转自：中国改革报

□ 本报记者 白 雪

今年1月，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“136号文”），明确要求各地于今年底前出台配套细则。目前，各省（区、市）相关配套细则陆续出台，内蒙古、山东等地区作为首批响应省份，在竞价机制和电价安排等方面因地制宜，制定差异化政策细则。

在近日由自然资源保护协会和厦门大学中国能源政策研究院举办的主题为“136号文在地方的落地”的电力低碳保供研讨会上，与会专家围绕省份落地方案、机制电量规模、储能与虚拟电厂、跨省跨区交易中价格协调与资源优化配置等议题进行了研讨。专家认为，136号文在地方的落地将呈现短期难、长期强的趋势。

差异化探索与共性挑战并存

“136号文明确了大的政策框架。因为各地新能源渗透率、市场建设程度和用户的承受能力不同，因此136号文地方落地的重点是制定适合本省的方案。”国家电网能源研究院财会与审计研究所主任经济师张超通过梳理山东、广东和蒙东已出台的文件发现，各地在设计落地方案时都有较强主动性，均与本地市场建设进程、新能源发展情况、系统调节平衡需求等相适应。在个性方面，山东在落实136号文上提出了包括申报充足率、委托代理商竞价等的创新机制；广东方案由交易中心主导编写，侧重规范性，考虑了各类经营主体的情况，更具落地操作性；蒙东则针对自身无现货的特点，整体设计精简，更侧重于衔接历史机制。

从实施效果看，地方实践已显现出双重特征。山东省电力行业协会执行会长徐震表示，就现有消纳水平来看，山东新能源总量较大，政策的出台将有利于新能源的健康发展。长期来看，落实好机制电量和电价政策也将有利于新能源装机的持续增长。但从发电企业的角度来看，政策的落地意味着新能源项目收益需要重新进行评估。

“136号文可能会重塑新能源项目的估值体系，市场和企业需要逐步探索并建立新的规则。”南方电网电力调度控制中心水电及新能源处副处长王皓怀表示，发电项目的收益由电价和电量两部分决定，之前的新能源项目电量和电价相对固定。而从电网的角度来看，调节能力需求随新能源渗透率的增长将进一步提升，目前市场呈现电能量下降的趋势，下降的空间一部分应传导至电力系统调节能力价值的提升。就分布式能源而言，136号文打破了原先统购统销的固定收益模式，引导分布式能源可以主动聚合后参与市场，通过为电网提供电能量和调节能力获取综合收益。

当前核心矛盾在于调节性资源的定价困境

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，新能源全面入市的长期目标是将新能源系统成本向终端传导，保障电力行业可持续发展。但短期需考虑新能源全面入市引起投资者对新能源的重新评估，可能影响短期新能源投资。当前核心矛盾在于调节性资源的定价困境。

“由于目前绿电、绿证交易与碳交易机制尚未成熟，而煤电调峰长期来看不可持续，重构储能配置模式是破局的一个可能方案。”林伯强表示，借鉴高铁发展的成功案例，可探索由国家主导电网侧大规模布局储能。大规模部署电网侧储能在短期经济性上存疑，但考量到系统外溢的效益，包括支撑新能源消纳、能源绿色低碳转型等方面，这可能是应对系统调节性困难的一个方案。

山西风行测控股份有限公司风行虚拟电厂研究院院长、山西省电力市场管理委员会委员南豆表示，新能源全面入市将对电能量市场价格和系统运行费用产生巨大影响。与此同时，价格波动加剧常态化、电网对调节性资源需求增加、新能源场站的市场化交易能力急需提升等变化也给虚拟电厂的运营组织形式带来了更多的可能性。虚拟电厂的运营模式将从单纯硬件层面的竞争转为随市场变化优化运营策略的竞争，核心是为电网供需平衡提供解决方案。

在南豆看来，如此背景下，虚拟电厂可以解决分布式资源参与电力市场的门槛问题和分布式资源调节的问题。同时，虚拟电厂与储能结合，能够拓宽收益渠道。此外，虚拟电厂作为贯穿多市场的“路由器”，可减轻单个资源管理的难度，通过多市场增加收益模式。

山东新能源近几年发展很快，电网调峰压力增加，对虚拟电厂和储能的需求量相应增加。徐震表示，作为北方省份，山东不仅有对电量保障的需求，还要兼顾居民和工业的用热需求。尤其是在供暖季，电、热、暖都需要保障，需要储能和虚拟电厂共同发力，保障供需稳定。

新能源入市有助于电力市场形成真实价格信号

自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉表示，136号文在各省的政策落地会存在差异，特别是机制电量电价部分的落地。短期看，政策会带来新能源投资布局的优化。长远看，新能源入市有助于电力市场形成真实价格信号，实现电力资源优化配置。同时，136号文也是推动电力规划与市场机制协同的有益尝试，将新能源消纳权重、新能源装机目标与“机制电量+市场交易”挂钩，规划目标将更多依靠市场来实现。后续的调节资源、容量资源规划建设也会逐步走向市场化引导的方式。

针对136号文在各省份的落实，南豆认为，一是存量项目机制电量比例不宜设置过高，应在40%~50%之间，更多的应参与到市场中；二是在增量项目方面考虑本省份新能源资源禀赋，分区域设置不同的上限；三是在市场价格方面可以参考山东等省份，沿用燃煤基准价水平，差价结算的资金优先从辅助服务市场里支出，应从电力市场运行经济性的角度设置更合理的报价方式；四是要在后续交易批次中重点考虑新能源场站作为独立经营主体，真正体现其参与市场的权责义务。此外，需要进一步优化中长期和现货市场的衔接，真正供需关系的体现是现货市场。目前不少省份要求中长期合约规模锁定在80%~90%之间，建议放宽中长期合约比例限制，提高市场的流动性。

谈到对于跨省跨区市场的期待，王皓怀直言，现有的省内市场和跨省跨区市场相对分离，跨省跨区市场属于优先计划范畴，省内市场放开程度相对更大。但国家正在积极推动打破省间壁垒，跨区域市场也将逐步形成，成为构建全国统一电力市场的重要组成部分。

黄辉认为，在受端省份电力市场快速推进的情况下，相对固化的跨省电力交易中长期合同与受端省份电力市场在实时量价上难以匹配，跨省跨区交易可考虑锚定受端省份电力市场规则进行相应的调整。另外，建议逐步放开省份间现货比例，并推动跨省跨区发电企业和售电公司、用户直接参与省份间交易，提高交易的灵活性，在长三角等区域市场建设基础较好的地区进行更多的突破性尝试。