證券時報網(wǎng)
李小平
2025-05-07 21:21
證券時報記者 劉燦邦
今年初，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關于深化新能源上網(wǎng)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，下稱“136號文”），旨在推動新能源上網(wǎng)電量全面進入市場，新能源電價機制向全面市場化轉型。
隨著“136號文”實施時點臨近，對行業(yè)的影響日益顯現(xiàn)。由于未來電價不確定性增加，項目收益率有下降風險，新能源開發(fā)企業(yè)觀望情緒較濃。業(yè)內(nèi)對于新能源行業(yè)硬著陸，裝機規(guī)模斷崖式下降也有所擔憂。
記者與多位業(yè)內(nèi)人士進行了交流，業(yè)內(nèi)普遍認為，“136號文”實施后，新能源電站開發(fā)有望步入全過程精細化管理時代，開發(fā)運營策略將成為企業(yè)競爭力的核心部分。一方面，新能源開發(fā)企業(yè)要完善前期項目選址與設計；另一方面，拓展綠證、綠電等多元交易渠道，增加收入來源。同時，開發(fā)企業(yè)應著力跟蹤下游用戶負荷需求，增加綠電直供比例。
電價不確定性增加
回顧新能源電價歷次改革，從主要節(jié)點來看，一是2006年可再生能源法實施，明確了新能源電價由固定電價疊加補貼的方式執(zhí)行；二是2021年開始普遍實施新能源平價上網(wǎng)?！?36號文”則定調(diào)新能源上網(wǎng)電量全部進入市場，電價由市場交易確定。
近日，南網(wǎng)能源在談到新能源入市影響時稱，公司存量新能源項目短期內(nèi)電價仍與各省現(xiàn)行電價銜接，暫未造成較大影響，并且公司在運的450多個節(jié)能降碳項目平均消納率超過75%，由用戶消納部分電量的電價暫不受“136號文”影響。
新能源開發(fā)企業(yè)需要關注兩個指標：一是機制電量；二是機制電價。根據(jù)“136號文”，增量項目的機制電量規(guī)模，根據(jù)國家明確的各地新能源發(fā)展目標完成情況等動態(tài)調(diào)整，機制電價由各地通過市場化競價方式確定。新能源發(fā)電項目從全額帶補貼收購，變成了既不保量也不保價。
南網(wǎng)能源指出，新開發(fā)的新能源項目面臨上網(wǎng)電價下降影響，公司擬投資的高消納率項目競爭將更加激烈，受上網(wǎng)電價下降影響，收益率降低，對公司項目成本管控的要求更高。
中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會秘書長秦海巖在接受記者采訪時指出，保障性收購電量逐年下降，新能源參與電力現(xiàn)貨市場形成的上網(wǎng)電價普遍偏低；風電和光伏大發(fā)期間，現(xiàn)貨市場基本是地板價，尤其是光伏，因為發(fā)電“同時性較高”，在光伏裝機占比大的地區(qū)，已出現(xiàn)長時間的負電價。
新疆博爾塔拉蒙古自治州發(fā)改委也刊文指出，根據(jù)電價政策，今年6月后并網(wǎng)項目將全面參與市場化競價，光伏午間出力高峰時段電價可能降至0.1元/度以下，這將使發(fā)電行業(yè)資本金收益率從8%降至3%，逼近金融機構風險警戒線。
“如果收益率降到3%，就沒人再去投資新能源項目了?！币晃皇茉L人士直言不諱地說道。記者注意到，“136號文”發(fā)布后，多家上市公司對于新能源項目的收益率仍維持較高要求。
云南能投在4月中旬的調(diào)研中表示，公司增量新能源全容量并網(wǎng)項目投資收益超過期望收益率，原則上項目資本金財務內(nèi)部收益率（IRR）應達到8%。吉電股份在2月底的調(diào)研中也提到，公司要求新能源項目IRR不低于8%，同時，對新增項目電價研判充分考慮現(xiàn)貨交易、棄風棄光等情況影響。
“在各地政策不斷調(diào)整，電量和電價不確定性不斷增加的情況下，企業(yè)的原有投資決策模型失去了基礎，投資收益不確定性風險增加，導致企業(yè)無所適從，投資積極性明顯下降?！鼻睾r向記者指出，照此發(fā)展下去，將會嚴重影響新能源裝機規(guī)模的持續(xù)增長，影響我國碳達峰、碳中和目標的實現(xiàn)。
粵電力A在近期調(diào)研中表示，新能源行業(yè)政策變化較大，公司“十五五”發(fā)展規(guī)劃正在制定中，未來在風電、光伏等領域的裝機容量目標仍待進一步明確。
龍源電力相關人士也向記者表示，公司將充分考慮資源情況和電力市場雙重影響，調(diào)整新能源布局；優(yōu)化投資決策模型，納入機制電價、現(xiàn)貨交易等分析，提高經(jīng)濟性評估可靠性；加強全周期成本控制，提升項目抵抗電價波動風險的能力。
期待政策平穩(wěn)過渡
正如前述，當前新能源開發(fā)企業(yè)觀望情緒較濃，主要原因是各省區(qū)落實“136號文”的細則有待出臺。
上述龍源電力人士告訴記者，當前各省區(qū)尚未出臺具體方案，還無法進行具體分析政策影響，但總的來看，由于新能源上網(wǎng)電價從固定價格轉向市場化定價，收益將受電力市場供需、時段價格、區(qū)域市場差異等因素影響，但差價結算機制能夠提供一定程度托底。
具體而言，新能源存量項目機制電價與現(xiàn)行政策銜接，通過差價結算可實現(xiàn)平穩(wěn)過渡，短期內(nèi)收益預期相對穩(wěn)定。不過，增量項目機制電價需通過市場化競價確定，且機制電量規(guī)模動態(tài)調(diào)整，收益不確定性增加，新能源運營商需參與中長期、現(xiàn)貨及綠電交易等多層次市場，對交易策略、價格預測和風險對沖能力提出更高要求。
根據(jù)“136號文”，機制電價是為風電、光伏等新能源引入的新的電價機制，實質是一種差價結算機制。
對納入機制范圍內(nèi)的電量，按照確定的“機制電價”與“市場交易均價”的價差進行結算，當“市場交易均價”低于“機制電價”時給予差價補償，高于“機制電價”時扣除差價。通過這種“多退少補”的結算方式，提高項目投資收益預期，降低風險。
在秦海巖看來，該機制是一種可持續(xù)發(fā)展的價格結算機制。根據(jù)相關測算，要實現(xiàn)2060年“碳中和”目標，我國風電、光伏裝機規(guī)模將達到50億千瓦以上，約是目前裝機總量的5倍?！案魇≈挥幸虻刂埔?，將足夠規(guī)模的新能源電量納入可持續(xù)發(fā)展價格結算機制，才能實現(xiàn)新能源健康持續(xù)發(fā)展。否則很可能造成新能源行業(yè)硬著陸，裝機規(guī)模斷崖式下降，使產(chǎn)業(yè)發(fā)展半途而廢，錯失難得發(fā)展機遇?！?/p>
值得注意的是，參與市場化交易后，由于新能源發(fā)電的度電收益改變，開發(fā)企業(yè)的收益總額大概率會下降。但中國宏觀經(jīng)濟研究院能源研究所研究員時璟麗認為，這并不意味著新能源項目的收益率一定會下降，主要是通過新能源參與市場和機制電價的多退少補疏導機制，使地方發(fā)展新能源的權責統(tǒng)一，新能源開發(fā)的非技術成本可能減少，尤其是擠出不合理的前期費用。
據(jù)了解，新能源發(fā)電項目的非技術成本可分為土地場地稅費成本、融資成本、電網(wǎng)送出成本以及前期開發(fā)費用等。對于一些基地項目，公共設施是根據(jù)基地規(guī)劃建造好的，公共的升壓站和匯集站、道路等都已提前建成，企業(yè)進入后政府將這部分費用攤派給企業(yè)。
時璟麗告訴記者，在合理的前期費用和不配套儲能等設施情況下，新能源發(fā)電增量項目已經(jīng)可以實現(xiàn)低價上網(wǎng)，即使考慮其帶來的系統(tǒng)運行成本增加，仍然有競爭力。但近兩年過高的前期費用，掩蓋了新能源從上游到下游技術進步、產(chǎn)業(yè)升級實現(xiàn)增效降本帶來的低價優(yōu)勢，一方面新能源企業(yè)并未因平價上網(wǎng)獲得更高收益，另一方面還要遭受考慮系統(tǒng)運行成本后各方對于新能源仍然高價的質疑。“‘136號文’實施后，電力交易采取市場化定價，發(fā)電企業(yè)需要考慮項目收益率，如果繼續(xù)攤派不合理的非技術成本，則最終承擔這些成本的將是當?shù)毓ど虡I(yè)用戶。”
秦海巖向記者表示，各省在確定“機制電價”的時候，要考慮這些已經(jīng)為本省做出貢獻項目的情況，合理確定“機制電價”，否則會嚴重影響項目收益預期。“各省應考慮非技術成本攤派會帶來的負面影響，讓新能源回歸到發(fā)電的本質，靠發(fā)電本身為當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展和實現(xiàn)能源轉型作貢獻?！?/p>
運營能力成關鍵
業(yè)內(nèi)對于“136號文”實施后企業(yè)應著力強化開發(fā)運營已形成共識。業(yè)內(nèi)判斷，改革將重構投資決策邏輯，“固定電價”時代評估模型將不再適用，未來投資將考慮全過程精細化管理的開源節(jié)流。
在項目開發(fā)階段，南網(wǎng)能源談到，為了規(guī)避電價波動風險，公司將適時調(diào)整資產(chǎn)持有策略，重點布局南方五省區(qū)域、長三角、京津冀、成渝、國家中心城市等投資經(jīng)濟環(huán)境較好、用電負荷較高的客戶實施新能源項目。
招銀研究在一篇分析中也提到，電站投資方可通過提高新能源電站全生命周期的發(fā)電量，以“增效”手段攤薄度電成本，比如，對全國不同地區(qū)風光資源精細化評估、優(yōu)化選址，使用先進技術的設備以及精細化設計電站的容配比、布置和運行模式等。
在項目運營階段，受訪人士普遍認為要拓寬收入渠道。上述龍源電力人士告訴記者，在市場端，公司將密切跟蹤政策，優(yōu)化交易策略，“量價統(tǒng)籌”參與市場，拓展綠電、綠證和碳交易；通過與綠證、碳市場等政策協(xié)同，重新規(guī)劃收益來源。
據(jù)了解，自2021年我國綠色電力市場交易正式啟動以來，政府已出臺一系列相關政策，建立健全綠電交易機制，鼓勵引導綠色電力消費，逐步擴大綠電交易規(guī)模。
以龍源電力為例，2024年，公司建立了綠證集中統(tǒng)一管理工作模式，完成綠證交易管控平臺項目臺賬信息維護，完成建檔立卡系統(tǒng)項目授權，全年完成綠電交易67.01億千瓦時，同比增長289%；交易綠證1023.54萬張，同比增長141%。
當然，新能源開發(fā)企業(yè)能夠從綠證和碳市場交易中獲得多少收益，能夠在多大程度上彌補上網(wǎng)電量收入下降的損失，還很難衡量。
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強向記者表示，重點不是企業(yè)如何拓展綠電、綠證和碳市場交易，而是政府要建立并進一步完善相關交易機制?！捌髽I(yè)參與綠電、綠證和碳交易，無論交易價格是高是低，都能獲得一筆額外收入，但以碳市場為例，當前的碳價很低，未來走勢也較難預測。”
在時璟麗看來，短期內(nèi)，綠電、綠證的價格難以真實反映其代表的綠色環(huán)境屬性價值，發(fā)電企業(yè)由此取得的交易收益有限。
她認為，新能源開發(fā)和運營企業(yè)需經(jīng)營好市場，發(fā)展構網(wǎng)型的新能源電站，通過聚合等方式增加匹配負荷曲線能力，“針對下游有綠電需求的企業(yè)，新能源通過自主匹配靈活性資源，跟蹤負荷需求，簽訂綠電直連直供協(xié)議，擴大綠電消納渠道”。
虛擬電廠大有可為
值得一提的是，“136號文”還將促進新型儲能和虛擬電廠等靈活性資源配置需求，逐步完善新型儲能和虛擬電廠等新興業(yè)態(tài)參與峰谷價差套利與輔助服務市場的收益模式。
協(xié)鑫能科晟能公司總經(jīng)理黃一釗在接受記者采訪時表示，隨著“136號文”的發(fā)布，新能源發(fā)電正式邁入市場驅動的新階段。政策支撐力度和技術能力的不斷加碼，使虛擬電廠作為新型主體的市場地位不斷凸顯。
同時，虛擬電廠的主要目標是通過自身的技術、運營、交易能力，實現(xiàn)所聚合資源的效益最大化，而這恰恰是新電改背景下，分布式能源運營主體的核心訴求。
“136號文”還取消了新能源強制配儲要求，強調(diào)市場化機制。黃一釗認為，虛擬電廠通過聚合靈活性資源（包括用戶側儲能），為新能源提供替代性調(diào)節(jié)方案，降低配儲成本。
另外，虛擬電廠通過參與現(xiàn)貨市場，推動新能源電價形成機制更加市場化，促進資源優(yōu)化配置。基于此，未來虛擬電廠在新型電力系統(tǒng)建設中將大有可為，其千億級市場規(guī)模為民營經(jīng)濟打開了發(fā)展新空間。
