目前已有多座城市宣布建成“城市级虚拟电厂”，如何理解这一概念？中国有哪些“城市级虚拟电厂”？“城市级虚拟电厂”是指这个城市内所有灵活资源都被聚合形成了一个虚拟态的发电厂了吗？谁来负责管理？本文从这些常见疑问出发，来谈谈我国虚拟电厂和城市级虚拟电厂的定位与发展。 与常规火电厂不同，虚拟电厂通过物联网和人工智能技术，将分散在各个角落的可调节资源（如商业楼宇空调、工厂储能设备、居民智能家电、小型生物质、柴油、燃气发电、分布式光伏等资源）编织成一张智能响应网络。 从功能价值角度来看，虚拟电厂是一种依托技术支撑的可调节电力资源应用方式和业态，对于支撑建设新型电力系统、丰富电力市场交易多样性、缓解电力时段性紧张与过剩、分摊电源侧建设投资压力或阻力、推进用户侧能源数字化转型等都具有重要意义。 在中国谈虚拟电厂，我们在谈什么？ 虚拟电厂这个名词所带的比喻特点和抽象特征，在有效提升该概念的宣传效果的同时，也容易混淆讨论对象本身的多面内涵。本文建议，可以从技术、资源和产业三个角度理解“虚拟电厂”在不同语境中的差异。 （一）有时候，虚拟电厂是一个技术体系 当虚拟电厂作为一套技术体系出现时，它指代通过先进通信、控制和管理技术，实现海量分布式新能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等资源的聚合和协调优化，对外形成一个聚合整体参与电力系统优化运行的技术体系。 这一概念在学术研究领域颇为常见，部分专家学者认为，判断一个项目是否为虚拟电厂的关键要素在于虚拟电厂平台对其接入设备是否具备“动态在线通信控制能力”。在虚拟电厂技术概念下，通过电话邀约、现场沟通实现的资源聚合、调节响应模式无法纳入虚拟电厂概念。基于上述认知，部分地区的虚拟电厂管理办法将虚拟电厂视为一个可观、可测、可直控的物理系统，而少数地区的虚拟电厂管理调度平台则“更进一步”，直接穿透经营主体，实现对下属资源的通信与调控。 在此概念下，虚拟电厂技术体系包括智慧能源交互技术、协议转换技术、物联网智能计量技术、温湿度传感监测技术、智能通信技术、AI辅助技术等，虚拟电厂发展面临的问题包括通信规约标准化、并网控制技术标准、资源协同配置合理性、交易决策算法有效性、负荷预测准确性、价格预测准确性、数据通信安全隐患等技术问题。 ，技术体系是构建虚拟电厂的重要基础，但并不是当前市场发展的必要条件。原因在于，什么样的市场塑造什么样的虚拟电厂技术体系，在市场交易的时间尺度、资源硬件的响应能力尚不匹配的现实背景下，不应过分拘泥于虚拟电厂的技术概念。在一些区域，部分邀约型虚拟电厂也在切实发挥虚拟电厂的作用。技术标准应该从实用的场景和需求出发，不去过度拔高技术先进性，这样更有利于虚拟电厂模式在中国新型电力系统建设中的有效融入。 （二）有时候，虚拟电厂是一种商业模式 当虚拟电厂作为一种商业模式出现时，它通常是指将原本不受电力系统调度控制的分散资源动态聚合，并且对电网、电力交易各个主体产生可衡量的实际价值。虚拟电厂作为一种资源聚合能力，基于其对分布式电源所有者、可调负荷用户、充换电站运营商等主体的深度链接，能够在满足上述主体意愿的基础上动态地激活、引导这些灵活性资源做出响应，并以一种集中、代理的模式聚合参与电力系统互动，从而形成“虚拟电厂运营商带着大家去赚钱”的商业模式，而且是在“尊重大家动态意愿的基础上带着大家去赚钱”。 在此认知中，判断项目是否为虚拟电厂的决定性因素不再是技术标准，而是其有效激活分散资源的能力和模式，是虚拟电厂运营商的客户服务和管理能力，是虚拟电厂资源聚合合同、价格、利润分配的定价评估能力，是对用户产线、计划、库存、销售甚至关键能耗设备运营状态的管理和支持能力。与此同时，那些原本就已经被电力系统有效、精准调用的集中式光伏电站、电网侧储能等资源也无需再通过一种新的、更加不确定的商业模式进行聚合和响应。虚拟电厂这种新生商业模式的核心优势在于能以更低成本、更灵活的方式聚合资源，并通过与用户生产生活的紧密互动，为电力系统和市场提供有效的调节补充。当前，我国大部分虚拟电厂项目，均是基于虚拟电厂的商业模式概念命名。与此同时，这一概念也引发了社会对虚拟电厂、微电网、负荷聚合商、售电公司等相关概念的混淆和争议。 ，无论是哪一种概念名词最终“获胜”或“一统定义”都不重要，重要的是发挥好每一次政策引导作用，鼓励相关市场主体加强对用户的深度服务，鼓励相关主体培养对末端分散资源的聚合和激活能力，鼓励相关主体构建补全数字化、信息化通信管理能力，共同促进虚拟电厂产业及其相关产业的健康发展。 根据国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，预计到2027年全国虚拟电厂调节能力将达到2000万千瓦以上，到2030年全国虚拟电厂调节能力将达到5000万千瓦以上。根据中研普华产业研究院发布的《2024-2029年中国虚拟电厂行业深度分析及发展战略预测报告》，预计2025年中国虚拟电厂市场规模将达到近百亿人民币，而到2030年则有望突破千亿元级别。 （三）有时候，虚拟电厂是一类产业生态 当虚拟电厂作为一类产业生态出现时，它指代与分散式资源聚合相关的上下游产业链。该产业生态既包括被聚合的资源：分布式新能源、储能系统、可控负荷、充换电设施等生产厂商；也包括聚合资源的管理平台：涉及智能终端设备公司、控制自动化公司、计量设备公司、数据隐私安全公司等；还包括虚拟电厂、微电网的运营商、数据预测分析公司等偏重运营策略和技术服务的相关产业；甚至包括与上述产业链相关的投资公司。 从虚拟电厂的产业视角来看，一个虚拟电厂项目不仅仅代表着该地区可调节资源的增加，更深层次地预示着分布式新能源、储能、充换电设施的建设与更新，驱动技术服务商加速产品研发、技术迭代与用户连接，推动用户侧能源数字化硬件持续迭代与创新，以及发展本地化的专业管理、运营、交易服务能力，形成新型电力系统的新经济形态。 虚拟电厂概念之所以具有显著的产业带动属性，是因为它出现在中国分布式新能源、储能、充换电桩等硬件成本下降，用户侧低碳、智慧用能管理需求上升，以及能源电力供需关系阶段性紧张的交汇时期。虚拟电厂概念，既承载着低成本缓解电力供需缺口的厚望，又促使分布式新能源、储能等新型设施以更优方式融入电力系统，同时也贯通了用户内部原本割裂管控的分布式光伏、储能、充换电桩等设施，推动实现用户对相关设备的控制调度权回归，在用户侧实现设备所有权和控制权统一。 在此背景下，虚拟电厂概念获得了宽松的政策环境。大量区域、省份、地市甚至区县积极开展虚拟电厂建设和推动工作，出台相关引导办法和政策补贴。冀北虚拟电厂、上海虚拟电厂、深圳虚拟电厂、广州虚拟电厂、常州虚拟电厂、义乌虚拟电厂等项目纷纷落地。地方政府成为我国大部分“城市级虚拟电厂”的主要支持和建设力量。 如何理解城市级虚拟电厂？ 讨论城市级虚拟电厂，关键在于讨论“虚拟电厂能够为这个城市解决什么问题或者提供什么帮助”。 根据市场调查，主要有三类城市的政府会牵头推动“城市级虚拟电厂”建设，分别是具有较高调度权限的直辖市/经济特区、虚拟电厂相关产业集聚的城市、存在局部性电力供应紧张的城市。 （一）有较高电力调度权限的城市 在电力系统调度运行和交易体系架构中，如上海等城市具有省级电力调度权限。当这一类城市的相关主政者或者主管单位发起虚拟电厂建设倡议时，相当于是省级调度或者省级电力市场向电力领域新型经营主体发起了市场建设建议。在此现实体系下，当接入到这类城市的“城市级虚拟电厂调控管理平台”后，这些虚拟电厂项目就已经类比实现了“直接与省级调度、省级交易市场对接交互”的效果，也因此可以直接参与后续激励响应和市场交易。在此情景下，虚拟电厂模式在帮助城市主政者“触达”这些灵活性资源的同时，也“一站式”地帮助这些分散资源背后的相关新型经营主体，做好了入市交易的第一步准备工作。 又如深圳这样的经济特区，调度级别也较高，且政府在地方产业、地方补贴方面拥有更大的决策权限和更强的创新能力，这为成功构建并运营有效的“城市级虚拟电厂”提供了必要的财政支持。 （二）虚拟电厂上下游产业集群发达的城市 虚拟电厂的“产业属性”与“产业价值”，在拥有丰厚产业基础的城市中，如合肥、常州等地，展现得尤为突出。当城市的核心产业与新能源、新能源汽车、新型储能、信息通信技术基础设施和智能终端等产业具有高度相关性和重合度时，虚拟电厂发展有助于带动本地产业升级。对于虚拟电厂投资/运营主体而言，虚拟电厂项目所贡献的“产业带动价值”往往以项目建设补贴、技术研发奖励等形式收到回报。 值得注意的是，这类城市中的虚拟电厂项目，通常需要同时与地市和省级的电力系统平台进行对接。这些虚拟电厂项目往往需要面向地方提供产业带动价值，面向省级乃至全国市场寻求商业价值，并在实战中迭代其技术价值。 （三）存在局部性电力供应紧张的城市 伴随着我国虚拟电厂项目从试点示范过渡至向规模化推广新阶段，越来越多的虚拟电厂项目运营商产生了一个疑问：“为什么我们的项目要接地方管理平台，要接省级调度平台，要接省级负荷管理平台，要申报省级需求侧响应平台，又要申报省级电力市场？到底哪一个平台才是‘真’平台？到底哪一个市场才是‘真’市场？”。这一疑问凸显出我国新型经营主体在电力市场、需求响应等并行架构中的认识盲区，以及对于电能量市场、辅助服务市场资金运转机制理解的不足。同时，也映射出我国能源管理条线正处于适应新型经营主体爆发式发展过程中的调整阵痛期。不同省份、不同管理办法、不同牵头管理部门、不同服务需求下，新型经营主体如何“一站式”入市交易/响应，是亟需解决的课题。抛开如此系统且复杂的问题不谈，本文重点仅针对其中“是否需要接入地方虚拟电厂/负荷管理平台”进行回应。 当一座城市既不属于第一类拥有较高电力调度权限的城市，也不属于相关产业基础优渥的第二类城市时，虚拟电厂项目的投资/运营主体需要判断“这个城市是否存在地方调度层面的灵活性调节需求”，从而判断是否有必要接入该城市内的地方虚拟电厂/负荷管理平台。换句话说，当虚拟电厂概念不具有“产业属性”时，它就只剩“技术属性”和“商业模式”概念了。若项目所在地市未面临常态化的潮流阻塞、电压跌落等挑战，调度便无需常态化依赖虚拟电厂等新型经营主体来解决问题，相关管理部门就天然缺少常态化发放激励补贴的内生动力，也就无法为虚拟电厂等项目提供稳定购买服务的需求和利润补贴的来源，进而削弱了虚拟电厂项目投资回报的“可预期性”和本文所说的虚拟电厂的“商业模式”属性。在此情景中所建设的城市级虚拟电厂项目，往往呈现出更多的“技术示范”“管理示范”“案例实践”价值。 需要补充说明的是，部分城市兼具上述两到三种特征，不仅面临电力保供的挑战，同时也十分看重虚拟电厂相关产业。当我们谈到这一类城市的“城市级虚拟电厂”时，我们谈论的是一场城市级别的资源整合，这牵扯到地方政府、能源企业、投资主体、电力用户等多方主体，虚拟电厂只是这场资源整合要借来的那阵“东风”。 城市级虚拟电厂发展建议 尽管在近期国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》中，虚拟电厂涉及的管理部门主要为省级主管部门、国家能源局派出机构和电网企业相关部门，但并不意味着地市一级政府在虚拟电厂发展中无需作为，因为虚拟电厂在微观的投资、建设和运营层面仍存在诸多亟待解决的问题。建议地方政府在城市级虚拟电厂发展中，做好以下工作：

随着能源绿色低碳转型深入推进，加快新能源发电资源的就近开发利用，已经成为未来新型电力系统建设的关键路径之一。以绿电直连等为代表的各类新型经营主体，凭借其电力电量平衡及调节能力，在数字化、智能化等先进技术加持下快速发展，成为影响电力系统运行的重要力量，并且其影响力仍在持续扩大。 然而，现行电价制度已难以适应就近消纳项目的发展需要。其核心矛盾在于就近消纳项目承担的稳定供应保障成本不足，导致公平性问题凸显。一方面，就近消纳项目通过自发自用减小了外购电需求，输配电电量电费随下网电量的减少而降低，但项目仍需电网提供充足的输配电通道服务（如较大容量的受电变压器等），以确保在自平衡能力不足时的电力、电量供应，相关成本无法通过下网电量充分传导，反而转嫁给其他用户。另一方面，就近消纳项目仍需电力系统调节资源提供支撑服务，但由于缺少对应的价格机制，系统调节成本也由其他用户分担，这也违背了公平原则。 国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），按照“谁受益、谁负担”的原则，针对性地解决了这一问题，为就近消纳项目的长期可持续发展提供了坚实的政策保障。首先，明确了符合条件的就近消纳项目，其输配电费根据当地110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率、项目本身接入公共电网的容量，折算为单一容（需）量电费后执行。这一新机制为就近消纳项目提供了公平负担输配电成本的明确标准，即无论自发自用电量比例高或低、无论何时需要大电网提供电力支撑，都按照与其他两部制工商业用户对等的标准执行输配电费，费用高低仅与项目所处电压等级和接网容量相关。其次，明确了系统运行费暂按下网电量缴纳，并逐步向占用容量等执行方式过渡。这一设计既确保了就近消纳项目公平承担系统调节成本，又兼顾了当前按下网电量实施的可操作性。值得注意的是，政策性交叉补贴作为就近消纳项目应承担的社会责任，已包含在输配电费中一并收取，同样体现了公平负担的要求。 在确保成本公平负担的基础上，新机制还兼顾了对就近消纳项目的发展激励作用。按照新机制计算输配电费，如果就近消纳项目的接网负荷率高于电费折算公式中的平均负荷率，项目获得的“通道保障服务收益”将高于实际承担的“输配电成本”，这将鼓励项目减少报装接网容量、提升接网设施利用效率，从而有利于整体控制电力系统成本的增长。同时，对于可靠性要求高、按要求需进行容量备份的项目，政策允许其选择保持两部制、电量电费根据实际用电量缴纳的方式执行，为项目提供了避免用电费用大幅上升的手段。此外，政策还明确暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益，将在一定程度上降低就近消纳项目的用电成本。 实现成本公平负担，不仅标志着就近消纳项目可作为一般主体，能够在电力系统中获得无差别的供应保障服务，更为其公平参与电力市场竞争创造了前提条件。在政策的规范引导下，就近消纳项目将以市场为导向，以技术创新、模式创新、服务创新为方向，获得更加广阔的发展空间。

在新能源占比日益提高的背景下，负电价是电力市场的正常反应。但负电价不仅影响电源投资收益，还关系到电力市场价格信号的有效性，从而影响整个电力系统的长期供需平衡。 中国部分地区电力现货市场中的负电价之所以较为频繁，并非完全由新能源比例高低决定，还与市场机制和灵活性不足等因素密切相关。 负电价是指电力市场中出现电价低于零的现象，即发电商不仅得不到电费，还要倒贴钱才能让电量送出。它通常出现在电力供应过剩、需求不足的情况下，尤其是新能源发电集中释放而需求相对疲软的时段。过去几年，随着风电、光伏等新能源大规模并网，山东、浙江等地已多次出现电价跌破零的情况，电力市场中出现负电价已不再是新鲜事。 高比例新能源催生更多负电价 高比例新能源电力系统中，负电价出现频率总体呈上升趋势，但各地差异显著。山东省早在2019年便首次出现了电价为负的交易价格。此后，负电价现象日渐增多，并在2023年“五一”假期引发广泛关注。当时山东现货市场连续22小时电价为负，最低达到-85元/兆瓦时。这一价格水平在国内已属极端，但他强调，在国际范围来看仍算温和。 近年来，山东电力市场负电价出现的频率呈逐年上升趋势。郭鸿业提供的数据显示，截至2024年，山东日前市场和实时市场出现负电价的时间占比分别约为11%和14%，且呈现出显著的季节性和时段性特征。一般在冬季和春季负电价更为频繁，而夏季用电高峰时段，负荷上升，负电价相对少见。 除了山东，其他地区近期也出现了负电价苗头。2025年春节期间，浙江晴好天气下新能源大发，而工业用电因假期骤减，电力供大于求引发了短时负电价引发业内关注。山西价格下限为零，其零电价的情况与山东负电价类似，冬春季正午时段零电价的现象频现。 除了负电价和零电价的情况，“正地板价”同样意味着市场价格已经被压到当下的最低水平，本质上反映的也是供需关系的极端状态，充分展现了现货市场的真实供需情况。新能源渗透率极高的甘肃出现了更多的地板价现象。甘肃2024年的新能源装机渗透率高达64%，由于其现货市场规定的最低报价为每千瓦时0.04元，所以未能出现负电价。但甘肃日前和实时市场在全年有约19%和34%的时间触及0.04元的最低价，地板价频率远高于山东和山西。 新能源占比攀升确实增加了负电价出现的可能性，但市场机制对负电价出现的频率的影响同样深远。国际经验显示，通过合理的市场机制设计，即使新能源渗透率较高，负电价发生频率也可以被控制在相对较低水平。 美国得克萨斯州2024年新能源渗透率（此处为发电量占比）约为34%，近年来负电价出现频率有所波动上升，但依然被控制在不到总时数的7%。德国电力市场近年来可再生能源渗透率已连续三年超过50%，2024年达到约58%。根据德国《可再生能源法案》，如果现货市场价格在6小时或更长时间内为负值，新能源的市场和管理补贴将减少到零。2021年，这项规定被进一步收紧，改为实行4小时规则，预计到27年缩减到1小时负电价就暂停补贴。 随着光伏装机迅猛增长，德国负电价出现的季节分布从过去集中于春秋，转变为近年夏季频率最高。郭鸿业分析说，中国冬春季负电价频发而国外夏季更多，部分原因在于中国冬春季集中供暖导致的负荷特性不同，国外许多地区没有大规模集中供暖，新能源出力高峰与用电低谷错配的季节时段有所差异。 为何会有负电价？ 负电价概括为两类，一类是固有负电价，只要采用目前的电力市场模式并遵循电力系统的物理运行规律，在高比例可再生能源条件下，这种情况就难以彻底避免。例如火电机组在低负荷时为避免频繁启停，会选择在自己最低出力以下报出负价以维持运行，又如一些新能源企业依靠绿证、碳市场等获得额外收益，导致边际发电成本为负值，它们就倾向于报地板价或负电价。 另一类则是由特殊机制引发的负电价，即由于某些市场机制或政策设计导致负电价出现频率提高的情况。 第一，保守性的收益保障结算机制。在一些地区，新能源仍按高比例保障电价结算，这使得新能源企业即便现货市场电价为负，也倾向于全力出清电量。结果是大量机组在竞价中统一压价，直接把电价压到负值。 第二是中长期合约锁定。当发电企业将大部分电量通过中长期市场锁定后，在现货市场中的理性报价动机减弱，不再在乎现货电价高低，现货市场的价格发现功能削弱。 第三是用户侧价格传导受限。目前终端电价多按分时机制固定，且更新周期较长，不会随现货市场同步波动。当批发市场出现负电价时，用户电价可能仍停留在平段水平，负电价红利无法充分释放给用户。 最后，交易规则导致的极端竞争。以澳大利亚为例，其电力市场实行实时市场单结算机制，且允许发电商反复调整报价博弈，导致电价大幅波动。鼓励博弈的市场机制亦导致当地负电价（以及极高电价）比例远高于常规市场水平。 如何应对负电价？ 负电价的出现，给电力市场各参与方都带来不同程度的冲击和机遇。短期来看，频繁的负电价增加了发电企业的收益不确定性，发电商需要调整出力安排以规避亏损时段。从长期而言，负电价将改变电源的投资结构，推动市场交易品种走向多元化。当单纯依赖电量出清难以覆盖成本时，发电企业需要更多依靠容量市场和辅助服务来获取稳定收益。 其中，在当前国家要求新能源“全额入市”的背景下，过去受保障机制庇护的新能源机组将直面市场波动，负电价成为其无法回避的风险，这对新能源发电商的报价策略和风险管理提出了更高要求。 电网和调度机构同样受到影响。负电价意味着需要强制降低发电出力甚至弃电，这增加了电力系统实时调节的难度，考验着电网的灵活性和成本控制能力。而对用户而言，负电价是降低用电成本的良机，但如果机制性负电价长期大量存在，也会干扰用户对电力价值的判断，从而导致中长期合约签约困难。 值得一提的是，储能等灵活调节资源在负电价中反而受益。负电价等于向储能设备倒贴电费，鼓励其在电价过剩时充电、在电价高昂时放电，从而通过“低买高卖”获得利润。 针对负电价带来的挑战，要正确认识负电价。负电价是电力市场在高不确定性运行下，短期供过于求的正常反应，应在合理范围内接受其存在。 只有允许价格信号充分反映供需关系，才能激发市场主体优化资源配置，推动系统供需结构的改善。郭鸿业认为，对于不可避免的固有负电价，政策和监管层面应保持一定的容忍度。只要负电价频率和幅度控制在合理区间内，就意味着市场机制在发挥作用，引导多余电力得到消纳。 在新能源装机快速扩张过程中，要避免地域上或品种上的过度集中，例如光伏装机过于集中，风电相对不足，每天正午时段电力过剩就会非常突出，地板价、负电价出现的频率必然激增。 除了供给侧，市场还需创新多元化的价值实现体系。这包括大力发展电化学储能、抽水蓄能等储能手段，支持虚拟电厂、负荷聚合商等新兴市场主体参与调节，以及健全市场信息披露制度，确保各类市场主体及时获知价格信号和供需状况。 由机制设计不当引发的负电价，则需要因地制宜地完善市场机制，进行适度干预。他强调，当前最重要的是贯彻落实国家发展改革委、国家能源局今年2月发布的“136号文”，厘清新能源主体的市场地位，加快其全面入市，形成新能源决策、市场价格与收益之间的闭环反馈，并在此基础上细化可持续发展的制度细则。同时，还需要优化电力价格形成机制，为释放用户侧活力提供制度基础。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。