数字储能网讯：4月1日，中国南方电网发布《新能源参与电力现货市场工作方案（2025年版）》（征求意见稿）意见的函，制定2025年新能源参与现货市场整体工作目标、进度安排及关键问题解决措施。

意见速览

根据文件，南方区域自2025年6月起执行现货长周期结算试运行的相关计划，推动集中式、分布式新能源上网电量全面参与现货市场。

在参与市场的总体路径方面，新能源集中式以“报量报价”参与交易，也可接受市场形成的价格，即“报量不报价”。分布式则是由聚合商聚合参与市场或作为价格接受者参与市场，根据同类型电源市场价格结算。

具体目标是6月连续结算试运行前，确保全网所有已参与中长期市场化交易的集中式、分布式新能源具备参与现货市场条件。其中，集中式在12月底前具备“报量报价”参与条件；分布式则是12月底前广东试点虚拟电厂以“报量报价”参与市场，其余分布式作为价格接受者参与市场。

集中式重点任务是分地区、分时间的推动现货系统模型对接完善和考核衔接，提升新能源相关系统及通道冗余性，加快开展地调现货对接相关技术支持系统建设。分布式重点任务是以报量不报价参与模式，推动分布式“四可”能力提升，以虚拟电厂聚合报量报价参与模式，推动实现聚合平台与电网对接打通，虚拟电厂具备“四可”条件。

其中，5月底前，分布式新能源具备作为价格接受者参与南方区域现货市场条件。暂不具备分时计量条件的项目，电量曲线按照电量数据拟合办法执行。

12月前，完成分布式新能源参与现货市场规则修编，确保全网分布式新能源具备入市条件，全网完成分布式新能源“四可”能力提升目标要求。即：具备15分钟功率采集能力的分布式光伏占比达到50%（广东应达到60%），分布式光伏预测准确率达到80%（广东应达到85%），分布式光伏可调/可控率达到25%（广东应达到30%）。

此外，要完善新能源参与现货出清及系统调控衔接机制；提升可用功率数据质量，推动场站“可发超短期”预测曲线改造，准确反映新能源发电能力上限；推动新能源AGC与区域现货出清系统闭环联动；完成各省市场化新能源场站日前、日内出清出力下限调整；做好136号文出台后相关任务的衔接。

 “报量报价”与“报量不报价”

报量报价是指新能源企业在电力现货市场中同时申报发电量（报量）和愿意接受的电价（报价），通过竞价匹配供需形成交易价格。这样企业有主动定价权，企业可基于成本、市场供需预期自主定价，争取更高收益；同时要注意的是，风险与收益并存，若报价过高可能无法成交，但若市场出清价高于自身报价，可获取超额收益。适用于对市场预测能力较强、成本优势明显的新能源企业。

报量不报价是指新能源企业仅申报发电量（报量），不设定价格，直接接受市场统一出清价格（如节点边际电价或区域均价）。这样通过被动接受价格，电站收益取决于市场实时价格，避免定价决策风险。交易简单，降低了交易复杂度，适合市场经验不足或发电波动性大的企业。这样在市场整体价格稳定时收益可预期，但极端波动时可能承受收益损失。

新能源企业入市方式的选择逻辑

基于企业自身条件的选择。首先是看其成本竞争力，若企业边际成本显著低于市场平均价（如风光资源优质、技术先进），选择“报量报价”可通过主动报价扩大利润空间。反之，若成本较高，可优先选择“报量不报价”避免价格竞争压力。其次是企业的市场预测能力，如果企业具备精准负荷预测、电价预测能力的企业更适合“报量报价”；预测能力薄弱的企业可通过“报量不报价”减少决策失误风险。最后要看企业的风险偏好，“报量报价”适合风险承受能力强的企业（如资金充裕、有金融对冲工具）；“报量不报价”适合风险厌恶型或现金流敏感型企业。

基于市场环境的选择。在电力现货市场成熟地区（如广东、山西），价格信号透明且波动可预期，可尝试“报量报价”；在试点初期或规则复杂地区，建议“报量不报价”逐步积累经验。同时，电力的供需形势对策略有较强的影响，电力紧缺时段（如夏季高峰）市场价高企，主动报价可能获取更高收益；供需宽松时，接受统一价格更稳妥。再看政策配套情况，若存在中长期合约、绿电溢价机制或辅助服务补偿，可结合“报量不报价”锁定基础收益，再通过其他市场补充收益。

基于技术特性的选择。风电、光伏等出力波动大的电源，若预测精度低，建议“报量不报价”减少偏差考核风险；若配套储能或灵活性资源，可尝试“报量报价”。如果场站位于电价节点高、输电约束少地区的项目，通过“报量报价”更易实现高收益；反之，受输电瓶颈限制的项目宜选择“报量不报价”。