推动能源转型已然是全球共识，但各国所处的转型阶段、资源禀赋与市场基础迥然不同，面临的现实考题大相径庭。

澳洲电力系统正面临“燃煤退役”与“需求增长”的双重夹击，供电缺口风险日益逼近。然而，在完全市场化环境下，随着新能源渗透率攀升，其捕获电价（Capture Price）显著走低，导致项目投资回报率恶化，严重抑制了市场主体的投资意愿。据Clean Energy Regulator（CER）统计，2023年上半年仅526兆瓦绿电项目获批，无论是投资进度还是装机容量，均远滞后于既定目标（图1）。面对市场失灵，政府亟须通过政策干预引导绿电投资，以在保障供电可靠性的同时，确保“2030年82%可再生能源发电”的宏伟目标如期实现。

图1 澳洲绿电投资概况

（资料来源：Options for electricity generation and storage capacity）

在“双碳”目标引领下，中国新能源实现跨越式发展。截至2024年底，装机规模约14.1亿千瓦，占比超40%，历史性超越煤电。然而，规模激增使传统的固定电价机制局限性日益凸显——既无法反映实时供求，也未体现系统调节责任。当前，随着成本下降及全国统一电力市场规则的完善，新能源全面入市条件已然成熟，丰富市场主体成为必然要求。如何在深化改革中实现“双重平衡”——既能顺应趋势，利用市场机制促进充分竞争；又能平稳衔接，通过制度设计保障投资意愿，已成为构建新型电力系统的核心命题。

政策目标是市场机制的灵魂，其功能定位如同内在基因，从根本上决定了机制将以何种路径解决转型期的挑战。

澳洲容量投资计划CIS根植于高度自由化的市场环境，其逻辑是政府扮演“承购后备”角色，为项目提供收入保障，调和市场风险，提供明确的长期投资信号，撬动资本流向清洁能源领域，保障能源供给可靠性，最终依靠市场力量完成转型。

• 国内机制电价：稳定可控的渐进式市场化

  
  

相比之下，我国机制电价改革旨在推进新能源全面入市，通过建立场外差价结算化解补贴政策转换过程的不确定性，稳定投资预期，实现平稳过渡。其设计强调机制可控性、价格信号稳定性以及电力普惠性，是有为政府引导构建、完善高效市场的生动实践，体现了在保障公平与稳定前提下逐步提升效率的、具有中国特色的渐进式改革逻辑。

本部分将从参与主体和机制实施两大方面剖析两国机制电价实施的主要差异。

政策目标圈定了市场主体的范围，同时界定了各自的角色定位与权责边界。

• 资源类型

在参与资源类型上，澳洲CIS呈现出鲜明的“功能导向”特征。该机制不预设技术路线，而是依据系统功能将资源划分为“发电型”与“调节型”两大类，分别组织增量项目竞标，使风电、光伏、储能等多元主体在同一平台上公平竞争。这一设计反映出以新增投资为导向的制度基因，直接服务于系统可靠性目标——在规模化发展绿电的同时，发展灵活调节资源，有效匹配新能源出力波动性。

国内各省区在实施机制电价时，考虑成本差异进行类型划分，初期一般按技术类型，区分风电、光伏分类竞价，后期逐步实现统一竞价。在具体执行时，类型划分可能发生变化，如：福建省划分为海上光伏与其他新能源项目类型；海南省则划分为海上风电、陆上风电和光伏项目；江苏省划分为海上风电、其他风电和光伏。特别地，甘肃省在首批竞价中风电、光伏执行统一竞价。

特别，我国分设存/增量项目，分类妥善处置，以平稳衔接补贴政策变化与全面市场化进程。

• 权利范围

  
  

不管是澳洲的CIS，还是国内机制电价，未中标的部分均可以再次参与，纳入机制。

在报价方面，澳洲CIS机制赋予项目方较大的申报自主权，对关键参数的约束较为宽松。而国内机制电价设有明确的竞价上下限、机制电量比例等参数限制，决策空间较为结构化。

尤为值得注意的是，两种机制下的绿证管理也存在显著差异：

这一差异揭示了两者在收益核算与成本承担上的根本不同：澳洲CIS将绿证收益视为项目“综合收入”的一部分，由政府财政对剩余差价进行兜底；而国内机制电价则通过“价证捆绑”，将绿色价值实质性移交，由承担消纳责任的终端用户直接分摊成本。

本部分将沿循设计逻辑、结算机制与管理规则三大维度，从招标遴选、电价形成到项目履约与电价结算进行全流程对比。表1列举了二者招标环节的主要差异。 

表1 招标机制对比

整个招标环节，两种制度围绕各自政策目标，呈现出显著分化特征：澳洲CIS强调市场自由化下的价值竞争，引导投资；国内机制电价强调发展与消纳兼顾的稳健竞争（表2）。

表2 澳洲CIS与国内机制电价实施特征对比

总揽全局，澳洲CIS机制与我国机制电价，恰似能源转型道路上的两套不同“导航系统”。前者依托成熟市场，鼓励市场主体自由竞争、以价格信号引导资源配置；后者坚持“有为政府”与“有效市场”相结合，统筹兼顾发展速度与消纳质量，在保障能源安全的前提下，探索出一条具有中国特色的渐进式改革之路。二者路径虽异，却共同指向清洁、可靠、可持续的电力未来。

在新型电力系统建设不断深入的背景下，保障性机制的功能定位正逐步从单一的“激励投资”向更加系统的“统筹发展和安全”转变。为应对高比例新能源接入带来的不确定性，我国可在现有机制基础上，适度增强其弹性与适应性，逐步构建既能确保平稳过渡、又能有效激发多元价值的高效能电力市场体系。

具体而言，可从以下两方面推进机制优化：

一方面，推进差价结算机制的精细化设计，增强价格信号对投资与运营的引导作用。建议探索优化参考价格形成机制，改变目前较为单一的锚定方式，例如引入日前市场价格，或构建“日前价格+中长期历史均价”的混合定价模式，从而更全面反映新能源在不同时间尺度市场中的价值变化。此外，可参考国际成熟经验，适时引入“指定区间结算”等灵活机制，在保障项目基础收益的同时，为市场主体保留适度的价格博弈空间，提升其参与市场的积极性与主动性。

另一方面，推动形成涵盖多维度价值的市场体系，引导新能源实现高质量发展。短期内，应重点优化机制电量与电力市场运行的衔接机制，结合地区实际明确其参与中长期与日前市场的方式，支持新能源有序融入市场。从长远看，应加快构建包含“电能量、容量、辅助服务、绿色环境价值”在内的完整市场架构，通过设立容量市场或完善容量补偿机制、深化辅助服务市场建设等措施，形成清晰、多元的价格信号，激励新能源企业主动提升系统调节能力与运行友好性。此举将有助于推动竞争模式由“成本优先”向“价值优先”转变，最终实现新能源全面参与各类市场交易。

当市场机制为绿色电力铺平了“价”之路，如何构建与之匹配的“网”之通道，确保这些清洁能源高效、可靠地输送到千家万户，成为另一个关键命题。下一篇文章将从批发现货市场的广阔天地迈向电网的深层改革，聚焦澳洲在输配电环节面临的创新与挑战。