“差價結算機制”下，風電光伏收益面臨五大迷途

136號文的下達，吹響了新能源電力全面入市的總號角。一時之間，新能源圈內頓感山雨欲來，壓力山大。

國家發改委、國家能源局日前下發的《關於深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發展的通知》（即136號文）規定：

除光熱項目、海上風電項目外，風光新能源項目“上網電量原則上全部入市”，市場內“上網電價通過市場交易形成”，市場外建立“差價結算的機制”；各地方政府要在2025年底前出臺地方配套政策。

儘管對於新能源入市早有心理預期，但是全面入市鼓點如此雨疏風驟，新能源企業還是始料未及。

陸上風電、集中式光伏尤其是分佈式光伏，在新能源全面入市以及新能源“差價結算機制”下，收益率會有什麼影響？存量項目銜接新能源保障性收購政策，收益有一定保障，那增量項目呢？還有沒有未來？

更加不確定的是，136號文作爲頂層設計僅僅規定了大原則，政策具體落地更多是給予了地方政府去發揮。在央地政策銜接中，新能源入市後的收益不確定性，尚有諸多“盲點”。

在136號文持續發酵並震盪期間，這些“盲點”也持續困擾着新能源項目業主方、投資方，在圈內外引發了持續的爭議和討論。

綠證還發不發？

目前業界爭議的一個焦點是，新能源差價結算機制實施後，原有的綠證要怎樣處理。136號文明確，要“強化改革與綠證政策協同，納入可持續發展價格結算機制的電量，不重複獲得綠證收益”。

按照文件字面意思去理解，那就是納入新能源差價結算機制這部分電量，因爲已經獲得了機制電價的補貼，就不能夠再重複獲得綠證收益了。然而，恰是在這一點上，目前圈內爭議很大，各方都在密切關注地方政府如何配套落地。

本來，綠電綠證市場與電能量市場，並不是同一個市場，前者是針對新能源綠色價值的，後者則是針對綠電的電能量價值。

正是爲了補償新能源的環境和綠色溢價，纔有了綠電綠證市場，不能說綠電獲得了電能量收益，就否定其綠色溢價。並且，從獲得收益的來源來說，綠電收益也並非是從系統運行費用去支出，不給綠證收益並不合理。

對此，業界聲音呼籲，各地制定配套政策不一定非得把綠證給鎖死了，把機制電量獲得綠證的可能性給完全排除掉，該發的還是要發，該補的還是要補，該扣的還是要扣，只要綠證收益不從系統運行費用裡面支出就行了。

此外，也有業界專家提出，國家能源局要求綠證全覆蓋，儘管中間會遇到這樣那樣的問題，但綠證原則上還是要核發給發電企業，哪怕是在形式上先走一遍，核發綠證後劃轉到公共賬戶，而這個賬戶對應的是全體工商業用戶，相當於綠證免費分配給了全體工商業用戶。

核發綠證後，綠證補貼要怎麼處理？國家明確了的綠證，還按原有方式補貼，這方面的事權屬於國家。機制電量這部分對應核發的綠證，由於全體工商業用戶出了錢，秉持誰出錢誰受益的原則，也由全體工商用戶所有，綠證直接免費劃轉給工商業用戶。

中長協要怎麼處理？

取消原有的保障性收購，新能源全面入市參與電力市場。實行差價結算機制後，這裡面還存在一個問題，那就是機制電量能不能參與中長期市場？

電力市場是由兩部分構成的，一個是中長期市場，一個是現貨市場。政策鼓勵新能源參與中長期市場，並且希望參與市場的時間顆粒度更加精細化，最好做到日前市場。

但是136號文的差價結算機制，與英國實行了8年之久的差價合約，結算方式上有很大的不同。英國差價合約結算，是跟實時的交易價格做差價，合約價跟發電企業的實時交易價格做差價，從而獲得補償。而136號文推出的差價結算機制，是跟新能源的月度平均交易價格做差價。

本質上，差價結算機制是一種價格補貼，因而是一個類金融性質的合同，中長期市場也是一個類金融性質的合同，所以，差價結算機制與中長期市場兩者要怎樣平衡？未來是不是需要有一個更明確的政策？業界的疑問是，差價結算機制實施後，機制電量部分還能不能進入中長期市場？

對此，業界更有擔心，比如像西北地區，那麼多的新能源項目，如果都不能再參與中長期市場了，那中國的中長期的市場，是不是又變成了火電爲主的市場？

這不僅是火電重新“一家獨大”的問題，更重要的是會影響新能源項目的最終收益。以光伏爲例，光伏發電午間現貨市場均價早已跌破0.15元，有的甚至跑出了4分錢、3分錢的“地板價”；在中長期市場，光伏是能夠獲得0.2元左右的中長期電價的。

如果進入差價結算機制後，機制電量不能再進入中長期市場，結果就是此盈彼虛，整體收益降低，機制電價的保障作用就大打折扣了。

競價上下限定在哪裡？

對全面入市最感恐懼的，是分佈式光伏。這是因爲，陸上風電和集中式光伏七成以上都已參與市場交易了，只有分佈式光伏還一直處在政策保護的溫室中。馬上分佈式光伏不僅要直面市場競爭，還要承擔各項費用，叫它如何不恐慌？

全面入市分存量、增量項目。存量項目的機制電價和機制電量，136號文要求妥善銜接原有的新能源保障性收購，價格對標煤電基準電價，量價都有保障，預期是穩的。

而增量項目就沒那麼好運了。

比如，增量項目的機制電價，136號文要求各地要預先設置一個上下限，然後由所有增量新能源項目報量報價參與市場競價，最終形成一個機制電價，在此基礎上做價差結算。

“競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高於競價上限。競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。”

這樣的話，參與競價的新能源企業，報價不可能高於競價上限，因爲報高了就直接出局；而報低一點會有好處，如果100個項目同時競價，“按報價從低到高確定入選項目”，即便所有企業報價都沒有超過競價上限，但是報高的話搞不好還會出局。

那各省要怎樣去設置競價上下限呢？各省考慮到本地的經濟發展、工商企業的競爭力等因素，不大可能設置高競價上限，壓力還是會傳導至新能源業主方。至於競價下限，原則是說不要無底線、無序競爭，所以不能定過低。

問題的關鍵，還是上限怎麼定。而這個上限，不大可能會去對標各地煤電基準電價。更何況，就算是定了一個新能源業主比較滿意的競價上限，“按報價從低到高確定入選項目”這一條就決定了，新能源業主根本就不敢奢求高價。

海量新增裝機怎麼辦？

136號文反覆說到“妥善銜接”，機制電量、機制電價都要妥善銜接各地的新能源保障性收購的量價規模，也就是說，希望差價結算機制能平穩對應目前14.1億千瓦的新能源裝機規模。

然而，這當中最大的變量、也是最確定的變量，就是中國新能源裝機的逐年飆升。2023年新增了近3億千瓦，2024年新增了3.6億千瓦，到2030年，每年新增新能源裝機至少都在2億千瓦以上。按照這個速度下去，到2060年實現碳中和時，中國新能源裝機會裝到多少？

海量裝機的持續增長，是巨大的壓力傳導。隨着新能源電量的增長，新能源電價面臨巨大的持續下行壓力。當然，差價結算機制的推出，目的就是要托住這個下行壓力。

現在的問題是，差價結算機制到底有多大的託舉之力？畢竟，這個託舉之力只有對標未來五十億千瓦以上的新能源裝機，才能真正起到效果。

這就帶來另一個問題，中國準備好放開終端電價了嗎？差價結算機制的費用，要從系統運行費用中出的，也就是從工商企業的電價中出。如果終端電價不能漲或者上漲幅度不夠，差價結算機制要怎樣有效運行呢？

從宏觀環境和中央精神看，電價上漲的難度非常之大，甚至說沒啥可能性。這也是爲什麼136號文反覆申說要穩妥銜接，要穩定終端電價，要考慮工商企業的承受能力。

差價結算機制的機制電價，上有海量新增新能源裝機帶來的電價下行壓力，下有終端電價不能大幅上漲的底線，機制電價會有多大的騰挪空間？疑問會一直存在。

消納纔是總命門

海量新能源裝機增長下，電網難以跟之前一樣做到保價保量全額收購，出路就只有市場化。新能源電量入市叫賣，價格是低了，但也比保障不了收購被棄掉好很多。

可問題是，並不是隨行就市、價格走價了，新能源的消納量就會直線上升，綠電採購難依然存在。

近日，在一場省級綠電市場研討會上，騰訊綠電採購部門經理表示，騰訊2025年總共簽約採購了35.6億度的綠電，廣東20億度，江蘇10億度，冀北有3.5億度，天津7000度。

但是，該部門經理表示，並不是企業想採購多少綠電，最終就能採購多少。特高壓輸送綠電能力不夠，或者廣東電網分配給騰訊的綠電沒那麼多，那綠電採購合同最終還是履約不了。

也就是說，新能源市場化交易儘管能有效激活市場，是綠電佔比能否隨着裝機的增長而同步增長，最終還是取決於電力系統能否提升新能源的消納比例。

數據表達更爲直觀。以新能源大省山東爲例，截至2024年底，山東可再生能源裝機達到1.15億千瓦，歷史性超過煤電裝機（1.05億千瓦）。但是，風光新能源發電量佔比僅爲13%左右。

山東風光新能源裝機滲透率爲47%，甚至超過了全國的42%。2024年全國風光新能源發電量1.83萬億千瓦時，系統佔比18%。山東風光新能源裝機滲透率比全國水平高了5個百分點，但是發電量佔比比全國水平少了5個百分點。

上面騰訊採購綠電以及山東新能源發電量的案例表明，市場化不完全能解決所有問題。或者說，加速新能源的市場化，全電量入市，新能源發電量不一定能夠大幅上升。

市場化有助於增加新能源發電量，但起決定性作用的還是系統消納能力的大幅提升。2024年，德國風光新能源發電量佔比達到47%以上，可再生能源發電量佔比甚至突破了60%。德國新能源的核心競爭力，是其電力系統對新能源的消納能力很強。

德國能做到的，中國一樣也能做得到。前提條件是要彎下腰去，苦修苦練消納能力，這也是新型電力系統建設的核心目標。

綜上，儘管差價結算機制試圖緩解新能源對未來收益的焦慮，但是，上述五大迷途仍在深深困擾着新能源投資者。更多的細節問題，有待各省配套政策的最終落地給出答案。