新能源上网电价市场化改革需要准确理解的十个问题

136号文作为电力市场化改革的又一里程碑式的文件，出台后立即引发行业热议。经过三周的激烈讨论，行业各界在新能源全部电量参与市场交易、单个项目结算价不等于机制电价、新能源入市与现货电价走低无必然联系等方面进行了深入解读。但由于文件的专业性、电力系统的系统性，以及各地发展的差异性，业内也难免存在一些疑惑或认识上的误区，亟需更加深入地开展探讨，形成准确的理解，以发挥政策最大效能。笔者严格对照136号文原文，以及国家层面相关政策文件，针对与业内交流时发现的若干问题，尝试进行回答。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”作者：章琳楹 刘春阳）

问题1：新能源具体如何参与市场？

此次文件最为关键的内容便是“新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成”，这意味着我国新能源从固定电价保障性收购向市场化改革演变，完全由市场供需决定量价。具体来看，在现货连续运行地区，入市意味着新能源必须参与现货市场中的实时市场，自愿参加中长期交易（含绿色电力交易）；在现货未连续运行地区，新能源则必须参与中长期交易（含绿色电力交易）。同时，文件明确了新能源的入市路径为“可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格”，即新能源可以自主选择以报量报价形式参与，或以报量不报价形式、作为价格接受者参与，给予了新能源充分的决策空间。如新能源选择以报量报价形式参与，那么不管在现货市场还是中长期市场，都应与其他电源执行相同的交易规则，即市场如允许火电等参加双边、集中等形式的交易，那么也应允许新能源参与这些交易；如允许新能源分时段申报，也应允许火电等按此申报；如新能源选择报量不报价的形式参与，那么需要接受市场形成价格这一特性要求，使其参与中长期交易时只能参与集中竞价，在参与现货市场时则能够优先出清。

问题2：新能源还能参加

跨省跨区交易吗？

文件只明确“参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行”，未对参与的条件作出任何限制。也就是说，新能源仍然可以自由选择参加市场化的跨省跨区交易，只是跨省跨区交易的这部分电量不能再纳入所在省的机制电价。因此，选择参加省内交易还是参加跨省跨区交易，这完全取决于两个市场的价格信号及经营主体的经营策略。如新能源有能力在受端供需紧张时送电，且受端省份的电价承受能力较高，那么其参与跨省跨区交易有机会获得比机制电价更高的交易价格；但如送电曲线不能与受端需求匹配，导致交易价格谈不上去，参与跨省跨区交易反而失去了接受省内机制电价的机会。换句话说，机制电价尊重新能源作出自主的市场行为，而不是对经营主体参与市场进行事前约束。

问题3：现货市场限价如何调整？

新能源出力波动大，入市后将进一步拉大峰谷波动，即现货市场的高峰/尖峰价格要更高，低谷/深谷价格要更低。为此，文件要求“适当放宽现货市场限价”，以防止因市场价格范围过窄导致真正的峰谷价差不能完整体现。如新能源已全面参与现货市场的某省份，其现货市场价格下限在0.04元左右，2024年市场价格下限触发时长较长，说明市场下限价格信号已经完全失真。在这种情况下，市场价格信号功能将被弱化，储能等灵活资源缺乏获益空间，发电容量投资、需求侧响应动力不足，既不能缓解新能源消纳问题，也不利于系统长期的安全可靠供应。至于上下限水平如何确定，文件提出上限“考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定”，作为在相对合理的前提下具有实操性的定价原则；对于价格下限，则是“考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定”，包括新能源的财政补贴、绿证交易、碳交易市场等收益。也就是说，各地的下限很有可能进一步下调。

问题4：中长期交易组织如何调整？

目前，各地普遍开展的是以年度、月度及月内为周期的中长期交易。但对新能源来说，其功率预测准确性高度依赖于预测的时间，年度、月度的预测结果几乎不具备参考意义，只有临近至日及以内，预测偏差才会减少至合理范围。因此，适应于新能源特性的中长期交易，应该具有更短的交易周期、更高的交易频次，“实现周、多日、逐日开市”。逐日开市，顾名思义，即每天组织开展对未来几天每小时量价的交易，以提高中长期交易的灵活性，满足包括新能源在内的经营主体调整合约的需求。同时，文件强调了“允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。”可以预见，未来各地新能源中长期签约比例很有可能不再有强制要求，交易双方可多签、可少签，也可不签。此时，各类套利回收或偏差考核机制也就失去了意义。这正是中长期作为财务合同发挥避险作用的重要前提，而不应在高比例的合约覆盖率要求、严格的偏差考核等各种强行要求下，导致经营主体利益受损。此外，市场规则设计应坚持技术中立原则，无论是中长期交易、现货市场还是辅助服务市场，或是未来参加容量市场，新能源都应与其他市场化电源平等地同场竞争，执行相同的交易规则。

问题5：机制电价差价结算费用

由谁来承担？

文件明确指出“对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用”。根据国家发展改革委《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，系统运行费用是工商业用户用电价格的其中一部分，并不会出现在其他经营主体的结算科目中。可以看出，机制电价差价结算的费用就是由全体工商业用户来分摊和分享的。也有人担心增加的系统运行费用会导致电价上涨，其实不然。从差价结算的本质看，机制电价差价结算是对市场均价与机制电价进行“多退少补”。以存量项目为例，假设机制电价为燃煤基准价，当市场均价低于燃煤基准价时，在系统运行费用中增加“少补”部分，用户的系统运行费用抬高，但上网电价下降；当市场均价高于燃煤基准价时，在系统运行费用中扣除“多退”部分，用户的上网电价上升但系统运行费用下降。最终，由上网电价、系统运行费用等共同构成的用户用电价格，并不会产生明显波动。

问题6：存量项目纳入机制的电量规模

与机制电价如何确定？

“新老划断、分类施策”是本次文件的亮点之一，以文件出台后约4个月作为存量与增量项目的界定点，既尽量减少对存量项目及文件出台时已发生实际投资的待投产项目的影响，又能够引导增量项目健康有序地参与市场竞争。对于存量项目来说，文件明确其纳入机制的电量规模妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，机制电价按现行价格政策执行。笔者理解，如果某地的保障政策是在本年度交易方案中确定项目的保障小时数，那么纳入机制的电量就是2025年年度方案规定的保障小时数对应电量；如果某地的保障政策是100%保量保价收购，那么纳入机制的电量就是项目100%的上网电量。当然，如果项目已经全电量参与了中长期交易（绿电交易），则纳入机制的电量为零。

问题7：新增纳入机制的电量规模

与非水可再生能源电力消纳责任权重

完成情况有什么联系？

对增量项目每年新增纳入机制的电量规模，文件提出“由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定”，同时要求“第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动”。由此来看，第一年新增纳入机制的电量，应该约等于目前各地新能源价格非市场化的电量比例与计划新建新能源项目总上网电量的两者之积；第二年及以后，则根据非水可再生能源消纳责任权重完成情况及用户承受能力相应调整，如完成消纳责任权重，可适当减少；如未完成，可适当增加。总之，非水可再生能源消纳责任权重完成情况，是新增纳入机制电量规模的参考依据，而非计算因子，即新增机制的电量规模与消纳责任权重推算出来的新增可再生电量并没有直接联系。

问题8：项目在参与竞价时如何报价？

对增量新能源项目，竞价确定的机制电价及入选电量对于稳定项目预期十分重要，大多数项目可能希望在竞价时得到更高的电价与更多的入选电量。为此，有人设想通过多段式报价来增加入选机会。但要注意到文件中有一句关于机制退出规则的表述，“新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。”也就是说，项目“一生”只有一次享受机制电价的机会。如果一个项目多段式报价后最终入选，很有可能分配到较低的机制电价和较少的机制电量，且该项目全生命周期就只有这较小部分的电量享受机制电价；但如果一个项目按照预期的电价进行一段式申报，即使本轮竞价无法入选，其仍有机会去参加下一轮竞价。因此，多段式报价意义不大。当然，是否允许一段式或多段式申报还要看各地的具体方案。

问题9：现货连续运行地区，市场交易

均价确定时是否会考虑分区电价？

按照文件所述，“电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定”，由于市场化交易收入受位置影响非常大，因此，不同位置的项目最终收益也会相差很大。笔者认为，实行分区边际电价地区，交易均价应该按全省统一计算，以体现位于负荷中心项目的位置优势。电力市场的一个重要作用便是通过价格信号引导市场主体投资，如果采用分区电价，则供需紧张的高价区项目获得差价收益减少，弱化了价格信号的指导作用；反之，使用全省统一计算的交易均价，则能有效激励电源项目建设在更加有效的负荷中心节点，防止供需宽松地区进一步出现电源过剩现象，有利于资源更有效配置。

问题10：电力现货市场未连续运行地区，

市场交易均价确定时，交易活跃周期

及交易窗口会如何选取？

文件明确“电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定”。现货未连续运行地区没有实时市场，相较而言，交易最活跃的周期、竞争最充分的市场价格信号最能体现电能量的真实价值。由于文件另有要求“对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算”，即机制电量按月计算，因此，“交易最活跃周期”最长应该不会超过自然月。市场交易均价可能参考月度集中竞价的价格，也可能参考月度集中竞价、月度双边交易、月度上下调交易等多场交易的加权均价，但考虑到电价信号覆盖的合理性，不同周期之间的交易应避免任意加权。

136号文的出台，拉开了推动新能源全面入市的序幕，凝聚着电力市场建设者、电力系统运行队伍等行业各界的心血与智慧，每一项举措都体现着鲜明的时代性与科学性。唯有认真理解政策逻辑、理清执行规则，才能规避认知误区，全面、准确地落实文件要求，真正实现新能源的高质量发展。