“无现货、不市场，不市场、难风光”。当下，电力行业最热门的话题莫过于新能源入市。国家发改委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改【2022】118号）发布以来，围绕“加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系”目标，“有序推动新能源参与市场交易”向前推进。

  但推进过程难言顺利，业内用“巨婴断奶”来调侃推动新能源入市的种种不易。除了相关利益方不愿走出“襁褓”的依赖心态，也有其顶层设计与路径选择也将面临更多千头万绪、盘根错节的现实考量，这些都是政策设计者需要不断权衡的命题。高比例新能源参与电力市场是一个世界级难题，但并非无解题。他山之石，可以攻玉，各地的先进做法和典型经验，不仅值得我们借鉴，更带给我们一些参考和启迪。

  在新能源装机快速增长、电力市场持续推进形势下，新能源参与电力市场的电量比例已过半，参与市场带来的消纳风险和度电收益不确定性可能影响新能源发展节奏和能源转型进程。差价合约是兼顾新能源参与电力市场和保障一定收益的可行机制，英国已有七年的实施经验，我国提出鼓励新能源以差价合约形式参与电力市场，虽然地方已有少量实践，但短期（如一年一定）合约没有解决量价的不确定问题。

  本文从合约期限、确定方式、差价基准、差价疏导、合约曲线等问题出发做了初步思考，阐明机制设计关键是长期合约、差价疏导和责权利统一。

新能源参与电力市场价格机制需以稳规模、促发展为前提

  在储备项目多、投资和发电成本下降迅速等多重因素的共同作用下，2023年我国风电和光伏发电再次实现了跃升发展，新增装机2.9亿千瓦，2024年前4个月新增装机0.77亿千瓦，同比增加19%，根据开工、在建、核准和备案项目情况，业内预期全年有望达到与上年相当的增长规模。随着各地新能源渗透率的持续提高，新能源参与电力市场的方式增加、范围扩大、规模和比例迅速上升，2023年新能源参与市场的电量比例为47%，考虑分布式光伏当年未参与市场，2023年风电和集中式光伏参与市场的电量占比已超过55%。政策方向上，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改〔2023〕118号）》明确了宏观指引和目标，“到2030年新能源全面参与市场交易”，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改〔2023〕813号）》提出“加快放开各类电源参与电力现货市场”、“分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场”，2024年一些地方已制定修订或拟出台相应的政策，如浙江省修订了市场化交易工作细则，山东省针对分布式光伏参与市场征求意见等。通过市场实现新能源增量项目优化配置、各类新能源项目电量优先上网和消纳已成必然趋势。

  新能源参与市场对项目最直接的影响是面临消纳和度电收益的不确定性，二者直接决定了总收益水平，进而影响新能源投资，这一点已在2024年二季度部分地区户用光伏增量市场有所体现。

  主要问题一是新能源参与市场度电收益下降，程度不同且普遍，尤其是在光伏发电装机量较高省份影响或今后潜在影响更大，2024年十多个省份将中午几个小时甚至白天高达8小时作为分时电价的平段或谷段，在现货市场边界出清规则下，上网侧电价也呈现了这一趋势，中长期市场如甘肃将白天作为上网电价谷段，交易基准价为当地燃煤基准价的一半；二是同一地区在过去几年内建设的新能源项目投资水平和度电成本都有不小的差距，如果采用同样参与市场的边界条件，且不论与煤电竞争的不利地位（煤电中长期带曲线价格锁定、容量电价等），仅新能源项目之间“起跑线”不同也会带来实际不公平竞争；三是保障收购电量和市场电量的划分，各地各年均根据电力市场建设和新能源发展情况在变化，2030年新能源全面参与市场交易的目标下如何逐步调整全额保障收购与参与市场关系，路径尚不明晰。

  我国在《可再生能源法》生效后的18年来，通过稳定的上网电价机制有效促进了新能源市场和产业发展。实现2025年和2030年非化石能源20%和25%占比目标，考虑能源消费总量增长，风光新能源作为电量增量主体，需要保持较高水平的装机，因此新能源参与电力市场及价格机制应以稳规模、促发展为前提，运用好规制和市场两种手段，保障新能源稳定的基本收益。

差价合约是兼顾新能源参与电力市场和保障一定收益的可行机制

  差价合约是可与电力市场融合应用并为发电项目提供一定收益保障的一种可行机制。新能源领域差价合约机制的应用典型是英国的CfD(The Contracts for Difference,CfD)制度，政府授权的低碳合同公司（LCCC）与可再生能源发电企业签订长期合同确定履约价格，发电项目直接按照电力市场规则参与市场交易，如果市场电价低于合同履约价，则CfD资金池向发电企业提供补贴至合同履约价，反之则发电企业向资金池返还高出的部分，因此CfD是一种将电力市场机制下变动的电价风险转换为固定履约价格的方法。CfD履约价格是由多方竞争招标确定的合同价格（Strike price），不能高于履约价格上限，上限则由政府部门根据对不同技术发电成本最新统计和供应曲线情况确定。2017年英国CfD实施该机制以来取得了很好的效果，竞标价格方式大幅度降低了可再生能源电价水平和政府在可再生能源项目上的总体支出（尤其是相较于之前的可再生能源义务制度），2021-2023年欧洲天然气价格高位期间，电力市场价格上涨，根据CfD机制规则可再生能源项目开始向资金池反哺资金。

  随着电力市场化推进，我国有关政策文件中提出了差价合约的方式，《电力现货市场基本规则（试行）》主要是考虑中长期和现货市场衔接，提出了中长期差价合约电费计算的原则和公式，并明确针对不同发电类型可设计不同的政府授权合约结算公式。2022年的现货市场文件曾提出“鼓励新能源以差价合约形式参与电力市场”。但由于我国电力市场对差价合约或政府授权合约尚未有专门的官方定义，新能源差价合约在合约期限、确定合约方式、差价基准、差价疏导、合约电量曲线等关键问题上没有明晰，部分地方如浙江在绿电绿证市场化交易工作细则中提出政府授权差价合约，但如果不是长期合约（如英国近期CfD项目的合约期限是15年），仍难以降低或打消新能源开发企业、投资者和金融机构对于收益风险的顾虑。

机制设计关键是长期合约、差价疏导和责权利统一

  结合我国电力化进程和新能源电力持续大规模高质量发展需求，参照英国CfD机制经验，对采用政府授权差价合约机制支持新能源参与电力市场的机制设计方面，笔者提出如下思考建议。

  （1）合约期限。

  差价合约应是长期的政府授权差价合约机制。合约电价采用竞配方式确定，合约期限的核心是长期，可以是15年或20年或25年，也可以是累计等效利用小时数，以合约期限及可能的曲线小时数分解作为竞配边界条件。

  （2）合约电量。

  合约可以适用新能源发电项目所有电量，也可以适用年度一定小时数内的电量。前者可为新能源项目提供更好保障，且理论上可以降低合约电价，但全部电量补偿至合约电价的方式，不能激励新能源企业提升预测出力曲线，且在市场边界出清价格机制下没有问题，但非边界出清情况下有交易双方联手获利漏洞。如果是后者，则需要约定合约电量曲线，主要是电力市场不同时段价格差异大，没有合约电量曲线则失去了合约意义。

  （3）差价含义。

  差价被减数是合约电价，对于增量项目，合约电价通过竞争配置形成；对于存量项目，合约电价是燃煤基准价或竞配电价（取决于项目原本适用的电价政策和水平）。合约反映的是新能源电能量价格，绿色价值可通过绿证交易体现，也可包含在合约中但需单列（即差价基准仍是合约的电能量价格）。差价减数是电力市场价格（现货出清价格，或现货市场同时段平均价格，或者其他交易价格）。需注意的是，在电力市场负电价时段，不应执行差价合约，这样会带来一些按目前政策不计入合理利用率的限电，但有利于提升系统整体经济性，引导新能源、储能等灵活设施合理布局。

  （4）差价疏导。

  有效疏导是差价合约可以实施的前提，建立如英国CfD机制类似的资金池存在难度，定期（如按年度）的预算需求也难以预估。建议差价由一定地域内全部工商业用户承担，建立按月清算机制。

  （5）责权利统一。

  政府授权差价合约在竞配组织、差价疏导上应有责权利统一的原则。责权利统一也可一定程度上解决地方资源换产业和收取各类资源费用的问题，降低非技术成本，有利于新能源产业健康发展。建议如果竞配组织和电量消纳在省级，则差价疏导至该省域全部工商业用户，在地市则差价疏导在地市全部工商业用户，对于跨省跨区消纳和参与受端电力市场的项目，由受端省份组织竞配或确定合约价格竞配上限，差价分摊在受端。

  （6）自愿原则。

  政府授权差价合约可作为新能源参与电力市场一种方式，对于增量项目，可以与直接参与电力市场机制并行，即地方政府定期组织合约类项目竞配（分布式新能源项目可以聚合竞配或参照竞配价格执行），企业也可以自愿开发非竞配类直接参与电力市场的项目，这主要是考虑部分新能源和可再生能源技术和项目参与市场有获得更多收益的可能性，此外也给予企业更多开发和运营项目的机会，有利于扩大市场规模和增加绿色电量供给。

  （7）单向机制。

  对于政府授权差价合约项目，企业可以在运营期间选择取消合约转向直接参与电力市场，但不能转回，非竞配类直接参与电力市场项目则不能转向差价合约。这一单向机制有助于推进新能源市场化，但在竞配组织时需关注企业仅以低价中标拿到项目为目的，带来恶性竞争的风险，即单向机制的具体规定需在机制设计时周全考虑。

  （8）适用范围。

  在与电力市场结合上，政府授权差价合约机制是可以适用于所有项目的，既适用于增量项目，也适用于既往有补贴项目和已建成并网的无补贴平价低价上网项目，既可包括风光新能源项目，也可以适用目前还达不到平价上网水平的光热发电、农林剩余物发电、深远海风电等。对于存量项目，差价基准需要与之前价格政策一致，小时数和曲线等则需要考虑与项目之前的全额保障性收购政策协调。存量项目也采用差价合约带来的问题是，对部分省份和地区直接带来较高的“台阶式”偏差合约资金，短期内差价疏导难度大，而如果先期仅适用于增量项目和一些需要特别支持的目前尚不达到平价上网水平的技术，则合约电量和偏差资金是逐步增加的，且随着合约机制和市场的成熟，未来偏差为正为负都有可能，机制可以相对平滑实施推进。

  （9）试点先行。

  差价合约机制可以与电力市场很好融合，在机制具体设计和操作上要考虑不限于前述几点的多个因素，各地情况不同，同时各地电力市场化还处于推进变化阶段，变量更多。建议新能源差价合约尽快进行试点，尤其在现货市场地区对于增量项目实施具备较好条件。