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由于新能源存量项目机制电价参考当地煤电基准价,从未来趋势看,各省机制电价高低水平与燃煤基准价基本保持一致。
市场交易均价如何计算?
市场交易均价,也就是机制电价政策差价结算的参考价。
现货连续运行地区,结算参考价格根据当地同类项目(初期项目类型分为集中式光伏、分布式光伏、海上风电、陆上风电)所在节点实时市场月度加权均价(按实时市场出清的电量与节点电价加权平均)确定。
现货未连续运行地区,结算参考价格可根据当地最活跃周期(一般不超过自然月)集中竞价交易同类项目的加权平均价确定。若该交易周期内无同类项目参与,则可以该周期的发电侧中长期交易加权平均价格确定。
如上所示,甲省是现货连续运行地区,按照规则可计算得出市场交易均价(结算参考价格)为0.3元/度。
当然,实际业务更为复杂,现货市场上会有成千上万个光伏电站参与交易报价,大数据时代,通过成熟的现代化电力交易系统同样可以精准计算出结算参考价。
如果甲省机制电价确定为0.38元/度,则纳入机制电量的场外价差补偿标准为:0.08元/度(0.38-0.3=0.08)。
结算实得价会高于机制电价吗?
机制电价并不是新能源企业的“封顶价”。
新能源企业最终实际结算的价格(实得价)既可能低于机制电价水平,也可能高于机制电价水平。
案例:某光伏电站A所在省份核定机制电价为0.41元/度,当月光伏发电实时市场交易均价为0.3元/度,其中:电站A参与市场交易价格为0.25元/度、电站C参与市场交易价格为0.35元/度。
纳入机制的电量可获得差价补偿为0.41-0.3=0.11元/度。
电站A最终结算价格为0.25+0.11=0.36元/度,低于机制电价。
光伏电站C由于通过精准预测、优化报价并成交,自身市场交易价格为0.35元/度,其它条件相同。
电站C最终结算价格为0.35+0.11=0.46元/度,实得价高于电站A,也获得了高于机制电价0.05分的价格水平。
价格是引导资源优化配置的“牛鼻子”,场外差价结算时以市场交易均价作为对标价格,如果单个项目配置了储能、主动提升了调节能力、出力曲线较好,则能够获得高于市场均价甚至高于机制电价的实得交易价格。
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