山西平价新能源场站入市政策背景

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自国家发改委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》以来，国家明确2021年新建项目直接执行当地燃煤发电基准价，实现平价上网。同时，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，正式结束了新能源补贴时代。

为了进一步推动平价新能源场站参与市场化交易，国家积极筹备建设绿色电力市场，并取得了显著的成效。《绿色电力交易试点工作方案》提出绿色电力交易在中长期框架下开展，绿电合同优先出清，优先执行，产品价格通过市场化机制形成。2022年12月，山西开启绿色电力交易第一阶段试运行，价格下限为电网保障性收购电价，电量按“三者取小”结算，在补贴时代结束后新能源场站收益将在绿电市场获得一定保障。

今年5月，山西又开展了第二阶段绿电交易试运行，此次扩大了市场规模，添加了绿证补充交易，以解决“三者取小”导致的绿电绿证偏差问题。在山西现行的V13规则中，新投产的常规发电企业在取得许可证的次月必须入市。虽然目前平价新能源场站可自主选择是否参与现货市场，但其未来发展趋势一定是市场化交易。面对现货市场的风险与收益，平价新能源场站参与市场将面临怎样的挑战，又要如何应对这些挑战，本文将结合山西V13版新规和已参与现货市场的新能源场站的现状进行分析和讨论。

山西新能源场站参与现货市场情况

结算方式发生巨大改变。对于新能源场站来说，不进入现货的结算方式是“月清月结”模式。而在进入现货市场之后，场站的结算方式变为“日清月结，分时结算”模式。而现货市场无疑对新能源场站的电量预测能力和发电能力提出了更高的要求。下图展示了新能源场站进入现货市场前后结算方式的差异对比。

结算电价随市场不断波动。下图为自2022年1月至2023年5月现货市场电价与参与现货市场的新能源场站结算电价情况。从电价方面观察，参与现货后新能源场站的结算电价大幅下降，2022年全年风电结算均价247元/MWh，光伏结算均价230元/MWh，相对于标杆电价最高降幅85元/MWh；从发电量方面观察，新能源发电量与现货市场电价呈显著负相关关系，发电量高的月份（3月、4月、11月、12月等）现货电价较低，而发电量小的月份（7月、8月等）现货电价较高，这与山西省电源结构和现货市场电价形成机制有直接关系。

基数电量分配方式发生重要变化。目前山西省基数分配按照”以用定发“模式进行分配，但新能源场站出力与负荷呈逆向分布，往往新能源场站在早晚高峰新能源场站小发时段会被分到更多的基数电量，而在中午新能源大发时段则往往分不到多少基数电量。在最新的V13规则中，场站选择基数从原来的每月选择是否参与变为了在年底选择次年全年的基数分配情况，再次提升了新能源场站参与市场的难度。

山西平价新能源场站入市的风险与挑战

1.“发电量预测”到“发电曲线预测”

山西平价新能源场站未入市前按照月度总上网电量进行结算，因此只需考虑将合同电量控制在总上网电量的合理波动区间即可。进入现货市场后，不论是参与绿电交易还是其他普通中长期交易均需以带曲线形式签订，但新能源发电量随天气实时波动，其曲线波动性远大于总量波动性，预测难度陡升。

2.“高电价”≠“高收益”

从历史数据统计来看，山西省除个别月份现货市场均价低于保障性电价332元/MWh，其整体平均价仍高于保障性电价。但现货电价高并不意味着新能源场站可以获得更高收益，山西平价新能源场站进入现货市场后按照规则执行“两偏差”结算，但由于现货市场价格形成机制往往导致新能源出力大时现货电价较低，出力小时现货电价较高。若电价较高时段场站持有中长期合约或中标了日前电量而实际未发出时，就要以高现货电价“买入”对应差量，从而导致现货市场高额负收益。

3.“保障电量”难以“有效保障”

按照山西现行V13版规则，山西平价新能源场站进入现货市场后基数分配或同样以“一次性自主选择+以优购定优发”模式开展，则将同样面临“保障电量”难以“有效保障”的问题。一方面，山西2022年工商业用户就已全部入市，非市场化用电量大幅减少且用电时段主要集中在早晚高峰；另一方面，新能源具有反调峰特性即在负荷低谷时大发、负荷高峰时少发，两者叠加导致新能源早晚高峰基数分配比例高于90%，凌晨及中午分配比例低于20%，与现货电价呈现负相关形态。这导致现货低价时段新能源缺少以政府保障性电价结算的电量，从而被迫以市场低现货电价结算；而在高峰时段，基数电量挤占了现货市场空间，降低了上网电量以高电价结算的比例。

4.公平承担市场运营费用

山西平价新能源场站进入现货前只有“两个细则”“辅助服务交易”两项扣费；进入现货市场后，将同等承担摊销市场运营费用的责任。按照历史数据统计，该部分费用占总电费收益的比重达15%。市场运营费用分为两部分，一部分为被动摊销，即其作为系统运行的受益方以上网电量占比承担相应责任；一部分为投机收益回收，与交易决策密切相关，该机制进一步压缩了新能源场站的收益空间。

山西平价新能源场站入市策略建议

尽管进入现货市场将面临诸多风险与挑战，但平价新能源场站充分参与市场是大势所趋，逃避只能被动挨打，主动迎战或可赢得生机。选择主动入市的场站可以从以下三方面着手进行准备。

1.积极筹划建设专业电力交易团队

山西平价新能源场站进入现货市场后，将面对市场规则更复杂、交易频次更密集、市场波动性更大、收益结算方式彻底改变的情境，需要新能源场站提早筹划建设专业的电力交易团队。

在人员素质方面，加强对交易相关基础知识、政策、法律法规、规则制度的培训和学习，以提升交易团队业务素质，增强其对处于不断变化过程中的交易规则和市场信息的快速响应能力，保持其对市场风险认知和对交易风险把控的能力。

在组织架构方面，形成交易情报分析、交易支持、交易决策与执行、交易风控四级结构：交易情报分析负责对电力市场相关信息进行持续跟踪，包括电网运行方式、竞合关系主体行为、关联产业发展动态、规则改变或新规出台、新型业务模式等；交易支持负责获取必要的数据信息并加工，提供准确、及时、有支撑性的交易决策依据和便捷、稳定的交易操作工具；交易决策与执行负责依据市场规则和数据情报给出交易方案并落地执行；交易风控负责对重要交易环节进行监督、对交易结果进行复盘检查，并负责制定交易管理体系。

2.持续动态调整交易策略

进入现货市场后，山西平价新能源场站或可同时参与绿电交易、直接交易、合约转让交易、分时段交易、现货交易，以合理的策略参与中长期和现货市场才能保障基本收益，博取更大收益。

新能源出力具有波动性强的特点，而且山西电力市场交易活跃，价格波动较大，意味着入市的收益有很大不确定性。签订中长期合约有助于提前锁定部分收益，减小现货市场电价大幅波动带来的风险。但是收益总是与风险并存，若中长期合约签订严重偏离了实际出力，轻则增加机会成本，重则面临考核和现货市场大额亏损。

参与基数分配是一种保守的入市策略，政府定价电量属于中长期合约，价格固定为332元/MWh，保障价格的同时也意味着很大的机会成本。目前新能源参与现货市场的方式是申报日前功率预测曲线，与实时上网电量偏差结算，在正价差时场站应保留日前收益，负价差时将上网电量留给实时市场。由于实时电力系统波动幅度大，且变化极快，现货市场具有高收益高风险的特点。不准确、不及时的量价预测，就可以使场站在一日内产生很大的亏损。由此我们可以看出，参与电力市场化竞争，对新能源场站的运营管理和技术建设都提出了更高的要求。

3.尽早尽快建立数智化能力

进入现货市场后，新能源场站的总收益由受年、月颗粒度决策方案影响转变为受日、时颗粒度决策方案影响，时间尺度的细化导致数据信息量呈几何倍数增长趋势。电力交易已然发展成为由数据驱动的新业态，挖掘数据中隐藏的信息与掌握市场动向同等重要，这要求准备入市的平价新能源场站尽早尽快建立数智化能力。

数智化能力建设包含三方面：一是广泛、快速、稳定地获取电力市场数据信息并对其进行标准化处理、模块化存储、可视化表达的能力；二是对获取的数据信息进行深度加工并输出及时有效的方案决策依据的能力，包括实现多时间尺度的发电功率曲线预测、电价预测等；三是运用数据科学技术实现风险可控的智能化交易决策的能力，包括智能化交易申报、智能化策略建议等。尽早尽快地建立这三种能力可以帮助选择进入现货市场的平价新能源场站早日掌握市场规律，把握市场机遇，规避市场风险。

写在结尾

摆在山西平价新能源场站面前的有两条路：一是维持现状，继续被动接受结算价格，甚至是现货市场的影响；二是积极主动参与市场，在绿电与现货市场中争取更大收益。

相较于前者，进入现货市场的场站将要面对更多的机遇和挑战。入市带来的现货偏差结算对场站既是新的盈利点也是风险来源：从单一的中长期电量预测到更精准的短期功率预测、现货电价预测。与此同时结算方式也从原来单纯的月清月结模式变为了按小时考核的日清月结模式。种种变化都导致平价新能源场站不愿意踏出入市这一步，但是风险与机遇并存，保障时代即将过去，与其驻足不前不如提前在新市场里摸索出一条出路。

（图片来源：veer图库）

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