新能源上网电价改革：全方位解读，解读新能源上网电价改革：市场、结算与分类施策

2月9日国家发改委和国家能源局联合印发的关于新能源上网电价市场化改革通知的相关内容，包括改革的三个方面，如推动电价全面由市场形成、建立价格结算机制、区分存量增量项目分类施策等，还阐述了改革的背景，如新能源装机规模的增长和当前电价机制存在的问题，以及在推动新能源全面参与市场过程中建立可持续发展价格结算机制的具体举措和对不同类型用户电价的影响等。

21世纪经济报道记者缴翼飞于北京报道，在2月9日这一天，国家发展改革委与国家能源局携手印发了《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》（以下简称《通知》），这一《通知》犹如一颗重磅炸弹，在新能源领域掀起了波澜，因为它针对新能源上网电价开启了三方面的深度改革。首先，是推动新能源上网电价全面由市场形成。在这个方面，有着明确的规定，新能源项目上网电量原则上全部都要进入电力市场，而上网电价就得通过市场交易来形成。这一举措打破了以往的一些固有模式，让市场在电价形成过程中发挥主导作用。其次，建立支持新能源可持续发展的价格结算机制也是此次改革的重点。当新能源参与市场交易之后，在结算环节就会建立起这样一个可持续发展价格结算机制。对于那些被纳入到这个机制当中的电量，就按照机制电价来进行结算。这就像是为新能源的发展构建了一个稳定的财务框架，确保其在市场交易中有章可循。再者，区分存量和增量项目分类施策也是此次改革的亮点。存量项目的机制电价会与现行政策进行妥善的衔接，而增量项目的机制电价则是通过市场化竞价的方式来确定。这就像是对待不同的孩子采用不同的教育方式，根据项目的不同情况制定不同的电价策略，既保障了存量项目的稳定，又为增量项目注入了市场活力。国家能源局的相关负责人表示，这次改革可是意义非凡。它有利于催生真实的市场价格，就像给市场注入了一针强心剂，能够促进电力资源高效配置，引导新能源行业朝着健康有序的方向大步迈进。新能源进入市场交易之后，就会公平地承担电力系统调节成本，这样一来，各类电源在电力系统中的价值就能够得到更加充分的体现。而且，电力市场化交易的范围也会进一步扩大，同时各地的电力市场规则也会按照国家的要求相应地进行完善，这无疑会极大地推动全国统一电力市场的建设。新能源上网电价市场化改革已经是迫在眉睫。国家能源局的数据就像一个警示灯，截至2024年底，新能源发电装机规模已经达到了大约14.1亿千瓦，这个数字可不得了，它在全国电力总装机规模当中所占的比例超过了40%，甚至已经超过了煤电装机。中电联发布的《2024 - 2025年度全国电力供需形势分析预测报告》也给出了预测，2025年全国新增发电装机规模有望超过4.5亿千瓦，其中新增新能源发电装机规模更是超过3亿千瓦。到了2025年，太阳能发电和风电合计装机将超过火电装机规模，在部分地区新能源消纳压力就像即将爆发的火山一样凸显出来。国家能源局相关负责人对此进行了解释，随着新能源大规模的发展，新能源上网电价如果实行固定价格的话，就会存在很多问题。它不能充分反映市场供求关系，就好像一个脱离实际的理想模型，而且也没有公平地承担电力系统调节责任，这种矛盾就像雪球一样越滚越大，日益凸显。所以，深化新能源上网电价市场化改革就显得尤为重要，这样能够更好地发挥市场机制的作用，促使整个行业朝着高质量发展的方向前进。而且，当前新能源开发建设成本相比早期已经大幅下降，各地电力市场就像茁壮成长的幼苗，发展迅速、规则也逐步完善，这些都为新能源全面参与市场创造了绝佳的条件。早在去年底召开的全国能源工作会议就已经明确提出，到2025年要加快构建适应新型能源体系的体制机制，初步建成全国统一电力市场。这就像是绘制了一幅宏伟的蓝图，为能源领域的发展指明了方向。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受21世纪经济报道记者采访时表示，面对未来能源需求像火箭般迅速增长和供给不稳定性日益提升这样的供需双重挑战，推进能源市场化改革来适应新的供需形势，就像在战场上抢占战略高地一样，具有强烈的紧迫性。通过改革加快建设全国统一市场是非常重要的手段之一。中国电力企业联合会监事长潘跃龙此前在《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布会上也指出，当前有一项重点工作就是要统筹新能源入市节奏和规模。在2025年前，新能源市场化消纳占比要超过50%；到2029年前，要实现新能源全面参与市场。在保障能源安全的基础上，稳妥地推进水电、核电和分布式新能源市场化步伐，根据需求进入市场。对此，《通知》也明确表示，要坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场，并且通过市场交易形成价格。要坚持责任公平承担，完善适应新能源发展的市场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。还要坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。林伯强也提醒大家，目前电力市场和碳市场协同机制就像两个不太合拍的齿轮，还不够完善，电力市场与减排政策也未能有效地融合在一起，这就导致碳减排成本很难传导给电价。尽管政府已经出台了政策来支持绿电绿证交易，但是现有的绿电绿证交易平台的影响力就像微弱的烛光，比较有限，交易量与市场流动性都还有很大的改进空间。《通知》也提出，要不断完善中长期市场交易规则，完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应该分别明确电能量价格和相应绿证价格；在省内绿色电力交易中，不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。在推动新能源全面参与市场的同时，本次改革还有一项非常重要的举措，那就是“建立新能源可持续发展价格结算机制”。《通知》提出，新能源参与电力市场交易之后，在市场外建立差价结算的机制。被纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）、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。对于纳入机制的电量，如果市场交易均价低于或高于机制电价的部分，就由电网企业按照规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。国家能源局的上述负责人解释说，新能源发电具有随机性、波动性、间歇性的特点，特别是光伏发电集中在午间，当它全面参与市场交易之后，午间电力供应就会大幅增加，价格也会明显降低，但是到了晚高峰电价较高的时段，又几乎没有发电出力，这样一来新能源实际可获得的收入可能就会大幅波动，这对于新能源的可持续发展是非常不利的。而建立新能源可持续发展价格结算机制，对于纳入机制的电量，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，从而促进整个行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。不过，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比较大。那么分类施策应该如何推进呢？国家能源局上述负责人指出，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，有利于更好地发挥市场作用。”该负责人说。需要注意的是，本次政策对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍然执行现行目录销售电价政策。按照国家能源局的测算，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，在电力供需宽松、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。

国家发改委和国家能源局印发通知对新能源上网电价进行改革，改革涉及三方面内容。新能源装机规模增长及现存电价机制问题促使改革迫在眉睫。改革有利于电力资源配置、行业发展等多方面，还建立新能源可持续发展价格结算机制，分类施策对待存量和增量项目，且对居民和农业用户电价无影响，工商业用户电价首年基本持平且后续随多种因素波动。