我国新能源参与市场面临四大挑战

近日，中共中央办公厅、国务院办公厅发布《关于完善价格治理机制的意见》。《意见》要求，分品种、有节奏推进各类电源上网电价市场化改革，稳妥有序推动电能量价格、容量价格和辅助服务价格由市场形成，探索建立促进改革平稳推进的配套制度。

截至2024年底，包括风电、太阳能发电以及生物质发电在内的中国新能源发电装机达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。其中，光伏装机增速最为突出，2024年，我国光伏新增装机约2.78亿千瓦，截至2024年底，光伏累计装机容量达8.87亿千瓦，占全部装机的比重约为26.5%。分布式光伏发展亦快速增长。截至2024年底，我国分布式光伏累计并网容量3.75亿千瓦，同比增长约45%，2024年新增分布式光伏并网容量1.18亿千瓦，同比增加约20%。

并网分布式光伏有两大主要特点：一是以低压分散接入为主。低压分布式光伏户数占比超90%、装机占比超70%。“十四五”以来，分布式光伏年均新增规模是“十三五”的近4倍。分布式光伏采用“全额上网”消纳模式的户数占比超80%、装机占比超60%。二是以保障性消纳为主。大多数省份分布式光伏均由电网企业保量保价消纳。反向送电情况严重，反向送电、反向重载、反向过载台区超100万个，预计国网经营区分布式光伏将保持每年5000~6000万千瓦的增长规模。

伴随着《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）发布，越来越多的光伏电站即将直面市场化交易。新能源如何参与电力市场，参与电力市场经历哪些阶段性“成长的烦恼”？如何对阵下药？在中国光伏行业协会近期牵头主办的“2025光伏市场发展论坛”上，有关专家总结了我国光伏发展现状，直言我国新能源参与市场面临的四大挑战，并提出了相关建议。本刊记者进行了整理，以下为发言实录：

我国新能源参与市场面临的挑战

挑战一：高比例可再生能源消纳存在困难。可再生能源发电具有随机性、波动性和间歇性的特点，高比例接入电力系统后对系统调节的负担加剧，新能源消纳存在困难。

青海、宁夏等西部省份新能源渗透率已超过50%，但西北区域晚高峰期间，新能源出力不足其装机的3%；全国尖峰负荷连创新高，2024年达到14.5亿千瓦。据预测，尖峰负荷年增速在5.5%左右，大于用电量增速约1个百分点。最大日峰谷差率预计将增至35%，最大日峰谷差达到4亿千瓦。根据中国工程院测算，2030年16亿千瓦新能源装机情境下，我国调峰能力缺口将达到1.66亿千瓦，难以支撑未来可再生能源增量的平稳接入。

挑战二：系统绿色转型产生新的成本亟需疏导。新能源平价上网并不意味着平价利用。当新能源电量渗透率达到15%后，电网消纳可再生能源成本将显著增加，亟需对应建立公平合理的价格形成及疏导机制。

当前，我国新能源电量占比已达到19%(国网经营区内)，系统调节成本显著增加。推动火电机组灵活调节、建设抽水蓄能和新型储能是支撑新能源的可持续发展和消纳的主要手段。2024年火电容量电费达1000亿元；核准在建及在运抽水蓄能电站约2亿干瓦，年容量电费超1700亿元；“十四五”时期全国新型储能将达到3000万千瓦。

系统成本合理分摊机制尚未建立。辅助服务市场费用分摊主体主要在发电侧零和博弈。当前，辅助服务费用分摊主体主要为集中式新能源以及出力未达到有偿调峰基准的火电、核电。2023年，国网经营区辅助服务市场总费用369亿元，发电侧结算总费用313亿元。发电侧市场价格信号未能有效向用户侧进行传导。当前主要为发电侧单边竞价的现货市场，导致发电侧的价格信号和成本变化无法完全向用户侧有效传导。

分时价格信号不准确，储能等新型主体商业模式难以运转。由于当前市场价格信号难以准确体现不同时间段的系统成本，导致储能等具有灵活调节能力的新型主体相关商业模式难以运转，市场价差难以激发其充分发挥灵活调节作用。

挑战三：适应高比例可再生能源出力特性的电力市场机制有待完善。

一是新能源的发电特性要求中长期交易机制进一步完善。目前，部分省份中长期交易机制尚不够灵活和精细化，也未实现连续运营，新能源市场调节手段不够灵活。二是缺乏适应高比例新能源接入的调节资源激励机制，需要进一步创新爬坡、备用等新型辅助服务品种。三是需进一步强化省间市场功能，加快建立省间输电权等交易机制，提升省间通道利用的灵活性，进一步提高资源大范围市场配置效率。我国新能源资源与需求分布不均，近80%的风能和90%的太阳能资源分布在西部、北部地区，而70%的能源需求在东部发达地区。四是需进一步完善反映绿色价值的电力市场机制，为新能源参与市场提供有力保障。绿电、绿证交易机制需进一步完善，大部分可再生能源消纳责任权重未落实到用户侧，绿电市场与碳市场缺乏协同联动，新能源绿色价值未充分体现。

挑战四：新能源低边际成本特性拉低电能量市场价格，影响电源收益。

新能源高比例入市后，电能量市场价格因新能源发电低边际成本特性而迅速下降。在中长期市场方面，交易价格主要由发用两侧综合考虑长期供需、发电成本等因素形成。新能源参与后对价格影响较小，整体呈现稳中略降的趋势。现货市场方面，现货交易按照集中竞价、边际出清方式开展，交易价格由边际机组确定。随着新能源市场化规模增加，新能源在大发时段成为边际定价机组，频繁产生极低价甚至负价。电能量市场价格的下降，不仅对新能源自身收益造成影响，也对统一出清的火电等调节性电源的经营带来严峻挑战，高比例新能源参与的市场理论和定价机制亟待创新。

市场框架及关键机制设置与展望

我国新能源入市总体框架设计方面，针对安全、绿色、经济三重目标挑战，严格落实好136号文，需要健全完善市场功能体系，充分体现电力多维价值，推动电力市场在时间与空间两个维度双向延伸，统筹协调绿电—绿证—碳市场，形成“市场交易+差价结算”新能源入市机制。

关键机制设置，推动电力市场在时间、空间两个维度双向延伸。向更长周期延伸方面，稳定电能供需和价格预期，有效防范市场风险，保障长期容量充裕度。推广多年期购电协议机制，通过签订多年期稳定的电力交易合同，稳定供需与收益，为市场主体投资决策和优化运行提供依据，促进可持续发展。

向更短周期延伸，更好适应新能源随机性和波动性，保持系统平衡。一是深化中长期连续运营，进一步向精细化、灵活化转变，深化开展分时段连续运营，为新能源主体提供更多交易窗口，以调整其电力电量曲线，减少因出力偏差带来的经济损失；同时推动新能源主体承担偏差责任，提升自身出力曲线预测、管理能力。二是全面实现现货市场长周期结算试运行，具备条件的地区加快转正式运行。加快研究新能源报量报价参与现货市场出清机制，优化现货市场出清价格上下限。三是完善辅助服务市场，积极发展调频、备用辅助服务市场，根据新型电力系统运行需要，建立适应新能源发电特性的快速调频、爬坡、惯量等辅助服务品种，按“谁受益、谁承担”的原则，辅助服务相关成本向用户侧疏导。

全国统一电力市场建设方面，进一步加强省间与省内市场耦合，推动省间与省内市场由目前的“两次申报、两次出清”向“统一申报、协同出清”模式过渡，提升资源优化配置效率。一是研究常规电源与风光采用“打捆”外送的交易机制，风电、光伏、煤电、储能作为一个市场主体参与市场竞争，内部各类电源之间利益共享、风险共担；在调度运行层面，各电源仍作为独立个体接受电网调度，确保调度机构对内部机组的“可观、可测、可控”，保障电力安全保供和系统调节能力需要。二是建立省间输电权机制，建议积极探索省间输电权交易机制，建立省间通道有序利用的秩序规则，兼顾国家能源规划与输电能力的灵活高效利用，提升新能源的消纳效率。

向负荷侧产消者延伸，健全分布式新能源参与市场的关键机制。一是完善分布式光伏市场注册管理，做好存量项目、增量项目统一管理，优化分布式光伏注册流程，建立“绿色注册”通道，服务主体便捷入市。二是完善分布式光伏交易机制，推动满足装机、调度和计量条件的分布式光伏直接或聚合参与市场，对于不满足条件、无意主动交易的分布式光伏作为价格接受者入市。三是完善分布式光伏结算方式，加快梳理分布式光伏结算流程，明确聚合参与市场的分布式光伏结算关系，参考代理购电模式完善接受价格的分布式光伏结算方式，做好承接分布式光伏交易结算工作。四是研究设计合理的分布式发电市场化交易“过网费”和“备用”机制。“过网费”方面，对分布式新能源市场化交易“过网费”执行常规输配电价标准，以公平体现用户占用的输配电成本。“备用费”方面，单独设计分布式新能源自发自用模式的“输配电备用费”机制，体现输配电备用成本。交叉补贴方面，近期将交叉补贴通过分布式发电市场化交易的“过网费“输配电备用费回收:远期探索交叉补贴“暗补”改为“明补”，将交叉补贴费用单列，并向用户进行收取。

同时，落实可再生能源消纳责任及绿色环境权益的关键机制。一是完善绿电市场关键机制设置。推动绿色电力中长期交易向精细化开展，引导绿电交易周期向长周期拓展，完善跨省跨区绿电交易机制。二是完善绿证市场关键机制设计，推进绿证全覆盖，构建具有权威性的绿色电力消费核算认证体系，明确全国统一的绿证核发与交易机制，健全绿证核发交易监管体系，优化绿证交易机制，提升绿证交易的流通性。三是完善与碳市场的衔接机制，应加快绿电绿证交易与碳排放量之间的抵扣核算研究，及碳排放因子的调整方案研究，建立绿色电力消费互认体系，实现新能源环境价值跨市场流通，激发用户侧绿色电力消费的积极性。四是保障新能源发电消纳水平的政策机制:可再生能源消纳责任权重政策。可再生能源消纳责任权重政策应作为主要的约束工具，用于压实用户侧的绿色电力消纳责任。未来，可再生能源消纳责任权重需进一步分解至电力用户，并与绿色电力市场相关规则在约束主体、配额分配、核算方式等方面统筹衔接。