2025年1月，中国国家发展和改革委员会和国家能源局发布了《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，要求各地方政府在今年底前制定并推行具体方案，为风电与光伏电源引入新的定价机制。这一机制的核心调整是采用类似英国的差价合约模式（Contract for Difference，简称CfD），旨在降低新能源发电商的市场风险，并促进风光新能源的投资增长。
相比过去“最低保障小时数+市场交易”的混合定价模式，CfD的引入不仅影响电价机制，更可能重塑市场运行方式。在煤电占比仍高达60%的背景下，新能源如何真正替代煤电，实现减排，仍然取决于政策设计的细节。
本文试图解释差价合约机制，阐明其在中国实践存在的挑战。此外，笔者还以“系统运行费”账户的盈亏情况作为衡量新能源替代煤电的核心指标，探讨不同情景下，差价合约机制可能产生的影响，为政策的持续优化提供参考。
什么是差价合约机制？
在这一机制下，新能源发电商的收入取决于政府或市场拍卖确定的“敲定价”与市场基准价格之间的差额，并根据实际发电量进行计算。
中国即将实施的CfD机制的核心定价逻辑可以用以下公式概括：
补贴或返还支付额 = ( 投标确定的敲定价 − 月度参考市场均价) × 实际发电量
具体而言：
• 敲定价（发改委文件中称为“机制电价”）：由新能源企业在政府组织的投资竞标中确定，代表其预期的固定收益水平。
• 参考市场均价：以月度现货市场的加权均价为基准，作为新能源发电的市场价格参考。
• 实际发电量：新能源机组的并网发电量，决定发电商的最终收入。
当参考市场均价高于敲定价，新能源企业必须将超额收益返还；当市场均价低于敲定价，新能源企业则获得差额补贴。这种“多退少补”的安排被统一纳入“系统运行费”账户，通常由电网公司管理，用于统筹补偿和回收新能源发电收入的波动。
在欧美国家，过去的CfD实践通常适用于成本高，先期投资风险大，尚未商业化的的技术，为其提供价格确定性，从而降低融资成本。但是，这一机制也可能导致一些不利影响。
比如，发电商可能为了追求最大化发电量，而忽视何时发电更有价值，从而引发系统运行难度增加、机组必要检修推迟等问题。类似的例子有德国风电在负电价时期仍旧大发。
此外，CfD支付通常基于日前市场定价，可能削弱日内调度灵活性。如果基于实时定价，那么机组将失去预测出力动力，同样不利于系统运行。
CfD还可能导致既有风险对冲机制失灵，特别是数量风险上。风电项目在风速变化等情况下面临收益波动，而传统CfD无法提供有效对冲。在小风期，现货价格如果上涨很大，但收益却无法被固定收益的风电分享，因此出力与价格的天然风险对冲机制没有了。比如西班牙风电发电商的收益巨幅波动。
在中国实践的局限性
值得一提的是，CfD机制在中国与在欧美实践存在背景差异。中国主要受煤电主导、电力市场不成熟、行政干预较多等因素影响。截至2024年底，煤电仍占中国发电量60%上下，中长期合同保障其市场份额与价格，使新能源难以真正形成对煤电的竞争压力。此外，现货市场规模有限，价格信号失真。这使得CfD的参考市场均价能否合理反映发电边际价值存疑。
例如，在山东市场，煤电发电量占比仍高达70%，所以在大多数时间里，煤电机组是决定市场边际价格的主导因素。由于煤电的边际成本通常是大于零的（因为燃料、运维等成本较高），理论上市场电价也应该保持在一个正值。但现货市场却出现过连续十几个小时的负电价，即发电企业需要支付费用才能让电网接收它的电，而不是出售电力赚钱。
其次，虽然敲定价主要通过市场竞标确定，在一定程度上确保了新能源企业的竞争性，但在风光长期度电成本已经实现大幅度下降的情况下，预计敲定价会远低于目前的煤电基准电价（目前平均水平大约0.38元/度）。企业仍然可能为了中标而进一步降低报价，导致投资回报率下降，进而影响长期可持续发展。如果市场报价的上限和下限被地方政府严格约束（如文件提及），那么就失去了竞价挑选开发商的意义，比如所有招标都是地板价竞价，无法区分，甚至有可能回到政府定价，乃至“一口价”。
再次，发电量决定了新能源实际能否替代煤电。在中国，新能源的调度受政策和电网公司控制较大，安全责任机构仍在强调缺乏权责对应、明确含义的“集中统一调度”，而缺乏市场自动调节机制。新能源即便具备出力能力，若并网受限或优先级低，其对煤电的替代仍可能受阻。
最后，CfD机制必然抑制设备更新改造动力。由于新竞标机组的报价低于仍享受补贴或者高基准电价的旧机组，企业缺乏动力进行设备升级或技术改造，可能影响长期技术进步和新能源投资质量。
前景如何
笔者认为，CfD在中国实践的效果取决于具体的政策设计和执行方式，根据不同政策执行和市场环境，可能出现以下三种情景：
情景一：新能源优先发电，煤电快速退出
在此情景下，新能源不再受统一调度限制，弃电问题消失，同时CfD规避了价格不确定风险。现货市场作为全电量优化市场，风光最大程度挤出煤电的份额，后者仅作为高成本备用电源，市场份额快速下降。市场电价锚定煤电边际成本但低于其平均成本，迫使煤电机组逐步退出。由于市场电价高于新能源的敲定价，系统运行费账户盈余充足。这部分盈余可进一步补贴储能、智能调度等辅助服务，或者降低工商业电价。该模式下，碳减排效果最大化。
情景二：煤电逐步退出，市场竞争缓慢形成
此情景下，煤电的运行小时数通过政策干预“台阶式”下降，部分机组仍参与市场竞争，市场份额逐步被新能源侵蚀。现货市场电价低于煤电平均成本，但大致与风光的敲定价格持平，使系统运行费账户保持基本收支平衡。新能源市场份额虽增长较慢，但仍在稳定上升，且系统调度仍较依赖政府干预，碳减排进程较为缓慢，但仍有明显排放降低。
情景三：煤电锁定市场份额，新能源难以替代
在此情景下，超过13亿千万装机的煤电通过长期合同锁定80%以上的发电量与高价格。现货市场规模受限，新能源仅进入“自我彼此竞争“的双边交易。由于现货小市场维持”余量“市场，电价长期低迷，大幅低过之前的敲定价格（类似山东负电价情况），导致系统运行费账户出现巨额亏损，需通过工商业用户分摊，最终可能导致工商业电价上涨，增加社会经济负担。新能源虽有装机增长，弃电率开始伴随着一路上升，未形成对煤电有效替代，未明显改变发电结构。
关键在于政策设计
CfD新机制的引入，标志着中国新能源电价改革迈出了重要一步，但其最终效果仍取决于政策执行的细节。如果目标是实现最大程度的碳减排，则必须确保新能源真正有效替代煤电，而不仅仅是增加风光装机容量。
CfD机制推行之后，如果系统运行费账户出现巨额亏空，则说明新能源只是通过“余量市场”补贴维持运营。若盈余较高，则表明市场已形成良性统一平台竞争，新能源实现了对煤电的“头对头、脚碰脚”的直接替代。
总之，中国CfD新机制的最终成效仍需市场与政策的双重支撑。系统运行费盈亏的变化，将成为新能源对煤电替代程度的重要风向标。只有通过“自上而下”的市场设计和政策优化，才能确保这一机制真正推动发电结构清洁转型，实现电力部门快速脱碳。
