年后，电力市场政策频出，做政策解读的大佬都频开视频号。毕竟电力市场的风起云涌都是新能源的锅，而新能源的从业者其实对电力市场了解也不多。
参加了多个会议，听了多个解读。未来面对的无非是三个方面。
电量消纳
结算电价
绿色价值
过去陪人家看时说的是：
你干的是绿色低碳行业，我们会保量保价收购。
当然，操作时是，别管绿不绿，反正你尽管发，价格说好，二十五年不会变。
而从现在的趋势看：
一方面，制造端已成国际名片，产能也堆上去了，这是GDP和就业大户，也是双碳的主力，保装机规模就是保产能与保就业，这是国家与社会层面问题。
另一方面，电力运行是一个高度技术化专业化的问题，新能源装机形成规模后，仅靠行政调度来保障电力运行就是一个不科学也不经济更无法平衡各方利益的活。要想有更多的新能源装机，电力现货市场已经到了不得不上了。让市场去平衡投资者的短期热情与长期理性，最坏打算也有国家队为后备。
落实到具体三个问题就是
消纳电量：
量是不能保了，以后计算投资逻辑时，可不能按应发尽发计算了。而是看投资企业怎么去提升自己的消纳能力。而消纳能力关键在于自己的发电曲线管理能力。
各地还会有一定的保障小时数，这部分的来源取决于优发优购的规模，优购的主要来源是居民、农业以及其他政府规定。如果指定的优发装机超过了优购规模，可能会根据你的曲线管理能力来招标。
电网在售电领域已经逐步退出，他也没办法给你什么保障。所以优购规模后的电量，都必须进入市场，谁承诺也没用，自己得清楚。
源网荷储也好，配网侧高质量发展也好，虚拟电厂也好，都是为量，为消纳而战斗的一个市场。
结算电价：
今年新能源全面进入电力市场参与交易应该已成定局。各省会因为技术原因有些出入，但不影响大局。
不同类型项目会有不同的处理方式，各种历史问题尽量平和处理。政府差价合约，聚合交易，自平衡责任体，金融输电权，PPA等新玩法会不断出现，政府不再直接奶了，重点加强市场秩序与监管建设。
对今年影响最大的反倒是新老划断的规则，估计什么630，930，1230之类又会让人疯狂一整年，一天之差，可能就是多少白花花的银子不见了。
至于市场交易，好几个省现货都开了好几年了，也不是个啥新鲜事了。市场已经培育了不少运营主体。新能源投资企业只需要明白，从现在开始，电力市场交易已经成为电站运营的日常了，无论你是否喜欢，也无论你是否准备好。
️绿色价值
随着现货市场的推动，新能源电量在市场中的交易都是一地鸡毛。但是碳市场、可再生能源消纳责任以及各类组织倡导的企业社会责任，绿色价值正在逐步得到重视。
新增七大行业进入碳市场，第三个履约期的启动。电网排放因子计算方法都在不断修正，剔除重复计算部分。各省对绿电使用的认可。企业对范围二的排放的重视度已经大大提高了。
可再生能源消纳责任提了很多年，但缺乏具体措施，这两年各省也通过绿电绿证交易证，逐步摸索具体管理办法，平衡各方诉求。各省可能会将责任进一步分解到用电的责任单位，在规模企业以及新能源发电企业都已进入电力市场情况下，这事应该不难办。去年广东就出台了可再生能源消纳凭证的交易管理办法。
大企业的ESG管理也是一个重要方面，RE100，SBTi相应组织的推动，知名企业在供应链上都会简单粗暴的100%绿电要求，买绿证亦可。相关部门也在加强对绿证的权威性以及国际认可出台政策。
随着碳市场的扩大，国内碳配额价格也在稳步上升，新能源绿色价值也会通过相应市场进行体现。
在量价齐失的情况下，这也许算有所告慰的地方吧。
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总结一下：新能源在新常态下的投资逻辑
收益=电能量市场收益+辅助服务市场收益+容量市场收益+绿色价值市场收益
电能量市场收益=装机规模x有效利用小时数x消纳比例x时段加权均价-市场运行费用分摊
绿色价值市场收益=等额碳贡献对价+服务费
辅助服务市场与容量市场建设还不完善，暂不计算。
成本=投资折旧+调节设备投资折旧或租赁费用+运维费用+交易运营费用
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