新能源上网电价市场化改革：转变产业发展逻辑-北极星售电网

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价格机制的调整将改变新能源产业发展的动力机制和市场生态。

近日，国家发展改革委和国家能源局联合印发《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》（以下简称“136号文”），从国家层面统一推动新能源计划电量全部放开。136号文提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动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；建立支持新能源可持续发展的配套价格结算机制，存量和增量项目分类施策，完善电力市场体系，促进行业长远健康发展。价格机制的调整将改变新能源产业发展的动力机制和市场生态。顺应产业进阶需求

在“双碳”目标引领下，新能源产业蓬勃发展。新能源成本大幅下降、电力市场建设需求迫切、投资效能提升刻不容缓等因素，共同促成新能源全面参与电力市场这一重大变革。

新能源成本下降，亟须适配性更强的新价格机制。近年来，我国新能源产业实现了跨越式发展，装机规模稳居世界第一。新能源开发建设成本也因技术进步、产业发展而大幅下降，在原有的价格机制下，投资运营环节，新能源普遍利润水平超过行业平均水平2倍以上，新能源公平参与市场化交易的条件已然具备。亟需革新固定上网电价政策，设立适配新能源发展现状的价格机制，引导资源优化配置，实现新能源持续高质量发展。

能源转型紧迫，市场需求推动政策革新。我国新能源装机占总发电装机的比重已经超过40%，但市场化交易电量在新能源总发电量中占比不足一半，在推进全国统一电力市场建设的进程中，超半数新能源电量的缺位将导致市场价格信号难以反映电力供需的真实情况。在此形势下，推动新能源上网电量全面入市，能发挥市场对资源配置作用，完善电力市场体系，促进不同类型电源协调发展。

摒弃盲目投资，提升新能源投资效能。过去，新能源产业中出现了一些盲目投资现象。部分企业受补贴驱使，盲目跟风建设项目，致使一些地区新能源装机超出电网消纳能力，资源浪费严重。这阻碍了新能源产业可持续发展，加重系统调节机组负担，进而形成用户侧电价上涨的潜在风险。因此，亟需借助市场化价格机制引导资金流向，通过市场竞争推动新能源产业投资从盲目走向精准高效，助力产业健康发展。

开启新能源发展新局面

机制电价与国外政府授权合约不同，例如，差价合约（CFD）、购电协议（PPA）的损益通常分别由财政部门、公司承担或享有，我国是由用户承担或享有，所以不能称为“政府”合约。PPA价格多参考长周期电力期货价格，在国内未开展电力期货交易的情况下，选择了更契合国情的同类型机组当期市场交易均价。

创新价格机制为新能源发展打开了新局面。

一是稳固存量项目既定收益。对于存量项目，136号文强调纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接。在过去，众多新能源企业依据当时的政策规划并建设了大量项目，如果贸然变更存量项目电价政策，企业将面临经营风险，政府公信力也会受损。通过与现行机制的有效衔接，存量项目得以按既定收益预期运营，保障了企业合理回报，稳定了市场信心。同时，这也为新能源产业政策的调整与完善提供了缓冲空间，保障政策改革稳步推进。

二是增量项目通过竞价驱动新能源降本增效，并传导至终端电价。增量项目纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价由市场化竞价方式确定。一方面，增量项目的投资类型成为影响其收益水平的关键因素，电气位置优、新能源发电与净负荷曲线适配度高的项目，将获得较高的结算电价，在市场竞价中占据先行优势。另一方面，市场化竞价下，新能源企业为获得项目开发权，将紧跟中央关于发展新质生产力的战略指引，以降本增效为目标全力推进转型，加大对先进、高效风光组件等研发应用，提升发电效率；优化设计、合理筛选供应商降低建设成本；借助大数据与人工智能精准运维，降低运维成本。通过全方位优化升级，有效降低新能源发电成本，并通过市场价格传导机制，反映在用户电价上，让用户享受实惠的新能源电力，提高新能源市场竞争力，推动新能源产业发展。

三是全方位重塑市场格局，保障新能源“放得开、接得住”。鉴于当前电力市场以火电为主的格局设计，136号文开展了全方位、针对性的优化调整。电能量在现货市场实现全电量集中优化，市场出清将形成更加准确的价格信号。同时，现货市场限价放宽，使新能源可以依靠变动成本优势保障上网电量，因报价等因素产生的未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核，意味着新能源企业的经营策略需要更加多元化，可以通过预留发电容量提供辅助服务来增加收益。新能源可持续发展价格结算机制，按照市场均价与机制电价对纳入机制部分电量进行“多退少补”，以最大限度减少新能源上网电量全面入市风险，稳定行业发展预期。纳入机制的电量对应绿证划给全体工商业用户，避免了用户对同一“绿色价值”的重复支付，完善了机制电价和绿证的衔接。建立健全契合新能源特性的市场交易机制，推动新能源与市场深度融合，为新能源产业的蓬勃发展开辟全新局面。

推进政策精准落实

新能源上网电价市场化改革将有效破解新能源并网消纳难题。后续的组织落实工作同样关键，其成效直接关乎政策能否充分释放红利。

一是政府需全力保障存量权益。保障存量项目权益，不仅是经济发展的需求，更关乎政府公信力。地方政府严格按照136号文规定，保障电量消纳与电价结算，确保存量项目利益基本不变，有利于新能源产业的稳定发展。

二是政府、企业都需采取行动，保障成本与电价承受力之间的平衡。地方政府在进行新能源项目规划时，需充分考虑当地电力供需、用户电价承受力与新能源产业发展规划，实现新能源产业转型成本的合理控制与有效分摊，避免过度冲击用户电价。同时，新能源企业投资前需开展全面深入的成本效益分析，确保项目规划与价格政策的紧密契合，精准评估建设、运营及维护成本，合理预测项目收益，确定投资规模与建设时机，确保项目投资在合理期限内收回。

三是新能源企业主动降本增效，助力增量新能源迎接市场考验。新能源产业步入全新发展阶段，告别依赖政策补贴的旧模式。市场竞争环境下，新能源企业必须主动出击，全力降低成本。在运营管理方面，优化组织架构与流程，稳定供应链，拓展市场渠道，借规模效应降低成本；在非技术成本控制方面，确保资金精准投入发电效能提升环节；在技术创新方面，加大对新能源发电技术、储能技术、智能电网技术等的研发投入，提高能源转换效率，降低发电成本。

四是能源系统各方在政府的协同下，共筑能源供应新生态。新能源发展离不开整个能源系统的协同配合。火电要结合容量机制等政策，发挥兜底保障作用，与新能源共同构建安全、稳定、高效的能源供应体系。市场环境的变化对尚未入市的核电、气电、水电等能源类型提出了新的要求，需提前布局，积极适应新能源上网电量全面入市带来的市场变化。核电长期执行优先计划，需尽快弥补对现货市场研究不足的短板，保障入市电量合理收益。气电企业应加强与天然气供应商合作，稳定气源供应，降低用气成本，提升市场竞争力。水电作为成熟清洁能源，要充分发挥调节能力，与新能源互补，同时兼顾自身特殊性，合理规划，稳步融入电力市场。政府需积极发挥协调作用，为能源供应新生态提供可靠的政策保障。

五是各地政府需考量地区差异，拟定实施细则。136号文作为全国层面的重要政策，在落实过程中，需充分考虑各地现货市场建设进展、新能源资源禀赋、电力供需状况、配电网设施条件等差异，因地制宜制定细则。比如在现货连续运行的地区，不得参与辅助服务费用、市场补偿类费用、市场考核类费用、市场不平衡资金、阻塞盈余费用、市场调节费用等费用分摊或分享；在其他地区，则应仅参与辅助服务费用分摊。只有在统筹兼顾能源供应与经济发展的基础上，平衡电力产业链各方利益，才能推动电力产业实现良性循环，助力新能源产业持续健康发展，为我国能源转型与可持续发展注入强劲动力。