客户、产品、渠道、收入模式与单位经济

01交易

02电网

03用电企业

04绿证买方和场站团队围绕不同实体价值令牌协商

05不把所有价值混成一笔收入

图 4：发电资产可能有多层收入，但每一层都有独立的准入、计量、结算、开票和现金条件。

4.1 谁是客户、用户、平台和监管者

角色	价值关系	典型合同/规则	不应误称为
电力用户或售电公司	承担中长期或绿电交易的商业需求	交易合同、成交结果、履约规则	唯一付款人
电网企业	提供接入、输配接口，并按规则承担部分结算/收付职责	并网调度、购售电、结算协议	发电企业的普通“客户”
电力交易机构	注册、组织交易、出清、发布结算依据和披露信息	市场规则、平台协议	对所有电费承担信用责任的买方
电力调度机构	维护系统安全，组织实时运行和指令	并网调度协议、运行细则	可以由销售人员谈判的客户
绿证购买方	购买可再生能源环境属性	绿证成交、划转、核销和声明约定	自动购买物理电力的用户
热力/蒸汽用户	购买联产热力或蒸汽	供热合同、计量、品质与保供条款	电力市场成员的替代称呼
政府与监管机构	许可、监管、政策和公共利益	法律、规章、行政许可、报告	付费客户

专家说“客户”时会注明合同相对方、结算依据出具者、付款人和最终价值使用者，避免一句“卖给电网”掩盖四个角色。

4.2 产品目录

产品ID	产品	计价单位	交付完成的判断	典型证据
PROD-D01-ENERGY	电能量	MWh/kWh	对应时段和关口的结算电量确认	合同、出清、调度、关口计量、结算依据
PROD-D01-GREEN	绿色电力组合	MWh及对应绿证	电量履约且环境属性按规则匹配/划转	绿电成交、结算、绿证流水
PROD-D01-GEC	独立绿证	张	合法核发并完成交易划转或核销	建档立卡、核发、交易、划转、核销
PROD-D01-AUX	辅助服务	MW、MWh或性能量	具备可用、被调用并满足性能/考核	准入测试、申报、指令、性能计量、结算
PROD-D01-CAPACITY	容量价值	有效MW及周期	适用政策下提供可靠能力并通过考核	容量认定、可用记录、政策结算
PROD-D01-HEAT	热力/蒸汽	GJ、吨等	温压流量和品质满足合同并计量	热量表、化验、用户签认、账单

【可核验事实】2025年辅助服务市场基本规则把发电企业、售电企业、电力用户和新型经营主体纳入适用经营主体范围，并强调“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”。因此辅助服务是有准入、调用、性能和费用传导的独立业务，不是发电量的附赠奖金。[来源：SRC-D01-NDRC-AUXILIARY-SERVICE-2025]

【可核验事实】2026年容量电价政策分类完善煤电、气电、抽水蓄能和电网侧独立新型储能机制，并提出在现货连续运行地区有序建立可靠容量补偿。本文不提供统一费率；项目必须按类型、地区、投运批次、有效容量和考核逐项测算。[来源：SRC-D01-NDRC-CAPACITY-PRICE-2026]

4.3 六种收入模式

模式	收入驱动	主要波动	关键控制
市场电能量	分时结算电量 × 市场价格	资源、可用、限电、节点/区域价格、偏差	合同曲线、预测、交易限额、计量核对
可持续发展价格结算	合格电量 × 机制差价或省级规定口径	项目批次、竞价结果、机制电量、市场均价	项目资格与省级结算台账
绿电/绿证	合格环境属性数量 × 成交价格	买方需求、核发进度、声明限制	唯一库存、划转、核销和禁止双计
辅助服务	可用或调用量 × 价格 − 考核	技术性能、调用、机会成本	准入、性能监测、报价和考核复核
容量补偿	经认定可靠容量 × 适用标准 − 考核	政策、顶峰能力、可用率	适用性法律表、能力认证、停机管理
热力及副产品	合同计量 × 价格	用户负荷、品质、燃料与季节	计量边界、品质、保供和成本分摊

4.4 功率、发电量、上网量、结算量

这四个词不能混用：

名词	白话	为什么不同
装机容量	设备名义最大能力的规模	不代表任何时点都能达到
发电量	发电机或逆变器产生的电能	含厂用电、电气损耗等口径差异
上网电量	经过场站向电网注入的电量	通常小于发电量，受关口边界影响
结算电量	按市场规则和正式计量用于结算的电量	可能含分时、修正、替代数据和追退补

常用教学公式：

等效利用小时 = 发电量 ÷ 装机容量
容量因子 = 期间发电量 ÷（装机容量 × 期间小时数）
场站可利用率 = 可用时间或可用容量 ÷ 统计基数（以合同/制度定义为准）

同名KPI的分母可能不同。投标、质保、生产和监管口径必须分别保留，不能只在Excel标题写“可利用率”。

4.5 新能源单位经济的损失树

正在绘制业务流程…

指标	公式	用途	陷阱
实现电价	电能量净结算 ÷ 结算电量	看实际卖价	是否含机制差额和绿证要说明
捕获率	实现电价 ÷ 市场基准均价	看发电时段价值	基准市场和时段口径必须一致
单位运维成本	可控运维成本 ÷ 发电量或装机	跨期、跨场站比较	低发电量会被动抬高单位成本
故障损失电量	故障时段可发电量 − 实际电量	排设备损失优先级	反事实基准需可复核
偏差成本率	偏差相关净费用 ÷ 电能量收入	评估预测交易质量	各省正负偏差处理不同
EBITDA/MW	息税折旧摊销前利润 ÷ 装机	资产组合比较	不反映资本开支和债务结构
DSCR	可用于还债现金 ÷ 当期债务本息	融资安全垫	分子定义受融资合同约束

4.6 一个简化月度算例

【教学示例】一座100MW风电场当月结算电量24,000MWh，市场实现价300元/MWh；其中18,000MWh符合某项目适用的机制结算，机制差额40元/MWh；另售出15,000张绿证，每张6元。均为不含税教学口径。

项目	计算	金额
市场电能量	24,000 × 300	7,200,000元
机制结算	18,000 × 40	720,000元
绿证	15,000 × 6	90,000元
总收入	上述合计	8,010,000元

这不等于“所有风电都能拿340元/MWh”。机制资格、电量、竞价结果、市场均价和省级执行不同；绿证也只有完成核发与销售条件的数量才进入相应收入判断。

4.7 价格风险不是只有“均价跌了”

风险	例子	对策
形状风险	风光大发时段价格低	分时预测、合同曲线、组合和灵活性资源
基差风险	合同参考价与项目结算节点价格不同	明确基准、节点和差额承担
数量风险	无风、阴雨或设备停机导致少发	概率情景、可用率、不过度卖出刚性电量
偏差风险	日前申报与实发不一致	预测组合、临近交易、限额和复盘
政策机制风险	项目不再符合某结算条件	资格台账、情景测算和触发复核
对手信用风险	双边合同对手延迟支付	授信、担保、保证金和敞口上限
环境权益风险	同一绿证被重复声明	唯一库存、划转核销、合同声明边界

4.8 合同组合而非单一最佳合同

【典型做法】资产运营商把预期电量分层：基准可置信电量用于中长期锁定；可波动部分留给短周期调整；极端情景保留安全垫。长期合同降低价格波动，却可能放大数量和偏差风险；现货暴露增加上行机会，也扩大现金波动。所谓“最优”必须同时满足风险限额、融资契约和调度可执行性。

4.9 六类电源的经营发动机

同一张“收入=电量×价格”公式会掩盖完全不同的经营因果。专家先写出每类电源的约束式，再决定岗位和系统重点。

电源	简化物理式	价值提升抓手	最危险的错误类比
风电	风资源×功率曲线×可用×损失	机位与尾流优化、预测、可用、大部件策略	用年平均风速直接推收入
光伏	辐照×组件/逆变效率×可用×衰减×损失	清洗、组串诊断、逆变可用、容配比、分时价值	只看组件效率，不看遮挡、温度和消纳
水电	来水×水头×效率，并受库容和调度约束	水情预测、梯级联合、检修窗口、调节价值	把来水全部当可发水量
煤电/燃气	上网电量×价差+容量/辅助−燃料与启停	热耗、燃料、启停、灵活性和容量可靠性	只看电价，不看燃料边际成本与环保约束
生物质/垃圾发电	电量价值+处理/服务价值−料源与环保成本	稳定料源、热值、环保可用、热电协同	把处理费和电费当同一履约义务
抽蓄/储能	放电收益+调节/容量−充电成本−损耗−衰减	充放时序、可用容量、响应、寿命价值	只算峰谷价差，不计效率和衰减

风光的边际燃料成本接近零，不代表边际经营成本为零：每多承诺一段刚性电量会增加偏差风险；频繁控制和储能循环可能增加寿命损耗；低价时段发电还可能带来负的商业边际。火电反而要先判断“市场价是否覆盖燃料、启停和机会成本”，再判断是否运行，但最终仍服从调度与安全约束。

4.10 投资模型的七张底表

底表	最小字段	与运营实绩如何闭环
资源与电量	分月/分时资源、设备曲线、各层损失、P50/P90	用实测资源和损失树逐项回测
建设投资	EPC、设备、接网、征地、开发费、预备费、建设期利息	用最终合同、变更、索赔和转固复盘
收入	产品、量价、期限、机制、绿证、辅助和容量	用正式结算科目和实现电价替换假设
运营成本	固定/变动、年度大修、土地、保险、共享服务	按工单、合同、资产年龄形成曲线
税与会计	税费、优惠条件、折旧、资本化、退役义务	用申报、审计和资产组件台账校正
融资	资本金、提款、利率、还本、储备、契约	用实际提款、利息、DSCR和受限资金校正
情景与退出	资源、造价、价格、限电、故障、汇率、残值	把真实异常和最新市场规则加入压力场景

投资委员会至少应看到以下独立敏感性，而不是只看一个内部收益率：资源下降、并网延期、造价上升、利用小时下降、捕获价格下降、偏差成本上升、关键设备长停机、机制电量减少、利率上升、应收延长、绿证价格为零和退役成本上升。相关变量有相关性，例如新能源大发常同时伴随捕获价降低，不能把每个下行情景孤立后再声称“同时发生概率很低”。

4.11 盈亏平衡的三种问法

1. 物理盈亏平衡：在给定实现价格和成本下，至少需要多少结算电量覆盖运营成本与折旧？
2. 现金盈亏平衡：至少需要多少回款覆盖现金运营、税费和债务本息？
3. 契约盈亏平衡：在贷款DSCR、储备账户和分红限制下，什么条件允许资金上划？

【教学示例】若年度固定现金支出与债务本息合计4,000万元，每MWh可贡献的现金边际为220元，则不考虑其他现金项目时，现金平衡电量约为181,818MWh。若实现电价下降而现金边际只剩180元，则平衡电量升至222,222MWh。这个简单算式用于揭示杠杆，不替代完整税费、机制和季节性模型。

4.12 长期购电合同/PPA的十二个条款旋钮

旋钮	关键问题	对物理运营的影响
产品	物理电、财务差价、绿电还是组合	决定是否需要实际交付与绿证匹配
期限	年数、起始、并网延期和延长	影响融资和延期责任
电量	按发电、固定曲线、最低量还是尽力	决定数量风险归属
价格	固定、指数、封顶保底、分时	决定价格和基差风险
节点	场站关口、市场节点或用户侧	决定线损和基差
偏差	谁预测、谁调整、谁承担费用	决定预测交易接口
限电	系统限电、项目原因限电如何处理	决定损失和免责证据
环境属性	随电交付、独立交付、核销和声明	决定绿证库存与双计控制
信用支持	保证金、保函、母公司担保	决定对手敞口和现金占用
法律变化	市场、税、绿证、价格机制变化	决定重谈或终止权
不可抗力	自然灾害、政府行为、供应链	不能替代正常设备维护义务
终止结算	违约、提前终止和市值补偿	可能形成远超月度电费的风险

长期合同的“锁价”并不等于锁定利润。若项目按固定曲线交付，而资源低于预期，企业可能需要在高价时段买回缺口；若环境属性交付失败，还可能同时承担替代采购和绿色声明责任。