當前，國內新能源電價呈現周期性下浮態勢，部分地區新能源電力結算價格遠低于標桿上網電價，電力現貨市場價格波動加劇。例如，近期山東光伏均價出現3分/度的價格。

　　“三分錢電價的情況主要體現在電力現貨市場上，即這些新能源電力沒有在中長期電力市場賣掉，被擠壓到現貨市場時，就會出現電價的極端情況，高電價或者極端低電價都有可能發生。電力現貨市場能夠體現市場上電力的供需關系，極端低電價出現主要是因為電力供大于求。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎在接受《中國能源報》記者采訪時說。

　　面對這一現象，廈門大學中國能源經濟研究中心教授孫傳旺向《中國能源報》記者解釋：“當前，新能源電力保障性收購額度縮緊與市場化消納占比提升并存，疊加可再生能源補貼金額逐步退坡，新能源電力政策性溢價空間收窄。與此同時，新能源電力日內間存在供需雙側峰谷錯配，新能源出力高峰時段通常處于電力消納低區，電力企業為獲取發電份額及場外收益被迫接受低電價。此外，各地區新能源裝機規模加速提升，而靈活性煤電機組規模及儲能調節能級缺口較大，無法對新能源電力消納形成有效支撐，進一步加大了電力現貨市場新能源結構性供需失衡導致的低價風險。”

　　隨著科學技術的不斷進步，目前風電、光伏的發電效率顯著提高，度電成本正在持續走低，甚至在某些地區已經低于煤電的發電成本，這種情況也部分反映到了電力市場的價格走勢當中，新能源電力的價格正逐步下降。“長期來看，新能源電力，特別是新增加的新能源電價逐步走低將成為常態。”彭澎坦言。

　　事實上，我國大力發展新能源，正是為了獲得更加綠色、更具經濟性的電力。然而，過低的電價正考驗著不少野蠻生長的新能源企業。

　　“一方面，新能源電價長期過低將增加新能源發電企業收益的不確定性，導致其采取降低新能源發電設施利用率與發電小時數等被動性應對舉措，進一步削弱新能源項目投資積極性與回報預期;另一方面，新能源低電價帶來的產能利用不足可能經由產業鏈傳導，降低下游發電企業對產業鏈中上游環節的零部件與裝備生產需求，不利于新能源產業整體優勢要素匯集與競爭力提升。”孫傳旺表示。

　　“對于新能源企業來說，面對當前局勢，要找到有意愿購買綠電的客戶，同時通過增配儲能，調整自己的新能源發電曲線，以獲取在電力市場中的更好收益。”彭澎建議。

　　孫傳旺也建議：“企業可以創新市場化營運模式。從單一發電向供熱供冷、新型儲能、聚合服務等多產品類型與多業務模式轉變，充分參與綠電綠證與輔助服務市場交易。同時，搶抓全球電網設備更新和電力產業投資升級高景氣窗口優勢，積極有序推動海外新能源產業材料端、制造端、應用端項目落地與多環節延伸，不斷加強同原材料供應商、設備制造商、運營商等上下游企業的技術合作與供需對接，避免同質化競爭與無序擴張。”

　　此外，保障新能源電價保持在合理區間，仍需持續深化電力市場改革，充分發揮過渡性政策保障作用。例如，山東省2024年12月出臺的《關于健全完善新能源消納體系機制促進能源高質量發展的若干措施》，就針對新能源分類分批入市、擴大綠電綠證交易規模與強化多形態儲能建設等做出針對性部署。

　　“相關部門應進一步明確新能源主體參與電力中長期市場、現貨市場、容量市場和輔助服務市場的準入規則與交易標準，加快推動綠電綠證交易市場擴容增維。同時，增強新能源電價形成的市場屬性，推動構建與大規模新能源上網相適應的合同曲線形成方式與價格浮動比例，進一步完善峰谷分時電價和尖峰電價機制。此外，還要推動各地充分挖掘需求側‘削峰填谷’資源，依據調峰需求和資源類型構建補償范圍、調用次序明晰的需求側響應儲備庫，有效引導和激勵電力用戶參與電力系統調峰與新能源消納保障。”孫傳旺表示。(中國能源報記者 林水靜)