【研究报告】中国能建：关于136号文对于新能源投资的影响解读

关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知——政策解读中能建(北京)能源研究院为充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，推动新能源行业高质量发展，促进能源绿色低碳转型，2025年1月27日国家发展改革委、国家能源局联合印发《深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格[2025]136号),在国家层面首次明确了新能源上网电价全部由市场形成，建立支持新能源高质量发展的制度机制。通知提供了“稳新能源市场、促市场化转型”的电改新方案，是能源电力领域的又一重大举措。一、政策要点(一)新能源全面入市一是新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。二是完善电力市场机制，推动新能源公平参与实时市场，自主参与日前市场，放宽现货市场限价。缩短中长期交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市，鼓励新能源与用户签订多年期购电协议。(二)建立市场外结算机制一是引入机制电价概念。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。二是区分存量和增量项目机制电量、电价方案：2025年6月1日以前投产的新能源存量项目电量衔接现行保障性质的相关电量规模政策，电价按现行价格政策执行,执行期限按照现行相关政策保障期限确定。2025年6月1日起投产的新能源增量项目每年新增纳入机制的电量由各地根据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确定，机制电价由各地每年组织项目自愿参与竞价形成，执行期限按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。(三)加强政策保障协同各省分别制定具体实施方案，保障新能源公平参与市场，机制电量不再重复获得绿证收益，不将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，享有财政补贴的新能源项目的补贴标准不变。(一)新能源入市大势所趋当前全国电力市场规模快速增长，2024年全国市场化交易电量6.18万亿度，占全社会用电量比重达到62.7%。“统一电力市场、省间省内两级运作”的电力市场体系基本形成，建立起包含电能量、辅助服务、绿电绿证、容量补偿等较为完备的市场体系，逐步实现中长期及现货市场连续运营，“能涨能跌”的市场化电价体系初步形成。截至2024年，全国新能源装机规模约14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模40%以上，随着新型电力系统建设提速,多类新型主体快速涌现，全国统一电力市场建设面临新的形势和要求，传统的新能源固定电价模式愈发难以反映市场供需。为深入推进电力市场化改革，通知要求新能源上网电量全部进入电力市场，让新能源企业充分参与到市场竞争中。此举将通过价格信号来反映电能供需的稀缺性，实现电力资源优化配置，有助于促进行业高质量发展。(二)市场化交易更为复杂通知提出要保障新能源公平参与电力现货交易，以报量报价或报量不报价方式参与现货市场，同时放宽市场限价，允许市场价格根据供需关系适当波动。从目前新能源广泛参与电力交易的地区看，新能源在电力市场中普遍存在预测准确度低、出力波动大等特征，难以与火电等其他发电主体公平竞争，新能源参与电力交易产生的偏差电费十分显著。随着新能源项目全面入市，必将进一步拉低现货市场整体节点电价，新能源所在节点位置、市场交易策略差异将直接影响项目收入，不同出力特性下的新能源收入会逐渐拉大。通知还明确中长期交易要向两个方向延伸：不仅鼓励增加周、日等较短周期中长期交易频次，还鼓励签订多年度较长周期的中长期交易合约。这就对新能源企业在各类周期尺度下价格预测准确度提出了更高的要求，预计将会进一步增加电力交易策略制定和决策难度。新能源入市交易如果操作不当甚至不进行操作，会导致电价大幅下降，降低企业经营收入，合理制定交易策略则能够大幅提升收入，拉开与同类企业差距。(三)投资决策更加困难新能源普遍具有系统建设成本高，发电边际成本低的特点，如果投资成本无法合理疏导，将严重影响新能源投资积极性。为科学合理引导新能源投资和布局，助力新能源投资产业健康发展，通知创新性的引入机制电价概念，保障新能源投资项目机制电量都将按照机制电价进行差价结算。此项措施的推出，将解决新能源参与市场后获得合理收益的部分问题，从一定程度上稳定新能源收益预期。通知按照2025年6月作为划分节点，双轨制区分存量和增量新能源项目。存量项目机制电量规模与保障性电量一致,随着新能源项目增加，分摊到的机制电量会逐年降低，存量项目机制电价将不高于燃煤标杆电价，因此整体收益在短期内会保持相对稳定。而对于下半年后新投产增量新能源项目，则需要通过市场化竞价方式逐年确定机制电价，机制电价的电量规模也会受到限制。预计未来随着新能源场站数量不断增加，机制电价竞价结果会逐步降低，电费收入也会逐步减少，增量新能源通过机制电价获取到的收益会进一步下降。此外，机制电价按照市场统一电价进行价差结算，掩盖了不同场站出力特性和节点不同带来的收益差距。在机制电价相同的省份，新能源选址在节点用电负荷富裕、出力特性好的地区往往能够直接获取相对更多的收入。随着新能源的逐渐入市，这一差距会逐渐显露，相同省份不同区域场站之间的电价差距会更为悬殊。新政策出台将直接影响新能源投资项目评估，在投资开发决策过程中，企业既要充分分析所在地区市场交易规则和电力供需形势，还需要精细化的研判节点负荷、新能源出力曲线等因素，合理预估交易电价、机制电价，理性设置投资预期收益，抑制不合理的投资决策。(四)资产管理面临重构新能源全面入市、机制电价由竞价方式确立，意味着新能源稳定营收模式向市场化交易的资产运营模式转型，未来新能源场站收益将面临重大挑战，投资开发新能源项目需要重新架构企业经营管理方案。一是电价评估要作为投资决策重点。未来电力市场交易收入将是新能源电站最主要的收入来源，需要依据市场环境重新搭建投资测算模型，投资开发项目要基于市场价格信号进行决策，在合适的区域投资开发合理的新能源项目。二是要依托电力交易实现资产保值增值。电力市场交易频次高、种类多、难度大，需要摒弃以往“躺着收钱”的旧思维，转向依靠交易“主动挣钱”的新思路，精细化成本管控与交易创新，建立健全事前、事中、事后全过程交易风险管理体系，稳固提升交易收入。三是依据市场环境对部门协作进行优化。过去新能源项目拼资源，在新的市场环境下，新能源企业拼能力。需要企业有机串联交易、开发、生产、风控、财务等多个部门，打造公司大营销格局，实现新能源项目开发、生产、运营的高效集成。减少因为自身内部管理不协调带来的收入损失与偏三、工作建议(一)锻造电力交易核心竞争力在新能源全面入市交易的大背景下，无论是新能源项目前期开发还是后期运营管理，都离不开一个关键词“电力市场交易”。电力交易极具复杂性和专业性，打造成熟的电力交易团队，能够为项目前期投资决策提供电价预测支撑，保障项目运营期提供电力交易工作。越早适应电力市场交易的新能源企业就会越早摆脱对固定电价的依赖，越早通过市场提升自己收益，越能够让企业在市场化浪潮中平稳前行。在现货市场环境下，企业需要升级传统新能源功率预测能力，既要以15分钟为颗粒度进行新能源功率预测，又要完善月度、年度等长周期尺度的新能源发电量预测模型，需要企业大量积累基于历史和实时气象数据，加大科技创新和投入力度，开展多源气象预测研究，提高新能源全生命周期的随着人工智能及大数据技术应用普及，赋予了电力交易行业在数据分析和预测领域新的动能。通过广泛分析电力市场数据，不断迭代先进的算法模型，提升市场电价预测技术，优化电力交易策略，从而提高交易效率与准确性。企业需要深挖电力交易大数据价值，推动电力交易业务数字化、产业化、价值化，坚持打造培育出企业在电力交易领域的核心竞争力，把握未来能源电力领域发展的新契机。(二)建立集团营销管理体系新型电力系统建设给能源电力行业带来深刻变革，企业营销工作面临全新挑战。以往新能源开发单打独斗，各自为阵，各项目落地后严重缺乏市场话语权，出现“卖不动量、报不上价”的尴尬局面，市场竞争能力难以提升。在全国统一市场机制下，发电资源、用电资源、交易资源、数据资源等各类资源和信息需要在更大范围进行融合，新能源消纳、电力供应和用电负荷要在更广空间进行平衡。当前主要电力集团已陆续开始整合内部资源，跨区联营、规模化竞价的局面已经出现，依托物联网技术和数字化管理工具，打通生产、营销、市场等各环节数据信息壁垒，更高效的收集传递区域市场信息。现阶段能建内部各单位电力资产相对分散，没有形成强大的资源互补能力，相比大型能源电力企业缺乏统筹，难以适应快速变化市场环境。为积极应对行业内外部的环境变化，我们应当推动建立“集团级营销管理平台-区域级营销中心-场站级项目公司”的多层级营销格局，统一参与交易、集中优势竞价，提升集团整体市场资源优化配置的效率。集团层面，由营销管理平台统筹各区域营销中心开展跨省跨区营销工作，高层对接政府机构、电力交易中心，建立与电网、大发售电企业以及大用户的合作关系。在区域层面，整合集团下属各相关单位、子企业资源，发挥能源电力全产业链一体化优势，快速进行策略部署、交易决策。在项目公司层面，协作开展燃料物资采购、供需预测、实时调度数据传送等工作，为交易决策提供支撑性信息。(三)优化投资项目决策机制在新能源全面入市交易的新形势下，企业投资开发新能源项目需要具备市场前瞻性，投资项目评估电价应当能够灵活地应对市场波动，坚决遏止盲目冲动投资。一是要扎实做好市场调研。针对各地区和全国交易规则和电力市场行情进行深入研究，充分掌握市场各类发电电源装机、负荷分布及社会经济重点行业发展情况，提前把项目研究透、把模式设计好，紧跟市场需求方向进行投资开发。二是要依靠交易做好投资决策。应当项目前期开发过程中，在获取当地新能源项目实际收入基础上，依靠交易团队进一步分析各类新能源场站的出力曲线和所在节点位置，详细评估各类市场运营分摊费用，深入摸排电网细则考核费用，在项目选址、新能源设备选型、风光资源数据测算以及交易电价预测等方面提出优化方案。三是要完善交易风控体系。建立健全企业电力交易风险防控体系，根据电力市场规则特点，针对性的制定各类市场化交易的企业内部流程和审核机制。强化电力交易重大风险的动态管控，对各地区新能源交易风险进行量化评估，遏制盲目冲动投资决策，牢牢守住不发生系统性、颠覆性风险的(四)集群开发能源融合项目加快对新能源融合新产业的布局，整合更大区域范围的电网、电源、负荷资源，构筑高度融合的电力系统，有效改善市场环境下新能源单打独斗的不利局面，全力提升能源融合发展版图和产业韧性。一是通过广泛融合“新能源+”产业，打捆“新能源+火电”“新能源+水电”“新能源+用电”“风光水火储”等系列综合能源一体化项目，形成更强的资源整合能力，实现发售电各项主体之间电力资源互补、交易资源互补。二是推动沙戈荒大基地共建联营、综合能源基地等项目集群化建设，集中力量打造集群化、集约化产业，有效降低工程投资单价，提升新能源消纳及市场竞价能力。(五)抢抓新兴市场发展机遇在通知中虽然提出新能源配套储能不再作为新能源项目开发的前置条件，表面看免去了新能源强制配储要求，但从深层次分析，随着新能源全面入市后，现货市场价格上下限价差将进一步扩大，也就意味着对于新型储能、虚拟电厂等大批可调节资源具有了更广泛的市场需求空间。企业应当抓住新一轮市场发展机遇，尽早布局新型储能产业，加快建设一批示范性、引领性新型储能项目，创新推动从电芯制造到系统集成的储能新技术、新功能，研发更大规模集群、更大单机容量、更高转换效率、更长释能时长的新型储能系统，锻造更加系统高效的新型储能产业链一体化目前多数省份已经开始允许储能、分布式、虚拟电厂、源网荷储一体化等项目以聚合方式参与电力市场，预计未来可调节聚合资源参与市场方式将会更为多样。源网荷储类虚拟电厂参与市场交易，在现货出清节点内，根据可调能力制定交易优化策略，报量报价参加现货申报，能够实现新能源的协同消纳，大幅提升新能源在市场化交易中的议价能力和竞争力。随着聚合类项目的广泛应用，相关市场交易规则将不断升级优化，一体化协同开发、协同运营、共同交易将成为市场主流。企业应当及时跟进相