2025新能源上网电价市场化改革分析

新能源上网电价市场化改革分析12025年6月新能源参与市场和上网电价改革：对新能源发展意义重大，影响将深远两个核心内容参与市场新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场价格机制上网电价由市场交易形成+可持续发展价格结算机制国家发展改革委国家能源局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(发改价格〔2025〕136号)，2025年1月27日新能源参与电力市场背景：我国电力市场进程厂网分开国家电力公司变为国家、南方电网5家发电集团4家辅业集团成立电监会1980~19961997~200120022003~2014政企分开撤销电力部成立国家电力公司、五大电力集团发电企业股份制改造集资办电变中央政府独家办电为多元发电主体办电解决电力供应不足问题市场化探索竞价上网（发电侧竞争，电网单一购买）区域市场试点大用户直接交易试点探索电价改革煤电联动2015~新一轮电力体制改革放开两头，管住中间输配电价改革电力市场建设电力交易机构组建和规范运行有序放开发用电计划售电侧改革燃煤自备电厂监督管理《国务院关于组建国家电力公司的通知》（国发[1996]48号）《国务院办公厅转发国家经贸委关于深化电力工业体制改革有关问题意见的通知》（国办发[1998]146号）《电力体制改革方案》（国发[2002]5号）《关于深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）电力市场化改革颠覆了电力计划体制《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发[2015]9号）电力运营既有模式和价格机制都发生根本变化4明确建设全国统一电力市场体系以及2025和2030年目标《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易明确了电力市场的目标和时间表对新能源提出了全面参与市场交易的要求是2022-2024年多项推进新能源和可再生能源参与市场政策的主要依据和基础统一市场两级运作体系2024年11月，国家能源局统筹组织，多家单位共同研究编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》发布5电力市场化进展显著2023年各交易中心市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.7%，占全社会用电量比重61.4%（2016年17%，2022年60.8%）2024年各交易中心市场交易电量6.18万亿千瓦时，同比增长9.0%，占电网售电量比重为76.0%，占全社会用电量比重62.7%中长期、现货、辅助服务是电力市场主要形式电力现货市场建设进展（截止2024年10月）现货市场类型地区/省份正式运行省间现货；山西、广东、山东、甘肃连续结算试运行蒙西、湖北、浙江长周期结算试运行（整月及以上）江苏、安徽、河南、辽宁、河北南网、陕西、四川、福建结算试运行南方区域；江西、湖南、宁夏、重庆模拟试运行天津、上海、黑龙江、吉林、青海、新疆调电试运行吉林截止2024年4月底正式运行：省间现货；山西，广东，山东，甘肃，蒙西连续结算试运行：湖北，浙江，陕西，安徽，河北南网，辽宁有序推进电力现货市场全覆盖；2025年能源工作指导意见：实现省级电力现货市场基本全覆盖中长期电量仍占据较高比例《关于做好2025年电力中长期合同签订履约工作的通知》（发改运行【2024】1752号），2024年12月燃煤发电和用电侧的电力中长期合同签约电量比例应不低于本地区考虑年度发用电平衡后燃煤发电机组年度预计上网电量的80%，并通过后续合同签订，保障电力中长期合同签约电量比例不低于实际上网电量的90%。对于水电和新能源发电量占比超过40%的地区，政府主管部门可统筹考虑发电侧各类型电源市场化电量签约规模，研究适当放宽用户年度签约比例要求，原则上不得低于60%对于跨省跨区送电，优先发电规模计划明确的跨省跨区送电安排，送受电双方要加强协商，全额签订年度电力中长期合同并予以落实全面推进分时段、带曲线签约积极推动绿电签约7全面加快电力现货市场建设，2025年底前基本实现电力现货市场全覆盖国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于全面加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2025〕394号）现货市场正式运行和连续结算试运行的省份，2025年底前要实现用户侧主体参与现货市场申报、出清、结算，并建立适应新型经营主体需求的准入要求、注册程序、报价方式、结算考核等机制。参与现货市场交易的经营主体中长期签约履约比例必须要符合国家能源安全保供要求8新能源参与电力市场背景：近期新能源装机和电量快速增长2021、2022、2023、2024年非化石能源在一次能源消费中占比分别为16.7%、17.5%、17.9%、19.7%可再生能源占比分别为14.5%、15.2%、15.6%、17.5%可再生能源装机及在电源结构中占比（来源：能源研究所ERI，2025.01)2024年新能源风光新增装机3.57亿千瓦，6月底累计装机达到11.80亿千瓦，超过煤电装机，7月底风光累计装机12.06亿千瓦，提前达到2030年装机12亿千瓦。年底累计装机14.08亿千瓦发电量1.83万亿千瓦时，同比增长27%，占比合计达到18.4%，同比大幅提高2.9个百分点，在新增发电量中占比59%抢装：2025年1-4月风电新增装机1996万千瓦，光伏10493万千瓦，新能源新增装机占比达到89%，发电量在全社会用电量中占比达到23.6%可再生能源发电量及在全部发电量中占比（来源：能源研究所ERI，2025.01)能源和电力需求增加对新能源发展提出了更高要求国家推进碳达峰碳中和，推进能源转型和构建新型电力系统的方向始终如一《中国能源转型展望》：2060年中国能流图ICNS情景，来源：能源研究所ERI,2024.11来源：ERI,2025.0410新能源已经较高比例参与电力市场随着集中式新能源参与市场比例增加以及分布式新能源参与市场，风光参与电力市场的电量比例超过一半新能源参与电力市场比例：2022年、2023年、2024年分别约40%、47%、54%新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场如果按照2024年数据，风光新能源发电量1.83万亿千瓦时，在全社会用电量中占比18.5%，其中上网电量占比17.2%。假如已经参与市场的上网电量占比50%，则原则上全部参与市场情况下，交易电量占全社会用电量的比例可达到71.3%；占电网售电量比例可达到86.4%今后随着风光新能源电量占比增加，总体市场交易电量比例还将增加新能源参与电力市场背景：“十四五”电价体系建设，既对新能源参与市场提出要求，也为建立和实施可持续发展价格结算机制提供基础和条件标杆电价/指导价竞争配置电价度电补贴《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加《关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》~2020202120222023新能源电价：风光平价上网户用光伏度电补贴

新能源电价

其他相关电价政策新能源电价：风光平价上网部分省份保障小时数继续下降《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》抽水蓄能电价分时电价《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》取消终端目录电价；增大煤电基准价浮动范围煤电实行“基准价+浮动价”机制《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》工商业用户用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加组成容量和电量电价均分电压等级《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》：48个电站的容量电价2023年部分省份确定的分时电价，将中午时段作为深谷，系数仅0.1；2024年更多省份明确了符合当地电力系统特征的分时电价未出台《关于建立煤电容量电价机制的通知》2024《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》原则上全面参与市场+上网价格机制2025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(发改价格〔2025〕136号)12各地区采取新能源价格政策和参与市场进程不一：部分省份2025政策要点地区集中式新能源分布式新能源蒙西优先发电量外电量均入市。保障小时数：风电常规项目390，低价和特许权项目2000；光伏常规项目320，低价和领跑者项目1500不入市蒙东优先发电量外电量均入市。保障小时数：风电带补贴项目790，供热和特许权项目1900；光伏带补贴项目635不入市黑龙江平价风光保障小时数700、450，剩余电量全部入市交易未做规定辽宁原则上均参与市场交易，根据市场发展调整参与范围不入市冀北自愿入市；优先参与绿电交易（放弃电价补贴）10千伏以上工商业：20%电量入市河北南网一定电量比例入市。省调直调项目电量比例：光伏30%，风电60%10千伏以上工商业：20%电量入市山东2025年到2026年，新增风电项目（含分散式风电）可自主选择全电量或30%发电量参与市场，新增光伏发电项目（含分布式光伏）可自主选择全电量或15%发电量参与市场；2030年起新增风电、光伏发电项目实现全面入市；之前项目，可自主选择全电量或10%发电量参与市场2025年到2026年，同集中式江苏优先组织未纳入国家电价补贴政策的参与绿电交易；不参与绿电交易的集中式光伏保量保价小时数400，风电800，其余参与常规中长期交易核发绿证后可直接参与绿电交易或聚合参与绿电交易浙江统调风电光伏自愿参与中长期市场绿电交易。现货市场原则上90%电量分配政府授权合约，执行政府定价，10%电量执行现货市场价格自愿参与不强制入市湖北110千伏及以上直接参与中长期和现货；110千伏以下，直接参与市场或价格接受者电量入市；各月中长期小时数上限：风电35，光伏60按国家有关政策执行陕西优先发电合同电量外全部入市鼓励自愿参与市场交易宁夏光伏、风电优先发电计划分别为26.72、34亿千瓦时。优先发电计划以外电量全部进入市场优先发电计划：扶贫光伏电站、分布式光伏15亿千瓦时，分散式风电7亿千瓦时新疆保量保价优先小时数：风电895，光伏500；电量：风电241.56亿千瓦时，光伏176.01亿千瓦时分布式光伏全额保障收购广东2024年底前并网：接入220千伏及以上的30%中长期交易，接入110千伏及以上的10%现货交易。2025年新并网：接入110千伏及以上的50%参与市场暂不强制入市

影响存量项目（2025年6月1日以前投产的新能源存量项目）：转为新能源可持续发展价格结算机制发改价格〔2025〕136号：框架性政策，具体落实需关注各地实施方案国家层面明确总体思路和关键机制价格市场形成责任公平承担区分存量增量政策统筹协调地方层面按照国家政策（总体思路、关键机制的原则和边界、要求等），制定具体方案时间要求：最迟不晚于2025年底新能源发展情况、电力市场情况不同，各地具体实施方案可能会有差异，会反映地方特点山东发改委在2025年5月7日发布征求意见稿，9日提交反馈意见征求意见范围：省能监办，省能源局，省网公司，相关发电企业广东：5月12日，广交对可持续发展价格结算机制竞价规则、广东电网对差价结算规则征求意见，16日提交反馈意见；但未发布136实施方案征求意见稿另外几个省份形成了征求意见方案发改价格〔2025〕136号：新能源上网电价全面由市场形成新能源参与市场交易：多种方式并行可报量报价参与交易可接受市场形成的价格现货市场中长期市场（含绿电交易市场）鼓励新能源与电力用户签订多年期购电协议跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场上网电价通过市场交易形成不参与电力市场、按各地现行政策执行存量光热发电已开展竞争性配置的海上风电项目场外机制：可结合可持续发展价格结算机制各地可参照研究制定市场化方案生物质、地热等发电项目发改价格〔2025〕136号：场外—建立新能源可持续发展价格结算机制新能源参与电力市场的配套机制：新能源可持续发展价格结算机制（多退少补的差价结算方式）对于适用机制电价的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，每月开展差价结算市场交易均价原则上，月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格（现货市场连续运行地区）原则上，交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格（现货市场未连续运行地区）

以现货连续运行地区为例：项目月度实际获得的均价=项目参与市场月度均价+（机制电价–市场交易均价）在纳入机制的电量合理分解情况下，项目参与市场月度均价与市场交易均价相等或相近项目实际获得的均价≈机制电价省内节点电价差异较大时，如果不按照节点电价作为交易均价，会造成项目实际获得的均价与机制电价偏差作用：一方面机制电价对应电量部分有相对稳定的收益预期另一方面适度灵活，激励企业和项目提升电力市场交易能力，以及向高节点电价区域和时间配置差价结算示例（元/千瓦时）项目机制电价：0.35同类项目市场交易均价：0.18多退少补差价结算：0.17项目参与市场月度均价：0.20项目实际收益：0.37广东征求意见月度交易均价分为海上风电、其他风电、光伏发电三类按所在节点实时市场价格及其分时上网电量加权得到可持续发展价格结算机制——存量项目，保障存量项目政策衔接新老划断：存量项目——2025年6月1日前投产

电量规模各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策从全额保障性收购+原电价政策，平滑过渡至可持续发展价格结算机制电量合理分解且省内无节点价差情况下，度电收益不变或仅小变化电量总量基本不变（各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算），少量可能的电量损失一是年内没有清算够，二是因报价因素未上网电量且未清算机制电价按现行价格政策执行不高于当地燃煤基准价执行期限按现行相关政策保障期限确定广东征求意见增量机制电价期限：海上风电14年，其他项目12年增量机制电量比例申报上限与存量项目机制电价比例衔接，不高于90%每年10月份，新能源项目主体可通过线上渠道向电网企业申请机制电量比例调减可持续发展价格结算机制——增量项目，稳定增量项目收益预期新老划断：增量项目——2025年6月1日起投产

电量规模年度非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素确定每年新纳入机制的电量规模地方组织竞争形成机制电价需要提供的边界总电量规模多少单个项目纳入机制电量的规模或比例（单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量）竞价上限（考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素）初期可设定竞价下限（考虑成本因素），对成本差异大的可按技术类型分类组织执行期限如果不是全电量纳入机制电量，应增加电量分解的原则机制电价新项目自愿参与竞争形成竞争出清报价作为机制电价执行期限同类项目回收初始投资的平均期限确定可持续发展价格结算机制——增量项目，稳定增量项目收益预期新老划断：增量项目——2025年6月1日起投产

对成本差异大的可按技术类型分类组织如，深远海风电等单向门（单向）规定已经投产或未来12个月内投产，且未纳入过机制电价的项目可自愿参与已纳入机制的项目（包括存量项目和增量项目），执行期限内可自愿申请退出，但一旦退出或到期，均不再纳入机制执行范围稳定增量项目收益预期电量合理分解且省内无节点价差情况下，度电收益基本为机制电价或小变化电量按照单个项目机制电量（各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算），少量可能的电量损失一是年内没有清算够，二是因报价因素未上网电量且未清算广东征求意见增量机制电价期限：海上风电14年，其他项目12年增量机制电量比例申报上限与存量项目机制电价比例衔接，不高于90%每年10月份，新能源项目主体可通过线上渠道向电网企业申请机制电量比例调减可持续发展价格结算机制——差价结算，差价可疏导存量项目保持存量项目政策衔接工商业用户价格总体水平不会因转为可持续发展价格结算机制而变化但细分类可能变化，如果机制电价高于市场交易均价，工商业用户的市场化购电电价将下降，系统运行费用上升市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用纳入工商业用户用电价格增量项目用户承受能力是各地确定每年新增纳入机制的电量规模的因素之一相比于直接参与市场，工商业用户承担的系统运行费用将变化地方责权利统一，有利于降低非技术成本纠正不当干预市场行为不得向新能源不合理分摊费用不得将配置储能作为新建项目项目核准、并网、上网等前置条件可持续发展价格结算机制——与绿证政策关系纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益没有明确存量平价或低价项目的绿色属性归属绿证链条已经闭环。纳入机制的全部项目或增量项目，不重复获得绿证收益，就需要对相应绿证分解到当地工商业用户，增加消纳责任权重（尤其是落实到重点用能行业和单位）等机制的操作复杂性建议用机制电价对标电能量市场价格机制电价本意就是给新能源参与市场带来的电能量市场价格预期不稳问题，提供的解决途径之一可再生能源绿色电力证书核发实施细则（试行）征求意见广东征求意见21重点行业和重点用能单位逐步承担可再生能源电力消纳责任权重2024年开始，逐步落实到重点用能行业和单位，2024年新设电解铝行业绿色电力消费比例目标（绿电在其全部电力消费量中占比），首年只监测不考核2025年预期将扩展到更多行业和单位完善责任权重制度，压实电力用户绿电消纳责任222025年3月底，累计发放56.17亿个累计交易7.53亿个（其中1-3月2.00亿个），其中随绿电交易绿证2.98亿个需要解决：用户认可度跨省交易可再生能源非上网电量认证标识体系国际互认度背离环境属性价值等实施可再生能源绿色电力证书等制度建立绿色能源消费促进机制绿证链条已实现闭环（从核发到交易到认证等使用到核销）绿证是可再生能源绿色环境属性的唯一凭证绿证用于核算各责任主体完成消纳责任权重、非化石能源不纳入能耗双控等2024年价格走低难以反映真实绿色属性价值136号文出台后，绿电绿证价格回调仅考虑平价低价风光项目和2023年及之后水电项目上网电量，简单估算截止2024年装机下在后续年度可交易绿证的供应量超过10亿个《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，2025年3月稳定绿证市场供给激发绿证消费需求明确绿证强制消费要求。依法稳步推进绿证强制消费，逐步提高绿色电力消费比例并使用绿证核算。重点用能单位和行业的绿色电力消费比例，到2030年原则上不低于全国可再生能源电力总量消纳责任权重平均水平；。在有条件的地区分类分档打造一批高比例消费绿色电力的绿电工厂、绿电