数字储能网讯：国家发展改革委、国家能源局近日发布《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》（简称《通知》），要求充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源行业高质量发展，促进能源绿色低碳转型。相关企业如何领会《通知》精神？如何落实《通知》要求，积极应对新市场、新挑战？本期《绿色导刊》邀请专家及业内人士，对此展开探讨。敬请关注。

新能源电价全面市场化改革意义重大

推动新能源行业由粗放式规模扩张向高质量发展转变

我国新能源电价政策经历了早期特许项目政府定价、新能源标杆上网电价（燃煤基准电价+补贴）、平价以及部分电量市场交易价几个阶段，有力支撑了风光发电技术快速实现产业化规模化。截至2024年年底，风电、太阳能发电装机规模超过14亿千瓦，占全国电力总装机规模的42%，已超过煤电装机，成为第一大装机电源。特别是“十四五”以来，新能源规模扩张迅猛，新增装机达8.7亿千瓦，超过前20年的总和。随机性、间歇性、波动性的新能源项目大规模并网，给电力系统运行带来保供应、促消纳的双重挑战。近两年风电和太阳能发电利用率均有所下降，全国平均利用率下降2至3个百分点，个别地区下降甚至超过20个百分点。固定价格不能充分反映市场供求，难以促进电力资源优化配置，亟须深化改革，以更好地发挥市场机制作用，推动行业从“大干快上”的粗放式发展转向提质增效的高质量发展。

促进全国电力统一大市场建设和新型电力系统建设

此次改革将新能源与煤电等电源一起纳入电力市场，上网电价由市场形成。这将进一步扩大电力市场化交易的范围，完善各地电力市场规则，极大地促进全国统一电力市场建设。同时，新能源全面入市交易后，将公平承担电力系统的调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分的体现。这有助于引导新能源与调节电源、电网协调发展，构建更加高效协同的新型电力系统。

新能源已具备全面入市的条件

当前，随着风光发电技术的快速进步，新能源开发建设成本大幅下降，度电成本约为10年前的1/8至1/10，已完全具备与燃煤发电、水电同台竞争的能力。截至2024年年底，我国实际参与电力市场交易的新能源发电量已超过新能源发电总量的50%。同时，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，为新能源全面参与入市创造了条件。

《通知》将对行业产生深远影响

《通知》的实施标志着新能源行业从“政策驱动”向“市场驱动”全面转型，对新能源行业及相关企业都将产生深远影响。整体来看，发用一体企业将更具竞争优势，主要体现在以下几个方面。

竞价将推动绿电平均电价进一步降低

从国内外现货市场运行经验来看，由于新能源发电边际成本低，在竞价情景下，不仅价格波动性风险加大，而且规模化交易将压低边际价格，电价将呈下行趋势，最终达到维持当地新能源项目盈亏平衡的价格水平。目前，光伏发电午间现货市场均价已经跌破0.15元/度，国内山东、山西已试点负电价机制，17个省区在午间执行谷电电价，对发电企业的收益影响较大。但发用一体企业，不仅能享受到低电价带来的红利，还将加快自身绿电的替代步伐。

取消强制配储，为企业自主建设灵活性资源提供空间

《通知》明确，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。近年来，新能源项目强制配储是储能装机增长的主要驱动力。2024年国内储能装机中，新能源项目配套需求占比高达74.6%。但受成本、商业模式等因素影响，配储项目调用率不高、效益较差，增加了发电企业负担。新能源入市后，市场价格信号将充分反映系统运行的边际成本，进一步拉大现货峰谷价差。这将为发电和用电两侧各类调节性资源提供更多效益空间，从而促进调节性资源加快建设。虽然取消强制配储，但市场主体可结合自身实际，主动配置储能、气电或者通过需求侧响应、虚拟电厂等方式，更加灵活、经济地配置调节资源，平抑新能源波动，增强其在市场中的竞争力。

收益模式转变将进一步促进发用协同

本次改革的一大亮点是新能源“机制电价”，对纳入机制的电量，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。这种“多退少补”的差价结算方式，让企业有合理稳定的预期，确保企业可以收回合理的投资成本。但“机制电价”并不能为企业提供投资成本以上的额外收益，企业的主要投资收益仍要通过市场化竞争获得。因此，改革实施后，新能源项目收益将由“基础电价+市场溢价”组成。要想获得更高收益，需要企业通过技术创新、成本控制和管理优化来提升竞争力。这将促使新能源企业更加注重发电预测精度，提升与负荷及电网的协同能力。有利于发用一体企业，通过积极探索绿电直供、内部长协电价、源网荷储一体化等模式，实现发用一体化精准高效匹配，从而促进企业整体降本增效、绿色发展。