新能源上网电价全面市场化 对产业发展影响几何

继燃煤发电上网电价市场化改革后，新能源发电侧电价也迎来了新政。

近期，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（以下简称《通知》），提出按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的思路，深化新能源上网电价市场化改革。

政策一出，引起业内广泛讨论。也有从业者将《通知》与1月中旬浙江电力现货市场出现的负电价现象挂钩，对投资愈发谨慎。那么，新能源电价全面入市将对新能源行业发展产生怎样的影响？中国城市报记者对此进行采访报道。

“负电价”不算新鲜事

1月19日，浙江电力现货市场的最低价格跌至-0.2元/千瓦时。一时间，关于“负电价”的现象引发业内关注。“这在浙江过去的电力交易历史中是前所未有的。”一位从业者说。

“负电价”是指当电力供给大于需求时，市场结算价格变为负数。意味着发电企业不仅无法获得收益，还需要向购电方支付费用，以避免因高电流而对电网产生冲击。

其实，“负电价”现象在我国电力现货市场中并不算新鲜事。2024年“五一”期间，山东电力市场就已经出现了连续22小时的“负电价”。

而在全球电力市场中，“负电价”现象更是屡见不鲜。2024年，德国的电价跌至负值的时间长达468个小时，比前一年的292个小时增加60%以上。除此以外，法国、荷兰、西班牙、芬兰等欧洲国家也出现过“负电价”。去年9月，法国电力交易所电价曾低至-0.156元人民币/千瓦时。

“今年1月初，德国现货电价又一度跌至负值，这样的情况持续了4个小时；1月6日，德国日前电价回升至0.23元人民币/千瓦时。”德国PSI软件公司高级业务经理郭欣说。

在华北电力大学经济与管理学院教授、博士生导师刘敦楠看来，近年来，全球多地出现“负电价”的比例越来越高。“2024年全球‘负电价’现象明显高于2023年。其实它体现的是全球都在经历这种能源转型，不可调控的风光在电源的占比不断增加。”刘敦楠告诉中国城市报记者。

中国城市报记者注意到，浙江省电力现货市场的“负电价”现象，是在2024年底浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局、国家能源局浙江监管办公室联合印发了《浙江电力现货市场运行方案》（以下简称《方案》）的大背景下发生的。《方案》规定电力现货市场申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时，适时引入电网侧储能、虚拟电厂。这意味着，1千瓦时电最低可到-0.2元。

“浙江电力现货市场此次的‘负电价’现象，是《方案》出台后的首例。主要是因为临近春节假期，浙江省内的工商业负荷明显下降。在这一时期，电力供应显得十分充足，然而市场需求却显得疲弱，导致发电企业不得不以负价出售电能，意在降低潮流电量对电网的冲击。这一决策虽看似匪夷所思，但实际上反映了电力市场在面临极端供需变化时的灵活性与适应性。”在胡杨新能源创始人卢洋看来，“负电价”现象的出现，标志着我国电力市场在发展过程中进入了一个新的阶段，电力市场的价格机制正在经历前所未有的变革与挑战。

无需谈“负电价”而色变

截至2024年底，我国新能源发电装机规模突破14亿千瓦。在不少业内人士看来，电力市场中的“负电价”现象既是新能源高比例接入的必然产物，也折射出电力系统灵活性不足与市场机制设计的深层矛盾。

在中国能源研究会“双碳”产业合作分会主任黄少中看来，“负电价”现象是新能源电价市场化进程中的一个特殊问题。

“‘负电价’问题并非孤立存在，它是电力市场供需关系失衡的一种直接体现，背后反映出的是市场供求、新能源消纳、市场机制设计、系统灵活性等诸多深层次问题。”黄少中在接受中国城市报记者采访时表示，“负电价”不仅是一个技术市场的问题，更是一个涉及市场机制、政策设计、系统运行等多方面的复杂问题，需要政府、企业以及研究机构从产生的原因、相关影响、如何应对等方面提出解决的思路和办法，并进行深入研究，为新能源的健康发展提供理论支持和实践指导，着力从多个维度来思考和解决这一问题。

“有些人谈‘负电价’而色变，其实我们要看是出现的‘负电价’现象是整体的还是局部的。局部负价信号可以引导‘削峰填谷’，引导储能投资，引导虚拟电厂的发展。有了这个价差，才有灵活性资源的投资回报。”刘敦楠说。

那么新能源电价全面入市后，发电侧的收益是否会受到冲击和影响？

中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽认为，《通知》要求的新能源原则上全面参与市场，对“负电价”基本不带来影响。

“无论原来是全额保障性收购还是现在参与市场，出清位置是一样的。政策并没有规定当电力市场是‘负电价’的时候机制电价不执行。不过在叠加了机制电价的相关机制后，可能使‘负电价’继续下探，时段增加。要解决‘负电价’的问题，一方面得看地方政府落实《通知》的具体实施方案，另一方面也要考虑如何借鉴国外经验，避免或减少‘负电价’的影响。同时，解决问题的核心是让更多的火电进入现货市场，理顺中长期市场和现货市场的关系，促进整个电力市场持续健康发展。”时璟丽说。

差价机制“差”在哪里

本次新能源电价改革的一个亮点无疑是机制电价的出现。

从国际层面来看，应对新能源入市后低电价、低收益的问题，英国的办法是“差价合约”。这一机制英国已经实行了近8年之久。

时璟丽介绍，“差价合约”是兼顾新能源参与电力市场和保障一定收益的可行机制。在该制度下，政府授权的低碳合同公司（LCCC）与可再生能源发电企业签订长期合同确定履约价格，发电项目直接按照电力市场规则参与市场交易。

“差价合约”与《通知》首推的新能源“差价结算机制”的相通之处，在于都是利用差价结算平抑新能源电价的波动。新能源电价低了的话，就为新能源业主补偿差价；新能源电价高了的话，新能源业主方就“回吐”差价。

但区别在于支持“差价结算机制”得以运作的资金。《通知》提出，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，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。

“现在的‘差价合约’从交易原理来说实际就是建立资金池，只不过这个资金池从原有的国家财政补贴，变成了入市的新能源交易电力来进行‘多退少补’。现在的‘差价合约’设立资金池，多了往资金池里放，少了从资金池拿回来，是调节机制，其本身就是市场化的体现。但这个调节机制实际上就是从新能源电源以及用户侧，共同来支撑资金池。所以未来这一机制不能再以过去的‘补贴’来形容，这是不准确的。”中电联统计信息部原主任薛静告诉中国城市报记者。

随着新能源装机规模不断增大，“现行具有保障性质的相关电量规模”的资金或许无法满足“多退少补”，各地的电力系统运行费用可能就要随之增加。如何做好下一步的工作？“建议政府从资金池的合理分配，以及该如何应对机制电量、机制电价中存在的问题两个方面，增加监管力度，从而助推新能源产业高质量发展。”薛静说。

■中国城市报记者 康克佳