近期，全球储能市场订单呈现爆发式增长，行业正迈入由全球能源转型驱动的“黄金发展期”。中国储能企业凭借产业链优势，在全球市场加速开拓，仅12月份以来，就有多家公司接连斩获大规模订单： 12月18日，中国中车（601766）公告，公司及下属企业于近期（主要为2025年9月至12月）签订了若干项重大合同，合计金额约533.1亿元。其中，风电设备和储能设备累计合同金额高达166.5亿元，占比超31%。 12月16日，天合光能（688599）公告，公司控股子公司江苏天合储能有限公司近日与北美区域的客户签订合计1.4GWh的储能产品销售合同，计划在2027年底前完成交付并网。 12月9日，东方日升（300118）宣布，公司近期与巴西工业领军企业WEG公司正式签署总容量达3GWh的储能系统战略合作协议。 12月5日，海辰储能宣布，公司与中车株洲电力机车研究所有限公司综合能源事业部（以下简称“中车株洲所综合能源事业部”）正式签署合作协议。根据协议内容，“十五五”时期（2026—2030年），海辰储能将向中车株洲所综合能源事业部供应累计不低于120GWh的储能产品，涵盖314Ah、∞Cell 587Ah、∞Cell 1175Ah等在内的系列储能电池产品。 12月5日，深圳库博能源股份有限公司（简称：库博能源）发布消息，近日，公司与罗马尼亚领先的能源创新型企业VoltLink Energy正式举行战略合作签约仪式，确立了规模达1GWh的战略合作关系。依托VoltLink Energy在国际市场的渠道与经验，库博能源将进一步拓展海外业务，重点聚焦欧美等高增长潜力市场，加速国际化进程。 此外，国际企业方面，12月10日，三星SDI宣布，其位于密歇根州的子公司三星SDI美国公司近期与一位美国客户签订协议，将自2027年起的三年内为对方的储能系统供应磷酸铁锂电池。这份合同的价值远超2万亿韩元（约合96亿元人民币）。 值得一提的是，12月18日，阳光电源（300274）发文称，近日，沙特7.8GWh储能项目全容量并网，一举创下多个“全球之最”，包括全球最快并网速度、全球最大并网储能项目、全球最大构网技术应用项目。 本轮储能订单爆发并非偶然，其背后有清晰的市场驱动力和政策逻辑支撑。其中，我国正在经历从“政策强制配储”到 “商业模式驱动” 的关键转型。 中金公司近日发布研报称，2025年下半年中国各省陆续出台容量电价政策，独立储能在“峰谷套利+容量电价+辅助服务”的收益模式下经济性优异，需求高增，预计短期景气度有望持续；欧洲市场在能源短缺与电网灵活性资源短缺下储能需求向好，发展重心逐步从户储向大储+工商储全面发展。 在储能旺盛需求下，2025年下半年以来，以来储能电芯供需持续紧张，头部企业订单饱满，排产至2026年第一季度，中金公司预计随头部企业大电芯产能释放，2026年第二季度后有望逐步缓解。同时在欧美政策推动本土化趋势下，头部企业通过海外建厂、技术授权等模式进一步构建竞争壁垒，享受海外市场高增需求。 储能电池出货量方面，研究机构EVTank、伊维经济研究院联合中国电池产业研究院共同发布的《 中国储能电池行业发展白皮书（2025年） 》显示，2024年，全球储能电池出货量达到369.8GWh，同比增长64.9%，其中中国企业储能电池出货量为345.8GWh，占全球储能电池出货量的93.5%，中国企业出货量全球占比进一步提升2.6个百分点。 企业方面，2024年全球储能电池出货量前十企业中前八家均为中国企业，其中宁德时代以接近110GWh的储能电池出货量占据全球29.5%的市场份额，其次分别为亿纬锂能、厦门海辰、比亚迪、远景动力、中创新航、瑞浦兰钧和国轩高科。韩国企业三星SDI和LGES分别排名第九和第十。 “对于中国储能企业而言，出海已非选择题，而是生存的‘必答题’，根本原因在于产业‘生而全球化’的基因。”近日，远景高级副总裁、远景储能总裁田庆军表示，中国虽已成为全球最大的新型储能装机国，但海外高价值市场的成熟商业模式与新兴市场的加速扩容，构成了差异互补的全球格局。同时，中国储能电池全球份额超90%、系统集成商十强占八席的供应链优势，与全球多元化场景（如英国电力交易、澳洲构网需求）对技术创新的倒逼共同决定了，储能企业必须具备全球资源配置与场景化创新的能力。 EVTank在白皮书中预测，到2030年全球储能电池的出货量将达到1550GWh。 另据企查查数据，截至12月17日，国内现存储能相关企业33.6万家。注册量方面，近十年储能相关企业注册量呈显著增长态势，2024年全年注册9.13万家储能相关企业，同比增长17.22%，创注册量新高。截至目前，今年已注册10.04万家储能相关企业，超去年全年注册水平，较去年同期增长16.14%。 从经营时间来看，储能相关现存企业多成立于近三年，其中，成立年限在1-3年的相关企业最多，占比40.21%。成立年限在1年内的相关企业占比30.48%。 从地区分布来看，储能相关现存企业多分布在华东地区，占比达33.92%。其次，分布在华南地区、华北地区的储能相关企业分别占比19.66%、15.31%。

2025年，储能行业迎来新一轮爆发期，签单捷报频传，规划产能呈指数级增长，行业掀起一波扩产热潮。然而，与此同时的项目废止、产能终止、订单取消等现象，也屡见不鲜，呈现出一幅“冰与火交织”的行业图景。 电池中国获悉，日前，领湃科技发布公告称，其旗下湖南领湃储能科技有限公司与某客户签订的《100MW/200MWh储能电站项目储能系统设备采购合同》已终止，原合同金额预计为1.25亿元（含税）。 对于该项目终止原因，该公告称，因原合同签署距今已超过一年，外部市场环境发生重大变化，储能设备市场价格大幅下跌，同时，设备采购方项目土地审批手续未通过。经协商，双方决定终止原采购合同。 根据约定，设备采购方已支付的500万元预付款转为采购抵扣款，用于后续不少于1000万元储能产品的采购，相关交易需在2026年9月30日前完成。 领湃科技表示，截至目前，该项目已发生了部分相关前期费用，不会对该公司当期经营业绩及财务状况产生重大影响；该公司将继续聚焦主业，并积极深耕市场，进一步提高其应对外部环境变化带来的抗风险能力。 资料显示，领湃科技成立于2002年，并于2016年8月在深交所创业板A股上市。2024年，领湃科技剥离经营不佳的动力电池业务，并逐步转向以生产280Ah及314Ah的储能电芯为主，并聚焦储能系统业务，其产品线涵盖了源网侧、工商业侧、家用储能等多个领域。 此次终止的1.25亿元订单，虽未对领湃科技当期业绩产生重大影响，但折射出行业企业在储能业务拓展过程中，所面临的外部环境不确定性与带来的挑战。值得关注的是，通过将预付款转化为后续采购抵扣的方式，领湃科技也得以在一定程度上，缓解呆滞库存压力，减少前期投入的损失。 从行业背景来看，此次合同终止并非个例。12月7日，宁夏罗平县宣布废止2个合计总规模为300MW/600MWh的新型储能项目，原因是“备案超过两年未开工建设的或者未办理任何其他手续的，其备案文件自动失效”；此前8月，宁夏石嘴山市也已废止4个总规模达650MW/1800MWh的新型储能项目。 业内人士指出，行业“洗牌”的背后，是政策与市场的双重考验。今年以来，“136号文”明确取消“强制配储”政策，储能行业从“行政命令主导”，向“市场需求驱动”转变。过去，“配储”几乎是新能源项目的标配；如今政策退坡，部分依赖补贴或审批驱动的项目自然难以为继。 另一方面，市场竞争加剧，当前出现的项目废止与订单调整，实质上是行业从粗放走向规范的必然过程。这对企业的抗风险能力和市场适应能力提出了更高要求，具备核心技术、清晰商业模式的企业，正通过产品优化与业务聚焦，强化自身竞争力；而依赖政策红利、缺乏差异化的参与者，则将要逐步被市场淘汰。

北极星储能网获悉，12月16日，黑龙江省吉能宝清350MW/1750MWh压缩空气储能示范项目附属项目总承包招标公告公示。 据公告，招标人为宝清县吉能压缩空气储能有限公司，招标代理机构为中国电能成套设备有限公司上海分公司。最高投标限价为12000万元。 项目建设规模：本工程本期总规划建设350MW/1750MMh(360℃)压缩空气储能+(6MM/1.5Mh飞轮)混合储能电力调峰调频电站(压缩时长7h，发电时长5h)。项目工期：计划开工日期为2026年3月15日，计阿划投产日期为2027年12月31日。

北极星储能网获悉，12月19日，大唐甘肃玉门100MW/400MWh独立储能新建项目EPC中标候选人公示，第一中标候选人：北京海博思创科技股份有限公司&中铁十七局集团电气化工程有限公司&中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司联合体，投标报价：226605332.95元，中标单价约合0.5665元/Wh； 第二中标候选人：浙江南都电源动力股份有限公司&中国电建集团贵阳勘测设计研究院有限公司联合体，投标报价：222376628.00 元，中标单价约合0.5559元/Wh。 原文如下：

2025年12月17日，宁夏回族自治区银川经济技术开发区AI港25MW/100MWh储能项目设计中标候选人公示。 第一中标候选人为宁夏回族自治区电力设计院有限公司，投标报价为1300000.00元，折合单价为0.0130元/Wh。 第二中标候选人为中国能源建设集团甘肃省电力设计院有限公司，投标报价为1126700.00元，折合单价为0.0113元/Wh。 第三中标候选人为中国电建集团青海省电力设计院有限公司，投标报价为1585500.00元，折合单价为0.0159元/Wh。 据招标公告了解，银川经济技术开发区AI港25MW/100MWh储能项目，业主及招标人为银川经济技术开发区管理委员会建设和生态环境局，建设资金来自财政资金，出资比例为100%。选址银川经开区文萃街以东、一号路以北、光明路以南。 本项目位于宁夏回族自治区银川市经济技术开发区文萃街以东、一号路以北、光明路以南，由银川经济技术开发区管理委员会建设和生态环境局投资建设。建设AI港25MW/100MWh储能项目 规划面积16亩。采用磷酸铁锂电池液冷系统，每套5MW/20MWh，共5套储能单元，每个单元包含4个5MWh电池舱和1个5MW PCS升压变。配套建设10kV线路接入算力小镇智算平台35kV变电站。 业绩要求：近5年须具有2个及以上25MW/100MWh级储能或新能源项目EPC总承包业绩，提供合同、竣工验收证明及环保验收文件。 原公告如下：

北极星储能网获悉，12月18日，晋能控股晋北能源（山西）有限公司发布3个山西晋北采煤沉陷区新能源基地储能项目资格预审公告，招标规模合计820MW/3280MWh，招标正式发布时间预计为2026年1月。 一、项目名称：山西晋北采煤沉陷区新能源基地（新荣）370MW/1480MWh储能项目 建设内容及规模：建设370MW/1480MWh电化学储能项目，包括电池舱、变流升压一体机等储能单元设施建设；集电线路建设；主变压器基础及安装、配电装置安装；附属配套设施建设等。 项目总投资：108040.00（万元）,约合单价0.73元/Wh。 二、山西晋北采煤沉陷区新能源基地（云冈）100MW/400MWh储能项目 建设内容及规模：电池舱、变流升压一体机等储能单元设施建设；集电线路建设；主变压器基础及安装、配电装置安装；附属配套设施建设等。 项目总投资：29200.00（万元）,约合单价0.73元/Wh。 三、项目名称：山西晋北采煤沉陷区新能源基地（大同左云）350MW/1400MWh储能项目 建设内容及规模：电池舱、变流升压一体机等储能单元设施建设；集电线路建设；主变压器基础及安装、配电装置安装；附属配套设施建设等。 项目总投资：102200.00（万元）,约合单价0.73元/Wh。 原文如下：

北极星储能网获悉，12月18日，广东江门开平市发展和改革局发布关于220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置的公告，接入电网建议储能装机容量20-25万千瓦，申报主体应以企业总部名义或指定下属一家企业参与我市独立储能项目竞争配置（需提供该公司参与项目竞争配置工作的授权文件）。 申报主体是联合体的，联合体须有绝对控股企业（占50%以上股权），需提交联合体股比协议。 原文如下： 关于220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置的公告 为加快推进开平市新型储能电站项目发展，规范项目建设管理，根据江门市发改局印发《江门市新型储能电站项目推荐布局实施方案（2023-2027年）》相关要求，并结合开平实际，现就220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置工作公告如下： 一、总体目标 通过项目竞争配置，选择投资能力强、经营业绩佳、技术水平高、产业带动及创新能力强、诚信经营好的投资主体投资建设我市储能电站项目，协同推动我市重点产业链、新能源产业集群高质量发展。 二、基本原则 按照“公平公正公开、鼓励技术进步、加快降本增效、促进产业发展”原则，开展220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置，对企业申报的项目资料根据《开平市电网侧独立储能电站项目竞争配置评分表》进行综合评分，按照综合评分排名确定开发推荐企业名单，经开平市人民政府审核同意后，报江门市发展和改革局报备开发主体。 三、配置范围 四、申报要求 （一）参与资格 1.申报主体应以企业总部名义或指定下属一家企业参与我市独立储能项目竞争配置（需提供该公司参与项目竞争配置工作的授权文件）。 2.申报主体具备相关领域的技术能力和经验。 3.申报主体（含联合体各成员）诚信履约情况良好，在“信用中国”网站无不良信用记录、未被列入严重失信主体名单。 4.申报主体（含主体所属集团）2022年以来在广东省及江门市行政区域内未发生重大及以上安全生产责任事故，未发生2次以上较大安全生产责任事故，无重大安全隐患整改不力等情况。 5.申报主体需承诺材料真实性。 6.申报主体是联合体的，联合体须有绝对控股企业（占50%以上股权），需提交联合体股比协议。 （二）申报方式 符合上述条件的主体可以单独或组成联合体申报。 五、递交申报材料 （一）报名提交材料 牵头主体或联合体主体提交参加220kV开平站电网侧独立储能电站项目竞争配置的函。报名成功后可获取《开平市电网侧独立储能电站项目竞争配置评分表》。 （二）参与项目竞争配置的主体需递交如下材料 1.项目实施方案 （1）业主情况 申报企业（包括主要股东企业）的主营业务、行业地位、资产负债、股东构成、总资产、净资产，储能项目开发业绩、创新能力、诚信履约等内容。 （2）项目概况 包括名称、建设地点、建设规模、建设内容、项目总投资额和投资构成，主要设备选型和技术参数、建设进度计划，项目综合利用设计方案，工程推进方案，运维拆除方案，送出消纳方案，储能用地方案，项目建设对地方经济、社会、节能降碳、环境影响分析等。 （3）其他竞争配置评分要求材料 2.证明材料: （1）企业资信证明。企业营业执照或组织机构代码证、统一社会信用代码证等。 （2）《开平市电网侧独立储能电站项目竞争配置评分表》中每一项指标自评分的证明文件材料。 （3）项目已取得的其他支持性佐证材料。 （三）承诺文件 1.项目业主对申报材料真实性的承诺文件。 2.项目投资承诺文件。 （四）有关资料要求 申报材料按照项目装订成册并附目录，一式10份。封面加盖申报企业公章，确定一名项目联系人和联系方式。 六、报名及提交资料时间、地点和联系方式 （一）报名截止时间：2025年12月22日16时止（北京时间）。 （二）提交竞配资料截止时间：2025年12月31日16时止（北京时间）。 （三）报名地点：开平市发展和改革局（广东省江门开平市长沙沿江西路39号）。 （四）联系方式：邹小姐,0750-2360683。

北极星储能网讯：2025年12月17日，泰兴市虹桥生态园建设开发有限公司发布虹桥工业园区储能电站项目招标，项目资金来源为自筹资金，总投资20032万元，此次招标最高限价为19632万元，约合单价0.96元Wh。 招标人泰兴市虹桥生态园建设开发有限公司为是泰兴市虹桥产业投资发展集团有限公司全资子公司。两者均为国企，均隶属于泰兴虹桥产业投资发展集团。项目所在地为江苏省泰州市泰兴市。 此次招标范围包括：购置储能电池舱、箱式储能升压变流一体机、储能变流器(PCS)、就地升压变压器等设备，建设规模为68MW/204MWh用户侧储能电站。建成后，接入各企业配电系统。 本项目不允许联合体投标。 原文如下：

2025年上半年，全球储能电芯实现240GWh的出货规模，同比增长超100%，同期全球储能电芯出货量排名前十的企业，市场份额总和高达91.2%，且均为中国企业，充分印证了中国企业在全球储能产业中的主导地位以及产业链的强大竞争优势。 伴随国内以“强制配储”为代表的政策性驱动逐步退潮，储能行业正迈向由市场主导、技术驱动的新阶段。与此同时，海外AI算力需求的爆发式增长，叠加中东、东南亚等新兴市场的能源转型政策红利释放，共同形成了强大的增长合力。推动全球储能产业，进入一个结构性升级的“持续高增”新周期。 有预测显示，2026年全球储能电池需求预计将达560GWh，同比增长超60%，2027年增速仍将超40%，高景气度贯穿储能全产业链。 在此背景下，用户端持续的“容量焦虑”与“降本增效”压力，已不仅是市场诉求，更是悬于行业头顶的利剑，正倒逼技术路线加速向经济性更强的主流方案收敛。对此，行业的破局方向已形成清晰共识：储能大电芯，是通向储能平价时代关键的一张“门票”。 在实际成本方面，做大电芯可以平摊壳体、顶盖等机械件的材料成本；同时，可以提高产线生产规模，提高生产效率，进而降低制造成本；此外，在系统层面，则通过减少电芯数量，直接精简连接件、BMS采集线束等部件，从而降低集成复杂度与总成本。 时至今日，关于下一代大电芯的尺寸和容量之争，虽尚未最终定格，但500Ah+大容量储能电芯及与之配套的6MWh+储能系统，商业化进程已进入加速落地阶段。 储能大电芯“落地”竞速 日前，海辰储能发布其面向8h长时储能场景的专用电芯——∞ Cell 1300Ah电芯，并同步推出∞ Power 8h长时储能解决方案——∞ Power8 6.9MW/55.2MWh等三款产品。海辰储能相关负责人表示，其∞ Power 8h长时储能解决方案，将于2026年Q4全面交付市场。 有企业在“上新”，也有企业在“拿单”。时隔不足一个月，继上次宣布587Ah储能电芯已出货2GWh后，再传宁德时代日前斩获新订单。有外媒报道称，其拿下了来自东南亚的4GWh储能系统订单，产品将应用于新加坡和印尼之间的“绿色经济走廊”。 据了解，宁德时代此次提供的4GWh EnerX电池储能系统（BESS），采用的将是530Ah大容量电芯，单个20英尺集装箱的储能容量为5.6MWh。 有行业分析指出，这一产品的核心优势，在于其更高的能量密度和更低的单位成本，精准匹配了项目对土地集约利用和经济效益的苛刻要求。此外，客户选择宁德时代，并非仅看中其品牌与技术实力，或也因其前瞻性的本地化产能布局。宁德时代在印尼的工厂正在建设中，该工厂初期规划年产能为6.9GWh，未来可扩产至15GWh以上。本地化产能的布局，不仅有助于降低供应链风险，未来该地区也有望借助宁德时代在当地的制造能力，加速区域储能发展。 无论是此次提供的530Ah产品，还是此前出货已达2GWh的587Ah电芯，都共同指向一个明确的趋势——储能电芯正在向更大容量、更高效率的方向加速迭代。这些关键订单的取得，本质上是一场关于技术路线与产能规模的综合竞赛。其底层逻辑在于，更先进、更具经济性的技术方案，将催生出更具市场竞争力的产品与更低的单位成本，最终通过赢得更大规模的市场订单，以巩固其在行业的领先地位。 不仅是宁德时代，亿纬锂能也在其628Ah大电池“Mr.Big”的商用道路上快速推进。今年9月，该款电芯已完成百兆瓦时级项目的规模化落地，标志着其已跑通从发布、量产到实际工程应用的完整闭环。 作为行业领先者之一，亿纬锂能早在2024年12月，就实现了628Ah大电芯的量产下线，截至今年6月，其累计出货已突破30万颗。在市场准入与客户认可层面，该电芯于今年7月获得中国电科院GB/T 36276-2023《电力储能用锂离子电池》标准认证，成为首批符合新国标的超大容量电芯产品；8月，亿纬锂能成功中标中国电气装备集团电工时代154MWh的628Ah磷酸铁锂电芯采购项目；9月，搭载该电芯的储能系统，已开始批量发往澳洲、欧洲等海外市场，其全球交付能力得到有力验证。 理性看待“做大”，尺寸并非唯一标准 通过做大电芯容量以实现降本，确实是一种可行方式，但电芯也并非“越大越好”。当前，业内对超大容量电芯带来的不可忽视的安全风险大幅增加等问题，也在进行着理性评估。 业界人士分析指出，一方面，超大容量电芯通过“做大”，来降低电芯及系统的结构件成本方面的边际效益急剧减弱，且因其产业化规模不足，难以形成规模化协同效应，物料的采购成本反而可更高。 另一方面更为关键的是，“超大”尺寸所带来的不可忽视的技术与安全挑战。电芯尺寸越大，对制造工艺的一致性要求越高，良率控制难度剧增。同时，超大电芯在循环寿命（衰减控制）和能量效率上，可能面临显著的性能折扣。与此同时，电芯能量密度的提升与热失控风险的加大相伴而生，超大电芯意味着单体电芯内存储的能量更高，一旦发生热失控，其破坏力和蔓延风险呈指数级上升。行业明确的共识是，最优质的大电芯，不应是无休止地突破物理尺寸，而是在合理尺度内，实现性能、安全与成本的最优平衡。 摩根士丹利等机构的研究也指出，能量密度与衰减速度往往呈正相关。在储能行业进入新周期后，对电芯衰减率的控制能力，将成为决定产品竞争力和定价差异的核心要素之一。因此，优秀的电芯技术，必须能同时实现规模化制造、优异经济性，并具备卓越循环寿命与安全保障的综合解决方案。 面向未来，储能电芯技术或将朝着两个关键方向，并行演进： 一方面，以500Ah+为代表的大容量磷酸铁锂电芯，因其技术成熟度、标准化程度及规模化制造优势，将继续作为市场主流，承担推动系统成本下降和普及应用的重任。近期587Ah、628Ah等电芯的规模化交付，标志着大电芯已从实验室，正式迈入规模化应用的新阶段。 另一方面，以固态电池为代表的新一代电化学体系，凭借其在本质安全、更高能量密度和更长循环寿命上的理论优势，有望逐步从实验室走向示范应用，成为未来超长时储能和特定高安全需求场景的重要技术选择。

12月17日，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于建立全国统一电力市场评价制度的通知》（下文简称：《通知》），明确全国统一电力市场评价工作应结合市场建设情况开展多维度综合评价，重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度四个方面开展评价。 《通知》明确，市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，推动民营企业参与，带动相关产业链成长，促进就业和能源新质生产力提升。 国家发展改革委办公厅 国家能源局综合司关于建立全国统一电力市场评价制度的通知 发改办体改〔2025〕1032号 各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局，天津市工业和信息化局、内蒙古自治区工业和信息化厅、辽宁省工业和信息化厅、广西壮族自治区工业和信息化厅、重庆市经济和信息化委员会、四川省经济和信息化厅、甘肃省工业和信息化厅，北京市城市管理委员会，国家能源局各派出机构，国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司，北京电力交易中心、广州电力交易中心，电力规划设计总院、水电水利规划设计总院，中国电力企业联合会： 为深入贯彻落实党中央、国务院关于加快建设全国统一大市场、深化电力体制改革的决策部署，保障全国统一电力市场体系高效运行和有效监管，现就建立全国统一电力市场评价制度有关事项通知如下。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，按照完善全国统一电力市场体系要求，围绕加快构建新型电力系统的总体目标，构建科学、系统、动态的电力市场评价体系，统筹安全保供、绿色转型、经济效率等多重目标，全面准确评价电力市场运行成效，为电力市场建设和监管提供决策依据，促进监管工作科学化、精准化，进一步发挥全国统一电力市场在电力资源优化配置中的决定性作用。 二、评价内容 全国统一电力市场评价工作应结合市场建设情况开展多维度综合评价，重点围绕电力市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续性发展、市场竞争充分度四个方面开展评价。 （一）市场运营效果评价 1.市场建设进展。形成完整的统一电力市场基础规则体系，各地方能够及时出台实施细则或方案，在全国范围实现中长期、现货、辅助服务等各类市场的基本全覆盖。 2.技术标准。具有完整的电力市场技术标准体系，同市场政策规则有序衔接，满足电力市场建设现阶段需要和行业发展需求，反映当前电力市场的先进技术和应用实践。 3.市场运营。电力市场运营基础构建情况，市场成员管理和注册业务便捷高效；市场信息披露及时、准确、完整，市场交易组织规范，电力市场计量结算及时准确，市场干预机制执行合理，市场衔接顺畅；电力市场技术支持系统满足统一电力市场建设的要求，系统功能完备、建设规范、安全可靠等情况。 4.市场共治。电力市场管理委员会能够切实发挥研究市场规则、协调市场事项、反映各方诉求、开展自律监督、协助市场监管等作用，保障电力市场的公平公正、平稳有序。 5.监管效果。建立统一电力市场监管体系，监管标准全国统一，监管手段科学完备，能够运用数字化等方式提升监管效能。 （二）市场作用发挥评价 6.要素流通。促进电力要素在全国范围高效流通，跨省跨区电力交易频率、交易规模持续增长，增强电网整体运行效率。跨经营区交易常态化开市，有效落实西电东送等国家能源战略，发挥省间余缺互济作用。 7.安全效益。通过电能量、辅助服务市场及容量补偿机制的协同运作，保障电力连续可靠供应和电网安全稳定运行。电能量市场对各类电源的顶峰保供激励作用，辅助服务市场挖掘发用两侧调节潜力，对电网安全稳定运行作用；容量电价对支撑性电源、调节性资源的投资进行合理引导。 8.环境效益。市场机制和政策促进新能源高质量发展和消纳，推动绿电交易规模扩大和绿证市场发展，实现绿色环境价值，新能源利用率保持合理水平，提升度电碳减排效益，支持国家“双碳”目标实施。 9.经济效益。测算电力市场整体经济效益变动情况，市场通过供需动态定价，有效引导资源跨时空优化配置，维持电价在合理区间内波动，保障发电成本合理回收，提升系统整体经济性与投资回报预期。 （三）经营主体可持续发展评价 10.经营状况。市场机制引导投资合理布局，保障电力企业成本回收和稳健经营，增强行业可持续发展能力，维持产业平稳运行。 11.主体培育。市场为储能、虚拟电厂等新业态提供发展空间，推动民营企业参与，带动相关产业链成长，促进就业和能源新质生产力提升。 12.市场满意度。经营主体对电力市场的基本环境、总体效果评价积极，参与意识和参与度不断提高，市场认同感增强。 （四）市场竞争充分度评价 13.主体行为。电力市场实现统一开放，经营主体有序竞争，对不当市场竞争、报价异常及市场力滥用行为能够有效约束，电力市场信用机制健全，能够对市场失信行为进行惩戒。 14.市场集中度。电力市场集中度指数处于合理区间，供需平衡风险与价格波动风险实现动态监测与阈值管控，市场风险防控机制健全有效。 三、评价方法 （一）构建评价指标体系和标准体系 综合考虑电力市场运营实际，评价指标的实用性、易获得性以及代表性等，逐步建立电力市场评价指标体系，完整、准确、全面反映市场多维评价内容，并适时动态调整和完善。建立电力市场评价标准体系，制定电力市场评价标准规范，规范化开展评价工作。 （二）采用多维综合分析方法 1.定性与定量相结合。定性分析主要通过现场调查、专家访谈、经营主体座谈、问卷调查等方式联合开展；定量评价主要基于评价指标开展量化分析，具体指标体系另行制定。 2.横向与纵向对比相结合。横向对比是不同评价对象之间的对比分析；纵向对比是对同一评价对象不同时间周期的变化趋势分析。 3.过程和效果评价相结合。过程评价聚焦市场规则设计、执行与动态运行情况；效果评价主要衡量市场资源配置效率、社会福利分配及政策目标达成度等。 （三）发挥数字化技术支撑 充分发挥数字化技术对电力市场评价的支撑作用，强化电力市场评价与数字化监管的工作协同。实现电力市场数字化监管对市场运行状态实时监测，及时发现异常波动、潜在风险和市场效率问题，提升评价的时效性和响应速度。推进市场评价智能化，逐步推动将市场评价由“描述性”升级为“预测性”，实现市场评价可观、可测、可感，为主动防控市场风险、优化市场规则、保障系统安全稳定运行提供关键支撑。 （四）按需有序开展评价 自2026年起组织开展全国统一电力市场评价，制定市场评价标准。鼓励各地因地制宜按需开展电力市场评价工作。鼓励市场运营机构充分发挥自身优势，开展市场量化评价，及时发现并反馈电力市场建设运营相关问题。 （五）加强评价结果应用 电力市场评价工作应形成评价报告，供相关政府部门及电力市场运营机构参考。国家能源局派出机构、地方能源主管部门、电力市场运营机构要认真做好市场评价结果应用，加强分析研判和整改提升。 四、做好组织落实 全国统一电力市场评价工作由国家发展改革委、国家能源局统筹组织，市场运营机构、高校、科研院所等单位共同参与。省级发展改革、能源等部门在省级人民政府领导下，要切实担负主体责任，与国家能源局派出机构、市场运营机构等加强工作协同，形成工作合力，共同开展电力市场评价，持续做好市场建设和监管工作。组织及参与电力市场评价的有关单位要切实履行评价工作职责，按照相关法律法规要求独立、专业、全面开展电力市场评价，形成公正客观的评价结果。国家能源局派出机构可根据监管需要，组织第三方机构对电力市场运营机构进行电力市场业务专业监管评估。各有关单位要保障电力市场评价工作安全稳定，提高工作效率，减轻地方和企业负担，避免无效评价、重复评价、多头评价。