新能源发电就近消纳政策解读 问：政策出台的背景是什么？ 答：近年来，我国新能源大规模发展，取得了举世瞩目的成就，但同时也面临消纳难度上升、电力系统调节压力加大等挑战。为此，各方积极探索消纳利用新能源的新模式，其中绿电直连、零碳园区、源网荷储一体化等就近消纳模式，可以有效促进新能源消纳利用、满足企业绿色用能需求，并减轻电力系统调节压力。 为支持新能源就近消纳模式发展，国家和各地陆续出台多项政策，鼓励试点先行，但总体上发展仍然偏慢，主要原因是项目边界和保供责任不够清晰，对公共电网提供的稳定供应保障服务，项目应当承担的经济责任不够明确。鉴此，《通知》针对性完善相关价格机制，破解就近消纳项目发展难题，更好促进新能源消纳、减轻电力系统调节压力。 问：新能源发电就近消纳项目应该具备什么条件？公共电网应当对其提供哪些服务？ 答：新能源发电就近消纳项目既发电、也用电，发电时是发电企业、用电时是电力用户，为确保其在不同场景下身份清晰、责任明确，《通知》要求，项目应当具备以下基本条件：一是界面清晰。项目的电源、负荷、储能等应作为整体与公共电网连接，形成清晰的物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。二是计量准确。项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。三是以新能源发电为主。项目的新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%，2030年起新增项目不低于35%。 对符合条件的就近消纳项目，公共电网应当按照规定提供接网、供电服务，并按接网容量保证可靠供电，保障项目在发电不足时仍能安全稳定用电。 问：新能源发电就近消纳项目作为电力用户时，如何缴纳有关费用？ 答：作为电力用户时，新能源就近消纳项目在缴纳输配电费、系统运行费等稳定供应保障费用方面，与普通工商业用户存在一定区别。主要是由于，为保障就近消纳项目在自身发电不足时仍能随时用电，电力系统需要按其接网容量提供稳定供应保障服务，包括调节服务和“通道保障”服务，其中调节服务主要由发电机组提供、经济上体现为系统运行费，而“通道保障”服务则由电网企业提供、经济上体现为输配电费。因此，按照公平负担原则，就近消纳项目应按接网容量缴纳输配电费、系统运行费。 实际操作中，考虑到适应新政策的基础不一样，因此输配电费、系统运行费的缴费方式也有所不同。其中，输配电费方面，由于目前高电压等级的工商业用户多数已执行两部制输配电价政策，适应新政策的基础较好，《通知》明确就近消纳项目的输配电价由两部制改为主要按接网容量缴费；系统运行费方面，由于目前用户都是按下网电量缴费，对实行按接网容量缴费需要一定适应期，《通知》明确暂继续按下网电量缴费，未来逐步向按占用容量等方式过渡。 问：新能源发电就近消纳项目如何参与电力市场？ 答：就近消纳项目作为发电企业时，与其他发电企业具有平等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。现货市场连续运行地区，就近消纳项目上网电量交易和价格结算按照市场规则执行；现货市场未连续运行地区，由于缺乏灵敏的实时价格信号，因此要求就近消纳项目原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。同时，就近消纳项目新能源电量以自发自用为主，也不宜纳入可持续发展价格结算机制。 就近消纳项目作为用户时，与其他工商业用户具有平等市场地位，原则上也要作为统一整体直接参与电力市场。 问：完善后的新能源发电就近消纳价格机制，将产生什么影响？ 答：完善后的就近消纳价格机制，细化明确了就近消纳项目边界、保供责任、经济责任，有望破解当前新能源就近消纳模式面临的发展难题，推动其加快发展，将对新能源行业以及整个电力系统产生积极而深远的影响。 一方面，将有效促进新能源消纳利用。就近消纳项目可通过使用自发新能源电量、合理减少接网容量等方式节约成本，加之完善后的价格机制对就近消纳项目也给予了一定支持，综合看具有较好的经济优势，从而有望实现加快发展，促进新能源消纳利用。 另一方面，将有效减轻电力系统调节压力。按照完善后的价格机制，就近消纳项目接网容量越小、需要缴纳的稳定供应保障费用就越少，这将有效引导项目通过挖掘灵活调节能力、自主配置储能等方式，提升自身平衡能力、降低接网容量，从而减轻系统调节压力。

虚拟电厂十问十答：涉及政策、技术路径、盈利模式及发展趋势 1. 国家层面对虚拟电厂的量化目标是什么？ 2025年4月颁布的全国首个虚拟电厂领域专项政策文件《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》首次明确：到2027年全国虚拟电厂调节能力突破2000万千瓦，建设运行管理机制成熟规范，电力市场参与机制健全；2030年调节能力跃升至5000万千瓦以上，应用场景全面拓展，商业模式创新发展。 2. 有亮点可复制的地方政策有哪些？ 广东省：作为市场主导模式的代表，允许虚拟电厂按规则参与现货市场、辅助服务及需求响应。该模式适用于电力现货市场较为成熟、市场机制完善的地区。 山西省：山西建成“中长期+现货+零售市场+绿电绿证”五位一体、“省内+省间”协同运行的电力市场体系。率先允许虚拟电厂以独立主体身份参与电力市场，通过聚合需求侧资源参与调峰、调频等辅助服务。该模式适用于需求侧资源丰富、电力市场机制完善的地区。 云南省：采用补贴支撑模式，依靠补贴资金起步，打造城市级虚拟电厂平台。该模式适用于电力需求增长较快、但市场机制尚不完善的地区。 3. 国家鼓励民营企业参与虚拟电厂吗？ 非常鼓励。2月20日，国家能源局表示今年我国将会加大力度鼓励支持更多民营企业参与能源领域开发建设。 今年4月，国家能源局发布《关于促进能源领域民营经济发展若干举措的通知》，明确支持民营企业积极投资新型储能、虚拟电厂、充电基础设施、智能微电网等创新技术和模式，推动民营经济在能源绿色低碳转型中发挥更大作用。 4. 虚拟电厂的四层骨架是什么？ 感知层：通过智能传感器、计量设备等实时采集分布式资源（光伏板、充电桩、空调、工业负荷、储能系统等）的状态数据。 网络层：依托5G+工业互联网，负责将感知层采集的数据秒级传输至平台层。 平台层：是虚拟电厂的核心，通过AI算法与大数据分析实现资源的供需预测、优化调度、市场对接等功能。 应用层：直接面向用户与市场，提供包括电力市场交易、需求侧管理、能源交易服务等多样化的服务。 5. 虚拟电厂核心技术是什么？ 聚合与协调优化技术：将多种柔性负荷整合为一个统一管理的虚拟实体，通过智能算法实现资源间的协同运行，确保电力系统的稳定性与优化性。 AI调度算法：通过数学建模、AI与大数据等技术，学习预测负荷需求、发电效率，动态调整调度策略，响应速度比人工快 10 倍以上。 通信技术：构建5G、物联网以及工业以太网这类高速、稳定的通信网络，实现分布式资源与虚拟电厂平台间的实时数据传输。 6. 虚拟电厂对比传统电厂的最大优势是什么？ 虚拟电厂相较于传统电厂的最大优势体现在功能等效性、成本经济性、资源灵活性、环境友好性四大维度。 其中最重要的是成本优势 —— 虚拟电厂无需建设大型发电设备（如火电机组、水电站），仅需部署智能传感器、通信网络和调度平台。其调节成本比传统电源低85%-90%，规避了千万千瓦级冗余装机建设。 7. 虚拟电厂核心赚钱逻辑是什么？ 电力市场交易：捕捉电价波动，实现差价收益。 辅助服务市场收益：提供调频、调峰、备用等辅助服务，获取额外补偿。 需求响应：虚拟电厂与工商业及居民用户签订需求响应协议，通过电费折扣、直接补贴等方式引导用户在供电紧张时调整用电行为（如调高空调温度、调整生产班次），并分享电网需求响应奖励。 8. 不同参与者，怎么进行收益分配？ 运营商：服务费为核心，占比10%-20%。 工商业用户：深圳工业园区通过虚拟电厂调整生产班次，将部分用电从高峰时段（1.2元/度）移至低谷时段（0.3元/度），年节省电费120万元，电费降幅15%。 居民用户：未来可卖余电，实现“自家发电能赚钱”。 9. 市场范围如何扩展？ 跨省跨区域调度常态化：通过聚合分布式能源、可控负荷和储能设施等资源，实现跨省跨区域调度，实现更大范围的电力资源优化配置。例如，2024年9月，山东烟台虚拟电厂与江苏苏州虚拟电厂合作，通过全国统一电力市场平台，实现了5万千瓦负荷的跨省调节。 金融服务创新：虚拟电厂的聚合资源可作为金融资产，参与绿色债券、碳金融衍生品等交易。例如，运营商通过发行绿色债券融资扩大规模。 10. 未来虚拟电厂哪些会是核心参与主体？ 车网互联（V2G）深度整合：新能源汽车作为典型性资源，可通过虚拟电厂聚合转化为灵活性资源，据测算，100 万辆新能源汽车的电池容量可提供 500 万千瓦调节能力。 上下游企业延伸布局：能源产业链上游设备制造商、中游系统集成商、下游能源服务商通过技术整合进入虚拟电厂领域。例如港华能源依托"碳汭星云"平台整合光伏、储能、充电设施资源，实现能源数字化管理与虚拟电厂调度协同，体现产业链垂直整合趋势。 农业虚拟电厂：结合区域农业特点，构建“源网荷储一体化”农业虚拟电厂。例如在粮食主产区聚合光伏灌溉、冷库储能、生物质发电等资源，形成区域级调节能力。

日前，中国铁建党委书记、董事长戴和根在接受媒体专访时指出，中国铁建战新产业选择的赛道都是朝阳产业和“蓝海”领域，类似集中式光伏、风力发电这些已经开始过剩的项目，中国铁建绝不能再投，否则就是“转型”不“升级”。 作为一家员工超30万人，营收规模超万亿元，且成员企业数量众多的央企巨头，中国铁建在主业建筑行业面临整体下行的形势下，遭遇了船大难掉头的挑战。因此，发展战新产业无疑成为中国铁建破冰突围的必由之路。 新能源业务是中国铁建新兴业务中重点关注的板块。中国铁建领导人在新兴业务央企专项经营座谈会中着重提到：面对当前新能源投资模式变化和市场波动，各单位在工作开展中要围绕能源类央企发力，聚焦抽水蓄能、风力发电、光伏发电、储能等新能源领域项目的规划部署，从“重参与”到“重落地”，从“盲目找”到“有序跑”，做优做实央企高端对接，积极探索合作模式，聚合力、补短板、锻长板，共同为中国铁建转型升级积极贡献力量。 2022年以来，中国铁建先后在新疆投资建设了年产10万吨光伏支架生产基地，参与了乌鲁木齐多条城市轨道交通线路、努尔加水库、麻杆沟水库、西水东引、哈密及额敏抽水蓄能电站等重大项目建设。其中，哈密抽水蓄能电站是自治区规划建设的首批抽水蓄能项目，承担起哈密乃至新疆大容量储能服务，加快推进新能源平价上网，系统解决新能源间歇性发电限制、并网限电等问题。 2023年，中国铁建积极涉足光伏发电、风力发电、抽水蓄能、生态修复、既有建筑节能改造等绿色基建项目，建成风电项目30个，风电装机52056.5万千瓦；建成光伏项目55个，光伏装机459.27万千瓦。并积极推广使用新能源机械设备，不断提升纯电动挖掘机、纯电动装载机、纯电动自卸车及无人驾驶新能源电机车在大型机械设备中的占比。 2024年，继续围绕“新能源+”业态的发展布局，投资了新疆和田地区塔克拉玛干沙漠边缘阻击战锁边固沙工程，成为光伏产业与防沙治沙的融合发展的首创型、创新型项目。 在于田，中国铁建牵头承担1.5吉瓦的光伏治沙任务，联合中科院新疆生态地理研究所等专业机构，运用智能沙障机等新兴设备，挖掘探索新的治沙模式。中铁十八局武威红沙岗200兆瓦光伏发电项目积极推进“光伏+治沙”一体化生态治沙模式，通过在光伏板下设置麦草方格，实现板上发电、板下修复、板间种植。中铁十一局乌兰布合沙漠光伏项目推进新模式治沙。施工中采用的柱桩、桩基通过强拉拔力稳定自身，达到固沙效果。光伏面板的覆盖可以减少地表水分的蒸发，保持土壤湿度。清洗光伏板时喷洒的水分，也为植被生长创造条件。 2024年2月1日，由中铁十五局建设的齐齐哈尔龙江300兆瓦风电项目首批风机顺利并网发电。建成后，年均发电将达83370万千瓦时。该项目是黑龙江省重点工程，也是中国铁建陆上装机容量最大的风电总承包项目。 2024年3月，中国铁建成功中标华润连江外海海上风电项目风机基础及风机安装施工工程（二标段）。该项目是我国首个批量化使用单机容量最大机型——18兆瓦风机的海上风电项目。项目的成功中标，标志着中国铁建海上风电产业成功进军大兆瓦时代。该项目建成后预计年发电量可达33亿千瓦时，有力推动当地新型能源产业和循环经济进入新的快速发展时期。 2024年11月30日，中铁十一局参建的甘肃阿克塞汇东新能源光热+光伏试点项目，举行全容量并网发电仪式。标志着我国首批光热+示范电站，国内单机规模最大的塔式光热发电项目全容量并网发电。该项目采用的是“光热+光伏”智能耦合发电模式，总体装机容量750兆瓦，其中光热发电110兆瓦，光伏发电640兆瓦，也是国内最大的平单轴跟踪支架光伏发电电站。 2024年12月30日，伴随着一台台风机叶轮的缓缓转动，由中国铁建电气化局集团北方工程有限公司承建的阿拉善能源170MW风电一体化项目26台风机圆满完成并网发电。内蒙古阿拉善能源170MW风电一体化项目位于内蒙古阿拉善高新区，是内蒙古自治区实施分散式风电、分布式光伏发电项目三年行动计划重要项目之一，也是2024年度自治区、盟级重点项目，该项目总投7.9亿元，建设规模为170MW。 尽管对集中式光伏不再“感兴趣”，但中国铁建对分布式光伏领域另眼相看，并致力于打造标志性重点项目。2024年7月，中国铁建在雄忻高铁雄安地下段7标项目打造的首个“光伏+临建”试点项目。该项目在管理人员生活区临建屋顶上铺设了714块光伏板，面积达1800平方米，总装机容量399千瓦，每天大约生产1800至2500度绿电，相当于普通家庭一年的用电量。 同时，该临建光伏还采用“削峰平谷”模式，波谷存储余电，波峰并网送电。预计全年可节省电费33万元只需要3.5年，就能实现设备投资“回本”。目前，中国铁建拥有万余个类似项目，未来推广应用将大有可为。 此外，中国铁建还牵头成立绿色低碳产业技术研究院，参与改造博鳌近零碳示范区。综合运用国内先进的“光储直柔”、磁悬浮变频制冷和智慧能源管控等技术，对博鳌近零碳示范区开展建筑绿色化改造。 毕竟，对新能源产业的细分和调整，只是中国铁建战新产业推进中的一个插曲。发展战新产业是一个系统工程，必须统筹谋划、一体推进。既要避免认识不足、犹豫动摇，也要防止一哄而上、各自为战。 2024年12月28日，中国铁建新能源产业技术研究院揭牌成立。研究院是中国铁建加快建设“1+9+N”创新体系的重要载体。研究院的成立，将使中国铁建加快推进新能源领域核心技术攻关、成果转化和产业孵化，为高质量发展提供新动能、新优势。

三类违规触发强制退市，售电企业如何破局？ 2025年10月21日，广东电力交易中心发布公告，对49家未持续满足注册条件的售电公司启动整改程序，要求其在三个月内完成问题整改，整改期间暂停新增零售交易资格，完成整改后需公示7天方可恢复交易。 这一事件并非孤例，而是全国电力市场监管趋严的缩影。自2025年以来，陕西、山西、重庆、福建、广西、江西、山东等多地电力交易中心相继发布类似通知，对近百家售电公司提出整改要求，甚至部分企业因未完成整改已被强制退市。 这场席卷全国的监管风暴，标志着我国电力市场化改革进入了从“宽松准入”到“持续规范、动态清退”的深水区。在这场变革中，企业如何应对监管挑战？电力用户又该如何保障自身权益？ 一、多地联动：监管风暴席卷全国 2025年以来，全国多地电力交易中心密集发布售电公司整改通知，形成“区域联动、严格清退”的监管态势。 福建：6月16日，福建电力交易中心发布通知，暂停2家未持续满足注册条件的售电公司交易资格，要求其在8月20日前完成整改，逾期将强制退出。整改期间，企业需确保已签约零售用户的合法权益不受影响。 广西：7月6日，广西电力交易中心对3家未达标售电公司暂停中长期交易、现货交易等资格，但明确原批发、零售合同的执行和结算不受影响，避免用户用电受波及。 重庆：7月16日，重庆电力交易中心发布通知，对24家未按要求披露信息的售电公司暂停交易资格，要求其在8月31日前完成整改，否则将启动强制退出程序。 山西：8月7日，山西对24家未完成信息更新的售电公司启动整改，明确公示期为1个月，未达标者将强制退出；9月4日，山西电力交易中心再次发布通知，指出4家售电公司未完成专项核查，进入3个月整改期，并要求公示期满后提交整改报告。 陕西：10月11日，陕西电力交易中心发布通知，对8家未持续满足注册条件的售电公司暂停交易资格，要求其在11月底前完成自主公示。若未按时完成，将提请政府主管部门启动强制退出程序。 广东：10月21日，广东电力交易中心对49家未持续满足注册条件的售电公司启动整改程序，要求三个月内完成整改，整改期间暂停新增零售交易资格，完成整改后需公示7天方可恢复交易。 此外，江西12家、山东1家售电公司因逾期未完成整改被启动强制退市程序。 这场监管风暴的背后，是国家层面政策的强力推动。2021年，国家发改委、国家能源局联合发布《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号），明确售电公司“动态管理”原则： 持续满足条件：售电公司需每年3月底前通过电力交易平台披露资产、人员、经营场所、技术支持系统等证明材料，确保持续符合注册要求。 强制退出机制：对未整改到位的企业，电力交易机构可经地方主管部门同意后强制退市，并将信息推送至全国信用信息共享平台。 这一政策打破了此前“准入即终身”的监管模式，转向“全生命周期管理”，为地方行动提供了政策依据。 在国家政策的指引下，多地区进一步细化政策。以广东为例，2025年广东出台了《关于进一步规范售电公司注册与持续满足注册条件管理的通知》（广东交易〔2025〕132号），明确了注册条件的具体化要求，包括资产证明、从业人员资质、经营场所等，并规定了公示与异议处理流程，以及持续管理的动态化要求。 二、三类问题触碰监管“红线” 根据发改体改规〔2021〕1595号文，售电公司主要因以下三类问题触碰监管“红线”，被强制退市： （一）严重违规与扰乱市场秩序 1）隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场，且拒不整改的。 2）出现市场串谋、提供虚假材料误导调查、散布不实市场信息等严重扰乱市场秩序的。 3）与其他市场主体发生购售电合同纠纷，经法院裁定为售电公司存在诈骗等行为的，或经司法机构或司法鉴定机构裁定伪造公章等行为的。 4）严重违反市场交易规则，且拒不整改的。 （二）市场退出与经营异常 1）依法被撤销、解散，依法宣告破产、歇业的。 2）连续3年未在任一行政区域开展售电业务的。 3）未持续满足注册条件，且未在规定时间内整改到位的。 （三）失信行为 1）企业违反信用承诺且拒不整改的。 2）被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理的。 3）法律、法规规定的其他情形。 三、影响与反思：市场各方的机遇与挑战 监管的升级，正在重塑整个市场的生态，对各方参与者都带来了深远影响。 对于售电公司而言，监管升级促使售电公司提升合规成本，加强内部管理，以确保持续满足注册条件。同时，信用风险增加，一旦被列入失信名单，将面临融资困难、招投标受限等问题，严重影响企业的生存和发展。 对于电力用户而言，监管升级有助于电力用户选择合规售电公司，减少因企业违规导致用户供电中断的风险。合规的售电公司具备更强的资金实力和技术支持，能够更好地保障电力供应的稳定性。同时，服务质量提升，用户可获得更透明的电价、更优质的增值服务。 对于监管部门，最核心的挑战在于如何精准平衡“严监管”与“活市场”的关系。监管过严，可能抑制市场活力与创新；监管过松，则可能导致乱象重生，损害改革成果。通过公开、透明地执行规则，构建公平的市场环境，是提升监管公信力、引导市场健康发展的关键。 四、破局之道：售电公司的生存与未来 在强监管时代，售电公司若想不被淘汰，甚至脱颖而出，必须完成从思维到行动的全面升级。 1.底线：构建坚实的内部合规体系 合规不再是可选项，而是生存的底线。售电公司必须建立资产动态监测机制，确保任何时候都满足资产要求。信息精准披露流程，按时、准确地提交所有证明材料。专业人才的实质化管理和培养体系，杜绝“挂证”现象。合规的技术支持系统投入，并定期进行安全检测。这将使合规从一种负担转变为企业的核心能力。 2.出路：向“综合能源服务商”战略转型 电力市场已从“卖方市场”转为“买方市场”，核心竞争力在于服务。面对监管压力，售电公司必须摒弃“批零价差”的简单盈利模式，转向综合能源服务。通过提供节能咨询、负荷管理、分布式能源开发等增值服务，增加收入来源和提高客户黏性。 3.前沿：探索虚拟电厂与电力金融新赛道 面向未来，售电公司应积极布局新赛道。虚拟电厂（VPP）成为售电公司转型的重要方向。作为“聚合分布式能源、储能、可控负荷的‘云端电厂’”，虚拟电厂被写入多项政策，成为解决“新能源消纳+电网灵活性”的核心技术路径。同时，部分售电公司已开始探索电力金融衍生品业务，如电力期货、期权等，以对冲价格风险，提高风险管理能力。 Part 05 结语：构建电力市场长效治理体系 监管升级是电力市场化改革的必经之路，但需平衡“严监管”与“活市场”的关系。未来，可从完善动态监测机制、优化退出与衔接机制等方面完善治理体系。利用大数据、区块链等技术实时监测售电公司数据，提升监管效率；明确退市企业用户权益保障方案，提升用户对售电市场的认知。

2025年10月28日，南方电网综合能源股份有限公司（南网能源 003035.SZ）公告，按照公司战略调整优化的工作部署，实现核心业务布局优化调整，进一步实现转型升级，提高发展质量，拟通过北京产权交易所公开挂牌转让所持有的南方电网综合能源（贺州）有限公司51%股权，转让底价不低于股权对应评估值1.6亿元。若本次交易顺利完成，公司将不再持有贺州公司股权。 南方电网综合能源（贺州）有限公司，成立于2021年7月29日，注册资本19359.18万元，注册地址为广西壮族自治区贺州市平桂区，法定代表人为潘润锋。主要经营范围为发电、输电、供电业务，风力发电技术服务。股东为南方电网综合能源股份有限公司、华润电力新能源投资有限公司，前者认缴资本9873.18万元，持股51%；后者认缴资本9486.00万元，持股49%。 以2025年3月31日为评估基准日，拟公开挂牌转让公司经审计净资产2.34亿元，股权评估价值为3.15亿元，增值0.81亿元，增值率34.77%。本次转让底价为1.6亿元，最终转让价格以公开竞价结果为准。 本次股权转让事项在确定受让方后签署交易协议，最终转让价格、交易标的交付状态、交付和过户时间等协议主要内容目前无法确定。股权转让完成后，南网能源将不再持有该公司股权，由受让方负责贺州公司经营管理。公司转让后未改变其独立法人资格，注册资本未发生变化，相关债权人的权益不会受到影响。 南网能源成立于2010年12月，是国家发改委备案、工信部推荐的节能服务公司。2025年1-9月，公司实现营业收入262,877.10万元，同比增长15.37%，归母净利润34,235.65万元，同比增长125.08%。 2025年以来，南网能源按照年初发布的战略规划及年度重点执行计划，以“精益投资与高端服务双轮驱动，做强做优做大综合能源服务商”为战略取向，推动业务类型由“综合能源”向“智慧能源+节能降碳”协同发展，推动业务结构由“投资持有”为主向“投资持有+高端服务”并重转变，推动公司向综合能源开发商、节能减碳服务商、数字生态提供商转型，统筹推进“服务倍增”“节能倍增”等重点专项任务和组织机构优化调整，有序处置存量问题，核心业务巩固拓展，经营业务持续稳定增长。 南网能源表示，本次公开挂牌转让交易有利于公司聚焦战略转型，推进业务结构优化，进一步实现转型升级，提高发展质量。下一步，南网能源将聚焦战略转型，夯实资产质量，巩固当前企稳回升的良好势头，加快优化核心业务布局，持续强化核心能力建设，实现公司高质量发展。

当2035年风电与太阳能发电36亿千瓦的目标被写入国家自主贡献文件时，外界多将其视为中国能源转型的里程碑。但在《风能北京宣言2.0》勾勒的50亿千瓦风电远景面前，在AI算力需求指数级增长的数字革命浪潮中，这一数字更像是中国新能源战略的新起点。中国对新能源的执着深耕，本质上是一场关乎能源安全、产业升级与全球治理权的战略布局，而新能源电力正逐步成为重塑世界格局的"电力石油"。1-三重驱动力：中国新能源的发展逻辑 中国对新能源的大力投入，从来不是单一维度的环保选择，而是多重战略需求的必然交汇。能源安全的迫切性首当其冲，作为全球最大能源消费国，中国原油对外依存度长期维持在70%以上，天然气对外依存度超40%，传统能源的供应波动直接牵动国计民生。发展新能源成为破解"油气枷锁"的关键，截至2024年底，仅风电一年就发电9916亿千瓦时，相当于替代标煤3亿吨，减少进口原油1.2亿吨。 "双碳"目标的刚性约束构成第二重驱动力。中国承诺2030年前碳达峰、2060年前碳中和，而能源领域贡献了全国80%以上的碳排放。新能源的规模化替代成为必由之路，2024年可再生能源发电量已占全国发电量的35%，其中风电太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，与第三产业全年用电量基本持平，绿色转型的成效已然显现。 经济转型的内在需求形成第三重推力。新能源产业已构建起全球最完整的产业链，从硅料、风机到储能设备，中国在全链条占据主导地位，仅风电产业就创造了超300万个就业岗位。这种产业优势正转化为经济动能，2024年可再生能源新增装机占电力新增装机的86%，成为拉动投资增长的核心引擎。 三重动力的叠加，让新能源发展从"选择题"变为"必答题"。 2-风电主力：从第二电源到战略支柱 在新能源的多元化布局中，风电正以不可替代的优势成为核心力量。 最新数据显示，截至2025年10月，中国风电累计并网容量已达5.81亿千瓦，占全国发电装机容量的15.7%，稳居全球第一且连续15年领跑。这一规模较2024年底的5.21亿千瓦实现跨越式增长，标志着风电已超越核电成为仅次于火电的第二大电源。 技术创新正在不断刷新风电的发展天花板。 智能叶片采用复合材料与气动优化设计，使发电效率提升5%-10%；预测性维护与AI故障诊断技术将运维成本降低20%，平均无故障运行时间延长至2000小时。更关键的是，技术突破持续挤压成本空间，更高的塔架让风电的资源不再是发展的瓶颈，4.5m/s的风速已经具备开发价值，更长的叶片让风电发电效率进一步提升，新的轴承技术和新的传动技术迭代，更大功率的齿轮箱为未来30-50MW的单机功率提供强大支撑。通过自动化生产与供应链整合，风电单瓦成本已下降15%，加上储能技术融合使并网稳定性提高40%，风电已实现全面平价上网。 这种发展势头在"十五五"期间将进一步加速。根据《风能北京宣言2.0》规划，"十五五"期间中国风电年新增装机不低于1.2亿千瓦，其中海上风电年新增不少于1500万千瓦（个人认为不止这个水平，至少25-30万千瓦/年），到2035年累计装机将达20亿千瓦，2060年更是瞄准50亿千瓦目标。从"三北"地区的沙戈荒风电基地到东南沿海的深远海风电集群，超30亿千瓦海上风能与100亿千瓦陆上风能资源的开发潜力，昭示着30亿千瓦绝非风电发展的终点，而是全球能源格局重塑的起点。 3-电力石油：新能源的全球战略价值 如果说石油是工业时代的"黑色黄金"，那么新能源电力就是数字时代的"绿色血液"，而中国正逐步掌握这份"电力石油"的全球定价权与供应权。这种战略价值首先体现在对AI产业的主导力上——每台AI服务器的功耗是传统服务器的10倍以上，训练一次GPT-4的耗电量相当于300户家庭一年的用量，而全球数据中心电力需求正以每年15%的速度增长。中国2035年36亿千瓦风光装机对应的年发电量将超10万亿千瓦时，相当于当前全球数据中心年耗电量的5倍，这种电力供给能力将成为全球AI产业的"压舱石"。 中国新能源电力的迅速崛起正在瓦解延续半个世纪的石油美元体系 石油美元的核心是全球能源贸易与美元结算的绑定，而中国正推动新能源电力成为全球贸易的新标的。通过"一带一路"绿色能源合作，中国已在东南亚、非洲建成多个风电光伏基地，跨境绿电贸易规模年增40%。更重要的是，中国正推动绿电证书与碳积分的国际互认，逐步构建以人民币计价的新能源电力结算体系，这种转型使能源权力从资源禀赋转向技术能力与制造实力，而中国在风电整机制造、光伏组件等领域70%以上的全球市场份额，正是新体系的坚实基础。 从甘肃的戈壁风场到广东的海上风电平台，从智能叶片的震颤到特高压线路的脉动，中国新能源的发展轨迹清晰地指向一个结论：36亿千瓦只是战略布局的阶段性节点。当风电以每年1亿千瓦以上的速度扩容，当AI算力与电力供给形成正向循环，当"电力石油"的贸易网络逐步成型，中国不仅将实现能源自主，更将在数字时代的全球治理中掌握主动权。这场能源革命的终点，不是某个具体的装机数字，而是一个以清洁能源为核心的全球新秩序。 驭风同行

国家级零碳园区示范的政策出台以后，个人感觉是“冷热不均”，反应最热烈的是新能源行业，大家觉得似乎大机会来了。比较热烈的是一部分园区管委会，零碳园区一方面有政策引导，有资金和金融政策配套，另一方面也有助于部分园区招商引资，扩大投资。相对冷静的反而是碳相关专业的人士，很多人觉得真的要在短期内，相当数量的申报园区，要达到国家级示范政策要求的目标，难度比较大。 零碳园区的排放目标首先我们看下国家级示范园区的零碳目标是什么？有两大指标体系，一是核心指标，基本上是硬性指标，二是引导指标。 核心指标：零碳园区建设必须达到的目标，是园区验收评估的首要条件，按照园区年综合能耗规模分为两类。达不到核心指标要求的园区，原则上不得申请验收。 引导指标：在零碳园区建设过程中发挥路径引导作用，同时也作为园区验收的参考指标。由于客观条件不具备开展相关工作的园区，可在申报材料中说明原因，相关指标将不纳入验收要求。 零碳园区排放指标的构成零碳园区的排放指标，由两部分排放构成，一是能源活动产生的碳排放，二是工业过程产生的碳排放。这两部分在不同的零碳园区比例也不一样，但是不能认为只解决能源活动的碳排放就能实现零碳园区。再进一步，能源活动的碳排放中包含了三部分。 电力只是E-间接排放的一部分，不能认为园区解决了100%绿色电力的问题，就等于零碳园区了。那么电力占到园区（受入）能源的比例是多少呢？每个园区的情况不一样，我们看个全行业平均值：2025年9月，电力规划设计总院发布了《新型能源体系发展研究蓝皮书》《能源科技创新蓝皮书》《中国能源发展报告2025》等6本智库报告，报告显示目前我国电能占终端能源消费比重已达30%。所以我们再捋一下零碳园区的排放构成情况。 也就是说，对不少园区来说，即使100%解决了园区绿色电力问题，在零碳园区的总体碳排放里，也只是相对很小的一部分，真正的难度之一在于：园区所有的能源消费中，90%的清洁能源，比如很多园区还是需要消耗大量的煤炭、油、气，这些传统的非电高碳能源如何实现90%清洁能源，电能替代是非常好的一条路径，但是目前技术手段无法实现电能对上述化石能源的大部分替代。也有非常多的其他技术减排手段，比如掺氢燃烧，CCUS等，这些也是零碳园区非常重要，甚至比绿色电力更为重要的减排措施。因为不同的园区排放结构迥异，实现零碳的路径是不同的。某种意义上，绿色电力对相当数量的，电力消费对应的碳排放占比不高的园区来说，只能算“配菜”，真正的主菜是工业过程减排、非化石能源减排，乃至全生命周期的减排。再往下说，无论是绿色电力的减排措施，还是其他，对园区入驻企业来说，需要满足绿色+经济+安全的三重目标，不仅仅是简单的绿色需求。减排措施的技术经济性如何？企业是否愿意为零碳园区的减排措施买单？这种买单措施如何形成零碳园区可持续发展的商业模式？举个例子，某工业园区曾经通过第三方投资，建设了集中式工业固废焚烧处理中心，并且实现了余热发电，燃烧灰渣的循环利 用，向区内企业收取一定的固废处理费用，但是不少企业认为处理费过高，宁可自行处理，甚至对园区的半强制要求颇有微词，最后园区的固废处理中心利用率偏低，余热发电机组无法实现经济运行，还需要增加外购燃料成本。国家级零碳园区的引导性指标要求是：工业固体废物综合利用率达到80%以上，有些园区也在考虑建设类似的集中式固废循环利用中心，那么能否避免上述的情况出现？这还不算很多已建成园区在规划时并未考虑零碳需求，在土地、管廊、环保、外部配套等方面需要重新审批和修改规划等一系列问题。比如绿电直连项目涉及到的电力线路走廊的征地、审批和建设。所以，零碳园区从概念上看是非常好的，但是在实际落地过程中，需要面临诸多挑战，对新能源来说虽然有非常多的机会，但是不能“拿着榔头看什么都是钉子”，用卖方思维而不是买方思维去理解零碳园区，更不能把零碳园区建设简单等同于园区新能源、微电网、虚拟电厂等技术概念。零碳园区是一个运营重于建设，技术经济性重于技术先进性，系统性重于单项因素的，需要考虑20年长周期可持续低碳商业模式的综合系统工程，每个园区都有自身的独特性和个性化路径设计，需要的是任重道远探索，尽量避免某些PPP项目的失败教训。

10月15日，浙江省发改委发布了电价调整的征求意见稿，征求意见期为1个月。根据这份文件，对照浙江2024年1月的调价文件，浙江分时电价在时段、价格方面都发生了变化。 时段的变化1、08:00～11:00的尖/峰时段，改为平段2、13:00～14:00，从原来的峰/平，改为谷段3、14:00～17:00，原来的尖/峰时段，改为平段4、下午17点以后，大部分平段到改为了尖/峰。 价格的变化不少人忽略了，这次调价文件对电价浮动比例也进行了调整。2024年1月开始的电价政策，浮动比例是分季节，分用电类型的： 新政策取消了季节和用电类型的差异，统一调整到：（尖）2.05，（峰）1.85 （平）1.0 （谷）0.4，还有个节假日深谷0.2。对用电企业来说，尖段上浮比例从1.98/1.65，统一上浮到了2.05；峰段上浮从1.65/1.5，统一到了1.85；即尖段和分段的电价也上浮了。 相应的，低谷下浮从原来的0.55/0.62，下降到0.4。综合电价时段和比例的变化，对大部分工商业企业来说，主要的用电时段是在白天，则平均用电价格将有所下降，参考相关文章的测算，典型工业负荷曲线下，用电成本可能下降10～20%左右。 价格变化的逻辑和江苏上半年的调价类似，浙江的分时电价调整，本质上是顺应了新能源的发展，在新能源尤其是光伏集中发电的时段，电价下降，非光伏发电时段，电价上升。通过时段/价格的变化，引导用电企业调整用电行为。某种意义上也在用价格手段调整新能源资源的配置。 对分布式光伏项目的影响我们选择一种浙江分布式光伏的典型场景，即:业主自己投资，100%自发自用，100%消纳。用AI拟合了一个1MW工商业分布式光伏的典型年度发电曲线，并代入到2024年1月和2025年10月两种分时电价中。基准电价参考：2025年8月浙江省电力公司的代理购电价格（大工业）。下表为2024年浙江分时电价政策下的收入，每年大约收入77万元。 对于第三方投资的光伏或储能项目，如果以固定价格折扣模式签订EMC合同，参考其他省的情况，可能有部分业主要求重签协议，或者触发原有协议中的价格调整条款/价格联动，也会面临同样的收益率下降问题。 分时电价未来的变化趋势浙江的征求意见稿中明确提出，未来将根据省内电力供需形势、负荷特性、系统调节能力等变化趋势，建立动态调整机制。当出现各种不确定因素，需要对个别月份的时段和浮动比进行调整，提前一个月公布后可能执行。也就意味着，以后的分时电价，可能从按年调整，变为某个月份随时单独调整。随着市场化的深入，作为零售电价重要组成部分的分时电价政策，在未来甚至将逐步形成更为市场化的，由售电公司根据市场化电力用户的负荷曲线、交易结构、合同模式、信用度、付款方式等，形成个性化零售电价。原有的固定比例、固定价格、固定时段的价格结构，将逐步改变。 对分布式光储行业的影响对工商业光储行业来说，需要从原有的固定收益模式，比如固定的分布式光伏折扣，固定的储能“两充两放”，所形成的相对简单的产品-工程-收益模式，尤其是产品导向的销售思维，转换到“以客户综合用电成本最优”的客户导向思维。通过分布式光伏、储能、动态负荷管理、变压器容量和容需量电价管理、购电策略优化、需求响应与虚拟电厂、绿电直连、减排收益等综合业务运用，不是以单一产品/单一定价折扣去比拼，而是形成个性化的，客户侧电费优化服务，并结合微电网、EMS等技术手段，形成新的商业模式。

基于储能与电力市场收集的59家储能产业链典型企业的2025半年度报告。包含14家电池企业，13家新能源装备企业，25家PCS/电气设备企业，2家EMS＆BMS企业，2家储能系统集成企业和3家户储企业。 总营收前十名：比亚迪、宁德时代、中国中车、上海电气、特变电工、阳光电源、东方电气、晶科能源、天合光能、金风科技 总营收增速前十名：明阳智能、华宝新能、国能日新、双杰电气、金风科技、阳光电源、禾望电气、卧龙新能、科陆电子、派能科技 企业毛利率前十名：国能日新、安孚科技、华宝新能、盛弘股份、德业股份、禾望电气、锦浪科技、阳光电源、艾罗能源、华塑科技 企业净利润前十名：宁德时代、比亚迪、阳光电源、中国中车、特变电工、汇川技术、国电南瑞、东方电气、亿纬锂能、中天科技 储能相关业务营收前十名：宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、国电南瑞、特变电工、中创新航、瑞浦兰钧、国轩高科、海博思创、阿特斯 电池企业储能相关营收前十名：宁德时代、亿纬锂能、中创新航、瑞浦兰钧、国轩高科、鹏辉能源、蔚蓝锂芯、德赛电池、欣旺达、南都电源（备注：比亚迪并未单独报道储能电池业务营收情况。） 2025上半年，59家企业总共营收12910.43亿元，归属于上市公司股东的净利润总额共808.88亿元，平均净利率6.34%。 59家企业中，48家企业处于盈利状态，11家企业处于亏损状态。和去年同期相比，37家企业净利润正向增长，科陆电子、豪鹏科技、海得控制，增幅均超过200%。20家企业净利润缩减，南都电源、华自科技、鹏辉能源、晶科能源、天合光能、协鑫集成净利润降幅均超过200%。 43家企业明确储能相关业务营收，43家企业储能相关业务总营收1206.71亿元。22家企业储能业务相关营收呈正增长状态，部分企业储能业务正处于快速扩张阶段：锦浪科技的储能逆变器、豪鹏科技的储能类应用场景新能源解决方案产品、天能股份的锂电业务、科陆电子的储能业务、阳光电源的储能系统、易事特的储能产品及系统营收增速均超100%。 34家企业储能相关业务保持正毛利率水平，其中17家企业储能相关业务毛利率超20%。17家企业中华宝新能、阳光电源、首航新能、艾罗能源、星云股份、科陆电子、阿特斯、锦浪科技8家的储能相关业务毛利率均超30%。 2025上半年，阳光电源的储能系统营收首次超越光伏逆变器营收成为阳光电源的第一大收入来源，营收占比到达40.89%。 2025上半年，科陆电子扭亏为盈，净利润同比增加579.14%；储能板块高速增长，营收12.8亿元，同比增长177.15%，营收占比达到49.83%。 EMS＆BMS企业毛利率近50%，PCS/电气设备企业净利润平均增长35% 从营收来看，电池企业平均营收最高，达到498.92亿元，这主要依靠于比亚迪和宁德时代两家头部企业的高额营收。除宁德时代、比亚迪营外，其他电池企业的营收均未突破千亿规模，多数位于300亿元以下。其次是新能源装备企业，平均营收322.14亿元，其中上海电气、特变电工、东方电气、晶科能源营收均在300亿元以上。 营收平均增速方面，户储企业营收增速最快，达30.39%。其中华宝新能、派能科技营收同比增长分别为43.32%、33.75%。储能系统集成企业的增速与户储企业仅相差不到1%，达29.52%，其中卧龙新能营收增速达36.38%。新能源装备企业平均营收增速最低，为3.31%。 从平均毛利率来看，EMS＆BMS企业平均毛利率最高，达47.39%。户储企业和PCS/电气设备企业的毛利率均位于20%以上。新能源装备的平均毛利率最低，为12.82%。 平均净利润方面，电池企业平均净利润达36.22亿元。新能源装备企业的营收（322.14亿元）虽然远高于PCS/电气设备企业（64.83亿元），但平均净利润相比却更低，为7.4亿元，而PCS/电气设备企业的平均净利润达7.93亿元。 平均净利润增速方面，电池企业增速最快，达44.77%。户储企业位于第二位，净利润增速达25.32%。新能源装备企业平均净利润增速为-139.53%，净利润大幅缩减。其中晶科能源、协鑫集成、天合光能降幅均超过300%。 59个企业中，EMS&BMS企业国能日新毛利率最高，达61.37%；电池企业安孚科技其次，毛利率48.28%；户储企业华宝新能位于第三位，毛利率41.75%。 43家企业明确储能相关业务营收 华宝新能等8家企业储能毛利率超30% 59家企业中，43家企业明确储能相关业务营收数据，43家企业储能相关业务总营收1206.71亿元。2025上半年，宁德时代、阳光电源、亿纬锂能储能业务营收均超过100亿元，位居行业前列。 营收增速方面，22家企业储能业务相关营收呈正增长状态，9家企业为负增长（12家企业未披露储能相关业务增速）。其中一些企业储能相关业务营收增幅巨大，反映出储能业务在部分企业中正处于快速扩张阶段：锦浪科技的储能逆变器营收同比增长313.51%，豪鹏科技的储能类应用场景新能源解决方案产品营收同比增长293.76%，天能股份、科陆电子、阳光电源、易事特、中创新航的储能相关营收增速也均超过100%。 储能相关业务销售毛利率方面，43家企业中，34家企业保持正毛利率水平，4家企业毛利率为负（5家企业未披露）。其中17家企业储能相关业务毛利率超20%。部分企业产品盈利能力表现突出：华宝新能的便携储能产品业务毛利率达41.29%，阳光电源的储能系统毛利率达39.92%，首航新能的储能逆变器及储能电池业务的毛利率达39.85%。艾罗能源、星云股份、科陆电子、阿特斯、锦浪科技的储能相关业务毛利率均超30%。

11月5日，A股市场呈现鲜明结构性行情，电网设备概念板块（881278）强势领涨，板块指数盘中冲高至36090.56 点，涨幅达4%，半日成交 641.23亿元，换手率攀升至4.74%。京泉华3连板，摩恩电气、中能电气、神马电力2连板，特变电工等近20股涨停。 消息面上，美国AI产业爆发引发的电力短缺危机持续发酵，成为板块暴涨的核心催化剂。 AI算力大扩张，电力瓶颈成投资机遇 板块异动的直接导火索来自美国科技巨头的公开表态。微软CEO纳德拉在11月4日的播客节目中承认，公司因“电力短缺和数据中心空间不足”，导致大量英伟达AI芯片闲置库存无法启用。 这一现象并非个例，OpenAI CEO奥特曼同期指出，电力与基础设施匹配不足已成为全球 AI 行业的共同挑战，他呼吁美国每年新增 100 吉瓦发电能力以支撑 AI 发展。 数据显示，美国电力系统正面临严峻考验。自上世纪90 年代末以来，年发电量始终维持在4 亿千瓦时左右，但人口增长叠加AI数据中心需求激增，使电网承载能力濒临极限。 国际能源署曾指出，2030年，全球数据中心电力消费将翻番，其中美国数据中心用电量占比可能从当前的5% 飙升至15% 以上，供电缺口持续扩大。高盛报告进一步指出，仅微软、谷歌等四大科技巨头 2025 年的数据中心投资就将达 3640 亿美元，电力基础设施升级需求迫在眉睫。 板块掀涨停潮，多股涨超19% 市场迅速对电力设备投资机遇做出反应。5日早盘，电网设备板块内个股集体爆发。从资金流向看，散户资金成为主要推动力，当日板块散户资金净流入 4.28 亿元，抵消了主力与游资的净流出压力。 有券商电力设备分析师表示，AI算力瓶颈已从芯片转向能源，电网设备作为电力输送核心环节，直接受益于全球电力基建升级浪潮。数据中心对供电稳定性、能效性要求极高，将带动变压器、高压开关等设备需求放量。 电力设备出口大增，海外需求将持续上涨 国内电力设备企业的强劲出口或是板块暴涨的另一主因。海关总署数据显示，2025年1-9 月我国电力设备累计出口金额达655.96 亿元，同比增长36.33%，其中变压器表现尤为突出，1-9 月出口金额 350.92 亿元，同比激增52.73%，9月单月出口金额更是创下近年新高。 其中，非洲、拉美成为出口增长主力。9月，我国对非洲变压器出口同比增长207.47%，开关出口同比增长104.21%；对拉美地区开关、电缆出口同比增速均超 95%。“国内企业在变压器、高压开关等领域具备技术与成本优势，海外渗透率正持续提升。”万联证券研报指出，叠加美国 AI 数据中心供电升级需求，相关企业有望实现业绩与估值双升。 值得注意的是，微软等科技巨头已开始布局能源充足地区的基础设施，计划四年内在中东投资80亿美元建设数据中心。市场分析认为，这一趋势将进一步打开国内电力设备出海空间，为板块长期行情提供支撑。