2025年6月1日被明確為新能源項目“新老劃斷”的時間節(jié)點。
2月9日,國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號)(以下簡稱《通知》),決定推進新能源全電量入市、實現(xiàn)上網(wǎng)電價全面由市場形成。
這是繼2021年燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革后,國家層面針對發(fā)電側電價改革的又一重大舉措。新能源正式告別政府定價,全面參與電力市場交易。
新能源定價將告別“基準電價+補貼”
自2006年《可再生能源法》實施以來,我國建立了風電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電標桿電價制度,形成“燃煤標桿電價+國家/地方財政補貼”的固定上網(wǎng)電價機制及資金補貼制度。這一階段,新能源項目通過政府設定的固定標桿電價獲得穩(wěn)定收益,同時享受財政補貼以彌補成本,推動了新能源行業(yè)的快速發(fā)展。
隨著新能源技術進步和成本快速下降,補貼政策逐步退坡。這一方面是因為新能源產(chǎn)業(yè)逐漸成熟,具備了搏擊市場的能力;另一方面,財政補貼壓力也促使政策調整,以推動新能源行業(yè)向市場化方向發(fā)展。
《通知》發(fā)布,新能源電量正式迎來市場驅動階段,2025年6月1日被明確為新能源項目“新老劃斷”的時間節(jié)點,存量項目(2025年6月1日以前投產(chǎn))通過開展差價結算,實現(xiàn)電價與現(xiàn)行政策的妥善銜接;增量項目(2025年6月1日及以后投產(chǎn))的機制電價由各地通過市場化競價方式確定。
居民和農(nóng)業(yè)用戶電價不受影響
根據(jù)《通知》,市場化改革階段,為應對新能源發(fā)電的隨機性、波動性和間歇性,建立了可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償,高于機制電價時扣除差價。這種“多退少補”的差價結算方式,有助于穩(wěn)定新能源企業(yè)的收益預期。
此次新能源電力市場化改革明確指出,對居民和農(nóng)業(yè)用戶的電價水平?jīng)]有影響,這些用戶用電仍執(zhí)行現(xiàn)行目錄銷售電價政策。這意味著普通家庭和農(nóng)業(yè)用戶的用電成本在短期內(nèi)不會因新能源市場化改革而發(fā)生變化,用電價格保持穩(wěn)定。
對于工商業(yè)用戶,預計改革實施首年全國工商業(yè)用戶平均電價與上年相比基本持平。在電力供需寬松、新能源市場價格較低的地區(qū),工商業(yè)用戶電價可能略有下降,后續(xù)工商業(yè)用戶電價將隨電力供需、新能源發(fā)展等情況波動。
需求波動,“強制配儲”時代終結?
《通知》明確不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件。此前,強制配儲政策是推動儲能裝機增長的核心驅動力,2024年國內(nèi)儲能裝機規(guī)模中,新能源指標帶來的儲能需求占比達74.6%。政策調整后,短期內(nèi)儲能的強制配儲需求將受到一定沖擊,是否意味著“強制配儲”時代終結?
首先可以明確一點,隨著新能源市場化改革的推進,“強制配儲”必要性和可行性正在發(fā)生變化。新能源電量全面市場化后,新能源項目將通過市場交易形成價格,同時通過可持續(xù)發(fā)展價格結算機制保障收益穩(wěn)定。這意味著新能源項目可以通過市場機制來平衡發(fā)電波動,而不再完全依賴“強制配儲”。
短期來看可能還會出現(xiàn)一波搶裝潮。由于2025年6月1日被明確為新能源項目“新老劃斷”的時間節(jié)點,存量項目可享受現(xiàn)行政策保護,而增量項目需通過市場化競價確定電價。因此,在政策節(jié)點前,企業(yè)為鎖定存量項目政策紅利,可能會出現(xiàn)搶裝潮,這將短期提升儲能設備的市場需求。
新規(guī)實施后,新能源項目不再強制要求配置儲能,部分低效儲能項目需求可能減少。這將促使儲能行業(yè)加速優(yōu)勝劣汰,尾部廠商面臨更大壓力,而頭部集成商憑借技術和成本優(yōu)勢,有望進一步擴大市場份額。隨著新能源全面進入電力市場,儲能的盈利模式將從單一的強制配儲向市場化需求轉變。長期來看,新能源上網(wǎng)電價市場化改革將推動儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)中的調節(jié)作用更加重要。儲能設施能夠通過靈活的充放電策略,優(yōu)化新能源消納,提升電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和靈活性。隨著市場化改革的推進,儲能的價值將得到充分體現(xiàn)。(新京報零碳研究院研究員 陶野)
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