风光利用率连续三年回落，电力市场何以支撑高比例新能源消纳

　　“全国统一电力市场建设已经完成‘有没有’阶段的任务，下一阶段核心问题是好不好用、管不管用。”

　　在11月10日召开的中电联第四届（2026年）电力市场发展论坛上，大唐集团经营管理部主任庞晓晋提出这一看法。

　　当前全国统一电力市场规模持续扩张，电力资源配置正由过去省级自平衡，转向全国范围优化循环，绿色电力价值实现也从政策驱动逐步转向市场驱动。截至2025年底，全国市场化交易电量6.64万亿千瓦时，占全社会用电量的64%。其中跨省跨区交易电量接近1.6万亿千瓦时，绿电交易电量同比增超38%，达3285亿千瓦时。

　　多项顶层政策文件划定了电力市场建设的目标节点，到2030年电力行业将进入清洁替代、绿电主导的新阶段。依据《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》，2030年要基本建成全国统一电力市场，市场化交易电量占全社会用电量70%左右；2035年全面建成全国统一电力市场体系。结合“十五五”相关规划，到2030年，风电和太阳能发电装机比重超过50%，成为电力装机主体；非化石能源发电量比重达到50%，成为电量主体。

　　庞晓晋认为，这对全国统一电力市场建设提出更高要求，既要实现电力资源更大范围优化配置，也要以绿色价值实现机制稳定绿色投资预期；既要保障电力系统安全充裕，也要促进新能源更好消纳、更高比例接入。“十五五”时期，电力市场建设必须更加突出绿色价值实现和系统保障能力。

　　结合过往实践看，风光装机快速跃升，正加速凸显新能源消纳这一结构性挑战。庞晓晋指出，随着新能源装机增速远超新增负荷，今年上半年，国内风电、光伏发电利用率已连续三年同比回落。同时传统调节性资源缺口显著，据国网能源研究院预测，“十五五”期间全国新增调峰需求约9.5亿千瓦，煤电新增调峰能力仅能覆盖三成需求。受调节资源不足、跨区通道瓶颈制约，国内西部新能源富集地区发电过剩、中东部用电高峰期电力紧张的时空错配问题凸显。

　　消纳矛盾背后，更深层暴露的是传统定价机制与新型电力系统的不适配。北京电力交易中心副总经理常青指出，传统电力市场以化石能源边际成本作为定价基准，这套理论已经难以适配高比例新能源电力系统。随着高比例新能源并网，新能源大发时段，现货市场地板价、负电价现象频发，叠加燃料成本提升，火电等调节性电源面临长期亏损风险。

　　A股电力上市公司三季报印证了行业困境。受5月末发生的山西煤矿事故影响，国内煤炭产量有所下滑，叠加国际能源价格高涨，煤炭价格阶段性较快上涨。华能国际、华电国际、大唐发电、国电电力等五大发电集团旗下主要上市公司，第三季度归母净利润降幅普遍超五成，公司称业绩下滑既受煤价高企拖累，也遭遇新能源挤占发电空间、结算电价下行影响。

　　同时，电力商品多元价值体系尚未完善建立，现有市场机制难以充分激励调节性电源投资建设，保障系统灵活性与容量充裕性。

　　煤电、储能、需求响应在成本、响应速度和持续能力上差异显著，其调节能力的价值发现与投资激励机制亟需完善。但庞晓晋指出，当前“电能量+辅助服务+容量补偿”三位一体的价格体系尚未真正贯通。电能量价格信号难以覆盖系统灵活性、充裕性需求，中长期避险功能不明显；辅助服务补偿标准偏低，且各省容量电价实际回收程度参差不齐。三类价格无法打通，系统真实需求就难以通过价格信号传递，发电企业投资回报预期不稳，会直接削弱电力系统长期保供与绿色转型的基础。

　　针对上述痛点，行业从定价机制与市场体系层面提出系统改革思路。常青提出，要创新适配高比例新能源的市场定价理论，比如改进短期市场机制的稀缺定价，精准反映系统可靠性与用户失负荷价值；在长期激励与投资机制方面，建立PPA（长期购电协议）交易，为新能源锁定稳定现金流。容量市场也要从传统只关注装机规模，转向进一步提升储能、需求响应等灵活资源的系统平衡能力，并开展调节能力经济性评估。

　　庞晓晋则聚焦打通多层次市场体系，提升全国范围资源配置效率。一方面是贯通电能量、辅助服务、容量三大市场，对机组启动、空载、顶峰时的必开机组给予合理的电能量价格补偿，健全辅助服务市场品种与机制，同时提升容量电费固定成本回收比例。另一方面，统一跨省跨区交易规则，推动省间与省内现货、中长期有效衔接，提升通道利用与新能源出力匹配度。

　　面对海量新型市场主体涌入，市场技术架构同样亟待迭代升级。常青称，储能、虚拟电厂等分散主体大量入市，传统“集中出清、人工组织、事后结算”模式承载压力陡增，建议搭建以“人工智能+区块链”为底座的新型市场技术平台，让电力市场向实时智能匹配、AI量化交易的新型交易体系转型，支撑新型电力系统下资源高效配置。