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136號文推動新能源全面市場化后，“產(chǎn)銷協(xié)同”已成為破解負收益、提升資產(chǎn)價值的核心命題。

本系列專題文章將圍繞“產(chǎn)銷協(xié)同”，以“痛點拆解→破局思路→落地方案”等維度逐步展開：首期聚焦產(chǎn)銷割裂引發(fā)的隱性成本，后續(xù)還將深入解析不同類型投資者的差異化破局之道、以及零硬件投入和分階段實踐的落地方案等內(nèi)容，持續(xù)助力新能源投資者在市場化競爭中精準兌現(xiàn)收益。

隨著136號文及各省配套政策落地，新能源平價項目全面參與電力市場交易，固定電價時代“發(fā)電即盈利”的邏輯被徹底打破。不少投資者發(fā)現(xiàn)，即便實現(xiàn)電量高發(fā)，仍可能因未把控好隱性成本，導致收益空間被壓縮。

結(jié)合協(xié)合運維在電力交易服務領域的實踐經(jīng)驗，可以發(fā)現(xiàn)，“市場運營費”正是當前最易被忽視的關鍵成本之一，而這一成本之所以會造成收益流失，核心癥結(jié)正是行業(yè)普遍存在的產(chǎn)銷割裂問題。

新能源電站參與電力現(xiàn)貨市場時，需按規(guī)則分攤由市場組織方統(tǒng)籌的市場運營費用，不同省份的標準略有差異，平均約為0.03-0.04元/度。這意味著，無補貼的平價項目若在現(xiàn)貨市場以“零電價”申報發(fā)電，每發(fā)一度電就需承擔3-4分錢的固定成本，本質(zhì)上已陷入“發(fā)電即虧損”的被動局面。

造成這一問題的核心，在于生產(chǎn)與營銷部門的目標錯位。從行業(yè)實踐來看，多數(shù)發(fā)電企業(yè)仍延續(xù)計劃電價時代的管理邏輯：生產(chǎn)團隊以“應發(fā)盡發(fā)”為核心考核指標，在電網(wǎng)非主動限電時極少考慮自主限電；營銷團隊則聚焦電價波動與整體收益，需根據(jù)市場行情判斷發(fā)電的經(jīng)濟性。這種“生產(chǎn)追電量、營銷算成本”的割裂狀態(tài)，導致很多發(fā)電企業(yè)在現(xiàn)貨電價低于成本線時仍滿負荷發(fā)電，最終侵蝕整體利潤。

從行業(yè)現(xiàn)狀來看，這類問題的形成并非單一因素導致：

其一，歷史補貼政策的慣性影響。我國新能源補貼退坡進程始于 2018 年的“531 新政”；2020 年陸上風電、光伏項目“平價上網(wǎng)”全面啟動；2021 年起新建新能源項目不再享受國家補貼——在此前的補貼時代，項目補貼電價顯著高于 0.03-0.04 元 / 度的市場運營費，即便承擔這部分隱性成本，仍能獲得穩(wěn)定收益，因此發(fā)電企業(yè)無需重點關注；

其二，部分投資者尚未完全適應市場化“利潤導向”邏輯，對成本構(gòu)成的考量仍不夠細致；

其三，電力市場建設尚處完善階段，部分規(guī)則設計未完全精細化，也讓發(fā)電企業(yè)在成本核算上缺乏明確參考，部分平價項目業(yè)主在市場背景下的決策邏輯尚未完善；

對于平價項目而言，需要提前判斷現(xiàn)貨市場電價，在日前申報階段做好成本測算，必要時，在日內(nèi)或者實時市場主動調(diào)整出力，將有望通過提升整體度電均價實現(xiàn)收益優(yōu)化——這一操作雖未成為行業(yè)普遍實踐，但已是市場化轉(zhuǎn)型的必然方向。