当新能源装机容量已达全国总装机的近一半（19亿千瓦），而全社会用电尖峰负荷仅约16亿千瓦时，中国电力系统正式步入“装机相对过剩”的新阶段。在部分新能源大省，光伏在午间的瞬时出力已超过用电负荷的60%，负电价和弃风弃光从偶发现象变为常态。同时，新能源全面参与电力市场交易刚满一年，却遭遇了装机增速断崖式下滑的“阵痛”。

近日，“新场景下绿电消纳的关键政策与市场机制”研讨会举行，会上关于新能源如何真正成为市场“主角”的讨论十分激烈。专家们不约而同地指向同一个核心矛盾：现有的电力市场规则，是围绕煤电等可控电源设计的。当新能源大规模涌入，整个市场的供需逻辑、价格发现机制和绿色价值传递通道都需要从根本上重新审视。这不是要不要发展绿电的问题，而是如何让绿电的清洁属性在市场化定价中得到合理体现，让所有绿色转型的参与者都能在可持续发展中找到长期生存空间的问题。

绿电发了，绿色价值去哪儿了？

近期出现了一个引人深思的现象——在风电、光伏制造端深陷“价格战”，投资商因收益不确定而踌躇不前的同时，火电企业却迎来了利润的显著增长。

背后的原因并不复杂：煤价处于低位降低了燃料成本，容量电价机制为火电提供了稳定的固定收益，再加上用电量增长带来的发电量增加，三重利好叠加。中国投资协会能投委专家王淑娟指出，更深层的问题在于——新能源创造的减排价值，在现有市场体系下并未真正“物归原主”。

华北电力大学教授王永利的分析更加直击制度根源。他将电力市场中的三类交易做了一个生动的类比：中长期交易相当于“新发地批发市场”，是大宗买卖的场所；现货市场相当于“物美超市”，用于补充中长期合同的偏差；辅助服务市场则相当于“便利店”，解决临时的应急需求。在正常逻辑下，批发价应该低于超市价，超市价低于便利店价。

然而，新能源大规模涌入现货市场后，这套逻辑产生了变化。新能源（尤其是光伏）在中午大发时，边际发电成本几乎为零，为了获得机制电价补贴，即使电价为负也愿意继续发电，这导致现货价格被严重拉低，个别省份甚至出现了连续上百小时的负电价。

表面上看，这对用电企业是好事，但深层次看，扭曲的价格信号带来了两个后果：第一，火电等可调节电源在现货市场无法回收成本，只能通过容量电价和辅助服务来“找补”，但这部分市场的规模尚不足以支撑其合理收益；第二，新能源自身在现货市场上“低价冲量”，却无法提供电网真正需要的调节能力——在傍晚用电高峰、光伏出力归零的时刻，系统还得依靠火电快速爬坡来支撑。

王永利指出，新能源是“电量替代”，而非“电力替代”。 它发的是电度数，但在系统需要支撑时往往发不出电。用一套主要服务于“电力平衡”的市场规则去交易“电量”，是当前市场矛盾的根源所在。

让“调节能力”单独定价

面对市场机制的“错配”，与会专家提出了一个值得深思的构想：既然新能源和传统能源的属性不同，市场设计也应当有所区分。

具体而言，新能源可以专注于中长期电量交易，通过签订长期购电协议锁定收益，其绿色属性通过碳市场和绿证市场变现。而火电、抽水蓄能、电化学储能等具备调节能力的资源，则应更多地在现货市场和辅助服务市场获取合理报酬——它们提供的不是“电量”本身，而是电力系统最稀缺的“灵活性”和非常重要的“安全保障”。这就像城市交通体系，高速公路（新能源）解决的是大流量的通行需求，而城市应急通道和交警调度（调节性电源）解决的是特殊时段的疏导和控制，两者各有分工，缺一不可。

王永利进一步提出，要让这套机制有效运转，必须打通电力市场、碳市场和绿证市场之间的壁垒。让新能源通过减排获得的“碳价值”和“绿证价值”，通过市场化途径补偿给为系统提供调节服务的火电和储能。如果仍不足以覆盖成本，则需要从国家能源战略安全的高度，通过公共财政进行适当补贴。毕竟，电力系统的安全稳定运行属于公共产品范畴，其成本应由全社会共同承担，而不能简单地“羊毛出在羊身上”全部转嫁给终端用户。

值得警惕的是，当前各省推进的现货市场建设，在缺乏全国统一顶层设计的情况下，出现了规则碎片化的倾向。有专家在会上直言，部分省份的电力市场改革实际上是在增加“生产者剩余”而非“消费者剩余”，终端电价不降反升，这与“管住中间、放开两头”的改革初衷有所偏离。

“毛细血管”倒逼“主动脉”改革

尽管宏观市场机制面临转型之痛，但在局部场景中，创新已悄然发生。

“‘十五五’时期，我国新能源采取融合与集成的新发展模式，突出发用协调，匹配新场景，零碳园区、绿电直连和算电协同都是重要场景。”博众智合能源转型中国电力与电气化项目主任尹明表示。

对此，中国可再生能源学会综合系统专委会副秘书长邵桂萍提供了一个容易被忽视的宏观视角：全社会终端用能中，电力只占28.8%，而非电能源占了70%以上。2022年，全国用热规模折算相当于13万亿度电，超过了当年的全社会用电量。这意味着，如果只盯着“电”去谈绿电消纳，视野就窄了。在园区层面推动电、热、氢、气等多能互补，把自带储能属性的热能、燃料纳入统筹，才是降低系统成本、提高可再生能源利用率的真正蓝海。

杭州市可再生能源行业协会秘书长、杭州市临平区绿港智慧能碳研究院院长赵永红带来了来自一线的鲜活实践。随着“双碳”考核压实到各省、各园区，地方政府正以前所未有的紧迫感挖掘光伏装机潜力。但她也坦言，实操中最棘手的难题是分散的产权与系统的统筹之间的矛盾——一个园区内，可能有四期光伏分属不同投资商，储能又是第三方建的，充电桩是第四家，各自有各自的经济账，谁都不愿意把控制权交出去。再加上工厂负荷的分级可调，如何通过利益共享机制把这些分散的资源聚合起来，变成一个可调、可控、可参与市场交易的“虚拟电厂”，是当前地方推进零碳园区建设的核心课题。

自然资源保护协会清洁电力项目高级主管周晓航则认为，以我国新能源的建设速度，现有传统的灵活性资源是不足的，需要让更多元的灵活性资源尤其是绿色灵活性资源在电力市场中发挥作用，给这些资源充分参与市场的身份和通道。她建议，未来的容量市场和辅助服务市场，应提供与电动汽车、用户侧储能、空调负荷等分散式资源更匹配的准入门槛，通过评估其对配电网投资的替代价值给予合理回报，而不是简单地照搬传统机组的考核标准。

这或许揭示了未来电改的真实路径：当无数个像零碳园区、虚拟电厂这样的“毛细血管”被打通，它们之间的互动和博弈，将最终倒逼“主动脉”——全国统一电力市场及其监管体系，做出更深层次的制度性回应。改革方向已经清晰：从“一刀切”的统购统销和单一市场规则，转向分层、分区、分类的精细化治理，让每一种资源都在它最擅长的地方发挥作用。