报告派研读：2025年新能源与电力市场深度报告

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在“双碳”目标驱动下，中国新能源与电力市场正经历深刻变革。

天津电力交易中心发布的《新能源交易与电力市场发展》报告系统梳理了当前风电、光伏及储能的发展态势，并深入剖析了电力市场化改革的进程与未来方向。

2024年，风电新增装机达7982万千瓦，创历史新高，累计装机达5.21亿千瓦，其中陆上风电占主导地位，占比高达95%以上。

值得注意的是，三北地区成为风电开发的核心区域，2024年新增装机中占比达76%，反映出资源禀赋与政策引导的高度协同。

与此同时，风电发电量已占全社会用电量的10.1%，标志着其正式迈入主力电源行列。

进入2025年一季度，风电持续保持强劲增长，新增装机1462万千瓦，发电量同比增长15%，占比进一步提升至12.7%。

光伏市场同样表现亮眼，连续两年实现新增装机创新高。

2024年新增装机达2.78亿千瓦，累计装机达8.86亿千瓦，光伏发电量占全社会用电量比重达到8.5%。

2025年一季度，光伏新增装机达5971万千瓦，发电量同比大幅增长44%，显示出分布式与集中式并举、户用与工商业共同发力的良好格局。

随着技术进步和成本下降，光伏已成为最具竞争力的清洁能源之一。

新型储能市场则呈现爆发式增长。

截至2024年底，全国新型储能累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，首次超过抽水蓄能，成为储能体系中的重要组成部分。

全年新增规模达4379万千瓦/1.098亿千瓦时，远超历年累计总和。

储能时长结构也在优化，4小时及以上项目占比达15.4%，2-4小时区间占比71.2%，表明储能正从短时调节向长周期能量转移演进。

政策层面，近半年来密集出台多项关键文件，为行业发展提供制度保障。

2025年1月27日发布的发改价格〔2025〕136号文——《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》，被视为新能源全面入市的标志性政策。

该文件明确要求风电、太阳能发电等新能源项目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，彻底打破以往固定电价收购模式。

同时提出建立“可持续发展价格结算机制”，对纳入机制的电量实行差价结算：当市场交易均价低于机制电价时，由电网企业补足差额；反之则返还差额，费用纳入系统运行费由全体工商业用户分摊。

这一机制既保障了新能源项目的合理收益，又推动其逐步适应市场竞争。

对于增量项目，将通过竞价方式确定机制电价，采用边际出清原则，申报价格低者优先，上限不高于当地煤电基准价，下限按先进电站度电成本设定。

存量项目可延续现有保量政策，执行期限一般为全生命周期合理利用小时数对应年限或投产满20年。

一旦退出该机制，则不可再返回，意味着最终将完全融入电力市场。

此外，政策强调绿证与市场机制的协同。

纳入可持续发展价格结算机制的电量不再重复获得绿证收益，相关绿证划转至公共账户，防止多重激励。

同时严禁将配置储能作为新能源项目核准、并网的前置条件，杜绝不合理分摊费用，真正实现“价补分离”。

在电力市场体系建设方面，过去十年经历了从放开售电侧到全面推动工商业用户入市的重大转变。

2015年新一轮电改启动，确立“管住中间、放开两头”原则；2021年燃煤发电全面入市；2024年国家发改委发布《电力市场运行基本规则》，提出建设全国统一电力市场“1+N”政策框架。

目标是在“十四五”末（2025年）实现省间省内市场紧密衔接，现货市场扩大覆盖；到“十五五”期间初步建成以新能源为主体的新型电力系统；远期则形成成熟、高效的全国统一电力市场。

交易模式上，当前以中长期交易为主，占比超90%，主要通过双边协商、集中竞价等方式开展。

现货市场则用于调节短期供需与偏差。

结算机制分为物理电量结算与合同电量结算，引入“照付不议”与解耦结算等模式。

绿电交易作为重要补充，实行“电能量+绿证”耦合结算，环境价值通过“三取小”原则（合同电量、上网电量、用电量取最小值）进行核算，确保绿色属性真实可信。

展望未来，电力市场将向更长周期与更短周期双向延伸，中长期与现货市场深度融合，代理购电用户逐步转向直接参与市场。

新能源将在机制护航下稳步过渡至完全竞争状态，储能将以独立市场主体身份深度参与调峰、调频等辅助服务市场，共同构建安全、高效、绿色的现代电力系统。

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原文标题：原文标题：2025-12-21-天津电力交易中心-电力行业：新能源交易与电力市场发展

发布时间：2025年

报告出品方：天津电力交易中心

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精品报告来源：报告派