中國發電側電價迎來重大改革，新能源全面入市新政正式出爐。

據國家發改委網站2月9日消息，發改委、能源局于近日聯合印發《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（下稱《通知》），提出按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的要求，深化新能源上網電價市場化改革。

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。這意味著新能源發電上網固定電價時代結束，不再享有電價政策優勢，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（風電、太陽能發電）上網電量原則上全部進入電力市場，上網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。

為支持新能源發展，此前電網企業負責全額收購其電網覆蓋范圍內新能源上網電量，即“保量保價”收購。

“隨著新能源大規模發展，新能源上網電價實行固定價格，不能充分反映市場供求，也沒有公平承擔電力系統調節責任，矛盾日益凸顯，亟需深化新能源上網電價市場化改革。”

發改委、能源局有關負責人指出，當前新能源開發建設成本比早期大幅下降，各地電力市場快速發展、規則逐步完善，也為新能源全面參與市場創造了條件。

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

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

新能源快速發展帶來消納難題，與此同時，中國風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下降、（電站）價值一直下降，但在此前政府定價下上網電價不變，導致各種新能源超規模發展，造成系統成本上升。”一位來自電網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消納成本。

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

發改委、能源局有關負責人表示，新能源入市交易后，將公平承擔電力系統調節成本，各類電源在電力系統中的價值將得到更充分體現，更好引導新能源與調節電源、電網協調發展。

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，新能源項目收益風險增加，將影響投資積極性。

如何保障新能源平穩入市，是近兩年業內討論的熱點問題。

電力現貨市場發現電力實時價格，反映市場供需關系。根據蘭木達電力現貨數據，2024年甘肅省光伏和風電捕獲價格分別較上年下降36．99％和15．88％，蒙西地區光伏和風電捕獲價降幅分別為20．61％和18．97％。

入市后電價下行等因素，導致新能源收益率出現下滑。根據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，多數企業同比降幅在15－20％。

為應對新能源價格大幅波動的問題，穩定項目收入預期，《通知》提出在推動新能源全面參與市場的同時，建立新能源可持續發展價格結算機制，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明確納入機制的新能源電價水平、電量規模、執行期限等。

《通知》在實施新能源可持續發展價格結算機制時，同步區分了存量和增量，實行不同的政策。

其中，2025年6月1日以前投產的存量項目，通過開展差價結算，實現電價等與現行政策妥善銜接；2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規模根據國家明確的各地新能源發展目標完成情況等動態調整，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”的差價結算方式參考了英國等國的政府授權差價合約（CfD）模式，相當于給了新能源項目一個“價格錨點”。

2024年6月，國家發改委能源研究所時璟麗就發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險轉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制度。

實行可持續發展價格結算機制，也意味著新能源項目的收入構成發生變化，由原先的保障性收入為主，轉為市場交易收入＋價差補償收入－輔助服務分攤費用。

蘭木達電力現貨市場分析稱，對于不同電站，由于節點電價與發電特性不同，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，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統運行費。

這意味著終端用戶將承擔一定新能源的消納成本。

2023年5月，國家發改委印發明確工商業用戶用電價格由上網電價、上網環節線損費用、輸配電價、系統運行費用、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、售電企業、相關電力用戶和使用自備電廠供電的企業等應當按照國家有關規定，承擔消納可再生能源發電量的責任。

發改委、能源局兩部門表示，最新的改革對居民、農業用戶電價水平沒有影響，仍執行現行目錄銷售電價政策。對于工商業用戶，靜態估算，預計改革實施首年全國工商業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可能略有下降，后續工商業用戶電價將隨電力供需、新能源發展等情況波動。

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

其中明確，強化改革與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。強化改革與市場協同，新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。

此外，堅決糾正不當干預電力市場行為，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、上網等的前置條件。

這意味著中國在國家層面首次叫停了強制配儲政策，將對儲能行業產生巨大影響。

2017年，青海省發展改革委發布《2017年度風電開發建設方案》，要求風電項目按照裝機容量的10％配建儲能，此后其它省份陸續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展的重要驅動力，有業內專家認為中國工程院院士饒宏曾在去年指出，全國已有28個省（區、市）出臺10％—20％新能源配儲政策，新能源配儲占電源側儲能比重超過80％。

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

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

國家能源局數據顯示，2024年，中國新型儲能裝機規模突破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產生巨大影響。

據《中國電力報》去年10月報道，國網能源研究院新能源所分布式能源系統研究室主任胡靜預測稱，從中長期來看，若考慮延續現有各地區新能源配儲比例要求，預計2030年國網經營區新型儲能配置規模可達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，預計2030年新型儲能規模需求為1．2億－1．6億千瓦。