新能源发电提前全面入市，“负电价”频现如何解

　　随着新能源全面入市的消息广而告之，新能源电站投资“躺赢”的红利期接近尾声，也让不少从业者和投资者陷入焦虑和迷茫。

　　近期，国家发改委、国家能源局联合发布《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》（下称“136号文”），提出推动风电、光伏发电等上网电量全面进入电力市场，上网电价通过市场交易形成，建立配套的可持续发展价格结算机制。这被认为是2021年深化燃煤电价改革以来，中国电力行业改革中最重要的一步。

　　从“保价保量”政府兜底到“不保价不保量”的市场交易，这意味着过去多年以来新能源电站投资的逻辑彻底变了。市场化改革方向无疑是正确的，但是由新政所引发的一系列疑问依然萦绕在许多从业者的心中。

　　根据此前相关政策，2026年到2029年是全国统一电力市场全面建成期，到2029年新能源将全面参与市场交易，为何提前到了今年？

　　走在前列的多个省级电力市场中，负电价频频出现且持续时间越来越久，那么今后被推向全面电力市场交易的新能源电站是否发得越多亏得越多？

　　多位接受第一财经记者采访的行业专家提到，目前市场短期内弥漫的忧虑情绪可以理解，但并不需要过度担心，关键在于主动学习市场化的新机制，并积极调整投资的心态和运营的姿态，顺应全面市场化改革的浪潮。而在某种程度上，过去当新能源电站作为“稳赚不赔”的金融资产时，投资方的重心在于“拼关系”，需要付出高昂的“非技术成本”。而在今后，不同电站比拼的将是对电力市场的理解和精细化运营的能力。这对新能源电站而言更公平，对新型电力系统而言更高效。

　　政策为何提前

　　虽然推进新能源进入电力市场的实践已经在全国各省份“多点开花”，业界对此早有预期，但是国家层面的全面推进政策却比很多人预期的时间点提早了好几年。

　　去年11月，国家能源局统筹组织编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出，2026年到2029年是全国统一电力市场全面建成期，到2029年新能源要全面参与市场交易。这是彼时全国层面提出新能源参与市场交易的最早时间点。

　　而在短短三个月之后，136号文就明确提出，推动新能源上网电价全面由市场形成，并以2025年6月1日为分界线，此前投产的存量项目，每年自主确定执行机制的电量比例；此后投产的增量项目每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据电力消纳责任权重完成情况及用户承受能力等因素综合确定。

　　如何理解提前推动新能源全面进入电力市场化的决定？

　　中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽在近日中国能源研究会双碳产业合作分会和博众智合能源转型举办的“新能源市场化与负电价问题研讨会”上表示，新能源上网电价市场化改革与新能源“量”和“价”的发展关系密切。

　　“截至2024年年底，全国新能源发电装机规模达到了14.1亿千瓦，实现了跨越式发展，风光电源装机在全部电源中的比例达到42%，一方面新能源不入市的矛盾凸显，另一方面新能源实现低价上网、输配电价改革、电力市场规则逐步完善使新能源入市具备条件。”时璟丽介绍。

　　国家能源局的数据显示，2023年市场化交易电量占新能源总发电量的47.3%，2024年的数据尚未公布，但行业普遍预测将超过50%。时璟丽介绍了其简单测算结果，假如这些新能源上网电量全入市，则市场化交易电量占全社会用电量比重可以提高到71.3%，占电网售电量的比重可以达到86.4%。随着新能源电力电量提升，这两个比例还可以继续增加。

　　除了考虑到装机规模大，电价机制改革也是影响政策的重要因素。时璟丽表示，2006~2020年我国对新能源实行分类的标杆电价、基准价和招标竞价，电价政策是推动我国新能源产业跨越式发展的中流砥柱，推动了“十四五”期间新能源实现平价上网，2021年和2022年的政策是按照当地燃煤基准价平价上网（2021年户用光伏除外），之后国家层面没有出台新能源上网电价政策，不少省份出台了新能源参与电力市场政策，但各地政策不一，且大多按年调整，项目度电收益也在变化，新能源开发投资难以有相对明确预期。此次136号文是在国家层面明确了新能源入市和稳定基本收益的原则和边界。

　　由此，政策出台有其特殊的时机考量，但投资者关心的一个关键问题在于，市场化的机制下收益的不确定性大大提高。从去年到今年，原本热衷于新能源投资的多个国央企纷纷抛售电站资产，效益预期不复以往是背后的重要因素之一。136号文在全国层面首次提出的可持续发展价格结算机制以及核心的“机制电价”，究竟能否支撑企业的盈利，又将在多大程度上影响终端电价的浮动？

　　时璟丽对第一财经记者强调，这种变化有利于新能源开发建设良性发展，对于实际投资和运行能力弱但偏重拿路条的电站方而言的确是打击，对真正有资金、有能力、擅长运营和交易的电站方是机遇。“以前做新能源的投资收益模型简单，电量乘以燃煤基准价就是收益预期，但近年来部分新增项目已经参与市场，企业不考虑实际情况，单纯抢项目直接造成部分地区和项目非技术成本高昂。现在要求原则上全部进入市场并配合实施保基本收益的机制电价，还有市场化变动的空间，谁运营得好，谁就能获得更高的收益。”

　　谈及市场化是否会造成终端电价上涨，时璟丽认为这需要分类、分地区来看。

　　136号文提出，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（即“机制电价”）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。

　　同时，市场交易定价与机制电价的差额纳入当地的系统运行费用，系统运行费又可以纳入当地工商业用户用电价中，这是目前机制电价“多退少补”差价传导的基本路径。在机制电价高于市场交易价格均价情况下，市场交易上网侧的价格会下降，系统运行成本会上升，对于存量项目来说，因为政策平滑过渡，不会导致工商业用户最终拿到的电价水平变化，总体水平应该与此前基本持平，只是内部分类的结构性变化。

　　“但是对于增量项目，如果仍要求前期配储、产业配套和各种形式的成本，都会体现在后期的机制电价招标上。如果这些成本过高，那么地方工商业用户的用电价格就会提高。所以地方政府需要综合考量新能源的规模，以及当地经济发展对新能源电力的需求和承担能力，最终指向是降低前期的非技术成本。”时璟丽说。

　　“局部负价”而非“整体负价”

　　对于新能源电站而言，发电越多就一定赚得越多吗？

　　原来在政府定价时代，这种对应关系基本存在，但在全面进入市场化以后，这种对应关系大大弱化，甚至是发电越多的电站反而越要“倒贴”。

　　这并不是危言耸听。欧洲的清洁能源发电比例走在全球的前列。根据欧洲电力行业联合会发布的电力数据，2024年可再生能源约占欧盟发电结构的48%，是有史以来最清洁的发电结构。但与此同时，负电价出现次数也创纪录达到1480次。

　　分地区来看，其中德国2024年负电价时长达468小时，同比增60%；法国翻倍至356小时；西班牙则首次出现负电价，总计247小时。欧盟竞价区域中，有17%的时间录得负电价，这意味着发电商需为消耗过剩电力而额外付费。

　　华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠认为，这种现象的本质是电力的供过于求。在特定的时间段内，风电光伏等新能源的出力较大，但是电力需求平稳或偏弱。电力系统是实时平衡的系统，发电和用电要相等。化石能源是可控电源，可以根据第二天的负荷高低安排电力生产，但是新能源往往是靠天吃饭。“新能源比例逐渐提高是大势所趋，所以今后的负电价也只会越来越多，不会越来越少”。

　　当前，零电价、负电价已经在国内省级电力市场中频频出现。

　　2024年“五一”假期期间，山东电力现货市场连续三天出现实时负电价；山西现货市场连续三天日间出现出清价格为0元/兆瓦时；5月2日广东现货市场日前交易中，4点到5点和12点左右发电侧加权价格为0元/兆瓦时。

　　今年，浙江省在电力现货市场运行方案出台不久以后就出现了首例负电价，1月29日最低价格达到-0.2元/兆瓦时。行业人士普遍认为，这种情况多出现在“五一”、春节等节假日特殊时段，企业停产停工用电量大幅下降，叠加省内新能源装机规模大、电力现货市场运行时间长，所以比较准确地反映了电力消纳问题下的供需失衡。

　　在消纳问题之外，造成负电价的一个重要推手是电力市场之外的“场外补贴”。

　　第一财经注意到，目前全国多个省市为促进新能源发展，对于新建项目给予了幅度不等的电价补贴。例如浙江某地的“农光互补”光伏发电项目可以获得0.2元/千瓦时的补贴，北京某地的非居民用户光伏项目可以获得0.4元/千瓦时的补贴。此外，全国十余个省份都有电价补贴政策，标准多在0.05元到0.5元/千瓦时之间，补贴期限短则一到三年，长则五年以上。

　　这意味着理论上而言，只要补贴金额高于电站支付的负电价，新能源项目发电依然是“发一度电赚一度电”，如果不发电反而没得赚。

　　种种因素造成了“负价”频现的结果。尽管这些现象有其自身的规律，但市场主体对于电价剧烈波动而影响投资信心的逻辑链也客观存在。如何看待市场主体的顾虑？接下来市场还有优化空间吗？

　　刘敦楠对第一财经记者强调，看待电价首先要区分是整体负价还是局部负价。“整体负价就麻烦了，这代表市场运行和电力供需出现了严重的问题，也是极不合理的，但是现在很多地方出现的只是局部负价，这恰恰是一种激励措施，需要鼓励。”

　　他对负电价的存在打了一个形象的比方。“比如一个上班族每个月工资两万，迟到一次扣五百元。当前，出现在电力现货市场中的负电价就像迟到的罚款，电站还有中长期交易、辅助服务市场和绿证绿电交易等能保障约两万的基本工资。其中，局部的负电价能够引导削峰填谷、引导储能投资、引导虚拟电厂等，有了这个价差才有灵活性资源的投资回报，才会激励新能源电站主动承担系统的调节成本。”不过，他也提到，一些电站拿着政府补贴到电力市场上报出负电价，这会与其他电站形成不公平竞争，未来有待完善。

　　相较于电力现货市场中出现的“负电价”，刘敦楠强调了要警惕另一种“负电价”，即系统平衡调节成本。“比如某个地区能够完全消纳的新能源比例是50%，但是实际规模已经达到了70%，那么其中相差的20个百分点就会导致系统调节成本大幅增长，这个成本最终会传导给发电企业和用户，这可能会导致企业贴出去的调节成本比电费收入更高，或是用户的用电价格剧烈上涨，地方要通过合理规划尽力避免这种情况。”