从“投资优先”到“运营为王”，风电后市场正在被重构（原创 宋琪 风芒能源2024年08月26日）

（卢）Georgelu

资本论中，马克思将商品向货币的转化过程比喻为商品的惊险跳跃。在马克思看来，产出产品只是成功的第一步，完成商品的销售并最终转换为货币才是更为关键的一步。

对于一般商品而言，这样“惊险的跳跃”实在稀松平常，是商业逻辑中最基础的环节。但对于电力商品，尤其是新能源电力而言，“认识跳跃”“面对跳跃”“掌握如何跳跃”甚至都是需要学习的新课题。

文 | 宋琪

历经30余年发展，2024年上半年，风、光合计装机已达11.8亿千瓦，超越煤电，我国正式进入以新能源为主导的能源时代。

然而，随着新能源占比的不断提升，系统平衡难度及系统调节成本上升的矛盾愈发凸显，一场为破解消纳瓶颈而掀起的市场化变革开始重构整个新能源行业。

在传统的电力系统中，新能源电站资产被看做“现金奶牛”，除了应收账款的回款时间存在不确定性外，几乎“旱涝保收”。然而，市场化时代的到来，不仅从根本上改变了新能源的营销逻辑，确定性的消失还同时颠覆了其运营格局。

具体而言，固定收益下，新能源投资以项目为导向，追求项目数量以及装机目标。然而，现货视角下，新能源资产早已转变为价值驱动的动态收益，单纯依靠规模已经很难实现收益强劲增长，对存量资产的优化和运营取而代之，成为提升盈利能力的关键。

在这样的背景下，一场以产销一体和智慧运维为主要特征的风电后市场变革悄然发生……

01

被重启的“惊险跳跃”

众所周知，在新能源长久的产业化过程中，风电、光伏资产长期保持低风险固收特征。在传统的电力系统中，依靠政府补贴、优先发电、全额消纳、固定电价、坚强电网等多重机制，新能源资产收益具有高度确定性。

在电量、电价高保障的估值模式中，新能源的产业链条几乎不需要考虑销售环节，营销逻辑简单直接：以产定销，多发电多收益。此时，项目管理的重心自然在投资环节。

然而，电力市场化改革的浪潮下，新能源必须直面此前被屏蔽的“惊险跳跃”，与此同时，被兜底的路径依赖以及依靠规模扩大收益的思维定式同时被打破。

在现货市场规则下，新能源收益模型的复杂度及风险陡然增加。过去简单的常数加法升级为存在多个未知变量的嵌套乘法，这就使得解题的最终结果中出现负值的概率大幅增加。市场环境下，新能源资产不再稳赚不赔，相反，出现亏损的情况将难以避免。

其中，变动最大，交易风险最高，最难预测的因素就是电价。

在如今的市场结构中，用户提前锁定电价和电量的中长期交易占比较高，若新能源在履约期发电能力不足，须从现货市场中补足电量完成履约。

然而，在新能源渗透率高的省份，其现货价格趋势和新能源出力变动完全相悖，新能源出力越低，现货价格越高，反之，在新能源集中多发时段，电价甚至会出现负值。这意味着，新能源从现货市场购电常遇高价，这也成为风电进入市场面临的最大挑战。

以某西北风场的交易为例，某小风日，该风场签订的中长期合约到期，但当日该风场发电量并不足以完成履约，遂通过现货购电，支出70万元。但实际上，该中长期收入为26万元，由于高价购电，该风场当天交易亏损270%。

随着电力市场化的不断推进，于新能源资产而言，上述因电价风险而出现亏损的场景将愈发频繁。

2020年以来，我国新能源市场化交易电量逐年上升，到2023年，已增长至7845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。而在可预见的未来，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》早已设定好时间表——到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源将全面参与市场交易。

更重要的是，随着交易比例的提升，新能源还需不断调低价格预期。

一方面，基于山东、广东、山西、蒙西四个新能源现货试点在2023年的全年结算价格，无论风电还是光伏，结算到手价格相较于标杆电价都有一定程度降低。

　　另一方面，即便是保障性收购部分，其价格也略有下降。中电联数据显示，2022年国家电网经营区域风电保障性收购均价为0.361元/kWh，光伏保障性收购均价0.355元/kWh，较2020年分别下降0.008元/kWh，0.001元/kWh。

当电量和电价同时变为不确定因素时，过去“以产定销”，一味追求发电量最大化的营销模式将不再适用，取而代之的，是电站运营和电力交易耦合下的“以销定产”。

更关键的是，从“以产定销”到“以销定产”的转变不仅颠覆了新能源整体运行逻辑，产业链条中各环节价值也将被重估。未来，产业的增长动力将由投资驱动转变为资产运营。

在“运营为王”的时代，存量市场将与增量市场二分天下，风电后市场将成为产业链条中的价值新高点，成为更具想象力与增长性的业务板块。

02

后市场的革新

在“运营为王”的时代真正到来之前，风电后市场正酝酿着一场变革。变革的核心仍在于对收益风险的管控。

在“以产定销”的逻辑下，固定收益决定了相对独立且宽松的存量资产运营模式：简单的运营需求意味着运维、备件、技改、维修等任务边界相对清晰，因此任务可分拆并将业务包交由不同主体完成。

然而，在市场化场景下，资产运营需要同时管控电价波动和发电侧成本上涨两大风险。因此，“以销定产”时代，资产运营不仅要求交易策略的精准性，同时强调管理的协调性。

这意味着，以往任务分拆，独立作业的运营模式已经不合时宜，毕竟，若不同业务间无法有效联动，即便已达到局部最优，也无法避免板块间错位而造成整体的不合理损失。

以风场的检修维护为例，在电价高保障阶段，传统的维护策略为小风维护，但在现货场景下，电站管理和电力交易分开管理，仅考虑发电量，忽略电价波动的停机维护反而容易造成损失。相反，将运营与交易深度绑定，制定系统性策略，才是现阶段应对不确定性有效手段。

面对协调联动的需求，多为业内人士表示，未来风电运营或将转向资产全面托管模式。

远景能源资产管理平台在第十一届中国风电后市场交流合作大会上分享过一组数据，通过价格信号引导交易员、运行班、检修班三班协同，以电价最低维护策略代替小风维护，风电场年收益约可提升8元/kW。

值得注意的是，不论是运营与交易绑定，还是资产的全托管，电价预测的准确度及交易策略的有效性才是管控资产风险的关键。

究竟如何提高交易策略的精准性？目前，行业里主要有两种思路。

其一，组建专业的交易团队并实行精细化管理。据了解，在新能源装机已占主导的西部某省，某800MW风电场资产交由10人组成的电力交易团队专业运营，在人均管理规模80MW的精细化分析与管理下，该风场在参与现货交易的情况下，平均电价交易电价接近0.4元/kWh，高于当地标杆电价。

其二，借助数字化工具，帮助业主优化发电时机和交易策略，寻求最优化的量价耦合。

目前，包括业主、整机商以及第三方运维公司在内的产业链各环节参与方已在数字化的方向上已探索多年，市场上不乏像金风新能源电力交易辅助决策系统、远景EnOS TT电力交易系统、协合“聆风”电力交易平台等较为成熟的数字化工具。

然而，随着我国电力市场改革的不断深化，市场规则仍处于持续调整和优化中，复杂且快速变化的规则产生的巨量信息和数据，叠加本就高度离散的控制对象和管理对象，催生出对更高级决策支持系统的强烈需求。

在这样的背景下，AI大模型成为新的探索方向。最近，远景能源即提出了“大模型”和“中央工厂”双轮驱动的风场运营新范式，在充分发挥多年自研自制优势、做全行业风机子部件高品质“4S店”的基础上，通过大模型赋能新时代风电资产运营大跨度转型升级。据了解，基于远景目前的概念验证项目，大模型已经能够在风电领域理解人类意图、规划实施方法、自主调用工具，针对设备启停复位、出力控制，人员工作的计划分配、指导和监督，巡操机器人的协同管理，以及对电网的响应和交易的申报，全面输出行动方案。

毫无疑问，在新能源全面参与电力交易的未来，风电资产的运营价值将越发凸显，以服务存量资产的风电后市场变革仍将继续。

毕竟，在市场化创造的众多不确定中，唯一确定的是行业对于能源安全性、经济性以及清洁性的追求。在仅靠投资已不足以达成目标的情况下，行业仍需继续探索规划、投资、运营三位一体实现路径。

（风芒能源李晓素对本文亦有贡献）

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