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**廣東新能源申報均價-0.035元/千瓦時,結算均價僅0.269元,遠低于煤電氣電。根源在于邊際成本近乎為零、市場允許負報價,以及午間大發(fā)時段與電價低谷錯配,暴露了新能源的市場風險。** **要點** **1. 新能源申報負價是“兩害相權取其輕”的商業(yè)選擇** 風光發(fā)電邊際成本近乎為零,即便報出-0.035元/千瓦時的負價,多發(fā)一度電仍比白白棄電更劃算,這是新能源企業(yè)優(yōu)先保量的策略。 **2. 結算價低主因是出力與電價時空錯配** 廣東光伏裝機是風電的3.4倍,午間出力高峰恰逢全天電價谷底,晚高峰高電價時光伏歸零,導致新能源絕大部分電量在低價時段成交,加權均價被系統(tǒng)性拉低至0.269元/千瓦時。 **3. 新能源參與中長期市場比例小,暴露于現(xiàn)貨低價風險** 上半年廣東約九成市場電量通過中長期合約鎖定價格,但風電中長期交易僅48.3億千瓦時、光伏僅10.5億千瓦時,更多電量暴露在現(xiàn)貨市場,均價約0.2675元/千瓦時,遠低于煤電的0.3784元/千瓦時。 **4. 政策允許負報價,綠電環(huán)境價值低,犧牲電能量換利用小時數(shù)仍劃算** 廣東省發(fā)改委明確現(xiàn)貨報價下限為-0.05元/千瓦時,提供制度基礎。同時綠電環(huán)境價值僅0.0182元/千瓦時,疊加綠證、碳收益后,新能源在現(xiàn)貨報負價搶量仍可維持收益。 **5. 行業(yè)需從“標桿電價”轉向“分時電價”模式,配套儲能與預測精度** 收益率模型需切換為分時電價×出力曲線,加大中長期交易參與力度,提升出力預測精度,配套儲能、綠證長協(xié)等靈活性調節(jié)手段,才能擺脫低價困境。
賣一度電倒貼3分5?廣東新能源為什么報負電價
2026-09-03 17:37

賣一度電倒貼3分5?廣東新能源為什么報負電價

本文來自微信公眾號: 北極星風力發(fā)電網(wǎng) ,作者:冉小冉


9月1日,廣東電力交易中心發(fā)布《2026廣東電力市場半年報告》,筆者注意到兩個反直覺的數(shù)字。申報端現(xiàn)貨市場發(fā)電側平均報價0.3139元/千瓦時,其中煤電平均報價0.3892元/千瓦時,氣電平均報價0.8177元/千瓦時,新能源平均報價-0.0350元/千瓦時。出現(xiàn)負報價。


在結算端,直接參與市場交易的新能源上網(wǎng)電量239.4億千瓦時,均價0.2690元/千瓦時。結算均價遠低于煤電和氣電。



為什么申報端新能源報負價?以及為什么最終結算新能源電價遠低于煤電和氣電?


筆者經(jīng)過多方咨詢總結下來,申報端的電價差距,是成本結構、市場規(guī)則、電源競爭共同作用的結果。


申報價格是電力成本的直接體現(xiàn)。煤電、氣電的報價需要覆蓋其燃料成本,尤其氣電的0.8177元/千瓦時報價,本質是其高昂燃料成本的體現(xiàn)。而風光發(fā)電的邊際成本近乎為零,多發(fā)一度電的增量成本幾乎可以忽略不計,新能源在報價上擁有巨大的成本優(yōu)勢,可以報出遠低于火電的價格以確保發(fā)電量。


因此,在集中大發(fā)的特定時段,即便電力供過于求,新能源仍然可以爭取優(yōu)先上網(wǎng)而報出低價甚至負價。只要負得不多,發(fā)出去仍比把電量白白丟掉更劃算,這也是新能源企業(yè)“兩害相權取其輕”的商業(yè)選擇。


可以理解為,在電力市場上煤電/氣電是定價者,報價本身就在為市場定價,而新能源是價格接受者,策略是低價保量優(yōu)先。


另一方面,廣東省發(fā)展改革委、廣東省能源局印發(fā)的《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的實施方案》,也明確現(xiàn)貨市場申報、出清價格下限為?-0.05元/千瓦時?(即-50元/兆瓦時)。為新能源在極端供過于求時報出負價提供了制度基礎。



再者,《2026廣東電力市場半年報告》顯示,上半年廣東綠電環(huán)境價值只有0.0182元/千瓦時,即便疊加綠證、碳收益以及部分保障性收益,新能源在現(xiàn)貨報負價搶量仍然劃算,策略就是犧牲電能量收入換取更高的利用小時數(shù)和環(huán)境權益。


那么新的問題來了,既然統(tǒng)一出清、大家都按邊際價結算,在結算端為什么新能源均價仍比煤電低一大截?


這只能歸因于電力供需的量價錯配,以及新能源參與電力交易的方式不同來解釋。


新能源的發(fā)電出力具有間歇性、波動性和反調峰的特點,以光伏為例,其在中午時段發(fā)電量最大,但此時恰恰可能是用電負荷的低谷期。



同樣根據(jù)《2026廣東電力市場半年報告》數(shù)據(jù),廣東光伏裝機6738萬千瓦,是風電(1982萬千瓦)的3.4倍,當?shù)匦履茉吹某隽π螤畲蟾怕视晒夥鲗А玳g是出力高峰,但午間恰恰是全天電價谷底,在電價最高的晚高峰時光伏已經(jīng)歸零。結果就是,新能源絕大部分電量在低價時段成交,加權結算均價被系統(tǒng)性拉低到0.269元/千瓦時。


結算機制的差異也導致了最終結算價的不同結果。


2026年上半年,廣東電力中長期市場總成交電量2133.2億千瓦時,均價0.3784元/千瓦時。約九成的市場電量通過中長期合約提前鎖定價格,這為煤電、氣電提供了穩(wěn)定的收益預期,使其報價策略更具韌性。但風電中長期交易成交電量為48.3億千瓦時,光伏更少,中長期交易成交電量為10.5億千瓦時,參與中長期市場的規(guī)模偏小,風光的更多電量就會暴露在價格波動劇烈的現(xiàn)貨市場中。



現(xiàn)貨市場的價格也印證了上述論斷,上半年廣東現(xiàn)貨市場交易中,新能源日前市場成交電量251.5億千瓦時,均價0.2815元/千瓦時;實時市場成交電量283.7億千瓦時,均價0.2675元/千瓦時。


可以說,新能源與煤電、氣電的巨大價差并非市場失靈,而是電力市場化改革下不同電源技術經(jīng)濟特性和供需關系的真實反映。新能源在享受優(yōu)先消納政策的同時,也面臨著因自身出力特性而帶來的市場價格風險。


這也進一步敦促行業(yè)及時調整發(fā)展策略,加快適應全新的市場競爭規(guī)則。一方面新能源開發(fā)主體需主動優(yōu)化交易策略,提升出力預測精度,加大中長期交易參與力度,通過提前鎖定更多合約收益來平抑現(xiàn)貨市場的價格波動風險。此外,風光項目的收益率模型也亟需從以往的“利用小時數(shù)×標桿電價”切換到“分時電價×出力曲線”模式。


另一方面,行業(yè)也需要進一步探索適應新能源特性的市場機制,配套儲能、綠電/綠證長協(xié)、功率預測精度、靈活性調節(jié)才是決定度電收益的核心變量。尤其是風電,讓出力更貼近高價時段,把環(huán)境價值真正變現(xiàn),是擺脫低價命運的關鍵。

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