新能源发电已经参与到山东、山西、甘肃等多省电力现货市场中，过去收取相对固定的电价和补贴的盈利模式正在逐渐改变。
2022 年 1 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》明确：到 2030 年，新能源全面参与市场交易。新能源参与电力市场的机制仍在探索建设当中。随着改革的推进，更多地区将新能源发电纳入现货市场中，新能源参与电力市场交易的比例也将不断增加。
从“保量保价”到部分电量直面竞争，一些新能源企业正在主动做出改变。
搭团队，重预测
电力交易具有高度专业性，参与电力市场后，新能源企业内部更多人力配置向市场交易倾斜。大唐新能源在其 2022 年年报中表示，公司在全域配置专人逐项梳理各省市场交易及电价执行情况，建立健全电价实时报送机制和电价分析信息系统。
据 eo 了解，一些发电集团以省级公司为载体组建电力交易团队，统筹全省机组的电力交易。
天润新能源公司电力交易从业人员告诉 eo，他们从 2017 年就开始组建专门的交易团队，负责全国各省区新能源场站参与电力市场的交易策略分析与制定。
据一家新能源企业介绍，他们的交易团队有具备数据分析能力的“盯盘”交易员，也有具备政策、市场分析能力的战略研究人员，这些专业人才搭建的团队，不止可以为新能源企业在现货市场上博取更多收益，还可以利用电力交易数据帮新能源企业做投资前评估、投资后收益测算等。
电力交易员是复合人才，具备市场营销、电网技术、数学、金融等多学科专业知识的从业者成为新能源企业心仪的人选。不过，大多数新能源企业表示，当下行业仍十分缺乏专业的电力市场交易人才，亟需人才培养和人才梯队建设。
对于如何提升电力交易收益，多名负责电力交易的新能源从业者都认为提高功率预测准确性至关重要。在现货市场中，传统电源如煤电可以相对精准地预判和控制出力，并且对交易做出合理规划，与之相比，新能源出力存在较大不确定性，功率预测不易，在交易中“先天不足”。
天润新能源电力交易从业人员告诉 eo，他们除了拥有自主开发的功率预测系统，还额外购入多家功率预测服务，这意味着在现货市场上可以掌握更多信息，拥有更多博弈机会，也因此有望获得更多收益。
远景智能电力交易资深专家龚昭宇告诉 eo，功率预测不只要考虑精度问题，也要考虑交易场景，不同交易场景对功率预测的要求不同，有时候需要一段时间内出力均值预测数据，有时候则需要具体的出力曲线预测。此外，作为新能源企业，不只要预测自家功率，也要预测整个市场上的新能源出力波动情况，搭建功率预测系统。
功率预测的基础是气象信息，有企业为提高功率预测准确性购入多家气象预测服务，而后进行优中选优。
据了解，还有新能源企业组建了专门的气象专家团队，对气象预测数据进行二次加工，形成自己的气象预报。他们特别看重提高局部微气候预测能力，将气象预测的精细度从传统气象预测的 9 千米×9 千米升级到 1 千米×1 千米，还尝试做单风机建模，以便做出更好的判断。
过去一年，多家发电企业加强了与气象部门的合作。2022 年国家电投、国家能源投资集团先后与中国气象局达成战略合作。在现货试点省份山西，国家能源集团山西公司和山西省气象局签署战略合作框架协议，发电功率预报正是双方合作的重点之一。
不看电价，看总收入
现货市场对新能源企业的影响将体现在多个方面，大到投资决策，小到日常运行安排。例如，在投资选址上，有的新能源企业会根据从电力市场上获取的信息，更加合理地选址投资；在运维检修安排上，龚昭宇介绍，假设一个位于山西的新能源电厂需要全厂检修 10 天，通过在电力市场上的表现进行测算，最优检修安排选项可以比最差选项规避 200 多万元损失。
而一切变化最终都反映到发电收入上。参与现货市场后，新能源企业一个普遍的担忧是电价下降明显。有电力从业者告诉 eo，各地新能源现货结算价格普遍低于当地燃煤均价。有新能源企业自嘲，学习交易策略不是为了赚钱，而是为了“不亏更多钱”。
从上市公司年报披露的信息看，多种因素叠加导致了电价的下降，电力市场化是其中之一。大唐新能源表示，2022 年，公司市场交易结算电量和结算电价均实现同比提升，但受新投机组、电量结构变化和“两个细则”考核等影响，公司 2022 年合计平均上网电价人民币 499.07 元 / 兆瓦时 (含税)，同比减少人民币 27.36 元 / 兆瓦时。
龙源电力披露，2022 年公司风电平均上网电价人民币 481 元 / 兆瓦时 (不含增值税)，较 2021 减少人民币 13 元 / 兆瓦时，主要是由于风电市场交易规模扩大、平价项目增加以及结构性因素综合所致。
有参与电力现货市场设计的专家在行业会议上表示，要客观看待新能源现货价格下降，从各现货试点省份的情况看，虽然新能源发电单价下降，但电量和利用率提升了。新能源电价下降既有自身发电特性的原因，也与市场化改革后消纳成本显性化有关。
当下，新能源企业更加重视综合收益的提高。有新能源发电企业表示，现货市场来了之后，他们既不看电量，也不看电价，变成了看收入。
据 eo 了解，一些新能源企业还在考虑新能源电场站内储能的优化配置，通过新能源与储能协同运行来规避现货风险。但也有人认为，新能源场站如果配套建设储能，虽然在现货市场上的收益会提高，但提高部分覆盖不了储能成本。
从多家上市公司的年报来看，科学研判限电风险，持续跟进可再生能源补贴核查工作，优化电力交易策略，努力提升绿证、绿电、碳交易等相关市场化收益，尽力压降辅助服务分摊等，都是新能源企业正在努力的方向。其中，寻求绿电、绿证收入的增长是新能源企业普遍的期望。
龚昭宇表示：“新能源发电企业的心态也要转变，不要期望可以从现货市场中把所有钱收回来，要准确评估新能源的全方位价值。”
（图片来源：veer 图库）
来源 / 南方能源观察
