【文/观察者网专栏作者 余鹏鲲】

2月9日，国家发展改革委与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》。

有网民看到“市场化”和“市场定价”，认为充分的竞争有利于降低电价和行政补贴，老百姓将最终受益。也有网民认为，如果新能源补贴减少，有可能造成电价上涨。

针对这一问题，有关负责同志接受《人民日报》采访时已经明确表示：“这项改革，对居民、农业用户电价水平没有影响”，工商业用户平均电价在改革首年与上一年持平，改革不构成独立影响因素。

推进全国统一电力市场是落实全国统一大市场精神 央视网

此外，有业内人士表示该规定虽然在意料之中，经过了充分的吹风，但依然有可能对市场格局以及少数企业产生冲击。少数股民则担心改革可能会影响新能源公司的发展前景，进而影响自己持有的股票价值。

那么，新能源上网电价市场化改革的主要内容是什么？改革会带来哪些好处？又会对市场造成怎样的影响？

新能源上网电价市场化改革，怎么回事？

根据有关负责同志在采访时的说法，改革的主要内容有三个方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成，二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制，三是区分存量和增量项目分类施策。以上三方面环环相扣，共同构成一个相对严密、完善的改革体系。

根据国家能源局发布的2024年全国电力工业统计数据，全国累计发电装机容量约33.5亿千瓦，同比增长14.6%；其中火电仅占14.4亿千瓦，只占全部装机容量的43.1%。

2024年全国发电装机容量构成

新能源是一种中国特色的提法。根据《产业结构调整指导目录（2024）》的相关规定，新能源是指风电、光伏、海洋能、地热能、生物质能、氢能，传统能源是指煤炭、石油、水电（含常规水电和抽水蓄能）等。按照上述规定，主要装机容量构成中只有风电和太阳能发电属于新能源，但很多国家都把风电、太阳能发电与核能、水电一起归类为清洁能源或绿色能源。

从装机容量构成上看，新能源占比已达42.03%，清洁能源占比更是达到一半以上。新能源上网电价市场已经成为全国电价市场不可忽略的重要组成部分，对全国电价市场的健康稳定十分重要。

自从2021年国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》以来，燃煤发电上网电价市场已经全面市场化了，而且初步实现了全国统一市场。

相比之下，2024年新能源上网电价市场还是严格按省划分的。甚至于内蒙古电网由于东西跨度大，还分为蒙东电网和蒙西电网，其新能源交易方法和价格都有一定区别。因此新能源电力市场的全国一致性就要差一些。

新能源电力交易的主要方式包括中长期交易、绿电交易以及现货交易。中长期交易就是企业在规定时间段内按要求向电网足额供电，最后按照合同取得报酬。绿电交易就是企业定向需求方供电，按照某个确定的规则取得报酬。为了照顾新能源的发展，绿电交易的规则较现货交易要更加优惠。现货交易的电价是根据需求实时确定的，企业可随时向电网供电。

以上三种电力交易方式都是市场化的，因此改革提到的“推动新能源上网电价全面由市场形成”侧重点在于“全面”。从这个角度看，目前新能源电力交易市场存在两个突出问题。

其一，中长期交易合同的比例畸高。中长期合同签约比例达到80%以上，显著高于绿电交易方式，参与现货交易的新能源企业则更少。

众所周知，中长期合同的透明程度肯定不如绿电交易和现货交易，市场化程度也偏低。火力发电企业也可以参与现货交易，相比绿电交易竞争的主体更多，更有利于形成公平的价格。

其二，各省的主要定价政策五花八门，与全国统一大市场的精神不一致。各地的主要定价策略可分为“门槛+固定价”、“平峰谷定价”、“鼓励现货交易”以及这三种模式的组合。

“门槛+固定价”的代表是广西，集中式风电、光伏发电企业要保证自己的设备利用率较高、发电时长较为饱和才能上网。上网后执行政府授权合约价格，按照《2024年广西电力市场交易实施方案》，为0.38元/千瓦时。

甘肃是典型的“平峰谷定价”，首先将每天的时间分为平段、谷段和峰段，对应的峰谷分时系数分别为1、0.5以及1.5。按照用煤发一度电的合理价格作为基准价格，中长期交易的价格=基准价格*上网时的峰谷分时系数，谷段的价格只有基准价格的一半。

山东属于“鼓励现货交易”的标杆，要求参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）全电量参与现货市场，这可能与山东新能源现货市场均价较高有关。

目前新能源的发电价格已经明显低于火电，但很多新能源发电企业还是对最透明的现货交易方式有一定的排斥心理。这与新能源发电的特点有关，也就是专家所说的“随机性、波动性、间歇性”。

以光伏发电为例，其发电效率与设备接受的光照强度息息相关。具体到一天之中，光伏发电效率与太阳辐射、日照时长成正比，而与云量或者湿度等因素成反比。对于光伏电站这么小的区域，现在的天气预报还做不到精确预测云量和降雨，导致未来一天的发电量很难准确预测，这就是“随机性”。

由于日出日落，光伏电站发电量在一天内存在波动不难理解。由于地球公转的影响，发电量还存在月度波动，这就导致光伏发电很难在冬季的用电高峰中出大力。更悲剧的是，由于光伏面板在高温下光电转换效率会下降的物理特性，光伏发电在夏季用电高峰中同样表现平平。

对于中国华北地区，太阳辐射往往在5、6、7三个月最高，但光伏发电的效率反而是在3、4、9、10月更高，且秋季发电量超过夏季。南方地区则由于叠加降雨影响，6月的光伏发电效率比华北更低。

位于华北的某电站月总辐射量和月满发小时数

“波动性”表现到极致就是“间歇性”，黑夜和较大的降雨、降雪都会使得光伏电站的发电量在一定的时间内明显下降。风力发电的“随机性、波动性、间歇性”比光伏发电更明显。关键在于这些因素引起的新能源电站的发电量变化，往往与实际用电量变化相反。

在中长期交易、绿电交易模式下，实际用电量变化引起的电价变化不明显。在之前提到的甘肃方案中，谷段的电价为0.5倍基准价格。根据《甘肃省发展和改革委关于进一步完善我省分时电价机制的通知》，谷段时间为9:00~17:00，基本上涵盖了光伏电站发电效率最高的时间段。

因此对于光伏发电而言，甘肃方案看似上限不高，如果没有配套大型的储能设施，日平均电价很难超过0.7倍基准电价；实则下限很高，至少相当于0.5倍基准电价，也就是相当于燃煤火力发电合理价格的一半。只要光伏技术不是很落后，这个价基本保证了不会亏损。

但是在现货交易模式下，实际用电量变化引起的电价变化就相当明显了，各地的谷段电价普遍在0~0.3倍基准电价。工业强省山东和浙江还出现过负电价的情况，也就是说某个时间点，发电企业向电网供电不仅没有报酬，还可能反而要略微缴纳费用。

当然，负电价和零电价都是非常局部短暂的现象，但在现货交易中，低电价是谷段的常态。

可想而知，要是不经历过渡和缓冲，直接“全面”市场化将对新能源产业产生很大的冲击。因此，改革的第二项重点就是要建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。

这样的机制电价简单来说就是既要扩大新能源电价的“平峰谷”差距，以“充分反映市场供求”，促使各个市场主体“公平承担电力系统调节责任”，又不能像现货电价一样变化过于激烈，打击到新能源企业的积极性。最终落地的结算机制很可能类似于“平峰谷定价”，但是段数更多，而且分段的依据将更多地体现市场的调节，价格也会采用竞价的方式确定。

根据一家AI新能源企业Palmetto的汇总统计，过去10年中，几乎所有技术路线的光伏面板样品的最高效率都有提升（但是效率超过25%的研究几乎都未能证明产业化价值），同时产业化价格也明显降低了。

光伏面板样品的最高效率研究

伴随着技术进步和价格下降，同样装机容量的新能源发电项目造价是逐年降低的。而且新能源项目在建造完成时，就使用了大部分投资，后期运营成本差距不大。造价不同的项目，如果按照相同的电价供电，无疑将打击投资人投资新项目和新技术的积极性，也不能反映老项目带动产业发展的功劳。

因此，改革的最后一个重要方面——“存量和增量项目分类施策”就是针对这个问题的。今年6月1日后投产的项目，机制电价通过市场化竞价确定，而之前的项目，要照顾各个项目实际适用的电价结算机制，并与新政策进行衔接。通知还鼓励存量项目进行技术升级以降低成本，维护市场健康良好发展。