中國儲能網(wǎng)訊：136號文作為電力市場化改革的又一里程碑式的文件，出臺后立即引發(fā)行業(yè)熱議。經(jīng)過三周的激烈討論，行業(yè)各界在新能源全部電量參與市場交易、單個項目結(jié)算價不等于機制電價、新能源入市與現(xiàn)貨電價走低無必然聯(lián)系等方面進行了深入解讀。但由于文件的專業(yè)性、電力系統(tǒng)的系統(tǒng)性，以及各地發(fā)展的差異性，業(yè)內(nèi)也難免存在一些疑惑或認識上的誤區(qū)，亟需更加深入地開展探討，形成準確的理解，以發(fā)揮政策最大效能。筆者嚴格對照136號文原文，以及國家層面相關(guān)政策文件，針對與業(yè)內(nèi)交流時發(fā)現(xiàn)的若干問題，嘗試進行回答。
問題1：新能源具體如何參與市場？
此次文件最為關(guān)鍵的內(nèi)容便是“新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成”，這意味著我國新能源從固定電價保障性收購向市場化改革演變，完全由市場供需決定量價。具體來看，在現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)，入市意味著新能源必須參與現(xiàn)貨市場中的實時市場，自愿參加中長期交易（含綠色電力交易）；在現(xiàn)貨未連續(xù)運行地區(qū)，新能源則必須參與中長期交易（含綠色電力交易）。同時，文件明確了新能源的入市路徑為“可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格”，即新能源可以自主選擇以報量報價形式參與，或以報量不報價形式、作為價格接受者參與，給予了新能源充分的決策空間。如新能源選擇以報量報價形式參與，那么不管在現(xiàn)貨市場還是中長期市場，都應與其他電源執(zhí)行相同的交易規(guī)則，即市場如允許火電等參加雙邊、集中等形式的交易，那么也應允許新能源參與這些交易；如允許新能源分時段申報，也應允許火電等按此申報；如新能源選擇報量不報價的形式參與，那么需要接受市場形成價格這一特性要求，使其參與中長期交易時只能參與集中競價，在參與現(xiàn)貨市場時則能夠優(yōu)先出清。
問題2：新能源還能參加跨省跨區(qū)交易嗎？
文件只明確“參與跨省跨區(qū)交易的新能源電量，上網(wǎng)電價和交易機制按照跨省跨區(qū)送電相關(guān)政策執(zhí)行”，未對參與的條件作出任何限制。也就是說，新能源仍然可以自由選擇參加市場化的跨省跨區(qū)交易，只是跨省跨區(qū)交易的這部分電量不能再納入所在省的機制電價。因此，選擇參加省內(nèi)交易還是參加跨省跨區(qū)交易，這完全取決于兩個市場的價格信號及經(jīng)營主體的經(jīng)營策略。如新能源有能力在受端供需緊張時送電，且受端省份的電價承受能力較高，那么其參與跨省跨區(qū)交易有機會獲得比機制電價更高的交易價格；但如送電曲線不能與受端需求匹配，導致交易價格談不上去，參與跨省跨區(qū)交易反而失去了接受省內(nèi)機制電價的機會。換句話說，機制電價尊重新能源作出自主的市場行為，而不是對經(jīng)營主體參與市場進行事前約束。
問題3：現(xiàn)貨市場限價如何調(diào)整？
新能源出力波動大，入市后將進一步拉大峰谷波動，即現(xiàn)貨市場的高峰/尖峰價格要更高，低谷/深谷價格要更低。為此，文件要求“適當放寬現(xiàn)貨市場限價”，以防止因市場價格范圍過窄導致真正的峰谷價差不能完整體現(xiàn)。如新能源已全面參與現(xiàn)貨市場的某省份，其現(xiàn)貨市場價格下限在0.04元左右，2024年市場價格下限觸發(fā)時長較長，說明市場下限價格信號已經(jīng)完全失真。在這種情況下，市場價格信號功能將被弱化，儲能等靈活資源缺乏獲益空間，發(fā)電容量投資、需求側(cè)響應動力不足，既不能緩解新能源消納問題，也不利于系統(tǒng)長期的安全可靠供應。至于上下限水平如何確定，文件提出上限“考慮各地目前工商業(yè)用戶尖峰電價水平等因素確定”，作為在相對合理的前提下具有實操性的定價原則；對于價格下限，則是“考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定”，包括新能源的財政補貼、綠證交易、碳交易市場等收益。也就是說，各地的下限很有可能進一步下調(diào)。
問題4：中長期交易組織如何調(diào)整？
目前，各地普遍開展的是以年度、月度及月內(nèi)為周期的中長期交易。但對新能源來說，其功率預測準確性高度依賴于預測的時間，年度、月度的預測結(jié)果幾乎不具備參考意義，只有臨近至日及以內(nèi)，預測偏差才會減少至合理范圍。因此，適應于新能源特性的中長期交易，應該具有更短的交易周期、更高的交易頻次，“實現(xiàn)周、多日、逐日開市”。逐日開市，顧名思義，即每天組織開展對未來幾天每小時量價的交易，以提高中長期交易的靈活性，滿足包括新能源在內(nèi)的經(jīng)營主體調(diào)整合約的需求。同時，文件強調(diào)了“允許供需雙方結(jié)合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)整?！笨梢灶A見，未來各地新能源中長期簽約比例很有可能不再有強制要求，交易雙方可多簽、可少簽，也可不簽。此時，各類套利回收或偏差考核機制也就失去了意義。這正是中長期作為財務合同發(fā)揮避險作用的重要前提，而不應在高比例的合約覆蓋率要求、嚴格的偏差考核等各種強行要求下，導致經(jīng)營主體利益受損。此外，市場規(guī)則設計應堅持技術(shù)中立原則，無論是中長期交易、現(xiàn)貨市場還是輔助服務市場，或是未來參加容量市場，新能源都應與其他市場化電源平等地同場競爭，執(zhí)行相同的交易規(guī)則。
問題5：機制電價差價結(jié)算費用由誰來承擔？
文件明確指出“對納入機制的電量，市場交易均價低于或高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用”。根據(jù)國家發(fā)展改革委《關(guān)于第三監(jiān)管周期省級電網(wǎng)輸配電價及有關(guān)事項的通知》，系統(tǒng)運行費用是工商業(yè)用戶用電價格的其中一部分，并不會出現(xiàn)在其他經(jīng)營主體的結(jié)算科目中?？梢钥闯?，機制電價差價結(jié)算的費用就是由全體工商業(yè)用戶來分攤和分享的。也有人擔心增加的系統(tǒng)運行費用會導致電價上漲，其實不然。從差價結(jié)算的本質(zhì)看，機制電價差價結(jié)算是對市場均價與機制電價進行“多退少補”。以存量項目為例，假設機制電價為燃煤基準價，當市場均價低于燃煤基準價時，在系統(tǒng)運行費用中增加“少補”部分，用戶的系統(tǒng)運行費用抬高，但上網(wǎng)電價下降；當市場均價高于燃煤基準價時，在系統(tǒng)運行費用中扣除“多退”部分，用戶的上網(wǎng)電價上升但系統(tǒng)運行費用下降。最終，由上網(wǎng)電價、系統(tǒng)運行費用等共同構(gòu)成的用戶用電價格，并不會產(chǎn)生明顯波動。
問題6：存量項目納入機制的電量規(guī)模與機制電價如何確定？
“新老劃斷、分類施策”是本次文件的亮點之一，以文件出臺后約4個月作為存量與增量項目的界定點，既盡量減少對存量項目及文件出臺時已發(fā)生實際投資的待投產(chǎn)項目的影響，又能夠引導增量項目健康有序地參與市場競爭。對于存量項目來說，文件明確其納入機制的電量規(guī)模妥善銜接現(xiàn)行具有保障性質(zhì)的相關(guān)電量規(guī)模政策，機制電價按現(xiàn)行價格政策執(zhí)行。筆者理解，如果某地的保障政策是在本年度交易方案中確定項目的保障小時數(shù)，那么納入機制的電量就是2025年年度方案規(guī)定的保障小時數(shù)對應電量；如果某地的保障政策是100%保量保價收購，那么納入機制的電量就是項目100%的上網(wǎng)電量。當然，如果項目已經(jīng)全電量參與了中長期交易（綠電交易），則納入機制的電量為零。
問題7：新增納入機制的電量規(guī)模與非水可再生能源電力消納責任權(quán)重
完成情況有什么聯(lián)系？
對增量項目每年新增納入機制的電量規(guī)模，文件提出“由各地根據(jù)國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定”，同時要求“第一年新增納入機制的電量占當?shù)卦隽宽椖啃履茉瓷暇W(wǎng)電量的比例，要與現(xiàn)有新能源價格非市場化比例適當銜接、避免過度波動”。由此來看，第一年新增納入機制的電量，應該約等于目前各地新能源價格非市場化的電量比例與計劃新建新能源項目總上網(wǎng)電量的兩者之積；第二年及以后，則根據(jù)非水可再生能源消納責任權(quán)重完成情況及用戶承受能力相應調(diào)整，如完成消納責任權(quán)重，可適當減少；如未完成，可適當增加?？傊?，非水可再生能源消納責任權(quán)重完成情況，是新增納入機制電量規(guī)模的參考依據(jù)，而非計算因子，即新增機制的電量規(guī)模與消納責任權(quán)重推算出來的新增可再生電量并沒有直接聯(lián)系。
問題8：項目在參與競價時如何報價？
對增量新能源項目，競價確定的機制電價及入選電量對于穩(wěn)定項目預期十分重要，大多數(shù)項目可能希望在競價時得到更高的電價與更多的入選電量。為此，有人設想通過多段式報價來增加入選機會。但要注意到文件中有一句關(guān)于機制退出規(guī)則的表述，“新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍?！币簿褪钦f，項目“一生”只有一次享受機制電價的機會。如果一個項目多段式報價后最終入選，很有可能分配到較低的機制電價和較少的機制電量，且該項目全生命周期就只有這較小部分的電量享受機制電價；但如果一個項目按照預期的電價進行一段式申報，即使本輪競價無法入選，其仍有機會去參加下一輪競價。因此，多段式報價意義不大。當然，是否允許一段式或多段式申報還要看各地的具體方案。
問題9：現(xiàn)貨連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價確定時是否會考慮分區(qū)電價？
按照文件所述，“電力現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照月度發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定”，由于市場化交易收入受位置影響非常大，因此，不同位置的項目最終收益也會相差很大。筆者認為，實行分區(qū)邊際電價地區(qū)，交易均價應該按全省統(tǒng)一計算，以體現(xiàn)位于負荷中心項目的位置優(yōu)勢。電力市場的一個重要作用便是通過價格信號引導市場主體投資，如果采用分區(qū)電價，則供需緊張的高價區(qū)項目獲得差價收益減少，弱化了價格信號的指導作用；反之，使用全省統(tǒng)一計算的交易均價，則能有效激勵電源項目建設在更加有效的負荷中心節(jié)點，防止供需寬松地區(qū)進一步出現(xiàn)電源過剩現(xiàn)象，有利于資源更有效配置。
問題10：電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價確定時，交易活躍周期
及交易窗口會如何選??？
文件明確“電力現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發(fā)電側(cè)中長期交易同類項目加權(quán)平均價格確定”?，F(xiàn)貨未連續(xù)運行地區(qū)沒有實時市場，相較而言，交易最活躍的周期、競爭最充分的市場價格信號最能體現(xiàn)電能量的真實價值。由于文件另有要求“對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算”，即機制電量按月計算，因此，“交易最活躍周期”最長應該不會超過自然月。市場交易均價可能參考月度集中競價的價格，也可能參考月度集中競價、月度雙邊交易、月度上下調(diào)交易等多場交易的加權(quán)均價，但考慮到電價信號覆蓋的合理性，不同周期之間的交易應避免任意加權(quán)。
136號文的出臺，拉開了推動新能源全面入市的序幕，凝聚著電力市場建設者、電力系統(tǒng)運行隊伍等行業(yè)各界的心血與智慧，每一項舉措都體現(xiàn)著鮮明的時代性與科學性。唯有認真理解政策邏輯、理清執(zhí)行規(guī)則，才能規(guī)避認知誤區(qū)，全面、準確地落實文件要求，真正實現(xiàn)新能源的高質(zhì)量發(fā)展。
