在"双碳"战略目标的推动下，中国新能源产业实现了跨越式发展。截至2025年6月，全国新能源装机规模已达到16.7亿千瓦，占比达到45.8%，超过火电装机占比5个百分点，标志着新能源正式成为新型电力系统的主体电源。这一历史性转变不仅体现了中国能源结构调整的重大成就，也预示着电力行业绿色低碳转型进入新阶段。
然而，新能源装机的高速增长带来了日益严峻的消纳压力。2025年上半年，全国风电、光伏利用率分别为93.4%和94.3%，较2024年平均水平下降2个百分点；青海、内蒙古、甘肃等西部富集地区弃风弃光率已接近10%。随着新能源渗透率的不断提高，电力系统的基本形态和运行特征正在发生深刻变化，对电力市场建设提出了更高要求。原有的固定电价机制已难以反映市场供需变化与公平承担系统调节责任，凸显了深化市场化改革的紧迫性。
在此背景下，2025年初国家发改委发布《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），标志着新能源全面参与电力市场交易的新时代正式开启。这一重大政策变革旨在通过市场化机制建设，以价格信号引导资源优化配置，破解新能源规模化发展与系统平衡的矛盾，推动构建体现新能源多维价值的市场体系。
2024年，全国新能源市场化交易电量接近1万亿千瓦时，同比增长38%，占全部新能源发电量的55%。这一数据表明，新能源参与电力市场已成为主流趋势。从市场范围来看，新能源参与了省间中长期交易、跨省区可再生能源现货交易以及辅助服务市场等多种交易形式。省内市场方面，新能源参与了中长期市场、现货市场、辅助服务市场等各类交易，交易品种包括电力直接交易、自备电厂替代交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等。
然而，新能源参与市场交易面临着显著的价格风险。在现货市场中，新能源出力与市场价格呈现高度负相关关系：新能源大发时期供给充裕导致价格走低，欠发时期供给趋紧推动价格走高。西北区域某现货试点风电场的实际运行数据显示，由于其当天风电出力较大，中长期持仓量只占到实发电量的42%，剩余所发电量均以现货低价结算。该场站日前结算电价为70.59元/兆瓦时，实时结算电价为58.79元/兆瓦时，当日综合结算电价为94.80元/兆瓦时，远低于当地燃煤基准价。
中长期市场方面，新能源面临"偏差考核"风险。由于新能源出力的随机性和波动性特点，当前各地新能源出力预测偏差仍然较大。在现货市场中，新能源需要为预测偏差引发的平衡成本付费——出力超出部分往往低价卖出，出力不足部分则需要高价被替发。这使得新能源签订的中长期曲线合同难以发挥"锁定长期收益、规避现货风险"的作用。
此外，地方政策因素也对新能源参与市场产生重要影响。部分省份建立了新能源超额获利回收机制，对新能源因中长期签约、日前申报电量超出允许范围而获取的价差收益按规则进行回收。而因中长期合约倒挂产生的亏损则更多由新能源企业自行承担，总体上降低了新能源参与现货市场的收益。部分地区仍存在以降价为导向的专场交易、中长期电量电价不合理限制及不当干预行为，这些限价措施降低了新能源企业参与中长期市场的意愿，也违背了电力市场"同质同价"的原则。
更为严峻的是，支撑新能源发展的灵活性调节价值尚未得到合理传导。当前电力市场中对灵活性调节资源价值体现不足，提升系统调节能力的电价机制尚未形成，辅助服务补偿力度小、补偿机制不完善。辅助服务费用主要由发电企业分摊，成本压力无法有效向用户侧传导。以省为边界的新能源消纳机制难以应对日益突出的波动性、间歇性问题，省间市场以落实政府间框架协议为主，在此基础上开展小比例余缺互济，其时效性及灵活性难以满足大规模高比例新能源消纳需要。
为应对新能源参与市场面临的挑战，需要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。这其中，新能源可持续发展价格机制的设计尤为关键。该机制对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。为保障新能源的平稳发展和政策的有序过渡，机制区分存量和增量分类施策：存量项目的电量规模由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策进行确定；增量项目每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。
在中长期市场交易机制方面，需要建立适应新能源发电特性的交易机制。放宽对新能源高比例签约中长期合同的要求，允许新能源企业在年度、季度、月度、周以内等不同周期的交易中签订差异化中长期合约电量比例，探索15分钟级超短期合约，匹配光伏出力短时波动特性，允许新能源企业在月内、周内动态调整分解曲线。提升电力中长期市场的灵活性和流动性，允许不同电源品种之间自由转让市场合同，增加市场合同的流通性，为经营主体提供更多交易和调仓机会，有效管理风险。
现货市场机制需要全面落实新能源可持续发展价格机制。新能源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。现货价格基于供需关系动态调整，分时段定价机制参考现货价格进一步细化至15分钟至1小时颗粒度，匹配光伏午间出力高峰与风电夜间低谷特性。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。同时，适当放宽限价范围，增强价格弹性以引导供需平衡——现货市场申报价格上限考虑各地目前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。
辅助服务市场机制需要针对新能源高渗透系统的动态调节需求进行创新。拓展快速调频、虚拟惯量、爬坡率控制等新型辅助服务品类，明确新能源机组提供辅助服务的技术门槛。建立差异化性能评价指标，对新能源提供调频服务的响应速度设定与传统机组差异化的考核和补偿方案。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。推行"责任主体明晰、经济信号穿透"的成本传导模式，建立新能源渗透率与辅助服务成本联动的分摊系数模型。
容量市场机制建设方面，需要分类型明确入市标准，实现常规电源、新能源、新型储能、负荷侧资源等多元化经营主体准入。制定涵盖传统电源、新能源、储能、虚拟电厂及负荷聚合商的技术标准、准入资质和计量要求，通过差异化的可信容量认定标准和技术规范，构建多能互补的容量供给体系。完善容量电费在用户侧的疏导机制，初期可参考现行容量电费补偿机制，产生的相关费用由全体工商业用户平均分摊或按照峰荷责任等方式分摊，提升用户在系统供应紧张时段主动削峰的积极性。
绿色电力证书是可再生能源绿色电力的"电子身份证"，是对可再生能源发电项目所发绿色电力颁发的具有独特标识代码的电子证书，也是消费绿色电力的唯一凭证，是实现可再生能源环境价值的重要手段。2025年3月，《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》印发，通过建立强制与自愿消费相结合的绿证市场机制、扩大重点行业强制消费比例，完善绿证交易定价体系、建立绿证价格指数、推动绿证与碳市场及国际规则衔接等举措，充分激发绿色电力消费需求、合理体现绿证环境价值。
然而，受供需不协同影响，绿证价格不断走低，市场上绿色电力的环境价值被严重低估。136号文发布以后，机制电量与绿证收益互斥，纳入机制的电量不可再获得绿证收益，部分省级细则中已明确机制电量对应绿证统一划转至省级绿证专用账户，由承担新能源可持续发展价格结算机制电量差价结算费用的用户共有。这一政策将会导致可交易绿证数量减少，对外向型企业以及需要购买绿证来完成可再生能源电力消纳责任权重的地区带来一定影响。
为了充分兑现新能源的环境价值，发挥绿证的作用，需要从多方面完善绿证市场交易机制。首先是激发绿证消费需求，明确绿证强制消费要求，加快提升钢铁、有色、建材、石化、化工等行业企业和数据中心，以及其他重点用能单位和行业的绿色电力消费比例。健全绿证自愿消费机制，鼓励相关用能单位在强制绿色电力消费比例之上，进一步提升绿色电力消费比例。鼓励居民消费绿色电力，推动电网企业、绿证交易平台等机构为居民购买绿证提供更便利服务，将绿色电力消费纳入绿色家庭、绿色出行等评价指标。
其次是完善绿证交易机制，健全绿证价格形成机制，加强绿证价格监测，参考绿证单独交易价格，合理形成绿色电力交易中的绿证价格。完善全国统一的绿证交易体系，强化绿证交易平台建设。推动发用双方签订绿证中长期购买协议，推进多年、年度、月度以及月内绿色电力交易机制建设，鼓励发用双方签订多年期购买协议。支持代理机构参与分布式新能源发电项目绿证核发和交易。鼓励具备条件的地区结合分布式新能源资源禀赋和用户实际需求，推动分布式新能源就近聚合参与绿色电力交易。
最重要的是探索"电-证-碳"机制衔接，理顺电力市场、绿证市场、碳市场三个市场的关系。这三个市场有着不同的职能和规则，同时都通过终端用户消费价格相互耦合，因此既相互独立，又相互支撑。电力市场负责电力商品交易，形成更加清晰电价结构和体系；绿证市场负责可再生能源的绿色电力属性，体现新能源的绿色价值；碳市场负责约束化石能源的温室气体排放。
需要确保绿色环境权益的唯一性，研究三个市场的协同机制，避免电力用户在绿证市场与碳市场重复支付环境费用。结合全国碳市场相关行业核算技术规范的修订完善，研究考虑将绿电交易实现的减排效果核算到相应用户的最终碳排放结果中，或者对于体现环境溢价的绿电消费不纳入碳排放配额，进而提升全社会消费绿色电力的积极性，促进市场协同发展。
同时，加强各市场平台间的数据交互，打通绿色电力证书与碳市场之间的流通环节，明确"电-证-碳"市场的相互关系。在绿证、绿电、CCER等交易机制并存的情况下，相关指标的签发、注销等信息应公开、可互相校核，避免环境权益的重复出售。可建立绿色电力交易与可再生能源消纳责任权重挂钩机制，市场化用户通过购买绿色电力或绿证完成可再生能源消纳责任权重。
以上就是关于2025年中国新能源电力市场发展的分析。新能源全面参与电力市场是能源转型的必然要求，也是构建新型电力系统的关键举措。随着新能源装机规模的持续扩大和渗透率的不断提高，建立适应新能源特性的市场机制已成为当务之急。当前新能源参与市场交易面临着价格风险、偏差考核风险、曲线波动风险等多重挑战，需要通过机制创新和技术进步协同应对。
未来新能源电力市场建设应当着重从以下几个方面推进：一是完善现货和中长期市场的衔接机制，为新能源全面入市奠定制度基础；二是推动各地立足实际供需特点制定差异化新能源入市实施方案，强化对新能源参与市场的全过程跟踪监测与成效评估；三是发挥市场配置资源的作用，激发调节潜力，通过完善辅助服务管理机制和辅助服务市场，科学疏导辅助服务成本；四是改进新能源功率预测机制，整合国家和区域新能源功率预测的资源，提高预测精度；五是完善体现新能源绿色价值的政策体系，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。
只有通过多方面的协同创新和系统优化，才能构建起真正体现新能源多维价值的市场体系，实现新能源高质量发展与电力系统安全稳定运行的有机统一，为碳达峰碳中和目标的实现提供坚实支撑。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
