在全球碳中和进程加速与能源安全保障能力持续提升背景下，中国可再生能源装机规模已达18.89亿千瓦，约占总装机的56%，但其发电不确定性与传统电力市场刚性机制存在结构性矛盾。2023年，《可再生能源法》启动修订程序，核心任务之一即为推动可再生能源市场化发展。此次修法标志着我国能源法治体系发展重点从“规模扩张”转向“质量提升”，通过构建适应可再生能源特性的制度框架，重视市场对于可再生能源释放多元价值的重要作用，为可再生能源规模化、高效率融入新型电力系统提供法律保障。

过去十年，受益于“全额保障性收购”制度，中国可再生能源装机规模跃居全球首位，风光等可再生能源发电成本持续下降，其全生命周期经济性显著超越化石能源发电。然而，出力不可控的可再生能源大规模并网，既对电力系统稳定运行构成巨大挑战，又因低成本资源同步扩张引发同质化恶性竞争，给可再生能源产业发展带来不利影响。为应对此种局面，推动市场化发展将成为巩固产业优势的关键。通过修订《可再生能源法》及配套政策，以法律法规划定合理的收益边界，并依据市场价格信号分配经济责任，将政府角色从“补贴提供者”转为“秩序维护者”。这种转变既可通过市场价格信号分配经济责任，突破政策补贴的不可持续性，化解系统调节能力不足和财政负担过重局面；又能以市场机制推动资源配置，促使可再生能源从“被动消纳”转向“主动竞争”，在守住能源安全底线的基础上，持续激发技术创新动力。

全球能源体系正经历百年未有之大变局。国际能源署（IEA）预测，2030年全球新增清洁能源装机将达到5500GW，其中有80%来自太阳能，标志着其从“补充能源”转向“主力能源”。各国在此过程中构建了“政策托底+市场激活”制度体系：欧盟实施差价合约（Cf D）稳定基础电价，依托跨国耦合的市场机制激发主动性；美国通过长期购电协议（PPA）与绿证制度锁定收益并明确绿色属性，以全电量现货释放市场价格信号。这些实践揭示，当可再生能源规模化发展成为必然趋势，制度体系建设也迎来“政策驱动”转向“市场主导”的范式革命——政策稳定收益预期，市场优化配置效果。中国作为全球最大的可再生能源市场，在制度修订的基础上，有必要通过市场化改革释放产业潜力，为全球能源转型提供“中国方案”。

第一个挑战是制度转型中的利益边界模糊问题有待破解。一是合理收益保障和资源配置效率之间的关系。全额保障虽能给可再生能源企业带来稳定收益，但也降低了其通过市场化优化收益的主动性，导致市场资源配置效率难以提升。二是可再生能源远距离输送和就近消纳之间的关系。跨省区送电仍以政策性量价为主而非市场调节，无法反映真实供需，而部分受端省因负荷增速放缓且本地光伏过剩，叠加跨省区交易价格信号激励性不足，导致可再生能源大范围配置受限。三是统一电力市场体系下的全局与各地发展之间的关系。我国各地区的市场模式、交易规则各具特点，且各市场建设进展不一，显著的差异增加了跨省区市场之间的衔接难度，产生了交易壁垒，制约了可再生能源的市场化大范围配置。

第二个挑战是适应高比例可再生能源的定价机制有待完善。一方面，市场的稳定性要求与价格形成机制存在矛盾。当前中长期交易结算比例较高且要求发用双方提前锁定量价，而可再生能源出力不可控导致其实际交割难以匹配中长期交易结果，不得不在现货市场中以过高的“惩罚成本”被动调节余缺，形成保障性收购依赖、市场化风险厌恶的局面。另一方面，价格信号尚无法有效支撑可再生能源可持续发展。当前的价格发现机制主要服务于短期电力电量平衡，特别是在可再生能源高比例参与市场后，由于其出力波动性，市场出清电价必然会在极高和极低间剧烈波动，这种波动性无法为可再生能源发展提供长期稳定的价格预期。

第三个挑战是可再生能源的环境价值兑现不足、安全责任承担错位。在环境价值方面，2024年全国绿证交易量4.46亿个，对应电量占非水可再生能源发电量的9.42%，虽然交易量比往年有所提升，但最低价已跌破至1元，绿证与消纳责任体系割裂运行，环境价值激励终端购电个体消费可再生能源的效果有限。在安全责任方面，可再生能源大规模并网将显著增加系统的爬坡、调频等辅助服务需求，但现行辅助服务市场既未建立发电不确定性与调节成本的量化关联机制，也未形成向可再生能源主体疏导费用的制度条件，形成了可再生能源“只发电、不担责”的错配现状。

一是体现“电能量+辅助服务+容量+绿证”多维协同关系，完整反映新型电力系统中各类资源的多元价值。首先，建立“电能-安全-环境”多元价值框架。电能价值通过分时价格引导系统运行经济效率提升，安全价值以经济性激励可调资源的辅助服务支撑能力、以容量机制保障系统长期可靠性，环境价值通过绿证、碳市场衔接等手段量化碳减排效益。其次，建立跨时空尺度的价值分配机制。在中长期锁定容量与环境价值，在现货市场体现能量供需价值，在辅助服务市场反映调节价值；扩大区域电网互联范围，实现源网荷储协同增效。最后，依托信息披露、标准合约等工具推动价值传导——打破“价值孤岛”，帮助市场参与者准确识别多元价值、增强各类主体互动能力。

二是完善“成本覆盖+价值驱动”的电力定价逻辑，稳定可再生能源发展预期，激活可再生能源配置动力。在成本覆盖方面，通过新能源可持续发展价格结算机制、多年期协议等方式稳定可再生能源收益预期，并以竞争性定价引导可再生能源综合考虑供求关系和长期成本全面参与市场，激励技术进步和成本下降。在价值驱动方面，进一步完善外部性价值内生化路径，将可再生能源消纳责任与用户侧责任绑定，推动绿电溢价、绿证市场和碳市场协同定价，探索分布式光伏发电全部纳入绿证体系；加速建立灵活性资源定价机制，通过爬坡辅助服务、快速频率响应等新型产品设计，精准反映调节资源的时空稀缺性。

三是推动建立适应高比例可再生能源的标准化市场体系，降低交易壁垒，提升市场运行效率。明确市场准入、交易结算和技术标准等核心要求，形成权责清晰、规则统一、要素联动的现代电力市场体系。推动全额保障向市场化转型，存量项目实行保障性收购比例动态退坡，增量项目依托政府建立的差价合约机制全面纳入市场竞争。在跨省区层面，推动能源基地市场化外送，发挥市场价格激励作用，实现各类电源之间利益共享和风险共担，加强能源基地与受端市场的关联性与协作性。在省内协同层面，支持小型分布式项目通过虚拟电厂、负荷聚合商等主体打包为平衡交易单元，降低单一主体因发用电偏差导致的经济责任，分散电力系统运行风险。

可再生能源市场化发展是构建新型电力系统、实现“双碳”目标的重要举措，其本质在于以制度创新完善电力系统价值分配逻辑。通过全面推动可再生能源参与市场，以市场价格信号兑现可再生能源的多元价值、承担合理经济责任，实现能源资源要素的市场化优化配置。当前《可再生能源法》的修订，为市场主导的格局提供了制度保障，是国家能源治理体系现代化的重要突破。唯有构建多元价值协同体系，以多维价格信号引导市场运行，依托新型市场交易模式为载体，市场机制方能成为支撑可再生能源规模化跃升的核心引擎，为新型电力系统建设注入持久动力，最终推动可再生能源产业迈向高质量发展的新阶段。