新能源交易与电力市场发展

风电市场：2024年新增装机7982万千瓦，累计装机5.21亿千瓦，陆上风电占主导（新增7579万千瓦，同比增长9%），海上风电下降36%（新增404万千瓦），三北地区新增占比76%。风电发电量占全社会用电量10.1%。
光伏市场：2024年新增装机2.78亿千瓦，累计装机8.86亿千瓦，发电量占全社会用电量8.5%。2025年一季度新增5971万千瓦，发电量同比增长44%。
新型储能市场：2024年底累计装机7376万千瓦/1.68亿千瓦时，首次超过抽水蓄能（4379万千瓦/10980万千瓦时），装机和能量规模均超历年，4小时及以上占比15.4%，2-4小时71.2%，不足2小时13.4%。

全国统一电力市场体系：国家发改委批复北京、广州2家国家级交易中心，33家省级交易中心。北京电力交易中心负责国网经营区统一市场及跨省跨区交易，下设多个部门分管区域市场。
电力市场体系：包括电能量市场（中长期、现货）、辅助服务市场、容量市场和输电权市场。
交易组织方式：双边交易、挂牌交易、集中竞价或集中撮合。
交易结算：
- 省间交易：物理电量按实际计量结算，区域交易按实际电量收输配电费；现货交易由调度机构提供信息，交易中心出具结算依据，电网企业结算。责任偏差按责任方结算或合同约定，波动偏差由电网公司协商结算。
- 省内交易：物理电量按实际上网/用电量结算，合同电量按交易合同结算，偏差电量按省规则执行电价。解耦结算和照付不议偏差结算为典型模式。
绿电交易：包括绿色电力证书（绿证）交易和绿色电力交易，绿电价格=电能量价格+绿证价格，合同电量、上网电量、用电量“三取小”，环境价值偏差需支付违约补偿。

新能源全面入市136号文（发改价格〔2025〕136号）：
- 核心内容：新能源上网电量原则上全部入市，电价通过市场交易形成，建立可持续发展价格结算机制。
- 结算机制：市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业差价结算，费用纳入系统运行费分摊。
- 竞价规则：增量项目按价格排序边际出清，上限暂用燃煤基准价，下限按最先进电站成本折算。分布式项目未参与竞价视为不参与机制。
- 存量项目：电量规模与现有保量规模衔接，机制电价不高于煤电基准价，执行期限一般为全生命周期或投产满20年。
- 退出机制：项目可自愿退出，退出后不可再进入机制，不再享受机制电价政策。
- 政策协同：纳入机制电量不重复获绿证收益，不得不合理分摊费用，不强制配储，价补分离。
新型储能参与电力市场475号文（发改办运行〔2022〕475号）：
- 参与市场：鼓励独立储能参与中长期和现货市场，签订峰谷合约，发挥移峰填谷作用。
- 费用减免：向电网送电的充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
- 注册规则：明确以独立市场主体身份注册。