“無現貨、不市場，不市場、難風光”。當下，電力行業最熱門的話題莫過于新能源入市。國家發改委、國家能源局發布的《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改【2022】118號）發布以來，圍繞“加快形成統一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系”目標，“有序推動新能源參與市場交易”向前推進。

  但推進過程難言順利，業內用“巨嬰斷奶”來調侃推動新能源入市的種種不易。除了相關利益方不愿走出“襁褓”的依賴心態，也有其頂層設計與路徑選擇也將面臨更多千頭萬緒、盤根錯節的現實考量，這些都是政策設計者需要不斷權衡的命題。高比例新能源參與電力市場是一個世界級難題，但并非無解題。他山之石，可以攻玉，各地的先進做法和典型經驗，不僅值得我們借鑒，更帶給我們一些參考和啟迪。

  在新能源裝機快速增長、電力市場持續推進形勢下，新能源參與電力市場的電量比例已過半，參與市場帶來的消納風險和度電收益不確定性可能影響新能源發展節奏和能源轉型進程。差價合約是兼顧新能源參與電力市場和保障一定收益的可行機制，英國已有七年的實施經驗，我國提出鼓勵新能源以差價合約形式參與電力市場，雖然地方已有少量實踐，但短期（如一年一定）合約沒有解決量價的不確定問題。

  本文從合約期限、確定方式、差價基準、差價疏導、合約曲線等問題出發做了初步思考，闡明機制設計關鍵是長期合約、差價疏導和責權利統一。

新能源參與電力市場價格機制需以穩規模、促發展為前提

  在儲備項目多、投資和發電成本下降迅速等多重因素的共同作用下，2023年我國風電和光伏發電再次實現了躍升發展，新增裝機2.9億千瓦，2024年前4個月新增裝機0.77億千瓦，同比增加19%，根據開工、在建、核準和備案項目情況，業內預期全年有望達到與上年相當的增長規模。隨著各地新能源滲透率的持續提高，新能源參與電力市場的方式增加、范圍擴大、規模和比例迅速上升，2023年新能源參與市場的電量比例為47%，考慮分布式光伏當年未參與市場，2023年風電和集中式光伏參與市場的電量占比已超過55%。政策方向上，《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見（發改體改〔2023〕118號）》明確了宏觀指引和目標，“到2030年新能源全面參與市場交易”，《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知（發改辦體改〔2023〕813號）》提出“加快放開各類電源參與電力現貨市場”、“分布式新能源裝機占比較高的地區，推動分布式新能源上網電量參與市場”，2024年一些地方已制定修訂或擬出臺相應的政策，如浙江省修訂了市場化交易工作細則，山東省針對分布式光伏參與市場征求意見等。通過市場實現新能源增量項目優化配置、各類新能源項目電量優先上網和消納已成必然趨勢。

  新能源參與市場對項目最直接的影響是面臨消納和度電收益的不確定性，二者直接決定了總收益水平，進而影響新能源投資，這一點已在2024年二季度部分地區戶用光伏增量市場有所體現。

  主要問題一是新能源參與市場度電收益下降，程度不同且普遍，尤其是在光伏發電裝機量較高省份影響或今后潛在影響更大，2024年十多個省份將中午幾個小時甚至白天高達8小時作為分時電價的平段或谷段，在現貨市場邊界出清規則下，上網側電價也呈現了這一趨勢，中長期市場如甘肅將白天作為上網電價谷段，交易基準價為當地燃煤基準價的一半；二是同一地區在過去幾年內建設的新能源項目投資水平和度電成本都有不小的差距，如果采用同樣參與市場的邊界條件，且不論與煤電競爭的不利地位（煤電中長期帶曲線價格鎖定、容量電價等），僅新能源項目之間“起跑線”不同也會帶來實際不公平競爭；三是保障收購電量和市場電量的劃分，各地各年均根據電力市場建設和新能源發展情況在變化，2030年新能源全面參與市場交易的目標下如何逐步調整全額保障收購與參與市場關系，路徑尚不明晰。

  我國在《可再生能源法》生效后的18年來，通過穩定的上網電價機制有效促進了新能源市場和產業發展。實現2025年和2030年非化石能源20%和25%占比目標，考慮能源消費總量增長，風光新能源作為電量增量主體，需要保持較高水平的裝機，因此新能源參與電力市場及價格機制應以穩規模、促發展為前提，運用好規制和市場兩種手段，保障新能源穩定的基本收益。

差價合約是兼顧新能源參與電力市場和保障一定收益的可行機制

  差價合約是可與電力市場融合應用并為發電項目提供一定收益保障的一種可行機制。新能源領域差價合約機制的應用典型是英國的CfD(The Contracts for Difference,CfD)制度，政府授權的低碳合同公司（LCCC）與可再生能源發電企業簽訂長期合同確定履約價格，發電項目直接按照電力市場規則參與市場交易，如果市場電價低于合同履約價，則CfD資金池向發電企業提供補貼至合同履約價，反之則發電企業向資金池返還高出的部分，因此CfD是一種將電力市場機制下變動的電價風險轉換為固定履約價格的方法。CfD履約價格是由多方競爭招標確定的合同價格（Strike price），不能高于履約價格上限，上限則由政府部門根據對不同技術發電成本最新統計和供應曲線情況確定。2017年英國CfD實施該機制以來取得了很好的效果，競標價格方式大幅度降低了可再生能源電價水平和政府在可再生能源項目上的總體支出（尤其是相較于之前的可再生能源義務制度），2021-2023年歐洲天然氣價格高位期間，電力市場價格上漲，根據CfD機制規則可再生能源項目開始向資金池反哺資金。

  隨著電力市場化推進，我國有關政策文件中提出了差價合約的方式，《電力現貨市場基本規則（試行）》主要是考慮中長期和現貨市場銜接，提出了中長期差價合約電費計算的原則和公式，并明確針對不同發電類型可設計不同的政府授權合約結算公式。2022年的現貨市場文件曾提出“鼓勵新能源以差價合約形式參與電力市場”。但由于我國電力市場對差價合約或政府授權合約尚未有專門的官方定義，新能源差價合約在合約期限、確定合約方式、差價基準、差價疏導、合約電量曲線等關鍵問題上沒有明晰，部分地方如浙江在綠電綠證市場化交易工作細則中提出政府授權差價合約，但如果不是長期合約（如英國近期CfD項目的合約期限是15年），仍難以降低或打消新能源開發企業、投資者和金融機構對于收益風險的顧慮。

機制設計關鍵是長期合約、差價疏導和責權利統一

  結合我國電力化進程和新能源電力持續大規模高質量發展需求，參照英國CfD機制經驗，對采用政府授權差價合約機制支持新能源參與電力市場的機制設計方面，筆者提出如下思考建議。

  （1）合約期限。

  差價合約應是長期的政府授權差價合約機制。合約電價采用競配方式確定，合約期限的核心是長期，可以是15年或20年或25年，也可以是累計等效利用小時數，以合約期限及可能的曲線小時數分解作為競配邊界條件。

  （2）合約電量。

  合約可以適用新能源發電項目所有電量，也可以適用年度一定小時數內的電量。前者可為新能源項目提供更好保障，且理論上可以降低合約電價，但全部電量補償至合約電價的方式，不能激勵新能源企業提升預測出力曲線，且在市場邊界出清價格機制下沒有問題，但非邊界出清情況下有交易雙方聯手獲利漏洞。如果是后者，則需要約定合約電量曲線，主要是電力市場不同時段價格差異大，沒有合約電量曲線則失去了合約意義。

  （3）差價含義。

  差價被減數是合約電價，對于增量項目，合約電價通過競爭配置形成；對于存量項目，合約電價是燃煤基準價或競配電價（取決于項目原本適用的電價政策和水平）。合約反映的是新能源電能量價格，綠色價值可通過綠證交易體現，也可包含在合約中但需單列（即差價基準仍是合約的電能量價格）。差價減數是電力市場價格（現貨出清價格，或現貨市場同時段平均價格，或者其他交易價格）。需注意的是，在電力市場負電價時段，不應執行差價合約，這樣會帶來一些按目前政策不計入合理利用率的限電，但有利于提升系統整體經濟性，引導新能源、儲能等靈活設施合理布局。

  （4）差價疏導。

  有效疏導是差價合約可以實施的前提，建立如英國CfD機制類似的資金池存在難度，定期（如按年度）的預算需求也難以預估。建議差價由一定地域內全部工商業用戶承擔，建立按月清算機制。

  （5）責權利統一。

  政府授權差價合約在競配組織、差價疏導上應有責權利統一的原則。責權利統一也可一定程度上解決地方資源換產業和收取各類資源費用的問題，降低非技術成本，有利于新能源產業健康發展。建議如果競配組織和電量消納在省級，則差價疏導至該省域全部工商業用戶，在地市則差價疏導在地市全部工商業用戶，對于跨省跨區消納和參與受端電力市場的項目，由受端省份組織競配或確定合約價格競配上限，差價分攤在受端。

  （6）自愿原則。

  政府授權差價合約可作為新能源參與電力市場一種方式，對于增量項目，可以與直接參與電力市場機制并行，即地方政府定期組織合約類項目競配（分布式新能源項目可以聚合競配或參照競配價格執行），企業也可以自愿開發非競配類直接參與電力市場的項目，這主要是考慮部分新能源和可再生能源技術和項目參與市場有獲得更多收益的可能性，此外也給予企業更多開發和運營項目的機會，有利于擴大市場規模和增加綠色電量供給。

  （7）單向機制。

  對于政府授權差價合約項目，企業可以在運營期間選擇取消合約轉向直接參與電力市場，但不能轉回，非競配類直接參與電力市場項目則不能轉向差價合約。這一單向機制有助于推進新能源市場化，但在競配組織時需關注企業僅以低價中標拿到項目為目的，帶來惡性競爭的風險，即單向機制的具體規定需在機制設計時周全考慮。

  （8）適用范圍。

  在與電力市場結合上，政府授權差價合約機制是可以適用于所有項目的，既適用于增量項目，也適用于既往有補貼項目和已建成并網的無補貼平價低價上網項目，既可包括風光新能源項目，也可以適用目前還達不到平價上網水平的光熱發電、農林剩余物發電、深遠海風電等。對于存量項目，差價基準需要與之前價格政策一致，小時數和曲線等則需要考慮與項目之前的全額保障性收購政策協調。存量項目也采用差價合約帶來的問題是，對部分省份和地區直接帶來較高的“臺階式”偏差合約資金，短期內差價疏導難度大，而如果先期僅適用于增量項目和一些需要特別支持的目前尚不達到平價上網水平的技術，則合約電量和偏差資金是逐步增加的，且隨著合約機制和市場的成熟，未來偏差為正為負都有可能，機制可以相對平滑實施推進。

  （9）試點先行。

  差價合約機制可以與電力市場很好融合，在機制具體設計和操作上要考慮不限于前述幾點的多個因素，各地情況不同，同時各地電力市場化還處于推進變化階段，變量更多。建議新能源差價合約盡快進行試點，尤其在現貨市場地區對于增量項目實施具備較好條件。