秦海巖：貫徹落實“136號文件”，促進新動力高質量可持續發展
2025年2月9日，國家發展改造委、國家動力局聯合印發《關于深化新動力上網電價市場化改造 促進新動力高質量發展的告訴》(發改價格〔2025〕136號)（以下簡稱“136號文件”），這是新形勢下推動新動力高質量發展，實現動力轉型和碳達峰、碳中和任務目標的主要基礎性軌制。本文基于個人懂得，來討論若何落實好文件包養情婦精力，才幹保證新動力裝機規模和發電量占比的穩定增長，助力處所經濟發展以及碳達峰、碳中和目標的實現。
一、“136號文件”的出臺，是在電力市場化改造不斷深化過程中，統一各地政策和市場規則，確保新動力高質量發展的及時雨
1.2006年可再生動力法失效以來，可再生動力發電量收購原則在不斷發生變化，可再生動力發電量參與電力市場的比例正在逐年加年夜。
新動力項目投資收益的不確定性風險加年夜，導致投資積極性下降，假如不完美相關政策，將會影響新動力裝機規模的持續增長，影響“雙碳”目標的實現。
2006年開始實施的《可再生動力法》中明確了可再生動力電量的全額收購軌制，一切可再生動力發電項目“強制上網，發電量全額收購”。
2016年3月24日，國家發展改造委發布《可再生動力發電全額保證性收購治理辦法》（發改動力〔2016〕625號），音顯然不太對勁。初次提出可再生動力并網發電項目年發電量分為保證性收購電量和市場買賣電量兩部門。保證性收購電量部門優先設定發電計劃，簽訂優先發電合同（實物合同或差價合同），依照國家確定的上網標桿電價收購。市場買賣電量部門通過市場競爭方法獲得發電合同，電網企業依照優先調度原則執行發電合同。市場買賣電量部門，依照新動力標桿上網電價與當地煤電標桿上網電價（含脫硫、脫銷、除塵）的差額享用可再生動力補貼。對可再生動力發電受限地區，由國務院動力主管部門依照“年滿負荷應用小時數”的方法審定保證性收購電量，不存在限電的地區，仍需全額收購。
2024年3月18日，國家發展改造委發布《全額保證性收購可再生動力電量監管辦法》（國家發改委15號令），這是對2007年國家電力監管委員會25號令《電網企業全額收購可再生動力電量監管辦法》的修訂。新的監管辦法明確可再生動力發電項目標上網電量包含保證性收購電量和市場買賣電量兩部門，根據可再生動力電力消納責任權重制訂保證性收購政策，正式開啟了“最低保證小時數+市場買賣”的混雜定價形式。
包養意思今朝來看，各處所執行保證性收購政策差別很年夜，保證性電量廣泛偏低，并且有逐年減少的趨勢。山東、河北南網等地規定風電執行70%的保證性收購比例；蒙西集中式風電保證性電量只要390小時、蒙東790小時、江蘇也只要800小時；有些省份的集中式光伏項目只要100多小時，其余電量所有的進行市場化買賣；青海省已經所有的推向了市場。
在保證性收購電量逐年降落的同時，新動力參與電力現貨市場構成的上網電價廣泛偏低。風電和光伏年夜發期間，現貨市場基礎是地板價，尤其是光伏發電，因為發電“同時性較高”，在光伏裝機占比年夜的地區，已經出現長時間的負電價。
在各地政策不斷調整，電量和電價不確定性不斷增添的情況下，企業的原有投資決策模子掉往了基礎，投資收益不確定性風險增添，導致企業無所適從，投資積極性明顯降落。發展下往，將會嚴重影響新動力裝機規模的持續增長，影響我國碳達峰、碳中和目標的實現。
2.新動力全電量參與現貨市場是建設統一電力市場體系的基礎。
隨著新動力裝機和發電量占比的不斷進步，新動力全電量參與市場，防止市場割裂，才幹實現市場的完全性，才幹樹立統一的電力市場，這樣才幹讓市場機制發揮應有的感化。正如《關于加速建設全國統一電力市場體系的指導意見》中提出的“推進適應動力結構轉型的電力市場機制建設，有序推動新動力參與市場買賣，科學指導電力規劃和有用投資，發揮電力市場對動力清潔低碳轉型的支撐感化”。同時，隨著新動力在電力系統中的裝機規模和發電量年夜幅增添，對電力系統的靈活性提出了更高請求。電力系統內并不缺少靈活性資源，而是缺乏調動這些靈活性的市場機制。通過市場化機制可以解決高比例新動力并網面臨的電力系統調節才能問題，有利于消納新動力電力。可再生動力開發應用的“優等生”德國，2024年實現了47%的電力來自風電和光伏，這么高比例的新動力電力系統，并沒有帶來電價本錢的高漲，還出現了隨著新動力裝機增長，備用容量反而降落的情況，被稱為高比例新動力接進下的“德國均衡悖論”，此中最主要的緣由就是其不斷改進的電力市場機制。
包養價格ptt3.新動力可持續發展價格結算機制是下降新動力發電項目市場不確定性風險，穩定項目收益預期，保證企業投資積極性，更好支撐新動力發展規劃目標實現的主要機制。
可持續發展價格結算機制，即大師所稱的機制電價政策，是為風電光伏等新動力引進的新的電價機制，實質是一種差價結算機制。對納進機制范圍內的電量，依照確定的“機制電價”與“市場買賣均價”的價差進行結算，當“市場買賣均價”低于“機制電價”時給予差價補償，高于“機制電價”時扣除差價。通過這種“多退少補”的結算方法，進步新動力項目投資收益的預期，下降市場不確定性風險。新動力項目本錢重要是來自初始投資的固定本錢，變動本錢極小，且投資收受接管期長達8年以上。是以，新動力項目標投資收益確定性至關主要，直接關乎企業的投資積極性。新動力項目融資比例凡是在80%擺佈，本錢收受接管期內，融資本錢構成度電本錢的重要部門。進步收益確定性，穩定預期，可以下降融資本錢，進而下降度電本錢。
二、政策執行後果取決于處所具體實施計劃
“136號文件”給出了“可持續發展價格結算機制”的基礎原則和實施框架。但納進機制的新動力“電量規模”、“電價程度（機制電價）”、“執行刻日”、“差價結算方法”、“加入規則”等具體實施的細則，需求處所價格主管部門包養一個月價錢、動力主管部門、電力運行主管部門等通過出臺實施計劃，予以具體明確。該機制與新動力技術、產業發展、電力市場、電力系統等方面相關，又觸及處所當局分歧部門、發電企業、電網企業、終端用戶等眾多分歧訴求的好處主體，需求統一思惟，統一目標，統籌協調，才幹實現政策初志，起到促進新動力發展的感化，堅持新動力裝機的持續增長，不斷進步新動力的發電量占比，而不是背道而馳，形成新動力發展受阻，影響我國碳達峰、碳中和目標的實現。
事關新動力可否安康可持續發展，各處所動力主管部門尤其需包養條件求高度關注，積極履職。落實好“136號文件”，重要有以下幾個關鍵要素和環節：
1.若何確定本省每年新增納進機制的電量總規模
每年有幾多新增電量可以納進“可持續發展價格結算機制”，會對本省新動力新增裝機規模產生主要影響，某種水平上甚至決定了該省新增裝機規模。根據今朝各省電力市場運行的情況看，新動力參與電力現貨市場構成的上網電價廣泛偏低，並且我國電力現貨市場運行時間還不長，市場規則還在不斷完美，未來市場的不確定性很是高，假如不克不及享用“可持續發展價格結算機制”，對沖市場風險，良多項目就會擱淺。並且，沒有一個相對確定的項目投資收益模子，電力企業的投資決策也無法進行，也會導致投資停擺。所以，若何確定每年新增納進機制的電量總規模，需求處所當局高度重視，至多需求針對如下原因統籌考慮：
1.1 “年度非水電可再生動力電力消納責任權重”完成情況
“136號文件”中，請求“每年新增納進機制的電量規模救助站門面狹窄又老舊，裡頭冷冷清清。服務台後面，由各地根據國家下達的年度非水電可再生動力電力消納責任權重完成情況，以及用戶蒙受才能等原因確定。超越消納責任權重的，次年可適當減少；未完成的，次年可適當增添。”
“年度非水電可再生動力電力消納責任權重”是指2019年，國家發展改造委、國家動力局聯合印發《關于樹立健全可再生動力電力消納保證機制的告訴》，明確按省對電力消費應達到的可再生動力電量比重（即消納責任權重）進行規定和考察。2025年1月1日起實施的《中華國民共和國動力法》，第二十三條中進一個步驟明確“國務院動力主管部門會同國務院有關部門制訂并組織實施可再生動力在動力消費中的最低比重目標。國家完美可再生動力電力消納保證機制。”根據“年度非水電可再生動力電力消納責任權重”來確定新增納進機制的電量規模，明確了“可持續發展價格結算機制”政策主要目標就是支撐國家可再生動力發展目標的實現。但需求指出的是，“年度非水電可再生動力電力消納責任權重”應該是最低目標，不應該成為下限。根據2023年完成情況來看，除西躲免于考察，新疆只監測外，全國一切省份均超額完成了國家下達的責任權重指標。僅按這個指標完成情況來確定“年度納進機制電量的總規模”，將會影響各省新增裝機規模的持續增長。
包養網1.2 各省的新動力發展規劃目標
隨著碳達峰、碳中和任務的深刻推進，鼎力發展新動力，加快風電光伏項目開發建設，已經成為各級處所當局實現綠色高質量發展的主要舉措。各省在其2025年當局任務報告中，針對新動力產業，基于本省資源稟賦、產業發展形勢，制訂了具體行動計劃、提出了裝機目標。此中，內蒙古自治區力爭新增新動力并網4000萬千瓦；山東省力爭新動力和可再生動力裝機新增2000萬千瓦；河北省新增風電光伏并網裝機1300萬千瓦以上；寧夏自治區實現新增風電光伏裝機2060萬千瓦；廣東省加速建設新型動力體系，新增電源裝機3000萬千瓦；浙江省鼎力發展海上風電，確保新增電力裝機2000萬千瓦以上；吉林省新增新動力裝機600萬千瓦以上；安徽省新增可再生動力發電裝機600萬千瓦以上；云南省實現開工、投產新動力項目各1600萬千瓦以上；青海省清潔動力裝機衝破8200萬千瓦，新增清潔動力裝機將接近1500萬千瓦；甘肅省力爭新動力并網裝機衝破8000萬千瓦，反推新動力新增裝機將超過1200萬千瓦。粗略計算，僅上述省、區新增的清潔動力裝機目標就接近2億千瓦。
是以，為了確保這些目標的實現，各省應該依照本省的新動力規劃目標，以及已經投產和下一年度（未來12個月）將落成投產的裝機容量，參考當地雷同資源條件下的風光電站均勻應用小時數，測算出預計總的發電量，再考慮“136號文件”中強調的“單個項目申請納進機制的電量，可適當低于其所有的發電量”的請求，以及保證必定水平的競爭（不克不及一切項目、一切發電量都能享用機制電價，否則就掉往競價的意義了），分別給定一個公道的折減比例，最終確定每年新增納進機制的電量總規模。例如：某省，根據規劃目標和各企業已落成項目和開工建設項目情況，已有100萬千瓦風電和100萬千瓦光伏項目完成并網，預計年末還有900萬千瓦風電項目和500萬千瓦光伏項目可以落成并網，根據每個項目具體場址的資源條件，風電年均勻發電應用小時數3000小時，光伏年均勻發電應用小時數1200小時，測算出預計的總發電量=（900+100）萬千瓦×3000小時+（500+100）萬千瓦×1200小時=372億千瓦時。考慮單個項目納進機制電量的比例為90%，為了保證必定水平的競爭，再設定90%比例，得出下一年度納進新增納進機制的電量總規模為372億千瓦時×90%×90%=301.32億千瓦時。
1.3 新動力產業對處所經濟增長的帶動，對處所稅收就業的貢獻，產業持續安康發展的需求
2024年，全國新動力行業產值約2.2萬億元，直接就業人數超300萬人，減少二氧化碳排放約18.6億噸。新動力行業已經成為主要的戰略新興產業，是主要的新質生產力，是綠色轉型發展的新引擎。風電光伏已經成為良多處所經濟的主要支柱產業。是以，各省在確定“年度納進機制電量的總規模”時，要把支撐新動力產業的持續安康發展，作為主要考量原因。各地資源稟賦分歧，產業基礎分歧，發展目標也分歧，分歧技術類型的新動力造價本錢也分歧，要支撐哪些產業、支撐的力度鉅細，需求隨機應變。所以分歧技術類型的新動力，需求分類確定電量規模，分類組織競價。好比，可以依照海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏分類確定電量規模，分類競價。
今朝，遼寧、廣東、山東、江蘇、廣西等沿海省份都在加年夜海上風電資源開發應用，努力于進步動力自給率，盡快實現碳達峰、碳中和，并帶動當地產業的發展，打造千億產業集群。海上風電發展正處于從遠洋走向深遠海的關鍵時期，造價和本錢遠高于陸上風電和光伏。只要堅持必定的裝機規模，才幹通過市場拉動，促進技術進步，實現本錢的進一個步驟降落。是以，各省在確定“年度納進機制電量的總規模”時，要把海上風電單獨分類。根據各省的海上風電發展規劃，以及後期經過競配確定的項目容量，來確定海上風電項目標機制電量規模。例如：遼寧省在本年年頭，通過競配確定了700萬千瓦省管海域的海上風電項目開發企業。假定這些項目在2027年12月所有的并網落成，年均勻發電小時數2800小時，假如確定單個項目進進機制電價的發電量下限為其年發電量的90%，這批項目可以在2026年組織機制電價的競價任務。是以，2027年年度機制電量的總規模中，應該單獨確定700萬千瓦×2800小時×90%=176.4億千瓦時的規模電量，作為海上風電項目競價的電量盤子，這樣才幹確保這些項目標順利實施。否則，沒有必定“機制電量”的保證，這些項今朝期投資決策掉往了依據，有能夠形成項目擱置，影響遼寧長期包養全省海上風電裝機目標的實現，影響整個海上風電產業發展，甚至影響遼寧通過海上風電帶動老工業基地轉型發展戰略目標的實現。廣東、江蘇、廣西、山東都有同樣的情況，均應該依照這種方法，分類確定電量規模，才幹堅定開發企業的信念，維護國企投資決策的合規性，確保項目如期投產。
國家發展改造委、國家動力局、農村農業部在2024年4月聯合發布“關于組織開展千鄉萬村馭風行動的告訴”，旨在通過鄉村風電開發建設助力鄉村振興。截至今朝，已經有15省，出臺了具體實施計劃（含征求意見稿），同意項目規模超1300萬千瓦。鑒于項目支出將作為村集體經濟支出的主要來源，事關中心鄉村振興戰略的實施，已經同意的項目和下一個步驟還將開展的項目，應該給予優先傾斜，所有的電量納進機制電量，機制電價可以依照均勻造價程度、各地資源情況和公道的全投資內部收益率（IRR）確定（下限不高于當地煤電基準價）。
1.4 當地區電力系統電源結構，電力消費結構和趨勢，新動力消納情況
為了實現碳達峰、碳中和目標，電力系統率先脫碳，是全社會實現碳中和的基礎。這就請求新動力從補充動力慢慢成為主體動力。有關研討綜述顯示：風光的裝機容量只要達到最年夜負荷的3～8倍，才幹夠既滿足每時包養網每刻的電力需求，又實現電力部門溫室氣體減排80%以上。構建新動力為主體的新型電力系統面臨一系列挑戰。此中最主要的任務是，通過市場機制和技術創新，不斷增強系統靈活性，以應對風光出力波動性帶來的功率均衡問題。除了擴年夜電網均衡范圍；建設各類儲能設施；電力與工業、路況、建筑部門的進一個步驟耦合；需求側靈活性（聰明動力系統）；電力燃料化等等之外，公道規劃風光裝機配比是今朝被廣泛疏忽，又極具現實和長遠價值，可以疾速緩解某些地區消納瓶頸的主要手腕。具體研討結論和規劃方式，可以參考國家電網東南公司范越等的論文《風光配比對系統的影響及規劃建議》【1】，結論是2030年東南地區風光最佳配比是3：1；中國電力科學研討院李湃等的論文《基于源荷婚配的區域電網風光儲容量配比優化方式》【2】 ，結論是選取的某地區，風光最優配比是5.7：1。今朝全國良多地區，風光配比明顯是與最優結構相反的。是以，此次“136號文件”也為各地區調整新動力結構，使其達到最優比，供給了手腕。
1.5 “雙碳”目標
聯合國當局間氣候變化專門委員會（IPCC）研討認為，為把全球升溫把持在1.5℃擺佈，2050年可再生動力應占電力供應的70%～85%。國際動力署（IEA）、國際可再生動力署（IRENA）等機構的研討也指出，2050年全球85%～90%的發電將來自可再生動力。2023年中美關于加強一起配合應對氣候危機的陽光之鄉聲明、第二十八屆聯合國氣候變化年夜會的全球可再生動力和動力效力承諾，均提出盡力爭取到2030年全球可再生動力裝機增至3倍。原國家動力局局長章建華發表簽名文章指出：風電光伏是新動力發展的主體。2060年前實現碳中和，我國風電光伏裝機規模將達到50億千瓦包養留言板以上，約是今朝裝機總量的5倍。清華年夜學碳中和研討院發布的《中國碳中和目標下的風光技術瞻望》報告指出，在碳中和目標下，預計到2030年我國風光總裝機容量無望達到22～24億千瓦，2060年達到55～76億千瓦。要實現上述測算目標，無疑新動力裝機還需求堅持持續增長。
今朝新動力技術還在不斷進步，電力市場還在完美中，綠色電力消費還處于起步階段，新動力項目從“保量保價”過渡到所有的進進市場，尚需一段過渡期。中國新動力產業，從無到有，從小到年夜，從跟隨到引領，發展玉成球數一數二的戰略新興產業，此中最年夜的驅動力就是“可再生動力法”以及一系列與時俱進的政策辦法。“136號文件”也是一樣，各省只要隨機應變，將足夠規模的新動力電量納進“可持續發展價格結算機制”，才幹實現新動力安康持續發展。否則，很能夠形成新動力行業的硬著陸，裝機規模斷崖式降落，使產業發展中途而廢，錯掉難得的發展機遇。
1.6 對終端電價的影響
“可持續發展價格結算機制”產生的差價，由電網企業開展差價結算，結算價格納進當地系統運行價格。各地當局部門很是擔心納進“可持續發展價格結算機制”的電量多了，會導致系統運行價格增添，致使系統運行價格賬戶出現年夜面積虧損，需求通過工商業用戶分攤，最終導致工商業電價上漲。
答覆上述“可持續發展價格結算機制”會對工商業用戶電價產生什么樣的影響，包養網推薦我們可以從兩個視角來看，一是根據市場買賣情況，看差價結算結果是正值，可以補貼系統運行價格；還是負值，增添了系統運行價格的負擔？另一個視角是更本質的問題，隨著可再生動力并網規模的增添，會若何影響終端電價？
1.6.1 差價結算是正還是負？
依照“136號文件”規定，差價結算價格=機制電量×（市場買賣均價-機制電價）。在現貨市場連續運行地區，市場買賣均價原則上依照月度發電側實時市場同類項目加路上遇見了熟悉的鄰居，對方打招呼道：「小微怎麼權均勻價格確定；電力現貨市場未連續運行地區，市場買賣均價原則上依包養網照買賣活躍周期的發電側中長期買賣同類項目加權均勻價格確定。所以，差價結算正負取決于市場買賣均價和機制電價的差。
我們假定機制電價，分別是各地煤電基準電價和根據各地新動力造價程度，資源情況（決定年發電量），公道的全投資內部收益率（IRR）6%，推算出的電價，即鎖定公道收益反推電價，我們權且稱為“公道收益電價”。應該留意這個“公道收益電價”假設的造價程度是不包括“非技術本錢”的。今朝，各地區多幾多少都存在給新動力攤派非技術本錢的行為。各省在確定“機制電價”的時候，要考慮這些已經為本省作出貢獻項目標情況，公道包養網VIP確定“機制電價”，否則會嚴重影響這些項目標收益預期。當然，“136號文件”出臺后，各省應該考慮各種非技術本錢的攤派會帶來的負面影響，依照中心請求撤消各種攤派，讓新動力回歸到發電的本質，靠發電自己為當地經濟發展和實現動力轉型作貢獻。
我們搜集了2024年部門省份的風電光伏實時市場買賣均價，中長期買賣均價（風電光伏沒有進進中長期市場的，依照發電側煤電中長期加權均勻價格確定），各地煤電基準電價，跟上述兩種假定的機制電價對比見表三。
測算邊界條件：發電小時數不考慮限電原因、造價不包括非技術本錢；
煤電邊際本錢，參考備注【3】；
資料來源：國家氣象局、國家電投《新動力電站單位千瓦造價標準值（2024）》、鑒衡認證。
從表三可以得出結論：
1） 依照今朝市場買賣情況：
——假如依照煤電基準電價作為機制電價，除少數區域外，年夜部門區域差價結算是負值，會導致工商業電價上漲。
——假如依照風電光伏“公道收益電價”作為機制電價，年夜部門地區是正值，不會導致工商業電價上漲，還會為系統運行價格增添盈余，可以進一個步驟補貼輔助服務，或許下降工商業電價。
2）隨著風電光伏并網規模的增添，風電光伏實時市場買賣均價理論上會不斷降落，會不會最終導致市場買賣均價小于“公道收益電價”，從而使差價結算變為負值？
今朝，我國煤電發電量占繫方式，只是從未聊過天。比仍高達60%，風光發電量占比較年夜的地區也只要20%～30%，所以在現貨市場上，絕年夜部門時間邊際機組都應該是煤電機組。是以煤電機組是邊際機組的時候，依照邊際本錢定價的市場規則，出清價格至多是煤電的邊際本錢。參見表三，煤電邊際本錢比風電光伏“鎖定公道收益率反推電價”高1～2毛擺佈。是以，假如機制電價依照“鎖定公道收益反推電價”確定，系統運行價格賬戶就是盈余的。正如張樹偉博士在其“中國試水新動力價格新機制，電力部門脫碳加快？”文章中闡述的：“在山東市場，煤電發電量占比仍高達70%，在年夜多數時間，煤電機組應該是決定市場邊際本錢的主導原因。由于煤電的邊際本錢凡是是年夜于零的（因為燃料、運維本錢較高），理論上市場電價也應該堅持一個正值。但現貨市場出現過連續十幾個小時的負電價。這是煤電通過長期合同鎖定80%以上的發電量與高價格，現貨市場規模受限，新動力進進“自我彼此競爭”的雙邊買賣。形成現貨小市場維持“余量”市場，形成風光發電時段電價長期低迷，年夜幅低于機制電價。”這種情況不扭轉，市場規則不進一個步驟完美，必定會導致系統運行價格年夜幅上漲，由工商業用戶分攤，最終導致工包養網商業電價上漲。是以，“136號文件”可否落實好，不僅取決于該文件自己，還需求電力市場規則的修訂完美。
1.6.2 可再生動力并網規模的增添，會導致終端電價的上漲還是降落？
關于這個問題，我們可以借鑒德包養價格國可再生動力并網規模不斷增添，對終端電價帶來的影響。張樹偉博士在《轉型中的電力系統》一書中提到：“德國均勻意義上的躉售電程度，在2008年之后，從60歐元/兆瓦時以上一路下跌，到2016年，均勻已經不到40歐元/兆瓦時，也就是3～4歐分/千瓦時的程度，在某些時段時不時出現負的電價程度。英國經濟學人雜志的文章《How to lose half a trillion euros》生動地描寫了這一過程。眾多文獻的檢驗表白，在當前的電源結構下，可再生動力每增添100萬千瓦，市場的價格程度包養網能夠就跌落6～10歐元。
american市場中，Weber和Woerman(2022)對得克薩斯州電力市場2012～2019年數據的回歸剖析顯示：每增添1GWh的風力發電量，就會使批發電價均勻降落0.26美分/kWh，並且這種影響在統計學上很是顯著。這與需求降落的效應基礎雷同。進一個步驟逐小時分別回歸顯示：價格影響的鉅細是由化石動力機組供應曲線的邊際斜率決定的，在剩余需求較年夜（風光出力缺乏）的時候，價格影響更年夜。
那么，消費者從降落的……電價中會獲得好處嗎？對整體電力消費者而言，短期內謎底無疑是確定的。因為可再生動力大批的利潤從德國發電商轉移到了用電用戶。
2008～2015年，德國電力批發市場現貨價格降落超過50%，從70～80歐元/MWh的程度降落到了缺乏30歐元/MWh。緣由是多方面的，包含2008年世界金融危機之后動力價格的低迷（可以解釋價格降落超過1/4）,經濟原因形成的需求不振與碳價格的走低（可以解釋超過1/4），以及我們在本章剖析的可再生動力的“調度順序”效應，貢獻也超過1/4。2016～2019年則有所反彈，其反彈也是多種原因感化的結果，包含天氣形成的可再生動力出力減少，以及同期的碳市場價格越來越高，達到明顯的50歐元～100/噸的程度。”
圖一：德國批發市場電價降落50%以上的貢獻原因
由上可見，我國新動力發電量占比遠沒有達到德國風光發電量占比47%的水平，遠沒有達到因為新動力并網規模增添，導致系統本錢的年夜幅度增添的水平。是以，新動力度電本錢已經遠低于煤電機組，新動力電量參與現貨市場買賣，必定會下降市場買賣電價，下降終端用戶電價程度。新動力紅利可否傳導到終端用戶，關鍵是市場規則的設計和制訂。
總之，發展新動力不僅不會導致終端電價的上漲，反而是保證電價長期穩定，規避化石動力價格劇烈波動的穩定器。
2.若何確定具體增量項目標機制電價和機制電量
“136號文件”規定：“2025年6月1日起投產的新動力增量項目，機制電價，由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納進過機制執行范圍的項目自愿參與競價構成，初期對本錢差異年夜的可按技術類型分類組織。競價時按報價從低到高確定進選項目，機制電價原則上按進選項目最高報價確定、但不得高于競價下限。競價下限由省級價格主管部門考慮公道本錢收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶蒙受才能等原因確定，初期可考慮本錢原因、防止無序競爭等設定競價上限。”
具體項目標機制電價和機制電量需求通過競價的方法來確定。關于競價的具體操縱，有如下幾方面內容需求通過實施細則予以明確：
2.1 參與競價的項目資格條件、競價任務組織頻率、掉信的懲罰機制
文件規定“已投產和未來12包養網心得個月內投產、且未納進過機制執行范圍的項目自愿參與競價”。
關于“投產”，各省需求明確定義，防止今后產生爭議，就像2019年撤消補貼的政策文件中對“并網”，沒有明確的定義，導致產生分歧的懂得，因觸及眾多項目可否拿到補貼，形成很年夜的牴觸。所以，規定明白“投產”是“項目同意容量所有的建成并網”，還是其他，很是需要。
因新動力建設速率較快，文件允許“未來12個月內投產”的項目參與競價，投資企業可以在開工前或投資決策前，明確能否能享用機制電價政策，可以減少投資收益的不確定性，有助于堅定企業的信念，進步企業投資新動力項目標積極性。但需求留意的是，假如進選項目未能如期投產怎么解決，“136號文件”規定，機制電價政策執行的刻日，從項目申報的投產每日天期開始計算。項目假如不克不及如期投產，會減少項目享用機制電價政策的時間，扣除延期時間對應的機制電量。好比某項目通過競價確定的機制電量總數是2000萬千瓦時，項目投產時間延期半年，則該項目享用機制電量的總數，要扣除1000萬千瓦時。除了這個之外，是不是還需求其他懲罰辦法，好比規定可以延遲的刻日（半年？九個月？），過了刻日撤消資格，甚至投資主體一段時間內不克不及參與新項目標競價。制包養網訂必定的懲罰辦法，是為了防止企業拿不具備建設條件的項目參與競價，擾亂競價次序，導致價格掉真，并且浪費指標，影響新動力項目建設規模。
關于開展競價任務的頻次，各地可根據當地區新動力項目規劃核準備案情況和開發節奏，屢次組織、隨時組織。
2.2 確定機制電量、機制電價的基礎原則和方式
“136號文件”規定：競價時按報價從低到高確定進選項目，機制電價原則上按進選項目最高報價確定、但不得高于競價下限。
參與競價的項目報量報價，將一切項目按申報價格由低到高排序，直至滿足此次競價確定的總機制電量規模。依照邊際出清的方法確定出清價格，即最后一個進選項目標申報價格作為此次競價的機制電價，但不得高于競價下限。例如：某省2026年組織競價任務，根據發展需求，依照海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏分類確定了總機制電量規模。我們僅拿陸上風電為例，好比此次競價確定的陸上風電總機制電量規模100億千瓦時，競價下限0.35元/千瓦時。共有ABCDEF六個項目參與競價，A項目申報電量20億千瓦時，電價0.25元/千瓦時；B項目申報電量10億千瓦時，電價0.26元/千瓦時；C項目申報包養網電量35億千瓦時，電價0.28元/千瓦時；D項目申報電量20億千瓦時，電價0.29元/千瓦時；E項目申報電量30億千瓦時，電價0.3元/千瓦時；F項目申報電量15億千瓦時，電價0.32元/千瓦時。依照邊際出清的規則，ABCD項目依照本身的申報電量進選，但他們的總電量加總85億千瓦時，比機制電量總規模還差15億千瓦時，則項目E可以有15億千瓦時電量進選，F項目不進選，但保存其參加后續競價的資格。最終機制電價依照項目E的申報價格0.3元/千瓦時確定。邊際出清價格不克不及高于最高限價。
邊際出清是確定機制電量和電價的基礎原則和方式，但此中有些具體問題還需求進一個步驟明確：
2.2.1 參與競價的單個項目若何申報電量
“136號文件”規定單個項目申請納進機制的電量“可適當低于其所有的發電量”，各省可以根據新動力項目技術成熟度、本錢造價、發展需求、發電量預測誤差、省內項目競爭水平確定單個項目標申報電量的最高比例，好比80%～90%。例如：某風電項目標裝機容量是50萬千瓦，當地同類資源區風電項目均勻發電應用小時數是3000小時，則該風電項目預測發電量為15億千瓦時（50萬千瓦×3000小時）。假如規定的最高申報電量比例下限為85%，則該風電項目申報的電量下限為12.75億千瓦時（15億千瓦時×85%）。
今朝，海上風電造價程度較高，發電量不確定性高，投資風險較年夜，產業處于技術創新和本錢降落的關鍵期，需求重點攙扶。是以，對于海上風電項目，單個項目允許申報的電量比例包養可以適當加年夜，至多90%。
2.2.2 當邊際項目標電量不克不及所有的進選時，若何操縱
邊際項目標申報電量加總后，很難正好與總機制電量規模分歧。會有幾種各分歧的情形，舉例說明如下：
情形一：某省風電競價規模為100億千瓦時，競價下限為0.34元/千瓦時。風電場A申報電量50億千瓦時、申報價格為0.29元/千瓦時，風電場B申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.30元/千瓦時，風電場C申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時，風電場D申報電量為100億千瓦時、申報價格為0.33元/千瓦時。根據競價原則，機制電價為風電場C申報的0.32元/千瓦時；風電場A申報的50億千瓦時、風電場B申報的25億千瓦時、風電場C申報的25億千瓦時所有的納進機制。風電場D不納進機制，保存其參加后續競價的資格。
情形二：某省風電競價規模為100億千瓦時，競價下限為0.34元/千瓦時。風電場A申報電量50億千瓦時、申報價格為0.29元/千瓦時，風電場B申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.30元/千瓦時，風電場C申報電量為25億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時台灣包養網，風電場D申報電量為100億千瓦時、申報價格為0.32元/千瓦時。根據競價原則，機制電價為風電場包養網pptC和風電場D配合申報的0.32元/千瓦時；風電場A申報的50億千瓦時、風電場B申報的25億千瓦時所有的納進機制，減往風電場A和B申報的75億千瓦時，機制電量規模還剩余25億千瓦時。若何在風電場C和D之間分派？
情形二出現了邊際項目標申報電量不克不及所有的納進的情況。極端情況下，對于邊際項目，還剩極少可以分派的機制電量，與該項目申報電量差距很年夜。好比風電場D，假如享用的機制電量遠遠小于其申報電量，會導致該項目標收益不確定性增年夜，影響投資決策，針對這種情況，需求制訂妥當的處理辦法。
好比，允許其可自立選擇按競價結果執行或許加入本次競價。一旦項目選擇加入，則出現競價產生的電量規模低于事前確定的總規模的情況。情形二中，假如風電場C和D均選擇加入本次競價，則此次競價產生的電量規模比確定的100億千瓦時的總規模，減少了25億千瓦時。
別的的方法是將該項目申報電量所有的納進機制，結果是競價產生的電量規模年夜于競價規模。情形二中，假如風電場C和D申報電量所有的納進，則此次競價產生的電量規模增至200億千瓦時。假如增添的機制電量很年夜，可以鄙人一次競價，確定總機制電量規模時，適當減少。
還可以按他們申報電量的比例進行分派，風電場C有5億千瓦時，風電場D有20億千瓦時進選，風電場C和D可以自選是不是接收這種分派方法。
總之，若何均衡邊際項目標電量和總規模電量，需求拿出具體的辦法，才幹確保競價任務公正科學公道。下降投資企業的不確定性風險，維護投資企業的積極性。
3.進選項目若何進行差價結算
針對單個項目標差價結算，文件規定“對納進機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場買賣均價與機制電價的差額納進當地系統運行價格。電力現貨市場連續運行地區，市場買賣均價原則上依照月度發電側實時市場同類項目加權均勻價格確定；電力現貨市場未連續運行地區，市場買賣均價原則上依照買賣活躍周期的發電側中長期買賣同類項目加權均勻價格確定。”
即，月度差價結算價格=當月分化的機制電量×（機制電價-當月市場買賣均價），當單個項目在現貨市場獲得的買賣均價高于機制電價時，電力企業退回相應價格給電網公司；在現貨市場獲得的買賣均價低于機制電價時，電網公司負責補償相應價格。電網公司結算后納進系統運行價格。這里面需求留意的是，作為結算的參考電價（市場買賣均價），不是單個項目本身自己的市場買賣均價，是一切同類項目標當月市場買賣加權均價。完成月度差價結算任務，需求確定如下事項：
3.1 單個項目年度機制電量若何分化到月度
簡便易行的方法，就是制訂一個比例，每月依照單個項目實際上網電量乘以該比例，作為月度結算的機制電量。這個比例可以每個月都一樣，也可以每月單獨確定。但無論何種方法，12個月內，月度結算的機制電量累計達到年度機制電量時，當月超過部門及后續月份不再執行機制電價。假如12個月累計未達到年度機制電量，缺額部門將不再予以清理，不跨年滾動。
（1）每月依照統一比例結算，該比例可所以競價確定的機制電量與預測的年總發電量的比值。月度結算機制電量等于各月實際上網電量與該比例的乘積。
例如，某風電項目競價確定的年度機制電量12億千瓦時，預測年總發電量15億千瓦時，則每月結算的機制電量，是當月實際發電量的80%。
下表數據展現實際上網電量超過預測電量的情況，1-10月按一切上網電量的 80%計算，到11月份僅需求0.8億千瓦時即可達到年度機制電量，11月剩余部門以及12月電量將結束執行。
下表數據展現小風年或許市場買賣導致實際上網電量小于預測電量的情況，12個月累計僅有10.88億包養網千瓦時進進機制電量，缺乏12億千瓦時的1.12億千瓦時（=12-10.88億千瓦時）部門不再滾動包養妹至下一年。
（2）投資企業和當局事前確定各月比例，月度結算的機制電量等于各月實際上網電量與給定的各月比例的乘積。
例如，某風電項目年度機制電量12億千瓦時，各月度比例事前確定。
下表數據展現實際上包養網網電量超過預測電量的情況，1-10月一切上網電量均按事前確定的百分比計進，到11月僅需求0.8億千瓦時即可達到年度機制電量，11月剩余部門以及12月電量將結束執行。
下表數據展現小風年或許市場買賣導致實際上網電量小于預測電量的情況，12個月累計僅有10.91億千瓦時進進機制電量，缺乏12億千瓦時的1.09億千瓦時(=12-10.91 億千瓦時)部門不不再滾動至下一年。
（3）為防止由于設置比例而導致實際上網電量超過12億千瓦時而納進機制電量小于12億千瓦時的情況，可選擇每月依照所有的電量計進，直到達到12億千瓦時為止。
假如出現實際上網電量小于12億千瓦時的情況，企業還是要自認損掉，不向下一年滾動。
3.2 若何確定差價結算的參考價（市場買賣均價）
“136號文件”規定，在電力現貨市場連續運行地區，將同類項目標月度發電側實時市場加權均勻價格，作為結算的參考價。
舉例說明：某省電力現貨連續運行，假設全省共有A、B、C、D 4個風電場，分別位于分歧節點。某月，A風電場包養條件實時市場加權均勻電價是0.2元/千瓦時，實際上網電量2.5億千瓦時；B風電場實時市場加權均勻電價是0.25元/千瓦甜心花園時，實際上網電量2.5億千瓦時；C風電場實時市場加權均勻電價是0.3元/千瓦時，實際上網電量2億千瓦時；D風電場實時市場加權均勻電價是0.35元/千瓦時，實際上網電量2億千瓦時。當月本省風電項目標結算參考價是：（0.2×2.5+0.25×2.5+0.3×2+0.35×2）/（2.5+2.5+2+2）=0.27元/千瓦時。每個項目該月結算的價格分別是：
（1）假定機制電價是0.25元/千瓦時，每個項目標月度機制電量都是1.5億千瓦時，每包養網度電結算差價是0.25-0.27=-0.02元/千瓦時。一切風電場都應該退還一部門價格，A風電場機制電量的結算價格=1.5億千瓦時×（0.2-0.02）元/千瓦時=2700萬元；B風電場機制電量結算價格=1.5億千瓦時×（0.25-0.02）元/千瓦時=3450萬元；C風電場機制電量結算價格=1.5億千瓦時×（0.3-0.02）元/千瓦時=4200萬元；D風電場機制電量結算價格=1.5億千瓦時×（0.35-0.02）元/千瓦時=4950萬元。
（2）假定機制電價是0.3元/千瓦時，每個項目標月度機制電量都是1.5億千瓦時，每度電結算差價是0.3-0.27=0.03元/千瓦時。一切風電場都可以獲得補償，A風電場機制電量結算價格=1.5億千瓦時×（0.2+0.03）元/千瓦時=3450萬元；B風電場機制電量結算價格=1.5億千瓦時×（0.25+0.03）元/千瓦時=4200萬元；C風電場機制電量結算價格=1.5億千瓦時×（0.3+0.03）元/千瓦時=4950萬元；D風電場機制電量結算價格=1.5億千瓦時×（0.35+0.03）元/千瓦時=5700萬元。
電力現貨市場未連續運行地區，將買賣活躍周期的發電側中長期買賣同類項目加權均勻價格作為參考價。結算辦法跟上述現貨連續運行期一樣。
3.3 綠色電力證書歸屬
“136號文件”明確提出納進機制的電量“不重復獲得綠證收益”，這部門綠電的環境收益理論上應該歸屬承擔差價結算價格的工商業用戶，但若何分派和應用，需求各省進一個步驟明確。
4. 若何確定執行刻日、開始執行時間
“136號文件”規定增量項目，依照同類項目收受接管初始投資的均勻刻日確定，肇端時間按項目申報的投產時間確定。今朝，各省新動力項目收受接管初始投資的時間基礎在8～12年，各省可根據當地實際情況，分別確定海上風電、陸上風電、集中式光伏、分布式光伏的執行刻日。納進機制的新動力項目可以在執行期內自立選擇加入，但加入之后，不克不及再次進進機制。執行期內新動力項目機制電量每年能否可以自立調整？對于2015年6月1日前投產的存量項目文件規定可以，每年在機制電量規模范圍內可以減少，但不得高于上一年。對于新增項目，文件沒有明確規定，需求各省在實施計劃中確定。
文件規定執行機制電價的肇端時間按項目申報的投產時間確定。可是，項目實際的投產時間與其申報的投產時間紛歧致時，若何處理需求確定。如項目提早投產，則按項目申報的投產時間開始執行，執行刻日時長不變。如項目未定期投產，則從實際投產每日天期開始執行，實際投產每日天期前覆蓋的機制電量自動掉效。此種情況下，執行刻日依然從申報的投產時間開始計算且堅持不變，即項目實際的執行刻日縮短，會減少享用機制電量的規模。
5. 其他需求明確的問題：
5.1 競價下限和競價上限若何確定？
（1）競價下限依照文件規定，考慮公道本錢收益，綠色價值，電力供需形勢，用戶蒙受才能等原因確定。為了跟原有政策銜接，政策實施初期可考慮以當地煤電基準價作為下限。
（2）競價上限依照文件規定，初期可考慮本錢原因、防止無序競爭等設定。是以競價上限可以依照海上風電，陸上風電，集中式光伏，分布式光伏，等分歧技術類型的平準化度電本錢（LCOE）確定。
5.2 撤消“強制配儲看起來不像流浪貓。」”可否有用貫徹實施
各省新動力場站“強制配儲”政策實施以來問題凸顯，尤其是應用率不高，良多項目淪為“曬太陽工程”。“強制配儲”帶動了儲能設備市場疾速增長，但“建而無用”引發低質低價無序競爭，形成利害驅逐良幣，最終影響儲能行業技術進步和可持續發展。“強配儲能”投資效力低下，良多項目純屬投資浪費，無謂增添了新動力投資企業的負擔。儲能實現其應有的價值，還需求樹立市場機制，通過市場化方法不斷增添儲能市包養網場規模，才幹實現儲能行業的安康發展。
“136號文件”針對“強配儲能”的諸多問題，規定“不得將設置裝備擺設儲能作為新建新動力項目核準、并網、上網等前置條件”。無疑為新動力企業減負的同時，也為儲能行業市場化發展指明了標的目的。“136號文件”發布后，貴州包養管道、云南、廣東肇慶高要區分別發文，繼續強制請求新動力項目設置裝備擺設儲能。這些與中心紛歧致的政策文件的發布，能不克不及及時取締，撤消“強制配儲”政策能不克不及有用落實，取決于各省當局部門的正確認識和政治覺悟。否則，將會影響“136號文件”的具體實施。
5.3 撤消新動力分歧理分攤價格
今朝，各地區都出臺了“電力并網運行治理實施細則”和“電力輔助服務治理實施細則”。2024年2月7日，國家發展改造委、國家動力局聯合發布了包養一個月價錢“樹立健全電力輔助服務市場價格機制的告訴”（發改價格[2024]196號）。這些政策文件，都規定了新動力項目要承擔的輔助服務價格。新動力電量所有的進進電力市場，從所謂的“未參與電能量市場買賣的上網電量”，變為與煤電劃一位置的“市場化”電量。依照“發改價格（2024）196號”文件和“136號文件”，這些輔助服務包養行情價格，就不克不及再給新動力項目攤派。各地區對新動力項目分攤價格不盡雷同，若何確定哪些價格屬于分歧理分攤價格，需求相關當局部門認真梳理，依照公正公道的方法統一規范，新動力項目在這些方面要與煤電一視同仁。
三、各部門協同是“136號文件”實現預期目標的基礎
“136號文件”在保證辦法章節中，著重強調要強化政策協同。新動力市場化改造，觸及各省價格主管部門，動力主管部門，電力運行主管部門，觸及電力市場規則的具體設計制訂，觸及新動力發展規劃目標的落實，觸及新動力產業的安康發展，觸及我國動力轉型和動力平安，觸及黨中心國務院碳達峰、碳中和目標的實現，影響不成謂不年夜。但分歧部門都有著各自的視角和政策目標，關注的方面也不盡雷同，政策落實過程中，難免產生沖突和牴觸。假如缺少協同，各自為政，難免導致政策偏離目標。是以，各省當局應該統一組織，成立由各個部門配合參與的細則草擬和落實任務組，才幹使這項意義嚴重、影響深遠的政策實現初志，促進新動力安康持續發展。
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