近日，国家发改委、国家能源局联合发布《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》(以下简称《通知》)，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这标志着我国以市场化方式建设新型电力系统迈出关键一步。
公开数据显示，截至2024年底，新能源发电装机规模达到约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40.2%，已经超过煤电装机，在能源舞台上占据重要地位。这组数据也奠定了新能源电量全部进入电力市场的基础。
入市后的最大区别在于新能源上网电价的变化，通知明确，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。这意味着新能源上网电量参与市场调节机制，其电价也受市场电价波动影响。
而此前，新能源上网电价采用“基准电价+补贴”的定价机制，且享受电量全额保障性收购。主要是根据2024年2月发布的《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》（以下简称“办法”），其明确电网企业、电力调度机构、电力交易机构等应按照国家相关政策要求，组织可再生能源发电企业、售电企业和电力用户等电力市场相关成员，按照分工完成可再生能源电量全额保障性收购工作。这里的可再生能源指的是风力发电、太阳能发电、生物质能发电、海洋能发电、地热能发电等非水可再生能源发电。
据了解，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。在办法颁布不到一年后，随着通知的发布，直接将可再生能源中的风力发电、太阳能发电上网电量推入市场交易。
随后，在《2025年能源工作指导意见》中也提到，推动新能源全面参与市场，实现新能源由保障性收购向市场化消纳转变。当然，就目前来看，我国多个省市仍为新能源发电项目提供了一定数目的保障发电小时数。
此外，通知也要求，到2029年，要全面建成全国统一电力市场，实现省级现货市场全覆盖，新能源全面参与市场交易，推动跨省跨区电力市场化交易。
高耗能行业作为电力市场交易主体，随着双碳目标的持续推动和环保排放指标的日益提升，高耗能企业对绿电的需求不断增加。新能源入市为企业提供了更多绿电选择，满足了其低碳发展的需求。
那么，新能源入市对高耗能企业在绿电交易和节能降碳方面将产生哪些影响呢？
首先，高耗能企业可以通过中长期交易、现货市场、绿证交易等多种方式购买绿电，降低用能成本。以电解铝行业为例，根据2024年7月23日国家发展改革委发布《电解铝行业节能降碳专项行动计划》要求，2025年年底电解铝行业可再生能源利用比例达到25%以上；鼓励电解铝企业参与建设以消纳可再生能源为主的微电网，探索应用虚拟储能。
本次入市，对于电解铝行业可再生能源利用比例的提升，有很大的促进作用。
2025年6月1日以前投产的新能源存量项目其机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价，较原采用的“基准电价+补贴”的定价机制来讲，电价更为灵活，且有所降低。这对于像电解铝这类高耗能企业提升可再生能源利用比例这一硬性指标来讲，是一大利好。
其次，提升可再生能源利用比例后，企业更容易获得绿色金融支持，提升市场竞争力。绿电使用比例提升，碳排放量随之减少。以浙江某民营钢铁厂为例，通过技术改造将吨钢碳排放降低10%，每年在碳市场可多获利8000万，这相当于企业全年利润的15%。这直观的经济效益，正有力推动当前高耗能企业的绿色转型。
在直观的利益面前，高耗能企业如何应对新能源入市？
积极参与绿电交易是每个高耗能企业未来要做的事。首先要深入研究电力市场的交易规则和新能源电价机制，制定适合企业的购电策略。
前面也提到，新能源上网电量入市后，受市场供需关系调节机制影响，电价会产生波动性变化，从长远来看，中长期价格也可能会逐步向现货价格靠拢，因而整体电能量市场价格未来可能进一步下降。而高耗能企业要做的就是找准时机，通过选择中长期交易或者现货交易等方式，降低企业自身的能耗成本。
其次，根据电力市场的分时电价，调整生产计划，在电价低谷时段增加生产，降低用电成本。当电力市场供大于求时，发电企业为了吸引用户消纳多余的电力，会以零价格甚至负价格卖出电能，从而出现负电价。对于用户来说，负电价意味着在某些时段使用电力不仅不需要支付费用，反而可能获得补贴。这在一定程度上降低了用户的用电成本。
此外，高耗能企业还可以与电网公司合作，参与需求响应计划，在电网负荷高峰时减少用电，获取额外收益。
通过积极参与绿电交易、加强能效管理、发展分布式能源和参与碳市场，高耗能企业可以实现节能降碳目标，提升市场竞争力。未来，随着新能源占比的持续提升和电力市场的成熟，高耗能企业将迎来更加绿色、低碳的发展前景。新能源入市不仅是电力市场化改革的重要一步，更是高耗能企业绿色转型的关键契机。
