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这项改革，戳中了近年来新能源行业的痛点

底线思维 · 公众号 · 政治 · 2025-02-18 12:02

正文

文/观察者网专栏作者余鹏鲲

独立撰稿人

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：“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。少数股民也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？改革会产生哪些好处？又会对市场造成怎么样的影响？

新能源上网电价市场化改革是怎么回事？

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。以上三个方面环环相扣，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）》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，但是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，但是在现货交易中，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。

发表的光伏面板研究论文样品的最高效率

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。

新能源上网电价改革利国利民

由于目前现货市场的峰值电价与谷值差距很大，同时新能源发电的可计划性不强，发电量变化与用电量变化存在较大差异。为了解决这个矛盾，似乎只能在发电高峰时将更多的电存起来，在用电高峰时释放出来，因此有人猜测新的改革将利好储能行业。

笔者认为，简单地断言利好储能或者利好发电可能都不符合改革的本意。根据通知内容看究竟谁会得利，监管部门倾向于让市场去判断。

长期以来，新能源储能项目的主流建设模式，都是发电站建设企业同步建设，并配套自己的发电项目。在实际生产运营中，这种模式表现出很多缺点。

首先是充放电能力不饱和，实际电力调节能力偏弱。假设一个光伏电站附近还存在着一个风力发电站，由于同一时刻光伏和风力的发电量并不一致，对各自储能设施的压力也不相同。可想而知，如果两个项目能合理利用彼此的储能设施，两个电站构成的联合体电力调节能力会更强。

考虑到一省范围内，各地的天气变化不尽相同，如果能将所有储能设置统筹使用，带来的经济价值还会更大！

还有一个问题是空间分布单一。由于该模式下储能设施是发电站的配套工程，因此往往建设在发电站附近。然而发电站附近往往不是最能调节电网的位置，储能设施理应设置在电网的关键节点附近，才能调节灵敏并减少输电损耗。

2019年青海省首先提出了“共享储能”的商业模式，并建设了示范工程——青海海西格尔木电化学共享储能电站。“共享储能”的提出有效解决了上述问题，并使得储能独立为细分行业，不再只是新能源发电的一个部门。

青海海西格尔木电化学共享储能电站

“共享储能”模式解决了旧问题，又面临新困难。

共享储能电站主要是通过租赁容量和容量补贴赚钱，又可以参与现货市场的峰谷套利。在操作得当的情况下，可以取得不错的收益。但是共享储能赚钱时，往往引起发电企业的不满。

储能电站的投资相对来说不高，按照装机容量的20%配置储能设施，仅会增加5%的总造价。因此政策有利于储能时，发电企业就会投资自有储能。但这部分容量到政策不利时又会闲置，尤其是新建的储能设施往往成本更低。

目前，不同电力投资企业的储能设施总体上互相租赁的比例并不高，违背了“共享储能”的初衷，而且共享储能企业和发电企业的博弈冲突有所加剧。

与此同时，还有很多企业因为被要求配套储能项目，不得不求助于储能建设企业帮助建设，但后续自行运营和管理则效率低下。

这些冲突，如果采用行政命令的方式调节，既可能落后于现实，也很难让双方服气。通过市场的方式进行调节，有助于定分止争，并减少恶性竞争带来的产能浪费。

此次通知明确提出：“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”，有利于让专业人员干专业的事，并有助于储能和发电分业经营、自由竞争，最终实现各个主体“公平承担电力系统调节责任”的目标。

当地时间1月20日，特朗普密集签署了一系列的行政命令。对能源领域的影响包括：退出各国共同应对气候变化的《巴黎协定》、宣布美国进入能源紧急状态、结束拜登政府的“绿色新政”以及加大石油等传统能源的开采。

这个决定立刻引发了美国环保人士的反弹和抗议。从2018年开始，美国的石油产能在一个极高的基础上开始缓慢爬坡，2021年之后，美国石油的产量和消费量更是以惊人的速度增长。2023年，美国最高法院以6票赞成、3票反对作出裁决，严重限制了美国环保局对发电站碳排放的监督。

在以上因素的影响下，美国空气质量严重劣化。现在美国的大城市已经能非常频繁地看到雾霾天气，而且往往臭氧、颗粒物、PM2.5指标都较差。根据美国《国家空气质量报告》，2024年颗粒物污染达到“非常不健康”和“危险”的天数，分别为135天和79天，创下了历史记录。

美国颗粒物污染最严重的天数

因此，如果中国复制特朗普的能源政策，对环境、就业以及防返贫工作都会产生难以想象的影响。在清洁能源中，中国的水资源不富裕，水库调度更多要服从用水而非水电的需要；核电目前来说价格还比较高，技术门槛也相当大。

因此，新能源发电的广泛应用对于保证电力价格稳定和保障工业发展来说至关重要。此次改革通过充分发挥市场在配置资源中的决定性作用，有望调动企业积极性，降低平均入网电价，并增强行政补贴的针对性。

如何减少市场化改革的冲击

欧洲和美国贸易壁垒的增高影响出口，国内上网电价逐步全面市场化已成定局，新能源企业势必面临着一定的冲击。统筹计划的负责人和监管方，应当与企业一起努力，减少市场化改革带来的冲击。

首先，要加大对于储能颠覆技术的投资。

前面说到一个装机容量为10兆瓦的新能源电站，配套一个2兆瓦时的电化学储能电站只需增加造价的5%左右，因此参与储能电站的资金门槛并不高。但2兆千瓦只相当于最大小时发电量的20%，而要让发电站单日内的输电量跟随接入电网实际用电量变化，储能电站的容量要达到最大小时发电量的300%~400%。

以上，还仅仅是考虑了一天内输电量跟随用电量变化的情况。如果要求一段时间内输电量都要跟随用电量变化，那么对储能电站的容量要求就更大了。好在火力发电、水电以及核电的可计划性很强，承担了更多调节电网的责任，显著减轻了储能电站的压力。

目前大概有五种较有希望的储能技术，分别是电化学、抽水蓄能、重力储能、压缩空气储能以及超级电容。基于电化学原理的储能电站类似于充电宝，具有若干个充放电单元，并可进行管理。基于锂电池充放电的储能电站，电能的转换效率能达到85%~95%，这项指标其他技术很难比拟。

电化学储能电站的缺点是容量成本很贵，跨月、跨季度调节能力不强，同时大容量电站面对外来破坏时安全性较差。与之形成互补的是抽水蓄能电站，这种电站相当于带抽水功能的两级或多级水库。在蓄能时由下水库向上水库抽水，在发电时上水库向下水库放水。

目前世界上装机容量（表征调节能力）最大的抽水蓄能电站是位于河北承德的丰宁抽水蓄能电站，装机容量为3600兆瓦，最大储能容量为6.72万兆瓦以上，相当于6720万度电。在最大储能容量上，抽水蓄能电站遥遥领先。

丰宁抽水蓄能电站的上下水库新华社

但是能够建造抽水蓄能电站的地理位置极为有限，而且往往远离用电量大的沿海地区。因为抽水蓄能电站本身是一种特殊的水库，在高差较大的地区，就非常容易以较低的占地面积和建设成本获得较高的装机容量和库容，反之就很困难。一个理想的抽水蓄能电站，需要上下水库的库容都很大，选址就更难了。

目前，重力储能电站在平坦地区的商业化前景已趋于明朗。重力储能和抽水蓄能一样都是将电能转换为重力势能达到储能的目的。蓄能时将重物从低矮处提起，发电时重物下落带动机械系统产生电能。

重力储能原理

第一个商业化的大规模重力储能电站是江苏的如东100兆瓦时重力储能项目。根据地方政府的信息，该项目已经于2024年末投入运营，不过目前还没有该项目完工后的运营照片被披露出来。该项目的装机容量为25兆瓦，最大储能容量为100兆瓦时，相当于10万度电。

可见目前重力储能电站的基本指标已经可以和电化学储能电站相提并论了，而且建设成本也不高，还能将固体废物经过处理后作为重物，具有可喜的发展前景。相关领域的研究表明，重力储能技术的效率最高可达85%，高于抽水蓄能的70%~80%，但实际应用中伴随着机械系统磨损劣化，可能很难达到这一效率。此外，要建设最大储能容量可以比肩抽水蓄能电站的重力储能电站，其成本仍然不可接受。

压缩空气储能技术是将常温常压的空气进行压缩以蓄能，并将加压后的空气妥善储存，最后又利用储存的高压气体发电。它的市场潜力目前还不明朗。从纸面上看，它的装机容量、最大储能容量可以做到比较大，转换效率也可以接受，单位容量建设成本比重力储能、电化学等都要低得多，未来还有望进一步降低。

这项改革，戳中了近年来新能源行业的痛点

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