首个省级新能源上网电价市场化改革方案征求意见

中国工业报记者   张楠

近日，首个省级层面的新能源上网电价市场化改革实施方案征求意见稿发布。随着各地细则的陆续出台和深度实施，新能源行业新一轮的价值重塑或将开启。

5月7日，山东省发展和改革委员会印发《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》（以下简称“实施方案”）及配套《新能源机制电价竞价实施细则》，面向能源监管机构、电网企业及发电企业公开征求意见。

今年2月，国家发展改革委、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》（以下简称“136号文”），要求自6月1日起,新增的新能源上网电量将全面参与市场化交易，加速推进新能源全面入市的进程。

东北电力大学经济管理学院王燕涛教授在接受中国工业报记者采访时表示，山东省和136号文均要求新能源电量原则上全部进入电力市场，电价由市场交易形成。区别在于136号文更侧重宏观框架，山东省相关文件是对136号文的具体落实和对竞价规则的细化。

比如：在分布式光伏的代理机制方面，山东明确支持分布式光伏通过代理商参与竞价，并初步规定代理商资质要求；在竞价组织方式方面，山东细则提出初期按技术类型（风电、光伏）分别竞价，未来逐步合并为统一竞价。

以2025年6月1日为节点，将新能源项目被划分为存量与增量两类。

存量方面，实施方案提出，对2025年5月31日前投产的风电、光伏项目，全电量参与市场交易后，机制电价按国家政策上限执行0.3949元/千瓦时（含税），该价格接近山东省燃煤基准电价（0.3949元/千瓦时）。

而执行期限是以项目全生命周期合理利用小时数剩余值为准。例如，某光伏电站设计寿命为25年，已运营5年，剩余20年按机制电价结算。

此外，实施方案提出，新能源参与电力市场交易后，在市场外同步建立差价结算机制，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，差价费用纳入系统运行费用，由全体用户分摊(或分享)。

王燕涛解释，当市场价格低于机制电价时，电网企业向新能源企业补足差额，差额由全体用户分摊。当市场价格高于机制电价时，新能源企业高出机制电价的部分收益，由电网企业收回并分享给全体用户。“这一机制能够为新能源企业提供收益兜底，同时避免市场过度波动。”

增量方面，实施方案提出，2025年6月1日后投产项目，通过竞价确定机制电价，申报充足率下限设为125%，引导企业理性报价。

根据实施方案，竞价的上限会依据前一年的结算均价来定，下限参考先进电站造价水平（仅包含固定成本）折算度电成本（不含收益）合理确定。竞价上下限既涉及到机制电量竞价如何报价的问题，也是直接决定项目收益水平的关键。

“申报充足率下限设为125%”的含义为：若某年度计划新增纳入机制的电量规模为10亿千瓦时，则申报总量需达12.5亿千瓦时以上，竞价才能有效。

值得留意的是，实施方案中明确，纳入机制的电量受机制电价保障，相应电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。

那么，申报主体在6月份竞价申报过程中，应该注意哪些问题？王燕涛指出，应该确保项目合规性文件齐全；参考历史交易数据及供需预测，避免低价导致亏损；确定竞价上下限；电量预测需基于实际发电能力，避免虚报。

电价由原先政府确定转为完全市场形成，对相关光伏、风电等新能源发电企业来说，此次改革既是机遇又是挑战。王燕涛表示，一方面，供需预测准确、调节能力强的企业可以通过全面参与市场化交易获得更高利润，另一方面，调节能力弱的企业可能低电价甚至负电价交易，提高投资回收难度。

另外，由于市场价格的波动性，可能导致电价低于原有保障性收购价格。王燕涛提醒，对于新能源企业，一方面要提高技术水平，特别是利用新技术开展发电精准预测、创新报价策略，另一方面要提升灵活性，提高与市场需求的匹配度。