新能源入市：走出“新手村”

　　今年2月，国家发展改革委、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》(以下简称136号文)，提出以6月1日为分界，区分存量项目和增量项目，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格，并要求各地在2025年底前出台并实施具体方案。

　　“新能源入市”如何定价?如何能体现出新能源的独特价值?在日前由自然资源保护协会(NRDC)和厦门大学中国能源政策研究院联合主办的第12期“电力低碳保供研讨会”上，专家们围绕“新能源入市：价格如何体现价值?”的主题，聚焦新能源全面入市的政策背景、市场机制以及行业影响，探讨新能源在电力市场中的价值体现和未来发展路径。

　　新能源入市已成定局

　　不久前，国家发展改革委、国家能源局公布了《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》(以下简称《通知》)，对绿电直连的定义、原则与规范作出明确规定。《通知》提出，支持包括民营企业在内的各类经营主体(不含电网企业)投资绿电直连项目，省级能源主管部门应配合做好相关工作，支持民营资本等参与。

　　这一系列的政策出台，无疑为绿电等新能源项目的市场化进一步扫除了障碍。

　　厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强指出：“新能源入市是政策的重要导向，原因主要有两点。其一，新能源体量不断增大，单纯依靠政府或电网保障其稳定性难度增加，以往的补贴和全额收购模式难以持续。其二，新能源技术进步使成本大幅下降，具备了一定的市场竞争力元素。”

　　“136号文对新能源企业有两方面影响。”国家发展改革委能源研究所能源系统分析中心副主任刘坚认为，一方面，有利于新能源产业稳定预期，帮助企业平稳过渡;另一方面，对企业市场适应能力提出更高要求，推动行业可持续发展。该政策还能促进市场形成合理价格信号，探索新型主体在电力系统中的价值，调动主体参与市场的积极性。

　　中国电机工程学会副理事长姚强指出，价格是市场机制的核心，价格机制对于新能源全面入市及未来电力系统的运行至关重要。“能源绿色转型的核心在于构建新型电力系统，可再生能源将在交通、建筑、材料等领域逐步替代传统能源，以实现碳中和目标。”

　　姚强以东部地区为例介绍说，在理想条件下，通过大力发展可再生能源，风电、光伏等新能源可满足约80%的本地能源需求，仅需约20%的外来能源补充。

　　绿电上网：“新手保护期”已过

　　根据136号文，两部门明确的“新老划断”安排，存量和增量项目分类施策，以2025年6月1日为节点划分。在此之前投产的存量项目，通过开展差价结算，实现电价等与现行政策妥善衔接，其机制电价按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。此后投产的增量项目，将率先实现上网电量全面进入市场。

　　这意味着，新增项目在入市后不享受固定电价的保护，与火电等传统能源项目站在市场的同一“起跑线”上。

　　刘坚解释说，“机制电价”仅对结算环节进行补偿回收，不影响前端市场交易，这有利于市场形成合理的价格信号，探索分布式能源、储能、虚拟电厂等新型主体在电力系统中的价值，调动主体参与市场的积极性。

　　对于分布式能源而言，对标用户侧电价的波动风险更低，余电上网参与电力现货有利于绿电消纳，也提高了分布式发电项目的收益。“136号文取消了前置配储要求，但随着新能源全面入市，现货峰谷差进一步拉大，短时储能盈利水平将有所提升，在现货市场中获得更多收益。”刘坚表示，长时储能由于其利用率较低，现阶段还需要容量补偿等机制补位。此外，新能源入市后也将为虚拟电厂带来更多应用场景。

　　“随着新能源的快速发展，整个电力系统平衡面临新能源保消纳和电网运行保供电的双重挑战，继续恪守全量消纳目标需要付出巨大的经济代价。”中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先强调，新能源出力特性决定其参与市场竞争面临较大结算收益风险。新能源渗透率提高会产生“价格自我蚕食”效应，导致电能市场平均价格下降。此外，风电、光伏等新能源的反调峰特性，使其在高峰时供应能力低，增加了收益风险。

　　新能源入市如何定价?

　　刘坚建议，按照 “同网同质同价” 原则，给予各类灵活性资源合理的容量补偿，适时引入容量竞价机制。“头部企业在大基地和集中式项目开发领域具有优势，可通过‘光伏 + 储能 + 绿电’ 一体化布局巩固地位;中小企业在分布式能源细分应用场景中更具竞争力，应聚焦需求侧，挖掘多元场景潜力。”

　　南方电网能源院能源战略与政策研究所所长助理冷媛介绍了南方五省区新能源参与市场的机制设计。她指出，2024年底中国分布式光伏装机已占全部光伏装机比重的42%。在分布式光伏快速发展的趋势下需要从源网荷储多端协同发力解决消纳问题。在源端合理布局分布式新能源，鼓励电源不断通过技术创新提升“四可”能力;在网侧，要推进配套电网项目建设，通过智能化调度等手段提高电网对高比例新能源的接纳能力;在负荷侧，要通过各类型需求响应机制充分挖掘系统调节能力;在储能方面，随着市场机制的不断完善，新能源也将有动力通过自主配置适当储能来适应市场环境下的竞争，提升其灵活性。

　　郑亚先则认为，应建立分阶段逐步放开的市场外政策配套体系，将政府授权的差价合约等过渡到市场主体自主签订双边合约和更多主体参与现货市场竞争。

　　“机制电价并不意味着新能源企业可以躺平。”自然资源保护协会能源转型项目(NRDC)高级主管黄辉表示，新能源由“保障性收购+市场交易”转向“机制电量+市场交易”。项目收益将受到可再生能源消纳权重、市场节点位置、机制电量规模与价格等多重因素影响。“根据136号文，以市场均价和机制电价的差价对新能源项目进行多退少补。个体项目市场价格低于均价的部分将得不到补偿，企业需通过合理配储等方式来提高收益。”

　　林伯强认为：“绿电价格如何合理体现是新能源入市后的焦点问题，这不仅关乎新能源能否持续大规模增长，还涉及成本增加后由谁来承担的难题。在理想市场环境下，如果绿证、绿电、碳交易市场完善，新能源既可以参与电力市场竞争，又能从绿电、绿证、碳交易中获取绿色补偿，这一模式在理论上是可行的。”

　　但现实情况与理想状态存在差距，林伯强表示，目前，新能源全部入市仍面临诸多困难，这反映出新能源市场竞争力不足的现状。因此，如何推动市场与政策朝着理想方向发展，是行业各方需要深入探讨的重要课题。