近期保障类与市场化风电项目电价交易变化

原创 电子 [风光发电](javascript:void(0);)

近年来，随着我国新能源产业的快速发展，风电、光伏发电等新能源项目逐渐成为电力供应的重要组成部分。然而，传统的固定电价模式已无法满足当前的市场需求，新能源上网电价市场化改革成为必然趋势。

一、电价交易变化

1. 保障类项目电价逐渐市场化：随着新能源装机规模的迅速增长，电力消纳压力也随之攀升。传统的计划定价模式已不足以满足当前的市场需求。保障性收购电量的优先发电小时数逐渐降低，以煤电基准价收购的保量保价部分电量占比逐渐减少，到2030年之前将降低为0。这意味着保障类项目将越来越多地参与市场化交易，其电价将受到市场供需关系的影响。

2. 市场化项目电价波动加剧：部分省份明确将新能源中长期交易价格上限定为当地燃煤基准价，对新能源市场化交易电价形成进一步压制。此外，新能源占比高的地区（如山东、甘肃）普遍面临交易电价下行的压力。

二、相关政策

1. 推动新能源全面参与市场交易：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。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。参与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。

2. 建立可持续发展价格结算机制：在结算环节建立差价结算机制，对纳入机制的电量按机制电价结算，降低了新能源项目收益的波动性，增强了长期投资的稳定性。

3. 区分存量和增量项目：

存量项目：2025年6月1日以前投产的项目，通过差价结算实现电价与现行政策的衔接。

增量项目：2025年6月1日及以后投产的项目，机制电价通过市场化竞价方式确定，促使企业提升发电效率、降低成本。

4. 鼓励签订多年期购电协议：指导电力交易机构探索组织开展多年期交易，帮助新能源项目提前管理市场风险。

三、总结

近期政策的实施标志着新能源项目全面进入电力市场，电价由市场交易形成。这一改革旨在通过市场化机制优化资源配置，促进新能源行业的高质量发展，同时通过可持续发展价格结算机制和分类施策，保障项目的收益稳定性和行业健康发展。