中國儲能網(wǎng)訊：《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》(發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”)進(jìn)入全面落地實施的下半場，截至目前，全國已有29個地區(qū)陸續(xù)出臺136號文省級實施細(xì)則正式稿或征求意見稿，山東、云南、甘肅公示了新能源第一次機(jī)制電價競價結(jié)果，各地區(qū)在落實國家136號文基本精神基礎(chǔ)上，立足本地電源結(jié)構(gòu)、電力供需與新能源發(fā)展實際，因地制宜設(shè)計136號文實施細(xì)則和機(jī)制電價競價規(guī)則，通過“市場競爭+機(jī)制保障”的方式，合力推動新能源可持續(xù)健康發(fā)展。
各地實施細(xì)則在市場交易和價格機(jī)制方面亮點突出
一是放寬新能源中長期簽約比例要求。針對新能源固有的遠(yuǎn)期預(yù)測誤差大的特性，若強(qiáng)制簽訂高比例中長期合約容易導(dǎo)致新能源在現(xiàn)貨市場“低買高賣”。遼寧、山東等多地136號文實施方案提出允許供需雙方自主確定新能源中長期合同的量價、曲線等內(nèi)容，并根據(jù)實際靈活調(diào)整。遼寧136號文實施方案進(jìn)一步提出，取消新能源中長期簽約比例下限，新能源機(jī)制電量不參與中長期交易，計入中長期合同簽約比例。放寬新能源中長期簽約比例要求，更加契合中長期合約非物理屬性而是金融屬性，有利于發(fā)揮中長期市場控制現(xiàn)貨市場風(fēng)險、鎖定遠(yuǎn)期收益的作用，能更精準(zhǔn)地匹配生產(chǎn)與市場需求。
二是放開中長期結(jié)算參考點選擇。現(xiàn)行多數(shù)省份現(xiàn)貨市場結(jié)算采用“中長期全電量+現(xiàn)貨偏差電量結(jié)算”模式（即《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》結(jié)算方式二），但未結(jié)算因輸電阻塞導(dǎo)致的參考結(jié)算點和所在節(jié)點的空間價值差。遼寧、山東等多地的136號文實施方案提出結(jié)算參考點可自行選擇為實時市場（或日前市場）任一節(jié)點或統(tǒng)一結(jié)算點,自行約定結(jié)算參考點價格的形成方式和計算周期。放開中長期結(jié)算參考點選擇，有利于市場主體自主選擇規(guī)避阻塞風(fēng)險的方式，通過價格信號引導(dǎo)電源向負(fù)荷中心、低阻塞區(qū)域布局，優(yōu)化資源空間配置。
三是明確日前市場與可靠性機(jī)組組合的定位和運(yùn)作方式。與國外主流集中式日前現(xiàn)貨市場采用雙邊市場配合可靠性機(jī)組組合分別確定市場出清量價及可靠性開機(jī)計劃不同，現(xiàn)階段我國省級日前現(xiàn)貨市場中大部分用戶以報量不報價方式參與，日前現(xiàn)貨市場出清使用的負(fù)荷是預(yù)測總負(fù)荷，本質(zhì)上是以可靠性機(jī)組組合替代日前市場結(jié)算，這種方式會導(dǎo)致形成失真的價格信號和市場扭曲，產(chǎn)生不合理套利和不平衡費(fèi)用。遼寧、山東等多地的136號文實施方案提出，明確日前市場的“財務(wù)屬性”與可靠性機(jī)組組合的“物理執(zhí)行屬性”，條件具備時應(yīng)逐步實現(xiàn)日前市場與可靠性機(jī)組組合分離。日前市場是新能源項目和用戶自愿參與的，日前市場基于發(fā)電和用戶報量報價信息形成出清結(jié)果，可采用預(yù)出清方式，出清結(jié)果不作為結(jié)算依據(jù)（僅向經(jīng)營主體披露），但可靠性機(jī)組組合和實時市場是強(qiáng)制參與的，用戶和新能源功率須全電量參與，優(yōu)化形成機(jī)組開停機(jī)組合，保障市場環(huán)境下的電力安全可靠供應(yīng)。
四是明確現(xiàn)貨市場“差量結(jié)算”調(diào)整為“差價結(jié)算”。當(dāng)前現(xiàn)貨市場普遍采用“差量結(jié)算”方式，設(shè)計核心是“以中長期合約為基礎(chǔ)，現(xiàn)貨市場僅調(diào)節(jié)偏差”，強(qiáng)化中長期市場的物理作用，弱化了現(xiàn)貨市場的價格信號引領(lǐng)作用，給市場帶來長期困擾。遼寧、山東等多地的136號文實施方案提出，將現(xiàn)行電能量市場結(jié)算方式從“差量結(jié)算”調(diào)整為“差價結(jié)算”，現(xiàn)貨市場全電量按現(xiàn)貨市場價格結(jié)算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結(jié)算參考點的現(xiàn)貨價格差值結(jié)算，既可以突出現(xiàn)貨市場價格信號反映實時供需的突出作用，又可以與新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制差價結(jié)算方式順暢銜接。
五是完善容量補(bǔ)償和運(yùn)行成本補(bǔ)償機(jī)制。隨著現(xiàn)貨市場中新能源發(fā)電量占比提升、現(xiàn)貨電價走低，市場中高運(yùn)行成本的火電等機(jī)組無法獲取足夠的收入來回收固定成本和變動成本，對這些機(jī)組產(chǎn)生擠出效應(yīng)，既加劇現(xiàn)貨市場電價波動性，又導(dǎo)致電力系統(tǒng)面臨容量充裕性短缺的挑戰(zhàn)。遼寧、山東等地的136號文實施方案提出，建立或優(yōu)化發(fā)電側(cè)容量補(bǔ)償機(jī)制，對發(fā)電側(cè)煤電、電網(wǎng)側(cè)新型儲能等多元主體提供的系統(tǒng)容量按貢獻(xiàn)予以補(bǔ)償，補(bǔ)償各類電源全部或部分固定成本，保障系統(tǒng)長期容量充裕；合理測算各類型機(jī)組啟動成本、空載成本和電能量邊際成本等，對現(xiàn)貨市場收益無法覆蓋的成本進(jìn)行補(bǔ)償，確保經(jīng)營主體的變動成本能夠全部回收。
存量項目在保證基本收益基礎(chǔ)上留有靈活調(diào)節(jié)空間
各地區(qū)明確對存量新能源項目的機(jī)制電量規(guī)模、機(jī)制電價水平和執(zhí)行期限等與原有保障性規(guī)則實現(xiàn)有效銜接，普遍采取了“?；?、留空間”的思路。機(jī)制電量規(guī)模方面，大部分省份根據(jù)存量新能源項目性質(zhì)、是否帶補(bǔ)貼、接入電壓等級、投產(chǎn)時間等因素，對納入機(jī)制的電量比例進(jìn)行限制，納入比例每年進(jìn)行動態(tài)調(diào)整。對于分布式光伏/分散式風(fēng)電、扶貧光伏、光熱發(fā)電項目，大部分省份將全部上網(wǎng)電量納入機(jī)制電量，湖北、河北南網(wǎng)、河南對分布式光伏機(jī)制電量比例定為80%。部分地區(qū)存量集中式新能源項目機(jī)制電量比例有所降低，如廣東50%（集中式光伏）、貴州80%、浙江90%、湖北12.5%、河南80%。新疆則區(qū)分補(bǔ)貼項目和平價項目，補(bǔ)貼項目按30%電量執(zhí)行，平價項目則提高至50%。甘肅對存量項目機(jī)制電量總規(guī)模限制為154億千瓦時。寧夏、云南、海南按照投產(chǎn)時間先后，將集中式項目納入機(jī)制電量比例依次遞減，2025年上半年，投產(chǎn)項目機(jī)制電量比例分別為10%、55%、80%。河北南網(wǎng)對集中式風(fēng)電和光伏發(fā)電項目區(qū)別對待，納入機(jī)制電量比例分別為70%、40%。這種安排既平穩(wěn)延續(xù)了存量項目的收益模式，又通過比例控制為未來市場化交易騰出了制度空間。機(jī)制電價方面，大部分省份錨定燃煤基準(zhǔn)價，在0.25～0.45元/千瓦時之間浮動。執(zhí)行期限方面，各地普遍設(shè)置為達(dá)到全生命周期合理利用小時數(shù)對應(yīng)月份與投產(chǎn)滿20年對應(yīng)月份較早者確定。機(jī)制電量分解方面，大部分省份將單個項目每年納入機(jī)制的電量需按天數(shù)平均分解至月度，湖南提出按月調(diào)節(jié)保障比例的規(guī)則，即1、7、8、12月保供緊張月份，按照機(jī)制電量比例的1.2倍（96%）執(zhí)行；3~6月消納困難月份，按照機(jī)制電量比例的0.8倍（64%）執(zhí)行；其余月份正常執(zhí)行。
增量項目競價結(jié)果與多方面結(jié)果密切相關(guān)
各地區(qū)新能源增量項目競價公告對增量項目的競價規(guī)則、機(jī)制電量規(guī)模、機(jī)制電價上下限、執(zhí)行期限等進(jìn)行詳細(xì)規(guī)定。競價規(guī)則方面，為引導(dǎo)增量新能源項目充分競價，山東、黑龍江、安徽、江西等地設(shè)定了申報充足率（所有競價項目的申報機(jī)制電量總規(guī)模/年度機(jī)制電量規(guī)模），要求位于120%~125%之間。大部分省份對陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電、光伏發(fā)電分別組織競價，黑龍江對風(fēng)電、光伏統(tǒng)一合并競價、出清。機(jī)制電量規(guī)模方面，部分省份根據(jù)新增新能源項目發(fā)電量比例來確定增量機(jī)制電量總規(guī)模，海南對增量海上風(fēng)電項目、陸上風(fēng)電和光伏項目分別按年上網(wǎng)電量80%、75%確定，遼寧對增量新能源項目上網(wǎng)電量比例定為55%，寧夏為10%，云南風(fēng)電、光伏分別為50%、60%，蒙西、蒙東不安排新增納入機(jī)制的電量。部分省份制定年度機(jī)制電量總規(guī)模，如安徽、黑龍江的機(jī)制電量總規(guī)模均超60億千瓦時，而甘肅、江西只有20億、11.6億千瓦時。大部分省份設(shè)置了單個項目機(jī)制電量申報上限，為單個項目全部上網(wǎng)電量的60%~100%。機(jī)制電價方面，各地普遍采用邊際出清的方式來確定機(jī)制電價，明確了各類項目的競價上下限，競價上限不高于當(dāng)?shù)厝济喊l(fā)電基準(zhǔn)價，競價下限充分考慮各類項目的發(fā)電成本。執(zhí)行期限方面，部分地區(qū)分類確定執(zhí)行期限，廣東、海南明確海上風(fēng)電項目14年、其他新能源項目12年，新疆和寧夏將執(zhí)行期限設(shè)定為10年，甘肅和遼寧將執(zhí)行期限設(shè)定為12年，到期后不再執(zhí)行機(jī)制電價。
從山東、云南、甘肅增量項目機(jī)制電價競價結(jié)果來看，競價結(jié)果與供需關(guān)系、電力市場結(jié)構(gòu)、政策導(dǎo)向等密切相關(guān)。山東風(fēng)電、光伏項目機(jī)制電價為0.319元/千瓦時、0.225元/千瓦時，較山東煤電基準(zhǔn)價分別下降19.2%、43%。云南風(fēng)電、光伏項目機(jī)制電價分別為0.332元/千瓦時、0.33元/千瓦時，與云南煤電基準(zhǔn)價基本持平。甘肅風(fēng)電、光伏同場競價，機(jī)制電價為0.1954元/千瓦時，為機(jī)制電價競價下限，較甘肅煤電基準(zhǔn)價下降37%。供需關(guān)系方面，山東光伏項目參與競價數(shù)量多，申報充足率高達(dá)300%，競爭異常激烈，導(dǎo)致光伏機(jī)制電價被大幅壓低。而2025年下半年風(fēng)電投產(chǎn)項目相對較少，項目儲備規(guī)模未達(dá)競價數(shù)量需求，供需關(guān)系相對寬松，使得風(fēng)電機(jī)制電價相對較高。云南有529個新能源項目參與申報，中標(biāo)項目509個，整體競爭相對緩和，未出現(xiàn)明顯供需失衡問題。電力市場結(jié)構(gòu)方面，山東面臨新能源出力與負(fù)荷需求不匹配、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足的挑戰(zhàn)，2025年“五一”假期期間，實時與日前市場分別出現(xiàn)46小時與50小時的負(fù)電價。由于風(fēng)電在白天夜晚均可出力，在早晚負(fù)荷高峰時刻有效發(fā)揮支撐作用；而光伏出力集中，午間光伏大發(fā)時段經(jīng)常出現(xiàn)電價大幅下跌甚至負(fù)電價情況，導(dǎo)致現(xiàn)貨市場風(fēng)電結(jié)算價高、光伏結(jié)算價低。云南調(diào)節(jié)性水電和儲能資源豐富，消納條件更好，新能源電價能夠維持在較高水平。政策導(dǎo)向方面，山東新能源政策導(dǎo)向偏向風(fēng)電發(fā)展，規(guī)劃到2025年底光伏、風(fēng)電裝機(jī)比例將由目前的3.2∶1優(yōu)化到2.6∶1的目標(biāo)，在機(jī)制電量分配方面顯示了對風(fēng)電投資的明顯傾向性，風(fēng)電機(jī)制電量比例達(dá)86%，光伏僅占比14%，且設(shè)置的競價區(qū)間下限和上限均較低（上限比山東煤電基準(zhǔn)價低11%）。云南省新能源政策導(dǎo)向相對平衡，沒有明顯偏向性，設(shè)置的競價區(qū)間下限和上限均較高（上限與云南煤電基準(zhǔn)價接近），使得新能源電價能夠維持在相對較高的水平。
機(jī)制電價設(shè)計及新能源運(yùn)營的有關(guān)建議
當(dāng)前，各省加快組織新能源增量項目機(jī)制電價競價工作，機(jī)制電價競價結(jié)果陸續(xù)出爐。市場化環(huán)境下，實現(xiàn)新能源產(chǎn)業(yè)可持續(xù)健康發(fā)展，需要政府和企業(yè)匯聚合力，持續(xù)優(yōu)化新能源高質(zhì)量發(fā)展體制機(jī)制。
一是進(jìn)一步優(yōu)化新能源機(jī)制電價設(shè)計。各地根據(jù)自身資源稟賦、消納能力和發(fā)展目標(biāo)，因地制宜設(shè)計競價機(jī)制，避免簡單復(fù)制其他地區(qū)。充分考慮新能源項目實際開發(fā)、運(yùn)營成本等因素設(shè)置機(jī)制電價競價下限，避免無序惡性競爭。動態(tài)評估和調(diào)整競價上下限區(qū)間，確保機(jī)制的靈活性和適應(yīng)性。允許新能源企業(yè)根據(jù)出力特性和市場供需情況，靈活設(shè)置機(jī)制電量各月分?jǐn)偙壤桓鶕?jù)綠電和綠證市場交易情況，自主選擇綠電交易與機(jī)制電量結(jié)算優(yōu)先級。
二是探索“新能源+儲能”一體化發(fā)展。在現(xiàn)貨峰谷價差大、新能源限電率高的地區(qū)，綜合考慮配儲成本和收益，科學(xué)合理配置新能源配儲規(guī)模，減少偏差考核成本，提高新能源市場收益水平。探索新能源與配儲一體化交易、一體化調(diào)度，儲能配合開展日前/實時現(xiàn)貨市場中電站出力調(diào)節(jié)，實現(xiàn)儲能的充放電價格與電力市場價格聯(lián)動，提升新能源場站市場申報策略靈活性。發(fā)揮新能源配儲增強(qiáng)發(fā)電可控性的優(yōu)勢，助力實現(xiàn)新能源與大用戶簽訂長期綠電購電協(xié)議時產(chǎn)生溢價，進(jìn)一步提升新能源的經(jīng)濟(jì)性。
三是持續(xù)降低新能源全生命周期度電成本。規(guī)劃布局方面，構(gòu)建市場導(dǎo)向的規(guī)劃投資體系，打通新能源規(guī)劃、生產(chǎn)、營銷、市場等各環(huán)節(jié)數(shù)據(jù)信息壁壘，實現(xiàn)各環(huán)節(jié)有序銜接。根據(jù)不同地區(qū)的資源稟賦和負(fù)荷特性，差異化布局風(fēng)電與光伏發(fā)電項目，避免同一類型項目扎堆導(dǎo)致惡性競爭。優(yōu)選布局電氣位置優(yōu)、新能源發(fā)電與凈負(fù)荷曲線適配度高的項目。建設(shè)運(yùn)維方面，建立健全內(nèi)部管理制度，加強(qiáng)成本控制，提高生產(chǎn)運(yùn)營精細(xì)化水平。加大對先進(jìn)、高效風(fēng)光組件等的研發(fā)應(yīng)用，提升發(fā)電效率，全面降低度電成本的平準(zhǔn)化（LCOE）。利用規(guī)?；少彙?yōu)化采購時序來降低建設(shè)成本。借助大數(shù)據(jù)與人工智能實現(xiàn)精準(zhǔn)運(yùn)維，降低運(yùn)維成本。
四是提升電價預(yù)測和交易策略水平。建立基于氣象數(shù)據(jù)、歷史出力數(shù)據(jù)和實時運(yùn)行數(shù)據(jù)的預(yù)測模型，不斷提升新能源的出力預(yù)測精度；依據(jù)現(xiàn)貨市場價格信號引導(dǎo)，合理調(diào)整新能源場站運(yùn)行方式（光伏板朝向），采用跟蹤支架等，優(yōu)化發(fā)電出力曲線；建立基于統(tǒng)計回歸擬合、機(jī)器學(xué)習(xí)、人工智能等方法的電價預(yù)測模型，滾動優(yōu)化中長期市場持倉比例和曲線，實時優(yōu)化調(diào)整現(xiàn)貨市場申報曲線以實現(xiàn)套利，提高市場交易和預(yù)測水平。
