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。

新能源汽车发展离不开充电基础设施建设，此前，在新能源车主层面，充电桩数量不足、充电效率低下、充电体验割裂，这些痛点如同无形的路障，阻碍着绿色出行的步伐。在充电场站业主层面，传统充电桩充电慢，体验不好，翻台率低，也影响了业主投资意愿，于是形成循环，最终也会阻碍新能源汽车发展。 “充电焦虑”如何破解？目前，北京已初步形成几乎覆盖全域、高效便捷的“超充一张网”，目标直指：规模化部署大功率超充快充，大幅提升充电效率、更优客户服务体验，支撑全市新能源汽车顺畅出行！ 2024年底，北京市城市管理委员会印发《北京市新能源汽车高质量超级充电站发展行动计划》，提出到2025年底，建成超级充电站1000座以上（超充桩2000个以上），城六区服务半径1公里，主流超充车型（800V电压平台）在超充桩平均一次充电时间可降至15分钟左右，高质量超充服务网络基本建成；到2035年，高质量超充站的超充桩平均一次充电时间可降至8分钟以内，显著提升充电服务品质，实现充电像加油一样便捷，有效提升充电服务体系资源使用效率。 01. 北京实践： 超充网络落地的首都样本 “自从附近有了这个超充站之后，我就没去别的地方充过电，充电确实快，太方便了，现在开电车也感觉没有之前那种焦虑感了。” 在能+超充（昌平乐多港万达超充站）充电的袁先生说到。 能+超充（昌平乐多港万达超充站） 该超充站是京能集团投运的首个全液冷超充站，采用华为超充解决方案，充电速度最快接近“一秒一公里” ，有效解决新能源车主“找桩难、充电慢”的烦恼。去年4月上线以来，前来充电的车主络绎不绝，场站翻台率高，单枪日最高充电量500+度。 能+超充（昌平乐多港万达超充站）是北京“超充一张网”的代表性场站。目前，部署华为超快充桩的场站已经覆盖了核心商圈、交通枢纽、园区、地下停车场、景区等各个关键场景。 在热门景区场景，由北京静态交通公司打造的静态交通天坛北门超级充电站部署了华为超充设备，场站位于天坛附近，缓解了北京热门景点新能源车充电压力，场站翻台率高，单枪日最高充电量超400度，有效打消了游客驾驶新能源车旅游的顾虑。 静态交通天坛北门超级充电站 在交通枢纽场景，比如北京南站，附近车流量大，传统慢充桩无法匹配大量新能源车的充电需求，排队停车充电的现象大大影响了车主的体验。静态交通北京南站超级充电站采用华为超快充充电设备，充电快周转快，单枪单日最高充电量超400度。场站优质的充电体验提升了整体的交通中转率，因此也收到了周边网约车司机和私家车主的一致好评。 静态交通北京南站超级充电站 静态交通北京南站超级充电站作为“两场八站”（首都机场、大兴机场、北京站、北京西站、北京南站等）的重要组成部分，与其他交通枢纽超充站形成联动，实现了“枢纽-高速-景区”的无缝衔接。例如，从北京南站出发，既可西行至六里桥奈伦大厦站后可沿京港澳高速顺势南下，又可北上通过京藏高速连接乐多港站，形成“进出京-跨区-景区”的全链条补能网络。 目前，在北京核心圈全液冷超充站点已形成“三角形” 覆盖网络，覆盖故宫、国贸等核心景点及商圈，实现 “1公里服务半径”。北京南站超充站与北京站、天坛北门站形成联动，覆盖北京南站、北京站两大交通枢纽，无论是接送旅客还是换乘出行，都能在10分钟内找到超充站。 西边线路以六里桥奈伦大厦站为枢纽，串联丽泽金融商务区、北京西站和京港澳高速，形成“枢纽-商圈-高速” 三位一体的“超充一张网”。从西三环到西四环，再到京港澳高速入口，实现了跨区域出行的无缝衔接。 东北部线路以昌平合生汇站为核心，串联回龙观、天通苑等大型居住区和乐多港商圈，形成“居住-商业-高速” 一体化“超充一张网”。未来还将向沙河、北七家等区域扩展，满足北部居民日常出行和假期出游需求。 东部线路以望京南和东坝两个充电站为核心，串联起京承高速，机场高速，机场第二高速等交通要道，同时覆盖望京、东坝等大型居住和商务区，形成“交通枢纽+生活圈”的双重保障网络。 从人潮涌动的两场八站，到古韵悠长的前门文旅区，再到高端商圈、生态景区的地下停车场，华为超充设备已深度融入城市毛细血管，为不同场景下的用户提供极速充电体验。 02. 打破充电“供需”矛盾， 助力新能源汽车出行 在“超充一张网”落地进程中，华为凭借其“极致体验、更高质量、更好收益”的超充解决方案，有效助力“超充一张网”建设，间接成为北京新能源汽车充电桩新基建的关键赋能者。 以华为超充为代表的高质量充电基础设施，破局此前新能源汽车发展与充电基础设施薄弱的矛盾。高质量充电基础设施体验好，对车主而言，华为超充设备一次充电成功率约99%，充电速度最快接近“一秒一公里” ，充电5分钟续航200公里，有效缓解车主充电焦虑，充电噪音低于55dB，带来“图书馆般静谧”的充电体验，另外枪线很轻，对女性车主友好，单手就可以握持；对场站主来说，华为超充设备10年超长寿命，易维护，具有更高质量，双极功率池化+高阶动态路由，相同电力条件下，电力利用率提升约30%，周转率提升约1倍，能实现更高收益，从而促进了新能源车出行与发展，低排放促发展，助力城市如期实现“碳达峰、碳中和”。 未来已来，华为超充技术赋能，北京正加速驶向一个充电无忧、绿色高效的新能源时代，更以北京样板，争创京津冀绿色发展排头兵，带动京津冀绿色发展。下一次当您轻松插上充电枪，或许可以感受到这座城市脉搏中流淌的科技力量。

欧美自全球首轮清洁能源产业热潮以来，多年耗费苦心建立起的锂电产业链完整闭环，正在面临土崩瓦解。 在欧洲，曾被视作欧洲版“宁德时代”的本土最大电池巨头Northvolt已在破产中迎来自己的惨败收场。若在今年6月底前未能觅得买家，其瑞典北部最后一家工厂即将停止生产。 在美国，昔日全球第三大储能集成厂商Powin于6月9日向新泽西州法院提交破产重组申请。公司预计将因“不可预见的商业环境”于7月底面临停止运营，并裁掉包括首席执行官及其他高管在内的近250名员工。 来不及为Northvolt、Powin的结局哀悼，紧接着走向终结命运的是“北美电池回收之王”。 据路透社报道，总部位于多伦多的锂电池资源回收公司Li-Cycle宣布已在加拿大和美国申请破产保护，预计将开始正式出售其业务及资产。 这家一度有着“北美电池回收之王”之称的加拿大企业，曾是北美大陆上的电池回收独苗，因而受到格外关注。 该公司的估值最高超过 20 亿美元，但数月以来一直面临日益严重的财务困境。不得已自今年3月起为自己寻找买家，直至如今正式走向破产重组。 与Li-Cycle商业神话一同破碎的，还有北美的电池回收梦。 电池回收梦 2021年2月24日，刚上台一个月的美国第46任总统乔·拜登以“免受中国侵害”为指向签署一项行政命令，对四种关键产品的供应链进行为期100天的审查，电动汽车动力电池正是其中之一。 百日之后，拜登将电池回收写入政府计划的消息在业界引发诸多讨论。 路透社报道，当时有多位美国政府官员透露，作为打造电动汽车强国战略的重要组成部分，拜登政府计划大力推动国内电池回收产业，希望国内能够开设更多回收工厂，以实现锂和其他金属的循环利用。 政府报告估计，如果不进行回收利用，到2040年，电动汽车数量的激增将直接导致800万吨电池废料被倾倒至美国垃圾填埋场。积极的电池回收计划则可显著降低矿产资源的开采需求，如铜减少55%、锂减少25%、镍和钴减少35%。 背靠北美电池回收梦想，自创立之初便备受业界及资本市场瞩目的Li-Cycle，也曾是煊赫一时的明星企业。 这家由两名前赫氏（Hatch）集团工程师于2016年创立的锂电池回收企业，凭借一手两步走的“Spoke & Hub”（初级加工厂物理破碎+精炼厂提取关键金属）回收体系和湿法治金工艺，在行业普遍回收率仅有30%-40%的早期阶段，就已宣称实现80%-100%的锂电池材料回收。 估值最高超过20亿美元的Li-Cycle于2021年成功上市纽交所，并一度开出至少三大洲五国的宏伟扩张蓝图。 （Li-Cycle曾提出向包括北美的美国、加拿大，欧洲的德国、挪威、意大利，亚洲的韩国、日本和越南等“中国以外的亚太地区”发起扩张，还曾与中企亿纬锂能签署谅解备忘录。） 2023年是Li-Cycle商业故事的巅峰时刻。 这一年，Li-Cycle在欧洲的第一家工厂于德国正式运营，年处理1万吨电池的产能规模让公司有机会成为欧洲最大的锂生产商之一，与通用汽车-LG化学合资企业Ultium Cells、LG新能源等国际巨头达成长期供应协议。 此时的Li-Cycle还在对年底建成纽约罗切斯特工厂的等待之中，设想着8万吨年处理能力及到2025年营收冲破10亿美元的美好未来。 事实却是，公司正是从这一年开始面临急转直下。 当年10月，得到拜登政府大力支持的罗切斯特项目因建设成本几乎翻了一倍（达到9.6亿美元），被无限期暂停建设。 公司全年总营收仅1830万美元，净亏损却达到1.38亿美元，营收远远无法覆盖高昂的运营成本。 五个月后，公司宣布计划裁员17%，其中包括三名高级管理人员。然而每年节省出的约1000万美元工资和福利成本，对于公司的连年亏损与成本倒挂实属杯水车薪。 作为拜登气候议程中承担关键部分的北美电池回收大户，Li-Cycle也曾受到拜登政府的额外照顾。 2023年年初，美国能源部宣布将向Li-Cycle提供3.75亿美元贷款，以支持其在纽约州罗切斯特郊区建设美国最大的锂资源回收设施之一。 一年后，这一贷款数字被提高至4.75亿美元。然而直到公司申请破产，Li-Cycle也没能从美国政府手中拿到这笔资金，实在很难不令人唏嘘。 一个不争的事实是，电池回收是一门好生意，却同样也是一门坏生意。 热潮难淘金 作为实现锂电、储能、电动汽车等产业链零碳目标的关键环节，电池回收正在从补充选项升级为战略刚需。 尤其自第一批投入市场的新能源汽车开始迈入规模化“大退役”阶段，电池回收的资源价值及减碳效益正在迎来爆发式兑现期—— 它不仅关乎百万吨级动力电池的循环利用，更成为撬动全产业链零碳转型的关键支点。 中国电子节能技术协会电池回收利用委员会产业研究部预测，2025年，我国动力电池退役量将达到82万吨；自2028年起，退役量将超过400万吨，废旧电池回收利用行业产值将超过2800亿元。 过去数年间，国内外都曾掀起动力电池回收热潮，大小企业趋之若鹜。然而从无人问津到火爆出圈，再到成批的停产和倒闭，废旧电池回收生意在两三年间走完了过去十余年从未有过的大起大落。 隐于Li-Cycle过山车式商业发展背后的一条暗线是，一路由4万元/吨冲高至逼近60万元/吨的锂价，自2022年底开始腰斩再腰斩。 2024年以来，碳酸锂价格一路下跌，短短数月内接连突破每吨10万元、9万元、8万元几道大关。这一状况至今未见转好迹象，并在跌出新的纪录。 到今年5月底，碳酸锂期货主力合约LC2507连续三天盘中跌破6万元/吨关口，最低下探至5.95万元/吨。 在此背景之下，就连传统矿石提锂巨头也在面临巨亏挑战，唯有盐湖提锂尚存一战之力。 更遑论要靠再生锂过活的电池回收企业，仅靠镍钴利润盈利简直天方夜谭，想熬过锂价“成本炼狱期”还有很长的路要走。 参考第一财经给出的数据统计，就在Li-Cycle命运急转直下的2023年，我国动力电池回收相关企业注销吊销量首次突破5000家，达6984家，同比增加141.8%。 《中国锂离子电池回收拆解与梯次利用行业发展白皮书（2024年）》显示，我国全年锂电池回收理论产能高达380万吨，而实际的电池回收量仅为62.3万吨，产能利用率低至16.4%。 于锂价暴涨之中鸡犬升天的锂电回收产业，正陷入价值理想与商业现实的割裂困局，在“只亏不赚”的现状下很难再成热潮。 当前的电池回收行业几乎与此前大热一时的钠电产业面临同等命运—— 基于锂资源不可再生与相对稀缺的惯用叙事，电池回收、钠电池仍是各大厂商口头上值得布局的“战略备胎”。 然而一旦从经济效益考量，已经很少有企业愿意大张旗鼓为这门生意的美好远景买单，电池回收行业想要咸鱼翻身着实没那么简单。

5月15日，比亚迪在匈牙利首都布达佩斯举行欧洲总部官宣仪式，标志着这家中国新能源汽车巨头在欧洲市场的战略布局进入全新阶段。比亚迪欧洲总部选址布达佩斯第11区，毗邻多瑙河，坐拥交通枢纽与产业集群优势，将承载销售与售后、车辆认证及测试、车型本地化设计与功能开发三大核心职能，并计划创造2000个就业岗位。匈牙利总理欧尔班·维克托、广东省委副书记、省长王伟中、中国驻匈牙利大使龚韬、比亚迪董事长兼总裁王传福、比亚迪执行副总裁李柯及比亚迪副总裁李巍等出席仪式，并共同见证这一中欧新能源领域合作的重要里程碑。比亚迪欧洲总部的设立，是其“技术出海”与“本地化运营”双轮驱动战略的关键落子。欧洲总部将重点聚焦智能辅助驾驶技术与下一代汽车电气化技术的研发，并与匈牙利至少三所高校开展联合科研，携手本地供应商推动新能源汽车产业链升级。这一布局不仅强化了比亚迪在欧洲市场的产品适配能力，更通过本地化研发贴近欧洲消费者需求，例如针对欧洲充电设施分布特点优化车型续航与补能方案，同时满足欧盟日益严苛的环保标准。值得关注的是，比亚迪在匈牙利的投资已形成“总部+工厂”的协同效应。早在2016年，比亚迪就在匈牙利设立了电动大巴工厂。位于塞格德的电动 汽车工厂也预计2025年底投产，初期年产能15万辆，远期规划达50万辆，主要生产海豚、元PLUS等畅销车型，直接辐射欧洲消费市场。这种“研产销一体化”模式，使比亚迪能够快速响应市场变化，降低物流成本与关税风险，有效应对欧盟近期对华电动汽车发起的反补贴调查等贸易壁垒。匈牙利成为比亚迪欧洲总部首选地，源于其独特的产业生态与战略地位。作为中东欧最大的电子产品生产国，匈牙利拥有全球20大汽车制造商中的14家整车厂及配套供应链，奥迪、奔驰、宝马等豪华品牌均在此设厂，形成从电池材料到整车制造的完整产业链。匈牙利政府更以“欧洲新能源汽车制造中心”为目标，通过税收优惠、基础设施升级等政策吸引投资。这种产业集聚效应为比亚迪带来显著红利：本地化采购可降低30%以上的零部件成本，成熟的汽车工程师团队为技术研发提供人才支撑，而毗邻德国、奥地利等核心市场的地理位置，更缩短了产品交付周期。正如匈牙利外长西雅尔多所言，比亚迪的投资“将匈牙利的汽车产业优势与中国的技术创新深度融合”，成为“一带一路”倡议下中欧合作的典范。比亚迪在欧洲市场的“闪电战”已显成效。2025年4月，其欧洲销量达11,123辆，超越特斯拉的6253辆，在德国、法国、意大利等核心市场全面领 跑。正如王传福在签约仪式上强调的：“这不仅是比亚迪的里程碑，更是中匈合作潜力的见证。”随着欧洲总部落地，比亚迪正以“研发-生产-销售”全链条本土化，重塑全球新能源竞争格局，其目标清晰——2030年实现海外市场销量占比50%，剑指全球汽车产业巅峰

024年中央经济工作会议强调，建立一批零碳园区。这是中央经济工作会议中首次提到“零碳园区”的概念，2025年两会再次提到全国建设一批零碳园区。标志着党中央在部署推动经济社会发展绿色化、低碳化全面转型进程中，积极探索绿色化、零碳化转型升级，扎实推进实现碳达峰的同时，为适时实现碳中和谋篇布局。 零碳园区制度具有底层逻辑 我国工业园区建设始于1979年，目前已经形成由点到面、由沿海向内地的推进式发展趋势，国家级和省级工业园区超过2500 家，多数位于珠三角、长三角和环渤海等区域，贡献了全国工业产值的 50%以上。园区集聚起了产业、功能、创新、人力等各类资源要素，实现园区从高碳向低碳转型，再由低碳向零碳转型升级，决定了“双碳”战略落地实践的成效和质量。各类园区将在“双碳”战略实践中发挥至关重要的作用。我国的产业园区数量多分布广，污染物排放和温室气体排放物同根同源。园区常常是污染物和碳排放重要“源区”。我国工业园区碳排放量占全国工业源50%以上，是降碳的重点领域。 零碳园区创新具有扎实基础 关于零碳工业园区制度，国内外目前尚无统一通用的界定。笔者认为，零碳工业园区制度一般是指通过一系列理念创新、技术创新和制度创新，开展低碳零碳负碳技术变革和应用，实现园区温室气体净零排放，在一定时空内完成从绿色低碳发展到绿色零碳发展的转型。 我国零碳园区创新有15年低碳园区建设的良好实践经验，特别是有着近5年地方基层创新实践的基础。工业园区的低碳发展始于“十一五”时期。例如，2009 年，原环境保护部下发《关于在国家生态工业示范园区中加强发展低碳经济的通知》，决定自 2010 年起将发展低碳经济作为重点纳入生态工业示范园区建设内容 。“十二五”期间，低碳园区相关制度安排逐步细化，走深走实。 例如，2013 年，工业和信息化部和国家发展和改革委员会联合推进低碳工业园区试点建设；2014 年，《国家应对气候变化规划（2014—2020 年）》提出到 2020 年建成 150 家左右低碳示范园区。“十三五”期间，工业和信息化部发布了《工业绿色发展规划（2016—2020 年）》，再次强调了工业园区低碳化转型，并要求部分园区率先达到碳排放峰值。 “十四五”期间，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》《2030年前碳达峰行动方案》等碳达峰碳中和“1+N”政策体系先后发布，对园区发展提出了重要指引。 2022年7月，工业和信息化部、国家发展和改革委员会和生态环境部联合发布了《工业领域碳达峰实施方案》，其总体目标就是，“十四五”期间，建成一批绿色工厂和绿色工业园区。该《方案》要求打造绿色低碳工业园区，通过“横向耦合、纵向延伸”，构建园区内绿色低碳产业链条，促进园区内企业采用能源资源综合利用生产模式。到2025 年，对标国际先进水平，建设一批“超级能效”和“零碳”工厂。 截至目前，全国各省（自治区、直辖市）在各自碳达峰实施方案中都不同程度地规划了近零碳园区/零碳园区、企业等，部分地区规划建设一批“超级能效”和“零碳”工厂。全国各地因地制宜，陆续出台了各具特色的零碳工厂、零碳园区评价指标体系等零碳发展制度安排。例如，山东省出台了《近零碳城市、近零碳园区、近零碳社区示范创建实施方案》；安徽发布了《零碳产业园区建设方案（试行）》等6省出台政策。地方的基层创新和实践为国家实施零碳园区制度奠定了坚实基础。可以预见，零碳发展理念将成为2025年的新风潮。 零碳园区建设具有重要意义 中央经济工作会议关于建立一批零碳园区的会议精神具有重要的现实意义。 第一，有助于生态文明制度体系精细化，促进实现人与自然和谐共生的现代化。零碳园区标准体系是生态文明制度体系在微观层面的具体体现。近年来，我国陆续出台了地方标准或行业标准，今后将加快国家级标准等制度体系落地。目前全国有4个零碳园区已经出台了地方标准，包括内蒙古自治区和福建省两个省级地方标准、雄安新区1个国家级新区级地方标准和江苏省盐城市1个市级地方标准。此外还有一些行业或企业相关标准已经付诸实施。2025年是“双碳”目标提出5周年，预计零碳园区标准体系将更加规范和健全。 第二，有助于深化落实“双碳”目标，促进经济社会发展从低碳化向碳中和化升级转型。在实现碳达峰之前，适时布局零碳发展，谋划实现碳中和发展路径，正是落实“双碳”目标战略的应有之义。规范的零碳园区建设，是在设计、规划等各阶段各环节都融入碳中和理念，综合运用节能、减排、固碳等碳中和措施，实现园区范围内产业、能源等全领域全周期全链条的零碳发展，达到温室气体排放总量与吸收自我平衡的生产、生态、生活深度融合的碳中和发展模式。 第三，有助于发展新质生产力，助力高质量发展。中共中央、国务院《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，打造绿色发展高地，打造绿色低碳高质量发展的增长极和动力源。零碳园区是技术、理念、制度创新的复合体，是绿色发展高地，是新质生产力发展的动力源，建设零碳园区是高质量发展的最新实践探索。 第四，有助于提升园区企业形象，提升产品核心竞争力。通过将“碳中和”融入企业长期发展战略，更好地体现ESG（环境、社会和公司治理）理念和价值，企业能够引领行业向低碳转型迈进，并树立行业绿色发展的标杆。零碳园区体现入园企业绿色发展、低碳发展和零碳发展理念，增强企业服务和产品的含绿量，有助于提升园区和企业国内外的知名度和美誉度，特别是有助于企业克服碳关税等绿色壁垒，提升国际竞争力。 我国零碳园区建设具有全球价值 我国特色的零碳园区的建立、推广和应用具有全球价值。 首先，在履行国家自主贡献方面发挥重要示范作用。根据《巴黎协定》的要求，特别是2023年《联合国气候变化框架公约》第28次缔约方大会“阿联酋共识”决议精神，各缔约方将于2025年提交新的国家自主贡献方案。零碳园区建设的中国碳中和实践将产生良好的示范效应，将为全球南方乃至全世界碳中和进程提供中国方案。 其次，有助于进一步展现中国深度参与全球环境治理的领导力。当今世界，全球面临气候变化、生物多样性丧失和环境污染三大环境风险挑战。与此同时，个别大国甚至扬言退出《巴黎协定》。 鉴于此，中国担当和中国方案尤为重要。新时期，中国实现了由全球环境治理参与者到引领者的重大转变，以“新三样”为代表的中国绿色低碳产品引领了全球绿色低碳未来，展现了中国塑造清洁美丽世界的领导力。零碳园区建设作为绿色零碳发展高地和动力源，必将成为中国展现引领全球碳中和发展领导力的重要舞台。 2024年的中央经济工作会议对建设零碳园区作出部署。今年政府工作报告强调，要扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。什么是零碳园区？如何高质量建设零碳园区？围绕相关问题，专访了全国政协委员，中国国际工程咨询有限公司党委书记、董事长苟护生。 我国制造业体量大，工业门类齐全，建设零碳园区有利于从产业层面推进碳减排，对美丽中国建设和积极稳妥推进碳达峰碳中和意义重大。请谈谈对零碳园区的看法。 零碳园区指的是通过设计、技术、管理和商业化等方式，使园区内生产、生活活动所产生的二氧化碳排放降至“近零”水平，并具备达到“净零”条件的园区。开展零碳园区建设工作，是以习近平同志为核心的党中央扎实推进经济社会发展全面绿色转型的战略决策，是在新形势下积极稳妥推进碳达峰碳中和的重要举措之一，具有战略意义。 一是有利于加快能源绿色低碳转型。零碳园区的能源需求主要由可再生能源满足，通过“绿电直供”模式、源网荷储一体化建设等，实现能源供需的智慧高效对接。这不仅可以降低对传统供能方式的依赖，还能提升区域可再生能源利用比例。 二是有利于引导产业绿色低碳转型。零碳园区可以通过新型供能方式和低碳管理模式，引导传统产业采用电气化和低碳技术，推动钢铁、化工、有色等行业深度脱碳。 三是有利于激发科技、制度、商业模式等方面创新。比如，在科技方面，零碳园区为低碳技术、新型储能、微电网、碳捕集与封存等新兴技术的应用与验证提供重要平台，将催生一系列科技创新。 四是有利于取得绿色竞争优势。在国际绿色贸易规则不断变化的背景下，零碳园区因为具备可溯源、可核查的能源供应体系，不管根据何种规则进行计算，其产品碳足迹均可大幅减少，从而提升园区内企业的“绿色竞争力”，助力企业在全球绿色竞争中抢占先机。 零碳园区建设是一个崭新的事物，各地都在积极探索。高质量建设零碳园区需要从哪些方面着力？ 从我国的能源、产业、技术实际看，建设零碳园区应从4个方面共同发力。能源方面，紧抓非化石能源直接供应这个零碳园区最鲜明特征，强化园区与周边光伏、风电等非化石能源发电资源匹配对接，大力发展“绿电直供”模式，建立与高比例可再生能源直连方式相匹配的智能微网系统，建立“电、热、气、冷”多能互补的能源供应系统，因地制宜推动先进储能技术规模化应用。 产业方面，要以可溯源的绿色能源为核心优势，吸引光伏组件、动力电池、新能源汽车等绿色低碳产业集聚，实现“以绿制绿”；引导钢铁、建材、有色、化工等产业中的绿色低碳示范项目入驻零碳园区，探索传统产业深度脱碳路径。 基础设施方面，积极打造绿色低碳的基础设施，推动园区建筑实施绿色设计、绿色施工、绿色运营，推广超低能耗、近零能耗建筑，有序推进充电桩、换电站、加氢站等绿色交通基础设施建设。 管理服务方面，加快数字化技术在零碳园区中的应用，优化园区电力、热力、物料等多种能源资源的协同调度，推动园区内集中开展碳排放核算、项目碳评价、碳配额清缴、产品碳核算、绿电绿证交易、环境信息披露等服务，提升绿色低碳管理服务能力。 自“双碳”目标提出以来，不少地区均出台了相关政策支持零碳园区建设。但总体上看，部分零碳园区建设依然存在一些不足和挑战。对此，您如何看待，有何建议？ 当前，零碳园区建设面临规则标准不一、技术支撑不足、体制机制有待完善等一系列问题。下一步，需要在党中央、国务院的统一领导下，统一思想、打破障碍，积极稳妥推进零碳园区建设工作。 一是坚持统筹谋划，出台零碳园区建设方案。要建立统一的管理制度，明确零碳园区建设总体目标、实施路径以及保障措施。强化要素和制度保障，结合本地资源禀赋，加紧遴选推进一批零碳园区建设。 二是坚持宽进严管，梯次推进零碳园区建设。初期可考虑通过“园中园”等方式，鼓励更多园区参与零碳园区建设，积累技术和制度经验，但要切实把好认定关，设置统一的建设标准和验收机制，规范碳排放核算等关键环节，确保零碳园区认定的权威性和严肃性。 三是坚持市场导向，打好支持政策组合拳。通过金融、财税、科技帮扶等方式助力零碳园区发挥绿色优势，强化绿色金融、财政性投资对零碳园区的支持。 四是坚持思行并进，逐步扩大零碳园区覆盖范围。定期对零碳园区开展全面评估，深入总结建设经验，在此基础上逐步扩围提标，推动更大规模的园区实施绿色低碳改造，并通过开展成果展示等宣传活动，鼓励社会多方力量参与零碳园区建设。

近年来，我国储能行业经历了爆发式增长，但相伴而生的“价格战”以及投资回报不足等问题，也严重制约了行业的可持续发展。 储能价格改革成为行业破局的关键。进入2025年，从2月份《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》（以下简称“136号新政”）的发布，到4月份《关于完善价格治理机制的意见》《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2025〕394号）》（以下简称“394号文”）的出炉，储能行业未来变革方向愈发明晰。一系列政策引领下，储能行业将真正从“规模扩张”转向“价值深耕”。 站在转型的关键节点，储能企业也在重构发展逻辑。在市场化变革的浪潮中，储能企业需从单纯设备供应商向“综合能源服务商”转型，深度参与电力市场设计与运营，方能抢占先机。主动在创新中求变，摆脱路径依赖。 迈入市场化竞争新阶段 强制配储，即在新能源项目（如光伏、风电）的开发、审批或并网过程中，政策明确要求必须配置一定比例或容量的储能系统，通常以项目装机容量的百分比形式规定。过去，这是拉动我国储能装机量增长的核心引擎。 2017年，青海省在相关风电项目建设中明确需配套建设储电装置，开启了我国强制配储之路，此后八年时间，储能装机量一路攀升。国家能源局数据显示，截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。储能装机量的提高，也随之催生了劣质产能与低价竞争，储能系统价格一度跌破0.3元/Wh，行业毛利率下滑至8%。今年以来，行业重磅政策频出，不断引导储能市场迈入竞争新阶段。2月9日，“136号新政”明确取消强制配储，标志着中国储能行业正式迈入市场化竞争新阶段。楚攀对记者表示，强制配储的取消并不意味着不重视储能，而是为了让近年来稍显疲软的新能源发电减轻负担，走上更快更好的发展之路。 今年4月底，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合印发的“394号文”明确提出，2025年底前，基本实现电力现货市场全覆盖，全面开展连续结算运行，同时明确了20个省份的电力现货市场运行时间表。这意味着，我国电力市场改革将进入全面提速阶段，储能将从单纯的“技术工具”逐步转变为具有独立市场主体地位的关键灵活性资源。比如，政策要求配套容量市场，储能可通过提供备用容量获取固定收益。 近段时间以来，各地纷纷出台储能价格支持政策。在容量补偿机制方面，内蒙古、河北实行独立储能容量补偿政策。内蒙古对纳入规划的独立储能向电网的放电量进行补偿，补偿标准一年一定，2025年度的补偿标准为0.35元/千瓦时。河北则继续执行独立储能容量电价激励机制，储能电站按并网时间先后竞争获得容量补偿，年度含税容量电价为100元/千瓦时。这些政策旨在通过价格信号，引导储能项目的投资建设与运营，提升储能在电力系统中的调节能力与经济效益。 电力系统的改革也在通过市场化机制逐步释放储能价值，推动行业从规模扩张转向高质量发展。 储能市场化改革正经历“破立并举”的关键阶段，短期需应对强制配储退出引发的市场波动与产能出清，长期则需构建以电力现货市场为核心、容量市场为补充的价格体系。 政策将引领行业逐步从价格竞争转向技术和质量竞争，整个行业的商业认知都会提高。行业内的龙头企业将通过技术创新和市场拓展，进一步巩固市场地位，行业集中度将逐步提高，中小企业则需要通过差异化竞争或合作联盟来生存和发展。 短期阵痛显现 “136号新政”“394号文”等行业重磅新政下，储能行业的短期阵痛正在显现。 中关村储能产业技术联盟（CNESA）近日发布的数据显示，2025年一季度，国内新增投运新型储能项目装机规模5.03GW/11.79GWh，同比下降1.5%/5.5%。其中，表前新增装机规模4.46GW/10.57GWh，同比下降0.2%/4.4%；用户侧新增装机规模575MW/1124MWh，同比下降10.9%/11.6%。这也是自2020年新型储能规模化发展以来的首次季度新增装机量负增长、首次表前/用户侧新增双降。此外，多家行业上市公司发布了储能相关项目建设延期公告，延期原因多为市场环境、客户需求预测调整等。 阵痛不可避免，长远来看这有利于扭转行业乱象。在过往新能源项目开发过程中，产业链利润分配失衡，大部分利润在项目开发阶段释放，导致新能源非技术成本持续增加，产业链上下游利润极低，从而影响了产业健康发展。 新能源发电全面入市以及强制配储政策的调整，对于坚持技术创新的企业而言是很好的机遇，将推动储能行业从价格竞争向价值创造转型。储能企业在独立走向市场化的过程中还有诸多挑战需要克服。过去，不少储能电站主要依赖向新能源发电项目收取容量租金作为收入来源，目前独立储能的盈利模式还不够清晰。 随着强制配储的取消，储能必须在现货电价波动、调频调峰等市场中寻找新的收益，这就对价格机制设计提出更高要求。一直以来，价格信号不灵敏是储能价格机制的一大弊病。在传统电力市场中，电价波动幅度受限，无法充分反映电力供需的实时变化，储能“削峰填谷”的价值得不到充分体现。在一些地区，峰谷价差过小，使得储能通过峰谷套利获取的收益微薄，无法覆盖运营成本。 此外，储能项目的初始投资成本较高，以常见的100MW/200MWh磷酸铁锂储能电站为例，项目总投资约4.5亿元，其中电池系统占比超60%。而这些成本在现有价格体系下，难以有效分摊到电力用户侧，导致储能投资回报周期漫长，企业投资积极性受挫。 聚焦技术创新与产品升级 在这场变革中，只有真正具备技术硬实力、市场洞察力与生态整合能力的企业，才能在价值驱动的赛道上赢得未来。 过去，企业普遍聚焦以低价抢占市场，导致产品同质化严重，“随着一系列政策出台，储能行业的竞争生态将逐步从‘价格内卷’转向‘价值竞争’。”沙利文大中华区执行总监向威力说，未来具有核心技术、稳定供应链和可持续商业模式的企业将脱颖而出，行业将朝着高质量、规范化、差异化方向加速演进。 储能行业的成熟离不开技术进步的支撑，未来市场竞争的核心必将是技术创新和产品升级。 储能电池材料的创新是目前市场关注的重要方向。为降低成本、提升寿命和安全性，各大厂商正在研发钠离子电池、全固态电池等新一代储能电池，以及各类技术路线的长时储能技术，这些前沿技术有望显著提高储能系统性能并拓展应用场景。 此外，储能系统的数字化、智能化与安全性也是行业关注的重点。随着大规模储能并网运行，运维管理难度上升，人工智能等数字技术正被引入储能调度和电池管理，以优化运行效率。利用AI预测负荷和电池状态、智能决策充放电使储能运营更高效，已经成为行业趋势。 在技术创新上，公司正通过‘储能+AI’，将AI算法深入结合到储能系统及电力交易全流程，提升储能系统‘生命力’，为客户实现主动创收，带来持续的经济价值。一些公司的战略非常明确：一方面向上游材料和基础研究延伸，构建更完善的产业链；另一方面针对智慧能源、移动储能、极端环境等多元化场景，开发差异化解决方案。随着AI在国内制造业的快速普及，储能产品将在设备高安全高能效的前提下，大大加快智慧一体化进程。储能产品的智慧化包括两个方面：一是智慧的产品，二是生产产品的智慧化。 未来，随着储能市场化与电力市场改革步入“深水区”，储能行业也在逐步实现从“配角”到“主力”的角色转变。一系列相关政策的推出，将给整个储能产业链上下游公司吃一颗‘定心丸’，有利于行业跳出‘内卷’的恶性循环，并形成一套‘奖优罚劣’的市场生态。

虚拟电厂的本质与核心价值 虚拟电厂并非传统意义上拥有实体厂房与大型发电设备的发电厂，它是依托数字化、智能化技术构建而成的能源管理与协调系统。其核心在于通过先进的通信与信息技术，将分布在不同区域的分布式能源，如小型光伏发电站、风力发电装置、户用储能设备以及可调节负荷（如工业设备、智能家电等）进行整合与优化调度 。它打破了传统电力系统中发电与用电的界限，把原本分散的、看似孤立的用户端能源资源，转化为一个可统一调控的 “虚拟发电集群”。 在实际运行中，虚拟电厂就像是一个看不见的 “电力枢纽”。当电网处于用电低谷期，电力供应相对充足时，它能指挥分布式能源设备储存多余电能，比如让户用储能电池充电；而当用电高峰期来临，电力需求大增，虚拟电厂又能迅速调动这些储存的能源以及分布式发电装置，向电网补充电力，实现电力供需的动态平衡。这一过程不仅有效缓解了传统集中式发电在应对负荷波动时的压力，还提高了能源利用效率，降低了对大规模新建发电设施的依赖，从而为电网的稳定、高效运行提供了坚实保障。 特斯拉在虚拟电厂领域的布局，以其自主研发的 Powerwall 家用储能电池为关键切入点。Powerwall 作为分布式储能的终端设备，不仅具备高效的电能存储能力，还能与特斯拉的云端智能管理平台无缝对接。众多安装了 Powerwall 的家庭，通过这个平台实现了互联互通，它们不再是一个个独立的用电个体，而是组成了一个庞大的、可灵活调度的 “虚拟电厂网络”，成为电网调节电力供需的重要力量。 特斯拉的切入契机与技术底座 2015 年，特斯拉推出 Powerwall 家用储能电池，这一产品的诞生，不仅仅是家庭能源存储领域的一次创新，更是为特斯拉进军虚拟电厂领域奠定了坚实基础。彼时，随着全球对清洁能源的关注度不断提升，分布式光伏发电在家庭中的应用逐渐普及，但光伏发电的间歇性和不稳定性问题也随之凸显。同时，传统电网在应对日益增长的用电需求以及新能源接入带来的冲击时，面临着巨大挑战。 Powerwall 的出现，正好解决了这些痛点。它具备双向电能转换功能，在白天光照充足、光伏发电量大于家庭用电量时，Powerwall 可以将多余的电能储存起来；到了夜晚或阴天，光伏发电不足时，再将储存的电能释放出来供家庭使用，实现 “自发自用”。而且，当电网处于用电高峰、电价较高时，Powerwall 用户还能将储存的电能反向输送给电网，获取收益，也就是 “余电上网” 。 从技术层面来看，Powerwall 采用了先进的锂离子电池技术，拥有高能量密度、长循环寿命和稳定的充放电性能等优势。其内置的电池管理系统（BMS）更是关键，它如同 Powerwall 的 “大脑”，实时监测电池的电压、电流、温度等参数，确保电池在安全、高效的状态下运行，同时延长电池使用寿命。 当大量的 Powerwall 在市场上普及后，特斯拉利用自身强大的软件与数据分析能力，构建了基于云端的能源管理平台。通过这个平台，特斯拉能够实时收集和分析每个 Powerwall 的运行数据，包括电量储备、充放电状态等。基于这些数据，平台可以根据电网的实时需求，精准地发出指令，协调各个 Powerwall 的充放电行为。比如在电网负荷过高时，平台会统一调度 Powerwall 向电网放电；而当电网负荷较低时，则控制 Powerwall 充电，从而实现了分散储能资源的规模化、智能化调度，将无数个家庭的 Powerwall 聚合成了一个具备强大调峰、调频能力的虚拟电厂，为电网提供了不可或缺的灵活性支持，同时也挖掘出了用户侧能源资源的潜在价值，开启了能源领域的全新商业模式。 核心实践案例：从区域试点到全球布局 （一）美国佛蒙特州：需求侧资源聚合的早期探索（2016 年） 2016 年，特斯拉与美国佛蒙特州的 Green Mountain Power（GPM）展开了一场意义非凡的合作，携手探索虚拟电厂在需求侧资源聚合方面的可能性，这一合作堪称行业内的早期经典范例 。当时，随着分布式能源在家庭层面的逐步普及，如何有效整合这些分散的能源资源，成为能源领域亟待解决的问题。 GPM 作为当地重要的电力供应商，敏锐地察觉到了这一机遇与挑战。它通过极具吸引力的补贴政策，吸引用户接入特斯拉的 Powerwall 储能设备。对于用户而言，这是一次双赢的选择。他们仅需让渡部分电力使用权，就能换取设备折扣，在购置 Powerwall 时享受到实实在在的价格优惠，降低了前期投入成本；同时，还能获得电价优惠，在日常用电过程中节省开支 。 从 GPM 的角度来看，众多家庭的 Powerwall 接入后，如同构建了一个庞大的 “电力储备库”。在用电高峰时段，当传统电网供电压力巨大时，GPM 能够借助特斯拉的能源管理平台，统一调度这些 Powerwall，将储存的电量释放出来，输送到电网中，有效补充电力供应。这一举措成功替代了部分传统燃气发电，减少了对高成本、高污染燃气发电的依赖。据统计，在项目实施后的首个用电高峰期，通过 Powerwall 调用的储能电量就达到了 [X] 兆瓦时，极大地缓解了电网的峰值压力，保障了当地电力供应的稳定。 对特斯拉而言，与 GPM 的合作是其打开户用储能市场的关键突破口。通过这个项目，特斯拉向市场充分展示了 Powerwall 在虚拟电厂模式下的可行性与巨大潜力，吸引了更多用户对其储能产品的关注与认可，为后续在全球范围内推广虚拟电厂项目奠定了坚实的用户基础与市场口碑。 （二）加州 PG&E：紧急响应与市场化激励的典范（2022 年至今） 加州独特的地理与气候条件，使其夏季高温时期面临着严峻的电网负荷危机。2022 年起，特斯拉与加州的太平洋燃气电力公司（PG&E）针对这一问题，推出了 “紧急减负荷计划”，这一计划成为虚拟电厂在紧急响应与市场化激励方面的成功典范 。 在夏季高温时段，居民和企业的空调等制冷设备大量运行，电网负荷急剧攀升，随时可能面临崩溃的风险。当电网发出预警信号后，安装了 Powerwall 的用户会收到来自特斯拉 APP 的通知，他们可以自愿选择向电网供电。为了激励用户积极参与，PG&E 给出了极具吸引力的补偿政策：每向电网输送一千瓦时的电量，用户就能获得 2 美元的补偿，这一价格远远高于市场平均电价，达到了市场平均电价的 3 倍左右 。 2023 年夏季，该计划取得了令人瞩目的成果。超过 5 万户家庭积极响应，单日最大供电量高达 16.5 兆瓦，这一电量相当于一座小型电站的发电量，为缓解电网压力发挥了巨大作用 。通过将家庭储能纳入电网应急体系，不仅增强了电网应对突发负荷高峰的能力，还为用户创造了稳定的收入来源。许多用户表示，参与该计划后，每年通过向电网供电获得的收入可达数百美元甚至更多。 这一模式的成功，还直接推动了特斯拉 Powerwall 装机量的大幅增长。2023 年，Powerwall 的装机量同比增长 478%，越来越多的用户看到了参与虚拟电厂项目的经济价值与社会效益，纷纷选择安装 Powerwall，进一步壮大了虚拟电厂的规模与影响力。 （三）日本宫古岛：应对极端气候的分布式方案（2021 年至今） 日本宫古岛地处台风频发地带，频繁遭受台风侵袭，导致岛上电网时常受损，停电事故频繁发生，严重影响了居民的生活和生产。2021 年，特斯拉针对这一难题，在宫古岛部署了 300 多套 Powerwall，打造了日本首个商业虚拟电厂，为应对极端气候提供了创新的分布式能源解决方案 。 在这个项目中，特斯拉采用了 “免费安装 + 收益分成” 的独特模式。居民无需承担 Powerwall 的安装费用，就能在家中安装这一储能设备。通过 “太阳能 + 储能” 系统，家庭能够实现用电自给自足，在白天太阳能充足时，光伏发电为家庭供电，并将多余的电能储存到 Powerwall 中；到了夜晚或遭遇停电时，Powerwall 释放储存的电能，保障家庭用电。 当电网处于紧急状态时，如遭遇台风导致电力供应紧张，宫古岛的电网管理部门可以优先调用这些 Powerwall 中的储能资源，确保关键区域的电力供应。作为回报，参与项目的用户不仅能获得电费减免，还能在灾害期间享受到稳定的用电保障，大大提升了生活的安全感与稳定性。 2023 年，该项目进一步扩展至冲绳全域，预计最终接入 600 套设备。随着项目规模的不断扩大，宫古岛的电网稳定性得到了显著提升，停电事故的频率大幅降低。这一成功案例，为其他海岛地区以及易受极端气候影响的区域提供了可借鉴的分布式能源解决方案，展示了虚拟电厂在应对复杂自然环境挑战时的强大适应性与应用价值。