新能源發電不再躺贏？“全電量”入市，負電價將頻頻出現？

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編者按

2025開年，國家發展改革委和國家能源局釋出重磅檔案《關於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》（以下簡稱“136號新政”），推動新能源專案（風電、太陽能發電）上網電量原則上全部進入電力市場。這是繼2021年燃煤發電量全部進入電力市場後的又一重大舉措，新能源發電“全電量”入市的部分市場化可能意味著“旱的旱死，澇的澇死”，兩極分化加劇，具備調節能力的發電企業會在高峰時段獲得高收益，而調節能力弱的企業則會面臨更大風險。

撰文 | 張浩楠（華北電力大學經濟管理系）

截至2024年底，我國新能源發電裝機規模約14.1億千瓦，佔全國電力總裝機規模40%以上[1]，已超過煤電裝機，隨之出現的是消納矛盾日益凸顯，從技術角度看是系統靈活性限制，從經濟角度看是價格公平性問題。

競爭性市場是大眾公認的公平交易平臺，此前的電力市場中僅是煤電全面進入市場，新能源處於“半”參與的狀態，矛盾重重，在新能源發電裝機規模超越煤電的時間檔口，“136號新政”的出臺是實現新能源與煤電更公平、更高效競爭格局的關鍵落子。

“136號新政”要求按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的要求，深化新能源上網電價市場化改革，核心內容是推動新能源上網電價全面由市場形成、建立新能源可持續發展價格結算機制、區分存量和增量專案分類施策，作為新能源發電從全額保障性消納到全面市場化交易的過渡措施，其背後的深意是，深化新能源發電市場化改革要力求穩妥，不能一蹴而就，而是徐徐圖之。

新能源發電“全電量”入市，

而非全面入市

我國新能源發電從無到有、從小到大、從弱到強歷經二十餘年，有過諸多探索努力。肇始自20世紀初，新能源發電起初採用固定上網電價，透過財政補貼和稅收優惠，降低新能源發電成本、吸引投資；2006年《可再生能源法》生效後，採用分割槽標杆電價、電網企業全額收購的發展模式，隨著技術進步和成本下降，政府逐步下調風電和光伏的標杆電價。

2015年電改“9號文”釋出後，在部分地區開展新能源競價上網試點，透過市場競爭確定電價，並啟動綠證交易，到2019年進入無補貼的平價上網階段；2020年後，建立可再生能源電力消納保障機制，部分地區試點新能源參與電力現貨市場，期間明確了新能源發電參與現貨市場的規則，為新能源全面參與電力市場提供政策支援，綠證也實現了可再生能源發電專案全覆蓋。

到如今的2025年，新能源發電將全電量入市，上網電價全部透過市場交易形成，真正的新能源發電市場化拉開序幕。

2021年燃煤發電量全部進入電力市場和2025年新能源上網電量原則上全部進入電力市場，都是電力形勢出現重大轉折時緩和矛盾衝突的適時調整。

這裡需要特別指出，“136號新政”是推進新能源發電的“全電量”入市，而非新能源全面入市。二者存在很大區別，雖然都要求新能源發電企業將全部發電量透過電力市場進行交易、價格由市場發現，但是“全電量”入市依賴於特定的價格結算機制（市場內收入加市場外收入），本質上仍是部分市場化，全面入市則完全由市場競爭決定企業收益，屬於完全市場化。

“全電量”入市的市場化程度有限，但可以兼顧保障收益、促進競爭、降低風險，適合我國穩價保供的形勢需求；全面入市能夠實現充分競爭，最佳化資源配置，是深化市場化改革的最終目標，但初期壓力大、風險高，需要進一步培育市場主體，預計2030年實現新能源全面參與電力市場交易。

在“136號新政”中，現貨市場限價有了新規，可以適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮各地目前工商業使用者尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。

電價會隨供需狀況出現時段性波動，在電力供不應求時電價上漲、在電力供過於求時電價下降，在我國電力市場建設階段為維護市場的穩定性會對交易價格設定上下限，例如山東現貨市場電能量出清價格上限設定為1.5元/千瓦時、下限為-0.1元/千瓦時[2]（而歐洲現貨市場電價可達5.43元/千瓦時、-5.6元/千瓦時）；但是隨著我國各地電力供需特性發生變化，類似“鴨形曲線”的時段性供需矛盾越來越大，限價約束難以匹配電力服務的真實價值。

此次放寬限價後，現貨市場價格波動將更貼近供需關係，有助於引導發用電行為。最直觀的影響是，具備靈活調節能力的發電企業（如靈活煤電、水電、燃氣發電）和儲能設施可透過高峰時段高價售電增加收益，調節能力弱的發電企業、新能源企業和工商業使用者可能會面臨更大的價格波動風險，同時也意味著新投資專案的決策難度加大，更需審慎開展專案的前期評估和市場調研。

《知識分子》此前曾刊文介紹2023年五一假期期間山東出現連續負電價。當時，由於用電負荷下降、日間時段新能源大發，嚴重的供大於求使得電力現貨即時交易累計出現46次負電價，其中還有全球罕見、長達22個小時的連續負電價。最低價格出現在5月2日17時，為-85元/兆瓦時，相當於發電商要以一度電8.5分錢的價格付費發電。新能源發電“全電量”入市後，負電價的情況也會越來越多地出現。

價格“雙軌制”，儘可能避免

新能源大規模入市導致的市場混亂

“136號新政”對新能源可持續發展價格結算機制做出規定，新能源參與電力市場交易後，在市場外建立差價結算的機制，對納入機制的電量，市場交易均價低於或高於機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統執行費用。

為履行對新能源行業發展的承諾，新能源可持續發展價格結算機制會區分存量專案（2025年6月1日前投產）和增量專案。

對於存量專案，機制電價可按現行價格政策執行，不高於當地煤電基準價，保障了存量專案的預期收益水平；對於增量專案，納入機制的新增電量規模依據各省年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及使用者承受能力等因素確定，機制電價由發電專案競價形成，原則上按入選專案最高報價確定、但不得高於競價上限。“雙軌制”的設計可以儘可能避免新能源大規模入市導致的市場混亂，用5-10年的時間慢慢消化存量專案。

新能源企業最為關心的結算規則，是借鑑國外的電力差價合約設定一個價格標的、達到預期收益的方法。先來看電力差價合約，政府的授權企業與可再生能源發電企業簽訂長期的價格合約，如果專案按照市場規則獲得的交易電價低於合約價格，則由資金池向發電企業提供補貼至合同履約價，反之則發電企業向資金池返還高出的部分，這本質上是將固定電價與市場競爭交易相結合的制度，幫助可再生能源企業規避變動的電價風險[3]，但又有別於固定電價機制的“大鍋飯”，可以更好地反映市場供求關係和價格變動。

我國新能源可持續發展價格結算機制採用類似的規則，同時也能在市場競爭中突出不同新能源專案的優劣性。新能源專案的競爭優劣性主要體現在三個方面：發電成本、執行能力和地理位置[4]。

舉例而言，市場中有新能源發電A專案和B專案——

情景1：A專案的發電成本低於B專案，按報價從低到高確定入選專案，那A專案在申報機制電量時會憑藉低價優先入選，易獲得最高比例的機制電量，降低入市後的價格波動風險。

機制電價與機制電量的確定規則與電力市場邊際出清相似，發電商的申報電量按照報價從低到高的順序確定入選電量，直到滿足所有電力需求，滿足最後一份需求的發電商的報價即為機制電價（需小於競價上限），發電商為了避免機制電價低於自身發電成本，通常採取的穩妥競價策略是根據自身發電成本來報價，在這樣的情況下，A專案以0.2元/千瓦時的報價申報的自身80%的電量入選機制電量，B專案以0.3元/千瓦時的報價只獲得自身40%的電量入選機制電量，從而低成本的A專案有更高比例的電量可獲得穩定預期收益。

情景2：A專案比B專案在發電效率、數字管控和儲能配置等方面更有優勢，可以根據電力供需的時段性變化靈活調整發電能力，在電價高峰時段獲得更高的出清電價，疊加“機制電價與月度發電側即時市場同類項目加權平均價格”的價差，可以較B專案獲得更高的收益。

比如，配置了儲能的光伏發電A專案在低價時段少發電、高價時段多發電，獲得的平均出清電價為0.3元/千瓦時，而B專案的調節能力較差，僅在低價時段發電，獲得的平均出清電價為0.15元/千瓦時，疊加0.1元/千瓦時的價差，最終A專案的結算價為0.4元/千瓦時、B專案為0.25元/千瓦時，高下立判。

情景3：A專案位置較B專案更靠近負荷中心，相同執行水平下，獲得的節點出清電價更高，例如A專案出清價為0.3元/千瓦時、B專案為0.2元/千瓦時，疊加統一的機制價差0.1元/千瓦時，實際A專案最終獲得的電價是0.4元/千瓦時、B專案為0.3元/千瓦時。

即使是有相同水平的機制結算價差，但不同專案的最終收益是有差異的，因此，有新能源可持續發展價格結算機制來穩定收益預期的幫助並不意味著新能源發電企業可以“躺平”。

新能源發電的應對之策

新能源發電全電量入市對發電企業的衝擊是巨大的。此前，已有部分新能源專案參與了入市交易，在不能獲得補貼、也不能像火電一樣獲得容量和輔助服務電價的情況下，面臨電價下行的壓力。

2024年，部分省份中長期電力交易方案或通知明確將新能源中長期交易價格上限定為當地燃煤基準價[5]，1-6月份山西、甘肅、蒙西、新疆等地區的新能源結算均價較當地脫硫煤電基準價下滑超30%，其他省份也普遍下滑超10%，甚至出現長時段的負電價[6]。現貨低價對中長期電價的傳導效應和後續更高比例新能源電量入市交易的衝擊效應，對新能源投資預期收益的影響不容忽視。

在能源基金會支援下，中國人民大學2023年釋出的《中國煤電低碳轉型發展路徑研究》中指出，合理的電價政策對煤電轉型至關重要，缺乏合理的價格疏導機制會使煤電轉型措施對相關資產價值的負面影響更為明顯[7]。新能源消納電量與交易電價均存在不確定性，專案收益的風險度大幅上升，新能源發電業務“增量不增利”情況逐漸加重，投資收益下滑已在企業層級顯現。以火電上市公司為觀察物件，火電上市公司作為兼具火電與新能源的電力市場重要主體，受近年市場與政策的變化影響極大，且裝機體量大、代表性強、資料公開，適合從企業主體的視角自下而上看新能源入市的影響。

從新能源業務利潤變化來看（圖1），華能國際、華銀電力、國電電力、廣州發展、中國電力和國投電力的2023年新能源利潤較往年有所增長，這些公司的新能源業務佈局涉及多個省份；申能股份、福能股份、吉電股份、粵電力A和上海電力的新能源利潤是在2022年達到最大值、呈現倒U形變化，這些公司的新能源業務佈局主要集中在各自的屬地省份；晉控電力、內蒙華電和湖北能源的新能源利潤呈現下降趨勢。

圖1 火電上市公司新能源業務利潤變化情況（部分資料缺失，下同）

從新能源業務度電利潤變化來看（圖2），除華銀電力和中國電力之外，其他15家火電上市公司的新能源度電利潤呈現出明顯的下降趨勢，主要是受補貼退坡導致預期回報下降、新能源入市後電價水平不高、競爭激烈推高專案開發成本等因素的影響。2023年新能源度電利潤較2021年下降幅度超過20%的公司有華能國際、國電電力、福能股份、粵電力A、晉控電力、內蒙華電和湖北能源，其中晉控電力、內蒙華電和湖北能源的降幅超過50%，這些公司的新能源專案多佈局在現貨市場發展快速的省份，受新能源入市競價的影響較大。

圖2 火電上市公司新能源發電度電利潤變化情況

新能源發電入市加速趨勢下，電力公司等開發主體需要轉變新能源專案開發模式，由規模擴張轉向質效雙優，避免無序競爭。在“雙碳”目標、新質生產力等政策導向下，新能源產業投資火熱，是各大電力公司競逐的“風口”，我國提前6年多實現新能源發電裝機12億千瓦目標的背後，是企業紛紛入局爭搶專案開發資源，但激烈競爭引發的土地租金上漲、投資配套要求過高、專案開發受阻等問題會抬高新能源專案發電成本。因此，要避免因盲目擴張新能源出現低效、次品甚至劣質專案，守住新能源行業高質量發展的基本準線。

仔細梳理錯綜複雜的市場及政策形勢，深入研究新能源入市交易規則，最佳化發電業務的交易策略，圍繞“新能源+”探索新能源的新型發展思路，以新興主體身份參與電力市場，彌補單一新能源發電被動消納的短板和市場價接受者的劣勢。

提升公司投資決策能力，謹慎選擇投資地域和投資時點，強化科學佈局，聚焦重點區域，穩步推進重點專案、避免盲目囤積專案，保證專案投產進度，確保專案投資的經濟性。同時，加強資源開發管理和經濟性分析，可以採用綜合服務模式對抗單一專案風險，在專案前期、開工、建設、投產、運營的全流程做優做強，尋找新的利潤增長點。