2025-04-14 09:14来源：北极星太阳能光伏网（独家）作者：燕七 136号文下发后，自6月1日起，新能源上网电量将全面参与市场化交易。这意味着，不论是央企、地方国企以及民营企业，都需要直面新能源发电既不保量也不保价的重大变化，投资决策将更加困难。而不具备交易能力的企业，则无法在这轮新变革中保持竞争力。 风光全面入市下的新困境 近两年，在“双碳”目标、能源转型以及自身用电负荷的影响下，地方国企陆续成立新能源公司，进行光伏、风电等项目开发。尤其是2024年以来，多家央企出售分布式光伏项目、明确暂停户用项目开发，而地方国企顺势而上，持续开发项目、接盘分布式光伏资产，成为继央企之后，新一轮新能源开发主力。 据北极星太阳能光伏网统计，截至2024年底，京能集团、浙能集团等多家地方国企的上市公司光伏累计装机规模达到GW级别，其中京能集团所属京能国际光伏装机超7GW，京能清洁能源光伏装机超5GW。 而新政策下，风电光伏上网电量全面参与市场化交易，需要较强的发电预测能力、精准报价和风险管理能力，与央企等相比，大部分地方国企并未经营售电业务，缺乏专业团队和数字化工具，在现货市场、辅助服务市场中处于被动。 另一方面，在全国和省内政策变化、市场供需等多方面因素影响下，电价存在较大波动性，尤其是相对风电而言，光伏电站资产贬值已十分凸显。 从飔合科技统计的甘肃2024年新能源交易结算情况来看，光伏结算电量和结算电价远低于风电。 实际上，风电和光伏都具有间歇性、波动性的缺陷，但二者在市场化交易规则下却呈现出不同的发电效益。在现货市场中，新能源出力往往与现货价格呈负相关性，新能源出力大，现货价格低，新能源出力小，现货价格高。相对风电，光伏发电更有规律性，出力时段较为集中，在午间达到高峰，夜晚不发电。而风电则具备白天不挂晚上刮，东边不刮西边刮的特点，受电价的波动影响较小。 光伏资产贬值，打击了企业的投资积极性。尤其是对部分侧重光伏电站开发的地方国企来说，近些年逐渐摸透了光伏项目的开发策略，持有大规模的光伏电站。如今风光资产价差拉大，后续项目要不要继续落地面临决策。即便顺应新趋势，转头风电开发，但对于此前并未开展风电开发业务的企业而言，竞争力也远不如央企。 如何破局？ 不同于央企设有营销部分、决策团队乃至售电公司，持有电站资产但缺乏交易能力，是大部分地方国企面临的困境。136号文下发后，研究电力市场交易及规则变化，深入研判区域电力供需形势，做好电力市场研究工作，成为地方国企的重要工作内容。与此同时，借力专业企业，也成为地方国企适应新政策的主要途径。 据了解，自136号文下发后，电力交易员薪资飙升，市场需求激增。另一方面，电力市场化交易代理服务招标兴起，据北极星不完全统计，目前十余起电力市场化交易招标中，招标人大部分为地方国企。 根据招标内容，乙方的服务费与甲方的实际收益挂钩，电站收益越高则企业获得的服务费越高。如宁波某公司2025年度电力市场化交易及能源增值服务采购项目中标结果显示，季度实际用电量<26100万千瓦时，按甲方实际收益的40%计算服务费；季度实际用电量=26100万千瓦时，按甲方实际收益的50%计算服务费；用电量超过 26100万千瓦时，超过部分按甲方实际收益的60%计算服务费。   也有个别企业在探索电力交易&合作开发模式，前不久，敦煌某公司就460MW新能源场站电力交易合作开发项目招标，中标人需为新能源电站提供电力交易合作服务，代理服务期间的电力市场化交易业务相关事宜，包括：省内中长期交易、省间中长期交易、绿电交易、省内电力现货交易、省间电力现货交易及2026年中长期交易，为招标人定期提供省内、省间政策变化分析报告，提供电力交易培训等及其伴随服务。 值得注意的是，该项目以超额累进收益分成形式支付，根据预设的区间和对应的分成比例，将光伏电站和风电场目标收益分别划分为4部分，分别计算每个区间的合作分成费用，将各个区间的合作分成费用相加，即为合作分成总费用。 电站总收入以电站各月结算出具结算电费总和为准，其中各电力交易品种结算电量，结算电价、市场运行费用以及辅助服务费用均以电网发布结算单数据为依据，分成比例即为该项目报价。 招标公告显示，260MW光伏电站实现4850（含）万元收益，分成比例为1.8%，若达到5850万元以上收益，分成为30%；而200MW风电项目，实现8865（含）万元收益，可分成1.3%，若实现10850万元以上收益，可分成30%。 上述招标体现了，电站获得收益越高，企业获得的收益分成比例越高，因此电站的精细化管理更加重要。也表明，未来电力市场化交易能力更强的企业，更加熟悉电力交易规则并能精准预测发电量及电价的企业，则更具备竞争力。 上述模式为地方国企参与电力市场交易的不同途径，但随着全面入市大幕拉开，或许提升自身的交易能力才是地方国企的保持核心竞争力的关键。