前几天，有人问我：她在一些文章中看到各地绿电交易价格普遍高于火电及电网代购电价格，既然绿电价格这么高，为什么新能源企业仍然不愿意市场化交易呢？
这是一个很好的问题，尤其适合当下的我来解答——既不同于半年前还对此感到疑惑的状态，也尚未被“知识的诅咒”所困，陷入过于专业而难以解释的境地。
（来源：微信公众号“吴静文笔记”作者：吴静文）
绿电交易价格真的高吗？
确实，相较于火电和电网代购电，绿电交易价格普遍偏高。
那么，为什么新能源仍然不愿意入市呢？
因为绿电交易的“量 × 价”并不等同于新能源入市后的结算收益，且随着市场化的深入，这种差距会逐步扩大。
1. 绿电交易≠市场化交易
目前我们所说的“绿电交易”，指的是在电力中长期市场下的一个特殊交易品种。而当新能源项目全面市场化后，它并不一定能只参与绿电交易。
只有在项目所在的市场尚未建立现货市场（或新能源不要求进入现货市场）时，新能源企业才有可能仅参与中长期市场，此时才有机会只参与绿电交易。
然而，一旦该地区的电力市场进入现货交易阶段，大多数情况下，新能源企业若要参与中长期市场，就必须同步参与现货市场。
而我国电改的最终方向正是现货市场的连续运行。
国家能源局在2024年2月底发布的《2025年能源工作指导意见》中，已明确提出年内实现省级电力现货市场基本全覆盖，因此，新能源企业迟早都要适应这样的市场环境。
2. 现货市场对新能源收益的影响
新能源企业进入现货市场后，通常意味着在时间维度上，需要经历三段量价关系的结算：
中长期市场
日前市场
实时市场
新能源企业的最终收益取决于这三段市场的综合结算，而其中：
中长期市场和日前市场的交易量可由企业自主申报，甚至有可能申报为零
实时市场必须进行全电量结算，不管企业是否在前两段市场申报，最终都必须接受实时市场的价格结算
如果你观察过新能源的发电曲线，就会发现：新能源发电能力最强的时段，往往电价并不理想。这意味着，当新能源企业的发电量在实时市场中进行结算时，最终形成的加权平均电价通常不会高于标杆电价，从而导致新能源入市后的收益下降。
3. 绿电交易的高价并不意味着高收益
有人可能会问：绿电不是可以卖高价吗？
这涉及到偏差结算的问题。
在尚未建立现货市场的省份（或新能源尚未强制进入现货市场的地区），绿电交易的偏差结算价格通常是相对固定的：
超发部分
按标杆电价结算
欠发部分
参考同类项目同期市场均价结算
在这种情况下，由于偏差结算的单价不会过低，新能源企业的整体收益仍然较为可控，利润相对稳定。
但在新能源进入现货市场的省份，交易在时间尺度上被拆分为三段，每一段都有独立的量价关系，从而形成两次偏差结算。
新能源企业的最终收益计算公式变为：
R电能量 = P中长期 × Q中长期 + P日前 ×（Q日前 - Q中长期）+ P实时 ×（Q实时 - Q日前）
由于新能源发电具有波动性，P日前 和 P实时 的价格通常低于标杆电价，尤其对于光伏项目而言，由于其发电量高度集中，导致高峰时段电价较低。
即使在某些时段市场价格较高，企业也很难准确预测，不敢贸然押注，因为市场风险过大。
以上还是在常规结算的情况下。
有些时候，市场会采取差价结算机制，使得新能源绿电交易部分的结算，也不是交易价*交易价，而往往会低于这个计算。
4. 现货市场下，新能源收益波动加大
因此，在已经进入现货市场的地区，新能源入市后的结算收益波动范围远大于保障性收购模式，整体而言，收入往往低于保障性收购。
总结
所以，看到绿电交易价格高，并不意味着新能源企业赚了很多钱。在现货市场运行的省份，新能源企业的市场化交易收益受多重因素影响，波动较大，甚至可能低于保障性收购模式。
这也是为什么，即便绿电交易价格看似不低，新能源企业仍然不愿意全面入市的核心原因。
