中國儲能網訊：“136號文”正在各地陸續(xù)落地。
國家發(fā)改委、國家能源局今年1月聯合印發(fā)《關于深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”），明確推動所有風電、光伏等新能源項目上網電量原則上全面進入電力市場，上網電價由市場交易形成。此舉標志著我國電力領域改革進入新階段，更好發(fā)揮市場機制作用，推動新能源行業(yè)高質量發(fā)展。
業(yè)內專家指出，“136號文”明確了新能源全面入市的核心改革方向，各地基于新能源滲透率、市場建設程度和用戶的承受能力，自主探索方案路徑，進一步明確機制電價適用范圍、電量比例等內容。整體看，新政在地方落地呈現“短期調整陣痛、長期價值凸顯”的特點。
各地量體裁衣探索落地方案
新能源大省山東率先發(fā)布 “136號文”實施細則征求意見稿，內蒙古發(fā)布全國首份正式配套實施方案。隨后，廣東、廣西、新疆等地陸續(xù)發(fā)布相關文件。
“各地在設計落地方案時都有較強主動性，均與本地市場建設進程、新能源發(fā)展情況、系統調節(jié)平衡需求等相適應?！眹译娋W能源研究院財會與審計研究所主任經濟師張超指出，山東在落實“136號文”上提出包括申報充足率、委托代理商競價等的創(chuàng)新機制；廣東方案由交易中心主導編寫，側重規(guī)范性，考慮了各類經營主體的情況，更具落地操作性；蒙東針對自身無現貨的特點，整體設計精簡，更側重于銜接歷史機制。
“136號文”重塑了新能源的價值體系。此前，項目有保障小時數，依賴固定上網標桿電價和財政補貼，電價享受“保量保價”保障；之后，項目收益主要來源于機制電價收入和市場化交易，機制電量電價政策未來也將擇機退出，逐漸進入“量價皆不?！笔袌龌偁?。各地細則在保障存量項目收益與推動增量項目市場化方面存在策略差異，直接影響企業(yè)投資策略與區(qū)域市場格局。
“綜合各地的已有方案看，存量項目給了較明確的邊界，機制電量規(guī)模參照全生命周期合理利用小時數的剩余小時數或已有的保障小時數執(zhí)行，電價基本參照當地煤電基準電價?！弊匀毁Y源保護協會能源轉型項目高級主管黃輝指出，“136號文”在各省的政策落地會存在差異，特別是機制電量電價部分的落地。短期看，政策會帶來新能源投資布局的優(yōu)化。
“東部外向型經濟的電價承受能力相對較高且對綠電需求較大，預計可再生能源的機制電量和電價會高一些。西部省份之前保障小時數較低、市場化比例較高的省份，預計機制電量和電價會相對低一些。長遠看，新能源入市有助于電力市場形成真實價格信號，實現電力資源優(yōu)化配置。”黃輝進一步解釋。
如何體現價格是焦點
從旱澇保收到市場化競爭，如何體現價格是新能源入市后的焦點問題。新能源發(fā)電收益面臨變動，機制電價為新能源全面入市提供一定收益保障，但新能源獲得較好的收益水平不僅需要關注自身發(fā)電量和利用率，更要重視合適的交易及靈活的資源配置策略。
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強指出，如何合理體現價格，不僅關乎新能源能否持續(xù)大規(guī)模增長，還涉及成本增加后由誰來承擔的難題。在理想市場環(huán)境下，新能源既可以參與電力市場競爭，又能從綠電、綠證、碳交易中獲取綠色補償?！暗F實情況與理想狀態(tài)存在差距，目前新能源全部入市仍面臨諸多困難，比如部分地區(qū)的接入困難，一定程度上反映了新能源供電不穩(wěn)定、成本高的問題。綠證、綠電、碳交易市場也有待進一步完善。”
南方電網電力調度控制中心水電及新能源處副處長王皓懷進一步指出，從電網運行視角看，新能源全面參與市場化交易將帶來雙重影響?！耙环矫?，電能量價格有望下行；另一方面，系統調節(jié)需求將顯著提升，調節(jié)成本將隨之增加?！?/span>
當前，亟需挖掘分布式能源、儲能、虛擬電廠等新型主體的系統調節(jié)價值，提升各類主體參與市場的積極性。山西電力市場監(jiān)督管理委員會委員南豆認為，新能源價格波動加劇常態(tài)化、電網對調節(jié)性資源需求增加、新能源場站的市場化交易能力急需提升等變化也給虛擬電廠的運營組織形式帶來更多可能性。虛擬電廠的運營模式將從單純硬件層面的競爭轉為隨市場變化優(yōu)化運營策略的競爭，核心是為電網供需平衡提供解決方案。在此背景下，虛擬電廠可以解決分布式資源參與電力市場的門檻問題，與儲能結合，拓寬收益渠道。
進一步完善市場機制
短期調整難免，長期價值凸顯。
中國電科院電力自動化所電力市場室副主任鄭亞先表示，應該建立分階段、逐步放開的市場政策配套體系，針對各市場主體的能力開發(fā)相應的品種，建立體現容量支撐價值的電力容量市場機制，建立適應高比例新能源的高頻次、標準化的中長期連續(xù)滾動交易機制，推動各類型主體全面參與現貨市場競爭。
南方電網能源院能源戰(zhàn)略與政策研究所所長助理冷媛指出，隨著多元主體參與市場進度加快，市場設計既要保證整體運營效率，也要保證不同類型電源的收益。未來市場設計中需要根據不同類型電源的技術經濟特性建立差異化的電源價格形成機制，完善輔助服務市場產品設計，并推動與現貨市場銜接，健全綠色電力發(fā)展的相關機制，通過價格銜接推動電、碳市場協同發(fā)展，提高新能源機組的市場競爭力，同時新能源也需提高自身入市后的交易能力和風險管控能力。
對后續(xù)各地“136號文”的落地，南豆建議，一是存量項目機制電量比例不宜設置過高，應在40%—50%，更多的應該參與到市場中；二是在增量項目方面考慮本省新能源資源稟賦，分區(qū)域設置不同的上限；三是在市場價格方面可以參考山東等省份，沿用燃煤基準價水平，差價結算的資金優(yōu)先從輔助服務市場里支出，中午大量出清價為零可能是火電機組大量備用造成的結果，應從電力市場運行經濟性的角度設置更合理的報價方式；四是要在后續(xù)交易批次中重點考慮新能源場站作為獨立經營主體，真正體現其參與市場的權責義務。
“此外，需進一步優(yōu)化中長期和現貨市場的銜接，能真正體現供需關系的是現貨市場。目前，不少省份要求中長期合約規(guī)模鎖定在80%—90%，需放寬中長期合約比例限制，提高市場的流動性。”南豆指出。
