解读 | 重磅方案！全面入市！新能源如何应对

此次改革主要内容有三方面：

一是推动新能源上网电价全面由市场形成。新能源项目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。

二是建立支持新能源可持续发展的价格结算机制。新能源参与市场交易后，在结算环节建立可持续发展价格结算机制，对纳入机制的电量，按机制电价结算。

三是区分存量和增量项目分类施策。存量项目的机制电价与现行政策妥善衔接，增量项目的机制电价通过市场化竞价方式确定。

新能源高质量发展是我国重要发展战略，改革方案发布后我们立即参加了大量的同业讨论，获益良多。现在，思考该政策到底会怎么影响我们的新能源发电项目，市场主体该如何应对，具体体现在几个核心问题：项目收益将如何变化？什么时候开始变？如何稳定提升收益？

机制电价是什么价？

136号文有两个新的概念，即机制电价和纳入机制的电量规模。电力市场简单来说无非是电量与电价。由于新能源具有固定投资成本占比大、变动成本占比小的特点，随着技术进步、造价持续降低，新老项目经营成本差异较大，所以改革方案中提出在实施新能源可持续发展价格结算机制时，区分存量项目和增量项目，以2025年6月1日为节点划分。

对于增量项目，纳入机制的电量规模与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有关，电价则是按照「统一边际定价」的方式竞价形成。对于存量项目，机制电价符合“保价”范围，仍按现行价格政策执行。但是，保的只是纳入机制的电量规模，这部分电量在政策原文描述为：

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

因此，这意味存量项目的市场化比例会逐渐上升，现行电价政策的影响权重将减小，直到完全市场化。

而增量项目机制电价的形成，举个例子，某地只选两个项目进入机制电价，A电站报价80元/兆瓦时，B电站报价100元/兆瓦时，C电站报价120元/兆瓦时，D电站报价150元/兆瓦时。最终，A/B两个电站入选，并执行100元/兆瓦时的机制电价价格。由于A/B两个电站交易均价高于100元/兆瓦时的时候会被回收，低于100元/兆瓦时的时候会被补贴，补贴费用由系统分担。这一点，原文描述为：

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

由于竞价的存在，机制电价应被认为是「稳定预期」的政策工具，并非「稳定赚钱」的工具（当然，世上哪有能稳定赚钱的政策工具）。

从四个案例推测机制电价会如何落地

我们研究以下四个案例，作为推测各地将出台省内交易具体规则会是什么样的参考。

「蒙西市场」蒙西市场很早开始新能源就全量入市了，而稳定收益预期的方式是通过「风险防范机制」。新能源在成交均价低于市场同类价格的时候，会以65%～75%的市场均价为参考，进行补贴。但是在实际交易中，因为有这个兜底保障，导致一些场站在实际交易中选择躺平，部分场站在2024年依靠调整曲线，进而主动触发风险防范机制，以获得补贴。

因此，在蒙西2025年的新规中，提出了「曲线合理度」的概念。如果场站一直躺平，卖非典型曲线，那么风险防范比例即会下调，导致保障性收入降低。

「新加坡市场」新加坡在建立电力现货市场初期，政府授予发电企业价格更有保障的“归属合约”（Vesting Contracts），发电企业与电网企业签署，并按照既定价格和现货价格做价差结算。随着电力市场的逐渐成熟，该合约的比例逐渐降低，直至为零。

「英国市场」英国的差价合约（CfD）从机制上看与136号文提出的「机制电价」非常类似。是政府与发电商之间签订的一种长期补贴合同，用于稳定低碳能源发电商的收入，鼓励投资者进行新的资本投入。

在差价合约机制中，政府或其指定机构（如低碳合约公司LCCC）通过竞拍等方式设定「执行价格」，作为发电商在合同期内获得电价的保障目标；而「参考价格」则基于英国电力平衡市场、日内或日前市场等批发电价在一定周期内的平均值。

而我们观察近几年，由于竞价机制的存在，并且随着光伏和风电的建设成本逐年降低，差价合约的执行价格也逐年降低。

英国市场差价合约执行价格的变化

「山东市场」我们再以国内新能源装机量最大的正式运行电力现货的山东省为例，山东省新能源企业可以选择「自主参与中长期交易」或者「按照现货价格被动结算」，即按照发电量的90%*政府批复价格、10%*电力现货价格。根据山东省发布的「2024年度暨四季度山东电力市场交易信息报告」，2024年「按照现货价格被动结算」的风电场站加权平均结算价格为356.88元/兆瓦时，光伏场站加权平均结算价格为346.45元/兆瓦时（价格包含市场分摊费用、两个细则费用、容量补偿等）。

该结算方式下，由于现货价格普遍低于山东省政府批复价格（394.9元/兆瓦时），所以市场化比例越高，结算收益就越低。我们按照2022~2024年每个小时真实的电力现货价格和全省光伏出力进行模拟，不同市场化比例下，光伏电能量部分的收益变化如下图所示，全现货较全固定电价下降50%左右。

从以上四个案例，我们可以推测：

• 存量项目的机制电量逐年递减。
  

• 增量项目的机制电量不一定拿得到。

• 即使拿到，价格也不一定符合心意。

• 如果躺平，既不去拿机制电量，也不提升交易水平，收益几乎必然下降。

  
  

新能源高质量运营的新时代

无论是全国范围内的本次136号文件，还是之前蒙西2025年的交易新规，都是在倒逼新能源场站重视交易，保障性退坡，鼓励场站对自己的收益负责，这具体体现在两个问题。

第一是提升场站自己的功率预测水平，无论是从月度交易到日前交易，场站的功率预测水平都至关重要。如果连自己的发电量都无法掌握，也就没有了交易的数据基础。

第二是AI的量化交易能力的搭建，以山东为例，对于同一个标的时刻（例如2025年2月28日10:00时刻），交易机会多达数十次，每天有24个或96个标的时刻，面对海量的标的时刻的交易，长期依靠人工和Excel必然出错，并且大多数交易并非追求目标函数的最优解，仅仅是为了完成交易而交易，损失了大量的潜在发电收益。

总体来讲，最大化利用所有的交易批次与预测数据，进行高频交易，对于新能源场站来讲几乎是必须的，一方面，与火电/水电比，自身出力不稳定，每天都可能是很不一样的，另一方面，优化持仓和计算策略这个过程也不能沿用一套思路，而是需要从数学角度出发，每天得到不同的量化策略。这两点，都不太可能长期依靠人工完成。

以下是非中立意见

在高比例新能源的新型电力系统下，无论任何政策工具，都无法根本解决新能源发电的不确定性，而新能源投资和运营本也不应该追求绝对的确定性。与其看政策吃饭，不如与虹知数科一道，共同提升技术能力和交易水平。