中國儲能網(wǎng)訊：2025年1月27日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號，以下簡稱“136號文”）。136號文提出，按照價格市場形成、責(zé)任公平承擔(dān)、區(qū)分存量增量、政策統(tǒng)籌協(xié)調(diào)的總體思路，推動新能源上網(wǎng)電量全面進(jìn)入電力市場，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制。對存量項目，納入機(jī)制的電量、電價等與現(xiàn)行政策妥善銜接；對增量項目，納入機(jī)制的電量規(guī)模由各地按國家要求合理確定，機(jī)制電價通過市場化競價方式確定。
與存量項目銜接現(xiàn)有政策明確機(jī)制電量、電價不同，增量項目的機(jī)制電量、電價受市場環(huán)境和自身競價策略影響將各有差異。因此，制定合理的競價策略對新能源增量項目至關(guān)重要。
如何在新的政策環(huán)境下?lián)屨枷葯C(jī)，實現(xiàn)效益最大化，成為眾多增量項目關(guān)注的焦點。本文將結(jié)合案例，為您詳細(xì)解析136號文背景下增量項目參與競價的策略思路。
1、成本與市場化電價，誰才是準(zhǔn)繩
在新能源市場化改革的背景下，制定競價策略的核心在于平衡收益與風(fēng)險。理論上，如果能夠準(zhǔn)確預(yù)測未來多年的市場化電價，企業(yè)的最優(yōu)競價策略為依據(jù)市場化電價報價，如機(jī)制價格高于市場化電價，可享受機(jī)制電價；如機(jī)制電價低于市場化電價，可以接受市場化電價。
然而現(xiàn)實情況是，市場化電價受供需關(guān)系、新能源成本變化等多重因素影響，具有高度不確定性，且存在長期下行的風(fēng)險。因此，企業(yè)在制定競價策略時，不僅需要考慮當(dāng)前的市場價格和機(jī)制電價，還需對未來電價走勢進(jìn)行預(yù)判，在收益與風(fēng)險之間找到最佳平衡點。本章將分析不同成本和電價的場景下，如何確定競價策略。
（一）市場化價格小于等于成本：新能源大省的光伏項目如何報價
隨著各地新能源裝機(jī)的逐步增長，光伏大發(fā)時段電價快速下降，2024年，山西、甘肅的光伏結(jié)算均價分別降低至每千瓦時0.198元，每千瓦時0.184元，已低于當(dāng)前光伏項目的平均度電成本。預(yù)計隨著現(xiàn)貨市場范圍全覆蓋和各區(qū)域光伏占比的進(jìn)一步增加，這一現(xiàn)象可能擴(kuò)展至其他省份。
在此情況下，地方政府存在減少或暫停光伏招標(biāo)的可能性，但如果地方政府仍開展了光伏項目的招標(biāo)，發(fā)電企業(yè)需按照項目所處環(huán)節(jié)謹(jǐn)慎開展決策。
一是項目已開工建設(shè)，不得不在未來12個月內(nèi)并網(wǎng)投產(chǎn)，并參與市場化交易。在此背景下，項目的成本已變成沉沒成本，發(fā)電企業(yè)應(yīng)按照市場化交易均價申報（如果競價下限高于該類型電源市場化均價，則按照下限申報）。理由是此時只要機(jī)制電價高于市場化均價，則發(fā)電企業(yè)的收益就大于未中標(biāo)的收益。因此，預(yù)計在光伏市場化價格小于度電成本的地區(qū)，增量項目第一年的競價將較為激烈。
二是項目仍處于資源獲取或投資決策階段，尚有回旋余地，可考慮暫緩?fù)顿Y，觀望機(jī)制價格的競價結(jié)果。如果機(jī)制價格低于度電成本，則無論是否參與機(jī)制競價，項目的收益均無法覆蓋成本。如果機(jī)制價格高于度電成本，且最終中標(biāo)價格與成本價相近，雖然機(jī)制內(nèi)電量的收益能夠覆蓋成本，但機(jī)制外電量的收益將低于成本，最終無法回收成本。
因此，項目在機(jī)制電價略高于度電成本的情況下，才能回收成本。即假設(shè)項目市場交易價格恰巧為同類項目的平均水平，則為實現(xiàn)全電量均價≥度電成本，需要：
全電量均價=(機(jī)制電量*機(jī)制電價+機(jī)制外電量*市場電價)/全電量≥度電成本
機(jī)制電價≥(度電成本*全電量-機(jī)制外電量*市場電價)/機(jī)制電量
（二）市場化價格大于成本：求穩(wěn)定還是搏收益
該場景的應(yīng)用較為廣泛，但策略制定也最為復(fù)雜。
如果發(fā)電企業(yè)投產(chǎn)當(dāng)年按成本申報，且申報的電量規(guī)模較大，可能錯過享受市場價的機(jī)會；
如果不參與競價或申報的電量規(guī)模較小，則難以防控市場化電價不斷下行的風(fēng)險；
如果暫緩競價，即待市場價降低后申報，可以享受前幾年的市場高價，但是與后投產(chǎn)的項目相比存在成本劣勢，難以保證后續(xù)申報一定中標(biāo)。
因此，該情景需要統(tǒng)籌考慮成本變化曲線與市場價格變化曲線，在收益和風(fēng)險間尋求平衡。
假如項目市場交易價格恰巧為同類項目的平均水平，變化曲線如上圖所示，可分為以下4種情況進(jìn)行討論：
情景一：投產(chǎn)當(dāng)年按照成本報價，中標(biāo)價等于成本價，但低于當(dāng)年市場均價，5年內(nèi)平均電價為0.24元/kWh；
情景二：投產(chǎn)當(dāng)年按照略高于成本報價，中標(biāo)價高于成本價，但低于當(dāng)年市場均價，5年內(nèi)平均電價為0.25元/kWh；
情景三：投產(chǎn)當(dāng)年按照略高于成本價申報，未中標(biāo)；投產(chǎn)次年按照成本報價，中標(biāo)，則5年內(nèi)平均電價為
（0.27+0.24+0.24+0.24+0.24）/5=0.246元/kWh；
情景四：投產(chǎn)當(dāng)年按照略高于成本價申報，未中標(biāo)；投產(chǎn)次年按照成本報價，仍未中標(biāo)，則5年內(nèi)平均電價為
（0.27+0.26+0.24+0.22+0.2）/5=0.238元/kWh；
結(jié)合上述案例，可以給出以下建議：
1、投產(chǎn)當(dāng)年按照成本價報價，存在中標(biāo)價等于成本價，無法享受當(dāng)年市場價格，但整體較為穩(wěn)定，適合保守型風(fēng)險偏好的企業(yè)。
2、投產(chǎn)當(dāng)年略高于成本報價，如果中標(biāo)則可以享受更高的機(jī)制價格，如果未中標(biāo)，可以在市場價格下降后，成本未發(fā)生明顯下降前再行申報，適合平衡型風(fēng)險偏好的企業(yè)。
2、節(jié)點、資源與交易決勝市場的核心要素
根據(jù)136號文提出的新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制，市場交易均價低于或高于機(jī)制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，但自身交易價格與市場交易均價的差，仍需要自己承擔(dān)。
各場站機(jī)制電量結(jié)算價格 = 自身市場交易價格 + 機(jī)制電價 - 同類項目均價
其中，自身市場交易價格可從以下幾方面進(jìn)行提升。
（一）選址看節(jié)點
我國大多地區(qū)電力現(xiàn)貨市場采用節(jié)點電價定價機(jī)制，受網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、輸電能力、負(fù)荷分布等因素影響，同一時刻下，不同節(jié)點的節(jié)點電價可能大不相同。
以廣東電力市場某時刻的節(jié)點電價為例。上圖為廣東電力市場某時刻節(jié)點電價分布，此時平均電價約426元/MWh，但各節(jié)點電價從205元/MWh到541元/MWh不等，有18%的電站與市場交易均價的差異超過25元/MWh。
運(yùn)行情況相近的情況下，位于負(fù)荷中心附近高價節(jié)點的機(jī)組相較于其他低價節(jié)點機(jī)組將具備更強(qiáng)的盈利能力，而且考慮負(fù)荷分布、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)均難以在短時間內(nèi)予以調(diào)整，節(jié)點優(yōu)勢帶來的盈利能力在項目生命周期內(nèi)可能長期存在。
（二）資源看曲線
現(xiàn)貨市場環(huán)境下，市場交易均價取發(fā)電側(cè)實時市場同類項目加權(quán)平均價格確定，而不同項目的資源特性存在差異，假如有A、B、C三座電站某月分時平均出力曲線如圖所示，則其分時加權(quán)價格分別為422元/MWh、416元/MWh、430元/MWh，即場站C由于出力取消和電價曲線更加匹配，能夠達(dá)到更高水平的收益。
因此，發(fā)電企業(yè)應(yīng)在項目投資之前，進(jìn)行充分的測風(fēng)測光工作，預(yù)估項目投建后的出力曲線，并且根據(jù)當(dāng)?shù)噩F(xiàn)貨市場價格，評估出力曲線價值，選擇與價格曲線擬合性更強(qiáng)的資源特性?？梢跃C合考慮儲能配置后優(yōu)化出力曲線帶來的收益與儲能投資增加的成本，合理制定配儲策略。
（三）終端看交易
136號文提出，對納入可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機(jī)制的電量，初期不再開展其他形式的差價結(jié)算。按照差價結(jié)算指中長期差價結(jié)算、日前差價結(jié)算來理解，納入機(jī)制的電量初期不得參與中長期市場和日前市場。
例如，A電站6月發(fā)電量100萬千瓦時，機(jī)制電量為50萬千瓦時，則該部分電量不參與中長期和日前市場。
換句話說，如果參與機(jī)制競價，在初期階段，發(fā)電企業(yè)的雙邊議價能力、交易能力、客戶資源將僅能提高機(jī)制外電量的收入，機(jī)制內(nèi)電量的價格僅靠節(jié)點負(fù)荷和資源特性決定。如果發(fā)電企業(yè)評估自身的雙邊議價能力、交易能力、客戶資源帶來可帶來較高的收益增量，可選擇暫不參與機(jī)制競價。
但發(fā)電企業(yè)同時需要認(rèn)識到，“初期”意味著存在取消的可能，隨著我國電力市場逐步成熟，各新能源企業(yè)交易能力的逐步提高，中長期、日前、實時價格的結(jié)構(gòu)性差異逐步縮小，機(jī)制電量不參與中長期和日前交易的約束將放開。到時，如果發(fā)電企業(yè)的雙邊議價能力、交易能力、客戶資源能夠超過市場平均水平，則機(jī)制內(nèi)電量既可以獲得機(jī)制電價的保障，又可享受自身交易水平高于市場交易均價帶來的收益。
3、結(jié)語
隨著136號文的落地，新能源項目徹底告別“固定電價”時代，正式邁入市場化競價的新階段。這一變革既是挑戰(zhàn)，更是機(jī)遇——電價由市場決定，但勝負(fù)由策略和實力書寫。從成本與市場價格的博弈，到節(jié)點選址、資源特性優(yōu)化、交易能力的全方位比拼，增量項目的收益不再僅取決于“發(fā)多少電”，更在于“如何精準(zhǔn)定價”“如何搶占優(yōu)勢節(jié)點”“如何用好每一度電的價值”。
在此背景下，企業(yè)若仍固守傳統(tǒng)粗放模式，一味低價搶占資源，恐將面臨收益難以覆蓋成本的困境；而若能科學(xué)選址、靈活報價、動態(tài)調(diào)整策略，則有望在節(jié)點電價差異中挖掘超額收益，在資源曲線與價格曲線的擬合中鎖定優(yōu)勢。
未來，隨著電力市場成熟度提升，機(jī)制電量的約束或?qū)⒅鸩椒砰_，交易能力強(qiáng)的企業(yè)將迎來“機(jī)制電價保底+市場溢價增收”的雙重紅利。競價策略的制定，不僅是數(shù)字游戲，更是對市場趨勢的前瞻洞察、對資源稟賦的深度整合、對風(fēng)險收益的精密權(quán)衡。
面對136號文掀起的“電價革命”，新能源企業(yè)唯有以精細(xì)化成本核算為盾，以差異化節(jié)點布局為矛，以靈活交易能力為翼，方能在市場化浪潮中“電”定乾坤，搶占高質(zhì)量發(fā)展先機(jī)。
現(xiàn)在，是時候回答這個問題了：你，準(zhǔn)備好參與增量競價了嗎？
