总体来看，光伏上网电价的波动性越来越大，当前的政策一方面保量保价的比例大幅降低，另一方面，随着光伏电力进入市场交易的比例增加，收益率测算愈发困难。
随着新能源进入电力市场交易进度的加快，无论是新能源投资决策还是运营生产部门，都需要高度关注年度电力交易相关政策，以支撑项目投资与收益。
河南：推动新能源参与中长期交易，户用光伏出现限电！
2023年12月29日，河南省发改委发布《河南省优化工业电价若干措施的通知》，文件明确推动新能源电量参与中长期交易。自2024年1月起，除扶贫光伏电量外，省内风电、光伏电量按不高于我省燃煤发电基准价参与市场交易，引导工商业用户优先消纳新能源电量，实现新能源电量在更大范围内的优化配置，降低工商业用电成本。研究实施午间平(谷)段电价、重要节假日午间深谷电价等措施。
但在1月11日，河南省发展和改革委员会、国家能源局河南监管办公室下发的《河南省2024年电力交易有关事项的通知中，文件指出省内风电、光伏电量优先满足居民、农业用电需求，剩余新能源电量按照政府授权中长期合约(简称授权合约，下同)纳入电力中长期交易管理，上网电价执行我省基准价，与市场化用户形成授权合约，优先其它交易电量结算。
不过，除了电价之外，对于河南的光伏电站来说，当前限电的问题是影响项目收益的关键因素。据了解，2023年河南省新增光伏将近15GW，其中大部分为户用光伏电站，随着光伏装机的快速增长，在光伏大发的午间时段，河南不少地区出现了拉闸限电的情况。
2023年，河南新安县给户用光伏用户发送短信通知，明确上午9点到下午1点之间，光伏发电量为零，这意味着在这段时间内，该县的所有光伏电站处于停运状态。据介绍，不仅仅是新安县，河南其他一些地方也实施了类似的发电限制，但具体限电时间段存在些许差异，有些地方将限制发电的时间段从中午12点延续至下午2点。
四川：光伏优发电量600h，枯、丰水期各350h、250h，剩余进入市场交易
根据四川省经信厅《2024年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》的通知，2024年风电、光伏机组(扶贫光伏除外)优先发电量根据风光机组发电特性，风电项目利用小时数暂按800h确定(枯水期500h、丰水期300h)，光伏项目利用小时数暂按600h确定(枯水期350h、丰水期300h)，其余部分按2024年省内电力市场交易总体相关要求参与省内市场；扶贫光伏按资源条件对应的发电能力全额安全为优先发电计划；竞价项目按竞价文件确定的方式安排。风光机组(扶贫光伏除外)优先电量可在风光机组间转让，可以调减，不足部分参与市场，2024年转商运的风光机组优先电量不能转往。
《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》明确风电、光伏发电企业优先发电量以外的电量，须直接参与电力交易。电力用户在打捆购入非水电量后，其余电量通过直接交易购入风电、光伏市场电量的交易方式与水电相同。风电、光伏市场电量的交易电价参照水电交易电价的市场化价格机制形成，限价范围与水电相同。
在《2024年全省电力电量供需平衡方案及节能调度优先电量规模计划》中，风电、光伏机组(扶贫光伏除外)优先发电由保量保价和保量议价两部分构成，其中保量保价部分全部为丰水期电量，风电项目利用小时暂按800小时确定，光伏项目利用小时暂按600小时确定。
与2023年相比，2024年光伏项目保量保价小时数没有变化，均为600h，但丰水、枯水期的比例发生了变化。这意味着，在丰水期(5-10月)，水电电力供应充裕的阶段，即市场化电价较低，但光伏入市交易的比例提高了。有行业人士测算，相比于2023年，风电电价大约会降低7分/度左右。
根据风芒能源此前报道，“风电项目丰水期(5-10月；按经委节能平衡分)保量保价按401.2元/兆瓦时执行。2023年预测丰水期(6-10月；按电网水期结算分)市场电价可到150元/兆瓦时左右，枯水期(1-4月，12月；按电网水期结算分)390元/兆瓦时左右；平水期(5月、11月；按电网水期结算分)260元/兆瓦时左右”。
目前来看，在四川、云南、青海这种水电大省，风光参与市场化交易的价格基本会绑定水电而动，年度来水情况、外送情况、负荷增加、新增装机等因素都是影响市场交易价格的重要因素。随着风光入市交易的比例逐步提高，新能源上网电价的波动调整已是势在必行。
广西：2024年集中式风电、光伏政府授权合约电价0.38元/千瓦时
2023年12月29日，广西工信厅等三部门联合印发《关于2023年广西电力市场交易实施方案的通知》，提出：2024年，集中式风电、光伏发电企业超过等效上网电量的电量参与市场化交易，集中式风电发电企业等效利用小时数为800小时，集中式光伏发电企业等效利用小时数为500小时，执行煤电基准价。
2024年1月7日，广西工信厅、发改委再次发布《关于明确新能源发电企业政府授权合约价格有关事宜的通知》，明确政府授权合约价格集中式风电、光伏发电企业为0.38元/千瓦时。在结算政府授权合约差价费用时暂按上述政府授权合约价格执行，后续视电力市场交易运行实际情况，结合成本调查，经报上级同意，再对政府授权合约价格进行优化调整。
甘肃：光伏电量中长期交易电价不高于0.1539元/度
2023年10月27日，甘肃省工信厅发布《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》，明确新能源发电交易价格机制：，新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数(峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5)，各段交易价格不超过交易基准价。电力用户与新能源企业交易时均执行国家明确的新能源发电价格形成机制。
执行峰谷分时电价机制的其他用户：依据《甘肃省发展和改革委关于进一步完善我省分时电价机制的通知》(甘发改价格〔2021〕721号)明确的工商业用户峰谷时段执行：其中峰段为7:00至9:00、17:00至23:00；平段为23:00至24:00、0:00-7:00；谷段为9:00-17:00。
这意味着，光伏大发的时段均为谷段，按照0.5谷段系数，从9:00-17:00中长期交易价格不得高于0.3078*0.5=0.1539元/千瓦时。
不过，需要特别指出的是，上述限价是针对甘肃省新能源参与中长期交易的限价，对于发电企业来说，如果中长期价格过低，那么会将更多的电量推进现货交易。据相关专家介绍，根据不同区域的负荷情况，甘肃河东、河西的现货价格有所差别，其中河东地区光伏全进现货的交易价格也会高于0.1539元/千瓦时。从下图也可以看到，甘肃光伏现货价格大部分时间是高于0.1539元/千瓦时这一限价的。
但实际上，在电力交易市场中，电价的变化牵一发而动全身，2023年甘肃新能源装机再创新高。根据数据，截至2024年1月4日，甘肃新能源装机达到5491万千瓦，占全省电源装机容量的61.27%。其中，2023年全省新增新能源并网1943.22万千瓦，新能源发电量684亿千瓦时，同比增长29.8%，占比32.73%。随着新能源装机与电量的增长，电力现货价格还要看当地负荷、送出是否能够及时跟上，否则也将进一步影响风光的交易电价。
云南：光伏35%~45%电量参与交易，交易价不足0.3元/度
2023年12月14日，云南省发改委、云南省能源局联合下发《关于进一步完善新能源上网电价政策有关事项的通知》明确，2024年云南省风电、光伏项目的电价将减少以“煤电基准价”结算的比例。
1)2021年1月1日—2023年12月31日全容量并网的项目，继续执行2023年上网电价机制。
2)2024年1月1日—6月30日全容量并网的光伏项目月度上网电量的65%、7月1日—12月31日全容量并网的光伏项目月度上网电量的55%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价
3)2024年1月1日—6月30日全容量并网的风电项目月度上网电量的50%、7月1日—12月31日全容量并网的风电项目月度上网电量的45%在清洁能源市场交易均价基础上补偿至云南省燃煤发电基准价。
这意味着，在上述保障比例之外的项目将进入市场参与电力交易，按照交易价格执行。根据《2021年云南电力市场化交易实施方案》风电场、光伏电厂枯水期(1-4月、12月)、平水期(5、11月)全部上网电量参与市场化交易，汛期(6-10月)全部上网电量均安排为保障居民电能替代电量，按照月度集中竞价交易成交均价结算。
光伏扶贫项目按照有关文件规定执行，不参与市场化交易。从2023年云南电力市场成交价格可以看到，汛期水电成交均价均在0.2元/度以下，其余时间交易均价约在0.2-0.3元/度左右。
综上，新能源参与电力市场交易，从目前的制度与执行情况来看，上网电价很难达到此前燃煤基准价的水平。根据兰木达数据，与2022年相比，光伏方面，2023年山西、甘肃光伏度电现货收入下降；山东、蒙西度电现货收入上涨。风电方面，除蒙西风电度电现货收入上涨，其他价区度电现货收入均下降。
来源：世纪新能源
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