数字储能网讯：截至2024年底，我国风能、太阳能装机容量已达14.1亿千瓦，提前完成2030年目标，占全部电源装机的42%，标志着新能源发展进入新阶段。在此背景下，国家发展改革委发布《关于深化新能源上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2025〕136号，简称“136号文”），打破原有保障性收购机制，推动新能源全面参与市场交易。
相关测算显示，若延续当前增量新能源全额保障性收购政策，全国市场化交易电量占比可能不升反降；而全面放开新能源入市后，交易电量占比可跃升至71.3%以上。这一数据对比凸显出，市场化改革对提升资源配置效率具有关键作用。
在近日由博众智合能源转型（Agora Energy Transition China）举办的“新能源市场化与负电价问题”研讨会上，与会专家围绕新能源政策衔接困境、市场运行趋势及企业战略转型等议题展开深入探讨，试图为行业高质量发展提供路径参考。
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全面市场化+可持续发展价格机制
国家发展改革委能源研究所可再生能源中心研究员时璟丽表示，136号文的出台意味着国家明确总体思路和关键机制，地方层面按照国家政策的总体要求出台具体的实施方案。136号文有两个重点，一是新能源上网电价全面市场化；二是可持续发展价格结算机制。新能源全部进入电力市场之后，电力市场还在建设进程中，可能有较大的价格波动风险，新的价格结算机制将保证项目的基本收益，是一项基本的价格保护性政策。
136号文明确提出，新能源项目上网电量将原则上全部纳入电力市场交易。这一政策的出台，意味着未来新能源将不再享有固定的电价保障，而是与其他电力项目一样，依据市场交易形成电价，特别是分布式风电、光伏等项目，也将全面进入市场，只有如光热发电和已进行竞价配置的海上风电等项目，才能继续按照现有政策执行。
在这一背景下，136号文要求，2025年起，所有新能源项目必须在市场中竞争，只有一部分通过市场交易的电量被纳入可持续发展价格结算机制，确保投资者能够获得一定的基础收益，从而减少市场价格波动对其投资的影响。
136号文特别提出了“可持续发展价格结算机制”，对机制电价与市场电价的差额进行结算，旨在保证新能源项目在市场波动较大的情况下，能够获得基本的投资回报。该机制的运作方式是：补偿市场电价与机制电价的差额，即当市场价格低于机制电价时，差额纳入系统运行费，最终纳入各地工商业用户电价；当市场电价高于机制电价时，新能源项目需向用户退还差价。
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区分存量和增量项目
136号文对存量项目和增量项目的区分是一项重要的内容，这一区分影响着各类项目的电价政策、市场参与机制以及补偿方式。存量项目是指2025年6月1日前投产的新能源项目。这些项目大多是在以往固定电价或全额保障性收购政策下投产运营的，因此，在136号文中，存量项目的政策具有一定的保护性质，保障这些项目平稳过渡到新的市场化机制。
具体来看，存量项目将直接转入新的可持续发展价格结算机制，确保其基本收益不受过大影响。时璟丽表示，这意味着存量项目的投资回报将得到保障，但不会再享受固定电价的保障。虽然存量项目不再享有原先的全额保障性收购政策，但在市场电价变化较大时，仍将通过机制电价进行差价补偿，确保项目能够回收投资成本，保持稳定的经营环境。
对于增量项目（2025年6月1日后投产），地方政府有更大的灵活性来决定当地的新能源机制电价水平。地方政府可根据其新能源发展需求和电力市场特点，灵活地确定竞标价格的上限、下限及竞标期限等细节。这为地方政府提供了根据本地经济、能源结构及电力需求实际情况量身定制电价政策的空间。
也就是说，存量项目仍享有部分固定电价保障，过渡到机制电价时，收益变化小；增量项目则须通过竞争形成价格，面临较大的市场风险和竞争压力。
中电联统计信息部原主任薛静认为，新能源上网电价新机制与现行的电价机制做到了有效衔接。她表示，近年来，各省（区）的保障性电量早已不由原来的全生命周期合理利用小时数决定，实际上，保障性电量的设置考虑了各省的可接受能力及电价和补贴能力，这与136号文中电量规模的考虑因素一脉相承。从价格看，各省（区）价格衔接也不会大幅波动。
据薛静分析，各省（区）在2025年6月1日前还会沿用各自的电价政策，2025年6月1日至2025年底为过渡期，各省（区）会考虑自身的承受力设定新的价格机制，预计价格衔接方面不会有大的波动。
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不保合理收益，保基本收益
与会的多位专家均表示，和全额保障性收购制度相比，可持续发展价格结算机制更加灵活，通过市场调节，确保新能源投资回收的基本保障。该机制的设计理念与英国的差价合约（Contract for Difference，CfD）机制有相似之处，但又有所不同。
首先，英国的差价合约保障的是各项目的中标电价，与市场价的差额由政府补贴，不同项目的补贴可能不同。而136号文则是基于“机制电价+市场交易电价”的差额进行结算。例如，同一省区在同一个月同一类的新能源项目所补的差价是完全一样的，但下一个月的差价会有所变化。
“新能源的上网电价政策是保障投资回报的合理收益，机制电价是保证投资能回收的基本收益”，时璟丽表示。
据时璟丽介绍，136号文正式实施后，新能源项目实际获得的均价近似于其得到的机制电价的水平，机制电价对应的电量部分有相对稳定的收益预期，预计可再生能源开发商新政实施初期拿到的电价在机制电价附近波动。
其次，英国政府为差价合约建立了资金池，补贴来源于政府财政。而我国则将价差结算的资金纳入系统运行费用，由全网分摊。2023年5月，我国第三监管周期输配电价规定把输配电价分为三部分，单列出系统运行费用，并明确系统运行费用可以纳入工商业用户用电价格，奠定了疏导“差价”的基础。
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用户侧电价会否上涨
时璟丽称，对于存量项目，将价差疏导至工商业用户中，不会提升终端电价。这是由于，新能源全面参与市场后，批发侧的电能量价格预计会下降，系统运行成本会上升。入市的存量项目将不会对工商业用户承担的电价水平造成明显影响。但对于增量项目，在系统运行费用中会有一项与新能源机制电价相对应的运行费用条目，预计这笔费用未来会增加。
时璟丽同时表示，机制电价的优势在于实现了地方责任、权利、利益的统一。以往新能源开发企业开发项目的前期成本、强制配储、产业配套等成本较高，地方政府没有有效的价格政策将这部分成本疏导出去。“现在以系统运行费作为疏导通道，地方政府还要做机制电价招标，地方工商业用户的价格会提升。这时，地方政府就会综合考量，新能源未来要发展到怎样的规模，才能有效支持当地经济发展，也倒逼新能源项目通过成本控制和技术进步参与市场竞争。”时璟丽说。
薛静认为，将差价合约纳入系统运行费用意味着用户电价将打破以往的刚性固定模式，但具体调整路径取决于地方政府的政策。当地经济运行状况和煤价波动将直接影响各地政府的电价调整节奏。据她预计，未来一段时间，用户终端电价可能平稳过渡，但随着新能源发展，电量电价可能微降，调节资源成本可能上升，具体影响要看地方政府的把控。
国中绿电（苏州）碳中和研究院院长、中国价格协会常务理事侯守礼提到，2020年之前，投运的新能源项目通过可再生能源发展基金实现补贴发放。过渡期保留老项目补贴资格，但明确平价上网后停止新增补贴，以保障性电量收购成为替代性支持手段。
侯守礼认为，从资金来源看，机制电价从"全国统一征收"转为“省内自平衡”将直接影响当地电价承受能力，改变以往东南沿海向西北/西南补贴的模式。地方政府考虑到控制系统运行费上涨对终端电价的冲击，运行费不会给太多，因此纳入机制的部分不会对电价造成大的变化。
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全面入市后，负电价频发意味着什么
在136号文发布前，我国多个新能源高渗透率省份已出现负电价现象。与会专家强调，须区分局部负价与整体负价。负电价不等同于发电企业亏本，其结算电价由中长期合约、现货出清价、补贴及辅助服务收益等多部分构成，现货负价仅为局部时段的市场信号。局部负价是新能源高比例渗透的必然信号，通过价格倒逼储能、虚拟电厂等灵活性资源发展；而整体负价则是最终的结算价格为负，反映电力供需失衡，须警惕市场失灵。
2024年，德国负电价时段达468小时。德国经验显示，负电价时段虽引发短期发电亏损，但通过动态补贴（绿证+差价合约）和需求侧响应（如动态电价机制），新能源项目仍能维持稳定收益。
华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠认为，未来负电价频发是常态，但其价值在于引导削峰填谷，培育新型市场主体。
据德国PSI软件公司高级业务发展经理郭欣介绍，德国许多电厂在负电价出现时仍持续运作，是由于电厂的关闭和启动成本过高，而且系统备用机组也难以停止，尤其是热电联产机组需要保持供热。与此同时，德国也为新能源机组提供了补偿机制，补贴根据当时市场的平均电价动态变化。此外，绿证可实现新能源环境价值变现，这些机制作为新能源项目市场外的收益，使其能申报负电价参与现货市场。
但德国的补贴机制与差价合约有所不同，电价低于参考价时的价差由国家补贴；当市场价格超过参考价时，发电商不返还价差，而是由企业保留进行再投资。负电价发生时，新能源发电商还能全面得到补贴是新能源继续发电的主要原因，这为新能源项目提供了稳定的电量收益。
郭欣补充道，目前，德国户用光伏增长迅速，且多不具备可调节能力，是近两年德国负电价频发的主要原因。随着新能源渗透率不断增长，负电价频发，德国正通过缩短允许发电的负电价时段时长（允许时长从6小时→4小时→3小时→拟1小时）来倒逼新能源项目优化出力曲线。德国在负电价时段的补贴政策也促进了虚拟电厂（VPP）的发展，激励了聚合分布式资源参与调频辅助服务。未来，德国居民用户也可通过选择动态电价，在负电价时增加用电，高电价时减少用电，以实现与市场的深度耦合。整体来看，负电价机制在德国被认为是一个平衡市场供需的有效机制。
刘敦楠认为，新能源比例逐渐提高是大势所趋，今后的负电价情况也只会越来越多，但看待负价问题应区分局部负价和整体负价。局部的负电价能引导削峰填谷、储能投资、虚拟电厂发展等，有了价差才有灵活性资源的投资回报，才能激励新能源电站主动承担系统的调节成本。
“整体负价则是另一种情况，这代表市场运行和电力供需出现了严重的问题，是极不合理的。但目前，很多地方出现的只是局部负价，这恰恰是一种激励措施，需要鼓励。”刘敦楠表示。
多位与会专家认为，新能源全面入市后，适当放宽现货市场的限价有利于形成真正的市场价格，同时也能促进电力资源高效配置，引导新能源产业健康有序发展，尤其是电力资源的高效配置。未来，储能、虚拟电厂、资源聚合类等新型主体也会以电力市场需求为导向发展和配置。
