电力现货新规：顶层框架已定，新能源项目盈亏，要看省级细则

近日，国家发改委发布《电力现货市场基本规则（公开征求意见稿）》，征求意见截止到 11 月 18 日。规则计划 2027 年 1 月 1 日起实施，有效期 5 年，2023 年印发的试行版（发改能源规〔2023〕1217 号）同步废止。

文件将市场经营主体划分为发电企业、售电公司、电力用户、新型经营主体四类，新型储能、虚拟电厂、负荷聚合商、智能微电网、绿电直连项目纳入新型经营主体范围，各省份需要依据本规则修订本地实施细则。

这份文件的核心不在于新能源能否进入现货市场。发改价格〔2025〕136 号文在 2025 年 2 月已经明确，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，同时配套市场外的价格调节机制：市场均价高于机制电价时扣回差额，低于机制电价时补足差额，实行多退少补。

文件的重点是三项制度配套落地：征求意见稿允许新能源搭配场内配套储能作为一个主体联合报价，统一参与申报、出清、调用、结算和考核；现货市场原则上按节点边际电价出清，发电侧按所在节点价格结算，用户侧现阶段统一采用全市场或者分区结算价；区域、省级现货市场逐步从差量结算转为差价结算。

三项机制叠加后，新能源收益的核心影响因素，不再主要是装机规模和利用小时数，转为节点位置、出力曲线和交易运营能力。

先说联合报价。储能可以在电价低谷充电、高峰放电，平滑场站出力曲线，同时降低出力预测偏差带来的考核风险。

这套模式成立有几个前提：充电电量来源仅限配套新能源或者低价市场电量，避免重复结算；放电时段能够稳定获得正向价差；储能调度权限和现货报价主体保持一致；电池衰减、充放电效率损耗纳入成本测算。

从现状看，2023 年上半年全国辅助服务费用合计 278 亿元，占上网电费的 1.9%，其中火电拿到 254 亿元，占比 91.4%。储能目前还很难依靠辅助服务形成稳定收入，本次规则首先是明确它的市场参与身份。

节点电价的作用，是把区位差异直接体现在结算结果里。浙江已经落地实践，电力交易中心每 15 分钟更新节点边际电价，杭州、宁波这类负荷中心，高峰电价较周边高出 15%–20%，价格信号引导电力资源向负荷集中区域配置。

此前这类区位价差只体现在调度计划、省间购电环节，新规则下价差直接影响项目收益：项目靠近负荷中心，或是处在送出受限断面、午间集中大发，对应的电价水平差别很大。

节点电价不会单方面利好新能源，送出受限、光伏集中扎堆区域的电价会被压低，负荷中心的灵活容量价值抬升，只是把区位禀赋带来的收益差异显性化。

差价结算，是以现货价格作为电量结算基准，中长期合同主要用来对冲价格波动风险。新能源可以通过中长期合同锁定一部分电量的价格，剩余出力偏差在现货市场结清，项目现金流更容易量化评估，方便融资测算。

但签中长期合同不等于锁定全部收益，合同一般只覆盖部分电量，合同出力曲线和实际发电曲线不一致时，仍然存在基差风险。征求意见稿没有全国统一的逐时段现货偏差考核标准，豁免条件、考核上限、差异化责任，由各省细则自行规定。

价格限价空间同步放开。136 号文已经提出适度放宽现货限价，本次征求意见稿进一步要求，有条件地区扩大申报和出清限价区间；如果价格触及上下限的持续时间过长，可以增设二级限价。

这类极端低价场景在现货试点已经出现：2023 年五一假期，山东实时现货连续 21 小时负电价，最低至-85 元 / 兆瓦时，也就是每发一度电补贴用户 8.5 分；山东日前市场早在 2019 年 12 月就出现过-40 元 / 兆瓦时的出清价。

新能源边际发电成本接近零，负电价时段仍会优先出清，企业不是必须停机，需要在发电、储电、弃电、跨区外送之间对比选择。负电价本质反映的是电力供需时段错配，后续比拼的是企业的策略选择。

资产收益分化已经在交易数据中体现。截至 2024 年上半年，省间现货累计成交 746.8 亿千瓦时，火电成交均价 77 元 / 兆瓦时，光伏仅 23 元 / 兆瓦时，同等竞价环境下，出力曲线直接决定成交价。

2027 年规则正式实施后，大量项目要直接面对节点电价、现货波动、联合报价考核。缺少交易运营能力、处于低电价节点、没有配套灵活资源的项目会最先承压。

储能也会走向分化：做好场站出力曲线优化、多品种收益运营的储能，可以同时获取电能量、辅助服务收益；单纯为满足并网硬性要求、长期闲置的储能，会持续增加项目成本。

项目层面需要分层测算收益，机制电价保障基础收益，中长期合同锁定部分价格，现货市场结清剩余偏差，三块收益分开核算，不能简单叠加。投资测算要使用逐小时节点电价和项目实际出力曲线，不能直接用全省平均现货价代替项目结算价。配套储能单独做压力测试，计入充放电损耗、电池衰减、调度受限损失，对比不同容量、时长方案的经济性。

国家这份文件搭建的是顶层制度框架，最终决定项目收益的是各省实施细则。

征求意见到 11 月 18 日结束，正式文件出台后，联合报价的收益边界与考核规则、节点电价限价参数、偏差考核豁免条款和原有机制电价的衔接方案，都还要看省级细则落地。新能源项目的经济性，要等地方细则明确后才能完整测算。