2025年2月9日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），該文件一經發布，立即引起了行業的廣泛關注和討論。文件旨在通過市場化手段優化新能源上網電價機制，核心目標是減少對補貼的依賴，提升新能源的市場競爭力，推動新能源高質量發展，促進能源結構轉型，助力實現“雙碳”目標。

我國新能源電價政策經歷了從固定電價到市場化改革的逐步演變。2006年《可再生能源法》的出臺標志著固定電價政策的實施，國家通過固定上網電價和補貼資金支持新能源發展，推動了風電、光伏等新能源裝機規模的快速增長。然而，隨著新能源規模的擴大，補貼資金缺口不斷加劇，財政壓力日益顯現。

2019年，國家開始推行競價上網和平價上網政策（《關于2019年風電、光伏發電項目建設有關事項的通知》、《關于積極推進風電、光伏發電無補貼平價上網有關工作的通知》），逐步減少對補貼的依賴，推動新能源項目通過市場競爭實現平價上網。這一階段，風電和光伏發電成本顯著下降，部分地區已實現平價上網，市場化機制初步建立。

2022年以來，國家進一步推動新能源全面參與電力市場交易（《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》），完善綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易的有效銜接，新能源市場化交易規模逐步擴大，但仍存在消納難題、市場機制與價格機制不完善等問題。發改價格〔2025〕136號文件在這一背景下，提出了深化新能源上網電價市場化改革的關鍵措施。

1.明確新能源全面入市，使市場價格更加全面完整充分地反映供需關系，激勵儲能、虛擬電廠、需求側響應等靈活性資源發展，破解新型電力系統面臨的“靈活性困局”。

截至2024年底，我國包括風電、太陽能發電以及生物質發電在內的新能源發電裝機達14.5億千瓦，首次超過火電裝機規模。風電、光伏等新能源已成為電力系統的核心電源，其波動性、間歇性特征對系統靈活性資源提出了更高要求。若新能源不全面參與電力市場交易，將導致市場信號不完整，儲能等靈活性資源的投資回報機制將長期依賴行政指令或補貼，利用率低，虛擬電廠缺乏常態化運營的商業模式，難以可持續發展。在完整的價格信號引導下，新能源出力波動將導致電價峰谷差拉大，增加儲能套利空間，新能源為其波動性支付的輔助服務費用（如調頻、備用）也將通過市場收益形式傳導至儲能，可為用戶側和電網側儲能形成可持續的商業模式。

文件明確新能源因報價等所棄電量將不納入地方的新能源利用率考核，新能源企業需自行承擔棄電的經濟風險，為了提升市場競爭力和減少棄電，將激勵新能源企業主動配儲，增加電源側儲能發展空間。新能源電量全面進入電力市場，才能真實反映新能源作為核心電源的成本與價值，深度激活系統靈活性，是構建新型電力系統的關鍵舉措。

2.建立新能源可持續發展價格結算機制，納入機制的電量參與電力市場交易后，通過市場外差價結算實現“多退少補”，為新能源提供合理穩定的預期。

對納入機制的電量，當市場交易均價低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時扣除差價。以2025年6月1日為節點劃分存量項目和增量項目，存量項目納入機制的電量規模、機制電價和執行期限，延續現行具有保障性質的相關政策，包括光熱發電項目、已開展競爭性配置的海上風電項目，現行政策可參考《關于＜關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見＞有關事項的補充通知》（財建〔2020〕426號）等。因此對于已獲得相關保障和補貼政策的存量新能源項目，仍然能夠通過差價結算機制以保障其收益穩定性，只是上網收益獲取方式由“單一固定上網電價”向“市場交易價格+差價結算價格”轉變。

需要注意的是，差價結算價格由同類項目加權平均價格決定，還原的是行業平均電價，無法還原每個電站原有的保障性價格。此外，文件明確“新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量比例、但不得高于上一年”，這有助于推動新能源項目根據自身情況和市場需求靈活調整機制電量，避免對差價補償的過分依賴，積極參與市場競爭，提高運營效率和技術水平，也可以避免因過多電量依賴差價結算而導致的市場失衡（如形成長期負電價影響常規電源收益），使電力市場保持穩健運行。

3.考慮新能源在電力市場外的其他收益（如差價結算收入或綠證收入）決定現貨價格下限，或將允許新能源企業以更低、甚至負的報價參與市場競爭。

市場外的差價結算為新能源項目提供了穩定的電量收益，綠色電力交易政策的完善將進一步推動綠色電力證書（綠證）實現新能源環境價值變現，這些作為新能源項目市場外的其他收益，或將使其能申報負電價參與現貨市場。根據歐盟電力市場規則，加入歐洲電力交易市場EPEX的法國、德國等國家允許出現負電價，歐洲電力交易中心對負電價的定義為：“當高度不靈活的發電碰到了低需求時，電力批發市場的價格信號”，可以理解為新能源波動造成電力供應過剩時出現的電價信號。歐洲電力市場也因風能和太陽能的快速發展，頻頻發生“負電價”現象（據報道，2024年德國“負電價”時間累計長達468小時，同比增加60%；法國“負電價”則翻倍至356小時；西班牙首次出現“負電價”，全年累計247小時。根據“歐洲電力協會”（Eurelectic）的數據：在整個“歐盟”范圍內的“競價區域”，有17%的時間出現了“負電價”）。

國內如山西、山東電力現貨市場，也已出現負電價的現象。國內外市場運營經驗表明，現貨市場允許負電價是新能源高比例滲透的必然現象，從而使新能源憑借低邊際成本優勢搶占市場份額，并激勵儲能、虛擬電廠、需求側響應等消納新能源大發、負荷低谷時期的“過剩”電力，緩解新能源棄電問題，實現新能源高質量發展與電力系統穩定運行的“雙贏”。

4.新能源市場化機制與保障措施并存，為行業發展注入活力，推動新能源項目從規模擴張向高質量發展轉型。

儲能不作為新能源并網的前置條件，將減輕新能源項目的初始投資壓力，新能源配儲將走向“按需配置”；差價結算機制、放開利用率考核標準為新能源全面入市提供了有力保障；提高現貨市場申報價格上限、強調綠證價格等可通過現貨市場、環境價值變現等渠道擴大新能源收益規模。新能源全面參與電力市場后，個體電站的市場交易價格由自身競爭情況決定，差價結算價格則根據同類型項目的交易情況決定。

新能源企業想要保持或超越原有的保障性收入，需主動適應市場環境，加強技術突破（如利用氣象大模型提升新能源場站的氣象預報精度、利用AI提升新能源功率預測精度、主動配置儲能平抑新能源出力的波動性、提升新能源場站的主動支撐能力等）和優化交易策略（如合理報價報量、跨市場協同決策等），使市場競爭能力高于同類型項目的平均水平。能力領先的新能源企業未來可逐步降低納入執行機制的電量，逐步實現“政策驅動”向“市場驅動”的轉型，引領行業高質量發展。

5.結語

發改價格〔2025〕136號文件的出臺，意味著我國新能源迎來全面而深刻的市場化改革（誠然，后續還需配套政策的支撐），新能源上網電價完全由市場形成，電力市場價格信號更加全面完整充分地反映供需關系，支持儲能、虛擬電廠、需求側響應等靈活性資源將形成穩定成熟的商業模式，激發其充分發揮系統調節能力，將為新能源行業的可持續發展和全面建成新型電力系統提供重要支撐。

參考資料：

[1]國家發展改革委國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知[EB/OL].(2025-02-09)[2025-02-09]..cn/xwdt/tzgg/202502/t20250209_1396067_ext.html

[2]國家發展改革委、國家能源局有關負責同志就深化新能源上網電價市場化改革答記者問[EB/OL].(2025-02-09)[2025-02-09].https://mp.weixin.qq.com/s/nZfhXQrc5DLawlQUfuZiRg

[3]電聯新媒.觀察|深化新能源上網電價市場化改革助力全國統一電力市場建設[EB/OL].(2025-02-09)[2025-02-09].https://mp.weixin.qq.com/s/j9msPnVFNZo_WpSiS3hZCA

[4]電聯新媒.新政解讀|制度安排實現“四個首次”新能源上網電價市場化改革方案亮點紛呈[EB/OL].(2025-02-09)[2025-02-09].https://mp.weixin.qq.com/s/zuPVHNV5ioDtVGqy7sdvTw

[5]蘭木達電力現貨.新能源全面入市政策、影響解讀及應對建議[EB/OL].(2025-02-09)[2025-02-09].https://mp.weixin.qq.com/s/jtMZdU0SW53a64gHT6AE4Q

[6]財聯社.負電價現象在歐洲蔓延！[EB/OL].(2023-07-05)[2025-02-09]./newsDetail_forward_23737303

[7]南方周末.歐洲為何出現“負電價”？[EB/OL].(2025-01-18)[2025-02-09].https://news.qq.com/rain/a/20250118A00MDU00

作者：楊迎、鐘海旺