新能源上网电价市场化改革政策解读

2025年7月18日 新能源上网电价市场化改革内容 目录 、常见问题与案例 三、改革措施对市场运行的影响 新能源上网电价市场化改革 （一）政策背景 为什么要深化新能源上网电价市场化改革？ >实现3060自标的必然要求： ：电力行业作为碳排放的重点领域，推动电力行业降碳是实现3060目标的必然要求，虽然风电、光伏等清洁能源在电力供应中的占比不断提高，电力行业的碳排放强度正在逐步下降，但距离双碳目标仍有较大差距。 能源结构发生深刻变化： 截至2024年底，新能源发电装机规模约14.1亿千瓦（截止一季度已达14.82亿千瓦），占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机，大部分省份电力供应由时段性供应紧张转为时段性富余。 适应全国统一电力市场建设的需要： ·装机占比近一半的新能源不进入市场，导致市场供需失衡，不符合全国统一电力市场建设的要求新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，矛盾日益凸显函需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展新能源开发建设成本大幅下降，市场快速发展、规则逐步完善，为新能源全面参与市场创造了条件 新能源上网电价市场化改革 （二）政策核心要点 为贯彻落实二十届三中全会精神和党中央、国务院决策部署，2月份国家发改委、国家能源局印发《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》（发改价格【2025】136号），拉开新能源上网电价市场化改革的序幕标志着以市场化方式建设新型电力系统迈出关键步伐 136号文核心要点 促进发现和形成真实的市场价格 新能源（含分布式）上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。在市场外建立新能源差价结算机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业开展差价结算，差额纳入系统运行费用区分存量和增量项目分类施策。以2025年6月1日为时间分界点，存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接：增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定具体量价事权向地方“下放”，各地可按规定自主确定新能源机制电价、电量规模、竞价上限、执行期限，以及现货市场限价等。 稳定新能源总体收益水平 国家发展改革委国家能源马关于深化新能源上网电价市场化改本促递新能系高质量发展的通知 衔接现有政策稳定收益预期 权责对等综合施策 新能源上网电价市场化改革 （三）国家有关要求 国家发改委价格司将落实136号文作为今年上半年的头等大事 》>工作要求： 吃透精神、倒排工期、做好方案、平稳实施、形成合力又好又快、不折不扣、清楚明白落实文件 主要任务： 省级政府主管部门：制定实施方案和配套实施细则，周密组织落实、电网企业：配合政府主管部门制定方案和细则，做好机制电价竞价、结算和新能源入市等相关工作 〉时间要求： ·4月底前，各省报送实施方案初稿至价格司审核·5月底前，广东、浙江、山东等省份作为全国首批出台实施方案，并开展首次机制电价竞价6月底前，所有省份印发实施方案和相关配套实施细则，尽早开展首次机制电价竞价 ，新能源上网电价市场化改革内容 目录 常见问题与案例 三、 改革措施对市场运行的影响 二、常见问题与案例 1、136号文实施后，挪些机组必须参加交易？ 原则上集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电等所有风电、太阳能发电自上网电量，均应参与市场交易。 全国新能源装机占比已达到42%、超过煤电，电量占比20%左右。新能源全电量参与市场，是为了尽量增加入市电量、保持市场完整性和市场供需平衡，从而发现和形成真实的市场价格，引导电力市场持续健康发展。 136号文改革措施实施后，煤电及新能源均需全量参与市场交易， 二、常见问题与案例 2、对分布式光伏入市怎么安排？ 对分布式光伏，不管是自然人备案还是企业备案，原则上一视同仁参与市场交易。主要是考虑分布式光伏的备案制较为灵活，在实践中难以辨别项自的实际控制人到底是企业还是自然人，如给予特殊政策，可能导致部分企业以分布式之名行集中式之实，带来风险，对其他新能源项目也不公平。 鼓励分布式光伏项自作为独立的经营主体参与市场，小而散的分布式光伏可聚合后参与市场（国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见国能发法改【2024】93号）。如项自未及时在交易平台注册，也无法找到聚合商，则默认作为价格接受者参与。 二、 常见问题与案例 3、新能源如何参与电力市场？ 对现货运行地区，新能源入市意味着必须参与现货市场中的实时市场，自愿参与中长期交易（含绿色电力交易），开鼓励各地加快实现充许新能源自愿参与现货市场中的日前市场。根据《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），2025年底前，南方区域电力现货市场要启动连续结算试运行（实际2025年6月底前启动），湖北、浙江分别在6月底前和年底前转入正式运行，安徽、陕西力争在2026年6月底前转入正式运行，其他尚未启动连续结算试运行的应在年底前启动。 对现货未运行地区，新能源入市则必须参与中长期交易（含绿色电力交易）。如新能源具有调节能力，也可以参与辅助服务市场，未来还可根据有效容量参与容量市场。 二、 常见问题与案例 4、享受财政补贴的新能源项自，价格和补贴如何处理？ 对享受财政补贴的新能源项自，继续实行价、补分离，即上网电价不含财政补贴。 案例： 某省自2023年率先推动新能源上网电量与市场化交易，省内有国补风电场项目A。 改革前：含财政补贴结算电价0.389元/干瓦时，电网采购价为当地煤电基准价0.332元/干瓦时，财政补贴为0.057=0.389-0.332 改革后：财政补贴维持0.057元/干瓦时不变，参与市场交易，交易电价0.28元/干瓦时，含财政补贴结算电价（不考虑机制电价）为0.28+0.057=0.3370.28元/干瓦时 二、 常见问题与案例 5、为什么要放宽现货市场限价？ 现货市场价格上限，旨在防范因电力需求缺乏弹性、发电侧市场力滥用导致的价格异常上涨等市场失灵现象，以及促进市场规范有序充许，保护消费者合理权益。若价格上限过低，则无法确保价格信号的完整性，既不利于系统发电容量的投资，也无法引导调节电源提供调解服务、刺激需求侧自愿主动削峰填谷，对电力安全稳定运行造成风险。价格下限是为了避免经营主体的恶性竞争，主要考虑市场中最低的发电成本（包括机会成本）来确定。 新能源出力波动大，会拉大市场的峰谷价差，同时部分新能源享有财政补贴、绿色环境价值等场外收益，发电机会成本实际为负值。市场价格范围过窄，会导致新能源入市后的峰谷价差无法完整体现，容易导致价格信号失真，市场功能弱化，储能等灵活性资源缺之获益空间。 二、常见问题与案例 6、新能源入市后，中长期量价、曲线怎么签约？签约比例要求有变化吗？可以不签约吗？ 新能源以报量报价方式或作为市场价格接受者，与其他市场化电源平等地参与电能量中长期交易。考虑新能源出力的随机性与预测难度，如要求其中长期高比例签约，将难以适应现货实时市场的动态变化，中长期合同执行偏差大，给经营主体造成或不必要的损失。因此，应充许交易双方结合实际情况灵活地调整合同覆盖率，可多签、也可少签，甚至不签，即不对新能源中长期签约比例作强制要求。 二、 常见问题与案例 7、绿色电力交易为什么不充许组织集中竞价和滚动摄合交易？应采取什么样的交易方式？ 若充许绿色电力交易单独组织集中竞价和滚动摄合交易，因煤电等类型发电机组无法参与市场交易，将造成电能量市场分割，也无法有效反映绿证价值。如果采取双边或者挂牌方式开展，仍可以实现绿电与其他电力的公平竞争，用户可按需求选择，不会造成明显的市场分割。同时，集中交易因难以确定交易对手方，无法绿证核发、划转要求进行绿证划转。 新能源也可以参与电能量中长期市场，则成交电量不视为绿色电力交易结果，仅对电能量进行结算，相应绿证由新能源发电企业持有，可自行参与绿证市场。 二、 常见问题与案例 9、可持续发展价格结算机制到底是任么样的机制？为什么要建立这个机制？ 可持续发展价格结算机制，实质上是一种差价结算机制。新能源入市后，在市场内与其他电源同合竞争，在市场外建立可持续发展价格结算机制，纳入机制范围内的电量，按照机制电价与市场交易均价之差来进行差价结算。这样安排，既尽可能促进场内真实电力价格的形成和发现，又可实现特定的政策目标。 新能源发电具有随机性、波动性、间歇性，特别是光伏发电集中在午间，全面参与市场交易后，午间电力供应大幅增加、价格明显降低，晚高峰电价较高时段又几乎没有发电出力，新能源实际可获得的收入可能大幅波动，不利于新能源可持续发展。为解决这个可题，经反复研究，方案提出在推动新能源全面参与市场的司时，建立新能源可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，当市价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期，从而促进行业平稳健康发展，助力“双碳”自标的实ccs现o25. All Rights Reserved16 二、 常见问题与案例 12、如何理解“新能源项自在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年”？各地可以每年减少机制电量比例吗？ 存量新能源项自业主如果认为自身发电曲线好、市场价格更高，不需要差价机制保障，可以自主选择放弃部分纳入机制的电量，自行参与场：但一自选择放弃部分保障后，后续年份相遇到市场价格很低的年份，也不能退回来，再寻求机制的保障，总之就是不能“市场”和“机制”两头都要，做墙头草、哪里好选哪里。但是，除新能源项自业主单位自愿外，地方政府不得通过行政手段强制项自业主单位每年减少机制电量比例。 案例： 甲省有存量项自风电场A。2025年，甲省推动新能源全面参与市场交易，风电场A可纳入机制的电量规模为100%上网电量（20亿干瓦时）。为稳定收益，风电场A选择全部电量接收机制电价。2026年，经企业研判市场，风电场A自主选择50%电量接受机制电价，剩余50%电量放弃机制电价进入市场，则风电场A纳入机制的电量规模为全部上网电量的50%即10亿干瓦时。 二、 常见问题与案例 16、如何确定每年新增纳入机制的电量规模，怎么操作？为什么要这样安排，有什么考虑？ 第一年，新增纳入机制的电量占当地增量项自新能源上网电量的比例，可参考原新能源价格非市场化比例确定。例如，当前非市场化比例为80%，则第一年新增纳入机制的电量整体规模可以取80%。第二年及以后，根据当地非水可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定新增纳入机制的电量规模。如完成水可再生能源电力消纳责任权重，次年纳入机制的电量可适当减少；如未完成，则次年纳入机制的电量可适当增加。 例：2024年，申省新能源上网电量850亿千瓦时，非市场化比例70%，预测2025年6月1日至12月31日新增新能源电量20亿千瓦时，则2025年6月组织竞价时，纳入机制的电量规模可定为20亿千瓦时×70%=14亿于瓦时。若2025年完成水可再生能源电力消纳责任权重，则2026年新增纳入机制的电量可以小于14×（12/7）=24亿干瓦时，反之，若2025年未完成非水可再生能源电力消纳责任权重，则2026年新增纳入机制的电量可以大于24亿干瓦时。 二、 常见问题与案例 17、为什么要规定“单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量”，操作时怎么把握？ 这一规定主要是考虑，如果一个项目全电量入围了机制电量，可能在市场交易时为例确保中标，非理性报价，进而可能对市场出清价格造成干扰。为此，让每一个项自都有一部分电量裸露在市场中，可以引导企业在市场中理性报价；也就是说，如果不理性报价，哪怕80%-90%的电量得到机制电价的保护，剩余10%-20%的风险，都可能导致整入个项自经营效益大幅下降。项自预计发电量可以结合投产时间，通过装机容量乘以当地同资源区同类型电源平均发电利用小时数确定。