电力现货市场中，新能源项目的尴尬！
电力现货市场中，新能源项目的尴尬！
PV-perspective
光伏技术交流
2023年11月1日，国家发改委、国家能源局下发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》之后，几乎所有的人都能感受到，新能源发电项目进入电力现货市场的步伐越来越快！
风电、光伏项目进入电力现货市场之后，未来上网电价将如何走？将面临哪些之前不曾遇到过的问题？
本文简单介绍了现有的新能源试点的一些情况，希望能给予读者一些启发。
新能源现货试点的交易情况
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。
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。
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。
问题1：光伏项目现货价格明显下跌
问题2：预测不精准带来的“天价”罚款！
搞电力市场化交易，就要签合同，签了合同就要履约。
对于现货合同来说，不但要在 电量上履约 ，而且要在 电力上履约 ，需要完全按照合同约定的曲线进行电量交割。否则，就要接受相应的偏差考核。
以山西电力现货市场建设试点为例，它们对于新能源实际出力与短期预测出力的偏差超出50%的部分，按照标杆电价计算超额收益并回收。“ 新能源超额回收费用巨大，山西的一座5万千瓦的风电场，一个月可能被罚80万元 。”一位能源央企的市场营销中心主管透露。
根据监管意见，拖欠费用共包含5类：零售市场电能电费、批发市场电能电费、市场运营费用、退补费用、辅助服务费用
说明：2021年4月交过一份50万的保险，通过执行保险支付6月的欠费50万元。
据介绍，之所以会发生欠电网公司的情况，是因为偏差考核等因素造成的罚款大于电费返还金额。
由于现货市场分时价格波动性较大，如果风光大发时刻，遇上了现货低电价时段，就会带来收益大幅降低，甚至是收益为负的情况。
新能源出力随机性造成的偏差考核的风险，当前各地新能源出力预测偏差仍然较大，在现货市场中需要为预测偏差引发的平衡成本付费，即出力超出部分往往低价卖出，出力不足的部分往往需要高价被替发。
对于新能源来说，避免出现偏差的前提是准确执行合同，而合同约定的是市场成交的结果，成交结果要看交易前对于电量电价的申报，而申报电量电价主要依赖的是出力预测，出力预测要依赖天气预报。“可天气完全不可控，很难准确预测可再生能源出力。”一位风电企业负责人说。
根据有关机构的统计数据，甘肃、山西两地风电和光伏单点预测准确率平均水平分别为41%和78%。其中， 风电单点预测准确率50%以上的比例约为55%，光伏单点预测 准确率85%以上的比例为45%， 准确率50%以上的比例为70%。 相信其他地区的准确率也高不到哪里去。
可是， 如果依靠现货市场来实现百分之百消纳新能源的话，单点功率预测必须达到100%的准确率。 否则就会出现两种情况：
一是预测高了，实际出力达不到履约要求，新能源企业有可能要花高价购电来执行合同，否则就受到偏差考核。
二是预测低了，实际出力超出合同约定额度，超出偏差减免的部分同样要接受考核；当然，要是通过自动发电控制技术来控制功率输出的话，的确可以精确履约而免受考核，但这样就形成了事实上的弃风弃光，达不到全额消纳可再生能源的目的，背离了发展可再生能源的初衷。
问题3：绿色价值在市场中得不到体现！
除了功率预测和偏差考核这些技术问题不利于新能源参与现货市场之外，一个更深层的原因就是在当前电力市场上新能源的绿色属性得不到体现。
“不管谁发出来的电，上了网都是50赫兹的交流电。”这句话的意思是，不管你是风电、太阳能发电，还是煤电、气电、核电，只要发出来，上了网，进入市场，就都一样了，成为同质化的产品，可再生能源电力体现不出绿色属性，没能附着环保价值，而化石能源也不用背负环境成本。
其实，也正是因为可再生能源的绿色属性在其他市场上体现不出来，也才有了不久前开始试点的绿色电力交易，以及前几年就启动了的跨区域省间富余可再生能源电力现货交易等专为消纳新能源而设置的交易专场了。
在现货市场上，新能源难以体现出环保优势，但其先天弱势却体现得淋漓尽致。虽然随着风电和光伏设备制造技术与能力的提高，新能源项目在经历补贴退坡、竞价中标、平价上网之后，与化石能源相比在价格上已经初具竞争力，但由于新能源出力具有波动性、间歇性以及反调峰性的天然短板，使其在现货市场上又重新堕回弱势地位，如经常受到偏差考核，很难竞得高价，承担分摊费用多，获得补偿费用少等等。
因此说，如何将绿色环保价值赋予新能源，并将生态补偿成本附着在化石能源身上，并通过市场化交易传导至用户侧？只有确保了这个前提条件，无论是在中长期市场还是在现货市场，新能源才敢说是有竞争力的，也才能说市场化机制是可以促进新能源消纳的。