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新能源全面入市政策影响解读及应对建议

第一部分：新能源入市政策关键内容

一、新能源全面参与市场交易

1.参与市场交易的电量规模：新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，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。

2.参与市场的具体交易方式：新能源公平参与实时市场，自愿参与日前市场。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。

3.完善电力现货市场交易规则：适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定。

4.完善中长期与绿电绿证交易规则：不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书（以下简称绿证）价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。

二、新能源差价补偿结算（价格结算机制）

（一）新能源差价补偿结算机制

1.结算方式：针对应补偿电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。

2.电力现货市场连续运行地区交易均价计算逻辑：市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；

3.电力现货市场未连续运行地区交易均价计算逻辑：电力现货市场未连续运行地区，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。

4.月度结算电量分解：各地将每年纳入补偿的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。

5.退出机制：已纳入补偿的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

（二）针对2025年6月1日以前投产的新能源存量项目

1.补偿电量规模：由各地衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。

2.补偿电价标准：按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。

3.补偿执行期限：按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。

针对2025年6月1日以后投产的新能源增量项目

1.补偿电量规模：由各地根据国家下达的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。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。

2.补偿电价标准：由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限。

3.补偿执行期限：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。

三、各类政策协同

1.与绿证政策协同：纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。

2.与电网代购电协同：电网企业可通过市场化方式采购新能源电量作为代理购电来源。

3.与市场协同：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；不得向新能源不合理分摊费用。

4.与新能源发展协同：不得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。

5.与补贴政策协同：享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

第二部分：新能源全面入市政策影响

一、对新能源收入影响

1.收入构成与来源发生重大变化：新能源电站收入由原来的保障性收入为主，变成市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用；市场交易费用需要通过主动交易策略实现，价差补偿收入也存在一定竞争与策略要求，辅助服务分摊费用意味着新能源需要与用户一起承担电力系统调节成本。

2.市场交易收入存在大幅波动：随着电力现货市场的全面铺开，高频中长期交易的连续开展，新能源现货交易收入将受市场供需与报价影响，中长期交易收益则完全取决于自身交易能力和可调资源规模。对于不同电站来说，由于节点电价与发电特性不同，市场交易