一、行业动态
1. 光伏：“反内卷”与反不正当竞争执法强化
2. 风电：海上风电爆发增长，价值竞争成新逻辑
3. 储能：政策强力驱动，技术与规模双突破
4. 氢能：政策项目双轮驱动，产业链加速成型
5. 电力系统：跨区输送强化，绿色转型提速
二、新法速递
1. 《电力企业涉电应急预案管理办法》（2025年8月1日起施行）
2. 《加快推进能源行业信用体系建设高质量发展行动方案》（国家能源局于2025年10月9日印发）
3. 《加快推进煤炭洗选高质量发展的意见》（国家能源局于2025年10月11日发布）
4. 《关于加强组织管理 进一步推进电力安全生产标准化建设工作的通知》（国家能源局综合司于2025年10月21日发布）
5. 《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》（2025年10月28日发布）
6. 《关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部、海关总署、税务总局联合发布，2025年11月1日起施行）
7. 《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》（国家能源局于2025年11月7日发布）
8. 《关于进一步促进民间投资发展的若干措施》（国务院办公厅印发，2025年11月11日落地实施）
9. 《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国家能源局于2025年11月12日印发）
三、以案说法
1. 华能北方联合电力安全生产处罚案：外包项目安全管理问题
2. 贵州某煤矿透水事故处罚案：能源企业合规生产底线
3. 江苏某储能企业碳足迹认证纠纷：出口业务合规与标准适配
4. 内蒙古两公司储能指标倒卖案：内蒙古严查储能“倒卖路条”问题
5. 明阳智能纯氢燃气轮机项目合同纠纷：新兴技术项目合作权责界定
6.江苏某光伏企业组件质量违约案：新能源供应链履约风险的防控要点
四、实务研究
新能源参与现货/辅助服务市场的合规边界与收益保障路径
（一）前言:新能源市场化运营全面开展
（二）现货与辅助服务市场的核心合规要求
（三）收益保障：从“单一发电”到“多元增值”的路径设计
（四）风险防控：市场化进程中的合规保障体系
（五）结语：合规筑基，收益增效，构建市场化核心竞争力
1. 光伏：“反内卷”与反不正当竞争执法强化
1-10月全国累计光伏装机252GW，同比增长39.3%，受政策推动与项目集中并网影响，全年预计装机量达300GW，创历史新高；1-9月光伏消纳率达95%，风光发电量占比首次突破20%，新能源在电力系统中的基础支撑作用进一步凸显。
8月19日，工信部等六部门召开光伏行业规范发展座谈会，部署遏制低价倾销、推动落后产能退出工作，提出建立组件、硅料等关键产品质量追溯体系；政策调控下，硅料价格从7月初3.47万元/吨逐步回升至9月5.32万元/吨，组件价格同步回升约15%，行业盈利水平逐步修复。
10月31日，11家多晶硅头部企业计划成立产业联合体，通过统筹产能规划、共享技术资源优化供给结构，推动产业从规模竞争向质量竞争转型。
2. 风电：海上风电爆发增长，价值竞争成新逻辑
2025年风电新增并网装机容量有望突破8000万千瓦，其中海上风电迎来爆发年，预计新增装机超12GW，市场规模突破5000亿元；山东东营全球装机容量最大的26兆瓦级海上风力发电机并网发电，广西北海全球首台16兆瓦漂浮式海上风电成套系统完成组装，单机容量居全球漂浮式装备首位。
广东首个商业化漂浮式风电项目投产，标志着我国深远海风电开发进入商业化阶段，预计2030年深海装机占比将超30%；11月1日起陆上风电增值税即征即退50%政策终止，海上风电该政策延续至2027年底，引导资源向高潜力的海上风电领域集聚。
随着新能源上网电价市场化改革深化，行业从“度电成本”竞争转向“度电价值成本”竞争，金风科技等企业推出智能机组与电力交易平台，实现“15分钟级”精准响应电价波动；我国风电整机企业已实现对57个国家的机组出口，7家整机商推进海外建厂，全球化产能布局逐步成型。
3. 储能：政策强力驱动，技术与规模双突破
9月12日，国家发改委、能源局发布《新型储能规模化建设专项行动方案（2025-2027年）》，明确三年新增装机超1亿千瓦，2027年总规模达1.8亿千瓦以上，带动投资约2500亿元；《新型储能标准体系建设指南》同步发布，涵盖规划设计、设备制造、安全应急等8个核心领域。
华能金坛盐穴压缩空气储能二期项目完成核心设备吊装，总装机300MW、储能容量1.8GWh，核心部件100%国产化，10分钟即可满负荷运行，成为全球规模最大的压缩空气储能项目；新疆“熔盐储能+超临界二氧化碳发电”示范项目获批国家能源领域首台套装备，预计2026年开工。
10月储能EPC/PC、系统和电芯新增招标12.7GW/38.7GWh，同比增长85%；欧洲市场受电价上涨推动，2025年大储装机预计达18GWh，同比增125%，市场需求持续旺盛。
4. 氢能：政策项目双轮驱动，产业链加速成型
“十五五”规划明确氢能为重点增长点，国家能源局公示第一批能源领域氢能试点，工信部支持清洁低碳氢中试平台建设；北京市发布氢能产业支持政策，单个项目最高可获2000万元资金，四川省开展氢能产业激励政策兑现，重点支持加氢设施与示范应用拓展。
内蒙古赤峰绿色氢氨一体化项目建成运行，总投资超200亿元，年产绿氢10万吨、绿氨20万吨，配套2GW光伏电站与千公里输氢管道，为国内规模最大的绿氢氨产业化项目。
截至2025年11月，全国加氢站数量达560座，较2020年增长367%；重庆半山环道加氢站采用全球首创45MPa高压储氢井技术，累计供氢量突破400吨，成为成渝“氢走廊”核心节点；商务部将绿氢纳入绿色贸易重点支持目录，2025年1-10月我国绿氢相关产品出口额突破50亿元。
5. 电力系统：跨区输送强化，绿色转型提速
国家电网新增2条跨区特高压直流线路投产，2025年1-11月省间市场化交易电量同比增长8.7%，特高压直流交易电量占比提升至35%，清洁能源跨区交易超2000亿千瓦时；青海海南清洁能源外送基地开工，建成后年发电量达360亿千瓦时，定向输送粤港澳大湾区。
国家能源局发布《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》，支持“煤炭+氢能”耦合发展，开展规模化绿氢替代；工信部启动2025年度国家绿色数据中心推荐，要求PUE不高于1.3、可再生能源利用率不低于15%，推动光伏直供、储能配套等模式在数据中心普及。
1.《电力企业涉电应急预案管理办法》（2025年8月1日起施行）
作为国家层面新政，该办法覆盖电力企业涉电应急预案的编制、评审、演练、修订等全流程管理。明确要求企业编制预案前必须开展风险评估与案例分析，同时鼓励运用数字化、智能化技术优化应急管理模式。这要求电力企业摒弃传统“纸面预案”，需结合设备特点和区域风险，针对性制定实操性方案，比如针对极端天气导致的电网故障，需提前搭建智能预警与快速处置流程。
2.《加快推进能源行业信用体系建设高质量发展行动方案》（国家能源局于2025年10月9日印发）
聚焦能源行业信用体系构建。大概率会将企业安全生产、项目合规、履约情况等纳入信用评价体系，信用等级可能与项目审批、补贴申领、市场准入直接挂钩。这要求能源企业重视合规经营，比如避免项目违规开工、及时履行电力交易合约等，否则可能因信用污点影响核心业务开展。
3.《加快推进煤炭洗选高质量发展的意见》（国家能源局于2025年10月11日发布）
国家能源局10月印发，核心是推动煤炭洗选环节智能化、绿色化升级。要求新建选煤厂按智能化标准建设，现有厂房需在2026年底前完成改造；同时推广干法选煤技术解决缺水地区洗煤难题，并推动煤矸石等废弃物资源化利用。政策推动煤炭从“粗加工”转向“高附加值产品”，煤企需加快设备改造，例如引入智能检测系统提升分选效率，否则将面临落后产能淘汰风险。
4.《关于加强组织管理 进一步推进电力安全生产标准化建设工作的通知》（国家能源局综合司于2025年10月21日发布）
强调电力安全生产标准化的落地执行，要求企业完善安全生产流程，强化设备全生命周期管理与人员安全培训。对储能电站、变电站等关键设施，需建立标准化的安全检查与隐患整改机制，该通知为企业安全生产划定了刚性标准，助力减少因操作不规范引发的安全事故。
5.《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》（2025年10月28日发布）
明确提出“加快建设新型能源体系，持续提高新能源供给比重，推进化石能源安全可靠有序替代，着力构建新型电力系统，建设能源强国”。
综合司副司长张星在10月31日新闻发布会上确认：“十五五期间将成为实现2035年风光总装机36亿千瓦目标的关键攻坚期，未来十年平均每年需新增约2亿千瓦风光装机”。
今年9月24日，习近平主席在联合国气候变化峰会上宣布我国新一轮自主贡献目标，明确2035年全国风电、太阳能发电总装机容量要达到2020年的6倍以上、力争达到36亿千瓦以上。截至今年9月底，我国风电、太阳能发电总装机已经突破17亿千瓦，实现2035年自主贡献目标，未来10年每年还需新增2亿千瓦左右风光装机。
6.《关于调整风力发电等增值税政策的公告》（财政部、海关总署、税务总局联合发布，2025年11月1日起施行）
自2025年11月1日起，废止陆上风电增值税即征即退50%的优惠政策；保留海上风电增值税即征即退50%政策，执行期延长至2027年底。
此举标志着陆上风电技术已成熟、成本具备市场竞争力，政策支持重心转向技术难度更高、投资成本更大的海上风电领域，引导行业资源向深远海风电等高质量发展方向集聚，与风电行业“价值竞争”转型趋势形成呼应。
7.《关于推进煤炭与新能源融合发展的指导意见》（国家能源局于2025年11月7日发布）
为煤企转型指明方向。推动煤炭企业从单一采煤向“煤炭+新能源”综合能源运营商转型，比如利用矿区闲置土地建设光伏、风电项目，通过煤电兜底新能源波动性，实现能源互补。这为传统煤企提供了转型路径，例如山西、陕西等地煤企可结合自身矿区资源，布局分布式新能源项目，降低碳排放压力。
8.《关于进一步促进民间投资发展的若干措施》（国务院办公厅印发，2025年11月11日落地实施）
对核电、水电、跨省跨区直流输电通道、油气管道等国家审批重点项目，专项论证民间资本参与可行性，鼓励持股比例突破10%。其中，核电项目民资参股比例提升至10%—20%，部分项目最高可达20%；支持民营企业投资新能源、新型储能、虚拟电厂等新兴业态，鼓励民营新能源企业通过绿电直连模式向用户直接供电。
进一步打破能源领域“玻璃门”“弹簧门”，拓宽民间资本参与渠道，为新能源项目、储能设施、油气基础设施等提供更多资金支持，助力能源产业规模化发展。
9.《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国家能源局于2025年11月12日印发）
核心是推动新能源与电网、储能、传统能源的协同发展。鼓励新能源项目与储能设施配套建设，同时支持新能源参与电力现货、辅助服务市场。企业可借此机遇布局“新能源+储能”一体化项目，通过参与辅助服务市场获取额外收益，例如储能设施可通过调峰调频获得补贴。
2025年11月11日，华能集团旗下北方联合电力乌海热电厂因“5・6”一般物体打击事故被华北能源监管局罚款58万元，涉事分包单位特锐德雄安分公司同步被罚70万元。事故调查报告认定，乌海热电厂未严格履行安全生产主体责任，对分包单位的安全管理不到位；特锐德雄安分公司存在现场安全管理、监督检查不力等问题，违反《安全生产法》第四条规定。该案是能源行业外包项目安全责任追究的典型案例，暴露了“重业务外包、轻安全管控”的普遍风险。
对能源企业的警示与借鉴：一是落实总包单位主体责任，即便项目外包，总包方仍需履行安全监督、培训、检查等法定责任，可通过签订协议明确双方权责，定期开展分包单位安全资质审核；二是强化现场协同管控，对涉及高空作业、设备安装等高危环节，应派驻专职安全人员全程监督，避免“以包代管”；三是建立责任追溯机制，将分包项目安全绩效纳入考核，同时追究内部相关管理人员责任。
2025年10月，国家矿山安全监察局贵州局在检查中发现，某煤矿在未查明采空区、废弃老窑积水位置、范围及导水通道的情况下，违规组织掘进作业，导致中央水泵房被淹，构成重大事故隐患。依据《煤矿安全生产条例》相关规定，监管部门责令该矿停产整顿，并对企业及相关责任人实施经济处罚。同期，云南某煤矿因瓦斯治理措施落实流于形式、陕西某煤矿因风电闭锁失效仍违规生产，均被责令停产整顿并处罚款，三起案例被纳入国家矿山安全监察局第四批典型执法案例。
该案对涉及煤炭、煤电等传统能源业务的企业具有警示意义：一是坚守合规生产底线，水害、瓦斯等重大灾害防治是煤矿生产的强制性要求，企业需严格执行《煤矿重大事故隐患判定标准》；二是完善风险排查机制，建立定期排查+动态监测体系，对采空区积水、瓦斯浓度等关键指标实现实时监控，避免依赖经验判断；三是强化全员安全意识，事故暴露的“安全发展理念缺位”问题，需通过常态化培训、极端场景应急演练等方式解决，将安全责任落实到每个作业环节，建立安全责任清单，实现责任与绩效直接挂钩。
2025年9月，江苏某储能企业向欧洲出口的储能电池因碳足迹认证不符合欧盟《电池法规》要求，被海关扣留并面临退运风险，涉案货值超3000万元。经查，该企业未按欧盟最新要求完成全生命周期碳足迹核算，原材料开采阶段碳排放数据缺失，且未通过第三方机构验证，导致产品不符合进口国合规标准。随着2025年2月欧盟《电池法规》碳足迹声明强制要求生效，此类出口合规纠纷呈上升趋势。
该案为对有海外业务的能源企业具有实操借鉴价值：一是精准适配目标市场标准，欧盟《电池法规》要求2kWh以上储能电池需披露全生命周期碳足迹，且需通过LCDN认可的核算方法，企业需提前梳理目标市场合规要求；二是建立全链条数据管理，碳足迹核算需覆盖原材料开采、生产、运输等全环节，需与上游供应商签订数据提供协议，确保数据可追溯、可验证；三是提前布局认证流程，选择具备欧盟认可资质的第三方机构开展认证，预留3-6个月认证周期，避免因认证延误影响出货。此外，企业可将碳足迹优化纳入生产流程，通过绿电直供、节能改造等方式降低碳排放，既满足合规要求，又能获取出口溢价。
2025年11月11日，内蒙古自治区能源局发布公告，正式终止内蒙古民控新能源30万千瓦/180万千瓦时、内蒙古民泰新能源20万千瓦/120万千瓦时两个电网侧独立储能示范项目，同时收回相应储能建设指标。经查实，两家企业在未获得官方批准的情况下，私自与其他企业签订股份出卖及投资主体变更协议，通过变相转让项目开发权的方式倒卖储能建设指标，该行为严重违反了《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》等相关政策要求。
该案给储能行业项目开发敲响了合规警钟，实操借鉴价值显著：一是严守项目开发底线，企业需明确指标与项目主体绑定的政策红线，杜绝“倒卖路条”的投机行为；二是规范项目变更流程，若确需调整投资主体或股权结构，必须提前向能源主管部门提交申请，履行完整审批手续，避免通过私下协议规避监管；三是强化内部合规审核，储能项目开发前需梳理政策中关于主体资质、建设要求、权益转让的全流程规定，建立项目合规台账，避免因政策理解偏差触发违规风险。
2025年8月，明阳智能控股子公司明阳氢燃联合深圳能源开工建设全球首个30MW级纯氢燃气轮机氢储能示范工程。项目推进至10月时，双方因设备采购与技术验收标准产生纠纷。明阳氢燃认为深圳能源额外提出的氢纯度实时监测技术指标超出合同约定范围，属于新增技术要求，需追加设备采购费用；而深圳能源则主张该指标是保障机组安全运行的必要条件，属于合同隐含的安全义务，不应额外付费，双方协商无果后暂停部分工序推进。
该案是新能源新兴技术合作项目的典型纠纷，对技术创新类能源项目合作具有重要启示：一是细化技术条款约定，纯氢燃气轮机等新兴技术尚无统一行业标准，合作双方需在合同中明确核心技术参数、验收流程、指标调整机制，尤其要对“安全相关附加指标”作出清晰界定，避免后续争议；二是约定费用调整预案，针对技术迭代带来的指标优化需求，可设置“技术变更确认书”制度，明确新增要求的费用分摊比例、支付节点；三是引入第三方技术鉴证，对争议较大的技术问题，可提前在合同中约定具备资质的第三方机构进行技术评估，以专业结论作为争议解决依据，降低项目停工损失。
2025年9月，江苏某光伏组件企业与中东某光伏电站项目方签订1.2GW组件供货合同，约定12月前完成全部交付，且组件光电转换效率不低于23.5%。11月项目方抽样检测时，发现首批交付的200MW组件中部分产品转换效率仅为22.8%，不符合合同约定，随即提出更换组件并索赔工期延误损失。涉事企业辩称是上游硅片原材料批次差异导致，属于不可抗力，拒绝全额赔偿，双方陷入法律争议。
该案是光伏行业供应链常见的质量履约纠纷，对新能源企业供应链管理具有实操借鉴价值：一是严控供应链质量溯源，与上游原材料供应商签订质量连带责任协议，明确硅片等核心原料的参数标准与检测要求，建立每批次产品的质量溯源档案，避免因上游问题导致自身违约；二是约定灵活履约条款，针对原材料波动等行业常见问题，可在供货合同中设置“质量浮动区间”，约定轻微偏差的整改期限与费用承担方式，减少全额索赔风险；三是提前留存履约证据，供货前通过第三方机构对产品进行预检测，留存检测报告、物流凭证等资料，若出现争议可快速举证自身履约情况。
新能源参与现货/辅助服务市场的合规边界与收益保障路径
（一）前言:新能源市场化运营全面开展
2025年《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号）明确要求年底前基本实现现货市场全覆盖，新能源作为新型电力系统的核心电源，已从“保障性收购”全面转向“市场化竞争”。对拥有海量风光储装机的企业而言，这既是增量空间——例如2024年国电投湖北公司通过市场化交易实现新能源场站增收超700万元[1]，也是合规考验——现货市场偏差考核、辅助服务准入门槛、跨市场协同风险等痛点日益凸显。
当前新能源参与市场化的核心矛盾，已从“能否参与”转变为“如何合规参与并保障收益”。以某虚拟电厂项目为例，其聚合的分布式光伏及可调负荷取得运营牌照后，既需满足现货市场申报精度要求，又要符合辅助服务调频响应标准，还需衔接绿电碳资产交易规则，任何一个环节的合规疏漏都可能导致收益缩水甚至考核处罚。本文结合最新政策与实操案例，梳理项目合规边界与注意要点。
(二) 现货与辅助服务市场的核心合规要求
1. 现货市场：准入、申报、结算的全流程合规
（1）准入合规：新型主体的资格认定底线
根据《电力市场注册基本规则》，新能源场站及配套储能、虚拟电厂等主体参与现货市场，需满足三项基本要求：一是完成项目核准备案及并网调度协议签订；二是具备分时计量与数据传输能力，计量误差需≤0.5%；三是信用记录无重大瑕疵，曾因环保违规、调度指令执行不力被处罚的主体，需完成信用修复后方可注册。
其中需注意的是，配建储能若需独立参与交易，需单独办理法人登记并满足“独立计量、可控可调”的技术条件，项目作为独立储能，既享受发电侧收益又能获取储能服务收益。
（2）申报合规：曲线申报与数据披露的刚性要求
现货市场采用“日前+日内”申报机制，新能源场站需按要求提交96点发电曲线，偏差率直接与收益挂钩——浙江等试点省份对新能源日前申报偏差率的考核阈值已降至±5%，超阈值部分按现货价格的1.2-1.5倍结算。[2]山西虚拟电厂试点应用MA2PPO算法搭建的现货辅助决策系统显示，通过搭建现货辅助决策系统，整合历史发电数据、气象预测信息，可将投标偏差率降至3.8%[4]，远低于行业平均水平。
数据披露合规同样关键，根据国家及各省电力交易机构的市场运营规则，需按日披露发电预测、实际出力、储能充放电数据，否则将面临经济处罚、收益扣减、暂停交易资格乃至计入不良信用记录等后果。
（3）结算合规：偏差考核与中长期合约的衔接
现货市场实行“日清月结”，偏差考核遵循“超发降价、欠发补价”原则。根据《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），各地需完善中长期交易机制，以帮助新能源企业锁定基础收益、管理市场风险，因此，企业可以采取一种组合策略：通过签订中长期合约来锁定基础价格，以规避大的市场波动风险；同时，在现货市场上进行灵活操作，以调整实际需求与合约之间的偏差。
跨省现货交易需额外满足“省间交易限额”要求，根据《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2025〕394号），2025年底前省间现货市场要实现发电企业参与，促进资源大范围优化配置。然而，该限额由输电通道物理容量、市场化交易计划及行政调控动态决定，因此，发电企业能否在跨省市场实现更高收益，不仅取决于电价差，更取决于其对通道限额的预测、获取及避险能力。
2. 辅助服务市场：品类适配与服务质量的合规底线
（1）准入分级：不同服务品类的资质门槛
辅助服务市场按“调频、备用、惯量响应”等品类设置差异化准入标准，相关实践已在不同区域市场得到验证：
在辅助服务市场中，各品类的技术准入门槛已高度细化。调频服务需严格遵循GB/T36547-2024等国家标准，其核心考核指标是响应速度，例如要求响应滞后时间不超过1秒，调节时间不超过4秒。以湖南电力辅助服务市场的实践为例，独立运营的新型储能电站通过对AGC系统进行针对性升级，成功将一次调频响应速度提升至远超上述标准的水平，从而具备了参与资格，并能据此获得最高达1000元每兆瓦时的大扰动专项补偿。[4]
备用服务的关键在于证明资源具备快速、可靠的可调度能力，即“随时启停”。对于光伏电站而言，解决其出力间歇性、满足此项要求的主流技术路径是配置储能系统。目前，国内多个重点市场的规则均明确，配套储能的额定放电时长需达到4小时或以上。
随着新能源占比提升，惯量响应成为关乎电网稳定性的新兴服务品类。2024年颁布的新国家标准已对其提出了明确的性能要求，例如响应时间需在1秒以内。相应地，湖南等先行试点地区已率先将转动惯量纳入补偿机制，当前主要对水电、火电及同步调相机等传统惯量提供主体给予补偿。
（2）服务质量：量化指标与履约考核
辅助服务采用“质量打分+按质付费”机制，以调频服务为例，考核指标包括响应速度、调节精度、持续时长，得分低于80分将扣减50%服务费用。其中，最具代表性的优化路径是发展 “风光储联合调频” 。该模式通过配置储能系统，利用其毫秒级的快速响应能力，有效平抑风电、光伏出力的天然波动，从而将调频综合性能得分稳定提升至90分以上。性能的显著优化可直接转化为经济收益，使该组合获得约15%的服务费用溢价。
履约合规方面，服务商需确保年度可用率≥90%，例如聚合可调负荷的虚拟电厂可通过科学轮换等机制提升整体可用率，避免履约处罚。
（3）结算隔离：避免跨市场重复结算
新能源主体同时参与现货与辅助服务市场时，需明确电量边界，禁止“同一电量重复获取收益”。根据《电力辅助服务市场基本规则》，当发电资源为提供调频、备用等辅助服务而改变其发电计划时，因此产生的电能量偏差部分，必须严格按照电能量市场的现货价格进行单独结算，从机制上避免重复获利。
3. 跨市场协同：现货与辅助服务的合规衔接
（1）时间维度：避免服务重叠
现货市场的实时出力与辅助服务的调节出力不得冲突，例如参与调频服务的储能，在现货高电价时段需优先满足现货发电需求时，需提前1小时向调度机构申请退出调频服务。能源数字化技术服务商研发的“多市场协同决策系统”可自动预判电价走势，实现服务切换的提前报备。
（2）数据维度：统一计量与溯源
现货与辅助服务共用一套计量系统，数据需具备可溯源性，电力计量技术服务机构在新能源多市场参与项目中采用“双端计量+区块链存证”技术，确保发电、调频、备用等数据可交叉验证，通过能源局计量合规验收。
(三) 收益保障：从“单一发电”到“多元增值”的路径设计
1. 现货市场：精准套利与风险对冲
（1）曲线套利：捕捉价差机会
现货市场中的套利机会，根源于电力实时供需的剧烈波动与新能源出力特性之间的结构性错配。以山东等光伏高渗透率地区为例，午间光伏发电高峰期常出现供给过剩，导致电价大幅下跌甚至归零，形成显著的“日内低谷”；而傍晚负荷高峰时段，光伏出力消退，电价急剧攀升，形成“日内高峰”，企业可通过分析历史数据，预判日内10-14时为电价峰值，提前增加光伏出力；针对日前预测偏差，利用储能在实时市场高电价时放电补能。
（2）跨省交易：拓展收益空间
利用不同区域的电价差异开展跨省套利，例如通过参与“西电东送”现货交易，将西北低价风电输送至华东高价市场，甘肃储能现货市场利用价差、辅助服务和容量电价形成多维收入体系现货市场价差，2025年收益达0.27元/千瓦时[5]。需注意提前办理跨省交易备案，遵守目标省份的环保、碳足迹要求。
（3）风险对冲：采用中长期合约
为应对现货市场价格的剧烈波动风险，发电企业普遍采用通过中长期合约锁定大部分电量的基准价格，仅将少部分电量投入现货市场以博取价格弹性。这一模式兼具风险管控与收益探索的双重目的。从政策层面看，推动高比例中长期签约已成为防范市场风险的关键举措。例如，湖北省明确要求存量集中式新能源项目将约60% 的电量纳入中长期交易。此项政策的必要性在于现货市场本身的高波动性，例如2025年6月江苏现货市场电价波动相比5月环比降幅达22%，与2024年6月相比，同比降幅达24%[6]，而高比例的中长期合约签约是锁定基础收益、对冲现货价格剧烈波动的关键手段。
2. 辅助服务市场：多品类组合与价值提升
（1）“主辅联动”策略
该策略旨在解决风电场、光伏电站因其出力间歇性与不可控性，难以独立满足调频等辅助服务对速度与可靠性严苛要求的问题。例如，一个“光伏+储能”电站可以安排光伏出力保障基础电量收益，同时释放配套储能的快速调节能力，独立参与一次调频等高价值辅助服务市场，从而形成收益叠加。
（2）“多品类打包”投标
针对电网对综合调节能力的需求，打包提供“调频+备用+惯量响应”组合服务，获得组合溢价。例如，在山西等辅助服务市场较为成熟的地区，具备快速调节能力的独立储能电站，其商业模型正从单一调频向提供多重服务、获取综合收益演进，以满足电网日益综合化的采购需求。
（3）虚拟电厂聚合增值
聚合分布式电源、储能、可调负荷等资源因单体规模小、分布散、直接市场准入难而难以参与市场，虚拟电厂可通过数字化平台聚合这些资源，参与辅助服务市场获取规模收益。例如，国网济南供电公司居民V2G虚拟电厂项目，聚合调节能力7.86兆瓦，预计参与居民用户可获得0.46元/千瓦时的放电收益。[7]
3. 绿电与碳资产协同：叠加收益维度
（1）绿电溢价捕获
现货市场中绿电交易价格较常规电力高0.03-0.05元/千瓦时，华电重庆新能源红电光伏项目2025年1月绿电结算电价较重庆市燃煤基准电价高出124.85元/兆瓦时，溢价率达31.5%。[8]需注意绿电交易需与现货交易衔接，确保绿色属性不重复认证。
（2）绿证与碳配额联动
新能源发电量可同步申请绿证，绿电交易电量对应的碳减排量可纳入碳市场交易。东营市河口区数智碳谷平台在碳配额、绿电绿证等四个领域完成7笔交易，实现碳资产交易额突破7000万元。[9]
（3）创新碳金融工具
通过“配额跨期质押融资+碳保险”模式，降低融资成本，实现碳资产的流动性增值，例如农行上海市分行联合上海环交所成功落地上海市首笔碳价格指数估值型碳排放权质押贷款1亿元。[10]
4. 技术赋能：提升收益的核心支撑
（1）预测技术：降低偏差损失
采用“数值天气预报+AI修正”模型，如甘肃省干旱所研发的光伏功率预测系统，光伏短期预测平均准确率达到93.8%以上。[11]
（2）调度技术：实现多市场最优解
研发“现货-辅助服务-碳市场”多目标优化调度系统，自动计算不同市场的收益最优解，中山市属国企“虚拟电厂+能碳协同”模式，通过虚拟电厂平台接入分布式资源163兆瓦，实现现货交易、需求响应等全品类交易闭环。
（3）计量技术：确保收益精准核算
部署高精度计量装置与数据采集系统，确保发电、辅助服务等数据准确无误，为新能源场站项目减少计量偏差导致的收益损失。根据《电力市场计量结算基本规则》（发改能源规〔2025〕976号文），用于电力市场结算的计量装置必须符合国家标准，并经由计量检测机构检定合格后方可投入使用，其误差精度需满足相关技术规范的要求，高精度计量装置可有效减少计量偏差导致的收益损失。
(四) 风险防控：市场化进程中的合规保障体系
1. 市场风险：建立动态监测机制
实时跟踪现货电价、辅助服务价格波动，设置收益预警线，当现货电价低于成本价一定比例时，启动储能放电止损。以新疆为例，国家能源局新疆监管办公室近期正式批复了《新疆电力现货市场风险防控预案》，其中明确要求市场运营机构必须强化市场风险识别与预警能力。
2. 合规风险：搭建全流程审核体系
设立“交易前审核、交易中监控、交易后复盘”的全程合规与风险管控机制，针对政策变动风险，成立市场政策研究专班，提前解读现货市场正式运行规则，同时为应对电力交易合规要求多、人工审核效率低的问题，可考虑引入数字化机制。例如国网江苏电力“企业大脑”智能合规引擎，汇集电网各专业规章制度、生产经营管理数据、项目全过程资料等企业管理全口径数据，建立了知识库、规则库和规则引擎，通过对项目文档关键信息的智能提取和规则匹配，实现合规规则的自动化执行校验，在电力交易等领域实现审核效率整体提升60%，合规监管范围扩展80%，管理成本削减40%。[12]
3. 技术风险：强化系统安全与校验
现货交易技术支持系统必须通过严格的第三方独立校验，这是其接入市场、具备结算资质的前置合规条件。例如，国网湖南电力现货市场技术支持系统由未参与湖南电力市场规则编制、技术支持系统建设的第三方机构全面校验，具备启动结算试运行的技术条件后，湖南电力现货市场建设工作便持续推进。[13]
（五）结语
合规筑基，收益增效，构建市场化核心竞争力
电力市场化改革深化背景下，新能源的竞争已从装机规模转向合规能力、收益水平的综合比拼。上述实操案例证明，通过明确现货与辅助服务市场的合规边界，采用精确的数据预测进行申报，组合提供多种辅助服务，并协同利用电能量与辅助服务市场，同时以有效的技术手段管理风险，可实现新能源市场化收益的稳步提升。
对于主要的电力开发企业来说，可以考虑未来的发展重点：一是规模化聚合分布式光伏、分散式风电、用户侧储能等资源，形成可交易规模集群，强化电力市场议价权与并网消纳能力；二是深度融合大数据、AI技术，优化交易策略与全链条运营管控，挖掘现货价差、辅助服务等增值收益空间。
本文引注：
[1]http://www.spic.com.cn/xtdt1/202412/t20241211_324599.html
[2]https://guangfu.bjx.com.cn/news/20241231/1420240.shtml
[3]https://news.qq.com/rain/a/20250718A02R5800?suid=&media_id=
[4]https://m.yunnan.cn/system/2024/09/17/033232883.shtml
[5]http://m.solarzoom.com/article-197025-1.html
[6]http://www.inengyuan.com/juececankao/14603.html#comments
[7]https://www.cpnn.com.cn/qiye/yzfw/202511/t20251106_1844205.html
[8]http://cq.people.com.cn/BIG5/n2/2025/0228/c365412-41150086.html
[9]https://sdxw.iqilu.com/share/YS0yMS0xNjYzNzM4MQ.html
[10]https://jrj.sh.gov.cn/YX180/20250901/890fe4d479454dbbb1fe1c960dc5b9cc.html
[11]http://gs.cma.gov.cn/qxxw/gzdt/202504/t20250427_7030210.html
[12]http://js.xinhuanet.com/20251118/7232d74b17d34c82a90c5e640b183675/c.html
[13]https://hunb.nea.gov.cn/dtyw/jgdt/202506/t20250610_282610.html
本文作者
刘春华律师
北京市东卫律师事务所合伙人，深耕企业法律服务十八年，具有深厚的理论素养和丰富的法律实务经验，专注于大中型国有企业及民营企业法律顾问服务、企业投融资、股权并购等专项法律服务以及商事诉讼服务领域，主要客户集中于能源、金融、环保及科技创新等行业。因刘律师在国有企业法律服务中的优异表现被列入国家电投领导力学院专家库。刘律师先后为北京市律师协会公司法、能源自然资源与环境保护法律专业委员会委员，被聘为中国智慧工程研究会优秀和杰出人才发展委员会执行委员。刘律师在执业过程中热心公益，关注妇女儿童权益保护，曾被授予北京市三八红旗手荣誉称号。
孙钰涵律师
中国政法大学法学本硕，专注企业投融资、并购重组、国资合规与改革、新能源领域资本运作。执业期间主导/参与境内外大型投资并购、国企混改、IPO及多元化融资（REITs/定增/债转股）项目。擅长处理新能源环保项目全生命周期合规管理、交易架构设计及全面风险评估，覆盖风电、光伏、储能、环保技术产业化等细分领域，提供尽调-交易架构设计-风控闭环全流程服务，以及为央国企、大型企业提供合规架构设计、防范资金资产流失/违规处置及重大决策风险管理服务，助力企业在复杂多变的市场环境中稳健发展。
