推进新能源全面参与电力市场 健全新型电力系统市场运行机制

宁德储能网：

政策出台背景

党的二十届三中全会提出，加快规划建设新型能源体系，构建全国统一大市场，积极稳妥推进碳达峰碳中和。为此我国加快新能源发展步伐，稳步推进新型电力系统建设进程，有序完善全国统一电力市场运行机制。截至2024年底，我国新能源发电装机达14.5亿千瓦，占全国电力总装机40%以上，提前达成2030年新能源发展目标，全国新能源发电量达2.034万亿千瓦时，约占全部发电量的20.3%，绿电交易量达2048亿千瓦时，同比增长280.9%。

在当前新能源装机快速增长背景下，其消纳问题日益凸显。目前，新能源的市场交易电力占比仍然偏低，市场机制不够完善，新能源消纳激励机制亟待加强。新能源全面参与市场、保持稳定收益迫在眉睫。为此，国家发展改革委和国家能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称《通知》），推动新能源公平全面参与市场交易，建立新能源可持续发展价格结算机制，为构建全国统一电力市场奠定了坚实基础，为新型电力系统全面市场运行提供了保障机制。

政策要点分析

形成新能源全面参与的市场机制，加快推进全国统一电力市场建设

《通知》围绕新能源全面参与市场的模式、现货及中长期交易机制三方面加快全国统一电力市场建设。首先，明确了新能源全面上网机制。风电、太阳能等新能源发电项目实行全量上网，通过报量报价方式等多种灵活的参与方式将其纳入到市场中，厘清了新能源参与市场的模式，搭建了电力市场统一的公平竞争平台。第二，健全现货市场体系，聚焦交易机制、竞价机制两方面，明确了新能源项目参与现货市场运行机制。在交易机制方面，推动新能源公平参与实时市场，自愿参与日前市场，提供更灵活的市场选择策略。在竞价机制方面，适当放宽现货市场限价，明确申报价格的上下限，以激发新能源在市场中的竞争力。第三，围绕交易品种、交易合同、绿电政策衔接三个方面，完善中长期市场交易体系。在交易品种方面，通过缩短交易周期，扩大多年期购电交易协议，提高交易频次，增强市场对供需变化的适应性，促进新能源消纳。在交易合同方面，建立匹配新能源出力特点的中长期合同量价、曲线等内容，提升电力合同灵活性与适应性。在绿电政策衔接方面，明确绿电交易申报价格和成交价格中的电能量价格与绿证价格，优化省内绿色电力交易流程，确保交易过程更加透明和规范，推动绿电交易与电力市场机制的有序衔接。

创新新能源可持续发展价格结算机制，保障新能源稳定可靠收益

《通知》创新性地提出新能源可持续发展价格结算机制，设立机制电价等参数，对存量、增量项目分类施策以保障新能源稳定可靠收益。首先，在结算机制方面，在市场外建立差价结算机制，与各地现货和中长期市场规则衔接协同，通过对新能源项目进行“多退少补”的调节，促进新能源公平交易，保障新能源项目在各地市场环境下的可持续发展。第二，在机制参数设定方面，区分存量、增量项目，对电量规模、机制电价和执行期限分类施措，实现存量项目与政策衔接，保障增量项目收益预期的关键举措，旨在引导新能源行业整体健康有序发展，体现政策统筹协调。第三，在结算方式方面，将新能源项目全面入市的上网电量划分两部分，一部分作为机制电量纳入新能源可持续发展价格结算机制，通过差价结算获取稳定收益；另一部分随行就市与煤电等其他电源平等竞争，收益受供需影响，在提供稳定收益保障的同时，有效调控市场风险，推动新能源市场化改革向有序、协调、纵深方向发展。

引导新能源健康有序高质量发展，促进新型电力系统高效协同运行

《通知》重点关注运行费用机制、建设要求、政策协同三方面以推进新型电力系统高效协同建设。首先，在运行费用机制方面，对纳入机制的电量，按月开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用，更好地体现公平承担电力系统调节成本作用。第二，在新能源建设方面，取消新能源强制性配储，引导新能源综合考虑技术、环境和经济等因素进行自主配备，推进其与调节电源、电网协调发展。第三，在政策协同方面，统筹协调新能源等电力设施规划、多层次统一电力市场的建设，以及电-碳-绿证协同等政策，体现新型电力系统发展方向、市场政策及与外部市场衔接政策的有机融合，为保障新能源市场化发展，促进新型电力系统的高效协同运行提供有力支撑。

政策实施建议

进一步完善新能源全面参与市场的规则体系

首先，在现货市场方面，其申报价格上下限区间应根据市场供需情况综合多种因素合理确定，价格上限考虑当地工商业用户尖峰价格及供需预测等因素动态调整，价格下限综合考虑碳交易价格、CCER以及绿证价格的传导因素进行设定，进一步规避负电价风险。加强现货市场与辅助服务市场的衔接，将现货市场与调频、爬坡等辅助服务进行联合出清，实现市场与运行调度的有序衔接，优化资源配置效率，提升系统的稳定性和新能源消纳水平。第二，在中长期市场方面，丰富绿电交易方式，鼓励开展逐日的绿电滚动交易，拓展多年期购电协议（PPA）。进一步丰富中长期市场交易品种，积极探索分时段的交易模式，推进中长期交易向全周期延伸、实现全时段覆盖，发挥中长期市场在管控新能源风险中的“压舱石”作用。结合新能源的出力特性，合理确定年度、月度等各交易周期的合约量价、曲线，形成灵活可调的带曲线的中长期合约机制。建立绿电绿色权益价值与绿证价格的联动机制，根据绿证市场价格形成绿色权益价格报价依据，以充分体现新能源的环境价值。第三，在电力中长期市场和现货市场衔接方面，逐步实现多日、逐日等时序上的衔接，推动带曲线的中长期合约物理执行，合理确定中长期与现货市场的电量交易规模比重，提升市场灵活性和资源配置效率。结合季节、气象因素、节假日等外部条件，采用人工智能、大数据等技术提升新能源出力、价格预测精度，精准把控新能源出力及市场运行的不确定性。

持续细化新能源可持续发展价格结算机制

首先，在机制电量方面，综合考虑新能源的增长速率以及市场的稳定性等因素，逐步降低存量项目的机制电量规模；结合新能源项目的整体发展情况、消纳责任权重实施成效等因素，合理设置增量项目的机制电量规模，适时调整消纳责任权重指标。第二，在机制电价方面，综合考虑煤电上网价格及市场交易均价设定存量项目的机制电价；结合新能源项目的建设运维成本、碳交易价格、绿证及CCER价格、电量供需以及用户用能成本等因素，设定增量项目的机制电价上限，充分考虑项目的投资运营成本以及平准化度电成本等因素设置其下限；动态评估和调整竞价上下限区间，确保机制的灵活性和适应性，引导新能源行业高质量规划运行发展。第三，在电量分摊方面，根据新能源项目的出力特性和市场供需情况，结合市场交易均价与机制电价的价差，明确机制电量分摊到各月份比例及范围，减少用户的无序套利行为。第四，在市场结算方面，明确中长期、现货市场的结算规则，建立新能源可持续发展价格结算机制与中长期、现货市场的联动结算机制，综合考虑现货价格、中长期价格、机制电价实行新能源电量结算，形成场外机制价格与中长期、现货场内价格联合驱动的新能源市场运行保障机制。

推进全国统一电力市场、碳排放权交易市场、绿证市场协同运行

首先，在交易模式方面，推广“证电合一”与“证电分离”多种交易模式，丰富现有交易方式，增强市场灵活性与价格发现功能，围绕电价、碳价、绿证三方价格，对各市场主体的交易行为特征、价格形成机制等进行系统研究，实现电碳绿证市场统筹协调发展。第二，在核算体系方面，建立统一全覆盖的绿证核发与交易核算体系，确保绿证的核发、交易、核销等环节信息透明、全程可溯，明确绿证与CCER的衔接机制，加速建立统一的数据平台，实现碳排放、绿证核发与交易的全流程管理，为电碳绿证市场的协同发展提供计量及数据支撑。第三，在政策协同方面，推动电碳绿证交易政策的有机融合，包括可再生能源消纳责任权重、绿电消费、CCER以及碳配额的政策协同组合机制，加强电碳绿证市场的顶层设计与部门协调，形成政策合力。建立电价、碳价与绿证价格的联动机制，促进环境权益的互认与市场信号的协调。

加强新型电力系统市场仿真技术应用

首先，在系统运行环境方面，综合考虑各省的运行成本结构、供需特征、市场规则等复杂因素，构建多典型市场运行场景，对不同时间尺度下各类市场主体的交易行为策略、市场规则、政策组合等开展针对性的仿真研究，从而精准把握新型电力系统市场运行的动态变化复杂特性。第二，在市场机制方面，对新能源全面参与市场的交易机制以及结算机制进行设计、组合、验证、优化、预测和评价。对各省市各级市场中新能源项目纳入机制的电量规模、机制电价、执行期限等参数进行动态调整及仿真模拟，分析不同场景下的交易行为策略和价格形成机制，为政策制定和市场运行提供仿真决策支持。第三，在市场政策组合方面，优化碳配额、可再生能源电力消纳责任权重、CCER占比等关联政策组合，通过多场景长周期仿真运行分析，验证政策组合方案的有效性，提供仿真决策支持。第四，在仿真结果应用方面，对仿真结果进行量化分析，揭示各市场主体的行为特征和交易策略，充分把控市场运行动态，为新型电力系统绿色低碳市场运行提供仿真保障。

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