【文/觀察者網專欄作者 余鵬鯤】

2月9日，國家發(fā)展改革委與國家能源局聯(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》。

有網民看到“市場化”和“市場定價”，認為充分的競爭有利于降低電價和行政補貼，老百姓將最終受益。也有網民認為，如果新能源補貼減少，有可能造成電價上漲。

針對這一問題，有關負責同志接受《人民日報》采訪時已經明確表示：“這項改革，對居民、農業(yè)用戶電價水平沒有影響”，工商業(yè)用戶平均電價在改革首年與上一年持平，改革不構成獨立影響因素。

推進全國統(tǒng)一電力市場是落實全國統(tǒng)一大市場精神 央視網

此外，有業(yè)內人士表示該規(guī)定雖然在意料之中，經過了充分的吹風，但依然有可能對市場格局以及少數企業(yè)產生沖擊。少數股民則擔心改革可能會影響新能源公司的發(fā)展前景，進而影響自己持有的股票價值。

那么，新能源上網電價市場化改革的主要內容是什么？改革會帶來哪些好處？又會對市場造成怎樣的影響？

新能源上網電價市場化改革，怎么回事？

根據有關負責同志在采訪時的說法，改革的主要內容有三個方面：一是推動新能源上網電價全面由市場形成，二是建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制，三是區(qū)分存量和增量項目分類施策。以上三方面環(huán)環(huán)相扣，共同構成一個相對嚴密、完善的改革體系。

根據國家能源局發(fā)布的2024年全國電力工業(yè)統(tǒng)計數據，全國累計發(fā)電裝機容量約33.5億千瓦，同比增長14.6%；其中火電僅占14.4億千瓦，只占全部裝機容量的43.1%。

2024年全國發(fā)電裝機容量構成

新能源是一種中國特色的提法。根據《產業(yè)結構調整指導目錄（2024）》的相關規(guī)定，新能源是指風電、光伏、海洋能、地熱能、生物質能、氫能，傳統(tǒng)能源是指煤炭、石油、水電（含常規(guī)水電和抽水蓄能）等。按照上述規(guī)定，主要裝機容量構成中只有風電和太陽能發(fā)電屬于新能源，但很多國家都把風電、太陽能發(fā)電與核能、水電一起歸類為清潔能源或綠色能源。

從裝機容量構成上看，新能源占比已達42.03%，清潔能源占比更是達到一半以上。新能源上網電價市場已經成為全國電價市場不可忽略的重要組成部分，對全國電價市場的健康穩(wěn)定十分重要。

自從2021年國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網電價市場化改革的通知》以來，燃煤發(fā)電上網電價市場已經全面市場化了，而且初步實現了全國統(tǒng)一市場。

相比之下，2024年新能源上網電價市場還是嚴格按省劃分的。甚至于內蒙古電網由于東西跨度大，還分為蒙東電網和蒙西電網，其新能源交易方法和價格都有一定區(qū)別。因此新能源電力市場的全國一致性就要差一些。

新能源電力交易的主要方式包括中長期交易、綠電交易以及現貨交易。中長期交易就是企業(yè)在規(guī)定時間段內按要求向電網足額供電，最后按照合同取得報酬。綠電交易就是企業(yè)定向需求方供電，按照某個確定的規(guī)則取得報酬。為了照顧新能源的發(fā)展，綠電交易的規(guī)則較現貨交易要更加優(yōu)惠?，F貨交易的電價是根據需求實時確定的，企業(yè)可隨時向電網供電。

以上三種電力交易方式都是市場化的，因此改革提到的“推動新能源上網電價全面由市場形成”側重點在于“全面”。從這個角度看，目前新能源電力交易市場存在兩個突出問題。

其一，中長期交易合同的比例畸高。中長期合同簽約比例達到80%以上，顯著高于綠電交易方式，參與現貨交易的新能源企業(yè)則更少。

眾所周知，中長期合同的透明程度肯定不如綠電交易和現貨交易，市場化程度也偏低?；鹆Πl(fā)電企業(yè)也可以參與現貨交易，相比綠電交易競爭的主體更多，更有利于形成公平的價格。

其二，各省的主要定價政策五花八門，與全國統(tǒng)一大市場的精神不一致。各地的主要定價策略可分為“門檻+固定價”、“平峰谷定價”、“鼓勵現貨交易”以及這三種模式的組合。

“門檻+固定價”的代表是廣西，集中式風電、光伏發(fā)電企業(yè)要保證自己的設備利用率較高、發(fā)電時長較為飽和才能上網。上網后執(zhí)行政府授權合約價格，按照《2024年廣西電力市場交易實施方案》，為0.38元/千瓦時。

甘肅是典型的“平峰谷定價”，首先將每天的時間分為平段、谷段和峰段，對應的峰谷分時系數分別為1、0.5以及1.5。按照用煤發(fā)一度電的合理價格作為基準價格，中長期交易的價格=基準價格*上網時的峰谷分時系數，谷段的價格只有基準價格的一半。

山東屬于“鼓勵現貨交易”的標桿，要求參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏）全電量參與現貨市場，這可能與山東新能源現貨市場均價較高有關。

目前新能源的發(fā)電價格已經明顯低于火電，但很多新能源發(fā)電企業(yè)還是對最透明的現貨交易方式有一定的排斥心理。這與新能源發(fā)電的特點有關，也就是專家所說的“隨機性、波動性、間歇性”。

以光伏發(fā)電為例，其發(fā)電效率與設備接受的光照強度息息相關。具體到一天之中，光伏發(fā)電效率與太陽輻射、日照時長成正比，而與云量或者濕度等因素成反比。對于光伏電站這么小的區(qū)域，現在的天氣預報還做不到精確預測云量和降雨，導致未來一天的發(fā)電量很難準確預測，這就是“隨機性”。

由于日出日落，光伏電站發(fā)電量在一天內存在波動不難理解。由于地球公轉的影響，發(fā)電量還存在月度波動，這就導致光伏發(fā)電很難在冬季的用電高峰中出大力。更悲劇的是，由于光伏面板在高溫下光電轉換效率會下降的物理特性，光伏發(fā)電在夏季用電高峰中同樣表現平平。

對于中國華北地區(qū)，太陽輻射往往在5、6、7三個月最高，但光伏發(fā)電的效率反而是在3、4、9、10月更高，且秋季發(fā)電量超過夏季。南方地區(qū)則由于疊加降雨影響，6月的光伏發(fā)電效率比華北更低。

位于華北的某電站月總輻射量和月滿發(fā)小時數

“波動性”表現到極致就是“間歇性”，黑夜和較大的降雨、降雪都會使得光伏電站的發(fā)電量在一定的時間內明顯下降。風力發(fā)電的“隨機性、波動性、間歇性”比光伏發(fā)電更明顯。關鍵在于這些因素引起的新能源電站的發(fā)電量變化，往往與實際用電量變化相反。

在中長期交易、綠電交易模式下，實際用電量變化引起的電價變化不明顯。在之前提到的甘肅方案中，谷段的電價為0.5倍基準價格。根據《甘肅省發(fā)展和改革委關于進一步完善我省分時電價機制的通知》，谷段時間為9:00~17:00，基本上涵蓋了光伏電站發(fā)電效率最高的時間段。

因此對于光伏發(fā)電而言，甘肅方案看似上限不高，如果沒有配套大型的儲能設施，日平均電價很難超過0.7倍基準電價；實則下限很高，至少相當于0.5倍基準電價，也就是相當于燃煤火力發(fā)電合理價格的一半。只要光伏技術不是很落后，這個價基本保證了不會虧損。

但是在現貨交易模式下，實際用電量變化引起的電價變化就相當明顯了，各地的谷段電價普遍在0~0.3倍基準電價。工業(yè)強省山東和浙江還出現過負電價的情況，也就是說某個時間點，發(fā)電企業(yè)向電網供電不僅沒有報酬，還可能反而要略微繳納費用。

當然，負電價和零電價都是非常局部短暫的現象，但在現貨交易中，低電價是谷段的常態(tài)。

可想而知，要是不經歷過渡和緩沖，直接“全面”市場化將對新能源產業(yè)產生很大的沖擊。因此，改革的第二項重點就是要建立支持新能源可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制。

這樣的機制電價簡單來說就是既要擴大新能源電價的“平峰谷”差距，以“充分反映市場供求”，促使各個市場主體“公平承擔電力系統(tǒng)調節(jié)責任”，又不能像現貨電價一樣變化過于激烈，打擊到新能源企業(yè)的積極性。最終落地的結算機制很可能類似于“平峰谷定價”，但是段數更多，而且分段的依據將更多地體現市場的調節(jié)，價格也會采用競價的方式確定。

根據一家AI新能源企業(yè)Palmetto的匯總統(tǒng)計，過去10年中，幾乎所有技術路線的光伏面板樣品的最高效率都有提升（但是效率超過25%的研究幾乎都未能證明產業(yè)化價值），同時產業(yè)化價格也明顯降低了。

光伏面板樣品的最高效率研究

伴隨著技術進步和價格下降，同樣裝機容量的新能源發(fā)電項目造價是逐年降低的。而且新能源項目在建造完成時，就使用了大部分投資，后期運營成本差距不大。造價不同的項目，如果按照相同的電價供電，無疑將打擊投資人投資新項目和新技術的積極性，也不能反映老項目帶動產業(yè)發(fā)展的功勞。

因此，改革的最后一個重要方面——“存量和增量項目分類施策”就是針對這個問題的。今年6月1日后投產的項目，機制電價通過市場化競價確定，而之前的項目，要照顧各個項目實際適用的電價結算機制，并與新政策進行銜接。通知還鼓勵存量項目進行技術升級以降低成本，維護市場健康良好發(fā)展。