第一部分：新能源入市政策關鍵內容

一、新能源全面參與市場交易

1.參與市場交易的電量規模：新能源項目（風電、太陽能發電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。新能源項目可報量報價參與交易，也可接受市場形成的價格。

2.參與市場的具體交易方式：新能源公平參與實時市場，自愿參與日前市場。允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整。

（來源：微信公眾號“蘭木達電力現貨” 作者：童虎）

3.完善電力現貨市場交易規則：適當放寬現貨市場限價，現貨市場申報價格上限考慮各地目前工商業用戶尖峰電價水平等因素確定，申報價格下限考慮新能源在電力市場外可獲得的其他收益等因素確定。

4.完善中長期與綠電綠證交易規則：不斷完善中長期市場交易規則，縮短交易周期，提高交易頻次，實現周、多日、逐日開市。完善綠色電力交易政策，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書（以下簡稱綠證）價格；省內綠色電力交易中不單獨組織集中競價和滾動撮合交易。

二、新能源差價補償結算（價格結算機制）

（一）新能源差價補償結算機制

1.結算方式：針對應補償電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算，將市場交易均價與機制電價的差額納入當地系統運行費用；初期不再開展其他形式的差價結算。

2.電力現貨市場連續運行地區交易均價計算邏輯：市場交易均價原則上按照月度發電側實時市場同類項目加權平均價格確定；

3.電力現貨市場未連續運行地區交易均價計算邏輯：電力現貨市場未連續運行地區，市場交易均價原則上按照交易活躍周期的發電側中長期交易同類項目加權平均價格確定。

4.月度結算電量分解：各地將每年納入補償的電量分解至月度，各月實際上網電量低于當月分解電量的，按實際上網電量結算，并在年內按月滾動清算。

5.退出機制：已納入補償的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。

（二）針對2025年6月1日以前投產的新能源存量項目

1.補償電量規模：由各地銜接現行具有保障性質的相關電量規模政策，新能源項目在規模范圍內每年自主確定執行機制的電量比例、但不得高于上一年。2.補償電價標準：按現行價格政策執行，不高于當地煤電基準價。

3.補償執行期限：按照現行相關政策保障期限確定。光熱發電項目、已開展競爭性配置的海上風電項目，按照各地現行政策執行。

• 針對2025年6月1日以后投產的新能源增量項目

1.補償電量規模：由各地根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模可適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模可適當增加。通知實施后第一年新增納入機制的電量占當地增量項目新能源上網電量的比例，要與現有新能源價格非市場化比例適當銜接、避免過度波動。單個項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部發電量。

2.補償電價標準：由各地每年組織已投產和未來12個月內投產、且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價形成，初期對成本差異大的可按技術類型分類組織。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價原則上按入選項目最高報價確定、但不得高于競價上限。競價上限由省級價格主管部門考慮合理成本收益、綠色價值、電力市場供需形勢、用戶承受能力等因素確定，初期可考慮成本因素、避免無序競爭等設定競價下限。

3.補償執行期限：按照同類項目回收初始投資的平均期限確定，起始時間按項目申報的投產時間確定，入選時已投產的項目按入選時間確定。

三、各類政策協同

1.與綠證政策協同：納入可持續發展價格結算機制的電量，不重復獲得綠證收益。

2.與電網代購電協同：電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。

3.與市場協同：新能源參與市場后因報價等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核；不得向新能源不合理分攤費用，

4.與新能源發展協同：不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。

5.與補貼政策協同：享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。

第二部分：新能源全面入市政策影響

一、對新能源收入影響

1.收入構成與來源發生重大變化：新能源電站收入由原來的保障性收入為主，變成市場交易收入+價差補償收入-輔助服務分攤費用；市場交易費用需要通過主動交易策略實現，價差補償收入也存在一定競爭與策略要求，輔助服務分攤費用意味著新能源需要與用戶一起承擔電力系統調節成本。

2.市場交易收入存在大幅波動：隨著電力現貨市場的全面鋪開，高頻中長期交易的連續開展，新能源現貨交易收入將受市場供需與報價影響，中長期交易收益則完全取決于自身交易能力和可調資源規模。對于不同電站來說，由于節點電價與發電特性不同，市場交易收入存在巨大差異。

3.價差補償收入還原不了價格：補償價差由市場平均交易價格和補償基準價格共同決定，在同一地區的同一時間，同一類型新能源發電價差相同。價差補償還原的是行業平均電價，不會也無法抹平個體電站在交易收入上的巨大差異。

二、對新能源電站運營的影響

1.市場交易成為新能源必備能力：與電站運維一樣，市場交易將成為新能源電站的必備能力，具有優勢的電站需要通過市場交易將其轉化成真實收入，對于位置與特性處于劣勢的電站，則需要通過交易能力建設進行彌補，避免電價大幅下降。同時，為了實現市場收入+價差補償收入-輔助服務分攤費用的最大化，也需要設計更加合理的交易策略。

2.生產運維需要面向市場進行提升：為了獲得更高的市場交易收入和價差收入，運維策略需要結合市場價格進行精細化考慮，而不能僅以安全生產與電量最大化為目的。同時對新能源功率預測與發電預測的要求也會更高。

三、對新能源電站投資的影響

1.投資需要根據市場化交易收入進行決策：隨著新能源裝機規模的逐步飽和，保障性收入的持續降低，新能源電站的收入將明顯走低，因此不合理的投資決策將在一定程度上受到抑制。

2.項目核準與并網要求降低：由于新能源將承擔輔助服務等費用，以市場化的方式承擔自己在電力系統運行中的責任與義務，因此傳統強制配儲進行自調節將沒有必要；同時新電站帶來的收入補償壓力下降，并網與發電受阻問題也將在一定程度上得到緩解。

四、對火電與用戶側電價的影響

1.火電側收益大于損失：一方面，火電發揮自身靈活性可以獲得更多的輔助服務收入，市場中的調節性資源將因為新能源入市而受益。另一方面，隨著現貨市場價格上下限的調整，火電的電能量短期收益將有可能增加。最后，隨著新能源并網要求的降低，新能源電量占比可能增加，這可能在一定程度上會減少火電收入。

2.用戶側影響待觀察：由于新能源平均收入整體在過渡期不會有太大變化，因此用戶側的購電成本影響總體不會很明顯。隨著新能源電量規模的增加，市場價格有下行可能；但火電等調節性資源的成本可能會上升，因此用戶側最終的電價是上升還是下降，還有待于進一步的觀察。

第三部分：新能源企業交易與經營應對建議

1 積極主動提升交易能力

第一，做好“交易全周期發電預測”。在現貨市場的背景下，新能源企業需要對傳統的功率預測進行升級，以滿足現貨交易的需要；同時，短期和中期交易對應的新能源發電量預測模型也需要發展和優化，基礎來自于新能源場站自身的歷史數據積累、多源氣象預報數據的研究。

第二，建立適應新能源高波動特性的高頻交易能力。新能源時時刻刻需要針對小時與15分鐘顆粒度的電量進行合同倉位調整。但目前，行業在這方面的人才儲備極其欠缺，大多數企業還在使用Excel進行交易，在一個人需要覆蓋五、六個場站的情況下，還想實現高頻交易是不現實的，這一問題不解決的話，新能源高頻交易與風險控制就無從談起。

第三，構筑資源整合能力。保障電量消納、經營增收的核心是資源整合，即通過打捆“新能源+火電”“新能源+水電”與“新能源+用電”，減少單獨預測新能源的難度，方便通過交易在多主體之間進行偏差調整，并抓住更多的交易機會，從而保證交易收益和電量消納。畢竟，在市場交易策略之外，新能源企業通過自身努力能做到的就是通過“新能源+其他”打捆形成資源整合能力。

2 提前布局推動經營轉型

第一，基于市場價格信號進行投資決策。市場交易收入是新能源電站未來主要的收入來源，因此投資模型需要重構，正確合理的投資決策首先依賴于對市場價格走勢和電量消納能力的全面與精細了解，從而可以在合適的省區、節點投資合理的發電特性的能源資產。

第二，打通企業內部營銷與生產的聯系。收入實現不只是營銷一個部門或環節的責任，運維、運行都需要面向市場價格信號進行優化，從而實現精益化生產與精細化運營，確保企業的高價時刻的發電能力，減少因為自身內部不協調帶來的交易損失與偏差考核。

第三，構筑面向高頻交易的風險管理體系。電力市場交易窗口多、交易標的多、報價操作頻繁、成交與結算數據繁多，為了降低交易風險、確保流程合規，需要考慮建立體系化的事前、事中風險管理能力，并能在事后實現基于明細數據的全方位復盤與評價能力，從而防止跑冒滴漏，保障交易收入可控、在控。