中國儲能網(wǎng)訊：2025年2月，國家發(fā)展改革委聯(lián)合國家能源局印發(fā)了《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》（以下簡稱“136號文”），推動風(fēng)電、太陽能發(fā)電等新能源上網(wǎng)電量全部進入電力市場、通過市場交易形成價格。如何理解“136號文”內(nèi)容、把握關(guān)鍵，將直接影響各地制定具體實施方案的質(zhì)量和效果。
對“136號文”出臺背景的理解
“136號文”在此時出臺，與我國電力發(fā)展面臨的兩個現(xiàn)實緊密相關(guān)。
一是新能源（特指風(fēng)電和光伏發(fā)電）已成為我國最大裝機電源和第二大電量來源，需要實現(xiàn)從政策保護到市場競爭的蛻變。在裝機方面，2024年新能源發(fā)電裝機第一次超過煤電，全國占比達(dá)到42%（風(fēng)電和光伏發(fā)電裝機占比分別為26.5%和15.5%）；新能源對年新增裝機貢獻率已連續(xù)8年超過50%，2023、2024年分別達(dá)到82%和83%。在發(fā)電量方面，2015年以來，除個別年份外，新能源發(fā)電均保持在20%以上的年增長率，2024年，新能源發(fā)電量超過1.8萬億千瓦時，全國占比達(dá)18.5%。加之，近年我國全社會用電量增速都超過6%，用電需求拉動作用強勁?？梢灶A(yù)見，未來我國新能源裝機大增量、高增速的勢頭還將保持。只有這樣，才能有效支撐我國在年均新增6000~7000億千瓦時用電量的同時，確保電力綠色成色不降低。這要求我國在加快推動新能源入市的同時，確保我國新能源有序、可持續(xù)發(fā)展。
二是如期完成全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)任務(wù)目標(biāo)，需要加強頂層設(shè)計，統(tǒng)籌各地構(gòu)建適應(yīng)新能源發(fā)電特性的現(xiàn)貨市場。2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成；2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，實現(xiàn)新能源發(fā)電全面進入市場。截至2025年2月底，全國共有包括南方區(qū)域在內(nèi)的13個電力現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，共覆蓋16個省份，其中，山西、廣東、山東、甘肅、蒙西5個現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)入正式運行，湖北、浙江、陜西、安徽4個現(xiàn)貨市場實現(xiàn)連續(xù)結(jié)算試運行。近年來，甘肅、山西、山東、蒙西等現(xiàn)貨運行地區(qū)的新能源裝機占比較高，接近或超過50%，新能源在現(xiàn)貨市場，特別是實時市場中的作用，對出清的影響越來越大。這也倒逼上述地區(qū)出臺實施了各具特色的地方政策。山東現(xiàn)貨市場要求新能源發(fā)電場站以一定比例“報量保價”參與市場出清，山西現(xiàn)貨市場要求新能源以“報量不報價”方式優(yōu)先出清，甘肅現(xiàn)貨市場要求新能源全電量參與市場，山東和甘肅還探索了新能源與儲能聯(lián)合出清的方式。同時，在其他一些地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場中，新能源入市的具體規(guī)則還處于探索試運行階段，參與市場的程度還較淺，形成“冷熱不均”的局面。
要如期實現(xiàn)全國統(tǒng)一電力市場階段目標(biāo)，當(dāng)務(wù)之急就是統(tǒng)一各地對新能源入市的認(rèn)識，加強頂層設(shè)計，加強交易機制銜接，改變現(xiàn)行的以當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)電價為基礎(chǔ)的新能源發(fā)電價格機制，促進各地區(qū)現(xiàn)貨市場協(xié)調(diào)發(fā)展，夯實全國統(tǒng)一電力市場高質(zhì)量建設(shè)基礎(chǔ)?！?36號文”在很大程度上可以起到此作用。
對“136號文”要點的梳理總結(jié)
“136號文”的主線可概括為：以2025年6月1日為界，區(qū)分存量和增量項目，建立新能源上網(wǎng)項目差價結(jié)算機制，將差價結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費用，向市場化用戶疏導(dǎo)，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預(yù)期。
在新機制下，增量新能源項目上網(wǎng)電量收入包括場內(nèi)收入和場外收入：
場內(nèi)收入=市場化電量×市場電價+機制電量×市場交易均價（公式1）
場外收入=差價結(jié)算費用=機制電量×（機制電價-市場交易均價）（公式2）
總收入=場內(nèi)收入+場外收入=市場化電量×市場電價+機制電量×機制電價（公式3）
其中，項目發(fā)電量包括市場化電量與機制電量（即納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的電量）兩部分，價格包括與市場化電量對應(yīng)的市場電價，以及差價結(jié)算機制中的機制電價（即履約價格）和市場交易均價（即基準(zhǔn)價格）。增量項目收入由場內(nèi)收入和場外收入構(gòu)成。場內(nèi)收入包括市場化電量市場收入與機制電量市場收入。場外收入（即差價結(jié)算費用），指針對機制電量市場交易均價低于或高于機制電價的部分，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。理解和把握好公式中各參數(shù)，特別是“三個電價、兩個電量”的內(nèi)涵與關(guān)系，對制定實施方案影響重大。
地方制定實施方案時
需要考慮的四個問題
增量差價結(jié)算機制包括每年新增納入機制的電量規(guī)模、機制電價和執(zhí)行年限“三要素”。各地在制定當(dāng)?shù)氐膶嵤┓桨笗r，需要將這三個要素與本地實際緊密結(jié)合。筆者建議，制定地方實施方案時應(yīng)考慮四個問題。
新能源大增量發(fā)展趨勢未變，多省年新增納入機制的電量規(guī)模較大
每年新增納入機制的電量規(guī)模，由各地根據(jù)國家下達(dá)的年度非水可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。根據(jù)國家發(fā)改委辦公廳、國家能源局綜合司聯(lián)合下發(fā)的《關(guān)于2024年可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重及有關(guān)事項的通知》，包括全國主要電力生產(chǎn)、消費省區(qū)在內(nèi)的2/3的省區(qū)非水可再生能源電力增長超過3個百分點，超過7個、6個和5個、4個百分點的省區(qū)分別為3個、6個和12個、14個，遠(yuǎn)超過以往年均增長大約1.5個百分點的增速。以此測算，年新增非水可再生能源電量超過200億千瓦時、在100～200億千瓦時的省區(qū)個數(shù)分別有5～6個和10個，這些省區(qū)的年新增裝機將超過10吉瓦。同時，隨著國家對電解鋁等高耗能行業(yè)陸續(xù)加上綠色電力消費比例的剛性約束，在一定程度上可以促進新能源的消納與開發(fā)。按照近些年我國全社會用電量年均6%以上的增速，以及能耗“雙控”向碳排放“雙控”轉(zhuǎn)型的政策導(dǎo)向，非水可再生能源發(fā)電快速發(fā)展的勢頭將保持。這也是判斷未來多個省區(qū)的年新增納入差價結(jié)算機制的電量規(guī)模和新增裝機規(guī)模的重要依據(jù)。
開發(fā)建設(shè)模式將發(fā)生重大改變，分布式光伏上網(wǎng)電量市場化又有新變化
近年來，分布式新能源爆發(fā)式發(fā)展，多地配電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施不足和承載力不夠的問題受到關(guān)注，綠電直供、新能源微電網(wǎng)、源網(wǎng)荷儲一體化、虛擬電廠等新模式推進實施，尚有機制性問題（如配電價格、調(diào)控職責(zé)、市場交易模式等）需要解決。
2025年1月，國家能源局發(fā)布的《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)管理辦法》更加強調(diào)分布式光伏的自發(fā)自用導(dǎo)向，自然人戶用、非自然人戶用分布式光伏可選擇全額上網(wǎng)、全部自發(fā)自用或者自發(fā)自用余電上網(wǎng)模式，取消了工商業(yè)分布式光伏發(fā)電全額上網(wǎng)模式，并規(guī)定2025年5月1日后并網(wǎng)投產(chǎn)的分布式光伏發(fā)電項目要執(zhí)行新政策?？梢灶A(yù)見，未來增量工商業(yè)分布式光伏項目的上網(wǎng)電量比例將較以前低，而戶用分布式光伏的上網(wǎng)電量占比將提高。在此情況下，“136號文”提出的“上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場”，從字面理解，也應(yīng)該適用于戶用分布式光伏和自發(fā)自用余量上網(wǎng)的工商業(yè)分布式光伏。
上述兩類分布式光伏可采取聚合體模式參與電力批發(fā)市場，在聚合體內(nèi)實現(xiàn)“二次分配”；或者采用聚合體與所處配電網(wǎng)其他利益相關(guān)方開展就近交易，通過市場交易形成上網(wǎng)電價，此時需要做實地市層面電力調(diào)控和交易功能，需要對現(xiàn)有調(diào)控體系和交易體系進行體制機制層面的深度改變。2024年12月，國家能源局印發(fā)《關(guān)于支持電力領(lǐng)域新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展的指導(dǎo)意見》，明確提出，將分布式光伏作為單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體，將虛擬電廠（負(fù)荷聚合商）和智能微電網(wǎng)作為資源聚合類新型經(jīng)營主體，平等參與電力市場。
隨著分布式光伏發(fā)展模式的變化，勢必要建立具有與之相適應(yīng)的電力市場機制。從以往改革經(jīng)驗判斷，分布式新能源作為單一技術(shù)類新型經(jīng)營主體參與市場的發(fā)展相對要快于采用聚合體的模式，聚合體模式是建立在配電基礎(chǔ)設(shè)施具有較強承載力基礎(chǔ)上的，需要面對配電網(wǎng)投資、運營、監(jiān)管等一系列新問題。這也是影響我國分布式新能源可持續(xù)發(fā)展的主要“瓶頸”，需要抓緊解決。
掌握新能源項目成本和收益情況，確保差價結(jié)算機制發(fā)揮實效
差價結(jié)算機制的一個很重要的目的就是穩(wěn)定增量項目收益預(yù)期，并在多處體現(xiàn)了新能源項目成本的重要性。例如，增量項目機制電價由各地每年組織已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術(shù)類型分類組織；增量項目機制電價競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設(shè)定競價下限；執(zhí)行期限按照同類項目回收初始投資的平均期限確定。
實現(xiàn)該目的需要一個重要前提——準(zhǔn)確、及時掌握新能源項目的成本和收益情況。新能源項目投資與上游產(chǎn)品供給和下游新能源電量需求緊密相關(guān)。新能源項目供給側(cè)是充分競爭的，市場化程度高、產(chǎn)業(yè)鏈長。在各地，差價結(jié)算機制落地方案編制負(fù)責(zé)單位，很難靠自己完成新能源上游市場和行業(yè)信息的搜集分析工作。破解之道就是，發(fā)揮有關(guān)行業(yè)協(xié)會、行業(yè)組織的力量，建立新能源產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)發(fā)展指數(shù)體系，按照年度或半年編制新能源項目造價、成本、效益等報告，及時向會員單位、相關(guān)政府部門公開，支撐確定機制電價上下限工作，避免在機制電價競價過程中出現(xiàn)一些項目故意報低價的“搭便車”行為。這有助于更真實地反映增量項目初始投資結(jié)構(gòu)、規(guī)模和平均回收期，提高差價結(jié)算機制執(zhí)行期限的合理性。
結(jié)合當(dāng)?shù)仉娏κ袌鼋ㄔO(shè)情況，建議合理體現(xiàn)機制電量的綠色價值
綠色價值是新能源發(fā)電的核心價值之一，也是新能源得以較快發(fā)展的最大驅(qū)動因素。合理反映新能源電力的綠色價值，是構(gòu)建適應(yīng)新能源發(fā)電特性電力市場體系的應(yīng)有之義。因此，差價結(jié)算新機制也應(yīng)該考慮如何恰當(dāng)?shù)胤从承履茉淳G色價值。由于差價結(jié)算費用被納入到系統(tǒng)運行費用在市場化用戶中分?jǐn)?，機制電價也涉及到廣大用戶的切身利益，因此，相關(guān)規(guī)則和方法應(yīng)強調(diào)透明性與合理性。
關(guān)鍵是要理解機制電價的含義和特點。根據(jù)“136號文”，機制電價是納入在市場外建立的差價結(jié)算機制的新能源電價水平。作為差價結(jié)算機制的“價格對”，機制電價和市場交易均價應(yīng)該具有相同的成分組成，這是差價機制的基礎(chǔ)，即機制電價是否包含綠色價值，取決于差價結(jié)算機制中市場交易均價是否包含綠色價值?；诖苏J(rèn)識，需要分析市場交易均價的特點。
“136號文”從兩種情況對市場交易均價進行了規(guī)定。一是在現(xiàn)貨市場連續(xù)運行的地區(qū)，市場交易均價由發(fā)電側(cè)實時市場加權(quán)得到。根據(jù)《電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（實行）》規(guī)定，實時交易市場是電能量交易市場，僅體現(xiàn)電能量價值，不含綠色價值，因此，此種情況下的市場交易均價也不含綠色價值。二是在電力現(xiàn)貨市場未實現(xiàn)連續(xù)運行的地區(qū)，市場交易均價由發(fā)電側(cè)中長期交易同類項目加權(quán)平均價格確定。根據(jù)《電力中長期交易基本規(guī)則》等相關(guān)規(guī)定，中長期交易既包含電能量價值，也包含綠色價值，因此，此種情況下的市場交易均價是包含綠色價值的。
可見，市場交易均價是否包含綠色價值，在現(xiàn)貨市場連續(xù)運行與未連續(xù)運行的地區(qū)是不同的。因此，作為差價結(jié)算機制中與市場交易均價的配對價格——機制電價，在綠色價值方面也應(yīng)體現(xiàn)這種差異性，即在現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)的機制電價不包含綠色價值，機制電量可采用綠證獲得綠色收益；在現(xiàn)貨市場未連續(xù)運行地區(qū)的機制電價已包含綠色價值，機制電量就不應(yīng)該重復(fù)獲得綠證收益。
如何確定機制電量的綠色價值？由于機制電價是申報競價得到的，現(xiàn)貨市場未實現(xiàn)連續(xù)運行地區(qū)競價得到的機制電價所含的綠色價值，可以采用入選項目最高報價所報的綠證價格，而市場交易均價所含綠色價值可用當(dāng)?shù)禺?dāng)月的綠證交易均價體現(xiàn)。通常，機制電價的綠色價值量與市場交易均價所含的綠色價值量，不一定相等，所產(chǎn)生的綠色價值“差價”與電能量價值“差價”一起由系統(tǒng)運行費用向市場化用戶疏導(dǎo)。
考慮到目前我國大部分省級電力市場尚未實現(xiàn)現(xiàn)貨市場連續(xù)運行，在差價結(jié)算機制落地初期，“136號文”規(guī)定，機制電量不重復(fù)獲得綠證收益，也是可以理解的。在可再生能源和非水可再生能源電力消納責(zé)任權(quán)重考核日益嚴(yán)格、高耗能企業(yè)綠電綠證需求持續(xù)增加的情況下，建議各地合理體現(xiàn)機制電量的綠色價值。
關(guān)于制訂具體實施方案的四條建議
確保在“大增量、高增速”情況下我國電力供給充足、結(jié)構(gòu)清潔、配置高效，勢必要借助電力市場的力量，在確保新能源保持相應(yīng)的規(guī)模和增量基礎(chǔ)上，盡快推動其進入市場?！?36號文”是一次將先進金融工具與我國新能源發(fā)展實際結(jié)合的有益嘗試。各地在制定具體實施方案時，建議做到如下四點：
一是充分調(diào)動和發(fā)揮行業(yè)組織、協(xié)會等第三方平臺作用。建立新能源市場信息、新能源在典型地區(qū)典型項目成本及收益分析報告，定期（每季度或每半年）向有關(guān)部門報送，支撐相關(guān)政策的制定修訂。
二是重視完善與包含分布式發(fā)電的新型經(jīng)營主體相關(guān)的政策機制，結(jié)合各地現(xiàn)貨市場建設(shè)，分場景（消納場景）、分類別（技術(shù)路線）開展新型經(jīng)營主體試點示范工作，依托零碳園區(qū)建設(shè)，探索新型經(jīng)營主體與電網(wǎng)公司業(yè)務(wù)和結(jié)算關(guān)系，實現(xiàn)各利益相關(guān)方互利共贏。
三是分類施策，拓寬配電網(wǎng)投資渠道，加快提升電網(wǎng)對新能源發(fā)電的承載配置能力。“大增量、高增速”的電力需求迫切需要與之匹配的配電網(wǎng)網(wǎng)架和調(diào)控、交易體系保障。這需要巨量的投資，僅靠電網(wǎng)公司投資是不夠的。破解這一問題，需要從各類配電網(wǎng)的特點入手，創(chuàng)新投資方式和監(jiān)管方式，減輕電網(wǎng)企業(yè)配電網(wǎng)投資壓力，對不同類型配電網(wǎng)實現(xiàn)差異化監(jiān)管，釋放各類配電網(wǎng)價值。
四是結(jié)合各地電力現(xiàn)貨市場建設(shè)情況，完善電能量價值與綠色價值的協(xié)同發(fā)展，將市場的決定性作用與政策的有效性有機結(jié)合，確保綠電、綠證價值彰顯，供需調(diào)節(jié)有序，價格合理。
