落实新能源上网电价市场化改革政策的有关考虑

落实新能源上网电价市场化改革政策的有关考虑 2025年4月 1 我国新能源参与市场现状、挑战及机制设计 目录 CONTENTS 2 关于落实新能源上网电价市场化改革有关考虑 1 我国新能源参与市场现状，挑战及机制设计 1.1我国新能源参与市场现状 新能源入市后，主要通过两种方式参与交易：绿色电力交易和常规电能量交易 1.2新能源发展面临的挑战现状 挑战一：高比例可再生能源消纳存在困难 可再生能源发电具有随机性，波动性和间歇性的特点，高比例接入电力系统后对系统调节的负担加剧，新能源消纳存在困难。 1.2新能源发展面临的挑战现状 挑战二：系统绿色转型产生新的成本驱需疏导 新能源平价上网井不意味着平价利用。当新能源电量渗透率达到15%后，电网消纳可再生能源成本将显著增加，亟需对应建立公平合理的价格形成及疏导机制， 1.2新能源发展面临的挑战现状 挑战三：适应高比例可再生能源出力特性的电力市场机制有待完善 口是新能源的发电特性要求中长期交易机制进一步完善， 二是缺乏适应高比例新能源接入的调节资源激励机制 三是进一步强化省间市场功能，加快建竞省间输电权等易机制，提升省间通道利用的灵活性，进一步提高资源大范围市场配置效率 口四是需进一步完善反映绿色价值的电力市场机制，为新能源参与市场提供有力保障 1.2新能源发展面临的挑战现状 挑战四：新能源低边际成本特性拉低电能量市场价格，影响电源收益 口新能源高比例入市后，电能量市场价格因新能源发电低边际成本特性而下降 口中长期市场方面，新能源参与后对价格影响较小，整体呈现稳中略降的趋势。口现货市场方面，新能源在大发时段成为边际定价机组，频繁产生极低价基至负价，火电等调节性电源的经营带来严峻挑战 1.3新能源参与市场总体框架设计 以推动新能源市场化消纳为核心，根据新能源的特点面向三个主要自标重点做到四方面政策和市场机制保障，形成“市场交易+差价结算”新能源入市机制 口四方面政策和市场机制保障 适应新能源特性的交易机制 保障新能源入市后合理收益的政策机制 促进新能源高质量发展 推动新能源行业高质量发展的配套机制 推进全国统一电力市场建设 口公平承担系统消纳成本的价格机制 关于落实新能源上网电价市场化改革有关考虑 2 2.1文件重点内容及相关要求 长期来，我国新能原上网电量来用保障性收购+市场化的模式进行消纳，136号文出台后，新能源完全通过市场化方式消纳 件提出了新源原可持续发展价格结机制（下简称结管机制，将上网电量分为机制外电量和机制电量两部分。其中，机制外电量部分按照市场规则参与交易获得市场收益：机制电量部分，通过核定的机制电价与市场价格进行场外差价结算，获得稳定收益 2.1文件重点内容及相关要求 机制电量实施过程中对存量和增量新能源项目有所区分 对于存量项目（2025年6月1日以前投产的新能源项目），机制电量规模原则上与各省现行的保障收购电量规模相当：机制电价按现行保障收购价格热行 对于增量项目（2025年6月1日起投产的新能源项自），政府可根据可再生权重完成情况确定机制电量规模，通过市场化竞价方式发现机制电价。 2.1文件重点内容及相关要求 136号文对中长期市场，现货市场，绿电绿证交易，结算机制等方面均提出了新的要求 口中长期市场方面，交易需缩短交易周期：提高交易频次。口现货市场方面，新能源全量公平参与实时市场，适当放宽现货市场上、下限价。口绿电绿证交易方面，机制电量对应绿证不参与绿证交易：省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动摄合交易，可开展双边或挂牌交易。口机制电量结算方面，机制电量每月按机制电价与市场交易均价进行差价结算，相关费用纳入当地系统运行费用。会现货连续运行地区，市场交易均价原则上按月度发电侧实时市场同类项目（集中式光伏，分布式光伏深海风电：陆上风电）加权平均价格确定；现货未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。 2.2影响分析 1.对市场供需及价格方面的影响 是电能量市场价格整体呈下降趋势。新能源为确保成交，足额获得结算机制收益，将利用低边际成本优势，申报低价参与交易，降低市场均价，现货价格将频繁产生零价甚至负价。 二是多年期中长期稳价作用更力明显品，随着电能量市场价格下降隆，新源原收益不确定性将大大增加，多年期绿电交易具有兼顾长期避险和成本回收的双重定位，并且是积极应对国际贸易碳关税调节机制的重要手段， 2.2影响分析 1.对市场供需及价格方面的影响 三是进一步拉大中长期与现货交易价差。136号文印发后，中长期市场限价没有变化，现货市场限价进一步拉大，将加剧两人市场出清价格的偏差 四是影响绿电交易供给水平。当前，已全量或高比例电量参与绿电交易的新能源为保障收益，可能对已签订的绿电合同进行回购或转让，造成绿电交易发电侧电量供给不足，市场供需失衡的问题。 2.2影响分析 2.对安全方面的影响 对常规电源发展：电能量价格整体下降后，火电等常规电源难以在电能量市场中足额回收成本 对储能等调节资源发展：文件明确发电侧不再强制配储。从短期看，已经落实强制配储政策的省份，储能发展投资可能受到不利影响：从长期看，交易峰谷价差进一步拉大后，引导储能等调节资源响应系统调节并获得合理收益，形成良性发展趋势 2.2影响分析 3.对消纳方面的影响 文件出台后将推动新能源从政策保障+市场交易转向“机制电量+市场交易文件提出，新能源参与市场后因报价等因素未上网电量，不纳入新能源利用率统计与考核。新能源企业将通过优化调整中长期，现货交易竞价策略：掌握发电弃电的自主权，一定程度上缓解电网物理消纳压力减少不经济的“强制消纳” 2.2影响分析 4.对收益方面的影响 一方面，新能源收益模式由“以量为先”向“量价统筹”转变，新能源的市场交易能力将成为新能源企业间收益差异的主要因素， 另一方面，机制电量规模大小将决定新能源入市策略 机制电量占比较高时，新能源一般采取报低价、确保上网为主： 机制电量占比较低时，市场价格不足以覆盖新能源固定投资成本，新能源将逐步提高报价，获得收益。 2.3落实136号文关键举措 L.合理设计新能源入市关键参数 新能源存量项目，机制电量规模要与现有保障性政策合理衔接，已全量入市的新能源项目不再分配机制电量 新能源增量项自，机制电量规模统筹考虑非水可再生能源消纳责任权重完成情况，以及用户价格承受能力等因素确定。 2.3落实136号文关键举措 2.中长期市场 建立完善适应新能源发电特性的中长期交易机制。实现中长期按日连续运营全覆盖：建立并推广中长期带曲线能量块交易，实现带曲线签约、分时段结算；建立灵活高效的合同调整和转让机制，为新能源调整中长期合同持仓量提供有效手段。 完善中长期市场限价机制。推动中长期D-2连续交易限价与现货市场限价衔接，促进中长期交易价格与现货价格趋同。 进一步健全绿电交易机制。全面推广多年期绿电交易机制（PPA），稳定新能源收益预期。研究合理确定新能源绿电交易规模，防范因绿电合同超签造成的合同无法履约风险 2.3落实136号文关键举措 3.完善市场配套机制 做好批零市场衔接，推广应用标准化零售套餐，健全零售市场价格形成机制，将新能源全面入市带动价格的下降足额传导至终端用户 规范市场信息披露，定期披露新能源市场运行总体情况，发布同类新能源发电项目加权平均交易价格。 加强交易平台支撑，全面支撑海量主体注册、中长期市场按日连续开市，升级优化结算功能 做好市场服务，举办市场培训，研讨会，模拟交易等活动，宜贯政策要求，帮助新进入市场的主体提升市场参与能力。 BPX 谢谢