新政“王炸”！广东新能源市场空前利好
发布日期：2025/5/19
根据《关于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》（发改价格〔2025〕136 号）及广东省配套细则，2025 年 5 月 31 日前投产（存量项目）与 2025 年 6 月 1 日投产（增量项目）的新能源项目收入组成对比如下：
一、机制电量收入
（一）存量项目（2025 年 5 月 31 日前投产）
机制电价固定为广东省煤电基准价 0.453 元 / 千瓦时，显著高于 2024 年广东新能源现货市场均价（约 0.2791 元 / 千瓦时），提供稳定保底收益。
电量规模机制电量比例逐年递减，但每年自主确定的比例不得超过上一年水平。例如，某项目 2025 年机制电量比例为 80%，2026 年最高仍可维持 80%。
执行期限按现行政策保障期限执行，通常与项目全生命周期合理利用小时数挂钩。
（二）增量项目（2025 年 6 月 1 日及之后投产）
机制电价通过集中竞价形成，首次竞价于 2025 年中期组织，执行期限为海上风电 14 年、其他新能源 12 年。竞价规则如下：
报价机制项目自主报价，按报价从低到高排序，入选项目机制电价统一按最高报价执行。例如，若 A 项目报价 0.3 元 / 千瓦时、B 项目报价 0.32 元 / 千瓦时且均入选，则两者机制电价均为 0.32 元 / 千瓦时。
竞价上限初期参考煤电基准价上浮 10% 左右（约 0.498 元 / 千瓦时），但实际成交价可能因市场竞争低于上限。
电量规模
年度规模由广东省根据消纳责任权重完成情况等因素确定，2025 年首次竞价规模需在竞价前公布。
单个项目机制电量比例上限为 90%，且需调减已成交的中长期交易电量、绿电电量。例如，某项目申报机制电量比例为 80%，但已签订 30% 中长期合约，则实际可纳入机制的电量比例上限为 50%。
执行起始时间未投产项目按竞价时申报的投产时间确定；已投产项目按入选时间确定。若实际投产时间较申报时间延迟超过 6 个月，竞价结果作废并取消三年内竞价资格。
二、非机制电量的市场化收入
（一）存量项目
交易方式非机制电量需参与电力市场交易，通过中长期、现货等市场形成电价，价格波动较大。例如，2024 年广东新能源现货均价为 0.2791 元 / 千瓦时，而 2025 年一季度日前加权平均电价为 0.3332 元 / 千瓦时。
现货市场参与220kV 及以上新能源场站需全面参与现货市场，110kV 及以上场站逐步参与，2025 年底前全部纳入。
（二）增量项目
交易方式与存量项目相同，但需更早、更深度参与市场。例如，2025 年 1 月 1 日起新增的 110kV 及以上集中式光伏，基数电量比例仅为 50%，其余电量需通过市场交易形成价格。
现货市场要求2025 年底前，110kV 及以上集中式光伏需全部报量报价参与现货市场，市场化风险更高。
三、绿电交易与绿证收益
存量项目纳入机制的电量不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。若未纳入机制的电量参与绿电交易，需单独出售绿证，收益归企业所有。
增量项目机制电量同样不参与绿电交易，绿证收益需通过非机制电量交易或单独出售绿证获取。例如，某增量项目选择将 10% 电量参与绿电交易，则该部分电量对应的绿证收益可额外获得。
四、关键差异总结
五、政策影响与策略建议
1.存量项目
机制电价提供稳定收益，但需关注非机制电量市场化交易风险。建议通过中长期合约锁定部分电量价格，降低现货波动影响。
2.增量项目
竞价策略需结合项目成本、市场预期合理报价。若预测未来市场均价高于机制电价，可适当降低机制电量比例；反之则提高。
现货交易需加强功率预测和交易能力，优化现货市场报价策略，避免负电价风险。
绿证选择若绿证价格较高（如超过机制电价与市场均价差额），可减少机制电量比例，通过绿电交易获取更高收益。
六、配套政策与执行细节
储能配置136 号文取消强制配储要求，但项目配套储能可通过优化电力输出提升市场收益，建议结合项目特性自主决策。
税收优惠广东省对新能源产业提供税收支持（如研发费用加计扣除），具体细则可关注相关税务部门。
偏差考核参与现货市场的项目需关注中长期交易偏差考核，避免因出力波动导致收益损失。
综上，存量项目以稳定保底收益为主，增量项目则需在市场竞争中平衡机制电量与市场化收入，政策适应性和交易策略能力成为关键。建议项目主体密切关注广东省后续正式的竞价通知及市场规则调整，动态优化运营策略。
来源：能源深一度 作者：KEN
