据能源圈了解到，当前，国内新能源电价呈现周期性下浮态势，部分地区新能源电力结算价格远低于标杆上网电价，电力现货市场价格波动加剧。例如，近期山东光伏均价出现3分/度的价格。

“三分钱电价的情况主要体现在电力现货市场上，即这些新能源电力没有在中长期电力市场卖掉，被挤压到现货市场时，就会出现电价的极端情况，高电价或者极端低电价都有可能发生。电力现货市场能够体现市场上电力的供需关系，极端低电价出现主要是因为电力供大于求。”中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎在接受《中国能源报》记者采访时说。

面对这一现象，厦门大学中国能源经济研究中心教授孙传旺向《中国能源报》记者解释：“当前，新能源电力保障性收购额度缩紧与市场化消纳占比提升并存，叠加可再生能源补贴金额逐步退坡，新能源电力政策性溢价空间收窄。与此同时，新能源电力日内间存在供需双侧峰谷错配，新能源出力高峰时段通常处于电力消纳低区，电力企业为获取发电份额及场外收益被迫接受低电价。此外，各地区新能源装机规模加速提升，而灵活性煤电机组规模及储能调节能级缺口较大，无法对新能源电力消纳形成有效支撑，进一步加大了电力现货市场新能源结构性供需失衡导致的低价风险。”

随着科学技术的不断进步，目前风电、光伏的发电效率显著提高，度电成本正在持续走低，甚至在某些地区已经低于煤电的发电成本，这种情况也部分反映到了电力市场的价格走势当中，新能源电力的价格正逐步下降。“长期来看，新能源电力，特别是新增加的新能源电价逐步走低将成为常态。”彭澎坦言。

事实上，我国大力发展新能源，正是为了获得更加绿色、更具经济性的电力。然而，过低的电价正考验着不少野蛮生长的新能源企业。

“一方面，新能源电价长期过低将增加新能源发电企业收益的不确定性，导致其采取降低新能源发电设施利用率与发电小时数等被动性应对举措，进一步削弱新能源项目投资积极性与回报预期；另一方面，新能源低电价带来的产能利用不足可能经由产业链传导，降低下游发电企业对产业链中上游环节的零部件与装备生产需求，不利于新能源产业整体优势要素汇集与竞争力提升。”孙传旺表示。

“对于新能源企业来说，面对当前局势，要找到有意愿购买绿电的客户，同时通过增配储能，调整自己的新能源发电曲线，以获取在电力市场中的更好收益。”彭澎建议。

孙传旺也建议：“企业可以创新市场化营运模式。从单一发电向供热供冷、新型储能、聚合服务等多产品类型与多业务模式转变，充分参与绿电绿证与辅助服务市场交易。同时，抢抓全球电网设备更新和电力产业投资升级高景气窗口优势，积极有序推动海外新能源产业材料端、制造端、应用端项目落地与多环节延伸，不断加强同原材料供应商、设备制造商、运营商等上下游企业的技术合作与供需对接，避免同质化竞争与无序扩张。”

此外，保障新能源电价保持在合理区间，仍需持续深化电力市场改革，充分发挥过渡性政策保障作用。例如，山东省2024年12月出台的《关于健全完善新能源消纳体系机制促进能源高质量发展的若干措施》，就针对新能源分类分批入市、扩大绿电绿证交易规模与强化多形态储能建设等做出针对性部署。

“相关部门应进一步明确新能源主体参与电力中长期市场、现货市场、容量市场和辅助服务市场的准入规则与交易标准，加快推动绿电绿证交易市场扩容增维。同时，增强新能源电价形成的市场属性，推动构建与大规模新能源上网相适应的合同曲线形成方式与价格浮动比例，进一步完善峰谷分时电价和尖峰电价机制。此外，还要推动各地充分挖掘需求侧‘削峰填谷’资源，依据调峰需求和资源类型构建补偿范围、调用次序明晰的需求侧响应储备库，有效引导和激励电力用户参与电力系统调峰与新能源消纳保障。”孙传旺表示。