隨著可再生能源進入“倍速”發展階段，未來，市場化交易將成為風、光發電消納的重要方式之一。

2020年，我國新增風電裝機7167萬千瓦、太陽能發電4820萬千瓦，近120GW風光裝機著實振奮了行業信心。但2020年初，兩網給出的2020年全國新增風電消納能力僅為36.65GW。這一數字的對比，讓行業在看到市場發展的同時，也感受到陡增的消納壓力。

市場化交易是最終“歸宿”

正如文章開篇所提到的，電力市場化交易是可再生能源企業繞不過去的坎。

電力市場化改革是我國能源領域市場化改革的重要組成部分，其目的是還原電力的商品屬性，讓電價甩掉“非市場化”的帽子，實現市場化。尤其是在補貼退坡之后，除去“保價保量”的保障性收購，可再生能源只有進入市場化大盤子，才能保障超發電量的收益。

更何況，如今各省份的保障性收購也無法做到“保價保量”，低于“合理小時數”的收購政策比比皆是。

1月20日，陜西發改委印發《陜西省2021年新能源發電企業參與市場化交易實施方案》。確定陜西2021年新能源保障利用小時數為風電1700h，光伏1250h，保障利用小時數之外的電量視為超發電量，需按“跨省區外送交易、省內‘綠電’交易和省內合同電量轉移交易”三種方式參與市場化交易。

1月25日，內蒙古自治區印發《內蒙古自治區可再生能源電力消納保障實施方案》的通知。明確在保障可再生能源電力消納的過程中，“電力交易機構負責組織開展區內可再生能源電力相關交易，指導市場主體優先完成與可再生能源電力消納相對應的電力交易。”該項職責履行為內蒙古電力交易中心、國網蒙東電力交易中心。

河南也于近日印發《可再生能源電力消納保障實施方案》指出，隨著可再生能源發電規模不斷擴大和電力市場化改革進展，鼓勵平價上網項目發電量、超出保障性收購電量范圍的可再生能源電量參與各種形式的電力市場交易。電網企業及電力交易機構應優先執行可再生能源發電計劃和可再生能源電力交易合同。

2020年初，三部委聯合印發《關于促進非水可再生能源發電健康發展的若干意見》有關事項的補充通知，“推動合理利用小時數以內的發電量享受固定財政補貼，其余部分參與市場化交易”。

值得明確的是，若想保障并提高風光場站的收益，未來超出保障性收購的可再生能源電力，大部分將納入市場化交易，進入電力現貨市場及中長期交易市場。

挑戰無處不在

“十三五”期間，我國電力體制改革圍繞“放開兩頭、管住中間”這條主線取得了重要進展，形成了以”中長期交易為主、現貨交易為補充的電力市場體系”雛形。國內8個現貨試點也陸續開展結算試運行工作，其中，甘肅、蒙西、山西三個省份的現貨市場均需要新能源機組參與。

據北極星風力發電網得到的消息，國網區域內各省市均已于2020年底前完成現貨市場建設方案編制，南網區域內云南預計于2021年啟動現貨市場。現貨交易將成為后續電力市場運行的重要載體。

可以預見，隨著可再生能源上網電量逐步擴大，十四五期間清潔能源消納將是電力市場化的一個重要維度，但在可再生能源參與市場化交易的進程中，仍面臨一些深層次的問題和挑戰。

一位從事電力營銷的業主單位負責人指出：“新能源參與現貨市場的主要挑戰包含四個方面，一是出力不確定性強，嚴重依賴短期及超短期的功率預測精度；二是要求新能源企業對系統的平衡、網絡阻塞及新能源的消納空間有綜合判斷；三是在現貨市場中，電量、電價的評估決策均面臨風險；四是決策及操作頻度高，給企業實際操作帶來較大壓力。”

數據顯示，2019年全國電力市場中長期電力交易電量占全社會用電量比重的30.1%。隨著用戶側放開電壓等級的逐步降低，市場化交易規模將相應增加，預計“十四五”末，交易電量將占全社會電量比重的60%。在市場化省份，預計將有40%~50%電量直接參與市場，其中有70~80%電量以中長期的方式穩定量價，20%~30%電量參與現貨市場。

這意味著，電改不斷深化下，可再生能源企業將面臨著前所未有的經營發展的挑戰。

其實挑戰無處不在。不止未來即將面臨的市場化進程，風電本身也要突破既有技術窠臼，持續不斷地降低度電成本。正所謂“內外兼修”，只有不間斷地提質增效，才能在多電源競爭中拔得頭籌，實現可持續發展。

“真香”之路

除了以上提到的現貨交易，甘肅為代表的開展的中長期電力交易也對可再生能源帶來新的挑戰。

在甘肅省實施《甘肅省電力中長期交易》的2020年下半年，北極星風力發電網有幸與酒泉當地一位業主交流。中長期電力交易本質上是將中長期電力調度與新能源發電中長期曲線緊密耦合，這對新能源電站從現貨市場到中長期交易的整體交易策略提出更高的要求。對風電企業來講，最大挑戰是對30天甚至更長時間內天氣和風電功率的預測精準水平。

上述電力營銷專家也對北極星風力發電網指出，根據國家對于中長期市場建設規劃，中長期合同將由最初的電量合同轉變為分時電力合同，新能源由于發電出力存在不確定性，無法完全匹配用戶側的需求，在簽約分時電力合同時將出現發用兩側不匹配的情況，即在中長期合約執行上必將產生偏差電量，增大新能源參與中長期市場的難度。

那么作為可再生能源企業來講，應該如何解決這些棘手的問題？

“從管理措施及技術手段入手。”上述專家說，“這確實是一個相當復雜的進程。企業應在管理層面，聚焦政策研究、建立電力營銷體系；在技術層面，制定針對性的差異化交易策略、通過信息化建設，提高功率預測準確率；同時人員的培養也是重中之重。”

未來，現貨市場將會在全國范圍內鋪開，可再生能源企業必須要具備優異的電力交易策略與流程化管控能力，以及過硬的智能信息化水平，才能確保企業收益的最大化。

再多說一句，隨著現貨市場建設不斷推進，“新能源+儲能”的盈利模式和空間逐漸凸顯。近日一則遠景能源對儲能的定義值得行業思考，遠景能源認為“儲能的本質是交易，會交易的儲能才會代表未來”。未來儲能在電力市場發布的作用，將遠大于行業給其當前的定位。

如今，我國電改已經進入現貨試點的攻堅期，全國已有超過15個省份要求新能源參與市場化交易，未來可再生能源參與市場化交易比重勢必進一步增加。

對于風電行業來講，補貼落幕，“等靠要”的老思路已不可延續。風電產業已經具備規模優勢，持續迭代技術、壓低度電成本，提高競爭實力，全方位提升收益水平，這才是“真香”之路。