超70GW风电并网后 市场化交易来袭

电力18讯：

随着可再生能源进入“倍速”发展阶段，未来，市场化交易将成为风、光发电消纳的重要方式之一。

2020年，我国新增风电装机7167万千瓦、太阳能发电4820万千瓦，近120GW风光装机着实振奋了行业信心。但2020年初，两网给出的2020年全国新增风电消纳能力仅为36.65GW。这一数字的对比，让行业在看到市场发展的同时，也感受到陡增的消纳压力。

市场化交易是最终“归宿”

正如文章开篇所提到的，电力市场化交易是可再生能源企业绕不过去的坎。

电力市场化改革是我国能源领域市场化改革的重要组成部分，其目的是还原电力的商品属性，让电价甩掉“非市场化”的帽子，实现市场化。尤其是在补贴退坡之后，除去“保价保量”的保障性收购，可再生能源只有进入市场化大盘子，才能保障超发电量的收益。

更何况，如今各省份的保障性收购也无法做到“保价保量”，低于“合理小时数”的收购政策比比皆是。

1月20日，陕西发改委印发《陕西省2021年新能源发电企业参与市场化交易实施方案》。确定陕西2021年新能源保障利用小时数为风电1700h，光伏1250h，保障利用小时数之外的电量视为超发电量，需按“跨省区外送交易、省内‘绿电’交易和省内合同电量转移交易”三种方式参与市场化交易。

1月25日，内蒙古自治区印发《内蒙古自治区可再生能源电力消纳保障实施方案》的通知。明确在保障可再生能源电力消纳的过程中，“电力交易机构负责组织开展区内可再生能源电力相关交易，指导市场主体优先完成与可再生能源电力消纳相对应的电力交易。”该项职责履行为内蒙古电力交易中心、国网蒙东电力交易中心。

河南也于近日印发《可再生能源电力消纳保障实施方案》指出，随着可再生能源发电规模不断扩大和电力市场化改革进展，鼓励平价上网项目发电量、超出保障性收购电量范围的可再生能源电量参与各种形式的电力市场交易。电网企业及电力交易机构应优先执行可再生能源发电计划和可再生能源电力交易合同。

2020年初，三部委联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知，“推动合理利用小时数以内的发电量享受固定财政补贴，其余部分参与市场化交易”。

值得明确的是，若想保障并提高风光场站的收益，未来超出保障性收购的可再生能源电力，大部分将纳入市场化交易，进入电力现货市场及中长期交易市场。

挑战无处不在

“十三五”期间，我国电力体制改革围绕“放开两头、管住中间”这条主线取得了重要进展，形成了以”中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场体系”雏形。国内8个现货试点也陆续开展结算试运行工作，其中，甘肃、蒙西、山西三个省份的现货市场均需要新能源机组参与。

据风力发电网得到的消息，国网区域内各省市均已于2020年底前完成现货市场建设方案编制，南网区域内云南预计于2021年启动现货市场。现货交易将成为后续电力市场运行的重要载体。

可以预见，随着可再生能源上网电量逐步扩大，十四五期间清洁能源消纳将是电力市场化的一个重要维度，但在可再生能源参与市场化交易的进程中，仍面临一些深层次的问题和挑战。

一位从事电力营销的业主单位负责人指出：“新能源参与现货市场的主要挑战包含四个方面，一是出力不确定性强，严重依赖短期及超短期的功率预测精度；二是要求新能源企业对系统的平衡、网络阻塞及新能源的消纳空间有综合判断；三是在现货市场中，电量、电价的评估决策均面临风险；四是决策及操作频度高，给企业实际操作带来较大压力。”

数据显示，2019年全国电力市场中长期电力交易电量占全社会用电量比重的30.1%。随着用户侧放开电压等级的逐步降低，市场化交易规模将相应增加，预计“十四五”末，交易电量将占全社会电量比重的60%。在市场化省份，预计将有40%~50%电量直接参与市场，其中有70~80%电量以中长期的方式稳定量价，20%~30%电量参与现货市场。

这意味着，电改不断深化下，可再生能源企业将面临着前所未有的经营发展的挑战。

其实挑战无处不在。不止未来即将面临的市场化进程，风电本身也要突破既有技术窠臼，持续不断地降低度电成本。正所谓“内外兼修”，只有不间断地提质增效，才能在多电源竞争中拔得头筹，实现可持续发展。

“真香”之路

除了以上提到的现货交易，甘肃为代表的开展的中长期电力交易也对可再生能源带来新的挑战。

在甘肃省实施《甘肃省电力中长期交易》的2020年下半年，风力发电网有幸与酒泉当地一位业主交流。中长期电力交易本质上是将中长期电力调度与新能源发电中长期曲线紧密耦合，这对新能源电站从现货市场到中长期交易的整体交易策略提出更高的要求。对风电企业来讲，最大挑战是对30天甚至更长时间内天气和风电功率的预测精准水平。

上述电力营销专家也对风力发电网指出，根据国家对于中长期市场建设规划，中长期合同将由最初的电量合同转变为分时电力合同，新能源由于发电出力存在不确定性，无法完全匹配用户侧的需求，在签约分时电力合同时将出现发用两侧不匹配的情况，即在中长期合约执行上必将产生偏差电量，增大新能源参与中长期市场的难度。

那么作为可再生能源企业来讲，应该如何解决这些棘手的问题？

“从管理措施及技术手段入手。”上述专家说，“这确实是一个相当复杂的进程。企业应在管理层面，聚焦政策研究、建立电力营销体系；在技术层面，制定针对性的差异化交易策略、通过信息化建设，提高功率预测准确率；同时人员的培养也是重中之重。”

未来，现货市场将会在全国范围内铺开，可再生能源企业必须要具备优异的电力交易策略与流程化管控能力，以及过硬的智能信息化水平，才能确保企业收益的最大化。

再多说一句，随着现货市场建设不断推进，“新能源+储能”的盈利模式和空间逐渐凸显。近日一则远景能源对储能的定义值得行业思考，远景能源认为“储能的本质是交易，会交易的储能才会代表未来”。未来储能在电力市场发布的作用，将远大于行业给其当前的定位。

如今，我国电改已经进入现货试点的攻坚期，全国已有超过15个省份要求新能源参与市场化交易，未来可再生能源参与市场化交易比重势必进一步增加。

对于风电行业来讲，补贴落幕，“等靠要”的老思路已不可延续。风电产业已经具备规模优势，持续迭代技术、压低度电成本，提高竞争实力，全方位提升收益水平，这才是“真香”之路。