构建适配高比例新能源的电力市场新格局
[中国石油新闻中心 2026-09-17]
国家发展和改革委员会能源研究所可再生能源发展中心副主任陶冶
对能源化工企业来说，全国统一电力市场建设进入倒计时，意味着不能只做被动的价格接受者，而应成为主动的市场参与者、系统调节者和绿色价值发现者。这正是其优化用能结构、参与电力市场、驶入电力赛道的战略窗口。
电力现货市场建设加速推进
新能源消纳面临系统性课题
作为构建全国统一电力市场体系的关键环节，电力现货市场是此项系统性工程中的难点所在。
今年以来，随着电力现货市场全面落地，光伏结算价格普遍走低，午间大发时段收益折损明显，区域分化持续加剧。当前国内光伏装机规模持续扩容，午间光伏发电出力集中爆发，部分地区超过区域用电负荷新增需求，直接导致现货电价大幅走低，新能源项目发电收益被持续压缩。从全国层面看，9至16时光伏大发时段，现货均价仅为煤电基准价的54%，出力高峰与价格低谷高度重合，“量增价跌”特征凸显。这是高比例光伏接入后电力系统价格信号变化的结构性反映。午间低价既反映消纳压力，又提醒企业自建光伏、绿电直连和源网荷储项目时必须匹配负荷曲线与调节能力。
区域间“东高西低”格局更加明显。华东、南方负荷集中区支撑较强，上海是唯一午间电价超过煤电基准价的省级行政区；西北、东北全面低价，陕西、新疆午间电价仅为煤电基准价的约1/4。山西作为首个连续结算试运行省份，现货均价连续4年下行，部分新能源项目进入微利甚至亏损状态。
对能源化工企业来说，这一格局意味着：在西北、东北布局自建光伏或绿电直连，必须高度警惕午间低价对项目收益的侵蚀；在华东、南方等负荷中心，则可结合连续用电负荷、可调节负荷和储能配置，探索源网荷储一体化、虚拟电厂等模式，把调节能力转化为市场收益。午间低价表面上是购电成本问题，实质上却是新能源消纳、电力保供和用户用能策略必须协同回答的系统性课题。
全面入市重构盈利逻辑
新能源保供兜底作用需进一步强化
全面入市重构了新能源盈利逻辑，机制转换暴露出结构性短板。《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）推动新能源全面入市，存量光伏项目机制电价均值0.364元/千瓦时，总体实现平稳过渡，顺利完成新能源从固定电价补贴向市场化定价的模式转型。
然而，在政策落地过程中仍存在结构性短板。一方面，机制电量保障比例不足。部分省份存量项目年机制电量不足50小时，部分省份暂不安排增量机制电量或机制电量上限比例仅40%，一些省份提出自2027年起对工商业分布式光伏增量项目不安排机制电量，导致多数光伏电量裸露于现货市场，受午间低价冲击明显，项目收益稳定性差。另一方面，竞价水平偏低。各省机制电价平均较煤电基准价下浮14.6%，最高达40%，地方市场化竞价规则宽松，行业低价竞争乱象时有发生，发电企业投资积极性下降，制约新能源产业规模化高质量发展。
此外，光伏的零碳绿色优势在市场竞争中远未得到充分体现。当前市场主要反映电量供需和传统能源边际成本，绿色环境价值、零碳价值缺乏有效的传导机制，新能源在价格竞争中处于不利位置。与此同时，全球能源格局动荡，国际油气价格波动频繁，供应的不确定性大幅提升，我国能源安全面临多重外部约束。在此背景下，我国以清洁电力替代传统油气能源成为保障能源自主可控的核心路径，工业生产、交通、建筑等多领域电能替代进程全面加快。
“十五五”时期，新增电力需求有望较原有规划进一步抬升。若新能源装机增量供给不足，将难以支撑清洁替代带来的新增用电需求，无法填补传统能源退出后的电力供给缺口。因此，新能源不仅是绿色低碳转型的核心载体，更是保障电力稳定供应、筑牢国家能源安全屏障的关键支撑，其保供兜底作用需要进一步强化。
推动新能源行业高质量发展
兼顾产业发展活力与电力系统稳定运行
推动新能源行业高质量发展，必须坚持以市场化思路、改革创新办法破解收益困局，兼顾产业发展活力与电力系统稳定运行，构建适配高比例新能源的电力市场新格局。
第一，完善机制电量政策，筑牢收益底线。严格落实存量项目政策衔接要求，纠正地方缩减机制电量比例、压低机制电价等不合理行为。优化机制电价制度，合理设定机制电量占比与竞价上下限，杜绝无序竞价、恶意压价等乱象。在现货低价地区，针对性提高机制电量比例与电价下限，适度降低竞价充足率，精准对冲午间现货低价带来的收益损耗，避免恶性竞价，稳定项目投资收益预期，提振市场主体投资信心。
第二，优化电力市场规则，健全市场化定价机制。结合新能源发电随机性、波动性、间歇性的特性，优化考核细则，降低企业签约成本与考核压力，提升新能源企业参与市场化交易的积极性。科学制定煤电中长期签约比例，充分释放现货市场调节空间，推动现货价格真实反映电力供需关系，还原新能源发电的合理价值。深化市场机制研究，持续探索适配高比例新能源的电力市场体系，建立绿色电价传导机制，推动新能源绿色环境价值、零碳价值在电价中充分体现。
第三，拓展消纳应用场景，释放多元收益空间。强化规划统筹，推动新能源布局与电网建设、产业布局、负荷增长深度衔接，从源头解决新能源就地消纳不足、跨区输送不畅等痛点。大力支持光储一体化、虚拟电厂等新型技术模式规模化应用，弥补新能源发电波动缺陷，提升新能源市场适配能力与电网消纳能力。持续拓展工业园区、高载能产业等优质应用场景，扩大绿电直连、源网荷储一体化建设规模，推动新能源电力就近生产、就近消纳。严格压实对重点用能行业和企业“碳双控”、可再生能源消费最低比重目标，倒逼终端市场扩大光伏消纳需求，以持续的需求扩容带动行业良性循环发展。