深化新能源上網電價市場化改革政策研究

2025年2月9日，國家發展改革委、國家能源局印發《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），以下簡稱《通知》，推動新能源上網電量全面進入電力市場，建立新能源差價結算機制，并區分存量和增量項目分類施策。為支撐冀北公司高效有力應對新一輪電改，通過對《通知》深度解讀，梳理了政策主要內容和重點關注事項，分析了政策對公司經營發展影響，并給出了相關建議。

一、政策主要內容與關注事項

（一）政策主要內容

一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源項目上網電量原則上全部納入電力市場交易，上網電價由市場競爭形成，新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。

二是建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環節建立可持續發展價格結算機制，結算費用納入當地系統運行費用，差價結算模式對納入機制的電量，市場價低于機制電價時補差價，高于時扣除差價（“多退少補”），穩定企業收益預期。

三是區分存量和增量項目分類施策。存量項目（2025年6月1日前投產）機制電價與現行政策妥善銜接，不高于當地煤電基準價；增量項目（2025年6月1日及以后投產）通過集中競價確定機制電價，動態調整電量規模來綜合反映當地新能源發展速度與系統需求匹配程度。

四是強化改革與優化環境協同。與新能源產業政策協同，取消強制配儲，儲能不再作為新能源項目并網的前置條件，還原企業自主選擇權；與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益；與市場機制協同，新能源參與市場后因自身報價等因素未上網電量部分，不納入新能源利用率統計與考核；與補貼政策協同，對帶補貼新能源項目先價補分離、后差價結算，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行；與電網代購電機制協同，電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。

（二）重點關注事項

一是明確參與市場交易新能源機組范圍。所有風電、太陽能發電項目上網電量，均應參與市場交易。對于分布式光伏，不管是自然人備案還是企業備案，原則上均需參與市場交易。鼓勵分布式光伏項目作為獨立的經營主體參與市場，小而分散的分布式光伏可聚合后參與市場。

二是明確享受補貼項目價格和補貼處理方式。對享受財政補貼的新能源項目，繼續實行價補分離，即上網電價不含財政補貼，補貼仍按照原有期限補貼標準執行。

三是明確存量項目納入機制電量規模。存量項目納入機制的電量規模，要充分考慮已有政策對新能源項目的保障作用，確保不會對存量項目的收益造成大的影響。

四是明確存量項目機制電價確定原則。存量新能源項目的機制電價水平按照未入市時的價格政策確定，即入市前是什么價格，機制電價就按什么價格確定。

五是明確納入機制電量不重復獲得綠證收益。綠證和可持續發展價格結算機制都是對新能源的一種場外支持政策。因為納入機制電量的再單獨獲取綠證收益，會造成重復激勵。對于納入機制的新能源上網電量，不再參加綠色電力交易。

六是明確電網采購新能源電量方式。各地執行保量保價的優先發電（不再包含新能源）電量繼續按現行價格機制由電網企業收購，該部分電量不能覆蓋居民、農業用戶及代理工商業用戶購電規模的，不足部分電量由電網企業通過市場化采購，以報量不報價、作為價格接受者從市場化采購。

二、政策對公司經營發展影響分析

（一）實時調度策略需優化、調度系統需升級

冀北地區新能源占比高，市場化改革后，新能源出力波動性將加劇電網調峰壓力。新能源上網電量全面進入電力市場后，將發生新能源出力時段與電價波動的錯配，午間電力供應激增，將導致價格低谷與晚高峰出力不足的矛盾，公司實時調度策略需優化；新能源上網電量全面進入電力市場后，交易規模擴大，且交易頻次增加，將導致調度復雜度上升，公司現有調度系統需升級。

（二）購電策略需動態優化，用戶服務機制需完善

存量項目的工商業用戶電價將保持不變。新政出臺后，新能源市場交易價格變化將直接傳導至終端工商業用戶，而場外差價結算機制則通過系統運行費間接傳至終端工商業用戶，兩個因素疊加后，會直接導致工商業用戶的電價變化，終端電價不確定性顯著增加。因為，機制電價等于燃煤發電基準價，新能源市場交易價格變化導致的工商業用戶電價降低（抬高）值與差價結算機制通過系統運行費疏導導致的工商業用戶電價抬高（降低）值相等，因此，存量項目的工商業用戶電價保持不變。增量項目的工商業用戶電價短期看與歷史電價基本持平，長期看將有望進一步降低。綜上所述，公司需要構建中長期合約（鎖定基準電量）與現貨市場靈活采購（捕捉低谷電價）結合的動態電力采購組合策略。

（三）配儲策略需調整、儲能收益模式需重構

強制配儲模式退出，需轉為市場化需求驅動的動態配儲策略，新能源企業可能將配建儲能轉為獨立運營。《通知》取消強制配儲后，河北省發改委發布了《關于完善獨立儲能先行先試電價政策有關事項的通知》（冀發改能價[2025]366號），進一步推動儲能健康良性發展。對存量項目來說，366號文盡管未直接覆蓋配建儲能，但獨立儲能的容量電價機制可能吸引新能源企業將配建儲能轉為獨立運營。

近期而言，現有獨立儲能政策不足以保障2025-2026年的建設規模，有可能導致儲能的建設嚴重低于預期。中遠期來看，在3年內獨立儲能有望得到快速發展。技術進步可以推動儲能成本下降，儲能建設成本需降低到一定值，才能達到盈虧平衡。

（四）存量項目需梳理、購售電合同需更新

《通知》引入差價結算機制銜接新能源入市，公司需在現有結算流程基礎上細化明確新能源差價結算數據來源、工作流程、時間節點等。同時，公司需梳理現有存量新能源項目確定機制電量規模，結合差價結算機制，完善并做好補充協議簽訂或購售電合同（集中式項目）、發用電合同（分布式項目）調整工作，避免潛在風險。

三、相關意見建議

一是做好政策銜接，提前制定應對方案。深入分析《通知》對新能源發電投資、電網調度運行、電力體制機制的重大影響，提前做好預研預判，提前做好應對方案。

二是做好冀北新能源外送京津的機制協同。公司作為京津冀地區新能源外送的重要樞紐，需加快研究制修訂京津唐現貨市場方案，強化與其他區域市場的協同。

三是優化儲能布局，引導儲能科學配置。優先在電網關鍵節點配置高效儲能設施（如新能源高滲透率區域、負荷中心），增強電網對新能源出力波動的調節能力。

四是細化差價結算規則和流程。細化新能源差價結算規則，明確數據來源、計算方法、結算流程等，加強關鍵節點和風險管控，確保高質量開展結算工作。■