餘鵬鯤：新能源上網電價市場化改革怎麼回事，好處在哪？

【文/觀察者網專欄作者 餘鵬鯤】

2月9日，國家發展改革委與國家能源局聯合印發《關於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》。

有網民看到“市場化”和“市場定價”，認為充分的競爭有利於降低電價和行政補貼，老百姓將最終受益。也有網民認為，如果新能源補貼減少，有可能造成電價上漲。

針對這一問題，有關負責同志接受《人民日報》採訪時已經明確表示：“這項改革，對居民、農業用户電價水平沒有影響”，工商業用户平均電價在改革首年與上一年持平，改革不構成獨立影響因素。

推進全國統一電力市場是落實全國統一大市場精神 央視網

此外，有業內人士表示該規定雖然在意料之中，經過了充分的吹風，但依然有可能對市場格局以及少數企業產生衝擊。少數股民則擔心改革可能會影響新能源公司的發展前景，進而影響自己持有的股票價值。

那麼，新能源上網電價市場化改革的主要內容是什麼？改革會帶來哪些好處？又會對市場造成怎樣的影響？

新能源上網電價市場化改革，怎麼回事？

根據有關負責同志在採訪時的説法，改革的主要內容有三個方面：一是推動新能源上網電價全面由市場形成，二是建立支持新能源可持續發展的價格結算機制，三是區分存量和增量項目分類施策。以上三方面環環相扣，共同構成一個相對嚴密、完善的改革體系。

根據國家能源局發佈的2024年全國電力工業統計數據，全國累計發電裝機容量約33.5億千瓦，同比增長14.6%；其中火電僅佔14.4億千瓦，只佔全部裝機容量的43.1%。

2024年全國發電裝機容量構成

新能源是一種中國特色的提法。根據《產業結構調整指導目錄（2024）》的相關規定，新能源是指風電、光伏、海洋能、地熱能、生物質能、氫能，傳統能源是指煤炭、石油、水電（含常規水電和抽水蓄能）等。按照上述規定，主要裝機容量構成中只有風電和太陽能發電屬於新能源，但很多國家都把風電、太陽能發電與核能、水電一起歸類為清潔能源或綠色能源。

從裝機容量構成上看，新能源佔比已達42.03%，清潔能源佔比更是達到一半以上。新能源上網電價市場已經成為全國電價市場不可忽略的重要組成部分，對全國電價市場的健康穩定十分重要。

自從2021年國家發改委發佈《關於進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》以來，燃煤發電上網電價市場已經全面市場化了，而且初步實現了全國統一市場。

相比之下，2024年新能源上網電價市場還是嚴格按省劃分的。甚至於內蒙古電網由於東西跨度大，還分為蒙東電網和蒙西電網，其新能源交易方法和價格都有一定區別。因此新能源電力市場的全國一致性就要差一些。

新能源電力交易的主要方式包括中長期交易、綠電交易以及現貨交易。中長期交易就是企業在規定時間段內按要求向電網足額供電，最後按照合同取得報酬。綠電交易就是企業定向需求方供電，按照某個確定的規則取得報酬。為了照顧新能源的發展，綠電交易的規則較現貨交易要更加優惠。現貨交易的電價是根據需求即時確定的，企業可隨時向電網供電。

以上三種電力交易方式都是市場化的，因此改革提到的“推動新能源上網電價全面由市場形成”側重點在於“全面”。從這個角度看，目前新能源電力交易市場存在兩個突出問題。

其一，中長期交易合同的比例畸高。中長期合同簽約比例達到80%以上，顯著高於綠電交易方式，參與現貨交易的新能源企業則更少。

眾所周知，中長期合同的透明程度肯定不如綠電交易和現貨交易，市場化程度也偏低。火力發電企業也可以參與現貨交易，相比綠電交易競爭的主體更多，更有利於形成公平的價格。

其二，各省的主要定價政策五花八門，與全國統一大市場的精神不一致。各地的主要定價策略可分為“門檻+固定價”、“平峯谷定價”、“鼓勵現貨交易”以及這三種模式的組合。

“門檻+固定價”的代表是廣西，集中式風電、光伏發電企業要保證自己的設備利用率較高、發電時長較為飽和才能上網。上網後執行政府授權合約價格，按照《2024年廣西電力市場交易實施方案》，為0.38元/千瓦時。

甘肅是典型的“平峯谷定價”，首先將每天的時間分為平段、谷段和峯段，對應的峯谷分時係數分別為1、0.5以及1.5。按照用煤發一度電的合理價格作為基準價格，中長期交易的價格=基準價格*上網時的峯谷分時係數，谷段的價格只有基準價格的一半。

山東屬於“鼓勵現貨交易”的標杆，要求參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏）全電量參與現貨市場，這可能與山東新能源現貨市場均價較高有關。

目前新能源的發電價格已經明顯低於火電，但很多新能源發電企業還是對最透明的現貨交易方式有一定的排斥心理。這與新能源發電的特點有關，也就是專家所説的“隨機性、波動性、間歇性”。

以光伏發電為例，其發電效率與設備接受的光照強度息息相關。具體到一天之中，光伏發電效率與太陽輻射、日照時長成正比，而與雲量或者濕度等因素成反比。對於光伏電站這麼小的區域，現在的天氣預報還做不到精確預測雲量和降雨，導致未來一天的發電量很難準確預測，這就是“隨機性”。

由於日出日落，光伏電站發電量在一天內存在波動不難理解。由於地球公轉的影響，發電量還存在月度波動，這就導致光伏發電很難在冬季的用電高峯中出大力。更悲劇的是，由於光伏面板在高温下光電轉換效率會下降的物理特性，光伏發電在夏季用電高峯中同樣表現平平。

對於中國華北地區，太陽輻射往往在5、6、7三個月最高，但光伏發電的效率反而是在3、4、9、10月更高，且秋季發電量超過夏季。南方地區則由於疊加降雨影響，6月的光伏發電效率比華北更低。

位於華北的某電站月總輻射量和月滿發小時數

“波動性”表現到極致就是“間歇性”，黑夜和較大的降雨、降雪都會使得光伏電站的發電量在一定的時間內明顯下降。風力發電的“隨機性、波動性、間歇性”比光伏發電更明顯。關鍵在於這些因素引起的新能源電站的發電量變化，往往與實際用電量變化相反。

在中長期交易、綠電交易模式下，實際用電量變化引起的電價變化不明顯。在之前提到的甘肅方案中，谷段的電價為0.5倍基準價格。根據《甘肅省發展和改革委關於進一步完善我省分時電價機制的通知》，谷段時間為9:00~17:00，基本上涵蓋了光伏電站發電效率最高的時間段。

因此對於光伏發電而言，甘肅方案看似上限不高，如果沒有配套大型的儲能設施，日平均電價很難超過0.7倍基準電價；實則下限很高，至少相當於0.5倍基準電價，也就是相當於燃煤火力發電合理價格的一半。只要光伏技術不是很落後，這個價基本保證了不會虧損。

但是在現貨交易模式下，實際用電量變化引起的電價變化就相當明顯了，各地的谷段電價普遍在0~0.3倍基準電價。工業強省山東和浙江還出現過負電價的情況，也就是説某個時間點，發電企業向電網供電不僅沒有報酬，還可能反而要略微繳納費用。

當然，負電價和零電價都是非常局部短暫的現象，但在現貨交易中，低電價是谷段的常態。

可想而知，要是不經歷過渡和緩衝，直接“全面”市場化將對新能源產業產生很大的衝擊。因此，改革的第二項重點就是要建立支持新能源可持續發展的價格結算機制。

這樣的機制電價簡單來説就是既要擴大新能源電價的“平峯谷”差距，以“充分反映市場供求”，促使各個市場主體“公平承擔電力系統調節責任”，又不能像現貨電價一樣變化過於激烈，打擊到新能源企業的積極性。最終落地的結算機制很可能類似於“平峯谷定價”，但是段數更多，而且分段的依據將更多地體現市場的調節，價格也會採用競價的方式確定。

根據一家AI新能源企業Palmetto的彙總統計，過去10年中，幾乎所有技術路線的光伏面板樣品的最高效率都有提升（但是效率超過25%的研究幾乎都未能證明產業化價值），同時產業化價格也明顯降低了。

光伏面板樣品的最高效率研究

伴隨着技術進步和價格下降，同樣裝機容量的新能源發電項目造價是逐年降低的。而且新能源項目在建造完成時，就使用了大部分投資，後期運營成本差距不大。造價不同的項目，如果按照相同的電價供電，無疑將打擊投資人投資新項目和新技術的積極性，也不能反映老項目帶動產業發展的功勞。

因此，改革的最後一個重要方面——“存量和增量項目分類施策”就是針對這個問題的。今年6月1日後投產的項目，機制電價通過市場化競價確定，而之前的項目，要照顧各個項目實際適用的電價結算機制，並與新政策進行銜接。通知還鼓勵存量項目進行技術升級以降低成本，維護市場健康良好發展。

新能源上網電價改革利國利民

由於目前現貨市場的峯值電價與谷值差距很大，同時新能源發電的可計劃性不強，發電量變化與用電量變化存在較大差異。為了解決這個矛盾，似乎只能在發電高峯時將更多的電存起來，在用電高峯時釋放出來，所以有人猜測新的改革將利好儲能行業。

筆者認為，簡單地斷言利好儲能或者利好發電可能都不符合改革的本意。根據通知內容看究竟誰會得利，監管部門傾向於讓市場去判斷。

長期以來，新能源儲能項目的主流建設模式，都是發電站建設企業同步建設，並配套自己的發電項目。在實際生產運營中，這種模式表現出很多缺點。

首先是充放電能力不飽和，實際電力調節能力偏弱。假設一個光伏電站附近還存在着一個風力發電站，由於同一時刻光伏和風力的發電量並不一致，對各自儲能設施的壓力也不相同。可想而知，如果兩個項目能合理利用彼此的儲能設施，兩個電站構成的聯合體電力調節能力會更強。

考慮到一省範圍內，各地的天氣變化不盡相同，如果能將所有儲能設置統籌使用，帶來的經濟價值還會更大！

還有一個問題是空間分佈單一。由於該模式下儲能設施是發電站的配套工程，因此往往建設在發電站附近。然而發電站附近往往不是最能調節電網的位置，儲能設施理應設置在電網的關鍵節點附近，才能調節靈敏並減少輸電損耗。

2019年青海省首先提出了“共享儲能”的商業模式，並建設了示範工程——青海海西格爾木電化學共享儲能電站。“共享儲能”的提出有效解決了上述問題，並使得儲能獨立為細分行業，不再只是新能源發電的一個部門。

青海海西格爾木電化學共享儲能電站

但是，“共享儲能”模式解決了舊問題，又面臨新困難。

共享儲能電站主要是通過租賃容量和容量補貼賺錢，又可以參與現貨市場的峯谷套利。在操作得當的情況下，可以取得不錯的收益。但共享儲能賺錢時，往往引起發電企業的不滿。

儲能電站的投資相對來説不高，按照裝機容量的20%配置儲能設施，僅會增加5%的總造價。因此政策有利於儲能時，發電企業就會投資自有儲能；但這部分容量到政策不利時又會閒置，尤其是新建的儲能設施往往成本更低。

目前，不同電力投資企業的儲能設施總體上互相租賃的比例並不高，違背了“共享儲能”的初衷，而且共享儲能企業和發電企業的博弈衝突有所加劇。

與此同時，還有很多企業因為被要求配套儲能項目，不得不求助於儲能建設企業幫助建設，但後續自行運營和管理則效率低下。

這些衝突，如果採用行政命令的方式調節，既可能落後於現實，也很難讓雙方服氣。通過市場的方式進行調節，有助於定分止爭，並減少惡性競爭帶來的產能浪費。

此次通知明確提出：“不得將配置儲能作為新建新能源項目核准、併網、上網等的前置條件”，有利於讓專業人員幹專業的事，並有助於儲能和發電分業經營、自由競爭，最終實現各個主體“公平承擔電力系統調節責任”的目標。

當地時間1月20日，特朗普密集簽署了一系列的行政命令。對能源領域的影響包括：退出各國共同應對氣候變化的《巴黎協定》、宣佈美國進入能源緊急狀態、結束拜登政府的“綠色新政”以及加大石油等傳統能源的開採。

這個決定立刻引發了美國環保人士的反彈和抗議。從2018年開始，美國的石油產能在一個極高的基礎上開始緩慢爬坡，2021年之後，美國石油的產量和消費量更是以驚人的速度增長。2023年，美國最高法院以6票贊成、3票反對作出裁決，嚴重限制了美國環保局對發電站碳排放的監督。

在以上因素的影響下，美國空氣質量嚴重劣化。現在美國的大城市已經能非常頻繁地看到霧霾天氣，而且往往臭氧、顆粒物、PM2.5指標都較差。根據美國《國家空氣質量報告》，2024年顆粒物污染達到“非常不健康”和“危險”的天數，分別為135天和79天，創下了歷史記錄。

美國顆粒物污染最嚴重的天數

如果中國複製特朗普的能源政策，對環境、就業以及防返貧工作都會產生難以想象的影響。在清潔能源中，中國的水資源不富裕，水庫調度更多要服從用水而非水電的需要；核電目前來説價格還比較高，技術門檻也相當大。

因此，新能源發電的廣泛應用對於保證電力價格穩定和保障工業發展來説至關重要。此次改革通過充分發揮市場在配置資源中的決定性作用，有望調動企業積極性，降低平均入網電價，並增強行政補貼的針對性。

如何減少市場化改革的衝擊

歐洲和美國貿易壁壘的增高影響出口，國內上網電價逐步全面市場化已成定局，新能源企業勢必面臨着一定的衝擊。統籌計劃的負責人和監管方，應當與企業一起努力，減少市場化改革帶來的衝擊。

首先，要加大對於儲能顛覆技術的投資。

前面説到一個裝機容量為10兆瓦的新能源電站，配套一個2兆瓦時的電化學儲能電站只需增加造價的5%左右，可見參與儲能電站的資金門檻並不高。但2兆千瓦只相當於最大小時發電量的20%，而要讓發電站單日內的輸電量跟隨接入電網實際用電量變化，儲能電站的容量要達到最大小時發電量的300%~400%。

以上，還僅僅是考慮了一天內輸電量跟隨用電量變化的情況。如果要求一段時間內輸電量都要跟隨用電量變化，那麼對儲能電站的容量要求就更大了。好在火力發電、水電以及核電的可計劃性很強，承擔了更多調節電網的責任，顯著減輕了儲能電站的壓力。

目前大概有五種較有希望的儲能技術，分別是電化學、抽水蓄能、重力儲能、壓縮空氣儲能以及超級電容。基於電化學原理的儲能電站類似於充電寶，具有若干個充放電單元，並可進行管理。基於鋰電池充放電的儲能電站，電能的轉換效率能達到85%~95%，這項指標其他技術很難比擬。

電化學儲能電站的缺點是容量成本很貴，跨月、跨季度調節能力不強，同時大容量電站面對外來破壞時安全性較差。與之形成互補的是抽水蓄能電站，這種電站相當於帶抽水功能的兩級或多級水庫。在蓄能時由下水庫向上水庫抽水，在發電時上水庫向下水庫放水。

目前世界上裝機容量（表徵調節能力）最大的抽水蓄能電站是位於河北承德的豐寧抽水蓄能電站，裝機容量為3600兆瓦，最大儲能容量為6.72萬兆瓦以上，相當於6720萬度電。在最大儲能容量上，抽水蓄能電站遙遙領先。

豐寧抽水蓄能電站的上下水庫 新華社

但是能夠建造抽水蓄能電站的地理位置極為有限，而且往往遠離用電量大的沿海地區。因為抽水蓄能電站本身是一種特殊的水庫，在高差較大的地區，就非常容易以較低的佔地面積和建設成本獲得較高的裝機容量和庫容，反之就很困難。一個理想的抽水蓄能電站，需要上下水庫的庫容都很大，選址就更難了。

目前，重力儲能電站在平坦地區的商業化前景已趨於明朗。重力儲能和抽水蓄能一樣都是將電能轉換為重力勢能達到儲能的目的。蓄能時將重物從低矮處提起，發電時重物下落帶動機械系統產生電能。

重力儲能原理

第一個商業化的大規模重力儲能電站是江蘇的如東100兆瓦時重力儲能項目。根據地方政府的信息，該項目已經於2024年末投入運營，不過目前還沒有該項目完工後的運營照片被披露出來。該項目的裝機容量為25兆瓦，最大儲能容量為100兆瓦時，相當於10萬度電。

可見目前重力儲能電站的基本指標已經可以和電化學儲能電站相提並論了，而且建設成本也不高，還能將固體廢物經過處理後作為重物，具有可喜的發展前景。相關領域的研究表明，重力儲能技術的效率最高可達85%，高於抽水蓄能的70%~80%，但實際應用中伴隨着機械系統磨損劣化，可能很難達到這一效率。此外，要建設最大儲能容量可以比肩抽水蓄能電站的重力儲能電站，其成本仍然不可接受。

壓縮空氣儲能技術是將常温常壓的空氣進行壓縮以蓄能，並將加壓後的空氣妥善儲存，最後又利用儲存的高壓氣體發電。它的市場潛力目前還不明朗。從紙面上看，它的裝機容量、最大儲能容量可以做到比較大，轉換效率也可以接受，單位容量建設成本比重力儲能、電化學等都要低得多，未來還有望進一步降低。

實際上同時聚齊這些條件相當困難，想要低成本獲得較大的儲能空間，需要地下存在大型的鹽穴（開採鹽礦造成的地下空間）。如果是改造其他種類礦產的採礦通道，成本就高多了，人工開挖地下洞室更不必説。轉換效率要高，需要地質條件良好，並且儲氣室距離地面較深。裝機容量較大則需要佔用地面較多的土地。

2024年4月，全球最大的壓縮空氣儲能項目——山東肥城300兆瓦壓縮空氣儲能示範項目併網發電，其裝機容量達到300兆瓦。根據報道，儲1度電最終能放出0.72度電（經過兩次轉化，平均效率在85%左右）。該項目主要使用地下1000米深的巖穴，儲氣容量超過50萬立方米，氣壓達到100個大氣壓，各方面都配得上“示範項目”的定位。

該項目的最大儲能容量沒有披露，據稱可在用電高峯為20萬~30萬户居民提供電力保障，估計其單位儲能容量的建設成本相較抽水蓄能仍有較大的差距，但比電化學蓄能和重力儲能強。

超級電容目前還處於探索之中，利用電容充放電避免斷電衝擊是電路設計的常見操作，而且維護成本低、放電靈敏度高。但是同樣體積的電容，目前容量和鋰電池至少還有上千倍的差距。同樣價格的電容，容量和鋰電池相比差距更大。超級電容要想實用化，還有很長的距離要走。

綜上所述，在清潔能源中，核電目前還不適宜大面積推廣，水電的增長空間有限甚至面臨負增長，只有新能源的環境成本、發電成本和建設成本能取得比較好的平衡。目前我國在幾乎所有儲能路線上，都做到了技術先進、規模領先。儘管如此，現有的電網調節體系的能力、運營價格和建設費用還不能令人完全滿意。每年迅猛增長的新能源裝機容量，其利用率並不飽和，驅逐的傳統能源主要是水電和小火電，大型火電廠每年的發電工時下降並不顯著。

伴隨着中國工業對發電量要求的提高，新能源裝機量的迅猛提高與火力發電產能的有限降低成為不可忽視的矛盾。

推動市場化改革有助於提高效益、降低成本，但對應的改進多為商業模式創新和工程創新，而非科學原理創新。光靠市場的力量，很難出現原理性的創新。目前所有主流的儲能技術路線及其組合，恐怕都不能完全解決上述矛盾。因此在推動新能源上網電價全面市場化的同時，還應加大對儲能顛覆技術的投資，尤其是投向高校、研究所和初創企業的投資。

資料圖：農村屋頂光伏 第一財經

同時，減少改革衝擊要貫徹全國統一大市場精神，儘可能減弱人情照顧和地方舊政策的影響。

“區分存量和增量項目分類施策”即“新項目新政策，老項目老辦法”的方式在很多領域的改革中很常見，這是很多改革得以順利推進的重要原因，也有助於平穩過渡。在過去的改革中，人們往往發現“新”的考核總是很嚴格，“老”的待遇總是很優厚，“新”與“老”的強烈對比，反而打擊了競爭的積極性。

針對此次改革，新政策的競爭烈度明顯提升，舊項目與新政策的銜接卻給了地方較大裁量權。再加上舊項目普遍位於自然稟賦較好的地區，新項目與老項目的苦樂不均有可能更加突出，打擊新興企業和推廣新技術的積極性。

同時，“老辦法”太好也會抑制老項目的更新換代。試想更新換代之後，如果老項目還是老辦法，那麼經濟上最優的方法是把要建的新項目搬進“老地方”，然後視情況把老設備搬到“新地方”，這就存在套利空間。如果適用新辦法，那麼老項目企業為什麼要花錢找罪受？如果適用折中辦法，那麼就為勾兑留下了隱患。

因此，從平衡政策連續性和鼓勵創新角度出發，老辦法要向新辦法有一個明顯的看齊，老項目整體的投資回報率不宜明顯高於新項目。

最後，減少改革衝擊要加大知識產權保護力度。去年，中央政治局會議首次提出“耐心資本”，“耐心資本”不是賺一波快錢就走，也不是簡單的買入賣出，能源行業特別需要“耐心資本”。

普通資本要成為“耐心資本”需要安全感。目前普遍構成企業競爭力的主要壁壘是資金壁壘和成本壁壘。資金壁壘不能反映企業在一個行業的深度積累，成本壁壘不僅是內卷的根源，而且主要由管理方法組成，很難長期維持。通過保護知識產權，有助於讓企業形成賺錢相對容易的一個壁壘，而且也能將企業的積累作為一個要素反映到競爭中去。

過去有一個誤區：只有能參加國際競爭的大企業，其知識產權才需要重點保護，而其他企業和個人的知識產權不重要甚至不需要。

未來科技發展需要的知識結構，不可能被教育體系完全計劃。大學生和研究生的自我探索和學習，需要額外支付大量的時間成本和金錢。這種探索，對今後更好地服務社會發展創新具有重要的意義。原本這些成本可以通過對接社會需求得到補償，如果小企業和個人的知識產權不受保護，那麼這種“深度探索”型的學生就只能找少數大企業變現。

最終“深度探索”型的學生或是達不到大企業的門檻，或是沒有被充分評價得到應有的回報，甚至過去的探索經歷乾脆就不被評價。既然“深度探索”是不經濟的，學有餘力的學生就更傾向於把時間和資金用於升學、競賽、積累實習經歷、公益活動以及考公。

這些擅長升學、競賽的學生進入公司之後，不可能瞬間就成為擅長創新的人。何況沒有對不同市場主體知識產權的同等嚴格保護，對個人而言，在企業內進行深度技術創新在經濟上也不是最合算的。

缺乏創新意願的個人和企業只會一種研究：通過對海量樣品進行比選，得到最優的技術方案。這實質上仍是人力密集型的，只是製備技術樣品的門檻較高。當然通過這種方式，也能得到技術指標先進甚至領先的產品。但其商業機密其實就是一組最優參數，保護起來非常困難，也容易被資金雄厚的競爭企業追趕上。

一方面優勢不易保持，另一方面這種方式的研究和生產成本非常高，很容易導致企業的利潤率不高。目前，中國企業在技術指標方面已經沒有明顯落後了，但普遍利潤率不高已經成為新的突出問題。

進入新世紀以來，我國高等教育大繁榮培養了壯觀的大學生和研究生隊伍，確實吃到了“工程師紅利”，但沒有吃足、吃飽，尤其是高端創新紅利不多。

華為作為很多人眼中的“民族標杆”，研發環境和科研人員待遇都是國內頂尖的，歷史上海外研發中心數量曾經略多於國內，目前仍在十餘個國家擁有海外研發中心。如果我們能讓哪怕1%的大學生和研究生轉變為“深度探索”型的，中國企業在海外的研發中心將會明顯減少。

總之，此次改革針對的是近年來新能源行業的痛點，具有很強的可操作性，而且方法也是可靠、穩妥的。唯有推進的力度和一些總體設計方面的細節問題還需要仔細的平衡和斟酌，才能讓藍圖中利國利民的前景儘快變為現實。

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