风、光电力市场化交易浅析：度电成本、利用小时数与投资成本的决策_新浪财经

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在“2030年新能源全面参与市场交易”的总体目标下，新能源市场化交易电量逐年攀升。2023年，新能源市场化交易电量达到6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%，相比2022年的3465亿千瓦时，占比38.4%增长显著。

2024年3月，国家发改委第15号《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》将非水可再生能源上网电量分为保障性收购和市场交易两部分。新能源发电的消纳方式可划分为保障性收购、常规电能量市场化交易及绿色电力市场化交易三大类。当前，新能源参与市场化交易的核心为省内中长期交易，诸如蒙西、甘肃、冀北等地均在此框架下优先推动新能源交易。

新能源市场化交易现状

随着新能源市场化交易正由“保量保价”向“竞量竞价”过渡。当前，新能源上网电量包括保障性收购和市场化消纳两部分。由于不同地区的电力装机结构与现货市场建设节奏存在差异，各地的新能源市场化交易开展情况也不尽相同。新能源占比低的地区以“保量保价”收购为主，执行批复电价；新能源占比较高的地区以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，其中“保量竞价”电量参与电力市场，由市场形成价格。

从政策规则来看，根据目前已公布的 2024 年中长期电力交易方案或通知，部分省份明确将新能源中长期交易价格上限定为当地燃煤基准价，该规则或对新能源市场化交易电价形成进一步压制。

2023年部分地区新能源结算情况见下表

2024年2月以来，部分省份风光现货市场结算电价大幅下降，这些地区市场化新能源项目临收益下降的风险。以光伏发展较快的山东为例，2024年3月山东电力现货实时市场 31 天中出现了25天中午时段负电价，2024年3 月光伏现货平均结算电价仅为61.19元/MWh，同比下降 65.1%。虽然山东新能源仅有 10%电量参与现货市场结算，但如此低的现货电价最终会传导至中长期市场，导致新能源中长期交易电价下降。甘肃在2024 年3月以来同样面临了现货市场光伏极端低价的情况，4-6分/kWh的电价明显低于光伏合理价格。

电力市场化交易对项目收益影响

新能源项目出力受制于不稳定性，因此在新能源占比高的地区，普遍面临交易电价下行的压力。加之辅助服务分摊、系统偏差考核、新增配套储能等因素，新能源电站盈利水平受到挑战。

2023年12月7日，两部委发布《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》，明确优化了交易时段划分，要求现货试点地区的市场化电力用户签订分时段电力中长期合同。这一举措进一步凸显了风光能源出力特性的差异：光伏主要集中在日间发电，尤其是午间达到高峰，而在蒙西、甘肃、新疆、宁夏、山东、河北等省份，光伏高发时段往往伴随着电力市场的谷段电价，市场化交易电价大幅下降，直接影响了光伏项目的经济效益。与光伏项目相比，风电项目的市场化交易电价受到的影响较小。

从集中式电站的角度看，山西和山东的新能源平价项目参与现货市场出清的比例相对较低，因此受市场价格波动的影响较为有限。然而，蒙西和甘肃等区域新能源项目入市比例高，其收益受现货市场价格波动的影响则更为显著。

对于分布式光伏电站而言，虽然大多不直接参与电力市场交易，但其结算价格却不可避免地受到市场影响。尤其是当工商业用户进入市场，在现货市场运行区域，现货市场的价格曲线将直接影响电网代理购电价格，进而波及到分布式光伏自用部分的电量结算价格。随着分时电价机制的健全和现货市场的深入发展，新能源项目，尤其是光伏项目，将越来越明显地感受到不同时段电价差异带来的收益风险

因此，新能源项目需更加注重成本控制策略，以有效应对市场变化，确保项目的合理收益水平。

假设在特定边界条件下10万千瓦新能源项目，风电、光伏项目在不同电价、资源条件下，为实现7%的资本金内部收益率所需控制的单位千瓦投资，见下表。

对新能源投资的影响

电力市场为电力商品赋予了时间价值和空间价值，不同时间、空间的电力在价值上有了显著差异，这也是市场背景下新能源资产价值差异化的原因。新能源经营从过去纯粹以发电量最大化为目标变成了兼顾发电量和电价的交易收益最大化。判断新能源资产优质与否的关键也从发电小时数高低变成了在现货高价时段发电能力的大小（时间价值），或者新能源是否在电网中处于一个供需相对紧张的区位（空间价值）。

此外，包括新能源的中长期签约和现货申报等在内的综合交易运营能力将持续影响新能源的后续收益，各省的现货政策也决定了博弈竞价的底色。具体来看，新能源投资应考虑的因素包括区域的可开发量、限电率、电力市场化交易水平等因素。

1.剩余可开发量维度：风电分布较为均匀，光伏集中在西部省份。从各省十四五规划计算，2025年全国风光累计装机将达到13.6亿千瓦（风电装机6.1亿千瓦，光伏装机7.4亿千瓦），2024-2025年仍有3亿千瓦新增空间，其中风电1.7亿千瓦，光伏1.3亿千瓦。从区域分布来看，风电剩余可开发量分布相对平均，三北地区、云南、两广剩余可开发空间较大；光伏方面剩余可开发量虽然将超过规划数字，但从数字层面，主要的集中式光伏待开发量在中西部省份。分布式项目近年发展速度远超预期，中东部大部分地区已开发殆尽，无规划内可开发量，即便通过市场化手段可以取得规模，也存在并网消纳隐患。

2.限电率分析维度：西部地区限电率高企，中东部地区消纳整体良好。2023年，全国风电、光伏限电率分别为2.7%、2.0%，2024年1-4月风光限电率分别提高至3.9%、3.7%。全国各省风光限电率均呈上升趋势。其中，2024年1-4月，西藏光伏限电率已超过28%。甘肃、青海、内蒙、河北新能源消纳已经对项目收益产生重大影响，且地方政府没有限制开发迹象，如无明确外送规划，将存在较大消纳风险，需在后期开发建设中重点关注，加强对相关影响的因素测算。东南沿海区域消纳形势整体良好，由于发电时段和存量装机差异，风光限电率在各省呈现差异性。川渝、两广、海南、福建、浙江、江苏相对具有良好的消纳空间。

3.电力市场化交易进程维度：中东部地区电价贴近火电成本，三北地区电价下行趋势显著。供求关系决定电力市场价格，电改进程则决定了报价区间（中长期还是现货），而由于电力交易市场化的方式下电价采取边际出清，为此边际定价主体决定了同一时刻全部发电量的价格。结合报价顺序、变动成本特性和存量装机情况来看，中东部地区新能源项目电价将主要参考火电成本，实际结算价格与火电电价偏差不大，三北风光资源丰富地区新能源电价则更多取决于自身的平准化度电成本和地方政府政策，逐步呈现与火电电价分离的趋势，电价下行趋势显著。

从宏观角度看，电力市场改革需要权衡下游用户电价承受能力、电网安全、新能源投资激励以及消纳等各方面因素，市场发展初期不一定能兼顾周全，但以电力市场促进新能源大规模发展和电力系统变革的大趋势不会改变，因此期待未来可能有政府政策或电力市场规则的调整来平衡上游投资激励和市场化价格信号。

（转自：湖南省可再生能源学会）