摘要：2月9日，国家发展改革委国家能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号），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，标志着新能源固定电价时代的终结，为建设全国统一电力市场奠定了坚实

2月9日，国家发展改革委国家能源局联合印发《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》（发改价格〔2025〕136号），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，标志着新能源固定电价时代的终结，为建设全国统一电力市场奠定了坚实基础。

“回顾新能源的发展历程，每一次重大电价政策调整（如2009年风电和2011年光伏标杆电价）都对行业产生了深远影响。如今“136号文”提出从固定电价转向差价结算的重大变革，预计将对今年上半年新能源的新一轮建设产生重要影响。”

2月28日，在《能源》杂志主办的“2025《能源》年会暨第十六届中国能源企业高层论坛”上，水电水利规划设计总院能源信息中心副主任艾琳对新能源全面入市的影响和绿证市场发展进行了深入分析。

艾琳指出：“从电改9号文提出分步实现公益性以外的发售电价格由市场形成，有序缩减发用电计划，到发改价格1439号文明确有序放开全部燃煤发电电量上网电价，推动工商业分布式都进入市场，再到最近发布的136号文，可以看出新电改十年，电力市场化改革总体进程不断加快，新能源全面参与市场时点不断提前，政策超预期发布。”

数据显示：2023年，全国新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占全部新能源发电量的47%（预计2025年达到70%左右），部分大型发电企业新能源参与市场比例已超过50%。其中，全国绿色电力交易电量537.7亿千瓦时，约占新能源市场化交易电量的8%。

然而新能源电量占到总体电源比例越大，在参与市场的时候面临的挑战也会越多，特别是当前各省新能源市场和价格政策波动性较大，上网电价下降明显，新能源项目收益预期不确定，会影响投资积极性。

入市挑战

首先是电量方面的挑战。艾琳认为目前，保障性收购与参与电力市场政策缺乏有效衔接，各地对新能源参与市场缺乏统一标准和明晰路径，亟需建立健全适应新能源特性的中长期、现货市场运行机制，并建立场外收益支持机制，当前成本疏导不畅，系统调节费用主要在发电侧分摊，缺乏向用户侧疏导机制，新能源负担较重。

另一个挑战是：新能源的环境价值如何体现？目前绿证市场缺乏义务性消费制度，绿证交易规模有限、交易价格偏低，无法形成对新能源发电企业有效的资金支持。

为保障新能源项目合理收益，促进行业高质量健康发展，136号文明确建立“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，在场外建立差价结算机制；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。

“机制电价采用差价合约方式保护了新能源项目回收固定投资的基本收益，采用市场交易均价而非项目交易价格与机制电价做差价结算，新能源项目仍需提高交易竞争能力、贴合市场需求，力争“跑赢”市场平均，才能获得更好的利润。”艾琳说道。

考虑存量项目的政策延续性，保障增量项目收益预期稳定，实现平稳过渡，136号文对存量项目和增量项目的电量规模、执行期限和机制电价进行了新老划断。

艾琳表示：“对于存量项目，政策提到各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，但没有明确衔接国家政策还是衔接地方政策，因为地方差异性非常大，后续存量项目可能还要地方出台规则细则。”

增量项目的电量规模按年度非水电消纳责任权重完成情况及用户承受能力确定。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，总体来与国家的可再生能源发展规划一致推进。

“为支撑“双碳”战略和能源转型，全面入市政策需做好与国家能源电力规划和既有相关政策机制衔接。”艾琳表示，首先是电力市场和环境权益市场的衔接，136号文规定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，不管是我国之前实施的固定电价机制和现在的绿证制度，还是欧美的配额制，补贴的方向其实就是新能源的环境价值，不重复获得绿色收益，从原理上来讲符合国际规则和共识。

采取何种机制避免重复获益，政策还没有明确，艾琳认为可能有两种解决方案，一是按照目前补贴绿证的模式：对补贴项目打标签，在核发环节核发可交易绿证，而在绿证交易完成后扣除相应补贴，机制电价也可以参考这种模式。

另一种方式是参考水电核发不可交易绿证。“我们分析纳入机制电价的绿证占目前绿证总量比例非常大，如果核发不可交易绿证，对于后期入市的绿证容量会有非常大的影响，当然这两种方案现在还没有确定。”艾琳说。

另外，艾琳认为机制电量以外的电量对绿色权益获取的要求会更加迫切，但目前地区差异、不同能源品种差异较大，对以后的交易策略会有较大影响，后续国家层面还将出台培育绿证市场政策，为未纳入机制结算电量，提供绿色环境价值支持。

为更好地应对新能源全面入市，艾琳建议：相关企业需优化提升存量项目交易效能、做好增量项目投资决策评估。包括做优发电预测，提升交易策略；关注国家消纳责任权重等政策，跟踪各省实施方案；重构收益率测算模型面临，做好增量项目投评；重视绿证、CCER等绿色价值，对新能源项目绿色价值统一管理，布局跨省跨区绿电交易通道等。

绿证市场分析

随后，艾琳对我国绿证市场的发展现状进行了分析。绿证全称可再生能源绿色电力证书，是向可再生能源绿色电力颁发的电子证书，每1000千瓦时电量核发1个绿证。

每张绿证均标记对应电量的生产时间、项目信息，确保绿色电力生产、消费可追溯、防篡改。其基础功能是证明绿色电力消费、核算绿色电力消费。

她表示，2017年我国建立绿证制度以来，经过不断健全完善，目前已基本形成以能源法为基础，以政策体系为核心，以标准规范为支撑的绿证制度体系化。

2024年，全国绿证核发47.34亿个，同比增长28.36倍；累计核发绿证49.55亿个，同比增长21.45倍全国绿证交易4.46亿个，同比增长3.64倍；累计交易绿证5.53亿个，同比增长4.19倍。

2024年，参与绿证交易的消费主体达5.9万个，同比增长2.5倍，其中企业买家5.54万家、个人买家3955名。消费主体遍布包括香港、澳门、台湾在内的全国34个省级行政区，其中制造业企业购买量占比最高，达到70%。

目前绿证交易主要分为两种模式。第一种是“证电分离”交易，用户通过单独购买绿证来证明绿色电力消费，实际用电量则通过其他途径获取。这种模式不受电网输电通道限制，可在全国范围内自由交易，具有较高的灵活性和市场化程度，2024年跨省交易量占比达92%。

第二种是“证电合一”交易，用户通过签订电力中长期合同，同时购买绿证和电量，既能满足用电需求，又能证明绿色电力消费。该模式受电网输电通道约束，以省内交易为主，2024年国网和南网经营区内的省内交易占比达90%。

最后，艾琳介绍了目前绿证的五大应用场景。一是衔接消纳责任权重，在可再生能源消纳责任权重机制中，绿证成为核算市场主体消纳责任的主要方式，2024年电解铝行业绿色电力消费比例目标也将采用绿证核算。

二是衔接能耗考核制度，跨省跨区绿证交易电量不纳入能耗考核。

三是衔接碳市场，包括强制碳市场和自愿碳市场。“2024年明确重点排放单位电力间接排放不再纳入全国碳市场，绿证跟强制碳市场脱钩，不会相互影响；在抵消市场，深远海风电和光热发电项目需在绿证与CCER之间选择，避免重复计算和获益。”艾琳说。

四是衔接碳排放制度，作为可再生能源的溯源工具，绿证是支撑碳排放核算的基础。相关政策将绿证纳入修正电网排放因子和产品碳足迹核算，明确了其在碳核算制度中的适用范围。

五是应用于国际绿色消费和碳核算场景。中国绿证自2020年获得RE100认可后，成为企业履行绿色电力承诺的重要手段。2022年，GEC成为CDP追踪工具，帮助企业完成科学碳目标倡议SBTi，进一步提升了中国绿证的国际影响力。

通过多场景应用与国际推广，绿证将会在推动绿色能源发展和全球碳减排中发挥重要作用。

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来源：汽车娱乐生活咖