继2021年燃煤发电上网电价市场化改革后，发电侧电价改革再迎重磅政策。澎湃新闻获悉，国家发改委、国家能源局近日联合印发《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》（下称《通知》），提出按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的思路，深化新能源上网电价市场化改革。
《通知》称，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；同步建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，区分存量和增量项目分类施策，促进行业高质量发展。
深化新能源上网电价市场化改革正当其时。自2006年《可再生能源法》实施以来，我国建立了风电、光伏发电等新能源发电标杆电价制度，并形成“燃煤标杆电价+国家/地方财政补贴”的固定上网电价机制及资金补贴制度，后随着技术进步和成本快速下降补贴逐步退坡。价格、财政、产业等支持性政策促成了新能源行业的跨越式发展，截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。
硬币的另一面是随机性、间歇性、波动性的新能源大规模并网带来的新难题，电力系统运行面临保供应、促消纳双重挑战。国家发改委、国家能源局相关负责人在答记者问中表示，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。
告别“旱涝保收”和政府定价、新能源全面入市势在必行，对此业内早有预期。但入市意味着新能源的价格波动、收入波动加剧。要护航新能源长远发展、保障企业的合理收益不光靠市场，还依托于配套政策支持。多位业内人士对澎湃新闻表示，《通知》设计的新能源可持续发展价格结算机制既妥善衔接新老政策，又稳定行业发展预期，为新能源参与市场后的收益提供了保障。
新能源全面入市细节敲定
新能源入市是我国电力市场化改革的既定内容。2022年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2030年实现新能源全面参与市场交易的总体目标。此后，新能源入市步伐显著加快。在全国性文件出台之前，已有多个新能源大省吹响入市“集结号”。
根据《通知》，本次改革主要内容有三方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。
据澎湃新闻了解，入市的新老划段和分类施策是业内关注的焦点。《通知》明确，存量项目和增量项目以2025年6月1日为节点划分。
其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。
“这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好发挥市场作用。”国家发改委、国家能源局相关负责人解释称，新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随着技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大，改革需要平衡好新老项目关系。在充分听取各方面意见建议基础上，改革方案提出在实施新能源可持续发展价格结算机制时，区分存量和增量，实行不同的政策。
相关负责人同时表示，这项改革对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。
对于此次改革之于电力行业的影响，上述负责人称，一是有利于推动新能源行业高质量发展。新能源上网电价全面由市场形成，存量增量分类实施支持措施，有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。二是有利于促进新型电力系统建设。新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。三是有利于加快建设全国统一电力市场。改革后，新能源与煤电等一样进入电力市场、上网电价均由市场形成，电力市场化交易进一步扩围，同时各地电力市场规则将按照国家要求相应完善，能够极大促进全国统一电力市场建设。
电力规划设计总院程晨璐等人撰文称，在能源低碳转型关键期、电力市场化改革深化期、新型电力系统建设起步期“三期叠加”的大背景下，改革完善新能源发电上网电价机制，是对新能源电价管理方式变革的必然要求。《通知》的出台，通过市场化方式确保新型电力系统投入产出的“高性价比”，有利于促进新能源持续健康发展。
护航新能源长远发展，首创可持续发展价格机制
对于新能源发电企业来说，入市同时带来“价”“量”挑战。
加入电力现货市场之前，新能源在全额保障性收购制度下可以享受保量保价政策，即电量优先消纳，电价享受政府定价，大部分存量项目还享受补贴，有稳定的收益预期。市场环境下，这一情景不复存在。针对入市引发的市场价格波动风险和投资不确定性，出台新的支持政策对于稳定行业发展预期而言十分必要。
为此，《通知》首次提出建立可持续发展价格机制合理保障新能源收益：新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。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。
这一机制的设计，类似于国际上的政府授权差价合约。根据他国实践经验，差价合约是兼顾新能源参与电力市场和保障一定收益的可行机制。
国家发改委、国家能源局相关负责人对此解释称，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。为解决这个问题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。从国外情况看，新能源发展较好的国家通常采取类似做法。
国家能源集团技术经济研究院专家柴玮认为，该机制的推出，相当于为新能源参与市场后的收益“上保险”，即无论新能源在电力市场中得到的电价是多少，纳入该机制范围的电量都将按照机制电价水平进行差价结算。此项措施的推出，既会理顺电力市场的价格形成机制，同时也可以很好地解决新能源参与市场后获得合理收益的问题，为其免除“后顾之忧”。“场外保障”是国际通行的政策市场化执行方式，优点在于产业政策成本易于量化、不损害其他主体的经济利益。
近两年来，山东、山西现货市场在新能源出力高峰期出现的持续低电价甚至负电价一度引发热议。2023年十一假期，山东电网日前、现货交易价格再次出现负电价，即市场中的电力价格低于零元，发电企业不仅不能靠卖电挣钱，还需支付一定费用给电网或用电方，以出售电力。负电价的出现，正是电力市场这只“看不见的手”在优化资源配置。
有券商分析人士对澎湃新闻说，新能源大规模入市的最大挑战在于现货交易的电价波动，但相应的保底托底政策将缓解新能源企业的入市“阵痛”。
“情理之中，意料之内，涉及之广、影响之大。”入市新政出炉后，山东省太阳能协会常务副会长兼秘书长张晓斌对澎湃新闻表示，《通知》的具体内容符合预期，文件明确了新能源全电量无差别参与电力市场交易，包括今后自然人安装的屋顶光伏电站，影响还是挺大的。
他提醒称，6月1日并非新政全面启动实施的节点。能源主管部门在《通知》中强调，允许地方因地制宜确定实施时间。考虑到不同地方新能源发展状况不一、电力市场情况不同，由各地按照国家政策制定具体方案，自行确定实施时间，但最迟不晚于2025年底。也就是说，政策鼓励各地“量体裁衣”，各省级价格主管部门需会同能源主管部门、电力运行主管部门等制定具体方案，在年底前出台并实施。
张晓斌认为，该文件最核心的内容在于机制电价和机制电量。机制电量由各省年度非水电可再生能源电力消纳权重指标确定，机制电价相当于一个新的“标杆电价”，超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模面临减少。
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