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1、2025電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢2025.5關于落基山研究所（RMI）落基山研究所(Rocky Mountain Institute,RMI)是一家于1982年創立的專業、獨立、以市場為導向的智庫，與政府部門、企業、科研機構及創業者協作，推動全球能源變革，以創造清潔、安全、繁榮的低碳未來。落基山研究所著重借助經濟可行的市場化手段，加速能效提升，推動可再生能源取代化石燃料的能源結構轉變。落基山研究所在北京、美國科羅拉多州巴索爾特和博爾德、紐約市、華盛頓特區及加利福尼亞州奧克蘭和尼日利亞設有辦事處。rmi.org/32025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的

2、十大趨勢作者與鳴謝作者陳梓浩，高碩，江漪，李婷，劉雨菁，劉子屹，田嘉琳，謝俊，張瀝月作者按姓名拼音順序排列。除非另有說明，所有作者均來自落基山研究所。聯系方式高碩，sgaormi.org 引用建議高碩等,2025電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢，落基山研究所，2025，https:/ 重視合作，旨在通過分享知識和見解來加速能源轉型。因此，我們允許感興趣的各方通過知識共享 CC BY-SA 4.0 許可參考、分享和引用我們的工作。https:/creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/除特別注明，本報告中所有圖片均來自iStock。鳴謝本

3、報告作者特別感謝以下來自企業和研究機構的專家對報告撰寫提供的洞見與建議。韓雪國務院發展研究中心資源與環境政策研究所李鐸內蒙古電力交易中心有限公司南豆山西風行虛擬電廠研究院王俊 錁上海蔚來汽車有限公司王康安徽佑賽科技有限公司許慶 宇北京懷柔實驗室張超國網能源研究院有限公司章陽新加坡金鷹集團專家按姓名拼音順序排列。本報告所述內容不代表以上專家及其所在機構觀點。rmi.org/42025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢引言.801 現貨市場建設在全國大范圍推開，煤價低位運行、新能源占比提高、供需寬松等多因素決定現貨價格走勢.112024 年多省現貨價格中樞下探，2025 年現貨價

4、格普遍將持續承壓.12分時電價峰谷時段調整緊密聯動現貨價格曲線.1502 批發側買方主體可更加靈活地配置不同中長期交易品種的簽約比例，動力煤價格、現貨價格走勢與中長期價格走勢高度相關.18批發側買方主體年度交易的簽約比例限制降低，不同品種簽約情況將取決于發用兩側.主體博弈結果.18月度中長期交易價格跟隨動力煤價格變動，年度中長期簽約均價與相近月份月度.中長期交易綜合均價趨近.20中長期分時段交易持續推進，現貨市場價格對中長期交易價格的傳導作用加強.2103 煤電容量電價重構電源收入結構，新一輪價格調整將為火電利用小時數 留出更多下浮空間.25煤電容量電價實施首年，發電側收益模式與用電側價格組成

5、平穩過渡.25容量電價水平預期調整，為煤電持續轉型提供機制基礎.2704 新能源上網電量全面進入市場，場外機制電價發揮重要過渡作用，新業態蓄勢待發.28新能源上網電量邁入全面入市新階段.28機制電價的地方方案設計與執行將是年內關注重點.30短期內，136 號文對用戶側新能源與儲能互動的促進作用高于電源側.3105 分布式光伏回歸就近就地開發利用的本質要求，未來收益不確定性上升.352024 年分布式光伏項目開發集中在沿海負荷大省，戶用光伏新增裝機容量下降明顯.35分布式光伏管理加強，強調就近就地消納利用.36分布式光伏入市進程加快，市場收益不確定性攀升.37目錄rmi.org/52025電力市

6、場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢06 參與電能量市場套利是獨立儲能最主要收益來源，調頻和容量收益 受政策和市場規則變動影響較大.40獨立儲能收益來源多元化發展，呈現電能量市場價差套利為主、輔助服務和容量.補償租賃為輔的局面.40輔助服務和容量機制規則仍在不斷修訂中，獨立儲能收益對規則變動的敏感性較高，.測算收益時需考量政策和市場的潛在動向.4207 虛擬電廠建設仍處于示范階段，通過聚合用戶側可調節資源、參與現貨電能量市場、優化用能成本或為近期商業化的破局方向.48國內虛擬電廠運營商產業背景多樣、民營力量活躍.49在運虛擬電廠平臺多以省級電網為單位，運營商的收益層面仍需進一步建立常

7、態化機制.50“負荷類”虛擬電廠可通過“報量報價”參與現貨電能量市場為用戶實現負荷管理.和電費優化.5208 零售市場價格機制與批發市場銜接更加緊密，市場競爭烈度 仍在提升過程中.57零售套餐價格分時屬性加強，套餐價格與批發市場價格聯動在多地被鼓勵推行.57終端用戶用電成本與用電行為關聯度提高，零售套餐價格限制的機制設計是.防范用戶電價風險的重要方式.58發電背景售電公司“發售一體”的優勢開始被規范，電力市場競爭程度將提高.6109 綠電與綠證交易制度體系加速完善，交易規模將受參與機制的電量比例、對應綠證的歸屬及使用情況影響.63綠電與綠證交易制度體系基本建成，規則持續細化有助于支撐用電方聲明

8、需求.64新能源可持續發展價格結算機制或將調整綠電、綠證供需關系，單獨約定環境價值.成為綠電零售套餐發展趨勢.6510 多省開始實行居民個人樁分時電價，目前以自愿參與為主，時段和價格主要參考居民生活分時電價.68已有 22 個省份實行個人樁分時電價且以自愿參與為主，居民生活用電分時.電價為當前主要參考基準.68個人樁分時電價的實施覆蓋面將進一步擴大，時段劃分更為精細，價格水平.的設置將更具針對性.71參考文獻.72rmi.org/62025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢目錄圖表圖表ES.1.2021年以來部分電力市場與電價政策文件重點內容.8圖表ES.2.面向市場參與者的

9、十大趨勢匯總.10圖表1.1.全國各地區現貨市場的建設進度（截至2025年3月）.11圖表1.2.2024年度層面關鍵現貨價格數據一覽.12圖表1.3.各省風電、光伏同類項目現貨均價折價幅度與發電占比的相關性.14圖表1.4.廣東省2024年電力供需變化一覽.15圖表1.5.山東省2024年分時電價與20232024年現貨價格日內走勢對比（以6月為例）.16圖表1.6.山東省2025年分時電價與2024年分時電價和現貨價格日內走勢對比.17圖表2.1.各省中長期年度簽約電量占比下限要求.19圖表2.2.廣東省2023年9月2024年12月月度中長期交易價格與煤炭價格.20圖表2.3.2023年

10、1月2025年1月廣東省年度交易成交均價與月度中長期交易綜合價.21圖表2.4.青海省工商業分時電價政策峰谷時段及系數與中長期交易峰谷時段及系數.22圖表2.5.中長期交易分時價格形成方式.23圖表3.1.分地區發電側容量收入占容量和電能量收入和的比例測算.（容量電價為每年每千瓦100元的地區）.26圖表3.2.分地區煤電容量電費折價及占比測算（2024年平均水平）.27圖表4.1.機制電價政策下的新能源項目電量收入來源.28圖表4.2.新能源電價政策的主要特征及其差異.30圖表4.3.2024年52025年4月各省電網代理購電高峰價格（10kV單一制工商業用戶）.32圖表4.4.2024年山

11、西省與山東省現貨市場每日最大價差分布區間.33圖表5.1.20232024年各省分布式光伏裝機容量新增情況.35圖表5.2.分布式光伏發電開發建設管理辦法針對不同類型分布式光伏的政策規定.36圖表5.3.分布式光伏入市省級實施細則.38圖表5.4.山東分布式光伏項目入市模擬電價.39圖表6.1.分地區獨立儲能潛在收益來源匯總（截至2025年3月）.41圖表6.2.典型獨立儲能案例在各個省份的收益構成測算.42圖表6.3.山西電力市場相關政策和交易規則更新匯總.43rmi.org/72025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表6.4.山西典型獨立儲能在電力市場規則體系（V15

12、.0）生效前后輔助服務收益（左）.和整體收益（右）測算對比.44圖表6.5.代表性省份容量補償機制匯總.45圖表6.6.山東獨立儲能容量補償水平變化趨勢.45圖表6.7.寧夏獨立儲能容量租賃加權平均價格變化趨勢.46圖表7.1.虛擬電廠的核心技術能力與商業模式.48圖表7.2.國內108家虛擬電廠運營商產業背景及企業性質全景圖.50圖表7.3.目前國內在運典型虛擬電廠案例.51圖表7.4.部分省份虛擬電廠參與電力市場規則一覽.53圖表8.1.山東和山西市場聯動價格套餐具體聯動方式.58圖表8.2.典型用戶用電曲線假設和零售套餐設計相關參數.59圖表8.3.模擬情景下2024年山東不同用戶在不同

13、零售套餐下的用電成本.60圖表8.4.浙江零售套餐封頂價格設計示意圖.61圖表8.5.部分地區加強售電公司競爭程度的舉措.62圖表9.1.20212024年全國綠電綠證交易量.63圖表9.2.2025年部分地區分布式項目參與綠電交易的方式.64圖表9.3.2024年以來重點綠證政策梳理與分類.65圖表9.4.20242025年全國綠證按月交易情況.66圖表9.5.綠證單獨交易均價與廣東省綠電年度雙邊交易環境價值均價的對比.67圖表10.1.湖北1881戶居民個人樁執行分時電價前后充電負荷曲線.69圖表10.2.各省居民個人樁充電分時電價執行情況（截至2024年末）.70rmi.org/8202

14、5電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢引言2025 年，我國新一輪電力體制改革迎來十周年。以 2015 年 3 月發布的關于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發20159 號）為起點，十年來，電力市場化進程穩步推進，電力生產與消費逐步由計劃向市場轉變，電力的商品屬性被進一步還原。2020 年我國政府提出了“力爭 2030 年前實現碳達峰、2060 年前實現碳中和”的“雙碳”目標，并于 2021 年提出構建“新型電力系統”，電力市場建設步伐持續加快，各類電源、工商業用戶和新型主體在電力市場中的參與度不斷提升，一系列推動新型電力系統構建的市場設計和價格機制相繼推出（圖表 ES.1

15、）。加快建設全國統一電力市場體系、發揮電力市場對能源清潔低碳轉型的支撐作用，成為政策與市場的主要方向。圖表 ES.1.2021 年以來部分電力市場與電價政策文件重點內容成文時間文件名稱重點內容2021年10月關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（發改價格20211439號）推動燃煤發電電量和10千伏以上工商業用戶全部進入電力市場，擴大市場交易電價的浮動范圍。2022年1月關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見（發改體改2022118號）明確全國統一電力市場體系建設的總體目標和時間節點，提出健全多層次統一電力市場體系、構建適應新型電力系統的市場機制。2023年5月關于第三監管周期省

16、級電網輸配電價及有關事項的通知（發改價格2023526號）確定了工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、政府性基金及附加組成的順價模式，核定輸配電價，單列上網環節線損費用。2023年10月關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知（發改辦體改2023813號）肯定了電力現貨市場在提升電力安全保供能力、促進可再生能源消納等方面的顯著作用，擴大現貨市場建設范圍，推動現貨市場轉正式運行。2023年11月關于建立煤電容量電價機制的通知（發改價格20231501號）建立煤電容量電價機制（容量電價），支撐煤電機組向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。2024年2月關于建立健全

17、電力輔助服務市場價格機制的通知（發改價格2024196號）規范輔助服務交易和價格形成機制，明確費用傳導機制，提升電力系統綜合調節能力，促進清潔能源消納和綠色低碳轉型。2025年1月關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知（發改價格2025 136號）建立新能源可持續發展價格結算機制（機制電價），推動新能源機組全面進入電力市場并更好支撐新能源發展規劃目標實現。來源：國家發展和改革委員會；落基山研究所整理回顧過去一年，電力現貨市場、容量電價、機制電價等方面的政策和實踐取得重要進展，進一步推動搭建面向新型電力系統構建和高比例可再生能源接入的市場體制和價格體系。電力現貨市場初步成熟

18、，覆蓋地域全面拓展，現貨市場在價格發現中的作用進一步增強。從 2023 年 12 月末至2025 年 2 月末，首批電力現貨市場建設試點中的山西、廣東、山東、甘肅、蒙西五個省級現貨市場，以及省間電力現貨市場由試運行轉入正式運行，是我國現貨市場建設逐步成熟的重要里程碑?，F貨試點在全國大范圍鋪開，29 個省級電網已開展了不同程度的現貨市場結算試運行或正式運行。除直接影響現貨部分結算以外，現貨市場價格還影響著中長期交易價格走勢，其日內價格波動情況還指導著各地分時電價政策的更新。rmi.org/92025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢煤電容量電價全面實施，為煤電角色進一步轉型奠定

19、機制基礎。自 2024 年起，合規在運公用煤電機組由單一制電價調整為“電量電價+容量電價”的兩部制電價。煤電容量電價機制重構了煤電經營主體的收入結構，固定的容量收入可減輕對電能量收入的依賴，降低經營主體對高利用小時數的需求，穩定經營主體收入預期，為構建新型電力系統進程中火電利用小時數的進一步下浮留出更多空間。新能源機制電價推出，場外機制推動新能源全面入市和高質量發展。2025 年初，國家發展改革委和國家能源局聯合發文建立新能源可持續發展價格結算機制，推動新能源上網電價由以往的“保障性收購+部分入市”模式轉變為“全面入市+場外保障”模式。新能源上網電量原則上全面進入電力市場，新能源在場內交易完成

20、后，通過新能源可持續發展價格結算機制，按納入機制的電量和相應的機制電價水平，在場外進行差價結算。這一機制的建立既有利于電能量市場進一步優化資源配置，同時也有利于提升新能源項目投資回報的確定性。展望未來，中共中央辦公廳、國務院辦公廳于 2025 年 4 月印發的關于完善價格治理機制的意見，明確了未來一段時間深化價格市場化改革和推進電力市場建設的工作重點，包括：分品種、有節奏推進各類電源上網電價市場化改革，穩妥有序推動電能量價格、容量價格和輔助服務價格由市場形成；推動更多工商業用戶直接參與市場交易；完善多層次電力市場體系，推進電力中長期、現貨、輔助服務市場建設；建立健全天然氣發電、儲能等調節性資源

21、價格機制；完善新能源就近交易價格政策，優化增量配電網價格機制等。新一輪電改啟動以來，落基山研究所一直深入跟蹤和助力電力市場化改革進程。以往的研究中，我們以市場設計為關注點，分析和討論“電力市場如何建設”，同時也以市場參與者視角為切入點，推出電力市場化改革與電價體系洞察和企業綠色電力采購機制：進展與趨勢兩個年度報告系列，力圖為發用電主體提供兼具深度和廣度的階段性洞察。本報告以2024 電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢和2023電力市場化改革洞察：面向市場參與者的 20 大趨勢 為基礎，系統性回顧 2024 年 4 月以來電力市場建設和電價體系構建的重要進展和交易動態，并基于

22、現有觀察展望未來的發展趨勢。有別于以往主要按市場組成分章節討論的形式，此報告中我們用更大篇幅按不同交易主體類型開展更具針對性的分析和討論（圖表 ES.2）。對于電力體制改革和電力價格體系在 2023 年2024 年初的進展內容和 2015 年2022 年的背景內容，以及部分電力市場和電力價格體系的基礎概念介紹，可以參考 2024 版和 2023 版年度報告中的相應內容。在加快構建新型電力系統和建設全國統一電力市場體系的大背景下，我們希望本報告可以繼續幫助市場參與者深入理解當前電力價格體系及其未來方向，洞悉市場發展趨勢，共同促進電力市場對能源清潔低碳轉型和構建新型電力系統的支撐作用。rmi.or

23、g/102025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 ES.2.面向市場參與者的十大趨勢匯總按電能量 市場組成現貨交易01 現貨市場建設在全國大范圍推開，煤價低位運行、新能源占比提高、供需寬松等多因素決定現貨價格走勢中長期交易02 批發側買方主體可更加靈活地配置不同中長期交易品種的簽約比例，動力煤價格、現貨價格走勢與中長期價格走勢高度相關按交易 主體類型傳統電源03 煤電容量電價重構電源收入結構，新一輪價格調整將為火電利用小時數留出更多下浮空間新能源電源04 新能源上網電量全面進入市場，場外機制電價發揮重要過渡作用，新業態蓄勢待發分布式光伏05 分布式光伏回歸就近就地開發利

24、用的本質要求，未來收益不確定性上升獨立儲能06 參與電能量市場套利是獨立儲能最主要收益來源，調頻和容量收益受政策和市場規則變動影響較大虛擬電廠07 虛擬電廠建設仍處于示范階段，通過聚合用戶側可調節資源、參與現貨電能量市場、優化用能成本或為近期商業化的破局方向零售用戶08 零售市場價格機制與批發市場銜接更加緊密，市場競爭烈度仍在提升過程中綠電消費者09 綠電與綠證交易制度體系加速完善，交易規模將受參與機制的電量比例、對應綠證的歸屬及使用情況影響充電樁10 多省開始實行居民個人樁分時電價，目前以自愿參與為主，時段和價格主要參考居民生活分時電價來源：落基山研究所rmi.org/112025電力市場化

25、改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢01 現貨市場建設在全國大范圍推開，煤價低位運行、新能源占比提高、供需寬松等多因素決定現貨價格走勢2023 年底以來，電力現貨市場建設進一步全面加速，現貨市場目前已在全國 29 個省級電網區域開展試運行或正式運行。圖表 1.1 總結了截止到 2025 年 3 月的全國各地區、各層級現貨市場的建設進度。省級現貨市場層面，繼山西、廣東于 2023 年底率先由試運行轉為正式運行之后，山東、甘肅現貨市場分別于 2024 年 6 月和 9 月轉正，蒙西現貨市場于2025年2月轉正。此外，湖北、浙江、安徽、陜西均在2024年內從短/長周期結算試運行轉為連續結算試運

26、行。遼寧、河北南網均于2024年11月首次實現為期一個月的長周期結算試運行，也均于2025年3月啟動連續結算試運行，推進速度明顯加快。其余大部分省份在 2024 年也均有顯著階段更新，河南、湖南、寧夏、重慶均實現了月度以上的現貨市場長周期結算試運行，青海、吉林、上海、新疆、黑龍江、蒙東實現了短周期結算試運行。區域和全國現貨市場層面，國網省間現貨市場在連續結算試運行超過兩年后，于 2024 年 10 月 15 日轉為正式運行，標志著國網地區省間與省內兩級運作、建設多層次統一市場的模式進一步成熟。2024 年 11 月，南方區域現貨市場首次實現全月結算試運行，運行范圍涵蓋廣東、廣西、云南、貴州、海

27、南五個省，仍是我國進展最快的區域級電力市場。展望 2025 年，根據關于印發2025 年能源監管工作要點的通知（國能發監管20253 號），我國將“實現省級現貨市場基本全覆蓋”?？紤]到目前轉正的五個省份從開始連續結算試運行到正式運行均歷經超過兩年，為 26 到 40 個月不等，而且關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知（發改辦體改2023813 號）要求“各省/區域、省間現貨市場連續運行一年以上”后可按程序轉正，因此目前處于連續結算試運行階段的六省中，湖北、浙江可能會在連續結算試運行滿一周年后、在 2025 年底前率先轉正，安徽、陜西、遼寧、河北南網大概率在 2025 年維持在當前階段。福建

28、、江蘇、湖南、寧夏等省級現貨市場有望進一步轉為連續結算試運行，南方區域電力現貨市場預計在二季度開展連續結算試運行，京津冀區域電力現貨市場可能開展模擬試運行。圖表 1.1.全國各地區現貨市場的建設進度（截至 2025 年 3 月）來源：各省市和區域電力交易中心、政府網站、官方媒體等，落基山研究所整理注 1：根據全國統一電力市場發展規劃藍皮書1，現貨市場建設分為五個階段：模擬試運行（含調電試運行）、結算試運行（整月以下）、長周期結算試運行（整月及以上）、連續結算試運行、正式運行注 2：示例中藍色為相較于 2024 年 1 月無階段更新的省級層面現貨市場，紅色為區域及全國層面現貨市場，綠色為相較于

29、2024年 1 月有階段更新的市場（對應灰色為 2024 年 1 月時所處的階段）注 3：西藏、京津冀區域、港澳臺地區暫未列入整理模擬試運行(含調電)短周期結算試運行長周期結算試運行連續結算試運行正式運行.黑龍江.蒙東.吉林.青海.湖南.新疆.上海.江西.青海.吉林.上海.新疆.黑龍江.蒙東.河南.寧夏.重慶.陜西.南方區域.福建.四川.江蘇.河南.湖南.寧夏.重慶.南方區域.浙江.安徽.湖北.湖北.浙江.安徽.陜西.遼寧.河北南網.山東.甘肅.省間現貨.蒙西.山西.廣東.山東.甘肅.國網省間.蒙西rmi.org/122025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢2024 年多省

30、現貨價格中樞下探，2025 年現貨價格普遍將持續承壓價格方面，除國網省間現貨外，疊加動力煤價格下降、新能源比例上升、供需偏寬松等因素，連續結算（試）運行省份的現貨市場整體延續下降趨勢（圖表 1.2）。山西、廣東、山東、甘肅、蒙西現貨市場年均價較 2023 年分別下降 31、108、46、55、100 元/MWh，同比降幅為 8.9%、24.3%、13.0%、18.2%和 16.5%左右，廣東和甘肅較 2022 年更是顯著下降 40.4%和 35.2%。湖北和浙江現貨市場分別于 2024 年 4 月、5 月起開始連續結算試運行，成交均價較其燃煤基準價分別下浮 11.3%和 12.2%。省間現貨方

31、面，主要受到汛期（4 月 1 日至 10 月23 日）平均氣溫同比偏高 2.06且極端性強、秋季西南地區東部及長江中游流域出現旱情的影響2，811 月國網省間現貨價格同比由降轉升，89 月成交價格更是同比上漲超過一倍，使全年均價提高 15.2%。圖表 1.2.2024 年度層面關鍵現貨價格數據一覽來源：蘭木達電力現貨3，落基山研究所注 1：甘肅現貨市場由于 2024 年起用戶側不再分為河東、河西進行分區結算，而采用全省統一結算點，歷史數據缺失。甘肅現貨市場 2023 年日前均價為 0.302 元/千瓦時，實時均價為 0.309 元/千瓦時，2022 年年日前均價為 0.381 元/千瓦時，實時

32、均價為 0.388 元/千瓦時，圖表中展示的是日前均價4。注 2:各省現貨規則中出清價格上下限往往大于申報價格上下限，這是由于系統阻塞的存在，導致部分節點增加單位負荷時電力系統再調度增加的成本會高于（或者低于）市場主體的最高（或者最低）申報價格。例如根據 2024 年 11 月發布的最新版內蒙古電力多邊交易市場規則體系（征求意見稿），出清價格限值調整為 03000 元/MWh，火電申報價格限值為 11500 元/MWh，新能源申報價格限值為01500元/MWh。此外，各省現貨市場一般還存在風險防范機制（蒙西）或者二級限價（國網地區），即若一定周期內現貨均價超過設定范圍，現貨實際結算價格會再次調

33、整到設定范圍內。注 3：國網省間電力現貨市場送電方和購電方申報價格范圍為 03 元/千瓦時，送電方節點日均結算價格上限為 1.5 元/千瓦時，超過后等比例調減 96 點分時結算價格。山西廣東山東甘肅全網蒙西全網湖北浙江國網省間-200-150-100-500501001502002503003504004505005506006507007508008509009501,0001,2001,5003,0005,150年均價年時點最低價格年時點最高價格出清價格上限出清價格下限燃煤發電基準價2023年均價2022年均價03474533324433673083533026501,7236506076

34、324143953813891,5001,5001,5001,4951,5005,1061,2001,0191,4241,8741,2001,2003,0003363072473605073160400-2002000-100-100-1004000-200563415364283416369rmi.org/132025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢具體而言，決定現貨價格走勢的主要因素有以下三點：其一，動力煤價格持續下行，降低煤電發電成本，拉低現貨市場價格中樞。根據國家發改委 關于做好 2024年電煤中長期合同簽訂履約工作的通知（發改辦運行 2023 870 號）5，原則

35、上每家煤炭企業簽約量不低于自有資源量的 80%，發電企業簽約量不低于簽約需求量（以本企業 2023 年國內耗煤量為基數）的 80%，并進一步加強履約監管。以秦皇島動力煤（5500 大卡）為例，2024 年年度長協價格基本穩定在 690710 元/噸的區間，顯著低于現貨價格的 765940 元/噸的波動區間，電煤中長期合同有效成為了煤電發電成本的“穩定器”6。但中長期合同之外，仍有部分煤電電量需要通過采購市場煤來滿足，這也意味著動力煤現貨價格的波動也會一定程度傳導到電力現貨市場。根據秦皇島港動力煤（5500 大卡）現貨日平倉價計算，2024 年均價為 860 元/噸，較 2023 年下降約 10

36、5 元/噸，降幅達 10.9%。按照度電煤耗 304.8g/kWh 計算，煤電發電燃料成本對應減少約 32 元/MWh，這也直接導致了現貨市場價格中樞的下降。此外，煤電容量電價機制于2024 年起正式實施，其幫助煤電機組回收了部分固定成本（詳見 03 章），促使煤電機組在現貨市場的報價更加接近燃料成本，一定程度上也造成了 2024 年現貨價格的下降。對于 2025 年，在關于做好 2025 年電煤中長期合同簽訂履約工作的通知（發改辦運行2024941 號）中7，中長協合理價格區間維持和 2024年不變，煤炭企業最低簽約比例從 80%降低到 75%，全年履約率最低要求由 100%降到 90%。2

37、025 年來，動力煤價格不斷走低，秦皇島動力煤（5500 大卡）年度長協價格已經從 1 月的 693 元/噸下降到 4 月的 679元/噸，而現貨交易價更是從 1 月的 770 元/噸左右持續下跌到 4 月的 670 元/噸左右，已和長協價格持平?？紤]到目前煤炭供給端整體基本穩定、需求端整體偏弱等因素，多家機構都預測 2025 年動力煤現貨價格中樞將延續下行趨勢，以弱勢振蕩為主，預計年內電力現貨價格中樞將因此進一步下探8,9,10,11。其二,電力系統中新能源占比不斷提高，拉低其大發時段現貨價格。圖表 1.3 顯示了山東、山西、甘肅、蒙西四省光伏、風電同類項目現貨均價相對于全市場均價都出現了明

38、顯折價，而且伴隨著 X 軸代表的光伏/風電發電量占比越來越高，Y 軸折價幅度也隨之擴大。這反映了伴隨著零邊際成本的新能源發電量占比逐步提升，壓縮了現貨市場的競價空間i，導致新能源大發時段現貨價格明顯降低，進而也會進一步拉低全年均價。此外，分技術類型來看，風電、光伏各自的折價幅度和其發電占比呈現顯著正相關性。風電發電占比每提高 1%，其在現貨市場的平均折價幅度約提高 1.16%；對于光伏而言，這一折價幅度更高，達到了 2.0%，這體現了新能源自身在現貨市場中的侵蝕效應。在新型電力系統建設背景下，預計 2025 年全國風電、光伏新增裝機將保持在 2 億千瓦以上，新能源發電占比有望進一步提高，而且在

39、新能源全面入市的背景下（詳見 04 章），更高比例新能源將入市交易，這意味著上述省份現貨價格將更加波動，新能源大發時段的現貨價格將繼續下探。i 競價空間=負荷-非市場化出力-新能源預測出力。由于目前大多數省份用電側“報量不報價”，競價空間則決定了其他發電機組（主要為火電）的報價博弈空間，報價較低的機組會被優先出清。因此競價空間較低時，現貨市場邊際出清價格一般也會隨之降低，反之則升高。rmi.org/142025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 1.3.各省風電、光伏同類項目現貨均價折價幅度與發電占比的相關性來源：落基山研究所注 1：折價幅度 Y=（風電或光伏同類項目現貨

40、加權均價 全市場現貨加權均價）/全市場現貨加權均價；發電占比 X=本省風電或光伏發電量/本省總發電量注 2：分析基礎數據來源于蘭木達電力現貨12、中國電力企業聯合會13注 3：本圖所采用的現貨均價并不代表電力市場最終結算均價，僅為其在現貨市場的捕獲價，最終結算價格還受到中長期合同的顯著影響。其三，電力供需相對寬松促使現貨價格下行。2021 年“電荒”之后批復的大量煤電、氣電進入投產期，疊加部分地區用電量增速不及預期、2024 年全國水電來水情況較好，寬松的供需關系加劇了現貨價格的下行壓力。以廣東為例，2024 年火電平均利用小時數同比驟降 398 小時，主要原因之一即為 2023、2024 年

41、間累計有 2091 萬千瓦新增火電并網，顯著高于 20212022 期間新增的 932 萬千瓦火電。而從圖表 1.4 可得，2024年的用電量增量主要由水電（廣東省間凈購電也多為云貴地區水電）、太陽能發電、風電等非化石能源供應，火電發電不升反降。由于省間外來電為政府間協議優先出清，新能源、水電由于邊際成本優勢也會優先于火電出清，意味著更多的火電機組要競爭更少的競價空間，直接導致部分高報價機組難以出清，出清價格降低。結合 Global Energy Monitor 和中電聯的數據，2025 年全國預計新增 56008700 萬千瓦煤電機組并網，基本相當于甚至超過2023年和2024年的新增總和6

42、537萬千瓦，新能源新增裝機預計仍超過3億千瓦（2024年是 3.6 億千瓦），而用電量增速預計維持在 6%左右（2024 年是 6.8%），因此在現貨市場中發電側競爭可能更加激烈。其中，廣東在建煤電項目中預計 2025 年投產并網近 1000 萬千瓦，另有氣電預計新增并網近1000 萬千瓦，均居全國首位，而需求端前三個月全省用電量增速為 2.2%（2024 年全年為 7.3%），預計其供需情況將持續寬松，省內現貨價格下行壓力大14,15。0-5-10-15-20-25-30-35-40-45-50-550123456789101112131415161718192021Y=-1.1596X-

43、0.0249R2=0.9803Y=-2.0094X-0.1966R2=0.9428山東風電蒙西光伏山西光伏山東光伏山西風電甘肅風電蒙西風電甘肅光伏發電占比 X(%)折價幅度 Y(%)rmi.org/152025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 1.4.廣東省 2024 年電力供需變化一覽來源：中國電力企業聯合會，落基山研究所分時電價峰谷時段調整緊密聯動現貨價格曲線市場機制銜接方面，在現貨市場連續結算（試）運行的省份，現貨價格對分時電價政策的指導作用更加顯著。以山東省為例，其現貨市場自 2021 年 12 月起啟動不間斷結算試運行，此后分時電價政策每年都會調整更新，調整頻

44、率明顯加快。在2024 電力市場化改革與電價體系洞察：面向市場參與者的十大趨勢報告中，我們曾分析了上一年度分時電價的調整情況。2024 年分時電價在 2023 年基礎上，調整了冬季、春季和夏季的峰谷時段，深谷與尖峰時段的調整與現貨價格在不同季節的曲線形態高度一致。但是，該報告同時也指出夏季部分時段電價劃分仍與現貨價格水平存在不匹配現象，這些時段可能成為分時電價進一步調整的重點方向。例如，夏季0:006:00時段劃分為低谷，但該時段現貨均價卻高于劃分為平段的 8:0015:00；夏季 22:0023:00 和 23:0024:00 時段分別劃為平段和谷段，但該時段現貨均價基本和位于尖峰時段的 2

45、0:0022:00 處于相同的價格區間（如圖表 1.5所示）16。新增用電量619-46607482139310火電增量水電增量核電增量風電增量太陽能發電增量省間凈購電增量單位：億千瓦時rmi.org/162025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 1.5.山東省 2024 年分時電價與 20232024 年現貨價格日內走勢對比（以 6 月為例）來源：國網山東省電力公司，山東電力交易中心，落基山研究所注：橫坐標中，日內的第 1 個小時指 00:0001:00，以此類推。2024 年 12 月，國網山東省電力公司發布 2025 年工商業分時電價公告17，本次調整進一步解決了

46、前述的部分季節分時政策與現貨價格不匹配的問題，整體調整方向與對應月份的現貨價格走勢保持一致。圖表 1.6 全面展示了2025 年分時電價政策在峰谷時段劃分方面相較 2024 年的變化，重點調整如下：夏季（68月）中，將6月單列，其0:006:00時段從低谷段變為平段，而7:0012:00點由平段變為谷段；此外，整個夏季的 22:00-23:00 時段均由平時段調整為尖峰時段，這都有效減少了上述提到的分時電價與現貨價格的不匹配現象。冬季（12，12 月）中，其 2:006:00 由平段調整為低谷段，而 7:009:00 時段由平段調整為高峰段，對應著 2024 年冬季現貨均價曲線的早高峰現象。1

47、23456789101112131415161718192021222324800750700650600550500450400350300250200150100500元/MWh2024年6月分時電價政策（以電網代理購電價格為例）2024年6月現貨日前市場分時均價2023年6月現貨日前市場分時均價日內的第n個小時rmi.org/172025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 1.6.山東省 2025 年分時電價與 2024 年分時電價和現貨價格日內走勢對比季節執行 年份月份01 12 23 34 45 56 67 78 89 910101111121213131414

48、15151616171718181919202021212222232324冬季.(高峰增加2小時，低谷增加4 小時)202512月,1月，2月202412月,1月，2月春季.(無變動)20253月，4月,5月20243月，4月,5月夏季.(額外區分 6 月和7、8 月；6月06、712 點平谷時段互換，高峰增加 1 小時；78月低谷減少1小時，高峰增加1 小時）20256月20246月(同7，8月)20257月，8月20247月，8月秋季.(無變動)20259月,10月，11月20249月,10月，11月來源：山東發展改革委，山東電力交易中心，落基山研究所2024年各季節多月現貨日前分時均價

49、深谷低谷平時段高峰尖峰rmi.org/18公共采購推動建筑用材低碳轉型02 批發側買方主體可更加靈活地配置不同中長期交易品種的簽約比例，動力煤價格、現貨價格走勢與中長期價格走勢高度相關電力中長期交易是 2015 年新一輪電力體制改革啟動后率先開展的交易類型，也是當前我國電力交易體系中的交易量和交易總價最高的組成部分。近年來中長期交易電量持續上升，2024 年電力中長期交易量較 2020 年增加了 2.2萬億千瓦時，增量規模與同期全社會用電量增量基本持平18。同時，中長期交易占比維持高位，2024 年全國電力市場中長期電力直接交易ii電量達 4.65 萬億千瓦時，同比增長 5%，占全社會用電量的

50、 47%1,19。其中，省內電力直接交易電量占全國電力市場中長期電力直接交易電量的98%。市場主體方面，除煤電和新能源外，獨立儲能、虛擬電廠、抽水蓄能、核電在更多區域參與中長期市場，市場主體多元化趨勢顯現。批發側買方主體年度交易的簽約比例限制降低，不同品種簽約情況將取決于發用兩側主體博弈結果從 2024 年末組織開展的 2025 年年度中長期交易來看，各省區對批發側買方主體年度中長期簽約比例做出了不同程度要求，部分省區放寬了年度簽約比例下限（圖表 2.1）。2025 年明確要求年度簽約比例在 80%及以上的仍有 14 個省區，青海、四川、蒙東、蒙西、山西、寧夏 6 個省區批發側買方主體年度簽約

51、比例下限明確放寬至60%70%iii。在國家層面，據報道20，國家發展改革委、國家能源局在關于做好 2025 年電力中長期合同簽約履約工作的通知（發改運行20241752 號）中要求，對于新能源加水電發電量占比超過 40%的地區，政府主管部門可統籌考慮發電側各類型電源市場化電量簽約規模，研究適當放寬用戶年度簽約比例要求，原則上不得低于 60%。這一要求較 2024 年有明顯變化，關于做好 2024 年電力中長期合同簽約履約工作的通知（發改運行20231662 號）規定 2024 年批發側買方用戶年度中長期簽約電量應不低于上一年度用電量的 80%21。批發側買方主體年度中長期合同最低簽約比例下調

52、，與煤電電能量定價邏輯并不能完全適用于新能源有關。煤電以電煤價格為定價依據，而發電企業采購電煤時，電煤中長期合同簽約量不應低于簽約需求的 80%22，因此在高比例電煤長協簽約要求下，煤電企業在簽約相應高比例年度電力中長期交易合同時，其風險敞口最小。新能源場站則不同，新能源發電的邊際成本幾乎為零，參與中長期交易時報價更多依賴于市場供需形勢；同時新能源發電由于出力不可控，會面臨時間跨度越久，發電量及市場價格預測不確定性越大的挑戰，因此新能源發電主體簽約年度合同雖然可以提前鎖定合同的度電收益，但實際發電量仍具有不確定性，疊加偏差考核機制，總收益不確定性顯著增加。在此背景下，各省區對于新能源主體簽約年

53、度交易合同要求基本都比火電更為寬松（圖表 2.1），目前僅有黑龍江、遼寧、云南三個省區明確要求新能源年度簽約比例不低于 80%，其余省區均低于此限制或無明確要求。此外，關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知（發改價格2025136 號）明確提出“允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整”，即新能源入市后，大部分省份在交易規則中明確限制中長期簽約比例下限的可能性較低，新能源企業預計會彈性參與年度中長期交易。ii 全國電力市場中長期電力直接交易包括省內電力直接交易（含綠電交易和電網代理購電）和省間電力直接交易。iii 關于批發側

54、買方主體年度簽約比例下限，青海省從2024年的75%降低到2025年的70%，蒙東從2024年的80%降低到2025年的60%，蒙西和山西省在2024年無明確規定，2025年分別要求為65%和60%，四川和寧夏較2024年沒有變化，仍維持在70%和60%。rmi.org/192025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢在高比例電煤長協合同簽署要求下，燃煤機組年度中長期合同簽約電量比例要求預計將維持在 80%。但在新能源入市和新能源電源彈性參與年度中長期簽約等趨勢的共同影響下，批發側各類賣方主體鎖定在年度中長期交易中的總電量占比會逐步下降?？紤]到電量供需關系，預計將有更多省區放松

55、對批發側買方主體年度簽約比例下限要求，這也意味著批發側買方主體會有更大的自主決定空間，月度、月內、多日等短周期交易品種的交易活躍度會隨之提升。不同交易品種的簽約比例結果將取決于發電側主體和用電側主體的動態博弈過程，買賣雙方提前鎖定收益/成本的需求、對年度價格和其他交易品種的價格預期等因素都將影響博弈過程。圖表 2.1.各省中長期年度簽約電量占比下限要求來源：各省發展改革委，各省電力交易中心，落基山研究所注 1：國家發展改革委、國家能源局關于做好 2025 年電力中長期合同簽約履約工作的通知（發改運行20241752 號）要求發電側燃煤機組年度中長期簽約比例應不低于年度預計上網電量的 80%，通

56、過后續簽訂不低于 90%。注 2：新能源企業年度中長期交易合約電量占比（除遼寧外）為中長期年度交易電量占上一年度上網電量或本年度申報發電能力，遼寧新能源企業年度中長期交易合約電量占比為中長期年度交易電量占實際發電量比例。注 3：批發側買方用戶指電力大用戶和售電公司（含電網代購用戶），關于年度中長期簽約電量占比，青海省為年度簽約電量占市場化交易總電量比例，四川省批發用戶為年度簽約電量占近三年分月平均用電量或上一年分月用電量比例，四川省售電公司為年度簽約電量占零售分月簽約電量比例，吉林省為年度簽約電量占前三年平均用電量比例，其余省份為年度簽約電量占上一年度用電量比例。注 4：北京、天津、河北南網、

57、冀北、吉林、上海、江蘇、安徽、河南、海南、陜西均要求批發側買方用戶年度簽約電量占比不低于80%，新能源年度中長期交易合約比例下限無明確公開規定；四川、山西新能源年度中長期交易合約比例下限無明確公開規定。注 5:浙江、湖北兩省省關于新能源年度中長期合約電量占比下限無明確公開規定，廣東省新能源交易單元月度凈合約量下限為 0；批發側買方用戶年度簽約電量占比下限無明確公開規定，但中長期交易電量有占比下限：浙江、廣東不低于 90%。湖北不低于 95%。注 6:江西、山東、湖南、廣西、重慶、貴州、西藏、甘肅、新疆關于批發側買方用戶年度簽約比例下限和新能源年度中長期合約電量占比下限無明確公開規定。80706

58、0504030201000510152025303540455055606570758085批發側買方主體年度簽約電量占比下限/%新能源年度中長期交易合約電量占比下限/%北京、江蘇、河南、陜西等11個省區四川山西青海蒙西蒙東寧夏云南遼寧黑龍江公開明確規定新能源年度中長期交易合約電量占比和批發側買方主體年度簽約電量占比下限的省區公開明確規定批發側買方主體年度簽約電量占比下限，未明確公開規定新能源年度中長期交易合約電量占比下限的省區rmi.org/202025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢月度中長期交易價格跟隨動力煤價格變動，年度中長期簽約均價與相近月份月度中長期交易綜合均價

59、趨近在以煤電電量為基石的中長期交易中，燃料價格仍然是定價的重要依據。2024 年我國煤電發電量占比達54.8%13，同時煤電需全電量進入市場，中長期簽約電量不低于 90%23。這相當于煤電中長期簽約電量占全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量（6.18 萬億千瓦時）的約 80%，使得煤電在中長期交易中成為價格基石。煤電發電度電成本中，燃料成本占比最高，約為 70%24。為保障在燃料價格波動時控制經營風險，煤電企業通常會考慮電煤價格波動進行電力交易報價。電力月度中長期交易綜合價與動力煤價格指數iv常呈同向變化關系，以廣東省為例（圖表 2.2），2023 年 9 月2024 年 12 月動力煤

60、價格指數顯著下降、月度中長期交易綜合價走低。圖表 2.2.廣東省 2023 年 9 月 2024 年 12 月月度中長期交易價格與煤炭價格來源：廣東電力交易中心，中國煤炭市場網，秦皇島煤炭網，全國煤炭交易中心，中國電力企業聯合會，落基山研究所具體而言，月度中長期交易綜合價和動力煤價格指數有同方向變化趨勢，且電力價格變化相較于動力煤價格指數變化存在滯后性。本報告通過對 2023 年 9 月2025 年 1 月廣東省月度中長期交易綜合價與動力煤價格指數統計分析v發現，月度中長期交易綜合價跟隨動力煤價格指數變動，滯后期約為兩個月。這種滯后性主要源于煤電企業報價時參考的燃料成本與本月燃料采購成本不完全

61、相同。首先，本月的月度中長期交易綜合價通常在上月末交易時確定，交易主體報價時只能參考存在滯后的動力煤價格數據；此外，燃煤電廠的燃料成本受電煤運輸周期和電煤庫存周期影響，往往反映上月采購價，而非當月價格，從而導致電價變化與動力煤價格變化存在一定時滯。市場主體可結合電煤運輸、庫存周期和電力供需情況，根據近期動力煤價格指數水平判斷月度中長期交易綜合價走勢，以優化交易決策。iv 本報告中動力煤價格指數使用該月煤炭長協浮動價格參考指數，為全國煤炭交易中心綜合價格指數NCEI(5500大卡)、環渤海動力煤綜合價格指數BSPI(5500大卡)、秦皇島動力煤綜合交易價格指數CCTD(5500大卡)三項指數上月

62、最后一期的平均值。v 本報告使用STL分解和交叉相關分析對月度中長期交易綜合價與動力煤價格指數進行統計分析，在剔除數據趨勢的基礎上，檢驗兩個數據集的變化是否具有同向性，以及是否存在滯后效應。CCF是一種能夠考慮數據滯后性的相關系數計算方法，通過計算不同滯后期的相關系數，選擇具有顯著性且相關系數最大的滯后期作為分析結果。在進行CCF分析之前，需要對數據進行平穩性檢驗，即確保數據在分析周期內不存在明顯趨勢，否則會影響結果的真實性。月度中長期交易綜合價與動力煤價格指數的原始數據經統計檢驗為非平穩數據，即存在趨勢，因此采用STL（季節趨勢分解法）將原始數據分解為長期趨勢（趨勢）、周期性波動（季節性）和

63、殘差（短期波動）。分解后，殘差部分可以通過平穩性檢驗。分解后，使用電價和煤價的殘差（即短期波動部分）進行CCF分析。統計結果顯示滯后期為2時結果顯著且相關系數較大，表明煤價變化領先于電價變化，且領先周期為兩個月。電能量價格（元/MWh）煤價指數(元/噸)500490480470460450440430420410075575074574073573072572002023年9月2023年11月2024年1月2024年3月2024年5月2024年7月2024年9月2024年11月2025年1月月度中長期交易綜合價動力煤價格指數rmi.org/212025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者

64、的十大趨勢年末月度交易綜合價與次年年度交易價格呈現高度相關性。以廣東省為例（圖表 2.3），2023 年 11 月和 12 月的月度中長期交易綜合價算術平均值較2024年年度中長期交易成交均價（465.64元/兆瓦時）僅相差5%。相比之下，2024 年各月月度中長期交易綜合價與該年年度交易均價的關聯性較弱，例如 2024 年下半年各月的月度中長期交易綜合價普遍與年度均價水平有 12%以上的差異。2025 年年度交易中亦呈現了相似特點，2024 年 11 月和 12 月月度中長期交易綜合價較 2025 年年度交易成交均價（391.86 元/兆瓦時）僅相差 2%。這一現象反映了煤電主體的年度電煤合

65、同成本與電力年度中長期交易的相關性，也充分體現了電煤成本在電力中長期定價中的基石作用。圖表 2.3.2023 年 1 月2025 年 1 月廣東省年度交易成交均價與月度中長期交易綜合價來源：廣東電力交易中心，落基山研究所中長期分時段交易持續推進，現貨市場價格對中長期交易價格的傳導作用加強為“優化完善電力中長期合同分時段價格形成機制，形成反映實際供需關系的價格信號”，2025 年中長期交易要求“全面推進分時段、帶曲線簽約”6。自 2021 年山西等地開展分時段交易vi以來，廣東、甘肅、浙江等 28 個省區已開展中長期分時段交易，未開展分時段交易的交易品種可以選擇帶曲線交易，分時段交易和帶曲線交易

66、均會區分不同時段電能量的價值，中長期交易由電量交易向分時段電力交易轉變趨勢顯著。按照各時段價格是否分時及報價上下限參考基準，目前中長期交易分時價格形成方式可分為四種（圖表2.5）：不區分電能量時間價值的發電側結算方式仍然存在。山東（新能源自選）、福建發電側、海南發電側采用全時段電量統一價格結算的方式。各時段限價參考工商業分時電價政策及燃煤發電市場交易價格浮動比例。中長期交易中的分時電價按工商業分時電價政策規定的時段和浮動系數計算。如新疆、北京等地，在開展分時段交易后，時段劃分和浮動系數按工商業分時電價政策執行。在青海、蒙西等地，若市場主體不申報交易曲線，結算價格則默認按分時電價執行。中長期交易

67、的所有時段都有明確價格限制范圍。如山西多月連續分時段交易中逐個時段限價范圍為95.62764.93 元/兆瓦時；浙江月度集中競價的每個時段申報限價為基準價上下浮動 20%。vi 中長期分時段交易指將每天劃分為峰平谷或24小時等不同時段，每個時段的電量作為獨立標的進行交易。電能量價格(元/MWh)56054052050048046044042040002023年1月2023年4月2023年7月2023年10月2024年1月2024年4月2024年7月2024年10月2025年1月月度中長期交易綜合價年度交易成交均價rmi.org/222025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢

68、中長期分時段交易限價以工商業分時電價政策中規定的浮動系數為依據。以蒙西為例，市場主體申報價格曲線時峰谷時段和各時段的浮動比例不低于工商業分時電價政策中規定的時段長度和浮動比例。浙江中長期年度交易、月度雙邊協商和掛牌交易中，燃煤基準價浮動空間結合分時電價政策規定的浮動比例構成各時段申報限價。中長期交易方案中劃分的時段和浮動比例與工商業分時電價政策不同。以青海vii為例，在中長期交易方案中單獨劃定峰平谷時段，該時段劃分及系數與工商業分時電價政策并不完全一致，見圖表 2.4。在廣東、山西、山東、甘肅、浙江等現貨市場長周期試運行（含正式運行）地區，部分交易品種的價格申報上下限逐漸與現貨價格上下限接軌，

69、現貨價格與中長期交易價格銜接增強。如甘肅省 2025 年省內電力中長期年度交易實施方案中明確指出年度雙邊協商和年度集中競價交易中各時段申報價格限制按照省內電力現貨市場價格上下限設定。圖表 2.4.青海省工商業分時電價政策峰谷時段及系數與中長期交易峰谷時段及系數來源：青海省發展改革委25，青海省能源局26，落基山研究所注:圖中所示中長期分時段交易峰段系數（1.63）為申報浮動下限，谷段系數（光伏0.8，其他電源0.35）為申報浮動上限vii 中長期分時段交易中時段劃分和浮動系數來源于青海省能源局 關于開展2024年電力市場交易有關事項的通知，青海省2025年電力中長期交易方案 中未針對時段劃分和

70、系數浮動做出明確規定。浮動系數浮動系數浮動系數浮動系數(a)中長期交易-光伏分時段交易（不包括儲能、綠電制氫）(b)中長期交易-其他電源分時段交易(c)二三季度峰谷分時電價政策（2024年5月起執行）(d)一四季度峰谷分時電價政策（2024年5月起執行）2.01.002.01.002.01.002.01.00024681012141618202224024681012141618202224024681012141618202224024681012141618202224rmi.org/232025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 2.5.中長期交易分時價格形成方式分

71、時價格形成方式交易模式山西廣東山東甘肅蒙西浙江寧夏青海新疆北京全時段統一價格常規交易（新能源自選）各時段限價參考工商業分時電價政策及燃煤發電市場交易價格浮動比例申報均價，分時價格按工商業分時電價政策形成常規交易（年度雙邊協商、掛牌交易，月度雙邊月度掛牌）分時段交易申報各時段價格，各時段限價以絕對值形式公布分時段交易（多月連續分時段交易：95.62764.93元/MWh；年度集中交易：燃煤基準價上下浮動20%）（年度集中競價：0.3720.554元/kWh）（年度集中競價：245.4404.4元/MWh）（月度集中競價：基準價上下浮動20%）申報各時段價格，各時段價格限價參考工商業分時電價浮動比

72、例常規交易分時段交易（月度、旬：逐時段限價，限價范圍設置12個價格區間）（年度、月度雙邊和掛牌）各時段限價參考中長期交易方案中規定的時段劃分及浮動比例分時段交易（區分火電和新能源）（區分火電和新能源）各時段限價參考現貨限價常規交易（年度雙邊協商、年度掛牌交易）分時段交易（日滾動交易：01500元/MWh）（月度集中競爭：相對基價的系數多日集中交易：上下限與現貨出清上下限一致）（月度滾動撮合、月內滾動撮合：-801300元/MWh）（年度雙邊協商：現貨價格上下限，年度集中競價：現貨價格上下限，（月內滾動交易：與現貨一致）來源：各省發展改革委，各省市電力交易中心，落基山研究所整理rmi.org/2

73、42025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢現貨交易形成的分時價格波動形態對中長期分時段交易的傳導作用增強。目前中長期分時段交易中，工商業分時電價政策是分時段價格形成的重要參考，由于分時電價動態調整加快，且現貨價格曲線與分時電價峰谷時段劃分緊密聯動（見 2024 年電力市場化改革與電價體系洞察 02 章及本報告 01 章），現貨價格信號得以間接傳導至中長期交易中。此外，在現貨市場建設較快的省份，已有越來越多的中長期交易品種分時段限價直接參考現貨限價或現貨分時價格系數，有利于中長期分時段交易與現貨交易的進一步銜接。展望未來，伴隨著市場主體交易能力的提升和現貨市場建設進程的推進，

74、現貨市場和中長期市場的銜接將更加緊密。月內、多日等中長期交易品種的交易日期與交割日更近，交易主體可用于預測的信息更多、對于量和價的預測難度相對較小，這類中長期交易品種限價有望更快與現貨限價銜接。同時，隨著交易主體交易能力和預測準確率的不斷提升，不同交易品種之間同一交易時段的價格差也將進一步縮小。rmi.org/252025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢03 煤電容量電價重構電源收入結構，新一輪價格調整將為火電利用小時數留出更多下浮空間為適應我國能源轉型和新型電力系統建設需要，推動煤電角色向基礎保障性與系統調節性并重轉型，按照國家發展改革委、國家能源局關于建立煤電容量電價機

75、制的通知（發改價格20231501 號）27有關要求，各地自2024 年 1 月起建立煤電容量電價機制。合規在運公用燃煤發電機組當前按每年每千瓦 100 元或 165 元獲得容量收入，相關費用作為系統運行費用的一部分在工商業用戶中進行分攤。煤電容量電價實施首年，發電側收益模式與用電側價格組成平穩過渡回顧煤電容量電價實施的第一年，煤電容量電價機制在發電側重構了煤電機組在能源轉型進程中的收益模式；對于電力用戶側而言，以煤電容量電費折價為代表的系統運行費用開始成為用電價格的重要組成部分，但容量電費目前尚沒有顯著影響用戶的電費水平。從發電側看，煤電容量電價機制重構了煤電機組的收入結構，據測算，容量電價

76、引入后，傳統電能量收益中的約6.4%轉化為容量收入viii。煤電容量電價的引入，使發電機組的主要收益模式由單一電量收入形式轉變為電量+容量的兩部制收入形式。根據 2024 年容量電價和電能量價格的實際實施和交易情況估算，容量電價為每年每千瓦100 元的地區，在機組的電量與容量總收入中，容量收入占比多處于 3%7%這一范圍，平均約為 5%；在容量電價為每年每千瓦 165 元的地區，這一占比為 6%16%，平均約為 10%。分區域看，西南、西北、東北地區的煤電經營主體當前對容量電價的依賴度更高，但三個地區依賴度較高的原因有所差別。西南地區主要受容量電價定價水平的影響：四川、重慶、云南、廣西四省區容

77、量電價水平定價為每年每千瓦 165 元，導致其發電側的容量收入占比普遍接近或超過 10%。西北地區主要受電能量交易單價的影響，由于電能量度電交易價格相對較低，導致電能量總體收入水平相對低，容量收入的比重相應提高（圖表 3.1）。東北地區主要受容量因子的影響，相對較低的容量因子（利用小時數）減少了電能量部分的總體收入，從而提升了容量收入在總收入中的比重（圖表 3.1）。viii 依據代理購電價格、線損率（價）、利用小時數、煤電容量電價等信息，估算各地區單位裝機電能量與容量收入總和，并視其為傳統單一電能量收益模式下的收入水平。有關計算未納入北京、西藏、香港、澳門、臺灣等省級單元。rmi.org/2

78、62025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 3.1.分地區發電側容量收入占容量和電能量收入和的比例測算（容量電價為每年每千瓦100 元的地區）來源：落基山研究所注：本圖表所示內容為容量收入占比的估計值，非實際值，簡要測算思路可參見腳注 viii。測算過程參考了國家發展和改革委員會、各省級電網公司、中國電力企業聯合會、北極星電力網等發布的價格和利用小時數等信息。從用電側看，煤電容量電費在工商業用電價格中的折價水平普遍為每千瓦時 1.03.0 分ix，平均水平約為每千瓦時 1.9 分；煤電容量電費折價在用電價格中的相對占比大約為 2.8%，多數省份分布在 2%3.7%這一區

79、間中（圖表 3.2）。青海、四川兩省，雖然發電側煤電容量電價為 165 元/千瓦，但由于可再生能源裝機水平較高，煤電裝機占比較低，用戶側的煤電容量費用折價最低，為 0.5 分/千瓦時和 0.7 分/千瓦時，煤電容量電費折價在用電價格中的占比約為 1.0%。而發電側煤電容量電價同樣為 165 元/千瓦的河南、湖南兩省，由于煤電裝機在本省電力供應體系的占比較高，用戶側承擔的煤電容量電費折價分別達到 3.6 分/千瓦時和 3.8 分/千瓦時，較全國平均水平高出約 1 倍，煤電容量電費折價在用電價格中的占比最高達到約 5.0%。從用戶側的總用電費用看，受煤價下行趨勢和煤電容量電價引入的共同影響，202

80、4 年電能量平均價格較前一年下降了約 2.8 分/千瓦時，考慮到煤電容量費用折價為 1.9 分/千瓦時，因此電能量費用與容量費用之和較前一年總體下降，容量電費的引入沒有提升用戶的電費水平。ix 本章中有關用電側的分析測算僅考慮在圖表3.2中有標注的省級單元。0.550.50.450.40.350.30.250.20.15代理購電價格(元/千瓦時)遼寧吉林黑龍江甘肅寧夏蒙西蒙東新疆發電側容量收入占容量和能量收入和的比例3%4%5%6%7%容量因子0.250.30.350.40.450.50.550.60.65rmi.org/272025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 3

81、.2.分地區煤電容量電費折價及占比測算（2024 年平均水平）來源：各省級電網公司，落基山研究所注：本圖表信息參考了各省網分月代理購電價格、容量電費折價等信息，并以 110kV 單一制工商業用戶為測算主體；均值計算采用各月算數平均，未考慮各月用電量權重差異。容量電價水平預期調整，為煤電持續轉型提供機制基礎按照 1501 號文及其附件的要求，預計 2026 年起，煤電容量電價水平將在當前基礎上迎來第一輪上調。其中，“云南、四川等煤電轉型較快的地方通過容量電價回收煤電固定成本的比例原則上提升至不低于 70%”，即由目前的每年每千瓦 165 元上調至每年每千瓦 230 元左右；“其他地方提升至不低于

82、 50%”，即由當前水平調整至每年每千瓦 165 元或以上。對于煤電經營主體而言，容量電價回收固定成本比例調整后，容量收入及其占比將進一步提高，可為煤電利用小時數進一步下調提供支撐，推動煤電向基礎保障性和系統調節性電源并重轉型。在不考慮電能量價格、電煤價格和機組利用水平等波動的情況下，按照預期的容量電價調整規則，煤電經營主體的容量收入占比預計平均提升約3 個百分點，達到 8.3%左右；相應的，煤電市場主體的電能量收入占比預計將下降約 3 個百分點。若以煤電經營主體視角在總收入水平恒定假設下進行測算x，可以發現，容量電價的新一輪調整，可支撐各地煤電利用小時數普遍下浮 150 小時左右，個別地區或

83、可下浮 200 250 小時或更多。從用電側看，煤電容量電價調整短期內將支撐系統運行費用支出。測算顯示，煤電容量電價調整后，傳導至用電側的煤電容量電費折價平均水平，預計短期內將由目前的約 0.02 元/千瓦時調整為約 0.03 元/千瓦時，在用電價格中的相對占比可能提升至 4%以上，因此系運行費用水平預計有所提升。但是，考慮到短期內燃料價格的低位波動趨勢，預計電能量價格可能驅動用電價格保持平穩或略有下降，因此容量電價調整對用電價格的影響相對有限。用電側支付的煤電容量費用折價受煤電總裝機、單位裝機補償水平和工商業用電量水平三者的共同影響。從中長期看，單位裝機補償水平預期會逐步提升，對容量費用折價

84、水平起支撐作用，而在新能源裝機高速擴容和工商業用電量持續提升的發展趨勢下，煤電總裝機和工商業用電量的兩者將成為容量電費折價下行的驅動因素，煤電容量電費折價水平的最終波動方向取決于相應時期內上述三方面因素的相對發展態勢。x 為靜態測算，參考歷史價格，假設電能量價格不變。65432106%5%4%3%2%1%0煤電容量電費折價（分/千瓦時）占用電價格比例青海四川遼寧上海甘肅陜西廣西蒙東冀北蒙西浙江福建寧夏新疆黑龍江江蘇山西河北重慶吉林河南湖南天津山東江西湖北安徽煤電容量電費折價（分/千瓦時）占用電價格比例rmi.org/282025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢04 新能源上

85、網電量全面進入市場，場外機制電價發揮重要過渡作用，新業態蓄勢待發新能源上網電量邁入全面入市新階段2025 年 2 月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發了關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知（發改價格2025136 號）28。文件要求新能源項目（風電和太陽能發電）上網電量原則上全部進入電力市場，并提出了一套“新能源可持續發展價格結算機制”，以保障新能源項目的預期收益。136 號文的發布將推動新能源上網電價由以往的“保障性收購+部分入市”模式轉變為“全面入市+場外保障”模式。此外，文件還指出將適時對新能源可持續發展價格結算機制進行評估優化、條件成熟時擇機退出。這意味著，在實

86、現關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見所提出的“2030 年新能源全面參與市場交易”這一目標下，本結算機制將發揮重要的過渡性作用。根據136號文，對于被納入機制的電量（簡稱“機制電量”），其在參與電力市場交易后，還可在市場外進行差價結算，具體方式如圖表 4.1 所示。一方面，新能源上網電量將通過參與各類電能量市場獲得收入。另一方面，對于被納入機制的電量，其可通過后續機制電價與市場交易均價的價差結算，獲得額外收入或支付額外費用（差價可為負），最終結算費用將被納入當地系統運行費用。其中，市場交易均價根據各省電力現貨市場是否連續運行而有所差異。納入機制的電量規模、機制電價水平、執行期限等由省級

87、價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。圖表 4.1.機制電價政策下的新能源項目電量收入來源 來源：落基山研究所新能源項目電量收入電力市場交易收入機制電價結算收入上網電量市場電價機制電量機制電價市場交易均價 電力現貨市場連續運行地區：按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定；電力現貨市場未連續運行地區：按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格確定rmi.org/292025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢從可持續發展價格結算機制的特點來看，機制電量規模、機制電價水平及執行期限的規定將很大程度上決定新機制的實施效果。盡管以上指標設計有待各

88、省進一步明確，但136號文對新能源存量項目（2025年6月1日以前投產）和新增項目（2025 年 6 月 1 日起投產）提出了差異化要求：對于存量項目，電量規模由各省根據現行具有保障性質的相關電量規模進行制定并妥善銜接，以穩定其合理的收益預期，實現政策的有效過渡。同時，項目機制電量需逐年遞減，以鼓勵主動參與市場競爭。對于機制電價水平，按照現行價格政策執行，不高于當地煤電基準價。我們認為，原保量保價部分（或包括保量保低價部分）的電量大概率會被納入機制電價，但這部分的比例在部分省份也會延續之前逐年下降的趨勢。對于執行期限，也按照現行相關政策保障期確定。實際上，當存量項目上網電量全部納入機制電量且機

89、制電價設定為當地煤電基準價時，新機制將起到與原來“保量保價”近似的收益保障效果，隨后通過對機制電價的調整實現存量項目的平穩過渡。相比于存量項目，增量項目在機制電價的競價模式下面臨更大的不確定性。根據136號文件表述，在省級層面，增量項目的機制電量總規模由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況以及用戶承受能力等因素逐年確定；在項目層面，無論是基于地方政府規定還是項目自身選擇，都可能存在非全部發電量都納入機制電價的情況。對于機制電價水平，由各地每年組織已投產和未來 12 個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織，最終按

90、照報價從低到高確定入選項目。機制電價原則上按入選項目最高報價確定，但不得高于競價上限。對于執行期限，按照同類項目回收初始投資的平均期限確定（一般為 8 到 12 年），起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。對于與電力市場交易的銜接，在機制電價啟動之前，新能源項目在電力市場內的交易方式主要有兩種（可只參與一種或同時參與），一種只交易電量，包括中長期和現貨交易，相應的綠證單獨進入可交易市場；另一種是捆綁綠證的中長期綠電交易。在機制電價啟動之后，機制電量不能參與中長期綠電交易，也大概率不再參與中長期交易，而僅參加現貨交易以獲得差價結算的基礎，與此同時相應的綠證無法進入可

91、交易市場。136 號文要求新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，但仍有部分項目和電量未被納入，或尚未明確如何落實操作。對于集中式新能源項目，省內項目應當全部電量入市，但跨省跨區（含大基地）項目則仍然按照跨省跨區送電相關政策執行。對于分布式新能源項目，根據今年 1 月份發布的分布式光伏發電開發建設管理辦法，分布式分為大型工商業分布式、一般工商業分布式和戶用分布式（包括自然人戶用分布式和非自然人戶用分布式）。對于增量的大型和一般工商業分布式項目而言，可以選擇全部自發自用或者自發自用余電上網模式，其上網部分電量需要進入電力市場（通過報量報價參與交易或價格接受的方式），并可以爭取納入機制電價。對戶

92、用分布式來說，我們認為存在一定可能性，部分省份會對新增的自然人戶用分布式采取較為特殊的處理辦法、盡量維持戶用分布式的價格穩定性。圖表 4.2 總結了現行的新能源電價政策及機制電價的主要特征及其差異?？傮w而言，新結算機制加快了新能源上網電量進入市場的進程，同時通過對存量項目和增量項目進行區分，以實現“存量項目穩延續，增量項目促競爭”的特點。rmi.org/302025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 4.2.新能源電價政策的主要特征及其差異電量組成交易模式現行政策(保障性收購)機制電價存量(2025年6月1日之前投產項目)增量(2025年6月1日及之后投產項目)保障部分保

93、量保價(存在于部分省份)電量：政府制定，在部分省份呈每年下降趨勢 電價：當地煤電基準價（除水電大?。┢谙蓿阂荒暌欢娏浚恒暯蝇F有政策，具體細節待定，但需全電量進入交易市場。電價：按照現行價格政策執行 期限：按照現行相關政策保障期確定電量：在省級層面，可參考年度非水電可再生能源電力消納責任權重等因素決定每年機制電量總規模，并規定項目參與機制電價的電量比例上限；在項目層面，新能源項目在規模范圍內可決定參與機制電價的電量、并且不得高于上一年。電價：機制電價按照競價中入圍最高的價格來定，結算價格按每月根據同類平均市場價格調整 期限：原則上覆蓋同類項目初始投資平均回收期保量保低價(存在于部分省份）電量：

94、政府制定 電價：政府制定，明顯低于煤電基準價 期限：一年一定市場交易部分中長期市場電量/電價：發電和用戶雙方協定 期限：大部分情況下為一年現貨市場視實際交易情況而定來源：落基山研究所機制電價的地方方案設計與執行將是年內關注重點136 號文要求各地要在 2025 年底前出臺并實施具體方案，由于各省的電力市場改革進程及電源結構差異較大，預計各省在其政策設計和機制銜接方案中將會有不同的考量重點?？傮w而言，我們認為執行機制電價的基礎是高頻次、短周期的電力市場交易機制。結合國家能源局提出的在 2025 年“實現省級現貨市場基本全覆蓋”這一目標，預計今年將會有多個地區進入現貨市場運行的不同階段（詳見 01

95、 章），為各地在今年年內出臺機制電價落地方案提供了操作前提。目前，山西、廣東、山東、甘肅和蒙西地區已率先進入現貨市場正式運行階段，我們預計這些地區將在今年較早時間率先出臺相應方案，并為其他省份提供重要參考。實際上，機制電價的多種關鍵設計在部分省份也已經擁有一定程度的操作經驗，為新結算機制的銜接提供了基礎。部分省份已采用類似機制電價的政策，以保障高比例可再生能源入市的平穩增長。例如，蒙西電網在 2022 年已經全面實現新能源全電量參與現貨市場，并通過差價補償機制實現對新能源參與市場合理收益保障的功能。具體而言，蒙西通過執行新能源風險防范機制來實現對新能源項目的保障，新能源風險防范的觸發條件是基于

96、風險防范前的結算價格與中長期合約均價的偏差范圍，享受可再生能源補貼項目風險防范比例按照 80%至115%執行（即低于 80%觸發補償、高于 115%觸發回收），不享受可再生能源補貼新能源項目風險防范比例按照 70%至 125%執行。廣西在 2025 年電力市場中長期交易方案中指出，對指定的核電機組以及廣西電網地市級及以上電力調度機構調管的集中式風電(不含海上風電)及集中式光伏發電項目(以下統稱新能源發電)，按交易單元執行政府授權合約機制，并將新能源發電的政府授權合約價格分為綠電合約價格和常規電能量合約價格，分別按照固定價格結算。河南省則明確將2025年度各自然月剩余新能源電量規模提交交易中心，

97、交易中心按照市場化用戶季度用電量占比進行分解，形成市場化用戶的年度授權合約電量，按照用戶尖、峰、平、谷時段實際用電量比例，分配至各時段進行結算。云南省曾在 2024 年度對新能源項目固定比例的上網電量在清潔能源市場交易均價基礎上補償至云南省燃煤發電基準價。這些經驗將為后續銜接至可持續發展價格結算機制提供重要參考。rmi.org/312025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢除了年度非水電可再生能源電力消納責任權重，各省還會參考更多因素來計算機制電價電量總規模。根據136 號文，每年新增納入機制的電量規模，由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況以及用戶

98、承受能力等因素決定。在實際操作中，各省在確定第一年機制電量規模時，也可能會充分考慮與上一年度的規模銜接，參考上一年度新能源參與電力市場的規模、新能源新增裝機規模等因素。部分省份明確新增新能源項目的入市比例，為機制電價的機制電量規模的確定提供參考。以山東省為例，其要求 2025 年到 2026 年，新增風電項目（含分散式發電）可自主選擇全電量或 30%發電量參與電力市場，新增光伏發電項目（含分布式光伏）可自主選擇全電量或 15%發電量參與電力市場；2030 年起，新增風電、光伏發電項目實現全面入市。這一進程的規劃與 136 號文的目標較為契合。在后續機制電價設計中，或將體現為風電 30%發電量以

99、及光伏 15%發電量不進入機制電價，為機制電量規模的確定提供參考。各省機制電價上限將重點參考項目成本水平，但仍需確認較多邊界條件?？紤]到新增項目的機制電價由各項目自愿參與競價形成，并按照報價從低到高確定入選項目。因此，為了確保自身能納入機制電量范疇，同時確保項目能有合理的預期收益，預計大部分項目將參考自身的平準化度電成本（LCOE）進行報價。但 LCOE的計算涉及較多邊界條件，同一省份內部可能存在資源條件、安裝條件等客觀情況存在較大差異的情況，不同企業之間貸款成本、資本金收益率要求等項目也會有所不同，各省在計算競價上限是選取何種參考值、如何持續更新參考值將會成為各方重點關注的事項之一。機制電量

100、部分對應的綠證不進入市場，或將在省級層面通過非交易方式分配至用戶，可交易綠證規?？s減。納入對于機制電價的電量而言，其相應的綠證已經明確無法進入可交易市場，具體劃轉、核銷方法還有待各省進一步明確。我們判斷，未來可能的情景之一是將這部分綠證直接劃轉到對應的省級綠證賬戶中，作為各省完成非水電可再生能源電力消納責任權重的指標之一，并可能再由各省通過非市場方式在省內用戶中進行分配。短期內，136 號文對用戶側新能源與儲能互動的促進作用高于電源側在用戶側，對于分布式項目而言，不納入機制電價的上網部分電量也要通過市場價格結算，由于大部分分布式項目規模有限，較大可能會通過聚合方式參與中長期交易（包括綠電交易）

101、或直接接受現貨價格（詳見 05 章）。實際上，隨著電力市場改革的推進和現貨市場的完善，工商業分時電價、中長期帶曲線的價格以及現貨價格的曲線都會呈現出相似的形狀，現貨價格曲線將成為其他幾條曲線的主要參考。意味著無論分布式通過哪種方式進行交易或者結算，面臨的都是幾條形狀趨同的價格曲線，至多是工商業分時電價曲線的調整可能存在一定滯后性（詳見 01 章）。因此，分布式新能源項目難以通過切換不同的交易或結算方式來獲得超額收益，只能通過儲能手段轉換用電或上網時段來實現度電費用的節省或收入的增加。目前，絕大部分工商業光儲項目仍然將光伏余電直接上網、儲能部分只針對分時電價進行充放，意味著光儲之間并無實際互動。

102、主要原因是光伏余電直接上網的電價仍然較為可觀，在絕大部分地區都是按當地的煤電基準價格，意味著儲能需要與余電上網機制“競爭”這部分光伏電量、導致儲能充電成本較高。鑒于我國絕大部分省份的電網代理購電高峰價格都在 800 元/兆瓦時以上（圖表 4.3）、尖峰（若有）價格更高，而且高電價時段相對固定、容易捕捉，我們估計分布式光伏全面進入市場后部分時段上網價格能顯著下降，將有效促進工商業光儲互動、實現工商業儲能日內多次充放、推動工商業儲能投資。rmi.org/322025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 4.3 2024 年 52025 年 4 月各省電網代理購電高峰價格（10k

103、V 單一制工商業用戶）來源：各省電網企業代理購電價格文件，落基山研究所整理注：貴州單一制用戶不執行分時電價在電源側，新能源強制配套的儲能項目在過去 5 年支撐了我國超過 30%的新型儲能新增裝機，136 號文宣告了新能源項目強制配儲能政策的退出，為新能源側新增配儲的前景帶來了較多不確定性。一方面，從目前已經正式運行的省級現貨市場價格情況來看，日內價差水平不足以為新能源資產投資商主動新增場內儲能提供普遍支撐；另一方面，從戰略部署和行業領先者的角度，我們認為源側配儲仍然存在相當的樂觀因素。1,4001,2001,00080060040020001,4001,2001,000800600400200

104、01,4001,2001,00080060040020001,4001,2001,00080060040020001,4001,2001,00080060040020001,4001,2001,0008006004002000元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時元/兆瓦時5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 1月 2月 3月 4月5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 1月 2月 3月 4月5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 1月 2月 3月 4月5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 1月 2月 3月 4月5月 6月 7月 8月 9

105、月 10月11月12月 1月 2月 3月 4月5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 1月 2月 3月 4月2024年2025年2024年2025年2024年2025年2024年2025年2024年2025年2024年2025年南方電網及西南電網華北電網華中電網東北電網及蒙西電網華東電網西北電網廣東珠三角地區廣西海南云南重慶四川遼寧吉林黑龍江蒙東蒙西北京天津冀南冀北山東山西河南湖北湖南江西上海浙江安徽江蘇福建陜西(不含榆林地區)甘肅青海寧夏新疆rmi.org/332025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢在測算日內價差水平時，我們假設儲能每天在現貨價格最低的時段充電

106、，并在當日現貨價格最高時刻放電。圖表 4.4 展示了在山東及山西省，2024 年現貨市場日內最大價差的分布區間，數據顯示目前現貨市場價差難以全面支撐“2 小時”的鋰電池儲能投資，主要原因有四：其一，以目前的成本條件，在不考慮輔助服務市場收益和容量費用的前提下，仍需要一年內每天都能在 600 元/兆瓦時的價差進行充放電（假設每日只能一充一放），兩省超過 70%的天數的最大價差皆達不到這個水平。雖然政策多次要求拉大現貨價差，但我們判斷短期內在大部分省份難以有明顯改善，主要原因是短期內電源側供給整體寬松、現貨日內最高價格將主要落在火電的成本區間，抑制日內價差的上升；其二，實際運行中，儲能通常難以捕捉

107、到每日的最大價差進行充放電，因此實際收益也需要打折扣；其三，即使新能源配儲項目通過先進的價格預測技術捕捉到日內較高的價格時段進行放電，但是隨著儲能資產增加、競爭加劇，最高價格通常會呈現下降趨勢；其四，即使在有輔助服務和容量費用收益的情況下，仍需要實現多市場的聯合優化運行與出清，實際收益并不等于三個獨立市場收益的簡單疊加，況且，容量費用目前基本上只有部分省份的獨立儲能可以獲得，源側儲能普遍無法獲得。與此同時，我們認為仍會有相當一部分綜合條件較好的新能源項目投資方會主動配儲，主要原因包括：首先，新能源配儲可以在一定程度上有效規避棄電，增加項目總發電量，從而提高機制電價覆蓋的實際電量；其次，在新能源

108、全面入市的前提下，新能源配儲能可大幅增加其調節能力、對抗價格低谷，而且 136 號文明確了機制電價將適時退出，新能源依賴機制電價提供價格保護終究不是長久之計，新能源投資方宜在機制電價存續期間主動發展對抗價格風險的綜合能力；再者，綜合全球經驗來看，儲能投資存在較強的先驅優勢，意味著先入場的儲能項目通常能在早期賺取較高利潤，當后續市場中儲能資產增多時，平均利潤通常會被攤??；最后，我國對于儲能的監管政策和市場機制支持還在不斷探索完善的過程當中，儲能投資的經濟性將會持續改善，背后也需要先驅者提供一定規模的行業實踐來支撐決策。圖表 4.4.2024 年山西省與山東省現貨市場每日最大價差分布區間山西省20

109、24年現貨市場日內最大價差范圍(元/兆瓦時)0100(不含)100200(不含)200300(不含)300400(不含)400500(不含)500600(不含)600700(不含)700800(不含)800900(不含)9001000(不含)10001100(不含)11001200(不含)12001300(不含)13001400(不含)140015001月天數00016311001123012月天數00210212201132003月天數03110511111002204月天數04013200100022005月天數2204430012120306月天數11717110000101007月天數

110、111035110000000008月天數81048100000000009月天數56344200100050010月天數133117100000121011月天數23371230210130212月天數0121422120200111全年天數比例11%13%6%30%9%4%2%2%1%2%1%3%6%2%1%rmi.org/342025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢山東省2024年現貨市場日內最大價差范圍(元/兆瓦時)0100(不含)100200(不含)200300(不含)300400(不含)400500(不含)500600(不含)600700(不含)700800(不

111、含)800900(不含)9001000(不含)10001100(不含)11001200(不含)12001300(不含)13001400(不含)140015001月天數01211254212100002月天數0133853311100003月天數01126134200110004月天數02141470101000005月天數0313066335100006月天數0223378320000007月天數0752436211000008月天數0897132100000009月天數04197241200000010月天數04533590000000011月天數043341040110000012月天數0

112、35295331000000全年天數比例0%11%10%11%19%19%14%6%3%3%1%0%0%0%0%來源：山西電力交易中心，山東電力交易中心，落基山研究所整理注：部分日期價格信息缺失rmi.org/352025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢05 分布式光伏回歸就近就地開發利用的本質要求，未來收益不確定性上升2024年分布式光伏項目開發集中在沿海負荷大省，戶用光伏新增裝機容量下降明顯2024 年分布式光伏裝機容量穩步增長，但戶用光伏新增裝機容量占比縮減。2024 年分布式光伏新增裝機118.18GW，同比增長 23%，在新增光伏總裝機中占比 43%，與 2023

113、 年占比基本持平。其中，戶用光伏由于接入容量受限且電價收益風險提高，2024 年新增裝機 29.55GW，同比下降 32%，在分布式光伏總新增裝機占比從2023 年的 45%下降到 2024 年的 25%29,30。2024 年分布式光伏新增裝機主要集中在沿海負荷大省，其中江蘇新增裝機容量遙遙領先。2024 年分布式光伏新增裝機容量前五的省份依次為江蘇、浙江、廣東、安徽和山東，共占全國總新增裝機的 50.5%（見圖表 5.1），其中廣東、江蘇、山東、浙江在各省當年全社會用電量中位居前四。江蘇 20232024 年分布式光伏新增裝機容量全國領先，其中 2024 年較 2023 年同比增長 48%

114、。分布式光伏成為江蘇 2024 年光伏新增裝機容量的主力軍，占比超過 80%，其中戶用光伏和工商業光伏約各占一半。江蘇的光伏產業發展基礎、綠電消費需求和充足的電網承載能力有效支持了分布式光伏的快速增長。此外，江蘇在 2024 年 8 月出臺了關于高質量做好全省分布式光伏接網消納的通知(蘇發改能源發2024906 號)31，提出從加強電網建設和提高調節能力等方面提高對分布式光伏的消納能力。受電網承載能力限制，河南 2024 年分布式光伏新增裝機較 2023 年大幅下降，其中以戶用光伏縮減為主。河南2024 年分布式光伏新增裝機容量不及 2023 年的一半，其中戶用分布式光伏 2024 年新增裝機

115、容量不及 2023 年的十分之一，在分布式光伏總新增裝機容量中占比從 2023 年的 72%下降到 2024 年的 14%。2023 年河南分布式光伏新增裝機容量全國第一，但 2023 年下半年開展的分布式電源接入電網承載力評估工作結果顯示，河南多縣配電網承載力不足、可接入容量有限，這直接導致了 2024 年河南分布式光伏新增容量的大幅下滑。河南于 2025 年2 月就河南省配電網高質量發展實施方案（20242027 年）征求意見建議32，這一文件中關于 2025-2027 年每年新增分布式光伏裝機容量預期僅為 4GW，比 2024 年的增量還低 35%。圖表 5.1.20232024 年各省

116、分布式光伏裝機容量新增情況來源：國家能源局，落基山研究所GW%2023年戶用占比1816141210864201009080706050403020100江蘇浙江廣東安徽山東廣西湖北河南湖南河北陜西福建山西遼寧天津江西云南四川內蒙古重慶上海海南貴州吉林甘肅黑龍江寧夏北京青海西藏新疆2023年分布式光伏新增裝機容量2024年戶用占比2024年分布式光伏新增裝機容量rmi.org/362025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢分布式光伏管理加強，強調就近就地消納利用分布式光伏近年高速發展，支撐了我國新能源的快速增長，但暴露的接網消納問題日益突出。各省結合本省情況，在 2024 年

117、針對分布式光伏的政策重點不同。以江蘇、廣東為例的綠電需求大省注重推動分布式光伏的裝機增長：廣東于 2024 年 5 月發布的廣東省推進分布式光伏高質量發展行動方案（粵辦函202492 號）33中提出了針對園區、公共機構、公共設施、交通運輸基礎設施的分布式光伏覆蓋率目標，并且要求推動城市建筑光伏和農村分布式光伏的發展。以河南、陜西為例的省份在支持分布式光伏裝機增長的同時更加注重對項目開發的規范管理：陜西在 2024 年 7 月發布的關于進一步推動分布式光伏發電項目高質量發展的通知（陜發改能新能源20241164 號）34中指出要推動屋頂分布式光伏的開發，但同時針對屋頂分布式光伏項目的合同管理、備

118、案管理、并網管理提出了具體規范要求。以山東、河北為例的面臨分布式光伏消納挑戰的省份則強調市場對資源的優化配置作用：山東在 2025 年 1 月（136 號文出臺之前，136 號文相關討論詳見 04 章）便明確提出 20252026 年新增的分布式光伏發電項目要全電量或者 15%發電量參與電力市場，河北南網和冀北電網均于 2024 年年底提出了分布式光伏參與電力市場的工作方案。國家能源局于 2025 年 1 月印發了修訂后的分布式光伏發電開發建設管理辦法（國能發新能規20257 號）35（以下簡稱“管理辦法”），在國家層面進一步統一規范了分布式光伏項目的開發建設。此次修訂細分了分布式光伏的類型，

119、并針對不同類型提出了針對性的管理辦法（見圖表 5.2）。針對戶用分布式光伏重點將非自然人投資的項目與自然人自己投資的項目進行區分，規范了農戶與投資主體之間的權責關系，避免農戶合法權益受到侵害。針對工商業分布式光伏重點推動更高比例的電量通過自發自用進行消納。一般工商業項目自發自用電量比例的上限由地方政府設定，這為各省根據自身情況調節發展速度提供了空間。大型工商業項目原則上全部自發自用，在電力現貨市場連續運行的地區可將余電上網。針對大型工商業項目余電上網的這一政策設計旨在發揮大型工商業項目在用電負荷高峰時期的頂峰保供作用，并非將其作為常規商業模式的選擇之一。參與現貨市場也為大型工商業項目的上網電量

120、收益帶來更大不確定性，降低了項目自身余電上網的意愿。圖表 5.2.分布式光伏發電開發建設管理辦法針對不同類型分布式光伏的政策規定劃分類型戶用分布式光伏工商業分布式光伏自然人戶用非自然人戶用一般工商業大型工商業建設場所居民住宅、庭院公共機構以及工商業廠房等建筑物及其附屬場所建筑物及其附屬場所投資及備案主體（“誰投資、誰備案”）建設場所歸屬的自然人（可由電網企業集中代理備案）投資主體（工商業分布式光伏可利用自有場所建設，也可利用非自有場所建設）項目規模（與公共電網連接點電壓等級和總裝機容量）380V10kV（20kV），6MW35kV，20MW110kV（66kV），50MW上網模式全額上網、全部

121、自發自用或者 自發自用余電上網模式全部自發自用或者自發自用余電上網模式（自發自用電量占比限制由政府規定）原則上全部自發自用（在電力現貨市場連續運行地區，可采用自發自用余電上網模式）上網電量參與電力市場交易類型xi未限定（可包括中長期市場、綠電市場、現貨市場）現貨市場來源：國家能源局，落基山研究所整理xi 分布式光伏項目上網電量除入市交易外，也可能存在電網收購電量部分。rmi.org/372025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢管理辦法為支持分布式光伏項目的就地消納提出了配套條例。一則是強調電網承載力的評估，要求各地按季度公布配電網可開放容量和預警機制，從而幫助項目投資方在項

122、目前期評估時充分了解項目地分布式光伏可開發情況，并據此進行投資決策，確保新建項目能夠順利接入電網。二則是考慮到負荷側可能發生變化進而影響項目自發自用情況，管理辦法不僅允許項目主體在用電負荷發生變化時變更上網模式一次，而且大型工商業分布式光伏還可以在用電負荷發生變化、難以消納項目所發電量時，將項目調整為集中式光伏電站，按照集中式光伏項目進行管理。管理辦法將引導分布式光伏項目開發回歸理性，并為分布式光伏項目差異化管理提供基礎。管理辦法強調接網消納，尤其針對工商業分布式光伏提出了自發自用要求，因此預計自 2025 年 5 月 1 日起，分布式光伏投資方在項目開發時會更加謹慎，并且將重點關注項目計劃供

123、應的電力用戶負荷情況。與此同時，管理辦法明確了分布式光伏的四種類型，將目前各地政策文件中的不同分類進行統一，便于國家層面和地方層面之后對分布式光伏在補貼政策、入市進程、上網電價等方面充分考慮不同類型項目的情況，進行差異化規定和管理。各省將基于 管理辦法 結合自身分布式光伏建設需求和消納條件制定具體細則。部分地區已經發布了省級層面 管理辦法的征求意見稿或正式稿，其中對一般工商業分布式光伏自發自用電量比例提出了差異化的限制。以寧夏和廣東為例，分別代表西北以集中式項目為主的新能源資源大省和東部沿海負荷大?。簩幭囊蚤_發集中式光伏項目為主，對分布式光伏項目的開發量較低且開發需求較弱，在征求意見稿中對一般

124、工商業分布式光伏年自發自用電量占比提出了具體要求，即依托公共機構建設的和依托工商業廠房建設的項目分別不低于 30%和 50%，對工商業企業依托廠房建設的分布式光伏項目的自發自用電量比例提出了更高要求36。廣東在征求意見稿中提出，暫不對一般工商業分布式光伏項目自發自用比例設置限制37，因此新建的一般工商業分布式光伏項目暫時仍可自主選擇自發自用比例，與管理辦法出臺前一致。各省不同的政策導向與其光伏并網消納情況有關。以寧夏和廣東為例，2024 年寧夏和廣東的光伏發電利用率為95.3%和 99.9%，分位于全國平均利用率（96.8%）上下。未來，隨著各地光伏發電消納情況的變化，有關一般工商業分布式光伏

125、年自發自用電量的要求也可能動態調整、趨于嚴格。分布式光伏入市進程加快，市場收益不確定性攀升按照關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知（發改價格2025136 號）的要求，包括分布式光伏發電在內的所有新能源項目的上網電量原則上需全部進入電力市場（有關 136 號文的內容詳見 04章），這意味著分布式光伏項目的上網電量將告別固定電價模式，開始接受價格信號引導。分布式光伏發電上網電量參與市場交易的方式包括中長期交易和現貨交易，其中能否參與現貨交易與各地現貨市場建設進程有關，預計在現貨市場正式運行和連續結算試運行的省份將推動分布式光伏上網電量參與現貨市場。例如，南方電網 2025年

126、 4 月發布的新能源參與電力現貨市場工作方案（2025 年版）（征求意見稿）中提出，推動分布式新能源項目上網電量參與現貨市場，參與方式包括由聚合商聚合參與（報量報價）和作為價格接受者參與（報量不報價）這兩種。與集中式新能源項目在過去幾年已經開展市場化交易不同，分布式新能源項目在 136 號文發布之前并未大規模進入電力市場，自 2024 年底開始才陸續有省份發布了省級層面分布式光伏入市方案，包括河北南網、冀北電網和湖南省網（見圖表 5.3）。盡管上述入市方案可能會結合 136 號文的最新要求進行調整，但相應細則也為分布式光伏上網電量參與市場提供了參照藍本。rmi.org/382025電力市場化改

127、革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 5.3.分布式光伏入市省級實施細則河北南網冀北電網湖南省網入市范圍2025 年：10kV 工商業分布式光伏按上網電量的 20%參與市場（新增項目 1 月 1 日起，存量項目 7 月1 日起）2026 年：10kV 新增工商業分布式光伏2027 年：工商業分布式光伏全面進入市場，非自然人戶用分布式光伏入市交易2030 年：工商業分布式光伏和非自然人戶用分布式光伏上網電量全面參與市場交易第一階段試點期間：10kV 分布式光伏，暫按上網電量的 20%參與綠電市場，鼓勵采用聚合方式參與交易。第二階段：分批次推動各類分布式光伏主體進入工商業分布式光伏入市方式

128、直接參與市場；由聚合商聚合參與市場；作為價格接受者參與市場直接參與市場；聚合商代理參與市場（試點期間鼓勵采用聚合方式參與交易）10kV原則上以獨立主體方式參與；10kV 以虛擬電廠聚合方式參與有關費用逐步推動分布式光伏承擔電網輔助服務費用；參與交易的分布式用戶按照省級電網核定的輸配電價，根據用戶側電壓等級執行-來源：河北省發展改革委38,39，湖南電力交易中心40，落基山研究所整理在新能源全面入市的原則下，各地在新能源入市的具體機制設計時，針對戶用分布式光伏項目，尤其是自然人戶用項目，可能會妥善考慮與現行政策的延續性。一方面，戶用項目單個規模較小且較為分散、參與市場能力有限、交易組織難度更大；

129、另一方面，目前大部分戶用項目采取全額上網的模式，參與電力市場對其收益影響較大。因此，為保障戶用分布式光伏項目從現行上網電價政策平穩過渡到入市交易模式，各地或考慮針對戶用分布式光伏的政策銜接。在入市方式上，近期分布式光伏仍將主要采取作為價格接受者的方式參與市場，但長期來看聚合交易將成為分布式光伏入市交易方式的重要發展方向，并將進一步推動虛擬電廠、源網荷儲一體化、微電網等模式的發展。目前，通過聚合方式參加綠電交易是分布式光伏參與電力市場的最主要方式（有關綠電交易的內容詳見 09 章）；未來，分布式光伏參與市場的方式將擴展到一般中長期市場和現貨市場，并且考慮到經濟性和操作的便利性，預計通過聚合商代理

130、仍將是分布式光伏項目參與中長期交易和現貨交易的重要方式。管理辦法中提出的分布式光伏聚合參與調度的方式包括微電網、源網荷儲一體化和虛擬電廠，這三種方式也將是未來分布式光伏聚合參與電力市場的主要載體，而分布式光伏入市程度的提升也會拓展上述三種模式的應用場景和商業模式，推動其發展。分布式光伏項目可以通過聚合商提升市場交易競爭力，但仍需重視自身發、用電量的預測和管理。聚合商與分布式光伏項目簽訂場外委托交易協議，并在協議中規定分布式光伏項目預計的交易電量和協商的電價。以浙江省和安徽省提供的分布式新能源場站和聚合商的合同模版為例：浙江提供的合同模版里41，分布式光伏項目獲得的電能量價格和環境權益價格即是聚

131、合商在批發市場的交易價格；安徽提供的合同模版里42，分布式光伏項目獲得的電能源價格和環境權益價格為項目與聚合商在合同中約定的價格。在上述兩種方式下，分布式光伏項目都需要承擔偏差費用。因此，盡管分布式光伏項目可以通過聚合商對接批發市場用戶、獲得有利價格，但是不能通過聚合商完全消除電量偏差帶來的影響。為了優化市場交易收益，分布式光伏項目需要做好自己對于發電量和用電量的預測和管理。在參與的市場類型上，分布式光伏參與現貨市場將增加項目收益的不確定性。過去分布式光伏的上網電量部分通常以當地燃煤發電基準價進行結算，項目收益有保障且相對穩定。然而，現貨市場價格受供需變化影響波動幅度大，分布式光伏參與現貨市場

132、將難以確保項目的穩定收益。以山東為例，假設分布式光伏作為價格接受者參與現貨市rmi.org/392025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢場，且每個月執行當月集中式光伏現貨市場加權平均電價，根據 20232024 年山東現貨市場價格，模擬分布式光伏上網電量在 20232024 年參與市場的月度電價xii。結果顯示（見圖表 5.4），相較于穩定的山東燃煤發電基準價 394.9 元/兆瓦時，分布式光伏項目參與市場后上網部分各月電價收益均低于燃煤發電基準價，其中 2024 年價格中位數較2023年低2%，即8元/兆瓦時；2023年和2024年月度均價較全年中位數的波動區間分別為-2

133、%4%和-4%7%，呈現明顯的非對稱分布特征。其中，月度均價上浮范圍普遍大于下浮范圍更大，特別是在用電高峰的夏季（79 月），隨著電力負荷的持續攀升，電價顯著上漲，分布式光伏項目的電價收益同步提升。未來隨著新能源入市的全面推進，分布式光伏項目上網電量按照市場電價結算的比例要求可能會提高，這將使得現貨市場價格波動對項目收益波動的影響更加凸顯。圖表 5.4.山東分布式光伏項目入市模擬電價 來源：落基山研究所分布式光伏參與電力市場后面臨的收益影響與集中式光伏類似，然而由于分布式光伏并非都采用全額上網模式，在自發自用余電上網的模式下，項目收益需要綜合考慮上網電量部分售電收益和自發自用部分收益（節省的購

134、電費用），進而導致了分布式光伏與集中式光伏不同的收益優化策略。xii 假設分布式光伏項目15%的上網電量按照現貨價格結算，剩余85%的電量仍以山東燃煤發電基準價結算，且不考慮容量補償。79月價格月度均價中位數月度均價（元/兆瓦時）38037537036536035535034520232024rmi.org/402025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢06 參與電能量市場套利是獨立儲能最主要收益來源，調頻和容量收益受政策和市場規則變動影響較大2024 年，我國新型儲能裝機規模達到 7376 萬千瓦，同比增長超過 130%43，總功率首次超越抽水蓄能，成為我國電力儲能的重要形

135、式。在我國，儲能根據應用場景主要分為電源側儲能、電網側儲能和用戶側儲能。電源側儲能（新能源配儲）主要是指新能源主體為減少“棄風棄光”現象或根據政策要求與新能源項目捆綁建設的配套儲能。電網側儲能（獨立儲能）指安裝在電網側的儲能系統，主要用于調節電網負荷、提供調峰調頻等輔助服務，具有獨立的市場主體身份，能夠參與電力市場交易。用戶側儲能一般由電力用戶（如工商業用戶和家庭用戶）安裝，主要用于削峰填谷、光伏自發自用等模式，降低電費支出。獨立儲能已成為我國新型儲能裝機的主力，截至 2024 年底其裝機占比達到 56%44。國家及省級層面的政策引導是獨立儲能超越新能源配儲的主要因素。過去一年，我們觀察到多地

136、（如山東、河南、河北、寧夏等）發布政策，鼓勵具備條件的新能源配建儲能轉變為獨立的市場主體參與到電力市場當中，儲能用戶類型占比的變化也反映了各地存量儲能主體性質的轉變。2025 年 2 月 9 日，國家發展改革委和國家能源局下發了關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知（發改價格2025136 號）45，明確提出“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”，預計短期內電源側儲能的新增裝機將進一步減少，越來越多的新建儲能項目會以獨立儲能的市場主體身份活躍在電力市場的各個環節（有關 136 號文對電源測儲能和用戶側儲能的討論，見 04 章）。獨立儲能收益來源多元

137、化發展，呈現電能量市場價差套利為主、輔助服務和容量補償租賃為輔的局面隨著各地輔助服務市場規則的進一步細化和完善，新型儲能的商業模式愈發清晰，部分省份已經可以實現“電能量+輔助服務+容量機制”的組合收益模式，參與市場收益逐步呈現多元格局。根據落基山研究所統計，截至2025 年初，全國已有至少 16 個省份明確開放獨立儲能參與現貨市場，覆蓋了現貨市場正式運行和連續試運行的省份。在可以參與現貨市場的情況下，獨立儲能會優先選擇參與現貨市場，捕捉峰谷電價間的價差空間。rmi.org/412025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 6.1.分地區獨立儲能潛在收益來源匯總（截至 202

138、5 年 3 月）現貨市場開展情況電能量輔助服務容量補償容量租賃北京-天津-河北連續結算試運行-冀北-山西正式運行-蒙東短周期結算試運行-蒙西正式運行-遼寧連續結算試運行-吉林短周期結算試運行-黑龍江短周期結算試運行-江蘇長周期結算試運行-上海短周期結算試運行-浙江連續結算試運行-安徽連續結算試運行-福建連續結算試運行-江西短周期結算試運行山東正式運行-河南長周期結算試運行-湖北連續結算試運行-湖南長周期結算試運行-廣東正式運行廣西長周期結算試運行-海南長周期結算試運行-四川長周期結算試運行-重慶長周期結算試運行-貴州長周期結算試運行-云南長周期結算試運行-陜西連續結算試運行-甘肅正式運行-青海

139、短周期結算試運行-寧夏長周期結算試運行-新疆短周期結算試運行-來源：各省、自治區能源局，落基山研究所整理我們綜合考慮各省份的累計儲能裝機規模及電力市場發展進程，篩選出山東、山西和內蒙古（蒙西）三個省份和地區，對獨立儲能參與電力市場的收益情況進行了測算。結果顯示（圖表6.2），輔助服務市場和容量機制的推進顯著豐富了獨立儲能的收益來源，并有效提升了整體收益水平。盡管現貨市場收益仍然是獨立儲能收益的主要支撐，輔助服務市場和容量機制所貢獻的收益在整體收益結構中已占據舉足輕重的地位。rmi.org/422025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 6.2.典型獨立儲能案例在各個省份的

140、收益構成測算來源：落基山研究所注：收益水平是各類市場連續運行條件下的測算結果。在儲能參與現貨市場方面，我們觀察到目前儲能在日內交易的主流模式為一充一放，即利用午間光伏大發形成的谷段價格充電，晚高峰峰段價格放電。實現日內兩充兩放需要一定的天時條件：夜間風電出力情況需要足夠理想以形成谷段電價。然而，夜間風電出力的波動性相對較大，不能保證形成穩定的低谷價格；早高峰峰段電價持續時間也相對晚高峰短，套利空間較小且偶然性較大。因此，在評估獨立儲能參與現貨市場的收益時，我們建議以一充一放的方式測算為主，兼顧少部分日期兩充兩放的可能性。輔助服務和容量機制規則仍在不斷修訂中，獨立儲能收益對規則變動的敏感性較高，

141、測算收益時需考量政策和市場的潛在動向當下，我國各個省份和地區電力市場發展迅速，相關的價格文件和交易規則更新迭代迅速，不斷探索合適的機制體現獨立儲能在電力系統和電力市場中發揮的價值。在這種環境中，獨立儲能在輔助服務和容量機制市場的收益表現受到政策和市場變化的影響顯著，因此在測算收益時需要充分評估可能的政策調整和市場波動。山西：調頻服務市場主體結算性能有所調整，短期內可能大幅影響調頻收益水平2018年，山西在全國范圍內率先啟動了調頻輔助服務市場，隨著市場化進程的推進，各省區在市場主體構成、交易方式等方面呈現出不同特點，形成了因地制宜的調頻市場發展模式。在全國推動新型儲能融入電力市場的進程中，山西在

142、獨立儲能參與輔助服務市場方面也走在了全國前列。因此，我們將山西作為一個典型省份，對山西調頻市場的相關政策和獨立儲能實際參與情況進行了研究。山東山西內蒙古（蒙西）現貨市場容量租賃容量補償一次調頻二次調頻rmi.org/432025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 6.3.山西電力市場相關政策和交易規則更新匯總相關規則電力市場規則體系（V14.0）46；山西電力一次調頻市場交易實施細則(試行)47電力市場規則體系（V15.0）48；山西電力輔助服務管理實施細則和并網運行管理實施細則（2025年修訂版）49生效時間2024 年 2 月 1 日起；2022 年 7 月 1 日起

143、2025 年 1 月 1 日起；2025 年 3 月 1 日起市場參與市場主體參與現貨電能量市場或二次調頻輔助服務市場時，在同一時段僅允許全容量參與單一市場市場主體在同一時段可以參與現貨電能量市場和二次調頻輔助服務市場，但需保證參與市場的容量總和不超過主體的額定容量二次調頻申報時段和價格范圍市場主體自主申報價格，凌晨、早高峰、后夜降負荷時段價格范圍為 515 元/兆瓦；中午低谷、晚高峰時段價格范圍為 1030 元/兆瓦市場主體自主申報價格，中午低谷、晚高峰時段價格范圍調整為 1015 元/兆瓦一次調頻補償標準市場主體自主申報價格，價格范圍為 510 元/兆瓦調整為統一的調頻補償，水平為 6 元

144、/兆瓦調頻結算性能指標調頻的結算性能指標由調頻響應時間 K1、調頻動作速率 K2、調頻響應精度 K3的乘積決定，K1、K2、K3的理論最大值為 2，結算性能指標的理論最大值為 8調頻的結算性能指標將以當日調頻機組的最大實際性能系數為基準，將該性能折算至 2 計算折算比例，其他機組的性能系數統一按照該折算比例折算后進行結算，結算性能指標理論最大值為 2調頻過程中的電能量成本對獨立儲能在響應調頻指令過程中產生的額外電能量成本予以補償來源：山西省能源局，國家能源局山西監管辦公室，落基山研究所整理圖表 6.3 對比展示了 2025 年前和 2025 年起獨立儲能在山西參與調頻輔助服務所適用的關鍵規則。

145、新規出臺后，對于價格和結算的調整直接影響到獨立儲能在調頻市場中的收益。獨立儲能參與調頻市場的收益主要由實際出清的調節里程、結算性能指標和申報價格這三者的乘積確定。在新的政策下，由于一次調頻和二次調頻的結算性能指標上限從8 降至 2，意味著在其他條件不變的情況下，獨立儲能的收益將大幅縮水。rmi.org/442025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢我們測算了一個 100MW/200MWh 的獨立儲能項目參與山西電力市場的收益水平，并對比了 V15.0 版規則生效前后各類市場均連續運行條件下的收益情況變化（圖表 6.4）。圖表 6.4.山西典型獨立儲能在電力市場規則體系（V15

146、.0）生效前后輔助服務收益（左）和整體收益（右）測算對比來源：落基山研究所注：典型儲能的裝機容量為 100MW/200MWh，調頻里程和儲能性能參數參考了市場運行時申報的平均水平進行測算，收益水平是各類市場連續運行條件下的測算結果。在結算指標調整后，在申報價格和調頻里程相同的情況下，調頻服務帶來收益大幅下降，幅度達到了 72.6%。即使新規生效后獨立儲能可以同時參與現貨和輔助服務市場，現貨市場收入有所提升，受輔助服務收益結算的影響，在各類市場均運行結算時，測算出的整體收益也將明顯下滑，幅度達到 32%。相比之下，若儲能項目在 V15.0 版規則生效后不參與二次調頻，將全部容量投入參與現貨市場，

147、這種決策可能會使收益提升 3%左右，但仍會比V15.0 版規則生效前市場連續運行條件下的測算收益水平減少約 30%。調頻服務的需求主要取決于新能源的滲透率，考慮到儲能項目建設周期較新能源項目更短的特性，并對比國際調頻市場的發展經驗，山西省內的調頻服務供給可能很快超過需求。面臨市場中供需關系變化形成的更為激烈的競爭，獨立儲能可能需要通過按價格下限申報和提升調節性能的方式來實現市場出清，從而獲得調頻收益。對于現存的獨立儲能項目來說，遠期更激烈的調頻市場環境和性能更好的儲能入場意味著調頻收益可能面臨退坡甚至無法獲取的不確定性。將這些因素納入考量后，經過測算，我們預計獨立儲能參與山西電力市場中調頻輔助

148、服務的收益大約會在未來整體收益中占到 10%15%的水平。20151050V15生效前V15生效前V15生效后V15生效后V15生效后不參與二次調頻百萬元百萬元45403530252015105018.78-72.6%-30%+3%-32%3.785.1528.6542.083.7815.023.323.528.74.229.654.2015.000.950.9500.95一次調頻收入二次調頻收入現貨市場收入rmi.org/452025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢山東：容量補償與市場結合緊密，補償水平由市場確定近年來，出臺容量補償政策的省份有限，比較有代表性的省份和地區

149、為新疆、內蒙古、山東、河北和廣東（圖表6.5）。圖表 6.5.代表性省份容量補償機制匯總省份容量補償機制山東根據儲能電站日市場化可用容量提供補償，補償水平根據向市場電量收取的容量補償電價和分時系數確定新疆在國家出臺統一的新型儲能容量補償政策前，投運儲能按放電量補償0.2元/千瓦時（逐年退坡）內蒙古示范項目的電網側儲能電站可獲最高0.35元/千瓦時補償，補償期暫定10年河北冀北地區獨立儲能按全容量并網時間享受激勵，容量電價上限暫定為100元/千瓦年（激勵時限為24個月）廣東獨立儲能按最大月度可用容量獲100元/千瓦的年度補償。來源：各省、自治區能源局，落基山研究所整理目前看來，山東的容量補償機制

150、是與現貨市場結合最緊密的機制，市場化程度相對于其他省份公布的固定補償要高，在計算容量補償時考慮了市場中的供需關系：總容量補償費用由 用戶側用電量t容量補償標準分時系數t 確定，其中t 為用戶用電時刻；總補償費用將分攤給所有市場化機組的可用容量，每個機組根據自身的可用容量獲得對應補償。山東獨立儲能可獲得的容量補償自 2022 年提出以來已經經歷幾次較大的變化。我們同樣假設了一個100MW/200MWh 的獨立儲能項目參與山東電力市場，并對比測算了在不同時間節點該項目可以獲取的容量補償水平（圖表 6.6）。圖表 6.6.山東獨立儲能容量補償水平變化趨勢來源：山東省發展和改革委員會，山東省能源局，落

151、基山研究所整理注：其中K為儲能日可用等效小時數3025201510502022年4月2022年7月2024年1月至今2026年預期百萬元相關政策關于電力現貨市場容量補償電價有關事項的通知2022年“穩中求進”高質量發展政策清單（第四批）的通知關于貫徹發改價格 2023 1501號文件完善我省容量電價機制有關事項的通知市場化容量補償水平0.0991元/千瓦時0.0991元/千瓦時0.0705元/千瓦時根據1501號文，煤電容量電價預計自2026年起上調，市場化容量補償水平預計相應下調儲能可用容量核算按照額定功率儲能額定充放電容量K/242儲能額定充放電容量K/242假設保持不變3.3-80%-3

152、3.3%-17.5%儲能電站容量補償收益3064rmi.org/462025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢不難看出，每一次核算標準和價格水平的變化都對獨立儲能容量補償的收益水平帶來顯著影響。山東并不是容量補償電價標準下調的唯一省份，目前已經推出容量補償的河北、新疆等省份和地區均發布了公開文件確認了不同幅度的容量補償電價標準退坡。就山東而言，考慮到 2026 年起煤電容量電價可能有小幅提升（詳見 03 章），目前 0.0705 元/千瓦時的市場化容量補償水平在短期內（1 3 年內）可能繼續下調，獨立儲能容量補償部分的收益預計還將減少，在未來不太可能成為儲能收益的主要來源，但

153、考慮到容量租賃的退出，容量補償在整體收益中占比可能保持在 15%左右的水平。寧夏：2022 年以來，容量租賃市場競爭激烈，成交價格逐年走低；136 號文出臺后，容量租賃模式將淡出市場除容量補償外，容量租賃也是容量機制的一部分。自 2022 年來，寧夏、甘肅、江蘇、河南、山東、河北、新疆等省份和自治區發布關于開展容量租賃的相關細則。雖然各地均有給出容量租賃的指導價格，但是最終的成交價格由具體的獨立儲能和新能源電站雙方確定。在租賃周期的約定上，各地細則均有所不同，四川要求租賃周期最短不少于三年，新疆要求不少于一年，冀北沒有明確給出下限。從實際的交易情況看，市場中容量租賃的價格普遍低于政策指導價格，

154、租期普遍為一年。以寧夏為例（圖表 6.7），寧夏的容量租賃成交項目在全國范圍內最多，在容量租賃政策發布的首年（2022 年），成交項目 1 個，租賃價格達到 320 元/千瓦年；次年成交項目 16 個，加權平均價格在 215 元/千瓦年；2024 年成交項目 16 個，加權平均價格跌落到 60 元/千瓦年左右，容量租賃成交價格呈現出明顯的逐年減少的趨勢。圖表 6.7.寧夏獨立儲能容量租賃加權平均價格變化趨勢來源：中關村儲能產業技術聯盟50，落基山研究所1614121086420數量元/千瓦年3503002502001501005002022202316320215601202416rmi.or

155、g/472025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢136 號文發布之后，新建的新能源項目不再需要配置儲能來滿足并網要求，可以根據需求選擇適合自身的方案。對于獨立儲能來說，這意味著容量租賃這一商業模式將淡出市場。通過對輔助服務市場和容量機制的觀察和梳理，我們認為獨立儲能主體需要注意以下趨勢：一是輔助服務收益的占比會保持在合理水平。獨立儲能參與輔助服務市場的收益對交易細則和價格文件的依賴性較大，收益結算方式和價格水平的調整是朝著參與輔助服務市場獲得合理收益的方向。根據我們的觀察，雖然近期的調整大幅減少了輔助服務收益在獨立儲能整體收益中的理論占比，但是輔助服務收益仍是獨立儲能重要的

156、一部分，隨著獨立儲能常態化參與輔助服務，我們預計占比會穩定在 10 15%的水平。二是容量補償會與市場充分銜接。固定容量補償的方式將不會是未來容量補償機制的主流形式。雖然在前期固定補償可以作為鼓勵性機制鼓勵獨立儲能的投產，但是缺乏和電能量等市場的銜接配合，不足以形成一種可持續的機制，在各地補償水平的退坡也印證了這一點。山東的模式既確認了儲能可用容量的計算方式，又通過與市場結合明確了容量補償的分攤方式，我們認為這種方式可作為測算未來各地市場化容量收益的參考之一。三是容量租賃將淡出市場。136 號文發布后，新能源將根據自身投資回報策略選擇容量需求，容量租賃預計將淡出市場。獨立儲能將無法繼續通過容量

157、租賃這一商業模式獲得收益。綜合各方面收益來源分析，現貨電能量市場峰谷套利仍是獨立儲能的核心收益來源；輔助服務市場不會為獨立儲能帶來超額收益；容量補償將與電能量市場形成更緊密的鏈接；容量租賃模式將淡出視野。rmi.org/482025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢07 虛擬電廠建設仍處于示范階段，通過聚合用戶側可調節資源、參與現貨電能量市場、優化用能成本或為近期商業化的破局方向我國虛擬電廠建設熱潮起步于 2021 年秋季和 2022 年夏季的連續拉閘限電事件，連續高漲的用電負荷和發電側靈活性、充裕性不足的矛盾日益凸顯，虛擬電廠則被視為重要的需求側可調節資源以滿足電力平衡。2

158、024 年 11 月，國家能源局發布關于支持電力領域新型經營主體創新發展的指導意見（國能發法改202493 號），虛擬電廠被列為資源聚合類新型經營主體之一，是指通過網絡通信和數字化智能化技術聚合各類發電、用電、儲能等資源，協調優化為系統提供調峰、調頻、調壓、備用、需求響應等服務。2025年3月，國家發展改革委、國家能源局發布 關于加快推進虛擬電廠發展的指導意見（發改能源2025357 號），明確虛擬電廠是“基于電力系統架構，運用現代信息通信、系統集成控制等技術，聚合分布式電源、可調節負荷、儲能等各類分散資源，作為新型經營主體協同參與電力系統優化和電力市場交易的電力運行組織模式”，“在滿足電力市

159、場注冊基本規則要求及相應市場的準入要求后，可按獨立主體身份參與電力中長期市場、現貨市場及輔助服務市場”。從技術角度，虛擬電廠的核心技術能力為可調資源接入、聚合優化管理和電力交易，為電力系統提供可觀、可控的調節能力；從經濟角度，虛擬電廠的主要效益來源于電力市場交易獲利、用戶側電費管理、優化分布式資產回報率等。圖表 7.1.虛擬電廠的核心技術能力與商業模式來源：落基山研究所商業模式核心能力技術底座聚合優化管理挖掘負荷靈活性潛力，優化電力消費和生產決策電力交易通過參與各種電力市場機制實現與電網交互和變現可調資源接入接入工商業負荷、分布式光伏和儲能等用戶側資源電力交易獲利 現貨市場套利 調頻、備用、快

160、速爬坡等 輔助服務收益 需求響應補貼、容量費用等用戶電費管理 兩部制電價需量管理 用電負荷移峰填谷等分布式資產管理 用戶側儲能充放策略優化 分布式新能源聚合綠電交易等為電力系統平衡提供 可觀可控的調節能力rmi.org/492025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢“357號文”首次從國家層面確立虛擬電廠發展目標。文件提出“到2027年，虛擬電廠建設運行管理機制成熟規范，參與電力市場的機制健全完善，全國虛擬電廠調節能力達到2000萬千瓦以上”，約對應當年統調最高用電負荷的1%以上；“到2030年，虛擬電廠應用場景進一步拓展，各類商業模式創新發展，全國虛擬電廠調節能力達到500

161、0萬千瓦以上”，約對應當年統調最高用電負荷的2%以上。國內虛擬電廠運營商產業背景多樣、民營力量活躍截止到2025年1月，我們收集到接入深圳、上海、冀北、山西四?。ㄊ?、區）虛擬電廠平臺的運營商一共有108家，各地區運營商產業背景及企業性質各具特色（圖表7.2）。分地域看，深圳運營商產業背景最豐富，又以軟件平臺開發、充換電站運營、分布式資源（包括建筑樓宇和儲能等）運營商為主要類型，反映出可調資源的聚合和數字化運營能力在虛擬電廠業務中的重要性。上海虛擬電廠運營商中綜合能源服務商占比最高，其主營業務為負責企業和園區級別的冷熱電三聯供、能源管理等，直接面向工商業用戶、延伸開展虛擬電廠業務。山西虛擬電廠運

162、營商主要由國資背景的發售一體公司和民營背景的獨立售電公司構成，這是因為山西虛擬電廠主要通過現貨市場獲利、擁有售電資質是基本準入條件（詳見后續小節）。從企業性質來看，民營背景的運營商占比接近一半，國資背景的占到 4 成左右，而占一成左右的港澳臺及外資背景運營商僅分布上海和深圳。綜合來看，目前虛擬電廠運營商多以可調資源接入、聚合管理優化為核心能力優勢，電力交易能力正在逐步培育中。售電業務、發售一體、充換電站運營、建筑樓宇運營、儲能運營、綜合能源服務商背景的企業直接對接大量可供挖掘的分布式資源，包括工商業負荷、電動車、樓宇空調、分布式儲能、園區供熱供冷網等，這成為了其進一步聚合資源、接入虛擬電廠的基

163、礎優勢。電網背景的運營商多為其下屬的綜合能源、充換電或工程建設等直接面向用戶資源的公司。通信基站業務運營商主要是利用 5G 基站的備用儲能系統參與電網互動。具有軟件平臺開發背景的運營商的優勢主要在于其數字化、智能化管理海量資源的能力，例如資源功率預測、調度策略優化等。而電力交易能力尚未構成虛擬電廠運營商入局的首要條件，這是由于目前虛擬電廠發展仍處于技術培育階段，以獨立主體參與電力市場交易的省份仍較少；對其電力交易能力的要求會伴隨著未來進入商業化階段、全面參與電力市場而逐步提高（詳見后續小節）。交叉對比產業背景和企業性質，可以看到國資背景企業主要來自電網、發電、通信基站、建筑樓宇運營等業務背景，

164、民營企業主要為售電公司、充換電站運營商、軟件平臺開發企業以及綜合能源服務商等，港澳臺及外資企業主要產業背景分布和民營企業類似(售電公司除外)。rmi.org/502025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 7.2.國內 108 家虛擬電廠運營商產業背景及企業性質全景圖來源：落基山研究所注：統計分析采用的108個公司樣本為各地交易中心/虛擬電廠管理平臺公示的注冊公司名單，產業背景分類主要基于其母公司/集團的主營業務，可能存在某幾個虛擬電廠運營商屬于同一個母公司/集團的情況。在運虛擬電廠平臺多以省級電網為單位，運營商的收益層面仍需進一步建立常態化機制目前，我國在運虛擬電廠平臺

165、多為省級電網公司或者地方政府主導建設、市場化資源聚合商核準接入的形式，與電網互動的方式以提供電能量削峰填谷為主。圖表 7.3 列舉了 4 個國內在運的虛擬電廠平臺，其實際組織方式和地方電力系統特點密切相關。深圳和上海為典型的特大城市受端電網，其虛擬電廠平臺的建設主要是為了從需求側負荷管理的角度解決部分時段供需緊張、局部電網阻塞的問題，從而減少限電限產現象以及節約電網擴容所需的土地資源。具體來講，需求側負荷管理的實現形式主要在已有省級需求響應機制的基礎上開展更多交易品種。深圳虛擬電廠運營商除了可以參與廣東市場化需求響應外，還可以參與由深圳市發展改革委、深圳供電局（省級電網資質）牽頭建立的市級虛擬

166、電廠精準響應機制，并享受財政支持的精準響應補貼51。類似的，上海市虛擬電廠統一響應的電量補貼由上海尖峰電價資金劃撥，而臨港新片區管委會牽頭開展了區級精準響應，由管委會專項資金劃撥額外的容量補貼、精準響應電量激勵、精準響應容量激勵52。核心能力優勢可調資 源接入聚合優 化管理電力交易電網業務10發電業務(含發售一體)22售電業務14充換電站運營16建筑樓宇運營6儲能運營5通信基站業務7軟件平臺開發20綜合能源服務81022014510124122253152350000000 019456141741 1172 157351329深圳上海5124303山西冀北電網業務發電業務(含發售一體)售電業

167、務充換電站運營建筑樓宇運營儲能運營通信基站業務軟件平臺開發綜合能源服務港澳臺及外資國資民營港澳臺及外資國資民營41%47%12%37%43%20%42%58%0%67%33%0%rmi.org/512025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢冀北和山西均為新能源占比較大的送端電網，充分調用負荷側可調節資源、提升風電和光伏的消納空間是其推進虛擬電廠建設的主要目的之一。冀北虛擬電廠平臺跨地區聚合了冀北五市的蓄熱室電鍋爐、虛擬電廠、建筑樓宇等多種可調節資源，參與華北調峰輔助市場、減少京津唐電網地區（北京、天津和冀北五市）的新能源棄電現象53。值得注意的是，虛擬電廠運營商等第三方獨立主

168、體需要和直調火電機組等電源側資源同臺報價競爭，調度機構將以購買調峰服務成本最小為目標完成出清54。此外，山西作為全國現貨市場發展最為成熟的地區之一，率先開展虛擬電廠運營商以“報量報價”方式參與現貨市場、促進用戶側進行削峰填谷。虛擬電廠運營商基于現貨市場價格信號管理聚合用戶的生產生活負荷，幫助用戶實現減少高電價時段負荷、提高低電價時段負荷，在保證產能的同時降低用電成本。圖表 7.3.目前國內在運典型虛擬電廠案例案例聚合規模聚合資源收益方式現狀/典型案例深圳 虛擬 電廠截至2025年4月，管理虛擬電廠運營商達61家，接入可調資源共計6萬余個，最大調節能力近100萬千瓦，計劃到2025年底達到120

169、萬千瓦可調能力充換電站、樓宇空調、儲能、鐵塔基站儲能、冰蓄冷空調系統等省級電網需求響應機制：廣東省市場化需求響應23、24年供需相對寬松，沒有開展市區級精準響應：深圳市精準響應補貼，由財政資金劃撥2325補貼3年，補貼總額分別為450、1500、1500萬元，競價交易報價上限3.5元/kWh；2023年到2025年4月，啟動虛擬電廠負荷調節超百次，為虛擬電廠運營商帶來經濟收益約1820萬元，調節電量超560萬千瓦時，減少碳排放約4681噸電力市場：南方電網區域輔助服務試驗驗證階段上海 虛擬 電廠截至2025年2月底，已培育虛擬電廠運營商31家，申報可調節能力達115萬千瓦充換電站、樓宇空調、分

170、布式三聯供、工業大用戶、鐵塔基站儲能、數據中心等省級電網需求響應機制：上海需求響應電量補貼，由上海尖峰電價資金劃撥競價交易報價上限為削峰響應3元/kWh，填谷響應1.2元/kWh，還需根據實際響應率確定補貼系數；2024年，上海全年累計開展虛擬電廠調用49次，最大響應負荷70.43萬千瓦，同比提升117%，其中局部熱點地區精準調用20次、參與首批長三角省市間互濟交易市場2次（見下）市區級精準響應：臨港新片區自行組織響應的電量補貼、容量補貼、精準響應電量激勵、精準響應容量激勵，由臨港新片區管委會專項資金劃撥2024試行一年，還未正式運行電力市場：長三角電力市場富余需求側可調節資源互濟交易2024

171、年7月22日和31日開展兩次，共47家需求側市場主體參加交易，累計成交最大電力36萬千瓦，分別支援上海、江蘇、浙江、安徽頂峰電力13萬千瓦、10萬千瓦、10萬千瓦、3萬千瓦冀北 虛擬 電廠截至2025年2月，蓄熱式電鍋爐虛擬電廠目前聚合16戶、可調節能力33萬千瓦，電動重卡型虛擬電廠聚合規模10.56萬千瓦電動重卡，蓄熱電鍋爐，工業大用戶等電力市場：華北調峰輔助服務市場2019年2022年間，調峰度電收益0.183元，累計增加消納新能源3412萬千瓦時。運營商和用戶總收益624.2萬元，其中VPP運營商收益395.95萬元，用戶側資源收益228.25萬元。20232024年參與情況無公開報道山

172、西 虛擬 電廠截至2025年1月，已公示四批共24家虛擬電廠運營商試點企業，虛擬電廠聚合用戶已增加至122戶，聚合容量增至201.38萬千瓦，最大可調節負荷達到25.63萬千瓦。工業大用戶，充換電站，建筑樓宇，電采暖、蓄熱式電鍋爐等電力市場：山西電力現貨市場自2023年9月到2025年1月，已投運的5座虛擬電廠主要在每日中午用電低谷和傍晚用電高峰時段參與交易，結算電量3.84億千瓦時，共獲得紅利259.36萬元電力市場：山西削峰填谷市場（征求意見中）預計2025年4月開始運行；填谷報價范圍10100元/MWh,削峰報價范圍10200元/MWh。來源：深圳市發展改革委55，深圳特區報56，上海市

173、發展改革委57，上海市經濟信息化委58，國家電網報59，亮報60，冀北電科院61，山西省能源局，國網山西電力62,63，落基山研究所整理rmi.org/522025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢總結下來，深圳和上海虛擬電廠運營商主要以參與需求響應機制為主，目前收益來源仍然較單一且不確定性強。深圳市和上海臨港新片區的需求響應補貼均由地方財政預算支持，資金規模逐年確定且目前政策有效期為13年，這意味著其精準響應開展頻次、補貼水平和持續時間均會受到財政預算的限制，難以形成穩定的投資預期。而省級層面的市場化需求響應機制開展頻次會受到當年電力供需情況決定，一般只有當電力供應存在缺口

174、或者局部區域存在重過載風險時才會啟動，響應頻次和規模不確定強。例如，廣東省 2022 年共開展 9 次市場化需求響應日前邀約交易，迎峰度夏最大削峰填谷負荷 277 萬千瓦，用戶有效響應調用凈收益累計 1.60 億元，而 2023 年和2024 年均未開展需求響應交易64。未來，虛擬電廠運營商如果想常態化參與電力系統調節、獲得商業收益，就必須積極參與現貨、輔助服務等電力市場交易。上述冀北和山西虛擬電廠即做了有益探索，冀北虛擬電廠運營商 20192022 年間參與華北調峰輔助服務市場共獲利 624.2 萬元，若京津冀地區現貨電能量市場啟動后，該調峰品種也很可能被取代；山西虛擬電廠運營商在 2023

175、 年 9 月至 2025 年 1 月間在現貨市場中共獲利 259.36 萬元，但目前全省僅五個虛擬電廠建設試點項目運營商正式入市運營。因此，虛擬電廠常態化、大規模參與電力市場還有待進一步發展?！柏摵深悺碧摂M電廠可通過“報量報價”參與現貨電能量市場為用戶實現負荷管理和電費優化結合國內電力市場近期發展趨勢，虛擬電廠運營商參與現貨電能量市場或為目前率先破局的方向。從現貨規則上看，各省基本均確立了虛擬電廠的市場主體地位，而且在不斷完善相關細則（圖表 7.4）。山西、山東、廣東、甘肅、安徽、湖北等地均允許虛擬電廠運營商以“報量報價”形式參與現貨市場，相比于目前用戶側常見的“報量不報價”模式，這給予了虛擬

176、電廠運營商通過電價信號來調節所聚合用戶的負荷曲線、降低購電成本、共享調節收益的可能性。除電能量市場外，調頻、備用等輔助服務市場整體建設進度整體上慢于現貨市場且市場準入技術門檻較高；近年來，全國性的容量電價機制從抽蓄和煤電起步、以回收固定成本為主要目的，短期內納入虛擬電廠等需求側資源的可能性較低。因而短期內，現貨市場為虛擬電廠最有可能規?；瘏⑴c的電力市場品種。此外，部分省份也在積極探索虛擬電廠運營商參與電力市場的創新模式。例如，浙江試點開展僅面向儲能裝置、抽水蓄能、充電樁、虛擬電廠等第三方獨立主體的電力輔助服務市場，包括調峰、旋轉備用、調頻、無功調節等市場品種65，在中長期尺度虛擬電廠運營商可以

177、與核電、省統調風光新能源發電企業等簽訂輔助服務交易合同，按照一體化方式開展“兩個細則考核和補償”；在現貨尺度虛擬電廠運營商可以報量報價參與日前交易，日前未中標的部分可以繼續參與日內交易。山西計劃推出僅面向獨立用戶、虛擬電廠（負荷聚合商）的削峰填谷市場，在電網高峰電力供應緊張、低谷新能源消納困難時，優先激勵和調用用戶側資源提供靈活調節能力、幫助削峰填谷，若仍有電力平衡缺口，再去參與省間現貨、華北區域調峰輔助服務市場等66。在新版分布式光伏發電開發建設管理辦法（詳見 05 章）和“136 號文”（詳見 04 章）后，分布式新能源余電上網部分接受電力市場價格信號已是大勢所趨，這也為虛擬電廠開辟了一個

178、新的應用場景。虛擬電廠運營商也可以作為分布式新能源聚合商，代理分布式新能源進行市場化交易，成為“發電類”虛擬電廠。從國際經驗來看，自 2014 年起德國就要求大于 0.1MW 的新能源均要入市交易（Direct marketing），代理新能源交易即成為很多虛擬電廠運營商的盈利模式之一67。rmi.org/532025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 7.4.部分省份虛擬電廠參與電力市場規則一覽可參與電力市場品種虛擬電廠市場準入門檻（調節能力要求）市場參與方式現行市場價格/補償區間虛擬電廠是否可以常態化參與最新政策山西現貨電能量市場要是售電公司或具有交易資格的電力批發用

179、戶；在山西省智慧能源服務平臺完成響應資源認定和系統測試全電量報量報價參與。負荷類虛擬電廠D-1日自主選擇交易時段申報用電電力-價格曲線，按照“負發電”模式參與出清，單個申報調節時段不低于2 小時；“源網荷儲一體化”虛擬電廠分別申報負荷狀態的量價曲線和發電狀態的量價曲線現貨上限1500元/MWh，下限為0元/MWh是，已正式運行電力市場規則體系（V15）2025.1山西削峰填谷市場交易實施細則 2024.11削峰填谷市場獨立電力用戶可提供的最小調節能力不低于10MW，虛擬電廠（負荷聚合商）可提供的總調節能力不低于20MW；可連續調用時長不低于2 小時掛牌摘牌交易：按照月度和旬組織開展交易，由市場

180、運營機構進行掛牌集中競價交易：由市場運營機構發布系統調節需求，按照月度、旬和D-2 日按需組織開展摘掛牌：填谷掛牌價格范圍10100元/MWh，削峰掛牌價格范圍10200元/MWh，其中填谷需求在300MW內時，價格不超過50 元/MWh；削峰需求在30 0MW內時，掛牌價格不超過100 元/MWh 集中競價：申報填谷價格范圍0100元/MWh,削峰0200元/MWh征求意見中廣東現貨電能量市場以現貨市場出清節點為單位聚合為交易單元，單個交易單元的調節能力不小于1 兆瓦、連續響應時間不低于1 小時；均需接入新型電力負荷管理系統，發電類還需接入調度系統按所在節點全電量報量報價現貨上限1500元/

181、MWh，下限為0元/MWh是廣東電力市場現貨電能量交易實施組則(2024年修訂)2024.5廣東省虛擬電廠參與電力市場交易實施方案 2024.11廣東省市場化需求響應實施細則（試行稿）2022.4輔助服務僅直控型虛擬電廠按照南方區域和廣東省電力輔助服務交易規則相關規定執行試點中需求響應負荷類虛擬電廠資源所在地市為單位聚合為交易單元，單個交易單元調節能力不小于 5 兆瓦、連續響應時間不低于1小時按能力可參與日前邀約需求響應、可中斷負荷交易（日內小時級響應）、直控型可調節負荷競爭性配置日前邀約申報價格范圍70-3500元/MWh；可中斷負荷申報價格范圍70-5000元/MWh；競爭性配置申報價格范

182、圍0-25/40元/kW/月否，按需開展rmi.org/542025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢可參與電力市場品種虛擬電廠市場準入門檻（調節能力要求）市場參與方式現行市場價格/補償區間虛擬電廠是否可以常態化參與最新政策山東現貨電能量市場接入新型電力負荷管理系統、電力調度自動化系統，納入常態化管理。虛擬電廠機組可調節能力暫定為不低于5 兆瓦、連續調節時間不低于1 小時；）直控型負荷類機組（#2 機）應與電力調度機構簽訂并網調度協議以機組為單位報量報價或者報量不報價（簽訂中長期合約的發電儲能類機組應保量報價參與）現貨上限1500元/MWh，下限為-100元/MWh是，已正式

183、運行山東電力市場規則(試行)2024.5輔助服務虛擬電廠等申報調頻容量限值為可調節容量的fe%，調頻里程價格上限設置為Yu（具體參數尚未公布）試點中市場化容量補償發電儲能類資源(#1機)可根據其可用容量獲取相應市場化容量補償收益。用戶側收取標準為0.0705元/kWh，發電側主體補償費用按照月度市場化可用容量占比進行分配是需求響應2021年后暫無新版方案按需開展甘肅現貨市場初期不低于10MW且不低于最大用電負荷的10%，參與現貨交易的虛擬電廠，單一交易單元可調容量不低于1MW；持續參與響應不小于1小時，每分鐘調節速率不應低于最大調節能力的1%或0.1MW；統一接入省新型電力負荷管理系統“電源型

184、”視為新能源進行申報管理，“負荷型”視為售電公司或電力批發用戶進行申報管理；“混合型”按照發電交易單元與用電交易單元分別參與市場申報現貨上限為650元/MWh，下限為40元/MWh是，已正式運行甘肅電力現貨市場規則(V3.1)2025.1甘肅省虛擬電廠建設與運營管理實施方案（試行）2024.11輔助服務市場試點中需求響應按需開展蒙西現貨電能量市場接入新型電力負荷管理系統或電力調度自動化系統報量不報價，滾動申報未來三日96 點運行曲線，優先出清；虛擬電廠以接入電網同一 220kV 節點的資源耦合為一個虛擬機組作為交易單元參與現貨市場現貨上限為5106元/MWh，下限為-100元/MWh是，已正式

185、運行內蒙古電力多邊交易市場規則體系（征求意見稿）2024.11需求響應虛擬電廠要求具備節點申報條件，節點申報能力不低于 1兆瓦，接入新型電力負荷管理系統日前需求側響應，緊急需求側響應（月度組織，日度備用、事后出清，最小申報單位是3MW）日前需求側響應申報價格范圍1001500元/MWh；緊急需求側響應申報價格范圍1003000元/MWh按需開展接上表rmi.org/552025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢可參與電力市場品種虛擬電廠市場準入門檻（調節能力要求）市場參與方式現行市場價格/補償區間虛擬電廠是否可以常態化參與最新政策浙江現貨市場單次調節時長不小于0.5小時報量報

186、價或報量不報價，現階段僅開放報量不報價；以基線負荷曲線為參考，申報調節量曲線；需求側管理期間不參與現貨市場交易現貨上限為1200元/MWh，下限為-200元/MWh是，連續結算試運行中浙江電力現貨電能量市場交易實施細則(2.0版)浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易規則（試行）關于開展浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務第一次結算試運行的通知虛擬電廠參與浙江電力輔助服務市場試點工作方案第三方獨立主體電力輔助服務市場(調頻，旋轉備用，無功調節等)聚合可調節能力不低于5MW，連續調節時間不低于1小時；原則上應接入新型電力負荷管理系統等可與核電、省統調新能源等發電側主體進行中長期交易，按照一

187、體化方式開展“兩個細則”考核和補償；報量報價參與日前交易；日前未中標的部分可以繼續參與日內交易報價上限：削峰調峰 1000 元/兆瓦時，填谷調峰 320元/兆瓦時，旋轉備用 50 元/兆瓦時，一次調頻 120元/兆瓦時，二次調頻 60元/兆瓦時，無功調節 60元/千乏試點中（同一交易日同一機組只能選擇一種方式參與輔助服務）參與“兩個細則”考核補償（自動發電控制，備用）最大調節能力不低于20MW,連續調節時間不低于2小時；應簽訂并網調度協議，接入電力調度自動化系統等日前以機組為單位申報全天96 時段發電計劃曲線以及出力上下限；自動發電控制需連續投入AGC控制模式；備用時接到調度指令應基于實時負荷

188、在10分鐘內響應完成，連續調節時間不低于1 小時調頻輔助服務實施調用補償，無基本補償費用；備用輔助服務計算方式為虛擬電廠出力上限與實時出力之差；涉及機組批復上網電價的按照煤機上網標桿電價確定、上網電量按0值確定調頻輔助服務市場日前市場申報全天24 時段電力調頻輔助服務容量，電力調頻輔助服務里程報價；運行日投入AGC功能被實時調用湖北現貨電能量市場負荷型虛擬電廠按照售電公司管理，可調節容量不低于10MW，連續調節時間不低于1小時于D-1日以D日中長期合約電量分解曲線作為基準，申報調節量-價格曲線現貨上限為1200元/MWh，下限為0元/MWh是，連續結算試運行中湖北省電力現貨市場交易實施細則(V

189、3.0)(征求意見稿)2024.12湖北源網荷儲電力調峰輔助服務市場運營規則 2023.12湖北源網荷儲電力調峰輔助服務市場（包括深度調峰（填谷）交易、削峰交易等品種）獨立運營的電力用戶可調節負荷不小于5兆瓦、連續調節時間不低于1小時；負荷聚合商可調節電力不小于10兆瓦、連續調節時間不低于1小時。日前申報次日（或多日）的填谷/削峰量價曲線，進行集中競價邊際出清虛擬電廠削峰非保供時期申報價格上限為1000元/MWh，削峰保供時期申報價格上限為2000元/MWh，虛擬電廠填谷調峰申報價格上限為400元/MWh試點中來源：北極星售電網68，各省交易中心，落基山研究所整理注：本表主要選取現貨市場已經轉

190、正或者在連續結算試運行的省份接上表rmi.org/562025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢展望“十五五“期間，虛擬電廠在解決城市配電網內部阻塞、在碳達峰階段提供零碳的系統靈活性和充裕性資源增量等方面都具有更大的應用前景，可充分激勵各類分散資源參與電力系統優化運行和各種電力市場機制。由于省級電力市場運行的邊界條件一般只到 220 千伏及以上的電壓等級的主變、斷面、線路的 N-1 安全約束等，無法完全解決城市配電網層面日益增加的重過載、新能源消納等難題，因此城市層面開展虛擬電廠精準響應也有一定的必要性。虛擬電廠運營商可密切關注市、區層面的虛擬電廠建設動態，尤其是類似深圳、上

191、海的超大、特大城市電網有望率先推進。此外，電力供需平衡具有周期性特征，為順利在 2030 年前實現碳達峰目標，需要盡力避免“十五五”中后期再次發生大面積電荒和火電審批潮現象，這就需要提前布局包括虛擬電廠在內的低零碳系統靈活性、充裕性資源，以減少對新增煤電、氣電的依賴。虛擬電廠相關經營主體運宜積極抓住未來13年的機遇窗口，拓展和挖掘用戶側可調資源庫、夯實聚合管理和電力交易等技術能力、培育與用戶共享的可持續商業模式。rmi.org/572025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢08 零售市場價格機制與批發市場銜接更加緊密，市場競爭烈度仍在提升過程中自 2021 年國家發展改革委提

192、出有序推動工商業用戶全面入市后，目前 10 千伏及以上工商業用戶基本做到了“應進全進”，且絕大部分用戶通過零售市場而非批發市場購電。國家電網經營區域 2024 年零售市場交易電量 2.87萬億千瓦時，同比增加 7.2%69；南方電網經營區域以廣東為例，2024 年零售交易電量 0.39 萬億千瓦時，同比增加 26%70。此外，廣東還持續推進低壓工商業用戶參與市場化交易試點工作，將試點范圍從 2024 年的深圳市轄區拓展到 2025 年的全省轄區71。預計這一試點將擴大參與零售市場的用戶范圍，提高零售市場交易電量在總用電量中占比。零售套餐價格分時屬性加強，套餐價格與批發市場價格聯動在多地被鼓勵推

193、行隨著零售市場不斷建設完善，各地積極推進零售套餐設計優化工作，重點強化批發市場價格信號向零售用戶的有效傳導。目前各地主要通過兩種設計實現批零價格銜接：一是在固定價格套餐的基礎上采取分時價格機制，即針對日內24小時不同時段設置不同價格，目前主要通過峰谷系數形成各時段價格，峰谷系數間接反映了批發市場供需形勢；二是將零售套餐價格與中長期市場或現貨市場價格掛鉤，直接將批發市場價格傳導到零售用戶。這兩類套餐，相較于全天各小時統一價格的固定價格套餐，都能夠為用戶提供更精確的價格信號，從而引導用戶用電行為。包含分時價格的套餐愈發普及，不分時段的固定價格套餐應用范圍縮小。大部分省份明確要求，歸屬于分時電價機制

194、執行范圍內的用戶在簽訂零售套餐時應采用包含分時價格的套餐，此時偏差電量也一般按照分時段結算。目前零售套餐應用分時價格的主要方式是在約定平段價格的基礎上，按照當地政府公布的峰谷電價浮動比例計算形成峰谷時段的價格。隨著分時段交易在中長期市場不斷推進，在零售市場普及包含分時價格的套餐有助于峰谷分時信號在批發市場和零售市場的統一?，F貨市場建設進展快的省份首先開始鼓勵與批發市場價格聯動的套餐，進一步提高了零售市場套餐價格與批發市場價格的銜接程度。例如，山東在 2025 年電力市場交易安排中提出，對具備調節能力的企業，鼓勵優先選擇與現貨市場或者中長期市場價格聯動的套餐72；山西則在 2025 年電力市場交

195、易安排中，針對其“價格值+價差值”的電價確定方式，取消了固定價格值的模式，即要求價格值必須采用浮動值，與電力市場價格掛鉤73。山東和山西在零售套餐的設計中都包括了與現貨市場和中長期市場的價格聯動，但兩省具體的聯動方式有所不同（見圖表 8.1）。rmi.org/582025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 8.1.山東和山西市場聯動價格套餐具體聯動方式省份聯動方式聯動價格基準山東單獨與現貨市場價格聯動（市場費率類套餐）各個時段的用戶側日前結算價格或用戶側實時結算價格單獨與中長期市場價格聯動（價格聯動類套餐）平段價格：當月省內年度集中競價、年度雙邊協商、月度集中競價、月度雙

196、邊協商交易合同的加權平均價峰谷價格：按照峰谷系數浮動大部分電量單獨與中長期市場價格聯動，剩余電量單獨與現貨市場價格聯動（價格聯動類套餐）現貨市場和中長期市場聯動價格基準同上與中長期市場價格聯動的電量比例一般超過90%山西與現貨市場價格和中長期市場價格的綜合價格聯動90%中長期市場價格（年度交易、月度及各旬分時段集中交易價格加權平均價）+10%現貨市場價格（用戶側日前結算價格）單獨與中長期市場價格聯動60%年度交易分時段價格+40%月度及各旬分時段集中交易價格來源：山東電力交易中心74，山西電力交易中心75，落基山研究所整理從零售套餐實際供應和簽署情況來看，零售市場目前依然以固定價格套餐為主，且

197、固定價格套餐中一般包含分時價格。但隨著電力市場建設的推進，未來與批發市場價格聯動的套餐類型占比預計將提高。以山東為例，山東目前零售套餐主要分為四個類別，分時價格類、市場費率類、價格聯動類、混合類xiii，在山東電力交易中心網站公示的來自各個零售公司的 2025 年的 265 個標準化零售套餐中xiv，分時價格類套餐數量占比達 62%，而市場費率類套餐和價格聯動類套餐數量占比接近，約 6.5%，混合類套餐數量占比 25%?；旌项愄撞椭兄饕苑謺r價格類電量為主，該部分電量比例超過 80%。再以廣東為例，在 2025 年度電能量零售合同簽訂結果中xv，“固定價格”xvi的簽約電量比例為 88.4%，

198、而“市場聯動價格”的簽約比例為 11.6%76。雖然在目前已簽約的零售套餐中與批發市場價格聯動的套餐數量和覆蓋電量占比較低，且主要在現貨市場已經正式運行的省份推廣，但是隨著未來我國“實現省級現貨市場基本全覆蓋”，并且更多省份開展現貨市場正式運行（有關現貨市場的內容詳見 01 章），預計這些現貨市場進展更快的省份將不斷推動零售套餐價格與批發市場價格聯動，從而為終端用戶提供更具有引導性的價格信號。終端用戶用電成本與用電行為關聯度提高，零售套餐價格限制的機制設計是防范用戶電價風險的重要方式隨著零售市場的發展完善，電力用戶在零售市場上將面臨日益多元的零售套餐選擇，如何結合自身用電特性選擇用電成本最優的

199、套餐變得愈發重要。本報告以山東為例，比較了不同用電行為的用戶（負荷平穩用戶 A 和日內負荷波動用戶 B，假設用戶用電曲線在全年保持不變）在選擇不同零售套餐（山東零售套餐類型介紹見腳注 xiv）時的用電成本，結果顯示：xiii 分時價格類套餐按照分時價格約束機制，設置峰谷時段，約定每天24個時段的電能量價格。市場費率類套餐以現貨市場價格為基準疊加固定價格。價格聯動類套餐主要與中長期市場價格聯動?；旌项愄撞?。由分時價格類與市場費率類套餐按一定電量比例混合。xiv 山東零售交易方式包括標準化零售套餐交易和雙邊協商零售交易兩種，山東電力市場規則（試行）要求每家售電公司至少發布兩種以上不同類型的標準化零

200、售套餐，供零售用戶自主選擇，電力交易平臺則根據零售套餐參數和零售合同范本為售電公司和零售用戶自動生成零售合同。但是目前，雙邊協商零售交易依然是主要的交易方式。xv 廣東零售套餐只有一種模式，即“固定價格+聯動價格+浮動費用”，浮動費用為可選項；2025年聯動價格部分的電量比例要求為10%30%。xvi 對原執行峰谷價格的市場購電用戶，其簽訂的零售合同中“固定價格”部分按照規定的峰谷時段和峰平谷比例執行峰谷價格。rmi.org/592025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢用戶采用不同零售套餐時各月間電價波動程度不同，市場費率類套餐對市場價格風險敞口最大，分時價格類套餐最小。如

201、圖表 8.3 所示，采用分時電價套餐時，用戶平均電價月間差異最??；市場費率類套餐掛鉤當月現貨價格，月間電價差異最為顯著；價格聯動類套餐與當月中長期市場加權均價有關（包括年度交易和月度交易），由于年度中長期簽約電量比例較高且月度中長期市場價格相對穩定，該類套餐月間電價差異有限。不同用電曲線的用戶在同一類零售套餐下風險敞口不同。如圖表 8.3 所示，負荷平穩用戶 A 在分時價格類套餐和聯動價格類套餐下月間平均電價波動均小于日內負荷波動用戶 B，但在市場費率類套餐下兩類用戶電價波動情況基本一致。對于日內負荷波動用戶而言，在分時價格類套餐和價格聯動類套餐下，用電平均電價與峰谷時段劃分高度相關。以圖表

202、8.3 中的日內負荷波動用戶 B 為例，在 2 月份，該用戶的中午高用電量時段處于谷段價格時段，綜合導致其在分時價格類套餐和價格聯動類套餐下的用電均價低于負荷平穩的用戶 A。然而在 8 月份，用戶 B 的用電高峰時段更多落在分時段價格劃分的平段或峰段時段，導致其用電均價超過用戶 A。綜合來看，若用戶用電負荷曲線難以調整，分時價格類套餐能最大程度地降低其電價風險敞口，提高其用電成本的穩定性和可預測性。若用戶能靈活調整負荷曲線，在選擇分時價格類套餐時，可根據劃分的峰谷時段來調整用電曲線從而降低平均電價；在選擇用電價格與批發市場價格聯動時，可根據調節響應的時間尺度來選擇市場聯動套餐的價格基準（包括年

203、度交易價格、月度交易價格和現貨市場價格），從而降低電費成本。圖表 8.2.典型用戶用電曲線假設和零售套餐設計相關參數 來源：落基山研究所注：批發市場價格數據來源于山東電力交易中心和蘭木達電力現貨公布的 2024 年山東批發市場價格；用戶用電曲線參考了山東電力交易中心發布的 山東電力市場結算實施細則及計算示例（試行版 V1.0）；分時價格類套餐和價格聯動類套餐中峰谷時段價格浮動比例參考了山東電力交易中心平臺上公布的分時零售套餐的浮動情況。3020100用電量（MWh）負荷平穩用戶A日內負荷波動用戶B1.51.00.50.0峰谷時段價格浮動比例2月峰谷8月峰谷6004002000批發市場價格（元/

204、MWh）2月現貨市場日前用戶側均價8月現貨市場日前用戶側均價2月中長期市場加權價8月中長期市場加權價01234567891011121314151617181920212223小時rmi.org/602025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 8.3.模擬情景下 2024 年山東不同用戶在不同零售套餐下的用電成本xvii 來源：落基山研究所隨著零售套餐價格分時屬性增強且與批發市場銜接更加緊密，電力用戶將更大程度的暴露在市場價格波動的風險之下。部分省份通過設置零售市場價格限制防止終端用戶電價成本過高，零售市場價格限制通常與批發市場價格限制有關。政府規定的零售市場價格限制主要

205、分為固定價格限制和參考市場均價這兩類。固定價格限制一般與批發市場價格限制聯動，參考中長期市場上下限或現貨市場上下限。例如，廣東對電能量零售套餐中固定價格部分的平段價格設置了固定的上限和下限，與批發市場年度交易成交均價設置的上限和下限一致77；山東要求對“零售交易參照現貨市場價格上下限設置各時段價格上下限約束”75。參考市場均價的價格限制則與批發市場交易價格聯動。例如，浙江在設置封頂價格時綜合考慮了中長期市場和現貨市場交易價格。除政府規定價格限制以外，零售用戶與售電公司之間也可以單獨約定封頂價格。浙江零售套餐封頂價格的設計不僅與批發市場價格聯動，還與每個用戶的用電曲線有關，因此用戶可以通過改變用

206、電行為獲得更低的封頂價格。浙江設置的零售套餐價格是在零售套餐參考價格的基礎上進行一定上浮，而零售套餐參考價格的計算是通過批發市場的分時參考價格與每個用戶的分時用電量加權得到。以圖表8.4為例，甲和乙兩個用戶擁有相同的市場分時價格參考曲線和總用電量，但兩個用戶日內用電曲線不同，其中甲在高電價時用電量更多而乙在低電價時用電量更多，最終導致甲的封頂價格高于乙。若甲和乙簽訂的零售套餐電價相同且介于甲和乙的封頂價格之間，則乙能按照自己較低的封頂價格結算獲得比套餐價格更低的電價，實現用電成本的降低。xvii 分時價格類套餐采用2024年年度交易均價作為平段價格，并采用峰谷時段浮動系數確定各時段價格。價格聯

207、動類套餐與2024年年度交易均價和各月交易均價的加權平均價格聯動作為平段價格，并與分時價格類套餐采用相同峰谷浮動系數確定各時段價格。市場費率類套餐各時段價格為該時段現貨市場交易價格。實際套餐價格設計中可能會在上述市場價格基礎上加減固定價格。分時價格類套餐價格聯動類套餐市場費率類套餐450400350300250200150100500元/MWh2月2月2月8月8月8月負荷平穩用戶A日內負荷波動用戶B0.0%+1.5%+92.8%+92.9%+2.3%+3.8%rmi.org/612025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 8.4.浙江零售套餐封頂價格設計示意圖來源：落基山

208、研究所注：封頂價格的計算方式參照 浙江省電力零售套餐指南（2025 年版）78浙江零售套餐封頂價格的設計提高了用戶關于電價風險管理的要求。用戶在電價風險管理時宜跟進每月批發市場的變化，并且關注自身用電曲線。隨著分時價格信號在零售用戶用電價格中的作用不斷增強，用電行為的規劃和調整預計將對用戶用電成本產生日益顯著的影響。發電背景售電公司“發售一體”的優勢開始被規范，電力市場競爭程度將提高在經歷了以零售交易電量快速增長為主要特征的初期發展階段后，我國電力零售市場逐步轉向規范化建設。各省持續優化零售套餐設計，并通過提供標準化的合同范本，幫助用戶了解零售套餐具體條款。同時，各省還推動建設零售商場線上平臺

209、，通過要求零售公司在平臺上公開其提供的零售套餐的具體價格機制和價格參數，便于電力用戶了解零售套餐產品并進行比選，有效降低用戶信息不對稱程度。然而在零售市場的售電側，發電背景售電公司占據了大量市場份額，對市場競爭格局產生了顯著影響。發電背景售電公司不僅在鎖定發電資源上有優勢，而且能夠依靠發電資源優勢降低購電成本，為零售用戶提供更具價格吸引力的零售套餐，從而在目前的零售市場上市場份額較高。以廣東為例，2024 年發電背景售電公司的數量在全部售電公司數量中僅占比 8%，但其零售交易電量占比高達 59%79。甘肅 2024 年售電側市場份額排名前四的公司占54%的市場份額，其中有三家都是發電背景售電公

210、司80。用戶甲的日內每30分鐘價格曲線和用電曲線用戶乙的日內每30分鐘價格曲線（同甲）和用電曲線價格曲線用電曲線-甲用電曲線-乙結算價格-甲結算價格-乙電價封頂價格-乙封頂價格-甲固定價格套餐簽約價格用戶零售套餐簽約價格、封頂價格和結算價格對比0044881212161620202424用戶乙在更多低價時段用電導致封頂價格低于套餐簽約價格，從而使結算價格低于套餐簽約價格。rmi.org/622025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢國家層面和地方層面開始關注“發售一體”帶來的市場競爭不足的問題，并針對這一問題提出了相應要求和落實措施，從而保障電力市場形成有效競爭格局，有助于資

211、源的有效配置。國家能源局在2024年11月關于進一步規范電力市場交易行為有關事項的通知（國能綜通監管2024148號）81中要求對發電背景售電公司“利用發售一體優勢搶占市場份額”的行為加以規范，并要求對“各類售電主體和電力大用戶”同等對待，從而“保障電力市場的統一、開放、競爭、有序”。上述政策出臺后，部分地區在2025年電力市場交易方案中針對擴大電力市場競爭程度提出了具體舉措，且舉措均不相同（見圖表8.5）。其中，湖北和河北南網從限制同一投資主體所屬售電公司的市場占有率間接限制發電背景售電公司的市場優勢；陜西則直接針對“發售一體”集團通過雙邊交易鎖定的電量進行限制xviii，維持電力市場有效競

212、爭程度，增加市場透明度。圖表 8.5.部分地區加強售電公司競爭程度的舉措地區相應舉措湖北同一投資主體（含關聯企業）控股的售電公司，全年市場化電量不得超過全省市場化總電量（不含電網企業代理購電電量）的 20%。河北南網同一投資主體所屬售電公司，2025 年全年交易（持有合同）電量之和不超過直接交易總電量規模的 8%。陜西當市場份額排名前四（Top-4）的“發售一體”集團合計市場份額占發售電市場總額xix的比例 50%時，啟動年度交易方式調節機制?！鞍l售一體”集團除參與年度雙邊協商交易外，還須通過集中交易方式參與市場競爭。來源：湖北省能源局82，河北省發展改革委83，陜西省發展改革委84，落基山研

213、究所整理未來如果更多省份開始針對“發售一體”集團的市場份額采取限制措施，獨立售電公司在售電市場的競爭力將會提升，整個售電市場的透明程度和競爭程度也會增強，零售用戶也將在市場上獲得更加多樣化的套餐選擇。xviii 陜西在計算“發售一體”集團市場份額時要求“2025年年度綠色電力雙邊協議交易暫時不納入年度雙邊交易比例控制范圍，即僅考慮火電雙邊協商交易。xix 單一“發售一體”集團發售電市場份額=（該集團發電企業省內市場化交易電量+該集團售電公司省內市場化交易電量）/省內市場發、售電總市場化交易電量之和rmi.org/632025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢09 綠電與綠證交

214、易制度體系加速完善，交易規模將受參與機制的電量比例、對應綠證的歸屬及使用情況影響2024 年，綠電和綠證市場繼續保持快速擴容的同時，交易價格整體呈現下行態勢。交易量方面，2024 年全國綠電交易量為 2,336 億千瓦時85，較 2023 全年交易量增長 235%86。綠電交易量占全國市場化交易電量比例連年加速上升，2024 年綠電交易量占全國市場化交易電量比例達到 3.78%。2024 年綠證交易量為 4.46 億個xx，同比增長 364%，其中綠證單獨交易量占比大幅上升，達到 62%87。綠證交易由 2022 年以證電合一形式隨綠電交易劃轉為主，轉變為以綠證單獨交易為主，體現出市場對綠證的

215、認可度的提升。價格方面，國網區域 2024 年綠電交易均價為 417.09 元/兆瓦時88，低于 2023 年全年綠電交易均價 444 元/兆瓦時89。國網平臺 2024 年綠證交易均價為 9.6 元/個，低于 2023 年綠證交易均價 19.22 元/個90；南網區域 2024 年上半年綠電交易的環境價值均價為 9元/兆瓦時91，低于 2023 年全年環境價值均價 25 元/兆瓦時。南網平臺 2024 年上半年綠證交易均價為 3.51 元/個92，在 2024 年第一季度 9.06 元/個的基礎上下跌92。圖表 9.1 20212024 年全國綠電綠證交易量來源：北京電力交易中心，中國電力企

216、業聯合會，國家能源局，水電水利規劃設計總院，落基山研究所整理xx 1個綠證單位對應1000千瓦時可再生能源電量。2,5002,0001,5001,000500020210.23%87629691816972,3360.34%1.23%235%364%28%62%3.78%20212023202320222022202420244.00%3.50%3.00%2.50%2.00%1.50%1.00%0.50%0.00%50,00045,00040,00035,00030,00025,00020,00015,00010,0005,000070%60%50%40%30%20%10%0%綠電交易量億千瓦

217、時綠證交易量萬個全國綠電交易量全國綠證交易量綠電交易量占全國市場化交易電量%綠證單獨交易占比9,62544,640rmi.org/642025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢綠電與綠證交易制度體系基本建成，規則持續細化有助于支撐用電方聲明需求綠電交易體系不斷健全和完善，已基本實現全國層面的規范化統一，并在此基礎上對市場主體長期關注的多年期交易、分布式項目參與綠電交易及用戶與發電企業直接交易進行了更細化的指導。全國層面已建立起涵蓋基本規則、實施細則及具體合同模板的完整綠電交易體系。2024 年 8 月，電力中長期交易基本規則綠電交易專章（發改能源20241123 號）（以下簡

218、稱“專章”）正式發布，這是首個國家層面出臺的綠電交易規則，明確將綠電交易納入中長期交易體系，為其融入全國統一電力市場奠定基礎。同時，專章有助于推動各地統一規范綠電交易，為市場主體在不同省份包括港澳地區開展綠電交易提供統一參考。2024 年9 月，北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（2024 年修訂稿）（京電交市202459 號）（以下簡稱“實施細則”）正式發布，首次對分布式發電聚合參與綠電交易及多年期綠電交易作出指導。2024 年 11 月，北京電力交易中心發布多年期綠電交易雙邊協議模板，對交易主體的合作模式等關鍵環節提出指導性建議，鼓勵電力用戶與發電企業直接簽署協議，售電公司可僅作為承擔平

219、衡責任的主體。在全國綠電交易體系進一步完善的基礎上，各地繼續深化落實國家發展改革委與國家能源局推動新能源參與電力市場、滿足用戶購買綠電需求的要求，在交易模式和準入范圍等方面取得突破：交易模式：在 8 月專章及 9 月實施細則發布后，多省份出臺本省綠電交易專章或修訂本省的電力中長期交易規則。新版的規則文件中普遍反映了全國層面的新要求，例如明確將綠電交易納入中長期交易體系，并積極推動多年期綠電交易的發展。此外，交易規則通過創新用戶與發電企業直簽的交易模式，保障了綠電采購方的利益與多元化需求。以上海為例，規則93允許零售用戶直接與發電企業簽訂批發側 PPA 購電協議，在批發側與發電企業達成綠色電力交

220、易等場外溯源交易，“在合約執行期涉及當前綁定期限的月份范圍內，視作該零售用戶的當前綁定售電企業與該發電企業在批發側簽訂交易結果相同且定向等量分配的該筆場外溯源合約”。這一調整不僅確保用戶可穩定從指定發電企業獲取綠電，使綠電溯源更加清晰，且能簡化用戶的相關操作流程。交易準入范圍：分布式項目參與綠電交易取得顯著進展。2023 年，僅廣東、江蘇、浙江明確了分布式項目的交易方式，而 2024 年，更多省份提出允許分布式項目參與綠電交易，并以聚合方式為主（見圖表 9.2）。其中，廣東、江蘇、浙江的分布式項目已常態化參與綠電交易，而其他省份正在根據本省政策逐步開展，預計 2025年內將形成常態化交易。分布

221、式項目的聚合交易在市場參與方面與集中式項目趨同，僅需提前與聚合商確定代理服務關系。對于用戶而言，從分布式項目購買綠電的交易流程與集中式項目并無區別。圖表 9.2.2025 年部分地區分布式項目參與綠電交易的方式河北南部直接參與、聚合參與冀北鼓勵聚合參與山西獨立或聚合參與陜西省調調管的分布式新能源可直接參與批發場交易，其他分布式新能源原則上主要以聚合方式參與交易浙江聚合方式參與新疆聚合形式安徽聚合參與、10千伏及以上可直接參與廣東鼓勵以聚合虛擬電廠方式參與現貨電能量交易和綠電交易上海就近交易、聚合交易江蘇聚合交易來源：各省電力交易中心，落基山研究所整理rmi.org/652025電力市場化改革與

222、電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢綠證制度體系框架基本建成，綠證的唯一性得到進一步保障，應用場景得以拓展。2024 年 9 月，可再生能源綠色電力證書核發和交易規則（國能發新能規202467 號）與關于做好可再生能源綠色電力證書與自愿減排市場銜接工作的通知（國能綜通新能2024124 號）相繼發布，要求賣方承諾僅申領中國綠證，不重復申領其他同屬性憑證，不得同時核發綠證及 CCERxxi，并補充了核銷機制與監管措施。2025 年 3 月，關于促進可再生能源綠色電力證書市場高質量發展的意見（發改能源2025262 號）（以下簡稱“高質量發展意見”）發布，從市場供給、消費需求、交易機制、應用場景、

223、綠證走出去等全方面對綠證發展提出具體措施，成為未來綠證制度體系建設的根基。以上要求形成了綠證核發、交易、應用、核銷的全生命周期閉環管理機制，徹底消除了我國綠證與I-REC證書及CCER的重復性，提升了綠證的認可度與需求側的采購信心，激發了市場主體采購綠證的需求。此外，綠證在省級人民政府節能目標責任評價考核指標核算、重點用能單位的能源消費計算等場景中都可進行抵扣，進一步拉高市場主體對綠證的需求。圖表 9.3 2024 年以來重點綠證政策梳理與分類來源：落基山研究所新能源可持續發展價格結算機制或將調整綠電、綠證供需關系，單獨約定環境價值成為綠電零售套餐發展趨勢新能源可持續發展價格結算機制可能會影響

224、未來綠電交易市場的規模，這主要取決于參與機制的電量比例以及各省對機制的具體執行要求。2025 年 2 月，關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知（發改價格2025136 號）提出了新能源可持續發展價格結算機制（“機制電價”，詳見 04 章），該文要求在機制電價的形成過程中須考慮綠色價值，并且納入機制的電量不重復獲得綠證收益。這意味著機制電價是包含了綠電環境價值與電能量價值的綠電整體價格，納入機制電價的可再生能源電量（“機制電量”）的環境價值已得到體現，所以不再納入綠電交易的范圍。因此，發電企業的同一電量只可在機制電價與綠電交易中擇一參與，xxi CCER即核證自愿減排量。

225、可再生能源綠色電力證書核發和交易規則（國能發新能規 2024 67號）：綠證有效期為2年，建立核銷機 制。加強對重復申領、核發、數據造假等的監管關于做好可再生能源綠色電力證書與自愿減排市場銜接工作的通知（國能綜通新能 2024 124號）：明確海風和光熱項目不得同時核 發綠證與CCER，避免重復獲益關于加強綠色電力證書與節能降碳政策銜接大力促進非化石能源消費的通知（發改環資2024 113號）：加強綠證在節能目標責任考核、用能預算、碳相關場景時的應用國務院關于印發 的通知 (國發 2024 12 號）：加強綠證與節能降碳政策銜接，2024年底實現綠證核發全覆蓋2024年可再生能源電力消納責任權

226、重及有關事項的通知 （發改辦能源 2024 598號）：新設電解鋁行業綠電消費比例目標，并以持有綠證核算關于促進可再生能源綠色電力證書市場高質量發展的意見 （發改能源 2025 262號）：明確穩定綠證市場供給、激發消費需求、完善交易機制、拓展應用場景、推動綠證走出去等具體要求2024.22024.52024.82024.92025.3完善制度、夯實核發交易基礎拓展應用場景、加強銜接統領性文件rmi.org/662025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢其選擇將會影響綠電市場的供給規模。從發電企業角度而言，一方面，機制電價相較當前最主流的年度綠電交易能提供更長周期的價格保障。

227、同時,機制電價的執行期限與多年期綠電交易在時間跨度上相近，因此機制電價與綠電交易在發電側可能存在一定競爭關系。另一方面，短期內機制電價的價格水平大概率低于綠電價格水平，前者更多參考新能源標準化度電成本（LCOE），后者短期內主要以煤電市場化價格作為價格錨點再疊加綠色溢價。單獨交易的綠證價格及綠電的環境價值將在短期內繼續保持低位。過去一年，大量新綠證涌入市場以及存量綠證的大批量出售，是加劇綠證供大于求、并將導致綠證交易價格處于低水平的主要原因。一方面，在 2024 年底綠證核發實現全覆蓋的要求下，集中式項目基本完成建檔立卡，分布式項目加速建檔立卡。2024 年 12 月及 2025 年1月的當期

228、綠證核發量就分別達1.99億個94和2.31億個95，月度核發量已超2023年全年核發量1.76億個96。參與綠證核發的機組數量迅速提升的同時，可核發綠證的新能源裝機量也在逐年攀升，預計 2025 年起綠證核發量將在短期內快速增加，綠證供給將迅速擴充。另一方面，由于新增設綠證有效期（自電量生產自然月（含）起計算兩年），存量綠證賣方迫切希望出售所有綠證，綠證交易價格將保持低位。在新增與存量綠證大幅擴充供給的同時，綠證的需求卻較為疲軟。如圖表 9.4 所示，綠證交易量在年底至次年年初顯著上升，這是因為各地的能耗雙控相關約束性要求，可再生能源電力消納責任權重的考核與報送往往集中于這一時期。然而即便在

229、這需求最旺盛的時期，綠證供給仍然遠大于需求：2024 年 12 月，我國綠證核發開始進入以當期電量為主的新階段后，2024 年 12月與 2025 年 1 月共核發綠證 4.3 億個，交易 1.7 億個，包含綠電交易的綠證整體交易量仍然不及當期綠證核發的40%?？鄢S綠電交易劃轉的綠證后，綠證單獨交易量占核發量比例更低。因此，預期短期內綠證供大于需的情況還將持續，綠證價格維持較低水平。與此同時，在綠電的環境價值主要以單獨交易的綠證價格為參考的情況下，2025 年綠電交易的結果也呈現出環境價值下降的趨勢。圖表 9.5 以廣東為例展示了綠電的環境價值隨綠證價格下降的態勢。圖表 9.4.202420

230、25 年全國綠證按月交易情況來源：國家能源局，水電水利規劃設計總院，落基山研究所整理12,00010,0008,0006,0004,0002,000070%60%50%40%30%20%10%0%萬個比例2024年12月與2025年1月共核發綠證4.3億個，交易1.7億個，交易量不足核發量的40%13%2%9%2%5%57%23%2024年7月2024年8月2024年9月2024年10月2024年11月2024年12月2025年1月隨綠電劃轉量綠證單獨交易量綠證單獨交易占扣除隨綠電劃轉的綠證核發量比例綠證交易量占綠證核發量比例rmi.org/672025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與

231、者的十大趨勢圖表 9.5.綠證單獨交易均價與廣東省綠電年度雙邊交易環境價值均價的對比注：2022 年綠證交易均價為全國無補貼項目綠證交易均價；2023 年綠證交易均價為南網區域綠證交易均價；2024 年綠證交易均價為南網區域 2024 年第一季度綠證交易均價；2025 年綠證交易均價為中國綠色電力證書交易平臺顯示的 2025 年 1 月 1 日至 3 月 31 日的掛牌成交均價。來源：廣州電力交易中心，廣東電力交易中心，水電水利規劃設計總院，中國綠色電力證書交易平臺，能源雜志，落基山研究所整理從中長期來看，可交易綠證價格將主要受新能源可持續發展價格結算機制與可再生能源電力消納責任權重的共同影響

232、。根據 136 號文要求，納入機制的電量不重復獲得綠證收益，這意味著參與機制的新能源發電量越多，可交易的綠證越少，從而導致可交易綠證市場供給的收縮。不可交易綠證（即機制電量所對應的綠證）有可能會在省內進行分配，但具體分配方式仍有待確定（詳見 04 章）。與此同時，提振綠證消費正逐漸成為綠證體系完善的下一步重點。未來，影響可交易綠證需求水平的核心因素包括不可交易綠證的分配方式、可再生能源電力消納責任權重、重點行業綠色電力消費比例目標等強制性考核目標。2025 年 3 月發布的“高質量發展意見”明確了對重點行業、用能單位等的綠證強制消費要求，并在多處強調綠電的消費核算以綠證為憑證。在此情況下，綠證

233、市場將形成新的供需結構：供給端主要來自機制電量與綠電交易外所產生的綠證；需求端則由兩部分構成，一是自愿性綠證消費需求，二是不斷擴大范圍并增長的強制性考核指標所產生的綠證需求。隨著供需格局的改變，綠證價格也將相應變化。綠電零售套餐將主要以單獨約定環境價值為發展趨勢。在 2023 年 8 月北京電力交易中心綠色電力交易實施細則（修訂稿）（京電交市202344 號）首次提出電能量與環境價值分開結算后，各省均按照該規則執行，且部分省份進一步在零售交易文件中重點體現了綠電的環境價值。與此同時，綠電的電能量部分呈現出與火電逐步趨同的趨勢，在申報、定價、結算等環節同火電一并執行，不再單獨處理。例如，福建97

234、要求 2025 年起綠電電能量納入綠電零售用戶已簽約的常規電能量套餐一并執行，無需重復購買，用戶僅需與同一簽約售電公司約定綠證價格 P綠證。而其上一年零售套餐電費算法中98，綠電電量電費需單獨處理。在浙江 2025 年的零售交易中99，零售用戶只需在合同中勾選是否購買綠電以及購買量，并不需要對綠電電能量進行單獨報價。執行時電能量價格按常規電能量套餐執行，并合并計算，費用不單列，綠證單獨結算。而浙江 2024 年最初的要求中100，綠電電能量的價格為零售套餐綠電整體價格減去綠色電力環境價值，并優先于其他合同結算。南網區域也呈現出相同的趨勢。廣東的零售交易中101，綠電的環境價值從原有電能量零售合

235、同中獨立出來形成綠電零售交易合同，合同中僅需對環境價值的量與價進行約定，電能量部分仍按原合同執行。廣西的零售交易中102，綠電電能量納入常規電能量一并開展結算。在交易中對環境價值進行單獨強調更有利于通過發揮市場作用來合理反映綠電的價值。因此，預計未來有更多省份的綠電零售套餐將僅約定環境價值，以在反映綠電與火電在電能量方面的同質化特征的同時，充分體現綠電的環境屬性。454035302520151050元/個（元/兆瓦時)2022202320242025廣東省綠電年度雙邊交易環境價值均價綠證單獨交易均價rmi.org/682025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢10 多省開始實

236、行居民個人樁分時電價，目前以自愿參與為主，時段和價格主要參考居民生活分時電價隨著新能源汽車的快速發展，居民充電需求將顯著增長。新興負荷的接入加大居民小區電網負荷波動，影響電網安全穩定運行。分時電價的引入，旨在通過改變用戶充電行為，緩解負荷波動帶來的負面影響。2024 年初，國家發展改革委、國家能源局等部門聯合發布了關于加強新能源汽車與電網融合互動的實施意見（發改能源20231721 號）103（下稱“實施意見”），提出“針對居民個人樁等負荷可引導性強的充電設施制定獨立的峰谷分時電價政策，并圍繞居民充電負荷與居民生活負荷建立差異化的價格體系，力爭 2025 年底前實現居民充電峰谷分時電價全面應用

237、”。該實施意見的出臺，為各省推動居民個人樁分時電價機制提供了重要指導。自 2023 年以來，多個省份已陸續推進居民個人樁xxii充電分時電價機制的設計和實踐，并取得一定成效。然而，個人樁的分時電價機制仍處于實踐早期，各省的實施情況不盡相同，主要體現在參與的強制性、分時時段劃分數量、時段劃分參考依據以及電價設置基準等方面。本節匯總了各省個人樁分時電價的主要特征。已有 22 個省份實行個人樁分時電價且以自愿參與為主，居民生活用電分時電價為當前主要參考基準截至2024年末，已有22個?。ㄊ校嵤┝酸槍用駛€人樁的分時電價措施。其中，北京、天津、內蒙古、遼寧、廣西、貴州、青海以及新疆等八個?。ㄊ校┥形?/p>

238、執行分時電價，而是直接參考居民合表電價進行收費。而西藏由于暫時無法將個人樁接入單獨的電表，不具備執行分時的技術條件。其余省份均開始執行個人樁充電分時電價，并取得了一定的負荷轉移效果。以湖北省為例，據湖北省電力營銷服務中心計算，自其執行居民充電樁分時電價政策后，省居民充電樁高峰時段最大錯峰達到 0.94 萬千瓦，全省居民充電峰荷降低 11.04%，分時電價用戶充電峰荷同比降低 86.7%。這一結果表明，個人樁分時電價可以利用價格信號引導居民錯峰用電，緩解居民充電負荷增長對電網的壓力。xxii 居民個人樁指居民在車位旁自行建設、供個人使用的充電設施。截至2025年2月，居民個人樁數量占充電樁總量的

239、72%，是充電基礎設施的重要組成部分。本報告重點關注居民個人樁充電價格體系，暫不涵蓋公用充電樁（包括小區公共樁等）內容。rmi.org/692025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢圖表 10.1.湖北 1881 戶居民個人樁執行分時電價前后充電負荷曲線來源：湖北省電力營銷服務中心104“自愿參與”為各省實施個人樁分時電價的主要模式。目前，僅江蘇、海南、廣東和甘肅四省針對居民個人樁默認執行分時電價，其他已執行分時電價措施的省份，均由用戶自愿選擇是否參與。個人樁分時電價通常采用峰-谷兩時段進行劃分，多時段劃分相對較少。從時段劃分的數量來看，通?？煞譃閮蓵r段、三時段和多時段三種類

240、型。目前大多數省份采用峰-谷兩時段劃分方法，包括山西、河北、河南、吉林、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、江西、云南、寧夏和陜西。湖南、四川、重慶、海南和甘肅等五個?。ㄊ校┎捎梅?平-谷三時段進行劃分。而湖北、山東、廣東和黑龍江等省份則采用了更詳細的尖峰-高峰-平段-低谷等多時段劃分方法。其中，山東還額外增加了深谷時段，并且各時段劃分會根據季節而有所變動。當前時段劃分區間（時間點）的選擇主要參考居民分時，少數省份針對個人樁進行了單獨的時段區間設計。從劃分時段的區間來看，目前各省主要有參考居民生活用電分時、參考工商業分時以及單獨針對居民個人樁充電制定分時三種方法。其中，參考居民生活用電分時是指個人樁

241、充電的時段劃分與目前該省對應的居民生活用電時段劃分保持一致，這也是大部分省份目前采用的時段劃分方法。例如，海南省要求電動汽車充換電設施按其所在場所峰谷分時電價政策執行。參考工商業分時是指居民個人樁充電的時段劃分與該省工商業分時電價時段劃分保持一致，或者在此基礎上進行較小的變動。使用該方法的典型省份是山東。參考工商業分時，居民個人樁充電也按照尖峰-高峰-平-低谷-深谷劃分為五個時段，并且在夏季（68 月）取消深谷時段。此外，江蘇、湖北、湖南、云南、陜西和甘肅則針對居民個人樁充電單獨進行了時段區間劃分，既不參考生活用電，也與工商業分時有一定區別。分時電價的價格水平設置主要參考生活用電，并基于不同標

242、準設定浮動范圍。對于執行分時電價的省份，其電價設置通?？煞譃閮深悾褐苯訁⒖季用窈媳黼妰r對應分時電價和基于居民合表電價設置不同的浮動范圍。其中，上海還根據居民階梯電價對應的不同檔位，通過加權的方式來設定浮動范圍。目前，采用兩種電價設置方法的省份數量無較大差異。不同省份分時電價的各項指標特征如圖表 10.2 所示。單位：kW5,0004,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,000500010234567891011121314151617181920212223執行分時電價前執行分時電價后rmi.org/702025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大

243、趨勢圖表 10.2.各省居民個人樁充電分時電價執行情況（截至 2024 年末）省份是否執行分時是否強制時段劃分數量時段劃分參考依據電價設置基準北京否無分時的居民合表電價天津否無分時的居民合表電價河北是自愿選擇2居民分時居民合表電價的分時電價山西是自愿選擇2居民分時居民合表電價的分時電價內蒙古否無分時的居民合表電價遼寧否無分時的居民合表電價吉林是自愿選擇2居民分時居民合表電價的分時電價黑龍江是自愿選擇4居民分時居民合表電價的分時電價上海是自愿選擇2居民分時參考居民電價，三檔電量階梯電價加權江蘇是默認執行2單獨劃分基于居民合表電價浮動浙江是自愿選擇2居民分時居民合表電價的分時電價安徽是自愿選擇2居

244、民分時基于居民合表電價浮動福建是自愿選擇2居民分時基于合表電價浮動，按照居民“一戶一表”分時電價浮動幅度標準執行江西是自愿選擇2居民分時居民合表用戶峰谷分時電價山東是自愿選擇5（夏季 4）單獨劃分，部分參考工商業基于居民合表電價浮動河南是自愿選擇2居民分時居民合表用戶峰谷分時電價湖北是自愿選擇4單獨劃分基于居民合表電價浮動湖南是自愿選擇3單獨劃分基于居民合表電價浮動廣東是默認執行3（夏季 4）參考工商業時段劃分參考工商業電價廣西否無分時的居民合表電價海南是默認執行3居民分時居民合表電價的分時電價重慶是自愿選擇3居民分時基于居民合表電價浮動四川是自愿選擇3居民分時基于居民合表電價浮動貴州否無分時

245、的居民合表電價云南是自愿選擇2單獨劃分基于合表電價浮動西藏個人樁暫不接 入單獨電表跟家里共用一個戶號然后轉電壓等級陜西是自愿選擇2單獨劃分基于執行居民電價的非居民用戶電價浮動甘肅是默認執行3單獨劃分基于居民合表電價浮動青海否無分時的居民合表電價寧夏是自愿選擇2居民分時居民合表電價的分時電價新疆否居民生活用電價格來源：各省電力有限公司供電服務中心，落基山研究所整理rmi.org/712025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢個人樁分時電價的實施覆蓋面將進一步擴大，時段劃分更為精細，價格水平的設置將更具針對性結合以往的政策要求以及對現有省份實踐的觀察，預計未來針對居民個人樁的分時

246、電價政策將會在近期有以下幾方面的明顯進展：更多省份加入：考慮到實施意見中“力爭 2025 年底前實現居民充電峰谷分時電價全面應用”這一發展目標，預計尚未針對居民個人樁充電實施分時電價的省份將在近期逐步出臺相關政策。更多用戶參與：目前居民個人樁分時電價措施實施時間較短，且多數省份居民用戶是自愿選擇是否參與分時，因此整體用戶參與率較低，削峰填谷效果有待進一步挖掘。未來，隨著政策設計、實踐與宣傳的不斷完善以及居民參與分時成本優勢的逐步顯現，預計會有更多居民用戶參與分時，并實現更明顯的峰荷及峰谷差降低效果。更精細的時段劃分：相比兩時段而言，多時段分時電價設計能更好匹配不同時段的電力供需情況，通過更精細

247、的價格浮動，實現更為顯著的削峰填谷效果。在多時段劃分省份的實踐經驗帶動下，預計有更多省份會提高分時電價時段劃分的顆粒度，以更好地引導居民充電行為，發揮其負荷調節作用。更靈活的時段調整：為有效緩解居民充電樁分時電價政策實施后產生的電網負荷壓力，各地正積極探索動態調整機制，靈活優化居民個人樁分時電價政策，例如海南為避免因電動汽車零點扎堆充電等因素導致的“零點高峰”現象，于 2024 年 8 月調整個人樁分時電價政策105，將 4 月至 9 月間 0:00-2:00 的谷時段調整為平時段。在借鑒工商業用戶分時電價政策動態調整經驗的基礎上，預計居民個人樁分時電價政策中的時段劃分和浮動比例也將根據實際供

248、需情況進行周期性動態優化。更獨立的電價體系：實施意見中提出，力爭到 2025 年底“圍繞居民充電負荷與居民生活負荷建立差異化的價格體系”，以及全年“私人充電樁充電電量 80%以上集中在低谷時段”等目標。從現有實踐來看，大部分省份仍然參考居民生活用電進行時段劃分，并以居民合表電價為主要參考基準。為盡快實現“建立差異化價格體系”這一目標，預計 2025 年有更多省份出臺基于居民電動汽車負荷特性的時段劃分準則以及針對充電負荷的差異化價格基準?？傮w而言，鑒于個人樁分時電價在降低居民小區負荷波動、保障配電網穩定性等方面的潛力，個人樁參與分時將成為必然的發展趨勢。從短期來看，用戶可基于分時電價調整充電行為

249、，降低充電成本。從長期來看，隨著未來電動汽車滲透率的逐步提升，個人樁充電負荷在總生活負荷中的占比將明顯增加，居民小區負荷曲線特征也會明顯變化。屆時個人樁分時電價政策的時段劃分和電價水平設計準則或將發生重要變化，用戶需要適時進行更為主動的充電行為調整。rmi.org/722025電力市場化改革與電價體系洞察面向市場參與者的十大趨勢參考文獻1 全國統一電力市場發展規劃藍皮書編寫組（2024），全國統一電力市場發展規劃藍皮書，中國電力出版社2 趙琳、姜允迪、陳鮮艷等（2025），2024 年汛期我國主要天氣氣候特征 J，中國防汛抗旱，2025，35（1）：8-12.，https:/ 蘭木達電力現貨（

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