专访协合运维董事长陆一川：136号文重塑市场逻辑，核心在于理顺新能源的价格体系

作者 |蒋波

编辑 |王东

近 两 个月来，国家发改委、能源局发布的《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》（ 136 号文）在新能源行业持续发酵。

无论是文件中叫停“强制配储”的条款，还是新能源上网电量全部入市、建立新能源可持续发展价格结算机制的规定，都引起了业界的强烈反响。许多人惊呼：新能源行业要彻底“变天了”！

“因为底层的基本经济规律无时不刻不在起作用，新能源在产业政策下‘抱着走’肯定走不长。”协合运维董事长兼总经理陆一川对华夏能源网（公众号hxny3060）感慨道。

毋庸置疑，136号文对新能源行业未来发展会产生巨大影响，新能源项目的投资逻辑将发生颠覆性变化。“如果不转换新能源项目的投资思维，将面对更大的投资风险和收益的不确定。”陆一川表示。

那么，如何理解136号文的核心精神？新能源行业从业者要如何应时而变？华夏能源网与陆一川进行了深度对话。

新能源市场化，是电改的必然

“136号文的核心，是要理顺新能源在电力市场化条件下的价格体系。”陆一川开门见山地向华夏能源网表示。

从1978年至今，中国进行了4次较大规模的电改。其中，影响最大的是2002年发布的电改5号文和2015年发布的电改9号文。

电改9号文之后，我国的电力体制改革持续坚定地走在了“市场发挥配置资源的基础性作用”这条大路上。目前，中国电力市场已初步形成“管住中间、放开两头”的总体架构。

但是，光伏、风电等新能源市场化进程远远落后于煤电等主力电源，成为最后一个价格体制还基本停留在行政定价阶段的大体量装机电源。

从2006年颁布《可再生能源法》算起，新能源就开始执行固定上网电价政策。2015年后，开始实施保障性收购政策，也就是按照国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等，由电网企业承担电量收购的义务。

“2015年电力市场化改革重启后，电力价格体系以及价格形成基础都发生了根本性变化。而目前我国大部分的新能源发电仍处于计划体制下，价格不由供需决定。以前新能源装机容量还小，非市场化对价格信号的扭曲还不甚明显，但也导致了新能源部分资源错配，如今新能源装机占比超过40%，预计2025年非化石能源消费比重将提高到20%左右，将使得新能源价格体系在整个电力系统中越来越不兼容，在实际运行中表现为产能投建‘一窝蜂’、装机越来越多消纳却越来越难，以及‘非技术成本’越来越高等诸多困扰。”陆一川说。

陆一川进一步解释道：“调节供需靠价格信号，要解决发展过程中暴露出来的问题，需要回答如何形成真实反映供需趋势的市场价格信号。新能源行政定价机制与电力市场化改革的大方向已形成很底层的矛盾，不得不改了。”

很显然，新能源行业已经走在市场化的道路上。136号文明确，新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可选择接受基于市场价格确定的周期较长的“类差价合约”。

为了保障市场平稳运行，减少改革带来的冲击，136号文以2025年6月1日为节点划分存量项目和增量项目，老项目接近继承老办法，新项目新办法。同时，建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算。市场交易均价与机制电价的差额总额可以以纳入当地系统运行费用等方式疏导。

“价格帽”将逐步释放

“适当放宽现货市场限价”是136号文中非常有含金量的一句话。

陆一川表示，电力是一种价格弹性很强的大宗商品，所以市场交易规则往往会设置“价格帽”（华夏能源网注：电力市场可成交的最高价格和最低价格，防止市场价格过于剧烈波动）‌。从国内电力现货市场试点省份发布的数据看，这个“价格帽”区间相对国外较为成熟的电力市场是比较窄的，体现了改革的谨慎、稳妥。

陆一川判断，136号文实施后，一个真正基于市场供需关系的电力市场形成，“价格帽”的上下价差将会逐步释放出来。而现货价格波动区间和频次的增大，正是储能及其他调节性资源最重要的预期收入来源。这个变化将为这类资产提供来自于供需矛盾的真实需求，并获得合理的回报。

值得一提的是，136号文虽然明确“适当放宽现货市场限价”，但也表示现货市场申报价格上限和下限“具体由省级价格主管部⻔商有关部⻔制定并适时调整”。

“这是因为各省的经济结构和发展水平不一样，终端电价承受波动的能力不一样，所以把这个自由度下放给了各省。”陆一川表示，“这就如同一个方程式，文件把X、Y都定了，而系数留给各省来定。”

未来项目投资的关键

面对新能源全面入市和电价政策的调整，很多投资企业表示非常茫然，对未来新能源项目的收益十分担忧。业界普遍的观点是，收益率肯定会降低，但降低到多少不知道。

随着新能源电力的全面入市，新能源项目的竞争会加剧是必然。那么未来，新能源项目还能不能投资？陆一川认为，一切投资都要考虑两个因素，一个是现金流预期值，另一个是这个预期值的不确定性。

在固定电价机制下，收购的电量是确定的，电价是确定的，所有的收入都可以明明白白计算出来，所以现金流的不确定性不高，只有电量可以正比例地影响它，现金流风险完全取决于发电量风险。但市场化之后，电量和电价都不能保证，更高维度的风险也就出现了。

“项目选择会很重要。普遍性的躺赚不可能再有，但丰厚盈利的项目依然会有。哪些项目能够盈利，主要看三点，一是初始投资，二是交易策略，三是项目所在的区域和设备质量。”陆一川告诉华夏能源网。

136号文虽然对电力市场改革做了顶层设计，地方如何落实和执行也是重要因素。截止目前，还没有一个地区出台响应136号文的政策，但136号文明确提出，“各地要在2025年底前出台并实施具体方案”。在将来，各地出台的政策将带来哪些“惊喜”，非常值得业界期待。