新能源电站投资测算要转变观念了。

在传统的新能源电站财务测算中，光照资源、土地、设备是核心，行业默认新能源执行的是固定上网电价。但实际上，当前不少省份新能源投资已经不再执行固定电价，新能源电力被要求进入市场，参与普适规则下的电力交易。

随着装机规模快速增长，新能源参与电力现货交易已成必然趋势。当前，我国电力现货市场建设按下加速键，电力现货交易也将在全国范围内开展。然而，受新能源渗透率增大以及出力的间歇性、随机性影响，现阶段在有新能源参与现货市场的省份，交易价格波动较为剧烈，部分地区部分时段出现零电价甚至负电价的现象，未来收益的不确定性大大增加。

根据数据，2022年启动现货运行的山东、山西、蒙西市场中，相比于基准电价，新能源电站结算电价均出现了下滑，最高降幅超过30%。面对电力市场大趋势，对于新能源场站来说，如何在运营期内做好电价交易策略已经成为决定项目收益的核心因素之一。

4月13日，协合运维相关负责人在“山西省新能源高质量发展研讨会”上指出，参与现货交易给新能源资产收益带来了极大的不确定性。运营管理对投后每年的净现金流及运营期内净现金流的不确定性产生重要影响，进而对资产价值起到决定性的作用。

简单来说，新能源电站收益的核心因子是电价与电量。此前，新能源上网电价是固定的燃煤基准价，所以新能源场站的运营管理更多的体现在对于电量的硬件运营，通过各种智能化或者技改手段来提升发电量。

但事实上，随着电力市场化的推进，参与电力市场化交易后，新能源电站的电量和电价都变成了不确定因素。协合运维认为，运营的思路应从能量效率转向价格效率。运营不再是针对发电量这个单一变量制定和执行运维策略，应与交易深度绑定，综合考虑运营中存在的交易风险，制定全局性的交易和运营策略。

协合运维进一步解释道，从目前来看，新能源运营期的交易风险主要体现在价格、合约、偏差考核等方面。在交易价格上，呈现出现货价格与新能源出力反向分布的特点，即出力小时交易价格高，出力大时交易价格反而降低，有可能造成“贴钱”发电。同时，由于新能源出力不确定导致一系列合同执行不准确、偏差考核的风险。新能源出力的预测依赖天气预报，而天气的不可控导致出力预测偏差，进一步导致成交结果与合约执行不一致，而且现货市场中需要为预测偏差引发的平衡成本分摊费用。
为了更好地控制风险，市场主体首先要重视电力市场化交易；其次，在理解交易原理的基础上，针对不同周期的合同电量，制定动态的交易策略来应对市场电价波动的风险；再次，建立量化的交易体系，进行风险识别，统筹优化各类中长期合约计划，将风险量化，根据风险偏好执行交易。最后，应将交易策略与电站运维相结合，寻求综合收益最大化的运营策略。

协合运维强调，要特别注意的是，在进入市场化时，很多企业容易把现货交易作为电力交易的重点，但事实上中长期交易预测难度高、偏差大，策略的损益远高于现货交易，在电力市场中起到了“压舱石”的作用，因此将更多精力放在中长期交易策略上是控制风险的核心。另外，在中长期交易时，月度及以上时间尺度的交易模式依然很常见，这种低频交易使得企业很难根据市场的供需变化快速调整，增加了损失的风险，企业应充分利用市场交易机制的灵活性进行高频交易与决策，提升对风险的管理。

现货市场下，企业普遍存在的另一个误区是仅以数字化平台作为交易效果的保障。数字化工具确实有效提升了交易决策的效率，但决策的核心仍在于人，加速人才团队建设将是电力市场化时代企业打造核心竞争力的“法宝”。

据了解，协合运维依托在运维超18GW的新能源电站运营管理经验，已形成了强大的运维+交易服务的合力优势，拥有丰富经验的专业交易团队，具备完整的交易方法体系、技术与策略，能够有效应对运营期的交易风险，助力资产价值最后一公里落地变现，用专业保障清洁能源资产的持续盈利能力。 

原标题：电价波动！新能源电站投资测算逻辑要变！