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Vol277.国家发改委出手统一电力现货市场规则

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10月19日，国家发展改革委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，向社会公开征求意见。这份文件标志着自2015年新一轮电改以来，中国首次出台覆盖全国、统一适用的电力现货市场纲领性规则。征求意见稿明确，规则自2027年1月1日起施行，有效期5年，同时废止2023年发布的试行版本。所谓电力现货市场，就是经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场。按范围分省间、区域和省三级，按时间分日前、可靠性机组组合、日内和实时四种。征求意见稿的核心变化集中在几个方向。第一，市场成员扩大了。除了传统的发电企业、售电公司和电力用户，文件首次以规则形式明确新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目等"新型经营主体"可以参与现货市场竞争，并响应实时价格信号。这意味着储能和虚拟电厂这些过去主要靠政策扶持的行业，终于获得了正式的市场准入身份，可以通过市场机制赚钱。第二，价格机制明确了。文件原则上采用节点边际电价出清机制，形成反映电力时空价值的价格信号。简单来说，就是哪里电多电价就低，哪里电少电价就高，让价格真正反映供需。经营主体有报价权和定价权，电网代理购电用户作为"价格接受者"不申报价格。文件还要求设置申报限价和出清限价，并建立发电机组运行成本补偿机制。第三，结算机制更透明了。现货市场采用"日清月结"模式，每日清分计算，每月结算。发电侧采用节点边际电价结算，用户侧暂按统一结算点价格。文件特别强调不得设置不平衡资金池，每项结算项目独立记录，不能再像过去那样用一个大池子掩盖盈亏问题。此外，文件还推动调频、备用等辅助服务市场与现货市场联合出清，跨省跨区交易结果作为现货市场的约束条件。这份规则出台的背景是，中国电力市场化改革已经推进了多年，但各省现货市场规则各自为政，省间无法协同。2025年以来，一系列配套政策密集出台：年初的136号文推动新能源上网电量全面入市，电价由市场交易形成，结束了新能源享受保障性收购的历史；114号文从国家层面明确新型储能的容量价值，给储能发了"底薪"；4号文提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系。到了2026年，山东、山西、甘肃等省份的现货市场已经连续运行，午间光伏大发时段现货价频繁出现零电价甚至负电价，辽宁在2026年1月创下连续9天负电价的纪录。这些现象说明，新能源大规模入市后，电价波动幅度远超以往，传统的计划定价模式已经难以适应新的电源结构。对储能行业来说，这份规则的影响尤为直接。过去五年，储能行业很大程度上依赖"强制配储"政策生存，新能源项目被要求配套建设储能才能并网。但2025年2月，136号文实际上抽掉了这条命根子，配置储能作为并网前置条件的要求被取消。储能的客户从"被迫买单的新能源开发商"变成了"精算到小数点后的电力市场"。现在，储能可以通过参与现货市场的峰谷价差套利、参与辅助服务市场获取调频收入、通过容量电价机制获得保底收益，多种收入来源叠加，商业模型才真正跑得通。广东在2025年12月已经率先让首批发电类虚拟电厂以"报量报价"方式参与现货市场交易，聚合了约3300万千瓦的可交易资源，约占全省风电、光伏总装机容量的40%，为全国性规则出台提供了先行经验。对新能源企业而言，规则意味着必须学会看价格信号来安排发电计划。文件支持新能源与场站配套储能作为联合报价主体参与现货市场，陕西现货市场的实践已经证明这一点——新能源利用率稳定在93%以上，实现了保供与消纳的双赢。但挑战也同样存在：现货市场的价格波动可能加剧新能源企业的收入不确定性，如何在低价甚至负电价时段减少损失，将成为企业运营能力的试金石。征求意见稿的公开征求意见期为2026年10月19日至11月18日。如果规则按此落地，2027年起中国电力现货市场将进入全国统一规则下的规范化运营阶段。对于发电企业、储能运营商、虚拟电厂、售电公司和电力用户来说，都需要尽快研究规则变化对自身业务模式的影响，提前做好市场参与准备。毕竟，当电价真

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Vol276.电、碳、证三大市场协同，堵点在哪？

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

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Vol275.从规模扩张到价值兑现，虚拟电厂落地实践再进阶！

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

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Vol274.广东虚拟电厂运营商的分析

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虚拟电厂从前两年的“万亿市场”概念火热，到今年的逐步落地，感觉整个行业慢慢进入到理性阶段。这个转变其实是从2025年4月份，发改能源〔2025〕357号下发开始，357号文的核心要点之一，就是坚持虚拟电厂市场化，并为虚拟电厂主体进入电能量市场和辅助服务市场明确了路径。2025年6月，广东省电力交易中心发布了《关于发布广东虚拟电厂参与电力市场的相关细则的通知》（广东交易〔2025〕152号），包括广东虚拟电厂参与电能量交易实施细则，以及广东虚拟电厂运营管理实施细则，是国内最早发省级虚拟电厂运营管理细则的省市之一。经过了1年的新规则运行后，广东虚拟电厂运营商有哪些特点？这里我们基于公开的各类信息，做个宏观分析。申明：由于存在信息不全、公示、异议等各种情况，数据可能不准确；部分数据和分析由AI做出，也可能存在误差，所以本分析仅供参考。进展批次与结构从 2025 年 9 月首批公示到 2026 年 6 月第九批，广东用九个月放出 77 张虚拟电厂运营商牌照，但节奏是明显的前重后轻。前四批（2025 年 9—12 月）几乎月月一批，且越放越多：前四批分别是10、9 、12 、16 家，四个月累计 47 家，占全部的六成。这是典型的政策窗口开启期——细则刚落地，存量售电商、发电集团、聚合商集中申请。2026 年之后节奏陡然收敛：第五批 13 家、第六批 9 家，到第七批只剩 1 家（广东粤博售电，还经历了异议核查），第八批 5 家、第九批 2 家。最近三批合计 8 家，不到前四批的两成，说明想拿牌照的基本都拿到了，准入的"抢跑期"已经过去。主体结构也随批次一路迁移。第一批是"国家队检阅"——10 家里 8 家央国企，南网、华能、中广核、粤电、广汽全数在列，示范意义大于市场意义。第三批开始民营主导（12 家中 9 家民营），售电商、充电桩、负荷聚合商密集涌入。第四批是跨界高峰——16 家里 8 家地方国企，首次出现地方平台（广东省交通开发、阳江城投）和设备商（东莞市开关厂、珠海派诺），其中 7 家是为做虚拟电厂才新拿的售电牌照，跨界玩家入场最集中的一批。第八批则明显回到央国企：5 家里 4 家是发电主体（国家电投、广州发展、中广核、海尔光伏），时间点正好跟在 2025 年 12 月首批发电类虚拟电厂参与现货交易之后——补的是"发电类 VPP"这条线。一句话总结：名录扩张已进入平台期，竞争重心正从"抢牌照"转向"拼聚合能力和运营收益"。所处行业分布77 家运营商的行业结构如下：发电公司 22 家、售电公司 20 家，合计 55%，构成绝对主体——前者带着新能源场站和独立储能，后者带着零售用户池，两类都是天然的聚合起点，也解释了为什么早期批次几乎被它们包圆。丰富的生态是在长尾。其中非电的能源企业 8 家（燃气集团为主，港华、深燃、新奥）、设备商 6 家、EPC 6 家、充电桩 4 家、地方平台 3 家——这 27 家跨界主体占了三分之一，且高度集中在后几批。它们的共同点是离客户和负荷侧更近：燃气集团握着工商业用户和分布式光储，设备商握着电池和电表数据，充电桩企业握着可中断的充电负荷，地方平台握着交通、城投这类天然的柔性场景。它们进入虚拟电厂，是原有业务的延伸，更是对综合能碳业务的多元化尝试需求驱动。最值得注意的反而是专业负荷聚合商，或者算法驱动型资源聚合公司只有 4 家（原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰科技），占比 5%。这说明广东虚拟电厂的主流路径不是"独立第三方聚合商"，而是"存量资源持有方顺手把资源接进来"。纯技术型或者算法型公司没有资源禀赋，只能靠算法和运营能力破局，短期内很难跟资源方正面竞争，这也是国内 VPP 商业模式的普遍困境。注册资金77 家合计注册资本 262 亿元，但中位数只有 1.33 亿、均值却高达 3.4 亿——典型的头部偏移，少数巨头拉高了整体。头部 7 家（占9%的数量）占据 58% 的资本——广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿、南网储能 14 亿、华能广东 11.9 亿、穗开电业和广汽能源各 10 亿。尾部 18 家（占23%的数量）加起来只有 3.4 亿，占资本总量 1.3%，全是负荷聚合商和轻资产售电商——华工能源、中核汇能（广东）各 1000 万，原力众合 1295 万。这恰恰印证了前面的判断：广东虚拟电厂的主流玩家是用资本堆出来的资产持有方，专业聚合商靠算法和运营能力入场，在资金实力上肯定不如资产方。企业身份分析国资 35 家（45%）、民营 40 家（52%）、外资/港资 2 家。数量上民企过半，但注册资本完全是另一幅图景：国资 209 亿，占 80%；民营 40 家加起来只有 49 亿，占 19%。民企平均一家 1.2 亿，国资平均一家 6 亿，差了五倍。国资内部还有个反常识的点：真正的资本主力不是央企，而是地方国企。央企 11 家只有 44 亿（中核汇能广东才 1000 万、中广核广州 2.1 亿——央企的省级平台公司普遍是"壳"，钱在集团层面调配）；地方国企 24 家却有 165 亿，广州发展新能源 45 亿、优湃 39.6 亿、因湃电池 20.8 亿全在这一档。广东虚拟电厂的资本底盘，是广州、深圳、东莞这些地方国资撑起来的。行业切开看，分工非常干净：电网公司 4/4、地方平台 3/3 全是国资；发电公司 15/22 国资——重资产、需要牌照和政府关系的环节，一家民企都挤不进去。反过来，负荷聚合商 4/4 全是民企，售电公司 18/20 是民企——轻资产、拼算法和客户运营的环节，国资基本不碰。这是一条清晰的分界线：国资占资源，民企占接口。谁能把两头连起来，谁就掌握了虚拟电厂真正的价值。新能源行业玩家按主营业务落在光伏/风电、储能、新能源汽车充换电三大赛道的口径筛，77 家里有 29 家（38%）以新能源为主业，是虚拟电厂运营商中最大的单一来源。这不意外——虚拟电厂的本质是聚合分布式资源，而这些资源正握在新能源玩家手里。内部结构却略有失衡：光伏/新能源发电 19 家，储能为主有 4 家，充换电 6 家。19 比 4 的悬殊说明，当前广东聚合的仍以"发电型"分布式资源为主——中广核、中核汇能、广州发展这类新能源电站运营商，加上海尔光伏、保碧、晶正、泰集速维这批分布式光伏投资/EPC。而真正提供调节能力的储能侧太薄：只有南网储能、鹏辉、新巨能、华核 4 家。这与广东 2025 年 12 月首批入市的发电类虚拟电厂是同一逻辑——先把光伏聚起来平抑出力波动，储能和负荷侧的调节价值还没被充分定价。另一个特征是民营占比 41%（12/29），远高于全样本的 40% 且集中在光伏 EPC 与充电桩。新能源是民营主体进入虚拟电厂最主要的通道；反观储能赛道，4 家里 2 家是国资背景，重资产属性让民营难以独立入局。资源禀赋与入场时机根据广东的交易规则，售电牌照和虚拟电厂牌照是同时取证的，也就是去的虚拟电厂牌照时默认就获得售电牌照，售电公司可以延伸申请虚拟电厂牌照。我们根据SD编号（售电公司牌照编号）的排名，和XN编号（虚拟电厂牌照编号）的对比分析，把 77 家按售电牌照取得的先后拆成三段——老牌（SD≤300）21 家、中期 32 家、近期新取牌（SD>800）24 家——再看各行业内部的构成，分化极为清晰。最近一年里同时获得虚拟电厂+售电牌照的主体：设备商 6 家里有 5 家（83%），地方平台公司 3 家里 2 家，能源企业和 EPC 虚拟电厂运营商也有一半企业是这种情况。这些主体本来跟电力交易毫无关系：东莞市开关厂做开关柜，广东省交通开发管高速公路，广东晶正做分布式光伏工程。他们代表着各自主营行业-新能源业务-电力交易-虚拟电厂参与交易这个路径延伸的探索者。反过来看售电公司这一类，20 家里 19 家是存量老玩家，也就是售电牌照早于虚拟电厂牌照1年以上去的，新面孔只有 1 家。这不难理解：纯做售电早已不是能吸引新进入者的赛道，反倒是虚拟电厂给了售电公司一个延伸交易方向的机会。结论是，广东虚拟电厂的增量玩家，不是从电力交易市场里长出来的，而是从负荷侧和资源侧倒推进来的——谁离可调节资源近，谁就有底气玩虚拟电厂，顺带拿一张售电交易牌照。小结一、扩容已进入平台期。九个月九批共 77 家，但前四批（2025年9—12月）就放出 47 家，占六成；最近三批合计仅 8 家。想拿牌照的基本都拿到了，竞争重心从"抢准入"转向"拼运营"。二、售电资质是通行证，不是业务。广东要求 VPP 运营商必须先具备售电资质，77 家全部持牌。但其中 24 家（31%）是 2024 年后才办的售电牌照，最极端的 5 家，两张牌照几乎同日到手。三、行业结构：发电+售电占五成半，跨界主体占三分之一。发电 22 家、售电 20 家构成主体；但能源、设备商、EPC、充电桩、地方平台合计 27 家，且集中在后几批。它们的共同点是离负荷更近——手里有柔性资源，比有交易牌照更值钱。四、专业负荷聚合商只有 4 家，占比 5%。原力众合、恒实盛景、华工能源、汉驰，注册资本中位仅 1647 万，全场最轻。广东 VPP 的主流路径不是"独立第三方聚合"，而是"资源持有方顺手把资源接进来"——纯技术型聚合商很难跟资源方正面竞争。五、国资占资源，民企占接口。民企 40 家、数量过半，但注册资本只占 19%；国资 35 家握着 80% 的 262 亿资本，且主力是地方国企（24 家、165 亿）而非央企。电网、地方平台、发电几乎全是国资，负荷聚合与售电几乎全是民企。谁能把这两头连起来，谁就拿到了虚拟电厂真正的价值。六、名录有进有出，且外省民企正在"入粤淘金"。77 家里有 6 家是省外主体——合肥原力众合、北京龙德缘、温州泰集速维（正泰系）、四川安展、苏州保碧（碧桂园创投系）、青岛海尔光伏，全部是民企。它们在广东既无电厂也无电网关系，靠的是把外省练过的聚合技术、户用光伏渠道、储能产品搬进广东现货市场——广东成了全国 VPP 玩家的试验场。另一头，名录也开始出清：比如某家地方新能源公司，如今已同时从虚拟电厂在册名录和售电公司目录中消失——官网在册 76 家、公告累计 77 家，差的正是这一家。这提醒一件事：牌照拿到了不等于留得住，广东的 VPP 名录是动态的，运营不达标一样会被清出去。

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Vol272电力央企已分别签下的“算电协同”协议！

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2026年5月29日，华能集团与中国移动签署战略合作协议，重点聚焦通信服务、算力服务、智能服务三大方向。华能集团董事长温枢刚表示，希望双方聚焦算电协同等领域，进一步深化合作。近一年，聚焦算电协同，华能集团已经接连完成多场关键对话。政策方面，近年来，国家持续强化“人工智能+”的顶层设计，2024年“人工智能+”行动首次写入政府工作报告；2026年2月，国资委召开中央企业“AI+”专项行动深化部署会，强调推进“算力+电力”协同发展；同年5月，国家发改委等印发《关于促进人工智能与能源双向赋能的行动方案》。事实上，不止是华能集团，据北极星电力网不完全统计，五大发电、中煤集团、中核集团等，与三大电信运营商，以及华为、宇树科技等开展了重要会见、签约。华能集团中国华能与中国移动签署战略合作协议 2026年5月29日，中国华能集团有限公司与中国移动通信集团有限公司在集团公司总部签署战略合作协议，华能集团董事长、党组书记温枢刚与中国移动董事长、党组书记陈忠岳进行会谈并见证签约。温枢刚表示，希望双方以此次协议签署为新的契机，聚焦算电协同等领域，进一步深化合作力度、提升合作水平。陈忠岳表示，希望双方发挥各自领域领军优势，拓展合作空间，推进协同发展。根据协议，双方将聚焦通信服务、算力服务、智能服务三大方向展开深入合作，共同探索互利共赢合作新模式，共促能源行业高质量发展。中国华能会见宇树科技 2026年5月11日，中国华能集团有限公司董事长、党组书记温枢刚在集团公司总部会见宇树科技股份有限公司创始人兼首席执行官王兴兴。温枢刚表示，希望双方进一步增强互信沟通、拓宽合作空间，聚焦前沿核心技术开展联合创新，积极探索多元化应用场景落地。王兴兴表示，能源是人工智能算力的基石，算电协同发展前景广阔。宇树科技期待与中国华能进一步增进合作，推动更多项目落地应用，深化算电协同发展。中国华能与中国电信签署数字化转型合作框架协议 2025年8月27日，中国华能与中国电信在集团公司总部签署数字化转型合作框架协议，华能集团董事长、党组书记温枢刚，中国电信董事长、党组书记柯瑞文见证签约并进行会谈。温枢刚表示，希望双方充分发挥各自资源和场景优势，进一步扩大合作空间、提升合作水平，推动人工智能技术与能源电力深度融合。柯瑞文表示，希望双方进一步加强在算电融合、人工智能、联合创新、人才建设等方面的深度合作，中国电信将积极推动协议内容落实落地。华能西安热工院与华为联合发布煤电智能副驾解决方案 2026年3月18日，华能西安热工院与华为技术有限公司联合推出了基于AI自主决策的煤电“智能副驾”时序运行控制解决方案。该方案旨在应对新型能源体系下煤电深度调峰常态化与安全运行的双重挑战，为煤电行业数字化转型提供可落地的智能决策支持。华能水电×华为签署深化合作协议 2026年4月14日至15日，华能澜沧江公司董事长、党委书记孙卫带队到华为技术有限公司开展交流学习，与华为高级副总裁杨友桂进行友好交流，与中国区电力系统部总经理李继光进行会谈，并签署深化合作协议。李继光表示，期待进一步深化战略协同、完善联创机制，在AI大模型、水风光一体化数智运营、技术人才培养等方面持续深化合作层次、拓宽合作空间，携手打造示范引领的智慧清洁能源企业标杆，助推能源产业数智化迈向更高水平。华电集团中国华电与华为公司签署深化战略合作协议 2025年1月13日，中国华电集团有限公司党组书记、董事长江毅在深圳华为坂田基地与华为技术有限公司创始人、CEO任正非座谈交流，与华为公司轮值董事长胡厚崑举行工作会谈并共同见证中国华电与华为公司签署深化战略合作协议。华电集团与中国电信举行会谈 2025年10月24日，中国华电总经理、董事、党组副书记叶向东在集团总部与中国电信总经理、党组副书记刘桂清举行会谈。叶向东表示，中国华电愿积极联合中国电信，围绕新型能源体系和新型电力系统建设，以研用结合的方式，深化数智化赋能、绿电直供园区建设、量子技术在发电领域的场景应用等方面的务实合作。华电四川公司与华为公司签订战略合作协议 2025年6月27日，华电四川公司与华为技术有限公司在深圳华为坂田基地签署战略合作协议。华电四川公司党委书记、董事长王文德与华为董事、华为数字能源总裁侯金龙见证签约并举行会谈。王文德表示，华电四川公司在加快设备换新全面提升能源供给保障能力的基础上，强化科技创新与产业创新融合发展，全力推进新能源大基地、算电融合开发建设，加快推动能源绿色低碳转型。希望双方以此次签约为契机，建立更加紧密的合作关系，共同推进数智化技术和电力行业业务场景深度融合，实现产业数字化、智能化转型升级。国家电投国家电投集团与华为签署深化战略合作协议 2025年4月2日，国家电投集团与华为在深圳签署深化战略合作协议，进一步加强双方在人工智能、数字赋能、战略性新兴产业等方面的合作。国家电投、宁德时代联手与华为数字能源就储能签约合作 2026年5月18日，国家电投集团旗下国宁新储（福建）科技有限公司与华为数字能源技术有限公司在上海签署全面合作协议，双方将聚焦储能产业高质量发展，深化全方位合作，助力能源绿色低碳转型。国家能源集团国家能源集团与中国电信会谈 2026年5月22日，国家能源集团总经理、党组副书记冯来法一行赴中国电信，与中国电信总经理、党组副书记刘桂清举行工作会谈。双方围绕进一步深化务实合作，共同推进算电协同、人工智能、量子技术在能源领域的应用创新进行交流。国家能源集团、中国电信会见 2025年7月31日，国家能源集团党组书记、董事长邹磊在集团公司总部会见中国电信董事长、党组书记柯瑞文。邹磊表示，希望双方立足现有合作基础，进一步拓宽合作领域，在数智化赋能、绿色算力中心建设、量子计算在能源电力产业应用等方面全面深化战略合作。柯瑞文表示，面向“十五五”，希望双方在人工智能大模型核心技术攻关、绿电与算力协同、量子计算应用等方面深化合作。国家能源集团、华为公司会见 2025年9月4日，国家能源集团党组书记、董事长邹磊在集团总部会见华为技术有限公司董事长梁华，双方围绕深化战略合作、加快人工智能应用开发等进行座谈交流。邹磊表示，希望双方深化人工智能应用、能源产业技术创新、数据要素治理、人才培养交流等领域的战略合作。大唐集团大唐集团、中国移动旗下公司会谈、签约 2025年8月，大唐云南发电有限公司与中国移动云南公司举行会谈，双方围绕数字化转型、人工智能研究合作进行交流。大唐云南公司方面表示，双方可在“算电协同”领域深化合作，并探索人工智能技术在电力安全生产管控、智能决策支持等核心场景的创新应用。同年11月，黑龙江联通与大唐黑龙江发电有限公司签署战略合作协议，双方将发挥数字化优势，推动“绿色电力+高效算力”深度融合，形成能源与数字产业协同发展的良性生态。12月，大唐甘肃发电有限公司与中国移动甘肃公司签订战略合作协议，提出突出“算电融合”，构建“绿电-储能-算力”闭环体系，打造绿色转型新典范。中国中煤中国中煤与华为签署战略合作协议 2025年11月6日，中国中煤能源集团有限公司（以下简称：中国中煤）与华为技术有限公司（以下简称：华为）签署新一阶段战略合作协议。中国中煤党委书记、董事长王树东在集团公司总部会见华为董事长梁华并见证签约。根据协议，双方将在科技创新与相关产业发展、企业管理与人才培养、智能制造与数字化、供应链稳定与安全等方面开展深入合作。中核集团中核集团与中国移动签署战略合作协议 2025年9月消息，中核集团党组书记、董事长申彦锋在集团公司总部会见了中国移动党组书记、董事长杨杰一行。双方围绕5G、人工智能等方面开展深入交流并签订战略合作协议，未来将在通信基础设施、人工智能、产业数智化、科技创新、国际业务、资本运作等领域不断加强合作。

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Vol271.绿电直供！全国首炉源网荷储“绿色合金铁水”产出！

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日前，在包头达茂零碳园区的绿色纯净金属冶炼项目现场，机器人自动打开全封闭矿热炉出铁口，通红的铁水奔涌而出。这是全国第一炉由源网荷储技术支撑的“绿色”合金铁水，其电力来自40公里外的草原的风能。长期以来，硅锰合金冶炼是典型的高耗能、高排放行业，传统工艺每吨耗电约4000度，严重依赖火电。项目通过重构能源底座，总规划12万千瓦新能源、配建2.2万千瓦储能，绿电通过110kV变电站直供矿热炉，使绿电占比达70%。每年约5亿千瓦时用电量中，超过3.5亿度来自风电，对比传统工厂年减排二氧化碳超20万吨，实现从源头减碳。项目采用源网荷储一体化模式，通过自适应多源发电协调系统和储能调峰，让不稳定的风变成可控的工业电，风大多用、风小由储能补足。同时，全流程机器人系统全面替代人工，DCS系统实现毫秒级精准控制和集中调度，自研智能调控系统利用机器学习算法动态优化负荷，技术领先全球铁合金行业。该项目带来生态、经济、社会三重红利：全面投产后年产值10亿元、税收5000万元、带动本地就业500人；每年减碳超20万吨；尾气回收发电，除尘灰、废渣全部外销循环利用，实现“零废”工厂。据介绍，此项目推进节奏紧凑：2024年8月获自治区能源局批复，2026年1月工厂送电，3月源网荷储项目整体送电，4月24日出铁。团队以“产能置换+零碳园区评分机制”的创新路径获得新能源指标，成为包头首个新能源侧与负荷侧同步建设、同步投运的六类市场化项目。首批“绿色”铁水的出炉，标志着铁合金行业实现了“高比例绿电直供+机器人规模化替代+全流程智能调控”的商业化闭环，证明高载能不再是高排放的代名词。这炉由草原的风吹出的“绿色”铁水，为内蒙古自治区新型工业化和零碳发展提供了有力样本，为构筑祖国北方重要生态安全屏障和国家重要能源基地贡献了“绿色方案”。与此同时，对对钢企而言，最合适的绿电获取方案是什么？整体来看，绿电直连为钢铁企业发展电炉钢等低碳生产路径提供了新的绿电解决方案。不过，企业在选择绿电直连时，也需要充分评估自身能力和实际需求。首先，项目前期投资通常较高，且回收周期长，更适合资金实力较强的大型企业。这主要是因为绿电直连项目前期投资不仅包括电源侧电站建设，还包括配套的直连线路、变电站和储能设施（一般为可选配置），同时也对企业运营管理能力提出了较高的要求。对于中小型企业而言，除了自建项目之外，还可以关注周边地区国家级零碳园区建设进展，以减少前期高额的资本支出。2025年12月份，国家已明确提出要推动绿电直连在国家级零碳园区落地，并提供资金支持，各省份通常也会为园区能源系统建设提供额外补贴。如果零碳园区实现100%离网运行，企业还能进一步节省电力系统附加费用。其次，企业在选择绿电直连时应合理测算自身实际用电需求和装机规模。一是需要满足政策对于电力使用比例的要求；二是根据当前并网型项目输配电费计算方法，若直连项目平均负荷率低于所在省份规定水平，则会带来额外输配电成本，应慎重采用。最后，企业应当考虑下游客户的需求进行综合考虑。对于出口业务为主的企业，通过绿电直连获取可追溯的低碳电力，将有助于明确产品的低碳属性，更好地适应未来国际贸易政策变化，并降低潜在的碳成本。对于非出口导向型的企业而言，“双碳”亦是大势所趋，例如钢协正积极推进与港澳地区建筑行业加强绿色低碳钢材应用合作等。因此，钢企应当积极探索推动绿电的使用，满足下游的低碳需求。钢铁企业在充分了解现行政策的基础上，可以布局最合适的绿电获取方案，在提升绿电比例的基础上提高用电经济性。不过，在全国统一大市场建成前，现阶段电力市场仍显示出很强的地域性。由于各地进度不同、政策不同、电源结构也不同，企业需因地制宜寻找最适合自身需求的绿电获取方式。以江苏为例详解两大路径及适用边界路径一：自建分布式新能源，直接有效但规模受限利用厂区建设屋顶光伏项目是钢铁企业自建新能源的普遍选择。当前，最大规模的屋顶光伏项目是宝钢股份下属宝山生产基地建设的148兆瓦光伏项目群。此外，河钢、沙钢、太钢不锈、中天钢铁集团、鞍钢集团也都铺设了15.8兆瓦~72.5兆瓦不等的分布式光伏。这些屋顶光伏项目通常被界定为大型工商业分布式光伏，不仅能为企业提供直接绿电供应，在满足一定政策条件的情况下，还能通过出售富余电力为企业带来额外收入。2025年1月份，国家发布的《分布式光伏发电开发建设管理办法》规定了大型工商业光伏的上网方式，即只有在电力现货市场连续运营的地区，大型工商业光伏才可以反向向电网售电进行现货交易，获得额外收益。除此之外，在执行层面，各省份往往有不同的细则要求。在江苏，电力现货市场于2025年9月份实现了连续结算试运营，可以实现余电上网，但是选择该方式的企业屋顶光伏项目需要按照集中式光伏电站备案。由于目前分布式电源每月上网电量不稳定，预测难度较高，所以江苏在2026年期间自发自用的分布式光伏项目仍以中长期的月度/月内交易为主。同时，江苏没有限制自发自用的比例。 136号文在这些项目保证自身绿电供给之余，通过建立新能源价格场外结算机制（机制电价）为余电上网的电量守住了收入底线。若市场交易价格低于机制电价，电源会获得差价补偿，反之，当交易价格高于机制电价时则会扣除差价。这种“多退少补”的结算方式，给发电企业提供了一个稳定的预期，同时也保障了最低收益。除此之外，各个地区也出台了136号文细则。江苏对于参与电力现货市场的电量实施了限价，以平抑现货市场电价的大幅波动。整体来看，自建分布式光伏是钢铁企业直接获取绿电及绿证的有效途径。随着中国电力市场建设不断完善，部分项目还可以通过余电上网的方式获取额外的收益。但是由于场地限制，自建分布式光伏只能满足企业极少的可再生能源电力需求。目前，国内最大的宝钢股份宝山基地厂房屋顶光伏项目年发电量高达1亿千瓦时，但是仅占总用电量的1%左右。这一比例在规模较小的钢铁企业中也十分常见，如陕西省某钢铁企业拥有11.17兆瓦光伏发电项目，其绿电使用比例同样不足1%。这种分散式自发电模式，从规模经济和社会整体效率角度看，并非资源配置的最优方式。随着我国可再生电力供应规模持续快速扩张，其消纳更需要依托全国统一电力市场进行优化配置。路径二：参与电力市场交易及购买绿证是主流途径，企业需熟悉相关政策及交易规则，提前规划电力市场交易包括中长期交易、现货交易、绿电交易。参与绿电交易或者单独购买绿证是钢铁企业满足绿电需要（这里的“需要”是指企业自身转型目标的实现或者企业满足国家对钢铁行业可再生能源消纳指标的政策合规需要）的常见选择。绿电交易是“证电合一”的交易，尽管电量与绿色价值（即绿证价格）分开标价，但绿证会在电量交易发生的同时转移到购电方。绿电交易同时也是中长期交易的一种，往往以多年、年度、月度以及月内为时间标的，并通过双边协商、集中竞价或者挂牌方式达成交易。绿证交易则是单独购买可再生能源绿电证书的行为，不与物理电量绑定，但是可以作为钢铁企业满足可再生能源消纳指标考核的官方凭证。企业如果高度依赖绿电和绿证交易，未来可能会面临绿电或者绿证供给下降、价格上升的风险。原因在于，136号文强调对于“纳入机制的电量，不重复获得绿证收益”，意味着纳入机制的这部分电量不再参与绿电交易，也不再获得相应的可交易绿证，从而导致绿电交易总量减少，新核发的可交易的绿证也会减少，钢铁企业将难以依赖这一单一的途径获取绿电。按区域划分，电力交易可分为省内交易、省间交易，省间交易按照交易的内容又可以分为常规省间、省间绿电。省间交易对于可再生能源资源较少而用电需求量大的区域十分重要。以江苏为例，2023年江苏省钢铁企业年用电量高达491亿千瓦时，占全省工业用电量的9.1%、社会用电量的6.2%。但是江苏省2025年度绿色交易电量大约只有210亿千瓦时，这部分电量不到钢铁企业年用电量的一半，且还需满足其他行业需求。如果江苏未来实现工业电气化和低碳化，省内绿电供给难以覆盖需求，跨省购电将不可或缺。目前，江苏已经有多条常态化省间线路，将青海、新疆等8个省份的绿电输入江苏。同时，江苏规划了到2027年输电能力达4600万千瓦的外来电通道、13000万千瓦可再生能源接网消纳规模以及400亿千瓦时的绿电交易供应电量。对于企业来说，参与省间电力交易需多关注电力平台公告，注意申请时间线并积极同省外电源协商达成双边协定。以江苏为例，2025年10月份，电力交易中心就已经开始收集2026年度多年期的绿电交易意向。月度交易则大约提前半个月左右，由北京电力交易中心发布某条具体线路的竞价通知。另外，省间交易有明确的交易优先级，年度（含多年）优先于月度（含多月），月度优先于月内，中长期交易优先于省间现货，只有前一级电力交易还有余量，才会开启下一级的电力交易。因此，省间交易量几乎来自于中长期合同，钢铁企业如果有省外购电的需求，应根据年度和月度用电需求，积极同外省电源企业沟通，提前锁定绿电供给。绿电供给有限钢企能源转型面临电网结构性制约当前，分布式光伏和绿电交易规模仍然有限，难以为钢铁转型提供充足的低排放电力。要根本解决钢铁行业这一转型难题，离不开电力行业深度脱碳的努力，即提高新能源发电比例，推动电网排放因子的下降。降低电网排放因子不仅能帮助企业以更低的成本生产低碳钢铁（构建模型得出的结论），还会影响欧盟CBAM中对于电力作为间接排放计算的默认值，可帮助有出口需求的钢铁企业降低合规成本。因此，钢铁行业转型需要多方协同推进，电网的清洁程度也决定了钢铁企业能从电力市场中获得多少风光电量。各省份的电源结构是电力市场各类交易的根基，而风光发电量则进一步限制了电力市场中风光电力的实际可交易规模。以江苏为例，其电力供应结构仍以火电为主，尽管新能源发展势头迅猛，但截至2025年，火电仍占总发电量约80%，风光发电量仅占12%，约775亿千瓦时。根据江苏省年度常规电力交易公示，火电同样是主力，占2026年度交易总成交量的93%；其次是核电，约占5%；风光电源交易量在常规电力市场交易和绿电交易中都偏小。以江苏2025年风光总发电量约775亿千瓦时来考虑，即使绿电市场扩张到现在的3倍，新能源的电力也无法成为市场主力。对于江苏来说，如果想让风光成为电力交易的主流选择，根本上仍需要大力推动电网的减碳。依托全国统一电力市场进行优化配置不仅有助于提升系统效率，也有望为钢铁等大型电力用户提供更加稳定、成本更具竞争力的可再生电力。只有通过市场化机制实现专业分工，让发电侧专注供给、用电侧专注生产，才能推动全社会生产效率达到更优水平。市场波动加剧钢企绿电难以依赖单一途径电力市场政策不断推陈出新，但大多针对发电方，钢铁企业关注点应侧重于其可能带来的价格变化。以136号文为例，新能源全面入市并不会改变江苏可再生电力总量。曾经被保障性收购的电量仍流动在电网中，只不过新能源发电方的收益模式从固定模式转向了市场化。这会给企业，尤其是高度依赖绿电和绿证交易的企业带来一定影响。136号文强调对于“纳入机制的电量，不重复获得绿证收益”，意味着部分曾参与绿电交易的电量会被纳入机制电价，参与常规电力市场。江苏省内绿电年度交易量从2025年的52亿千瓦时直降34%到2026年的18亿千瓦时。随着绿电交易总量减少，新核发的可交易的绿电绿证也会减少，相应的未来绿电绿证的数量也会减少。钢铁企业的能源转型将难以依赖单一电力获取途径，而应该更注重多种方式的结合。常规电力市场交易模式又细分为3类，集中竞价、挂牌和双边协定。根据分时段交易价格曲线，3种方式均价目前相差不大，集中竞价和挂牌交易波动浮动较大，通常在午间价格较低，但是夜间较高，高点价位甚至会超过双边协定（即长协）的均价。长协加权平均价格大约在345元/兆瓦时，价格在一天之内几乎没有波动。价格稳定性是双边协议受到卖方青睐的主要原因。因此，绿电交易以长协为主，绿电交易量在一天之内相差可达1.3亿千瓦时，但是交易价格的波动最大只有10元/兆瓦时。从现货市场来看，交易均价具备优势，普遍低于中长期交易价，这也符合全国的趋势。笔者随机选取了江苏电力现货市场一日的交易情况进行研究发现，均价与年度交易公示价格相比非常有优势，大约低8%。且现货市场15分钟一次出清，价格在日内受供需变化影响显著，从图中可以观察到明显的价格低谷时段。对于钢铁企业来说，应该结合自身需求和业务环境多维度的考虑绿电获取途径。单从价格上考虑，钢铁企业耗电量大，通过签订长期双边购电协议有利于稳定电价，使其用电成本更可控。尤其是随着电力市场建设更加完善，可再生能源比例大幅提高，价格对供需的反应会更加的敏感。使用电炉工艺的企业，凭借其启停灵活的特点，可以更有效地利用电价差异优化生产安排，在电力成本较低时间段进行生产，同时安排绿电交易和现货交易结合。绿证可以帮助企业实现低碳目标，也是可再生能源消纳比例的核算标准，但是对于有出口需求的企业存在一定风险，尤其是欧盟电池法案和CBAM的碳足迹核算方法尚不认可电力PPA（购电协议）及单独的绿证。当前，CBAM虽尚未要求钢铁行业为间接排放付费，但其对电力的要求高达小时级的物理溯源。这一背景下，有出口需求的钢铁企业，或者出口需求大的下游企业可以积极探索其他方式，比如场内分布式光伏、绿电直连。

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Vol270.零碳园区：申报全流程

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2025年以来，我国零碳园区建设进入全面加速期，2026年更是被确立为国家级重点推进的关键年份。从顶层设计到地方落地，从标准体系到申报流程，零碳园区已形成清晰的发展路线图，成为"十五五"期间实现碳达峰目标的核心抓手。一、零碳园区上升为国家战略，2026年进入攻坚期国家层面已将零碳园区建设纳入核心工作议程，形成了环环相扣的政策推进节奏。2025年6月，国家发改委、工信部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），正式拉开国家级零碳园区建设的大幕。同年12月，《国家级零碳园区建设名单（第一批）》公布，全国共有52个园区成功入选。同月，国家发改委在北京召开全国零碳园区建设现场推进会，明确提出"十五五"期间零碳园区是实现碳达峰的"决胜战场"。2026年初发布的国民经济和社会发展计划报告中，进一步将零碳园区/工厂建设列为年度国家级重点任务，标志着零碳园区建设进入全面攻坚阶段。二、国家级零碳园区申报：严格流程与核心指标目前国家级零碳园区实行"自下而上申报+自上而下验收"的闭环管理机制，同时建立三年一复查的动态调整制度，确保建设质量。（一）完整申报流程 1 园区对照国家发布的标准开展自查，完成碳排放数据核算并撰写自评估报告 2 委托具备资质的第三方机构对碳排数据和建设情况进行核查 3 提交省级主管部门进行初审 4 国家发改委、工信部、国家能源局组织跨部委专家团队进行最终复核 5 复核通过后授予"国家级零碳园区"称号（二）核心评价指标发改环资〔2025〕910号文创新性地将单位能耗碳排放作为核心约束指标，引导园区在保障经济发展的前提下实现碳排放"近零"。同时设置五大引导指标：清洁能源消费占比、园区企业产出产品单位能耗、工业固废综合利用率、余热余冷余压综合利用率、工业用水重复利用率。此外，该文件同步发布了《零碳园区碳排放核算方法(试行)》，统一了全国零碳园区的碳核算标准，解决了此前各地核算口径不一的问题。三、多省市密集出台政策，差异化建设路径清晰在中央政策的引领下，各省市迅速响应，结合本地产业特色出台了一系列建设方案和激励政策，形成了百花齐放的发展格局。广东省动作最为迅速，2025年底出台《广东省零碳园区建设方案》，提出到2027年建成25个左右零碳园区的目标。2026年3月，该省已公布首批15个省级建设名单，并明确要求园区储能容量占日均用电量比例达到10%，鼓励探索"虚拟电厂"等新型能源模式。江苏省作为制造业和开发区大省，构建了完整的"建、管、评"闭环体系。2025年8月，该省率先发布地方标准《零碳园区建设指南》（DB32/T 5156-2025），多个地级市也相继出台了配套的评价标准和资金激励政策。上海市将零碳园区建设纳入多个区的《美丽xx建设三年行动计划（2024-2026年）》。2025年7月，上海市发改委和经信委联合启动国家级零碳园区预申报工作，明确申报主体为省级及以上开发区，重点支持符合上海现代化产业体系导向的园区。同年，该市公布了一批市级零碳创建和标杆单位，并配套了各区的激励政策。浙江省2025年底发布《浙江省低(零)碳园区建设实施方案（征求意见稿）》，提出按照全域覆盖、"一园一策"的原则推进建设。该方案创新性地将零碳园区分为工业主导型（工业增加值占比≥60%）和服务业主导型（服务业增加值占比≥60%）两类，并根据不同类型设定了差异化的"十五五"碳排放降低目标。此外，山东省2025年中发布《山东省零碳园区建设方案》，围绕新能源电力替代、流程工业改造等部署了十项具体任务；湖南省2026年初印发《湖南省零碳园区建设方案（暂行）》，提出了培育低碳动能、推进新型能源体系建设等七大重点路径，计划到2030年形成成熟的零碳园区建设体系。四、多元标准体系完善，地方与行业标准互为补充除了国家级标准和各省市出台的地方标准外，多个行业协会也发布了相关技术规范，形成了多层次、全覆盖的零碳园区标准体系，为不同类型、不同规模的园区提供了建设依据。目前可参照的主要行业标准包括：中国节能协会《零碳园区评价技术规范》（T/CECA-G 0344—2025）、中国电子节能技术协会《零碳园区创建与评价通用规范》（T/DZJN 458—2025）、中国建筑节能协会《零碳园区评价标准（试行）》（T/CABEE 103—2025）、中国电力企业联合会《零碳园区碳核算技术规范》（T/CEC 1254—2025）和《零碳园区评价规范》（T/CEC 1255—2025）、上海市节能环保服务业协会《零碳中小型园区创建与评价技术规范》（T/SEESA 026-2025）、西宁南川工业园《零碳晶硅产业园区评价技术规范》（T/CDGLCDA 5—2025）和《零碳锂电产业园区评价技术规范》（T/CDGLCDA 6—2025）。值得注意的是：国家级零碳园区申报对园区规模和行业代表性要求较高，对于大多数普通园区而言，先申报省级或市级零碳园区是更为现实的选择。五、破解重资产投入难题：零碳园区可持续运营核心逻辑零碳园区建设通常需要数千万至数亿元的资金投入，如何平衡前期巨额投入与长期运营效益，是决定项目成败的关键。（一）科学规划能源方案，避免资金沉淀应根据园区所在地区的自然禀赋、电价峰谷差以及当地激励政策，量身定制能源系统方案，科学规划源网荷储一体化建设，避免盲目追求高配置导致的资金浪费。（二）充分利用政策资金支持吃透国家、省、市三级绿色发展红利： -国家发改委《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》明确规定，低碳零碳负碳示范项目可获得核定总投资20%的补助 -积极申请国家专项债和中长期绿色信贷支持 -争取地方政府出台的各类零碳园区建设补贴（三）创新商业模式，分担投资风险灵活运用EMC（合同能源管理）、EPC+O等成熟商业模式，引入社会资本和专业运营方，共同分担建设投入和运营风险。（四）构建多元盈利体系零碳园区建成后，可通过多种渠道实现收益：峰谷电价差收益、绿电交易和绿证收益、节能改造带来的能耗成本降低、碳资产交易收益、零碳品牌带来的租金和物业溢价。同时，还应前瞻性地预估未来国家碳减排政策收紧带来的合规成本降低和潜在收益增长，为园区长期可持续发展奠定基础。

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Vol269.虚拟电厂越来越难做，大家为什么转向智能微电网？

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虚拟电厂越来越难做，大家为什么转向智能微电网？听说不少做虚拟电厂的朋友，正在积极拥抱智能微电网。去年国家发布了《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，很多项目就雨后春笋般地冒了出来，有钱的，跑得快的，平台都建好大半年了。然后就发现，这玩意儿好像用不起来？！找用户，用户不理；想聚合资源，发现很少甚至没有；想做运营和交易，发现没人懂。今天，我们就来深入分析一下，为什么虚拟电厂真的“虚”了，以及为什么大家发现了智能微电网真香。 1、真实物理世界的反映关注本号的朋友们都知道，近一年，咱们关于虚拟电厂的系列文章非常多（），甚至还出了门课程。这看上去当然非常热闹，但从另一方面我们也要意识到，在能源电力行业，政策和文章都是简单的事情，你可以说得天花乱坠，也可以描绘未来宏图，但总归是要回归到现实落地的。而现实落地，就涉及到真实世界的规则。面向市场，如何寻找需求和项目机会，如何包装项目，寻找合作方，如何赢得竞争，面向用户，如何谈利益分配，如何找到可调资源，面向项目，如何建设，建设到什么程度，谁出钱，如何盈利。这么来看，平台建设反而是最简单的。因为它的确定性最高，只要做了，就一定出东西。但虚拟电厂软件平台这种东西，和互联网的背景和逻辑是完全不同的。它天然涉及到背后庞大而复杂的物理设备，和多主体的协调配合。软件上你可以每天迭代，但实际项目中，分布式新能源的建设，储能的建设，充电桩的建设都需要时间，安装电表采集，调试，各种苦活累活，可就不是软件平台能帮你解决的了。就连国家能源局都给大家打了预防针：当前虚拟电厂还没有形成清晰发展路径，商业模式不成熟，市场主导模式主要还是广东、云南等地的试点，深圳等地则偏向补贴支持型平台；部分运营商无法实现经营性盈亏平衡，仍然依赖补贴、售电等其他业务支撑。更关键的是，官方直接提到虚拟电厂调节能力存在“聚而不实”的问题，缺少对实际可调能力的有效评估标准，大部分虚拟电厂还不具备类似实体电厂的精准响应能力。（来源：健全全过程管理推动虚拟电厂高质量发展——《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》解读） 2、为什么搞不下去？为什么搞不下去，分两方面来说。一是项目有钱建好，但没持续收入，当然就搞不下去。持续收入有哪些，首先就是需求响应，可问题在于，需求响应往往发生在迎峰度夏、迎峰度冬等少数尖峰时段，交易频次不稳定，补贴金额有限；调峰辅助服务市场更多也还在试点，就算有，相应的成本都不一定可以提供收入来对冲，比如平台研发、运营、客户拓展、通信接入和运维成本。二是项目没有活跃度，即平台也算建好了，但是个空城，少有用户和可调资源。这就是前面说的，平台建设不是核心问题，搞定用户和资源才是。很多公司觉得有个平台，有政府背书，用户就会买账。现实当然不是这样，用户不会算账吗，其他的竞争对手，比如售电公司不会干涉吗，更别说虎视眈眈想进入这一领域的其他各类传统企业了。所以，大家也都知道要搞定用户和资源，但问题是，这本身就是最难的。还别说，后续运营成本摆在那里，如果没有稳定的收入来源，谁都能看到这个生意不好。 3、为什么会转向智能微电网？于是我们就看到，虚拟电厂的雷声真的很大，但是盈利来源，商业模式堪忧，且不持续。不少项目都是倒贴，免费接入，免费服务，赚个吆喝，大屏幕上看个热闹。也有企业反思后，拓展电力交易，新能源投资等等方向。其中，转向智能微电网成了不少人的选择，我们来看看这背后的几个原因。第一个原因，是虚拟电厂的核心矛盾在“权利”上。资产归谁，负荷归谁，数据归谁，调度权归谁，响应收益归谁，响应失败责任归谁，这些问题没有解决，平台就很难真正调得动资源。而前面说的这些，背后对应的主体可能往往是不同的，而智能微电网，天然就是聚焦本地的物理侧，是可以把这些主体有效衔接在一起的。第二个原因，是虚拟电厂的收入太随机。今天有响应，今天有钱；明天不调用，明天没收入。对于一个真正的公司来说，这种收入很难支撑团队和平台长期运行。相反，微电网面对的是用户每天都在发生的电费、需量、电能质量、备用电源、光伏消纳、储能调度、碳排数据和运维管理。它的价值是日常经营价值，不只依赖少数几次市场调用。第三个原因，是纯平台型虚拟电厂离用户太远。它经常只拿到数据接口、聚合协议和一个市场主体身份，却没有进入用户的配电房、生产计划、设备运维和财务账单。智能微电网更靠近用户现场，可以把光伏、储能、充电桩、空调、空压机、冷站、锅炉、生产负荷、备用电源和计量系统纳入一个边界内管理。第四个原因，是智能微电网已经具备越来越清晰的制度身份。《电力市场注册基本规则》已经把新型储能、虚拟电厂、智能微电网等列入新型经营主体；辅助服务市场规则也明确，新型储能、虚拟电厂、智能微电网、车网互动运营商等可以参与辅助服务市场，并且强调市场主体需要具备可观、可测、可调、可控能力。基于以上，大家也慢慢发现，项目还是要和物理资产，用户的实际相绑定。而且由于虚拟电厂天然面向市场，而目前全国统一大市场尚未成熟之前，市场是每个省都不一样，但智能微电网就不同的，它可以没有地域的限制，面对的资产，设备，用户需求都是类似的，并且可以给到市场端统一的接口，把后面的麻烦事都给打包了，只给能力，只谈利益分配。 4、具体怎么转？第一步，放弃单纯卖“虚拟电厂平台”的打法，转向具体场景。寻找那些好接入，有刚需，且可以持续运营的需求。第二步，先做资源摸排，再谈聚合。谁拥有光伏，谁拥有储能，谁控制充电桩，哪些负荷可以中断，哪些负荷只能调节，哪些设备可以远程控制，哪些设备只能人工操作，响应会不会影响生产，等等。第三步，运营、运营、还是运营。以微电网EMS和现场运营为核心，而不是以大屏为核心。真正有价值的系统，要能看到每个关键计量点、每台储能、每路光伏、每个可调负荷和每条告警；要能根据电价、负荷、光伏出力和用户生产计划做日内调度；要能输出月度运营报告和收益分账。大屏可以展示，运营系统必须能算账、控制、复盘。第四步，形成“一个微电网一个可控节点”的复制逻辑。未来真正有价值的虚拟电厂，很可能不是把几万个松散设备直接拉到一个平台上，而是把一个个工业微电网、楼宇微电网、充电站微电网、数据中心微电网作为标准化节点接入。每个节点内部已经完成资产绑定、计量核算和调度控制，外部再统一参与市场。 5、小结虚拟电厂的上半场，讲的是平台、算法、聚合容量和市场想象；下半场，拼的是资产控制、用户关系、现场运营和收益闭环。很多虚拟电厂项目之所以越来越难做，并不是因为方向没有价值，而是因为它们绕开了最难的部分：谁的资产，谁能控制，谁来响应，谁来承担损失，谁来分钱。只要这些问题没有解决，平台越大，责任越虚，容量越像数字游戏。智能微电网的价值就在于，它把这些问题重新拉回用户现场。它先围绕一个真实用户解决电费、可靠性、新能源消纳和低碳运营，再把可调能力变成市场资源。虚拟电厂未来的机会仍然很大，只不过我们要适应这其中的发展过程和试错现实。虚拟电厂要想从概念走向生意，必须先从平台聚合回到现场经营。而智能微电网，就是虚拟电厂落地到用户侧之后，最重要资源节点和现实载体之一。

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Vol267.“能源强国”首次写入五年规划，投资规模空前

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3月公布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》提出，“深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，建设能源强国”。这是“能源强国”首次被写入国家五年规划中。站在中国能源低碳转型的关键时期，中国正积极从“能源大国”向“能源强国”转变。相比以往“保供稳价”的传统定位，现阶段能源发展被赋予了更深远的意义：以新型能源体系建设为牵引，推动产业结构升级和经济动能转换，为高质量发展提供长期动力。这一效应已经显现。据国际组织“能源与清洁空气研究中心（CREA）”报告，2025年太阳能、电动汽车及其他清洁能源技术对中国经济增长的贡献达到三分之一以上，并拉动超过九成的投资增长。展望“十五五”，能源将持续成为扩大内需、支撑增长的战略性支柱，其路径体现在：从短期来看，以新型电力系统为核心的能源基础设施建设，将带来规模空前的投资，并将通过产业链产生强大乘数效应，直接拉动经济增长与就业。从中期来看，海量投资将驱动风电、光伏、储能、特高压等高端制造业实现技术迭代与成本下探，夯实中国应对全球绿色产业竞争的优势。从长期来看，一个绿色、稳定、高效的现代能源体系，将持续赋能经济高质量增长，并直接催生新能源汽车、智能家居、工业清洁燃料等庞大新消费市场。能源投资规模空前 “十五五”规划纲要把“加力建设新型能源基础设施”作为构建现代化基础设施体系的四项重点任务之一，并提出要推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源、坚持风光水核等多能并举等具体措施。由此，今后五年，新型能源基础设施将是中国经济发展中最具确定性的投资领域之一。首先是清洁能源发电。国家能源局发展规划司副司长邢翼腾在一季度新闻发布会上表示，“十五五”期间将推动风电、光伏发电平稳发展，保持平均每年2亿千瓦的增长节奏。这一部署旨在落实2035年国家自主贡献目标，即全国风电、太阳能发电总装机容量达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦以上。核电方面，“十五五”规划纲要（草案）提出，积极安全有序推进沿海核电建设，核电运行装机容量达到1.1亿千瓦左右，较2025年增长超过四分之三。其次是电网系统升级。“十五五”规划纲要明确，2030年西电东送能力要达到4.2亿千瓦以上，较2025年3.4亿千瓦明显提升。为此，国家电网在今年年初宣布“十五五”固定资产投资将达4万亿元，较“十四五”增长40%。叠加南方电网及地方电网等投资，期间全国电网总投资预计将突破5万亿元。特高压输电通道、智能化配电网以及农村电网巩固工程将成为重点投资领域，进一步保障能源电力外送与消纳。再者是调节能力建设。国家发展改革委主任郑栅洁在3月6日举行的记者会上介绍，“新型储能”被列为与集成电路、航空航天等并列的六大新兴支柱产业。根据《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027）》，到2027年全国新型储能装机规模达到1.8亿千瓦以上，带动项目直接投资约2500亿元，2030年达到2.4亿千瓦以上。抽水蓄能规划同样清晰，到2030年在运在建规模将超过1.2亿千瓦，较2025年规模接近翻倍。第四是战略性工程。郑栅洁在记者会上透露，“十五五”时期将从长远布局考虑，实施一批战略性工程。比如，推进雅鲁藏布江下游水电、“沙戈荒”新能源基地、海上风电基地等一系列投资万亿元以上的能源重大工程。国家能源局数据显示，十年间，全国电力工程投资额实现了翻倍增长，从“十三五”年均千亿级跃升至“十四五”年均万亿级，并有望在“十五五”阶段站上2万亿元的新台阶。同时，投资结构不断调整。2020年起，电源投资超过电网并持续拉大，到2024年电源投资几乎是电网的两倍，但2025年又出现了趋势性变化。展望“十五五”，电力工程投资将更注重整体效能，推动电力系统向“源网荷储”深度融合。驱动供给侧创新 “十五五”期间的海量投资将驱动风电、光伏、新型储能、核电、特高压等产业进入高质量发展的新周期。一是规模效应驱动成本下探。近十年来，中国风电和光伏项目的平均度电成本分别累计下降60%和80%。到2025年，陆上风电度电成本已降至0.1元到0.25元/千瓦时，光伏发电度电成本降至0.2元到0.3元/千瓦时，在许多地区已低于煤电成本。同时，以锂离子电池为代表的电化学储能迅速发展，度电成本降至0.2元到0.4元/千瓦时区间，系统成本较2022年高点下降约80%。随着“沙戈荒”大基地项目集中上马、技术工艺持续优化以及产业链各环节产能的充分释放，规模效应将进一步凸显。彭博新能源财经（BNEF）预计，到2035年，全球风电、光伏发电平均平准化度电成本将在当前基础上分别下降20%和30%以上，电化学储能下降近50%，中国是其中的重要驱动力量。持续降本将推动风光等新能源打破以往“保价保量”的政策驱动依赖，更快地过渡到灵活交易的电力市场化机制。二是以自主技术攻坚未来产业。“十五五”规划纲要（草案）明确把可控核聚变作为前沿科技攻关领域，期间要“突破氚燃料制备循环、材料辐照考验、高性能激光、超导磁体制造等核聚变关键技术，开展聚变氘氚燃烧等离子体运行实验和多技术路径可行性验证，推进核聚变研发工程化进程”。 “十四五”期间，中国在可控核聚变领域实现多维度突破，从稳态运行时间、等离子体参数到工程化部署均取得里程碑式进展，并带动关键材料产业进步。目前，中国自主推进的聚变工程试验堆（CFETR）正处于集成工程设计与关键部件预研阶段，计划于2035年左右建成。作为CFETR关键前置项目的合肥紧凑型聚变能实验装置（BEST）也已进入工程总装关键阶段，计划于2027年建成，2030年实现发电演示。三是新模式新业态涌现。构建新型电力系统的过程，也带来了电力市场机制与商业模式变革。其中，虚拟电厂作为聚合海量分布式资源、参与系统调节的智能平台，正从试点走向规模化运营。国家发展改革委在《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》里提出：到2027年，全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上；到2030年，进一步提升至5000万千瓦以上。这一目标相当于50座百万千瓦级传统火电厂的调节能力。“十五五”期间，虚拟电厂将通过先进信息通信技术，将分布式光伏、用户侧储能、电动汽车、可调节工业负荷等海量分散资源聚合起来，参与电力现货、辅助服务等市场交易，为相关发电企业、个人消费者和制造业用户提供更多能源服务。撬动消费侧需求绿色低碳转型能否成功，不仅取决于清洁能源产能提高和低碳技术突破，更取决于能否形成全社会共同参与、共同受益、共同推动的绿色发展体系，从而建立起从绿色生产到绿色消费的完整市场循环。一方面，工业深度脱碳将会催生绿电、绿氢、绿色燃料的一体化新产业。“十五五”规划纲要提出，实施重点行业领域节能降碳、零碳园区和零碳运输走廊建设，建设充换电、氢氨醇加注等设施。同时，优化布局氢能基础设施，推动绿氢产业链向绿色氨醇、可持续航空燃料延伸，拓展氢能在交通、电力、工业等领域应用。当前制约氢能等新兴绿色产业发展的关键因素在于有效需求不足，但随着基础设施逐渐完善、产业链协同降本增效、减碳压力递增，消费市场潜力将被逐步释放。中信证券研报认为，氢能行业作为“十五五”未来产业，政策定位再度提升，预计2026年行业或能在氢电耦合、工业减碳等领域实现突破，推动氢基绿色燃料快速增长。2030年国内数据中心燃料电池装机需求或达5GW至7GW，有望成为行业新的需求增长点。《中国氢能技术发展研究报告2024》预测，到2030年，氢能全产业链技术将基本实现自主可控，绿氢年需求量预计达500万吨，国产装备与材料竞争力显著提升。另一方面，个人和家庭将会成为绿色能源的积极产销者。国家发展改革委发布的《关于促进电网高质量发展的指导意见》提出，到2030年，要支撑充电基础设施超过4000万台，公共电网的基础作用充分发挥，智能微电网多元化发展。完善中的电力基础设施将引领新能源汽车、智能家居等消费产业蓬勃发展。根据国家充电设施监测服务平台数据，2025年中国电动汽车充电基础设施约2009万个、新能源汽车保有量达4397万辆，占全国汽车总量的12%。中国电动汽车百人会预测，2030年中国新能源汽车保有量将超过1.2亿辆。可以预见的是，几乎翻倍的充电基础设施将拉动新能源汽车、充电服务市场和车网互动增值场景消费。同时，随着分布式光伏、户用储能以及虚拟电厂等技术的成熟，家庭将从单一的用电单元变为产销者，激发智能家居等成熟消费产业全面升级。

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Vol268.虚拟电厂：比建电厂更赚钱的新风口

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近期，华北电力大学国家能源发展战略研究院联合发布的《中国2030年负荷侧虚拟电厂全产业调节潜力评估报告》，基于409家企业深度调研与国家权威统计数据，分情景测算出我国负荷侧虚拟电厂的调节潜力，为行业发展提供了清晰的数据支撑与发展指引。数据显示，2025年我国负荷侧虚拟电厂理论调节潜力已达到5.03亿千瓦，占当年火电装机容量的32.68%，存量资源盘活效果初显。展望2030年，在不同发展情景下，调节潜力持续攀升：基准情景下预计达到5.96亿千瓦，稳健情景下约6.20亿千瓦，强化情景下理论最大调节潜力可达6.57亿千瓦。这一数据远超国家层面设定的政策目标，根据相关指导意见，到2030年全国虚拟电厂调节能力目标为5000万千瓦以上，报告测算的理论潜力是政策目标的十余倍，充分证明我国负荷侧虚拟电厂发展空间极为广阔，产业红利持续释放。从政策节奏来看，我国虚拟电厂发展已进入快车道：到2027年，全国虚拟电厂调节能力将达到2000万千瓦以上，建设运行管理机制成熟规范；到2030年，应用场景全面拓展，商业模式持续创新，正式迈入规模化、市场化发展新阶段。未来，工业负荷、商业负荷、居民负荷、新能源汽车等场景将全面覆盖，虚拟电厂将成为电力系统中不可或缺的调节力量，带动设备制造、平台运营、技术服务等全产业链发展，形成千亿级产业规模。尽管虚拟电厂潜力巨大、政策利好，但当前我国虚拟电厂发展仍处于试点向规模化过渡的阶段，面临诸多现实挑战，需要政策、技术、市场、企业多方协同发力，破除发展壁垒。一是技术标准与接入体系有待完善。目前，不同地区、不同类型资源的接入标准、数据交互规范尚未统一，部分老旧设备智能化水平不足，资源接入成本偏高，影响聚合效率。后续需加快建立全国统一的虚拟电厂技术标准体系，推进智能终端改造升级，降低资源接入门槛。二是市场化机制与收益模式需进一步健全。部分地区电力市场开放程度不足，辅助服务市场、需求响应补偿机制不够完善，虚拟电厂收益渠道相对单一，用户参与积极性有待提升。需持续深化电力市场化改革，完善价格形成机制与收益分配机制，让参与各方切实获得实惠，激发市场活力。三是用户认知与参与度有待提升。无论是工业企业、商业主体还是居民用户，对虚拟电厂的认知度不足，担心调节负荷影响生产经营与日常生活，参与意愿不强。需加强政策宣传与试点示范，通过典型案例展现虚拟电厂的收益与便捷性，打消用户顾虑，推动全民参与。从概念创新到试点落地，从零散布局到规模化发展，虚拟电厂凭借其独特的技术优势与产业价值，已然成为新型电力系统建设的核心引擎。它不仅是一种新型电力运行组织模式，更是我国能源转型、绿色发展的重要载体，承载着破解电力供需矛盾、提升能源利用效率、实现碳达峰碳中和的重要使命。随着政策体系持续完善、技术水平不断提升、市场机制逐步健全，以及负荷侧海量资源的持续盘活，到2030年，虚拟电厂将彻底释放6亿千瓦级的调节潜力，重构我国电力供需格局。未来，虚拟电厂将走进千家万户、千厂万店，让每一份零散能源都能发挥价值，让电力系统更智能、更绿色、更稳定，为我国能源高质量发展注入强劲动力，开启能源智慧化转型的全新篇章。

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Vol266.“试点潮”后，虚拟电厂面临的三个真问题

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“试点潮”后，虚拟电厂面临的三个真问题距离国家能源局公布《新型电力系统建设能力提升试点名单（第一批）》已过去近一个月。那份名单中，43个项目、10个城市入选，覆盖系统友好型新能源电站、构网型技术、智能微电网、算电协同、虚拟电厂、新一代煤电等多个方向。而虚拟电厂以13个项目、占比超过三成的成绩，成为此次试点中数量最多的细分领域之一。名单公布之初，行业一片振奋。从浙江的“虚拟电厂与电网市场化供需互动”，到福建宁德时代的产业探索，再到山东现货市场下的多类型资源聚合，虚拟电厂终于从“地方探索”站上了“国家试点”的舞台。但一个月过去，热度逐渐沉淀，行业开始冷静思考：试点只是起点。当政策红利初步兑现，当13个项目开始实质性推进，虚拟电厂的下一个关口在哪里？有三个真问题正在浮出水面。问题一：从“政策驱动”到“市场驱动”，商业模式跑通了吗？ 2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，到2030年达到5000万千瓦以上。文件还首次系统性地明确了虚拟电厂的定义、功能定位，以及参与电力市场的准入条件。政策框架已经搭好，但市场层面的考验刚刚开始。在政策红利逐步释放的同时，行业竞争的焦点正在悄然转移。过去几年，虚拟电厂领域的比拼主要集中在“谁能聚合更多资源”，但近期业内越来越清醒地认识到：资源规模只是入场券，真正的分水岭在于运营能力。所谓运营能力，并非指搭建一套技术平台那么简单，而是涵盖了对电力市场规则的深度理解、对可调资源的精细化掌控，以及在多元交易品种中实现价值变现的综合能力。现货市场的价格波动、辅助服务的考核机制、中长期合同的履约风险——这些市场化的“硬骨头”，正在将缺乏交易能力的参与者逐渐筛出局。浙江电力市场的运行数据为此提供了注脚。据浙江省发改委披露，2025年1-5月，浙江电力现货市场中负电价时长占比超过5%。这意味着市场价格波动区间之大，足以让那些依赖固定策略运行的虚拟电厂在剧烈震荡中频频失手。而真正具备市场研判能力的运营者，却能通过精准的价格预测和动态策略优化，在波动中捕捉交易机会、锁定合理收益。问题二：聚合规模不等于调节能力，“可调度性”如何兑现？行业内曾有一种普遍的错觉：聚合的资源越多，虚拟电厂就越强。但真实的运营经验正在给出不同的答案。有运营企业在参与辅助服务市场时发现，缺乏精细化控制的规模，反而可能成为负担。电网下达的调节指令往往以分钟甚至秒级计算，如果无法对聚合资源进行精准响应，不仅拿不到预期收益，还可能因响应偏差面临考核罚款。一个典型案例是，某聚合了40家中小企业的虚拟电厂，在一次辅助服务调用中，因部分用户的负荷波动超出预期，导致整体响应偏差，当月的辅助服务收益被罚没近三成。这一教训让行业形成新的共识：聚合的前提是可控。那些能实现对每一度电可测、可控、可调的虚拟电厂，才能在市场中真正立足。从行业发展阶段来看，观察虚拟电厂的进展可以关注两个持续跟踪的口径：一是签约或接入规模，反映资源池组织的程度；二是可调用规模，反映调节能力在调度与场景中兑现的程度。更有信息量的跟踪方式，是看同一主体两个口径的连续披露与项目复现，从而判断其从资源聚合走向能力兑现的转换效率。问题三：多元场景正在打开，但跨行业协同如何落地？近年来，虚拟电厂的应用场景正在加速拓展。在杭州，虚拟电厂已连续在春节期间实现全域填谷，依托大数据中心等资源累计响应883.32兆瓦时，有效吸纳低谷富余电能，保障电网平稳运行。格力智慧园区的工业错峰生产、阿里巴巴园区的智慧用能调节、彩虹充电站的电动汽车反向送电、大下姜村的水上光伏助力零碳乡村——这些散落在城市各处的能源单元，正被虚拟电厂“串珠成链”，打造出“看不见的坚强电厂”。与此同时，在今年的全国两会上，“虚拟电厂”也成为代表委员关注的热点。全国政协委员邵丹薇认为，在国家大力推进新型电力系统建设的战略背景下，虚拟电厂成为提升电力系统灵活性、可靠性、经济性的重要手段。对此，她也提出了推动多层级虚拟电厂管理体系建设、完善虚拟电厂结算机制、构建多元化虚拟电厂市场机制等建议，具体包括支持地市级虚拟电厂依托现有模式，设计与地区电网调节需求匹配的费用疏导机制，创新电能量、辅助服务等市场交易品种；构建“以交易中心为主，虚拟电厂平台为辅”的结算体系等举措。场景在打开，政策在跟进，但跨行业的协同仍面临现实障碍。交通领域的充电网络、工业园区的可调负荷、商业楼宇的空调系统、居民侧的家用储能——这些资源分属不同主体、接入不同系统、遵循不同规则，如何真正实现高效聚合与协同调度，仍是行业必须回答的问题。

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Vol265.虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架

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虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架 2026年开年，一份重磅文件悄然落地。国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号文）。这是2026年首个电力市场顶层设计文件。虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架。两会期间，这份文件被反复提及。虚拟电厂，拿下了电力市场改革的"核心席位"。但这只是冰山一角。这份文件说了什么？意味着什么？电力人该怎么抓住这波机会？今天，我用5000字的深度解读，帮你彻底搞懂。一、顶层文件出台：2026年虚拟电厂迎来"政策大年" 虚拟电厂这件事，已经喊了很多年。但过去三年，它一直停留在"试点"阶段。各地都在搞，但规模小、不成气候，商业模式也不清晰。有人说它是"概念"，有人说它是"画饼"。今年，格局变了。 2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号文）。这是2026年首个电力市场顶层设计文件，意义重大。文件明确提出，要"完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制"，将独立储能从"补充性设施"升级为电力系统可靠性核心支撑。虚拟电厂，作为"柔性大脑"，首次被纳入国家级政策框架。与此同时，2025年4月国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）也在持续推进中。两大文件，形成合力。 1.1 文件的三个关键时间节点第一个节点：2026年，也就是今年文件要求各省级主管部门制定本地区虚拟电厂发展方案。这意味着，各省的实施细则将在今年陆续出台。第二个节点：2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。这是什么概念？三峡水电站的总装机容量是2240万千瓦。2027年的目标，相当于少建一个三峡。同时，到2027年，建设运行管理机制要"成熟规范"，参与电力市场的机制要"健全完善"。第三个节点：2030年全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。这是2027年目标的2.5倍。同时，"应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展"。也就是说，到2030年，虚拟电厂不仅要规模大，还要能赚钱、可持续。 1.2 当前进展：1600万千瓦意味着什么？根据国办发〔2026〕4号文及相关数据，全国虚拟电厂可调节能力已突破1600万千瓦。这是什么概念？相当于16座百万千瓦级火电厂的顶峰能力。这意味着，虚拟电厂已经不再是"概念"，而是实实在在的电力系统调节力量。各省进展： • 山东：全省虚拟电厂聚合资源超300万千瓦，单日顶峰电量超2000万千瓦时 • 上海：最大响应负荷达116.27万千瓦 • 深圳：全国首个虚拟电厂小镇投运，聚合调节能力50兆瓦 • 湖北：接入资源2023.7万千瓦（全国最大） 1.3 文件的核心定义：什么是虚拟电厂？发改能源〔2025〕357号首次给出了国家层面的官方定义：虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。这个定义里，有几个关键词：第一，"新型经营主体" 这意味着虚拟电厂不再只是"用户侧的资源整合者"，而是和电厂、电网一样的独立市场主体。第二，"分布式电源、可调节负荷、储能" 这三大类资源，是虚拟电厂的核心"原料"。 • 分布式电源：分布式光伏、小型风电、燃气分布式能源 • 可调节负荷：工厂生产线、商场空调、充电桩、家用热水器 • 储能：工商业储能、户用储能、电动汽车动力电池二、钱从哪里来？五种商业模式一次说清这是大家最关心的问题。虚拟电厂到底怎么赚钱？国办发〔2026〕4号文给出了更加清晰的路径。模式一：电力现货市场交易 "低买高卖"，赚电价差价。这是虚拟电厂最核心的盈利模式。 • 日前市场：提前一天预测电价，低价时段买入，高价时段卖出 • 实时市场：实时平衡供需，获取超额收益 • 分时电价套利：利用峰谷电价差实现稳定收益典型案例：山西虚拟电厂 2024年累计获得市场红利385万元。模式二：需求响应与辅助服务这是目前国内虚拟电厂最成熟、最主要的收入来源。需求响应：电网高峰时段减少用电，获得补贴辅助服务：调峰、调频、备用服务典型案例：湖北虚拟电厂 • 接入资源：2023.7万千瓦 • 降低电网峰值负荷：12% • 延缓输配电投资：约1.3亿元模式三：容量市场与碳交易这是长期收益保障，属于"睡后收入"。根据国办发〔2026〕4号文，独立储能已纳入国家容量电价机制，形成"容量电价+电能量+辅助服务"三元收益模式。容量补偿：浙江已出台容量补贴5元/千瓦碳交易：武汉电-碳-金融服务中心年碳减排14万吨，预计年收益400万元模式四：技术赋能与增值服务这是"卖铲子"的钱。 • 智能调度系统服务 • 大数据分析服务 • 能源管理咨询 • 设备运维服务典型案例：正泰新能源应用AI系统，响应速度提升60%，需求响应收益增长15%以上模式五：软件销售与部署这是"卖软件"的钱。典型案例：深圳华工能源中标金额1360.86万元三、政策亮点：三个信号值得注意信号一：明确支持民营企业参与文件明确提出："鼓励民营企业等各类社会资本参与虚拟电厂投资、建设和运营。" 门槛降低，机会打开。信号二：单一资源不能"一女二嫁" "单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。" 资源稀缺性凸显，跑马圈地加速。信号三：纳入电力安全管理体系把虚拟电厂"纳入电力安全管理体系"，提升网络安全、数据安全水平。四、国办发〔2026〕4号文带来的新机遇 4.1 三元收益模式成型容量电价：100MW电站年容量收益约2000万元电能量收益：年收益1500-2000万元辅助服务收益：年收益超500万元 100MW电站年总收益可达4000-4500万元，回本周期缩短至5-6年。 4.2 行业认定：2026年成为关键元年 2026年正式成为独立储能市场化元年。虚拟电厂与独立储能形成"源网荷储"协同。 4.3 规模爆发在即截至2025年底，新型储能装机达1.36亿千瓦，独立储能占比58%。 2026年预计新增装机8000万千瓦，独立储能占比突破70%。五、电力人的三条路径路径一：用户侧资源接入如果你在工商业用户侧有储能资源，现在是时候考虑接入虚拟电厂了。政策明确+收益明确+门槛降低，正是好时机。路径二：投身虚拟电厂运营这个赛道刚刚起步，还没有头部玩家。对年轻人来说，是一个值得卡位的新方向。薪资普遍高于传统电力岗位20%-50%。路径三：技术岗位延伸如果你是传统的变电站运维或调度岗位，也可以主动学习虚拟电厂的底层逻辑。新型电力系统建设，主配微协同是趋势。提前了解，不是坏事。六、一个提醒虚拟电厂不是"一夜暴富"的机会。它需要政策落地、市场培育、技术成熟。这个窗口期，可能持续3-5年。但正是因为知道的人少，提前布局的人才能吃到红利。 2030年5000万千瓦的目标，意味着行业将进入快速发展期。现在入局，正是时候。

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