如何应对新能源波动性带来的电价波动风险管理问题？专家建议按照

　　近年来，随着我国可再生能源发电装机规模与风电光伏发电量占比不断提升，电网对新能源电力的消纳能力备受考验，入市参与交易成为新能源电力实现消纳的重要途径。

　　日前，国家能源局山东监管办公室会同山东省发展改革委、山东省能源局按照国家政策要求依程序顺利实现山东电力现货市场转入正式运行。据悉，山东是继去年山西和广东后，第三个电力现货市场建设的首批试点转入正式运行的地区。

　　在加快构建新型电力系统的背景下，各市场参与主体也在发生深刻变化，电价波动也成为行业关注的焦点。一家新能源公司项目负责人对国家能源局山东监管办公室会同山东省发展改革委、山东省能源局按照国家政策要求依程序顺利实现山东电力现货市场转入正式运行。山东是继去年山西和广东后，第三个电力现货市场建设的首批试点转入正式运行的地区。

　　数据显示，2023年1—12月，全国电力市场交易电量5.7万亿千瓦时，同比增长7.9%，占全社会用电量比例61.4%，比上年提高0.6个百分点。在交易机构注册的主体数量达到70.8万家，市场活力有效激发。

　　日前，一位不愿具名的电力专家对“当前市场中的挑战和矛盾正倒逼相关改革措施的加速实施，以确保新能源产业的健康发展和碳中和目标的实现。”上述电力专家对他指出，尽管面临挑战，但新能源行业的发展前景依然广阔。长远来看，可再生能源替代传统能源的趋势不变，市场终将通过形成有效机制，淘汰投机行为，促进高集中度的良性发展。

　　新能源大规模入市交易后，业内关注电价波动风险管理等问题

　　2024年3月，国家发展改革委印发的指出，可再生能源发电项目的上网电量包括保障性收购电量和市场交易电量。这也意味着从今年4月1日起，电网企业可以不用再全额收购其辖区内的可再生能源并网发电项目的上网电力。电网将不再承担全额收购的义务。

　　上述新能源公司项目负责人表示，市场化的电力交易可能导致利润空间压缩，尤其是供需失衡时，新能源建设项目的盈利能力将面临挑战，特别是对于依赖稳定收益率获得贷款的民营企业而言，融资难度或将增大。但长期来看，通过引入竞争机制，优化电价体系，在惠及工业用电成本，突显能源保障作用，促进资源优化配置和助力“双碳”目标实现等方面具有重要意义。

　　中国人民大学应用经济学院副教授陈浩接受另一方面，目前的市场体系多针对化石能源机组为主导的电力系统，新能源的大规模接入将会对原有的市场体系带来冲击影响。全球范围内来看，适用于大规模新能源接入的市场体系还在摸索中，尚不成熟。例如，新能源的消纳成本如何通过市场机制进行合理分担的问题、新能源多元价值的市场机制实现问题、负电价带来的机组成本回收问题、新能源波动性带来的电价波动风险管理问题等。

　　就以上问题，陈浩建议，一方面，现货市场中需要建立公平承担系统消纳成本的价格机制，考虑新能源与其他主体产生的偏差与波动责任，按照“谁受益、谁承担”的原则，完善现货市场中的系统成本疏导机制，推动常规电源、新能源发电、电力用户等各方市场主体公平合理承担相关费用；另一方面，建立能够实现新能源多元价值的现货市场机制，为保障新能源参与市场后的合理收益，加快完善绿电市场和绿证市场的市场互认体系。

　　上述新能源公司项目负责人表示，发电企业需要更多研究市场化的需求，提供市场需要的产品。