强制全额消纳机制正在大幅抬高南方市场电价

新能源全额保障消纳曾经是公认的“行业保护伞”，支撑了风电、光伏产业的高速发展。随着电力现货市场建设持续推进，南方区域（以广东起步）电力现货试点在机制设计中，为新能源设置了市场化参与路径：新能源参与市场交易的电量，在执行上等效于100%的保障消纳下限。但很多一线从业者已明显感知，这套当年的扶持政策，如今已经彻底跟不上市场节奏，甚至成了电力现货市场良性运转的最大阻碍之一。风光电源从当年的补充电源，变成了如今的主力电源，可我们的消纳规则，还停留在十年前的“兜底保护”模式。这种规则与现状的严重错位，打破了现货市场经济出清逻辑，持续造成市场价格信号扭曲、电力资源配置效率下滑、全社会用电及供电运行成本攀升等问题，已然成为制约电力市场高质量运行的关键堵点。

全额消纳政策的

历史价值与现实错位

新能源全额保障消纳机制是我国新能源发展和电力市场建设特定阶段的重要制度安排。新能源发展初期，风电、光伏等新能源发电成本较高、市场竞争能力较弱，国家通过保障利用小时等政策为新能源项目提供稳定收益预期，有效规避了大规模弃风弃光问题，促进产业快速发展。

新能源全额保障消纳机制诞生之初，精准匹配南方区域能源转型初期的现实条件，给新能源企业稳定经营预期，促进南方新能源产业全面铺开。在南方现货试点建设初期，这套机制进一步缓释了改革阵痛。广东率先启动现货试点后逐步拓展至全区域，省内发电侧燃煤、燃气电源已全量进入市场，用户侧放开规模受到限制，同时发用分时不平衡，产生大量计划与市场不平衡资金。全额消纳规则允许新能源无顾虑参与市场，不会因出清产生额外限电，既满足各省区清洁能源消纳考核硬性要求，也为尚处于培育阶段的电力市场引入了更多市场主体，有效缓解了计划与市场双轨制下的不平衡资金压力，发挥了重要的过渡作用。

截至2025年，南方五省区新能源装机规模已达到2.69亿千瓦，占总装机容量的43.1%；2025年，南方区域新能源发电量达到3206亿千瓦时，占区域总发电量的19.4%，新能源已成为区域主力电源之一。新能源已经具备独立参与市场竞价、自主承担出力波动风险的基础能力，但刚性全额消纳制度并未同步调整，调度出清优先级始终向新能源兜底倾斜，完全凌驾于南方区域现货市场经济最优出清逻辑之上。

今年南方区域电价持续走高，不少观点将原因都归结为外部地缘冲突推升燃料价格、产业订单回流带来用电需求增长等因素，但这并非问题全貌。在供需基本面明显宽松的部分时段，电价依旧逆势冲高，午间9:00-15:00是光伏大发时段，电力供给充足，但广东午间价格屡创高峰，5月26日13:45达802.05元/兆瓦时，10:45-11:15维持在700元/兆瓦时以上；5月28日、6月2日午间最高电价也分别达536.96元/兆瓦时、587.96元/兆瓦时，这背后的核心诱因就是强制新能源全额消纳机制的影响。区域内跨省输电通道、省内断面阻塞约束、燃气可调机组调节资源，全部要为完成消纳指标让步，最终造成整个南方市场运行偏离市场化改革初衷。

强制全额消纳对

现货市场运行的系统性伤害

电力现货市场的核心逻辑很简单：电价跟着供需走，谁发电更经济、更高效，谁就多发电，实现全网资源最优配置。但在新能源全额消纳机制的硬性约束下，这套市场化逻辑彻底失效。现在南方区域的市场运行，是消纳指标优先于供需关系，政策要求高于经济效率。由此从各个层面持续损害南方市场运行效率，各类运行异象在五省区中频繁出现。

一是弃电惩罚因子扭曲市场价格信号，节点电价失去供需指导价值。正常的现货市场，电价高位代表供需紧张，电源应该多发电；电价低位代表电力富余，机组出力应该降低。但南方区域在机组组合阶段设置新能源弃电惩罚因子，在经济调度阶段将惩罚因子松弛，割裂了电价和供需的对应关系。以5月26日广东为例：机组组合阶段，系统为规避高额弃电惩罚，保障新能源全额消纳，强制压降海门、靖海、柘林等粤东煤电机组的出力压至最小技术出力；在经济调度阶段时，将弃电惩罚因子予以松弛，市场化出清逻辑重新主导，粤东报价偏高的大型煤电机组具备增发空间、抬升出力，最终形成粤东地区出清高价，反而报价更低的机组，未达到高价对应的发电出力，出现“高价不发电”的反常情形。同时受输电断面阻塞约束，负荷中心珠三角地区开机大量燃气机组缓解阻塞，同样形成高价。整体午间时段新能源大发，市场电价却逆势走高，价格信号背离真实供需格局，现货市场核心的价格发现功能大幅失效。

二是优质调节资源被浪费，电网保供能力被透支。电力系统里，燃气机组是优质的调节电源，它们最大的价值，是在早晚高峰供电紧张时的保供作用。但在强制全额消纳机制下，燃气机组这些高价值的调节资源，被白白消耗在了午间新能源大发的供需宽松时段。例如，3月18日，广东燃气机组气量约束设置为2.05亿千瓦时。在天然气供应整体偏紧、晚高峰保供压力较大的情况下，为保障新能源消纳，日前市场仍出清多台燃气机组在午间时段开机支撑相关输电断面。特别是在最近国际能源市场波动加剧、天然气供应存在不确定性的背景下，资源在低谷被提前耗尽，等到晚高峰真正用电紧张、电网最需要调节能力的时候，反而无资源可用，系统整体调节效率大幅下降，电网运行的安全性和经济性双双受损。

三是推高全社会综合运行成本。强制新能源全额消纳机制不仅影响省内市场运行，还通过跨省跨区交易传导至区域范围，最终增加全社会运行成本。例如，2024年11月13日云南市场运行期间，午间光伏集中大发，滇中地区部分新能源出力快速增长。为保障新能源消纳并控制相关输变电设备运行约束，市场出清程序持续调增具有反向灵敏度的水电机组出力。由于相关水电机组调节灵敏度较低，需要大幅增加出力才能满足断面控制要求，最终挤占了常规电源发电空间，导致150万千瓦低价申报火电机组被迫停机。此外，4月19日，澜沧江上游六厂出现午间异常顶峰出力的“反调峰”现象，其核心原因是当日广东新能源大发导致落地侧“丹库甲乙+曲花甲线”断面潮流达到上限，该断面存在大量新能源接入。东方换流站对该断面灵敏度为-0.245，新东直流增加出力可以缓解该断面阻塞。为保障新能源全额消纳，系统被迫要求新东直流增加外送电力以缓解该断面阻塞，进而促使新东直流送端配套水电在午间负荷低谷时段大幅增发。

四是导致售电公司陷入亏损困境，引发退市连锁反应。燃料价格上涨、强制新能源全额消纳制度等多重因素共同推高市场电价，让两广售电行业经营压力持续加剧。广东自3月起电价大幅攀升，批零倒挂导致部分售电公司陷入经营困境，被迫启动退市程序。广西1月起出现批零倒挂，一季度全行业亏损近数亿元，多家老牌售电企业因无力补足履约保函退市，用户转保底后电价最高达现货均价2倍，加剧了用户成本上涨压力。售电公司集中退市后，一方面，大量终端签约极易出现用电服务断层、电费结算纠纷等问题；另一方面，行业持续亏损、退市频发的现状，会严重打击社会资本参与售电市场的积极性，弱化市场竞争活力，阻碍南方区域售电侧市场化改革稳步推进。

优化新能源保障消纳机制

筑牢南方区域市场根基

从当前南方区域现货市场运行实际来看，强制全额保障消纳机制虽已显现诸多弊端、严重影响市场运行效率，但短期内难以彻底调整，核心源于市场化改革导向与地方考核机制的深层矛盾。一方面，国家电力市场化改革明确要求新能源全面入市、公平竞争；另一方面，当前清洁能源消纳率为地方硬性考核任务，直接关系各省区工作考评。在顶层考核体系尚未完成市场化优化前，南方各省区普遍缺乏主动下调消纳保障比例的动力，因此，建议渐进式优化新能源保障消纳机制。

第一，在相关考核机制尚未完善前，保持新能源保障消纳制度总体稳定，不宜直接取消保障消纳机制。南方区域各省区可结合电力供需形势、系统调节能力和新能源发展实际，按照“分阶段、分类型”原则逐步下调新能源保障消纳下限比例，推动保障消纳机制由刚性执行向市场化消纳平稳过渡。例如，五省区个别时段可在50%-80%的保障水平之间选择，更多依托市场机制促进新能源消纳，实现新能源高质量发展与电力市场建设协同推进。

第二，从长期来看，加快完善新能源消纳考核体系。建议国家结合全国统一电力市场建设要求，统筹优化清洁能源消纳率、碳排放总量控制、绿电消费等考核指标体系，逐步由单纯关注消纳规模向兼顾消纳效率、经济成本和市场化水平转变，为新能源全面参与市场竞争创造制度条件。

第三，建立新能源保障消纳机制动态优化机制。待国家清洁能源消纳考核指标体系完成市场化导向的优化后，逐步取消新能源保障消纳下限要求，真正实现新能源与其他电源按照统一规则公平参与市场竞争。同时，建立新能源消纳成本评估机制，合理控制保障消纳成本水平，避免为实现边际消纳而投入过高系统调节成本，充分发挥市场价格信号在资源配置中的决定性作用。

第四，针对当前售电公司履约风险高发、集中退市的隐患，交易中心需前置监管关口，建立全周期动态风控体系，落实逐日盯市监管制度。以自然日为单位，逐户核查售电公司保函占用额度、剩余担保资金及欠费等情况，精准掌握企业经营与信用风险状态，对临近预警红线的主体及时下发风险提示。对保函穿透兑付的高风险主体，及时暂停其新增交易权限，引导企业有序结清存量用户合同、平稳退出市场。

曾经托举行业的保障性政策，如今已成为制约市场公平竞争、拉低系统运行效率的核心瓶颈。未来唯有循序渐进优化消纳保障规则、转变考核导向、完善市场风控体系，让电力运行回归经济最优逻辑，才能真正释放南方统一电力市场改革红利，实现新能源高质量消纳、电力安全保供与市场平稳健康发展的多重共赢。

来源丨电联新媒