研究报告 | 国内外新能源参与市场交易情况及建议

近年来，我国引导新能源项目有序进入电力市场，以市场化手段扩大其消纳空间，取得一定成效。然而，从保量保价的兜底保障，到不保量不保价的全市场化交易，我国新能源行业在成长过程中面临着新的挑战。本文结合国内外实践经验，为我国构建适应高比例新能源的电力市场体系提供政策与路径参考，助力能源绿色转型行稳致远。

（来源：中能传媒研究院 作者：伍梦尧）

在国家政策与旺盛市场需求的双重支撑下，我国新能源装机容量快速增长，度电成本持续下降，行业发展不断迈上新台阶。

近年来，我国引导新能源项目有序进入电力市场，以市场化手段扩大其消纳空间，取得一定成效。从保量保价的兜底保障，到不保量不保价的全市场化交易，我国新能源行业在成长过程中面临着新的挑战。

为保障我国能源绿色转型持续推进，建议进一步加强新能源电力市场与碳交易、绿证等相关市场体系的协同联动，持续优化新能源电力市场价格机制，同时新能源企业也要加强市场交易相关技能学习，为加快新能源行业发展步伐、推动我国能源绿色转型提供更有力支撑。

一、我国新能源项目参与电力市场交易概况

当前，我国新能源行业（指风电、太阳能发电，下同）正在经历着发展的“冰火两重天”。一方面，在政策与市场的双重支撑下，新能源装机容量快速增长，行业发展不断迈上新台阶；另一方面，风电、太阳能发电行业均面临“内卷式”恶性竞争、价格跌破成本线等问题，发展机制亟待改革。

为引导行业健康有序发展，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（136号文）明确，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。自此，新能源项目正式进入全面市场交易阶段。  

（一）国内新能源行业快速发展

十余年来，得益于国家在价格、财政、产业等方面政策的大力支持，以及持续旺盛的市场需求，我国以风电、太阳能发电为代表的新能源行业从跟跑、并跑到领跑，实现了跨越式发展。

截至2024年9月底，全国风电、太阳能发电提前6年多完成了我国在气候雄心大会上承诺的“到2030年中国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上”目标。截至2024年底，全国新能源发电装机占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机，为持续推动我国能源绿色转型作出积极贡献。

数据来源：《中国能源大数据报告(2024)》

图1  我国风电、太阳能发电装机增长趋势（2016—2024年）

在装机规模快速增长的同时，有赖于国内新能源企业在技术研发方面的持续投入，我国风电、太阳能发电度电成本迅速下降，新能源项目经济性快速提升。据国家能源局公布的数据，2007—2017年，太阳能发电度电成本累计下降了约90%。其后，太阳能发电度电成本进一步从0.44元/千瓦时降至0.35元/千瓦时，市场竞争力大幅提升。

国际可再生能源署（IREA）发布的报告指出，2014—2023年的10年间，全球风电和太阳能发电项目平均度电成本分别累计下降超过60%和80%，其中很大一部分归功于中国的贡献。

数据来源：中金研究院

图2  全球主要电源度电成本变化趋势

政策的有力支撑及不断压缩的项目成本，带来的不只是风电、太阳能发电两个行业的快速发展，还吸引了社会资本蜂拥而至。远超预期的装机增长速度，为我国中央财政带来巨大压力，不断扩大的补贴缺口也让风、光行业成为社会关注焦点。为缓解中央财政压力、推动行业健康有序发展，2021年起，我国风电、太阳能发电行业新增项目不再享受补贴支持，全面启动平价上网。

数据来源：公开资料整理

图3  我国可再生能源补贴缺口增长趋势（2015—2020年）

平价上网政策的出台并没有让行业装机增长速度放缓。2021年太阳能发电年度新增装机容量逆势上扬，创下历史最好成绩，并在其后3年连续打破纪录；风电行业受价格“内卷”等因素影响，短暂下降后于2023年起连续两年度新增装机超7900万千瓦，达历史最好水平。飞速扩大的新能源装机容量，相对滞后的配电网建设，难以在短期内提升的地方消纳能力，使新能源项目消纳水平一度下滑，成为社会关注焦点。

很长时间以来，为鼓励新能源行业快速发展，其新增项目都是实行固定电价政策，享受国家专项补贴支持。这一模式既不能充分反映市场供求，也没有让新能源项目与其他电源共同承担电力系统调节责任，导致发展矛盾日益凸显，新能源上网电价机制改革亟待进一步深化。这种情况下，引导新能源上网电量进入电力市场，通过市场手段优化资源配置，被业内视为拓展新能源消纳空间的一条可行路径。

（二）有序引导新能源项目电量进入电力市场

在电力市场交易品种中引入新能源项目电量，在我国已有一定实践。

二十一世纪初期，由于国内电力市场整体建设水平尚不成熟，且当时新能源项目规模相对较小，很长时间以来，国内新能源发电项目都是通过固定电价保障性收购的方式获取收益。

直到2015年，《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“电改9号文”）正式发布。电改9号文指出，建立优先购电、优先发电制度，坚持清洁能源优先上网，以解决当前大规模可再生能源消纳与系统调峰容量不足、以及跨省区消纳与受电省发电企业利益冲突的问题。文件要求，要坚持市场化改革，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局。这一文件的发布，一方面，继续沿袭了保量保价模式，使新能源发电新增项目可以继续享受托底保障，获得稳定、长期、丰厚收益；另一方面，有效扩大了电力交易市场的主体范围和电量规模，让新能源项目电量开始走入电力交易买家的选择范围。

然而，天生具有随机性、波动性、间歇性等特点的新能源项目很难直接套用传统化石能源的计划发电模式，导致新能源项目参与电力市场交易的范围和规模并未快速扩大。与保量保价的固定补贴收益相比，相对波动的市场交易也加大了项目收益风险，进一步导致新能源企业参与市场交易热情不高，主动性有待加强。

2017年，国家发展改革委、国家能源局联合发文启动电力现货市场建设试点工作，山东、山西、蒙西、浙江等八地成为首批试点单位。山东、蒙西等新能源装机占比相对较高的省份，开始探索通过电力市场交易的方式扩大新能源项目电量消纳空间，以确保新能源项目既能“装得上”也能“发得出”“用得好”。

进入“十四五”，在我国电力市场体制改革进一步深化及风电、太阳能发电新增项目正式开启平价上网等因素的叠加影响下，我国新能源市场化交易开始迈出实质性步伐。

数据来源：公开资料整理

图4  新能源电力市场交易量（2022—2024年）

2022年1月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》要求，有序推动新能源等主体参与电力市场，到2030年，新能源全面参与市场交易。自此，新能源的市场化进程第一次有了确定的发展目标，入市步伐显著加快。

这一文件中，明确提出要提升电力市场对高比例新能源的适应性，“完善适应高比例新能源的市场机制”“建立与新能源特性相适应的中长期电力交易机制”“新能源项目在现货市场报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”，表达了我国希望通过市场化手段引导能源结构转型、持续激发电力市场促进新能源有序发展的决心。

2023年，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》明确，到2025年，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到2030年，新能源全面参与市场交易。文件要求，进一步扩大经营主体范围，加快放开各类电源参与电力现货市场。

业内认为，与中长期市场相比，电力现货市场交易频次高、周期短，具备足够的灵活性和适应性，与新能源项目发电特点更为契合，也能够更精准地反映电力实时供需，更有效地保障新能源高效利用。《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》的发布，有助于更好地发挥各省资源余缺互济作用，提升新能源消纳水平。

其后，各地纷纷响应，集中式新能源、分布式新能源等新能源项目市场主体相继获得市场准入资格。这一时期，新能源场站多是通过“报量报价”的方式参与现货交易，也有部分地区尝试“双边报量报价”的交易模式。

值得关注的是，该文件明确提出，“暂未参与所在地区现货市场的新能源发电主体，应与其他经营主体共同按市场规则公平承担相应的不平衡费用”，为后续新能源项目与其他发电项目共同承担电力系统调节成本、所有电源电量公平竞争奠定基础。

2024年，伴随《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》的发布，新能源项目的收益方式由“全额收购+补贴”正式改为“保障性收购+市场化”，电力市场开始在新能源消纳中发挥越来越重要作用。

随后，多份地方性电力市场交易实施细则相继发布。各地根据自身资源禀赋、能源结构、电力供需等情况，对新能源项目电量的入市比例、交易方式等内容作出明确规定。

例如，山东省明确指出，2025年到2026年新增风电、太阳能发电项目分别按照30%、15%的比例入市；2030年起，新增风电、太阳能发电项目将实现全面入市。湖北省要求，110千伏及以上的新能源场站须直接参与中期及现货市场，110千伏以下的新能源场站如参与中期交易需同步参与现货市场，未直接参与市场交易的将作为价格接受者视同入市。

2024年末，由国家能源局统筹组织、中国电力企业联合会联合多家单位共同发布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》指出，到2029年实现新能源全面参与电力市场。这一时间线，将2023年《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》确定的目标又向前提了一年。

《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布数据显示，2023年，全国新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占全部新能源发电的47.3%。部分大型发电企业新能源参与市场比例已超过50%。绿电、绿证交易规模不断扩大，新能源入市节奏持续加快。

令业内意想不到的是，就在短短3个月之后，这一时间线再度更新。2025年1月底，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（136号文）明确，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。自此，新能源项目电量从全额保障性收购、有序入市，正式进入“不保价不保量”的全面市场交易阶段。

2025年3月，《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》由国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部等部门联合发布。其中指出，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，激发绿色电力消费需求，引导绿证价格合理体现绿色电力环境价值。其印发，进一步激发绿色电力消费需求、释放绿证市场活力，为推动可再生能源高质量发展贡献积极力量。

（三）推动新能源项目电量全面进入市场交易

2025年，136号文的发布被业内认为对新能源市场化具有重要意义。

此时，长期维持年度新增装机高速增长的新能源行业，正在经历着发展“阵痛”。一方面，风电、太阳能发电企业刚于2024年底双双达成行业自律公约，支撑产业链市场价格逐渐回归理性空间；另一方面，两行业还面临着产业链供需失衡、电价模式亟待改革等多重发展挑战。

此次发布的136号文瞄准新能源上网电价机制，坚持市场化方向着力深化改革。

首先，文件明确，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。相较一直以来由政府兜底的收益机制，曾经保量保价的“金饭碗”彻底消失。由市场中供需双方共同决定的价格，能够更真实地反映市场供求形势，通过“无形的手”引导富余新能源电量流向，进而实现资源优化配置。同时，在同台竞争的情况下，转换效率更高的产品会受到市场更多青睐，也将引导新能源企业持续加大在技术研发方面的投入。

其次，136号文首次提出，建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，很难直接开展计划发电。尤其是太阳能发电项目，出力曲线与日常电力负荷曲线走向相悖。当短时间内规模大到难以消纳的新能源项目电量涌入电网，会对电网有序运行造成不利影响，这也是“鸭子曲线”、甚至更为陡峭的“峡谷曲线”开始在电力负荷曲线图中频频出现的原因。此次提出建立的可持续发展价格结算机制，对于纳入机制的电量会采取“多退少补”的差价结算机制，即当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。这一结算方式能够让企业对收益区间拥有合理稳定预期，有利于行业平稳健康发展，被业内视为文件的最大亮点。

针对业内广泛关注的“新老划段”，136号文表示，会采取老项目老办法、新项目新办法的模式，以2025年6月1日为节点划分存、增量项目。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接；2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。这种方式，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好发挥市场作用。

根据136号文，未来，省内绿色电力交易中将不再单独组织集中竞价和滚动撮合交易，而是更鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，以形成稳定供求关系。这一模式有助于新能源企业稳定发展预期，利于行业持久发展。

需要注意的是，目前，136号文并没有对各地方的具体实施时间、实施方案进行“一刀切”规定，而由各地根据新能源发展及电力市场情况自行组织，最晚需在2025年底前出台并实施。

二、海外新能源项目参与电力市场交易情况

相比我国，欧美等国家的新能源行业起步相对较早，也比我国更早地经历了当新能源高比例接入时，电网有序运行受冲击，网源建设不协调导致新能源并网消纳、系统调节能力不足等问题。

以欧洲为例。欧洲于2012年11月至2013年2月展开的一项关于电力市场的调查中，多数被调查者就明确指出，“确保市场更健康地运行”和“市场进一步融合”对于保证电力安全供给十分关键。同时，还有不算少的被调查者表示，可再生能源补贴机制、优先发电等优惠政策，扰乱了市场正常秩序。2016年，欧盟又在其电力市场设计方案中指出，“当今能源市场规则是为了满足过去以传统火力发电和没有需求响应的能源系统而设计出来的”。这些观点，为后续构建更适合新能源发展的电力市场体系奠定了重要基础。

为持续推进能源绿色转型，全球各国基于自身资源禀赋、新能源度电成本、电网结构等展开多番探索，最终形成了形式多样的新能源市场交易模式。

（一）海外新能源参与电力市场的价格机制

当前，除固定上网电价机制这一基础补贴模式外，全球各国新能源项目电量参与电力市场交易主要可分为溢价补贴机制、无补贴新能源市场、“绿证+配额制”等类型。

溢价补贴机制，即新能源项目与其他传统能源项目在电力市场上开展竞价竞争，在市场价格基础上，还能再获得政府给予的奖励电价，一般适用于新能源项目从全额收购转向竞价上网的中间过渡。按照要求，领取溢价补贴的新能源机组，必须承担电力系统平衡义务。

溢价补贴机制在我国同样占有一定市场。在新能源新增项目进入平价上网阶段后，我国十余个省市为新建项目提供了幅度不等的电价补贴，以鼓励新能源行业发展。据不完全统计，当前，各省电价补贴标准多在0.05～0.5元/千瓦时，补贴年限为1～5年不等。

无补贴新能源市场模式，即新能源项目参与电力市场交易时，需要和传统能源一起承担电力系统平衡义务，且没有额外补贴支持。这一模式有利于鼓励新能源项目根据电力实际供需调整自身出力，还能营造真正公平公正的市场环境。目前来看，无补贴新能源市场模式适用于新能源行业已具备较强市场竞争力的情况。

无论是固定电价、溢价补贴，还是“绿证+配额制”，从根本上都包含有政府补贴或非自愿性交易，且不属于完全由市场主导的交易模式，传统化石能源与新能源项目还没做到平等竞争。

（二）海外新能源参与电力市场的配套机制

为构建更适合新能源发展的市场机制，在固定电价补贴、财政补贴等非市场化价格机制的基础上，不少国家还同时建立了电量偏差处理机制、长期购电协议、差价合约机制、调峰机制等配套机制，以引导新能源项目电量向全市场化竞争过渡。

电量偏差处理机制，指的是用于交易结算的关口计量电量与计划交易电量存在一定差距，当偏差过大时，发电企业需接受偏差处罚。相比于能够完全按照计划进行发电的传统化石能源，新能源在发电量方面波动较大，电量偏差考核范围比煤炭、天然气发电等相对更为宽松。

美国得克萨斯州对于新能源企业的电量偏差考核相对较为宽松。一般来说，常规机组的出力超出考虑辅助服务调用基点指令值的5%或5兆瓦（取二者中较小值）时，就将受到处罚。而风电场，仅在弃风状态下，且风电场出力高于基点指令值10%以上时，才会接受偏差处罚。

长期购电协议，可分为混合型购电协议、多买方购电协议两种类型，指的是新能源发电企业与购电方签订的期限长达10～20年的长期合同，以锁定电量、电价（决定了项目的远期收益），并可凭此获得银行及其他金融机构的融资支持。

通过利用固定价格和市场价格的差价进行金融对冲，长期购电协议已成为欧洲新能源项目参与电力市场的主要途径之一。

数据显示，2018—2023年，欧洲PPA整体签约量的年复合增长率达到了37%，交易电量、成交笔数均实现大幅提升。

差价合约机制，主要可分为政府授权差价合约、市场化差价合约两种方式，是由政府授权的低碳合同公司与可再生能源发电企业签订长期合同确定履约价格，发电项目直接按照电力市场规则参与市场交易，并将市场电价参照合同履约价进行补平。该模式下，市场机制下电价波动对项目收益的影响被大大降低，新能源发电企业能够获得稳定的发展预期，一定程度上有利于企业及行业发展。

2014年，英国开始采用差价合约机制代替了之前一直实施的可再生能源义务机制，以分配政府低碳能源专项预算。在实施初期，这一机制每两年进行一轮分配，范围覆盖可再生能源、核能等清洁能源前沿技术。为进一步响应“净零”战略，鼓励绿色能源持续投资，2023年起，英国差价合约机制由双年分配改为年度分配。

截至2024年底，英国共组织了六轮差价合约分配，累计覆盖新能源装机39吉瓦。通过定期举办的拍卖预分配，英国为新能源企业提供了稳定的增长预期，并代替企业承担了一定的市场电价波动风险。

业内认为，正是通过差价合约机制，英国海上风电行业得以提前锁定了项目全生命周期的预期收益，大大降低了市场及技术研发风险，成长为全球海上风电第二大市场。

调峰机制，即通过新能源发电机组减出力奖励、负电价交易制度等方式，引导新能源机组主动参与需求侧响应，以充分调动灵活性资源的调峰潜力，提升电网运行稳定性。

通过长期购电协议、差价合约机制等场外合约，能够兼顾市场竞争与收益保障，一定程度上对冲市场波动、稳定新能源企业的中长期投资信心，对于新能源长期发展具有积极影响。

三、几点建议

（一）加强不同市场的协同联动

面对电力市场这样一个复杂、多层次的系统工程，各地不仅要持续完善、细化新能源参与电力市场相关制度体系，还要做好省外市场与省内市场，电力市场与碳交易、绿证等相关市场，现货市场与辅助服务市场等不同市场的协同联动。

以新能源电力市场与碳市场为例。当前，我国电力市场与碳市场之间的价格传导机制还未畅通，碳配额导致的成本上升主要由传统发电企业承担（增加了传统化石能源的度电成本），尚未由全能源行业共同承担，更无法在新能源市场价格中有所体现。这种情况，既不能做到所有电源公平竞争，也在一定程度上影响了新能源绿色电力价值的体现。

未来，还需进一步优化新能源电力市场顶层设计，加强不同市场间的协同联动，为推动我国能源绿色转型夯实基础。

（二）优化新能源电力市场相关价格机制

价格机制是新能源电力市场机制的核心。根据136号文要求，在市场公平竞争的前提下，各地方可设定差异化的支持政策，稳定新能源企业发展预期，引导地区新能源项目电量全面进入电力市场。

首先，各地应以自身资源禀赋、电力市场发展情况等为基础，进一步细化新能源项目参与电力市场交易具体条款，明确不同类型项目适用的结算方式、机制电价，保证各类项目均能公平参与市场竞争。

其次，要积极探索电力期货、期权等金融衍生品，充分发挥其发现价格和有利于进行风险管理的功能，在促进市场公平竞争的同时，保证新能源企业收益。

（三）提升市场交易相关技能

从保量保价的兜底消纳，到不保量不保价的完全市场阶段，新能源企业的市场交易、运营水平将对其项目收益产生重要影响。

第一，新能源企业应提高发电预测精度。确定预期发电量，对于签订市场交易合同、实现项目收益最大化具有重要意义。因此，新能源企业应以主流气象机构发布的高精度气象预报数据为基础，结合当地中长期气候特性及电站历史发电数据，形成新能源电站的发电预测模型。多角度、多元化的数据来源，能够有效提升发电预测模型的准确度，帮助新能源企业降低中长期交易电量偏差风险，在全生命周期获得更多项目收益。

第二，新能源企业需着力提升市场交易能力。市场交易考验的不仅是企业的技术水平和发电能力，新能源企业还应根据不同市场交易的特点，掌握相应的交易技能，争取获得更多交易收入及价差收入。例如，在现货交易市场，新能源企业应具备高频报价能力，及时、准确抓取市场信号，提升竞争优势；在中长期交易市场，则应不断提升资源配置与项目匹配能力，推动项目绿色价值向经济价值转化。

第三，新能源企业需持续加强交易技能。理解、掌握、合理运用交易规则，对于顺利完成市场交易具有重要影响。新能源企业在参与电力市场交易时，应着力提升风险管理、合同管理等市场交易相关技能，积极应对市场突发情况，降低价格波动、合同履约等方面风险，保障企业利益。