今年以来，我国电力体制改革步伐明显加快，全国统一电力市场建设按下“加速键”，煤电与新能源全面入市，所有工商业用户参与市场交易，电力市场注册主体数量已突破97万家。 随着电力市场开放程度不断提高，各级监管部门持续加强对售电市场的管理，严厉打击各类违规行为，全力维护市场公平与秩序。 近一段时间以来，多地电力交易中心（能监办）发布通报，内容涉及售电公司违造材料、不满足持续准入条件、市场纠纷、伪造公章、批零价差过高等行为，标志着电力市场正式进入强监管时代。 与此同时，陕西、新疆、安徽等地严格管理电力零售市场，对售电公司批零价差设置上限，超额部分将和所签用户进行收益分享。 在此背景下，售电公司该如何运营？ 多家售电公司违规被通报 广东：12家售电公司伪造资料 近两个月，广东电力交易中心先后五次发布通报，对售电公司违规行为予以公开。经滚动核查、会计师事务所反馈及群众举报，发现部分公司存在伪造履约保函、资产证明等行为。涉事的12家售电公司已被暂停交易权限并纳入风险管控，要求限期整改。逾期未改者将依法处理，情节严重者将启动强制退市程序。（据8月18日广东省能源局公告，两家售电公司已进入强制退出公示阶段）。 浙江：38家售电公司需整改 浙江能监办近日通报2025年售电公司准入条件自查结果：在233家注册生效的售电公司中，22家未提交自查材料，3家未报送2024年审计报告，26家未持续满足准入条件。相关问题公司须于9月30日前完成整改。 山东：4家售电公司签约过程存异 山东电力交易中心在5月份零售市场纠纷申诉处理中通报，4家售电公司因签约过程存在争议被用户申诉。 江苏：1家售电公司伪造用户公章 江苏电力交易中心公布2025年5月售电公司违约情况，一家公司因伪造用户公章、违背真实意愿代理入市被投诉。 四川：14家售电公司未限期整改将被退市 8月21日，四川电力交易中心公示，拟对14家售电公司启动强制退市或注销四川业务范围程序，原因为这些公司未按时完成2025年度持续满足注册条件的整改要求。 山西：4家售电公司进入3个月整改期 9月4日，山西电力交易中心发布通报，4家售电公司未完成2025年度售电公司持续满足注册条件专项核查工作，自9月4日起4家售电公司进入为期3个月的整改期。 批零价差需合理有效传导 7月以来，陕西、新疆电力交易中心先后公布了当地零售市场批零情况，并披露了结算价格和批零价差的前30位售电公司名单。9月2日，安徽发布了《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》，旨在提升市场透明度，推动批零价差合理传导。 陕西：部分售电公司购销价差超0.1元/度 陕西电力交易中心7月17日发布声明，对部分售电公司予以强烈谴责。2025年1月起，陕西电力现货市场长周期试运行，叠加新能源装机增长和电煤价格下行，批发市场购电均价从1月0.362元/度降至6月0.339元/度，降幅0.023元/度；但零售用户购电均价仅下降0.003元/度，部分用户购电价格远高于市场平均价（0.364元/度）。49家以上售电公司售电均价超市场1.05倍，部分公司批零价差甚至超过0.1元/度。陕西省发改委8月1日发文，明确建立零售市场超额收益分享机制，对批零差价超过0.015元/千瓦时的部分，按售电公司与用户2:8比例分享。 相关阅读 新疆：度电收益4分以上售电公司有32家 8月14日，新疆电力交易中心公布2025年1-7月零售市场批零价格情况。1-7月新疆售电公司平均度电收益9.11元/兆瓦时。度电收益高于40元/兆瓦时的售电公司32家，度电收益20-40元/兆瓦时的售电公司59家，度电收益9.11-20元/兆瓦时的售电公司29家，度电收益9.11元/兆瓦时以下售电公司31家。并对度电收益、零售用户价格由高到低前30位售电公司名单进行了披露。 另据了解，新疆也拟对售电公司度电收益设置上限，针对售电公司月度平均度电收益超过10元/兆瓦时的部分，由售电公司与其代理的零售用户按2:8比例分享。 相关阅读 安徽：度电批零价差高于8厘，收益需与用户二八分 9月2日，安徽省发改委、安徽省能源局发布《关于加强2025年电力零售市场管理工作的通知（征求意见稿）》，其中提出，2025年9-12月，对售电公司批零结算价差高于0.008元/千瓦时的部分，以月结年清方式，由售电公司和电力用户按照2:8比例进行结算分享。 相关阅读 四川：售电公司批零价差高于7厘，超额收益或与用户五五分 9月4日，四川省发改委发布关于公开征求《四川电力市场结算细则（征求意见稿）》意见的通知。其中提到，2026年考虑设置批零收益分享机制。通过零售套餐签约方式，由经营主体双方结合生产用电情况，自主协商批零价差回收基准及分成比例；当零售用户未能与售电公司自主约定批零价差分成比例时，默认以7元/兆瓦时作为批零价差控制基准，并对售电公司超额收益实行五五分成。 售电运营四大法宝 在当前复杂多变的电力市场环境中，经营售电业务面临诸多挑战。那些仅依赖电力交易价差获取利润的售电公司，注定难以实现可持续发展。市场正呼唤技术驱动、具备综合服务能力的售电企业，它们应通过增值服务构建核心竞争力，赢得长远发展空间。 尤其在中小型电力用户与新能源电量全面进入市场的背景下，监管部门持续优化交易规则，推动我国电力市场体系不断健全。目前，我国已构建起“1+6”电力市场交易规则体系，信息披露机制日趋透明，对违规交易行为也将加大惩处力度。在这一趋势下，售电公司必须持续强化合规经营、完善风险管控、提升客户服务质量，并不断优化成本控制能力，以适应日益规范与竞争激烈的市场环境。 合规经营能力——从业底线 合规与诚信是售电公司经营不可逾越的底线。任何侥幸心理都可能触碰规则红线，最终导致得不偿失的后果。 根据《售电公司管理办法》（发改体改规〔2021〕1595号）的规定，售电公司应持续符合注册条件，电力交易机构有权根据需要对其持续满足条件的情况进行核验。这意味着售电公司的相关资质将面临不定期核查。从今年各地交易中心陆续发布的通告可以看出，持续核验已成为常态化工作机制。因此，售电公司必须严守合规底线，确保所提交的材料合法合规，并持续满足监管要求。 与此同时，售电公司也应坚守诚信原则，规范自身经营行为。不得以隐瞒、欺骗等手段与零售用户签订合同，严禁私自使用用户平台账号及密码进行任何交易操作，以免造成误解纠纷。此外，售电公司有义务如实、准确向用户告知市场政策、交易风险、套餐价格等重要信息，并在双方确认的基础上签订零售合同。 风险管控能力——核心与根本 电作为一种特殊商品，其价格实时波动，受天气、燃料价格、政策、供需关系等多种因素影响，波动剧烈且难以预测。因此，风险管控是售电公司最核心、最根本的能力。 售电公司需要面对的风险来自于以下几个方面： 市场价格风险：如果采购的电价高于售出电价，就会出现倒挂，导致亏损。 偏差考核风险：用户实际用电量与合同预测电量偏差过大，所产生的偏差考核费用。这是目前许多售电公司亏损的主要原因。 信用风险：用户或发电企业违约带来的风险。 政策风险：电力市场规则变化带来的不确定性。 应对风险需要售电公司组建专业的交易团队、运用金融对冲工具、采取精准负荷预测以及多元化的电源组合合同来降低风险。 专业的交易团队：组建熟悉电力市场规则、具备金融衍生品交易经验的团队，进行策略性购电。 金融对冲工具：运用电力期货、期权、差价合约等金融工具，锁定利润，对冲价格波动风险。 精准的负荷预测：利用大数据和AI算法，分析用户历史用电数据、天气、节假日等因素，尽可能准确地预测用户未来的用电量，以减少偏差考核。 多元化的电源组合：尽可能与不同类型的发电企业（如火、水、风、光等）签订中长期合同和现货合同，优化电源结构，也就是不要把鸡蛋放在同一个篮子里。 客户服务能力——关系的深度绑定 事实上，售电业务同质化严重，竞争最终落脚于服务能力。通过提供增值服务，售电公司可与用户形成深度绑定的利益共同体。除用电咨询、合同管理等基础服务外，还可提供以下增值服务： •提供节能改造方案，帮助用户降低整体用电成本的能效管理服务； •为企业用户提供配电智能监控、预防性维护等运维服务； •为用户投资、建设、运营屋顶光伏项目，帮助用户使用绿电并节省电费的综合能源服务； •在迎峰度夏（冬）等用电高峰期，组织用户利用调整生产计划等方式错峰用电，并获得补贴收益的需求侧响应服务。 成本控制与采购能力——盈利保障 在电力交易差价日益透明的市场环境下，如何以更低的成本采购到电力，直接决定了售电公司的利润空间。可以肯定的是，用电量的体量越大，可以聚合的负荷规模就越大，在与发电企业议价时就越有话语权，能争取到更优惠的电价。 在中长期交易市场，建议与大型发电集团建立长期稳定的战略合作关系，提前锁定一部分基础电量和价格，保障供应稳定性。 在现货市场，交易团队需要具备敏锐的市场洞察力，利用价格信号，捕捉低价电，与中长期合同组合，以降低综合采购成本。 随着监管力度持续加大、市场透明度不断提升，以往依靠信息不对称和简单价差盈利的运营模式已难以为继。合规经营、风险管控、客户服务和成本优化，已成为售电公司立足未来不可或缺的四大法宝。唯有回归服务本质、筑牢风控防线、持续提升综合能源服务能力，方能在日益规范、竞争日趋激烈的市场环境中行稳致远。 正在加速构建的统一电力市场，呼唤一批真正具备专业素养、诚信经营和责任意识的市场主体共同构建健康、可持续的行业生态。

用电高峰时放电，低谷时充电——这种被形象称作“充电宝”的储能系统，应用范围正在不断扩大。 国家能源局近日发布的《中国新型储能发展报告（2025）》（以下简称《报告》）显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40%。中国新型储能规模已跃居世界第一。 建储能，“存绿电” 西藏山南，曲松县加娃村山口，一座光储电站里，几排白色的储能装置不时发出低鸣。“这是为了光伏发电配套建设的储能装置，电站白天发的电暂时在这里‘存起来’，夜里用电需求大时送出去，避免电力浪费。”华能雅江新能源分公司总经理崔光泽说。 青海海南州，15万千瓦/60万千瓦时的储能项目于去年8月顺利并网并实现满功率运行——这是全球海拔最高、规模最大的高压直挂储能系统项目，单机容量达2.5万千瓦/10万千瓦时，可单机独立接受电网调控。该系统无需工频变压器，系统效率提升4%至6%，可实现10毫秒内快速响应。 …… 建储能，“存绿电”，是中国大力发展可再生能源、着力建设新型电力系统大势下的主动选择。取自于自然的风、光等可再生能源供应不定，每当极热无风、晚峰无光，新能源发电就会面临出力不稳定的问题。建设新型储能，就好像配上了“充电宝”“调度站”，当烈日灼灼、风电满发，它能把用不完的绿电“存起来”，到了无风无光或用电高峰期，再及时“放电补能”，让千家万户灯光不熄、工厂机器运作不停。 数据显示，截至2024年底，全国新型储能装机达7376万千瓦，占全球总装机40%以上，年均增速超130%，“十四五”以来规模增长20倍。截至今年6月底，全国新型储能装机规模达到9491万千瓦/2.22亿千瓦时，较2024年底增长约29%。其中，内蒙古、新疆装机规模均超1000万千瓦，山东、江苏、宁夏装机规模均超500万千瓦。 新型储能规模何以实现快速增长？这与明晰的政策引领密不可分。 翻阅能源法，“推进新型储能高质量发展”列于其中；“发展新型储能”则首次写入今年的政府工作报告，明确新型储能功能定位是发挥其在新型电力系统中的调节作用。此外，《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》等多项政策文件，则不断促进健全电力市场机制，引导其实现科学发展。 “目前，新型储能应用效果逐步显现，2024年全年新型储能调用情况相较2023年大幅提升，浙江、江苏、重庆、新疆等多省份年均等效利用小时数达到1000小时以上，成为促进新能源开发消纳的重要手段。迎峰度夏期间，新型储能充分发挥‘超级充电宝’功效，为顶峰时段电力保供贡献了关键力量。”国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦说。 “应用一代、示范一代、预研一代” 安徽宿州，全国最大“煤电+熔盐”储能项目近日完成168小时试运行，正式投产——这是全国首台（套）吉瓦时级煤电熔盐储换热成套装备及控制系统，也是国家首批绿色低碳先进技术示范项目。 “熔盐储热技术的引入，就像为传统热电联产机组外接了一个‘储热宝’。”国家能源集团安徽公司宿州电厂有关负责人介绍。在机组调峰压力较小时，可用蒸汽加热熔盐，将热量储存至“储热宝”；在用电高峰期、低谷期时，利用“储热宝”对外供热，支撑机组全力参与调峰，实现顶尖峰满发或压低谷调峰。“闲时储热，忙时供热”，提升了机组的调节灵活性，解决了煤电机组供热、供电难以兼顾的问题。 这是储能行业不断创新项目应用的一个缩影。《报告》显示，储能领域多类型技术路线加快落地实施。截至2024年底，各类新型储能技术路线中，锂离子电池储能占据主导地位。同时，各项储能技术创新取得新进展。锂离子电池储能技术水平持续提升；多类新型储能技术向商业化应用过渡；一批新型储能技术加速示范应用。 透过不断更新的技术创新成果，可窥见中国新型储能“应用一代、示范一代、预研一代”的梯次发展生态。边广琦介绍，去年，国家能源局发布56个新型储能试点项目，涵盖十余种技术路线。其中，多个试点项目为国内首次工程应用，总体呈现多元化发展态势，有力促进新型储能关键技术和装备实现突破。与此同时，12个新型储能项目入选为第四批能源领域首台（套）重大技术装备的依托工程，为首台（套）重大技术装备落地转化提供了应用场景。 “当前，中国新型储能的技术创新从单一突破转向体系化布局，为新型电力系统构建提供了全周期技术保障。”南方电网公司首席科学家饶宏举例，比如，锂电主导技术实现代际跃迁，在电池本体、热管理、系统并网技术等方面快速迭代；压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等实现工程化突破，为高比例新能源电力系统所需的长时调节能力等奠定了技术基础；半固态电池、全固态电池、氢储能技术等一批前沿颠覆性技术加速发展，以应对未来新型电力系统对于多时间尺度、高安全性能存储、极端环境适应性等需求。 “通过规模化应用和示范项目建设运营，验证了不同技术的可行性和经济性，进一步推动新技术迭代升级，实现多种技术路线良性健康发展。”饶宏说。 新型储能技术路线“百花齐放”，还离不开持续健全的行业标准体系。据介绍，2024年，超过20项电化学储能标准发布实施，多项标准立项，覆盖规划设计、接入电网、运行控制、检修试验、后评价等多个环节，我国新型储能标准体系建设水平进一步提升。 调峰、保供，应用场景不断扩展 眼下，伴随新能源快速发展，新型储能正在电力系统调峰、电力保供中积极发挥作用。 今年入夏以来，全国最大电力负荷屡刷新高，36次刷新16个省级电网历史纪录。而国家电力调度控制中心组织的新型储能度夏集中调用试验，有效验证并发挥了新型储能的顶峰保供能力。截至7月底，国家电网经营区内新型储能可调最大电力达64.23吉瓦，实时最大放电电力达44.53吉瓦，较去年同期峰值增长55.7%。试验期间，新型储能展现的顶峰能力，相当于近3座三峡水电站容量，在夏季晚高峰时段平均顶峰时长约2.4小时，有力支撑了用电高峰时段的电力供应。 建设新型储能需要资本投入，参与电力供应调节也有相应成本。付出与收益这笔账，如何计算？ 中关村储能产业技术联盟副秘书长李臻介绍，当前，新型储能正逐步演进为以独立主体身份参与辅助服务市场、现货市场和中长期市场。“2024年颁布的《电力市场运行基本规则》，正式将储能确立为新型经营主体，赋予其公平参与电力市场交易的权利。”李臻说。也就是说，储能企业参与电力市场调节，可以根据相关电量获得相应收益。这为储能企业提供了清晰稳定的市场参与预期，为产业规模化、商业化发展奠定了坚实的制度基础。 以国家电网经营区域为例，据国家电网有限公司总工程师兼国网电力工程研究院有限公司董事长孟庆强介绍，国家电网公司率先构建新型储能市场化机制，支撑22省（区）出台市场规则，在山东、内蒙古、新疆、河北探索容量补偿机制；江苏建立“电能量市场价差+顶峰补贴+辅助服务”综合收益模式；甘肃推行独立储能竞价补偿机制；湖北实施现货市场优先出清机制。2024年，国家电网经营区新型储能交易电量达71.2亿千瓦时，同比增长2.7倍。 不过，当前电力市场改革虽加速推进，但区域间发展不均衡问题突出，各地对新型储能的开放程度存在显著差异。比如，在已实现现货市场连续运行的区域，独立储能普遍已进入现货市场；在非现货市场区域，仍有相当一部分储能项目，难以通过参与中长期市场获取电能量收益。 对于进一步健全新型储能参与市场机制，《报告》也明确了相关要求：将研究完善包括新型储能在内的调节性资源价格机制，合理引导新型储能投资。科学评估新型储能输变电设施投资替代收益，鼓励在配电网扩建受限或偏远地区推广电网替代型储能。 “我们将进一步拓展新型储能应用场景，提升调度运用水平，加快完善市场机制，推动新型储能产业高质量发展。”

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。