新能源上网电价市场化改革分析

2025年6月 新能源参与市场和上网电价改革：对新能源发展意义重大，影响将深远 国家发展改革委国家能源局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(发改价格〔2025〕136号)，2025年1月27日 两个核心内容 参与市场ü新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 价格机制ü上网电价由市场交易形成+可持续发展价格结算机制 新能源参与电力市场背景：我国电力市场进程 电力市场化改革颠覆了电力计划体制 ü《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）ü电力运营既有模式和价格机制都发生根本变化 政企分开 明确建设全国统一电力市场体系以及2025和2030年目标 《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号） ü2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易ü明确了电力市场的目标和时间表ü对新能源提出了全面参与市场交易的要求ü是2022-2024年多项推进新能源和可再生能源参与市场政策的主要依据和基础 2024年11月，国家能源局统筹组织，多家单位共同研究编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布 电力市场化进展显著 2023年各交易中心市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量比重61.4%（2016年17%，2022年60.8%） 2024年各交易中心市场交易电量6.18万亿千瓦时，同比增长9.0%，占电网售电量比重为76.0%，占全社会用电量比重62.7% 中长期、现货、辅助服务是电力市场主要形式 有序推进电力现货市场全覆盖；2025年能源工作指导意见：实现省级电力现货市场基本全覆盖中长期电量仍占据较高比例 截止2024年4月底 正式运行：省间现货；山西，广东，山东，甘肃，蒙西连续结算试运行：湖北，浙江，陕西，安徽，河北南网，辽宁 《关于做好2025年电力中长期合同签订履约工作的通知》（发改运行【2024】1752号），2024年12月 ü燃煤发电和用电侧的电力中长期合同签约电量比例应不低于本地区考虑年度发用电平衡后燃煤发电机组年度预计上网电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的90%。ü对于水电和新能源发电量占比超过40%的地区，政府主管部门可统筹考虑发电侧各类型电源市场化电量签约规模，研究适当放宽用户年度签约比例要求，原则上不得低于60%ü对于跨省跨区送电，优先发电规模计划明确的跨省跨区送电安排，送受电双方要加强协商，全额签订年度电力中长期合同并予以落实ü全面推进分时段、带曲线签约ü积极推动绿电签约 全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖 国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于全面加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2025〕394号） ü现货市场正式运行和连续结算试运行的省份，2025年底前要实现用户侧主体参与现货市场申报、出清、结算，并建立适应新型经营主体需求的准入要求、注册程序、报价方式、结算考核等机制。参与现货市场交易的经营主体中长期签约履约比例必须要符合国家能源安全保供要求 新能源参与电力市场背景：近期新能源装机和电量快速增长 2021、2022、2023、2024年非化石能源在一次能源消费中占比分别为16.7%、17.5%、17.9%、19.7%可再生能源占比分别为14.5%、15.2%、15.6%、17.5% 2024年新能源 ü风光新增装机3.57亿千瓦，6月底累计装机达到11.80亿千瓦，超过煤电装机，7月底风光累计装机12.06亿千瓦，提前达到2030年装机12亿千瓦。年底累计装机14.08亿千瓦 ü发电量1.83万亿千瓦时，同比增长27%，占比合计达到18.4%，同比大幅提高2.9个百分点，在新增发电量中占比59%抢装：2025年1-4月风电新增装机1996万千瓦，光伏10493万千瓦，新能源新增装机占比达到89%，发电量在全社会用电量中占比达到23.6% 能源和电力需求增加对新能源发展提出了更高要求 国家推进碳达峰碳中和，推进能源转型和构建新型电力系统的方向始终如一 新能源已经较高比例参与电力市场 随着集中式新能源参与市场比例增加以及分布式新能源参与市场，风光参与电力市场的电量比例超过一半 ü新能源参与电力市场比例：2022年、2023年、2024年分别约40%、47%、54% 新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场 ü如果按照2024年数据，风光新能源发电量1.83万亿千瓦时，在全社会用电量中占比18.5%，其中上网电量占比17.2%。ü假如已经参与市场的上网电量占比50%，则原则上全部参与市场情况下，交易电量占全社会用电量的比例可达到71.3%；占电网售电量比例可达到86.4%ü今后随着风光新能源电量占比增加，总体市场交易电量比例还将增加 新能源参与电力市场背景：“十四五”电价体系建设，既对新能源参与市场提出要求，也为建立和实施可持续发展价格结算机制提供基础和条件 发改价格〔2025〕136号：框架性政策，具体落实需关注各地实施方案 地方层面按照国家政策（总体思路、关键机制的原则和边界、要求等），制定具体方案ü时间要求：最迟不晚于2025年底新能源发展情况、电力市场情况不同，各地具体实施方案可能会有差异，会反映地方特点 国家层面明确总体思路和关键机制 ü价格市场形成ü责任公平承担ü区分存量增量ü政策统筹协调 山东发改委在2025年5月7日发布征求意见稿，9日提交反馈意见 ü征求意见范围：省能监办，省能源局，省网公司，相关发电企业 广东：5月12日，广交对可持续发展价格结算机制竞价规则、广东电网对差价结算规则征求意见，16日提交反馈意见；但未发布136实施方案征求意见稿另外几个省份形成了征求意见方案 发改价格〔2025〕136号：新能源上网电价全面由市场形成 新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场上网电价通过市场交易形成不参与电力市场、按各地现行政策执行ü存量光热发电ü已开展竞争性配置 新能源参与市场交易：多种方式并行 ü跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行 发改价格〔2025〕136号：场外—建立新能源可持续发展价格结算机制 新能源参与电力市场的配套机制：新能源可持续发展价格结算机制（多退少补的差价结算方式）对于适用机制电价的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，每月开展差价结算 ü市场交易均价 Ø原则上，月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格（现货市场连续运行地区）Ø原则上，交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格（现货市场未连续运行地区） 月度交易均价分为海上风电、其他风电、光伏发电三类按所在节点实时市场价格及其分时上网电量加权得到 以现货连续运行地区为例：项目月度实际获得的均价=项目参与市场月度均价+（机制电价–市场交易均价）在纳入机制的电量合理分解情况下，项目参与市场月度均价与市场交易均价相等或相近项目实际获得的均价≈机制电价省内节点电价差异较大时，如果不按照节点电价作为交易均价，会造成项目实际获得的均价与机制电价偏差 差价结算示例（元/千瓦时）项目机制电价：0.35 同类项目市场交易均价：0.18多退少补差价结算：0.17项目参与市场月度均价：0.20项目实际收益：0.37 作用：一方面机制电价对应电量部分有相对稳定的收益预期另一方面适度灵活，激励企业和项目提升电力市场交易能力，以及向高节点电价区域和时间配置 可持续发展价格结算机制——存量项目，保障存量项目政策衔接 新老划断：存量项目——2025年6月1日前投产 可持续发展价格结算机制——增量项目，稳定增量项目收益预期 新老划断：增量项目——2025年6月1日起投产 机制电价 电量规模 执行期限 新项目自愿参与竞争形成竞争出清报价作为机制电价 年度非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素确定每年新纳入机制的电量规模 同类项目回收初始投资的平均期限确定 地方组织竞争形成机制电价需要提供的边界ü总电量规模多少 ü单个项目纳入机制电量的规模或比例（单个项目申请纳入机制的电量， 可适当低于其全部发电量）ü竞价上限（考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素）ü初期可设定竞价下限（考虑成本因素），对成本差异大的可按技术类型 ü如果不是全电量纳入机制电量，应增加电量分解的原则 分类组织ü执行期限 可持续发展价格结算机制——增量项目，稳定增量项目收益预期 新老划断：增量项目——2025年6月1日起投产 对成本差异大的可按技术类型分类组织ü如，深远海风电等 单向门（单向）规定ü已经投产或未来12个月内投产，且未纳入过机制电价的项目可自愿参与 ü已纳入机制的项目（包括存量项目和增量项目），执行期限内可自愿申请退出，但一旦退出或到期，均不再纳入机制执行范围 稳定增量项目收益预期 电量合理分解且省内无节点价差情况下，度电收益基本为机制电价或小变化广东征求意见增量机制电价期限：海上风电14年，其他项目12年 电量按照单个项目机制电量（各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算），少量可能的电量损失一是年内没有清算够，二是因报价因素未上网电量且未清算 增量机制电量比例申报上限与存量项目机制电价比例衔接，不高于90%每年10月份，新能源项目主体可通过线上渠道向电网企业申请机制电量比例调减 可持续发展价格结算机制——差价结算，差价可疏导 广东征求意见 可持续发展价格结算机制——与绿证政策关系 纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益 ü没有明确存量平价或低价项目的绿色属性归属 ü绿证链条已经闭环。纳入机制的全部项目或增量项目，不重复获得绿证收益，就需要对相应绿证分解到当地工商业用户，增加消纳责任权重（尤其是落实到重点用能行业和单位）等机制的操作复杂性 建议用机制电价对标电能量市场价格 ü机制电价本意就是给新能源参与市场带来的电能量市场价格预期不稳问题，提供的解决途径之一 可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）征求意见 完善责任权重制度，压实电力用户绿电消纳责任 重点行业和重点用能单位逐步承担可再生能源电力消纳责任权重 ü2024年开始，逐步落实到重点用能行业和单位，2024年新设电解铝行业绿色电力消费比例目标（绿电在其全部电力消费量中占比），首年只监测不考核 ü2025年预期将扩展到更多行业和单位 实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费促进机制 ü绿证链条已实现闭环（从核发到交易到认证等使用到核销）ü绿证是可再生能源绿色环境属性的唯一凭证ü绿证用于核算各责任主体完成消纳责任权重、非化石能源不纳入能耗双控等ü2024年价格走低难以反映真实绿色属性价值ü136号文出台后，绿电绿证价格回调 2025年3月底，累计发放56.17亿个累计交易7.53亿个（其中1-3月2.00亿个），其中随绿电交易绿证2.98亿个 激发绿证消费需求 仅考虑平价低价风光项目和2023年及之后水电项目上网电量，简单估算截止2024年装机下在后续年度可交易绿证的供应量超过10亿个 22ü明确绿证强制消费要求。依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；。在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电园区等，鼓励其实现100%绿色电力消费。将绿色电力消费信息纳入上市企业环境、社会和公司治理（ESG）报告体系 ü用户认可度ü跨省交易ü可再生能源非上网电量ü认证标识体系ü国际互认度ü背离环境属性价值等 影响：积极作用 有利于形成真正的市场价格 适当放宽现货市场限价 ü现货市场、中长