每經記者 周逸斐    每經編輯 馬子卿    

2月9日，國家發展改革委、國家能源局發布《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（下稱《通知》）。

據悉，改革主要內容有三方面。一是推動新能源上網電價全面由市場形成。新能源項目上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。二是建立支持新能源可持續發展的價格結算機制。新能源參與市場交易后，在結算環節建立可持續發展價格結算機制，對納入機制的電量，按機制電價結算。三是區分存量和增量項目分類施策。存量項目的機制電價與現行政策妥善銜接，增量項目的機制電價通過市場化競價方式確定。

國家發展改革委、國家能源局有關負責人解讀稱，隨著新能源大規模發展，新能源上網電價實行固定價格，不能充分反映市場供求，也沒有公平承擔電力系統調節責任，矛盾日益凸顯，亟需深化新能源上網電價市場化改革，更好發揮市場機制作用，促進行業高質量發展。當前，新能源開發建設成本比早期大幅下降，各地電力市場快速發展、規則逐步完善，也為新能源全面參與市場創造了條件。

完善現貨市場交易規則

國家高度重視風電、太陽能發電等新能源發展，2009年以來陸續出臺多項價格、財政、產業等支持性政策，促進行業實現跨越式發展。截至2024年底，新能源發電裝機規模約14.1億千瓦，占全國電力總裝機規模40%以上，已超過煤電裝機。

中國能源研究會能源政策研究室主任林衛斌接受《每日經濟新聞》記者微信采訪時表示，“在我國新能源占比逐步提高，并最終實現以新能源為主體的新型電力系統背景下，新能源全面參與電力市場交易是必然要求。”數據顯示，2024年1月至7月，我國風光發電占總電量比重超過20%，林衛斌認為：“加快推進新能源入市對于完善我國電力市場建設、健全新能源發展的長效機制具有重要意義。”

《通知》提出，要建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平、電量規模、執行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統運行費用。

同時，《通知》還指出，完善現貨市場交易和價格機制。完善現貨市場交易規則，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場。

林衛斌告訴記者：“電力現貨市場建設相對滯后。從我國電力現貨市場建設進程看，國家發展改革委先后于2017年與2021年布置了兩批電力現貨市場建設試點省份。2023年12月，山西電力現貨市場在歷經五年試運行后，成為我國首個轉入正式運行的電力現貨市場。”

此后，廣東、山東、甘肅電力現貨市場陸續轉入正式運行，而其他開展電力現貨市場建設的區域仍處于試運行階段。2023年頒布的《電力現貨市場基本規則（試行）》和《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》規定，只有依序開展模擬試運行與結算試運行，連續運行一年以上并依據市場出清結果進行調度生產和結算的現貨市場才可轉入正式運行。考慮到不同地區電力現貨市場的建設進度，我國電力現貨市場實現全覆蓋尚需時日。

糾正不當干預電力市場

記者還注意到，在強化政策協同方面，《通知》提出：“強化改革與優化環境協同，堅決糾正不當干預電力市場行為，不得向新能源不合理分攤費用，不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。”

林衛斌進一步告訴記者，對于電源側儲能，“強制配儲”并非長久之計，需要與其所配套的電源耦合，共同參與電力市場。例如，儲能系統可在新能源參與電力批發市場過程中依據現貨市場價格靈活地儲存或釋放電能以獲取電價差額收益，燃煤發電機組配儲可有效改善機組調頻性能。對于電網側儲能，抽水蓄能和大型獨立儲能電站需以兩部制電價為過渡，逐步走向通過容量市場與輔助服務市場實現收益。

對于用戶側儲能，其發展須由依賴補貼逐步向市場化方向轉變，參與需求響應和系統調節。要通過立法等方式明確分布式風光儲聯合單元等主體的獨立市場地位，遵循技術中立原則，鼓勵各類主體公平參與電能量市場、輔助服務市場、容量市場、綠色市場等各類市場，與發電企業、電力用戶、售電公司等經營主體享有平等的權利義務，同等承擔各自在各類市場的經濟責任、獨自承擔市場交易結果。

封面圖片來源：視覺中國