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摘要：根据建设全国统一电力市场体系的要求，我国明确到2030年新能源全面参与市场交易。近两年随着新能源发电装机和发电量迅速增加，新能源参与市场进程加快，在电量消纳和电价收益上面临诸多原因导致的不确定性。本文重点从与电力市场匹配和结合的角度，对比分析差价合约和底价保障两种政府授权合约制度的优势和需要解决的问题，提出通过这两种制度为新能源参与电力市场提供基本收益，以及在电力现货和中长期市场保障新能源优先交易和出清的政策提供建议。
关键词：新能源；差价合约；竞争配置；电力市场
2025年是新一轮电力体制改革10周年，10年来我国基本建立了全国统一的电力市场总体框架和规则体系，初步建立了市场决定电力价格的机制。“十四五”期间，我国电力体制改革步伐加快，中长期电力市场建设有序推进，现货市场建设提速，多元竞争格局初步形成，电力商品属性凸显，市场优化配置资源的作用显著增强，市场化交易电量大幅提升。同时，风光等新能源实现了跃升发展，2023年新增装机超过2.9亿千瓦，2024年前11个月新增装机超过2.5亿千瓦，同比增长25%，随着各地新能源渗透率的持续提高，新能源参与电力市场的方式增加、范围扩大、规模和比例迅速上升。政策方向上，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）文件明确了宏观指引和目标，其后国家层面出台了相关政策（见表1））[1-3] 。通过市场实现新能源增量项目优化配置、各类新能源项目电量优先上网和消纳，已成必然趋势。
一、近期态势
（一）新能源参与电力市场方式多样，范围扩大，占比持续增加
从范围看，2024年全国有20多个省份的新能源参与电力市场化交易，其中大部分为保障性收购加市场化的交易方式，部分省份增量平价项目全部参与市场，如新疆维吾尔自治区、青海、甘肃等。从电量及占比看，2023年全国新能源市场化交易电量6845亿千瓦时，新能源参与市场电量比例为47%，同比提高7个百分点，如果扣除当年分布式新能源没有参与市场因素，集中式风光参与市场的电量比例已超过55%；2024年部分分布式新能源也进入市场，再考虑集中式风光参与市场的电量比例增加，新能源参与市场的电量占比超过一半，后续将继续增加。从方式看，各地电力市场建设的进程不同，新能源参与市场的方式呈现多样化，省内市场涵盖中长期、现货、辅助服务市场，交易品种涉及电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿色电力交易等；省间市场有新能源与火电捆绑或联营参与中长期交易，跨省区新能源现货交易及跨省调峰辅助服务交易等。
（二）新能源直接参与电力市场的电能量电价逐步对标煤电可变成本
进入“十四五”时期，可再生能源陆续进入平价无补贴阶段，2023 年开始所有新增项目不再享有国家可再生能源电价补贴。
2021年和 2022 年作为过渡期，国家政策规定新增风电和光伏发电项目享受按当地燃煤基准价的平价上网政策。2023 年以来，国家未颁布新能源电价政策，各地执行方式不一，部分省份仍延续之前的政策，部分省份则以更大的力度推进新能源参与市场。2024 年之前新能源直接参与市场的电能量价格主要对标煤电的全成本电价，2024 年随着煤电容量电价政策的实施，逐步改为对标煤电可变成本电价。未来随着容量市场的建设，风电等有一定的置信容量，但光伏发电不配置储能几乎无置信容量，因此新能源逐步对标的仍将是煤电可变成本电价。
（三）10 余个省份已明确 2025 年新能源参与电力市场政策
2024年 11 ～ 12 月，全国 12 个省份陆续出台了 2025 年新能源参与市场政策，集中式新能源均将不同程度地参与，分布式新能源主要是河北南网和山东出台了政策、其他省份政策则不强制参与或鼓励参与（见表 2）。此外，河北省发展改革委在 2024 年 11 月出台的政策中明确了河北南网分布式光伏参与市场的时间表（见表 3）。对比上一年的政策，江苏、广东等部分东中部和南方省份推进力度加大，虽然分布式新能源参与市场的范围相对有限，但从集中式新能源参与市场的推进速度来看，预期后续分布式新能源参与市场的进程将加快，逐步推进最终可能与集中式新能源参与市场程度拉平。
二、需要解决的问题
近两年我国电力市场化程度推进较快，但在构建新型电力系统的大前提下，电力市场化建设并没有完全围绕构建新型电力系统重要特征之一的高比例新能源来设计和推进。如中长期电力市场交易电量占比过高，但同时推进新能源参与市场的步伐加速，造成现货市场价格大幅度波动，实际难以真实地反映全部电量进市场由供需决定的价格。新能源参与市场亟需解决的主要问题如下：
（一）“量”上，从保障性收购向市场化消纳和参与电力市场的过渡路径不明确不清晰
首先，近两年，随着风光新能源装机和电量的迅速增加，全额保障性收购执行面临现实困难。装机方面，截至 2024 年11 月底，光伏发电在全部电源装机中占比25.3%，风电占比 15.2%，合计新能源占比超过 40%，风光累计装机合计 13.1 亿千瓦，2025 年内可能超过全国统调最高用电负荷。电量方面，优先购电规模不到全社会用电量的20%，2024年前11个月风光发电量则占全社会用电量的18.4%。并且，二者之间存在电力电量需求在时间、地域上的不匹配，在光伏发电占比较高地区，其作为优先发电呈现反调峰特性，对电力市场运行和规则带来挑战。
其次，全额保障性收购难以反映在风光利用率上。2024年以来部分省份实际限电率超过10%，如东中部以河南为例，2024年上半年无新增集中式光伏，集中式光伏等效利用小时数为484小时，限电率达到16%，主要是省内分布式光伏尤其是户用光伏装机量近年来增量大，加上需要保障青豫直流电量消纳，河南集中式光伏持续存在消纳压力；再如2024年上半年西北地区集中式光伏等效利用小时数不到600小时，其中新疆维吾尔自治区为597小时，同比降低93小时，考虑新疆维吾尔自治区太阳能资源情况，即使按照全年满发交流侧1500小时考虑，集中式光伏限电率也达到约20%。
（二）“价”上，现有机制下新能源参与电力市场度电收益将普遍下降
不考虑部分存量项目享受来自国家可再生能源发展基金的度电补贴，无论是存量项目还是增量项目，新能源电费收益将从三个方面得以体现，一是电能量价值，二是容量价值，三是绿色环境属性价值。在容量收益方面，未来无论是容量电价还是容量市场，大部分新能源的容量收益都是有限的，风电有一定的置信容量，但一般认为在10%左右，收益有限，光伏发电如果不配备储能等设施，则置信容量基本为零。绿色环境属性收益方面，在绿证全覆盖政策实施后，虽然采取了一系列提升绿证绿电需求的措施，但短期内绿证供应量仍远大于需求量，绿证价格走低，2024年初折合约1分/千瓦时，到年底则基本减半，绿证价格严重背离了其代表的唯一环境属性所应体现的绿色环境价值。因此，近期新能源电量收益将主要依赖电能量收益。
电能量收益的不确定性和变动风险，是新能源参与市场最大的顾虑。一是在中长期市场，无论是直接参与中长期，还是绿电交易，风光的波动性面临难以满足分时段曲线签约的要求，年度、月度分时段曲线考虑天气预报因素是不可能完成的任务，分解至日前或周内尚相对合理，新能源企业面临较高的偏差费用风险；二是在现货市场，新能源大量直接进入现货市场，导致现货市场价格与新能源出力高度相关，拉低市场价格水平，使各类电源成本回收困难，以边际成本出清的现货交易模式面临巨大的挑战；同时，如果现货市场长时间保持地板价，也将拉低中长期交易价格，进一步影响各类电源的成本回收。这一点对于光伏发电影响尤为严重，风电虽然波动但可以全天候发电，影响相对小。从实际交易情况看，2024年上半年甘肃、新疆维吾尔自治区光伏中长期交易均价低于当地燃煤基准价超过30%，2024年下半年山东、蒙西、广东、湖北、河北南网等现货市场均出现白天零价甚至负价等“地板价”。随着各地新能源渗透率的提高尤其是光伏发电出力集中，新能源参与市场电能量收益降低范围扩大，幅度增加。没有参与市场的有效机制，新能源直接“裸奔”参与市场导致的收益下降是显而易见的。
（三）部分大型风光基地外送参与电力市场缺乏配套机制，面临消纳和经济性双重问题
近年来，风机价格、光伏组件价格维持低位，风光在全国范围内实现低价上网。在不考虑配置新型储能费用、产业配套等各类地方费用条件下，风电在“三北”地区的度电收益需求在0.10～0.15元/千瓦时，在东中部和南方地区陆上风电则在0.25～0.30元/千瓦时，海上风电再高出0.05～0.10元/千瓦时，“三北”地区风光大基地外送风电基本是有经济性的。但是光伏发电在不考虑限电的情况下，在东中部和南方地区的度电收益需求在0.2～0.3元/千瓦时，在“三北”地区则约为前述范围的三分之二，差额仅为0.05～0.1元/千瓦时，尤其是西北地区远距离外输送至东中部，与东中部的分布式光伏相比，参与电力市场经济性较差。再考虑“三北”地区，无论是本地消纳还是外送消纳的利用率相对低的情况，更提升了到达落地端的度电成本。此外，各省份在电力市场进程也存在差异，省间壁垒在一定程度上制约新能源消纳，各地消纳政策、市场规则差异也是制约因素，大型风光基地外送参与受端电力市场需要相应的配套机制。
三、现行两种政府授权合约机制分析
解决新能源参与市场“量”和“价”的问题，需要运用好规制和市场两种手段，稳定度电均价，保障新能源基本收益。
政府授权合约机制是可与参与电力市场相结合的，具有普适性和灵活性的制度。国际上对新能源参与市场情况并稳定其度电收益采用了不同方式，其中政府授权合约机制已有多年实践，代表性的机制包括英国2017年以来实施的差价合约（双边溢价）制度和德国2014年以来实施的竞争拍卖（单边溢价）制度。这两种政府授权合约制度，除了兼顾新能源与电力市场和保障项目的一定收益外，其普适性、灵活性也是优势，即可以通过制定具体政策及落实，对于所选定的技术，在一定时限内、一定地域范围内、一定支持规模范围内实施，也可以全面实施。这样能够很好地兼容全国不同省份和地区电力市场的差异性、新能源发展阶段及特征差异性。政府授权合约制度不可能包打天下，可以与新能源直接参与市场、绿证绿电交易市场、长期购电协议、部分项目，或部分电量保障性收购制度直接并行。
（一）差价合约（双边溢价）制度
差价合约制度是通过竞争配置确定新能源项目开发业主和合约价格。参与电力市场时，新能源直接按照电力市场规则参与市场交易，如果市场电价低于合约价，则偏差资金池向发电企业提供补偿至合约价，反之发电企业向偏差资金池返还高出的部分，因此可视为双边溢价。
1.差价合约制度可以起到新能源稳收益、稳投资、稳规模、促交易、保目标的效果和作用
一是稳收益和稳投资，差价合约制度下，新能源项目可获得预期的电价和相对稳定的电费收入，直接避免了收益的不确定性和风险，有助于开发企业投资和金融机构融资；二是促竞争和交易，新能源获得相对稳定长期收益预期的前提是在项目市场化竞争配置中胜出，竞争配置有助于去除项目开发不合理的非技术成本；三是稳规模和保目标，通过差价合约机制及竞争配置，各地可将全部或部分新能源预期规模和装机电量分解到各年安排，有利于稳定市场规模。
2.差价合约制度设计需要考虑我国电力市场和新能源产业的特殊性
传统的差价合约制度本身有一些局限性，此外我国新能源产业和电力市场有一定的特殊性，需要在差价合约制度设计中充分考虑。一是差价合约消除了新能源面临的价格波动和现货市场的节点价格信号，投资决策继续以度电成本为主导，不利于新能源主动向增强灵活可靠的方向发展，无法引导新能源向节点价格较高的地区布局，可能使消纳相对困难地区的消纳问题更严峻；二是差价合约对应的环境属性去向存在争议，可以将差价合约理解为仅针对电能量，不包括环境属性，也可以通过政策明确规定包含了环境属性，但这样就必须为受保障的环境属性去设计再分配机制，增加了制度设计和操作难度，与可再生能源消纳保障机制等制度衔接也更复杂；三是合约电价由竞争配置形成，在国内新能源行业无论是制造业还是开发端不断内卷的态势下，可能竞争配置出过低或显著低于成本的价格，预期的稳规模、稳投资、稳收益的作用打折扣，这一点可能与英德的情况完全不同，如英国因为设定的履约上限价格低，出现部分技术类项目没有开发企业响应投标的情况；四是部分省份由于偏差资金分摊问题存在现实困难，如“三北”部分省份，新能源存量项目装机和电量大，即使不考虑存量项目全额保障性收购转政府授权差价合约的需求，单单考虑增量项目，当地工商业用电量相对有限，偏差资金分摊推高终端电价的压力较东中部和南方地区大很多。
3. 差价合约制度设计关键是长期合约、竞争配置、差价疏导和责权利
统一采用差价合约机制支持新能源参与市场，关键要明晰合约期限，确定合约方式、差价基准、差价疏导、合约电量曲线等核心问题）[4] 。
（1）合约期限。合约电价采用竞配方式确定，合约期限的核心是长期，可以是10年、15年、20年或25年，也可以是累计等效利用小时数，合约期限及可能的曲线小时数分解作为竞配边界条件。
（2）合约电量。合约可以适用新能源发电项目的所有电量，也可以适用年度一定小时数内的电量。前者理论上可以降低合约电价，但全部电量补偿至合约电价的方式，不能激励新能源企业提升预测出力曲线，虽然在市场边界出清价格机制下没有问题，但非边界出清情况下有交易双方联手获利漏洞。如果是后者，则需要约定合约电量曲线，由于电力市场不同时段价格差异大，没有合约电量曲线则失去了合约意义。
（3）差价含义。差价被减数是合约电价，增量项目的合约电价通过竞争配置形成，竞争配置电价可以有两种方案，一种是报价即中标价，另一种是边界出清中标价，两种方式对于开发企业参与竞配时的报价策略有一定影响；存量项目的合约电价是燃煤基准价或竞配电价（取决于项目原本适用的电价政策和水平）。合约电价反映的是新能源电能量价格，绿色价值可通过绿证交易体现，也可包含在合约中但需单列（即差价基准仍是合约的电能量价格）。差价减数是电力市场价格（现货出清价格，或现货市场同时段平均价格，或者其他交易价格）。需注意的是，在电力市场负电价时段不应执行差价合约，这样会带来一些按目前政策不计入合理利用率的限电，但有利于提升系统整体的经济性，引导储能等灵活设施和新能源合理布局。
（4）差价疏导。有效疏导是差价合约可以实施的前提，建立如英国差价合约机制类似的资金池存在难度，定期（如按年度）的预算需求也难以预估。建议差价由一定地域内全部工商业用户承担，建立按月清算机制。
（5）责权利统一。政府授权差价合约在竞配组织、差价疏导上应有责权利统一的原则。责权利统一可在一定程度上解决地方资源换产业和收取各类资源费用的问题，降低非技术成本。建议如果竞配组织和电量消纳在省级，则差价疏导至该省域全部工商业用户，在地市则差价疏导在地市全部工商业用户，对于跨省跨区消纳和参与受端电力市场的项目，由受端省份组织竞配或确定合约价格竞配上限，差价分摊在受端。
（6）自愿原则。政府授权差价合约可作为新能源参与电力市场的一种方式，对于增量项目，可以与直接参与电力市场机制并行，即地方政府定期组织合约类项目竞配（分布式新能源项目可以聚合竞配或参照竞配价格执行），企业也可以自愿开发非竞配类直接参与电力市场的项目，这主要是考虑部分新能源和可再生能源技术和项目参与市场有获得更多收益的可能性，此外也给予企业更多开发和运营项目的机会，有利于扩大市场规模和增加绿色电量供给。
（7）单向机制。对于差价合约项目，企业可以在运营期间选择取消合约转向直接参与电力市场，但不能转回，非竞配类直接参与电力市场项目则不能转向差价合约。这一单向机制有助于推进新能源市场化，但在竞配组织时需关注企业仅以低价中标拿到项目为目的带来恶性竞争的风险，即单向机制的具体规定需在机制设计时周全考虑。
（8）适用范围。在与电力市场结合上，差价合约机制可适用于所有项目，既适用于增量项目，又适用于既往有补贴项目和已建成并网的无补贴平价低价上网项目，既可包括风光新能源项目，又适用目前还达不到平价上网水平的光热发电、农林剩余物发电、深远海风电等项目。对于存量项目，差价基准需要与之前价格政策一致，小时数和曲线等则需要考虑与项目之前的全额保障性收购政策协调。存量项目采用差价合约带来的问题是，对部分省份和地区直接带来较高的“台阶式”偏差合约资金，短期内看起来是增大了差价疏导难度，但存量项目由全额保障性收购改为差价合约，在政策直接衔接情况下，如果偏差合约资金增大，则电力用户购电费用中上网平均电价是降低的，即电力用户总购电成本没有本质变化，仅仅是分类别调整。对于增量项目和一些需要特别支持的目前尚达不到平价上网水平的技术，合约电量和偏差资金是逐步增加的，且随着合约机制和市场的成熟，未来偏差为正为负都有可能，总体上无论是适用增量项目，还是适用全部项目适用，机制都可以相对平滑实施推进。
（二）底价保障（单边溢价）制度
德国的竞争拍卖底价制度是通过竞争配置确定新能源项目开发业主，同时确定项目参与市场的保底价。新能源也是直接按照电力市场规则参与市场交易，如果市场电价低于底价，则偏差资金向发电企业提供补偿至底价，如果市场电价高于底价，发电企业无需返还高出部分，因此可视为单边溢价。这一制度本质上是提供底价保障，平均度电收益虽不确定，但确定的是平均度电收益的最低水平，这是其与差价合约制度的根本区别。
1.底价保障制度与差价合约制度在项目竞争配置和参与电力市场操作上类似，优势和问题也类似，但也有一些区别点
一是由于综合平均电价度电收益有一定的不确定性，在没有规定竞配最低价的情况下，竞配时中标价格可能会更低，这样在实际收益宏观上基本不变的情况下，微观项目层级又带来收益的不确定性，且如果规定了最低竞配价，过度补偿的可能性进一步增大；二是差价合约制度产生的偏差资金可正可负，底价保障制度产生的偏差资金只可能为正，工商业用户承担的分摊资金将增大，在“三北”地区实施的难度进一步加大；三是相对于差价合约，底价保障制度更有利于激励新能源参与市场，也可与配置储能、聚合方式结合，激励新能源增强灵活调节能力，激励提升出力预测的精确度。
2. 机制设计上，在差价合约制度关键点的基础上，底价保障制度需要考虑的重点还有竞配价格边界
竞配价格边界需要考虑采用竞争配置最高价格还是最低价格，或是参考价格，相应地各类价格需要明确边界确定的原则及条件，并且中标价格直接出清和边界出清也会影响边界设定的原则和条件。建议：如果采用竞配最高价格边界，可按照同类别项目、本省级地域内资源相对较差地区、合理收益率（如资本金6%收益率）等条件下的所需的综合度电收益水平确定；如果采用竞配参考价格，可按照同类别项目、本省级地域内资源相对较差地区、资本金0%收益率等条件下所需的综合度电收益水平确定；如果采用竞配最低价格边界，可按照同类别项目、本省级地域内资源相对较好地区、资本金0%收益率等条件下所需的综合度电收益水平的一定比例（如80%、90%等）确定。如果是竞配价格中标直接出清，可以采用相对宽松的测算边界条件；如果是竞配边界出清形成中标电价，可以采用相对严格的测算边界条件。
四、机制实施建议
我国明确碳达峰碳中和下必须构建新型电力系统，新能源在成为装机主力后将逐步成为电量主力，电力市场体制和价格机制改革必须围绕适应高比例新能源电力市场这一目标设计和推进。其中新能源参与市场的机制设计牵一发而动全身，需要以“保安全、促转型、稳规模”为目标，以系统思维统筹设计配套机制，推动新能源通过市场化方式消纳和获得合理收益。
（一）完善新能源参与电力市场交易机制，保障优先交易和出清
边界出清机制是电力现货市场的基本特征之一，新能源零燃料成本特性决定其在市场价格为正时，即可实现自然优先出清。在有电价补贴或额外绿证收益的情况下，如果没有专门的政策规定（如电力市场电价为负时电价补贴取消），则在电力市场电价为负时，也有部分新能源电量可优先出清。当市场为负电价（或负电价绝对值低于其他度电收益）时，新能源将自主切断限发，但这样的时段也表明此地域或节点其他电源最低出力加上新能源出力电量过剩，消纳电量的物理空间不足，此时限制出力是需要的。
保障新能源优先交易的核心，是新能源参与市场的进程与电力市场进程相匹配。在现货市场新能源以报零电价为主，在出力集中变化时会形成杠杆效应，出清电价的变化是断崖式的。因此电力市场机制设计和运行需充分考虑新能源的特点，一是新能源参与市场的进度要与现货市场的进程、参与现货的电量比例相匹配，如果新能源参与市场尤其是进入现货推进过快，同时煤电等火电电量仍主要在中长期市场（我国2025年政策仍延续此思路[5] ），且煤电参与现货市场也频繁报低价和负电价，现货市场不能正常反应日前和实时供需，则一方面新能源度电收益下降，另一方面主动限电率增加；二是机制设计应促进各类灵活性资源建设和运行，通过市场调节促进电力市场出清电价主要落在正电价水平上。
绿电交易是中长期市场的一个独立子板块，新能源作为绿电交易、签订较长期限的中长期合同，应作为政策鼓励和推进的方向。中长期合同执行需注重日前或周内曲线分解，并将其作为电能量市场的边界，使新能源中长期市场电量优先交易。
（二）建立新能源参与电力市场获得合理基本收益的机制
完善与新能源特性相适应的中长期电力交易机制，引导新能源供需双方签订更长期限的中长期合同。采用政府授权合约机制，为增量新能源项目提供可预期的收益，逐步推动存量新能源项目入市，并通过合约机制基本达到“量”和“价”上的政策衔接。政府授权合约机制可以在差价合约和底价保障制度中二选其一。实施的范围，要考虑增量和存量的区分和各地新能源发展空间，及终端电价成本分摊空间，与国家以及地方发展目标和规划衔接等。
（三）大型风光基地跨省跨区外送参与电力市场机制以责权利对等为原则
对于“三北”地区风光大基地外送消纳，尤其是光伏发电外送参与市场时空匹配、经济性相对差的情况，建议一方面通过风光储一体化模式，使新能源类别间适度平衡；另一方面采用跨省跨区省间政府授权合约机制，以权责利对等原则，做好送受端绿电输送、环境属性分解和偏差资金的分摊。
（四）区分存量与增量，有效衔接全额保障性收购和参与电力市场政策
鉴于各地区电力市场进程、新能源发展进程和预期不同，对于新能源参与市场，存量、增量项目的划分可有所差别。如果实施政府授权合约制度，目前看大部分省份有新能源消纳和承担合约偏差资金空间，可适度放宽新老划断时间点要求。此外，近两年部分省份在新能源装机规模较大且出台了地方性政策，可以依据地方政策的延续性明确新老划断的时间点。
