1. 系统理解2025年四大核心政策（电价改革、绿电直连、现货市场、虚拟电厂）及绿证新规的内在关联与协同逻辑；

2. 精准判断自身所在市场主体（发电、电网、用户、服务商等）在新机制下的机遇与风险；

3. 掌握多项关键工具：增量项目IRR重测算方法、绿电PPA谈判要点、现货市场偏差考核应对策略、虚拟电厂商业模式设计框架；

4. 规避常见误区：如混淆“机制电量”与“保障收购”、误判绿证与绿电关系、忽视差价补偿资金来源等；

第一讲：政策重构与市场破局——核心政策（电价/绿电/现货）深度解码

一、新能源全面入市，收益风险重构

解读：《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）

1. 政策出台背景

1）装机过快vs消纳不足

2）电价机制失灵

3）电力系统转型需要

深度解读：这不是“打压新能源”，而是从政策驱动转向市场驱动的必然升级

2. 核心变革：三大颠覆性调整

1）从保量保价到全面入市

2）从收益确定到收益浮动

3）从政府兜底到风险自担

3. 分类施策：存量vs增量——你的项目受影响吗？

1）存量项目（2025年6月1日前并网）

——过渡保护：仍享部分“机制电量”

——机制电价托底：通常为当地煤电基准价

——差价结算：市场价<机制价→电网补差；市场价>机制价→电网回收超额收益

2）增量项目（2025年6月1日后并网）

——竞价入围：通过“边际出清”方式竞得机制电量资格

——机制电价=竞价结果（不得高于煤电基准价）

——执行期限有限：按投资回收期设定（通常9–15年），到期后完全市场化

讨论：测算某增量项目IRR，重点评估消纳条件与电价承受力

4. 新结算机制：“机制电价+差价补偿”——如何运作？

——差额费用纳入“系统运行费用”，由全体工商业用户承担。

双向调节：

1）市场低迷时→发电企业获补偿（稳收益）

2）市场高涨时→超额利润被回收（防暴利）

5. 对产业链各环节的影响

1）新能源开发商：投资决策更谨慎

2）光伏/风电设备商：需提供更高效率、更低LCOE的解决方案

3）售电公司：机会大增

4）工商业用户：可直接购买低价绿电

5）电网企业：从“统购统销”转向“平台运营者”

6. 配套政策协同

1）取消强制配储

2）绿电绿证分离

3）与现货市场衔接

二、绿电直连——打响隔墙售电第一枪

解读：《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）

1. 政策出台的背景与战略意图

1）国家“双碳”目标与新型电力系统建设需求

需求一：绿电消纳压力增大，需创新机制提升可再生能源利用率

需求二：支撑高比例新能源接入，构建源网荷储协同体系

2）当前绿电交易与直供存在的四大堵点

堵点一：电网接入受限

堵点二：交易机制不畅

堵点三：价格传导不透明

堵点四：企业绿电采购意愿强但路径不清晰

2. “绿电直连”的与现有模式的区别

——强调物理直供+绿电属性绑定

深度解读：澄清常见误解（如是否必须“物理隔离”、是否允许过网等）

3. 关键政策要点解析

要点一：准入条件

要点二：运行机制

要点三：电网角色与过网费机制

讨论：企业是否符合直连条件？

4. 对不同市场主体的影响

1）发电企业

2）电力用户（尤其工业用户）

3）电网公司

4）第三方服务商（售电公司、综合能源服务商）

5. 实施路径与地方试点动态

1）分阶段推进策略

——优先在新能源富集区、负荷中心开展试点

——鼓励“源网荷储一体化”项目打包申报

2）已知地方响应（截至2025年底）

——内蒙古、甘肃、宁夏等地出台配套细则

——广东、江苏探索园区级绿电直连模式

案例分析：内蒙某冶炼厂与风电场直连项目

三、电力市场向前进，电力现货2025全覆盖

解读：《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，简称“394号文”）

1. 政策目标与战略定位

1）背景动因：解决当前电力市场“省内割裂、省间壁垒”问题。

2）核心目标：2025年底前基本实现全国电力现货市场全覆盖

3）改革深水区标志：通过真实价格信号引导投资、调度与用电行为。

2. 时间表与路线图

案例：南方区域：2025年底前启动连续结算

案例：京津冀：启动模拟试运行

深度解读：设置硬性门槛：未通过第三方系统校验的地区，不得转入连续结算。

3. 市场主体角色重塑

1）发电企业：新能源全部入市，煤电从中长期保量转向现货博弈；

2）电网企业：退出“统购统销”，转为公平交易平台运营者

3）售电公司：可直接参与现货交易，但需承担偏差考核

4）用户（工商业）：年用电≥500万千瓦时需直接入市

5）储能/虚拟电厂：首次被明确为“核心调节资源”

讨论：对照自身企业角色，思考能力短板（数据分析、交易策略、AI调度等）

4. 价格机制与收益逻辑

1）电价波动加剧

2）盈利新模式

——储能：“低储高放”套利+调频/备用服务收益

——售电公司：基于精准预测为客户定制用电方案，赚取价差与服务溢价

——虚拟电厂：聚合分布式资源参与实时市场，获取需求响应收益

3）风险提示

——工商业用户需建立电价风险管理能力

——地方规则差异可能导致项目收益率不确定

5. 跨省协同与统一市场

1）省间现货市场扩容

——2025年底前，发电企业可参与省间购电

2）资源大循环

——云南水电、内蒙古风电可直供广东、江苏，实现“西电东送市场化升级”

3）辅助服务联动

——调峰、调频等与现货联合出清，费用由用户按用电量分摊

6. 政策过渡安排

1）中长期合同仍是“压舱石”

2）新能源缓冲期

3）强制技术门槛（第三方校验、系统稳定性、信息披露透明度）

第二讲：机制落地与能力升级——虚拟电厂+绿证的实战应用指南

一、剖析虚拟电厂与应用

解读：《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）

讨论：什么是虚拟电厂？——统一认知，破除误区

本质：资源整合+智能调度+市场交易能力，而非物理投资。

1. 三大核心特征

特征一：虚拟性

特征二：聚合性

特征三：市场主体性（可独立注册、报价、结算）

深度解读：对从业者提示：别再把它当成“微电网”或“综合能源项目”，它是电力市场的新型交易单元。

2. 发展目标与规模预期

关键判断：虚拟电厂不是“万亿级大风口”，而是精细化运营、高周转率的市场化服务赛道。

3. 四大功能定位

1）供给侧：聚合分布式光伏、风电

2）需求侧：组织工商业可调负荷

3）系统服务：提供调峰、调频、备用等辅助服务；

4）市场交易：作为独立主体参与电能量市场、辅助服务市场、需求响应市场。

4. 四大商业模式

1）电力市场交易收益

2）需求响应补偿

3）综合能源服务延伸

4）数据价值变现

角色扮演：分别扮演光伏业主、售电公司、工商业用户、储能企业等不同角色，进行角色业务讨论。

5. 准入与运行机制

市场主体身份：需按《电力市场注册基本规则》注册

1）接入的两大要求

要求一：参与需求响应→接入新型电力负荷管理系统

要求二：参与现货/辅助服务→接入调度自动化系统

2）资源唯一性：同一资源不能被多个VPP同时聚合，避免重复申报。

3）安全责任：VPP需纳入电力安全管理体系

二、绿电怎么发，怎么买，怎么用

解读：《可再生能源绿色电力证书核发和交易规则》

1. 绿证的“是什么”和“为什么”

1）绿证的本质（唯一凭证）

2）出台背景（政策驱动）

2. 规则的核心原则与流程

核心原则：统一核发、交易开放、市场竞争、信息透明、全程可溯

——核销绿证被购买并声明完成绿色电力消费后即被核销

实战沙盘：使用绿证申请清单表实战操作如何申请绿证。

3. 对行业各主体的影响

1）可再生能源发电企业

增加收益：绿证使可再生能源电力的环境价值得以变现，为发电企业提供新的收入来源，改善现金流和盈利能力

市场激励：价格由市场形成，激励企业提升运营效率，参与市场竞争

合规要求：需要完成建档立卡，确保核发数据的真实性和准确性

2）电力用户/工商业企业

满足消纳责任权重：企业可通过购买绿证或绿电，核算并完成国家规定的可再生能源电力消纳责任权重

应对“双碳”和能耗双控：绿证是企业证明绿色电力消费和减少碳排放的权威凭证，可用于节能目标考核和碳排放核算（推动与碳市场的衔接）

国际贸易要求：满足跨国企业供应链的绿色采购要求，提升产品在国际贸易中的绿色竞争力

3）电网和交易机构

职责增加：需配合做好绿证的核发数据支撑、交易组织、系统建设和运行管理等工作

数据衔接：确保绿证核发交易系统与电力交易系统、电网计量系统等的实时同步和数据准确性。

4）碳资产管理公司，绿证将成为新的业务增长点，可提供绿证采购策略、库存管理、国际认证转换等增值服务

4. 与电力市场、碳市场的协同

1）与电力市场

2）与碳市场

3）与国际标准对接

讨论：绿证是“统一定价商品”，还是“差异化环境资产”？哪些因素类型都将影响绿证价值？