提升电力市场对新能源的适应性

　　一是进一步理顺新能源电网电价形成机制，减少不合理行政干预。市场设计要为新能源和其他主体提供公平的竞争环境，不因新能源边际成本、议价能力弱低刻意压低交易价格，不开展以降价为目的的专场交易，加强价格监管，充分还原新能源作为电力商品的真实价值，依靠市场机制实现新能源的经济消纳率。持续完善弃风弃光考核标准，129号文已明确，对于新能源因考虑经济性不高而通过报价自愿产生的弃风弃光不纳入弃风弃光考核，需要推动各地落地落实，同时逐步将追求95%消纳率的政策导向，转化为追求新能源消费电量占比的目标。加快研究跨省跨区价格形成机制，允许新能源发电企业自主选择与火电打捆，或自主与受端用户协商用电曲线，并按照129号文要求加强省间与省内市场的衔接。

　　二是完善市场交易机制，提升对高比例新能源的适应性。考虑新能源出力特性，不应强制要求新能源企业签约较高的年度、月度交易电量比例。中长期交易牵头部门与现货市场建设牵头部门加强统筹，完善交易机制，将曲线交易逐渐转变为标准化的中长期交易品种(比如峰谷平单独交易或者各时段单独交易)，允许发电企业、用户既可买入又可卖出电量，提升中长期交易的流动性，缩短交易周期，提升交易频次，给予新能源足够机会调整交易合同。现货市场建设初期，可适当降低新能源偏差考核标准，尤其避免重复考核。加强信息披露，提升信息披露的及时性、准确性和信息获取的便利性，使新能源主体及时获取充足市场信息进行价格预测和风险控制。

　　新能源企业提升自身风险防范能力

　　新能源企业应加强自身能力建设。一是提升出力预测能力以及现货市场价格预测能力，结合日典型曲线、工作日与周末特性、季节性等特征，分析新能源出力特性以及与价格曲线的匹配程度，对参与市场风险有总体把控，作为制定市场交易策略的基础。二是结合当地电力市场建设情况制定交易策略，尤其是中长期交易灵活性、现货市场价格限值，以及自身对风险的承受能力，确定年度、月度等各个交易周期的交易电量比例，制定对于价格风险、偏差风险的对冲策略。例如，可在年度、月度市场将确定能够发出的基础电量以较高的价格锁定，在月度以内逐步调整交易曲线，随着临近实时运行，尽量逼近实际出力曲线。考虑到短期和超短期偏差将通过日前市场和实时市场进行买入卖出，尽量不要过早提前锁定全部电量，以避免为预测偏差付出过多的平衡成本。综合考虑发电经济收益，必要时可以策略性选择弃风弃光，提升自身收益能力和全社会福利。三是结合价格预测进行投资选址。运行电力现货市场的地区，新能源所在地理位置，很大程度上决定了电价的走向。因此投资选址非常重要，通常贴近负荷中心的地区电价较高，输电线路阻塞严重的送出地区往往是价格洼地。必要时需要通过市场仿真，测算投资收益率。(本文仅代表个人观点)