??當前形勢

??新能源參與電力市場整體情況

??2021年新能源總體參與電力市場的比例為30%左右，2022年超過35%，各省新能源參與電力市場交易的程度不同，市場化上網(wǎng)電量比例在15%～65%，其價格水平也發(fā)生了顯著變化，在新能源高占比的地區(qū)，參與電力市場后的價格普遍走低。

??新能源參與市場情況復雜多樣。目前新能源參與的市場類型主要包括電力市場、綠電市場、綠證市場、碳市場等;參與的市場形態(tài)包括中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場;開展的交易品種有電力直接交易、發(fā)電權(quán)交易、合同轉(zhuǎn)讓交易、綠電交易等;交易方式上，存量帶補貼項目以“保障性消納+市場化交易”結(jié)合為主，其中“保障性消納”部分電量執(zhí)行批復電價;新增平(競)價項目全電量參與電力市場，由市場形成價格。

??新能源消納情況

??新能源持續(xù)快速增長超過用電需求增長。2017～2022年，近五年全國全社會用電量年均增長6.1%，同期電源裝機年均增長7.52%，風電裝機年均增長高達16.55%，而光伏裝機年均增長高達32.18%，新增用電市場難以支撐各類電源，特別是新能源電力的快速增長?！半p碳”背景下，我國明確2030年風電和太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上。

??局部地區(qū)消納壓力增大，限電率升高。2022年，國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域內(nèi)預計棄風率3.8%，棄光率2.4%，均有所升高。經(jīng)測算，2023年，預計棄風率7.7%，棄光率5.9%。冀北、冀南、吉林、黑龍江、甘肅、青海、新疆、湖南、西藏、華北新能源棄風、棄光率將高于5%。

??典型區(qū)域情況

??甘肅(現(xiàn)貨試點)

??交易規(guī)模持續(xù)擴大。2022年甘肅風電保障小時數(shù)為200小時，光伏166小時，預計2023年保障小時數(shù)與2022年基本持平，新建項目無保障小時，全額參與市場交易。全電量在現(xiàn)貨市場中實現(xiàn)。保障小時數(shù)內(nèi)的基礎電量和中長期交易電量均需帶曲線申報電力，通過現(xiàn)貨市場實現(xiàn)，電力市場從曾經(jīng)的電量交易向電力交易轉(zhuǎn)型，需要轉(zhuǎn)變觀念，根據(jù)市場情況統(tǒng)籌考慮基礎和交易的比例。對交易策略要求高。由于市場化程度高，交易規(guī)則復雜，交易策略制定直接影響經(jīng)營效益，制定科學的交易策略至關重要。

??內(nèi)蒙古(蒙西現(xiàn)貨試點)

??蒙西(現(xiàn)貨試點)：交易規(guī)模持續(xù)擴大。保障小時逐年下調(diào)，2023年保障小時數(shù)：風電從1100小時下調(diào)至550小時，光伏由900小時下調(diào)至400小時。交易方式協(xié)商(包括協(xié)商、掛牌、跨省及電網(wǎng)代購)和競價。2023年協(xié)商小時數(shù)：風電由400小時增至950小時，光伏由300小時增750小時;風電、光伏分別超出1500小時、1200小時的電量參與競價交易。交易電價、協(xié)商小時數(shù)中，除電網(wǎng)代購部分價格略有下降，其他均與保障小時數(shù)的電價基本持平。競價交易按照發(fā)電能力進行申報，可優(yōu)先調(diào)度，競價交易價格為55.7元/兆瓦時?，F(xiàn)貨交易導致電價整體降低。2022年6月起，蒙西開展現(xiàn)貨連續(xù)結(jié)算運行，由于新能源區(qū)內(nèi)中長期存在限價和帶曲線簽約的規(guī)定，超額收益時面臨回收，而在降價交易或現(xiàn)貨虧損時，又不能得到補償?，F(xiàn)貨市場結(jié)算價格為新能源企業(yè)中長期交易電價的90%，新能源企業(yè)現(xiàn)貨交易中整體降價約20元/兆瓦時。

??蒙東：交易規(guī)模持續(xù)擴大。2022年蒙東風電保障小時數(shù)為1220小時(省內(nèi)風電700小時，外送520小時)，預計2023年風電保障小時為1200小時(省內(nèi)風電800小時，外送400小時)，同比下調(diào)20小時，超出保障及外送小時數(shù)的電量參與區(qū)內(nèi)交易。交易形式上，2023年蒙東地區(qū)平價新能源項目不再與火電同臺競價。輔助服務分攤費用呈上升趨勢。蒙東及東北地區(qū)2023年將新增新能源超過1000萬千瓦，新投產(chǎn)的新能源機組將增加調(diào)峰需求。

??山東(現(xiàn)貨試點)

??2022年，按照交易規(guī)則，新能源電站(不含扶貧光伏)按自愿原則參與中長期交易，按照風電、光伏典型發(fā)電曲線或自定義曲線，申報合同電量、價格。未參與中長期交易的新能源電站(不含扶貧光伏)，按實際上網(wǎng)電量10%參與現(xiàn)貨交易。按實際上網(wǎng)電量10%參與現(xiàn)貨交易的方式為過渡模式，逐年擴大參與比例，在2030年前集中式新能源電站均實現(xiàn)全電量參與現(xiàn)貨交易。參與中長期交易的新能源電站全電量參與現(xiàn)貨交易;未參與中長期交易的新能源電站(不含扶貧光伏)，按照實際上網(wǎng)電量10%參與現(xiàn)貨交易，按交易價格結(jié)算，其余90%按照政府批復電價結(jié)算。2023年按照規(guī)則“集中式新能源場站自某月起全電量參與現(xiàn)貨市場后，年內(nèi)不得更改參與方式”。

??山西(現(xiàn)貨試點)

??交易規(guī)模持續(xù)增加。2022年電力市場交易同比增加8%，優(yōu)先省內(nèi)交易，風電保障小時數(shù)約占發(fā)電利用小時數(shù)的20%，光伏保障小時數(shù)約占發(fā)電利用小時數(shù)的10%。全電量在現(xiàn)貨市場中實現(xiàn)，保障小時數(shù)內(nèi)的基礎電量和中長期交易電量均需帶曲線申報，通過現(xiàn)貨市場實現(xiàn)，出現(xiàn)現(xiàn)貨高電價時段，新能源為多結(jié)算高電價，會舍棄部分基數(shù)電量。對交易策略要求高。中長期合同均帶曲線簽約，存在結(jié)算高電價的機會和偏差考核的風險，對報價和預測要求高。輔助服務分攤費用呈上升趨勢。2022年省內(nèi)新能源裝機占總裝機的36.61%，新能源機組將增加調(diào)峰需求。

??云南

??新能源全電量參與交易。云南省新能源交易分枯平期和豐水期開展。2022年1～5月及11～12月(枯水期)，風電、光伏全部電量為市場化電量，參與市場交易，按照交易實際成交價結(jié)算;2022年6～10月(豐水期)電量全額保障收購，電價按當月月度集中競價交易成交均價結(jié)算。目前風電以大用戶交易為主，不參與外送。

??青海

??新能源全電量參與交易。交易以省內(nèi)大用戶和外送為主，其中省內(nèi)未開展現(xiàn)貨交易，省間開展少量現(xiàn)貨交易，跨省外送電價高于省內(nèi)交易，積極爭取參與高電價跨省區(qū)外送交易，統(tǒng)籌好量價組合，實現(xiàn)效益最優(yōu)。由于青海新能源裝機占比大，受制于網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和外送通道建設嚴重滯后，積極參與市場交易，可降低限電損失。

??寧夏

??交易規(guī)模大。2022年，寧夏風電保障小數(shù)311小時，光伏保障小時數(shù)228小時，其他均參與市場交易，2023年預計與2022年相當。交易形式上，主要以大用戶交易和跨省區(qū)外送為主。外送交易活躍，2022年寧夏地區(qū)開展銀東直流送山東、靈紹直流送浙江、昭沂直流送山東，外送華中、西南、西北其他省份等交易。2022年寧夏試點綠電交易，試點包括區(qū)內(nèi)和外送綠電交易，成交電價較高。隨著2023年平價項目陸續(xù)投產(chǎn)，區(qū)內(nèi)綠電交易份額和價格都存在“雙降”風險。

??黑龍江

??交易規(guī)模持續(xù)擴大。2022年，風電保障小時數(shù)僅為404小時，同比降低810小時，大部分電量參與市場交易。2023年風電保障小時數(shù)預計與2022年持平。主要以中長期交易為主，少量現(xiàn)貨試運行。強制風(光)火捆綁交易，即要求風(光伏)與火電進行捆綁參與大用戶交易，交易比例逐年增加(1∶5變更為1∶4)，由于火電交易電價上調(diào)20%，導致風電降價幅度增加。輔助服務分攤形勢嚴峻。2023年，隨著黑龍江風電平價項目大量投產(chǎn)，輔助服務市場進一步運行，預計風電輔助服務分攤存在升高風險?！百Y金池”政策倒逼基礎電量結(jié)算?！百Y金池”政策為黑龍江省特有要求，超過保障小時數(shù)的，面臨被“資金池”低價(年度交易中最低價格)收購的風險。

??新能源參與電力市場面臨的主要問題

??一是風功率預測不準，簽訂中長期交易曲線風險大?，F(xiàn)貨模式下，中長期合同均帶曲線簽約，由于新能源出力具有波動性、間歇性，致使新能源發(fā)電出力曲線難以與用戶的用電曲線匹配，特別是難以實現(xiàn)長周期的與用戶曲線相匹配。差價合約執(zhí)行和偏差考核，使得原本用以提前規(guī)避風險、平衡供需、穩(wěn)定市場預期而設計的中長期交易已成為影響新能源發(fā)電企業(yè)盈虧的重要風險。

??二是政策規(guī)則各不相同，交易策略需要“量體裁衣”。各省區(qū)新能源市場環(huán)境各不相同，在制定交易策略時結(jié)合當?shù)仉娏κ袌鼋ㄔO情況，尤其是中長期交易靈活性、現(xiàn)貨市場價格限制，以及對風險的承受能力，需要綜合考慮中長期合約電量的分配比例、中長期月度執(zhí)行情況、功率預測準確率及市場供需情況，確定年度、月度等各個交易周期的交易電量比例，制定對于價格風險、偏差風險的對沖策略，“一省一策”甚至“一場一策”，量體裁衣地制定交易策略。

??三是全額保障性收購制度難以落實到位。對于新能源參與交易的省區(qū)，新能源實際利用小時數(shù)中，大部分電量屬于低價市場化交易。隨著新能源大規(guī)?？焖侔l(fā)展，出現(xiàn)類似情況的地區(qū)在逐步增加，全額保障性收購制度難以落實到位已成現(xiàn)實。例如，蒙西地區(qū)從2016年開始開展風電交易，保障小時數(shù)從1900小時下降至2022年的1100小時;甘肅地區(qū)2022年風電保障數(shù)小時僅為200 小時。

??未來展望及思考

??隨著電力市場體系建設的不斷加快，現(xiàn)貨市場試點全面推進，新能源參與市場交易的規(guī)模不斷放開，中長期交易頻次增加、品類增多，疊加輔助服務市場，電力交易愈加復雜多變，新能源參與市場交易需要轉(zhuǎn)變觀念，按照“一省(網(wǎng))一策”更加全面、系統(tǒng)地統(tǒng)籌協(xié)調(diào)參與，實現(xiàn)效益最優(yōu)。

??加強政策研究，強化發(fā)電主體協(xié)同

??新能源企業(yè)應高度重視政策與規(guī)則給公司經(jīng)營帶來的重大影響，善于在源頭上有理有利、有力有節(jié)、持之以恒地積極爭取有利于新能源的政策與規(guī)則，與行業(yè)協(xié)同爭取發(fā)電效益，共同將新能源參與市場交易存在的相關問題向政府主管部門、電網(wǎng)公司反映，積極爭取有利于新能源利益的政策和規(guī)則出臺和修訂。

??轉(zhuǎn)變觀念，加強市場營銷學習

??隨著新能源參與市場交易的規(guī)模擴大，新能源企業(yè)需要轉(zhuǎn)變觀念，提高應對市場的敏銳度和前瞻性，要不斷深入?yún)⑴c市場，加強對相關政策和規(guī)則的學習，加強與新能源發(fā)電企業(yè)、市場用戶及火電企業(yè)的溝通交流，深入了解市場，為交易決策提供充分依據(jù);強化人員業(yè)務培訓和經(jīng)驗交流，熟練掌握交易知識、交易規(guī)則和交易技巧，通過多種方式綜合提升營銷管理人員的業(yè)務素質(zhì)和實戰(zhàn)本領。

??加強技改投入，提高風功率預測準確性

??加強風功率預測系統(tǒng)的建設，提高預測數(shù)據(jù)準確性，提高運行機組市場競爭能力。特別是在現(xiàn)貨交易方面，新能源企業(yè)參與市場模式及電力曲線直接決定電價高低。現(xiàn)貨運行過程中，要熟練掌握現(xiàn)貨量價曲線對公司收益的影響，靈活運用天氣預報，精準預測新能源功率，精細操作現(xiàn)貨市場發(fā)電負荷，減少高價負現(xiàn)貨電量、增加高價正現(xiàn)貨電量;有效防范來自于現(xiàn)貨市場的價格波動與電量偏差兩個方面的市場風險。

??加強綠證及綠電交易市場統(tǒng)籌運營

??2023年2月15日，國家發(fā)改委、財政部、國家能源局聯(lián)合下發(fā)《關于享受中央政府補貼的綠電項目參與綠電交易有關事項的通知》，就進一步完善綠電交易機制和政策，穩(wěn)妥推進享受國家可再生能源補貼的綠電項目參與綠電交易，更好地實現(xiàn)綠色電力環(huán)境價值提出有關要求。隨著有利于能源綠色消費的體制機制的建立，綠電市場運營機制逐步完善，新能源企業(yè)要加快布局開發(fā)綠電市場，積極儲備綠電客戶，統(tǒng)籌做好綠電、綠證銷售工作，實現(xiàn)綠電的環(huán)境效益，推動新能源經(jīng)營效益提升。