总体情况
今年国家出台的政策主要可分为“源荷储碳数市场”六个方面，各领域政策的发展趋势总结如下：
从源侧看，一是推动新能源公平承担主体责任。风光新能源超预期发展，国家通过推动新能源全面入市，大胆尝试绿电直连等新业态创新，让新能源走出保障“摇篮”，解决新能源“消纳难”的问题，破解“权责不统一”问题，释放绿色发展红利，疏导系统调节成本，助力新能源健康可持续、规模化发展。二是电力系统呼唤“新煤电”。国家推动煤电从“基石电源”向“清洁化”“灵活化”两大方向转变，“新煤电”需进一步适应系统深度调峰、快速响应的新要求。二是其他新能源加快规模化发展。国家推动海洋能、氢能加快技术突破与成熟，由试点转向规模化、产业化发展。
从荷侧看，一是源荷双侧波动性持续加大。充电设施未来发展呈现“大功率”“大规模”趋势，能源与交通领域的融合持续加快。二是规范化、规模化推进负荷侧调节潜力挖掘。我国首份针对虚拟电厂的专项政策出台，发布电力系统调节能力优化专项行动，将灵活调节能力置于核心发展地位。
从储侧看，一是从“强制行政配储”转向“规模化”“市场化”。未来三年将新增 1 亿千瓦，推动构建“容量电价+峰谷价差+辅助服务”复合收益体系。二是储能市场加速分化。虽然系统对储能的刚性需求逐步显现，但单一的“峰谷价差”套利模式、缺乏灵活调控与智慧管理能力的项目，将逐步被市场淘汰。
从双碳政策看，一是“1+1+N”美丽中国建设实施体系政策加速健全，第二个“1”号文件出台，通过改革创新、重点突破、示范带动，为全面推进美丽中国建设积累经验、树立标杆，以科技创新为破解生态保护结构性、根源性问题。二是碳足迹管理迈入“标准实施”阶段。首次公布电力碳足迹因子，上线国家温室气体排放因子数据库，发布两批工业产品碳足迹核算规则团体标准推荐清单（53 类产品）、首批产品碳足迹标识认证试点认证目录（17 类产品）。三是传统产业和新兴产业加快绿色低碳转型。结合大规模设备更新政策，加快传统行业绿色改造升级和新兴产业绿色化，将项目碳排放评价结果纳入项目节能审查意见，增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例。四是碳市场扩大覆盖范围。由单一发电行业扩容至钢铁、水泥、铝冶炼行业，2027 年基本覆盖工业领域主要排放行业，广东、天津地方碳市场也同步加快扩容。
从数智政策看，预计 2030 年算力中心用电量占比由 2.4% 提高至 5% 左右，算力与能源已成为人工智能时代的“双引擎”，是相互依存、相互促进的共生关系，要加快推动构建能源与人工智能融合创新体系，实现算力和电力融合发展。
从市场政策看，今年是我国新一轮电力体制改革“十周年”，辅助服务市场、计量规则的出台，完成了构建电力市场“1+6”规则体系的初步构建，提前 2 个月实现了省级电力现货市场基本全覆盖，首次突破跨省跨区电力交易机制，建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系。
政策解读
01-源侧政策
今年前三季度全国光伏、风电新增装机占新增总装机的八成以上，新增发电量超出全社会用电增量，累计发电量超三产或居民用电需求，绿色低碳转型成效显著。然而，新能源的高波动性、随机性，导致电力供需时空错配，引发“消纳难”，部分地区新能源利用率已跌破 90%，对系统灵活调节能力提出更高要求，叠加风电（陆风 0.14~0.21 元/千瓦时）、光伏（0.16~0.27 元/千瓦时）成本的快速下降1，相较火电（0.3~0.45 元/千瓦时）已形成价格成本优势。新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，新能源“权责不统一”问题凸显。
一是新能源走出保障的“摇篮”、承担电力系统主体责任，释放绿色发展红利。2 月出台《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》，推动新能源全面进入电力市场。据统计，政策实施后，2025 年全国各省（区、市）中长期交易电价同比均有不同程度下降，如广西绿电交易电价同比下降超 100 元/兆瓦时；蒙西现货实时电价同比下降 47%，其中触及地板价的时间超过 1300 小时、超过去年 2 倍；山东电网现货市场零价或负电价的时间超过 1100 小时、超过去年 48%。
【1】 2014 年到 2023 年，全球风电和光伏的度电成本分别下降 60% 和 80%，2024 年我国陆上风电平均化度电成本为 0.14~0.21 元/千瓦时、海上风电为 0.28~0.41 元/千瓦时、光伏发电为 0.16~0.27 元/千瓦时。
二是打破传统规则束缚，新业态推动新能源高效就近消纳。5 月出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（简称 650 号文），明确新能源可以通过拉专线的方式实现就近消纳。9 月出台《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，统一规范各类新能源就近消纳价格机制，项目的输配电价电量电费可自行选择传统的“流量费”或新的“包月费”的计费方式。面对国外碳关税壁垒压力，以及国内新能源消纳问题，政府主管部门大胆进行体制机制创新，以绿电直连、源网荷储一体化等新业态模式解决供需局部供需错配问题，打破了传统的电力输配的固有框架，为绿电应用开辟全新路径。由于绿电直连对源荷匹配度要求高，短期内满足条件的项目较少，新能源项目开发模式由原先“寻找电网接入点”向“寻找优质负荷”转变，将权衡“机制电价+市场交易”与“绿电直连+长期价格协议”两种模式优弊。
三是构建高效协同的新能源消纳与调控体系，破解新能源规模化发展难题。根据新一轮国家自主贡献目标要求，到 2035 年，我国风电和太阳能发电总装机容量达到 2020 年的 6 倍以上、力争达到 36 亿千瓦，即未来十年年均新增新能源装机将超过 2 亿千瓦，而最高用电负荷年均新增仅约 1 亿千瓦，新能源装机规模与最高用电负荷间的“剪刀差”将持续拉大，叠加新能源固有的随机性、间歇性、波动性特征，新能源高效消纳与调控将会成为全球共性难题。11 月出台《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》，旨在构建协同高效、多层次的新能源消纳与调控体系，首次明确了“沙戈荒”、水风光、海上风电、省内集中式、分布式等五类新能源开发消纳模式，通过市场完善、技术升级、电网升级、灵活资源挖潜提升系统适配能力。其中，重点突出了新能源与产业融合发展的重要性，提出产业转移（高载能产业向新能源富集区转移）、非电利用（绿氢、氨、醇等）、产业融合（“绿电生产—装备制造—新能源开发”循环体系）、算电协同等多种消纳利用途径，推动新能源产业从“规模扩张”向“质量提升”转型。
02-荷侧政策
今年 1-10 月，我国新能源汽车销量为 1294.3 万辆，同比增长 32.7%，保有量达 4434 万辆，10 月新能源汽车销量首次超过总销量 50%，正式成为市场消费主力，未来 3 年仍将是新能源快速增长的关键期，充电需求将进一步快速增长。我国已建成了全球最大的充电设施网络，电动汽车充电基础设施（枪）总数达到 1864.5 万个，同比增长 54.0%，经过“十四五”时期的快速发展，充电设施在政策支撑、技术水平、产业生态、技术标准等方面取得重大进展，已为下一阶段的充电服务能力提升奠定坚实基础。
一是充电设施发展呈现“大功率”“大规模”特征，进一步推高荷侧波动性。3 月，《关于公布首批车网互动规模化应用试点的通知》标志着中国车网互动从示范验证阶段正式迈入规模化应用的关键节点；《关于推动交通运输与能源融合发展的指导意见》要求 2027 年交通运输行业电能占行业终端用能的比例达到 10%，并且交通基础设施沿线非化 石能源发电装机容量不低于 500 万千瓦。7 月出台《关于促进大功率充电设施科学规划建设的通知》，目标 2027 年底，全国范围内大功率充电设施（单枪功率≥250kW）超过 10 万台，满足用户“即充即走”的高功率充电需求。10 月出台《电动汽车充电设施服务能力“三年倍增”行动方案（2025—2027 年）》，目标到 2027 年底建成 2800 万个充电设施，提供超 3 亿千瓦公共充电容量，满足 8000 万辆以上电动汽车充电需求，实现服务能力翻倍。预计未来两年新增充电量占全社会用电增量的 10% 左右，尤其是在节假日容易形成“充电洪峰”，叠加新能源的快速发展，负荷侧波动性将持续加大。
二是荷侧资源潜力释放，步入规范化、规模化发展新阶段。1 月出台《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027 年）》，通过强化规划引领、优化资源配置、完善市场机制，构建适应新型电力系统的调节体系。3 月出台《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，是我国首份针对虚拟电厂的专项政策，破解定义定位不统一、标准体系不健全、商业模式不成熟的行业瓶颈，明确 2027 年调节能力达 2000 万千瓦以上、2030 年达 5000 万千瓦以上的目标，推动终端用户从单纯电力消费者，转变为可参与电网调节、获取收益的能源产销者，新型电力系统向“源荷互动”转变。
截至 2025 年 8 月底，我国新型储能累计装机规模达 10748 万千瓦/25709 万千瓦时，在建规模达 9193 万千瓦/27701 万千瓦时，累计装机较“十三五”末增长超过 32 倍。过去十年，新型储能成本下降超 80%，预计 2025 年底电芯成本降至 0.3 元/瓦时以内，带动集成设备最低降到 0.5 元/瓦时，“光伏+储能”已成为最经济的绿色能源供应单元。
一是储能发展风向从“行政配储”向“规模化”“市场化”转变。2 月出台《新型储能制造业高质量发展行动方案》，深化新型储能供给侧结构性改革。8 月出台《新型储能规模化建设专项行动方案（2025—2027 年）》，明确 2027 年底目标达 1.8 亿千瓦以上（三年新增超 1 亿千瓦），带动投资约 2500 亿元，从单一新能源配储扩展为“电源侧（新能源基地、煤电调峰）+电网侧（替代型、构网型储能）+多元场景（工业园区、算力设施）”，且储能可作为独立主体，单独或联合参与电力市场，构建“容量电价+峰谷价差+辅助服务”复合收益体系。
二是对储能刚性需求显现，但市场分化将加剧。由于 650 号文对项目的源荷匹配度提出了严苛的要求2，可以预测初期满足条件的项目数量极为有限，大部分项目需要匹配储能方能满足要求。然而，随着新能源高速发展，各地负荷曲线特征发生本质变化，如部分地区午峰转移至晚峰，单一的峰谷套利模式不可持续，必须通过光储融合、虚拟电厂等多个渠道获取收益。未来，能够契合政策合规要求、具备多元收益设计与精细化运营能力的储能项目，将凭借稳定收益和强抗风险属性占据市场主导；而仅依赖单一峰谷价差、缺乏灵活调控与智慧管理能力的项目，将逐步被市场淘汰。
【2】650 号文要求绿电直连项目，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于 60%，占总用电量比例不低于 30%（2030 年起新增项目不低于 35%），新能源上网电量占总可用发电量的比重不高于 20%。
今年是双碳政策的“大年”。从国际上看，在《巴黎协定》达成 10 周年之际，第 30 届联合国气候大会（COP30）将在巴西贝伦市举办，各国将制定新的减排目标与行动计划。从国内看，今年是习近平总书记提出“绿水青山就是金山银山”理念 20 周年、“碳达峰碳中和”目标提出 5 周年，是国家建立“十五五”碳排放双控制度体系的转承之年，双碳相关的各类政策加速出台。
一是美丽中国建设政策体系持续完善。1 月出台《关于建设美丽中国先行区的实施意见》，是“1+1+N”的美丽中国建设实施体系的第二个“1”，上承纲领3，下接各分领域、分区域的“N”项配套方案与专项行动，通过改革创新、重点突破、示范带动，为全面推进美丽中国建设积累经验、树立标杆。2 月出台《关于加强生态环境领域科技创新出台推动美丽中国建设的实施意见》，是美丽中国建设政策体系中科技支撑的核心执行文件，为破解生态保护结构性、根源性问题提供科技生产力。
【3】第一个“1”是 2023 年 12 月印发的《关于全面推进美丽中国建设的意见》，是美丽中国建设的纲领性文件，要求建设美丽中国先行区，打造美丽中国建设示范样板。
二是碳足迹管理从“政策设计”迈入“标准实施”阶段。在总体设计方面，2024 年，《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》《产品碳足迹核算标准编制工作指引》形成了碳足迹体系建设的“两大基石”。在基础数据方面，今年年初，首次发布了 2023 年电力碳足迹因子，上线国家温室气体排放因子数据库，10 月更新至 2024 年数据；《关于推进国家碳计量中心建设的指导意见》提出聚焦煤电、钢铁、有色、水泥等重点行业，建设一批国家碳计量中心，建立完善的碳计量量值传递溯源体系。在应用推广方面，1 月、6 月分两批发布《工业产品碳足迹核算规则团体标准推荐清单》，覆盖 53 类产品。3 月出台《产品碳足迹标识认证通用实施规则（试行）》，初步明确全国统一规范，7 月发布全国首批产品碳足迹标识认证试点认证目录，覆盖锂电池、光伏、轮胎、纺织品等 17 种产品。
三是大力推动传统产业和新兴产业绿色低碳转型。5 月至 8 月，国家密集出台《制造业绿色低碳发展行动方案（2025-2027 年）》《关于开展零碳园区建设的通知》《关于深入推进工业和信息化绿色低碳标准化工作的实施方案》《固定资产投资项目节能审查和碳排放评价办法》《关于推进国家碳计量中心建设的指导意见》，提出要结合大规模设备更新政策，加快钢铁、化工、建材等传统行业绿色改造升级，推动新能源汽车、光伏、氢能等新兴产业绿色化，要将项目碳排放评价结果纳入项目节能审查意见，提出到 2027 年绿色工厂产值占规上企业 25%，制修订绿色低碳领域标准百项以上。《关于 2025 年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》在电解铝行业基础上，增设钢铁、水泥、多晶硅行业和国家枢纽节点新建数据中心绿色电力消费比例，用户对绿电的需求逐步转向刚性。
四是碳市场机制加快完善，扩大市场管控范围。3 月出台《全国碳排放权交易市场覆盖钢铁、水泥、铝冶炼行业工作方案》，碳市场从“单一行业试点”迈向出台“多行业协同治理”新阶段。8 月出台《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》，提出 2027 年基本覆盖工业领域主要排放行业，有序提高有偿分配比例，预计市场价格将进一步提高。地方碳市场上，广东将陶瓷、交通（港口）、数据中心等行业纳入地方碳市场，天津将货运港口、水上及航空货运行业纳入地方碳市场。南方电网启动内部碳市场建设，模拟全国碳市场运行机制，今年将完成第一个履约周期，首批纳入控排主体 80 家主体、覆盖约 3000 万吨碳排放量。
05-数智政策
年初，以深度求索（DeepSeek）、宇树科技等为代表的杭州“六小龙”横空出世，引发了世界各国对我国人工智能快速发展的关注。截至今年 6 月底，我国在用算力中心机架总规模达 1085 万标准机架，智能算力规模达 788 百亿亿次/秒（EFLOPS），总量全球第二，相比 2023 年增长约 40%，在全球位居前列。从用电量看，预计 2025 年，我国算力中心耗电量达 3500 亿千瓦时，占全社会的 2.4% 左右，相当于 2024 年安徽全省的年耗电量。目前国内算力呈现爆发式增长，预计 2030 年算力新增用电量占全社会新增用电量的 25% 左右，全年耗电量占比提高至 5% 左右，未来人工智能不缺芯片，但可能缺电。从负荷看，传统存储算力和训练算力通常为不间断用电模式，负荷相对平稳，未来智算中心将以推理耗电为主，负荷特性和使用者作息规律的相关性增大，将趋同于第三产业、生活用电的负荷规律，波动性增大，引起负荷调节难度增大。
算力与能源已成为人工智能时代的“双引擎”。8 月出台《关于深入实施“人工智能+”行动的意见》，是人工智能领域第一个纲领性文件，推动人工智能与经济社会各领域广泛深度融合。9 月出台《关于推进“人工智能+”能源高质量发展的实施意见》，要求推动构建能源与人工智能融合创新体系，实现算力和电力融合发展。相较其他领域，人工智能与能源领域是相互依存、相互促进的共生关系，人工智能为能源领域带来了新的生产力，能源的可持续发展也是人工智能未来的“生命线”。
06-市场政策
今年是我国新一轮电力体制改革“十周年”。经过十年的探索与实践，我国已建成省、区域、省间高效协同，中长期、现货、辅助服务有机衔接的多层次统一电力市场体系。实现了电力资源在全国更大范围内的优化配置，电力商品价值体系逐步向多元化扩展，电力市场功能得到有效发挥。
一是初步构建电力市场“1+6”规则体系。4 月出台《电力辅助服务市场基本规则》，同前期已颁布的中长期交易、现货市场规则共同构成电力市场基本规则体系的三大支柱，首次在制度层面系统解决辅助服务与现货市场的时序耦合问题，首次明确将储能、虚拟电厂等新型主体纳入准入范围，实现辅助服务从计划到市场、从发电侧到多元主体的转变。8 月出台《电力市场计量结算基本规则》，统一了电力中长期、现货、辅助服务等市场的计量结算标准，标志着电力市场“1+6”规则体系初步构建完成（“1”主要指《电力市场运行基本规则》，“6”分别指电力中长期、电力现货、电力辅助服务、信息披露、市场注册、计量结算基本规则）。
二是省级电力现货市场基本全覆盖。4 月出台《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》，明确 2025 年底前基本实现电力现货市场全覆盖。9 月出台《电力现货连续运行地区市场建设指引》，为现货市场连续运行的省（区、市）提供系统性优化和指导，着力解决实际运行中的实操难题。截至目前，浙江、山西等 7 个省级现货市场，随着四川、重庆、青海三地电力现货市场日前转入连续结算试运行，提前 2 个月完成目标任务。
三是跨省跨区电力交易机制持续健全。6 月，南方区域电力市场转入连续结算试运行，成为全球规模最大的集中统一出清电力现货市场。7 月，国家发展改革委、国家能源局联合批复《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》，用跨电网交易机制的“软建设”打破市场分割，实现国家电网、南方电网间的“软联通”。10 月，首笔跨电网经营区电力现货交易达成，由国家电网通过闽粤直流购得南方电网电力 180 万千瓦，电量 4230 万千瓦时。
未来政策趋势预测
一是加快健全辅助服务市场，试点探索新型容量市场体系。新能源“入市”后，现货市场“负电价”或“地板价”呈现常态化特征。随着电能量价格整体下降，火电等常规电源难以在电能量市场中足额回收成本。随着源荷双侧波动程度逐步加大，系统调节成本不断上升，需加快完善辅助服务市场和容量机制建设，通过市场充分反映火电等常规电源灵活调节、可靠容量等多元价值，保障合理收益。
二是出台针对“绿电直连”等新模式的技术标准。随着电解铝强制考核和多个重点行业被纳入监测，政策驱动下的绿电刚性需求将显著增加。随着欧盟 CBAM 等机制对产品碳足迹核算要求日益严格，企业购买绿证时，将更加关注其对应的项目类型、所在地、时间戳等细节，以确保能满足国际标准的溯源要求，“绿电直连”等精准可溯源方式将会受到更多关注，但在实施阶段依旧存在巨大挑战，需明确建设规范和“就近消纳”的界定指南，为项目落地提供清晰指引。
三是构建与国际接轨的分时分区电碳因子数据库。2025 年 9 月，国际标准化组织（ISO）和温室气体核算体系（GHG Protocol）宣布将协调其现有的温室气体（GHG）标准组合，共同开发新的温室气体排放核算和报告标准。一是只有与用电设施在同一电网区域内产生的绿证或绿电，才能用于相关排放核算。二是时间上实现小时级的匹配，这就要求电网公司能够提供公开、免费的小时级电网排放因子。
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