国家推动新能源电量全量入市，南北电价差为何超一倍？

话说，从国家发改委、能源局136号文推动的新能源电量全量入市改革开始以后，不仅负电价更频繁出现了，也导致了南北地区价差超一倍等现象的出现，但这些现象实际上恰恰是标志着我国新能源电价机制正从“计划主导”向“市场主导”快速转型！

我们都知道，过去的负电价，实际上对于绿电而言，并不会真的亏损！因为，负电价是电力市场中的一种特殊现象，指的是当电力供给远超需求时，市场结算价格会跌至零以下，发电企业需向购电方支付费用以消纳过剩电力。这种现象并非系统故障，而是新能源高比例接入，市场机制设计与电力系统调节能力不足共同作用的结果，且在全球能源转型中已经是常态化！

而在我国的电力现货市场中，由于价格的产生依托于边际定价机制，因此在确定最终结算价时，会将所有发电企业的报价从低到高排序，满足需求的最后一台机组的报价即为市场出清价！

说上面这些，是先告诉大家我国电力系统是如何定价的！

同时，我们应该也都知道，新能源发电成本与自然条件直接相关，西北、华北等北方地区风能、太阳能资源富集，发电效率高、度电成本低！极端的如新疆光伏机制电价低至0.15元/度（全球挖矿的数据中心狂喜），甘肃“风光同场”项目电价也仅0.1954元/度（数据中心接着喜）！但南方沿海省份如上海、浙江，虽然补贴高，但有各种限制，比如一度不准新增风电，因此新能源资源相对匮乏，且外购电量比例较高，为保障本地绿电供应，机制电价普遍偏高，比如，上海光伏电价高达0.4155元/度，较山东高出84%（新能源王者区）。

二从市场供需与消纳能力来看，北方地区新能源装机规模大但经济基础放着，因此本地负荷需求有限，现货市场价格长期偏低，倒逼增量项目竞价降价！

而南方经济大省工业发达、用电需求旺盛，新能源消纳空间充足，企业竞价动力较强。同时，电源品类差异，储能上架规模大也加剧了价差分化。从时间看，光伏出力集中于午间负荷低谷期，系统平衡成本高，竞价价格普遍低于风电，而风电出力高峰与用电晚高峰时空耦合度高，调峰价值突出，价格更具优势，还是用山东距举例，作为风电大省，其机制电价0.319元/度，较光伏高出近30%。

此外，部分省份为完成非水可再生能源消纳责任权重或固定资产投资目标，也对机制电价形成一定支撑。

接着，我们继续说136号文，由于其明确增量项目机制电价要通过省级竞价确定，并采用“报价从低到高入选、按最高报价定价”的规则，且不得高于当地煤电基准价。

因此，北方地区新能源企业竞争激烈，甚至出现“低价抢筹”现象以锁定机制电量保障！而南方地区因资源稀缺性，企业竞价空间相对宽松，最终形成南北价差超一倍的格局。

这种差异化定价本质上是市场在电力资源配置中起决定性作用的体现，打破了以往全国统一标杆电价的“一刀切”模式，形成了供需紧平衡的关系。

而这，实际上也代表了以往依赖政策补贴的发展模式彻底终结，具备低电价、高技术水平的企业将在北方市场占据优势！未来技术落后、成本偏高的中小企业或将逐步退出市场，市场进一步巨头化集中！

不过这非常利好“风光储协同发展”，因为低价信号将引导更多资本向北方资源富集区集聚，加速大型风光基地建设，而南方高电价区域则可能侧重分布式新能源与储能融合发展，提升本地消纳能力。同时，风电因价格优势和调峰价值，有望迎来发展机遇期，改变部分省份光伏“一家独大”的格局，促进能源结构多元化，今天尤其还有两个重磅新闻：一是多晶硅反垄断！二是光伏出口补贴取消了！这两个措施，会进一步刺激机制电价的市场化形成机制，也会进一步放大区域差异！

此外，新能源全量入市后，每种电都需公平承担系统调节成本，这也会激励火电灵活性改造、储能、虚拟电厂等灵活性资源投资。

而南北价差将推动跨省跨区电力交易规模扩大，促进电力资源在全国范围内优化配置。分时电价等配套机制的落地，也将进一步提升新能源消纳效率！值得注意的是，改革对居民、农业用户电价无影响，保障了民生权益，其影响主要是针对工业！

总体而言，新能源全量入市与南北电价价差，是我国能源市场化改革的必然结果，标志着大家要习惯从规模补贴向经营效益转型了！