新能源电价市场化改革：中国能源转型新篇章

近日，国家发展改革委与国家能源局携手发布了《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》，这一文件为新能源电价市场化带来了深远影响，对中国新能源行业的高质量发展以及能源绿色低碳转型具有重大推动作用。

该通知的核心内容之一是全面市场化定价。根据文件，风电、太阳能发电等新能源项目的上网电量原则上都将进入电力市场，上网电价也将通过市场交易确定。在现货市场方面，限价被适当放宽，上网电价上限参考工商业用户的尖峰电价水平，下限则综合考虑新能源在市场外的其他收益，并由省级价格主管部门制定和调整。同时，中长期市场也在不断完善交易规则，缩短交易周期，鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，从而提前锁定市场风险。这一改革标志着新能源电价正式告别固定价格模式，进入市场化定价的新时代，大大增强了市场的灵活性。

值得注意的是，通知还明确规定了纳入差价结算机制的电量将不再重复获得绿色电力证书（绿证）收益，以避免重复补贴，推动绿证走向独立市场化。在中长期市场交易中，申报和成交价格应分别明确电能量价格和绿证价格，以进一步优化资源配置。

通知还采取了分类施策的方式。以2025年6月1日为节点，对存量项目和增量项目实施不同的机制电价政策。对于2025年6月1日以前投产的存量项目，电量规模将按照现行具有保障性质的相关政策进行衔接，项目每年可自主确定执行机制的电量比例，但不得高于上一年。而对于2025年6月1日及以后投产的增量项目，机制电价将通过市场化竞价确定，竞价上限由省级价格主管部门综合考虑多种因素确定，以避免无序竞争。

通知还要求建立“多退少补”的可持续发展价格结算机制。当市场交易价格低于机制电价时，电网企业将给予发电企业差价补偿；而当市场交易价格高于机制电价时，则扣除相应差价。这一机制有助于平滑新能源发电企业的收益波动，稳定企业收益预期。

与以往相比，新能源上网电价的形成机制发生了显著变化。在旧模式下，新能源上网电价多采用固定电价或补贴电价模式，企业能清晰预估发电收益，但缺乏对市场供需和电力实时价值的动态反映。而新模式则实现了全面市场化交易，价格完全由市场竞价形成，更能准确反映市场供需关系。

同时，新能源企业的收益稳定性也面临新的挑战。在旧模式下，由于电价相对固定且有补贴兜底，新能源企业收益相对稳定。但进入新模式后，虽然建立了差价结算机制来稳定收益预期，但市场交易电价仍会随多种因素波动。因此，企业需要通过签订长期电力交易合同、参与辅助服务市场等方式来降低价格波动风险，提升收益稳定性。

市场参与范围也发生了显著变化。在旧模式下，新能源发电主要以保障性收购为主，参与市场化交易的电量占比较低。而新模式下，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，市场参与主体也更加多元化，包括发电企业、售电公司、电力用户和新型经营主体等。这种广泛的市场参与范围促进了市场竞争，提高了电力资源的配置效率。

对于电力行业而言，这一改革也带来了深远的影响。光伏行业在市场化定价机制下，其发电成本持续下降的优势将更加凸显，有利于引导资源向高效项目集中，淘汰落后产能。风电行业则面临机遇与挑战并存的情况，需要优化项目布局、提升运维管理水平来降低成本、提高竞争力。而储能行业则迎来了新的发展契机，新能源项目配置储能的意愿可能会逐渐增强。