电力市场快评：新能源全面入市的几点影响

文/武魏楠

近日国家发展改革委、国家能源局发布《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面进入电力市场。

这是继2021年燃煤发电全面市场化改革后又一重大举措，标志着我国新能源电价全面迈向市场化，对新能源发电行业及电力系统转型将产生深远影响。

从内容来看，《通知》主要突出了3个方面的内容：

首先是新能源的全面市场化定价。新能源上网电量将会全部进入电力市场，电价通过市场交易形成，打破原有固定电价模式，推动新能源与煤电等传统电源同台竞争。

其次是设立差价结算机制保障稳定性。建立“新能源可持续发展价格结算机制”，对纳入机制的电量实行“多退少补”差价补偿：当市场价低于机制电价时补差价，高于时扣除差价。此机制为新能源企业提供收益托底，降低市场波动风险。

第三点是区分了新项目和老项目。对于2025年6月1日前投产的存量项目，通过差价结算与现行政策衔接，保障平稳过渡；而之后投产的增量项目，电价通过市场化竞价确定，规模动态调整，鼓励技术先进、成本低的项目优先发展。

从影响来看，《通知》对市场、技术、投资多个方面都有影响：

技术上来看，电价由市场形成后，企业需通过技术创新、管理优化降低成本，淘汰低效产能，促进产业升级。对于新能源制造企业来说，不仅需要关注发电效率的提升，更要关注发电与电网的配合以及参与电力系统的能力。 考虑到光伏可调度性更差，未来“光+储”的模式可能会更普遍（前提是成本必须进一步降低）。

经济效益上来说，在全面进入市场初期， 新能源发电的效益一定会产生影响。 虽然差价结算机制通过“多退少补”平滑新能源因出力波动（如光伏午间低价、晚高峰缺电）导致的收入波动，稳定企业长期收益预期，降低投资风险。但新能源可调度性差的特性依然存在，抵御风险的能力还是很差。

由于此前新能源入市的参与程度较低，新能源企业需适应市场规则变化，短期内可能面临交易策略调整压力。 部分地区甚至可能出现竞价无序或恶性竞争，需通过设定合理竞价上限、下限及动态调整机制防范。

由于存在存量项目和新项目的区别，政策对不同项目的执行给予了区分。但存量项目过渡期政策衔接还是需避免补贴退坡过快导致现金流压力，增量项目则需确保竞价机制透明公平

从积极层面来说，新能源全面入市是我国电力市场化改革的重要一步。 我国电力市场化交易比例将显著提升（发电侧、用户侧均达80%左右），为统一市场规则奠定基础。

新能源将会承担相应的系统成本，倒逼其与储能、调峰电源协同发展，推动新型电力系统建设。而且在跨省跨区交易规则完善后，新能源消纳能力有望提升，或许可以减少弃风弃光问题。