21解讀｜新能源發電全面入市，尋找市場化交易最優解

21世紀經濟報道記者費心懿 上海報道

一項有關電改的重磅文件出臺。

2月9日，國家發展改革委、國家能源局發佈《關於深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知（發改價格〔2025〕136號）》（下稱《通知》）。

《通知》提及三項電力市場有關的重要改革內容，一是推動新能源上網電價全面由市場形成；二是建立支持新能源可持續發展的價格結算機制；三是區分存量和增量項目分類施策。

這份文件被視爲與《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知（發改價格〔2021〕1439號）》具有同等重要意義的一項電力改革力舉。

《通知》強調，按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的要求，深化新能源上網電價市場化改革。

“堅持市場化方向，推動新能源上網電量全面進入市場。”國家發展改革委、國家能源局相關負責人在文件解讀中提到。

“十四五”以來，我國的新能源發電正迎來發展更快、規模更大的挑戰，解決當前新能源消納困難和入市後收益保障等問題必須依靠市場的力量來推動。

“這份文件的出臺對於我國新能源的發展具有標誌性的意義。”一位電力行業專家告訴21世紀經濟報道記者，新能源發電上網將從“保量保價”轉向“不保量不保價”的市場化階段。

新能源發電入市“三步走”

當前，我國的新能源發電入市，已經來到了第三個階段。

起初，爲促進可再生能源事業的發展，我國建立了風電、光伏發電等新能源發電標杆電價制度，並通過財政補貼的方式構成了“燃煤標杆電價+財政補貼”的固定上網電價機制及資金補貼制度。2006年可再生能源法的正式實施拉開了我國對可再生能源發展補貼支持的序幕。

隨着新能源技術進步和成本降低逐步退坡，風電、光伏早已不是襁褓中的嬰兒。風電、光伏電站造價大幅降低，新能源裝機量大翻百倍。於是，補貼退坡，新能源“斷奶”，進入平價上網階段。

眼下，更大規模的可再生能源發電比例上網，新能源上網電價實行固定價格，已經不能充分反映市場供求，也沒有公平承擔電力系統調節責任，矛盾日益凸顯，亟需深化新能源上網電價市場化改革，更好發揮市場機制作用，促進行業高質量發展。

新能源開發建設成本比早期大幅下降，各地電力市場快速發展、規則逐步完善，也爲新能源全面參與市場創造了條件。

早在2022年1月，國家發展改革委、國家能源局印發《關於加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（即118號文）就提出，到2030年實現新能源全面參與市場交易的總體目標。自此，新能源入市節奏顯著加快。

截至2024年底，新能源發電裝機規模約14.1億千瓦，佔全國電力總裝機規模40%以上，已超過煤電裝機。與此同時，2024年，我國新能源裝機佔比繼續穩步提升，多省份新能源發電裝機佔比突破50%。我國已有至少14個省份新能源裝機在整個電源結構中佔比居首。

隨着裝機規模激增，電網消納壓力劇增，過去的計劃模式難以爲繼。山東省等地也出現因光伏午間大發導致現貨市場負電價的現象，倒逼電力市場向市場化轉型。

因此，新能源發電入市也是構建新型電力系統的關鍵一躍，其核心邏輯亦是通過價格信號實現資源高效配置與系統成本公平分攤。

尋找電價機制“最優解”

事實上，推動新能源入市並非新鮮事，在《通知》出臺前，已有多地逐步出臺了省級層面的新能源發電入市的相關文件。

2024年11月19日，全國首個分佈式光伏參與電力市場的具體實施方案——《河北南網分佈式光伏參與電力市場工作方案》落地。時隔一個多月，《湖南工商業分佈式光伏參與市場交易實施細則（試行）》發佈。今年年初，山東省發佈若干措施推動新能源參與電力市場交易，提出新能源發電部分或全電量入市要求，保障新能源項目收益在合理範圍，穩定行業發展預期。

而此次《通知》中，“機制電價”的建立是本次文件的一大亮點。文件明確，機制電價將按現行價格政策執行，不高於當地煤電基準價。

“過去的電價機制往往是從供給側角度考慮發電降本，而現在則是通過機制電價市場的建立來尋找電力市場交易的‘最優解’。”上述電力行業專家認爲。

機制電價的建立爲新能源收入構成與來源帶來的重大變化是，新能源電站收入由原來的保障性收入爲主，變成“市場交易收入+價差補償收入-輔助服務分攤費用”；市場交易費用需要通過主動交易策略實現，價差補償收入也存在一定競爭與策略要求，輔助服務分攤費用意味着新能源需要與用戶一起承擔電力系統調節成本。

國家能源集團技術經濟研究院柴瑋撰文指出，該機制的推出，相當於爲新能源參與市場後的收益“上保險”，即無論新能源在電力市場中得到的電價是多少，納入該機制範圍的電量都將按照機制電價水平進行差價結算。

此項措施的推出，既能理順電力市場的價格形成機制，同時也可以很好地解決新能源參與市場後獲得合理收益的問題，爲其免除“後顧之憂”。“場外保障”是國際通行的政策市場化執行方式，優點在於產業政策成本易於量化、不損害其他主體的經濟利益。

而由於全國電力市場覆蓋的範圍大，地域之間的改革進展不一，《通知》也提供了一定的緩衝期。

《通知》明確，存量項目和增量項目以2025年6月1日爲節點劃分。其中，2025年6月1日以前投產的存量項目，通過開展差價結算，實現電價等與現行政策妥善銜接。2025年6月1日及以後投產的增量項目，納入機制的電量規模根據國家明確的各地新能源發展目標完成情況等動態調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。

有望形成多重利好

相關解讀進一步強調，新能源發電全面入市將帶來多重利好。

一是有利於推動新能源行業高質量發展。新能源上網電價全面由市場形成，存量增量分類實施支持措施，有利於形成真實的市場價格，促進電力資源高效配置，引導新能源行業健康有序發展。

二是有利於促進新型電力系統建設。新能源入市交易後，將公平承擔電力系統調節成本，各類電源在電力系統中的價值將得到更充分體現，更好引導新能源與調節電源、電網協調發展，助力構建更加高效協同的新型電力系統。

三是有利於加快建設全國統一電力市場。改革後，新能源與煤電等一樣進入電力市場、上網電價均由市場形成，電力市場化交易進一步擴圍，同時各地電力市場規則將按照國家要求相應完善，能夠極大促進全國統一電力市場建設。

事實上，電價機制的改革，對居民、農業用戶電價水平沒有影響，這些用戶用電仍執行現行目錄銷售電價政策。對於工商業用戶，靜態估算，預計改革實施首年全國工商業用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬鬆、新能源市場價格較低的地區可能略有下降，後續工商業用戶電價將隨電力供需、新能源發展等情況波動。

值得一提的是，《通知》還指出，要強化改革與優化環境協同，堅決糾正不當干預電力市場行爲，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作爲新建新能源項目覈准、併網、上網等的前置條件。享有財政補貼的新能源項目，全生命週期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。

“取消‘強制配儲’之後實際是有利於各地方因地制宜結合電源結構、電網建設與規劃、靈活性調節資源以及不同應用場景下對儲能市場需求的科學穩定佈局。”中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇認爲。

劉勇表示，這將有利於推動形成儲能成本價格機制，促進新能源與儲能相結合的資源利用的高效配置，引導儲能行業可持續穩定發展。儲能在電力系統中的服務價值也將獲得更充分體現，積極推動儲能、新能源、靈活性調節資源以及新型電力系統協同發展。

柴瑋則表示，此次新能源上網電價市場化改革，意味着我國80%左右的裝機容量、80%左右的發電量上網電價實現了市場化，我國新型電力系統將進入高質量發展的新階段。