可再生能源报价
水可再生能源消纳占比"，比如 2025 年浙江目标 25%。计算公式：机制电量 = 全省用电量 × 消纳指标 - 省外购入绿电举例：广东 2025 年用电 8000 亿度，消纳指标 20%，若外购绿电
500 亿度，则本省新能源机制电量 = 8000×20% - 500 = 1100 亿度。3. 电价形成逻辑：边际成本定价 + 差额补贴① 竞价投标：电站按成本报价，比如光伏度电成本 0.3 元
比例确定。假如，当前新能源非市场化比例为80%，第1年纳入机制的电量比例为80%，第2年及以后，要考虑年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况、用户承受能力等。增量项目“单个项目申请纳入机制的电量
，可适当低于其全部发电量”，要防止单个项目全电量纳入后，在市场交易时，为确保中标，可能过低报价，干扰市场出清价格。项目申报电量上限为预计发电量的一定比例。增量项目“机制电价”，每年组织已投产和未来12
，原则上应于下季度前5日内公布上季度情况，首批应于2025年7月5日前公布。● 优先推动整村开发进一步推进农村分布式可再生能源开发利用，鼓励项目投资主体利用同一自然村或集中居住区范围，在充分尊重农民
)集中式新能源市场主体可报量报价参与交易，也可接受市场形成的价格。原则上，风电、光伏项目通过首批风机(光伏区)连续无故障试运行时限起可按规定参与区域现货市场，在并网后 30
日内(不含并网日)首批
于煤电等主力电源，成为最后一个价格体制还基本停留在行政定价阶段的大体量装机电源。从2006年颁布《可再生能源法》算起，新能源就开始执行固定上网电价政策。2015年后，开始实施保障性收购政策，也就是按照
国家可再生能源消纳保障机制、比重目标等，由电网企业承担电量收购的义务。“2015年电力市场化改革重启后，电力价格体系以及价格形成基础都发生了根本性变化。而目前我国大部分的新能源发电仍处于计划体制下，价格
分布式项目外，蒙西所有风、光机组均以报量报价方式与火电同台竞争，通过低成本优势抢占发电空间。在此机制执行期间，蒙西新能源发电量占比从2021年的21.6%提升至2024年的26.1%，非水可再生能源
复杂、电价敏感度高的条件下，通过机制创新同样能实现多方共赢。这种突破来源于三个层面的深度耦合：在理论实践层面，蒙西采用的新能源“报量报价+价格接受”的混合模式，与136号文要求新能源全电量入市的原则
可能会比较低，更容易出现低于市场交易均价的情况。图1 2025年1月各连续运行现货省份的风、光捕获价(元/MWh)2)正因如此，针对2025年6月1日后新投产项目，每年可以通过报价竞争方式确定是否被
新能源入市政策没有颁布之前，各省现货市场出清中新能源或者已经在报价(只是不完全结算)，或者是作为边界条件先行扣除，实质上已经是现货价格的关键影响因素了。3)新能源入市交易导致中长期交易供给量增多与竞争性
长期博弈结果是按照边际成本报价，因为还有非可再生能源主体也在市场力，是可以搭便车的。而场外这个机制电价的竞价，没有其它类型主体，而且也不能按照边际成本报价的逻辑。因为大家竞争的是一个预期，这个预期就是
需求侧市场化响应时，虚拟电厂将以报量报价方式参与竞价，并在同等条件下优先邀约和出清。参与中长期交易时，虚拟电厂可作为独立交易单元参与年度、月度等交易，并适当放宽签约电量比例限制。参与现货交易时
，虚拟电厂可按报量报价或报量不报价方式参与，并放宽申报和出清限价。█ 调节能力要求明确方案对虚拟电厂的调节能力提出具体要求：调节容量初期不低于5MW，可持续调节时间至少1小时，调节速率和精度也均有明确规定
增加而增大，对应曲线就是一条单调递增的曲线，而且越来越陡。这一点在煤电企业申报量价信息的时候也会体现出来，一条单调非递减的报价曲线。在一个竞争充分的电力市场中，一个发电企业想要获取理论上的最大收益，那一
定要在报价的时候按照自身的边际成本来报价，这样既可以兼顾覆盖变动成本，又不至于因为高于成本的报价而没有被纳入市场出清范围。结果就是，倘若某台机组是市场的边际机组，虽然在边际点上，市场收入=边际成本
下降(可能持平，但肯定不会提高)，其余部分继续参与电力市场交易，实现政策平稳过渡。对于新项目，类似之前的“保障性并网”和“市场化并网”，需要根据年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况进行判断
。如果该省前一年度非水可再生能源超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模可适当减少，也就是前一年度风光发电量越高，执行保障电价的电量比例会越低。通过这一手段，引导电力投资企业灵活选择下一步重点开发的市场
