浙江新能源全部入市，这笔“市场账”怎么算

来源：新华网

　　近日，浙江省发改委和省能源局发布《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》以及3个配套细则。这意味着浙江的新能源电力正式告别过去的补贴时代和平价时代，迈入市场化交易的新阶段。

　　方案制定了哪些市场规则？对众多投资和运营新能源电站的企业来说，又该怎么算好这笔“市场账”？最近，记者专访省能源局相关负责人。

　　记者：我们知道，过去国家对新能源电站提供财政补贴，现在有什么变化？改革要实现什么目标？

　　答：能源电力这一行，跟国家政策关系特别大。我国从2009年开始对新能源电站进行财政补贴，为了保证电站收益，还要求电网必须全部收购新能源发的电。这些政策让企业觉得盈利有保障，这些年新能源行业发展迅猛。

　　随着新能源技术越来越成熟，电站的建造成本快速下降，吸引大量社会资本投入。但背后也出现了新问题，比如，部分地区出现脱离消纳能力的盲目投资，造成社会资源浪费、行业投资效益降低，这种模式很难持续。2021年，国家对新建新能源项目的补贴彻底取消，上网电价按当地煤电基准电价来算，这叫“平价上网”。

　　这次改革是行业又一个转折点。今年1月，国家发改委和国家能源局发布“136号”文件，正式取消基准电价和保障性收购机制。简单说，就是要让新能源电力和普通商品一样，卖多少价和卖多少量，都由市场供需来决定。

　　记者：到现在，全国约20个省份发布了省级承接文件。这次改革和哪些主体相关？主要改了什么？

　　答：新能源上网电价，也就是发电后的“出厂价”，跟企业和居民用电的终端电价不同。这次改革主要涉及投资和运营新能源电站的企业，也包括建设屋顶光伏、园区风机，采取“自发自用、余电上网”模式的工厂、村集体、居民等，直接关系到发电和投资的收益。

　　在浙江，截至9月底，全省新能源装机占总电源装机近四成，其中，光伏装机已经超过煤电，成为浙江第一大电源。到今年上半年，全省分布式新能源主体共有超44万户，涉及面不小。

　　改革的核心内容有三点，一是全部新能源进入电力市场，执行市场形成的上网电价。二是在市场之外，建立“新能源可持续发展价格结算机制”（下称“保价机制”）。除了市场交易，还有一道“收益保险”：当市场价高于保障水平时，要收回多赚的部分；当市场价低于保障水平时，又会按后者补足，“多退少补”可以在改革初期平滑收益波动、降低投资风险。

　　三是划了时间线，以今年6月1日为界。在这之前全部建好的是“存量项目”，纳入保价机制的电量，其电价跟入市前的政府定价衔接。在这之后（含6月1日）建好的是“增量项目”，纳入保价机制的电量和电价要通过市场竞价来确定。这种“老人老办法、新人新路子”的设计，既稳住了存量项目投资方的信心，又用市场化模式倒逼新项目提高质量和效率。

　　另外，由于新能源发电不稳定，以前一些地区要求它们承担系统调节费用或者配套建设储能。这次《方案》明确，在现货市场运行期间，新能源项目不承担辅助服务费用。还规定，配储不作为新建新能源项目核准、并网、上网的前提条件，这都进一步降低了电站投资运营的成本。

　　记者：按照《方案》，以后浙江的新能源电站怎么卖电？

　　答：浙江的电力市场主要分三大类：现货市场好比“现场购买”，价格随时波动；中长期市场好比“提前预定”，可以提前按固定价格签合同；辅助服务市场主要是向电网提供调频、备用等服务来赚钱。

　　一是梯度参与现货市场。由浙江电网统一调度的新能源电站（统调新能源），规模大、数量少，之前已经有参与市场的基础，它们会作为成熟主体直接参与市场。其他新能源电站暂时允许用“接受现货市场价格”的方式参与交易，这个过渡方案大大降低了它们的入市门槛。

　　二是参与中长期（绿电）交易。风电和光伏是绿色电力，所以新能源电站主要通过绿电交易的形式参与中长期市场，价格包含两部分：电力本身的价格和绿色电力证书的价格，这样能体现电力资源和环保双重价值。

　　三是参与辅助服务市场。接下来，浙江会不断丰富辅助服务的交易品种，适时建立备用等辅助服务新品种，让有调节能力的新能源电站参与进来，增加收益渠道。

　　在市场之外，纳入“保价机制”的电量将保障稳定收益，也是许多企业非常关注的部分。对于存量项目，浙江把统调新能源电站纳入机制的电量比例上限设为90%，其他新能源电站则为100%，具体比例和该电站以往参与绿电交易的情况相关联。保价水平沿用每度0.4153元的煤电基准价。

　　对于增量项目，需要竞价确定纳入机制的电量比例和电价，非统调新能源电站的业主如果有专业能力，可以把其他同类业主聚合起来，一起参与竞价；如果要省心、低风险，也可以选择由系统自动申报，按竞价的下限出清。这么设计也是为了降低入市难度，保留规则的灵活性。

　　记者：新政发布后，新能源投资运营企业要怎么转变发展理念？对普通工商业企业的用电价格会有什么影响？

　　答：参与市场交易，涉及对电力供需的预测、成本核算、风险控制等多个环节，是一场系统性的博弈。企业必须从过去追求装机规模的“跑马圈地”，转向电站全生命周期的“精耕细作”。特别是增量项目，是去争取保价机制电量和电价，还是到现货市场去竞争？做好市场决策需要更专业的人才队伍。

　　国家“136号”文件出台以来，相关企业已经开始调整发展路径。从选址时的资源评估到建设时的成本控制，再到并网后的运营维护，每一个环节都要引入量化的指标来仔细考量。过去靠保障性收购政策，运营商更关心“能建多少”，现在必须得掂量“划不划算”。

　　有一种看法认为，未来谁能掌握用电负荷、精准匹配用电需求，谁就能在市场竞争中掌握主动。浙江本身是用电大省，庞大的用电需求和活跃的交易市场，对新能源项目投资来说依然很有吸引力。

　　从市场整体运行来看，市场交易价格能够真实反映电力供需的实际情况，价格信号将“指挥”低成本电源多发、高成本电源在用电高峰期顶峰发，从而引导电力系统优化资源配置、降低运行成本；同时，新能源发电不需要化石能源等资源成本，相当于给市场提供了“低价清洁电”，这些有助于工商业企业买到更充足、低价绿色的电力资源。（记者 胡静漪 通讯员 张悦 王佳栋）