新能源發(fā)電不再躺贏？“全電量”入市，負(fù)電價(jià)將頻頻出現(xiàn)？
2025開年，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布重磅文件《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)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(hào)新政”），推動(dòng)新能源項(xiàng)目（風(fēng)電、太陽能發(fā)電）上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)入電力市場。這是繼2021年燃煤發(fā)電量全部進(jìn)入電力市場后的又一重大舉措，新能源發(fā)電“全電量”入市的部分市場化可能意味著“旱的旱死，澇的澇死”，兩極分化加劇，具備調(diào)節(jié)能力的發(fā)電企業(yè)會(huì)在高峰時(shí)段獲得高收益，而調(diào)節(jié)能力弱的企業(yè)則會(huì)面臨更大風(fēng)險(xiǎn)。
截至2024年底，我國新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模約14.1億千瓦，占全國電力總裝機(jī)規(guī)模40%以上[1]，已超過煤電裝機(jī)，隨之出現(xiàn)的是消納矛盾日益凸顯，從技術(shù)角度看是系統(tǒng)靈活性限制，從經(jīng)濟(jì)角度看是價(jià)格公平性問題。
競爭性市場是大眾公認(rèn)的公平交易平臺(tái)，此前的電力市場中僅是煤電全面進(jìn)入市場，新能源處于“半”參與的狀態(tài)，矛盾重重，在新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模超越煤電的時(shí)間檔口，“136號(hào)新政”的出臺(tái)是實(shí)現(xiàn)新能源與煤電更公平、更高效競爭格局的關(guān)鍵落子。
“136號(hào)新政”要求按照價(jià)格市場形成、責(zé)任公平承擔(dān)、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的要求，深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場化改革，核心內(nèi)容是推動(dòng)新能源上網(wǎng)電價(jià)全面由市場形成、建立新能源可持續(xù)發(fā)展價(jià)格結(jié)算機(jī)制、區(qū)分存量和增量項(xiàng)目分類施策，作為新能源發(fā)電從全額保障性消納到全面市場化交易的過渡措施，其背后的深意是，深化新能源發(fā)電市場化改革要力求穩(wěn)妥，不能一蹴而就，而是徐徐圖之。
01
我國新能源發(fā)電從無到有、從小到大、從弱到強(qiáng)歷經(jīng)二十余年，有過諸多探索努力。21世紀(jì)初，新能源發(fā)電起初采用固定上網(wǎng)電價(jià)，通過財(cái)政補(bǔ)貼和稅收優(yōu)惠，降低新能源發(fā)電成本、吸引投資；2006年《可再生能源法》生效后，采用分區(qū)標(biāo)桿電價(jià)、電網(wǎng)企業(yè)全額收購的發(fā)展模式，隨著技術(shù)進(jìn)步和成本下降，政府逐步下調(diào)風(fēng)電和光伏的標(biāo)桿電價(jià)。
2015年電改“9號(hào)文”發(fā)布后，在部分地區(qū)開展新能源競價(jià)上網(wǎng)試點(diǎn)，通過市場競爭確定電價(jià)，并啟動(dòng)綠證交易，到2019年進(jìn)入無補(bǔ)貼的平價(jià)上網(wǎng)階段；2020年后，建立可再生能源電力消納保障機(jī)制，部分地區(qū)試點(diǎn)新能源參與電力現(xiàn)貨市場，期間明確了新能源發(fā)電參與現(xiàn)貨市場的規(guī)則，為新能源全面參與電力市場提供政策支持，綠證也實(shí)現(xiàn)了可再生能源發(fā)電項(xiàng)目全覆蓋。
到如今的2025年，新能源發(fā)電將全電量入市，上網(wǎng)電價(jià)全部通過市場交易形成，真正的新能源發(fā)電市場化拉開序幕。
2021年燃煤發(fā)電量全部進(jìn)入電力市場和2025年新能源上網(wǎng)電量原則上全部進(jìn)入電力市場，都是電力形勢出現(xiàn)重大轉(zhuǎn)折時(shí)緩和矛盾沖突的適時(shí)調(diào)整。
這里需要特別指出，“136號(hào)新政”是推進(jìn)新能源發(fā)電的“全電量”入市，而非新能源全面入市。二者存在很大區(qū)別，雖然都要求新能源發(fā)電企業(yè)將全部發(fā)電量通過電力市場進(jìn)行交易、價(jià)格由市場發(fā)現(xiàn)，但是“全電量”入市依賴于特定的價(jià)格結(jié)算機(jī)制（市場內(nèi)收入加市場外收入），本質(zhì)上仍是部分市場化，全面入市則完全由市場競爭決定企業(yè)收益，屬于完全市場化。
“全電量”入市的市場化程度有限，但可以兼顧保障收益、促進(jìn)競爭、降低風(fēng)險(xiǎn)，適合我國穩(wěn)價(jià)保供的形勢需求；全面入市能夠?qū)崿F(xiàn)充分競爭，優(yōu)化資源配置，是深化市場化改革的最終目標(biāo)，但初期壓力大、風(fēng)險(xiǎn)高，需要進(jìn)一步培育市場主體，預(yù)計(jì)2030年實(shí)現(xiàn)新能源全面參與電力市場交易。
在“136號(hào)新政”中，現(xiàn)貨市場限價(jià)有了新規(guī)，可以適當(dāng)放寬現(xiàn)貨市場限價(jià)，現(xiàn)貨市場申報(bào)價(jià)格上限考慮各地目前工商業(yè)用戶尖峰電價(jià)水平等因素確定，申報(bào)價(jià)格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。
電價(jià)會(huì)隨供需狀況出現(xiàn)時(shí)段性波動(dòng)，在電力供不應(yīng)求時(shí)電價(jià)上漲、在電力供過于求時(shí)電價(jià)下降，在我國電力市場建設(shè)階段為維護(hù)市場的穩(wěn)定性會(huì)對(duì)交易價(jià)格設(shè)置上下限，例如山東現(xiàn)貨市場電能量出清價(jià)格上限設(shè)置為1.5元/千瓦時(shí)、下限為-0.1元/千瓦時(shí)[2]（而歐洲現(xiàn)貨市場電價(jià)可達(dá)5.43元/千瓦時(shí)、-5.6元/千瓦時(shí)）；但是隨著我國各地電力供需特性發(fā)生變化，類似“鴨形曲線”的時(shí)段性供需矛盾越來越大，限價(jià)約束難以匹配電力服務(wù)的真實(shí)價(jià)值。
此次放寬限價(jià)后，現(xiàn)貨市場價(jià)格波動(dòng)將更貼近供需關(guān)系，有助于引導(dǎo)發(fā)用電行為。最直觀的影響是，具備靈活調(diào)節(jié)能力的發(fā)電企業(yè)（如靈活煤電、水電、燃?xì)獍l(fā)電）和儲(chǔ)能設(shè)施可通過高峰時(shí)段高價(jià)售電增加收益，調(diào)節(jié)能力弱的發(fā)電企業(yè)、新能源企業(yè)和工商業(yè)用戶可能會(huì)面臨更大的價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)也意味著新投資項(xiàng)目的決策難度加大，更需審慎開展項(xiàng)目的前期評(píng)估和市場調(diào)研。
《知識(shí)分子》此前曾刊文介紹2023年五一假期期間山東出現(xiàn)連續(xù)負(fù)電價(jià)。當(dāng)時(shí)，由于用電負(fù)荷下降、日間時(shí)段新能源大發(fā)，嚴(yán)重的供大于求使得電力現(xiàn)貨實(shí)時(shí)交易累計(jì)出現(xiàn)46次負(fù)電價(jià)，其中還有全球罕見、長達(dá)22個(gè)小時(shí)的連續(xù)負(fù)電價(jià)。最低價(jià)格出現(xiàn)在5月2日17時(shí)，為-85元/兆瓦時(shí)，相當(dāng)于發(fā)電商要以一度電8.5分錢的價(jià)格付費(fèi)發(fā)電。新能源發(fā)電“全電量”入市后，負(fù)電價(jià)的情況也會(huì)越來越多地出現(xiàn)。
02
“136號(hào)新政”對(duì)新能源可持續(xù)發(fā)展價(jià)格結(jié)算機(jī)制做出規(guī)定，新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價(jià)結(jié)算的機(jī)制，對(duì)納入機(jī)制的電量，市場交易均價(jià)低于或高于機(jī)制電價(jià)的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價(jià)結(jié)算，結(jié)算費(fèi)用納入當(dāng)?shù)叵到y(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用。
為履行對(duì)新能源行業(yè)發(fā)展的承諾，新能源可持續(xù)發(fā)展價(jià)格結(jié)算機(jī)制會(huì)區(qū)分存量項(xiàng)目（2025年6月1日前投產(chǎn)）和增量項(xiàng)目。
對(duì)于存量項(xiàng)目，機(jī)制電價(jià)可按現(xiàn)行價(jià)格政策執(zhí)行，不高于當(dāng)?shù)孛弘娀鶞?zhǔn)價(jià)，保障了存量項(xiàng)目的預(yù)期收益水平；對(duì)于增量項(xiàng)目，納入機(jī)制的新增電量規(guī)模依據(jù)各省年度非水電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，機(jī)制電價(jià)由發(fā)電項(xiàng)目競價(jià)形成，原則上按入選項(xiàng)目最高報(bào)價(jià)確定、但不得高于競價(jià)上限。“雙軌制”的設(shè)計(jì)可以盡可能避免新能源大規(guī)模入市導(dǎo)致的市場混亂，用5-10年的時(shí)間慢慢消化存量項(xiàng)目。
新能源企業(yè)最為關(guān)心的結(jié)算規(guī)則，是借鑒國外的電力差價(jià)合約設(shè)定一個(gè)價(jià)格標(biāo)的、達(dá)到預(yù)期收益的方法。先來看電力差價(jià)合約，政府的授權(quán)企業(yè)與可再生能源發(fā)電企業(yè)簽訂長期的價(jià)格合約，如果項(xiàng)目按照市場規(guī)則獲得的交易電價(jià)低于合約價(jià)格，則由資金池向發(fā)電企業(yè)提供補(bǔ)貼至合同履約價(jià)，反之則發(fā)電企業(yè)向資金池返還高出的部分，這本質(zhì)上是將固定電價(jià)與市場競爭交易相結(jié)合的制度，幫助可再生能源企業(yè)規(guī)避變動(dòng)的電價(jià)風(fēng)險(xiǎn)[3]，但又有別于固定電價(jià)機(jī)制的“大鍋飯”，可以更好地反映市場供求關(guān)系和價(jià)格變動(dòng)。
我國新能源可持續(xù)發(fā)展價(jià)格結(jié)算機(jī)制采用類似的規(guī)則，同時(shí)也能在市場競爭中突出不同新能源項(xiàng)目的優(yōu)劣性。新能源項(xiàng)目的競爭優(yōu)劣性主要體現(xiàn)在三個(gè)方面：發(fā)電成本、運(yùn)行能力和地理位置[4]。
舉例而言，市場中有新能源發(fā)電A項(xiàng)目和B項(xiàng)目——
情景1：A項(xiàng)目的發(fā)電成本低于B項(xiàng)目，按報(bào)價(jià)從低到高確定入選項(xiàng)目，那A項(xiàng)目在申報(bào)機(jī)制電量時(shí)會(huì)憑借低價(jià)優(yōu)先入選，易獲得最高比例的機(jī)制電量，降低入市后的價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)。
機(jī)制電價(jià)與機(jī)制電量的確定規(guī)則與電力市場邊際出清相似，發(fā)電商的申報(bào)電量按照報(bào)價(jià)從低到高的順序確定入選電量，直到滿足所有電力需求，滿足最后一份需求的發(fā)電商的報(bào)價(jià)即為機(jī)制電價(jià)（需小于競價(jià)上限），發(fā)電商為了避免機(jī)制電價(jià)低于自身發(fā)電成本，通常采取的穩(wěn)妥競價(jià)策略是根據(jù)自身發(fā)電成本來報(bào)價(jià)，在這樣的情況下，A項(xiàng)目以0.2元/千瓦時(shí)的報(bào)價(jià)申報(bào)的自身80%的電量入選機(jī)制電量，B項(xiàng)目以0.3元/千瓦時(shí)的報(bào)價(jià)只獲得自身40%的電量入選機(jī)制電量，從而低成本的A項(xiàng)目有更高比例的電量可獲得穩(wěn)定預(yù)期收益。
情景2：A項(xiàng)目比B項(xiàng)目在發(fā)電效率、數(shù)字管控和儲(chǔ)能配置等方面更有優(yōu)勢，可以根據(jù)電力供需的時(shí)段性變化靈活調(diào)整發(fā)電能力，在電價(jià)高峰時(shí)段獲得更高的出清電價(jià)，疊加“機(jī)制電價(jià)與月度發(fā)電側(cè)實(shí)時(shí)市場同類項(xiàng)目加權(quán)平均價(jià)格”的價(jià)差，可以較B項(xiàng)目獲得更高的收益。
比如，配置了儲(chǔ)能的光伏發(fā)電A項(xiàng)目在低價(jià)時(shí)段少發(fā)電、高價(jià)時(shí)段多發(fā)電，獲得的平均出清電價(jià)為0.3元/千瓦時(shí)，而B項(xiàng)目的調(diào)節(jié)能力較差，僅在低價(jià)時(shí)段發(fā)電，獲得的平均出清電價(jià)為0.15元/千瓦時(shí)，疊加0.1元/千瓦時(shí)的價(jià)差，最終A項(xiàng)目的結(jié)算價(jià)為0.4元/千瓦時(shí)、B項(xiàng)目為0.25元/千瓦時(shí)，高下立判。
情景3：A項(xiàng)目位置較B項(xiàng)目更靠近負(fù)荷中心，相同運(yùn)行水平下，獲得的節(jié)點(diǎn)出清電價(jià)更高，例如A項(xiàng)目出清價(jià)為0.3元/千瓦時(shí)、B項(xiàng)目為0.2元/千瓦時(shí)，疊加統(tǒng)一的機(jī)制價(jià)差0.1元/千瓦時(shí)，實(shí)際A項(xiàng)目最終獲得的電價(jià)是0.4元/千瓦時(shí)、B項(xiàng)目為0.3元/千瓦時(shí)。
即使是有相同水平的機(jī)制結(jié)算價(jià)差，但不同項(xiàng)目的最終收益是有差異的，因此，有新能源可持續(xù)發(fā)展價(jià)格結(jié)算機(jī)制來穩(wěn)定收益預(yù)期的幫助并不意味著新能源發(fā)電企業(yè)可以“躺平”。
03
新能源發(fā)電全電量入市對(duì)發(fā)電企業(yè)的沖擊是巨大的。此前，已有部分新能源項(xiàng)目參與了入市交易，在不能獲得補(bǔ)貼、也不能像火電一樣獲得容量和輔助服務(wù)電價(jià)的情況下，面臨電價(jià)下行的壓力。
2024年，部分省份中長期電力交易方案或通知明確將新能源中長期交易價(jià)格上限定為當(dāng)?shù)厝济夯鶞?zhǔn)價(jià)[5]，1-6月份山西、甘肅、蒙西、新疆等地區(qū)的新能源結(jié)算均價(jià)較當(dāng)?shù)孛摿蛎弘娀鶞?zhǔn)價(jià)下滑超30%，其他省份也普遍下滑超10%，甚至出現(xiàn)長時(shí)段的負(fù)電價(jià)[6]?，F(xiàn)貨低價(jià)對(duì)中長期電價(jià)的傳導(dǎo)效應(yīng)和后續(xù)更高比例新能源電量入市交易的沖擊效應(yīng)，對(duì)新能源投資預(yù)期收益的影響不容忽視。
在能源基金會(huì)支持下，中國人民大學(xué)2023年發(fā)布的《中國煤電低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展路徑研究》中指出，合理的電價(jià)政策對(duì)煤電轉(zhuǎn)型至關(guān)重要，缺乏合理的價(jià)格疏導(dǎo)機(jī)制會(huì)使煤電轉(zhuǎn)型措施對(duì)相關(guān)資產(chǎn)價(jià)值的負(fù)面影響更為明顯[7]。新能源消納電量與交易電價(jià)均存在不確定性，項(xiàng)目收益的風(fēng)險(xiǎn)度大幅上升，新能源發(fā)電業(yè)務(wù)“增量不增利”情況逐漸加重，投資收益下滑已在企業(yè)層級(jí)顯現(xiàn)。以火電上市公司為觀察對(duì)象，火電上市公司作為兼具火電與新能源的電力市場重要主體，受近年市場與政策的變化影響極大，且裝機(jī)體量大、代表性強(qiáng)、數(shù)據(jù)公開，適合從企業(yè)主體的視角自下而上看新能源入市的影響。
從新能源業(yè)務(wù)利潤變化來看（圖1），華能國際、華銀電力、國電電力、廣州發(fā)展、中國電力和國投電力的2023年新能源利潤較往年有所增長，這些公司的新能源業(yè)務(wù)布局涉及多個(gè)省份；申能股份、福能股份、吉電股份、粵電力A和上海電力的新能源利潤是在2022年達(dá)到最大值、呈現(xiàn)倒U形變化，這些公司的新能源業(yè)務(wù)布局主要集中在各自的屬地省份；晉控電力、內(nèi)蒙華電和湖北能源的新能源利潤呈現(xiàn)下降趨勢。
圖1 火電上市公司新能源業(yè)務(wù)利潤變化情況（部分?jǐn)?shù)據(jù)缺失，下同）
從新能源業(yè)務(wù)度電利潤變化來看（圖2），除華銀電力和中國電力之外，其他15家火電上市公司的新能源度電利潤呈現(xiàn)出明顯的下降趨勢，主要是受補(bǔ)貼退坡導(dǎo)致預(yù)期回報(bào)下降、新能源入市后電價(jià)水平不高、競爭激烈推高項(xiàng)目開發(fā)成本等因素的影響。2023年新能源度電利潤較2021年下降幅度超過20%的公司有華能國際、國電電力、福能股份、粵電力A、晉控電力、內(nèi)蒙華電和湖北能源，其中晉控電力、內(nèi)蒙華電和湖北能源的降幅超過50%，這些公司的新能源項(xiàng)目多布局在現(xiàn)貨市場發(fā)展快速的省份，受新能源入市競價(jià)的影響較大。
圖2 火電上市公司新能源發(fā)電度電利潤變化情況
新能源發(fā)電入市加速趨勢下，電力公司等開發(fā)主體需要轉(zhuǎn)變新能源項(xiàng)目開發(fā)模式，由規(guī)模擴(kuò)張轉(zhuǎn)向質(zhì)效雙優(yōu)，避免無序競爭。在“雙碳”目標(biāo)、新質(zhì)生產(chǎn)力等政策導(dǎo)向下，新能源產(chǎn)業(yè)投資火熱，是各大電力公司競逐的“風(fēng)口”，我國提前6年多實(shí)現(xiàn)新能源發(fā)電裝機(jī)12億千瓦目標(biāo)的背后，是企業(yè)紛紛入局爭搶項(xiàng)目開發(fā)資源，但激烈競爭引發(fā)的土地租金上漲、投資配套要求過高、項(xiàng)目開發(fā)受阻等問題會(huì)抬高新能源項(xiàng)目發(fā)電成本。因此，要避免因盲目擴(kuò)張新能源出現(xiàn)低效、次品甚至劣質(zhì)項(xiàng)目，守住新能源行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展的基本準(zhǔn)線。
仔細(xì)梳理錯(cuò)綜復(fù)雜的市場及政策形勢，深入研究新能源入市交易規(guī)則，優(yōu)化發(fā)電業(yè)務(wù)的交易策略，圍繞“新能源+”探索新能源的新型發(fā)展思路，以新興主體身份參與電力市場，彌補(bǔ)單一新能源發(fā)電被動(dòng)消納的短板和市場價(jià)接受者的劣勢。
提升公司投資決策能力，謹(jǐn)慎選擇投資地域和投資時(shí)點(diǎn)，強(qiáng)化科學(xué)布局，聚焦重點(diǎn)區(qū)域，穩(wěn)步推進(jìn)重點(diǎn)項(xiàng)目、避免盲目囤積項(xiàng)目，保證項(xiàng)目投產(chǎn)進(jìn)度，確保項(xiàng)目投資的經(jīng)濟(jì)性。同時(shí)，加強(qiáng)資源開發(fā)管理和經(jīng)濟(jì)性分析，可以采用綜合服務(wù)模式對(duì)抗單一項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)，在項(xiàng)目前期、開工、建設(shè)、投產(chǎn)、運(yùn)營的全流程做優(yōu)做強(qiáng)，尋找新的利潤增長點(diǎn)。
參考文獻(xiàn)：（上下滑動(dòng)可瀏覽）
