蒙西660号文：新能源直面负价常态与结算革命

自2025年7月1日起蒙西660号文正式实施，其中对交易影响较大的部分分为两项：（1）日前申报电价下限降低至-50元/兆瓦时（2）存量项目取消保量保价优先发电量，改为机制电量。规则剧变下，新能源收入波动性陡增且收益结构重塑，那么新能源的收入走势如何，未来又该如何应对？

一、规则变动

对于已入市项目，我们先来回顾下规则的变动情况：

2024年至2025年现货申报范围保持稳定，但2025年7月起，下限显著下降（从0元/兆瓦时到-50元/兆瓦时），允许负电价申报。2025年结算电价下限急剧下降（从0元/兆瓦时到-100元/兆瓦时），允许深度负电价结算，而660号文未做出调整。整体来看，现货申报及结算电价变动并不利好发电侧，规则背后的根源是快速增长的新能源与电网消纳能力不对称的问题。

从政府定价电量趋势来看，2024年至2025年常规风、光利用小时数略有增长，特许权风和领跑者光保持稳定；2025年7月起，所有类型利用小时数均下降，尤其常规风、特许权风降幅显著（>39%），这反映未来政策趋势为保证性电量削减、大力推进新能源入市交易。

二、现货收益波动

（一）负电价出清频率

下表为24-25年全网、呼包东、呼包西出清价格为负电价和0电价的次数统计，按小时进行计数。

根据上表的数据，24年整体负电价出现次数较少，0电价主要集中在上半年1-4月，小风季7-9月基本无0电价出现（8月由于9-11日出现极端大风且火电报价倾向压价，连续0价出清），下半年0电价频率较低，主要集中在呼包西区域。

25年截止6月基本维持24年的趋势，但7月负电价情况逆转，频率激增，该情况出现的一大原因即日前申报下限降低至-50元/兆瓦时，以全网统一出清0电价和负电价分布为例，如下表所示。

可以看到7月11日24小时中有13小时均为负电价。7月12日中有12小时为负电价。全月最小值为22日-45.92元/兆瓦时，为呼包西区域电价，呼包东和全网统一电价最小值为-30元/兆瓦时，相对下探程度较轻。

如此可发现有三大趋势：负电价区间常态化，负电价极值持续下探，区域差距逐步扩大。

（二）负电价上网单位损益

以25年1-6月西部风电、光伏为例，若实际节点电价为0电价，则将节点电价下探至-10、-25、-50、-75、-100元/兆瓦时共5个阶梯，粗算若负电价上网对现货收益的影响。

结合24年全年0电价、负电价出清情况，下半年负电价出现频率或有减缓，但在25年上半年新能源小抢装情况下，负价区常态化为大势所趋。

以西部新能源为例，风电由于谷段出力偏低，负电价影响相较光伏稍弱，-50元/兆瓦时阶梯下影响在1分左右，相对可控，最高影响为2分5；光伏影响较大，-50元/兆瓦时阶梯下影响在3分左右，最高可超6分。

以上测算仅基于西部某节点展开，不同节点对应的负电价频率、负电价深度均存在差异，那么负电价对其的影响程度也不一致，需求大于供给的节点遭受的冲击相对较弱。

三、政府定价电量收益波动

对于入市补贴项目，660号文前后的“保量保价电量”与“机制电量”的差异点在于：

政府定价利用小时数虽大幅下降，但由于分解方式和结算原则的变化，收益变动存在不确定性。

大风季现货电价全时段走低时，结算方式的变化影响有限，政府定价利用小时数的变动影响占据大头；但对于小风季和过渡月份，机制电量结算方式与新能源特性更吻合。

历史“保量保价电量”光伏低出力段分解电量较高，与实际出力特征存在偏差，对于补贴光伏企业来讲可能会面临更高的风险；机制电量价差结算对标电价区分风电、光伏，从历史情况来看，同类型补贴场站的光伏单位机制电量收益高于风电，可从一定程度上弥补风光现货加权均价的差异，更有助于平衡市场收益。

四、总结

基于以上分析，蒙西负价区常态化且极值下探成趋势，当上网电量不再具有稳定收益，新能源企业需审慎评估“保电量”策略，应结合场外补偿，构建新型量价考核机制，据此设定报价标准。机制电量结算方式颠覆传统，企业须加速适应新规，深入理解电费构成，并提升市场参与度。

另外，136号文承接机制将重塑各省市场格局，投资方需以前瞻视角评估现货电价和运营模式，把握先机。