在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 、 山东爱思信息科技有限公司 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-全球供应链与市场洞察论坛上 ， SMM咨询经理 张凯围绕“高溢价光伏组件市场的需求洞察与战略协同”的话题展开分享。他表示，高溢价市场仍是海外装机的核心支撑，规模优势稳固。中国对高溢价市场的出口增势强劲，供应链地位同步提升。针对高溢价市场的差异化应用场景，组件高可靠性是压低全生命周期运维成本、保障项目收益稳定的决定性要素。此外，受政策调整、项目融资评估等因素驱动，高溢价市场对本地化制造及配套服务能力的需求正持续攀升。 高溢价市场的规模与价格优势 市场规模| 高溢价市场仍是海外装机的核心支撑，规模优势稳固。中国对高溢价市场的出口增势强劲，供应链地位同步提升 据SMM了解， 欧洲光伏装机稳步增长，但压力显现 ：因招标机制改革、通胀压力缓解和设备成本下降，集中式光伏成为新的增长点。随着欧洲能源危机缓解，多国减少或取消分布式项目的支持计划，户用光伏项目的经济吸引力骤降。同时，欧洲电网容量严重不足、审批流长等消纳问题集中爆发，挤压新装机空间。 美国政策制约光伏装机 ：美国因联邦税收抵免提前逐步取消，大量中远期大型地面电站项目的经济性下滑，下游投资意愿骤减。同时，美国实施了更严苛的FEOC限制细则，使得高度依赖全球化组件供应链的美国光伏项目面临严重的清关延迟和溯源合规成本，大批项目被迫延期。 日韩、澳洲市场保持平稳： 澳洲因负电价，集中式项目投资意愿下降，但同时积极推动户用储能装机，化解弃光危机，分布式市场保持平稳。日本近年因土地资源紧张，装机规模增长被严重制约。日本已通过战略规划调高光伏地位，《第七次能源战略计划》将光伏发电在2040年能源结构中的目标大幅提升至23%-29%。 “取消退税”政策引发疯狂囤货： 中国自2026年4月1日起正式取消光伏产品出口退税，欧美分销商和EPC企业为了锁定低价，在一季度积极抢单与突击提货。3月，中国光伏组件出口额创下阶段性历史新高。 组件价格| 在能源安全焦虑与电价高企催化下，欧洲光伏组件的价格持续稳定在高位，分布式组件保持显著溢价优势 据SMM了解，5月以来，虽然出口退税窗口期已过，但欧洲光伏组件成交价仍然保持高位，完税自提价格始终稳定在0.12美元/W以上。分布式组件相对于常规组件的溢价始终接近0.1美元/W。 ► 地缘冲突引发能源安全焦虑： 自2026年2月下旬美以伊冲突爆发以来，欧洲石油、天然气和电价全面上涨，家庭和企业用能成本持续承压。在此背景下，欧洲各地掀起屋顶太阳能系统“抢装潮”，光伏发电正从补充能源加速向保障能源安全的关键选项转变。欧洲电价体系对天然气价格高度敏感，中东冲突导致气价和电价联动上涨。家庭和企业为规避持续攀升的用电成本，纷纷加速安装光伏系统。 ► 分布式市场的终端用户对组件价格的敏感度低： 业主更关注的是系统能否尽快安装并网、能否及时锁定电价上涨带来的收益。屋顶光伏组件定价的更强上涨，反映了分布式发电需求的强劲，尤其是在住宅和商业领域。全黑小板型组件长期供应紧缺，反映出愿意为视觉美观支付显著溢价。 产品需求：效率与可靠性 高溢价市场中，高效组件可显著摊薄系统成本，优化LCOE。 光伏项目成本| 高溢价市场光伏项目需承受更高的TIC，主要是由于更高的BOS成本、土地人工开支、冗长审批与并网流程、供应链溢价 通过SMM对2025年全球公用事业规模光伏项目总投资成本的分析来看，美国：对华光伏贸易壁垒带来的设备供应链溢价、并网配套强制投入、土地权属复杂以及审批流程冗长，叠加本土EPC与人工成本抬升。 欧洲：受限于土地资源紧张、严苛碎片化的合规审批与并网流程，叠加高企的人工与BOS工程成本，同时各国光伏部署规模有限难以充分发挥规模效应，推高整体装机投资。 大洋洲：项目选址普遍偏远带来较高物流成本，电网基础设施稀疏导致并网配套投资增加，市场整体部署体量有限，削弱设备与工程端的议价能力，抬高光伏TIC水平。 日韩：本土缺失完整光伏制造产业链，设备进口叠加部分国家关税壁垒形成供应链溢价，本地EPC产业能力不足，部分区域电网薄弱需开发商承担额外并网工程，共同推高装机成本。 光伏项目成本| 光伏项目的核心竞争力已转向海外本土软成本的管控能力，高效光伏组件成为对冲高溢价市场的高系统成本的重要手段 据SMM分析，高溢价市场光伏项目的成本重心落在BOS硬件、工程施工及软成本等非组件成本上，土地、并网配套等非组件支出在总建设投资TIC中占比显著较高。 在此特殊成本结构约束下，高效率组件的核心价值并非单纯提升发电量，而是通过更高的单位面积功率输出实现同等直流装机规模下项目占地面积缩减。 占地面积下降直接带来连锁的系统降本效果：一方面减少支架、桩基、电缆等BOS硬件物料用量，降低土建、电气施工的工程量；另一方面压缩土地占用规模，直接节约土地取得成本，同时减少因更大地块带来的环评、征地协调等前期开发投入，摊薄整套面积敏感型的BOS与部分软成本。 土地资源| 尽管日本的光伏组件等硬件成本持续下降，但并网费、土地平整费、设计费持续增长 ► 土地平整费： 日本可开发平地稀缺，靠近现有输电设施的优质地块已几乎被早期项目占据，新增项目越来越多地转向坡地、荒地等地块，导致土地平整费用增加。 ► 并网费用和设计费： 新项目选址在远离主干电网的区域，需承担从发电站到变电站的全部接入工程费用。随着光伏渗透率攀升，为应对电网调度要求，新并网项目需加装输出控制装置。同时，设计阶段需投入更多技术力量完成并网技术协议的编制和审查。 ► 土地审批： 自2016年度以来，日本引入可再生能源开发管制条例的市町村数量从26件激增至2020年度的134件。部分自治体划定了抑制区域或禁止区域，项目在土地取得和开发许可阶段需投入更多的前期调查和合规工作。 并网流程| 美国光储项目的并网排队时长加重，并网总时长触底反弹，光储融合项目的申请量占比呈现逐年上升态势 并网排队时长触底反弹，光储融合项目审批效率最为低下： 美国光储发电项目并网排队总时长在经历2021-2023年的相对平稳期后，于2025年大幅反弹至85个月。光储融合类项目的并网周期显著偏高，成为拖累整体并网进度的最主要瓶颈。 积压申请量高速增长，光伏项目占比接近37%： 全美项目申请阶段规模由2018年的639GW，一路飙升至2023年2,598GW的峰值，呈现爆发式积压。其中，太阳能（混合）类项目占比从2018年的5%猛增至2025年的18%。虽然近两年总积压量微调，但光储融合已成为的核心增量。 并网积压倒逼组件升级： 超高效率与光储智能协同成为项目破局刚需。组件产品必须加速向高功率技术演进，以单瓦高增益对冲财务损耗。同时，光储融合的特殊性对组件的光储系统电气适配度、全生命周期耐候性及合规本土化提出了硬性指标要求。 高效组件| 头部企业已推出多款高效组件产品，在高溢价市场推广节奏明显加快，已有多项规模化签单和交付 据SMM了解，目前，头部企业已推出多款高效组件产品，SMM 预计，2026 年四季度高效组件产能落地规模约 90GW。 分场景来看： 集中式场景：BC组件在集中式市场的市占率明显提升 意大利：71MWp项目应用隆基Hi-MO 9系列BC组件，在有限土地条件下发电效能更高，并凭借优异的弱光表现和温度特性，为电站长期稳定发电提供有力支撑。 澳大利亚：TCL中环中标DTI组件供应项目，为澳洲昆士兰州中部的Smoky Creek、Guthrie‘s Gap两大光伏电站提供高效BC组件，项目总规模达720MW。 德国：爱旭已连续交付包括瓦尔斯罗德的20.8MW项目以及德国最大规模的地面电站巴伐利亚120MW项目等。 韩国：晶澳科技签署韩国大型地面电站独家供货协议，涵盖8个项目，总容量达410MW，全部采用DeepBlue5.0组件。 希腊：隆基将为阿尔米罗斯市45.51MW的阿塔马斯项目、法萨拉市36.15MW的米科诺斯项目提供全套高效组件产品，能够有效提升发电收益、优化土地利用率。 分布式场景：渠道商订单持续增加，单笔订单规模不断扩大 澳大利亚： 晶科能源与Blue Sun Group签署2GW飞虎3战略合作备忘录，并与澳大利亚客户签署79.33MW高效组件协议。JA晶澳与OSW、LuxcoEnergy、Sol Distribution、Solar Agent和Greentech五家主流分销商签署共计1GW组件供货协议，DeepBlue5.0进入澳洲市场。澳大利亚分布式市场成熟度高，但屋顶面积有限、人工成本高昂、树荫与飞鸟活动频繁。高效组件让屋顶项目的装机容量提升8%-10%，同时减少组件数量、支架负荷与安装工时，直接降低系统总成本。 欧洲： 晶科能源在欧洲分销市场密集签署了多项供货协议，重点涉及法国、西班牙和德国三大核心光伏市场，签约产品主要为飞虎3系列高效光伏组件。 面对高溢价市场的特殊场景，组件的高可靠性是降低全生命周期运维成本、稳定收益的决定性因素。 农光互补| 农光互补已成为平衡绿色收益与土地合规的有效路径，业主更加偏好具备耐腐蚀、高抗隐裂及透光性能的定制化组件 AIDC | 智算浪潮推动“24/7零碳数据中心”转型，溢价红利正加速向具备高功率、高密度、极端安全性及长效稳定性的高端组件倾斜 住宅屋顶| 高电价与绿色补贴催生强劲户用装机需求，市场更加偏好具备建筑美学、高安全性、及无忧运维的组件产品 供应链需求：本地化制造与运营 因政策变化和融资评估，高溢价市场对本地化制造与服务能力的需求日益增多 海外产能| 高溢价市场政策驱动的供应链本土化诉求日益增强，但面临高昂的产业重置成本，中资企业进入难度大 据SMM了解， 组件产能率先落地，但上游产业空缺 ：高溢价市场目前加紧布局的本土产能，高度集中在技术壁垒相对较低、建设周期短的组件组装环节。电池片以及上游硅片在这些区域几乎面临产业空白。本土组件生产在未来较长周期内，依然高度依赖海外的核心供应链支撑。 传统转口贸易空间受限： 随着针对东南亚等第三方转口基地的贸易政策持续收紧，依靠离岸制造覆盖上述高溢价市场的传统路径难以维系。 中国光伏产业的全球化布局转型： 中国光伏出海从产品输出迈向能力输出的全新阶段，行业重心正加速转向在目标市场建设本土产能、输出前沿技术工艺，并深度参与当地产业链生态的共建。企业的竞争焦点也从单一的成本优势，逐步扩展至本地化运营、合规管理和产业协同等综合实力层面。 本土制造| 面对欧盟工业加速器法案的合规壁垒，中资光伏企业必须全面深化本土供应链协同，以锚定欧洲市场的组件市占率 《工业加速器法案》对中国光伏企业可能的影响： 投资建厂： 被迫与欧盟本土企业成立合资公司，控制权降低，甚至可能无法获得主导权；雇佣本地员工和本土采购，将显著增加中国光伏企业在欧洲的人力、采购和运营成本；导致核心技术被迫转移，削弱竞争力。纯粹的组件出口模式将受到阻碍，需深度参与本土产能建设和关键零部件采购环节。 市场开发： 若法案通过，短期可能出现巨大本土供需缺口，欧盟光伏项目成本飙升和安装延期。长期来看，中国企业可能失去东欧等地大型集中式项目订单，市场份额被挤压。企业需更加关注商业市场，加强本地化服务能力，依靠价格优势和性能维持市场份额。 本土制造| 2026年，各国国通过关税壁垒、财政补贴和技术代差卡位强推光伏本土化与本地采购。中资企业应加速本土化的战略转型 融资评估| 本地化服务能力，是光伏组件企业驱动品牌在高溢价市场完成可融资性准入，实现订单突破的硬实力标签 光伏企业海外产能与运营服务布局日趋多元，深度融入区域政策框架，实现本地化协同与战略适配 产能布局| 中东依托合规原产地条件、低成本制造基础与强力产业政策支持，成为中国光伏企业稳定供货高溢价市场的新支点 中东布局产能可合规规避欧美贸易制裁： 国内直接出口成本壁垒越来越高，东南亚产能逐步纳入监管范围，企业想要稳定守住欧美高溢价市场，亟需一条具备长期合规性的供应链通道。在中东落地一体化深度产能是可行解法。依托区域自贸协定与原产地规则，完成电池、组件完整工序制造，达标区域价值成分要求，取得中东原产资质；实体工厂更容易通过欧美海关实地稽查，持续规避对华专项贸易限制，保障欧美高价订单稳定交付。 中东具备突出的综合生产成本优势： 欧美本土建厂用工与能源成本居高不下，难以支撑具备竞争力的报价。中东沙漠区域形成独特成本组合优势。广袤荒漠土地租金低廉甚至园区供地优惠，工业电价具备下行空间；叠加自贸区长期所得税、设备进口关税减免政策。相比欧美建厂大幅压缩固定开支，对比部分东南亚地区，能源与长期税费优势更加稳定，能够对冲海外运营增量费用，保留面向欧美市场的盈利空间。 中东对光伏制造业支持力度强劲 ：沙特、阿联酋、埃及等中东国家推进能源转型，目标降低油气经济依赖，意图依托本地光照资源打造光伏完整产业链。东多国将光伏制造纳入国家级发展战略，普遍推出自贸区长期免税、设备进口豁免、工业用地优惠，部分主权基金可配套融资支持。中东形成系统性招商框架，有效缩短项目审批周期、改善项目现金流，吸引头部企业落地垂直一体化产能。 运营能力| 中国企业正通过与渠道商共建研发、服务、制造和交付的本地化闭环，实现从产品出口商向全球本地化能源服务商的战略转换 场景定制与反向研发成为突破口 ：企业开始与海外渠道商、安装商联合开展产品定制，针对当地屋顶承载、安装习惯等差异化需求，推动组件向轻量化、易安装、特殊尺寸等方向迭代，将终端市场需求直接融入研发前端。 合作关系向终端下沉与战略捆绑延伸： 厂商不再止步于展会推广，而是将技术培训、测试报告等深度服务下沉至经销商门店，协助渠道商向终端用户解读新产品。在集中式市场，企业联合多家本地开发商及分销商，利用绿色工厂认证和供应链可追溯性，助力渠道商在绿电招标中赢得优势。同时，企业通过长期战略协议或收购整合等方式，与核心渠道商结成利益共同体，构建起更具排他性和稳定性的战略伙伴关系。 本地职能体系趋于完善，交付能力全面升级： 企业着力构建覆盖本土制造、物流、服务、研发等环节的完整本地化能力，将海外分支机构从销售办事处升级为真正的区域运营实体。 一体化交付合作加速成型： 头部企业借助渠道商的本地资源，向系统集成和软硬件一体化服务商转型，将高效组件、自研储能系统与数字化能源管理平台深度绑定打包，通过协同本地分销网络，为客户提供一站式能源解决方案。 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-电力市场创新发展论坛 上 ，朗新科技集团股份有限公司能源数智化交易市场总监 曹健阳围绕“AI与电力交易融合策略与风险管理”的话题展开分享。 市场背景：为什么需要AI与策略管理 全国电力现货市场全面落地 新能源快速发展驱动电力市场化交易迈入新阶段 电力现货市场在广东、山东、江苏、浙江等地全面落地。 市场化交易全面推进 ：交易机制持续完善；市场规模不断扩大；交易品种持续丰富；市场运行稳步提升。 电力市场进入“电能量运营时代” 从“计划发电”到“市场运营”，从“被动参与”到“主动创造价值 现货价格大幅波动的情况 当前受各种要素影响，现货价格波动非常大，导致当前的价格信号把握困难 现货价格波动加剧，传统经验难以应对，亟需AI预测与智能决策提升市场应对能力与收益稳定性 电价为什么大幅波动 价格波动≡供需変化 x 物理约東 x 报价结构 x 巿场行为 价格波动会沿着仓位、偏差、资产约束放大 AI预测：从单一曲线到概率判断 价格预测不是一个模型，而是三类问题 三类预测对象·三套决策逻辑·三组评价指标 机器学习与物理边界必须融合 统计学习给基线，物理模型守边界，大模型做解释和编排 预测模型不能平均投票，要按场景路由 先识别场景，再分配模型主责；让最适合的方法承担主要判断 多层架构：基准价格、物理修正、博弈残差 逐层构建·分层归因·反推验证 可用预测要交付曲线、区间和风险窗口 从“一个点值”升级为“可交易的预测产品” 置信区间与关键点位：交易不是看平均误差 点预测做基准·概率分位管仓位·风险阀值触发干预 注意！!阔值为材料方法示例，正式项目需按市场和节点回测确定 节点预测先找“电送不出去”的时刻 先识别阻塞，再形成节点价格;从“一个数”升级为场站风险工具 省间预测要同时判断价格、通道和竞争 价差决定方向·通道决定兑现·竞争决定成交 风险识别：给交易员一张风险地图 交易员需要一张能行动的风险地图 识别信号 →量化方法 → 交易动作 风险管理要从设阈值升级为探边界 列未知 一 探边界 → 立风险线 → 复盘沉淀 风险线应随数据质量、模型能力和新事件持续更新。 预测决定上限，风控决定能走多远 预测发现机会·边界验证真假·风控保障长期 预测决定上限，边界决定真假，风控决定能走多远 交易策略：预测如何转化为仓位与申报 不同交易场次，目标函数和风险并不相同 分场次定义目标·分场次配置策略·分场次设置风控 中长期策略:先定基本盘，再给现货留风险预算 真实可交付能力 →机制电量边界 → 签约基本盘 →现货风险预算 日前策略：价格预测必须转成96点可执行申报 预测输入 → 资产策略转换→ 约東裁剪-> 96点申报 日前不是预测终点；而是96点可执行申报的起点 日滚动策略：不能照搬股票量化逻辑 按资产、规则和物理约束分场景设计 日滚动不是看K线做价差套利，而是资产、规则与物理边界下的滚动决策 策略是把预测优势转换成受约束的仓位 感知 → 预测 → 推演 → 决策 → 执行 → 复盘 机器做高频计算，人守住授权与责任边界 交易分析数据工作流：从原始数据到受控执行 数据质量起点·场景模型路由·风险翻译·人工授权·全程留痕 仓位应随着不确定性逐层修正 信息逐层吸收·不确定性逐步收敛·仓位持续校准 回溯归因：记录、提炼、回测、迭代 从结果统计走向损失来源识别与规则沉淀 产品组合：交易员每天真正会使用的七类工具 围绕交易前、交易中、交易后，形成看、算、判、做、复盘的工作闭环 七类工具贯通交易前、中、后，让交易员每天真正用得起来 未来展望 展望：交易智能化将从预测准确走向组织智能 被放大的不是某个算法，而是组织感知风险、形成策略与快速学习的能力 从预测一个价格，升级为组织持续形成正确行动的能力：市场协同、组合优化、组织学习。 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-电力市场创新发展论坛 上 ， 国网(苏州)城市能源研究院能源战略研究所副所长 陈光围绕“‘十五五’时期我国统一电力市场体系建设的思考”的话题展开分享。 十五五是统一电力市场建设的关键时期 统一电力市场已有雏形，十五五时期将迈向"基本建成"的关键跨越 2025年全国统一电力市场——已有雏形 统一电力市场建设叠加了新型电力系统建设 2025年风光累计装机历史性超过火电 2030年新型电力系统要初步建成 统一电力市场建设既要强健基础，也要跟上发展需求 统一电力市场建设： ► 2025年市场化交易电量6.64万亿kWh； ► 跨省跨区交易1.59万亿kWh，同比+11.6%； ► 注册经营主体109万家，含5400家售电公司、近1万家新型主体 ► 国办发4号文：2030年基本建成统一市场体系 ► 现货市场2027年前基本实现正式运行 ► 六类市场：现货、中长期、零售、辅助服务、绿电绿证、容量 新型电力系统建设 ► 2025年风光累计装机历史性超过火电 ► 2025年新型储能装机1.36亿kW ► 2030年新型储能装机目标3亿kW（翻倍） ► 2030年新型电力系统初步建成 ► 国外电力市场也在改革以适应新能源储能 ► 新能源占比越高，地板价/负电价概率越高 什么是"统一电力市场"？ 4号文点到的六类市场 "统一"全是制度层面、规则层面、标准层面——统一的是游戏规则，不统一的是游戏结果 不是统一电价——价格差异恰恰是市场有效运行的核心信号 更真实地反映电力商品的多维价值 现货市场正式运行： 国网省间、山西、广东、山东 、甘肃、蒙西、湖北 、浙江 其余省份：除京津冀与西藏外，均在25年已进入连续 结算试运行。 京津冀： 开展模拟试运行，为区域联合运行做技术与规则准备 西藏： 受地理与负荷特性限制，暂以短周期模拟为主 更高效地互联 · 更流畅地协调 · 更真实地反映电力商品的多维价值 电价趋势 负电价： ► 新能源发电接近零边际成本——报地板价甚至负价是理性策略； ► 风光装机占比越高，地板价概率越高； ► 有场外补贴的情况下更甚——只要电价>0就覆盖变动成本 ► 储能和需求响应尚不足以完全消化超发时段 对市场的判断： ► 负电价/零电价不是市场失灵——是市场最真实的供需信号； ► 美国ERCOT、德国EPEX SPOT、澳大利亚NEM均长期存在负电价； ► 核心问题不是"消除负电价"，而是"让价格信号有效引导投资和消费"； ► 甘肃30%的时间地板价——说明供需严重错配需要系统层面应对。 省内视角：江苏江南江北价差 ► 负荷分布、新能源分布和过江通道的关系导致线路阻塞较多； ►不同节点的价格差异比较大； ► 调研了解到江南江北机组收益体感差别很大； ► 节点电价信号是资源配置的基础——节点差异就是投资信号 国际参照：德国2024年风光56% ► 德国2024年风光发电占比56% ► 日前现货价格日内波动方差较2019年扩大2.3倍 ► 随着新能源占比增加，价格波动方差非线性扩大 ► 这不是线性增长——是渗透率突破临界点后的跃变 ► 中国正在接近这个临界点 省间电价 中前期价差进一步放大： 现货市场还在"补课"——2027年前基本实现正式运行；新进入省份价格发现不充分，波动更大；北方低价更低更频繁，南方尖峰更极端；系统运行费分省差异拉大（科目/计算/分摊规则各异）；调整规则需要时间，短期很难抹平。 后期收敛： 均值收敛：特高压通道持续加密、省间市场完善；关键节点电源和储能建设促进资源优化配置；价格尖峰和低谷仍会有甚至拉大，但均价差异收敛；方差可能长期高位——新能源波动性不会消失；规律性收敛：市场教育主体，信息透明减少盲目投机；供需规律让市场更充分把握。 价差"均值"收敛，但"方差"可能长期高位 思考一：储能的容量市场或容量电价 储能发展的逻辑链 容量电价 = 储能"固定底薪" + 现货套利 + 辅助服务 = 多重收入结构 但按什么标准来核算储能的可靠容量贡献？这个技术细节文件还没给出答案 新型储能与煤电差异极大：主要是固定成本、响应速度快、但有充放电次数寿命限制 储能容量电价折算标准是亟待完善的技术细节——按煤电逻辑套用储能存在根本性偏差 储能的市场机制完善 储能收益 = 容量电价（底薪）+ 现货套利（高要求）+ 辅助服务（更适配） 现阶段收益可预期性和空间都还比较小——储能的市场机制还有比较大的完善空间 思考二：电力期货 态度演变：从"火候未到"到"发展契机" 广期所2024年完成广东电力期货合约方案设计 · 2025年"南沙金融30条"鼓励广期所探索 · 2026年6月上海出台电力期货研发准备政策 国际经验——电力期货不是"照搬原油黄金"那么简单 电力期货 三个核心难题 交易标的怎么定？ 省间、省内节点之间差异很大，标的物如何选择？ 交割方式怎么定？ 实物交割：需要电网配合、调度配合，跨省还要跨网协调； 现金交割：需要权威现货价格指数，作为结算基准。 监管框架怎么定？ 证监会主导？能源局主导？ 能监办主导？还是联合监管？ 先把现货做实、把省间打通、把指数做权威——期货是水到渠成的事。反之则本末倒置 思考三：信息披露 现状：有的省公开得相当到位，有的省还停留在"季度发一个PDF"的水平； 跨省协调基础薄弱——在一个平台上看到所有省的实时价格、阻塞数据、机组出力？做不到。 数据默认公开、保密才是例外——这是成熟电力市场的基本共识 信息披露 一、节点/分区价格信号，全主体可见；二、API标准化；三、全国电力市场数据强制公开平台 思考四：省间壁垒 思考五：电力规划与市场机制的协同 传统系统规划基于长期负荷预测和电源布局——没有把市场价格信号和跨区交易需求放进去； 结果：储能建的地方和最需要储能的地方不是同一个；新能源集中的区域和外送能力最强的不是同一个方向。 三个领域各自用各自的指标、模型、目标函数——"三角"没有联起来走 规划： 装机账，布局优化； 市场： 价格信号，收益预期； 运行： 实时平衡，调度执行。 "十五五"要做的——把市场和规划拉到同一个桌子、用同一套数据、回答同一个问题：这个省投多少新能源？建多少储能？开通多大的外送能力？——三件事同步优化 思考六：售电公司的洗牌 售电公司——四堵墙与转型方向 结语 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道

近日，大秦电力(昆明)集团有限公司下属公司“沙雅县秦电投新能源有限公司49万千瓦光伏治沙”EPC项目(2025年)（一标段）招标再起波折。在中标结果公布半年后，项目宣布取消中标资格。 据招标方披露，中标通知书送达后，中标联合体就相关合同条款提出了异议，双方开展协商洽谈。但洽谈却并不顺畅，招标人积极响应对方诉求，奈何中标企业始终无协商意愿，拒绝推进、拒签合同，并书面声明自愿放弃全部中标权利。鉴于无和解基础，招标方决定取消中标资格，并将追索全部损失。 值得重视的是，这已是该项目第二次被拒绝履约。 沙雅县秦电投新能源有限公司49万千瓦光伏治沙EPC项目，建设地点位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区沙雅县，计划新建光伏装机规模49万千瓦，新建5万千瓦/10万千瓦时储能系统，治沙面积1.5万亩。 该项目最早于2025年8月发布第一次招标，EPC招标内容包括项目的开发、勘察、可研、设计、土建工程及相关配套工程等施工，配套储能及治沙等相关内容的全部工作，即“交钥匙”工程。共划分为三个标段，其中标段一无疑是重中之重，包括新建光伏装机规模300MW，另外包含220kV升压站、配套5万千瓦/10万千瓦时储能及约20千米的进场道路，并且整个项目的设计全部由一标段统筹设计。 另外两个标段则为，标段二负责新建光伏装机规模100MW，68千米外电线路施工及5辆价格不超过25万/辆的工程用车，5辆15万/辆的通勤车辆；标段三位为新建光伏装机规模90MW。 最初第一次招标明确采用费率报价，并且对单价进行了限制，一标段、二标段、三标段分别为2.65元/W、2.65元/W、2.3元/W。 在发布招标公告一个半月后，中标结果出炉。然而，短短三个月后，因一标段中标企业无法履约，最终宣布废除中标，并重新招标。 今年1月8日，标段一重启第二次招标；不足一个月后，中标候选人发布，第一次招标中入围的企业均未出现；紧接着在2月初，中标企业官宣，费率报价整体下浮1%，固定单价2.4896849元/W。 可以发现的是，由于第二次招标取消了单价控制，中标价较第一次限价降价约6%。按照标段一300MW规模来测算，合同金额则高达7.5亿元。但超7亿元的合同，还是连连被拒。 事实上，自去年以来，光伏EPC招标终止的不在少数，即使限定于新疆光伏治沙项目，近期也有多个项目发生变动。8月17日，因招标范围勘察部分及相关技术要求有重大变更，新疆融颐公司新和县50万千瓦光伏治沙一体化项目（EPC）第二次招标终止。两个月前，该项目因投资计划发生重大变更而紧急叫停了招标。 另一个金达弘景莎车县100万千瓦光伏治沙项目更是一波三折。该项目EPC在发布招标计划仅仅一天后，因“采购计划取消”而宣布终止。 而继续追溯以往信息，金达弘景莎车县100万千瓦光伏治沙项目早在去年7月已启动相关招标。率先启动的是项目设计招标，随后则是PC工程招标。但在设计中标结果敲定后，PC工程五个标段因设计方案发生重大变更而终止。与此同时，莎车县当地政府发出声明，直指该项目仍处于前期手续办理阶段，项目用地、规划、电网接入等各项前期工作均未完成，尚不具备招标及开工建设的法定条件。 今年6月2日，当地政府再发公告，指出金达弘景莎车县100万千瓦光伏治沙项目自备案以来，企业未按承诺在3个月内实现开工、前置手续未办理完成、欠缴土地租金和水保补偿费2291.6万元，并且警告如未在限定时间内完成手续办理并取得开工令开工建设，将自动予以清退70万千瓦的开发指标。以此也可猜测，匆忙叫停的招标或许更多来源于催促压力。 终止背后，“经济账”或首当其冲。随着设备价格下降、竞争加剧，特别是“136号文”下项目业主进一步控制成本，EPC利润再被压缩。如沙雅县秦电投新能源有限公司49万千瓦光伏治沙EPC项目，标段一中标单价为2.4896849元/W。对比去年以来的同类型大EPC价格，虽并不是最低价，但还是低于平均价格。“算不过账”或是中标企业宁可毁约失信也拒绝履约的直接推动力。 从项目业主角度而言，同样难敌“经济账”，特别是当下重重压力之下，一方面，全面市场化交易下，项目上网电价俯身下冲。今年1~5月，新疆区内光伏发电结算均价跌破0.1元/千瓦时（注：包含中长期、现货、辅助服务费用分摊等在内的最终市场综合电价，但不含机制电价）；另一方面，多地项目面临庞大税费追缴，从补贴所得税到耕地占用税、城镇土地使用税等。 此外，不难发现的是，光伏治沙项目涉及土地、生态、电网等多重复杂的前期手续，若在条件未成熟时仓促招标，极易中途搁浅。 眼下，整治光伏“反内卷”，推动上游光伏产业链价格回归合理水平可谓共同呼声，但值得呼吁的是，下游同样亟待“解压”，唯有上下游均恢复合理利润，光伏行业的健康可持续发展才能真正落到实处。

8月18日，中核集团2026-2027年度光伏组件设备一级集中采购项目中标候选人公示，集采总规模预期4.3GW，入围企业有正泰新能科技股份有限公司、晶澳太阳能科技股份有限公司、英利能源发展有限公司、通威股份有限公司、常州华耀光电科技有限公司、隆基绿能科技股份有限公司。 中标单价在0.685-0.748元/W之间，平均价格0.705元/W。 根据招标文件，本次采购为框架采购模式，采购量覆盖中核集团及其下属相关成员单位的预计装机总规模，将对应落地多个具体光伏项目。本次集采的N型组件包含TOPCon、BC 两大技术路线，交货期至2027年8月。

8月17日，海南省文昌市昌洒镇100MW复合光伏项目光伏组件设备采购中标结果公告发布。 根据公示，项目中标人为晶科能源股份有限公司，含税投标总报价87609398.75元，折合单价约为0.73元/瓦。 据招标公告显示，该项目选址位于海南省文昌市昌酒镇东北方向处，占地面积约为1400亩。光伏发电项目规划容量为直流侧120MWp，交流侧100MW，根据本工程地块条件及装机容量，全站共分成29个3.2MW和3个2.6MW光伏发电单元，每个光伏方阵配置10/8台320kW组串式逆变器，通过变压器升压至35kV，通过集电线路送至升压站35kV配电装置。新建1座220kV升压站。以1回220kV线路接入对侧霞山(东群)变电站220kV侧。

8月19日，正泰电器披露2026年半年度报告。 上半年，公司实现营业收入380.64亿元，同比增长28.46%；归属于上市公司股东的净利润31.30亿元，同比增长22.23%；扣非净利润27.01亿元，同比增长6.35%；经营活动产生的现金流量净额131.82亿元，同比增长84.66%。 分季度看，公司的收入增长主要集中在一季度。 一季度营收213.03亿元，同比增长46.33%，公司当时解释，增长主要来自户用电站业务。按半年报与一季报数据计算，二季度营收约167.61亿元，同比增长约11.3%；归母净利润约18.63亿元，同比增长约34%，但扣非净利润约14.91亿元，增幅约3%。 正泰电器目前的主要业务包括智慧电器和绿色能源。前者以配电、终端、控制等低压电器为主，后者涵盖户用光伏电站开发、建设、销售和运营，以及集中式电站、逆变器和储能。 2025年，智慧电器产业收入227.36亿元，同比增长4.76%；光伏业务收入362.74亿元，同比下降15.62%。今年上半年的收入反弹，户用光伏仍是主要推动因素。 不过，光伏业务内部也出现分化。截至6月底，正泰电器持有光伏电站装机容量28.95GW，其中户用电站26.02GW，分别较上年同期增长约4.0%和4.4%。 上半年光伏电站发电量165.17亿千瓦时，同比增长约12.2%，但电费收入由48.88亿元降至47.92亿元，平均上网电价由每千瓦时0.38元降至0.33元。 需要区分的是，上述电费收入仅对应电站运营，不包括电站销售和工程承包。正泰安能采用开发、建设、运营并择机出售电站的模式，电站交易节奏会明显影响正泰电器的收入规模和现金流，因此不能仅凭电费收入判断整个光伏板块的经营情况。 正泰电器近期也在进一步加强对正泰安能的控制。7月，公司以11.16亿元受让正泰安能3.16%股权，直接及间接持股比例由68.08%提高至71.24%。正泰安能2025年实现收入287.28亿元、净利润30.40亿元，已成为正泰电器重要的收入和利润来源。 资本层面，正泰电器仍在推进发行H股并在港交所主板上市，8月拟将相关审计机构由天健国际变更为德勤香港，但发行规模、定价等细节尚未确定。 整体看，正泰电器上半年恢复了较快的收入增长，现金流也有所改善。后续经营质量仍需结合低压电器业务增速、户用电站交易节奏、上网电价以及扣非利润表现综合判断。

北极星储能网讯：2026年8月15日，中核汇能山东公司寒亭300MW光伏电站低压交流配储工程EPC招标，招标人潍坊寒亭区汇科新能源有限公司为中核集团旗下控股企业。 中核汇能山东公司寒亭光伏电站基于“一机一储”架构开发的光伏场站配置储能智能协同运行项目位于中核汇能寒亭固堤街道光伏发电乡村振兴示范基地，基地于2024年9月成功完成首并，光伏总装机容量300MW，是山东公司目前建设规模最大的单体集中式光伏发电项目。考虑目前新能源全量进入电力现货市场的背景，且山东地区限电现象较为严重，项目厂用电支出较高，项目拟计划通过增加储能设备平衡现货价差、挽回场站弃电损失，节省场站厂用电支出，提升项目整体收益。 要求投标人近两年具备单个合同5MWh及以上规模储能工程施工或工程总承包业绩。不接受联合体投标。 原文如下：

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-光全球供应链与市场洞察论坛 上 ，俄罗斯自然科学院外籍院士、上海第二工业大学资源与环境工程学院院长 周全法围绕“新兴固废的挑战:晶硅、薄膜及未来新型组件回收技术”的话题展开分享。 再生有色金属 铂族金属对外依存度98%： 被誉为“现代工业维生素”，国内几乎无自主供给能力，核心技术与原料双重受制于人。 钴资源对外依存度95%： 动力电池核心原料，海外供应链高度集中，地缘政治与市场波动直接冲击新能源产业安全。 锂资源对外依存度70%： 已突破国家资源安全警戒线，作为“白色石油”，其供给稳定性是新能源汽车产业发展的关键。 再生困境 三大困境 有色金属资源短缺——再生利用-循环利用-节约利用；再生利用环境污染——产业规划管理-技术装备研发-示范与标准化；原料不足产能过剩——拓展来源-低品位开发 国家层面： 生态文明、循环经济、“双碳”、无废城市建设；2026年经济工作重点任务：坚持双碳引领，推动全面绿色转型...... 行业层面： 中国有色金属工业协会（学会）、发改委、工信部、环保部管理政策、教育部：资源循环科学与工程、科技部：国家科技计划（多批）； 企业层面： 提高认识、选对路径；加大投入、科技人才配套；先行先试、逐渐规范；抱团取暖、全球竞争。 再生出路 “城市矿山”：解决供给缺口的核心路径 电子废弃物 (≥600万吨/年)：金品位 ≈ 200g/t 相当于原生金矿的 40-200 倍，废弃电路板中富集了大量黄金、铜等稀贵金属，是名副其实的“城市金矿”。 退役动力电池 (≥200万吨/年)：钴品位 ≈ 0.5% 是原生钴矿的 100 倍。随着新能源汽车普及，退役电池成为镍、钴、锂等关键战略金属的重要循环补给库。 废弃光伏组件 (≥100万吨/年)：高价值材料富集 含高纯度多晶硅、银、铝等材料。此外，每年产生的50万吨以上石化废催化剂，也蕴藏着巨大的二次资源化潜力。 再生出路 “城市矿山”：解决供给缺口的核心路径 26000吨（世界白银年产量）； 23000-24000吨（中国白银年产量，包括矿产银和废料回收银，世界占比约90%）； 2025 年，全球光伏行业的白银消费量达 6,087 吨； 废弃光伏组件——未来世界最大的银矿 含银废料回收技术 在现代，银的价值比金低得多——Ag 11.8元/g, Au 1000元/g（2025年底）；早期银价值远远高于黄金 自然界：银绝大部分以化合物状态存在，因而它的发现比金晚得多（距今5500~6000年） 马克思在《政治经济学批判》中提到：“金实际上是人所发现的第一种金属。一方面，自然本身赋予金以纯粹结晶的形式，使它孤立存在，不与其他物质化合，或者如炼金术士所说的，处于处女状态；另一方面，自然本身在河流的大淘金场中担任了技术操作。因此，对人说来，不论淘取河里的金或挖掘冲积层中的金，都只需要最简单的劳动；而银的开采却以矿山劳动和一般比较高度的技术发展为前提。因此，虽然银不那么绝对稀少，但是它最初的价值却相对地大于金的价值。” 银是所有金属中导电和导热性能最好的金属，电导率达到6.3×10⁷ s/m，热导率为621 W/(m・k)，因而成为制造光伏组件、电子封装材料和超导材料等最重要的导电导热材料。 据《World Silver Survey 2025》数据，2025 年，全球光伏行业的白银消费量达 6,087 吨，约占当年全球白银矿山产量的23.4%。 这一增长主要由 N 型电池技术的快速普及所驱动，尽管行业在积极推进 “减银化”，但更高的栅线密度仍使得白银需求保持强劲增长。(白银的最大工业用途) 未来世界最大的银矿 含银废料回收技术 电子及新能源工业含银废料 电器电子产品、废电路板、废光伏组件、电工合金、氧化银电池等产品类；废银粉、银浆、银渣、蜂鸣片、滤波片等过程废弃物；含银量差异大，需分类处理。 其他工业含银废料 化工及医药行业：镀银废液、贵金属深加工废液、催化剂废料等，成分复杂，处理难度大 珠宝加工：银首饰、银器废料，纯度通常较高； 摄影工业：胶片、定影液、银盐、金属银残留，纯度较高，易回收 医疗行业：医疗器械废料，需特殊处理，卫生要求高。 传统银回收工艺路线 火法冶金——在高温条件下（利用燃料燃烧或电能产生的热或某种化学反应所放出的热）将矿石或精矿经受一系列的物理化学变化过程，使其中的金属与脉石或其他杂质分离，而得到金属的冶金方法。包括焙烧（或烧结焙烧）、熔炼、吹炼、蒸镏与精镏、火法精炼、熔盐电解等过程。 火法冶金回收银——通过高温熔炼处理含银废弃物，利用银的熔点较低特性使其与其他金属分离。适用于处理银含量较高的废料，如银器、电路板等。 熔炼过程中产生的废气需经过净化处理以减少污染，但能耗较高且回收率受原料纯度影响较大，对复杂混合物的处理效率较低。 湿法冶金——将矿石、经选矿富集的精矿或其他原料经与水溶液或其他液体相接触，通过化学反应等，使原料中所含有的有用金属转入液相，再对液相中所含有的各种有用金属进行分离富集，最后以金属或其他化合物的形式加以回收的方法。主要包括浸出、液固分离、溶液净化、溶液中金属提取及废水处理等单元操作过程。 湿法冶金回收银——通过化学试剂溶解银并进行提纯，适用于处理低银含量或复杂成分的废料。常用方法包括氨浸法、氰化法等，能有效分离银与其他金属。 该方法回收率较高，但需使用大量化学试剂，处理成本和环境污染风险需严格控制，且对设备要求较高。 光伏组件银回收 《关于促进退役风电、光伏设备循环利用的指导意见》6项重点任务（2023，六部委） 一是从绿色设计出发，推动回收利用便利化。【如EVA；背板塑料；寿命设计......】 二是明确处理责任主体。要求集中式风电和光伏发电企业承担退役新能源设备处理责任。【生产者责任延伸制 (EPR)的主体责任转移！】 三是畅通回收利用渠道。推动探索多种回收模式，产业链上下游共同推动设备回收。 四是提高再生利用技术水平。强化光伏组件中层压件、边框、接线盒等的高水平再生利用。 五是稳妥推进再制造。部署光伏逆变器等关键零部件实施再制造。 六是明确无害化处置要求。部署光伏设备回收利用处置全过程环境污染防治的监管力度。 八大主材： 电池片、焊带、玻璃、EVA、背板、边框、硅胶、接线盒。 装机量逐年快速递增： 根据国家能源局发布的最新数据，截至 2025 年底： 全国风电与光伏发电合计装机容量达到了 18.4 亿千瓦（1840GW）——太阳能发电装机1200GW，风电装机640GW。 同期，煤电装机容量约为 12.59 亿千瓦（1259GW）——风光合计装机已显著超过煤电。 截至 2026 年 3 月底，风光合计装机已达 19 亿千瓦，占总装机比重接近 48%，这一趋势仍在持续。 预计到 2026 年底，太阳能发电装机容量将首次单独超过煤电，成为中国装机规模最大的电源类型。 光伏组件——理论寿命25-30年，实际寿命10-15年；1MW组件约55吨，现有装机总量约4000万吨。 自然灾害和发电效率加剧退役 自然灾害： 3-5%的光伏组件被损毁；年产生量约100万吨左右； 2000年左右装机组件： 即将退役或已经退役（因发电效率和组件价格）； 遵循工业产品生命周期： 原料-产品-废料-再生资源或安全处置。 小结： 光伏发电——中国名片；退役光伏组件——数量巨大；价值巨大——研究+产业 基本属性 资源性与污染性并存；污染： 静态极低；动态较高； 资源： 有色及稀贵金属、半导体材料、无机非金属材料、高分子材料等。 废弃光伏组件资源化利用本质：多层紧密结构材料的分离与元素循环 传统分离工艺 项目组已做工作 按工序设置课题-技术及装备开发同步-前后工序无缝对接-产业化系统集成 材料保级利用与元素循环 铝合金边框的保级利用——冶金方式调节成分、结构，边框铝合金； 焊带的保级利用——冶金方式调节成分、结构，光伏焊带； 银元素循环——不经过纯金属状态，在回收过程中加工成光伏用银粉和浆料。 重视预处理，物理分离优先 物理分离技术利用物理特性如密度、磁性等进行银的分离，包括重力分选、磁选等方法。 重视全组分，利润在银外 银以外的材料和组分，是企业的关键利润点。 注重设备投入经济性，避免过度自动化 前端的拆卸、拆解，根据处理量决定是否配置自动化设备和流水线； 注重回收-深加工一体化，拓展产品链 湿法所得含银溶液，尽可能不要经过纯金属状态，而是直接制备电子化学品或高端材料，达到增值目标。 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道

在由 上海有色网信息科技股份有限公司（SMM） 主办的 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-光储技术创新与新型场景应用论坛 上 ， 协鑫能源科技股份有限公司副总经理钱亚南围绕“AI驱动下虚拟电厂与电力交易的深度融合与价值重构”的话题展开分享。 AI重塑电力市场新格局 在“双碳”目标与能源数字化转型的双重驱动下，AI正从虚拟电厂的“辅助工具”升级为其核心的“数字大脑”。这一变革推动VPP与电力交易从简单的数据对接走向深度的智能融合，正在从根本上重构电力市场的四个关键维度： 交易效率跃升： 高频响应· 精准匹配； 收益模式创新： 多维套利· 价值挖掘； 市场边界拓展： 聚合海量· 灵活接入； 产业价值重构： 生态协同· 多方共赢。 虚拟电厂融合AI的转变 1. 感知层：全域精准感知 融合物联网与多源异构数据，构建高保真数字孪生底座，实现海量分布式资源的毫秒级状态映射与实时监测。应用时序大模型，目前协鑫负荷预测准确率已达到90%，为全链路提供坚实的数据支撑。 2. 认知层：AI大模型驱动 深度集成电力行业大模型与深度强化学习算法，挖掘多维数据价值，精准洞察市场运行规律与价格波动特征。电价预测准确率约94%，在不确定性中寻找确定性收益机会。 3. 决策层：AI智能体自主决策 基于前两层的输入，由AI智能体自主推演并生成最优运行与交易策略，最快以秒级响应速度执行，完美匹配现货市场96点的高频价格波动，实现聚合资源收益最大化与风险最小化。 传统虚拟电厂运营依赖人工经验，资源调度与市场交易脱节。AI技术通过构建“感知-认知-决策”的三层智能架构，打破了这种割裂状态，实现了全流程的智能化管理与动态最优匹配。 传统模式：经验驱动与滞后响应 过度依赖人工经验与固定规则进行调度，缺乏对市场的敏锐度，响应速度慢，无法充分捕捉并利用电力市场价格波动带来的套利机会。 AI驱动模式：全链路智能决策 构建“感知-认知-决策”的三层智能架构，实现从海量数据处理到自动生成最优策略的全流程智能化，精准匹配多市场交易需求，实现动态最优资源配置。 虚拟电厂聚合与交易闭环示意 聚合分布式能源、储能系统等可靠负荷，通过AI调度实现与电力市场的高效互动 电力市场的深度融合 一资源多收益”的价值叠加 中长期交易市场： 签订远期合约，提前锁定基础收益，规避价格波动风险； 现货交易市场： 响应实时电价，通过策略性充放电捕捉高收益套利机会； 辅助服务市场： 提供调频、备用等灵活性服务，增加资源利用效率； 需求响应市场： 配合电网削峰填谷，获得直接的补贴收益与奖励。 绿证与碳交易： 挖掘清洁能源属性，开辟绿证售卖与碳资产变现新渠道。 基于AI的多市场协同能力，让VPP化身精明的“投资经理”。根据实时市场行情动态调整资源配置，在不同市场间实现收益互补，最终达成整体经济效益的最大化。 价值重构-交易价值 交易价值：效率跃升&收益倍增 效率革命：无人化自动交易 AI可将电力交易人工时间减少70%以上，实现7×24小时全天候无人化自动交易，大幅降低人力成本。 收益提升：多场景收益增长 AI通过精准预测和自动调节，可提升资产运营收益并降低电力市场批发成本，资产收益可提升5%-10%。 成本下降：运营与储能降本 综合能源系统运行成本降低3%，分布式储能全生命周期成本降低20%-30%。 价值重构-市场价值 市场准入门槛降低： 2025年357号文明确VPP为“新型经营主体”，AI降低技术门槛，激活海量小微用户。 市场边界打破： AI打破地域壁垒，实现跨区、跨省资源优化配置，让更广泛的新能源资源参与到全国的电力平衡中。 商业模式创新与价值提升： 从“单一电量交易”升级为“电量+容量+辅助服务+数据服务”综合模式，优质项目IRR达8%–15%，投资回收期缩短至3–4年。 价值重构-产业价值 产业链延伸：开辟融合新赛道： AI技术与虚拟电厂深度融合，催生AI电力交易平台、数字孪生、零碳园区等新业态。更重要的是推动“算力-电力融合”，构建绿色数字底座，重塑能源与数字经济产业链。 用户赋能：激活万亿级市场： 直接创造经济价值：企业综合用电成本显著下降3%-5%，分布式资产收益提升5%-10%。“电力版滴滴”模式激活海量需求侧资源，打开万亿级市场增长空间。 核心挑战 1. 数据壁垒与隐私保护 电网、用户、设备多方数据相互割裂，如何在严格保护用户隐私和商业机密的前提下实现高效数据共享，是规模化发展的首要难题。 2. 算法安全与可信性 AI模型固有的“黑箱”特性，导致决策逻辑缺乏透明度和可解释性，不仅难以获得监管和用户信任，更可能面临对抗样本攻击的风险。因此，构建透明、可验证、安全可信的AI交易与决策体系是行业发展的关键基石。 仿真与现实的鸿沟 数字孪生模型与实际电网存在偏差，尤其在极端天气、故障等复杂场景下适应性较弱，难以精准指导实际运行。 融合物理机理与海量数据优势的混合AI（物理模型+数据驱动）是解决模型泛化能力不足、缩小仿真与现实差距的重要技术方向。 标准与监管滞后 目前，VPP的市场准入规则、AI算法交易合规性界定、多方参与的收益分配与结算机制等关键领域，相关标准和监管政策仍处于探索完善阶段，难以匹配行业快速发展的需求，制约了VPP从试点示范向规模化、商业化的跨越。 未来趋势 构建万物互联的智能能源网络 未来能源网络愿景· 2030+ 技术方向：混合AI成为主流 混合AI（物理模型+大模型+强化学习）将成为技术主流，实现“精准预测-自主决策-安全执行”的闭环。 市场方向：全国统一电力市场 随着全国统一电力市场的成熟，VPP将跃升为核心交易主体，推动“绿电+碳资产+电力交易”的深度融合与价值变现。 产业方向：迈入千亿规模，成为核心引擎 2026年· VPP市场规模预测1000亿+： AI技术深度驱动的虚拟电厂(VPP)市场将迎来爆发式增长，预计在2026年正式迈入“千亿级”市场规模，成为极具潜力的高增长赛道。 智能化、低碳化、高效化： 能源转型的核心引擎 不仅为国家“双碳”战略目标的达成提供关键技术与市场支撑，更将作为中枢力量，推动能源产业链上下游整体向智能化、低碳化、高效化方向全面转型升级。 》点击查看 2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛 专题报道