中國儲能網(wǎng)訊：截至2024年底，我國風(fēng)能、太陽能裝機容量已達14.1億千瓦，提前完成2030年目標(biāo)，占全部電源裝機的42%，標(biāo)志著新能源發(fā)展進入新階段。在此背景下，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，簡稱“136號文”），打破原有保障性收購機制，推動新能源全面參與市場交易。
相關(guān)測算顯示，若延續(xù)當(dāng)前增量新能源全額保障性收購政策，全國市場化交易電量占比可能不升反降；而全面放開新能源入市后，交易電量占比可躍升至71.3%以上。這一數(shù)據(jù)對比凸顯出，市場化改革對提升資源配置效率具有關(guān)鍵作用。
在近日由博眾智合能源轉(zhuǎn)型（Agora Energy Transition China）舉辦的“新能源市場化與負電價問題”研討會上，與會專家圍繞新能源政策銜接困境、市場運行趨勢及企業(yè)戰(zhàn)略轉(zhuǎn)型等議題展開深入探討，試圖為行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展提供路徑參考。
01
全面市場化+可持續(xù)發(fā)展價格機制
國家發(fā)展改革委能源研究所可再生能源中心研究員時璟麗表示，136號文的出臺意味著國家明確總體思路和關(guān)鍵機制，地方層面按照國家政策的總體要求出臺具體的實施方案。136號文有兩個重點，一是新能源上網(wǎng)電價全面市場化；二是可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。新能源全部進入電力市場之后，電力市場還在建設(shè)進程中，可能有較大的價格波動風(fēng)險，新的價格結(jié)算機制將保證項目的基本收益，是一項基本的價格保護性政策。
136號文明確提出，新能源項目上網(wǎng)電量將原則上全部納入電力市場交易。這一政策的出臺，意味著未來新能源將不再享有固定的電價保障，而是與其他電力項目一樣，依據(jù)市場交易形成電價，特別是分布式風(fēng)電、光伏等項目，也將全面進入市場，只有如光熱發(fā)電和已進行競價配置的海上風(fēng)電等項目，才能繼續(xù)按照現(xiàn)有政策執(zhí)行。
在這一背景下，136號文要求，2025年起，所有新能源項目必須在市場中競爭，只有一部分通過市場交易的電量被納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，確保投資者能夠獲得一定的基礎(chǔ)收益，從而減少市場價格波動對其投資的影響。
136號文特別提出了“可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”，對機制電價與市場電價的差額進行結(jié)算，旨在保證新能源項目在市場波動較大的情況下，能夠獲得基本的投資回報。該機制的運作方式是：補償市場電價與機制電價的差額，即當(dāng)市場價格低于機制電價時，差額納入系統(tǒng)運行費，最終納入各地工商業(yè)用戶電價；當(dāng)市場電價高于機制電價時，新能源項目需向用戶退還差價。
02
區(qū)分存量和增量項目
136號文對存量項目和增量項目的區(qū)分是一項重要的內(nèi)容，這一區(qū)分影響著各類項目的電價政策、市場參與機制以及補償方式。存量項目是指2025年6月1日前投產(chǎn)的新能源項目。這些項目大多是在以往固定電價或全額保障性收購政策下投產(chǎn)運營的，因此，在136號文中，存量項目的政策具有一定的保護性質(zhì)，保障這些項目平穩(wěn)過渡到新的市場化機制。
具體來看，存量項目將直接轉(zhuǎn)入新的可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，確保其基本收益不受過大影響。時璟麗表示，這意味著存量項目的投資回報將得到保障，但不會再享受固定電價的保障。雖然存量項目不再享有原先的全額保障性收購政策，但在市場電價變化較大時，仍將通過機制電價進行差價補償，確保項目能夠回收投資成本，保持穩(wěn)定的經(jīng)營環(huán)境。
對于增量項目（2025年6月1日后投產(chǎn)），地方政府有更大的靈活性來決定當(dāng)?shù)氐男履茉礄C制電價水平。地方政府可根據(jù)其新能源發(fā)展需求和電力市場特點，靈活地確定競標(biāo)價格的上限、下限及競標(biāo)期限等細節(jié)。這為地方政府提供了根據(jù)本地經(jīng)濟、能源結(jié)構(gòu)及電力需求實際情況量身定制電價政策的空間。
也就是說，存量項目仍享有部分固定電價保障，過渡到機制電價時，收益變化?。辉隽宽椖縿t須通過競爭形成價格，面臨較大的市場風(fēng)險和競爭壓力。
中電聯(lián)統(tǒng)計信息部原主任薛靜認為，新能源上網(wǎng)電價新機制與現(xiàn)行的電價機制做到了有效銜接。她表示，近年來，各?。▍^(qū)）的保障性電量早已不由原來的全生命周期合理利用小時數(shù)決定，實際上，保障性電量的設(shè)置考慮了各省的可接受能力及電價和補貼能力，這與136號文中電量規(guī)模的考慮因素一脈相承。從價格看，各省（區(qū)）價格銜接也不會大幅波動。
據(jù)薛靜分析，各?。▍^(qū)）在2025年6月1日前還會沿用各自的電價政策，2025年6月1日至2025年底為過渡期，各省（區(qū)）會考慮自身的承受力設(shè)定新的價格機制，預(yù)計價格銜接方面不會有大的波動。
03
不保合理收益，?；臼找?/strong>
與會的多位專家均表示，和全額保障性收購制度相比，可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制更加靈活，通過市場調(diào)節(jié)，確保新能源投資回收的基本保障。該機制的設(shè)計理念與英國的差價合約（Contract for Difference，CfD）機制有相似之處，但又有所不同。
首先，英國的差價合約保障的是各項目的中標(biāo)電價，與市場價的差額由政府補貼，不同項目的補貼可能不同。而136號文則是基于“機制電價+市場交易電價”的差額進行結(jié)算。例如，同一省區(qū)在同一個月同一類的新能源項目所補的差價是完全一樣的，但下一個月的差價會有所變化。
“新能源的上網(wǎng)電價政策是保障投資回報的合理收益，機制電價是保證投資能回收的基本收益”，時璟麗表示。
據(jù)時璟麗介紹，136號文正式實施后，新能源項目實際獲得的均價近似于其得到的機制電價的水平，機制電價對應(yīng)的電量部分有相對穩(wěn)定的收益預(yù)期，預(yù)計可再生能源開發(fā)商新政實施初期拿到的電價在機制電價附近波動。
其次，英國政府為差價合約建立了資金池，補貼來源于政府財政。而我國則將價差結(jié)算的資金納入系統(tǒng)運行費用，由全網(wǎng)分攤。2023年5月，我國第三監(jiān)管周期輸配電價規(guī)定把輸配電價分為三部分，單列出系統(tǒng)運行費用，并明確系統(tǒng)運行費用可以納入工商業(yè)用戶用電價格，奠定了疏導(dǎo)“差價”的基礎(chǔ)。
04
用戶側(cè)電價會否上漲
時璟麗稱，對于存量項目，將價差疏導(dǎo)至工商業(yè)用戶中，不會提升終端電價。這是由于，新能源全面參與市場后，批發(fā)側(cè)的電能量價格預(yù)計會下降，系統(tǒng)運行成本會上升。入市的存量項目將不會對工商業(yè)用戶承擔(dān)的電價水平造成明顯影響。但對于增量項目，在系統(tǒng)運行費用中會有一項與新能源機制電價相對應(yīng)的運行費用條目，預(yù)計這筆費用未來會增加。
時璟麗同時表示，機制電價的優(yōu)勢在于實現(xiàn)了地方責(zé)任、權(quán)利、利益的統(tǒng)一。以往新能源開發(fā)企業(yè)開發(fā)項目的前期成本、強制配儲、產(chǎn)業(yè)配套等成本較高，地方政府沒有有效的價格政策將這部分成本疏導(dǎo)出去?！艾F(xiàn)在以系統(tǒng)運行費作為疏導(dǎo)通道，地方政府還要做機制電價招標(biāo)，地方工商業(yè)用戶的價格會提升。這時，地方政府就會綜合考量，新能源未來要發(fā)展到怎樣的規(guī)模，才能有效支持當(dāng)?shù)亟?jīng)濟發(fā)展，也倒逼新能源項目通過成本控制和技術(shù)進步參與市場競爭?！睍r璟麗說。
薛靜認為，將差價合約納入系統(tǒng)運行費用意味著用戶電價將打破以往的剛性固定模式，但具體調(diào)整路徑取決于地方政府的政策。當(dāng)?shù)亟?jīng)濟運行狀況和煤價波動將直接影響各地政府的電價調(diào)整節(jié)奏。據(jù)她預(yù)計，未來一段時間，用戶終端電價可能平穩(wěn)過渡，但隨著新能源發(fā)展，電量電價可能微降，調(diào)節(jié)資源成本可能上升，具體影響要看地方政府的把控。
國中綠電（蘇州）碳中和研究院院長、中國價格協(xié)會常務(wù)理事侯守禮提到，2020年之前，投運的新能源項目通過可再生能源發(fā)展基金實現(xiàn)補貼發(fā)放。過渡期保留老項目補貼資格，但明確平價上網(wǎng)后停止新增補貼，以保障性電量收購成為替代性支持手段。
侯守禮認為，從資金來源看，機制電價從"全國統(tǒng)一征收"轉(zhuǎn)為“省內(nèi)自平衡”將直接影響當(dāng)?shù)仉妰r承受能力，改變以往東南沿海向西北/西南補貼的模式。地方政府考慮到控制系統(tǒng)運行費上漲對終端電價的沖擊，運行費不會給太多，因此納入機制的部分不會對電價造成大的變化。
05
全面入市后，負電價頻發(fā)意味著什么
在136號文發(fā)布前，我國多個新能源高滲透率省份已出現(xiàn)負電價現(xiàn)象。與會專家強調(diào)，須區(qū)分局部負價與整體負價。負電價不等同于發(fā)電企業(yè)虧本，其結(jié)算電價由中長期合約、現(xiàn)貨出清價、補貼及輔助服務(wù)收益等多部分構(gòu)成，現(xiàn)貨負價僅為局部時段的市場信號。局部負價是新能源高比例滲透的必然信號，通過價格倒逼儲能、虛擬電廠等靈活性資源發(fā)展；而整體負價則是最終的結(jié)算價格為負，反映電力供需失衡，須警惕市場失靈。
2024年，德國負電價時段達468小時。德國經(jīng)驗顯示，負電價時段雖引發(fā)短期發(fā)電虧損，但通過動態(tài)補貼（綠證+差價合約）和需求側(cè)響應(yīng)（如動態(tài)電價機制），新能源項目仍能維持穩(wěn)定收益。
華北電力大學(xué)經(jīng)濟與管理學(xué)院教授劉敦楠認為，未來負電價頻發(fā)是常態(tài)，但其價值在于引導(dǎo)削峰填谷，培育新型市場主體。
據(jù)德國PSI軟件公司高級業(yè)務(wù)發(fā)展經(jīng)理郭欣介紹，德國許多電廠在負電價出現(xiàn)時仍持續(xù)運作，是由于電廠的關(guān)閉和啟動成本過高，而且系統(tǒng)備用機組也難以停止，尤其是熱電聯(lián)產(chǎn)機組需要保持供熱。與此同時，德國也為新能源機組提供了補償機制，補貼根據(jù)當(dāng)時市場的平均電價動態(tài)變化。此外，綠證可實現(xiàn)新能源環(huán)境價值變現(xiàn)，這些機制作為新能源項目市場外的收益，使其能申報負電價參與現(xiàn)貨市場。
但德國的補貼機制與差價合約有所不同，電價低于參考價時的價差由國家補貼；當(dāng)市場價格超過參考價時，發(fā)電商不返還價差，而是由企業(yè)保留進行再投資。負電價發(fā)生時，新能源發(fā)電商還能全面得到補貼是新能源繼續(xù)發(fā)電的主要原因，這為新能源項目提供了穩(wěn)定的電量收益。
郭欣補充道，目前，德國戶用光伏增長迅速，且多不具備可調(diào)節(jié)能力，是近兩年德國負電價頻發(fā)的主要原因。隨著新能源滲透率不斷增長，負電價頻發(fā)，德國正通過縮短允許發(fā)電的負電價時段時長（允許時長從6小時→4小時→3小時→擬1小時）來倒逼新能源項目優(yōu)化出力曲線。德國在負電價時段的補貼政策也促進了虛擬電廠（VPP）的發(fā)展，激勵了聚合分布式資源參與調(diào)頻輔助服務(wù)。未來，德國居民用戶也可通過選擇動態(tài)電價，在負電價時增加用電，高電價時減少用電，以實現(xiàn)與市場的深度耦合。整體來看，負電價機制在德國被認為是一個平衡市場供需的有效機制。
劉敦楠認為，新能源比例逐漸提高是大勢所趨，今后的負電價情況也只會越來越多，但看待負價問題應(yīng)區(qū)分局部負價和整體負價。局部的負電價能引導(dǎo)削峰填谷、儲能投資、虛擬電廠發(fā)展等，有了價差才有靈活性資源的投資回報，才能激勵新能源電站主動承擔(dān)系統(tǒng)的調(diào)節(jié)成本。
“整體負價則是另一種情況，這代表市場運行和電力供需出現(xiàn)了嚴重的問題，是極不合理的。但目前，很多地方出現(xiàn)的只是局部負價，這恰恰是一種激勵措施，需要鼓勵?！眲⒍亻硎?。
多位與會專家認為，新能源全面入市后，適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場的限價有利于形成真正的市場價格，同時也能促進電力資源高效配置，引導(dǎo)新能源產(chǎn)業(yè)健康有序發(fā)展，尤其是電力資源的高效配置。未來，儲能、虛擬電廠、資源聚合類等新型主體也會以電力市場需求為導(dǎo)向發(fā)展和配置。
