2025年上半年，我国风电与光伏发电装机达到16.7亿千瓦、同比增长41.7%，发电量同比增长26.9%。而绿电交易电量1540亿千瓦时、同比仅增长15.6%，单独绿证交易量2.42亿张，绿色电力市场总体规模占新能源发电量比例不到1/3。
与此同时，市场政策环境出现多方面重大变化。2月9日，国家发展改革委、国家能源局印发《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，以下简称“136号文”）；5月30日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号，以下简称“650号文”）；7月11日，印发《关于2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2025〕669号，以下简称“669号文”）。国家层面政策组合拳连续出台，地方层面配套落地措施百花齐放，多个省份现货市场转正运行，绿色电力市场格局面临重塑。
（文章来源 微信公众号：电联新媒 作者：曹安国）
市场形势变化简析
新能源走出保障性“摇篮”，绿色电力供应格局改变
136号文纲举目张，推动新能源全面参与市场，并建立可持续发展结算机制，新能源整体收益受到正反多方面影响。
新能源装机大幅提升冲击市场电价。2025年上半年，全国新能源新增装机2.6亿千瓦，占全部装机53.3%，新能源发电量增加值超过全社会用电量增量，绿色转型成效明显。随着新能源全面入市，叠加燃料成本下行、政策调整、现货市场建设等因素影响，市场电价下行趋势明显。根据统计，2025年全国各省（区、市）中长期交易电价同比均有不同程度下降，部分地区降幅明显，如安徽年度绿电价格下降超过30元/兆瓦时，广西绿电交易电价同比下降超100元/兆瓦时。中长期价格进一步带动现货市场下行，2025年上半年，蒙西现货实时电价同比下降47%，其中触及地板价的时间超过1300小时、超过去年2倍；山东电网现货市场零价或负电价的时间超过1100小时、超过去年48%，其中4月光伏发电时段现货电价为负值；山西电网现货市场实时电价同比下降15.4%。随着电力市场建设加快推进，新能源全面入市，火电容量电费预期提升，预计未来一段时间电力市场中长期价格与现货电价还将持续下探。
绿电价格竞争力持续提升。电价下行一方面给新能源经营带来挑战，但客观上也提升了绿电相对其他电源的市场竞争力。在竞争较为充分的地区，绿电市场价格已经低于火电价格，尤其是现货市场下的光伏发电。以广西自治区为例，8月份广西光伏绿电市场价格跌破0.25元/千瓦时，远低于同期火电均价0.32元/千瓦时，即便考虑到光伏发电时段不够友好，在按照风电或火电现货峰段价格配平发电曲线后，整体发电价格仍低于火电。面对低碳有认证、价格有优势、曲线有保障的绿电，理性的用户没有理由会拒绝。这也为绿色电力市场建设提供了重要启示。部分地区强制绿电一定要在火电市场价格之上进行限价，并设置了多重价格限制措施，这固然一定程度上维持了绿电市场价格与用户成本的稳定，但新能源无法与火电真正同台竞争，价格上下波动双向受阻，也阻碍了绿电市场快速发展，干扰了电力市场价格的形成，最终损害了包括电力用户在内的全体市场参与者的权益。
可持续发展价格结算机制为新能源提供一定保障。差价结算机制在充分保障市场主体参与市场积极性的同时，创新通过差价结算方式为新能源提供一定程度的兜底保障，差价由全市场交易均价形成。而各省（区、市）在确定机制电量比例、电价水平、增量申报上下限等方面拥有充分自主权，地方政府通过自主设定机制电量与电价来调控当地新能源项目的整体收益水平，这体现了不同地区对新能源发展的不同视角，如上海市机制电量最高可达100%，增量项目竞价上限超出基准价，反映出上海作为绿电需求旺盛的国际大都市对新能源发展的鼓励与引导；而内蒙古增量项目机制电量暂为0，大部分收益需通过市场获得，这体现出新能源装机大省（区）对新能源装机持续提升更加谨慎的态度。多数省份机制电量衔接原保障性电量，预计存量新能源项目电价整体保持稳定。增量项目在不同省份区别较大，近期，山东省首次增量项目竞价结果出炉，出清价格为光伏0.225元/千瓦时、风电0.319元/千瓦时，尽管相比基准价大幅下降，但仍远高于现货市场均价。该价格基本符合市场判断与经济学规律，在充分的市场竞争环境下，出清结果稳定在全行业成本线上下，体现出了政策制定者的高水平决策能力与专业水准。
机制电量与绿证衔接，绿电供应主体面临艰难抉择。“136号文”要求机制电量不重复获得绿证收入，同时明确初期不再开展其他形式的差价结算。这一方面简化了现货市场结算规则，减轻了市场主体的交易决策复杂度，同时也保障了绿证的唯一性，避免市场主体对环境权益的重复付费，是绿电绿证市场建设内在逻辑的体现。但另一方面，该政策也意味着机制电量收益与绿电绿证市场及中长期市场收益只能二选一，如山东省明确“存量项目持有的过渡期间或之后签订的中长期合约，不再纳入机制电价执行范围”，这对山东省新能源主体参与绿电市场的逻辑将产生颠覆性的影响，改变了以往保障性电量可同步参与绿电交易获得绿证收益的模式。因为机制电量比例逐年下滑，参与绿电量的波动都会影响后续每年的机制电量，这对交易量的预测水平提出了较高要求。由于机制电量是保障全生命周期、平均投资回收期的长时间稳定收益，而绿色电力市场每年收益则存在较大不确定性，发电企业可能会倾向于选择放弃绿电交易。山东省细则发布后，根据调研的情况，部分新能源企业选择不再参与或扩大绿电交易。除山东外，目前山西、贵州、安徽等地的落地文件均设置了类似条款，对绿色电力市场供应量造成冲击。
消纳责任主体扩容，拓展绿色电力需求版图
7月1日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合下发2025年、2026年可再生能源电力消纳权重和重点用能行业绿色电力消费比例，在电解铝行业基础上，2025年增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例。尽管新增的四个行业2025年仅监测不考核，但对重点用能企业的绿色消费将起到重要的指引与导向作用。从消纳责任要求看，各省（区、市）非水电消纳责任权重同比增加0%～10.6%不等（见图1），其中云南、新疆增加最多，分别增加10.6%与7.9%；吉林、黑龙江、青海、宁夏与2024年持平，全国平均增加约4.1%。非水电消纳责任要求的提升可带动2025年绿电绿证消费量增加超过4000亿千瓦时。要注意的是，2025年全年风电、光伏发电量预计增加超过5000亿千瓦时，而跨省区输电通道资源紧张，绿电消费量存在区域错配问题，单从数量上看预计多数地区绿电消费供过于求的局面仍会维持。
从各省（区、市）情况来看，传统东部用电大省（市）如山东、江苏、北京、上海等地新能源增量仍无法满足消纳责任要求，需要通过跨省区输电通道进行绿电采购。云南、新疆两个资源大省（区）尽管新能源装机提升迅速（2025年上半年同比分别增加2336万千瓦、3515万千瓦）；但由于风光资源、限电等因素影响，新能源平均发电利用小时下降明显（新疆风电下降31%、光伏下降27%，云南风电下降20%、光伏下降21%），叠加消纳责任要求大幅提高，导致绿电消纳反而出现新增缺口（见图2）。内蒙古、山西等其他多数省（区），由于新能源装机大幅提升，可供应绿电量较为充裕。考虑到部分增量新能源电量可通过机制电量进行保障，可入市的绿电量存在不确定性，具体每个省份的情况仍需要根据当地机制电量政策等情况具体分析。
直连丰富绿电内涵
行业变革的种子播下
5月21日，国家发展改革委、国家能源局印发650号文，允许新能源通过直连线路向单一用户供应绿电，并在绿电直连的类型、接入、源荷匹配、参与市场、费用缴纳等方面做出了一般性规定。此举是在隔墙售电政策试点多年后，面对国外碳关税壁垒、国内新能源消纳等问题，政府主管部门大胆进行的体制机制创新。对用户侧来说，以前只能通过在厂区内建设分布式能源或者电力交易来使用绿电，以后还可考虑绿电直连，选择面更广。对发电侧来说，除了投资传统的分布式或集中式新能源项目外，绑定优质负荷侧资源进行绿电直连参与电力市场成为一个新的选项。对于部分尚未开展电网接入工程建设或因新能源消纳受限等原因无法并网的新能源项目，绿电直连政策可能是挽救项目的关键一招。
需要注意的是，绿电直连政策的具体落地还存在诸多不确定性与限制。首先，并网型项目的电源应接入产权分界点的用户侧，项目作为整体接入公共电网，这意味着绿电直连项目与传统集中式发电项目有着本质区别，部分集中式场站期望通过绿电直连的模式解决消纳问题，需要对项目性质的变更进行综合考量，实操难度也较大。其次，项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%、上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%，自发自用电量占用户总用电量的比例不低于30%且比例需持续提升，分布式光伏作为直连电源更是需要直接接受《分布式光伏发电开发建设管理办法》等政策约束。相比一般分布式项目，发用电比例的要求对绿电直连的供电可靠性提出了更高要求。第三，直连线路可通过一对多模式向多个用户供应绿电，这有利于推动新能源项目与园区型用户的合作，但具体落地措施还需要观察。7月8日《关于开展零碳园区建设的通知》印发，政府主管部门的落地举措在稳步推进中。第四，存量负荷在足额清缴相关费用的前提下可压减自备电厂处理进行绿电直连，公平承担责任与提升绿色占比成为硬性条件。第五，项目接入电压等级一般情况下不超过220（330）千伏，电压等级存在上限约束。第六，并网型绿电直连项目若作为整体参与电力市场交易，发电与负荷侧进行了强绑定，这更加适用于企业内部型投资。不是同一投资主体的需分别注册聚合参与交易，但这并不表示电源与用户完全脱离，用户用电负荷波动实时影响发电曲线，双方参与市场的节奏、收益仍然紧密联系。第七，最关键的是项目相关费用缴纳。9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于完善价格机制 促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号），规定容/需量电费计算改为“按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量”。该公式表达的核心要义是，用户负荷因为参与绿电直连导致利用率下降，其仍需承担市场平均负荷率对应的输配电费。利好的一点是，绿电直连项目电量暂不缴纳对应的系统运行费及政策性交叉补贴新增损益。
以某地用能企业为例，年用电量为10亿千瓦时，用电曲线全年较为稳定。若与附近一风电场站开展绿电直连，为满足不低于30%的自发自用比例要求，需至少配备风电装机约为10万千瓦、年有效利用小时不低于3000小时。由于风电的不稳定性，其配置的接网容量需达到11万千伏安以上，假设平均负荷率为60%，参与绿电直连后其对应容量电费月度增加约250万元，而项目在下网输配电费、系统运行费等环节可节省电费约为170万元/月，成本增加值大幅高于减免值，且这还不包括直连线路的建设成本。若要提升项目经济性，比较关键的一点是如何降低接入公共电网容量，这就需要通过建设储能、优化负荷弹性来提升供电可靠性。按上述测算接网容量需下降到70%以下才有可能覆盖新增的输配电费。
上述分析仅为理想条件下的简单分析，实际项目还需考虑实际负荷率水平、容量电费计算方式、项目上网电量、周边资源、系统备用费等诸多因素影响，可以预测初期满足条件的项目数量极为有限。尽管存在上述限制，绿电直连政策仍然是近年来电力市场领域的重大突破，打破了当前电力输配的固有框架，为绿电应用开辟了一条全新路径，并有可能成为未来行业变革甚至颠覆的关键要素。
市场应对
面对绿色电力市场在供应、需求及内涵等多方面出现的重大变化，能源行业产业链各环节需在多个维度主动应对。
在思维意识上，需高度重视市场的变化，市场拐点已至，当前市场不是局部或单个政策的点状变化，而是在技术、成本、供需、机制等方面发生的全局性深刻变革。传统的单一、静态、计划的思维模式必定会被新的市场浪潮所淘汰。传统能源企业从上至下需加强学习，开展思想迭代重塑与观念革新，让市场意识深入扎根于投资、生产、基建、运营、采购等不同业务条线。
在企业组织上，需重构内部管理架构，以适应高速变化、适应高频交易、适应未来发展为导向，建立高效、灵活、专业的市场营销管理体系。部分企业需尽快成立专业的交易营销管理组织以应对日趋复杂的市场，集团性企业需打破下属公司、部门间壁垒，整合资源形成合力，在此基础上各方面工作更加突出市场的战略引领带动作用，以市场为核心带动企业发展。
在人力资源上，需跨前一步谋划市场人才培养，锚定行业前沿趋势与企业战略目标，通过培训、竞赛、实战等多种形式培育市场人才梯队，为企业持续输送具备市场竞争力的核心力量。
