2025-02-18 23:02:37
近期发布的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确了新能源原则上全面推进市场化，并针对并网电量时间的不稳定性导致市场交易价格波动较大的问题，提出建立健全价格结算机制。
对新能源企业而言，推进电力市场化交易及跨省区交易有助于增强企业电量消纳，并通过绿色属性带来溢价收益；执行期内机制电量的差价结算模式也可在一定程度上保障电价和企业收益的稳定性。不过在整体电力行业建造成本下降以及电力装机供过于求的背景下，机制电价或将呈下降趋势，且机制电量外的电量部分没有差价补偿结算，完全市场化或将因集中出力而增加出现“零价”或“负价”电价的概率，进而影响新能源企业盈利。此外，该政策已明确以2025年6月1日为划分截点，若部分企业想确定保障性周期内以当前电量电价政策为准，势必在该时间截点前完成全容量并网，或将带来新一波新能源“抢装潮”。
一、政策背景及主要内容
鉴于我国新能源装机快速增长，2024年底已占全国发电装机容量的42%，原有的固定上网电价模式无法充分反映市场供求关系，也未能公平体现新能源对电力系统的调节责任等情况，2025年2月9日，国家发展改革委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》[1]（发改价格〔2025〕136号），推动新能源市场化改革。上述政策主要涉及以下内容：
（1）确定新能源原则上全面推进市场化的方向；完善市场化交易和价格机制，要求明确绿色电力证书价格。
（2）建立健全价格结算机制，并分别针对存量和增量项目明确落实方案。
二、政策分析
（1）市场化交易方面：
中国电力市场化改革已经逐步推进了20多年。其中，2002年“5号文”首先解决了“厂网分离、主辅分离”问题，推动区域电力市场建设。2015年“9号文”进一步明确了按照“管住中间、放开两头”的体制架构，在发电侧和售电侧引入竞争机制，放开竞争性环节电价，引导市场化改革。2022年1月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》[2]（发改体改〔2022〕118号），提出要建设全国统一电力市场体系，而2021年发布的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）中已明确燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，因此如何落地新能源市场化对建立全国统一电力市场意义重大，势在必行，也为后续其他电源结构市场化发展探索可行性路径。
早期新能源投资成本高，行业初期成长阶段对政策依赖性强，根据项目所在区域和并网时间以固定电价且优先上网（全额电量/保障性电量）模式结算。在“优先”特质加持下，新能源并没有充分承担系统调节成本，且财政补贴对新能源企业效益影响很大，各类电源结构电量电价的不统一性也限制了全面市场化的开展。近年来，伴随技术进步和成本下降，新能源补贴退坡并已实现平价上网，各类电源结构被拉至同一水平，使得新能源更具备市场化交易的现实条件。市场化定价也可以更充分反应电力市场供需情况，体现电量的商品属性价值，进而引导前端电力投资以及终端分时段消纳等时间和空间的匹配性和平衡性。
新能源市场化仍在中长期以及现货市场交易和价格机制大框架下推进，可参与跨省跨区交易，且鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，结合新能源出力特点合理确定中长期合同的量价[3]、曲线等，并争取与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。
对新能源发电企业而言，参与跨省跨区交易扩大了电量消纳范围，同时从中长期合约到现货交易、适当放宽现货市场限价、明确绿证价格等，不仅提高了交易的灵活性，也在碳约束趋严的背景下增强了绿色属性给新能源企业带来的溢价收益。且增量项目以市场竞价方式确定机制电价，也将倒逼新能源企业通过技术创新和成本控制提升竞争力，以便获得更高的价差收益。此外，新能源全面进入市场将加剧整体电力行业竞争压力，传统火电将与新能源平等竞争，因此传统火电企业也必须优化运营效率来降低发电成本，并持续推进灵活性改造，为新能源发电的间歇性和波动性提供调峰支持，但在煤炭成本高企背景下，其市场竞争力或不及新能源企业；同时，区域及跨省特高压电网建设也需加快推进，以保障整体电力系统的可调节性和稳定性，减少新能源在时间和空间上集中并网对整体电力系统的冲击以及因电量无法消纳导致的严重限电问题。对终端用电客户而言，居民和农业用户用电仍执行现行目录销售电价政策；而工商业用户将参与市场化交易，电价波动性将有所增强，但长期看电力供需仍会处于整体平衡状态，且伴随技术进步和规模效应显现，综合发电成本或将有所下降，进而带动用电成本适度下行。
（2）差价结算模式方面：
市场化电价可以更快速反应电力市场供需情况，但由于新能源“靠天吃饭”，存在集中发电和无法发电的时段，市场电价波动很大，而光伏这类设备年均利用小时偏低的企业或将因集中低电价而导致亏损。对此，该政策引入可持续发展价格结算机制。其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，以现行价格（不高于当地煤电基准价）为机制电价；2025年6月1日起投产的项目，每年以新增未纳入过该机制的项目为市场主体，自愿参与集中竞价来确定机制电价。针对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。而2025年6月1日以前投产的存量项目的机制电量，以保障电量为基础，在规模范围内每年自主确定比例（不高于上一年）；2025年6月1日起投产的项目的机制电量，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况以及用户承受能力等因素确定。上述政策执行期参照政策保障期或同类项目回收初始投资的平均期限确定，项目执行到期或中途退出执行期的项目，均不再纳入机制执行范围。
对新能源企业而言，若不考虑中途退出该机制，新增项目的机制电量部分可依靠差价补偿对冲市场波动风险，在一定期限内保障该部分电能的稳定预期，但机制价格的执行周期较早期项目明显缩短。机制定价在差价补偿结算后仍可视为固定电价，但这部分固定电价以年度竞价为准，相较于原本的政策电价更具有灵活性和适应性。不过在整体电力行业建造成本下降以及电力装机供过于求的背景下，机制电价或将呈下降趋势，且机制电量外的电量部分没有差价补偿结算，完全市场化或将因集中出力而增加出现“零价”或“负价”电价的概率，进而影响新能源企业盈利。不过该价格结算机制也为储能提供了一定发展空间。此外，该政策已明确以2025年6月1日为划分截点，若部分企业想确定保障性周期内以当前电量电价政策为准，势必在该时间截点前完成全容量并网，或将带来新一波新能源“抢装潮”。
[1]https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202502/t20250209_1396066.html。
[2]该文件指出：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成；到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
[3]应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。
