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。

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。

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%。

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11日，在ESIE 2025第十三届储能国际峰会暨展览会现场，阳光电源举办主题为“深耕场景x智慧赋能 工商业储能发展更优解” PhD Talk 博士分享会。 活动邀请彭博新能源财经中国能源转型专家寇楠楠担任主持人，汇聚阳光电源工商业储能产品线总经理曹伟、WRI世界资源研究所可持续转型中心能源项目研究专家宋婧、阳光慧碳总经理周文闻，以及媒体机构、行业代表，围绕政策变革、技术创新、零碳园区实践、行业困境破局等热点议题展开对话，共探新能源市场化浪潮下的工商业储能发展更优解。 储能行业正从政策红利期迈向价值深耕期，唯有以技术创新为矛、场景化产品方案为盾，以长期主义，聚焦客户价值，引领工商业绿色转型与行业变革。 政策技术双轮驱动，重塑产业格局 2025年堪称新能源产业变革的关键节点——政策改革持续深化、储能技术产品迭代、AI与能源电力系统加速融合等，正在重塑全球能源格局。在这一进程中，工商业储能深入零碳园区，逐渐成为绿色发展新引擎。 阳光电源工商业储能产品线总经理曹伟博士指出，电力市场化改革与新型储能政策正推动工商业储能从“备用电源”转向“价值创造主体”。分时电价机制与辅助服务市场的完善，将加速用户侧储能收益多元化。而AI与储能的融合正推动行业从“经验驱动”迈向“智能驱动”的范式跃迁。作为全球领先的储能系统解决方案提供商，阳光电源认为，AI技术将在能量管理精准化、调度决策实时化、电力交易博弈最优化三大维度重塑储能产品价值，并催生万亿级市场增量空间。 WRI世界资源研究所能源项目研究专家宋婧博士分享了海外零碳园区的实践经验，指出其核心在于“分布式能源+数字化管理”的协同。她强调，零碳园区不仅是全球碳中和的关键载体，更是区域能源韧性、产业竞争力升级的抓手。阳光慧碳总经理周文闻博士补充，国内零碳园区从试点逐步迈向规模化，而构建“源网荷储”一体化解决方案，“能碳协同”是关键。 回归场景需求，破解能源“不可能三角” 针对工商业绿色转型痛点，宋婧博士指出，企业不仅面临绿色转型要求，还需应对稳定用电、电价波动、限电风险等现实挑战，而储能与分布式能源的灵活配置是破局关键。曹伟认为，“安全、高效、长期主义”是工商业储能可持续发展的三大关键因素，强调阳光电源始终从客户价值出发，回归场景需求，提出工商业储能“一场景一方案”理念。 例如，阳光电源今年最新发布的工商业255CS系列产品方案，在光储融合场景具备“交流耦合”和“直流耦合”模式；针对大工业场景推出“专为大工业”而生的800CS系列产品；为高耗能园区打造“光储充一体化”系统；在限电频发区域，则以储能为核心构建离网备电方案，保障稳定供电；此外还有针对小微商业场景的100度电产品方案、大型用户侧场景下的5000度电产品方案。 现场，周文闻博士以阳光产业园为例，进一步解读了能源“不可能三角”的破解路径，依托iCarbon能碳平台，目前阳光慧碳已在园区、工厂、医院等场景先行实践绿色低碳示范，助力实现“经济性-稳定性-低碳性”的动态平衡。“从可持续发展角度出发，阳光产业园选择了多样化清洁能源供给方案，构建光伏、储能、充电桩等相互补充的可再生能源系统。”阳光储能+阳光慧碳，打造光储充一体化零碳园区助力行业绿色减碳。 价值突围，以长期主义迈向零碳未来 工商业园区绿色转型的核心诉求在于“降本、增稳、减碳”，储能技术需从经济性优化、系统可靠性提升、多能协同融合等维度，全面升级。曹伟从工商业储能发展趋势分析，随着分布式光伏参与电力交易，用户对“储能+交易服务”的需求激增，阳光电源工商储产品提供全生命周期服务模式，覆盖峰谷套利、需量管理、绿电消纳等多维场景。“储能企业要卷价值，而非卷价格”，未来阳光将持续深耕工商业场景，基于需求洞察、产品创新、极致服务，深化全球化布局，不断构建护城河。 谈及零碳园区海内外落地实践，宋婧博士认为仍需政策端明确碳核算标准、市场端完善绿电交易机制。周文闻博士则强调，零碳园区的发展离不开虚拟电厂、能碳协同，需打通能源流、碳流、数据流，并现场阐释了其关键技术和商业模式。 面对国内竞争乱象与国际合规挑战，现场嘉宾纷纷结合自身研究和实践领域，提出行业困境破局思考，共同呼吁以良性竞争驱动可持续产业生态。 作为全球领先的新能源企业，阳光电源在工商业储能领域的核心竞争力源于其技术创新、场景深耕与安全引领，通过全栈自研与全球化布局形成差异化壁垒。阳光电源工商业储能产品方案目前成功应用于全球超1000个项目，助力工商业低碳转型。

在现代社会，电力已成为与水、食物同等重要的基础资源。但与自来水和粮食不同，电力的生产、传输和消费必须实时匹配，且涉及复杂的物理网络和经济机制。电力市场作为电力资源优化配置的核心机制，其体系结构的复杂性远超一般商品市场。 一、电力批发市场：电力交易的"中枢神经" 1. 定义与核心功能 电力批发市场是电力市场体系的"心脏"，负责在发电侧与用电侧之间建立价格发现机制。其核心功能包括： 资源优化配置：通过市场竞争选择成本最低的发电机组价格信号传递：实时反映电力供需关系系统可靠性保障：通过经济手段确保电力供应安全 2. 运作机制解析 以美国PJM市场为例，其日间市场（Day-Ahead Market）通过全电量竞价，发电企业申报机组出力曲线和报价，市场出清系统结合负荷预测和网络约束，计算系统边际电价（LMP）。这种"全电量竞争"机制确保了市场效率。 3. 中国实践：从计划到市场的转型 我国电力批发市场经历了从"计划分配"到"中长期交易为主+现货试点"的转变。2021年南方（以广东起步）电力现货市场试运行期间，通过"日前+实时"双结算机制，电价波动最高达2元/千瓦时，有效缓解了煤电亏损问题。 二、电力零售市场：连接用户的"最后一公里" 1. 市场结构特征 零售市场呈现"双寡头"与"自由竞争"并存的格局： 售电公司角色：代理用户参与批发市场，提供套餐服务价格形成机制：批发价格+零售价差+服务费用户选择权：在准入机制下自主选择供应商 2. 典型模式对比 模式类型 代表国家 用户选择权 价格形成 垄断型 日本 无 政府管制 竞争型 英国 完全开放 市场竞争 混合型 德国 有限选择 双轨制 3. 中国零售市场发展现状 2022年全国市场化交易电量占比达46%，但仍有超50%用户通过电网公司购电。广东试点"零售套餐分级"，推出"基础套餐+可选附加服务"模式，用户满意度提升23%。 三、电力实物市场 vs 金融市场：实物交易与金融工具的协同 1. 实物市场：电力物理属性的交易 交易标的：实际电力商品（电能量、容量）核心功能：确保电力实时平衡典型产品：中长期差价合约（PPA）、日前市场合约 2. 金融市场：风险对冲与价格发现 衍生品类型：电力期货、期权、差价合约功能价值：对冲价格波动风险（如煤价波动），发现远期价格信号，提高市场流动性 3. 两者协同案例 英国N2EX电力期货市场与实物市场联动：发电企业通过期货锁定未来电价，同时在实时市场根据机组状态调整出力，实现风险对冲与收益最大化。 四、电能量市场与容量市场：电力系统"双支柱" 1. 电能量市场：电力商品的"价值实现" 交易标的：电能量（kWh）核心目标：发现电力使用价值典型场景：风电场通过竞价获得每度电0.35元收益 2. 容量市场：电力系统的"安全保证金" 存在必要性：弥补边际成本定价的缺陷运作模式：拍卖制（如英国T-4拍卖），容量义务制（如美国PJM）中国实践：2021年华中区域启动容量补偿机制，对备用容量支付0.05元/千瓦/日 3. 两者协同效应 美国PJM市场通过"能量+容量"双轨结算，确保在2023年极端高温期间系统备用容量充足，避免了拉闸限电。 五、辅助服务市场：电网稳定的"隐形守护者" 1. 市场构成要素 服务类型：一次调频（频率调节），备用容量（旋转/非旋转备用），无功支持（电压调节）定价机制：按效果付费（如按MW/分钟计价） 2. 技术演进趋势 传统提供者：燃煤机组（调频响应时间2-3分钟）新型参与者：储能电站（响应时间<1秒）市场创新：虚拟电厂聚合分布式资源参与调频 3. 经济价值量化 2022年浙江辅助服务市场中，储能电站通过调频服务获得每兆瓦时最高3000元收益，相当于其度电成本的150%。 六、输电权市场：破解电网阻塞的"钥匙" 1. 市场运行逻辑 阻塞管理：物理潮流与合同路径的偏差输电权类型：FTR（金融输电权），PTR（物理输电权）价格形成：反映节点电价差值 2. 典型案例分析 美国NYISO市场中，FTR持有者通过套利机制：买入低电价区发电权，卖出高电价区电力，通过FTR覆盖输电成本 3. 中国试点进展 2023年华东区域开展输电权交易试点，通过"输电权+差价合约"组合，降低跨省交易成本约0.08元/千瓦时。 七、电力现货市场：实时市场的"神经末梢" 1. 市场设计要素 交易周期：15分钟-小时级 价格特征：节点电价（LMP）关键功能：平衡实时供需，发现边际成本 2. 价格波动典型案例 2021年广东电力现货市场：日间电价0.3-0.5元/千瓦时，电网堵塞时段电价达2.1元/千瓦时，风电大发时段电价跌至-0.1元/千瓦时 3. 市场机制创新 德国日前市场引入"负电价"机制，当可再生能源过剩时，用户获得发电补贴，促进储能投资。 八、电力中长期市场：稳定性的"压舱石" 1. 合约类型与功能 差价合约（PPA）：锁定价格波动风险物理合约：确保物理交割金融合约：纯风险对冲工具 2. 典型交易策略 发电企业：签订"固定价格+浮动价差"合约用户侧：采用"阶梯式"电价合约应对峰谷波动 3. 中国中长期交易发展 2023年全国中长期交易电量突破5万亿千瓦时，其中：绿电交易占比达18%，省间交易占比提升至35% 九、单边市场与双边市场：市场设计的"双路径" 1. 单边市场模式 典型代表：早期的电力库模式（如中国2002年）运作特点：政府设定统一电价，电网公司作为唯一购电方局限性：缺乏竞争导致效率低下 2. 双边市场模式 核心特征：多主体直接交易交易方式：场外协商，集中竞价，平台撮合优势：提升交易透明度和效率 3. 过渡期的混合模式 2020年山东电力市场采用"双边协商+集中竞价"组合，2022年双边交易占比达65%，市场集中度从CR4=80%降至55%。 十、市场体系的协同运作：电力系统的"交响乐" 1. 市场层级关系 顶层：辅助服务市场 中层：容量市场+金融衍生品 底层：电能量市场+输电权市场 终端：零售市场 2. 典型交易流程 发电企业申报机组参数市场出清确定发电组合输电权交易平衡网络约束辅助服务市场保障系统稳定零售公司向用户分发电力 3. 系统稳定性保障机制 备用容量机制：保持10%-15%的备用容量价格上限规则：设置2元/千瓦时的紧急价格天花板市场干预权：在极端情况下启动政府调节 十一、市场改革的全球实践与启示 1. 欧洲市场：一体化与绿电转型 ENTSO-E系统：实现跨国电力流动绿电证书（GO）：2023年交易量突破1000亿千瓦时挑战：跨区输电能力不足导致电价差异达50% 2. 美国市场：区域差异与创新 CAISO市场：光伏占比达35%时仍保持稳定PJM市场：通过容量市场维持煤电退出平稳创新点：需求响应参与辅助服务市场 3. 中国改革路径：渐进式市场化 2015年电改9号文：确立"管住中间、放开两头"原则2021年现货试点：8省开展电力现货市场2025年目标：形成全国统一电力市场 十二、未来市场发展的三大趋势 1. 市场机制数字化 区块链应用：实现交易数据不可篡改AI预测：负荷预测误差降低至5%以内虚拟电厂：聚合分布式资源参与市场 2. 绿色电力市场深化 绿电溢价：2030年或达0.1元/千瓦时碳市场联动：碳排放权与电力市场耦合国际绿证交易：形成全球统一标准 3. 用户侧革命 虚拟电厂用户：家庭储能设备参与调频动态定价：需求响应触发实时电价调整能源社区：本地化电力交易网络兴起 电力市场体系的完善程度，直接决定着能源转型的成败。从物理电网到数字电网，从单一发电到多能互补，从计划分配到市场优化，电力市场正在经历前所未有的变革。随着新型电力系统的构建，市场设计将更加注重： 灵活性：适应高比例可再生能源包容性：容纳分布式能源和储能设备可持续性：推动碳中和目标实现 未来电力市场的终极形态，必然是一个物理特性与市场机制深度融合的智能系统，它将像互联网一样，成为现代社会不可或缺的基础设施。

在能源转型的大背景下，电力市场正经历着深刻变革。从传统的垂直一体化模式向市场化交易体系转变，电力市场的结构日益复杂且多元化。今天，让我们深入探讨电力市场的体系架构，以及其中关键名词的含义与实际作用。 电力批发市场：大宗电力交易的 “大舞台” 电力批发市场是发电企业与大用户、售电公司等市场主体进行大规模电力交易的场所。在这个市场中，交易的电量规模巨大，通常以兆瓦（MW）甚至吉瓦（GW）为单位计量。其交易方式包括集中竞价、双边协商等。 在集中竞价模式下，发电企业和购电方在规定时间内提交各自的报价和电量，通过市场运营机构的统一计算，按照价格优先、时间优先等原则确定交易结果。双边协商则是买卖双方直接就交易电量、价格、交易时间等条款进行一对一谈判，达成一致后签订交易合同。 实际作用上，电力批发市场犹如电力资源配置的 “总指挥”。通过市场机制，它能够将电力从发电充裕地区调配到电力需求旺盛的区域，实现资源在更大范围内的优化配置。例如，在我国西部能源基地，水电、火电等发电资源丰富，但本地用电需求相对有限，通过电力批发市场，这些地区的电力可以输送到东部经济发达、电力需求大的地区，促进了区域间的能源优势互补。 从价格形成角度看，电力批发市场的交易价格是整个电力市场价格体系的重要基础。其价格波动反映了电力的供需关系、发电成本等多种因素，为零售市场及其他相关市场提供了价格信号指引。当批发市场电力供应紧张时，价格上涨，这会促使发电企业增加发电出力，同时也引导下游用户合理调整用电行为，提高能源利用效率。 电力零售市场：连接终端用户的 “最后一公里” 电力零售市场是售电公司与终端用户之间的交易平台。终端用户包括工业企业、商业用户以及居民用户等各类电力消费者。售电公司在这个市场中扮演着关键角色，它们从电力批发市场购电，然后将电力销售给终端用户，并为用户提供多样化的服务。 售电公司提供的服务不仅仅是简单的电力售卖，还包括电费结算、用电咨询、节能改造建议等增值服务。为了满足不同用户的需求，售电公司通常会推出多种套餐方案。对于工业用户，可能会根据其用电负荷特性、生产计划等制定定制化的套餐，包括不同的电价结构、电量套餐等。对于居民用户，除了基本的电价套餐外，还可能提供绿色电力套餐，满足居民对清洁能源的消费需求。 在实际作用方面，电力零售市场赋予了终端用户选择权。在传统电力体制下，用户只能从单一的供电企业获取电力，没有自主选择的权利。而在零售市场开放后，用户可以根据自身需求和偏好，选择不同的售电公司和套餐。这种竞争机制促使售电公司不断提升服务质量，降低成本，以吸引更多用户。例如，一些售电公司通过与节能服务公司合作，为用户提供节能诊断和改造方案，帮助用户降低用电成本，同时也提升了自身的市场竞争力。 此外，电力零售市场在促进需求响应方面发挥着重要作用。售电公司可以通过价格信号引导用户调整用电行为。比如，在用电高峰时段，提高电价，鼓励用户减少非必要用电；在用电低谷时段，降低电价，引导用户将部分可调节用电设备的运行时间调整到低谷时段。通过这种方式，实现电力供需的削峰填谷，提高电力系统的运行效率和稳定性。 电力实物市场：“实打实” 的电力交易 电力实物市场主要进行以实际电力交割为标的的交易，它涵盖了中长期实物交易和现货实物交易。中长期实物交易通常以年度、月度为周期，交易双方通过签订合同，约定在未来一段时间内的电力交易量、交易价格以及交割时间等具体条款。这种交易方式能够帮助发电企业和用户锁定一定时期内的电力供应和需求，降低价格波动带来的风险。 现货实物交易则更加注重即时性，一般以日前、日内甚至实时为交易周期。在现货市场中，市场主体根据当前电力系统的实时供需情况进行报价和交易。例如，在夏季高温时段，空调负荷大幅增加，电力需求急剧上升，此时现货市场价格可能会迅速上涨，发电企业会根据价格信号增加发电出力，以满足实时电力需求。 电力实物市场的实际作用体现在多个方面。从中长期交易来看，它为电力市场提供了稳定性和可预测性。发电企业可以根据中长期合同安排发电计划，合理规划机组检修、燃料采购等生产活动。用户也能够基于中长期合同制定稳定的生产经营计划，避免因电力供应不稳定或价格大幅波动对生产造成影响。 现货市场则在电力系统实时平衡中发挥着关键作用。它能够快速反映电力供需的瞬时变化，通过价格机制引导发电企业和用户及时调整发电和用电行为，确保电力系统在任何时刻都能保持供需平衡。当电力系统出现突发故障导致部分机组停机时，现货市场价格会迅速上升，激励其他机组增加出力，同时也促使部分可中断负荷用户减少用电，从而维持电力系统的稳定运行。 电力金融市场：为电力交易 “保驾护航” 电力金融市场交易的是电力相关的金融衍生品，如电力期货、期权、差价合约等。电力期货是一种标准化合约，规定了在未来特定时间、以特定价格交割一定数量电力的义务。期权则赋予期权买方在规定时间内以约定价格买入或卖出电力的权利，但不负有必须执行的义务。差价合约是交易双方约定在未来某一时期内，根据电力实际市场价格与合同约定价格的差价进行结算的合约。 这些金融衍生品在电力市场中发挥着重要的风险管理和价格发现功能。对于发电企业而言，通过参与电力期货市场，它们可以在发电前就锁定未来的电力销售价格，避免因市场价格波动导致收益受损。例如，一家火电企业预计未来几个月煤炭价格可能上涨，从而增加发电成本，为了规避价格风险，该企业可以在期货市场上卖出电力期货合约，以锁定当前相对较高的电力价格，确保在未来即使煤炭价格上涨，其发电收益也能得到一定保障。 对于用户来说，电力金融市场同样提供了风险管理工具。大型工业用户可以通过购买电力期权，获得在未来以约定价格购买电力的权利。如果市场电力价格上涨超过期权约定价格，用户可以选择执行期权，以较低的价格购电；如果市场价格低于约定价格，用户则可以放弃执行期权，在市场上以更低价格购电，从而有效控制用电成本。 此外，电力金融市场的交易价格还能够反映市场参与者对未来电力供需和价格走势的预期，具有价格发现功能。期货市场的价格波动综合了众多市场参与者对宏观经济形势、能源政策、天气变化等多种因素的判断，为电力实物市场及其他相关市场提供了重要的价格参考信号。 电能量市场：电力交易的 “核心战场” 电能量市场是专门进行电能本身交易的市场，它是电力市场体系的核心组成部分。在电能量市场中，交易的标的就是实实在在的电力能量，以千瓦时（kWh）为计量单位。电能量市场同样分为中长期电能量市场和现货电能量市场，其交易机制与前面提到的电力实物市场中的中长期和现货交易有相似之处，但更侧重于电能量的买卖。 在中长期电能量市场中，交易双方通过签订合同，确定未来一段时间内的电能量交易量和交易价格。这种交易方式能够为发电企业和用户提供稳定的电力供应和需求预期，有助于双方合理安排生产和经营活动。例如，一家大型钢铁企业与发电企业签订了年度电能量交易合同，明确了全年的用电电量和价格，这样钢铁企业可以根据合同电量制定稳定的生产计划，避免因电力供应不足或价格大幅波动影响生产进度。 现货电能量市场则更加注重实时性，它根据电力系统的实时供需情况进行电能量的交易。在现货市场中，市场主体根据当前电力系统的负荷水平、发电出力、电网运行状态等因素进行报价，通过市场出清机制确定交易价格和电量。当电力系统处于用电高峰时段，负荷需求大幅增加，现货电能量市场价格通常会上涨，发电企业会响应价格信号增加发电出力；反之，在用电低谷时段，价格下降，发电企业则会适当减少发电。 电能量市场的实际作用至关重要。它通过价格信号引导电力资源的优化配置，将电力资源分配到最需要的地方。当某一地区电力需求旺盛时，电能量市场价格上升，吸引更多发电企业向该地区供电；当某一地区电力供应过剩时，价格下降，促使发电企业调整发电计划，减少向该地区的供电量。这种市场调节机制能够提高电力资源的利用效率，保障电力系统的安全稳定运行。 容量市场：保障电力供应的 “后备军” 容量市场的主要目标是确保电力系统在未来能够拥有足够的发电容量，以满足不断增长的电力需求，并应对可能出现的发电设备故障、极端天气等意外情况，保障电力供应的可靠性。在容量市场中，市场主体交易的不是实际的电能量，而是发电容量资源。 发电企业通过参与容量市场，承诺在未来一定时期内能够提供的发电容量。容量市场通常采用拍卖机制来确定容量价格和容量提供者。监管机构或市场运营机构会根据对未来电力需求的预测以及系统可靠性要求，设定需要采购的发电容量目标。发电企业在拍卖中提交自己愿意提供的发电容量和对应的报价，通过竞争，报价较低且满足可靠性要求的发电企业将获得容量补偿。 容量市场在实际运行中发挥着关键作用。在传统电力市场中，单纯依靠电能量市场的价格信号可能无法充分激励发电企业投资建设新的发电容量。因为电能量市场价格波动较大，且在电力供应相对充裕时期，电能量价格可能较低，发电企业通过电能量销售获得的收益不足以覆盖投资建设新机组的成本。而容量市场的存在，为发电企业提供了额外的收入来源，即通过提供可靠的发电容量获得容量补偿。这能够有效激励发电企业投资建设新的发电设施，增加电力系统的发电容量储备，保障未来电力供应的可靠性。 例如，在一些经济快速发展的地区，电力需求持续增长，如果没有容量市场机制，发电企业可能因担心投资风险而不愿意及时投资建设新的电厂。但在容量市场的激励下，发电企业看到了稳定的容量收益预期，会更积极地进行发电容量扩充，确保在未来电力需求增长时，电力系统有足够的发电能力满足需求，避免出现电力短缺现象。 辅助服务市场：电力系统的 “稳定器” 辅助服务市场是为了保障电力系统安全、稳定、经济运行，由发电企业、储能设施、负荷聚合商等市场主体提供调频、调峰、备用等辅助服务，并进行交易和结算的市场。 调频服务主要用于维持电力系统频率稳定在规定范围内。由于电力系统的负荷时刻在变化，当负荷突然增加或减少时，系统频率会随之波动。调频机组通过快速调整自身发电出力，来平衡电力供需，使系统频率恢复到正常水平。调峰服务则是应对电力系统负荷的峰谷变化，在用电高峰时增加发电出力，在用电低谷时减少发电，以维持电力供需平衡。备用服务包括旋转备用（热备用）和非旋转备用（冷备用），旋转备用是指处于运行状态且随时可增加发电出力的机组，非旋转备用是指处于停机状态但可在规定时间内启动并投入运行的机组。这些备用机组在电力系统出现突发故障导致部分机组停机时，能够迅速投入运行，保障电力供应的连续性。 辅助服务市场的实际作用不可忽视。随着电力系统中新能源发电占比不断提高，由于新能源发电具有间歇性和波动性特点，对电力系统的稳定性和调节能力提出了更高要求。辅助服务市场通过市场机制，激励各类市场主体积极参与提供辅助服务，有效提升了电力系统应对新能源接入带来的挑战的能力。例如，储能设施可以在电力低谷时段储存电能，在用电高峰时段释放电能，起到调峰作用；负荷聚合商通过整合大量可调节负荷资源，参与电力系统的调频、调峰和备用服务，提高了电力系统的灵活性和可靠性。 此外，辅助服务市场的建立，为发电企业等市场主体提供了新的盈利渠道。除了通过电能量市场销售电力获得收入外，发电企业可以通过提供辅助服务获得额外收益，这有助于提高发电企业的整体经济效益，同时也促进了电力系统辅助服务资源的优化配置。

全国碳市场吨碳价破百，交易量突破6亿吨。 全国碳市场于2021年7月16日正式启动交易，截至2024年12月31日，累计配额成交量6.3亿吨、成交额430.33亿元，平均交易价格68.3元/吨。已完成第一个履约周期（覆盖2019和2020年排放量）、第二个履约周期（覆盖2021和2022年排放量）及2023年度的配额清缴。 碳价持续上涨，预期渐稳与配额收紧是主要原因。2024年CEA（全国碳市场配额）平均价格为91.8元/吨，大约是全国碳市场启动时开盘价的两倍，较2023年（64元/吨）上涨43.4%，较2022年（58.1元/吨）上涨58%，较2021年（46.6元/吨）上涨97%。2024年CEA价格持续上涨，前4个月日均涨幅0.4%，并于4月24日首次突破100元/吨。此后尽管碳价有所回落，但始终维持在85~100元/吨。 2024年12月31日收盘价为97.5元/吨，较第二个履约周期最后一个交易日收盘价上涨22.8%。在全球碳价普遍下跌的背景下，全国碳市场碳价持续攀升，原因有两点：市场进入快速发展阶段，为市场参与者提供了稳定的政策预期；市场释放了配额收紧和罚则加强的信号，配额稀缺性逐步提高、违规处罚逐渐严格成为市场共识。 交易潮汐现象仍然存在，满足履约要求是主要目标。2024年全国碳市场CEA累计成交1.89亿吨，比2023年下降14.1%，其中，大宗交易仍是交易的主要方式。4个季度成交量占比分别为5%、7%、9%和79%，反映出履约截止日临近时，市场集中交易的现象仍然存在，而日常交易较低迷。最新配额方案将两年度合并履约调整为分年度履约，旨在提高市场日常交易活跃度，减少“扎堆”交易的现象。同时，通过配额净交易量限制最大可结转量，以减少持有配额企业“惜售”现象。但从交易情况来看，配额交易的“潮汐现象”依然明显，这表明在当前阶段，企业的交易行为主要为了满足强制履约要求，而主动进行配额买卖的企业仍然较少。 •全国碳市场机制优化，为行业扩围做好准备。 自开市以来，全国碳市场总体运行平稳，未出现碳价短期暴涨暴跌的现象。以碳交易为核心的碳定价机制逐步形成，全国碳市场已成为我国落实“双碳”战略目标的主要政策工具。2024年全国碳市场在法律依据、处罚机制、配额分配、配额结转及CCER（国家核证自愿减排量）交易规则等关键环节进一步完善，并为扩大行业覆盖范围奠定了坚实基础。 CCER市场重启，支持领域逐步明确。2023年10月，生态环境部联合国家市场监管总局发布《温室气体自愿减排交易管理办法》及配套文件，构建CCER基础制度框架。2024年1月，全国温室气体自愿减排交易市场，即自愿碳市场启动，与全国碳排放权交易市场（强制碳市场）形成完整碳市场体系。 新纳入行业初步确定，技术指南陆续发布。全国碳市场目前仅覆盖发电行业，参与主体同质化，减排措施相似，碳价发现作用受限。为推进减排，《关于全面推进美丽中国建设的意见》提出扩大行业覆盖。鉴于75%以上二氧化碳排放来自高能耗、高排放行业，尽早纳入这些行业非常重要。2024年9月，生态环境部发布《全国碳排放权交易市场覆盖水泥、钢铁、铝冶炼行业工作方案》，计划2024~2026年启动实施，2027年后深化完善，2025年底前完成三行业首次履约。届时，管控气体将扩至二氧化碳、全氟化合物，全国碳市场覆盖温室气体排放量将占全国总排放量的60%以上，参与企业数量将超过3700家。

2月27日，国家能源局印发《2025年能源工作指导意见》，明确了2025年三方面的主要目标和21项年度重点任务。 主要目标包括：新增新能源发电装机规模2亿千瓦以上；工业、交通、建筑等重点领域可再生能源替代取得新进展；风电、光伏发电利用率保持合理水平；大型煤矿基本实现智能化；初步建成全国统一电力市场体系等。 部分重点任务包括：创新新能源价格机制和消纳方式，推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制。 推动金上—湖北、陇东—山东等特高压工程建成投运，加快陕西—安徽、甘肃—浙江等特高压直流以及阿坝—成都东等特高压交流工程建设。 积极推进第二批、第三批“沙戈荒”大型风电光伏基地和主要流域水风光一体化基地建设，科学谋划“十五五”“沙戈荒”新能源大基地布局方案。 推动抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上。 在工业、交通、建筑、数据中心等重点领域大力实施可再生能源替代行动，支持零碳园区建设和光伏建筑一体化。 深化全国统一电力市场建设。 加强能源数智化、新型电力系统、新型储能、氢能、绿色液体燃料等领域标准供给，研究布局一批新兴领域标委会。 强化新型储能等技术特别是长时储能技术创新攻关和前瞻性布局。 探索大型风电光伏基地与相关产业集成式发展新模式。 推进构网型技术、系统友好型新能源电站和智能微电网、算电协同等新技术新模式试点。

日前，浙江平阳县公布了万全镇一批集中开工项目，其中包括“万全镇工商业储能项目”，项目位于全镇范围内各园区及各企业厂区内，总投资31838万元，预计于2025年3月开工，项目建成后可减轻电网压力，推进削峰填谷，促进节能减排，助力绿色可持续发展。 去年12月，平阳县万全镇工商业储能项目（一期）启动招标，采购内容分为两部分，分别为货物部分和设计施工部分，货物部分购置储能设备。 据公开信息，该项目为大型分布式储能项目，位于平阳县万全镇域范围内各园区及各企业厂区内超500个站点，由1019套磷酸铁锂液冷户外储能柜组成，每套容量100kW/232kWh，总规模101.9MW/236.408MWh。 （一期）项目最终由兰钧新能源科技有限公司、浙江省通信产业服务有限公司（联合体）中标，中标金额2.7亿元。 基于某一区县、乡镇、产业聚集区等的“整区域开发”大型分布式工商储项目，“万全镇工商业储能项目”在浙江省内已不是先例，在2024年浙江省工商业储能备案项目中，也有多个“整区域开发”工商储项目，比如： 由浙江合美储能科技有限公司投资5.07亿元的长合区112WM/224WMh工商业储能，项目拟对长合区（湖州）泗安镇22家企业，天子湖12家企业配置储能系统； 仙居经发科创有限公司投资4.93亿元的仙居县经济开发区60MW/240MWh工商业储能，项目拟对仙居县经济开发区区域内多家企业配置储能； 天台经济开发区资产运营有限公司投资4.27亿元的天台县苍山产业集聚区60MW/240MWh工商业储能，以满足产业集聚区内多家企业峰值时期的用电； 天台县建投储能有限公司投资3.26亿元的天台平桥工业园区智慧储能项目，则将在平桥镇工业园区17个站点，建设总规模为45MW/180MWh分散式用户侧储能。 去年10月，重庆市垫江县高新区用户侧储能项目（二期）招标，该项目也属于“整区域(镇)开发”工商储，建设地点为垫江县桂阳、澄溪、高安三个区域(镇)，储能建设规模150MW/300MWh。 工商业储能主要服务于大工业和一般商业场景，毗邻分布式光伏电源侧及负荷侧，具有提升消纳、减少电能传输损耗等优势，目前工商业储能盈利模式以峰谷套利为主，并有需量控制、需求侧响应、备用电源、电力市场交易等多种模式。 工商业储能单个项目规模相对较小，但同一地域趋同性相对较高，在项目数量与项目规模方面具有较高的可扩张性，若能整区域“打包”开发，无疑能快速增大投资方的市场份额，但也更考验企业的投资-运营一体化能力。

日前，生态环境部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，压缩二氧化碳储能技术入选其中，将被加大推广应用力度，赋能新质生产力的发展。 这是怎样的超级“充电宝”技术？ 二氧化碳储能左擎长时储能，右牵CCUS 二氧化碳储能，是一种气液互转、两态协同储能技术，其基本原理是在用电低谷期，利用余电将常温常压的二氧化碳气体压缩为液体，并将压缩过程中产生的热能储存起来；在用电高峰期，利用存储的热能加热液态二氧化碳至气态，驱动透平发电。 二氧化碳储能系统，主要由六大系统组成：储气系统、储液系统、压缩系统、蓄热系统、换热系统、膨胀发电系统。 二氧化碳储能技术按储能形式、介质储存形式、系统工作压力、储存设备形式可以细分为不同种类，但基本上都采用无需补燃的自回馈式储能技术。 二氧化碳储能系统通过二氧化碳物理相变实现电能的存储与释放，在相变温度与压力确定的情况下，二氧化碳相变无时长限制，且机组设备为旋转机械，运作原理与火电机组类似，可不间断做功，且具有宽泛的功率（10MW级到GW级）和容量等级，容量配置灵活，扩容、升级改造易；理论上适配电源侧、电网侧、用户侧多元应用场景，尤其适用于火电机组灵活性改造、大规模可再生能源消纳等场景，为提高电力系统稳定性提供辅助服务。 电能转换效率及成本方面，二氧化碳储能设计电能转换效率可达80%以上，目前转换电能转换效率达60%以上，并在逐步提升；二氧化碳压缩储能系统寿命长，设计寿命30年以上，设计使用期内循环次数超过1万次，生命周期内不会出现容量和效率衰减，系统全周期度电成本0.15-0.2元/度，并且系统功率单元与时长单元为解耦设计，单侧扩容成本低，在功率单元确定的前提下，时长越长，储能系统的单位成本越低。 此外，二氧化碳储能系统压力温度等级低，安全可靠，无污染和燃爆风险；选址灵活、场景适应性强，可以用储气罐、气囊、废弃的矿山/矿井等作为二氧化碳的低压储气室；具备余热利用能力，可匹配挖掘中国工业余热的潜在价值。 碳捕集、利用与封存（CCUS），是实现“双碳”目标的重要手段之一。二氧化碳储能系统也是一个典型的二氧化碳利用场景，未来有望深度嵌入CCUS的各个环节，比如与碳捕集耦合，既可为储能系统供应稳定低成本的气源，又能对外输出二氧化碳产品。 政策加持商业示范项目落地 二氧化碳储能技术已纳入多个国家级、省级储能发展政策文件。 2月12日，生态环境部等五部门发布《国家重点推广的低碳技术目录（第五批）》，压缩二氧化碳储能技术入选该批次国家重点推广的低碳技术目录，将被加大推广应用力度，赋能培育和发展新质生产力。 8月6日，国家发改委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》将二氧化碳储能，作为满足长时间尺度调节及经济性、安全性等应用场景需求的新型储能技术之一，列入电力系统调节能力优化专项行动。《碳达峰碳中和标准体系建设指南》对新型电力系统储能领域做了标准建设的明确指示，将重点制修订二氧化碳等新型储能标准。 此外，二氧化碳储能作为重点新型储能技术已被分别写入《山东省新型储能工程发展行动方案》、《广东省培育发展未来绿色低碳产业集群行动计划》、《四川省电源电网发展规划 （2022-2025年）》、《新疆维吾尔自治区发展改革委关于建立健全支持新型储能健康有序发展配套政策的通知》等省级储能发展政策文件。 国家级、省级试点示范项目也不乏二氧化碳储能的“身影”。 去年1月，国家能源局发布新型储能试点示范项目名单，两个二氧化碳储能项目入选，包括由百穰新能源与安徽海螺集团合作开发的“安徽省芜湖市繁昌区10MW/80MWh二氧化碳储能示范项目”，以及东方电气集团的“青海省格尔木市40MW/160MWh二氧化碳储能示范项目”。“湖北襄州100MW／200MWh新型二氧化碳储能项目”被纳入湖北省2023年新型储能电站试点示范项目，该项目由百穰新能源与远景能源合作开发。 示范项目加速落地，持续推进二氧化碳储能商业化进程。 2024年9月，华电-东方电气木垒100万千瓦二氧化碳压缩空气储能综合能源示范项目100MW/1000MWh二氧化碳储能电站开工。 该项目位于新疆昌吉回族自治州木垒哈萨克自治县，由中国华电集团投资、中国东方电气集团总承包，是在沙漠、戈壁、荒漠地区配套大型风光基地建设的新型储能示范项目规划建设600MW风电、400MW光伏和1000MWh二氧化碳储能，这也是目前全球最大二氧化碳储能电站。 2022年8月，由东方电气集团东方汽轮机有限公司、安徽海螺集团有限责任公司、百穰新能源科技（深圳）有限公司、西安交通大学能源与动力工程学院共同打造的“二氧化碳压缩储能系统验证项目”开始试运行，该项目利用25万立方米的二氧化碳作为循环工质进行充放电，能在2小时内存满2万度电。 该验证系统完成验证、优化后，

2025年，新一轮电力体制改革进入了第十个年头。十年以来，中国电力市场化改革取得了举世瞩目的成就，从一个半封闭、纯计划的电力行业转变为开放包容、主体广泛参与的电力市场，市场机制不断完善，市场交易电量持续扩大，市场活力得到有效激发，市场红利得到持续释放，一个多元、有效的全国统一电力大市场正在逐步形成。2025年，改革驶入深水区，体制机制中存在的深层次问题逐步暴露，制约着电力市场健康发展。能否有效解决这些问题，是成功建设新型电力系统、助力“双碳”目标、实现可持续发展的关键。 电力市场回顾 2.1市场建设进展 截至目前，电力市场建设取得显著成效，多层次的全国统一电力市场初具雏形，电力价格逐步由市场化方式形成，市场在资源配置中的作用持续增强。 2.1.1市场规则体系建立2024年，《电力市场运行基本规则》(国家发展改革委2024年第20号令）、《电力市场信息披露基本规则》(国能发监管〔2024〕9号)、《电力市场注册基本规则》(国能发监管规〔2024〕76号)等文件发布。以电力市场运行基本规则为基础，以电力中长期基本规则、电力现货市场基本规则、电力辅助服务市场基本规则为主干，以信息披露基本规则、市场注册基本规则、计量结算基本规则为支撑的规则体系基本建立。 2.1.2市场机制框架形成在时间跨度上，电力市场涵盖多年期、年度、多月、月度、多日、日前和日内交易。在空间跨度上，电力市场涉及跨区域、区域、省内和分布式交易。在交易方式上，采用了双边协商、竞价、（单向/双向）挂牌、滚动撮合等多种模式。在交易标的上，电能量、辅助服务、容量等交易品种均得到实践或探索。市场机制框架基本搭建完毕并有效实施。 2.1.3市场价格发挥作用在电能量市场方面，中长期+现货的市场架构初步建立，电力市场价格随时间波动，并在空间范围内出现差异。价格的变化与差异，体现了市场供需变化与发电成本变化，有效指导了发用电行为，源网荷储开始跟随市场双向互动。同时，价格信号有效引导电力投资行为，各省市新能源的投资更加趋于理性。在辅助服务市场方面，调峰、调频、爬坡等市场初步探索，虚拟电厂、储能、可调节负荷等新型主体初步参与，各市场主体的调节性价值得到初步体现。在容量市场方面，煤电容量电价建立，推动煤电更加适应向基础保障性和系统调节性电源并重转型的新形势，助力“双碳”目标实现。在输配电价方面，第三监管周期输配电价发布，为坚强的电网结构建设奠定基础。 2.1.4电力现货市场建设取得突破山西、广东、山东、甘肃的省内电力现货市场与省间现货市场转正式运行，有力鼓舞了各省的市场建设信心。截至目前，蒙西、湖北、浙江、陕西、安徽等地现货市场也陆续转入长周期连续结算试运行。现货市场在全国范围内建设突破，将从根本上确立市场在电力资源配置的决定性作用，也将对投资决策、生产经营、绿色转型等方方面面产生颠覆性影响。 2.1.5绿色电力市场发展迅速2024年，随着多个顶层设计型文件陆续出台，绿电、绿证市场热度持续提升，绿色电力市场、绿证市场与碳市场、可再生能源消纳、能耗双控等呈现复杂的联动关系，绿电与绿证消费量大幅提高。根据相关报道，2024年中国绿证核发量同比增长21倍，绿证交易量同比增长4.2倍，绿电消费量同比提高2倍以上。绿色低碳转型深入人心，逐步取得全社会共识并开展一致行动。 2.2存在问题在取得举世瞩目成就的同时，当前电力市场建设仍然存在若干体制机制障碍，制约着行业健康发展，主要有以下几点。 2.2.1多电源品种同台竞争机制仍需完善当前煤电企业全面参与市场，部分新能源企业仍保障性收购，水电、燃机发电等其它电源品种大部分暂未参与市场。随着新能源装机与电量占比大幅提高，单纯煤电参与的市场无法反映真实的供需关系，给出的价格信号不能有效引导源荷互动，多电源品种公平参与市场势在必行。而不同电源品种成本差异大，且部分存量项目还涉及补贴发放问题，市场同台竞争部分项目会面临较大经营压力，特别是现货市场机制下，风电光伏边际成本较低的特性往往会带来市场价格的剧烈下降，部分省份通过各类手段压低价格，增加了新能源参与市场的难度。新疆、广西、蒙西等地通过授权合约、低价回收等不同机制对新能源参与市场给予一定保护，在市场机制设计上进行了有益探索，对全国各省的市场建设均具有借鉴意义。2.2.2辅助服务市场设计有待探索国家电力市场基本规则体系对辅助服务市场设计进行了顶层设计与总体规范，部分省份进行了实践探索。但就整体而言，辅助服务市场与电能量市场之间的衔接关系尚未理顺。现货运行时段，尽管部分省份取消了调峰市场，但由于限价过低、收益机制过度复杂等因素，电价波动性有限、峰谷价差难以拉开，导致引导调峰的作用有限，火电、储能 的调峰贡献体现仍较少，水电等的调峰责任承担的还不够，增量配网、源网荷储一体化等电网形态的社会责任分摊机制仍不健全。同时，对于调频、无功调节、黑启动等的机制设计均处于探索中。 2.2.3不同层次电力市场的关系还需理顺全国统一电力市场架构中，跨省区市场与省内市场目前并非平等的关系，省间市场优先开市、优先出清、优先执行、优先结算，这沿袭了调度及管理中上下级的体系架构，有利于管理实施、有利于引导资源在更大范围内配置。但同时，这也一定程度上造成了省间壁垒，省间电量仍由政府保障性电量占绝对主导，不能及时响应市场信号，政府对省间电量电价有绝对控制。在政府保障性电量之外剩余的市场空间极为有限，且通道的使用不透明，市场发挥作用有限。 2.2.4调度与交易之间的关系需进一步理清在电力交易之后，执行环节对发用电的调度控制还存在一些较为模糊的空间，如出现电网传输相关约束后单个场站出清与调用的关系，如省间市场出清后在具体市场个体的执行问题，如省间通道使用在不同主体之间的分配问题，核心在于调度与交易之间的关系需要进一步理清，需要通过公开、透明的市场机制推进市场公平。 2.2.5电能量与绿色环境市场的关系还不清晰电力市场、碳排放市场、绿证绿电市场、可再生能源消纳保障机制等未形成有效衔接。碳市场价格与电价尚不能有效联动，绿证市场缺乏广泛应用场景，绿色电力市场中的环境权益价格与绿证价格失真，可再生能源消纳责任权重指标未分解落实到社会主体等，上述问题均对绿色转型发展造成一定阻碍。3 2025年度市场展望 二十届三中全会提出要“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”，这标志着电力市场改革进入了新阶段。2024年11月29日，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，绘制了全国统一电力市场发展的“路线图”，为电力市场发展提供了清晰的方向。根据《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一……按此对2025年电力市场预判如下。 3.1趋势预判 3.1.1全国统一电力市场体系更加完善大部分省份电力现货市场开展长周期结算运行，并逐步转正式运行。当前已有山西、广东、山东、甘肃四省现货市场实现正式运行，蒙西、湖北、安徽等省现货市场长周期连续结算试运行，多个省份现货市场在短周期结算试运行或模拟运行中。根据《电力现货市场基本规则（试行）》，正式运行工作内容至少应包括：按照规则连续不间断运行，技术支持系统正常运转，依法依规进行规则披露、市场干预、争议处理等。在技术支持系统稳定运行的基础上，现货实现正式运行的关键是市场规则的成熟与完备，部分省份规则中设置的专场交易、歧视性条款、不合理的价格限制、交易限制等内容是阻碍转正运行的核心。预测在完善规则后，若干个省份有希望在2025年进入市场正式运行。区域市场有所突破。尽管区域市场与省间市场、省内市场的关系仍需进一步研究探索，但京津冀协同发展、长三角一体化、大湾区建设等国家区域重大战略持续深化，对区域电力市场协同提出更高要求。预测2025年，区域市场在调节资源共享互济、体系标准统一、省间省内市场联合出清等方面会有所突破。 3.1.2电力市场交易机制逐步完善大部分省份实现中长期连续开市。中长期市场连续不间断开市是现货市场长周期稳定运行的前提，有利于市场主体调节持仓量、响应市场信号，对电网安全与稳定市场预期意义重大。预计2025年大多数省份即将实现中长期连续开市。分时段交易全覆盖。中长期分时段、带曲线签约是实现中长期与现货衔接的重要机制，但在具体实施上不同省份之间还存在差别，如部分地区在电量分时的基础上电价还未分时，在分时的颗粒度上有的地区仅在一天中划分为了3-5个峰平谷时段，有的地区划分为24或96个时点。新型电力系统建设背景下，细化时段颗粒度并实现电价真正波动是市场深化大势所趋。预计24小时以上的分时段交易将在更多的省份推行。火电容量电价将有所提升。新能源装机持续提高给火电企业发电利用小时带来较大冲击。根据国家能源局发布数据，2024年全国6000千瓦及以上电厂的发电设备累计平均利用小时数为3442小时、相较上年同期减少了157小时，2025年预测会进一步下滑。利用小时降低对火电固定成本回收与持续经营造成压力。根据《国家发展改革委 国家能源局关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%，预计政策会在2025年内出台落地。同时，预计部分地区新型储能容量电价、输电权市场等机制会进一步探索。