T-CEPPEA 5101-2026 新能源项目投资分析报告编制指南

Guidelinesforthecompilationofnewenergyproje2026-04-03发布2026-06-01实施中国电力规划设计协会发布I前言 引言 12规范性引用文件 13术语和定义 14总体原则 25研究依据、主要研究内容和方法 26项目概述 37电力系统现况及发展规划 48电力市场现况及发展规划 9项目量价预测 10投资经济性分析 11结论和建议 9附录A(资料性)报告章节参考目录 附录B(规范性)研究依据、研究水平年和编制方法 附录C(资料性)中长期市场价格和电量预测方法及示例 附录D(规范性)项目概述 20 附录F(规范性)电力市场现况及发展规划 附录G(资料性)项目敏感性分析及收益保障预案参考 28Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力规划设计协会提出并归口。本文件起草单位：电力规划总院有限公司、中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司、中能智新科技产业发展有限公司、中国能源建设集团投资有限公司、中国三峡新能源(集团)股份有限公司山东分公司、西安峰频能源科技有限公司、中国中煤能源集团有限公司、中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司、中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司。引言随着我国“双碳”战略深入实施与全国统一电力市场体系加快建设，新能源项目投资已转向全生命周期市场化运营，项目投资收益受电力供需格局、市场价格波动、交易规则迭代、电网消纳条件等多重因素影响显著,投资决策的不确定性大幅提升，对项目全生命周期投资分析工作的专业化、标准化、体系化提出了越来越高的要求。为实现新能源项目投资决策的科学精准研判、全生命周期市场风险的有效防控，保障项目预期投资收益稳定实现，需要对新能源项目投资分析报告编制的总体原则、研究依据、核心内容、编制方法及成果规范作出统一规定，以规范报告编制全流程、统一核心指标测算口径、提升报告成果的专业性与适用性，充分发挥新能源项目投资分析报告在项目投资决策中的核心支撑作用，为此制定本文件。新能源项目投资分析报告编制单位对报告内容负责，享有知识产权，受著作权法保护。为确保符合本文件要求的新能源项目投资分析报告高质量编制与落地，需编制单位在考虑新能源可行性研究报告内容深度之外，参考可研报告的研究成果，投人大量专业技术资源，开展基于电力系统规划的长周期电力市场仿真、项自全生命周期分时量价预测、多场景经济性分析与系统性风险评估等专项工作。业主方宜单独委托开展报告的研究、编制与全流程技术服务确保编制单位能够足额投入专业资源，提供符合本文件规范的高质量新能源项目投资分析报告成果。1新能源项目投资分析报告编制指南本文件提供了参与省级电力市场的集中式新能源项目(以下简称“项目”)投资分析报告的内容和深本文件适用于通过110(66)kV及以上电压等级接入电网的集中式陆上风力发电项目、海上风力发电项目和太阳能光伏发电项目，其他电压等级的新能源发电项目参照使用。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T19963.1风电场接入电力系统技术规定第1部分：陆上风电GB/T19963.2风电场接入电力系统技术规定第2部分：海上风电GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB38755电力系统安全稳定导则NB/T11894光伏发电项目经济评价规范NB/T31032海上风电场工程可行性研究报告编制规程NB/T31085风电场项目经济评价规范NB/T31105陆上风电场工程可行性研究报告编制规程NB/T32043光伏发电工程可行性研究报告编制规程3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。综合测算收入comprehensiveincomecalculation新能源场站可能在市场中获得的各类收入总和。注：包括中长期电费、现货电费等电能量电费，辅助服务费，容量电费(如有),市场运营费，机制电价差价收入等补偿费用，以及绿证市场或碳市场等外部补偿电费等。综合测算电价comprehensivelycalculatedelectricityprice项目综合测算收入与其上网电量的比值。电力现货市场仿真simulationoftheelectricityspotmarket基于电力系统运行边界，构建涵盖安全约束机组组合、安全约束经济调度及节点电价的电力市场出清全流程模型。2注：该模型以系统总发电成本最小化(社会福利最大化)为目标，在满足功率平衡、机组技术特性、输变电安全及备用等约束的前提下，确定机组启停计划、中标出力、节点电价、网络潮流及阻塞费用等关键结果，为现货市场价格预测提供量化分析手段。机制电价mechanism-basedelectricityprice项目参与电力市场交易后，在市场外建立差价结算的机制。省域全网中长期交易平均价格averagepriceofprovincial-widemediumandlong-termelectricity在特定统计周期内(多年、年、季、月、周、多日等交易周期),覆盖某一省级行政区域内全电网参与主体，将该周期内所有合规的省级电力中长期交易(含年度双边协商、月度集中竞价、季度挂牌交易等类型)的成交电量作为权重，按照对应成交价格进行加权平均计算得出的价格指标。绿证greenelectricitycertificate;我国可再生能源电量环境属性的唯一证明，是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。绿色电力交易greenelectricitytrading以绿色电力产品为标的物的电力中长期交易。注：用户购买绿电时，不仅获得了物理电量，同时获得了对应的绿证。绿电价格由两部分组成：电能量价格(即电力本身的物理价值)和绿色环境价值(即绿证的价格)。在交易合同中，这两部分的价格通常会分别明确。收益保障预案revenueassuranceplan针对已识别的关键风险，于事前规划并制定的具体风险应对方案与管理策略以保证资金安全、项目收益等。4总体原则4.1项目投资分析报告在可行性研究阶段编制，宜单独专项开展，作为项目投资决策的重要依据之一，报告章节内容宜参考附录A。4.2项目投资分析遵循科学性、前瞻性、可靠性原则。4.3当项目的装机容量、接入方案、市场环境等要素发生重大变化，或者其他边界条件的变化对原推荐方案产生较大影响时，宜重新开展项目投资分析报告研究编制工作。5研究依据、主要研究内容和方法5.1研究依据5.1.1列出项目投资分析报告编制的依据。5.1.2列出开展项目投资分析报告编制的基础资料。5.1.3阐述与项目研究有关的重要事项。5.1.4列出与项目有关的其他重要文件。35.2研究内容和范围5.2.1研究的主要内容是项目综合测算收入测算，并基于测算结果开展项目投资经济性分析，研究的范围为项目全生命周期。5.2.2项目综合测算收入基于电力现货市场下项目全生命周期市场消纳电量预测和现货交易价格预等分析。5.3研究水平年5.3.1结合项目实际情况确定项目全生命周期年限，可按20年～25年考虑，根据项目实际情况及所在省份政策文件予以确定。5.3.2根据项目预计投产时间，结合项目所处区域五年期十年期电力和电网规划进展情况，宜将项目全生命周期划分为近期、中期和远期3个研究阶段。5.3.3在项目全生命周期内选取不少于4个重要研究水平年，水平年选取宜符合附录B的规定。5.4研究思路和方法5.4.1全面阐述项目投资分析报告的整体研究思路，以及主要内容各部分之间的逻辑关系，说明项目投资分析报告对项目投资决策的支撑作用。5.4.2系统论述项目全生命周期消纳分析和综合测算收入中涉及的关键指标，明确各指标测算方法论和工具。5.4.3采用定量分析与定性分析相结合的方法，预测项目全生命周期内近期、中期、远期3个研究阶段的中长期市场价格和电量。研究思路和方法参考附录C的规定。5.4.4宜采用基于电力系统规划的电力市场仿真技术，预测项目全生命周期内近期、中期、远期3个研究阶段的现货市场价格和电量。说明仿真模型的目标函数、约束条件，明确边界数据取值依据，输出新能源场站节点电价、出清电量等关键运营指标。注：对于电力市场运行年限较长、历史数据丰富的省份，经过充分对照验证后，采用基于数据分析的方法进行电力市场长周期价格预测，作为电力市场仿真技术路线的补充。5.4.5分析国家、省级新能源机制电价政策，结合机制电价历史竞价结果，科学研判项目机制电价和5.4.6项目投资分析报告数据来源权威可靠，采用能源主管部门、电力交易中心、电网公司等官方发布的数据或行业内一致认可的数据。6项目概述6.1场站概述6.1.2根据机组调度管辖权限，明确项目的调度管辖关系(地调机组、省调机组、网调机组)、跨省区外送属性、大基地项目属性，以及项目参与电力市场的基本情况。6.2主要技术指标6.2.1包括但不限于项目有效容量系数、保证容量系数、和测风(光)数据同时间尺度的出力特性概率数据(容量和电量)等。46.2.2风电场介绍风资源情况、风电场特点等，相关内容编制深度宜符合NB/T31105和NB/T31032的规定。光伏电站介绍所在区域太阳总辐射年总量、峰值日照时数、日照时数、电站特点等，相关内容编制深度宜符合NB/T32043的规定。6.3主要经济指标包括但不限于项目年发电量、年等效发电小时数、机制电量、机制电价(包括执行期限)、静态总投资、单位千瓦投资等。主要经济指标来源宜符合附录D的规定。6.4接入系统方案6.4.1介绍可研阶段推荐的接入系统方案。若已取得接入系统审查意见，基于接入系统审查意见开展工作。风电场站接入系统方案宜符合GB/T19963.1和GB/T19963.2相关规定；光伏发电站接入系统方案宜符合GB/T19964相关规定。6.4.2接入系统方案宜介绍项目的接入电压等级、接入站点、送出线路导线截面、送出通道容量及通道已接入(包括计划接入)的装机规模等。7电力系统现况及发展规划7.1电力系统现况7.1.1电源现况介绍项目所在区域电网发电装机容量、电源结构、发电量、新能源平均利用小时数、新能源发展和消纳情况等。7.1.2负荷现况介绍项目所在区域电网最大负荷、用电量、负荷特性、需求侧管理情况等。7.1.3电网现况7.1.3.1介绍项目接入电压等级及以上的电网情况，包括主网架结构及与周边电网联系、电网间送受电情况以及主要电压等级电网设备总规模等。7.1.3.2说明不同运行方式下，电网相关输电断面、线路的输送能力，描述相关断面、线路的输电量和网络阻塞情况。相关分析宜遵循GB38755中关于安全稳定运行的要求。7.2电力系统发展规划7.2.1电力需求预测7.2.1.1介绍项目所在区域电网重要研究水平年的电力需求预测结果，主要包括全社会用电量、最大负荷及负荷特性。7.2.1.2重要研究水平年的电力需求宜采用相关电力规划、专题研究、政府主管部门或电网企业确认的预测结果。7.2.1.3介绍重要研究水平年项目近区分站负荷预测结果，分站负荷的资料来源及预测方法宜符合附录E的规定。57.2.2电源规划7.2.2.1介绍项目所在区域电网的新能源发电发展规划。7.2.2.2列出项目所在区域电网的常规电源装机安排，包括新增电源项目、机组类型、装机容量、建设进度和现有机组退役计划。7.2.2.3列出的电源装机安排能满足项目所在区域电网电力保供需求，若不满足则结合当地资源情况给出电源保供方案。7.2.2.4基于相关区域电源规划，进行重要研究水平年电源结构分析及远景年电源发展变化趋势分析。7.2.3电网规划7.2.3.1概述项目所在区域电网主网架发展规划、与有关电网联网情况及联网发展规划。7.2.3.2列出相关区域电网间送受电计划，包括正在执行的送受电协议、在建和已纳入规划的跨省跨区输电和联网工程送电计划等。跨省跨区输电工程以评审意见确定的项目输电方案和输变电工程接入系统方案为基础。7.2.3.3列出的网间区外送受电规划能满足项目所在区域电网的电力保供需求，若不满足则结合跨区通道前期工作推进情况，给出新增区外受电的电力保供方案。7.2.3.4根据电网规划和电网工程建设进度，分析电网阻塞变化趋势，概述重要研究水平年相关区域电网阻塞情况。7.2.4调峰和消纳规划7.2.4.1简述项目所在区域非水可再生能源消纳责任权重指标，对于点对网跨省消纳的项目简述受端区域非水可再生能源消纳责任权重指标。7.2.4.2简述项目所在区域电网重要研究水平年新能源电源的出力特性，包括但不限于年利用小时数、持续出力特性曲线、平均出力特性曲线等。7.2.4.3简述项目所在区域电网的调峰和消纳规划，包括但不限于新型储能发展规划、火电机组灵活性改造计划等。8电力市场现况及发展规划8.1电力市场现况8.1.1电力市场规则概况简要说明项目所在区域电力市场的发展现状与市场规则，为项目消纳评估与电价预测提供制度性基础支撑。内容涵盖中长期交易品种、交易周期与方式，现货市场组织机制、电力市场现行价格机制、合同执行与偏差费用/偏差处理机制、结算机制、机制电价机制等方面，新能源参与市场运营费用的分摊/返还机制(按省级电力市场规则)等，电力市场现况详细信息见附录F。8.1.2电力市场运行现况分析项目所在区域同类型场站参与电力市场交易，特别是参与现货市场交易的历史交易概况，为项目运行阶段电力市场价格预测提供边界参考，包括现货市场运行历史年份的日前、实时市场价格分析，同类型电源结算均价(元/MW·h)、中长期交易均价、中长期合约电量占比、限电率、市场运营费用水平及构成(含返还)、机制电价水平及电量占比。68.1.3机制电价形成机制从以下方面来说明项目所在区域机制电价政策及近年执行情况。a)结合政策说明机制电价竞价上下限价格范围，包括新能源发电成本、合理收益预期、绿色价值、电力市场供需、用户电价承受能力等因素设定。b)说明机制电价的执行期限情况，执行期限及起始时间宜依据项目所在省份的机制电价政策细则，参考同类型项目投资回收周期确定。c)明确未纳入机制部分电量参与市场交易情况，包括中长期、现货与绿色电力交易/绿证交易，机制电量在环境属性上不再重复获得绿色收益。8.1.4市场运营费用根据项目所在省份已经开展的各类市场运营费用政策规定，界定市场运营费用的具体范围及费用种8.2外部价格和补偿机制说明项目所对应的绿证核发机制、交易机制、价格形成与结算路径，分析项目所在区域同类场站历史绿证成交比例及价格水平。说明碳排放权交易市场的管控范围、配额分配方式、交易制度、价格形成机制与结算规则，分析项目所在区域同类场站历史碳排放权交易成交比例及价格水平。8.3电力市场发展规划根据全国及省级能源主管部门发布的电力市场发展规划以及关于中长期市场、现货市场、绿电绿证市场等电力市场建设政策，基于项目所在省份电力市场建设进展与运行成效，分析电力中长期交易市场、9项目量价预测9.1综合测算收入组成9.1.1结合项目所在省份的电力市场结算细则，说明项目全生命周期的综合测算收入的构成部分，包括部补偿电费(含绿电、绿证等)等，明确市场预测的关键参数。9.1.2针对机制电价执行年份和机制电价退出年份两阶段分别制定项目的综合测算电价评估方法。9.2燃料成本分析对项目所在省份燃煤、燃气等传统机组的发电成本进行分析，预测本报告分析期内未来煤价、气价水平的走向，预测传统机组未来的发电成本。9.3生命周期内电力现货市场价格和电量预测9.3.1采用电力现货市场仿真技术路线进行电价预测，明确仿真输入的电力市场模式，给出测算边界及a)根据市场中各类电源的发电量等数据，分析目标省份风电、光伏发电、非市场化电源等历史出力7特性；并结合规划各水平年的电源装机数据，建立项目运行期内仿真水平年风电、光伏发电、非市场化电源等的分时出力曲线。b)根据负荷特性以及电力需求预测，建立项目运行期内仿真水平年全网分时负荷曲线。c)根据电网现状以及电网规划，建立项目运行期内仿真水平年项目所在区域或省级电力系统合理d)根据火电机组发电成本分析中的燃料价格水平，研判机组的边际发电成本，制定火电机组的报价曲线。9.4中长期市场价格和电量预测9.4.1基于项目所在省份披露的省域全网中长期交易平均价格和新能源发电电量，结合各区域电源结构、季节电力供需特性等分析中长期价格的历史变化规律，预测未来价格走势。9.4.2结合9.2中发电成本分析、容量电价变化趋势及中长期价格的未来价格走势，综合计算近期中长期价格。9.4.3以9.4中预测的长周期电力现货市场价格为基础，结合8.1.2、7.2,合理研判项目运营中期和远期中长期交易价格。9.4.4综合电源建设、电网建设等偏离电力系统发展规划的风险和政策变动风险等，分析对项目中长期交易价格的影响。9.4.5基于项目所在省份披露的中长期交易电量，分析计算历史中长期电量占比，在此基础上，结合中长期电量相关政策要求及延续、7.2等进行中长期电量预测。9.5市场运营费用分析9.5.1分析项目同类场站需要参与的各类辅助服务市场(如有)的收入水平，分析项目同类场站参与的辅助服务市场考核费用/分摊费用水平，并说明分摊返还费用在同类场站承担的市场运营费用中的占比情况。原则上选取近2年历史数据作为依据，至少需要稳定运行一年的数据作为参考。9.5.2各类市场运营费用宜分类考虑测算，并结合未来几年发展趋势，对影响市场运营费用的因素做出趋势性判断，并进行范围预测。9.6机制电价和机制电量分析9.6.1根据各省关于机制电价实施规则，对适用于项目的机制电价水平进行合理预测。9.6.2结合项目所在省份可再生能源消纳目标、机制电价执行细则、市场交易价格等，预测机制电价水平及调整趋势。9.6.3项目在申报机制电价时考虑同期竞标的新能源机组造价水平。9.6.4对于已开展机制电价竞价的区域，项目机制电价预测以上轮次竞价结果为上限，根据本年度参与竞标的项目规模、造价水平情况进行合理预测，若市场预测结果低于上一年度，则考虑机制电价水平维持上次竞价水平，如有依据，可略微下调；若市场预测结果高于上一年度，则对预测的机制电价水平进行同比例下调。对于尚未开展机制电价竞价的区域，项目机制电价参考上年度同品类电源的市场交易均价。若市场交易均价低于项目可承受的成本电价，暂不参与机制竞价。9.6.5对项目机制电量的中标范围进行预测。机制电量下限参考同期所有中标机组均分本次竞标总容量计算机制电量；机制电量上限参考项目所在省份规定的单机申报的最大容量进行计算。89.7外部价格和补偿分析结合项目本区域绿电、绿证、碳排放交易等相关政策规则要点，简述相关市场之间的关联情况，以及交易品种之间价格联动情况，通过供需平衡、政策延续等方法，预测未来一定时期内市场交易均价，分析潜在风险以及政策变动对交易均价的可能影响。10投资经济性分析10.1项目投资收益分析10.1.1根据现货市场新能源消纳电量和电价预测结果、中长期平均合约电价预测情况、机制电价分析结果、项目机制电量预测结果，确定项目可研阶段推荐方案下的综合测算电价，并计算运营期全生命周期的预期收益及预期内部收益率，相关计算宜符合NB/T31085和NB/T11894的规定。10.1.2项目综合测算电价计算。项目综合测算电价在市场化价格和机制电价加权平均算法的基础上考虑其他费用和收入情况，即：综合测算电价=[市场化电量×市场化电价+机制电量×(机制电价一市场交易均价)+辅助服务费十市场运营费十外部补偿电费+容量电费(若有)V上网电量。10.1.3项目运营期净现值计算。项目净现值(NetPresentValue,NPV用于衡量项目的盈利能力，将项目未来各年的净现金流量按设定的基准折现率折现到同一时点(通常为项目建设初期)后，与初始投资进行比较，判断项目的财务可行性。项目净现值按公式(1)计算。式中：CI——现金流人量，单位为元；CO——现金流出量，单位为元；i——行业基准收益率或设定的收益率；t——计算期的时间序号，t=0,1,2,…,n;n——项目计算期，单位为年(a)。10.1.4项目投资收益率计算。项目投资收益率(ReturnonInvestment,ROI)反映项目在运营期内的平均盈利水平。项目投资收益率按公式(2)计算：式中：ROI——投资收益率；EBIT——息税前利润，单位为元；10.1.5项目资本金内部收益率计算。资本金内部收益率是使资本金净现金流量现值之和等于0时的折现率，可反映投资者投入的自有资金所能获得的回报率，资本金内部收益率按公式(3)计算。式中：IRR——资本金内部收益率；CI权益——资本金现金流入量，单位为元；9t—计算期时间序号，t=0,1,2,…,n;10.2敏感性分析以10.1中的分析为基础，对关键边界条件进行5%、10%上下范围的敏感性分析测算。关键边界条件包含电价水平、投资造价水平、电量结构等，并明确各条件变化时，其投资收益率变化情况。必要时可等重要评价指标。项目投资敏感性分析表见附录G的G.1。10.3风险分析和收益保障预案10.3.1风险分析。宜采取定量和定性的分析方法，对造成财务风险的因素开展全寿命周期的评估。对10.3.2收益保障预案。结合机制电量、市场交易比例及其他影响项目收益率较大的因素提出收益保障预案，分析得到保障新能源投资项目收益率的边界条件组合，包括机制电量比例设置、中长期市场及现货市场交易电量比例分配、机制电价水平等。同时，钍对不同边界条件组合下的项目收益率进行测算，必要时可结合投资回收期、净利润回正年份，盈亏平衡点等财务指标进行分析。收益保障预案边界条件参考表见表G.2。11结论和建议11.1主要结论11.1.1概述项目全生命周期的上网电量。11.1.2概述项目全生命周期的综合测算收人和综合测算电价。11.1.3概述项目投资建设和收益分析的主要结论，并提出项目是否具备经济性的综合评价。11.2相关建议11.2.1分析影响项目收益的关键因素，并提出相关措施建议。11.2.2梳理项目重点关注事项及需深化研究的内容，并提出相关建议。11.2.3提出保障项目实施的相关措施建议。11.2.4识别项目建设及运营的主要风险因素，提出风险应对策略与预控措施。报告章节参考目录A.1项目投资分析报告参考目录(含技经分析部分)如下。1.研究依据、主要研究内容和方法1.1研究依据1.2研究内容和范围1.3研究水平年1.4研究思路和方法2.项目概述2.2项目出力特性曲线3.电力系统现况及发展规划3.2电力需求及负荷特性预测3.3电源建设及区外送受电规划3.4电网发展规划4.电力市场现况及发展规划4.1.3机制电价形成机制4.2外部价格和补偿机制4.3电力市场发展规划5.项目量价预测5.3生命周期内电力现货市场价格和电量预测5.3.1计算原则及测算工具5.3.3仿真测算结果5.4中长期市场价格和电量预测5.8综合测算收入预测116.投资经济性分析7.结论和建议7.1主要结论7.2相关建议A.2项目消纳及综合电价测算分析报告参考目录(不含技经分析部分)如下。1.研究依据、主要研究内容和方法1.1研究依据1.2研究内容和范围1.3研究水平年1.4研究思路和方法2.项目概述2.2项目出力特性曲线3.电力系统现况及发展规划3.2电力需求及负荷特性预测3.3电源建设及区外送受电规划3.4电网发展规划4.电力市场现况及发展规划4.1.3机制电价形成机制4.2外部价格和补偿机制4.3电力市场发展规划5.项目量价预测5.3生命周期内电力现货市场价格和电量预测5.3.1计算原则及测算工具5.3.3仿真测算结果5.4中长期市场价格和电量预测5.8综合测算收入预测6.结论和建议(规范性)研究依据、研究水平年和编制方法B.1研究依据B.1.1研究任务的依据主要包括相关的标准规范、国家及项目所在省级能源主管部门发布的电力市场相关政策文件及市场交易规则、业主的委托书。B.1.2开展研究的基础资料主要包括项目可行性研究报告、接入系统设计报告、电力系统设计报告、电网规划设计报告，对于大基地项目还有输电规划报告。B.1.3与项目有关的其他重要文件包括项目机制电量和机制电价相关文件等。B.2研究水平年B.2.1项目全生命周期范围仅包括项目运营期，不含项目建设期。其中，陆上和海上风电项目行业按20年和25年进行全生命周期设计，光伏项目按照25年进行全生命周期设计。因此，陆上风电项目、海上风电项目和光伏项目运营期全生命周期年限可分别按20年、25年和25年考虑。同时考虑各项目具体情况不同及各省份政策差异，建议具体实施时宜根据项目实际情况及所在省份政策文件予以确定。例如：浙江省的项目可按照《浙江省新能源上网电价市场化改革实施方案》执行。B.2.2项目预计投产时间可能正好是电网规划年，也可能处于两车电网规划年之间。同时考虑到电力电网规划一般有3年、5年规划，以及可能有10年远景展望，再往后的年份一般没有相关规划作为项目研究依据，难以对项目运营期全生命周期均做准确详细的测算，因此考虑将项目运营期全生命周期划分为近期、中期和远期三个研究阶段，针对不同研究阶段采取可以达到的研究深度。B.2.3项目近期研究阶段宜根据3年电力系统设计、5年电网规划进行较为准确的测算；项目中期研究阶段宜根据电网10年远景展望进行相对准确的测算分析；项目远期研究阶段可考虑适当放宽条件或者简化计算，例如测算时可考虑放开网架约束。例如：若陆上风电项目预计于2027年投产，则可考虑将2027年—2029年作为近期研究阶段，2030年—2034年作为中期研究阶段，2035年—2046年作为远期研究阶段；若陆上风电项目预计于2030年投产，则可考虑将2030年—2034年作为近期研究阶段，2035年一2039年作为中期研究阶段，2040年—2049年作为远期研究阶段。B.2.4通常项目投产年是重要节点，电网规划年有较明确的网架规划，电力需求预测和电源规划也相对更加明确，因此适宜将项目投产年和各电网规划年作为重要研究水平年。例如：若陆上风电项目预计于2027年投产，则可考虑将2027年、2030年、2035年、2040年作为4个重要研究水平年，其中针对2027年、2030年，宜做较为准确的测算；针对2035年、2040年，测算时可考虑适当放宽条件或者简化计算；若项目预计于2030年投产，则可以考虑将2030年、2035年、2040年、2045年作为4个重要研究水平年。B.3编制方法B.3.1项目投资分析报告的研究思路宜说明项目经济性分析的逻辑，以综合测算收入分析为核心，支撑测算项目全生命周期的预测收益和预期收益率。B.3.2项目投资分析报告编制宜综合考虑国家能源战略、相关产业政策、生态环境要求、装备技术水平与技术创新能力等情况，并与项目所在省份能源规划、电力规划、电网规划、电力市场建设运行规划相协调，同时还需统筹考虑碳排放约束、绿证等政策对电力供需的长期影响，避免项目与区域规划冲突。B.3.3项目投资分析报告数据来源宜权威可靠，数据精度和采样频率请参照本文件相关章节要求，具体内容如下。a)说明测算项目全生命周期内重要研究水平年的机制电价、中长期价格、绿证价格和辅助服务等市场运营费用分摊等关键指标取值的定量分析工具、模型与定性分析方法。b)说明用于测算项目电力现货市场价格及上网电量的电力现货市场仿真工具，详细介绍长周期电力市场仿真的技术路线、模型及关键参数。c)电力市场仿真核心为考虑安全约束的机组组合、经济调度及节点边际电价模型，在输电约束与运行约束下，以最小化系统总发电成本(实现社会福利最大化)为目标，满足电力负荷需求。仿真输入数据包括发电侧、电网侧、负荷侧及市场相关数据；输出指标包括节点边际电价、机组中标电量等。d)现阶段国内电力市场普遍采用“以直流最优潮流(DCOPF)为基础开展市场出清，再以交流潮流(ACPF)进行安全校核”的出清模式。构建市场出清仿真模型时，为满足直流最优潮流线性化算法的计算要求，宜主要采用直流线路模型，以提高求解效率。e)基于项目全生命周期内重要研究水平年，开展电力现货市场仿真。如项目预计2030年投产，针对近期研究阶段(2030年—2034年)、中期研究阶段(2035年—2039年)、远期研究阶段(2040年—2049年),分别选取2030年、2035年、2040年和2045年4个水平年，开展电力现货市场仿真，其中针对2040年、2045年较现阶段远期年份，可采用放开网架约束的电力市场仿真技术预测。对于重要研究水平年中间的年份(2031年—2034年、2036年—2039年、2041年一2044年、2046年—2049年),可考虑使用线性插值法进行补充或参考每5年内的起始年预测结果。f)详细说明项目全生命周期重要研究水平年的电力市场仿真模型的各项输人与输出，对于模型输入的关键指标，可通过情景设置的方式开展敏感性分析。针对风电项目，以电源侧输入的新能源出力曲线为例，为充分考虑不同年份的风力资源差异，可参考可研报告中关于项目近区风能资源的分析，收集近10年~30年的风速数据，统计分析历史年份中的大风年、平风年和小风年出现概率，基于历史气象数据、新能源出力数据等关键指标，科学合理地设置多组不同的新能源出力曲线(涵盖低出力水平、中出力水平、高出力水平等),开展不同新能源出力水平下的电力现货市场仿真，并采用多种场景下的期望均值作为目标年的输出指标。中长期市场价格和电量预测方法及示例C.1中长期价格的历史变化规律分析与走势预测基于项目所在省份电力交易市场的3年~5年的全网中长期交易月度/年度均价数据，结合区域电源结构特征，按季节计算新能源的交易捕获价格。数据基础与季节划分原则如下。a)数据选取：优先采用各月发布的新能源专属中长期交易均价及对应中长期签约电量。b)季节动态划分：可根据电源结构，按照表C.1进行划分。表C.1电源结构及划分方式电源主导类型水电主导型丰水期、平水期、枯水期火电/负荷主导型冬季供暖期、夏季制冷期、过渡期新能源高渗透型光伏高渗透：高辐照期、低辐照期c)季节加权均价计算：对每个历史季节，采用中长期交易电量加权计算均价，具体按公式(C.1)计算周期覆盖连续3年~5年，形成季节价格序列[P…,P季，]。d)走势预测：根据历史数据计算的价格序列波动特性和电源结构特点，可选择并不仅限于表C.2中的预测模型。表C.2序列特征及推荐模型说明线性趋势线性回归周期性波动(振幅稳定)政策冲击明显(阶跃变化)蒙特卡洛模拟基于历史波动率设定置信区间C.2近期中长期价格综合计算结合9.2所述燃料成本及C.1预测的价格趋势，采用加权平均法计算近期中长期价格，具体按公式(C.2)计算。a——权重系数，根据市场成熟度调整，新兴市场相对较高，成熟市场相对较低。C.3中期与远期价格研判以9.4预测的长周期电力现货市场价格P现资为基础，叠加电力市场机制及电力系统发展规划，分阶β——为中长期溢价系数，根据项目所在省份供需比修正因子γ和市场运行情况进行参数选取。计算γ时，引入电力系统发展规划中的电源新增容量和规划新增负荷、外送通道，当γ<1时，价格下浮，y>1时，价格上浮。y=(规划新增负荷+规划新增外送通道)/规划新增装机。对于国内电力现货市场不成熟省份，可参照国内成熟电力现货市场运行省份的中长期和现货市场交易价格的实际价差关系，采用相同方式形成项目运营中期和远期中长期交易价格。C.4风险影响分析对10.3所述风险，可参照表C.3采用敏感性分析量化影响。表C.3不同风险类型量化方法电源建设偏离规划实际装机/规划装机比δ>1时，价格下浮δ<1时，价格下浮电网建设滞后一C.5中长期电量预测基于项目所在省份披露的中长期电量签约数据，分3步预测：a)历史占比。历史占比kn按公式(C.4) (C.4)y——近3年~5年的历史电量。b)政策修正。根据政策要求，如《关于推进电力源网荷储一体化的指导意见》要求2025年新能源中长期签约比例不低于80%、《山东省电力市场运营规则》规定2024年新能源中长期签约比例不低于85%,获取政策要求最低占比kminoE近期=E总预测×k式中：d)中远期中长期电量预测。通过分析中长期电量相关政策的发展趋势，考虑7.2所述电力系统发展规划的电源结构变化、电网输送能力变化、负荷增长趋势等的影响，对中长期电量占比修正，进行中长期电量预测。修正类型及推荐考虑要素见表C.4。表C.4中长期电量修正类型及推荐考虑要素因子类型电源结构变化电网输送能力负荷增长趋势C.6中长期市场价格和电量预测示例C.6.1项目背景项目地点：某省某市(新能源高渗透区，光电占比>40%)。预计投产时间：2026年。数据来源：某省电力交易中心2021年—2025年公开数据《某省“十四五”电力发展规划》。C.6.2价格预测C.6.2.1历史价格分析季节划分：新能源光伏高渗透型，高辐照期(4月—9月)、低辐照期(10月—次年3月)。数据选取：2021年—2025年新能源中长期交易均价及签约电量。高辐照期加权均价计算(2025年示例)见表C.5。表C.52025年高辐照期加权均价计算表45表C.52025年高辐照期加权均价计算表(续)6789汇总一=53.5/12.08=0.226元/(kW·h),根据此计算方法，计算得到2021年—2025年高辐照期根据历史数据分析可知，各序列的序列下降趋势明显，采用线性回归模型进行预测，预测得到投产年2026年的电价预期为0.193元/(kW·h)。C.6.2.2近期价格计算假设燃料成本：P成=0.25元/(kW·h)(依据9.2计算结果)。权重系数：α=0.6(某省属新兴电力市场)。C.6.2.3中远期价格研判假设中远期某年如2035年电力现货市场价格预测：P现货=0.28元/(kW·h)(依据9.4计算结果)。根据规划的供需比修正因子：y=(中远期规划新增负荷+规划新增外送通道)/中远期规划新增装机=根据项目所在省份供需比修正因子γ和市场运行情况，中长期溢价系数取0.88。C.6.3电量预测C.6.3.1历史占比计算2021年—2025年某省光伏中长期签约情况见表C.6。表C.62021年—2025年某省光伏中长期签约情况中长期签约电量/总上网电量/占比/%计算得到历史平均占比：=(62.2+64.4+67.3+70.2+72.8)/5=67.4%C.6.3.2政策修正政策要求最低占比：国家能源局要求2026年不低于80%,省内无具体要求Kmn=80%。C.6.3.3近期电量预测如预测2026年总发电量：E总预测=1.65亿kW·h(依据9.3计算结果)。近期各年中长期电量：E近期=1.65×80%=1.32亿kW·h。C.6.3.4中远期电量预测规划影响因子主要考虑以下几方面。a)电源结构变化：新增储能装机占比15%(提升消纳能力)。b)电网输送能力：省内外送特高压投运，新增外送能力30%。c)负荷增长趋势：年均增长率4.2%。d)政策保底约束：如政策在中远期的2035年要求85%,采用k35=85%;如预测2035年总发电量：1.55亿kW·h。C.6.4预测结果汇总中长期市场价格和电量预测结果汇总见表C.7。表C.7中长期市场价格和电量预测结果汇总表预测项2026年(近期)2035年(中远期)风险调整后价格/[元/(kW-b)]电量占比/%项目概述D.1项目的主要技术指标宜通过项目可行性研究报告获得，其中有效容量系数、保证容量系数可通过项目业主提供的新能源全年8760h出力特性曲线计算分析得到。D.2项目的主要经济指标宜通过项目可行性研究报告获得，包括但不限于静态总投资、单位千瓦投资、年上网电量和年等效满负荷小时数等。机制电量、机制电价(含执行期限)可通过向项目业主收资获得。D.3项目投资分析报告仅针对可研阶段推荐的接入系统方案进行新能源消纳电量和新能源交易电价的测算，测算结果作为可研报告的支撑和补充，是投资决策的重要依据。宜简述项目配套建设的升压站主变规模和电压等级、项目接入系统方案，以及送出线路长度及导线型号等，给出接入系统方案示意图。(规范性)电力系统现况及发展规划E.1电力系统现况E.1.1给出各类电源的发电量。区域新能源消纳情况可通过全国新能源消纳检测预警中心发布数据获得。E.1.2负荷特性是指项目所在区域电网年负荷特性和四季(至少夏、冬两季)的典型日负荷特性。如项目所在区域电网当前存在需求侧管理情况则概述需求侧管理的现状，包括但不限于需求侧管理的主要措施和对电网负荷特性的影响等。E.1.3电网相关输电断面、线路的输送能力宜以电网调度部门提供的运行限额为依据，若项目投产年相关输电断面发生变化，其输送能力可参考相关工程安稳专题报告计算结果。实际受限情况包括受制于E.2电力系统发展规划E.2.1电力需求预测E.2.1.1对于项目所在区域电网的负荷特性，宜概述重要研究水平年的年负荷特性和四季(至少冬、夏两季)的典型日负荷特性。E.2.1.2通过相关电力规划、专题研究、政府主管部门或电网企业一般可获得10年以内规划水平年的电力需求预测结果，尚未开展研究的远景水平年电力需求可通过历史数据、趋势分析等预测。E.2.1.3重要研究水平年项目近区分站负荷预测结果可通过向项目所在区域电网公司收集资料获得。尚未开展研究的远景年分站负荷，可通过将远景年预测最大负荷按照规划水平年的分站负荷比例分摊到各变电站获得，分摊时宜考虑合适的同时率及规划新建变电站影响。例如2040年各变电站的负荷分摊比例可参照2035年分站负荷预测结果。分站负荷特性曲线是电力现货市场仿真程序的输入边界，可通过向项目所在区域电网公司收集500kV变电站、220kV变电站的现状8760h负荷特性曲线；规划新建变电站的分站负荷特性曲线宜考虑其功能定位影响；收集的全网负荷特性曲线可分解为各分站负荷特性曲线之和。E.2.2电源规划E.2.2.1新能源发电发展规划宜给出项目所在区域电网各重要研究水平年的风电规模和太阳能发电规模，若是海上风电或海上光伏项目，还要分别给出陆上新能源与海上新能源的规模。E.2.2.2列出的各重要研究水平年的电源装机安排，除包括核准、在建等已明确的电源外，还包括为满足项目所在区域电网电力保供需求补充的规划电源。常规电源规划宜详细列出新增常规电源类型、预计投产时间和机组退役计划等。E.2.3电网规划电网的主网架发展规划以区域电网公司编写的电力系统设计报告、电网规划设计报告等为依据。列出的各重要研究水平年网间区外送受电规划，除包括正在执行的送受电协议、在建和已纳入规划的跨省跨区输电和联网工程送电计划外，还包括为满足项目所在区域电网电力保供需求设想的输电通道。报告中宜给出各网间区外送受电曲线，包括送电曲线是几段曲线、高峰送电电力、低谷送电电力、通道利用小时数等相关信息，给出通道送电曲线示意图。E.2.4调峰和消纳规划E.2.4.1给出项目所在区域电网规划水平年陆上风电、陆上光伏的出力特性曲线，若项目为海上光伏或海上风电项目，给出当地电网海上光伏或海上风电的出力特性曲线。给出的出力特性曲线宜为光伏场站集群、风电场站集群的出力特性数据，并对各出力特性曲线进行简要的分析，可给出新能源8760h出力曲线、持续出力特性曲线、月平均出力特性曲线等，分析得到年发电利用小时数、95%保证出力和有效E.2.4.2新型储能发展规划包括不同时长新型储能的规划规模。火电机组灵活性改造计划宜明确重(规范性)电力市场现况及发展规划F.1电力市场现况F.1.1系统说明项目所在区域电力中长期交易市场的发展现状与市场规则，为项目消纳评估与电价预测提供制度性基础支撑。内容涵盖交易类别、交易周期与方式、组织机制、价格机制、合同执行与偏差处a)明确电力中长期交易市场的基本类别，包括但不限于电能量交易、发电权交易、合同转让交易等，说明项目是否可参与其中。宜按年度(多年)、月度月内(多日)等不同交易周期分类说明各类交易品种，重点分析各类交易品种在项目全生命周期中的适配性和可获得性。对于开展跨省、跨区交易的，宜补充相关跨区交易政策与市场接人条件。b)明确项目所在省份或区域内电力中长期交易的组织方式，包括但不限于双边协商交易与集中交易的适用范围、组织流程与执行要求。集中交易宜进一步细分为集中竞价、滚动撮合、挂牌交易等形式，并说明各类交易形式的适用场景、出清逻辑、报价机制、撮合规则等技术细节。宜明确各类交易是否按年度、月度、月内分阶段组织，是否实施定期开市或连续开市，以及交易公告发布与结果确认时限要求。宜明确经电力调度机构安全校核的交易内容，包括但不限于通道输电能力、机组能力限制、辅助服务配置等，说明交c)明确中长期交易合同的执行管理流程，包括但不限于合同的签订、分解、调整及变更机制。宜详细列出合同执行中存在的偏差费用/偏差处理机制(按省级电力市场结算细则口径),包括但不限于：发用电双方协商调整；发电侧上下调预挂牌机制；次月偏差电量挂牌调整；合同电量滚动调整机制等。宜明确上述机制的触发条件、报价方式、调节排序原则(如节能优先、价格优先等)、偏差电价形成机制及其对项目运行收益的潜在影响。d)明确中长期交易电价形成机制的市场化程度，核查是否实行政府指导价或设置价格上下限。宜列明市场化电能量价格的构成内容，包括但不限于基础电价、环保附加(如脱硫、脱硝、电尘、超低排放)、辅助服务费、输配电价、政府性基金及附加等。对于跨区跨省交易构成(含输电价、损耗、辅助服务等)及计人方式。对于峰谷电价机制较为成熟的区域，宜说明项目能否参与峰谷分时交易，峰谷价差结构及其对项目收益影响分析。e)明确电能量交易的计量原则、计量装置设置标准、主副表制度、抄表周期与数据报送要求，特别是新能源多机组共用计量点、处于调试期等特殊情况的计量分摊逻辑。f)明确结算机制的组织方式及责任主体，包括但不限于：结算电量的划分(合同电量、偏差电量、上下调电量等);电力用户与发电企业的结算路径；售电公司代理结算情况；跨区交易的结算接口及数据同步要求；电力交易机构出具的结算依据内容。宜说明风电、光伏项目参与电力市场交易后，若仍享有保障性收购电量/保障性利用小时数(如最低保障收购电量)时的电价政策与结算处理方式，以及是否适用中央财政补贴机制与补贴兑付流程。F.1.2系统说明项目所在区域是否建立电力现货市场，明确该市场的构成、价格机制、结算路径及风险控制体系等，内容宜包括但不限于以下方面。a)明确本区域现货市场的构成类型，包括但不限于是否设立日前市场、日内市场和实时市场，并分别说明其运行目的、时间粒度与出清逻辑。宜明确现货市场是否以最小化系统总发电成本(社会福利最大化)为优化目标函数，是否纳入备用约束、电网安全约束、系统负荷预测和新能源不确定性等关键参数。b)明确现货市场所采用的边际电价机制，包括但不限于：节点边际电价(LMP)、分区边际电价、系统边际电价等；宜说明出清电价是否反映新能源发电时间价值与空间分布特性，是否具备指导电源择优配置、负荷时移响应和系统调节资源合理配置的功能。宜说明价格是否设有报价限价与出清限价机制，其设定是否参考边际机组运行成本、电力系统稀缺价值、用户承受能力、负荷损失代价等经济参数，并具备根据市场运行情况动态调整的机制。c)明确新能源企业是否具备现货市场准入资格，以及是否已完成市场注册、技术参数报备等程序。宜明确现货市场采用的交易组织方式，包括但不限于统一出清、报价时间窗口、偏差处理周期等技术规范，说明经营主体的交易申报权利、报价策略与调度响应要求。宜明确现货市场是否支持直接交易与委托代理并行机制，是否建立市场成员报价权限、数据报送责任制度，是否实施统一的市场注册与信用管理体系。d)明确带曲线合同机制设置情况，实现中长期合同与现货市场在时间、电量、电价上的衔接耦合，并确定分时段带曲线交易的交易频次。宜明确跨省跨区交易的买卖双方出清结算依据。宜明确代理购电与现货市场衔接的情况，包括但不限于负荷曲线、时段、偏差电量等相关内容，明确辅助服务市场与现货市场衔接的情况，包括但不限于调频、备用辅助服务市场的交易品种及相关出清内容。e)明确现货市场是否采用日清月结模式，以及日出清结算、月度统一核对的对账周期。结算依据包括但不限于：合同电量、电价；上网出力；节点边际电价/分区边际电价；偏差费用/偏差电费(按省级电力市场规则);辅助服务费用、抽水蓄能费用；输配电价、线损、政府性基金及附加等。宜说明项目结算账单是否与其参与的中长期合同、电能量偏差电价浮动因素直接挂钩，并明确资金收支路径、责任主体、争议处理机制等流程。f)明确现货市场是否建立完善的市场风险识别、预警与应急处置机制，其风险类型是否涵盖价格清晰，包括但不限于暂停出清、价格封顶、计划执行等工具。宜明确新能源企业参与现货市场所面临的市场化履约责任、违约处置流程、保函管理机制与信用惩戒规则。g)明确现货市场是否适配新能源发电特性的特殊机制，例如：允许新能源采用灵活申报、实时修正机制；鼓励新能源参与辅助服务与需求响应交易；明确保障性收购电量与市场电量的清晰界面及独立结算等。对于仍处于模拟试运行或结算试运行阶段的区域，宜说明运行方案、出清方式、价格模拟机制、参与主体范围及预计正式运行时间，以供新能源投资方参考技术与收益成熟度。F.1.3系统说明项目所在区域是否实施电价分区机制，结合本区域的电网结构、电力供需特征、电能传输能力及跨区交易安排，系统描述电价分区的设置原则、分区边界划分、分区电价差异形成机制及其对项目电价预测与收益测算的影响。主要内容宜包括但不限于以下方面。a)明确本区域电价分区设置的政策背景与技术依据，是否依据国家发展和改革委员会、国家能源局发布的相关制度文件开展分区设置，是否参考节点边际电价(LMP)或分区边际电价(ZMP)机制形成区域电价差异。宜明确电价分区是否为现货市场机制的重要组成部分，是否兼具调价信号传导、电网运行优化与区域资源配置引导功能。宜说明分区划分是否考虑了以下因素：电网阻塞与物理断面能力；输电能力与电网潮流分布；区域电源结构与负荷中心布局；跨省、跨区电力交易安排。b)明确当前电价分区数量、命名方式、区域覆盖情况及边界划定方式；跨省区域是否形成独立价区；是否存在典型节点电价或统一结算参考点。宜对照电网实际运行特点说明各分区边界是否固定或动态调整，是否基于阻塞断面变化进行滚动优化划分，是否存在明确的价区间隔标准和电价差评估阈值。c)明确各电价分区的电价是否基于市场出清结果独立形成，是否体现电源侧与负荷侧的局部供需否存在分区边际电价的显著差异；不同分区项目在价格收益、出力安排、调度优先级等方面的制度差异。d)明确分区电价在中长期合同、电力现货市场、辅助服务市场中的适用方式，是否作为项目收益测算与电价预测的重要参考指标。e)明确电价分区机制对项目经济性评估的影响，包括但不限于：不同分区的价格中枢水平差异；高发电区与高负荷区价差所带来的输电成本或价格折减；分区电价波动性对项目参与现货市场的影响；项目是否面临因价区调度限制导致的弃风、弃光风险；电价分区变化是否影响保障性收购电量的市场认定与结算路径。宜说明在跨区交易、远距离送电、特高压通道送出等背景下，项目是否承担清晰的电价边界与结算责任，是否需要配置对应的输电能力指标或参与输电权分配机制。F.1.4基于F.1.1中有关中长期市场、现货市场及电价分区和容量补偿规则情况，宜系统分析项目所在区域同类型场站参与电力市场交易的历史交易情况，为项目运行阶段电力市场价格预测提供全面的边界参考。主要内容宜包括但不限于以下方面。a)通过对历史交易数据进行分析，尤其是现货市场的运行情况，分析市场价格波动的规律及影响因素，分析现货市场运行的历史年份，特别是日前和实时市场价格的波动趋势，为未来电力市场价格预测提供有效的边界参考。b)通过对同类型电源的度电平均结算电价进行分析，与市场中其他同类电源的结算电价进行对比，掌握该电源类型在市场中的价格定位，为项目的成本控制和电力市场价格预测提供依据。c)通过对同类型电源在中长期合约市场中的均价进行分析，从中提取具有参考价值的价格信息，并关注中长期合约电量占比，分析市场需求和价格的变化趋势。d)通过对限电率进行分析，分析电力供需的动态变化，并对市场运营费用(含分摊/返还)水平及其构成进行分析，明确其对项目价格的潜在影响。e)通过对机制电价水平及其在总电量中的占比进行分析，识别电价形成主要因素，并在电力市场价格预测过程中进行合理调配。F.1.5系统说明新能源发电项目在当前市场化改革背景下，所适用的机制电价政策体系，包括价格水构成依据与保障边界。宜明确新能源发电项目适用的机制电价政策框架及其执行方式，主要内容宜包括但不限于以下方面。a)明确机制电价适用的政策对象，涵盖集中式风电、光伏发电以及符合条件的分布式项目。明确此类项目原则上是否全电量参与电力市场交易，对符合条件的电量部分，如何实施“新能源可持续发展价格结算机制”,电网企业如何在市场电价与机制电价之间开展差价结算。宜明确项目每年宜