深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革政策研究

2025年2月9日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格[2025]136號），以下簡稱《通知》，推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場，建立新能源差價結(jié)算機制，并區(qū)分存量和增量項目分類施策。為支撐冀北公司高效有力應(yīng)對新一輪電改，通過對《通知》深度解讀，梳理了政策主要內(nèi)容和重點關(guān)注事項，分析了政策對公司經(jīng)營發(fā)展影響，并給出了相關(guān)建議。

一、政策主要內(nèi)容與關(guān)注事項

（一）政策主要內(nèi)容

一是推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成。新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部納入電力市場交易，上網(wǎng)電價由市場競爭形成，新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。

二是建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。新能源參與市場交易后，在結(jié)算環(huán)節(jié)建立可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，結(jié)算費用納入當(dāng)?shù)叵到y(tǒng)運行費用，差價結(jié)算模式對納入機制的電量，市場價低于機制電價時補差價，高于時扣除差價（“多退少補”），穩(wěn)定企業(yè)收益預(yù)期。

三是區(qū)分存量和增量項目分類施策。存量項目（2025年6月1日前投產(chǎn)）機制電價與現(xiàn)行政策妥善銜接，不高于當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價；增量項目（2025年6月1日及以后投產(chǎn)）通過集中競價確定機制電價，動態(tài)調(diào)整電量規(guī)模來綜合反映當(dāng)?shù)匦履茉窗l(fā)展速度與系統(tǒng)需求匹配程度。

四是強化改革與優(yōu)化環(huán)境協(xié)同。與新能源產(chǎn)業(yè)政策協(xié)同，取消強制配儲，儲能不再作為新能源項目并網(wǎng)的前置條件，還原企業(yè)自主選擇權(quán)；與綠證政策協(xié)同，納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不重復(fù)獲得綠證收益；與市場機制協(xié)同，新能源參與市場后因自身報價等因素未上網(wǎng)電量部分，不納入新能源利用率統(tǒng)計與考核；與補貼政策協(xié)同，對帶補貼新能源項目先價補分離、后差價結(jié)算，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標(biāo)準(zhǔn)按照原有規(guī)定執(zhí)行；與電網(wǎng)代購電機制協(xié)同，電網(wǎng)企業(yè)可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。

（二）重點關(guān)注事項

一是明確參與市場交易新能源機組范圍。所有風(fēng)電、太陽能發(fā)電項目上網(wǎng)電量，均應(yīng)參與市場交易。對于分布式光伏，不管是自然人備案還是企業(yè)備案，原則上均需參與市場交易。鼓勵分布式光伏項目作為獨立的經(jīng)營主體參與市場，小而分散的分布式光伏可聚合后參與市場。

二是明確享受補貼項目價格和補貼處理方式。對享受財政補貼的新能源項目，繼續(xù)實行價補分離，即上網(wǎng)電價不含財政補貼，補貼仍按照原有期限補貼標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。

三是明確存量項目納入機制電量規(guī)模。存量項目納入機制的電量規(guī)模，要充分考慮已有政策對新能源項目的保障作用，確保不會對存量項目的收益造成大的影響。

四是明確存量項目機制電價確定原則。存量新能源項目的機制電價水平按照未入市時的價格政策確定，即入市前是什么價格，機制電價就按什么價格確定。

五是明確納入機制電量不重復(fù)獲得綠證收益。綠證和可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制都是對新能源的一種場外支持政策。因為納入機制電量的再單獨獲取綠證收益，會造成重復(fù)激勵。對于納入機制的新能源上網(wǎng)電量，不再參加綠色電力交易。

六是明確電網(wǎng)采購新能源電量方式。各地執(zhí)行保量保價的優(yōu)先發(fā)電（不再包含新能源）電量繼續(xù)按現(xiàn)行價格機制由電網(wǎng)企業(yè)收購，該部分電量不能覆蓋居民、農(nóng)業(yè)用戶及代理工商業(yè)用戶購電規(guī)模的，不足部分電量由電網(wǎng)企業(yè)通過市場化采購，以報量不報價、作為價格接受者從市場化采購。

二、政策對公司經(jīng)營發(fā)展影響分析

（一）實時調(diào)度策略需優(yōu)化、調(diào)度系統(tǒng)需升級

冀北地區(qū)新能源占比高，市場化改革后，新能源出力波動性將加劇電網(wǎng)調(diào)峰壓力。新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場后，將發(fā)生新能源出力時段與電價波動的錯配，午間電力供應(yīng)激增，將導(dǎo)致價格低谷與晚高峰出力不足的矛盾，公司實時調(diào)度策略需優(yōu)化；新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場后，交易規(guī)模擴大，且交易頻次增加，將導(dǎo)致調(diào)度復(fù)雜度上升，公司現(xiàn)有調(diào)度系統(tǒng)需升級。

（二）購電策略需動態(tài)優(yōu)化，用戶服務(wù)機制需完善

存量項目的工商業(yè)用戶電價將保持不變。新政出臺后，新能源市場交易價格變化將直接傳導(dǎo)至終端工商業(yè)用戶，而場外差價結(jié)算機制則通過系統(tǒng)運行費間接傳至終端工商業(yè)用戶，兩個因素疊加后，會直接導(dǎo)致工商業(yè)用戶的電價變化，終端電價不確定性顯著增加。因為，機制電價等于燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價，新能源市場交易價格變化導(dǎo)致的工商業(yè)用戶電價降低（抬高）值與差價結(jié)算機制通過系統(tǒng)運行費疏導(dǎo)導(dǎo)致的工商業(yè)用戶電價抬高（降低）值相等，因此，存量項目的工商業(yè)用戶電價保持不變。增量項目的工商業(yè)用戶電價短期看與歷史電價基本持平，長期看將有望進一步降低。綜上所述，公司需要構(gòu)建中長期合約（鎖定基準(zhǔn)電量）與現(xiàn)貨市場靈活采購（捕捉低谷電價）結(jié)合的動態(tài)電力采購組合策略。

（三）配儲策略需調(diào)整、儲能收益模式需重構(gòu)

強制配儲模式退出，需轉(zhuǎn)為市場化需求驅(qū)動的動態(tài)配儲策略，新能源企業(yè)可能將配建儲能轉(zhuǎn)為獨立運營?！锻ㄖ啡∠麖娭婆鋬?，河北省發(fā)改委發(fā)布了《關(guān)于完善獨立儲能先行先試電價政策有關(guān)事項的通知》（冀發(fā)改能價[2025]366號），進一步推動儲能健康良性發(fā)展。對存量項目來說，366號文盡管未直接覆蓋配建儲能，但獨立儲能的容量電價機制可能吸引新能源企業(yè)將配建儲能轉(zhuǎn)為獨立運營。

近期而言，現(xiàn)有獨立儲能政策不足以保障2025-2026年的建設(shè)規(guī)模，有可能導(dǎo)致儲能的建設(shè)嚴(yán)重低于預(yù)期。中遠(yuǎn)期來看，在3年內(nèi)獨立儲能有望得到快速發(fā)展。技術(shù)進步可以推動儲能成本下降，儲能建設(shè)成本需降低到一定值，才能達到盈虧平衡。

（四）存量項目需梳理、購售電合同需更新

《通知》引入差價結(jié)算機制銜接新能源入市，公司需在現(xiàn)有結(jié)算流程基礎(chǔ)上細(xì)化明確新能源差價結(jié)算數(shù)據(jù)來源、工作流程、時間節(jié)點等。同時，公司需梳理現(xiàn)有存量新能源項目確定機制電量規(guī)模，結(jié)合差價結(jié)算機制，完善并做好補充協(xié)議簽訂或購售電合同（集中式項目）、發(fā)用電合同（分布式項目）調(diào)整工作，避免潛在風(fēng)險。

三、相關(guān)意見建議

一是做好政策銜接，提前制定應(yīng)對方案。深入分析《通知》對新能源發(fā)電投資、電網(wǎng)調(diào)度運行、電力體制機制的重大影響，提前做好預(yù)研預(yù)判，提前做好應(yīng)對方案。

二是做好冀北新能源外送京津的機制協(xié)同。公司作為京津冀地區(qū)新能源外送的重要樞紐，需加快研究制修訂京津唐現(xiàn)貨市場方案，強化與其他區(qū)域市場的協(xié)同。

三是優(yōu)化儲能布局，引導(dǎo)儲能科學(xué)配置。優(yōu)先在電網(wǎng)關(guān)鍵節(jié)點配置高效儲能設(shè)施（如新能源高滲透率區(qū)域、負(fù)荷中心），增強電網(wǎng)對新能源出力波動的調(diào)節(jié)能力。

四是細(xì)化差價結(jié)算規(guī)則和流程。細(xì)化新能源差價結(jié)算規(guī)則，明確數(shù)據(jù)來源、計算方法、結(jié)算流程等，加強關(guān)鍵節(jié)點和風(fēng)險管控，確保高質(zhì)量開展結(jié)算工作?！?/p>