虫虫说电力改革 - 节目列表

最近，国家能源局发布了2025年1-12月的绿证交易情况。 2025年1-12月，国家能源局共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个。电量生产年为2024年的绿证交易平均价格1.12元/个，电量生产年为2025年的绿证交易平均价格5.15元/个。涨幅接近400%。 与此同时，2026年开年，关于零碳园区、双碳、低碳以及绿色产品等相关政策频出，企业对绿色电力的需求呈现持续升温的态势。 在此背景下，小编也注意到市场上关于绿证的疑惑也日益增多。所以整理了相关的内容与大家一起分享下。 一 基础认知 绿电与绿证两种交易模式 首先我们要明确绿电的含义：绿色电力是指符合国家政策的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量。 而由于电力的同质性，除专线供电和自发自用等特殊情况外，电力上网后，从电网侧和用户侧均无法区分电力品类，只能从发电侧通过特殊标识予以区分。于是绿证由此诞生，并且带来了绿电交易与绿证交易两种模式。 绿电交易是“物理电量+绿证”的打包批发。需要交易双方有电网物理通道连接，由电力交易中心定期组织开展，一般按照年（多年）、月（多月）、月内（旬、周、日滚动）等周期组织。它是一种特殊的、捆绑式的绿证交易。 绿证交易则是单纯交易电力的“环境价值”。它不受电网物理链接约束，在全国范围内自由交易，也不受时间和交易组织频次的限制，市场参与者可以根据自身需求随时随地进行交易。（小提示：绿证分为“可交易绿证”和“不可交易绿证”，上网电量对应可交易绿证，自发自用电量对应不可交易绿证。） 图片来源：小王的双碳笔记本 二 户用与工商业光伏绿证申请全流程 获得绿证的第一步：可再生能源发电项目必须先建档立卡（相当于项目的“身份证”，须在并网后一个月内完成），否则无法核发绿证！ 1、户用光伏：自然人无需操作，由电网企业代为再“国家可再生能源项目信息管理平台（djfj.renewable.org.cn）”完成备案。 2、非自然人和工商业光伏须有企业投资主体提交备案、并网协议、计量方案等材料，完成自主建档。 图片参考：风光储知识分享库 绿证由“国家能源局电力业务资质管理中心”核发。数据来源主要靠电网/交易机构推送电量数据；若无法提供，项目业主可自行或委托代理机构提供（需附结算单、电表检定证明等）。 核发周期为按月统一核发，次月核发当月电量对应绿证。每个1000度电核发1个绿证，不足部分结转至下期。 核发的绿证上会记载绿证编码、发电项目名称、项目代码、项目所在地、项目持有单位及所在省份、生产电量、发电类型、电量生产年月和有效期等信息。其中，主要信息记载在绿证页面上，详细信息记载在绿证基本信息表中（扫描左下角二维码显示）。 三 绿证如何交易？收益归谁？ 开展交易前，企业用户需要在电力交易平台进行信息注册，政府机关、事业单位、非政府组织等非自然人主体也可通过绿证交易平台完成注册。 交易参与方： ▷ 卖方：已建档立卡的发电企业或项目业主 ▷ 买方：法人、非法人组织、自然人（政府机关、企业、机构、个人均可）。许多中小工商业项目因体量小、定价弱，也可以选择委托售电公司或服务机构进行“绿证打包”集中交易，议价能力更强。（小提示：需签授权协议，将协议扫描件提交国家绿证核发交易系统备案，代理账户注册成功后，委托交易主体的操作权限将被冻结） 交易场所： ▷ 绿证单独交易：中国绿证交易平台、北京/广州电力交易中心 ▷ 绿电交易：北京/广州/内蒙古电力交易中心 交易方式： 绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行 ▷ 双边交易：由购售双方自主协商绿证交易数量和价格，并通过绿证交易平台完成绿证交割。交易时由发电企业率先申报交易信息，企业用户进行确认。 ▷ 挂牌交易：发电企业通过绿证平台申报出售绿证的数量、价格等信息，用户进行摘牌、确认。 ▷ 集中竞价交易：按需适时组织开展，按照相关规定明确交易数量和价格。 国家可再生能源信息管理中心于当日完成绿证核发，通过绿证交易平台发送至用户平台账户。企业用户可在“我的交易”页面通过“交易结果”模块查看绿证信息及交易明显。 为防止市场炒作，现阶段绿证仅可交易一次。绿证自核发之日起，有效期两年，有效期结束后不再进行交易。 绿证交易收益归属： 不享受补贴的项目（平价/自愿弃补/补贴到期），绿证收益全归发电方；享受补贴的项目，保障性收购电量对应绿证收益冲抵补贴或归国家，自主交易电量对应绿证收益扣减补贴。 绿证市场作为绿色能源领域的重要组成部分，正随着政策的推动和市场的需求不断发展和完善。通过深入了解绿证的基础知识、申请流程和交易规则，我们能够更好地把握市场机遇，共同推动绿色能源的发展，为实现碳达峰、碳中和目标贡献力量。

工商业储能领域，峰谷价差整体收窄的趋势不可逆转。 中关村储能产业技术联盟2026年1月发布的数据显示，全国已有28个省份的最大峰谷价差同比收窄。这其中的典型事件，当属江苏2025年6月施行的分时电价新政——彼时，该政策导致峰谷价差大幅收窄，在当地储能行业引发的震动似乎至今余波未平。此前，记者曾在《峰谷价差收窄，倒逼工商业储能改变盈利模式》一文中对此进行了报道，并预判浙江或将跟进相关政策。果不其然，2025年10月，浙江省发展改革委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，明确了新版分时电价规则。政策调整后，浙江峰谷价差从0.8254元/千瓦时大幅收窄至0.5039元/千瓦时，直接带来的影响是：2小时锂电池储能项目的投资回收期从5.4年陡增至9.1年。 显而易见，分时电价政策的调整，对以峰谷套利为主要盈利模式的工商业储能项目影响重大。 “简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了。”有业内人士直言。这句论断听来令人心惊，却一语道破当前我国工商业储能市场的现实变局。 分布式储能成为新能源就近消纳抓手 如此背景下，行业价值转型的步伐愈发迫切。自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉指出，分布式储能正摆脱工商业峰谷套利的单一盈利路径，朝着两个方向转型：一是作为平抑出力波动、提升新能源自用率的分布式新能源消纳配套单元；二是作为助力配电网稳定运行、支撑电网调节的微单元。 作为分布式储能的主要组成部分，工商业储能的价值转型也是如此。所谓分布式储能，是指分散部署在用户侧（家庭、工厂、商场等场景）、配电网侧，或毗邻分布式新能源场站的小型储能系统。这类储能系统可就地存储富余电力、平抑出力波动，大幅提升本地新能源自用率与配网消纳能力。 在国内，分布式储能目前尚无统一的官方界定。对此，自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟近期联合发布《分布式储能发展商业模式研究》（以下简称“研究报告”），将其定义为接入电压等级35千伏以下、功率规模≤6兆瓦的储能系统。 从应用场景划分，分布式储能分为工商业储能、电网侧分布式储能、新能源配储等类别。 近年来，伴随新型储能建设运营成本下行、分布式能源大规模开发利用，叠加一系列利好政策持续推动，国内分布式储能的发展步伐显著加快。数据显示，2019年至2025年前三季度，国内分布式储能累计装机规模已从570兆瓦攀升至3638兆瓦。不过需要注意的是，相较于集中式储能，分布式储能存在单个项目体量小、开发难度高的特点，整体增速不及集中式储能。而随着国家对新能源就近消纳的要求不断提升，分布式储能成为就近消纳新能源的重要抓手。 分省份来看，截至2025年9月，江苏、广东、浙江等经济发达省份的分布式储能累计装机规模位居前列。这与这些省份通常为购电省份，分时电价价差较高，且大型工商业用户较多密切相关。 国内外分布式储能发展格局差异显著 在这份研究报告中，针对占比分布式储能68.70%的工商业储能，报告用大篇幅展开深入分析，主要围绕国内外工商业储能发展情况对比、我国工商业储能发展现状，以及行业当前面临的问题与挑战等展开。 记者注意到，国内外分布式储能的发展格局存在显著差异——国外以家庭户用储能为主，国内则以工商业储能为绝对主流。 国外户用储能市场份额的壮大，核心驱动力在于高昂的居民电价。“以德国为例，2024年居民电价达到0.4欧元/千瓦时，折合人民币约3.3元，一度电就要花费三块多，用电成本相当高昂。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬介绍道。国外户用储能通常与户用光伏系统搭配使用，白天光伏余电存入储能电池，供夜间或阴雨天使用，可将光伏自发自用率从30%—50%提升至80%—100%，大幅降低家庭用电成本。 除此之外，国外电力供应稳定性不及国内，居民需要储能设备作为备用电源，在停电等离网情况下进行供电，这也是户用储能普及的重要原因。 政策补贴进一步加速户用储能推广。德国对户用储能免除增值税，并给予光储充一体化项目专项补贴，可使投资成本降低超一半。一个配置10千瓦光伏与9.8千瓦时储能的德国家庭，投资回收期仅需4年左右。美国加州的政策力度同样强劲，《通胀削减法案》提供30%—70%的投资税收抵免，叠加自2023年起实施的自发电激励计划补贴，能将储能投资成本从1000美元/千瓦时降至550美元/千瓦时以下。 盈利模式优化也是加州户用储能发展的关键。当地将光伏余电上网的净计量模式调整为净计费模式。两种模式区别为：净计量模式下余电上网电价与零售电价一致，电费按“用电量-上网电量”乘以零售电价计算；净计费模式下光伏上网电价分峰谷时段，储能可实现峰谷套利。2024年，南加州爱迪生电力公司峰谷价差达0.24—0.4美元/千瓦时。在此条件下，光储一体化系统投资回收期可缩短至7—8年，优于单独光伏系统的8—9年。此外，加州的分布式储能可聚合接入虚拟电厂参与电力市场交易，进一步拓宽收益空间。 与之形成鲜明对比的是加州工商业储能。其政策支持力度较弱，仅能享受投资税收抵免，无法纳入自发电激励计划；收益来源也相对单一，主要依靠分时电价价差套利和备用电源服务，仅净计费模式对工商业光伏配储有一定推动作用。与此同时，加州工商业电价低于居民电价，2025年5月商业、工业平均电价分别为0.2291美元/千瓦时、0.2017美元/千瓦时，而居民电价达0.3503美元/千瓦时，工商业光储系统经济性偏低。以一个典型的工商业储能项目为例，项目投资为800美元/千瓦时，能够获得30%的投资税收抵免补贴，电价差为0.2美元/千瓦时，投资回收期需9.4年，长于户用储能。德国工商业储能的政策支持力度同样偏弱，与美国加州情况相仿。 由此可见，政策补贴与费用减免等利好措施，是推动储能产业规模化发展的重要助力。 近两年，我国分布式储能尤其是工商业储能的快速发展，主要得益于国家密集出台的多项扶持政策。尤其是，国家层面将储能列为新型经营主体，与虚拟电厂、负荷聚合商等并列纳入现货市场成员范畴。这一举措为储能明确了“市场身份”，对行业发展而言意义重大。“这为储能公平参与市场交易扫清了身份障碍。”新源智储能源发展（北京）有限公司市场总监高志远如此评价。 从盈利结构来看，当前工商业储能的收益来源主要涵盖峰谷价差套利、容量电费节省、需求响应补贴，以及聚合接入虚拟电厂参与电力市场交易等。不过就现阶段而言，峰谷价差套利仍是主要的收益渠道，其余收益仍相对有限。 事实上，我国工商业储能的规模化发展，与分时电价政策的落地实施密不可分。2021年7月，《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》印发，明确提出要合理拉大峰谷电价价差。此后，各省相继出台配套分时电价政策。其中，浙江、广东等沿海地区凭借较高的峰谷价差、可实现“两充两放”，加上聚集大量大工业用户，成为工商业储能的主要增长地区。 似乎有些许“成也萧何，败也萧何”的意味——分时电价政策的进一步调整，又给工商业储能带来了经济性大幅下滑的难题。这一变化以2025年江苏、浙江等省的政策调整为代表：江苏自2025年6月起，峰谷价差从0.85元/千瓦时降至0.65元/千瓦时；浙江则在2025年10月将价差由0.8254元/千瓦时收窄至0.5039元/千瓦时，价差收窄幅度十分显著。 不少储能从业者直言，政策调整后项目收益“近乎腰斩”，并建议相关部门在制定或修订分时电价政策时，设置合理的政策过渡期，例如细化峰谷时段划分、设立合理的浮动范围等。 针对这一诉求，业内相关专家给出了不同视角的解读：电价政策的调整蕴含深层考量。其核心目的是引导用户削峰填谷，有序用电，从而缓解电网尖峰负荷压力，保障电力系统的供需平衡与安全稳定运行。 深究政策调整的背后，实则是多重因素交织的综合结果，包括电力市场化改革的持续深化、新能源高比例渗透下电力供需结构的变化、工商业领域成本压力的传导等。 因此，峰谷价差收窄本质上是电价机制的“结构性优化”，而非“政策转向”。更重要的是，这一变化也体现了电力定价从行政主导向市场主导的转型与适配——行政主导的固定价差收窄，市场主导的实时价差更灵活，价格信号有效性就会提升。 尽管研究报告中建议合理拉大峰谷价差，但结合当前多重现实因素来看，这一建议短期内较难落地。在此背景下，“简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了”的行业论断，也就不难理解了。 整体来看，国内分布式储能的商业模式仍处于探索阶段，行业发展仍面临政策持续性不足、收益来源单一、成本疏导机制缺失等多重挑战。 尽管前路挑战重重，但IEEE PES国际电气储能市场与规划分委会相关专家认为，分布式储能的未来发展方向将逐步聚焦于为属地化电网的安全稳定运行提供支撑，实现从过去单一套利模式向源荷互动模式的转型演进。 鉴于目前分布式储能多分布在用户内部，缺乏独立计量装置，无法直接参与电力市场，中国电力科学研究院用能研究所供需互动室副主任王舒杨表示，通过虚拟电厂等聚合的方式参与电力市场是必然选择。 各地陆续开展的一系列市场化示范实践，也证实了这一点。例如，广东聚合分布式储能的虚拟电厂，已正式参与广东电网的调频调峰辅助服务；浙江部分储能项目通过接入虚拟电厂参与市场化报价；山东则明确支持分布式储能参与容量补偿与电力交易。这些实践充分彰显了分布式储能的灵活调节能力与市场化参与潜力。随着市场化的推进，分布式储能的收益模式也从原先依赖单一电价差的模式，转变为市场交易+辅助服务+地方专项补贴的多元收益格局。 高志远认为，这些实践案例起到了很好的示范推广作用。但要让这些项目从示范变成普遍的市场行为，还需要政府和行业共同努力，充分利用好市场调节机制。

据Mining.com网站援引彭博通讯社报道，为延长燃煤发电年限，美国总统特朗普采取了多项措施，他下令五角大楼从煤电厂购买电力，并宣布拨款数百万美元用于升级现有设施。 特朗普指示国防部长皮特·赫格塞斯（Pete Hegseth）与燃煤电厂达成购买电力协议以保障军事行动。根据特朗普指示，五角大楼能源设施办公室将寻求签订长期协议，以满足需求增长和更稳定的运营环境。 “现在我们将通过军方来大量购买煤炭，这比我们多年来一直使用的煤炭更便宜，而且实际上也更有效”，特朗普周三在白宫举行的一次活动上表示，出席此次活动的有矿企、煤炭企业高管和能源行业领导人。 特朗普称赞煤炭是“最可靠和信赖”的能源，并表示政府的此项举措将有助于提高煤炭发电量，从而降低消费者的用电负担，并确保对国家安全至关重要行业获得稳定电力供应。 特朗普称，“在我执政的第一年，煤炭发电量增长了近15%，明年这个数字将达到25%-30%。煤炭发电量增加意味着用电成本下降，美国民众和政府可省下更多钱。这不错。” 这位总统还表扬了田纳西河谷管理局（Tennessee Valley Authority）继续运营两座原本计划关闭的燃煤电厂的计划，并宣布能源部将拨款支持燃煤电厂的升级改造。据白宫官员透露，这笔1.75亿美元的资金将用于肯塔基州、北卡罗莱纳州、俄亥俄州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州六座燃煤电厂的升级改造。 美国煤炭生产商皮博迪能源公司（Peabody Energy Corp.）的股价盘中一度上涨9.6%。该公司首席执行官吉姆·格雷奇（Jim Grech）在活动中表示，该公司正在“与政府合作探讨新建燃煤电厂的可行性”。 这些措施是特朗普为提振煤炭开采和消费所做的最新努力。煤炭是一种化石燃料，由于天然气和可再生能源价格更低廉，以及人们对气候变化的担忧，煤炭在美国作为发电来源的使用量有所下降。但随着华盛顿政策的调整，以及公用事业公司为满足AI（一个能源消耗巨大的行业）带来的电力需求激增而寻求解决方案，这种局面已经发生了转变。 特朗普认为其所谓的“清洁、美丽的煤炭”发电对于解决他的两个政治要务非常关键，一是帮助美国赢得人工智能领域的全球竞争，二是在11月中期选举前为消费者降低公用事业费用。 在特朗普采取措施扶持煤炭行业的同时，美国联邦政府却终止了对一些风能和太阳能电网项目的资助。此外，政府还在放松此前鼓励摆脱化石燃料（导致气候变化的罪魁祸首）的监管规定。 环保者认为，这些举措代表联邦政府试图扶持一种污染严重的燃烧能源，而牺牲更清洁的替代能源——这与多年来华盛顿许多共和党人和民主党人所秉持的“能源兼顾”方针背道而驰。 “当美国民众要求清洁、价格合理的能源时，特朗普政府却用我们的税款来扶持美国最脏、效率最低的发电厂，”自然资源保护委员会（Natural Resources Defense Council）主席马尼什·巴普纳（Manish Bapna）说。

2月11日，国务院办公厅发布关于完善全国统一电力市场体系的实施意见。 文件明确，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 优化全国统一电力市场体系实现路径。加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。 促进各类经营主体平等广泛参与电力市场。进一步推动发电侧经营主体参与电力市场。落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。探索建立体现核电低碳价值的制度，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量。 扩大用户侧经营主体参与电力市场范围。完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。加大电力需求侧资源开发利用力度，鼓励和支持需求侧资源根据自身禀赋参与电力市场。 有序推动新型经营主体参与电力市场。在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。 健全电力市场治理体系。完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。 完善电价形成机制。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。

2月4日，有关埃隆·马斯克团队近期到访中国多家光伏企业的传闻，引发市场与投资者的高度关注。 消息传出后，中国光伏板块立即出现明显反应。多家A股与港股光伏相关企业股价短期内获得两位数涨幅，引发市场对潜在合作机会的猜测。 其中，晶科能源股价在消息传出的两个交易日内暴涨36%，2月5日回落6.07%；协鑫集成股价三个交易日累计上涨26%；TCL中环三个交易日累计上涨16%；晶盛机电在两个交易日内暴涨33%，2月5日回落9.85%。 据《证券时报》报道，2月4日，晶科能源、协鑫集成回应，确认接待了马斯克旗下公司的来访团队，但均未披露具体商业计划或合作协议。企业普遍强调，这些交流仍停留在技术与行业层面的初步沟通阶段，未与相关团队开展任何合作。 这一动作迅速引发市场热议。有分析人士指出，这不仅是一次普通的企业考察，更反映出全球科技巨头在新能源布局上的前瞻性战略。随着人工智能算力需求快速增长，对稳定、高效电力的需求也日益凸显，光伏产业因此成为资本市场和科技行业关注的焦点。 马斯克点燃市场情绪 一位投资经理表示，此轮股价上涨主要源于市场情绪与预期交易，而非企业基本面出现实质性变化。上涨的核心原因，主要源于投资者将马斯克对太阳能的兴趣，解读为科技巨头正在向能源上游延伸的信号。 在此前《马斯克的“太空光伏梦”，离不开中国供应链》的这篇解读中，我们详细阐述了马斯克如此看重中国光伏供应链的原因。 作为全球光伏制造的主导力量，中国企业正成为马斯克太空能源蓝图中，不可回避的供应链核心。光伏技术公司炎和科技创始人冯凡指出，目前中国企业从装备、材料到组件的产能与出货量占据了全球70%以上，构成了全球光伏产业真正的基础设施层。换句话说，如果马斯克要推动大规模、低成本的太空光伏路线，无论他是否在美国本地化部署，都会“不可避免地依赖中国”。 对于国内光伏概念股的火热表现，外媒也给出了相关分析：从长远角度看，多数机构依然看好中国光伏产业的发展前景。毕竟，中国供应商在制造成本控制、产业链完整性以及大规模工程化能力方面具有明显优势，这些优势在短期内很难被其他国家取代。 不过，也有多家机构提醒，类似的情绪性上涨往往来得快、退得也快。如果后续缺乏明确订单、合作协议或资本投入落地，股价可能面临回调压力。 与此同时，国内行业层面也开始密集释放“降温”信号。 2月4日晚，中国光伏行业协会执行秘书长刘译阳表示，太空光伏技术仍处于探索与验证的初期阶段，当前判断明确技术方向为时尚早。在2月5日“光伏行业2025年发展回顾与2026年形势展望研讨会”上，工业和信息化部电子信息司副司长王世江指出，光伏行业当前正处于新一轮深度调整期，行业深层次的供需错配尚未解决，企业的经营依然面临较大挑战，整治行业内卷将成为今年工作的重中之重。 马斯克重点关注的光伏赛道 根据相关披露，此次马斯克团队访问的企业覆盖光伏全产业链，包括设备、硅片、电池组件以及前沿技术方向，尤其对异质结（HJT）和钙钛矿等下一代高效率技术表现出更高关注度。这两条技术路线被认为在理论效率和长期成本下降空间上具备优势。 一位光伏技术从业者解释了这两个赛道的重要性： 从效率上看，相比传统PERC电池（一种主流的高效单晶硅太阳能电池），HJT具备更高的开路电压与温度系数优势，量产效率仍有提升空间。HJT在高温环境下发电损失更小、单位面积能发出的电更多，而且生产过程中用到的高温步骤更少、材料也更省，因此既有提升效率的空间，也具备持续降本的潜力。 而钙钛矿电池之所以备受瞩目，主要有两大优势：一是它在阴天、弱光等光照不足的情况下，依然能保持不错的发电效果，在真空和低温的太空环境中，理论效率还能进一步提高，非常适合用于太空发电。二是钙钛矿具备轻量化与柔性化潜力，甚至在发射时以卷曲形态收纳，到达轨道后再展开使用，大幅降低发射体积与载荷重量，这使其在太空光伏场景中具备独特优势。 对马斯克而言，无论是AI数据中心、超级计算集群，还是SpaceX 的地面设施与潜在太空能源构想，核心诉求都是在单位土地和单位资本投入下获取尽可能多、稳定的电力输出。HJT 和钙钛矿正对应“效率和成本优先”的技术逻辑。 不过，合作的现实路径仍需回到产业基本面。 一位光伏产业的研究人员指出，马斯克和国内的光伏公司存在接触或者潜在合作，未必是停留在简单的光伏组件采购，也可能会围绕特定应用场景展开定制化电池方案开发、极端环境下的长期稳定性验证。而这张入场券最终能否兑现，仍取决于一个最朴素的问题：这个技术能否真正被大规模、稳定而低成本地制造出来。 炒的是预期，基本面支撑不足 晨星（Morningstar）分析师王成指出，在本轮上涨之后，部分光伏企业的股价已经接近，甚至短暂超过其测算的合理估值区间。短期看，如果继续上行需要更明确的基本面催化，而非单一事件驱动。 多家机构的分析师普遍认为，即便未来中国光伏企业真的获得与SpaceX或其他马斯克系业务相关的订单，其对整体收入结构的提升幅度可能有限。太空光伏或极端应用场景在经济性上仍属边缘探索，更多意义在于技术验证和战略信号，而非立刻转化为大规模商业利润。 2月4日晚间，相关部分企业纷纷公告，否认与马斯克团队合作具体落地可执行项目的存在，并提示“太空光伏”产业化进程具有较大不确定性。 从商业逻辑看，太空光伏的经济性尚未得到验证。毕竟，面对高昂的发射成本、复杂的在轨部署与能量回传体系，以及长期运行可靠性等问题，仍使其更接近前沿技术探索。在缺乏明确降本路径之前，其商业价值更多体现在技术储备与战略卡位层面。 在业内看来，马斯克相关动向释放的更大意义，是对未来能源形态与产业方向的信号强化，在这次的光伏概念热背后，真正被点燃的不只是股价情绪，还有大众对全球“下一代能源底座”的无限想象。

025年12月18日，海南正式启动全岛封关运作。 当日上午，洋浦港口岸迎来封关后首艘享受“零关税”政策的30万吨级外籍油轮，其载运的17.9万吨石化原料可节省成本近千万元。这不仅为企业带来红利，更意味着海南乃至全国能源产业的“账本”翻开了新的一页。 海南省儋州市洋浦港小铲滩码头“二线口岸”货运繁忙。王涵璐 摄 制度进击：零关税如何重写能源成本公式 “封关”这一概念，对于生活在海南之外的大多数人而言，或许有些陌生。 封关并非物理上的“封岛”，封关运作后，除部分货物从海南自贸港进入内地需接受查验外，人员、物品、交通运输工具等进出海南岛基本按现行规定管理，往来无碍。 既然人员物品流动基本如常，那么封关究竟改变了什么？ 答案是货物的进出规矩。据海口海关关长高瑞峰介绍，海南自由贸易港封关运作后，将实施以“一线放开、二线管住、岛内自由”为核心的自由化便利化政策制度。 对外经济贸易大学国家对外开放研究院教授陈建伟对此进一步解释：“一线”指的是海南自贸港与我国关境外其他国家和地区之间，“二线”则是海南自贸港与内地之间。“一线”放开，实施一系列自由便利进出举措，扩大“零关税”进口商品范围。“二线”管住，对从海南进入内地的货物、资金等精准智能监管，创新采取多种便捷通行举措，高效护航合规货物快速离岛，同时防范走私风险。 具体来讲，新政对能源企业有何影响？ 财政部副部长廖岷指出，全岛封关运作后，进口“零关税”商品范围扩大至约6600个税目，约占全部商品税目的74%，比封关前提高近53个百分点。这意味着从油气勘探开采所需的水下机器人、钻井平台，到新能源制造所需的储能变流器、高端合金材料，其进口成本都将显著降低，直接给企业带来了红利。 更具深远意义的是，“加工增值免关税”政策正驱动产业价值链的实质性升级。该政策允许企业生产的含进口料件在海南加工增值超过30%的货物，进入内地时免征进口关税。这促使企业将更多加工制造、高附加值环节向海南布局。有测算显示，对于高端化工材料产业，利用海南政策进行加工中转，整体物流与税负成本可比传统模式下降15%以上，毛利率空间显著拓宽。 这场“账本革命”带来的红利是“直观”的，其影响也是多方位的。在进口端，直接降低采购成本；在生产端，激励深加工与本地制造，提升产业附加值；在市场端，增强产品在境内外的价格竞争力。 中国石化海南炼化的实践颇具代表性，其聚丙烯原料在海南本地加工成集装吨袋，增值部分享受免税，这不仅降低了终端产品成本，更推动产业链向研发设计、品牌营销等高附加值环节攀升。“此项政策有利于进一步深化产业链上下游协同，促进企业协作，吸引更多企业集聚。”海南炼化副总经理张强表示。 海关总署关税征管司副司长信燕直言：“总的来看，封关运作后的加工增值免关税货物税收征管办法享惠门槛降低，受益面扩大，能够更好助力岛内相关企业开展加工制造，有利于培育打造产业链和产业集群。” 夜间的洋浦港一隅。王涵璐 摄 绿色引擎：清洁能源产业链集群加速成型 依托“零关税”“加工增值免关税”等核心政策，海南能源产业链正经历深刻变革。这一开放便利的制度体系，不仅直接降低了企业经营成本，更通过驱动产业链协同与绿色转型，为海南建设“清洁能源岛”与新型能源体系示范区注入了强大动力。 政策红利直接催化了清洁能源项目的快速落地与规模化发展。 “封关后，关键设备与原材料进口成本的大幅降低，叠加本地化生产的政策导向，使海南风电产业的投资吸引力与建设效率显著提升。”业内专家指出。 2025年12月，大唐儋州120万千瓦海上风电项目第二场址正式开工，项目全部投产后，年供电量预计达35.4亿千瓦时，将成为海南电力供应的重要绿色来源。值得一提的是，该项目第一场址的60台主机已实现本地化生产，形成了“本地制造、本地应用”的闭环，为在当地投资建设新能源基地提供了示范。 储能产业同样受惠。封关运作显著降低了储能系统中如变流器等关键部件以及上游材料的进口成本，为该产业的规模化、商业化应用扫清了障碍。 以宁德时代为代表的储能相关企业在海南的深度布局，正是看中了海南在“零关税”政策下形成的成本优势与面向东南亚市场的出口潜力。早在封关前夕，行业巨头们便开始抢滩运作。由蔚来、宁德时代等共同持股的电池厂商武汉蔚能，于2025年10月在海南澄迈设立了新的电池科技公司，其业务将涵盖储能技术的研发、电池租赁服务，以及充换电运营等多个领域。 海南省“车网互动”实用化示范基地。王涵璐 摄 高端制造集聚所催生出的需求，也带动关联金属产业持续升级。 2025年12月18日，西门子能源海南燃机总装基地在洋浦经济开发区奠基动工，该基地是海南自贸港封关后落地的首个制造业标志性外资项目，其生产对特种钢材、镍基合金、钛合金等高端金属材料产生稳定且大量的需求，有力带动了当地及周边地区的特种金属产业发展。 目前，“零关税”清单对锂、钴、镍等新能源金属原材料的覆盖，使得海南在正极材料、高端合金等下游材料制造领域具备了独特的成本优势。以锂精矿进口为例，原料进口成本可降低10%—15%，叠加氢氧化锂增值税全免政策，单吨成本可减少约2000元，毛利率有望从15%提升25%。 接下来，企业将低价进口的原材料在海南进行加工增值后，再销往内地或出口至RCEP（《区域全面经济伙伴关系协定》）成员国。这种“两头在外”或“一头在外”的模式，不仅降低了生产成本，更将海南定位为全球金属供应链的一个重要加工与贸易节点。金属产业由此与能源产业，特别是新能源产业深度绑定，共同向价值链高端攀升。 据海南省儋州市发展和改革委员会副主任陈卓钧介绍，目前儋州洋浦海上风电、光伏发电、陆上风电、生物质发电总装机容量超过400万千瓦，正做大做强风电主导产业，加速壮大光伏发电与氢能产业，积极培育储能产业，完善新能源配套服务，全力推动新能源全产业链高质量发展，致力打造新的千亿级产业集群，为海南自贸港与国家生态文明试验区建设提供绿色动力。 未来求解：构建新型能源生态的海南答卷 时至今日，海南能源产业结构已向着系统性、协同化、开放型加速演进，一个“绿色驱动、数字赋能、市场联通”的能源生态体系正在形成。 “坚强、智能、绿色”的电网是这一生态的物理基石。“十四五”期间，海南累计投资273亿元建成500千伏“口”字形环网与数字电网，使输送能力提升超4倍，运维效率倍增。通过“大瓦特”电力大模型提升预测精度，并依托博鳌零碳示范区的多元储能系统，海南在2024年实现了99.87%的新能源消纳率，初步解决了绿电“看天吃饭”的难题。 封关后的海南，不仅是国内国际双循环的交汇点，也是能源规则、标准、贸易对接的试验田。 2025年1—11月，海南省“绿电+绿证”交易电量达115.87亿千瓦时，首次突破百亿大关，较2024年全年14.88亿千瓦时的交易规模增长7.8倍，创下历史新高。全国首条“蒙电入琼”超远距离绿电交易通道的贯通，突破了省级电力交易的常规框架，使海南能够灵活、合规地调用全国范围内的绿色电力，显著增强了能源供应的时空弹性。 国际层面，依托洋浦港的保税燃料加注政策，海南正快速成长为国际航运的绿色能源补给站。同时，海南积极探索与东盟、RCEP成员国在绿色认证、碳核算、电力交易等领域的规则互认，推动成立区域性绿色能源贸易与服务平台。这些举措有助于我国在全球能源治理中抢占标准制定先机，提升在绿色贸易体系中的话语权。 在快速发展的同时，海南的能源体系也面临系列挑战。 新能源装机占比的急剧攀升和极端天气频发，对电网的实时平衡与物理韧性构成持续压力。高端制造产业快速集聚，使得土地、电网接入等资源的跨领域协同规划与配置更为复杂。此外，与东盟等地的规则互认与市场联通尚处于起步阶段，将制度优势转化为实质性的贸易与投资仍非易事。 “封关对海南能源经济的影响是多方面、多层面的。”中国能建集团投资有限公司总经济师徐进认为，应对挑战的关键在于推动“政策优势”向“产业红利”“市场红利”“效益红利”转化，重点应做好三方面工作： 强化政策配套是重中之重。除了在土地、财政、金融、产业、税收等有形政策上做深做实，还要从贸易便利化、市场准入、数字政务等无形服务上做细做足，更重要的是要主动对接国际规则，完善跨境服务机制，精准解决涉外企业各方面诉求，确保企业既“进得来”又“出得好”，不断提升政策的精准性、实效性与可及性。 优化产业布局不可忽视。充分结合各地产业的自身优势与发展重点，重点面向东盟和海湾阿拉伯国家合作委员会两大区域市场，分门别类规划建设好特色产业园，吸引风电、光伏、储能、石化等能源行业的上、中、下游企业来此落地，构建从核心部件到整机的全链条本地化生产与服务体系，推进产业的集中集聚集群发展，打造各具特色、各显风采的能源制造与出口基地。 此外，还应持续深化清洁能源岛建设。海南拥有3.54万平方千米陆地和200万平方千米海域，风光资源丰富，具备发展绿电、绿氢等清洁能源的天然条件，昌江二期核电站及全球首个陆上商用模块式小型堆“玲龙一号”将在2026年投运，清洁电力装机占比已达到80%以上。要持续加大绿色能源开发利用，通过发展分布式能源、建设零碳园区（工厂）、开展绿电直连、做好电算协同等途径，不断扩大绿电消费，加快建设新型电力系统，确保达成2045年前全面建成低碳岛的目标。 封关运作，为海南打开了能源经济无限想象的闸门。当前的成果，已清晰展现出成本节约与产业集聚的“初代红利”。而未来的账本，将取决于海南能否成功应对挑战，将政策优势转化为持久的市场优势与创新优势，最终在一个充满不确定性的世界中，构建出一个兼具韧性、清洁与智慧的能源新生态。 这不仅关乎海南一岛的发展，更将为全球岛屿经济体乃至更大范围的绿色转型，贡献一个可资借鉴的“海南方案”。

日前，中国铁建党委书记、董事长戴和根在接受媒体专访时指出，中国铁建战新产业选择的赛道都是朝阳产业和“蓝海”领域，类似集中式光伏、风力发电这些已经开始过剩的项目，中国铁建绝不能再投，否则就是“转型”不“升级”。 作为一家员工超30万人，营收规模超万亿元，且成员企业数量众多的央企巨头，中国铁建在主业建筑行业面临整体下行的形势下，遭遇了船大难掉头的挑战。因此，发展战新产业无疑成为中国铁建破冰突围的必由之路。 新能源业务是中国铁建新兴业务中重点关注的板块。中国铁建领导人在新兴业务央企专项经营座谈会中着重提到：面对当前新能源投资模式变化和市场波动，各单位在工作开展中要围绕能源类央企发力，聚焦抽水蓄能、风力发电、光伏发电、储能等新能源领域项目的规划部署，从“重参与”到“重落地”，从“盲目找”到“有序跑”，做优做实央企高端对接，积极探索合作模式，聚合力、补短板、锻长板，共同为中国铁建转型升级积极贡献力量。 2022年以来，中国铁建先后在新疆投资建设了年产10万吨光伏支架生产基地，参与了乌鲁木齐多条城市轨道交通线路、努尔加水库、麻杆沟水库、西水东引、哈密及额敏抽水蓄能电站等重大项目建设。其中，哈密抽水蓄能电站是自治区规划建设的首批抽水蓄能项目，承担起哈密乃至新疆大容量储能服务，加快推进新能源平价上网，系统解决新能源间歇性发电限制、并网限电等问题。 2023年，中国铁建积极涉足光伏发电、风力发电、抽水蓄能、生态修复、既有建筑节能改造等绿色基建项目，建成风电项目30个，风电装机52056.5万千瓦；建成光伏项目55个，光伏装机459.27万千瓦。并积极推广使用新能源机械设备，不断提升纯电动挖掘机、纯电动装载机、纯电动自卸车及无人驾驶新能源电机车在大型机械设备中的占比。 2024年，继续围绕“新能源+”业态的发展布局，投资了新疆和田地区塔克拉玛干沙漠边缘阻击战锁边固沙工程，成为光伏产业与防沙治沙的融合发展的首创型、创新型项目。 在于田，中国铁建牵头承担1.5吉瓦的光伏治沙任务，联合中科院新疆生态地理研究所等专业机构，运用智能沙障机等新兴设备，挖掘探索新的治沙模式。中铁十八局武威红沙岗200兆瓦光伏发电项目积极推进“光伏+治沙”一体化生态治沙模式，通过在光伏板下设置麦草方格，实现板上发电、板下修复、板间种植。中铁十一局乌兰布合沙漠光伏项目推进新模式治沙。施工中采用的柱桩、桩基通过强拉拔力稳定自身，达到固沙效果。光伏面板的覆盖可以减少地表水分的蒸发，保持土壤湿度。清洗光伏板时喷洒的水分，也为植被生长创造条件。 2024年2月1日，由中铁十五局建设的齐齐哈尔龙江300兆瓦风电项目首批风机顺利并网发电。建成后，年均发电将达83370万千瓦时。该项目是黑龙江省重点工程，也是中国铁建陆上装机容量最大的风电总承包项目。 2024年3月，中国铁建成功中标华润连江外海海上风电项目风机基础及风机安装施工工程（二标段）。该项目是我国首个批量化使用单机容量最大机型——18兆瓦风机的海上风电项目。项目的成功中标，标志着中国铁建海上风电产业成功进军大兆瓦时代。该项目建成后预计年发电量可达33亿千瓦时，有力推动当地新型能源产业和循环经济进入新的快速发展时期。 2024年11月30日，中铁十一局参建的甘肃阿克塞汇东新能源光热+光伏试点项目，举行全容量并网发电仪式。标志着我国首批光热+示范电站，国内单机规模最大的塔式光热发电项目全容量并网发电。该项目采用的是“光热+光伏”智能耦合发电模式，总体装机容量750兆瓦，其中光热发电110兆瓦，光伏发电640兆瓦，也是国内最大的平单轴跟踪支架光伏发电电站。 2024年12月30日，伴随着一台台风机叶轮的缓缓转动，由中国铁建电气化局集团北方工程有限公司承建的阿拉善能源170MW风电一体化项目26台风机圆满完成并网发电。内蒙古阿拉善能源170MW风电一体化项目位于内蒙古阿拉善高新区，是内蒙古自治区实施分散式风电、分布式光伏发电项目三年行动计划重要项目之一，也是2024年度自治区、盟级重点项目，该项目总投7.9亿元，建设规模为170MW。 尽管对集中式光伏不再“感兴趣”，但中国铁建对分布式光伏领域另眼相看，并致力于打造标志性重点项目。2024年7月，中国铁建在雄忻高铁雄安地下段7标项目打造的首个“光伏+临建”试点项目。该项目在管理人员生活区临建屋顶上铺设了714块光伏板，面积达1800平方米，总装机容量399千瓦，每天大约生产1800至2500度绿电，相当于普通家庭一年的用电量。 同时，该临建光伏还采用“削峰平谷”模式，波谷存储余电，波峰并网送电。预计全年可节省电费33万元只需要3.5年，就能实现设备投资“回本”。目前，中国铁建拥有万余个类似项目，未来推广应用将大有可为。 此外，中国铁建还牵头成立绿色低碳产业技术研究院，参与改造博鳌近零碳示范区。综合运用国内先进的“光储直柔”、磁悬浮变频制冷和智慧能源管控等技术，对博鳌近零碳示范区开展建筑绿色化改造。 毕竟，对新能源产业的细分和调整，只是中国铁建战新产业推进中的一个插曲。发展战新产业是一个系统工程，必须统筹谋划、一体推进。既要避免认识不足、犹豫动摇，也要防止一哄而上、各自为战。 2024年12月28日，中国铁建新能源产业技术研究院揭牌成立。研究院是中国铁建加快建设“1+9+N”创新体系的重要载体。研究院的成立，将使中国铁建加快推进新能源领域核心技术攻关、成果转化和产业孵化，为高质量发展提供新动能、新优势。

当整个科技圈还在为固态变压器的突破欢呼时，马斯克和黄仁勋这两位行业风向标人物，却悄悄将目光投向了另一个关键设备——固态断路器。1 月 5 日，英伟达 CEO 黄仁勋在新年发布会上宣布，最新 AI 超级芯片平台 Vera Rubin 已全面量产，而这个承载着 AI 算力未来的平台，明确配备了固态断路器；几乎同一时间，特斯拉应用代码中频繁出现对伊顿智能断路器的引用，意味着延迟近一年的 Powerwall 与智能断路器集成功能即将落地。 这两位大佬的默契布局绝非偶然，背后藏着一个被忽视的真相：在电力系统的革新中，固态断路器与固态变压器如同 “左膀右臂”，二者同等重要、缺一不可。固态变压器以电力电子器件和高频技术替代传统铁芯铜线，实现变压、整流、逆变等多功能集成，大幅缩小体积、提升效率；而固态断路器则凭借半导体器件，实现微秒级电流开断，从根源上解决电弧风险，二者协同配合，才能为电力系统高效、稳定、安全运行筑起双重保障。 若说固态变压器是电力系统的 “能量转换器”，那固态断路器就是守护安全的 “智能安全阀”。传统机械式断路器存在动作慢、有电弧、寿命短等致命缺陷，在直流系统中更是 “力不从心”—— 直流故障电流上升速度是交流的数倍，机械式断路器的毫秒级响应根本来不及，很可能引发设备烧毁、电网瘫痪等严重事故。而固态断路器采用 IGBT、MOSFET 等功率半导体器件，无需机械触点，能在微秒级切断故障电流，相当于给电力系统装上了 “毫秒级安全阀”，还能实现远程监控、智能诊断，完美适配现代电力系统的数字化需求。 如今，这场电力设备的革新，正被 AIDC（人工智能数据中心）的爆发式增长推向高潮。单颗 AI 芯片功率从英伟达 Maxwell 时代的 250W 飙升至 B200 的 1000W 以上，单机柜功率更是向 MW 级迈进，传统交流供电架构早已不堪重负。在此背景下，AIDC 电源向大功率、高压化、直流化转型成为必然趋势，而这一趋势的核心推动者，正是以英伟达、谷歌为代表的海外科技巨头。 英伟达早在 2025 年 10 月就发布 800V 供电白皮书，清晰规划出从交流到 800V 直流，再到固态变压器（SST）的迭代路径，而固态断路器作为直流供电系统的 “必备组件”，被明确写入技术方案；谷歌、Meta 也不甘落后，Meta 推出的 HPR V4 方案采用 ±400V 高压直流供电，同样需要固态断路器保障安全。这些巨头的动作，不仅定义了 AIDC 电源的技术方向，更打开了固态断路器的市场空间 —— 据测算，当 2027 年国内 800V HVDC 渗透率达到 20% 时，固态断路器市场规模将达 20 亿元，全球市场更是有望突破 300 亿元。 值得关注的是，在这场由海外引领的技术革命中，中国企业的跟进速度堪称 “神速”。虽然海外企业在边缘计算、多维度感知等领域先发制人，但国内产业链早已开启 “追跑” 模式：良信股份聚焦工业与商业场景，正将负载管理技术向户用场景延伸；正泰电器凭借全场景覆盖和渠道优势，快速拓展户用智能卸载产品；泰永长征、中电科安等企业也在智能化创新、系统集成等领域各有突破。更关键的是，国内在第三代半导体领域的突破为固态断路器发展提供了支撑 —— 浙江大学研制的 10kV 等级 SiC MOSFET 芯片，已能应用于超高压大功率模块，为固态断路器的性能升级奠定基础。 从政策层面看，国内对电力系统革新的支持力度持续加码。国家发改委、能源局先后出台政策推进配电网智能化转型，加快智能开关等先进装备研制；中国电器工业协会更是在 2026 年 1 月 22 日专门举办首届固态断路器技术进步和产业发展研讨会，搭建 “产、学、研、用、资” 交流平台。这些举措不仅为固态断路器技术落地扫清障碍，更让国内企业能在技术迭代初期就抢占先机。 眼下，AIDC 的算力竞赛已进入 “深水区”，电力设备的革新不再是选择题，而是生存题。当马斯克的特斯拉将固态断路器融入能源生态，当黄仁勋的英伟达把固态断路器装进 AI 超级芯片平台，我们能清晰看到：固态断路器不再是简单的电力配件，而是决定 AIDC 算力能否安全释放的关键变量。对于国内企业而言，这既是挑战，更是机遇 —— 谁能在固态断路器技术上实现突破，谁就能在 AIDC 电源革命中占据主动权，进而在全球电力设备竞争中赢得话语权。 这场围绕 “电力安全阀” 的较量已经打响，而中国企业的表现，值得期待。

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。