以制度创新打造改革标杆 新能源发电入市的“湖北实践”

来源：中国电力报 时间：2025-09-15 11:05

叶飞

　　在新能源市场化改革的深水区，湖北正以一套兼具系统性与创新性的电价机制设计，为中部地区乃至全国提供可复制的实践经验。近日落地的《湖北省深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展实施方案》（以下简称《实施方案》），既是对国家“136号文”精神的创造性落实，也是通过精准平衡“保障”与“市场”关系，构建新能源高质量发展制度框架的重要探索。

　　改革背景——规模扩张中的结构性矛盾与破局需求

　　从鄂东平原的光伏矩阵到鄂西山区的风电集群，湖北新能源已完成从“补充能源”到“主力电源”的华丽转身。截至7月底，全省光伏发电装机达4282.82万千瓦，占发电总装机容量的32.31%，已超越火电成为全省第一大电源；风电装机1038.71万千瓦，新能源总装机突破5320万千瓦，相当于每4千瓦时电量中就有1千瓦时来自新能源。2025年上半年，全省消纳光伏电量205.36亿千瓦时，同比增长36.85%，绿色电力持续为经济社会发展赋能。

　　然而，在新能源快速发展的同时，结构性矛盾日益显现。新能源出力具有典型的间歇性、波动性特征，与电网运行所需的稳定性、连续性之间矛盾加剧。在此背景下，亟须健全市场化电价机制，引导新能源主动参与电力交易，提升消纳能力，增强系统调节韧性，公平承担责任。

　　作为全国电力市场改革先行区，湖北早已布局多层次电力市场体系：中长期交易市场平稳运行多年，现货市场年中已顺利转正，辅助服务市场不断完善。2025年，湖北集中式新能源已全面入市，仅分布式项目执行保障性收购政策。在此基础上，此次改革既是对既有实践的深化，更是面向新型电力系统的前瞻布局。

　　总体考量——在平衡艺术中彰显系统治理思维

　　湖北新能源电价改革的深层智慧，体现在对多重关系的精准把握，通过“两只手”协同、全周期衔接、多政策联动，构建起动态平衡的治理体系。

　　市场决定作用与政府引导作用的协同发力。改革的核心在于厘清“市场之手”与“政府之手”的作用边界。在竞争性领域，充分释放市场活力——推动新能源电量全面进入中长期与现货市场，通过供需博弈形成真实价格信号，引导资源向高效能项目集中。在基础性领域，强化政府保障作用——建立机制电量“安全网”，为项目提供基本收益兜底，避免市场剧烈波动对行业根基造成冲击。

　　这种协同体现在具体机制中：对集中式项目，近70%的电量通过中长期合约、技术改造奖励锁定基础收益，12.5%的电量享受机制电价保障，综合保障比例超过80%，留存一小部分电量（约20%）感受现货市场温度；对分布式项目，80%的电量执行机制电价，20%的电量试水市场交易。有效市场与有为政府的有机结合，既避免了“市场失灵”的敞口风险，又破解了“政策依赖”的传统困局。

　　存量稳预期与增量激活力的平滑衔接。《实施方案》遵循“老人老办法、新人新办法”的过渡原则，在保护存量利益的同时激活增量动能。对存量项目，通过机制电量、中长期交易等方式，保障了新能源80%的电量基本延续历史价格水平，避免改革“急转弯”引发市场震荡。对增量项目，通过市场化竞价确定机制电量与电价，激励项目提升技术水平、降低度电成本，形成“优质优价”的竞争格局。

　　更关键的是建立“利益衔接通道”：存量项目可通过技术改造（如加装AGC系统、提升“四可”能力）享受更灵活的收益空间；增量项目需参考社会先进成本收益水平，避免恶性竞争破坏市场生态。这种“存量有保障、增量有激励”的设计，实现了改革前后的平稳过渡和有效衔接。

　　电价改革与配套政策的联动增效。《实施方案》注重与电力市场其他政策的有机衔接，避免政策叠加或执行空白。在市场交易逻辑保持方面，纳入可持续发展价格机制的电量仅开展一次差价结算，不干扰中长期、现货交易的原有运行规则，确保市场主体交易行为的连续性和稳定性。在辅助服务领域，合理增设有偿辅助服务品种，明确辅助服务的计价规则，规范辅助服务费用在发电侧、用户侧的传导分担路径，避免成本过度向某一环节集中。同时，《实施方案》提出完善新能源市场化代理购电机制、研究建立容量补偿机制，推动机制电量与绿电交易、绿证核发衔接，这种多政策联动模式，既突出电价改革的牵引作用，又发挥配套政策的保障功能，形成“1+1>2”的政策效应。

　　四大亮点——以制度创新打造全国样板

　　《实施方案》的核心竞争力体现在4个维度的创新性设计上，为新能源电价改革提供了突破性思路。

　　存量认定“应纳尽纳”，最大程度护航行业信心。针对国家政策中“6月1日前全容量并网”的存量认定标准，湖北积极争取政策弹性，创新采用“电力业务许可证最晚投产时间”作为核心依据。这一调整看似细微，却切实解决了项目建设周期长、许可证办理滞后等现实问题——对于已全容量投产但尚未取得许可证的项目，仍按其实际投产时间认定是否为存量项目，避免了“全容量并网却因证件问题错失存量资格”的不合理情形。这一“应纳尽纳”的认定原则，既坚守国家政策底线，又体现地方治理温度，有效保护了存量项目投资者的合法权益，为改革平稳推进奠定了坚实基础。

　　市场衔接“精准卡位”，保障市场规模动态平衡。机制电量与市场电量的比例设计，直接关系到电力市场的稳定运行。湖北通过精准测算供需关系，为不同类型项目定制“市场套餐”：存量集中式项目80%的电量通过“中长期合约+机制电量”保障，20%参与现货市场；分布式项目以80%的机制电量托底、20%的电量试水市场交易。更具前瞻性的是，增量项目机制电量与市场电量的配比设计充分考虑到用电增长趋势——预计每年80亿千瓦时的增量市场电量，与工商业用电70亿千瓦时的年增长量基本匹配，既避免了市场供过于求导致的价格剧烈波动，又为新增负荷提供了绿色电源选择，实现了“新能源增长”与“用电需求”的动态平衡。

　　主体培育“聚合赋能”，激活分布式发展活力。面对42万户分布式项目这一“入市生力军”，湖北创新建立“聚合竞价”机制，打破了小规模项目单独参与市场的壁垒。通过支持分布式项目以聚合形式参与增量项目机制电量竞价，培育出一批专业负荷聚合商和运营商，既解决了分布式项目“规模小、议价弱”的痛点，又催生了新能源服务的新商业模式。

　　这种“散户变军团”的市场组织方式，不仅提升了分布式能源的市场竞争力，更激活了行业创新潜能——聚合商通过优化调度、需求响应等增值服务，推动分布式项目从“单纯发电”向“综合能源服务商”转型，为新能源市场化注入了多元活力。

　　系统调节“奖惩分明”，引导技术升级提升效能。为引导新能源主动融入电力系统调节，湖北在全国率先建立“技术达标奖励+不达标约束”的双向机制。对自发自用率高于全省平均水平10个百分点的新增分布式项目，政策执行期限可延长1~2年；未实现AGC调度闭环控制的10千伏及以上分布式项目，以及未通过“四可”认定的10千伏以下项目，当月机制电量结算比例下调10个百分点。这种“优者多得、劣者少得”的奖惩机制，精准倒逼项目加大高精度监测、智能控制等技术投入，从根本上提升新能源的系统友好度。

　　作为中部地区新能源大省，湖北的改革实践为同类地区提供了重要启示：唯有兼顾“保障”与“市场”、平衡“存量”与“增量”、统筹“发展”与“安全”，才能构建起支撑新能源高质量发展的制度体系。其探索形成的可复制、可推广的经验，为全国新能源市场化改革提供了重要参考。（作者单位：国网湖北省电力有限公司）

责任编辑：于彤彤