新能源入市之后，尽管电量方面相对来说仍然可以优先消纳，电价与收益却面临较大风险。

随着电力市场化程度逐步提高，何时“入市交易”成为悬在许多新能源发电企业心中的一块大石。而这也或将给其2023年及今后的业绩表现带来直接影响。

这种心态变化背后的一个重要原因是，过去一年间，电力现货市场建设按下加速键，同时敲定了新能源的入场节奏。

去年2月，国家发改委、国家能源局印发的《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》在总体目标中明确：到2030年，新能源全面参与市场交易。11月，国家能源局发布的《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》在近期建设主要任务中再次提到：稳妥有序推动新能源参与电力市场，并与现有新能源保障性政策做好衔接。

我国电力现货市场的提出由来已久，2015年《关于推进电力市场建设的实施意见》就提出要“逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制”；2018年我国启动首批电力现货试点，包括8个地区，随后2021年又新增第二批试点。

经历了数年的投石问路，目前我国电力现货市场即将从试点走向全面铺开。多份行业研报认为，这将使得电力行业的建设成本、燃料成本和调节成本向下游传导的机制逐渐顺畅。然而，与这种乐观情绪相对的却是，许多新能源企业和投资者尚未做好准备。

一位央企新能源投资人士表示，一个大型的集中式电站，投资规模在几亿到十几亿元，对于这种重资产投入，企业不追求高收益，而是更看重它的稳定性，每年维持7%到8%的收益率即为可观。但是进入电力市场以后，电价或高或低，不好计算，这就很难得出准确的收益率了，投资风险势必加大。“虽然目前我们投资运营的风力和光伏电站，几乎没有参与电力现货市场的，但是我们也在密切观望发展情况。”

入市后，电价与收益风险陡增

新能源入市前，在全额保障性收购制度下可以享受“保量保价”政策，即电量方面优先消纳，电价方面享受政府定价，大部分存量项目还享受度电补贴，收益基本上由实际上网电量决定，具有相对稳定的收益预期。

然而，新能源入市之后，尽管电量方面相对来说仍然可以优先消纳，电价与收益却面临较大风险。对于已经走进电力现货市场的企业而言，这种困顿尤为明显。

远景智能电力交易专家龚昭宇长期从事电力市场设计及咨询工作，他告诉记者，基于此前风场经营经验来看，许多地区普遍存在新能源发电现货结算度电均价低于燃煤电价的现象，以至于大部分风场都难以达到过去标杆价格结算收益。“不过，这种低价并不一定就意味着亏损，只能说相较于标杆电价不那么赚钱了。”

而从去年多地零星披露的电力出清价格来看，现货市场不仅使得部分时段的交易电价过低，甚至出现了“零元电价”“负电价”的窘境。

锦宏能源数据显示，2022年3月4日11时13分，山西新能源发电出力创历史新高，达到2216万千瓦，占当时全省发电出力的61.3%。当天，山西电力现货市场日前和日内出清价格有17个小时左右处于0电价。

锦宏能源分析称，与广东电力现货价格由动力煤价格决定不同，山西电力现货试点的市场出清价格基本由新能源出力大小决定。在新能源发电出力大量富余时段，出清电价基本持续维持在地板价；反之，在新能源发电出力小，需要火电顶峰运行时段，往往会出现价格尖峰。“在高比例新能源电力现货市场中，新能源大发时出清电价为0几乎毫不稀奇。而且如果没有特殊干预，可以预见0电价持续时间将会越来越长，也会在更多省份上演。”

一位大型集中式光伏电站运营人士告诉记者，为了满足发电要求，西部某些时段甚至出现了负电价，这是因为企业需要“亏本”从现货市场卖电以补足应发而未发的电量。

上述人士分析称，长期来看，新能源电站的交易风险主要由三方面导致：

一是电力交易价格随行就市。现货市场中，市场分时价格波动则更大，风险加剧。

二是新能源出力的波动性、间歇性，导致其发电出力曲线难以与用电曲线相匹配。负荷高峰卖高价的电量相对较少，负荷低谷卖低电价的电量却相对较多。

三是新能源出力预测偏差较大。在现货市场中需要为预测偏差引发的平衡成本付费，即出力超出部分往往低价卖出，出力不足的部分往往需要高价被替发。这就导致许多企业在新能源入市后收益均有不同程度的降低，尤其是运行现货市场的地区。

如何合理规避风险？

作为国家发展重点的新能源，现有的电力市场交易机制能顺利解决其消纳问题、合理体现绿色溢价吗？

华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利表示，电力现货市场并不能完全解决可再生能源消纳问题，现货市场本质是发现合理价格，充分反映市场供需关系，现货市场的合理设计机制可以引导和促进风电消纳。在我国，这些机制并非单一现货市场可以完全解决，需要多层级市场协调配合，如辅助服务市场、容量市场、金融衍生品市场等。

龚昭宇表示，目前各地区的电力现货市场试点仍处在探索阶段，现行的机制也不代表未来必然的发展方向。例如，在大部分省份，扶贫光伏项目和分布式光伏项目还未进入到现货市场中。对于是平价项目还是补贴项目进入现货市场，各地也有不同看法。比如，山西是一开始仅允许补贴进现货，但山东、蒙西、甘肃是平价和补贴都进现货；河南当前是仅允许增量的平价新能源项目要进现货，而青海是平价无补贴和竞争性配置新能源项目不进现货。

除此以外，有关新能源是否有容量补偿，各地也不尽相同。山东的新能源电站由于有容量补偿，其次不限制中长期合约电量比例，新能源中长期交易灵活，在夏季基本能实现收益高于基数模式的新能源场站。而其他省份还有待跟进。

信达能源专题研报提出，现货市场、辅助服务市场带来收益率下行风险，其本质是新能源给火电等可控机组缴纳调节服务费。但绿电市场带来环境溢价，未来政策或将在两个市场间做平衡，给予新能源发电相对合理的收益率。

“电量价值与环境价值分别独立定价或为较好模式，但目前绿电市场将两类价值合并定价，市场机制仍待理顺。”上述研报称。

而在更完善的市场化机制出台前，新能源企业仍有一定的作为空间。

龚昭宇认为，尽管面临收益滑坡的风险，但当前新能源企业其实并不能选择不参与。“这是大势所趋，短期可以不进，比如山东、广东和湖北等可以依赖基数电量，但未来都要放开的。国家也需要电力现货市场来消纳新能源，保障电网安全，国家需要电力现货市场以经济最优的方式来消纳新能源，保障电网安全，通过有效的价格信号来引导新能源投资建设等。”

他建议，对于新能源企业而言，首先要了解未来的必然趋势，认知到自身电能量价值、容量价值和绿色环境价值的多元性，不要局限于“卖电”这一环，从更多维度回收成本支撑自身的发展。其次，企业要积极提高自身的交易决策能力，太多的亏损实质上是交易能力不足、人为失误等原因造成的。而在机制层面，他呼吁，能够尽快构建如容量市场、需求侧响应、转动惯量等适用于高比例新能源的新交易市场，以及完善新型市场主体的参与方式，更好地激励新型市场主体发展。