中國儲能網(wǎng)訊：“這是新能源的‘畢業(yè)禮’，標(biāo)志著新能源開始正式走向‘社會’”“文件發(fā)布意味著新能源行業(yè)實現(xiàn)關(guān)鍵‘成人禮’”“我國發(fā)用電價格市場化改革取得了質(zhì)的飛躍和突破”……
“未來新能源電站收益如何測算？投資決策以什么作為參考標(biāo)準(zhǔn)？”“新能源入市做交易會導(dǎo)致現(xiàn)貨電價走低嗎？”“各地細(xì)化規(guī)則什么時候出臺”……
國家發(fā)改委、國家能源局近期聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”），引起行業(yè)熱議。136號文提出推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制（以下簡稱“機制電價”）。政策發(fā)布以來，業(yè)內(nèi)反應(yīng)不一，有新機遇帶來的喜悅，有新機制帶來的疑問，也有新挑戰(zhàn)帶來的焦慮，但有一條共識心照不宣——這是新能源行業(yè)成熟的重大契機。
過去近二十年里，我國在多條戰(zhàn)線上同時規(guī)劃了空前規(guī)模的產(chǎn)業(yè)政策，計劃體制“保駕護航”，疊加“雙碳”目標(biāo)加持，“風(fēng)光”合計裝機從2009年的1081萬千瓦增至2024年14.1億千瓦，占電源總裝機比重從1.24%增至40%以上，超越了煤電裝機。計劃定價的方式在初期有效激勵了新能源快速發(fā)展，但弊端也隨之顯現(xiàn)，新能源未全面參與市場，電能量價格未通過市場化機制形成，調(diào)節(jié)資源為其提供調(diào)節(jié)服務(wù)的成本無法回收，保障性收購制度下沒有市場價格信號引導(dǎo)新能源投資規(guī)劃，造成新能源的無序發(fā)展，新能源投資過熱超出電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力引發(fā)系統(tǒng)平衡困難，有關(guān)新能源的輿論也在“騙補、過熱”和“內(nèi)卷、寒冬”中搖擺。
136號文的發(fā)布，意味著新能源實現(xiàn)了“價補分離”，在市場上成為與火電同臺競爭的發(fā)電主體，至此，我國將實現(xiàn)發(fā)電側(cè)80%左右的裝機容量、接近80%的發(fā)電量以及用戶側(cè)80%左右的用電量進入市場，為建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場奠定基礎(chǔ)，為電力體制改革書寫了新的注腳。
新能源“躺平式”發(fā)展不再
新能源全面入市，既是自身發(fā)展之需，也受全局形勢所迫。
新能源的計劃電價制度始于2006年出臺、2009年修訂的《可再生能源法》，該法案明確了新能源的固定上網(wǎng)電價機制及資金補貼制度。2015年，新一輪電力體制改革拉開帷幕，建立了優(yōu)先發(fā)電制度，享受優(yōu)先發(fā)電計劃的電源嚴(yán)格執(zhí)行發(fā)電量計劃，并按照提前定好的價格結(jié)算，新能源就在優(yōu)先發(fā)電保障名單之列。
我國雖然自2016年開始施行新能源“全額保障性收購與市場化消納”并行模式，但是所謂的市場化僅僅是指中長期市場中新能源發(fā)電價格以燃煤發(fā)電價格為錨點，燃煤發(fā)電價格通過政府核定的當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價以及政府規(guī)定的上下20%浮動范圍確定，其本質(zhì)依然為計劃定價模式。不進入現(xiàn)貨市場的新能源，嚴(yán)格意義上不能稱之為市場化消納。
如今，新能源規(guī)模之巨，發(fā)展到了不得不躬身入局的階段。長沙理工大學(xué)教授葉澤指出，新能源入市是我國新能源快速發(fā)展引起電網(wǎng)消納困難等現(xiàn)實問題“逼”出來的，是對我國過去新能源消納政策的反思及其改進的結(jié)果。長期以來，我們在法律和政策層面把新消源消納與新能源收益保障兩種機制人為地捆綁在一起，既促進了新能源發(fā)展，也必然地引起了新能源消納困難。
業(yè)內(nèi)人士指出：“計劃模式下的新能源好比‘唐僧肉’，隨著成本的快速下降，新建光伏上網(wǎng)電價0.1元/千瓦時、新建風(fēng)電上網(wǎng)電價0.2元/千瓦時的價格能夠達到盈虧平衡，相比0.4元/千瓦時左右的全額保障性收購價存在‘超額利潤’，造成產(chǎn)能規(guī)模無序擴張，不少從業(yè)人士對電力市場幾乎一竅不通，對市場波動缺乏概念?！窏l尋租’‘強制配儲’‘產(chǎn)業(yè)投資配套’等亂象隨之頻發(fā)。”
新能源含著“金湯匙”出生，以前被“抱著走”，現(xiàn)在到了“扶上馬、送一程”的時候了?！胺錾像R”即推動新能源全面入市。136號文規(guī)定，在現(xiàn)貨運行地區(qū)，新能源全電量參與現(xiàn)貨市場（含綠色電力交易），在現(xiàn)貨未運行地區(qū)新能源發(fā)電全面參與中長期市場，通過雙邊協(xié)商、集中交易等方式確定價格，真正將所有的新能源電量價格機制都改為市場定價機制。換言之，新能源入市與否的分界線，在于實際發(fā)電量是以市場價格結(jié)算，還是以基準(zhǔn)價結(jié)算。上網(wǎng)電量全部入市，則意味新能源項目收益將由此前的“保障性電量×燃煤基準(zhǔn)價+市場化電量×市場化電價”變更為“上網(wǎng)電量×市場化電價”。
“送一程”即136號文提出的過渡性場外“機制電價”，在新能源完全能“養(yǎng)活”自己之前，通過提供政策性的“安全氣囊”，支撐行業(yè)平穩(wěn)過渡。該電價模式借鑒了CfD（Contracts for Difference）差價合約，政府按照事先約定好的執(zhí)行價格與同期市場參考價之間的差額向低碳發(fā)電商發(fā)放補貼，多退少補。舉例來說，如果執(zhí)行價格是50英鎊/兆瓦時，而市場價格是40英鎊/兆瓦時，那么LCCC（低碳發(fā)電商與政府旗下的低碳合同公司）會向發(fā)電商支付10英鎊/兆瓦時的差價，以補足收入。如果市場價格為60英鎊/兆瓦時，執(zhí)行價格為50英鎊/兆瓦時，發(fā)電商需將10英鎊/兆瓦時返還給LCCC。
中國社科院能源經(jīng)濟研究中心副主任馮永晟表示，目前看，機制電價有利于促進新能源進入市場，體現(xiàn)在兩個方面。一方面，對穩(wěn)定投資預(yù)期確實會有重要作用，這本質(zhì)上是一種變相的容量機制。但另一方面，這一政策的收益保障是有條件的，不是躺著就能吃到“餡餅”，因為既有市場建設(shè)程度和結(jié)算的顆粒度不一，這決定了新能源廠商需要具備市場意識，比如，對于現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，廠商必須要緊盯市場波動和系統(tǒng)需求，才能獲取機制電價的收益，否則也可能享受不到。
“躺平式”發(fā)展不再，原有“跑馬圈地”式的投資方式被徹底改變，最先感受到潮水變化的是新能源從業(yè)人士。記者注意到，發(fā)件發(fā)布后，業(yè)內(nèi)進行了各種解讀和算例分析，對新能源未來收益不確定性的困惑之聲不在少數(shù)。
中國宏觀經(jīng)濟研究院能源研究所研究員時璟麗指出，無論是直接參與電力市場，還是爭取進入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，都是市場競爭，項目收益存在一定的不確定性。無論哪種方式，新能源投資開發(fā)運營企業(yè)必須提升開發(fā)階段投資決策和電力市場預(yù)期、運營階段預(yù)測預(yù)報和報價策略等各方面能力，有能力者將勝出。對于跨省跨區(qū)消納的新能源，繼續(xù)延續(xù)之前的政策。西部一些省份在近兩三年已經(jīng)明確新增新能源項目全部參與市場，增加的機制電量電價政策如能在一定范圍內(nèi)落實，對新能源企業(yè)來說就多了一種參與市場的選擇。
現(xiàn)貨市場的價格，能夠體現(xiàn)電能量時間和空間的不同價值，比如，早晨和傍晚通常是電力需求高峰期，發(fā)電成本高，電價相應(yīng)較高；資源豐富的地區(qū)電價可能較低，而資源稀缺或需求旺盛的地區(qū)電價可能較高，這些時間和空間上的價值差異引導(dǎo)電力市場優(yōu)化資源配置。上述業(yè)內(nèi)人士告訴記者：“在計劃模式下，新能源規(guī)劃選址重點考慮占地價格，忽略了電網(wǎng)實際潮流影響。新能源全面入市后，按照技術(shù)中立原則，造價低、運行水平高、位置好的增量新能源項目可以獲得機制電價的保障紅利。”
重塑電力市場競爭格局
電力系統(tǒng)作為一個保持實時平衡的有機整體，任何局部的改革都會牽一發(fā)而動全身，這種蛻變正在全行業(yè)上演。
時璟麗認(rèn)為，從近期國家政策導(dǎo)向看，我國現(xiàn)貨市場建設(shè)和新能源入市將相輔相成。在推動新能源原則上全面入市的同時，136號文明確適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場限價，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定，具體由省級價格主管部門商有關(guān)部門制定并適時調(diào)整。現(xiàn)貨價差適當(dāng)擴大，可有效激發(fā)新型市場主體的參與度，市場能更好更及時地反映電力和電量供需，有利于全國統(tǒng)一電力市場形成。
對中長期市場而言，業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，隨著市場的成熟，市場主體會根據(jù)現(xiàn)貨市場的價格預(yù)測開展對應(yīng)周期的中長期交易，作為對沖現(xiàn)貨價格波動的保險機制，因此中長期的價格會與現(xiàn)貨市場價格耦合。輔助服務(wù)與電能量市場關(guān)系緊密，輔助服務(wù)價格與電能量價格互為機會成本，伴隨著電能量的進一步市場化，輔助服務(wù)也由原來的非市場化補償機制轉(zhuǎn)化為市場化定價機制。136號文將引導(dǎo)輔助服務(wù)進一步市場化，加快調(diào)頻、備用輔助服務(wù)市場建設(shè)，實現(xiàn)調(diào)峰輔助服務(wù)逐步與現(xiàn)貨市場融合，新能源高比例地區(qū)將探索快速爬坡、系統(tǒng)慣量等新型輔助服務(wù)交易品種。
具體到各市場主體，136號文將推動新型儲能、煤電、售電公司等“玩家”煥新升級。
長久以來我國電力系統(tǒng)采取“源隨荷動”的平衡模式，但是新能源發(fā)電固有的波動性、隨機性使其無法跟隨系統(tǒng)負(fù)荷調(diào)整出力，電力系統(tǒng)不僅需要跟蹤負(fù)荷變化，還需要平衡“靠天吃飯”的出力變化，加劇系統(tǒng)調(diào)節(jié)負(fù)擔(dān)。為提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，全國近30個?。ㄊ?、區(qū)）密集出臺130余項強制配儲政策，將儲能與新能源深度捆綁，但建好之后要么不用、要么用不了，造成新能源建設(shè)成本激增以及儲能行業(yè)野蠻發(fā)展問題。
在高成本壓力下，部分配儲項目只能選擇性能較差、投資成本較低的儲能產(chǎn)品，造成了安全隱患，也影響了新型儲能行業(yè)的健康發(fā)展。據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲利用系數(shù)僅為6.1%，實際上遠(yuǎn)遠(yuǎn)沒有發(fā)揮提供調(diào)節(jié)能力、真正保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行作用?！跋喈?dāng)于長江水弄了幾個裝礦泉水的桶?！敝袊こ淘涸菏?、華北電力大學(xué)原校長劉吉臻在2023全球能源轉(zhuǎn)型高層論壇上指出，在大規(guī)模新能源消納的過程當(dāng)中，儲能其實不是萬能的。
136號文明確要求“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等的前置條件”，直接叫停了飽受詬病的新能源強制配儲政策。時璟麗指出，這有利于儲能的健康良性發(fā)展?！靶履茉雌髽I(yè)有配置儲能的選擇權(quán)，配不配、什么時間什么條件配，以什么方式配、配多少，都將根據(jù)需要和電力市場需求來定，配置儲能后新能源項目通過報量報價參與市場，可以發(fā)揮儲能設(shè)施的調(diào)節(jié)作用，解決強配儲能不調(diào)用、劣幣驅(qū)逐良幣的問題。”
與新能源息息相關(guān)的電源還有煤電。煤電長期充當(dāng)新能源的“馬前卒”，電量讓路，自掏腰包提供電力調(diào)節(jié)服務(wù)以致長期虧損。2021年，彼時占總發(fā)電裝機容量比重為46.7%的燃煤發(fā)電電量原則上全部進入電力市場，優(yōu)先發(fā)電制度實現(xiàn)了真正意義上的“破冰”。2023年，煤電容量電價機制出臺，煤電吃上了“低?！?，用以補償煤電的固定成本保障電力系統(tǒng)的充裕性。重磅政策頻出，客觀上延遲了新能源的入市時間，新能源入市對“老大哥”煤電也將產(chǎn)生一系列影響。
新能源全面入市，通過低邊際成本自動實現(xiàn)優(yōu)先調(diào)度，以獲得消納權(quán)限，新能源正式向著電量生產(chǎn)主力軍的方向邁進，這也意味著未來火電的利用小時將進一步下降，持續(xù)向以提供容量保障和調(diào)節(jié)服務(wù)為主的兜底調(diào)節(jié)電源轉(zhuǎn)型。同時，隨著新能源進入市場，優(yōu)先發(fā)電主體的規(guī)模縮小，“雙軌制”不平衡費用縮減，火電的費用分?jǐn)傄?guī)模將進一步縮小。
作為發(fā)電企業(yè)的下游，售電公司也將迎來一系列變革。求實能源技術(shù)（深圳）有限公司總經(jīng)理蔣江認(rèn)為，新能源全面入市，售電公司上游甲方數(shù)量大增，隨著市場擴容，更多的售電公司和電力用戶也將入場，市場可能更活躍，市場流通水平更高。但是，由于新能源發(fā)電出力難以準(zhǔn)確預(yù)測，售電公司與新能源發(fā)電企業(yè)在中長期交易中帶曲線簽約難度增加，在年度交易中的簽約比例不確定性增加。售電公司需要進一步加強市場分析能力，合理與新能源簽訂中長期合同，在現(xiàn)貨市場中降低價格風(fēng)險。同時，新能源發(fā)電作為賣方，也可能面臨中長期曲線與發(fā)電曲線偏離的挑戰(zhàn)，對未來現(xiàn)貨電價的分析預(yù)測決定中長期交易差價結(jié)算的盈虧，這很大程度上影響新能源收入。
新能源入市將倒逼相關(guān)技術(shù)升級。比如構(gòu)建仿真系統(tǒng)，針對每個評估目標(biāo)年，開展年度電力市場仿真，以日為周期，進行電力市場出清模擬，以小時為周期，計算電源的發(fā)電功率以及節(jié)點邊際電價，為項目選址、規(guī)劃，以及合理報價提供支撐。傳統(tǒng)的仿真軟件主要針對火電、水電等穩(wěn)定電源來建的，模型相對簡單，波動性較小，通常以小時或天為單位，時間尺度較長，測算思路比較粗放。新能源項目的收益模式有了巨大改變，仿真系統(tǒng)模型將更復(fù)雜，需要將氣候、電網(wǎng)阻塞、供需情況有機結(jié)合，進行秒級、分鐘級的高頻仿真以應(yīng)對新能源的快速波動，再進行綜合研判，這對從業(yè)人員的素質(zhì)也提出了更高要求，特別是能源“AI＋”的興起，將加速電力市場交易策略的技術(shù)革新。
推動改革落地見效是關(guān)鍵
作為一個全國性的框架文件，136號文有待各地結(jié)合自身實際情況“量體裁衣”進行細(xì)化與深化。
136號文明確，“機制電價水平、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確”“各省級價格主管部門會同能源主管部門、電力運行主管部門等制定具體方案，做好影響測算分析等工作”。
上述業(yè)內(nèi)人士表示：“很明顯，136號文將新能源發(fā)展規(guī)劃權(quán)力下放給地方政府，地方省份擁有決定機制電價總盤子的絕對話語權(quán)。文件要求各地要在2025年底前出臺并實施具體方案，雖然各地細(xì)則還未公布，但已經(jīng)出現(xiàn)了一些有意思的現(xiàn)象，一些省份想方設(shè)法降價，136號文中有利于降價的條款已經(jīng)先用起來了，其他的條款再說。”
我國各地區(qū)市場化建設(shè)水平不一，各地應(yīng)該把握什么原則避免136號文實施過程中的變形？馮永晟指出，136號文規(guī)定，對納入機制的電量，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(dāng)?shù)叵到y(tǒng)運行費用等。因此，政策落地不會發(fā)生大的偏差，政策精細(xì)程度上有差異，但整體會加速市場建設(shè)。需要注意的是，這個政策給全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)目標(biāo)下的地方政策協(xié)調(diào)增加了新維度。
要推動新能源全面入市落地見效，需要各地細(xì)化配套規(guī)則、市場補齊關(guān)鍵短板，準(zhǔn)確識別痛點并“對癥下藥”。
葉澤認(rèn)為，按照對新能源入市的核心的解釋，當(dāng)前我國新能源入市改革的實質(zhì)是把傳統(tǒng)的新能源收益保障機制或價格政策的決定權(quán)從中央政府下放到省級政府。過去新能源交易價格按各省煤電基準(zhǔn)價核定的做法從方法和結(jié)果上都是欠科學(xué)的。在政府管制定價背景下，不核定新能源發(fā)電的經(jīng)濟成本，而直接按煤電基準(zhǔn)價決定新能源上網(wǎng)電價，與我國長期使用的準(zhǔn)許成本加合理收益的管制定價原則或方法不一致。從結(jié)果上看，各省煤電基準(zhǔn)價相差較大，而新能源利用小時相差卻較小，必然造成部分地區(qū)的新能源上網(wǎng)電價不合理。無論新能源報價報量參與市場還是作為價格接受者，其價格形成機制都不科學(xué)，容易形成新能源企業(yè)嚴(yán)重虧損或超額獲利兩種極端狀態(tài)。借鑒國外經(jīng)驗，以現(xiàn)貨市場為背景，新能源入市后，各省要在對新能源發(fā)電經(jīng)濟成本測算的基礎(chǔ)上，引入適用新能源的政府授權(quán)合同電量和電價機制。文件中使用“機制電價”強調(diào)了政府授權(quán)合同價格機制，但是還應(yīng)該按照市場化消納機制與管制性收益保障機制分離的原則，設(shè)計包括“機制電量”在內(nèi)的系統(tǒng)和動態(tài)的政府授權(quán)合同機制。
國家能源集團技術(shù)經(jīng)濟研究院科研發(fā)展部副主任柴瑋表示，首先中長期市場規(guī)則需要進一步調(diào)整。新能源全面入市新政不僅是推動新能源入市，同時也對電力市場如何規(guī)范、如何更有利于新能源平等參與市場做出了相應(yīng)的要求。比如中長期交易，136號文要求完善中長期市場交易規(guī)則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現(xiàn)周、多日、逐日開市?，F(xiàn)在很多地區(qū)中長期交易組織主要以年度和月度為主，對于新能源來說是不夠的，由于其出力的不確定性，需要更短周期的交易，從而更靈活地對合同進行調(diào)整。此外，現(xiàn)在還有很多地方定向地把新能源作為“優(yōu)惠電”，通過專場交易的方式使得某些用戶獲得較低的電價。這在136號文中也明確進行了要求，即電能量市場不能進行割裂，無論是煤電還是新能源，只要開展電能量交易，都應(yīng)當(dāng)在一個市場中進行。當(dāng)然，如果是綠電交易，還是可以通過雙邊或者掛牌方式，明確電能量和綠色電力證書的價格。
136號文提出新能源公平參與實時市場，加快實現(xiàn)其自愿參與日前市場。“納入機制價格部分的電量，除了機制電價進行一次差價結(jié)算外，將不再需要參與日前市場，以及進行日前市場的差價結(jié)算。這對于現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，特別是已經(jīng)設(shè)計了日前市場的地區(qū)來說，是需要進行調(diào)整的。應(yīng)該讓日前市場回歸財務(wù)屬性，成為自愿參與的市場。除了承擔(dān)有容量義務(wù)的機組外，其他市場主體可以自主選擇參與日前市場?！辈瘳|說。
新能源入市對信息披露也提出了新要求。目前，我國電力市場信息披露范圍、更新頻率不足，市場主體難以有效了解市場運行情況。新能源入市后，電力市場價格形成機制更加復(fù)雜、市場透明度亟需升級。
平臺公司的作用也很關(guān)鍵。136號文指出，“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(dāng)?shù)叵到y(tǒng)運行費用”“電網(wǎng)企業(yè)做好結(jié)算和合同簽訂等相關(guān)工作，對新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制執(zhí)行結(jié)果單獨歸集”。機制電價啟動，其他結(jié)算方式是不是也要隨之修改？若中長期市場、日前市場回歸財務(wù)屬性，是否需要出臺進一步落實細(xì)則？
現(xiàn)貨市場上下限價格如何調(diào)整也被廣泛討論。目前我國大部分現(xiàn)貨市場價格上限較低，下限為0，隨著新能源占比越來越高，有的省甚至出現(xiàn)了全年超過3000小時現(xiàn)貨價格達到市場下限的情況，價格上下限設(shè)置不夠合理，削弱了市場信號的作用。
馮永晟指出，新能源全面入市的最大問題在于，消納困難加之環(huán)境權(quán)益價值實現(xiàn)不暢——本質(zhì)上，新能源誰來用、誰有需求、誰來買單的問題沒有得到解決。這一問題的解決仍是以消納責(zé)任權(quán)重為前提的，136號文將新能源的需求推向市場，往前走了一步，接下來要把“接力棒”交給消納責(zé)任權(quán)重調(diào)整了。如何解決消納問題才是保證新能源持續(xù)發(fā)展的根本——方向是強化需求側(cè)拉動、強化用戶側(cè)配額、強化綠證價值——僅僅只是發(fā)力于供給側(cè)，效果終歸是不夠的。
