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　　凯发k8国际官网ღ★！风力发电ღ★，凯发K8官网首页ღ★，凯发K8官网凯发K8旗舰厅ღ★，2025开年ღ★，国家发展改革委和国家能源局发布重磅文件《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“136号新政”）ღ★，推动新能源项目（风电ღ★、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场ღ★。这是继2021年燃煤发电量全部进入电力市场后的又一重大举措ღ★，新能源发电“全电量”入市的部分市场化可能意味着“旱的旱死ღ★，涝的涝死”ღ★，两极分化加剧ღ★，具备调节能力的发电企业会在高峰时段获得高收益ღ★，而调节能力弱的企业则会面临更大风险ღ★。

　　截至2024年底ღ★，我国新能源发电装机规模约14.1亿千瓦ღ★，占全国电力总装机规模40%以上[1]ღ★，已超过煤电装机ღ★，随之出现的是消纳矛盾日益凸显ღ★，从技术角度看是系统灵活性限制ღ★，从经济角度看是价格公平性问题ღ★。

　　竞争性市场是大众公认的公平交易平台ღ★，此前的电力市场中仅是煤电全面进入市场ღ★，新能源处于“半”参与的状态ღ★，矛盾重重ღ★，在新能源发电装机规模超越煤电的时间档口ღ★，“136号新政”的出台是实现新能源与煤电更公平ღ★、更高效竞争格局的关键落子ღ★。

　　“136号新政”要求按照价格市场形成ღ★、责任公平承担ღ★、区分存量增量ღ★、政策统筹协调的要求ღ★，深化新能源上网电价市场化改革ღ★，核心内容是推动新能源上网电价全面由市场形成ღ★、建立新能源可持续发展价格结算机制ღ★、区分存量和增量项目分类施策ღ★，作为新能源发电从全额保障性消纳到全面市场化交易的过渡措施ღ★，其背后的深意是ღ★，深化新能源发电市场化改革要力求稳妥ღ★，不能一蹴而就ღ★，而是徐徐图之ღ★。

　　我国新能源发电从无到有ღ★、从小到大ღ★、从弱到强历经二十余年ღ★，有过诸多探索努力ღ★。21世纪初ღ★，新能源发电起初采用固定上网电价ღ★，通过财政补贴和税收优惠ღ★，降低新能源发电成本男男车车好快的车车真人免费网站ღ★、吸引投资ღ★；2006年《可再生能源法》生效后ღ★，采用分区标杆电价ღ★、电网企业全额收购的发展模式ღ★，随着技术进步和成本下降ღ★，政府逐步下调风电和光伏的标杆电价ღ★。

　　2015年电改“9号文”发布后ღ★，在部分地区开展新能源竞价上网试点ღ★，通过市场竞争确定电价ღ★，并启动绿证交易ღ★，到2019年进入无补贴的平价上网阶段ღ★；2020年后ღ★，建立可再生能源电力消纳保障机制ღ★，部分地区试点新能源参与电力现货市场ღ★，期间明确了新能源发电参与现货市场的规则ღ★，为新能源全面参与电力市场提供政策支持ღ★，绿证也实现了可再生能源发电项目全覆盖ღ★。

　　到如今的2025年ღ★，新能源发电将全电量入市ღ★，上网电价全部通过市场交易形成ღ★，真正的新能源发电市场化拉开序幕ღ★。

　　2021年燃煤发电量全部进入电力市场和2025年新能源上网电量原则上全部进入电力市场ღ★，都是电力形势出现重大转折时缓和矛盾冲突的适时调整ღ★。

　　这里需要特别指出ღ★，“136号新政”是推进新能源发电的“全电量”入市ღ★，而非新能源全面入市ღ★。二者存在很大区别ღ★，虽然都要求新能源发电企业将全部发电量通过电力市场进行交易ღ★、价格由市场发现ღ★，但是“全电量”入市依赖于特定的价格结算机制（市场内收入加市场外收入）ღ★，本质上仍是部分市场化ღ★，全面入市则完全由市场竞争决定企业收益ღ★，属于完全市场化ღ★。

　　“全电量”入市的市场化程度有限ღ★，但可以兼顾保障收益ღ★、促进竞争ღ★、降低风险ღ★，适合我国稳价保供的形势需求ღ★；全面入市能够实现充分竞争ღ★，优化资源配置ღ★，是深化市场化改革的最终目标ღ★，但初期压力大ღ★、风险高ღ★，需要进一步培育市场主体ღ★，预计2030年实现新能源全面参与电力市场交易凯发K8旗舰厅ღ★。

　　在“136号新政”中ღ★，现货市场限价有了新规ღ★，可以适当放宽现货市场限价ღ★，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定ღ★，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定ღ★。

　　电价会随供需状况出现时段性波动ღ★，在电力供不应求时电价上涨ღ★、在电力供过于求时电价下降ღ★，在我国电力市场建设阶段为维护市场的稳定性会对交易价格设置上下限ღ★，例如山东现货市场电能量出清价格上限设置为1.5元/千瓦时ღ★、下限为-0.1元/千瓦时[2]（而欧洲现货市场电价可达5.43元/千瓦时ღ★、-5.6元/千瓦时）ღ★；但是随着我国各地电力供需特性发生变化ღ★，类似“鸭形曲线”的时段性供需矛盾越来越大ღ★，限价约束难以匹配电力服务的真实价值ღ★。

　　此次放宽限价后凯发K8旗舰厅ღ★，现货市场价格波动将更贴近供需关系ღ★，有助于引导发用电行为ღ★。最直观的影响是ღ★，具备灵活调节能力的发电企业（如灵活煤电ღ★、水电ღ★、燃气发电）和储能设施可通过高峰时段高价售电增加收益ღ★，调节能力弱的发电企业ღ★、新能源企业和工商业用户可能会面临更大的价格波动风险ღ★，同时也意味着新投资项目的决策难度加大ღ★，更需审慎开展项目的前期评估和市场调研ღ★。

　　《知识分子》此前曾刊文介绍2023年五一假期期间山东出现连续负电价ღ★。当时ღ★，由于用电负荷下降ღ★、日间时段新能源大发ღ★，严重的供大于求使得电力现货实时交易累计出现46次负电价ღ★，其中还有全球罕见ღ★、长达22个小时的连续负电价ღ★。最低价格出现在5月2日17时ღ★，为-85元/兆瓦时ღ★，相当于发电商要以一度电8.5分钱的价格付费发电ღ★。新能源发电“全电量”入市后ღ★，负电价的情况也会越来越多地出现ღ★。

　　“136号新政”对新能源可持续发展价格结算机制做出规定ღ★，新能源参与电力市场交易后ღ★，在市场外建立差价结算的机制ღ★，对纳入机制的电量ღ★，市场交易均价低于或高于机制电价的部分ღ★，由电网企业按规定开展差价结算ღ★，结算费用纳入当地系统运行费用ღ★。

　　为履行对新能源行业发展的承诺ღ★，新能源可持续发展价格结算机制会区分存量项目（2025年6月1日前投产）和增量项目ღ★。

　　对于存量项目ღ★，机制电价可按现行价格政策执行ღ★，不高于当地煤电基准价ღ★，保障了存量项目的预期收益水平ღ★；对于增量项目ღ★，纳入机制的新增电量规模依据各省年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况ღ★，以及用户承受能力等因素确定ღ★，机制电价由发电项目竞价形成ღ★，原则上按入选项目最高报价确定ღ★、但不得高于竞价上限ღ★。“双轨制”的设计可以尽可能避免新能源大规模入市导致的市场混乱男男车车好快的车车真人免费网站ღ★，用5-10年的时间慢慢消化存量项目ღ★。

　　新能源企业最为关心的结算规则ღ★，是借鉴国外的电力差价合约设定一个价格标的凯发K8旗舰厅ღ★、达到预期收益的方法ღ★。先来看电力差价合约ღ★，政府的授权企业与可再生能源发电企业签订长期的价格合约ღ★，如果项目按照市场规则获得的交易电价低于合约价格ღ★，则由资金池向发电企业提供补贴至合同履约价ღ★，反之则发电企业向资金池返还高出的部分ღ★，这本质上是将固定电价与市场竞争交易相结合的制度ღ★，帮助可再生能源企业规避变动的电价风险[3]ღ★，但又有别于固定电价机制的“大锅饭”ღ★，可以更好地反映市场供求关系和价格变动ღ★。

　　我国新能源可持续发展价格结算机制采用类似的规则ღ★，同时也能在市场竞争中突出不同新能源项目的优劣性ღ★。新能源项目的竞争优劣性主要体现在三个方面ღ★：发电成本ღ★、运行能力和地理位置[4]ღ★。

　　情景1ღ★：A项目的发电成本低于B项目ღ★，按报价从低到高确定入选项目ღ★，那A项目在申报机制电量时会凭借低价优先入选ღ★，易获得最高比例的机制电量ღ★，降低入市后的价格波动风险ღ★。

　　机制电价与机制电量的确定规则与电力市场边际出清相似ღ★，发电商的申报电量按照报价从低到高的顺序确定入选电量ღ★，直到满足所有电力需求ღ★，满足最后一份需求的发电商的报价即为机制电价（需小于竞价上限）ღ★，发电商为了避免机制电价低于自身发电成本ღ★，通常采取的稳妥竞价策略是根据自身发电成本来报价ღ★，在这样的情况下ღ★，A项目以0.2元/千瓦时的报价申报的自身80%的电量入选机制电量ღ★，B项目以0.3元/千瓦时的报价只获得自身40%的电量入选机制电量ღ★，从而低成本的A项目有更高比例的电量可获得稳定预期收益ღ★。

　　情景2ღ★：A项目比B项目在发电效率ღ★、数字管控和储能配置等方面更有优势凯发K8旗舰厅ღ★，可以根据电力供需的时段性变化灵活调整发电能力ღ★，在电价高峰时段获得更高的出清电价ღ★，叠加“机制电价与月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格”的价差ღ★，可以较B项目获得更高的收益ღ★。

　　比如ღ★，配置了储能的光伏发电A项目在低价时段少发电ღ★、高价时段多发电ღ★，获得的平均出清电价为0.3元/千瓦时ღ★，而B项目的调节能力较差ღ★，仅在低价时段发电ღ★，获得的平均出清电价为0.15元/千瓦时ღ★，叠加0.1元/千瓦时的价差ღ★，最终A项目的结算价为0.4元/千瓦时ღ★、B项目为0.25元/千瓦时ღ★，高下立判ღ★。

　　情景3ღ★：A项目位置较B项目更靠近负荷中心ღ★，相同运行水平下ღ★，获得的节点出清电价更高ღ★，例如A项目出清价为0.3元/千瓦时ღ★、B项目为0.2元/千瓦时凯发K8旗舰厅ღ★，叠加统一的机制价差0.1元/千瓦时ღ★，实际A项目最终获得的电价是0.4元/千瓦时ღ★、B项目为0.3元/千瓦时ღ★。

　　即使是有相同水平的机制结算价差ღ★，但不同项目的最终收益是有差异的ღ★，因此ღ★，有新能源可持续发展价格结算机制来稳定收益预期的帮助并不意味着新能源发电企业可以“躺平”ღ★。

　　新能源发电全电量入市对发电企业的冲击是巨大的凯发K8旗舰厅ღ★。此前ღ★，已有部分新能源项目参与了入市交易ღ★，在不能获得补贴ღ★、也不能像火电一样获得容量和辅助服务电价的情况下男男车车好快的车车真人免费网站ღ★，面临电价下行的压力ღ★。

　　2024年ღ★，部分省份中长期电力交易方案或通知明确将新能源中长期交易价格上限定为当地燃煤基准价[5]ღ★，1-6月份山西ღ★、甘肃ღ★、蒙西ღ★、新疆等地区的新能源结算均价较当地脱硫煤电基准价下滑超30%ღ★，其他省份也普遍下滑超10%ღ★，甚至出现长时段的负电价[6]ღ★。现货低价对中长期电价的传导效应和后续更高比例新能源电量入市交易的冲击效应ღ★，对新能源投资预期收益的影响不容忽视ღ★。

　　在能源基金会支持下ღ★，中国人民大学2023年发布的《中国煤电低碳转型发展路径研究》中指出ღ★，合理的电价政策对煤电转型至关重要ღ★，缺乏合理的价格疏导机制会使煤电转型措施对相关资产价值的负面影响更为明显[7]ღ★。新能源消纳电量与交易电价均存在不确定性ღ★，项目收益的风险度大幅上升ღ★，新能源发电业务“增量不增利”情况逐渐加重ღ★，投资收益下滑已在企业层级显现ღ★。以火电上市公司为观察对象凯发K8旗舰厅ღ★，火电上市公司作为兼具火电与新能源的电力市场重要主体ღ★，受近年市场与政策的变化影响极大ღ★，且装机体量大ღ★、代表性强ღ★、数据公开ღ★，适合从企业主体的视角自下而上看新能源入市的影响ღ★。

　　从新能源业务利润变化来看（图1）ღ★，华能国际ღ★、华银电力ღ★、国电电力ღ★、广州发展ღ★、中国电力和国投电力的2023年新能源利润较往年有所增长ღ★，这些公司的新能源业务布局涉及多个省份ღ★；申能股份ღ★、福能股份ღ★、吉电股份ღ★、粤电力A和上海电力的新能源利润是在2022年达到最大值ღ★、呈现倒U形变化ღ★，这些公司的新能源业务布局主要集中在各自的属地省份ღ★；晋控电力ღ★、内蒙华电和湖北能源的新能源利润呈现下降趋势ღ★。

　　从新能源业务度电利润变化来看（图2）ღ★，除华银电力和中国电力之外ღ★，其他15家火电上市公司的新能源度电利润呈现出明显的下降趋势ღ★，主要是受补贴退坡导致预期回报下降ღ★、新能源入市后电价水平不高ღ★、竞争激烈推高项目开发成本等因素的影响ღ★。2023年新能源度电利润较2021年下降幅度超过20%的公司有华能国际ღ★、国电电力ღ★、福能股份ღ★、粤电力Aღ★、晋控电力ღ★、内蒙华电和湖北能源ღ★，其中晋控电力ღ★、内蒙华电和湖北能源的降幅超过50%ღ★，这些公司的新能源项目多布局在现货市场发展快速的省份ღ★，受新能源入市竞价的影响较大ღ★。

　　新能源发电入市加速趋势下ღ★，电力公司等开发主体需要转变新能源项目开发模式ღ★，由规模扩张转向质效双优ღ★，避免无序竞争ღ★。在“双碳”目标ღ★、新质生产力等政策导向下ღ★，新能源产业投资火热ღ★，是各大电力公司竞逐的“风口”ღ★，我国提前6年多实现新能源发电装机12亿千瓦目标的背后ღ★，是企业纷纷入局争抢项目开发资源ღ★，但激烈竞争引发的土地租金上涨ღ★、投资配套要求过高ღ★、项目开发受阻等问题会抬高新能源项目发电成本ღ★。因此ღ★，要避免因盲目扩张新能源出现低效男男车车好快的车车真人免费网站ღ★、次品甚至劣质项目ღ★，守住新能源行业高质量发展的基本准线ღ★。

　　仔细梳理错综复杂的市场及政策形势ღ★，深入研究新能源入市交易规则ღ★，优化发电业务的交易策略ღ★，围绕“新能源+”探索新能源的新型发展思路ღ★，以新兴主体身份参与电力市场ღ★，弥补单一新能源发电被动消纳的短板和市场价接受者的劣势ღ★。

　　2. 山东发改委.《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》. (2023-03-13)