“双碳”目标下，中国能源转型战略不断加速，新能源发展成效显著，但随着新能源装机规模的快速增长，新能源消纳问题不断凸显，亟需通过市场化机制优化资源配置。本文梳理分析电力市场建设进展、新能源参与市场面临的问题挑战，结合国际经验与国内实践，提出适应新能源特性的电力市场机制、充分体现新能源绿色价值的政策体系。

电力市场建设进展

我国电力市场化建设快速推进，电力市场基本规则不断制修订，全国统一电力市场“1+N”基础规则体系逐步构建，具有中国特色的电力市场体系在实践中逐步成型。2024年，全国市场交易电量6.18万亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量比重为62.7%，占售电量比重超过75%，全社会用电量市场化率较2016年提高了40个百分点；全国跨省跨区市场化交易电量接近1.4万亿千瓦时；绿电交易电量突破3000亿千瓦时，绿证交易数量达到4.46亿个；经营主体数量超过80万家，同比增长9.8%。市场开放度与活跃度大幅提升，市场间协同运作水平不断提高，有力促进了资源在更大范围内的优化配置以及能源绿色低碳转型。

新能源参与电力市场情况

新能源参与市场面临的问题和挑战

一是从促进低碳发展方面，新能源的绿色价值尚未得到充分体现，绿色消费有待提高。具体体现为，消纳责任权重与考核没有有效传导到用户。目前“指标到省”方式，导致终端用户在没有具体配额及考核责任的情况下将仅按低成本原则进行消费选择，难以符合促进绿色消费的方向和要求。绿证供需匹配不协调，绿证价值体现不足。市场主体购买绿证并未与其他税收、金融优惠政策挂钩，主要驱动力还是政府、企业或个人履行社会责任、提升品牌形象、减免碳关税等。绿色电力消费环境溢价的效用未体现。目前企业购买的新能源电力暂无法抵扣能耗双控，也无法获得碳配额，“电—碳—证”协同尚不顺畅。

二是从高效运转方面，新能源的电源特性与现行市场机制运转不平衡，各地区网架结构、负荷特性、新能源在电源结构中占比差异较大，与各地市场规则的设计还不相适应。新能源大比例并网导致日内功率大幅波动，加之气象因素影响下的中长期预测偏差率常超过30%，使得现有电力市场在交易周期设计、价格形成机制、辅助服务补偿等方面均存在适应性不足。短期交易品种难以匹配新能源出力的快速变化特性，实时平衡市场容量储备机制欠缺灵活性；节点电价体系尚未充分考虑新能源场站空间分布特性，跨区输电通道利用率与新能源消纳需求存在时空错配；调节性资源参与市场的经济激励不足，导致系统爬坡能力与备用容量难以满足高比例新能源接入需求。

三是从系统安全方面，具体表现为，新能源参与现货市场面临“价格震荡”风险，现货市场价格与新能源出力高度相关，以边际成本申报定价的现货交易模式面临巨大挑战。新能源参与中长期市场面临“偏差考核”风险，偏差风险主要是由新能源出力随机性和波动性特点造成的，当前各地新能源出力预测偏差仍然较大，在现货市场中需要为预测偏差引发的平衡成本付费。新能源参与双边交易面临“曲线波动”风险，由于新能源发电特性，新能源发电出力曲线与用户的用电曲线难以精确匹配，曲线波动风险将继续扩大。

国外经验总结和启示

从全世界范围来看，在新能源发展初期，许多国家通过政策鼓励新能源产业发展。如今，国外新能源产业已普遍完成从初期政策扶持到全面融入电力市场的转变。同时，国外不断完善电量偏差处理机制、调峰调频及辅助服务机制，对我国具有很强的借鉴意义。

一是发挥政策补偿激励作用，保障新能源发展。配套建立额外的政策措施，保障可再生能源发电的合理收益，例如美国新能源基于可再生能源配额制及其配套绿证机制、差价合约、VPPA及套期保值等价格激励机制参与电力市场。通过配额制和绿证的机制体现新能源绿色价值，保障新能源参与电力市场的收益，是国际通用的做法。

二是健全中长期合约调整机制，为新能源提供调整机会。新能源发电特性及天气因素影响，决定了新能源在年度、月度交易中签订带曲线的中长期合同难度较大，但现货市场中新能源又需要对中长期合约进行曲线分解。国外市场通过研究建立适应新能源参与的多时间尺度的电力市场、缩短交易周期等方式，便于新能源企业在交割日到来之前协商调整，降低市场风险。

三是发挥市场价格信号作用，提升系统调节能力。现货市场所产生的价格信号可以为资源优化配置、规划投资、电力市场提供一个有效的量化参考依据。对新能源发电实现优先调度，引导发电主动调峰，优化统筹全网调节资源，有效促进新能源电力消纳。充分利用灵活调节资源，引导常规电源参与调峰，例如丹麦的风电通过与挪威水电配合调度；北欧地区热电联产机组参与系统电力供需平衡的调节，应对风电的波动性。

适应新能源特性的电力市场关键机制研究

中长期市场关键机制

建立适应新能源发电特性的中长期市场交易机制。放宽对新能源高比例签约中长期合同的要求，探索15分钟级超短期合约，匹配光伏出力短时波动特性。合理确定地区中长期峰谷电价价差和时段划分，细化中长期合约曲线。允许不同电源之间合同转让，提升中长期市场的灵活性和流动性。

优化新能源参与跨省跨区交易的组织方式。做好省间交易组织，强化省间与省内、中长期与现货协同运作模式。统筹省间电力供需形势变化与可再生能源市场主体交易需求，推动省间中长期市场连续运营，完善省间交易曲线形成机制，促进输电通道输送可再生能源电量。

探索集中式风、光联营参与中长期市场。大型风电光伏基地通过内部聚合平衡的方式联合参与市场，提高新能源出力稳定性。鼓励集中式新能源通过自建或购买调节性资源，联合作为一个单独主体参与市场，也可按照部分容量独立、部分容量联合的方式同时参与市场，丰富收益获取方式。

鼓励分布式新能源聚合参与电力市场交易。明确虚拟电厂（VPP）、负荷聚合商等新型主体的市场主体地位。制定分布式资源聚合技术标准，明确准入条件。完善聚合体内部治理规则，要求聚合商与分布式业主签订收益风险共担协议，明确出力偏差责任分摊比例。

现货市场关键机制

实现新能源企业公平参与市场竞价。完善新能源企业以报量报价或报量不报价的方式参与实时市场交易，自愿参与日前市场交易。为新能源提供灵活的交易申报机制与预测更新机制，在现货市场中实现按经济调度原则出清。

适当放宽限价范围，扩大尖峰与深谷电价价差，增强价格弹性以引导供需平衡。申报价格上限考虑地区工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。

在配网层面建立分布式资源池交易机制。允许聚合体以“可调负荷”身份参与配电公司组织的日前市场，优先满足台区平衡需求。探索分布式资源打捆外送模式，通过多聚合商联合投标形成稳定出力曲线，满足受端电网最小交易单元要求。

辅助服务市场关键机制

建立新型辅助服务产品供给体系。针对新能源高渗透系统的动态调节需求，拓展新型辅助服务品类。明确新能源机组提供辅助服务的技术门槛，差异化设计考核和补偿方案。设计辅助服务容量与能量解耦的交易机制，允许新能源场站独立申报调频容量与电能量。

探索成本分摊与价格传导机制。建立新能源渗透率与辅助服务成本联动的分摊系数模型，当区域新能源装机占比超过30%时，用户侧分摊比例提升至总成本的60%。创新辅助服务价格空间传导机制，在跨省交易中实施“辅助服务费用随电能量捆绑外送”，受端电网按购入电量的15%计提平衡基金。

完善多市场协同运行机制。设计“能量—辅助—容量”三市场耦合出清模型。建立辅助服务市场与容量市场的联动机制，对持续提供调频服务的新能源场站，给予容量可信度评估加分。推行跨省辅助服务共享交易，送端新能源富集区域可向受端输送调频容量，交易价格参照送受两端边际成本的加权平均值确定。

有关政策和市场机制建议

建立适应新能源特性的电力市场机制，保障新能源全面入市的有序过渡

加快推动各省出台《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）实施细则，合理确定机制电量范围，优化机制电价竞价组织方式，建立现货市场和中长期市场的衔接机制，为新能源全面入市奠定政策基础。进一步深化中长期连续运营，增加市场合同的流动性。加速电力现货市场建设进程，发挥市场中各类资源潜力以促进消纳新能源。建立合理的偏差处理机制，做好现货规则和“两个细则”等原有机制的衔接。探索大型风光基地项目与配套火电、配建储能等联营参与市场，完善新能源跨省区交易机制，促进新能源在更大范围消纳。引导分布式资源公平承担交叉补贴、电力平衡服务等相关责任，通过平台聚合或接受市场价格等多种方式参与交易。探索建立多部制电价机制或其他形式的容量机制，适时建立容量市场，确保高比例新能源新型电力系统的安全稳定运行。

完善体现新能源绿色价值的政策体系，支撑新能源可持续发展

一是落实用户侧主体可再生能源消纳责任。建立可再生能源消纳责任权重机制与绿电绿证市场相结合的市场模式，形成以绿证作为履行消纳责任的主要手段、体现可再生能源绿色价值的市场机制体系，共同保障新能源发展和消纳。

二是扩大绿电交易规模。进一步扩大省间绿电供给，鼓励通过绿电交易方式落实跨省跨区优先发电规模计划，促进绿电在更大范围优化配置。推动绿电交易向长周期、精细化方向发展，鼓励电力用户与发电企业签订多年绿电协议。

三是完善绿证核发、交易、监管、消费体系。推进可再生能源绿色电力证书全覆盖，规范绿证核发机制。加强国家级绿色电力消费核算标准，完善绿证相关配套机制，提升国内绿证的国际认可度。

四是探索“电—证—碳”机制衔接。理顺“电—证—碳”市场的关系，研究三个市场协同机制，避免用户在不同市场重复支付环境费用，加强各市场平台间的数据交互。

建立支撑新能源发展的引导机制和手段

一是合理补偿调节成本，激励市场主体主动提高调节能力。持续推进电价改革，完善价格补偿机制，充分释放各类资源调节潜力。

二是有效疏导辅助服务成本，推动国家有关辅助服务的最新政策落实到位。精确划分各类市场主体的辅助服务需求及成本，明确各方调节成本承担比例及计算方法，探索不同类型用户参与辅助服务的分担共享机制，推动辅助服务分摊资金的公平分摊和有效疏导。

三是根据系统运行需要，完善辅助服务交易品种。加快各地调频、备用等辅助服务市场建设，探索适应高比例新能源的快速爬坡、转动惯量等新品种，同时，做好新增市场交易品种与原有机制的衔接，避免出现重复考核或补偿。

四是提高新能源主动适应能力，响应系统安全。通过辅助服务市场机制的引导，促进新能源企业在电力安全保供方面发挥作用，不断优化新能源场站参数设计，完善控制系统，提升新能源发电性能。

五是提升新能源功率预测精度和准度。探索建立国家级新能源出力预测系统，以国家级功率预测为依托，集成建立功率预测厂家及新能源发电企业参与的功率预测平台，促进功率预测核心算法的迭代和升级，提高功率预测准确率。