最高损失30%，新能源参与现货交易现状与影响！
现阶段，我国电力市场已初步形成以中长期交易为主、现货交易试点运行的电力市场体系，建设成效初显。
首批8个电力现货试点，南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃均已启动连续结算试运行，第二批6个试点（上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北）也陆续开展了模拟试运行。
风光等新能源参与电力中长期、电力现货的步伐也紧随其后。新能源进入现货市场的实践也在开展。通过第一批现货试点省份实践来看，新能源进入现货市场电价下行已是大势所趋。
一、新能源参与现货市场的三种模式
不同省份的电力现货市场，模式并不一样。目前，有三类代表性市场，如下表所示。
二、新能源现货市场结算价格情况
截至2022年底，新能源进入现货市场的电价情况是什么样的？
据公开信息披露，各省火电与新能源结算均价如下。
表：2022年各现货省份结算价格对比（单位：元/kWh）
从上表可以看出，相比于基准价均有不同程度下跌，其中，又以山西、蒙西尤甚。
三、新能源现货市场结算价偏低原因
现货背景下，造成新能源电价下跌的要素有很多，包括但不限于：
1、政策调整与市场规则的变化
试运行阶段，相关的政策和交易规则等常会出现阶段性的调整和变化，对电力市场政策和规则理解深浅，直接影响到现货交易策略的决策，导致在现货交易时可能出现重大失误和损失。这就要求场站及时准确地理解政策变化，加强人员的培训和学习。
2、缺乏专业的预测与分析能力
在电力市场交易中，新能源场站需要管理和分析庞杂的数据来把握市场的变化，主要涉及省间电力交易情况、电网网架结构、电网节点阻塞、发电机组检修、市场电力需求、市场交易结果等公有信息，以及新能源功率预测、日分解及出清结果、现货日清算结果等场站私有数据，这就要求场站具备高效的数据管理能力和强大的分析能力才能作出合理的决策。
3、缺少专业的交易人员
目前，新能源场站在电力市场现货交易经验不足，缺少市场各种交易品种在不同时点、节点和区域历史走势比对，在做出市场判断时缺少历史数据支撑，这种状况在电改初期是不可避免的风险。
现货背景下，结算收入构成相对复杂，影响因素较多，想要通过结算均价直接对现货市场运行下结论难免有些武断，仍需从从基础的现货收入入手。
四、新能源参与现货市场的影响
2021年4月开始，山西需要新能源电站长期的、稳定的、连续性的参与现货市场。
根据光伏們报道，山西某光伏电站在2022年1-5月，仅20-35%的发电量以0.332元/度燃煤基准价结算，剩下的65-80%的发电量需要通过现货市场或者中长期交易进行报价结算。
一家新能源企业的生产管理负责人韩语（化名）告诉光伏們，参与电力交易对光伏项目收益影响巨大！
“以一个50MW的光伏项目为例，今年上半年参与电力交易综合电价在0.15-0.16元/度，而电站运营费用大概400万左右，甚至还不足以支付还本付息的部分，全年下来整座电站要倒赔约1000万；高补贴的项目相对好一些，但现在由于国补不到位，结算电价很低极大了影响了项目公司的现金流，虽然财务报表显示有利润，但实际情况是甚至需要靠借贷来补充现金流”。
“直接参与电力交易带来的电价损失在0.12-0.13元/度，调峰、市场运营费等度电分摊也有0.04-0.05元/度，这还没算两个细则考核”，韩语解释道，2021年公司运营的光伏电站在山西省电价约在0.25元/度左右，但2022年仅上半年就降到了约0.19元/度，这半年每100MW光伏电站项目的损失大约在1000万以上，全年损失约2000万元以上，项目年度财报肯定是大幅亏损的。
发电不可控是新能源的典型特征，尤其是短期或者超短期的偏差比较大，在参与电力市场中，实际偏差越大，意味着发电企业付出的代价越大。新能源参与电力市场，乐观来看会提高新能源场站功率预测的准确性，也提高发电企业的重视程度，对于新能源扰动电网等提供积极的价值。
