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。

4月11日，在ESIE 2025第十三届储能国际峰会暨展览会现场，阳光电源举办主题为“深耕场景x智慧赋能 工商业储能发展更优解” PhD Talk 博士分享会。 活动邀请彭博新能源财经中国能源转型专家寇楠楠担任主持人，汇聚阳光电源工商业储能产品线总经理曹伟、WRI世界资源研究所可持续转型中心能源项目研究专家宋婧、阳光慧碳总经理周文闻，以及媒体机构、行业代表，围绕政策变革、技术创新、零碳园区实践、行业困境破局等热点议题展开对话，共探新能源市场化浪潮下的工商业储能发展更优解。 储能行业正从政策红利期迈向价值深耕期，唯有以技术创新为矛、场景化产品方案为盾，以长期主义，聚焦客户价值，引领工商业绿色转型与行业变革。 政策技术双轮驱动，重塑产业格局 2025年堪称新能源产业变革的关键节点——政策改革持续深化、储能技术产品迭代、AI与能源电力系统加速融合等，正在重塑全球能源格局。在这一进程中，工商业储能深入零碳园区，逐渐成为绿色发展新引擎。 阳光电源工商业储能产品线总经理曹伟博士指出，电力市场化改革与新型储能政策正推动工商业储能从“备用电源”转向“价值创造主体”。分时电价机制与辅助服务市场的完善，将加速用户侧储能收益多元化。而AI与储能的融合正推动行业从“经验驱动”迈向“智能驱动”的范式跃迁。作为全球领先的储能系统解决方案提供商，阳光电源认为，AI技术将在能量管理精准化、调度决策实时化、电力交易博弈最优化三大维度重塑储能产品价值，并催生万亿级市场增量空间。 WRI世界资源研究所能源项目研究专家宋婧博士分享了海外零碳园区的实践经验，指出其核心在于“分布式能源+数字化管理”的协同。她强调，零碳园区不仅是全球碳中和的关键载体，更是区域能源韧性、产业竞争力升级的抓手。阳光慧碳总经理周文闻博士补充，国内零碳园区从试点逐步迈向规模化，而构建“源网荷储”一体化解决方案，“能碳协同”是关键。 回归场景需求，破解能源“不可能三角” 针对工商业绿色转型痛点，宋婧博士指出，企业不仅面临绿色转型要求，还需应对稳定用电、电价波动、限电风险等现实挑战，而储能与分布式能源的灵活配置是破局关键。曹伟认为，“安全、高效、长期主义”是工商业储能可持续发展的三大关键因素，强调阳光电源始终从客户价值出发，回归场景需求，提出工商业储能“一场景一方案”理念。 例如，阳光电源今年最新发布的工商业255CS系列产品方案，在光储融合场景具备“交流耦合”和“直流耦合”模式；针对大工业场景推出“专为大工业”而生的800CS系列产品；为高耗能园区打造“光储充一体化”系统；在限电频发区域，则以储能为核心构建离网备电方案，保障稳定供电；此外还有针对小微商业场景的100度电产品方案、大型用户侧场景下的5000度电产品方案。 现场，周文闻博士以阳光产业园为例，进一步解读了能源“不可能三角”的破解路径，依托iCarbon能碳平台，目前阳光慧碳已在园区、工厂、医院等场景先行实践绿色低碳示范，助力实现“经济性-稳定性-低碳性”的动态平衡。“从可持续发展角度出发，阳光产业园选择了多样化清洁能源供给方案，构建光伏、储能、充电桩等相互补充的可再生能源系统。”阳光储能+阳光慧碳，打造光储充一体化零碳园区助力行业绿色减碳。 价值突围，以长期主义迈向零碳未来 工商业园区绿色转型的核心诉求在于“降本、增稳、减碳”，储能技术需从经济性优化、系统可靠性提升、多能协同融合等维度，全面升级。曹伟从工商业储能发展趋势分析，随着分布式光伏参与电力交易，用户对“储能+交易服务”的需求激增，阳光电源工商储产品提供全生命周期服务模式，覆盖峰谷套利、需量管理、绿电消纳等多维场景。“储能企业要卷价值，而非卷价格”，未来阳光将持续深耕工商业场景，基于需求洞察、产品创新、极致服务，深化全球化布局，不断构建护城河。 谈及零碳园区海内外落地实践，宋婧博士认为仍需政策端明确碳核算标准、市场端完善绿电交易机制。周文闻博士则强调，零碳园区的发展离不开虚拟电厂、能碳协同，需打通能源流、碳流、数据流，并现场阐释了其关键技术和商业模式。 面对国内竞争乱象与国际合规挑战，现场嘉宾纷纷结合自身研究和实践领域，提出行业困境破局思考，共同呼吁以良性竞争驱动可持续产业生态。 作为全球领先的新能源企业，阳光电源在工商业储能领域的核心竞争力源于其技术创新、场景深耕与安全引领，通过全栈自研与全球化布局形成差异化壁垒。阳光电源工商业储能产品方案目前成功应用于全球超1000个项目，助力工商业低碳转型。

在现代社会，电力已成为与水、食物同等重要的基础资源。但与自来水和粮食不同，电力的生产、传输和消费必须实时匹配，且涉及复杂的物理网络和经济机制。电力市场作为电力资源优化配置的核心机制，其体系结构的复杂性远超一般商品市场。 一、电力批发市场：电力交易的"中枢神经" 1. 定义与核心功能 电力批发市场是电力市场体系的"心脏"，负责在发电侧与用电侧之间建立价格发现机制。其核心功能包括： 资源优化配置：通过市场竞争选择成本最低的发电机组价格信号传递：实时反映电力供需关系系统可靠性保障：通过经济手段确保电力供应安全 2. 运作机制解析 以美国PJM市场为例，其日间市场（Day-Ahead Market）通过全电量竞价，发电企业申报机组出力曲线和报价，市场出清系统结合负荷预测和网络约束，计算系统边际电价（LMP）。这种"全电量竞争"机制确保了市场效率。 3. 中国实践：从计划到市场的转型 我国电力批发市场经历了从"计划分配"到"中长期交易为主+现货试点"的转变。2021年南方（以广东起步）电力现货市场试运行期间，通过"日前+实时"双结算机制，电价波动最高达2元/千瓦时，有效缓解了煤电亏损问题。 二、电力零售市场：连接用户的"最后一公里" 1. 市场结构特征 零售市场呈现"双寡头"与"自由竞争"并存的格局： 售电公司角色：代理用户参与批发市场，提供套餐服务价格形成机制：批发价格+零售价差+服务费用户选择权：在准入机制下自主选择供应商 2. 典型模式对比 模式类型 代表国家 用户选择权 价格形成 垄断型 日本 无 政府管制 竞争型 英国 完全开放 市场竞争 混合型 德国 有限选择 双轨制 3. 中国零售市场发展现状 2022年全国市场化交易电量占比达46%，但仍有超50%用户通过电网公司购电。广东试点"零售套餐分级"，推出"基础套餐+可选附加服务"模式，用户满意度提升23%。 三、电力实物市场 vs 金融市场：实物交易与金融工具的协同 1. 实物市场：电力物理属性的交易 交易标的：实际电力商品（电能量、容量）核心功能：确保电力实时平衡典型产品：中长期差价合约（PPA）、日前市场合约 2. 金融市场：风险对冲与价格发现 衍生品类型：电力期货、期权、差价合约功能价值：对冲价格波动风险（如煤价波动），发现远期价格信号，提高市场流动性 3. 两者协同案例 英国N2EX电力期货市场与实物市场联动：发电企业通过期货锁定未来电价，同时在实时市场根据机组状态调整出力，实现风险对冲与收益最大化。 四、电能量市场与容量市场：电力系统"双支柱" 1. 电能量市场：电力商品的"价值实现" 交易标的：电能量（kWh）核心目标：发现电力使用价值典型场景：风电场通过竞价获得每度电0.35元收益 2. 容量市场：电力系统的"安全保证金" 存在必要性：弥补边际成本定价的缺陷运作模式：拍卖制（如英国T-4拍卖），容量义务制（如美国PJM）中国实践：2021年华中区域启动容量补偿机制，对备用容量支付0.05元/千瓦/日 3. 两者协同效应 美国PJM市场通过"能量+容量"双轨结算，确保在2023年极端高温期间系统备用容量充足，避免了拉闸限电。 五、辅助服务市场：电网稳定的"隐形守护者" 1. 市场构成要素 服务类型：一次调频（频率调节），备用容量（旋转/非旋转备用），无功支持（电压调节）定价机制：按效果付费（如按MW/分钟计价） 2. 技术演进趋势 传统提供者：燃煤机组（调频响应时间2-3分钟）新型参与者：储能电站（响应时间<1秒）市场创新：虚拟电厂聚合分布式资源参与调频 3. 经济价值量化 2022年浙江辅助服务市场中，储能电站通过调频服务获得每兆瓦时最高3000元收益，相当于其度电成本的150%。 六、输电权市场：破解电网阻塞的"钥匙" 1. 市场运行逻辑 阻塞管理：物理潮流与合同路径的偏差输电权类型：FTR（金融输电权），PTR（物理输电权）价格形成：反映节点电价差值 2. 典型案例分析 美国NYISO市场中，FTR持有者通过套利机制：买入低电价区发电权，卖出高电价区电力，通过FTR覆盖输电成本 3. 中国试点进展 2023年华东区域开展输电权交易试点，通过"输电权+差价合约"组合，降低跨省交易成本约0.08元/千瓦时。 七、电力现货市场：实时市场的"神经末梢" 1. 市场设计要素 交易周期：15分钟-小时级 价格特征：节点电价（LMP）关键功能：平衡实时供需，发现边际成本 2. 价格波动典型案例 2021年广东电力现货市场：日间电价0.3-0.5元/千瓦时，电网堵塞时段电价达2.1元/千瓦时，风电大发时段电价跌至-0.1元/千瓦时 3. 市场机制创新 德国日前市场引入"负电价"机制，当可再生能源过剩时，用户获得发电补贴，促进储能投资。 八、电力中长期市场：稳定性的"压舱石" 1. 合约类型与功能 差价合约（PPA）：锁定价格波动风险物理合约：确保物理交割金融合约：纯风险对冲工具 2. 典型交易策略 发电企业：签订"固定价格+浮动价差"合约用户侧：采用"阶梯式"电价合约应对峰谷波动 3. 中国中长期交易发展 2023年全国中长期交易电量突破5万亿千瓦时，其中：绿电交易占比达18%，省间交易占比提升至35% 九、单边市场与双边市场：市场设计的"双路径" 1. 单边市场模式 典型代表：早期的电力库模式（如中国2002年）运作特点：政府设定统一电价，电网公司作为唯一购电方局限性：缺乏竞争导致效率低下 2. 双边市场模式 核心特征：多主体直接交易交易方式：场外协商，集中竞价，平台撮合优势：提升交易透明度和效率 3. 过渡期的混合模式 2020年山东电力市场采用"双边协商+集中竞价"组合，2022年双边交易占比达65%，市场集中度从CR4=80%降至55%。 十、市场体系的协同运作：电力系统的"交响乐" 1. 市场层级关系 顶层：辅助服务市场 中层：容量市场+金融衍生品 底层：电能量市场+输电权市场 终端：零售市场 2. 典型交易流程 发电企业申报机组参数市场出清确定发电组合输电权交易平衡网络约束辅助服务市场保障系统稳定零售公司向用户分发电力 3. 系统稳定性保障机制 备用容量机制：保持10%-15%的备用容量价格上限规则：设置2元/千瓦时的紧急价格天花板市场干预权：在极端情况下启动政府调节 十一、市场改革的全球实践与启示 1. 欧洲市场：一体化与绿电转型 ENTSO-E系统：实现跨国电力流动绿电证书（GO）：2023年交易量突破1000亿千瓦时挑战：跨区输电能力不足导致电价差异达50% 2. 美国市场：区域差异与创新 CAISO市场：光伏占比达35%时仍保持稳定PJM市场：通过容量市场维持煤电退出平稳创新点：需求响应参与辅助服务市场 3. 中国改革路径：渐进式市场化 2015年电改9号文：确立"管住中间、放开两头"原则2021年现货试点：8省开展电力现货市场2025年目标：形成全国统一电力市场 十二、未来市场发展的三大趋势 1. 市场机制数字化 区块链应用：实现交易数据不可篡改AI预测：负荷预测误差降低至5%以内虚拟电厂：聚合分布式资源参与市场 2. 绿色电力市场深化 绿电溢价：2030年或达0.1元/千瓦时碳市场联动：碳排放权与电力市场耦合国际绿证交易：形成全球统一标准 3. 用户侧革命 虚拟电厂用户：家庭储能设备参与调频动态定价：需求响应触发实时电价调整能源社区：本地化电力交易网络兴起 电力市场体系的完善程度，直接决定着能源转型的成败。从物理电网到数字电网，从单一发电到多能互补，从计划分配到市场优化，电力市场正在经历前所未有的变革。随着新型电力系统的构建，市场设计将更加注重： 灵活性：适应高比例可再生能源包容性：容纳分布式能源和储能设备可持续性：推动碳中和目标实现 未来电力市场的终极形态，必然是一个物理特性与市场机制深度融合的智能系统，它将像互联网一样，成为现代社会不可或缺的基础设施。

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。