化完善，2025年底前完成三行业首次履约。届时，管控气体将扩至二氧化碳、全氟化合物，全国碳市场覆盖温室气体排放量将占全国总排放量的60%以上，参与企业数量将超过3700家。

日前，生态环境部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，压缩二氧化碳储能技术入选其中，将被加大推广应用力度，赋能新质生产力的发展。 这是怎样的超级“充电宝”技术？ 二氧化碳储能左擎长时储能，右牵CCUS 二氧化碳储能，是一种气液互转、两态协同储能技术，其基本原理是在用电低谷期，利用余电将常温常压的二氧化碳气体压缩为液体，并将压缩过程中产生的热能储存起来；在用电高峰期，利用存储的热能加热液态二氧化碳至气态，驱动透平发电。 二氧化碳储能系统，主要由六大系统组成：储气系统、储液系统、压缩系统、蓄热系统、换热系统、膨胀发电系统。 二氧化碳储能技术按储能形式、介质储存形式、系统工作压力、储存设备形式可以细分为不同种类，但基本上都采用无需补燃的自回馈式储能技术。 二氧化碳储能系统通过二氧化碳物理相变实现电能的存储与释放，在相变温度与压力确定的情况下，二氧化碳相变无时长限制，且机组设备为旋转机械，运作原理与火电机组类似，可不间断做功，且具有宽泛的功率（10MW级到GW级）和容量等级，容量配置灵活，扩容、升级改造易；理论上适配电源侧、电网侧、用户侧多元应用场景，尤其适用于火电机组灵活性改造、大规模可再生能源消纳等场景，为提高电力系统稳定性提供辅助服务。 电能转换效率及成本方面，二氧化碳储能设计电能转换效率可达80%以上，目前转换电能转换效率达60%以上，并在逐步提升；二氧化碳压缩储能系统寿命长，设计寿命30年以上，设计使用期内循环次数超过1万次，生命周期内不会出现容量和效率衰减，系统全周期度电成本0.15-0.2元/度，并且系统功率单元与时长单元为解耦设计，单侧扩容成本低，在功率单元确定的前提下，时长越长，储能系统的单位成本越低。 此外，二氧化碳储能系统压力温度等级低，安全可靠，无污染和燃爆风险；选址灵活、场景适应性强，可以用储气罐、气囊、废弃的矿山/矿井等作为二氧化碳的低压储气室；具备余热利用能力，可匹配挖掘中国工业余热的潜在价值。 碳捕集、利用与封存（CCUS），是实现“双碳”目标的重要手段之一。二氧化碳储能系统也是一个典型的二氧化碳利用场景，未来有望深度嵌入CCUS的各个环节，比如与碳捕集耦合，既可为储能系统供应稳定低成本的气源，又能对外输出二氧化碳产品。 政策加持商业示范项目落地 二氧化碳储能技术已纳入多个国家级、省级储能发展政策文件。 2月12日，生态环境部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，压缩二氧化碳储能技术入选该批次国家重点推广的低碳技术目录，将被加大推广应用力度，赋能培育和发展新质生产力。 8月6日，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》将二氧化碳储能，作为满足长时间尺度调节及经济性、安全性等应用场景需求的新型储能技术之一，列入电力系统调节能力优化专项行动。《碳达峰碳中和标准体系建设指南》对新型电力系统储能领域做了标准建设的明确指示，将重点制修订二氧化碳等新型储能标准。 此外，二氧化碳储能作为重点新型储能技术已被分别写入《山东省新型储能工程发展行动方案》、《广东省培育发展未来绿色低碳产业集群行动计划》、《四川省电源电网发展规划 （2022-2025年）》、《新疆维吾尔自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》等省级储能发展政策文件。 国家级、省级试点示范项目也不乏二氧化碳储能的“身影”。 去年1月，国家能源局发布新型储能试点示范项目名单，两个二氧化碳储能项目入选，包括由百穰新能源与安徽海螺集团合作开发的“安徽省芜湖市繁昌区10MW/80MWh二氧化碳储能示范项目”，以及东方电气集团的“青海省格尔木市40MW/160MWh二氧化碳储能示范项目”。“湖北襄州100MW／200MWh新型二氧化碳储能项目”被纳入湖北省2023年新型储能电站试点示范项目，该项目由百穰新能源与远景能源合作开发。 示范项目加速落地，持续推进二氧化碳储能商业化进程。 2024年9月，华电-东方电气木垒100万千瓦二氧化碳压缩空气储能综合能源示范项目100MW/1000MWh二氧化碳储能电站开工。 该项目位于新疆昌吉回族自治州木垒哈萨克自治县，由中国华电集团投资、中国东方电气集团总承包，是在沙漠、戈壁、荒漠地区配套大型风光基地建设的新型储能示范项目规划建设600MW风电、400MW光伏和1000MWh二氧化碳储能，这也是目前全球最大二氧化碳储能电站。 2022年8月，由东方电气集团东方汽轮机有限公司、安徽海螺集团有限责任公司、百穰新能源科技（深圳）有限公司、西安交通大学能源与动力工程学院共同打造的“二氧化碳压缩储能系统验证项目”开始试运行，该项目利用25万立方米的二氧化碳作为循环工质进行充放电，能在2小时内存满2万度电。 该验证系统完成验证、优化后，

日前，浙江平阳县公布了万全镇一批集中开工项目，其中包括“万全镇工商业储能项目”，项目位于全镇范围内各园区及各企业厂区内，总投资31838万元，预计于2025年3月开工，项目建成后可减轻电网压力，推进削峰填谷，促进节能减排，助力绿色可持续发展。 去年12月，平阳县万全镇工商业储能项目（一期）启动招标，采购内容分为两部分，分别为货物部分和设计施工部分，货物部分购置储能设备。 据公开信息，该项目为大型分布式储能项目，位于平阳县万全镇域范围内各园区及各企业厂区内超500个站点，由1019套磷酸铁锂液冷户外储能柜组成，每套容量100kW/232kWh，总规模101.9MW/236.408MWh。 （一期）项目最终由兰钧新能源科技有限公司、浙江省通信产业服务有限公司（联合体）中标，中标金额2.7亿元。 基于某一区县、乡镇、产业聚集区等的“整区域开发”大型分布式工商储项目，“万全镇工商业储能项目”在浙江省内已不是先例，在2024年浙江省工商业储能备案项目中，也有多个“整区域开发”工商储项目，比如： 由浙江合美储能科技有限公司投资5.07亿元的长合区112WM/224WMh工商业储能，项目拟对长合区（湖州）泗安镇22家企业，天子湖12家企业配置储能系统； 仙居经发科创有限公司投资4.93亿元的仙居县经济开发区60MW/240MWh工商业储能，项目拟对仙居县经济开发区区域内多家企业配置储能； 天台经济开发区资产运营有限公司投资4.27亿元的天台县苍山产业集聚区60MW/240MWh工商业储能，以满足产业集聚区内多家企业峰值时期的用电； 天台县建投储能有限公司投资3.26亿元的天台平桥工业园区智慧储能项目，则将在平桥镇工业园区17个站点，建设总规模为45MW/180MWh分散式用户侧储能。 去年10月，重庆市垫江县高新区用户侧储能项目（二期）招标，该项目也属于“整区域(镇)开发”工商储，建设地点为垫江县桂阳、澄溪、高安三个区域(镇)，储能建设规模150MW/300MWh。 工商业储能主要服务于大工业和一般商业场景，毗邻分布式光伏电源侧及负荷侧，具有提升消纳、减少电能传输损耗等优势，目前工商业储能盈利模式以峰谷套利为主，并有需量控制、需求侧响应、备用电源、电力市场交易等多种模式。 工商业储能单个项目规模相对较小，但同一地域趋同性相对较高，在项目数量与项目规模方面具有较高的可扩张性，若能整区域“打包”开发，无疑能快速增大投资方的市场份额，但也更考验企业的投资-运营一体化能力。

2025年，新一轮电力体制改革进入了第十个年头。十年以来，中国电力市场化改革取得了举世瞩目的成就，从一个半封闭、纯计划的电力行业转变为开放包容、主体广泛参与的电力市场，市场机制不断完善，市场交易电量持续扩大，市场活力得到有效激发，市场红利得到持续释放，一个多元、有效的全国统一电力大市场正在逐步形成。2025年，改革驶入深水区，体制机制中存在的深层次问题逐步暴露，制约着电力市场健康发展。能否有效解决这些问题，是成功建设新型电力系统、助力“双碳”目标、实现可持续发展的关键。 电力市场回顾 2.1市场建设进展 截至目前，电力市场建设取得显著成效，多层次的全国统一电力市场初具雏形，电力价格逐步由市场化方式形成，市场在资源配置中的作用持续增强。 2.1.1市场规则体系建立2024年，《电力市场运行基本规则》(国家发展改革委2024年第20号令）、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9号)、《电力市场注册基本规则》(国能发监管规〔2024〕76号)等文件发布。以电力市场运行基本规则为基础，以电力中长期基本规则、电力现货市场基本规则、电力辅助服务市场基本规则为主干，以信息披露基本规则、市场注册基本规则、计量结算基本规则为支撑的规则体系基本建立。 2.1.2市场机制框架形成在时间跨度上，电力市场涵盖多年期、年度、多月、月度、多日、日前和日内交易。在空间跨度上，电力市场涉及跨区域、区域、省内和分布式交易。在交易方式上，采用了双边协商、竞价、（单向/双向）挂牌、滚动撮合等多种模式。在交易标的上，电能量、辅助服务、容量等交易品种均得到实践或探索。市场机制框架基本搭建完毕并有效实施。 2.1.3市场价格发挥作用在电能量市场方面，中长期+现货的市场架构初步建立，电力市场价格随时间波动，并在空间范围内出现差异。价格的变化与差异，体现了市场供需变化与发电成本变化，有效指导了发用电行为，源网荷储开始跟随市场双向互动。同时，价格信号有效引导电力投资行为，各省市新能源的投资更加趋于理性。在辅助服务市场方面，调峰、调频、爬坡等市场初步探索，虚拟电厂、储能、可调节负荷等新型主体初步参与，各市场主体的调节性价值得到初步体现。在容量市场方面，煤电容量电价建立，推动煤电更加适应向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标实现。在输配电价方面，第三监管周期输配电价发布，为坚强的电网结构建设奠定基础。 2.1.4电力现货市场建设取得突破山西、广东、山东、甘肃的省内电力现货市场与省间现货市场转正式运行，有力鼓舞了各省的市场建设信心。截至目前，蒙西、湖北、浙江、陕西、安徽等地现货市场也陆续转入长周期连续结算试运行。现货市场在全国范围内建设突破，将从根本上确立市场在电力资源配置的决定性作用，也将对投资决策、生产经营、绿色转型等方方面面产生颠覆性影响。 2.1.5绿色电力市场发展迅速2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度持续提升，绿色电力市场、绿证市场与碳市场、可再生能源消纳、能耗双控等呈现复杂的联动关系，绿电与绿证消费量大幅提高。根据相关报道，2024年中国绿证核发量同比增长21倍，绿证交易量同比增长4.2倍，绿电消费量同比提高2倍以上。绿色低碳转型深入人心，逐步取得全社会共识并开展一致行动。 2.2存在问题在取得举世瞩目成就的同时，当前电力市场建设仍然存在若干体制机制障碍，制约着行业健康发展，主要有以下几点。 2.2.1多电源品种同台竞争机制仍需完善当前煤电企业全面参与市场，部分新能源企业仍保障性收购，水电、燃机发电等其它电源品种大部分暂未参与市场。随着新能源装机与电量占比大幅提高，单纯煤电参与的市场无法反映真实的供需关系，给出的价格信号不能有效引导源荷互动，多电源品种公平参与市场势在必行。而不同电源品种成本差异大，且部分存量项目还涉及补贴发放问题，市场同台竞争部分项目会面临较大经营压力，特别是现货市场机制下，风电光伏边际成本较低的特性往往会带来市场价格的剧烈下降，部分省份通过各类手段压低价格，增加了新能源参与市场的难度。新疆、广西、蒙西等地通过授权合约、低价回收等不同机制对新能源参与市场给予一定保护，在市场机制设计上进行了有益探索，对全国各省的市场建设均具有借鉴意义。2.2.2辅助服务市场设计有待探索国家电力市场基本规则体系对辅助服务市场设计进行了顶层设计与总体规范，部分省份进行了实践探索。但就整体而言，辅助服务市场与电能量市场之间的衔接关系尚未理顺。现货运行时段，尽管部分省份取消了调峰市场，但由于限价过低、收益机制过度复杂等因素，电价波动性有限、峰谷价差难以拉开，导致引导调峰的作用有限，火电、储能 的调峰贡献体现仍较少，水电等的调峰责任承担的还不够，增量配网、源网荷储一体化等电网形态的社会责任分摊机制仍不健全。同时，对于调频、无功调节、黑启动等的机制设计均处于探索中。 2.2.3不同层次电力市场的关系还需理顺全国统一电力市场架构中，跨省区市场与省内市场目前并非平等的关系，省间市场优先开市、优先出清、优先执行、优先结算，这沿袭了调度及管理中上下级的体系架构，有利于管理实施、有利于引导资源在更大范围内配置。但同时，这也一定程度上造成了省间壁垒，省间电量仍由政府保障性电量占绝对主导，不能及时响应市场信号，政府对省间电量电价有绝对控制。在政府保障性电量之外剩余的市场空间极为有限，且通道的使用不透明，市场发挥作用有限。 2.2.4调度与交易之间的关系需进一步理清在电力交易之后，执行环节对发用电的调度控制还存在一些较为模糊的空间，如出现电网传输相关约束后单个场站出清与调用的关系，如省间市场出清后在具体市场个体的执行问题，如省间通道使用在不同主体之间的分配问题，核心在于调度与交易之间的关系需要进一步理清，需要通过公开、透明的市场机制推进市场公平。 2.2.5电能量与绿色环境市场的关系还不清晰电力市场、碳排放市场、绿证绿电市场、可再生能源消纳保障机制等未形成有效衔接。碳市场价格与电价尚不能有效联动，绿证市场缺乏广泛应用场景，绿色电力市场中的环境权益价格与绿证价格失真，可再生能源消纳责任权重指标未分解落实到社会主体等，上述问题均对绿色转型发展造成一定阻碍。3 2025年度市场展望 二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，这标志着电力市场改革进入了新阶段。2024年11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，绘制了全国统一电力市场发展的“路线图”，为电力市场发展提供了清晰的方向。根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一……按此对2025年电力市场预判如下。 3.1趋势预判 3.1.1全国统一电力市场体系更加完善大部分省份电力现货市场开展长周期结算运行，并逐步转正式运行。当前已有山西、广东、山东、甘肃四省现货市场实现正式运行，蒙西、湖北、安徽等省现货市场长周期连续结算试运行，多个省份现货市场在短周期结算试运行或模拟运行中。根据《电力现货市场基本规则（试行）》，正式运行工作内容至少应包括：按照规则连续不间断运行，技术支持系统正常运转，依法依规进行规则披露、市场干预、争议处理等。在技术支持系统稳定运行的基础上，现货实现正式运行的关键是市场规则的成熟与完备，部分省份规则中设置的专场交易、歧视性条款、不合理的价格限制、交易限制等内容是阻碍转正运行的核心。预测在完善规则后，若干个省份有希望在2025年进入市场正式运行。区域市场有所突破。尽管区域市场与省间市场、省内市场的关系仍需进一步研究探索，但京津冀协同发展、长三角一体化、大湾区建设等国家区域重大战略持续深化，对区域电力市场协同提出更高要求。预测2025年，区域市场在调节资源共享互济、体系标准统一、省间省内市场联合出清等方面会有所突破。 3.1.2电力市场交易机制逐步完善大部分省份实现中长期连续开市。中长期市场连续不间断开市是现货市场长周期稳定运行的前提，有利于市场主体调节持仓量、响应市场信号，对电网安全与稳定市场预期意义重大。预计2025年大多数省份即将实现中长期连续开市。分时段交易全覆盖。中长期分时段、带曲线签约是实现中长期与现货衔接的重要机制，但在具体实施上不同省份之间还存在差别，如部分地区在电量分时的基础上电价还未分时，在分时的颗粒度上有的地区仅在一天中划分为了3-5个峰平谷时段，有的地区划分为24或96个时点。新型电力系统建设背景下，细化时段颗粒度并实现电价真正波动是市场深化大势所趋。预计24小时以上的分时段交易将在更多的省份推行。火电容量电价将有所提升。新能源装机持续提高给火电企业发电利用小时带来较大冲击。根据国家能源局发布数据，2024年全国6000千瓦及以上电厂的发电设备累计平均利用小时数为3442小时、相较上年同期减少了157小时，2025年预测会进一步下滑。利用小时降低对火电固定成本回收与持续经营造成压力。根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，预计政策会在2025年内出台落地。同时，预计部分地区新型储能容量电价、输电权市场等机制会进一步探索。 3.1.3市场主体范围进一步放开发电侧方面，新能源全方位入市迫在眉睫。建设新型电力系统，新能源将扮演最重要的角色，在电力市场中不可或缺。近年来新能源装机持续提升，全额保障性收购政策难以持续，而存量新能源场站不参与市场会直接扭曲市场信号，因此推动新能源入市是建设新型电力系统、完善全国统一电力市场体系的必由之路。近期市场传闻国家将出台政策，推动全部新能源场站入市参与市场，预计将于2025年内落地。由于软硬件条件限制及对新能源收益的冲击，预计市场机制上会配套相应的保障措施。同时，分布式电源、水电、核电、储能等其它各类电源参与市场的规模会逐步扩大。用户侧方面，电网企业代理购电用户入市节奏进一步加快。2022年以来，由于一次能源成本上涨叠加部分地区的保护性政策，市场化用户电价持续高于电网代购电用户，这在一定程度上阻碍了市场化进程，并造成了市场不公。2025年随着电力市场改革深化，市场化用户主动参与市场的优势逐步显现，同时燃料成本持续下滑，预计市场化用户电价将显著低于代购电价格，推动代购电用户规模增大。 3.2价格走势预判 3.2.1整体市场价格稳中有降从成本角度，对2025年一次能源价格走势存在不同看法。由于国际政治风险、需求增长、批发价格高、生产成本上升、天气寒冷和天然气库存减少等多种因素，相关方预计2025年全球能源价格上涨将带动电价上行。近期为反制特朗普“关税”大棒，中国对原产于美国的煤炭、液化天然气等加征关税，可能在短期内抬升市场价格预期。 从市场供需角度，2024年太阳能、风电发电量增速分别达到44%与16%，均远高于全社会及分产业用电量增速，也远高于市场化电量增速（低于10%）。供需比持续扩大，整体供应偏宽松，叠加各地政府部门降低用能成本驱动，预计市场化电价将有所下降。 从2025年年度交易成交情况看，全国主要省份年度交易电价同比均有不同程度下滑，其中广东等省电价降幅超过10%。新疆等中西部地区由于电价已经处于较低水平，发电侧经营较为困难，年度交易价格整体维持稳定或略有上涨。 3.2.2局部区域、局部时段电价可

2025年2月14日，四川省下发《虚拟电厂建设与运营管理实施方案（征求意见稿）》，主要内容有： 一、建设目标 按照“政府部门主导、电网企业服务、运营主体实施、电力用户参与”的工作原则，构建“1+N”虚拟电厂管理服务体系。依托新型电力负荷管理系统建设 1 个虚拟电厂运营管理平台，为全省N 个虚拟电厂提供运营商平台接入、资格审核、能力校核、运行监测、运行效果评价等服务工作，实现全省虚拟电厂的统一管理、统一服务。 2025 年，推进全省虚拟电厂接入虚拟电厂运营管理平台并参与需求侧市场化响应、电能量市场和辅助服务市场，总体可调节能力达到 100 万千瓦；2026 年，持续深化虚拟电厂管理与市场交易机制，培育全省虚拟电厂规范化、市场化发展，总体可调节能力力争达到 200 万千瓦，达到四川电网最大用电负荷的 3%左右。 二、虚拟电厂定义 虚拟电厂，是指运用数字化、智能化等先进技术，聚合可调节负荷、分布式电源、储能等，协同参与系统运行和市场交易的电力运行组织模式；其聚合资源包括可纳入虚拟电厂管理的能够提供电能量或功率调节能力的发、用电户，包括可调节负荷、分布式电源、储能等。 虚拟电厂系统主要由虚拟电厂运营管理平台（以下简称“运管平台”）、虚拟电厂运营商平台、虚拟电厂终端以及相关信息网络组成。 三、运营管理机构职责分工 国网四川电力配合政府主管部门对虚拟电厂建设与运营进行管理，开展虚拟电厂建设运营指导、监督、检查、考核和评价工作，负责为虚拟电厂运营商与聚合发、用电户提供各类费用结算与收付服务。 四川电力负荷管理中心（以下简称“负荷管理中心”）为虚拟电厂运营商提供市场运营服务，开展虚拟电厂调节能力校核、运营监测、效果评估等工作，并向电力市场运营机构提供虚拟电厂运营商参与电力市场的数据服务支撑，市级负荷管理中心提供业务受理及相关服务工作。 四川电力交易中心（以下简称“交易中心”）为虚拟电厂运营商提供市场注册与变更服务，为虚拟电厂运营商参与中长期市场提供交易组织与出清等服务，出具虚拟电厂运营商电能量市场、辅助服务市场、需求侧市场化响应等结算依据，开展虚拟电厂运营商的履约保函管理工作。 四川电力调度控制中心（以下简称“调控中心”）为虚拟电厂运营商参与现货市场、辅助服务市场提供交易组织与出清等服务，调控中心及其下属机构对接入电网调度控制系统的虚拟电厂实施调度管理。 四、市场交易管理 虚拟电厂运营商可参加的交易类型主要包括需求侧市场化响应、电力中长期、电力现货市场和电力辅助服务市场等。参与电力中长期、电力现货交易应具备售电资质。

新能源行业正经历从政策驱动向市场化竞争的深刻转型，尤其是分布式光伏领域，随着补贴退坡进入倒计时（2027年底前全面退出），行业亟需抓住政策过渡期的关键红利。 存量项目技改加速 储能配置与智能化升级 补贴退坡后，存量项目的收益保障需依赖技术升级与运营优化。 根据2025年电价新政，2025-2027年存量项目虽保留保障小时数，但补贴强度每年递减20%，2028年起全面退出。 为应对收益下滑，政策明确支持存量项目通过技术改造提升竞争力，例如： 1. 储能配置成为刚需：加装储能并参与需求侧响应。 例如，贵州最新政策要求配置项目建设装机容量 10%(满足2小时运行要求)以上储能或购买储能服务。且储能度电成本需降至0.3元以下方可具备经济性。 2. 智能化功率预测系统：加装构网型储能、智能功率预测系统。 通过系统，项目可申请技改专项贷款（利率低至3.85%），显著降低融资成本。此外，智能化系统可提升电力交易中的电价预测能力，增强现货市场套利空间。 策略建议：企业需在2027年前完成存量项目的储能改造和智能化升级，充分利用专项贷款等政策工具，并探索“光储充一体化”模式，以延长项目生命周期。 绿证金融化布局 从补贴依赖到市场化收益 绿证交易和绿电溢价成为补贴退坡后的核心收益来源。 2025年新政提出，高耗能企业强制绿电采购比例提升至35%，绿证交易溢价可达0.05-0.15元/千瓦时。且绿证可作为融资抵押物，头部企业ABS（资产证券化）发行成本或降低1.5个百分点。 1. 绿证金融化创新 绿证与碳市场、电力市场联动，企业可通过绿证质押融资、绿电期货等工具拓宽融资渠道。例如，某光伏企业以绿证为抵押物发行绿色债券，融资成本较传统贷款降低2%。 2. 绿电溢价机制 工商业用户对绿电的需求激增，分布式光伏项目可通过签订长期购电协议（PPA）锁定溢价收益。浙江某工业园区分布式光伏项目通过绿电直供高耗能企业，溢价收益占总收入的30%。 3. 风险对冲 绿证价格波动可能影响收益，企业需结合中长期合约与现货交易，平衡风险与收益。 策略建议：企业应加速布局绿证交易能力，与高耗能企业建立战略合作，并探索“绿证+碳资产”的复合收益模式，同时利用金融工具对冲市场风险。 参与电力现货试点 价格套利与收益锁定 随着新能源全面进入市场化交易，电力现货试点成为收益增长的关键战场。 2025年新政明确，首批12个现货试点省份项目可通过价格套期保值工具锁定收益。峰谷价差或突破3:1，为分布式光伏创造套利空间。 1. 分时电价策略 通过储能系统调节发电时段，在电价高峰时段放电，最大化收益。例如，江苏某分布式光伏项目通过“午间发电+晚间储能放电”模式，度电收益提升25%。 2. 虚拟电厂聚合 新政允许分布式光伏通过虚拟电厂形式参与跨省交易，聚合分散资源提升议价能力。某虚拟电厂聚合50MW分布式光伏资源，年度管理服务费收入超2000万元。 3. 氢储一体化 利用弃电制氢，结合跨省售电提升综合收益。 宁夏某风光氢储一体化项目通过弃电制氢+外送高价市场，收益率较单纯发电提升62%。 策略建议：企业需尽早布局电力交易团队，掌握现货市场价格规律，并探索“分布式光伏+储能+氢能”的多能互补模式，以增强市场竞争力。 过渡期风险与应对预警 分布式光伏企业怎样应对 若未能抓住上述红利，企业将面临现金流骤降风险。 例如，未完成市场化转型的存量风电项目，2028年净现金流或骤降30%。 因此，企业需： 1. 动态评估政策窗口期：密切关注各省配电网承载力评估结果，优先布局承载力绿色区域； 2. 强化合规管理：避免以自然人名义备案非自然人项目，防范法律与金融风险； 3. 优化项目选址：结合电网可开放容量预警机制，优先选择消纳条件优越的工商业屋顶或农村区域。 政策红利窗口期的战略选择 分布式光伏企业如何选择 2027年底前的政策调整期，分布式光伏企业需围绕技改、绿证、现货交易三大核心，构建差异化竞争能力。 具体而言： ◆短期（2025-2026年）：利用过渡期加快存量项目并网，抢占消纳宽松区域； ◆中期（2026-2027年）：布局配储与智能调控技术，适应“四可”标准； ◆长期（2027年后）：依托市场化机制（如现货交易、绿证）实现无补贴可持续发展。 政策红利消退后，行业将全面进入技术驱动与成本竞争阶段。 唯有提前卡位政策导向、强化内生能力的企业，方能在“真刀真枪”竞争中立于不败之地。 结 语 分布式光伏三大红利 2025-2027年是分布式光伏从“政策哺育”转向“真刀真枪”竞争的关键过渡期。 企业需以技术升级、金融创新和市场化运营为核心，抓住技改、绿证、现货交易三大红利，方能在后补贴时代占据先机。 正如行业专家所言：“未来五年，掌握电力交易能力的企业将吃掉80%增量市场，依赖补贴的玩家或批量出局。”

“截至2024年底，我国累计建成新型储能超过6000万千瓦。”2025年全国能源工作会议传出消息。 而这一数字在2023年底，还是3139万千瓦。一年间，增长了近一倍。 2024年，新型储能延续了2023年的加速发展态势，持续稳步增长。 这一年，我国各地新型储能你追我赶、奋勇争先，装机第一的王座频频易主。2023年底，山东以398万千瓦新型储能装机规模排名第一。至2024年8月，山东仍以553.8万千瓦装机规模居全国首位。2024年11月，新疆以817.5万千瓦装机规模打破山东连续两年居全国首位的局面，成功折桂。然而仅过月余，2024年12月底，内蒙古便以1032万千瓦装机规模，超越新疆斩获第一，成为全国首个新型储能装机突破1000万千瓦的省区。 只有动态的数据，没有不变的王者。新疆仍在蓄积力量，突破1000万千瓦只在时间的早晚。 事实上，山东、内蒙古和新疆在2023年底便是新型储能全国排名前三的省区，三者之间的首位争夺均是基于实力，并非黑马凭空出现。 装机规模的首位争夺十分激烈，江苏“双料冠军”的收获也值得一提。拥有近2000家核心发明专利企业，江苏因而成为新型储能产业链规模全国第一，仅用半年时间紧急上马400万千瓦电网侧储能成就500万千瓦规模，成为电网侧储能全国第一。新型储能赛道百卉千葩，争相竞逐。 江苏2024年500万千瓦新增规模的增长速度，一度托举华东地区成为新型储能增长较快地区。这使得国家能源局三季度新闻发布会上，华东地区榜上有名。事实上，西北和华北地区一直雄居榜首，两地区以占全国总装机一半以上的规模，是全国新型储能的主力军。 新型储能调度运用能力持续增强 新型储能的快速发展离不开政策的大力支持。 “新型储能”被写进全国两会政府工作报告，无疑是2024年度最大的政策支持。行业上下无不倍感振奋，撸起袖子加油干的势头锐不可当。 为推动新型储能多元化高质量发展，国家能源局以2024年第1号公告公布了遴选的56个新型储能试点示范项目。示范项目涵盖新型储能主要技术路线，锂离子电池储能项目数量占30%，其他各类技术路线和混合储能项目占70%。目的是发挥项目示范引领带动作用，带动行业高质量发展。 2024年2月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》，直指调节能力存在的问题，重点部署了包括加强调峰能力建设、推进储能能力建设等多方面任务，旨在充分发挥储能在提升系统调节能力的作用，有效解决运行高峰时段顶峰与低谷时段消纳难题，让电力系统调节能力更加适应新能源发展需要。 2024年4月，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，对于新型储能并网接入管理、优化调度运行机制进行了进一步规范，重点解决新型储能利用率较低、新型储能大规模建设和调用不充分的问题。 《通知》印发后，国家能源局推动电网企业完善调度规程。 国家电网积极落实相关要求，出台一系列务实举措，接连发布《调度系统新型储能并网服务指南》《关于做好新型储能并网及调度运行工作的意见》，对新型储能并网服务流程、调度运行机制作出明确规定，提高储能管理水平和运行效率。 南方电网印发《南方电网新型储能调度运行规则（试行）》，要求调度机构根据“多峰多谷”的负荷特性及新能源出力情况，每日科学合理安排新型储能电站“多充多放”，进一步提高南方区域新型储能电站合理利用程度，提升新型储能利用率。 内蒙古电力公司在全国率先印发《内蒙古电网新能源配建储能直接调用实施细则》，明确配建储能直接调用的基本原则、应用场景、调用方式和计量结算要求，形成“自主调用为主，直接调用为应急补充”的市场化调用机制。编制《内蒙古电网电化学储能调度运行管理规定》，明确调度运行、系统运行、调度计划、继电保护、现货市场、调度自动化及监控网络安全等专业管理要求。 新型储能调用水平实现稳步提高。据电网企业统计，2024年1月至8月，全国新型储能累计充放电量约260亿千瓦时，等效利用小时数约620小时。其中，国家电网经营区新型储能累计充放电量约220亿千瓦时，南方电网经营区新型储能累计充放电量约30亿千瓦时，内蒙古电力公司经营区新型储能累计充放电量约10亿千瓦时。 市场化手段提高新型储能参与调节积极性 2024年是特殊的一年。 这一年，两个电力现货市场转正。我国正式运行的省级电力现货市场由2个增加至4个。 在电力现货市场运行背景下，市场化手段能够更为经济、灵活、有效地引导新型储能提高参与电网调节的积极性，充分释放调节潜力，更好发挥对电力系统安全稳定运行的促进作用。 储能在电力市场中主要参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场等。记者梳理发现，我国目前的4个省级电力现货市场，新型储能参与情况各具特点。 2024年12月，山西和广东相继迎来电力现货市场正式运行一周年。 作为我国首个正式运行的电力现货市场，山西电力现货市场有8家独立储能入市经营，共计开展6次新型储能参与调频辅助服务市场结算试运行。山西独立储能电站形成了电力现货市场+辅助服务（一次调频、二次调频）的盈利模式。 独立储能参与二次调频可谓山西特色。 2024年6月，国家能源局山西监管办印发《关于完善山西电力辅助服务市场有关事项的通知》，鼓励独立储能参与二次调频市场，在新型储能市场化探索上又进一步。 早在2022年5月，山西能源监管办印发《山西电力一次调频市场交易实施细则（试行）》，明确新型储能可参与一次调频市场，调频服务报价范围为5—10元/兆瓦，是当时全国首个针对新型储能参与一次调频有偿服务的地方政策。 为了保证电网的频率稳定，一般要对电力环节进行调频，包括一次和二次调频。频率的二次调整是指发电机组的调频器对于变动幅度较大（0.5%—1.5%）、变动周期较长（10s—30min）的频率偏差所作的调整。相比于燃煤机组、水电机组等传统调频资源，新型储能具有布局灵活、响应速度快、发用双向调节等技术优势，替代效果较好，成为调频市场的关注热点，其运行模式以火电联合储能和独立储能调频为主。 储能调频是当下储能最具市场前景、拥有良好回报的一种商业模式。山西电力市场在储能调频的探索上始终走在全国前列。 广东作为全国规模最大、品种最全、最具活力的省级电力市场，于2023年10月在全国率先实现独立储能以“报量报价”方式参与现货交易。广东独立储能通过“电能量+辅助服务+容量租赁”的组合方式，实现可持续的商业运营模式。截至2024年底，6家独立储能电站参与广东现货市场及南方区域调频市场，最大充放电功率70万千瓦。 据悉，广东参与市场交易的独立储能日均等效循环次数可达2—3次，真正意义实现储能“配且用”。 日均等效循环次数是指每日储能系统等效充放电循环的平均次数。在电力市场中，独立储能系统需要在短时间内多次充放电以应对电网的需求波动。在这种情况下，日均等效循环次数作为一个关键指标，反映了储能系统在一天内的快速响应能力和灵活性。 此外，广东的万羚、峡安储能电站参与区域调频市场，为系统提供快速调频资源，实现自主分时选择参与现货市场或调频市场，“分时复用”落地实施。促进新型储能“一体多用、分时复用”，是国家能源局《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》中的具体要求。这种模式下，储能电站可以在一天中的不同时间根据电力系统的实际需求灵活地转换功能。例如，在用电高峰时段提供调峰服务，在电网频率波动时提供调频服务。通过这种方式，储能电站能够更高效地利用其存储的能量，增加其在电力市场中的应用价值，并最终实现利益的最大化。 广东电力市场引导独立储能多赛道最大限度发挥灵活调节能力。 2024年6月17日，山东电力现货市场转正式运行。山东有28家独立储能电站和2座风电场配建储能常态化参与现货市场交易。 山东始终将新型储能摆在突出位置，研究出台全国首部独立储能电力现货市场支持政策、首部长时储能专项支持政策，开展首个配建储能转为独立储能试点，为储能发展营造良好政策环境。 目前，山东电力现货市场建立了独立储能“电能量收益+容量补偿+租赁收益”的市场盈利机制。 2024年9月5日，甘肃电力现货市场转正式运行。甘肃是全国首个为储能开放调峰容量市场的地区。甘肃新型储能参与调峰容量市场，从基于实际调用电量的补偿方式转变为调节能力补偿方式。同时，支持电网侧储能以独立身份参与调频市场，并将电源侧储能与新能源作为整体纳入调频市场交易，获取里程补偿收益。 甘肃独立储能以报量不报价、配建储能与新能源一体化参与现货市场，实现独立储能、新能源配建储能依据消纳和保供需要的最大化调用。2024年8月27日，新版《甘肃电力现货市场规则》发布后，储能市场化机制进一步完善。配建储能由电力调度机构按需调用期间按照独立储能充放电价格机制执行，其次增加储能按需调用补偿费用。按照“后充先放”的原则，记录储能充电成本和放电收益，开展成本补偿。 新型储能技术创新不断涌现 2025年全国能源工作会议披露：“新型储能技术创新不断涌现。” 储能技术被视为提升能源电力系统调节能力、综合效率和安全保障能力的重要手段。目前多种技术并进，从当前来看，压缩空气储能、液流电池储能、钠离子电池储能、熔盐储能、重力储能、飞轮储能这6种新型储能路线备受关注。 根据不同储能时长，新型储能可以分为短时储能（小于1小时）、中长时储能（1—4小时）、长时储能（4小时及以上）。目前国内外尚未对长时储能的时长进行统一定义，国内一般把4小时及以上的储能技术归纳为长时储能。备受关注的6种技术路线中，除飞轮储能属短时储能外，其他皆属于中长时或长时储能范畴。 目前，中长时储能占据主流，并且以锂离子电池储能为主要的技术类型。然而短时储能、长时储能均具有一定的市场体量和各自的发展前景，未来储能市场的发展必定是多元时长、多元技术、多元应用的结合。不同时长的储能在电力系统中有着不同的功效，简言之，短时储能应用于紧急补能需求，长时储能用于长效调峰并网。 短时储能技术主要应用于电力系统的调频、爬坡、顶峰等高频应用场景，以及用户侧的日内调峰和电能质量改善等领域。这些应用场景对储能系统的响应速度和调节精度要求较高。 尤其是电网的一次调频、二次调频亟须短时储能。一次调频的响应时间要求为秒级，这意味着在电网频率出现偏差时，需要在极短的时间内进行调整以恢复频率稳定。 飞轮储能是短时储能技术代表，通过高速旋转的飞轮储存能量，并在需要时将动能转换为电能。 在中长时储能中，锂离子电池储能技术在我国新型储能中占据绝对优势地位。截至2024年上半年，已投运锂离子电池储能占比达97.0%。从技术成熟度看，锂离子电池在规模效应和产业配套上仍然遥遥领先其他新型储能，因此未来5—10年大概率仍为新型储能的装机主流。 在可再生能源迅速发展的当下，长时储能在增强储电能力、保障电力系统调峰和安全稳定运行以及应对极端天气方面发挥着重要作用。长时储能技术包括机械储能类、热能储能类、电化学储能类、化学储能类4个类别。 机械储能中以压缩空气储能、重力储能较为人们熟知。 压缩空气储能技术是目前除抽水蓄能之外最为成熟的物理储能技术之一，也是现今大规模长时储能技术研发的热点。同时，压缩空气储能技术被视为继抽水蓄能之后，第二大被认为适合吉瓦级大规模电力储能的技术。百兆瓦级的先进压缩空气储能技术已成为当前面向大规模长时储能市场产业化的最佳功率级别，对国内压缩空气储能产业的发展及大范围应用有着推动意义。 从目前的压缩空气储能项目来看，压缩空气储能电站项目功率已突破350兆瓦，多个项目容量达到吉瓦级。2024年4月30日，全国最大压缩空气储能项目——山东肥城300兆瓦压缩空气储能示范项目并网发电，年发电量可达6亿千瓦时，能保障超过20万户家庭的用电需求。 重力储能具备安全、长寿命、长时储能等优点。2024年底，江苏如东天楹重力储能项目进行设备的安装调试，为下一步的投运奠定基础，其将实现我国重力储能“从0到1”的突破。重力储能主要原理是利用新能源产生的富余电能提升重力块进行“充电”，等到用电高峰时，再放下重力块，用重力做功“放电”。该项目发电功率为2.5万千瓦，4个小时一来回，一个来回放电10万千瓦时。