136号文深度解读及案例解析培训课件

IIIII深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知黄川/黄师傅黄川/黄师傅II中长期合约电量×(合约电价一日前电价)1212存量项目街接现有政策机制电量、机制电价、机制期限全周期合理利用小时数十机制电量机制电价十场外补偿→稳预期回收初始投资平均期限19分布式光伏工商业用户20各地实施方案看点①存量项目的搁浅成本8电量(亿度)电网代购户480万电量(亿度)电网代购户480万市场购电户6.23万存量项目的搁浅成本A124.4A225.6A3A4A5\\活动无关活动无关煤耗煤耗空载成本→运行小时空载成本→运行小时边际成本→燃料成本2机组设备2机组设备固定信息处理机制最小连续停机时间最小连续运行时间启动成本加载上爬坡最小稳定一额定容量降载下爬坡电量容量电价固定成本电量容量电价固定成本准固定成本(启动、空载)市场交易变动成本边际机组：出清价格有限价格非边际机组：出清电量有限②差价合约与差价结算集中市场.市场化差价合约8程度低于B公司。差价合约分类不同价格预测/套利不同风险喜好/对冲抑制市场力/限制收入促进投资/补偿收入合约电量×(基准价格/合约价格-结算参考点价格)甘肃水电(批复上网电价-257.5元/千度)(批复上网电价-257.5元/千度)场内结算Z损益Z损益四川火电439.2元/千度-439.2元/千度-MAX正值补，负值退(1)零售交易电费工商业电星政府授权合约(1)零售交易电费工商业电星政府授权合约其中：省间外购场内与场外的竞价136号文的差价结算机制机制电量非机制电量机制电价实时交易均价机制电量系统运行费A+B:社会福利(均衡点最大化)AB→数量q出清电价电量若以PAB为规则，SMP仅仅为出清阈值，低边际成本的发电方想要获额外利润，会提高自身报价。提高报价一方面不能真实反映成本情况，一方面也有可能造成出清价格不能反映真实供需。增量的竞价机制价格电量电量8结算结算差价吧场外地板价，全量进机制上网电量×机制电价场外躺平上网电量×市场电价+机制电量×(机制电价-实时市场同类均价)新能源的电力市场交易与结算上网电量×交易均价+机制电量×(机制电价一实时市场交易均价)中长期合约电量×合约电价十(日前出清电量-中长期合约电量)×日前电价+×(机制电价-实时交易均价)(实际上网电量-×(机制电价-实时交易均价)中长期合约电量×(合约电价-日前电价)十日前出清电量×(日前电价-实时电价)+实际上网电量×实时电价交易周期某巧某巧分钟时段A旬交易多月交易周交易实时时刻实时市场年度交易月内多日日前市场周交易实时时刻实时市场年度交易月内多日日前市场月度交易重新申报.曲线交易时段A时段交易重新申报.曲线交易时段A时段交易中长期电量年度双边合约多月双边合约月度双边合约月度集中竞价月度摘挂牌预测发电量预测发电量中长期市场关闭后形成中长期合约电量中长期市场关闭后形成中长期合约电量中长期合约均价净合约量净合约量根据预测售电量判断自身的中长期持仓量日前市场实时市场运行周期日前市场实时市场运行周期Q日前出清xP日前Q日前出清xP日前8日日前电量日前电价中长期量价新能源场站,超超短期功率预测曲线实时电价实实际发电量运行日政府授权差价合约(非机制电价)日前市场日前市场实时市场运行周期运行日预测功率96点曲线日前出清电量不需要曲线分解的中长期日前电价授权量价新能源场站政府部门新能源场站实时出清电量新能源场站政府部门新能源场站实时出清电量超短期功率预测曲线实时电价实时电价优发电源→居民农业电网采购→代理购电市场分配→工商业实际发电量两部分电量在电力市场中的权责不同，需要分摊/分享的市场化费用不同⑤电力交易的中长期市场运行时刻运行时刻实时市场日前市场直接进仓中长期仓位直接进仓中长期仓位统调月百分解自定义分解自定义分解统调年月分解统调日统调日时分解：自定义分解时分解：自定义分解每月每年每月每年(三)健全中长期市场交易和价格机制。确电能量价格和相应绿色电力证书(以下简称绿证)滚动撮合交易。(九)强化政策协同。强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益。⑥中长期市场里的新能源(三)健全中长期市场交易和价格机制。(三)健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。主动建仓提高中长期预测能力中长期合约电量×(合约电价-日前电价)十日前出清电量×(日前电价一实时电价)十×123455789101112131415161711234567B91011121314112345578910111213141516171实际发电能力和中长期持仓差额现货价卖出8.00%现货价购入现货价购入集中竞价统调曲线滚动撮合买卖不易集中竞价统调曲线滚动撮合买卖不易双边自定义难成共识选择二：他人曲线+自主调整；先接受统调负荷曲线保证签约电量，再逐个交易周期进行持仓调整，尽量趋同于预测发电曲线；选择三：自主曲线+他人配合；完全根据发电预测曲线进行仓位建设，不论是时段交易，还是曲线交易，都需要对手方的配合。分解到月，分解到日，分解到时段分解到月，分解到日，分解到时段预测发电量分解到月，分解到日，分解到时段预测发电量分解到月，分解到日，分解到时段分解到日，分解到时段分解到日，分解到时段交易电量净合约量中长期市场关闭后形成净合约量中长期市场关闭后形成中长期合约电量中长期合约均价分解到日，分解到时段时段交易报量不报价的日前市场用户侧报量不报价=报天价发电侧报量不报价=报底价全部主体虽然不一定都参与电力市场，但一定会参与电力系统运行，也就会是参与到市场的出清。…出力(100)50--………出力(100)560申报的功率预测曲线相当于新能源电站的生产曲线让调度明确你在每个交易周期内可以实现的出力是多少不报价相当于报了最低价出力(100)560附件2日前市场申报信息表单(元八Wn))报量报价的日前市场地板价场站容量电量场站客量电量出力长期博弈下，报量报价的结果还是报地板价8时间发电充足时，保发电量。246B发电不足时,也不能成为边际机组。1･报量不报价→报量报价→报量报价(交易结算曲线与预测曲线分别申报)→自主选择申报形式8现货、零售与到户上网线损上网线损家族理.上限参考尖峰电价下限考虑场外因素((二)完善现货市场交易和价格机制。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。分时到户分时到户输配电价输配电价系统运行费附加基金(1-a)*(分时到户一输配一系统运行-基金)2019年7月2日电费黄现货市场价格限制可再生能源电价附加⑨自愿参与日前市场机制电价下的新能源场站收益日前出清电量一实际上网电量日前出清电量一实际上网电量实际上网电量日前实时偏差考核=实际上网电量自主选择提高短期预测能力.自主选择×中长期合×+日前出清电量×(日前电价-实时电价)十交易策略日前电呈运行日预测功率96点曲线日前电呈目前电价新能源场站中长期市场结算新能源场站中长期市场结算超短期功率预测曲线实时电量实时电价超短期功率预测曲线实际发电量运实际发电量运行日是否参与日前市场结算实际上网电量实际上网电量1-C≤日前偏差1-C≤日前偏差b=△三日前出清一实际上网日前电价>实时电价日前电价>实时电价日前电价<实时电价(实际上网电量一日前出清电量)×实时电价等价公式日前出清电量×(日前电价实时电价)实际上网电量×实时电价日前市场策略日前电量×(日前电价-实时电价)+实际电量×实时电价预测价差方向日前电量偏差考核指标C新能源场站新能源场站预测电量ad引入：预测偏差系数d白前申报预测电量ad引入：预测偏差系数d取最大取最小取最大取最小实时市场分段员价信息最小技价格市场化12345123-450电量0分段员价信息96时段12345…96时段96时段中长期电量×(中长期电价-日前电价)+白前出清电量×日前电价中长期电量×中长期电价+(日前出清电量-中长期电量)×日前电价实时市场组织电力价格电力价格发电侧分段员价信息96时段96时段价格个123450电量0日前与实时市场越临近实际运行时刻，功率预测、机组及电网运行状态的掌握越精确，所以用实时市场出清结果形成最终的调度计划市场化市场化预测偏差预测偏差日前市场负荷功率不利用日前出清结果作为发电安排，继续利用发电侧日前申报信息，根据新的功率预测，重新出清市场实时市场负荷功率.日前电价日前电价日前电价日前电价电价(/千千瓦时)电价(/千千瓦时)55实时统一结算点二∑(Q×P)30日30日30日同类主体出清价格…出力曲线机制电价下的新能源场站场内收益中长期高频交易电价预测中长期合约电量×(合约电价-日前电价)日前出清电量×(日前电价一实时电价)十机制电量保发电量机制电价下的新能源项目收益等价公式(机制电量+非机制电量)×市场化价格机制电量×(机制电价一同类实时市场均价)非机制电量×市场化价格机制电量×(机制电价+市场化价格一同类实时市场均价)非机制电量×市场化价格机制电量×机制电价机制电量×(市场化交易价格一同类实时市场均价)(四)建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平(以下简称机制电价)、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确。对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。等价公式机制电量×(机制电价+市场化价格一同类实时市场均价)非机制电量×市场化价格机制电量×机制电价对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确定；电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算机制电量×(市场化交易价格一同类实时市场均价)预期总收益价格结算机制交易行为找补预期总收益价格结算机制存量项目存量项目XX增量项目增量项目存量项目机制电量存量项目机制电价执行期限压力机制电价执行期限工商业用户增量项目存量项目的政策延续(五)新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。2025年6月1日以前投产的新能源存量项目：1)电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式提升竞争力，主动参与市2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。(财建(2020)426号)(财建(2020)426号)资源区内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌普木齐市、伊犁哈萨克自治州、昌吉回族自治州、克拉玛河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；讨肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；他地区；宁夏回族自治区；四类(财建(2020)426号)拉玛依)、内蒙古(呼和浩特、包头、乌海、鄂尔多斯、巴彦津尔、乌兰察布、锡林郭勒)已获取合理利用小时数×建站批复电价A1+A2+A3+A⁴的总实际收益=A1+A20(1-a)*A2*(P燃煤基准-交易价)A3*交易价+B*A3*(机制电价一同类实时均价)A3*(P燃煤基准一交易价)-B*A3*(机制电价-同类实时均价)A4*交易价+B*A4*(就制电价一同类实时均价)//A*交易价+B*A⁴*(机制电价-同美实时均价)A4段收益(1-a)*12*P燃煤基准一交易价)+A3*(P燃煤基准一交易价)-B*A³*(机制电价一同美实时均价)期望收益偏差机制电价二P燃煤基准个体交易价三同类实时均价完全找补(1-a)*A²*(P燃煤基准一同类实时均价)+A3*(P燃煤基准一同美实时均价)-a*A3*(P燃煤基准一同类实时均价)期望收益偏差(1-a)*(A2+A3)*(P燃煤基准一同美实时均价)同类实时均价+a*(P燃煤基准一同类实时均价)(1-a)*(A-A1)*(P燃煤基准一同类实时均价)a*P燃煤基准+(1-a)*同类实时均价各省(自治区、直辖市)2024年省(区、市)山西山东内蒙古四川陕西备注；1、西藏不纳入考核，新疆只监测。2、云南2022年未完成非水电消纳责任权重0.1个百分点转移至2024年。3.广东2023年未完成总量消纳查任权重1个百分点转移至2024本年度全部本年度全部机制电量上限本年度增量竞价机制电量上限增量机制电量竞价E"项目E被纳入的年度机制电量较低。"D应通过竞价机制决定出清的项目；BA1-6月纳入0.4X7-12月纳入0.4X1-6月纳入0.4X87-12月实发0.5机制结算05X竞价申报电量X为年预计发电量竞价结果竞价申报电量X为年预计发电量竞价结果出清0.8X增量项目的机制电价年非机制电量×上网电价×(机制执行年份+非机制执行年份)年发电量×上网电价×电站生命周期年机制电量×(机制电价-上网电价)×机制执行年份年总电量×上网电价×非机制年份年非机制电量×上网电价×机制执行年份年机制电量×机制电价×机制执行年份年机制电量x·(机制电价一上网电价)×机制执行年份年机制电童×上网电价×(非机制执行年份+机制执行年份)年机制电量×上网电价非机制执行年份年机制电量×上网电价非机制执行年份年机制电量×机制电价×机制执行年份←参考同类项目实时市场交易均价增量项目带来更多同类发电量，持续走低(供需形式)增量项目带来更多同类发电量，持续走低(供需形式)包含绿证价值(绿色价值)全生命周期-机制执行年份按照同类项自回收初始投资的平均期限确定机制执行年份总收益覆盖初期总投资年总电量×全生命周期-机制执行年份按照同类项自回收初始投资的平均期限确定机制执行年份总收益覆盖初期总投资全生命周期预期收益年非机制电量年非机制电量×综合电价×机制执行年份(合理成本收益)年机制电量×机制电价×机制执行年份电站全生命周期初始投资回收期电站全生命周期初始投资回收期工商业年电量，×补贴折价(用户承受能力)存量机制电量×(存量机制电价-实时均价)88年机制电量总竞价量拟纳入增量机制电量×本期机制电价实时均价)年机制电量总竞价量xx本项目年发电量增量项目竞价下限年总电量×综合电价×非机制年份年非机制电量×综合电价×机制执行年机制电量×机制电价×机制执行年份工商业年电量×补贴折价年机制电量总竞价量年机制电量总竞价量存量机制电量×(存量机制电价-实时均价)2[已纳入增量机制电量x×(机制电价x-实时均价)]拟纳入增量机制电量(本期机制电价实时均价)增量项目机制电价高高低88电站全周期平均度电成本.用户承受能力的量化Aa*QAa*(P1aCn×QCn*(P3a-P风电实时均总机制电量=金社会用电量×当年非水可再生能源消纳指标百分比总机制电量=金社会用电量×当年非水可再生能源消纳指标百分比88机制电价补偿差价=燃煤基准价现货市场风/光项目交易均价机制电价补偿差价=燃煤基准价现货市场风/光项目交易均价无中长期合约 X发电量(补贴+市场交易价格)+机制电量×(机制电价-实时市场均价)X发电量可再生能源电价附加交易电价系统运行费子项可再生能源电价附加交易电价系统运行费子项.来购优先来购优先∑P上网电价×Q居民农业用电量十2理论输配电价x,Q居民农业用电交叉补贴=R居民农业购电成本-R居民农业实收电费N月交叉补贴N月交叉补贴二P二P基补电价Q工商业用电量8居民农业预测电量电网8采购优先采购优先电量代理购电市场化电量参与月度场内集中交易价格出清月度集中竞价出清电量月度集中竞价出清电量月度集中竞价出清电量新能源电量入市后的代理购电电源结构优发电量<优购电量5电网代理工商业用户电量8电网代购和市场零售“同台竞技”中长期之前：优先发电+市场采购市场采购市场采购⑰身份之变与权责之变市场化上网电量非市场化上网电量市场化上网电量非市场化上网电量工商业用电量工商业用电量规则规则合约合约8(无新能源)场外成本补偿分摊场外考核费直调公用大电机组直调公用大电机组光伏电站容量补偿费光伏电站容量补偿费21某电源可补容量容量补偿费某电源可补容量容量补偿费总电量×0.0705全部电源可补偿容量总和容量补偿电价峰谷损益分摊标准月总上网电量n月自然小时数某电源可补容量月高峰段总上网电量月高峰段自然小时数电量短期供给未发生较大变化短期供给未发生较大变化短期价格线限价调整影响市场价格短期价格线长期低价新能源供给增多抢占更多交易周期定价权电能量价格↓△当前价格线短期价格线长期价格线中长期市场影响电量比个Ab时间b时间b三A电量比电量比时间示意图：非正常比例化，服价放宽抬高出清电价市场化费用分摊新能源差价结算用户创价格纺算机制1聚合的小型集中式电站应位于同一物理节点下集中式集中式小型聚合体2新政后：发电量×交易价格+发电量×(机制电价一同类实时均价)多点功率预测精度多点功率预测精度单聚合体电皇有限1电力现货市场不好做一接受实时市场价格电网电网10kV公共线路I负新能源是否强制参与中长期交易有关时段交易的中长期交易窗口规则调整有关曲线交易的交易规则调整新能源是否强制参与中长期交易新能源的中长期净合约电量考核规则新能源的中长期累积交易电量考核规则报量报价与报量不报价，是每个竞价日可选，还是一定时期内固定报价下限的调整，是否取消负电价申报自愿选择参与日前市场，是每个竟价日可选，还是一定时期内固定实时实时同类项目实时市场交易均价：同类项目是仅区分风光还是有更细致的区分存量项目价格结算机制与当前政策的衔接存量项目首年机制电量与发电量的比例存量项目后续年费机制电量申报规则(是否要求逐年缩量)存量项目价格结算机制的执行期限增量项目每年总机制电量的确定和非水可再生能源消纳指标的关系新增机制电量竞价总量的确定(首年增量与当前非市场化新能源电量占比)机制电价竞价出清电量的规则(边际出清者的年机制电量如何确定)机制电价竞价申报电量的规则(年内投产的项目如何申报)机制电价竞价上下限的确定机制电价执行期限的考量各省新增系统运行费新能源价格结算机制折价具体数值各省输配电价第三监管周期交叉补贴新增损益子项变动各省输配电价第四监管周期基期交叉补贴变动入市后中长期合约均价变动情况入市后现货市场价格变动情况(绝对价格与相对价差)结构性偏差、成本分摊、回收以及辅助服务费分摊/分享面向对象的变化每年总机制电量的确定和非水可再生能源消纳指标的关系新增机制电量竞价总量的确定(首年增量与当前非市场化新能源电量占比)机制电价竞价出清电量的规则(边际出清者的年机制电量如何确定)136号文逐条再梳理按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量市场化改革。坚持市场化改革方向，推动新能源上网电量全面进入电力市场、通过市场交易形成价格。场交易和价格机制，推动新能源公平参与市场交易。坚持分类施策，区分存量项目和增量项目，建立新能源可持续发展价格结算机制，保持存量项目政策衔接，稳定增量项目收益预期。坚持统筹协调，行业管理、价格机制、绿色能源消费等政策协同发力，完善电力市场体系，更好支撑新能源发展规划目标实现。全部电量入市意味着新能源上网电量身份的转变，在2024年4月国家取消新能源电量的统一价格收购后，各地方陆续发布的新能源保障性收购政策将新能源项目的上网电量划分为非市场化上网电量(保障性电量)以及市场化上网电量，二者在电力市场中的权责不同，因而在面对一些需要分摊或者分享的市场化费用方面就有不同的“待遇。而身份的转变代表保障性电量成为历史，新能源电量将成为电力市场中另一个全量入市的主体，与火电同台竞(一)推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目(风电、太阳能发电，下同)上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。新能源项目可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格1。和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。报量不报价与报量报价，从新能源主体长期相互博弈角度看，都将是报地板价，这也符合新能源项目边际成本不管是否报价，新能源主体都要报量，所申报的电量会参考预测功率曲线，但并非完全是预测电量，因为这里(一)推动新能源上网电量参与市场交易。新能源项目(风电、太阳能发电，下同)与交易，也可接受市场形成的价格。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。对于跨省交易的新能源电量，是否也可以进行场外差价结算?我觉得不可。理由1:如果送端省的外送电量要在本省工商业用户系统运行费里收取补偿费用这显然不合理；但如果放在受端省结算，存量项目要占据受端省的一部分机制电量，而增量项目每年还要参加受端省的竞价，这显然也行不通。理由2:差价结算机制规定机制电价对标的都是同类项目实时市场内交易均价，省间现货市场显然不具备价格条件。故跨省新能源电量应不会参与机制电量补偿。(二)完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部只要是连接电网系统的电源或者负荷，就一定要在实时市场参与结算，因为实时市场是最后的市场。公平参与实时市场，也就意味着同其他主体一样，按 照实时交易周期内的实际上网电量对应接受实时市场价格，全部主体均如此，无一例外。而新能源是否要参与日前市场，取决于短期功率预测能力以及对日前和实时现货市场同时段价格方向的判断。(二)完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场。适当放宽现货市场限价，现货市场申报价格上限考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部日前申报价格的上限，要考虑用户承受能力，以现货市场分时价格顺价加和输配电价、线损、系统运行费以及附加基金后形成到户分时电价。通过目前用户侧已经接受过的尖峰时段分时到户电价 进行反推，可以获得现货市场价格上限的大致可承受范围，用作为限价参考。(二)完善现货市场交易和价格机制。完善现货市场交易规则，推动新能源公平参与实考虑各地目前工商业用户尖峰电价水平等因素确定，申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整。能源主体电量都入市交易的情况下，这类电源的场外属性使得其有竞价优势，各主体未能公平参与市场。而且，允许负电价申报同时也意味着实时市场价格会更低，用户侧承补压力也会越大，故我觉得负电价申报在新政下需要修改。(三)健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书(以下简称绿证)价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。新能源出力曲线的不可控导致其在签约中长期合约时受到很大影响，按照统调负荷曲线分解会造成部分时段无法履约，部分时段又供给过多。如果不能通过多次交易进行调整，那么偏差电量以现货价格结算可能产生巨大利亏不说，也会面临持仓越限的考核。签约中长期，就要明确未来某个交易周期内大致的发电量，这又对场站的中长期功率预测能力提出了要求。的好处，但也伴随着中长期合约曲线难以符合自身发电特性的难题。(三)健全中长期市场交易和价格机制。不断完善中长期市场交易规则，缩短交易周期，提高交易频次，实现周、多日、逐日开市。允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整。完善绿色电力交易政策，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书(以下简称绿证)价格；省内绿色电力交易中不单独组织集中竞价和滚动撮合交易。鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议，提前管理市场风险，形成稳定供求关系。指导电力交易机构在合理衔接、风险可控的前提下，探索组织开展多年期交易。集中竞价和滚动撮合的交易方式都涉及到竞价排名，在绿电交易要求电证分离的要求下，难以确定到底应以哪被保留的双边和摘挂牌绿电交易，可以公示电能价格以及绿证价格，方便买卖双方就电价和环境权益价格达成但纳入机制电量的部分将不再被赋予绿证价格。我国电力市场建设初期，尚未形成稳定的价格指贸然签约多年期合约风险较大，文件虽提及，但尚属鼓励(四)建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制，纳入机制的新能源电价水平(以下简称机制电价)、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明对纳人机制的电量，市场交易均价低于或高于机算费用纳入当地系统运行费用。价格结算机制属于场外机制，即其组织形式和场内的常规交易不发生交集，二者在流程和结算上都相互独立仅场内的交易费用完全由发用两侧主体完成平衡，而场外的补偿费用需要按照确定的政策机制计算出当期应补偿或应返还的总费用，再面向规定的分摊或者分享对象进行结算费用纳入系统运行费，则表明承担方为全体工商业用户(含电网代理购电的工商业用户),这也就意味着在目前琳琅满目的系统运行费二级子项中又会多出一个需要分摊或分享的损益项。(五)新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓励新能源项目通过设备更新改造升级等方式力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光热发电项目、已开展竞争性配置的海上风电项目，按照各地现行政策执行。现行具有保障性质的政策即当地规定新能源实际上网电量的多少比例被保障收购，或者每月多少小时的保障性收购小时基数。存量项目每年可申报本年的机制电量执行比例，逐年是可能存在后续年份机制电量实际值高于前序年份的情况。(五)新能源可持续发展价格结算机制的电量规模、机制电价和执行期限。(1)电量规模，由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策。新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例、但不得高于上一年。鼓力，主动参与市场竞争。(2)机制电价，按现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价。(3)执行期限，按照现行相关政策保障期限确定。光照各地现行政策执行。现行具有保障性质的政策多数给予的收购电价就是当日煤电基准价，故大概率还是这个价格，也可能会考虑地相关政策保障性期限可参照财建[2020]426号文给各类资源区和集中式风光电站划分出的全生命周期合理利用小光热发电及海上风电项目按当前政策执行，即上网电量暂不入市，且暂不纳入机制电量补偿范围。(1)每年新增纳入机制的电量规模，由各地根据国家超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模可适当增加。通知实施后第一年新增纳入机制的电量占当地增量项目新能源上网电量的比例，要与现有新能源价格非市场化比例适当衔接、避免过度波动。单个项目中请纳入机制的电量，可适当低于其全部发电量。非水可再生能源电力消纳指标对应的年度总电量中，剔除计划性非水可再生能源电量(生物质、海上风电、光热发电等),剔除存量项目机制电量，剔除增项目已纳入的机制电量后，剩余电量将成为增量项目机制电价竞价空间的上限。依据消纳责任权重在于平衡总机制电量，多出也就意味着用户侧需要分摊的补偿金额就会越大，那么通过次年缩减机制电量的形式减缓压力；不足也就意味着对新能源主体的补偿未达预期，可酌情在次年找补。地方目前新能源非市场化上网电量占同类项目总上网电量的比例将作为首年增量项目进行竞价的参考，单个增量主体竞价申报时如无政策限制将会全发电量申报，但考虑到边际场站出清的问题，核定的总竞价电量预计将在全部出清主体中按照申报电量进行分摊。价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。色价值、电力市场供需形势、用户永受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价(3)执行期限，按照同类项目回收初始投资的平均期限确定，起始时间按项目申报的投产时间确定，入选时已投产的项目按入选时间确定。可参与到竞价的增量项目为已投产但暂时未能被纳入到机制执行范围的项目以及未来年内将要投产的项目，竞价采用边际出清的方式。预期、绿色价值作为总收益的一部分将在场内交易费用，场外机制电价补偿费用外继续增加场站收益、电力市场供需形式反映市场交易价格的趋势，这三点都是站在新能源主体收益构成的角度来看待机制电价的竞价上限。而用户承受能力则从出钱方的角度出发，在合理且可承受的补偿价格下基于市场供需所反映出的实时反推能够忍受的最大价格结算机制价差。考虑到边际出清竞价机制对于全部新能源主体的纳什均衡(囚徒困境),竞价下限的设定往往也决定了出清价格的水平，此价格必然高于同期增量电站的平均长期度电2025年6月1日起投产的新能源增量项目：(2)机制电价，由各地每年组织已投产和未来12个月内投产、且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价形成，初期对成本差异大的可按技术类型分类组织。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限。色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素确下限。时已投产的项目按入选时间确定。以期望收回初始投资的平均期限考虑需要明确，是否有场外的补偿费用对于新能源尤其是光伏场站至关重要，因为执行期内与非执行期内的收益不在同一水平。(六)新能源可持续发展价格结算机制的结甚方式。对纳人机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确电力现货市场未连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电量的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。初期不再开展其他形式的差价结算针对的是场外的机制电量，而不该是说这部分机制电量所对应的市场化电量也不再进行中长期和日前的差价结算。136号文明确全部新能源电量都是市场化电量，通过市场化交易形成上网电价，这就明确了全部电量的身份，那么场内的结算就不会受到场外结算的影响。(六)新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算，将市场交易均价与机制电价的差额纳入当地系统运行费用；初期不再开展其他形式的差价结算。电力现货市场连续运行地区，市场交易均价原则上按照月度发电侧实时市场同类项目加权平均价格确电力现货市场末连续运行地区，市场交易均价原则上按照交易活跃周期的发电侧中长期交易同类项目加权平均价格确定。各地将每年纳入机制的电量分解至月度，各月实际上网电量低于当月分解电童的，按实际上网电量结算，并在年内按月滚动清算。(七)新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。已纳