电力市场化时代加速来临 新能源业主如何化解经营风险？

构建以新能源为主体的新型电力系统，客观要求新能源逐步进入电力市场，将给新能源业主带来多方面风险，如何认识和管理好市场环境下的风险，涉及复杂的政策、技术和运营模式等问题。本文分析了新能源进入市场交易的必然性、当前进程和随之而来的风险，以及提出新能源企业可采用的应对措施。

（来源：微信公众号“奇点能源”作者：王康）

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新能源参与市场化交易是大势所趋

（一）新能源参与市场化交易由来已久

新能源参与市场化交易并不是新鲜事物。在新能源占比高、消纳难的三北地区，富余新能源电力通过电力市场进行消纳已成惯例。2017年，发改委、能源局批准开展跨区省间富余可再生能源电力现货交易。在送端调节资源用尽，可再生能源仍有富余发电能力，充分利用跨区通道可用输电能力，组织开展日前、日内不同区域间的现货交易，实现区域电网间调节能力的余缺互济。

新能源省内交易也越发普遍。近年来，包括青海、山西、陕西、内蒙古等省（区）陆续出台政策，明确新能源参与电力市场化交易。特别是“合理利用小时”之外的电量，基本上都通过市场交易消纳。东北地区采暖季也出台政策鼓励新能源参与电采暖交易。而同时，在全国八个电力现货市场建设试点当中，已有甘肃、山西和蒙西等试点开展了新能源参与的结算试运行。

（二）新能源进入市场是大势所趋

为发掘电力系统的消纳潜力和提升平衡能力、协调新能源与传统能源的利益格局，都要求新能源参与市场化交易：

1.新能源更大规模发展的需要。我国新能源发电量占比已达总发电量的10%，装机也超过电源总装机的25%，正式进入“高比例新能源”的门槛。新型电力系统中，新能源真正成为主体电源，需要更大规模的增长，预计2030年电量占比将超过25%，装机近总装机的一半。消纳责任权重机制无法长期支撑新能源的增长，届时弃风、弃光问题有可能抬头，需要用市场手段和价格机制促进其高效消纳。

2.构建整体电力市场的需要。新能源具有低边际成本、高系统成本特性，应成为辅助服务等调节商品的购买者；在现货市场建设过程中，新能源作为优先发电电源，是导致不平衡资金问题越发严重的重要原因；而新能源的减碳价值也只有进入市场，才能充分变现。新能源对电力市场各个环节造成重大影响，只有作为市场参与主体，才能构建一个完整、科学、实现各方利益均衡的市场环境。

3.电力系统安全运行的要求。由于新能源的随机性和间歇性，以大电网调度为主的集中平衡方式不再适用。尽快将新能源纳入电力市场并作为辅助服务市场重要的分摊主体，通过中长期交易+现货市场协同，提升新能源厂站分散预测和分曲线报价的能力，促进新能源自建或购买调节资源，自主对偏差部分进行削减，能有效促进电力系统电力供需平衡。

（三）新能源市场化进程加快

随着新型电力系统构建目标提出，国家政策也在频频释放推动新能源进入市场的信号。今年4月份，发改委、能源局印发《关于进一步做好电力现货市场建设试点工作的通知》。《通知》提出，稳妥有序推动新能源参与电力市场。鼓励新能源项目与电网企业、用户、售电公司通过签订长周期差价合约参与电力市场。引导新能源项目10%的预计当期电量通过市场化交易竞争上网。尽快研究建立绿色电力交易市场，推动绿色电力交易。

今年7月份，发改委发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》中，明确了新增风电、光伏项目电价执行当地燃煤基准价（但未明确保障收购小时数），同时提出新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。《通知》促进新能源入市意图明显。

9月份，针对体现新能源绿色电力价值的绿电市场正式启动。绿电交易一方面为新能源企业实现绿色低碳价值变现提供了途径，另一方面为企业获得绿色电力提供了普惠性的渠道，将为新能源进入电力市场提供重要的推动力，在社会上产生了广泛的影响。

11月份，发改委、能源局复函同意国网公司《省间电力现货交易规则》，同时要求“积极稳妥推进省间电力现货交易，优先鼓励有绿色电力需求的用户与新能源发电企业直接交易”，通过绿电市场实现用户与新能源企业省间直购将大幅提高绿电的供需匹配。

随着新能源参与电力市场的相关政策密集出台，可以预见在新能源迅速发展以及电力市场推进进程加快的背景下，新能源电站参与市场化交易的时代将加快来临。

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市场化交易给新能源业主带来的风险和挑战

新能源市场化趋势来势迅猛，但新能源业主习惯了“保量保价”为主的经营模式，对于参与市场化交易准备不足甚至比较“抗拒”，一方面来自于新能源降价参与市场交易的不愉快体验；另一方面因为新能源某些“先天不足”导致在市场中处于劣势，加大了新能源业主对市场风险的恐惧。

据初步了解，跨区省间富余可再生能源电力现货交易，价格普遍低至0.1元-0.2元/kWh，大幅低于标杆上网电价；省内交易价格平时也普遍低于标杆上网电价。导致新能源企业收益降低明显，业主们普遍将市场化视作“掠夺”新能源收益的手段。

的确，新能源的资源特性，决定了新能源在电力市场中存在劣势：

一是新能源的随机波动性导致报价策略和偏差管理的困难。新能源出力不确定、短期内大波动对于市场化而言实属无奈。根据有关机构的统计，风电单点预测准确率50%以上的比例仅55%，光伏单点预测准确率85%以上的比例为45%。较为精准的出力预测是新能源企业合理制定中长期+现货市场策略的基础，否则很容易因量、价申报不合适承受损失和承担相应的偏差考核。据悉，山西电力现货市场中，有风电企业因实际出力与短期预测出力存在偏差，单月罚款达到80万元，几近总收益的20%。（相关数据参考中国电业刘光林：新能源如何参与现货市场？有哪些优劣势？）

二是新能源的强相关性导致“价格踩踏”。新能源的另一个问题是电力的强相关性与反调峰特性，特别对于光伏来说电站之间发电同时性基本一致，导致大发时段电价快速下降。山西、甘肃等几个现货试点省份及国外经验均表明，典型的“鸭型曲线”效应下，光照好的时段，电价可能低至零甚至负电价，而无光照的情况下电价较高。风电同样存在类似问题，今年10月31日，山西省风力负荷从380万kW迅速攀升到11月3日的1033万kW（负荷占比从12%上升至34%），成为促使山西现货实时市场均价骤降70%（从549.2元/MWh降至159.84元/MWh）的重要原因。考虑中长期市场价格将参考现货市场，新能源的出力特性使其在中长期和现货市场中均难竞得高电价。

三是网络阻塞风险。新能源电力的低密度特性（既体现在空间上，也体现在时间上），导致新能源富集地区的相关输电线路潮流波动较大，具有明显的潮汐特征。在新能源大发时段易造成网络阻塞，从而给处于送端的新能源机组带来限电风险。

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关于新能源企业参与市场化竞争的建议

新能源发展进入新的历史机遇期，也面临着更大的责任。全面进入平价之后，对于新能源参与到电力市场竞争的需求更加迫切，也客观要求发电企业充分考虑新能源收益风险和资产减值风险，将重塑企业投资、建设和运营模式。新能源企业应对市场化挑战有一个复杂、艰难的过程，现提出不成熟的建议如下：

1.转变经营观念，拥抱市场化交易带来的风险与机遇新能源参与电力市场，打破了保量保价为主的经营模式，以前相对确定的投资决策和资产评估方式将不适用，新能源企业需要调整项目投资、收购决策模型，应用不确定模型和加强灵敏度分析，根据企业情况设定风险偏好，按照风险收益预期设定合理的收益置信区间，寻找与自身风险防控能力相适应的项目。同时，不断在风险中寻找机遇：首先是电力供需不平衡将不断创造高电价机会，比如当前保供形式下，新能源参与交易将获得电价上浮收益；其次碳市场环境下，煤电机组成本上升将使市场边际电价上升，提升新能源的竞争优势和收益水平；第三是客户对绿色电力的需求逐步释放，新能源积极参与绿电市场，能实现绿色价值的变现。

2.加强负荷预测和提升市场参与能力数据将成为市场决策的生命，企业要加强数字化能力建设，充分应用互联网、大数据等先进技术，最大程度获取气象、电力系统运行、电力市场主体方面的数据，提升功率预测精度，建立电力市场报价策略辅助工具。同时，建立电力市场专业队伍，加强电力市场政策研究，依托数字化技术不断优化报价能力，充分应用中长期交易价格锁定功能，兼顾偏差考核成本，寻求经济最优解。

3.增强自身调节能力新能源克服自身劣势，可通过配置储能，或购买共享储能、火电深调、光热、需求响应等调节资源，努力竞得高电价和降低偏差考核成本。在储能自建规模、调节资源购买与使用方面，也是一个基于大数据进行收益最优化的复杂问题。原则上来说，对于具有上、下调能力但成本较高的储能，应满足新能源一次调频要求同时，基于出力和价格水平预测，争取低（电价）充高（电价）放，实现储能效益的充分利用。购买火电深调、光热调节等下调资源，一般会发生在新能源大发电价较低时，平价项目此时可考虑自主弃电是否更加便宜。此外企业内部新能源电站之间、外部电源之间形成发电权转让长期关系，可有效防控风险。

4.采用专业化的运营委托模式由于新能源资产的增长和效益要求提升，当前新能源项目业主方普遍委托专业公司进行设备运维。未来随着市场环境更加复杂，基于风险防控需求，特别是国有企业的低风险偏好，可能促使传统设备运维向设备运维+运营托管模式转变。以天润新能旗下资产管理公司为代表的新能源运营或运维公司，已采用保底+超额收益分成的商业模式为业主提供电站整体运营托管服务。据天润新能业务负责人介绍，采用数字化的整体托管解决方案，从当前受托电站运行情况看，可实现新能源电站上网电量明显提升，电价波动率降低80%，能使托管电站收益提升5%-30%不等。专业运营公司由于具有更强的市场信息获取能力、更精确的新能源发电预测、更优的报价策略和更多的风险防控手段，同时能实现运营电站的规模化作业，发挥各电站之间的互补互济作用，综合优势明显。整体运营托管模式能有效隔离项目业主经营风险，未来可能成为新能源电站运营的重要方式。同时，未来更多的金融机构、资本以权益性投资、债务性投资进入新能源行业，由于缺少一定的专业能力，将更倾向于选择资产运营托管模式，以实现预期收益有效管理。