136号文新能源市场化交易：系统化风控为王

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背景：136号文下的新市场格局

2025年2月国家发展改革委和国家能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称“136号文”），将新能源资产全面纳入电力市场交易体系，成为中国能源转型的重要拐点。新能源企业不再享有固定电价和全额保障性收购，所有资产必须“走向市场”，自主参与电力现货、中长期、辅助服务等多层次交易。

这一转变意味着新能源企业从“配额和补贴”转向“自主博弈”，但由于新能源本身的波动性，叠加国内市场机制尚不完善、信息披露有限、交易软件/硬件能力薄弱，实际操作中面临着比想象中更多的系统性风险和“黑天鹅”挑战。

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新能源市场化交易的三大核心风险

结合本人2022年发表于《能源决策参考》的《新能源参与电力市场的风险与建议》，现阶段新能源企业在现货和中长期市场面临的主要风险分为三类：

价格风险（远期市场风险）

批发市场电价波动巨大，没有拿到机制电价的发电量若不能通过远期合约或期货等金融衍生品进行对冲，新能源发电企业可能在电价下跌时收益受损，在价格飙升时又因发电不确定性难以充分受益。

曲线风险（交付不匹配）

电力交易实际以“曲线”进行，即每小时出力与合同/市场价格的不匹配造成风险。由于新能源出力预测的不确定性，企业往往无法做到精准锁定各时段价格，常常面临“签约曲线与实际发电曲线”错位。

偏差风险（调度与实时考核）

国内部分市场要求新能源企业提供全年的发电预测，并据此考核偏差。但预测本身受限于天气、设备状况和系统性信息不对称，导致企业承担着偏差考核和被“罚款”的风险。

这些风险，不仅考验企业的功率预测、价格预测和调度能力，更对企业信息化、数字化、系统化风险管理能力提出了极高要求。

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预测“缘木求鱼”困境：国内信息壁垒

理论上讲，市场化交易需要精准的发电功率预测和电价预测。但在中国的实际市场环境中，新能源企业在这两方面都面临结构性难题：

·功率预测虽然已有多家企业投入资源，但其本质受限于气象、地形、设备健康、外部调度等，预测准确率依然无法媲美火电、抽水蓄能等可控电源。

·电价预测更为困难。由于国内大部分地方的现货市场刚刚起步，绝大多数节点的核心信息并不公开或延迟发布，第三方机构和企业很难获取“实时、细颗粒度、全景化”的价格驱动要素。

·系统实时供需信息难以及时发布，意味着企业即便投入大量人力、算法与设备，也很难获得“全貌数据”来构建准确的市场预测模型。

归根结底，单纯依赖“算法+数据”的预测工具，很可能陷入“缘木求鱼”的窘境：努力提升预测精度，但缺乏基础支撑，最终效果无法达预期，甚至导致交易策略南辕北辙。

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从预测走向系统化风控：新能源企业的数字化转型

1.系统化风险管理体系

新能源企业要摆脱“预测为王”的迷思，必须建立系统化的风险管理平台，实现“业务流+数据流+风控流”的一体化。

·实时出力&持仓风险监控

系统需能实时获取各电站的出力、机组运行状态、负荷响应和市场报价，将资产在不同市场、不同曲线、不同时间的头寸敞口进行动态更新和风险评估。

例如，某新能源企业参与现货市场时，利用实时风险监控平台持续跟踪其在各主要节点的出力和持仓敞口。当某节点出现电价大幅波动、负荷预测偏差加剧时，系统能够自动预警并推荐减仓或对冲操作，避免因信息延迟或人工响应滞后而导致大额损失。过去有企业因未及时发现出力异常，错失风险控制窗口，最终在市场极端行情下遭受巨额亏损。

·场景化压力测试与风险预警

以“市场极端波动、气象极端事件、设备失效”等场景为基础，进行全流程压力测试，动态调整持仓和风险限额，及时触发预警机制，防止单一事件引发系统性损失。

例如，某头部新能源公司将“极端天气+价格双重冲击”作为常规压力测试场景，模拟如大范围阴雨、台风等情况下的出力锐减，并叠加市场电价剧烈波动的影响。通过系统自动生成的压力测试报告，公司提前设定“风险阈值”，在实际运行中一旦出现相似苗头，系统自动报警，触发交易限额和资产调度调整，从而有效防范“黑天鹅”事件引发的系统性损失。

·风险对冲与多市场协同

利用中长期合约、金融衍生品、辅助服务、灵活性资源等多元化工具，分散和转移价格、曲线、偏差等多维度风险，避免孤注一掷。

2.SCADA（监控与数据采集系统）与现场智能化

·SCADA必须深度嵌入市场化交易环节。

只有实时掌握每台风机、每块光伏组件、每套储能单元的运行状况、健康度、可用性，企业才能在第一时间洞察自身资产的“发电潜力”与“交易灵活性”，避免因现场故障或调度未响应而在市场上蒙受损失。

·数据互通与智能决策

SCADA采集的设备运行数据，要与市场交易平台、风险管理平台打通，实现“机-数-市”一体化自动决策。比如，系统能根据设备健康状况、天气预测、实时市场价格，自动推荐交易策略或风险对冲建议。

3.交易系统的软硬件配备

·交易软件

包括功率预测、电价预测、头寸管理、策略建模、订单管理、自动化撮合、报表和溯源等功能模块，最好能与市场平台API无缝对接，满足日内、日前、周度、月度等不同颗粒度下的多市场自动化交易需求。

·交易硬件

要有高可用性服务器、低延迟网络、加密安全模块以及智能终端，实现7x24小时无中断自动化运行。

·智能报盘和风险限额

具备灵活的风控规则与限额管理体系，根据不同市场、不同时段、不同品种自动调整交易限额和报警阈值。

为此，企业必须基于上述系统化理念，实际引入和部署实时风险监测、场景化压力测试、SCADA智能联动、自动化交易等风控工具，并结合自身业务特点，打造应用场景。

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策略建议：更主动的市场风险管理

基于国内现状，建议新能源管理企业要“变预测为风控、由软件转系统、由点及面”，具体有以下建议：

以风控为核心而不是预测为核心

不要盲目追求预测精度。面对信息和系统性不确定性，企业应转向全生命周期、全市场的系统性风控，把预测结果作为风控的一个输入条件，而非决策的唯一依据。

全盘统一资产和负荷优化

通过资产池化、虚拟电厂等方式，把不同类型的新能源、储能和负荷资产统一纳入“总头寸”管理，通过分散化降低单一资产的波动和偏差风险。

滚动曲线合同与灵活交易机制

倡导市场设计者允许新能源企业滚动修订长协曲线，通过“滚动合约”逐步逼近实际发电曲线，减少大额偏差和现货风险暴露。

加快数字化和现场智能化投资

增强SCADA、数字孪生和设备健康诊断等软硬件能力，提升实时感知和快速响应能力，做到“知己知彼、百战不殆”。

人才和团队建设

组建既懂新能源技术又懂电力市场交易的复合型团队，特别是在量化交易、算法、市场分析、资产运维等领域进行深度耦合，打造真正的“能源交易员+工程师”复合型人才结构。

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结语

新能源全面市场化之后，企业必须抛弃“盲目乐观”的预期和“依赖补贴”的惯性思维。真正有竞争力的新能源企业，不是预测最准、软件最强，而是能在高度不确定性中建立起系统化、全流程、智能化的风险管理体系。

只有在实时感知、快速响应、柔性调度和全局优化的基础上，新能源资产才能在中国电力市场的竞争中立足。