对于新能源全面入市后八个趋势的认识与思考

2025年2月发布的《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，以下简称“136号文”）标志着新能源全面入市时代的到来，将对我国新能源发展以及电力市场建设与运营带来深刻变革。能源绿色转型是我国能源发展不变的目标，新能源全面入市是必经之路，136号文的出台彰显了国家以市场化手段促进新能源高质量发展的决心和魄力，其机制设计注重计划保障手段和市场机制的有效衔接，以更加灵活的调节机制促进新能源高质量发展。基于对新政策的学习和理解，本文结合新能源全面入市后的趋势，浅谈八个方面的认识。

（来源：电联新媒 作者：孙健）

优化“总体与局部”新能源发展

发挥政策机制提升效率和稳定预期的作用

认识一：新能源或将步入“稳速提质”阶段，以市场机制促进平稳较快增长是产业可持续发展的关键。我国新能源产业历经“十三五”至“十四五”的规模扩张期，装机增速呈现显著阶梯特征：新能源发电2020~2022年年均新增装机超1亿千瓦，2023~2024年其新增装机已跃升至年均3亿千瓦以上，实现了高速发展。类比高速列车行驶原理，新能源产业在经历初期加速后亟需转入“定速巡航”模式——增速剧烈波动也可能引发产业链共振风险，恰如列车频繁变速导致能耗激增与安全隐患。新能源发电装机如能稳定在年均2~3亿千瓦左右的增长规模，更有利于促进新能源平稳较快发展，这一判断存在三方面考量：其一，产业链供需平衡。当前我国已建成全球最完整的新能源产业链，上游制造产能、中游储能配套与下游电网基础设施形成万亿级资产规模，增速大幅波动将引发产能结构性过剩或供给缺口；其二，系统消纳能力约束。根据《2030年前碳达峰行动方案》目标倒推，假设年均2.5亿千瓦增量可使风光装机在2030年达到28亿千瓦的预测值，该增速既满足碳达峰需求，又与电网灵活性资源建设节奏相匹配；其三，市场机制转型要求。政策工具已从保障性收购的“刚性管控”转向市场电价机制的“弹性调节”，在保障投资合理回报促进发展的同时规避过度激励引发的装机过热。136号文的机制电价能够发挥市场“调节器”的作用，如能得到科学有效落实，将有利于稳定市场预期，促进新能源产业链投资、电网建设周期与市场需求增长的动态平衡。

认识二：电力市场引导新能源实现“时空布局”优化，市场主体能力建设将迎来系统性升级。我国风、光新能源产业具有规模体量大、投资主体多、市场敏感度高等特征，在电力市场化改革纵深推进背景下，市场主体对时空差异化价格信号的响应能力将成为核心竞争要素，这将引发新能源发电产业生态的深层次变革。主要体现在：其一，新能源投资逻辑将由资源导向型向市场导向型转变。市场主体需构建覆盖项目全生命周期的市场分析体系，在调节成本低、系统消纳强的区域优先布局，推动新能源开发与电网承载能力、负荷需求特征实现动态匹配。其二，新能源投资技术经济模型面临迭代升级。传统基于固定电价的技术经济分析模型亟待向市场化电价预测模型转型，需构建包含中长期合约价格、现货市场价格、辅助服务收益、绿证价格等多维度的经济性评估体系，为投资决策提供动态价值锚定。其三，电力交易人才队伍建设迫在眉睫。随着新能源全面入市，市场主体数量增多，交易品种和规则复杂化，电力交易员需具备电力系统运行、金融市场分析、风险管控等复合型知识结构，可依托中电联行业平台，建立包含基础知识、模拟实训的阶梯式培养体系，并推动电力交易员职业资格与岗位要求的有机衔接。其四，数字技术赋能市场资源配置。探索构建“电力市场+人工智能”融合分析平台，深度挖掘海量运行数据与市场信息的关联价值，实现电力流与信息流的智能协同，为全国统一电力市场建设提供数字化支撑。

促进“传统与新增”电源协调

搭建火电与新能源同台竞争机制平台

认识三：多电源品种在市场同台竞争将更加充分，需结合功能定位进行差异化机制设计。随着2021年1439号文推动煤电全量入市、2025年136号文要求新能源全量参与市场，气电、水电、核电等电源部分市场化，我国电力市场已形成多电源品种同台竞争格局。由于不同电源成本结构差异显著（煤电高固定成本、新能源低边际成本）、功能定位分化（煤电提供容量支撑、新能源侧重低碳属性），传统电能量市场的单一价格信号已难以兼顾资源优化配置与成本合理回收。对此，我国已开展差异化补偿机制的多种探索实践，如针对煤电建立容量电价补偿机制，针对新能源设计绿色证书核发交易，针对气电实施动态成本补偿，初步平衡了不同电源的价值关系。随着新能源全面入市，未来需构建“多层次电力市场+多元价值体系+精细化电价机制”的复合框架，通过容量市场、辅助服务市场和绿证市场的协同，实现安全、绿色、经济目标的动态均衡。远期可探索分平台竞价模式，基于2030年装机结构和负荷预测进行市场推演，在现货市场低/零电价时段常态化背景下，电能量市场价格信号逐步弱化，转向以容量价值、调节能力和环境效益为主导的市场资源配置机制，可结合未来各阶段发展节奏，探索分品种分平台竞价等多种设计方式。

认识四：部分地区的电价结构正在加快调整，应避免进入“市场化改革”等同于降电价的误区。新能源全面入市推动电价体系从单一电量价格向“电能量+容量+辅助服务+绿色价值”的复合结构转型。电能量价格受现货市场边际成本定价机制影响（当前边际定价机组以煤电为主），叠加中长期合约价格向现货收敛，呈现下降趋势，但容量电价占比提升、辅助服务费用疏导、环境价值显性化将维持终端电价总体稳定。当前需避免“建市场即降电价”的认知偏差，以部分省份为例，广东2025年中长期年度中长期交易价格已向现货边际成本收敛，均价降至0.39元/千瓦时左右，但容量补偿比例尚不足30%，辅助服务费用仅部分疏导；甘肃新能源大发时段均价跌破0.2元/千瓦时，容量补偿和绿色环境溢价不足，导致经营主体成本回收缺口扩大。随着各地现货市场的全面铺开，若容量补偿、辅助服务疏导、绿证交易等机制不同步，将带来行业运营风险。因此，建议加快建立容量成本全周期回收机制（如煤电、气电更高比例的容量电价补偿）、完善辅助服务费用的分摊规则，最终形成多维成本协同疏导的新型电价体系。

提高“计划与市场”功能认识

能源安全是市场化改革道路的基石

认识五：正确看待传统计划电量的定位，保障国家能源安全和社会稳定是市场化推进的前提。电力市场化改革需在国家能源安全阈值内实现资源配置效率跃升，应从三个层面加深认识：其一，经济价值层，聚焦电能商品基础属性，通过现货市场与中长期市场实现近80%（2024年全国市场化交易电量占售电量比重的76%）的资源配置效率优化；其二，系统价值层，承载电力系统可靠性与环境外部性成本，依托容量补偿机制（当前覆盖煤电固定成本30%~50%）、绿证交易体系等政策工具实现成本疏导；其三，战略价值层，保障民生福祉、国家能源安全、能源绿色转型等战略实施，西电东送计划电量体现国家能源安全战略价值，可再生能源保障性收购体现能源绿色转型战略价值。目前，我国正在探索由计划政策部分向市场化转型的可能性，研究容量市场，完善绿证市场，本次136号文推动新能源的保障性电量电价向“市场化+机制电价”转变，是兼顾市场化效率和能源绿色转型两大价值目标的重大机制创新。

认识六：形成对统一电力市场的最大共识，更有利于电力市场的稳步推进。建设全国统一电力市场，促进资源更大范围流通，还需注重处理好三层关系：物理层表现为跨区输电刚性约束（通道利用率不足七成），经济层表现为送受端利益分配失衡（省间交易协商困难，约两成难以达成交易），制度层表现为属地责任与全局优化的矛盾（跨省交易送电量升高，可能推高送端电价）。针对以上三个方面提出思考：一是在物理层建立输电价格与通道利用效率动态联动机制，开发多时间尺度跨区交易品种；二是在价值层努力寻求“非零和博弈”改革空间，通过市场化改革，挖掘省间余缺互济价值，将省间壁垒转化为协同推进的动力；三是在制度层凝聚最大共识，在地方经济发展和安全保供诉求基础上，从更高维度、更长周期理解跨省跨区送电和区域优化的社会价值，寻求最大公约数，签订省间的政府授权合约进一步明确双方责任，考虑逐步改变“以用定发”的模式，具备条件时推动用户报量报价参与市场，让用户具有用电的选择权。

实现“效率与公平”兼顾

加快探索系统调节经济责任和绿色环境成本的合理分配

认识七：激发电力系统的调节潜力，实现电力系统调节经济责任的公平分配。推动新能源的高质量发展，核心在于构建能够有效激发电力系统调节潜力的市场机制，首要任务是确立调节经济责任公平分配的基本原则。在“谁受益、谁承担”的总体框架下，需细化发用电主体、各类电源以及送受端省份的平衡调节责任划分，以此作为调节经济责任的界定基础。通过建立市场机制，允许主体的平衡余量与缺量进行交易，促使常规电源、新能源发电企业及电力用户等市场主体公平合理地分担相关费用，实现系统消纳成本在各类市场主体间的有效疏导。国内外电力市场提供了丰富的实践案例，如我国部分省份采用电量合约与典型中长期分时曲线调度分配，新能源企业与用户自行约定量价曲线；欧洲电力市场则更多采用平衡机制市场模式，通过发用双方签订的分时曲线，在实时市场中结算实际发电量与合约电力曲线的差异。多个地区已探索了按发用电主体对系统净负荷波动贡献度划分平衡义务，新能源企业按预测偏差率承担实时平衡责任，送端省份按外送电量占比分摊受端调峰成本等方法。本次136号文件提出，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，就是以市场化的方式，促进新能源企业从强制配储向主动配储转变，可通过签订分时曲线来平滑交易曲线，优化交易策略，提高入市效率和效益。

认识八：应尽快研究绿色环境成本疏导方式，促进环境效益的社会公平承担。近年来，新型电力系统的建设成本增加是显而易见的，2023~2024年，全国发电总装机年均增长14.3%，最大负荷年均增长约1亿千瓦，全社会用电量年均增长6.7%，电源、电网等各类投资增速远高于用电量增速，且系统调节难度不断加大。短期来看，终端电价水平保持不变的情况下，我国仍实现了新能源的快速发展和电源结构的优化，电力企业更多的承担了绿色转型和保护环境的社会责任。长期来看，在电力行业内部承担全部转型成本将难以为继，未来需进一步丰富绿证应用场景、畅通绿证支付渠道，探索绿证配额制，将绿色消费的环境权益向终端用户高效传导，可推动绿色价值部分（绿证）与电能量价格在交易机制、结算方式、电费收取等方面解耦，推动全社会形成绿色消费共识，有利于环境外部性成本的合理疏导，促进新能源高质量发展。

中国电力系统体量大、系统结构复杂、约束目标多元，电力市场建设所面临的难度和挑战是前所未有的，既要发挥市场短期优化资源配置的优势，也要正确看待政策手段的长期保安全稳定作用，既要坚定电力市场化改革的前进方向，也要避免市场能够决定一切的简单化思维。下一步，136号文政策能否达到预期效果，还需要在我国能源安全战略、统一电力市场建设的大框架下，凝聚行业智慧，研判发展趋势，坚持目标导向，合理设计下一阶段的各地区机制电价细则，促进新能源平稳较快发展。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于中国电力企业联合会。