随着新能源已经完全推向市场的消息，在新能源电站投资中“获胜”的股息时期即将结束，这也导致许多从业者和投资者陷入焦虑和困惑。

最近，国家发展与改革委员会和国家能源管理局（National Devormans and National Energy Administration）共同发出了“加深以市场​​为导向的新能源的电力电力价格改革并促进新能源的高质量发展的通知”（以下简称“以下称为”文件编号136”），提议促进电网电力的完整输入，例如风能，光伏发电等。在电力市场中，网格电价是通过市场交易形成的，并且建立了支持可持续发展价格和解机制。自2021年燃煤电力价格改革加深以来，这被认为是中国电力行业改革的最重要一步。

从政府保证的“价格和数量保证”到“不保证价格，没有数量保证”市场交易，这意味着新能源电站投资的逻辑在过去几年中已经完全改变。面向市场的改革的方向无疑是正确的，但是许多从业者心中仍然存在的新政策引发的一系列问题。

根据以前的相关政策，2026年至2029年是国家统一电力市场的完全完成时期。到2029年，新能源将充分参与市场交易。为什么今年提前计划？

在许多处于最前沿的省电力市场中，负电价经常出现，并且持续时间更长。那么，将将来发行的综合电力市场交易将越来越多的新能源站，丢失的越多？

第一家财务记者接受采访的许多行业专家提到，当前市场在短期内的担忧是可以理解的，但是不必担心太多。关键是要积极学习新的面向市场的机制，并积极调整投资心态和运营。公司的态度遵循全面面向市场的改革浪潮。在一定程度上，当新能源发电厂是“稳定赚钱但不会损失钱”的金融资产时，投资者的重点是“争夺关系”，需要高“非技术成本”。将来，不同的电站将与他们对电力市场的理解及其以精致方式运营的能力竞争。对于新的能源电厂来说，这更公平，对于新的电力系统来说更有效。

为什么提前计划政策

尽管将新能源推向电力市场的做法已经在全国各个省份“多个点飞行”，而且该行业长期以来一直期望这一点，但国家一级的综合政策促进比许多人预期的要早几年。

去年11月，国家能源管理局（National Energy Administration）汇编的“国家统一电力市场发展计划蓝皮书”提出，2026年至2029年是国家统一电力市场的完整完成期，到2029年，新能源必须充分参与市场交易。这是当时提议新能源参加在国家一级的市场交易的最早时间。

仅仅三个月后，第136号文件明确建议促进市场上新的电网电力价格的全面形成，并将2025年6月1日用作分界线。每年将独立确定以前投入生产的现有项目。电比；每年投入生产的增量项目中，电力量表将由各种地方政府根据诸如完成功耗责任权重和用户的负担能力等因素确定。

如何理解提前促进新能源进入电力市场化的全部投入到电力市场化的决定？

中国宏观经济学院能源研究所的研究人员什叶树在“中国能源研究协会的双重碳工业合作分支机构和Bozhong Zhihe Energy Transformation举行的“市场化和负电价”研讨会上说新的以市场为导向的改革的电价与新能源“数量”和“价格”的发展密切相关。

“截至2024年底，新的能源发电的全国安装能力达到14.1亿千瓦，实现了Leapfrog Development。所有电源中的风能和太阳能安装能力的比例达到42％。一方面，矛盾，一方面不进入市场的新能源是突出的，另一方面，未进入市场的新能源之间的矛盾是较低的。获取网格，传输和分配价格的改革，并逐渐改善了电力市场的规则，使新的能源市场符合条件。”什叶派介绍了。

国家能源管理局的数据表明，面向市场的交易电力占2023年新能源总发电的47.3％。2024年的数据尚未发布，但该行业通常预测其将超过50％。 Shi Jingli介绍了他的简单计算结果。如果所有这些新的能源网格电力都投放到市场上，那么整个社会中基于市场的贸易用电的比例可以增加到71.3％，电网电力销售的比例可以达到86.4％。随着新能源的增加，这两个比例可以继续增加。

除了考虑到较大的安装能力外，电价机制的改革也是影响政策的重要因素。 Shi Jingli说，从2006年到2020年，我的国家实施了基准电价，基准价格和新能源的竞标。电价政策是促进我国新能源行业的跨越发展，并在第14个五年计划期间实现新能源的支柱。 2021年和2022年的政策是根据当地燃煤基准价格（2021年的家用光伏电动机除外）以平等速度访问互联网。之后，在国家一级没有引入新的基于电网的电力价格政策，许多省份为参与电力市场的新能源提供了政策。但是，政策随着地点而异，大多数政策每年都进行调整，并且该项目的千瓦时收益也在发生变化，这使得对新能源开发投资的期望相对明确。文件136阐明了新能源市场进入的原则和界限，并稳定了国家一级的基本回报。

因此，政策介绍有特殊的时机考虑，但是投资者担心的关键问题是，以市场为导向的机制的回报的不确定性大大增加了。从去年到今年，许多最初热衷于新能源投资的国家的国有企业已经出售了其发电厂资产，并且对效率的期望不再与以前相同。可以在国家一级首次提出的第136号文件提出的可持续发展价格结算机制和核心“机械电价”，支持企业的利润，以及终端电价的波动在多大程度上影响波动终端电价？

Shi Jingli强调了第一位财务记者，这种变化有利于新的能源开发和建设的健康发展。这确实是对实际投资和运营能力较弱但往往专注于道路的电力站的打击。这是真正的资金和能力。 ，擅长运营和交易的电站是机会。 “过去，新能源的投资收入模型很简单。将电力乘以燃煤的基准价格是回报的期望。但是，近年来，一些新项目已经参与了市场。考虑实际情况，直接抓住该项目，可以在某些地区和项目中进行非技术项目。确保基本的回报，并且有良好的人会带来更高的回报。”

在谈论市场化是否会导致终端电价上涨时，什叶派认为，这需要对此进行分类和区域性观察。

第136号文件提议，在新能源参与电力市场交易之后，将在市场外建立价格差异的机制，以及新的能源电价水平（即“机械电价”），电力量表和执行期限将由省级价格当局共同组织。省级能源当局，电力运营当局等已经明确了。

同时，本地系统运营成本中包括市场交易定价和机制电价之间的差异，并且系统运营成本可以包括在当地工业和商业用户的电价中。这是当前“退款并弥补”价格差的基本途径。当机制电价高于平均市场交易价格时，市场交易的互联网价格将下降，系统运营成本将上升。对于现有项目，由于政策的平稳过渡，它不会导致工业和商业用户的最终电价水平。更改的总体水平基本上应与以前相同，但只有内部类别的结构变化。

“但是对于增量项目，如果仍然需要早期存储，工业支持设施和各种形式的成本，则将反映在以后的机制电价竞标中。如果这些成本太高，则本地工业和商业用户的电价因此，将增加地方政府需要全面考虑新能源的规模，以及对新能源的需求和能力，并最终指出了最初的非技术成本。”什叶派说。

“本地负价”而不是“总体负价”

对于新的能源站，发电越多，您将赚取越多？

事实证明，在政府定价时代，这种信件基本上存在，但是在进入市场化之后，这种信件被大大削弱，甚至发电厂越产生，他们就越需要“付费”。

这不是警报者。欧洲的清洁能源发电比位于世界的最前沿。根据欧洲电力行业联合会发布的电力数据，可再生能源约占2024年欧盟发电结构的48％，使其成为有史以来最清洁的发电结构。但与此同时，负电价也达到了创纪录的1,480次。

到地区，德国在2024年的负电价持续了468小时，同比增长60％；法国翻了一番，达到356小时；西班牙首次看到负电价，总计247小时。在欧盟竞标区中，负电价的时间为17％，这意味着发电机必须为消耗多余的电力支付额外的费用。

中国电力大学经济与管理学院的教授刘·邓南（Liu Dunnan）认为，这种现象的本质是电力的过度供电。在特定时期内，新的能源（例如风能和光伏电源）的输出更大，但功率需求稳定或弱。电力系统是一个实时平衡系统，发电和电力消耗必须相等。化石能源是可控的电源，可以根据第二天的负载水平来安排电力，但是新能源通常依赖于天气的收入。 “普遍的趋势是新能源的比例逐渐增加，因此负电价只会上升，并且将来不会下降。”

目前，国内电力市场经常出现零电价和负电价。

在2024年的五月假期里，山东的现货市场表现出连续三天的实时负电力价格。 Shanxi现货市场显示，连续三天的清除价格为0元/兆瓦时。广东现货市场于几天前于5月2日交易。与此同时，发电方面的加权价格是4至5和12点左右的rmb 0/mwh。

今年，千江省在引入电力现货市场运营计划后不久就看到了第一个负电价，其价格最低的价格达到-0.2 yuan/megawatt -yuan/egawatt -hour。假期，例如五月和春节。企业暂停生产和工作的功耗急剧下降。此外，该省的新能源安装量表很大，电力市场很长一段时间内运行，因此更准确。地面反映了功耗问题下的供求不平衡。

除了消费问题外，负电价背后的重要驱动力是电力市场之外的“销售补贴”。

首先，《金融日报》注意到，为了促进新能源的发展，全国许多省和城市都提供了各种程度的电价补贴，以促进新能源的发展。例如，“农业和光学互补”光伏发电项目在千江某个地方可以获得0.2元/千瓦时的补贴，而在北京某个地方的非居民光伏项目可以获得0.4 Yuan的补贴/kwh。此外，全国十多个省份具有电价补贴政策，其标准的范围为0.05 ran，至0.5元到0.5元/千瓦时。补贴时期短达一到三年，长达五年以上。

这意味着从理论上讲，只要补贴金额高于发电站支付的负电价，新的能源项目的发电仍然是“发电一千瓦时的电力，并赚取一千瓦时的电力”。如果没有产生电源，将没有利润。

各种因素导致经常发生“负价格”。尽管这些现象有自己的规则，但市场实体影响了对电力价格暴力波动的投资信心的逻辑链也存在客观地存在。您如何看待市场实体的担忧？接下来，市场上还有优化的空间吗？

Liu Dunnan强调了第一位财务记者，在看电价时，我们必须首先区分它是整体负价还是当地负价。 “总体负价很麻烦，这意味着市场运营和电源和需求存在严重问题，这也是极其不合理的。但是，现在许多地方发生的只是部分负价格，这正是激励措施和需要鼓励。”

他给出了一个图像示例，说明存在负电价。 “例如，一名上班族每月获得20,000元人民币，并从500元扣除一次。目前，现货电力市场出现的负电价就像晚期罚款一样。电站还具有中期和长期交易，辅助服务市场和绿色证书。虚拟发电厂等。通过这种价格差异，将有灵活的资源投资回报，并激励积极承担系统的调整成本。市场将与其他电站形成不公平的竞争，将来需要改善。

与现货电力市场中出现的“负电价”相比，Liu Dunnan强调需要警惕另一种“负电价”，即系统平衡成本调整。 “例如，可以在特定区域完全吸收的新能量的比例为50％，但实际量表已达到70％。那么，20个百分点差异将导致系统调控成本显着增加，最终将传输给发电公司和用户，这可能会导致企业的调整成本比电费更高，或者对用户的电力价格急剧上升。