中國儲能網(wǎng)訊：隨著國家發(fā)改委和國家能源局聯(lián)合發(fā)布的《關(guān)于新能源全面入市的指導(dǎo)意見》（以下簡稱“136號文”）以及《關(guān)于進(jìn)一步完善電力現(xiàn)貨市場建設(shè)的指導(dǎo)意見》（以下簡稱“394號文”）落地，新能源入市的政策框架逐漸清晰，但各地在具體實施過程中仍存在較大差異。目前，蒙東、蒙西地區(qū)以及新疆已率先發(fā)布實施方案，其他省份也陸續(xù)進(jìn)入征求意見階段。
業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，136號文和394號文的發(fā)布，標(biāo)志著我國新能源參與電力市場的進(jìn)程邁入新階段，為新能源產(chǎn)業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展提供了政策保障和制度支撐。與此同時，電價“地板價”預(yù)測存在較大不確定性，新能源企業(yè)面臨前所未有的市場挑戰(zhàn)。目前，新能源行業(yè)正從“資源導(dǎo)向”向“市場導(dǎo)向”轉(zhuǎn)型，企業(yè)需提升市場競爭力，靈活應(yīng)對電價波動與政策變化，迎接新能源全面市場化的新階段。
各地因地制宜
推動新能源入市
隨著136號文和394號文的逐步落實，地方層面按照國家政策總體思路、關(guān)鍵機制的原則和邊界、要求等，制定具體方案，時間要求，最遲不晚于2025年底。目前，蒙東、蒙西和新疆等地已正式發(fā)布新能源入市的實施細(xì)則，明確了新能源項目上網(wǎng)電量全部進(jìn)入市場，并提出了可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的具體操作方式。
以蒙東為例，內(nèi)蒙古自治區(qū)發(fā)改委、能源局印發(fā)的《深化蒙東電網(wǎng)新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案》明確表示，持續(xù)推動新能源上網(wǎng)電量全部進(jìn)入電力市場，通過市場交易形成價格。同時，區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，保持存量項目銜接，穩(wěn)定增量項目收益預(yù)期。
在山東，雖然尚未正式發(fā)布實施方案，但山東省發(fā)改委發(fā)布《山東省新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》《山東省新能源機制電價競價實施細(xì)則（征求意見稿）》已明確提出新能源項目將參與市場交易，并參考其他市場化率適度優(yōu)化的政策。盡管目前仍存在一定的不確定性，但山東作為新能源大省，其政策指向?qū)θ珖履茉慈胧羞M(jìn)程產(chǎn)生重要影響。
“對于中東部省份而言，新能源入市配套機制電量方案存在不確定性。部分省份在136號文出臺前已出臺相關(guān)政策，大多對分布式新能源的入市持謹(jǐn)慎態(tài)度；136號文件出臺后，這些地區(qū)對分布式機制電量政策或態(tài)度存在差別”中國宏觀經(jīng)濟研究院能源研究所研究員時璟麗在近日舉辦的農(nóng)村可再生能源發(fā)展交流會上表示，河北和山東的地方性政策中未明確區(qū)分集中式和分布式新能源。山東的征求意見稿中，也未對分布式新能源進(jìn)行單獨區(qū)分，這引發(fā)了業(yè)界對分布式新能源入市和機制電量落地的廣泛關(guān)注。
時璟麗認(rèn)為，在分布式新能源方面，136號文提出要對成本差異大的技術(shù)進(jìn)行分類組織，如“千鄉(xiāng)萬村”馭風(fēng)行動等項目，需考慮村集體收益共享帶來的與普通風(fēng)光項目的成本差異。此外，分布式新能源參與機制電價的前置條件是否與集中式項目相同，也成為地方實施方案制定中的重點問題。部分中東部省份在實施方案的草案中已考慮分布式新能源的特殊性，提出簡化前置條件等方式。
“地板價”預(yù)測
存在較大不確定性
中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎對《中國能源報》記者表示，在136號文發(fā)布之后，新能源全面入市，未來電價將更多由市場決定，波動性將顯著增加。對于光伏和風(fēng)電等新能源項目而言，當(dāng)前面臨的是一個“上限明確、下限不明”的局面。即，雖然有明確的電價上限，但電價的“地板價”卻難以預(yù)測，存在較大不確定性。
今年，江蘇、廣東、山東等電力市場化程度較高的地區(qū)，電價持續(xù)走低，屢次跌破市場預(yù)期。2025年4月，山東分布式光伏現(xiàn)貨交易均價降至0.0159元/千瓦時（即每度電約1.59分），創(chuàng)下了我國電力市場化改革以來的最低紀(jì)錄。
“從全球范圍來看，穩(wěn)定新能源電價始終是一個難題?！迸砼毂硎荆瑢ξ覈?，由于電價上限被“鎖死”，儲能雖然在一定程度上可以緩解新能源的波動性，但其盈利空間受到限制，因此在當(dāng)前市場環(huán)境下，儲能的經(jīng)濟性并不明顯。這在一定程度上也限制了儲能項目的投資意愿。以電價為例，國外某些地區(qū)電價在高峰時段可高達(dá)10元/千瓦時，而我國省內(nèi)現(xiàn)貨市場的電價最高僅為1.5元/千瓦時，這在一定程度上限制了企業(yè)通過峰谷價差套利獲取收益的儲能項目的發(fā)展空間。如果儲能的盈利模式不清晰，投資動力自然不足。
時璟麗還提到，納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量，不得重復(fù)獲得綠證收益，這增加了綠電綠證機制的復(fù)雜性。目前，機制電量部分的綠證分配問題仍需進(jìn)一步明確，如可否做有下限價格的集中交易。
從“資源導(dǎo)向”
轉(zhuǎn)向“市場導(dǎo)向”
業(yè)內(nèi)認(rèn)為，隨著136號文件的出臺，新能源項目全面入市，電價由市場交易形成，這標(biāo)志著新能源行業(yè)進(jìn)入了一個全新的發(fā)展階段。這一政策的實施，不僅對新能源企業(yè)的運營模式提出了更高的要求，也為企業(yè)的轉(zhuǎn)型和創(chuàng)新提供了新的機遇。
在時璟麗看來，新能源全面入市的政策落地，對整個新能源產(chǎn)業(yè)產(chǎn)生了深遠(yuǎn)影響。一方面，它推動了電力市場的進(jìn)一步開放，提高了資源配置效率，有利于形成真實反映供需關(guān)系的市場價格。另一方面，它也對新能源企業(yè)的投資、運營和管理提出了更高要求，促使企業(yè)從“資源導(dǎo)向”轉(zhuǎn)向“市場導(dǎo)向”，提升自身競爭力。從投資角度來看，新能源入市政策的實施要求企業(yè)更加注重區(qū)域價值差異，合理評估項目風(fēng)險，制定科學(xué)的投融資策略。特別是在分布式新能源領(lǐng)域，企業(yè)需要關(guān)注地方政策的動態(tài)變化，靈活調(diào)整投資方向，提升項目收益的穩(wěn)定性。
在新能源全面入市的政策背景下，企業(yè)該如何積極應(yīng)對？彭澎認(rèn)為，發(fā)電類企業(yè)需要對項目進(jìn)行更加精細(xì)的篩選，部分不具備盈利潛力的項目將被放棄。同時，企業(yè)應(yīng)加強報價能力，探索通過配建儲能、靈活調(diào)度等方式，應(yīng)對價格波動帶來的風(fēng)險；從用能企業(yè)角度看，可結(jié)合自身優(yōu)勢，爭取簽訂更具競爭力的綠電交易合同，降低用電成本。與發(fā)電企業(yè)相比，用能企業(yè)在應(yīng)對政策變化時，更需關(guān)注綠電采購的靈活性和經(jīng)濟性。
業(yè)內(nèi)普遍認(rèn)為，積極應(yīng)對市場競爭，首先新能源企業(yè)應(yīng)根據(jù)各省的資源稟賦和政策支持，選擇支持力度大的區(qū)域進(jìn)行投資。例如，中東部地區(qū)由于政策支持和市場需求較大，可成為新能源項目投資的熱點。同時，企業(yè)還需關(guān)注項目的地理位置，選擇光照充足、風(fēng)力資源豐富的地區(qū)，以提高項目的發(fā)電效率和經(jīng)濟性。其次，企業(yè)還應(yīng)關(guān)注市場需求的變化，合理選擇發(fā)電類型。例如，在分布式光伏項目中，企業(yè)可以根據(jù)用戶的用電需求，靈活調(diào)整項目的規(guī)模和布局，以提高項目的收益。 此外，企業(yè)還應(yīng)采用智能管理系統(tǒng)和數(shù)字化技術(shù)，提升運營效率和市場應(yīng)變能力。例如，通過大數(shù)據(jù)分析和人工智能技術(shù)，企業(yè)可以實時監(jiān)測和預(yù)測新能源項目的發(fā)電情況，優(yōu)化電力調(diào)度和市場交易策略，提高項目的收益。
