时光流转，又添新岁。挥别之际，再看一眼2025！这一年，作为“十四五”规划的收官之年，“十五五”规划谋篇布局的序幕徐徐拉开、我国宣布2035年国家自主贡献目标、新能源全面入市重塑市场格局、新电改迈入第十个年头、“双碳”目标推进五周年之际路径愈发清晰、现货市场实现全国全覆盖、绿电直连旨在打通供需壁垒、零碳园区建设多点开花、可再生能源消纳权重考核约束持续加码、新一代煤电升级专项行动启动、人工智能技术深度赋能能源电力全链条……

（来源：电联新媒  作者：赵紫原）

彩虹和风雨共生，机遇与挑战并存。2025年，国际局势变乱交织，供应链不确定性仍存；极端天气频发，保供与消纳双重压力凸显；电力市场化改革步入深水区，机制衔接与区域协同仍需攻坚；新型电力系统建设过程中，安全稳定运行面临新课题；煤电转型与新能源高速发展背后，经济效益与社会责任的平衡亦考验决策者的智慧……

站在岁末的门槛眺望，我们既要直面深化改革之“艰”，也要承受创新突破之“难”、民生保障之“重”。在攻坚克难的征程中，稳步迈向2026年！

01

“十五五”能源规划升级在即

中国式现代化建设，是由一个个五年规划接续铺就的。党的二十届四中全会通过的《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十五个五年规划的建议》明确提出“加快建设新型能源体系”；2026年全国能源工作会议将“高质量高标准编制实施‘十五五’能源规划”列为年度首要任务——规划之引领地位，由此可见一斑。今日之规划，其内涵与方法已非昔日可比。“十三五”时期，能源规划分门别类推进，“十四五”趋向综合统筹，不再单独编制电力专项规划；进入“十五五”，源网荷储深度融合，规划更需系统思维与有机衔接。

今年9月，我国宣布2035年国家自主贡献目标，标志着我国迈入更加系统全面的低碳韧性发展新征程。在这一转型框架下，电力系统规划也面临深刻变革：传统电力系统规划以保障负荷需求与运行安全为核心，电价固定、调度计划明确，电源与电网可分别规划。而新型电力系统中，发用电界限日趋模糊，价格与生产计划转为动态变量，各类规划的经济性必须置于系统整体中综合研判。过多依赖政府推动、政策刺激、负债运行的投资模式和机制已经不适应发展要求。面向未来，必须更加充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，将规划方案置于未来市场价格的预期下进行模拟与决策。摆在规划者面前的，不再是目标的简单分解，而是转型节奏、投资合理收益与终端电价承受能力如何权衡的平衡难题。

02

新能源进入市场化定价时代

2025年能源电力行业年度关键词，非“136号文”莫属。近二十年，我国新能源产业政策推动下，风光装机从2009年1081万千瓦增至2024年14.1亿千瓦，占比反超煤电。计划定价初期激励发展，但弊端凸显，调节成本难回收，无序发展引发系统平衡难题。2025年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号），推动我国发电侧80%左右装机容量、接近80%发电量及用户侧80%左右用电量入市。

这一年新能源的发展拐点清晰可见，一方面，新能源行业积极破内卷、整治低价无序竞争；另一方面，积极适应市场化步伐。作为引导资源优化配置的核心抓手，价格机制的有效运行是衔接新能源发展进程、保障产业平稳演进的关键支撑。文件落地10个月以来，各地已从机制电价与市场机制两方面制定具体承接方案。市场机制持续完善，价格信号对投资的引导作用增强；机制电价覆盖存量与增量项目，电价水平反映地区资源与负荷差异，直接影响项目收益与布局。竞争之下，能够获得机制电价保障的增量新能源项目通常具备三个特征——造价低、运行水平高、位置好。期待各地充分释放价格信号的导向效能，推动新能源规划与市场需求精准对接，在规划引导与市场驱动的协同下稳步发展，为能源转型注入持久动力。

03

新电改十周年迈向“制度成熟期”

“种一棵树，最好的时间是十年前，其次是现在”。2015年3月，《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）发布，拉开新一轮电改大幕。本轮改革成功的关键在于客观条件的成熟：自2014年起，我国电力供应进入持续充裕期，为市场化竞争提供了必要环境。新电改与绿色能源转型双期叠加，新型电力系统“两高一低”“双多”特性，客观要求建立电力现货市场引导多元主体协同维护系统安全运行。

2025年3月15日，我国新一轮电改迎来十周年。十年间，成效显著：初步建立输配电价制度，奠定发用电直接交易基础，基本达成此前改革对市场机制建立的预期。改革亦是深化与统一认识的过程，“无现货，不市场”的理念虽早被提出，但统一认识历经艰辛，随着现货市场实现全覆盖，湖北、浙江电力现货试点相继转正，国家电网、南方电网首次开展跨经营区电力现货交易，证明电力现货市场无国别差异。展望未来，电改正从“市场形塑期”迈向“制度成熟期”，2025年作为“反思之年”，需审视前期妥协埋藏的弊端，以价格机制为核心突破口，最终构建起支撑新型电力系统的成熟市场体系。

04

“双碳”目标5周年重塑绿色基石

如果时间有声音，那应是变革的交响。“双碳”目标的提出，掀起了一场深刻的经济社会系统性变革。它不仅重塑了经济发展的底层逻辑，也为全球绿色工业革命开辟了新赛道，催生出规模巨大的绿色低碳市场。在这一进程中，电力行业扮演着双重角色：不仅以自身转型、自我革命践行着绿色低碳理念，更以稳定清洁的电力供应，铸就全社会绿色转型的能源基石。“双碳”目标的提出，为电力行业这一传统碳排放大户划定了清晰而紧迫的转型“时间表”，减排降碳成为刚性要求。五年来，中国电力行业以前所未有的投入强度和改革深度，展开了全行业规模宏大且影响深远的低碳行动。

电力行业的五年“双碳”路走得有起有伏。经历过疫情危机、保供承压的波折与阵痛，也收获了绿电降本、技术迭代的突破与惊喜。传统煤电在争议中逐渐明确定位，新能源“上桌”后亦认识到担当大任绝非易事。五年来，电力行业在波折中认清边界，在反思中凝聚共识，在重构中孕育新生，在多重约束中寻找平衡，学会与不确定性共处，以沉淀之力、务实之功，坚定不移推进这项世纪工程。

05

制度创新破局绿电直连经济性难题

国家发展改革委、国家能源局近日印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号），旨在通过新能源项目与用户间建设直接供电的线路，实现绿电的清晰物理溯源。这一政策的出台，背景有二：一是国内新能源装机规模已超过火电，亟需拓展多元化消纳路径以降低弃风弃光率；二是为应对欧盟碳边境调节机制等国际碳壁垒，需提供具有物理溯源属性、更获国际认可的绿电消费凭证。绿电直连被视为破局的关键探索。绿电直连虽非解决所有问题的“万能药”，但作为一项制度创新，其有序推进将为后续探索积累宝贵经验。

然而，绿电直连的发展仍面临诸多现实挑战。我国电力直供改革历程已逾二十年，从各地案例可见其推进之艰难，核心问题在于经济性，项目大多“叫好不叫座”。价格机制能否理顺，成为项目落地的关键。《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）适时出台，在关键价格机制上的重要补充与细化。尽管项目经济性仍需结合实际具体分析，但政策层面所展现出的打破惯性、直面复杂利益的勇气与智慧，无疑彰显了决策层以制度创新破解难题的坚定决心。

06

零碳园区迈向“价值创造”新阶段

零碳园区已从五年前的前沿概念，跃升为“双碳”目标下的重要实践载体。如今，零碳园区已成为政策文件、行业规划与投资热点中的高频词。这一地位的巨变，折射出“双碳”目标下中国能源结构的系统性重塑。自2021年“十四五”规划提出近零碳示范目标以来，政策体系持续完善。2025年，三部委联合发布《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），旨在实现绿色电力在园区内的直接交易与高效消纳。12月26日，首批国家级零碳园区建设名单公布，52个园区入围，实现31个省（区、市）和新疆生产建设兵团全覆盖。

当前，零碳园区建设已超越单纯的能效提升，步入涵盖制度、技术与产业协同的深层次变革。然而，实践仍面临多重瓶颈：市场化交易存在政策与资质壁垒；高耗能产业转型面临高技术成本；数字化碳治理存在数据基础薄弱、标准不统一等短板。推动零碳园区健康发展，需构建“政策、市场、技术”协同的解决方案，通过创新商业模式与利益分配机制，将园区从成本中心转化为价值创造中心，为新能源高效消纳提供关键支撑。

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可再生消纳权重“下沉”

中国电力发展已从“用上电”“用好电”迈向“用绿电”阶段，可再生能源电力消纳责任权重制度与绿证共同构建了新能源发展的市场化激励框架。国内来看，生态环境部公布《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》，三大行业正式纳入管控，新增约1500家重点排放单位，覆盖全国二氧化碳排放总量占比达60%以上，覆盖温室气体种类进一步扩大；国外方面，当前，新能源入市推进与欧盟碳边境税压力下，原有制度面临跨省成本分摊不畅、省内主体内生动力不足等考验。《2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》（发改办能源〔2025〕669号）的出台，推动可再生能源电力消纳责任真正“下沉”：一是覆盖范围精准化，对电解铝行业实施强制考核，并将钢铁、水泥等高耗能领域纳入监测；二是核算依据明确化，将绿证升级为消费核算的主要凭证，直接激发用户侧的绿色消费潜力。

责任下沉意味着绿色成本的再分配。对于用户，短期将增加用能成本，但长期将倒逼企业优化能源结构、应对国际绿色壁垒，化压力为竞争优势；对于市场，这则是激活绿电消费潜力的关键钥匙。当前对多数行业的监测虽约束力有限，但为未来启动全面强制考核做好了准备。消纳责任正从“选择题”变为“必答题”，要真正激发用户内生动力，未来需加快构建全国统一的绿证核算追溯体系，并探索小时级交易、绿电直连等创新模式，最终设计出长效的市场激励机制。

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新一代煤电升级面临平衡难题

在“双碳”目标下，煤电正从主力电量电源转向兼具“基础保障”与“系统调节”双重角色的关键支撑，煤电以不足40%的装机，贡献了约60%的电量、70%的顶峰能力和近80%的调节量，仍是电力安全的“压舱石”。《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》出台，煤电行业清洁、高效、灵活、可靠的发展方向进一步明确。然而，煤电转型实属不易，既要实现刚性减碳，又要绝对保障能源安全；既要提供高度灵活性，又要承受由此带来的效率下降与成本压力，供热业务持续亏损，行业生存压力凸显。

展望“十五五”，煤电“增容减量”趋势将加速，利用小时数预计持续下行，频繁深度调峰、快速启停成为运行新常态，供电煤耗与设备损耗“不降反升”，叠加长期低碳转型压力，使得电力企业投资煤电积极性普遍不高，出现“政府热、企业冷”的现象。要推动新一代煤电转型，亟需配套机制创新，一方面需完善容量电价、辅助服务市场及碳价传导机制，以经济手段疏导灵活性改造成本与低碳技术投入；另一方面应强化技术攻关与标准制定，并通过示范项目探索可推广的商业模式。唯有市场与政策协同发力，煤电才能在保障系统安全的同时，完成角色蜕变。

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西葡大停电镜鉴能源转型需系好“安全带”

“一只亚马逊雨林中的蝴蝶扇动几下翅膀，可以在两周后引起得克萨斯州的一场龙卷风”，这句关于“蝴蝶效应”的描述用来形容当今全球的电力系统并不为过。西葡大停电事件为全球能源转型中的电力安全敲响了深刻警钟，此次事故的直接诱因是极端天气导致电网参数突变与频率失衡，而深层矛盾则暴露于高比例可再生能源接入背景下系统灵活性与韧性的不足。

对于正处于能源转型关键期的中国而言，此事件提供了至关重要的镜鉴：首先，新能源装机占比的快速提升并不等同于能源安全，必须保留必要的传统电源作为保障系统稳定运行的“压舱石”和转动惯量来源。其次，电网基础设施的升级改造须与可再生能源发展速度协同，避免形成“新电源、老电网”的危险错配。最后，电力市场机制需通过容量补偿、灵活性定价等方式，激励各类调节资源投资，构建多元化的安全支撑体系。各国奔跑在碳中和的赛道上，如何系好“能源安全带”，将成为一项紧迫的生存课题。

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AI重塑电力交易与监管新范式

国家语言资源监测与研究中心在京发布年度语言盘点，年度国内词为“深度求索（DeepSeek）”。以DeepSeek为代表的人工智能的崛起，正重塑电力行业的运行逻辑与未来图景，这不仅是技术的引入，更是一场涉及市场交易、系统运行、风险管理和商业模式的深刻变革。人工智能（Artificial Intelligence，AI）推动交易决策从“经验驱动”迈向“算法驱动”，通过精准预测与优化策略提升交易效率、降低风险，还能促进分布式能源、储能、虚拟电厂等资源的智能化聚合，催生新的商业模式。

然而，变革也伴随挑战。AI模型依赖历史数据，难以应对规则突变等极端场景；研发与部署成本高昂，短期效益可能不足；数据安全与隐私保护问题凸显。更关键的是，AI可能催生隐蔽的算法合谋等新型市场操纵行为，使传统基于事后分析和市场集中度的监管手段面临失效风险。面对AI驱动的市场，监管必须向“敏捷监管”转型，在鼓励创新与防范风险间取得平衡。未来，电力市场的竞争，将是算法、数据与监管智慧的多维博弈。