今年2月，國家發展改革委、國家能源局發布《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》（以下簡稱“136號文件”），將新能源電量全面推向市場，對中國新能源行業發展產生了深刻影響。136號文件推動新能源參與市場，不僅可以實現我國新能源產業高質量發展，而且可以推動能源轉型，助力碳達峰碳中和。通過不斷完善新能源市場化定價及配套機制，我國將在實踐中探索出一條兼顧效率與公平的新能源發展之路。
新能源行業補貼面臨優化調整
圍繞化石能源的能源轉型大多是市場自發驅動的，而全球范圍的新能源行業發展大致呈現如下趨勢：初期以政策為驅動力，然后政府補貼逐步退坡，再到漸進式實現市場化。
原因在于，雖然發展新能源具有顯著的正面外部性，如減少環境污染、降低碳排放、改善生態質量等，但某些正外部性難以通過市場價格機制轉換成經濟收益。同時，新能源在發展初期面臨諸多技術和成本上的限制，使得新能源企業在市場競爭中處于明顯劣勢。因此，需要政府通過政策手段進行干預，如提供補貼、制定配額制度等，以降低新能源企業的成本和風險，提高其市場競爭力。
德、英、美等國家的新能源發展都經歷了從依賴政府補貼逐步到漸進式市場化的過程。以德國為例，作為太陽能資源并不豐富的國家，其從1990年開始對屋頂光伏提供資金支持，對初始建設資金進行補貼，后又頒布相關政策，對光伏發電及配套儲能進行補貼。曾有報道稱，2030年德國將為其能源變革支付高達10000億歐元。近期德國議會發布的“太陽能峰值計劃”將實行彈性補貼+智能調控的雙軌機制，對光伏發電補貼政策進行優化調整。
中國在新能源發展起步階段也出臺了一系列補貼政策，有力推動了產業快速發展。近年來，隨著電力市場建設快速推進，60%以上的發電量已通過市場競爭定價，新能源已具備全面參與市場的基礎。同時，新能源開發建設成本較早期顯著下降，技術進步與市場規則完善也為新能源全面入市創造了條件。
國家發展改革委、國家能源局發布的《關于促進新時代新能源高質量發展的實施方案》明確提出，我國新能源已基本進入平價無補貼發展的新階段。136號文件推動新能源上網電價全面由市場形成，是首次在國家層面統一明確新能源電量全面入市。該文件還提出創新可持續發展價格結算機制、區分存量和增量項目分類施策，為新能源從依賴政策支持向完全市場化競爭平穩過渡提供制度保障。
德國應對高比例可再生能源的消納舉措
德國聯邦統計局發布的數據顯示，2024年，德國可再生能源發電量占比為59.4%，創歷史新高。其中風電發電量占比31.5%，光伏發電量占比13.8%。德國應對高比例可再生能源的消納采取了一套包含完善政策規劃、市場體系建設與硬件設施改造的組合舉措。一是完善電力市場。上網電價由市場供求關系決定，新能源與常規電源同臺競價；售電市場充分競爭，電力消費者可自由選擇電力供電商。二是平衡結算單元。平衡結算單元是電力市場的最小交易單元，作為一種金融交易型電量結算賬戶，由平衡責任方管理。平衡責任方預測單元內發用電量并提交輸電系統運營商，若實際發用電偏離預測，需承擔平衡市場成本，從而激勵新能源預測精準度提升，減少系統平衡誤差。三是系統調節能力建設。氣電、水電、抽水蓄能、儲能等靈活調節電源占電源總裝機的比重為24%，疊加煤電機組出力可調空間，電源側靈活調節能力超過最大負荷。需求側可調容量占最大負荷的比重超13%，可控負荷占最大負荷的比重為1.6%。四是跨國電力互濟。依托歐洲跨國電網和統一電力市場，通過65條交直流線路與周邊11個國家互聯。跨國互聯線路容量達3000萬千瓦左右，約占德國最大用電負荷的40%。
但同時，德國高比例新能源接入系統仍然面臨挑戰。一是負電價情況頻發。2024年，德國負電價時長達到468小時，同比增長60%。二是電力系統對化石燃料“兜底”調節需求居高不下，終端電價上漲。2024年6月，德國居民電價達0.39美元/千瓦時，位于全球前列。
針對這些挑戰，德國出臺了多項應對舉措。
一是計劃建立容量市場。2024年8月，德國聯邦經濟事務和氣候行動部發布了一份文件，為未來電力市場設計提出建議，其中提到2028年引入“技術中立的容量市場”。
二是取消光伏負電價補貼。2025年1月，德國聯邦議院通過了《關于修改能源經濟法以避免臨時發電過剩的法案（草案）》，取消負電價時段的光伏并網補貼，并計劃由溢價補貼轉向一次性投資補貼。
三是挖掘儲能調節潛力。自2025年1月起，德國電網被正式要求為配備光伏和儲能電池的家庭安裝智能電表，允許家庭儲能系統參與現貨市場交易。鼓勵光儲一體化，規定新安裝的功率超過7千瓦的光伏系統，若無儲能設備，需要配備智能計量系統，且發電量將被限制為最大功率的60%，而配備儲能設備的光伏系統則不受此限制。
四是推行動態電價。自2025年1月1日起，德國要求電力供應商向所有用戶提供動態電價套餐，消費者可自主選擇是否接受。通過動態電價，擁有電動汽車、熱泵、儲能系統的居民用戶能通過調整用能需求和時段來緩解供需錯配的問題。
英國、美國加州的新能源市場機制
來自英國的國家能源系統運營商的數據顯示，2024年，英國可再生能源發電量占比達到44.8%，其中風電是最大的電力來源，占總發電量的30%。英國于2015年全球首創差價合約機制，該機制的本質是一種將市場機制下可變電價風險轉換為固定履約價格的工具。可再生能源項目通過市場化競拍的方式，可以獲得期限長達15年的差價合約。當市場價格高于/低于履約價時，發電商向資金池返還/獲取差價，從而把電價波動風險轉換為穩定收益。其中，政府發揮了重要作用，設定了履約價格上限，并以財政撥款方式進行資金補貼。對于不同技術類型的項目設立了不同的資金池，按技術成熟度分為成熟、新興和專門用于支持海上風電三類，分類設定預算，引導實現發展目標。
近年來，英國差價合約機制也遭遇了一些問題。由于履約價格設定不合理、投資積極性不足，在第五輪AR5海上風電差價合約招標中，出現了無企業投標的情況。針對這些問題，英國政府發布了改革方案，包括放寬固定式海上風電項目可行性標準、允許尚未完全獲得規劃許可的項目參與招標、考慮在目前15年差價合約條款基礎上延長合同年限等。
根據美國加州獨立系統運營商（CAISO）公布的數據，2024年美國加州CAISO市場的可再生能源發電量占比為38.7%。其最大特點是，依托長期購電協議（Power PurchaseAgreement，PPA），借助成熟的金融衍生品市場促進新能源消納。PPA通常可以分為物理購電協議和虛擬購電協議，虛擬購電協議在美國較為普遍，即使發電項目與用電地點沒有物理互聯，企業也能通過虛擬購電協議購買可再生能源電力，在金融市場結算差價，實現綠電目標。這種交易方式靈活、門檻低，不同類型和規模的企業都能通過該交易參與可再生能源市場，穩定購電成本并實現綠電目標。例如，谷歌、蘋果公司通過該交易方式實現了100%綠電消費目標。
三方面市場信號
136號文件是中國新能源發展從“政府主導”向“市場驅動”的關鍵轉折。市場信號來自以下三方面：
一是穩定預期，建立新能源可持續發展價格結算機制。
機制電價是一種場外機制，是過渡性的階段性政策，相當于為新能源項目提供一個保障型的差價合約，發揮收益托底作用。我國機制電價與英國差價合約在差價的計算方式上存在差異，我國按同類項目市場交易均價而非單個機組市場價格進行差價結算。因此，同一地區同類項目間電價收入的差異體現在隨行就市的場內收入方面。
未來，新能源行業整體將呈現"馬太效應"，優勢企業通過技術創新、效率提升獲得超額收益，而缺乏核心競爭力的企業將被市場淘汰。
建議新能源項目在前期規劃階段強化“資源—技術—市場”多維評估，引入平準化度電成本動態測算，將現貨市場電價波動、輔助服務收益等納入財務模型，通過技術創新提升價值。
二是釋放價格信號，擴大現貨電價波動幅度。
136號文件提出，適當放寬現貨市場限價。在一個相對完備的市場體系中，即使出現負電價，新能源電廠通過差價結算、綠證，在未來通過容量補償和碳交易等機制，也能實現正的收益。但在負電價常態化的地區，一些金融機構會拒絕向沒有長期固定售電合同的新能源項目提供貸款，這會對新能源發展造成阻礙。
未來，新能源項目收益結構將從單一電量收入轉向“電能量+環境價值+靈活性服務”的多元組合。政策層面需加快完善容量電價、綠證消納等配套制度，推動綠證市場、碳市場與電力市場協同深化，促進新能源的綠色價值進一步釋放。對于新能源開發企業而言，應加快在峰谷價差較大的區域優先配置獨立儲能，在棄電率高的地區側重“新能源+儲能”一體化，改善項目收益。
三是期待“臨門一腳”，長期購電協議蓄勢待發。
標普全球發布的數據顯示，2023年全球通過長期購電協議簽約的清潔能源容量約53吉瓦，較2015年增長超過10倍。2024年全球長期購電協議市場繼續保持強勁增長勢頭，新簽容量約68吉瓦，較2023年增長29%。長期購電協議通常為10～20年的長期合約，通過鎖定電價，為發電企業提供穩定的收益預期，并成為項目融資的重要支撐，是歐美地區促進新能源投資和推動綠色電力消費的重要手段。
雖然虛擬長期購電協議模式目前在我國不具備發展條件，但物理長期購電協議對于促進我國可再生能源開發和綠電消納大有可為。建議明確長期購電協議的法律地位和交易規則，擴大試點范圍，優先在高耗能行業、出口導向型企業及綠電需求大的地區推廣，待成熟后逐步向全國鋪開。鼓勵銀行、保險等機構開發基于長期購電協議的金融產品，降低新能源項目的融資成本。
聯系地址：陜西省西安市北關正街35號方興大廈8樓
