政策解读 | 新能源全面入市是构建新型电力系统的重要支撑

新能源全面入市是构建新型电力系统的重要支撑

杨迎1、钟海旺1，2

（1. 清华四川能源互联网研究院

2.清华大学能源互联网创新研究院）

2025年2月9日，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》（发改价格〔2025〕136号），该文件一经发布，立即引起了行业的广泛关注和讨论。文件旨在通过市场化手段优化新能源上网电价机制，核心目标是减少对补贴的依赖，提升新能源的市场竞争力，推动新能源高质量发展，促进能源结构转型，助力实现“双碳”目标。

（来源：微信公众号“透视能源新视角”作者：杨迎、钟海旺）

我国新能源电价政策经历了从固定电价到市场化改革的逐步演变。2006年《可再生能源法》的出台标志着固定电价政策的实施，国家通过固定上网电价和补贴资金支持新能源发展，推动了风电、光伏等新能源装机规模的快速增长。然而，随着新能源规模的扩大，补贴资金缺口不断加剧，财政压力日益显现。

2019年，国家开始推行竞价上网和平价上网政策（《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》、《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》），逐步减少对补贴的依赖，推动新能源项目通过市场竞争实现平价上网。这一阶段，风电和光伏发电成本显著下降，部分地区已实现平价上网，市场化机制初步建立。

2022年以来，国家进一步推动新能源全面参与电力市场交易（《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》），完善绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接，新能源市场化交易规模逐步扩大，但仍存在消纳难题、市场机制与价格机制不完善等问题。发改价格〔2025〕136号文件在这一背景下，提出了深化新能源上网电价市场化改革的关键措施。

1. 明确新能源全面入市，使市场价格更加全面完整充分地反映供需关系，激励储能、虚拟电厂、需求侧响应等灵活性资源发展，破解新型电力系统面临的“灵活性困局”。

截至2024年底，我国包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的新能源发电装机达14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。风电、光伏等新能源已成为电力系统的核心电源，其波动性、间歇性特征对系统灵活性资源提出了更高要求。若新能源不全面参与电力市场交易，将导致市场信号不完整，储能等灵活性资源的投资回报机制将长期依赖行政指令或补贴，利用率低，虚拟电厂缺乏常态化运营的商业模式，难以可持续发展。在完整的价格信号引导下，新能源出力波动将导致电价峰谷差拉大，增加储能套利空间，新能源为其波动性支付的辅助服务费用（如调频、备用）也将通过市场收益形式传导至储能，可为用户侧和电网侧储能形成可持续的商业模式。

文件明确新能源因报价等所弃电量将不纳入地方的新能源利用率考核，新能源企业需自行承担弃电的经济风险，为了提升市场竞争力和减少弃电，将激励新能源企业主动配储，增加电源侧储能发展空间。新能源电量全面进入电力市场，才能真实反映新能源作为核心电源的成本与价值，深度激活系统灵活性，是构建新型电力系统的关键举措。

2. 建立新能源可持续发展价格结算机制，纳入机制的电量参与电力市场交易后，通过市场外差价结算实现“多退少补”，为新能源提供合理稳定的预期。

对纳入机制的电量，当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。以2025年6月1日为节点划分存量项目和增量项目，存量项目纳入机制的电量规模、机制电价和执行期限，延续现行具有保障性质的相关政策，包括光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，现行政策可参考《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）等。因此对于已获得相关保障和补贴政策的存量新能源项目，仍然能够通过差价结算机制以保障其收益稳定性，只是上网收益获取方式由“单一固定上网电价”向“市场交易价格+差价结算价格”转变。

需要注意的是，差价结算价格由同类项目加权平均价格决定，还原的是行业平均电价，无法还原每个电站原有的保障性价格。此外，文件明确“新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年”，这有助于推动新能源项目根据自身情况和市场需求灵活调整机制电量，避免对差价补偿的过分依赖，积极参与市场竞争，提高运营效率和技术水平，也可以避免因过多电量依赖差价结算而导致的市场失衡（如形成长期负电价影响常规电源收益），使电力市场保持稳健运行。

3. 考虑新能源在电力市场外的其他收益（如差价结算收入或绿证收入）决定现货价格下限，或将允许新能源企业以更低、甚至负的报价参与市场竞争。

市场外的差价结算为新能源项目提供了稳定的电量收益，绿色电力交易政策的完善将进一步推动绿色电力证书（绿证）实现新能源环境价值变现，这些作为新能源项目市场外的其他收益，或将使其能申报负电价参与现货市场。根据欧盟电力市场规则，加入欧洲电力交易市场EPEX的法国、德国等国家允许出现负电价，欧洲电力交易中心对负电价的定义为：“当高度不灵活的发电碰到了低需求时，电力批发市场的价格信号”，可以理解为新能源波动造成电力供应过剩时出现的电价信号。欧洲电力市场也因风能和太阳能的快速发展，频频发生“负电价”现象（据报道，2024年德国“负电价”时间累计长达468小时，同比增加60%；法国“负电价”则翻倍至356小时；西班牙首次出现“负电价”，全年累计247小时。根据“欧洲电力协会”（Eurelectic）的数据：在整个“欧盟”范围内的“竞价区域”，有17%的时间出现了“负电价”）。

国内如山西、山东电力现货市场，也已出现负电价的现象。国内外市场运营经验表明，现货市场允许负电价是新能源高比例渗透的必然现象，从而使新能源凭借低边际成本优势抢占市场份额，并激励储能、虚拟电厂、需求侧响应等消纳新能源大发、负荷低谷时期的“过剩”电力，缓解新能源弃电问题，实现新能源高质量发展与电力系统稳定运行的“双赢”。

4. 新能源市场化机制与保障措施并存，为行业发展注入活力，推动新能源项目从规模扩张向高质量发展转型。

储能不作为新能源并网的前置条件，将减轻新能源项目的初始投资压力，新能源配储将走向“按需配置”；差价结算机制、放开利用率考核标准为新能源全面入市提供了有力保障；提高现货市场申报价格上限、强调绿证价格等可通过现货市场、环境价值变现等渠道扩大新能源收益规模。新能源全面参与电力市场后，个体电站的市场交易价格由自身竞争情况决定，差价结算价格则根据同类型项目的交易情况决定。

新能源企业想要保持或超越原有的保障性收入，需主动适应市场环境，加强技术突破（如利用气象大模型提升新能源场站的气象预报精度、利用AI提升新能源功率预测精度、主动配置储能平抑新能源出力的波动性、提升新能源场站的主动支撑能力等）和优化交易策略（如合理报价报量、跨市场协同决策等），使市场竞争能力高于同类型项目的平均水平。能力领先的新能源企业未来可逐步降低纳入执行机制的电量，逐步实现“政策驱动”向“市场驱动”的转型，引领行业高质量发展。

5. 结语

发改价格〔2025〕136号文件的出台，意味着我国新能源迎来全面而深刻的市场化改革（诚然，后续还需配套政策的支撑），新能源上网电价完全由市场形成，电力市场价格信号更加全面完整充分地反映供需关系，支持储能、虚拟电厂、需求侧响应等灵活性资源将形成稳定成熟的商业模式，激发其充分发挥系统调节能力，将为新能源行业的可持续发展和全面建成新型电力系统提供重要支撑。

参考资料：

[1] 国家发展改革委 国家能源局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 [EB/OL]. (2025-02-09) [2025-02-09]. .cn/xwdt/tzgg/202502/t20250209_1396067_ext.html

[2] 国家发展改革委、国家能源局有关负责同志就深化新能源上网电价市场化改革答记者问 [EB/OL]. (2025-02-09) [2025-02-09]. https://mp.weixin.qq.com/s/nZfhXQrc5DLawlQUfuZiRg

[3] 电联新媒.观察 | 深化新能源上网电价市场化改革 助力全国统一电力市场建设 [EB/OL]. (2025-02-09) [2025-02-09]. https://mp.weixin.qq.com/s/j9msPnVFNZo_WpSiS3hZCA

[4] 电联新媒.新政解读 | 制度安排实现“四个首次” 新能源上网电价市场化改革方案亮点纷呈 [EB/OL]. (2025-02-09) [2025-02-09]. https://mp.weixin.qq.com/s/zuPVHNV5ioDtVGqy7sdvTw

[5] 兰木达电力现货.新能源全面入市政策、影响解读及应对建议 [EB/OL]. (2025-02-09) [2025-02-09]. https://mp.weixin.qq.com/s/jtMZdU0SW53a64gHT6AE4Q

[6] 财联社. 负电价现象在欧洲蔓延！[EB/OL]. (2023-07-05) [2025-02-09]. /newsDetail_forward_23737303

[7] 南方周末. 欧洲为何出现“负电价”？[EB/OL]. (2025-01-18) [2025-02-09].https://news.qq.com/rain/a/20250118A00MDU00

作者简介：杨迎，清华四川能源互联网研究院交易与运筹研究所电力市场高级研究员；钟海旺，清华大学电机系长聘副教授，清华大学能源互联网研究院能源战略与运筹研究中心主任，清华四川能源互联网研究院交易与运筹研究所所长。