中國儲能網訊：136號文件的首要任務，就是要推動新能源上網電量全面進入市場，讓上網電價由市場決定，以更好發(fā)揮市場機制作用。
2025年1月27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》（發(fā)改價格〔2025〕136號 ， 本期文章均簡 稱“136號文件”），136號文件推動新能源上網電量原則上全面進入市場，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。
自2006年《中華人民共和國可再生能源法》正式實施以來，我國通過建立反映可再生能源發(fā)電成本的固定上網電價機制，有效促進了風光發(fā)電市場建設和產業(yè)發(fā)展。2021年起，我國新增風光新能源項目普遍實現了無補貼按當地燃煤發(fā)電基準價平價上網。
2023年以來，隨著新能源發(fā)電成本進一步下降，國內大部分省份的新增風光發(fā)電成本均不同程度地低于當地燃煤發(fā)電基準價，考慮煤電普遍入市與新能源參與市場電量比例逐漸增大的因素，新能源平均上網電價與煤電差值在持續(xù)擴大。此外，我國在“十四五”初期取消了工商業(yè)用電目錄電價，2024年全國新能源發(fā)電量超過了終端居民用電和農業(yè)用電等非市場化用電量，新能源傳統(tǒng)的固定電價模式難以適應電力市場的發(fā)展，亟須深化新能源上網電價市場化改革。136號文件的首要任務，就是要推動新能源上網電量全面進入市場，讓上網電價由市場決定，以更好地發(fā)揮市場作用。
政策可發(fā)揮多重作用
截至2024年年底，我國新能源的裝機容量已經超過火電，達到14.1億千瓦，占全國電力總裝機規(guī)模的42.0%，新能源發(fā)電量占全社會用電量比例達到18.5%，預計2025年將超過20%。要實現2030年非化石能源在能源消費中占比25%目標，新能源需要在“十五五“期間持續(xù)保持較高的裝機增量和發(fā)電量貢獻。136號文件從多角度入手，為新能源市場高質量發(fā)展提供市場化政策指引。
一是有利于新能源進一步降本增效，尤其是降低非技術成本。2024年，我國新能源參與市場的電量比例達到54%，但近一半的新能源電量實行保量保價收購，無法充分反映電力市場的供求關系，電力系統(tǒng)的調節(jié)責任、靈活性資源為新能源上網提供的支撐調節(jié)服務價值難以有效體現。136號文件將推動新能源上網電價全面由市場形成，無論是直接參與電力市場，還是爭取進入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，都是市場競爭，前者是與各類電源在電力市場公平競爭，后者是全部或部分新能源內部競爭，一方面激勵企業(yè)通過技術創(chuàng)新、運營優(yōu)化降本增效，另一方面也可壓縮近年來高企各種前期費用，降低不合理的非技術成本。
二是有利于激發(fā)調節(jié)性資源進入市場。預期政策逐步至全面實施后，現貨市場電價峰谷差進一步拉大，136號文件也提出適當放寬現貨市場限價的要求，將推動獨立儲能、新能源配置儲能以及各種資源聚合類的新型經營主體積極參與市場，資源聚合類主體則可以整合分布式能源、儲能、可控負荷等多種資源，有助于降低系統(tǒng)整體的靈活性調節(jié)成本，提高資源利用效率。
三是有利于加快全國統(tǒng)一電力市場建設。隨著各地新能源滲透率持續(xù)提高以及我國電力市場建設步伐加速，新能源參與市場的范圍不斷擴大，規(guī)模和比例快速上升。新能源入市全面參與中長期交易與現貨交易，將使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，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。
場外“多退少補”結算機制降低投資風險
由于新能源發(fā)電具有隨機性、波動性、間歇性等特征，參與市場后，新能源項目普遍面臨度電收益下降問題。尤其是光伏發(fā)電，目前大部分現貨連續(xù)正式運行和連續(xù)試運行地區(qū)的白天特別是午間常常為電價洼地時段。隨著新能源的裝機和電量滲透率進一步提高，全面參與市場交易后，收益波動大，不確定性大，新能源發(fā)電項目難以進行投資評估和決策。
為了保障新能源市場的持續(xù)發(fā)展，穩(wěn)定投資規(guī)模，136號文件確定建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制。這是一種在電力市場外對相應電量提供相對穩(wěn)定度電收益保障的機制，即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，高于機制電價時則回收差價。該機制類似于英國的差價合約，是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方法。但可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的特別之處在于，差價結算是基于市場交易均價低于或高于機制電價的部分，如對于現貨市場連續(xù)運行地區(qū)，市場交易均價是月度發(fā)電側實時市場同類項目加權平均價格。這樣的機制設計一方面保障了機制電價對應電量部分有相對穩(wěn)定的收益預期，另一方面可以激勵新能源企業(yè)和項目提升電力市場的交易能力，以及推進增量新能源向高節(jié)點電價區(qū)域和時間配置。
作為一項創(chuàng)新型機制，136號文件對可持續(xù)發(fā)展價格的結算機制給予了明晰規(guī)定，尤其是明確了機制執(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及量化確定原則，憑借“多退少補”的差價結算方式，企業(yè)可以形成基本的收益預期。
存量、增量項目精準分類施策
新能源具有項目投資期固定投資成本占比大、運營期變動成本占比小的特點，隨著技術進步、投資持續(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存在較大差距。因此需要考慮這些因素分類施策，尤其是需考慮老項目的政策銜接。136號文件針對存量項目（2025年6月1日前并網）和增量項目，在機制電量規(guī)模、機制電價確定、執(zhí)行期限等方面做出了不同的規(guī)定。
對于存量項目，機制的核心是保障政策銜接，通過開展差價結算的方式，無論是量、價，還是執(zhí)行期限，均以原適用政策為基礎，原保量保價部分轉為機制電量和機制電價。此外，由于政策的平滑銜接，也使工商業(yè)用戶用電價格總體水平不會因從保障性收購轉為可持續(xù)發(fā)展價格結算機制而變化，只是用電價格內部結構調整，如果機制電價高于市場交易均價，工商業(yè)用戶的市場化購電電價將下降，系統(tǒng)運行費用相應上升。因此，雖然看起來存量項目適用該機制的基數大，但不影響終端用電價格，使政策落實在差價疏導上無障礙。
對于增量項目，機制的核心是穩(wěn)定基本收益預期。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，機制電價則由各地通過市場化競價方式確定。地方在組織競價時就需要提供機制的邊界條件，可能包括總電量規(guī)模多少，單個項目納入機制電量的規(guī)?；虮壤▎蝹€項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部發(fā)電量，如果不是全電量納入機制電量，可能還需增加電量分解的原則），競價上限（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），初期可設定競價下限（考慮成本因素）和執(zhí)行期限等。
除了新老分別施策外，為兼顧新能源各技術類型的發(fā)展差異，在文件實施初期，各地對成本差異大的項目可按技術類型分類組織，每個技術類型的電量規(guī)模和競價上下限等均可以結合本地實際分類確定，在實現順利過渡的同時推動不同技術類型健康持續(xù)發(fā)展。針對地區(qū)差異，136號文件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。目前，新能源相關各主體正密切關注各地在2025年內出臺的地方性實施方案及后續(xù)落實。
總之，新能源電力全面市場化帷幕開啟，預期將為新能源市場高質量發(fā)展、促進全國統(tǒng)一電力市場建設發(fā)揮應有的作用。
