【风电头条】“产销协同”专题①打通产销闭环，夺回被忽视的成本

随着136号文及各省配套政策落地，新能源平价项目全面参与电力市场交易，固定电价时代“发电即盈利”的逻辑被彻底打破。不少投资者发现，即便实现电量高发，仍可能因未把控好隐性成本，导致收益空间被压缩。

结合协合运维在电力交易服务领域的实践经验，可以发现，“市场运营费”正是当前最易被忽视的关键成本之一，而这一成本之所以会造成收益流失，核心症结正是行业普遍存在的产销割裂问题。

新能源电站参与电力现货市场时，需按规则分摊由市场组织方统筹的市场运营费用，不同省份的标准略有差异，平均约为0.03-0.04元/度。这意味着，无补贴的平价项目若在现货市场以“零电价”申报发电，每发一度电就需承担3-4分钱的固定成本，本质上已陷入“发电即亏损”的被动局面。

造成这一问题的核心，在于生产与营销部门的目标错位。从行业实践来看，多数发电企业仍延续计划电价时代的管理逻辑：生产团队以“应发尽发”为核心考核指标，在电网非主动限电时极少考虑自主限电；营销团队则聚焦电价波动与整体收益，需根据市场行情判断发电的经济性。这种“生产追电量、营销算成本”的割裂状态，导致很多发电企业在现货电价低于成本线时仍满负荷发电，最终侵蚀整体利润。

从行业现状来看，这类问题的形成并非单一因素导致：

其一，历史补贴政策的惯性影响。我国新能源补贴退坡进程始于 2018 年的“531 新政”；2020 年陆上风电、光伏项目“平价上网”全面启动；2021 年起新建新能源项目不再享受国家补贴——在此前的补贴时代，项目补贴电价显著高于 0.03-0.04 元 / 度的市场运营费，即便承担这部分隐性成本，仍能获得稳定收益，因此发电企业无需重点关注；

其二，部分投资者尚未完全适应市场化“利润导向”逻辑，对成本构成的考量仍不够细致；

其三，电力市场建设尚处完善阶段，部分规则设计未完全精细化，也让发电企业在成本核算上缺乏明确参考，部分平价项目业主在市场背景下的决策逻辑尚未完善；

对于平价项目而言，需要提前判断现货市场电价，在日前申报阶段做好成本测算，必要时，在日内或者实时市场主动调整出力，将有望通过提升整体度电均价实现收益优化——这一操作虽未成为行业普遍实践，但已是市场化转型的必然方向。