新能源市场化交易规模增加，“报量报价”电量继续走低，新能源项目收益 在现有市场规则设计下有保障，但长期面临市场化程度更高的价格冲击 � � � 37 08 分布式光伏超预期发展，投资主体需密切关注电网接入与上网价格政策变化 41 09 独立储能探索电力市场参与模式，电能量市场收益将愈发重要 � � � � � � � � � � 44 10 绿电与绿证市场持续扩容，短期内供需关系较为宽松 能源接入 的市场体制和价格体系。 工商业电力价格顺价模式进一步细化和完善。2023年5月，《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价 及有关事项的通知》确定了“工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府 性基金及附加组成”的新模式。与以往相比，线损费用和系统运行费用从输配电价中分拆，在工商业电费账单中实 现单列，用户通过账单可更清晰直观地了解供电各环节的成本和价值。 发电侧与用电侧通过市场交易 形成，市场化用户直接或通过 售电公司购电，非市场化用户 通过电网公司代理购电 政府发布上网环节综合线损率 政府核定，含对居民和农业用 户的基期交叉补贴 政府核定或基于市场交易形 成，根据总费用进行折价分摊 政府核定 依据上述各部分价格确定 上网电价 + + + + 线损费用 输配电价 政府性基金及附加 系统运行费用 抽水蓄能容量费用 +

具体建设成本占比和运营成本占比情况见图 2.1。 图 2.1：西电宝鸡电气园区多能互补示范项目成本及收益分析 项目的实际收益情况如下：发电上网电价 0.3545 元 / 千瓦时，峰谷价差 0.6 元 / 千瓦时，平均用电成本 0.7 元 / 千瓦时，使用年限均按 15 年计。年发电上网量 650 万千瓦时，售电 227.5 万元；年发电自用量 23 万千瓦时，节省用电消费 16.1 万元；储能 设备峰谷套利，按充电 挑战。 （一） 隔墙售电 允许分布式能源项目通过配电网将电力直接销售给周边能源消费者的隔墙售电模式 是提高微电网项目经济性的一个重要措施，通过隔墙售电，自发自用这部分电量享受打 折，余电上网部分可以销售给就近工商业用户进一步提升收益，而不是以燃煤基准单价 交给电网统购统销。 国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司于 2017 年末发布了《关于开展分布式 发电市场化交易试点的补充通知》（发改办能源〔2017〕2150 西省气候特点，调整高峰时段 为 15:00-23:00，低谷时段为 11:00-15:00、1:00-6:00。夏季及冬季工商业用电实施尖 峰电价。同时，建议对工商业进行峰谷电价调整，市场化交易上网电价高峰时段在平段 电价基础上上浮 40%、低谷时段在平段电价基础上下浮 60%；输配电价高峰时段在平 段电价基础上上浮 60%、低谷时段在平段电价基础上下浮 60%；尖峰电价在高峰电价 基础上上浮

保农村分布式光伏健康可持续发展。 2025年2月9日，国家发展和改革委员会、国家能源局发布关于深化新能源上网电价市场化改革 促进可 再生能源高质量发展的通知（发改价格〔2025〕136号）。该政策提出，以市场导向价格形成、公平责 任分担、存量与增量项目差异化、政策协同实施为原则，全面推进上网电价市场化改革。要求风电、光 伏发电全面参与市场，电价通过市场交易形成。同时，建立可持续的价格结算机制，对存量与增量项目 关于分时电价，截至2025年4月底，中国已有19个地区制定并实施了午间低谷电价（包括征求意见稿） 。在光伏装机容量排名前15的省份中，有12个地区已实施或计划实施午间低谷电价。中午时段实施低谷 电价将显著降低光伏发电的上网电价水平，尤其是分布式光伏，将影响 17 4.2.4 绿色认证发展措施 是 扩大2023年试点经验，以克服电网消纳瓶颈。 分布式光伏参与市场突破（零售轮轴）：根据《关于加快电力现货市场发展的通知》及相关市场规则，2 024年政策鼓励工商业分布式光伏优先“自发自用、余电上网”，并明确支持通过“轮轴”模式直接参与电力 市场。关于轮轴费用、交易规则和结算方式的具体规定，为更高的收益和新的商业模式创造了潜力。 县级屋顶分布式光伏开发标准化：县级屋顶分布式光伏试点项目的后续要求强调“一县一企”原则。通过

由于土地私有化制度， 分布式可再生能源的发展依赖于与拥有土地的个人的紧密合作，同时受限于自然环境条件，部分地区对商业投资 者的吸引力不足。在此背景下，可再生能源合作社不断涌现。2009 年引入的上网电价补贴政策为英国可再生能源 项目提供了激励，成为英国社区能源发展的关键转折点，这一时期英国城市和农村地区的社区可再生能源项目数 量激增。2014 年英国政府发布《社区能源战略（Community 风力发电场的收入免税、保证电网连接、购买义务和优先输送等，并引入固定上网电价，以促进能源社区和可 再生能源（主要是风能）的发展。最初，能源社区必须位于发电厂附近；后来这一地理限制被取消。20 世纪 80 年代，得益于国家立法，许多公民风电项目以普通合伙企业的形式成立，其通常称自己为风力发电合作社 （Vindmøllelaug）。2002 年，丹麦政府修订了可再生能源补贴，包括将风能的上网电价补贴转向溢价补贴， 导致社区拥有的风电项目减少。2009 提供补贴。以可再生能源发电项目 为例，通常包括上网电价补贴、溢价补贴、差价合约等多种形式（图表 19）。在欧洲和日本能源合作社发展的早 期，政府往往对可再生能源发电上网有补贴，包括上网固定电价补贴（Feed-in Tariff，FIT）和溢价补贴（Feed- in Premium，FIP）。因此，早期这些地区的能源合作社生产的电力主要通过上网的方式出售给国家电网或拥有 输电网络的大型电力公司

水平达到国际领先。通过先进设备的定制化研制和使用，降低项目发电成本，一 方面冲抵储能电池投资带来项目成本上升，另一方面通过电力市场化交易的方式， 将新能源项目收益电价低于当前 88 市燃煤标杆上网电价的价差部分用于参与支 持用能电气化、清洁化项目建设和运营。 （2）通过配套建设储能电站，在调节新增可再生能源的运行同时，还可以提 高 88 电网的运行和调峰能力，不额外增加电网的调峰压力，在全国首先开展风 S241 从项目场 址内穿过。项目利用一般农田和建设用地来建设风力发电、光伏发电、储能电站。 项目位置示意图如下： 本项目为分布式风电+光伏+储能一体化的综合能源示范项目，所发电能采用 全额上网模式建设。拟建风电装机容量为 500MW，光伏装机容量为 400MW,储能电 站容量为 150MWh。项目拟建两座 220kV 升压站，均接入翠微 220kV 站 220kV 母 线上。具体的接 果，对本项目所在地不同倾斜面的辐射量进行计算，确定该区域最佳倾角。 22 / 51 表 3-2 马营光伏电池阵列峰值日照小时数及第一年发电量统计表 月份 日照辐射量 月理论发电量 (MWh) 月上网电量 (MWh) 等效利用小时 数 1 87.1 34840 29614 74.035 2 103.6 41440 35224 88.06 3 147.6 59040 50184 125

水平达到国际领先。通过先进设备的定制化研制和使用，降低项目发电成本，一 方面冲抵储能电池投资带来项目成本上升，另一方面通过电力市场化交易的方式， 将新能源项目收益电价低于当前 88 市燃煤标杆上网电价的价差部分用于参与支 持用能电气化、清洁化项目建设和运营。 （2）通过配套建设储能电站，在调节新增可再生能源的运行同时，还可以提 高 88 电网的运行和调峰能力，不额外增加电网的调峰压力，在全国首先开展风 从项目场 址内穿过。项目利用一般农田和建设用地来建设风力发电、光伏发电、储能电站。 18 / 50 项目位置示意图如下： 本项目为分布式风电+光伏+储能一体化的综合能源示范项目，所发电能采用 全额上网模式建设。拟建风电装机容量为 500MW，光伏装机容量为 400MW,储能电 站容量为 150MWh。项目拟建两座 220kV 升压站，均接入翠微 220kV 站 220kV 母 线上。具体的接 考虑，根据太阳能资源分析结 果，对本项目所在地不同倾斜面的辐射量进行计算，确定该区域最佳倾角。 表 3-2 马营光伏电池阵列峰值日照小时数及第一年发电量统计表 月份 日照辐射量 月理论发电量 (MWh) 月上网电量 (MWh) 等效利用小时 数 1 87.1 34840 29614 74.035 2 103.6 41440 35224 88.06 3 147.6 59040 50184 125

电 价形成机制 2015年以前，国内电力价格体系是“上网电价+目录电价”模式：行政主管部门制定面向发电方（电网支付给发电 厂）的上网电价和面向用电方（电网向用户收取）的目录电价。2015年开始，在“管住中间、放开两头”的理念下， 国家分三批逐步推动核定省级输配电价（图表1），按“准许成本+合理收益+税金”的形式确定输配电价，形成“ 上网电价+输配电价+政府性基金及附加=销售电价”的工商业电 能的系统性覆盖。截至目前，国内省级电力市场进程可划分为五个主要部分（如图表3）。 图表3 国内省级电力市场组成及发展进程 来源：落基山研究所 政府核定 政府性基金 及附加 + + = 上网电价 发电侧与用电侧 通过市场交易形成 归属发电厂收入 发电侧 政府核定 输配电价 归属电网公司收入 输配电侧 依据左侧三个 组成部分确定 用户支付价格 销售电价 用电侧 电力现货交易 全国统一电力市场化体系。构建适应新型电力系统的市场机制、各级市场联合运行、新能源全面参与市场交易等 成为2030年前电力市场化发展的总体目标，并将助推电力资源在全国范围内进一步优化配置。 电能量市场方面，《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》推动燃煤发电原则上全面进入市场， 推动工商业用户都进入市场，并扩大了交易电价浮动上下限。相关举措加快了发用电双方的市场化速度和市场参 与深度，强化了市场在电力价格发现中的作

是价格最高的出价决定。因此，为了完全满足需求而仍需运行的最后一座发电厂（即所谓的边际 发电厂），其报价决定了所有中标者的市场出清价格。这种定价机制被称为“统一定价”或“按 出清价支付”，即所有发电厂的上网电价相同，尽管它们的出价很可能更低。随着可再生能源发 电占比的上升，电力市场中优先排序的价格动态也随之发生变化。“优序出清效应”是指可再生 能源由于其边际成本较低，在总发电中占比不断上升，从而将边际成本更高的的传统能源（如燃 要求在 30 秒内可用，并至少持续 15 分钟）。此外，大型电池储能的新兴应用包括作为电网增强器，支持电网运行管理，促进风电 场和光伏电站融入电力市场。 德国通过补贴、免税、容量补贴、提高余量上网电价和融资支持等多种政策工具鼓励储能 发展。一是直接补贴，德国政府的“储能资助计划”为储能系统的开发提供资金。自 2012 年以 来，该计划已为约 250 个项目提供了约 2 亿欧元的资金，涵盖家用电池、兆瓦级储能系统以及 欧元，并且要求储能系统必须与光伏发电设施配套安装。四是提高余量上网 电价，德国联邦议院修订了《可再生能源法》，2022 年 7 月前，功率低于 10 千瓦的住宅光伏 系统上网电价为 6.24 欧分 / 千瓦时；自 2022 年 7 月 30 日起，上网电价提高到 8.6 欧分 / 千瓦 时。如果用户选择全额上网，还将获得每千瓦时 4.8 欧分的额外补贴，使总剩余电量上网电价达 A Figgener, Jan

交易成本增加，可再生能源的间歇性和波动性 增加了电力系统的平衡调节成本，可再生能源项目还 面临分摊系统平衡成本与偏差结算等挑战，这增加 了项目的成本开支 60，61。 市场机制、配套政策与典型实践 固定上网电价机制、溢价补贴、配额制、差价合 约与长期购电协议等机制与市场工具，对保障项目收 益以维持可再生能源的持续增长，以及鼓励可再生 能源参与电力市场竞争，起到了至关重要的作用。机 制与市场工具的设计，一方面要确保项目开发商获得 场建设提供参考和借鉴。 注：�为了与国内电力市场研究中的语境惯例保持一致，以 风电、光伏为主的“可再生能源”，在本章中主要以 “新能源”的概念进行表述。 3.1 中国新能源参与市场的总体情况 新能源上网电量主要通过保障性收购和市场化 交易两种模式消纳。其中，保障性收购是指保障小时 数 110以内的新能源发电量，以项目核准/备案时政府 部门确定的固定电价，由电网企业收购。超过保障小 时数的部分，需要通过市场化交易自行消纳，价格通 部分衔接中长期与现货模式进行结算。2025年电力市 场交易事项中，广东省下调基数电量，其中220kV及以 上电压等级的中调调管风电场站、光伏电站原则上按 实际上网电量的70%安排 138。为保障新能源机组的收 益，新能源需要结算的偏差电量考虑了其波动特性， 为实际偏差电量扣减10%实际上网电量 139。 2. 辅助服务市场/机制 广东运行有省级调频辅助服务市场与南方区域 调频、跨省备用辅助服务市场等两级辅助服务市场。

碳 4151 吨，相当于植树造林 196 亩。 对整村建筑，采用国企投资、农户出租屋顶模式降低农户借贷风险、稳定多方收益。其中，昌城镇 车道口社区作为示范项目，采用屋顶租赁、整村打包备案、全额上网、“交流汇集 + 专变升压 + 一点并网” 模式，先后开发 81 户，装机容量 1.4 兆瓦，每户每年可增加收入 2000 元左右，以每块光伏板 50 元价 格租赁农户屋顶，每块光伏板 10 元看护费给村集体，集体经济增收约 提升可再生能源高比例送 出和消纳能力。 深化新能源上网电价市场化改革，是解决弃光问题的有力抓手。2025 年 1 月，《国家发展改革委 国家能源局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（发改价格〔2025〕136 号）》出台，核心变化是“新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场， 上网电价通过市场交易形成“。该政策一方面可引导光伏发电项目向用电负荷中心、电网接纳能力强的 协调难度增加；不同建筑类型、屋顶结构、用电模式都需要定制化设计方案，技术标 准碎片化问题突出；大量小规模分布式电源接入配电网，对电网的双向潮流控制、电 压调节、保护配置提出了更高要求，并网管理复杂性显著提升；需要发展自发自用余 电上网、合同能源管理、社区共享等多样化商业模式，商业模式创新需求迫切；数以 万计的小型光伏系统分布在不同地点，运维成本高、管理难度大，运维管理分散化； 涉及建筑、电力、消防、城规、农业农村等多个部门的审批和监管，跨部门协同更加