近期，国家连续发布《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》（发改价格〔2025〕136号文）（以下简称136号文）、《电力辅助服务市场基本规则》（发改能源规〔2025〕411号）、《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》(发改办体改〔2025〕394号)（以下简称394号文）等系列政策文件。一方面持续加快全国电力现货市场建设，力争2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖；另一方面提前3年实现新能源全面进入市场交易，通过市场机制形成新能源上网电价和电量。“十五五”时期，我国新能源发展的市场环境将发生根本性变化，新能源全面迈入由资源驱动向市场驱动的高质量发展新阶段。
（来源：能源新媒 作者：王利兵）
全面入市：
实现产业健康发展的必然要求
近些年来，随着新能源成本持续快速下降，在多项价格、财政、产业等支持性政策的驱动下，我国新能源实现了跨越式发展。截至2024年底，我国新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。与此同时，我国新能源装机超常规发展带来诸多弊端浮现。
发展模式对保障政策依赖性较强，未公平承担系统调节责任。当前，新能源占比较低的省份仍以“保量报价”收购为主，新能源占比较高的省份以“保障性消纳+市场化交易”结合的方式来消纳，保障性部分执行燃煤标杆电价，新能源收益模式总体对保障性上网电量和电价政策依赖性较强，缺乏高质量发展的内生动力。
随着电力调节成本显著上升，这部分成本主要由煤电等传统电源承担，新能源有效承担平衡电力系统调节责任不足，削弱了市场的公平性。同时，新能源制造成本的大幅下降并没有有效传导至终端用户电价，下降的成本空间被资源费等非技术成本占据，不利于全社会总福利提升。
参与电力市场交易程度有限，价格信号存在失真现象。建设统一电力市场体系，要求各类电源同场竞技、公平竞争。但当前新能源参与市场化交易程度有限，市场化交易电量在新能源总发电量中占比不足50%，导致市场价格信号不完整、存在失真现象，难以反映电力供需的真实情况，无法通过供需关系有效调节新能源资源，导致资源配置效率低下。
消纳问题凸显，投资效能低下。过去几年，新能源产业出现了一些盲目投资现象，致使一些地区新能源消纳问题严重。据2024年国家审计署发布的审计工作报告，5省部分地区不顾自身消纳、外送和配套保障能力上马新能源项目。据全国新能源消纳监测预警中心公布，在新能源利用率按仅考虑系统原因受限电量，2025年1—4月，全国风电、光伏利用率分别为93.2%、93.9%，同比分别下降了2.9个百分点、2.4个百分点。如考虑市场交易等因素新能源未发电量，西部集中式新能源、中东部分布式新能源的消纳利用率更低。
随着各地电力市场快速发展、规则逐步完善，为新能源全面参与市场创造了条件。在“双碳”目标的引领下，新能源产业仍然有巨大发展空间，迫切需要通过市场机制推动新能源公平全面参与市场交易，破除新能源深层次矛盾，实现新能源产业投资从盲目走向精准高效。
新能源全面入市后
市场发展新趋势
新能源全面入市全方位重塑市场格局，不仅对存量新能源收益和增量新能源的规划、布局、建设、运营产生直接的影响，而且对其他市场主体发展产生间接影响，对构建适应新能源的新型市场体系提出更高要求。
趋势1：新能源投资逻辑向市场导向转变，技术经济分析模型向多维化、跨年度、动态化升级。增量新能源全面入市后，其上网电量不仅受到新能源场站本身发电功率和报价合理性影响，而且受到电力负荷规模和保供热保稳定等必开机组规模、纳入优先发电计划的跨省跨区输电规模等因素影响。新能源节点电价由市场供需决定的边际机组成本和电网通道决定的阻塞电价共同构成，受整个电力市场运行影响。因此，增量新能源上网“量”“价”都存在较大不确定性，投资逻辑将由资源导向型向市场导向型转变，市场交易和运营能力对新能源收益影响显著，技术经济分析模型需要构建包含中长期合约、现货市场收益、辅助服务收益、容量市场收益、绿证收益等多维度经济性评估体系，并提供全生命周期（20～30年）动态化价格信号。
趋势2：新能源参与市场交易机制和规则逐步完善，以市场化方式扩大消纳空间。交易机制方面，新能源企业根据自身预测能力和对于日前和实时市场价格差方向的判断，自愿参与日前市场，公平参与实时市场，市场环境更加灵活。竞价机制方面，适当放宽现货市场限价，为新能源企业申报价格提供宽松的报价区间，有助于新能源企业在供需紧张时刻获取高价收益。交易品种方面，通过缩短中长期交易周期、提高交易频次，中长期交易持续调仓的机会大大增加，有利于发挥中长期市场控制现货市场风险、锁定远期收益作用。交易合同方面，针对新能源远期预测误差大的特点，允许供需双方合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整，有助于新能源企业合理签订中长期合约，避免因强制高比例中长期合约而在现货市场“低买高卖”。目前，部分省份136号文实施方案征求意见稿已提出放宽新能源中长期签约比例要求，不再执行中长期交易偏差考核。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，以提供稳定的收益预期为项目融资提供有力支撑。
趋势3：可持续发展价格结算机制兼具收益托底和激励功能，为部分新能源项目获取更高收益提供保障。136号文件坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，在市场外建立差价结算机制，与各地现货和中长期市场规则衔接协同，保障新能源项目稳定可靠收益。同时，采用“竞价”确定增量新能源项目纳入机制的电量、电价水平，对机制电量进行“多退少补”的调节，对于那些造价低、位置好、市场运营水平高的新能源项目，利用机制电价可以获得超过市场平均水平的收益。
趋势4：新能源参与市场竞争环境持续优化，非技术成本有望降低。136号文取消了新能源“强制配储”的前置条件，新能源企业自主选择配储，减轻了新能源参与市场的成本压力，优化了新能源建设环境。同时，新能源电量全部进入电力市场，变为与煤电同等地位的“市场化”电量，新能源不合理分摊费用将取消。新能源参与市场竞争持续加剧，新能源投资回报趋于合理，开发将回归到理性，非技术成本也会降低。
趋势5：灵活调节资源的价值凸显，各类灵活性调节资源的规模和收益将迎来更大的发展空间。随着电力系统灵活性需求激增，调节能力不足矛盾加大，对调频、爬坡、备用、惯量等辅助服务品种的需求持续增加，辅助服务市场规模将持续扩大。预计现货市场电价峰谷差加大、“按效果付费”的辅助服务价格形成机制和费用传导机制逐步理顺，辅助服务市场激励灵活性煤电、气电、抽水蓄能、新型储能等灵活性电源，以及虚拟电厂、负荷聚合商等新型经营主体积极贡献调节作用，灵活调节资源的规模和收益将迎来更大的发展空间，成为电能量市场收入外的重要补充，推动新能源高质量发展。
趋势6：现货市场平均电价走势下行，多维价格体系逐步建立。新能源全面入市后各类电源公开统一竞争，新能源为争抢电量，一般采用较低或者零价申报，采用边际出清电价机制将导致现货价格走势和新能源出力波动截然相反，即新能源发电越多的时段，新能源逐步成为边际定价机组，现货电价就越低甚至为0或为负电价，新能源“电价自我蚕食”效应更加明显。反之，新能源发电不足的时段电价高企，各时刻的现货价格差异较大、波动剧烈。据统计，2024年山西、广东、山东、甘肃、蒙西5地区的现货实时均价同比均出现下降，降幅10%～24%。随着电能量市场价格信号逐步弱化，转向以容量价格、辅助服务价格和绿色价值为主导的市场资源配置机制，电价结构加快调整，多维价格体系逐步建立。
趋势7：覆盖各类资源的容量保障机制加快建立，促进系统容量充裕性水平提高。随着现货市场中新能源发电量占比提升、现货电价走低，导致市场中高运行成本的火电等机组无法获取足够的收入来回收固定成本和变动成本（以燃料成本为主），对这些机组产生挤出效应，既加剧现货市场电价波动性，又导致电力系统面临容量充裕性短缺的挑战，不利于电力系统长期安全稳定运行。当前煤电已实施容量补偿机制（覆盖煤电固定成本30%～50%），预计容量价格补偿机制、容量市场等容量保障机制向发电侧各类主体覆盖，补偿各类电源全部或部分固定成本，引导高可信容量的煤电、气电向系统提供中长期稳定容量，激发较低可信容量的风光主体、用户侧主体、独立储能在内的各类型主体主动提高可信容量水平。
推进政策精准落地
实施的相关建议
新能源电价市场化改革牵一发动全身，是一项系统工程。当前，各地在紧锣密鼓制定136号文配套实施细则，应坚持系统观念，推动136号文的精神精准落地实施。
科学合理设计新能源可持续发展价格结算机制细则。为避免新能源装机大起大落，地方政府在制定136号文的配套实施细则时，需要因地制宜制定新能源可持续发展价格结算机制实施细则，如要保障存量新能源项目权益，实现存量项目的机制电量规模、机制电价与保障性收购比重、收购电价合理衔接。合理制定增量新能源项目机制电量规模，适时调整消纳责任权重指标，避免机制电量规模有的年份没有、有的年份过多。科学合理设定机制电价限值、竞价规则、执行期限等政策，充分考虑新能源项目实际投资运营成本等因素设置竞价下限，避免恶性竞争，增强投资信心。动态评估和调整竞价上下限区间，确保机制的灵活性和适应性。
进一步完善适应新能源全面入市的市场规则体系。现货市场方面，科学合理制定现货市场申报价格上下限，价格上限考虑当地工商业用户尖峰价格及供需预测等因素动态调整，与一次能源价格动态挂钩；在厘清补贴和电力市场外收益基础上合理制定价格下限，避免下限过低导致负电价风险加大。为确保经营主体的变动成本能够全部回收，现货市场合理设置启动成本补偿必开机组补偿、空载成本补偿和上抬费用等配套补偿机制。辅助服务市场方面，推动电能量市场和调频、备用等辅助服务市场联合优化出清，有利于更有效地发挥不同资源的价值，实现系统总成本最小。容量保障机制方面，根据市场进展情况适时提高容量电费的回收比例，推动容量电价和电能量电价解耦。优化容量电费考核体系，明晰与“两个细则”之间的界线，避免重复考核。明确跨省跨区送受电各方经济责任，合理制定跨省跨区送电机组容量电费分摊方式。积极试点探索容量市场，丰富容量保障机制类型。
完善电证碳市场体系促进绿色能源消费升级。完善绿电、绿证、碳市场多市场协同体系，推动将可再生能源消纳责任权重指标分解到具体用户，并通过绿电、绿证交易的方式完成可再生能源消纳指标。推动绿电消费在相应碳排放核算中予以扣减，鼓励通过绿电交易和绿电直连等方式建设零碳园区、零碳工厂。建立绿电绿色权益价值与绿证价格的联动机制，根据绿证市场价格形成绿色权益价格报价依据，以充分体现新能源的环境价值。由于机制电量与绿证收益互斥，导致新能源企业面临电能量收益与环境溢价间进行抉择，建议探索绿证收益与机制电价的动态挂钩，当现货均价低于阈值时自动触发绿证补偿，确保新能源的环境价值能够得到合理补偿。
提升新能源全环节市场竞争力。规划布局方面，构建市场导向的规划投资体系，打通新能源规划、生产、营销、市场等各环节数据信息壁垒，实现各环节有序衔接。探索建立电力市场长周期（10—20年）仿真模型，量化评估电源项目全生命周期内市场收益水平和经济指标。根据不同地区的资源禀赋和负荷特性，差异化布局风电与光伏发电项目，优选布局电气位置优、新能源发电与净负荷曲线适配度高的项目。建设运维方面，全面降低度电成本LCOE，加大对先进、高效风光组件等研发应用，提升发电效率；利用规模化采购、优化采购时序来降低建设成本;借助大数据与人工智能实现精准运维，降低运维成本。市场营销方面，建立基于气象数据、历史出力数据和实时运行数据的预测模型，不断提升新能源的出力预测精度；依据现货市场价格信号引导，合理调整新能源场站运行方式（光伏板朝向），采用跟踪支架、新能源主动配储等，优化发电出力曲线；建立基于统计回归拟合、机器学习、人工智能等方法的电价预测模型，滚动优化中长期市场持仓比例和曲线，实时优化调整现货市场申报曲线以实现套利，提高市场交易和预测水平。开发模式方面，创新新能源开发利用模式，积极探索新能源与化工、交通、建筑、农业等多元融合的新模式新业态，发展算力与电力协同、虚拟电厂、绿电直连等试点示范促进绿电就近消纳。
