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2025年2月9日,国家发改委、能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》,提出建立新能源可持续发展价格结算机制(简称“机制电价”),实行“多退少补”场外结算。
(来源:微信公众号“鄂电价格”)
根据136号文件,存量项目的机制电价将按照现行价格政策执行,各省市通常会采用当前的煤电基准电价作为机制电价。同一地区的机制电价相对固定。
在电力现货市场中,电能量交易每15分钟进行一次报价。每月通过发电侧实时市场的加权平均价格来确定市场交易均价。然而,在现货市场条件下,每月的交易均价波动较大。
假设项目A、B、C的市场运营能力依次递增。由于电费结算周期为每月一次,机制电价的场外结算也以月为周期。
我们从机制电价高于或低于市场交易均价这两种情形来分析项目A、B、C经济性,用数据来说话。
机制电价高于交易均价
在电力供应较为充裕的月份,新能源现货市场交易的平均价格低于机制电价。
在第一种情形下,根据136号文件的规定,电网公司需向发电企业支付0.05元/度的机制电价补偿。
此时,补偿费用将通过系统运行费疏导,支付给发电企业的资金由全体工商业用户分摊,推动销售电价上涨。
对于ABC三个项目,由于经营能力不同,其交易均价分别为0.16元、0.22元和0.28元,差异显著。
即使经过差价结算机制补偿后,这种差异仍然存在,其中项目C的实得电价0.33元/度已超过机制电价,获得了超额收益。
这表明新机制无法消除项目间的个体差异,并不是无差别的保护,仍鼓励各项目提升市场竞争力。
在机制电价环境下,市场环境与资源条件同样重要,是新能源项目投资选址的关键因素之一。
机制电价低于交易均价
在电力供应较为紧张的月份,新能源现货市场的平均交易价格高于机制电价。
在第二种情形下,根据当前政策,发电企业需向电网公司退还一定费用,每个项目将退还0.05元/度的电价。
市场交易均价高于机制电价,补偿费用是负数,从发电企业回收的资金由全体工商业用户分享,平抑发电侧电价上涨带来的压力。
尽管如此,不同项目的运营能力仍会影响最终收益,例如项目A的最终结算电价远低于机制电价。而项目C的依然获得了高于机制电价的实得电价,获得了超额收益。
一般来说,第二种情形发生的概率较低。从某省现货市场连续试运行一年结果来看,仅8、9月份市场交易均价较高,其他10个月基本维持在0.2-0.4元区间震荡。
分析结论
1.从新能源项目整体来看:促进行业平稳健康发展
建立支持新能源可持续发展的“价格结算机制”,对纳入机制的电量,当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿,高于机制电价时扣除差价。通过这种“多退少补”的差价结算方式,让企业能够有合理稳定的预期,从而促进行业平稳健康发展,助力“双碳”目标的实现。
政府通过对外部因素如电价和电量的控制,有效地引导和调控新能源行业及电力市场的高质量发展。
2.从新能源项目个体来看:鼓励投资问效精益管理
通过两个案例分析可以看出,在新机制下,单个项目收益不再取决于项目自身的交易价格,而要关注项目与市场平均价格的关系。
当项目个体的交易价高于市场均价时,结算实得价高于机制电价,项目收益较好;
反之,若项目个体的交易价低于市场均价,结算实得价也低于机制电价,项目收益较差。
这一价格政策信号引导并激励新能源企业重视经营管理行为,为我们在新形势下的新能源投资决策提供了方法论。
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