中国储能网讯：“新政发布以后，以前‘只要能发电，就有稳定收益拿’的日子一去不返，企业在技术创新、数字化水平、对市场的理解程度等方面的能力将成为真正的立身之本。”宁波宁能电力销售有限公司业务服务中心交易主管孔娜说。

孔娜口中的新政，指的是今年初国家发展改革委、国家能源局联合印发的《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》(简称《通知》)中的相关规定：自今年6月1日起，我国风电、光伏发电等新能源上网电量全面进入电力市场。

这意味着新能源上网电价告别政府定价时代，全面进入市场化交易的新阶段。

从旱涝保收的“保量保价”模式向“不保量不保价”的市场化电价模式转身，首当其冲的是什么？链条上的宁波电力选择以何种策略迎接？新政影响持续发酵，未来的电力市场将何去何从？

电价震荡负电价或成常态

对于电力行业，市场化改革的风声由来已久，但《通知》正式落地，受影响最直接和显著的就是电价。

1月19日，浙江电力现货市场首次记录了-0.2元/千瓦时的最低价。

-0.2元/千瓦时意味着，发电企业每发出1千瓦时的电，非但无法获得收益，反而要给电网企业或者电力用户支付一定费用，以吸引其消纳多余的电力。

“1月下旬的几天，天气比较好，特别是午间时段，光伏临近满发。同时，那段时间临近过年，很多工厂已停工休息，中午正好是用电低谷，电力供应远远大于需求，从而出现了负电价现象。”国网(宁波)综合能源服务有限公司智慧用能事业部主任张力说。

负电价现象的本质就是供需失衡。纵观浙江出现负电价的时刻，均满足新能源发电增加和用电需求低谷两个条件。

这一现象的背后，是新能源装机的迅猛发展。截至2024年底，浙江新能源装机达5682万千瓦，占全省发电能力的比例超过40%。从某种意义上说，负电价是新能源发展快、电力交易市场化程度高的区域在能源转型过渡期出现的特有现象。

持续发酵一石激起千层浪

6月1日是一个重要的时间节点。

《通知》对存量和增量项目采取了分类施策：6月1日以前已经投产的新能源项目，将继续执行现有的电价政策或补贴政策；6月1日及以后投产的新能源项目，将全部纳入新能源可持续发展价格结算机制，通过市场交易形成上网电价。

“对于我们光伏企业而言，会尽可能在6月1日之前进行抢建，将手头项目尽快完工，以免在此之后，市场产生过多的不确定性，对投资造成影响。”深耕宁波20余年、拥有逾370家客户的宁波科论太阳能有限公司总经理钟平说，分类施策保障了老电站的利益，但之后的新电站作为增量部分，将直面市场化带来的巨大挑战。

由于未来电价的不确定性增加，项目收益率有下降风险，新能源开发企业观望情绪较浓。在窗口期之前抢建，能解一时“渴”，但从长计议，光伏企业、售电企业都亟须新的解法智慧。

业内人士表示，新型储能和虚拟电厂等灵活性资源配置需求或迎爆发。

“《通知》强调市场化机制。目前，我们通过虚拟电厂聚合以储能为核心的各类可调节负荷资源，为新能源提供替代性调节方案，在未来新型电力系统建设中大有可为。”张力说，如何利用虚拟电厂推动新能源和储能参与电力中长期市场、现货市场及辅助服务市场，是高质量发展的重要课题。

长期利好综合服务能力成关键

记者与多名业内人士交流，业内普遍认为，《通知》实施后，新能源行业面临“风口”，有望步入精细化管理时代。

自2021年我国绿色电力市场交易正式启动以来，国家已出台一系列相关政策，建立健全绿电交易机制，鼓励引导绿色电力消费，逐步扩大绿电交易规模。

“新能源有分布式和集中式，且与风、光等天气关联甚密，天气情况依靠人和经验去判断，达不到市场要求的精准程度，需要大数据、智能化参与决策。”孔娜说，电力市场未来是有门槛的，从前期各类资源的处置，到现在市场交易人员的培养，都非常考验企业对市场的接受程度、消化程度和利用程度。

4月29日，国家发展改革委、国家能源局发布关于全面加快电力现货市场建设工作的通知，提到浙江电力现货市场要在2025年底前转入正式运行。

“接下来，无论是光伏企业还是光伏投资商，或是售电公司，如果没有综合性的服务能力，终将被市场淘汰。我们正努力推动‘双碳’目标下的绿电、绿证、碳资产、光储一体充、虚拟电厂建设等综合服务，这些才是市场竞争力。”宁波宁能电力销售有限公司副总工程师兼业务服务中心经理许国军说，虽然短期内可能会让一些项目“压力山大”，但从长远看，这将推动新能源行业更健康、更高质量发展。