据能源圈了解到，伍德麦肯兹近期发布最新研究报告China renewables revenue resilience: strategies in a market-driven era（《中国可再生能源电力市场交易：营收风险与交易策略研究》），分析在从保障性收购向市场化交易的政策转型中，中国风电和光伏电力或面临的收益挑战，包括电价波动、供需错配、收入不确定性等问题。报告提出，优化供需匹配与交易策略可显著提升电站盈利水平，而稳定的售电收入是可再生能源电力长期发展的关键。
市场化改革加速推进，可再生能源电力全面参与市场交易在即
中国计划到2029年全面建成全国统一电力市场，并要求可再生能源电力全面参与市场交易。截至目前，全国已有31个省份已经建立了中长期市场交易机制。此外，电力现货市场建设也在加速推进，4个省份的电力现货市场已转入正式运行，17个省份已经进入不同周期的现货结算试运行阶段。与此同时，随着全国范围内可再生能源装机大幅增长，多个省份开始逐年削减可再生能源的保障性收购小时数。这意味着在电力市场改革之际，可再生能源电力的稳定收入渠道已经收窄。因此，发电站亟待重塑资产运营模式，以应对市场化交易的重重挑战，于变局中谋求出路。
电力供需错配与电价议价权缺失，加剧发电企业收入下行风险
电力中长期交易作为电能量市场化交易的主体部分，被视作电站可靠的收入来源。近年来，各省中长期合同价多高于燃煤标杆电价，但可再生能源电力并非是高价合同的主要受益方。中长期合同均价高的地区，其可再生能源交易量占比往往偏低。发电量波动性大，让可再生能源发电站既难以锁定高价合同，又面临履约风险。此外，偏差结算机制进一步拉大实际与预期收入差距，日间谷价持续下探，导致部分时段收入不及预期的一半，中长期交易的收益稳定性大打折扣。
绿证（GEC） 是可再生能源电力收入的主要补充来源。近年来，由于供应过剩加剧、市场需求持续低迷，绿证价格大幅下跌。2024 年上半年，绿证价格降幅近48%，这六个月的均价跌破5厘/度。虽然部分高耗能行业已被纳入强制实行绿电消费政策的范畴，但我们预计政策对短期内市场需求刺激程度有限，难以支撑可再生能源电力的收入增长。
与此同时，电力现货市场具有显著的时效性和地域性特征，价格随市场供需关系波动剧烈。从不同的时间尺度来看，现货市场的出清价格往往与可再生能源出力呈负相关，可再生能源电力在现货市场的收入存在波动。随着各地可再生能源装机增长、发电量占比攀升，可再生能源电站将面临更为频繁的负电价风险。
精准匹配供需是提升可再生能源电站盈利能力的关键
随着可再生能源入市比例不断提升，可再生能源电站盈利的关键在于电力供需适配，抓准发电时机的重要性远胜于追求发电总量的提升。发电企业应着力提升高电价时段的发电效能：一方面，电站选址向需求区域靠拢，切入高电价市场；另一方面，借助科学设备布局、融合储能与智慧运维技术，优化发电曲线，在用电高峰释放产能，以获取更大资产收益。
与此同时，提高发电量预测的精准度以及对电力需求走向的把握，能辅助交易决策、有效规避违约风险。企业应据发电量与市场需求，在中长期、现货市场间合理进行仓位配置。主要出力时段的电量尽可能在中长期交易中消纳，锁定基础收益，保障电站的抗风险能力，同时预留缓冲量捕捉偶发性的现货高价尖峰；在现货高价且发电不稳的时段，减少中长期交易量，规避违约罚金，积极参与现货市场交易，提升项目盈利水平。
