解读自然资源保护协会：新能源参与市场系列研究｜全面市场化下电能量价格机制优化——以山西为例

五年回看：装机快跑，火电仍扛大梁

报告先盘了2021-2025年山西的家底。风电装机增加710万千瓦、增幅约33%，光伏装机增加3493万千瓦、增幅约240%，火电装机只增了872万千瓦、增幅约12%。装机上新能源跑得快，但发电量上火电仍是主体：2025年火电发电3514亿千瓦时，风电611亿千瓦时、光伏530亿千瓦时。

利用小时数也印证了这一点。火电利用小时数虽从2023年的4640小时回落至2025年的4181小时，仍远高于风电的2157小时和光伏的1070小时。山西电源结构正由火电主导逐步向新能源增量替代与火电支撑并存的格局转变，这句话是理解全篇报告的基础。

向后看五年：新能源占比奔四成

报告用时序生产模拟测算了2026-2030年。光伏装机将从4336万千瓦猛增至11704万千瓦，风电从3500万千瓦增至6000万千瓦；风电、光伏合计发电量由1234亿千瓦时升至2269亿千瓦时，在总发电量中的占比由约25%提高到约40%。火电装机小幅增至9800万千瓦，但发电量从3610亿千瓦时降至3301亿千瓦时。

火电的角色在变。报告判断，火电发电量将于2027年达峰，随后进入下降通道，其定位从主体供电电源转向基础保障和调节支撑电源。与此同时，省内用电量从3394亿千瓦时增至4060亿千瓦时，是总用电增长的核心来源，五年总用电年均增速约3.8%。

中长期与现货：各管一段、协同发力

报告把中长期市场和现货市场的分工讲得很清楚。中长期市场以分时段电量为标的，提前锁定电量和价格，起稳定预期、对冲风险的作用；现货市场通过日前和实时出清，形成带时序性和空间性的电价信号，引导煤电灵活运行、储能合理充放电和用户侧负荷响应。

值得注意的是价格区间的差异。2024年山西中长期市场逐个时段限价范围为95.62-764.93元/MWh，而现货市场申报价格区间为0-1500元/MWh。

，报告认为这是通过限制中长期合约价格过度下探，为新能源提供价格缓冲空间。

机制电价：只结算、不出清

机制电价是这份报告的核心议题。山西已形成“中长期市场和现货市场为价格形成核心、机制电价作为结算调节手段”的体系——机制电价不参与市场竞价与出清，而是通过事后差价结算调节新能源收益：平均结算价低于机制电价时补偿，超出部分回收，避免双重获利。

2025年11月公布的实施方案对存量与增量项目区别对待，增量项目的机制电量规模、竞价上下限、执行期限按年度动态调整。从竞价结果看，2026年机制电量总规模81.86亿千瓦时，较2025年增加27.29亿千瓦时；风电机制电量从14.82亿千瓦时增至35.60亿千瓦时，增长最为突出；风电、光伏机制电价则分别小幅下降约2.69%和1%。

退坡时间表：绿证是加速器

报告用净现金流平衡方程测算增量项目的机制电价水平，参数包括1MW装机、风电20年/光伏25年生命周期、前10年机制电价锁定期、6%折现率、85%或70%机制电量比例等。结论是：机制电量占比85%时，风电约2037年、光伏约2041年完成退坡；占比降至70%时，风电推后至2038年、光伏仍在2041年前后。

绿证收益的加入改变了节奏。按绿证价格与碳配额价格同比联动的假设测算，叠加绿证收益后风电退坡提前至2032年前后、光伏提前至2035年前后。绿证价格越高，市场化绿电收益越高，新能源对机制电价补偿的依赖越弱，退坡越快；反之则需要更长的政策支撑。

市场机制补短板：备用、调频与容量

针对新能源高比例接入的调节压力，报告提出两套出清优化方案。一是电能量市场与正备用市场的半耦合出清：以两市场总费用最低为目标，按机组组合优化、调频出清、备用出清、安全约束经济调度的顺序推进，并对备用供应商的富余发电容量给予补偿。

二是电能量市场与调频辅助服务市场联合出清：突破现行“现货先行、调频补充”的顺次出清模式，把电能量成本与调频成本同时纳入目标函数，按“统一优化、分项结算”形成价格，避免负荷高峰时出现“能量出清充分但调频能力不足”。此外，报告建议稳步建立发用两侧双边竞价容量市场，明确容量市场回收固定成本、电能量市场回收变动成本。

四条建议：有序入市、边界清晰

报告的建议围绕“有序入市、灵活支撑、价值实现”展开。入市衔接上，主张将中长期合约统一为基于“合同价格与结算参考点现货价格差值”的差价结算，减少不必要的结算干预，逐步增强低价和负电价对供需调节的作用，同时建立差异化实施与全过程评估机制。

绿色价值体系上，建议建立绿证收益与机制电价退坡的动态联动机制，明确机制电量、绿电交易和绿证收益的边界。

，防止同一电量同时获得机制电价差价补偿和环境溢价，并理顺绿电、绿证与碳市场的功能关系，避免不同环境权益重复计算。

2025年山西火电发电量3514亿千瓦时，是风电611亿千瓦时与光伏530亿千瓦时之和的三倍多，火电的主体地位在电量层面依然稳固。省内用电量3214亿千瓦时，叠加省外送出1491亿千瓦时，总发电量4705亿千瓦时。 利用小时数差距更能说明问题：火电4181小时，风电2157小时，光伏仅1070小时。装机规模与发电贡献之间的错位，正是山西需要多层次市场体系来体现容量和灵活性价值的原因。

到2030年，山西光伏装机将达11704万千瓦，是2025年的两倍多；风电装机6000万千瓦。新能源合计发电量2269亿千瓦时，超过火电的3301亿千瓦时的三分之二。 火电利用小时数降至3368小时，较2025年减少813小时。报告判断这一阶段电源装机结构的绿色化进程将快于发电结构调整，系统保供和调节压力进一步增强，这正是容量补偿与辅助服务机制需要补位的地方。

退坡测算建立在净现金流平衡方程之上，核心参数包括装机容量1MW、折现率6%、机制电量比例85%或70%，以及风电1900小时、光伏1100小时的利用小时数假设。初始投资成本随投产年份变化，数据参考水规总院发布的2024年度造价管理报告。 这些参数的设定直接决定退坡时点。报告也提示，测算结果对绿证价格、市场电价走势和项目成本假设较为敏感，因此建议建立动态评估口径，而不是机械采用单一年度价格。