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2025年12月，国家发展改革委、国家能源局印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），明确自2026年3月1日起，对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段。这标志着执行40余年的固定分时电价制度进入实质性退出阶段。本文系统梳理了固定分时电价的制度演进与退出脉络，深入剖析了高比例新能源渗透、批零价格传导梗阻、现货市场制度适配三重深层逻辑，分析了售电公司、储能企业和电力用户面临的影响与挑战，并提出了针对性的政策建议。 从行政定价到市场定价的制度演进 我国固定分时电价制度起步于20世纪80年代，其核心逻辑是政府根据电网负荷规律，将一天24小时划分为高峰、平段、低谷（部分地区增设尖峰）时段，并制定差异化固定电价，引导用户错峰用电，实现削峰填谷。在煤电占主导、负荷特性相对稳定的计划经济时期，这一制度有效提升了电力系统利用效率。 2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号），规定峰谷电价价差在最大系统峰谷差率超过40%的地方原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。该文件成为此后几年各地分时电价政策的核心指导依据。 然而，随着电力市场化改革纵深推进和新型电力系统加速构建，固定分时电价的制度根基发生了根本性动摇。2025年12月17日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号），其第三十五条明确规定：“对直接参与市场交易的经营主体，不再人为规定分时电价水平和时段；对电网代理购电用户，由政府价格主管部门根据现货市场价格水平，统筹优化峰谷时段划分和价格浮动比例。”该规则自2026年3月1日起施行，有效期5年。 这一政策转向并非偶然，而是电力市场化改革从“试点探索”迈向“全面施工”的标志性事件。它意味着电价形成机制从政府核定正式迈入“随行就市”的市场化阶段，其深层影响将重塑电力产业链各环节的运营逻辑。 取消固定分时电价的三重深层逻辑 （一）高比例新能源下价格信号严重失真 当前，我国新能源装机呈井喷态势。截至2025年底，全国风电、光伏装机已突破18亿千瓦，部分地区新能源装机占比超过50%。新能源出力具有强随机性和间歇性，“看天吃饭”的特征使传统基于历史负荷规律设定的固定时段完全失效。 一个典型的悖论是：光伏发电最多的午间，在固定分时电价框架下往往被设定为高峰或平段，电价被人为抬高；而傍晚光伏退出、用电需求旺盛的时段，反而可能因行政定价未能及时调整而价格偏低。以陕西省为例，陕西电力交易中心在《关于2026年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》中专门指出，2026年市场化用户分时价格不再执行峰谷浮动政策，“最低电价将主要出现在中午光伏大发时段”。 在现货市场环境下，价格本应真实反映实时供需。以辽宁省为例，1月1日至25日，现货市场实时出清价格跌破-0.1元/千瓦时的时段达272小时，占比42.83%，1月6日全天均价首次跌入负值。这种极端价格信号在固定分时电价框架下根本无法体现。若继续执行行政定价，不仅无法引导用户消纳午间富余绿电，反而会因“高峰高价”的错位激励阻碍新能源消纳。 （二）批零价格传导梗阻制约市场公平 当前电力市场存在一个突出的“剪刀差”问题：批发侧现货电价价差已高达0.7—0.8元/千瓦时，部分时段甚至出现负电价；但零售侧固定峰谷价差普遍锁定在0.4元以内，且调整周期长达半年甚至一年。这种“批发能涨能跌、零售价格封顶”的“肠梗阻”，造成三方面负面影响。 一是价格信号传导断裂。批发侧的分时电价信号难以有效传递至终端用户，削弱了用户削峰填谷的经济激励。 二是售电公司业务模式单一。多数售电公司仍依赖传统的购销价差盈利，缺乏基于能效管理、需求响应和绿电交易等综合服务能力，部分企业甚至利用信息不对称或规则漏洞获取超额利润，截留了降价红利。 三是零售市场竞争不足。由于价格信号被人为固化，售电公司难以通过差异化服务形成竞争优势，市场活力受到抑制。 （三）固定分时电价与现货市场存在制度性冲突 固定分时电价制度设计于煤电主导时代，其“高峰高价”逻辑基于“白天工作时段用电多”的负荷特征，属于典型的行政性静态定价。其价格水平由政府主管部门基于历史负荷数据和成本加成原则核定，调整周期通常为半年或一年，具有显著的滞后性。 而电力现货市场以15分钟为周期生成96个时段价格，一天产生96个价格点，能够精准反映电能量在时空维度上的边际成本变化。新型电力系统建设客观上要求价格机制从“行政平均”转向“市场边际”，从“静态粗分”转向“动态精细”。固定分时电价与现货市场在价格信号生成机制上的本质性差异，决定了前者必然要让位于后者。 两种模式并行推进 《电力中长期市场基本规则》施行后，各地迅速响应。据梳理，截至2026年5月底，贵州、河北（河北南网）、湖北、陕西、吉林、云南、重庆、辽宁、河南、安徽、四川、江苏等12个省份已明确落地取消固定分时电价政策；山西、新疆、湖南、上海、蒙东、黑龙江等地处于征求意见或细则制定阶段。 从实施路径看，各地主要呈现“全覆盖”和“分步走”两种模式。 全覆盖模式以湖北、陕西、重庆等为代表，直接参与市场用户（包括批发用户和零售用户）全部纳入，终端分时电价由市场交易价格传导形成。该模式价格信号统一清晰，可以快速打通批零两侧价格传导，但对售电公司的市场运营和风险控制能力要求较高。 分步走模式以河南为代表，采用渐进式改革，保留部分行政分时电价兜底约束，推出多元用电套餐，设置改革过渡期，逐步提升市场化分时电量比例。该模式改革节奏相对缓和，有利于市场主体逐步适应，但可能延长价格双轨制运行时间，增加制度摩擦成本。 值得注意的是，辽宁作为现货市场正式运行省份，其改革更具标本意义。2026年1月起，辽宁现货市场引入-0.1元/千瓦时的申报和出清下限，负电价从偶发变为常态，市场化价格信号对供需调节的作用得到充分释放。 从“政策套利”到“市场博弈” （一）售电公司：从价差套利到曲线管理 在固定分时电价时代，售电公司的核心盈利模式是“低买高卖”的价差套利，辅以政策红利下的信息差收益。取消固定分时电价后，售电公司必须实现三重能力升级。 一是价格预测能力。售电公司需要建立覆盖日前、实时、中长期多时间尺度的价格预测模型，整合气象数据、负荷预测、新能源出力预测、机组检修计划等多源信息。价格预测精度直接决定了现货市场的交易盈亏和套餐设计的竞争力。 二是风险对冲能力。售电公司应提升电量曲线分解能力和用户负荷预测精度，积极运用电力期货等金融衍生品（待上市），构建“现货+中长期+金融”三维对冲体系，建立动态风险敞口监测机制，防范极端价格事件导致的流动性危机。 三是用户服务能力。售电公司需要从单纯的电力零售商向“数据驱动的综合能源服务商”转型，为用户提供定制化用电优化方案，包括基于用户负荷特性设计差异化电价套餐（如“光伏友好型”套餐鼓励午间用电）、提供储能及需求响应一体化解决方案、开发用电行为分析和能效诊断增值服务等。 （二）储能企业：套利模式崩塌与多元收益重构 取消固定分时电价对工商业储能的冲击最为直接。传统“两充两放”的峰谷套利模式建立在行政价差稳定可预期的基础上，一旦价格由市场决定，峰谷价差动态化导致收益难以测算，部分项目甚至面临经济性归零的风险。 但这并非储能行业的末日，而是倒逼商业模式重构的契机。新的盈利体系应确立“三足鼎立”格局：一是容量市场提供底盘收益，通过容量补偿机制兜底固定资产投资，引导行业向4小时及以上长时储能倾斜；二是现货与辅助服务市场创造弹性收益，储能凭借毫秒级响应优势，在调频及现货交易中精准“低充高放”；三是综合能源服务开拓新兴蓝海，储能转向需量管理、需求响应，并与算力中心、零碳园区等场景深度融合。 这场变革推动储能企业核心竞争力从“拼硬件成本”转向“拼运营交易”，从单一“产品供应商”升级为“解决方案服务商”。短期阵痛不可避免，但长远来看，这为具备精准电价预测、多市场协同运营能力的优质企业打开了更广阔的市场空间。 （三）电力用户：从价格接受者到主动参与者 取消固定分时电价后，终端用户面临的价格环境从可预期的稳定转向有波动的灵活。 工商业用户中，具备负荷调节能力的可通过优化生产排班、调整设备启停时段、配置储能设施等方式主动响应价格信号；负荷调节能力弱的则应选择信誉良好的售电公司，签订组合类电价合同，在锁定部分价格风险的同时保留部分市场收益。 居民用户短期内仍执行目录电价或电网代理购电价格，受影响有限。但随着智能电表普及和动态套餐推广，具备智能家居、电动汽车、分布式光伏等资源的用户，可通过“光储充一体化”实现用电成本优化，甚至向电网提供灵活性服务获取额外收益。 需求响应资源方面，工业可调节负荷、商业空调、数据中心等可通过聚合商平台参与现货市场和辅助服务市场，将可削减负荷转化为可交易资产。 政策建议 （一）对售电公司 一是尽快建立“预测—交易—风控”一体化数字平台，优先投入建设覆盖日前、日内、实时市场的多时间尺度价格预测系统。 二是主动布局电力期货等金融衍生品，构建三维对冲体系，实现从单纯电量买卖向“能量+调节+容量”多维价值运营的升级。 三是设计场景化零售套餐，推动用户从价格接受者向资源协同者转变。 （二）对储能企业 一是将容量电价收益作为投资决策的“底盘收益”，优先布局4小时及以上长时储能技术路线，重点关注液流电池、压缩空气、重力储能等技术。 二是以虚拟电厂聚合模式参与多品种市场交易，实现“一资产多收益”。 三是与算力中心、零碳园区等新型负荷场景深度融合，开拓“能源即服务”（EaaS）商业模式。 （三）对电力用户 工商业用户应加强与专业机构合作，开展负荷可调节潜力评估，将可削减负荷转化为可交易资产。有条件的居民用户可提前布局光储充一体化家庭能源系统，为动态电价普及做好技术准备。大型用户应建立内部能源管理团队，将能源成本从固定支出转化为“可优化变量”。 （四）对政策制定者 一是稳妥设置过渡期。对于市场化程度较低、市场主体风险承受能力较弱的地区可设置1—2年过渡期，允许部分电量仍按原分时电价结算，逐步扩大市场化比例，避免“一刀切”引发市场剧烈波动。 二是完善零售市场监管。取消固定分时电价后，售电公司与用户之间的信息不对称问题可能加剧。应强化售电公司准入与退出管理，建立零售套餐备案与公示制度，严禁利用信息优势损害用户利益。同时，完善保底售电机制，防止售电公司违约退市导致用户承受过高电价。 三是加快电力期货等金融衍生品上市。当前市场主体缺乏有效的风险对冲工具，价格剧烈波动时只能被动承受。建议加快推进电力期货、期权等金融衍生品研发上市，为售电公司和大型用户提供标准化避险工具。 四是建立动态峰谷时段调整机制。对于仍执行政府分时电价的电网代理购电用户，应建立基于现货价格信号的动态时段调整机制，改变数年一调的静态模式，使行政定价尽可能贴近市场供需实际。 五是统筹容量电价与市场化改革。取消固定分时电价后，煤电、储能等调节性资源的收益模式将发生根本变化。应加快完善容量电价机制，确保调节性资源能够获得合理收益，避免因电能量价格走低导致有效容量投资不足。 结语 固定分时电价的退出，是我国电力市场化改革进程中具有里程碑意义的制度变革。它不仅是价格形成机制的转换，更是电力资源配置方式从行政指令主导向市场价值驱动的根本转型。对售电公司而言，这意味着从政策套利者到专业服务商的身份重塑；对储能产业而言，这是从单一价差依赖到多元价值创造的商业模式重构；对电力用户而言，这是从被动用电到主动参与的行为转变。 当然，改革不会一蹴而就。现货市场的不完善、主体能力的不均衡、风险工具的不充足，都决定了这一转型需要政策制定者的审慎设计和市场参与者的积极适应。唯有政府、企业、用户三方协同，才能在保障电力安全供应的前提下，真正实现“电价由市场说了算”，推动新型电力系统建设行稳致远。

国家“十五五”规划明确全面实施碳排放总量和强度双控制度，以强度控制为主、总量控制为辅，将碳排放双控作为约束性指标纳入五年规划实施体系，坚持政策引导和市场激励相结合构建全方位、多层次的低碳管控格局。绿电市场、绿证市场快速发展，并与碳市场加强协同，将成为驱动我国能源转型、实现“双碳”目标的关键力量。研究梳理我国“电—碳—证”市场发展现状及协同趋势，研究碳价传导、数据互通等问题，助力推动碳排放双控目标平稳落地与高质量发展协同共进。 “电—碳—证”市场机制发展现状分析 全国碳市场双轮驱动格局基本形成，扩围后减排效能与市场活跃度显著提升。我国已建成强制配额与自愿减排互补衔接的全国碳市场体系，2025年首次扩围，将钢铁、水泥、铝冶炼三大高排放行业纳入管控，覆盖全国二氧化碳排放总量超60%，截至3月底，全国碳市场累计成交量已达8.85亿吨，累计成交额突破591亿元。全国自愿减排市场（CCER）2024年重启后已累计发布18项方法学，2025年首批国家核证自愿减排量成功上市交易，截至2026年2月，CCER市场累计成交量1062.35万吨，累计成交额7.59亿元，我国碳市场规模持续扩大，定价与资源配置功能进一步显现。 绿电市场有序规范运行，“证电合一”模式成为可再生能源环境价值溯源的重要手段。绿色电力交易作为电力中长期交易单列品种，在交易组织、电网调度、交易结算等方面享有优先地位，依托“证电合一”机制，可实现电力物理使用价值与绿色环境价值同步转移落地。随着小时级绿电交易逐步推广应用，绿电交易品种持续丰富、交易时序不断细化，可以精准适配新能源出力特征，同时兼顾各类市场主体绿色用能需求，有力推动了可再生能源就近消纳与价值高效转化。 绿证市场制度日渐完备，市场活跃度与国际影响力持续增强。2023年以来国家先后出台多项政策，明确绿证为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，核发范围进一步拓展，全生命周期闭环管理机制逐步健全，2025年国际可再生能源组织RE100正式宣布无条件认可中国绿证，显著提升了我国绿证的国际公信力。随着我国持续推动高耗能企业加大绿电消纳力度，重点用能单位绿电消费配额要求稳步落地实施，绿证市场将进一步活跃，市场规范化运行水平持续提升，2025年全国累计交易绿证9.3亿个，参与绿证交易的消费主体达到了11.1万个，全年交易量超过历年总和。 “电—碳—证”协同关键问题分析 碳价信号向电力市场传导不够充分，电碳联动价格形成机制需逐步完善。目前，我国电力市场尚处于深化完善阶段，终端用电价格无法完全传导各类成本，火电碳排放成本难以顺畅传递至下游用户。但从低碳发展逻辑来看，实现火电碳排放成本向终端电价合理传导，是撬动全链条减排的关键举措，能够直接引导终端用能消费向低碳化转型。未来需加快推动电力价格形成机制深度融入碳成本，打通电碳市场传导链路，使得电力价格能够反映碳市场配额价格信号，引导优化电源结构，最终形成电价与碳价双向联动格局，全面提升市场化减排整体效能。 “电—碳—证”数据互通亟待解决，统一核算与数据底座建设要加速启动。“电—碳—证”三者本身具备天然协同性，不仅服务“双碳”减排的核心目标一致，覆盖的发电、用电、交易等市场主体高度重叠，更依托电力数据实现底层互通。电力计量数据是碳排放核算、绿证核发的基础依据，绿证则是绿电消费及对应减排权益的法定凭证，数据共享、核算统一是三者协同发力的前提。现阶段，三个市场之间仍存在数据壁垒，数据口径尚未完全统一，极易出现核算偏差、重复计算等问题。未来需搭建“电—碳—证”一体化数据共享底座，统一数据来源、计量标准，实现绿电消费量、绿证对应量、碳减排核算量精准匹配，保障全流程数据真实可溯。 区域减排需求与资源禀赋不匹配，需促进跨区域电碳证要素流动效率提升。我国能源禀赋与产业布局呈现明显区域分化特征，华北地区工业与火电集中，碳排放总量大；西北地区风光资源富集，但火电存量规模较大，碳排放总量亦处于高位；云南、四川等区域水电资源优越，碳排放强度相对偏低。随着全国碳市场覆盖范围持续拓展、配额总量管控趋严、企业履约约束不断强化，叠加碳排放双控责任向地方与重点企业逐层细化分解，区域间绿电、绿证资源流通性受到碳排放指标、碳排放责任归属的影响，需要在碳排放指标统筹分配的情况下，完善形成更透明、更顺畅的跨区域流通机制，充分发挥绿电价值的市场引导作用。 支撑“电—碳—证”机制协同的相关思考 通过市场化报价将煤电碳成本疏导至用户侧，强化碳成本传导。随着碳市场配额逐步收紧及有偿分配机制的引入，预计碳价将持续上涨，煤电行业通过电价疏导碳价成本的意愿将更加强烈，市场化机制是煤电企业碳成本疏导的关键途径，需要加强电力市场建设，适当放宽中长期交易电价基准价约束，通过市场化报价方式强化煤电电价与碳价联动，强化煤电企业的碳成本疏导，扩大电碳市场联动性，充分发挥市场信号的引导作用。 强化电力数据与分析平台建设，服务市场数据互通。电力数据具有实时性、精准性、全覆盖优势，是开展监测、分析区域、企业碳排放情况的核心数据源，亟须依托电力数据，完善集成核算、监测、分析功能的碳排放数据平台，推动解决数据口径不一、核算不准、共享不畅等问题。深入挖掘电力数据在碳排放统计核算与监测体系中的应用价值，研发相关功能，研究绿电绿证抵扣方法、非化石能源核算的计算模型，服务绿色价值在各个市场中顺畅流通、公平体现。 服务碳排放双控指标与市场机制衔接，促进减排资源优化配置。综合考虑不同类型地区的主体功能定位、产业发展阶段、能源结构特征、自然资源禀赋等差异，协助政府科学设置分区域、分行业的碳排放总量和强度双控指标，确保指标与地区发展实际和承载能力相匹配。强化指标设置与“电—碳—证”市场的统筹衔接，充分发挥市场在减排资源配置中的作用，保障绿证、碳配额跨区域自由流通，引导减排资源向效率最高的领域和地区集聚，实现全社会整体减排效益最大化。

9月16日，由中国能源研究会虚拟电厂专业委员会主办、杭州高特电子设备股份有限公司联合主办、北极星电力网承办的“聚能生态 电链未来”——2026虚拟电厂落地实践研讨会（第四期）在高特电子仁和智能生产基地召开。本次研讨会聚焦虚拟电厂政策机制、市场交易、平台技术、项目案例和商业模式，众多行业专家、企业代表等展开深入研讨。 中国能源研究会虚拟电厂专委会主任委员、清华大学电机系主任康重庆在致辞中提到，自虚拟电厂系列研讨会启动以来，我们的足迹跨越大江南北。从苏州的“聚能生态”，到各地的“电链未来”，我们一路走、一路看、一路探讨。这不仅是地理空间的跨越，更是我们推动虚拟电厂从“规模化落地”向“高质量商业化运行”迈进的坚定步伐。每一次的相聚，都见证了我们在技术突破上凝聚的共识，在模式创新上碰撞的火花。 他表示，虚拟电厂的发展，从来不是单一主体的孤军奋战，而是全产业链的同频共振。作为行业发展的“连接器”与“催化剂”，专委会将继续发挥桥梁纽带作用。面向“十五五”，我们将重点围绕深化产业生态协作、加快标准体系建设、强化政策协同研究等方向发力，持续推进虚拟电厂发展报告和典型案例库的编制，及时向政府反馈行业诉求，携手各方共同破解发展难题。 杭州高特电子设备股份有限公司副总经理兼数据服务部总经理谢建江在致辞中介绍，高特电子做了二十多年电池管理。从 2021年起，高特电子把能力专注于微网数据服务平台方向，到今天已经形成了两条业务主线：一条是微网运营，打通设备孤岛，把站端的新能源设备和碳管好；另一条是虚拟电厂运营，打通资源孤岛，把分散的资源组织起来，到电力市场里获取收益。两条线合起来，就是从数据感知走向智能决策，从设备控制走向市场运营，为用户和电网提供经济、安全、可靠的运营和运维服务。 他表示，电力市场化改革走到今天，源网荷储一体化，已经从一个概念，变成了一笔可以算清的账。虚拟电厂的价值，正从单一的电价套利，走向需求响应、辅助服务、现货交易、绿电消纳这些多元的收益组合。这条路高特电子刚起步，往后的空间还很大。高特电子愿意把运营能力开放出来，和在座的集成商、售电公司、投资方一起，把技术做扎实，把模式跑通，一起把市场做大。 浙江电力交易中心有限公司三级专家金骆松在演讲中介绍，随着新能源大规模发展，电力平衡进入双向缺口阶段，虚拟电厂迎来发展舞台。浙江率先建立现货市场环境下新型主体市场化响应机制，并持续迭代升级，目前削峰、填谷双向可调能力均已突破百万千瓦量级。他同时指出，虚拟电厂行业仍处在商业模式探索期，未来要从“拼规模”转向“拼质量”、从“赚快钱”转向“赚长钱”，深耕用户价值；在“双碳”目标引领下，运营商可沿着电能量、辅助服务向绿电消费协同、碳资产管理、零碳园区综合能源服务等方向拓展收益空间。 国网能源研究院有限公司能源互联网所高级研究员张希凤围绕虚拟电厂国内外实践、发展方向及市场机制设计，分享了一些经验启示。对比德国、美国经验，她认为德国平衡基团机制、高电价和分布式电源强制入市，以及美国需求响应立法和PJM容量市场，为虚拟电厂商业化提供了制度基础。针对市场机制设计，她提出虚拟电厂没有并网点、资源可能跨多个交易节点，需建立“虚拟机组”分级架构，每台虚拟机组聚合资源不超过一个交易节点，以实现与节点电价现货市场有效衔接。她判断，未来虚拟电厂聚合规模有望在2030年达到8500万至1.3亿千瓦，中东部城市将率先突破，技术性能向“类电厂”演进，运营商核心能力在于“专业化服务+系统性管理”，参与辅助服务和现货市场交易是实现可持续发展的重要路径。 国网（江苏）电力需求侧管理指导中心技术部主任周珏深入剖析了虚拟电厂的概念本质并围绕国际实践进行了经验分享。他指出，虚拟电厂发展首先要统一认识，回归电力系统底层机理。他介绍，虚拟电厂可聚合资源涵盖可调负荷、储能、分布式电源等，其中电热、冷、氢转换负荷值得关注；从电网视角看，虚拟电厂单元可类比常规电厂机组，但参与实时及辅助服务市场需秒级通信。他介绍了调节容量、响应时间、调节时间、调节速率、调节精度、持续时间6个关键指标，是运营商设计资源组合、参与不同市场机制的基础。在聚合范围上，他建议通过节点电价分散度分析，在输电阻塞小的区域扩大聚合范围，提高聚合效率。对比国际实践，美国DER聚合商可直接参与批发市场，欧洲虚拟电厂可通过平衡责任主体（BRP）间接参与，而英国2024年推出的VTP体系允许聚合商直接参与批发市场。他强调，虚拟电厂运营商的核心能力在于快速量测采集，精准计量遥测，高水平功率、负荷、电价预测以及商业运作能力。 杭州高特电子设备股份有限公司数据服务业务部市场总监叶朗从企业实践的角度进行了分享。他介绍，高特电子构建了感知、数据、应用三层能力体系，虚拟电厂平台实现从交易申报到结算的全链路数字化闭环，并将能源管理与碳核算统一到同一数据基座。他分享了三个实践案例：浙江某县域能碳和虚拟电厂运营项目实现政府、投资平台、企业三方共赢，模式已跑通可复制；仁和低零碳智慧工厂通过算法优化，同一套光储硬件IRR提升3个多点、回收年限缩短一年多，需量管控年省30多万元；安徽某纺织集团购售电+微网协同策略，综合度电成本降低约1分6，年节省成本约160万元。他还介绍，高特电子于9月4日发布新能源资产交易平台，基于BMS电池管理数据积累为储能资产提供健康评估报告，覆盖新能源资产从投建、运营到退出的全生命周期，推动资产从可见走向可交易。 IET Fellow、中国开发区协会零碳园区专委会首席专家、中国能源研究会虚拟电厂专委会委员张锋正高级工程师认为，算电协同是破解零碳园区能源错配、算力高碳、盈利薄弱难题的核心路径，能够同步实现新能源就地消纳、园区综合用能成本下降、碳资产市场化增值、算力产业绿色升级多重价值。当前以绿电直供、绿色算力交易、虚拟电厂增值为代表的商业模式已在东数西算、综合产业园区验证可行。未来伴随电力现货市场、算力交易市场、碳市场机制持续完善，算电协同零碳园区有望成为新型电力系统与数字经济深度融合、落实 “双碳” 目标的核心载体。 国网上海能源互联网研究院有限公司电网柔性互联事业部副主任左娟解析了虚拟电厂最新的政策市场环境、建设现状及难点、核心技术，并对虚拟电厂的发展进行了展望。她指出，我国虚拟电厂功能定位清晰，以保供为第一要务，兼顾促进新能源消纳和完善市场体系。目前上海虚拟电厂接入运营商已超70家，实测响应能力达164.77万千瓦，成为全国首个响应能力超过150万千瓦的城市。她认为，当前主要难点在机制不完善、盈利模式不清晰、运营和技术能力待提升，突出问题是聚合可调节能力可信度较低，浙江将D-2出清调节能力直接砍半纳入系统平衡即是例证。她总结虚拟电厂三大核心技术为聚合、调控和运营，未来将向源网荷储混合型、增量配网型等多元化发展，并推进区域、省级、地市级多层级互动，电网公司将加大对可信调节能力的评估考核，变现能力直接取决于调节质量。 晶澳智慧能源高级市场分析师毛绎涵围绕数据和算法两大驱动力进行了解析。她表示，电力交易是手段、虚拟电厂是载体、资产增值才是最终目标。她提出三个观点：虚拟电厂不仅是新兴概念，更是新能源资产运营商的基础能力；不仅是管理平台，更是独立交易主体，核心KPI是为背后资产创造阿尔法收益；不仅是短期风口，更是伴随电力市场化改革的长期事业，让资产在全生命周期内实现价值最大化。她认为，虚拟电厂需具备四方面能力：算法支撑的数据感知能力、量价耦合与风险对冲的动态决策能力、将功率指令拆解为不影响用户体验的微调执行能力，以及贯穿全过程的优化学习回测能力。晶澳基于各类资源构建了“聚合调控交易评估”的全流程闭环，并希望以开放平台与行业生态伙伴携手，让每一度绿电发挥最大价值。 东南大学教授、电力经济技术研究所所长高赐威指出，虚拟电厂商业闭环难的关键在于容量价值说不清，电力系统难以将其纳入电力电量平衡。他以示意算例说明：某虚拟电厂聚合分布式光伏80兆瓦、储能20兆瓦、可调负荷20兆瓦，合计装机120兆瓦，但晚高峰光伏出力骤降、可调负荷兑现未知、储能时长有限，调度无法判断“缺电时刻能顶多少”，最终在平衡中按0兆瓦计入，仍需安排常规备用兜底，账面资源沦为“零价值”。他提出四类容量评估方法：基于历史数据折算的有效容量、基于概率统计的可信容量、基于系统可靠性的等效可靠容量（EFC）、基于等可靠性替代的有效带载能力（ELCC），并总结为统计归约、概率描述、系统可靠性三层递进认知。他强调，长期看统计、短期看预测，系统运营商关心ELCC/EFC，虚拟电厂运营商则需用可信容量支撑投标决策和风险管控。他呼吁夯实虚拟电厂价值评估基石，推动其真正纳入电力系统规划与容量市场体系。 朗新科技集团股份有限公司高级业务研究员张雨婷分享了AI如何让虚拟电厂从响应能力走向商业价值。她指出，全国备案虚拟电厂已超470家，但多数项目实测有效可调资源不足名义聚合规模的20%，多数运营商仍依赖补贴，真正市场化盈利者寥寥。她认为，“会响应”只是入场券，关键要打造核心运营交易能力，面对负荷预测难、价格预测难、交易决策难三大难题，朗新构建AI驱动的虚拟电厂智能体，实现会预测、会报价、会避险，其日前价格预测准确率在江苏达92%，价差预测准确率超80%，负荷预测达97%，并通过凯利公式动态调整申报系数，通过平衡风险和收益得到最优报价策略。她介绍，朗新九功AI能源大模型运用于虚拟电厂、微电网、算点协调等多个场景，并参与3个国家级零碳园区建设。 杭州思度云电力科技有限公司董事长俞庆围绕光储微电网参与虚拟电厂的落地路径与实践作出分享。他指出，虚拟电厂的本质是负荷侧调度，是实现最后一公里调度的主要途径，但“让负荷侧具备响应能力不等于让负荷直接听话”，企业能碳运营的专业化管理环节目前是缺失的。他认为，虚拟电厂赚钱的路子多在虚拟电厂之外，市场化收入仅是其中一部分。他介绍，浙江2026年市场化需求响应中，注册运营商达到近70家，但聚合商动员能力还需要不断提升，从主要以自有资源为主，转向负荷侧多元参与。实践方面，其微网+分布式资源聚合后参与浙江市场化响应并取得良好排名。他强调，应推动微电网作为整体参与售电和虚拟电厂，形成资产、资源、产品、交易的运营路径，构建“建-运-交-智”四位一体的全过程能力体系。 研讨会结束后，与会嘉宾深度参观了高特电子未来工厂，亲身体验其数字化研发设计、智能化柔性生产、绿色低碳制造等核心应用场景运营实况，将研讨会的理论与项目参观的实践相结合，进一步促进了产业生态圈的交流与合作。

现在电价一天能变96次，每个省的交易规则还都不一样，午间光伏发电多了甚至能把电价干到负数。其实现在行业里早就不讨论“到底要不要用AI”了，现在真正要搞清楚的问题是：哪些活儿该 AI 电力交易系统干，哪些决策得交易员自己拍板。 01 先讲个所有交易员都懂的场景 下午2点50，日前申报的窗口马上就要关了 · 气象接口显示明天是晴天； · 模型预测说明天午间电价还会往下掉； · 但你自己清楚：明天有个大用户要检修，还有一条新能源送出线路也在维修，调度刚发了个临时通知，还没录入系统呢。 这时候AI电力交易系统还在按照历史数据算“大概率会怎么样”，你敢不敢反手把午间报价往上抬一档？ 这就是人机分工边界最真实的样子： AI负责算概率，最后得人来担后果。 02 交给鹰略 AI 电力交易系统干的活：让它当那个“不用睡觉的副驾” 这些活，机器更擅长，没必要硬扛。 ✅ 搬数据、整理数据：什么气象、负荷、新能源预测、检修计划、省间送受电数据……这么多来源不一样的数据， AI 电力交易系统2分钟就能从各个系统里拉出来整理好，交易员不用再开二十个Excel来回切了。 ✅ 算曲线、出96点报价草案：日前、日内、实时三个时段怎么分配，中长期要锁多少量、现货留多少，还有基差、峰谷序差、冲击成本这些，AI 电力交易系统先给你出几个候选方案。 ✅ 卡合规红线：报价上限、申报截止时间、持仓比例、品种限制——每一笔报价都先过一遍“安检”，违规的单子根本出不去。 ✅ 盯异常、写复盘：置信度掉到多少要降权、哪段电价曲线和预测对不上、今天赚的钱是Beta收益还是Alpha收益——AI电力交易系统先把底稿写好，交易员只要看结论就行。 ✅ 跑场景推演：比如“就像2024年8月缺电那次”“就像山西出零电价那天”——AI做类比检索比人快多了。但最终这个场景对不对，还是得人来确认。 一句话总结：重复劳动、海量计算、在现有规则里找最优解，这些都是AI电力交易系统的活。 03 必须交易员拍板：人要当好“最后一道保险丝” 这些事，哪怕系统再聪明，也不能全交给它自己定。 ⚠️规则半夜改了，旧模型还算不算数？不管是136号文、273号文，还是各个省调整结算口径——AI得重新训练才能适配，人当场就能调整策略。 ⚠ 碰到“黑天鹅”事件，到底是砍仓、扛着还是反向操作？线路突然跳闸、遇到极端高温、LNG价格暴涨、省间通道全堵死——这些情况历史数据里根本没样本，模型只会告诉你“置信度低”。低到什么程度要空仓、什么时候敢反向操作，都得人来定。 ⚠️客户跟你说“下季度我们上新产线，你帮我把价格兜住”：AI能算出最优报价曲线，但算不出来咱们合作三年攒下的信任，也签不了这种彼此兜底的合同。 ⚠️多个模型一起出错的时候，谁来按停止按钮？好几个AI同时看多或者同时看空，市场直接陷入“算法踩踏”——交易员必须有权一键给模型降权、关掉自动申报、切回人工操作。 ⚠️最后要担责任的是人：监管过来问话，问你们为什么这么报价，AI电力交易系统总不能坐在那回答吧，还得交易员去说清楚。 责任，这就是电力交易里唯一没法自动化的东西。AI即使能给出建议，也无法替代人对后果的承担，这背后涉及合规、声誉、客户关系等多重维度，值得再挖一层。 04 一张表：别再吵“AI会不会取代人” 05 说点直截了当的 在电力现货市场里，AI淘汰的不是“交易员”这个岗位，而是那些“只会搬数据、照着模板填表、不敢担责任”的交易员。 未来吃香的交易员都是这样的： 1. 能自己读懂政策，不用等系统翻译； 2. 清楚网架情况和客户需求，知道模型漏掉了哪些信息； 3. 敢在不确定的情况里拍板做决策； 4. 会把 AI 电力交易系统当副驾用，不会被系统带着节奏走。 差劲的交易员加上 AI 电力交易系统，最多也就是亏得慢一点；厉害的交易员加上 AI 电力交易系统，能把老师傅几十年的经验手感，变成可复制、可审计、能24小时运行的系统能力。 06 结尾金句 AI 电力交易系统负责“把复杂的事做快”，交易员负责“碰到没见过的事别翻车”。 AI不是交易员的末日，而是交易员从“填表工”升级成“资产指挥官”的强力外协。

9月22日，英伟达官网悄然上线了一项新的认证项目，NVIDIA DSX Ready。这项认证不面向GPU，不面向服务器，而是专门针对AI工厂基础设施中的电池储能系统（BESS）和冷却液分配单元（CDU）。首批获得BESS认证的企业仅有三家：日本的日立能源、韩国的LG新能源、美国的特斯拉。 DSX Ready的官方定位是帮助客户识别已完成AI工厂基础设施特定资格认证的产品和解决方案，降低集成风险。认证流程因部件类型而异：CDU供应商可通过自认证套件完成初步认证，BESS供应商则必须运行规定的认证测试，提交数据供英伟达审核批准。英伟达明确表示，通过认证不替代站点级工程，也不意味着站点级稳定性。 这份认证的分量，需要放在AI数据中心用电需求的背景下理解。随着Agentic AI时代的到来，GPU集群在毫秒级窗口内从10%功耗拉升至满负荷，任务结束后瞬间回落，形成极强的阶跃式电力脉冲。一个100MW的智算中心，电网负荷可能在瞬间出现数万千瓦的暴涨暴跌。传统UPS和柴油发电机根本跟不上这种节奏，储能系统从"辅助角色"变成了AI工厂电力架构的核心组件。 英伟达在2026年5月发布的《BESS Self-Qualification Guidelines》中，将认证边界牢牢卡在交流侧，核心考核对象是储能变流器（PCS）的控制能力，而非电池容量、电芯化学体系或直流侧拓扑。这意味着"堆电池"的思路完全失效，真正的门槛在于控制系统的动态响应精度。 认证要求被量化到了极致严苛的程度。10项核心准入指标包括：孤岛模式自主稳定运行、AI负载自适应缓冲与动态响应、分级多模态电流限值保护、高低电压故障穿越、动态无功支撑、并离网无缝平滑切换、黑启动、高精度远程遥测遥控、控制环路动态畸变抑制、需求侧响应实时执行。电压电流测量精度必须控制在±0.2%以内，频率误差不超过±0.01Hz，通道间时间同步低于1毫秒。测试采用"硬件实测+电磁暂态仿真"双轨验证，涵盖12项全工况测试，强制要求SCR=2极限弱电网仿真，24小时SOC净漂移不超过±5%。 除了技术门槛，商业化审核同样苛刻。企业必须披露过去12个月PCS真实出货数据、最大单次部署规模，提交未来24个月产能提升10倍的可执行计划，完整披露核心元器件单一货源及替代方案，设备设计寿命MTBF不低于15万小时，出厂需经72小时满载老化测试，平均维修响应时效不超过4小时。 首批三家通过认证的企业，各有其过人之处。日立能源认证的产品为WD4 PCS+电池储能系统，功率5MW，储能容量10MWh，采用液冷PCS与模块化架构，在北美AI数据中心微电网项目中积累了储能并网与系统集成经验。LG新能源认证的是Vertech JF2 2HR/4HR AC LINK，功率5MW，储能容量10MWh，搭载磷酸铁锂电池，采用模块化设计，计划到2026年底在北美建成合计超50GWh的磷酸铁锂电芯产能。特斯拉认证的是Megapack 2XL，功率1.93MW，储能容量3.85MWh，为特斯拉当前主力电网级储能产品，单台集成电池模块、逆变器、热管理及控制系统，得州休斯顿附近的Megafactory年产能已达50GWh。 三家企业的共同点在于：均在PCS的电网控制算法和构网能力上有长期积累，且在北美市场具备较强落地能力。特斯拉通过Megafactory本土化生产，LG新能源通过密歇根州兰辛工厂布局北美产能，日立能源则依托在北美电网侧的深厚工程经验。 值得注意的是，英伟达官方使用了"At launch"（启动时）的表述，明确更多基础设施和软件类别将随时间逐步推出。这意味着当前三家是首批合格供应商，而非最终名单，后续批次扩容是大概率事件。 但从首批名单来看，中国储能企业集体缺席。这一现象背后有多重原因。技术层面，英伟达的认证体系以北美电网标准（IEEE 2800、ANSI C84.1、NERC可靠性指南）为基准，中国企业在构网型PCS控制算法、极限弱电网仿真验证等方面的积累相对薄弱。市场层面，北美AI数据中心项目对本土供应链和工程服务能力要求极高，中国储能企业进入北美市场的门槛本就较高。商业化层面，24个月产能提升10倍的硬性要求，对多数企业的供应链管理和产能爬坡能力构成了实质性挑战。 不过，中国企业并非完全没有机会。据公开信息，阳光电源、华为数字能源、智光电气等企业已在不同程度上推进AIDC储能适配工作。阳光电源专门成立了AIDC事业部，研发高压直流与构网型储能方案；华为数字能源的全直流源网荷储+800V高压储能系统已覆盖12项测试；智光电气的固态变压器+一体化BESS系统也完成了技术对接备案。 从产业趋势来看，AI数据中心储能正在成为一个独立的千亿级增量市场。研究机构预测，2026年至2035年全球AI数据中心装机规模将以36%的复合增长率高速扩张，至2035年突破1100GW。适配AIDC场景的高压直流液冷储能系统，单瓦价格比普通工商业储能高出30%以上，项目毛利率普遍可达30%至40%。 英伟达的DSX Ready认证，本质上是用算力平台的话语权反向定义能源基础设施的技术标准。它不具行政强制力，却凭借英伟达在全球AI算力生态中的绝对地位，快速成为全球高端储能市场的隐形入场券。对于储能企业而言，游戏规则已经从"拼产能、拼成本"切换到了"拼控制算法、拼系统集成、拼北美落地能力"。首批名单只是开始，真正的淘汰赛才刚刚发令。

9月17日至21日，第23届中国—东盟博览会、中国—东盟商务与投资峰会在南宁举办期间，南宁市推出智慧驾驶小巴载客体验活动，这是广西首次在城市公共道路上应用自动驾驶公交场景。 此次体验分为静态展示和实景试乘两部分。在南宁国际会展中心广场设有展示区，市民可以近距离参观车辆外观和车内设施，通过车载屏幕了解自动驾驶公交从概念到应用的过程。 实景试乘路线为南宁那黄五象路口至南A中心研发基地，单次环线全程约2.5公里，主要围绕南A中心内环、外环线路开展园区接驳，承担园区内的通勤接驳任务。市民可通过"南宁轨道交通"App或微信小程序线上预约，也可在南A中心智慧停靠站点线下扫码预约，选择上下车站点方向、出行时段及乘车人数，预约成功后凭订单页"乘车凭证"即可上车，体验期间无需支付车费，运营时间为每日9:00至18:00。 这款智慧驾驶小巴由南宁汽车集团联合行深智能共同研发，南宁公交集团配合开展道路测试和示范应用工作。车辆搭载智能调度系统，支持自动驾驶、预约乘车、报站等功能，可实现360°全方位感知、自主避障、红绿灯识别，车内显示屏实时显示行驶路线、到站信息和周边路况。每辆车配备安全员随车出行，遇突发事件或紧急情况时可随时接管车辆操控。 去年东博会期间，广西申龙联合PIX推出的L4级无人驾驶智慧小巴RoboBus作为展会官方指定接驳车，在展馆内限定区域提供接驳服务。今年的智慧驾驶小巴走出展馆，进入真实道路环境，完成了从展馆内限定接驳到开放道路常态化运行的关键跨越。 南宁在智慧公交领域的探索不止于此。2024年起，南宁在相思湖高校片区和龙岗片区试点推出"的巴"区域响应式网约定制公交服务，市民通过App预约，后台AI调度系统实时分析需求、计算最优路径并智能派车，实现"车找人"的出行体验，日均服务订单超500单，高峰期破千。2025年2月，南宁公交集团完成DeepSeek大语言模型的本地化部署，成为广西首个实现人工智能大模型自主可控的城市公交运营企业，调度响应速度提升200%。 在无人驾驶方面，南宁目前仍处于示范应用阶段。五象新区已开展京东物流无人车配送试点，兴宁区金仑片区和五象新区核心区投放了L4级无人驾驶清扫车，覆盖18条道路、超30万平方米区域。南宁市交通运输局正在牵头起草智能网联汽车和无人驾驶装备道路测试与示范应用管理实施细则，现阶段暂不实行财政补贴政策，官方认定无人驾驶技术仍处于从道路测试向示范应用转换阶段。 此次智慧驾驶小巴的开放试乘，是南宁在"AI+交通"场景下的一次公开实践，也是广西自动驾驶公交从封闭场地走向开放道路的重要一步。

9月22日，南方电网与宇树科技在广州签署战略合作框架协议，董事长钱朝阳与宇树创始人王兴兴共同见证。 两个月前，南网产融控股刚以战略投资者身份参与宇树科创板IPO，获配约1.36亿元。从资本绑定到战略签约，隔了没几天。 机器人成电网“刚需”？ 电网系统数以万计的一线工人，每天在高空、高压、高危环境中巡检运维，这些岗位招工越来越难。机器狗不怕高压电，人形机器人不怕高空——这不是“替代人”，是“补上人补不上的缺口”。 南方电网在具身智能上的布局比外界想象的深。自研“大瓦特”多模态大模型2.0，是电力行业首款通过中国信通院评测的工业大模型；自研“吠云”机器狗在东莞220千伏变电站单机替代9台传统设备；广州黄埔供电局已实现人机协同巡检，故障识别准确率超90%。 但自研有边界。南网需要外部最强的机器人本体，宇树需要最丰富的真实场景。这场合作的本质，是“最强场景方”与“最强本体方”的握手。 合作并非从零开始 2025年12月，宇树中标南网科技“多足智能巡检机器人II型”项目，首次进入南网采购体系。2026年8月，南网产融控股出现在宇树IPO战略配售名单上，与中石油昆仑资本并列。IPO时双方签订《战略合作备忘录》，约定在电网场景深耕智能化、无人化应用。 9月22日的框架协议，把“探索”升级为“共研、共建、共立、共融”，并增加了共同开拓国际市场的表述。从设备采购到资本入股再到战略签约，南网的目标很明确——在具身智能领域建立长期、深度的技术联盟。 百亿市场已经开闸 今年4月，国家电网内部印发《2026年具身智能发展规划》，计划采购8500台具身智能设备，总投资约68亿元——四足机器狗5000台、人形带电作业机器人500台、双臂巡检机器人3000台。叠加南网和地方能源集团跟进，业内预计全年电力行业具身智能投资规模有望破百亿。 6月，工信部和国资委联合发文，要求央企各选取不少于10个场景开展人形机器人实景实训。电力巡检、变电站运维、高危作业，正是具身智能最刚性的落地方向。 宇树科技的位置很微妙。全球四足机器人市占率60%-70%，2025年人形机器人出货5500台居全球第一，扣非净利润5.91亿元，是行业里极少数既能量产又能盈利的公司。但国网采购名单上还有云深处、智元、优必选、傅利叶。南网这张战略签约，等于给宇树发了一张“优先入场券”。 双方各取所需 钱朝阳提出“标准共立”，这四个字含金量最高——谁参与制定行业标准，谁就在采购体系中拥有定义权。南网不想只做买家，它要做规则的制定者。 王兴兴的诉求同样清晰。宇树2025年营收17亿元，但人形机器人在工业场景的收入占比仍有限。电力行业是它从科研教育和文化表演走向工业刚需的关键跳板。拿下南网的战略背书，等于同时拿到场景、订单和行业信用。 框架协议签了，接下来看落地——联合研发团队何时组建？首个示范项目落在哪个变电站？人形机器人何时真正进入带电作业场景？ 这些问题的答案，将决定这场合作是实质性的产业变革，还是又一次漂亮的“仪式”。

2026年9月21日，华能澜沧江古学（芒康）水电有限公司正式成立，位于西藏自治区昌都市芒康县，法定代表人为郭建文，注册资本56亿元，由中国华能集团、宁德时代两大头部企业共同投资成立。 在股权结构上，华能澜沧江上游水电有限公司（华能集团旗下大型流域水电上市企业华能澜沧江水电股份有限公司（华能水电 600025.SH）的全资子公司）认缴出资49.84亿元，持股89%；宁德时代认缴出资6.16亿元，持股11%。经营范围上，精准锁定水力发电；太阳能发电技术服务；风力发电技术服务；储能技术服务等清洁能源全赛道。 中国华能集团创立于1985年，是以电为核心、多能协同、创新引领、金融支持、全球布局的国有重要骨干综合能源集团，拥有华能国际、内蒙华电、新能泰山、华能水电、长城证券5家上市公司。 华能水电是华能集团水电业务最终整合的唯一平台，是国家“西电东送”主力军，云南省最大的发电企业，云南省内装机规模第一、澜沧江-湄公河次区域最大的发电企业。 宁德时代则以全域增量战略构建零碳能源生态。动力电池使用量连续9年全球第一、储能电池出货量连续5年全球第一、钠电池实现大规模量产。同时通过基金投资新能源产业链、人工智能及具身智能产业应用、科创等领域。 不止于此，携手国家能源集团、中国华能集团、国投电力等央属国企，从电池产业到发电业务，提前布局水电。 早在2025年11月，宁德时代入股国家能源集团大渡河丹巴水电站。总注册资本36亿元，成立国能大渡河（丹巴）水电开发有限公司。其中，国能大渡河流域水电开发有限公司、（四川蜀道清洁能源集团）四川铁能电力开发有限公司、宁德时代分别认缴20.2亿元、12.2亿元、3.6亿元，持股56.11%、33.89%、10%。 丹巴水电站位于四川省甘孜藏族自治州丹巴县境内，是大渡河干流水电规划28个梯级电站的第9个梯级，装机115万千瓦，动态总投资152.73亿元，按计划将于2031年实现首台机组投产。丹巴水电站是《中华人民共和国民营经济促进法》出台后，国内首个通过公开遴选成功引入民间资本的大型水电项目。 2026年2月，宁德时代与华能水电合资成立华能澜沧江（昌都）水电有限公司。总注册资本48亿元，认缴出资5.28亿元，持股占比11%。从昌都到芒康，7个月内，宁德时代与华能水电完成第二度握手。经营范围涵盖水力发电、太阳能发电技术服务、风力发电技术服务、储能技术服务等清洁能源全赛道。 2026年7月，国投电力（600886.SH）公告，控股子公司雅砻江流域水电开发有限公司拟与宁德时代新能源科技股份有限公司合资设立雅砻江牙根水电开发有限公司（分别持股90%、10%，目前尚未成立），投资建设牙根二级水电站。 雅砻江牙根二级水电站是雅砻江中游两河口至卡拉河段“一库七级”水电开发规划的第三级水电站，其上游为牙根一级水电站，下游为楞古水电站。电站总装机240万千瓦，安装4台单机60万千瓦的立式混流式水轮发电机组，预计年发电量约86.45亿千瓦时。项目总投资333.94亿元，总工期101个月，包括工程准备期、主体工程施工期和完建期；预计2035年首台机组投产，2036年全部建成投产。 从时间线看，宁德时代在不到1年内，以10%至11%的参股比例，先后布局大渡河、澜沧江、雅砻江三大流域，快速切入大型水电开发，形成了对西南核心水电资源的网络化布局。

近日、广西、天津、广东、辽宁、江西等地发布开展新一轮机制电价竞价的通知。 9月9日，广西电力交易中心发布关于开展2027年度广西增量新能源项目机制电价竞价登记的通知，项目登记范围包括2025年6月1日后已投产、计划2027年12月31日（含）前投产（含2025年6月1日之前未全容量并网项目）、且未纳入过机制电价执行范围的新能源项目。2026年度已登记的项目，如需要参与2027年度机制电价竞价，也需按要求重新登记。 竞价申报主体例外情况：源网荷储、绿电直连等新能源发电就近消纳项目中的新能源项目不纳入机制电价执行范围；2025年6月1日及以后投产的一般工商业分布式光伏、大型工商业分布式光伏均不纳入机制电价执行范围。上述类型项目不纳入登记范围。 2026年9月15日08:00至2026年9月30日18:00开展增量项目正式登记。 9月9日，天津市发改委发布关于2026年度增量新能源项目机制电量竞价工作有关事项的通知，2026年度机制电量总规模为40亿千瓦时，若参与竞价的新能源项目申报总电量未达到50亿千瓦时，自动将机制电量总规模按照申报总电量的80%进行调整。竞价上限为0.32元/千瓦时，不设置竞价下限。机制电价执行期限为10年。 9月11日，国网天津电力公司发布《天津市2026年度增量新能源项目机制电量竞价组织公告》。2027年12月31日以前全部建成投产(全容量并网，后续不再新增并网容量)的风电、光伏项目(包含此前未纳入过机制执行范围的增量风电、光伏项目)。其中，分布式项目可委托竞价代理商代理参与竞价。同一场次中，同一分布式项目只可选择一家代理商。分布式竞价代理商应为在电力交易机构完成注册、公示且具备交易资格的售电公司，并与分布式项目主体签订委托代理协议。每个分布式竞价代理商每次竞价代理总电量不超过当年竞价电量总规模的2%。 9月14日，广东电力交易中心发布关于开展广东省增量新能源项目机制电价竞价登记的通知（广东交易〔2026〕273号），竞价登记主体范围包括在2025年6月1日之后投产、已完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目。尚未投产、但项目投资主体承诺于当期竞价月起未来12个月内投产、完成政府核准或备案且未纳入机制执行范围的新能源项目。 2025年5月31日（含）前全容量并网的存量新能源项目按照《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实施方案》（粤发改价格〔2025〕263号）要求执行，不属于竞价注册登记主体范围，不参与机制电价竞价。集中式光伏和陆上风电项目不参与机制电价竞价。2025年新能源项目机制竞价已入选的项目无需重新参与机制电价竞价。 自2026年9月14日起，符合条件的项目投资主体可登录“广东电力交易系统”，或在微信搜索小程序"广东电力交易中心"办理竞价登记。 9月20日，辽宁省发展改革委发布关于2027年新能源增量项目竞价有关事项的通知，竞价申报主体包括2025年6月1日至2027年12月31日期间全容量并网，且未纳入过机制执行范围的新能源项目。包括集中式风电（含陆上风电和海上风电）、集中式光伏项目、分散式风电、分布式光伏项目。 本次竞价纳入机制的电量总规模为53.08亿千瓦时。其中，风电为39.56亿千瓦时，光伏为13.52亿千瓦时。风电、光伏竞价上限均为0.3元/千瓦时，竞价下限均为0.18元/千瓦时。本次竞价，暂不考虑分布式光伏项目聚合后参与竞价。 9月21日，江西省发展改革委发布关于2026年新能源机制电价竞价工作有关事项的通知，机制电量总规模为40.80亿千瓦时，其中，风电为11.55亿千瓦时，光伏为29.25亿千瓦时。竞价上限风电、光伏均为0.379元/千瓦时，竞价下限风电、光伏均为0.24元/千瓦时。通知提到，为简化竞价程序，减轻竞价主体参与负担，取消履约保函有关规定，新增全容量并网承诺书作为考核依据，按照承诺书要求进行考核。

虚拟电厂从前两年的“万亿市场”概念火热，到今年的逐步落地，感觉整个行业慢慢进入到理性阶段。这个转变其实是从2025年4月份，发改能源〔2025〕357号下发开始，357号文的核心要点之一，就是坚持虚拟电厂市场化，并为虚拟电厂主体进入电能量市场和辅助服务市场明确了路径。2025年6月，广东省电力交易中心发布了《关于发布广东虚拟电厂参与电力市场的相关细则的通知》（广东交易〔2025〕152号），包括广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则，以及广东虚拟电厂运营管理实施细则，是国内最早发省级虚拟电厂运营管理细则的省市之一。经过了1年的新规则运行后，广东虚拟电厂运营商有哪些特点？这里我们基于公开的各类信息，做个宏观分析。申明：由于存在信息不全、公示、异议等各种情况，数据可能不准确；部分数据和分析由AI做出，也可能存在误差，所以本分析仅供参考。 进展批次与结构从 2025 年 9 月首批公示到 2026 年 6 月第九批，广东用九个月放出 77 张虚拟电厂运营商牌照，但节奏是明显的前重后轻。前四批（2025 年 9—12 月）几乎月月一批，且越放越多：前四批分别是10、9 、12 、16 家，四个月累计 47 家，占全部的六成。这是典型的政策窗口开启期——细则刚落地，存量售电商、发电集团、聚合商集中申请。2026 年之后节奏陡然收敛：第五批 13 家、第六批 9 家，到第七批只剩 1 家（广东粤博售电，还经历了异议核查），第八批 5 家、第九批 2 家。最近三批合计 8 家，不到前四批的两成，说明想拿牌照的基本都拿到了，准入的"抢跑期"已经过去。主体结构也随批次一路迁移。第一批是"国家队检阅"——10 家里 8 家央国企，南网、华能、中广核、粤电、广汽全数在列，示范意义大于市场意义。第三批开始民营主导（12 家中 9 家民营），售电商、充电桩、负荷聚合商密集涌入。第四批是跨界高峰——16 家里 8 家地方国企，首次出现地方平台（广东省交通开发、阳江城投）和设备商（东莞市开关厂、珠海派诺），其中 7 家是为做虚拟电厂才新拿的售电牌照，跨界玩家入场最集中的一批。第八批则明显回到央国企：5 家里 4 家是发电主体（国家电投、广州发展、中广核、海尔光伏），时间点正好跟在 2025 年 12 月首批发电类虚拟电厂参与现货交易之后——补的是"发电类 VPP"这条线。一句话总结：名录扩张已进入平台期，竞争重心正从"抢牌照"转向"拼聚合能力和运营收益"。 所处行业分布77 家运营商的行业结构如下：发电公司 22 家、售电公司 20 家，合计 55%，构成绝对主体——前者带着新能源场站和独立储能，后者带着零售用户池，两类都是天然的聚合起点，也解释了为什么早期批次几乎被它们包圆。丰富的生态是在长尾。其中非电的能源企业 8 家（燃气集团为主，港华、深燃、新奥）、设备商 6 家、EPC 6 家、充电桩 4 家、地方平台 3 家——这 27 家跨界主体占了三分之一，且高度集中在后几批。它们的共同点是离客户和负荷侧更近：燃气集团握着工商业用户和分布式光储，设备商握着电池和电表数据，充电桩企业握着可中断的充电负荷，地方平台握着交通、城投这类天然的柔性场景。它们进入虚拟电厂，是原有业务的延伸，更是对综合能碳业务的多元化尝试需求驱动。最值得注意的反而是专业负荷聚合商，或者算法驱动型资源聚合公司只有 4 家（原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰科技），占比 5%。这说明广东虚拟电厂的主流路径不是"独立第三方聚合商"，而是"存量资源持有方顺手把资源接进来"。纯技术型或者算法型公司没有资源禀赋，只能靠算法和运营能力破局，短期内很难跟资源方正面竞争，这也是国内 VPP 商业模式的普遍困境。 注册资金77 家合计注册资本 262 亿元，但中位数只有 1.33 亿、均值却高达 3.4 亿——典型的头部偏移，少数巨头拉高了整体。头部 7 家（占9%的数量）占据 58% 的资本——广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿、南网储能 14 亿、华能广东 11.9 亿、穗开电业和广汽能源各 10 亿。尾部 18 家（占23%的数量）加起来只有 3.4 亿，占资本总量 1.3%，全是负荷聚合商和轻资产售电商——华工能源、中核汇能（广东）各 1000 万，原力众合 1295 万。这恰恰印证了前面的判断：广东虚拟电厂的主流玩家是用资本堆出来的资产持有方，专业聚合商靠算法和运营能力入场，在资金实力上肯定不如资产方。 企业身份分析国资 35 家（45%）、民营 40 家（52%）、外资/港资 2 家。 数量上民企过半，但注册资本完全是另一幅图景：国资 209 亿，占 80%；民营 40 家加起来只有 49 亿，占 19%。 民企平均一家 1.2 亿，国资平均一家 6 亿，差了五倍。国资内部还有个反常识的点：真正的资本主力不是央企，而是地方国企。央企 11 家只有 44 亿（中核汇能广东才 1000 万、中广核广州 2.1 亿——央企的省级平台公司普遍是"壳"，钱在集团层面调配）；地方国企 24 家却有 165 亿，广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿全在这一档。广东虚拟电厂的资本底盘，是广州、深圳、东莞这些地方国资撑起来的。行业切开看，分工非常干净：电网公司 4/4、地方平台 3/3 全是国资；发电公司 15/22 国资——重资产、需要牌照和政府关系的环节，一家民企都挤不进去。反过来，负荷聚合商 4/4 全是民企，售电公司 18/20 是民企——轻资产、拼算法和客户运营的环节，国资基本不碰。这是一条清晰的分界线：国资占资源，民企占接口。 谁能把两头连起来，谁就掌握了虚拟电厂真正的价值。 新能源行业玩家按主营业务落在光伏/风电、储能、新能源汽车充换电三大赛道的口径筛，77 家里有 29 家（38%）以新能源为主业，是虚拟电厂运营商中最大的单一来源。这不意外——虚拟电厂的本质是聚合分布式资源，而这些资源正握在新能源玩家手里。内部结构却略有失衡：光伏/新能源发电 19 家，储能为主有 4 家，充换电 6 家。19 比 4 的悬殊说明，当前广东聚合的仍以"发电型"分布式资源为主——中广核、中核汇能、广州发展这类新能源电站运营商，加上海尔光伏、保碧、晶正、泰集速维这批分布式光伏投资/EPC。而真正提供调节能力的储能侧太薄：只有南网储能、鹏辉、新巨能、华核 4 家。这与广东 2025 年 12 月首批入市的发电类虚拟电厂是同一逻辑——先把光伏聚起来平抑出力波动，储能和负荷侧的调节价值还没被充分定价。另一个特征是民营占比 41%（12/29），远高于全样本的 40% 且集中在光伏 EPC 与充电桩。新能源是民营主体进入虚拟电厂最主要的通道；反观储能赛道，4 家里 2 家是国资背景，重资产属性让民营难以独立入局。 资源禀赋与入场时机根据广东的交易规则，售电牌照和虚拟电厂牌照是同时取证的，也就是去的虚拟电厂牌照时默认就获得售电牌照，售电公司可以延伸申请虚拟电厂牌照。我们根据SD编号（售电公司牌照编号）的排名，和XN编号（虚拟电厂牌照编号）的对比分析，把 77 家按售电牌照取得的先后拆成三段——老牌（SD≤300）21 家、中期 32 家、近期新取牌（SD>800）24 家——再看各行业内部的构成，分化极为清晰。最近一年里同时获得虚拟电厂+售电牌照的主体：设备商 6 家里有 5 家（83%），地方平台公司 3 家里 2 家，能源企业和 EPC 虚拟电厂运营商也有一半企业是这种情况。这些主体本来跟电力交易毫无关系：东莞市开关厂做开关柜，广东省交通开发管高速公路，广东晶正做分布式光伏工程。他们代表着各自主营行业-新能源业务-电力交易-虚拟电厂参与交易这个路径延伸的探索者。反过来看售电公司这一类，20 家里 19 家是存量老玩家，也就是售电牌照早于虚拟电厂牌照1年以上去的，新面孔只有 1 家。这不难理解：纯做售电早已不是能吸引新进入者的赛道，反倒是虚拟电厂给了售电公司一个延伸交易方向的机会。结论是，广东虚拟电厂的增量玩家，不是从电力交易市场里长出来的，而是从负荷侧和资源侧倒推进来的——谁离可调节资源近，谁就有底气玩虚拟电厂，顺带拿一张售电交易牌照。 小结 一、扩容已进入平台期。九个月九批共 77 家，但前四批（2025年9—12月）就放出 47 家，占六成；最近三批合计仅 8 家。想拿牌照的基本都拿到了，竞争重心从"抢准入"转向"拼运营"。 二、售电资质是通行证，不是业务。 广东要求 VPP 运营商必须先具备售电资质，77 家全部持牌。但其中 24 家（31%）是 2024 年后才办的售电牌照，最极端的 5 家，两张牌照几乎同日到手。 三、行业结构：发电+售电占五成半，跨界主体占三分之一。 发电 22 家、售电 20 家构成主体；但能源、设备商、EPC、充电桩、地方平台合计 27 家，且集中在后几批。它们的共同点是离负荷更近——手里有柔性资源，比有交易牌照更值钱。 四、专业负荷聚合商只有 4 家，占比 5%。 原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰，注册资本中位仅 1647 万，全场最轻。广东 VPP 的主流路径不是"独立第三方聚合"，而是"资源持有方顺手把资源接进来"——纯技术型聚合商很难跟资源方正面竞争。 五、国资占资源，民企占接口。 民企 40 家、数量过半，但注册资本只占 19%；国资 35 家握着 80% 的 262 亿资本，且主力是地方国企（24 家、165 亿）而非央企。电网、地方平台、发电几乎全是国资，负荷聚合与售电几乎全是民企。谁能把这两头连起来，谁就拿到了虚拟电厂真正的价值。 六、名录有进有出，且外省民企正在"入粤淘金"。77 家里有 6 家是省外主体——合肥原力众合、北京龙德缘、温州泰集速维（正泰系）、四川安展、苏州保碧（碧桂园创投系）、青岛海尔光伏，全部是民企。它们在广东既无电厂也无电网关系，靠的是把外省练过的聚合技术、户用光伏渠道、储能产品搬进广东现货市场——广东成了全国 VPP 玩家的试验场。 另一头，名录也开始出清：比如某家地方新能源公司，如今已同时从虚拟电厂在册名录和售电公司目录中消失——官网在册 76 家、公告累计 77 家，差的正是这一家。 这提醒一件事：牌照拿到了不等于留得住，广东的 VPP 名录是动态的，运营不达标一样会被清出去。