中國儲能網(wǎng)訊：2025年上半年，我國風(fēng)電與光伏發(fā)電裝機達到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、同比僅增長15.6%，單獨綠證交易量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，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)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）；5月30日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于有序推動綠電直連發(fā)展有關(guān)事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號，以下簡稱“650號文”）；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)事項的通知》（發(fā)改辦能源〔2025〕669號，以下簡稱“669號文”）。國家層面政策組合拳連續(xù)出臺，地方層面配套落地措施百花齊放，多個省份現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)正運行，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號文綱舉目張，推動新能源全面參與市場，并建立可持續(xù)發(fā)展結(jié)算機制，新能源整體收益受到正反多方面影響。
新能源裝機大幅提升沖擊市場電價。2025年上半年，全國新能源新增裝機2.6億千瓦，占全部裝機53.3%，新能源發(fā)電量增加值超過全社會用電量增量，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，市場電價下行趨勢明顯。根據(jù)統(tǒng)計，2025年全國各?。▍^(qū)、市）中長期交易電價同比均有不同程度下降，部分地區(qū)降幅明顯，如安徽年度綠電價格下降超過30元/兆瓦時，廣西綠電交易電價同比下降超100元/兆瓦時。中長期價格進一步帶動現(xiàn)貨市場下行，2025年上半年，蒙西現(xiàn)貨實時電價同比下降47%，其中觸及地板價的時間超過1300小時、超過去年2倍；山東電網(wǎng)現(xiàn)貨市場零價或負(fù)電價的時間超過1100小時、超過去年48%，其中4月光伏發(fā)電時段現(xiàn)貨電價為負(fù)值；山西電網(wǎng)現(xiàn)貨市場實時電價同比下降15.4%。隨著電力市場建設(shè)加快推進，新能源全面入市，火電容量電費預(yù)期提升，預(yù)計未來一段時間電力市場中長期價格與現(xiàn)貨電價還將持續(xù)下探。
綠電價格競爭力持續(xù)提升。電價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)，綠電市場價格已經(jīng)低于火電價格，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格跌破0.25元/千瓦時，遠(yuǎn)低于同期火電均價0.32元/千瓦時，即便考慮到光伏發(fā)電時段不夠友好，在按照風(fēng)電或火電現(xiàn)貨峰段價格配平發(fā)電曲線后，整體發(fā)電價格仍低于火電。面對低碳有認(rèn)證、價格有優(yōu)勢、曲線有保障的綠電，理性的用戶沒有理由會拒絕。這也為綠色電力市場建設(shè)提供了重要啟示。部分地區(qū)強制綠電一定要在火電市場價格之上進行限價，并設(shè)置了多重價格限制措施，這固然一定程度上維持了綠電市場價格與用戶成本的穩(wěn)定，但新能源無法與火電真正同臺競爭，價格上下波動雙向受阻，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)展價格結(jié)算機制為新能源提供一定保障。差價結(jié)算機制在充分保障市場主體參與市場積極性的同時，創(chuàng)新通過差價結(jié)算方式為新能源提供一定程度的兜底保障，差價由全市場交易均價形成。而各?。▍^(qū)、市）在確定機制電量比例、電價水平、增量申報上下限等方面擁有充分自主權(quán)，地方政府通過自主設(shè)定機制電量與電價來調(diào)控當(dāng)?shù)匦履茉错椖康恼w收益水平，這體現(xiàn)了不同地區(qū)對新能源發(fā)展的不同視角，如上海市機制電量最高可達100%，增量項目競價上限超出基準(zhǔn)價，反映出上海作為綠電需求旺盛的國際大都市對新能源發(fā)展的鼓勵與引導(dǎo)；而內(nèi)蒙古增量項目機制電量暫為0，大部分收益需通過市場獲得，這體現(xiàn)出新能源裝機大?。▍^(qū)）對新能源裝機持續(xù)提升更加謹(jǐn)慎的態(tài)度。多數(shù)省份機制電量銜接原保障性電量，預(yù)計存量新能源項目電價整體保持穩(wěn)定。增量項目在不同省份區(qū)別較大，近期，山東省首次增量項目競價結(jié)果出爐，出清價格為光伏0.225元/千瓦時、風(fēng)電0.319元/千瓦時，盡管相比基準(zhǔn)價大幅下降，但仍遠(yuǎn)高于現(xiàn)貨市場均價。該價格基本符合市場判斷與經(jīng)濟學(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)。
機制電量與綠證銜接，綠電供應(yīng)主體面臨艱難抉擇?！?36號文”要求機制電量不重復(fù)獲得綠證收入，同時明確初期不再開展其他形式的差價結(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，同時也保障了綠證的唯一性，避免市場主體對環(huán)境權(quán)益的重復(fù)付費，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“存量項目持有的過渡期間或之后簽訂的中長期合約，不再納入機制電價執(zhí)行范圍”，這對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。因為機制電量比例逐年下滑，參與綠電量的波動都會影響后續(xù)每年的機制電量，這對交易量的預(yù)測水平提出了較高要求。由于機制電量是保障全生命周期、平均投資回收期的長時間穩(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，對綠色電力市場供應(yīng)量造成沖擊。
消納責(zé)任主體擴容，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)重和重點用能行業(yè)綠色電力消費比例，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)點新建數(shù)據(jù)中心綠色電力消費比例。盡管新增的四個行業(yè)2025年僅監(jiān)測不考核，但對重點用能企業(yè)的綠色消費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2025年綠電綠證消費量增加超過4000億千瓦時。要注意的是，2025年全年風(fēng)電、光伏發(fā)電量預(yù)計增加超過5000億千瓦時，而跨省區(qū)輸電通道資源緊張，綠電消費量存在區(qū)域錯配問題，單從數(shù)量上看預(yù)計多數(shù)地區(qū)綠電消費供過于求的局面仍會維持。
從各省（區(qū)、市）情況來看，傳統(tǒng)東部用電大?。ㄊ校┤缟綎|、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)輸電通道進行綠電采購。云南、新疆兩個資源大省（區(qū)）盡管新能源裝機提升迅速（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)），由于新能源裝機大幅提升，可供應(yīng)綠電量較為充裕。考慮到部分增量新能源電量可通過機制電量進行保障，可入市的綠電量存在不確定性，具體每個省份的情況仍需要根據(jù)當(dāng)?shù)貦C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多年后，面對國外碳關(guān)稅壁壘、國內(nèi)新能源消納等問題，政府主管部門大膽進行的體制機制創(chuàng)新。對用戶側(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目外，綁定優(yōu)質(zhì)負(fù)荷側(cè)資源進行綠電直連參與電力市場成為一個新的選項。對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)的新能源項目，綠電直連政策可能是挽救項目的關(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)型項目的電源應(yīng)接入產(chǎn)權(quán)分界點的用戶側(cè)，項目作為整體接入公共電網(wǎng)，這意味著綠電直連項目與傳統(tǒng)集中式發(fā)電項目有著本質(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，需要對項目性質(zhì)的變更進行綜合考量，實操難度也較大。其次，項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。相比一般分布式項目，發(fā)用電比例的要求對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多模式向多個用戶供應(yīng)綠電，這有利于推動新能源項目與園區(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)步推進中。第四，存量負(fù)荷在足額清繳相關(guān)費用的前提下可壓減自備電廠處理進行綠電直連，公平承擔(dān)責(zé)任與提升綠色占比成為硬性條件。第五，項目接入電壓等級一般情況下不超過220（330）千伏，電壓等級存在上限約束。第六，并網(wǎng)型綠電直連項目若作為整體參與電力市場交易，發(fā)電與負(fù)荷側(cè)進行了強綁定，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)荷波動實時影響發(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)鍵的是項目相關(guān)費用繳納。9月12日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于完善價格機制 促進新能源發(fā)電就近消納的通知》（發(fā)改價格〔2025〕1192號），規(guī)定容/需量電費計算改為“按現(xiàn)行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現(xiàn)行電量電價標(biāo)準(zhǔn)×平均負(fù)荷率×730小時×接入公共電網(wǎng)容量”。該公式表達的核心要義是，用戶負(fù)荷因為參與綠電直連導(dǎo)致利用率下降，其仍需承擔(dān)市場平均負(fù)荷率對應(yīng)的輸配電費。利好的一點是，綠電直連項目電量暫不繳納對應(yīng)的系統(tǒng)運行費及政策性交叉補貼新增損益。
以某地用能企業(yè)為例，年用電量為10億千瓦時，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)電裝機約為10萬千瓦、年有效利用小時不低于3000小時。由于風(fēng)電的不穩(wěn)定性，其配置的接網(wǎng)容量需達到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應(yīng)容量電費月度增加約250萬元，而項目在下網(wǎng)輸配電費、系統(tǒng)運行費等環(huán)節(jié)可節(jié)省電費約為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。若要提升項目經(jīng)濟性，比較關(guān)鍵的一點是如何降低接入公共電網(wǎng)容量，這就需要通過建設(shè)儲能、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。
上述分析僅為理想條件下的簡單分析，實際項目還需考慮實際負(fù)荷率水平、容量電費計算方式、項目上網(wǎng)電量、周邊資源、系統(tǒng)備用費等諸多因素影響，可以預(yù)測初期滿足條件的項目數(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
面對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)需在多個維度主動應(yīng)對。
在思維意識上，需高度重視市場的變化，市場拐點已至，當(dāng)前市場不是局部或單個政策的點狀變化，而是在技術(shù)、成本、供需、機制等方面發(fā)生的全局性深刻變革。傳統(tǒng)的單一、靜態(tài)、計劃的思維模式必定會被新的市場浪潮所淘汰。傳統(tǒng)能源企業(yè)從上至下需加強學(xué)習(xí)，開展思想迭代重塑與觀念革新，讓市場意識深入扎根于投資、生產(chǎn)、基建、運營、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)對日趨復(fù)雜的市場，集團性企業(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)帶動作用，以市場為核心帶動企業(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、實戰(zhàn)等多種形式培育市場人才梯隊，為企業(yè)持續(xù)輸送具備市場競爭力的核心力量。
