在中國的電力市場改革過程中，現(xiàn)貨市場的建設(shè)被視為關(guān)鍵步驟。全國首批有八個電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點省份，來探索和驗證現(xiàn)貨市場機制在電力交易中的可行性和效果。

目前看，電力現(xiàn)貨市場試點的“轉(zhuǎn)正”在提速。去年年末，山西和廣東電力現(xiàn)貨市場先后轉(zhuǎn)正。今年6月17日，山東宣布電力現(xiàn)貨市場轉(zhuǎn)入正式運行。

山東是中國光伏第一大省。截至2023年年底，山東電網(wǎng)風(fēng)電與光伏裝機容量突破8000萬千瓦，達8228.8萬千瓦，裝機規(guī)模位居省級電網(wǎng)第一。

山東的轉(zhuǎn)正意味深長?！皼]有現(xiàn)貨，就沒有市場”還有后半句，叫“沒有市場，就難以風(fēng)光”，指的就是風(fēng)電、光電這些可再生能源。

從裝機量看，中國光伏裝機規(guī)模占比全球超過50%，新能源高速發(fā)展的同時，也帶來了沖擊，對新舊電力系統(tǒng)的適應(yīng)性提出挑戰(zhàn)。目前的市場體系，多針對化石能源機組為主導(dǎo)的電力系統(tǒng)，大規(guī)模新能源接入的市場體系還在摸索中，尚不成熟。

為什么新能源的大規(guī)模接入會帶來沖擊呢？理解這一點之前，要先理解新能源發(fā)電的特點。

2. “鴨子曲線”與新能源入市

新能源發(fā)電的一大特點是間歇性和不穩(wěn)定性。

風(fēng)能發(fā)電依賴于風(fēng)速的變化，太陽能發(fā)電依賴于陽光的強度，這都是會快速變化的。間歇性和不穩(wěn)定性使得電網(wǎng)需要頻繁進行調(diào)度和調(diào)整，以確保供需平衡。所以要大力發(fā)展電池儲能等技術(shù)，將多余的電能存儲起來，在需求高峰時釋放，平滑發(fā)電量波動。

鴨子曲線，形象描述了在有大量太陽能接入電網(wǎng)的情況下，電力負荷曲線的一種特征形態(tài)。白天光伏發(fā)電量大，傳統(tǒng)電力需求減少，導(dǎo)致凈負荷降低；傍晚光伏發(fā)電減少，需求快速上升，負荷曲線形如鴨子的輪廓。

過去，新能源不僅不穩(wěn)定，成本還高，出現(xiàn)了棄風(fēng)、棄光等問題。為此，國家一直采取政策保護，新能源不是在市場里游泳，而是生活在計劃經(jīng)濟的“溫室”里。最典型的政策，就是全額保障性消納政策。

這條政策要求，電網(wǎng)公司必須無條件接收所有合格的可再生能源電力，確保新能源發(fā)電項目的電量能夠順利并網(wǎng)，不受市場需求波動的影響。而且，新能源發(fā)電具有優(yōu)先上網(wǎng)的權(quán)利，即在同等條件下，新能源電力優(yōu)先于傳統(tǒng)化石燃料電力進行上網(wǎng)交易。

更厲害的是，政府還會制定保障性收購電價，電網(wǎng)公司需以固定價格收購新能源電力，保障發(fā)電企業(yè)的收益。至于政府提供的各種補貼和激勵措施，比如初始投資補貼、稅收優(yōu)惠、貸款利率補貼等，更不在話下。

在這么好的政策呵護下，棄風(fēng)、棄光的現(xiàn)象自然得到有效遏制，中國的相關(guān)產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展，裝機容量穩(wěn)居全球第一。

但這當(dāng)然也有很大的付出。不考慮政策補貼的成本，算一下，如果要把風(fēng)能、太陽能等可再生能源成功并入電網(wǎng)系統(tǒng)，并加以利用，還會產(chǎn)生哪些費用？

新能源發(fā)電成本雖然逐年降低，但需要額外的調(diào)度和備用容量來保證電網(wǎng)的穩(wěn)定性和可靠性，這是電網(wǎng)的運營成本。

前面說了新能源發(fā)電的間歇性，電網(wǎng)需要建設(shè)和維護大量的儲能系統(tǒng)，如電池儲能系統(tǒng)、抽水蓄能等，在電力過剩時儲存電能，在需求高峰時釋放電能，這需要建設(shè)成本。

新能源的波動性要求電網(wǎng)運營商進行更頻繁和復(fù)雜的調(diào)度，還需要提供諸如調(diào)頻調(diào)壓、備用電力等輔助服務(wù)。必要時，還需要對現(xiàn)有的輸配電網(wǎng)絡(luò)進行擴展和升級，建設(shè)新的輸電線路和變電站。這又是一系列的調(diào)度管理、輔助升級的成本。

這種“計劃經(jīng)濟”式的新能源消納，不可能永遠持續(xù)下去。更重要的原因還不是這些成本，而是前面說的，市場能夠更有效配置資源。靠行政干預(yù)讓新能源優(yōu)先上網(wǎng)，比如到了中午火電就要給光伏讓路，這肯定遠不如建成現(xiàn)貨市場，讓價格來指揮與引導(dǎo)。

新能源必然要入市，而接入市場化機制，也會帶來許多挑戰(zhàn)，就比如說這個消納成本，如何通過市場機制進行合理分擔(dān)，就是一個問題。

3. 負電價的挑戰(zhàn)

負電價也是一個這樣的挑戰(zhàn)。電價，作為一種商品的價格，為什么會變成負的呢？

前面說了兩頭高、中間低的形似“鴨子”的曲線，隨著光伏發(fā)電規(guī)模進一步提升，凈負荷曲線將演變成中間極低的“峽谷曲線”。

在風(fēng)力發(fā)電和太陽能發(fā)電高峰期，由于這兩種能源的發(fā)電成本接近于零，大量的可再生能源電力涌入電網(wǎng)，導(dǎo)致供過于求。如果此時電力需求較低（如夜間或者假期），電網(wǎng)中的電力供需失衡，電價會迅速下降，有時甚至降為負值。這是因為，發(fā)電廠為了避免停機成本（如啟動和關(guān)閉的成本）或者為了獲得政府補貼，可能愿意支付費用讓電網(wǎng)接受他們的電力，從而出現(xiàn)負電價。

負電價是一種正?，F(xiàn)象，甚至能起到調(diào)節(jié)作用，激勵用戶在電力過剩時增加用電量，如開啟儲能設(shè)備充電，或進行電動汽車充電等，從而平衡電網(wǎng)負荷。很大程度上，這鼓勵發(fā)展了儲能、需求側(cè)管理及智能電網(wǎng)等新技術(shù)。

德國是電力現(xiàn)貨市場的標(biāo)桿。在歐洲電力交易所參與交易的歐洲國家中，德國最先實行日內(nèi)提前15分鐘合同/競價，以及日內(nèi)提前30分鐘合同的國家。2018年德國近一半輸送的電力通過市場交易達成，其中可再生能源交易量占可再生能源發(fā)電總量的三分之二。2020年，德國風(fēng)、光發(fā)電量占比提升至51%，高波動性的可再生能源已經(jīng)成為德國發(fā)電側(cè)的主要出力。

德國的電力市場曾多次出現(xiàn)負電價，特別是在風(fēng)力和太陽能發(fā)電高峰期，2020年，德國全年負電價時長達到了298小時的高峰。在美國加州，鴨子曲線也現(xiàn)象明顯，負電價也時有發(fā)生。

當(dāng)然，這種市場電價大幅波動，肯定會影響到新能源的收益。負電價是山東電力現(xiàn)貨市場的“?？汀?。

2019年12月11日，山東電力現(xiàn)貨日前市場出現(xiàn)-40元/兆瓦時的出清價格，這是國內(nèi)首次出現(xiàn)負電價。此后，山東頻繁出現(xiàn)負電價。

2023年3月13日，山東發(fā)改委印發(fā)限價通知，對現(xiàn)貨市場電能量出清設(shè)置價格上限（1.5元/千瓦）和下限（-0.1元/千瓦時），負電價成為規(guī)則允許的市場現(xiàn)象。

2023年“五一”假期期間，由于風(fēng)光發(fā)電量大增，煤電機組低容量運行，電力供應(yīng)整體大超用電負荷，山東出現(xiàn)連續(xù)22小時長時間的“負電價”，刷新了國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場的紀(jì)錄。期間，現(xiàn)貨市場最低電價出現(xiàn)在2023年5月2日17時，為-85元/兆瓦時，相當(dāng)于發(fā)電商要以一度電8.5分錢的價格付費發(fā)電。

據(jù)統(tǒng)計，2023年山東電力現(xiàn)貨市場負電價出現(xiàn)頻率已接近10%。

這背后，是山東光伏裝機規(guī)模的冠絕全國，中午時段，山東光伏發(fā)電量自然巨大，負荷端用不了那么多電，電價就只能大幅走低。

要克服低電價的挑戰(zhàn)，“全國統(tǒng)一大市場”的構(gòu)想就能發(fā)揮作用了。通過新能源省間現(xiàn)貨交易，利用不同地區(qū)負荷曲線的差別，包括跨時區(qū)特性，從更大時空層面平滑新能源發(fā)電曲線，跨省跨區(qū)平衡電力供需。

省間現(xiàn)貨交易需求是居高的。2022年省間電力現(xiàn)貨交易試運行期間，累計省間現(xiàn)貨交易電量278億千瓦時，單日最大成交電量達3.19億千瓦時，省間電價于8月達高峰近2200元/兆瓦時，超過3倍年均價。

由于目前的格局依然是省級電力交易為主，這就需要打通更多跨省跨區(qū)交易壁壘，讓更多市場主體參與進來，余缺互濟。