10月7日，全球能源研究机构Ember发布最新报告称，2025年上半年，可再生能源发电量首次超过煤炭，成为全球最大的电力来源。与去年同期相比，全球太阳能发电量增长近三分之一，满足了全球83%的新增电力需求，风电发电量同比增长约7%。这被视为全球电力系统的重要分水岭——清洁能源首次取代化石燃料，成为能源供给的主体。
在发生这一转折的过程中，中国发挥了关键作用。上半年，中国通过清洁电力满足了全部新增用电需求，使煤电和气电发电量同比下降约2%，电力行业二氧化碳排放减少约4600万吨。相比之下，全球化石燃料发电量在今年上半年的整体降幅不足1%。这一对比反映出了中国在能源结构调整方面的结构性领先。
中国的电力结构在变化：从追求装机的规模，到看重提升系统效率和市场价值。随着新能源在发电和供电中的比重持续提高，如何让清洁电力顺利进入市场、形成合理价格并体现其真实价值，正成为关键问题。可再生能源不再只是补充，而正在成为支撑我国能源安全与高质量发展的重要力量。
绿色电力的“价值被看见”
2020年9月，中国在第七十五届联合国大会上提出，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取于2060年前实现碳中和。
2021年3月，中央财经委员会第九次会议提出，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。
2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2030年基本建成全国统一电力市场体系。
2023年8月，国家能源局等部门扩大可再生能源绿色电力证书核发范围，推动绿证市场化交易并扩大交易规模。
2025年5月，水电水利规划设计总院发布年度报告，报告显示，截至2024年底，全国可再生能源装机占比达56.4%，可再生能源首次超越化石能源，成为我国电力装机的主体力量。
过去几年间，中国新能源电力正在从“增量被扶持”的角色逐渐走向成熟。国家能源局数据显示，与2016年相比，2024年全国电力市场化交易占比由17%提高至63%；同期，新能源装机占比大幅提高，绿证、绿电交易合计电量同比增长364%。可见，相关数据呈现出交易规模扩大、价格机制更活跃与绿证流转增多的同步变化。
绿色电力的市场价值，正在被更清晰地“看见”。最直接的变化，是跨电网常态化交易启动、现货连续运行推进，交易范围更大、价格信号更及时。一方面，绿电交易与绿证核发规模持续扩大，2025年1-5月国家能源局共核发绿证10.93亿个，其中可交易绿证7.62亿个；另一方面，2025年7月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》，国家发展改革委有关负责同志表示，该机制将打破国网与南网市场分割，实现两网间年度、月度、月内及现货等多周期交易常态化开市，并同步建立跨网绿证划转、信息共享与注册互认规则。与此同时，多个省区电力现货市场已转入连续结算试运行或正式运行，电能的时序价值与系统约束开始在日内价格中体现。从近期政策与交易实践看，新增绿电的消纳更趋于通过中长期合约、现货与绿证等市场化工具来完成。
在更加具体的层面，区域协同已有范式可查。据了解，2025年3月，北京电力交易中心与广州电力交易中心联合组织广西、云南向上海的月内绿色电力交易，成交5270万千瓦时（风78%、光22%）。自3月10日起连续22天，绿电通过闽粤联网及相关通道定向送达，约30家用电企业与四大发电集团下属29个新能源项目参与，能量交付与绿证交割同步落实。
值得注意的是，省级市场的结构性变化也十分明显。浙江在2024年实现绿电成交112.99亿千瓦时，其中109家分布式聚合商促成交易超23亿千瓦时，约占两成。分布式光伏通过聚合入场，电量与绿色属性分别定价并单独核算，中小型电源得以稳定进入市场、获得环境溢价，省内“证电合一、分时段报量”的形式趋于常态。
在制度层面，也需要“既统一、又有弹性”。绿色创新发展研究院（iGDP）能源转型项目主任、高级分析师李鑫迪接受媒体采访时表示，全国统一电力市场的“1+N”规则已基本形成，但省域与区域差异依然存在：既要统一规则，便于跨区优化配置，也要保留差异化，以匹配各地的资源禀赋和产业结构。
博众智合能源转型中国电力项目主任、可再生能源学会并网专委会委员尹明指出，省间交易仍存在与省内规则割裂、品种不匹配、输电成本传导不畅等问题；改进可从机制创新（市场化输电权、跨省调节性资源市场）、技术升级（区域联合出清、区块链溯源）与政策协同（明确送受端成本分摊、引入绿色金融工具）三方面推进。
只有通道顺、价格准、规则对得上，绿电的电能和“绿色属性”才能更容易写进合同、算到账上，行业竞争才可能从比规模转向比价值。
如何从规模领先到系统领先？
装机上去了，是否能“稳住”才最终决定绿电的含金量。
进入2025年后，价格与制度两方面共同推进：一方面，跨电网常态化交易机制启动，把国网与南网之间的年度、月度、月内及现货等多周期交易常态化开市、注册互认、信息共享和绿证划转写成统一流程；另一方面，多地现货由试点转入连续结算试运行或正式运行，让“中午出清峰、傍晚日落缺口、极端天气约束”稳定反映在日内价格中，企业与电站据此调整用能与报价，价格能更真实地反映。
在并网侧，随着高比例新能源并网，“电网友好型”能力的重要性日益显现：逆变侧需要具备低电压穿越、无功/电压支撑、惯量响应等功能，才能在浮动明显的时段“留在网内”。2025年4月印发的《电力辅助服务市场基本规则》明确将系统服务纳入可计量、可结算的市场体系：按“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”优化价格与费用传导，推动价格由市场形成；调频、备用、爬坡等可独立出清，具备条件时与现货联合出清；结算实行“日清月结”。在现货连续运行地区，调频、备用等费用原则上由用户用电量与未参与电能量市场交易的上网电量共同分担。
由此，发电和用电侧正也从“只卖度电”转向“度电＋系统服务”，谁在关键时段能够把系统“拖住”，谁就能通过市场规则获得补偿。同时，《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》明确虚拟电厂可按独立主体参与中长期、现货与辅助服务市场，要求地方完善价格与市场规则、明确运营主体责任，并在初期适度放宽准入、鼓励金融机构支持，使可调负荷与分布式资源具备可计量、可结算的能力。
对传统煤电而言，其定位正由“保基荷”转向在新型电力系统中承担兜底保障与支撑调节的作用。按照《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》，现役机组最小出力目标降至额定负荷的25%-40%，并同步提出启停调峰、宽负荷高效等技术要求；与《电力系统调节能力优化专项行动（2025-2027年）》衔接推进“应改尽改”的灵活性改造。在此框架下，煤电的系统价值将更多通过现货、辅助服务等市场机制体现，并在有条件地区探索容量/保供安排，而不再主要依赖行政考核。
国家能源局相关负责人介绍，我国电力辅助服务大体经历了2006年以前无偿提供、2006-2014年计划补偿、2014年至今部分品种市场化三个阶段。而现如今，统一电力市场的三大交易品种-中长期、现货、辅助服务-的顶层设计已基本建立。更稳妥地说，“从规模到系统”的要点，是逐步把技术要求转化为价格信号，并落实到实际操作中。
不止装机，还要产业升级
回看前文，我国绿电发展的推进，已在“如何发得出、用得上”上取得阶段性进展。下一步，在继续完善市场配置的同时，着力点有望更多落到技术供给上，将发电、装备、储能和用能侧的关键技术再推进一把，成本和可靠性优势才能保持，系统效率也才有更多支撑。
过去一年，中国清洁能源的技术边界在持续外延，带动装备与产业链同步升级。清华大学中国新型城镇化研究院专家顾问委员会专家委员、中国人民大学国家发展与战略研究院副院长许勤华表示，中国正持续攻克关键技术并带动产业升级。多项新能源技术与装备制造已处于国际领先水平，形成了规模最大、链条最完整、竞争力最强之一的清洁能源供应体系，正在成为现代产业体系的新支柱。他指出，在光伏领域，电池效率不断提升，度电成本显著下降，逐步完成从“昂贵电力”向“平价/亲民电价”的转变；风电在大型化、智能化方面加速推进，单机容量与运行稳定性同步提高；同时，储能技术进步明显，显著增强了新能源的并网消纳与系统调节能力。
我国光伏产业技术发展已进入“无人区”中国光伏企业正以技术硬实力，加快重塑行业格局。在今年6月的国际太阳能光伏和智慧能源&储能及电池技术与装备大会上，隆基绿能宣布，其大面积晶硅-钙钛矿两端叠层电池效率达33%，并将BC组件量产效率推高至26%区间，成功把高效路线从实验室推向规模化验证，直接压低度电成本、提高同面积发电量。
与此同时，我国的风电装备也正在加速大型化与海上化。风电头条风电项目数据库统计显示，2025年1-8月央国企海上风电项目中，16兆瓦-20兆瓦机组已占比过半，单机上限达到20MW；陆上机组也向高功率段集中。在工程经济性上，大型化有望进一步摊薄单位成本、提升同一场址的可开发功率，为深远海与低风速区域开发拓展空间。
此外，支撑高比例新能源并网的基础能力也在不断进步。国家能源局发布的《中国新型储能发展报告（2025）》显示，截至2024年底，我国新型储能投运规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，装机规模占全球总装机比例超过40%；其中锂电储能占主导，同时压缩空气、液流、钠离子等多路线在示范工程中取得进展，南宁、潜江等地的大容量钠离子储能系统已工程化应用。储能的规模化与多样化，为新能源出力波动的“削峰填谷”和电网稳定提供了更多支持。
总体看，技术红利已开始落到成本与能力上：组件更高效、机组更大型、储能更可用，直接带来度电成本下降和系统调节能力提升。接下来比拼的不只是装机速度，而是规模化量产、稳定可靠、与市场机制的对接——谁能把技术优势尽快固化为标准、产线与可持续的现金流，谁就能在下一阶段的清洁能源竞争中获得优势。
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