為推動實現碳達峰碳中和，我國明確了“十四五”新能源躍升發展、風光發電量倍增等目標，以及大規模、高比例、高質量、市場化發展方向，新能源項目建設和市場發展進入新階段。隨著新能源在電力系統中滲透率的增加，其市場持續健康發展面臨消納和調控、參與電力市場帶來的穩投資穩規模等挑戰，需要根據建設全國統一電力市場體系的要求及新能源發展階段的特點，持續完善市場化機制，創新和有效落實政策措施。

文/時璟麗 中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員

2024年國內新能源新增裝機規模有望再創新高

新能源市場發展對能源轉型、支持產業發展均發揮了重要作用。一是裝機規模繼續增加。2021年、2022年、2023年我國新能源新增并網裝機容量分別為1.02億千瓦、1.25億千瓦、2.91億千瓦，其中風電新增并網裝機容量分別為4757萬千瓦、3763萬千瓦、7566萬千瓦。2023年，我國風電新增裝機容量在全球風電新增裝機容量中占比約2/3，為國內風電制造業技術進步和產業升級提供了支撐。

2024年1—11月，我國新能源新增并網裝機2.58億千瓦，同比增長25%。其中，風電新增并網裝機5175萬千瓦，同比增加27%。截至2024年11月底，新能源累計并網裝機容量達到13.10億千瓦，在全部電源并網裝機容量中占比超過40%。考慮推進沙戈荒大型風光基地建設的要求，以及其他新能源穩步發展的態勢，2024年全年新能源新增裝機規模有望超過3億千瓦。

二是電量貢獻日益增大。2024年1—11月，全國新能源發電量為1.65萬億千瓦時，在全社會用電量中占比18.4%，較2023年提升2.5個百分點。其中，風電發電量為8867億千瓦時，同比增長13%。

三是經濟和社會效益顯著。初步估算，2024年1—11月風光新能源項目直接投資規模超過8000億元，拉動的產業規模則更大。新能源已具備低價上網條件。

以風電為例，按照2024年風電機組價格和初始投資水平（考慮合理的前期開發費用、不配置儲能的情況下），風電在“三北”地區的度電收益需求基本在0.10~0.15元/千瓦時，在中東部和南方地區陸上風電基本在0.25~0.30元/千瓦時，海上風電再高出0.05~0.10元/千瓦時。2024年，我國啟動實施“千鄉萬村馭風行動”，分散式風電結合農村能源革命等發展，通過探索形成“村企合作”的風電投資建設新模式和共建共享收益分配新機制，可以在有效提升中東部和南方地區的綠色電力供應和消費量的同時，助力鄉村振興，帶來良好的綜合效益和社會效益。

多措并舉促進新能源消納和綠電消費

隨著新能源裝機規模的快速增長，2024年新能源的消納矛盾較以往更為明顯，且消納挑戰將是持續性的。以西北地區為例，2024年上半年風電等效利用小時數為943小時，同比減少106小時；利用率為94.8%，同比下降1.5個百分點。集中式光伏的消納問題尤為嚴峻，等效利用小時數不足600小時，按照全年滿發交流側等效利用小時數1500小時考慮，實際限電比例約20%。中東部部分省份同樣存在消納難度增加的問題。

總體來看，光伏發電的消納問題更為突出，風電與光伏發電在出力上存在一定的互補特性，在光伏裝機規模大的省份和地區，風電消納條件相對較好。例如，從大區來看，2024年上半年西北地區風電利用率高于東北地區（東北是6個區域中唯一的風電裝機規模超過光伏的區域，風電裝機規模為光伏發電裝機規模的2.3倍），因此，無論是全國還是地區或省內，合適的風光裝機規模和電量配比有利于新能源消納并降低單位系統運行費用。

黨的二十屆三中全會明確提出，加快規劃建設新型能源體系，完善新能源消納和調控政策措施。2024年，國家出臺、調整和實施了多項措施，以市場化機制和手段促進新能源電力接網、電量消納和綠電消費。

并網接入方面，一是落實科學制定合理利用率指標。政策明確在保障經濟性的前提下，部分資源條件較好的地區可以適當放寬利用率目標（原則上不低于90%），這一措施可以有效增加新增項目規模空間。2024年12月，國家發展改革委、國家能源局聯合印發的《電力系統調節能力優化專項行動實施方案（2025—2027年）》提出，通過調節能力的建設優化，支撐2025—2027年年均新增2億千瓦以上新能源的合理消納利用，全國新能源利用率不低于90%。

二是加強輸電通道建設。2024年5月，國家能源局發文公布了37個當年開工和33個當年投產的新能源配套電網重點項目，為大型風光基地消納和跨省跨區輸送提供基礎支撐條件。

三是推進配電網擴容改造和升級，提出到2025年配電網具備接納5億千瓦左右分布式新能源的量化要求，建立配電網可開放容量定期發布和預警機制，電網企業需要按季度向社會公布縣（市）一級電網不同區域可承載規模信息，并分析提出進一步提升可承載規模的方案、舉措和時限要求。

電量消納方面，一是挖掘各類調峰和儲能、需求側響應等靈活性資源的潛力。例如，對于市場化并網建設管理方式的光伏發電等新能源項目，要求配置不低于15%×4小時的靈活性調節資源。二是鼓勵集中式和分布式源網荷儲一體化項目、新能源微電網建設，通過電力市場引導形成新的商業模式和業態，分布式光伏管理政策導向轉為強調自發自用和就地就近消納。

終端消費方面，一是實施非化石能源不納入能耗雙控考核。二是強化可再生能源電力消納保障機制的作用。2024年，除了將可再生能源電力消納責任權重繼續按年落實到各省份外，還提出將消納責任落實到重點用能單位，加強高耗能企業使用綠色電力的剛性約束，2024年新設電解鋁行業綠色電力消費比例目標，后續有望擴展到更多重點用能行業和企業。三是實施綠證對可再生能源電力的全覆蓋，建立綠電交易、綠證交易市場，完善綠證相關機制，拉動終端側對于綠證綠電類似強制和自愿消費需求。

以穩規模促發展為前提推進新能源參與電力市場

參與電力市場是近期新能源行業關注的熱點之一。近年來，新能源參與電力市場的方式增加、范圍擴大、規模和比例迅速上升。2023年，新能源參與市場的電量比例為47%。其中，集中式風光參與市場的電量占比已超過55%。2024年，全部新能源參與電力市場的電量比例超過一半。政策方向上，《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2023〕118號）文件明確了宏觀指引和目標，“到2030年新能源全面參與市場交易”。

2024年11月公布的《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》提出2026—2029年為電力市場全面建成期，有序推進新能源全面參與市場。2024年12月，河北、江蘇、浙江、廣東等10多個省份陸續公布了2025年中長期電力市場或分布式新能源參與市場有關政策。通過市場實現風光增量項目優化配置、電量優先上網和消納已成必然趨勢。

新能源參與電力市場對項目造成的最直接影響是導致消納和度電收益的不確定性，兩者直接決定著總收益水平，進而影響新能源新增裝機規模和投資意愿。尤其是光伏發電近兩年裝機規模迅速增加，且由于其在白天特別是中午集中出力的特性，2024年10多個省份將中午幾個小時甚至白天高達8個小時作為分時電價的平段或谷段，在現貨市場邊界出清規則下，26個開展現貨市場交易的省份約一半的上網側電價呈現了這個趨勢，已經并網運行的存量項目面臨利潤下降甚至虧損，新增項目面臨收益不確定性影響投資決策。相對而言，風電參與電力市場擁有一定的優勢。例如，山東在2024年及之前對新能源參與電力市場的政策要求是，新能源項目可自主選擇全電量參與電力市場或10%發電量參與電力市場；于2024年提出了2025年到2026年的政策是，新增風電項目（含分散式風電）可自主選擇全電量參與電力市場或30%發電量參與電力市場，新增光伏發電項目（含分布式光伏）可自主選擇全電量參與電力市場或15%發電量參與電力市場。

從實際情況來看，2024年及之前約一半的集中式風電項目選擇全電量參與電力市場。

我國明確碳達峰碳中和下必須構建新型電力系統，新型電力系統需要適應和滿足新能源占比日益提升、新能源將逐漸成為電源的增量主體再實現存量替代的需求。新能源參與電力市場的機制設計應當以保安全、促轉型、穩投資為目標，以系統思維統籌設計機制政策，推動新能源通過市場化方式消納。具體建議如下：

一是完善適應新能源特性的電力市場交易機制。完善中長期合同市場化調整機制，縮短效益周期，提升交易頻次，豐富交易品種，鼓勵引導新能源簽訂較長期限的中長期合同。積極穩妥推進電力現貨市場建設，推動新能源合適裝機和電量配比布局，鼓勵新能源+儲能、各類聚合方式，報量報價參與現貨市場，及時響應市場價格信號，并根據公平原則，合理承擔有關調節成本。持續完善電力輔助服務市場，增設多元化的輔助服務交易品種。

二是建立保障新能源參與市場合理收益的市場機制。探索應用政府授權合約機制，作為保障新增項目基礎收益的一種可選路徑，同時逐步推動存量項目保障性入市。政府授權合約機制可以采用類似于英國的差價合約機制，以及類似于德國的底價保障單邊溢價機制，兩者都可以兼顧新能源參與電力市場與保障項目合理收益，具有普適性和靈活性。合約的幾個關鍵點是長期合約、競配形成合約價格、偏差資金由一定內工商業用戶分攤承擔。此外，應做好存量項目與增量項目的區分，考慮各地新能源發展空間和終端電價成本分攤空間，以及與國家和地方發展目標的有效銜接。