中国储能网讯：2025年发布的《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，以下简称“136号文”），标志着新能源上网电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易形成价格。这一改革旨在充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，支撑新型电力系统建设。本文基于当前改革实践，对新能源全面入市的市场化路径进行系统性思考，提出建议，以期为“十五五”期间电力市场高质量发展提供参考。

新能源入市后面临的问题与挑战

136号文标志着中国新能源发电从保障性收购、有序入市正式进入到全面入市阶段。当前，高比例新能源接入导致电力系统供需失衡加剧，特别是在新能源发电高峰期，如光伏中午时段或风电大风期，供给远超需求，市场价格被压低至零甚至负值。2025年初，新能源上网电价实施市场化改革后，现货市场限价放宽，申报价格下限考虑市场外收益，如绿证，允许负电价存在，以反映供过于求的实际情况。然而，这种机制在实践中引发连锁反应，零电价、负电价频繁出现，不仅源于新能源低边际成本和间歇性发电特性，还受市场主体多元化及天气影响。具体而言，零电价、负电价的主要成因体现在新能源出力波动大，高发电时段供给过剩，发电企业为避免弃风弃光，愿意以零价甚至负价竞标以确保上网；中长期交易机制不足，交易周期长、频次低，无法平滑现货市场波动；储能和跨区输电能力有限，无法有效转移过剩电量。这些问题进一步放大对传统火电机组的冲击。火电机组作为系统调节主力，需要在新能源不确定性增加时保持开机状态，提供旋转备用、调频等辅助服务，以保障供电可靠性。但在零电价、负电价下，火电机组难以收回成本，甚至出现亏损。此外，电力系统整体不确定性上升，由于新能源具有单厂容量小、厂站数量多的特点，传统“预测-落实”规划范式难以适应，电力电量平衡难度加大，显著增加潮流安全约束复杂程度，时常导致实时市场出清计算不收敛。这不仅对系统安全运行带来挑战，还涉及多元利益主体协调，系统成本巨额上升，影响“双碳”目标实现。

新能源全面入市的意义

新能源入市是推动能源生产和消费体系向绿色转型、减少化石能源依赖，实现“双碳”目标的核心措施。在清洁低碳大方向下，新能源入市有助于优化能源结构，通过竞价形成价格，激励技术进步和成本下降。

新能源全面入市，不仅是市场主体增加与价格机制调整，更是价值让渡的过程。一方面，资源从高成本火电向低成本新能源再配置，新能源低成本优势向社会转移，实现社会总成本下降和社会总福利上升。同时，在竞争性市场中，发电企业和用户间的互动可视为博弈过程，通过策略均衡实现福利最大化，避免单一主体垄断导致的效率损失。具体意义体现在社会总成本下降，新能源零边际成本驱动电价下行，降低终端用户用电成本。另一方面，新能源入市打破地域壁垒，促进跨省跨区交易规模扩大，有利于电力资源在全国范围内优化配置。在区域协调视角下，更广泛的区域间电力交易和更大规模的输电网络将产生可观的经济效益，电力系统区域协调和电力交易具有显著的经济效益，有助于实现福利均衡，送端与受端通过跨区交易，平衡区域差异，形成互利格局，避免区域孤岛导致的资源浪费。送端省份如“三北”地区新能源资源富集，入市后可通过“西电东送”实现“西电东用”和“产业西移”，更能增加本地新能源的消纳能力，转移新能源大发时过量的电力供应给受端省份，改善本地供需关系紧平衡，避免零电价等极端情况的出现。受端省份如江苏、广东用电需求旺盛，新能源入市可降低电价，提升整体市场活力，刺激经济增长。

新能源全面入市应处理好的关键点

新能源全面入市的前提，是在安全可靠约束下，确保供电可靠性，同时促进市场主体充分竞争与合理竞争。电力系统安全是基础，需统筹发展和安全。这要求从多个维度强化制度保障和规则设计，确保改革平稳推进。

首先，安全可靠约束是新能源入市的底线要求。按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。具体而言，安全约束包括电力电量平衡、系统惯量维持和极端事件应对。新能源出力随机波动、负荷需求多变难测、极端天气常态出现等多重不确定性叠加，传统规划范式难以适应。需确保电力系统有效容量合理充裕度，近年来发电有效容量增长不及负荷增长速度，系统有效容量充裕度趋紧。“十四五”期间，全国最大负荷年均增长超过9300万千瓦，而有效发电容量年均增长仅为5300万千瓦。经研判，系统有效容量与最大负荷的比值在全国层面需要达到1.18~1.2才能有效保障电力平衡。

其次，提升新能源出力不确定性应对能力是满足电网安全约束与发展电力市场的核心关键。高比例新能源接入导致出力随机波动、间歇性和不确定性加剧，传统电力系统难以适应，容易引发电力电量平衡难度加大、价格剧烈波动和系统安全风险上升。从理论层面看，需基于风险量化模型和优化理论，建立不确定性评估框架。在高不确定性环境下，可引入蒙特卡洛模拟和随机优化模型，将新能源出力波动转化为概率分布，量化对系统运行的风险影响，帮助市场参与主体制定鲁棒性调度策略。这有助于平抑不确定性带来的冲击与经济损失，实现资源配置的最优均衡，同时避免单一预测偏差导致的市场失灵。从技术层面看，需大力发展先进预测技术和储能系统，提升系统对不确定性的响应能力。加快人工智能和大数据驱动的出力预测技术应用，利用机器学习算法分析气象数据和历史出力曲线，提高短期预测准确率，减少偏差对电网的冲击。在储能领域，推动锂离子电池和液流电池等长时储能技术创新，实现新能源发电峰谷转移，提供连续可靠电力供应。同时，推广风光互补和多能耦合，构建具备高韧性的系统友好型电站，进一步降低不确定性对整体系统的干扰。

最后，在新能源自愿参与日前市场的背景下，需完善现货和中长期市场规则，缩短交易周期，提高频次，实现周、多日、逐日开市。这有助于平滑价格波动，减少零电价、负电价发生。日前市场与可靠性机组组合环节的有效配合能够在释放市场优化配置资源潜力、发现市场价格的同时保障电力安全可靠。在安全约束下竞争公平，从保证电力系统发电容量充裕度的必要性出发，设计适应中国电力市场环境的容量市场机制，需保障火电机组合理收益，通过差价结算机制，对存量项目衔接现行政策，对增量项目竞价形成机制电价，有助于建设与新型电力系统相匹配的体制机制。此外，禁止不当干预市场行为，如不合理分摊费用或强制配置储能作为新建项目核准的前置条件。这有助于维护公平竞争环境，避免市场扭曲。

通过这些措施，确保安全可靠约束下，市场主体实现充裕竞争与合理竞争，避免改革风险放大系统脆弱性。从成本疏导框架看，建立电能量市场疏导生产成本、辅助服务市场疏导调节成本、容量市场疏导增量成本的市场体系，能有效确保成本合理分担，实现市场对资源的高效配置。

新能源全面入市情况下的供需协同

在新型电力系统框架下，供需协同是化解新能源波动性的关键。通过动态平衡波动性负荷与供应，实现动态供需平衡。这要求从负荷侧和供应侧双向发力，引入先进技术和市场机制，促进源网荷储互动。

在负荷侧引入负荷聚合商或虚拟电厂等新型市场主体来平抑不确定性。虚拟电厂作为聚合分布式资源的平台，能将可调节负荷、负荷侧储能、电动汽车等分散资源整合，提供灵活调节能力，实现高效率、规模化的快速响应，以应对短时电力供需紧张和新能源消纳问题。面向虚拟电厂、负荷聚合商、用户单独参与等多种市场参与方式，建立规范化、标准化的市场准入规则与注册条件，支撑需求侧资源顺利入市。从演化博弈视角看，需求侧参与电力市场的策略均衡稳定性，随着新能源渗透率的不断提升发生了深刻变化，尤其是需求侧资源参与电力市场在提升电力系统灵活性以及推动低碳转型等方面的作用愈发突出。分布式资源以聚合虚拟电厂形式参与电网互动调节是发展新型电力系统的重要途径，也是国家“十四五”现代能源体系规划的核心内容。在广东电网试点中，虚拟电厂聚合超过100万千瓦负荷资源，参与分钟级需求响应，显著提升系统响应效率。现阶段，我国虚拟电厂发展面临技术与管理层面的双重挑战，新能源、新型储能、可调节负荷等资源形态多样、运行特性差异大，导致聚合响应效率偏低、协同优化难度大，需大力发展虚拟电厂，提升源网荷储协同互动水平。

在供应侧添加储能设施来平抑新能源出力的不确定性，储能可作为缓冲以平抑新能源间歇性出力，实现峰谷转移。在“三北”地区，结合“沙戈荒”新能源大基地建设，配置储能可有效减少弃风弃光，促进集中式新能源通过大电网实现广域高效配置。同时，分布式储能资源更大规模应用，推动电源侧加大存量挖潜与增量优配，电网侧夯实物理网架及互济条件。在容量补偿机制下，设计容量市场有助于保障各类电源投资成本回收，保障电力系统安全稳定运行，确保用户可靠用电。构建多时间尺度调节资源体系，需统筹考虑优化组合多类型调节资源，避免单一资源饱和效应。同时，鼓励跨区域协作，送端省份通过虚拟电厂聚合本地资源，向受端省份输送灵活电力，实现区域供需协同。推动电力系统运行和电力市场管理的协调，包括区域市场之间对于日前机组安排、机组组合、备用设置、实时调度和市场结算的具体流程和规范，有助于实现资源优化配置。这些方法有助于缓解供需紧平衡、提升有序竞争，促进新能源高效消纳。

新能源入市竞价方法

新能源全面入市是构建新型电力系统的关键步骤，其间歇性和低边际成本特性对市场机制设计提出更高要求。以下通过比较“报量报价参与竞价”“价格接受者”和“机制电价”三种入市方法的利弊，分析其适用场景和对当今电力系统的适配性。

“报量报价参与竞价”方式允许新能源企业根据出力预测和成本自主申报电量和价格，参与市场竞争。此方式充分利用市场价格发现功能，激励新能源企业优化竞价策略，提升出力预测精度，促进资源高效配置。在高比例新能源接入场景下，发电企业可通过灵活报价反映供需变化，增强市场活力。然而，新能源出力不确定性导致报价偏差风险较高，尤其在供给过剩时段，发电企业为避免弃电可能报出零价或负价，引发价格剧烈波动，扰乱市场稳定。频繁报价调整对企业运营能力要求较高，中小型新能源企业可能因管理能力不足而处于劣势，增加参与壁垒，短期内可能加剧系统运行风险。

“价格接受者”模式要求新能源企业接受市场出清价格，不主动参与竞价。此方式显著简化市场参与流程，降低因预测偏差导致的经济风险，适合当前新能源预测和系统调节能力尚未完全成熟的阶段。通过接受市场价格，新能源企业无需频繁调整报价，减少恶性竞争和零电价、负电价现象发生，有助于市场平稳运行并维护火电机组等调节资源的经济性，特别是在波动性较大的市场环境中，此模式可有效降低价格崩盘风险。然而，该模式限制了市场对新能源价格的发现能力，新能源环境价值和社会效益难以通过市场价格直接体现，收益稳定性需依赖绿证或辅助服务补偿等外部机制，长期可能影响投资激励。

“机制电价”方式通过政策设定固定或浮动的电价机制，为新能源提供稳定收益预期。例如，通过差价合约或基准电价，存量项目衔接保障性电价，增量项目参考市场竞价形成机制电价。此方式能保障新能源投资回报，降低市场风险，激励规模化发展，特别适合“三北”地区等新能源资源富集区域的集中式项目。稳定的收益预期有助于吸引长期投资，推动新能源装机容量快速增长。然而，机制电价可能削弱市场竞争效率，过度依赖政策支持易导致资源配置扭曲，且难以动态反映供需变化，长期可能推高系统成本，降低市场活力。

比较三种方式，价格接受者模式在当前阶段最具适用性。其简化参与流程，降低零电价、负电价风险，适合新能源预测和调节能力尚未完全成熟的过渡期。通过辅助服务市场和绿证机制保障收益，可有效激励新能源投资，同时维护市场稳定。报量报价方式虽能促进竞争，但对预测和管理能力要求高，短期内易加剧价格波动；机制电价方式保障收益但可能抑制市场活力，适合作为补充而非主导模式。需进一步完善市场规则，缩短交易周期至周或逐日，优化辅助服务市场设计，激励需求侧资源如电动汽车参与负荷调整，匹配新能源出力波动，达成新能源入市平稳过渡。

新能源入市的三大核心任务

新能源全面入市的市场化改革要着力完成三大核心任务：

一是新能源入市需充分分析其与传统能源的差异化特性，合理运用价格歧视定价机制以提升市场效率。通过引入价格歧视机制，可根据新能源出力特性与负荷需求匹配程度，动态调整价格信号，避免因显著成本差异导致新能源压低市场出清价格、削弱火电机组经济性，从而激励高效资源配置，维护市场公平与稳定性。

二是新能源入市需正视波动性对市场出清不收敛的冲击，优化机制以保障市场平稳运行。新能源出力随机性强，易导致供需短期失衡，扰乱市场价格稳定性。传统市场出清机制基于稳定的供需假设，难以适应新能源的高弹性供给特性，需通过动态定价模型和多时间尺度交易机制，缩短交易周期，平滑价格波动，提升市场对不确定性的响应能力。

三是新能源入市需构建完善的供需协同和灵活智能的电力平衡机制，强化市场主体在价格信号引导下的实时响应能力。系统调节能力全面提升之前，建议新能源以价格接受者的身份参与市场，接受市场出清价格，减少主动零价竞标，简化参与流程，降低市场风险。同时需加快人工智能和数字化技术应用，激励用户侧资源快速调整负荷曲线以匹配新能源出力波动，从而实现高质量电力平衡。