能源情报按：2月9日，国家发改委、国家能源局发文推进新能源入市。在此之前，各地已经展开了形式多样的试点和探索，有经验也有问题。全国推进新能源入市，可能面临哪些问题，如何应对这些问题，以下文章提供了参考。
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原标题：安徽省新能源参与电力现货交易浅析
文/高波，安徽省皖能能源交易有限公司，转自《中国电力企业管理》2024年第11期
近年来，安徽省新能源发展势头迅猛，新能源在电力供应体系中的占比日益增加，给电网安全运行带来的影响也越发明显。一方面，电网呈现出新能源高渗透率和普遍调峰运行的鲜明特点，电力时段性供应不足问题突出；另一方面，在夏季冬季省内用能高峰时期，电能供应总量存在一定缺口，电力供应形势极其严峻。储能技术凭借其优良的调节和响应性，成为新型电力系统重要的组成部分，能够确保电网稳定、应对新能源波动、提高电力可靠性，成为解决当前问题的有效方案。
安徽省能源局印发《安徽省新型储能发展规划（2022～2025年）》，明确“十四五”期间新型储能设施发展以电化学为主，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达到300万千瓦以上；对安徽省储能发展进行了布局，强调了储能接入节点位置的重要性。好的接入点能够解决电网阻塞问题，并充分发挥
储能系统的削峰填谷作用，从而得到更多的调动，未来趋势值得关注。同时，安徽电力市场建设步伐加快，风电和光伏项目已经开展绿电交易，风光储均参与现货交易，交易规则更加复杂，颗粒度更加细致，频次不断提高。2024年，安徽省电力现货市场迎来长周期结算试运行，安徽省新能源场站以“报量报价”方式或“报量不报价”方式参与现货市场。
在实际现货申报过程中，为了避免报高价导致的未中标，新能源场站往往直接一段式申报，即从0到装机容量，报0价。从2024年5月份安徽现货价格来看，分时价格呈现中午低、两端高的特点，中午光伏出力时段，易出现0价；日前市场有20天出现0价，实时市场有15天出现0价。
现货报价中新能源场站表面上拥有了定价权，但实际上依然是价格的被动接受者。火电报价行为是影响现货价格的重要因素。从2024年5月份安徽现货行情来看，日前均价359元/兆瓦时，实时均价372元/兆瓦时，均低于新能源平价水平，电价下行明显，给各市场主体带来新的任务和挑战。
安徽电力现货市场发电侧在结算中长期时，引入“中长期结算参考点”的概念，即中长期合约电量按中长期合约价格结算，并结算所在节点与中长期结算参考点的现货价格差值。安徽省的节点价格不仅影响现货偏差结算电费，也直接影响中长期结算电费，发电侧的节点位置显得更加重要。发电侧需要分析自身节点价格与市场统一结算电价的差异，进而影响中长期交易策略。
针对后续新能源参与电力现货交易，提出以下三点建议：
一是关注新能源场站节点位置，对比节点电价与市场统一结算点电价区别。如果新能源场站日前节点电价明显高于日前市场统一结算点电价，可以在进行中长期交易时适度降低中长期价格心理预期，而非仅考虑中长期价格。
二是搭建价格预测辅助平台。新能源场站应不断提升自身的技术实力与专业能力，构建涵盖气象动态模型、供需预测模型、价格预测模型等在内的数据模型库，并运用海量数据不断训练优化模型，最终逐一实现对供需和价格的预测，以高精准度的预测周期数据辅助市场主体进行高质量电力交易，降低交易风险。
三是密切跟踪政策变化，深度理解交易规则。面对复杂的市场交易数据和价格波动机制，科学的交易决策成为市场主体保证收益的关键。在安全运行与高效管理新能源项目的基础上，新能源企业亟需采取切实有效的策略与应对措施，推进新能源项目高质量发展。
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