新能源增量项目参与机制电价竞价策略分析

三峡集团电力市场研究中心积极开展国内外电价研究、全电源品种成本分析、电力市场模型与交易策略研究、绿电、绿证、碳市场研究等，密切关注电力行业重点、热点及难点问题，发布专业研究成果、专著论文与政策建议。本期电力市场研究中心分析了新能源全面入市背景下增量项目参与竞价的策略思路，供分享学习，欢迎交流讨论！

（来源：能源及电力市场研究）

作者介绍：

徐莞悦，供职于三峡集团电力市场研究中心

刘 洋，供职于三峡集团电力市场研究中心

2025年1月27日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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“136号文”）。136号文提出，按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的总体思路，推动新能源上网电量全面进入电力市场，建立新能源可持续发展价格结算机制。对存量项目，纳入机制的电量、电价等与现行政策妥善衔接；对增量项目，纳入机制的电量规模由各地按国家要求合理确定，机制电价通过市场化竞价方式确定。

与存量项目衔接现有政策明确机制电量、电价不同，增量项目的机制电量、电价受市场环境和自身竞价策略影响将各有差异。因此，制定合理的竞价策略对新能源增量项目至关重要。如何在新的政策环境下抢占先机，实现效益最大化，成为众多增量项目关注的焦点。本文将结合案例，为您详细解析136号文背景下增量项目参与竞价的策略思路。

成本与市场化电价，谁才是准绳

在新能源市场化改革的背景下，制定竞价策略的核心在于平衡收益与风险。理论上，如果能够准确预测未来多年的市场化电价，企业的最优竞价策略为依据市场化电价报价，如机制价格高于市场化电价，可享受机制电价；如机制电价低于市场化电价，可以接受市场化电价。

然而现实情况是，市场化电价受供需关系、新能源成本变化等多重因素影响，具有高度不确定性，且存在长期下行的风险。因此，企业在制定竞价策略时，不仅需要考虑当前的市场价格和机制电价，还需对未来电价走势进行预判，在收益与风险之间找到最佳平衡点。本章将分析不同成本和电价的场景下，如何确定竞价策略。

（一）市场化价格小于等于成本：新能源大省的光伏项目如何报价

随着各地新能源装机的逐步增长，光伏大发时段电价快速下降，2024年，山西、甘肃的光伏结算均价分别降低至每千瓦时0.198元，每千瓦时0.184元，已低于当前光伏项目的平均度电成本。预计随着现货市场范围全覆盖和各区域光伏占比的进一步增加，这一现象可能扩展至其他省份。

在此情况下，地方政府存在减少或暂停光伏招标的可能性，但如果地方政府仍开展了光伏项目的招标，发电企业需按照项目所处环节谨慎开展决策。

一是项目已开工建设，不得不在未来12个月内并网投产，并参与市场化交易。在此背景下，项目的成本已变成沉没成本，发电企业应按照市场化交易均价申报（如果竞价下限高于该类型电源市场化均价，则按照下限申报）。理由是此时只要机制电价高于市场化均价，则发电企业的收益就大于未中标的收益。因此，预计在光伏市场化价格小于度电成本的地区，增量项目第一年的竞价将较为激烈。

二是项目仍处于资源获取或投资决策阶段，尚有回旋余地，可考虑暂缓投资，观望机制价格的竞价结果。如果机制价格低于度电成本，则无论是否参与机制竞价，项目的收益均无法覆盖成本。如果机制价格高于度电成本，且最终中标价格与成本价相近，虽然机制内电量的收益能够覆盖成本，但机制外电量的收益将低于成本，最终无法回收成本。

因此，项目在机制电价略高于度电成本的情况下，才能回收成本。即假设项目市场交易价格恰巧为同类项目的平均水平，则为实现全电量均价≥度电成本，需要：

全电量均价=(机制电量*机制电价+机制外电量*市场电价)/全电量≥度电成本

机制电价≥(度电成本*全电量-机制外电量*市场电价)/机制电量

（二）市场化价格大于成本：求稳定还是搏收益

该场景的应用较为广泛，但策略制定也最为复杂。

• 如果发电企业投产当年按成本申报，且申报的电量规模较大，可能错过享受市场价的机会；

• 如果不参与竞价或申报的电量规模较小，则难以防控市场化电价不断下行的风险；

• 如果暂缓竞价，即待市场价降低后申报，可以享受前几年的市场高价，但是与后投产的项目相比存在成本劣势，难以保证后续申报一定中标。

因此，该情景需要统筹考虑成本变化曲线与市场价格变化曲线，在收益和风险间寻求平衡。

假如变化曲线如上图所示，可分为以下4种情况进行讨论

情景一：投产当年按照成本报价，中标价等于成本价，但低于当年市场均价，5年内平均电价为0.24元/kWh；

情景二：投产当年按照略高于成本报价，中标价高于成本价，但低于当年市场均价，5年内平均电价为0.25元/kWh；

情景三：投产当年按照略高于成本价申报，未中标；投产次年按照成本报价，中标，则5年内平均电价为（0.27+0.24+0.24+0.24+0.24）/5=0.246元/kWh；

情景四：投产当年按照略高于成本价申报，未中标；投产次年按照成本报价，仍未中标，则5年内平均电价为（0.27+0.26+0.24+0.22+0.2）/5=0.238元/kWh；

结合上述案例，可以给出以下建议：

1、投产当年按照成本价报价，存在中标价等于成本价，无法享受当年市场价格，但整体较为稳定，适合保守型风险偏好的企业。

2、投产当年略高于成本报价，如果中标则可以享受更高的机制价格，如果未中标，可以在市场价格下降后，成本未发生明显下降前再行申报，适合平衡型风险偏好的企业。

节点、资源与交易决胜市场的核心要素

根据136号文提出的新能源可持续发展价格结算机制，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，但自身交易价格与市场交易均价的差，仍需要自己承担。

各场站机制电量结算价格 = 自身市场交易价格 + 机制电价 - 同类项目均价

其中，自身市场交易价格可从以下几方面进行提升。（一）选址看节点我国大多地区电力现货市场采用节点电价定价机制，受网架结构、输电能力、负荷分布等因素影响，同一时刻下，不同节点的节点电价可能大不相同。

以广东电力市场某时刻的节点电价为例。上图为广东电力市场某时刻节点电价分布，此时平均电价约426元/MWh，但各节点电价从205元/MWh到541元/MWh不等，有18%的电站与市场交易均价的差异超过25元/MWh。

运行情况相近的情况下，位于负荷中心附近高价节点的机组相较于其他低价节点机组将具备更强的盈利能力，而且考虑负荷分布、网架结构均难以在短时间内予以调整，节点优势带来的盈利能力在项目生命周期内可能长期存在。

（二）资源看曲线

现货市场环境下，市场交易均价取发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定，而不同项目的资源特性存在差异，假如有A、B、C三座电站某月分时平均出力曲线如图所示，则其分时加权价格分别为422元/MWh、416元/MWh、430元/MWh，即场站C由于出力取消和电价曲线更加匹配，能够达到更高水平的收益。

因此，发电企业应在项目投资之前，进行充分的测风测光工作，预估项目投建后的出力曲线，并且根据当地现货市场价格，评估出力曲线价值，选择与价格曲线拟合性更强的资源特性。可以综合考虑储能配置后优化出力曲线带来的收益与储能投资增加的成本，合理制定配储策略。

（三）终端看交易

136号文提出，对纳入可持续发展价格结算机制的电量，初期不再开展其他形式的差价结算。按照差价结算指中长期差价结算、日前差价结算来理解，纳入机制的电量初期不得参与中长期市场和日前市场。

例如，A电站6月发电量100万千瓦时，机制电量为50万千瓦时，则该部分电量不参与中长期和日前市场。

换句话说，如果参与机制竞价，在初期阶段，发电企业的双边议价能力、交易能力、客户资源将仅能提高机制外电量的收入，机制内电量的价格仅靠节点负荷和资源特性决定。如果发电企业评估自身的双边议价能力、交易能力、客户资源带来可带来较高的收益增量，可选择暂不参与机制竞价。

但发电企业同时需要认识到，“初期”意味着存在取消的可能，随着我国电力市场逐步成熟，各新能源企业交易能力的逐步提高，中长期、日前、实时价格的结构性差异逐步缩小，机制电量不参与中长期和日前交易的约束将放开。到时，如果发电企业的双边议价能力、交易能力、客户资源能够超过市场平均水平，则机制内电量既可以获得机制电价的保障，又可享受自身交易水平高于市场交易均价带来的收益。

结语

随着136号文的落地，新能源项目彻底告别“固定电价”时代，正式迈入市场化竞价的新阶段。这一变革既是挑战，更是机遇——电价由市场决定，但胜负由策略和实力书写。从成本与市场价格的博弈，到节点选址、资源特性优化、交易能力的全方位比拼，增量项目的收益不再仅取决于“发多少电”，更在于“如何精准定价”“如何抢占优势节点”“如何用好每一度电的价值”。

在此背景下，企业若仍固守传统粗放模式，一味低价抢占资源，恐将面临收益难以覆盖成本的困境；而若能科学选址、灵活报价、动态调整策略，则有望在节点电价差异中挖掘超额收益，在资源曲线与价格曲线的拟合中锁定优势。

未来，随着电力市场成熟度提升，机制电量的约束或将逐步放开，交易能力强的企业将迎来“机制电价保底+市场溢价增收”的双重红利。竞价策略的制定，不仅是数字游戏，更是对市场趋势的前瞻洞察、对资源禀赋的深度整合、对风险收益的精密权衡。

面对136号文掀起的“电价革命”，新能源企业唯有以精细化成本核算为盾，以差异化节点布局为矛，以灵活交易能力为翼，方能在市场化浪潮中“电”定乾坤，抢占高质量发展先机。

现在，是时候回答这个问题了：你，准备好参与增量竞价了吗？