《可再生能源发展“十五五”规划》系列解读（电力市场篇）丨完善市场机制 效率公平兼顾 保障新能源高质量发展行稳致远

来源：中国能源新闻网 时间：2026-07-30 15:54

完善市场机制 效率公平兼顾

保障新能源高质量发展行稳致远

水电水利规划设计总院 邱辰、郝宇

　　近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《可再生能源发展“十五五”规划》（以下简称《规划》），明确了“十五五”时期深化新能源相关市场化改革的方向领域和目标任务，重点提出完善可再生能源市场化发展机制和相关价格形成机制，同时鼓励新能源项目提升技术水平和运营能力，主动适应市场需求，对保障和促进新能源可持续健康发展具有重要的指导意义。

　　一、平稳有序过渡，新能源参与市场取得积极成效

　　“十三五”时期，我国多数省份已通过大用户直购、发电权替代、隔墙售电等方式开展新能源市场化交易探索。“十四五”时期，山西、甘肃、蒙西、山东等第一批电力现货试点省份陆续转入连续结算试运行，稳步推进新能源参与现货市场。2025年，新能源市场化改革136号文政策落地，配套建立新能源可持续发展价格结算机制，新能源正式迈入市场驱动新发展阶段。2026年1月，除京津冀外，各省份新能源全面参与电力现货市场，同时启动新能源机制量价结算工作。从今年上半年实际执行情况来看，全国新能源综合上网电价（含机制电费）约0.3元/千瓦时，接近平均燃煤基准价的八成，其中机制电费占对应电量综合电价的四成左右，价格总体平稳，保障新能源向市场化平稳过渡。“十五五”时期是新能源全面入市的第一个五年期，也是新能源高质量发展、助力碳达峰目标实现的决胜期，《规划》的出台，为进一步提升新能源在电力市场环境下的资源配置效率，保障新能源及相应调节资源公平获得价值回报指明了方向。

　　二、分类精准施策，完善新能源入市参与方式

　　《规划》紧扣集中式、分布式新能源开发运营差异化特征，分类设计市场化参与路径，打通各类新能源项目公平高效参与电力市场的渠道，充分释放各类资源能力价值。

　　一是推动大基地整体参与电力市场交易。《规划》针对“沙戈荒”风光大基地、水风光一体化综合基地开发方式推行基地一体化打包交易模式，统筹基地内部新能源发电及配套支撑调节资源，简化多项目分散申报繁琐流程，强化基地外送合约履约能力和可执行性，构筑依托特高压外送通道实现大规模绿电跨区域消纳的交易制度基石。

　　二是支持符合条件的新能源项目联合报价。《规划》支持符合条件的集中式新能源采用联合报价方式参与电力现货及中长期市场，更好利用日内风光互补特性平抑出力波动，提升新能源整体市场竞价能力，压缩中小集中式项目单独入市产生的交易成本与市场风险，推动形成规模化、集约化竞价优势。《规划》同时强调联合报价需符合一定条件，在此前印发的《国家发展改革委 国家能源局关于优化集中式新能源发电企业市场报价的通知（试行）》（发改能源〔2025〕1476号）政策中也已明确，原则上仅允许同一集团内、同一省份的新能源发电企业进行集中报价，且集中后的总装机规模不应超过所在地区电力市场单个最大燃煤发电厂装机规模，避免因报价过度集中而形成市场力滥用，影响公平竞争和市场效率。

　　三是鼓励分布式新能源通过聚合方式整体参与电力市场交易。针对户用光伏、工商业分布式光伏、分散式风电等单体容量有限、单独入市经济性不足的痛点，《规划》支持发电及负荷聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体整合海量分散发电资源形成统一聚合主体参与电力市场，同步明确聚合主体权责边界、收益分配方式等，并按照规则合理承担相应系统成本。聚合入市可以显著提升分布式新能源参与电力市场的主动性和竞争力，更好促进分布式新能源有序健康发展。

　　三、稳定收益预期，优化新能源场外保障机制

　　风光发电出力高度依赖气象条件，天然存在波动幅度大、出力时段集中等特性，在电力市场环境下的定价议价能力不足，难以平滑价格波动风险，完全依托电能量交易，项目长期投资成本回收面临较大不确定性。《规划》明确，“十五五”阶段将完善新能源可持续发展价格结算机制，健全“全面入市交易+场外结算兜底”的双层收益体系，兼顾市场定价效率与产业保稳发展。机制竞价层面，通过优化设计竞价规则和关键参数，引导行业理性选择投资机会，稳定行业长期投资回收预期，助力实现电力绿色低碳转型与非化石能源消费比例目标。

　　四、多元价值兑现，夯实全系统调节支撑基础

　　高比例新能源电力系统稳定运行客观依赖各类调节支撑资源，《规划》针对性提出完善辅助服务市场和调节性资源容量电价机制、建立可靠容量补偿机制，畅通调节支撑资源的市场化价值兑现渠道，提高相关项目的投资吸引力，更好护航新能源规模发展、安全运行和经济消纳。辅助服务市场方面，在持续丰富辅助服务交易品种、拓宽辅助服务市场准入范围、稳步提高辅助服务收益占比等行业共识基础上，《规划》重点提出向用户侧合理传导辅助服务成本，严格遵循“谁受益、谁承担”原则，逐步转变过去调节成本主要由发电侧承担的模式，缓解新能源在辅助服务费用分摊方面的压力。容量电价机制方面，在“双碳”战略目标、严控新增煤电背景下，《规划》着眼抽水蓄能、新型储能等未来核心增量顶峰调节资源，“十五五”期间推动落实发电侧容量电价机制，稳步实现发电容量从固定核价计划性补偿到按需按劳市场化补偿，为新能源渗透率进一步提升下的安全保供压舱兜底。

　　五、强化运营能力，提升新能源市场适应能力

　　新能源发展与市场化改革是协同共进的系统性工程，市场侧要为新能源发展构建适配机制、营造良好氛围，新能源侧应主动作为，提升技术水平和运营能力，积极应对和管理风险，扬长避短力争获得更好的竞争优势。《规划》直面新能源参与市场弱势短板，从技术创新、运维经营、主体培育多维度部署市场化运营提升举措。一是夯实功率预测基础，全面提升新能源气象预报与发电功率预测精度，从源头缩减出力偏差，切实增强市场交易履约能力。二是依托人工智能、大数据等前沿数字技术，构建交易分析智能系统，研判市场电价走势、优化报价策略，科学提升多品类电力市场下的综合决策水平。三是推进场站集约化管理，支持区域新能源场站群实施一体化集控运维，更好把握交易窗口与生产检修节奏。四是加大专业人才力量投入，深度研究市场交易规则、结算机制与风险管控逻辑，支持签订多年期购电协议、合同能源管理协议锁定收益预期。五是加快培育新能源发电专业运营商，打造兼具预测、集控、交易、风控一体化服务能力的市场经营主体，推动新能源从单一发电主体向综合市场化经营主体转型，以过硬运营能力实现市场竞争环境下的高质量可持续发展。

责任编辑：刘础琪