新能源参与电力市场进展及改革方向探讨

新能源参与电力市场进展及改革方向探讨

（来源：微信公众号“黑洞能源研究”作者：封红丽）

一、我国新能源参与电力市场现状分析

（一）我国新能源参与电力市场发展概况

1.新能源入市节奏进一步加快

电力市场规模持续增长，2023年全国市场交易电量5.67万亿千瓦时,占全社会用电量比重为61.4%,同比增长7.9%。市场规模自2016年至今增长了近5倍。电力市场功能作用也在不断增强，2023年全国中长期交易电量占市场交易电量比重在90%以上，充分发挥了保供稳价作用。电力现货市场进入正式运行阶段，辅助服务市场基本实现全国覆盖。

新能源入市节奏进一步加快。自2021年9月启动试点以来，我国绿色电力交易政策体系不断完善，市场规模持续扩大。2023年全国新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占全国电力交易量的12%，同比增长97.5%；占全部新能源发电的47.3%，同比增长21.7%。除西藏、青海、吉林、黑龙江、天津5省市外，其他省份的新能源均已进入电力市场。

2.新能源交易方式逐步由“保量保价”向“竞量竞价”过渡

在新能源发展的初期，国家主要通过电网企业全额收购制度解决新能源电力的消纳问题。但随着新能源规模和占比的逐步提高，该制度已无法满足新能源电力消纳的新要求，为此引入市场机制。2024年3月，国家发改委发布《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》将非水可再生能源上网电量分为保障性收购和市场交易两部分。未来，电力市场将成为新能源消纳的主阵地之一。

目前，新能源占比低的地区，以“保量保价”收购为主，执行批复电价；新能源占比较高的地区，以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，其中“保量竞价”电量参与电力市场，由市场形成价格。随着新能源市场化交易不断扩大，交易方式逐步由“保量保价”向“竞量竞价”过渡。

3.绿电绿证交易量升价跌

绿电绿证交易规模呈现飞跃式增长。根据中电联的数据，2024年1-10月全国绿电交易规模1632.5亿千瓦时，同比增长294%，见图1，其中7、8、9、10月单月绿电交易规模分别提升435.2%、170.1%、168.8%和348%，绿电交易规模持续快速增长。截至2024年10月底，全国累计交易绿证3.84亿个（其中随绿电交易绿证1.95亿个）。以南方区域为例， 2023年南方区域绿电绿证交易量达95亿千瓦时,同比增长148%;2024年交易量进一步扩大到903.6亿千瓦时,同比增长超850%。

图1  2021-2024年绿电交易规模（亿千瓦时）及交易增速

绿电绿证交易规模激增，与省级政府应对能耗“双控”考核密切相关。因高耗能企业强制使用绿电，需求从省级下沉至高耗能用户。以浙江、上海、青海、广东为代表的省份购买绿证的积极性大幅提升。

绿证交易价格大幅下跌。以国网区域为例，2022年，交易绿证145万张，交易均价28.10元/张；2023年，交易绿证2364万张，交易均价19.22元/张；2024年截至6月，交易绿证5700万张，交易均价9.6元/张。2024年底绿证市场供大于求。在中国绿色电力证书交易平台显示，绿证在售量为88059794个，其中绿证挂牌交易价格最低0.3元/个，最高价格为1000元/个。其中，1元（含）以下的共有144家。绿证价格下跌，主要是因为绿证有效期2年，超过有效期的绿证，核发机构将予以核销。部分企业对即将过期绿证选择低价抛售。未来随着绿证供求关系合理化，绿证价格也将逐步回归合理水平。

4.新能源入市比例不断扩大

随着集中式新能源入市比例不断扩大，分布式新能源也纷纷开始入市。2024年12月6日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于做好2025年电力中长期合同签约履约工作的通知》（发改运行【2024】1752号），对电力中长期合同的高比例签约，提高合同签约质量，保障合同高效履约做出了明确的规定，煤电和用户侧电力中长期合同签约量不低于80-90%；水电和新能源超40%的地区，年度签约比例不低于60%。以河北南网为例，要求集中式光伏60%的电量入市，较2024年6月的新能源入市比例提高20%，陆上风电30%的电量入市，分布式光伏或分布式风电按照20%的电量入市。部分省份新能源入市比例，见表1。

表1  部分省份新能源参与市场比例

（二）典型省份绿电交易分析

1.广东绿电电力交易价格跌破燃煤标杆电价

广东中长期电力交易规模不断扩大，但电价呈显著下降趋势。广东绿电交易量升价跌。近3年广东绿电交易规模低幅震荡，交易价格持续下跌，甚至跌至燃煤标杆电价以下，打击市场主体参与积极性。2025年，广东年度绿电交易规模为40.59亿千瓦时，同比增长30%，见图2，增速较江苏明显放缓。

图2  广东绿电交易规模（亿千瓦时）

2025年，广东绿电交易均价为392.35元/兆瓦时，同比下降17%，较燃煤标杆电价低13%，环境溢价也在不断降低。连续两年出现腰斩，具体见表2。

表2 广东绿电交易价格构成（元/兆瓦时）

2.江苏省绿电交易需求进一步提高

2025年，江苏绿电环境溢价水平远高于广东，将进一步刺激绿电市场需求。江苏2025年的绿电交易成交量迎来新高，成交量达到48.78亿千瓦时，同比增长53.8%，说明用户侧绿电购买意愿逐步提升。近4年，绿电成交均价也创下新低。2025年绿电交易成交均价424.85元/兆瓦时，同比下降8%，较燃煤发电基准价溢价8.7%。其中绿色电力环境均价为19.19元/兆瓦时。由于江苏省出口外向型企业较多，对绿电绿证的需求较高，因此，江苏未来绿电市场将进一步繁荣。

图3  2022年-2025年江苏省年度绿电交易规模及价格

3.浙江分布式绿电聚合交易成规模

2025年浙江绿电交易量突破100亿千瓦时，绿证交易超5000万张。截止2024年12月18日，浙江年度绿电交易累计成交电量109.60亿千瓦时，同比增长40.7%；累计成交绿证5336万张，折合电量533.6亿千瓦时，浙江绿证绿电市场交易增长迅速。

浙江自2020年11月开展首单绿色电力交易至今已4年有余，绿色电力交易市场运营整体平稳，规模显著扩大。随着绿色用能需求持续扩大，2024年浙江累计参与绿电交易用户数量达2万家，消费绿色电力的用户涉及汽车制造、家具制造、纺织服装、化工等多个行业。

当前，新能源发电上网补贴政策已逐步减少，而通过绿色电力交易能够获取市场溢价，提高了发电企业参与市场的积极性。浙江的分布式光伏发展迅速，装机规模多年保持全国领先，但分布式光伏单个装机规模小、上网电量难以预测，参与常规市场化交易难度较大。浙江在全国率先推出“分布式绿电聚合交易”模式，分布式电源通过聚合参与绿电交易，与集中式项目同场交易，成交电量获取相应的增值收益。截至目前，浙江已有109家分布式聚合商、聚合了2.5万个电源项目参与绿电交易；交易电量超23.03亿千瓦时，占浙江省内绿电交易的22.18%，有力支撑了浙江省内绿色电力市场发展。

（三）我国分布式能源参与电力市场分析

1.新版分布式管理办法对行业发展影响

2024年10月10日，国家能源局对外发布了《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，规定“大型工商业分布式光伏项目必须全部自发自用。同时规定，同一土地产权红线内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的分布式光伏发电项目，不得新增与公共电网的连接点。”这一变化将带来重要影响，具体如下：

（1）自用电较低的大型工商业分布式光伏企业将受冲击

一是对用电量不足以消纳全部发电量的企业，若要建设文件规定的“大型工商业分布式光伏”项目，在隔墙售电并未全面开放的市场下，将面临余电无法上网消纳的困境。二是该文件出台前，一些大型园区/厂房的投资主体采取多点分期接入分割大型工商业项目，也将面临没有变通渠道的困境。三是对于新建项目，将深刻改变原有的投资收益模式；对于已建项目，因余电无法被充分利用，导项目投资回收期延长，面临更大的投资风险，降低市场投资热情。

（2）有望带动大型工商业分布光伏项目的配储需求

因大型工商业分布式光伏项目必须全部自发自用，对于无法完全消纳发电量的企业来说，部分大型工商业项目有望通过配储实现全部发电自用，或带动部分工商配储需求。

（3）促进分布式光伏技术进步并创造新的市场需求

文件明确要求新增分布式光伏项目符合“可观、可测、可调、可控”要求，且对存量分布式光伏也提出了改造要求，旨在提升分布式光伏管理水平，推进电网公司新型电力系统建设的精益化调度管理。目前多个省份如江苏、陕西、江西、河南、安徽、山东等已经开始要求新建分布式光伏项目应具备“四可”功能，这将成为分布式光伏技术发展的新趋势，为开展分布式光伏项目创造新的效益增长点。

（4）助推分布式光伏参与电力市场化交易

文件中规定，分布式光伏发电项目可以独立或通过微电网、源网荷储一体化、虚拟电厂聚合等方式公平参与电能量、辅助服务等各类电力市场交易。由于余电上网受限，将倒逼大型工商业分布式光伏项目通过参与绿电市场交易，促进分布式光伏消纳，增加项目新的收益途径。目前，河北南网、冀北电网已经出台分布式入市相关政策文件，后续分布式新能源市场化交易有望不断扩容。

2.河北省分布式光伏入市实际运行情况分析

2024年11月19日，河北省发改委发布《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案的通知》，正式给出了河北南网范围内，分布式光伏参与电力市场化交易的时间表。文件规定河北南网范围内分布式光伏入市的原则是先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广；从2027年开始，除自然人户用之外，其他全部分布式光伏项目、全部电量均要入市。其中，工商业分布式光伏2024年按上网电量20%开展入市试点。

表3 河北分布式光伏参与电力市场交易规则

2024年12月16日，河北省发改委印发《河北南部电网2025年电力中长期交易工作方案》的通知，其中，省内直调光伏入市比例要求为60%，风电入市比例则为30%。对比冀南电网2024年交易要求来看，“光伏冬季（1-2月、12月）、夏季（6-8月）入市比例暂定为40%，春季（3-5月）、秋季（9-11月）入市比例暂定为60%”，省调直调光伏入市比例从40%-60%统一增加到了60%。

对上网电价的影响，按照2024年12月河北南网光伏上网电量的60%为市场化交易电量，其余电量按标杆电价结算。入市的光伏地面电站在现货市场中报量报价，全电量参与优化出清，仅市场化电量参与现货结算。因此，由于光伏入市比例低，入市电量以中长期为主（80%-90%），开展现货结算对场站综合结算电价产生的影响不会过大。

根据调研实际运行情况：集中式新能源按照风电30％、光伏60％电量入市，其他保障性收购，经济测算回收期都在11年左右，光伏发电略好于风电。光伏成交价低于风电，与其出力特性有关。目前，主要是电能量收益。现货和绿电收益由于市场建设处于初期，还不明显。绿电收益大概3元/兆瓦时。若分布式光伏入市，收益会降一点点，但影响很小。从投资回收期看，影响不到一年时间。

需要注意的是，文件中规定：“参与交易的分布式光伏注册入市后，一般不得退市或转为价格接受者。未来，分布式光伏入市交易还要承担电网辅助服务费用，甚至租赁独立储能。”这意味着未来分布式光伏交易成本将进一步提高，在电价不确定的情况下，很难预测其收益，具有一定风险。外加不得退市或转为价格接受者的约束条件，增加了入市的风险。这也将影响企业参与的积极性。

二、新能源参与碳市场对其参与电力市场的影响分析

碳交易即把二氧化碳排放权作为一种商品，买方通过向卖方支付一定金额从而获得一定数量的二氧化碳排放权，从而形成了二氧化碳排放权的交易。碳交易市场的标的物可以分为强制性的碳排放配额（CEA）和国家核证自愿减排量（CCER）。

从应用场景来看，新能源可以参与绿电、绿证、碳交易，具体见表4，但新能源参与CCER与绿证只能二选一，不能重复获取。

表4 绿电绿证碳交易的应用场景

对于新能源来说，可选择参与绿证交易或CCER交易，最佳选择取决于其收益大小，根据取决于其价格水平。2024年1月全国温室气体自愿减排交易市场（CCER）正式重启。目前发电企业可通过碳市场自由交易碳配额，也可以通过CCER认证抵消不超过5%的碳配额。CCER市场价格一般低于碳排放权交易价格，其从2020年的10元/吨左右，上涨至2024年7月的77.93元/吨。

而我国CCER市场重启后，原来的方法学基本全部作废，新出台的方法学包括造林碳汇、并网海上风电、并网光热发电、红树林、低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、公路隧道照明系统节能六类项目。由此可见，当前新能源可参与碳交易的仅并网海上风电和并网光热发电，该部分交易规模相对于陆上风电和光伏发电占比微乎其微，因此，短期看，新能源参与碳市场对电力市场几乎没有影响。长期看，为应对欧盟碳关税政策，以及随着新能源新的方法学的出现，新能源参与碳交易，将逐步扩大对参与绿电绿证交易的影响。

三、问题及未来改革方向

综上所述，新能源仍旧以参与绿电绿证交易为主，因此问题主要仍主要聚焦在电力市场，仍存在一些问题制约其发展，具体如下。

（一）电力市场不适宜新能源发展的短板

一是低价入市影响新能源可持续发展。新能源发电出力存在随机性、波动性和间歇性以及极热无风、晚峰无光的反调峰特性，同等条件下用户更倾向于选择煤电、水电，导致新能源入市以降价为主，部分地区出现现货负电价、不平衡电费等现象。比如甘肃省光伏全电量入市后价格下降约35%（每度电从0.31元降为0.2元）。新能源入市后价格的下降，使发电企业面临亏损，影响后续项目投资，比如甘肃省2024年市场化并网光伏项目申报量为零。

二是新能源的绿色价值难以形成实际收益。新能源兼具电力和绿色双重价值，但目前电力市场对绿色价值反映不足。我国虽已实行可再生能源配额制和绿证认购机制，但激励约束未落实到消费主体，用户自愿消费动力不足。截至2024年6月，我国累计核发绿证7亿个，但交易量仅有2.7亿个。每售出一个绿证，发电企业每度电可增加1-2分钱收益，不足以弥补新能源入市带来的电价降低。

三是电力系统调节能力不足。新能源想要变成稳定的电力，需要大量调节资源，如煤电灵活性改造、储能、虚拟电厂等。根据《“十四五”现代能源体系规划》的设定，2023年灵活性调节电源存在2.05亿千瓦缺口，2030年-2040年，存在1.56亿千瓦-2.02亿千瓦缺口。除了省内单个的调节资源，目前省间调节资源的互济能力不足，省间市场交易限制多，活跃度不够，在落实西电东送、北电南送和政府间框架协议的基础上进行交易，交易容量有限，限制了省与省之间的相互支持。

（二）未来电力市场改革重点

一是加快推进电力市场建设，包括中长期交易市场、现货市场和辅助服务市场。对于新能源发电市场交易占比较高的省份，不断完善与新能源发电特性相适应的电力中长期交易机制，满足新能源对交易电量、曲线的偏差调整需要。要加快推进现货市场建设，改变电价“只能降不能升”的固有思维，由市场定价。

二是构建全国统一的绿证交易市场。通过构建全国统一的绿证交易市场，使承担可再生能源电力消纳配额的企业可以用最合理的方式、最低的成本履行可再生能源消纳责任。同时，加强认证机构与绿证交易机构间的信息数据交互，确保绿证仅可以使用一次，避免可再生能源电力的绿色价值被重复计算。

三是统筹协调绿证市场和碳市场，避免可再生能源电力的绿色价值被重复开发。目前，购买、消费绿电的节能减排效益还没有获得完全认可，绿电绿证与碳市场等衔接机制尚未健全，使得新能源的绿色价值无法得到充分实现。

四是进一步做好峰谷分时电价政策与市场交易电价的衔接。优化完善电力中长期合同分时段价格形成机制，形成反映实际供需关系的价格信号。

五是适时引入推广差价合约（CFD）。对于出力不稳定性的新能源发电主体而言，差价合约即是符合其出力特性的中长期合约形式，目的是对冲电力现货市场价格波动的风险。