文 | 华夏能源网

136号文的下达，吹响了新能源电力全面入市的总号角。一时之间，新能源圈内顿感山雨欲来，压力山大。

国家发改委、国家能源局日前下发的《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》（即136号文）规定：

除光热项目、海上风电项目外，风光新能源项目“上网电量原则上全部入市”，市场内“上网电价通过市场交易形成”，市场外建立“差价结算的机制”；各地方政府要在2025年底前出台地方配套政策。

尽管对于新能源入市早有心理预期，但是全面入市鼓点如此雨疏风骤，新能源企业还是始料未及。

陆上风电、集中式光伏尤其是分布式光伏，在新能源全面入市以及新能源“差价结算机制”下，收益率会有什么影响？存量项目衔接新能源保障性收购政策，收益有一定保障，那增量项目呢？还有没有未来？

更加不确定的是，136号文作为顶层设计仅仅规定了大原则，政策具体落地更多是给予了地方政府去发挥。在央地政策衔接中，新能源入市后的收益不确定性，尚有诸多“盲点”。

在136号文持续发酵并震荡期间，这些“盲点”也持续困扰着新能源项目业主方、投资方，在圈内外引发了持续的争议和讨论。

绿证还发不发？

目前业界争议的一个焦点是，新能源差价结算机制实施后，原有的绿证要怎样处理。136号文明确，要“强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”。

按照文件字面意思去理解，那就是纳入新能源差价结算机制这部分电量，因为已经获得了机制电价的补贴，就不能够再重复获得绿证收益了。然而，恰是在这一点上，目前圈内争议很大，各方都在密切关注地方政府如何配套落地。

本来，绿电绿证市场与电能量市场，并不是同一个市场，前者是针对新能源绿色价值的，后者则是针对绿电的电能量价值。

正是为了补偿新能源的环境和绿色溢价，才有了绿电绿证市场，不能说绿电获得了电能量收益，就否定其绿色溢价。并且，从获得收益的来源来说，绿电收益也并非是从系统运行费用去支出，不给绿证收益并不合理。

对此，业界声音呼吁，各地制定配套政策不一定非得把绿证给锁死了，把机制电量获得绿证的可能性给完全排除掉，该发的还是要发，该补的还是要补，该扣的还是要扣，只要绿证收益不从系统运行费用里面支出就行了。

此外，也有业界专家提出，国家能源局要求绿证全覆盖，尽管中间会遇到这样那样的问题，但绿证原则上还是要核发给发电企业，哪怕是在形式上先走一遍，核发绿证后划转到公共账户，而这个账户对应的是全体工商业用户，相当于绿证免费分配给了全体工商业用户。

核发绿证后，绿证补贴要怎么处理？国家明确了的绿证，还按原有方式补贴，这方面的事权属于国家。机制电量这部分对应核发的绿证，由于全体工商业用户出了钱，秉持谁出钱谁受益的原则，也由全体工商用户所有，绿证直接免费划转给工商业用户。

中长协要怎么处理？

取消原有的保障性收购，新能源全面入市参与电力市场。实行差价结算机制后，这里面还存在一个问题，那就是机制电量能不能参与中长期市场？

电力市场是由两部分构成的，一个是中长期市场，一个是现货市场。政策鼓励新能源参与中长期市场，并且希望参与市场的时间颗粒度更加精细化，最好做到日前市场。

但是136号文的差价结算机制，与英国实行了8年之久的差价合约，结算方式上有很大的不同。英国差价合约结算，是跟实时的交易价格做差价，合约价跟发电企业的实时交易价格做差价，从而获得补偿。而136号文推出的差价结算机制，是跟新能源的月度平均交易价格做差价。

本质上，差价结算机制是一种价格补贴，因而是一个类金融性质的合同，中长期市场也是一个类金融性质的合同，所以，差价结算机制与中长期市场两者要怎样平衡？未来是不是需要有一个更明确的政策？业界的疑问是，差价结算机制实施后，机制电量部分还能不能进入中长期市场？

对此，业界更有担心，比如像西北地区，那么多的新能源项目，如果都不能再参与中长期市场了，那中国的中长期的市场，是不是又变成了火电为主的市场？

这不仅是火电重新“一家独大”的问题，更重要的是会影响新能源项目的最终收益。以光伏为例，光伏发电午间现货市场均价早已跌破0.15元，有的甚至跑出了4分钱、3分钱的“地板价”；在中长期市场，光伏是能够获得0.2元左右的中长期电价的。

如果进入差价结算机制后，机制电量不能再进入中长期市场，结果就是此盈彼虚，整体收益降低，机制电价的保障作用就大打折扣了。

竞价上下限定在哪里？

对全面入市最感恐惧的，是分布式光伏。这是因为，陆上风电和集中式光伏七成以上都已参与市场交易了，只有分布式光伏还一直处在政策保护的温室中。马上分布式光伏不仅要直面市场竞争，还要承担各项费用，叫它如何不恐慌？

全面入市分存量、增量项目。存量项目的机制电价和机制电量，136号文要求妥善衔接原有的新能源保障性收购，价格对标煤电基准电价，量价都有保障，预期是稳的。

而增量项目就没那么好运了。

比如，增量项目的机制电价，136号文要求各地要预先设置一个上下限，然后由所有增量新能源项目报量报价参与市场竞价，最终形成一个机制电价，在此基础上做价差结算。

“竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。”

这样的话，参与竞价的新能源企业，报价不可能高于竞价上限，因为报高了就直接出局；而报低一点会有好处，如果100个项目同时竞价，“按报价从低到高确定入选项目”，即便所有企业报价都没有超过竞价上限，但是报高的话搞不好还会出局。

那各省要怎样去设置竞价上下限呢？各省考虑到本地的经济发展、工商企业的竞争力等因素，不大可能设置高竞价上限，压力还是会传导至新能源业主方。至于竞价下限，原则是说不要无底线、无序竞争，所以不能定过低。

问题的关键，还是上限怎么定。而这个上限，不大可能会去对标各地煤电基准电价。更何况，就算是定了一个新能源业主比较满意的竞价上限，“按报价从低到高确定入选项目”这一条就决定了，新能源业主根本就不敢奢求高价。

海量新增装机怎么办？

136号文反复说到“妥善衔接”，机制电量、机制电价都要妥善衔接各地的新能源保障性收购的量价规模，也就是说，希望差价结算机制能平稳对应目前14.1亿千瓦的新能源装机规模。

然而，这当中最大的变量、也是最确定的变量，就是中国新能源装机的逐年飙升。2023年新增了近3亿千瓦，2024年新增了3.6亿千瓦，到2030年，每年新增新能源装机至少都在2亿千瓦以上。按照这个速度下去，到2060年实现碳中和时，中国新能源装机会装到多少？

海量装机的持续增长，是巨大的压力传导。随着新能源电量的增长，新能源电价面临巨大的持续下行压力。当然，差价结算机制的推出，目的就是要托住这个下行压力。

现在的问题是，差价结算机制到底有多大的托举之力？毕竟，这个托举之力只有对标未来五十亿千瓦以上的新能源装机，才能真正起到效果。

这就带来另一个问题，中国准备好放开终端电价了吗？差价结算机制的费用，要从系统运行费用中出的，也就是从工商企业的电价中出。如果终端电价不能涨或者上涨幅度不够，差价结算机制要怎样有效运行呢？

从宏观环境和中央精神看，电价上涨的难度非常之大，甚至说没啥可能性。这也是为什么136号文反复申说要稳妥衔接，要稳定终端电价，要考虑工商企业的承受能力。

差价结算机制的机制电价，上有海量新增新能源装机带来的电价下行压力，下有终端电价不能大幅上涨的底线，机制电价会有多大的腾挪空间？疑问会一直存在。

消纳才是总命门

海量新能源装机增长下，电网难以跟之前一样做到保价保量全额收购，出路就只有市场化。新能源电量入市叫卖，价格是低了，但也比保障不了收购被弃掉好很多。

可问题是，并不是随行就市、价格走价了，新能源的消纳量就会直线上升，绿电采购难依然存在。

近日，在一场省级绿电市场研讨会上，腾讯绿电采购部门经理表示，腾讯2025年总共签约采购了35.6亿度的绿电，广东20亿度，江苏10亿度，冀北有3.5亿度，天津7000度。

但是，该部门经理表示，并不是企业想采购多少绿电，最终就能采购多少。特高压输送绿电能力不够，或者广东电网分配给腾讯的绿电没那么多，那绿电采购合同最终还是履约不了。

也就是说，新能源市场化交易尽管能有效激活市场，是绿电占比能否随着装机的增长而同步增长，最终还是取决于电力系统能否提升新能源的消纳比例。

数据表达更为直观。以新能源大省山东为例，截至2024年底，山东可再生能源装机达到1.15亿千瓦，历史性超过煤电装机（1.05亿千瓦）。但是，风光新能源发电量占比仅为13%左右。

山东风光新能源装机渗透率为47%，甚至超过了全国的42%。2024年全国风光新能源发电量1.83万亿千瓦时，系统占比18%。山东风光新能源装机渗透率比全国水平高了5个百分点，但是发电量占比比全国水平少了5个百分点。

上面腾讯采购绿电以及山东新能源发电量的案例表明，市场化不完全能解决所有问题。或者说，加速新能源的市场化，全电量入市，新能源发电量不一定能够大幅上升。

市场化有助于增加新能源发电量，但起决定性作用的还是系统消纳能力的大幅提升。2024年，德国风光新能源发电量占比达到47%以上，可再生能源发电量占比甚至突破了60%。德国新能源的核心竞争力，是其电力系统对新能源的消纳能力很强。

德国能做到的，中国一样也能做得到。前提条件是要弯下腰去，苦修苦练消纳能力，这也是新型电力系统建设的核心目标。

综上，尽管差价结算机制试图缓解新能源对未来收益的焦虑，但是，上述五大迷途仍在深深困扰着新能源投资者。更多的细节问题，有待各省配套政策的最终落地给出答案。