据能源圈了解到，在新能源参与电力市场后，保障消纳和收益的平衡是一个复杂而重要的课题。新能源在这一变革中面临着拐点性机遇和挑战。

电力现货市场的背景

中国电力现货市场的背景可以追溯到近年来电力体制改革的深入推进。自2015年发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》以来，中国的电力市场逐步形成了以省级电力交易和中长期电力交易为主的格局。

我国电力市场结构及影响消纳的因素。

《面向高比例可再生能源消纳的电力市场建设及研究进展》成润婷, 张勇军, 李立浧等

2022年，国家能源局发布了《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，进一步推动现货市场从试点向全国推广。2023年，全国市场化交易电量占全社会用电量的比重已超过61%，显示出市场机制在资源配置中的决定性作用。

2024年下半年，各省推出的分布式光伏参与电力市场工作方案明显加快。例如，河北省于11月19日发布了《河北南网分布式光伏参与电力市场工作方案》。该方案规定，以2030年新能源上网电量全面参与市场交易为目标，遵循“先增量后存量、先商用后户用、先试点后推广”的原则，有序推动分布式光伏入市。2024年将开展试点，鼓励采用聚合方式参与市场，按上网电量的20%入市。

电力市场入市的供需状态

2023年提前6年实现了到2030年风光发电总装机量达到12亿千瓦的目标。

分布式光伏接入后，电网的电压和频率稳定性受到显著影响。光伏发电的波动性可能导致电压不稳定，尤其是在高渗透率情况下，系统惯量降低，频率调节能力减弱。此外，分布式光伏出力特性与负荷时序特性错位，白天光伏出力大于负荷时，易造成过电压风险，而夜晚则可能出现欠压风险。

在当前电力供需局部区域不均衡的背景下，市场机制能够有效激励发电企业增加供电，同时也能抑制不必要的用电需求。现货市场能够更好地反映电力在特定时空中的真实价值，从而为各类发用电主体提供决策依据。

但业内人士同时指出，新能源的补贴资金主要来自终端用户或其他市场参与者，因此必须建立电力市场，以便根据真实的供需情况提供清晰的价格信号。现货市场的价格波动直接反映了供需关系，如果现货市场交割价格高于预期，这部分超出价格的收益实际上是以其他参与者的利益为代价。

现状是，现货市场面临着持续收入下降的压力。多个省份在2024年上半年的市场化结算电价中出现了下降，这表明市场对新能源发电量的需求波动较大。新能源入市后，其收益将直接受到市场供需关系的影响，未来可能会面临更大的竞争压力。例如，在山西省，2024年8月份的平均电价由7月的330元/兆瓦时降至293元/兆瓦时，这一变化主要是由于新能源发电量大幅增加所致。

新能源开发商的挑战和机遇

对于投资者和从业者而言，上述政策的出台无疑是一记重锤。

过去，分布式光伏的上网电量由电网企业全额收购，电价相对稳定，投资收益模型简单明了。随着市场化改革的推进，固定收益预期被打破，投资者需要面对收益波动的风险。

一位在江浙沪做分布式 EPC 分享，2024 年下半年开始，资方开始重新评估新增分布式光伏项目的收益模型。这一变化与新能源参与电力市场交易的时间点提前的传言相关。以前的投资模式类似于低风险的固定收益金融产品，现在则要求投资方接受收益的不确定性。同时，由于投资决策的犹豫，资方的结算速度减慢，导致他们对下游经销商的结算也受到影响。

应对策略与建议

业内人士指出，在新能源参与电力市场后，保障消纳和收益的平衡至关重要，确保新能源的稳定收益是实现这一目标的核心。在2025年前的实施阶段，各地政府正在通过保障性收购与市场化交易相结合的方式支持新能源项目发展，降低市场波动带来的风险。

专家建议引入价差合约（CfD）等政策工具，为新能源发电项目提供保障。CfD机制允许发电企业在市场电价低于合同履约价时获得补贴，反之则需返还超出部分，从而为开发商提供稳定的财务预期。CfD 履约价格由多方竞争招标确定，不能超出政府部门确定的履约价格上限。

此外，新能源开发商应从资源主导转变为市场导向，关注市场需求和价格信号，灵活调整项目布局，以实现更高的经济效益。传统项目开发依赖于价格扭曲信号，导致开发商在选择项目时过于关注可利用率和发电量，而忽视了市场条件的变化。在新的市场环境下，获得最大电量并不等同于获得最高电价。开发商需建立基于市场经营和边际收益的决策思维，通过数据驱动决策和提升管理能力，增强竞争力。这种转变对传统生产型队伍来说是一个挑战，但也是适应新市场环境的必要步骤。