“新政發(fā)布以后，從前只靠拿電站指標(biāo)就能躺著吃收益的日子一去不復(fù)返，今后電站運營、管理和交易能力將至關(guān)重要。”國內(nèi)一位從事新能源電站投資者杜彬（化名）對第一財經(jīng)記者稱。
杜彬所說的新政，是指國家發(fā)改委2月9日發(fā)布的《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》（發(fā)改價格〔2025〕136號）（下稱“136號文”）。該通知稱，新能源項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。
這意味著中國新能源發(fā)電從保障性收購、有序入市進入到全面入市階段。業(yè)內(nèi)人士普遍認為，136號文是繼2021年進一步深化燃煤上網(wǎng)電價市場化改革之后，國內(nèi)電力市場化改革向前邁出的最重要一步。
實際上，對于包括杜彬在內(nèi)的很多新能源電站投資者和運營商而言，新能源入市的消息并沒有特別出乎意料。真正的考驗在于，新能源上網(wǎng)發(fā)電從旱澇保收的“保量保價”模式正式向“不保量不保價”的市場化電價模式轉(zhuǎn)變，又該以何種策略迎接？
“去年山東等省已經(jīng)釋放了比較強烈的新能源電力市場化改革信號，推動全國范圍內(nèi)新能源入市也是遲早的事，我們對此都有預(yù)期。從136號文來看，各省對自身的政策制定擁有較大的裁奪空間，對項目投資收益的影響大小要等各地出臺細則后再測算。可以確定的是，在文件提出松綁強制配儲等政策下，新能源項目參與市場交易將更需要提升精細化運營能力，而非陷入單純追求裝機規(guī)模的傳統(tǒng)思維，否則裝得越多可能虧得越多。”杜彬說。
新能源參與電力市場的風(fēng)險中，最受投資者關(guān)注的莫過于消納風(fēng)險和度電收益的不確定性，即“量”和“價”的變化。兩者的乘數(shù)直接決定了項目的收益水平，從而影響企業(yè)擴大新能源投資的積極性。
此前新能源企業(yè)的一B-sport B體育官方網(wǎng)站個普遍顧慮是，參與市場后度電成本收益會出現(xiàn)明顯下降，尤其是在一些光伏發(fā)電裝機量較高的省份。根據(jù)蘭木達電力現(xiàn)貨市場公開數(shù)據(jù)，2024年甘肅省光伏和風(fēng)電捕獲價格分別較上年下降36.99%和15.88%，蒙西地區(qū)光伏和風(fēng)電捕獲價降幅分別為20.61%和18.97%。
怎樣通過市場化的制度設(shè)計，既保障新能源項目的一定收益又能充分反映市場價格？
136號文創(chuàng)新性地提出“建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制”。根據(jù)文件，新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結(jié)算的機制。對納入機制的電量，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。
中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎將上述規(guī)定概括為幾個關(guān)鍵詞“差價合約，多退少補”“先定基準(zhǔn)價，再看市場價”“誰高了，誰出錢”。她解釋說，差價合約顧名思義是指先確定一個基準(zhǔn)價，如果賣電的價格超過這個基準(zhǔn)價，要把這筆超額的錢退回到一個資金池中。如果賣電的價格低于這個基B體育網(wǎng)頁版 B體育官網(wǎng)入口準(zhǔn)價，則從資金池中拿錢補足。這與原來固定上網(wǎng)電價機制的重要區(qū)別在于，政府要鼓勵所有的新能源項目上網(wǎng)，體現(xiàn)出在單一時間節(jié)點中線號文解決了因新能源項目建設(shè)成本不同，老項目被新項目‘絕殺’的世紀難題，解決的方案是通過不同的差價合約來實現(xiàn)的。以前根據(jù)建設(shè)的時間不同，補貼額度每年向下遞減，這次的差價合約跟原來的固定補貼有本質(zhì)區(qū)別。毫無疑問，光伏大發(fā)的時間段電力價格會繼續(xù)下探，但是老項目會基于標(biāo)桿價格進行差額補足，所以大可放心競價。”彭澎分析稱。
第一財經(jīng)記者了解到，這種“多退少補”的差價結(jié)算方式參考了英國等國的政府授權(quán)差價合約（CFD）模式。根據(jù)他國實踐經(jīng)驗，這種模式能夠在保障新能源企業(yè)基本收益和理順市場化電價機制兩者之間達到相對平衡。
國家發(fā)展改革委能源研究所研究員時璟麗撰文提出，此前國內(nèi)有關(guān)政策文件中提出了差價合約的方式，但由于我國電力市場對差價合約或政府授權(quán)合約尚未有專門的官方定義，新能源差價合約在合約期限、確定合約方式、差價基準(zhǔn)等關(guān)鍵問題上沒有明晰，種種情況仍難以降低或打消新能源開發(fā)企業(yè)、投資者和金融機構(gòu)對于收益風(fēng)險的顧慮。她表示，機制設(shè)計關(guān)鍵在于長期合約、差價疏導(dǎo)和責(zé)權(quán)利統(tǒng)一。
可以看出，136號文的出臺在一定程度上使得國內(nèi)新能源入市收益預(yù)期變得相對穩(wěn)定，同時抹平了部分新老項目因成本“起跑線”不同而帶來的實際不公平競爭。考慮到該文件給了省級部門較大的決策權(quán)，也有市場人士提出這可能會拉大地方差距。
國金證券研報認為，該機制的核心要素均取決于地方態(tài)度，需平衡好清潔能源轉(zhuǎn)型與用能成本的關(guān)系。受制于資源稟賦，東部未來將面臨更大的清潔轉(zhuǎn)型壓力，同時省內(nèi)用戶支付能力尚可，因此開發(fā)態(tài)度更為積極，預(yù)期這類省份仍將給予相對較高的投資回報。同時，全面入市后將加大新能源公司收益分化。市場交易策略更優(yōu)異、更靠近負荷中心或外送通道、出力曲線與負荷曲線更貼近的資產(chǎn)更具價值。
除了影響風(fēng)電光伏資產(chǎn)回報，136號文還提出“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件”。這意味著儲能產(chǎn)業(yè)同樣將受影響。
近年來，多個省市將配置儲能作為新建新能源項目核準(zhǔn)、并網(wǎng)、上網(wǎng)等前置條件幾乎成為擺在臺面上的要求，“強制配儲”亦成為推動儲能裝機增長的核心驅(qū)動力。華泰證券研報提出，2024年國內(nèi)儲能裝機規(guī)模達111.6GWh，其中新能源指標(biāo)帶來的儲能需求占比多達74.6%。
第一財經(jīng)記者從業(yè)界獲悉，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%~10%；風(fēng)電場配建同等容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%~20%。而作為“成本項”的儲能項目，卻在完成并網(wǎng)使命之后，大量棄用。
“當(dāng)初項目是為了完成并網(wǎng)的硬性指標(biāo)才建的儲能，而不是為了用儲能而建儲能，所以自然是哪家產(chǎn)品的價格低就用哪家的。這就導(dǎo)致后期在運營的時候，誰也不會想要真正把儲能用起來，萬一質(zhì)量不過關(guān)出問題了那就麻煩了。就算你用上了，以前儲能參與電力市場的機制不明確，對于收益也沒有幫助，所以利弊權(quán)衡之下，大家都不怎么用。”一位華北某電力企業(yè)電站投資人士對第一財經(jīng)記者稱。
行業(yè)機構(gòu)數(shù)據(jù)B體育網(wǎng)頁版 B體育官網(wǎng)入口顯示，2024年2h磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)全年中標(biāo)均價下降43%至0.628元/kWh，由此銷量增長之下儲能企業(yè)卻出現(xiàn)大面積虧損。
當(dāng)國家層面叫停“強制配儲”，對于儲能廠商和資方而言，意味著需求空間被大大壓縮，抑或是能借此擺脫低價競爭的困境？
廈門大學(xué)中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經(jīng)分析，短期來看，以配儲需求主導(dǎo)的國內(nèi)儲能市場需求可能受到影響，但是長期來看，電力市場化將推進豐富儲能的商業(yè)場景和盈利模式，儲能逐步由強制配儲向市場化需求轉(zhuǎn)向，該政策將加快產(chǎn)業(yè)優(yōu)勝劣汰。
中金公司研報認為，強制配儲的取消不會使得今年的儲能需求出現(xiàn)明顯下降。一方面，綠電市場化后，需要平滑發(fā)電曲線以應(yīng)對負荷側(cè)的需求，然而據(jù)其調(diào)研，此前存量的風(fēng)光配儲由于低價競爭導(dǎo)致可調(diào)用的比例并不高，帶來較多的替換需求。另一方面，部分省份采用競爭性配置，配置儲能比例要求或占整體評分的50%，這類風(fēng)光配儲的需求或?qū)⒊掷m(xù)。
針對新出臺的136號文，杜彬稱，政策既給了新能源電站以差價合約為核心的新能源上網(wǎng)電價機制預(yù)期，也在一定程度上松綁配置儲能等強制要求，這使得今后的新能源電站投資收益更有了底氣。不過，電力市場體現(xiàn)的是新能源的電力價值，而新能源的綠色價值還沒有充分體現(xiàn)。希望今后能在落實綠色電力配額、完善綠證自愿認購激勵機制、體現(xiàn)綠色電力消費環(huán)境溢價等方面出臺更完備的配套支持措施，支持新能源積極發(fā)展。
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