中國發(fā)電側(cè)電價迎來重大改革，新能源全面入市新政正式出爐。

據(jù)國家發(fā)改委網(wǎng)站2月9日消息，發(fā)改委、能源局于近日聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（下稱《通知》），提出按照價格市場形成、責(zé)任公平承擔(dān)、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的要求，深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革。

該文件首次在國家層面明確新能源全電量無差別參與電力市場交易。這意味著新能源發(fā)電上網(wǎng)固定電價時代結(jié)束，不再享有電價政策優(yōu)勢，將全部直面與火電、水電等各類電力的競爭。

《通知》提出，新能源項目（風(fēng)電、太陽能發(fā)電）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。

為支持新能源發(fā)展，此前電網(wǎng)企業(yè)負責(zé)全額收購其電網(wǎng)覆蓋范圍內(nèi)新能源上網(wǎng)電量，即“保量保價”收購。

“隨著新能源大規(guī)模發(fā)展，新能源上網(wǎng)電價實行固定價格，不能充分反映市場供求，也沒有公平承擔(dān)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)責(zé)任，矛盾日益凸顯，亟需深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革。”

發(fā)改委、能源局有關(guān)負責(zé)人指出，當前新能源開發(fā)建設(shè)成本比早期大幅下降，各地電力市場快速發(fā)展、規(guī)則逐步完善，也為新能源全面參與市場創(chuàng)造了條件。

盡管《可再生能源法》要求電網(wǎng)企業(yè)全額收購可再生能源上網(wǎng)電量，但隨著近兩年新能源迅猛增長，發(fā)電量占比快速攀升，“保量保價”收購愈發(fā)困難，新能源上網(wǎng)電量已實際劃分為。

截至2023年底，國內(nèi)新能源市場化交易電量達到6845億千瓦時，占新能源總發(fā)電量的47．3％。2024年，中國新能源新增裝機再創(chuàng)歷史新高，總裝機規(guī)模約14．1億千瓦，占全國電力總裝機規(guī)模40％以上，已超過煤電裝機。

新能源快速發(fā)展帶來消納難題，與此同時，中國風(fēng)電和光伏項目的度電成本正快速下降。

“新能源組件成本持續(xù)下降、（電站）價值一直下降，但在此前政府定價下上網(wǎng)電價不變，導(dǎo)致各種新能源超規(guī)模發(fā)展，造成系統(tǒng)成本上升?！币晃粊碜噪娋W(wǎng)公司人士對界面新聞指出，新能源需要通過市場競爭來承擔(dān)消納成本。

2月6日，彭博新能源財經(jīng)（BNEF）發(fā)布的報告顯示，中國清潔能源生產(chǎn)成本大幅低于世界平均水平，如中國生產(chǎn)的陸上風(fēng)力渦輪機產(chǎn)生的電力比全球平均水平便宜約24％。該機構(gòu)同時預(yù)計，2025年，風(fēng)能、太陽能和電池技術(shù)等一系列清潔能源技術(shù)成本預(yù)計將迎來2－11％的進一步下降。

發(fā)改委、能源局有關(guān)負責(zé)人表示，新能源入市交易后，將公平承擔(dān)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本，各類電源在電力系統(tǒng)中的價值將得到更充分體現(xiàn)，更好引導(dǎo)新能源與調(diào)節(jié)電源、電網(wǎng)協(xié)調(diào)發(fā)展。

全球主要電源度電成本變化趨勢 圖片來源：中金點睛

新能源入市大勢所趨，但參與市場交易后，新能源項目收益風(fēng)險增加，將影響投資積極性。

如何保障新能源平穩(wěn)入市，是近兩年業(yè)內(nèi)討論的熱點問題。

電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)電力實時價格，反映市場供需關(guān)系。根據(jù)蘭木達電力現(xiàn)貨數(shù)據(jù)，2024年甘肅省光伏和風(fēng)電捕獲價格分別較上年下降36．99％和15．88％，蒙西地區(qū)光伏和風(fēng)電捕獲價降幅分別為20．61％和18．97％。

入市后電價下行等因素，導(dǎo)致新能源收益率出現(xiàn)下滑。根據(jù)中金公司研究部測算，2024年上半年大型電企新能源度電稅前利潤在0．12－0．2元，多數(shù)企業(yè)同比降幅在15－20％。

為應(yīng)對新能源價格大幅波動的問題，穩(wěn)定項目收入預(yù)期，《通知》提出在推動新能源全面參與市場的同時，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，對納入該機制的電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。

省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等負責(zé)明確納入機制的新能源電價水平、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等。

《通知》在實施新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制時，同步區(qū)分了存量和增量，實行不同的政策。

其中，2025年6月1日以前投產(chǎn)的存量項目，通過開展差價結(jié)算，實現(xiàn)電價等與現(xiàn)行政策妥善銜接；2025年6月1日及以后投產(chǎn)的增量項目，納入機制的電量規(guī)模根據(jù)國家明確的各地新能源發(fā)展目標完成情況等動態(tài)調(diào)整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。

界面新聞獲悉，該種“多退少補”的差價結(jié)算方式參考了英國等國的政府授權(quán)差價合約（CfD）模式，相當于給了新能源項目一個“價格錨點”。

2024年6月，國家發(fā)改委能源研究所時璟麗就發(fā)文分析了新能源以差價合約方式參與電力市場的可行性。

她指出，CfD是一種將電力市場機制下變動的電價風(fēng)險轉(zhuǎn)換為固定履約價格的方法。2017年英國CfD實施該機制以來，取得了很好的效果，競標價格方式大幅度降低了可再生能源電價水平和政府在可再生能源項目上的總體支出，尤其是相較于之前的可再生能源義務(wù)制度。

實行可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，也意味著新能源項目的收入構(gòu)成發(fā)生變化，由原先的保障性收入為主，轉(zhuǎn)為市場交易收入＋價差補償收入－輔助服務(wù)分攤費用。

蘭木達電力現(xiàn)貨市場分析稱，對于不同電站，由于節(jié)點電價與發(fā)電特性不同，市場交易收入將存在巨大差異。此外，由于價差補償還原的是行業(yè)平均電價，不會也無法抹平個體電站在交易收入上的巨大差異。

《通知》同時要求，對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費。

這意味著終端用戶將承擔(dān)一定新能源的消納成本。

2023年5月，國家發(fā)改委印發(fā)明確工商業(yè)用戶用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加組成。

這也符合的要求，即國家完善可再生能源電力消納保障機制，供電企業(yè)、售電企業(yè)、相關(guān)電力用戶和使用自備電廠供電的企業(yè)等應(yīng)當按照國家有關(guān)規(guī)定，承擔(dān)消納可再生能源發(fā)電量的責(zé)任。

發(fā)改委、能源局兩部門表示，最新的改革對居民、農(nóng)業(yè)用戶電價水平?jīng)]有影響，仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。對于工商業(yè)用戶，靜態(tài)估算，預(yù)計改革實施首年全國工商業(yè)用戶平均電價與上年相比基本持平，電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區(qū)可能略有下降，后續(xù)工商業(yè)用戶電價將隨電力供需、新能源發(fā)展等情況波動。

《通知》給出了三條改革的保障措施，包括加強組織落實、強化政策協(xié)同和做好跟蹤評估。

其中明確，強化改革與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不重復(fù)獲得綠證收益。電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。強化改革與市場協(xié)同，新能源參與市場后因報價等因素未上網(wǎng)電量，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核。

此外，堅決糾正不當干預(yù)電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。

這意味著中國在國家層面首次叫停了強制配儲政策，將對儲能行業(yè)產(chǎn)生巨大影響。

2017年，青海省發(fā)展改革委發(fā)布《2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》，要求風(fēng)電項目按照裝機容量的10％配建儲能，此后其它省份陸續(xù)開始對新能源配建儲能提出政策要求。

強制配儲是中國儲能發(fā)展的重要驅(qū)動力，有業(yè)內(nèi)專家認為中國工程院院士饒宏曾在去年指出，全國已有28個?。▍^(qū)、市）出臺10％—20％新能源配儲政策，新能源配儲占電源側(cè)儲能比重超過80％。

強制配儲增加了新能源企業(yè)的投資成本，又因儲能政策環(huán)境和商業(yè)模式不成熟，“建而不調(diào)”、利用率低等問題廣為行業(yè)詬病。

北方工業(yè)大學(xué)學(xué)術(shù)委員會委員、電氣工程一級學(xué)科責(zé)任教授李建林曾對界面新聞指出，業(yè)界普遍的做法是增加10％的儲能作為風(fēng)電和光伏的杠桿，這意味著建設(shè)100兆瓦的儲能電站可以換來1000兆瓦的風(fēng)電項目。這種配置被視作并網(wǎng)的必要條件，尤其是在跑馬圈地的背景下，。

國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2024年，中國新型儲能裝機規(guī)模突破7000萬千瓦。截至2024年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模達7376萬千瓦，較2023年底增長超過130％。

新能源配儲政策取消，將在需求端對儲能行業(yè)產(chǎn)生巨大影響。

據(jù)《中國電力報》去年10月報道，國網(wǎng)能源研究院新能源所分布式能源系統(tǒng)研究室主任胡靜預(yù)測稱，從中長期來看，若考慮延續(xù)現(xiàn)有各地區(qū)新能源配儲比例要求，預(yù)計2030年國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)新型儲能配置規(guī)?？蛇_1．9億千瓦；若以新能源消納為目標，以電力電量平衡為約束，預(yù)計2030年新型儲能規(guī)模需求為1．2億－1．6億千瓦。