新能源全面入市实践成效与发展新趋势

自2025年初国家发展改革委、国家能源局印发《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》（以下简称“136号文”）以来，我国新能源全面参与电力市场取得实质性进展，各省实施细则制定、机制电量竞价、电费差价结算等均顺利开展，政策平稳落地实施。新能源全面入市后，新能源发展和市场建设呈现新趋势、新特点，持续完善和优化相关市场和政策机制，对推动新阶段下新能源高质量发展具有重要意义。

一、我国新能源上网电价市场化改革取得重要进展

一是完成省级实施方案及配套细则的制定。截至2025年底，除西藏外各省（区、市）均制定出台了136号文省级实施方案，配套制定了增量新能源项目竞价、市场规则完善、机制电量差价结算规则等。存量项目坚持平稳过渡，机制电量规模、机制电价水平、执行期限与保障性收购制度有效衔接。分布式项目保障程度高，纳入机制电量比例在80%～100%之间，集中式项目地区差异较大，纳入机制电量比例在10%～100%之间。增量项目坚持发展与消纳协同，因地制宜测算增量项目机制电量规模，因势利导促进新能源合理发展；设计单个项目机制电量申报上限，设定竞价申报充足率，激励市场竞争；合理制定机制电价上下限，避免行业内卷。

二是完成首轮机制电量竞价。机制竞价对新能源发展节奏调控、布局优化、结构调整的“指挥棒”作用逐步凸显。各省（区、市）根据新能源发展消纳条件、电价承受能力等发布机制电量规模，河北、宁夏、陕西、辽宁、江苏等地机制电量规模较大，出清的机制电价水平普遍较高；山东、江西、青海、上海、天津、安徽等出清机制电量未达计划目标，为下一轮机制电量竞价提供较好的市场预期。通过机制电量竞价有效引导新能源投资向消纳条件好、机制电价高地区转移，有效调整风光装机结构。近年来，光伏装机大规模发展，午间消纳日益困难，2025年上半年，全国新增光伏装机2.12亿千瓦，风电装机5139万千瓦，比例高达4:1。山东、新疆通过调整光伏、风电机制电量比例为1:4.7、1:5，改善结构失衡问题。从各省出清的机制电量看，光伏、风电比例为1:1.5，折算成装机为1.4:1，促进了增量新能源结构调整。

三是平稳开展机制电量差价结算。新能源机制电量差价结算，是落实新能源上网电价市场化改革的最后一步，差价结算的平稳准确是检验改革成效的核心要素。截至2026年一季度，各省均完成了机制电量的差价结算。以山东为例，2026年1月，光伏发电新能源机制电价结算参考价为0.1448元/千瓦时，风电为0.2055元/千瓦时，均低于存量、增量项目机制电价，参考价与机制电价的差额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊，折算度电费用为0.0576元。机制电量竞价机制推动了新能源发电侧成本持续下降，并向用户侧传导，差价结算机制限制了新能源在市场中“搭便车”获取高收益而推高电价，整体上保障了终端电价的平稳。

二、新能源全面入市后呈现的新趋势

（一）新能源机制电量抢量，现货市场零负电价以及价格大幅波动将成为常态

新能源全面入市后多以报量不报价接受市场价格参与现货市场，实现优先出清。新能源发电项目各月结算的机制电量等于各月实际上网电量与机制电量比例的乘积，当年已结算机制电价的电量累计达到年度机制电量规模，当月超过部分和后续月份不再执行机制电价，年底未达到年度机制电量规模，不跨年滚动。新能源为获取机制电量、可再生能源发电补贴，在市场中尽可能按最大发电能力抢量仍是首要选择，若叠加煤电调节能力有限、电力负荷需求不足等因素，导致现货市场负/零电价频发。因机制电价多为10年以上，无论新能源报价或不报价参与市场，现货市场“地板价”出清将成为常态，累计持续时长也将增加。负/零电价是反映电力供需的正常价格信号，但长时间、高频次负/零电价给电力市场运营和电力系统运行带来挑战。一方面，新能源具有随机波动性，导致市场“天花板价”“地板价”短期交替出现，大幅波动，增加市场主体经营风险，加大系统保供难度。另一方面，新能源边际成本接近于零，导致现货市场价格持续下降，中长期市场签约难度加大，煤电等常规调节性电源电量收益预期不足，长期将影响电力系统容量充裕性。

（二）新能源项目收益呈现差异化，场站侧自发配置储能将是重要发展趋势

我国新能源发电差价结算机制决定了不同新能源项目收益的差异性：新能源场内收益与场外差价结算相互独立。对于同一地区同一批次的同类电源，差价结算的市场交易均价采用月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格，机制电量获取的场外差价结算损益相同，但场内收益完全与新能源场站自身运营以及参与市场策略密切相关。与原强制配储不同，新能源全面入市后，新能源场站是否配置储能将由市场决定，也必然导致不同新能源项目收益的差异化。一是由于新能源机制电量不能参与中长期交易，全部以实时现货价格结算，通过配置储能可有效提升场站综合收益，特别是对于机制电量占比较高项目，配置储能可提升新能源整体发电量，保障机制电量足额结算。二是配置储能可提升新能源现货市场收益，特别是现货市场出清价格价差较大地区，以及机制电量占比较低、暴露在现货市场电量较高项目。三是新能源并网、预测考核日趋严格，市场环境下实际发电曲线与申报曲线偏差结算费用逐步显现，配置储能是重要解决方案。因此，在机制电量竞价阶段，应充分衡量机制电量比例、机制电价水平、现货市场价格、现货市场价差等因素，考虑配置储能后带来的综合收益，从而决定项目的投资布局。

（三）分布式光伏机制电量竞价和入市交易能力不足，自发自用价值凸显

分布式光伏因接入电压等级低、装机规模小、布局分散等特点，其参与机制电量竞价和市场交易先天不足。在机制电量竞价方面，部分项目因参与竞价意识不强、提交资料不符合要求，竞价成功率普遍低于集中式新能源项目，增量分布式光伏机制电价以接受竞价出清价格为主，普遍低于原保障性收购价格，如山东、甘肃、江西增量分布式光伏机制电价分别低于本地燃煤基准价43%、37%、20%。截至2025年5月31日，分布式光伏经历两轮“抢装潮”后，下半年受理申请、完成并网的户数与装机环比、同比均大幅下降。在市场交易方面，分布式光伏主动参与市场能力不足，聚合商代理积极性不高，分布式光伏多以接受现货价格为主，部分未纳入机制的项目，若无中长期合约保障，全部发电量将按实时现货市场统一结算点价格结算。与原保障性收购政策相比，全额上网的分布式光伏收益水平呈下降趋势，装机增速将放缓。相较于全额上网，分布式光伏自发自用余电上网模式中，自发自用电量可免交输配电费、上网环节线损、基金及附加等费用，与电网购电相比具有较好经济性，将激励增量分布式光伏项目逐步向工商业自发自用方向发展。

（四）机制电量比例较高地区绿电供给不足，多年期绿电购电协议成为重要选择

消纳条件较好东部、中部及部分南方地区机制电量比例普遍较高，如北京机制电量比例达到100%，浙江、上海、福建为90%左右。按照政策要求机制电量无法参与中长期交易，大量新增新能源纳入机制电量后，能够参与绿电交易的规模受到较大限制。机制电量占比较高地区多为外向型企业集中地区，绿电需求旺盛但供给不足，推高绿电交易价格，2026年上海市年度绿电平均成交出清电价为429.985元/兆瓦时，高于风光机制电价415.5元/兆瓦时。此外，纳入机制的新能源电量对应绿证，发电企业不重复获得收益，划转至省级专用账户，该类绿证是否可以入市交易、如何分配尚不明确，企业若声明该部分电量对应绿证的环境权益，在绿电消费声明时可能面临认可障碍。近年来，国际绿色贸易壁垒日益加剧，对绿电消费的物理可及性要求日趋严格，欧盟碳边境调节机制只认可绿电直连和小时级匹配的绿电购电协议；国际绿色电力自愿消费倡议组织（RE100）虽然已无条件认可中国绿证，但部分大型跨国企业、国际第三方认证机构仍要求上下游供应链提供较强溯源性的绿色电力消费证明材料或只认可绿电交易。因此，对于绿电需求旺盛地区，签订多年期绿电购电协议是新能源机制竞价外的另一种发展路径。

（五）集中统一消纳面临现实压力，新能源开发利用将呈现多种模式并举格局

新能源富集地区，增量项目机制电量比例总体偏低，如甘肃、青海等多地纳入机制的新能源机制电量占本项目总发电量的比例小于30%，内蒙地区未设置机制电量，新能源收益基本由市场决定。此外，各地区均明确了机制电量竞价申报充足率，即申报机制电量总规模占年度机制电量规模位于120%～130%之间，这决定了一部分项目难以进入机制。由于新能源发电成本仍在持续下降，已经投产但未纳入机制的项目与下一轮参与机制竞价的新增项目相比，成本优势不足，完全依靠市场收益难以盈利。随着新能源装机规模持续增加，依托大电网统一消纳面临调节能力不足的现实压力，新能源利用率、市场交易价格、机制电量占比均将呈现下降态势，这将推动部分增量新能源项目向源网荷储一体化、绿电直连、智能微电网、新能源接入增量配电网等新能源就地就近消纳的新模式方向发展，推动新能源向多维度开发、多产业协同、非电应用的集成融合方向发展。此外，国家大力推动建设零碳园区、零碳工厂，将可再生能源电力消纳责任权重向数据中心、电解铝等高耗电负荷分解，压实负荷侧消纳责任，为新能源多元开发利用创造条件。

三、持续优化完善市场与政策机制，支撑新能源高质量发展

新能源上网电价市场化改革是一项影响面广、复杂度高的系统性工作，是世界各个高比例新能源并网国家共同面临的难题。我国新能源全面入市已取得重要进展，在新的形势和趋势下，需要不断完善和优化市场和政策机制，实现新能源高质量发展。

一是在保障年度机制电量规模不变的基础上，优化细化机制电量分解方式。优先将机制电量分解至用电高峰时段、供需紧张季节，鼓励新能源在系统需要的时候多发满发；在供大于求的时段，降低机制电量结算比例，或参考德国、英国相关实践经验，连续若干个小时实时现货负电价之后的电量，不再开展差价结算，推动新能源贴近发电成本报量报价参与市场，减少机制外电量按负电价结算规模。

二是在新能源可持续发展价格结算机制之外，推动消纳责任权重与绿电绿证交易相互协同。充分考虑企业对绿电的购买需求，优化增量项目机制电量竞价规模，做好机制电量与绿电市场的统筹衔接。深化多年期绿电购电协议签约机制，满足京津冀、长三角、粤港澳大湾区等外向型企业密集地区企业绿电需求，通过长期购电协议稳定机制外新能源电量收益。将消纳责任权重进一步向负荷侧分解，形成机制电量保障、消纳责任权重强制约束、自愿绿电消费相结合的新能源市场化消纳合力。

三是因地制宜优化新能源入市机制，构建新能源多元开发利用新格局。分布式光伏仍是我国新能源开发的重要形式，鼓励就地开发，就地就近利用，对于未纳入机制的全额上网的自然人分布式光伏，建立兜底机制。在调节资源紧张地区，鼓励新能源项目自愿配建储能，打造友好型新能源电站，在机制电量竞价时对配建储能的新能源项目在机制电量比例上给予适当倾斜，作为竞价边际出清项目，优先按申报电量比例出清。打造新能源集成融合发展示范项目，依托典型案例引领新能源开发模式创新发展。