新能源发电：核对限发与实际捕获电价

新能源发电企业的装机兆瓦数，不能直接决定实现收入。风光资源、设备停机、限发、出力时段和合同结算都很重要。解释经营表现时，应把实际发电连回捕获电价，不能直接用全市场平均价乘以装机或产量。

分开容量、潜在发电和交付电量

EIA把容量因子定义为实际发电量除以同一期间连续满功率运行可产生的电量。分母必须使用相容的额定容量和时间窗口，但这个比例本身不能说明为什么没有达到满功率。

假设一座虚构100兆瓦设施观察1000小时，满功率电量为10万兆瓦时。资源条件原可产生4万兆瓦时，但其中5000被限发，交付量为3.5万。实际容量因子35%，而资源潜在比例为40%。把二者混为一谈，会把限发与资源变化混在一起。

假设观察期有两个等长价格时段，电价分别为每兆瓦时20和60。设施在低价时段交付2万兆瓦时，在高价时段交付1.5万。

假设时段	交付兆瓦时	电价	能源收入
低价时段	20000	20	40万
高价时段	15000	60	90万
合计	35000	按电量加权	130万

按相同小时数计算的市场平均价格为40，但设施捕获价格为130万除以3.5万，约37.14。它在低价时段发得更多，所以低于简单市场均价。若直接以40乘实际电量，会高估本例能源收入10万。

再假设另外一份金融结算合同，数量2.5万兆瓦时，固定价50，对约定参考指数40结算，收到25万。加上现货收入，现金总额155万，相当于每交付兆瓦时约44.29，尚未扣其他成本。

这个例子明确假设合同数量和指数。随发随结、逐时形状义务、节点基差或负价条款，都会产生不同结果。只有真实条款支持时，才能把固定合同价格当作每一兆瓦时发电的实现价格。发电量与合同数量不同，也不应自动假设多出部分获得同样保护。

工作表分别记录潜在电量、设备停机、限发、交付、逐时市场价值和合同结算。损失电量可能获得补偿，也可能没有。收到限发补偿不代表物理电量已经交付；未补偿的限发，也不能不看具体时段就按一个正平均价估算损失。

出力增加而捕获价格下降、拥堵转向项目接入节点，或者合同临近到期，都是具体复查条件，分别对应出力形状、地点基差和商业保护。它们不能自动说明设备效率下降，也不能凭一个全年电价概括全部影响。

还应核对电量计量点。设备端发电、扣除自用后送出电量，以及客户结算电量可能不同。储能充放电也会改变时段分布，并产生损耗和额外合同。若企业同时出售环境属性，相关收入应另列，不能重复塞入能源捕获价格后再加一次证书销售。

这张表解释明确市场与合同条件下的物理到现金链，未计债务、税、运营费用和独立出售的环境属性。因此不是净利润或价格预测，也不能证明装机容量具有保证回报。

项目组合还应保留各自接入节点。相似风光条件下，本地拥堵也可能产生不同捕获价格。若只有地区均价，应标明它是代理，保留缺失的节点基差，不能悄悄用无关交易中心价格替代。

不能。资源条件、限发和设备停机都可能降低它。应先拆分能量损失类别，再确定原因。

没有。数量、时间、地点、参考指数和排除条款，仍可能使合同与真实发电不匹配。必须读取相关协议。