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新能源全面入市带来大变局：“差价结算机制”能保多少收益？
文|华夏能源网
中国新能源装机已经突破14.1亿千瓦，此后若干年间，仍将以每年2亿千瓦以上的增速迅猛增长。装机狂飙突进，系统消纳不畅，风光项目的收益越来越难以保障。
华夏能源网获悉，2月9日，国家发展改革委、国家能源局下发重磅文件——《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》（以下简称《通知》）。
《通知》的两项核心内容瞬间拨动了敏感的市场神经：一是风光新能源项目“上网电量原则上全部入市”，这意味着持续多年的新能源保障性收购将成为历史；二是“上网电价通过市场交易形成”，这意味着新能源电价将大幅波动，整体下行是必然的。
值得注意的是，两部委还出台了新的加持保证政策，即“新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制”。这尽显政策主管部门对新能源的呵护之心，一方面要推向市场去搏击风浪，另一方面也要给与一定收益保障。
众所周知，新能源发电是“靠天吃饭”，其随机性、间歇性、波动性十分突出，一旦取消了保障性收购并全面入市，在电力市场上很难卖出一个好价钱，搞不好就要亏得一塌糊涂。正因如此，一直以来，新能源企业对全面入市抱有恐慌情绪。
基于此，《通知》给出的新能源入市方案，本质上是一个“稳中求进”的方案：即市场内入市电价随行就市，大举推进市场化；同时，“在市场外建立差价结算的机制”，以适当稳定收益预期，可以简单理解为，差价机制是针对新能源的新型补贴。
那么，中央文件首次提出的新能源“差价结算机制”，其内在机理到底为何？多大规模的新能源电量能够纳入到这一机制？这一机制电价带来的收益水平如何？考虑到新能源全面入市后电价的高度不确定性，“差价结算机制”的保障力度到底有多大？
这些核心问题，各方极为关注，华夏能源网对此特别做出分析解读。
何为“差价结算机制”？
《通知》发布之前，新能源项目收益来源主要是两部分：一部分是保障性收购，比如陕西的光伏项目是给了293小时的保障性收购小时数，电价参照当地煤电基准电价；另一部分是市场化收入，电价随行就市，电量是能卖出去多少算多少。
《通知》出台后，新能源电力将全面入市，新能源项目收益来源将变成：一部分是通过市场交易获得的收入，电价随行就市（预期会很低），电量仍是能卖出去多少算多少；另一部分是通过场外“差价结算机制”获得的补贴收入。
那么，新能源场外的“差价结算机制”，具体要怎么执行呢？
《通知》明确，纳入机制的新能源电价水平、电量规模等，由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。“对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用”。
通俗来讲，对于纳入“差价结算机制”这部分新能源电量，政策赋予它一个机制电价，低于这个价格，电网会补差价给新能源业主；高于这个价格，新能源业主退钱给电网。
如此说来，对于新能源业主方来说影响最大的指标是两个：一个是纳入机制的电量规模，另一个是机制电价的水平。
对2025年6月1日以前投产的新能源存量项目，纳入机制的电量规模《通知》明确：“由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策”。可能的做法是，此前各地的新能源保障性收购电量规模是多少，纳入“差价结算机制”的电量规模就是多少。比如对陕西的光伏项目，这一电量规模就是年293小时的发电量。
《通知》同时强调，“新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年”，纳入机制规模电量逐年确定，但是每一年都不能高于上一年，这确定了逐年递减的“退坡机制”。
那么，机制电价的水平又怎样呢？还是以2025年6月1日以前投产的新能源存量项目举例来说，《通知》明确，机制电价“按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价”。
这仍然是延续上述规模电量要妥善衔接现行保障性收购政策的类似表述，保障性收购的电价水平是参照当地燃煤基准电价，实行“差价结算机制”后，机制电价也是不高于燃煤基准电价。当然，这一价格将高于新能源随行就市的价格。以山东为例，山东的燃煤基准电价是0.39元/度，而山东光伏现货市场负电价已经跑出了-8.5分钱的负电价，这么来看的话，存量项目收益还算过得去。
对于2025年6月1日以后投产的新能源增量项目，《通知》做出了“新老划断”，但总的原则是一样的。也就是说，纳入机制的电量规模原则上不会高于目前各地的保障性收购小时数，机制电价不高于当地燃煤基准电价。
差价机制“差”在哪里？
事实上，应对新能源入市后低电价、低收益的问题，能源转型先行一步的欧洲，已经有了制度化的尝试。英国的办法是差价合约，这一机制英国已经实行了近8年之久。
差价合约是兼顾新能源参与电力市场和保障一定收益的可行机制。中国宏观经济研究院能源研究所研究员时璟丽，此前曾撰文对差价合约市场机理做了推介。
英国的新能源差价合约机制名为CfD（The Contracts for Difference,CfD），该制度下，政府授权的低碳合同公司（LCCC）与可再生能源发电企业签订长期合同确定履约价格，发电项目直接按照电力市场规则参与市场交易。
如果市场电价低于合同履约价，则由CfD资金池向发电企业提供补贴至合同履约价，反之则由发电企业向资金池返还高出的部分。因此，CfD是一种将电力市场机制下变动的电价风险，转换为固定履约价格的方法。
英国的新能源差价合约，与《通知》首推的新能源“差价结算机制”，两者的灵魂相通之处，都是拿钱出来平抑新能源电价的波动，新能源电价低了就补贴新能源业主，新能源电价高了新能源业主方就回吐差价。
两者的不同之处，在于资金池。英国的差价合约是要事先筹建一个基金资金池，之后再用这笔钱去平抑新能源电价的市场波动。《通知》首推的新能源“差价结算机制”，则并没有事先去筹建一个基金资金池。
那“差价结算机制”得以运作的资金，到底从哪儿来呢？
对此，《通知》言简意赅提及，“对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用”。
注意，行业中目前对这一资金来源的一大误解，是认为这个钱最终是由电网企业承担。目前中国新能源装机是14.1亿千瓦，未来还要到30亿千瓦、50亿千瓦甚至六七十亿千瓦，届时补贴规模会有多大？电网企业是背不起来这么巨大的一口锅的。
实际上，《通知》已经明确，电网企业仅仅是结算单位，并不是出资方。那这笔钱从哪儿来？答案是“当地系统运行费用”。各省的电力系统运行费用又从哪儿来呢？羊毛出在羊身上，这笔费用最终是由电力用户承担的，主要是工商业用户分摊。
所谓的系统运行费用，是为了确保电力系统的稳定运行和高效管理而产生的一部分费用，随电价一起征收，每个月不固定。以江苏为例，2023年11月，系统运行费用折合电度电价标准为每千瓦时0.0022元（数据来自于国网江苏省电力公司文件）。
江苏的系统运行费一共包含8项，包含抽水蓄能容量电费、天然气发电容量电费、电价交叉补贴新增损益、电力保供购电费、上网环节线损代理采购损益、峰谷分时电价损益、力调电费损益。未来，这里可能需要再增加一项“新能源差价结算费用”了。
当然，这笔钱目前应该是不需要向工商用户去进行摊派，由入市的新能源交易电力来多退少补，有损有益，大致可以满足需求。也就是说，目前阶段不存在工商企业涨电价的问题，即使是有变化也非常非常小。
未来，随着新能源装机规模的越滚越大，对应“现行具有保障性质的相关电量规模”的资金，可能就不足以补足差价了，那时候，各地的电力系统运行费用可能就要随之增加。
核心精神是“稳中求进”
对于新能源上网电量全面入市以及电价改革，《通知》只是规定了大方向和总的原则，《通知》要求各地于2025年底之前制定出台本省的具体政策，各地落地的细则将非常重要。
《通知》要求，“各地要密切跟踪市场价格波动、新能源发电成本和收益变化、终端用户电价水平等，认真评估改革对行业发展和企业经营等方面的影响，及时总结改革成效，优化政策实施，持续增强市场价格信号对新能源发展的引导作用”。
综合来看，此次新能源市场化及电价改革，中央的核心思想是妥善衔接和求稳，并不希望引发波动与动荡，总结来说四个字——稳中求进。而这个求稳，既包括稳定新能源发展的预期、稳定新能源项目开发方的合理收益预期，也包括稳定终端电价、稳定企业经营的预期。说穿了，这不是一个终端电价上涨的改革。
首先来说稳定新能源收益的预期。
目前新能源收益预期正在大幅下滑，这与新能源入市会带来低电价有关。且不谈山东、浙江出现的负电价，由于光伏发电的“垃圾电”特性，在光伏大发的中午时段，绝大多数省份都遭遇了程度不等的低电价冲击。
目前，光伏发电午间现货市场均价已经跌破0.15元/度，有的甚至跑出了4分钱、3分钱的“地板价”；在中长期市场，光伏能获得的电价也已经滑落到了0.15元，且由于出力曲线的预测偏差，还要面临从现货市场高价买电履约的风险。
受收益下降影响下，2024年下半年以来光伏电站出现甩卖潮。据不完全统计，截至目前央国企旗下已有30余家新能源企业挂牌转让股权，涉及央国企包括：国家电投、国家电网、三峡、中国电建、中广核、中煤、中车、中国煤炭地质总局、东方电气集团等。在项目开发侧，有央国企内部人士坦言，目前光伏项目已经“烂大街”了，连内部过会都过不了。
正是为了稳定新能源的收益预期，《通知》在将新能源推向全面市场化的同时，提出了“差价结算机制”。但是也要看到，这一机制是一个稳定局面、维持发展的机制，而不是要强力逆转新能源低电价的既成局面。或者说，不是不想，是做不到，伴随着新能源装机越来越多，压力始终是向下的。
其次来说稳定终端电价。
目前，中国经济下行压力非常之大。2024年9月政治局会议，打出了新一轮经济刺激的政策组合拳。会议后，各部门轮番跟进，货币政策、财政政策、产业政策纷纷推出，而所有的刺激政策，最终还是要落到市场主体——企业的头上，这样的大氛围下，终端电价逆势上涨恐怕是难以承受的。
终端电价不能涨的同时，新能源转型的系统成本却还在急升。近年来风光发电的成本是大幅下降了，光伏发电度电成本甚至降到了0.2元/度以下。但问题是，新能源是出了名的低边际成本、高系统成本。随着新能源占比越来越高，系统成本也将越来越庞大。
有专业人士测算称，由于高昂的系统成本，风光新能源电价要降至煤电电价的三分之一，才能与煤电在成本上真正拉齐。
既要稳定新能源收益预期，终端电价又不允许大涨，同时，新能源的系统成本又在急升，这就决定了，新能源的电价没太多空间去传导给下游的终端电价。毕竟，在目前的复杂局面下，稳字当头、稳中求进是大局要求，是需要理解并贯彻的中央精神核心。
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