今年2月,国家发改委、国家能源局联合发布“136号文”,明确要求新能源全电量参与电力市场交易,并通过市场化定价机制推动行业高质量发展,要求各省于2025年年底前出台配套细则。
随着6月1日“136号文”全面落地,各省份相关配套的细则也在陆续出台,内蒙古自治区、山东省、广东省、广西壮族自治区作为首批响应的省份,在竞价机制和电价安排等方面因地制宜,其差异化政策细则,为其它省份提供了市场化改革的地方样本。
值得一提的是,机制电价作为“136号文”的核心创新,是新能源项目参与电力市场交易的结算参考价。其运作逻辑是:新能源电力按市场价结算后,当市场均价低于机制电价时,电网补差价;当市场价高于机制电价时,高出部分返还电网。这种设计既保留价格信号,又控制收益波动。
机制电量是纳入该结算方式的上网电量,存量项目只需要完成保障性收购电量,增量项目需全额市场化交易。
山东省强调竞争调控与动态调整,明确了存量项目平稳过渡,增量项目分类竞争。在电价机制方面,存量项目(2025年5月31日前投产)全电量进入市场后,其机制电价按照国家规定的上限执行,标准为0.3949元/kWh,相较2024年新能源现货均价0.35元/kWh高约12.8%。
增量项目(2025年6月1日起投产)则需通过竞价确定机制电价,设置125%的申报充足率门槛,通过高竞争强度筛选优质项目。且每年机制电量总量,通过年度非水电可再生能源消纳责任权重完成情况、用户承受能力等因素动态调整。这种“高竞争+动态调整”模式,旨在通过市场压力倒逼新能源项目降本增效。
广东省注重技术合规与市场优先,存量项目平衡约束,增量项目长期保障。对于存量项目,目前机制电价尚未明确,但要求存量项目机制电量比例不超过90%。增量项目首创“长周期保障”,海上风电机制电价项目执行期长达14年,其它项目为12年,为投资周期长的海上风电提供稳定回报预期,以吸引社会资本,并将技术合规性标准作为电价执行前提。
竞价规则采用“低价优先+时间优先”,未设充足率门槛,并通过年度竞价电量规模,提前公布引导市场预期。广东“未入选新能源项目可继续参与后续竞价交易”,更加灵活友善。这种“技术合规+市场优先”的设计,更注重市场稳定性与长期投资信心。
广西聚焦合理竞争,采用差异化定价与竞价上限控制。存量项目中,分布式新能源项目的机制电价为广西燃煤基准价0.4207元/kWh,全部纳入机制电量规模,集中式新能源项目电价为0.324元/kWh。增量项目需每年通过竞价方式形成机制电价,竞价时按报价从低到高排序,最终机制电价原则上按入选项目中的最高报价确定,但不得超过0.4207元/kWh的上限。“合理竞价”的机制电价模式,同样是为了保障新能源企业收益,稳定市场发展。
内蒙古蒙东地区展现精细化管理,增量项目暂不安排新增机制电量。存量项目执行0.3035元/kWh的机制电价,增量项目通过竞价形成机制电价,要求所有增量项目完全市场化竞争,未来是否启动机制电量,将根据消纳责任权重完成情况动态调整,这使其成为全国首个“增量全市场化”试验区。
整体来看,各地都在遵循“136号文”推动电力市场化改革的内在逻辑,通过实时电价波动,为储能提供“低买高卖”的套利机会,同时结合本地资源禀赋和市场特点,对存量与增量项目分类施策,未来将有更多省份细则陆续出台。
可以预见,伴随政策落地,新能源行业将呈现“市场化程度加深、区域分化加剧、技术驱动增强”的特征,储能项目投资者需关注地方政策细则,动态调整投资策略,在市场化浪潮中把握结构性机会。