近年来，随着能源结构的不断优化和电力市场的深化改革，新能源电力市场的政策导向和交易机制成为业界关注的焦点。浙江省于2024年底发布了《2025年浙江电力现货市场运行方案》，旨在通过一系列细则和方案，进一步推动电力市场的规范化和市场化。本文将重点解析这一政策中关于新能源的核心内容，为大家揭示新能源电力市场的新纪元。
一、电力市场交易规则概览
2025年新能源电力市场交易可拆分为电能量市场交易和绿电交易。
1. 电能量市场交易
新能源项目电能量市场交易分为日前交易和实时交易。日前交易是指市场参与者在运行日前一天（D-1日）提交交易申报，通过市场平衡机制确定次日（运行日D日）发电计划的市场交易，形成日前出清电量和日前出清电价。
日前交易申报内容为短期96个点（15分钟为一段）的功率预测和每一梯段功率对应的价格，价格申报如下表（以某海风为例）：
某海风项目容量为300MW，所以最大申报电力为300MW，可拆为10个电力段进行报价，报价范围为-200~1200元/MWh。系统将根据市场负荷平衡约束、机组爬坡约束、断面潮流等因素形成平衡节点电能量价格，平衡节点电能量价格加上阻塞价格分量形成每个电厂节点电价（即电厂出清价格），阻塞价格受电厂空间位置、输电成本影响，可能是正数也可能是负数。举例：22:00-22:30，苍南2号电厂出清价格为150元/MWh，则该项目可在日前22:00-22:30时段出清95MWh。
实时交易是指在运行日（D日）当天，根据实时电力需求和发电侧的实际发电情况，通过市场化出清的交易结果。实时交易需要实时滚动申报未来4小时功率预测，执行日前报价策略，系统根据市场实际供需等情况进行出清，形成实时出清电量和实时出清电价。
参与现货的统调风电、光伏项目按照实际上网电量与实时出清电量二者取小值的90%确定政府授权合约电量，按照浙江省燃煤标杆电价结算（415.3元/MWh）。当日前合约价格高于现货且欠发，以及日前合约价低于实时价格且超发这两种情况下触发收益回收机制，执行日前实时偏差收益回收，允许偏差比例限值为30%，回收倍率为1.05（后面根据算例进行介绍）。
2. 绿电交易
2025年绿电交易方式主要包括双边协商交易和挂牌交易两种。双边协商交易是指市场交易主体自主协商交易电量、电能量价、绿证价格及合约曲线形成交易意向，在规定时间内通过电力交易平台完成交易；挂牌交易是指市场交易主体在规定时间内，通过电力交易平台将可供电量、价格、曲线等信息对外发布，由符合资质的另一交易主体接受该要约的申请，从而达成交易。
电能量价格和绿证价格按月申报，交易电量按交易周期内所有时段的分时电量进行申报，每天分为24小时，原则上每月18日以后开展次月月度绿电交易，2025年不再开展月内交易。绿电结算分为电能量结算和绿证结算，电能量按照差价合约方式进行结算，时段t的合约差价电费为：R 绿电合约，t=（P 合约，t－P 日前，合约交割点，t）×Q 合约。绿证部分按当月交易电量、发电企业上网电量、电力用户用电量三者取小确定的原则确定结算量，于次次月结算。根据12月24日下发的《浙江电力现货市场运行方案》，考虑到当前非统调风电、光伏未参与现货市场，该部分合约差价电费暂置零，省内绿电交易仅对绿证部分结算。
二、算例介绍
（一）电能量费用
统调新能源厂站F以报量报价的方式参与电力现货市场，自愿参与绿电交易，绿电合约交割点为统一结算点，按实际计量上网电量和实时出清电量二者取小值的90%确定每个结算时段的政府授权合约电量，政府授权合约交割点为发电侧关口。假设新能源厂站F其批复电价为415.3元/MWh，该厂站申报的当日短期功率预测曲线为一条出力稳定的50MW的直线，厂用电率为0，即每半小时申报电量为25MWh，该日出清数据和合约数据如下：
备注：本算例中，设定新能源厂站00:30-22:00无出清、无合约，各项数据为0.36
1.电能量费用
日前电能电费=①×②
实时电能电费=（④-①）×⑥
绿电合约电费=⑦×（⑧-③）
政府授权合约电量⑨=min（④，⑤）×90%
政府授权合约电费=⑨×（⑩-②）
2.回收费用
22:30时段，日前市场申报电量/计量电量④=25/40=62.5%<70%，且日前出清电价②<实时出清电价⑥，执行日前实时偏差收益回收，回收费用=（⑥-②）×回收倍数×（④×70%-日前市场申报电量）24:00时段，日前出清电量①/计量电量④=20/15=133%>130%，且日前出清电价②>实时出清电价⑥，执行日前实时偏差收益回收，回收费用=（②-⑥）×回收倍数×（①-④×130%）
结算结果如下：
备注：假设回收倍数为1.05
绿电合约差价电费置零，该笔绿电合约结算电费为0。该厂站当日总电能量电费合计=29200+5500+0+3237.75-68.25=37869.5元。
3.调整电量
假设该新能源厂站F当月其余天数开展计划检修，各项数据都为0，月度根据关口表计读数计算电厂月度上网电量为100MWh，则各日日清电量93MWh与月度计量电量100MWh的偏差为7MWh，称为调整电量，按该市场主体实时市场价格结算。该市场主体实时市场价格=∑（④×⑥）/∑④=（40×400+20×400+18×400+15×340）/（40+20+18+15）=390.3元/MWh调整电量电费=7×390.3=2732.1元统调新能源厂站F月度总电能电费=日前电能电费+实时电能电费+绿电合约电费+政府授权合约电费-日前实时偏差收益回收+调整电量电费=229200+5500+0+3237.75-68.25+2732.1=40601.6元。
（二）绿证费用
该新能源厂站F签订了一笔月度绿电合约，合约电量为40MWh，绿证价格为10元/MWh，拆解到具体零售用户的合约电量及对应用户用电量如下：
统调新能源F每笔拆解合同的执行电量=月度上网电量×①/绿电合约总电量38绿证结算电量=INT{min（统调新能源F每笔拆解合同的执行电量，①，②）
绿证结算费用=绿证结算电量×对应绿证价格
结算结果如下：
三、新能源入市影响
2025年1月1日起，清能分公司统管的各海风项目正式进入现货运行。截至2025年2月，项目现货运行状况整体表现良好，现货结算电价在五大发电集团中综合排名第一。
新能源正式入市后，行业普遍关注的是否会因为“随行就市”，影响相关发电企业的收益，早在2022年，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中就明确，对报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核。新能源发电企业报量报价参与市场后，自然存在未中标、不全额消纳的现象。但基于支持能源绿色低碳转型、促进新能源行业健康发展的现实需要，在实际运行过程中，各级电力调度控制中心会通过各种调峰手段，尽可能消纳新能源。新能源入市有利有弊，入市极大解决了能源短缺、改善环境并支持国家层面的经济转型，当然也要警惕新能源入市带来的电力输出不稳定问题。《方案》也明确要发挥市场统筹功能，充分利用市场机制和价格信号，统筹绿色、保供和稳价，统筹中长期和现货市场发展，统筹计划放开和市场推进，加快培育售电主体，丰富完善交易品种，不断优化市场设计，营造良好的电力市场环境。通过本次科普介绍，相信大家对电力交易规则以及新能源发电企业参与市场竞争的相关政策有了更为深刻的认识。让我们并肩同行，密切关注电力市场的未来走向，共同努力推动能源结构的转型与绿色发展的进程。
END
本期编辑 | 楼晓彤
本期审核 | 人资党建部