讨论了中国绿色电力市场建设的挑战，并提出相关政 策建议与企业建议，为未来市场建设提供参考。 主要发现 ● 可再生能源发展中的共性问题与应对机制：以 风电、光伏为代表的波动性可再生能源的大规 模部署和入市，需要考虑包括电力电量失衡、超 短期灵活性需求提升、多重市场营收风险、环境 价值体现在内的关键问题，相应配套市场机制可 依据实际需求，进行本土化设计。 ● 中国省级市场特色实践梳理：本报告参考资源 于 可再生能源的整体价值。 可再生能源发展中的共性问题与相应机制设计 | 表 1 4 省 （市、地区） 特色电力市场机制/政策 思考与总结 广东 ● 引导更大规模的新能源逐步入市 ● 增设绿电事后交易，拓展绿电交易渠道 ● 鼓励分布式新能源聚合参与电力交易 ● 出具绿电溯源报告，满足用户消费证明需求 ● 在市场机制与规则 设计上，供给端省 份多以引导新能源 推动几乎所有集中式新能源项目都参与市场，放开新能源交易比例限制 ● 通过新能源风险防范机制缓解入市收益风险 ● 推动新能源中长期交易全部以绿电交易方式开展 浙江 ● 鼓励分布式项目以聚合形式参与绿电交易 ● 试点政府授权差价合约模式，引导集中式项目脱保入市 江苏 ● 降低保障小时数以加速新能源入市 ● 鼓励分布式项目以聚合形式参与绿电交易 ● 提升已有跨区通道的绿电送电比例，拓展更多跨区跨省绿电供应途径

快速增长 ............... 16 02 煤电继续发挥价格基石作用，未来电价将持续反映新能源占比的变化 .................... 17 03 优先发电电源逐步入市，与煤电机组同场竞争，资产经营风险增加 ......................... 19 04 多年合约机制有望进一步完善，逐渐成为可再生项目主要风控手段之一 ............ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 10 随着工商业用户全面入市、电网代理购电逐步退出，售电公司将迎来更大市场 ......... 29 11 售电公司“洗牌”持续，短期内发售一体企业优势维持，长期看风控和客户服务是核心竞 争力 ............ 电能量 市场 中长期 市场 01 中长期市场将迎来更多市场主体，交易占比维持高位，交易总量快速增长 02 煤电继续发挥价格基石作用，未来电价将持续反映新能源占比的变化 03 优先发电电源逐步入市，与煤电机组同场竞争，资产经营风险增加 04 多年合约机制有望进一步完善，逐渐成为可再生项目主要风控手段之一 05 作为与现货市场衔接的必然手段，中长期分时段交易将进一步推广 现货市场

号文”、“809 号文”要 求，推动工商业用户全部进入市场，建立电网代理购电制度，组织开展 2022 年代购市场电量年度挂牌交易，共 82 家发电企业摘牌，总成交电 量 495.4 亿千瓦时。暂未直接参与市场交易的工商业用户，由电网企业 代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。电网代 理购电制度的建立，标志广东坚持市场化方向，推动工商业用户全面入市， 同时保障未签约售电公司的工商业用户用电需求。 市场参与主体数量稳步攀升。广东全面落实国家政策要求，推动 发用两侧主体“应进全进”，从 2016 年的 1335 家增长至 2024 年的 99960 家，年均增速 71.5%，市场主体数量稳步攀升，同时实现工商 业用户全面入市。其中，发电企业从 38 家增长至 399 家，年均增速 34.2%；电力用户从 1087 家增长至 99131 家，年均增速 75.8%；售电 公司从 210 家增长至 423 家，年均增速 9 易，同年 9 月转入常态化开展。截至 2024 年，广东绿电交易累计成交电 量 128 亿千瓦时，年均增长 5.2 倍。为进一步扩大绿电交易规模，解决发 用两侧参与主体范围小和绿电交易价格“随行入市”等问题，2023 年底 广东印发新版绿电交易规则，重构绿电交易体系，实现可再生发电企业和 电力用户全覆盖，创新推动分布式发电和居民用户参与绿电交易。2024 年参与绿电交易的分布式光伏 46

4），基本上除扶贫光伏、分布 式光伏外，新能源发电机组全电量参与中长期市场与现货市场；而山东、山西入市采用自愿原则，入市的新能源 全电量参与现货市场，山东未入市的新能源电站实际出力的 10%（2023 年标准）也要按照现货价格结算；广东 要求省内 220 千伏及以上电压等级的中调调管的风电、光伏发电企业全部参与现货市场交易（新能源入市详见第 7 条）。储能方面，自 2022 年 2 月山东首批独立储能电站以“报 年初发布的《山东电力市场规则 ( 试行 )》( 征求意见稿 ) 要求独立储能由“报量不报价”变为“报量报价” 参与市场 6（独立储能入市详见第 9 条）。此外，虚拟电厂及核电参与现货方面也在山西、山东等地有所突破（见 专栏 1）。展望近期，集中式新能源有望在更多省份以更大比例入市并全电量参与现货市场，独立储能、虚拟电厂、 负荷聚合商等新型市场主体“报量报价”参与现货市场会得到进一步推广；2024 年有望在山东等分布式新能源装 易时段分别申报用电负荷上、下限以及递减的3-10段量价曲线，按照“负发电”模式参与现货市 场出清7。同时按照虚拟电厂调节能力，山西适当放宽了其中长期交易成交量约束和金融套利约 束。2023年8月1日，山西风行虚拟电厂正式入市，其聚合了建材、铸造、钢铁、商业楼宇、分布 式光伏、储能、充电桩等资源，当日累计申报负荷1.5万千瓦、7个小时，预计通过负荷调节共减少 用电量18,000千瓦时、可获利7,500元，该红利会传导到其代理的零售用户8。

������ ���� ���� �� �� �� �� �� �� �� ������ 图 1-9 电力辅助服务品种 电力市场绿色消纳机制逐步建立。为适应新能源大规模发展 需要，新能源入市节奏进一步加快。2023 年，全国新能源市场化 交易电量达 6845 亿千瓦时，占全部新能源发电的 47.3%。部分大 型发电企业新能源参与市场比例已超过 50%。积极构建绿电、绿 证市场体系 完善等现实挑战。电力辅助服务市场产品类型有待丰富、激励 效果有待提升、参与主体有待扩容、费用疏导机制有待完善， 亟需调整以满足新能源大规模接入下电力系统安全稳定运行 需求。 支撑新能源 大规模发展和入市的政策机制仍需完善。随着 新能源持续快速发展，新能源消纳压力不断增大，适应新能源 出力波动性大、预测难度大特性的市场机制尚需完善，需要统 筹设计适应新能源特性的市场体系和交易机制，支撑高比例新 制，完善容量电价机制，健全零售市场，研究探索容量市场和 输电权市场。 持续放开经营主体范围。分类推动新能源、水电、核电等 发电主体进入市场；逐步缩小代理购电规模，健全代理购电市 场交易机制。进一步放开分布式电源、负荷聚合商、储能和虚 拟电厂等经营主体参与市场交易。 有序推动新能源进入市场。明确新能源参与市场方式和路 径，完善新能源保障性收购与市场化交易结合的消纳模式，探 索新能源进入电力市场的合理收益保障机制。加快研究沙戈荒

鲜有突破10GWh的集采项 目，而2025年已发布的储能集采方案中，已有多个项目超10GWh，标志着储能市场需求愈加旺盛。 同时，央企招标业主通过设置重重“防线”，以降低“低质、减配”储能产品进入市场带来的潜在安全风 险，这种抬高招标门槛的做法将拦住80%以上的中小储能系统集成商，使得市场向头部企业收拢。最 后，招标的技术类型正朝多元化趋势发展，虽然磷酸铁锂电池储能仍占主导地位（89%；装机功率口 中国新型储能行业发展白皮书 此外，随着2025年初136号文的发布，强制配储模式退出历史舞台，储能行业也将迎来深刻而长 远的变革，从“政策驱动”迈向“市场驱动”时代。从盈利角度来看，随着新能源的全面入市，未来现货 市场峰谷价差或将进一步扩大，独立储能商业模式或将重构，以容量租赁收入为主的商业模式将成为 “过去式”，预期电能量交易和辅助服务调节价值将愈发凸显。 （4）市场预测 电源侧储能方面 负荷中心及关键送出节 点配置储能延缓电网升级投资也是电网侧储能需求的另一驱动。综合以上场景，EESA预计2025年源 网侧储能新增装机量约为132.3GWh，同比增长34%。此外，未来新能源全面入市的背景下，其项目 收益不确定性增加，新能源装机可能不达预期，导致储能市场需求下跌，因此保守情况下预计2025源 网侧储能新增装机106.4GWh，同比增长8%。另外，2025年作为“十四五”规划的收官之年，风光大基

在中国新能源产业过去的发展历程中，技术的迭代不断提升新 能源项目经济性，支持新能源产业从补贴时代过渡到平价上网 时代。随着供给端转型取得显著进展，当前能源转型的焦点转向 消纳环节，电力供需分配逻辑发生变化。而新能源项目全面入市 交易标志着新能源产业正式来到“源网荷储一体化”新周期的起 点。新周期的变化主要体现在： • 市场机制更灵活：随着电力市场化改革不断深化，电力系统供 需平衡从政策主导转向市场调节，市场交易品类扩充同时价格 色转换。 40 “十五五”时期中国能源行业关键议题 | 新能源发展新周期 随着新能源全面进入市场化竞争阶段，电力价格机制逐步迈向市 场化为核心的运行机制。在这一进程中，电价机制不再单纯基于 成本加成，而是逐步体现出对供需关系、系统运行结构、灵活性 资源成本等多重因素的综合反映。新能源“入市”不仅改变了价格 形成逻辑，也对电力企业资产结构、交易策略和商业模式提出了全 新要求。 新能源项目转向市场化定价，电价短期波动但长期趋稳 式正在形成并试图进入主流市场。电力基础设施适配性是这些商业模式落地的核心 因素，主要体现在： • 配电网感知和控制能力：决定是否可接入市场，多数地区的配网仍以被动调度为 主，难以动态接入分布式响应资源。 • 计量系统适配性：计量系统滞后使得很多C端负荷无法进入市场结算体系，如 未安装高精度智能电表、缺乏边缘控制器的居民/商用场景无法分清“贡献与 收益”。 • 技术接口标准和平台规范：缺乏统

新产品首批次应用，按单个产品不超过 500 万元、单个企业不超过 1000 万元给予分档奖励（市经济和信息化局）。 6.支持首创产品进入市场。支持属于氢能关键领域“补短板”， 填补国内（国际）空白，技术水平国内（国际）首创的技术产品（统 称为首创产品）实现首次应用。根据产品应用效果，按照首次进入市 场合同金额的 30%比例，择优给予研制单位国际首创产品不超过 500 万元、国内首创产品不超过 300 万元的资金支持（市科委、中关村管 推动“能耗双控”向“碳排放双控”转变，加快新型能源体系建设， 主要用于推进市、区政府下达的各项年度碳达峰碳中和、能源结构优 化以及节能低碳重点工作，支持体现节能降碳发展方向的项目。对于 纳入市节能减排专项补贴计划需新区财政配套的项目优先支持。 第三条（资金来源） 专项资金由区级财政预算专项安排。专项资金主要来源为： （一）上级部门拨入的专项资金； （二）区级财政预算资金； （三）区政府确定的其他资金来源。 （1）绿色低碳工艺升级和新技术应用。支持本区产业绿色低碳 工艺升级、绿色低碳新技术应用，对列入市级绿色低碳工艺升级和新 技术应用的项目，给予不超过 1:1 的一次性区级资金匹配。单个项目 补贴金额最高不超过 300 万元。 （2）节能技术改造项目。支持本区企业对现有工艺、设备进行 技术改造，对列入市级节能技术改造的项目，给予不超过 1:1 的一次 性区级资金匹配；列入区级节能技术改造的项目，实施后年节能量达

厂作为潜力巨大的调节资源将实现更高的 收入。 能源新纪元系列：虚拟电厂行业趋势洞察 10 虚拟电厂的发展与电力改革呈伴随态势，随 着电力改革的持续深化，电力交易市场化水 平提高，虚拟电厂将加速迈入市场化阶段。 在从邀约阶段迈入市场性阶段，辅助市场与 电能量市场将逐渐成为虚拟电厂主要盈利点， 根据市场特性，聚合优质资源，选取优势地 区是当前阶段的布局重点。 欧洲电力市场类型 中长期 市场 中长期电