深度 | 新发展形势下新能源消纳及市场化的思考

来源：中能传媒研究院 时间：2025-11-11 11:27

——以广东为例

汤泰 中国能源研究会双碳产业合作分会副秘书长  罗理鉴 南网碳资产管理有限公司副总经理 

　　随着新能源全面入市，电力市场化定价时代正式来临，新能源发展已实现从“政策驱动”向“市场主导”的关键转型。广东分布式光伏的快速发展给配电网带来了不小压力，新能源消纳难题愈发凸显。破局之道在于充分释放市场价格信号的引导作用，借助市场“无形之手”充分兑现新能源场站空间分布价值，从而科学引导新能源项目的规划布局及配套储能的投资方向。新形势下，入市后的新能源企业收入结构将不再是单一发电收益，而将通过深度参与电力现货市场、积极拓展绿电交易及探索多产业融合发展等方法路径，综合实现收益来源的多元化拓展与稳健提升。

　　一、广东新能源消纳及入市情况

　　（一）广东新能源发展情况

　　2024年底，广东新能源总装机5913万千瓦，占广东整体装机比例接近30%。其中陆上风电装机584.6万千瓦，海上风电装机1216.8万千瓦，集中式光伏装机1369.4万千瓦。值得注意的是，广东分布式光伏经过2024年的爆发式增长，装机达2742万千瓦，已成为广东新能源电源装机容量最高的品种。截至2025年4月，广东新能源装机规模超过6400万千瓦。其中，风电装机超1800万千瓦；光伏装机4679.3万千瓦。相比2024年末，光伏装机在短短四个月内又增长了567.9万千瓦，发展势头强劲。放眼“十五五”，根据广东省发展改革委已下达的清单，广东海上风电装机将新增约6000万千瓦，与此同时分布式光伏在一段时间内将继续快速发展。笔者调研中获悉，2025年上半年广东分布式光伏在建规模巨大，报装在建规模已超过500万千瓦。

　　（二）广东新能源消纳遭遇瓶颈

　　然而，与装机规模的高速扩张相比，新能源电量的有效消纳正面临愈发突出的现实瓶颈。集中式光伏发展受到自然资源条件和地理适应性制约。2025年8月27日，广东省能源局发布的《关于贯彻落实〈分布式光伏发电开发建设管理办法〉的实施意见（公开征求意见稿）》明确提出，广东省不再发展地面集中式光伏发电、将重点支持屋顶光伏发电发展。尽管通过实施煤电灵活性改造、新增抽水蓄能和新型储能等措施，广东电力系统整体灵活调节能力较强、消纳率高，但随着近年来新能源造价成本持续降低，广东分布式光伏规模快速增长，导致了广东配电网面临前所未有的压力。广东省能源局近日发布的2025年第三季度分布式光伏接网消纳困难区域名单显示，全省7个地市26个县（市、区）的236个镇被列为消纳受限区域，受到严格限制。根据最新公告，广东接网消纳困难区域低压配电网接网预警等级均为“受限”，局部地区消纳形势严峻，分布式光伏正面临切切实实的消纳难题。

　　广东的情况并非个例。据全国新能源消纳监测预警中心的数据显示，截至2025年7月，河北、内蒙古、黑龙江、甘肃、青海、新疆等地风电利用率已降至90%左右，西藏地区已降至69.4%。这意味着在清洁能源装机快速攀升的同时，系统灵活性建设和消纳能力提升未能同步推进，导致清洁电力“能建不能并、能并不能发、能发不能用”的结构性困境愈发凸显。与此同时，多地出现新能源发电量弃用、限电比例回升等现象，反映出电力系统在结构性调节能力、市场化配置机制以及体制协调方面存在深层次矛盾。尤其是当前新能源消纳问题已从传统的大电网平衡矛盾，延伸至分布式层面的普遍性制约。随着我国新能源电源建设持续推进，清洁能源发电量进一步增长，消纳难题日益凸显，亟待研究解决。

　　（三）广东新能源将全面入市

　　2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”），标志着新能源电价机制从“计划电”向“市场电”迈出了关键一步，将推动新能源全面转向“自主竞争”的市场化时代。广东省能源局积极响应和落实“136号文”精神，于9月19日正式印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的实施方案》，推动广东正式迈入新能源全面市场化的新阶段。该方案将于2025年11月1日起实施，全省风电、光伏发电等新能源电量将全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。

　　“136号文”背景下，广东作为我国经济和能源大省，其新能源发展、消纳和入市情况受到广泛关注。据悉，目前广东已推动全部220千伏及以上集中式新能源全面进入电力市场，年底前还将推动所有110千伏集中式新能源直接参与现货市场，随着“136号文”的全面落地，预计新能源市场交易电量规模将迎来爆发式增长。

　　二、广东新能源入市的影响分析

　　（一）新能源入市对电力市场的影响

　　新能源入市后，其低边际成本优势将直接传导至电价形成中，将为市场提供价格信号。在风光资源富集的发电时段，能有效平抑整体电价水平，让终端用户直接受益；同时，新能源固有的波动性、不可预测性也会通过电价波动客观体现，这为储能、调峰电源等灵活性调节资源创造了清晰的商业价值空间与市场机遇。此外，当新能源大发且电网负荷偏低时，市场电价会出现大幅下行甚至出现负电价现象。通过市场化反馈将促使新能源企业主动采取削减出力、配套储能设施开展移峰填谷等措施，提升新能源消纳水平。

　　从市场建设角度看，新能源全面入市将推动交易规模显著扩大。截至2024年底，广东电力市场化交易电量已达6176亿千瓦时，占全社会用电量的比例高达67.7%；2025年上半年，市场化交易电量约2076亿千瓦时，同比增长14.35%，延续较快增长态势。随着新能源全面进入市场，预计全年市场化交易电量将进一步攀升，为广东构建“中长期+现货+辅助服务”电力市场体系筑牢支撑。

　　当前，广东电力市场已形成一系列机制创新成果：成功实践“三部制”结算机制，有效解决了中长期市场与现货市场的偏差调节难题；通过建立发电侧成本补偿机制，实现气电等类型发电成本的动态疏导；完善阻塞分配与不平衡资金处理机制，切实保障市场公平有序运行。这些机制创新成果将为新能源全面入市扫清障碍、提供坚实制度保障，助力广东高质量建设适应新型电力系统的电力市场。

　　（二）全面入市对新能源收益的影响

　　新能源节点电价由市场供需决定的边际机组成本和电网通道决定的阻塞电价共同构成，受整个电力市场运行影响。因此，增量新能源上网的“量”“价”都存在较大不确定性，投资逻辑将由资源导向型向市场导向型转变，市场交易和运营能力对新能源收益影响显著。

　　新能源参与现货市场面临低价风险。受资源禀赋限制，新能源大发时段高度重合，同质化竞争严重，而现货市场价格与新能源出力高度相关，大量新能源在大发时段集中入市只能报低价，以边际成本申报定价的现货交易模式面临挑战。据近期调研发现，现货价格的走低已经对中长期交易的执行产生影响，势必还将影响到未来年度长协签订价格。如不采取措施，无补贴的新能源电源投资建设成本回收将面临长期、严峻的挑战。

　　鉴于此，广东将建立“托底保护价”差价结算机制，即当市场交易均价低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时则扣除差价。这种“托底不封顶”的机制设计，不仅保障了新能源企业的合理收益，又充分发挥了市场在资源配置中的决定性作用，即通过市场化竞价推动行业技术进步和成本下降，有利于稳定新能源企业收益预期，推动广东新能源可持续发展。

　　（三）相关政策对新能源入市的影响

　　2025年9月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称“1192号文”），不仅明确界定了“就近消纳项目”的核心定义，还细化了配套收费标准，为新能源就近消纳项目的落地实施划定了清晰边界、提供了明确遵循。在“1192号文”的政策导向下，单纯依赖发电收益的新能源项目盈利空间进一步收窄，而具备自发自用、供需平衡能力的综合能源项目凭借多元协同优势愈发凸显；储能在助力项目规避额外支出、提升供电稳定性与可靠性方面的核心价值将充分释放。“1192号文”对新能源项目的规划设计逻辑、技术方案选型及全生命周期经济性评估，将产生深远且持续的影响。

　　2025年10月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》（以下简称“征求意见稿”），在“可再生能源电力消纳责任权重（RPS）”的基础上进一步健全监管框架，明确构建对政府与企业的双重考核目标体系。根据征求意见稿要求，可再生能源消费最低比重目标被进一步压实至重点用能企业，同时为企业达标提供了多元化实现路径。其中，电力消费目标可通过自发自用可再生能源、绿电直连供应或购买绿证/绿电等方式完成；非电消费目标则可依托可再生能源供热/制冷、可再生能源制氢/氨/醇及生物质能非电利用等模式落地。在这一政策导向下，相关企业需尽快“摸清家底”，全面测算自身能源消费结构现状，科学评估最优达标路径。该文件正式落地后，将推动企业把能源绿色转型纳入长期战略规划，为我国“双碳”目标落实及经济社会全面绿色转型提供有力支撑，助力整体目标稳步实现。

　　三、全国各地落实“136号文”有关情况及相关建议

　　据北极星电力市场网不完全统计，截至2025年10月18日，全国已有22个省（区、市）正式印发了“136号文”的省级承接方案，此外全国共有7个地区已发布“136号文”承接方案征求意见稿，另有11个地区陆续发布了增量项目机制电价竞价通知或竞价结果公告，包括山东省、云南省、新疆维吾尔自治区、甘肃省、黑龙江省、安徽省、广东省、江西省、青海省、河北省、上海市，其中，山东、云南、新疆、甘肃四地率先完成增量项目机制电价竞价，初步实现了市场化定价与新能源消纳的对接。

　　新能源电价市场化改革是一项系统工程，各地在制定“136号文”配套实施细则时，应坚持系统观念，推动政策精神精准落地。结合中央财经委员会第六次会议提出的全国统一大市场建设相关指导要求和当前电力市场发展现状，应多措并举，从如下方面加强市场建设，保障政策实施效果。

　　第一，科学合理设计新能源可持续发展价格结算机制细则。保障存量项目权益，合理确定增量项目机制电量规模与消纳责任权重，设定机制电价上下限、竞价规则和执行期限，避免恶性竞争，增强投资信心。

　　第二，完善适应新能源全面入市的市场规则体系。合理设定中长期交易频次、现货市场申报、出清价格上下限；合理构建启动成本及空载成本补偿机制；推动辅助服务市场与电能量市场联合优化出清；适时提高容量保障机制中容量电费回收比例并优化考核体系；明确跨省跨区送受电责任，积极探索容量市场，提升市场效率。

　　第三，完善电证碳市场体系，促进绿色能源消费升级。完善多市场协同体系，推动绿电、绿证和碳市场联动，将可再生能源消纳责任指标落实到用户端，并探索绿证收益与机制电价动态挂钩，确保新能源环境价值合理体现。

　　第四，提升新能源全环节市场竞争力。在规划布局方面，结合资源禀赋和负荷特性优化项目布局；建设运维方面，降低平准化度电成本，利用大数据和人工智能提升发电效率和运维精度；在市场营销和开发模式方面，通过出力预测、电价预测、曲线优化及新能源与产业融合的新模式，推动虚拟电厂、绿电直连等创新应用，实现新能源收益和系统价值最大化。

　　四、新形势下广东新能源发展及参与市场相关建议

　　基于市场化发展形势，未来新能源项目若仅依赖电量收入，将难以实现预期投资回报，部分项目甚至可能面临成本回收困难。因此，在坚持合理规划、科学选址的前提下，广东新能源项目需多元化拓展收益路径，在主动参与绿电交易的同时，积极探索产业融合发展的创新模式，以提升项目综合盈利能力与抗风险能力。

　　（一）深度参与绿电交易

　　广东电力市场在绿电交易领域已率先开展探索实践。自2021年6月率先启动绿电交易试点以来，截至2024年累计成交电量达128亿千瓦时，年均增长5.2倍，交易规模稳步扩大。2024年，绿电交易参与主体进一步扩容，分布式光伏与居民用户首次纳入交易体系，当年成交电量分别达1.2亿千瓦时、2万千瓦时，交易生态更趋多元。2025年上半年，广东绿电交易持续保持高增长态势，成交电量82.9亿千瓦时，同比增幅达60.2%，绿色环境属性交易价格约为0.0067元/千瓦时。当前广东企业绿电需求旺盛且呈持续增长态势，绿电交易不仅为广东外向型经济发展提供了关键的绿色环境属性支撑，更为新能源项目在电能量收益之外开辟了重要的收益渠道。

　　（二）积极探索光储一体模式

　　广东已明确提出要推动新能源产业集群成长为新的万亿元级产业集群。在该集群所包括的诸多产业中，新型储能产业作为最受关注和重视的方向之一，当地政府对将其打造为广东“制造业当家”的战略性支柱产业寄予厚望。结合广东储能电站的投资建设，“光伏+储能”的一体化模式将成为广东新能源产业集群发展的主流模式，通过在午间电价低谷时充电、晚间用电高峰时放电，不仅可以规避低电价损失，更能通过峰谷价差套利创造可观的额外收益。

　　（三）大力发展“光储充”业态

　　随着新能源汽车产业的高速发展，广东新能源汽车与充电桩发展不平衡问题日益凸显，充电站建设进度已显著滞后于新能源汽车保有量增长速度。“光伏+储能+充电”一体化模式凭借环保低碳、便捷高效、安全可靠等诸多优势，成为新能源汽车充电站建设的优选方向。该模式下的充电站可通过储能系统在夜间低谷时段储存电能，待充电高峰时段结合储能电站与电网协同供电，既能实现电力削峰填谷、有效降低配电增容投入成本，又能破解新能源发电间歇性、不稳定性带来的供电难题。同时，“光储充”可根据应用场景需求与公共电网灵活互动。因其具备相对独立的运行能力，能最大程度消纳新能源电力，不仅大幅缓解充电桩集中用电对电网造成的负荷压力，更能通过高效运营为投资主体带来可观的充电收益与综合价值回报。 

　　责任编辑：江蓬新