中國儲能網訊：近日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》，推動新能源上網電量全面進入市場、上網電價由市場形成，并配套建立可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。深化新能源上網電價市場化改革，是貫徹落實黨的二十屆三中全會精神、上網電價改革的又一座里程碑，標志著以市場化方式建設新型電力系統(tǒng)邁出重要步伐，將對新能源發(fā)展以及整個電力行業(yè)帶來深遠影響。
推動新能源全面參與電力市場，是實現(xiàn)高質量發(fā)展的必然選擇
我國自2006年實施可再生能源法以來，通過建立與新能源發(fā)電成本相匹配的新能源固定上網電價機制，有效促進了新能源市場和產業(yè)發(fā)展。2021年起，我國新能源電價實現(xiàn)了與當地燃煤發(fā)電平價，并且該固定電價政策保持至今。隨著我國新能源發(fā)電成本進一步大幅下降，“十四五”以來國內大部分省份的新能源電力成本均不同程度低于當地的煤電基準價，并且差值在持續(xù)擴大，驅動國內新能源裝機規(guī)模不斷實現(xiàn)跨越式發(fā)展。在新能源新增裝機連續(xù)3年超過1億千瓦后，2023年突破2億千瓦達到2.9億千瓦，2024年更是突破3億千瓦達到3.6億千瓦。截至2024年底，我國新能源裝機規(guī)模已經超過火電裝機規(guī)模，達到14.1億千瓦，占全國電力總裝機規(guī)模的40%以上，過去以固定電價為主的價格機制是推動我國新能源產業(yè)跨越式發(fā)展的關鍵所在。
隨著各地新能源滲透率的持續(xù)提高以及我國電力市場建設步伐的加速，新能源參與電力市場的進程也在加快。國家明確提出要加快放開各類電源參與電力現(xiàn)貨市場，2030年前新能源全面參與市場交易，有的省市修訂了市場化交易工作細則，針對新能源參與市場出臺了相關文件。新能源參與市場范圍也隨之擴大，規(guī)模和比例快速上升，2024年新能源參與市場的電量比例已經超過50%。盡管如此，仍有接近一半的新能源電量實行固定電價，無法充分反映電力市場供求，沒有公平承擔電力系統(tǒng)調節(jié)責任，其他靈活性資源為新能源上網提供的支撐調節(jié)服務價值也難以有效體現(xiàn)。傳統(tǒng)的固定電價模式已經越來越難以適應電力市場改革不斷深入以及新能源持續(xù)快速發(fā)展的趨勢，亟須深化新能源上網電價市場化改革。本次改革的首要任務，就是要推動新能源上網電量全面進入市場，上網電價由市場決定，以更好發(fā)揮市場機制作用。當前，新能源投資建設成本不斷下降，各地電力市場快速發(fā)展、規(guī)則逐步完善，也為新能源全面參與市場創(chuàng)造了良好的條件。
本次改革將對新能源和整個電力行業(yè)帶來深遠影響。一是有利于新能源降本增效推動行業(yè)高質量發(fā)展。新能源上網電價將全面由市場形成，未來新增項目不管是競價確定機制電價還是只參與電力市場交易，都將是成本更低、技術更優(yōu)獲得競爭優(yōu)勢，推動新能源行業(yè)通過技術創(chuàng)新、運營優(yōu)化不斷降本增效。二是有利于激發(fā)調節(jié)性資源建設構建新型電力系統(tǒng)。新能源入市后，其出力波動將使得電價峰谷差進一步拉大，通過市場信號激勵而不是行政指令驅使儲能、煤電靈活性改造、虛擬電廠、需求側響應等靈活性資源，以市場化手段激活系統(tǒng)靈活性是構建新型電力系統(tǒng)的關鍵舉措。三是有利于加快全國統(tǒng)一電力市場建設。新能源入市全面參與中長期交易與現(xiàn)貨交易，使得電力市場化交易進一步擴圍，新能源可充分運用低邊際成本優(yōu)勢實現(xiàn)更大范圍的消納與資源優(yōu)化配置。在推動新能源全面參與市場的同時注重加強電力市場頂層設計，指導各地進一步優(yōu)化完善電力市場機制規(guī)則，促進全國統(tǒng)一電力市場建設。
為新能源可持續(xù)發(fā)展吃下“定心丸”
新能源發(fā)電隨機性、波動性、間歇性特征明顯，參與市場后普遍面臨發(fā)電收益下降問題，特別是對于光伏發(fā)電。光伏午間時段出力最為集中，但電力市場午間時段的價格有不斷走低的趨勢，導致部分省份中長期市場光伏上網電價已降低到0.15元/千瓦時左右，現(xiàn)貨市場均價則更低，在午間時段更是出現(xiàn)零電價甚至負電價。未來新能源在電力系統(tǒng)中的比例仍將不斷提升，全面參與市場交易后獲得的收益將面臨更大的波動和不確定性，對重資產的新能源項目投資決策將帶來負面影響。我國實現(xiàn)“雙碳”目標仍需要保持較高水平的新能源新增裝機規(guī)模，在推動新能源全面參與電力市場的同時，需要研究建立可行的政策機制保障新能源項目穩(wěn)定的基本收益，實現(xiàn)新能源可持續(xù)發(fā)展。
為解決新能源企業(yè)投資收益風險的后顧之憂，本次改革在電力市場外建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，對納入機制的新能源電量，當市場交易價格低于機制電價時給予差價補償，高于機制電價時回收差價。通過這種“多退少補”的差價結算方式，讓企業(yè)能夠有合理穩(wěn)定的收益預期。該機制類似于國際上差價合約機制，是一種將電力市場機制下變動的電價風險轉換為固定履約價格的有效方法。過去，我國有關政策文件中也提及差價合約機制，但由于國內電力市場對該機制尚未有專門的定義，一些關鍵問題并不明確，因此未能有效落地。本次改革對該機制予以全面明晰，尤其是明確了較為長期的機制執(zhí)行期限、差價結算及疏導方式、機制電價形成方式等關鍵問題，能夠有效打消投資方對收益風險的顧慮。此外，機制僅在最終結算環(huán)節(jié)進行價格補償回收，不會干預或影響前端電力市場交易，以最大程度發(fā)揮市場對價格的形成作用。該機制的建立相當于給新能源的收益上一道“保險”，必將堅定行業(yè)發(fā)展信心，持續(xù)推動我國新能源行業(yè)快速發(fā)展。
區(qū)分存量和增量項目分類施策，確保改革措施精準有效
新能源具有固定投資成本占比大、變動成本占比小的特點，隨著技術進步、造價持續(xù)降低，同一地區(qū)不同年份建設的同類型的新能源項目投資水平和度電成本差距較大。不同技術類型的度電成本也存在差別，且在不同地區(qū)差距不一。如果所有新能源“一刀切”按照相同規(guī)則參與市場，新能源新老項目之間、不同類型之間“起跑線”不同也會帶來實際不公平競爭，改革需要平衡好新老項目關系。同時，各地新能源占比差別較大，西部省份新能源滲透率較高，全國各地電力市場建設進度不一，只有部分省份實現(xiàn)電力市場連續(xù)運行，因此，不同地區(qū)新能源入市面臨的市場環(huán)境差異較大。
針對存量項目和增量項目，為保障政策的平穩(wěn)過渡，以2025年6月1日為節(jié)點劃分，之前投產的存量項目，通過開展差價結算的方式，做好機制電量和電價等與現(xiàn)行的保障性收購政策的妥善銜接，實現(xiàn)存量項目保量保價部分的平穩(wěn)“移植”。2025年6月1日及以后投產的增量項目，納入機制的電量規(guī)模根據國家明確的各地新能源發(fā)展目標完成情況等動態(tài)調整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。這種老項目老辦法、新項目新辦法的安排，能夠在保持存量項目平穩(wěn)運營的同時，通過市場化方式確定增量項目的機制電價，有利于更好發(fā)揮市場作用。
針對地區(qū)差異，授權地方結合本地新能源發(fā)展情況和電力市場建設情況按照國家政策以及避免市場過度波動的原則制定具體的實施方案。同時，兼顧新能源各技術類型的發(fā)展差異，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織，每個技術類型的電量規(guī)模和競價上下限等地方均可以結合本地實際分類確定，實現(xiàn)順利過渡的同時推動不同技術類型健康持續(xù)發(fā)展。
（作者：呂文斌 國家發(fā)展和改革委員會能源研究所所長、研究員）
