新能源市场化电价政策影响及相关建议
（来源：微信公众号“黑洞能源研究”作者：封红丽）
一、政策概要
（一）政策背景
1.内因。随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。
2.外因。当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。
（二）核心内容
改革主要内容有三方面：一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。
二、政策分析
（一）新能源可持续发展价格结算机制
1.建立价格结算机制的原因
建立该机制的目的，是为了降低新能源收入大幅波动风险。新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。
2.价格结算机制底层逻辑
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。通过“多退少补”的差价结算机制，让企业能够有相对合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”目标的实现。
图1 新能源市场化电价收入机制
未纳入机制电量的部分，执行现货电价或市场交易均价。纳入机制电量的部分，则执行机制电价，即通过差价结算的方式保障项目收益。
差价结算的基础逻辑为“多退少补”，当市场交易均价高于机制电价时，新能源项目收益增加，此时发电企业向电网公司支付差额，即“多退”；反之当市场交易均价低于机制电价时，新能源项目收益降低，此时电网公司向发电企业支付差额，即“少补”，见图1。多退少补的金额纳入电网系统运行费用，由工商业用户分摊。假如某新能源项目实发电量100万度，市场电价0.2元/度，机制电量40万度，机制电价0.3元/度，市场交易均价0.25元/度，则实行“少补”，项目收入按照如下公式为22万元（100*0.2+40*(0.3-0.25)=22万元）。
机制电价：纳入机制的新能源电价水平，由地方政府根据项目成本、行业平均利润等因素测算出的“保底电价”，是新能源项目结算机制的基准电价。其核心在于通过“多退少补”的差价结算方式，稳定新能源项目的收益预期。
机制电量：即保底电量，机制电量规模的确定根据两点：一是非水可再生能源电力消纳责任权重，即国家每年给地方下达一个非水电可再生能源消纳指标，若超额完成，次年机制电量规模减少；反之，增加。二是用户承受能力，当机制电量太高，用户承担的运行费用将上涨，因此要量力而行，不能为支持新能源发展让用户负担过重。
机制电量确定的底层逻辑：一是动态调整，用机制电量规模作为调控工具，地方消纳越好，市场机制越成熟，保底电量越少，反之则增加。二是平衡各方利益，既要鼓励新能源发展，又不能让用户电费暴涨，还要支撑新能源项目具备一定的经济性。三是给予地方和项目自主权，如项目可以“半保底，半市场”，逐步过渡到完全市场化。
退出机制：已纳入补偿的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。
（二）区分存量与增量项目分类施策
区别存量项目和增量项目的原因：新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随着技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大，改革需要平衡好新老项目关系。差价结算机制下存量和增量项目的政策区别具体见表1。
表1 存量项目和增量项目的差价结算机制
三、政策影响
（一）将深刻影响新能源企业的投资和运营
短期内，对新能源发展产生较大影响。一是市场交易收入构成与来源发生重大变化。新能源电站收入由原来的保障性收入为主，变成市场交易收入+价差补偿收入－辅助服务分摊费用。辅助服务分摊费用意味着新能源需要与用户一起承担电力系统调节成本。二是市场交易收入存在大幅波动。随着电力现货市场的全面铺开，高频中长期交易的连续开展，新能源现货交易收入将受市场供需与报价影响，中长期交易收益则完全取决于自身交易能力和可调资源规模。对于不同电站来说，由于节点电价与发电特性不同，市场交易收入存在巨大差异。三是交易水平成为未来电站运营的关键。市场交易费用需要通过主动交易策略实现，价差补偿收入也存在一定竞争与策略要求，尤其需具备交易全周期发电预测能力。四是对新能源项目核准与并网要求降低。由于新能源将承担辅助服务等费用，以市场化的方式承担自己在电力系统运行中的责任与义务，因此传统强制配储进行自调节必要性将大大降低；同时新电站带来的收入补偿压力下降，并网与发电受阻问题也将在一定程度上得到缓解。
长期来看，有利于推动新能源高质量发展。避免过去的“跑马圈地”，特别是增量部分通过竞价机制确定，确保项目上技术先进，成本领先的新能源项目能够得到更好发展。
（二）火电侧收益大于损失
一方面，随着现货市场价格上下限的调整，火电的电能量短期收益将有可能增加；其次，随着新能源入市比例不断增大，市场中的调节性资源将受益，火电发挥自身灵活性调节作用可以获得更多的辅助服务收入。另一方面，随着新能源并网要求的降低，新能源电量占比可能增加，这可能在一定程度上会减少火电收入。但总体而言，预计火电收益将大于损失。
（三）对终端用户的影响不大
对居民、农业用户电价水平没有影响，这些用户用电仍执行现行目录销售电价政策。对于工商业用户，静态估算，预计改革实施首年全国工商业用户平均电价与上年相比基本持平，电力供需宽松、新能源市场价格较低的地区可能略有下降；后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。
（四）对储能行业的影响
短期利空，强制配储需求减少，行业洗牌加速。一是市场需求减少。由于政策取消了对新项目的强制配储要求，部分新能源项目业主为降低成本将减少储能配置投资，导致储能系统销量受到影响。二是行业洗牌加速。短期内，低效配储项目需求减少，市场将重新调整供需平衡，逐渐消除“劣币驱逐良币”的市场乱象，尾部企业或加速淘汰，头部企业优势将扩大，有助于推动储能技术进步和产品升级。
长期利好，市场化配储需求将增长，倒逼储能盈利模式创新。一是市场化配储需求将增长。随着新能源全面入市，电力系统的波动性将增加，储能作为平抑波动的有效手段，其市场需求将从政策驱动转向市场化驱动。这意味着新能源项目可根据实际需求和经济性决定是否配储。二是盈利模式将进一步优化。电力市场化改革将丰富储能的盈利模式，储能系统可以通过参与辅助服务市场（如调频、调峰、储能租赁等）获取收益，还可以通过参与电力市场实现峰谷电价套利。三是推动储能技术与产品升级。为了适应市场化的竞争环境，将推动市场化配储能的发展，逐步消除“建而不用”现象。技术优势将成为企业市场地位的关键因素。四是商业模式创新。市场化改革将推动储能行业商业模式创新，例如虚拟电厂、第三方电价交易服务等新兴模式有望得到更广泛的应用。
四、相关建议
建议一：“531”之后投资储能项目需做好风险评估和防控。新能源全电量入市，有助于解决电网消纳能力问题，短期内电网侧配储需求有望降低。同时，由于取消新能源强制配储后对劣质储能需求降低，对储能质量和技术要求提高，预计储能价格有望提升，后期储能项目投资成本测算时需考虑预留一定上浮空间。用户侧配储，在有分布式新能源参与入市的地区，如河北、冀北，受市场交易价格波动较大、收入不稳定影响，尤其当前新能源入市价格下行，后期仍有下行风险，建议“531”之后执行市场化电价要做好风险评估和防控。
建议二:涉及分布式光伏投资的，需做好风险评估和防控。2024年10月10日，国家能源局对外发布了《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，规定“大型工商业分布式光伏项目必须全部自发自用。同时规定，同一土地产权红线内，通过分期建设、不同投资主体分别开发等形式建设的分布式光伏发电项目，不得新增与公共电网的连接点。”自用电较低的大型工商业分布式光伏投资将受冲击。该文件出台前，一些大型园区/厂房的投资主体采取多点分期接入分割大型工商业项目，也将面临没有变通渠道的困境。对于新建项目，将深刻改变原有的投资收益模式；对于已建项目，因余电无法被充分利用，导项目投资回收期延长，面临更大的投资风险。加上新能源入市采用市场化电价导致收入波动较大，且新能源市场化交易电价下行，建议后期投资要做好风险评估和防控。
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