作为落实“双碳”战略的重要抓手，无可否认的是，高层对于光伏产业的重视从未改变。 在推动上游光伏产业链反内卷、倒逼价格重回理性区间的同时，管理部门也在不断推进新的应用场景，如近期已相继落地了绿电直连、零碳园区两大政策。 当然更为可观的是，经国务院同意，国家林草局、国家发展改革委、国家能源局联合印发了《三北沙漠戈壁荒漠地区光伏治沙规划（2025—2030年）》，规划到2030年，新增光伏装机规模2.53亿千瓦，治理沙化土地1010万亩。这一规模不仅是2020年底的光伏累计装机规模，而且相当于2021~2024年4年光伏新增装机的40%，可谓为“十五五”期间的光伏装机奠定了坚实基础。 在全球光伏装机放缓趋势下，这一难得的确定性市场无疑也将是各大开发商以及设备企业的竞争焦点。 50GW光伏治沙项目业主追踪 众所周知，早在2021年，国家领导人在相关会议上宣布“在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目”。接下来在国家发改委、能源局下发的三批风光大基地中，囊括了众多“沙戈荒”项目。 近两年，快速推进“沙戈荒”项目的当属内蒙古。根据内蒙古下发的《防沙治沙和风电光伏一体化工程推进方案》，到2030年，全区防沙治沙和风电光伏一体化项目新能源装机将达到1.19亿千瓦，综合治理沙化土地1151万亩，具体包含三大片区： 据北极星追踪，已有超40GW项目分解至对应盟市，并且相继敲定了牵头企业，五大发电集团悉数在列，并且还有中广核、京能集团、蒙能集团等央国企，此外，远景、明阳、晶澳等优秀民企也参与其中。 值得重视的是，相比其他盟市，鄂尔多斯市分批确定了牵头企业以及联合体企业。2024年310万千瓦防沙治沙和风电光伏一体化工程项目的业主包括蒙能集团、鄂尔多斯杭锦旗新能源开发利用有限公司。今年鄂尔多斯市又公示了两批2025年度防沙治沙和风电光伏一体化工程联合体企业，包括蒙能集团、华润集团、隆基、阳光电源等，新能源装机规模达540万千瓦。 除内蒙古外，积极推动光伏治沙的还有新疆、西藏。针对2025年开工以及有最新状态的项目，北极星追踪到近10GW，业主涉及广东能源集团、中煤集团、中广核、华能等。 生态、消纳“大考” 国家能源局最新数据显示，截至今年6月底，太阳能装机容量已达到11亿千瓦，为落实“双碳”目标、构建新型电力系统提供了强有力的支撑。 但正如7月25日“2025年上半年发展回顾与下半年形势展望研讨会”上国家能源局新能源司副司长桂小阳在致辞中所强调的，管理部门在推动光伏规模化发展的同时，也在进一步发挥其生态效益。 而被称为“三北”的西北、华北、东北地区分布着我国八大沙漠、四大沙地和广袤戈壁，沙化土地约占全国沙化土地面积的90%，是我国荒漠化防治的核心区域。 光伏+治沙可谓双赢之举。据媒体公开报道，国家林草局荒漠化防治司二级巡视员潘红星曾表示，在‘沙戈荒’地区划定了对生态影响小、光伏电站建设成本低的适建区域19.98万平方公里，理论装机近100亿千瓦。 与此同时，光伏的生态价值也获得了来自学者、研究机构以及各界企业的诸多认可。据相关企业介绍，光伏发电系统在沙漠地区可形成覆盖层，减少地表风速，从而防止沙尘暴的形成和扩散，同时通过改善微气候条件促进植被生长，实现生态恢复。北极星也曾亲历由国家能源集团龙源电力宁夏公司负责建设的宁夏腾格里沙漠新能源基地一期100万千瓦光伏项目，原来寸草不生的沙漠，在光伏板下播撒草种仅一个月，无数的绿色便已争先冒头。 然而，光伏治沙项目在对设备提出挑战的同时，作为生态脆弱区，生态治理也成为项目业主的重要课题。据悉，目前还存在着光伏治沙标准体系不完善，重电站建设、轻治沙等诸多问题。对此，也有专家建议，不要轻易破坏植物生长过程中沙漠形成的结皮，减少对沙漠的扰动；光伏板下植物不应优先考虑经济效益，而应重点考虑耐旱、耐风蚀、耐盐碱；此外，光伏电站对生态环境的影响需长期系统观测等。 随着装机规模的飙升，消纳始终是高悬的“达摩克利斯之剑”，特别是三北地区重点省份内蒙古、青海、新疆、甘肃、陕西，根据全国新能源消纳监测预警中心5月份数据，今年前5个月这几个省区的光伏发电利用率普遍低于90%。探索消纳渠道、提升电网支撑也将是摆在“沙戈荒”项目面前的又一个重要难题。

光伏产业是我国的战略性新兴产业，经过多年的发展，已形成全球最具活力的创新链和最为完整的产业链，成为我国对外交往的新名片，其高质量发展对于我国能源战略、“双碳”战略和产业战略都有重要意义。 2025年上半年，我国光伏行业经历了复杂而深刻的发展环境的变化。从国际上看，全球能源转型的大趋势并没有发生改变，光伏市场的需求依然旺盛，但地缘政治冲突、贸易保护主义等不确定因素显著增加，各个国家和地区不断加深贸易壁垒，持续发起关税战，对我国光伏产业形成较大冲击。从国内看，在“双碳”目标的引领下，我国光伏行业战略地位进一步凸显，高质量跃升，发展势头依然强劲。上半年，包括新能源入市、绿电直连等重大政策密集出台，深刻改变着光伏行业的发展逻辑，对我国光伏行业将产生深远的影响。面对新形势、新挑战，光伏行业全体同仁齐心协力，迎难而上，上半年我国光伏行业取得巨大的成就。 从装机规模上来看，今年1 ~ 6月份，我国光伏发电新增装机2.13亿千瓦，同比增长108%，占同期总新增装机的71%，累计装机规模历史性地突破10亿千瓦，达到10.99亿千瓦，占全国总发电装机的30%以上。在全球，光伏发电装机占比也达到了一半以上，新能源装机历史性地超过了火电装机，向成为主体能源迈出了坚实的一步。 从发电量上来看，上半年光伏发电量5 613亿千瓦时，同比增长43%，占全社会用电量比重超过12%，绿色电力供应能力进一步增强。在产业技术上，硅料、硅片、电池组件等各环节的产量和技术水平依然保持全国、全球的领先地位。习近平总书记指出，我们要应势而动、顺势而为，以更大力度推进我国新能源高质量发展，为中国式现代化建设提供安全可靠的质量保障。国家能源局坚决贯彻落实总书记指示精神，坚持完善发展政策，不断优化发展环境，全力推动行业持续保持高质量发展。今年初，能源法正式施行，明确了国家支持优先开发利用可再生能源，为包括光伏在内的可再生能源发展提供了坚实的法律保障。上半年在支持政策方面，我们会同有关部门出台了关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见、关于持续推动电力现货发展有关事项通知等政策，下达了2025年可再生能源电力消纳权重，持续完善绿色能源消费体系，成功推动气候组织全球绿色电力消费倡议，RE100对中国绿证全面的、无条件的认可，这些政策都为光伏等新能源发展提供了有力的支撑。 在行业管理上我们印发了分布式光伏发电开发建设管理办法和相关的问答，印发了关于进一步组织实施千家万户风光行动通知，加快推进风光资源的普查试点工作，积极利用“两新一重”政策，推动光伏电站升级改造，管理上重点发力，有效支撑了行业高质量发展。 在重点工程上，我们加大对第二批、第三批大型风光基地的开发力度，会同国家林草局、发改委印发了三北沙漠戈壁荒漠地区光伏治沙的规划，推动光伏规模化发展的同时，进一步发挥其生态效益。 同志们，在光伏发电持续大规模建设不断完善的同时，包括行业上下游也面临着不少的挑战，在上游制造方面，阶段性的供需失衡导致的非理性竞争问题也未从根本上得到解决。外贸形势日益严峻，下游开发应用领域电力消纳矛盾日益突出，分布式光伏承载力不足的红色县区也依然较多，新能源全面入市带来的收益不确定性也日益增加。面对这些问题和发展形势，全行业要沉着定力，团结协作，推动行业健康稳步前进。借此机会提几点建议供大家参考： 一是要进一步坚定发展信心。能源法第一条就明确促进经济社会绿色低碳转型和可持续发展，积极稳妥推进碳达峰、碳中和。习近平总书记在2024年中央政治局第十二次集体会议上也强调，我国能源发展仍面临着需求压力巨大、供给侧制约较多、低碳转型任务艰巨等一系列挑战。应对这一挑战，出路就是大力发展新能源，这些都是我们光伏新能源行业应对各种变化和诸多不确定性的最大底气所在。 二是要更加积极主动作为。面对电力消纳和全面入市，全行业要加强学习，吃透政策，主动求变，积极作为。西部特别是三北地区要加强多能互补，促进新能源与相关产业一体化协同发展；中东部、南部地区要积极探索绿电直联、建筑光伏一体化、新能源微电网、车网互动等新模式新业态，在条件具备的地区加大新能源制氢等推动力度，推动绿电就地就近、高比例消纳。同时，要加大对新能源入市政策的机制研究，加强新能源全面参与电力市场能力的建设。国家能源局新能源司也将研究促进新能源大力发展的政策措施，加快光伏电站升级改造等管理办法，制定持续指导和推动地方尽快落实136号文件的要求，出台适应本地能源特点的电力市场实施细则。 三是协议破解行业发展问题。当前光伏行业出现的非理性竞争加剧、低价中标、知识产权纠纷等问题，全行业要积极面对和解决，希望行业树立产品质量和技术水平至上的发展共识，抓好安全生产，坚持生态优先，招投标中摒弃唯最低价格中标这种观念，持续提高光伏产品的基础标准，推动实现行业产品的优质优价。也希望行业协会组织加强行业自律，推动行业公平竞争，加强企业间的交流合作，巩固和提升我国光伏产业的竞争优势。 四是持续提高科技创新能力。技术创新是光伏产业发展根本之道。近年来，我国通过大力实施自主创新，光伏产业取得全球优势。但同时已经看到国内部分环节的技术护城河不深，国际弯道超车的风险始终存在，无论应对国际竞争，还是解决国内低水平同质化竞争问题，技术创新都是行业的必经之路。我们要持续加强帮扶重点方向的研发投入，加大对光伏发电关键共性技术的研发支持，瞄准电力系统的需要，提升光伏发电的安全可靠替代能力，通过规模化应用提升先进技术的应用水平，加快形成新机制。

城市级虚拟电厂目前是各方关注的热点之一，各方的利益诉求不同，落地模式不同。已经落地或者正在落地的城市级虚拟电厂，主要有三类。 1、政府授权，供电公司主业运营比如深圳虚拟电厂，就获得深圳市政府授权，同时作为城市“虚拟电厂运营管理中心”和“城市需求侧管理中心”而设立的。在市场化的环境下，它的定位其实是“交易管理平台”，是交易的组织者，不是简单的“运营商平台”，理论上可以是运营商（卖家）和各类资源买家的交易管理平台。在有序用电条件下，它作为政府职责的履行者，承担“负荷侧管理”，执行有序用电方案的一方。同时它还承担了产业孵化器的作用，培育城市级的虚拟电厂和零碳运营服务的产业链。 2、电网企业市场化公司的城市级虚拟电厂运营平台电网企业有自己的市场化公司，比如电动汽车公司，综合能源公司，电网公司虽然作为这些公司的单一股东或者大股东，但是根据监管的要求，这些企业原则上要实现“信息、人员、财务”的三独立。由于自身的优势，尤其是对电力电网业务的熟悉程度，以及相对专业的人才队伍和技术研发，电网企业市场化公司（如电网市级综能公司）在城市级虚拟电厂的建设和运营方面，目前暂时在市场上是头部的虚拟电厂运营商。同时，电网企业的城市级虚拟电厂平台也是开放模式，鼓励各类二级资源方接入，发挥规模优势。某些市场化程度高的电网市场化公司也以各种方式，合作参与了其他城市级虚拟电厂的建设工作。 3、其他市场化主体的城市级虚拟电厂运营平台这类城市级虚拟电厂平台的建设主体主要包括，大型能源/发电集团、城市平台公司、各类新能源企业等。需要明确的，从目前的实践来看，一些城市级虚拟电厂平台可以和2形成竞争或合作关系，但是大部分不太可能上升到1的级别。虽然从理论上说，任何市场化主体都可以设立一个“虚拟电厂资源交易中心”，一些第三方支付机构也想做这个业务。但是在客户认可、计量、结算（部分结算）等方面相对中立的城市级虚拟电厂交易中心，目前供电公司主业负责建设和运营是较为合适的主体（之一）。城市级虚拟电厂看上去似乎很美好，那么它实际上遇到了什么问题呢？2、3这种类型的城市级虚拟电厂，其实是市场化竞争的，也就是不具备唯一性，理论上任何主体都可以建设一个名为“城市级”的虚拟电厂平台，所以一般虚拟电厂运营商面临的市场空间有限、价格走低、竞争激烈、运营难度增加等问题，同样都会遇到，就看是否能真正发挥城市级虚拟电厂在客户、资源、市场方面的优势。 这里主要讨论1。要作为一个本地化分布式资源市场交易中心，目前城市级虚拟电厂的生存，其实是在“电网省-地”、“电网内部条-块”、“电网-政府”三重关系的缝隙中，寻找发展路径的一个过程。这里我们还是以深圳虚拟电厂为例，来看两份文件：广东交易[2025]71号 广东省虚拟电厂运营管理实施细则（征求意见稿）广东交易[2025]71号 广东省虚拟电厂参与电能量交易实施细则（征求意见稿）在广东运营细则中，我搜索了一下，“深圳”一词出现了9次，比如：第二章的第七条中，[电力负荷管理中心]包括广东省电力负荷管理中心和各地市电力负荷管理中心（含深圳虚拟电厂管理中心）。第三章第一节第十一条第五款，其中，深圳地区由深圳市电力负荷管理中心会同深圳虚拟电厂管理中心组织签订。但是，在广东交易细则中，深圳出现了几次呢？一次也没有！广东电力交易中心，股东包括中国南方电网有限责任公司、广东省能源集团有限公司、深圳能源集团等企业，主要负责电力市场交易平台建设运营、组织电力交易、市场主体注册管理及绿电交易等业务。广东电力交易中心在电能量交易这个环节，并没有考虑深圳虚拟电厂管理中心的“交易”职能和深圳的本地特色。理论上深圳市经过广东电网这个电力网络，买卖的每一度电，都必须由广东电力交易中心进行交易。那么深圳虚拟电厂管理中心目前“交易”的是什么呢？ 其实是需求响应这个品种。需求响应的交易路径是这样的（仅供参考）除了本地的需求响应这部分电量，其他的所有交易，理论上都必须通过省级电力交易中心，不允许有本地交易。因为钱的口袋不一样，需求响应的资金来源是地方政府的资金池。而其他交易的资金流转，都在省里，销售电费是省电力公司计量和结算的，发电侧是省级电网调度，发电电费省电力公司结算的。所以这里既有省-地的电力交易关系，也有电网公司-地方政府的关系，甚至还有电网内部营销-调度-交易中心的三者关系。因为从专业管理角度（以省为单位），需求侧管理是电力营销业务，电网运行调控和电力交易的校核是省级调度，全省电力交易是交易中心。所以，城市级虚拟电厂运营管理平台，就这样被卡在了三重关系里，目前暂时只能依靠需求响应资金驱动，开展本地化需求响应。所以上面那两份文件，从运营管理角度，考虑了深圳本地化特色，但是一涉及到交易，就不允许深圳特色存在。个人认为，从经济性的角度来说：我不可能买根葱都跑到省级蔬菜交易中心吧分布式资源的就地消纳、就近消纳，大量的中小卖家、中小买家，高频、小额交易，天然需要一个分布式资源的本地交易。哪怕是集中式的批发侧市场，也需要大量高频小额场外 盘去匹配玩法，否则批发市场是很“无趣”的。随着零碳园区、绿电直供等本地化新能源政策的推动，未来“电从身边来”与“电从远方来”是相互作用的，没有谁取代谁，只有谁更适合本地化电力消费的需求。所以我看好分布式资源的本地交易和本地交易中心，因为这符合经济基本规律，都集中到一级批发市场，那么小额分布式交易成本将高于交易利润，变得不可持续。既然新型电力系统要适应大量分布式资源和负荷侧灵活性协调，那么在电力运行、调控、管理、交易机制上，也需要适配。所以新型电力系统绝不仅仅只是一个新的技术系统，而是新型的电力机制。希望城市级虚拟电厂运营管理中心和城市级虚拟电厂运营商越来越好。

6月，全国碳市场碳排放配额（CEA）总成交量1588.5万吨，总成交额11.45亿元。挂牌协议交易月成交量418.9万吨，月成交额3.10亿元，6月30日交易收盘价为75.02元/吨。大宗协议交易月成交量1169.7万吨，月成交额8.35亿元。 在成交价方面，碳价逐渐回升。本月挂牌协议月均价为74.03元/吨，环比上涨5.4%；大宗协议月均价为71.39元/吨，环比上涨0.4%。本月收盘价75.02元/吨，同比上月上涨9.58%，较去年同期收盘价下跌17.3%。本月挂牌协议最高价为77.20元；最低为67.05元；大宗协议成交价最低为58.87元，最高为73.97元。 在成交量方面，全国碳市场配额成交量持续活跃。本月全国碳市场配额成交量同比上月增加53.2%，其中挂牌（CEA）总成交量1588.5万吨，较上月成交量相比增加18.3%，日均成交量20.9万吨，环比增加12.4%；大宗协议月内成交量1169.7万吨，较上月成交量相比增加71.2%，日均成交量58.5万吨，环比增加62.7%。月内，大宗协议成交占总成交量的74%。 碳市场进入“深水区” 6月，中国碳市场政策框架进一步细化。 生态环境部发布《国家应对气候变化标准体系建设方案》，明确将碳市场数据质量管理纳入标准化轨道。全国碳市场覆盖行业扩大至钢铁、水泥、铝冶炼等高耗能领域，首批重点排放单位信息公开已完成。这些举措显著提升了市场透明度，但也引发了企业对配额分配细则的关注。 截至目前，全国碳市场累计成交量已突破6.7亿吨，累计成交额超460.9亿元，市场流动性显著提升。 CCER价格指数也出现回调。2025年6月CCER市场成交总量为314558吨，成交总额2731.19万元，成交均价为86.807元/吨。环比5月，成交均价下降2.19%，成交量上升62.92%，成交额上升66.04%。 6月CCER中间价87.79元/吨，环比下降4.87%，自愿减排项目供给增加对碳配额市场形成一定冲击，造成碳价波动。 此外，中国绿色电力证书（GEC）市场迎来爆发式增长。2025年生产的集中式项目绿证价格达6.85元/个，较2024年生产绿证上涨127%，生物质发电绿证价格涨幅更达119%。 碳证与绿证的替代效应逐渐显现，随着可再生能源占比提升，企业倾向于通过购买绿证完成履约，间接减少对碳配额的需求。 同时，生态环境部明确将绿证纳入碳市场抵销机制，推动形成“碳证+绿证”的双轨制市场结构。这种设计既保障了碳市场的流动性，又避免了单一市场可能出现的价格扭曲。 未来展望 碳价波动对钢铁、水泥等高耗能行业影响显著。 以钢铁行业为例，6月螺纹钢期货价格环比上涨4.2%，而同期碳价下跌13%，导致企业吨钢碳成本占比从5.8%降至5.1%。这种成本变化可能延缓部分企业的低碳转型步伐。 然而，长期来看，碳市场扩容已是大势所趋。 全国碳市场信息网数据显示，6月新增纳入企业14家，覆盖行业扩展至建材、钢铁、铝冶炼等领域。随着免费配额比例逐步缩减，企业将面临更大的减排压力，倒逼技术升级。 在政策方面，预计三季度将出台《碳排放配额分配方案》，明确老旧风机改造等项目的配额豁免规则，稳定市场预期。 在金融方面，上海环境能源交易所已启动单向竞价交易测试，碳期货、期权等衍生品有望年内落地，提升市场价格发现功能。 短期价格波动反映了市场对政策细节的理性审视，而成交量放大则预示着长期信心的积累。随着政策框架的完善和金融工具的丰富，中国碳市场有望在2030年前形成价格合理、运行高效的市场体系。

6月下旬，全国多地气温飙升至40℃，空调、风扇24小时“连轴转”，电网负荷屡创新高！ 在这场“高温+高用电”的双重考验下，电力市场圈内“虚拟电厂”一词热度飙升，成为行业内外关注的焦点。那么，究竟什么是虚拟电厂？它又是怎么在电力市场里盈利的呢？我们一起来揭开虚拟电厂的神秘面纱。 虚拟电厂的本质 想象一下，电力市场就像是一个热闹的大集市，各种发电厂、用电户都在这里买卖电力。而虚拟电厂呢，就像是这个集市里的一个超级中介，但它既不发电也不建厂，而是靠着一套智能算法，把分散在各地的电力资源“打包”管理起来。这些资源包括工商业的用电负荷、储能系统、充电桩，甚至是家里的空调。 虚拟电厂就像是一个看不见的电力搬运工，它根据电网的需求，灵活地调度这些资源，让它们在需要的时候发电，在不需要的时候储存起来或者减少用电。这样一来，虚拟电厂就相当于一座实体电厂，但比实体电厂更加灵活、高效。 举个例子，就像网约车平台一样，它聚合了数以百万计的车辆，根据乘客的需求进行调度。虚拟电厂也是一样，它聚合了大量的电力资源，根据电网的需求进行调度，确保电力供应的稳定和高效。 虚拟电厂怎么在电力市场里盈利？ 说了这么多，虚拟电厂到底是怎么盈利的呢？咱们以深圳的虚拟电厂为例来说明。 在深圳，有1.8万根充电桩接入到了虚拟电厂管理中心。这些充电桩可不是普通的充电桩，它们能随时响应电网的调度，进行调峰。当电网需求低的时候，它们就多充点电；当电网需求高的时候，它们就少充点电，甚至把储存的电卖给电网。这样一来，虚拟电厂就能通过调峰服务获得收益。 而且，这部分收益还会让利给车主。比如，你在白天写字楼底下充电，或者在夜间小区里面充电，如果电网需要削峰填谷，虚拟电厂就会给你弹一个对话框：“请问在这个时间点你愿不愿意接受降低功率？你的充电时长会增加30分钟，但是充电的每度电可以打五折。”这样一来，你既能省钱，又能为电网的稳定做出贡献，虚拟电厂也能从中赚取差价。 除了调峰服务，虚拟电厂还能通过参与电力市场交易来盈利。就像是一个精明的投资者，根据市场价格信号和电网需求，灵活地买卖电力资源，实现盈利。而且，虚拟电厂的建设成本只有传统电厂的十分之一左右，这让它更具竞争力。 虚拟电厂如何参与电力市场？ 虚拟电厂是怎么参与电力市场的呢？需要完成注册、聚合、接入、认证、交易、退出六个步骤。 注册：虚拟电厂首先需要在电力市场监管机构进行注册，获得合法的市场主体资格。 聚合：虚拟电厂要聚合各种分散的电力资源，包括工商业负荷、储能系统、充电桩等。这些资源就像是虚拟电厂的“士兵”，听从它的指挥和调度。 接入：聚合好资源后，虚拟电厂需要通过先进的信息通信技术，将这些资源接入到电力系统中。 认证：为确保虚拟电厂的调节能力真实可靠，需由省负荷管理中心进行技术认证。 交易：虚拟电厂运行当前可参与中长期交易、现货市场、需求响应及辅助服务市场，虚拟电厂会根据交易结果进行结算。它会把赚到的钱分给聚合的资源提供者，同时也会留下一部分作为自己的运营成本和利润。 退出：当虚拟电厂不再满足市场准入条件或连续评级不达标时，需按照申请注销或自动注销的方式退出市场。 通过这六大步骤，虚拟电厂就能顺利地参与到电力市场中，实现盈利和可持续发展。 目前，我国已将虚拟电厂纳入新型电力系统建设重点，政策扶持与市场潜力正不断释放，虚拟电厂发展前景一片光明。对于刚踏入电力市场的新手小白来说，了解虚拟电厂的本质、盈利模式和参与方式，无疑能为你的职业发展增添一份有力的筹码。所以，不妨多关注关注虚拟电厂这个新兴领域，说不定下一个电力市场的“弄潮儿”就是你！

近日，我国光伏、风电企业年报已悉数出炉。在全球能源转型加速、国际竞争格局重塑的背景下，新能源行业面临产业周期错配、产能利用率低位运行、产品价格中枢下移叠加技术路线革新等多重变量，而聚焦于新业务领域、新增长点的“第二增长曲线”则频繁见诸各上市企业年报，这释放出何种产业信号，不妨一探究竟。 业绩低迷倒逼战略升维 从披露的年报数据来看，新能源企业整体业绩并不算亮眼，尽管自去年9月开始，光伏风电行业开启了声势浩大的“反内卷”行动，意在消除低价恶性竞争对产业发展带来的不利影响，但就目前来讲，要想看到成效或仍需时日。 光伏方面，Wind光伏概念板块95家A股上市公司年报披露收官，仅33家企业实现营收增长，26家总营收破百亿，其中晶科能源、通威股份、隆基绿能、天合光能几家头部企业的营收规模虽超过800亿元，但普遍业绩下滑甚至亏损，大部分企业更存在不同程度的营收和净利润下降情况。 数据显示，2024年，隆基绿能归母净利润为-86.18亿元，同比下滑180.15%；通威股份归母净利润为-70.39亿元，同比下滑151.86%；天合光能实现归母净利润-34.43亿元，同比下滑162.30%；晶科能源归母净利润9892.76万元，同比下滑98.67%。 风电方面，上下游全产业链74家上市公司中，4家整机龙头总营收超过1200亿元，金风科技、运达股份、电气风电3家实现营收、净利双增长；零部件企业净利润同比下滑达21家，其中，华伍股份、飞沃科技、恒润股份等企业净利下降幅度逾200%，华伍股份净利润下滑幅度甚至达到585.32%。 从毛利空间看，风电产业链盈利能力持续承压。一方面，净利润出现下滑，行业整体毛利空间进一步收窄。2024年披露风机制造业务毛利率的6家企业里，半数企业毛利率仅维持在6%附近，而部分企业毛利率甚至跌至负值区间（最低为-12.07%），整机环节的利润空间已被压缩至极限水平。 可见，上一年度新能源行业的确有些“不好过”，然而仅从“收入”上来判断各家公司一年来的成绩未免有些“武断”。 面对普遍惨淡的经营业绩，新能源企业并未放缓寻求突破的步伐。在多家财报中，“第二增长曲线”频繁出现，开拓新技术、新业务成为企业未来战略布局的重中之重。 即便在营收规模收缩、利润空间收窄的情况下，光伏行业依然维持着可观的研发强度。数据显示，2024年，光伏企业的研发费用总额达到324亿元，占总营收的比重达2.67%。其中，阳光电源、天合光能、隆基绿能等巨头，依旧在研发上重金投入，并一次又一次打破纪录，创新投入的持续加码正推动异质结、钙钛矿等技术产业化进程提速，为企业未来形成差异化竞争优势打下了坚实基础。 据记者了解，隆基绿能曾于此前发布公告，宣布公司创始人李振国为更专注于研发及科技管理事务，已正式提请辞任公司董事、总经理等职务，全力投入科技创新。市场分析人士解读称，此次高管职责调整旨在实现更清晰的管理分工，为公司聚焦前沿技术攻关提供强大支撑，注入可持续发展的新动能。 除此之外，阿特斯、晶科能源、天合光能等公司正重点投入储能领域，中信博、捷佳伟创、禾迈股份等企业则依托主业技术优势，积极向新业务方向拓展。 据天合光能内部人士透露，该公司董事长高纪凡提出，公司应将重点放在新型储能和微电网的发展上，以推动新型电力系统市场的建设。2024年，天合光能已经启动战略升级，正式从光伏产品制造商转型升级为光伏及储能智慧能源整体解决方案提供商。在财报中，天合光能把主要业务分为光伏产品、光伏系统、智慧能源三大板块，凸显了其从光伏组件制造向多领域拓展的战略调整意图。 此外，数据显示，各家风电企业风机订单普遍稳健增长，盈利情况有所改善。营收结构上，“出海”战略成效显著，海外收入占比快速提升，成为企业布局重心。在绿电消费政策激励和低碳转型需求驱动下，多家风电厂商加速拓展新能源衍生领域，制氢制氨、绿色甲醇等新兴产业业绩增长正在成为风电企业的“第二增长曲线”。 以金风科技为例，该公司2024年海外市场表现亮眼，新增订单量刷新历史纪录，业务已扩展至47个国家，其GWHV12与GWHV15系列机组成为海外主力机型，覆盖中东、北非、中亚、南美及欧洲等多个地区。截至当前，公司外部订单总量达45083.04兆瓦，其中海外订单达7031.82兆瓦，较2023年的4677.47兆瓦实现显著增长，海外业务规模快速提升。 系统化多元化加速产业升级 2024年新能源行业的集中度进一步提升，其中光伏的CR10企业市场占有率超过70%，这也使很多企业的生存逻辑不得不从“拼产能”转向“拼场景”。新能源产业的创新正突破单一技术路径，向多能互补的集成解决方案加速裂变，这一趋势在领军企业的全球项目中得到生动诠释。 今年年初，天合光能旗下子公司天合跟踪成功中标沙特阿拉伯吉达第三工业城支架制造工厂项目。天合光能全球营销副总裁兼中东及非洲区域市场负责人吴冠军表示：“我们在沙特阿拉伯新建的天合跟踪工厂，是推动本地化进程和提供可持续能源解决方案的重要举措。通过加强在当地的业务，我们正在提升服务能力、提高交付效率，并确保该地区客户能够获得创新、高质量的智能跟踪解决方案。” 据悉，该工厂预计年产量3吉瓦，计划打造地区“零碳园区”范本，高度契合沙特气候特点和其“2030愿景”，为助力该国实现能源结构多样化、创造本地就业机会以及推动可再生能源行业的增长提供了路径。 去年9月，远景敏锐切入灵活性服务市场，发布了基于AI+大模型驱动的全球最大容量储能系统，包括全场景系统级产品、系统级技术、系统级方案和系统级服务，旨在解决高比例新能源带来的灵活性、稳定性和经济性三大挑战，并为客户提供一站式解决方案。 通过推动EnOS智能物联网操作技术升级，远景的系统级方案已经相对成熟，其为鄂尔多斯零碳产业园、赤峰零碳氢氨项目等定制的综合最优解决方案，在“风光储氢网荷”各环节得到深度实践，为企业开拓了新的商业模式，大大增强了市场竞争力。 值得一提的是，多家企业在跨界融合方面也取得了积极进展。 由明阳智能研发的风渔一体化智能装备“明渔一号”，首次实现了“深远海风渔融合规模化养殖+鱼种混养模式”的探索，为立体化开发海洋资源，提高海洋资源的利用效率，实现海上风电与海洋牧场融合提供了借鉴。 从单一产品研发到“技术融合+场景深耕”，新能源产业升级愈加多元化、系统化。其核心驱动力在于，碳中和目标要求给出系统性脱碳方案，波动性可再生能源占比提升亟须灵活性资源支撑，而数字技术则使复杂系统协同优化成为可能。新能源企业的成功实践，不仅验证了“光伏/风电+”作为新型能源基石的可行性，更预示着一个以数字化为纽带、多能深度耦合的全球零碳能源网络正在加速形成。 “四大转型”支撑产业现代化跃迁 2024年光伏风电企业年报如同一面棱镜，折射出我国新能源产业在激烈变革中探索出的现代化转型清晰路径。头部企业不仅交出了财务成绩单，更以扎实的转型实践为整个产业链标注了高质量发展的坐标。 转型之一——核心技术自主可控已成为行业生存发展的命脉。 由技术创新及专利集群构筑起的“护城河”，是新能源企业参与全球规则制定的“通行证”。通过密集的专利布局，中国企业正从技术追随者转变为规则塑造者，为后续全球化布局奠定了知识产权基础。 年报显示，第六次蝉联全球出货量第一的晶科能源，其黄金片区电池量产平均效率超26.7%，同时依托长期积累的专利壁垒构建了显著的成本优势；成功突破大兆瓦深远海漂浮式海上风机技术的风电代表企业明阳智能，拥有近2000项专利及软件著作权，获得超过50种机型的设计与型式认证，其自主研发的风机矗立于深海、高原、荒漠、戈壁，向世界输送源源不断的绿色动能。 转型之二——智能化制造赋能产业实现质效提升。 以工业互联网平台和数字孪生技术为引擎，新能源头部企业实现了从研发设计到柔性生产的智能化升级。由三一重能打造的中国韶山·三一重能叶片工厂，在引入数字化技术后，灌注效率提升了25%。2024年10月，该工厂通过认证，成为世界首座风电行业“灯塔工厂”，这一突破性成就意味着我国风电数字化制造迈出了历史性的一步，为产业制造的智能化升级提供了宝贵经验。 转型之三——加速进军全球市场，逐步从单一产品出海向产能输出扩展。 年报数据显示，2024年，光伏上市公司海外总收入达3446.04亿元，海外收入占比从2023年的32.7%提升至37%。同年，阳光电源、隆基绿能、晶科能源等头部企业的海外收入占比均超40%。其中，阿特斯以占比77.8%的海外收入领衔光伏电池组件企业。出海成为光伏企业利润的重要增长点。 此外，新能源龙头企业产能向外扩张的步伐显著加快，海外建厂立项成为常态，其业务布局广泛覆盖东南亚、欧美、中东、非洲等地。这种产能的全球化分布，推动了“全球制造、区域销售”体系的形成，为企业规避特定市场的关税风险提供了更有效的途径。 转型之四——以低碳化打造全产业链的绿色增长引擎。 在“双碳”目标驱动下，低碳化成为各行各业转型升级的必选课题，能源行业更是冲锋在前。年报数据表明，新能源龙头企业通过零碳供应链打造、绿电消纳、碳资产管理等措施，在提高了自身“绿色竞争力”的同时，显著带动产业链减碳。 远景科技近期发布的《2025零碳行动报告》指出，其自2022年起已连续第3年实现运营碳中和，目前正推进核心供应商100%绿电使用。根据集团的规划，其核心供应链100%使用绿电的目标预计将于2028年达成；2040年，该公司将实现净零碳排放。 我国的新能源企业已经从单一产品供应商蜕变为清洁能源全价值链的整合者与规则制定者，并为能源产业现代化转型升级写下了生动注脚，在这场以新质生产力为引领的转型变革中，新能源产业必将迈向更高端、更智能、更可持续的未来。

7月2日，“湖北发布” “武汉市人民政府网”等官方权威媒体，均以 全国首次！武汉迎峰度夏充电电价时段有调整 为标题，对湖北省发改委迎峰度夏期间临时调整武汉地区工商业充换电设施分时电价政策予以高度肯定，同时“湖北日报”“长江云新闻"”湖北卫视“等媒体也开展系列政策宣传和解读。 看似再普通不过的一项电价政策临时调整，为何得到官方如此高度重视？！ 笔者以为，这事儿看似简单，但说来话长！彰显了电力保供稳价工作的复杂性和重要性！ 去年5月1日，全省执行新的工商业分时电价政策，原电价中6小时高峰（9:00-15:00)调整为4小时平段（9:00-12:00、14:00-15:00）和2小时低谷(12:00-14:00)。 其中：光伏集中发电的午间12:00-14:00为低谷时段，电价按基础电价的48%计算（7、8月为45%），光伏集中发电的其他时段由高峰调整为平段，电价不再上浮、按基础电价计算，电价呈现显著下降趋势。 在新政策的引导下，我省工商业用户获得感满满，积极响应，纷纷改变用电行为，将其他时段的用电量转移至午间，午间负荷水平因此提高。 从全省来看，新分时电价是基于光伏等新能源大规模发展而作出的政策调整，既落实了国家发改委有关政策部署，也提高了光伏等新能源消纳水平，还降低了工商业用户用能成本，实现了多方共赢目标，顺应了新型电力系统发展趋势。 但是，武汉是典型的受端电网，午间光伏发电资源少，午间低谷电价扩大工商业用电需求急剧上升的同时也带来了供需失衡矛盾。 普遍适用的分时电价政策还有没有精细化调整机会！？ 根据国家政策规定，向电网直接报装接电的经营性集中式充换电设施及党政机关、企事业单位、社会公共停车场中设置的充电设施用电，均执行工商业分时电价政策。 电动汽车充换电设施虽然也执行工商业分时电价政策，但这个用电群体不同于制造业等其他工商业用户，具有用电可集中、灵活可调节特点。 是否可以结合电动汽车充换电设施用电特性，将午间12:00-14:00低谷时段向后顺延2个小时，实施分类错峰? 避免午间2小时高峰“拥挤”。 湖北省发改委等主管部门主动思考，积极作为，经过细致调研、科学论证，并多方征求意见，最终形成共识：为缓解武汉迎峰度夏期间“光伏出力不足、空调负荷激增、充电需求集中”的三重压力，决定实施精细化调控措施，以电动汽车充换电设施用电时段调整为“小切口”，引导新能源汽车错峰充电，既保障电力稳定供应，又促进清洁能源高效利用，破解电网安全、用户降本、绿色发展等“大问题”，实现多方共赢。 1 充换电设施分时电价调整背景 从当前能源结构来看，武汉地区本身光伏资源不如省内其他地区丰富，分布式光伏渗透率仅为6.5%，70%的分布式光伏完全就地消纳，不受分时电价调整的影响。截至2024年，武汉市余电、全额上网的分布式光伏容量不超过45万千瓦，均被100%消纳。 2025年1月国家能源局出台《分布式光伏开发建设管理办法》后，全市分布式光伏并网增速放缓，一季度同比仅增长 38% 左右，远低于充电负荷的成倍增速。 在武汉地区新能源底子薄弱情况下，迎峰度夏期间午间（12:00-14:00）光伏出力不足，电动汽车午间谷段扎堆充电，叠加夏季空调负荷尖峰与充电需求集中，用电负荷曲线与新能源发电时段不匹配问题日益凸显，导致局部电网负载率激增23%，部分台区频发过载预警，亟需立足本地能源结构特点，探索差异化电价政策调控路径，控制午间谷段充电负荷的过快增长。 武汉作为华中地区核心受端城市，电网外送依赖度高、本地光伏午间顶峰能力有限，在迎峰度夏期间面临“负荷高峰与光伏低发”相互叠加、“空调负荷与充电需求”同步上升的双重压力。 在此背景下，2025年6月25日，湖北省发改委公布了《关于2025年迎峰度夏期间临时调整武汉市工商业电动汽车充换电设施分时电价政策的通知》，规定在2025年迎峰度夏期间（7月10日至9月10日），武汉市执行工商业代理购电价格的电动汽车充换电设施用电，12:00-14:00由原低谷时段调整为平时段，14:00-16:00由原平时段调整为低谷时段。 2 充换电设施分时电价调整主要内容 1.实施时间：2025年7月10日至9月10日，覆盖迎峰度夏关键期。 2.实施范围：武汉市执行代理购电价格的工商业电动汽车充换电设施用户，包括公共充电站、换电站及出租车、网约车专用设施。 3.时段调整：原低谷时段（12:00-14:00）调整为平段，缓解午间“空调+充电”双重负荷压力； 原平段（14:00-16:00）调整为低谷时段，电价较平段降低约0.25元/千瓦时，引导用户错峰充电。 其中电价浮动比例及非迎峰度夏期间的时段划分均保持不变，仍执行《省发改委关于完善工商业分时电价机制有关事项的通知》（鄂发改价管〔2024〕77号）规定。 如上图所示，在夏季的7月、8月份，尖峰、高峰、平时和低谷时段的电价倍率设定为2:1.49:1:0.45，在9月1-10日，这一倍率则恢复为1.8:1.49:1:0.48。 3 充换电设施分时电价调整重大意义 此次分时电价机制“两小时微改革”既是“立足武汉解难题”的精准之策，更是“省域统筹一盘棋”的创新实践，是我省运用价格杠杆破解电力保供难题的重要探索，具有多重意义： 当好电网安全“减压阀”，护航民生用电无忧。通过精准调节工商业电动汽车充换电设施分时电价时段，可将充电负荷从供需最紧张的午间时段转移到同样是光伏发电的其他时段，大大缓解武汉电网保供压力，防止出现局部负荷过载导致的区域性停电风险，让市民清凉度夏更有保障。 打造降本减负“精准器”，夯实经济发展底盘。转移负荷可等效为在核心城区新建5座满负荷运行的110kV变电站或10万居民用户的用电负荷，减少电力投资和外购高价电支出，降低全社会用能成本，经济效益显著。 构建能源消纳“增效器”，助力双碳目标实现。创新时段调整机制与省内电网协同运行，拓宽低谷电价时段范围，预计多消纳增发光伏电量5000万千瓦时，减排二氧化碳超4万吨，既有效解决新能源“午间消纳难”问题，又为构建清洁低碳能源体系贡献湖北智慧。 结合此前分时电价政策规定，意味着武汉地区在光伏大发时段内有两个低谷时段，进一步拓宽了工商业用户享受低谷电价时空范围。 其一，工商业电动汽车充换电设施用电，在14:00-16:00这个低谷时段享受低谷电价政策。 其二，其他工商业用户（非电动汽车充换电），依然按照“鄂发改价管〔2024〕77号”规定，在12:00-14:00这个低谷时段享受低谷电价政策，进一步拓宽了光伏绿电消纳时长，有利于提高新能源消纳率。 此次实践以“小调整”撬动“大效益”，解决度夏期间武汉市充电负荷过快增长与光伏资源禀赋不匹配带来的电力持续供应风险，既为企业雪中送炭，又为产业升级铺路，还提高新能源消纳率，彰显了湖北省政府部门在复杂国际环境下“有效市场+有为政府”的治理智慧，为统筹发展与安全提供了有效的湖北实践。

2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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，下称“136号文”）。这一政策标志着我国新能源项目开发进入了一个全新的阶段，新能源上网电量全面进入电力市场，建立可持续发展价格结算机制。如何在新的政策环境下抢占先机，实现效益最大化，成为行业关注的焦点。本文将结合实际数据，详细解析136号文背景下能源项目市场开发的策略。 一、电力市场建设加速，营销能力成关键 新能源电量全面入市，倒逼电力现货市场建设提速。短期来看，新能源全面入市初期，由于市场竞争和新能源发电的波动性，新能源上网电价下行概率较大，投资回收期、内部收益率等财务指标的稳定性会受到影响。然而，长期来看，各省级实施细则明确后，“多退少补”的差价结算机制将为新能源项目提供“价格锚点”，稳定企业收益预期，减少市场电价大幅波动带来的风险。 电力市场将呈现交易核心化、资源比较化、成本敏感化、风光差异化、储能价值化、模式多元化。新能源电量全部进入市场，标志着超过80%的装机容量和将近80%的电量上网电价完成了市场化改革。在此背景下，营销能力成为企业间的重要差异化竞争手段，开发建设以电力交易为目标开展，呈现交易核心化。 二、风光差异化发展，储能价值凸显 风光项目受到同时率影响，收益差距巨大。光伏电价受发电全部集中在白天的影响，导致供需失衡，电价波动大；而风电电价相对稳定，因其发电分布更均匀，夜间还可补充基荷。因此，在新能源全面市场化交易后，新能源领域的投资将集中在风电领域。 储能领域将会走出先抑后扬的发展趋势。短期内，随着政策取消强制配储，会出现储能产能过剩的情况；但长期来看，随着新能源渗透率的提高和储能价格保障政策的逐步落地，储能将在新型电力系统中发挥不可替代的作用。山东、山西等电力现货市场发展相对超前的省份，储能装机动力相对较足；内蒙古、新疆、宁夏等风光大省，储能将在网侧及大规模源网荷储等场景方面发力。 三、源网荷储与零碳园区迎来新机遇 在新能源全面市场化交易后，源网荷储、零碳园区等商业模式将迎来开发机遇。政策层面，国家推动双碳目标，鼓励绿色电力消费和分布式能源发展；高耗能用户为满足碳减排要求，急需低成本、稳定的清洁能源。源网荷储通过灵活调节供需，零碳园区整合分布式资源，可有效降低用电成本，满足政策与市场需求。 以海宁正泰工业园区为例，其智能光伏、储能、充电系统一体化微电网项目集成了光伏BIPV小屋、光伏BIPV停车棚、垂直轴风机等多种能源形式，构建了多模式电解水制氢混合系统，实现了冷热电联供，系统整体利用效率达到86.8%。此类项目的成功实施，为源网荷储与零碳园区的发展提供了宝贵经验。 四、区域选择与项目筛选：精准布局，抢占先机 在项目开发方面，应本着“系统布局”“重兵投入”“专业开发”“多元开发”的原则，做好区域选择、项目筛选和商业模式设计。未来，交易电价高的省份将集中在用电量大、新能源占比少的区域；储能资产价值高的省份则包括电力市场开放度高、新能源比例高的地区。 风电项目应优选平原缓丘、沿海滩涂等资源丰富、接入条件好的区域；源网荷类项目应优选合作方，尽量选择数据中心等高能耗企业合作；储能项目应在负荷大、煤电成本高、新能源比例高的省份布局。 新能源项目市场开发正面临前所未有的机遇与挑战。在136号文的指引下，企业应精准把握政策导向，加强技术创新与商业模式创新，提升市场竞争力。通过科学合理的区域选择与项目筛选，抢占市场先机，实现效益最大化。让我们携手共进，共同推动新能源产业的高质量发展，为实现绿色低碳转型贡献力量。

7月2日，在第十七届国际交通技术与设备展览会中，京东物流首次发布自研无人轻卡产品——京东物流VAN，标志着其正式入局无人驾驶汽车领域。京东物流VAN无人轻卡具备24立方米超大载货空间，是物流行业内载货量最大的无人轻卡，可替代传统4.2米货车用于物流摆渡及传站等环节。通过规模化应用以及场景打磨，整车成本、跑行安全以及效率将进一步得到优化。 产品设计上，京东物流VAN无人轻卡采用全冗余车规级设计，通过制动、转向、通讯、电源等多维度冗余设计，实现对现有商用车线控方案的升维进化。此外，京东物流独狼6.0智能配送车也在展会上亮相，集成了高精度定位、多传感器融合等十大核心技术，具备L4级别自动驾驶能力，最高速度可达60km/h，最大载重1000kg，货箱容积达4立方米，一次充电续航里程达160公里，支持24小时全天候及复杂天气条件下作业。 京东物流VAN的发布成为企业在无人驾驶+物流运输领域的又一重要创新。VAN集成高精度定位、多传感器融合、时空联合决策规划等十大核心技术，应用大模型进行数据预标注和训练，实现行业领先的规模化L4级自动驾驶能力。其传感器配置包括3颗激光雷达、20颗摄像头及12颗毫米波雷达，可实现360度无盲区感知，检测范围较传统方案扩大19倍，感知性能提升3倍。车辆搭载比亚迪商用车定制开发的线控底盘，支持60km/h最高车速及1000kg载重，续航能力达400公里，电动驱动系统可减少90%以上碳排放。目前，京东物流已在北京、广州等30个城市启动VAN试运营，覆盖仓储到配送全链路场景。实测数据显示，相比传统运输方式，VAN可节省约60%运营成本，同时通过24小时不间断作业提升配送效率。公司计划2026年完成超千台车辆规模化部署，并通过智能调度系统优化路径规划，进一步降低单车运营成本。京东物流VAN与现有智能仓储、无人配送车（如独狼系列）形成协同效应，构建仓储-运输-配送全链条智能物流体系。车辆搭载的智能网联系统可与京东物流智能产业园实时交互，实现订单、运力、路径的动态优化。VAN通过与地方政府合作，已在重庆、成都等城市启动智能网联示范区建设，推动车路协同技术落地。京东 物流技术与数据智能部无人车产品运营张陟表示：“VAN的发布是京东物流践行‘技术驱动物流’战略的重要一步。我们将持续深化自动驾驶技术研发，与产业伙伴共同打造更高效、更绿色的智能物流未来。”

2025年4月份，浙江电力交易中心公布了《浙江省虚拟电厂运营管理细则》和《浙江电力领域新型主体市场化响应方案》两份征求意见稿，同时配套发布了浙江虚拟电厂注册的相关规则。这代表了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见(发改能源〔2025〕357号)》在浙江的落地细则的出台。分析上述几份文件，和之前的虚拟电厂参与需求响应相关的规则比较，呈现出四点不同。 特点一，市场驱动上述两份文件以及配套的操作规则，呈现出虚拟电厂从“政府补贴驱动”，真正过渡“市场交易驱动”，但又兼容之前的模式。浙江的政策文件，从思路上看，清晰的表现为市场驱动，即目标是推动虚拟电厂完整的参与市场，明确了参与的路径和机制，并从市场中获得收益。在电力保供方面，承接了之前的有序用电，补贴型需求响应的运行模式，并且增加了市场化需求响应模式，与之后的电能量现货市场日前、日内形成衔接。即使是政府补贴型的需求响应，也探索形成量价出清机制，以市场竞价的方式发现价格并给予有竞争力的企业。可以说浙江细则代表了“虚拟电厂真正开始走向市场”的趋势。 特点二，定位清晰虚拟电厂业务是否能细则落地，核心是看能否处理好“虚拟”和“电厂”的关系。虚拟电厂同时具有“虚拟”，和“电厂”两个属性，1、虚拟属性因为它是负荷侧各类分布式电源、灵活性负荷、工商业储能等分散资源的逻辑抽象得到，（1）从电压等级来看，是配电网低压侧资源聚合，（2）从电网内部管理关系来看，是电力营销业务管理范围，（3）从调度关系来看，是属于配电网调度（即市调和县调），而非输电网调度（即省调）。2、电厂属性虚拟电厂在现有的电力市场中，必须以市场主体的身份出现，对调度和交易中心来说，它更像是电厂，它的资源必须对应到200kV的物理节点，才能真正参与到电力电量平衡和交易中。目前省级电力交易中，由输电网调度给出200kV及以上的节点的运行成本，和节点电价平均出清价格，交易品种和调度关系都不支持配网的电力电量交易。 某种意义上这也制约了国内虚拟电厂的发展，比如辅助服务市场里，无法提供大量细颗粒度的的平衡机制，满足DSO（配网调度）的需求，甚至绝大多数DSO都不是市场认可的主体（除了增量配电主体外），当然这涉及到另一个更敏感的话题——输配分离。所以我们在各种政策文件里，能体会到虚拟电厂的某种“拧巴”，各方对虚拟电厂的态度和定位都不一样，这正是“虚拟+电厂”这种带有某种相悖属性的概念撮合形成的。细则文件对虚拟电厂的各方面责任，做了清晰的划分和定义：对省级电网企业来说，虚拟电厂业务能否顺利落地，也是一个巨大的考验——营配调是否能真正贯通，把用户户号，户变关系，配网和主网的资产和拓扑关系，计量和调度关系能否真正意义上全部打通。否则省调是看不到虚拟电厂资源的物理聚合关系的，调度和交易也无从谈起。对于虚拟电厂的精细运行和市场化落地，某种意义上也反应了省级电网企业的总体经营管理水平：真正把电网当一张网，协同好设备、调度、营销、交易中心、政府各个部门的横向关系，和省-地-县的纵向关系，才能推动虚拟电厂政策较为平衡的发展和落地。否则虚拟电厂政策很容易成为某个部门利益优先的产物，就很难有大的发展空间了。 特点三，重新开始根据浙江的细则要求，所有虚拟电厂运营商必须重新进行接入联调、市场注册、用户签约、性能认证等注册流程，才能参与后续的需求响应和市场化交易。[2025]357号文出来之前，虚拟电厂行业的局面比较“复杂”，由于大家对虚拟电厂的定位、意义、价值、盈利模式等的理解各不相同，在各省、地、县、各个市场主体，都有各自的解读和行为。电网公司内部都存在各种不同的意见和做法。就像当年市场化初期的售电业务，有公司利用某个政策规则就可以赚到不少钱，也有公司满心希望冲进来结果赔了本的，也有公司把售电信息差做成类似传销组织割韭菜的。浙江细则的态度很明确：新规则，新开始，重新回到同一起跑线，大家凭本事说话。 特点四，严进严考之前的补贴型需求响应模式，其实对运营商的要求是很低的，进入几乎无门槛，和用户之间松耦合，对是否参与响应没有约束，对响应的结果也没有惩罚机制，只是达到80%目标就拿钱。这种规则催生了很多名义上的“虚拟电厂”，实际上可能一次都没参与过。少部分地方政府也认为虚拟电厂平台是另一个“负荷侧管理的抓手”，以管理思维而非市场运营思维参与建设。浙江虚拟电厂细则是“以结果为导向”的规则设计，彻底改变上述局面，给虚拟电厂运营商设置了“四重考试”。 1、入门考试注册认证需要经过：联调接入、注册申请、用户聚合、能力认证四个环节。那些手上没有实际客户资源的虚拟电厂，就会卡在能力实测认证这个环节。而且这个环节的测试结果，将成为后续可交易，可调度的合同容量基础。2、周期认证上面这些考试，不是一次性的。这就杜绝了某些“耍小聪明”的虚拟电厂，通过入门获得所谓的“虚拟电厂牌照”，然后拿着牌照作为稀缺性说事。比如日内响应的机组和用户，需要每12个月重新认证一次。3、运营商等级评价如果有运营商“有能力、没态度”怎么办？也就是学霸每次考试都不认真，只求60分那种。浙江细则对这种现象也做了对应的措施，就是不仅考核学霸的学习能力，还要考核学习认真度，形成“运营商能力评价”，学习能力30%，学习态度70%加权。如果运营商经常不参加交易，每次交易只响应最低的容量，经常执行结果不理想，或者只想赚钱不履行保供义务等等，运营商的评价等级就会逐步下降，中标几率降低，直至彻底退出市场。4、最终考试在上述条件下，通过市场化需求响应，或者市场化交易，能否盈利？这才是考验虚拟电厂运营商的最终实力。 通过上面四个考试，才真正反应出[2025]357号文件的精神：培育一批有竞争力的虚拟电厂运营商，而不是“一拥而上，一地鸡毛”的局面。那么，对已经或者想要开展虚拟电厂业务的主体来说，需要构建什么样的能力去适应这种变化呢？核心要点是无非是，克服侥幸心理，结硬寨，打呆仗，真正把客户、组织、能力、技术构建起来。

2025年6月，欧盟委员会正紧锣密鼓筹备将于2026年正式实施的欧盟碳排放交易体系第二阶段（ETS2）。 这项被视为欧盟“绿色协议”核心支柱的政策，首次将建筑供暖、道路运输等终端消费领域纳入碳定价机制，标志着全球最大碳市场向深度减排迈出关键一步。 然而，彭博社最新披露的一封由奥地利、比利时、意大利等12国联名的政策建议书，却将这项雄心勃勃的计划推入舆论风暴眼——成员国担忧，未经缓冲的碳价冲击可能引发能源价格飙升，动摇民意基础，甚至威胁欧盟气候目标合法性。 这场围绕碳市场改革的博弈，本质是气候危机紧迫性与社会承受力之间的艰难平衡。 碳定价版图的历史性扩张 欧盟作为全球气候政策的先行者，其碳市场改革具有风向标意义。自2005年启动以来，欧盟ETS始终聚焦电力、钢铁、化工等高排放行业，通过总量控制与交易机制（Cap-and-Trade）推动减排。 2023年《欧洲气候法》将2030年减排目标提升至55%、2050年实现碳中和的立法承诺，迫使欧盟必须加速能源转型。ETS2被视为实现这一目标的核心工具，但其覆盖范围从工业领域向运输、供暖等民生领域扩张，直接触及普通民众的生活成本，使气候政策从“企业责任”转向“全民负担”。 ETS2的推出，标志着碳定价逻辑的根本性转变。 首先是覆盖范围延伸。ETS2首次将道路运输燃料和建筑供暖燃料纳入碳市场，预计覆盖欧盟40%的温室气体排放。 其次，引入动态价格走廊，设定最低碳价60欧元/吨与最高限价100欧元/吨，避免价格过度波动。 此外，拍卖所得的80%将通过“气候社会基金”返还给成员国，用于支持弱势群体能源补贴和建筑节能改造。 根据欧盟委员会测算，ETS2实施后，每吨碳排放成本将通过燃料批发市场传导至终端价格。 以德国为例，在运输部门，每升汽油成本将增加约0.2欧元，柴油增加0.25欧元；在供暖部门，家庭天然气账单年均上涨300-500欧元，取暖油用户增加400-600欧元。 尽管欧盟设定了“前三年75%收入返还”的过渡条款，但奥地利财政部模拟显示，若碳价在2026年触及80欧元/吨，该国南部农村地区家庭能源支出占比将从当前的6.8%飙升至11.3%，远超欧盟8%的“可负担能源”警戒线。 三重焦虑驱动的政策调整 首先，能源贫困引发的民意反噬成为一大政治风险。 意大利环境部的内部文件指出，该国南部西西里岛、卡拉布里亚等地区家庭能源贫困率已达27%，ETS2可能使这一数字突破35%。 2022年法国“黄马甲”运动的教训犹在眼前——当年碳税上调导致柴油价格暴涨15%，直接引发持续数月的街头抗议。比利时能源部长警告：“我们支持碳定价，但无法接受让低收入群体为气候转型买单。” 其次，产业链成本重构的连锁反应造成了经济冲击。 奥地利经济研究所测算，ETS2将使该国运输业成本增加12%-15%，中小型物流企业利润率被压缩至2%以下。 更严峻的是，欧盟内部碳价差异可能引发“碳泄漏”。德国汽车工业协会数据显示，若周边国家（如挪威、瑞士）维持更低碳价，欧盟整车生产成本将高出8%-10%，削弱产业竞争力。 第三，分配机制存在技术性缺陷。 现行ETS2收入分配规则采用“人均GDP+能源强度”双重加权，导致了“富国补贴”悖论，即卢森堡、丹麦等高收入国家因能源效率较高，反而获得更多返还资金。而在农村地区，依赖私家车通勤的乡村家庭，因人均排放量高于城市居民，面临更高边际成本。 意大利生态转型部提出，需建立“区域级能源贫困指数”，将返还资金与地方实际承受力挂钩。 缓冲机制与分配革命 面对成员国压力，欧盟委员会正酝酿三大调整方向。 首先是碳价调控工具箱扩容。欧盟决定升级动态稳定储备（MSR），将MSR触发阈值从当前23%下调至15%，增强碳价下行期的干预能力；引入“碳价平滑期权”，允许企业以固定价格预购未来三年配额，规避价格飙升风险；此外，当碳价连续三个月超过最高限价10%时，自动释放额外1亿吨储备配额。 其次是收入分配革命。德国提议将50%的ETS2收入用于“能源券”发放，通过智能电表实现按需补贴，直接补贴替代拍卖返还；设立100亿欧元规模的“运输业转型基金”，为电动卡车购置、氢能加注站建设提供零利率贷款；要求非欧盟进口商品（如中国太阳能板、土耳其钢铁）缴纳碳边境税，所得收入专项用于补偿欧盟内受冲击行业。 第三，过渡期设计优化。首先是分阶段纳入，即2026年仅将运输燃料纳入ETS2，供暖部门推迟至2028年；其次是排放基准动态调整，即根据成员国实际减排进度，每年修订免费配额分配标准；最后是社会气候基金（SCF）扩容，将基金规模从原定的722亿欧元提升至1200亿欧元，重点支持农村地区建筑改造。 对此，行业内表示要求“永久性保护”。欧洲运输协会联合会（ETF）提出“碳价封顶计划”，要求将最高限价锁定在75欧元/吨，并延长免费配额发放至2035年。 但该方案遭到环保组织激烈反对，绿色和平组织批评其“将碳市场变成企业提款机”。 环保组织认为需警惕改革削弱减排效力。气候行动网络（CAN）警告，过度缓冲可能使ETS2失去价格信号功能。其测算显示，若采用意大利提议的“区域能源贫困指数”，德国巴伐利亚州家庭可能获得超额补贴，导致全国减排量减少1.2亿吨二氧化碳当量。 在政府层面，多个派别立场分化，形成了南北阵营对垒的局面。 其中，以奥地利、比利时等为代表的改革派主张严格碳价管控，要求欧盟委员会建立“能源贫困监测委员会”；以波兰、捷克为代表的保守派呼吁将ETS2推迟至2030年，并维持化石燃料补贴；而德国、法国等则试图在两者间寻求平衡，法国生态转型部提出“碳税分级制”，对私人用车和企业运输实施差别化定价。 气候目标与社会公平的再平衡 据欧盟内部消息，委员会或将在7月公布折中方案。其中： 碳价走廊调整：将最高限价上调至110欧元/吨，但允许成员国在能源贫困率超15%时暂停拍卖； 收入分配改革：将“气候社会基金”返还比例从80%提升至85%，并引入“农村地区加权系数”； 过渡期延长：供暖部门纳入时间推迟至2029年，但要求成员国提交分阶段减排路线图。 无论最终方案如何，ETS2改革都将重塑全球碳定价格局。其中，动态稳定储备、碳价平滑期权等机制可能成为新兴碳市场标配；碳收入再分配将从“国家间分配”转向“区域间精准补偿”；欧盟可能将碳边境税与ETS2改革捆绑，推动全球碳定价联盟建设。 欧盟碳市场的改革博弈，本质上是气候危机时代，在减排紧迫性与社会承受力之间寻求最优解的过程。正如意大利生态转型部长所言：“我们不是在讨论碳价高低，而是在定义一个文明的未来：这个未来既不能让北极熊独自承受气候灾难，也不能让欧洲工人阶级为转型付出全部代价。” 当2026年ETS2的钟声敲响时，欧盟能否交出一份兼顾雄心与公平的答卷，将决定其作为全球气候领袖的合法性根基。

《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”）作为我国新能源市场化的纲领性文件，构建了新能源项目“全面入市+差价托底”的基础框架。136号文发布后，各地正“量体裁衣”制定136号文落地实施细则。截至目前，新疆、蒙东、蒙西细则已正式出台；山东、广东两大经济强省的细则以征求意见稿形式亮相。 地域特色鲜明 136号文明确，差价结算机制的三大核心要素——机制电价水平、电量规模、执行期限下放地方自主制定。从目前各地公布的136号文细则来看，在补多少额度、补多大电量、补多长周期上，已显露出鲜明的地域特色。 我们先梳理下存量项目。 除广东外，其余地区均有相关规定。机制电价水平方面，山东统一明确为0.3949元/千瓦时（含税），为目前最高价。蒙东、蒙西机制电价捆绑煤电基准价，分别为0.3035、0.2829元/千瓦时，新疆将存量项目分为补贴、平价两类，衔接原优先电量上网电价，机制电价分别为0.25、0.262元/千瓦时。 机制电量规模方面，山东和新疆按比例覆盖电量，山东单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，新疆补贴项目机制电量比例30%，平价项目机制电量比例为50%。蒙东、蒙西对集中式项目进行了分类设定。 执行期限方面，各地纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。 我们再盘点下增量项目。 蒙东、蒙西暂不启动增量机制，保留后续评估空间，其余地区各有特色：山东暂并未明确机制电量规模、执行期限和电价水平，但明确机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。此外，特别设置了申报充足率下限，引导新能源充分竞争，2025年竞价申报充足率不低于125%。新疆则为增量项目机制电价划定了明确的竞价区间，暂定0.15~0.262元/千瓦时。 电量规模方面，广东每年新增纳入机制的电量规模由当地发改委、能源局确定，并在竞价前予以公布，同时，机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接，且不高于90%。新疆机制电量规模原则上参照存量平价项目机制电量规模比例以及增量项目上网电量确定。 执行期限方面，新疆增量项目考虑回收项目初始投资平均期限，执行期限10年。广东增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价。 政策分化背后 整体来看，各地既有共性又兼顾个性。 共性方面，各地在设计落地方案时都有较强主动性，均与本地市场建设进程、新能源发展情况、系统调节平衡需求等相适应。 “个性方面，从市场机制特点来看，山东关注电能量以外的市场及辅助服务、容量补偿等，建立涵盖信息披露、价格监测、成本调查和零售监管的风险防控体系。广东探索‘虚拟电厂聚合规则’，而蒙东侧重‘无现货市场的保障政策衔接’。”张超说。 竞价机制，关乎增量项目的机制量、价如何确定。张超对山东、广东竞价机制的特点进行了总结：“山东进行了一系列机制创新，设置了申报充足率确保竞价有效，同时明确分布式委托代理商竞价，侧重机制电量‘可少不可多’；广东交易中心作为竞价的主要组织方，明确新增机制电量执行期限，最后边际机组报量全额成交，侧重机制电量‘可多不可少’。” 各地136号文配套细则的主要差异，体现在机制电量、电价部分。短期看，政策会带来新能源投资布局的优化。东部外向型经济的电价承受能力相对高一些，预计可再生能源的机制电量和电价也会高一些。西部省份之前保障小时数较低、市场化比例较高的省份，预计机制电量和电价会相对低一些。 长远看，新能源入市有助于电力市场形成真实价格信号，实现电力资源优化配置。同时，136号文将新能源消纳权重、新能源装机目标与‘机制电量+市场交易’挂钩，规划目标将更多依靠市场来实现，后续的调节资源、容量资源规划建设也会逐步走向市场化引导的方式。 关于现货市场上下限方面，山东提出适度放宽限价，广东按照中长期交易价格与峰段系数、尖峰系数共同确定申报价格上限。值得一提的是蒙东、蒙西现货市场中，申报价格上、下限暂定为-0.05~1.5元/千瓦时，允许申报负电价。 为何会出现上述差异？新疆、蒙东、蒙西风光资源禀赋突出，但本地消纳能力薄弱，外送比例高，政策选择压低机制电价，通过市场化倒逼“低度电成本+跨省交易”破局。而山东、广东属于东部负荷中心，电价承受力相比西部高，加之强绿电需求，政策以高保障电价吸引投资。 未来破局建议 地方政策下一步如何细化、还有哪些堵点，目前已发布的落地政策对其他地区有何借鉴意义？与会专家积极建言献策。 各地未来应坚持按当地实际开展方案设计，形成“方案+细则/规则”的组合，以入市带动市场建设，更加关注市场与价格跟踪监管，在机制创新与机制衔接之间寻求平衡，需要更关注入市、竞价和差价结算的节奏衔接，机制电量的月度分解有待创新。 分布式能源入市是当前新能源市场化的一大挑战。分布式能源有很强的“分布式+”属性，比如“分布式+负荷”，“分布式+储能”等。在市场交易中，需要把“分布式+”项目当作一个整体去考虑。当前分布式项目主要作为价格接收者，在全面进入市场后，现货价格信号会引导分布式主体进行资源优化配置以获取更高收益。与此同时，“分布式+”的主体还需要履行三方面的责任，包括系统调节责任、承担政府性基金及附加和交叉补贴的社会责任，以及相应的输配电成本分摊等。 目前，广东正在探索以虚拟电厂实现“分布式+”入市。新能源全面入市背景下，虚拟电厂的运营模式将从单纯硬件层面的竞争转为随市场变化优化运营策略的竞争，核心是为电网供需平衡提供解决方案。在这样的背景下，虚拟电厂一是可以解决分布式资源参与电力市场的门槛问题；二是可以解决分布式资源调节的问题；三是与储能结合，拓宽收益渠道；四是作为贯穿多市场的“路由器”，减轻单个资源管理的难度，通过多市场增加收益模式。 针对136号文的落实，一是存量项目机制电量比例不宜设置过高，应在40%~50%，更多的应该参与到市场中；二是在增量项目方面考虑本省新能源资源禀赋，分区域设置不同的上限；三是在市场价格方面可以参考山东等省份，沿用燃煤基准价水平，差价结算的资金优先从辅助服务市场里支出，中午大量出清价为零可能是火电机组大量备用造成的结果，应从电力市场运行经济性的角度设置更合理的报价方式；四是要在后续交易批次中重点考虑新能源场站作为独立市场主体，真正体现其参与市场的权责义务。此外，需要进一步优化中长期和现货市场的衔接，真正供需关系的体现是现货市场。目前不少省份要求中长期合约规模锁定在80%~90%，需放宽中长期合约比例限制，来提高市场的流动性。 目前出台细则的省份中，暂无提及跨省跨区交易。现有的省内市场和跨省跨区市场相对分离，跨省跨区市场属于优先计划范畴，省内市场开放程度相对更大。但国家正在积极推动打破省间壁垒，跨区市场也将逐步形成，成为构建全国统一电力市场的重要组成部分。 在受端省份电力市场快速推进的情况下，相对固化的跨省电力交易中长期合同与受端省份电力市场在实时量价上难以匹配，跨省跨区交易可考虑锚定受端省份电力市场规则做相应的调整。另外，建议逐步放开省间现货比例，并推动跨省跨区发电企业和售电公司、用户直接参与省间交易，提高交易的灵活性，在长三角等区域市场建设基础较好的地区做更多的突破性尝试。