电价改革红利释放！西部风光电站迎来5大利好
发布日期：2025/2/11
在“双碳”目标的引领下，新能源产业的发展成为推动能源转型、实现可持续发展的关键力量。国家发展改革委、国家能源局发布的《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），如同一股强劲的东风，为西部地区的大规模风光电站带来了前所未有的发展机遇，释放出巨大的政策红利。
市场化交易，破解“弃风弃光”难题
改革要求新能源电量全面进入电力市场，以市场化交易取代原有的保障性收购制度。这一举措直击西部地区长期存在的“弃风弃光”痛点。过去，由于电网消纳能力有限，西部地区丰富的风能、太阳能资源常常被白白浪费。如今，通过跨省跨区交易和市场化定价机制，西部地区的风光电站迎来转机。
以位于内蒙古的鄂尔多斯杭锦旗风电基地为例，该基地装机容量达500万千瓦，以往因本地电力消纳能力不足，每年弃风率高达20%左右。电价改革后，通过参与市场化交易，与山东、江苏等电力需求旺盛省份达成长期电力交易协议，将多余电量输送出去，弃风率大幅下降至5%以内，不仅提升了风能资源利用率，还为企业带来了可观的经济效益。
差价结算，稳固收益“压舱石”
新政策创新性地引入“新能源可持续发展价格结算机制”，为西部风光电站的收益稳定性提供了坚实保障。该机制对纳入的电量实行“多退少补”的差价结算方式。当市场交易价格低于机制电价时，电网企业会及时补足差价；反之则扣除差价。
甘肃酒泉某光伏发电项目是一个很好的案例。在2025年夏季，该项目所在地区光伏出力集中，午间电价处于低谷。按照以往，电站收益会受到较大影响。但得益于新的差价结算机制，当市场交易价格低于机制电价时，电网企业及时补足了差价，保障了电站的稳定收益。据统计，该项目在差价结算机制下，当年收益波动幅度相比以往减少了30%，有效增强了项目的抗风险能力。
动态调整，强化西部独特优势
增量项目的机制电量规模与各地非水电可再生能源消纳责任权重紧密挂钩。西部地区在新能源发展方面成绩斐然，目标完成度较高，这意味着后续纳入机制的电量规模有望进一步增加。
宁夏新能源产业发展迅速，新能源装机占比高。以宁夏中卫某新建风电项目为例，随着当地非水电可再生能源消纳责任权重的提升，该项目纳入机制的电量规模不断扩大。最初预计年发电量为5亿千瓦时，纳入机制的电量为3亿千瓦时；随着政策推动，如今纳入机制的电量增加到4亿千瓦时，项目收益预期大幅提升。同时，该项目签订了为期10年的购电协议，锁定了长期稳定收益，吸引了更多社会资本参与投资。
灵活储能，降低投资门槛
新政明确规定“不得将配置储能作为新建项目的前置条件”，这一规定给予了西部地区风光电站极大的灵活性。电站可根据自身实际情况，自主选择是否配置储能，从而有效降低了初期投资成本。
青海海西某太阳能发电站在规划建设时，考虑到初期资金有限，且当地电力消纳情况良好，按照新政未强制配置储能，节省了数千万元的储能设备购置与安装成本。同时，随着储能市场化交易政策的推进，该电站计划在未来根据自身发展和市场需求，适时配置储能设备，通过参与储能市场化交易获取额外收益。
绿电交易，促进区域协同发展
政策在绿色电力交易中明确区分电能量价格与绿证价格，这一举措为西部地区的风光电站开辟了新的增收渠道。通过绿证交易，风光电站可以获取额外收益，进一步提升了项目的经济效益。
四川凉山州某大型风力发电场，在参与绿电交易后，每兆瓦时电量除了获得电能量价格收益外，还通过出售绿证获得了额外收入。2025年，该风电场通过绿电交易，全年额外增收500万元。同时，随着跨省跨区交易规则的完善，该风电场的绿色电力顺利输送到上海、浙江等地，实现了资源优势与市场需求的有效对接，促进了区域间的协同发展。
此次新能源上网电价市场化改革，通过一系列市场化机制和差异化政策设计，为西部地区风光电站构筑了全方位的发展优势。差价结算机制和动态调整规则，巧妙地平衡了市场波动与项目收益之间的关系，让西部风光电站在市场浪潮中能够稳健前行。从长远来看，西部地区新能源开发成本低、资源丰富的特点将在政策的推动下进一步凸显，助力其成为全国绿色电力供应的重要基地，为我国能源转型和可持续发展贡献不可替代的力量。在电价改革的红利下，西部地区的风光电站正站在新的历史起点上，开启绿色电力发展的崭新篇章，向着更加光明的未来大步迈进。
来源:源网荷储创研新视界 作者：胡宏峻
