Page 245 - 智库丛书第五卷

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苏、陕西、安徽等省电力长期协议成交价格上浮幅度接近 20%。
长期来看，火电角色将逐步由主要电源向调频、备用、容量服务提供者转变，电
量 + 辅助服务 + 容量三重收益共同确保火电合理收益。火电灵活性仍是当前最

具备经济性、可规模化的调峰能力，是提升新能源消纳能力的重要手段。“十三五”
期间火电灵活性改造规模不及预期，主要是由于市场机制不健全导致经济激励缺

失。随着电力市场体系不断完善，未来火电的收益模式将从当前以电能量为主逐
渐过渡至获取电能量、辅助服务、容量服务三重收入。

2.2 新能源

全国统一电力市场下，新能源参与电力市场比例或逐渐提高。短期来看，绿电

交易有望快速扩大，改善新能源运营商盈利能力；长期来看，随着现货试点的推广
和新能源参与现货交易，新能源参与电力市场交易策略的复杂程度提高，现货市场

中新能源盈利能力或呈现差异化局面。
绿电交易有望提振新能源项目收益。一是平价项目有望溢价交易。不带补贴
的平价项目或补贴项目超出合理利用小时数的部分（即“完全市场化绿色电力”）

成交电价与标杆电价之间的溢价部分将归发电企业所有。2022 年江苏、广东绿电
交易在煤电基准价基础上分别溢价 7.2 分 / 千瓦时、6.1 分 / 千瓦时。二是补贴项
目有望提前回笼资金。根据绿电交易试点工作方案，补贴项目参与绿电交易的溢

价部分主要有两种处理方式：参与绿电交易部分电量可获取溢价但不领取补贴，合
理利用小时数相应延后；绿电交易溢价直接用于对冲政府补贴，相当于提前获取一
部分补贴资金。整体来看，绿电交易将体现可再生能源的绿色环境属性，有望提升

平价项目回报，改善补贴项目现金流表现，有助于新能源运营商的资金宽松，为后
续项目开发助力。

现货市场环境下，新能源预测管理水平和交易能力或成为影响收益的关键因
素。电力市场化交易改变了新能源项目保量保价的收益模式，而电力现货市场将
大大提高新能源参与电力市场的复杂度。一方面，新能源全面参与电力市场竞争

面临中长期分时合同签约难度大、现货偏差结算和执行偏差考核等一系列风险，需

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