入市交易，正拉低新能源投资价值

2024年，随着进入电力市场交易进度加快，新能源已经由内及外感受到来自于电力市场的“寒意”。

入市交易，导致新能源装机占比较高的省份，上网电价迅速下滑，进而导致电站的投资收益下跌，同时也使得新能源电站的市场交易价格进一步降低。

今年9月，某风电整机商上市公司公告蒙东两个风储一体化项目股权转让进度，根据公告内容，此次交易涉及的标的资产为蒙东通辽市两个风电+储能项目，先后于2022年9月和2023年9月并网发电。

公告显示，根据《补充协议》对交易价格进行调整，两个项目分别降低了 14.97%、12.69%，其中价格调低的主要原因是电价、消纳及行业政策环境变化 。

风电尚且如此，光伏电站的情况更不容乐观。 根据某电站开发运营上市公司数据披露，其在在甘肃区域的集中式光伏电站网电价从0.3元/千瓦时左右降至2024一季度的0.18元/千瓦时，到二季度为0.2元/千瓦时；另一家公司的甘肃区域集中式光伏电站上网电价则从0.49降到2024年一季度的0.27元/千瓦时。 两家电站运营数据中公示的甘肃集中式光伏电站电价跌幅均达40%以上。

从上表可以看到的是，入市交易之后，新能源上网电价呈现巨大的波动性，并并且同一省份、不同位置以及不同项目之间的电价差别非常之大。

实际上，新能源上网电价波动亦并非偶然。从2023年结算电价来看，无论风电还是光伏，结算到手价格相较于标杆电价都有一定程度降低。随着2024年各省风光电站并网规模持续增大，可以预见的是，2024年以下各省份的新能源上网电价会在去年的基础上进一步下调。

除了上述进行现货交易的省份之外，还有不少省份的新能源上网电价在2024年下滑明显。譬如新疆，在2023年8月新疆自治区发展改革委《关于进一步完善分时电价有关事宜的通知》实施之后，风光电价持续下滑。

2024年新疆部分风光场站的年度中长期电价结算情况，新疆风电、光伏的综合电价分别在0.232、0.165元/度左右，尤其是光伏电站，远低于0.25元/度的燃煤基准价。

新疆风光电站需要承担的还远不止于此，除了在交易市场中要承担由于风光出力特性等原因导致的低价之外，还需要分摊承担两个细则考核、辅助服务、电采暖、清算以及偏差考核五大方面的费用支出。而今年新疆仍有超过30GW的新能源大基地开工，未来新疆上网电价的形势会愈发严峻。

新能源入市交易带来的影响是多方面。首先，行业必须清醒的看到，新能源参与电力市场已经成为大势所趋，除了新能源装机占比较高的西北省份以及转正运行的现货交易试点省份之外，各省正陆续启动相关的政策研究与试点运行。

近日，安徽省印发《安徽电力中长期交易实施方案（2025年版）（征求意见稿）》指出，平价新能源企业（含分布式）原则上均应参与市场交易，集中式新能源直接参与交易；分布式光伏可由虚拟电厂（仅能源聚合类，下同）聚合参与交易，6MW及以上的分布式光伏可直接参与交易。

其次，入市交易正持续拉低新能源的投资价值。光伏們了解到，今年山西、甘肃、陕西等省份新能源竞配指标申报中，大部分企业更偏向于风电投资。但另一方面，由于风资源的差异性，风电的利用小时数也在下降，并且风电由于预测偏差较高等问题，在进入电力市场之后同样会面临较大的挑战。

最后，随着行业形势的变化，如何保住存量电站资产价值，将成为各投资企业精益化运营的关键。 可以预见的是，保电价与保发电量将成为新能源资产运营中同等重要的两大考核指标。

2024年10月30-31日， 第八届新能源电站运营及后服务市场研讨会将在北京举办，会议将邀请电力投资企业、第三方运维企业、设备厂家以及第三方服务厂家，就 安全生产、提质增效、技术改造以及电力市场 等话题展开探讨。

同时，为了让行业进一步了解电力市场的运行逻辑与发展趋势，此次会议同期将举办 新能源参与电力市场培训，从政策、电价、趋势 等多个维度就新能源入市交易进行深度交流。

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