近日，国家发改委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》）。各路大咖第一时间对通知做出了深入的解读，通知主要内容可以概括为“煤电和工商业用户的全面市场化”。因此该通知的发布，被业界视为电力市场真正落地的临门一脚。在市场汹涌而来的脚步声中，新能源企业不由得满怀忐忑与期待，有几个问号油然而生——
新能源将面临什么样的电价？
煤电和工商业用户全面进入市场，是电力市场向前迈出的一大步，现货市场在短暂沉寂后也将重启，直至真正落地。未进入市场的用户侧电量仅余居民用户的保障性电量，而随着可再生能源发电量的快速增加，优先发电量与保障性用电量之间的差异将越来越大，风电光伏为代表新能源项目将有更多的电量直面市场价格的波动。
在边际出清电价机制下，近期我国电力现货市场中仍将以煤电为主导确定价格，在煤电价格较高时，新能源的短期边际成本优势可能获取一段周期的收益。但是，随着碳中和进程的推进，当新能源占比超过一定阈值时，部分负荷低谷时段新能源大发将造就部分低价甚至负价的现象，且这些低价时段将越来越频繁的出现，使得现货平均价格水平在长期将呈下降趋势。同时，对于新能源自身，由于风光资源分布的时间特点，其所发电量相对集中在低价时段，与高价时段似乎总会“完美错过”。此外，市场平衡费用也不容新能源企业忽视，往往在高价时段需要买入电量完成履约，因此新能源在现货市场中迎来短暂的收益窗口期后，将不得不面对低于现货均价的平均成交价格。
新能源企业在市场中有何作为？
工商业用户全民进入市场，意味着巨大的市场空间即将释放，用户除了有规避价格波动风险的需要，还在双碳目标的指引下对新能源发出的绿色电力有更多的需求，在大势上对新能源企业是有利的。新能源可参与的市场包括电力现货市场、中长期市场、辅助服务市场、容量市场和环境市场等。其中，现货市场对于新能源并不如想象中美好，往往作为新能源为履约承担经济损失的场所；中长期市场才是新能源的主场，关系到其成本的长期回收，是其电量消纳和锁定价格的良机，而如何签订双方共担市场风险的合同则是个中关键；辅助服务市场往往被认为是新能源的沙漠，但在特定情况新能源也具备提供辅助服务的能力和经济性，应积极争取角色的转变；容量市场常将新能源排除在外，然而新能源可以通过折算等效发电容量或与其它电源打捆成为一个满足容量基本要求的主体参与容量投标；环境市场则是新能源最值得期待的方向，随着绿证市场、碳市场等机制的不断深入完善，绿色电力的环境价值可能会得到更多的补偿，并可以考虑通过金融工具的引入提前把未来的碳减排量出售给金融机构，从而在长期、中期、短期、过桥都可以解决一些融资问题。
新能源企业需要增强哪些能力？
市场如沙场，风险总是伴随着机会一同出现，只有实力出众方可笑傲江湖，新能源将从以往的“资源为王”走向“技术制胜”。
首先，新能源在现货市场无论报价与否，发电出力的预测精度是其市场收益的关键。一方面，可再生能源发电商需持续努力提高预测精度，在日前市场中由于预测精度有限，所报电量应偏保守，而在实时市场中预测精度较高，且交易频次更高，可以采取激进一些的报量策略；另一方面，新能源可以通过与调节性能较强的发电和储能资源打捆竞价（即多能互补、联合运行），发挥自身低边际成本与调节性资源高灵活性的互补优势，作为同一个出力稳定可控的交易单元参与现货竞争。
其次，新能源企业需要加强交易优化决策能力。权衡风险与收益总是非常纠结的事情，但对于知晓自身预期和明确权责的人们而言又不是那么难以抉择，所以深入市场环境中的新能源企业在交易时最值得关注的不是做不做交易，而是合同怎么签，通过不同风险程度的建仓组合完成电量交割将是非常有挑战也充满趣味的活动。
最后，新能源还需要具备更敏锐的市场嗅觉，对长周期的价格趋势和政策环境变化有更精准的预判，从而能在更长的时间周期内把握先机，及时应对；并针对不确定性的增强，完善项目价值评估模型，支撑其长期的投资决策。
分布式发电项目前景如何？
对于分布式发电项目有喜有忧，喜的是工商业市场化用户的增加会催生更多自发自用分布式项目机会，忧的是市场中的诱惑可能会带走EMC模式下的签约用户，增加分布式项目的执行风险。
一方面，出于低碳、用电成本以及可靠性等的考虑，在面对市场的波动性和看涨的现货价格时，用户选择开发自发自用分布式项目来规避风险顺理成章；另一方面，市场竞争也会促使售电商以更低的电价吸引业主放弃履行现有EMC合同，加之所谓低价电可能届时难以执行，无疑会造成投资方和业主的损失；而对于未来新建分布式发电项目，当前以目录电价打折方式签订的EMC协议显然需要重新设计。这些都需要新能源企业能够在市场风险之下与客户站在一起，打出一套“迎绿色、避风险、同分享、共进退”的组合拳。
碳中和进程中，未来分布式项目将不限于单一用户的情况，越来越多的绿色城市、低碳园区和零碳小镇将大批涌现，其用户服务属性也将进一步得以强化，前景可期。
