新能源全面入市帶來大變局：“差價結算機制”能保多少收益？

中國新能源裝機已經突破14.1億千瓦，此後若干年間，仍將以每年2億千瓦以上的增速迅猛增長。裝機狂飆突進，系統消納不暢，風光項目的收益越來越難以保障。

華夏能源網獲悉，2月9日，國家發展改革委、國家能源局下發重磅文件——《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》（以下簡稱《通知》）。

《通知》的兩項核心內容瞬間撥動了敏感的市場神經：一是風光新能源項目“上網電量原則上全部入市”，這意味着持續多年的新能源保障性收購將成爲歷史；二是“上網電價通過市場交易形成”，這意味着新能源電價將大幅波動，整體下行是必然的。

值得注意的是，兩部委還出臺了新的加持保證政策，即“新能源參與電力市場交易後，在市場外建立差價結算的機制”。這盡顯政策主管部門對新能源的呵護之心，一方面要推向市場去搏擊風浪，另一方面也要給與一定收益保障。

衆所周知，新能源發電是“靠天吃飯”，其隨機性、間歇性、波動性十分突出，一旦取消了保障性收購併全面入市，在電力市場上很難賣出一個好價錢，搞不好就要虧得一塌糊塗。正因如此，一直以來，新能源企業對全面入市抱有恐慌情緒。

基於此，《通知》給出的新能源入市方案，本質上是一個“穩中求進”的方案：即市場內入市電價隨行就市，大舉推進市場化；同時，“在市場外建立差價結算的機制”，以適當穩定收益預期，可以簡單理解爲，差價機制是針對新能源的新型補貼。

那麼，中央文件首次提出的新能源“差價結算機制”，其內在機理到底爲何？多大規模的新能源電量能夠納入到這一機制？這一機制電價帶來的收益水平如何？考慮到新能源全面入市後電價的高度不確定性，“差價結算機制”的保障力度到底有多大？

這些核心問題，各方極爲關注，華夏能源網對此特別做出分析解讀。

何爲“差價結算機制”？

《通知》發佈之前，新能源項目收益來源主要是兩部分：一部分是保障性收購，比如陝西的光伏項目是給了293小時的保障性收購小時數，電價參照當地煤電基準電價；另一部分是市場化收入，電價隨行就市，電量是能賣出去多少算多少。

《通知》出臺後，新能源電力將全面入市，新能源項目收益來源將變成：一部分是通過市場交易獲得的收入，電價隨行就市（預期會很低），電量仍是能賣出去多少算多少；另一部分是通過場外“差價結算機制”獲得的補貼收入。

那麼，新能源場外的“差價結算機制”，具體要怎麼執行呢？

《通知》明確，納入機制的新能源電價水平、電量規模等，由省級價格主管部門會同省級能源主管部門、電力運行主管部門等明確。“對納入機制的電量，市場交易均價低於或高於機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統運行費用”。

通俗來講，對於納入“差價結算機制”這部分新能源電量，政策賦予它一個機制電價，低於這個價格，電網會補差價給新能源業主；高於這個價格，新能源業主退錢給電網。

如此說來，對於新能源業主方來說影響最大的指標是兩個：一個是納入機制的電量規模，另一個是機制電價的水平。

對2025年6月1日以前投產的新能源存量項目，納入機制的電量規模《通知》明確：“由各地妥善銜接現行具有保障性質的相關電量規模政策”。可能的做法是，此前各地的新能源保障性收購電量規模是多少，納入“差價結算機制”的電量規模就是多少。比如對陝西的光伏項目，這一電量規模就是年293小時的發電量。

《通知》同時強調，“新能源項目在規模範圍內每年自主確定執行機制的電量比例、但不得高於上一年”，納入機制規模電量逐年確定，但是每一年都不能高於上一年，這確定了逐年遞減的“退坡機制”。

那麼，機制電價的水平又怎樣呢？還是以2025年6月1日以前投產的新能源存量項目舉例來說，《通知》明確，機制電價“按現行價格政策執行，不高於當地煤電基準價”。

這仍然是延續上述規模電量要妥善銜接現行保障性收購政策的類似表述，保障性收購的電價水平是參照當地燃煤基準電價，實行“差價結算機制”後，機制電價也是不高於燃煤基準電價。當然，這一價格將高於新能源隨行就市的價格。以山東爲例，山東的燃煤基準電價是0.39元/度，而山東光伏現貨市場負電價已經跑出了-8.5分錢的負電價，這麼來看的話，存量項目收益還算過得去。

對於2025年6月1日以後投產的新能源增量項目，《通知》做出了“新老劃斷”，但總的原則是一樣的。也就是說，納入機制的電量規模原則上不會高於目前各地的保障性收購小時數，機制電價不高於當地燃煤基準電價。

差價機制“差”在哪裡？

事實上，應對新能源入市後低電價、低收益的問題，能源轉型先行一步的歐洲，已經有了制度化的嘗試。英國的辦法是差價合約，這一機制英國已經實行了近8年之久。

差價合約是兼顧新能源參與電力市場和保障一定收益的可行機制。中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗，此前曾撰文對差價合約市場機理做了推介。

英國的新能源差價合約機制名爲CfD（The Contracts for Difference,CfD），該制度下，政府授權的低碳合同公司（LCCC）與可再生能源發電企業簽訂長期合同確定履約價格，發電項目直接按照電力市場規則參與市場交易。

如果市場電價低於合同履約價，則由CfD資金池向發電企業提供補貼至合同履約價，反之則由發電企業向資金池返還高出的部分。因此，CfD是一種將電力市場機制下變動的電價風險，轉換爲固定履約價格的方法。

英國的新能源差價合約，與《通知》首推的新能源“差價結算機制”，兩者的靈魂相通之處，都是拿錢出來平抑新能源電價的波動，新能源電價低了就補貼新能源業主，新能源電價高了新能源業主方就回吐差價。

兩者的不同之處，在於資金池。英國的差價合約是要事先籌建一個基金資金池，之後再用這筆錢去平抑新能源電價的市場波動。《通知》首推的新能源“差價結算機制”，則並沒有事先去籌建一個基金資金池。

那“差價結算機制”得以運作的資金，到底從哪兒來呢？

對此，《通知》言簡意賅提及，“對納入機制的電量，市場交易均價低於或高於機制電價的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入當地系統運行費用”。

注意，行業中目前對這一資金來源的一大誤解，是認爲這個錢最終是由電網企業承擔。目前中國新能源裝機是14.1億千瓦，未來還要到30億千瓦、50億千瓦甚至六七十億千瓦，屆時補貼規模會有多大？電網企業是背不起來這麼巨大的一口鍋的。

實際上，《通知》已經明確，電網企業僅僅是結算單位，並不是出資方。那這筆錢從哪兒來？答案是“當地系統運行費用”。各省的電力系統運行費用又從哪兒來呢？羊毛出在羊身上，這筆費用最終是由電力用戶承擔的，主要是工商業用戶分攤。

所謂的系統運行費用，是爲了確保電力系統的穩定運行和高效管理而產生的一部分費用，隨電價一起徵收，每個月不固定。以江蘇爲例，2023年11月，系統運行費用摺合電度電價標準爲每千瓦時0.0022元（數據來自於國網江蘇省電力公司文件）。

江蘇的系統運行費一共包含8項，包含抽水蓄能容量電費、天然氣發電容量電費、電價交叉補貼新增損益、電力保供購電費、上網環節線損代理採購損益、峰谷分時電價損益、力調電費損益。未來，這裡可能需要再增加一項“新能源差價結算費用”了。‌

當然，這筆錢目前應該是不需要向工商用戶去進行攤派，由入市的新能源交易電力來多退少補，有損有益，大致可以滿足需求。也就是說，目前階段不存在工商企業漲電價的問題，即使是有變化也非常非常小。

未來，隨着新能源裝機規模的越滾越大，對應“現行具有保障性質的相關電量規模”的資金，可能就不足以補足差價了，那時候，各地的電力系統運行費用可能就要隨之增加。

核心精神是“穩中求進”

對於新能源上網電量全面入市以及電價改革，《通知》只是規定了大方向和總的原則，《通知》要求各地於2025年底之前制定出臺本省的具體政策，各地落地的細則將非常重要。

《通知》要求，“各地要密切跟蹤市場價格波動、新能源發電成本和收益變化、終端用戶電價水平等，認真評估改革對行業發展和企業經營等方面的影響，及時總結改革成效，優化政策實施，持續增強市場價格信號對新能源發展的引導作用”。

綜合來看，此次新能源市場化及電價改革，中央的核心思想是妥善銜接和求穩，並不希望引發波動與動盪，總結來說四個字——穩中求進。而這個求穩，既包括穩定新能源發展的預期、穩定新能源項目開發方的合理收益預期，也包括穩定終端電價、穩定企業經營的預期。說穿了，這不是一個終端電價上漲的改革。

首先來說穩定新能源收益的預期。

目前新能源收益預期正在大幅下滑，這與新能源入市會帶來低電價有關。且不談山東、浙江出現的負電價，由於光伏發電的“垃圾電”特性，在光伏大發的中午時段，絕大多數省份都遭遇了程度不等的低電價衝擊。

目前，光伏發電午間現貨市場均價已經跌破0.15元/度，有的甚至跑出了4分錢、3分錢的“地板價”；在中長期市場，光伏能獲得的電價也已經滑落到了0.15元，且由於出力曲線的預測偏差，還要面臨從現貨市場高價買電履約的風險。

受收益下降影響下，2024年下半年以來光伏電站出現甩賣潮。據不完全統計，截至目前央國企旗下已有30餘家新能源企業掛牌轉讓股權，涉及央國企包括：國家電投、國家電網、三峽、中國電建、中廣核、中煤、中車、中國煤炭地質總局、東方電氣集團等。在項目開發側，有央國企內部人士坦言，目前光伏項目已經“爛大街”了，連內部過會都過不了。

正是爲了穩定新能源的收益預期，《通知》在將新能源推向全面市場化的同時，提出了“差價結算機制”。但是也要看到，這一機制是一個穩定局面、維持發展的機制，而不是要強力逆轉新能源低電價的既成局面。或者說，不是不想，是做不到，伴隨着新能源裝機越來越多，壓力始終是向下的。

其次來說穩定終端電價。

目前，中國經濟下行壓力非常之大。2024年9月政治局會議，打出了新一輪經濟刺激的政策組合拳。會議後，各部門輪番跟進，貨幣政策、財政政策、產業政策紛紛推出，而所有的刺激政策，最終還是要落到市場主體——企業的頭上，這樣的大氛圍下，終端電價逆勢上漲恐怕是難以承受的。

終端電價不能漲的同時，新能源轉型的系統成本卻還在急升。近年來風光發電的成本是大幅下降了，光伏發電度電成本甚至降到了0.2元/度以下。但問題是，新能源是出了名的低邊際成本、高系統成本。隨着新能源佔比越來越高，系統成本也將越來越龐大。

有專業人士測算稱，由於高昂的系統成本，風光新能源電價要降至煤電電價的三分之一，才能與煤電在成本上真正拉齊。

既要穩定新能源收益預期，終端電價又不允許大漲，同時，新能源的系統成本又在急升，這就決定了，新能源的電價沒太多空間去傳導給下游的終端電價。畢竟，在目前的複雜局面下，穩字當頭、穩中求進是大局要求，是需要理解並貫徹的中央精神核心。