??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，市場化上網電量比例在15%～65%，其價格水平也發生了顯著變化，在新能源高占比的地區，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;參與的市場形態包括中長期市場、現貨市場、輔助服務市場;開展的交易品種有電力直接交易、發電權交易、合同轉讓交易、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”結合為主，其中“保障性消納”部分電量執行批復電價;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。“雙碳”背景下，我國明確2030年風電和太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上。

??局部地區消納壓力增大，限電率升高。2022年，國家電網經營區域內預計棄風率3.8%，棄光率2.4%，均有所升高。經測算，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%。

??典型區域情況

??甘肅(現貨試點)

??交易規模持續擴大。2022年甘肅風電保障小時數為200小時，光伏166小時，預計2023年保障小時數與2022年基本持平，新建項目無保障小時，全額參與市場交易。全電量在現貨市場中實現。保障小時數內的基礎電量和中長期交易電量均需帶曲線申報電力，通過現貨市場實現，電力市場從曾經的電量交易向電力交易轉型，需要轉變觀念，根據市場情況統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，交易規則復雜，交易策略制定直接影響經營效益，制定科學的交易策略至關重要。

??內蒙古(蒙西現貨試點)

??蒙西(現貨試點)：交易規模持續擴大。保障小時逐年下調，2023年保障小時數：風電從1100小時下調至550小時，光伏由900小時下調至400小時。交易方式協商(包括協商、掛牌、跨省及電網代購)和競價。2023年協商小時數：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、協商小時數中，除電網代購部分價格略有下降，其他均與保障小時數的電價基本持平。競價交易按照發電能力進行申報，可優先調度，競價交易價格為55.7元/兆瓦時。現貨交易導致電價整體降低。2022年6月起，蒙西開展現貨連續結算運行，由于新能源區內中長期存在限價和帶曲線簽約的規定，超額收益時面臨回收，而在降價交易或現貨虧損時，又不能得到補償。現貨市場結算價格為新能源企業中長期交易電價的90%，新能源企業現貨交易中整體降價約20元/兆瓦時。

??蒙東：交易規模持續擴大。2022年蒙東風電保障小時數為1220小時(省內風電700小時，外送520小時)，預計2023年風電保障小時為1200小時(省內風電800小時，外送400小時)，同比下調20小時，超出保障及外送小時數的電量參與區內交易。交易形式上，2023年蒙東地區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2023年將新增新能源超過1000萬千瓦，新投產的新能源機組將增加調峰需求。

??山東(現貨試點)

??2022年，按照交易規則，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)，按實際上網電量10%參與現貨交易。按實際上網電量10%參與現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全電量參與現貨交易。參與中長期交易的新能源電站全電量參與現貨交易;未參與中長期交易的新能源電站(不含扶貧光伏)，按照實際上網電量10%參與現貨交易，按交易價格結算，其余90%按照政府批復電價結算。2023年按照規則“集中式新能源場站自某月起全電量參與現貨市場后，年內不得更改參與方式”。

??山西(現貨試點)

??交易規模持續增加。2022年電力市場交易同比增加8%，優先省內交易，風電保障小時數約占發電利用小時數的20%，光伏保障小時數約占發電利用小時數的10%。全電量在現貨市場中實現，保障小時數內的基礎電量和中長期交易電量均需帶曲線申報，通過現貨市場實現，出現現貨高電價時段，新能源為多結算高電價，會舍棄部分基數電量。對交易策略要求高。中長期合同均帶曲線簽約，存在結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年省內新能源裝機占總裝機的36.61%，新能源機組將增加調峰需求。

??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。交易以省內大用戶和外送為主，其中省內未開展現貨交易，省間開展少量現貨交易，跨省外送電價高于省內交易，積極爭取參與高電價跨省區外送交易，統籌好量價組合，實現效益最優。由于青海新能源裝機占比大，受制于網架結構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

??交易規模大。2022年，寧夏風電保障小數311小時，光伏保障小時數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外送為主。外送交易活躍，2022年寧夏地區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，試點包括區內和外送綠電交易，成交電價較高。隨著2023年平價項目陸續投產，區內綠電交易份額和價格都存在“雙降”風險。

??黑龍江

??交易規模持續擴大。2022年，風電保障小時數僅為404小時，同比降低810小時，大部分電量參與市場交易。2023年風電保障小時數預計與2022年持平。主要以中長期交易為主，少量現貨試運行。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，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。“資金池”政策倒逼基礎電量結算。“資金池”政策為黑龍江省特有要求，超過保障小時數的，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。現貨模式下，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，致使新能源發電出力曲線難以與用戶的用電曲線匹配，特別是難以實現長周期的與用戶曲線相匹配。差價合約執行和偏差考核，使得原本用以提前規避風險、平衡供需、穩定市場預期而設計的中長期交易已成為影響新能源發電企業盈虧的重要風險。

??二是政策規則各不相同，交易策略需要“量體裁衣”。各省區新能源市場環境各不相同，在制定交易策略時結合當地電力市場建設情況，尤其是中長期交易靈活性、現貨市場價格限制，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，新能源實際利用小時數中，大部分電量屬于低價市場化交易。隨著新能源大規模快速發展，出現類似情況的地區在逐步增加，全額保障性收購制度難以落實到位已成現實。例如，蒙西地區從2016年開始開展風電交易，保障小時數從1900小時下降至2022年的1100小時;甘肅地區2022年風電保障數小時僅為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，現貨市場試點全面推進，新能源參與市場交易的規模不斷放開，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變觀念，按照“一省(網)一策”更加全面、系統地統籌協調參與，實現效益最優。

??加強政策研究，強化發電主體協同

??新能源企業應高度重視政策與規則給公司經營帶來的重大影響，善于在源頭上有理有利、有力有節、持之以恒地積極爭取有利于新能源的政策與規則，與行業協同爭取發電效益，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、電網公司反映，積極爭取有利于新能源利益的政策和規則出臺和修訂。

??轉變觀念，加強市場營銷學習

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

??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的建設，提高預測數據準確性，提高運行機組市場競爭能力。特別是在現貨交易方面，新能源企業參與市場模式及電力曲線直接決定電價高低。現貨運行過程中，要熟練掌握現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，精細操作現貨市場發電負荷，減少高價負現貨電量、增加高價正現貨電量;有效防范來自于現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籌運營

??2023年2月15日，國家發改委、財政部、國家能源局聯合下發《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，更好地實現綠色電力環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，新能源企業要加快布局開發綠電市場，積極儲備綠電客戶，統籌做好綠電、綠證銷售工作，實現綠電的環境效益，推動新能源經營效益提升。