近期，國家連續發布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號文）（以下簡稱136號文）、《電力輔助服務市場基本規則》（發改能源規〔2025〕411號）、《關于全面加快電力現貨市場建設工作的通知》(發改辦體改〔2025〕394號)（以下簡稱394號文）等系列政策文件。一方面持續加快全國電力現貨市場建設，力爭2025年底前基本實現電力現貨市場全覆蓋；另一方面提前3年實現新能源全面進入市場交易，通過市場機制形成新能源上網電價和電量?！笆逦濉睍r期，我國新能源發展的市場環境將發生根本性變化，新能源全面邁入由資源驅動向市場驅動的高質量發展新階段。

全面入市：

實現產業健康發展的必然要求

近些年來，隨著新能源成本持續快速下降，在多項價格、財政、產業等支持性政策的驅動下，我國新能源實現了跨越式發展。截至2024年底，我國新能源發電裝機規模約14.1億千瓦，占全國電力總裝機規模40%以上，已超過煤電裝機。與此同時，我國新能源裝機超常規發展帶來諸多弊端浮現。

發展模式對保障政策依賴性較強，未公平承擔系統調節責任。當前，新能源占比較低的省份仍以“保量報價”收購為主，新能源占比較高的省份以“保障性消納+市場化交易”結合的方式來消納，保障性部分執行燃煤標桿電價，新能源收益模式總體對保障性上網電量和電價政策依賴性較強，缺乏高質量發展的內生動力。

隨著電力調節成本顯著上升，這部分成本主要由煤電等傳統電源承擔，新能源有效承擔平衡電力系統調節責任不足，削弱了市場的公平性。同時，新能源制造成本的大幅下降并沒有有效傳導至終端用戶電價，下降的成本空間被資源費等非技術成本占據，不利于全社會總福利提升。

參與電力市場交易程度有限，價格信號存在失真現象。建設統一電力市場體系，要求各類電源同場競技、公平競爭。但當前新能源參與市場化交易程度有限，市場化交易電量在新能源總發電量中占比不足50%，導致市場價格信號不完整、存在失真現象，難以反映電力供需的真實情況，無法通過供需關系有效調節新能源資源，導致資源配置效率低下。

消納問題凸顯，投資效能低下。過去幾年，新能源產業出現了一些盲目投資現象，致使一些地區新能源消納問題嚴重。據2024年國家審計署發布的審計工作報告，5省部分地區不顧自身消納、外送和配套保障能力上馬新能源項目。據全國新能源消納監測預警中心公布，在新能源利用率按僅考慮系統原因受限電量，2025年1—4月，全國風電、光伏利用率分別為93.2%、93.9%，同比分別下降了2.9個百分點、2.4個百分點。如考慮市場交易等因素新能源未發電量，西部集中式新能源、中東部分布式新能源的消納利用率更低。

隨著各地電力市場快速發展、規則逐步完善，為新能源全面參與市場創造了條件。在“雙碳”目標的引領下，新能源產業仍然有巨大發展空間，迫切需要通過市場機制推動新能源公平全面參與市場交易，破除新能源深層次矛盾，實現新能源產業投資從盲目走向精準高效。

新能源全面入市后

市場發展新趨勢

新能源全面入市全方位重塑市場格局，不僅對存量新能源收益和增量新能源的規劃、布局、建設、運營產生直接的影響，而且對其他市場主體發展產生間接影響，對構建適應新能源的新型市場體系提出更高要求。

趨勢1：新能源投資邏輯向市場導向轉變，技術經濟分析模型向多維化、跨年度、動態化升級。增量新能源全面入市后，其上網電量不僅受到新能源場站本身發電功率和報價合理性影響，而且受到電力負荷規模和保供熱保穩定等必開機組規模、納入優先發電計劃的跨省跨區輸電規模等因素影響。新能源節點電價由市場供需決定的邊際機組成本和電網通道決定的阻塞電價共同構成，受整個電力市場運行影響。因此，增量新能源上網“量”“價”都存在較大不確定性，投資邏輯將由資源導向型向市場導向型轉變，市場交易和運營能力對新能源收益影響顯著，技術經濟分析模型需要構建包含中長期合約、現貨市場收益、輔助服務收益、容量市場收益、綠證收益等多維度經濟性評估體系，并提供全生命周期（20～30年）動態化價格信號。

趨勢2：新能源參與市場交易機制和規則逐步完善，以市場化方式擴大消納空間。交易機制方面，新能源企業根據自身預測能力和對于日前和實時市場價格差方向的判斷，自愿參與日前市場，公平參與實時市場，市場環境更加靈活。競價機制方面，適當放寬現貨市場限價，為新能源企業申報價格提供寬松的報價區間，有助于新能源企業在供需緊張時刻獲取高價收益。交易品種方面，通過縮短中長期交易周期、提高交易頻次，中長期交易持續調倉的機會大大增加，有利于發揮中長期市場控制現貨市場風險、鎖定遠期收益作用。交易合同方面，針對新能源遠期預測誤差大的特點，允許供需雙方合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整，有助于新能源企業合理簽訂中長期合約，避免因強制高比例中長期合約而在現貨市場“低買高賣”。目前，部分省份136號文實施方案征求意見稿已提出放寬新能源中長期簽約比例要求，不再執行中長期交易偏差考核。鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議，提前管理市場風險，以提供穩定的收益預期為項目融資提供有力支撐。

趨勢3：可持續發展價格結算機制兼具收益托底和激勵功能，為部分新能源項目獲取更高收益提供保障。136號文件堅持分類施策，區分存量項目和增量項目，在市場外建立差價結算機制，與各地現貨和中長期市場規則銜接協同，保障新能源項目穩定可靠收益。同時，采用“競價”確定增量新能源項目納入機制的電量、電價水平，對機制電量進行“多退少補”的調節，對于那些造價低、位置好、市場運營水平高的新能源項目，利用機制電價可以獲得超過市場平均水平的收益。

趨勢4：新能源參與市場競爭環境持續優化，非技術成本有望降低。136號文取消了新能源“強制配儲”的前置條件，新能源企業自主選擇配儲，減輕了新能源參與市場的成本壓力，優化了新能源建設環境。同時，新能源電量全部進入電力市場，變為與煤電同等地位的“市場化”電量，新能源不合理分攤費用將取消。新能源參與市場競爭持續加劇，新能源投資回報趨于合理，開發將回歸到理性，非技術成本也會降低。

趨勢5：靈活調節資源的價值凸顯，各類靈活性調節資源的規模和收益將迎來更大的發展空間。隨著電力系統靈活性需求激增，調節能力不足矛盾加大，對調頻、爬坡、備用、慣量等輔助服務品種的需求持續增加，輔助服務市場規模將持續擴大。預計現貨市場電價峰谷差加大、“按效果付費”的輔助服務價格形成機制和費用傳導機制逐步理順，輔助服務市場激勵靈活性煤電、氣電、抽水蓄能、新型儲能等靈活性電源，以及虛擬電廠、負荷聚合商等新型經營主體積極貢獻調節作用，靈活調節資源的規模和收益將迎來更大的發展空間，成為電能量市場收入外的重要補充，推動新能源高質量發展。

趨勢6：現貨市場平均電價走勢下行，多維價格體系逐步建立。新能源全面入市后各類電源公開統一競爭，新能源為爭搶電量，一般采用較低或者零價申報，采用邊際出清電價機制將導致現貨價格走勢和新能源出力波動截然相反，即新能源發電越多的時段，新能源逐步成為邊際定價機組，現貨電價就越低甚至為0或為負電價，新能源“電價自我蠶食”效應更加明顯。反之，新能源發電不足的時段電價高企，各時刻的現貨價格差異較大、波動劇烈。據統計，2024年山西、廣東、山東、甘肅、蒙西5地區的現貨實時均價同比均出現下降，降幅10%～24%。隨著電能量市場價格信號逐步弱化，轉向以容量價格、輔助服務價格和綠色價值為主導的市場資源配置機制，電價結構加快調整，多維價格體系逐步建立。

趨勢7：覆蓋各類資源的容量保障機制加快建立，促進系統容量充裕性水平提高。隨著現貨市場中新能源發電量占比提升、現貨電價走低，導致市場中高運行成本的火電等機組無法獲取足夠的收入來回收固定成本和變動成本（以燃料成本為主），對這些機組產生擠出效應，既加劇現貨市場電價波動性，又導致電力系統面臨容量充裕性短缺的挑戰，不利于電力系統長期安全穩定運行。當前煤電已實施容量補償機制（覆蓋煤電固定成本30%～50%），預計容量價格補償機制、容量市場等容量保障機制向發電側各類主體覆蓋，補償各類電源全部或部分固定成本，引導高可信容量的煤電、氣電向系統提供中長期穩定容量，激發較低可信容量的風光主體、用戶側主體、獨立儲能在內的各類型主體主動提高可信容量水平。

推進政策精準落地

實施的相關建議

新能源電價市場化改革牽一發動全身，是一項系統工程。當前，各地在緊鑼密鼓制定136號文配套實施細則，應堅持系統觀念，推動136號文的精神精準落地實施。

科學合理設計新能源可持續發展價格結算機制細則。為避免新能源裝機大起大落，地方政府在制定136號文的配套實施細則時，需要因地制宜制定新能源可持續發展價格結算機制實施細則，如要保障存量新能源項目權益，實現存量項目的機制電量規模、機制電價與保障性收購比重、收購電價合理銜接。合理制定增量新能源項目機制電量規模，適時調整消納責任權重指標，避免機制電量規模有的年份沒有、有的年份過多?？茖W合理設定機制電價限值、競價規則、執行期限等政策，充分考慮新能源項目實際投資運營成本等因素設置競價下限，避免惡性競爭，增強投資信心。動態評估和調整競價上下限區間，確保機制的靈活性和適應性。

進一步完善適應新能源全面入市的市場規則體系。現貨市場方面，科學合理制定現貨市場申報價格上下限，價格上限考慮當地工商業用戶尖峰價格及供需預測等因素動態調整，與一次能源價格動態掛鉤；在厘清補貼和電力市場外收益基礎上合理制定價格下限，避免下限過低導致負電價風險加大。為確保經營主體的變動成本能夠全部回收，現貨市場合理設置啟動成本補償必開機組補償、空載成本補償和上抬費用等配套補償機制。輔助服務市場方面，推動電能量市場和調頻、備用等輔助服務市場聯合優化出清，有利于更有效地發揮不同資源的價值，實現系統總成本最小。容量保障機制方面，根據市場進展情況適時提高容量電費的回收比例，推動容量電價和電能量電價解耦。優化容量電費考核體系，明晰與“兩個細則”之間的界線，避免重復考核。明確跨省跨區送受電各方經濟責任，合理制定跨省跨區送電機組容量電費分攤方式。積極試點探索容量市場，豐富容量保障機制類型。

完善電證碳市場體系促進綠色能源消費升級。完善綠電、綠證、碳市場多市場協同體系，推動將可再生能源消納責任權重指標分解到具體用戶，并通過綠電、綠證交易的方式完成可再生能源消納指標。推動綠電消費在相應碳排放核算中予以扣減，鼓勵通過綠電交易和綠電直連等方式建設零碳園區、零碳工廠。建立綠電綠色權益價值與綠證價格的聯動機制，根據綠證市場價格形成綠色權益價格報價依據，以充分體現新能源的環境價值。由于機制電量與綠證收益互斥，導致新能源企業面臨電能量收益與環境溢價間進行抉擇，建議探索綠證收益與機制電價的動態掛鉤，當現貨均價低于閾值時自動觸發綠證補償，確保新能源的環境價值能夠得到合理補償。

提升新能源全環節市場競爭力。規劃布局方面，構建市場導向的規劃投資體系，打通新能源規劃、生產、營銷、市場等各環節數據信息壁壘，實現各環節有序銜接。探索建立電力市場長周期（10—20年）仿真模型，量化評估電源項目全生命周期內市場收益水平和經濟指標。根據不同地區的資源稟賦和負荷特性，差異化布局風電與光伏發電項目，優選布局電氣位置優、新能源發電與凈負荷曲線適配度高的項目。建設運維方面，全面降低度電成本LCOE，加大對先進、高效風光組件等研發應用，提升發電效率；利用規模化采購、優化采購時序來降低建設成本;借助大數據與人工智能實現精準運維，降低運維成本。市場營銷方面，建立基于氣象數據、歷史出力數據和實時運行數據的預測模型，不斷提升新能源的出力預測精度；依據現貨市場價格信號引導，合理調整新能源場站運行方式（光伏板朝向），采用跟蹤支架、新能源主動配儲等，優化發電出力曲線；建立基于統計回歸擬合、機器學習、人工智能等方法的電價預測模型，滾動優化中長期市場持倉比例和曲線，實時優化調整現貨市場申報曲線以實現套利，提高市場交易和預測水平。開發模式方面，創新新能源開發利用模式，積極探索新能源與化工、交通、建筑、農業等多元融合的新模式新業態，發展算力與電力協同、虛擬電廠、綠電直連等試點示范促進綠電就近消納。