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“新能源入市后，价格如何体现价值？”在厦门大学中国能源政策研究院等联合主办的“电力低碳保供研讨会”上，与会专家进行了讨论，有业内人士指出。

随着新能源快速发展，整个电力系统平衡面临新能源保消纳和电网运行保供电的双重挑战，继续恪守全量消纳目标会面临巨大的平衡成本。业内人士表示，让新能源报量报价参与市场竞争与集中优化，从全社会整体福利来看更优。新能源入市大势所趋，随着新能源占比的增加，提升效应会更为明显。

国家发改委、国家能源局近期印发的《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”）明确，自6月1日起，新能源项目将逐步全面进入电力市场交易，上网电价实行市场化定价。随着时间临近以及山东等省份陆续发布136号文省级配套实施细则，关于新能源价格机制的探讨再度成为行业讨论的焦点。

新能源全面入市面临几大挑战

我国新能源经历从无到有，从弱到强，从辅助电源成为主体电源，已经由培育成长期向发展壮大期转变。136号文明确提出，推动新能源上网电价全面由市场形成，意味着新能源产业已经从政策驱动转向市场驱动。

在国家发展改革委能源研究所能源系统中心副主任刘坚看来，136号文的出台将对新能源企业产生两方面影响，一方面有利于新能源产业稳定预期，帮助新能源企业平稳过渡，另一方面，对企业市场适应能力提出更高的要求。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强坦言，现实情况与理想状态存在差距。目前，新能源全部入市仍面临诸多困难，这反映出新能源市场竞争力不足的现状。比如，部分地区的接入困难，一定程度上反映了新能源供电不稳定、成本高的问题。绿证、绿电、碳交易市场也有待进一步推动和完善。因此，如何推动市场与政策朝着理想方向发展，是行业各方需要深入探讨的重要课题。

中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先表示，136号文是电力市场改革关键性的步骤，代表市场改革真正进入深水区。随着政策的逐步推进，需要进一步考虑价格信号不完整和分布式新能源入市机制等问题。

机制电价≠新能源企业可以躺平

面对上述挑战，价格如何体现价值、市场机制如何设计，成为本次研讨会的核心议题。

“价格是市场机制的核心，其将决定未来电力系统如何运行。”中国电机工程学会副理事长姚强表示。

136号文推动新能源由“保障性收购+市场交易”转向“机制电量+市场交易”。自然资源保护协会能源转型项目（NRDC）高级主管黄辉表示，项目收益将受到可再生能源消纳权重、市场节点位置、机制电量规模与价格等多重因素影响，比如位于消纳困难和市场价格较低的节点的新能源项目收益会减少。机制电价并不意味着新能源企业可以躺平。根据136号文，以市场均价和机制电价的差价对新能源项目进行多退少补。个体项目市场价格低于均价的部分将得不到补偿，企业需通过合理配储等方式来提高收益。

从目前出台的山东、广东等省份方案的征求意见稿来看，存量项目给了较为明确的边界，机制电量规模参照全生命周期合理利用小时数的剩余小时数执行，电价基本是参照当地煤电基准电价，能够较好起到保障收益的效果。对增量项目而言，尽管电量规模和电价水平逐步退坡并有较大不确定性，但机制电价上设置了上下限，下限基本按照先进电站当期造价折算度电成本，上限则是不低于上年度机制电量竞价结果，一旦进入机制电价后，会有12年左右的稳定执行期，也能够起到稳定合理收益预期的作用。此外，目前部分省份绿电价格高于煤电基准电价，未来绿色价值会愈发凸显，企业还可以在绿色溢价和机制电价两者之间进行优选。

刘坚认为，参与电力系统运行的市场主体可从价格机制和市场机制两个角度来考虑：首先，价格机制按照“同网同质同价”原则，给予各类灵活性资源合理的容量补偿，换言之我们应该在适当时机引入容量定价机制；其次，市场机制方面，电力现货市场出清节点可更多地向更低电压等级延伸，目前需求侧的新型主体规模尚小，发挥功能更多在配电网或者局部节点等关键环节上，其价值被低估，需要我们通过颗粒度更细的价格信号给予更多激励；最后，对于与电网连接但主要通过自平衡来运行的主体，首先要明确其与大电网之间的安全和责任边界，现阶段需要按照现有的价格政策，包括输配电价、系统运行费、政策性交叉补贴等，在不增加系统运行负担的前提下，给用户侧主体获取绿色电力提供更多的路径。

136号文的下一步

对于136号文的下一步，与会专家积极献言献策。

郑亚先建议，未来应该建立分阶段、逐步放开的市场外政策配套体系，针对各市场主体的能力设立相应的市场品种，建立体现容量支撑价值的电力容量市场机制，建立适应于高比例新能源的高频次、标准化中长期连续滚动交易机制，推动各类型主体全面参与现货市场竞争。

南方电网能源院能源战略与政策研究所所长助理冷媛指出，随着多元主体参与市场进度加快，市场设计既要保证整体运营效率，也要保证不同类型电源的收益。未来市场设计中需要根据不同类型电源的技术经济特性建立差异化的电源价格形成机制，完善辅助服务市场产品设计、并推动与现货市场衔接，健全促进绿色电力发展的相关机制，通过价格衔接推动电、碳市场协同发展，提高新能源机组的市场竞争力，同时新能源也需提高自身入市后的交易能力和风险管控能力。

其中，中小企业参与市场备受关注。郑亚先表示，在初期会有保护性机制设计，后期机制电量和机制电价会逐步走低，市场主体自行签订双边合约将成为更主流的方式。在新形势下，中小型新能源企业需要及时跟踪政策变化趋势，重点关注辅助服务市场机制，依托人员和体制的灵活性，通过深挖细挖自身资源组合能力在市场中获得竞争优势。

刘坚表示，当前储能政策重心正从前端配置转向运行激励，容量机制是保障新型储能可持续发展的关键手段。有必要合理设置容量补偿门槛，适时引入容量竞价机制。对于光伏企业而言，尽管头部企业在大基地和集中式项目开发领域占据优势，但中小企业在分布式能源的细分应用场景中展现出独特竞争力。随着虚拟电厂、源网荷储等创新模式的蓬勃发展，市场格局日益多元。中小企业凭借灵活的响应机制和精准的场景化开发能力，在需求侧深度挖掘潜力，并在新业态培育过程中扮演着不可或缺的角色，成为推动行业创新与协同发展的关键力量。

对于相对“棘手”的分布式新能源，冷媛建议，2024年底中国分布式光伏装机已占全部光伏装机比重的42%，在分布式光伏快速发展的趋势下，需要从“源网荷储”多端协同发力解决消纳问题。在源端合理布局分布式新能源，鼓励电源不断通过技术创新提升“四可”能力；在网侧要推进配套电网项目建设，通过智能化调度等手段提高电网对高比例新能源的接纳能力；在负荷侧，要通过各类型需求响应机制充分挖掘系统调节能力；在储能方面，随着市场机制的不断完善，新能源也将有动力通过自主配置适当储能来适应市场环境下的竞争，提升其灵活性。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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