徐进：关于新能源全面入市带来的系统思考

136号文（《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》和394号文（《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知》）犹如两道耀眼的闪电划破夜空，照亮了新能源全面入市的道路，吹响了新能源市场化改革的号角，标志着新能源电价机制从“计划电”向“市场电”迈出了最关键的两步，预示着新能源传统发展模式进入“死胡同”，不仅让新能源全面入市有了“规划图”“路线图”和“施工图”，而且彻底改变了新能源既有发展逻辑，给新能源未来发展和电力市场化建设吹响了革命性号角，是能源发展史上两大“里程碑”事件，对推动新能源高质量发展、构建新型电力系统具有重要意义。尤其是在当前我国能源加速转型变革的大背景下，新能源全面入市交易既带来前所未有的机遇，又面临史无前例的挑战，具体归纳起来可概括为五大亮点、五大痛点、五大迷思、五大对策。

（来源：微信公众号“电联新媒”作者：徐进）

新能源全面入市带来的五大“亮点”

亮点之一，有利于实现资源优化配置。能源电力作为相对垄断的行业，电力价格是国民经济的基础价格，往往“牵一发而动全身”。新能源全面入市是继2021年进一步深化燃煤上网电价市场化改革后的又一重要改革举措‌，出发点就是要借用“市场无形之手”，让市场在新能源资源配置中起决定性作用，更好协调好各利益主体关系，以尽可能少的资源投入带来更大的产出效益。同时，通过大幅降低各种补贴和全面“断奶”，让新能源在电力系统中的价值得到更充分的体现，引导新能源资源科学合理配置，有效打破不同地域壁垒限制和地方保护主义，避免“暗箱”操作，保障项目高效投资建设，促进跨省跨区交易规模扩大，实现新能源资源在更大范围内优化配置并让配置效率全面提升。

亮点之二，有利于推进产业相互协同。随着风光等新能源在电力系统中的渗透率不断提高，早已从以前的“小透明”变成了现在醒目的“大明星”，难以再躺在“安乐窝”里，到了该分担起我国能源转型重任的时侯了。新能源全面入市交易后,风光可再生能源将会自觉履行其在打造新型能源体系中的职责，主动配合和积极推动各类电源在电力系统中的价值体现，更加自主地强化储能等配套设施的建设，不断提升自身发电的稳定性和可靠性，合理公平地承担电力系统的调节成本，同其他电源一道共同肩负起降碳减排的历史责任，促进新能源与其他电源品种、电网间的互动有机协调发展，这对推动我国新型能源体系建设、助力“双碳”目标实现将产生积极而深远的影响。

亮点之三，有利于促进技术全面进步。技术创新是推动产业变革的核心动力。新能源全面入市将会对以风光为主的新能源全产业链的技术、成本、生产工艺、生态效益等都带来前所未有的机遇和挑战，宣告整个行业正式进入“毕业季”，开始“踏入社会自食其力、自谋生路”，推动产业发展从“政策依赖”向“技术驱动”转变，意味着全寿命周期成本更低、综合技术水平最优的企业将获得竞争优势，倒逼企业加大技术创新、发展新质生产力、锻造核心竞争力，不断研发出发电效率更高的电池和超大单机容量的风力发电组，持续不断降低行业的度电成本，构建技术先进、成本低廉、安全稳定、生态友好的风光发电技术体系，增强同其他电力品种同台竞争的底气和“资本”。

亮点之四，有利于打破电力交易壁垒。市场化是我国电力体制改革的根本方向。电能作为一种特殊的商品，其无法大量存储的特性，导致发电出力与用电负荷功率间的供需平衡显得尤为重要，而市场化是实现电力供需实时平衡最有效的手段。近年来，我国市场化交易电量逐年提升，新能源全面入市和加快电力现货市场建设是继煤电容量电价落地后我国电力市场化改革迈出的关键之步，有利于真正打破新能源电力交易省际壁垒、促进跨省份交易规模扩大，为电力市场化改革注入了新活力和新鲜血液，并在此基础上持续完善电力现货与中长期交易间的有效衔接，稳步推进绿电交易、绿证交易和碳交易，确保多层级、多品种的全国统一电力市场体系尽快建成。

亮点之五，有利于提升经营管理能力。企业是产业发展的核心主体，企业强则产业壮。新能源全面入市意味着新能源企业真正告别以前“躺着赚钱的安逸日子”，倒逼企业进行“能级跃升”，以更加积极的姿态迎难而上、苦练内功、主动求变，切实加强成本控制和技术创新，更加重视项目投建营一体化经营理念和树立全寿命周期的管理理念，通过提高发电效率、降低运营成本等各种途径，切实提升项目的盈利能力和独自闯市场的能力；通过优化管理模式和完善经营机制等不同手段，全面提高核心竞争力，争做全能型的“六边形战士”，练就一身克敌制胜的“硬功夫”，不但能投会建，而且善管擅运，还要能掐会算，真正成长为全能达人、多面高手。

新能源全面入市的五大“痛点”

痛点之一，电力消纳降低的风险。在当前我国电力供需总体相对宽松、局部可能紧张的大环境下，能否确保上网消纳才是影响新能源发展的最大“命门”。近年来，在各种因素叠加影响下，加上新能源存在发电时间与负荷不匹配等问题，上网限电比例持续上升，利用率出现下降趋势，这种情况在一些新能源装机大省表现尤其突出。新能源全面入市后，受外送渠道不足和本地消纳容量有限的制约，弃光弃风的难题有可能卷土重来。如何确保新能源电力合理有效的消纳，才是需要面对的最紧迫任务，否则企业投资将会“竹篮打水一场空”。

痛点之二，收益出现下降的风险。投资收益能否有保证是所有投资主体最关心的问题。新能源全面入市后，必然会面临着价格震荡、曲线波动、政策影响等诸多问题，尤其是因竞价带来的机制电价要低于标杆电价，将难以避免地导致新能源上网价格普遍走低，加之辅助服务分摊、系统偏差考核等相关费用的累加影响，新能源项目投资收益会出现整体下降的局面，从而大幅降低了企业投资回报期望，尤其是因上网价格的随机波动性、消纳能力不足等问题将直接反映到企业财务报表上，导致财务指标不佳，甚至影响到企业融资能力和投资者信心等。

痛点之三，投资模式重构的风险。新能源全面入市后，新能源项目从“保量保价”变为“量价皆不保”，且由于上网电价呈现波动性，保障利用小时数亦不复存在，项目收入由保障性收入变为“市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用”，意味着项目测算模型的底层逻辑发生质变，需要借助仿真系统对项目全寿命周期运行状况进行科学评估，并结合先进的算法和多场景模拟法对不同时期的上网电价和电量进行科学预测，对项目经济评价方法和评价模式优化重构，通过敏感性分析等风险分析法来衡量因不确定性带来损益的可能性，以适应项目新投决的要求。

痛点之四，行业洗牌加剧的风险。新能源全面入市后，极可能出现马太效应，加大新能源企业的优胜劣汰和两极分化，那些具备发电出力预测、电力市场交易能力和度电成本低、技术好、布局储能和跨区域的企业在议价上有明显优势；而那些缺乏市场应对能力、没有足够的资源参与竞价和交易，以及度电成本高、依赖补贴、缺乏市场能力、区域布局差的企业面临被动。从短期来看，总体上是利空的，整个板块大概率是下行的，需要做好新一轮洗牌的准备，上游设备和组件供应商卷价格、卷技术、卷迭代，中游开发建设商抢备案、抢并网、担心业务难长久，下游运营融资商担心收益下降、还款难有保证。

痛点之五，区域两极分化的风险。新能源发展本身具有鲜明的地域特征，需要考虑不同省份的资源禀赋、环境条件、经济基础以及政策导向等因素。新能源全面入市后，由于机制电量、机制电价及执行期限均由各地结合自身发展情况制定，意味着地方政府有很大自主权，加上各地区资源禀赋不同、总体装机结构情况不同，电力供需以及上网电价条件也不尽相同，而且不同省份的电力市场建设情况也各不相同，这意味着新能源的区域化特性将更加明显，消纳空间大、处于负荷中心、市场交易规范的区域将备受投资者青睐，成为众相“角力”的重点；消纳压力大、远离负荷中心、交易不太规范的区域则让投资者望而却步。

新能源全面入市的五大“迷思”

迷思之一，未来绿证会不会变成“鸡肋”？绿证作为可再生能源电力的“电子身份证”，在我国虽起步较晚，但发展较快，截至今年2月底，累计核发的绿证高达50余亿个，其中可交易绿证超35亿个。136号文明确提出要“强化改革与绿证政策协同，纳入可持续发展价格结算机制的电量，不重复获得绿证收益”，这意味着纳入机制电量的新能源发电量，其环境价值部分的收益被替换，有可能会导致市面上可流通的绿证急剧减少，让绿证核发处于较被动局面，企业将在机制补偿收入和环境溢价之间艰难抉择，使绿证作为新能源收益一个重要补充，刚起步就面临着“盛名之下，其实难副”的“尴尬”境地。

迷思之二，中长期市场与差价结算机制如何有效衔接？现行的政策鼓励新能源参与中长期市场，而且目前新能源市场交易已达60%，其中绝大部分为中长期交易。而136号文推出的差价结算主要是按月度发电侧市场同类项目加权平均价格做差价，从收益稳定性与风险结构角度来看，差价结算机制有着独特的“双向调节”作用，即当市场均价低于机制电价时，电网企业进行差额补偿，这就好比为新能源企业筑牢了一道坚固防线；当市场电价高于机制电价时，超额收益需返还系统，这虽在一定程度上保障了市场的公平性，却有可能影响到配套的储能项目收益。另外，如果实行差价结算机制后，机制电量若不能进入中长期市场，实际上机制电价的保障作用也会大打折扣。

迷思之三，储能到底要不要强制配建？新型储能被视为应对新能源大规模并网和消纳的重要抓手，其强配的合理性从一开始就备受业界质疑。尽管136文明确提出，不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件，但各地具体怎么实施目前尚未明确。另一方面，不同省份的新能源和电网的发展情况也不尽相同，对储能的要求也不尽相同，一些地方仍发文还未真正取消强配储能，如今年3月初云南发文要求光伏等新能源项目按10%/2h配储，还有贵州通过并网时序、配储比例与并网资格的巧妙捆绑方式，虽看起来不那么直接要求，但也暗含需配储的嫌疑。两地的做法，给当下的新能源是否要配套储能留下困惑与迷茫，“强制配储”究竟是走还是留？仍让人捉摸不定。

迷思之四，竞价上下限如何合理确定？新能源全面入市让参与竞价的新能源企业最困惑的是如何参与报价？按照136号文要求，各地要预先设置一个上下限，然后由所有增量新能源项目报量报价参与市场竞价，最终形成一个机制电价，在此基础上进行价差结算。“竞价上限由省级价格主管部门考虑合理成本收益、绿色价值、电力供需形势、用户承受能力等因素确定，初期可考虑成本因素、避免无序竞争等设定竞价下限”。现实的情况是，从政府角度来看，考虑到维护地方经济大局和减轻企业负担的需要，不大可能设置高的竞价上限；从新能源业主角度来看，心里根本不敢奢求高价，否则面临出局的危害，但如果报价过低，又面临项目难以达到投资决策条件的两难境地。

迷思之五，负电价频现如何有效破局？在新能源高比例装机规模的大背景，负电价将成为电力市场的新常态。2023年5月山东电力现货交易中首次出现长达20多个小时负电价，今年1月19日浙江电力现货市场首次记录了-0.2元/千瓦时的最低价。新能源全面入市后，上述情况肯定会越来越普遍，这是新能源装机过大导致电力供需失衡的正常表现，但决不能视而不见，如同一面镜子影射出我国在新能源发展和电力现货市场建设过程中面临的问题和挑战，需要引起高度重视，意味着新能源业主不能只靠卖电谋取收益，还要意识到各类电源协同发展的重要性，更要强化交易规则掌握、完善交易策略从而控制风险。

应对新能源全面入市五大“策略”

策略之一，集约经营增效。新能源全面入市意味新能源电力市场化定价时代的来临和开发逻辑的嬗变，要求企业从“规模化扩张”转向“集约化经营”、由“政策驱动”转到“价值驱动”：首先，竭尽全力增加电费收入，锚定“应发尽发、‘寸’光不弃、‘纹’风要用、度电必争”的要求，通过科学规划与精准运维，最大限度规避非正常停机，不遗余力提高上网电量和电价，鼓励与大用户签订长期购电协议等方式，达到提前锁定收益的目的；其次，尽量扩大辅助收益。主动开展绿电、绿证和碳交易，积极参与电力现货市场交易，做好调频、备用等辅助服务市场与现货市场的衔接，通过峰谷价差套利、辅助服务等市场化手段，争取获得更大溢价、培育更多新利润增长点。再者，及时调整发展策略。按照“做优存量、做精增量、提高质量”的思路，精心挑选消纳条件相对较好、市场成熟度相对较高的重点区域开发，优先开发海上风电和大基地项目，大力推进风光水火电储一体化和“新能源+”的融合发展模式。最后，要加大业务战略性重组与专业化整合，借助兼并、收购、合并等资本运作方式，强化产业链一体化联动，以规模化、区域化、综合化为目标，推动业务向重点区域、重要领域、重要产业集中，切实提高在市场上的“话语权”和整体竞争力。

策略之二，精益管理提质。秉持成本最低化和效益最大化之道，深挖潜力降成本、科学管理提质效：第一，建立节约型企业。牢固树立“节俭办企业”的理念和“省出来的都是利润”的思想，全面贯彻落实过“紧日子”的要求，杜绝各个领域各种形式的浪费，多措并举增收节支、开源节流，千方百计搞好节能降耗，精打细算做好“聚财”文章。第二，建立分门别类的项目管控模式。主动把握好开发节奏，在对存量项目进行全面梳理的基础上，按“轻重缓急”做好存量项目的分类实施，既要集中力量加快推进已开工项目的建设速度，确保项目尽快建成并网发电；又要对已决策但还未开工的项目进行重新论证和评估，研判确定是否有继续推进的必要，该放弃的要果断放弃。第三，建立高效运管机制，大力推行扁平化管理，切实优化企业组织架构，构建灵活的上下联动机制和灵敏的价格响应机制，加快补齐市场营销的“短板”，真正破解“信息茧房”之困，全面搭建以市场为导向、以客户为中心的企业经营管理体系。第四，建立健全交易制度体系，结合市场交易的要求，在对现有管理制度进行修订的基础上，加大制度缺项短板补齐力度，搭建好新能源市场化交易体系的“四梁八柱”，为新能源全面入市提供强有力的制度保障。

策略之三，数字电力赋能。新能源全面入市离不开对上网电量以及电价的精准预测，这就需要借助云大物移智等现代信息技术，为新能源发展装上“慧眼”：一是积极推动面向能源市场交易和信息管理系统的数字孪生模型及智能控制算法开发利用，提高能源系统仿真分析的规模和精度，借助气象分析模型开展电力周期特性和供需交易预测分析，全面提升天气预报的准度和电站功率预测的精度；二是不断完善电力市场交易顶层设计，建设好线上交易平台，围绕交易品种、交易合同、交易规则掌握、交易团队建设等四大方面，搭建好适应本企业实情的交易体系，确保电力交易收益的最大化；三是全面加大业务数智化“嫁接”，搭建服务远程设备操控、智能巡检、智能运维、故障诊断、应急救援等数智化业务场景，围绕现场少人化、平台生态化、业务数字化、运营智慧化推进智能电厂建设，以数智化推动新能源全产业链的提质升档；四是打造一支专业化数字人才队伍，电力市场交易高度依赖于先进的技术和系统，需要大量既懂现代信息技术又懂电子商务交易的复合型人才，才能有效应对日益复杂、瞬息万变的电力交易面临的各种风险。

策略之四，模式创新护航。要主动适应市场环境之变，尽快摆脱“资源为王”的粗放型开发模式，大力探索建立新规则下的发展路子，着力培育自己的看家本领和“独门绝技”：一则切实打好业务组合拳，聚集主业主责，找准比较优势，发挥产业联动作用，努力开拓“新能源+火电”“新能源+水电”“新能源+核电”“新能源+储能”等捆绑式发展路子，并结合情况做好设备更新改造升级，以确保获得更加稳定的收益；二则大力推进一体化开发模式，瞄准新能源转型面临的痛点难点，探寻新能源与智慧能源管理、综合能源服务、虚拟电厂、零碳园区等聚合发展的新业态，着力构建源网荷储和多能互补一体化发展模式，形成“绿色装备制造-绿色电力生产-碳资产管理”的全链条闭环；三则积极拓展新能源与氢能等产业的融合发展，加速布局风、光、电、氢、数等战略新兴产业，构建绿电转化为绿氢、绿氨、绿醇、绿色航油等氢基产业集群，以产业融合发展新模式推动新能源产业多元化发展，探索出一条兼顾生态环境与经济效益的新路子；四则探索建立新能源绿电直供模式，通过“新能源+负荷”的隔墙售电模式，建设新能源绿电专线，一体化推进电网改造和绿电直连线路接入，将风光绿电供给给对绿色电力需求强烈的耗电大户。

策略之五，科学决策保驾。科学决策是现代管理的核心，贯穿于企业经营活动的始终：一要完善项目经济评价方法。136号文将交易电价从确定性参数变为概率性变量，使得现有的项目评价模型被颠覆，亟待研究制订出一套新的投决方法和标准，包括搭建仿真预测的经济评价体系，测算评价在悲观、中性、乐观等不同场景下的未来收益状况，以便供项目决策时参考；二要突出强化政策研究。新能源本身就是一个政策导向性行业，发展中遇到最大变量就是政策变化，做好政策研究尤其重要，不但要强化国家和行业层面的政策研究，更要做好各省份的新能源政策规划、交易电价、方案、电源结构分析，重点研究分析地方细则相关内容，动态调整自身交易策略，以便牢牢把握政策上的主动权；三要超前做好风险研判。加强动态跟踪评估，超前制订风险清单和风险预案，主动监测市场价格、电力供求、用户电价等变动影响，织密“事前、事中、事后”三张防控网，及时发现问题并采取得力措施予以应对；四要完善多品种组合的风险管理方法，通过与电力中长期交易主动结合，探索利用电力期货、期权等金融衍生工具，通过套期保值方式应对市场风险，帮助电力交易主体规避电价变动风险。

本文系《中国电力企业管理》独家稿件，作者系中国能源建设投资集团有限公司总经济师。