近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》（以下简称“通知”）。通知提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量等思路，深化新能源上网电价市场化改革，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。
新能源发电全面入市，大考在即。有市场声音担心，未来的光伏上网电价是否会变得更低？2月12日、13日，多家光伏行业上市公司在接受《每日经济新闻》记者采访时表示，市场化并不意味着电价一定会降低，而是交给市场的供需关系决定。
晶科科技（601778.SH，股价2.78元，市值99.27亿元）董秘办工作人员表示，电价端，本次可持续发展电价结算机制的提出，将更加在国家政策层面，稳定全面入市后新能源新老项目的收益水平，较之前市场普遍预期总体基调要好。对单个项目而言，市场化交易时代，不允许再“躺平”，而是要通过设备更新、技术改造，以及电力交易策略，包括结合储能等方式，积极提升交易电价；较固定电价模式，也不排除向上创造更高收益空间的可能。
图片来源：视觉中国-VCG41N1315872825
新能源发电将全面入市
数据显示，截至2024年底，国内新能源发电装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，已超过煤电装机。
为何要推进新能源发电全面市场化？据新华社报道，国家发展改革委、国家能源局负责人在接受采访时表示，随着新能源大规模发展，新能源上网电价实行固定价格，不能充分反映市场供求，也没有公平承担电力系统调节责任，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用，促进行业高质量发展。当前，新能源开发建设成本比早期大幅下降，各地电力市场快速发展、规则逐步完善，也为新能源全面参与市场创造了条件。
根据国际可再生能源署发布的《2023年可再生能源发电成本报告》，尽管化石燃料价格回归到历史水平，但可再生能源仍具有较大竞争力。2023年，有81%的新增可再生能源在成本上低于化石燃料替代品，这为各国到2030年将可再生能源装机容量增长至3倍的目标提供了极具说服力的商业和投资理由。
事实上，推进新能源发电市场化，并非一蹴而就，而是经历了长时间的筹备与推进。2017年8月，国家发展改革委、国家能源局印发了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择了南方（以广东起步）、浙江、山西等8个地区作为第一批试点，加快组织推动电力现货市场建设工作。
2023年10月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，提出加快放开各类电源参与电力现货市场，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。
2024年4月19日，国家能源局就《电力中长期交易基本规则—绿色电力交易专章》向社会公开征求意见，该文件作为《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）的补充，首次在国家层面将绿色电力交易的相关规则以专章形式进行明确。
风光储氢大规模替代存量火电，在技术上已经具有可行性。据不完全统计，为了推动新型电力市场构建，2024年，国家先后出台了多项政策法规，对规范和推动能源发展做出了规划与指示，如先后推出《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》《中华人民共和国能源法》（以下简称《能源法》）、《分布式光伏发电开发建设管理办法》。
2024年11月出台的《能源法》提到，加快建立主体多元、统一开放、竞争有序、监管有效的能源市场体系。同月，由国家能源局统筹、中国电力企业联合会联合多家单位共同编制的《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》正式发布。其中提出，在构建适应绿色低碳转型的市场机制方面，2025年前，新能源市场化消纳占比超过50%；2029年前，实现新能源全面参与市场。在构建功能完备、品种齐全的市场体系方面，推动现货市场按程序转入正式运行，在2029年前全国绝大多数省份电力现货市场正式运行。推动南方区域电力市场在2029年前实现正式运行。
图片来源：视觉中国-VCG41N1357061827
多家上市公司评估影响：长期利好，推进新能源消纳能力提升
晶科科技主营业务覆盖以光伏电站为主的各类型新能源电站的开发、投资、建设、运营、管理和转让及光伏电站EPC（工程总承包）。主营收入来源于光伏电站开发运营、转让及光伏EPC业务等。
2月13日，公司董秘办通过邮件回复《每日经济新闻》记者称：“新能源电价的全面入市对绿电行业属于长效机制上的利好，该文件确定了新老划断和差价合约的兜底机制，后续各省确定了机制电价竞价范围之后，市场以及电力运营商对新项目盈利的能见度会有明显提高，有助于行业长期可持续和高质量发展。远期来看，电价全面市场化也将进一步推进新能源消纳能力提升，打开新能源渗透率的天花板。随之相应的，新能源需求也将持续放量。”
2月12日，天合光能（688599.SH，股价17.7元，市值385.75亿元方面人士向记者表示：“长期肯定是有利，短期还需要评估。”对方称，绿电市场化始终是大趋势，而绿电的成本现在多数情况下都要低于传统能源，需要解决的是稳定性和消纳问题。短期消纳存在过剩的问题，但是长期来看，新能源占比会逐步增加。
“稳定性问题，因为之前有电价补贴，很多都不愿意配储，强制配储效果不好。但长远来看，市场化之后，为了提高收益率，配储意愿自然会增加。现在只是一个特殊的时间段。”上述人士向记者表示。
兆新股份（002256.SZ，股价2.49元，市值48.68亿元）董秘办通过邮件向记者介绍，公司光伏电站业务的收入构成——地面电站以“地方脱硫煤上网电价+补贴电价”模式为主，分布式屋顶光伏电站则是以“地方脱硫煤上网电价（如有上网电量）+业主结算电价+补贴电价”模式为主。针对上述通知，公司认为，新能源电价实行全面市场化符合行业高质量发展的趋势。
嘉泽新能（601619.SH，股价3.31元，市值80.58亿元）已形成新能源电站开发—建设—运营—出售、新能源电站运维管理服务、屋顶分布式光伏、新能源产业基金、新能源装备制造产业园区建设五大业务板块协同发展的业务形态。2月12日，公司证券部工作人员在电话中向《每日经济新闻》记者表示，政策发布后，各省市实施还需要一定时间，目前每个省的情况可能不同。
市场化交易并不一定让电价更低
风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，未来，新能源上网电价会变得更低吗？以新能源发电为主业的上市公司又将如何应对？
据了解，光伏电站的盈利模式主要通过发电收入、政策补贴、碳交易和资产增值等方式实现。目前，国内多家上市公司以光伏发电、光伏电站投资开发运营为主营业务，光伏产业链上游企业也在向下游光伏电站拓展业务。
一位光伏行业人士向记者表示：“说通俗点，以前新能源电站卖电是个粗放的活，找个包工头就能干，以后是个精细活，需要数据算法工程师。”
图片来源：每经记者 兰素英 摄（资料图）
晶科科技在2024年半年报中指出，市场化交易会在一定程度上导致电价上下波动，进而改变新能源电站项目原有固定电价结算的收益模式，对新能源项目和运营企业围绕电力交易为中心构建综合运营能力提出了更高挑战。同时，企业的项目资源储备，从产品类型到所属地区更加合理的电站资产配置情况，以及覆盖电站项目从开发到投资、建设、运营再到转让的全生命周期资产运营能力，都会进一步构筑行业核心竞争壁垒。
“市场化并不意味着电价一定会降低，而是交给市场的供需关系决定。从近期政策上，电网投资的加速、电力系统调节能力的提升，储能、售电、虚拟电厂等新型经营主体参与市场机制的确立，再加上产业端用能负荷的迁移、AI算力对电力需求的迅速增长、下游绿色化工技术的逐步成熟，这些都将对消纳产生积极影响，从而稳定新能源快速发展带来的供需平衡。”晶科科技董秘办通过邮件向记者称。
晶科科技方面表示，公司在较早期已做了相应布局和策略调整。一方面，通过制定针对性的电力交易运营策略，积极参与市场化交易以及绿电绿证交易，稳定甚至追求提升自持项目交易电价。另一方面，公司主动调整开发侧重，依托储备资源优势，新增项目集中到经济发展较好、消纳能力强和电价坚挺地区。同时，公司打造多样化的电站产品，适应不同政策和产业环境，保障项目模式的引领创新和收益率水平，并通过加快电站周转向轻资产化运营模式转型的方式，充沛公司现金流和兑现经营业绩。
兆新股份董秘办工作人员则向记者表示：“公司将积极拥抱政策，结合当地出台的相关政策具体情况具体分析，在影响可控、时机成熟的前提条件下，稳步展开光伏电站方面的相关工作。若取消固定电价，电力市场价格短期或有波动，也可能出现区域分化的现象，例如在电力供需紧张、新能源消纳能力强的地区，电价可能保持相对韧性；而消纳压力较大的区域，则可能需要通过一些增值服务提升电价竞争力；部分地区可能因供需宽松或竞争加剧出现电价下行压力。”
光大证券分析师指出，新能源投资进入有序发展时代。对增量项目，短中期收益通过设定电价下限锁定底部位置，保障新能源装机的可持续性。长期看，新老项目电量全面入市（不包括带补贴项目）趋势不改，电价根据当地电力供需及消纳能力而定。
国联民生证券研报分析指出，长期看有望打开需求空间天花板，现货市场峰谷价差的扩大或推动高质量风光储产品需求提升，项目有望向头部厂商集中，优化竞争环境。发电主体更需要大量的数据和精确的预测模型以制定合理报价策略，电力智能化、信息化等相关投资有望提速。
