川渝地区新能源参与电力市场化交易的机制研究

在区域电力市场与新能源协同方面，李森圣等^［3］研究了川渝地区天然气与新能源融合发展路径，指出气电作为灵活性资源可成为新能源市场化消纳的重要支撑；任冰心^［4］从法律视角分析了成渝地区电力产业协同的制度障碍，提出统一市场规则和监管体系是跨省区交易机制落地的关键。

在机制运行制约因素方面，尹明^［5］指出新能源上网电价市场化改革需解决价格机制与新能源低边际成本特征不匹配、预测偏差考核机制不合理等问题；张孟辉等^［6］结合改革实践，提出现货市场与中长期市场的衔接机制是新能源参与市场交易的核心难点；全国新能源消纳监测预警中心的统计数据表明，西部地区新能源消纳难的核心症结在于电网基 础设施滞后与市场机制不完善的双重制约。

现有研究仍存在3个方面局限：①多集中于全国层面的宏观政策设计，针对川渝地区区域特征的机制设计研究不足；②研究维度单一，未触及市场化交易机制的核心设计，缺乏跨省协同机制设计研究；③新能源市场化交易机制运行制约因素研究的不足，缺乏系统性关联研究。为弥补上述局限，完善了区域新能源市场化交易的系统化研究视角，有针对性地破解了川渝区域新能源市场化交易的现实痛点，为区域协同与全国统一电力市场建设提供了参考范本。

2   川渝地区新能源参与市场化交易机制分析

川渝地区的新能源消纳机制是涵盖“交易实现、价格保障、配套支撑”的完整体系，其核心目标是破解新能源波动性、间歇性带来的消纳难题，推动新能源全量高效市场化消纳。其中，市场化交易机制是消纳机制的核心组成部分，是实现新能源电量对接用户需求、完成消纳目标的关键路径；价格结算机制是交易机制的配套支撑，保障交易双方合理收益、维护市场秩序；灵活性资源协同与跨省区互济机制是消纳机制的重要补充，为交易机制的落地扫清障碍，三者协同构成川渝地区新能源市场化消纳的完整体系。

2.1   交易组织机制分析

结合川渝地区新能源发展禀赋与产业用电特点，当地正积极构建“中长期＋现货＋辅助服务”多元化交易组织体系，推动交易方式与产业用电需求的精准匹配。

2.1.1 中长期交易

2024年全国电力市场中长期直接交易电量约6.14×10¹² kWh，同比增长8.3%，是电力市场的交易主体。中长期交易的核心目标是锁定长期风险、保障基础收益，其为新能源项目投资回收、用户成本管控的核心工具。新能源项目固定资产投资大，回收周期长，通过中长期交易可有效锁定项目全运营周期的基础电量与电价，减轻因极端天气等造成的现货价格大幅波动带来的不确定性，保障稳定现金流。其核心应用场景包括电费占生产成本高的高耗能企业，如电解铝、多晶硅、化工、建材等；承担刚性的非水电可再生能源消纳责任权重的企业，如售电公司等；产品定价周期长的企业，如出口型制造企业。

川渝地区新能源中长期交易以年度交易和月度交易为主，同时缩短中长期市场交易周期，进一步提高交易频次，推动实现逐日开市。通常为双边协商定价，多采取标准化合约的形式，核心标的是约定周期内的总电量、分时曲线和结算电价，具有低风险、低波动的特征。现货市场连续结算试运行前，新能源项目全电量参与中长期交易。现货市场连续结算试运行后，机制电量初期由电网企业代表全体用户与新能源项目按年度签订中长期合同，合同价格为中长期结算参考点价格。电力市场供需双方可结合新能源出力特点，合理确定机制电量外其他电量中长期合同的量价、交易曲线等内容并灵活调整。

2.1.2 现货市场

现货市场的核心目标是实时定价、优化资源配置，是新能源消纳和偏差调节的核心载体，具有高波动、高收益弹性的特征^［7］。现货市场实行短期实时交易，分为日前市场和实时市场，一般采用节点边际电价统一出清，午间光伏大发、丰水期富余时段价格极低，晚高峰、枯水期紧缺时段价格大幅冲高。其能分时、分节点发现实时电力供需价格，处 理用电偏差，消纳新能源富余电量，激励灵活调节资源，优化实时资源配置。

川渝地区建立“多电源参与、全电量优化、全水期覆盖”的电力现货市场。推动新能源公平参与实时市场、自愿参与日前市场，日前市场出清不结算。具备条件的集中式新能源项目“报量报价”参与现货市场，具备条件的分布式光伏或分散式风电项目可直接“报量报价”参与现货市场，也可聚合后“报量报价”或“报量不报价”参与现货市场。不具备条件的新能源项目以“不报量不报价”的方式作为现货市场价格接受者。适时建立节点边际电价机制，现货市场价格上限综合考虑工商业用户尖峰电价水平、边际机组变动成本、用户承受能力等因素确定，价格下限综合考虑新能源在电力市场外可获得的财政补贴、绿色环境价值、碳交易市场等其他收益确定。完善分时电价机制，动态调整峰谷时段划分。2025年9月9日，四川电力现货市场启动“水火同台”新模式下的首次结算试运行，加速推进“多电源参与、全电量优化、全水期运行”的新模式现货市场建设。

2.1.3 辅助服务市场

电力辅助服务是衔接中长期合约刚性履约、平抑现货市场价格剧烈波动、保障新能源全量消纳与电网安全稳定运行的核心支撑体系。用电低谷或新能源大发时段降低出力、消纳富余电量，用电高峰新能源出力骤降时段提升出力、填补功率缺口，为系统提供功率平衡的服务，核心解决新能源出力与负荷曲线错配、丰水期系统富余电量消纳的核心问题^［8］。

川渝地区建立“新能源＋灵活性资源”捆绑参与辅助服务市场的机制，将四川集中式风光与重庆气电、储能捆绑为交易主体，由灵活性资源承担新能源出力波动的调峰责任，调峰收益按比例分配，解决新能源单独参与辅助服务市场能力不足的问题。川渝一体化电力调峰辅助服务市场于2025年5月30日开启年度首次交易，涵盖水电、风电光伏、火电、储能、抽蓄等不同类型的140余家经营主体参与，交易主体多元，实现全时段开市，首次实现夜间低谷成交，解决四川汛期水电＋新能源富余调峰需求。

2.2 价格结算机制分析

以四川省为例，《四川省深化新能源上网电价市场化改革实施方案》详细规定了“多退少补”的新能源可持续发展价格结算方式，具体计算公式为：

式中，ΔP为差价结算总额，元；Q_m为机制电量，kWh，即纳入新能源可持续发展价格结算机制的电量；P_m为机制电价，元／kWh，为川渝地区新能源市场化竞价形成的结算基准价；为市场交易均价，元／kWh。其中新能源项目机制电量按月计算，新能源项目月度实际上网电量低于当月分解的机制电量，按实际上网电量结算，剩余的机制电量在后续月份内滚动清算。新能源项目调试电量不纳入机制电量结算。若年底仍未达到年度机制电量规模，则缺额部分电量不再开展机制电量差价结算，不跨年滚动清算。也即：差价结算电量＝Min（实际上网电量，月度机制电量）；月度机制电量＝当月分解的机制电量＋滚动机制电量。当市场交易均价低于机制电价时，通过差价结算对新能源项目进行补贴， 保障其基础收益；当市场交易均价高于机制电价时，超出部分通过差价结算上缴，避免新能源项目因市场价格波动获得超额收益，同时防止市场恶性竞价。

新能源项目最终的电量结算价格为市场交易均价＋单位电量差价结算，即P_f＝＋ΔP/Q_m。机制电价通过竞价形成，当申报电价从低到高排列时，以纳入机制电量范围内最高报价作为本年度的机制电价。该形成方式既通过市场化竞价反映新能源的发电成本，又通过统一机制电价避免新能源项目之间的恶性竞争，保障行业整体的可持续发展。

2.3  市场化消纳的配套支撑机制分析

新能源市场化消纳机制的高效运行，需以市场化配套支撑机制为底层保障。川渝地区积极建立基于市场规律的灵活性资源协同机制与跨省区互济保障机制，化解新能源波动性、间歇性带来的消纳难题，为交易机制的全面落地提供坚实支撑。

2.3.1 灵活性资源协同机制

川渝地区构建“抽水蓄能＋新型储能＋气电”的灵活性资源市场化协同机制，通过市场定价引导灵活性资源为新能源消纳提供调峰支撑。

（1）抽水蓄能：四川省重点发展川西大型抽水蓄能电站，通过容量电价与调峰电价双重定价，激励抽水蓄能在新能源出力低谷时发电、高峰时抽水，平抑出力波动。

（2）新型储能：四川省规划2027年新型储能装机达到5GW，建立储能参与现货市场与辅助服务市场的双重收益机制，提升储能参与新能源消纳的积极性。

（3）气电：重庆市依托本地气电资源优势，建立气电调峰市场化补偿机制，通过容量电价回收固定成本、调峰辅助服务体现调节价值、电力现货市场优化实时收益，形成市场化定价与补偿体系，既保障气电机组合理收益、提升顶峰保供能力，又促进新能源消纳与电网安全稳定运行。

2.3.2 跨省区互济消纳机制

基于川渝地区“四川供给、重庆消纳”的区域特征，川渝地区积极建立市场化跨省区互济消纳机制，跨省区互济消纳机制成为新能源市场化交易的重要保障。总投资286.31亿元的川渝1000kV高压交流工程于2024年12月27日投运，每年向川渝负荷中心输送清洁电350×10⁸kWh，其中向重庆输送占比约35%，打通了川西新能源外送通道。

3   新能源市场交易机制的影响因素分析

3.1  政策因素

政策环境是影响新能源市场化交易的关键因素。2024年以来，国家密集出台了一系列政策文件，包括《电力市场运行基本规则》《电力中长期交易基本规则——绿色电力交易专章》《电力辅助服务市场基本规则》等。这些政策为新能源参与市场交易提供了制度保障。而川渝地区的相关政策则进一步明确了地区新能源市场交易机制的市场主体准入、交易模式、价格确定、收益保障、监管机制等内容。

与此同时，电力市场的区域协同与考核激励政策是新能源交易市场发展的重要影响因素。如新能源消纳能力考核、“双碳”目标考核、能源保护考核等对地方政府推动新能源市场化交易机制的发展完善具有重要激励作用^［9］，而地方保护主义倾向的隐形政策壁垒则会阻碍新能源市场交易机制特别是跨省交易机制的健全完善。

3.2  经济因素

经济因素是影响新能源市场化交易机制运行的核心驱动力，决定市场主体的参与意愿、供需格局与收益分配逻辑，是交易机制可持续运行的底层商业基础。

（1）宏观经济情况。经济上行周期，高耗能产业、高端制造业、出口型企业用电需求旺盛，电力市场供需偏紧，新能源的交易价格与签约率显著提升，中长期合约的锁定需求更强；经济下行周期，用电需求疲软，新能源富余电量增加，易出现低价恶性竞争，倒逼交易机制增设收益保障、偏差容错等配套设计。

（2）能源价格体系与成本结构。新能源自身的度电成本（光伏、风电的建设成本、运行维护成本等）直接决定了新能源参与市场化竞价的底价空间，成本越低，市场竞争力越强，对政策保障的依赖度越低；传统化石能源煤炭、天然气等的价格是电力市场的价格锚，直接影响新能源的竞价空间，对新能源市场交易机制设计起到倒逼作用。

（3）市场主体的风险偏好与收益预期。新能源项目具有固定资产投资大、回收周期长的特性，对稳定现金流的需求极强，其风险偏好直接决定了中长期交易的核心设计方向：为匹配新能源全生命周期的投资回收需求，需推出3～20年的超长期购电合约，锁定长期电量与电价。而用户侧主体的风险偏好差异，推动了交易品种的多元化：风险承受能力弱的实体企业，偏好固定电价的中长期合约；风险承受能力强的售电公司，可通过现货市场博取价差收益。此外，金融市场的利率水平、融资成本，直接影响新能源项目的投资回报要求，融资成本越高，对交易机制的稳定收益保障要求越强。

3.3  技术因素

技术因素是新能源市场化交易机制落地的底层支撑，决定了交易机制的精细化程度、运行效率与适配能力，是破解新能源波动性、间歇性难题的核心抓手。①风光功率预测精度直接决定新能源交易的偏差控制能力与合约履约率，是分时曲线交易、现货市场落地的核心前提^［10］。②高性能数字化电力交易平台，支撑高频交易、海量主体接入、跨省区 联合结算与节点电价出清，区块链技术则为绿电溯源、环境价值确权提供技术保障。③储能、虚拟电厂等灵活性调节技术，提升系统对新能源波动的适配能力，拓展交易机制的创新空间^［11］。④特高压输电、配网智能化与电网阻塞管理技术，决定了新能源资源优化配置的物理范围，是跨省区交易、节点电价机制落地的重要技术基础^［12］。

3.4  资源因素

资源因素是新能源市场化交易机制设计的底层禀赋约束，决定了交易机制的区域特性、品种设计与消纳边界，是交易机制区域适配性的核心依据。

（1）新能源资源的禀赋与时空特性。从空间分布来看，四川省川西地区风光资源富集，而重庆市本地风光资源匮乏，天然形成了“四川供给、重庆消纳”的区域格局，倒逼跨省区互济交易机制的设计^［3］；从时间特性来看，光伏午间大发、夜间零出力的日间波动特性，风电的随机间歇性特征，以及风光资源的丰枯季节差异，直接推动了分时合约、峰谷差异化定价、丰枯季节交易机制的设计，同时决定了辅助服务市场的调峰、调频需求规模^［13］。例如四川省丰水期水风光叠加富余电量多，枯水期出力不足，因此其现货市场机制设计必须实现全水期覆盖，配套富余电量消纳的专项交易规则。

（2）区域电源结构与互补特性。区域电源结构直接决定了系统的调节能力，是新能源交易机制设计的重要前提。以水电为主的四川省，水电具备强调节能力，但丰枯季节出力差异极大，因此交易机制需重点设计水风光联合交易、丰水期富余电量跨省消纳规则；以气电为主的重庆市，气电机组启停灵活、调峰能力强，因此配套了“风光＋气电”捆绑参与辅助服务的交易机制^［14］。若区域内煤电占比高，系统常规调节电源充足，新能源参与市场的偏差容错空间更大，交易机制可更侧重市场化竞价；若区域内新能源占比极高、常规调节电源匮乏，则必须配套完善的辅助服务市场、跨省区互济机制，为新能源消纳提供调节支撑。

4  存在的问题与挑战

4.1  交易组织体系存在结构性短板

（1）中长期交易精细化与市场化程度不足。其一，中长期合约与新能源特性匹配度低，分时曲线刚性不足，难以适配风光出力的间歇性、波动性特征^［15］；其二，超长期合同缺失，较难实现新能源项目全生命周期投资风险锁定；其三，市场化博弈不充分，双边协商交易占比偏高，标准化合约流动性弱，中小新能源主体议价能力受限。

（2）现货市场价格发现功能未充分释放。其一，定价机制存在局限，较难反映川西新能源富集区的电网阻塞与供需差异，易造成窝电与消纳难题^［16］；其二，新能源功率预测精度不高，风光资源的精细化评估能力不足，导致现货交易的报价风险高；其三，价格上下限设置未充分对接绿证、碳市场收益，丰水期风光水叠加时段易出现长时间低电 价甚至负电价，新能源基础收益难以保障（如2025年10月四川丰水期现货市场最低出清价仅0.018元／kWh，午间光伏大发时段连续出现低价，中长期与现货价差最大达-318.19元／kWh，新能源项目收益大幅缩水）；其四，主体参与差异化设计不足，分布式新能源、分散式风电独立参与门槛高，市场化参与能力与意愿被抑制，未适配川渝分布式能源快速发展的趋势。

（3）辅助服务市场体系与协同机制不完善。其一，服务品种覆盖不全，现有机制缺乏针对新能源短时出力波动的快速调频等专项服务，未全面适配新能源消纳的全场景调节需求^［17］；其二，“新能源＋灵活性资源”以行政绑定为主，收益分配、风险共担规则不透明，新能源主体议价权弱，难以实现市场化的最优组合；其三，辅助服务成本主要由发电侧承担，未遵循“谁受益、谁承担”的原则，市场可持续性不足^［17］。

4.2  价格结算机制的保障激励平衡不足

（1）机制电量清算规则刚性过强。现有规则下年底机制电量缺额不跨年滚动清算，未区分市场主体经营不善与极端天气、电网阻塞等不可抗力因素，非经营性风险完全由新能源项目承担，枯水期风光出力不足时易造成项目收益大幅缩水。

（2）机制电价形成机制存在“一刀切”的局限。现有机制以机制电量范围内最高申报价作为统一机制电价，在避免了恶性竞争的同时，无法体现不同新能源项目的区位、送出成本、技术类型等的差异，使得平原优质项目具有先天优势，川西偏远高成本项目收益较难覆盖，不利于新能源全域合理 布局与可持续发展。

（3）差价结算机制适配性不足。“多退少补”的差价结算未与绿电、碳收益联动，超额收益上缴时未预留新能源环境价值对应的收益，难以充分体现新能源的双碳价值^［1］。

4.3  配套支撑机制的底层保障能力不足

（1）灵活性资源协同机制存在收益短板。其一，抽水蓄能仅依靠容量电价与调峰电价，未建立现货、辅助服务全场景收益机制，调节潜力未充分释放；其二，新型储能“现货+辅助服务”双重收益机制稳定性不足，投资回收周期长，市场化模式创新不足；其三，气电容量电价机制不完善，燃料成本波动无法有效传导，顶峰调峰积极性受限，未形成可持续的市场化定价与补偿体系。

（2）跨省区互济机制不健全。其一，川渝两地市场规则、电价体系、考核标准、监管体制仍未完全统一，省间交易壁垒未彻底打破；其二，部分地方存在地方保护主义，对跨省区交易设置不合理限制；跨省区输电容量竞价分配机制不完善，输电成本分摊不清晰，抬高了跨省区交易成本。

4.4  市场生态与风险对冲体系存在空白

一是中小新能源主体、分布式项目缺乏专业交易能力，参与市场的门槛高，权益难以保障；二是缺乏电力期货、期权、差价合约等金融衍生品，新能源与用户无法对冲长期价格波动风险，影响新能源项目投资与融资能力^［18］；三是电力市场、绿证市场、碳市场未实现有效联动，新能源的环境价值无法形成稳定、可预期的收益渠道^［19］。

5  优化路径

5.1  优化交易组织体系

（1）优化升级中长期交易机制。其一，推动中长期合约分时化、标准化、长周期化，推广与新能源出力特性、用户用电曲线精准匹配的带曲线标准化合约^［20］；其二，推出3～20年超长期购电合约，匹配新能源全生命周期投资回收与高耗能、出口型企业长周期成本管控需求；其三，提升市场流动性与主体覆盖面，降低双边协商交易占比，扩大集中竞价、挂牌交易规模，放开中小用户、居民聚合体参与门槛，逐步缩减电网代签机制电量占比，强化市场化博弈。

（2）完善现货市场价格发现核心功能。其一，推动节点边际电价机制全面落地，精准反映区域电网阻塞与供需差异，引导新能源合理布局；其二，优化价格上下限设置，价格下限充分对接绿证、碳市场稳定收益，价格上限合理匹配尖峰调节价值^［42］；其三，适配川渝丰枯季节特性，设置丰水期富余电量专项出清、枯水期顶峰价格激励机制，平抑极端价格波动；其四，差异化优化新能源参与规则，为分布式新能源提供标准化聚合参与通道，增强其市场化参与能力与意愿。

（3）健全全品种、全主体、跨区域辅助服务市场。其一，丰富辅助服务品种，增设快速调频、爬坡备用等专项服务，精准匹配新能源消纳的调节需求；其二，优化“新能源＋灵活性资源”市场化协同模式，建立权责利清晰的市场化收益分配与风险共担规则；完善成本疏导机制，落实“谁受益、谁承担”原则，按比例将辅助服务成本向用户侧疏导，提升市场可持续性；其三，打通川渝跨省区辅助服务市场，实现两地调峰、调频资源联合优化配置，充分发挥四川水电与重庆气电的互补优势。

5.2  优化价格结算机制

一是完善机制电量清算与分解规则。优化滚动清算机制，针对极端天气、电网阻塞等不可抗力造成的机制电量缺额，允许跨年滚动清算，合理分担新能源非经营性风险；建立月度动态分解机制，结合风光出力预测、电网送出能力、负荷需求动态调整分解电量，提升精准度。优化机制电价形成机制，在统一基准价基础上，增设区位调整、送出成本补偿系数，体现项目成本差异，避免“一刀切”定价，兼顾偏远地区项目合理收益。

二是升级“多退少补”差价结算机制。建立差价结算与绿电、碳收益联动机制，超额收益上缴时预留新能源环境价值对应的收益，充分兑现双碳价值^［19］；优化结算周期，实现月度差价结算与现货日度结算的高效衔接，减少市场主体资金占用；建立极端市场行情缓冲机制，当现货价格持续低于新能源变动成本时，触发临时结算保障，避免新能源项目大面积亏损，保障行业可持续发展。

5.3  强化配套支撑机制

（1）健全灵活性资源市场化协同机制。其一，推动抽水蓄能全面参与现货、辅助服务、容量市场；其二，推广共享储能、租赁等市场化模式，降低投资门槛；其三，完善重庆气电容量电价与燃料成本联动机制，保障固定成本回收，提升顶峰调峰积极性^［21］；其四，将需求侧响应全面纳入灵活性资源体系，建立需求侧响应与新能源出力联动交易机 制，激励用户在新能源大发时段增加用电，实现“荷随源动”。

（2）深化跨省区互济消纳机制。其一，全面统一川渝电力市场交易规则、价格形成机制、结算规则、准入标准，彻底打破省间交易壁垒；其二，优化跨省区输电容量市场化竞价分配机制，明确输电成本分摊规则，降低交易成本；其三加强跨省跨区输电通道等电网基础设施建设，提升跨省电力运输能效；其四，完善跨省区消纳考核激励机制，明确消纳责任权重互认、碳减排量跨省划转规则，将跨省区消纳成效纳入双碳核心考核指标。

5.4  完善市场生态，补齐风险对冲体系短板

一是培育市场主体参与能力，针对中小新能源、分布式项目推出标准化交易代理服务与培训体系，规范售电公司服务行为，降低市场参与门槛，保护中小主体权益；二是丰富风险对冲工具，加快推出电力期货、期权、差价合约等金融衍生品，为新能源与用户提供长期价格风险对冲工具，降低市场波动风险，提升新能源项目融资可获得性^［18］；三是推动电力市场、绿证市场、碳市场三市场联动，实现绿证与电力交易全流程绑定，建立碳价与电价联动传导机制，让新能源的环境价值充分体现在电价中，提升新能源市场化交易的核心竞争力^［19］。

6  结论与展望

本文以新能源电力市场化交易机制为核心研究对象，系统分析了川渝地区新能源市场化交易的现状、机制、影响因素与挑战，提出针对性优化路径。主要研究成果包括：①川渝已初步构建“交易实现-价格保障-配套支撑”三位一体的市场化消纳体系，形成了“中长期＋现货＋辅助服务”多元化交易组织、“多退少补”可持续价格结算、灵活性资源协同与跨省区互济配套的完整框架。②政策、经济、技术、资源四大因素共同决定交易机制的设计逻辑，川渝“四川供给、重庆消纳”的资源格局与“川水渝气”的电源互补特性，是其交易机制区别于其他区域的核心底层依据。③当前机制仍面临四大核心挑战：交易组织体系存在结构性短板、价格结算机制保障与激励失衡、配套支撑能力不足、市场生态与风险对冲体系存在空白，制约了新能源市场化交易比例提升与高效消纳。④川渝新能源市场化交易机制优化，需立足区域禀赋，从优化多元交易组织体系、优化价格结算机制、强化配套支撑机 制、培育良性市场生态四大维度协同推进。

未来研究与产业实践可重点向五大方向延伸：一是深化川渝一体化电力市场落地实践，为区域电力市场协同发展提供范本；二是探索电力、绿证、碳市场深度联动模式，充分兑现新能源环境价值；三是强化技术创新对交易机制的赋能，提升交易精细化水平与运行效率；四是完善风险对冲工具体系，培育多元主体公平参与的良性市场生态；五是构建机制优化效果量化评估体系，实现交易机制的动态迭代与可持续发展。