新能源全面入市政策、影响解读及应对建议

第一部分：新能源入市政策关键内容

一、新能源全面参与市场交易

1.参与市场交易的电量规模：新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。

2.参与市场的具体交易方式：新能源公平参与实时市场，自愿参与日前市场。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。

（来源：微信公众号“兰木达电力现货” 作者：童虎）

3.完善电力现货市场交易规则：适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。

4.完善中长期与绿电绿证交易规则：不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

二、新能源差价补偿结算（价格结算机制）

（一）新能源差价补偿结算机制

1.结算方式：针对应补偿电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。

2.电力现货市场连续运行地区交易均价计算逻辑：市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；

3.电力现货市场未连续运行地区交易均价计算逻辑：电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。

4.月度结算电量分解：各地将每年纳入补偿的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。

5.退出机制：已纳入补偿的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

（二）针对2025年6月1日以前投产的新能源存量项目

1.补偿电量规模：由各地衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。2.补偿电价标准：按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

3.补偿执行期限：按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

• 针对2025年6月1日以后投产的新能源增量项目

1.补偿电量规模：由各地根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。

2.补偿电价标准：由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。

3.补偿执行期限：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

三、各类政策协同

1.与绿证政策协同：纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。

2.与电网代购电协同：电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。

3.与市场协同：新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核；不得向新能源不合理分摊费用，

4.与新能源发展协同：不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件。

5.与补贴政策协同：享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

第二部分：新能源全面入市政策影响

一、对新能源收入影响

1.收入构成与来源发生重大变化：新能源电站收入由原来的保障性收入为主，变成市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用；市场交易费用需要通过主动交易策略实现，价差补偿收入也存在一定竞争与策略要求，辅助服务分摊费用意味着新能源需要与用户一起承担电力系统调节成本。

2.市场交易收入存在大幅波动：随着电力现货市场的全面铺开，高频中长期交易的连续开展，新能源现货交易收入将受市场供需与报价影响，中长期交易收益则完全取决于自身交易能力和可调资源规模。对于不同电站来说，由于节点电价与发电特性不同，市场交易收入存在巨大差异。

3.价差补偿收入还原不了价格：补偿价差由市场平均交易价格和补偿基准价格共同决定，在同一地区的同一时间，同一类型新能源发电价差相同。价差补偿还原的是行业平均电价，不会也无法抹平个体电站在交易收入上的巨大差异。

二、对新能源电站运营的影响

1.市场交易成为新能源必备能力：与电站运维一样，市场交易将成为新能源电站的必备能力，具有优势的电站需要通过市场交易将其转化成真实收入，对于位置与特性处于劣势的电站，则需要通过交易能力建设进行弥补，避免电价大幅下降。同时，为了实现市场收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用的最大化，也需要设计更加合理的交易策略。

2.生产运维需要面向市场进行提升：为了获得更高的市场交易收入和价差收入，运维策略需要结合市场价格进行精细化考虑，而不能仅以安全生产与电量最大化为目的。同时对新能源功率预测与发电预测的要求也会更高。

三、对新能源电站投资的影响

1.投资需要根据市场化交易收入进行决策：随着新能源装机规模的逐步饱和，保障性收入的持续降低，新能源电站的收入将明显走低，因此不合理的投资决策将在一定程度上受到抑制。

2.项目核准与并网要求降低：由于新能源将承担辅助服务等费用，以市场化的方式承担自己在电力系统运行中的责任与义务，因此传统强制配储进行自调节将没有必要；同时新电站带来的收入补偿压力下降，并网与发电受阻问题也将在一定程度上得到缓解。

四、对火电与用户侧电价的影响

1.火电侧收益大于损失：一方面，火电发挥自身灵活性可以获得更多的辅助服务收入，市场中的调节性资源将因为新能源入市而受益。另一方面，随着现货市场价格上下限的调整，火电的电能量短期收益将有可能增加。最后，随着新能源并网要求的降低，新能源电量占比可能增加，这可能在一定程度上会减少火电收入。

2.用户侧影响待观察：由于新能源平均收入整体在过渡期不会有太大变化，因此用户侧的购电成本影响总体不会很明显。随着新能源电量规模的增加，市场价格有下行可能；但火电等调节性资源的成本可能会上升，因此用户侧最终的电价是上升还是下降，还有待于进一步的观察。

第三部分：新能源企业交易与经营应对建议

1 积极主动提升交易能力

第一，做好“交易全周期发电预测”。在现货市场的背景下，新能源企业需要对传统的功率预测进行升级，以满足现货交易的需要；同时，短期和中期交易对应的新能源发电量预测模型也需要发展和优化，基础来自于新能源场站自身的历史数据积累、多源气象预报数据的研究。

第二，建立适应新能源高波动特性的高频交易能力。新能源时时刻刻需要针对小时与15分钟颗粒度的电量进行合同仓位调整。但目前，行业在这方面的人才储备极其欠缺，大多数企业还在使用Excel进行交易，在一个人需要覆盖五、六个场站的情况下，还想实现高频交易是不现实的，这一问题不解决的话，新能源高频交易与风险控制就无从谈起。

第三，构筑资源整合能力。保障电量消纳、经营增收的核心是资源整合，即通过打捆“新能源+火电”“新能源+水电”与“新能源+用电”，减少单独预测新能源的难度，方便通过交易在多主体之间进行偏差调整，并抓住更多的交易机会，从而保证交易收益和电量消纳。毕竟，在市场交易策略之外，新能源企业通过自身努力能做到的就是通过“新能源+其他”打捆形成资源整合能力。

2 提前布局推动经营转型

第一，基于市场价格信号进行投资决策。市场交易收入是新能源电站未来主要的收入来源，因此投资模型需要重构，正确合理的投资决策首先依赖于对市场价格走势和电量消纳能力的全面与精细了解，从而可以在合适的省区、节点投资合理的发电特性的能源资产。

第二，打通企业内部营销与生产的联系。收入实现不只是营销一个部门或环节的责任，运维、运行都需要面向市场价格信号进行优化，从而实现精益化生产与精细化运营，确保企业的高价时刻的发电能力，减少因为自身内部不协调带来的交易损失与偏差考核。

第三，构筑面向高频交易的风险管理体系。电力市场交易窗口多、交易标的多、报价操作频繁、成交与结算数据繁多，为了降低交易风险、确保流程合规，需要考虑建立体系化的事前、事中风险管理能力，并能在事后实现基于明细数据的全方位复盘与评价能力，从而防止跑冒滴漏，保障交易收入可控、在控。