在“双碳”目标引领下，新能源产业正成为传统能源企业转型主战场，展现出良好发展势头。截至2024年底，我国风电和太阳能发电装机容量分别达到5.21亿千瓦和8.87亿千瓦。

  为深化新能源上网电价市场化改革，国家发改委和国家能源局于2025年2月联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》（以下简称《通知》）。《通知》明确，自2025年6月1日起，所有新投产的风电和光伏项目将全面参与电力市场交易，上网电价通过市场交易形成。同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对存量和增量项目实行分类施策，确保行业平稳过渡。

  《通知》的实施，标志着我们国家新能源发电正式迈入全面入市时代，将有效促进新能源电力市场化消纳，减少弃风弃光现象。2024年，全国绿色电力交易规模已突破300太瓦时，同比增长超过50%，其中风电和光伏电力直接参与市场化交易的比例明显提升。此外，虚拟电厂等新型技术的推广，也为新能源更好地融入电网提供了技术支撑。

  未来，随着政策的深入实施和市场机制的逐渐完备，新能源产业将继续保持高增长态势，成为推动能源结构低碳化转型的核心驱动力。

  总体而言，“双碳”目标提出后，我国新能源政策大致经历了三个阶段。第一个阶段是2020—2021年，在这一阶段，“双碳”目标提出，市场化机制一步步成型。第二个阶段是2022—2023年，在这一阶段，新能源市场化改革深化，消纳与储能机制优化。第三个阶段是2024—2025年，在这一阶段，新能源发电全面入市，市场化交易机制完善。

  一是新能源参与电力市场后的定价问题。在碳达峰碳中和背景下，新能源在我国电力系统中的占比逐步的提升，全面参与电力市场已成为必然趋势。然而，新能源的波动性、间歇性以及几乎为零的边际成本特性，给传统电力市场定价机制带来前所未有的挑战。《通知》要求“构建新型电力系统市场机制”“完善新能源参与市场的价格机制”，这就要重新审视传统的电力定价理论和方法。

  连续时间商品模型电力定价理论为解决新能源参与市场的定价问题提供了新思路。该理论将电力视为连续时间商品，通过黎曼积分和勒贝格积分方法，构建适应不一样负荷曲线特性的定价机制。但随着大规模风电和光伏接入，电网负荷曲线呈现出更为复杂的非单调性和不确定性，挑战着现有模型的适用性。

  目前的定价机制难以有效反映新能源的系统价值。一方面，在边际成本定价原则下，新能源的大量接入会导致市场行情报价下降，甚至会出现“价格坍塌”现象；另一方面，新能源提供的容量价值、灵活性价值和环境价值未能在现有市场中得到合理补偿。如何在连续时间商品模型框架下，构建既能反映新能源实际价值又能确保系统安全经济运行的定价机制，成为亟待解决的问题。

  此外，《通知》明确要求“分布式新能源优先参与分布式市场交易”，并“推动新型储能独立参与市场”，这些新型市场主体的加入进一步增加了定价机制设计的复杂性。因此，需要探索构建多层次、多时间尺度的价格体系，在保障新能源公平参与市场的同时，合理分配系统调节成本，实现各类资源的价值发现和高效配置。

  二是收益不确定性带来的投资回报问题。新能源全面入市后，固定补贴取消，企业一定依靠市场交易获取收益，而电价的高度波动使投资回报的不确定性大幅度的增加。新能源项目的盈利主要依赖中长期交易、现货市场套利和辅助服务市场，但现货市场行情报价受供需关系、天气条件等因素影响，也许会出现极端低电价甚至负电价，使新能源企业难以稳定回收投资所需成本。此外，由于新能源在容量市场中的角色尚未明晰，没有办法获得稳定的容量收益，导致投资回报周期拉长，影响新能源企业的融资能力。因此，未来需要优化市场机制，例如探索新能源的价格稳定机制，或通过更灵活的购电协议与储能结合，增强新能源企业对市场波动的抗风险能力。

  三是市场出清计算方式的优化问题。现行电力市场的出清计算方式以边际电价为主，而新能源的零边际成本特性使其在市场竞价中占据优势，但同时会造成市场行情报价被压低甚至会出现负电价。如何优化新能源的市场出清规则，使其既能保持竞争力，又不导致市场失衡，是当前要解决的核心问题。一方面，可以探索新能源的分时定价机制，在不同时段设定差异化价格，引导新能源企业合理调配发电；另一方面，可考虑采用能量块交易机制，以更精细化的出清方式匹配新能源出力特性，提高电网的整体效率。此外，新能源的大规模并网也对日前、日内市场的预测精准度和出清机制提出更高要求，如何优化新能源的报价规则，提高其市场适应性，将决定新能源在市场中的竞争力。

  四是准入门槛与偏差考核方式的问题。新能源全面入市后，如何设定合理的市场准入门槛，确保新能源企业能够公平竞争，同时保证电力系统稳定，是市场改革中的关键议题。目前，一些地区对新能源市场准入提出较高要求，例如强制配储政策，要求新能源企业建设储能设施以提高出力稳定性。但如果准入门槛过高，可能会引起部分新能源项目因投资压力过大而退出市场，进而影响新能源行业的整体发展。因此，需要平衡市场准入规则，允许不一样的新能源企业依据自己条件选择与之相适应的市场模式。

  与此同时，新能源发电的间歇性和波动性使其在市场交易中面临偏差考核，即预测发电量与实际出力之间的误差可能带来额外成本。目前，我国的电力市场偏差考核机制尚未完全适配新能源特性，如果考核标准过于严格，可能会引起新能源企业承担过高的偏差成本，影响市场积极性；但如果考核过于宽松，又可能会影响电网安全。因此，未来需要优化新能源的偏差考核方式，例如，采用更科学的预测误差容忍区间，或者鼓励新能源通过储能、需求侧响应等方式降低偏差。同时，是不是能够引入灵活性资源交易机制，让新能源企业通过市场手段而非行政考核来优化自身的偏差管理，也是未来值得探索的方向。

  随着“双碳”目标的推进，我国新能源产业已从政策扶持阶段逐步迈向市场化、规范化的成熟阶段。《通知》的出台标志着新能源全面入市时代已经到来，市场化交易机制正在不断完善。

  面对新能源全面入市后的挑战，从定价机制重构到投资回报保障，从市场出清优化到准入门槛考核，都需要政府、企业与学界一起努力，构建更加公平高效的电力市场体系。市场机制设计应最大限度地考虑新能源的特性与价值，在保障系统安全的同时，合理引导新能源投资与消纳。

  未来，随技术进步与政策完善，我国新能源产业将沿着更高质量的轨道发展。通过建立公平透明的市场规则和合理的价格机制，新能源与传统能源将实现优势互补、协同发展，为实现“双碳”目标和生态文明建设贡献力量。

  （陈皓勇系华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长、发展中世界工程技术院院士；黄宇翔系华南理工大学电力经济与电力市场研究所研究员）

  在“双碳”目标引领下，新能源产业正成为传统能源企业转型主战场，展现出良好发展势头。截至2024年底，我国风电和太阳能发电装机容量分别达到5.21亿千瓦和8.87亿千瓦。

  为深化新能源上网电价市场化改革，国家发改委和国家能源局于2025年2月联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》（以下简称《通知》）。《通知》明确，自2025年6月1日起，所有新投产的风电和光伏项目将全面参与电力市场交易，上网电价通过市场交易形成。同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对存量和增量项目实行分类施策，确保行业平稳过渡。

  《通知》的实施，标志着我们国家新能源发电正式迈入全面入市时代，将有效促进新能源电力市场化消纳，减少弃风弃光现象。2024年，全国绿色电力交易规模已突破300太瓦时，同比增长超过50%，其中风电和光伏电力直接参与市场化交易的比例明显提升。此外，虚拟电厂等新型技术的推广，也为新能源更好地融入电网提供了技术支撑。

  未来，随着政策的深入实施和市场机制的逐渐完备，新能源产业将继续保持高增长态势，成为推动能源结构低碳化转型的核心驱动力。

  总体而言，“双碳”目标提出后，我国新能源政策大致经历了三个阶段。第一个阶段是2020—2021年，在这一阶段，“双碳”目标提出，市场化机制一步步成型。第二个阶段是2022—2023年，在这一阶段，新能源市场化改革深化，消纳与储能机制优化。第三个阶段是2024—2025年，在这一阶段，新能源发电全面入市，市场化交易机制完善。

  一是新能源参与电力市场后的定价问题。在碳达峰碳中和背景下，新能源在我国电力系统中的占比逐步的提升，全面参与电力市场已成为必然趋势。然而，新能源的波动性、间歇性以及几乎为零的边际成本特性，给传统电力市场定价机制带来前所未有的挑战。《通知》要求“构建新型电力系统市场机制”“完善新能源参与市场的价格机制”，这就要重新审视传统的电力定价理论和方法。

  连续时间商品模型电力定价理论为解决新能源参与市场的定价问题提供了新思路。该理论将电力视为连续时间商品，通过黎曼积分和勒贝格积分方法，构建适应不一样负荷曲线特性的定价机制。但随着大规模风电和光伏接入，电网负荷曲线呈现出更为复杂的非单调性和不确定性，挑战着现有模型的适用性。

  目前的定价机制难以有效反映新能源的系统价值。一方面，在边际成本定价原则下，新能源的大量接入会导致市场行情报价下降，甚至会出现“价格坍塌”现象；另一方面，新能源提供的容量价值、灵活性价值和环境价值未能在现有市场中得到合理补偿。如何在连续时间商品模型框架下，构建既能反映新能源实际价值又能确保系统安全经济运行的定价机制，成为亟待解决的问题。

  此外，《通知》明确要求“分布式新能源优先参与分布式市场交易”，并“推动新型储能独立参与市场”，这些新型市场主体的加入进一步增加了定价机制设计的复杂性。因此，需要探索构建多层次、多时间尺度的价格体系，在保障新能源公平参与市场的同时，合理分配系统调节成本，实现各类资源的价值发现和高效配置。

  二是收益不确定性带来的投资回报问题。新能源全面入市后，固定补贴取消，企业一定依靠市场交易获取收益，而电价的高度波动使投资回报的不确定性大幅度的增加。新能源项目的盈利主要依赖中长期交易、现货市场套利和辅助服务市场，但现货市场行情报价受供需关系、天气条件等因素影响，也许会出现极端低电价甚至负电价，使新能源企业难以稳定回收投资所需成本。此外，由于新能源在容量市场中的角色尚未明晰，没有办法获得稳定的容量收益，导致投资回报周期拉长，影响新能源企业的融资能力。因此，未来需要优化市场机制，例如探索新能源的价格稳定机制，或通过更灵活的购电协议与储能结合，增强新能源企业对市场波动的抗风险能力。

  三是市场出清计算方式的优化问题。现行电力市场的出清计算方式以边际电价为主，而新能源的零边际成本特性使其在市场竞价中占据优势，但同时会造成市场行情报价被压低甚至会出现负电价。如何优化新能源的市场出清规则，使其既能保持竞争力，又不导致市场失衡，是当前要解决的核心问题。一方面，可以探索新能源的分时定价机制，在不同时段设定差异化价格，引导新能源企业合理调配发电；另一方面，可考虑采用能量块交易机制，以更精细化的出清方式匹配新能源出力特性，提高电网的整体效率。此外，新能源的大规模并网也对日前、日内市场的预测精准度和出清机制提出更高要求，如何优化新能源的报价规则，提高其市场适应性，将决定新能源在市场中的竞争力。

  四是准入门槛与偏差考核方式的问题。新能源全面入市后，如何设定合理的市场准入门槛，确保新能源企业能够公平竞争，同时保证电力系统稳定，是市场改革中的关键议题。目前，一些地区对新能源市场准入提出较高要求，例如强制配储政策，要求新能源企业建设储能设施以提高出力稳定性。但如果准入门槛过高，可能会引起部分新能源项目因投资压力过大而退出市场，进而影响新能源行业的整体发展。因此，需要平衡市场准入规则，允许不一样的新能源企业依据自己条件选择与之相适应的市场模式。

  与此同时，新能源发电的间歇性和波动性使其在市场交易中面临偏差考核，即预测发电量与实际出力之间的误差可能带来额外成本。目前，我国的电力市场偏差考核机制尚未完全适配新能源特性，如果考核标准过于严格，可能会引起新能源企业承担过高的偏差成本，影响市场积极性；但如果考核过于宽松，又可能会影响电网安全。因此，未来需要优化新能源的偏差考核方式，例如，采用更科学的预测误差容忍区间，或者鼓励新能源通过储能、需求侧响应等方式降低偏差。同时，是不是能够引入灵活性资源交易机制，让新能源企业通过市场手段而非行政考核来优化自身的偏差管理，也是未来值得探索的方向。

  随着“双碳”目标的推进，我国新能源产业已从政策扶持阶段逐步迈向市场化、规范化的成熟阶段。《通知》的出台标志着新能源全面入市时代已经到来，市场化交易机制正在不断完善。

  面对新能源全面入市后的挑战，从定价机制重构到投资回报保障，从市场出清优化到准入门槛考核，都需要政府、企业与学界一起努力，构建更加公平高效的电力市场体系。市场机制设计应最大限度地考虑新能源的特性与价值，在保障系统安全的同时，合理引导新能源投资与消纳。

  未来，随技术进步与政策完善，我国新能源产业将沿着更高质量的轨道发展。通过建立公平透明的市场规则和合理的价格机制，新能源与传统能源将实现优势互补、协同发展，为实现“双碳”目标和生态文明建设贡献力量。

  （陈皓勇系华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长、发展中世界工程技术院院士；黄宇翔系华南理工大学电力经济与电力市场研究所研究员）