新能源發(fā)電提前全面入市，“負電價”頻現(xiàn)如何解

　　隨著新能源全面入市的消息廣而告之，新能源電站投資“躺贏”的紅利期接近尾聲，也讓不少從業(yè)者和投資者陷入焦慮和迷茫。

　　近期，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《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》(下稱“136號文”)，提出推動風(fēng)電、光伏發(fā)電等上網(wǎng)電量全面進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成，建立配套的可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制。這被認為是2021年深化燃煤電價改革以來，中國電力行業(yè)改革中最重要的一步。

　　從“保價保量”政府兜底到“不保價不保量”的市場交易，這意味著過去多年以來新能源電站投資的邏輯徹底變了。市場化改革方向無疑是正確的，但是由新政所引發(fā)的一系列疑問依然縈繞在許多從業(yè)者的心中。

　　根據(jù)此前相關(guān)政策，2026年到2029年是全國統(tǒng)一電力市場全面建成期，到2029年新能源將全面參與市場交易，為何提前到了今年?

　　走在前列的多個省級電力市場中，負電價頻頻出現(xiàn)且持續(xù)時間越來越久，那么今后被推向全面電力市場交易的新能源電站是否發(fā)得越多虧得越多?

　　多位接受第一財經(jīng)記者采訪的行業(yè)專家提到，目前市場短期內(nèi)彌漫的憂慮情緒可以理解，但并不需要過度擔心，關(guān)鍵在于主動學(xué)習(xí)市場化的新機制，并積極調(diào)整投資的心態(tài)和運營的姿態(tài)，順應(yīng)全面市場化改革的浪潮。而在某種程度上，過去當新能源電站作為“穩(wěn)賺不賠”的金融資產(chǎn)時，投資方的重心在于“拼關(guān)系”，需要付出高昂的“非技術(shù)成本”。而在今后，不同電站比拼的將是對電力市場的理解和精細化運營的能力。這對新能源電站而言更公平，對新型電力系統(tǒng)而言更高效。

　　政策為何提前

　　雖然推進新能源進入電力市場的實踐已經(jīng)在全國各省份“多點開花”，業(yè)界對此早有預(yù)期，但是國家層面的全面推進政策卻比很多人預(yù)期的時間點提早了好幾年。

　　去年11月，國家能源局統(tǒng)籌組織編制的《全國統(tǒng)一電力市場發(fā)展規(guī)劃藍皮書》提出，2026年到2029年是全國統(tǒng)一電力市場全面建成期，到2029年新能源要全面參與市場交易。這是彼時全國層面提出新能源參與市場交易的最早時間點。

　　而在短短三個月之后，136號文就明確提出，推動新能源上網(wǎng)電價全面由市場形成，并以2025年6月1日為分界線，此前投產(chǎn)的存量項目，每年自主確定執(zhí)行機制的電量比例;此后投產(chǎn)的增量項目每年新增納入機制的電量規(guī)模，由各地根據(jù)電力消納責任權(quán)重完成情況及用戶承受能力等因素綜合確定。

　　如何理解提前推動新能源全面進入電力市場化的決定?

　　中國宏觀經(jīng)濟研究院能源研究所研究員時璟麗在近日中國能源研究會雙碳產(chǎn)業(yè)合作分會和博眾智合能源轉(zhuǎn)型舉辦的“新能源市場化與負電價問題研討會”上表示，新能源上網(wǎng)電價市場化改革與新能源“量”和“價”的發(fā)展關(guān)系密切。

　　“截至2024年年底，全國新能源發(fā)電裝機規(guī)模達到了14.1億千瓦，實現(xiàn)了跨越式發(fā)展，風(fēng)光電源裝機在全部電源中的比例達到42%，一方面新能源不入市的矛盾凸顯，另一方面新能源實現(xiàn)低價上網(wǎng)、輸配電價改革、電力市場規(guī)則逐步完善使新能源入市具備條件。”時璟麗介紹。

　　國家能源局的數(shù)據(jù)顯示，2023年市場化交易電量占新能源總發(fā)電量的47.3%，2024年的數(shù)據(jù)尚未公布，但行業(yè)普遍預(yù)測將超過50%。時璟麗介紹了其簡單測算結(jié)果，假如這些新能源上網(wǎng)電量全入市，則市場化交易電量占全社會用電量比重可以提高到71.3%，占電網(wǎng)售電量的比重可以達到86.4%。隨著新能源電力電量提升，這兩個比例還可以繼續(xù)增加。

　　除了考慮到裝機規(guī)模大，電價機制改革也是影響政策的重要因素。時璟麗表示，2006~2020年我國對新能源實行分類的標桿電價、基準價和招標競價，電價政策是推動我國新能源產(chǎn)業(yè)跨越式發(fā)展的中流砥柱，推動了“十四五”期間新能源實現(xiàn)平價上網(wǎng)，2021年和2022年的政策是按照當?shù)厝济夯鶞蕛r平價上網(wǎng)(2021年戶用光伏除外)，之后國家層面沒有出臺新能源上網(wǎng)電價政策，不少省份出臺了新能源參與電力市場政策，但各地政策不一，且大多按年調(diào)整，項目度電收益也在變化，新能源開發(fā)投資難以有相對明確預(yù)期。此次136號文是在國家層面明確了新能源入市和穩(wěn)定基本收益的原則和邊界。

　　由此，政策出臺有其特殊的時機考量，但投資者關(guān)心的一個關(guān)鍵問題在于，市場化的機制下收益的不確定性大大提高。從去年到今年，原本熱衷于新能源投資的多個國央企紛紛拋售電站資產(chǎn)，效益預(yù)期不復(fù)以往是背后的重要因素之一。136號文在全國層面首次提出的可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制以及核心的“機制電價”，究竟能否支撐企業(yè)的盈利，又將在多大程度上影響終端電價的浮動?

　　時璟麗對第一財經(jīng)記者強調(diào)，這種變化有利于新能源開發(fā)建設(shè)良性發(fā)展，對于實際投資和運行能力弱但偏重拿路條的電站方而言的確是打擊，對真正有資金、有能力、擅長運營和交易的電站方是機遇。“以前做新能源的投資收益模型簡單，電量乘以燃煤基準價就是收益預(yù)期，但近年來部分新增項目已經(jīng)參與市場，企業(yè)不考慮實際情況，單純搶項目直接造成部分地區(qū)和項目非技術(shù)成本高昂?，F(xiàn)在要求原則上全部進入市場并配合實施?；臼找娴臋C制電價，還有市場化變動的空間，誰運營得好，誰就能獲得更高的收益。”

　　談及市場化是否會造成終端電價上漲，時璟麗認為這需要分類、分地區(qū)來看。

　　136號文提出，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，納入機制的新能源電價水平(即“機制電價”)、電量規(guī)模、執(zhí)行期限等由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。

　　同時，市場交易定價與機制電價的差額納入當?shù)氐南到y(tǒng)運行費用，系統(tǒng)運行費又可以納入當?shù)毓ど虡I(yè)用戶用電價中，這是目前機制電價“多退少補”差價傳導(dǎo)的基本路徑。在機制電價高于市場交易價格均價情況下，市場交易上網(wǎng)側(cè)的價格會下降，系統(tǒng)運行成本會上升，對于存量項目來說，因為政策平滑過渡，不會導(dǎo)致工商業(yè)用戶最終拿到的電價水平變化，總體水平應(yīng)該與此前基本持平，只是內(nèi)部分類的結(jié)構(gòu)性變化。

　　“但是對于增量項目，如果仍要求前期配儲、產(chǎn)業(yè)配套和各種形式的成本，都會體現(xiàn)在后期的機制電價招標上。如果這些成本過高，那么地方工商業(yè)用戶的用電價格就會提高。所以地方政府需要綜合考量新能源的規(guī)模，以及當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展對新能源電力的需求和承擔能力，最終指向是降低前期的非技術(shù)成本。”時璟麗說。

　　“局部負價”而非“整體負價”

　　對于新能源電站而言，發(fā)電越多就一定賺得越多嗎?

　　原來在政府定價時代，這種對應(yīng)關(guān)系基本存在，但在全面進入市場化以后，這種對應(yīng)關(guān)系大大弱化，甚至是發(fā)電越多的電站反而越要“倒貼”。

　　這并不是危言聳聽。歐洲的清潔能源發(fā)電比例走在全球的前列。根據(jù)歐洲電力行業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的電力數(shù)據(jù)，2024年可再生能源約占歐盟發(fā)電結(jié)構(gòu)的48%，是有史以來最清潔的發(fā)電結(jié)構(gòu)。但與此同時，負電價出現(xiàn)次數(shù)也創(chuàng)紀錄達到1480次。

　　分地區(qū)來看，其中德國2024年負電價時長達468小時，同比增60%;法國翻倍至356小時;西班牙則首次出現(xiàn)負電價，總計247小時。歐盟競價區(qū)域中，有17%的時間錄得負電價，這意味著發(fā)電商需為消耗過剩電力而額外付費。

　　華北電力大學(xué)經(jīng)濟與管理學(xué)院教授劉敦楠認為，這種現(xiàn)象的本質(zhì)是電力的供過于求。在特定的時間段內(nèi)，風(fēng)電光伏等新能源的出力較大，但是電力需求平穩(wěn)或偏弱。電力系統(tǒng)是實時平衡的系統(tǒng)，發(fā)電和用電要相等?；茉词强煽仉娫矗梢愿鶕?jù)第二天的負荷高低安排電力生產(chǎn)，但是新能源往往是靠天吃飯。“新能源比例逐漸提高是大勢所趨，所以今后的負電價也只會越來越多，不會越來越少”。

　　當前，零電價、負電價已經(jīng)在國內(nèi)省級電力市場中頻頻出現(xiàn)。

　　2024年“五一”假期期間，山東電力現(xiàn)貨市場連續(xù)三天出現(xiàn)實時負電價;山西現(xiàn)貨市場連續(xù)三天日間出現(xiàn)出清價格為0元/兆瓦時;5月2日廣東現(xiàn)貨市場日前交易中，4點到5點和12點左右發(fā)電側(cè)加權(quán)價格為0元/兆瓦時。

　　今年，浙江省在電力現(xiàn)貨市場運行方案出臺不久以后就出現(xiàn)了首例負電價，1月29日最低價格達到-0.2元/兆瓦時。行業(yè)人士普遍認為，這種情況多出現(xiàn)在“五一”、春節(jié)等節(jié)假日特殊時段，企業(yè)停產(chǎn)停工用電量大幅下降，疊加省內(nèi)新能源裝機規(guī)模大、電力現(xiàn)貨市場運行時間長，所以比較準確地反映了電力消納問題下的供需失衡。

　　在消納問題之外，造成負電價的一個重要推手是電力市場之外的“場外補貼”。

　　第一財經(jīng)注意到，目前全國多個省市為促進新能源發(fā)展，對于新建項目給予了幅度不等的電價補貼。例如浙江某地的“農(nóng)光互補”光伏發(fā)電項目可以獲得0.2元/千瓦時的補貼，北京某地的非居民用戶光伏項目可以獲得0.4元/千瓦時的補貼。此外，全國十余個省份都有電價補貼政策，標準多在0.05元到0.5元/千瓦時之間，補貼期限短則一到三年，長則五年以上。

　　這意味著理論上而言，只要補貼金額高于電站支付的負電價，新能源項目發(fā)電依然是“發(fā)一度電賺一度電”，如果不發(fā)電反而沒得賺。

　　種種因素造成了“負價”頻現(xiàn)的結(jié)果。盡管這些現(xiàn)象有其自身的規(guī)律，但市場主體對于電價劇烈波動而影響投資信心的邏輯鏈也客觀存在。如何看待市場主體的顧慮?接下來市場還有優(yōu)化空間嗎?

　　劉敦楠對第一財經(jīng)記者強調(diào)，看待電價首先要區(qū)分是整體負價還是局部負價。“整體負價就麻煩了，這代表市場運行和電力供需出現(xiàn)了嚴重的問題，也是極不合理的，但是現(xiàn)在很多地方出現(xiàn)的只是局部負價，這恰恰是一種激勵措施，需要鼓勵。”

　　他對負電價的存在打了一個形象的比方。“比如一個上班族每個月工資兩萬，遲到一次扣五百元。當前，出現(xiàn)在電力現(xiàn)貨市場中的負電價就像遲到的罰款，電站還有中長期交易、輔助服務(wù)市場和綠證綠電交易等能保障約兩萬的基本工資。其中，局部的負電價能夠引導(dǎo)削峰填谷、引導(dǎo)儲能投資、引導(dǎo)虛擬電廠等，有了這個價差才有靈活性資源的投資回報，才會激勵新能源電站主動承擔系統(tǒng)的調(diào)節(jié)成本。”不過，他也提到，一些電站拿著政府補貼到電力市場上報出負電價，這會與其他電站形成不公平競爭，未來有待完善。

　　相較于電力現(xiàn)貨市場中出現(xiàn)的“負電價”，劉敦楠強調(diào)了要警惕另一種“負電價”，即系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)成本。“比如某個地區(qū)能夠完全消納的新能源比例是50%，但是實際規(guī)模已經(jīng)達到了70%，那么其中相差的20個百分點就會導(dǎo)致系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本大幅增長，這個成本最終會傳導(dǎo)給發(fā)電企業(yè)和用戶，這可能會導(dǎo)致企業(yè)貼出去的調(diào)節(jié)成本比電費收入更高，或是用戶的用電價格劇烈上漲，地方要通過合理規(guī)劃盡力避免這種情況。”(來源：第一財經(jīng))