中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：2025年上半年，我國風(fēng)電與光伏發(fā)電裝機(jī)達(dá)到16.7億千瓦、同比增長41.7%，發(fā)電量同比增長26.9%。而綠電交易電量1540億千瓦時(shí)、同比僅增長15.6%，單獨(dú)綠證交易量2.42億張，綠色電力市場總體規(guī)模占新能源發(fā)電量比例不到1/3。
與此同時(shí)，市場政策環(huán)境出現(xiàn)多方面重大變化。2月9日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2025〕136號(hào)，以下簡稱“136號(hào)文”）；5月30日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于有序推動(dòng)綠電直連發(fā)展有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號(hào)，以下簡稱“650號(hào)文”）；7月11日，印發(fā)《關(guān)于2025年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重及有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改辦能源〔2025〕669號(hào)，以下簡稱“669號(hào)文”）。國家層面政策組合拳連續(xù)出臺(tái)，地方層面配套落地措施百花齊放，多個(gè)省份現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)正運(yùn)行，綠色電力市場格局面臨重塑。
市場形勢變化簡析
新能源走出保障性“搖籃”，綠色電力供應(yīng)格局改變
136號(hào)文綱舉目張，推動(dòng)新能源全面參與市場，并建立可持續(xù)發(fā)展結(jié)算機(jī)制，新能源整體收益受到正反多方面影響。
新能源裝機(jī)大幅提升沖擊市場電價(jià)。2025年上半年，全國新能源新增裝機(jī)2.6億千瓦，占全部裝機(jī)53.3%，新能源發(fā)電量增加值超過全社會(huì)用電量增量，綠色轉(zhuǎn)型成效明顯。隨著新能源全面入市，疊加燃料成本下行、政策調(diào)整、現(xiàn)貨市場建設(shè)等因素影響，市場電價(jià)下行趨勢明顯。根據(jù)統(tǒng)計(jì)，2025年全國各?。▍^(qū)、市）中長期交易電價(jià)同比均有不同程度下降，部分地區(qū)降幅明顯，如安徽年度綠電價(jià)格下降超過30元/兆瓦時(shí)，廣西綠電交易電價(jià)同比下降超100元/兆瓦時(shí)。中長期價(jià)格進(jìn)一步帶動(dòng)現(xiàn)貨市場下行，2025年上半年，蒙西現(xiàn)貨實(shí)時(shí)電價(jià)同比下降47%，其中觸及地板價(jià)的時(shí)間超過1300小時(shí)、超過去年2倍；山東電網(wǎng)現(xiàn)貨市場零價(jià)或負(fù)電價(jià)的時(shí)間超過1100小時(shí)、超過去年48%，其中4月光伏發(fā)電時(shí)段現(xiàn)貨電價(jià)為負(fù)值；山西電網(wǎng)現(xiàn)貨市場實(shí)時(shí)電價(jià)同比下降15.4%。隨著電力市場建設(shè)加快推進(jìn)，新能源全面入市，火電容量電費(fèi)預(yù)期提升，預(yù)計(jì)未來一段時(shí)間電力市場中長期價(jià)格與現(xiàn)貨電價(jià)還將持續(xù)下探。
綠電價(jià)格競爭力持續(xù)提升。電價(jià)下行一方面給新能源經(jīng)營帶來挑戰(zhàn)，但客觀上也提升了綠電相對(duì)其他電源的市場競爭力。在競爭較為充分的地區(qū)，綠電市場價(jià)格已經(jīng)低于火電價(jià)格，尤其是現(xiàn)貨市場下的光伏發(fā)電。以廣西自治區(qū)為例，8月份廣西光伏綠電市場價(jià)格跌破0.25元/千瓦時(shí)，遠(yuǎn)低于同期火電均價(jià)0.32元/千瓦時(shí)，即便考慮到光伏發(fā)電時(shí)段不夠友好，在按照風(fēng)電或火電現(xiàn)貨峰段價(jià)格配平發(fā)電曲線后，整體發(fā)電價(jià)格仍低于火電。面對(duì)低碳有認(rèn)證、價(jià)格有優(yōu)勢、曲線有保障的綠電，理性的用戶沒有理由會(huì)拒絕。這也為綠色電力市場建設(shè)提供了重要啟示。部分地區(qū)強(qiáng)制綠電一定要在火電市場價(jià)格之上進(jìn)行限價(jià)，并設(shè)置了多重價(jià)格限制措施，這固然一定程度上維持了綠電市場價(jià)格與用戶成本的穩(wěn)定，但新能源無法與火電真正同臺(tái)競爭，價(jià)格上下波動(dòng)雙向受阻，也阻礙了綠電市場快速發(fā)展，干擾了電力市場價(jià)格的形成，最終損害了包括電力用戶在內(nèi)的全體市場參與者的權(quán)益。
可持續(xù)發(fā)展價(jià)格結(jié)算機(jī)制為新能源提供一定保障。差價(jià)結(jié)算機(jī)制在充分保障市場主體參與市場積極性的同時(shí)，創(chuàng)新通過差價(jià)結(jié)算方式為新能源提供一定程度的兜底保障，差價(jià)由全市場交易均價(jià)形成。而各省（區(qū)、市）在確定機(jī)制電量比例、電價(jià)水平、增量申報(bào)上下限等方面擁有充分自主權(quán)，地方政府通過自主設(shè)定機(jī)制電量與電價(jià)來調(diào)控當(dāng)?shù)匦履茉错?xiàng)目的整體收益水平，這體現(xiàn)了不同地區(qū)對(duì)新能源發(fā)展的不同視角，如上海市機(jī)制電量最高可達(dá)100%，增量項(xiàng)目競價(jià)上限超出基準(zhǔn)價(jià)，反映出上海作為綠電需求旺盛的國際大都市對(duì)新能源發(fā)展的鼓勵(lì)與引導(dǎo)；而內(nèi)蒙古增量項(xiàng)目機(jī)制電量暫為0，大部分收益需通過市場獲得，這體現(xiàn)出新能源裝機(jī)大?。▍^(qū)）對(duì)新能源裝機(jī)持續(xù)提升更加謹(jǐn)慎的態(tài)度。多數(shù)省份機(jī)制電量銜接原保障性電量，預(yù)計(jì)存量新能源項(xiàng)目電價(jià)整體保持穩(wěn)定。增量項(xiàng)目在不同省份區(qū)別較大，近期，山東省首次增量項(xiàng)目競價(jià)結(jié)果出爐，出清價(jià)格為光伏0.225元/千瓦時(shí)、風(fēng)電0.319元/千瓦時(shí)，盡管相比基準(zhǔn)價(jià)大幅下降，但仍遠(yuǎn)高于現(xiàn)貨市場均價(jià)。該價(jià)格基本符合市場判斷與經(jīng)濟(jì)學(xué)規(guī)律，在充分的市場競爭環(huán)境下，出清結(jié)果穩(wěn)定在全行業(yè)成本線上下，體現(xiàn)出了政策制定者的高水平?jīng)Q策能力與專業(yè)水準(zhǔn)。
機(jī)制電量與綠證銜接，綠電供應(yīng)主體面臨艱難抉擇。“136號(hào)文”要求機(jī)制電量不重復(fù)獲得綠證收入，同時(shí)明確初期不再開展其他形式的差價(jià)結(jié)算。這一方面簡化了現(xiàn)貨市場結(jié)算規(guī)則，減輕了市場主體的交易決策復(fù)雜度，同時(shí)也保障了綠證的唯一性，避免市場主體對(duì)環(huán)境權(quán)益的重復(fù)付費(fèi)，是綠電綠證市場建設(shè)內(nèi)在邏輯的體現(xiàn)。但另一方面，該政策也意味著機(jī)制電量收益與綠電綠證市場及中長期市場收益只能二選一，如山東省明確“存量項(xiàng)目持有的過渡期間或之后簽訂的中長期合約，不再納入機(jī)制電價(jià)執(zhí)行范圍”，這對(duì)山東省新能源主體參與綠電市場的邏輯將產(chǎn)生顛覆性的影響，改變了以往保障性電量可同步參與綠電交易獲得綠證收益的模式。因?yàn)闄C(jī)制電量比例逐年下滑，參與綠電量的波動(dòng)都會(huì)影響后續(xù)每年的機(jī)制電量，這對(duì)交易量的預(yù)測水平提出了較高要求。由于機(jī)制電量是保障全生命周期、平均投資回收期的長時(shí)間穩(wěn)定收益，而綠色電力市場每年收益則存在較大不確定性，發(fā)電企業(yè)可能會(huì)傾向于選擇放棄綠電交易。山東省細(xì)則發(fā)布后，根據(jù)調(diào)研的情況，部分新能源企業(yè)選擇不再參與或擴(kuò)大綠電交易。除山東外，目前山西、貴州、安徽等地的落地文件均設(shè)置了類似條款，對(duì)綠色電力市場供應(yīng)量造成沖擊。
消納責(zé)任主體擴(kuò)容，拓展綠色電力需求版圖
7月1日，國家發(fā)改委辦公廳、國家能源局綜合司聯(lián)合下發(fā)2025年、2026年可再生能源電力消納權(quán)重和重點(diǎn)用能行業(yè)綠色電力消費(fèi)比例，在電解鋁行業(yè)基礎(chǔ)上，2025年增設(shè)鋼鐵、水泥、多晶硅行業(yè)和國家樞紐節(jié)點(diǎn)新建數(shù)據(jù)中心綠色電力消費(fèi)比例。盡管新增的四個(gè)行業(yè)2025年僅監(jiān)測不考核，但對(duì)重點(diǎn)用能企業(yè)的綠色消費(fèi)將起到重要的指引與導(dǎo)向作用。從消納責(zé)任要求看，各?。▍^(qū)、市）非水電消納責(zé)任權(quán)重同比增加0%～10.6%不等（見圖1），其中云南、新疆增加最多，分別增加10.6%與7.9%；吉林、黑龍江、青海、寧夏與2024年持平，全國平均增加約4.1%。非水電消納責(zé)任要求的提升可帶動(dòng)2025年綠電綠證消費(fèi)量增加超過4000億千瓦時(shí)。要注意的是，2025年全年風(fēng)電、光伏發(fā)電量預(yù)計(jì)增加超過5000億千瓦時(shí)，而跨省區(qū)輸電通道資源緊張，綠電消費(fèi)量存在區(qū)域錯(cuò)配問題，單從數(shù)量上看預(yù)計(jì)多數(shù)地區(qū)綠電消費(fèi)供過于求的局面仍會(huì)維持。
從各?。▍^(qū)、市）情況來看，傳統(tǒng)東部用電大省（市）如山東、江蘇、北京、上海等地新能源增量仍無法滿足消納責(zé)任要求，需要通過跨省區(qū)輸電通道進(jìn)行綠電采購。云南、新疆兩個(gè)資源大省（區(qū)）盡管新能源裝機(jī)提升迅速（2025年上半年同比分別增加2336萬千瓦、3515萬千瓦）；但由于風(fēng)光資源、限電等因素影響，新能源平均發(fā)電利用小時(shí)下降明顯（新疆風(fēng)電下降31%、光伏下降27%，云南風(fēng)電下降20%、光伏下降21%），疊加消納責(zé)任要求大幅提高，導(dǎo)致綠電消納反而出現(xiàn)新增缺口（見圖2）。內(nèi)蒙古、山西等其他多數(shù)?。▍^(qū)），由于新能源裝機(jī)大幅提升，可供應(yīng)綠電量較為充裕?？紤]到部分增量新能源電量可通過機(jī)制電量進(jìn)行保障，可入市的綠電量存在不確定性，具體每個(gè)省份的情況仍需要根據(jù)當(dāng)?shù)貦C(jī)制電量政策等情況具體分析。
直連豐富綠電內(nèi)涵
行業(yè)變革的種子播下
5月21日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)650號(hào)文，允許新能源通過直連線路向單一用戶供應(yīng)綠電，并在綠電直連的類型、接入、源荷匹配、參與市場、費(fèi)用繳納等方面做出了一般性規(guī)定。此舉是在隔墻售電政策試點(diǎn)多年后，面對(duì)國外碳關(guān)稅壁壘、國內(nèi)新能源消納等問題，政府主管部門大膽進(jìn)行的體制機(jī)制創(chuàng)新。對(duì)用戶側(cè)來說，以前只能通過在廠區(qū)內(nèi)建設(shè)分布式能源或者電力交易來使用綠電，以后還可考慮綠電直連，選擇面更廣。對(duì)發(fā)電側(cè)來說，除了投資傳統(tǒng)的分布式或集中式新能源項(xiàng)目外，綁定優(yōu)質(zhì)負(fù)荷側(cè)資源進(jìn)行綠電直連參與電力市場成為一個(gè)新的選項(xiàng)。對(duì)于部分尚未開展電網(wǎng)接入工程建設(shè)或因新能源消納受限等原因無法并網(wǎng)的新能源項(xiàng)目，綠電直連政策可能是挽救項(xiàng)目的關(guān)鍵一招。
需要注意的是，綠電直連政策的具體落地還存在諸多不確定性與限制。首先，并網(wǎng)型項(xiàng)目的電源應(yīng)接入產(chǎn)權(quán)分界點(diǎn)的用戶側(cè)，項(xiàng)目作為整體接入公共電網(wǎng)，這意味著綠電直連項(xiàng)目與傳統(tǒng)集中式發(fā)電項(xiàng)目有著本質(zhì)區(qū)別，部分集中式場站期望通過綠電直連的模式解決消納問題，需要對(duì)項(xiàng)目性質(zhì)的變更進(jìn)行綜合考量，實(shí)操難度也較大。其次，項(xiàng)目整體新能源年自發(fā)自用電量占總可用發(fā)電量的比例應(yīng)不低于60%、上網(wǎng)電量占總可用發(fā)電量的比例上限一般不超過20%，自發(fā)自用電量占用戶總用電量的比例不低于30%且比例需持續(xù)提升，分布式光伏作為直連電源更是需要直接接受《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》等政策約束。相比一般分布式項(xiàng)目，發(fā)用電比例的要求對(duì)綠電直連的供電可靠性提出了更高要求。第三，直連線路可通過一對(duì)多模式向多個(gè)用戶供應(yīng)綠電，這有利于推動(dòng)新能源項(xiàng)目與園區(qū)型用戶的合作，但具體落地措施還需要觀察。7月8日《關(guān)于開展零碳園區(qū)建設(shè)的通知》印發(fā)，政府主管部門的落地舉措在穩(wěn)步推進(jìn)中。第四，存量負(fù)荷在足額清繳相關(guān)費(fèi)用的前提下可壓減自備電廠處理進(jìn)行綠電直連，公平承擔(dān)責(zé)任與提升綠色占比成為硬性條件。第五，項(xiàng)目接入電壓等級(jí)一般情況下不超過220（330）千伏，電壓等級(jí)存在上限約束。第六，并網(wǎng)型綠電直連項(xiàng)目若作為整體參與電力市場交易，發(fā)電與負(fù)荷側(cè)進(jìn)行了強(qiáng)綁定，這更加適用于企業(yè)內(nèi)部型投資。不是同一投資主體的需分別注冊聚合參與交易，但這并不表示電源與用戶完全脫離，用戶用電負(fù)荷波動(dòng)實(shí)時(shí)影響發(fā)電曲線，雙方參與市場的節(jié)奏、收益仍然緊密聯(lián)系。第七，最關(guān)鍵的是項(xiàng)目相關(guān)費(fèi)用繳納。9月12日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于完善價(jià)格機(jī)制 促進(jìn)新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2025〕1192號(hào)），規(guī)定容/需量電費(fèi)計(jì)算改為“按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費(fèi)＋所在電壓等級(jí)現(xiàn)行電量電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)×平均負(fù)荷率×730小時(shí)×接入公共電網(wǎng)容量”。該公式表達(dá)的核心要義是，用戶負(fù)荷因?yàn)閰⑴c綠電直連導(dǎo)致利用率下降，其仍需承擔(dān)市場平均負(fù)荷率對(duì)應(yīng)的輸配電費(fèi)。利好的一點(diǎn)是，綠電直連項(xiàng)目電量暫不繳納對(duì)應(yīng)的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)及政策性交叉補(bǔ)貼新增損益。
以某地用能企業(yè)為例，年用電量為10億千瓦時(shí)，用電曲線全年較為穩(wěn)定。若與附近一風(fēng)電場站開展綠電直連，為滿足不低于30%的自發(fā)自用比例要求，需至少配備風(fēng)電裝機(jī)約為10萬千瓦、年有效利用小時(shí)不低于3000小時(shí)。由于風(fēng)電的不穩(wěn)定性，其配置的接網(wǎng)容量需達(dá)到11萬千伏安以上，假設(shè)平均負(fù)荷率為60%，參與綠電直連后其對(duì)應(yīng)容量電費(fèi)月度增加約250萬元，而項(xiàng)目在下網(wǎng)輸配電費(fèi)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)等環(huán)節(jié)可節(jié)省電費(fèi)約為170萬元/月，成本增加值大幅高于減免值，且這還不包括直連線路的建設(shè)成本。若要提升項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性，比較關(guān)鍵的一點(diǎn)是如何降低接入公共電網(wǎng)容量，這就需要通過建設(shè)儲(chǔ)能、優(yōu)化負(fù)荷彈性來提升供電可靠性。按上述測算接網(wǎng)容量需下降到70%以下才有可能覆蓋新增的輸配電費(fèi)。
上述分析僅為理想條件下的簡單分析，實(shí)際項(xiàng)目還需考慮實(shí)際負(fù)荷率水平、容量電費(fèi)計(jì)算方式、項(xiàng)目上網(wǎng)電量、周邊資源、系統(tǒng)備用費(fèi)等諸多因素影響，可以預(yù)測初期滿足條件的項(xiàng)目數(shù)量極為有限。盡管存在上述限制，綠電直連政策仍然是近年來電力市場領(lǐng)域的重大突破，打破了當(dāng)前電力輸配的固有框架，為綠電應(yīng)用開辟了一條全新路徑，并有可能成為未來行業(yè)變革甚至顛覆的關(guān)鍵要素。
市場應(yīng)對(duì)
面對(duì)綠色電力市場在供應(yīng)、需求及內(nèi)涵等多方面出現(xiàn)的重大變化，能源行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)需在多個(gè)維度主動(dòng)應(yīng)對(duì)。
在思維意識(shí)上，需高度重視市場的變化，市場拐點(diǎn)已至，當(dāng)前市場不是局部或單個(gè)政策的點(diǎn)狀變化，而是在技術(shù)、成本、供需、機(jī)制等方面發(fā)生的全局性深刻變革。傳統(tǒng)的單一、靜態(tài)、計(jì)劃的思維模式必定會(huì)被新的市場浪潮所淘汰。傳統(tǒng)能源企業(yè)從上至下需加強(qiáng)學(xué)習(xí)，開展思想迭代重塑與觀念革新，讓市場意識(shí)深入扎根于投資、生產(chǎn)、基建、運(yùn)營、采購等不同業(yè)務(wù)條線。
在企業(yè)組織上，需重構(gòu)內(nèi)部管理架構(gòu)，以適應(yīng)高速變化、適應(yīng)高頻交易、適應(yīng)未來發(fā)展為導(dǎo)向，建立高效、靈活、專業(yè)的市場營銷管理體系。部分企業(yè)需盡快成立專業(yè)的交易營銷管理組織以應(yīng)對(duì)日趨復(fù)雜的市場，集團(tuán)性企業(yè)需打破下屬公司、部門間壁壘，整合資源形成合力，在此基礎(chǔ)上各方面工作更加突出市場的戰(zhàn)略引領(lǐng)帶動(dòng)作用，以市場為核心帶動(dòng)企業(yè)發(fā)展。
在人力資源上，需跨前一步謀劃市場人才培養(yǎng)，錨定行業(yè)前沿趨勢與企業(yè)戰(zhàn)略目標(biāo)，通過培訓(xùn)、競賽、實(shí)戰(zhàn)等多種形式培育市場人才梯隊(duì)，為企業(yè)持續(xù)輸送具備市場競爭力的核心力量。
