新能源入市如何重塑电力市场竞争格局？

“这是新能源的‘毕业礼’，标志着新能源开始正式走向‘社会’”“文件发布意味着新能源行业实现关键‘成人礼’”“我国发用电价格市场化改革取得了质的飞跃和突破”……

“未来新能源电站收益如何测算？投资决策以什么作为参考标准？”“新能源入市做交易会导致现货电价走低吗？”“各地细化规则什么时候出台”……

（文章来源：电联新媒 作者：赵紫原）

国家发改委、国家能源局近期联合印发《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，以下简称“136号文”），引起行业热议。136号文提出推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“机制电价”）。政策发布以来，业内反应不一，有新机遇带来的喜悦，有新机制带来的疑问，也有新挑战带来的焦虑，但有一条共识心照不宣——这是新能源行业成熟的重大契机。

过去近二十年里，我国在多条战线上同时规划了空前规模的产业政策，计划体制“保驾护航”，叠加“双碳”目标加持，“风光”合计装机从2009年的1081万千瓦增至2024年14.1亿千瓦，占电源总装机比重从1.24%增至40%以上，超越了煤电装机。计划定价的方式在初期有效激励了新能源快速发展，但弊端也随之显现，新能源未全面参与市场，电能量价格未通过市场化机制形成，调节资源为其提供调节服务的成本无法回收，保障性收购制度下没有市场价格信号引导新能源投资规划，造成新能源的无序发展，新能源投资过热超出电力系统调节能力引发系统平衡困难，有关新能源的舆论也在“骗补、过热”和“内卷、寒冬”中摇摆。

136号文的发布，意味着新能源实现了“价补分离”，在市场上成为与火电同台竞争的发电主体，至此，我国将实现发电侧80%左右的装机容量、接近80%的发电量以及用户侧80%左右的用电量进入市场，为建设全国统一电力市场奠定基础，为电力体制改革书写了新的注脚。

新能源“躺平式”发展不再

新能源全面入市，既是自身发展之需，也受全局形势所迫。

新能源的计划电价制度始于2006年出台、2009年修订的《可再生能源法》，该法案明确了新能源的固定上网电价机制及资金补贴制度。2015年，新一轮电力体制改革拉开帷幕，建立了优先发电制度，享受优先发电计划的电源严格执行发电量计划，并按照提前定好的价格结算，新能源就在优先发电保障名单之列。

我国虽然自2016年开始施行新能源“全额保障性收购与市场化消纳”并行模式，但是所谓的市场化仅仅是指中长期市场中新能源发电价格以燃煤发电价格为锚点，燃煤发电价格通过政府核定的当地燃煤基准价以及政府规定的上下20%浮动范围确定，其本质依然为计划定价模式。不进入现货市场的新能源，严格意义上不能称之为市场化消纳。

如今，新能源规模之巨，发展到了不得不躬身入局的阶段。长沙理工大学教授叶泽指出，新能源入市是我国新能源快速发展引起电网消纳困难等现实问题“逼”出来的，是对我国过去新能源消纳政策的反思及其改进的结果。长期以来，我们在法律和政策层面把新消源消纳与新能源收益保障两种机制人为地捆绑在一起，既促进了新能源发展，也必然地引起了新能源消纳困难。

业内人士指出：“计划模式下的新能源好比‘唐僧肉’，随着成本的快速下降，新建光伏上网电价0.1元/千瓦时、新建风电上网电价0.2元/千瓦时的价格能够达到盈亏平衡，相比0.4元/千瓦时左右的全额保障性收购价存在‘超额利润’，造成产能规模无序扩张，不少从业人士对电力市场几乎一窍不通，对市场波动缺乏概念。‘路条寻租’‘强制配储’‘产业投资配套’等乱象随之频发。”

新能源含着“金汤匙”出生，以前被“抱着走”，现在到了“扶上马、送一程”的时候了。“扶上马”即推动新能源全面入市。136号文规定，在现货运行地区，新能源全电量参与现货市场（含绿色电力交易），在现货未运行地区新能源发电全面参与中长期市场，通过双边协商、集中交易等方式确定价格，真正将所有的新能源电量价格机制都改为市场定价机制。换言之，新能源入市与否的分界线，在于实际发电量是以市场价格结算，还是以基准价结算。上网电量全部入市，则意味新能源项目收益将由此前的“保障性电量×燃煤基准价+市场化电量×市场化电价”变更为“上网电量×市场化电价”。

“送一程”即136号文提出的过渡性场外“机制电价”，在新能源完全能“养活”自己之前，通过提供政策性的“安全气囊”，支撑行业平稳过渡。该电价模式借鉴了CfD（Contracts for Difference）差价合约，政府按照事先约定好的执行价格与同期市场参考价之间的差额向低碳发电商发放补贴，多退少补。举例来说，如果执行价格是50英镑/兆瓦时，而市场价格是40英镑/兆瓦时，那么LCCC（低碳发电商与政府旗下的低碳合同公司）会向发电商支付10英镑/兆瓦时的差价，以补足收入。如果市场价格为60英镑/兆瓦时，执行价格为50英镑/兆瓦时，发电商需将10英镑/兆瓦时返还给LCCC。

中国社科院能源经济研究中心副主任冯永晟表示，目前看，机制电价有利于促进新能源进入市场，体现在两个方面。一方面，对稳定投资预期确实会有重要作用，这本质上是一种变相的容量机制。但另一方面，这一政策的收益保障是有条件的，不是躺着就能吃到“馅饼”，因为既有市场建设程度和结算的颗粒度不一，这决定了新能源厂商需要具备市场意识，比如，对于现货市场运行地区，厂商必须要紧盯市场波动和系统需求，才能获取机制电价的收益，否则也可能享受不到。

“躺平式”发展不再，原有“跑马圈地”式的投资方式被彻底改变，最先感受到潮水变化的是新能源从业人士。记者注意到，发件发布后，业内进行了各种解读和算例分析，对新能源未来收益不确定性的困惑之声不在少数。

中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽指出，无论是直接参与电力市场，还是争取进入可持续发展价格结算机制，都是市场竞争，项目收益存在一定的不确定性。无论哪种方式，新能源投资开发运营企业必须提升开发阶段投资决策和电力市场预期、运营阶段预测预报和报价策略等各方面能力，有能力者将胜出。对于跨省跨区消纳的新能源，继续延续之前的政策。西部一些省份在近两三年已经明确新增新能源项目全部参与市场，增加的机制电量电价政策如能在一定范围内落实，对新能源企业来说就多了一种参与市场的选择。

现货市场的价格，能够体现电能量时间和空间的不同价值，比如，早晨和傍晚通常是电力需求高峰期，发电成本高，电价相应较高；资源丰富的地区电价可能较低，而资源稀缺或需求旺盛的地区电价可能较高，这些时间和空间上的价值差异引导电力市场优化资源配置。上述业内人士告诉记者：“在计划模式下，新能源规划选址重点考虑占地价格，忽略了电网实际潮流影响。新能源全面入市后，按照技术中立原则，造价低、运行水平高、位置好的增量新能源项目可以获得机制电价的保障红利。”

重塑电力市场竞争格局

电力系统作为一个保持实时平衡的有机整体，任何局部的改革都会牵一发而动全身，这种蜕变正在全行业上演。

时璟丽认为，从近期国家政策导向看，我国现货市场建设和新能源入市将相辅相成。在推动新能源原则上全面入市的同时，136号文明确适当放宽现货市场限价，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。现货价差适当扩大，可有效激发新型市场主体的参与度，市场能更好更及时地反映电力和电量供需，有利于全国统一电力市场形成。

对中长期市场而言，业内人士认为，随着市场的成熟，市场主体会根据现货市场的价格预测开展对应周期的中长期交易，作为对冲现货价格波动的保险机制，因此中长期的价格会与现货市场价格耦合。辅助服务与电能量市场关系紧密，辅助服务价格与电能量价格互为机会成本，伴随着电能量的进一步市场化，辅助服务也由原来的非市场化补偿机制转化为市场化定价机制。136号文将引导辅助服务进一步市场化，加快调频、备用辅助服务市场建设，实现调峰辅助服务逐步与现货市场融合，新能源高比例地区将探索快速爬坡、系统惯量等新型辅助服务交易品种。

具体到各市场主体，136号文将推动新型储能、煤电、售电公司等“玩家”焕新升级。

长久以来我国电力系统采取“源随荷动”的平衡模式，但是新能源发电固有的波动性、随机性使其无法跟随系统负荷调整出力，电力系统不仅需要跟踪负荷变化，还需要平衡“靠天吃饭”的出力变化，加剧系统调节负担。为提升系统调节能力，全国近30个省（市、区）密集出台130余项强制配储政策，将储能与新能源深度捆绑，但建好之后要么不用、要么用不了，造成新能源建设成本激增以及储能行业野蛮发展问题。

在高成本压力下，部分配储项目只能选择性能较差、投资成本较低的储能产品，造成了安全隐患，也影响了新型储能行业的健康发展。据中电联数据显示，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储利用系数仅为6.1%，实际上远远没有发挥提供调节能力、真正保证系统稳定运行作用。“相当于长江水弄了几个装矿泉水的桶。”中国工程院院士、华北电力大学原校长刘吉臻在2023全球能源转型高层论坛上指出，在大规模新能源消纳的过程当中，储能其实不是万能的。

136号文明确要求“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，直接叫停了饱受诟病的新能源强制配储政策。时璟丽指出，这有利于储能的健康良性发展。“新能源企业有配置储能的选择权，配不配、什么时间什么条件配，以什么方式配、配多少，都将根据需要和电力市场需求来定，配置储能后新能源项目通过报量报价参与市场，可以发挥储能设施的调节作用，解决强配储能不调用、劣币驱逐良币的问题。”

与新能源息息相关的电源还有煤电。煤电长期充当新能源的“马前卒”，电量让路，自掏腰包提供电力调节服务以致长期亏损。2021年，彼时占总发电装机容量比重为46.7%的燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，优先发电制度实现了真正意义上的“破冰”。2023年，煤电容量电价机制出台，煤电吃上了“低保”，用以补偿煤电的固定成本保障电力系统的充裕性。重磅政策频出，客观上延迟了新能源的入市时间，新能源入市对“老大哥”煤电也将产生一系列影响。

新能源全面入市，通过低边际成本自动实现优先调度，以获得消纳权限，新能源正式向着电量生产主力军的方向迈进，这也意味着未来火电的利用小时将进一步下降，持续向以提供容量保障和调节服务为主的兜底调节电源转型。同时，随着新能源进入市场，优先发电主体的规模缩小，“双轨制”不平衡费用缩减，火电的费用分摊规模将进一步缩小。

作为发电企业的下游，售电公司也将迎来一系列变革。求实能源技术（深圳）有限公司总经理蒋江认为，新能源全面入市，售电公司上游甲方数量大增，随着市场扩容，更多的售电公司和电力用户也将入场，市场可能更活跃，市场流通水平更高。但是，由于新能源发电出力难以准确预测，售电公司与新能源发电企业在中长期交易中带曲线签约难度增加，在年度交易中的签约比例不确定性增加。售电公司需要进一步加强市场分析能力，合理与新能源签订中长期合同，在现货市场中降低价格风险。同时，新能源发电作为卖方，也可能面临中长期曲线与发电曲线偏离的挑战，对未来现货电价的分析预测决定中长期交易差价结算的盈亏，这很大程度上影响新能源收入。

新能源入市将倒逼相关技术升级。比如构建仿真系统，针对每个评估目标年，开展年度电力市场仿真，以日为周期，进行电力市场出清模拟，以小时为周期，计算电源的发电功率以及节点边际电价，为项目选址、规划，以及合理报价提供支撑。传统的仿真软件主要针对火电、水电等稳定电源来建的，模型相对简单，波动性较小，通常以小时或天为单位，时间尺度较长，测算思路比较粗放。新能源项目的收益模式有了巨大改变，仿真系统模型将更复杂，需要将气候、电网阻塞、供需情况有机结合，进行秒级、分钟级的高频仿真以应对新能源的快速波动，再进行综合研判，这对从业人员的素质也提出了更高要求，特别是能源“AI＋”的兴起，将加速电力市场交易策略的技术革新。

推动改革落地见效是关键

作为一个全国性的框架文件，136号文有待各地结合自身实际情况“量体裁衣”进行细化与深化。

136号文明确，“机制电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确”“各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析等工作”。

上述业内人士表示：“很明显，136号文将新能源发展规划权力下放给地方政府，地方省份拥有决定机制电价总盘子的绝对话语权。文件要求各地要在2025年底前出台并实施具体方案，虽然各地细则还未公布，但已经出现了一些有意思的现象，一些省份想方设法降价，136号文中有利于降价的条款已经先用起来了，其他的条款再说。”

我国各地区市场化建设水平不一，各地应该把握什么原则避免136号文实施过程中的变形？冯永晟指出，136号文规定，对纳入机制的电量，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用等。因此，政策落地不会发生大的偏差，政策精细程度上有差异，但整体会加速市场建设。需要注意的是，这个政策给全国统一电力市场建设目标下的地方政策协调增加了新维度。

要推动新能源全面入市落地见效，需要各地细化配套规则、市场补齐关键短板，准确识别痛点并“对症下药”。

叶泽认为，按照对新能源入市的核心的解释，当前我国新能源入市改革的实质是把传统的新能源收益保障机制或价格政策的决定权从中央政府下放到省级政府。过去新能源交易价格按各省煤电基准价核定的做法从方法和结果上都是欠科学的。在政府管制定价背景下，不核定新能源发电的经济成本，而直接按煤电基准价决定新能源上网电价，与我国长期使用的准许成本加合理收益的管制定价原则或方法不一致。从结果上看，各省煤电基准价相差较大，而新能源利用小时相差却较小，必然造成部分地区的新能源上网电价不合理。无论新能源报价报量参与市场还是作为价格接受者，其价格形成机制都不科学，容易形成新能源企业严重亏损或超额获利两种极端状态。借鉴国外经验，以现货市场为背景，新能源入市后，各省要在对新能源发电经济成本测算的基础上，引入适用新能源的政府授权合同电量和电价机制。文件中使用“机制电价”强调了政府授权合同价格机制，但是还应该按照市场化消纳机制与管制性收益保障机制分离的原则，设计包括“机制电量”在内的系统和动态的政府授权合同机制。

国家能源集团技术经济研究院科研发展部副主任柴玮表示，首先中长期市场规则需要进一步调整。新能源全面入市新政不仅是推动新能源入市，同时也对电力市场如何规范、如何更有利于新能源平等参与市场做出了相应的要求。比如中长期交易，136号文要求完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。现在很多地区中长期交易组织主要以年度和月度为主，对于新能源来说是不够的，由于其出力的不确定性，需要更短周期的交易，从而更灵活地对合同进行调整。此外，现在还有很多地方定向地把新能源作为“优惠电”，通过专场交易的方式使得某些用户获得较低的电价。这在136号文中也明确进行了要求，即电能量市场不能进行割裂，无论是煤电还是新能源，只要开展电能量交易，都应当在一个市场中进行。当然，如果是绿电交易，还是可以通过双边或者挂牌方式，明确电能量和绿色电力证书的价格。

136号文提出新能源公平参与实时市场，加快实现其自愿参与日前市场。“纳入机制价格部分的电量，除了机制电价进行一次差价结算外，将不再需要参与日前市场，以及进行日前市场的差价结算。这对于现货市场运行地区，特别是已经设计了日前市场的地区来说，是需要进行调整的。应该让日前市场回归财务属性，成为自愿参与的市场。除了承担有容量义务的机组外，其他市场主体可以自主选择参与日前市场。”柴玮说。

新能源入市对信息披露也提出了新要求。目前，我国电力市场信息披露范围、更新频率不足，市场主体难以有效了解市场运行情况。新能源入市后，电力市场价格形成机制更加复杂、市场透明度亟需升级。

平台公司的作用也很关键。136号文指出，“由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用”“电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集”。机制电价启动，其他结算方式是不是也要随之修改？若中长期市场、日前市场回归财务属性，是否需要出台进一步落实细则？

现货市场上下限价格如何调整也被广泛讨论。目前我国大部分现货市场价格上限较低，下限为0，随着新能源占比越来越高，有的省甚至出现了全年超过3000小时现货价格达到市场下限的情况，价格上下限设置不够合理，削弱了市场信号的作用。

冯永晟指出，新能源全面入市的最大问题在于，消纳困难加之环境权益价值实现不畅——本质上，新能源谁来用、谁有需求、谁来买单的问题没有得到解决。这一问题的解决仍是以消纳责任权重为前提的，136号文将新能源的需求推向市场，往前走了一步，接下来要把“接力棒”交给消纳责任权重调整了。如何解决消纳问题才是保证新能源持续发展的根本——方向是强化需求侧拉动、强化用户侧配额、强化绿证价值——仅仅只是发力于供给侧，效果终归是不够的。