十四五期间新能源相关政策梳理

目前，我国电力市场框架基本成型。

双碳转型一方面作为我国极具战略性质的产业，另一方面涉及能源供应安全，从发展以来便具备我国传统能源发展的特点，即持续受到政策调控。如我们之前分析，新能源的上网电价作为其发展关键因素之一，而政策作为最重要的外部性因素，我们在此单独梳理为一小节，旨在勾勒出十四五期间新能源经历的挫折与相关政策的出台背后的逻辑关系。与1.4节不同的是，本节旨在描绘十四五期间新能源相关政策的成就。2021 年，1439 号文允许电价真实上涨。2015 年电改 9 号文实施后，我国电力市场规模持续拓展，市场化交易电量呈现稳步增长态势。然而，在 2021 年1439 号文出台前，电价形成机制尚未充分实现市场化定价，难以有效反映电力供需关系与成本变化。2021年电荒、煤荒形势严峻，在此背景下，1439 号文的颁布允许电价基于市场供需进行合理波动，有效推动电价回归市场化本质。这一政策极大激发了电力市场活力，直接促使2022-2024年电力中长期交易电量规模显著增长。 尽管该政策并非专门针对新能源电量交易制定，但在部分省市放开新能源参与中长期交易的政策环境下，新能源得以借助煤电市场化交易的政策红利，实现了市场交易规模的快速拓展，加速融入电力市场化进程。

2022 年，118 号文与 129 号文勾勒电力市场框架。在宏观经济环境相对稳定、未遭遇重大外部冲击的背景下，我国电力市场化改革持续深化。其中，118 号文明确将加快建设全国统一电力市场体系作为核心任务，其战略目标聚焦三个维度：1）打破区域壁垒，实现电力资源在全国范围内的高效共享互济与优化配置；2）强化电力系统韧性，提升源网荷储协同的稳定性与灵活调节能力；3）构建适配中国能源禀赋与发展需求、具备更强新能源消纳能力的新型电力系统。

根据规划，到 2025 年，全国统一电力市场体系将完成初步架构搭建，形成跨区域交易机制与协同运营模式；至 2030 年，市场体系将基本建成，实现规则统一、标准互认、运营协同的成熟化发展格局，推动电力要素市场向更高水平迈进。

2023 年，1501 号文将调节性电源的重要性提升到新高度，明确新能源入市。随着新能源装机规模占比持续攀升，构建新型电力系统已成为保障能源安全与实现“双碳”目标的核心任务。电力市场价值结构发生深刻变革，传统以电能量价值为核心的单一体系逐渐向电能量价值与容量价值并重的双轨模式转型，电源侧容量价值的战略重要性日益凸显。如何科学界定火电、水电、新能源等多元电源的功能定位，通过市场机制合理分配其价值收益，并适时引入容量市场以构建长效激励机制，已成为电力市场深化改革的关键命题。与此同时，新能源行业长期依赖的补贴机制正面临双重挑战：一方面，部分新能源项目在电价市场化改革中获取较高收益，补贴之名“名存实亡”；另一方面，财政补贴压力持续加大，补贴资金缺口问题亟待解决。如何构建兼顾行业可持续发展与财政承受能力的新型利益平衡机制，实现新能源产业从“政策驱动”向“市场驱动”的平稳过渡，成为能源转型进程中亟需破解的制度性难题。

2024 年，完善电力市场机制，并为新能源入市持续打补丁。如果2023 年容量电价机制1501 号文为煤电运营的辅助，那么 2024 年则主要解决新能源入市在前期承担的高额辅助服务费用并规范绿电中长期交易规则，为新能源的得与失正名。一方面聚焦破解新能源参与市场初期面临的辅助服务成本高企痛点，通过建立差异化成本分摊机制与精准补贴政策，降低新能源企业市场准入门槛；另一方面，着力完善绿电中长期交易规则体系，明确绿电交易标的、结算方式及溯源机制，实现新能源环境权益价值与市场交易价值的精准量化。上述政策组合拳的实施，很大程度上矫正了新能源参与市场的成本收益失衡问题，更为新能源产业高质量发展提供了制度保障，推动新能源在电力市场中的角色从“政策扶持对象”向“市场化主体”加速转变，实现权益与责任的对等匹配。

目前，我国电力市场框架基本成型。2024 年 4 月，国务院发布《电力市场运行基本规则》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第 20 号），为深化电力体制改革与建设全国统一大市场的进一步配套文件，自 2024 年 7 月 1 日施行，文件明确电力市场交易类型分为三类：电能量交易、电力辅助服务交易与容量交易；其中电能量交易按照交易周期分为两类：电力中长期交易、电力现货交易。

2029 年前实现新能源全面参与市场。2024 年 11 月 29 日，在国家能源局统筹组织下，中国电力企业联合会联合多家单位共同发布《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》，提出“三步走”战略，其中第二步明确到 2029 年全面建成全国统一电力市场，实现新能源在市场中的全面参与。相较于此前《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》要求的2030年新能源全面参与市场交易，时间有所提前，全国新能源市场化或将加速。

一直到 2025 年 2 月 136 号文出台前，各省对于新能源入市交易的政策多种多样。整体而言，各省推动新能源入市主要为了解决新能源的消纳问题，从上表各省现货市场进展可知，现货进展较快的省市主要为三北新能源消纳压力较大的省市。从市场准入与价格机制维度来看，呈现明显的区域分化格局：东部沿海负荷中心省市依托旺盛的电力需求，通过制定优惠电价、灵活交易机制等政策，构建起对新能源运营商极具吸引力的市场环境；而"三北"地区虽然凭借高比例市场准入政策推动新能源大规模入市，但其较低的电价水平在一定程度上削弱了新能源项目的盈利能力。

从现货交易机制看，我国现货市场多以日前、实时两次偏差结算，合约量价与功率预测为关键。新能源现货交易结算机制以中长期合约为基础，通过日前与日内交易灵活调整，结合两次偏差结算实现精准计量。中长期合约中，新能源企业提前锁定基数电量与电价，为收益提供稳定保障。进入日前交易阶段，需基于功率预测，结合风光资源与负荷变化，制定次日发电计划；日内交易则根据实时功率预测，进一步动态调整发电安排。首次偏差结算针对日前计划与实际发电的差异，按日前市场价格清算；二次偏差结算聚焦日内计划与实际出力的偏差，依实时现货价格核算。功率预测的准确性直接影响发电计划制定与偏差结算结果，是衔接各交易阶段、保障收益稳定的关键环节，既帮助企业降低市场风险，也促进新能源高效消纳与电力资源优化配置。故此在现货交易下，动态化交易策略与精细化运营管理成为保障收益的核心抓手。

理论分析，能源不可能三角仍然存在。能源不可能三角指的是无法找到一个能源系统同时满足“能源的环境友好（即清洁能源）”、“能源供给稳定安全”、“能源价格低廉”这三个条件。对于中国而言，能源供给的稳定与安全是绝对的红线；而现在碳中和又为能源加上了另一个红线。这也就意味着，在无其他条件变化下，“不可能三角”的平衡将不可避免的向价格方向倾斜。

当前新能源电价机制仍然需要进一步完善。从公式“电力生产全成本=电能量成本+安全外部成本+环境外部成本”出发，当前环境外部成本（即新能源的环境价值）尚未充分体现。目前新能源市场化交易主要参与中长期电力市场、现货市场、辅助服务市场与绿证绿电市场，其中中长期与现货市场反映电能量成本，辅助服务市场反映安全成本，绿证绿电市场反映环境成本。由于新能源出力特性（安全成本）以及我国新能源装机客观而言供大于求（电能量成本），目前新能源参与市场化交易在中长期、现货以及辅助服务市场均受损；而用能用户主动消费绿电意愿并不强烈。