近日，中共中央辦公廳、國務院辦公廳發布《關于完善價格治理機制的意見》。《意見》要求，分品種、有節奏推進各類電源上網電價市場化改革，穩妥有序推動電能量價格、容量價格和輔助服務價格由市場形成，探索建立促進改革平穩推進的配套制度。
截至2024年底，包括風電、太陽能發電以及生物質發電在內的中國新能源發電裝機達到14.5億千瓦，首次超過火電裝機規模。其中，光伏裝機增速最為突出，2024年，我國光伏新增裝機約2.78億千瓦，截至2024年底，光伏累計裝機容量達8.87億千瓦，占全部裝機的比重約為26.5%。分布式光伏發展亦快速增長。截至2024年底，我國分布式光伏累計并網容量3.75億千瓦，同比增長約45%，2024年新增分布式光伏并網容量1.18億千瓦，同比增加約20%。
并網分布式光伏有兩大主要特點：一是以低壓分散接入為主。低壓分布式光伏戶數占比超90%、裝機占比超70%。“十四五”以來，分布式光伏年均新增規模是“十三五”的近4倍。分布式光伏采用“全額上網”消納模式的戶數占比超80%、裝機占比超60%。二是以保障性消納為主。大多數省份分布式光伏均由電網企業保量保價消納。反向送電情況嚴重，反向送電、反向重載、反向過載臺區超100萬個，預計國網經營區分布式光伏將保持每年5000~6000萬千瓦的增長規模。
伴隨著《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）發布，越來越多的光伏電站即將直面市場化交易。新能源如何參與電力市場，參與電力市場經歷哪些階段性“成長的煩惱”？如何對陣下藥？在中國光伏行業協會近期牽頭主辦的“2025光伏市場發展論壇”上，有關專家總結了我國光伏發展現狀，直言我國新能源參與市場面臨的四大挑戰，并提出了相關建議。本刊記者進行了整理，以下為發言實錄：
我國新能源參與市場面臨的挑戰
挑戰一：高比例可再生能源消納存在困難。可再生能源發電具有隨機性、波動性和間歇性的特點，高比例接入電力系統后對系統調節的負擔加劇，新能源消納存在困難。
青海、寧夏等西部省份新能源滲透率已超過50%，但西北區域晚高峰期間，新能源出力不足其裝機的3%；全國尖峰負荷連創新高，2024年達到14.5億千瓦。據預測，尖峰負荷年增速在5.5%左右，大于用電量增速約1個百分點。最大日峰谷差率預計將增至35%，最大日峰谷差達到4億千瓦。根據中國工程院測算，2030年16億千瓦新能源裝機情境下，我國調峰能力缺口將達到1.66億千瓦，難以支撐未來可再生能源增量的平穩接入。
挑戰二：系統綠色轉型產生新的成本亟需疏導。新能源平價上網并不意味著平價利用。當新能源電量滲透率達到15%后，電網消納可再生能源成本將顯著增加，亟需對應建立公平合理的價格形成及疏導機制。
當前，我國新能源電量占比已達到19%(國網經營區內)，系統調節成本顯著增加。推動火電機組靈活調節、建設抽水蓄能和新型儲能是支撐新能源的可持續發展和消納的主要手段。2024年火電容量電費達1000億元；核準在建及在運抽水蓄能電站約2億干瓦，年容量電費超1700億元；“十四五”時期全國新型儲能將達到3000萬千瓦。
系統成本合理分攤機制尚未建立。輔助服務市場費用分攤主體主要在發電側零和博弈。當前，輔助服務費用分攤主體主要為集中式新能源以及出力未達到有償調峰基準的火電、核電。2023年，國網經營區輔助服務市場總費用369億元，發電側結算總費用313億元。發電側市場價格信號未能有效向用戶側進行傳導。當前主要為發電側單邊競價的現貨市場，導致發電側的價格信號和成本變化無法完全向用戶側有效傳導。
分時價格信號不準確，儲能等新型主體商業模式難以運轉。由于當前市場價格信號難以準確體現不同時間段的系統成本，導致儲能等具有靈活調節能力的新型主體相關商業模式難以運轉，市場價差難以激發其充分發揮靈活調節作用。
挑戰三：適應高比例可再生能源出力特性的電力市場機制有待完善。
一是新能源的發電特性要求中長期交易機制進一步完善。目前，部分省份中長期交易機制尚不夠靈活和精細化，也未實現連續運營，新能源市場調節手段不夠靈活。二是缺乏適應高比例新能源接入的調節資源激勵機制，需要進一步創新爬坡、備用等新型輔助服務品種。三是需進一步強化省間市場功能，加快建立省間輸電權等交易機制，提升省間通道利用的靈活性，進一步提高資源大范圍市場配置效率。我國新能源資源與需求分布不均，近80%的風能和90%的太陽能資源分布在西部、北部地區，而70%的能源需求在東部發達地區。四是需進一步完善反映綠色價值的電力市場機制，為新能源參與市場提供有力保障。綠電、綠證交易機制需進一步完善，大部分可再生能源消納責任權重未落實到用戶側，綠電市場與碳市場缺乏協同聯動，新能源綠色價值未充分體現。
挑戰四：新能源低邊際成本特性拉低電能量市場價格，影響電源收益。
新能源高比例入市后，電能量市場價格因新能源發電低邊際成本特性而迅速下降。在中長期市場方面，交易價格主要由發用兩側綜合考慮長期供需、發電成本等因素形成。新能源參與后對價格影響較小，整體呈現穩中略降的趨勢。現貨市場方面，現貨交易按照集中競價、邊際出清方式開展，交易價格由邊際機組確定。隨著新能源市場化規模增加，新能源在大發時段成為邊際定價機組，頻繁產生極低價甚至負價。電能量市場價格的下降，不僅對新能源自身收益造成影響，也對統一出清的火電等調節性電源的經營帶來嚴峻挑戰，高比例新能源參與的市場理論和定價機制亟待創新。
市場框架及關鍵機制設置與展望
我國新能源入市總體框架設計方面，針對安全、綠色、經濟三重目標挑戰，嚴格落實好136號文，需要健全完善市場功能體系，充分體現電力多維價值，推動電力市場在時間與空間兩個維度雙向延伸，統籌協調綠電—綠證—碳市場，形成“市場交易+差價結算”新能源入市機制。
關鍵機制設置，推動電力市場在時間、空間兩個維度雙向延伸。向更長周期延伸方面，穩定電能供需和價格預期，有效防范市場風險，保障長期容量充裕度。推廣多年期購電協議機制，通過簽訂多年期穩定的電力交易合同，穩定供需與收益，為市場主體投資決策和優化運行提供依據，促進可持續發展。
向更短周期延伸，更好適應新能源隨機性和波動性，保持系統平衡。一是深化中長期連續運營，進一步向精細化、靈活化轉變，深化開展分時段連續運營，為新能源主體提供更多交易窗口，以調整其電力電量曲線，減少因出力偏差帶來的經濟損失；同時推動新能源主體承擔偏差責任，提升自身出力曲線預測、管理能力。二是全面實現現貨市場長周期結算試運行，具備條件的地區加快轉正式運行。加快研究新能源報量報價參與現貨市場出清機制，優化現貨市場出清價格上下限。三是完善輔助服務市場，積極發展調頻、備用輔助服務市場，根據新型電力系統運行需要，建立適應新能源發電特性的快速調頻、爬坡、慣量等輔助服務品種，按“誰受益、誰承擔”的原則，輔助服務相關成本向用戶側疏導。
全國統一電力市場建設方面，進一步加強省間與省內市場耦合，推動省間與省內市場由目前的“兩次申報、兩次出清”向“統一申報、協同出清”模式過渡，提升資源優化配置效率。一是研究常規電源與風光采用“打捆”外送的交易機制，風電、光伏、煤電、儲能作為一個市場主體參與市場競爭，內部各類電源之間利益共享、風險共擔；在調度運行層面，各電源仍作為獨立個體接受電網調度，確保調度機構對內部機組的“可觀、可測、可控”，保障電力安全保供和系統調節能力需要。二是建立省間輸電權機制，建議積極探索省間輸電權交易機制，建立省間通道有序利用的秩序規則，兼顧國家能源規劃與輸電能力的靈活高效利用，提升新能源的消納效率。
向負荷側產消者延伸，健全分布式新能源參與市場的關鍵機制。一是完善分布式光伏市場注冊管理，做好存量項目、增量項目統一管理，優化分布式光伏注冊流程，建立“綠色注冊”通道，服務主體便捷入市。二是完善分布式光伏交易機制，推動滿足裝機、調度和計量條件的分布式光伏直接或聚合參與市場，對于不滿足條件、無意主動交易的分布式光伏作為價格接受者入市。三是完善分布式光伏結算方式，加快梳理分布式光伏結算流程，明確聚合參與市場的分布式光伏結算關系，參考代理購電模式完善接受價格的分布式光伏結算方式，做好承接分布式光伏交易結算工作。四是研究設計合理的分布式發電市場化交易“過網費”和“備用”機制。“過網費”方面，對分布式新能源市場化交易“過網費”執行常規輸配電價標準，以公平體現用戶占用的輸配電成本。“備用費”方面，單獨設計分布式新能源自發自用模式的“輸配電備用費”機制，體現輸配電備用成本。交叉補貼方面，近期將交叉補貼通過分布式發電市場化交易的“過網費“輸配電備用費回收:遠期探索交叉補貼“暗補”改為“明補”，將交叉補貼費用單列，并向用戶進行收取。
同時，落實可再生能源消納責任及綠色環境權益的關鍵機制。一是完善綠電市場關鍵機制設置。推動綠色電力中長期交易向精細化開展，引導綠電交易周期向長周期拓展，完善跨省跨區綠電交易機制。二是完善綠證市場關鍵機制設計，推進綠證全覆蓋，構建具有權威性的綠色電力消費核算認證體系，明確全國統一的綠證核發與交易機制，健全綠證核發交易監管體系，優化綠證交易機制，提升綠證交易的流通性。三是完善與碳市場的銜接機制，應加快綠電綠證交易與碳排放量之間的抵扣核算研究，及碳排放因子的調整方案研究，建立綠色電力消費互認體系，實現新能源環境價值跨市場流通，激發用戶側綠色電力消費的積極性。四是保障新能源發電消納水平的政策機制:可再生能源消納責任權重政策。可再生能源消納責任權重政策應作為主要的約束工具，用于壓實用戶側的綠色電力消納責任。未來，可再生能源消納責任權重需進一步分解至電力用戶，并與綠色電力市場相關規則在約束主體、配額分配、核算方式等方面統籌銜接。
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