高山原野间、荒漠戈壁滩，白色风电机组与连绵光伏板奋力“追风逐日”，汩汩绿色电能注入电网。在北京电力交易中心大屏幕上，风电与光伏两条电量曲线正快速上扬。各省市电力交易系统，一场场电力交易正在展开。发电、售电、储能公司，电力用户乃至虚拟电厂“入场”，电力供给信息纷纷挂牌、电力零售套餐即刻上架；电力交易员们快速敲击键盘，促成供需匹配的电力订单。

自6月1日起，新能源项目（风电、太阳能发电）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。

这一变化源于今年年初，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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》。该政策带来的不仅是市场效率的提升，更是能源治理的范式变革。通过构建“中长期+现货+辅助服务”的多层次市场体系，中国正在探索一条既能保障能源安全又可以促进低碳转型的新路径。

新能源发展见成效

市场化交易电量日渐提升

根据国家统计局发布的数据，2024年我国总发电量超10万亿千瓦时，同比增长6.7%。2024年风电和太阳能发电的发电量增长迅猛，风电发电量从2023年的8858.7亿千瓦时增至9970.4亿千瓦时，占比从9.4%提升至9.9%，同比增长12.5%；太阳能发电量从2023年的5841.5亿千瓦时激增至8390.4亿千瓦时，占比从6.2%大幅提升至8.3%，同比增长43.6%。

由此可见，从规模上来看，2024年风电与太阳能的发电总量已经达到1.83万亿千瓦时，为电力市场注入了新鲜的活力。据悉，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，电价通过现货交易、中长期合约等方式形成，彻底终结“保量保价”政策依赖；企业可自主选择“报量报价”参与竞争或接受市场形成的统一出清价格。

“当下‘能涨能跌’的市场化电价机制初步建立。我国有序放开竞争性环节价格，初步完成燃煤发电上网电价市场化改革，推动新能源全面参与电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制。”广州南朝有限公司副总经理吴狄嘉对《证券日报》记者表示。

电网统购统销局面逐步打破，电力装备制造企业进一步剥离，发售电环节全面引入市场竞争，配电环节引入社会资本投资。截至目前，注册参与交易的经营主体数量由2016年的4.2万家增加至81.6万家。

国家能源局发布的最新数据显示，全国市场化交易电量由2016年的1.1万亿千瓦时增长至2024年的6.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比例由17%提升至63%。2024年，全国跨省跨区市场化交易电量1.4万亿千瓦时，较2016年增长10余倍。

中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先强调，6月1日实施的新规是电力市场改革关键性的一步，代表市场改革真正进入深水区。随着新能源的快速发展，电力系统的平衡面临新能源保消纳和电网运行保供电的双重挑战，继续恪守全量消纳目标需要付出巨大的经济代价，因此，让新能源保量保价参与市场竞争与集中优化，从全社会来看是更优选择，且随着新能源占比的增加，提升效应会更为明显。

引入“无形的手”

充分发挥“源网荷储”优势

在新能源规模不断扩大的当下，如何匹配日益增长的用电需求成为新型电力系统运作的关键之一。建立灵活的价格机制，引导各类主体优化发电与用电行为，实现发用两端负荷曲线的动态匹配，将有效提升系统调节能力。

2024年11月份，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布，首次明确了全国统一电力市场发展的“路线图”和“时间表”，到2025年，初步建成全国统一电力市场，电力市场顶层设计基本完善，实现全国基础性交易规则和技术标准基本规范统一。到2029年，全面建成全国统一电力市场，推动市场基础制度规则统一、市场监管公平统一、市场设施高标准联通。到2035年，完善全国统一电力市场。

电力市场化的快速推进正在重构能源投资逻辑，发电企业不再依赖政府补贴，而是通过参与市场交易实现可持续收益。

当下，电力供需关系之间的影响因素已显性化，新型电力系统基本完成电网基建，具备了较为充足的发电能力，储能也已形成规模，只需一只无形的手将其充分调配起来。

新能源并非突然面临电力市场交易“大考”，此前就已形成“双轨制”交易模式——既有由政府定价保障性收购的部分电量，也有通过电力现货市场、绿电交易等渠道实现消纳（指的是将发电厂产生的电能输送到需要用电的用户处，并让其得以有效利用）的部分电量。

电力市场这只“无形的手”已成为全国电力资源优化配置的重要手段。电力市场化交易比例的不断提升，将充分释放新型电力系统“源网荷储”优势：分时电价引导新能源适时“出力”匹配不同用电负荷，节点电价优化储能布局；中长期合约与现货市场分层管理风险，虚拟电厂聚合分布式资源参与辅助服务；数字技术支撑秒级响应，最终实现源网荷储自组织、自适应的柔性互动生态。

还原电力商品属性

多元竞争生态圈渐成

目前，我国电力市场品种涵盖了中长期、现货、辅助服务和绿证绿电等多种交易方式，主要以“中长期+现货”双轨运行为主，电力商品属性被逐步还原。其中，中长期交易就像提前签合同订货，锁定长期的电量和价格，规避价格波动风险；现货交易则是实时交易，价格随供需波动。

 “作为商品，价格如何合理体现是新能源入市后的焦点，这不仅关乎新能源能否持续大规模增长，还涉及成本增加后由谁来承担的问题。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对《证券日报》记者表示，“在理想市场环境下，如果绿证、绿电、碳交易市场完善，新能源既可以参与电力市场竞争，又能从绿电、绿证、碳交易中获取绿色补偿，这一模式在理论上是可行的。”

以广东电力市场零售平台为例：平台就像是一个网上购电商城，售电公司作为卖家，在平台创建店铺；零售用户就是买家，可以通过手机轻松挑选对比店铺和套餐；电力交易机构则是平台运营商，统一规范套餐参数、监控市场数据、保证市场有序运行。

对用户而言，通过市场购电，对采购电力的价格和电源类型有更多的选择权和主动权。还可以与售电公司建立零售服务关系，享受更专业的用电服务。

但对发电或售电公司而言，进入市场化交易后，新能源电价存在不确定性。云南能源投资股份有限公司相关负责人对《证券日报》记者坦言：“2024年公司市场化交易总电量占总上网电量的比例为93.26%。近年来省内新能源装机快速增长，短期内市场化交易电价同比略有下降，但中长期随着储能项目投产，系统调节能力提升，矛盾点将改善。”

对此，万联证券高端装备行业首席分析师蔡梓林向《证券日报》记者分析道：“新能源上网电量全面市场化定价后，行业竞争将更为激烈，企业预计表现分化。度电成本低、调控能力强的企业将具备竞价优势，有利于通过市场化竞争，进一步巩固其市场地位。同时，由于新能源发电具有间歇性和波动性特点，使发电/售电公司在电力市场定价机制面临更大挑战，这对新能源企业的功率预测、智慧调控及源网协同配置能力提出更高要求。”

谈到在市场外建议差价结算的机制，郑亚先表示，在初期会有保护性机制设计，后期机制电量和机制电价会逐步走低，市场主体自行签订双边合约将成为更主流的方式。在新形势下，中小型新能源企业需要及时跟踪政策变化趋势，重点关注辅助服务市场机制，依托人员和体制的灵活性，通过深挖细挖自身资源组合能力在市场中获得竞争优势。

“长期发展而言，市场化定价通过价格信号传导，将倒逼企业从技术创新、运营模式到交易策略进行全面升级，进而有效提升新能源的电网适配性和市场竞争力，更好发挥新能源在新型电力系统的作用和价值。”蔡梓林表示。

在电力市场化交易逐步铺开过程中，技术创新与市场机制的协同效应尤为显著。

技术保障成为改革落地的关键支撑。国家电网有限公司使用的高比例新能源大电网运行控制系统拥有仿真分析、经济调度和故障防御三大功能，如同电力系统的“智慧中枢”与“安全卫士”，守护电网安全运行。面对新能源全面入市带来的价格波动，朗新科技集团股份有限公司通过AI预测模型精准把握能源供需趋势。广东电网开发的“虚拟电厂”系统，聚合分布式光伏、储能等资源参与现货交易。

中国电力企业联合会常务副理事长杨昆表示，要持续深化电力市场改革，进一步规范交易规则和技术标准，持续完善和衔接市场机制，破除市场壁垒，推动形成多元竞争的电力生态圈，实现电力资源优化配置和共享互济。

随着能源低碳转型深入推进，适应能源结构转型的电力市场机制有待进一步完善。电力市场改革既是能源革命的必然选择，更是中国经济转型的关键一跃。当市场这只“看不见的手”真正发挥作用时，迎来的不仅是更高效的资源配置，更是一个清洁低碳、安全高效的现代能源体系。