新能源入市交易是无法回避的趋势。但从实践来看，许多新能源发电企业在“入市”后，收益发生了不同程度的降低。
“没想到新能源参与市场交易之后电价这么低。”山东电力市场人士如此说道，“吃了亏之后，新能源就战略性不参与市场了。”
山东是新能源大省，也是最早开展电力现货市场试点的省份之一。“山东新能源场站参与市场的数量基本是随着市场价格波动在变化。”上述市场人士说，“现货价格偏低，第二个月新能源参与市场的数量立刻下降；一旦价格回升，新能源立刻选择进市场。”
尽管价格有涨有跌，但从2022年山东电力交易整体情况拉看，参与市场明显“亏”了。2022年山东市场参与中长期交易光伏电量结算均价为242.74元/MWh，而未参与中长期的光伏结算均价则高达355.27元/MWh。
目前来看，由于多种因素的结合，新能源参与电力市场交易存在先天劣势，收益风险有所加大。
从并网难、弃风弃光严重，到如今的入市低电价，新能源发电所面临的困扰进入了全新的阶段。在趋势无可扭转的情况下，新能源如何管控收益风险？
量价精准预测：打铁还需自身硬
目前国内的电力市场化改革大多以现货市场+中长期交易（年度交易、月度交易）为主。作为电力市场“压舱石”的中长期交易，对于新能源场站，通常也发挥着“避险”功能，大致能够保障50%至90%比例不等的收益。而实践中，却也不乏因中长期太多，“压舱石”变成“翻船石”的案例。
“需要多个交易品种结合、多种风险偏好组合、不同交易策略配合……找到最优组合才是应对收益风险的核心”远景智能智慧能源解决方案总经理郑颖告诉《能源》杂志记者，“光靠中长期或现货，某一个单一的交易品种来保障收益是不现实的。”
在以火电为绝对主力电源、或者没有开展现货交易的市场中，价格是以火电的定价为主要依据的。在这种情况下，新能源处于“被动跟随”，风险和收益均较为可控。
当现货市场开启、新能源比例大幅度提高，市场的复杂性大大提升，且不利于新能源发电。
以光伏为例，由于日照时间基本相对固定，光伏发电曲线基本是“日出而起、日落而息、中午时分最强”。因此出现了著名的“鸭子曲线”。
风电、光伏的发电出力时间异常集中，导致大发时段聚集在现货低价时段，那么新能源入市只能拿到最低电价，收益压力陡增。
从国内外电力市场改革的实践结果来看，更为成熟的电力交易市场时间尺度更为细分（例如旬度交易、周内交易、多天交易等），还包括更加长远的电力期货市场。
交易品种越多，新能源发电的选择就越多，能够进行风险对冲的选项就越多。但同样的，对新能源发电预测准确性的要求也大大提高了。
传统模式下，新能源发电预测主要是为了满足电网调度而服务，功能单一。在“新能源发电保障性收购”的制度下，预测准确率对收益的影响并不十分明显。
来到市场化阶段，预测的准确性则往往和收入直接相关。例如某新能源场站预测在市场高价时间段有发电出力，预先卖出电量；但到时却发不出电，就只能从市场上买入高价电履行合约。而在交易品种愈发复杂、交易时间尺度持续细化的大背景下，精准预测关系到新能源每一次交易的损益。
“一方面要精准预测新能源出力曲线，另一方面还要结合更长周期的数据和场外数据预测价格。不仅要考虑预测的精准度，还要考虑发生概率的大小。”郑颖告诉《能源》杂志，“提高预测精度、采取合适的交易策略，是新能源在市场上的制胜法宝。”
精准的新能源发电预测，能够辅助企业更准确地报量、报价，降低两个细则考核，这是对新能源发电预测的常规理解。加上精准的价格预测，不仅能够让新能源在市场条件下减少“弃电”，更能够进一步放大收益。
“影响价格变动的因素很多，宏观政策、区位条件变化、极端天气发生、煤炭价格变动、局部负荷调整……我们将这些数据结合到供需、价格预测及交易策略中，让新能源不仅知道什么时候发电、发多少电，还可以清楚的知道发出的电能带来多少收益”郑颖谈到。
场内数据与场外数据结合，“天上”的气象数据与“地上”的场站/设备运行数据结合，内外结合、天地一体，这是记者在远景智能功率预测的实践中，所看到的一大特色。
据了解，远景智能的功率预测产品集成了全球10+气象模式，内置100种功率预测模型针对性提供短中长期功率预测及电量预测，其全时空全场景预测能够支持现货/长协/跨省电力交易风险控制决策。
人机结合，改变交易方法
尽管新能源发电预测已经实现了突破性的进展，但在现货市场中，交易尺度以分钟计算，辅助服务市场的响应更是达到了秒级，新能源参与电力市场的复杂性呈几何级数上升。
成熟的交易市场中有着海量的信息，现货价格也在实时变化。对这些信息的汇聚、分析、判断，以及不同交易策略的比较，新能源企业的交易员很难独立完成。
人与机器的有效结合，无疑是新能源发电在市场化大潮下的必然趋势。而随着储能等调节性电源的参与、电力系统复杂程度加深，这种自动化、智能化交易的潮流则会更加明显。
不久前，中电联发布了《新能源配储能运行情况调研报告》，提到新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能，新能源配储等效利用系数仅为6.1%。
一直以来，储能都被认为是解决新能源大规模接入电网后稳定性下降问题的最佳方案。只不过在实际情况面前，理想还未能照进现实。
“储能利用率低的原因是多方面的。”有新能源企业相关人士表示，“规则不完善、储能地位不明，现有调度规则小，新能源站内储能很难利用起来。”
很多业内人士期盼着现货市场更加普及之后，储能能够更好地参与市场，进而助力新能源消纳和新型电力系统建设。
在现货市场环境下，储能基本上每天有一到两次的充放操作。这些高频操作实际上类似于金融市场的量化交易，未来一定是自动化和半自动化的交易模式。毕竟，在储能可能更多参与的辅助服务市场中，交易频次和响应都是以秒来计算的。
本就复杂的新能源交易，再加上储能参与市场，新能源要面临的挑战一下上升了几个数量级。“为新能源提供最优的交易策略，支持储能、绿电、碳交易与电力交易的多元协同，实现交易组合收益最大化，一直是我们的目标”郑颖说。
期待新能源发电企业在“入市”这场大考中，交出满意的答卷。
