總體來看，光伏上網電價的波動性越來越大，當前的政策一方面保量保價的比例大幅降低，另一方面，隨著光伏電力進入市場交易的比例增加，收益率測算愈發困難。
隨著新能源進入電力市場交易進度的加快，無論是新能源投資決策還是運營生產部門，都需要高度關注年度電力交易相關政策，以支撐項目投資與收益。
河南：推動新能源參與中長期交易，戶用光伏出現限電！
2023年12月29日，河南省發改委發布《河南省優化工業電價若干措施的通知》，文件明確推動新能源電量參與中長期交易。自2024年1月起，除扶貧光伏電量外，省內風電、光伏電量按不高于我省燃煤發電基準價參與市場交易，引導工商業用戶優先消納新能源電量，實現新能源電量在更大范圍內的優化配置，降低工商業用電成本。研究實施午間平(谷)段電價、重要節假日午間深谷電價等措施。
但在1月11日，河南省發展和改革委員會、國家能源局河南監管辦公室下發的《河南省2024年電力交易有關事項的通知中，文件指出省內風電、光伏電量優先滿足居民、農業用電需求，剩余新能源電量按照政府授權中長期合約(簡稱授權合約，下同)納入電力中長期交易管理，上網電價執行我省基準價，與市場化用戶形成授權合約，優先其它交易電量結算。
不過，除了電價之外，對于河南的光伏電站來說，當前限電的問題是影響項目收益的關鍵因素。據了解，2023年河南省新增光伏將近15GW，其中大部分為戶用光伏電站，隨著光伏裝機的快速增長，在光伏大發的午間時段，河南不少地區出現了拉閘限電的情況。
2023年，河南新安縣給戶用光伏用戶發送短信通知，明確上午9點到下午1點之間，光伏發電量為零，這意味著在這段時間內，該縣的所有光伏電站處于停運狀態。據介紹，不僅僅是新安縣，河南其他一些地方也實施了類似的發電限制，但具體限電時間段存在些許差異，有些地方將限制發電的時間段從中午12點延續至下午2點。
四川：光伏優發電量600h，枯、豐水期各350h、250h，剩余進入市場交易
根據四川省經信廳《2024年全省電力電量供需平衡方案及節能調度優先電量規模計劃》的通知，2024年風電、光伏機組(扶貧光伏除外)優先發電量根據風光機組發電特性，風電項目利用小時數暫按800h確定(枯水期500h、豐水期300h)，光伏項目利用小時數暫按600h確定(枯水期350h、豐水期300h)，其余部分按2024年省內電力市場交易總體相關要求參與省內市場；扶貧光伏按資源條件對應的發電能力全額安全為優先發電計劃；競價項目按競價文件確定的方式安排。風光機組(扶貧光伏除外)優先電量可在風光機組間轉讓，可以調減，不足部分參與市場，2024年轉商運的風光機組優先電量不能轉往。
《四川省2024年省內電力市場交易總體方案》明確風電、光伏發電企業優先發電量以外的電量，須直接參與電力交易。電力用戶在打捆購入非水電量后，其余電量通過直接交易購入風電、光伏市場電量的交易方式與水電相同。風電、光伏市場電量的交易電價參照水電交易電價的市場化價格機制形成，限價范圍與水電相同。
在《2024年全省電力電量供需平衡方案及節能調度優先電量規模計劃》中，風電、光伏機組(扶貧光伏除外)優先發電由保量保價和保量議價兩部分構成，其中保量保價部分全部為豐水期電量，風電項目利用小時暫按800小時確定，光伏項目利用小時暫按600小時確定。
與2023年相比，2024年光伏項目保量保價小時數沒有變化，均為600h，但豐水、枯水期的比例發生了變化。這意味著，在豐水期(5-10月)，水電電力供應充裕的階段，即市場化電價較低，但光伏入市交易的比例提高了。有行業人士測算，相比于2023年，風電電價大約會降低7分/度左右。
根據風芒能源此前報道，“風電項目豐水期(5-10月；按經委節能平衡分)保量保價按401.2元/兆瓦時執行。2023年預測豐水期(6-10月；按電網水期結算分)市場電價可到150元/兆瓦時左右，枯水期(1-4月，12月；按電網水期結算分)390元/兆瓦時左右；平水期(5月、11月；按電網水期結算分)260元/兆瓦時左右”。
目前來看，在四川、云南、青海這種水電大省，風光參與市場化交易的價格基本會綁定水電而動，年度來水情況、外送情況、負荷增加、新增裝機等因素都是影響市場交易價格的重要因素。隨著風光入市交易的比例逐步提高，新能源上網電價的波動調整已是勢在必行。
廣西：2024年集中式風電、光伏政府授權合約電價0.38元/千瓦時
2023年12月29日，廣西工信廳等三部門聯合印發《關于2023年廣西電力市場交易實施方案的通知》，提出：2024年，集中式風電、光伏發電企業超過等效上網電量的電量參與市場化交易，集中式風電發電企業等效利用小時數為800小時，集中式光伏發電企業等效利用小時數為500小時，執行煤電基準價。
2024年1月7日，廣西工信廳、發改委再次發布《關于明確新能源發電企業政府授權合約價格有關事宜的通知》，明確政府授權合約價格集中式風電、光伏發電企業為0.38元/千瓦時。在結算政府授權合約差價費用時暫按上述政府授權合約價格執行，后續視電力市場交易運行實際情況，結合成本調查，經報上級同意，再對政府授權合約價格進行優化調整。
甘肅：光伏電量中長期交易電價不高于0.1539元/度
2023年10月27日，甘肅省工信廳發布《甘肅省2024年省內電力中長期年度交易組織方案》，明確新能源發電交易價格機制：，新能源企業峰、谷、平各段交易基準價格為燃煤基準價格乘以峰谷分時系數(峰段系數=1.5，平段系數=1，谷段系數=0.5)，各段交易價格不超過交易基準價。電力用戶與新能源企業交易時均執行國家明確的新能源發電價格形成機制。
執行峰谷分時電價機制的其他用戶：依據《甘肅省發展和改革委關于進一步完善我省分時電價機制的通知》(甘發改價格〔2021〕721號)明確的工商業用戶峰谷時段執行：其中峰段為7:00至9:00、17:00至23:00；平段為23:00至24:00、0:00-7:00；谷段為9:00-17:00。
這意味著，光伏大發的時段均為谷段，按照0.5谷段系數，從9:00-17:00中長期交易價格不得高于0.3078*0.5=0.1539元/千瓦時。
不過，需要特別指出的是，上述限價是針對甘肅省新能源參與中長期交易的限價，對于發電企業來說，如果中長期價格過低，那么會將更多的電量推進現貨交易。據相關專家介紹，根據不同區域的負荷情況，甘肅河東、河西的現貨價格有所差別，其中河東地區光伏全進現貨的交易價格也會高于0.1539元/千瓦時。從下圖也可以看到，甘肅光伏現貨價格大部分時間是高于0.1539元/千瓦時這一限價的。
但實際上，在電力交易市場中，電價的變化牽一發而動全身，2023年甘肅新能源裝機再創新高。根據數據，截至2024年1月4日，甘肅新能源裝機達到5491萬千瓦，占全省電源裝機容量的61.27%。其中，2023年全省新增新能源并網1943.22萬千瓦，新能源發電量684億千瓦時，同比增長29.8%，占比32.73%。隨著新能源裝機與電量的增長，電力現貨價格還要看當地負荷、送出是否能夠及時跟上，否則也將進一步影響風光的交易電價。
云南：光伏35%~45%電量參與交易，交易價不足0.3元/度
2023年12月14日，云南省發改委、云南省能源局聯合下發《關于進一步完善新能源上網電價政策有關事項的通知》明確，2024年云南省風電、光伏項目的電價將減少以“煤電基準價”結算的比例。
1)2021年1月1日—2023年12月31日全容量并網的項目，繼續執行2023年上網電價機制。
2)2024年1月1日—6月30日全容量并網的光伏項目月度上網電量的65%、7月1日—12月31日全容量并網的光伏項目月度上網電量的55%在清潔能源市場交易均價基礎上補償至云南省燃煤發電基準價
3)2024年1月1日—6月30日全容量并網的風電項目月度上網電量的50%、7月1日—12月31日全容量并網的風電項目月度上網電量的45%在清潔能源市場交易均價基礎上補償至云南省燃煤發電基準價。
這意味著，在上述保障比例之外的項目將進入市場參與電力交易，按照交易價格執行。根據《2021年云南電力市場化交易實施方案》風電場、光伏電廠枯水期(1-4月、12月)、平水期(5、11月)全部上網電量參與市場化交易，汛期(6-10月)全部上網電量均安排為保障居民電能替代電量，按照月度集中競價交易成交均價結算。
光伏扶貧項目按照有關文件規定執行，不參與市場化交易。從2023年云南電力市場成交價格可以看到，汛期水電成交均價均在0.2元/度以下，其余時間交易均價約在0.2-0.3元/度左右。
綜上，新能源參與電力市場交易，從目前的制度與執行情況來看，上網電價很難達到此前燃煤基準價的水平。根據蘭木達數據，與2022年相比，光伏方面，2023年山西、甘肅光伏度電現貨收入下降；山東、蒙西度電現貨收入上漲。風電方面，除蒙西風電度電現貨收入上漲，其他價區度電現貨收入均下降。
來源：世紀新能源
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