编者按：
2月9日，国家发改委、国家能源局联合发布《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）（下称136号文），推动新能源（风电、太阳能发电）全电量入市、上网电价全面由市场形成。
这一新能源电价市场化改革也是继2021年10月燃煤发电上网电价市场化改革后，国家层面针对发电侧电价改革的又一重大举措。
国家发改委指出，此次新能源电价改革主要内容有三方面。首先是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目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。其次是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。
不过，136号文出台后，市场解读很多，尤其是机制电价，理解各有不同。对此，预见能源专门就行业普遍关心的焦点问题采访了华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利。
王永利
Question 01
预见能源：
对于一般新能源企业而言，该如何正确理解此次新政中机制电价这一模型？
王永利：
新能源全量入市以后，势必会对新能源企业的售电收益产生较大影响，而过低的运营收益将进一步导致存量新能源项目投资回报过低、社会资本投资积极性下降，影响我国新能源发展路径以及双碳目标的实施。
但新能源入市是推动全国统一电力大市场的必然途径，机制电价是新能源入市与新能源可持续发展的折中手段，其作用与容量补偿电价类似，均是通过保障性电价满足项目投资回报，保障新能源项目建设的可持续性。
Question 02
预见能源：
136号文规定，6月1日前投产的新能源增量项目，可以享受机制电价，并且规定，各省每年组织一次机制电价资格竞争，仅允许已投产未来12个月内投产的项目、但未纳入机制电价范围的项目参与。
这是否意味着增量项目若想享受机制电价，需要通过省级竞价程序获得资格？竞标的指标有哪些什么？具体操作中，一个企业想要竞标的话，需要那些基本资质？
王永利:
现有政策中对竞标的具体指标还未明确，且未来各省竞标指标、出清方式等信息也会有所不同。现有机制来看，新能源项目收益从固定电价转向“市场交易收入+价差补偿收入”，虽然能基本维持正常投资回报，但市场化交易的不确定性，对企业运营管理能力和风险控制水平要求提高。若电站的发电效率、市场策略不足，仅依赖机制电价补偿可能导致收益低于预期。
Question 03
预见能源：
按照136号文规定，增量项目机制电价竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。而竞价上限，则由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定。文件还指出，初期可考虑成本因素，避免无序竞争等设定竞价下限。
请问，竞价入选项目按照从低到高来确定的话，是否意味着企业在竞标中只有压低报价才能提高中标概率？如何避免无序竞竞价？企业应该如何正确确定报价策略？
王永利:
现有机制下，压低报价确实对获得机制电价更有优势，但新能源企业不应过度依赖机制电价，应着重关注机制电价以外的收益来源，即电力市场收益以及绿证绿电收益。虽然机制电价是在电力市场交易电价中“多退少补”，但交易偏差考虑是否涵盖其中还需进一步讨论。机制电价的补偿方式将倒逼新能源企业提升其自主运营能力，降低对机制电价这一额外收益的依赖性。
Question 04
预见能源：
有机构解读称，机制电价的下限为项目盈亏平衡点对应电价，上限为项目合理收益水平对应电价。对此，您如何看这种解读？
王永利:
机制电价的设定方式确实是考虑新能源电站的盈亏平衡点和合理收益水平，但我国各地区新能源项目的建设成本、运营成本差距较大，难以得到统一的盈亏平衡点电价，因此机制电价的执行也无法满足全部新能源项目的投资回报需求。
当前我国电力系统电量供给充足，电力平衡是未来发展的重点问题，有效容量成为新型电力系统关注的重要指标，机制电价的实施主要为了满足优质新能源项目的投资汇报问题，引导社会资本开发优质资源。
Question 05
预见能源：
有媒体发文称，由于机制电价执行期限“按同类项目回收初始投资的平均期限确定”，而不同项目的投资回收期差异较大，企业难以精准预判政策覆盖时长，因此面临收益测算难题。对此，您怎么看？
王永利:
无论是在机制电价制定还是新能源项目参与机制电价申报等方面，现存机制都未能明确提出具体的执行方案，新能源项目的地区差异、新旧差异都会影响其报价水平以及收益水平。从电力市场角度讲，机制电价一定会满足大多数新能源项目的投资回报需求，逐步剔除少部分投资高、运营高的劣质项目。从新能源项目运营者角度讲，其重点关注自身对机制电价的需求以及行业内的机制电价出清水平，合理确定机制电价报价空间。
Question 06
预见能源：
对于存量项目，136号文规定，在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。这是否意味着存量项目的市场化比例需要逐渐上升，现行电价政策的影响权重将减小，直到完全市场化？
此前的新能源电价制度下，电站收益模型由“保障性收购电量和市场化交易电量”两部分组成的，机制电价比例逐渐下降的话，对于老电站，如何重新测算收益预期，并应对市场电价波动？
王永利:
现有机制下测算保障性收购电量收益空间是否还有实际意义仍需进一步探索。政策要求新能源全量入市，对于存量项目来说以“保障性收购电量+市场化交易电量”的模式逐步转变，但转变速度、方式以及最终形成的状态都需要政策逐步明确。同时保障性收购电价是否也将发生变化，以引导用户快速向市场化交易转型，也是电力市场未来发展的方向。因此新能源企业应重点关注入市后如何提升自身运营管理水平。
Question 07
预见能源：
136号文规定，新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平（机制电价）、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。
对此，有机构解读称，这意味机制电价的核心要素均取决于地方态度。您怎么看？
王永利:
机制电价的制定是以满足新能源项目投资回报为目的执行的，因此不同地区对于机制电价的核算方式及结果将存在一定差异。同时，新能源项目分部位置、外送通道容量、灵活性资源调节能力等情况都将影响地区机制电价核定的差异性，可能出现不同省份、不同地区、不同电压等级呈现差异化机制电价的情况。但总体而言，136号文已经明确了机制电价相关费用来源，“将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用”，政策推行的保障机制还比较完善。
Question 08
预见能源：
有分析指出，新能源全面入市后，行业从超额收益时代进入较低的合理收益水平，运营管理水平和融资成本重要性进一步提升，大量小型运营商将逐步退出市场。在您看来，未来是否会有这种局面出现？
王永利:
随新能源比例提高，电力平衡逐步向依靠电源与电量平衡，依靠电源加剧分化转变，这一分化要求既要加快向前走，又不能“急刹车”，这就需要对新能源项目进行筛选。政策通过市场化机制筛选项目，对投资选址、技术成本控制、市场预测能力提出更高要求。高效、低成本的优质项目将脱颖而出，低效项目面临淘汰，推动行业“优胜劣汰”。
王永利，教授，博士生导师，技术经济及管理专业博士，中国社科院财经战略研究院博士后，华北电力大学电力经济管理教研室主任，华北电力大学能源互联网研究中心副主任，中国能源研究会能源互联网研究会副秘书长，华北电力大学电力经济技术分析研究所所长，工信部工业领域电力需求侧管理评价工作推进小组办公室专家组成员，中电联工业领域电力需求侧管理促进中心特约专家，中国技术经济学会理事，北京市运筹学会理事，兼副秘书长，中国系统工程学会资源专委会理事，中国双法学会统筹分会理事，兼副秘书长。
主要研究方向为综合能源系统、电力经济管理、能源互联网、电力规划、电力市场、电力负荷预测、物流与供应链管理、技术经济分析与评价等。先后为本科生、研究生、博士生讲授管理学原理、综合能源系统、电力负荷预测、电力市场理论与实务、人因工程、综合能源系统与服务等课程。研发了国内拥有自主知识产权的包含五大目标和四大模块的“综合能源系统仿真平台”。
文字 | 杨锐
排版 |甘惠淇
原文标题 : 独家专访｜王永利:新能源全面入市后，企业不应过度依赖机制电价，低效项目将面临淘汰
