作者 |蔣波

編輯 |王東

近 兩 個月來，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（ 136 號文）在新能源行業(yè)持續(xù)發(fā)酵。

無論是文件中叫停“強制配儲”的條款，還是新能源上網(wǎng)電量全部入市、建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制的規(guī)定，都引起了業(yè)界的強烈反響。許多人驚呼：新能源行業(yè)要徹底“變天了”！

“因為底層的基本經(jīng)濟規(guī)律無時不刻不在起作用，新能源在產(chǎn)業(yè)政策下‘抱著走’肯定走不長。”協(xié)合運維董事長兼總經(jīng)理陸一川對華夏能源網(wǎng)（公眾號hxny3060）感慨道。

毋庸置疑，136號文對新能源行業(yè)未來發(fā)展會產(chǎn)生巨大影響，新能源項目的投資邏輯將發(fā)生顛覆性變化。“如果不轉(zhuǎn)換新能源項目的投資思維，將面對更大的投資風險和收益的不確定。”陸一川表示。

那么，如何理解136號文的核心精神？新能源行業(yè)從業(yè)者要如何應時而變？華夏能源網(wǎng)與陸一川進行了深度對話。

新能源市場化，是電改的必然

“136號文的核心，是要理順新能源在電力市場化條件下的價格體系。”陸一川開門見山地向華夏能源網(wǎng)表示。

從1978年至今，中國進行了4次較大規(guī)模的電改。其中，影響最大的是2002年發(fā)布的電改5號文和2015年發(fā)布的電改9號文。

電改9號文之后，我國的電力體制改革持續(xù)堅定地走在了“市場發(fā)揮配置資源的基礎(chǔ)性作用”這條大路上。目前，中國電力市場已初步形成“管住中間、放開兩頭”的總體架構(gòu)。

但是，光伏、風電等新能源市場化進程遠遠落后于煤電等主力電源，成為最后一個價格體制還基本停留在行政定價階段的大體量裝機電源。

從2006年頒布《可再生能源法》算起，新能源就開始執(zhí)行固定上網(wǎng)電價政策。2015年后，開始實施保障性收購政策，也就是按照國家可再生能源消納保障機制、比重目標等，由電網(wǎng)企業(yè)承擔電量收購的義務。

“2015年電力市場化改革重啟后，電力價格體系以及價格形成基礎(chǔ)都發(fā)生了根本性變化。而目前我國大部分的新能源發(fā)電仍處于計劃體制下，價格不由供需決定。以前新能源裝機容量還小，非市場化對價格信號的扭曲還不甚明顯，但也導致了新能源部分資源錯配，如今新能源裝機占比超過40%，預計2025年非化石能源消費比重將提高到20%左右，將使得新能源價格體系在整個電力系統(tǒng)中越來越不兼容，在實際運行中表現(xiàn)為產(chǎn)能投建‘一窩蜂’、裝機越來越多消納卻越來越難，以及‘非技術(shù)成本’越來越高等諸多困擾。”陸一川說。

陸一川進一步解釋道：“調(diào)節(jié)供需靠價格信號，要解決發(fā)展過程中暴露出來的問題，需要回答如何形成真實反映供需趨勢的市場價格信號。新能源行政定價機制與電力市場化改革的大方向已形成很底層的矛盾，不得不改了。”

很顯然，新能源行業(yè)已經(jīng)走在市場化的道路上。136號文明確，新能源項目（風電、太陽能發(fā)電）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可選擇接受基于市場價格確定的周期較長的“類差價合約”。

為了保障市場平穩(wěn)運行，減少改革帶來的沖擊，136號文以2025年6月1日為節(jié)點劃分存量項目和增量項目，老項目接近繼承老辦法，新項目新辦法。同時，建立可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)每月按機制電價開展差價結(jié)算。市場交易均價與機制電價的差額總額可以以納入當?shù)叵到y(tǒng)運行費用等方式疏導。

“價格帽”將逐步釋放

“適當放寬現(xiàn)貨市場限價”是136號文中非常有含金量的一句話。

陸一川表示，電力是一種價格彈性很強的大宗商品，所以市場交易規(guī)則往往會設(shè)置“價格帽”（華夏能源網(wǎng)注：電力市場可成交的最高價格和最低價格，防止市場價格過于劇烈波動）?。從國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場試點省份發(fā)布的數(shù)據(jù)看，這個“價格帽”區(qū)間相對國外較為成熟的電力市場是比較窄的，體現(xiàn)了改革的謹慎、穩(wěn)妥。

陸一川判斷，136號文實施后，一個真正基于市場供需關(guān)系的電力市場形成，“價格帽”的上下價差將會逐步釋放出來。而現(xiàn)貨價格波動區(qū)間和頻次的增大，正是儲能及其他調(diào)節(jié)性資源最重要的預期收入來源。這個變化將為這類資產(chǎn)提供來自于供需矛盾的真實需求，并獲得合理的回報。

值得一提的是，136號文雖然明確“適當放寬現(xiàn)貨市場限價”，但也表示現(xiàn)貨市場申報價格上限和下限“具體由省級價格主管部?商有關(guān)部?制定并適時調(diào)整”。

“這是因為各省的經(jīng)濟結(jié)構(gòu)和發(fā)展水平不一樣，終端電價承受波動的能力不一樣，所以把這個自由度下放給了各省。”陸一川表示，“這就如同一個方程式，文件把X、Y都定了，而系數(shù)留給各省來定。”

未來項目投資的關(guān)鍵

面對新能源全面入市和電價政策的調(diào)整，很多投資企業(yè)表示非常茫然，對未來新能源項目的收益十分擔憂。業(yè)界普遍的觀點是，收益率肯定會降低，但降低到多少不知道。

隨著新能源電力的全面入市，新能源項目的競爭會加劇是必然。那么未來，新能源項目還能不能投資？陸一川認為，一切投資都要考慮兩個因素，一個是現(xiàn)金流預期值，另一個是這個預期值的不確定性。

在固定電價機制下，收購的電量是確定的，電價是確定的，所有的收入都可以明明白白計算出來，所以現(xiàn)金流的不確定性不高，只有電量可以正比例地影響它，現(xiàn)金流風險完全取決于發(fā)電量風險。但市場化之后，電量和電價都不能保證，更高維度的風險也就出現(xiàn)了。

“項目選擇會很重要。普遍性的躺賺不可能再有，但豐厚盈利的項目依然會有。哪些項目能夠盈利，主要看三點，一是初始投資，二是交易策略，三是項目所在的區(qū)域和設(shè)備質(zhì)量。”陸一川告訴華夏能源網(wǎng)。

136號文雖然對電力市場改革做了頂層設(shè)計，地方如何落實和執(zhí)行也是重要因素。截止目前，還沒有一個地區(qū)出臺響應136號文的政策，但136號文明確提出，“各地要在2025年底前出臺并實施具體方案”。在將來，各地出臺的政策將帶來哪些“驚喜”，非常值得業(yè)界期待。