中國儲能網訊：“目前公布的細則已顯露出鮮明的地域邏輯，地方差異的本質，是資源稟賦與市場成熟度共同作用的結果?！痹谧匀毁Y源保護協(xié)會（NRDC）和廈門大學中國能源政策研究院近期聯(lián)合舉辦的“電力低碳保供研討會”上，有業(yè)內人士指出。
《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(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）作為我國新能源市場化的綱領性文件，構建了新能源項目“全面入市+差價托底”的基礎框架。136號文發(fā)布后，各地正“量體裁衣”制定136號文落地實施細則。截至目前，新疆、蒙東、蒙西細則已正式出臺；山東、廣東兩大經濟強省的細則以征求意見稿形式亮相。
在會上，專家詳細拆解了上述各地136號文實施細則，探討區(qū)域落地邏輯與政策分化圖譜，并針對關鍵堵點提出建議。
地域特色鮮明
136號文明確，差價結算機制的三大核心要素——機制電價水平、電量規(guī)模、執(zhí)行期限下放地方自主制定。從目前各地公布的136號文細則來看，在補多少額度、補多大電量、補多長周期上，已顯露出鮮明的地域特色。
我們先梳理下存量項目。
除廣東外，其余地區(qū)均有相關規(guī)定。機制電價水平方面，山東統(tǒng)一明確為0.3949元/千瓦時（含稅），為目前最高價。蒙東、蒙西機制電價捆綁煤電基準價，分別為0.3035、0.2829元/千瓦時，新疆將存量項目分為補貼、平價兩類，銜接原優(yōu)先電量上網電價，機制電價分別為0.25、0.262元/千瓦時。
機制電量規(guī)模方面，山東和新疆按比例覆蓋電量，山東單個項目機制電量上限參考外省新能源非市場化率，新疆補貼項目機制電量比例30%，平價項目機制電量比例為50%。蒙東、蒙西對集中式項目進行了分類設定。
執(zhí)行期限方面，各地納入機制的項目達到全生命周期合理利用小時數或項目投產滿20年后，不再執(zhí)行機制電價。
我們再盤點下增量項目。
蒙東、蒙西暫不啟動增量機制，保留后續(xù)評估空間，其余地區(qū)各有特色：山東暫并未明確機制電量規(guī)模、執(zhí)行期限和電價水平，但明確機制電價原則上按入選項目最高報價確定(不高于競價上限)。此外，特別設置了申報充足率下限，引導新能源充分競爭，2025年競價申報充足率不低于125%。新疆則為增量項目機制電價劃定了明確的競價區(qū)間，暫定0.15~0.262元/千瓦時。
電量規(guī)模方面，廣東每年新增納入機制的電量規(guī)模由當地發(fā)改委、能源局確定，并在競價前予以公布，同時，機制電量申報比例上限與存量項目機制電量比例銜接，且不高于90%。新疆機制電量規(guī)模原則上參照存量平價項目機制電量規(guī)模比例以及增量項目上網電量確定。
執(zhí)行期限方面，新疆增量項目考慮回收項目初始投資平均期限，執(zhí)行期限10年。廣東增量項目機制電價的執(zhí)行期限為海上風電項目14年、其他新能源項目12年，到期后不再執(zhí)行機制電價。
政策分化背后
國家電網能源研究院財會與審計研究所主任經濟師張超用“全面入市、銜接歷史、分省落地”十二個字提煉136號文政策的精髓，通過梳理各地新能源入市機制，張超認為，整體來看，各地既有共性又兼顧個性。
共性方面，各地在設計落地方案時都有較強主動性，均與本地市場建設進程、新能源發(fā)展情況、系統(tǒng)調節(jié)平衡需求等相適應。
“個性方面，從市場機制特點來看，山東關注電能量以外的市場及輔助服務、容量補償等，建立涵蓋信息披露、價格監(jiān)測、成本調查和零售監(jiān)管的風險防控體系。廣東探索‘虛擬電廠聚合規(guī)則’，而蒙東側重‘無現(xiàn)貨市場的保障政策銜接’?！睆埑f。
競價機制，關乎增量項目的機制量、價如何確定。張超對山東、廣東競價機制的特點進行了總結：“山東進行了一系列機制創(chuàng)新，設置了申報充足率確保競價有效，同時明確分布式委托代理商競價，側重機制電量‘可少不可多’；廣東交易中心作為競價的主要組織方，明確新增機制電量執(zhí)行期限，最后邊際機組報量全額成交，側重機制電量‘可多不可少’?！?/span>
自然資源保護協(xié)會能源轉型項目（NRDC）高級主管黃輝認為，各地136號文配套細則的主要差異，體現(xiàn)在機制電量、電價部分。短期看，政策會帶來新能源投資布局的優(yōu)化。東部外向型經濟的電價承受能力相對高一些，預計可再生能源的機制電量和電價也會高一些。西部省份之前保障小時數較低、市場化比例較高的省份，預計機制電量和電價會相對低一些。
“長遠看，新能源入市有助于電力市場形成真實價格信號，實現(xiàn)電力資源優(yōu)化配置。同時，136號文將新能源消納權重、新能源裝機目標與‘機制電量+市場交易’掛鉤，規(guī)劃目標將更多依靠市場來實現(xiàn)，后續(xù)的調節(jié)資源、容量資源規(guī)劃建設也會逐步走向市場化引導的方式?！秉S輝說。
關于現(xiàn)貨市場上下限方面，山東提出適度放寬限價，廣東按照中長期交易價格與峰段系數、尖峰系數共同確定申報價格上限。值得一提的是蒙東、蒙西現(xiàn)貨市場中，申報價格上、下限暫定為-0.05~1.5元/千瓦時，允許申報負電價。
為何會出現(xiàn)上述差異？業(yè)內人士告訴記者，新疆、蒙東、蒙西風光資源稟賦突出，但本地消納能力薄弱，外送比例高，政策選擇壓低機制電價，通過市場化倒逼“低度電成本+跨省交易”破局。而山東、廣東屬于東部負荷中心，電價承受力相比西部高，加之強綠電需求，政策以高保障電價吸引投資。
未來破局建議
地方政策下一步如何細化、還有哪些堵點，目前已發(fā)布的落地政策對其他地區(qū)有何借鑒意義？與會專家積極建言獻策。
張超認為，各地未來應堅持按當地實際開展方案設計，形成“方案+細則/規(guī)則”的組合，以入市帶動市場建設，更加關注市場與價格跟蹤監(jiān)管，在機制創(chuàng)新與機制銜接之間尋求平衡，需要更關注入市、競價和差價結算的節(jié)奏銜接，機制電量的月度分解有待創(chuàng)新。
分布式能源入市是當前新能源市場化的一大挑戰(zhàn)。張超進一步指出，分布式能源有很強的“分布式+”屬性，比如“分布式+負荷”，“分布式+儲能”等。在市場交易中，需要把“分布式+”項目當作一個整體去考慮。當前分布式項目主要作為價格接收者，在全面進入市場后，現(xiàn)貨價格信號會引導分布式主體進行資源優(yōu)化配置以獲取更高收益。與此同時，“分布式+”的主體還需要履行三方面的責任，包括系統(tǒng)調節(jié)責任、承擔政府性基金及附加和交叉補貼的社會責任，以及相應的輸配電成本分攤等。
目前，廣東正在探索以虛擬電廠實現(xiàn)“分布式+”入市。風行虛擬電廠研究院院長、山西電力市場監(jiān)督管理委員會委員南豆表示，新能源全面入市背景下，虛擬電廠的運營模式將從單純硬件層面的競爭轉為隨市場變化優(yōu)化運營策略的競爭，核心是為電網供需平衡提供解決方案。在這樣的背景下，虛擬電廠一是可以解決分布式資源參與電力市場的門檻問題；二是可以解決分布式資源調節(jié)的問題；三是與儲能結合，拓寬收益渠道；四是作為貫穿多市場的“路由器”，減輕單個資源管理的難度，通過多市場增加收益模式。
針對136號文的落實，南豆認為，一是存量項目機制電量比例不宜設置過高，應在40%~50%，更多的應該參與到市場中；二是在增量項目方面考慮本省新能源資源稟賦，分區(qū)域設置不同的上限；三是在市場價格方面可以參考山東等省份，沿用燃煤基準價水平，差價結算的資金優(yōu)先從輔助服務市場里支出，中午大量出清價為零可能是火電機組大量備用造成的結果，應從電力市場運行經濟性的角度設置更合理的報價方式；四是要在后續(xù)交易批次中重點考慮新能源場站作為獨立市場主體，真正體現(xiàn)其參與市場的權責義務。此外，需要進一步優(yōu)化中長期和現(xiàn)貨市場的銜接，真正供需關系的體現(xiàn)是現(xiàn)貨市場。目前不少省份要求中長期合約規(guī)模鎖定在80%~90%，需放寬中長期合約比例限制，來提高市場的流動性。
記者注意到，目前出臺細則的省份中，暫無提及跨省跨區(qū)交易。談到對于跨省跨區(qū)市場的期待，南方電網電力調度控制中心水電及新能源處副處長王皓懷直言，現(xiàn)有的省內市場和跨省跨區(qū)市場相對分離，跨省跨區(qū)市場屬于優(yōu)先計劃范疇，省內市場開放程度相對更大。但國家正在積極推動打破省間壁壘，跨區(qū)市場也將逐步形成，成為構建全國統(tǒng)一電力市場的重要組成部分。
黃輝認為，在受端省份電力市場快速推進的情況下，相對固化的跨省電力交易中長期合同與受端省份電力市場在實時量價上難以匹配，跨省跨區(qū)交易可考慮錨定受端省份電力市場規(guī)則做相應的調整。另外，建議逐步放開省間現(xiàn)貨比例，并推動跨省跨區(qū)發(fā)電企業(yè)和售電公司、用戶直接參與省間交易，提高交易的靈活性，在長三角等區(qū)域市場建設基礎較好的地區(qū)做更多的突破性嘗試。
