报告链接：中国新能源发电市场投资建设与运营数据统计（2025版）
报告链接：中国新能源市场投资建设与发展前景预测深度调研分析报告（2025版）
一、市场化改革概述
（一）市场化改革背景
（二）市场化改革内容
（三）市场化改革目的
（四）市场化改革原则
（五）市场化改革意义
（六）市场化改革对终端用户影响
二、市场化改革——交易、价格机制
（一）交易范围
（二）交易规模
（三）交易方式
（四）交易和价格机制（现货市场）
（五）交易和价格机制（中长期市场）
三、市场化改革——结算机制
（一）结算机制分类
（二）差价结算机制管理部门
（三）存量项目差价结算机制（2025年6月1日以前投产）
1、电量规模
2、机制电价
3、执行期限
（四）增量项目差价结算机制（2025年6月1日起投产）
1、电量规模
2、机制电价
3、执行期限
（五）差价结算机制结算周期
（六）差价结算机制退出
四、市场化改革——方案制定
（一）方案制定部门
（二）方案监管部门
（三）方案价格结算部门
（四）方案制定时间
（五）方案制定原则
1、与发展规划协同
2、与市场协同
3、与环境协同
（六）财政补贴标准
（七）绿证核发
（八）电网企业代购电
（九）方案跟踪评估
一、市场化改革概述
（一）市场化改革背景
截至2024年底，新能源发电装机规模约19.49亿千瓦，占全国电力总装机规模接近60%，已超过煤电装机。（新能源发电包括水电、风电、光伏发电、生物质发电、核电）
随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。
当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。
1、新能源发电占电力市场比重大幅增长
（1）2016-2024年新能源装机容量占电力市场比重
早在2023年，我国新能源装机容量占电力市场比重就已经超过50%。
（2）2016-2024年新能源发电量占电力市场比重
2024年，我国新能源发电量占电力市场的比重接近40%。
2、风电、光伏发电占新能源发电的比重逐年提升
（1）2016-2024年风电、光伏发电装机容量占新能源发电的比重
截止2024年，我国风电、光伏发电合计装机容量占电力的比重超过70%。
（2）2016-2024年风电、光伏发电量占新能源发电的比重
2024年，我国风电、光伏发电量占新能源发电的比重超过46%。
3、我国新能源发电处于保障性收购与市场化并存阶段
由于新能源发电项目收益不稳定，投资风险较大，企业投资积极性不高。为了鼓励新能源发电市场投资，我国制定了一系列促进新能源发电市场发展的法律法规、政策规划。
其中，在新能源发电交易方面，经历了优先收购、全额收购、保障性收购、保障性收购与市场交易并存等阶段。
《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》（2016年3月）规定，可再生能源并网发电项目年发电量分为保障性收购电量部分和市场交易电量部分。
市场交易电量部分由可再生能源发电企业通过参与市场竞争方式获得发电合同，电网企业按照优先调度原则执行发电合同。
可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。
2023年，我国新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。电力辅助服务机制挖掘系统调节能力超1.17亿千瓦，促进清洁能源增发电量超1200亿千瓦时。
而到了2024年，全国超过50%的新能源发电量通过市场化方式消纳。
4、我国风电、光伏发电单位投资成本大幅下降
2011年，我国陆上风电项目平均单位千瓦总投资约8230元/KW。2024年，我国陆上风电项目平均单位千瓦总投资约4200元/KW，较2023年下降6.7%。海上风电项目干瓦总投资在9000~12500元/kW区间。
2011年，我国陆上集中式光伏电站项目平均单位干瓦总投资约为14850元/KW。2024年，陆上集中式光伏电站项目平均单位干瓦总投资约为3450元/kW,较2023年降低约11.5%。近海海上光伏发电项目单位F瓦总投资约为4800元/kW。
（二）市场化改革内容
改革主要内容有三方面：
一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。
之所以要建立新能源可持续发展价格结算机制。主要是因为新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。为解决这个问题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。
三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。
（三）市场化改革目的
充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，大力推动新能源高质量发展。
（四）市场化改革原则
按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。
1、价格市场形成（价格形成机制）
推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。
2、责任公平承担（价格交易机制）
坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。
3、区分存量增量（价格结算机制）
坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。
4、政策统筹协调（价格政策协调）
坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。
（五）市场化改革意义
（一）有利于推动新能源行业高质量发展
新能源上网电价全面由市场形成，存量增量分类实施支持措施，有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。
（二）有利于促进新型电力系统建设
新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。
（三）有利于加快建设全国统一电力市场
改革后，新能源与煤电等一样进入电力市场、上网电价均由市场形成，电力市场化交易进一步扩围，同时各地电力市场规则将按照国家要求相应完善，能够极大促进全国统一电力市场建设。
（六）市场化改革对终端用户影响
这项改革，对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。
对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。
二、市场化改革——交易、价格机制
（一）交易范围
新能源项目包括风电、太阳能发电。
对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。
（二）交易规模
新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。
相反，非上网电量不参与市场化改革。
（三）交易方式
新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。
参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。
（四）交易和价格机制（现货市场）
完善现货市场交易和价格机制：
完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。
适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。
（五）交易和价格机制（中长期市场）
健全中长期市场交易和价格机制：
不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。
允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。
完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。
鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。
三、市场化改革——结算机制
（一）结算机制分类
《通知》提出，建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
因此，结算机制分为纳入机制新能源上网电量与未纳入机制的新能源上网电量。
风电、光伏的上网电量，将分为两部分：（1）入围机制电量部分，执行机制电价（交易价格+差价补贴）；（2）未入围机制电量部分：执行现货电价/交易均价。
“市场外差价结算机制”核心是引入了机制电价，可以理解成“保底价”。
“市场外差价结算机制”是政府与市场的“双向平衡”，既坚持市场化改革方向，要求新能源电量全部入市，又通过差价结算机制为发电企业提供“缓冲垫”，避免电价断崖式下跌引发行业系统性风险。这反映了政府市场化改革的矛盾，既要打破旧有补贴依赖，又要防止转型阵痛冲击行业信心。这种“政府定价”与“市场定价”的混合模式，注定是过渡期的权宜之计，随着电力市场体系的成熟，机制电价终将退出历史舞台。
（二）差价结算机制管理部门
纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。
对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。
（三）存量项目差价结算机制（2025年6月1日以前投产）
2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：
1、电量规模
由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。
新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。
鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市场竞争。
2、机制电价
按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。
3、执行期限
按照现行相关政策保障期限确定。
光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。
（四）增量项目差价结算机制（2025年6月1日起投产）
1、电量规模
每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。
超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；
未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。
通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。
2、机制电价
由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。
3、执行期限
按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。
（五）差价结算机制结算周期
对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。
电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；
电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。
各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。
（六）差价结算机制退出
新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
四、市场化改革——方案制定
（一）方案制定部门
各省级价格主管部门会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，做好影响测算分析，充分听取有关方面意见，周密组织落实，主动协调解决实施过程中遇到的问题；加强政策宣传解读，及时回应社会关切，凝聚改革共识。
（二）方案监管部门
国家能源局派出机构会同有关部门加强市场监管，保障新能源公平参与交易，促进市场平稳运行。
（三）方案价格结算部门
电网企业做好结算和合同签订等相关工作，对新能源可持续发展价格结算机制执行结果单独归集。
（四）方案制定时间
各地要在2025年底前出台并实施具体方案，实施过程中遇有问题及时向国家发展改革委、国家能源局报告，国家将加强指导。现行政策相关规定与本通知不符的，以本通知为准。对生物质、地热等发电项目，各地可参照本通知研究制定市场化方案。
（五）方案制定原则
1、与发展规划协同
各地改革实施方案要有利于国家新能源发展规划目标的落实，并做好与国家能源电力规划的衔接。
2、与市场协同
强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。
3、与环境协同
强化改革与优化环境协同：
（1）坚决纠正不当干预电力市场行为
（2）不得向新能源不合理分摊费用
（3）不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。
（六）财政补贴标准
享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。
（七）绿证核发
强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。
（八）电网企业代购电
电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。
（九）方案跟踪评估
做好跟踪评估。各地要密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用。
国家结合新能源技术进步、电力市场发展、绿色电力消费增长和绿证市场发展等情况，不断完善可再生能源消纳责任权重制度，适时对新能源可持续发展价格结算机制进行评估优化、条件成熟时择机退出。