中國儲能網(wǎng)訊：今年以來，隨著國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”）的出臺，我國風(fēng)光新能源發(fā)展已從政策驅(qū)動規(guī)?；瘮U(kuò)張，全面轉(zhuǎn)向市場主導(dǎo)提質(zhì)增效的新階段。本文通過回顧以風(fēng)光為代表的新能源資產(chǎn)價值演變過程，研究新市場形勢下現(xiàn)狀問題，試圖對未來政策走向和市場趨勢做出分析和判斷。
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對新能源資產(chǎn)價值的演變過程回溯
回溯新能源資產(chǎn)價值演變，其本質(zhì)是市場與政策驅(qū)動共同作用下，價值構(gòu)成從單一成本覆蓋向多元價值（容量、電量、環(huán)境、輔助服務(wù)等）擴(kuò)展的過程。縱觀電力系統(tǒng)電源價值發(fā)展歷程，能源資產(chǎn)的上網(wǎng)價格機(jī)制圍繞“覆蓋成本，合理收益，引導(dǎo)投資”的基本邏輯，大體可分為三個演變階段：
階段一：以火電為核心的電力系統(tǒng)快速發(fā)展期。電價主要覆蓋固定投資+變動成本+合理利潤，此時經(jīng)濟(jì)發(fā)展需求持續(xù)增長，電力供應(yīng)需適度超前，通過標(biāo)桿電價/中長期定價刺激各類電源投資，保障基礎(chǔ)電力供應(yīng)。
階段二：風(fēng)光類新能源發(fā)展起步期。此時火電定價邏輯基本不變，仍然是標(biāo)桿電價或中長期電價為主，開始適當(dāng)通過政策體現(xiàn)輔助服務(wù)價值。風(fēng)光新能源定價的主要邏輯為：固定投資成本+環(huán)境價值+合理利潤，定價模式以電源基準(zhǔn)電價+國家補(bǔ)貼為主，目的是刺激制造業(yè)技術(shù)進(jìn)步、設(shè)備成本下降及新能源裝機(jī)的大幅增長。
階段三：風(fēng)光新能源消納能力出現(xiàn)階段性飽和，但容量規(guī)模仍需持續(xù)發(fā)展的時期。該階段火電主要定價邏輯變?yōu)椋汗潭ㄍ顿Y成本+變動成本+合理利潤+輔助服務(wù)價值，定價模式以中長期電價為主+小比例現(xiàn)貨（發(fā)揮一定供需信號作用）+容量正價值+逐步增加輔助服務(wù)品種收入。此階段新能源首次面臨全額消納困難，其定價邏輯需覆蓋固定投資成本+環(huán)境價值，因此定價模式也進(jìn)一步演變：從國家補(bǔ)貼逐步退坡至平價，即通過中長期電價+環(huán)境正價值+容量負(fù)價值+輔助服務(wù)費(fèi)用成本+少量比例電量現(xiàn)貨價值，維持新能源適當(dāng)電價水平以保障裝機(jī)規(guī)模增長。值得關(guān)注的是，這一階段因火電容量成本不足及電量供需局部失衡，各類儲能開始具備市場價值。儲能收入需覆蓋固定投資成本+電能量價差成本+一定利潤，其定價邏輯基礎(chǔ)是：新能源部分容量成本轉(zhuǎn)移+峰谷價差套利+差異化輔助服務(wù)市場機(jī)會（包括虛擬電廠調(diào)節(jié)服務(wù)）。
下一步，隨著風(fēng)光發(fā)展規(guī)模目標(biāo)階段性實(shí)現(xiàn)，新能源將在經(jīng)濟(jì)、安全、清潔多維度被賦予更重要的定位，電力系統(tǒng)發(fā)展的核心目標(biāo)將變?yōu)椋阂孕履茉礊橹黧w構(gòu)建公平發(fā)展的新型電力系統(tǒng)，各類電源（新能源、火電、儲能等）需通過市場化機(jī)制實(shí)現(xiàn)“成本-價值”匹配。
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現(xiàn)階段新能源價格政策核心問題
據(jù)國家能源局最新數(shù)據(jù)，截至今年6月30日，全國風(fēng)光累計(jì)裝機(jī)容量已突破15億千瓦，其中光伏上半年新增裝機(jī)2.13億千瓦，總裝機(jī)歷史性突破10億千瓦，占全國發(fā)電總裝機(jī)的30%以上。新能源裝機(jī)速度快速增長，盡管有136號文加持，但其他配套政策架構(gòu)未必完全匹配市場形勢變化。經(jīng)初步分析，當(dāng)前轉(zhuǎn)型階段存在以下核心問題：
市場價格發(fā)現(xiàn)機(jī)制不健全。我國大部分省份現(xiàn)貨市場尚未進(jìn)入長周期運(yùn)行，電量比例也不高，2024年現(xiàn)貨市場電量占比不足20%，難以真實(shí)反映電力供需與時空價值。價格信號失真導(dǎo)致資源配置效率低下，部分地區(qū)出現(xiàn)“棄風(fēng)棄光”與局部缺電并存的矛盾。
火電價值補(bǔ)償體系不能滿足新能源高速增長需求?；痣娮鳛槲覈滦碗娏ο到y(tǒng)的穩(wěn)定器和壓艙石，一方面其容量補(bǔ)償調(diào)整速度跟不上新能源裝機(jī)規(guī)模增長——盡管現(xiàn)行政策明確了較為合理的容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)（330元/千瓦·年），但各地實(shí)際執(zhí)行比例偏低（約100—200元/千瓦·年），無法覆蓋火電企業(yè)靈活性改造成本和檢修運(yùn)行成本；另一方面，火電的環(huán)境負(fù)外部性卻未納入價值考量和價格核算，導(dǎo)致綠色電源與傳統(tǒng)電源價值匹配失衡。
輸配電價機(jī)制不夠精細(xì)化、公平化。現(xiàn)行輸配電價采用“一刀切”核定方式，未區(qū)分電壓等級、負(fù)荷特性及新能源消納客觀成本。新能源項(xiàng)目無論接入高壓電網(wǎng)還是低壓配網(wǎng)，均承擔(dān)相同輸配電價，既無法體現(xiàn)配網(wǎng)內(nèi)分布式新能源就近消納的價值貢獻(xiàn)，也抑制了分布式新能源的投資價值。
產(chǎn)業(yè)協(xié)同價值未能多維度體現(xiàn)。例如，對于分布式光伏而言，光伏建筑一體化（BIPV）等兼具發(fā)電與建筑功能的產(chǎn)品，其建筑節(jié)能效益、美學(xué)價值未納入市場價值邏輯。市場過度內(nèi)卷導(dǎo)致企業(yè)僅關(guān)注發(fā)電收益，造成制造業(yè)產(chǎn)業(yè)端創(chuàng)新資源價值浪費(fèi)。
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下一步新能源政策走向趨勢判斷
針對當(dāng)前第三階段的問題，政策頂層設(shè)計(jì)者、行業(yè)市場主體已予以充分關(guān)注。隨著風(fēng)光類項(xiàng)目產(chǎn)業(yè)特點(diǎn)、上游技術(shù)路線、項(xiàng)目投資開發(fā)底層邏輯的透明化，以及新型電力系統(tǒng)建設(shè)的持續(xù)深化，新能源市場機(jī)制將從“保量保價”轉(zhuǎn)向“量價雙軌”（市場交易+差價結(jié)算），消納模式從被動調(diào)峰轉(zhuǎn)向主動調(diào)節(jié)（儲能、虛擬電廠等靈活性資源深度參與），行業(yè)生態(tài)從規(guī)模競賽轉(zhuǎn)向提質(zhì)增效。具體而言，可能出現(xiàn)五個發(fā)展趨勢：
現(xiàn)貨市場將成為核心定價機(jī)制，全面反映電量供需關(guān)系?，F(xiàn)貨市場比例將大幅提升（如從當(dāng)前10%—20%提升至50%以上），通過實(shí)時電價信號（高峰高價、低谷低價）精準(zhǔn)引導(dǎo)新能源出力與負(fù)荷需求的實(shí)時匹配。新能源的波動性將通過現(xiàn)貨市場價格充分體現(xiàn)（如棄風(fēng)棄光時電價極低，供電緊張時溢價），倒逼市場主體優(yōu)化儲能配置、需求響應(yīng)參與，最終實(shí)現(xiàn)“電量價值由市場供需決定”的公平定價。
火電容量補(bǔ)償機(jī)制將動態(tài)化、市場化，與新能源裝機(jī)規(guī)模掛鉤。針對容量補(bǔ)償滯后問題，有可能建立“新能源裝機(jī)增量×調(diào)節(jié)系數(shù)”的動態(tài)容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，例如每新增1吉瓦新能源裝機(jī)，同步提高火電的容量補(bǔ)償0.5億—1億元/年。同時，“容量價格市場化+戰(zhàn)略備用”機(jī)制可能得到支持：火電可通過拍賣未來3—5年的容量使用權(quán)獲得穩(wěn)定收益，未中標(biāo)機(jī)組轉(zhuǎn)為備用，確保調(diào)節(jié)資源與新能源增長同步匹配，避免“容量成本轉(zhuǎn)嫁新能源”的不公平現(xiàn)象。
火電和新能源的綠色價值將通過碳市場與綠證市場聯(lián)動內(nèi)部化。一方面，政策可能擴(kuò)大全國碳市場覆蓋范圍（納入所有煤電機(jī)組），提高碳配額拍賣比例（從當(dāng)前免費(fèi)分配轉(zhuǎn)向“免費(fèi)+拍賣”），推動碳價提升，直接增加火電的碳排放成本；另一方面，綠證與碳減排量（CCER）將實(shí)現(xiàn)打通，新能源發(fā)電獲得的綠證可抵扣火電的碳配額缺口，形成“新能源環(huán)境價值—火電環(huán)境成本”的市場化對沖，客觀體現(xiàn)火電的負(fù)向環(huán)境價值。
輸配電價將按“電壓等級+消納責(zé)任”差異化分?jǐn)?，公平釋放新能源發(fā)展空間。明確“誰受益、誰承擔(dān)”原則：一是高電壓等級（220千伏及以上）電源，因接入主網(wǎng)，其輸電成本由全網(wǎng)用戶分?jǐn)偅ㄅc當(dāng)前模式一致），其中跨省跨區(qū)新能源的輸電成本大概率由受端省份用戶承擔(dān)（避免主網(wǎng)“交叉補(bǔ)貼”）；二是中低壓配電網(wǎng)（110千伏及以下）分布式電源（如屋頂光伏），其輸配電價需考慮對電網(wǎng)資源的實(shí)際占用情況，按客觀電壓等級輸配電成本核算，由接入點(diǎn)所在區(qū)域的工商業(yè)用戶按用電量比例分?jǐn)偅w現(xiàn)“就近消納”受益原則）；三是在以用電負(fù)荷為主體規(guī)劃的微電網(wǎng)內(nèi)，推動源網(wǎng)荷儲一體化和綠電直連模式落地，通過差異化識別系統(tǒng)資源占用情況，公平分?jǐn)倐溆萌萘砍杀荆鉀Q“新能源消納范圍不清、成本轉(zhuǎn)嫁不合理”的問題。
新能源“多維功能價值”將通過市場機(jī)制顯性化，推動“新能源+”融合發(fā)展。以光伏為例：一方面，市場需求將推動光伏建筑一體化（BIPV）的“外觀+建筑功能價值”提升，將光伏組件的建筑結(jié)構(gòu)功能（如隔熱、防水、承重）納入綠建評價體系，并給予額外政策支持；另一方面，與負(fù)荷消納特點(diǎn)有機(jī)融合的源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展模式，將釋放“能源+空間”綜合開發(fā)價值，農(nóng)光互補(bǔ)、漁光互補(bǔ)、交能融合等場景的融合創(chuàng)新設(shè)計(jì)，將通過空間復(fù)合利用收益反哺新能源成本。
綜上所述，通過市場化機(jī)制重構(gòu)價值分配，讓新能源的“過剩電量”通過現(xiàn)貨價格回歸合理收益，讓火電的“調(diào)節(jié)容量”通過動態(tài)補(bǔ)償獲得合理回報(bào)，讓火電的“環(huán)境成本”通過各類綠色權(quán)益市場內(nèi)部化，讓輸配電價“按需分?jǐn)偂毕?，最終可實(shí)現(xiàn)各類電源在“公平競爭”中支撐新型電力系統(tǒng)的良性發(fā)展?？梢灶A(yù)見，隨著136號文精神逐步被市場充分消化和沉淀，風(fēng)光新能源必將在“雙碳”目標(biāo)引領(lǐng)下，進(jìn)一步釋放經(jīng)濟(jì)增長新引擎與能源安全壓艙石的雙重價值。
