日前，全球能源界传来重磅消息——BP与壳牌正谋划合并，试图打造一个市值近3000亿美元的“英国国家能源航母”。 这场合并的传言已经引起了全球石油行业的广泛关注。无论最终是否合并，这场可能的“世纪联姻”，必将成为全球能源权力洗牌的重要转折点。 或成全球第二大IOC 2024年，BP基础重置成本利润同比暴跌35.6%，股价在过去一年下跌2%，市值仅剩740亿英镑，不到壳牌的一半。激进投资者埃利奥特的纽约基金已持有BP近5%股份，成为第三大股东。埃利奥特要求BP剥离低碳业务、出售高估值资产、聚焦传统油气以释放现金流。此时的BP，像一艘在风暴中漏油的巨轮，亟需一根救命绳索。 而壳牌情况较好，尽管同样面临行业寒冬，其市值仍高达1640亿英镑，甚至连续13个季度回购股票。这种反差让合并的逻辑显得顺理成章：壳牌需要规模，BP需要输血。若交易达成，新实体市值将超越雪佛龙，直逼埃克森美孚，成为全球第二大的非国有石油公司。 重回“规模为王”时代 石油行业开始重新强调规模的重要性。毕竟在资本成本高企的今天，没有规模就意味着无法盈利。尤其在炼油利润率跌至2020年最低点的背景下，规模成为抵御风险的铠甲。 但更深层的动机是，两家公司近年都在收缩低碳投资，合并或许能让它们将新能源的试错成本分摊到更庞大的传统业务现金流中。这种策有其道理：传统的油气业务仍是现金牛，可以一边用规模优势锁住油气业务利润，同时观望技术路线的发展趋势。 反垄断与地缘政治 然而，两大巨头的联姻并非易事。反垄断审查首当其冲。而BP与壳牌合并后，仅在英国加油站市场就将占据超三分之一份额。可能的妥协方案是“选择性合并”——保留独立品牌但整合上游资产，或剥离美国页岩油、润滑油业务。2014年曾有壳牌收购BP的传闻，当时因油价暴跌和管理层抵触而流产，但如今的BP已不复当年，也许反而使交易阻力更小。 地缘政治则是另一重变量。俄乌冲突后，欧洲能源自主的诉求空前强烈。英国政府可能乐见本土能源巨头的诞生，但美国的态度不明——若合并削弱美资石油公司竞争力，白宫或将予以施压。 “巨无霸竞赛”或将开启 联姻若能成功，将掀起连锁反应。首当其冲的是欧洲能源格局——挪威国家石油公司（Equinor）与壳牌刚合并北海资产，若再吞下BP，欧洲油气版图将彻底改写。埃克森美孚与雪佛龙可能被迫加速整合以维持优势，一场全球石油业的“巨无霸竞赛”或将开启。 更深远的冲击在于能源转型路径的选择。合并后的巨头可能放缓可再生能源投入，转而通过资本集约化延长传统能源生命周期。Equinor已经宣布未来两年对可再生能源的投资将减少50%。这种“逆潮流”策略虽受短期股东欢迎，却可能让欧洲在碳中和竞赛中落后——当道达尔聚焦电力、埃克森美孚押注碳捕获时，BP-壳牌或成为旧能源秩序的“最后守墓人”。 回望石油史，合并与分裂总在周期中轮回。20世纪初，洛克菲勒的标准石油帝国因垄断被拆分；百年后，埃克森与美孚的合并又缔造了新寡头。BP与壳牌的联姻，恰是这种周期律的延续——当行业进入低增长、高成本阶段，抱团取暖成为生存法则。 或许，这场交易的最大启示在于——石油行业的游戏规则正在改写。未来的赢家不再是储量最大的公司，而是最能平衡短期生存与长期转型的企业。无论合并能否落地，BP与壳牌的抉择都将为全球能源史写下意味深长的注脚。

随着中国电力现货市场建设的持续深化，负电价已从个别省份的零星现象，演变为多省份频发的态势。以山东省为例，其日前与实时市场的负电价时长占比在2024年分别为10.8%和11.4%，2025年上半年攀升至24.8%和25.7%。2025年春节，浙江电力现货市场首次出现负电价现象，2025年上半年实时市场分时段负电价频率峰值出现在午间13:30~14:30时段，平均频率为21%。2025年9月，四川电力现货市场结算试运行期间，甚至出现全天负电价现象，出清价格最低达-50元/兆瓦时，在全国引起了普遍关注和讨论。 2025年2月，国家发改委、国家能源局印发了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，简称136号文），明确推动新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，并建立了新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“结算机制”）作为支撑新能源高质量发展的场外机制。这一市场化举措落地，引发了一个关键问题：结算机制背景下，负电价现象究竟会缓解还是会加剧？本文尝试对此问题进行系统化分析。 结算机制将在短期放大结构性矛盾 负电价现象存在加剧风险 当前，负电价常态化本质上反映出电力系统的结构性失衡。一方面，系统调节能力与新能源装机增速不匹配的矛盾日益凸显。根据中电联发布的数据显示，2024年，全国风电和太阳能发电等新能源新增装机3.6亿千瓦，占全部新增发电装机总容量的83.1%，创历史新高。然而，与之匹配的灵活调节电源如抽水蓄能、新型储能、气电以及燃煤机组灵活性改造建设进度则相对滞后，系统平抑波动的能力难以跟上新能源发展。另一方面，电力供应的增速远高于电力需求增速。2024年，风电和太阳能发电量增速分别为9.9%和43.6%。与此高速增长的态势相比，当年全社会用电量增速仅为6.5%，供需总体宽松局面将持续。此外，供需错配在负荷低谷期尤为严重。多数地区用户侧采用分时电价机制，划分的峰谷时段相对固定，难以与现货市场的实时价格信号形成有效联动，无法及时感知短时负电价，导致可调资源、需求响应等潜力无法充分释放。 结算机制的落实，将在短期内进一步放大这一矛盾。一方面，政策要求新能源电量全面进入市场，而新能源装机增速远高于全社会用电量增速，海量低价新能源电量涌入市场，势必会压低现货市场边际电价，负荷低谷期的供给盈余问题将更为凸显；另一方面，政策通过差价结算为新能源主体提供了收益保障，在一定程度上隔离了现货市场价格波动的风险。然而这种保障会进一步加剧市场主体报负价的投标决策行为：由于大部分收益已通过场外机制锁定，为确保被保障的电量能够顺利出清，避免因报价过高无法出清导致稳定收益损失，新能源主体更倾向于在电力过剩时段采取激进的低价甚至负价策略来优先出清，而在现货市场中通过抬价来获取额外收益的动力不足。叠加多数市场对于主体的申报限价和出清限价逐渐放宽，但是出清价格下限设置相对较高，因而对负电价的约束减弱。即便现货市场出清电价为负，新能源主体整体收益受到的冲击程度也相对可控，其仍有动力维持发电以避免机制电量未能出清而损失稳定收益。 值得注意的是，存量和增量新能源项目在现货市场的投标决策行为也有一定差异。存量新能源项目受较高的机制电价保障且机制电量覆盖比例相对较高，多数主体会更倾向于负电价或地板价的“躺平式”报价策略；增量项目的抬价意愿略高，但考虑到新机制刚刚落实，增量项目装机规模有限，对现货市场价格整体格局的影响较小。 总体上，结算机制落实后，在短期加剧负电价现象具有一定必然性，这是高比例新能源全面市场化过程中结构性矛盾的集中释放，是高比例新能源电力市场机制完善的必然过渡过程。从国际经验看，德国日前市场负电价频率由2022年的0.79%上升至2025年上半年的9%。澳大利亚国家电力市场负电价频率则由2020年的3.72%上升至2025年上半年的13.35%。国外电力市场在新能源比例提升过程中都经历了负电价频率的上升，这在一定程度上印证了负电价的出现是高比例新能源电力系统下电力市场发展的必然现象，是高不确定性电力系统运行导致的市场在特定时段供过于求的常态化具象表现。 结算机制为负电价设限 缓冲效应将实现极端负电价现象影响可控 负电价现象的本质是电力商品价格形成机制对系统供需结构性矛盾的显性映射。负电价通过价格信号暴露了当前电力市场在机制设计、资源配置与主体协同层面的不足，具体体现在：一是能量市场与辅助服务市场的协同机制尚不健全，灵活性调节资源的价值未得到充分量化与体现。新能源大规模并网背景下，系统对灵活调节能力的需求持续提升，但现有市场机制（如限价机制、需求侧定价机制）难以对灵活资源的供给行为形成有效激励，导致灵活性资源的配置意愿与系统需求不匹配。二是煤电等传统可控电源与新能源发电的发展节奏存在显著失衡，电源结构的动态适配性不足。燃煤机组的退役节奏、灵活性改造进度与新能源渗透率的提升速度未能同步，传统电源的调节潜力未被充分挖掘，导致系统在新能源高出力时段存在有效调节能力缺口，供需失衡引发负电价。三是跨省跨区交易机制有待进一步适应灵活性资源配置需求，区域间电力资源流动存在壁垒，进而引发局部区域的“窝电”现象。受输电通道物理约束、跨省跨区交易机制不够灵活、省间利益协调机制不完善等因素影响，电力资源的跨区域流动面临壁垒。当局部区域新能源集中出力且本地消纳能力不足时，过剩电力无法通过跨省交易实现有效疏导，供需矛盾进一 步激化。这些深层次问题，使得电力系统在新能源高出力时段极易出现供需失衡，进而触发负电价。 结算机制的设计初衷，并非为了消除负电价这一价格信号，而是通过市场化手段管理价格波动风险，平衡收益稳定性与价格发现功能的关系。该机制将电力物理交易与价格风险分离，既保留了现货市场的价格发现功能传递负电价信号，又通过差价结算对冲极端价格风险。因此，现货市场的负电价并不意味着主体收益结算的负电费。新能源主体在参与现货市场时，由于部分收益已获保障，其承受极端价格波动的能力也相对增强，从而减少了为规避极端风险而进行极端报价的必要性。同时，与过去固定上网电价模式下新能源几乎完全不受市场价格影响的情况不同，结算机制下，新能源部分电量直接暴露于市场价格风险中，且结算参考价与市场均价挂钩，这迫使新能源主体必须关注并理性应对市场价格信号。可见，结算机制能够引导主体在现货市场的行为，抑制极端负电价的发生，使负电价现象的影响程度整体可控。 因此，结算机制的良性运作至关重要，这取决于各个省级市场出台地方结算机制细则的科学性与合理性，这包括结算机制的覆盖规模、执行价格、结算模式等多个方面的机制参数。一方面，合理的结算机制细则有助于将负电价控制在既能反映电力市场真实供需、且程度又相对温和的合理水平，即避免超长时间、过大幅度的负电价现象。另一方面，也能引导市场主体摆脱单纯追求电量完全出清的倾向，转而基于边际收益理性决策，从根本上避免非理性行为引发的极端低电价，为抑制极端负电价提供了制度基础。 然而，当前的结算机制设计对负电价映射的上述问题缓冲不足，尚有优化空间。一是市场出清为负电价时仍旧采取差价结算模式可能诱发过度竞争，无法有效纠正主体的负价激励。这会导致发电企业为争夺发电份额、规避停机损失而产生负价竞争倾向，进而加剧负电价。二是消纳责任权重与机制电量联动延期生效无法规避当期局部电力过剩。新能源出力受自然条件影响波动剧烈，易快速引发局部或整体电力过剩进而触发负电价。然而消纳责任权重调整、机制电量核定执行存在一定周期，无法及时消化当期过剩电力，最终导致负电价频发。三是机制电量分解模式的设计不合理可能影响主体报价的稳定性。这将导致部分月份保障过度而加剧负电价，另一些月份又因保障缺失而使新能源高比例甚至全部发电量直接暴露于现货市场的情况。因此，应当基于市场现象反馈适时优化和调整结算机制设计细则，减少结算机制对现货价格的影响程度，在保障市场主体收益稳定性的同时引导主体理性行为。 结算机制可在长期强化市场理性 推动负电价现象缓解 结算机制的核心价值在于为整个电力系统提供清晰、稳定的长期价格信号和投资预期，从而引导资源的高效配置。稳定的收益预期不仅能引导新能源投资者跳出单纯追求装机容量的导向，还能推动经营主体主动配备调节资源，强化电力供需实时平衡能力，从技术层面减少负电价发生的底层诱因。当前结算机制下的价格信号具备明确的长期投资导向性。结合新能源发展目标，结算机制下释放的电价波动规律、收益预期等信号可预测、可应对、可利用，既为新能源项目投资提供稳定指引，也激励各类主体提前布局调节资源。此外，不同技术类型电源的出力特性差异和不同地区的资源禀赋、电力供需格局差异，进一步通过价格信号释放了精准的资源配置导向。高比例新能源出力地区的负电价信号会驱动电力跨省跨区交易，引导过剩电力向紧缺地区流动，实现电力资源空间均衡调节，缓解局部过剩压力。 结算机制的长期价格信号能够在保障主体收益的同时，引导并增强市场主体的理性行为。英国在差价合约机制框架下设置了负电价补贴暂停条款。当负电价持续时长达到一定阈值时，差价合约机制即行暂停，借此规范新能源主体的现货市场报价行为，引导其实施理性报价。值得注意的是，英国差价合约机制以容量为基础实现全覆盖保障，而我国结算机制并未对全容量发电量提供保障，部分新能源发电量直接暴露于现货市场风险之下，这使得新能源主体不能单纯依赖政策保障，而必须根据市场价格变化调整报价策略。 随着增量项目占比提升，这些项目在结算机制下形成更贴近真实供需水平的机制电价，将成为市场新的参考基准。由于收益保障比例可能低于存量项目，且与市场均价联动更紧密，增量项目主体有更强的积极性去优化运营、提升预测精度，并采取更为理性的报价策略以最大化整体收益，而非简单地“躺平式”报低价。因此，基于市场的收益保障模式能够持续推动市场主体摒弃非理性报价行为、强化运营能力，提升市场主体成熟度与理性决策水平。 长期来看，合理程度的负电价信号将激活灵活资源投资，促进系统供需平衡。负电价是电力市场对供需失衡的市场化反馈，通过价格杠杆激活灵活调节资源的投资动力，推动电力系统从被动应对供需波动转向主动实现动态平衡。负电价传递了电力过剩时段调节能力不足的清晰信号，直接激励市场主体加大对储能、可中断负荷、抽水蓄能及虚拟电厂等灵活调节资源的布局。随着灵活调节资源的加速落地与规模化应用，电力系统应对新能源出力波动、平抑供需峰谷差的能力将显著提升，负电价出现的频次和持续时长也将随着系统调节能力的持续提升而有望逐步收敛。

2025年是新一轮电力体制改革十周年，也是全国统一电力市场体系建设的关键之年。市场在广度、深度与机制创新上均取得突破性进展，这一年，市场新政接连发布，电力市场进展迅速，以下是能源电力人的十大热搜词。 TOP 1 136号文 概述：新能源全面入市的“成人礼” 事件： 2025年2月，国家发改委、能源局联合印发 《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号），标志着新能源上网电价全面进入市场化阶段。文件明确要求2025年底前各地出台实施方案，推动新能源电量全部进入市场，电价通过交易形成，并创新设立“新能源可持续发展价格结算机制”，为平稳过渡铺设缓冲带。政策以2025年6月1日为界，区分存量与增量项目，实行分类施策。 点评：“136号文”终结了“保量保价”模式，将新能源真正推向市场。企业须直面价格波动与出力不确定性，收益水平将从资源导向转向市场策略与系统协同。这也将激发储能、需求响应等灵活资源的投资，为高比例新能源系统构建良性生态。 TOP 2 机制电价 概述：市场化定价新时代开启 事件： 2025年6月起，“136号文”正式落地实施，各省份陆续发布机制电价竞价文件，并开始组织机制电价竞价工作。 2025年下半年，各省陆续公布首批机制电价竞价结果，涵盖2025年6月1日至12月31日并网的新能源项目（含风电、光伏）。（相关阅读： 汇总｜33地“136号文”方案、26地机制竞价结果） 2025年12月，全国各地机制电价竞价工作接近尾声并陆续公布了结果，标志着新能源行业正式迈入“市场化定价+能力制胜”的新阶段。 截至2025年底，全国27地已陆续公布机制电价竞价结果（河南、蒙东、广西、贵州、蒙西暂未公布竞价结果）。从已经公布的结果来看，机制电价在150-415.5元/兆瓦时区间。其中东部沿海地区价格较高，在300-415.5元/兆瓦时之间，西北内陆的价格则偏低，在150-259元/兆瓦时之间。对比当地燃煤发电基准电价，除北京、上海、宁夏三地机制电价与燃煤基准价相同，绝大部分省份均低于燃煤基准价。 点评：首轮机制电价落地，标志着新能源行业进入“市场化运营、精细化运营”新阶段。风电兑现率整体稳健，光伏则呈现集中式与分布式的结构性分化，反映出不同资源与市场条件的适应差异。 TOP 3 行政分时电价 概述：行政峰谷分时电价取消 事件： 2025年底，“取消行政峰谷分时电价”被频频推上能源电力行业的热搜。 国家层面： 《关于做好2026年电力中长期合同签约履约工作的通知》提出，原则上直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价。 《电力中长期市场基本规则》则规定，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。 地方层面：辽宁、陕西、湖北、河北南网、重庆等多地相继在2026年电力中长期交易方案中宣布“取消行政峰谷分时电价”。（相关阅读： 多地取消行政峰谷分时电价，会给电力市场带来哪些变化？） 峰谷分时电价的核心逻辑，是用价格差异引导用户行为，政府划定固定的高峰、平段、低谷时段，设定不同的电价浮动比例，从而平衡电网负荷，提升电力资源利用率。“取消行政峰谷分时电价”意味着原本固定执行的峰谷分时电价政策，将被市场化分时所取代。 对峰谷浮动进行调整，旨在通过更真实、灵活的价格信号，引导电力资源在时间维度上的高效配置，被认为是我国深化电价市场化改革、构建新型电力系统的重要信号。推动价格机制从“政府规定时序”向“市场实时发现”的深刻转变，更好地反映电力供需的瞬时变化与系统成本。（相关阅读： 不再执行分时电价？两份文件看电力市场化改革方向） 点评：取消行政分时电价是将价格发现权交还市场的重要一步，有助于适应高比例新能源接入后的系统波动。此举利好储能、虚拟电厂等业态，也倒逼用户提升用电管理的精细化与智能化水平。 TOP 4 绿电直连 概述：点对点绿电供应步入制度化 事件： 2025年5月， 《关于有序推动绿色电力直连发展有关事项的通知》发布（发改能源〔2025〕650号）（以下简称“650号文”）。旨在突破现有电力交易机制与物理输送的瓶颈，探索建立发电侧与用电侧更为直接、高效的连接通道，是深化电力体制改革、落实可再生能源消纳保障机制的一项创新性举措。 政策明确优先支持在增量配电网、源网荷储一体化、多能互补等试点项目中开展绿电直连。同时，鼓励西部、北部新能源富集地区与东中部负荷中心开展跨省区绿电直连交易探索。 点评：绿电直连通过构建新能源发电侧与用户侧的连接通路，实现了电力供给的全流程物理溯源，不仅有助于提升新能源消纳和绿电供给水平、降低外向型企业产品碳足迹，也为分布式发电、虚拟电厂、智能微电网等电力领域新型经营主体创造了新应用场景，为电力系统“源网荷储”深度融合开辟了新路径。 “650号文”是推动新型电力系统建设的“先行先试”之举。它并非要替代大电网和电力市场，而是作为重要补充，在局部区域和特定场景下探索更高效率的绿色电力生产消费模式。 TOP 5 零碳园区 概述：首批52个国家级零碳园区公布 事件： 2025年12月26日， 《国家级零碳园区建设名单（第一批）》公布，共纳入52个园区，标志着国家级零碳园区从顶层设计步入实质性建设阶段。首批园区覆盖全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团，涉及高新技术、装备制造、循环经济等多个产业类型，范围有园中园和整体形式，建设周期为3-5年。 此举旨在落实《关于开展零碳园区建设的通知(发改环资〔2025〕910号)》要求，通过打造一批高水平示范项目，为全国产业园区绿色低碳转型探索可复制、可推广的系统性解决方案。 根据要求，入选园区需满足绿电直供比例不低于园区用电量50%等条件，其中核心之一是推动绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式在国家级零碳园区落地，鼓励和支持相关园区因地制宜开展技术创新、政策创新、商业模式创新。 点评：零碳园区建设是我国产业园区绿色转型的关键落子，旨在形成可复制、可推广的系统解决方案。成功经验将带动全国园区迈向低碳化、市场化运营。 TOP 6 批零价差 概述：多地实行批零价差上限 事件： 2025年，我国多个省区市陆续出台政策，对电力市场批零价差（即批发市场购电价与零售市场售电价之间的差额）设置上限。此举旨在规范电力零售市场竞争秩序，遏制极端价格波动风险，是电力市场化改革进入深水区后一次重要的机制完善，也成为2025年电力市场热议的话题之一。（相关阅读： 售电市场批零价差观察：价差收紧背后的市场新平衡） 从各地公布的政策来看，陕西、安徽、四川、河南的措施较为强硬，尤其是河南提出批零价差3厘/度阈值，是目前最严格的标准，而且河南85%的返还比例也高于多数省份的“2:8分成”。相比之下，陕西为15厘/度，江西为10厘/度，安徽为8厘/度，四川为7厘/度。 批零价差上限的设置，进一步压缩了售电公司的套利空间。对售电公司而言，行业正经历从“暴利时代”向“微利规范时代”的转型。短期来看，价差收窄直接压缩了盈利空间，尤其是中小企业面临更大压力。但长期来看，政策也倒逼行业加速分化。 点评：价差上限为零售侧安装“稳定器”，倒逼售电公司提升风险定价与综合服务能力。政策应随市场成熟逐步调整，并与其他机制协同，形成激励相容的整体设计。 TOP 7 低价签约 概述：多地发布风险提示，警惕电力市场低价签约陷阱 事件： 2025年底，在2026年电力双边交易大幕开启之际，各地零售市场非理性竞争愈演愈烈，报价严重低于成本、“赌博式”签约、合同违约风险频发。各地电力交易中心与监管部门密集发布风险提示函出台相关政策，制定研究价格边界、批零价差管控等措施，努力矫正市场方向。（相关阅读： 为何2026年电力零售市场陷入“自杀式”博弈？） 各地电力交易中心发布电力市场交易风险的提示，内容涉及电力零售市场、售电代理关系建立、2026年年度交易等。风险提示函的核心内容，主要指向价格波动与履约风险、代理关系与授权风险、信息不对称与合规风险三大风险。 点评：此次多地集中发布风险提示，表面是规范市场秩序的技术性操作，实则折射出电力市场化改革步入深水区后的必然阵痛与核心监管。 长远而言，要让“低价陷阱”真正消失，不能仅靠风险提示。根本出路在于完善市场设计，通过现货市场建设形成更透明的价格信号，同时培育多元化的电力金融衍生品市场，为风险管理提供工具。只有当用户能像选购其他金融产品一样，综合衡量电价的“风险收益比”时，真正的市场化选择机制才算成熟。当前的警示，正是走向这个成熟阶段必不可少的一课。 TOP 8 负电价 概述：负电价不等于负电费 事件： 2025年，负电价现象在范围、深度和持续时间上都达到了新的阶段。2025年初，浙江电力现货市场首次出现负电价，在1月份连续两日报出-0.2元/千瓦时的最低价，触及当时全国电价下限。2025年4月，蒙西电网也首次出现负电价。9月，四川电力现货市场在结算试运行阶段，更是创下了国内首次“全天负电价”的纪录，实时均价一度跌至约-0.05元/千瓦时。加之此前已频繁出现负电价的山东，2025年出现明确负电价的省级市场已达至少5个。 各地负电价均源于特定时段电力“供过于求”的结构性失衡。面对供大于求，发电企业报出负电价是市场环境下的理性决策。对于新能源企业，即使现货电价为负，叠加绿证环境收益等后，综合收益可能仍为正。对于煤电机组，由于启停成本高昂，在负荷低谷时段“宁可报负价维持运行，也不愿停机”，以保障高电价时段的发电能力并节省启停成本。 点评：负电价并非市场失灵，而是电力现货市场“能涨能降”价格机制的正常体现。负电价不等于负电费，我国电力市场由中长期合同、现货市场和辅助服务市场等多层次构成。现货市场交易电量占比通常不足10%，而占发电量主体的中长期合同价格是稳定的“基本盘”。因此，短时现货负电价在经过与中长期合约等综合结算后，发电企业最终获得的仍然是正电费，总体收益影响有限。 TOP 9 省级电力现货市场 概述：省级电力现货市场基本实现全覆盖 事件： 截至2025年底，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等7个省级现货市场已转入正式运行，福建、陕西等省级现货市场进入连续结算试运行阶段，提前2个月完成省级现货市场基本全覆盖的目标任务。6月，南方区域电力市场转入连续结算运行，电力资源在南方五省区统筹互济取得突破性进展。10月，国家电网首次与南方电网跨经营区开展电力现货交易，实现网间市场联通，成为全国统一电力市场初步建成的重要标志性成果。 点评：省级现货市场全覆盖是电力改革一项重要的里程碑，但其成功不在于“启动”本身，而取决于后续能否实现“稳得住、转得顺、调得优”。 随着各地电力现货市场建设持续推进，我国电力生产组织基本实现市场化转型，电力现货市场将在提升系统调节能力、保障电网可靠运行、促进新能源消纳等方面释放更大价值。 TOP 10 集中式新能源报价 概述：集中式新能源规范报价行为 事件： 2025年12月， 《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》（发改能源〔2025〕1476）号发布，这是我国首次发布的针对新能源企业市场报价的文件。通过建立规范的市场报价机制，为集中式新能源发电企业优化市场参与方式、提升经营管理水平提供了明确的政策指引和制度保障。电力现货市场正式运行和连续结算试运行地区，同一集团内、同一省（区、市）的集中式新能源发电企业在同一固定场所参与的电能量交易（含中长期集中交易和现货交易）可进行集中报价。 新规通过规范报价行为，有助于遏制此前部分地区新能源企业为抢占市场而采取的“零报价”或“负报价”乱象，引导行业从规模扩张转向质量与效益提升。其次，透明化要求将促使企业加强成本管理，推动技术进步与效率提升，有利于新能源行业健康发展。（相关阅读： 多位专家解读优化集中式新能源发电企业市场报价新规！） 点评：当前，我国新能源装机规模已稳居全球首位，但其高效参与电力市场仍面临诸多现实挑战，新政是构建新能源高质量发展市场机制的关键举措，但需配套细化规则、动态调整机制与有力监管，方能在激励清洁能源发展的同时，维护电力市场秩序与长期稳定。

“双碳”的中期节点，没有缓冲期。 几年前，“双碳”更多还是一种方向性的共识。它被写进规划文本、战略愿景和长期目标中，重要但并不紧迫。企业可以表态、可以布局，也可以阶段性观望。因为距离2030年还足够远，路径仍有弹性。 但进入2026年，这种“缓冲感”正在迅速消失。 2030目标进入倒计时的后半程，“双碳”开始转化为一种现实约束。越来越多产业参与者意识到，如果此刻还无法回答“怎么做、是否能跑通”，未来五年将很难再留出系统性试错空间。 这一变化，在资本、链主企业、地方产业管理者等不同角色的体感里，都愈发明显。 而在一线的真实现场里，一条判断线索开始变得清晰：“双碳”，正在从目标叙事，走向结构能力；而结构能力，必须在产业现场被验证。 站在中期节点， 一次目标与现实的校准 在政策密集、概念活跃、资本关注度极高的背景下，“双碳”判断的误判成本正在上升：技术是否真能落地，路径是否具备复制性，效率是否经得起规模考验，这些问题往往要到企业很后期才暴露。 “国家‘双碳’目标的实现，从来不是孤立的技术突围，而是产业链、创新链与资本链在真实场景中的紧密共生、合作演进。”东方证券副总裁陈刚表示。 正是在这一背景下，第四届“双碳星物种”对自身形态进行了一次调整。 作为由36氪联合东方证券及旗下子公司东证创新、东证资本持续推进的“双碳”主题项目，“双碳星物种”在此前几届“可持续创新大赛”中，更多承担的是发掘与展示创新企业的功能，通过评选与路演，让一批绿色创新力量被看见。但当“双碳”目标进入中期，单纯“展示创新”已不足以回应产业正在面对的现实问题。 今年，“双碳星物种·碳索计划”选择走进产业一线，本质上是在把验证成本前置。它不再围绕故事对齐共识，而是把政府、链主企业、上下游企业与资本放在同一现场，围绕模式能否跑通、是否可复制、成本与效率是否成立这些硬指标进行对齐。 “我们的双碳星物种已经连续举办四届，能够很清晰地看到一个趋势：企业越来越务实，资本也变得更有耐心。从未来看，‘双碳’行业正在从补贴驱动，走向能力驱动。”东证资本机构客户部负责人王依菲指出，“我们一直把‘碳索计划’当成一个长期工程。对我们来说，关键是能不能更早、更清晰地看到企业是否真正进入了产业链的关键位置。” 正因如此，本届“双碳星物种”升级为“碳索计划”，不再只停留在舞台与评选，而是将重心前移至产业现场，通过实地走访，把判断重新放回真实场景中进行验证。 来自企业侧的反馈同样指向这一点。氢易能源联合创始人、总经理张健铮认为，“对我们这些初创企业来说，真正能不能落地，很多时候取决于能否对接到真实资源。如果离开企业所在地、去外地拓展，没有政府的助力，难度会成倍放大；但一旦政府参与进来，效果往往是事半功倍。” 在这一逻辑下，本届“碳索计划”的行程设计本身，就是一次有意识的路径拆解，把“双碳”如何落地的问题，放入三种复杂度、成熟度完全不同的产业系统中，通过对照，逼近更接近现实的判断。 从郑州航空港区的新能源汽车产业带，观察低碳技术在高频制造系统中的适配能力；到北京大兴的氢能应用场景，审视未来能源在基础设施与标准体系尚未完全成熟阶段的推进逻辑；再到上海，以人工智能为切口，讨论技术如何作为底座变量，参与低碳转型的下一阶段。 对于一个已经进入施工期的“双碳”命题而言，降低误判的能力，正在比制造热度本身更为重要。 碳索， 不同产业语境下的真实形态 解读“双碳”最容易犯的错误，是假设它存在一条通用路径。 以本届“碳索计划”为例，同样是低碳转型，在不同产业语境中，问题形态、推进节奏与关键变量，几乎完全不同。 1. 未来交通：当“双碳” 变成系统效率问题 作为“碳索计划”的首站，郑州航空港区承担的并不是“展示新能源成果”的任务，而是验证一个更现实的问题：在已经高度规模化、效率导向极强的制造体系中，“双碳”是否还能成立。 在新能源汽车产业链中，产线节奏、交付周期和成本控制构成了一套高度耦合的系统。任何无法嵌入系统的变量，都会被迅速放大为效率损耗。在这样的语境下，“双碳”不再是“附加目标”，而是被直接检验是否有助于系统效率的提升。 来自链主企业的判断尤为直接。某头部整车厂品牌及公关处品牌公关总监坦言，“对我们来说，绿色不是KPI，不是合规义务，而是效率提升的方向。”对整车厂而言，绿色战略并不是独立的合规项，而是与产线稳定性、资源循环和组织效率高度绑定的长期能力。 这一逻辑，也被产业链上下游反复印证，“其实我们作为产品和应用公司最大的诉求还是能找到或者对接上一些真正有需求的终端。结合现有应用案例，给到他们（链主企业）一些启发或者助力，甚至植入到生产或者应用中去。”艾利特机器人华北大区负责人房磊表示。 事实上，不止一家企业向36氪表示初创公司压力之大。宇晟科技 CEO李勇很直接地表示，希望通过碳索计划让“链主方能够了解我们创业公司，也了解上下游企业有什么难处”，在他看来，不走入实践的创新或许会面临时间窗口、技术周期等多维度的问题，最终无法落地。 在这样的场景中，真正成立的“双碳”路径，体现为产业链条协同能力：链主如何把终端的绿色要求转化为结构性指标向上游传导，上下游企业如何从“提供单一产品”转向“共建可验证的绿色闭环”，回收、再利用和绿色标准如何进入商业模型本身。“双碳”在这里交出的，是一张关于协同效率的答卷，而不是一张减排清单。 2.未来能源：在慢变量中 搭建可运行的系统 当“碳索计划”的视角从郑州转向北京大兴，问题的形态随之发生变化。 氢能产业并不缺技术路径，但其推进逻辑与新能源汽车截然不同，基础设施重、标准体系仍在完善、应用场景分散，使其天然处在一个“慢变量主导”的阶段。在这样的产业语境中，“双碳”能否成立，取决于是否有人为长期验证承担结构性成本。 大兴国际氢能示范区的价值，正体现在这一点上。它不是通过单一项目证明技术可行性，而是通过园区、检测平台、龙头企业牵引等方式，搭建一个可运行、可验证的产业系统。 “我们一直认为，像氢能这种具有能源属性的产业，一定是一个多产业、多维度的综合。”大兴国际氢能示范区产业服务部总监谢韬对36氪表示，“园区更多是在进行共性平台的搭建，从而减少企业迭代成本。”从“制—储—运—加—用”的全产业链条布局，到国家级检测中心牵引标准，大兴试图为氢能产业提供一个可以“边运行、边验证、边修正”的现实场景。 事实上，对于氢能产业来说，技术成熟度并非最大瓶颈，真正影响推进速度的，是否存在能够承接长期验证的场景与平台？如果缺乏这样的系统支撑，企业很容易停留在示范阶段，难以跨入规模化应用。 企业侧的反馈进一步印证了这一判断。氢成绿动、科安创能等多家企业都表示，愿意和产业链上下游企业共建常态化交流机制，氢成绿动融资负责人就表示，“大家一起形成一整套解决方案，实现行业整体性的降本，共同把行业做大。” “双碳”在这里，更像一道慢变量的考题，它要求结构先于规模，验证先于扩张。 3.未来技术：“双碳”目标的技术底座 “碳索计划”第三站落在上海人工智能产业，本身就意味着讨论层级的下沉。尤其是落到高度复杂、变量密集的工业与城市系统中，技术底座持续、稳定地运行成为关键。此时，技术开始被重新审视。 “如果说前两站我们侧重于‘看见’产业实践和‘链接’多方资源，那么今天，我们更希望与各位一起‘沉淀’实践洞察、‘升维’发展认知——既要总结从交通到能源再到技术的产业经验，也要探索‘AI+绿色’的融合路径：技术如何转化为绿色发展的核心动能，资本如何为前沿领域构建看得懂、投得进、帮得上的全周期服务体系。”陈刚在现场发言表示。 “在‘模速空间’内上下游企业产生的化学反应和聚合效应，大大缩短了创新的链路。”模速空间副总经理张韵认为。对于“双碳”而言，人工智能技术的价值，更多落在基础设施能力上，用于拆解复杂系统、量化运行状态、持续优化能耗与效率。 中城交科技就很典型。智能交通行业已经发展多年，但大模型等新兴AI技术的面世和推广应用，带来了诸多新的转折点。一方面是准确性等行业指标的优化，另一方面则是规模化的可能性。中城交科技CEO单惟乐也希望，借助碳索计划等平台“把我们已经落地的一些标杆性项目，进一步在全行业快速落地和复制推广。” 然而并不是所有领域，新兴技术都能快速落地。“其实很多双碳的项目技术并不是不优秀，而是它们的落地路径不清晰。”王依菲表示。 事实上，在上海站中，大多数企业已经有了相当的自我认知。心舆技术营销副总裁李翔就直言：“不管大模型也好、AI 也好，或者其他任何的软硬件也好，没有落地应用点，实际上客户不会买单。” 这一判断，在路演企业中得到了具体呈现。无论是工业AI、智能检测还是具身智能方向，多家企业反复强调的并非模型规模，而是系统稳定性、可解释性与长期运行成本。 当技术从“展示能力”走向“承担责任”，它便进入了“双碳”叙事的核心：不再作为加分项存在，而是成为决定系统效率上限的底座变量。“双碳”在这里，不以减排量出现，而以操作能力接受检验。 把三站并置来看，可以看到一条更接近现实的路径：在成熟制造体系中，“双碳”必须服务于效率；在成长型能源产业中，“双碳”必须由系统托底；在复杂系统层面，“双碳”必须依赖技术持续执行。

作为国家能源集团旗下六大A股上市公司之一，自2022年起全力冲刺新能源，曾在两年间砸下超250亿元风光项目布局、计划“十四五”期间新增新能源装机规模超过500万千瓦的长源电力，如今却在光伏赛道上跌了跟头。 近日，长源电力（000966）在一日之内连发三则项目调整公告，决定缩减在湖北汉川、荆门两地三个大型光伏项目投资及装机规模。 公告显示，长源电力此次大幅缩减光伏投资的原因统一为“剩余（未建成）装机容量无法在2025年6月1日前投产”。 被放弃的项目总装机规模合计达到800MW，投资金额较原计划缩水46.94亿元。 三个项目具体进展及减投情况如下： 01 国能长源荆门市源网荷储百万千瓦新能源基地钟祥子项目，剩余300MW装机容量无法在2025年6月1日前投产。 公司决定将建设容量由600MW调整为300MW，投资金额由33.93亿元调整为16.95亿元。 02 国能长源汉川新能源百万千瓦基地二期500MW光伏发电项目，剩余262.4MW装机容量无法在2025年6月1日前投产。 公司决定将建设容量由500MW调整为237.6MW，投资金额由30.45亿元调整为13.80亿元。 03 国能长源汉川新能源百万千瓦基地三期400MW光伏发电项目，剩余237.6MW装机容量无法在2025年6月1日前投产。 公司决定将建设容量由400MW调整为162.4MW，投资金额由20.87亿元调整为7.56亿元。 值得一提的是，早在四个月前，长源电力就已经有三个光伏发电项目因为土地问题被迫减投： 01 7月10日，国能长源谷城县盛康镇50MW农光互补光伏发电项目，项目规划装机容量由50MW调整为47.925MW，投资金额由2.59亿元下调至2.16亿元。 02 8月23日，国能长源谷城县冷集镇230MW农光互补光伏发电项目，项目规划装机容量由230MW调整为171MW，投资金额由11.02亿元下调至7.45亿元。 03 8月23日，国能长源潜江浩口200MW渔光互补光伏发电项目，项目规划装机容量由200MW调整为170MW，投资金额由10.52亿元下调至7.14亿元。 半年两次大规模收缩光伏战线，共计1980MW光伏总装机最终规模“腰斩”近半成。54.32亿投资紧急刹车的背后，新能源央企对于光伏项目态度的根本性转变相当耐人寻味。 毫无疑问的是，无论是7、8月份的“由于光伏用地政策收紧，项目所需建设用地难以落实，导致剩余工程无法推进”，抑或是近日“因剩余（未建成）装机容量无法在2025年6月1日前投产”，都将叫停、减投归咎于上述项目已然错过上半年由136号文确定的531政策节点。 这份今年以来已历无数次讨论的政策，至今仍在显露余威。 而隐于剧烈政策变动后的光伏项目经济性预期根本逆转，才是六大项目近半建设“胎死腹中”的真凶。 据长源电力今年上半年财报显示，6个光伏项目立项时的预计收益率预估在6.25%-7.84%之间。 然而截至6月30日，这些投资动辄数亿乃至十数亿人民币的光伏项目，实际累计收益多则未破千万，少则只有可怜的79.57万元，甚至是有131.15万元亏损。 可以想见，这些项目倘若真在531政策时限之后建设完成，其光伏收益将更加一言难尽。 也难怪长源电力表示，上述被缩减的光伏规模均无法在2025年6月1日前投产，因此无法享受原有的电价政策，项目的经济性面临巨大不确定性。 当然，长源电力的“知难而退”在央国企中绝非孤例。 据光伏Time的一份不完全统计显示，仅迈过531政策节点的6、7月份，明确因政策调整影响、市场价格变动而导致终止的“五大六小”发电集团招标，就至少有十例以上，规模超过6GW。 自136号文下发以来，“五大六小”发电集团已累计有至少60GW的光伏集采终止招标。 大型能源央国企对电力市场交易下的光伏电价收益不甚乐观，对内部投资收益率、盈利水平的考量愈发看重，光伏开发投资策略更加谨慎。 7月初，大唐集团发布《新能源项目收益率动态管理方案》，将“效益优先”明确摆到了纸面上。 其中，光伏项目税前全投资内部收益率划定在6%-7%标准范围。除经集团公司专项决策可适当调整的项目外，原则上在新能源项目投资决策、开工决策阶段，均应满足该收益率管控标准要求。 即便如此，至少以长源电力半年报所展现的光伏项目情况来看，其同等收益率预估下的实际收益表现如今并不乐观。 值得一提的是，长源电力在此次项目减产的公告中明确表示，在收缩光伏投资的同时，公司未来将“把优先发展风电作为主攻方向，重点在荆门市域开发风电项目，接续建设荆门市源网荷储百万千瓦新能源基地”。 要知道，为实现我们前文所讲的“十四五”期间500万千瓦新增新能源装机目标，长源电力的光伏装机在过去四年内飙涨233.81万千瓦，而风电建设规模却仅增长7.1万千瓦，其投资偏好可见一斑。 弃光投风，或许已成央国企在光伏告别补贴、直面电力市场后的一条必经之路。 有媒体调研认为，当前有不少省份如河北、江苏、贵州、天津等已从青睐光伏转变为优先发展风电。如辽宁、天津、贵州等地今年下发的指标，风电建设规模均是光伏规模的2-3倍。 另据中国电建发布的《2025年1月至10月主要经营情况公告》，其风电业务新签数量962个，合同金额总计1915.59亿元，同比增长39.74%；光伏项目新签数量却仅有812个，合同金额1436.93亿元，同比下降34.8%。 电力建设央企视角下形成鲜明对比的“一升一降”，很难说不是当前新能源企业风光发展转向的一道最新风向标。 长源电力与一众新能源央企的集体转向，会最终让2025年成为新能源投资事业一个旧时代的终结吗？

在能源革命的大潮中，虚拟电厂（Virtual Power Plant，VPP）正成为电力系统转型的关键载体。它通过先进的信息通信技术和软件系统，将分散的分布式电源、可控负荷和储能系统等资源聚合起来，作为一个特殊的"电厂"参与电网运行和市场交易。而在这幅能源互联的画卷中，储能系统正扮演着越来越重要的角色——它不仅是虚拟电厂的"价值放大器"，更是其平稳运行的"稳定中枢"。 一、储能：虚拟电厂的"万能调节资源" 如果说虚拟电厂是一个高度智能化的"能源交响乐团"，那么储能系统就是这个乐团中既能担任独奏又能完美和声的"万能乐器"。与传统的发电资源或负荷资源相比，储能具有独特的双向调节能力——既能充电也能放电，既能吸收功率也能释放功率。 这种特性使储能成为电力系统中难得的"万能调节资源"。它可以瞬间响应电网的调度指令，在毫秒级时间内调整输出功率，这种灵活性是任何传统发电机组都难以比拟的。当虚拟电厂集成储能系统后，就相当于获得了这种万能的调节能力，从而能够参与更多样化、更高要求的电力市场服务。 二、多元盈利全景：从基础套利到高端服务 1. 基础应用：用户侧峰谷套利 最基本的储能应用是在用户侧实现电费的峰谷套利。通过在电价低谷时段充电、在电价高峰时段放电，用户可以显著降低用电成本。对于工商业用户而言，这还能帮助降低最大需量电费，进一步节约成本。 当这种分布式储能资源被虚拟电厂聚合后，其套利行为就从个体优化升级为系统优化。虚拟电厂可以统筹考虑全网电价信号、电网运行状态和各储能系统的状态，制定最优的充放电策略，不仅为用户创造价值，也为电网提供支撑。 2. 核心价值：提供瞬时功率支撑，参与调频服务 储能系统的真正价值不仅在于能量转移，更在于其瞬时功率支撑能力。电力系统的频率稳定性要求发电与用电实时平衡，而传统机组的调节速度有限，难以应对风电、光伏等可再生能源的快速波动。 储能系统，特别是功率型储能，可以在几毫秒到几秒内完成功率的快速调整，是参与调频辅助服务市场的理想资源。虚拟电厂通过聚合分布式储能资源，能够形成规模化的快速调节能力，参与要求最高的调频市场，获取高额收益。 数据显示，在一些电力市场中，调频辅助服务的价格可以达到能量市场价格的数十倍。这意味着，通过储能系统，虚拟电厂可以从单纯的"能量供应商"升级为"系统服务商"，大幅提升盈利能力。 3. 生态协同：弥补风光波动，提升资源池价值 在风光等可再生能源渗透率不断提高的背景下，储能系统的作用更加凸显。风能和光伏发电具有间歇性、波动性和不可预测性，给电网运行带来巨大挑战。 储能系统就像"充电宝"，可以在风光出力过剩时充电储存，在出力不足时放电补充，有效平滑可再生能源的出力曲线。当虚拟电厂同时聚合可再生能源和储能系统时，就能形成"1+1>2"的协同效应： 提升可再生能源的预测准确性：结合储能的调节能力，可以减少风光出力的预测偏差 提高资源池的可靠性：确保虚拟电厂在任何时候都能履行合同约定的出力 增加市场参与机会：满足更多市场产品的技术门槛要求 三、技术决策：功率型与容量型储能的战略选择 储能系统的技术选型直接关系到虚拟电厂的运营策略和市场定位。根据应用场景的不同，储能系统可以分为功率型和容量型两大类： 功率型储能 特点：功率密度高，响应速度快（毫秒级），但能量密度相对较低 典型技术：超级电容器、飞轮储能、部分锂离子电池配置 最佳应用：调频辅助服务、电压支撑、输配电堵塞缓解 虚拟电厂策略：专注于高价值的快速服务市场 容量型储能 特点：能量密度高，可长时间放电，但功率响应相对较慢 典型技术：锂离子电池（部分配置）、液流电池、压缩空气储能 最佳应用：能量时移、峰谷套利、备用电源 虚拟电厂策略：专注于能量市场和容量市场 在虚拟电厂的实际运营中，往往需要同时配置功率型和容量型储能，形成互补的技术组合。控制策略的优化也至关重要： 智能控制策略的关键要素： 多时间尺度协调：结合秒级、分钟级和小时级的不同需求 多目标优化：平衡经济效益、设备寿命和电网需求 预测与实时校正：基于高精度的负荷预测和价格预测 分布式与集中式控制结合：兼顾本地自治和全局优化 四、储能如何放大虚拟电厂价值？ 1. 扩展市场参与能力 没有储能的虚拟电厂主要参与能量市场和容量市场；而配备储能的虚拟电厂可以进一步参与调频、备用、爬坡等辅助服务市场，这些市场的价格通常更高、利润更丰厚。 2. 提升资源聚合价值 储能系统可以将不可控的可再生能源资源转化为可控、可调度的资源，大幅提升整个资源池的可靠性和市场价值。研究表明，风光储一体化项目的市场价值可比纯风光项目提高30%-50%。 3. 降低运营风险 储能系统提供了灵活的调节手段，帮助虚拟电厂应对市场价格波动、政策变化和电网要求的不确定性，增强抗风险能力。 4. 创造新型商业模式 "储能即服务"（Energy Storage as a Service）等新模式正在兴起。虚拟电厂可以基于储能系统，为各类用户提供定制化的能源管理服务，开辟新的收入来源。 五、展望：储能驱动的虚拟电厂未来 随着储能技术的快速进步和成本持续下降，储能系统在虚拟电厂中的作用将更加突出。未来可能出现以下趋势： 共享储能模式普及：多个虚拟电厂或用户共享大型储能资源，提高利用率 车网互动（V2G）集成：电动汽车作为移动储能单元参与虚拟电厂运行 AI驱动的智能运营：人工智能算法优化储能充放电策略，最大化收益 多能互补深化：储电、储热、储氢等多种储能形式协同运行 储能系统正在从虚拟电厂的"可选组件"转变为"核心要素"。它不仅是价值创造的放大器，通过多元化的市场参与为虚拟电厂带来丰厚收益；更是系统稳定的中枢，通过快速的功率调节保障电网安全运行。 在构建新型电力系统的征程中，储能技术与虚拟电厂模式的深度融合，将催生出更加灵活、高效、可靠的能源生态系统。对于能源行业的参与者而言，深入理解储能在虚拟电厂中的枢纽作用，把握功率型和容量型储能的技术特点，优化控制策略和商业模式，将是赢得未来能源市场的关键。 储能作为虚拟电厂的"万能调节资源"，正在开启能源转型的新篇章。它不只是技术的革新，更是思维的重构——从单向的"发-输-配-用"向双向互动的能源互联网演进。在这个进程中，储能系统将始终是连接过去与未来、稳定与变革的桥梁和纽带。

12月25日，新疆华电天山北麓基地600万千瓦新能源项目、新疆华电巴州混合储能+100万千瓦风电一体化项目、内蒙古华电阿拉善盟高新区防沙治沙和风电光伏一体化工程80万千瓦光伏项目、辽宁华电彰武满堂红35万千瓦风电项目、四川阿坝壤塘蒲西30万千瓦光伏项目并网发电，标志着中国华电新能源装机容量突破1亿千瓦。这一突破是中国华电深入学习贯彻习近平生态文明思想、落实党中央碳达峰碳中和重大战略决策的生动实践，是中国华电绿色低碳转型的重要里程碑。 12月25日出版发行的《人民政协报》刊发了全国政协委员，中国华电党组书记、董事长江毅同志署名文章《深入学习贯彻党的二十届四中全会精神 为基本实现社会主义现代化贡献更大力量》。文章指出，作为中央骨干能源企业，中国华电累计完成发电量3.4万亿千瓦时、供热量22.51亿吉焦、煤炭产量2.8亿吨，较“十三五”分别提升25.1%、53.8%、8.6%；累计完成新能源核准2.3亿千瓦、是“十三五”的15倍，清洁能源装机占比61.3%、非化石能源装机占比52%，较“十三五”末分别提高18.5和20.8个百分点。 公司连续13年获评国资委年度经营业绩考核A级，连续5个任期获评任期经营业绩考核A级，连续4年获评国资委重点改革任务考核A级，董事会连续4年在国资委年度考核评价中获评优秀。 党的二十大以来，中国华电积极服务党和国家工作大局，服务经济社会高质量发展，服务保障和改善民生，积极助力新型能源体系和新型电力系统建设，全力推进绿色低碳发展，做强做大以新能源为主体的增量规模，培育壮大以新能源为主的战略性新兴产业，清洁低碳能源比重显著提升。加快推进西北“沙戈荒”新能源基地、西南流域水风光一体化基地、海上风光电基地等重大战略项目开发建设。高质量建成全国首个风光火储全面投产的“沙戈荒”新能源外送基地；青海德令哈、天津海晶等15个百万千瓦级新能源项目陆续投产，甘肃九墩滩等光伏治沙示范项目取得良好生态成效；5200万千瓦金上水风光一体化基地规划落地实施；大力推动海上风电建设及资源储备，形成陆海联动、全域覆盖的发展格局。近三年累计投产新能源项目超7100万千瓦，跑出绿色低碳转型“加速度”。 在加快发展能源新质生产力的同时，中国华电以服务社会为己任，通过“新能源+生态养殖”“新能源+治沙”“农光互补”等模式，推动新能源项目与生态保护、乡村振兴等战略深度融合，实现经济效益、生态效益与社会效益的共赢。 新疆华电天山北麓基地600万千瓦新能源项目是大基地建设与戈壁荒漠治理协同推进的“标杆典范”，将茫茫戈壁变为绿色能源高地，把新疆能源资源优势转化为经济发展优势。新疆华电巴州混合储能+100万千瓦风电一体化项目作为国家第三批新能源大基地项目，采用“规模风电+集中储能”模式，通过“高抗硫酸盐混凝土”与“硅烷浸渍防腐涂层”组合技术破解高盐碱环境腐蚀难题。内蒙古华电阿拉善盟高新区80万千瓦光伏项目坚持开发与保护并重，科学规划项目布局，节约用地13.5%，成功保护场区内原生植被。辽宁华电彰武满堂红35万千瓦风电项目优选160米钢-混结构高塔架风电机组，采用“双监式”安装监管模式，成为区域唯一年内投产风电项目。四川阿坝壤塘蒲西30万千瓦光伏项目让广袤高原变身“零碳能源基地”，既完善偏远地区电力基础设施，又为巩固脱贫攻坚成果注入绿色动力。 江毅在文章中指出，“十五五”期间，华电要大力推进能源产业提质升级，要坚决落实“双碳”重大战略决策，坚持智能化、绿色化、融合化方向，加快建设新型能源体系和新型电力系统，全力做强做优做大以可再生能源特别是新能源为主体的增量，不断提高新能源装机和供给比重，助力加快建设能源强国。要加快推进西北“沙戈荒”、西南水风光、沿海海上风电、支撑性煤电等重大项目开发建设，全力推动传统能源优化升级，加快推动“新能源+”融合发展，积极培育绿色氢基能源产业，探索布局新一代核电，助力我国能源结构和产业结构全面绿色低碳转型。 要加快培育发展新质生产力，围绕国家所需、产业所急，强化企业科技创新主体地位，主动承担国家重大科技攻关任务，加强原始创新和关键核心技术攻关，集中力量攻克新型电力系统建设“卡脖子”难题，深入实施“人工智能+”行动，优化“华电智”大模型体系，提升创新体系整体效能，推动科技创新和产业创新深度融合，更好支撑高水平科技自立自强。要加强科技人才队伍建设，优化科研项目过程管理，健全分类评价体系和考核激励机制，赋予科技人才更大科研自主权和资源调配权，持续激发创新活力动力。

2025年，中国储能产业站在政策逻辑与市场逻辑切换的历史关口。 历时八年的强制配储机制正式谢幕，市场化交易体系加速补位；技术迭代从渐进式突破转向颠覆性创新，全球化布局从单点突破迈向体系化扩张。作为新型电力系统的核心枢纽与“压舱石”，储能产业的发展逻辑完成从“政策依附”到“价值自主”的根本性重塑，其在能源转型中的战略权重持续攀升。 产业转型期的关键节点，往往暗藏长期发展的底层密码。碳索储能网基于全年政策导向、产业链核心企业战略动向及行业标志性事件梳理发现，2025年的十桩关键事件，不仅勾勒出储能产业的年度发展脉络，更定义了其从规模扩张向高质量发展转型的核心路径。解读这些里程碑，即是把握中国储能产业下一周期的增长逻辑与竞争格局。 一、强制配储谢幕：市场化转型进入深水区 2月9日，国家发改委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确“不得将配置储能作为新能源项目并网前置条件”。这一政策落地，标志着运行八年的强制配储机制正式退出历史舞台，新能源与储能产业的发展逻辑迎来颠覆性重构。 在此之前，储能产业长期依赖新能源项目配储需求实现规模扩张，“捆绑式增长”模式导致行业同质化竞争加剧，储能的多元价值难以有效释放。政策转向后，储能产业全面进入“市场自主调节”阶段。随着新能源全额纳入电价市场化交易，储能凭借灵活调节与快速响应能力，逐步确立独立市场主体地位，在电力现货市场、辅助服务市场的调峰、调频、容量备用等场景中，价值变现路径持续清晰。行业共识已形成：未来储能产业的规模扩张，将完全依托其在电力系统中的价值贡献，“以价值定规模”的高质量发展轨道正式确立。 二、1.8亿千瓦目标落地：新型储能规模化路径清晰化 9月12日，国家发改委、国家能源局联合发布《新型储能规模化建设专项行动方案》，为产业发展划定量化目标与技术路线：到2027年，全国新型储能装机规模需突破1.8亿千瓦，锂离子电池储能仍为核心技术路线，同时实现技术创新、装备制造能力全球领先，市场机制、商业模式、标准体系基本成熟，适配新型电力系统的多元储能体系初步建成。 这一方案的出台，终结了行业对未来发展方向的不确定性预期。对于产业链上下游企业而言，1.8亿千瓦的装机目标不仅提供了明确的市场规模锚点，更倒逼企业加速长期战略布局——上游材料企业加大产能规划，中游电芯企业推进技术迭代，下游集成商优化商业模式。从产业周期看，这标志着新型储能从政策培育期正式迈入市场成熟期，行业发展将从“政策驱动”转向“市场与技术双轮驱动”。 三、长时储能规模化元年：填补跨周期调峰能力空白 2025年，长时储能（充放电时长4小时以上）迎来规模化应用元年。随着风电、光伏等可再生能源渗透率持续提升，仅能覆盖日内波动调节的2小时级短时储能，已无法满足电力系统跨日、跨季节调峰需求，长时储能成为破解“弃风弃光”与电网稳定难题的核心抓手，其商业化进程加速推进。 碳索储能网不完全统计数据显示，2025年国内中标储能项目中，4小时及以上长时储能项目占比达40.2%，长时化已成为储能项目招标的主流趋势。 技术突破层面，12月海辰储能推出全球首款搭载1300Ah超大容量电芯的原生8小时长时储能系统。 业内分析认为，随着大容量电芯、集成技术持续迭代，长时储能正从概念探索走向商业化落地，逐步构建起电力系统“日内-跨日-跨季节”的全周期调节能力，为高比例可再生能源并网提供核心支撑。 四、供应链长协时代来临：头部企业构建风险共担机制 全球储能需求爆发式增长与上游材料供给紧张的双重压力，推动2025年储能电池行业加速进入“长协锁单”时代。头部企业通过签订长期协议锁定产能、稳定价格，构建起全产业链风险共担、利益共享的协作机制，为产业规模化发展奠定供应链基础。 11月，宁德时代与海博思创达成里程碑式合作：2026年1月至2028年12月，海博思创将向宁德时代累计采购不低于200GWh电量，创下行业单次长协采购规模新高。 这一合作并非个例，目前“长协锁单”已成为产业链主流模式——宁德时代、亿纬锂能等电芯企业通过长协锁定上游锂、钴等关键材料产能；阳光电源、海博思创等下游集成商则通过长协确保电芯稳定供应。 长协模式的普及，不仅有效规避了原材料价格波动与产能短缺风险，更推动产业链从“零和博弈”转向“协同发展”，提升了中国储能产业的整体竞争力。 五、大电芯技术引领变革：储能产业迈入大容量时代 2025年，大电芯技术成为储能产业技术迭代的核心主线，500Ah+大容量电芯及6MWh+配套储能系统的商业化进程全面加速，推动产业向“高容量、高集成、低成本”方向跨越，技术格局迎来重构。 头部企业的技术突破持续刷新行业认知：12月海辰储能发布∞Power8长时储能解决方案，搭载1300Ah超大容量电芯，系统容量达6.9MW/55.2MWh；南都电源690Ah超大容量储能专用电池于2025年底实现量产，配套20尺储能系统容量突破6MWh；宁德时代587Ah大容量储能电芯已完成2GWh出货，率先实现GWh级规模化商用；亿纬锂能628Ah超大容量电芯“Mr.Big”及配套5MWh、6.9MWh储能系统全面投产，精准匹配大型储能电站需求。 大电芯技术的突破，不仅显著提升系统能量密度，更通过简化集成环节、降低运维成本，推动储能全生命周期成本下降，为产业规模化发展提供了技术支撑。 六、海外市场全面开花：中国储能开启全球抢装潮 2025年，中国储能企业加速全球化布局，海外市场成为产业增长的“第二曲线”，呈现“量价齐升、区域拓展”的爆发态势。全球新能源转型进入攻坚期，储能作为可再生能源并网的刚性需求，市场空间持续扩大，中国储能企业凭借全产业链优势，在全球市场中竞争力持续提升。 数据显示，上半年中国储能企业新增海外订单达163GWh，同比激增246%，业务覆盖全球50余个国家和地区，欧洲、中东、澳大利亚成为核心市场，拉美、非洲等新兴市场加速突破。 从区域增速看，中东、拉丁美洲进口增速分别达107%、99%，中国对沙特阿拉伯电池出口较2024年增长近4倍，对智利出口增长320%，新兴市场需求呈井喷式增长。 中国储能企业凭借在电芯、材料、集成等环节的全产业链布局，以及成本控制能力与技术成熟度优势，使其在全球市场中逐步确立主导地位，海外订单占比持续提升，推动中国储能从“本土领先”向“全球主导”跨越。 七、供需失衡加剧“一芯难求”：产能缺口倒逼产业升级 受全球储能需求爆发与供给端产能释放滞后的双重影响，2025年储能电芯市场呈现“供不应求、一芯难求”的紧张态势，产能缺口成为制约产业增长的核心瓶颈。全球储能需求的快速增长，对产业链供给能力提出了更高要求。 InfoLink全球储能供应链数据库统计显示，2025年前三季度全球储能电芯累计出货量达410.45GWh，同比增长98.5%，但仍难以匹配超过600GWh的全年全球需求预期。 目前，多数企业订单已排至2026年下半年，头部电芯企业产线全年满产满销。长期来看，随着宁德时代、亿纬锂能、海辰储能等头部企业新增产能逐步落地（2025年全球新增储能电芯产能预计达300GWh），叠加技术进步推动产能利用率提升，行业有望在2026-2027年实现供需动态平衡。短期来看，产能缺口倒逼企业加速技术迭代与产能优化，推动产业向“高效能、高可靠性”方向升级，行业集中度将进一步提升。 八、告别价格内卷：行业自律遏制非理性竞争 2025年上半年，受产能过剩预期与市场竞争加剧影响，锂电储能系统价格持续下行，近三分之一集成商为抢占市场份额采取“低于成本价销售”策略，引发产品质量隐患与产业链利润压缩，行业陷入“低价恶性竞争”泥潭，影响产业健康发展。 11月18日，中国电力企业联合会（中电联）在2025年年会上正式发起《关于加强新型储能行业自律抵制“内卷式”恶性竞争的倡议》，呼吁产业链企业坚守成本底线、坚持质量至上，推动建立行业信用评价机制与质量标准体系。这一倡议的出台，标志着“反内卷”从企业个体呼声升级为行业组织的集体行动，为规范市场秩序、保障产业健康发展提供了制度保障。 总的来看，倡议的落地将推动储能产业从“价格战”向“价值战”转型，引导企业将资源聚焦于技术创新与服务升级，提升产业整体发展质量。 九、 九、AIDC储能崛起：开辟产业第三增长曲线 全球人工智能算力需求以每年4.5倍的速度爆发，推动人工智能数据中心（AIDC）进入超大规模集群化建设阶段。与传统数据中心相比，AIDC具有高功率密度、高持续负载的特性，单机柜功耗从传统的4-8千瓦飙升至100千瓦以上，能源成本与供电稳定性成为其运营的核心挑战。 在此背景下，储能系统已从传统“备用电源”升级为AIDC运行的“核心基础设施”，不仅承担应急供电功能，更通过峰谷套利、需求响应降低能源成本，保障算力稳定输出。2025年，我国八部门联合发文明确要求“面向数据中心推动配置新型储能”，政策驱动下，AIDC储能市场快速崛起，成为继新能源配储、电网侧储能后的“第三增长曲线”。行业预测，未来三年AIDC储能市场规模将突破千亿元，为储能产业提供新的增长动力。 十、多技术路线并行突破：储能迈入多元化发展新阶段 2025年，储能产业告别“锂电单一主导”的发展模式，呈现“电化学储能领跑、机械储能突破、新兴技术探索”的多元化格局，技术路线的丰富性显著提升，为新型电力系统提供更多解决方案，降低了产业对单一技术的依赖。 电化学储能领域，除锂离子电池（大电芯、长时储能）持续领跑外，钠离子电池凭借低成本、高安全性优势，在低速储能场景（如离网电站）实现小规模商用；全钒液流电池则在大容量、长时储能领域（如100MW级以上电网侧项目）加速落地，2025年国内全钒液流电池储能项目装机量突破5GW。机械储能领域，压缩空气储能技术成熟度显著提升，300MW级项目实现商业化落地，相比抽水蓄能受地理条件限制更小，成为电网侧长时储能的重要补充。新兴技术领域，地下储能（矿山抽水蓄能、盐穴储能）、增强型地热系统等技术从实验室走向试点，虽尚未实现规模化商用，但为未来储能技术突破提供了方向。技术多元化发展，提升了电力系统对不同能源形态的适配能力，为新型电力系统构建提供了多元支撑。 结语：2025，储能产业的转型元年与未来起点 2025年，是中国储能产业完成“政策退坡、市场补位”的关键转型年，也是技术创新与全球化布局的加速年。从强制配储退场到市场化机制成熟，从大电芯技术突破到长时储能规模化，从本土市场饱和到海外抢装潮，产业发展逻辑已从“政策驱动”转向“价值驱动”，从“规模扩张”转向“质量提升”。 未来，在技术持续创新（如固态电池、新型液流电池）与市场机制完善（如容量电价、辅助服务定价）的双轮驱动下，储能将不仅是新能源并网的“配套设施”，更将成为电力系统的“核心资产”，在能源转型进程中承担起更重要的使命。2025年的十大关键事件，不仅镌刻着产业转型的关键足迹，更勾勒出储能产业未来的发展蓝图。 随着中国储能产业在技术、市场、全球化层面的持续突破，其在全球能源转型赛道中的话语权将进一步提升，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供坚实保障。

电力交易市场：机遇与挑战交织的新战场 一、蓝海机遇：政策与技术驱动下的价值新空间 在能源变革的时代浪潮中，电力交易领域正经历着深刻的变革，一系列政策的出台与技术的创新，为其开辟出一片充满潜力的价值新空间，展现出前所未有的蓝海机遇。 （一）新型电力系统催生千亿级增量市场 随着全球对清洁能源的追求和能源转型的加速，新型电力系统成为必然发展方向，在此背景下，虚拟电厂与工商业储能作为关键支撑，正开启千亿级增量市场的大门。 虚拟电厂作为破解电力供需失衡的柔性方案，在南方区域电力供需偏紧的严峻形势下，其重要性愈发凸显。它就像一位 “幕后指挥官”，通过先进的数字化平台，将分布式电源、储能及柔性负荷等零散的能源资源有效聚合起来，实现统一调度与精准控制 ，成为新型电力系统稳定运行的核心力量。政策的大力扶持更为其发展注入强心剂，明确其市场空间可达 1961 亿元。在夏季用电高峰时段，虚拟电厂更是大显身手，通过快速响应负荷调节指令，积极参与辅助服务市场。例如在广东、江苏等地的试点项目中，虚拟电厂的响应效率大幅提升 30%，这意味着能够更及时、准确地根据电网需求调整电力输出；用户侧调峰收益也随之增长 25%，让参与其中的市场主体切实享受到了红利，实现了经济效益与社会效益的双赢。 工商业储能则是高耗能行业降本增效的刚需选择。钢铁、水泥、铝冶炼等六大高耗能行业，一直是能源消耗的 “大户”，在当前节能降碳的政策高压下，面临着巨大的成本压力与转型挑战。然而，500GWh 的储能市场目前仅开发了 3%，这无疑是一片等待挖掘的巨大蓝海。政策层面的强制配储要求，以及峰谷电价差不断扩大（部分地区已达 0.8 元 / 度）的市场环境，促使企业纷纷加快储能布局。工商业储能系统犹如一个 “电力银行”，在电价低谷时储存电能，待高峰时段电价上涨时释放出来，实现低买高卖的套利价值。同时，它还能作为可靠的应急电源，在电网故障或停电时保障企业生产的连续性，避免因停电造成的巨额经济损失。再加上绿电消纳的迫切需求，进一步推动了储能在高耗能行业的应用。据预测，到 2025 年，相关投资规模将突破千亿元，市场前景十分广阔。 （二）售电侧市场化改革释放红利 售电侧市场化改革是电力行业变革的关键一环，如同推倒了多米诺骨牌，引发了一系列连锁反应，释放出巨大的市场红利。 随着工商业目录电价的取消，百万级用户纷纷涌入市场，这一举措彻底打破了以往的电力销售格局，推动售电市场规模呈几何倍数激增。售电公司也顺势而为，积极从传统的 “价差套利” 模式向 “电商化运营” 模式转型。它们深入研究用户需求，推出个性化套餐，比如分时段定价，根据不同时间段的用电需求和成本制定差异化电价，让用户能够根据自身实际情况灵活选择，有效降低用电成本；负荷响应奖励则鼓励用户在电力供需紧张时主动调整用电行为，为保障电网稳定运行贡献力量的同时，自身也能获得相应的经济奖励。此外，售电公司还提供丰富的增值服务，能效诊断通过专业技术手段，为用户分析能源使用效率，找出节能潜力点并提供改进建议；碳管理服务则帮助企业应对日益严格的碳排放要求，实现绿色低碳发展。广东市场的数据有力地证明了这种转型的成效，提供综合能源服务的售电公司客户留存率高达 85%，远远超过单纯依靠价格竞争的企业，充分彰显了差异化服务的强大吸引力与竞争力。 全国碳排放权交易市场的建立，犹如一颗投入平静湖面的石子，在电力交易领域激起层层涟漪，推动绿电溢价交易持续升温。目前，该市场已覆盖发电、钢铁等四大行业，这些行业的企业面临着严格的碳排放配额限制，对绿电的需求极为迫切。2025 年上半年，广东绿电交易均价达 8.1 厘 / 千瓦时，这一价格体现了绿电的环境价值与市场稀缺性。售电公司敏锐捕捉到这一商机，通过积极采购绿电，不仅能够满足高耗能企业的碳减排合规需求，帮助企业避免因碳排放超标而面临的高额罚款与政策限制，还能借此规避 “超额收益回收” 风险，实现自身经济效益的最大化。这种将环境效益与经济效益紧密结合的模式，为售电公司开辟了新的利润增长路径，形成了强大的双驱动发展格局 。 二、潜在风险：市场乱象与运营挑战并存 在电力交易领域展现出广阔发展前景的同时，也必须清醒地认识到，其背后隐藏着诸多潜在风险，市场乱象丛生，运营挑战重重，犹如前行道路上的暗礁，时刻考验着行业参与者。 （一）价格波动与市场机制不成熟的冲击 现货市场极端行情频发：在新能源高占比的区域，如广西，由于其电源结构中新能源装机占比持续攀升，目前已接近 50% ，“高比例风光 + 低边际成本” 的特性使得现货电价被锚定在低位区间。2025 年 8 月，广西现货均价较 7 月暴跌 21%，这种剧烈的价格波动让新能源企业遭受重创。新能源发电具有间歇性和波动性的特点，当风光大发时，电力供应大幅增加，而市场需求在短期内难以同步增长，导致供过于求，电价被迅速拉低。广西等地多次出现 “全天零价” 的极端现象，这使得新能源企业在中长期合约中的收益严重亏损，因为它们无法按照预期的价格出售电力，收入大幅减少，而发电成本却依然存在，给企业的经营带来了巨大压力。 同样，在山西市场，平价光伏集中并网后，午间时段光伏出力达到高峰，电力供应过剩，现货电价急剧下降，低于 50 元 / MWh。在这样的低价环境下，350 家售电公司中 16 家因批发价高于零售价陷入亏损。这暴露了市场在面对新能源大规模接入时，预测与风险对冲能力的严重不足。市场参与者未能准确预判新能源发电的不确定性对电价的影响，也缺乏有效的风险对冲手段，无法在价格波动中保障自身利益。当现货电价暴跌时，售电公司难以通过合理的方式调整成本与售价，导致经营陷入困境。 政策红利消退与竞争白热化：电改初期，由于市场信息不对称，用户对电力市场了解有限，售电公司凭借 “入市即降价” 的宣传优势，能够轻松获取客户，享受较大的价差空间。然而，随着市场的不断发展，透明度日益提升，这种信息不对称优势逐渐消失。如今，市场价差空间已被压缩至 1 - 3 分 / 千瓦时，利润空间变得极为微薄。 以广东市场为例，2025 年售电公司数量同比增长 15%，市场竞争愈发激烈。众多售电公司为争夺有限的客户资源，展开了激烈的价格战和服务竞争。但在价差空间有限的情况下，度电利润仅 1.7 分，单纯依靠传统的价差盈利模式已难以维持企业的生存与发展。这也倒逼企业必须从粗犷型扩张转向技术驱动，寻求新的发展路径。深圳的 “汇电云” 公司便是一个成功转型的案例，它通过引入 AI 负荷预测技术，能够更加精准地预测客户的用电需求。基于这些精准预测，公司可以提前做好电力采购与调配计划，优化资源配置，从而将客户需求响应次数提升 3.8 倍。这不仅提高了客户满意度，还降低了运营成本，增强了企业在市场中的竞争力，为企业带来了新的利润增长点 。 （二）合规风险与商业模式陷阱 监管收紧与资质门槛提升：为了规范市场秩序，保障市场的公平、公正与健康发展，陕西、山西等地纷纷加强对售电公司的监管力度。它们明确禁止 “阴阳合同” 和低价倾销等不正当竞争行为，这些行为严重扰乱市场秩序，损害其他市场主体的合法权益。2025 年，超 200 家企业因资质不达标被清退，这体现了监管部门对市场规范的坚定决心。 同时，储能配建比例（≥15%、2 小时时长）和绿电消费强制要求（高耗能企业）等政策的出台，也对企业提出了更高的要求。对于中小企业来说，要满足这些要求面临着巨大的技术与资金双重壁垒。储能设施的建设需要大量的资金投入，从设备采购、安装调试到后期运维，都需要雄厚的资金支持。而且，储能技术复杂，需要专业的技术团队进行管理与维护，中小企业往往缺乏这方面的技术人才与经验。在绿电消费方面，高耗能企业需要采购一定比例的绿电以满足政策要求，这也增加了企业的采购成本和管理难度。中小企业在市场竞争中本就处于弱势地位，这些政策的实施无疑让它们的生存与发展面临更大的挑战。 合同条款与信息不对称风险：部分售电公司在利益的驱使下，利用合同条款和信息不对称设置陷阱，损害用户利益。它们设计复杂的套餐模式，如 “保底 + 提成” 模式，在合同中隐藏偏差考核条款。用户在签订合同时，往往难以理解这些复杂条款的含义，也无法准确预估可能面临的风险。当实际用电量与合同约定出现偏差时，用户就会被追索高额考核费，导致实际用电成本大幅上升。 还有些售电公司故意模糊价格构成，将平衡费用等额外成本计入用户成本，使得用户在不知情的情况下承担了更高的费用。2025 年的投诉案例中，35% 涉及合同条款纠纷，这反映出此类问题的普遍性和严重性。例如，某企业在与售电公司签订合同时，未仔细研读合同条款，对其中的偏差考核条款认识不足。在实际用电过程中，由于企业用电量预测偏差，被售电公司追索高额考核费，导致企业综合成本反超电网代理购电 12%。这不仅给企业带来了经济损失，也让企业对售电市场产生了信任危机，影响了市场的健康发展 。 三、区域市场对比：蓝海与 “内卷” 的分野 不同区域的电力市场由于资源禀赋、政策导向和市场成熟度的差异，呈现出截然不同的发展态势，有的地区在这片领域中开拓出广阔的发展空间，而有的地区则陷入激烈的竞争与困境之中，形成了蓝海与 “内卷” 的鲜明分野。 （一）广东模式：技术赋能下的良性竞争 广东电力市场凭借其成熟的现货市场和丰富的增值服务生态，成为电力交易领域的佼佼者，展现出一片繁荣的发展景象。2025 年上半年，其交易电量高达 2944 亿千瓦时，这一庞大的交易量反映出市场的活跃程度与强大的吸引力。在这个充满活力的市场中，售电公司的盈利面更是达到了惊人的 95.4%，这一数据无疑证明了广东市场的优越性。 头部企业更是通过创新的 “售电 + 储能 + 需求响应” 组合拳，实现了度电收益 3.22 分的佳绩，远远超过了行业平均水平。他们之所以能够取得如此优异的成绩，核心在于对用户负荷数据的精准建模以及对多市场联动的巧妙运用。通过先进的数据分析技术，他们能够深入了解用户的用电习惯和需求变化，从而为用户提供更加个性化、精准的服务。在多市场联动方面，他们充分把握绿电、现货、辅助服务等市场之间的关联与协同效应，实现资源的优化配置与效益的最大化。在绿电市场，他们积极采购绿电，满足用户对绿色能源的需求，同时获取绿电溢价带来的收益；在现货市场，他们根据实时的电力供需情况和价格波动，灵活调整交易策略，实现低买高卖的套利操作；在辅助服务市场，他们利用储能设施和需求响应资源，为电网提供调频、调峰等辅助服务，获取相应的经济回报。这种多市场联动的模式，不仅降低了对单一价差的依赖，还为企业开辟了多元化的盈利渠道，使企业在市场竞争中始终保持领先地位 。 （三）广西困局：新能源过剩引发的价格战 广西电力市场则面临着截然不同的困境，新能源装机占比超 50% 的现状，使其从原本的 “紧平衡” 状态迅速转向 “时段性过剩”，这一转变给市场带来了巨大的冲击。2026 年，预计新增 700 万千瓦新能源，这无疑将进一步挤压火电的生存空间，加剧市场的供需矛盾。 在这种形势下，现货市场的低价如同传染病一般，迅速传导至中长期交易，导致常规电能量均价仅为 145 元 / 兆瓦时，这一价格令人咋舌，仅为绿电交易价格的 60%。如此低的价格，使得企业的利润空间被极度压缩，经营压力倍增。为了在这样艰难的市场环境中生存下去，企业不得不重新审视自身的市场定位和客户群体，将目光聚焦在高可靠性用户身上，如数据中心、半导体工厂等。这些用户对电力供应的稳定性和可靠性有着极高的要求，愿意为优质的电力服务支付更高的价格。相比之下，中小工商业用户由于价格敏感度较高，更倾向于选择价格低廉的电力，在这场价格战中，他们成为了被企业放弃的对象。这一现象不仅反映出广西电力市场的严峻形势，也揭示了新能源过剩对市场结构和企业经营策略的深刻影响 。

宁德时代锂矿的即将复产与宜春采矿权的规范清理，共同勾勒出中国锂资源行业的发展新蓝图 2025 年末，锂资源行业迎来两大关键动作：宁德时代旗下宜春时代新能源矿业有限公司的宜丰县圳口里 - 奉新县枧下窝锂矿采矿项目预计春节前后复产，与此同时，宜春市自然资源局发布拟注销 27 个采矿权的公示，引发市场对锂资源供给格局的广泛关注。 行业龙头动态与政策导向显示出锂资源行业迎来转型发展契机。 短期来看，上述采矿权注销对碳酸锂实际供应影响有限，而中长期则释放出监管趋严与产业升级的明确信号，中国锂资源行业正告别规模扩张的粗放发展阶段，迈入以 "安全、绿色、可持续" 为核心的高质量发展新时期。 作为全球动力电池龙头企业，宁德时代的锂矿复产进展备受瞩目。该项目于今年8月因采矿许可证到期暂停开采作业，历经四个月的合规流程推进，江西省自然资源厅此前已完成采矿权出让收益评估相关公示，宜春招标网也于12月19日发布了项目环境影响评价第一次环评信息公示，为复产奠定了坚实基础。此次复产不仅将为宁德时代的 "锂资源 - 电池制造" 产业链闭环提供关键支撑，也将有效补充国内合规锂资源供给，缓解市场对局部供应波动的担忧。 与复产消息形成呼应的是，宜春市自然资源局近期挂出的《关于拟公告注销 27 个采矿权的公示》，依据《矿产资源法》等法规，计划注销27宗过期失效的采矿许可证，公示期将持续至2026年1月22日。从矿权明细来看，此次拟注销的采矿权中，1宗 2023 年到期、5宗2024年到期，18宗有效期停留在2010至2019年之间，另有3宗为2010年以前过期，且多数已停止实际生产。矿种构成上，17宗为陶瓷土矿，7 为石灰岩，其余为高岭土、石英岩等，即便部分登记为 "陶瓷土" 的矿山实际伴生锂资源，也因长期闲置未形成有效供应。 市场分析普遍认为，此次采矿权注销对当前碳酸锂供应的实际影响较为有限。一方面，当前国内锂资源供给主要依赖合规在产矿山，拟注销的多为长期失效的 "僵尸矿权"，并未纳入行业有效产能统计；另一方面，头部企业已提前布局应对方案，如江特电机针对旗下狮子岭矿区注销事宜提交异议申请，同时加速推进茜坑锂矿投产准备，该矿 Li₂O 资源量达 31.9 万吨，开采年限长达 30 年，完全能够覆盖潜在资源缺口。从价格表现来看，尽管短期情绪扰动推动碳酸锂主力合约一度逼近 11 万 / 吨关口，但市场更多将其解读为资金面与供需基本面共振的结果，而非单纯受矿权注销影响。 更为重要的是，此次矿权注销与宁德时代锂矿复产背后，或是锂资源行业监管规范化的深层演进。随着锂矿上升为国家战略资源，宜春地区长期存在的 "以陶瓷土、高岭土名义开采锂资源" 的历史遗留问题，正进入系统性规范阶段。今年8月宁德时代枧下窝矿区因矿权问题关停，已拉开区域锂矿合规整治的序幕，此次27宗采矿权注销则是这一进程的延续，标志着行业合规化清理进入实质性落地阶段。 中长期来看，监管趋严将推动锂行业加速洗牌。低效产能将逐步被淘汰，产业集中度有望持续提升，具备合法矿权、技术优势与绿色生产能力的头部企业将获得更大发展空间。 数据显示，2026年全球锂资源供应增量预计在33万吨上下，国内新疆、湖南锂矿及西藏盐湖均有明确增量释放，而新能源汽车与储能产业的爆发式增长将带来38万吨的需求增量，行业正由过剩格局向紧平衡转变。这种供需结构变化，将进一步倒逼企业从 "规模扩张" 转向 "质量提升"，聚焦资源安全保障、绿色开采技术创新与可持续发展能力建设。 从产业发展逻辑来看，中国锂资源行业的高质量转型已具备坚实基础。在资源保障方面，国内已形成澳洲、南美、非洲等海外资源基地与国内新疆、四川、江西等产区协同发展的格局。 在技术创新方面，锂辉石提锂、锂云母提锂、盐湖提锂技术持续迭代，回收提锂产业快速崛起，2025年国内回收提锂产量预计超过8万吨；在政策引导方面，从矿权管理到环境评价，从产能调控到绿色转型，全方位的监管体系正在形成。 宁德时代锂矿的即将复产与宜春采矿权的规范清理，共同勾勒出中国锂资源行业的发展新蓝图。短期来看，合规产能的稳步释放将保障市场供应稳定；中长期而言，监管趋严与产业升级将推动行业实现质的有效提升和量的合理增长。在新能源汽车与储能产业持续增长的背景下，中国锂资源行业正以 "安全、绿色、可持续" 为核心，迈向高质量发展的新阶段，为全球新能源产业发展提供坚实支撑。

当全球科技巨头为AI算力竞赛投入千亿美金时，一场支撑算力革命的电力基础设施变革正悄然酝酿。特斯拉前动力系统与能源高级副总裁德鲁・巴格利诺的最新创业动向，将目光投向了固态变压器（SST）。这位在特斯拉效力18年、主导Model S动力系统与电池存储工程的核心技术人物，于2025年携新公司Heron Power高调入场，目标直指SST赛道，试图用电力电子技术重构电网的 “心脏”。 “AI 计算的扩展速度比支持它的电网基础设施更快。” 巴格利诺在社交平台上的表态，道破了当前科技产业的关键矛盾：一边是千兆瓦级AI数据中心的爆发式增长，单个机架功耗从140kW 向 1MW +跨越；另一边是沿用百年的传统变压器，正成为制约能源效率与算力落地的 “绊脚石”。 而且，人们已经很确认，SST绝非传统变压器的简单替代品，而是具备多功能、可调控特性的智能电网核心节点。它已被公认为未来智能电网、可再生能源集成、数据中心及交通电气化等领域的关键“使能技术”。因此，这些特斯拉前核心精英们正试图将SST从实验室推向产业化。而他们掀起的技术革新之猛烈，让人们不禁恍惚，难道 AI的尽头是电力，而电力的尽头是 SST ？ 从特斯拉到 Heron Power：为何押注 “电网新心脏”？ 巴格利诺的创业选择，并非偶然。在特斯拉的18年职业生涯中，他深度参与了电力电子设备的规模化设计与生产，从电池管理系统到能源存储产品，积累了应对大规模能源转换需求的核心技术经验。而当他离开特斯拉后，瞄准的SST赛道，恰是电力领域少有的 “百年未变” 的细分市场。 巴格利诺团队认为，过去100年里，变压器的核心构造几乎没有变化。传统变压器依赖厚重的铁芯与庞大的油冷装置，不仅体积庞大（一台10kV/500kVA油浸式变压器体积约3立方米、重量超2吨），更难以适配新能源与AI时代的电力需求。数据显示，全球电网因传统变压器效率不足，每年损耗超百亿美元；美国多个可再生能源项目甚至因缺变压器被迫停滞，项目成本额外增加 20%-30%。 而AI数据中心的崛起，进一步放大了传统电力架构的短板。Heron Power的调研显示，当前千兆瓦级AI数据中心采用的低压交流配电架构，需经过 “中压→低压交流→UPS→PDU→机架 PSU” 五级转换，每级转换损耗超 1%，端到端效率仅 93.6%。这意味着一座1GW规模的AI数据中心，每年因转换损耗浪费的电量足以供一个中等城市的家庭用电。同时，传统设备占地面积庞大，一座大型数据中心的电气设备区域约占总空间的 30%，严重挤压计算服务器的部署空间。 SST是解决这一矛盾的关键。 巴格利诺团队认为，SST的核心价值在于用电力电子技术替代传统电磁感应原理，实现 “更小巧、更高效、更智能” 的能源转换。相较于传统变压器，SST通过将低频交流电（50Hz/60Hz）转换为高频电流（10kHz-20kHz），体积可缩小70%，效率提升至 98% 以上，同时具备双向电力流动与毫秒级智能调控能力 —— 这些特性恰好契合AI数据中心与新能源并网的核心需求。 这一判断也得到了行业数据的支撑。随着分布式光伏、风电装机量激增（2025 年我国风电、光伏装机总量预计突破 12 亿千瓦），以及 800V 高压快充技术普及，传统变压器 “单向流动、响应迟缓” 的缺陷愈发明显。测算显示，配网侧接入SST后，新能源消纳率可提升15%-20%；而在AI数据中心场景，SST能将电力损耗减半，同时释放70%的电气设备占地面积，为计算服务器腾出更多空间。 SST 破局：前特斯拉团队的 “数据中心解决方案” 在Heron Power位于加州的研发中心，一套集成了SST与储能系统的电力平台已进入测试阶段。这便是巴格利诺团队针对 AI 数据中心打造的核心方案 ——Heron Link，其目标是实现 “中压直转直流” 的跨越式突破，直接解决传统架构的多级转换损耗问题。 “我们从第一原则重新思考数据中心电源，借鉴了电动汽车与储能领域的直流架构经验。”Heron Power技术总监介绍，Heron Link的核心创新在于两点：一是跳过传统的低压交流转换环节，直接将34.5kV中压交流电转换为800V直流电，与NVIDIA 800V机架参考架构完全对齐，端到端效率提升至97%以上，较传统方案损耗降低50%；二是集成Heron SuperBBU储能系统，提供超过30秒的备用电力支持，可保护价值数百万美元的AI训练任务免受电网扰动影响。 从技术参数来看，这套方案已展现出明显优势：单台Heron Link设备的交流功率达5MVA，直流功率可覆盖4.2MW（800V）至5MW（950V-1500V），转换效率稳定在98.5%以上，且符合UL 1741、OCP 800V rack 等国际标准。更关键的是，其模块化设计支持N+1冗余，可消除传统集中式UPS的单点故障风险，即“模块惩罚” —— 这意味着即使某一模块出现问题，数据中心的电力供应也不会中断。 而对AI数据中心而言，空间就是成本，效率就是利润。若采用 Heron Link方案，一座1GW规模的AI数据中心，每年可节省电费超2000万美元，同时释放的电气设备空间可多部署约15% 的计算服务器，相当于新增年营收超 1 亿美元。此外，传统数据中心的电力系统部署周期需12-18个月，而 Heron Link 的模块化设计可将这一周期缩短至3-6 个月，大幅加快算力投产速度。 值得注意的是，Heron Power并非孤例。另一家由特斯拉前工程师Brian Dow、Tommy Joyne 加盟的新加坡初创公司Amperesand，也在同期推出 “电力积木” 式 SST 解决方案。其采用碳化硅（SiC）器件与高频变压器的模块化设计，可将电力项目的通电周期从传统的24-36个月压缩至 100天，成本降低40%，计划于2025年交付全球首台 22KV、6MW 规格的 SST设备。 “半导体技术的快速迭代，正在打破传统变压器的制造局限。”Amperesand CEO Gary Lawrence（前施耐德电气全球总裁）表示，SST本质上是 “带电力转换功能的半导体设备”，可搭载数百个传感器实现毫秒级数据反馈，未来有望成为 “电力互联网” 的核心节点 —— 当某片区几十辆电动车同时充电，或光伏电站因云层遮挡发电量骤降时，SST 能像 “智能交通指挥员” 一样实时调配电力，确保电网稳定。 重构产业格局：电力的尽头是SST？ 随着Heron Power、Amperesand等企业的入场，SST赛道的融资热度也快速攀升。Heron Power正在推进3000万-5000万美元的A轮融资，由专注可持续发展领域的Capricorn Investment Group领投，公司估值已达数亿美元级别；Amperesand则在2024年初完成1250万美元种子轮融资后，计划于2025年启动A轮融资，目标估值较种子轮提升3-5 倍。 这不是简单的设备替代，而是电力系统的范式革命。传统变压器市场规模超2000亿元，但增长缓慢；而SST在 AI 数据中心、新能源并网、电动汽车快充等场景的需求爆发，正推动其成为电力设备赛道增速最快的细分领域。赛迪顾问预测，2030 年我国SST整体市场规模将突破800亿元，年复合增长率超40%，其中AI数据中心与新能源并网将贡献60%以上的需求。 不过，赛道爆发的同时，挑战仍存。当前SST的核心器件 —— 碳化硅（SiC）MOSFET 的成本仍较高，导致SST的单台价格约为传统变压器的 3-5倍，尽管长期运行可通过节能收回成本，但短期内仍制约电网公司与数据中心的采购意愿。此外，行业标准尚未统一，不同企业的技术路线差异较大，也可能延缓规模化落地进程。 但巴格利诺团队对成本下降充满信心，他认为随着 SiC 器件国产化率提升（2025 年国内 SiC MOSFET 国产化率有望突破 50%）与规模化生产，SST的成本将在3-5年内降至传统变压器的1.5倍以内，具备全面替代的经济性。“AI 需要更强大的算力，算力需要更高效的电力，而 SST 就是连接二者的关键纽带。”

近期，随着辽宁、陕西、湖北、河北南网、重庆等地区2026年电力中长期交易方案陆续出炉，一个关键词让电力市场主体集体绷紧了神经——取消行政峰谷分时电价。 要知道，早从20世纪80年代起，我国部分省市开始逐步实施峰谷分时电价制度，从“高峰贵、低谷贱”的固定规则，到企业据此调整生产、储能靠“低买高卖”套利，这套机制早已深度嵌入电力市场的每一个环节。如今多地突然按下“取消键”，到底是怎么回事？是电费要全面涨价，还是电力市场要迎来根本性变革？ 先给结论：这不是简单的“取消电价差异”，而是用“市场化分时”取代“行政化分时”的关键一步，是国家推动电力市场从“政府定价”向“市场定价”转型的明确信号。但这一变化，会让新能源企业、储能行业、售电公司、工商业用户迎来“几家欢喜几家愁”的格局重塑。今天，我们就把这件事彻底说透。 一、读懂分时电价： 从“行政指令”到“市场选择”必然之路 要理解这次变革的意义，首先得搞懂：什么是峰谷分时电价？为什么现在要取消它？ （一）分时电价的核心逻辑：用价格杠杆“削峰填谷” 电力的特殊之处在于“发、输、配、用瞬间完成”，无法大规模储存。这就导致：用电高峰时，电网压力巨大，需要启动成本更高的调峰机组；用电低谷时（比如深夜大家都睡觉），发电能力过剩，甚至会出现新能源“弃风弃光”的情况。 峰谷分时电价的核心逻辑，就是用价格差异引导用户行为：政府划定固定的高峰、平段、低谷时段，设定不同的电价浮动比例——高峰时段涨价，抑制非必要用电；低谷时段降价，鼓励用户多用电，从而平衡电网负荷，提升电力资源利用率。 比如过去很多地方的规则是：高峰时段（8:00-12:00、17:00-21:00）电价上浮50%，低谷时段（23:00-7:00）下浮50%，平段保持基准价。一家化工厂只要把高耗能的电解工序放在深夜，就能大幅降低电费成本；储能电站也能靠“深夜充电、傍晚放电”的简单操作稳定套利。 （二）政策演变：国家早已定调，多地落地执行 此次多省取消行政分时电价，并非地方“临时起意”，而是国家层面电力市场化改革的必然要求，政策脉络早已清晰： 2024年12月，国家发改委、能源局发布《 关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行〔2024〕1752号），明确提出：持续完善电力中长期合同价格形成机制，直接参与市场用户不再执行政府规定的分时电价； 2025年12月，国家发改委、能源局发布关于印发《 电力中长期市场基本规则》的通知（发改能源规〔2025〕1656号），进一步强调：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。 简单说，国家的态度很明确：电力是商品，其价格应该由市场供需决定，而不是政府靠行政指令划定。现在辽宁、陕西、湖北等省的2026年交易方案，就是这一国家战略的具体落地。 （三）多省政策细节拆解：取消的是“行政定价”，不是“分时差异” 很多人看到“取消峰谷分时电价”就慌了，觉得以后用电不分时段、价格都一样了。但看完多省的政策细节就会发现：取消的是“政府规定的固定峰谷时段和浮动比例”，不是“分时电价”本身。我们拆解几个典型省份的政策，一看就懂： 辽宁：现货市场结算试运行期间，采取顺价模式，批发市场电能量价格、输配电价、线损费用，都不再执行现行的计划性峰谷分时电价。核心是“告别计划定价”，让现货市场价格主导分时差异； 陕西：2026年市场化用户（批发、零售）不再执行峰谷浮动政策，电价主要由售电公司与电厂的批发均价传导形成，明确“最低电价主要出现在中午光伏大发时段”。这不仅没取消分时，还给出了市场化的分时规律预判； 河北南网：中长期合同若采用分时模式签约，直接传导给零售用户；若采用曲线交易模式，按当月现货市场分时电价曲线特性，折算成分时电价传导。核心是“让市场合约价格直接形成分时信号”。 总结下来就是：过去是“政府让你什么时候便宜，你就什么时候用”；以后是“市场供需决定什么时候便宜，你跟着市场信号用”。这一变化，看似只是定价主体变了，实则会引发整个电力市场的连锁反应。 二、直观对比： 取消前后，电价曲线天差地别 要理解改革的影响，最直观的方式就是对比：执行政府分时电价时，电价曲线是什么样？取消之后，又会变成什么样？我们结合某省的实际数据和市场规律，给大家做个清晰对比。 （一）执行行政分时电价：固定时段+固定价格，一眼看到头 我们以某省2025年11月一周的电价曲线为例，在执行行政峰谷分时电价时，呈现出非常明显的“固定规律”： 高峰时段（7:30-10:30、16:00-21:00）：电价稳定在0.84元/千瓦时左右，不管当天天气如何、负荷波动多大，价格基本不变； 平段时段（5:00-7:30、10:30-11:30、12:30-16:00、21:00-22:00）：电价维持在0.62元/千瓦时上下； 低谷时段（22:00-5:00、11:30-12:30）：电价固定在0.4元/千瓦时，整整9个小时，价格没有任何变化。 这种模式的优点是“稳定可预判”，企业可以提前制定生产计划，储能也能靠“两充两放”稳赚差价。但缺点也很致命：价格信号失真，无法反映真实供需。 比如某省某天中午光伏大发，电力供过于求，按道理应该降价鼓励用户用电，但因为处于平段，电价还是0.5元/千瓦时，导致大量光伏电力被浪费；又比如某天深夜，因为新能源汽车集中充电，负荷突然飙升，电网压力加大，但低谷电价还是0.3元/千瓦时，无法抑制非必要用电。 （二）取消行政分时电价：市场供需主导，每天都是“新曲线” 取消政府规定的分时电价后，电价曲线会彻底“活”起来，核心特点是“跟着供需走，每天不一样”，但会呈现出一些市场化的规律： 以陕西为例，由于新能源装机占比超50%，中午光伏大发时段（11:00-15:00）电力供给充足，会成为全天电价最低的区间，可能低至0.2元/千瓦时甚至更低；而傍晚时分（17:00-20:00），光伏退出、用电需求旺盛，会成为电价高峰，可能涨到1元/千瓦时以上； 再看河北南网，若某一天遇到大风天气，夜间风电大发，低谷电价可能比中午还低；若遇到极端高温天气，下午14:00-16:00的空调负荷激增，可能会出现“午间高峰”，打破传统的“早晚高峰”规律。 陕西2025年12月某三天的市场化电价曲线预测，更能直观看到差异： 第一天（晴天）：10:00-17:00电价0.1元/千瓦时（光伏大发），19:00-21:00电价0.85元/千瓦时（负荷高峰）； 第二天（阴天）：光伏出力不足，中午电价0.35元/千瓦时，17:00-21:00电价0.95元/千瓦时（持续高峰）； 第三天（刮风天）：夜间23:00-5:00电价0.15元/千瓦时（风电大发），中午电价0.3元/千瓦时。 这种市场化曲线的优点是“价格信号精准”，能真正引导用户“荷随价动”——哪里便宜哪里用，哪里紧张哪里省；但缺点是“波动不可控”，对企业的用电规划、储能的运营能力、售电公司的预测水平，都提出了更高要求。 三、深度影响： 电力市场大洗牌，有人欢喜有人愁 取消行政分时电价，就像推倒了多米诺骨牌，会对新能源企业（含分布式光伏）、储能行业、售电公司、工商业用户乃至整个电力市场都产生深远影响。每一类都要重新找准自己的定位，否则很可能被市场淘汰。 （一）新能源企业：消纳难题缓解，但价格波动风险加大 对于新能源企业来说，取消行政分时电价既带来了机遇，也带来了挑战。从机遇方面来看，取消分时电价后，电价将更加市场化，新能源大发时段的电价会自然下降，形成“低价信号”，引导用户增加用电，从而大幅提升消纳能力，提高新能源企业的发电收益。 挑战同样存在。光伏电站发现，过去“中午发电多”的优势，可能转变为“中午价格低”的劣势。这倒逼新能源企业从“发电量最大化”转向“发电价值最大化”，不得不考虑配置储能，将电力转移到高价时段出售。 尤其是分布式光伏的“算盘”需要重新打。过去，工商业用户安装光伏，主要是为了在高峰时段节省高昂的电费支出。市场化后，这一逻辑被颠覆。 先看风险方面，政策依赖性增强与供需波动风险交织。行政分时电价取消可能伴随电力市场化改革加速，售电合同需重新谈判，电价条款不确定性增加；同时，光伏发电集中时段若电力供应过剩，电价可能跌至“地板价”，进一步压缩收益。 消纳压力下，缺乏价格信号引导用户调整用电行为，光伏发电高峰时段的消纳难题将加剧，弃光率可能上升。为应对此问题，配储需求虽会激增，但分时电价取消后峰谷价差缩小，储能经济性下降，反而可能抑制储能配置意愿，形成恶性循环。 行业转型层面，分布式光伏需从政策驱动转向市场驱动，探索绿电交易、碳交易等多元化收益模式。但短期内市场机制不完善，收益波动风险加剧。同时，技术创新紧迫性提升，需通过提升组件效率、延长寿命等方式降低成本，并探索“光伏+储能+虚拟电厂”等新业态，以参与电力辅助服务市场获取额外收益。 整体来看，取消行政分时电价将倒逼分布式光伏加速转型。 （二）储能行业：告别“躺赚”时代，专业玩家才能存活 储能行业可能是这次变革中“感受最复杂”的群体——过去靠行政峰谷价差“躺赚”的时代彻底结束，但专业能力强的储能企业，反而能迎来更大的发展空间。 过去，储能行业的盈利模式非常简单：靠政府划定的固定峰谷价差套利，比如低谷时段0.3元/千瓦时充电，高峰时段0.8元/千瓦时放电，扣除损耗后，每度电能赚0.45元左右。这种模式下，只要有资金、能建电站，就能赚钱，导致大量“纯财务投资型”企业涌入，行业鱼龙混杂。 取消行政分时电价后，固定的峰谷价差消失，传统的“两充两放”模式彻底失效，那些只会堆砌设备、没有运营能力的储能企业，会直接被淘汰。 但对于专业储能企业来说，这却是一次“黄金机遇”。市场化的电价曲线会形成更多、更复杂的价差机会，比如陕西的“午间低价、傍晚高价”，河北南网的“夜间风电低价、午间光伏次低价”，只要能精准预测电价走势，就能通过高频交易、灵活充放电获取更高收益。 更重要的是，独立储能的价值被充分释放。四川2026年电力市场交易总体方案（征求意见稿）明确，独立储能可作为独立主体参与电能量市场和辅助服务市场，按15分钟时段进行结算——这意味着专业储能企业可以利用毫秒级的响应速度，捕捉转瞬即逝的价格尖峰，通过调频、调峰等辅助服务获取稳定收益。 （三）售电公司：从“价差套利者”变身“风险管理者” 对售电公司来说，取消行政峰谷分时电价是“生死考验”也是“转型契机”。 过去，售电公司的盈利模式很简单：从电厂以批发价买电，再以政府规定的分时电价卖给用户，赚固定的价差。这种模式下，售电公司不需要太多专业能力，只要能拿到低价电、找到用户，就能赚钱，导致行业竞争激烈，甚至出现低价恶性竞争的情况。 取消行政分时电价后，售电公司的盈利模式彻底改变：不再是“赚固定价差”，而是“赚价格管理的增值服务费”。具体来说，售电公司需要做好两件事： 一是精准预测批发市场价格，通过签订分时段中长期合同对冲风险。如果预测不准，很可能出现“买电价格高于卖电价格”的亏损倒挂情况。 二是为用户提供定制化的用电优化服务。售电公司需要根据用户的用电特性和市场化电价曲线，为用户制定个性化的用电方案。 这也意味着，售电行业的“马太效应”会越来越明显：具备价格预测、风险管控、用户服务能力的头部企业会占据更多市场份额，而那些只会低价套利的小型售电公司，会逐渐被市场淘汰。 （四）工商业用户：“会用电”的省钱，“不会用电”的多花钱 工商业用户是这次变革的“直接影响者”，最终的结果因人而异，核心取决于“用电负荷的调节能力”。 负荷调节能力强的企业 这是一次绝佳的降本机遇。可通过建立专业的能源管理团队，或者采用节能设备、优化用电管理等方式，预测电价曲线，优化生产排班，降低用电成本，提高能源利用效率。 负荷调节能力弱的企业 需面临成本波动的风险。但这类企业也不是没有办法，比如通过配置小型储能、参与需求响应等方式，也能降低成本。 对于中小企业来说，自己没有专业的能源管理团队，很难应对市场化的电价波动。此时，选择一家靠谱的售电公司，签订组合类电价合同（比如中长期均价+现货出清价），是规避风险的最佳方式。