2025年2月發布的《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，以下簡稱“136號文”）標志著新能源全面入市時代的到來，將對我國新能源發展以及電力市場建設與運營帶來深刻變革。能源綠色轉型是我國能源發展不變的目標，新能源全面入市是必經之路，136號文的出臺彰顯了國家以市場化手段促進新能源高質量發展的決心和魄力，其機制設計注重計劃保障手段和市場機制的有效銜接，以更加靈活的調節機制促進新能源高質量發展；趯π抡叩膶W習和理解，本文結合新能源全面入市后的趨勢，淺談八個方面的認識。
優化“總體與局部”新能源發展
發揮政策機制提升效率和穩定預期的作用
認識一：新能源或將步入“穩速提質”階段，以市場機制促進平穩較快增長是產業可持續發展的關鍵。我國新能源產業歷經“十三五”至“十四五”的規模擴張期，裝機增速呈現顯著階梯特征：新能源發電2020~2022年年均新增裝機超1億千瓦，2023~2024年其新增裝機已躍升至年均3億千瓦以上，實現了高速發展。類比高速列車行駛原理，新能源產業在經歷初期加速后亟需轉入“定速巡航”模式——增速劇烈波動也可能引發產業鏈共振風險，恰如列車頻繁變速導致能耗激增與安全隱患。新能源發電裝機如能穩定在年均2~3億千瓦左右的增長規模，更有利于促進新能源平穩較快發展，這一判斷存在三方面考量：其一，產業鏈供需平衡。當前我國已建成全球最完整的新能源產業鏈，上游制造產能、中游儲能配套與下游電網基礎設施形成萬億級資產規模，增速大幅波動將引發產能結構性過剩或供給缺口；其二，系統消納能力約束。根據《2030年前碳達峰行動方案》目標倒推，假設年均2.5億千瓦增量可使風光裝機在2030年達到28億千瓦的預測值，該增速既滿足碳達峰需求，又與電網靈活性資源建設節奏相匹配；其三，市場機制轉型要求。政策工具已從保障性收購的“剛性管控”轉向市場電價機制的“彈性調節”，在保障投資合理回報促進發展的同時規避過度激勵引發的裝機過熱。136號文的機制電價能夠發揮市場“調節器”的作用，如能得到科學有效落實，將有利于穩定市場預期，促進新能源產業鏈投資、電網建設周期與市場需求增長的動態平衡。
認識二：電力市場引導新能源實現“時空布局”優化，市場主體能力建設將迎來系統性升級。我國風、光新能源產業具有規模體量大、投資主體多、市場敏感度高等特征，在電力市場化改革縱深推進背景下，市場主體對時空差異化價格信號的響應能力將成為核心競爭要素，這將引發新能源發電產業生態的深層次變革。主要體現在：其一，新能源投資邏輯將由資源導向型向市場導向型轉變。市場主體需構建覆蓋項目全生命周期的市場分析體系，在調節成本低、系統消納強的區域優先布局，推動新能源開發與電網承載能力、負荷需求特征實現動態匹配。其二，新能源投資技術經濟模型面臨迭代升級。傳統基于固定電價的技術經濟分析模型亟待向市場化電價預測模型轉型，需構建包含中長期合約價格、現貨市場價格、輔助服務收益、綠證價格等多維度的經濟性評估體系，為投資決策提供動態價值錨定。其三，電力交易人才隊伍建設迫在眉睫。隨著新能源全面入市，市場主體數量增多，交易品種和規則復雜化，電力交易員需具備電力系統運行、金融市場分析、風險管控等復合型知識結構，可依托中電聯行業平臺，建立包含基礎知識、模擬實訓的階梯式培養體系，并推動電力交易員職業資格與崗位要求的有機銜接。其四，數字技術賦能市場資源配置。探索構建“電力市場+人工智能”融合分析平臺，深度挖掘海量運行數據與市場信息的關聯價值，實現電力流與信息流的智能協同，為全國統一電力市場建設提供數字化支撐。
促進“傳統與新增”電源協調
搭建火電與新能源同臺競爭機制平臺
認識三：多電源品種在市場同臺競爭將更加充分，需結合功能定位進行差異化機制設計。隨著2021年1439號文推動煤電全量入市、2025年136號文要求新能源全量參與市場，氣電、水電、核電等電源部分市場化，我國電力市場已形成多電源品種同臺競爭格局。由于不同電源成本結構差異顯著（煤電高固定成本、新能源低邊際成本）、功能定位分化（煤電提供容量支撐、新能源側重低碳屬性），傳統電能量市場的單一價格信號已難以兼顧資源優化配置與成本合理回收。對此，我國已開展差異化補償機制的多種探索實踐，如針對煤電建立容量電價補償機制，針對新能源設計綠色證書核發交易，針對氣電實施動態成本補償，初步平衡了不同電源的價值關系。隨著新能源全面入市，未來需構建“多層次電力市場+多元價值體系+精細化電價機制”的復合框架，通過容量市場、輔助服務市場和綠證市場的協同，實現安全、綠色、經濟目標的動態均衡。遠期可探索分平臺競價模式，基于2030年裝機結構和負荷預測進行市場推演，在現貨市場低/零電價時段常態化背景下，電能量市場價格信號逐步弱化，轉向以容量價值、調節能力和環境效益為主導的市場資源配置機制，可結合未來各階段發展節奏，探索分品種分平臺競價等多種設計方式。
認識四：部分地區的電價結構正在加快調整，應避免進入“市場化改革”等同于降電價的誤區。新能源全面入市推動電價體系從單一電量價格向“電能量+容量+輔助服務+綠色價值”的復合結構轉型。電能量價格受現貨市場邊際成本定價機制影響（當前邊際定價機組以煤電為主），疊加中長期合約價格向現貨收斂，呈現下降趨勢，但容量電價占比提升、輔助服務費用疏導、環境價值顯性化將維持終端電價總體穩定。當前需避免“建市場即降電價”的認知偏差，以部分省份為例，廣東2025年中長期年度中長期交易價格已向現貨邊際成本收斂，均價降至0.39元/千瓦時左右，但容量補償比例尚不足30%，輔助服務費用僅部分疏導；甘肅新能源大發時段均價跌破0.2元/千瓦時，容量補償和綠色環境溢價不足，導致經營主體成本回收缺口擴大。隨著各地現貨市場的全面鋪開，若容量補償、輔助服務疏導、綠證交易等機制不同步，將帶來行業運營風險。因此，建議加快建立容量成本全周期回收機制（如煤電、氣電更高比例的容量電價補償）、完善輔助服務費用的分攤規則，最終形成多維成本協同疏導的新型電價體系。
提高“計劃與市場”功能認識
能源安全是市場化改革道路的基石
認識五：正確看待傳統計劃電量的定位，保障國家能源安全和社會穩定是市場化推進的前提。電力市場化改革需在國家能源安全閾值內實現資源配置效率躍升，應從三個層面加深認識：其一，經濟價值層，聚焦電能商品基礎屬性，通過現貨市場與中長期市場實現近80%（2024年全國市場化交易電量占售電量比重的76%）的資源配置效率優化；其二，系統價值層，承載電力系統可靠性與環境外部性成本，依托容量補償機制（當前覆蓋煤電固定成本30%~50%）、綠證交易體系等政策工具實現成本疏導；其三，戰略價值層，保障民生福祉、國家能源安全、能源綠色轉型等戰略實施，西電東送計劃電量體現國家能源安全戰略價值，可再生能源保障性收購體現能源綠色轉型戰略價值。目前，我國正在探索由計劃政策部分向市場化轉型的可能性，研究容量市場，完善綠證市場，本次136號文推動新能源的保障性電量電價向“市場化+機制電價”轉變，是兼顧市場化效率和能源綠色轉型兩大價值目標的重大機制創新。
認識六：形成對統一電力市場的最大共識，更有利于電力市場的穩步推進。建設全國統一電力市場，促進資源更大范圍流通，還需注重處理好三層關系：物理層表現為跨區輸電剛性約束（通道利用率不足七成），經濟層表現為送受端利益分配失衡（省間交易協商困難，約兩成難以達成交易），制度層表現為屬地責任與全局優化的矛盾（跨省交易送電量升高，可能推高送端電價）。針對以上三個方面提出思考：一是在物理層建立輸電價格與通道利用效率動態聯動機制，開發多時間尺度跨區交易品種；二是在價值層努力尋求“非零和博弈”改革空間，通過市場化改革，挖掘省間余缺互濟價值，將省間壁壘轉化為協同推進的動力；三是在制度層凝聚最大共識，在地方經濟發展和安全保供訴求基礎上，從更高維度、更長周期理解跨省跨區送電和區域優化的社會價值，尋求最大公約數，簽訂省間的政府授權合約進一步明確雙方責任，考慮逐步改變“以用定發”的模式，具備條件時推動用戶報量報價參與市場，讓用戶具有用電的選擇權。
實現“效率與公平”兼顧
加快探索系統調節經濟責任和綠色環境成本的合理分配
認識七：激發電力系統的調節潛力，實現電力系統調節經濟責任的公平分配。推動新能源的高質量發展，核心在于構建能夠有效激發電力系統調節潛力的市場機制，首要任務是確立調節經濟責任公平分配的基本原則。在“誰受益、誰承擔”的總體框架下，需細化發用電主體、各類電源以及送受端省份的平衡調節責任劃分，以此作為調節經濟責任的界定基礎。通過建立市場機制，允許主體的平衡余量與缺量進行交易，促使常規電源、新能源發電企業及電力用戶等市場主體公平合理地分擔相關費用，實現系統消納成本在各類市場主體間的有效疏導。國內外電力市場提供了豐富的實踐案例，如我國部分省份采用電量合約與典型中長期分時曲線調度分配，新能源企業與用戶自行約定量價曲線；歐洲電力市場則更多采用平衡機制市場模式，通過發用雙方簽訂的分時曲線，在實時市場中結算實際發電量與合約電力曲線的差異。多個地區已探索了按發用電主體對系統凈負荷波動貢獻度劃分平衡義務，新能源企業按預測偏差率承擔實時平衡責任，送端省份按外送電量占比分攤受端調峰成本等方法。本次136號文件提出，允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，就是以市場化的方式，促進新能源企業從強制配儲向主動配儲轉變，可通過簽訂分時曲線來平滑交易曲線，優化交易策略，提高入市效率和效益。
認識八：應盡快研究綠色環境成本疏導方式，促進環境效益的社會公平承擔。近年來，新型電力系統的建設成本增加是顯而易見的，2023~2024年，全國發電總裝機年均增長14.3%，最大負荷年均增長約1億千瓦，全社會用電量年均增長6.7%，電源、電網等各類投資增速遠高于用電量增速，且系統調節難度不斷加大。短期來看，終端電價水平保持不變的情況下，我國仍實現了新能源的快速發展和電源結構的優化，電力企業更多的承擔了綠色轉型和保護環境的社會責任。長期來看，在電力行業內部承擔全部轉型成本將難以為繼，未來需進一步豐富綠證應用場景、暢通綠證支付渠道，探索綠證配額制，將綠色消費的環境權益向終端用戶高效傳導，可推動綠色價值部分（綠證）與電能量價格在交易機制、結算方式、電費收取等方面解耦，推動全社會形成綠色消費共識，有利于環境外部性成本的合理疏導，促進新能源高質量發展。
中國電力系統體量大、系統結構復雜、約束目標多元，電力市場建設所面臨的難度和挑戰是前所未有的，既要發揮市場短期優化資源配置的優勢，也要正確看待政策手段的長期保安全穩定作用，既要堅定電力市場化改革的前進方向，也要避免市場能夠決定一切的簡單化思維。下一步，136號文政策能否達到預期效果，還需要在我國能源安全戰略、統一電力市場建設的大框架下，凝聚行業智慧，研判發展趨勢，堅持目標導向，合理設計下一階段的各地區機制電價細則，促進新能源平穩較快發展。
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