136號文下省級規則的原則性建議——從歐洲海風風電招標“過山車”談起

自從風光定價新方式《136號文》2025年初發布以來，各省陸續出臺了新能源上網電價改革的實施方案，各式各樣的差價合約政策（CFD）。與此前強調“市場決定價格”不同，136號文更像是一種軟著陸式的管制加強改革。它極大了提供了價格的確定性，構成對風電行業的利好，暫時削弱了現貨市場（在我國指的是日前/實時）價格劃分損益的作用，為（扭曲的）市場規則完善爭取了時間空間。風電、光伏等長壽命項目的定價邏輯，由此回到了傳統范式——長期成本決定每一個短期價格，而非由短期波動性價格累積決定長期投資邏輯。

截止2025年10月，已有累計10個以上的省份出臺了具體方案，并且部分組織了競價發現機制電價的過程，有另外的10個左右的省份方案正在征求意見中。從這些具體實施方案看，當前的價格機制設計，比過去任何時期都更破碎復雜。既要拿走超額利潤（馬克思主義意識形態），也要保障投資激勵（否則結構性目標完不成）；既要留足市場彈性（企業具有能動性，而不僅是個執行者），又要確保政策的確定性（各主體不能面臨過大風險）。各省價格與數量規則，呈現出顯著差異。有的強調“競價上限”，有的設置“機制電量”層級比例，還有的試圖通過行政直接劃分主體收益。

必須明確：我國風電、光伏的開發主體高度多元。保持激勵相容、實現投資節奏平穩，是實現2035年36億千瓦目標的基本前提。也是國家支持的目標。我們必須未雨綢繆，防范一旦偏離理想市場環境，預期改變，可能重演歐洲海上風電招標的“過山車”——從2023年的負價格競標，到2024年的全面流標，僅一年之間，繁榮與停滯幾乎瞬間轉換。

本期專欄，我們首先全景描述這一“過山車”式的國際經歷；然后對比理論上的CFD機制與我國各省方案的區別；最后提出136號文下各省級規則的若干原則性建議，特別包括如何避免價格上限削弱投資激勵？如何防止年度“機制電量”層級化惡化企業應然收益與現金流？等等。

國外經歷——“風電項目不是搖錢樹”

2023年，疫情后的第一年，歐洲的海風風電招標已經出現了負價格，也就是“開發權”需要開發商購買。這反映了項目的激烈競爭，以及未來電力價格高企的預期（大致是當時天然氣價格持續高位環境下的線性外推），企業覺得海上風電可以掙大錢。當時，甚至有這樣的討論：如果開發商預期現貨市場價格（比如日前）會普遍的高于長期合同，既有項目是否可以退出先前的支持計劃？這在制定法律時有些國家是空白。這些討論，隨著市場現貨價格的快速回落，很快變得不合時宜。

2023年德國聯邦網絡局（BNetzA）在一次6.5 GW拍賣中共獲得了126 億歐元的投標“收入”，被政治輿論視為成功。然而這筆表面上的財政收益，其實掏空了行業的投資信心——開發商不得不在高利率、高通脹、供應鏈緊張的條件下，再承擔拍賣溢價帶來的額外支出。

到了2024年11月，丹麥的海上風電競標竟然一個參與者都沒有，流標了。此次拍賣中，提供的地塊位于北海的黃金區域，風資源和海洋深度條件堪稱良好。政府提供了 3 個額外項目，每個1 GW，屬于歷史上最大，還允許開發商在這些區域再超額建設 1 GW。即使是國企控股的海上風電巨頭?rsted，也未在截止日期前參與這批6GW的競標。丹麥綠色能源協會（Green Power Denmark）感嘆，“依然無人投標”。協會首席執行官指出，此次拍賣設計存在問題，包括無補貼政策、特許權費用以及首次引入20%政府股權要求。他直言：“風力發電不是搖錢樹（Wind turbines are not money trees）。”

這是丹麥的特殊情況嗎？有部分因素相關。丹麥最大負荷目前6GW，各種裝機已經超過7GW。目前的可再生能源已能夠滿足100%的電力需求。未來需求（例如交通電氣化、電熱、氫能生產）預期增長緩慢，導致開發商對未來電價和售電渠道缺乏信心。

時間快速推進到2025年。歐洲大國德國的海上風電項目也流標了——沒有企業有信心參與。德國海上風能協會（BWO）對此反應平靜——“結果在意料之中”。協會多次警告：現行的負出價（negative bidding）機制（相當于0最高限價），對開發商而言是不可持續的。

最新的消息，在經歷同類困局后，丹麥、英國通過修正制度試圖恢復理性市場信號。英國在AR7招標中重啟了CFD機制，并顯著提高最高價限額；丹麥則放棄“無限負出價”，重新引入政府成本分擔條款。相比之下，德國的政策調整仍在猶豫。

理論上的CFD機制：從物理到金融

在可再生能源支持政策的研究與設計中，差價合約常被視為銜接市場定價與收入穩定性的核心機制。學術理論上通常區分三種基本類型。它們的差異體現出對風險分擔與履約責的不同理解。

經典CfD是發電量掛鉤（production-dependent）型。開發商按實際發電量獲得補貼或返還，合約價格設定上限（cap）與下限（floor），當市場價低于下限時政府補貼差額，當市場價高于上限時企業返還收益。這種模式最符合直覺，也最接近物理系統的實際運行：發電才能算錢。然而，它也意味著企業在遭遇限電或出力受限時承擔全部“數量風險”（volume risk）。

與之并列的是發電能力掛鉤（capability-based）CfD。其核心思想是按項目“可發能力”而非“實際發電量”計價，通常基于當地氣象條件與設備配置推算理論出力。這種做法弱化了企業因氣候情況、電網約束或調度限制帶來的隨機波動，提高了現金流可預測性，但同時也限制了市場信號（比如高電價）的行為引導功能。

目前仍處于探索中的，是金融型/參考電廠型（financial or reference-plant-based）CfD。這一形式完全脫離實際發電量，以一個“虛擬參考電廠”的市場響應曲線為基準。運營商通過與政府差價結算（以參考電廠收益，而非自身收益），獲得固定容量支付（capacity payment）。理論上，這種機制能最大限度隔離物理系統的不確定性。

我國特色的CFD機制

我國目前在新能源電價形成機制上的實踐，并未遵循上述三種CfD邏輯中的任何一種，而是呈現出“雜糅式的中間狀態”——既非完全發電量掛鉤，也非容量能力掛鉤，更像一種打折的“容量電價”。

最典型的體現，是機制（保價）電量與其他電量的并行劃分。政府通過設定年度保障性規模（機制電量）給予固定價格，剩余電量則進入“市場”交易。它在邏輯上割裂了價格與數量的統一，使得同一臺機組的不同發電量部分對應不同價格機制。

一個操作性問題就此浮現：機制電量本身往往是年度的，而市場電價具有顯著的更小時間尺度波動特征。中央發改委通常以五年為政策周期，地方發改委一年一調，而電網企業的交易與結算周期則以月為單位——三種節奏交錯，構成了“多重時間尺度不協調”現象。于是，在月度結算周期內，需要“人為分解”機制電量與市場電量的比例，以便進行逐月清算。

發改委的規定原則性提及：各地將每年納入機制的電量分解至月度，各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。但是不同月份的市場價格會有差異，使這種分解過程不僅關乎統計，更直接影響企業的現金流與收益。這是個涉及真金白銀的企業利益問題。

長期來看，價量保證水平存疑。136號文出臺之后，有微信網友算了一本帳：機制電量假設5000億度，但全國新能源發電量2024年發電量已經到3.5萬億度，2025年還有新增裝機，機制電量占比不超過15%。這個假設從何而來不得而知，但是這個15%機制電量（意味著價格確定性與充足性）反應了開發者的普遍低預期。這必然影響投資信心。

小結——若干建議

從上述國外經歷與國內分析可見，136號文框架下的地方實施方案，關鍵在于保持激勵相容與新投資的足夠激勵。基于此，提出以下若干原則性建議：

1、不宜設定無必要的招標上限價格。

在目前風光度電成本已普遍低于煤電的現實下，企業若能在上限以內“算得過賬”，上限本身就失去意義(non-binding)；而若上限過低,無法考慮當地當時的特定情況，則可能直接削弱投資意愿，形成制度性掣肘。價格機制應以“發現”為主，而非“設限”。

2、不應人為分割年度發電量

所謂“機制電量”的分層安排在理論上缺乏必要性，在操作上則帶來了時間錯配與清算難題。發電企業的財務周期與電網結算周期天然不同步，若再人為疊加年度與月度兩種時間維度，只會增加操作性困難。應避免以行政手段將同一電廠的發電量劃分為不同屬性，而應通過累計發電量統一周期參照，保障現金流的可預測性與規則的確定性。

3、錨定充分投資激勵、完善政策反饋迭代機制

在《136號文》過渡期內，各省應建立定期評估制度，重點關注兩個方面：一是招標結果與投資規劃預期的偏離度，二是相比風光價值參照系——煤電基準價格而言，月度機制電量清算中平均價格信號的扭曲程度。