中國儲能網訊：2025年1月，中國國家發(fā)展和改革委員會和國家能源局發(fā)布了《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，要求各地方政府在今年底前制定并推行具體方案，為風電與光伏電源引入新的定價機制。這一機制的核心調整是采用類似英國的差價合約模式（Contract for Difference，簡稱CfD），旨在降低新能源發(fā)電商的市場風險，并促進風光新能源的投資增長。
相比過去“最低保障小時數+市場交易”的混合定價模式，CfD的引入不僅影響電價機制，更可能重塑市場運行方式。在煤電占比仍高達60%的背景下，新能源如何真正替代煤電，實現減排，仍然取決于政策設計的細節(jié)。
本文試圖解釋差價合約機制，闡明其在中國實踐存在的挑戰(zhàn)。此外，筆者還以“系統(tǒng)運行費”賬戶的盈虧情況作為衡量新能源替代煤電的核心指標，探討不同情景下，差價合約機制可能產生的影響，為政策的持續(xù)優(yōu)化提供參考。
什么是差價合約機制？
在這一機制下，新能源發(fā)電商的收入取決于政府或市場拍賣確定的“敲定價”與市場基準價格之間的差額，并根據實際發(fā)電量進行計算。
中國即將實施的CfD機制的核心定價邏輯可以用以下公式概括：
補貼或返還支付額 = (投標確定的敲定價 ? 月度參考市場均價) × 實際發(fā)電量
具體而言：
敲定價（發(fā)改委文件中稱為“機制電價”）：由新能源企業(yè)在政府組織的投資競標中確定，代表其預期的固定收益水平。
參考市場均價：以月度現貨市場的加權均價為基準，作為新能源發(fā)電的市場價格參考。
實際發(fā)電量：新能源機組的并網發(fā)電量，決定發(fā)電商的最終收入。
當參考市場均價高于敲定價，新能源企業(yè)必須將超額收益返還；當市場均價低于敲定價，新能源企業(yè)則獲得差額補貼。這種“多退少補”的安排被統(tǒng)一納入“系統(tǒng)運行費”賬戶，通常由電網公司管理，用于統(tǒng)籌補償和回收新能源發(fā)電收入的波動。
在歐美國家，過去的CfD實踐通常適用于成本高，先期投資風險大，尚未商業(yè)化的的技術，為其提供價格確定性，從而降低融資成本。但是，這一機制也可能導致一些不利影響。
比如，發(fā)電商可能為了追求最大化發(fā)電量，而忽視何時發(fā)電更有價值，從而引發(fā)系統(tǒng)運行難度增加、機組必要檢修推遲等問題。類似的例子有德國風電在負電價時期仍舊大發(fā)。
此外，CfD支付通?；谌涨笆袌龆▋r，可能削弱日內調度靈活性。如果基于實時定價，那么機組將失去預測出力動力，同樣不利于系統(tǒng)運行。
CfD還可能導致既有風險對沖機制失靈，特別是數量風險上。風電項目在風速變化等情況下面臨收益波動，而傳統(tǒng)CfD無法提供有效對沖。在小風期，現貨價格如果上漲很大，但收益卻無法被固定收益的風電分享，因此出力與價格的天然風險對沖機制沒有了。比如西班牙風電發(fā)電商的收益巨幅波動。
在中國實踐的局限性
值得一提的是，CfD機制在中國與在歐美實踐存在背景差異。中國主要受煤電主導、電力市場不成熟、行政干預較多等因素影響。截至2024年底，煤電仍占中國發(fā)電量60%上下，中長期合同保障其市場份額與價格，使新能源難以真正形成對煤電的競爭壓力。此外，現貨市場規(guī)模有限，價格信號失真。這使得CfD的參考市場均價能否合理反映發(fā)電邊際價值存疑。
例如，在山東市場，煤電發(fā)電量占比仍高達70%，所以在大多數時間里，煤電機組是決定市場邊際價格的主導因素。由于煤電的邊際成本通常是大于零的（因為燃料、運維等成本較高），理論上市場電價也應該保持在一個正值。但現貨市場卻出現過連續(xù)十幾個小時的負電價，即發(fā)電企業(yè)需要支付費用才能讓電網接收它的電，而不是出售電力賺錢。
其次，雖然敲定價主要通過市場競標確定，在一定程度上確保了新能源企業(yè)的競爭性，但在風光長期度電成本已經實現大幅度下降的情況下，預計敲定價會遠低于目前的煤電基準電價（目前平均水平大約0.38元/度）。企業(yè)仍然可能為了中標而進一步降低報價，導致投資回報率下降，進而影響長期可持續(xù)發(fā)展。如果市場報價的上限和下限被地方政府嚴格約束（如文件提及），那么就失去了競價挑選開發(fā)商的意義，比如所有招標都是地板價競價，無法區(qū)分，甚至有可能回到政府定價，乃至“一口價”。
再次，發(fā)電量決定了新能源實際能否替代煤電。在中國，新能源的調度受政策和電網公司控制較大，安全責任機構仍在強調缺乏權責對應、明確含義的“集中統(tǒng)一調度”，而缺乏市場自動調節(jié)機制。新能源即便具備出力能力，若并網受限或優(yōu)先級低，其對煤電的替代仍可能受阻。
最后，CfD機制必然抑制設備更新改造動力。由于新競標機組的報價低于仍享受補貼或者高基準電價的舊機組，企業(yè)缺乏動力進行設備升級或技術改造，可能影響長期技術進步和新能源投資質量。
前景如何
筆者認為，CfD在中國實踐的效果取決于具體的政策設計和執(zhí)行方式，根據不同政策執(zhí)行和市場環(huán)境，可能出現以下三種情景：
情景一：新能源優(yōu)先發(fā)電，煤電快速退出
在此情景下，新能源不再受統(tǒng)一調度限制，棄電問題消失，同時CfD規(guī)避了價格不確定風險?，F貨市場作為全電量優(yōu)化市場，風光最大程度擠出煤電的份額，后者僅作為高成本備用電源，市場份額快速下降。市場電價錨定煤電邊際成本但低于其平均成本，迫使煤電機組逐步退出。由于市場電價高于新能源的敲定價，系統(tǒng)運行費賬戶盈余充足。這部分盈余可進一步補貼儲能、智能調度等輔助服務，或者降低工商業(yè)電價。該模式下，碳減排效果最大化。
情景二：煤電逐步退出，市場競爭緩慢形成
此情景下，煤電的運行小時數通過政策干預“臺階式”下降，部分機組仍參與市場競爭，市場份額逐步被新能源侵蝕?，F貨市場電價低于煤電平均成本，但大致與風光的敲定價格持平，使系統(tǒng)運行費賬戶保持基本收支平衡。新能源市場份額雖增長較慢，但仍在穩(wěn)定上升，且系統(tǒng)調度仍較依賴政府干預，碳減排進程較為緩慢，但仍有明顯排放降低。
情景三：煤電鎖定市場份額，新能源難以替代
在此情景下，超過13億千萬裝機的煤電通過長期合同鎖定80%以上的發(fā)電量與高價格?，F貨市場規(guī)模受限，新能源僅進入“自我彼此競爭“的雙邊交易。由于現貨小市場維持”余量“市場，電價長期低迷，大幅低過之前的敲定價格（類似山東負電價情況），導致系統(tǒng)運行費賬戶出現巨額虧損，需通過工商業(yè)用戶分攤，最終可能導致工商業(yè)電價上漲，增加社會經濟負擔。新能源雖有裝機增長，棄電率開始伴隨著一路上升，未形成對煤電有效替代，未明顯改變發(fā)電結構。
關鍵在于政策設計
CfD新機制的引入，標志著中國新能源電價改革邁出了重要一步，但其最終效果仍取決于政策執(zhí)行的細節(jié)。如果目標是實現最大程度的碳減排，則必須確保新能源真正有效替代煤電，而不僅僅是增加風光裝機容量。
CfD機制推行之后，如果系統(tǒng)運行費賬戶出現巨額虧空，則說明新能源只是通過“余量市場”補貼維持運營。若盈余較高，則表明市場已形成良性統(tǒng)一平臺競爭，新能源實現了對煤電的“頭對頭、腳碰腳”的直接替代。
總之，中國CfD新機制的最終成效仍需市場與政策的雙重支撐。系統(tǒng)運行費盈虧的變化，將成為新能源對煤電替代程度的重要風向標。只有通過“自上而下”的市場設計和政策優(yōu)化，才能確保這一機制真正推動發(fā)電結構清潔轉型，實現電力部門快速脫碳。
