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为推动实现碳达峰碳中和，我国明确了“十四五”新能源跃升发展、风光发电量倍增等目标，以及大规模、高比例、高质量、市场化发展方向，新能源项目建设和市场发展进入新阶段。随着新能源在电力系统中渗透率的增加，其市场持续健康发展面临消纳和调控、参与电力市场带来的稳投资稳规模等挑战，需要根据建设全国统一电力市场体系的要求及新能源发展阶段的特点，持续完善市场化机制，创新和有效落实政策措施。
文/时璟丽 中国宏观经济研究院能源研究所研究员
2024年国内新能源新增装机规模有望再创新高
新能源市场发展对能源转型、支持产业发展均发挥了重要作用。一是装机规模继续增加。2021年、2022年、2023年我国新能源新增并网装机容量分别为1.02亿千瓦、1.25亿千瓦、2.91亿千瓦，其中风电新增并网装机容量分别为4757万千瓦、3763万千瓦、7566万千瓦。2023年，我国风电新增装机容量在全球风电新增装机容量中占比约2/3，为国内风电制造业技术进步和产业升级提供了支撑。
2024年1—11月，我国新能源新增并网装机2.58亿千瓦，同比增长25%。其中，风电新增并网装机5175万千瓦，同比增加27%。截至2024年11月底，新能源累计并网装机容量达到13.10亿千瓦，在全部电源并网装机容量中占比超过40%。考虑推进沙戈荒大型风光基地建设的要求，以及其他新能源稳步发展的态势，2024年全年新能源新增装机规模有望超过3亿千瓦。
二是电量贡献日益增大。2024年1—11月，全国新能源发电量为1.65万亿千瓦时，在全社会用电量中占比18.4%，较2023年提升2.5个百分点。其中，风电发电量为8867亿千瓦时，同比增长13%。
三是经济和社会效益显著。初步估算，2024年1—11月风光新能源项目直接投资规模超过8000亿元，拉动的产业规模则更大。新能源已具备低价上网条件。
以风电为例，按照2024年风电机组价格和初始投资水平（考虑合理的前期开发费用、不配置储能的情况下），风电在“三北”地区的度电收益需求基本在0.10~0.15元/千瓦时，在中东部和南方地区陆上风电基本在0.25~0.30元/千瓦时，海上风电再高出0.05~0.10元/千瓦时。2024年，我国启动实施“千乡万村驭风行动”，分散式风电结合农村能源革命等发展，通过探索形成“村企合作”的风电投资建设新模式和共建共享收益分配新机制，可以在有效提升中东部和南方地区的绿色电力供应和消费量的同时，助力乡村振兴，带来良好的综合效益和社会效益。
多措并举促进新能源消纳和绿电消费
随着新能源装机规模的快速增长，2024年新能源的消纳矛盾较以往更为明显，且消纳挑战将是持续性的。以西北地区为例，2024年上半年风电等效利用小时数为943小时，同比减少106小时；利用率为94.8%，同比下降1.5个百分点。集中式光伏的消纳问题尤为严峻，等效利用小时数不足600小时，按照全年满发交流侧等效利用小时数1500小时考虑，实际限电比例约20%。中东部部分省份同样存在消纳难度增加的问题。
总体来看，光伏发电的消纳问题更为突出，风电与光伏发电在出力上存在一定的互补特性，在光伏装机规模大的省份和地区，风电消纳条件相对较好。例如，从大区来看，2024年上半年西北地区风电利用率高于东北地区（东北是6个区域中唯一的风电装机规模超过光伏的区域，风电装机规模为光伏发电装机规模的2.3倍），因此，无论是全国还是地区或省内，合适的风光装机规模和电量配比有利于新能源消纳并降低单位系统运行费用。
党的二十届三中全会明确提出，加快规划建设新型能源体系，完善新能源消纳和调控政策措施。2024年，国家出台、调整和实施了多项措施，以市场化机制和手段促进新能源电力接网、电量消纳和绿电消费。
并网接入方面，一是落实科学制定合理利用率指标。政策明确在保障经济性的前提下，部分资源条件较好的地区可以适当放宽利用率目标（原则上不低于90%），这一措施可以有效增加新增项目规模空间。2024年12月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》提出，通过调节能力的建设优化，支撑2025—2027年年均新增2亿千瓦以上新能源的合理消纳利用，全国新能源利用率不低于90%。
二是加强输电通道建设。2024年5月，国家能源局发文公布了37个当年开工和33个当年投产的新能源配套电网重点项目，为大型风光基地消纳和跨省跨区输送提供基础支撑条件。
三是推进配电网扩容改造和升级，提出到2025年配电网具备接纳5亿千瓦左右分布式新能源的量化要求，建立配电网可开放容量定期发布和预警机制，电网企业需要按季度向社会公布县（市）一级电网不同区域可承载规模信息，并分析提出进一步提升可承载规模的方案、举措和时限要求。
电量消纳方面，一是挖掘各类调峰和储能、需求侧响应等灵活性资源的潜力。例如，对于市场化并网建设管理方式的光伏发电等新能源项目，要求配置不低于15%×4小时的灵活性调节资源。二是鼓励集中式和分布式源网荷储一体化项目、新能源微电网建设，通过电力市场引导形成新的商业模式和业态，分布式光伏管理政策导向转为强调自发自用和就地就近消纳。
终端消费方面，一是实施非化石能源不纳入能耗双控考核。二是强化可再生能源电力消纳保障机制的作用。2024年，除了将可再生能源电力消纳责任权重继续按年落实到各省份外，还提出将消纳责任落实到重点用能单位，加强高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，2024年新设电解铝行业绿色电力消费比例目标，后续有望扩展到更多重点用能行业和企业。三是实施绿证对可再生能源电力的全覆盖，建立绿电交易、绿证交易市场，完善绿证相关机制，拉动终端侧对于绿证绿电类似强制和自愿消费需求。
以稳规模促发展为前提推进新能源参与电力市场
参与电力市场是近期新能源行业关注的热点之一。近年来，新能源参与电力市场的方式增加、范围扩大、规模和比例迅速上升。2023年，新能源参与市场的电量比例为47%。其中，集中式风光参与市场的电量占比已超过55%。2024年，全部新能源参与电力市场的电量比例超过一半。政策方向上，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2023〕118号）文件明确了宏观指引和目标，“到2030年新能源全面参与市场交易”。
2024年11月公布的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出2026—2029年为电力市场全面建成期，有序推进新能源全面参与市场。2024年12月，河北、江苏、浙江、广东等10多个省份陆续公布了2025年中长期电力市场或分布式新能源参与市场有关政策。通过市场实现风光增量项目优化配置、电量优先上网和消纳已成必然趋势。
新能源参与电力市场对项目造成的最直接影响是导致消纳和度电收益的不确定性，两者直接决定着总收益水平，进而影响新能源新增装机规模和投资意愿。尤其是光伏发电近两年装机规模迅速增加，且由于其在白天特别是中午集中出力的特性，2024年10多个省份将中午几个小时甚至白天高达8个小时作为分时电价的平段或谷段，在现货市场边界出清规则下，26个开展现货市场交易的省份约一半的上网侧电价呈现了这个趋势，已经并网运行的存量项目面临利润下降甚至亏损，新增项目面临收益不确定性影响投资决策。相对而言，风电参与电力市场拥有一定的优势。例如，山东在2024年及之前对新能源参与电力市场的政策要求是，新能源项目可自主选择全电量参与电力市场或10%发电量参与电力市场；于2024年提出了2025年到2026年的政策是，新增风电项目（含分散式风电）可自主选择全电量参与电力市场或30%发电量参与电力市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏）可自主选择全电量参与电力市场或15%发电量参与电力市场。
从实际情况来看，2024年及之前约一半的集中式风电项目选择全电量参与电力市场。
我国明确碳达峰碳中和下必须构建新型电力系统，新型电力系统需要适应和满足新能源占比日益提升、新能源将逐渐成为电源的增量主体再实现存量替代的需求。新能源参与电力市场的机制设计应当以保安全、促转型、稳投资为目标，以系统思维统筹设计机制政策，推动新能源通过市场化方式消纳。具体建议如下：
一是完善适应新能源特性的电力市场交易机制。完善中长期合同市场化调整机制，缩短效益周期，提升交易频次，丰富交易品种，鼓励引导新能源签订较长期限的中长期合同。积极稳妥推进电力现货市场建设，推动新能源合适装机和电量配比布局，鼓励新能源+储能、各类聚合方式，报量报价参与现货市场，及时响应市场价格信号，并根据公平原则，合理承担有关调节成本。持续完善电力辅助服务市场，增设多元化的辅助服务交易品种。
二是建立保障新能源参与市场合理收益的市场机制。探索应用政府授权合约机制，作为保障新增项目基础收益的一种可选路径，同时逐步推动存量项目保障性入市。政府授权合约机制可以采用类似于英国的差价合约机制，以及类似于德国的底价保障单边溢价机制，两者都可以兼顾新能源参与电力市场与保障项目合理收益，具有普适性和灵活性。合约的几个关键点是长期合约、竞配形成合约价格、偏差资金由一定内工商业用户分摊承担。此外，应做好存量项目与增量项目的区分，考虑各地新能源发展空间和终端电价成本分摊空间，以及与国家和地方发展目标的有效衔接。
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