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。

千亿光伏回收告别野蛮生长 2026年3月3日，工信部、生态环境部和国家能源局等六部门联合发布《关于促进光伏组件综合利用的指导意见》，为我国光伏组件回收利用进入规范化、规模化发展阶段注入了强心剂。 意见明确：到2027年，光伏组件绿色生产水平进一步提高，再生材料使用比例有效提升，制定一批光伏组件绿色设计和综合利用方面的技术标准，培育一批废旧光伏组件综合利用骨干企业，光伏组件综合利用量累计达到25万吨。 到2030年，光伏组件综合利用技术装备水平进一步提升，形成产业链上下游协同紧密、产能布局合理、能够应对大规模退役潮的废旧光伏组件综合利用能力。 我国是全球最大的光伏装机国，组件退役规模巨大，此前《2024年中国光伏回收和循环利用白皮书》预测：2030年国内光伏回收累计市场规模预计达260亿元，2050年将突破4200亿元。 可以预见，政策培育下光伏组件回收将成为的千亿级蓝海市场，那么有哪些企业早早深度布局其中？面对即将到来的退役潮，行业还需补齐哪些短板？ 最后一公里难题 据中国光伏行业协会预测，2025年，我国开始产生大批量退役光伏组件；2030年后，光伏组件废弃量将迎来高峰期，达到18GW左右，约140万吨的废弃量；到2040年，光伏组件累计废弃量将达到253GW，约2000万吨。 考虑到技术迭代速度飞快，二十年前的光伏组件和今天22%+转换效率的组件已不可同日而语，补贴退坡后，电站提前更换效率更高的组件意愿强烈，另外，我国早期的建设的光伏电站组件质量参差不齐，很可能未达到设计寿命就提前退役。 但协会曾披露全国具备环保资质的回收企业不足20家，年处理能力仅30万吨，缺口高达90万吨，未被规范回收的组件多流入非法渠道。 回收小作坊由于技术不达标，工艺粗暴，将组件拆卸后往往将剩余部分进行焚烧和填埋。直接掩埋会对土壤环境造成极大破坏，焚烧处理则会释放二氧化硫、氟化氢、氰化氢等有毒气体。 预计2040年中国退役光伏组件将累计产生约30万吨废弃铜和6万吨废弃银，若不进行回收处理，将造成巨大的资源浪费和环境破坏，光伏组件回收迫在眉睫。 造成上述僵局的原因一方面是我国缺乏统一的回收标准和技术规范，不同厂家、不同批次的组件在材料组成、工艺设计上存在差异，导致回收效率低下；另一方面是由于集中式光伏组件建于偏僻的西北地区或位于屋顶之上，组件回收难度大、物流成本高，东部分布式光伏因分散导致物流成本高35%。 缺乏全国性回收网络意味着规模不足，缺乏经济性。QYResearch研究显示，我国光伏回收行业要达到盈亏平衡点需年处理1万吨以上，但国内达标企业不足5家；小型企业处理成本1.2-1.5元/瓦，远超规模化企业的0.3-0.8元/瓦，正规企业产能利用率仅62%。 光伏回收并非仅局限于退役组件的末端废弃物处置，而是一项需贯穿光伏组件设计、生产、使用、退役全生命周期，兼顾资源循环利用与环境安全的系统性产业，标准体系、智能系统和数据库支持缺一不可。 国际上，PV CYCLE是少数实现盈利的光伏回收机构，该欧盟设立机构通过收取会员费，为企业提供废旧晶体硅光伏组件回收及循环利用服务，并联合物流企业组建回收网络。 在欧盟现行的WEEE体系下，每片组件都携带编码，方便追踪组件从生产到回收的全过程，从而使得组件回收企业可以进行有计划的统计和回收。 扶植龙头企业 在商业模式方面，行业呈现多元化发展趋势，龙头企业已经深耕多年，并向外输出技术和商业模式。 "生产者责任延伸"模式是光伏巨头们的主要选择，隆基绿能、晶科能源、天合光能等头部组件制造商通过构建闭环产业链，既降低原材料采购成本，又提升品牌绿色形象。 晶科能源是国内最早布局光伏回收技术开发的企业之一，早在2019年就已搭建组件回收示范线，2023年启动的中试线进一步聚焦银浆等贵金属提纯。 2025年5月晶科在美国推出的EAGLE®Preserve计划获批，为其在美销售的组件提供免费上门回收+合规处理，是美国首个州级官方认可的光伏组件生产者责任延伸（EPR）回收计划。、 隆基在云南曲靖建设的回收产线采用自主研发的干法破碎+定向提纯"技术，与上游硅料、电池片制造基地形成产业协同，回收产线年处理能力达8万吨，并在巴西、墨西哥帮助当地企业建立回收产线。 专业回收模式以首储万乾、中国资源循环集团等国家队为代表，凭借技术和规模化运营优势占据市场份额。 中国资源循环集团作为第98家央企，在北京、南京等城市布局光伏再生基地，覆盖京津冀、长三角、粤港澳大湾区等光伏产业密集区。2026年1月，集团首个新能源循环产业基地落户甘肃酒泉。 中国东方资产旗下首储万乾通已规划年处理产能达141万吨，是目前光伏回收行业规划产能最大的企业。 在产线建设方面，公司在新疆乌苏项目总投资130亿元，计划新建100条标准化晶硅光伏组件回收循环利用生产线，年处理量达100万吨；宁夏吴忠项目投资53.47亿元，建设41条标准化组件回收产线，其中第一阶段13条，第二阶段28条，年处理41万吨废旧晶硅光伏组件。 2026年2月，光伏组件报废领域首部统一国标：《光伏组件报废技术要求》（GB/T 45922—2025）正式落地实施，标准明确了报废判定、回收流程、环保管控等核心要求，为报废光伏组件回收提供了重要的判定依据。 另外，《生态环境法典》即将在本次两会提交审议，该法典首次明确了废旧光伏组件、风电叶片和动力电池的拆解、处置的污染防治要求，把回收责任从“倡导”上升为“法定要求”。 随着顶层制度加快补位，光伏组件回收产业正不断完善和成熟。 当然应该注意的是，组件回收流程的核心步骤在于工厂产线的分离技术。由于组件回收产业起步晚，研发投入不足，以复杂合金的形式存在于产品之中的贵金属回收仍然很困难，技术上仍待相关持续突破公关。 从光伏电池1971年首次应用于我国第二颗人造卫星算起，我国光伏行业已经走过了55年的历史，未来，每年大量的新增装机和大量的退役组件将成为我国光伏产业高速发展的一体两面。 发展光伏回收利用是防控退役组件环境风险、挖掘硅、银等战略资源再生价值、强化光伏产业链供应链韧性、应对国际绿色壁垒的关键步骤。

2026年1月1日，《中华人民共和国增值税法》正式施行，随电费代收的政府性基金将不再征收增值税，电费发票开具规则同步优化调整。本次调整核心是：发票中电费与政府性基金分开列示、价税分离。 在了解发票变化前，先跟大家说清一个公众最关心的问题：电费账单里除供电电费外，为什么会有一笔“政府性基金”？ 电费账单里的“政府性基金及附加”，是按照国家法律法规、由供电企业代为收取、全额上缴财政的专项资金，主要用于支持公共事业与民生工程，包括：国家重大水利工程建设、大中型水库移民后期扶持、可再生能源等，征收标准由国家及地方统一制定，供电企业严格执行。 这里先明确：新法实施后，仅规范发票开具形式，不调整电费单价、不改变政府性基金征收标准，用户实际交纳总金额与调整前完全一致。 具体会带来哪些变化？ 下面小e为个人、一般纳税人两类用户详解具体变化与操作要点。 非一般纳税人 （含居民及非一般纳税人单位） 发票项目拆分，明细更清晰 个人用户、小型商户等非一般纳税人群体，开票流程、使用效力、交费金额均无变化，仅发票明细展示优化：新版发票将原“电费总额”拆分为“电费”与“政府性基金及附加”两项明细列示： 电费：税率栏标注13%（现行电力产品增值税税率），为应税电费部分； 政府性基金及附加：税率栏标注不征税，为代收非税项目。 两项金额合计，与调整前电费总额完全一致，不影响报销、入账与使用。 一般纳税人 两类发票分开开具，进项抵扣更规范 企业、机关事业单位等一般纳税人，因涉及增值税进项抵扣，发票开具形式优化为“一笔电费、两张发票”： 增值税专用发票：仅对应电费部分，税率13%，可按规定抵扣进项税额； 增值税普通发票：仅对应政府性基金及附加部分，标注“不征税”。 两张发票金额合计，与当期总出账电费金额一致，既符合增值税法要求，也避免非税项目误抵扣，财务核算更规范。 新版发票注意事项 开票渠道与形式不变：个人及企业仍可通过“网上国网”APP等原有渠道开具电子发票，流程无调整； 发票法律效力不变：发票拆分后其法律效力与原先一致，可正常报销、记账； 开票信息要求不变：一般纳税人需确保统一社会信用代码、企业名称等信息准确，变更可通过线上/线下渠道办理； 咨询服务渠道不变：“网上国网”APP人工服务、线下营业厅、95598热线提供咨询指导。 政府性基金是供电公司多收的钱吗？ 不是。政府性基金是国家依法设立、由供电企业代收并全额上缴财政的专项资金，用于支持重大水利工程、水库移民安置和可再生能源发展等项目，取之于民、用之于民，供电企业仅负责代收，不截留、不分成。 为什么以前发票上没显示政府性基金？ 此前，电费与政府性基金因税率相同，在发票上合并为一项显示。根据新的增值税政策，政府性基金免征增值税。 因此，目前对非一般纳税人用户，则在同一张发票上分项列示；对一般纳税人用户，电费与政府性基金需分别开具增值税专用发票和增值税普通发票。 标注“不征税”的发票，是否影响正常报销？ 不影响。“不征税”是政府性基金的法定属性标注，该发票为合法有效票据，可正常作为财务报销、记账凭证，法律效力与原合并发票一致。 一般纳税人收到两张发票，应如何入账处理？ 按发票项目分别核算： 电费对应的增值税专用发票：金额计入相关成本费用，进项税额按规定抵扣； 政府性基金对应的增值税普通发票：金额直接计入成本费用，无需核算进项税额。

一、中长期市场发展历程 我国电力市场化改革最早可追溯至2002年国发5号文，该文件首次提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，这一阶段发电企业首先独立出来，成立了五大发电集团，电源侧迎来了大规模自主投资，很大程度上解决了“缺电”问题。 到2015年，我国电力行业面临的主要困境已经由“缺电”变为“缺电与窝电并存”，电力资源配置极不均衡，引起了国家高度关注，继续推动出台了2015年中发9号文。期间，考虑到我国“省为实体”的经济社会发展格局，考虑到计划电向市场电的平稳过渡，考虑到电力兼具商品属性和公共品属性，考虑到现货市场存在显著的价格波动风险，考虑到当时计量条件不满足96点采集要求，最终国家层面决定从中长期市场开始推进。 2015年11月，中共中央、国务院在《关于推进电力市场建设的实施意见》中明确提出具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。 2017年8月，国家能源局将南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川和甘肃等8地列为第一批电力现货市场建设试点。 2021年4月，将上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市列为第二批电力现货试点。 到2025年，各省中长期市场实现带曲线连续运行全覆盖，电力现货市场实现结算试运行全覆盖。其中，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等7地现货市场转入正式运行。 总体来看，我国电力市场顶层设计是先建设中长期市场，后分两批试点建设现货市场，与国外电力市场具有显著差异性。意味着，国外电力市场有关经验只能借鉴，不能照搬照套。 二、国家对中长期签约比例的要求 随着电力市场建设不断深入，国家对中长期市场签约比例的要求也在动态调整。现货市场开市前，电能量市场只有中长期市场，签约比例为100%。自2021年起，现货市场大规模试点后，国家发展改革委、国家能源局开始每年发文强调“中长期高比例签约”。从文件内容看，发电侧，燃煤机组年度签约比例逐渐从80%降至70%，全年签约比例从90%下降至80%；用电侧，年度签约比例逐渐从80%降至50%，全年签约比例保持在80%以上。发用两侧呈现出“全年高比例签约、年度适度放宽”的趋势。 三、各现货正式运行省份执行情况 从执行情况来看，全国7个现货正式运行省份，中长期签约比例迎来了百花齐放的变化。与国家发展改革委、国家能源局印发的《关于做好2026年电力中长期合同签订履约工作的通知》相比，山西、广东保持一致；山东、蒙西中长期总体签约比例保持一致，但是弱化了年度签约比例的要求；湖北、浙江签约比例稍高于国家要求；甘肃适度放宽发电侧中长期签约比例要求，分析原因是其建立了发电侧可靠容量补偿机制。 四、中长期高比例签约的意义何在 当前，很多学者过分强调中长期市场的金融属性，忽视其实物属性，对于中长期高比例签约持保留意见。笔者认为，在电力市场发展初级阶段，在全社会用电量保持高速增长的大背景下，在各方经营主体稳定价格水平的强烈诉求下，中长期高比例签约仍需长期坚守。具体有三个方面理由： 1. 坚持中长期高比例签约是保障电力电量平衡的关键举措。 中长期市场提前锁定数年、年等长期电量，通过月度、月内交易完成合同电量调整，符合电力电量平衡由远及近、逐步收敛的客观规律。坚持高比例签约，实际上是对发用两侧经营主体的生产管理能力提出了更高要求。发电侧，签约比例越高，意味着需要充分考虑成本、价格、设备、天气等因素，更加周密安排未来一段时间的生产计划，有利于提高发电预测准确性，降低设备故障率，保障发电能力充足。用电侧，考虑到大多电力用户是刚性负荷，签约比例越高，意味着对未来一年的用电计划预判越充分，有利于推动无序生产向有序生产转变，促进计划与市场有效衔接。 2. 坚持中长期高比例签约是发电侧保持合理收益的前提条件。 随着新能源持续高速发展和全面入市，其固有发电特性和低边际成本特性，将对当前电力市场利益格局形成较大冲击。一方面，多地现货市场午峰价格长期处于“零电价”或“负电价”；另一方面，在雨雪冰冻等恶劣天气下，新能源发电出力波动显著，容易造成现货市场价格剧烈震荡。坚持高比例签约，按照现有“差量结算”方式，即中长期合同电量按中长期合同价格结算，实际电量与中长期合同电量的偏差电量按实时市场价格结算，意味着结算价格与中长期价格越接近，受现货价格波动影响变小。在当前现货价格普遍低于燃煤基准价格的形势下，有利于稳定火电等基础保障性和系统调节性电源的合理收益，促进其可持续发展。 3. 坚持中长期高比例签约是规范经营主体交易行为的基本前提。 当前，各省不同程度上存在发电企业市场力相对集中的情况，发售一体的售电公司也普遍存在。这种情形下，中长期年度签约比例一旦放开，大量合约挤入月度甚至月内交易，可能引发部分时段成交困难。越是逼近交易日，经营主体对市场供需形势了解越充分，其交易策略则更加偏向投机，如现货高峰高价时段，发电企业可能在中长期市场“惜售”，导致用户买不到电，容易出现哄抬价格、违规套利的风险；现货低谷低价时段，用户则不愿在中长期交易，将更多电量转移至现货成交，可能导致发电侧难以回收固定成本和变动成本，长此以往，容易打消发电侧投资积极性。 五、中长期签约比例的取舍之道 综上所述，各省在研究确定中长期签约比例的时候，必须充分考虑市场建设成熟度、经营主体的合理诉求，确保有利于源网荷储可持续发展。 初期 市场建设的稳定性被摆在第一位置，经营主体需要一个相对宽松的市场环境去适应政策的变化，市场也需要一个相对稳定的政策去发现价格，年度签约比例宜取90%。 中期 随着现货市场加快试点并逐步全覆盖，经营主体对电力市场的认识和理解不断加深，宜逐步放开年度签约比例，增强中长期交易灵活性，让经营主体在月度、月内交易更好更快地找到市场均衡点，让中长期发现的价格与现货价格逐步收敛。 远期 随着容量补偿机制或容量市场逐步健全，中长期市场回收固定成本的作用被逐步弱化后，才能逐步放开年度签约比例。

最近，国家能源局发布了2025年1-12月的绿证交易情况。 2025年1-12月，国家能源局共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个。电量生产年为2024年的绿证交易平均价格1.12元/个，电量生产年为2025年的绿证交易平均价格5.15元/个。涨幅接近400%。 与此同时，2026年开年，关于零碳园区、双碳、低碳以及绿色产品等相关政策频出，企业对绿色电力的需求呈现持续升温的态势。 在此背景下，小编也注意到市场上关于绿证的疑惑也日益增多。所以整理了相关的内容与大家一起分享下。 一 基础认知 绿电与绿证两种交易模式 首先我们要明确绿电的含义：绿色电力是指符合国家政策的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量。 而由于电力的同质性，除专线供电和自发自用等特殊情况外，电力上网后，从电网侧和用户侧均无法区分电力品类，只能从发电侧通过特殊标识予以区分。于是绿证由此诞生，并且带来了绿电交易与绿证交易两种模式。 绿电交易是“物理电量+绿证”的打包批发。需要交易双方有电网物理通道连接，由电力交易中心定期组织开展，一般按照年（多年）、月（多月）、月内（旬、周、日滚动）等周期组织。它是一种特殊的、捆绑式的绿证交易。 绿证交易则是单纯交易电力的“环境价值”。它不受电网物理链接约束，在全国范围内自由交易，也不受时间和交易组织频次的限制，市场参与者可以根据自身需求随时随地进行交易。（小提示：绿证分为“可交易绿证”和“不可交易绿证”，上网电量对应可交易绿证，自发自用电量对应不可交易绿证。） 图片来源：小王的双碳笔记本 二 户用与工商业光伏绿证申请全流程 获得绿证的第一步：可再生能源发电项目必须先建档立卡（相当于项目的“身份证”，须在并网后一个月内完成），否则无法核发绿证！ 1、户用光伏：自然人无需操作，由电网企业代为再“国家可再生能源项目信息管理平台（djfj.renewable.org.cn）”完成备案。 2、非自然人和工商业光伏须有企业投资主体提交备案、并网协议、计量方案等材料，完成自主建档。 图片参考：风光储知识分享库 绿证由“国家能源局电力业务资质管理中心”核发。数据来源主要靠电网/交易机构推送电量数据；若无法提供，项目业主可自行或委托代理机构提供（需附结算单、电表检定证明等）。 核发周期为按月统一核发，次月核发当月电量对应绿证。每个1000度电核发1个绿证，不足部分结转至下期。 核发的绿证上会记载绿证编码、发电项目名称、项目代码、项目所在地、项目持有单位及所在省份、生产电量、发电类型、电量生产年月和有效期等信息。其中，主要信息记载在绿证页面上，详细信息记载在绿证基本信息表中（扫描左下角二维码显示）。 三 绿证如何交易？收益归谁？ 开展交易前，企业用户需要在电力交易平台进行信息注册，政府机关、事业单位、非政府组织等非自然人主体也可通过绿证交易平台完成注册。 交易参与方： ▷ 卖方：已建档立卡的发电企业或项目业主 ▷ 买方：法人、非法人组织、自然人（政府机关、企业、机构、个人均可）。许多中小工商业项目因体量小、定价弱，也可以选择委托售电公司或服务机构进行“绿证打包”集中交易，议价能力更强。（小提示：需签授权协议，将协议扫描件提交国家绿证核发交易系统备案，代理账户注册成功后，委托交易主体的操作权限将被冻结） 交易场所： ▷ 绿证单独交易：中国绿证交易平台、北京/广州电力交易中心 ▷ 绿电交易：北京/广州/内蒙古电力交易中心 交易方式： 绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行 ▷ 双边交易：由购售双方自主协商绿证交易数量和价格，并通过绿证交易平台完成绿证交割。交易时由发电企业率先申报交易信息，企业用户进行确认。 ▷ 挂牌交易：发电企业通过绿证平台申报出售绿证的数量、价格等信息，用户进行摘牌、确认。 ▷ 集中竞价交易：按需适时组织开展，按照相关规定明确交易数量和价格。 国家可再生能源信息管理中心于当日完成绿证核发，通过绿证交易平台发送至用户平台账户。企业用户可在“我的交易”页面通过“交易结果”模块查看绿证信息及交易明显。 为防止市场炒作，现阶段绿证仅可交易一次。绿证自核发之日起，有效期两年，有效期结束后不再进行交易。 绿证交易收益归属： 不享受补贴的项目（平价/自愿弃补/补贴到期），绿证收益全归发电方；享受补贴的项目，保障性收购电量对应绿证收益冲抵补贴或归国家，自主交易电量对应绿证收益扣减补贴。 绿证市场作为绿色能源领域的重要组成部分，正随着政策的推动和市场的需求不断发展和完善。通过深入了解绿证的基础知识、申请流程和交易规则，我们能够更好地把握市场机遇，共同推动绿色能源的发展，为实现碳达峰、碳中和目标贡献力量。

当前，我国电力市场化改革已进入全国统一、协同高效的关键阶段。一方面，随着新能源装机比重快速提升，新型电力系统建设对电力市场的资源配置能力、风险防控水平提出更高要求；另一方面，经过多年试点实践，全国电力市场已实现从“计划电”向“市场电”的稳步转型，我国电力市场交易规模已稳居全球首位，市场交易电量占全社会用电量比重达63.4%，经营主体数量增长至97万家，但同时也存在区域市场壁垒尚未完全打破、多层次市场协同不足、监管精准度有待提升等问题。 在此背景下，两部门印发《通知》并建立全国统一的电力市场评价制度，既是破解“重建设、轻评估”改革痛点的现实需要，也是衔接全国统一大市场建设、服务“双碳”目标与能源安全新战略的必然选择。通过建立科学系统的评价体系，可精准衡量市场运行成效、及时发现堵点难点，为电力市场建设方向调整、政策优化提供客观依据，推动市场功能从“规模扩张”向“质量提升”转型。 四维评价体系构建市场治理新框架 《通知》构建了“总体要求—评价内容—评价方法—组织落实”的完整制度链条，核心在于确立四方面评价体系与科学规范的评价机制，形成覆盖市场全生命周期的治理闭环。 锚定多重目标协同发展。《通知》明确以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，围绕加快构建新型电力系统的总体目标，确立了科学、系统、动态的评价体系构建原则。其多重目标在于统筹安全保供、绿色转型、经济效率三大方面，通过全面准确评价市场运行成效，促进监管工作科学化、精准化，强化全国统一电力市场在资源优化配置中的决定性作用。这一要求深刻把握了电力市场的特殊性——作为能源转型的核心枢纽，电力市场不仅要实现经济效率提升，更要承担能源安全与绿色发展的战略使命，三者的协同平衡是评价制度的根本遵循。 四维聚焦，全覆盖市场运行关键环节。《通知》明确评价工作围绕“市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续发展、市场竞争充分度”四个方面展开，涵盖14项核心评价要点，形成了“过程+效果”“宏观+微观”的全维度评价矩阵。 在市场运营效果评价方面，《通知》筑牢了市场运行“基础底盘”。该维度聚焦市场规则体系建设、技术标准衔接、运营管理规范、市场共治与监管效能五大要点，核心是评价全国统一电力市场的“制度统一性”与“运行规范性”。例如，要求形成完整的基础规则体系，实现中长期、现货、辅助服务等市场全覆盖，这直接回应了当前区域市场规则不统一、市场衔接不畅的改革痛点；强调数字化监管手段的应用，体现了“监管现代化”的改革方向。 聚焦市场作用发挥评价，《通知》强调检验资源配置“核心效能”。该维度从要素流通、安全效益、环境效益、经济效益四个层面，衡量市场在服务国家能源战略中的实际成效。在要素流通方面，突出跨省跨区交易规模与频率增长，助力“西电东送”等国家战略落地；在安全效益方面，强调电能量、辅助服务市场与容量补偿机制的协同，保障电力系统稳定运行；在环境效益方面，聚焦新能源消纳、绿电绿证市场发展，直接对接“双碳”目标；在经济效益方面，通过动态定价引导资源跨时空优化配置，维持电价合理波动，保障成本回收与投资预期，实现系统整体经济性提升。 针对经营主体可持续发展评价，《通知》确保激活市场活力“关键引擎”。该维度关注经营主体经营状况、新业态培育与市场满意度，体现了“以主体为中心”的改革导向。一方面，通过市场机制引导投资合理布局，保障电力企业稳健经营，维护产业平稳运行；另一方面，重点支持储能、虚拟电厂等新业态发展，推动民营企业参与，助力能源新质生产力提升。市场满意度评价则直接反映经营主体对市场环境的认可度，为优化市场服务、提升参与积极性提供依据。 关于市场竞争充分度评价，《通知》要求守护市场秩序“公平底线”。该维度聚焦主体行为规范与市场集中度管控，核心是保障市场统一开放、竞争有序。通过约束不当竞争、滥用市场力等行为，健全信用惩戒机制，确保市场竞争的公平性；通过动态监测市场集中度指数，管控供需平衡与价格波动风险，筑牢市场风险防控防线。这一维度回应了电力市场作为“不完全竞争市场”的特性，需通过科学监管防范市场失灵。 科学赋能，构建规范化评价流程。在评价方法方面，《通知》明确了“指标体系构建、多维综合分析、数字化支撑、有序开展评价、强化结果应用”五大方面，形成了“科学设计—精准实施—有效反馈”的闭环管理机制。 在评价技术路径上，《通知》强调“定性+定量”“横向+纵向”“过程+效果”的三维结合：定性分析通过现场调查、专家访谈等方式掌握实际情况，定量分析依托具体指标开展量化评估；横向对比不同地区、不同主体的运行情况，纵向追踪同一对象的发展趋势；过程评价聚焦规则设计与执行，效果评价衡量资源配置与政策目标达成度，确保评价结果全面客观。 尤为突出的是，《通知》强调数字化技术的支撑作用，提出推动评价从“描述性”向“预测性”升级，实现市场运行状态实时监测、风险提前预警，这与当前电力市场数字化监管改革方向高度契合，将大幅提升评价的时效性与精准度。在实施节奏上，明确自2026年起组织全国统一评价，鼓励地方因地制宜开展评价，形成全国统筹、地方协同的推进格局；同时强化结果应用，要求将评价报告作为政策调整、监管优化的重要依据，避免评价与实践脱节。 为保障评价公正性，《通知》明确可组织第三方机构开展专业监管评估；同时强调“减负增效”，要求避免无效评价、重复评价、多头评价，减轻地方和企业负担，体现了“务实高效”的制度设计原则。 为全国统一电力市场建设提供制度保障 《通知》出台的核心价值在于填补了全国统一电力市场评价的制度空白，构建了市场高质量发展的“标尺”，其创新意义体现在三个层面： 一是完善了电力市场治理体系。通过建立全国统一的评价标准与流程，解决了此前区域评价标准不一、监管依据不足的问题，推动市场监管从“经验型”向“科学型”转型，为全国统一市场的规范运行提供了制度保障。 二是强化了多重目标协同机制。评价体系统筹安全、绿色、经济三大目标，将新能源消纳、绿电交易、跨省跨区资源配置等战略要求纳入评价要点，确保电力市场建设始终服务于新型电力系统构建与“双碳”目标实现。 三是激活了市场内生发展动力。通过聚焦经营主体可持续发展与市场竞争公平性，既保障了传统电力企业的稳健运行，又为新业态、新主体提供了发展空间，助力能源新质生产力提升，推动电力市场从“规模扩张”向“质量效益”转型。 把握关键环节，推动制度落地 《通知》的落地实施需重点把握三个关键环节：一是加快构建配套指标体系，结合电力市场运营实际，细化量化评价指标，确保指标的实用性、可获得性与代表性；二是强化数字化技术支撑，搭建全国统一的评价监测平台，实现数据共享与实时分析，提升评价效率；三是健全结果应用机制，将评价发现的问题转化为政策优化的具体举措，形成评价—反馈—改进的良性循环。 此外，需注重区域协同推进，鼓励地方结合自身实际开展差异化评价探索，为全国统一评价制度的完善提供实践经验；同时加强宣传培训，提升市场主体对评价制度的认知度与参与度，确保制度落地见效。 建立全国统一电力市场评价制度，是深化电力体制改革、建设全国统一大市场的重要举措。随着制度的逐步落地，将有效提升电力市场运行效率与监管精准度，推动电力资源在全国范围内优化配置，为构建新型电力系统、保障能源安全、实现绿色低碳发展提供坚实支撑，助力我国能源高质量发展迈上新台阶。

据Mining.com网站援引彭博通讯社报道，为延长燃煤发电年限，美国总统特朗普采取了多项措施，他下令五角大楼从煤电厂购买电力，并宣布拨款数百万美元用于升级现有设施。 特朗普指示国防部长皮特·赫格塞斯（Pete Hegseth）与燃煤电厂达成购买电力协议以保障军事行动。根据特朗普指示，五角大楼能源设施办公室将寻求签订长期协议，以满足需求增长和更稳定的运营环境。 “现在我们将通过军方来大量购买煤炭，这比我们多年来一直使用的煤炭更便宜，而且实际上也更有效”，特朗普周三在白宫举行的一次活动上表示，出席此次活动的有矿企、煤炭企业高管和能源行业领导人。 特朗普称赞煤炭是“最可靠和信赖”的能源，并表示政府的此项举措将有助于提高煤炭发电量，从而降低消费者的用电负担，并确保对国家安全至关重要行业获得稳定电力供应。 特朗普称，“在我执政的第一年，煤炭发电量增长了近15%，明年这个数字将达到25%-30%。煤炭发电量增加意味着用电成本下降，美国民众和政府可省下更多钱。这不错。” 这位总统还表扬了田纳西河谷管理局（Tennessee Valley Authority）继续运营两座原本计划关闭的燃煤电厂的计划，并宣布能源部将拨款支持燃煤电厂的升级改造。据白宫官员透露，这笔1.75亿美元的资金将用于肯塔基州、北卡罗莱纳州、俄亥俄州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州六座燃煤电厂的升级改造。 美国煤炭生产商皮博迪能源公司（Peabody Energy Corp.）的股价盘中一度上涨9.6%。该公司首席执行官吉姆·格雷奇（Jim Grech）在活动中表示，该公司正在“与政府合作探讨新建燃煤电厂的可行性”。 这些措施是特朗普为提振煤炭开采和消费所做的最新努力。煤炭是一种化石燃料，由于天然气和可再生能源价格更低廉，以及人们对气候变化的担忧，煤炭在美国作为发电来源的使用量有所下降。但随着华盛顿政策的调整，以及公用事业公司为满足AI（一个能源消耗巨大的行业）带来的电力需求激增而寻求解决方案，这种局面已经发生了转变。 特朗普认为其所谓的“清洁、美丽的煤炭”发电对于解决他的两个政治要务非常关键，一是帮助美国赢得人工智能领域的全球竞争，二是在11月中期选举前为消费者降低公用事业费用。 在特朗普采取措施扶持煤炭行业的同时，美国联邦政府却终止了对一些风能和太阳能电网项目的资助。此外，政府还在放松此前鼓励摆脱化石燃料（导致气候变化的罪魁祸首）的监管规定。 环保者认为，这些举措代表联邦政府试图扶持一种污染严重的燃烧能源，而牺牲更清洁的替代能源——这与多年来华盛顿许多共和党人和民主党人所秉持的“能源兼顾”方针背道而驰。 “当美国民众要求清洁、价格合理的能源时，特朗普政府却用我们的税款来扶持美国最脏、效率最低的发电厂，”自然资源保护委员会（Natural Resources Defense Council）主席马尼什·巴普纳（Manish Bapna）说。