CGI深度 | 新能源全面入市的挑战与选择

►   鼓励新能源参与市场交易，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，成为“后补贴时代”新能源高质量发展的重要前提，我国也已明确提出2030年新能源全面进入市场的改革目标。在这一过程中，各方主要面临两大痛点：一是新能源自身收益不确定性增加或影响投资积极性；二是新能源入市过程可能会对其他市场主体造成冲击。

►   针对痛点一，亟需重新稳定新能源的收益锚，按照项目类别推进新能源有序全面入市：延续增量项目的入市节奏，重点鼓励新增项目签订中长期购电协议（PPA）或参与政府授权差价合约(CfD)竞标，并加强PPA/CfD与现有中长期市场及现货市场的衔接；逐步引导存量项目进入市场，重点探索政府授权CfD等方式与市场化定价模式有效衔接；随着负荷聚合商、虚拟电厂等模式的成熟，鼓励分布式新能源先聚合，再参照集中式项目入市方式参与市场交易。同时，增加新能源环境价值变现渠道，放大其确定性收益。

►   针对痛点二，关键是处理好新能源入市过程中及入市后不同主体的责权利公平分配问题：一是完善容量补偿机制，推动新能源与煤电完成市场新老主体的平稳过渡；二是衔接好辅助服务市场与现货及容量市场，有效激活储能、虚拟电厂等灵活调节主体的积极性；三是积极探索建立电力期货、期权等金融衍生品市场，持续丰富市场避险工具体系。

►   在改革实践过程中，需要政府、企业及其他市场机构协同发力：政府端，加强政策引导作用，弥补市场波动可能引发的投资信心不足；市场端，加快构建适应高比例新能源参与的市场交易机制，用好“无形的手”来平衡市场各主体的责权利；企业端，练好内功，准确研判各自在高比例新能源市场交易体系下的功能定位，建立适用于新市场环境下的经营模式；金融机构，创新电力金融衍生品，为各主体参与市场交易丰富避险手段。

近年来，随着“双碳”工作的持续深入推进，以市场化手段促进新能源消纳与发展的电力体制改革也进入了快车道。2022年的118号文[1]已明确提出“2030年基本建成全国统一电力市场，新能源全面参与市场交易”的发展目标，相关改革内容也在今年7月召开的二十届三中全会被重点提及[2]，成为我国下一阶段电力体制改革的重要内容。然而，在提高新能源市场化交易比例的过程中，已经显露出电站收益率下降、投资信心不足、与既有市场规则冲突等现实问题。因此，未来新能源全面入市的路径该如何演进、相应的市场机制如何调整等问题，成为当前业内关注的焦点。本报告[3]从新能源参与电力市场化交易的现实问题入手，结合国内外实践经验，探索新能源实现全面入市的有效路径与市场条件，并针对新能源在内的不同市场主体提出相关建议。

从资源配置的方式看，无外乎计划配置与市场配置两种方式。电力，作为一种需要实时平衡的特殊资源或商品，在其百余年的发展历史轨迹中，也经历了从强计划供给到逐步市场化的过程。尤其是随着强随机性、波动性的新能源接入电力系统的比例越来越高，系统的运行特性发生较大变化，源荷两侧的不确定性大大提高，依靠过去强计划性的调度模式已无法适应新形势的要求。因此，鼓励新能源参与市场交易，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，成为“后补贴时代”新能源发展要经历的下半场。在这一过程中，新势力的入场可能会对原有的市场格局带来冲击，如果站在新能源的视角则鲜明地形成内外部两大“痛点”，内部痛点主要是对新能源自身原有生产或盈利模式的影响，而外部痛点则是对其他市场主体和市场既有规则的挑战，阶段性的“阵痛”也许无法避免，关键是要准确识别痛点并“对症下药”。

（一）痛点一：新能源自身收益不确定性增加或影响投资积极性

新能源入市面临的最大挑战就是电量收益的下降，一方面市场价格的波动导致电站收益不确定性增大；另一方面，随着新能源入市比例提高，系统的调节成本上升，享受了相应调节服务的新能源需要承担一定成本，不论是自配储能还是分担调峰辅助服务费用，都增加了其成本开支。

（1）收益端：现行市场机制下新能源上网电价波动下行已渐成趋势

从产业发展周期的视角看，新能源产业已经过了过去靠财政补贴的政策扶持期，其单位发电成本在世界范围内已经低于绝大部分电源（图表1），如延续过去国家财政补贴政策，不仅不利于其产业自身创新，对需要同场竞价的其他电源也不公平，而且增加财政负担，最终造成全社会福利损失。以光伏为例，我国从早期的特许权示范项目的单独定价到按资源区分类的标杆上网电价，再到竞配方式下的指导价，直到国家补贴退出的平价上网时代，虽然上网电价（非市场部分）随其度电成本在持续下降，但至少可以覆盖成本且收益稳定。然而，市场环境下，收益的不确定性会随着交易电量与电价的波动而增加。

图表1：全球主要电源度电成本变化趋势

资料来源：IRENA，BNEF，中金研究院

图表2：我国光伏上网电价演变趋势

资料来源：国家发改委，中电联，中金研究院

图表3：我国典型地区新能源现货市场均价变化

资料来源：兰木达，中金研究院

图表4：光伏发电ROE持续下降

注：取申万行业分类的A股上市公司中位数

资料来源：同花顺iFinD，中金研究院

（2）成本端：持续升高的系统成本加大了新能源电站成本分摊压力

随着新能源接入电力系统的比例持续提高，其间歇性、波动性的缺陷给系统稳定运行带来的冲击也越来越大，这意味着电力系统需付出更高成本用于平抑功率波动、增加备用、提高预测精度、保证稳定运行等。根据经合组织核能署的相关研究[5]，当新能源渗透率超过10%之后，系统成本开始加速上升（图表6）。其中，因灵活性调节能力不足带来的系统成本上升最快，这在我国北方新能源富集且灵活性机组占比不高的地区表现得尤为明显，不仅提高了整体系统成本，也给相应成本的分担者带来较大负担。

图表5：系统成本与新能源渗透率关系

注：这里的系统成本将高比例新能源并网后所产生的相关成本统一折算为标煤，包括：火电机组煤耗及排放、灵活性资源改造、弃风弃光成本等。

资料来源: 董昱等(2021)[6]，中金研究院

图表6：不同新能源渗透率下的系统成本

资料来源：经合组织核能署，中金研究院

从企业视角看，在收益端、成本端均受影响的背景下，近三年新能源资产的盈利能力持续下滑。根据中金公司研究部测算，1H24大型电企新能源度电税前利润在0.12~0.20元，多数企业同比降幅在15~20%[7]。

图表7：新能源资产度电税前利润对比

注：1）空心框为新能源装机规模低于10GW的电企，虚线柱子为新能源装机规模在10-20GW之间的电企，实心柱子为新能源装机规模高于20GW的电企；2）度电税前利润用新能源税前利润总额除以售电量测算，中广核新能源采用净利润测算（较其余公司多扣除所得税），大唐新能源、中广核新能源仅披露发电量，我们假设厂用电率为3%测算售电量，下同；3）信义能源、中广核新能源原始货币分别为港币、美元，我们采用中金汇率假设及公司公告披露汇率换算，信义能源仅有两个半年度同口径数据。

资料来源：公司公告，中金公司研究部，中金研究院

除经济收益承压外，随着电化学储能技术的日趋成熟，新能源场站为了克服自身出力的不稳定性，也尝试通过加装储能等方式增加其在市场中的竞争力。然而对于部分地区风光强制配储才允许并网等要求，市场反映出一定反身性，按照装机容量10%-20%、2-4小时的储能容量配置，不但对风光的实际消纳贡献有限，场站内的储能实际利用率不足10%[8]，反而进一步增加了新能源场站的成本；而且为了实现并网要求，部分新能源场站选用储能设备时更多出于成本考虑而放松质量把控，带来一定安全隐患。

另外，以上仅是集中式新能源场站入市面临的挑战，我国自2021年起，分布式光伏年增装机已超过集中式，且近3年一直保持较快增长。截至2023年底，我国分布式光伏装机已超过2.5亿千瓦，占光伏累计装机量的41.8%[9]。可以说分布式新能源入市已经成为我国新能源全面入市面临的棘手问题。事实上，分布式新能源入市面临的挑战本质上与集中式无异，甚至因为其分布更加分散、单体控制成本更高而参与市场响应的难度更大，目前全国已有8个省超370个县出现新能源低压承载力红色区域[10]。

（二）痛点二：新能源入市过程可能会对其他市场主体造成冲击

受高比例新能源入市影响较大的就是原来的主力电源，对我国而言就是煤电，毕竟在新老电力供应主体替换的过程中，不可避免涉及到利益的重新分配，这也是市场改革需要重点解决的问题之一；另一个影响较大的就是电网，作为新能源接入或消纳的直接环节，其稳定及高效运行状态直接关系到新能源入市的整体进程。然而，目前看两者均在新能源入市过程中显露出一些问题。

就煤电而言，从装机量看，截至2024年6月底，我国风电、光伏累计装机量已达11.8亿千瓦，新能源发电装机规模首次超过煤电[11]；然而，从发电量看，2023年新能源发电量约1.47万亿千瓦时，仅为煤电发电量的27.3%。这就意味着新能源替代煤电成为新的主力电源仍有较长的路要走，而在这一过程中，煤电让渡电量空间给新能源就自然伴随自身发电量减少，事实上目前全国煤电平均利用小时数已从“十二五”时期的5000小时降到4300小时左右。叠加煤价近几年始终高位运行，以及为了弥补新能源带来的波动性，煤电更多承担调峰任务，甚至部分地区需频繁启停机，导致煤电成本升高。在“电量减少+成本升高”的双重压力下，煤电企业经营状况持续承压[12]。即便全国已出台煤电容量电价补偿等激励措施，但煤电转型过程中仍面临较大的经济压力与效率损失。

图表8：火电企业销售利润率

注：煤价为环渤海动力煤(5500K)综合平均价格。营业利润率=营业利润/营业收入。4家A股煤电上市公司选择华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力，以营业收入为权重进行加权平均

资料来源: 同花顺iFinD，国资委，中金研究院

图表9：进入“十三五”后火电利用小时数显著下降

资料来源：花顺iFinD，中电联，中金研究院

就电网而言，近些年由于网源建设不协调等原因导致的新能源并网消纳问题日益严重。由于新能源项目建设周期较短（一般为数月），且审批备案下放至地方后发展速度更易受市场影响，超规划建设成为常态，而电网规划及建设相对计划性更强，这就导致网源发展不协调、不同步，制约新能源消纳利用。为了避免“市场源、计划网”无法同步成为制约新能源发展的因素，不少新能源发电企业自建接网和送出线路工程，国家发改委与能源局也于2021年5月联合发文，“允许发电企业投资建设，缓解新能源快速发展并网消纳压力”[13]。然而，对于由发电企业建设的新能源配套工程如何由电网进行回购又产生了不少新问题[14]。另外，就分布式新能源参与市场交易相关的增量配电网、新能源微电网或源网荷储一体化项目，也因为相关机制不健全，导致进展缓慢[15]。

（三）后发者：挑战与机遇并存

从新能源入市的基础条件看，欧美发达市场已积累一定经验与优势，其基本在上世纪末期就初步建立了以现货或平衡市场为核心的电力市场，经过20余年的运行与改进，已形成了相对成熟且各具特色的市场体系。虽然当前在高比例风光入市后也显露出一些与原有机制的不适应性，但市场的总体表现还算稳定，且在引导新能源有序发展和促进系统高效消纳等方面发挥了重要的优化作用。

图表10：部分国家和地区电力体制改革历史进程

资料来源：国网能源院[16]，中金研究院

图表11：我国电力现货市场发展现状

注：统计截至2024年9月30日

资料来源: 北极星电力网，中国电力知库，中金公司研究部，中金研究院

新能源入市的本质是通过清晰公正的市场价格信号引导投资，实现资源优化配置。然而，在入市的过程中不可避免会面临预期收益波动甚至下降等问题，国外电力市场通过政府授权双向差价合约（Contracts for Difference，CfDs）、中长期购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）等手段取得了一定经验，但我国新能源项目类别复杂，如何引入相关机制并与现有价格机制衔接好是引导我国新能源有序入市的关键。

（一）入市路径探索：按项目类别推进新能源有序入市

当前，我国新能源上网电量主要分为两种方式，即保障性收购和市场化交易电量，所谓“入市”，就是逐步实现新能源100%市场化交易，这就涉及到增量项目如何适应市场，以及存量保障性收购电量如何有效转化为市场化交易电量的问题。考虑当前海上风电、分散式风电、分布式光伏、生物质等参与市场化交易的量相对有限，当前参与市场化新能源交易电量主要有：2021年后新并网的集中式风光电站项目（以下简称“增量项目”）、2020年前并网的享受国家可再生能源补贴的存量项目（以下简称“存量项目”）中的非保障性收购电量。因此，未来推动新能源100%进入市场，一是要延续增量项目的入市节奏，持续推进新建陆上风光基地与海上风电参与市场交易；二是针对存量项目，通过逐步调整保障性收购与市场化交易电量的比例，倒逼存量项目全部参与市场交易；三是针对海量分布式新能源项目，可按照先工商业光伏、分散式风电，后户用光伏的节奏陆续推进分布式项目进入电力市场。

当然，从国外经验看，也都经历过财政补贴、固定上网电价、“配额制+绿证”等非市场化激励阶段，后续在逐步参与市场交易的过程中配套使用了PPA或CfD等金融合约稳定其中长期收益，从而更好地与高波动的市场进行衔接。如欧盟鼓励新能源通过PPA参与市场，自2018年起其整体签约量的年复合增长率达到了37%，其中西班牙和德国的PPA签约量最大，2023年两国的PPA签约容量占比均超过50%[18]。英国则通过政府授权CfD鼓励新能源投资，自2014年起执行六轮CfD拍卖交易，累计覆盖新能源装机容量约39GW[19]，通过持续且稳定的拍卖预算，英国不仅实现了新能源的稳定投资，而且通过不断滚动细化技术资金池，实现了技术优选，最显著的例子就是英国通过CfD实现了对海上风电的稳定投资，使其成为全球第二大海上风电市场。

图表12：欧盟PPA签约容量持续增加

资料来源：PEXAPARK，中金研究院

图表13: 英国通过CfD支持新能源发展

注：括号标注时间为每一轮CfD拍卖结果公布的时间；其中AR4中的部分海上风电项目因后续项目取消或规模缩小等原因，合同没有被实施，相关产能在AR6中再次被开放和支持。统计截至2024年9月20日

资料来源: DESNZ，Energy UK，中金研究院

图表14: PPA与CfD的主要差异

资料来源：赵浩林（2023）[20]，中金研究院

考虑我国不同新能源项目入市成熟度差异及配套金融合约的不同特点，我们认为可探索以下路径有序实现新能源全面入市：①延续集中式增量项目的入市节奏，重点鼓励新增项目签订PPA或参与政府授权CfD竞标，并加强PPA/CfD与现有中长期市场及现货市场的衔接；②逐步引导存量集中式项目（尤其是带补贴项目）进入市场，重点探索政府授权CfD等方式与市场化定价模式有效衔接；③随着负荷聚合商、虚拟电厂等模式的成熟，鼓励分布式新能源先聚合，再根据项目是否带补贴、工商业光伏与户用光伏差异等情况选择适当的方式参与市场交易。

值得注意的是，推动上述三部分新能源有序入市并不意味着严格意义上的时序差异或固定入市方式，而是考虑不同类型的新能源项目差异采用多元化的入市方式，存量项目以CfD为主，增量项目以PPA/CfD为主，循序渐进推动不同项目分批次有序参与市场交易，避免“一刀切”带来过大影响。

图表15: 推动新能源有序进入电力市场路径示意图

注：2030年新能源装机及发电量参考风芒能源、国网能源院等机构预测结果

资料来源: 中电联，风芒能源[21]，国网能源院[22]，中金研究院

（1）集中式增量项目：稳定新能源市场化收益与投资信心

根据《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》[23]，我国自2021年起，新核准的集中式陆上风电、光伏、工商业分布式光伏项目全面实行平价上网，国家不再补贴，且鼓励新建项目自主参与市场化交易。虽然各地由于电力市场建设进程差异对这部分新能源参与市场交易要求不一，但他们构成了当前我国新能源参与市场化交易的主力。未来随着各地电力现货市场加速推进，新增项目原则上可全电量进入市场，竞价形成最终的上网电价。当然，这就面临市场环境下收益的不确定性增加，为了对冲市场波动，稳定新能源中长期投资信心，重点用好PPA或CfD等场外合约，并与我国中长期及现货市场有效衔接。事实上，欧美发达市场中新能源企业大部分通过签订PPA、CfD等方式避免随行就市。因此，加大PPA/CfD签订比例，对当下稳定我国新能源项目投资预期收益具有重要意义。近几年我国新能源企业也确实在尝试通过签订中长期PPA锁定收益，如2023年国家电投就与德国巴斯夫签署了为期25年的PPA[24]，发改委、能源局等能源主管部门也多次发文[25]，鼓励相关企业签订多年期绿电购买协议。

政策鼓励的同时，更重要的是在实操层面将PPA/CfD与我国现行的新能源参与市场交易的方式有效衔接。当前，新能源参与市场与传统电源并无较大差异，主要还是以年度、月度的中长期合约为主，并且部分地区对中长期合约有签约比例等要求。然而，这些要求对新能源企业不但避险效果有限，而且可能增大企业负担，因为就目前的技术手段，很难实现新能源长期负荷的精准预测，遇到极端天气等突发情况无电可发，只能从现货市场高价买电完成履约要求。

引入PPA/CfD，首先要加强其与我国现行中长期合约的衔接。PPA作为一种更偏金融属性的场外合约，将原来以年度、月度为主的中长期合约在时限上做了延展，从而达到长期锁价的避险目的；同时，有了PPA等长期金融合约的保障后，可逐步放开对新能源企业现有的长协签订比例等硬性要求，给予新能源企业参与市场交易更大的自主权；从具体执行的方式看，考虑我国目前只有场内交易，所以想要实际完成签订的PPA合约电量，还需要在交易层面将多年期的PPA转换为中长期合约，如果该交易中心要求中长期合约带交易曲线，则还需遵守场内市场的架构约定，按照统一原则逐步分解细化交易曲线。下一步，随着中长期交易组织模式的创新与完善，探索中长期不带曲线签约的交易模式，在合同签订阶段，签多少中长期电量（包括现有的中长期合约及未来的PPA或政府授权CfD）、曲线形成方式的决定权全部交还给发用电双方，实际交易阶段，中长期合约曲线按照现货市场颗粒度执行。

当然，这就涉及到进一步完善我国中长期市场与现货市场的衔接。在《电力现货市场基本规则（试行）》中，已明确中长期合约按照“差价结算”、“差量结算”两种方式结算[26]，在此基础上，需进一步缩短中长期市场交易周期、加大交易频次，增加中长期交易的灵活性和精细度，如将现有“周内”合约进一步拓展至“D-2”日，从而与现货日前市场无缝衔接；同时将日内交易的报价周期由15分钟进一步压缩至5分钟，促进现货市场形成更为精准的价格信号。

（2）集中式存量项目：探索政府授权CfD等方式并入市场

不同于集中式增量项目本身就是以鼓励市场化交易为主，存量项目更多是“计划模式”下的产物，因此在市场环境下以政府授权CfD合约的方式为其确定价格锚更为稳妥。所谓政府授权CfD合约，是以政府或政府授权的企业作为对手方与新能源发电企业签订中长期合约，合约电量按照政府授权合约电价与市场参考电价进行差价结算，即当市场价低于合约价，则CfD资金池向发电企业提供补贴至合约价，反之则发电企业向资金池返还高出的部分，政府授权合约所产生的盈亏由全体工商业分享或分摊。

政府授权CfD模式中最重要的是：合约的期限、合约电量及价格、产生的价差如何疏导等，这背后反映的是该模式下责权利的统一问题。从合约期限看，与前文提到的PPA类似，关键是要期限“够长”，因为无论是PPA还是CfD，最主要的目的是稳定新能源的长期收益预期，所以如果仅是年度的合约很难打消新能源开发商及投资者和金融机构对收益风险的顾虑，从英国近期的CfD项目看，其合约期限通常是15年。

从合约电量及定价方式看，合约电量既可以是新能源发电项目所有电量，也可以仅覆盖年度一定小时数内的电量，针对我国存量新能源项目，显然后者更为适用，可直接覆盖我国现行的保障性收购电量，尤其是国家补贴存量项目，以及优发优购的政府间协议电量等。考虑“价差=市场电价-合约电价”，定价需同时考虑市场电价和合约电价的选取，市场电价可以为现货出清价格，也可以为对应时段的加权平均价，或其他交易价格；合约价格可以是当地燃煤基准价，也可以在政府定好价格上限的前提下通过竞争配置形成，这也对应了当前我国存量项目中两种主要定价方式。

既然是差价合约，很可能会产生不平衡资金。这方面英国政府从收入与支出两方面作了细致设计：收入方面，由英国电力改革制度委员会（EMR）全面主导，每年针对下一年可再生能源义务、差价合约及可再生能源最终投资决定等评估征费预算，通过电费向所有消费者征收，并对相应的售电公司提出一定比例的保证金要求以减少因未来预算偏差造成的损失。在支出方面，设立政府授权的低碳合同公司（Low Carbon Contracts Company，LCCC）作全流程合同管理，包括：在预分配阶段，帮助投标者了解合同内容以及记录诉求；分配开始时，对标准合同条款提出修改请求，拍卖结束后完成与中标者签署合同流程；在项目交付阶段，监督项目进度，支付相应CfD款项；在项目交付后的合同执行阶段，定期评估并支付CfD相应款项，如有问题可终止合约并从相应保证金获得补偿。需要注意的是，整个过程中英国能源监管机构Ofgem也会作全流程的合规监管与约束。考虑中英市场结构差异，我国短时间内建立类似的资金池难度较大，但可以考虑差价向一定地域内的工商业用户进行疏导，需要注意的是其疏导的范围应与参与CfD新能源项目的电量消纳范围一致，即如果参与的新能源项目电量主要在省内消纳，则价差疏导主要在省内工商业用户；如果是跨省区消纳则疏导主要在受端省工商业用户进行。

图表16: 英国差价合约合同管理流程示意图

资料来源：DESNZ，中金研究院

另外，考虑到我国存量项目本身差异也较大，既有国家补贴项目，也有不带补贴仅享受电网“优发优购”资格的竞配项目，同时还有由于各种原因而参与市场交易的项目或电量（如早期为了拿带补贴绿证而参与市场交易的、部分省划定等效小时数之外的电量等）。因此将存量项目引入市场的进程也需循序渐进、分类实施：①已在市场中的部分按照既有方式参与市场；②不带补贴但享受“优发优购”的部分率先试行政府授权CfD模式进入市场，政府授权的合约电量可参考优发电量核定，合约电价可参考当地煤电基准价或竞配价格；③国家补贴存量项目，前期可按照方式②参与市场同时享有原来的补贴，后期可逐渐减少补贴并同步调整政府授权合约价格，稳定其总体收益。

（3）分布式新能源：先聚合，再入市

相较于集中式电站，分布式新能源的特点在于其单体规模小，也正是因为单体“弱小”，享受到“政策呵护”较多，不仅体现在免税优惠、减免接网费用、免收系统备用费等，且电价上大部分受益于“全额上网”模式而享受了保障性收购电价，甚至还有补贴，这种发展模式也催生了近几年分布式新能源快速增长，而其被减免的社会责任及调节责任被分摊至其他主体，不仅抬高了用能成本还影响电网安全。因此，亟需以市场化方式引导分布式新能源有序发展。

从分布式新能源入市的具体路径看，理论上与集中式电站并无太大差异，但在实操过程中可能面临更大挑战：一是自身技术能力不足，分布式新能源的投资及运维主体相对分散，很难做到像集中式电站那样配置专门的功率预测或市场交易团队，甚至无法自主进行报价；二是既有模式更难以适应市场波动，加之部分户用新能源兼顾扶贫等普惠性质，这部分电站更难参与市场；三是从系统角度看，当前省级电力现货市场出清节点颗粒度一般为220千伏母线，而分布式新能源并网电压等级往往在35千伏以下，海量分布式以单一主体入市对市场申报、出清、计量、结算均带来较大挑战。因此，分布式新能源入市的一个重要前提就是“聚合”，这里的聚合既可以是类似德国或欧盟的分散市场，鼓励分布式新能源就近参与平衡单元；也可以如美国或澳大利亚，通过聚合商、虚拟电厂等方式聚合后参与集中市场的交易，相较而言后者可能更适合我国现行的市场模式。

考虑分布式新能源项目类别差异较大，在入市的时序和参考模式上也需“因地制宜”。对于新增的分布式项目及存量不带补贴的工商业分布式光伏，可优先推动其以PPA等模式进入市场；对于存量带补贴项目及较大规模的户用分布式光伏，鼓励其通过政府授权CfD等模式进入市场；对于“光伏扶贫”等惠民生类项目可仍沿用保障性收购政策。

（二）增大确定性收益：稳定新能源环境价值变现渠道

如果说新能源入市过程中重点解决的是其收益不确定性增加的问题，那么入市后应关注如何放大其确定性收益的部分。相较于传统电源，新能源最大的确定性收益就来自于其环境价值的变现。其中，既涉及绿电绿证市场的不断完善，也需要探索其与碳市场的有效耦合。

从我国绿电绿证市场的发展进程看，自2022年10月，绿证已成为我国可再生能源电量环境属性的唯一证明[27]。两者的区别在于绿电交易是“电证合一”的交易方式，即消费者购买绿电的同时获得绿证；而绿证交易则仅是买卖绿证，即“电证分离”。如果从消费者是否实际使用绿电的角度讲，绿电交易相当于直接证明，而绿证交易则是间接证明。因此，无论是国内抵扣碳排放，还是被国际RE100、欧盟CBAM认可等，作为直接证明的绿电交易更受消费者欢迎。

图表17：我国绿电绿证交易制度演进历程

资料来源：国家发改委，国家能源局，中金研究院

当前，绿电绿证市场还不成熟，更多由政策驱动，如今年发改委113号文[28]，首次将绿证交易纳入省级人民政府的能耗“双控”考核，于是出现了各地抢购绿证，导致今年上半年绿证交易快速增至1.6亿个，同比增长600%[29]。然而交易量的激增并未带来价格的上涨，原因是供给侧增长更快，2024年上半年国家能源局核发绿证4.86亿个，同比增长13倍，占自2017年累计核发绿证的68.7%；叠加绿证2年的“有效期”加剧了各类绿证的抛售。以国网区域为例上半年交易绿证均价已跌破10元/个。

图表18: 近三年国网区域绿证交易情况

资料来源：国家能源局，国家电网，中金研究院

显然，折算到度电不足1分钱的环境价值，对于希望通过增加环境收益补偿入市后收益损失的新能源有点“杯水车薪”。后续如想通过绿证实现新能源环境价值稳定变现，仍有大量的机制设计和实施细则亟需完善：

一是进一步明确应用场景，真正释放需求潜力。为了促进绿电使用，我国自2019年起配套了“可再生能源电力消纳保障机制”[30]，但目前消纳责任权重设置相对宽松，且主要通过省级电网企业统一采购完成指标考核，并没有把消纳责任落实到绿电消费主体，导致企业溢价购买绿电的积极性不高；同时，按照省域设计消纳权重的思路也导致东西部需求错位，作为负荷中心的东中部地区反而指标低，而资源丰富但用电量有限的西部北部地区消纳权重却较高，这样不仅对东部高耗电地区的绿电消费激励效果有限，而且可能导致西部高比例新能源地区出现绿电惜售的现象。解决上述问题的关键，一方面需要各省将消纳权重指标分解落实到电力用户，尤其是对高耗能企业增加考核权重，如近期发改委等主管部门对于电解铝[31]、数据中心[32]等高耗能行业的绿电消纳比例提出了明确要求，尤其是在2024年消纳权重的设定上，首次明确了各省电解铝行业绿电消费指标并以绿证核算[33]，可进一步倒逼其主动消纳绿电或提升购买绿证的意愿；另一方面，对于能耗和碳排放抵消、产品标识、出口优惠等应用场景给予绿证实实在在的政策支持，发挥其清洁能源消费基础凭证作用，扩大全社会对于绿色电力消费的认可度和市场需求。

二是增加供给溯源可靠性和产品多样性。在全球绿色转型的背景下，用户对绿电或绿证的潜在需求很大，如不少出口型企业受国际相关减碳约束对可溯源型的绿电需求很大，但我们除了溯源性相对较好的绿电交易外，绿证从核发、交易到应用仍需要完善相应的实施细则与评价机制，如在信息披露方面，完善对应发电项目的装机规模、累计运行小时数、对应绿电的产生时间、交易时间、采购方式、获得补贴等信息，增强信息的公开透明性，以增强其国际认可度。另外，随着绿证应用场景的扩大，其需求的多样性也对市场的灵活性提出更高要求，一方面要增加绿电交易的组织频度和窗口，尤其是增加跨省绿电交易，为用户提供更加灵活的交易机会；另一方面，要针对客户需求丰富合约内容，如一些企业需购买覆盖项目全生命周期的绿电合同，从而满足碳足迹审查要求，另一些企业仅需采购当年绿电以满足能耗总量控制目标，因此我们也需要从采购合同时间长度、地域范围、绿电技术类型等方面丰富供给产品。同时，进一步探索建立绿证有效期限、投放和回购机制，增强市场流动性，避免市场价格阶段性大起大落。

三是理顺绿电市场与碳市场的关系。电碳耦合作为能源圈与环境圈的热门话题，近些年一直关注度较高。从原理上看，绿电环境属性与碳市场的本质都是将碳排放这一外部性成本内部显性化的过程，区别在于一个叠加到化石能源发电成本上，即发电行业的有偿碳配额转化为发电成本，抬高电力市场中边际机组的报价，从而抬高市场电价中枢，绿电也因此收获环境溢价，终端用户的高电价已经为碳排放买单，因此也无需计算间接排放，如欧盟碳市场与电力市场的联动效应；另一个将非化石能源的零碳效应变现，即绿电的环境价值无法在电力市场直接体现溢价，那么其环境效益需要单独核算，核算的标准就可以参考当前的碳价水平，只要绿证价格小于碳价水平，企业即有动力去优先购买绿证。我国当前仍采用后一种模式，但绿证价格受供需等因素影响远小于对应的碳价水平，因此近期以理顺绿证供需为主，使其价格逐步对标碳价，未来在两个市场逐渐成熟的基础上有序打通，形成欧盟模式下的有效联动。

图表19：电碳耦合的可行路径

资料来源：零点智库能源，中金研究院

考虑我国电力市场建设仍处于起步阶段，尤其是现货市场全国仅有四个省实现正式运行，因此，想要实现新能源全面入市，绝不仅仅是不同类型的新能源项目进入到市场就算完成任务，而是在入市的过程中仍需要不断完善相关市场机制，其间也会伴随着新能源与新老主体的利益再分配。因此，理顺新能源入市过程中及入市后新老主体间的权利与义务，并尽可能创造有利的市场条件去衔接好各方利益分配成为机制设计的关键。

（一）新能源与传统电源：通过容量补偿促进新老主体的平稳过渡

新能源与煤电的竞争及利益再平衡是我国新能源大规模入市后不可避免的问题与挑战，这不仅涉及两者自身的利益，更与整个电力系统的安全稳定息息相关。因此，需要从整个系统的可靠性或安全裕度去统筹考虑，鉴于电力作为不可大规模储存需要实时平衡的特殊商品，如果从电力市场的角度解决这方面的问题，就不得不涉及容量相关机制的引入与设计。

我国也于2023年11月发布了《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）[34]，对全国公用煤电机组引入100/165（元/千瓦·年）两档容量电价给予补偿，相关电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按照当月用电量比例分摊。该文件是自2021年“1439号文”[35]对煤电“电量价格”维度调整后的又一项重大改革，开辟了煤电企业盈利的“第二通道”，有效缓解煤电为新能源让渡电量空间而损失的电量收益，更好地为整个电力系统转型发挥兜底保障作用。

当然，新老主体的转换不仅只涉及煤电，煤电容量电价的推出也仅是容量补偿机制的第一步，后续随着新能源入市脚步加快，或将从以下三方面逐步完善：一是针对煤电机组，当前全国仅两档的情况或根据各省的具体情况进一步细化，但“一省一价”（一市场一价）的容量“标杆价”方式，或更有利于与后续建立的有效容量竞争市场衔接。二是针对其他发电主体，目前抽水蓄能和部分气电机组已有容量电价补偿机制，下一步随着锂电等同样具备灵活调节和有效备用“容量价值”的新型储能进入，这个市场的竞争可能也将日趋激烈，当然这也意味着对新能源的调节能力更强。三是与其他市场的衔接，与电能量市场协同的重点是尽可能避免对容量价值的重复激励，从而加重用户的电费负担，我们在之前的系列报告《新型电力系统电价机制：保障煤电发挥支撑调节价值》中，研究建议“部分容量补偿机制+成本型电力现货市场”可能是我国电力市场更加均衡合理的模式选择[36]；与辅助服务市场的衔接重点是要解决部分地方出现的煤电和新能源之间“均贫富”问题，评估容量电价机制实施后系统调峰需求、煤电企业经营情况等，相应调整调峰服务补偿标准。

图表20: 容量电价与现货市场的可能组合

资料来源：陈大宇（2023）[37]，中金研究院

（二）新能源与新兴主体：充分激活灵活调节主体的积极性

电力系统作为全世界规模最大、最复杂的人造系统之一[38]，除了维持电能的供需平衡外，还需要保证电压、频率、功角的稳定，这就涉及到有功功率、无功功率、电压、频率、转动惯量等一系列灵活性资源的调节与平衡，区别于电能量主体的输送与平衡，这些起辅助作用的灵活性资源调用与服务就称为电力辅助服务，相应的市场与定价机制就称为电力辅助服务市场。由于新能源灵活性调节能力不足，所以其高比例接入系统或将增加整个系统的灵活性调节需求，相应的系统成本及辅助服务费用也会升高。

在欧美电力市场中，并没有专门设计调峰这个辅助服务品种，而是通过现货市场中的实时市场或平衡机制实现；我国电力市场启动较晚，为了应对新能源高比例接入带来的系统调峰压力，于2014年在东北电网开启了第一家电力调峰辅助服务市场，至此调峰成为我国辅助服务市场一大特色，直至今天调峰仍然是我国辅助服务市场的主要品种（图表21）。我国的辅助服务市场在经历了从无到有，从无偿提供到计划补偿，从局部探索到全面推广的发展过程后，逐步探索出一条富有“中国特色”的新路径[39]。目前，全国6大区域和33个省区电网均已实现电力辅助服务全覆盖。今年2月份，国家发改委、国家能源局发布了《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）[40]，针对调峰、调频、备用等辅助服务交易和价格机制进行了优化和规定，进一步规范辅助服务价格传导机制。

图表21: “十四五”期间国网经营区辅助服务费变化情况

注：2020、2021、2022年数据均来自“2023电力市场春季论坛”，2023年数据根据国家能源局发布的2023年上半年全国电力辅助服务市场费用情况、国网经营区域电费占全国电费比例推算得到。
资料来源: 国家电网，中金研究部，中金研究院

事实上，以新型储能为代表的新兴主体，在新能源大规模入市过程中或将发挥重要作用，近些年随着新能源并网规模持续攀升，新型储能也快速增长。自2022年新型储能装机规模首次突破1000万千瓦，2023年底装机已超过3100万千瓦，2024年上半年已达4444万千瓦/9906万千瓦时[41]，这一数字较2023年底增长了超过40%。然而，产业蓬勃发展的同时也反映出利用率低、经济性差、存在一定安全隐患等问题[42]，其背后的原因是缺乏有效市场的引导，更多由政策驱动。事实上，各地在引导储能参与电力市场方面也做了较多工作，但整体上还是以简单的峰谷价差套利或容量租赁方式获利，缺乏针对不同应用场景的服务品种多样化、服务价格市场化的有效探索。对于本身不产生电能、只作电能“时空搬运工”的新型储能，其实大可给予更高的灵活性和自由度，如针对部分地区源侧配储利用率低的情况，可鼓励转变为共享储能或独立储能；针对其快速调节特性，通过灵活爬坡市场、差异化调频信号等方式，实现其调节速度价值的收益回报；研究充放电价差报价或使用费报价等市场竞争方式，并将其融入市场集中优化出清的基本架构中，支撑储能参与电力现货市场竞争。

图表22: 1H24各地储能参与电力市场及政策补贴情况（不完全统计）

注：以上不完全统计截至2024年6月底

资料来源: 寻熵研究院，中金研究院

未来，随着新能源入市及现货市场建设进程加速，为了更好激活不同灵活性资源主体参与的积极性，需进一步细化灵活性需求并重构相应价值体系，根据市场需求不断丰富辅助服务品种的同时，与现货及容量市场进一步做好衔接，让不同特性的灵活性资源得以充分发挥作用并获得相应回报。

图表23: 不同市场的定位与分工

资料来源：国家电网，中金公司研究部，中金研究院

（三）其他市场工具：探索建立电力金融衍生品市场

除了电力实物市场本身的建设完善外，也需要重视电力金融衍生品市场的建设。事实上，目前绝大多数电力市场运营相对成熟的国家或地区，均在电力市场的基础上进一步构建了电力金融衍生品市场，而期货期权等衍生品天然的避险属性，也切实对高比例新能源接入下的电力市场在平抑价格波动、引导电力中长期投资、增加市场流动性等方面起到了关键作用，如法国引入期货交易后，其现货价格日均波动率下降约10个百分点[43]。

从国外的实践经验看，虽然各国电力金融衍生品的具体产品种类繁多且各具特色，但总体上经历了“先场外、后场内，期货为主、期权为辅，从物理交割逐步过渡到现金交割”的发展过程。对我国而言，目前主要由电力中长期交易承担现货市场的波动风险，但无论是交易主体，还是交易频次都不够，无法为市场主体提供充分的避险选择，而一些硬性要求可能增加企业风险负担，如中长期交易签约量的要求对新能源企业并不友好。后续随着差价合约等类远期金融产品的引入，虽然可以部分覆盖相关主体的交易风险，但出于标准化和流动性的整体性要求，未来电力期货及相关期权产品的引入和丰富，可能将是我国完善高比例新能源市场机制的重要组成部分。

图表24：全球主要电力金融衍生品市场

资料来源： 薛俭等（2022）[44]，中金研究院

建设时序上，两个市场需协同完善。当前，我国正处于电力现货市场建设的关键阶段，作为电力金融衍生品市场的基础，自然以现货市场建设为主，但考虑我国各区域市场差异，也没必要完全建成全国统一电力市场再考虑期货期权等市场的建设。事实上，同步推进衍生品市场的建设，有利于吸引更多参与主体，从而一定程度上抑制部分区域某些大型电力企业的市场力，改善市场竞争，更有利于我国区域电力市场价格的形成。当然，协同推进也不意味着“齐头并进”，参与主体上，还是优先鼓励更多潜在参与者加入市场化现货交易，除现有的发电企业、售电公司外，还可以随衍生品交易的完善逐步引入银行、投资基金等金融机构；交易产品上，逐步由目前单一的短期现货产品向多类别的中长期合约发展，为最终形成电力期货市场打好基础；区域落地上，考虑统一的区域定价机制是衍生品市场的重要前提，所以其建设尚需结合区域电力市场的建设进度，目前看南网经营区有望率先落地区域电力衍生品市场。

建设过程中，考虑衍生品市场的种类繁杂、交易形式多样、组织机构不统一等问题，以“强化制度规范与监管惩戒+灵活产品创新”并重的思路稳妥推进。一方面，对于电力期货等标准化产品，严格在我国期货监督管理机构等审批或批准的期货交易场所进行，参照国内其他大宗商品期货产品建立涨跌停板制度和保证金制度，避免电力期货价格过度波动影响电力现货市场稳定；对于差价合约等非标准化产品，可以由电力交易机构组织交易或进行场外交易，如电力交易机构可以通过入股或共同设立子公司的形式，与投资银行、期货公司等金融机构合作推出场外期权、电力指数ETF等OTC电力金融衍生品，虽然是场外交易，也需严格遵守相关监管要求。另一方面，结合气象等外部环境变化，不断丰富产品体系，为市场主体提供更多避险工具。考虑到新能源出力与气象等外部环境关系密切，因此可考虑借用气象衍生品工具转移电力市场参与方风险，如2023年底，我国广东某售电公司就通过“寒潮指数看涨期权”实现了现货涨价的风险对冲[45]；国际上，与气象相关的金融衍生品市场也日趋活跃，2023年美国芝加哥商品交易所（CME）前10个月的气象期货和期权交易量较前一年同期增长约4倍[46]。

有序引导新能源全面入市既是我国电力市场改革的目标之一，也是当前改革的重要内容，在具体落地过程中，还需要政府、企业及其他市场机构协同发力，金融机构亦可以发挥重要作用。

（一）政府端：加强政策引导，坚定新能源投资信心

新能源产业作为我国新质生产力的重要组成部分，已经从初期的纯依靠政策扶持走向独立发展、甚至引领全球绿色产业变革的高质量发展之路。然而，面临当前国际贸易壁垒趋严、国内绿电消纳压力增大、入市收益不确定性增加等现实问题，更需政策发挥引导作用。

一方面，逐步变固定上网电价的补贴模式为政府授权合约模式，疏通新能源环境效益变现渠道，增加企业收益，稳定投资信心。一是积极探索政府授权CfD合约等配套机制，推动新能源原来的保障性收购电量与市场有效衔接，在实现部分电量上网电价逐渐由市场形成的同时，保障新能源企业入市后的合理收益；二是新能源企业与用户签订长期PPA等方式，对冲市场环境下的收益波动，满足用户绿电消费需求的同时稳定企业投资信心；三是协调好电碳主管部门政策边界，形成“电-碳-证”市场协同机制，落实并扩大新能源环境属性变现渠道，增加企业收益。

另一方面，针对不同类型的新能源项目，结合各地实际情况，分类有序推动新能源逐步全面参与市场交易。一是持续推进新建陆上集中式风光项目与海上风电参与市场交易，逐步压缩新增项目中的保障收购小时数，鼓励通过签订PPA等方式与现有中长期市场及现货市场有效衔接；二是逐步引导存量集中式项目（尤其是带补贴项目）进入市场，重点探索政府授权CfD等方式与市场化定价模式有效衔接，如带补贴的存量项目补贴仍按照原有方式由国家可再生能源附加基金支付，政府授权CfD中的合约价先按照原煤电基准价执行，后续根据市场情况适当调整；三是鼓励分布式新能源项目先通过虚拟电厂等方式聚合，再根据项目是否带补贴、工商业光伏与户用光伏差异等情况选择适当的方式参与市场交易，其中对于“光伏扶贫”等惠民生类项目可仍沿用保障性收购政策。

（二）市场端：加快构建适应高比例新能源参与的市场交易机制

原有的市场机制还是基于传统电源参与下形成的交易规则，对于新能源渗透率快速提升下的电力系统，也反映出一系列不适用的问题，这也是为什么欧美等市场机制相对成熟的国家和地区也在纷纷推进相应改革。在充分借鉴国外经验，基于我国国情，可重点从以下三方面增强市场对高比例新能源的适应性。

首先，在合约电量的签订及执行等方面，将PPA或政府授权CfD等金融属性合约与我国现行的新能源参与市场方式做好衔接。当前我国中长期合约还是以年度、季度、月度等期限为主，未来随着政府授权CfD合约、长期PPA的引入，10年期以上合约或将逐步增多，对于金融属性的中长期合约，可借鉴欧美更加灵活且简单的场外合约模式，如仅约定双方交易电量及价格，无需强制分时间段或约定交易曲线，交易按照市场差价合约方式结算即可；在实际落实签订的合约电量时，由交易机构将多年期的PPA转换为中长期合约，并按照场内统一原则逐步分解细化交易曲线最终完成合同电量的执行。

其次，进一步加强现货市场与中长期交易衔接力度。一是逐步放开中长期合约签订的比例，并积极探索不带曲线的中长期交易组织方式，签多少中长期电量（包括现有的中长期合约及未来的PPA或政府授权CfD）、曲线形成方式的决定权全部交还给发用电双方，中长期合约曲线按照现货市场颗粒度执行；二是丰富中长期交易标的，可由现有“周内”合约进一步拓展至“D-2”日，从而与现货日前市场衔接；三是提高交易灵活性，逐步开放年度、月度、月内、周、周内等多个交易时间窗口，并持续开展高频次滚动交易，支持市场主体根据预测灵活调整仓位；四是对于现货市场将新能源与传统能源分池交易的讨论，也可以在局部新能源占比较高的地区试点研究，传统能源按照现有边际出清的方式报价参与市场竞争，新能源则在固定成本折现的基础上，依据预测的分时电量及各时段供求关系进行报价，真正肩负起主力电源的市场主导作用。

最后，建立健全市场化辅助服务与容量补偿相关机制，激发不同主体调节潜力的同时有效传导相关成本。对于辅助服务，针对高比例新能源电力系统运行特性，探索快速爬坡、转动惯量等服务品种，按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，有效疏导相关服务成本；针对容量补偿，持续完善补偿价格机制，以“部分容量补偿机制+成本型电力现货市场”模式加强与现货市场的联动效应，为高比例新能源接入下的系统转型提供可靠性充裕保障。

（三）企业端：练好内功，建立适应市场环境下的新经营模式

建设全国统一电力市场的大背景下，需要包括新能源企业在内的各类发电企业、电网企业、售电企业等以更加开放的心态适应市场规则，通过市场的筛选与优化，让真正有能力的企业在市场环境下引领新能源产业高质量发展。

发电企业：市场环境下新能源发电企业受影响较大，无论是还未进入市场的企业，还是已在市场中但仍仅仅是“报量不报价”方式参与市场的企业，都面临盈利模式“颠覆性”的改变。练好“内功”是首要的，包括对市场本质、规则的理解和认识，专业报价及交易能力的培养（专业团队、报价系统等）；其次，利用好AI等智能工具，增强自身出力预测及市场走势研判能力，包括短时与中长期的预测能力，以及高频交易能力；第三，对于其他火电等传统电源或储能等新兴主体，无论是否已经参与到市场，也要紧跟市场趋势并根据自身特点明确在市场中的定位，打造形成各自参与市场交易并获益的可行模式，除了自身参与市场外，与新能源或其他资源整合后打包参与也是平抑市场风险、增加收益的有益选择。

电网企业：在新能源全面入市及整个电力体制深化改革的过程中，电网企业不仅是各类服务的有效提供者，也是市场健康发展的关键推动者，包括稳定基础设施的支撑，也包括市场运行所需各类信息的汇总服务。因此，电网企业一方面要进一步提升电网的传输能力和智能化水平，优化电力交易和调度流程，以适应全国统一电力市场的需求；另一方面，联合其他市场主体，进一步完善电力市场信息平台，为市场参与者提供及时、准确的信息服务。

售电企业：作为市场的重要参与者，尤其是连接着电力的最终消费者，其对绿电的高效消纳至关重要。一方面，通过精准的市场分析和预测，更好地应对市场变化，降低自身在高波动市场中的运营风险；另一方面，本身可以作为分布式电源与新型储能的聚合商，探索并提供虚拟电厂等更多一体化绿电消纳解决方案，满足大规模分布式新能源入市的同时，解决本地用户零碳能源使用需求。

（四）金融机构：创新电力金融衍生品，为新能源入市提供避险工具

作为电力市场间接参与者与场外服务提供者，金融机构除了在资本市场为新能源等企业提供投融资服务外，亦可在未来创新电力市场金融衍生品、加强相关企业风险管理等方面发挥重要作用。

资本运作方面，金融机构可通过资本市场为新能源等相关企业提供直接融资支持；同时，随着发电、售电两侧的放开，相关企业对股权投资、债券发行、资产证券化等金融工具的需求也相应增加，金融机构可有针对性地为新能源等企业量身定制如绿色债券、绿色REITs、绿色ABS等推动能源转型的金融工具。

融合电力市场及创新相关产品服务方面，金融机构可辅助电力交易机构，为相关合约交割的结算、信息披露、风险控制等机制设计提供参考；与电力交易机构一同探索搭建电力期货、期权等衍生品市场，为市场参与者提供规避风险的工具，也为场外资金提供参与电力交易的渠道，提高全社会参与电力市场投资的积极性。

风险管理方面，金融机构可以帮助电力市场参与者进行风险评估和监管控制。运用敏感性分析、情景分析与压力测试等方法来量化市场风险，为参与者提供更多指示，帮助企业稳健运行；同时，金融机构的介入有助于提高市场竞争公平性、交易信息透明度。

本文参考：2024年10月18日中金研究院已发布的《新能源全面入市的挑战与选择》，作者信息为：

郑宽   分析员  SAC执证编号：S0080524070002

陈济   分析员  SAC执证编号：S0080524070012