本报记者|白雪
    今年1月末，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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》），明确自6月1日起，新能源项目将全面进入电力市场交易，上网电价实行市场化定价。自此，新能源项目告别政府定价的“保护”，全面进入电力市场交易，上网电价由市场竞争形成。
    近日，在由自然资源保护协会（NRDC）和厦门大学中国能源政策研究院联合主办的“电力低碳保供研讨会”上，与会专家认为，中国电力市场化改革将成为进入“深水区”的关键一步。价格如何合理体现，已成为新能源入市后的核心焦点，这不仅关乎产业持续增长，更涉及新增成本的分担难题。
价格是市场机制的核心
    “价格是市场机制的核心，价格机制对于新能源全面入市及未来电力系统的运行至关重要。”中国电机工程学会副理事长姚强认为，能源绿色转型的核心在于构建新型电力系统，可再生能源将在交通、建筑、材料等领域逐步替代传统能源，以实现碳中和目标。以东部地区为例，在理想条件下，通过大力发展可再生能源，可满足约80%的本地能源需求，仅需约20%的外来能源补充。
    在理想的市场环境中，新能源企业可以通过电力市场交易获取电能量收益，同时凭借绿色属性从绿证、绿电交易和碳市场中获得额外补偿，形成“电能量收益+绿色溢价”的双重盈利模式。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，《通知》将深刻影响风电、光伏、新能源汽车和储能等新能源领域的发展进程。价格如何合理体现是新能源入市后的焦点问题。这不仅关乎新能源能否持续大规模增长，还涉及成本增加后由谁来承担的难题。在理想市场环境下，如果绿证、绿电、碳交易市场完善，新能源既可以参与电力市场竞争，又能从绿电、绿证、碳交易中获取绿色补偿，这一模式在理论上是可行的。
    不过，现实情况与理想状态存在差距。林伯强坦言，目前新能源全部入市仍面临诸多困难，这反映出新能源市场竞争力不足的现状。比如，部分地区的接入困难，一定程度上反映出新能源供电不稳定、成本高的问题。绿证、绿电、碳交易市场也有待进一步推动和完善。因此，如何推动市场与政策朝着理想方向发展，是行业各方需要深入探讨的重要课题。
机制电价绝非“保险箱”
    《通知》中提出的机制电价设计，成为新能源入市初期的重要过渡安排。国家发展改革委能源研究所能源系统分析中心副主任刘坚认为，机制电价仅对结算环节进行补偿回收，不影响前端市场交易，这有利于市场形成合理的价格信号，探索分布式能源、储能、虚拟电厂等新型主体在电力系统中的价值，调动主体参与市场的积极性。
    但机制电价绝非“保险箱”。自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉表示：“《通知》推动新能源由‘保障性收购+市场交易’转向‘机制电量+市场交易’。项目收益将受到可再生能源消纳权重、市场节点位置、机制电量规模与价格等多重因素影响，比如位于消纳困难和市场价格较低的节点的新能源项目收益会减少。”因此，机制电价并不意味着新能源企业可以躺平。根据《通知》，以市场均价和机制电价的差价对新能源项目进行多退少补。个体项目市场价格低于均价的部分将得不到补偿，企业需通过合理配储等方式来提高收益。
    随着新能源全面入市，电力现货市场的峰谷差呈现进一步拉大的趋势，这为储能等灵活性资源带来了新的盈利空间。刘坚认为：“短时储能盈利水平将有所提升，在现货市场中获得更多收益。长时储能由于其利用率较低，现阶段还需要容量补偿等机制补位。”
    与此同时，现货市场的发展也为分布式能源、虚拟电厂等新型主体创造了发展机遇。刘坚提到，对于分布式能源而言，《通知》取消了前置配储要求，这为其发展创造了更宽松的政策环境。分布式能源对标用户侧电价的电价波动风险更低，余电上网参与电力现货有利于绿电消纳，也提高了分布式发电项目的收益。这意味着，分布式能源不仅能够满足自身用电需求，还能通过参与电力市场交易获取额外收益，实现经济效益和环境效益的双赢。
    虚拟电厂则通过数字化技术将分散的灵活性资源聚合起来，形成可与传统电源媲美的调节能力。中国电科院电力自动化所电力市场室副主任郑亚先认为：“虚拟电厂可以通过参与辅助服务市场、现货市场等，为电力系统提供调峰、调频等服务，获取收益。”
    然而，现货市场的复杂性也对经营主体提出了更高要求。郑亚先表示，随着新能源占比增加，需要警惕“新能源价格自我蚕食”、价格信号不完整等问题。对此，他提出：“建立分阶段、逐步放开的市场外政策配套体系，针对各经营主体的能力开发相应品种，建立体现容量支撑价值的电力容量市场机制，是应对这些挑战的重要举措。”
新能源入市不单单是电能量市场的变化
    谈及新型电力系统的构建路径，姚强认为，电网架构应由传统的“树枝状”逐步转向分区分层结构。在强化主网系统的同时，更应重视配网系统与微网系统的作用。随着以煤电为代表的传统同步机组逐步退出，系统所需的灵活性将更多依赖于分布式储能、新能源、构网技术以及用户侧的可控负荷。通过建立灵活的价格机制，引导各类主体优化发电与用电行为，实现发用两端负荷曲线的动态匹配，将有效提升系统调节能力。无论从电网运行还是新型电力系统建设角度来看，这一模式都更加经济高效。
    在郑亚先看来，随着新能源的快速发展，整个电力系统平衡面临新能源保消纳和电网运行保供电的双重挑战，继续恪守全量消纳目标需要付出巨大的经济代价。因此，让新能源保量保价参与市场竞争与集中优化，从全社会整体福利来看是更优的，且随着新能源占比的增加，提升效应会更为明显。
    谈到市场外差价结算机制，郑亚先表示，在初期会有保护性机制设计，后期机制电量和机制电价会逐步走低，经营主体自行签订双边合约将成为更主流的方式。在新形势下，中小型新能源企业需要及时跟踪政策变化趋势，重点关注辅助服务市场机制，依托人员和体制的灵活性，通过深挖细挖自身资源组合能力在市场中获得竞争优势。
    “随着多元主体参与市场进度加快，市场设计既要保证整体运营效率，也要保证不同类型电源的收益。”南方电网能源院能源战略与政策研究所所长助理冷媛认为，未来市场设计中需要根据不同类型电源的技术经济特性建立差异化的电源价格形成机制，完善辅助服务市场产品设计，并推动与现货市场衔接，健全绿色电力发展的相关机制，通过价格衔接推动电、碳市场协同发展，提高新能源机组的市场竞争力，同时新能源也需提高自身入市后的交易能力和风险管控能力。
    从地方实践来看，山东、广东、广西等省区的方案（征求意见稿）对存量项目给了较为明确的边界，机制电量规模参照全生命周期合理利用小时数的剩余小时数执行，电价基本是参照当地煤电基准电价，能够较好起到保障收益的效果。对增量项目而言，尽管电量规模和电价水平逐步退坡并有较大不确定性，但机制电价上设置了上下限，下限基本按照先进电站当期造价折算度电成本，上限则是不低于上年度机制电量竞价结果，一旦进入机制电价后，会有12年左右的稳定执行期，也能够起到稳定合理收益预期的作用。此外，目前部分省份绿电价格高于煤电基准电价，未来绿色价值会愈发凸显，企业还可以在绿色溢价和机制电价两者之间进行优选。
    “新能源入市不单单是电能量市场的变化，配套的辅助服务、容量补偿机制需要加快完善。”黄辉认为，常规电源受新能源入市影响，电能量规模和价格走低。站在电力系统安全稳定运行的角度，需要完善辅助服务、容量机制，保障其合理收益。新能源作为未来的主体电源，其自主支撑能力以及新型调节资源的建设也需要通过辅助服务、容量机制来激励。