新能源發電提前全面入市，“負電價”頻現如何解

　　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，也讓不少從業者和投資者陷入焦慮和迷茫。

　　近期，國家發改委、國家能源局聯合發布《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展的通知》(下稱“136號文”)，提出推動風電、光伏發電等上網電量全面進入電力市場，上網電價通過市場交易形成，建立配套的可持續發展價格結算機制。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，但是由新政所引發的一系列疑問依然縈繞在許多從業者的心中。

　　根據此前相關政策，2026年到2029年是全國統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，負電價頻頻出現且持續時間越來越久，那么今后被推向全面電力市場交易的新能源電站是否發得越多虧得越多?

　　多位接受第一財經記者采訪的行業專家提到，目前市場短期內彌漫的憂慮情緒可以理解，但并不需要過度擔心，關鍵在于主動學習市場化的新機制，并積極調整投資的心態和運營的姿態，順應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“穩賺不賠”的金融資產時，投資方的重心在于“拼關系”，需要付出高昂的“非技術成本”。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在全國各省份“多點開花”，業界對此早有預期，但是國家層面的全面推進政策卻比很多人預期的時間點提早了好幾年。

　　去年11月，國家能源局統籌組織編制的《全國統一電力市場發展規劃藍皮書》提出，2026年到2029年是全國統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，此前投產的存量項目，每年自主確定執行機制的電量比例;此后投產的增量項目每年新增納入機制的電量規模，由各地根據電力消納責任權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業合作分會和博眾智合能源轉型舉辦的“新能源市場化與負電價問題研討會”上表示，新能源上網電價市場化改革與新能源“量”和“價”的發展關系密切。

　　“截至2024年年底，全國新能源發電裝機規模達到了14.1億千瓦，實現了跨越式發展，風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低價上網、輸配電價改革、電力市場規則逐步完善使新能源入市具備條件。”時璟麗介紹。

　　國家能源局的數據顯示，2023年市場化交易電量占新能源總發電量的47.3%，2024年的數據尚未公布，但行業普遍預測將超過50%。時璟麗介紹了其簡單測算結果，假如這些新能源上網電量全入市，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增加。

　　除了考慮到裝機規模大，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業跨越式發展的中流砥柱，推動了“十四五”期間新能源實現平價上網，2021年和2022年的政策是按照當地燃煤基準價平價上網(2021年戶用光伏除外)，之后國家層面沒有出臺新能源上網電價政策，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，且大多按年調整，項目度電收益也在變化，新能源開發投資難以有相對明確預期。此次136號文是在國家層面明確了新能源入市和穩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，但投資者關心的一個關鍵問題在于，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，效益預期不復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發展價格結算機制以及核心的“機制電價”，究竟能否支撐企業的盈利，又將在多大程度上影響終端電價的浮動?

　　時璟麗對第一財經記者強調，這種變化有利于新能源開發建設良性發展，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期，但近年來部分新增項目已經參與市場，企業不考慮實際情況，單純搶項目直接造成部分地區和項目非技術成本高昂。現在要求原則上全部進入市場并配合實施保基本收益的機制電價，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算的機制，納入機制的新能源電價水平(即“機制電價”)、電量規模、執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地的系統運行費用，系統運行費又可以納入當地工商業用戶用電價中，這是目前機制電價“多退少補”差價傳導的基本路徑。在機制電價高于市場交易價格均價情況下，市場交易上網側的價格會下降，系統運行成本會上升，對于存量項目來說，因為政策平滑過渡，不會導致工商業用戶最終拿到的電價水平變化，總體水平應該與此前基本持平，只是內部分類的結構性變化。

　　“但是對于增量項目，如果仍要求前期配儲、產業配套和各種形式的成本，都會體現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模，以及當地經濟發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，發電越多就一定賺得越多嗎?

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

　　這并不是危言聳聽。歐洲的清潔能源發電比例走在全球的前列。根據歐洲電力行業聯合會發布的電力數據，2024年可再生能源約占歐盟發電結構的48%，是有史以來最清潔的發電結構。但與此同時，負電價出現次數也創紀錄達到1480次。

　　分地區來看，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;西班牙則首次出現負電價，總計247小時。歐盟競價區域中，有17%的時間錄得負電價，這意味著發電商需為消耗過剩電力而額外付費。

　　華北電力大學經濟與管理學院教授劉敦楠認為，這種現象的本質是電力的供過于求。在特定的時間段內，風電光伏等新能源的出力較大，但是電力需求平穩或偏弱。電力系統是實時平衡的系統，發電和用電要相等。化石能源是可控電源，可以根據第二天的負荷高低安排電力生產，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、負電價已經在國內省級電力市場中頻頻出現。

　　2024年“五一”假期期間，山東電力現貨市場連續三天出現實時負電價;山西現貨市場連續三天日間出現出清價格為0元/兆瓦時;5月2日廣東現貨市場日前交易中，4點到5點和12點左右發電側加權價格為0元/兆瓦時。

　　今年，浙江省在電力現貨市場運行方案出臺不久以后就出現了首例負電價，1月29日最低價格達到-0.2元/兆瓦時。行業人士普遍認為，這種情況多出現在“五一”、春節等節假日特殊時段，企業停產停工用電量大幅下降，疊加省內新能源裝機規模大、電力現貨市場運行時間長，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”。

　　第一財經注意到，目前全國多個省市為促進新能源發展，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“農光互補”光伏發電項目可以獲得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，新能源項目發電依然是“發一度電賺一度電”，如果不發電反而沒得賺。

　　種種因素造成了“負價”頻現的結果。盡管這些現象有其自身的規律，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?接下來市場還有優化空間嗎?

　　劉敦楠對第一財經記者強調，看待電價首先要區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了嚴重的問題，也是極不合理的，但是現在很多地方出現的只是局部負價，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，出現在電力現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削峰填谷、引導儲能投資、引導虛擬電廠等，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的調節成本。”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。

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