新能源上网电价不再“一口价”

原标题：新能源上网电价不再“一口价”

我省是一次能源匮乏省份，缺煤无油少气。为提供充足电力能源，“十四五”时期，我省加快构建新型能源体系，全口径装机容量突破7000万千瓦，较“十三五”末增加3000万千瓦；风电、光伏装机容量历史性超过煤电，可再生能源装机容量占全省发电装机总容量比重超过50%。

随着绿色成为我省能源供给的“主色调”，推动新能源上网电价由政府定价转向市场定价，势在必行。日前，省发展改革委印发了《江西省新能源上网电价市场化改革实施方案》《江西省增量新能源项目机制电价竞价实施细则》和《江西省新能源可持续发展价格结算机制差价结算细则》，从市场供求、资源配置等维度发力，推动我省电力市场迈入全新的发展阶段。

新能源项目上网电量全部进入电力市场

自2009年起，我国陆续出台多项价格、财政、产业等政策，推动风力发电、太阳能发电等新能源产业迅速崛起。但以往新能源上网电价实行固定价格，在电力供应充足时段，价格无法根据实际情况灵活调整，未能充分反映市场供求。

如何更好发挥市场机制作用，调节新能源上网电价？省发展改革委相关负责人表示，当前，新能源开发建设成本较早期大幅下降，我省电力市场快速发展、规则逐步完善，为新能源全面参与市场创造了条件。此次改革的核心内容，就是推动新能源上网电价全面由市场形成，建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。

我省明确，自今年10月1日起，新能源项目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。新能源项目可以根据自身情况，以报量报价方式直接参与市场交易，或是接受市场形成的价格进行交易。同时，我省将建立以电力交易平台为载体的统一信息披露平台，按年度、季度、月度、周度及日度等频次规范发布电力市场信息；建立健全发电机组成本调查评估体系，构建全周期成本预测模型，为电力市场平稳运行和电价机制改革优化提供数据支撑。

前不久，省发展改革委公布了我省2025年新能源机制电价首次竞价结果。433个入围项目中，光伏项目429个，机制电价0.33元/千瓦时，机制电量规模1.31亿千瓦时；风电项目4个，机制电价0.375元/千瓦时，机制电量规模4.62亿千瓦时。这一电价水平既反映了市场供需关系，也为新能源项目提供了稳定的价格预期，标志着我省新能源上网电价市场化改革进入实质性操作阶段。

一系列改革举措对终端用户电价水平有什么影响？省发展改革委相关负责人介绍，居民、农业用户仍执行现行目录销售电价政策，因此其电价水平不受影响。对于工商业用户，预计改革实施首年我省工商业用户平均电价水平与上年相比略有下降，后续工商业用户电价将随电力供需、新能源发展等情况波动。

破解光伏发电“午间富电、晚峰缺电”等问题

新能源发电具有随机性、波动性、间歇性特点，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。

“午间富电、晚峰缺电”的矛盾该如何解决？我省在推动新能源全面参与市场的同时，建立了新能源可持续发展价格结算机制。对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式，让企业能够有合理稳定的预期。

新能源项目主要分为集中式风电、光伏项目和分散式风电、分布式光伏项目两种。随着技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大。我省按照老项目老办法、新项目新办法的方式，明确了存量和增量项目的电价结算方式，实现政策平稳过渡。

如何保障存量项目合理收益？我省通过机制电价保障价格，对今年6月1日前投产的存量项目，其机制电价统一按照我省现行的煤电基准价执行，与原有价格政策有效衔接。享有财政补贴的新能源项目将继续按原政策执行，确保存量项目收益的稳定性。同时，通过机制电量比例保障既有收购量。在机制电量比例上，总体按我省现行新能源发电量的90%保障量为基数，针对新能源项目的不同类型采取差异化安排。

对于增量项目，我省则通过市场化竞争方式引导其有序发展并稳定长期收益预期。综合考虑当年增量新能源项目装机容量、合理利用小时数、用户承受能力等因素，合理设置增量项目机制电量年度总规模。综合考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，合理设置机制电价竞价上下限。

江西日报全媒体记者 董文涛（董文涛）

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