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在“2030年新能源全面參與市場交易”的總體目標下，新能源市場化交易電量逐年攀升。2023年，新能源市場化交易電量達到6845億千瓦時，占新能源總發電量的47.3%，相比2022年的3465億千瓦時，占比38.4%增長顯著。

2024年3月，國家發改委第15號《全額保障性收購可再生能源電量監管辦法》將非水可再生能源上網電量分為保障性收購和市場交易兩部分。新能源發電的消納方式可劃分為保障性收購、常規電能量市場化交易及綠色電力市場化交易三大類。當前，新能源參與市場化交易的核心為省內中長期交易，諸如蒙西、甘肅、冀北等地均在此框架下優先推動新能源交易。

新能源市場化交易現狀

隨著新能源市場化交易正由“保量保價”向“競量競價”過渡。當前，新能源上網電量包括保障性收購和市場化消納兩部分。由于不同地區的電力裝機結構與現貨市場建設節奏存在差異，各地的新能源市場化交易開展情況也不盡相同。新能源占比低的地區以“保量保價”收購為主，執行批復電價；新能源占比較高的地區以“保障性消納+市場化交易”結合方式消納新能源，其中“保量競價”電量參與電力市場，由市場形成價格。

從政策規則來看，根據目前已公布的 2024 年中長期電力交易方案或通知，部分省份明確將新能源中長期交易價格上限定為當地燃煤基準價，該規則或對新能源市場化交易電價形成進一步壓制。

2023年部分地區新能源結算情況見下表

2024年2月以來，部分省份風光現貨市場結算電價大幅下降，這些地區市場化新能源項目臨收益下降的風險。以光伏發展較快的山東為例，2024年3月山東電力現貨實時市場 31 天中出現了25天中午時段負電價，2024年3 月光伏現貨平均結算電價僅為61.19元/MWh，同比下降 65.1%。雖然山東新能源僅有 10%電量參與現貨市場結算，但如此低的現貨電價最終會傳導至中長期市場，導致新能源中長期交易電價下降。甘肅在2024 年3月以來同樣面臨了現貨市場光伏極端低價的情況，4-6分/kWh的電價明顯低于光伏合理價格。

電力市場化交易對項目收益影響

新能源項目出力受制于不穩定性，因此在新能源占比高的地區，普遍面臨交易電價下行的壓力。加之輔助服務分攤、系統偏差考核、新增配套儲能等因素，新能源電站盈利水平受到挑戰。

2023年12月7日，兩部委發布《關于做好2024年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》，明確優化了交易時段劃分，要求現貨試點地區的市場化電力用戶簽訂分時段電力中長期合同。這一舉措進一步凸顯了風光能源出力特性的差異：光伏主要集中在日間發電，尤其是午間達到高峰，而在蒙西、甘肅、新疆、寧夏、山東、河北等省份，光伏高發時段往往伴隨著電力市場的谷段電價，市場化交易電價大幅下降，直接影響了光伏項目的經濟效益。與光伏項目相比，風電項目的市場化交易電價受到的影響較小。

從集中式電站的角度看，山西和山東的新能源平價項目參與現貨市場出清的比例相對較低，因此受市場價格波動的影響較為有限。然而，蒙西和甘肅等區域新能源項目入市比例高，其收益受現貨市場價格波動的影響則更為顯著。

對于分布式光伏電站而言，雖然大多不直接參與電力市場交易，但其結算價格卻不可避免地受到市場影響。尤其是當工商業用戶進入市場，在現貨市場運行區域，現貨市場的價格曲線將直接影響電網代理購電價格，進而波及到分布式光伏自用部分的電量結算價格。隨著分時電價機制的健全和現貨市場的深入發展，新能源項目，尤其是光伏項目，將越來越明顯地感受到不同時段電價差異帶來的收益風險

因此，新能源項目需更加注重成本控制策略，以有效應對市場變化，確保項目的合理收益水平。

假設在特定邊界條件下10萬千瓦新能源項目，風電、光伏項目在不同電價、資源條件下，為實現7%的資本金內部收益率所需控制的單位千瓦投資，見下表。

對新能源投資的影響

電力市場為電力商品賦予了時間價值和空間價值，不同時間、空間的電力在價值上有了顯著差異，這也是市場背景下新能源資產價值差異化的原因。新能源經營從過去純粹以發電量最大化為目標變成了兼顧發電量和電價的交易收益最大化。判斷新能源資產優質與否的關鍵也從發電小時數高低變成了在現貨高價時段發電能力的大小（時間價值），或者新能源是否在電網中處于一個供需相對緊張的區位（空間價值）。

此外，包括新能源的中長期簽約和現貨申報等在內的綜合交易運營能力將持續影響新能源的后續收益，各省的現貨政策也決定了博弈競價的底色。具體來看，新能源投資應考慮的因素包括區域的可開發量、限電率、電力市場化交易水平等因素。

1.剩余可開發量維度：風電分布較為均勻，光伏集中在西部省份。從各省十四五規劃計算，2025年全國風光累計裝機將達到13.6億千瓦（風電裝機6.1億千瓦，光伏裝機7.4億千瓦），2024-2025年仍有3億千瓦新增空間，其中風電1.7億千瓦，光伏1.3億千瓦。從區域分布來看，風電剩余可開發量分布相對平均，三北地區、云南、兩廣剩余可開發空間較大；光伏方面剩余可開發量雖然將超過規劃數字，但從數字層面，主要的集中式光伏待開發量在中西部省份。分布式項目近年發展速度遠超預期，中東部大部分地區已開發殆盡，無規劃內可開發量，即便通過市場化手段可以取得規模，也存在并網消納隱患。

2.限電率分析維度：西部地區限電率高企，中東部地區消納整體良好。2023年，全國風電、光伏限電率分別為2.7%、2.0%，2024年1-4月風光限電率分別提高至3.9%、3.7%。全國各省風光限電率均呈上升趨勢。其中，2024年1-4月，西藏光伏限電率已超過28%。甘肅、青海、內蒙、河北新能源消納已經對項目收益產生重大影響，且地方政府沒有限制開發跡象，如無明確外送規劃，將存在較大消納風險，需在后期開發建設中重點關注，加強對相關影響的因素測算。東南沿海區域消納形勢整體良好，由于發電時段和存量裝機差異，風光限電率在各省呈現差異性。川渝、兩廣、海南、福建、浙江、江蘇相對具有良好的消納空間。

3.電力市場化交易進程維度：中東部地區電價貼近火電成本，三北地區電價下行趨勢顯著。供求關系決定電力市場價格，電改進程則決定了報價區間（中長期還是現貨），而由于電力交易市場化的方式下電價采取邊際出清，為此邊際定價主體決定了同一時刻全部發電量的價格。結合報價順序、變動成本特性和存量裝機情況來看，中東部地區新能源項目電價將主要參考火電成本，實際結算價格與火電電價偏差不大，三北風光資源豐富地區新能源電價則更多取決于自身的平準化度電成本和地方政府政策，逐步呈現與火電電價分離的趨勢，電價下行趨勢顯著。

從宏觀角度看，電力市場改革需要權衡下游用戶電價承受能力、電網安全、新能源投資激勵以及消納等各方面因素，市場發展初期不一定能兼顧周全，但以電力市場促進新能源大規模發展和電力系統變革的大趨勢不會改變，因此期待未來可能有政府政策或電力市場規則的調整來平衡上游投資激勵和市場化價格信號。

（轉自：湖南省可再生能源學會）

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