我国市场化改革进程，从2015年9号文“管住中间，放开两头”开始，明确推进电力市场化交易;2021年1439号文取消燃煤发电标杆电价，实行“基准价+浮动机制”；2022年明确全国统一电力市场体系建设目标，到2030年基本形成全国统一电力市场。到2025年提出“新老划断、机制电价、差价合约电价”等原则，深化新能源电价市场化改革，绿证核发细化规则落地。经历了从电力市场化到新能源市场改革的进程。
广州发展新能源集团电力交易负责人蔡天赐在第十二届广东省光伏论坛上为广东新能源电力交易提出一份实战指南。
蔡天赐指出，在136号文的背景下，电力营销采取以下应对措施，以适应市场化改革、优化收益并提升竞争力：
优化交易策略，提高市场竞争力
1、提升中长期交易能力。提前布局中长期交易，提高电量锁定比例，减少现货市场价格波动风险。
2、加强现货市场交易灵活性。提升电站运行调度能力，结合负荷预测，优化电量申报，降低偏差考核。
3、扩大绿电交易与绿证交易。充分利用绿电、绿证市场，探索绿证与碳交易结合，提高交易价值。
推动数字化与智能化交易管理
1、建立智能化交易系统。运用大数据和AI技术，提升交易预测、报价、优化能力。
2、智能调度与负荷管理。结合新能源出力特性，优化功率预测准确率。发展发电侧配储、虚拟电厂，提高新能源消纳能力，增强市场竞争力
深化用户侧营销，提高增值服务
1、推广新能源电力直购模式。深入挖掘工业、商业等高耗能用户需求，签订直购协议，绿电、绿证、
碳交易一体化营销。
2、探索综合能源服务。为大用户提供需求侧响应、储能优化等增值服务，提升售电竞争力。
以下为发言实录：
广州新能源发展近些年扎根广州、深耕华南、优拓全国海外战略布局，进行相应业务发展。在2021年接触第一批省市电力交易，目前公司新能源可控发电装机规模约460万千瓦（含储能），2024年，风力光伏发电量约68亿千瓦时，总资产超130亿。
我国市场化改革进程，从2015年9号文“管住中间，放开两头”开始，明确推进电力市场化交易;2021年1439号文取消燃煤发电标杆电价，实行“基准价+浮动机制”；2022年明确全国统一电力市场体系建设目标，到2030年基本形成全国统一电力市场。到2025年提出“新老划断、机制电价、差价合约电价”等原则，深化新能源电价市场化改革，绿证核发细化规则落地。
市场构成方面，整个市场由统一定价分为电容量市场、绿证市场、辅助服务市场和现货市场。辅助服务市场又分为中长期，年、月、周交易，这需要对规则进行一个清晰认识，全面的把握。
在入市方面，所有省内集中式新能源场站均需参与电力现货市场，不区分带补贴/平价、风电/光伏；35千伏以上电压等级并网集中式管理的分散式风电和分布式光伏项目参与启动费用、特殊机组补偿费用、优发优购曲线匹配偏差费用分摊。
新能源机组电费结算构成主要由中长期合约结算费用、现货市场结算费用、容量补偿费用、市场运行偏差费用及双细则费用构成。
对于主动进行市场化中长期的新能源场站，全电量进入现货市场，中长期合约“照付不议”，偏差电量按照现货价格进行结算；未主动进行市场化中长期交易的新能源场站，上网电量的90%分配为优先发电政府合约，按照山东省脱硫煤标杆电价结算；剩余上网电量的10%进入现货市场。
山东市场的增收手段主要有三点，一是日前曲线调整。日前实时价差套利，按照结算规则是所有的参与放在市场里，只是结算机制不一样，要通过日前实时侧进行增收，假设日前是正数就把它调高，如果日前比实质小就减少扣费，这个难度很大，大概在2到5亿，需要有精准对价差的判断和功率预测的准确度。
二是主动入市减少限电。山东省新能源消纳问题日渐严重。而出现消纳困难的时段，原则上先保障持有中长期合约的场站进行发电。因此，主动入市的场站在限电批次上较为靠前。但受制于供需平衡的具体情况，节点位置，主动场站数量等原因，减少限电的比例属于定性的问题，无法准确定量。
三是主动入市会提高结算均价。山东集中式新能源自2021年12月起，向来以是否主动进行中长期交易进行阵营划分。因电费结算模型的根本性差异：主动机组持有中长期合约性质不同，市场化电量占比不同。主动/被动机组结算价差普遍存在差距。
关于广东省新能源电力交易未来方向，我们认为确定风控就是管理能力，应对市场就是未来的价格。
原来的旧模式是“叠罗汉”模式，新能源发电企业的盈利主要依赖于不断扩展规模来获取更多的补贴和优惠政策。就像叠罗汉一样，企业通过不断增加项目的数量和装机容量，试图在政府支持的基础上堆砌出一个看似稳固但实际风险较高的盈利结构。
“脚蹬人”的新模式，是要求新能源发电企业在电力市场中的自主性和灵活性。就像杂技表演中的人体支撑那样，每个参与者都需要发挥自己的作用，同时相互支持，共同完成复杂的动作。在这个模式下，新能源发电企业不仅需要提升自身的竞争力，还需要与上下游企业、电网公司等建立良好的合作关系。
因此，公司我司于2023年7月组建电力交易专项组，建立电力营销管理制度2个。构建了电力交易三级管理体系。总部负责战略规划、统筹发电量计划、价格趋势、政策调整、信用风险等；区域中心通过月度中周期调节，既保持与年度交易节奏同步、又根据供需出力调整；场站以分钟级响应速度捕捉新能源出力波动、负荷预测偏差等瞬时变化。
在未来展望方面，我们认为未来会构建新型的电力营销生态，不仅是电力交易。我们认为应对策略是三位一体、构架新型盈利生态，优化策略，提高市场竞争力；二是技术化，推动数字化与智能化交易管理；三是市场化，提高增值服务。
在136号文的背景下，电力营销采取以下应对措施，以适应市场化改革、优化收益并提升竞争力：
优化交易策略，提高市场竞争力
1、提升中长期交易能力。提前布局中长期交易，提高电量锁定比例，减少现货市场价格波动风险。
2、加强现货市场交易灵活性。提升电站运行调度能力，结合负荷预测，优化电量申报，降低偏差考核。
3、扩大绿电交易与绿证交易。充分利用绿电、绿证市场，探索绿证与碳交易结合，提高交易价值。
推动数字化与智能化交易管理
1、建立智能化交易系统。运用大数据和AI技术，提升交易预测、报价、优化能力。
2、智能调度与负荷管理。结合新能源出力特性，优化功率预测准确率。发展发电侧配储、虚拟电厂。
提高新能源消纳能力，增强市场竞争力
深化用户侧营销，提高增值服务
1、推广新能源电力直购模式。深入挖掘工业、商业等高耗能用户需求，签订直购协议，绿电、绿证、碳交易一体化营销。
2、探索综合能源服务。为大用户提供需求侧响应、储能优化等增值服务，提升售电竞争力。
新能源与大环境一样，外部压力越大，要求我们的内生动力越强，不管外部环境怎么样，只要内生动力越强，我们就能适应市场，在这个市场中活下去。
谢谢大家！
（根据现场发言速记整理，未经本人审核）
