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Vol1010.不想只赚辛苦钱了

虫虫说电力改革

10月14日，中国石油集团董事长、党组书记戴厚良在北京会见了沈鼓集团董事长、党委书记戴继双，双方就加强务实合作进行了交流。值得拆开看的是——戴厚良点名了四个合作方向：科技创新、工艺和装备国产化、大模型技术场景应用、终端能源电气化。时点也值得注意。沈鼓集团9月17日刚在上海证券交易所主板敲钟，还不满一个月，能源央企为一家刚上市的装备供应商“站台”？没那么简单。沈鼓是国内大型重载离心压缩机、往复压缩机和高端核主泵领域的龙头，产品被称为炼化、天然气、煤化工、核电等装置的“工业心脏”。2025年沈鼓集团对中国石油的销售收入约12.43亿元，占主营业务收入12.37%，中石油位列其第一大客户。此番会见，双方除了谈合作，或将产生更多深度绑定。会见说了啥两头的话术不一样，各自“要什么”却很清楚。中石油一侧，四个合作方向后面跟着落脚点——“着力提升产业链供应链韧性和安全水平，为保障国家能源安全、建设制造强国作出更大贡献”。这是把一家设备商放进了自己的安全叙事里。沈鼓一侧，戴继双说“持续推进装备高端化、智能化、绿色化，为中国石油高质量发展提供服务支撑”，主语从供应商挪到了服务商。真正的新东西，是其中两个此前少见的词：“大模型技术场景应用”和“终端能源电气化”，把中石油和沈鼓的合作内容点明了。电气化这件事已经有实物。2026年5月，国内首台套全电驱乙烯“三机”试车成功，造它的是沈鼓。所谓全电驱，是把乙烯装置里压缩机的驱动动力从蒸汽、燃气改成电机。乙烯装置是炼化环节的耗能大户，驱动方式一改，装置最大的减碳变量就被动到了。中石油手里有庞大的存量装置要降碳，沈鼓手里有压缩机，这两件事凑在一起就不是买设备，而是共同改造装置。大模型那半句写得更谨慎。通稿说的是“场景应用”，不是联合研发基础模型。逻辑对中石油有利：它有场景和运行数据，沈鼓有近150项国产化装备的机组经验。谁先把压缩机的智能运维、故障预警做成能收费的服务，谁就把一次性的设备买卖变成长期合同——沈鼓三大业务板块里，本来就有一块叫工业服务。二十年交情把此次会见放在两家几十年打交道的进程中看，一点也不意外。2006年国家决定上百万吨级乙烯项目，沈鼓接到研制百万吨乙烯压缩机组的任务；2009年首台试车成功，中国成为第四个掌握这项技术的国家。真正落在中石油的装置上，是2012年10月——国产百万吨级乙烯压缩机第一次用于抚顺石化80万吨/年乙烯装置。此后沈鼓把规格从120万吨、140万吨一路推到150万吨。2024年5月，沈鼓与中国寰球工程签下中沙古雷150万吨乙烯项目的乙烯三机合同，装置最大负荷180万吨/年，2026年7月完成中交并启动联动试车。往西看，西气东输的长输管线压缩机也是沈鼓的产品；往外看，沈鼓早年借中国石油技术进出口公司的渠道把压缩机组打进非洲化工市场，参与过中东压缩机项目和印尼天然气输送项目。这次会见不是破冰，是把双方既有的供货关系往前再挪一格。两本账看沈鼓自己的账本，就明白为什么这趟北京值得董事长亲自跑。招股书口径下，2023年到2025年，沈鼓营业收入从82.06亿元涨到101.22亿元，归母净利润从3.55亿元增至7.39亿元。百亿营收配七亿多利润，净利率约7.3%，大国重器赚的仍是辛苦钱。公司自己测算，2026年1至9月营收同比在-3.98%到1.28%之间，归母净利润同比减少8.13%到23.83%，增长正在换挡。更要紧的是客户结构。2023年到2025年，沈鼓前五大客户占主营业务收入的比例从29.74%升到37.62%、再到40.96%，一年比一年集中。另一边是2025年末27.08亿元的逾期应收账款，占应收账款余额的61.41%，期后回款比例只有14.43%；资产负债率长期压在70%以上。这次IPO申报时拟募21.34亿元，实际发行3.11亿股、募资总额约13.65亿元。缺资本、缺回款、缺订单确定性。中石油那本账正相反。12.43亿元的采购，放进中石油的盘子里几乎可以忽略，它买东西主打品质过关“不断供”。据行业公开数据，2024年沈鼓在大型重载离心压缩机和工艺流程往复压缩机的中国市场份额均列第一，屏蔽主泵以36台的在手订单占69.2%的份额居行业首位。截至2025年末，公司在手订单208.57亿元，约是全年营收的两倍。国内没有备份、不可替代，业内因此叫它“国家砝码”。对央企来说，把砝码扶起来本身就是任务。风向标这场会见的意义有三层，第一层，“链长”从口号变成动作。能源央企不再只是提带动产业链，而是把核心装备供应商写进董事长级会见和集团的安全叙事里。往后凡是带“提升产业链供应链韧性”字样的表述，多半都能找到一家具体的设备厂坐在对面。第二层，国产替代进入了按业主技术路线站队的阶段。炼化跟中石油、中石化，核主泵跟国家电投，煤化工里还有宁夏宝丰这类民营大玩家，沈鼓2025年前五大客户名单正好把这几类都装进去了。装备商的份额不是靠单次投标打下来的，而是跟着业主的路线一家家锁定。绑定一旦形成，后来者很难切进去。第三层，比赛项目换了。单机国产化基本打完，剩下比拼的是成套能力、电气化和智能运维。谁能把绿色改造和AI运维打包卖出去，谁就能拿到下一个五年的合同。资本市场也在同时给答案。沈鼓上市初始成了“神股”，发行价4.39元，首日收涨373.80%，成交21.81亿元，换手率79.62%；上市次日盘中最高涨幅297%，市值一度超过2568亿元。到10月14日，股价跌5.66%，主力净流出8058.95万元，次日盘中价已回到20元出头。按31.1亿股总股本粗略折算，市值不足650亿元，只有高点的一半。换句话说，冲上去的涨幅一个月内退了个干净，题材炒完，故事还得回到7.3%的净利率上。没落地的事此次会见，没有框架协议，没有订单金额，也没有合资或联合实验室的披露。含金量要靠下一步动作来定，可以盯的是三件事：合作方向会不会落成带金额的长协或联合攻关项目；全电驱乙烯机组能不能进入中石油新建与改造装置的采购名单；央企客户的回款节奏会不会跟着订单一起改善那27亿元的逾期账款。至于“大模型技术场景应用”，它是给AI留的一个表态位置，还是真要拿出可交付的产品？明年或许会有答案。

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Vol1008.光伏对加出口关税归零

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近日，加拿大国际贸易法庭（CITT）发布公告，终止对原产于或进口自中国的晶硅光伏组件和层压件产品的第二次反倾销、反补贴日落复审，并撤销2021年3月生效的征税令。加拿大边境服务局（CBSA）自9月18日起停止征收相关反倾销税和反补贴税。这意味着，延续逾11年的加拿大对华光伏贸易壁垒正式落幕。但这件事对行业的影响，不能简单理解为“加拿大市场全面打开”。更准确地说，它是一次关税成本清零、情绪面改善、但短期业绩弹性有限的政策变化。最高154.4%附加关税退出此前，中国光伏组件出口加拿大普遍面临两项附加税负：反倾销税：税率区间为9.3%—154.4%，多数企业适用154.4%；反补贴税：约0.340元/瓦。此次双反税令撤销后，相关产品适用加拿大最惠国税率，而该品类最惠国税率本身为0，因此中国光伏组件和层压件进入加拿大市场的关税成本归零。涉案产品主要包括晶体硅光伏组件、层压板，以及部分薄膜光伏产品，对应海关编码主要为8541.42.00.00和8541.43.00.00。额定功率不超过100W的产品、集成在非发电为主功能电气设备内的产品不在调整范围内。为什么此时取消：本土制造萎缩这次终止并非CITT经过完整损害调查后认定中国不再存在倾销，而更接近一次程序性终止。 CBSA在2026年7月仍认定，若双反措施到期，中国光伏产品的倾销和补贴“很可能继续”。但CITT最终认为，即便存在倾销可能性，也不足以对加拿大国内产业造成实质性损害威胁。背后关键原因在于：加拿大本土光伏组件制造能力已大幅萎缩。Heliene等本土厂商自2022年底起基本停止生产，Silfab也闲置了加拿大产能，超过95%的离网光伏组件依赖进口。换句话说，加拿大继续维持高额双反税，并没有保护本土制造业，反而抬高了本国清洁能源项目的开发成本。同时，这也与中加经贸关系回暖有关。2026年初，加拿大总理访华，双方签署《中加经贸合作路线图》。此后加方调整了对中国电动汽车、钢铝产品的关税安排，并明确不再推进拟议中的对华光伏和半导体加征关税计划。行业象征意义大于短期业绩拉动从情绪上看，这是一次积极信号。在全球光伏贸易壁垒持续增加的背景下，加拿大出现关税松动，说明当本土制造能力不足、能源转型需求迫切时，贸易壁垒可能让位于实际需求。但从量上看，短期影响有限。 2025年，中国组件出口加拿大金额约1096万美元，出口量约119MW；2026年1—8月出口额约733万美元，出口量约52MW。相比2025年中国光伏组件约249.8GW的出口规模，加拿大市场占比不足0.05%。此外，加拿大项目落地还受融资、许可、并网、采购审批等因素制约。过去十余年，越南、马来西亚等东南亚供应源已在加拿大市场形成较稳定渠道。即使关税清零，中国组件要重新进入，仍需完成认证、重建客户和渠道关系。所以，更合理的判断是：加拿大市场是未来可争取的增量市场，但不是当前光伏出货的主战场。一个样本从产品范围看，直接受益的是具备晶硅组件、层压板出口能力的企业，尤其是此前对加拿大或北美市场有布局、且拥有海外产能或直供渠道的组件厂商。比如阿特斯在加拿大有较强品牌基础，部分企业也通过东南亚基地间接服务北美市场。此次关税清零更多改善的是直接出口的关税条件，并不意味着加拿大订单会立刻大幅回流。对央国企开发商而言，加拿大项目若重启或扩容，也可能获得更低成本的组件采购选择；对逆变器、支架、EPC和物流企业来说，则属于间接受益，弹性相对更弱。这件事最值得写进行业判断框架的，不是“加拿大市场有多大”，而是它提供了一个观察全球光伏贸易壁垒的样本：贸易壁垒并非不可松动。当本土制造能力不足、能源转型成本压力上升时，关税政策可能出现务实调整。光伏出海正在从“产品出口”转向“供应链与渠道竞争”。关税清零只是第一关，认证、融资、并网、本地化服务同样重要。全球市场分化会继续。加拿大松动，但美国、印度、欧盟等市场仍存在不同程度的贸易限制。企业仍需要多市场、多基地、多币种结算能力。行业拐点仍要看盈利修复，而非单一关税事件。光伏板块当前更关键的变量仍是供需出清、价格修复、海外订单质量和企业现金流改善。加拿大双反终止有助于情绪修复，但不足以单独驱动行业大反转。加拿大终止对华光伏双反，是中国光伏在全球贸易环境中的一次积极突破。关税归零降低了直接出口成本，也改善了北美市场的进入条件。但从行业层面看，它更多是结构性利好、情绪面提振、中长期渠道修复，而非短期业绩爆发点。对企业来说，更值得跟踪的不是“加拿大是否开放”，而是企业能否借此重建北美渠道、优化海外产能配置，并在中东、拉美、东南亚、非洲等真正高增长市场形成持续订单转化。

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Vol1009.光伏12项技术拟纳入出口管控！

虫虫说电力改革

10月16日，商务部、科技部发布2026年第48号公告，拟修订《中国禁止出口限制出口技术目录》，增列人工智能、生物医药、光伏三个领域共40项技术，并同步对相关技术实施出口前登记管理。其中，光伏领域拟纳入多晶硅制造、硅片制造、电池制造相关12项技术，管理范围还包括承载这些技术的关键和核心设备。需要第一时间澄清的是：这次管的是“技术、工艺、核心设备和产线输出”，不是光伏组件、电池片等终端产品出口。公告明确，利用相关技术制造的产品不在管理范围内。政策出处与执行节奏此次修订目前仍处于公开征求意见阶段，征求意见时间为2026年10月16日至11月15日。但在正式目录修订实施前，相关技术出口已启动临时登记管理。技术出口经营者在出口公告所列技术前，需在商务部业务系统统一平台登记。需要登记的情形主要包括：向境外转让技术所有权；境内技术授权境外使用；境内技术所有权人或实际控制人变更为境外主体；商务部明确要求登记的其他情形。对于列入目录管理的光伏关键和核心设备出口，也需按规定登记。 12项光伏技术管什么？从公告和答记者问看，光伏12项技术主要覆盖三大环节：多晶硅制造、硅片制造、电池制造。其中，拟禁止出口的技术包括钙钛矿及叠层电池组件生产技术等；拟限制出口的技术包括单线产能≥3万吨/年的多晶硅工程技术等。这意味着，真正被纳入管控的，是具备明显代际优势、工程化门槛高、且可能影响国家安全或产业长期竞争力的核心工艺与设备。为什么此时出手？官方给出的理由有三点。第一，维护国家安全和利益。光伏技术正逐步应用于航天、无人装备、高安全等级基础设施等敏感领域，核心制造技术外流可能带来新的安全风险。第二，支持绿色技术共享。列管范围有限，未达到管控指标的技术仍可自由出口，普通组件和常规设备不受影响。第三，补齐技术出口监管短板。光伏关键技术转移往往伴随产线出口、安装调试、工艺升级而发生，过去这类“伴随式输出”较难被有效识别，现在被纳入统一监管。对行业意味着什么？产品出口不受影响，技术输出进入“许可证时代”。组件、电池片等产品仍可正常出口。受影响的是海外整线输出、工艺授权、核心设备交付、产线调试升级等场景。企业今后在海外建厂或技术合作时，需要更清晰地区分“卖产品”“卖设备”和“转让技术”。海外建厂不会一刀切，但合规门槛提高。如果海外项目只使用普通设备和未达管控阈值的工艺，原则上不受影响；但若涉及高端多晶硅、大尺寸硅片、高效电池核心工艺转让，就需要履行登记，并在目录正式实施后申请技术出口许可证。中国光伏的“技术护城河”被制度化确认。进入出口管制目录，本身就是一种稀缺性背书。它意味着国家层面认定这些技术具备全球领先性、替代来源稀缺、且关系产业长期竞争力。设备企业短期承压，长期有利于价值回归。光伏设备企业过去依靠整线输出、工艺打包获得订单。今后，先进设备出口可能面临更严格的审查，短期项目周期和合规成本上升；但长期看，这会倒逼企业从“拼规模、拼价格”转向“拼工艺、拼设备、拼系统能力”。全球光伏竞争从“产能战”转向“技术战”。近年来，欧美加速重建本土光伏产能，海外对整线技术和核心工艺的需求上升。此次管控并非阻止绿色技术共享，而是防止中国长期积累的技术代差被无序外溢，避免“低价产品出海”之后又出现“核心技术低价外流”。企业需要关注三个动作梳理技术清单：区分普通工艺、受限工艺、禁止出口技术，尤其是多晶硅、硅片、电池环节的核心参数。重审海外合同：对产线交付、调试服务、工艺授权、设备升级条款做合规拆分。建立出口登记机制：提前判断是否触发临时登记要求，避免影响外汇、税务、海关和海外项目进度。这次不是光伏产品出口的“刹车”，而是技术外溢的“闸门”。中国光伏仍会继续卖产品、做海外项目，但最核心的工艺、设备和产线能力，将进入更严格的合规管理。

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Vol1002.“宁王”跌掉一半，真正的坎在2027年

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2026年以来，宁德时代的股价经历了一轮令人瞩目的过山车。5月7日，A股股价一度冲上历史高点；9月15日，创业板第一大权重股低开低走、午后跳水，收盘暴跌6.2%，报316元，创下一年来新低；此后跌势延续，10月21日股价跌破230元，较年内高点回撤超过50%，总市值缩水至1.07万亿元。主流市场观点将下跌归因于“去宁德化”：多家车企调整电池采购策略、推进供应链多元化，试图降低对宁德时代的单一依赖。客户结构松动的担忧，叠加二线厂商的低价竞争，让市场对这位全球电池霸主的定价逻辑产生了动摇。但在我们看来，表层是情绪与客户结构的波动，底层则是锂电行业供需两端的“弱周期”困境：需求端，全球新能源车增速换挡，国内储能装机增长态势放缓，碳酸锂价格冲高回落，电池价格中枢持续下移，收入端的“量价”剪刀差不断拉大；供给端，近两年高速扩张的产能正进入集中兑现期，2026年半年报中在建产能高达764GWh（科普：按照1辆纯电车电池容量60度，1GWh可装配约1.7万辆汽车），一旦行业需求增量不及预期，这些“看得见的产能”就会变成产能利用率与折旧摊销的双重拖累。这轮困境，是行业从增量扩张进入存量竞争的必经阶段，还是宁德时代自身增长逻辑的拐点？我们拆开供需两端的数据，结合财报与产业周期，看看这位全球动力电池龙头，正处在怎样的周期位置。 01 动能切换：动力电池交棒储能，需求端在变弱宁德时代是全球最大的锂离子电池研发与制造企业。2025年，公司实现营业收入4237亿元、同比增长17%，归母净利润722亿元、同比增长42%，日均盈利约2亿元；动力电池全球市占率39.2%、连续九年居首，国内装机份额43.4%，储能电池出货量全球市占率30.4%、连续五年居首，市场份额与盈利规模均处行业首位。公司主营由此分为两大板块：动力电池系统面向新能源整车客户，为车辆提供驱动电能，是收入的主体，读者较为熟悉，此处不再展开；储能电池系统则是规模次之、增速与盈利俱佳的第二增长曲线。储能电池，通俗地说就是把电先存起来、需要时再放出去：风大光足、电价较低时充电，无风无光或用电高峰时放电，承担电能的时移存储与调峰调节。它之所以在这两年快速放量，是因为恰好踩在几条确定性需求的交汇点上。在国内，风电、光伏的大规模并网带来“弃风弃光”和电网调峰压力，储能是支撑“双碳”与新型能源体系落地的必需环节；在海外，地缘冲突推升电价、电网薄弱地区供电不稳，储能成为对冲能源安全焦虑、实现用电自主的重要工具，欧洲户储、新兴市场工商业储能由此高增；更新增的变量是海外AI数据中心的爆发式建设——训练与推理带来陡峭的用电负荷，配储可平抑峰值、保障供电连续性，正在成为储能需求新的增长极。 2025年，动力电池系统营收3165亿元，占营业收入的74.7%，同比增长25.1%，毛利率23.8%；储能电池系统营收624亿元，占比14.7%，同比增长9%，毛利率26.7%。需说明的是，储能收入增速低于销量增速：全年储能电池销量121GWh、同比增长29.1%。将时间轴拉长至2020—2026年上半年（见上图），公司的增长驱动力经历过一次清晰切换。2020—2024年由动力电池主导，伴随新能源车渗透率提升至超过60%，公司装机快速放量；储能则始终处于配角地位，收入占比由2020年不足4%缓步升至2024年约16%，期间的需求增量绝大部分来自动力电池。 2025年起动力电池增速开始换挡，储能随之接棒。2026上半年，储能业务收入达533亿元、同比增长87.5%，增速接近动力电池的两倍，收入占比由2025年全年的14.7%抬升至19.2%。整体可概括为前半程由动力电池拉动、后半程由储能接力。明确业务结构后，需求的来源随之清晰。我们发现，宁德时代的产品需求与碳酸锂的需求本质同源。碳酸锂的下游应用几乎全部集中于锂电产业链，动力电池与储能电池正是锂最主要的两大消费方向，而宁德时代的两大主业恰好完整覆盖这两大需求来源，二者在产业链上下游高度重合。这意味着下游电池的采购规模决定上游碳酸锂的需求体量，反之，碳酸锂的量价波动构成观察宁德时代需求的前置指标。过去三年，宁德时代股价与碳酸锂期货价格走势趋同性较强，二者锚定新能源车、储能同一终端需求。低点均落在 2024-2025年初区间：碳酸锂最低约60000元/吨，宁德时代股价低点约150元/股，随后二者低位震荡。自2025年下半年开启共振上行，同步冲高，高点集中在2026年3-4月：碳酸锂最高突破200000元/吨，相较低点涨幅约200%；宁德时代股价峰值超过460元/股，较低点涨幅超过两倍。2026年4月之后，终端需求边际走弱，锂价快速回落，股价同步回调，回调均超过50%。这一轮回落并非单纯的投机退潮，而更多反映需求端的边际降温。进一步检验需求曲线的方向，可将其三条主要下游数据并列观察，趋势高度一致。其一为新能源车：2026年1-9月规模以上企业新能源汽车产量1245.7万辆，增长12%，而2025年增速为25.1%，一年内接近腰斩；新能源汽车国内销量同比下降约11%、出口同比增长约1.3倍，内需的实际降温幅度大于总量数据显示的水平。其二为风光装机：受困于新能源发电效益向差，2026年1-8月风光发电新增装机仅150GW，大幅下降48%。风光发电装机增量与储能的关联在于，风光是储能的前置需求，电站建设节奏放缓将直接压制配储需求。其三为储能装机本身。一是成本端，2026年上半年碳酸锂价格涨幅明显，直接抬升电芯与系统造价，压缩储能项目内部收益率；二是收益端，储能装机并非线性增长——储能赚的是电网负荷不平衡的钱，装机越多，低谷充电、高峰放电越是在熨平负荷曲线，峰谷价差随之收窄，电站收益下降，反过来又抑制新增装机意愿。结果是2026年1—9月国内新型储能新增装机102.3GWh，同比仅增长6%，较2025年储能电池出货79%的爆发式增长明显放缓。三条链条相互印证，逻辑得以闭合：新能源车、风光、储能同步较2025年降速，作为上游前置指标的碳酸锂价格随之退烧回落，并将最终传导至宁德时代的经营端。本节的核心结论是，宁德时代面对的仍是一个增长延续、但增速显著放缓的市场，其需求的冷暖与碳酸锂高度同频——在相当程度上，理解了碳酸锂，也就理解了宁德时代的需求。 02 产能扩张：2027年产能集中投放，折旧压力将抬升需求端的降速只是故事的一半，另一半写在供给端。把宁德时代2020—2026年上半年的产能数据拉成一条时间轴（见下表），可以清楚看到一家龙头如何在需求最亢奋的年份选择了最激进的扩张。六年间，公司产能由69.1GWh一路抬升至772GWh（2026年半年报产能年化为1050GWh），产量由51.7GWh攀升至748GWh，规模扩张不可谓不迅猛。但真正值得警惕的不是已投产的产能，而是账面上仍在爬坡的在建产能。复盘其投放节奏，一个规律浮现出来：在建产能的峰值，往往踩在行业周期的顶点。2020—2022年碳酸锂价格自数万元一路上行、需求全面爆发，公司在建产能由77.5GWh增至152GWh，增长接近翻倍；进入2025年，行业产能利用率冲高至96.9%、储能需求超预期放量，公司再度加码，在建产能由219GWh跃升至321GWh，至2026上半年在建产能更骤增至764GWh，几乎与2025年产能持平。需求最好的时点扩最猛的产能，这种“顺周期”的资本开支选择，将为未来的产能消化埋下隐患。值得强调的是，产能利用率的高低并不能完全消解这份担忧。2025年96.9%的利用率看似接近满产，但那是建立在储能爆发、需求集中释放之上的一次性高点，而非可持续的常态；一旦需求增速回落，前期高投入形成的产能便会从“紧平衡”迅速转为“过剩”。换言之，当前的高利用率恰恰是激进扩张的理由，也是未来利用率下行的伏笔。 2024年的利润表，恰好提供了这种激进扩张在周期下行期侵蚀盈利的样本。那一年是碳酸锂价格跌落最彻底的年份，也是产能利用率回落至76.3%的时点。从量价关系看，公司电池产量由389GWh增至516GWh、增长32.6%，但营业收入却由4009亿元降至3620亿元、下滑9.7%——典型的"量增价跌"，多出来的产量没能换来同比例的收入，价格中枢的下移几乎抵消了全部的量增。更关键的是利润与产量的增速差。当年净利润540.1亿元、同比增长15.5%，明显低于32.6%的产量增速；折旧成本随产能释放而刚性抬升，管理费用、销售费用分别同比增长14.5%和17.1%，刚性支出并未随收入下滑而同步收缩。与此同时，资产减值损失由58.5亿元扩大至84.2亿元、同比增幅高达43.9%——存货与资产的减值，正是产能利用率偏低、产品价格下行的直接结果。这意味着在锂价深跌的环境下，新增产能带来的折旧摊销与存货减值首先吃掉了一部分利润，规模的扩张不仅没能增厚盈利，反而摊薄了单位产出所能获得的回报。沿着这条逻辑向后推，真正的压力窗口落在2027年。按照宁德时代之前的投产节奏，在建产能自披露之日起约一年内即可转化为真实产能，而2026年上半年764GWh的在建规模，意味着相当一部分将在2027年上半年集中投产、正式进入计提折旧的周期。问题在于时间点的高度重叠。2026年被普遍视为本轮碳酸锂价格的阶段性高点，若价格中枢不出现明显抬升，2027年的锂价相较同期大概率将有一段较大幅度的回落，进而传导至公司的定价与收入端。供给与需求在此错位：2027年产能集中兑现、折旧刚性抬升，恰逢需求边际降温，料成业绩承压最重之年；股价回撤，正是市场对这一错位的提前定价。 03 “造电池容易，但造好电池很难” 回到开头留下的那个问题：宁德时代正处在周期的什么位置？ 2025年年报的开篇，董事长曾毓群写下了一句话：“造电池容易，但造好电池很难。”这句话既是对整个行业的注解，也恰好点破了本文所说的“弱周期”困境的另一面：困境写在供需两端的量与价上，出路则藏在“能不能造出别人造不出的好电池”里。前两部分分别论证了需求端的同源降温与供给端的集中投放，这一部分把镜头拉回到公司差异化的厚度与当下的估值，能给我们哪些线索。先看差异化，起点是研发。2025年公司研发投入221亿元，占营收的5.2%，无论从绝对规模还是投入强度看，都是二线厂商的数倍。研发上的持续高投入，本质上是在为“造好电池”这件事不断加高护城河。这种投入落到产品上，体现为耐久性、循环寿命、快充与放电倍率等硬指标上的持续领先，神行、麒麟等高端产品长期卡位在行业第一梯队。更直接的证据藏在报表里：即便在2024年碳酸锂价格跌落最彻底、全行业陷入价格战的那一年，公司的动力电池毛利率仍守在23.8%、储能毛利率26.7%，明显高于二三线同行。换句话说，差异化让它在同一轮价格战中受到的侵蚀更小、维持盈利的能力更强。这正是“造好电池”对“弱周期”最直接的对冲，也是宁德时代与二线厂商在“量”的赛道之外，另开的一条“质”的赛道。最新的三季报提供了一个新的观察切口。 10月20日，宁德时代披露三季报，单季净利润同比仅增长14.5%，按照营收增速测算营业成本，同比多增约80亿元，是利润承压的主因。市场普遍解读为竞争加剧，次日股价下跌超过10%。但管理层在业绩交流会上给出另一种解释：前两年碳酸锂低价周期签订的历史长协低价储能订单，在三季度集中交付，属偶发性的成本错配。言外之意，四季度仍将恢复较好增速。究竟是市场认知过度，还是管理层粉饰，需要在2026年年报中观察、验证。笔者倾向于相信管理层。四季度盈利增速按15%测算，全年利润约912亿元；按前三季度的31.6%增速测算，全年利润约950亿元。当前股价对应的市盈率在11.3-11.7区间，而宁德时代过往的估值下沿约在15倍。对一家仍稳居全球第一、盈利规模在行业居首的制造企业而言，这个估值本身并不苛刻。按现有分红水平测算，对应的股息率超过4%。这个位置已经可以称得上是一个值得认真对待的机会区间。估值只是坐标，不构成答案。我们更感兴趣的，是接下来一两年里将陆续浮现的产业趋势。 764GWh在建产能陆续投产之后，两个此前悬而未决的问题会同时见分晓。其一，储能与人工智能数据中心的配储需求，究竟是政策与产业趋势驱动的“真需求”，还是被提前透支的账面需求。其二，在失去锂价红利、甚至需要面对降价压力的环境里，宁德时代的产品到底还剩多少差异化的分量。第二点尤其值得玩味。行业里流传着一句话：二线厂商最怕的，不是宁德做出更好的电池，而是宁德降价。因为一旦降价，凭借成本与规模优势，宁德完全可以把二三线供应商从整车的供应链里挤出去。反过来，这对车企未必是好消息——辛苦推进的供应链多元化可能重新失效，议价权再度向单一龙头倾斜。于是开头的问题有了答案的形状：这既是行业从增量扩张进入存量竞争的必经阶段，也考验着宁德时代自身的增长韧性。“弱周期”是供需两端共同的周期，不会因为谁是龙头就绕道而行；但差异化的厚度，决定了它在同一轮周期里能站得多稳、走得多远。如今，供需两端的压力已经写进了报表，估值也已经提前反应了大半，真正需要观察的，是产能集中投放之后的2027年上半年——需求是真是假、降价会不会来、“宁王”能否替代、差异化的护城河还守不守得住。

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Vol1007.氢能部分环节“投资过热”，发改委表态！

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10月20日，国家发展改革委召开10月份新闻发布会，围绕《关于发展新质生产力的意见》落实中的“因地制宜”原则作出解读，直面产业盲目跟风投资现象，特别针对氢能部分环节投资过热表态，将出台相关方案引导产业错位有序发展。会上，有媒体提问，《关于发展新质生产力的意见》印发后，社会各界反响热烈。《意见》把“因地制宜”作为重要原则，强调发展新质生产力不能“一哄而上”。在具体落实过程中，应如何把握好这一要求？国家发展改革委创新和高技术发展司副司长任中保表示，因地制宜的本质是实事求是。发展新质生产力，因地制宜既是立足各地资源禀赋、防止同质化竞争的硬性工作要求，也是尊重区域发展差异、把各地比较优势转化为发展实效的科学方法论。实践中，要将因地制宜贯穿到发展新质生产力的始终。一是在规划布局上坚持科学理性。我国地域辽阔，各地资源禀赋、产业基础、科教资源、创新能力千差万别，各地发展新质生产力的主攻方向理应不同。各地规划布局重点发展产业领域、谋划提出重大工程项目时，要对本地区是否具有相应的基础条件作充分论证，坚决避免“一哄而上”、遍地开花。将按照国家的有关规定，做好国家和省级未来产业、新兴支柱产业等领域专项规划衔接，压实省级发展改革部门对市县级专项规划编制的管控和衔接，引导各地在坚持全国一盘棋前提下，找准符合本地区实际的发展赛道。二是在项目安排上发挥比较优势。《意见》明确提出，“对一哄而上、盲目投资等造成重大损失的严肃追究责任”。国家和地方在组织项目时，都要作深入论证，避免盲目投资、乱花钱。比如，近期针对氢能部分环节投资较热的问题，正在制定方案，统筹考虑国家战略需求、技术成熟程度、要素支撑条件等因素，合理布局重大项目，引导地方在关键核心技术攻关、可再生能源制氢示范、应用场景开拓中找准自身的定位、实现错位发展。三是在支持政策上追求规范精准。《意见》明确提出，“严禁借发展新质生产力之名违规滥用政策”，这是必须守住的底线。实践中，要督促地方按照全国统一大市场建设的要求，依法依规使用政策，不触碰综合整治“内卷式”竞争、整治恶性招商引资等划定的政策红线。同时，也不能搞“一套模式”，要更加注重精准支持。比如，在实践中，支持国际科技创新中心和区域创新中心提高自主创新能力、培育发展新赛道，支持东北、中部等地区运用数智技术、绿色技术推动产业转型升级、向产业链高端攀升。

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Vol1006.国家发改委出手统一电力现货市场规则

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10月19日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，向社会公开征求意见。这份文件标志着自2015年新一轮电改以来，中国首次出台覆盖全国、统一适用的电力现货市场纲领性规则。征求意见稿明确，规则自2027年1月1日起施行，有效期5年，同时废止2023年发布的试行版本。所谓电力现货市场，就是经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。按范围分省间、区域和省三级，按时间分日前、可靠性机组组合、日内和实时四种。征求意见稿的核心变化集中在几个方向。第一，市场成员扩大了。除了传统的发电企业、售电公司和电力用户，文件首次以规则形式明确新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等"新型经营主体"可以参与现货市场竞争，并响应实时价格信号。这意味着储能和虚拟电厂这些过去主要靠政策扶持的行业，终于获得了正式的市场准入身份，可以通过市场机制赚钱。第二，价格机制明确了。文件原则上采用节点边际电价出清机制，形成反映电力时空价值的价格信号。简单来说，就是哪里电多电价就低，哪里电少电价就高，让价格真正反映供需。经营主体有报价权和定价权，电网代理购电用户作为"价格接受者"不申报价格。文件还要求设置申报限价和出清限价，并建立发电机组运行成本补偿机制。第三，结算机制更透明了。现货市场采用"日清月结"模式，每日清分计算，每月结算。发电侧采用节点边际电价结算，用户侧暂按统一结算点价格。文件特别强调不得设置不平衡资金池，每项结算项目独立记录，不能再像过去那样用一个大池子掩盖盈亏问题。此外，文件还推动调频、备用等辅助服务市场与现货市场联合出清，跨省跨区交易结果作为现货市场的约束条件。这份规则出台的背景是，中国电力市场化改革已经推进了多年，但各省现货市场规则各自为政，省间无法协同。2025年以来，一系列配套政策密集出台：年初的136号文推动新能源上网电量全面入市，电价由市场交易形成，结束了新能源享受保障性收购的历史；114号文从国家层面明确新型储能的容量价值，给储能发了"底薪"；4号文提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系。到了2026年，山东、山西、甘肃等省份的现货市场已经连续运行，午间光伏大发时段现货价频繁出现零电价甚至负电价，辽宁在2026年1月创下连续9天负电价的纪录。这些现象说明，新能源大规模入市后，电价波动幅度远超以往，传统的计划定价模式已经难以适应新的电源结构。对储能行业来说，这份规则的影响尤为直接。过去五年，储能行业很大程度上依赖"强制配储"政策生存，新能源项目被要求配套建设储能才能并网。但2025年2月，136号文实际上抽掉了这条命根子，配置储能作为并网前置条件的要求被取消。储能的客户从"被迫买单的新能源开发商"变成了"精算到小数点后的电力市场"。现在，储能可以通过参与现货市场的峰谷价差套利、参与辅助服务市场获取调频收入、通过容量电价机制获得保底收益，多种收入来源叠加，商业模型才真正跑得通。广东在2025年12月已经率先让首批发电类虚拟电厂以"报量报价"方式参与现货市场交易，聚合了约3300万千瓦的可交易资源，约占全省风电、光伏总装机容量的40%，为全国性规则出台提供了先行经验。对新能源企业而言，规则意味着必须学会看价格信号来安排发电计划。文件支持新能源与场站配套储能作为联合报价主体参与现货市场，陕西现货市场的实践已经证明这一点——新能源利用率稳定在93%以上，实现了保供与消纳的双赢。但挑战也同样存在：现货市场的价格波动可能加剧新能源企业的收入不确定性，如何在低价甚至负电价时段减少损失，将成为企业运营能力的试金石。征求意见稿的公开征求意见期为2026年10月19日至11月18日。如果规则按此落地，2027年起中国电力现货市场将进入全国统一规则下的规范化运营阶段。对于发电企业、储能运营商、虚拟电厂、售电公司和电力用户来说，都需要尽快研究规则变化对自身业务模式的影响，提前做好市场参与准备。毕竟，当电价真

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Vol1005.新型储能“巨系统”入选国家首批标志性场景

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10月20日，国家发展改革委发布首批136个标志性重大应用场景清单，由广东省发展改革委牵头申报、南方电网公司、广州市发展改革委和国家新型储能创新中心联合承担的“能源强国背景下新型储能安全高效可靠应用场景”入选，成为广东省入围的10项场景之一。10月22日，广州集中发布入选的7个场景，该储能场景位列其中。这一场景的核心不是再建一批孤立储能电站，而是把分散在主网、配网、微网中的储能资源纳入统一规划、统一设计、统一建设、统一调度的“巨系统”。项目范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南、江苏、内蒙古七省区，汇聚60余家企业、高校和科研院所，依托东西横跨2000公里的南方电网交直流混联大电网作为“超级中试平台”，常态化开放真实工况验证场景。国家新型储能创新中心同步开放测试、中试、实证平台，面向全行业提供场站级验证环境，可复现电网复杂工况与故障。建设层面，主网侧将在关键节点布局不少于200个储能项目；配网侧推动台区储能、线路储能和车网互动；微网侧打造零碳园区、算电协同、工业绿色微电网等场景。广州已具备一定基础，截至2026年10月全市新型储能装机规模达75.4万千瓦，预计年底超过80万千瓦，2030年目标为300万至500万千瓦。国家新型储能创新中心白云实证基地已建成150MW/300MWh，覆盖锂电、钠电、液流、半固态等多条技术路线，可为产品并网前提供试运行验证。从产业背景看，新型储能已被列为2026年政府工作报告明确的六大新兴支柱产业之一。截至2025年底，全国已建成投运新型储能1.36亿千瓦，同比增长84.3%，但行业同时存在“量增价跌”“建而未用”、商业模式不清晰等问题。广东新型储能产业出口居全国首位，目标是到2027年营业收入达到1万亿元。该场景依托南方区域电力市场健全容量补偿、辅助服务和现货交易规则，预计可拉动投资超千亿元；“十五五”末南方区域新型储能总装机预期超6000万千瓦，有望突破1亿千瓦，支撑4.6亿千瓦新能源装机。这一场景的实质意义在于把储能从“单个项目能不能并网”推进到“多技术路线、多主体、跨区域如何协同调度”。过去储能多为新能源场站强制配储，质量参差不齐，且缺乏真实电网工况下的长期验证数据。现在通过大电网开放验证、统一调度规则和市场机制配套，新技术可以在实际运行中迭代，产品并网前的安全可靠性也能得到更充分检验。后续关键仍在于三点：不同技术路线在真实电网中的长期可靠性数据能否沉淀；容量补偿、辅助服务和现货市场规则能否让储能获得稳定收益；跨区域调度、审批和数据共享机制能否真正打通。这三件事决定“巨系统”是停留在规划层面，还是能形成可复制的调度与商业模型。

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Vol1004.售电“一口价”时代收尾

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上海市发改委近日印发的“新能源上网电价市场化改革通知”中明确，集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。其中最受市场关注的一条，是现货市场差量结算调整为差价结算方式。这句话看似技术性，实际影响很大。过去很多省份现货结算采用“差量结算”，即中长期合约电量按合约价结算，偏差电量按现货价结算；改为“差价结算”后，更强调所有电量先按现货价格结算，中长期合约或机制电价主要承担财务对冲功能。这意味着，新能源和售电主体的收益，将更直接地暴露在现货价格波动之下。差价结算，上海“嵌”得更深 2025年国家“136号文”已明确，新能源上网电量原则上全部进入市场，同时建立新能源可持续发展价格结算机制；对纳入机制的电量，电网企业按机制电价与市场交易均价之差进行结算，相关费用纳入系统运行费。福建、山东、江苏、浙江、广东等地均已落地。上海这次的不同在于，它不仅延续了新能源机制电价差价结算，还把“差价结算”写入了现货市场结算规则本身。也就是说，差价结算不再只是新能源托底收益的工具，而是正在成为现货市场的基础结算方式之一。上海的文件同时明确，新能源上网电量不再作为保量保价优先发电，电网企业可通过市场化方式采购新能源上网电量，用于匹配居民、农业和代理购电工商业用户用电。江苏取消固定电价，正在打通批零传导链上海这一调整，需要放在全国售电侧改革背景下看。就在几天前，江苏电力交易中心印发《2027年江苏电力零售市场交易工作指引》，明确取消固定价格电量比例、现货市场价格联动电量比例、比例分成方式等要求，推动零售套餐电能量价格全面锚定批发市场价格。过去，工商业用户常能签“一口价”合同，批发侧涨跌，用户感知有限。江苏新规落地后，零售电价将更直接跟随批发市场波动，批零价格传导链条被进一步打通。这对售电公司意味着：靠信息差、固定价差、低价长协锁定用户的模式正在失效。对工商业用户而言，电价将更透明，但价格波动也会更明显。对储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体来说，峰谷价差将更多由市场供需决定，传统固定价差套利空间被压缩。广西售电亏损，暴露“一口价+现货波动”脆弱性售电行业今年已经经历了一轮压力测试。 2026年以来，广西、广东等地出现批零倒挂，售电公司购电成本高于零售电价，部分企业出现严重亏损。广西9家央企所属售电主体曾联名反映，2026年1—8月当地售电行业累计亏损超20亿元，9月单月预计亏损超10亿元。背后原因并不单一：一次能源价格上行、现货电价大幅波动、售电公司年初低价签单、中长期合约覆盖不足、零售合同缺乏价格传导机制，都加剧了风险。更关键的是，很多售电公司仍沿用“低买高卖”的价差模式，零售合同以固定价为主，批发侧现货价格一旦上行，亏损就难以向下游传导。广西案例说明，现货市场越成熟，售电公司越不能只靠价差生存。上海方案的信号：市场化进入“深水区” 把这三件事放在一起看，电力市场化改革正在从“发电侧入市”走向“全链条价格传导”。上海这次文件还同步完善了代理购电机制、绿证协同机制和增量项目机制电价竞价安排。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不再重复获得绿证收益，对应绿证划转至本市专用账户。这意味着，新能源项目未来收益将更依赖三件事：现货价格水平、机制电价竞价结果、绿电和绿证市场表现。单纯依赖保量保价、固定电价、批发零售价差的经营模式，空间都会越来越小。对发电央国企而言，需要重新测算新能源项目收益模型，尤其是差价结算、现货限价、机制电价执行比例变化后的现金流影响。对售电公司和综合能源服务商而言，固定价差红利正在消退，负荷预测、交易风控、绿电交易、储能协同、需求响应和碳资产管理能力，会成为新的竞争门槛。对工商业用户而言，未来电价将更贴近真实供需，低价“一口价”合同会减少，用电管理、储能配置和绿电采购的重要性会上升。上海这份文件把差价结算进一步嵌入现货体系，并与代理购电、绿证、机制电价竞价联动，释放出明确信号：电力市场化改革正在从“扩面”走向“提质”，价格信号会越来越真实，风险分担也会越来越市场化。

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Vol1003.13省，固定分时电价作废！

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2025年底，国家发改委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），文件中明确：直接参与电力市场交易的经营主体，不再执行政府制定的固定分时电价，全部按照市场规则形成的分时价格结算。中央定调后，各省开始落实执行，截至目前，共有13个省份发文明确取消政府核定的固定分时电价（含两省征求意见稿）。分别是，贵州、湖北、陕西、辽宁、河南、吉林、云南、重庆、安徽、四川、河北南网、山西（征求意见）、江苏（征求意见）。厘清改革核心关键问题一、改革范围本次改革仅针对直接参与电力市场交易的工商业用户，居民、农业、学校、医院等民生用电价格及峰谷政策保持不变。此举旨在保障民生底线，避免市场波动影响普通用户，同时推动工商业用电侧市场化，助力新型电力系统建设。二、改革原因核心是适配新能源高占比的电力系统。截至2025年底，风光装机占比达 47.3%，其 “看天吃饭” 的特性导致供需波动剧烈。传统固定分时电价时段僵化，价格信号失真，无法引导新能源消纳与负荷调节。三、核心变化并非取消分时电价，而是取消政府核定的固定分时定价。峰谷机制保留，但时段与价差由市场供需、新能源出力实时决定。定价权交还给市场，让电价真实反映电力商品价值，提升资源配置效率。四、未来发展方向行业将从 “政策套利” 转向 “技术与运营驱动”。储能需摒弃固定价差套利，升级电价预测与负荷管理能力，转向调频、备用等辅助服务。光伏消纳环境优化，弃电率下降，光储融合协同价值凸显。长期将建成全国统一电力市场，AI 算法与交易能力成核心竞争力。

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Vol1000.执行40余年的这一电价制度实质性退出

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2025年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自2026年3月1日起，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。这标志着执行40余年的固定分时电价制度进入实质性退出阶段。本文系统梳理了固定分时电价的制度演进与退出脉络，深入剖析了高比例新能源渗透、批零价格传导梗阻、现货市场制度适配三重深层逻辑，分析了售电公司、储能企业和电力用户面临的影响与挑战，并提出了针对性的政策建议。从行政定价到市场定价的制度演进我国固定分时电价制度起步于20世纪80年代，其核心逻辑是政府根据电网负荷规律，将一天24小时划分为高峰、平段、低谷（部分地区增设尖峰）时段，并制定差异化固定电价，引导用户错峰用电，实现削峰填谷。在煤电占主导、负荷特性相对稳定的计划经济时期，这一制度有效提升了电力系统利用效率。 2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），规定峰谷电价价差在最大系统峰谷差率超过40%的地方原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。该文件成为此后几年各地分时电价政策的核心指导依据。然而，随着电力市场化改革纵深推进和新型电力系统加速构建，固定分时电价的制度根基发生了根本性动摇。2025年12月17日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），其第三十五条明确规定：“对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。”该规则自2026年3月1日起施行，有效期5年。这一政策转向并非偶然，而是电力市场化改革从“试点探索”迈向“全面施工”的标志性事件。它意味着电价形成机制从政府核定正式迈入“随行就市”的市场化阶段，其深层影响将重塑电力产业链各环节的运营逻辑。取消固定分时电价的三重深层逻辑（一）高比例新能源下价格信号严重失真当前，我国新能源装机呈井喷态势。截至2025年底，全国风电、光伏装机已突破18亿千瓦，部分地区新能源装机占比超过50%。新能源出力具有强随机性和间歇性，“看天吃饭”的特征使传统基于历史负荷规律设定的固定时段完全失效。一个典型的悖论是：光伏发电最多的午间，在固定分时电价框架下往往被设定为高峰或平段，电价被人为抬高；而傍晚光伏退出、用电需求旺盛的时段，反而可能因行政定价未能及时调整而价格偏低。以陕西省为例，陕西电力交易中心在《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》中专门指出，2026年市场化用户分时价格不再执行峰谷浮动政策，“最低电价将主要出现在中午光伏大发时段”。在现货市场环境下，价格本应真实反映实时供需。以辽宁省为例，1月1日至25日，现货市场实时出清价格跌破-0.1元/千瓦时的时段达272小时，占比42.83%，1月6日全天均价首次跌入负值。这种极端价格信号在固定分时电价框架下根本无法体现。若继续执行行政定价，不仅无法引导用户消纳午间富余绿电，反而会因“高峰高价”的错位激励阻碍新能源消纳。（二）批零价格传导梗阻制约市场公平当前电力市场存在一个突出的“剪刀差”问题：批发侧现货电价价差已高达0.7—0.8元/千瓦时，部分时段甚至出现负电价；但零售侧固定峰谷价差普遍锁定在0.4元以内，且调整周期长达半年甚至一年。这种“批发能涨能跌、零售价格封顶”的“肠梗阻”，造成三方面负面影响。一是价格信号传导断裂。批发侧的分时电价信号难以有效传递至终端用户，削弱了用户削峰填谷的经济激励。二是售电公司业务模式单一。多数售电公司仍依赖传统的购销价差盈利，缺乏基于能效管理、需求响应和绿电交易等综合服务能力，部分企业甚至利用信息不对称或规则漏洞获取超额利润，截留了降价红利。三是零售市场竞争不足。由于价格信号被人为固化，售电公司难以通过差异化服务形成竞争优势，市场活力受到抑制。（三）固定分时电价与现货市场存在制度性冲突固定分时电价制度设计于煤电主导时代，其“高峰高价”逻辑基于“白天工作时段用电多”的负荷特征，属于典型的行政性静态定价。其价格水平由政府主管部门基于历史负荷数据和成本加成原则核定，调整周期通常为半年或一年，具有显著的滞后性。而电力现货市场以15分钟为周期生成96个时段价格，一天产生96个价格点，能够精准反映电能量在时空维度上的边际成本变化。新型电力系统建设客观上要求价格机制从“行政平均”转向“市场边际”，从“静态粗分”转向“动态精细”。固定分时电价与现货市场在价格信号生成机制上的本质性差异，决定了前者必然要让位于后者。两种模式并行推进《电力中长期市场基本规则》施行后，各地迅速响应。据梳理，截至2026年5月底，贵州、河北（河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南、安徽、四川、江苏等12个省份已明确落地取消固定分时电价政策；山西、新疆、湖南、上海、蒙东、黑龙江等地处于征求意见或细则制定阶段。从实施路径看，各地主要呈现“全覆盖”和“分步走”两种模式。全覆盖模式以湖北、陕西、重庆等为代表，直接参与市场用户（包括批发用户和零售用户）全部纳入，终端分时电价由市场交易价格传导形成。该模式价格信号统一清晰，可以快速打通批零两侧价格传导，但对售电公司的市场运营和风险控制能力要求较高。分步走模式以河南为代表，采用渐进式改革，保留部分行政分时电价兜底约束，推出多元用电套餐，设置改革过渡期，逐步提升市场化分时电量比例。该模式改革节奏相对缓和，有利于市场主体逐步适应，但可能延长价格双轨制运行时间，增加制度摩擦成本。值得注意的是，辽宁作为现货市场正式运行省份，其改革更具标本意义。2026年1月起，辽宁现货市场引入-0.1元/千瓦时的申报和出清下限，负电价从偶发变为常态，市场化价格信号对供需调节的作用得到充分释放。从“政策套利”到“市场博弈” （一）售电公司：从价差套利到曲线管理在固定分时电价时代，售电公司的核心盈利模式是“低买高卖”的价差套利，辅以政策红利下的信息差收益。取消固定分时电价后，售电公司必须实现三重能力升级。一是价格预测能力。售电公司需要建立覆盖日前、实时、中长期多时间尺度的价格预测模型，整合气象数据、负荷预测、新能源出力预测、机组检修计划等多源信息。价格预测精度直接决定了现货市场的交易盈亏和套餐设计的竞争力。二是风险对冲能力。售电公司应提升电量曲线分解能力和用户负荷预测精度，积极运用电力期货等金融衍生品（待上市），构建“现货+中长期+金融”三维对冲体系，建立动态风险敞口监测机制，防范极端价格事件导致的流动性危机。三是用户服务能力。售电公司需要从单纯的电力零售商向“数据驱动的综合能源服务商”转型，为用户提供定制化用电优化方案，包括基于用户负荷特性设计差异化电价套餐（如“光伏友好型”套餐鼓励午间用电）、提供储能及需求响应一体化解决方案、开发用电行为分析和能效诊断增值服务等。（二）储能企业：套利模式崩塌与多元收益重构取消固定分时电价对工商业储能的冲击最为直接。传统“两充两放”的峰谷套利模式建立在行政价差稳定可预期的基础上，一旦价格由市场决定，峰谷价差动态化导致收益难以测算，部分项目甚至面临经济性归零的风险。但这并非储能行业的末日，而是倒逼商业模式重构的契机。新的盈利体系应确立“三足鼎立”格局：一是容量市场提供底盘收益，通过容量补偿机制兜底固定资产投资，引导行业向4小时及以上长时储能倾斜；二是现货与辅助服务市场创造弹性收益，储能凭借毫秒级响应优势，在调频及现货交易中精准“低充高放”；三是综合能源服务开拓新兴蓝海，储能转向需量管理、需求响应，并与算力中心、零碳园区等场景深度融合。这场变革推动储能企业核心竞争力从“拼硬件成本”转向“拼运营交易”，从单一“产品供应商”升级为“解决方案服务商”。短期阵痛不可避免，但长远来看，这为具备精准电价预测、多市场协同运营能力的优质企业打开了更广阔的市场空间。（三）电力用户：从价格接受者到主动参与者取消固定分时电价后，终端用户面临的价格环境从可预期的稳定转向有波动的灵活。工商业用户中，具备负荷调节能力的可通过优化生产排班、调整设备启停时段、配置储能设施等方式主动响应价格信号；负荷调节能力弱的则应选择信誉良好的售电公司，签订组合类电价合同，在锁定部分价格风险的同时保留部分市场收益。居民用户短期内仍执行目录电价或电网代理购电价格，受影响有限。但随着智能电表普及和动态套餐推广，具备智能家居、电动汽车、分布式光伏等资源的用户，可通过“光储充一体化”实现用电成本优化，甚至向电网提供灵活性服务获取额外收益。需求响应资源方面，工业可调节负荷、商业空调、数据中心等可通过聚合商平台参与现货市场和辅助服务市场，将可削减负荷转化为可交易资产。政策建议（一）对售电公司一是尽快建立“预测—交易—风控”一体化数字平台，优先投入建设覆盖日前、日内、实时市场的多时间尺度价格预测系统。二是主动布局电力期货等金融衍生品，构建三维对冲体系，实现从单纯电量买卖向“能量+调节+容量”多维价值运营的升级。三是设计场景化零售套餐，推动用户从价格接受者向资源协同者转变。（二）对储能企业一是将容量电价收益作为投资决策的“底盘收益”，优先布局4小时及以上长时储能技术路线，重点关注液流电池、压缩空气、重力储能等技术。二是以虚拟电厂聚合模式参与多品种市场交易，实现“一资产多收益”。三是与算力中心、零碳园区等新型负荷场景深度融合，开拓“能源即服务”（EaaS）商业模式。（三）对电力用户工商业用户应加强与专业机构合作，开展负荷可调节潜力评估，将可削减负荷转化为可交易资产。有条件的居民用户可提前布局光储充一体化家庭能源系统，为动态电价普及做好技术准备。大型用户应建立内部能源管理团队，将能源成本从固定支出转化为“可优化变量”。（四）对政策制定者一是稳妥设置过渡期。对于市场化程度较低、市场主体风险承受能力较弱的地区可设置1—2年过渡期，允许部分电量仍按原分时电价结算，逐步扩大市场化比例，避免“一刀切”引发市场剧烈波动。二是完善零售市场监管。取消固定分时电价后，售电公司与用户之间的信息不对称问题可能加剧。应强化售电公司准入与退出管理，建立零售套餐备案与公示制度，严禁利用信息优势损害用户利益。同时，完善保底售电机制，防止售电公司违约退市导致用户承受过高电价。三是加快电力期货等金融衍生品上市。当前市场主体缺乏有效的风险对冲工具，价格剧烈波动时只能被动承受。建议加快推进电力期货、期权等金融衍生品研发上市，为售电公司和大型用户提供标准化避险工具。四是建立动态峰谷时段调整机制。对于仍执行政府分时电价的电网代理购电用户，应建立基于现货价格信号的动态时段调整机制，改变数年一调的静态模式，使行政定价尽可能贴近市场供需实际。五是统筹容量电价与市场化改革。取消固定分时电价后，煤电、储能等调节性资源的收益模式将发生根本变化。应加快完善容量电价机制，确保调节性资源能够获得合理收益，避免因电能量价格走低导致有效容量投资不足。结语固定分时电价的退出，是我国电力市场化改革进程中具有里程碑意义的制度变革。它不仅是价格形成机制的转换，更是电力资源配置方式从行政指令主导向市场价值驱动的根本转型。对售电公司而言，这意味着从政策套利者到专业服务商的身份重塑；对储能产业而言，这是从单一价差依赖到多元价值创造的商业模式重构；对电力用户而言，这是从被动用电到主动参与的行为转变。当然，改革不会一蹴而就。现货市场的不完善、主体能力的不均衡、风险工具的不充足，都决定了这一转型需要政策制定者的审慎设计和市场参与者的积极适应。唯有政府、企业、用户三方协同，才能在保障电力安全供应的前提下，真正实现“电价由市场说了算”，推动新型电力系统建设行稳致远。

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Vol1001.电、碳、证三大市场协同，堵点在哪？

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国家“十五五”规划明确全面实施碳排放总量和强度双控制度，以强度控制为主、总量控制为辅，将碳排放双控作为约束性指标纳入五年规划实施体系，坚持政策引导和市场激励相结合构建全方位、多层次的低碳管控格局。绿电市场、绿证市场快速发展，并与碳市场加强协同，将成为驱动我国能源转型、实现“双碳”目标的关键力量。研究梳理我国“电—碳—证”市场发展现状及协同趋势，研究碳价传导、数据互通等问题，助力推动碳排放双控目标平稳落地与高质量发展协同共进。 “电—碳—证”市场机制发展现状分析全国碳市场双轮驱动格局基本形成，扩围后减排效能与市场活跃度显著提升。我国已建成强制配额与自愿减排互补衔接的全国碳市场体系，2025年首次扩围，将钢铁、水泥、铝冶炼三大高排放行业纳入管控，覆盖全国二氧化碳排放总量超60%，截至3月底，全国碳市场累计成交量已达8.85亿吨，累计成交额突破591亿元。全国自愿减排市场（CCER）2024年重启后已累计发布18项方法学，2025年首批国家核证自愿减排量成功上市交易，截至2026年2月，CCER市场累计成交量1062.35万吨，累计成交额7.59亿元，我国碳市场规模持续扩大，定价与资源配置功能进一步显现。绿电市场有序规范运行，“证电合一”模式成为可再生能源环境价值溯源的重要手段。绿色电力交易作为电力中长期交易单列品种，在交易组织、电网调度、交易结算等方面享有优先地位，依托“证电合一”机制，可实现电力物理使用价值与绿色环境价值同步转移落地。随着小时级绿电交易逐步推广应用，绿电交易品种持续丰富、交易时序不断细化，可以精准适配新能源出力特征，同时兼顾各类市场主体绿色用能需求，有力推动了可再生能源就近消纳与价值高效转化。绿证市场制度日渐完备，市场活跃度与国际影响力持续增强。2023年以来国家先后出台多项政策，明确绿证为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，核发范围进一步拓展，全生命周期闭环管理机制逐步健全，2025年国际可再生能源组织RE100正式宣布无条件认可中国绿证，显著提升了我国绿证的国际公信力。随着我国持续推动高耗能企业加大绿电消纳力度，重点用能单位绿电消费配额要求稳步落地实施，绿证市场将进一步活跃，市场规范化运行水平持续提升，2025年全国累计交易绿证9.3亿个，参与绿证交易的消费主体达到了11.1万个，全年交易量超过历年总和。 “电—碳—证”协同关键问题分析碳价信号向电力市场传导不够充分，电碳联动价格形成机制需逐步完善。目前，我国电力市场尚处于深化完善阶段，终端用电价格无法完全传导各类成本，火电碳排放成本难以顺畅传递至下游用户。但从低碳发展逻辑来看，实现火电碳排放成本向终端电价合理传导，是撬动全链条减排的关键举措，能够直接引导终端用能消费向低碳化转型。未来需加快推动电力价格形成机制深度融入碳成本，打通电碳市场传导链路，使得电力价格能够反映碳市场配额价格信号，引导优化电源结构，最终形成电价与碳价双向联动格局，全面提升市场化减排整体效能。 “电—碳—证”数据互通亟待解决，统一核算与数据底座建设要加速启动。“电—碳—证”三者本身具备天然协同性，不仅服务“双碳”减排的核心目标一致，覆盖的发电、用电、交易等市场主体高度重叠，更依托电力数据实现底层互通。电力计量数据是碳排放核算、绿证核发的基础依据，绿证则是绿电消费及对应减排权益的法定凭证，数据共享、核算统一是三者协同发力的前提。现阶段，三个市场之间仍存在数据壁垒，数据口径尚未完全统一，极易出现核算偏差、重复计算等问题。未来需搭建“电—碳—证”一体化数据共享底座，统一数据来源、计量标准，实现绿电消费量、绿证对应量、碳减排核算量精准匹配，保障全流程数据真实可溯。区域减排需求与资源禀赋不匹配，需促进跨区域电碳证要素流动效率提升。我国能源禀赋与产业布局呈现明显区域分化特征，华北地区工业与火电集中，碳排放总量大；西北地区风光资源富集，但火电存量规模较大，碳排放总量亦处于高位；云南、四川等区域水电资源优越，碳排放强度相对偏低。随着全国碳市场覆盖范围持续拓展、配额总量管控趋严、企业履约约束不断强化，叠加碳排放双控责任向地方与重点企业逐层细化分解，区域间绿电、绿证资源流通性受到碳排放指标、碳排放责任归属的影响，需要在碳排放指标统筹分配的情况下，完善形成更透明、更顺畅的跨区域流通机制，充分发挥绿电价值的市场引导作用。支撑“电—碳—证”机制协同的相关思考通过市场化报价将煤电碳成本疏导至用户侧，强化碳成本传导。随着碳市场配额逐步收紧及有偿分配机制的引入，预计碳价将持续上涨，煤电行业通过电价疏导碳价成本的意愿将更加强烈，市场化机制是煤电企业碳成本疏导的关键途径，需要加强电力市场建设，适当放宽中长期交易电价基准价约束，通过市场化报价方式强化煤电电价与碳价联动，强化煤电企业的碳成本疏导，扩大电碳市场联动性，充分发挥市场信号的引导作用。强化电力数据与分析平台建设，服务市场数据互通。电力数据具有实时性、精准性、全覆盖优势，是开展监测、分析区域、企业碳排放情况的核心数据源，亟须依托电力数据，完善集成核算、监测、分析功能的碳排放数据平台，推动解决数据口径不一、核算不准、共享不畅等问题。深入挖掘电力数据在碳排放统计核算与监测体系中的应用价值，研发相关功能，研究绿电绿证抵扣方法、非化石能源核算的计算模型，服务绿色价值在各个市场中顺畅流通、公平体现。服务碳排放双控指标与市场机制衔接，促进减排资源优化配置。综合考虑不同类型地区的主体功能定位、产业发展阶段、能源结构特征、自然资源禀赋等差异，协助政府科学设置分区域、分行业的碳排放总量和强度双控指标，确保指标与地区发展实际和承载能力相匹配。强化指标设置与“电—碳—证”市场的统筹衔接，充分发挥市场在减排资源配置中的作用，保障绿证、碳配额跨区域自由流通，引导减排资源向效率最高的领域和地区集聚，实现全社会整体减排效益最大化。

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Vol995.从规模扩张到价值兑现，虚拟电厂落地实践再进阶！

虫虫说电力改革

9月16日，由中国能源研究会虚拟电厂专业委员会主办、杭州高特电子设备股份有限公司联合主办、北极星电力网承办的“聚能生态电链未来”——2026虚拟电厂落地实践研讨会（第四期）在高特电子仁和智能生产基地召开。本次研讨会聚焦虚拟电厂政策机制、市场交易、平台技术、项目案例和商业模式，众多行业专家、企业代表等展开深入研讨。中国能源研究会虚拟电厂专委会主任委员、清华大学电机系主任康重庆在致辞中提到，自虚拟电厂系列研讨会启动以来，我们的足迹跨越大江南北。从苏州的“聚能生态”，到各地的“电链未来”，我们一路走、一路看、一路探讨。这不仅是地理空间的跨越，更是我们推动虚拟电厂从“规模化落地”向“高质量商业化运行”迈进的坚定步伐。每一次的相聚，都见证了我们在技术突破上凝聚的共识，在模式创新上碰撞的火花。他表示，虚拟电厂的发展，从来不是单一主体的孤军奋战，而是全产业链的同频共振。作为行业发展的“连接器”与“催化剂”，专委会将继续发挥桥梁纽带作用。面向“十五五”，我们将重点围绕深化产业生态协作、加快标准体系建设、强化政策协同研究等方向发力，持续推进虚拟电厂发展报告和典型案例库的编制，及时向政府反馈行业诉求，携手各方共同破解发展难题。杭州高特电子设备股份有限公司副总经理兼数据服务部总经理谢建江在致辞中介绍，高特电子做了二十多年电池管理。从 2021年起，高特电子把能力专注于微网数据服务平台方向，到今天已经形成了两条业务主线：一条是微网运营，打通设备孤岛，把站端的新能源设备和碳管好；另一条是虚拟电厂运营，打通资源孤岛，把分散的资源组织起来，到电力市场里获取收益。两条线合起来，就是从数据感知走向智能决策，从设备控制走向市场运营，为用户和电网提供经济、安全、可靠的运营和运维服务。他表示，电力市场化改革走到今天，源网荷储一体化，已经从一个概念，变成了一笔可以算清的账。虚拟电厂的价值，正从单一的电价套利，走向需求响应、辅助服务、现货交易、绿电消纳这些多元的收益组合。这条路高特电子刚起步，往后的空间还很大。高特电子愿意把运营能力开放出来，和在座的集成商、售电公司、投资方一起，把技术做扎实，把模式跑通，一起把市场做大。浙江电力交易中心有限公司三级专家金骆松在演讲中介绍，随着新能源大规模发展，电力平衡进入双向缺口阶段，虚拟电厂迎来发展舞台。浙江率先建立现货市场环境下新型主体市场化响应机制，并持续迭代升级，目前削峰、填谷双向可调能力均已突破百万千瓦量级。他同时指出，虚拟电厂行业仍处在商业模式探索期，未来要从“拼规模”转向“拼质量”、从“赚快钱”转向“赚长钱”，深耕用户价值；在“双碳”目标引领下，运营商可沿着电能量、辅助服务向绿电消费协同、碳资产管理、零碳园区综合能源服务等方向拓展收益空间。国网能源研究院有限公司能源互联网所高级研究员张希凤围绕虚拟电厂国内外实践、发展方向及市场机制设计，分享了一些经验启示。对比德国、美国经验，她认为德国平衡基团机制、高电价和分布式电源强制入市，以及美国需求响应立法和PJM容量市场，为虚拟电厂商业化提供了制度基础。针对市场机制设计，她提出虚拟电厂没有并网点、资源可能跨多个交易节点，需建立“虚拟机组”分级架构，每台虚拟机组聚合资源不超过一个交易节点，以实现与节点电价现货市场有效衔接。她判断，未来虚拟电厂聚合规模有望在2030年达到8500万至1.3亿千瓦，中东部城市将率先突破，技术性能向“类电厂”演进，运营商核心能力在于“专业化服务+系统性管理”，参与辅助服务和现货市场交易是实现可持续发展的重要路径。国网（江苏）电力需求侧管理指导中心技术部主任周珏深入剖析了虚拟电厂的概念本质并围绕国际实践进行了经验分享。他指出，虚拟电厂发展首先要统一认识，回归电力系统底层机理。他介绍，虚拟电厂可聚合资源涵盖可调负荷、储能、分布式电源等，其中电热、冷、氢转换负荷值得关注；从电网视角看，虚拟电厂单元可类比常规电厂机组，但参与实时及辅助服务市场需秒级通信。他介绍了调节容量、响应时间、调节时间、调节速率、调节精度、持续时间6个关键指标，是运营商设计资源组合、参与不同市场机制的基础。在聚合范围上，他建议通过节点电价分散度分析，在输电阻塞小的区域扩大聚合范围，提高聚合效率。对比国际实践，美国DER聚合商可直接参与批发市场，欧洲虚拟电厂可通过平衡责任主体（BRP）间接参与，而英国2024年推出的VTP体系允许聚合商直接参与批发市场。他强调，虚拟电厂运营商的核心能力在于快速量测采集，精准计量遥测，高水平功率、负荷、电价预测以及商业运作能力。杭州高特电子设备股份有限公司数据服务业务部市场总监叶朗从企业实践的角度进行了分享。他介绍，高特电子构建了感知、数据、应用三层能力体系，虚拟电厂平台实现从交易申报到结算的全链路数字化闭环，并将能源管理与碳核算统一到同一数据基座。他分享了三个实践案例：浙江某县域能碳和虚拟电厂运营项目实现政府、投资平台、企业三方共赢，模式已跑通可复制；仁和低零碳智慧工厂通过算法优化，同一套光储硬件IRR提升3个多点、回收年限缩短一年多，需量管控年省30多万元；安徽某纺织集团购售电+微网协同策略，综合度电成本降低约1分6，年节省成本约160万元。他还介绍，高特电子于9月4日发布新能源资产交易平台，基于BMS电池管理数据积累为储能资产提供健康评估报告，覆盖新能源资产从投建、运营到退出的全生命周期，推动资产从可见走向可交易。 IET Fellow、中国开发区协会零碳园区专委会首席专家、中国能源研究会虚拟电厂专委会委员张锋正高级工程师认为，算电协同是破解零碳园区能源错配、算力高碳、盈利薄弱难题的核心路径，能够同步实现新能源就地消纳、园区综合用能成本下降、碳资产市场化增值、算力产业绿色升级多重价值。当前以绿电直供、绿色算力交易、虚拟电厂增值为代表的商业模式已在东数西算、综合产业园区验证可行。未来伴随电力现货市场、算力交易市场、碳市场机制持续完善，算电协同零碳园区有望成为新型电力系统与数字经济深度融合、落实 “双碳” 目标的核心载体。国网上海能源互联网研究院有限公司电网柔性互联事业部副主任左娟解析了虚拟电厂最新的政策市场环境、建设现状及难点、核心技术，并对虚拟电厂的发展进行了展望。她指出，我国虚拟电厂功能定位清晰，以保供为第一要务，兼顾促进新能源消纳和完善市场体系。目前上海虚拟电厂接入运营商已超70家，实测响应能力达164.77万千瓦，成为全国首个响应能力超过150万千瓦的城市。她认为，当前主要难点在机制不完善、盈利模式不清晰、运营和技术能力待提升，突出问题是聚合可调节能力可信度较低，浙江将D-2出清调节能力直接砍半纳入系统平衡即是例证。她总结虚拟电厂三大核心技术为聚合、调控和运营，未来将向源网荷储混合型、增量配网型等多元化发展，并推进区域、省级、地市级多层级互动，电网公司将加大对可信调节能力的评估考核，变现能力直接取决于调节质量。晶澳智慧能源高级市场分析师毛绎涵围绕数据和算法两大驱动力进行了解析。她表示，电力交易是手段、虚拟电厂是载体、资产增值才是最终目标。她提出三个观点：虚拟电厂不仅是新兴概念，更是新能源资产运营商的基础能力；不仅是管理平台，更是独立交易主体，核心KPI是为背后资产创造阿尔法收益；不仅是短期风口，更是伴随电力市场化改革的长期事业，让资产在全生命周期内实现价值最大化。她认为，虚拟电厂需具备四方面能力：算法支撑的数据感知能力、量价耦合与风险对冲的动态决策能力、将功率指令拆解为不影响用户体验的微调执行能力，以及贯穿全过程的优化学习回测能力。晶澳基于各类资源构建了“聚合调控交易评估”的全流程闭环，并希望以开放平台与行业生态伙伴携手，让每一度绿电发挥最大价值。东南大学教授、电力经济技术研究所所长高赐威指出，虚拟电厂商业闭环难的关键在于容量价值说不清，电力系统难以将其纳入电力电量平衡。他以示意算例说明：某虚拟电厂聚合分布式光伏80兆瓦、储能20兆瓦、可调负荷20兆瓦，合计装机120兆瓦，但晚高峰光伏出力骤降、可调负荷兑现未知、储能时长有限，调度无法判断“缺电时刻能顶多少”，最终在平衡中按0兆瓦计入，仍需安排常规备用兜底，账面资源沦为“零价值”。他提出四类容量评估方法：基于历史数据折算的有效容量、基于概率统计的可信容量、基于系统可靠性的等效可靠容量（EFC）、基于等可靠性替代的有效带载能力（ELCC），并总结为统计归约、概率描述、系统可靠性三层递进认知。他强调，长期看统计、短期看预测，系统运营商关心ELCC/EFC，虚拟电厂运营商则需用可信容量支撑投标决策和风险管控。他呼吁夯实虚拟电厂价值评估基石，推动其真正纳入电力系统规划与容量市场体系。朗新科技集团股份有限公司高级业务研究员张雨婷分享了AI如何让虚拟电厂从响应能力走向商业价值。她指出，全国备案虚拟电厂已超470家，但多数项目实测有效可调资源不足名义聚合规模的20%，多数运营商仍依赖补贴，真正市场化盈利者寥寥。她认为，“会响应”只是入场券，关键要打造核心运营交易能力，面对负荷预测难、价格预测难、交易决策难三大难题，朗新构建AI驱动的虚拟电厂智能体，实现会预测、会报价、会避险，其日前价格预测准确率在江苏达92%，价差预测准确率超80%，负荷预测达97%，并通过凯利公式动态调整申报系数，通过平衡风险和收益得到最优报价策略。她介绍，朗新九功AI能源大模型运用于虚拟电厂、微电网、算点协调等多个场景，并参与3个国家级零碳园区建设。杭州思度云电力科技有限公司董事长俞庆围绕光储微电网参与虚拟电厂的落地路径与实践作出分享。他指出，虚拟电厂的本质是负荷侧调度，是实现最后一公里调度的主要途径，但“让负荷侧具备响应能力不等于让负荷直接听话”，企业能碳运营的专业化管理环节目前是缺失的。他认为，虚拟电厂赚钱的路子多在虚拟电厂之外，市场化收入仅是其中一部分。他介绍，浙江2026年市场化需求响应中，注册运营商达到近70家，但聚合商动员能力还需要不断提升，从主要以自有资源为主，转向负荷侧多元参与。实践方面，其微网+分布式资源聚合后参与浙江市场化响应并取得良好排名。他强调，应推动微电网作为整体参与售电和虚拟电厂，形成资产、资源、产品、交易的运营路径，构建“建-运-交-智”四位一体的全过程能力体系。研讨会结束后，与会嘉宾深度参观了高特电子未来工厂，亲身体验其数字化研发设计、智能化柔性生产、绿色低碳制造等核心应用场景运营实况，将研讨会的理论与项目参观的实践相结合，进一步促进了产业生态圈的交流与合作。

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