王永利：新能源全面进入市场后，公司不应过分依赖机制电费，低效率项目将面临淘汰。
编者按：
2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源网络电价市场化改革的文章》 促进新能源高质量发展的通知(发改价格〔2025〕136号(以下简称136号文件)，推动新能源(风力发电、太阳能发电)全电入市，网络电价全面由市场形成。
在2021年10月燃煤发电上网电价市场化改革之后，这一新能源电价市场化改革也是国家层面针对发电侧电价改革的又一重要举措。
国家发展和改革委员会指出，新能源电价改革的主要内容有三个方面。首先，推动新能源互联网电价全面由市场形成。原则上，新能源项目的互联网电力全部进入电力市场，互联网电价通过市场交易形成。二是建立支持新能源可持续发展的价格清算机制。新能源参与市场交易后，在结算阶段建立可持续发展的价格清算机制，按照机制清算纳入机制的电力和电费。
然而，136号文件发布后，市场解读很多，尤其是机制电费，理解各不相同。对此，预计华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利采访了行业普遍关注的焦点问题。。
王永利
Question 01
预见能源：
对一般新能源企业来说，该如何正确认识这一新政中机制电费这一模式？
王永利：
新能源全面进入市场后，必然会对新能源企业的售电收益产生很大影响，而运营收益过低将进一步降低股票性新能源项目的投资回报过低和社会资本投资主动性，影响中国新能源发展路径和双碳目标的实施。
但新能源进入市场是促进全国统一电力市场的必然途径。机制电费是新能源进入市场和新能源可持续发展的折中方式。其功能类似于容量补偿电费，都是通过保障性电费满足项目投资回报，保障新能源项目建设的可持续性。。
Question 02
预见能源：
136号文件规定，6月1日前投产的新能源增量项目可享受机制电费，并规定各省每年组织一次机制电费资质竞争，只允许未来12个月投产的项目参与，但未纳入机制电费范围的项目。
这是否意味着如果增量项目想要享受机制电费，需要通过省级出价程序获得资质？投标指标是什么？在具体操作中，企业要想投标，需要哪些基本资质？
王永利:
目前政策中的投标实际指标还没有明确，未来各省的投标指标、清算方式等信息也会有所不同。从目前的机制来看，新能源项目的收入已经从固定电费转变为“市场交易收入” 尽管基本上可以维持正常的投资回报，但价差补偿收益，然而，市场交易的不确定性需要提高企业的运营管理能力和风险控制水平。如果电站发电效率和市场策略不足，仅靠机制电费补偿可能会导致收入低于预期。。
Question 03
预见能源：
根据136号文件的规定，增量项目机制电费价格从低到高确定当选项目，机制电费原则上按当选项目最高价格确定，但不得高于价格上限。价格上限由省级价格主管部门考虑合理成本收入、绿色价值、电力市场供需情况、客户承受能力等因素确定。文件还指出，价格下限可以在初期考虑成本因素，防止无序竞争。
请问，如果选择的价格是由低到高决定的，是否意味着公司只能通过降低投标价格来提高中标概率？如何避免混乱竞价？企业应该如何正确确定报价策略？
王永利:
当前机制下，压低价格确实对于获得机制电费更有优势，但是新能源企业不应过分依赖机制电费，而应重点关注机制电费以外的收入来源，即电力市场收入和绿色电力收入。。虽然机制电费是电力市场交易电费中的“多退少补”，但需要进一步讨论交易误差是否包括在内。机制电价的补偿方式将迫使新能源企业提高自主运营能力，减少对机制电费的额外收益的依赖。
Question 04
预见能源：
一些机构解释说，机制电费的下限是项目盈亏平衡点对应的电费，上限是项目合理收入水平对应的电费。你觉得这个解释怎么样？
王永利:
设定机制电价的方法的确是考虑到新能源电站的盈亏平衡和合理的收益水平，但我国各地区新能源项目建设成本和运营成本差距较大，难以获得统一的盈亏平衡点电费。因此，机制电价的实施不能满足所有新能源项目的投资回报需求。。
目前我国电力供应充足，电力平衡是未来发展的重点问题，有效容量已成为新型电力系统关注的重要指标，实施机制电价主要是为了满足优质新能源项目的投资报告问题，引导民间资本开发优质资源。
Question 05
预见能源：
有媒体发文称，不同项目的投资回收期差异较大，公司难以准确预测政策覆盖时间，因为机制电费执行期“按照同类项目回收初始投资的平均投资期限确定”，因此面临收益计算问题。你觉得这个怎么样？
王永利:
现有机制未能明确指出具体的规划方案，无论是机制电费制定还是新能源项目参与机制电费申请。新能源项目的区域差异和新旧差异会影响其价格水平和收入水平。从电力市场的角度来看，机制电费肯定会满足大多数新能源项目的投资回报需求，逐步消除少数投资高、运营高的劣质项目。从新能源项目运营商的角度来看，他们关注自己对机制电价的需求和行业内机制电费的清算水平，及时调整机制电费的价格和空间。。
Question 06
预见能源：
对于股票项目，136号文件规定，执行机制的电量比例应在规模范围内每年独立确定，但不得高于上一年。这是否意味着股票项目的市场化比例需要持续上升，现行电费政策的影响力将减轻，直至完全社会化？
在之前的新能源电费制度下，电站收入模式由“保障性收购电量和市场化交易电量”两部分组成。如果机制电费比例逐渐降低，如何重新计算老电站的收入预期，应对市场电费的波动？
王永利:
在当前机制下，仍需进一步探索保障性收购电力收益空间是否具有实际意义。政策要求新能源全面进入市场，对存量项目而言，以“保障性收购电量”为基础。 市场化交易电量的方式正在逐步变化，但政策需要逐步明确变化速度、方式和形成的状态。。同时，为了引导用户快速向市场化交易转型，保障性收购电费是否也会发生变化，也是电力市场未来的发展方向。因此，新能源企业应重点关注进入市场后如何提高运营管理能力。
Question 07
预见能源：
136号文件规定，新能源参与电力市场交易后，在市场之外建立差价结算机制，将新能源电费水平(机制电费)纳入机制。、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电力规模、执行期限等。
对于这一点，一些机构解释说，这意味着机制电费的核心要素都取决于当地的态度。你怎么看？
王永利:
机制电价的制定是为了满足新能源项目的投资回报，所以机制电价的核算方法和结果在不同地区会有一定的差异。同时，新能源项目的分部位置、外卖渠道容量、灵活资源调节能力等。会影响区域机制电费核定的差异。不同省份、不同地区、不同电压等级可能会出现多元化机制电价的情况。但总的来说，136号文件已经明确了机制电费的相关费用来源，“将市场平均交易价格与机制电价的差额纳入当地系统运行费用”，政策实施的保障体系相对完善。。
Question 08
预见能源：
有分析人士指出，新能源全面进入市场后，行业从超额收益时代进入合理收益水平较低，运营管理水平和资金成本的重要性进一步提高，大量小运营商将逐步退出市场。在你看来，这种情况以后会发生吗？
王永利:
随着新能源比例的提高，电力平衡逐渐转变为依靠电源和电力的平衡，依靠电源加剧分化。这种分化要求不仅要加速前进，还要“突然刹车”，需要筛选新能源项目。政策通过市场化机制选择项目，对投资选址、技术成本控制和市场预测能力提出了更高的要求。高效率、低成本的高质量项目将脱颖而出，低效率项目将面临淘汰，推动行业“适者生存”。
王永利、教授、博士生导师、技术经济管理专业博士、中国社会科学院财经战略研究所博士后、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优势、工业和信息化部工业领域电力需求侧管理评价推进小组办公室专家组成员。中国电力需求侧管理促进中心特邀专家、中国技术经济学会理事、北京市运筹学会理事、副秘书长、中国系统工程学会资源委员会理事、中国双法学会统筹分会理事、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、博士生讲授管理原理、综合能源系统、电力负荷预测、电力市场理论与实践、人因工程、综合能源系统与服务等科目。开发了“综合能源系统仿真平台”，包括五大目标和四大模块，在国内拥有自主知识产权。
文字 | 杨锐
排版 |甘惠淇
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