损失百万，考核频繁，新能源参与电力市场交易急需避开哪些雷区？

浩博电池网讯：2022年1月，一家新能源企业引起山西电力交易中心的特别关注。该公司两个项目上月月度结算均价大约仅为市场可比项目的一半。企业内部怀疑这笔偏差百万的交易存在重大利益输送，并立即展开调查。

这样的“事故”在当下电力市场运营中并不罕见。电力市场化改革在新能源行业掀起资本的狂欢，但由于对行业和市场认识的双重缺失，很多新能源企业在参与电力市场交易中频频“踩雷”。

无论是企业层面顺利参与电力市场交易，还是国家层面规范有序推进电力市场建设，都急需提升市场主体的专业能力，培养符合市场需求的专业人才。今年以来，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）、《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》（发改办体改〔2022〕129号）及《促进绿色消费实施方案》（发改就业〔2022〕107号）等文件陆续出台，新能源全面入市已进入倒计时。

那么，新能源参与电力市场交易急需避开哪些雷区呢？

雷区一：不懂分时电量与电价

文章开头提到的那个案例很快得出调查结果。原来，这家光伏开发商由于没有分时电量与电价的概念，与买方签订了一份交易时段为12月晚上6点到8点的月度合同。根据合同约定，交易单价为0.36元/千瓦时，甚至高于火电标杆电价0.332元/千瓦时。

当卖方满怀喜悦签下这笔预期高收益的订单时，他们或许并不知道，在分时电价规则下冬天夜晚发不出电的光伏项目会面临怎样的惩罚。

电力市场化改革后，打破原有的标杆电价，将一天24小时划分为若干时段，通过市场竞争形成分时电价。在这份合同确定的交易时段，该公司因无法发电而面临电网的偏差考核；同时，他们又需要在这个电价偏高的时段外购电力以完成交易。

如此一来，该公司结算单价最终仅有约0.1元/千瓦时，而同时段其他可比项目可达0.25元/千瓦时左右。经复盘计算，此项交易造成该公司损失超过百万。

雷区二：检修时间把控不准

过去新能源场站定期检修对时间选择并不敏感。市场化改革后，其经营思路需要从电量损失最小向收入损失最小转变。

以某电站2020年5月情况为例，当月18日，停运检修将造成发电量损失1417兆瓦时，收入损失72553元（含补贴452447元）；19日，则发电量损失为863兆瓦时，收入损失288415元（含补贴519790元）。如果检修时间依然选择在发电量损失较少的19日，其收入相比18日将多损失20余万元，合算补贴后也会多损失近7万元。

值得注意的是，未来平价项目入市后，二者间的损失差距将去除补贴部分，即损失差距会更加明显。

雷区三：风、光功率预测不准

电力市场交易需要对时间、电量、电价三者进行最优排列组合。其中风、光功率预测发挥着至关重要的作用。新能源企业往往需要通过风、光功率预测上报的短期预测数据来确定发电能力计划曲线，再基于这项数据申报电量电价。如果预测不准，轻则达不到最佳收益，重则面临偏差电量考核惩罚。极端情况下，预测设备出现故障还可能造成巨额损失。

青海一家风电场就曾遇到过风功率预测设备瘫痪的情况。这次故障中，风功率预测设备失灵，导致十天左右的短期预测数据未能及时上报，电网调度因此仅分配其极低的负荷。通常情况下，该风电场当月发电量应达到800万千瓦时左右，但由于近1/3时间无法正常发电，该风电场仅完成约540万千瓦时。于是，项目公司遭遇偏差电量考核、风功率预测准确率考核等一系列惩罚措施。

“风功率预测系统选型及其对当地气象资源的预测准确度，是非常重要的。”该项目负责人说。

针对这样的痛点，市场上有诸多品牌推出相应产品。例如，金风科技资产管理团队的“天机”平台，在兼容整合多种预测数据的同时，创新出适用于现货模式的功率预测评价体系，并在此基础上实现场站功率预测数据的针对性优化，从而稳定现货市场的收益。

雷区四：中长期交易成交比例测算不准

目前中长期交易并不是报多少就能成交多少，交易过程中往往需要综合考虑总体交易量大小、参与交易的装机容量及交易当月的风光资源情况等多种因素，对交易成交比例进行测算，然后结合新能源场站交易月份的发电能力确定申报量。如果出现测算偏差较大的情况就会导致新能源场站接收到的调度发电能力计划曲线过低或电厂发电能力不足无法完成交易量，导致偏差电量考核。

交易测算考验新能源企业的综合实力。为适应电力市场化改革，新能源企业需要将之前累积的运营经验转化为交易测算优势，从而促进转型。成立于2006年的协合新能源是中国最大的非央企风电开发商之一，也是新能源行业综合型生产服务龙头企业，其业务覆盖全国大部分地区。电力市场化改革后，该公司凭借对各地服务单元数据及当地消纳情况的把握，结合对各地政策的学习研究，已在所服务过的大部分地区顺利开展电力交易。

不过，新能源参与电力市场交易任重而道远。