电力市场迈入3.0时代：新能源引领的全新版图

近年来，我国新型电力系统建设步伐加快，风电、光伏发电等新能源发电形式逐步成为未来电力系统的核心力量，同时，新型经营主体也相继涌入市场。这一系列变革标志着我国电力市场迈入了“3.0”全新发展时代！此阶段的核心目标在于实现能源的安全充足与电力系统的稳定可靠，推动新能源行业从政策驱动、规模扩张向高质量发展转变。

（来源：北极星售电网 作者：欣言）

一、电力市场发展的不同阶段

迄今为止，我国电力市场的发展经历了三个阶段，从计划电逐步迈向市场电，从传统能源向新能源转型，每一次变革都显著推动了能源结构的优化和电力系统的全面升级。

1.0时代：计划电向市场电的转型

在2018年之前的电力市场1.0时代，电力市场逐步从计划分配转向市场化运营。此阶段，电力产业开始引入市场竞争机制，但很大程度上仍依赖政府的调控。尽管改革开放推动了电力行业的市场化改革，但受技术和基础设施限制，电力市场竞争并不充分，电价也未完全市场化。新能源在此阶段尚处于起步阶段，主要依赖政府政策支持和补贴。

在这一阶段，电力市场建设主要围绕打破垄断、引入竞争、建立合理电价机制等目标展开。虽然新能源的发展得到了初步推动，但受技术和成本的限制，其市场份额相对较小。

2.0时代：煤电全电量入市

2019年至2024年，电力市场进入2.0时代，煤电全电量入市成为显著标志。此阶段，煤电技术的成熟、成本降低，使得煤电逐渐成为电力市场的主力军，电量全面进入市场竞争。同时，电力市场的竞争机制进一步完善，电价逐步实现了市场化，电力用户的选择权也得到了扩大。

在这一阶段，新能源发电成本大幅下降，逐步摆脱补贴依赖，与传统能源展开直接竞争。然而，新能源消纳能力不足、电网稳定性面临挑战、市场化机制尚未完全成熟等问题也随之暴露出来。尽管新能源在电力市场中的地位有所提升，但仍未能完全融入电力市场的主流竞争，主要作为补充能源存在。

3.0时代：新能源、新型经营主体全面入市

2025年，电力市场正式进入3.0时代。电力市场3.0时代是电力市场发展的全新阶段，核心特征是新能源和新型经营主体全面入市，现货市场成为电力交易的重要组成部分。

这一阶段的目标是实现电力市场的高质量发展，构建以新能源为主体的新型电力系统。电力市场3.0时代的核心任务包括：

电力现货市场全面建设：通过现货市场实现电力资源的实时优化配置，提升电力系统的灵活性和稳定性。

新能源全面入市：风电、光伏等新能源发电主体参与市场化交易，推动新能源从“保量保价”向“市场竞价”转变。

新型经营主体崛起：分布式新能源、虚拟电厂、新型储能、负荷聚合商等新型主体在市场中发挥重要作用，推动电力市场多元化发展。

二、国内电力市场现状

电力现货市场全面建设

近年来，我国电力现货市场建设步入快车道。2023年10月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2023〕813号），提出各省/区域、省间现货市场连续运行一年以上，并依据市场出清结果进行调度生产和结算的，可按程序转入正式运行。

自813号文发布之后，我国电力现货市场在多省（区/区域）“全面铺开”。截至目前，山西、广东、山东、甘肃等4个首批试点地区和省间电力现货市场已转入正式运行。蒙西、浙江、安徽、陕西已开展连续结算试运行。河北南网、福建、江苏、湖北、湖南、河南、辽宁、宁夏、重庆和南方区域等省/区域电力现货市场已完成整月及以上长周期结算试运行。

各地积极落实“加快放开各类电源参与电力现货市场”，集中式新能源、分布式新能源、独立储能、虚拟电厂等市场主体陆续进场，并且在越来越多地区以报量报价方式参与现货交易，或自主选择报量报价或报量不报价的方式。核电、水电、抽水蓄能也在更多地区参与现货交易。用户侧仍以“报量不报价”为主，但多地提出将探索“双边报量报价”的方式。

北极星售电网整理了全国各地电力市场进程，如下表所示：

新能源全面入市

近年来，中国新能源产业发展迅猛，风电、太阳能等新能源发电装机规模持续扩大。根据国家能源局数据，2024年，我国可再生能源发电新增装机达3.73亿千瓦，同比增长23%，占电力新增装机的86%。其中，水电新增1378万千瓦，风电新增7982万千瓦，太阳能发电新增2.78亿千瓦，生物质发电新增185万千瓦。到2024年底，全国可再生能源装机总量达到了18.89亿千瓦，同比增长25%，约占我国总装机的56%。

2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增加19%，约占全部发电量的35%。其中，风电和太阳能发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%。

随着新能源技术的不断进步和成本的降低，新能源在电力市场中的竞争力与地位显著提升。2025年2月9日，国家发改委发布《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》，明确指出，推动新能源上网电价全面由市场形成，建立新能源可持续发展价格结算机制，进一步完善了新能源参与电力市场的交易机制与体制建设。

2024年末，多地陆续发布2025年电力市场交易相关方案，对新能源入市方式进行细化。以山东为例，明确了2025年到2026年新增风电、光伏项目分别按照30%、15%的比例入市；2030年起，新增风电、光伏发电项目将实现全面入市。

据北极星售电网不完全统计，目前已有23个地区放开全部或部分新能源电量进入电力现货市场。其中12个地区的新能源项目以“报量报价”方式参与现货市场，7个地区的新能源项目以“报量报价或报量不保价”方式参与现货市场，1个地区以“报量不报价”方式参与。

北极星售电网整理了全国23个地区新能源参与电力市场情况，如下表所示：

新型经营主体崛起

新型经营主体在应对新型电力系统面临的保供、调节、消纳挑战中发挥着重要作用，近年来发展迅速。

2024年底，国家能源局发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》为新型经营主体的发展提供了明确的政策导向和支持。新型经营主体涵盖了分布式新能源、新型储能等单一技术类主体，以及虚拟电厂、智能微电网等资源聚合类主体，构成电力领域的新生力量。

从数据上看，我国在新型经营主体方面取得了显著进展。2024年新增并网分布式光伏达到118.18GW，新型储能规模达到42.37GW/101.13GWh，虚拟电厂和智能微电网也在多地开展了试点项目，并逐步落地实施。

然而，我国新型经营主体目前存在的问题是市场机制设计不够完善，使得新型经营主体作用发挥受限。因此，推动新型经营主体参与电力市场成为解决这一问题的最佳途径。新型经营主体通过参与中长期交易、现货交易等方式，积极参与市场竞争，优化电力资源配置，提高电力市场的运行效率和可持续性，并且为电力市场的可持续发展注入了新的活力。

在市场建设较快的地区，如山东、广东、甘肃、山西等地，市场规则中对虚拟电厂、新型储能等新型经营主体参与现货市场的方式进行了详细的规定。据北极星售电网不完全统计，已有20个地区（区域）允许虚拟电厂进入现货市场，其中8个地区（山西、广东、甘肃、上海、江苏、湖北、湖南、辽宁）的虚拟电厂以报量报价方式参与现货交易；山东、广东、安徽、陕西、黑龙江等地区允许独立储能进入现货市场；蒙东电力现货市场2025年首次结算试运行方案（征求意见稿）中提到，源网荷储一体化项目、全额自发自用新能源项目作为电力用户“不报量不报价”参与现货市场。

同时，部分地区，如河北南网、冀北、安徽、山东、湖南、甘肃等地对于分布式新能源（分布式光伏、分散式风电）参与市场交易的规定也在不断完善中。其中，甘肃鼓励分布式光伏、分散式风电主体与周边用户市场化交易；湖南规定10kV及以上工商业分布式光伏原则上以独立主体方式参与电力市场交易。

尽管在市场建设进展相对较慢的地区，对新型经营主体参与市场的规定尚未出台，但随着电力市场的不断发展和完善，相信这些地区也将逐步放宽市场准入条件，为新型经营主体提供更多的发展机遇和空间。

三、电力市场3.0时代应对策略

电力市场3.0时代标志着我国从计划电向现货电的全面转型。电力现货市场全面铺开，新能源与新型经营主体大规模进入市场，带来机遇与挑战。当前，如何平衡各方利益诉求，促进整个行业的健康可持续发展，成为亟待解决的关键问题。

对传统煤电企业而言，面对新能源的迅猛发展和现货市场的激烈竞争，煤电企业需要加快转型升级步伐，提升运营效率，降低生产成本，同时积极探索与新能源的融合路径，如通过参与电力辅助服务市场等方式，实现自身的价值重塑和可持续发展。

对新能源企业而言，需采取积极有效的应对策略。要加强对行业发展的观察研究，动态评估电站投资的经济性，密切关注市场动态和政策变化，及时调整投资策略，确保投资项目的经济效益和社会效益。同时，要提升电站的运营能力，加强对发电曲线的预测，制定更为精准的交易策略，积极应对价格曲线的变化，确保电站的稳定运营和收益最大化。

对新型经营主体来说，应结合自身优势探索新业务模式，如分布式能源、新型储能、合同能源管理等，以满足市场多样化的需求。同时，需与传统能源企业、其他新型经营主体以及电力用户等各方紧密合作，推动能源转型和产业升级，实现共赢。

政策制定方应密切关注市场动态，完善市场交易机制，对交易频次、周期和形势进行科学评估和研究。同时，需要系统分析报量报价、报量不报价等多种交易方式对市场可能产生的影响，确保市场稳定运行。此外，政策制定方还应积极培育更多新能源聚合商，助力小型、分散的新能源企业参与市场，实现资源的优化配置和市场的良性竞争，最终促进新能源科学发展。

电力市场3.0时代，竞争格局发生显著变化，传统煤电与新能源企业博弈，推动市场优化升级。各市场主体需要重新审视自身定位，制定适应新市场环境的策略，共同推动电力市场的高质量发展。

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