深化新能源上网电价市场化改革.docx

深化新能源上网电价市场化改革近日，国家发展改革委、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，推动新能源上网电量全面进入市场、上网电价由市场形成，并配套建立可持续发展价格结算机制。深化新能源上网电价市场化改革，是贯彻落实党的二十届三中全会精神、上网电价改革的又一座里程碑，标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出重要步伐，将对新能源发展以及整个电力行业带来深远影响。推动新能源全面参与电力市场，是实现高质量发展的必然选择我国自2006年实施可再生能源法以来，通过建立与新能源发电成本相匹配的新能源固定上网电价机制，有效促进了新能源市场和产业发展。2021年起，我国新能源电价实现了与当地燃煤发电平价，并且该固定电价政策保持至今。随着我国新能源发电成本进一步大幅下降，“十四五”以来国内大部分省份的新能源电力成本均不同程度低于当地的煤电基准价，并且差值在持续扩大，驱动国内新能源装机规模不断实现跨越式发展。在新能源新增装机连续3年超过1亿千瓦后，2023年突破2亿千瓦达到2.9亿千瓦，2024年更是突破3亿千瓦达到3.6亿千瓦。截至2024年底，我国新能源装机规模已经超过火电装机规模，达到14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上，过去以固定电价为主的价格机制是推动我国新能源产业跨越式发展的关键所在。随着各地新能源渗透率的持续提高以及我国电力市场建设步伐的加速，新能源参与电力市场的进程也在加快。国家明确提出要加快放开各类电源参与电力现货市场，2030年前新能源全面参与市场交易，有的省市修订了市场化交易工作细则，针对新能源参与市场出台了相关文件。新能源参与市场范围也随之扩大，规模和比例快速上升，2024年新能源参与市场的电量比例已经超过50%。尽管如此，仍有接近一半的新能源电量实行固定电价，无法充分反映电力市场供求,没有公平承担电力系统调节责任，其他灵活性资源为新能源上网提供的支撑调节服务价值也难以有效体现。传统的固定电价模式已经越来越难以适应电力市场改革不断深入以及新能源持续快速发展的趋势，亟须深化新能源上网电价市场化改革。本次改革的首要任务，就是要推动新能源上网电量全面进入市场，上网电价由市场决定，以更好发挥市场机制作用。当前，新能源投资建设成本不断下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了良好的条件。本次改革将对新能源和整个电力行业带来深远影响。一是有利于新能源降本增效推动行业高质量发展。新能源上网电价将全面由市场形成，未来新增项目不管是竞价确定机制电价还是只参与电力市场交易，都将是成本更低、技术更优获得竞争优势，推动新能源行业通过技术创新、运营优化不断降本增效。二是有利于激发调节性资源建设构建新型电力系统。新能源入市后，其出力波动将使得电价峰谷差进一步拉大，通过市场信号激励而不是行政指令驱使储能、煤电灵活性改造、虚拟电厂、需求侧响应等灵活性资源，以市场化手段激活系统灵活性是构建新型电力系统的关键举措。三是有利于加快全国统一电力市场建设。新能源入市全面参与中长期交易与现货交易，使得电力市场化交易进一步扩围，新能源可充分运用低边际成本优势实现更大范围的消纳与资源优化配置。在推动新能源全面参与市场的同时注重加强电力市场顶层设计，指导各地进一步优化完善电力市场机制规则，促进全国统一电力市场建设。为新能源可持续发展吃下“定心丸”新能源发电随机性、波动性、间歇性特征明显，参与市场后普遍面临发电收益下降问题，特别是对于光伏发电。光伏午间时段出力最为集中，但电力市场午间时段的价格有不断走低的趋势，导致部分省份中长期市场光伏上网电价已降低到0.15元/千瓦时左右，现货市场均价则更低，在午间时段更是出现零电价甚至负电价。未来新能源在电力系统中的比例仍将不断提升，全面参与市场交易后获得的收益将面临更大的波动和不确定性，对重资产的新能源项目投资决策将带来负面影响。我国实现“双碳”目标仍需要保持较高水平的新能源新增装机规模，在推动新能源全面参与电力市场的同时，需要研究建立可行的政策机制保障新能源项目稳定的基本收益，实现新能源可持续发展。为解决新能源企业投资收益风险的后顾之忧，本次改革在电力市场外建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的新能源电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时回收差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的收益预期。该机制类似于国际上差价合约机制，是一种将电力市场机制下变动的电价风险转换为固定履约价格的有效方法。过去，我国有关政策文件中也提及差价合约机制，但由于国内电力市场对该机制尚未有专门的定义，一些关键问题并不明确，因此未能有效落地。本次改革对该机制予以全面明晰，尤其是明确了较为长期的机制执行期限、差价结算及疏导方式、机制电价形成方式等关键问题，能够有效打消投资方对收益风险的顾虑。此外，机制仅在最终结算环节进行价格补偿回收，不会干预或影响前端电力市场交易，以最大程度发挥市场对价格的形成作用。该机制的建立相当于给新能源的收益上一道“保险”，必将坚定行业发展信心，持续推动我国新能源行业快速发展。区分存量和增量项目分类施策，确保改革措施精准有效新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随着技术进步、造价持续降低，同一地区不同年份建设的同类型的新能源项目投资水平和度电成本差距较大。不同技术类型的度电成本也存在差别，且在不同地区差距不一。如果所有新能源“一刀切”按照相同规则参与市场，新能源新老项目之间、不同类型之间“起跑线”不同也会带来实际不公平竞争，改革需要平衡好新老项目关系。同时，各地新能源占比差别较大，西部省份新能源渗透率较高，全国各地电力市场建设进度不一，只有部分省份实现电力市场连续运行，因此，不同地区新能源入市面临的市场环境差异较大。针对存量项目和增量项目，为保障政策的平稳过渡，以2025年6月1日为节点划分，之前投产的存量项目，通过开展差价结算的方式，做好机制电量和电价等与现行的保障性收购政策的妥善衔接，实现存量项目保量保价部分的平稳“移植”。2025年6月1日及以后投产的增量项目，纳入机制的电量规模根据国家明确的各地新能源发展目标完成情况等动态调整，机制电价由各地通过市场化竞价方式确定。这种老项目老办法、新项目新办法的安排，能够在保持存量项目平稳运营的同时，通过市场化方式确定增量项目的机制电价，有利于更好发挥市场作用。针对地区差异，授权地方结合本地新能源发展情况和电力市场建设情况按照国家政策以及避免市场过度波动的原则制定具体的实施方案。同时，兼顾新能源各技术类型的发展差异，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织，每个技术类型的电量规模和竞价上下限等地方均可以结合本地实际分类确定，实现顺利过渡的同时推动不同技术类型健康持续发展。