据国家发改委网站2月9日消息，发改委、能源局于近日联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高水平发展的通知》(下称《通知》)，提出按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，深化新能源上网电价市场化改革。

　　该文件首次在国家层面明确新能源全电量无差别参与电力市场交易。这在某种程度上预示着新能源发电上网固定电价时代结束，不再享有电价政策优势，将全部直面与火电、水电等各类电力的竞争。

　　《通知》提出，新能源项目(风电、太阳能发电)上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

　　为支持新能源发展，此前电网企业负责全额收购其电网覆盖范围内新能源上网电量，即“保量保价”收购。

　　“随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革。”

　　发改委、能源局有关负责人指出，当前新能源开发建设成本比早期一下子就下降，各地电力市场加快速度进行发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。

　　尽管《可再次生产的能源法》要求电网企业全额收购可再次生产的能源上网电量，但随着近两年新能源迅猛增长，发电量占比快速攀升，“保量保价”收购愈发困难，新能源上网电量已实际划分为保障性收购电量和市场交易电量。

　　截至2023年底，国内新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。2024年，中国新能源新增装机再创历史上最新的记录，总装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。

　　新能源加快速度进行发展带来消纳难题，与此同时，中国风电和光伏项目的度电成本正快速下降。

　　“新能源组件成本持续下降、(电站)价值一直下降，但在此前政府定价下上网电价不变，导致各种新能源超规模发展，造成系统成本上升。”一位来自电网公司人士对界面新闻指出，新能源需要通过市场之间的竞争来承担消纳成本。

　　2月6日，彭博新能源财经(BNEF)发布的报告数据显示，中国清洁能源生产所带来的成本大幅低于世界中等水准，如中国生产的陆上风力涡轮机产生的电力比全球中等水准便宜约24%。该机构同时预计，2025年，风能、太阳能和电池技术等一系列清洁能源技术成本预计将迎来2-11%的进一步下降。

　　发改委、能源局有关负责这个的人说，新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展。

　　新能源入市大势所趋，但参与市场交易后，新能源项目收益风险增加，将影响投资积极性。

　　电力现货市场发现电力实时价格，反映市场供需关系。根据兰木达电力现货数据，2024年甘肃省光伏和风电捕获价格分别较上年下降36.99%和15.88%，蒙西地区光伏和风电捕获价降幅分别为20.61%和18.97%。

　　入市后电价下行等因素，导致新能源收益率出现下滑。根据中金公司研究部测算，2024年上半年大型电企新能源度电税前利润在0.12-0.2元，多数企业同比降幅在15-20%。

　　为应对新能源价格大大波动的问题，稳定项目收入预期，《通知》提出在推动新能源全面参与市场的同时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入该机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。

　　省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等负责明确纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等。

　　《通知》在实施新能源可持续发展价格结算机制时，同步区分了存量和增量，实行不同的政策。

　　其中，2025年6月1日以前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接；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依照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。

　　界面新闻获悉，该种“多退少补”的差价结算方式参考了英国等国的政府授权差价合约(CfD)模式，相当于给了新能源项目一个“价格锚点”。

　　2024年6月，国家发改委能源研究所时璟丽就发文分析了新能源以差价合约方式参与电力市场的可行性。

　　她指出，CfD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方法。2017年英国CfD实施该机制以来，取得了很好的效果，竞标价格方式大幅度降低了可再次生产的能源电价水平和政府在可再次生产的能源项目上的总体支出，尤其是相较于之前的可再次生产的能源义务制度。

　　实行可持续发展价格结算机制，也代表着新能源项目的收入构成发生明显的变化，由原先的保障性收入为主，转为市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用。

　　兰木达电力现货市场分析称，对于不同电站，由于节点电价与发电特性不同，市场交易收入将存在巨大差异。此外，由于价差补偿还原的是行业平均电价，不会也无法抹平个体电站在交易收入上的巨大差异。

　　《通知》同时要求， 对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费。

　　2023年5月，国家发改委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，明确工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行的成本、政府性基金及附加组成。

　　这也符合今年起正式实施的《能源法》的要求，即国家完善可再次生产的能源电力消纳保障机制，供电企业、售电企业、相关电力用户和使用自备电厂供电的企业等应当依照国家有关规定，承担消纳可再次生产的能源发电量的责任。

　　发改委、能源局两部门表示，最新的改革对居民、农业用户电价水平没有影响，仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场行情报价较低的地区可能略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。

　　《通知》给出了三条改革的保障措施，包括加强组织落实、强化政策协同和做好跟踪评估。

　　其中明确，强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。强化改革与市场协同，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。

　　此外，坚决纠正不当干预电力市场行为，不得向新能源不合理分摊费用，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

　　这意味着中国在国家层面首次叫停了强制配储政策，将对储能行业产生巨大影响。

　　2017年，青海省发展改革委发布《2017年度风电开发建设方案》，要求风电项目按照装机容量的10%配建储能，此后其它省份陆续开始对新能源配建储能提出政策要求。

　　强制配储是中国储能发展的重要驱动力，有业内专家觉得强制配储政策事实上开启了中国本轮储能大爆发。中国工程院院士饶宏曾在去年指出，全国已有28个省(区、市)出台10%—20%新能源配储政策，新能源配储占电源侧储能比重超过80%。

　　强制配储增加了新能源企业的投资所需成本，又因储能政策环境和商业模式不成熟，“建而不调”、利用率低等问题广为行业诟病。

　　北方工业大学学术委员会委员、电气工程一级学科责任教授李建林曾对界面新闻指出，业界普遍的做法是增加10%的储能作为风电和光伏的杠杆，这在某种程度上预示着建设100兆瓦的储能电站可以换来1000兆瓦的风电项目。这种配置被视作并网的必要条件，尤其是在跑马圈地的背景下，储能成为了进入市场的敲门砖。

　　国家能源局多个方面数据显示，2024年，中国新型储能装机规模突破7000万千瓦。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦，较2023年底增长超过130%。

　　据《中国电力报》去年10月报道，国网能源研究院新能源所分布式能源系统研究室主任胡静预测称，从中长期来看，若考虑延续现有各地区新能源配储比例要求，预计2030年国网经营区新型储能配置规模可达1.9亿千瓦；若以新能源消纳为目标，以电力电量平衡为约束，预计2030年新型储能规模需求为1.2亿-1.6亿千瓦。