2025年春，吉林白城天润绿能光伏电站。(资料图)王迎雪 摄

　　近年来，中国新能源装机容量持续攀升，风电、光伏等电源陆续由保障性收购转向市场化交易，上网电价通过现货和中长期市场形成，并建立了配套的价格结算机制，以促进新能源消纳、减少新增煤电装机。然而，在这一转型过程中，个别问题开始浮出水面。

　　李文辉指出，部分地区新能源“负电价”现象加剧。同时，在现货市场机制下，煤电机组频繁启停以适应波动，也对设备安全和系统稳定构成挑战。

　　李文辉建议，应更好发挥制度优势与电网调控能力，对电力量价进行科学宏观管理，同时完善售电市场管理机制，细化信用评价指标，与保证金、交易限额挂钩，让风险定价与市场准入形成闭环。

　　绿色氢基能源项目作为“双碳”目标下能源转型的重要载体，也与新能源电价市场化改革息息相关。李文辉指出，在上述背景下，绿色氢基能源项目余电上网部分电价收益预期下滑、消纳成本增加，制约了产业投资积极性与规模化发展。

　　对此，李文辉建议，可对示范项目实施保障性电价政策，如将余电纳入机制电量保障范畴，明确比例上限，设定差异化竞价区间上下限等措施，稳定项目长期收益预期，从而为绿色氢基能源产业的规模化推广与可持续发展奠定坚实基础。(完)

【编辑:曹子健】

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