新的机遇or挑战？ ——蒙西新能源2024年交易规则变化及影响

2024年1月底内蒙古能源局印发《关于做好2024年内蒙古电力多边交易市场中长期交易有关事宜的通知》（内能源电力字〔2024〕55号），3月初蒙西交易中心在平台发布了《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》《2024年绿电交易衔接机制》文件。其中明确了2024年蒙西电力市场一系列的调整，这些变化对新能源企业有何影响呢？

（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：叶停停）

一、新能源侧交易调整主要内容

1、取消用户侧新能源比例限制，调整交易时序，优先新能源交易。

在2022年规则中，用户侧中长期电量固定新能源比例15%，2023年年度交易中改为20%。固定新能源比例带来一个问题，大风季新能源出力较好，中长期签约空间也较大；同时也会压缩火电的发电空间，导致火电意向签约中长期电量相应减少。此时新能源与用户侧双方均有协商签约意向，但是由于在2023年用户侧能够交易的新能源空间受到火电成交结果的影响，而火电中长期成交意愿不足导致用户签不到火电进而无法成交足额的新能源电量，此时用户与新能源主体虽都想成交却由于比例限制无法交易。虽然2023年7月份开始执行新能源比例动态调整规则，但是由于火电中长期电量有限，仍无法根本解决这一问题。

而2024年取消用户侧新能源比例限制，调整交易时序，优先新能源交易这一变化彻底解决了上述问题，将用户侧与新能源签约电量与火电成交结果彻底解耦。于新能源企业而言，这一变化有利于促进新能源消纳，进一步增加中长期合约的覆盖率，同时在中长期市场上，新能源企业的议价能力也得到提升。

2、调整年度交易限额，明确交易考核

相比2023年，2024年年度方案中针对年度交易约束进行了以下调整：

图1 年度交易限额变化

除高耗能行业，其余交易主体中长期交易要求均进一步增加，要求进一步提高中长期合约覆盖率，其中对新能源的年度成交量也做出了严格要求并明确了考核标准。同时，在执行现货市场超额缺额回收考核的基础上，新增月度中长期合约偏差考核。具体考核方式见下图。

图2 中长期合同偏差结算

通过这条变化可以看到蒙西市场对于中长期的偏差考核越来越细化、严格，未来还有可能向分时考核进行“升级”。2024年1月交易结算后不少企业都产生了较大的偏差考核电费。在未来，对交易人员的风险评估和风险控制能力也提出了更高的要求。根据交易中心披露信息，2024年年度合约偏差考核费用全市场共计约2.68亿元。

3、常规项目保障小时数减少

在新版交易方案中，基数是补贴项目电价最高的中长期品种，保障小时数减少意味着补贴项目合约价格受到进一步压缩，合约电价下行，结合风险防范规则变化，市场大部分补贴项目结算电价也将进一步下行。保障小时数自开现货市场以来变化见下图。

图3 保障小时数变化

4、新能源交易品种变化

补贴项目除了基数，直接交易品种只有竞价交易；无补贴项目交易品种变化不大。

同时，优化竞价交易电价出清方式（单边竞价，用电侧报量报价，发电侧仅申报电量）。竞价电价由55.7元/兆瓦时变为158.3（年度常规风电）/169（年度常规光伏）元/兆瓦时。虽然竞价电价得到比较明显提升，但由于取消常规项目的协商交易，因此最终整体中长期交易电价并没有得到提升，甚至有些机组合约价格不升反降。同时值得注意的是，由于供需关系的变化，目前来看月度竞价出清电价普遍高于年度。

5、交易曲线约束变化

交易曲线本身除23年要求外新增一条：新能源月度发电能力作为当月新能源交易（含置换交易）电量上限。这意味着需要新能源企业在月度调整发电能力时就要将月度交易曲线、置换交易分时策略全部制定好，也就是提前半个月规划好次月分日分时的交易曲线，否则将会影响后续的增量、置换交易。这对交易人员的长期预测能力、长期策略制定能力、多电站组合优化、统筹能力都提出了更高的要求。

6、风险防范相关规则变化

2024年新能源常规风险防范系数由0.85-1.1变为0.75-1.2。同时新增了触发条件，目前风险防范机制涉及量、价双重考核，分别为：

条件1：该场站当月区内协商、挂牌成交加权均价在基准价的正负 10%之间或该场站未参与协商、挂牌交易；

条件2：同时实际持有中长期合约比例不足90%的，按照降低数值的50%调减风险防范比例下限。

除电价约束外，新增了风险防范系数与持仓相关联的约束，因此依靠少量高价合约来提高结算电价的方法在2024年将不再适用，同时还要跟踪新能源发电量波动，关注持仓情况，避免持仓不足导致的结算减收；且增加持仓关联后新能源风险防范补偿系数最低可到0.3（0.75-90%/2）。这里值得注意的是，新能源中长期总成交量受到申报发电能力的约束，因此在进行申报发电能力时就要将新能源出力波动考虑进去，尤其是出力波动较大的风电企业，这对新能源的长期功率预测能力也有了更高要求。

同时，由于系数下限降低，新能源企业平均结算电价要下降15-20元/兆瓦时；上限虽然也有增加，但是由于其他约束限制，电价想要达到上限的难度也有所增加。不过，通过合理的交易调整，电价仍是可以达到上限的，这意味着交易影响的结算电价差距被进一步拉大。

7、执行峰平谷电价

2024年的新能源中长期交易将执行峰平谷电价，由于市场大部分新能源主体依靠风险防范补偿进行结算，因此其对新能源交易的主要影响表现在置换交易上，若2024年仍要进行分时置换交易，则要考虑分时电价的因素，否则一不小心就会突破上述风险防范的电价约束（该场站当月区内协商、挂牌成交加权均价在基准价的正负10%之间或该场站未参与协商、挂牌交易），导致巨额亏损。以50MW平价风电为例，由此导致的风险防范亏损在不同月份可以达到300万元到1000万元的量级。要想尽量避免分时电价对置换交易的影响，需要在年度交易时就做好全年的交易规划，同时月度置换时提前制定好交易策略。

8、增加月内交易频率

月内交易由原来的每五天一次，改为增量交易周一、周三、周五开展，置换交易工作日连续开展。该调整增加了交易频率，给了各个主体更多交易调整机会。但结合上述第五条，新能源总中长期成交结果受到月度申报发电能力（总量、分时）的约束，即使增加交易窗口，对新能源来说，实际调整空间也相对有限。

9、全面开展绿电交易

2024年3月1日交易中心发布了《内蒙古电力多边交易市场绿色电力交易实施细则（试行）》《2024年绿电交易衔接机制》文件，宣告蒙西绿电交易全面开展，且不参与绿电交易的主体将不再受到风险防范机制的保护，目前基本所有入市新能源项目均参与绿电交易。

绿色电力环境价值（以下简称“环境价值”）是绿电交易中绿色电力的附加价值，市场主体在中长期交易中分别明确电能量价格与环境价值。环境价值单独核算。对于年度已成交电量重新进行环境价值确认，在原有合约价格中减去环境价值后重新生成电能量价格。要注意的是，自绿电交易开始组织后，判断新能源风险防范触发条件使用的区内协商、挂牌成交加权均价中包含环境价值。因此新能源后续交易若想触发风险防范保护应保证协商、挂牌电能量价格+环境价值在[254.61，311.19]元/兆瓦时之间。目前蒙西绿电交易环境价值区间为[1，31.5]元/兆瓦时。

虽然绿电交易压缩了新能源企业中长期合约电价，但整体来看还是利好新能源企业的。以某机组311元/兆瓦时的合约价格为例，假定按照0.75系数进行风险防范补偿，约定环境价值为30元/兆瓦时，则设定环境价值后结算电价可以提升7.5元/兆瓦时（不过新能源企业还要对绿电偏差电量予以关注，避免触发绿电偏差考核）。具体过程见下图。

图4 绿电结算示例

二、总结

总的来看，2024年交易频次虽有所增加，但是由于对新能源中长期交易新增了诸多约束与考核，新能源企业在电能量市场的交易调整空间整体是受到压缩的，2024年新能源企业电价下行是必然。同时对交易人员风险控制、政策理解的能力也提出了更高的要求。通过1月市场信息披露数据可以看到，2024年1月相比2023年12月，新能源整体结算均价下降近两分钱（19.2元/兆瓦时）。在未来，新能源交易需要风险控制与交易增收并重。

图5 发电侧结算电价对比

三、一点应对建议

首先要深刻理解交易规则，同时结合新能源电量波动性把控交易风险，避免触发交易考核。最后，若想提高新能源结算价格，还要深刻理解现货市场电价出清机制，结合中长期预测能力与多电站组合优化策略调整新能源中长期持仓情况，同时兼顾避免触发诸多考核，才能有效提升新能源企业收益。