支撑电力市场环境下新能源、储能项目投资决策的长周期电价仿真预测

　　支撑电力市场环境下新能源、储能项目

　　投资决策的长周期电价仿真预测李超英 贺瑞 杨俊

　　当前，全国统一电力市场建设正加速推进，山西、广东、山东、甘肃、蒙西及省间电力现货市场已相继转入正式运行阶段。《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)全面推动新能源电量进入电力市场，电价由市场交易形成。

　　文件提出，在推动新能源全面参与电力市场的同时，将建立新能源可持续发展价格结算机制。对纳入该机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时予以差价补偿;高于机制电价时则扣除差价。纳入机制电量的结算公式为：

　　结算电费=电量×交易电价+电量×(机制电价-市场交易均价)=电量×(交易电价+机制电价-市场交易均价)

　　同时，多省份均加快推动新型储能参与电力市场，充电电量、放电电量全部按现货市场价格及规则结算，现货市场收益成为新型储能收益的重要组成部分。

　　在新机制下，新能源项目的收益主要取决于成交电量、节点电价、交易能力、机制电价。在中长期市场和现货市场环境下，新能源项目在经营期内的电价受市场供需形势、度电成本变化、项目节点价格水平、燃料价格等多重因素影响，呈现出高度波动性与非线性特征。储能项目主要参与现货市场，其收益取决于充放电量、节点电价、交易能力。市场化上网电量和交易价格的动态变化，显著加剧了投资决策和市场运营的复杂性与风险，依赖煤电基准价或历史交易均价的传统投资测算方法，已难以适应当前电力市场的新形势和新环境。

　　中能智新公司依托电规总院双碳技术研发中心，将电力市场长周期仿真作为关键技术路径，通过分析电力供需及模拟电力市场运行机制，能够预测新能源及储能项目市场化上网电量和电价，为电力市场环境下的发电收益提供了一种量化分析工具，具体特点如下：

　　1. 系统性建模与真实场景还原

　　长周期仿真(如8760小时逐时仿真)通过全面模拟全年电力市场的出清过程，覆盖不同季节、气象、负荷等典型场景。在对某一规划年份电力系统进行建模时，仿真系统将依据各类电源边际成本、合理报价策略，开展基于安全约束机组组合(SCUC)、安全约束经济调度(SCED)、节点电价(LMP)的逐小时市场出清计算。

　　2. 动态捕捉市场规则与政策变动

　　仿真模型可嵌入政策机制(如差价结算、调节费用分摊)和交易规则(如现货市场竞价、中长期合约签订等)，模拟不同政策方案或规则变动对电价的长期影响，支撑政策适应性评估与策略优化。

　　3. 多维数据融合与综合建模

　　仿真系统能够融合气象数据(如风速、辐照度)、电网信息(如输电能力、节点阻塞)、经济指标(如燃料价格)等多源数据。例如，可结合机器学习方法预测负荷增长趋势，或通过电网潮流计算识别未来可能的瓶颈节点，辅助优化项目选址与接入方案。

　　4. 提高预测精度与辅助决策能力

　　相较传统统计回归或纯机器学习模型，电力市场仿真系统通过机理模型与数据驱动融合，更能精准刻画电价形成过程的内在逻辑，具备更强的外推能力和解释能力，增强预测结果的可操作性。

　　5. 与财务评价系统高效联动

　　仿真结果可为新能源项目提供规划年份8760小时出清电量与节点电价预测，同时估算项目在中长期市场(包括绿色电力市场)中的合约比例、合约电价及辅助服务费用，形成项目年度综合上网电量与结算电价，为财务评价提供核心依据。通过与财务评价工具对接，实现电价、利用小时等测算边界的动态更新，结合初始投资与运维成本，输出内部收益率(IRR)等关键指标的敏感性分析，为投资方案优化提供精准支撑。

　　综上所述，136号文标志着我国新能源投资逻辑从“政策驱动”全面转向“市场驱动”。随着各省实施细则陆续出台，新能源、储能项目将逐步向适应市场化环境下的投资决策评价转型。电价测算面临波动性增强、多因素耦合、交易策略复杂等新挑战。电力市场长周期仿真技术以系统性建模和多维数据融合为核心，为新能源项目提供动态、量化的电价预测工具，是应对收益不确定性的一种关键支撑手段。

　　来源：中能智新公司