新能源@新能源发电收益最大化 优化电力交易策略是关键
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北极星太阳能光伏网讯:我国电力体制改革的不断深化 ， 市场交易电量比例不断扩大 ， 电力现货交易也要全国范围开展 ， 新能源发电企业机遇与挑战并存 。
新能源的发电量被分成三部分：基数计划电量（地方保障小时数内电量 ， 以煤电基准价结算 ， 保量保价）；中长期交易计划、现货交易计划电量（市场化交易电量 ， 以交易价格结算 ， 保量不保价） 。 随着基数电量的逐年减少 ， 越来越多的电量参与交易 ， 新能源在交易中如何决策才能使项目收益最大化？先来看一个甘肃新能源项目的例子 。
一、通过优化电力交易策略实现高收益案例
1、甘肃保障小时远低于国家核定数值
2019年 ， 甘肃全省新能源场站平均基数电量（按煤电基准价结算的电量）563.67小时 ， 其中风电584小时 ， 光伏531小时；
如果再剔去除特许权、扶贫电站等特殊类型项目 ， 甘肃省常规新能源场站结算平均基数电量仅有480小时 ， 较2018年减少68小时 ， 较2017年减少83.67小时 ， 远低于国家保障性收购政策核定的利用小时 。
超出基数电量以外的电量 ， 都要参与市场化交易 。 在实际交易中 ， 风电、光伏项目签订省间、省内各类“中长期”合约；而根据2019年的数据 ， 新能源中长期合约有些成分才0.08元 ， 0.09元 ， 带基数电量折下来的中长期平均价格远小于0.2元/kWh ， 远低于标杆上网0.3078元/kWh ， 使项目的收益大幅低于预期 。
2、“中长期+现货”相结合 ， 保障收益
2019年底 ， 甘肃省启动省内现货交易试结算 。 以11月中旬7天的交易价格为例 ， 现货市场日前、实时价格比某些中长期交易成分价格要高许多 ， 具体如下图所示 。
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图1：甘肃省内现货第二次试结算电价
将现货交易与中长期交易相结合 ， 相比于只发中长期电量 ， 项目收益会大幅提高 。 下表是甘肃省某电站5天的实际交易情况 。 通过参加现货交易 ， 该电站5天实现增收7.104万元 。 如果电站在现货市场中能够提前精准的对市场价格走势进行预判 ， 在中长期分解时 ， 少分解一些中长期 ， 收益可能还要高于现状 。
表1：甘肃某电站参与电力市场交易情况
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以甘肃试结算的某日数据为例 ， 选取不同机组类型交易数据看 ， 不同机组类型在现货市场中使用合适的交易策略是可以盈利的 。 下图为甘肃试结算某日各类电站的盈亏情况 。
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二、新能源项目参与电力市场化交易是大趋势
上述甘肃省的情况 ， 在全国并非个案 。 在全国人民代表大会常务委员会执法检查组《关于检查实施情况的报告》中提到：宁夏2018年自行制定风电最低保障性收购利用小时数为750—850小时 ， 甘肃2018年自行设置的风电、光伏发电保障性收购小时数分别为774小时和479小时 。 上述小时数大幅低于项目实际可发小时数 ， 大部分电量要全部参与市场化交易 。 虽然上述做法被行业诟病 ， 但越来越多的电量参与市场化交易是大趋势 ， 新能源项目也将逐步参与到市场中来 。
目前 ， 西北很多省份的新能源项目 ， 大比例电量以中长期交易的方式参与 。 2019年下半年 ， 甘肃、山西、蒙西等三省区 ， 作为现货试点区 ， 新能源已经参与到现货交易中来 。 从这三个现货试点的试结算来看 ， 新能源项目主要通过降低电价 ， 甚至地板价 ， 来获取发电权 ， 即 “保量不保价” 。
三、电力市场化交易中的关键决策
在市场化交易中 ， 发电企业如何实现理智报价 ， 从而获取更高收益？“国能日新”的电力交易解决方案项目负责人给出三个建议：
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