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。

随着136号文落地推进，其对国内风电行业的影响正逐步深度发酵。在政策引导下，以三峡能源（600905.SH）、龙源电力（001289.SZ）、节能风电（601016.SH）为代表的头部开发商纷纷进入深度调整阶段，行业格局加速重塑。 从行业参与主体的动态与经营数据来看，头部开发商的调整动作与三季报表现形成呼应，数据变化背后是战略重心的有序转移。数据显示，三家企业营收和净利润均出现不同程度的下滑，其中营业收入同比跌幅介于2.26%至17.29%之间，净利润跌幅更是扩大至15.31%至36.45%。 前三季度，三峡能源实现营业收入212.80亿元，同比下降2.26%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润37.48亿元，同比大幅下降26.36%。两大核心财务指标同步下滑，反映出企业经营面临的较大压力。 龙源电力营收下降17.2%，净利润同比下降21.02%。风电分部平均电价下降成为该公司利润下滑的关键因素。报告期内，该公司风电平均利用小时数为1511小时，较2024年同期减少95小时，而风速同比下降是导致这一指标下滑的主要原因。 节能风电营收同比下降10.5%，净利润同比降幅则达36.45%。除了报告期内平均电价下降的影响外，部分区域弃风限电电量损失增加成为重要拖累。 从设备需求端看，电气风电2025年前三季度营收同比增长35.96%至42.62亿元，但净利润亏损扩大至-7.32亿元。但同时，该公司累计在手订单量达22.2GW，同比增长52.41%，为后续业绩提供保障。另有已中标未签约订单 3592.45MW。这一数据不仅体现出电气风电在市场竞争中的较强韧性，更折射出行业对优质风电设备的需求依然旺盛，为开发商调整提供了设备端支撑，也为行业后续发展奠定了坚实基础。 深入剖析 136 号文的影响逻辑，不难发现其核心在于推动风电行业从政策依赖型向市场驱动型转变。此前，行业发展较多依赖补贴政策，部分企业存在重规模、轻效益的倾向。而 136 号文通过完善电价市场化机制、强化项目合规管理、鼓励技术创新等举措，倒逼企业将发展重心转向提升核心竞争力、优化经营效率。三峡、龙源、节能风电的三季报数据变化，正是企业主动适配政策导向、调整发展节奏的直接体现 —— 不再追求短期业绩增速，而是通过资源重配、技术升级、模式创新，构建长期竞争优势。 业内专家表示，当前风电行业的深度调整是市场化重塑的必经阶段。头部开发商三季报中看似 “利润微降” 的表现，实则是战略转型期的正常调整，而非行业基本面走弱。随着调整的持续推进，行业将逐步淘汰低效产能，集中度进一步提升，资源将更多向具备技术优势、管理优势和资金优势的头部企业集中。同时，市场化竞争也将推动产业链各环节不断降本增效，加速风电技术迭代升级，使风电在能源结构转型中的作用更加凸显。 展望未来，在136号文的持续推动下，风电行业将彻底告别粗放式增长阶段，进入高质量发展的全新周期。三峡、龙源、节能风电等头部开发商的调整实践与数据表现，为行业提供了可借鉴的转型路径，而充足的订单储备与技术创新成果，也预示着行业未来仍具备较大发展空间。经过市场化重塑的风电行业，或将以更健康的生态、更强劲的竞争力，为我国实现 “双碳” 目标注入更持久的动力。

电力市场，顾名思义，是“电的交易所”，它通过市场价格来调节电力的供需关系。然而，与其他商品市场相比，电力市场具有独特的特征。 电力市场驱动电力低碳转型的新挑战 首先，电力不能大规模存储，必须“随发随用”，因此电力市场必须随时保持平衡供需；其次，电力传输依赖电网的统一调度，而电网本身具有自然垄断性质，因此电力市场高度依赖电网的支持与协调；第三，用户端用电无需事先签约或支付，可随时变化用电需求，从而加剧了市场波动。与此同时，电力供应的安全性要求极高，任何供需失衡或电网故障都可能导致停电甚至电网崩溃，因此电网调度机构必须额外采购辅助服务，以保证电力供应安全。此外，由于电力供应关系国计民生，电价往往不能完全由电力市场决定，还会受到政策的调控和限制，如价格上限，居民电价补贴，以及市场操控力（Market Power）约束等。这些因素共同决定了电力市场设计和运行的独特性。 因此，电力市场是注定复杂、多元的——它不仅反映电力生产价值，还需体现维持电力实时平衡的成本、输电损耗、输电能力稀缺程度、绿电电力属性等等。半世纪以来，电力市场的理论与实践演进始终与电力系统的发展紧密相随、相互促进，现下已经发展成为由多种市场和交易品种构成的生态系统，主要包括： 中长期交易市场：以年、月、周为单位的电量合同交易，保障大部分的、稳定的电量供应来源； 现货市场：以日前或实时的集中竞价交易，满足短期电力供需平衡，并作为中长期交易的补充； 辅助服务市场：电网调度（代表用户）向发电企业及可调节负荷资源等购买为保障实时电力供需平衡与电网安全运行所需的多种服务，如调频、爬坡、热备用、冷备用等； 容量市场：电力公司（代表用户）向市场各方购买为满足未来（多年）负荷增长与系统安全需求所需的容量； 输电权市场：发电企业或用户向电网调度/交易中心购买电网或某些输电通道的优先使用权，对冲因线路阻塞带来的高额成本风险； 绿电与绿证交易：根据环保需求，用户直接与提供绿色电力的发电企业以溢价购买绿色电力和绿证。 正是这一多元的电力市场生态保障了电力供需的安全、清洁与高效。 自20世纪80年代起，电力市场化改革在全球主要经济体陆续展开，在不同的国家或地区演进出了各具特色的发展路径。 美国 美国电力市场化改革起步较早，形成了以区域电力市场（ISO/RTO）为主体的多层次市场结构。其现货市场以节点电价（LMP）机制为特征，通过价格信号同时反映电网不同节点的电能量、输电拥塞与损耗成本，从而有效引导区域内的资源优化配置。同时，还通过辅助服务与容量市场为电力系统的可靠性和灵活性提供保障。 英国 英国是欧洲最早完成全面电力自由化的国家之一，建立了以批发电能市场、容量市场、差价合约（CfD）和碳价支持机制为核心的多层次体系。与众不同的是，英国将电力市场与气候政策深度融合，在市场化框架内大幅提升了风电和光伏的占比。过去二十年间，煤电几乎全部退出英国电力系统，整体行业碳排放降幅逾70%，成为全球电力市场低碳转型的典型案例。 德国 德国电力市场的发展路径紧密依托欧盟统一能源市场。其现货市场由EPEX Spot主导，强调跨国交易与可再生能源优先调度。通过持续修订《可再生能源法案（EEG）》，德国以市场化交易结合“市场溢价补贴”的方式，逐步引入市场化竞争机制，推动可再生能源从“政策驱动”向“市场驱动”过渡。 然而，电力市场的演进并非一路坦途。以美国加州为例，21世纪初发生的能源危机揭示了电力市场设计上的缺陷：过度依赖短期现货市场，零售价格管制与批发市场价格放开之间存在矛盾，加上水电出力不足，导致电力供应紧张、电价剧烈波动，甚至有些电网公司宣布破产。这一危机表明，市场机制必须兼顾效率与稳定，设计中应充分考虑风险管理和长期投资激励，而非单纯追求短期竞争。 在能源转型持续推进的背景下，电力市场面临新的挑战。过去，市场设计的核心目标是优化配置煤电、气电等传统电源配置，确保供电安全和经济性。而当下，可再生能源比例在电力系统中快速上升，如何促进新能源的投资、体现其绿色价值，激励零碳灵活性资源开发，并以合理成本保障电力系统的安全与稳定，成为全球电力市场亟需应对的新课题。 “无形之手”推动新型电力系统行稳致远 随着中国能源转型不断深化，可再生能源在电力系统中的占比不断攀升。然而，高比例风电、光伏等新能源的接入，也使电力系统面临一系列新的挑战。 首先，可再生能源的可持续开发与大规模消纳问题日益突出。中国风光资源主要集中在西北地区，而负荷需求集中在东中部，供需错配导致大规模跨区输电需求增加。区域电力市场机制和输电通道若不够灵活、完善，大规模弃风弃光将难以避免，浪费资源，削弱投资者信心。同时，分布式光伏的快速增长也给配电网消纳带来压力，亟需通过市场与技术手段提升消纳能力。 其次，煤电替代与系统灵活性保障面临严峻挑战。随着煤电逐步退出，电力系统失去了传统意义上的“稳定器”，必须更多地依赖新型储能、抽水蓄能、以及需求侧响应等零碳资源来提供调节和备用能力。然而，这些灵活性资源盈利机制尚不清晰，难以有效支撑大规模新能源并网下的系统安全与稳定。 此外，电力快速脱碳与系统成本优化之间的矛盾愈发凸显。实现“双碳”目标要求电力行业加速去煤、扩展绿电，但新能源发电的间歇性和不确定性使得系统在保障安全的同时必须付出更高的平衡和备用成本。若缺乏明确、合理、透明的系统成本分摊机制，电力行业的低碳化进程将受到制约。 客观而言，政策与补贴为中国可再生能源的规模化开发提供了关键的初始动能，但其机制效率、推行成本等方面的可持续性都有待完善，长远发展难以为继。例如，过去几年在行政性投资约束下，部分新能源项目被强制配套储能，却因利用率低而导致资源浪费。又如，为确保供电安全，某些地区超额保留甚至增加不必要的煤电容量，背离低碳目标并推高了系统备用成本。此外，省间行政壁垒限制了电力灵活跨区调剂，加重了整体转型负担。更为重要的是，由于缺乏能够反映电力时空价值的市场信号，使得新能源投资收益存在高度不确定性，资本预期不稳，制约了行业良性发展。 电力市场的核心作用是通过竞争实现电力资源的动态优化配置，使电力供应在任何时间和空间都来自社会整体效益最高的资源组合，从而提升系统效率、降低系统成本。竞争能为新的市场“玩家”，尤其是新型储能、虚拟电厂和需求响应等零碳灵活性资源提供广阔的参与空间和可持续收益，既提高新能源的消纳水平，也增强系统调节能力。竞争还将激发技术创新，加速发、输、用全环节的技术进步和成本下降，让电力系统在波动性和不确定性中保持安全、可靠和高效。因此，通过电力市场推动新型电力系统建设，不仅是趋势所向，更是现实所需。 通过引入竞争，“无形的手”将推动新型电力系统行稳致远。 目前，中国电力市场建设已从试点探索迈向全面体系化的新阶段。国家发改委2025年的136号文件明确提出，新能源将全面参与电力市场，并在现阶段辅以“机制电价”的方式逐步过渡到完全由市场竞争来决定价格，推动新能源实现有序消纳和良性发展。但相比国际成熟的市场体系，中国电力市场的拓展与深化仍有较大空间：一方面，中国电力市场体系本身尚不完善，现货市场、绿电交易和容量市场等机制远未成熟；另一方面，中国电力系统面临着前所未有的新能源发展速度和规模，对电力市场的灵活性和协调性提出了更高要求。由于新能源接近零的边际成本，导致其收益难以主要依托现货市场实现，需要更加多元、精细的市场设计。 这种机制不成熟和高比例新能源并行的“双重压力”，意味着中国电力市场不得不“高速路上换轮胎”——既要完善市场制度，又要快速适应高比例新能源的挑战，从而在保证电力安全供应的同时，实现清洁低碳转型。 电力市场机制如何加速中国电力低碳转型? 以风光为代表的新能源正加速替代煤电，成为电力系统的主力电源，这将对电力系统运行的灵活性、安全性与经济性带来更大的挑战，这也是电力市场机制构建的着眼点。具体而言： 首先，应通过提供稳定且可预期的价格信号，促进新能源投资的持续增长。 当前，新能源项目收益受现货电价波动和政策调整影响显著，投资者普遍面临较高的不确定性。现行电力市场以按机组运行的边际成本定价，这一定价机制更契合固定投资低、运行成本高的传统常规电源；以风光发电为代表的新能源恰好相反，固定成本较高，而运行成本极低。由于新能源发电边际成本接近于零，其集中大量出力时会大幅拉低现货市场价格，甚至出现负电价，显著压缩投资回报空间。 英国的差价合约（CfD）及欧美国家实行的多年期购电协议（PPA）等工具值得借鉴。差价合约能够在现货电价波动中为新能源提供价格稳定性，而多年期购电协议则可以通过固定价格锁定未来收益，为新能源项目创造稳定的投资预期。这类机制的核心价值在于建立长期、可预期的收益机制，避免“政策红利—政策退坡”式的投资波动，从而为新能源发展提供可持续的市场基础。 其次，应完善并优化多元电力市场体系，推动低/零碳灵活性电源的加速发展。 随着新能源占比不断提高，电力系统对灵活性资源的需求愈发迫切。应通过扩展辅助服务市场，引入爬坡、转动惯量等更多服务品种，为储能、虚拟电厂、需求响应等新型市场主体提供清晰且可持续的收益机制。同时，建立容量市场或容量补偿机制同样重要。 在美国加州，容量市场为新型储能提供了近三分之二的收益，有效促进了新型储能的规模化应用，使其成为加州电力系统灵活性资源和提升新能源占比的关键支撑力量。 第三，应建立区域协同的电力市场架构，以促进新能源的大规模消纳。 当前，中国电力市场以省级为主体，易产生地方保护倾向，如优先调度本地煤电、限制跨省交易，导致跨省交易机制不衔接、输电成本分摊不合理。这不仅降低了资源配置效率，也增加了备用容量冗余和碳排放。应建立区域协同的市场机制，例如，加快建设区域现货市场，推进区域联合出清，实现省内和省间市场的报价耦合和统一调度，可显著提升跨省资源优化配置效率，减少弃风弃光与系统备用需求。 美国加州独立系统运营商（CAISO）的西部能源不平衡市场（WEIM）实践已经证明，跨区域协作有助于大规模新能源消纳。中国南方区域电力市场的探索也已取得积极成效。 最后，应建立准确、合理的系统成本分摊机制，以促进电力低碳转型的公平实现。 当前，维持系统安全运行所需的调频、爬坡、备用、以及容量等服务的成本主要由传统电源承担，这在新能源比例不断提升的背景下显然难以为继。本着“谁受益，谁承担”的原则，应通过市场机制，将系统运行与调节成本合理分摊到相关的市场主体，包括未能提供系统服务但却受益的发电方（如未配储能的风光电站）、缺乏调节或响应能力的电力用户、或全体纳税人。这可使得价格信号更真实地反映供需平衡和系统运行压力，既降低传统电源的负担，也能推动用电侧更加积极地参与调节与响应。 美国加州给予用户侧储能与现货市场价格挂钩的“容量补偿”，并由全州的纳税人分摊成本，实现了更加公平、高效的低碳转型。 电力市场建设方向已明，仍需在流变中求平衡、谋前行 中国电力市场化改革已经历数十年探索。当前，构建能够支撑高比例新能源发展并加速电力低碳转型的市场体系，既是重大机遇，也是深刻挑战。除前述市场设计要点外，还有一些关键问题亟待妥善解决： 首先，如何从政策驱动平稳过渡到市场驱动的发展模式，稳定新能源投资预期？唯有建立长期、可预期的价格机制与交易制度，才能增强社会资本信心，保障新能源产业的可持续发展； 其次，如何厘清政府、电网与市场的责权边界？政府应从直接管控转向市场规则制定和监管，电网要对所有市场参与者“一视同仁”，更好发挥公共平台和中立调度的作用，而市场则要真正成为优化资源配置的决定性力量； 最后，如何在绿色转型与维护电价可承受性之间寻求平衡？合理分摊系统成本，让发电侧、用户侧以及全社会共同承担电力低碳转型的责任，是实现公平转型的关键所在。

近年来，英国电力系统饱受可再生能源并网积压困扰，高峰时期超过770GW新能源项目等待接网，这一数字远超英国目前60GW左右的新能源装机容量。并网积压问题导致英国能源转型步伐放缓，过去3年英国可再生能源发电量年均增幅已降至4.45%，低于其中长期清洁能源发展目标（年均增长率20%以上）。为解决这一问题，英国电力监管部门天然气和电力市场管理局（Ofgem）提出电网接入流程改革方案“TMO4+”，旨在加速新能源并网进程，该计划预计将于今年6月10号正式实施。 一、英国新能源并网积压严重，部分项目等待时间长达10至15年 Ofgem最新数据显示（图1），当前英国可再生能源项目从提交并网申请到接入电网的平均等待时间超过了6年，其中约有30%的装机需等待长达10年以上才能并网。 英国此前新能源并网采用“先到先得”模式，即按申请顺序分配并网容量，在电网可接入容量不足的情况下，电源企业只能按顺序排队等待接入。根据国家能源系统运营商（NESO）数据，过去几年并网申请量激增约十倍，电源和储能并网排队队列以每月高达30GW的速度增长。仅2023-2024年，NESO 就收到了1,700多份连接到国家输电网的申请，导致排队中的项目数量超过了2030年甚至2050 年电力系统所需项目。截至2025年3月，英国电源并网排队项目合计容量达到771GW的峰值，是预计2050年所需发电规模的四倍多。 这种低效排队制度不仅加剧电网拥堵、推高改造成本，更严重阻碍2035年100%清洁电力目标的实现。过去3年英国可再生能源发电量年均增幅已降至4.45%，低于9.67%的全球平均年增幅。若延续原政策，英国审计署测算2035年清洁发电占比将仅为68%，将触发《巴黎协定》及欧盟碳边境调节机制（CBAM）框架下的数百亿英镑违约罚金，更可能动摇2050年净零排放基石。 二、并网问题的核心在于僵化的并网机制以及电网投资规划滞后 英国的发电项目接入电网由两大机构协同负责，日常的队列管理与申请审核由NESO承担，而监管审批规则方案则由Ofgem主导。英国新能源并网积压问题的直接原因是接入流程管理粗放，其深层原因则与其监管机制导致电网投资不足有关。 （一）管理模式粗放：“先到先得”原则下企业抢报并网，导致“僵尸项目”长期占据名额 英国的电源并网系统长期采用“先到先得”原则，即只要开发商提出申请，无论项目是否具备土地使用权、融资承诺或实际施工条件都能进入排队名单。这一机制导致项目开发商投机性、重复性申报接入，相当比例申报项目仅停留在早期规划阶段，并不具备实际可行性。同时由于监管部门缺乏筛选及淘汰机制，项目即使多年无实质进展也不会被移出队列，导致大量“僵尸项目”长期占位，阻碍了真正准备就绪的项目接入。 （二）电网规划滞后：英国电网基础设施落后，无法满足大规模新能源项目并网需求 电网投资规划是影响新能源项目并网速度和容量的关键，过去英国电网主要服务于少量大型发电厂，现有基础设施难以适应分布式、间歇性的新能源大规模接入。英国输配电价监管框架（RIIO）采取成本支出激励机制，鼓励电网企业尽量压减投资规模，若监管不够到位，这一定程度上会导致电网企业为了获得超额回报滞后投资，导致“电源等电网”问题更加严重。另外，RIIO-2期间Ofgem大幅下调了电网公司的投资计划（部分投资领域平均下调16%-24%），英国能源网络行业协会（ENA）等机构认为其可能会影响电网升级和扩建的速度与规模，进而制约新能源大规模并网。 三、英国通过优化接入流程和升级电网应对并网积压 （一）并网流程优化与政策改革 英国为应对可再生能源项目并网严重积压及规划低效问题，推出 “TMO4+” 系统性改革，核心围绕精准需求导向与开发成熟度验证重构并网流程。 第一，设立双门槛准入标准，严控无效项目挤占资源。Ofgem计划在2025年春季引入“先准备好先连接”机制，取代传统“先到先得”流程。该机制对并网申请设置“可行性（Ready）”与“战略匹配（Needed）”双重筛选：项目须证明其开发可行性，包括获取土地权、提交规划许可等；同时项目需符合英国2030碳达峰规划中的容量需求与技术布局。通过双重审核的项目将于2026年起分批进入确定性并网序列（Gate 2），未达标者转入暂存队列（Gate 1）。此机制预计清理约68%的“僵尸项目”，系统性释放被低效项目挤占的电网资源。 第二，实施动态队列优化，优先战略性项目并填补缺口。对存量项目实行 “进程淘汰制”，在获得规划许可、完成投资决策等关键节点设置进度里程碑，对超期未达标项目启动强制退出程序，从并网队列中删除“僵尸项目”，释放被无效占用的电网容量。同步引入“弹性替补”规则，当特定技术（如低碳电源）出现容量缺口时，允许成熟项目快速填补，并通过“区域容量再平衡”对输电侧过剩的太阳能向配电侧调配，缓解结构性失衡。 第三，简化并网审批流程。建立“一站式”审批平台，整合规划许可、环境影响评估等跨部门程序，将传统分阶段审批转为并行处理。开发商可在线提交材料并实时跟踪进度，最大压缩行政时间成本。同时试点“预先核准制”，对符合区域电网规划的可再生能源项目实行快速通道审批，以加速项目并网进程。 （二）输电基础设施升级与技术应用 为加速实现2035年清洁电力目标，英国计划通过大规模电网升级构建“零碳电力骨干网”。 英国国家电网公司宣布启动全球最大规模电网升级计划，将在2026年至2031年期间向英国输电系统投资高达350亿英镑，重点打通可再生能源输送通道并提升电网灵活性。其中超过110亿英镑用于现有输电网络的维护与升级，如更换老化设备、提升抗灾能力等，以确保电网的稳定运行；约240亿英镑用于推进加速战略输电投资(ASTI）项目和增加网络容量等，以满足未来电力需求的增长。国家电网的计划包括升级约3500公里的架空线路，使电力传输能力提高近一倍，并部署电力控制设备和动态线路额定值等创新技术，以优化现有基础设施。 此外，英国国家电网公司计划在2025-2026年追加电网投资，新增资本投入20亿英镑，优先升级东北海岸至南部人口密集区的输电网络，解决海上风电输送瓶颈。英国国家电网公司计划年均投入118亿美元加强电网韧性，2035年前新增超10,000公里海底电缆。 四、启示 英国因企业“跑马圈地”式抢占并网申请、电网投资滞后等问题导致可再生能源项目接入严重延误，这对我国新能源消纳和电力系统转型具有重要镜鉴意义。我国需吸取英国教训，在投资上确保基础设施适度超前，在管理上优化优先级机制和审批效率，同时利用体制优势强化全国协同，支撑“双碳”目标下的高比例可再生能源接入。 （一）电网先行，加大投资力度 在全球能源转型加速推进的背景下，“电源等电网”已成为制约可再生能源发展的难题。英国的深刻教训揭露了新能源规划与电网建设脱节的核心矛盾。对此，中国可进一步强化“电网超前投资”原则，延续特高压工程超前规划经验，加大对特高压、智能配电网、柔性输电技术的投资，确保电源项目与配套电网、调节资源同期投产，尤其要提升新能源富集地区如西北、华北的外送能力。其次，在投资激励方面，我国还可以在“准许成本+合理收益”基础上，针对跨区域输电走廊、智能配网升级等场景设立专项投资回收通道，精准激发电网投资动力。此外，英国因缺乏系统调节能力加剧了并网矛盾，我国需配套建设储能及需求侧响应体系，为高比例可再生能源消纳提供必要支撑。 （二）加强总体统筹规划，避免“碎片化”发展 英国电网“国家输电+区域配电”两级独立调度体系容易导致战略目标冲突和资源配置失衡。相较之下，中国“全国统筹+区域细化”模式展现出显著优势：由政府指定的调度通信中心逐级协同，实行统一调度、分级管理，形成高效的管理体系。“全国一盘棋”的特高压工程和省级消纳责任权重制度更确保了跨区资源调配能力，实现新能源从规划到并网的全流程可控。中国需继续发挥“集中力量办大事”优势，统一调度资源，加强规划刚性约束，确保电网建设与新能源发展协调共进。 （三）优化项目接入管理，优先支持成熟项目 英国长达14年的排队周期警示，单纯“先到先得”的并网规则会激励企业虚假申报，导致资源错配。我国可基于现有“应并尽并、能并早并”的并网原则下进一步完善，总结新疆等地区的新能源动态清单机制经验并优化推广，在技术、资源、负荷适配度基础上，增设环境合规性指标，形成项目优先级动态评分。第二，借鉴英国“Gate 2”确定性并网规则，对满足用地手续、设备采购合同签约率较高的项目开放“绿色通道”，锁定并网容量。第三，数字化赋能全流程监管，构建区域新能源并网数字孪生平台，集成项目进度跟踪、电网扩容模拟、经济性预警等功能。通过数字化平台实现申报材料线上化、标准化，压缩审批时间。

近两年来，中国绿证市场经历了一场戏剧性反转。 从2024年均价5.59元/个跌至最低0.5元/个的“甩卖价”，到2025年6月30日部分交易平台出现6-7元/个的成交价，绿证价格在政策、市场与资本的多重博弈中完成“V型”反弹。 其中，2025年以来，国内绿证市场价格持续走高，部分交易价格突破8元/张，较年初1.5元/张涨幅超400%。 中国绿证市场经历了一场从“甩卖潮”到“抢购战”的价格反转。 从“甩卖潮”到“抢购战” 2024年是绿证市场的“至暗时刻”。 2024年，中国绿证市场陷入前所未有的供需失衡。国家能源局数据显示，全年核发绿证47.34亿个，同比增长28倍，其中可交易绿证31.58亿个，但实际交易量仅4.46亿个，供需比高达7:1。 这种失衡多源于政策冲击。 2024年，绿证核发范围呈爆炸式扩张。绿证覆盖范围从陆上风电、集中式光伏扩展至所有建档立卡的可再生能源项目，包括分布式光伏、生物质能等，导致历史存量绿证集中释放。 与此同时，核发效率有了革命性提升。国家绿证核发交易系统上线后，核发时间缩短85%，实现“当月电量、次月核发”，供给量呈指数级增长。 尽管规定绿证有效期为2年，但2024年核发的绿证中，29.01亿个为2023年及以前电量对应绿证，形成“库存积压”。 2024年5月，临期绿证价格跌至0.5元/个，较年初暴跌98%；某省级交易平台甚至出现0.26元/个的“地板价”，绿证沦为“白菜价”。 进入2025年，绿证市场突然转向。 6月30日，某绿证交易平台出现6.8元/个的成交价，较2024年最低点暴涨2620%。国家能源局数据显示，2025年1-5月核发绿证10.93亿个，但交易量达2.87亿个，交易率提升至26.3%，较2024年提升5倍。 价格反转的核心驱动力同样来自政策“组合拳”。 2025年3月，国家发改委等五部门联合发布《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》，将钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业及数据中心纳入强制消费范围。以电解铝行业为例，山东、内蒙古等地要求2025年绿电消费比例不低于21%，直接催生数亿张绿证需求。 此外，136号文规定新能源全面市场化定价，并将机制电量（保障性收购电量）与绿证收益互斥。发电企业为锁定收益，主动减少绿证供给，导致市场流通量收缩。据测算，2025年上半年可交易绿证规模较2024年减少约40%。 2025年4月，RE100无条件认可中国绿证，特斯拉、苹果等跨国企业采购量激增。以广东为例，2025年一季度外资企业绿证采购量同比增长300%，占全省交易量的35%。 三重博弈 中国绿证市场的政策设计始终在“行政强制”与“市场自发”间摇摆。2024年价格暴跌暴露了三大制度缺陷： 供需调节机制失灵：绿证核发与项目并网时间错配，导致历史存量绿证集中释放，而需求端缺乏弹性。 价格发现功能缺失：绿证交易平台分散，缺乏统一定价机制，区域间价差达10倍以上。 国际互认滞后：欧盟碳边境调节机制（CBAM）覆盖钢铁、铝等行业，但中国绿证与欧洲GO证书互认仍未落地，出口企业被迫采购国际绿证（I-REC），进一步压缩国内需求。 2025年政策调整试图修复这些缺陷。 首先是实行强制配额制，通过行业绿色电力消费比例考核，将绿证需求从“弹性”转为“刚性”。以钢铁行业为例，若2025年实现10%绿电替代，将新增500亿度绿电需求，对应5000万张绿证缺口。 与此同时，136号文通过“机制电量与绿证收益互斥”规则，倒逼发电企业减少绿证供给。据测算，2025年新能源企业选择机制电量的比例将提升至60%，对应绿证供给减少约20亿张。 此外，RE100认可中国绿证后，预计2026年将实现与欧洲GO证书价格联动，形成全球统一的绿证定价体系。 在市场层面，绿证价格上涨的核心矛盾在于，强制消费主体与自愿消费主体的利益分化。 就高耗能企业而言，钢铁、水泥等行业面临“能耗双控”与“碳配额”双重约束，采购绿证成为“成本避险”工具。以某钢铁企业为例，2024年签订绿电长协价320元/MWh，较2025年380元/MWh市场价节省电费超2000万元/年。但若绿证价格持续上涨，企业可能转向自建分布式光伏，削弱市场需求。 对于出口型企业而言，欧盟CBAM机制下，中国钢铁、铝出口企业需支付碳关税。以铝为例，2024年中国对欧出口铝材约150万吨，因此，出口企业成为绿证市场“刚需群体”，其采购决策直接影响价格走势。 国家枢纽节点新建数据中心被纳入强制消费范围，推动绿证需求爆发。以腾讯怀来数据中心为例，2025年计划采购绿证100万张，覆盖其30%用电量，对应成本增加约500万元/年，但可提升其ESG评级，吸引国际客户。 随着绿证价格回升，资本开始涌入市场。 上海环境能源交易所正试点绿证远期合约交易，允许企业锁定未来3年绿证价格。2025年6月，首笔5年期绿证期货合约以5.8元/个成交，显示市场对长期价格的乐观预期。 部分省份试点“绿证消费抵扣能耗指标”政策，企业每购买1张绿证可抵扣0.5吨标准煤能耗。这种联动机制使绿证成为“碳资产”的重要组成部分，吸引碳基金、ESG投资机构入场。 未来展望 短期来看，绿证价格仍将维持高位。 一方面，2025年是“十四五”收官之年，各省为完成消纳责任权重目标，可能集中采购绿证；另一方面，欧盟CBAM等国际政策将持续推高出口企业需求。 长期而言，绿证市场将逐步走向成熟。 在供给端，随着分布式新能源项目并网加速，绿证核发量将稳步提升，缓解供需矛盾；在制度层面，绿证与碳市场、ESG体系的深度衔接，将形成更高效的价格发现机制；在国际层面，中国绿证标准的国际化，有望提升其在全球绿色贸易中的话语权。 绿证价格的飙升，不仅是市场供需的结果，更是中国能源转型与全球绿色经济博弈的缩影。在“双碳”目标驱动下，绿证正从单一的交易凭证，演变为链接政策、市场与国际规则的核心工具。对于企业而言，提前布局绿证采购与碳管理体系，不仅是应对政策考核的被动选择，更是抢占绿色经济先机的战略举措。

在与特朗普公开决裂后，马斯克交出了一份糟糕的成绩单。 今天凌晨，特斯拉发布Q2财报，第二季度公司实现营收225 亿美元，同比下滑12 %，连续第二个季度走低，净利润约12 亿美元，较去年同期减少约 16 %。 导致下滑的主因仍是汽车板块：销量减少、平均售价下降使得营收降至 166 亿美元，同比跌 16 %，季度交付量仅 38.4 万辆，较去年减少 14 %。 与“失速”的汽车业务相比，能源生产与储能板块继续扩张。本季录得 27.9 亿美元营收（占集团 12 %），虽同比微跌 7 %，但毛利润环比、同比双双增长，达到历史新高的 8.46 亿美元，本季部署 9.6 GWh 储能产品，其中首批上海 Megafactory 生产的 Megapack 已对外交付。 “纵然关税和供应链带来逆风，我们的能源业务依旧快速扩张。” 马斯克在财报会上表示，MegaPack 正在迅速提升产能，新一轮升级也将让它更出色。第二季度，我们的电力部署再创纪录。我深信电池将成为一个规模空前的巨大市场——许多人还没意识到需求会有多庞大。打个比方，美国电网的持续输出功率约 1 太瓦，但平均负荷不足 0.5 太瓦；若引入电池，发电厂便可 24 小时满负荷运转，从而把美国年发电量提升到如今的两倍以上，仅靠电池就能实现。 “这意义重大，的确是件“了不起的大事”。 值得注意的是，特斯拉以前可以躺赚的碳积分收入只有寥寥4.39亿，暴跌51%，这都要归因于“那个男人”。 “特马决裂” 特朗普刚当选那阵，马斯克还是炙手可热的“红顶商人”，他被请进总统顾问圈指点江山、出入椭圆形办公室如入自家客厅，统领政府效率部（DOGE），削冗员减开支，一度攀至他个人政治权力的最高点。 “我爱@realdonaldtrump，爱到一个直男能爱上另一个男人的极限。”两人还在“蜜月期”时，马斯克发帖表达对川普的疯狂喜爱。 但同样性格乖张，爱在社交媒体上煽动情绪的两人，在经济政策上存在根本分歧，一位是极端气候怀疑论者，一位则要是靠电动车、光储产品赚钱的绿色科技巨头。 特朗普宣布对中国提高汽车及零部件关税后，马斯克公开与白宫唱反调，在X上称关税对特斯拉“影响重大”，要求推翻他的全面关税计划，但没有成功。 美国产Model Y约有四分之一零部件并非美国制造，关键环节高度依赖中国供应链；中国同时是其第二大市场，营收占比约两成。摩根士丹利估算：在美生产的特斯拉电池中约20%直接来自中国、30%由在墨西哥投资的中资企业提供；若对中资电池征税，单车成本将上升约3000—5000美元。 再聪明的弄臣也敌不过任性的暴君，直到“大而美法案”（One Big Beautiful Bill）对出台，双方关于补贴政策分歧爆发后，关系急转直下。 因为特朗普推动这一法案，对特斯拉的业务几乎是灾难性的。 它把特斯拉的两条关键“财路”同时掐断，消费者端的7,500美元联邦EV购车抵税被提前终止，让消费者购车成本增加；法案还将企业不达标的CAFE油耗罚金直接降为“0”，其他车企不再受CAFE标准制约向特斯拉购买碳积分，这块“卖空气”得来收入遭受重创。 据分析师计算，特斯拉大约四分之三的碳信用收入来自CAFE标准。在新法律出台后的几天内，他们将特斯拉2025年碳信用收入的估计下调了近40%至约15亿美元。他们预计明年将暴跌至5.95亿美元，然后在2027年彻底干涸。 碳积分年年都是特斯拉的“现金奶牛”，多次贡献净利润的三分之一以上，这块收入从2019年的不到6亿美元一路涨到2024年逼近30亿美元。 从财报来看，如果没有出售给内燃机汽车制造商的这些信用收入，特斯拉第一季度将亏损，重要性不言而喻。 马斯克游说无望后，双方彻底撕破脸，两位粉丝过亿的社交媒体大v相互攻讦，骂战不短。 马斯克在X上抨击“大而美法案”是“令人作呕的怪物”。 特朗普则在7月1日的发布会上说：“他不爽，是因为他正在丧失自己的电动车‘特权’。”（指补贴），并威胁“他可能失去的远不止这些。” 马斯克气急败坏地指控特朗普是杰弗里·爱泼斯坦犯罪的同谋，并暗示特朗普对此进行过掩盖，还在特朗普应该被弹劾，并由副总统JD·万斯接任的帖子下面回复yes。特朗普则反击称要取消SpaceX的所有合同。 马斯克还宣称：没有他，特朗普根本不可能当选。 辞职离开白宫后，马斯克将注意力重新转向自己的生意，也几乎白宫媒体材料以及共和党议员的新闻简报中消失，但外面已经变天了。 由于马斯克高频卷入党派纷争以及本届美国政府的肆意所为，严重损害了马斯克在公众面前友好科技的形象，特斯拉成高度政治化品牌，路人缘急剧恶化，引发了部分美国人抵制特斯拉的浪潮。 部分自由派用户转向竞争对手（如Rivian、福特电动车），而保守派本就对EV持怀疑态度，双边“都不爱买”，在全球竞争中逐渐落后于比亚迪。 特斯拉今年一季度汽车板块（含租赁和碳积分）收入139.67亿美元，同比下降20%；若加上售后与其他服务，总收入166.05亿美元，同比仍跌16%。 Q1共交付33.7万辆，较去年同期少约5.1万辆，为2022年二季度以来最低。主因是四大工厂同步换线升级New Model Y，加之持续“以价换量”压低平均售价。 被吹上天的Cybertruck季度销量不过约5000辆，远低于最初马斯克夸下的25—50万量一年的海口；股价自大选后高点回落逾三成，多位高管离职。 尽管SpaceX依旧是美国航天依赖最深的私企，但白宫不是傻子，不会容忍因对单供应商的依赖而产生国家安全风险，开始扶植其他竞争对手，而Starlink在美国的盈利能力也饱受质疑。 马斯克的商业帝国开始摇摇欲坠。 仍然坚挺的生意 “大而美法案”将风、光两大板块的税收抵免提前终止，但电化学储能的激励政策框架整体得以保留，税收抵免的有效期还延长了8年，只是附加了更严格的“国产化”和“防中资”门槛，算是不幸中万幸。 与黯淡的车市形成鲜明对比，储能业务正成为特斯拉的新大腿。 2016-2024年，储能收入从12.58亿元增至725.02亿元人民币，9年放大56.63倍；累计收入2031.71亿元人民币，占总营收比重由2.59%升至10.32%。 2024年特斯拉在全球部署31.4 GWh储能系统，能源发电与储能板块收入带来约101亿美元收入，同比增长67%。与此同时，汽车销售收入同比减少约33亿美元，储能业务在一定程度上对冲了整车业务下滑。 进入2025年一季度，储能出货再度跳升至10.4 GWh，能源发电与储能板块收入27亿美元、毛利率28.8%，已成为最赚钱的业务。 2024年度，Tesla稳坐全球储能系统集成商（交流侧）出货量第一的交椅，阳光电源、中车株洲所、Fluence、海博思创紧随其后。 中资以中国市场为据点，逐步向海外进军，Tesla以北美市场做支撑，逐步向欧洲、中东、非洲、亚太拓展，今年双方正面交锋的频次及烈度持续上升。 在与CATL、BYD和阳光电源“短兵相接”后，特斯拉面临着对手的蚕食和定价压力，通过快速复制的Megafactory模式意图在成本侧“逼近”中国对手。 加州Lathrop工厂经过一年多爬坡，年产能稳定在40 GWh；2025年2月，上海临港厂用九个月建成并投产，同样规划40 GWh，首季度即发运逾百台Megapack。今年3月，德州沃勒县又批准了税收减免协议，第三座Megafactory将落户休斯敦西郊，预计2026年投产，产能规模与前两厂相当。 一旦三厂全部满产，特斯拉理论上每年可提供约120 GWh储能系统，相当于2024年全球电网侧新增装机的一半左右。 特别是上海储能Megafactory的落地给了特斯拉破局的机会，让特斯拉一方面利用华东完整的LFP产业链将制造成本再降两成以上，另一方面可出口至亚太与欧洲，形成“美国高毛利、中国高周转”的双基地布局，降低政策与汇率风险。 据彭博社分析，特斯拉股价、与美国政府的良好关系以及从投资者处源源不断融资的能力是马斯克建立商业帝国的杀手锏，但由于政治上的幼稚和新技术的不成熟，这三种魔法均在逐渐失效。 正如《马斯克传》作者艾萨克森所认为的，马斯克在性格上的种种缺陷，和他在事业上的巨大成功，是分不开的存在，现在看来这句话反过来说也一样。

今年是成为中国电力市场化改革的“攻坚之年”。 从年初新能源电价市场化破冰，到年中区域电力市场跨省协同运行，再到跨电网经营区交易机制打通，一系列政策密集出台。我们可以明显感觉到，今年政策的发布频率加快且联动加强了，本篇就和大家做个系统梳理。 核心政策 年初，136号文件《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》重磅出台。 突破点 终结延续八年的新能源保障性收购政策，明确2025年底前所有风光发电全面参与市场化交易，标志着新能源电价从“政府定价”时代全面迈入“市场定价”新阶段。 关键机制 创新“基准价+浮动差价”结算机制。 当市场交易价格低于机制电价时，电网企业给予差价补偿；高于机制电价时则扣除差价，既保留政府托底功能防范价格剧烈波动，又通过市场信号引导资源优化配置。 同时取消新能源强制配储要求，赋予企业按成本效益自主配置储能的灵活空间。 联动伏笔 为后续现货市场、虚拟电厂等市场化消纳渠道铺路，新能源从“被动消纳”转向“主动参与市场竞争”，成为电力市场的核心交易主体。 核心政策 随即二月，《新型储能制造业高质量发展行动方案》发布。 政策意图 今年是储能行业发展的历史性节点，随着上条“新能源强制配储”时代的落幕，新型储能行业也从粗放式规模扩张向着“价值创造”蜕变，全面迈向市场化。 我国储能制造业当前面临着“核心技术受制、成本偏高、规模不足”瓶颈，推动电化学储能等非抽水蓄能技术从“小规模试点”走向“规模化发展”，支撑高比例新能源并网消纳。 重点内容 方案以推动储能制造业从“小规模试点验证”向“规模化量产应用”跨越为核心目标，通过供给侧结构性改革思路破解产业发展瓶颈，促使着储能产业从政策驱动转变为市场驱动，让储能技术快速提升以支撑电网，共同构建新型电力系统。 协同关联 和第一条形成“技术+市场”的双支撑。 核心政策 357号文件《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》。 重点内容 文件鼓励各地民营企业培育虚拟电厂主体，并明确了全国虚拟电厂调节能力到2027年、2030年分别要达到2000万千瓦以上、5000万千瓦以上。 核心作用 作为新型电力系统的“聚合者”，虚拟电厂可以通过整合分布式电源、储能、可调节负荷等分散资源，破解新能源“弃风弃光”难题，同时拓展增值收益渠道。 协同关联 推动了“源网荷储”各环节的高效互动，电网高峰时段协调储能放电与用户负荷削减，配电网侧整合分布式光伏与电动汽车充电桩实现局部平衡，延缓输配电设施升级成本，加速新能源与新型电力系统深度融合。 核心政策 紧接着四月，394号文《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》+411号文《电力辅助服务市场基本规则》出台。 现货市场 394号文让电力现货市场全国覆盖进入倒计时，为“新能源报量报价+储能动态响应”联动模式提速。 文件明确2025年底前实现电力现货市场全国覆盖，湖北、浙江作为先行示范区6月底前转入正式运行，构建“新能源报量报价+储能动态响应”联动模式，分时电价信号引导用户侧移峰填谷。 辅助服务 月底发布的411号文，鼓励独立储能、虚拟电厂等“发用一体”主体，在结算时段内按上网（下网）电量参与发电侧（用户侧）辅助服务费用分摊或分享，推动储能从“政策驱动”转向“市场驱动”。 协同关联 新能源全面参与市场化交易为现货市场注入增量电量，“发用一体”主体余电上网丰富交易品种，打破传统垄断格局。 现货市场与辅助服务市场联动出清，费用由用户按用电量分摊，形成“电能量市场定价+辅助服务价值变现”的市场化收益体系，倒逼各类主体通过竞争优化成本。 核心政策 650号文件《有序推动绿电直连发展有关事项的通知》。政策解读 | 绿电直连是怎么回事？ 核心内容 五月《有序推动绿电直连发展有关事项的通知》直接涉及新能源发电企业、大型工业电力用户以及电网公司等主体。 首次将绿电直连认定为合法模式，让有能力做到直连的市场主体，以及有需求通过绿电直连解决潜在出口挑战的外向型企业，支持新能源就近消纳和企业绿色用能需求，实现“点对点”的专属供电。 核心事件 6月，南网是大热点。28日，南方区域电力市场连续结算试运行启动。 推动新能源全主体常态化参与电力现货市场交易，是南方区域电力市场连续结算试运行的一大亮点，这标志着我国电力市场化改革迈入了“跨省协同”的深水区。 相关政策 除了连续结算之外呢，南网发布了五项关于区域电力交易的实施细则，贵州、海南等地随即也出台了相关的配套政策。 重要意义 作为我国首个连续运行的区域电力市场，南方区域电力市场交易范围覆盖广东、广西、云南、贵州、海南五省区，东西部资源互补、电网联系紧密、市场开放程度较高，注册主体数量超过22万个，包括煤电、核电、气电、新能源、水电等各类发电电源和售电公司、电力用户等主体。 南方区域电力市场也是全球规模最大的统一出清电力现货市场，日交易电量规模达38亿千瓦时，超过了英国、法国、德国用电量规模的总和。

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。”