中國儲能網(wǎng)訊：近期，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）（以下簡稱“文件”），文件提出“推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場、通過市場交易形成價格”，并創(chuàng)新性地提出機制電價作為支持新能源高質量發(fā)展的制度機制。文件發(fā)布后，業(yè)內在普遍認真學習和研究政策的同時，對未來新能源投資經(jīng)濟性產生了很大困惑。例如，近期“光伏們”公眾號的文章《讀不懂的文件與定不了的電價：136號文下的新能源投資“困惑”》開篇就指出：一行業(yè)智庫單位相關負責人表示，近期接待了數(shù)波央國企的業(yè)務領導，大家的問題基本都集中在：未來新能源電站如何測算收益？投資決策以什么作為參考標準？
傳統(tǒng)新能源如何進行投資決策？
在新能源電站投資決策過程中，會開展經(jīng)濟性評估，即計算電站的投資成本和收入，進而計算電站的收益率等投資評價指標。以往未開展電力市場的情況下，傳統(tǒng)可行性研究對于新能源項目的電價主要參考當?shù)孛弘姌藯U電價或市場交易歷史價格，新能源的上網(wǎng)電量采用當?shù)赝愋碗娫催^去歷史年的利用率，并且電價和上網(wǎng)電量在電站全壽命周期恒定不變，這種方式在新能源進入市場后，“量”和“價”都變得不確定，特別是高比例新能源電力系統(tǒng)場景下，波動性會更大，以往的做法顯然是不適用的。因此，對新能源投資決策的困惑，本質上就是對新能源未來收益不確定性的困惑。
新政之下新能源項目經(jīng)濟性評價的關鍵在于準確預測實時市場電價
在提出具體的收入預測方法前，我們應該梳理和認清新能源收入的構成及其特征。
首先，需要準確理解機制電價的幾個要素：一是機制電價是一種場外機制，文件的原文描述為“新能源參與電力市場交易后，在市場外建立差價結算的機制，納入機制的新能源電價水平（以下簡稱機制電價）”，機制電價和電量由省級主管部門明確，也就是說無論新能源有沒有或者有多少機制電價，新能源參與市場的本質是不會變化的；二是機制電價本質上是一種階段性政策，是為新能源從全/半保量保價狀態(tài)向完全參與市場并配合綠色價值狀態(tài)過渡的保障性機制，文件中也明確提出了“（七）新能源可持續(xù)發(fā)展價格結算機制的退出規(guī)則。”三是機制電價采用差價結算方式，其作差的對象是市場形成的電價，非常類似于電力現(xiàn)貨基本規(guī)則中規(guī)定的中長期差價合約的結算方式，甚至可以把機制電價近似理解為一種政府提供的保障型中長期合約，今后隨著可再生消費責任權重制度進一步完善后，機制電價就將完成歷史使命。因此，參與市場的收入才是新能源項目的基礎性收入。
其次，根據(jù)全國統(tǒng)一電力市場體系建設要求，在電力市場內，電源的收入包括電能市場收入、輔助服務市場收入和容量機制收入。在電能市場收入方面，分為中長期差價合約收入和電力現(xiàn)貨市場收入（應采用《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》中的“結算方式一”來認識中長期的金融屬性），中長期差價合約收入的價格是中長期的價格與現(xiàn)貨市場的價格之差，隨著市場的成熟，市場主體會根據(jù)現(xiàn)貨市場的價格預測開展對應周期的中長期交易，作為對沖現(xiàn)貨價格波動的保險機制，因此中長期的價格會與現(xiàn)貨市場價格耦合。相比2023年，正式運行的4個現(xiàn)貨市場省份在2024年的中長期的價格與現(xiàn)貨市場價格耦合度均有不同程度的上升。在輔助服務方面，新能源目前主要承擔了分攤費用的功能，未來隨著現(xiàn)貨市場建設輔助服務市場規(guī)范，不提供輔助服務的新能源會處于不收輔助服務費用，也不進行分攤的狀態(tài)。在容量機制方面，由于新能源的有效容量非常低，新能源的容量收入較低。因此，在成熟電力市場的收入構成中，中長期差價合約收入、輔助服務分攤以及容量收入在總體收入中占比較低，電力現(xiàn)貨市場電能量收入是新能源電站基礎性收入的主要組成部分。
最后，歸根結底，對新能源項目的收入預測主要是對未來電力現(xiàn)貨市場進行預測，也就是需要對新能源參與電力市場后的“量”和“價”進行預測，進而預測新能源的現(xiàn)貨收入。新能源的量和價都是在整個市場中形成，一方面，上網(wǎng)電量受到電力系統(tǒng)整體的平衡能力以及輸送能力影響，另一方面，電價是由市場供需決定的邊際電能電價和電網(wǎng)通道決定的阻塞電價共同構成。因此，對新能源“量”“價”的預測，不能僅僅孤立地考慮新能源場站本身情況，而是要對整個電力市場的運行和電價進行預測。由于現(xiàn)貨市場中實時市場的運行邏輯、優(yōu)化出清和價格機制由嚴格的數(shù)學模型支撐，人為干預的成分最少，這就為我們開展未來市場的預測提供了“有跡可循”的技術基礎（競爭充分、設計合理的日前市場價格會向實時市場價格耦合）。
預測電價的科學方法和工具
“定不了的電價”可以用科學的方法盡最大限度固定下來。實時市場電價預測工作包括模型構建、數(shù)據(jù)準備和工程應用三個層次。
模型構建。應構建電力市場長周期仿真模型，該模型能夠對電力現(xiàn)貨市場的出清以及電力系統(tǒng)的運行進行時序模擬，通常仿真時間階段跨度為年，仿真顆粒度為小時，因此也稱之為8760小時電力市場仿真。由于電力市場仿真技術需要盡量真實地模擬電力實時市場的出清，因此仿真的核心算法需采用考慮安全約束的機組組合、安全約束經(jīng)濟調度以及節(jié)點邊際電價計算，該套算法是國內電力現(xiàn)貨市場普遍采用的市場出清和電價計算算法，也是國際市場化國家項目業(yè)主投決采用的主要工具，即仿真算法需與市場采用的實際算法一致。具體數(shù)學模型可參考已公開發(fā)布的電力現(xiàn)貨市場相關規(guī)則。
數(shù)據(jù)準備。市場仿真所需要的數(shù)據(jù)主要包括目標省/區(qū)域的電源側、電網(wǎng)側、負荷側以及市場規(guī)則類的相關數(shù)據(jù)。在電源側數(shù)據(jù)方面，根據(jù)電力市場實際運行情況，分為市場化機組和非市場化機組。市場化機組為所仿真的省/區(qū)域內直接參與市場報量報價的機組，典型的包括燃煤機組、燃氣機組，根據(jù)不同的市場情況，核電、水電也可能成為市場化機組。市場化機組的所需數(shù)據(jù)主要包括額定出力、最小出力、爬坡率/滑坡率、最短運行時間/最短停機時間、機組檢修以及各項發(fā)電成本等。非市場化機組數(shù)據(jù)主要是指不在市場中報量報價的但參與系統(tǒng)平衡直調的發(fā)電機組，這類機組的發(fā)電功率受到天氣（如風電和光伏發(fā)電）、來水（如水電發(fā)電）、地方電廠（人工調度）、外來/送電等影響，這些類型機組的數(shù)據(jù)主要是各機組的8760小時時序發(fā)電功率，該類電源為市場邊界，作為價格接受者參與市場出清。負荷側數(shù)據(jù)方面，為省/區(qū)域的所評估年的8760小時時序總負荷功率，如需計算節(jié)點邊際電價或分區(qū)電價，還應考慮負荷所在省/區(qū)域內的分布情況。電網(wǎng)側數(shù)據(jù)方面，在存在常規(guī)性阻塞的電力市場中，主要需要考慮輸電斷面的約束要求以及與輸電斷面相關的節(jié)點分配因子信息。
工程應用。主要包括所評估新能源場站的信息構建、確定評估目標年、開展市場仿真及場站收入計算、財務敏感性分析（含可能的棄風棄光量）等工作。新能源場站的信息主要包括場站裝機、投資成本、電力系統(tǒng)接入信息、預計投產時間、運行年限等，評估年8760小時的時序發(fā)電功率，該發(fā)電功率為根據(jù)風光資源形成的發(fā)電能力。
電力實時市場仿真計算的難點
評估目標年的確認存在難點，一方面，電力現(xiàn)貨市場的運行和價格隨著電力系統(tǒng)的構成和市場成員的特征在變化，特別是在新型電力系統(tǒng)快速發(fā)展，新能源裝機占比提升、新型儲能、價格響應型負荷等新興市場主體出現(xiàn)的背景下，在新能源生命周期（典型為20年）中，未來不同年份的現(xiàn)貨市場價格和新能源消納能力將出現(xiàn)顯著差異。另一方面，未來的電源結構、負荷增長等電力系統(tǒng)要素存在著較大的不確定性，近5年規(guī)劃通常是有跡可循，但是更遠期的規(guī)劃就難以獲得較為直接的依據(jù)。因此，具體開展未來多少年份的仿真分析，需要結合集團或企業(yè)對未來電力系統(tǒng)的發(fā)展判斷和仿真精細度的需求綜合確定。較為典型的做法是，考慮電源運行年限，可選擇等間隔年作為評估目標年。例如電源于N年投運，運行周期為20年，可選擇N年、N+5年、N+10年、N+15年作為評估目標年，第N+1年、第N+2年、第N+3年、第N+4年采用第N年的評估結果。
針對每個評估目標年，開展年度電力實時市場仿真，進行電力市場出清模擬，以小時為周期，計算所評估電源的時序上網(wǎng)電量、節(jié)點邊際電價以及收入，需要說明的是，電力市場出清模型中已經(jīng)考慮電力系統(tǒng)運行的各項約束，例如發(fā)電機組運行約束、輸電斷面約束，因此仿真計算的上網(wǎng)電量是考慮電力系統(tǒng)消納能力后的上網(wǎng)電量。進一步根據(jù)時序量價計算出全年8760小時的電費加和，獲得全年實時市場電費收入。
新能源收入的修正因素
在現(xiàn)貨市場收入基礎上，還應考慮其他的收入或分攤。在市場外，結合所在省份的機制電價和機制電量的預期，計算場外機制收入。在市場內，適度增加中長期差價合約收入或損失（如設計有日前市場采用相同方法處理）；新能源參與現(xiàn)貨市場后，不再承擔輔助服務分攤，但可以參加輔助服務市場，并獲得相應收益；新能源場站可根據(jù)綠電或綠證的預期價格，結合仿真計算的年度上網(wǎng)電量，增加綠電或綠證收入；按照有效容量的計算方法，評估新能源的容量補償收入。需要說明的是，除了實時市場收入是根據(jù)仿真計算獲得的，其他的收入或者分攤均需要一定程度的主觀判斷。
項目投決與必要的敏感性分析
基于每個評估年的綜合收入計算結果，結合電源的相關成本評估以及財務參數(shù)，可計算項目全生命周期經(jīng)濟性，來判斷項目是否滿足投資收益標準。在敏感性分析方面，考慮未來電源運行周期內的關鍵不確定因素，包括但不限于所參與市場的電源構成、負荷水平、外電/受電、燃料價格等。針對每個不確定因素，在基礎仿真上，調整仿真數(shù)據(jù)，并重新進行每個評估年的仿真以及電源綜合收入計算，最終計算每個不確定因素情況下的電源全生命周期經(jīng)濟性。
文件的正式印發(fā)將為新能源的投資評估方式帶來“革命性”的變化。在電力市場環(huán)境下，新能源經(jīng)濟性評價將采取以實時市場仿真預測為核心、場外場內收入為輔助的分析方法。雖然電力市場出清模型和理論已經(jīng)非常成熟，同時國內多家科研院所已經(jīng)開展了有益的嘗試，但仍然亟需積累工程應用經(jīng)驗，形成成熟方法體系，同時進一步完善企業(yè)的相關管理制度和流程。本文重在拋磚引玉，為完善新能源投資評估方式提供一些思路。
