国家级零碳园区示范的政策出台以后，个人感觉是“冷热不均”，反应最热烈的是新能源行业，大家觉得似乎大机会来了。比较热烈的是一部分园区管委会，零碳园区一方面有政策引导，有资金和金融政策配套，另一方面也有助于部分园区招商引资，扩大投资。相对冷静的反而是碳相关专业的人士，很多人觉得真的要在短期内，相当数量的申报园区，要达到国家级示范政策要求的目标，难度比较大。 零碳园区的排放目标首先我们看下国家级示范园区的零碳目标是什么？有两大指标体系，一是核心指标，基本上是硬性指标，二是引导指标。 核心指标：零碳园区建设必须达到的目标，是园区验收评估的首要条件，按照园区年综合能耗规模分为两类。达不到核心指标要求的园区，原则上不得申请验收。 引导指标：在零碳园区建设过程中发挥路径引导作用，同时也作为园区验收的参考指标。由于客观条件不具备开展相关工作的园区，可在申报材料中说明原因，相关指标将不纳入验收要求。 零碳园区排放指标的构成零碳园区的排放指标，由两部分排放构成，一是能源活动产生的碳排放，二是工业过程产生的碳排放。这两部分在不同的零碳园区比例也不一样，但是不能认为只解决能源活动的碳排放就能实现零碳园区。再进一步，能源活动的碳排放中包含了三部分。 电力只是E-间接排放的一部分，不能认为园区解决了100%绿色电力的问题，就等于零碳园区了。那么电力占到园区（受入）能源的比例是多少呢？每个园区的情况不一样，我们看个全行业平均值：2025年9月，电力规划设计总院发布了《新型能源体系发展研究蓝皮书》《能源科技创新蓝皮书》《中国能源发展报告2025》等6本智库报告，报告显示目前我国电能占终端能源消费比重已达30%。所以我们再捋一下零碳园区的排放构成情况。 也就是说，对不少园区来说，即使100%解决了园区绿色电力问题，在零碳园区的总体碳排放里，也只是相对很小的一部分，真正的难度之一在于：园区所有的能源消费中，90%的清洁能源，比如很多园区还是需要消耗大量的煤炭、油、气，这些传统的非电高碳能源如何实现90%清洁能源，电能替代是非常好的一条路径，但是目前技术手段无法实现电能对上述化石能源的大部分替代。也有非常多的其他技术减排手段，比如掺氢燃烧，CCUS等，这些也是零碳园区非常重要，甚至比绿色电力更为重要的减排措施。因为不同的园区排放结构迥异，实现零碳的路径是不同的。某种意义上，绿色电力对相当数量的，电力消费对应的碳排放占比不高的园区来说，只能算“配菜”，真正的主菜是工业过程减排、非化石能源减排，乃至全生命周期的减排。再往下说，无论是绿色电力的减排措施，还是其他，对园区入驻企业来说，需要满足绿色+经济+安全的三重目标，不仅仅是简单的绿色需求。减排措施的技术经济性如何？企业是否愿意为零碳园区的减排措施买单？这种买单措施如何形成零碳园区可持续发展的商业模式？举个例子，某工业园区曾经通过第三方投资，建设了集中式工业固废焚烧处理中心，并且实现了余热发电，燃烧灰渣的循环利 用，向区内企业收取一定的固废处理费用，但是不少企业认为处理费过高，宁可自行处理，甚至对园区的半强制要求颇有微词，最后园区的固废处理中心利用率偏低，余热发电机组无法实现经济运行，还需要增加外购燃料成本。国家级零碳园区的引导性指标要求是：工业固体废物综合利用率达到80%以上，有些园区也在考虑建设类似的集中式固废循环利用中心，那么能否避免上述的情况出现？这还不算很多已建成园区在规划时并未考虑零碳需求，在土地、管廊、环保、外部配套等方面需要重新审批和修改规划等一系列问题。比如绿电直连项目涉及到的电力线路走廊的征地、审批和建设。所以，零碳园区从概念上看是非常好的，但是在实际落地过程中，需要面临诸多挑战，对新能源来说虽然有非常多的机会，但是不能“拿着榔头看什么都是钉子”，用卖方思维而不是买方思维去理解零碳园区，更不能把零碳园区建设简单等同于园区新能源、微电网、虚拟电厂等技术概念。零碳园区是一个运营重于建设，技术经济性重于技术先进性，系统性重于单项因素的，需要考虑20年长周期可持续低碳商业模式的综合系统工程，每个园区都有自身的独特性和个性化路径设计，需要的是任重道远探索，尽量避免某些PPP项目的失败教训。

基于储能与电力市场收集的59家储能产业链典型企业的2025半年度报告。包含14家电池企业，13家新能源装备企业，25家PCS/电气设备企业，2家EMS＆BMS企业，2家储能系统集成企业和3家户储企业。 总营收前十名：比亚迪、宁德时代、中国中车、上海电气、特变电工、阳光电源、东方电气、晶科能源、天合光能、金风科技 总营收增速前十名：明阳智能、华宝新能、国能日新、双杰电气、金风科技、阳光电源、禾望电气、卧龙新能、科陆电子、派能科技 企业毛利率前十名：国能日新、安孚科技、华宝新能、盛弘股份、德业股份、禾望电气、锦浪科技、阳光电源、艾罗能源、华塑科技 企业净利润前十名：宁德时代、比亚迪、阳光电源、中国中车、特变电工、汇川技术、国电南瑞、东方电气、亿纬锂能、中天科技 储能相关业务营收前十名：宁德时代、阳光电源、亿纬锂能、国电南瑞、特变电工、中创新航、瑞浦兰钧、国轩高科、海博思创、阿特斯 电池企业储能相关营收前十名：宁德时代、亿纬锂能、中创新航、瑞浦兰钧、国轩高科、鹏辉能源、蔚蓝锂芯、德赛电池、欣旺达、南都电源（备注：比亚迪并未单独报道储能电池业务营收情况。） 2025上半年，59家企业总共营收12910.43亿元，归属于上市公司股东的净利润总额共808.88亿元，平均净利率6.34%。 59家企业中，48家企业处于盈利状态，11家企业处于亏损状态。和去年同期相比，37家企业净利润正向增长，科陆电子、豪鹏科技、海得控制，增幅均超过200%。20家企业净利润缩减，南都电源、华自科技、鹏辉能源、晶科能源、天合光能、协鑫集成净利润降幅均超过200%。 43家企业明确储能相关业务营收，43家企业储能相关业务总营收1206.71亿元。22家企业储能业务相关营收呈正增长状态，部分企业储能业务正处于快速扩张阶段：锦浪科技的储能逆变器、豪鹏科技的储能类应用场景新能源解决方案产品、天能股份的锂电业务、科陆电子的储能业务、阳光电源的储能系统、易事特的储能产品及系统营收增速均超100%。 34家企业储能相关业务保持正毛利率水平，其中17家企业储能相关业务毛利率超20%。17家企业中华宝新能、阳光电源、首航新能、艾罗能源、星云股份、科陆电子、阿特斯、锦浪科技8家的储能相关业务毛利率均超30%。 2025上半年，阳光电源的储能系统营收首次超越光伏逆变器营收成为阳光电源的第一大收入来源，营收占比到达40.89%。 2025上半年，科陆电子扭亏为盈，净利润同比增加579.14%；储能板块高速增长，营收12.8亿元，同比增长177.15%，营收占比达到49.83%。 EMS＆BMS企业毛利率近50%，PCS/电气设备企业净利润平均增长35% 从营收来看，电池企业平均营收最高，达到498.92亿元，这主要依靠于比亚迪和宁德时代两家头部企业的高额营收。除宁德时代、比亚迪营外，其他电池企业的营收均未突破千亿规模，多数位于300亿元以下。其次是新能源装备企业，平均营收322.14亿元，其中上海电气、特变电工、东方电气、晶科能源营收均在300亿元以上。 营收平均增速方面，户储企业营收增速最快，达30.39%。其中华宝新能、派能科技营收同比增长分别为43.32%、33.75%。储能系统集成企业的增速与户储企业仅相差不到1%，达29.52%，其中卧龙新能营收增速达36.38%。新能源装备企业平均营收增速最低，为3.31%。 从平均毛利率来看，EMS＆BMS企业平均毛利率最高，达47.39%。户储企业和PCS/电气设备企业的毛利率均位于20%以上。新能源装备的平均毛利率最低，为12.82%。 平均净利润方面，电池企业平均净利润达36.22亿元。新能源装备企业的营收（322.14亿元）虽然远高于PCS/电气设备企业（64.83亿元），但平均净利润相比却更低，为7.4亿元，而PCS/电气设备企业的平均净利润达7.93亿元。 平均净利润增速方面，电池企业增速最快，达44.77%。户储企业位于第二位，净利润增速达25.32%。新能源装备企业平均净利润增速为-139.53%，净利润大幅缩减。其中晶科能源、协鑫集成、天合光能降幅均超过300%。 59个企业中，EMS&BMS企业国能日新毛利率最高，达61.37%；电池企业安孚科技其次，毛利率48.28%；户储企业华宝新能位于第三位，毛利率41.75%。 43家企业明确储能相关业务营收 华宝新能等8家企业储能毛利率超30% 59家企业中，43家企业明确储能相关业务营收数据，43家企业储能相关业务总营收1206.71亿元。2025上半年，宁德时代、阳光电源、亿纬锂能储能业务营收均超过100亿元，位居行业前列。 营收增速方面，22家企业储能业务相关营收呈正增长状态，9家企业为负增长（12家企业未披露储能相关业务增速）。其中一些企业储能相关业务营收增幅巨大，反映出储能业务在部分企业中正处于快速扩张阶段：锦浪科技的储能逆变器营收同比增长313.51%，豪鹏科技的储能类应用场景新能源解决方案产品营收同比增长293.76%，天能股份、科陆电子、阳光电源、易事特、中创新航的储能相关营收增速也均超过100%。 储能相关业务销售毛利率方面，43家企业中，34家企业保持正毛利率水平，4家企业毛利率为负（5家企业未披露）。其中17家企业储能相关业务毛利率超20%。部分企业产品盈利能力表现突出：华宝新能的便携储能产品业务毛利率达41.29%，阳光电源的储能系统毛利率达39.92%，首航新能的储能逆变器及储能电池业务的毛利率达39.85%。艾罗能源、星云股份、科陆电子、阿特斯、锦浪科技的储能相关业务毛利率均超30%。

4月10日，第十三届储能国际峰会暨展览会（ESIE2025）在北京开幕。比亚迪储能携新一代大型储能系统MC Cube-T Pro ESS、全新一代工商业储能解决方案Chess Plus、首款一体化高压户储产品Battery-Box HVE和首款一体化低压户储产品Battery-Box LV5.0+及逆变器等全系创新产品惊艳亮相，全面覆盖电源侧、电网侧、工商业储能及户用储能场景。 大型储能方面：MC Cube-T Pro ESS 作为本届展会焦点，凭借“安全稳定、便捷好用、经济高效”的核心优势，吸引了众多目光。新一代魔方系统深度融合更高容量的电芯和CTS超级集成技术，模块化分舱簇级安全防护，电池、电气和液冷系统解耦设计，从电芯到系统全栈筑牢安全防线；辅以电芯级实时故障预警和智能液冷温控系统，全方位保障储能系统全生命周期安全运行。 工商业储能方面：比亚迪新一代产品Chess Plus，采用储能专用厚刀电芯，从电芯到系统构建全方位安全防线。ALL in One极简高集成设计，支持233kWh～1864kWh容量灵活扩展，用户可按需灵活增加模块实现便捷扩容，降低初期投资成本。Chess Plus搭载智能运维系统，通过AI算法预测负荷，生成智能化策略，结合本地与云端混合架构，实现光储充、微电网等全场景适配，为工商业用户带来显著经济效益。 用户储能方面：本届展会亮相的Battery-Box HVE与LV5.0+，分别针对高压与低压市场实现技术突破。Battery-Box HVE作为首款一体化高压解决方案，厚度仅140mm，拥有超高空间利用率，支持双电量模块灵活组合，搭配比亚迪储能高压混合逆变器Power-Box SH系列，适配别墅、农场等复杂场景。Battery-Box LV5.0+以10年质保、1C超充放性能搭配全新低压混合逆变器 Power-Box SL系列，构建“储能+逆变器”一站式家庭能源解决方案，轻松应对高温高湿等多样环境。

4月30日，天合光能股份有限公司2024年年度报告发布。 2024年，天合光能实现总营收802.82亿元，同比减少29.21%。归属于上市公司股东的净利润-34.43亿元，同比下降162.30%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润-52.32亿元，同比下降190.91%。 2024年天合光能储能业务营收23.35亿元，同比增长19.10%；储能业务毛利率12.95%，同比减少3.07%。 2024年费用化研发投入55.58亿元，同比增长0.49%。研发投入占营业收入比例6.92%，同比增长2.04%。 天合光能2025年度核心经营目标：光伏组件业务计划实现出货量70-75GW；储能系统业务计划实现出货量8-10GWh；系统解决方案业务与数字能源服务计划实现业务同比增幅不低于20%。 天合光能主营业务主要包括：光伏产品业务、储能业务、系统解决方案和数字能源服务。 光伏产品业务包括光伏组件的研发、生产和销售；储能业务主要提供大型地面电站、工商业储能、户用储能等多种储能解决方案；系统解决方案包括支架业务、分布式系统业务、集中式电站业务以及其他业务；数字能源服务主要由新能源运维服务、新能源发电业务，及其他业务构成。 天合储能是天合光能旗下的储能系统解决方案提供商。储能业务方面，2024年，天合储能发布新一代柔性液冷电池舱Elementa金刚2、Elementa 2 Elevate、工商储系统Potentia蓝海2以及Nexeos家庭储能解决方案，并发布行业首本储能系统安全可靠性白皮书。Elementa金刚2和工商业储能系统Potentia蓝海全面量产出货，天合储能是行业内最早实现5MWh储能系统量产出货的企业之一。 天合储能设立先进储能电芯研究院、先进储能产品研究院、系统集成工程中心、电力电子研究院四大研发平台。在滁州、盐城等地设立生产制造基地，业务突破全球主要市场，在美国市场实现产品交付，在英国市场储能出货量领先。 截至2024年底，天合光能电站项目开发和销售取得超预期增长，其中风光储项目指标获取量超5.7GW；天合储能全球工程技术中心已正式落地；天合储能电池舱及系统销售覆盖全球六大市场，累计出货超10GWh，位列标普全球储能系统集成商排名榜中国、英国、澳大利亚市场前十。 储能业务营收23.35亿元同比增长19.10% 2024年，天合光能实现总营收802.82亿元，同比减少29.21%。归属于上市公司股东的净利润-34.43亿元，同比下降162.30%；归属于上市公司股东的扣除非经常性损益的净利润-52.32亿元，同比下降190.91%。 中国大陆地区营收412.44亿元，同比下降36.02%；毛利率6.36%，同比下降5.03%。 2024年天合光能储能业务营收23.35亿元，同比增长19.10%；储能业务毛利率12.95%，同比减少3.07%。系统解决方案营收188.06亿元，同比减少44.15%；系统解决方案毛利率18.40%，同比增长4.62%。 在公司重大的股权投资情况中，江苏天合储能有限公司被投资，投资金额63746.94万元，已完成增资。 研发投入55.58亿元同比增长0.49% 2024年天合光能费用化研发投入55.58亿元，同比增长0.49%。研发投入占营业收入比例6.92%，同比增长2.04%。 在储能长寿命与场景应用电芯技术研究方面，天合储能完成12000次循环280Ah与306Ah电芯平台技术开发与设计冻结；液冷储能系统技术研究方面，天合储能新一代柔性储能电池舱Elementa2搭载其自研自产314Ah高能量密度电芯，实现20英尺/5MWh容量与成本的平衡；分布式数智化平台研究方面，针对工商业和户用两大应用场景数智化解决方案，零碳生产以工商业分布式光伏为基础，构建涵盖用户侧能源管理、光储充一体化、电力交易服务、虚拟电厂等场景的全链路解决方案，运用AI和大数据分析，帮助企业实现资产增值。 储能系统创新方面，2024年，天合光能实现高能量密度国内/海外5MWh储能系统产品成功转量产，国内已完成项目交付，储能液冷集装箱温控性能通过UL的V mark验证；电池舱实现柔性电气配置，通过集中、组串和DC/DC架构方案，可以实现簇级能量管理，适配高海拔、宽温域等多场景配置组合需求；在降噪设计方面，将噪音降低至65分贝以下，满足国内外高标准市场的环境适应要求。 基于单体电芯级BMS产品，已完成GB/T34131-2023认证，引入主从架构BMS，实现多舱并联时合理分配功率和控制环流，确保舱间SOC（电池荷电状态）一致性；通过三级架构实现了直流舱整体管控，涵盖所有个体电芯监测和动环监控，确保直流舱动环设备启停、温控、功率分配等精细化动作。 储能电芯产品创新方面，正极缓释技术、极片离子传输结构优化工艺、低锂耗石墨和弹性SEI成膜电解液材料等成果向产品转化速度加快。主流314Ah电芯产品实现首年0衰减，能效≥95%，低温放电容量保持率≥93%。此外，已开发出下一代大容量500+Ah电芯样品，能效可达96%，预测循环寿命≥10000cls。 目前在储能方面，天合光能的在研项目包括：高功率液冷储能系统电池舱关键技术研发、高能量储能系统关键技术的开发、高温储能电芯技术开发、基于集装箱储能系统的专用尺寸电芯开发、储能电站EMS系统及大数据平台开发等。 未来发展展望 2025年，天合光能将继续加强企业主导的产学研深度融合，提升科技成果转化效能；加速向能源解决方案提供商转型。将在分布式、集中式、新场景等各领域集中发力，培育光储及场景融合、智能微网、虚拟电厂、零碳园区、绿色算力、绿电制氢氨醇等新增长极。 作为科技型领军企业，积极加强与产业链上下游企业创新协同，推动研发、产业、应用深度融合，推动形成共商共建的高质量发展行业新生态，大力推进光储技术的产业协同、龙头企业与上下游企业的合作协同、中国与全球产业链的融合协同，积极促进产业高端化、智能化、绿色化。 与此同时，依托储能产品和方案，分布式发电系统的交付能力以及数字能源服务等，努力在系统解决方案领域发力，打造第二增长曲线，使更高毛利的系统解决方案、数字能源服务的营收和盈利在未来能够达到营收的50%以上。 2025年度天合光能核心经营目标：2025年度光伏组件业务计划实现出货量70-75GW；储能系统业务计划实现出货量8-10GWh；系统解决方案业务与数字能源服务计划实现业务同比增幅不低于20%。

136号文取消了我国新能源强制配储，储能项目失去了通过容量租赁获取收益的重要途径。进入电力市场，在电力现货、辅助服务中获得收益，实现经济价值，成为了储能继续发展的必须选择。就如同天合储能产品研究院副院长盛赟在接受储能与电力市场采访时所言，“储能，正在由强制指标转化为经济指标”。 而事实上，在电力市场更为成熟的海外市场，通过应用储能获得更高收益，一直是业主们关心的焦点。而这其中，设备的性能、效率、可靠性等，是否能支撑储能获取更高收益，成为关键。 136号文发布后，国内的储能由“价格竞争”转向“价值竞争”，国内和海外，在通过应用储能设备帮助业主实现更高经济价值上，达成了统一。储能设备“够硬”，能够支撑应用是基础，同时，降低CapEx（投资成本），提高循环寿命，降低全生命周期度电成本，也成为提高经济性的重要环节。这也是4月初天合储能发布的7MWh级储能系统Elementa 金刚3的研发初衷。 天合储能通过降低投资成本、运营成本，提高能量吞吐量，从而使得Elementa金刚3全生命周期度电成本下降12.5%。 Elementa 金刚3通过搭载天合储能自研500Ah+储能专用电芯，场站能量密度提升12.78%，设计寿命大于20年；采用背靠背、肩并肩方式排列，占地面积节约11.3%；此外通过热管理的特殊设计，Elementa 金刚3可不间断进行充放电循环，无需每次静置2小时，即充即放，更好地执行充放电策略，获取更高收益。 而这背后，是天合储能在大容量电芯技术、温控技术、系统集成技术等多方面的突破。 全生命周期度电成本降低12.5%，更大容量、更高性价比 不论是制造业降本增效的发展目标，还是业主在行业内卷下的现实需求，更高的性能、更低的度电成本一直都是产品研发人员不断追求的方向。 度电成本主要由投资成本（CapEx）、运营成本（OpEx）、电站残值、全生命周期吞吐量构成。假设电站残值不变，降低投资成本、运营成本，提升全生命周期吞吐量，均可降低电站度电成本。天合储能本次推出的Elementa 金刚3正是通过以上三种方式降本增效。 大容量电芯、高密度排列、更低运输成本，降低投资成本 Elementa 金刚3通过搭载天合储能自研500Ah++储能专用电芯，将20尺集装箱的储能容量提升至7MWh+，200MWh的储能场站集装箱数量由40个减少至28个。同时采用肩并肩背靠背的场站布局方式，200MWh场站仅需7个储能单元，可使占地面积节省11.3%，线缆节省12%。此外该系统出厂前联调，现场调试时间缩短50%，可降低人工费用和时间成本；整柜运输，无需分拆，可降低运输成本。 仿生液冷技术、一键升级独立运维，降低运营成本 Elementa 金刚3采用从舱到簇到PACK的三级叶脉仿生液冷技术，提高热管理效率，降低辅助功耗的同时还可以提高运行效率；全场站采用智能化管理，可实现一键式升级。且每个PACK设置独立的运维窗口，配合自动辅助装卸设备，将单个PACK的更换时间缩短50%，将整个场站的运维时间从1～1.5小时缩短至5～8分钟，效率提升90%。 长循环寿命、高容量可用率、高转换率，提升全生命周期能量吞吐量 系统搭载的500Ah+储能电芯，通过材料微观调控、结构优化等，将能量密度提升至430Wh/L的同时将转换效率提升至96%，循环寿命提升至12000次，长循环版本可做到15000次，且首年零衰减。同时，系统搭载的智能温控与高温冷媒技术，可支撑储能系统在50℃下保持高容量可用率与高转换效率。循环寿命、充放电深度、转换效率的全面提升共同助推了储能系统全生命周期的能量吞吐量的增加，进而降低度电成本。 平衡高能量密度、高性价、安全的不可能三角，电芯-PACK-RACK系统全面升级 相较于目前的储能专用电芯技术，此前的电芯体积、能量密度均要低出4%～15%左右。而电芯容量不断增加的同时，如何在提升能量密度、保持高度安全、追求产品性价比最大化三者之间寻求平衡，极具挑战性。 天合储能通过从电芯本体安全、系统级系列安全设计出发，以全球10GWh电站零事故安全运行为基础，打造了由电芯到PACK到RACK再到系统的全方位安全防御系统。 电芯上，天合储能采用高热稳定性磷酸铁锂、高安全电解液、高耐热性隔膜，打造新一代500Ah+储能电芯，失效概率低，符合GB/T 36276等高规格认证测试。 PACK端，进行架构升级，上盖采用最高阻燃标准材料，底部搭载三级叶脉仿生液冷管道，内置1对1电芯温度检测装置、PACK消防气溶胶与毫秒级短路熔断机制，实现故障迅速监测与阻断。 系统端，融合PACK-RACK-舱多层安全考虑，设置3层熔断机制与6维电气防护。并搭载温感、烟感、可燃气体探测器，配置水消防、全氟己酮气体消防、气溶胶，主动排风等多种消防手段。此外，电池舱采用两层耐热高温材料中夹一层特殊防火层的“三明治”舱体架构，可实现2小时整舱终极防护。 另外，系统还嵌入智慧监测功能，通过AI神经网络算法，实时检测电压、温度、电流、内阻、容量等多指标变化，进行电芯状况诊断、一致性分析、内短路预测及热失控预警，打造可靠的运行环境。 基于大容量电芯的技术一平台多版本适应国内、海外多场景运行 作为大容量平台技术，Elementa 金刚3适用全球各场景，不论是更注重寿命、转换效率、在线率的欧洲北美市场，还是更看重性价比的国内市场；不论是高温、高海拔场景，还是高风沙、高盐雾场景，Elementa 金刚3均可采用不同版本完美适配。 如针对北美、欧洲电力市场比较成熟的地方，储能项目通过参与辅助服务与现货市场获取收益，Elementa 金刚3利用热管理特殊设计，可不间断进行充放电循环，无需静置，使得客户不受限于设备，灵活执行最高收益策略。 针对中东、北非等高温高风沙地区，Elementa 金刚3利用高温冷媒技术，可确保系统在极端50℃环境下全功率运行，同时系统防护等级IP55，电芯模块防护等级IP67，确保沙尘暴中液冷管道不堵塞，正常运行。 针对欧洲、澳洲等对于噪声问题比较关注的地区，Elementa 金刚3将运行噪声降至70分贝，声音大小类似3米外的吸尘器的工作响度，近社区友好性设计，较行业标准降低12.5%。 此外，Elementa 金刚3支持5000m高海拔运行；舱体采用C5等级防腐，0-95RH防凝露，适合沿海高盐雾高湿度场景；符合IEEE693高抗震等级，适合地震多发地区。不论是我国的高原山地、沿海地区，还是地震频发的岛国，Elementa 金刚3大容量平台皆可灵活适配。 面向电力市场化交易，天合储能还联合南洋理工大学能源研究院及电力工程中心，基于AI大数据分析打造储能收益测算模型，实现EMS二次开发及电能监控，优化调用算法及控制策略，赋能客户储能资产更高收益。 天合储能业务覆盖全球170+国家、地区，设立20+全球服务中心。作为系统级专家，天合储能利用全栈技术，不断推出经济性、安全性更高的储能产品，通过产品和技术赋能的全球本地化服务能力，助力全球用户获取更高收益。

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

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

7月2日，“湖北发布” “武汉市人民政府网”等官方权威媒体，均以 全国首次！武汉迎峰度夏充电电价时段有调整 为标题，对湖北省发改委迎峰度夏期间临时调整武汉地区工商业充换电设施分时电价政策予以高度肯定，同时“湖北日报”“长江云新闻"”湖北卫视“等媒体也开展系列政策宣传和解读。 看似再普通不过的一项电价政策临时调整，为何得到官方如此高度重视？！ 笔者以为，这事儿看似简单，但说来话长！彰显了电力保供稳价工作的复杂性和重要性！ 去年5月1日，全省执行新的工商业分时电价政策，原电价中6小时高峰（9:00-15:00)调整为4小时平段（9:00-12:00、14:00-15:00）和2小时低谷(12:00-14:00)。 其中：光伏集中发电的午间12:00-14:00为低谷时段，电价按基础电价的48%计算（7、8月为45%），光伏集中发电的其他时段由高峰调整为平段，电价不再上浮、按基础电价计算，电价呈现显著下降趋势。 在新政策的引导下，我省工商业用户获得感满满，积极响应，纷纷改变用电行为，将其他时段的用电量转移至午间，午间负荷水平因此提高。 从全省来看，新分时电价是基于光伏等新能源大规模发展而作出的政策调整，既落实了国家发改委有关政策部署，也提高了光伏等新能源消纳水平，还降低了工商业用户用能成本，实现了多方共赢目标，顺应了新型电力系统发展趋势。 但是，武汉是典型的受端电网，午间光伏发电资源少，午间低谷电价扩大工商业用电需求急剧上升的同时也带来了供需失衡矛盾。 普遍适用的分时电价政策还有没有精细化调整机会！？ 根据国家政策规定，向电网直接报装接电的经营性集中式充换电设施及党政机关、企事业单位、社会公共停车场中设置的充电设施用电，均执行工商业分时电价政策。 电动汽车充换电设施虽然也执行工商业分时电价政策，但这个用电群体不同于制造业等其他工商业用户，具有用电可集中、灵活可调节特点。 是否可以结合电动汽车充换电设施用电特性，将午间12:00-14:00低谷时段向后顺延2个小时，实施分类错峰? 避免午间2小时高峰“拥挤”。 湖北省发改委等主管部门主动思考，积极作为，经过细致调研、科学论证，并多方征求意见，最终形成共识：为缓解武汉迎峰度夏期间“光伏出力不足、空调负荷激增、充电需求集中”的三重压力，决定实施精细化调控措施，以电动汽车充换电设施用电时段调整为“小切口”，引导新能源汽车错峰充电，既保障电力稳定供应，又促进清洁能源高效利用，破解电网安全、用户降本、绿色发展等“大问题”，实现多方共赢。 1 充换电设施分时电价调整背景 从当前能源结构来看，武汉地区本身光伏资源不如省内其他地区丰富，分布式光伏渗透率仅为6.5%，70%的分布式光伏完全就地消纳，不受分时电价调整的影响。截至2024年，武汉市余电、全额上网的分布式光伏容量不超过45万千瓦，均被100%消纳。 2025年1月国家能源局出台《分布式光伏开发建设管理办法》后，全市分布式光伏并网增速放缓，一季度同比仅增长 38% 左右，远低于充电负荷的成倍增速。 在武汉地区新能源底子薄弱情况下，迎峰度夏期间午间（12:00-14:00）光伏出力不足，电动汽车午间谷段扎堆充电，叠加夏季空调负荷尖峰与充电需求集中，用电负荷曲线与新能源发电时段不匹配问题日益凸显，导致局部电网负载率激增23%，部分台区频发过载预警，亟需立足本地能源结构特点，探索差异化电价政策调控路径，控制午间谷段充电负荷的过快增长。 武汉作为华中地区核心受端城市，电网外送依赖度高、本地光伏午间顶峰能力有限，在迎峰度夏期间面临“负荷高峰与光伏低发”相互叠加、“空调负荷与充电需求”同步上升的双重压力。 在此背景下，2025年6月25日，湖北省发改委公布了《关于2025年迎峰度夏期间临时调整武汉市工商业电动汽车充换电设施分时电价政策的通知》，规定在2025年迎峰度夏期间（7月10日至9月10日），武汉市执行工商业代理购电价格的电动汽车充换电设施用电，12:00-14:00由原低谷时段调整为平时段，14:00-16:00由原平时段调整为低谷时段。 2 充换电设施分时电价调整主要内容 1.实施时间：2025年7月10日至9月10日，覆盖迎峰度夏关键期。 2.实施范围：武汉市执行代理购电价格的工商业电动汽车充换电设施用户，包括公共充电站、换电站及出租车、网约车专用设施。 3.时段调整：原低谷时段（12:00-14:00）调整为平段，缓解午间“空调+充电”双重负荷压力； 原平段（14:00-16:00）调整为低谷时段，电价较平段降低约0.25元/千瓦时，引导用户错峰充电。 其中电价浮动比例及非迎峰度夏期间的时段划分均保持不变，仍执行《省发改委关于完善工商业分时电价机制有关事项的通知》（鄂发改价管〔2024〕77号）规定。 如上图所示，在夏季的7月、8月份，尖峰、高峰、平时和低谷时段的电价倍率设定为2:1.49:1:0.45，在9月1-10日，这一倍率则恢复为1.8:1.49:1:0.48。 3 充换电设施分时电价调整重大意义 此次分时电价机制“两小时微改革”既是“立足武汉解难题”的精准之策，更是“省域统筹一盘棋”的创新实践，是我省运用价格杠杆破解电力保供难题的重要探索，具有多重意义： 当好电网安全“减压阀”，护航民生用电无忧。通过精准调节工商业电动汽车充换电设施分时电价时段，可将充电负荷从供需最紧张的午间时段转移到同样是光伏发电的其他时段，大大缓解武汉电网保供压力，防止出现局部负荷过载导致的区域性停电风险，让市民清凉度夏更有保障。 打造降本减负“精准器”，夯实经济发展底盘。转移负荷可等效为在核心城区新建5座满负荷运行的110kV变电站或10万居民用户的用电负荷，减少电力投资和外购高价电支出，降低全社会用能成本，经济效益显著。 构建能源消纳“增效器”，助力双碳目标实现。创新时段调整机制与省内电网协同运行，拓宽低谷电价时段范围，预计多消纳增发光伏电量5000万千瓦时，减排二氧化碳超4万吨，既有效解决新能源“午间消纳难”问题，又为构建清洁低碳能源体系贡献湖北智慧。 结合此前分时电价政策规定，意味着武汉地区在光伏大发时段内有两个低谷时段，进一步拓宽了工商业用户享受低谷电价时空范围。 其一，工商业电动汽车充换电设施用电，在14:00-16:00这个低谷时段享受低谷电价政策。 其二，其他工商业用户（非电动汽车充换电），依然按照“鄂发改价管〔2024〕77号”规定，在12:00-14:00这个低谷时段享受低谷电价政策，进一步拓宽了光伏绿电消纳时长，有利于提高新能源消纳率。 此次实践以“小调整”撬动“大效益”，解决度夏期间武汉市充电负荷过快增长与光伏资源禀赋不匹配带来的电力持续供应风险，既为企业雪中送炭，又为产业升级铺路，还提高新能源消纳率，彰显了湖北省政府部门在复杂国际环境下“有效市场+有为政府”的治理智慧，为统筹发展与安全提供了有效的湖北实践。

2025年1月27日，国家发展改革委、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》（发改价格〔2025〕136号，下称“136号文”）。这一政策标志着我国新能源项目开发进入了一个全新的阶段，新能源上网电量全面进入电力市场，建立可持续发展价格结算机制。如何在新的政策环境下抢占先机，实现效益最大化，成为行业关注的焦点。本文将结合实际数据，详细解析136号文背景下能源项目市场开发的策略。 一、电力市场建设加速，营销能力成关键 新能源电量全面入市，倒逼电力现货市场建设提速。短期来看，新能源全面入市初期，由于市场竞争和新能源发电的波动性，新能源上网电价下行概率较大，投资回收期、内部收益率等财务指标的稳定性会受到影响。然而，长期来看，各省级实施细则明确后，“多退少补”的差价结算机制将为新能源项目提供“价格锚点”，稳定企业收益预期，减少市场电价大幅波动带来的风险。 电力市场将呈现交易核心化、资源比较化、成本敏感化、风光差异化、储能价值化、模式多元化。新能源电量全部进入市场，标志着超过80%的装机容量和将近80%的电量上网电价完成了市场化改革。在此背景下，营销能力成为企业间的重要差异化竞争手段，开发建设以电力交易为目标开展，呈现交易核心化。 二、风光差异化发展，储能价值凸显 风光项目受到同时率影响，收益差距巨大。光伏电价受发电全部集中在白天的影响，导致供需失衡，电价波动大；而风电电价相对稳定，因其发电分布更均匀，夜间还可补充基荷。因此，在新能源全面市场化交易后，新能源领域的投资将集中在风电领域。 储能领域将会走出先抑后扬的发展趋势。短期内，随着政策取消强制配储，会出现储能产能过剩的情况；但长期来看，随着新能源渗透率的提高和储能价格保障政策的逐步落地，储能将在新型电力系统中发挥不可替代的作用。山东、山西等电力现货市场发展相对超前的省份，储能装机动力相对较足；内蒙古、新疆、宁夏等风光大省，储能将在网侧及大规模源网荷储等场景方面发力。 三、源网荷储与零碳园区迎来新机遇 在新能源全面市场化交易后，源网荷储、零碳园区等商业模式将迎来开发机遇。政策层面，国家推动双碳目标，鼓励绿色电力消费和分布式能源发展；高耗能用户为满足碳减排要求，急需低成本、稳定的清洁能源。源网荷储通过灵活调节供需，零碳园区整合分布式资源，可有效降低用电成本，满足政策与市场需求。 以海宁正泰工业园区为例，其智能光伏、储能、充电系统一体化微电网项目集成了光伏BIPV小屋、光伏BIPV停车棚、垂直轴风机等多种能源形式，构建了多模式电解水制氢混合系统，实现了冷热电联供，系统整体利用效率达到86.8%。此类项目的成功实施，为源网荷储与零碳园区的发展提供了宝贵经验。 四、区域选择与项目筛选：精准布局，抢占先机 在项目开发方面，应本着“系统布局”“重兵投入”“专业开发”“多元开发”的原则，做好区域选择、项目筛选和商业模式设计。未来，交易电价高的省份将集中在用电量大、新能源占比少的区域；储能资产价值高的省份则包括电力市场开放度高、新能源比例高的地区。 风电项目应优选平原缓丘、沿海滩涂等资源丰富、接入条件好的区域；源网荷类项目应优选合作方，尽量选择数据中心等高能耗企业合作；储能项目应在负荷大、煤电成本高、新能源比例高的省份布局。 新能源项目市场开发正面临前所未有的机遇与挑战。在136号文的指引下，企业应精准把握政策导向，加强技术创新与商业模式创新，提升市场竞争力。通过科学合理的区域选择与项目筛选，抢占市场先机，实现效益最大化。让我们携手共进，共同推动新能源产业的高质量发展，为实现绿色低碳转型贡献力量。

7月2日，在第十七届国际交通技术与设备展览会中，京东物流首次发布自研无人轻卡产品——京东物流VAN，标志着其正式入局无人驾驶汽车领域。京东物流VAN无人轻卡具备24立方米超大载货空间，是物流行业内载货量最大的无人轻卡，可替代传统4.2米货车用于物流摆渡及传站等环节。通过规模化应用以及场景打磨，整车成本、跑行安全以及效率将进一步得到优化。 产品设计上，京东物流VAN无人轻卡采用全冗余车规级设计，通过制动、转向、通讯、电源等多维度冗余设计，实现对现有商用车线控方案的升维进化。此外，京东物流独狼6.0智能配送车也在展会上亮相，集成了高精度定位、多传感器融合等十大核心技术，具备L4级别自动驾驶能力，最高速度可达60km/h，最大载重1000kg，货箱容积达4立方米，一次充电续航里程达160公里，支持24小时全天候及复杂天气条件下作业。 京东物流VAN的发布成为企业在无人驾驶+物流运输领域的又一重要创新。VAN集成高精度定位、多传感器融合、时空联合决策规划等十大核心技术，应用大模型进行数据预标注和训练，实现行业领先的规模化L4级自动驾驶能力。其传感器配置包括3颗激光雷达、20颗摄像头及12颗毫米波雷达，可实现360度无盲区感知，检测范围较传统方案扩大19倍，感知性能提升3倍。车辆搭载比亚迪商用车定制开发的线控底盘，支持60km/h最高车速及1000kg载重，续航能力达400公里，电动驱动系统可减少90%以上碳排放。目前，京东物流已在北京、广州等30个城市启动VAN试运营，覆盖仓储到配送全链路场景。实测数据显示，相比传统运输方式，VAN可节省约60%运营成本，同时通过24小时不间断作业提升配送效率。公司计划2026年完成超千台车辆规模化部署，并通过智能调度系统优化路径规划，进一步降低单车运营成本。京东物流VAN与现有智能仓储、无人配送车（如独狼系列）形成协同效应，构建仓储-运输-配送全链条智能物流体系。车辆搭载的智能网联系统可与京东物流智能产业园实时交互，实现订单、运力、路径的动态优化。VAN通过与地方政府合作，已在重庆、成都等城市启动智能网联示范区建设，推动车路协同技术落地。京东 物流技术与数据智能部无人车产品运营张陟表示：“VAN的发布是京东物流践行‘技术驱动物流’战略的重要一步。我们将持续深化自动驾驶技术研发，与产业伙伴共同打造更高效、更绿色的智能物流未来。”

《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，以下简称“136号文”）作为我国新能源市场化的纲领性文件，构建了新能源项目“全面入市+差价托底”的基础框架。136号文发布后，各地正“量体裁衣”制定136号文落地实施细则。截至目前，新疆、蒙东、蒙西细则已正式出台；山东、广东两大经济强省的细则以征求意见稿形式亮相。 地域特色鲜明 136号文明确，差价结算机制的三大核心要素——机制电价水平、电量规模、执行期限下放地方自主制定。从目前各地公布的136号文细则来看，在补多少额度、补多大电量、补多长周期上，已显露出鲜明的地域特色。 我们先梳理下存量项目。 除广东外，其余地区均有相关规定。机制电价水平方面，山东统一明确为0.3949元/千瓦时（含税），为目前最高价。蒙东、蒙西机制电价捆绑煤电基准价，分别为0.3035、0.2829元/千瓦时，新疆将存量项目分为补贴、平价两类，衔接原优先电量上网电价，机制电价分别为0.25、0.262元/千瓦时。 机制电量规模方面，山东和新疆按比例覆盖电量，山东单个项目机制电量上限参考外省新能源非市场化率，新疆补贴项目机制电量比例30%，平价项目机制电量比例为50%。蒙东、蒙西对集中式项目进行了分类设定。 执行期限方面，各地纳入机制的项目达到全生命周期合理利用小时数或项目投产满20年后，不再执行机制电价。 我们再盘点下增量项目。 蒙东、蒙西暂不启动增量机制，保留后续评估空间，其余地区各有特色：山东暂并未明确机制电量规模、执行期限和电价水平，但明确机制电价原则上按入选项目最高报价确定(不高于竞价上限)。此外，特别设置了申报充足率下限，引导新能源充分竞争，2025年竞价申报充足率不低于125%。新疆则为增量项目机制电价划定了明确的竞价区间，暂定0.15~0.262元/千瓦时。 电量规模方面，广东每年新增纳入机制的电量规模由当地发改委、能源局确定，并在竞价前予以公布，同时，机制电量申报比例上限与存量项目机制电量比例衔接，且不高于90%。新疆机制电量规模原则上参照存量平价项目机制电量规模比例以及增量项目上网电量确定。 执行期限方面，新疆增量项目考虑回收项目初始投资平均期限，执行期限10年。广东增量项目机制电价的执行期限为海上风电项目14年、其他新能源项目12年，到期后不再执行机制电价。 政策分化背后 整体来看，各地既有共性又兼顾个性。 共性方面，各地在设计落地方案时都有较强主动性，均与本地市场建设进程、新能源发展情况、系统调节平衡需求等相适应。 “个性方面，从市场机制特点来看，山东关注电能量以外的市场及辅助服务、容量补偿等，建立涵盖信息披露、价格监测、成本调查和零售监管的风险防控体系。广东探索‘虚拟电厂聚合规则’，而蒙东侧重‘无现货市场的保障政策衔接’。”张超说。 竞价机制，关乎增量项目的机制量、价如何确定。张超对山东、广东竞价机制的特点进行了总结：“山东进行了一系列机制创新，设置了申报充足率确保竞价有效，同时明确分布式委托代理商竞价，侧重机制电量‘可少不可多’；广东交易中心作为竞价的主要组织方，明确新增机制电量执行期限，最后边际机组报量全额成交，侧重机制电量‘可多不可少’。” 各地136号文配套细则的主要差异，体现在机制电量、电价部分。短期看，政策会带来新能源投资布局的优化。东部外向型经济的电价承受能力相对高一些，预计可再生能源的机制电量和电价也会高一些。西部省份之前保障小时数较低、市场化比例较高的省份，预计机制电量和电价会相对低一些。 长远看，新能源入市有助于电力市场形成真实价格信号，实现电力资源优化配置。同时，136号文将新能源消纳权重、新能源装机目标与‘机制电量+市场交易’挂钩，规划目标将更多依靠市场来实现，后续的调节资源、容量资源规划建设也会逐步走向市场化引导的方式。 关于现货市场上下限方面，山东提出适度放宽限价，广东按照中长期交易价格与峰段系数、尖峰系数共同确定申报价格上限。值得一提的是蒙东、蒙西现货市场中，申报价格上、下限暂定为-0.05~1.5元/千瓦时，允许申报负电价。 为何会出现上述差异？新疆、蒙东、蒙西风光资源禀赋突出，但本地消纳能力薄弱，外送比例高，政策选择压低机制电价，通过市场化倒逼“低度电成本+跨省交易”破局。而山东、广东属于东部负荷中心，电价承受力相比西部高，加之强绿电需求，政策以高保障电价吸引投资。 未来破局建议 地方政策下一步如何细化、还有哪些堵点，目前已发布的落地政策对其他地区有何借鉴意义？与会专家积极建言献策。 各地未来应坚持按当地实际开展方案设计，形成“方案+细则/规则”的组合，以入市带动市场建设，更加关注市场与价格跟踪监管，在机制创新与机制衔接之间寻求平衡，需要更关注入市、竞价和差价结算的节奏衔接，机制电量的月度分解有待创新。 分布式能源入市是当前新能源市场化的一大挑战。分布式能源有很强的“分布式+”属性，比如“分布式+负荷”，“分布式+储能”等。在市场交易中，需要把“分布式+”项目当作一个整体去考虑。当前分布式项目主要作为价格接收者，在全面进入市场后，现货价格信号会引导分布式主体进行资源优化配置以获取更高收益。与此同时，“分布式+”的主体还需要履行三方面的责任，包括系统调节责任、承担政府性基金及附加和交叉补贴的社会责任，以及相应的输配电成本分摊等。 目前，广东正在探索以虚拟电厂实现“分布式+”入市。新能源全面入市背景下，虚拟电厂的运营模式将从单纯硬件层面的竞争转为随市场变化优化运营策略的竞争，核心是为电网供需平衡提供解决方案。在这样的背景下，虚拟电厂一是可以解决分布式资源参与电力市场的门槛问题；二是可以解决分布式资源调节的问题；三是与储能结合，拓宽收益渠道；四是作为贯穿多市场的“路由器”，减轻单个资源管理的难度，通过多市场增加收益模式。 针对136号文的落实，一是存量项目机制电量比例不宜设置过高，应在40%~50%，更多的应该参与到市场中；二是在增量项目方面考虑本省新能源资源禀赋，分区域设置不同的上限；三是在市场价格方面可以参考山东等省份，沿用燃煤基准价水平，差价结算的资金优先从辅助服务市场里支出，中午大量出清价为零可能是火电机组大量备用造成的结果，应从电力市场运行经济性的角度设置更合理的报价方式；四是要在后续交易批次中重点考虑新能源场站作为独立市场主体，真正体现其参与市场的权责义务。此外，需要进一步优化中长期和现货市场的衔接，真正供需关系的体现是现货市场。目前不少省份要求中长期合约规模锁定在80%~90%，需放宽中长期合约比例限制，来提高市场的流动性。 目前出台细则的省份中，暂无提及跨省跨区交易。现有的省内市场和跨省跨区市场相对分离，跨省跨区市场属于优先计划范畴，省内市场开放程度相对更大。但国家正在积极推动打破省间壁垒，跨区市场也将逐步形成，成为构建全国统一电力市场的重要组成部分。 在受端省份电力市场快速推进的情况下，相对固化的跨省电力交易中长期合同与受端省份电力市场在实时量价上难以匹配，跨省跨区交易可考虑锚定受端省份电力市场规则做相应的调整。另外，建议逐步放开省间现货比例，并推动跨省跨区发电企业和售电公司、用户直接参与省间交易，提高交易的灵活性，在长三角等区域市场建设基础较好的地区做更多的突破性尝试。