今年2月，国家发展改革委、国家能源局发布《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号文件”），将新能源电量全面推向市场，对中国新能源行业发展产生了深刻影响。136号文件推动新能源参与市场，不仅可以实现我国新能源产业高质量发展，而且可以推动能源转型，助力碳达峰碳中和。通过不断完善新能源市场化定价及配套机制，我国将在实践中探索出一条兼顾效率与公平的新能源发展之路。
围绕化石能源的能源转型大多是市场自发驱动的，而全球范围的新能源行业发展大致呈现如下趋势：初期以政策为驱动力，然后政府补贴逐步退坡，再到渐进式实现市场化。
原因在于，虽然发展新能源具有显著的正面外部性，如减少环境污染、降低碳排放、改善生态质量等，但某些正外部性难以通过市场价格机制转换成经济收益。同时，新能源在发展初期面临诸多技术和成本上的限制，使得新能源企业在市场竞争中处于明显劣势。因此，需要政府通过政策手段进行干预，如提供补贴、制定配额制度等，以降低新能源企业的成本和风险，提高其市场竞争力。
德、英、美等国家的新能源发展都经历了从依赖政府补贴逐步到渐进式市场化的过程。以德国为例，作为太阳能资源并不丰富的国家，其从1990年开始对屋顶光伏提供资金支持，对初始建设资金进行补贴，后又颁布相关政策，对光伏发电及配套储能进行补贴。曾有报道称，2030年德国将为其能源变革支付高达10000亿欧元。近期德国议会发布的“太阳能峰值计划”将实行弹性补贴+智能调控的双轨机制，对光伏发电补贴政策进行优化调整。
中国在新能源发展起步阶段也出台了一系列补贴政策，有力推动了产业快速发展。近年来，随着电力市场建设快速推进，60%以上的发电量已通过市场竞争定价，新能源已具备全面参与市场的基础。同时，新能源开发建设成本较早期显著下降，技术进步与市场规则完善也为新能源全面入市创造了条件。
国家发展改革委、国家能源局发布的《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》明确提出，我国新能源已基本进入平价无补贴发展的新阶段。136号文件推动新能源上网电价全面由市场形成，是首次在国家层面统一明确新能源电量全面入市。该文件还提出创新可持续发展价格结算机制、区分存量和增量项目分类施策，为新能源从依赖政策支持向完全市场化竞争平稳过渡提供制度保障。
德国联邦统计局发布的数据显示，2024年，德国可再生能源发电量占比为59.4%，创历史新高。其中风电发电量占比31.5%，光伏发电量占比13.8%。德国应对高比例可再生能源的消纳采取了一套包含完善政策规划、市场体系建设与硬件设施改造的组合举措。一是完善电力市场。上网电价由市场供求关系决定，新能源与常规电源同台竞价；售电市场充分竞争，电力消费者可自由选择电力供电商。二是平衡结算单元。平衡结算单元是电力市场的最小交易单元，作为一种金融交易型电量结算账户，由平衡责任方管理。平衡责任方预测单元内发用电量并提交输电系统运营商，若实际发用电偏离预测，需承担平衡市场成本，从而激励新能源预测精准度提升，减少系统平衡误差。三是系统调节能力建设。气电、水电、抽水蓄能、储能等灵活调节电源占电源总装机的比重为24%，叠加煤电机组出力可调空间，电源侧灵活调节能力超过最大负荷。需求侧可调容量占最大负荷的比重超13%，可控负荷占最大负荷的比重为1.6%。四是跨国电力互济。依托欧洲跨国电网和统一电力市场，通过65条交直流线个国家互联。跨国互联线万千瓦左右，约占德国最大用电负荷的40%。
但同时，德国高比例新能源接入系统仍然面临挑战。一是负电价情况频发。2024年，德国负电价时长达到468小时，同比增长60%。二是电力系统对化石燃料“兜底”调节需求居高不下，终端电价上涨。2024年6月，德国居民电价达0.39美元/千瓦时，位于全球前列。
一是计划建立容量市场。2024年8月，德国联邦经济事务和气候行动部发布了一份文件，为未来电力市场设计提出建议，其中提到2028年引入“技术中立的容量市场”。
二是取消光伏负电价补贴。2025年1月，德国联邦议院通过了《关于修改能源经济法以避免临时发电过剩的法案（草案）》，取消负电价时段的光伏并网补贴，并计划由溢价补贴转向一次性投资补贴。
三是挖掘储能调节潜力。自2025年1月起，德国电网被正式要求为配备光伏和储能电池的家庭安装智能电表，允许家庭储能系统参与现货市场交易。鼓励光储一体化，规定新安装的功率超过7千瓦的光伏系统，若无储能设备，需要配备智能计量系统，且发电量将被限制为最大功率的60%，而配备储能设备的光伏系统则不受此限制。
四是推行动态电价。自2025年1月1日起，德国要求电力供应商向所有用户提供动态电价套餐，消费者可自主选择是否接受。通过动态电价，拥有电动汽车、热泵、储能系统的居民用户能通过调整用能需求和时段来缓解供需错配的问题。
来自英国的国家能源系统运营商的数据显示，2024年，英国可再生能源发电量占比达到44.8%，其中风电是最大的电力来源，占总发电量的30%。英国于2015年全球首创差价合约机制，该机制的本质是一种将市场机制下可变电价风险转换为固定履约价格的工具。可再生能源项目通过市场化竞拍的方式，可以获得期限长达15年的差价合约。当市场价格高于/低于履约价时，发电商向资金池返还/获取差价，从而把电价波动风险转换为稳定收益。其中，政府发挥了重要作用，设定了履约价格上限，并以财政拨款方式进行资金补贴。对于不同技术类型的项目设立了不同的资金池，按技术成熟度分为成熟、新兴和专门用于支持海上风电三类，分类设定预算，引导实现发展目标。
近年来，英国差价合约机制也遭遇了一些问题。由于履约价格设定不合理、投资积极性不足，在第五轮AR5海上风电差价合约招标中，出现了无企业投标的情况。针对这些问题，英国政府发布了改革方案，包括放宽固定式海上风电项目可行性标准、允许尚未完全获得规划许可的项目参与招标、考虑在目前15年差价合约条款基础上延长合同年限等。
根据美国加州独立系统运营商（CAISO）公布的数据，2024年美国加州CAISO市场的可再生能源发电量占比为38.7%。其最大特点是，依托长期购电协议（Power PurchaseAgreement，PPA），借助成熟的金融衍生品市场促进新能源消纳。PPA通常可以分为物理购电协议和虚拟购电协议，虚拟购电协议在美国较为普遍，即使发电项目与用电地点没有物理互联，企业也能通过虚拟购电协议购买可再生能源电力，在金融市场结算差价，实现绿电目标。这种交易方式灵活、门槛低，不同类型和规模的企业都能通过该交易参与可再生能源市场，稳定购电成本并实现绿电目标。例如，谷歌、苹果公司通过该交易方式实现了100%绿电消费目标。
136号文件是中国新能源发展从“政府主导”向“市场驱动”的关键转折。市场信号来自以下三方面：
机制电价是一种场外机制，是过渡性的阶段性政策，相当于为新能源项目提供一个保障型的差价合约，发挥收益托底作用。我国机制电价与英国差价合约在差价的计算方式上存在差异，我国按同类项目市场交易均价而非单个机组市场价格进行差价结算。因此，同一地区同类项目间电价收入的差异体现在随行就市的场内收入方面。
未来，新能源行业整体将呈现马太效应，优势企业通过技术创新、效率提升获得超额收益，而缺乏核心竞争力的企业将被市场淘汰。
建议新能源项目在前期规划阶段强化“资源—技术—市场”多维评估，引入平准化度电成本动态测算，将现货市场电价波动、辅助服务收益等纳入财务模型，通过技术创新提升价值。
136号文件提出，适当放宽现货市场限价。在一个相对完备的市场体系中，即使出现负电价，新能源电厂通过差价结算、绿证，在未来通过容量补偿和碳交易等机制，也能实现正的收益。但在负电价常态化的地区，一些金融机构会拒绝向没有长期固定售电合同的新能源项目提供贷款，这会对新能源发展造成阻碍。
未来，新能源项目收益结构将从单一电量收入转向“电能量+环境价值+灵活性服务”的多元组合。政策层面需加快完善容量电价、绿证消纳等配套制度，推动绿证市场、碳市场与电力市场协同深化，促进新能源的绿色价值进一步释放。对于新能源开发企业而言，应加快在峰谷价差较大的区域优先配置独立储能，在弃电率高的地区侧重“新能源+储能”一体化，改善项目收益。
标普全球发布的数据显示，2023年全球通过长期购电协议签约的清洁能源容量约53吉瓦，较2015年增长超过10倍。2024年全球长期购电协议市场继续保持强劲增长势头，新签容量约68吉瓦，较2023年增长29%。长期购电协议通常为10～20年的长期合约，通过锁定电价，为发电企业提供稳定的收益预期，并成为项目融资的重要支撑，是欧美地区促进新能源投资和推动绿色电力消费的重要手段。
虽然虚拟长期购电协议模式目前在我国不具备发展条件，但物理长期购电协议对于促进我国可再生能源开发和绿电消纳大有可为。建议明确长期购电协议的法律地位和交易规则，扩大试点范围，优先在高耗能行业、出口导向型企业及绿电需求大的地区推广，待成熟后逐步向全国铺开。鼓励银行、保险等机构开发基于长期购电协议的金融产品，降低新能源项目的融资成本。
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