中國儲能網(wǎng)訊：
2026年伊始，全國多個省份在電網(wǎng)代理購電價格公示中，齊刷刷新增了“新能源機制電量差價電費”這一細項。從河南0.062元/千瓦時的最高補貼，到冀北-0.005元/千瓦時的反向“清算”，這場覆蓋全國主要用電區(qū)域的價格機制調整，如同一張精準的“價格地圖”，勾勒出我國新能源從“政策保底”全面邁向“市場定價”的轉型軌跡。作為2025年《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”）的關鍵落地舉措，差價電費的登場，不僅重構了新能源企業(yè)的收益模型，更在用戶成本與綠色轉型之間搭建起市場化的平衡橋梁。
從“保量保價”到“市場定價”的必然轉向
回望我國新能源發(fā)展歷程，“固定電價+保障性收購”的模式曾是推動此類產(chǎn)業(yè)爆發(fā)的核心動力。但隨著風電、光伏裝機規(guī)模不斷取得突破，并逐漸超越煤電成為我國第一大電源，固定價格機制難以反映市場供求的弊端日益凸顯。部分地區(qū)新能源消納壓力激增，電價信號失靈導致投資過度集中，而傳統(tǒng)燃煤基準價與市場實際供需的脫節(jié)，更讓新能源的環(huán)境價值無法得到合理體現(xiàn)。
2025年2月出臺的136號文，正是在這一背景下吹響了促進新能源高質量發(fā)展的改革號角。文件明確核心導向：推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場，通過市場交易形成價格，同時建立“多退少補”的差價結算機制——當市場交易價格低于機制電價時給予新能源企業(yè)差價補償；當市場交易價格高于機制電價時則扣除差價，結算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用。這一制度設計被業(yè)界視為新能源市場化轉型的“緩沖墊”，既避免了改革過猛導致的行業(yè)震蕩，又通過價格信號引導資源優(yōu)化配置。
136號文的核心是讓市場在資源配置中起決定性作用，但新能源企業(yè)長期依賴政策保護，需要一個過渡機制穩(wěn)定預期。此次差價電費的全面落地，標志著136號文從國家層面的頂層設計正式進入地方實操階段。有觀點認為，這并非簡單的電價調整，而是新能源發(fā)展模式的根本性變革。
多省差價版圖背后的供需邏輯
有關方面梳理顯示，在多省公布的新能源機制電量差價電費中，21個省份呈現(xiàn)正值，均值為0.021元/千瓦時，中位數(shù)0.015元/千瓦時，這意味著多數(shù)地區(qū)的新能源市場交易價低于機制電價，需要通過系統(tǒng)運行費用向企業(yè)補齊差價。這種區(qū)域差異的背后，是各地資源稟賦、電源結構與消納能力的深刻映射。
差價電費最高的當數(shù)河南、山東、陜西三個省份，分別達到0.062元、0.058元和0.048元。以山東為例，作為全國光伏裝機第一大省，2025年其光伏機制電價競價出清價僅為0.225元/千瓦時，較當?shù)厝济夯鶞蕛r下降43%，而市場交易價進一步走低，導致差價補償額度居高不下?！吧綎|光伏產(chǎn)能嚴重過剩，競價激烈導致機制電價偏低，而市場交易中新能源占比過高又拉低了交易均價，雙重因素推高了差價電費?！鄙綎|省太陽能協(xié)會人士解釋道，這種高補貼本質上是對當?shù)匦履茉催^度投資的市場校正。
與上述三省形成鮮明對比的是，冀北、上海、重慶三地出現(xiàn)了負向差價電費，其中冀北最低，為-0.005元/千瓦時。這意味著這些地區(qū)的新能源市場交易價高于機制電價，企業(yè)需要將超出部分退回系統(tǒng)運行費用。以上海為例，因為當?shù)匦履茉促Y源稀缺，所以機制電價競價接近上限0.42元/千瓦時，達到0.4155元/千瓦時，然而本地工業(yè)負荷集中，對綠電需求旺盛，推動市場交易價又小幅高于機制電價。不過，這種正向價差反映了新能源在能源稀缺地區(qū)的價值回歸，也體現(xiàn)了市場對綠色電力的真實需求。
值得注意的是，各地差價電費的多少與其新能源投資熱度呈現(xiàn)明顯的負相關。在江蘇、浙江等長三角地區(qū)，差價電費維持在0.006元/千瓦時—0.012元/千瓦時的中等水平，既保障了企業(yè)合理收益，又未給用戶帶來過大成本壓力，對應的新能源投資保持平穩(wěn)；而在部分新能源裝機飽和的地區(qū)，高補貼并未帶來投資熱情的提升，反而出現(xiàn)了項目終止潮，如A股上市公司豫能控股就因收益不達標，放棄了增量分布式光伏項目的投資。
企業(yè)與用戶的雙向適應考驗
差價電費的落地，首先沖擊的是新能源企業(yè)的傳統(tǒng)收益模型。對于習慣了“固定收益”的投資者而言，“全電量執(zhí)行市場交易價+部分電量進行差價調整”的二元結構，意味著收益不確定性大幅提升。
山東的一名新能源電站投資人的經(jīng)歷頗具代表性。當看到2025年山東光伏機制電價競價結果時，他背后直冒冷汗：0.225元/千瓦時的出清價，加上20%的市場交易電量占比，綜合電價低于0.2元/千瓦時，遠低于他測算的0.25元/千瓦時盈虧平衡點。只要拿到項目就能賺錢的日子遠去了，現(xiàn)在不僅要算發(fā)電成本，還要預測市場電價波動，投資難度陡增。另有光伏項目經(jīng)營者表示，打算將投資方向轉向風電和源網(wǎng)荷儲一體化項目，因為這些領域的收益相對穩(wěn)定，預期更清晰。
對于大型新能源企業(yè)而言，差價機制倒逼其加速能力升級。有觀點認為，新能源企業(yè)迫切需要提升兩方面能力：一是投資前的財務預測能力，要基于電力交易數(shù)據(jù)建立精準的收益率模型；二是運營期的交易能力，要么組建專業(yè)交易團隊，要么委托托管機構提升收益。這種能力升級將推動新能源行業(yè)從“重建設”向“重運營”轉型，這有望導致行業(yè)集中度進一步提升。
在用戶端，差價電費通過系統(tǒng)運行費用向工商業(yè)用戶傳導，引發(fā)了對用電成本上升的擔憂。山東的實踐顯示，差價電費作為系統(tǒng)運行費用的組成部分，全部由用戶側承擔，短期內對高耗能行業(yè)形成成本壓力。據(jù)測算，僅差價電費一項，就會使該省鋼鐵企業(yè)噸鋼用電成本增加超過10元。據(jù)了解，為最大限度對沖用電成本壓力，當?shù)赜袖撹F企業(yè)已開始調整生產(chǎn)計劃，將高耗能工序轉移至電價低谷時段。
不過，這種成本壓力也有積極的一面——產(chǎn)生結構調整效應。在一些地區(qū)，高差價電費推動部分高耗能行業(yè)加速技術改造，有些電解鋁企業(yè)通過引入高效節(jié)能設備，將單位產(chǎn)品電耗降低了5%以上。這也充分說明，差價電費將新能源轉型成本顯性化、市場化，倒逼用戶側提升用能效率，這也正是改革的應有之義。
從“兜底過渡”到“價值重構”的進階之路
作為新能源市場化改革的過渡機制，差價電費在落地過程中，也暴露出一些亟待完善的問題。首先是新能源環(huán)境價值的體現(xiàn)不足。當前的差價結算僅基于電力供需形成的市場價格，未考慮新能源的碳減排價值，導致其真實價值被低估。
眾所周知，新能源的核心價值不僅是在電量上的貢獻，更在于綠色環(huán)保。當前市場只反映了電力的商品價值，環(huán)境價值需要通過綠證、碳交易等制度來補充，當環(huán)境價值得到合理體現(xiàn)后，新能源的價格才更趨合理，也能減少對差價電費補貼的依賴。
其次，差價電費與電力現(xiàn)貨市場的銜接尚需優(yōu)化。136號文規(guī)定，現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價按月度實時市場加權平均價格確定；非連續(xù)運行地區(qū)則按中長期交易均價確定。但部分地區(qū)存在中長期交易與現(xiàn)貨市場價格脫節(jié)的情況，導致差價結算不夠精準，影響了機制的公平性。
針對這些問題，各地已經(jīng)開始探索優(yōu)化路徑。廣東在2024年6月出臺的實施方案中，將分布式光伏納入綠電交易，通過用戶與新能源企業(yè)直接交易，減少中間環(huán)節(jié)，使新能源的環(huán)境價值直接體現(xiàn)在交易價格中；上海則加快推進電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行，提升市場價格的真實性和時效性，為差價結算提供更精準的依據(jù)。
從長期來看，差價電費的補貼功能將會逐步弱化。有觀點表示，隨著新能源成本持續(xù)下降、電力市場體系不斷完善，市場交易價格將能更準確地反映新能源的真實價值，差價結算的規(guī)模和幅度有望逐步縮小。差價機制的最終目標是完成使命后退出歷史舞臺，讓新能源完全通過市場競爭實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。這一過程可能需要3—5年時間，其間需要政策繼續(xù)護航，避免行業(yè)出現(xiàn)大的波動。
多省差價電費的落地，無疑是我國新能源市場化改革的一個關鍵過程。它既承載著破解行業(yè)發(fā)展瓶頸的使命，也面臨著平衡各方利益的挑戰(zhàn)。從短期來看，區(qū)域間的補貼差異、企業(yè)的收益波動、用戶的成本壓力，都是改革必須經(jīng)歷的陣痛；但從長遠來看，這種市場化的價格機制，終將引導新能源投資向資源稟賦優(yōu)越、消納能力充足的地區(qū)集中，推動行業(yè)從規(guī)模擴張向質量提升轉型。
新能源市場化改革不會一蹴而就，差價電費是重要的過渡橋梁。在這場關乎能源結構轉型的深刻變革中，差價電費的每一次調整，都是向這一目標的穩(wěn)步邁進。
