在第十二届中国国际光热大会暨CSPPLAZA年会期间，国家发改委能源研究所研究员时璟丽发表主题演讲，深入分析《新能源全面入市政策及对光热发电的投资影响》。

图：时璟丽

她指出，2025年1月出台的《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号文），不仅将深刻影响风电、光伏、光热等新能源开发主体，更将重塑整个电力与能源行业的发展格局。

136号文两大核心：新能源全面入市，价格由市场说了算

时璟丽强调，136号文的核心内容可概括为两点：一是新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场；二是建立“市场交易形成价格+可持续发展价格结算机制”的新型价格体系。

“这一政策与4月出台的394号文（关于全面加快电力现货市场建设）相辅相成，共同推动新能源真正融入电力市场。”时璟丽分析，根据规划，2025年底前，全国除西藏及部分特殊区域外，电力现货市场将基本实现全覆盖，不仅电源端要参与，用户侧也需实现市场申报、出清与结算，“这意味着新能源发电将从‘保障性收购’全面转向‘市场竞争’”。

从现货市场推进节奏看，目前省间现货市场已在2024年10月正式运行，湖北将于2025年6月底转入正式运行，浙江、安徽、陕西等多地也明确了年内目标。“现货市场的成熟，为新能源‘以价定产’‘以时定产’提供了基础，也让光热发电的调峰优势有了更明确的市场价值。”

地方实施方案将有差异，年内需全部出台

136号文作为框架性政策，明确了“价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调”的总体思路，而具体落地则需地方制定实施方案，且最迟不晚于2025年底。

“各地新能源发展水平、电力市场成熟度不同，方案会有地方特色。”时璟丽介绍，目前【截至演讲时】山东已在5月发布征求意见稿，广东就可持续发展价格结算机制的细节向行业征求意见，另有多个省份形成了草案。

以山东为例，其征求意见稿明确，2025年5月31日前投产的存量新能源项目，机制电价为0.3949元/千瓦时（含税），执行期限按全生命周期剩余利用小时数确定；广东则提出存量项目保障性收购电量不低于90%，与此前政策平滑衔接。【注：《山东省新能源上网电价市场化改革实施方案》已于8月7日印发，通知指出，2025年6月1日前投产的存量新能源项目全电量参与市场交易后,机制电价水平按国家政策上限执行，统一明确为每千瓦时0.3949元（含税）；2025年6月1日起投产的增量新能源项目，由省发展改革委会同有关单位明确机制电量规模、执行期限，通过价格竞争方式确定机制电价水平。】

“地方方案的差异，可能体现在机制电量比例、竞价规则等方面，但核心是保障新能源平稳过渡到市场化交易。”

可持续发展价格机制：给新能源“稳定器”，也留“竞争空间”

136号文的一大创新，是提出“可持续发展价格结算机制”，作为新能源参与市场的“场外保障”。时璟丽解释，这一机制采用“多退少补”的差价结算：若市场交易均价低于机制电价，差额部分补给发电企业；若高于，则企业退回差额，“既保障基本收益，又鼓励企业提升市场竞争力”。

具体来看，存量与增量项目实行“新老划断”：

存量项目：2025年6月1日前投产的项目，机制电价按现行政策执行（如山东0.3949元/千瓦时），执行期限延续原有政策，确保与此前的保障性收购平滑衔接。其中，存量光热发电不参与市场，仍按原政策执行。

增量项目：2025年6月1日后投产的项目（含增量光热），机制电价通过竞争形成，执行期限按同类项目回收初始投资的平均期限确定（如广东明确海上风电14年，其他项目12年）。

“值得注意的是，政策允许对成本差异大的技术分类组织竞争，光热发电、深远海风电等成本较高的项目可单独竞价，机制电价可能高于当地燃煤基准价。”时璟丽强调，这为光热发电留足了政策空间。

光热发电收益模式：电能量+绿色属性+辅助服务三重潜力

在全面入市背景下，光热发电的收益模式将更加多元。时璟丽分析，增量光热项目可通过三种路径实现收益：

1.电能量收益：部分电量纳入可持续发展价格机制（享受稳定收益），剩余电量参与现货或中长期市场（捕捉高电价时段收益）；或全部电量直接参与市场，灵活选择现货与中长期交易比例。

2.绿色属性收益：可选择绿证交易或CCER（碳减排权）交易，但二者不可兼得，且机制电量部分不重复获得绿证收益。

3.辅助服务收益：凭借调峰、容量支撑等能力，获取辅助服务市场收益。“随着现货市场限价放宽，尖峰时段电价可能更高，光热的调峰价值将进一步凸显。”

她建议，“十五五”期间光热发电应向“调节性”方向发展，在沙戈荒风光基地中形成“风电+光伏+光热”的互补模式。“若按1:1:1比例配置，光热度电收益若能控制在0.6元/千瓦时左右，整体电站上网电价可低于0.3元/千瓦时左右，具备参与市场的竞争力。”

政策红利：降低非技术成本，凸显光热独特价值

时璟丽认为，136号文的全面落地，将为光热发电带来多重利好：一是通过市场化机制挤出不合理开发成本（如各类附加费），降低非技术成本；二是现货市场的完善让光热的调峰、储能价值得以量化；三是容量电价机制的探索，有望为光热的容量价值提供补偿。

“光热发电兼具新能源与调节资源的双重属性，在新能源全面入市的浪潮中，其‘稳定器’作用将更加突出。”时璟丽总结，随着地方实施方案的细化、现货市场的成熟，光热发电有望在市场化竞争中找到独特定位，为新型电力系统构建提供重要支撑。