新能源新政新焦点：增量项目如何进行投决？

近期，国家发展改革委、国家能源局联合发布《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》（发改价格〔2025〕136号）（以下简称“文件”），文件提出“推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格”，并创新性地提出机制电价作为支持新能源高质量发展的制度机制。文件发布后，业内在普遍认真学习和研究政策的同时，对未来新能源投资经济性产生了很大困惑。例如，近期“光伏們”公众号的文章《读不懂的文件与定不了的电价：136号文下的新能源投资“困惑”》开篇就指出：一行业智库单位相关负责人表示，近期接待了数波央国企的业务领导，大家的问题基本都集中在：未来新能源电站如何测算收益？投资决策以什么作为参考标准？

（来源：电联新媒 作者：柴玮）

传统新能源如何进行投资决策？

在新能源电站投资决策过程中，会开展经济性评估，即计算电站的投资成本和收入，进而计算电站的收益率等投资评价指标。以往未开展电力市场的情况下，传统可行性研究对于新能源项目的电价主要参考当地煤电标杆电价或市场交易历史价格，新能源的上网电量采用当地同类型电源过去历史年的利用率，并且电价和上网电量在电站全寿命周期恒定不变，这种方式在新能源进入市场后，“量”和“价”都变得不确定，特别是高比例新能源电力系统场景下，波动性会更大，以往的做法显然是不适用的。因此，对新能源投资决策的困惑，本质上就是对新能源未来收益不确定性的困惑。

新政之下新能源项目经济性评价的关键在于准确预测实时市场电价

在提出具体的收入预测方法前，我们应该梳理和认清新能源收入的构成及其特征。

首先，需要准确理解机制电价的几个要素：一是机制电价是一种场外机制，文件的原文描述为“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，纳入机制的新能源电价水平（以下简称机制电价）”，机制电价和电量由省级主管部门明确，也就是说无论新能源有没有或者有多少机制电价，新能源参与市场的本质是不会变化的；二是机制电价本质上是一种阶段性政策，是为新能源从全/半保量保价状态向完全参与市场并配合绿色价值状态过渡的保障性机制，文件中也明确提出了“（七）新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。”三是机制电价采用差价结算方式，其作差的对象是市场形成的电价，非常类似于电力现货基本规则中规定的中长期差价合约的结算方式，甚至可以把机制电价近似理解为一种政府提供的保障型中长期合约，今后随着可再生消费责任权重制度进一步完善后，机制电价就将完成历史使命。因此，参与市场的收入才是新能源项目的基础性收入。

其次，根据全国统一电力市场体系建设要求，在电力市场内，电源的收入包括电能市场收入、辅助服务市场收入和容量机制收入。在电能市场收入方面，分为中长期差价合约收入和电力现货市场收入（应采用《电力现货市场基本规则（试行）》中的“结算方式一”来认识中长期的金融属性），中长期差价合约收入的价格是中长期的价格与现货市场的价格之差，随着市场的成熟，市场主体会根据现货市场的价格预测开展对应周期的中长期交易，作为对冲现货价格波动的保险机制，因此中长期的价格会与现货市场价格耦合。相比2023年，正式运行的4个现货市场省份在2024年的中长期的价格与现货市场价格耦合度均有不同程度的上升。在辅助服务方面，新能源目前主要承担了分摊费用的功能，未来随着现货市场建设辅助服务市场规范，不提供辅助服务的新能源会处于不收辅助服务费用，也不进行分摊的状态。在容量机制方面，由于新能源的有效容量非常低，新能源的容量收入较低。因此，在成熟电力市场的收入构成中，中长期差价合约收入、辅助服务分摊以及容量收入在总体收入中占比较低，电力现货市场电能量收入是新能源电站基础性收入的主要组成部分。

最后，归根结底，对新能源项目的收入预测主要是对未来电力现货市场进行预测，也就是需要对新能源参与电力市场后的“量”和“价”进行预测，进而预测新能源的现货收入。新能源的量和价都是在整个市场中形成，一方面，上网电量受到电力系统整体的平衡能力以及输送能力影响，另一方面，电价是由市场供需决定的边际电能电价和电网通道决定的阻塞电价共同构成。因此，对新能源“量”“价”的预测，不能仅仅孤立地考虑新能源场站本身情况，而是要对整个电力市场的运行和电价进行预测。由于现货市场中实时市场的运行逻辑、优化出清和价格机制由严格的数学模型支撑，人为干预的成分最少，这就为我们开展未来市场的预测提供了“有迹可循”的技术基础（竞争充分、设计合理的日前市场价格会向实时市场价格耦合）。

预测电价的科学方法和工具

“定不了的电价”可以用科学的方法尽最大限度固定下来。实时市场电价预测工作包括模型构建、数据准备和工程应用三个层次。

模型构建。应构建电力市场长周期仿真模型，该模型能够对电力现货市场的出清以及电力系统的运行进行时序模拟，通常仿真时间阶段跨度为年，仿真颗粒度为小时，因此也称之为8760小时电力市场仿真。由于电力市场仿真技术需要尽量真实地模拟电力实时市场的出清，因此仿真的核心算法需采用考虑安全约束的机组组合、安全约束经济调度以及节点边际电价计算，该套算法是国内电力现货市场普遍采用的市场出清和电价计算算法，也是国际市场化国家项目业主投决采用的主要工具，即仿真算法需与市场采用的实际算法一致。具体数学模型可参考已公开发布的电力现货市场相关规则。

数据准备。市场仿真所需要的数据主要包括目标省/区域的电源侧、电网侧、负荷侧以及市场规则类的相关数据。在电源侧数据方面，根据电力市场实际运行情况，分为市场化机组和非市场化机组。市场化机组为所仿真的省/区域内直接参与市场报量报价的机组，典型的包括燃煤机组、燃气机组，根据不同的市场情况，核电、水电也可能成为市场化机组。市场化机组的所需数据主要包括额定出力、最小出力、爬坡率/滑坡率、最短运行时间/最短停机时间、机组检修以及各项发电成本等。非市场化机组数据主要是指不在市场中报量报价的但参与系统平衡直调的发电机组，这类机组的发电功率受到天气（如风电和光伏发电）、来水（如水电发电）、地方电厂（人工调度）、外来/送电等影响，这些类型机组的数据主要是各机组的8760小时时序发电功率，该类电源为市场边界，作为价格接受者参与市场出清。负荷侧数据方面，为省/区域的所评估年的8760小时时序总负荷功率，如需计算节点边际电价或分区电价，还应考虑负荷所在省/区域内的分布情况。电网侧数据方面，在存在常规性阻塞的电力市场中，主要需要考虑输电断面的约束要求以及与输电断面相关的节点分配因子信息。

工程应用。主要包括所评估新能源场站的信息构建、确定评估目标年、开展市场仿真及场站收入计算、财务敏感性分析（含可能的弃风弃光量）等工作。新能源场站的信息主要包括场站装机、投资成本、电力系统接入信息、预计投产时间、运行年限等，评估年8760小时的时序发电功率，该发电功率为根据风光资源形成的发电能力。

电力实时市场仿真计算的难点

评估目标年的确认存在难点，一方面，电力现货市场的运行和价格随着电力系统的构成和市场成员的特征在变化，特别是在新型电力系统快速发展，新能源装机占比提升、新型储能、价格响应型负荷等新兴市场主体出现的背景下，在新能源生命周期（典型为20年）中，未来不同年份的现货市场价格和新能源消纳能力将出现显著差异。另一方面，未来的电源结构、负荷增长等电力系统要素存在着较大的不确定性，近5年规划通常是有迹可循，但是更远期的规划就难以获得较为直接的依据。因此，具体开展未来多少年份的仿真分析，需要结合集团或企业对未来电力系统的发展判断和仿真精细度的需求综合确定。较为典型的做法是，考虑电源运行年限，可选择等间隔年作为评估目标年。例如电源于N年投运，运行周期为20年，可选择N年、N+5年、N+10年、N+15年作为评估目标年，第N+1年、第N+2年、第N+3年、第N+4年采用第N年的评估结果。

针对每个评估目标年，开展年度电力实时市场仿真，进行电力市场出清模拟，以小时为周期，计算所评估电源的时序上网电量、节点边际电价以及收入，需要说明的是，电力市场出清模型中已经考虑电力系统运行的各项约束，例如发电机组运行约束、输电断面约束，因此仿真计算的上网电量是考虑电力系统消纳能力后的上网电量。进一步根据时序量价计算出全年8760小时的电费加和，获得全年实时市场电费收入。

新能源收入的修正因素

在现货市场收入基础上，还应考虑其他的收入或分摊。在市场外，结合所在省份的机制电价和机制电量的预期，计算场外机制收入。在市场内，适度增加中长期差价合约收入或损失（如设计有日前市场采用相同方法处理）；新能源参与现货市场后，不再承担辅助服务分摊，但可以参加辅助服务市场，并获得相应收益；新能源场站可根据绿电或绿证的预期价格，结合仿真计算的年度上网电量，增加绿电或绿证收入；按照有效容量的计算方法，评估新能源的容量补偿收入。需要说明的是，除了实时市场收入是根据仿真计算获得的，其他的收入或者分摊均需要一定程度的主观判断。

项目投决与必要的敏感性分析

基于每个评估年的综合收入计算结果，结合电源的相关成本评估以及财务参数，可计算项目全生命周期经济性，来判断项目是否满足投资收益标准。在敏感性分析方面，考虑未来电源运行周期内的关键不确定因素，包括但不限于所参与市场的电源构成、负荷水平、外电/受电、燃料价格等。针对每个不确定因素，在基础仿真上，调整仿真数据，并重新进行每个评估年的仿真以及电源综合收入计算，最终计算每个不确定因素情况下的电源全生命周期经济性。

文件的正式印发将为新能源的投资评估方式带来“革命性”的变化。在电力市场环境下，新能源经济性评价将采取以实时市场仿真预测为核心、场外场内收入为辅助的分析方法。虽然电力市场出清模型和理论已经非常成熟，同时国内多家科研院所已经开展了有益的尝试，但仍然亟需积累工程应用经验，形成成熟方法体系，同时进一步完善企业的相关管理制度和流程。本文重在抛砖引玉，为完善新能源投资评估方式提供一些思路。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者供职于国能经济技术研究院有限责任公司。