随着新能源全面入市消息的广泛传播，新能源电站投资的“躺赢”红利期已接近尾声，这让众多从业者和投资者倍感焦虑和迷茫。

近期，国家发改委、国家能源局联合发布了《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”），明确提出推动风电、光伏发电等上网电量全面进入电力市场，上网电价由市场交易形成，并建立配套的可持续发展价格结算机制。这一举措被视为自2021年深化燃煤电价改革以来，中国电力行业改革中的又一重要里程碑。

从政府兜底的“保价保量”到市场交易的“不保价不保量”，新能源电站投资的逻辑发生了根本性变化。尽管市场化改革方向正确，但新政所引发的一系列疑问仍困扰着许多从业者。

根据此前政策，2026年至2029年是全国统一电力市场全面建成期，新能源将全面参与市场交易，然而这一时间点为何提前至今？走在前列的多个省级电力市场中，负电价频繁出现且持续时间越来越长，未来全面推向市场交易的新能源电站是否会面临发电越多亏损越多的困境？

多位接受采访的行业专家表示，市场短期内弥漫的忧虑情绪可以理解，但不必过度担心。关键在于主动学习市场化新机制，并积极调整投资心态和运营姿态，顺应全面市场化改革的浪潮。过去，当新能源电站被视为“稳赚不赔”的金融资产时，投资方更注重“拼关系”，付出高昂的“非技术成本”。未来，不同电站将比拼对电力市场的理解和精细化运营能力，这对新能源电站更公平，对新型电力系统更高效。

政策为何提前

尽管新能源进入电力市场的实践已在全国各省份“多点开花”，业界对此早有预期，但国家层面的全面推进政策却比预期提前了好几年。

去年11月，国家能源局编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》提出，2026年至2029年是全国统一电力市场全面建成期，新能源将全面参与市场交易。然而，短短三个月后，136号文就明确提出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，对存量项目和增量项目分别制定了执行机制。

中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽表示，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14.1亿千瓦，风光电源装机占比达到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。

国家能源局数据显示，2023年市场化交易电量占新能源总发电量的47.3%，2024年数据尚未公布，但行业普遍预测将超过50%。时璟丽介绍，若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提高至71.3%，占电网售电量的比重可达86.4%。随着新能源电力电量提升，这两个比例还将继续增加。

电价机制改革也是影响政策的重要因素。过去，我国对新能源实行分类标杆电价、基准价和招标竞价。此次136号文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。

政策出台有其特殊时机考量，但投资者关心的是市场化机制下收益的不确定性。去年以来，多个热衷于新能源投资的国央企纷纷抛售电站资产，效益预期不复以往。136号文提出的可持续发展价格结算机制及“机制电价”能否支撑企业盈利，将在多大程度上影响终端电价浮动？

时璟丽强调，这种变化有利于新能源开发建设的良性发展，对实际投资和运行能力弱但偏重拿路条的电站方是打击，对真正有资金、有能力、擅长运营和交易的电站方是机遇。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，谁就能获得更高收益。

谈及市场化是否会造成终端电价上涨，时璟丽认为需分类、分地区看待。

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机制。市场交易定价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用，系统运行费又可纳入当地工商业用户用电价中。在机制电价高于市场交易价格均价时，市场交易上网侧价格会下降，系统运行成本会上升。对于存量项目，因政策平滑过渡，不会导致工商业用户电价水平变化。但对于增量项目，若前期配储、产业配套等成本过高，将体现在后期机制电价招标上，进而影响地方工商业用户用电价格。

“局部负价”而非“整体负价”

在政府定价时代，发电量与收益基本成正比，但全面市场化后，这种关系大大弱化，甚至发电越多电站越要“倒贴”。

欧洲清洁能源发电比例领先全球，但负电价出现次数也创纪录。2024年，可再生能源约占欧盟发电结构的48%，负电价出现次数达1480次。其中，德国负电价时长达468小时，同比增60%；法国翻倍至356小时；西班牙首次出现负电价，总计247小时。

华北电力大学经济与管理学院教授刘敦楠认为，负电价本质是电力供过于求。新能源比例提高是大势所趋，今后负电价将越来越多。

目前，零电价、负电价已在国内省级电力市场中频频出现。今年，浙江、山东、山西、广东等地电力现货市场均出现负电价或零电价。

造成负电价的一个重要推手是电力市场之外的“场外补贴”。全国多个省市为促进新能源发展，对新建项目给予电价补贴。例如，浙江某地“农光互补”光伏发电项目可获得0.2元/千瓦时的补贴。这意味着，只要补贴金额高于电站支付的负电价，新能源项目发电仍是“发一度电赚一度电”。

尽管负电价有其自身规律，但市场主体对电价剧烈波动影响投资信心的逻辑链客观存在。刘敦楠强调，要区分整体负价和局部负价。整体负价代表市场运行和电力供需出现严重问题，极不合理。但目前多地出现的仅是局部负价，是一种激励措施。

他比喻道，局部负电价像迟到的罚款，电站还有中长期交易、辅助服务市场和绿证绿电交易等保障基本收益。局部负电价能引导削峰填谷、储能投资和虚拟电厂等，有了价差才有灵活性资源的投资回报，激励新能源电站承担系统调节成本。但一些电站利用政府补贴报出负电价，形成不公平竞争，未来有待完善。

相较于电力现货市场中的负电价，刘敦楠提醒要警惕系统平衡调节成本。若地区实际新能源规模超出消纳能力，将导致系统调节成本大幅增长，最终传导给发电企业和用户。地方需合理规划，避免这种情况。

（文章来源：第一财经）