新能源入市的风险应对及策略分析

2015年电改9号文发布，标志着我国新一轮电力体制改革工作正式启动。随着改革的不断深入，2022年1月18日，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号），把建设全国统一电力市场体系提上日程，《意见》明确，2025年全国统一电力市场体系初步建成；2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。

(来源：中国电力企业管理 作者：张蓉)

当前形势

新能源参与电力市场整体情况

2021年新能源总体参与电力市场的比例为30%左右，2022年超过35%，各省新能源参与电力市场交易的程度不同，市场化上网电量比例在15%～65%，其价格水平也发生了显著变化，在新能源高占比的地区，参与电力市场后的价格普遍走低。

新能源参与市场情况复杂多样。目前新能源参与的市场类型主要包括电力市场、绿电市场、绿证市场、碳市场等；参与的市场形态包括中长期市场、现货市场、辅助服务市场；开展的交易品种有电力直接交易、发电权交易、合同转让交易、绿电交易等；交易方式上，存量带补贴项目以“保障性消纳+市场化交易”结合为主，其中“保障性消纳”部分电量执行批复电价；新增平（竞）价项目全电量参与电力市场，由市场形成价格。

新能源消纳情况

新能源持续快速增长超过用电需求增长。2017～2022年，近五年全国全社会用电量年均增长6.1%，同期电源装机年均增长7.52%，风电装机年均增长高达16.55%，而光伏装机年均增长高达32.18%，新增用电市场难以支撑各类电源，特别是新能源电力的快速增长。“双碳”背景下，我国明确2030年风电和太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。

局部地区消纳压力增大，限电率升高。2022年，国家电网经营区域内预计弃风率3.8%，弃光率2.4%，均有所升高。经测算，2023年，预计弃风率7.7%，弃光率5.9%。冀北、冀南、吉林、黑龙江、甘肃、青海、新疆、湖南、西藏、华北新能源弃风、弃光率将高于5%。

典型区域情况

甘肃（现货试点）

交易规模持续扩大。2022年甘肃风电保障小时数为200小时，光伏166小时，预计2023年保障小时数与2022年基本持平，新建项目无保障小时，全额参与市场交易。全电量在现货市场中实现。保障小时数内的基础电量和中长期交易电量均需带曲线申报电力，通过现货市场实现，电力市场从曾经的电量交易向电力交易转型，需要转变观念，根据市场情况统筹考虑基础和交易的比例。对交易策略要求高。由于市场化程度高，交易规则复杂，交易策略制定直接影响经营效益，制定科学的交易策略至关重要。

内蒙古（蒙西现货试点）

蒙西（现货试点）：交易规模持续扩大。保障小时逐年下调，2023年保障小时数：风电从1100小时下调至550小时，光伏由900小时下调至400小时。交易方式协商（包括协商、挂牌、跨省及电网代购）和竞价。2023年协商小时数：风电由400小时增至950小时，光伏由300小时增750小时；风电、光伏分别超出1500小时、1200小时的电量参与竞价交易。交易电价、协商小时数中，除电网代购部分价格略有下降，其他均与保障小时数的电价基本持平。竞价交易按照发电能力进行申报，可优先调度，竞价交易价格为55.7元/兆瓦时。现货交易导致电价整体降低。2022年6月起，蒙西开展现货连续结算运行，由于新能源区内中长期存在限价和带曲线签约的规定，超额收益时面临回收，而在降价交易或现货亏损时，又不能得到补偿。现货市场结算价格为新能源企业中长期交易电价的90%，新能源企业现货交易中整体降价约20元/兆瓦时。

蒙东：交易规模持续扩大。2022年蒙东风电保障小时数为1220小时（省内风电700小时，外送520小时），预计2023年风电保障小时为1200小时（省内风电800小时，外送400小时），同比下调20小时，超出保障及外送小时数的电量参与区内交易。交易形式上，2023年蒙东地区平价新能源项目不再与火电同台竞价。辅助服务分摊费用呈上升趋势。蒙东及东北地区2023年将新增新能源超过1000万千瓦，新投产的新能源机组将增加调峰需求。

山东（现货试点）

2022年，按照交易规则，新能源电站（不含扶贫光伏）按自愿原则参与中长期交易，按照风电、光伏典型发电曲线或自定义曲线，申报合同电量、价格。未参与中长期交易的新能源电站（不含扶贫光伏），按实际上网电量10%参与现货交易。按实际上网电量10%参与现货交易的方式为过渡模式，逐年扩大参与比例，在2030年前集中式新能源电站均实现全电量参与现货交易。参与中长期交易的新能源电站全电量参与现货交易；未参与中长期交易的新能源电站（不含扶贫光伏），按照实际上网电量10%参与现货交易，按交易价格结算，其余90%按照政府批复电价结算。2023年按照规则“集中式新能源场站自某月起全电量参与现货市场后，年内不得更改参与方式”。

山西（现货试点）

交易规模持续增加。2022年电力市场交易同比增加8%，优先省内交易，风电保障小时数约占发电利用小时数的20%，光伏保障小时数约占发电利用小时数的10%。全电量在现货市场中实现，保障小时数内的基础电量和中长期交易电量均需带曲线申报，通过现货市场实现，出现现货高电价时段，新能源为多结算高电价，会舍弃部分基数电量。对交易策略要求高。中长期合同均带曲线签约，存在结算高电价的机会和偏差考核的风险，对报价和预测要求高。辅助服务分摊费用呈上升趋势。2022年省内新能源装机占总装机的36.61%，新能源机组将增加调峰需求。

云南

新能源全电量参与交易。云南省新能源交易分枯平期和丰水期开展。2022年1～5月及11～12月（枯水期），风电、光伏全部电量为市场化电量，参与市场交易，按照交易实际成交价结算；2022年6～10月（丰水期）电量全额保障收购，电价按当月月度集中竞价交易成交均价结算。目前风电以大用户交易为主，不参与外送。

青海

新能源全电量参与交易。交易以省内大用户和外送为主，其中省内未开展现货交易，省间开展少量现货交易，跨省外送电价高于省内交易，积极争取参与高电价跨省区外送交易，统筹好量价组合，实现效益最优。由于青海新能源装机占比大，受制于网架结构和外送通道建设严重滞后，积极参与市场交易，可降低限电损失。

宁夏

交易规模大。2022年，宁夏风电保障小数311小时，光伏保障小时数228小时，其他均参与市场交易，2023年预计与2022年相当。交易形式上，主要以大用户交易和跨省区外送为主。外送交易活跃，2022年宁夏地区开展银东直流送山东、灵绍直流送浙江、昭沂直流送山东，外送华中、西南、西北其他省份等交易。2022年宁夏试点绿电交易，试点包括区内和外送绿电交易，成交电价较高。随着2023年平价项目陆续投产，区内绿电交易份额和价格都存在“双降”风险。

黑龙江

交易规模持续扩大。2022年，风电保障小时数仅为404小时，同比降低810小时，大部分电量参与市场交易。2023年风电保障小时数预计与2022年持平。主要以中长期交易为主，少量现货试运行。强制风（光）火捆绑交易，即要求风（光伏）与火电进行捆绑参与大用户交易，交易比例逐年增加（1∶5变更为1∶4），由于火电交易电价上调20%，导致风电降价幅度增加。辅助服务分摊形势严峻。2023年，随着黑龙江风电平价项目大量投产，辅助服务市场进一步运行，预计风电辅助服务分摊存在升高风险。“资金池”政策倒逼基础电量结算。“资金池”政策为黑龙江省特有要求，超过保障小时数的，面临被“资金池”低价（年度交易中最低价格）收购的风险。

新能源参与电力市场

面临的主要问题

一是风功率预测不准，签订中长期交易曲线风险大。现货模式下，中长期合同均带曲线签约，由于新能源出力具有波动性、间歇性，致使新能源发电出力曲线难以与用户的用电曲线匹配，特别是难以实现长周期的与用户曲线相匹配。差价合约执行和偏差考核，使得原本用以提前规避风险、平衡供需、稳定市场预期而设计的中长期交易已成为影响新能源发电企业盈亏的重要风险。

二是政策规则各不相同，交易策略需要“量体裁衣”。各省区新能源市场环境各不相同，在制定交易策略时结合当地电力市场建设情况，尤其是中长期交易灵活性、现货市场价格限制，以及对风险的承受能力，需要综合考虑中长期合约电量的分配比例、中长期月度执行情况、功率预测准确率及市场供需情况，确定年度、月度等各个交易周期的交易电量比例，制定对于价格风险、偏差风险的对冲策略，“一省一策”甚至“一场一策”，量体裁衣地制定交易策略。

三是全额保障性收购制度难以落实到位。对于新能源参与交易的省区，新能源实际利用小时数中，大部分电量属于低价市场化交易。随着新能源大规模快速发展，出现类似情况的地区在逐步增加，全额保障性收购制度难以落实到位已成现实。例如，蒙西地区从2016年开始开展风电交易，保障小时数从1900小时下降至2022年的1100小时；甘肃地区2022年风电保障数小时仅为200 小时。

未来展望及思考

随着电力市场体系建设的不断加快，现货市场试点全面推进，新能源参与市场交易的规模不断放开，中长期交易频次增加、品类增多，叠加辅助服务市场，电力交易愈加复杂多变，新能源参与市场交易需要转变观念，按照“一省（网）一策”更加全面、系统地统筹协调参与，实现效益最优。

加强政策研究，强化发电主体协同

新能源企业应高度重视政策与规则给公司经营带来的重大影响，善于在源头上有理有利、有力有节、持之以恒地积极争取有利于新能源的政策与规则，与行业协同争取发电效益，共同将新能源参与市场交易存在的相关问题向政府主管部门、电网公司反映，积极争取有利于新能源利益的政策和规则出台和修订。

转变观念，加强市场营销学习

随着新能源参与市场交易的规模扩大，新能源企业需要转变观念，提高应对市场的敏锐度和前瞻性，要不断深入参与市场，加强对相关政策和规则的学习，加强与新能源发电企业、市场用户及火电企业的沟通交流，深入了解市场，为交易决策提供充分依据；强化人员业务培训和经验交流，熟练掌握交易知识、交易规则和交易技巧，通过多种方式综合提升营销管理人员的业务素质和实战本领。

加强技改投入，提高风功率预测准确性

加强风功率预测系统的建设，提高预测数据准确性，提高运行机组市场竞争能力。特别是在现货交易方面，新能源企业参与市场模式及电力曲线直接决定电价高低。现货运行过程中，要熟练掌握现货量价曲线对公司收益的影响，灵活运用天气预报，精准预测新能源功率，精细操作现货市场发电负荷，减少高价负现货电量、增加高价正现货电量；有效防范来自于现货市场的价格波动与电量偏差两个方面的市场风险。

加强绿证及绿电交易市场统筹运营

2023年2月15日，国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》，就进一步完善绿电交易机制和政策，稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易，更好地实现绿色电力环境价值提出有关要求。随着有利于能源绿色消费的体制机制的建立，绿电市场运营机制逐步完善，新能源企业要加快布局开发绿电市场，积极储备绿电客户，统筹做好绿电、绿证销售工作，实现绿电的环境效益，推动新能源经营效益提升。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年04期，作者单位：中国大唐集团新能源股份有限公司