10月7日，全球能源研究機構Ember發佈最新報告稱，2025年上半年，可再生能源發電量首次超過煤炭，成為全球最大的電力來源。與去年同期相比，全球太陽能發電量增長近三分之一，滿足了全球83%的新增電力需求，風電發電量同比增長約7%。這被視為全球電力系統的重要分水嶺——清潔能源首次取代化石燃料，成為能源供給的主體。
（來源：中國戰略新興產業 作者：趙紫宸）
在發生這一轉折的過程中，中國發揮了關鍵作用。上半年，中國通過清潔電力滿足了全部新增用電需求，使煤電和氣電發電量同比下降約2%，電力行業二氧化碳排放減少約4600萬噸。相比之下，全球化石燃料發電量在今年上半年的整體降幅不足1%。這一對比反映出了中國在能源結構調整方面的結構性領先。
中國的電力結構在變化：從追求裝機的規模，到看重提升系統效率和市場價值。隨着新能源在發電和供電中的比重持續提高，如何讓清潔電力順利進入市場、形成合理價格並體現其真實價值，正成為關鍵問題。可再生能源不再只是補充，而正在成為支撐我國能源安全與高質量發展的重要力量。
綠色電力的「價值被看見」
2020年9月，中國在第七十五屆聯合國大會上提出，二氧化碳排放力爭於2030年前達到峯值，努力爭取於2060年前實現碳中和。
2021年3月，中央財經委員會第九次會議提出，深化電力體制改革，構建以新能源為主體的新型電力系統。
2022年1月，國家發展改革委、國家能源局發佈《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》，提出到2030年基本建成全國統一電力市場體系。
2023年8月，國家能源局等部門擴大可再生能源綠色電力證書核發範圍，推動綠證市場化交易並擴大交易規模。
2025年5月，水電水利規劃設計總院發佈年度報告，報告顯示，截至2024年底，全國可再生能源裝機佔比達56.4%，可再生能源首次超越化石能源，成為我國電力裝機的主體力量。
過去幾年間，中國新能源電力正在從「增量被扶持」的角色逐漸走向成熟。國家能源局數據顯示，與2016年相比，2024年全國電力市場化交易佔比由17%提高至63%；同期，新能源裝機佔比大幅提高，綠證、綠電交易合計電量同比增長364%。可見，相關數據呈現出交易規模擴大、價格機制更活躍與綠證流轉增多的同步變化。
綠色電力的市場價值，正在被更清晰地「看見」。最直接的變化，是跨電網常態化交易啓動、現貨連續運行推進，交易範圍更大、價格信號更及時。一方面，綠電交易與綠證核發規模持續擴大，2025年1-5月國家能源局共核發綠證10.93億個，其中可交易綠證7.62億個；另一方面，2025年7月，國家發展改革委、國家能源局印發了《關於跨電網經營區常態化電力交易機制方案的覆函》，國家發展改革委有關負責同志表示，該機制將打破國網與南網市場分割，實現兩網間年度、月度、月內及現貨等多週期交易常態化開市，並同步建立跨網綠證劃轉、信息共享與註冊互認規則。與此同時，多個省區電力現貨市場已轉入連續結算試運行或正式運行，電能的時序價值與系統約束開始在日內價格中體現。從近期政策與交易實踐看，新增綠電的消納更趨於通過中長期合約、現貨與綠證等市場化工具來完成。
在更加具體的層面，區域協同已有範式可查。據瞭解，2025年3月，北京電力交易中心與廣州電力交易中心聯合組織廣西、雲南向上海的月內綠色電力交易，成交5270萬千瓦時（風78%、光22%）。自3月10日起連續22天，綠電通過閩粵聯網及相關通道定向送達，約30家用電企業與四大發電集團下屬29個新能源項目參與，能量交付與綠證交割同步落實。
值得注意的是，省級市場的結構性變化也十分明顯。浙江在2024年實現綠電成交112.99億千瓦時，其中109家分佈式聚合商促成交易超23億千瓦時，約佔兩成。分佈式光伏通過聚合入場，電量與綠色屬性分別定價並單獨覈算，中小型電源得以穩定進入市場、獲得環境溢價，省內「證電合一、分時段報量」的形式趨於常態。
在制度層面，也需要「既統一、又有彈性」。綠色創新發展研究院（iGDP）能源轉型項目主任、高級分析師李鑫迪接受媒體採訪時表示，全國統一電力市場的「1+N」規則已基本形成，但省域與區域差異依然存在：既要統一規則，便於跨區優化配置，也要保留差異化，以匹配各地的資源稟賦和產業結構。
博衆智合能源轉型中國電力項目主任、可再生能源學會併網專委會委員尹明指出，省間交易仍存在與省內規則割裂、品種不匹配、輸電成本傳導不暢等問題；改進可從機制創新（市場化輸電權、跨省調節性資源市場）、技術升級（區域聯合出清、區塊鏈溯源）與政策協同（明確送受端成本分攤、引入綠色金融工具）三方面推進。
只有通道順、價格準、規則對得上，綠電的電能和「綠色屬性」才能更容易寫進合同、算到賬上，行業競爭纔可能從比規模轉向比價值。
如何從規模領先到系統領先？
裝機上去了，是否能「穩住」才最終決定綠電的含金量。
進入2025年後，價格與制度兩方面共同推進：一方面，跨電網常態化交易機制啓動，把國網與南網之間的年度、月度、月內及現貨等多週期交易常態化開市、註冊互認、信息共享和綠證劃轉寫成統一流程；另一方面，多地現貨由試點轉入連續結算試運行或正式運行，讓「中午出清峯、傍晚日落缺口、極端天氣約束」穩定反映在日內價格中，企業與電站據此調整用能與報價，價格能更真實地反映。
在併網側，隨着高比例新能源併網，「電網友好型」能力的重要性日益顯現：逆變側需要具備低電壓穿越、無功/電壓支撐、慣量響應等功能，才能在浮動明顯的時段「留在網內」。2025年4月印發的《電力輔助服務市場基本規則》明確將系統服務納入可計量、可結算的市場體系：按「誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔」優化價格與費用傳導，推動價格由市場形成；調頻、備用、爬坡等可獨立出清，具備條件時與現貨聯合出清；結算實行「日清月結」。在現貨連續運行地區，調頻、備用等費用原則上由用戶用電量與未參與電能量市場交易的上網電量共同分擔。
由此，發電和用電側正也從「只賣度電」轉向「度電＋系統服務」，誰在關鍵時段能夠把系統「拖住」，誰就能通過市場規則獲得補償。同時，《關於加快推進虛擬電廠發展的指導意見》明確虛擬電廠可按獨立主體參與中長期、現貨與輔助服務市場，要求地方完善價格與市場規則、明確運營主體責任，並在初期適度放寬准入、鼓勵金融機構支持，使可調負荷與分佈式資源具備可計量、可結算的能力。
對傳統煤電而言，其定位正由「保基荷」轉向在新型電力系統中承擔兜底保障與支撐調節的作用。按照《新一代煤電升級專項行動實施方案（2025-2027年）》，現役機組最小出力目標降至額定負荷的25%-40%，並同步提出啓停調峯、寬負荷高效等技術要求；與《電力系統調節能力優化專項行動（2025-2027年）》銜接推進「應改盡改」的靈活性改造。在此框架下，煤電的系統價值將更多通過現貨、輔助服務等市場機制體現，並在有條件地區探索容量/保供安排，而不再主要依賴行政考覈。
國家能源局相關負責人介紹，我國電力輔助服務大體經歷了2006年以前無償提供、2006-2014年計劃補償、2014年至今部分品種市場化三個階段。而現如今，統一電力市場的三大交易品種-中長期、現貨、輔助服務-的頂層設計已基本建立。更穩妥地說，「從規模到系統」的要點，是逐步把技術要求轉化為價格信號，並落實到實際操作中。
不止裝機，還要產業升級
回看前文，我國綠電發展的推進，已在「如何發得出、用得上」上取得階段性進展。下一步，在繼續完善市場配置的同時，着力點有望更多落到技術供給上，將發電、裝備、儲能和用能側的關鍵技術再推進一把，成本和可靠性優勢才能保持，系統效率也纔有更多支撐。
過去一年，中國清潔能源的技術邊界在持續外延，帶動裝備與產業鏈同步升級。清華大學中國新型城鎮化研究院專家顧問委員會專家委員、中國人民大學國家發展與戰略研究院副院長許勤華表示，中國正持續攻克關鍵技術並帶動產業升級。多項新能源技術與裝備製造已處於國際領先水平，形成了規模最大、鏈條最完整、競爭力最強之一的清潔能源供應體系，正在成為現代產業體系的新支柱。他指出，在光伏領域，電池效率不斷提升，度電成本顯著下降，逐步完成從「昂貴電力」向「平價/親民電價」的轉變；風電在大型化、智能化方面加速推進，單機容量與運行穩定性同步提高；同時，儲能技術進步明顯，顯著增強了新能源的併網消納與系統調節能力。
我國光伏產業技術發展已進入「無人區」中國光伏企業正以技術硬實力，加快重塑行業格局。在今年6月的國際太陽能光伏和智慧能源&儲能及電池技術與裝備大會上，隆基綠能宣佈，其大面積晶硅-鈣鈦礦兩端疊層電池效率達33%，並將BC組件量產效率推高至26%區間，成功把高效路線從實驗室推向規模化驗證，直接壓低度電成本、提高同面積發電量。
與此同時，我國的風電裝備也正在加速大型化與海上化。風電頭條風電項目數據庫統計顯示，2025年1-8月央國企海上風電項目中，16兆瓦-20兆瓦機組已佔比過半，單機上限達到20MW；陸上機組也向高功率段集中。在工程經濟性上，大型化有望進一步攤薄單位成本、提升同一場址的可開發功率，為深遠海與低風速區域開發拓展空間。
此外，支撐高比例新能源併網的基礎能力也在不斷進步。國家能源局發佈的《中國新型儲能發展報告（2025）》顯示，截至2024年底，我國新型儲能投運規模達7376萬千瓦/1.68億千瓦時，裝機規模佔全球總裝機比例超過40%；其中鋰電儲能佔主導，同時壓縮空氣、液流、鈉離子等多路線在示範工程中取得進展，南寧、潛江等地的大容量鈉離子儲能系統已工程化應用。儲能的規模化與多樣化，為新能源出力波動的「削峯填谷」和電網穩定提供了更多支持。
總體看，技術紅利已開始落到成本與能力上：組件更高效、機組更大型、儲能更可用，直接帶來度電成本下降和系統調節能力提升。接下來比拼的不只是裝機速度，而是規模化量產、穩定可靠、與市場機制的對接——誰能把技術優勢儘快固化為標準、產線與可持續的現金流，誰就能在下一階段的清潔能源競爭中獲得優勢。