关于跨省跨区电力交易市场化的深入推进，跨区新能源风电交易也逐步有了新的突破。晶见请来多次参与可再生能源采购交易的资深人士，刚刚完成国内首宗跨省区风电双边交易的某企业中之亲历者，畅谈该类型交易的要点及注意之处，希望对有志进行该类交易的市场主体有所启发。
“跨省跨区电力双边交易”是跨省跨区电力交易的一种方式，是指跨越发电调度控制区的电力双边协商交易。即，由不在一个发电调度控制区范围内的送端发电厂和受端电力用户（或售电公司），以双边协商方式确定买卖关系并按照协商价格进行交易的市场化电力交易行为。
在对跨省区双边交易长期而深入的跟踪基础上，近日我们选择参加了锡盟送山东的1月份补充交易，并顺利通过安全校核，1月将为山东的一家金属制品用户（通过代理）的用电量中注入一定比例的跨区新能源风电。通过此次交易，我们不仅实现了全国第一笔跨省跨区风电市场化双边交易的突破，收获了巨大的示范意义，同时也实现了包括电力用户、发电企业、售电公司、国家电网及政府的多方共赢。
企业采购可再生能源电力的新路径
当前，以一批外资企业为代表的电力用户已经表现出大规模购买非水可再生能源电力的需求。而现阶段国家对于风电等非水可再生能源依旧采取保障性收购政策，除少数西北部地区省份外，允许非水可再生能源进入电力批发市场的省份很少，交易品种的开放程度也不足，导致企业很难通过电力交易来满足自身绿电需求，更多的是通过自建分布式光伏、合资集中式风电、光伏，或采取绿证等方式变相满足。但不论是上述何种手段，要么无法实现100%的绿电覆盖，要么会将大量资金沉淀在自己的非主营业务中，要么会大幅提高自己的电力成本，其需求均不能得到很好的满足。
锡盟-山东风电跨区双边交易的实现，使得这家山东用户仅仅通过市场化交易手段便采购到了非水可再生能源，既满足了一定的绿色电力比例，同时又享受到了市场化交易带来的电力成本下浮，采购到了比本省火电还要便宜的省外风电。中国企业大规模采购可再生能源又多了一个理想的路径。
新能源企业价格和价值的双赢
风电、光伏等可再生能源参与电力市场化交易后，通常会在其基数电量（保障小时数内电量）之外增加一部分发电量（增发电量）。为保障合理收益，国网、南网一般都会组织可再生能源企业参加集中式交易（挂牌、竞价交易）并采取统一出清方式确定交易电量电价。但采取这种方式对于可再生能源来说，有三个弊端：1、不能提前锁定交易价格，不利于规避收益风险；2、不能提前确定交易对象，不利于建立长期稳定的合作关系；3、不能明确其电力的绿色属性，满足购电侧部分电力用户对于绿色电力的特殊需求。而双边形式的跨区交易则有效弥补了集中式交易的弊端。
成功的跨区双边交易，既需要对送端省份的电力市场化交易规则、历史交易情况和未来预期有精准的判断，同时也需要对受端省份的相关电力交易规则、省级电力运行情况、电力用户特性等进行熟悉了解。除此以外，对跨区输电通道潮流阻塞状况、预判交易可能组织的时间窗口和规模大小等因素也需要进行针对性的研究和预判。因此，越早参与跨区交易的新能源企业，就越早能够掌握交易组织的规律和特性，在电力同质化竞争过程中就会越有优势。这也是部分业内领先的企业拓展新能源发电资产集中式运维管理的亮点和长远价值所在。
售电公司的核心能力体现
能够组织用户、发电企业顺利参与跨区交易，且取得较高比例电量成交和较低的交易价格，本身就已经是激烈竞争的售电领域内少部分集资源、技术、营销与运营多方面优势于一身的售电公司的“高端玩法”。
上文提到的对于电力用户、发电企业共同面临的购售电不同省份交易规则的理解、电网输配通道的掌握、购售双方在跨区交易中的信息不对等和动态心理预期变化等因素，都是售电公司存在的意义以及核心综合能力的展现。相比于省内交易来说，参与跨省交易在获取更高的交易价差带来的吸引力同时，也存在着电网通道安全校核导致的买不到电或部分电量成交、电价波动范围大、电量偏差和较高的成交价差挂钩等多重风险。因此，这也是今后更多售电公司需要提升自己内在实力的一个重要方向。
交易的风险和推广难度跨区新能源电力双边交易推广难度
随着新一轮电改的逐步深入，我国跨省跨区电力交易正在快速发展。根据北京电力交易中心统计（负责国网区域内跨省跨区交易），截至2017年10月，国网区域跨省跨区交易电量累计完成7224亿千瓦时，其中风电、太阳能等新能源电量完成412亿千瓦时，同比增长38.7%。
目前，跨省区输送的电能中，主要包括：（1）国家指令性计划电量；（2）政府间协议电量；（3）国网公司组织集中式交易电量这三种主要交易类型。由市场主体自主协商的跨省区双边交易并未在我国大范围有效开展。实际上，当前“跨省区双边”交易推进缓慢，受端省份面对落地电价便宜的电能，因挤占了本身的发电市场，恶化了本省发电企业的生存环境而并不情愿接受；同时，送端省份面对经济下行压力和市场承载能力，更愿意将价格“贵”的电力销往区外，而把“便宜电”留在本省，用于扶持省内相关产业的发展。加上跨省区输配电价机制不透明、政府创新突破风险等其他因素，“跨省区双边”面临诸多问题有待解决。
尽管现在全国多个地区已经实现了跨区电力交易，也有部分特殊的交易可以由发电权置换、政府特批等方式形成绿色电力的直接交易，但这些个案要么还不具备可复制性，要么无法真正能体现交易双方结算（双边交易）关系。由于购售两端电力交易政策差异性大、供需协调难度大，电网交易和调度组织开展难度大等多重因素，真正实现跨区新能源电力市场化交易的还仅有银东直流、锡盟-山东特高压、祁韶直流等少数几个交易品种。在这其中真正能体现交易双方结算（双边交易）的还仅有锡盟-山东这一个交易类别。
交易风险
结合2018年锡盟送山东跨区交易文件、山西省2018年电力交易指导性文件可知，新能源电力是今年才真正可参与到锡盟送山东特高压交易中的，而且其中的新能源发电企业还仅限于山西的风电场。根据我之前所写2017年锡盟送山东交易情况分析可知，去年山西侧能参与锡盟线交易的火电企业，均由于各种原因未能实际成交。
在参与本文开头所述的1月份锡盟送山东补充交易时，不论是山西的风电企业，还是山东的电力用户及代表其参与交易的售电公司，均对山西侧的风电电量能否成交持有疑惑。如果风电交易电量无法成交，会出现用户部分电力再去使用目录电价及售电公司承担价差补偿等风险。
因此本次交易中我们选择了风电场只拿出较少的交易电量来试水，以求摸索能否通过安全校核，同时取得一定量成交，实现此项交易的突破和示范意义。
总结
随着此次交易的成功，我们不仅实现了既定的新能源电力首次参与且成交跨区双边交易的象征性突破意义，还从中获取了此类交易的政策研读预判能力、交易管理与风险把控能力。同时，跨省跨区电力双边交易作为电力市场的重要组成部分，是发挥市场配置资源的决定性作用，实现电力资源在更大范围优化配置的重要手段之一，随着今后类似交易的增加与丰富，企业的绿色电力需求将越来越多的，被电力市场交易直接满足。
