进入2023年，中国新能源电站开发投资边界发生着若干全新变化，其中由于参与电力市场化交易而带来的电价变化，正成为大型地面电站投资最为不确定的因素之一。
笔者之前曾报道过， 在现货交易试点一年之后，2022年山西大部分的光伏电站陷入了电价“困境”，交易之后的电价大幅打折，部分光伏电站上网电价低至0.2元/度，在补贴拖欠的情况下，项目公司甚至难以还本付息。
值得注意的是，同样位于山西省，某一光伏领跑者电站的绿电交易，则以高于脱硫煤价格约5分/度的价格成交。这足以说明，在电力交易市场，风光电站的报价交易策略对于电价的浮动至关重要。当然，电价差别的关键一点还在于，目前在大部分省份，补贴项目与绿电交易之间的关系，政策层面还未给出明确的规则。然而从目前情况来看，对于补贴存量项目来说，补贴拖欠叠加交易电价骤降，对于投资收益来说仍然是巨大挑战。
实际上，新能源参与电力市场交易已经成为大势所趋，中长期交易、现货交易、绿电交易已经成为新能源投资企业的必修课。国家发改委、国家能源局也数次发文就绿色电力交易、绿证交易、绿色能源消费认证等方面，逐步健全绿色能源消费机制。未来随着可再生能源消纳责任权证逐步落实至市场主体，绿色电力消费需求将进一步释放。
在日前中国光伏行业协会2022年度回顾与2023年展望会上，国家能源局新能源司副司长熊敏峰在致辞中指出，当前，电力市场改革深入推进，新能源参与电力市场是大势所趋，希望大家加强研究、主动适应，提前应对新挑战，提高光伏参与电力市场的能力，我们也将会同和配合有关方面研究适应新能源特点的电力市场机制，稳定投资预期。
在中国光伏行业协会回顾展望会上，北京交易中心介绍到，2020-2022年近三年新能源市场化交易价格逐年升高。2020-2022年近三年国网经营区光伏市场化交易价格为0.141元/千瓦时、0.221元/千瓦时、0.235元/千瓦时。但实际上，据笔者了解，同一区域的不同光伏电站由于交易策略的不同导致最后成交价格千差万别。
