经营分析☆ ◇000537 绿发电力 更新日期：2026-05-02◇ 通达信沪深京F10
★本栏包括【1.主营业务】【2.主营构成分析】【3.前5名客户营业收入表】【4.前5名供应商采购表】
【5.经营情况评述】
【1.主营业务】
风能、太阳能投资、开发、运营
【2.主营构成分析】
截止日期:2025-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
新能源发电(行业) 47.93亿 97.96 22.19亿 96.27 46.29
其他(行业) 9484.44万 1.94 --- --- ---
经营租赁(行业) 499.46万 0.10 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
电力(产品) 47.93亿 97.96 22.19亿 96.27 46.29
其他(产品) 9484.44万 1.94 --- --- ---
不动产出租(产品) 499.46万 0.10 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
西北(地区) 32.81亿 67.05 15.61亿 67.75 47.60
华东(地区) 8.21亿 16.78 4.56亿 19.77 55.49
华北(地区) 5.79亿 11.84 2.36亿 10.25 40.79
东北(地区) 2.12亿 4.33 5209.54万 2.26 24.61
华南(地区) 49.43万 0.01 -60.00万 -0.03 -121.38
─────────────────────────────────────────────────
售电合同收入(业务) 47.93亿 97.96 22.19亿 96.27 46.29
其他收入(业务) 9983.90万 2.04 8591.68万 3.73 86.06
─────────────────────────────────────────────────
国有企业(其他) 48.35亿 98.82 22.77亿 98.81 47.10
民营企业(其他) 5791.75万 1.18 2736.59万 1.19 47.25
─────────────────────────────────────────────────
直销模式(销售模式) 48.93亿 100.00 23.05亿 100.00 47.10
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2025-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
新能源发电(行业) 23.15亿 99.22 13.16亿 98.85 56.82
其他(行业) 1289.81万 0.55 --- --- ---
经营租赁(行业) 526.79万 0.23 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
电力(产品) 23.15亿 99.22 13.16亿 98.85 56.82
其他(产品) 1289.81万 0.55 --- --- ---
租赁(产品) 526.79万 0.23 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
西北(地区) 14.82亿 63.53 8.79亿 66.02 59.27
华东(地区) 4.23亿 18.11 2.64亿 19.80 62.34
华北(地区) 3.06亿 13.11 1.45亿 10.91 47.44
东北(地区) 1.22亿 5.24 4383.56万 3.29 35.89
华南(地区) 24.08万 0.01 -30.11万 -0.02 -125.04
─────────────────────────────────────────────────
售电合同收入(业务) 23.15亿 99.22 13.16亿 98.85 56.82
其他收入(业务) 1816.60万 0.78 1526.60万 1.15 84.04
─────────────────────────────────────────────────
国有企业(其他) 23.28亿 99.78 13.26亿 99.61 56.94
民营企业(其他) 444.67万 0.19 442.14万 0.33 99.43
其他(其他) 75.61万 0.03 70.96万 0.05 93.86
─────────────────────────────────────────────────
国家电网(销售模式) 21.49亿 92.11 12.26亿 92.13 57.04
内蒙电力(销售模式) 1.67亿 7.15 9956.23万 7.48 59.68
其他(销售模式) 1725.44万 0.74 517.71万 0.39 30.00
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-12-31
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
新能源发电(行业) 38.01亿 98.98 20.72亿 98.63 54.51
其他(行业) 3274.10万 0.85 --- --- ---
经营租赁(行业) 639.23万 0.17 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
电力(产品) 38.01亿 98.98 20.72亿 98.63 54.51
其他(产品) 3274.10万 0.85 --- --- ---
不动产出租(产品) 639.23万 0.17 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
西北(地区) 22.43亿 58.42 13.07亿 62.20 58.26
华东(地区) 8.21亿 21.39 4.61亿 21.93 56.08
华北(地区) 5.18亿 13.49 2.13亿 10.12 41.04
东北(地区) 2.57亿 6.69 1.22亿 5.80 47.44
华南(地区) 36.81万 0.01 -117.65万 -0.06 -319.62
─────────────────────────────────────────────────
售电合同收入(业务) 38.01亿 98.98 20.72亿 98.63 54.51
其他收入(业务) 3913.33万 1.02 2881.93万 1.37 73.64
─────────────────────────────────────────────────
国有企业(其他) 38.30亿 99.73 20.94亿 99.66 54.67
民营企业(其他) 905.29万 0.24 622.27万 0.30 68.74
其他(其他) 120.97万 0.03 102.20万 0.05 84.49
─────────────────────────────────────────────────
国家电网(销售模式) 35.17亿 91.58 19.82亿 94.32 56.35
内蒙电力(销售模式) 2.71亿 7.06 8289.43万 3.95 30.58
其他(销售模式) 5236.85万 1.36 3636.30万 1.73 69.44
─────────────────────────────────────────────────
截止日期:2024-06-30
项目名 营业收入(元) 收入比例(%) 营业利润(元) 利润比例(%) 毛利率(%)
─────────────────────────────────────────────────
新能源发电(行业) 17.90亿 99.17 10.26亿 99.11 57.32
其他(行业) 1279.08万 0.71 --- --- ---
经营租赁(行业) 213.79万 0.12 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
电力(产品) 17.90亿 99.17 10.26亿 99.11 57.32
其他(产品) 1279.08万 0.71 --- --- ---
租赁(产品) 213.79万 0.12 --- --- ---
─────────────────────────────────────────────────
西北(地区) 10.16亿 56.28 6.12亿 58.51 60.30
华东(地区) 4.58亿 25.40 2.92亿 27.85 63.60
华北(地区) 2.30亿 12.73 8819.74万 8.43 38.39
东北(地区) 1.09亿 6.06 5517.59万 5.27 50.47
华南(地区) 16.51万 0.01 -61.94万 -0.06 -375.10
─────────────────────────────────────────────────
国有企业(其他) 18.01亿 99.78 10.31亿 99.62 57.27
民营企业(其他) 369.59万 0.20 366.49万 0.35 99.16
其他(其他) 25.73万 0.01 21.78万 0.02 84.63
─────────────────────────────────────────────────
国家电网(销售模式) 16.58亿 91.89 9.90亿 95.61 59.68
内蒙电力(销售模式) 1.28亿 7.07 3604.54万 3.48 28.27
其他(销售模式) 1893.32万 1.05 942.61万 0.91 49.79
─────────────────────────────────────────────────
【3.前5名客户营业收入表】
截止日期:2025-12-31
前5大客户共销售48.12亿元，占营业收入的98.34%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│客户名称 │ 营收额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│国家电网有限公司 │ 447665.52│ 91.49│
│内蒙古电力（集团）有限责任公司 │ 30424.01│ 6.22│
│中广核青海冷湖风力发电有限公司 │ 1336.71│ 0.27│
│山东海右石化集团有限公司 │ 897.90│ 0.18│
│深圳兆恒售电有限公司 │ 828.72│ 0.17│
│合计 │ 481152.87│ 98.34│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【4.前5名供应商采购表】
截止日期:2025-12-31
前5大供应商共采购138.33亿元，占总采购额的78.40%
┌───────────────────────┬───────────┬───────────┐
│供应商名称 │ 采购额(万元)│ 占比(%)│
├───────────────────────┼───────────┼───────────┤
│中国电力建设集团有限公司 │ 628051.75│ 35.60│
│中国建筑股份有限公司 │ 508316.34│ 28.81│
│天合光能股份有限公司 │ 99118.69│ 5.62│
│国电南瑞南京控制系统有限公司 │ 86978.96│ 4.93│
│晶澳太阳能科技股份有限公司 │ 60784.49│ 3.45│
│合计 │ 1383250.22│ 78.40│
└───────────────────────┴───────────┴───────────┘
【5.经营情况评述】
截止日期:2025-12-31
●发展回顾:
一、报告期内公司从事的主要业务
1.报告期内公司所从事的主要业务
报告期内，公司主营业务为风能、太阳能投资、开发、运营。当前公司主要产品为电力。
2.报告期内公司的经营模式
经营模式涉及前期开发、采购建设、生产运营、销售和盈利五个方面：
（1）前期开发模式
公司项目前期开发模式主要包括自主开发、合作开发及收并购等。其中，各区域项目公司作为实施主体
，负责项目的资源获取及评估等前期工作；公司负责项目的立项审核和风险控制等。
（2）采购和建设模式
①采购模式
项目通过决策批复后，可开展采购流程。公司采购工程、货物和服务的采购活动，采用的采购方式包括
以公开和邀请方式进行的招标、谈判采购、询比采购以及竞价采购、直接采购等，其中，公开招标、公开询
比为主要采购方式。
②建设模式
签订合同后进入工程建设阶段。工程建设分为工程总承包建设和分标段承包建设。建设主要流程包括：
工程设计、工程开工报审、工程施工、工程验收（包含分部、分项、单位工程验收、分阶段质检验收、电网
验收、启动试运行验收）、向电网公司提交项目相关资料、启动试运行、项目竣工验收。各项目单位将与电
网公司签署购售电协议及并网调度协议，并按照相关要求按时办理电力业务许可证。
（3）生产运营模式
公司的生产运营模式主要是通过风力发电机组将风能转化为电能，通过光伏发电机组将太阳能转化为电
能。上述转化的电能经场站内的集电线路、变电设备和升压装置外送至电网。公司下属项目公司设立运营部
门对项目进行运营监控和日常维护，从而确保发电设备的安全稳定地运行。
（4）销售模式
公司依照国家政策和项目核准时的并网承诺，在项目建设及运营过程中，项目公司与电网公司签署购售
电协议，将所发电量并入指定的并网点，实现电量交割。随着新一轮电力市场改革的不断深入，各地区电力
销售模式陆续市场化、并逐步完善，销售模式也存在差异。报告期内，电量销售模式主要是通过电力市场化
交易及机制电价结算来实现，其他如，特高压配套电源通过外送模式销售，工商业光伏通过直接被用户消纳
形成销售。
电能销售模式为由电网公司物理交割，市场化交易按中长期交易与现货交易进行电量电价结算，电价由
市场形成，根据政策进行机制电价差价结算。报告期内，公司参与市场化交易的省区有新疆、青海、甘肃、
内蒙古、宁夏、陕西、河北、辽宁、吉林、江苏、山东等。
根据2025年2月9日国家发展改革委和国家能源局联合印发的《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），新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，
且在交易市场外建立差价结算机制，采用“多退少补”可持续发展价格结算机制衔接原保障性收购政策，稳
定电价预期。
（5）盈利模式
公司的盈利模式主要为市场化交易及机制电量（电价）的电费收入，扣除生产经营的各项成本费用后获
得利润，其中收入根据市场化交易、以及机制电量电价的收入计算得出。
3.主要生产经营信息
2025年，公司含税含补贴电价为0.2783元/千瓦时，较2024年的0.4125元/千瓦时同比降幅较大，主要系
电力市场化改革纵深推进、行业竞争格局变化及政策规则迭代等外部环境变革共同作用所致，具体原因说明
如下：
随着全国统一电力市场建设进入深水区，国家密集出台政策推动新能源上网电量全面进入电力市场，通
过市场交易形成电价，行业内电价下行已成为共性趋势。结合公司经营区域来看，新疆、青海、甘肃、内蒙
古等核心经营区为新能源资源富集区域，2025年新能源装机规模持续扩容，区域内新能源发电量大幅增长，
市场供给呈现阶段性宽松态势，进一步加剧了区域内电力交易竞争强度。同时，2025年公司经营涉及的新疆
、青海、江苏等多个省份，均按国家要求启动电力现货市场连续结算试运行，现货市场价格发现功能持续增
强，电价逐步向成本线靠拢，直接导致公司整体结算电价下行，收益空间进一步压缩。此外，全国新能源产
业规模化扩张，行业同质化竞争加剧，叠加部分区域外送通道瓶颈导致新能源消纳压力凸显，部分时段出现
低价甚至负电价现象，进一步拉低了公司整体电价水平。
4.报告期内装机规模情况
截至报告期末，公司建设运营装机规模3,223.8万千瓦，其中在运规模2,142.55万千瓦，在建规模1,081
.25万千瓦。
二、报告期内公司所处行业情况
1.行业形势
根据国家能源局公布数据，截至2025年底，全国累计发电装机容量38.9亿千瓦，同比增长16.1%。其中
，我国风电光伏新增装机超过4.3亿千瓦、累计装机规模达到18.4亿千瓦（太阳能发电装机容量12.0亿千瓦
；风电装机容量6.4亿千瓦），占全国发电总装机比重达47.3%。2025年，全国可再生能源发电量3.99万亿千
瓦时，同比增长15%，约占社会全部用电量10.37万亿千瓦时的38.5%，超过欧盟27国用电量之和。
电力供给侧方面，截至2025年底，全国规模以上工业发电量97,159亿千瓦时，比上年增长2.2%。其中，
规模以上工业火力发电量62,945亿千瓦时，比上年下降1.0%；水力发电13,144亿千瓦时，比上年增长2.8%；
核能发电4,812亿千瓦时，增长7.7%；风力发电10,531亿千瓦时，增长9.7%；太阳能发电5,726亿千瓦时，增
长24.4%。规模以上工业水电、核电、风电和太阳能发电等清洁能源发电34,213亿千瓦时，比上年增长8.8%
，占规模以上工业发电量比重为35.2%，比上年提高2.1个百分点。
电力需求侧方面，根据国家能源局公布数据，2025年全年，全社会用电量达到103,682亿千瓦时，同比
增长5.0%。年度用电量首次突破10万亿千瓦时。从全球维度看，中国一年的用电量相当于美国的两倍多，超
过欧盟、俄罗斯、印度、日本2024年用电量的总和。从历史维度看，10万亿千瓦时是我国2015年全年用电量
的约2倍。从分产业用电看，第一产业用电量1,494亿千瓦时，同比增长9.9%；第二产业用电量66,366亿千瓦
时，同比增长3.7%；第三产业用电量19,942亿千瓦时，同比增长8.2%。第二产业是用电主力，占全部用电量
的比重为64%。其中，高端制造业成为新的用电增长点，新能源汽车、风电设备制造用电量同比增速分别超
过20%和30%，反映出我国产业高端化、智能化、绿色化发展势头持续向好。
新型储能发展方面，党中央、国务院高度重视新型储能发展，党的二十届四中全会明确提出“大力发展
新型储能”。国家能源局深入贯彻落实党中央、国务院决策部署，统筹谋划、多措并举，推动新型储能发展
取得扎实成效，为构建新型能源体系和新型电力系统提供有力支撑。新型储能装机较2024年底增长84%。截
至2025年底，全国已建成投运新型储能装机规模达到1.36亿千瓦/3.51亿千瓦时，与“十三五”末相比增长
超40倍，实现跨越式发展。平均储能时长2.58小时，相较于2024年底增加0.30小时。
2.政策发布情况
（1）明确2025年能源监管四大核心要点，统筹安全保供与新能源并网消纳，深化电力市场数字化与绿
色交易监管。2025年1月10日，国家能源局发布《2025年能源监管工作要点》，主要内容包括：一是将能源
安全保供放在首位，明确提出完善监测预警会商联动机制，强化安全运行、市场交易、供电服务等环节监管
。二是强调了新能源并网消纳监管的重要性，加强对“沙戈荒”新能源基地建设进展情况的监管，推动项目
按期并网。三是要健全基础规则，推动绿色电力交易融入中长期交易。四是要加大市场监管力度，加快推进
能源监管信息系统建设，深化电力市场数字化监管应用。
（2）全面推进新能源上网电价市场化改革，确立可持续发展结算机制，对存量与增量项目实行分类施
策。2025年2月9日，国家发展改革委、国家能源局印发《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），政策要求坚持市场化方向，推动新能源上网电量全面进入
市场、上网电价由市场形成，配套建立可持续发展价格结算机制，区分存量和增量分类施策，促进行业持续
健康发展。主要内容有三个方面。一是推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全
部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，新能源参
与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分
存量和增量项目分类施策，存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价
方式确定。
（3）系统规划绿证市场高质量发展路径，聚焦交易规模提升、消费机制完善、价格体系构建及标准与
碳核算衔接。2025年3月18日，国家发展改革委、国家能源局等五部门发布《关于促进可再生能源绿色电力
证书市场高质量发展的意见》（发改能源〔2025〕262号），《意见》在提出2027年、2030年绿证市场建设
目标基础上，从市场供给、消费需求、交易机制、应用场景、绿证走出去等方面提出十七条可操作可落地的
具体措施。主要内容：一是提升绿色电力交易规模，健全绿证核销机制，推动绿证在更大范围内优化配置。
二是建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制，依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费
比例并使用绿证核算。三是健全绿证价格形成机制，加强绿证价格监测，研究建立绿证价格指数，引导绿证
价格在合理水平运行。四是加快绿证标准体系建设，编制绿色电力消费标准目录，推动绿证与重点行业企业
碳排放核算和重点产品碳足迹核算标准有效衔接。建立基于绿证的绿色电力消费核算机制，完善绿色电力消
费统计排名维度和层级。
（4）定调虚拟电厂发展原则与阶段目标，明确2027年及2030年全国虚拟电厂调节能力的具体建设规模
。2025年3月25日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能
源〔2025〕357号），政策结合虚拟电厂的发展阶段、在电力系统中的定位及自身特点，明确了虚拟电厂发
展的有关原则，并提出到2027年、2030年，全国虚拟电厂调节能力分别达到2000万千瓦以上、5000万千瓦以
上。
（5）细化多品类可再生能源发电项目的绿证核发与管理规则，为绿证市场的全面推行提供实操依据。2
025年3月31日，国家能源局发布《可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）》，主要内容为明确适用
于我国境内生产的风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源发电
项目电量对应绿证的核发及相关管理工作。
（6）提速电力现货市场建设，明确分阶段、分区域推进，力争2025年底前基本实现电力现货市场全覆
盖。2025年4月16日，国家发展改革委、国家能源局印发《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），政策核心内容围绕电力现货市场的全面覆盖和规范化运行展开。根据政策要
求，2025年底前我国将基本实现电力现货市场全覆盖，这一目标将通过分阶段、分区域的推进策略实现。
（7）重塑电力辅助服务市场基本规则，扩充新型主体，规范交易流程，理顺费用传导与市场衔接机制
。2025年4月29日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025
〕411号）。主要内容包括：一是扩充经营主体，明确储能企业、虚拟电厂、智能微电网及车网互动等新型
经营主体地位，引导其参与系统调节；二是规范品种设立，明确辅助服务交易品种需根据系统需求逐级报批
，并依序开展模拟、结算试运行及正式运行；三是完善费用传导，按照“谁受益、谁承担”的原则，结合现
货市场建设情况建立传导机制；四是理顺市场衔接，明确辅助服务与现货市场可独立出清，条件具备时推动
联合出清，并规范相关电能量费用的结算规则。
（8）规范并鼓励各类主体投资建设绿电直连项目，明确投资权益保障及自发自用电量比例要求，引导
就近消纳。2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《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）。主要内容包括：一是支持各类主体投资，明确鼓励包括民营企业在内的
经营主体（不含电网企业）参与绿电直连项目；二是拓宽投资方式，明确项目电源及直连专线可由用户、新
能源企业或合资公司等多主体投资建设；三是保障投资权益，要求非同一投资主体的电源和用户须签订多年
期协议，厘清产权、运维及结算等权责边界；四是设定消纳底线，要求新能源年自发自用电量不低于总发电
量的60%，且占总用电量比例从2025年的30%逐年提升至2030年的35%以上，引导就近就地消纳。
（9）“十五五”规划建议定调新型能源体系建设，强调提升新能源比重与构建新型电力系统，统筹推
进多能并举与煤电改造。2025年10月28日，中国共产党第二十届中央委员会第四次全体会议审议通过《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》，提出“优化能源骨干通道布局，加力建设新
型能源基础设施。”“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。坚持风光水核等多能并举，统筹就地消纳和外送，促进清洁能源
高质量发展。加强化石能源清洁高效利用，推进煤电改造升级和散煤替代。”
（10）规范集中式新能源发电企业的市场集中报价行为，明确适用范围、工作流程及权责义务，维护市
场秩序。2025年12月12日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于优化集中式新能源发电企业市场报价的
通知（试行）》（发改能源〔2025〕1476号），主要内容如下，一是明确适用于电力现货市场正式运行和连
续结算试运行地区电力中长期集中交易和现货交易。二是明确工作流程，参与集中报价的新能源发电企业，
应共同向电力交易机构提交书面申请，建立集中报价关联关系；变更、退出应向电力交易机构提出申请，原
则上3个月内只能申请退出1次。三是规范报价行为，新能源发电企业参与集中报价，不改变其独立市场地位
、调管关系、交易结算关系等。发电企业之间应明确各自权责义务，并对集中报价相关行为负责。
（11）多维发力破解新能源消纳难题，分类引导开发、创新消纳业态，并强化新型电力系统适配能力与
统一电力市场建设。2025年11月10日，国家发展改革委发布《关于促进新能源消纳和调控的指导意见》（发
改能源〔2025〕1360号）。主要内容包括：一是分类引导开发消纳，将新能源开发划分为“沙戈荒”基地、
水风光基地、海上风电、省内集中式及分布式5大类并明确分类施策要求；二是创新消纳模式与业态，推动
新能源与产业融合，重点支持源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网及接入增量配电网4类就近消纳新业
态发展；三是增强系统适配能力，统筹推进常规与新型调节能力建设，加快构建新型电力系统以破解消纳难
题；四是完善统一电力市场，聚焦提升市场对新能源发电特性的适应性，拓展多层次的新能源消纳市场化体
系。
（12）全面修订电力中长期市场规则，统筹基础规则体系衔接，推动交易周期向两端延伸以提升市场灵
活性与协同性。2025年12月26日，国家发展改革委发布《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕
1656号）。主要内容包括：一是兼顾当前与长远需求，纳入跨区跨省常态化与灵活互济交易机制，增加结算
参考点以适应现货市场，系统规范交易环节与风险防控，并前瞻性引入新型经营主体参与条款；二是统筹基
础规则体系衔接，合并原绿色电力交易专章内容至相关章节，并删减已在其他规则中明确的注册、披露等通
用条款，强化“1+6”体系统筹；三是推动交易周期向“长短”两端延伸，鼓励多年期交易以强化“压舱石
”作用，同时缩短交易周期、推动按日连续交易，提升市场灵活性并促进与现货市场的协同衔接。
（13）全方位推动新能源集成融合发展，聚焦多维度一体化开发、跨产业协同及多元化非电利用三大方
向出台举措。2025年10月31日，国家能源局印发《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》（国能发新能
〔2025〕93号），政策将新能源集成融合发展归纳为新能源多维度一体化开发、新能源与多产业协同发展、
新能源多元化非电利用三个方面，并分别提出政策举措。
（14）启动零碳园区建设工作，界定园区申报的四大基本条件，并从资金、服务及要素保障三方面提供
专项支持。2025年7月8日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合发布《关于开展零碳园区建
设的通知》（发改环资〔2025〕910号）。主要内容包括：一是明确四大基本条件，要求建设主体原则上为
省级及以上开发区，建设范围可为园区整体或边界清晰的“园中园”，需具备能耗与碳排放核算监测基础，
且近3年未发生重大安全环保等事故；二是强化资金保障，统筹现有渠道并鼓励地方资金支持、政策性银行
提供中长期信贷以及符合条件的企业发行专项债券；三是优化服务保障，支持多渠道引入外部专业力量，赋
能企业节能降碳改造及产品碳足迹认证；四是落实要素保障，创新零碳园区内投资项目的节能审查与碳排放
评价模式，加强新能源及供配电设施的用地用海保障。
（15）部署新型储能规模化建设专项行动，从应用场景、调用水平、技术创新、标准体系及市场机制五
大维度全面推进。2025年9月12日，国家发展改革委、国家能源局印发《新型储能规模化建设专项行动方案
（2025—2027年）》（发改能源〔2025〕1144号）。主要内容包括：一是拓展应用场景，推进电源侧、电网
侧储能应用并创新多场景模式；二是提升利用水平，推动调控方式创新，合理提升调用水平及调度适应能力
；三是引领创新融合，大力推动技术创新、实施产业创新工程并推广试点项目应用；四是加强标准体系建设
，加快制修订关键领域标准并持续推进国际标准化工作；五是完善市场机制，鼓励新型储能全面参与电能量
及辅助服务市场，加快推进价格机制建设。
（16）完善价格机制以促进新能源就近消纳，明确相关项目的市场主体地位、电量交易结算规则及防倒
送要求。2025年9月12日，国家发展改革委、国家能源局发布《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），政策提出，就近消纳项目作为发电企业时，与其他发电企业具有平
等市场地位，原则上作为统一整体参与电力市场。现货市场连续运行地区，就近消纳项目上网电量交易和价
格结算按照市场规则执行；现货市场未连续运行地区，由于缺乏灵敏的实时价格信号，因此要求就近消纳项
目原则上不向公共电网反向送电、不开展送电结算。同时，就近消纳项目新能源电量以自发自用为主，也不
宜纳入可持续发展价格结算机制。
（17）擘画光热发电规模化发展蓝图，确立2030年装机规模、成本控制、核心技术攻关及产业化发展的
具体目标。2025年12月15日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进光热发电规模化发展的若干意见
》（发改能源〔2025〕1645号），政策提出，到2030年，我国光热发电发展总装机规模力争达到1500万
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