新形势下，风电、光伏发电等新能源项目的“量、价”全面推向市场。而新能源的发电特性，又为市场化交易带来诸多不确定性。
2024年，我国可再生能源装机规模实现新突破。据国家能源局数据，截至2024年年底，全国新能源装机容量为18.89亿千瓦，约占全国总装机容量的56%。其中，水电装机容量为4.36亿千瓦，风电装机容量为5.21亿千瓦，光伏发电装机容量为8.87亿千瓦，生物质发电装机容量为0.46亿千瓦。
可再生能源发电量也在稳步提升。2024年，全国可再生能源发电量达3.46万亿千瓦时，同比增长19%，约占全部发电量的35%。其中，风电光伏发电量合计达1.83万亿千瓦时，同比增长27%。
新能源的快速发展给电网消纳带来了压力。2月9日，国家发展改革委、国家能源局联合发布《深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展》，聚焦构建更灵活、更市场化的新能源定价机制，推动新能源全面融入电力市场体系，标志着新能源产业正迎来市场化发展的新阶段。
新能源上网电价由市场交易形成
从“量”来看，136号文件要求风电、光伏发电等新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场。从“价”来看，上网电价通过市场交易形成。因此，136号文件彻底重构了新能源电价形成机制，从“全部或部分政府权衡补贴定价”转向“市场定价”，标志着新能源全面融入电力市场体系。
从136号文件中不难看出，今后新能源行业的收益将由“机制收益”、“市场收益”和“绿色环境价值收益”构成。机制收益由地方政府根据每年实际情况确定，市场收益由新能源在电力市场上从交易中获取的收益确定，绿色环境价值收益由绿电交易确定。
新能源在电力市场上交易的收益，对今后新能源的投资决策有重大影响。在全国统一电力市场的推进下，新能源进入现货市场不可避免。在现货省份运行中，明显可以看出，因为新能源的发电特性，其收益呈现下滑的趋势。此外，因交易水平高低的不同，不同发电厂、站在现货市场上的收益存在比较大的差距。现货价格调节促进新能源消纳
136号文件为新能源的健康发展和电网的平稳运行提供了政策支撑。
新能源进入现货市场后，从电量角度看，客观上促进了新能源的消纳。现货市场通过现货价格手段释放价格信号，用户根据现货价格调整用电习惯，实现了削峰填谷，有助于平抑电网负荷峰谷比，缓解电网运行压力。因此，在新能源电力进入现货市场运行的省份，可有效降低弃风弃光率，进而系统化地促进新能源的消纳，助力高效协同的新型电力系统发展。
新能源全面进入现货市场后，从电价的角度看，新能源交易策略制定要面对新的挑战。
一方面，投资收益模型发生了巨大的变化，新能源项目的收益不再依赖全电量的统一价格收购，因此利润的实现方式也不再是单一的发电量，增加更多元的考量因素。当“增产”与“增收”不再画等号，建立合适的投资收益模型变得更为复杂。
另一方面，现货交易模式下，预测分析压力增大。新形势下，需要通过多元数据的收集整理和多主题、多维度的数据分析，提前在中长期市场和现货市场、省内和省间交易之间做出交易策略的选择，实现多类型市场的最优组合。这对企业的市场分析和预测水平提出了更高的要求。如何在电力市场上获得高于市场均值的收益，是新能源企业面临的重要问题。
交易策略的核心是控制中长期持仓
新能源企业要在电力交易中获得更多收益，很多时候选择比努力更重要。发同样多的电，是选择在中长期市场上交易，还是选择在现货市场交易？不同的交易策略决定了新能源在电能量市场上的收益。
新能源出力与现货电价往往呈现出反向相关的特点，即现货价格高时新能源发电量少，现货价格低时新能源发电量多。因此，新能源现货交易策略的核心是控制中长期持仓。通常来说，发电企业在做交易时，要在现货 价 格 低 时 多 卖 中 长 期 合 约 获 取 收益，在现货价格高时，少卖中长期合约，避免用高电价现货倒贴中长期合同带来的亏损。
实际交易中存在诸多影响现货电价的因素。首先要摸清市场规则，考虑市场供需关系、价格走势、竞争程度、均衡状况等；其次要了解电厂侧报价策略，包括成本、竞争力、设备状态和结盟合作情况等；此外要考虑电网的状态，判断是否存在限制交易的物理约束；最后从自身来看，也要把握好企业自身的竞争力、以及可接受的风险水平等。
因此，在制定新能源现货交易策略时，可遵循以下基本思路：一是做好功率预测、电价预测等基础工作；二是通过各时序市场中的放量比例，确定整体交易策略；三是在中长期—日前套利申报时提前确定损益；四是在日前—实时套利申报时微调收益。总之，新能源的现货市场交易既要考虑中长期的金融属性，也要考虑现货的物理属性，使两种属性相互协同配合。
（作者为北京易电智通信息技术有限公司总经理）
