自治区党委多次强调，要把内蒙古建设成为国家重要的绿色算力基地，这不仅是全区产业转型的核心抓手，更是服务国家数字经济与 “双碳” 目标的关键举措。 当前，社会各界对算力、Token等数字领域的专业概念、对产业链重构存在认知困惑。什么是算力？什么是Token？这些专业的数字概念和内蒙古的发展有什么样的深层关联？与人民群众日常生活又存在哪些紧密联系？ 自治区党委、政府大力推进绿色算力产业发展的战略考量何在？这条新兴产业赛道，将为内蒙古带来怎样的发展机遇和民生红利？其内在逻辑亟待系统梳理、深入阐释。 01 从“卖电力”到“卖Token”，看懂产业链升维逻辑 要读懂“电力—算力—Token”这条核心产业链，可以借助日常生活场景来理解。过去很长一段时间，内蒙古的发展优势集中在能源，靠煤、电支撑经济发展。我们把煤炭开采出来，转化为电力输送到全国各地，保障全国生产生活用电。这就像一个勤劳的农民，辛辛苦苦种出小麦，不做任何深加工，直接把原粮卖掉，挣的是最基础的原料钱、辛苦钱，附加值极低。 随着产业转型推进，我们开始思考：能不能把初级原料做粗加工，提升价值？这就对应着内蒙古发展算力、建设数据中心的思路——把廉价的电力，转化为高附加值的算力，相当于把小麦磨成面粉，价值实现第一轮跃升，不再单纯依赖卖电、卖煤的粗放模式。 如今，内蒙古向着产业链顶端更进一步：能不能把面粉做成口感更好、价值更高的面包，实现价值最大化？这个对应着数字经济终端产品的“面包”，就是很多人觉得神秘的Token。 Token听起来专业晦涩，其实我们每天都在间接使用它，它中文语义是“词元”，是AI理解语言的最小单位。AI理解语言，先要把句子“打碎”，好比教婴儿说话，不会一开始就教他整篇文章，而是需要拆成句子，把句子再拆成字词，比如，“我爱中国！”，可拆分成“我”“爱”“中国”“！”4个最小文字处理单元。 Token用在哪里呢？人工智能时代，你向豆包、DeepSeek等AI大模型提问时输入的每个字，模型生成的每句话、识别的每个图像，都在消耗Token，一个汉字约等于一个Token，标点符号也算Token。目前，我国日均词元调用量已突破了140万亿。如果说互联网时代信息传输的核心度量是“流量”，人工智能时代的关键指标就是Token，每一个Token都对应着实实在在的算力消耗和智能服务价值。 过去我们卖电，按“度”计价，利润微薄；现在我们要卖Token、卖智能服务，按“万亿Token”量化价值。目前市场上，每百万Token调用价格从几元到几十元不等，万亿Token意味着数亿元甚至更高的收入，这是从能源输出到数字服务的彻底转型，更是内蒙古产业从“粗放低端”走向“高端精细”的关键跨越。 02 从“先天优势”到“产业胜势”，看懂内蒙古的硬核底牌 发展绿色算力产业，看似哪里都能做，为何偏偏内蒙古能抢占先机、成为全国标杆？ 答案很简单：内蒙古拥有发展算力产业的三大核心优势，是其他地区难以复制的“硬核底牌”，完美契合算力产业高耗能、需降温、重网速的核心需求。 第一，绿电充足且价低，成本优势全国领先。算力中心是由海量服务器组成的巨型厂房，堪称“电老虎”，电费成本占其运营总成本的60%以上，电价高低直接决定了企业盈利空间。内蒙古的风能、太阳能资源得天独厚，新能源发电量稳居全国前列，绿电保障能力突出。与东部沿海地区相比，内蒙古用电成本优势显著，同样的AI计算业务，在内蒙古完成可节约一半以上电费。更关键的是，内蒙古用的是绿色电力，完全契合国家“双碳”目标。当下，全国头部企业普遍面临减排压力，更愿意选择绿电驱动的算力服务，内蒙古的绿电就像“有机小麦”，不仅性价比高，而且符合市场主流需求，优势更加凸显。 第二，气候凉爽，天然降温省成本。服务器长时间高速运转会产生大量热量，温度过高容易引起故障，甚至停机，因此必须持续降温散热，故而空调电费也是算力中心的一大开支。内蒙古地处北方，夏季极端高温天气少，冬季寒冷漫长，一年中有近半年时间，无需开启空调，仅靠开窗通风、自然风冷就能满足服务器降温需求，能大幅降低制冷能耗，电能利用效率（PUE）远优于全国平均水平。这笔实打实的成本账，让全国头部科技企业纷纷慕名而来。 第三，区位优越，网络延迟几乎无感。很多人误以为内蒙古地处偏远，数据传输速度慢，实则不然。乌兰察布至北京直线距离仅300多公里，高铁通行最快只需1.4小时，区内已建成多条高速直达链路，数据在两地间传输延时低至3.5毫秒，人体完全无法感知。对于京津冀地区企业来说，把数据放在内蒙古算力中心和放在本地机房计算，使用体验毫无差别。 凭借这些硬核优势，内蒙古算力产业发展势头迅猛，目前总算力规模、智算规模均居全国前列，随着华为、阿里、抖音以及三大电信运营商等头部企业的先后落地，和林格尔新区、乌兰察布已成为全国数字经济的核心枢纽之一，“草原云谷”的名号响彻全国。 03 从“能源输出”到“民生红利”，看懂算力惠民的获得感 自治区党委全力攻坚绿色算力产业，绝非单纯发展产业，最终落脚点是让全区老百姓共享发展红利，实实在在提升生活质量、拓宽发展空间，核心好处体现在三个方面。 一是能源价值翻倍，筑牢民生保障根基。过去我们卖一度电只能赚几毛钱，附加值极低；现在通过“电—算—Token”产业链，把绿电转化为算力、再转化为Token智能服务，价值能翻几倍甚至几十倍。这些增值收益能够直接转化为地方财政收入、产业投资，最终反哺就业、教育、医疗、基础设施等民生领域，让全区发展底气更足、民生保障更稳。 二是拓宽就业渠道，年轻人有了新赛道。以往内蒙古年轻人就业选择相对单一，大多集中在体制内、传统制造业和服务业等领域。绿色算力产业崛起后，全新的优质岗位涌现，如数据中心运维工程师、AI数据标注员、智算技术专员、网络安全技术员、智慧产业运维人员，等等。在乌兰察布、和林格尔新区，已有大批年轻人从事相关工作，实现月薪过万，职业发展前景广阔。产业链的持续延伸，会使就业机会不断增加，年轻人留在家乡、建设家乡的愿望会愈加强烈，条件也更加成熟。 三是数字赋能生活，日常办事更便捷。绿色算力看似遥不可及，实则早已融入我们的生活。大家常用的“蒙速办”APP，背后就是强大的算力在支撑，未来这一平台会更智能，办事填表、政策咨询、业务办理都能一键搞定，省时省力。除此之外，智慧牧场、智慧矿山、智慧农业、智慧文旅等领域，都会借助算力实现升级，矿山生产更安全、牧场养殖更高效、农业种植更精准、文旅体验更丰富，全方位提升老百姓的生活品质和幸福感。 04 从“点上开花”到“链上成景”，看懂绿色算力的三步走路线图 产业发展，关键在落实。“十五五”期间，自治区党委已明确绿色算力产业发展路线图，紧扣“电力—算力—Token”全链条，聚焦三件核心事，全力打造国家绿色算力基地。 一是打通全链条，构建“电—算—Token”协同体系。打破以往发电、建数据中心、做算力应用各干各的分散局面，完成“电—算—Token”闭环，推动发电厂与数据中心精准对接、协同发展。在数据中心集群就近配套建设风电场、光伏电站，实现绿电就近直供算力中心，推行源网荷储一体化模式，既进一步降低企业用电成本，又保障绿电百分百供给，筑牢绿色算力核心优势。 二是丰富应用场景，做大Token产业生态。Token好比面包生意，不能只做单一品类，多元化发展，才能满足市场需求。下一步，内蒙古将鼓励企业聚焦行业专属AI大模型和智能应用的开发，让绿色算力服务全国、赋能百业。 三是优化营商环境，共享产业发展蛋糕。持续优化营商环境，对落地企业给予电价优惠、政策扶持、资金奖励，吸引更多头部企业和优质项目汇聚内蒙古。同时，大力支持本地企业、高校毕业生、创业群体参与算力产业，鼓励本土创新、本土创业，破除产业参与壁垒，让算力产业的发展红利，真正惠及每一个人，真正实现共建共享。

政策兜底时代结束，这波电力市场红利如何接？ 2026年，恰逢“十五五”规划开局，中国电力行业步入深刻变革阶段。全国统一电力市场建设实现从“初步建成”到“基本建成”的跨越，省级电力现货市场基本实现全域覆盖，市场化定价机制正深刻重塑行业盈利模式与发展逻辑。 随着《 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》（136号文）的全面落地，新一轮新能源机制电价竞价周期正式开启，项目的报价策略，将直接决定企业未来十年的收益底线。 一系列电力市场政策的密集出台，标志着电力行业延续十余年的政策兜底模式，正以超预期的速度退出历史舞台。当旧的规则被打破，新的秩序正在建立，每一个身处其中的从业者，都站在了时代的十字路口：是抱着过往的经验被动等待行业洗牌，还是主动了解新规则，抓住这万亿市场中的全新机遇？ 一、巨变： 旧时代落幕，新周期开启 如果你还在用过去的经验判断今天的电力市场，那么你可能OUT了。 过去十年，中国的电力体制改革更多是“摸着石头过河”的探索，而2026年，电力改革正式进入了“存量调整+增量突破”的深水区。国家能源局最新数据显示，2026年1-2月，全国累计完成电力市场交易电量11925亿千瓦时，同比增长25.5%。绿电交易电量484亿千瓦时，同比增长7.6%。现货交易电量占比持续提升，这意味着越来越多的电量不再由政府定价，而是由市场供需决定。 随着136号文的全面落地，延续了十几年的政策兜底模式，正式退出了历史舞台。这不仅仅是政策的调整，更是整个行业底层逻辑的重构。 •告别固定分时电价：从2026年3月1日起，直接参与市场交易的主体，不再执行政府规定的固定峰谷时段和电价。受新能源全面入市的影响，未来的电价，变化波动频繁，中午光伏大发时的“深谷电价”甚至负电价，与傍晚负荷高峰时的高电价，将成为日常。 •容量电价全面落地：行业盈利模式彻底重构！过去单一的“电量付费”模式，正式转向“电量+容量+调节能力”的多元付费体系。煤电、气电、抽水蓄能，甚至是独立储能，都能通过提供可靠的容量支撑获得稳定收益。这意味着，调节性资源第一次拥有了清晰的商业闭环。 •新能源全面入市：新能源项目全部进入市场，存量项目的保障性收购电量比例大幅下调。这意味着，新能源企业再也不能“躺着发电”了，如何在现货市场中精准报价、如何通过中长期合同锁定收益、如何配置储能平抑波动，成为了生存的必修课。 •售电价差时代终结：2026年售电公司传统的低买高卖赚取价差盈利模式发生变化，河南、四川、安徽、广东等十余省份，密集出台了“批零价差限利令”。过去靠信息差牟利的空间，被彻底压缩。对于售电公司来说，如何从“电力中间商”转型为综合能源服务商？如何通过绿电、碳资产、增值服务找到新的利润增长点？这是所有售电人必须回答的灵魂拷问。 二、洞察： 三大核心趋势，重构万亿市场 面对这场巨变，行业的未来趋势已经清晰可见，读懂这些趋势，你就能找到未来五年的财富密码。 01 市场边界打破，全国资源大流动 随着全国统一电力市场的构建，跨省跨区交易壁垒被打破，电力资源正在全国范围内进行优化配置。国家电网“十五五”期间计划完成4万亿元的固定资产投资，其中超过60%将投向特高压和配网智能化。这不仅为设备商带来了海量订单，更意味着西北的绿电可以直送东部的负荷中心，区域间的电价差将创造出巨大的交易套利空间。 02 新主体爆发，虚拟电厂迎来春天 当新能源的波动性成为系统最大的挑战，需求侧的灵活性就成了最稀缺的资源。虚拟电厂、负荷聚合商正在从试点走向规模化。预计2026年，虚拟电厂的市场规模将达到183.5亿元，通过聚合分散的工商业负荷、充电桩、用户侧储能，这些新主体不仅能帮用户降低用电成本，更能通过参与辅助服务市场获得丰厚的回报。 03 算电协同，新需求重塑供给侧 AI算力的爆发，正在成为电力需求最大的增量。一个1GW的算力中心，年耗电量高达70亿度。为了满足算力中心对低成本绿电的需求，“风光大基地+算力直供+储能”正在成为新的商业模式。这不仅为西部的新能源基地带来了稳定的消纳渠道，也为综合能源服务商打开了全新的服务市场。 三、机遇： 你准备好接住这些红利了吗？ 行业的巨变，必然伴随着巨大的市场机会，但机会永远只留给有准备的人。 • 现货交易的操盘红利：现货市场的价格剧烈波动，既是风险，也是机遇。有数据显示，优秀的交易团队可以通过精准的报价策略，让新能源项目的年化收益提升10%以上。但对于大多数企业来说，复杂的交易规则、仿真的模拟演练，依然是难以逾越的门槛。 • 绿电交易的溢价空间：2025年全国绿电交易电量同比增长120%，溢价空间达到0.03-0.08元/度。对于新能源企业来说，如何通过签订长期PPA协议锁定收益？对于用电企业来说，如何通过采购绿电实现碳中和目标，同时降低用能成本？这其中蕴藏着巨大的双赢空间。 • 储能的黄金时代：随着容量电价的落地，独立储能终于迎来了“容量收益+电能量收益+辅助服务收益”的三重盈利模式，投资回报率大幅提升。2026年，被业内称为独立储能市场化发展的“元年”，谁能率先掌握储能参与市场的策略，谁就能抢占这一赛道的先机。

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。

售电公司的盈利模式随着各省批发侧现货市场连续运行，以及逐步取消行政分时电价改为市场化分时，售电公司的生存的不确定性在逐步增加。传统售电公司的主要盈利模式，一般分为两部份：1、售电价差通过渠道/居间模式，发展一批售电代理客户，并通过批发侧的中长期交易锁定电量，赚取批发-零售的价差的一部分。2、综合能源业务收益基于客户资源筛选，投资或建设分布式光伏、储能、节能等业务，并获得项目收益。过去 10 年，售电公司的被动交易逻辑对于售电价差的盈利模式，电改10年，不少售电公司虽然部份年份有亏损，当也有相当数量的年份是赚到钱的。在现货市场非连续运行，不够成熟的阶段，绝大多数售电公司采用“被动”交易的模式，赌的是两个规则下的两个价差。规则一、批发侧中长期高比例为了保证市场稳定，规则一般要求签订相当比例电量的批发侧中长期合同，作为压舱石。批发侧中长期 + 售电利润价差 = 零售侧中长期价格。规则二、零售侧中长期合同模式固定售电公司主要和用户就年度均价进行协商，并基于行政分时对电价进行展开，所有用户执行的分时政策都是一致的。赌价差一、批发侧价差：中长期低于现货当现货市场连续运行，批发侧供需关系在部分月份发生逆转，年度 < 月度< 现货的时候，售电公司马上哀嚎一片。赌价差二、批零价差批发侧成交均价，低于零售侧均价。往往出现售电公司先低价抢签用户，用电量倒逼发电企业降价，把批发侧长协价拉到最低限价的情况。在发电企业市场力较弱的市场中，这种策略往往能够奏效。一旦批零价格倒挂，售电公司就可能承受不住。 旧时代：售电公司的中介定位对某些极端的售电公司来说，可能一年只做一次年度批发侧交易，剩下的完全交给市场，大部分时间赌对了，就赚钱。最重要的事情不是管理批发侧的交易风险，而是尽可能多的开发渠道，找居间人，把电量签进来，大概率能赚到。对交易中心和监管部门来说，这种模式的售电公司，本质上不是交易，而是作为发电企业和电力用户的中介，赚的是中介费，那么不能赚的太离谱，所以我们看到几乎每个省都陆续出台了“利润封顶”的补丁，把售电公司中介费限制到合理的范围（房产中介的中介费封顶一般是 2-3%）。新时代：现货+市场化分时，双边高频概率游戏批发侧现货连续运行，零售侧市场化定价，对售电公司来说，是一个新时代的开始，游戏规则变了。售电公司要承受双边+高频+概率的组合风险。游戏规则发生了变化：--旧时代：中长期合约 + 固定分时电价 = 低频、低风险、可预测新时代--新时代：现货连续运行 + 市场化定价 = 高频、高风险、强不确定性--游戏规则：从"价差搬运"到"风险管理"，从"年度均价"到"实时博弈"售电公司的风险也发生了变化 1、价格风险批零价差的"过山车"，批发侧现货价格受供需、天气、突发事件等多重因素影响，波动剧烈。而零售侧如果采用固定价格或有限浮动的合同，价差倒挂随时可能发生。 2、电量风险预测永远有偏差，即使有先进的AI算法，负荷预测也不可能100%准确。特别是工业用户的突发停产、检修，或极端天气导致的负荷激增，都会造成供需失配。一个占比10%的钢铁厂突然停产，或一个算力中心开始做新模型训练，都可能让精心设计的采购计划瞬间失效。关键用户的波动性，是售电公司最大的"灰犀牛"。甚至分布式光伏的大量增加，也推高了售电公司负荷/电量预测的风险。 3、合约风险从远期来看，售电公司的零售合同很难真的 100% 传导批发侧的价格波动，并且把双边的量价风险通过合约完全锁住。从短期来看，绝大多数已经市场化分时的省份，都对零售合同的分时电价信号的加工、关联批发侧电量的比例、限价、限利润等关键参数做了大量约束，甚至参考了原有的政策性分时。对售电公司来说，政策性分时在批发侧现货连续运行的阶段，未必是好事，因为现货市场的价格峰谷变化是 15 分钟的，而零售侧如果按照行政性分时走，看似给了客户足够的预期，但也意味着批发侧峰谷时段与零售侧峰谷时段错配，售电公司需要承受时间维度的错配风险。售电公司的生存法则我认为在上述的双边概率游戏规则下，售电公司的交易态度可以分为三类 1、“被动交易型“售电公司，可能出局还是按照老玩法，1 年做 12+1 的交易，剩下的交给天意。这类售电公司是很难扛住市场风险的，大概率会退出市场，定位在售电渠道服务，挣渠道费，或者只做部分长协交易，把现货以某种形式委托给专业的机构代交易。 2、“半主动型”售电公司，先活下去半主动型，基本上是具备预测和现货交易能力的售电公司，他们能建立用户档案、分行业对用户进行画像和聚类、精确个性化的零售套餐分析定义、用电企业的负荷管理和预测、批发侧的电量预测、交易价格有限预测、灵活的仓位管理和调节能力，能在事前、事中、事后对批发侧交易进行分析和管理。但是，目前相对较好的批发侧日前、实时价格预测，在“黑盒模式”下（也就是作为售电方，拿不到透明化、过去现在未来三阶段的电网拓扑、运行方式和计划、电力系统潮流状态、电网和机组故障与检修计划、机组成本）。仅依靠历史数据去推演未来价格， 对现货价格滚动预测的 MAPE 在 80%～90%左右。数据积累好的售电公司，对用户负荷的整体预测 MAPE 可以做到 90%～95%。即使做了大量数据分析和 AI 预测，也意味着至少有 5～15% 的风险敞口暴露在现货市场中，反过来这也是现货市场的意义所在。售电公司一旦日前报量报价完成，如果没有日内调节品种，就只能被动接受实时出清结果。对大多数还想留在牌桌上的售电公司来说，通过这部分可预测的 80%～95% 的交易仓位，保证不亏，或者有足够的利润对应对现货风险，能确保活下去，是第一要素。 3、“主动型”售电公司与虚拟电厂大多数的民营售电公司，作为价格接收方，对批发侧交易价格很难形成规模能力，所以主要的调节手段是自身电量池。也就是主动性售电公司，不仅能基于预测做仓位调整交易，更具备了主动干预的能力。在黑盒预测里，任何所谓的大模型 AI 算法，永远有预测不到，小概率的偏差，用 AI 画画或者做视频，所谓的“开盒”就是这个意思。而这种小概率偏差在现货市场中，可能对售电公司就是灾难性的——股灾不是年年有，但是一个小概率黑天鹅股灾，可能把一个股民几年的利润瞬间清空。售电公司相比股票散户，最大的优势是具备一定的主动干预的能力——也就是建立起虚拟电厂的灵活性资源调节池。无论是灵活性负荷、可中断负荷、储能、还是充换电站，一个“真的听话”（实际可调节能力，而不是接了多少资源）的虚拟电厂机组，就是主动型售电公司小概率误差主动修正，甚至主动套利的最佳工具。虚拟电厂在这个意义上，不是需求响应或者自己作为发电主体在场内套利，而是成为主动型售电公司应对小概率偏差风险的最佳场外筹码。如果有最大预测负荷的 5%，15 分钟上下可调就是 10% 仓位筹码，还需要这么害怕么？根据 2/8 法则，90% 的基础电量仓位可能是售电公司 20% 的利润，10% 的那一点点灵活性（被动交易叫偏差），可能导致 80% 利润或者亏损。所以新型电力系统下的电力市场，新能源处理导致现货市场更大的波动性，已经不是传统电力系统“差价合约+火电机组边际成本定价”价格逻辑了，而是“差价合约+海量新能源零边际成本报价+常规机组边际成本出清+灵活性机组最大化利润报价+系统运行费兜底” 的复杂博弈逻辑了。售电公司的虚拟电厂，也是灵活性机组。这是“活的好”的逻辑。但是这对传统的售电公司来说，存在巨大的挑战和转型压力，可能只有 20% 的售电公司能活下去，活得好。

当人工智能的浪潮逐渐从“通用化”向“精细化”深耕，另一个足以重构人类与科技关系的赛道正加速崛起，它就是脑机接口（BCI）。 不同于AI领域中国与海外存在3-6个月的技术代差，在脑机接口这片全新的蓝海中，中国与全球领先水平几乎站在同一起跑线，甚至在侵入式技术路线上实现了局部领先。 随着政策红利持续释放、临床突破不断落地、资本布局愈发密集，脑机接口正从科幻概念走向产业现实，成为继AI之后最具想象力的历史性投资机遇。 01 历史性机遇 在科技产业的发展历程中，绝大多数核心赛道都存在先发者优势，从互联网到生物医药，中国企业多以追赶者姿态参与全球竞争。但脑机接口的出现，打破了这一固有格局。 从全球竞争格局来看，脑机接口目前仍处于技术探索期向临床转化期过渡的关键阶段，没有任何一家企业或国家形成绝对的技术垄断，双方几乎处于同一起跑线。海外以Neuralink、Synchron为代表的企业，凭借在神经科学基础研究、工程化设计上的积累，在侵入式路线上形成了一定的技术特色；而中国企业则依托政策支持、临床资源优势，在侵入式技术的临床落地层面实现了反超，形成了差异化的竞争优势。 2026年3月13日，国家药监局批准博睿康的植入式脑机接口手部运动功能代偿系统上市，这款产品成为国际上第一个获批的侵入式脑机接口医疗器械，标志着中国在侵入式脑机接口的临床转化上走在了全球前列。 相比之下，Neuralink虽在电极密度、通道数量上具有技术优势，但其产品仍处于临床试验阶段，尚未完成监管审批闭环。 这一突破并非偶然，而是中国在脑机接口领域长期布局的必然结果，早在2023年，博睿康就在北京宣武医院完成首例人体植入，2024年进入国家药监局创新医疗器械特别审查通道，2025年启动全国多中心试验，短短78天内完成32例植入，用扎实的临床数据实现了“全球首证”的突破。 中国的优势不仅体现在临床落地速度上，更在于政策与产业生态的协同发力。 2026年政府工作报告将脑机接口与量子科技、具身智能、6G并列，明确为国家重点培育的未来产业；“十五五”规划纲要将其确定为未来产业方向，形成了顶层设计的支撑。地方层面，上海率先发布《上海市脑机接口未来产业培育行动方案(2025-2030年)》，落地全国首个脑机接口未来产业集聚区“脑智天地”；杭州新增侵入式脑机接口置入费等医疗服务价格项目，北京、山东、四川也相继出台产业专项政策，形成了顶层引导+地方落地的政策网络。 截至2026年3月，仅上海一地已集聚近60家脑机接口企业，覆盖三大技术路线，2025年上海脑机接口领域融资案例占全国36.4%，融资额占比高达53.7%，产业生态日趋完善。 脑机接口的核心价值在于重构“人机交互”的底层逻辑。从传统的“手控、声控”转向“意念控制”，这不是一次简单的技术迭代投资，而是一次站在科技革命风口的历史性布局，其长期价值堪比互联网、人工智能的诞生。 02 本质是算法的战争 硬件是脑机接口行业的准入门槛，但竞争的核心关键还在于算法之上。 脑机接口技术的四个核心步骤为：神经信号采集 → 信号处理与特征提取 → 解码与机器学习 → 反馈与控制。在这条链条中，算法贯穿始终：从信号预处理阶段的去噪降维，到特征提取阶段的有效信息捕获，再到解码阶段的意图识别与指令输出，最后到反馈阶段的系统自优化，每一步都依赖于算法的精度与效率。 脑机接口的算法体系可以分为两大核心模块：信号解码模块与信号处理模块。前者负责从大脑中精准捕获生理信号，后者负责将捕获的信号准确解码为可执行的指令，这其中涉及大数据、大模型、AI计算等前沿技术。 脑电信号的解码之所以困难，根源在于信号本身的特殊性。脑电信号具有非线性、特征弱可分性与显著的个体差异性，长期制约着解码精度与系统稳定性。神经活动既有毫秒级的高速动态变化，又涉及大脑皮层不同区域的协同交互，解码算法需要在两个维度上同时保持高精度。因此，脑机接口的竞争本质上是算法能力的较量，也可以看作是大数据时代竞争的延续。 人工智能技术的深度渗透，正打破脑机接口的效率瓶颈，成为技术落地的核心驱动力。2025年，我国脑机接口相关发明专利申请量达391项，其中超过60%涉及AI解码算法创新，显著提升了神经信号识别的精准度与实时性。 在语言解码领域，AI大模型的应用已取得突破性进展。国际最新研究提出基于生成式AI的拼写脑机接口系统，通过解码与书写相关的神经信号，结合预训练大语言模型将脑电图模式高精度转换为文本，实现了对26个字母的全覆盖识别。中科院团队也在同步研发汉语脑机接口技术，音节解码准确率达71.2%，语句解码速率接近每分钟50字。2026年最新发布的NOBEL模型则首次将LLM作为通用骨干架构，统一了脑电图、脑磁图和功能性磁共振成像等多种非侵入性神经信号，实现了“全模态脑解码”。 回顾脑机接口的发展历程，就是一场针对大脑信号的“世纪”探索。 · 1875年，英国科学家Richard Caton发现大脑中会产生电流波动，针对脑电的研究自此展开。 · · 1924年，德国科学家汉斯·贝格尔首次记录人类脑电图，为BCI技术奠定了物理基础。 · · 1967年，Dewan实现了利用睁眼或闭眼自主控制α波幅度发送Morse电码。 · · 1973年，“脑机接口”这一术语被正式提出，标志着该领域的诞生。 · · 1988年，P300拼写器的问世，首次让瘫痪患者实现了“思维交流”这一革命性突破。 · · 1999年，第一届脑机接口国际会议对“脑机接口”进行了界定：使用者可以在不依赖周围神经和肌肉的条件下实现沟通与控制。 · · 2004年，在BrainGate临床试验中，瘫痪患者通过植入的电极阵列成功控制机械臂完成喝水动作，证明了意念操控复杂设备的可行性。 · · 当前脑机接口技术发展的核心驱动力来自各国政府推出的脑计划支持，而非消费市场需求驱动供给，因此医疗是现阶段脑机接口下游最核心的应用场景。随着技术日趋成熟，未来脑机接口在非医疗领域的应用将逐步拓展，依托其监测、检测等功能，可广泛应用于工业安全、航空航天、晕车辅助、娱乐游戏、体育运动、交互辅助、儿童教育等场景。 对于企业而言，算法能力不仅决定了产品的核心竞争力，更决定了数据资产的积累速度和商业模式的可扩展性。掌握领先解码算法的企业，能够更快地从临床数据中提取价值、迭代产品，并在新适应症和新场景的拓展中占据先机。 这解释了为何国内外头部企业均将算法研发作为核心战略方向：博睿康：已累计获得百余项专利技术，并计划在NEO 2.0版本中新增语言解码、小肢体解码等功能。强脑科技：拥有460多项专利授权，包括脑机接口领域核心发明专利250多项，位居全球前列。 03 静待“第一股” 2026年，脑机接口行业最引人关注的焦点，莫过于“脑机接口第一股”的诞生。Neuralink是全球脑机接口万众瞩目的NO.1，无疑是最受期待的领头羊。 Neuralink由马斯克和其他七位科学家在2016年联合创立，致力于实现“人脑与机器的交互”，目前Neuralink在侵入式脑机接口领域的技术水平及临床进展全球领先且正在率先推进产业化，目标成为全球首个实现脑机接口设备大规模生产的企业。 根据Neuralink的最新研发进展显示，截至2026年1月，全球已有21名患者植入Neuralink芯片，覆盖脊髓损伤和肌萎缩侧索硬化症（ALS）等适应症；截至2025年9月，全球12名受试者总共佩戴设备超2000天，所有患者累计使用时长已超1.5万小时。 公开的技术演示中，首位受试者Noland Arbaugh能用意念玩《马里奥赛车》等游戏；渐冻症患者Nick Wray通过意念控制机械臂完成饮水等任务；另一位渐冻症患者Bard重获了语言交流能力。 在产品线方面，Neuralink推出了心灵感应（Telepathy），主要帮助脊髓损伤、中风等运动障碍患者，使其能通过意念控制电脑或机械臂。盲视（Blindsight）项目旨在通过刺激视觉皮层，帮助失明者恢复视觉，首位参与者计划于2026年加入该项目。此外，还有一款神经调节产品深入（Deep），专注于治疗精神疾病、神经性疼痛等障碍。 而在国内，2025年脑机接口融资迎来爆发，多家公司在年内完成多轮融资，单笔融资金额也大幅提高，多家头部企业已进入IPO冲刺阶段。资本同时聚焦侵入式与非侵入式双路线，投资者涵盖财务VC、产业资本与政府基金，助力技术临床转化与商业化落地。 侵入式赛道方面，博睿康无疑是最具竞争力的企业。 2026年2月4日，博睿康与中信证券签订协议，备案科创板IPO辅导，正式启动上市进程，成为国内首家启动科创板IPO辅导的侵入式脑机接口企业，其核心优势在于全球首证的商业化突破。 除博睿康外，阶梯医疗、脑虎科技等侵入式企业也在加速推进IPO准备工作。阶梯医疗2026年3月完成5亿元战略融资，由阿里巴巴领投，腾讯、启明创投等老股东追加投资；2026年初，依托自主研发的手术机器人，阶梯医疗已成功完成拟注册256通道无线高通量侵入式脑机接口系统的临床植入，并获得脑控交互功能的有效验证。脑虎科技在汉语言解码领域实现突破，已完成多轮融资，正聚焦临床落地。 非侵入式赛道方面，强脑科技处于绝对领先地位。 强脑科技2025年初以保密形式提交香港IPO申请，2026年初完成约20亿元融资，规模在全球脑机接口领域仅次于马斯克的Neuralink，成为全球脑机接口领域规模第二大的融资事件，投资人阵容强大，包括著名投资机构IDG、由英特尔CEO陈立武创立的华登国际，“果链”巨头蓝思科技、领益智造，战略投资方韦尔股份、华住集团、好未来集团，也有中国香港、美国顶级家办等。强脑科技有望率先登陆港股，成为“非侵入式脑机接口第一股”。 强脑科技的核心优势在于消费级场景的规模化落地，其非侵入式脑机接口技术已成功跨越实验室阶段，在智能仿生手、智能仿生腿等康复医疗领域，以及睡眠监测与注意力训练等消费级场景中实现了规模化落地与应用。 此外，侵入式路线的领创医谷、智冉医疗，非侵入式的傲意科技都已进行了多轮融资。 可以预见，脑机接口行业在2026年极有可能迎来又一里程碑——资本元年，强势推动行业从概念期走向产业期。不同于AI领域的追赶态势，中国在脑机接口领域与全球处于同一起跑线，甚至在侵入式赛道实现了局部领先，这为中国投资者提供了一次难得的历史性机遇。

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。

2026年，中国碳市场迎来历史性转折点。 伴随钢铁、水泥、铝冶炼三大高耗能行业正式纳入全国碳排放权交易市场，管控企业从2200余家增至3500家以上，覆盖排放量约80亿吨，占全国碳排放总量60%以上。更重要的是，配额分配机制悄然发生质变——从"免费为主"逐步转向"免费+有偿"结合的模式。 这不是简单的收费政策，而是碳资产从"零成本合规工具"向"有成本生产要素"跃迁的根本性变革。2027年，碳排放开始有了"成本价"，企业的每一吨排放都将被真实定价。 一、政策信号：从"免费"到"有偿"的制度切换 1. 政策文件释放明确信号 2024年7月，国务院办公厅印发《加快构建碳排放双控制度体系工作方案》，明确提出"稳妥推进免费与有偿结合的分配方式"。2025年8月，《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》进一步细化，明确配额分配将向欧洲学习，逐步提升有偿发放比例。 2026年，这一政策信号开始落地。《关于做好2026年全国碳排放权交易市场有关工作的通知》明确，四大行业纳入配额全流程履约管理，配额分配从"免费为主"转向"免费+有偿结合"。 2. 分配机制的历史演进 全国碳市场自2021年7月开市以来，配额分配始终以免费发放为主。电力行业初期配额超发，经过几年压缩后已平稳运行。钢铁、水泥、铝冶炼三大新纳入行业，采用"两步走"模式：2024-2026年为过渡适应期，配额发放相对充裕，惩戒幅度不超过3%。 但2027年之后，配额将逐年递减，遵循总量控制原则。针对整个行业设定基准线并逐年下调，下调幅度各行业不同，电力行业经验显示幅度或为2%-4%。 3. 有偿分配的三条路径 根据政策文件和试点经验，有偿分配主要通过三种方式实现： 拍卖（一级市场有偿分配） ：企业通过竞价方式购买配额，价格由市场供需决定。这是国际主流模式，欧盟碳市场90%以上配额通过拍卖发放。 固定价格出售：政府设定固定价格，企业按需购买。这种方式价格可预期，便于企业成本测算。 有偿与无偿结合：部分配额免费发放，部分有偿出售。过渡期采用此模式，既照顾企业承受能力，又逐步引入成本约束。 二、成本冲击：碳资产"定价"对企业的实质性影响 1. 碳成本显性化 过去，企业即使纳入碳市场，免费配额基本覆盖排放需求，碳成本几乎为零。2026年起，随着有偿分配比例提升，企业必须为超过免费配额部分的排放支付真实成本。 根据测算，在免费配额逐步收紧的背景下，碳成本将显著增加： 电力行业：每吨碳成本推动电价上涨0.8-1.0元/千千瓦时 钢铁行业：吨钢碳成本增加120-150元 水泥行业：吨水泥碳成本增加30-50元 对于年排放量100万吨的企业，即使有偿分配比例仅为10%，按碳价80元/吨计算，每年也将新增800万元的碳成本。 2. 成本传导与产业洗牌 碳成本的显性化将加速产业格局重构。低碳企业通过出售富余配额获利，高碳企业则面临双重打击：购买配额增加成本，碳成本传导至终端导致产品竞争力下降。 以钢铁行业为例，某年排放量500万吨的企业，如果减排技术落后导致配额缺口10%，按碳价100元/吨计算，需花费5000万元购买配额。这部分成本若完全内部化，将大幅挤压利润空间；若转嫁给下游，又可能丢失订单。 电力行业则更为敏感。随着电价市场化改革推进，碳成本可直接传导至终端。煤电企业碳成本上升，绿电的相对竞争力进一步增强，倒逼电源结构优化。 3. 碳资产的金融价值激活 有偿分配激活了碳资产的金融属性。配额不再是免费的合规凭证，而是需要真金白银购买的生产要素，其市场价值变得真实而具体。 2026年，广州期货交易所挂牌碳期货合约，终结了"单边现货"的市场格局，套期保值与跨期套利成为企业风险管理核心工具。碳质押、碳回购等融资工具快速扩容，碳资产成为企业融资的"硬通货"。 某水泥企业以100万吨配额质押，获得年化利率3.8%的专项贷款，用于建设脱硝设施。碳资产管理公司则通过"低价收购配额-高价回购"模式，为控排企业提供流动性支持。 三、应对策略：从被动履约到主动降碳的战略转型 1. 建立碳资产管理体系 面对有偿分配压力，企业必须从组织架构、管理制度、技术支撑三个层面建立碳资产管理体系： 组织层面：设立碳资产管理岗位或部门，明确排放数据采集、配额管理、交易决策、信息披露的职责分工。 制度层面：制定碳排放数据质量控制方案，建立月度信息化存证机制，完善内部碳核算方法。 技术层面：部署物联网监测设备，对接全国碳排放数据管理平台，实现排放数据实时采集与追溯。 2. 制定减排优先序 在有偿分配背景下，企业减排投入的边际收益发生质变。减排不再是单纯的环保投入，而是直接减少配额购买支出的盈利行为。 企业应按照"先技术改造、后配额购买"的原则制定减排优先序： 短期（1-2年） ：开展节能改造、余热回收、工艺优化，快速降低排放强度 中期（3-5年） ：部署绿电、储能、氢能替代，从源头减少化石能源消费 长期（5-10年） ：布局CCUS等深度脱碳技术，解决难减排领域的排放问题 3. 灵活运用市场机制 2026年的碳市场已形成"现货+衍生品+实体联动"的格局。企业需要掌握碳价波动规律，灵活运用交易工具降低履约成本： 交易时机选择：在碳价低位时提前囤配额，避免履约期集中推高成本 衍生品工具：利用碳期货锁定未来采购成本，用碳期权管理价格波动风险 CCER抵销：开发林业碳汇、可再生能源等CCER项目，用低成本减排量抵销部分履约义务 绿证联动：采购绿证降低间接排放，同时提升品牌溢价 4. 探索商业模式创新 碳成本的显性化也催生新的商业模式。领先企业开始将碳管理融入核心业务，创造增量价值： 零碳园区模式：政府牵头整合绿电资源，企业入园即可获得标准化碳管理服务，实现"一次投入解决合规与降本双重需求"。 虚拟电厂模式：通过聚合分布式光伏、储能的减排量，形成"碳聚合资产"对外出售，实现绿电消纳与碳资产增值的双重收益。 绿色供应链金融：将碳绩效纳入供应商评价体系，低碳企业享受融资优惠，高碳供应商面临压力，倒逼全产业链降碳。 四、市场展望：碳价走势与企业行动清单 1. 碳价进入上行周期 从长期看，欧洲碳价已突破90欧元/吨，是国内的近10倍，测算显示国内合理碳价应为200-300元/吨。但受经济发展和企业履约成本约束，政府将严格管控碳价，预计长期维持在80-150元/吨区间。 短期内，随着配额逐步收紧、有偿分配比例提升、碳金融工具丰富，碳价将进入温和上行通道。2026年，全国碳市场碳价有望突破100元/吨大关。 2. 2026年企业行动清单 面对配额有偿分配的新规则，企业需要立即行动： 3月31日前：报送2025年度排放报告，确认是否达到2.6万吨门槛 4月-6月：配合第三方核查，建立数据质量控制方案 7月-9月：完成配额预分配，评估配额缺口或富余情况 9月-12月：制定交易策略，适时补充配额，完成清缴履约 同时，企业应开展以下工作： 开展碳资产盘点，梳理配额、CCER、减排项目、绿证 制碳交易策略，低价囤配额、盈余出售、CCER优化抵销 对接绿色金融，申请绿色贷款、碳中和债、碳质押融资 将碳成本纳入投资决策模型，高碳项目一票否决 3. 战略视角的长期布局 有偿分配不是终点，而是起点。从欧洲经验看，配额分配终将全面转向拍卖模式，碳价将成为长期稳定的成本约束。 企业应从战略视角布局碳资产管理： 将碳成本纳入产品定价模型 将碳绩效纳入供应链管理标准 将碳资产作为融资工具纳入财务管理 将低碳能力作为核心竞争力纳入企业战略 2026年，中国碳市场从"免费时代"跨入"有偿时代"，这不仅是分配机制的调整，更是市场机制的成熟，是碳资产从合规成本向核心生产要素跃迁的标志。 对于企业而言，配额有偿分配意味着碳成本的真实化、刚性化、长期化。被动应对者将面临成本压力与竞争力下降的双重挑战，主动转型者则能通过降碳获得成本优势，通过碳交易创造新增价值。 从"免费发"到"有偿分"，碳资产开始有了"成本价"。但这不仅仅是成本，更是机遇。在碳达峰碳中和的宏大叙事下，谁能率先将碳管理融入企业经营，谁就能在绿色转型中抢占先机，赢得未来。

近日，国网山东电力发布2026年2月电力市场信息“明白纸”，披露了现货市场实时价格、日前价格、中长期价格以及新能源机制电价结算参考价等关键数据。对比上个月的数据来看，山东电力市场价格结构正在发生明显变化：现货市场低价进一步下探，峰谷价差持续扩大，而新能源出力对市场价格的影响也愈发显著。 现货市场低价显著下探 从现货市场价格表现来看，2月整体价格重心较1月有所下移，但最明显的变化体现在低价区间的快速下探。 数据显示，2026年1月山东现货市场实时平均价格最高出现在17时，为0.4382元/千瓦时，最低出现在13时，为0.1072元/千瓦时；日前平均价格最高为18时的0.4017元/千瓦时，最低为14时的0.0814元/千瓦时。 而在2026年2月，现货市场实时平均价格最高出现在22时，为385.22元/兆瓦时（约合0.385元/千瓦时），最低出现在13时，仅为18.941元/兆瓦时（约合0.0189元/千瓦时）。日前市场最高价格为19时的394.06元/兆瓦时（约合0.394元/千瓦时），最低则降至12时的5.419元/兆瓦时（约合0.0054元/千瓦时）。 对比可见，虽然现货最高价格整体变化不大，仍保持在0.38—0.40元/千瓦时区间，但最低价格出现明显“断崖式”下降，部分时段电价已接近零电价水平。 这一变化意味着，在部分时段电力供应明显充裕，市场竞争加剧，价格被迅速压低。 峰谷价差进一步扩大 从电价时序分布来看，两个月的最低价均出现在中午时段。1月实时最低价出现在13时，日前最低价在14时；2月则分别出现在13时和12时。 中午时段恰好是光伏出力最集中的时间段，随着新能源装机规模持续扩大，光伏电量集中释放，对市场价格形成明显压制。 与此同时，晚间高峰价格则表现出较强韧性。1月实时最高价出现在17时，而2月则进一步后移至22时；日前市场最高价则从18时延后至19时。 这表明，随着新能源出力在傍晚快速下降，系统对常规电源的依赖增强，晚间时段电价更容易被推高。 在“中午低价、夜间高价”的结构下，山东电力市场的峰谷价差也进一步扩大。以实时市场为例，1月峰谷价差约为0.33元/千瓦时，而2月则扩大至约0.37元/千瓦时，市场价格曲线呈现出更加明显的“深谷高峰”特征。 中长期市场保持相对稳定 与现货市场相比，中长期市场价格波动相对温和。 数据显示，2026年1月中长期市场平均价格最高为0.3926元/千瓦时，最低为0.1965元/千瓦时；2026年2月最高价为352.855元/兆瓦时（约合0.353元/千瓦时），最低为133.14元/兆瓦时（约合0.133元/千瓦时）。 总体来看，中长期价格虽有所下移，但整体波动幅度明显小于现货市场。这也体现出中长期交易在电力市场中的稳定器作用，通过提前锁定电价，一定程度上对冲现货市场的剧烈波动。 对于售电公司和电力用户而言，中长期合同仍然是控制电价风险的重要工具。 新能源结算参考价同步回落 伴随市场价格下探，新能源机制电价结算参考价也出现明显下降。 2026年1月，山东光伏发电机制电价结算参考价为0.1448元/千瓦时，风力发电为0.2055元/千瓦时；而到2月，光伏参考价降至50.941元/兆瓦时（约合0.0509元/千瓦时），风电则为171.324元/兆瓦时（约合0.1713元/千瓦时）。 从降幅来看，光伏电价下降最为明显，降幅超过六成。这主要是因为光伏发电集中在中午时段，而该时段恰恰是现货价格最低的时段，因此结算参考价受到更强影响。 相比之下，风电出力时间更为分散，夜间时段仍有较多电量参与市场交易，因此价格受到晚高峰电价支撑，降幅相对较小。 新能源对价格结构影响加深 综合1月与2月数据来看，山东电力市场正在逐渐呈现出典型的新能源主导特征：白天电价被光伏压低，而晚间随着新能源出力下降，电价迅速回升。 这种“中午低谷、夜间高峰”的价格曲线，也被业内形象地称为“鸭子曲线”。随着新能源装机规模持续增长，这一特征未来可能会更加明显。 对于市场主体而言，这一变化也意味着交易策略需要随之调整。售电公司需要更加精细地进行负荷预测和交易组合管理，以避免批零价格倒挂风险；新能源企业则需要关注中午电价下行带来的收益压力，并探索储能、绿电交易等方式提升电量价值；而对于具备调节能力的用电企业而言，在低价时段增加用电，或将成为降低用电成本的重要方式。 整体来看，山东电力市场正处于新能源快速发展带来的结构调整阶段。随着现货市场运行不断深化，价格信号对市场主体行为的引导作用也将进一步增强。

在电力现货市场中，负荷变化始终是价格形成的核心驱动因素之一。然而，在高比例新能源接入与市场化交易机制不断深化的背景下，负荷与电价之间的关系已不再是简单的线性对应，而是呈现出更加复杂的结构特征：价格可能在某一负荷水平出现跃迁，不同时段对负荷冲击的敏感度存在明显差异，全天负荷曲线形态同样会影响价格波动水平。理解这些结构性特征，对电力市场参与者制定交易策略具有重要意义。 本文对广东电力市场负荷与电价之间的关系进行了实证观察与分析，旨在从数据层面揭示广东电力市场价格形成的一些可观察规律，为理解市场运行特征以及制定电力交易策略提供参考。研究选取2025年1月1日至2026年2月28日期间广东电力市场的统调负荷与日前电价数据作为样本，从负荷水平拐点、价格响应时滞、分时价格弹性以及系统负荷率结构等多个维度，深入探讨负荷变化对价格形成的影响机制。 01 负荷拐点与电价跃迁：供需从宽松走向紧平衡 从数据分布来看，广东电力市场的负荷与电价之间呈现出明显的非线性特征。通过对日前统调负荷与日前电价的散点分布进行观察，并辅以LOESS非参数回归拟合，可以清晰地看到两者之间存在显著的分段结构。图中呈现出一个极为关键的“拐点”——120000MW。这一数值不仅是负荷规模的分水岭，也标志着市场供需逻辑从宽松向紧平衡转化的阈值。 图1 | 广东电力市场的负荷与电价展示图 当广东统调负荷处于120000MW以下时，电价对负荷波动的响应相对“迟钝”，拟合曲线几乎保持水平。从边际成本定价原理来看，此时报价曲线前端主要由新能源、核电、水电等低变动成本机组构成。由于这些基荷电源的边际成本差异较小，即便负荷出现波动，市场出清价格往往仍停留在相近的价格平台。 值得注意的是，在低负荷区域还密集分布着大量接近0电价甚至负电价的点位，主要出现在午间光伏大发时段。为了消纳新能源，系统往往被迫出清零电价甚至负电价。在这种情况下，负荷的小幅涨跌已难以将价格从底部拉起，因此整体呈现出极弱的相关性。 而一旦负荷跨越120000MW门槛，拟合曲线便迅速上扬，散点明显向右上方聚拢。这一变化标志着系统进入“紧平衡”阶段：低报价基荷机组已基本满发，调度系统不得不调用边际成本更高的燃气机组。由于燃气机组具有更高的燃料成本和风险溢价，即便是微小的负荷增长，也可能迫使价格从煤电区间直接跳入气电区间，从而形成显著的正相关关系。 图2 | 广东电力市场的负荷与电价14个月的演变特征 进一步观察14 个月的演变特征可以发现，120000MW这一价格拐点并非固定不变，而是随着系统有效供应能力的变化而动态移动。在夏季高温负荷月份（如2025年7月），拐点明显向右侧的高负荷区间移动至约140000MW。这主要得益于迎峰度夏期间全网进入“应发尽发”状态，大量长周期运行机组保持在线，使系统在高负荷区间仍能维持相对充裕的备用容量。 相反，在深秋至冬季，拐点则明显向左偏移。例如2025年11月，拐点在100000 MW附近便开始提前出现。这种左移往往对应机组集中检修期或枯水期水电出力下降。当系统有效供应能力收缩时，市场会在更低的负荷水平下提前触发“紧平衡”逻辑。 02 负荷冲击的时间传导：电价响应是否存在滞后 基于前面发现的负荷与电价之间的非线性关系，接下来需要进一步探讨两者之间是否存在时序滞后效应。在不同地区、不同发展阶段的电力市场中，负荷变化并不总是即时反映到价格之中，广东电力市场是否也存在类似现象，值得深入观察。 为此，我们引入Pearson相关系数进行时序交叉相关性分析，通过设置正负时间偏移量（Lag）来识别负荷冲击传导至价格的时间差。其中，正偏移代表电价滞后于负荷变化，负偏移则意味着价格具有一定的预判性。通过比较不同偏移量下的相关系数大小，相关性峰值所在的位置，即可揭示市场最显著的响应时滞。 图3 | 负荷与电价每小时价格弹性 结果显示，广东电力市场的负荷与电价呈现出极强的实时耦合性。相关系数的峰值出现在偏移量为0的位置，表明在当前的日前出清机制下，价格能够几乎即时地反映负荷变化。 不过，相关性曲线同时呈现出一定程度的右倾特征，这意味着负荷冲击仍存在一定的“余温效应”。即便负荷已经见顶回落，高负荷对价格的影响通常仍会惯性延续1–2小时。换言之，负荷对电价的影响并非完全“随走随清”，在应对负荷尖峰之后，市场仍可能短暂地维持较高的价格水平，因此在交易策略上需要警惕这种滞后的溢价风险。 03 分时价格弹性：不同时段负荷冲击的敏感度差异 除了时序关系外，负荷变化对电价的冲击强度同样是理解价格形成机制的重要问题。分析不同时段电价对负荷变化的敏感度，可以为中长期分时交易策略提供有价值的参考。 在实证方法上，本文首先对电价变量进行了IHS变换，以处理广东现货市场中存在的零电价与负电价问题。在此基础上构建双对数回归模型，以不同时段的负荷为自变量、电价为因变量，估计两者之间的弹性关系。回归方程中的斜率可以被解释为该时段的价格弹性系数：系数越高，意味着负荷的微小变化将引发更剧烈的价格波动。 结果显示，广东电力市场的分时价格弹性呈现出明显的“峰状”结构，弹性峰值集中在中午至下午时段。 在这一时段内，回归系数普遍超过2.0，电价对负荷变化极为敏感。这意味着在不同日期的同一时段之间，只要负荷出现小幅变化，电价就可能产生更大幅度的响应。而在深夜与凌晨时段，弹性系数普遍低于0.2，表明在这些时段中，电价对跨日负荷变化的敏感度较低，即便负荷存在一定差异，价格也往往保持相对稳定。 需要特别说明的是，这里的弹性反映的是同一时段在不同日期之间的负荷差异，而非相邻时段之间的负荷变化。因此，虽然晚高峰负荷在日内上升速度很快，但其跨日差异对价格变动的影响相对有限，因此在结果中并不会表现出特别高的弹性系数。 这一分布结构同样可以从电力系统运行机制中得到解释。 深夜低弹性主要源于系统处于负荷低谷，供给明显宽松，运行机组以边际成本稳定的基荷电源为主。在这种环境下，负荷的小幅变化很难改变系统边际机组，因此价格弹性较低。 中午至下午高弹性则反映了新能源接入比例提高对价格结构的影响。广东近年来光伏装机快速增长，中午往往成为光伏大发时段。当光伏出力充足时，系统净负荷处于低位；而一旦负荷略高于光伏出力峰值，或光伏出力因天气变化下降，系统便需要迅速调用报价更高的机组补充供给。边际机组的快速切换，往往伴随着显著的价格跃迁。 从月度维度进一步观察，不同时段负荷对电价的弹性结构也会随着季节与供需格局发生变化。 首先，夏季及春节期间整体弹性相对平稳。迎峰度夏期间，供给侧普遍进入“应发尽发”状态，需求侧制冷负荷全天维持高位。相对稳定的供需关系，使得全天价格敏感度较低且分布较为均匀。春节期间由于整体负荷水平较低、电力供应充裕，负荷波动也较难触发明显的价格跳跃。 相比之下，春秋季节的弹性峰值则更加突出。此时电网往往处于“紧平衡”状态，负荷变化叠加天气变化带来的光伏出力波动，更容易触发系统边际电源的快速切换。其中 2025 年 11 月正午时段的价格弹性显著高于其他月份，这很可能与枯水期水电出力下降有关：当水电供给减少时，即便在正午负荷相对较低的时段，系统边际机组也更容易落在成本更高的机组区间，从而使价格对负荷变化表现出更强的敏感度。 04 系统负荷率与电价波动：从“时段”走向“全天”结构性影响 前文已经从小时维度探讨了负荷对电价的影响：一方面，价格对负荷变化具有较强的实时响应性；另一方面，不同时段的价格弹性存在显著差异。然而，这些分析仍然聚焦于单个时段层面。若将研究颗粒度进一步扩大到日尺度，则会出现另一个值得关注的问题：一天之内的负荷曲线形态，是否会影响电价的整体波动水平？ 为回答这一问题，本文引入电力系统中常用的指标——系统负荷率。系统负荷率通常定义为平均负荷与最大负荷之比，反映的是一天负荷曲线的“平滑程度”。负荷率越高，说明全天负荷分布越均匀；负荷率越低，则意味着负荷峰谷差更大、曲线更加陡峭。 与此同时，我们以日电价标准差作为衡量电价波动水平的指标，并构建其与每日负荷率之间的关系。结果显示，两者之间存在显著的负相关关系：散点分布的回归拟合线明显向下倾斜，表明随着系统负荷率的提高，电价波动水平呈现出持续下降的趋势。 图6 | 负荷率与电价波动关系 这一现象同样可以从电力系统运行机制中得到解释。 具体而言，在冬春季节，较低的系统负荷率（0.85以下）意味着负荷曲线的峰谷差较大。在高峰时段，系统更容易触及负荷拐点，从而触发边际机组向更高成本区间跃迁，带来价格快速上升；而在低谷时段，新能源消纳压力又可能使电价跌至接近零甚至负值。高峰与低谷之间的极端价差，最终显著放大了日电价的标准差。 相比之下，高系统负荷率（0.875以上）的夏季则呈现出完全不同的负荷结构。持续高温带来的空调制冷需求，使全天负荷都维持在较高水平。尽管夏季的总用电量较大，但由于负荷曲线相对平缓，系统无需频繁启停调峰机组，边际机组结构也保持相对稳定。 05 对电力交易的启示 以上对广东电力市场（2025年1月至2026年2月期间）负荷与电价关系的实证分析，为电力交易实践提供了一些具有参考价值的观察。 一、需充分认识负荷与价格之间的非线性关系，并重点关注不同月份的拐点负荷 当系统负荷处于拐点以下时，价格对负荷变化的响应相对有限；而一旦跨越这一阈值，系统供需关系进入紧平衡状态，价格往往会随着负荷的进一步提高而快速抬升。由于这一拐点会随着季节、机组检修以及水电出力变化而动态移动，因此对其进行持续跟踪，对于现货价格判断以及中长期交易报价均具有重要参考意义。 二、广东电力市场的价格发现机制整体较为高效，电价能够实时反映负荷变化 从交叉相关分析结果来看，负荷与电价的相关性峰值出现在零时滞位置，表明在当前的日前出清机制下，市场价格基本能够即时反映供需变化。但与此同时，高负荷对价格的影响仍存在一定的惯性效应。在负荷尖峰过后，价格往往仍会在随后1–2小时内维持相对高位。因此，在短期交易策略中，尖峰时段后的“余温溢价”仍值得关注。 三、正午至下午时段是价格敏感度最高的时间窗口 结果显示，这一时段的价格弹性显著高于其他时段，主要受到光伏出力波动与跨日负荷差异的共同影响。这一现象在冬春季节表现得尤为突出，而在夏季则相对平缓。因此，在中长期分时交易和现货策略制定中，应对该时段潜在的价格波动保持足够关注。 四、负荷曲线形态同样会影响价格波动水平，高负荷率通常对应更稳定的价格结构 从日尺度观察，系统负荷率与日电价波动之间呈现出明显的负相关关系。当负荷曲线峰谷差较大时，系统更容易在高峰触及边际机组跃迁区间，同时在低谷出现新能源压价，从而放大价格波动；而当负荷率较高、曲线相对平滑时，系统边际机组结构更加稳定，价格波动也相对收敛。这一特征提示，在判断市场波动风险时，除了关注负荷水平本身，也需要关注全天负荷结构的变化。 总体来看，广东电力市场的价格形成机制已经在很大程度上反映了系统供需关系及新能源出力结构的变化。对于交易而言，理解负荷水平、时间结构以及负荷曲线形态之间的联动关系，将有助于更准确地识别潜在的价格拐点与波动风险。

“经营十年，终难抵市场浪潮。”3月20日，广西电力交易中心发布通知：取消广西华网达能售电有限公司新增批发、零售合同及现货申报资格，要求其在3月25日前与合同对手方协商解除未履行合同，无法解除的将进行整体转让，若仍有未处理合同，4月起正式启动保底售电服务。作为老牌售电公司，广西华网达能因巨额亏损、无法补缴3000万元履约保函，被广西电力交易中心启动处置程序。这一落差不仅击碎了一家十年企业的经营梦，更引发全行业震荡：连老牌企业都扛不住，占比超70%的民营售电公司，未来何去何从？ 一、事件回溯：老牌售电公司的黯然退场回溯电力市场化改革的进程，2015年电力体制改革启动，售电侧放开引资本涌入，民营售电公司注册量一度突破5000家。广西华网达能2016年12月入市，作为广西首批售电企业，见证了当地市场成长，也曾凭借稳定服务成为民营标杆。2026年初，广西华网达能陷入绝境。3月10日其发布致各电力用户的紧急函：2026年1-2月，受广西电力市场现货价格波动、批零价差持续倒挂等多重因素影响，公司在电力零售与批发交易环节产生巨额亏损，已无力承担亏损成本；更致命的是，按照广西电力市场履约风险管理规定，公司需额外补缴3000万元履约保函，可多方协调后，没有任何一家担保机构愿意为其开具，直接导致公司不符合市场履约核心要求，触发保底售电服务。3月17日，广西电力交易中心公示其拖欠2026年1月交易结算费386.9万元；3月20日处置通知下发，取消其新增合同及现货申报资格，要求3月25日前协商解除未履行合同，无法解除则整体转让，剩余合同4月起启动保底售电。对于广西华网达能的用户而言，这一消息更是晴天霹雳：所有电力零售合同自动终止，用户被纳入保底清单，电费结算价格大幅上调——按照现货结算规则，保底零售价格为当月现货市场加权均价的2倍与零 售用户电能量加权平均价格的较高值，成本显著增加；仅绿证费用按原合同执行，其余结算无协商空间，成本不确定性大幅提升。一家十年老牌的黯然退场，绝非个例。2025年全国超百家民营售电公司因资质、履约问题退市，2026年1月广西售电侧整体亏损超4亿元、安徽售电市场全行业亏损1.2亿元，越来越多民营公司陷入“卖电越多亏越多”的困境。这一悲剧，正是民营售电公司生存困境的缩影。 二、痛点直击：民营售电公司的生存困局广西华网达能的退市，看似是偶然的市场波动导致的亏损，实则是民营售电公司多重长期困境叠加的结果。从行业整体来看，民营售电公司的痛点集中体现在三个方面，每一个都足以成为压垮企业的“最后一根稻草”。 （一）盈利模式崩塌，批零倒挂成常态多数民营售电公司盈利模式单一，仅靠“低买高卖”赚取批零价差。这一模式在市场初期可行，但随着改革深化，“躺赚”时代已终结。新能源入市、现货市场运行提升了电价透明度，加之行业竞争加剧，民营公司低价抢单导致批零倒挂成为常态。广西华网达能的亏损，正是因为广西现货电价攀升，而其前期签订的零售合同价格过低，无法覆盖成本。2026年1月广西电力市场结算中出现“批零倒挂”现象——售电侧均价约275元/兆瓦时，而批发侧均价约319元/兆瓦时，两者价差超过44元/兆瓦时，这意味着售电公司每度电亏损达4分以上，售电侧整体亏损预计超4.7亿元。安徽、河南、贵州等多地2026年1月也出现了严重的“批零倒挂”。即便价差为正，利润还需覆盖人员、技术、履约保函等成本，盈利空间极窄。多数民营公司仅能勉强持平，遇市场波动便陷入亏损。 （二）履约压力巨大，抗风险能力不足履约保函是售电公司的“保证金”，但对民营公司而言资金压力巨大。广西华网达能退市的直接导火索，就是无法补缴3000万元履约保函，且担保机构因风险不愿为其开具，形成“亏损→无法开保函→退市”的恶性循环。民营公司规模小、融资渠道有限，需垫付购电资金，而用户缴费有周期，批零倒挂易导致流动资金被占用，资金链断裂风险突出。同时，其风控能力薄弱，缺乏专业负荷预测和合约管理，偏差考核损失巨大。 （三）竞争格局失衡，生存空间持续压缩售电市场呈现“国企主导、民企陪跑”格局，民营公司面临不公平竞争，生存空间被挤压。发电系、电网系国企凭借低价电源、渠道和资金优势，占据超60%市场份额，锁定高耗能、大工业等优质客户；民营公司只能争夺负荷不稳定、对电价敏感的中小用户，为抢单低价报价，陷入“低价抢单—亏损—客户流失”的循环。此外，监管收紧推高民营公司运营成本，“资产不低于2000万元、10名以上专业人员”的要求的维持成本逐年上升，动态清退机制也在2023年让广西15家、2025年全国近200家民营公司被清退，限价政策进一步压缩利润。 三、根源深挖：民营售电公司困境的核心民营售电公司的困局，是自身短板与外部挤压共同作用的结果，表面是市场波动导致亏损，深层是转型滞后与环境严峻。 （一）内生短板民营售电公司最大的问题，在于自身核心竞争力的缺失，盈利模式过于单一，转型滞后于市场发展。在电力市场初期，“价差套利”模式简单易行，导致很多民营售电公司陷入“路径依赖”，没有意识到技术、服务、风控的重要性，始终停留在“中间商”的层面，没有向“服务商”转型。绝大多数民营售电公司没有搭建多元盈利结构，完全依赖批零价差，一旦价差收窄、出现倒挂，就会陷入亏损。而国外成熟市场的电力零售商，早已摆脱对价差的依赖，通过提供综合能源服务、节能改造、绿电交易等增值服务，实现多元盈利，即便出现小幅价差亏损，也能通过其他业务弥补。同时，电力现货市场的运行，对售电公司的负荷预测、合约管理、风险对冲能力提出了更高要求，但多数民营售电公司受资金、人才限制，没有投入足够的资金搭建技术系统，也没有组建专业的交易和风控团队。 （二）外部挤压 除了自身短板，外部环境的挤压，也让民营售电公司的生存雪上加霜。这种挤压，主要来自三个方面： 市场竞争不公平，国企背景售电公司形成垄断优势。部分发电企业通过关联售电公司，获取更优惠的批发价格，甚至联手抬价，导致独立民营售电公司的购电成本居高不下；而这些关联售电公司，即便出现小幅倒挂，也能通过集团内部补贴弥补亏损，形成“不公平竞争”。 政策衔接不畅，价格传导机制失灵。一方面，部分地区为了保障用户利益，出台了零售限价、收益分享等政策，给零售电价“戴了紧箍咒”。安徽提出批零价差超8厘/kWh需按2:8比例与用户分享收益；四川设置价差控制基准7厘/kWh；江西设置批零价差上限10厘/kWh，等等。这些政策保障了用户权益，但压缩了售电公司的调价空间。另一方面，监管对市场信息披露的要求不够细化，导致售电公司与用户之间存在信息不对称，用户不了解市场价格波动的真相，一味要求“降价”，售电公司无法通过透明的信息传递，引导用户接受合理的电价调整，最终只能自己承担价差亏损。 新能源冲击加剧，市场不确定性增加。随着风电、光伏等新能源全面入市，电力市场供给能力大幅提升，但新能源具有随机性、波动性、间歇性的特点，导致电力现货价格波动加剧，进一步增加了售电公司的经营风险。对于缺乏专业风控能力的民营售电公司而言，新能源带来的市场波动，无疑是雪上加霜，一旦对市场走势判断失误，就会产生巨额亏损。 四、破局之路：民营售电公司的突围方向老牌民营售电公司的退市，给所有售电公司敲响了警钟：“价差套利”时代已彻底终结，单纯依靠低买高卖赚取差价的模式，早已无法适应市场发展的需求。面对内生短板与外部挤压，民营售电公司要想活下去、活得好，必须主动转型，摒弃“中间商”思维，向“价值创造者”转变，找到适合自身的突围之路，可从以下四个方面发力，突破生存困局。 （一）坚守合规底线，筑牢生存根基合规是生存前提。部分售电公司退场的悲剧，很大程度上源于不符合履约风险管理要求，无法补缴履约保函，最终被启动处置程序。因此，民营售电公司首先要做的，就是坚守合规底线，做好基础管理。民营公司需严格遵守监管要求，保障资产、人员达标，及时完成资质备案；合理规划资金，足额缴纳履约保函，避免履约异常。同时，摒弃低价抢单，规范合同和财务管理，保障资金链稳定，杜绝欠费、资金链断裂问题。 （二）转型增值服务，打造差异化竞争力摆脱对批零价差的依赖，转型增值服务，是民营售电公司突围的核心方向。民营售电公司规模小、灵活性强，相较于国企背景售电公司，更能精准对接用户需求，提供个性化的增值服务，打造差异化竞争力。随着“双碳”目标推进，出口型企业、高端制造业等对绿电有刚性需求，这是民营售电公司的重要突围抓手。民营售电公司可聚焦这一领域，提供“绿电采购+绿证认证+碳足迹核算”一站式服务，满足用户的绿色发展需求，同时获取更高的盈利空间。此外，中小工商业用户是民营售电公司的核心客户群体，民营售电公司可针对这部分用户负荷不稳定、对电价敏感、缺乏专业用电管理能力的特点，提供个性化服务。 （三）强化技术投入，提升风控与运营能力在电力现货市场常态化运行的背景下，技术能力和风控能力，已成为售电公司的核心竞争力。民营售电公司可投入资金，搭建AI负荷预测、合约管理、风险管控等技术系统，利用大数据、人工智能等技术，提升负荷预测精度，优化购电策略，降低偏差考核损失。并且，民营售电公司要重视人才培养和引进，组建专业的交易、风控、技术团队，深入研究电力市场规律，精准判断市场走势，优化“中长期合约+现货交易”组合策略，锁定购电成本，对冲价格波动风险。 （四）搭建合作生态，弥补自身短板民营售电公司规模小、资源有限，单靠自身力量很难应对市场竞争和风险，搭建合作生态，整合资源，弥补自身短板，是提升竞争力的重要途径。民营售电公司可与发电企业签订长期购电合同，锁定购电成本，避免现货价格波动带来的风险；与储能设备商合作，利用储能技术平抑负荷波动，降低偏差考核损失，同时参与电网辅助服务，获取额外收益。民营售电公司要加强与用户的沟通交流，了解用户的用电需求和痛点，提供个性化的服务和解决方案，提升用户粘性。 老牌售电公司的黯然退市，是电力市场化改革深化过程中的一个缩影，也是行业洗牌的必然结果。随着电力现货市场的全面推进、监管政策的持续收紧、新能源的快速发展，售电行业的“野蛮生长”时代已经结束，进入“精耕细作”的高质量发展阶段。对于民营售电公司而言，这既是生死考验，也是转型机遇。

中国正在进行一场深刻而大规模的经济布局调整。这并非短期的政策微调，而是一次旨在重塑中国未来几十年发展轨迹的顶层战略转变。 我们可以从以下几个核心维度来理解这场大规模调整： 一、 调整的动因：为什么要变？ 这场调整源于内外部的双重压力与内在发展的需要： 外部环境巨变：全球化逆流、地缘政治紧张、西方国家“去风险”和供应链重组策略，使得过去依赖出口和技术的“世界工厂”模式面临挑战。 内部发展瓶颈：传统投资驱动和房地产拉动的经济增长模式边际效益递减，面临债务高企、人口老龄化、部分行业产能过剩等问题。 迈向高收入国家的必然要求：要突破“中等收入陷阱”，必须从价值链低端向高端攀升，从“中国制造”转向“中国智造”。 二、 调整的核心方向：转向哪里？ 总体方向是从速度转向质量，从“有没有”转向“好不好”。具体体现在以下几个关键转变： 1. 产业升级与“新质生产力”的提出，这是当前调整的最核心抓手。 目标：摆脱对传统劳动密集型产业和房地产的过度依赖，发展高科技、高效能、高质量的先进生产力。 重点领域： 战略性新兴产业：新能源汽车、人工智能、生物制造、商业航天、低空经济等。 未来产业：瞄准量子技术、生命科学等前沿领域。 数字经济与智能化：推动制造业数字化转型，发展工业互联网。 2. 从“外向”到“内需”驱动 构建以国内大循环为主体、国内国际双循环相互促进的新发展格局。 核心：激发中国庞大的内需市场潜力，减少对外部市场的过度依赖。 举措：通过收入分配改革、完善社会保障体系（医疗、养老、教育）等方式，提升居民的消费能力和意愿，让老百姓“敢消费、愿消费”。 3. 区域经济格局的重塑 改变过去资源高度集中在东部沿海的局面，推动更均衡的发展。 西部大开发、东北振兴、中部崛起等战略持续推进。 打造新的增长极：例如，成渝地区双城经济圈被定位为带动全国高质量发展的重要增长极和新的动力源。 省内协调发展：推动各省内部形成优势互补、高质量发展的区域经济布局。 4. 能源与发展的绿色转型 “双碳”目标（2030年碳达峰，2060年碳中和）是硬约束，也是新机遇。 目标：大力发展光伏、风电等新能源产业，推动传统产业节能减排。 影响：这不仅是一场能源革命，更将重塑中国的产业结构、技术体系和生活方式。 5. 对房地产行业的深度调整 这是当前最受关注、也最阵痛的调整。 目标：打破“房价永远涨”的预期，挤压金融泡沫，推动房地产行业从“高负债、高杠杆、高周转”模式向平稳健康发展模式过渡。 举措：“三道红线”、房贷集中度管理、保障性住房建设等，旨在让住房回归居住属性。 三、 调整的表现与影响：我们看到了什么？ 投资风向变了：资本和政策大力流向芯片、新能源、AI等硬科技领域，而非曾经的互联网平台和教培。 区域竞争新赛道：各城市不再单纯比拼GDP增速，而是在争夺新兴产业、高端人才和研发总部上展开竞争。 就业市场结构变化：传统制造业和建筑业岗位需求放缓，而对高技术人才、工程师的需求激增。 阵痛与挑战：短期内，经济增速放缓、青年就业压力增大、部分房地产企业暴雷、地方财政承压等都是不可避免的调整成本。 总结 中国大规模调整经济布局，本质上是在主动拆解旧的发展引擎，同时奋力安装新的、更强大的引擎。这是一场关乎国运的“二次创业”。 短期看，必然伴随阵痛和不确定性，新旧动能转换需要时间。 长期看，这是中国突破发展天花板、应对国际竞争、实现可持续发展的必由之路。 这场调整的广度、深度和复杂性都前所未有，其成败将直接决定中国能否顺利跨越中等收入陷阱，迈入现代化发达国家的行列。世界正在密切关注这场宏大经济实验的进程与结果。 ​

如何将绵延千里的风光绿电，变成驱动全球人工智能的“数字原油”？中国的答案可能是从“卖绿电”转向“卖Token”。通过“电算一体”的超级调度，波动的绿色能源被转化为稳定、可瞬时跨境传输的算力单位。这不仅重塑了电力的价值，更让中国在奠定AI时代基石的竞赛中，手握独特的确定性优势。 新贸易，“算力出海”的新范式 2026年2月，全球最大的AI模型API聚合平台OpenRouter的数据显示，在Token调用量这一核心指标上，中国的代表性模型首次超越美国，在全球前五中占据四席。 这意味着一种全新的全球贸易形式正在成型。如果说，加入WTO后的二十年，中国向世界输出的是以轻工产品为代表的传统制造；那么今天，我们正通过遍布全球的API接口，向开发者提供智力密集型的数字生产性服务。 这是继电动汽车、锂电池、光伏“新三样”之后，中国智造在数字文明时代掀起的又一次出海浪潮。 不同的是，这一次出海的是看不见的“算力”。在贵州、云南、内蒙古等新能源富集区，当风电、光伏迎来发电高峰，这些电能被数据中心接收，瞬间转化为AI处理信息的最小单元——Token。 Token是大模型处理信息时计量的基本单位，可简单理解为AI处理文本的“字节”。 API是应用程序编程接口，开发者通过调用API来使用大模型的能力。 这些Token通过网络，在毫秒间就可抵达全球各地，在硅谷变成一行行流畅的代码，在伦敦化作一份份精准的分析报告，在新加坡协助规划着复杂物流路线。 算力，正成为数字时代最基础的商品。而支撑这海量算力流动的，是更深层的能量流动。 价值账，电能的“数字化升华” 为什么算力出海对于中国电力行业意义重大？隐藏在背后的，是一场惊人的价值转换。 从能源转换的角度看，Token的本质是电力的“升华”。如果将传统的电力输出比作售卖“原油”，那么将其转化为算力，就是将原油精炼成了高纯度的航空煤油。 我们算一笔跨国“价值账”： 在贵州、云南等新能源富集区，通过电力市场化交易，风电、光伏的上网电价在0.3元/度左右。以当前主流大模型在高强度推理任务下的表现测算，生成100万个Token的平均耗电量约为15-20度，其电力成本仅为个位数人民币。 而在收益端，国际市场对同类质量的Token输出定价约为60-168美元/百万Token。即便扣除服务器折旧、网络带宽与研发成本，其出口价值依然实现了数量级的提升。 相比之下，传统高耗能产业如电解铝，每度电的工业增加值相对有限。而在“电转算力”模式下，同样一度电所支撑的数字价值可达传统模式的数倍甚至数十倍。 更具革命性的是AI交互逻辑的变化。从2026年开始，AI正在从“简单问答”向“自主Agent”进化。以年初风靡的“龙虾”OpenClaw为例，这类数字分身在处理复杂任务时，会产生滚雪球般的上下文堆叠，带动Token消耗量呈几何级数增长。 这种需求侧的“通胀”，为电力消纳开辟了海量新空间。 稳电网，中国的“确定性底座” 算力竞争，越往后走，越依赖于底座的稳固。透视这场大国博弈的底层逻辑，中国高度互联的大电网基础设施与“电算一体化”布局，正构筑起一道独特优势。 在“东数西算”战略下，我们将算力负荷直接搬到“绿电插座”旁。这种布局不仅大幅降低了数据中心能耗效率指标PUE，从源头上减少了能源损耗，更从根本上缓解了东部电网的局部过载压力。 PUE是衡量数据中心能源效率的指标，数值越低，能效越高。 更具创新性的是“负荷随源动”模式。当西北戈壁的大风或西南山区的水电迎来发电高峰，甚至面临“弃风弃水”的消纳压力时，数字电网可以调度海量的算力任务，如视频渲染、离线模型训练，到当地的智算中心，就地消纳这些难以长距离无损输送的清洁电能。 算力负荷像海绵一样，灵活吸收着波动的绿电。 这一过程中，难以稳定外送的可再生能源，被转化为不受地理限制、通过光纤瞬间传输至全球的“数字通货”。从这个意义上讲，算力出海相当于在云端构建了一“虚拟抽水蓄能电站”，让全球的算力需求成为中国新能源的稳定“消纳池”。 相比之下，北美电力基础设施在应对激增的算力需求时，正面临深层结构性矛盾。 美国电网被众多私有公司和区域运营商分割，缺乏统一的国家级调度中枢。在复杂环保审批与私有产权博弈下，新建高压输电线路的周期长达5—10年，这与AI芯片18个月的迭代周期形成尖锐矛盾。 得州等地在极端天气期间，电价剧烈震荡，不仅大幅推高算力中心成本，更可能引发“算电矛盾”——在电力短缺时，高能耗的算力中心面临“与民争电”的舆论与政策风险。 为此，北美科技巨头开启重资产“自救”：谷歌斥资收购可再生能源公司，微软寻求合作重启核电站。而中国的算力中心，则通过专线接入全球最稳定、互济能力最强的大电网，确保AI发展“轻装上阵”。 新未来，当电力遇见智能 在数学逻辑中，如果AI能力的上限是不断波动的“分子”，那么能源供应的稳定性就是决定整体价值的“分母”。 电力主权在AI时代被赋予全新内涵：它不仅意味着保供电、保安全，更意味着在大模型能力的分子不断波动时，撑起一个最稳固的“价值分母”。 这场从“卖电”到“卖Token”的转型，不仅是技术的迭代，更是产业逻辑的重构。电力行业正从“基础保供”的公用事业，向“价值创造”的数字生态伙伴跃迁。 面向未来，依托物理电网与数字算力传输的深度耦合，中国的算力出海正与“全球南方”国家的数字化需求形成共振。在东南亚、中东、拉美等地，中国的大模型能力通过算力服务的形式，正协助当地企业进行数字化转型。 这不仅是中国智造的又一次出海，更是中国为全球数字文明发展提供的一种新思路：一个开放、普惠、稳定的算力未来，需要同样开放、普惠、稳定的能源底座作为支撑。 在AI定义未来的时代，谁能为全球算力提供最确定的能源底座，谁就掌握了数字文明的基石。而这块基石的背后，是中国电网几十年的布局与积淀，正在新的历史关口，迸发出全新的价值与可能。

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。

随着全国统一电力市场，以及取消政策性分时电价的推进，零售侧电价逐渐进入市场化定价，批发侧价格传递的阶段。 这里我们以江苏市场化分时电价为分析对象，讨论一下其中的特点，尤其是与政策性分时电价双轨制运行阶段的独特看点。 一、讨论的政策文件本身也值得讨论一下 这份文件是江苏电力交易中心有限公司发布的“苏电注册公告2025-164号”。 从发文单位看，是一家公司发布的，而不是发改委能源局，说明这是一份市场性的文件，仅对该“公司”法律影响范围的主体有效。 从收文单位看，是售电公司和电力用户，不是发电企业、电网公司、政府，是一份电力零售端的公司政策文件。 文件页数，本文件仅有7页，但彻底拉开了江苏零售侧分时的大幕。 个人认为涉及了江苏省电力零售领域各类主体，甚至包括了工商业储能、分布式光伏、充电运营商甚至电动汽车车主，每年千亿级别的电量和千亿级别的资产规模都会受到影响。 从发文时间看，该文发布于2025年12月25日，紧跟2025年12月17日发改能源规〔2025〕1656号，是一份地方性的衔接文件。 二、文件主要内容是零售合同的选择和规则 就江苏省而言，该文件又是衔接“苏发改能源发〔2025〕1141号文”《关于开展2026年电力市场交易工作的通知》，对2026年中长期零售交易的进行了补充和新增的规定。 总的来说，就是把江苏2026年的零售侧长协，分为三个阶段（老合同、过渡期的合同、新合同），以及新合同确立的三种模板。 对2026年3月份以后新签的长协合同来说，有三种风险偏好选择： 无论是哪种合同，乃至2026年1月开始新签的过渡期用户，有50%的电量必须与市场价格联动，其中有5～15%电量与现货价格进行联动。 电力用户第一次真实的感受到了市场价格波动。 三、江苏特色-螺狮壳里做道场的温和 根据全国统一电力市场的政策趋势，未来可能全国的零售侧交易规则也将逐步的趋同，但目前各地还是保持各自的市场化放开节奏，也算是零售侧开放路径上的个性化探索吧。 江苏现阶段的零售侧开放逻辑，充分体现了苏式文化的婉约与细腻，既要让用户感受到批发侧的波动，市场价格信号对终端用电企业的冲击又必须是受控的，相对温和的。 江浙人的口头禅之一是：螺狮壳里做道场，即在一个狭窄有限的空间里，把面子做足，把里子给到，充分平衡各方利益。 江苏零售侧价格放开就充分体现了这种特色，比如以下几个方面： 1、政策性分时并不是彻底取消 江苏原有的，最新一版的政策性分时文件，“苏发改价格发〔2025〕426号文”，对于峰谷比例，峰谷时段等方面的规定，在本文件中并没有被彻底废除，而是继续发挥非常重要的影响力。 本文件在最后一页的其他事项里，用几个字衔接了原有的政策性分时。 而且哪怕是用户选择分时零售套餐，苏发改价格发〔2025〕426号文依然发挥了战略核武器级别重要作用，后面我们再分析。 2、不分时零售套餐，不是不分时的 选择不分时零售套餐的用户，其实是分时的，只是峰谷电价时段和价格按照苏发改价格发〔2025〕426号文进行形成。 至少有相当数量的长协用户是选择不分时套餐的，售电公司给出的是带有市场信号的月度不分时平均零售电价，然后作为平段价格，按照原有政策文件的峰谷时段、峰谷上下浮比例进行展开，形成当月的分时结算电价曲线。 3、价格信号传递是温和的，人为失真的 和某些省份人民即将享受到的，某种不带扭曲失真的，大开大合直接把100%批发侧分时曲线直接摆到用户面前的零售套餐不同。 如果我们把一重规则，看成是一种信号处理器，那么江苏至少对批发侧的现货价格信号，经过4-5重的信号处理，再传递给终端用户，以减少初步市场放开后对终端用户的价格预期的冲击。 信号处理的方式包括套餐分流、比例约定、时段限制、限价，利润封顶（5%超额回收机制）等等。 像极了等台风的江苏小孩：既怕它不来，又怕它乱来。 4、分时零售套餐，双规则运行的反直觉逻辑 （1）设置两套规则 即使选择了市场化分时的零售套餐的电力用户，为了限制现货价格的直接传递，江苏交易中心依然设置了双重规则进行保护。 规则一是和不分时类似的，即联动电量比例+现货比例+加价限制+超额利润回收的组合拳，框死了售电公司的腾挪空间。 你以为这就够了？ 江南人民的螺丝壳细腻精神出来了，再给你搞一套规则，就是红圈部分。 规则二完全独立，是单独计算出来的，然后与第一套规则给出的峰谷价格进行Max 或 Min的比较。 也就是真的加了一门框。 这个框本身很神奇，它是三套规则的混合产物。 取政策性时段，也就是2025-426文件的平时段，说白了就是零售侧的参考时段不是批发侧市场的动态时段，这里有不匹配的地方，对某些售电公司的交易策略是上强度了。 取电力用户的Q平段,t，也就是用户的政策性平段电价的电量，这个属性是用户的。 取售电公司的市场交易的P平段，t，即售电公司在政策性平时段的分时成交价。 然后进行加权平均后，得到该用户的P平段加权（参考价）。再按照2025-426文件的峰谷结构进行展开，得到参考的分时峰谷电价。 （2）反直觉的价格逻辑，峰有底，谷有顶 更神奇的事情来了， 你以为是门框，其实不是框在里面，而是框在外面。 峰有底的逻辑 对峰段电价，售电公司给出规则一的市场化峰段均分时均价，与规则二峰段参考价对比，取Max。 市场化零售价低于参考价的，以参考价为准；高于参考价的，以市场价为准。 也就是峰段电价是底的，这个底价是规则二的峰段参考价; 售电公司在峰段必须高于参考价去报价，不允许在峰段随便乱杀价，这保护了电厂利益，也避免了售电公司之间在峰段的恶性竞争。 某种意义上给售电公司在峰段一点点做市的空间，有少部分峰段超额利润。 但是峰段售电公司做市抬价，杀用户怎么办？ 没事的，你售电公司再怎么折腾，超额利润5%回收机制上面顶着，杀不了。 谷有顶的逻辑 对谷段电价，售电公司给出规则一的市场化谷段均分时均价，与规则二谷段参考价对比，取Min。 市场化零售价高于参考价的，以参考价为准；低于参考价的，以市场价为准。 谷段电价是顶的，这个顶价是规则二的谷段参考价; 这个逻辑是，售电公司不得在谷段随意抬高价格，因为谷段往往是光伏大发时段，也是电价极其容易受到天气影响的脆弱时段，如果谷段忽然来了一阵雷雨，此时批发侧电价飙升，售电公司可能出现价格风险，但是不允许这是售电公司随意转嫁谷段的高价给用户，售电公司必须自己兜着。 至于谷段的低电价，甚至负电价，那没限制，你售电公司愿意给多低都可以。 5、 5、分时零售套餐，售电公司的大考来了 江苏分时套餐的规则一加上规则二，再叠加零售侧的峰谷时段严格按照发改委的政策性时段，不是售电公司确定的批发侧的峰谷动态时段走。 给售电公司的套利空间有，但不多，上面5%封顶，你尽管折腾。 售电公司的批发侧现货风险，没有太多零售侧兜底机制，你自己担着吧。 四、零售侧市场价格放开的两种思路 纵观江苏新版的市场化零售政策，三目标层层递进，首要目标是传递市场价格，落实中央文件精神；次要目标是严格保护用户，设置层层信号缓冲，外加多重保护，确保用户有限度感受市场温度，但绝不至于大起大落；再次要目标是培养售电公司的交易能力，但严格限制可操作空间，风险自己承担。 个人认为江苏的路径是温和的，多方面平衡考虑的结果，经过若干年的缓冲过度，让发电、售电、用户三方都经过一定的市场教育和洗礼，逐步形成对批发侧现货信号和风险的理解能力和承受能力，最终将逐步取消限制，实现真正意义的批零直接挂钩。 至于是江苏的“渐进”，还是某些省的“顿进”，顿悟还是渐悟都是领悟佛法的路径，没有对错。 最终都是批零双边真正市场化，以价格信号指导电力资源最优化配置的彼岸。

如果把太空光伏理解成一项全新的技术突破，判断就很容易跑偏。 事实上，利用太阳能为航天器供电并不新鲜。自20世纪中叶起，卫星、空间站、深空探测器几乎全部依赖太阳能电池工作。真正发生变化的，是这一能力是否被重新包装为一个独立的产业议题。 过去几十年，它只是航天工程的一个子系统，而在2026年这个节点，它被频繁地从工程体系中抽离出来，单独命名、反复讨论，并被赋予下一代能源形态、万亿级新赛道等高度概括性的标签。 这是一个值得警惕、也值得认真对待的变化。 从物理条件看，太空光伏的优势为，不受大气衰减影响、受光稳定、理论上可以实现接近连续的发电周期。多项航天工程测算显示，在相同面积条件下，轨道光伏组件的年发电量可达地面系统的7—10倍，单位面积受光强度提升约5—10倍。 然而，真正的问题在于是否值得为此建立一套脱离航天任务本身的、可被资本市场理解和定价的逻辑。 正是在这个意义上，太空光伏开始走出实验室，进入行业话语体系。 2026年开年，多家A股光伏上市公司先后对外披露涉足太空光伏相关领域的动作。1月中旬，钧达股份公告参股上海星翼芯能科技，这是一次从地面光伏向太空能源的战略延伸。合作内容集中在高透光CPI膜及其与硅基电池的结合产品，典型特征是轻量化、可折叠、面向轨道应用。 此前，晶科能源在董事长新年致辞中，将太空光伏单列为未来布局方向之一，并明确提及晶硅、钙钛矿叠层以及III–V族砷化镓等多条路线并行推进。随后，企业披露与晶泰科技联合推进高通量实验线，试图以AI加速新型电池体系的验证节奏。 天合光能的动作更偏工程端。其披露的重点是砷化镓多结电池已经搭载卫星在轨运行这一事实本身。这类表述刻意保持克制，却反而更具说服力。 与此同时，乾照光电、东方日升等企业，也分别从砷化镓器件、超薄异质结电池等方向切入，提供更偏材料和器件层面的能力补充。 从结果看，这些动作规模有限、节奏谨慎，远未到重资产下注的程度，但从表达密度和集中度看，却极不寻常。 为啥是太空光伏？ 如果把太空光伏在2026年初的集中露面，理解为一次技术浪潮的自然外溢，判断同样会失焦。 马斯克对太空光伏的看好，是行业突变的核心因素。过去一年里，他多次在社交平台提及太空能源、太阳能卫星与在轨算力。这些表态通常不涉及工程路径，也不提供落地时间，却在短时间内完成跨圈层扩散，从航天技术社区传导至资本市场和产业讨论区间。 太空光伏由此获得更高的可见度，也更早进入产业与市场的回应视野。 更重要的是，过去两年，产能端扩张过快、技术路线频繁切换、价格体系持续下探，三股力量叠加，使得行业进入一个高度紧张的状态。进入2026年1月，组件价格出现阶段性回升。报价中枢重新站上0.8元/瓦，但这一轮上涨主要来自成本端推升。国际银价在年初快速上行，银浆成本同步抬升，占组件成本的比重明显提高，组件企业被迫上调报价以对冲原材料压力。 价格回升并未带来体感改善。银价上涨吞噬了大部分涨价空间，利润修复幅度有限，中下游企业的现金流压力依然存在，出货规模与资金占用之间的紧张关系并未缓解。即便是头部企业，对外表达的重心也开始集中在成本极限、技术效率和结构安全上，增长叙事在这一阶段明显降温。 在这种背景下，行业缺少足以承担未来的资本故事。 太空光伏恰恰提供了一条线路。 它足够远，不必立刻回答度电成本，足够新，可以暂时脱离组件价格和毛利率的约束，又足够合理，不至于被视为纯粹的概念拼贴。 过去几年，光伏公司在资本市场上的叙事空间被持续压缩。扩产不再被视为利好，效率纪录的边际影响迅速递减，而单纯强调全球化、海外市场也越来越难以形成差异。此时，一个尚未被充分定价、却与自身技术积累高度相关的方向，自然会被反复提及。 资本市场的反应非常直接。 2026年初，部分涉及太空光伏概念的上市公司股价出现明显波动，相关研报频繁使用万亿级赛道、长期空间广阔等表述。这类词汇曾出现在储能、氢能、钙钛矿等多个阶段性热点中。 企业做了啥？ 当视角落回企业层面，太空光伏相关布局开始呈现出清晰的层次结构。不同企业围绕各自既有技术积累切入不同环节，逐步拼接出一张太空能源的产业图景。 最先进入实际应用序列的，依然是航天能源体系中成熟度最高的技术路线。天合光能与乾照光电当前聚焦的砷化镓多结电池，长期服务于卫星与航天器供能系统，其高效率和抗辐射特性在轨道环境中形成稳定优势。天合披露，相关砷化镓产品已随卫星进入轨道并保持运行状态；乾照光电方面，其砷化镓电池已进入商业卫星星座体系，在千帆星座等项目中实现批量应用。 围绕同一阶段需求，部分企业开始从器件层向系统层延展。东方日升披露，其超薄P型HJT电池已实现商业化交付，电池厚度和重量指标显著收缩，可适配卷曲式柔性太阳翼结构，并具备较强的抗辐射能力。 第二类布局集中在结构材料与系统集成能力。钧达股份参股上海星翼芯能，合作重点并未放在电池效率本身，而是指向CPI透明聚酰亚胺薄膜及其与硅基电池的集成方案。CPI膜在高透光、耐环境和可折叠特性上的优势，使其成为柔性太阳翼和轻量化展开结构的重要基础材料。 与此同时，设备与制造端也开始向太空场景延伸。迈为股份在多次公开交流中提及，其异质结、叠层相关设备已针对薄片化、柔性化方向进行技术储备，服务对象不仅限于地面光伏产线，也覆盖未来可能出现的太空级组件制造需求。 第三类企业则将资源投入到性能上限更高的技术路线。晶科能源与东方日升持续推进钙钛矿及叠层电池方向，相关工作集中在实验线建设、材料体系筛选和稳定性验证。晶科方面，通过与晶泰科技合作，引入AI高通量实验体系，加快钙钛矿/叠层电池参数组合的筛选效率；东方日升则在超薄HJT基础上布局叠层结构储备，强调效率潜力与重量指标的协同提升。这一技术路线的时间尺度明显长于前两类，但在质量功率比和系统展开面积方面具备结构性优势。 将上述布局放在同一框架下，可以看到一条清晰的分工脉络正在形成。随着商业航天体系持续扩展、低轨卫星数量增长，这种分层布局正在从概念拼接走向功能分工，逐步构成太空光伏在工程、制造与技术储备层面的完整结构。