新能源电价市场化改革下 如何跨越技术与地区差异赢得竞争优势？

按语：学习《国家发展改革委 国家能源局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》（发改价格〔2025〕136号），本期刊发第二篇习作“新能源电价市场化改革下，如何跨越技术与地区差异，赢得竞争优势”，探讨通过差异化的政策支持，确保技术和地区发展差异不影响新能源市场的公平性，保证每个项目的生存和发展机会。

技术差异与区域禀赋的深层次矛盾分析

（一）技术迭代速率差异导致全生命周期竞争力分化

《通知》提出新能源上网电量通过市场交易形成价格，并鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险。但由于风电、光伏等细分领域的技术成熟度与降本速度依然存在显著差异，在市场博弈时仍然会有较大的风险和劣势。比如海上风电通常由于建设、运维等成本较高，相较于陆上风电，其度电成本会更高，尽管部分先进海上风电项目通过智能化运维和优化技术，已实现一定的成本降低，但这一差距的缩小过程仍然存在不确定性。

对于光伏技术，N型TOPCon和HJT技术作为当前光伏领域的先进技术，量产效率仍存在一定差距，通常差距在1%至1.5%左右，这可能导致在生产成本和发电效率上存在一定的差异。随着这两种技术的成熟和规模化生产，差距将逐渐缩小，成本得到进一步优化，也能缩小市场主体之间的差距。

（二）区域资源、市场、电网三元错配造成消纳效率结构性失衡

《通知》提出“推动新能源上网电量参与市场交易”，但我国风光资源与负荷中心逆向分布的特征短期内难以改变。部分地区弃风弃光问题依然存在，特别是在资源丰富的西部和北部地区，如果这些资源丰富的地区电力市场机制不完善，则新能源消纳压力更大。东部负荷中心由于需要远距离输电，通常需要支付较高的输电附加成本。随着电网基础设施建设的不断完善，部分区域的消纳能力有所提高，但仍存在结构性失衡问题，尤其是在资源富集区与负荷中心之间。进一步完善跨区域电力传输和市场机制的建设，是解决这一问题的关键。

构建公平竞争机制的核心挑战

（一）市场准入的“技术歧视”风险

《通知》明确新能源项目可以自主选择报价参与市场交易，但在实际操作中，部分新能源项目仍因技术缺陷或高波动性在市场中受到不公平对待。分布式光伏、分散式风电电源因缺乏灵活性调节能力，在现货市场出清优先级显著低于配置储能的“光伏+储能”项目。通过调研和分析，未配储项目的中标电价通常较配储项目低，差异幅度一般在8%至12%左右。这一差异主要源于储能系统能够提升电力调节能力，增加电力供应的灵活性，从而提高项目的市场竞争力。因此，政策应进一步明确技术标准，对短期内由于客观因素导致低灵活性的新能源电源项目给与保障，同时推动这类项目快速改造，产生“自我造血功能”。

（二）区域协同机制的“制度性交易成本”

在跨省跨区交易中，输电价格和辅助服务费用的分摊规则仍不明确，这使得西部资源富集区的低价新能源在东部市场落地时，或导致弃能风险或面临较高的电价溢价。例如，由于输电成本和跨区过网费的差异，低价新能源的价格优势在跨区交易中可能被削弱。不明确的费用分摊和电价差异加大了区域之间的交易成本和市场壁垒，影响了资源富集区的竞争力。因此，建议尽快完善和明确跨省跨区输电成本分摊规则，降低区域电价差异带来的交易成本，推动跨区电力交易水平提升。

（三）电价波动下的财务风险敞口扩大

《通知》并未提出具体的电价波动风险对冲机制，但在实际市场中，电价波动已成为企业面临的重要风险之一。目前，市场上对绿电期货、差价合约等金融工具的应用仍较为有限，这些金融工具的覆盖范围和参与度需要进一步提高。例如，在某些地区，由于电价波动较大，部分企业未能进行有效的电价对冲，其营收波动率较大，进而影响了项目的融资可行性。为降低财务风险，建议政府推动金融工具的普及，与金融机构应当建立特定的绿色金融基金，鼓励市场主体积极使用期货等工具，对冲电价波动带来的风险，保障企业融资的稳定性。

企业策略、政府施策与市场协同多维破局

（一）新能源企业采取技术—市场—金融三维应对

技术端，构建动态技术组合矩阵。资源富集区企业应优先布局“风光储一体化”基地，通过共享储能降低边际成本，目标LCOE在某些先进项目中可能接近0.2元/kWh；负荷中心企业需聚焦分布式智能电网技术，开发“光储充”多能互补模式，提升本地消纳率。虽然90%及以上的利用率是一个较高的目标，但在技术和政策的支持下，逐步提高本地消纳率具有可行性。企业可以在区域差异中找到竞争优势，并在成本和电网消纳方面取得平衡。

市场端，参与多层次交易体系。《通知》鼓励新能源发电企业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。利用 “绿色电力聚合交易”条款，通过虚拟电厂（VPP）聚合分散资源，获取容量电价收益；在跨省交易中，企业可根据电力需求波动灵活采用策略，如“分时段报价+输电权组合”，以提升收益。通过灵活参与市场，企业能够更好地应对电价波动，并提高整体收益。

金融端，完善风险对冲工具箱。企业通过电价掉期合约等金融工具锁定基准收益，并利用碳排放权收益权质押拓宽融资渠道，为企业提供更稳定的资金支持，减少市场波动对企业财务的影响。具体的对冲覆盖度可根据市场条件和企业需求进行灵活调整，最大化保障企业的风险管理。

（二）政府进行差异化制度设计施策

技术维度上，实施“技术成熟度分级定价”。对于处于示范阶段的钙钛矿光伏等技术，需要一定的政策支持，政府可通过设立“创新技术补贴池”来激励企业投资。通过对技术发展不同阶段提供差异化的补贴，鼓励企业在新兴技术领域加大投资，推动技术创新和产业升级。具体的补贴金额，可以根据市场情况和技术成熟度进行灵活调整。

区域维度上，构建“资源—市场指数化补贴”。政府可以根据区域资源禀赋差异，动态调整新能源项目的补贴强度。通过构建“资源—市场指数化补贴”机制，参考区域的实际发电量与理论发电量之比，以及电网消纳能力，调整补贴强度，以避免“一刀切”的政策退坡，确保不同地区企业的公平竞争环境。该机制有助于在不同区域间实现政策的灵活调节，支持新能源项目的可持续发展。

市场机制上，健全新能源可持续发展价格结算机制。根据《通知》，政府完善新能源的可持续发展价格结算机制，保障新能源项目的公平市场竞争。其中，应确保不同区域和市场条件下的价格差异能得到有效调节，推动市场流动性和公平性。可以探索从跨省交易价差中提取一定比例资金，用于补偿因电网阻塞等因素带来的收益损失，从而保持市场的平稳运行。

（三）市场相关方抢抓机遇与规避风险

对于电网企业来说，随着新能源高比例接入，电网企业面临着巨大的机遇与挑战。一方面，通过加装SVG、构网型储能等投资灵活性改造，电网企业可以提高电网的智能化与适应性，进一步增强电网的调节能力和负荷平衡；另一方面，随着新能源比例的增加，电网可能面临惯量不足的问题，特别是在短时间内未能建立足够的调节能力。电网企业需要配套建设同步调相机组等技术，以应对新能源波动性带来的挑战，确保电网稳定性。

储能厂商同样面临着新的市场机遇和风险。随着新能源并网规模的增加，储能技术的需求持续增长，尤其是2小时储能系统，在现货市场中的应用前景广阔。当然，储能产业也面临产能过剩的风险，特别是在锂电池领域的产能过剩可能导致价格下行压力。储能厂商应谨慎控制产能规模，持续关注钠离子电池等其他差异化技术，以避免过度依赖单一技术路径，降低市场风险。

金融机构在新能源市场中的角色日益重要。随着新能源项目的融资需求不断增加，金融机构可以通过创新“发电量保险+电价期权”组合等金融产品，帮助项目分散市场风险，提升融资的可行性。金融机构也面临技术迭代带来的风险，需建立新能源资产评估的动态模型，及时调整对新能源项目的风险评估，避免由于技术快速进步而导致抵押物价值缩水。

《通知》的落地标志着我国新能源电价机制从“计划式补贴”向“市场主导+精准调控”转型。破解技术与区域差异的关键，在于建立“技术迭代补偿机制”与“空间资源再定价体系”。企业可通过技术创新和灵活的商业模式，克服资源劣势。政府应推动跨区绿证交易等政策开放，提升市场流动性。通过精准调控政策与完善市场机制，新能源电力市场化改革必将为企业创造更大的发展空间，有效促进新能源产业高质量发展。