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图片由AI技术生成。
国家发改委与国家能源局共同发布的《关于新能源全面入市的指导意见》（简称“136号文”）和《关于进一步完善电力现货市场建设的指导意见》（简称“394号文”）相继实施后，新能源市场化的政策体系逐步显现轮廓，然而，在各地的实际执行环节，仍显现出明显的不同之处。截至目前，内蒙古东部和西部区域以及新疆地区已先行公布实施计划，而其他各省也正逐步迈向征询意见的环节。
业界普遍认同，136号文件与394号文件的颁布，标志着我国新能源融入电力市场的步伐进入了一个崭新的阶段，为新能源行业的高质量进步提供了政策上的保障和制度上的支持。在此过程中，电价“底价”的预测充满了诸多不确定性，新能源企业正面临着前所未有的市场考验。当前，新能源领域正经历从“资源驱动”向“市场驱动”的转变，企业必须增强自身的市场竞争力，并能够灵活应对电价的不稳定变动以及政策的调整，以迎接新能源全面进入市场化新纪元。
各地因地制宜
推动新能源入市
随着136号文件和394号文件的逐步实施，地方各级政府遵循国家政策的总体方向、核心机制的规定和范围、具体要求等，制定了相应的具体方案和时间表，确保最晚在2025年底前完成。目前，内蒙古东部、内蒙古西部以及新疆等地已经正式公布了新能源进入市场的具体实施细则，这些细则明确指出新能源项目的上网电量将全部纳入市场交易，并且提出了可持续发展的电价结算机制的具体执行办法。
以蒙东地区为参照，内蒙古自治区的发改委和能源局联合发布的《深化蒙东电网新能源上网电价市场化改革实施方案》中明确提出，要不断促进新能源上网电量全面融入电力市场，并借助市场交易来确定电价。此外，该方案还区分了现有项目和新增项目，设立了旨在促进新能源可持续发展的电价结算体系，以确保现有项目的顺利过渡，并保障新增项目的收益预期保持稳定。
在山东地区，尽管尚未公布具体的实施计划，然而山东省发改委已经发布了《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案（征求意见稿）》以及《山东省新能源机制电价竞价实施细则（征求意见稿）》，这两份文件已经明确指出新能源项目将加入市场交易，并且将参照其他市场化程度较高的政策，进行适当的优化调整。尽管目前尚存诸多不确定因素，然而山东作为我国新能源领域的领军省份，其政策导向无疑将对全国新能源市场的推进产生深远而关键的作用。
中东部省份在新能源接入市场时所采用的配套机制电量方案，其确定性尚存疑虑。在136号文件发布之前，一些省份已经实施了相应的政策，普遍对分布式新能源进入市场持有审慎立场；而136号文件发布之后，这些地区在分布式能源机制和电量政策方面显现出不同的立场或态度。中国宏观经济研究院能源研究所的时璟丽研究员在最近的一次农村可再生能源发展交流会上指出，河北和山东的地方政策并未对集中式与分布式新能源进行明确区分。在山东发布的征求意见稿中，并未对分布式新能源进行特别划分，这一做法引起了业界对于分布式新能源进入市场以及机制电量具体实施的广泛关注。
时璟丽提出，针对分布式新能源领域，136号文件要求对成本差异显著的技术进行分类管理，例如“千乡万村”驭风行动等计划，必须考虑到村集体收益共享所引发的成本区别。同时，分布式新能源参与机制的电价前置条件是否与集中式项目一致，也成为了地方在制定实施方案时的关键议题。中东部的一些省份在制定实施方案的初稿时，已经注意到了分布式新能源的独特性，并提出了诸如简化前期要求等措施。
“地板价”预测
存在较大不确定性
彭澎，中国新能源电力投融资联盟的秘书长，在接受《中国能源报》记者采访时指出，自136号文件发布以来，新能源行业已全面进入市场，预计未来电价将主要由市场来决定，其波动性也将显著上升。对于光伏、风电等新能源项目来说，他们目前正面临一个“上限清晰、下限模糊”的境况。也就是说，虽然电价的上限已经明确，但电价的最低价格却难以预测，存在较大的不确定性。
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今年，江苏、广东、山东等地，这些电力市场化程度较高的区域，电价呈现持续下降趋势，多次低于市场预期水平。进入2025年4月，山东地区的分布式光伏现货交易价格更是降至每千瓦时0.0159元，这一价格创下了我国电力市场化改革以来的新低。
在全球范围内，确保新能源电价稳定一直是一项挑战。彭澎指出，在我国，电价的上限已被固定，尽管储能可以在一定程度上减轻新能源价格的波动，但其盈利空间却受到了限制。在这种市场状况下，储能的经济效益并不显著。这种情况也在一定程度上抑制了投资者对储能项目的投资兴趣。以电力价格为例，部分国外地区的电费在高峰时段甚至可攀升至每千瓦时10元，相较之下，我国省内现货市场的电价最高不过1.5元/千瓦时。这种差异在一定程度上抑制了企业利用峰谷电价差进行套利，进而推动储能项目的扩展。若储能项目的盈利模式不够明确，其投资吸引力自然会减弱。
时璟丽强调，那些被包含在可持续性价格结算体系中的电量，不能再次享受绿证带来的收益，这一规定使得绿电绿证机制的运作变得更加复杂。目前，关于机制电量部分绿证的分配问题尚待进一步阐明，例如是否可以实施设定最低价格限制的集中交易。
从“资源导向”
转向“市场导向”
业界普遍认为，随着136号文件的颁布，新能源项目纷纷涌入市场，电力价格开始由市场交易决定，这标志着新能源产业迈入了一个全新的发展时期。这一政策的推行，不仅对新能源企业的运营模式提出了更高的标准，同时也为企业转型和创新带来了新的契机。
时璟丽认为，新能源全面进入市场的政策实施，对整个新能源行业带来了重大的改变。首先，这一政策促进了电力市场的进一步开放，提升了资源分配的效率，有助于形成更真实地反映供需关系的市场价格。其次，它也向新能源企业提出了更高的投资、运营和管理要求，推动企业从以资源为导向转变为以市场为导向，增强企业的竞争力。在投资领域审视，新能源市场准入政策的推行促使企业需更加重视地域价值的不同，对项目风险进行合理评估，并构建出科学合理的投资融资策略。尤其在分布式新能源板块，企业需密切关注地方政策的实时变动，根据实际情况灵活变动投资策略，以增强项目收益的持续性。
在新能源全面进入市场的政策环境下，企业应如何主动应对挑战？彭澎指出，发电企业需对投资项目进行更为严格的挑选，一些盈利前景不佳的项目将被淘汰。此外，企业还需提升报价技巧，并尝试通过建设储能设施、灵活调整调度策略等手段，以应对价格波动带来的风险。对于用能企业而言，可以依托自身优势，努力达成更具竞争力的绿色电力交易协议，从而降低用电成本。相较于发电企业，用能企业在面对政策调整时，尤其需要重视绿色电力采购的适应性和成本效益。
业界普遍看法是，面对激烈的市场竞争，新能源企业应首先结合各省份的资源特点和政府扶持政策，挑选那些扶持力度较强的区域进行投资布局。比如，中东部地区因其政策优惠和市场需求旺盛，有望成为新能源项目投资的热土。此外，企业还需重视项目的地理位置，优先考虑那些光照条件好、风力资源丰富的区域，以此来提升项目的发电效能和经济效益。企业还需留意市场需求的波动，并据此作出合理的发电方式选择。比如，在实施分布式光伏项目时，企业能够依据客户的用电需求，灵活变动项目的规模与布局，从而增强项目的盈利能力。另外，企业还需引入智能化的管理手段和数字化技术，以增强运营的效率和对市场的快速反应能力。借助大数据处理和智能算法，企业能够即时跟踪及预判新能源发电项目的产出状况，进而对电力分配及市场交易计划进行优化调整，从而提升项目整体的经济效益。
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