长久以来，我国新能源以保障性收购为主，由电网企业承担可再生能源电力的消纳义务。
随着新能源投资愈发火热，越来越多的机构财务投资者开始涌入新能源电站投资领域。同时，我国电力市场越来越成熟，政策要求新能源资产持有方以及新兴市场主体参与电力市场，尤其是现货市场。新能源电站投资者“躺赢” 的时代已经过去，电力市场对于新能源电站投资方的管理能力、交易能力提出了越来越高的要求。
近日，围绕“锁定资产收益波动因子”主题，金风科技联合能见·麒麟学院举办“风林火山”清洁能源投资主题线上沙龙（四）。活动由能见研究院副院长曹开虎主持，汇聚国电投山西能源公司交易主管郭琨、云尚股权投资基金管理有限公司资本运营总监万林、北京天润新能投资有限公司资产管理总工程师刘伟等业内权威专家与企业伙伴，共同探讨双碳趋势下，如何做出准确的投融资判断、更好的管理新能源资产等业内热点话题。
新能源资产管理中的收益与风险
当越来越多的金融机构涌入清洁能源行业，构建支持新能源发展的金融体系，实现产融结合将是新能源产业快速发展的必由之路。
万林指出，对于新能源投资人来说，资产管理最核心的能力是募资能力，而募集资金的规模和成本又取决于资产产生现金流的能力，只有持有资产可以产生充足和稳定的现金流，才能够支撑对投资人的稳定分红，才能支撑较强和可持续的募资能力。只有设备和工程质量等技术性因素可靠，电站才有在全生命周期内稳定运营的可能。
郭琨指出决定新能源企业收入的因素，一个是电量，一个是电价。
这两方面也是新能源资产的管理痛点所在。电量影响着新能源场站的全生命周期度电成本和资产价值。在电改进一步深化背景下，新能源资产原有的计划保障体制被打破，电价也成为影响新能源资产收益较大的因素。
“山西电力现货市场按照全电量优化新能源优先的组织原则，引导火电机组主动让出发电空间，减少弃风弃光。但在此模式下，新能源的生存环境竞争模式和收益方式等发生了根本性变化。新能源场站的结算均价远低于标杆电价332元每兆瓦时，收益远低于投资预期。”郭琨介绍，2022年上半年省调现货机组结算均价为352.23元每兆瓦时，其中火电机组结算均价398.6元，每兆瓦时风电结算均价208.59元，每兆瓦时光伏结算均价168.35元。
在电量方面，风电是一个很典型的例子。相比煤电、气电，风电的随机性、波动性较强，且风电机组的运行条件最为恶劣。它们通常坐落在山区、戈壁乃至海上，极端工况对风机运行提出考验，运维面临着压力大、人员短缺、数据断层、信息系统数据孤岛等等诸多难点，如果不能很好解决，不仅非常容易出现故障，还将影响投资收益。
种种现实情况表明，由于出力的间歇性及随机性，发电计划无法在市场交易下精准执行，导致新能源在电力市场中存在不足。从试运行的结算结果看，新能源面临超发电量低价结算、中长期偏差电量考核等市场惩罚机制，导致新能源度电均价整体下降。在电力现货市场条件下，新能源的“量价”风险还在逐渐增加。
以创新驱动新能源资产管理
面对难以精确预测量价的难点，资产管理方介入投资评估阶段变得必要。其产业经验可以帮助企业在电价预测、电量预测、资产运营模式及成本管理方面给予更深度的支持与辅助，也可以帮助财务投资者避免收益不确定的风险。
以天润新能资产管理为例，其独具投资、技术与服务三重视角，利用技术创新，从生产管理的每个环节中深挖电量；通过电力资产聚合管理，融汇电力交易、辅助服务市场、绿电绿证、碳交易等手段助推新能源资产保值增值。截至目前，受托管理的新能源资产容量已经超过19GW。
针对电价中的痛点问题，刘伟指出，在新能源场站运行中，首先要保证作业期间安全的闭环管理，在安全的前提下提升设备可靠性和发电量；其次通过对辅助服务市场及电力市场规则的解读，参与到调峰调频的全部过程中，实现整体量价提升，逐步降低运维成本和电量损失。
在电量痛点的解决方案中，刘伟介绍，在某风场机组管理实践中，通过检修前置，制定“一机一案”；TOP故障：如偏航跳闸故障制定专项治理措施；定期盘点库房，抽查易损件保证备件储备合理充足；配备执法记录仪，保证检修质量；人员培训赋能；复现故障复盘机制；疫情阻工、特殊天气快速前往机位管理机制等措施，最终机组故障频次从0.5次/台下降到0.13 次/台，产生价值121万元。
此外，天润新能还与平安产险推动落地了全球首支风速波动损失险，利用测风塔数据和NASA风资源数据拟合模拟的方法，可以大幅提升风资源和发电量的预测准确性。有了这样的险种保障，清洁能源资产持有方可以提前锁定收益，吸引更多的外部金融机构以权益性或债务性投资等方式参与进来，撬动更多资本发展实业。
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