文｜華夏能源網
繼山西、廣東之后，6月17日，山東電力現(xiàn)貨市場轉入正式運行。
山東省自2021年12月1日啟動電力現(xiàn)貨市場長周期結算試運行以來，截至2024年6月16日，已連續(xù)不間斷試運行了929天。
山東是名副其實的新能源大省。據(jù)山東電力交易中心披露，截至2024年4月底，全省風光裝機合計已經逼近9000萬千瓦。因此，山東的電價政策一舉一動都影響很大，關注度極高。
早在試運營期間的2023年5月，山東新能源電站就因為錄得連續(xù)22小時的負電價而轟動全國。今年6月初，山東又率先吹響了6兆瓦以上分布式光伏入市的號角（見華夏能源網此前文章《分布式上網電價“新老劃斷”，山東的今天就是分布式光伏的明天？》）。
疊加此番山東電力現(xiàn)貨市場轉正，新能源入市步調緊鑼密鼓，山東在新能源市場上的探索樹立了行業(yè)標桿。新能源入市到底意味著什么？入市將對新能源的前途命運帶來多大影響？山東無疑是一個絕佳的觀測窗口。
入市促進綠電利用
自2022年以來，中國風光裝機大幅放量增長，新能源發(fā)電占比一路攀升。正因為如此，業(yè)界對新能源入市實際是早有預期，新能源保量保價保障性收購的做法難以為繼，新能源推向市場是必然的。
保障性收購下，新能源電力實際是生活在計劃經濟的“溫室”之中。而全面入市后，自愿也好、被迫也罷，新能源就必須到電力市場的大海中去“游泳”了。
就山東來說，到“十四五”末風光裝機要突破1億千瓦，這么大規(guī)模的風光裝機，全部保障性收購很難做到。面對現(xiàn)實，山東早就鼓勵集中式新能源先行入市，6兆瓦以上分布式光伏也正在抓緊入市。
那么，新能源入市意味著什么？為什么要引導新能源入市？
由于歷史原因，中國電力市場建設采取的次序，是先中長期后現(xiàn)貨。盡管中長期市場從理論上具有穩(wěn)定電價、規(guī)避風險的優(yōu)勢，但缺少現(xiàn)貨市場，導致電價無法及時發(fā)揮資源調配的作用。
最直接的影響就是帶來“拉閘限電”問題。例如，2021年下半年以來，煤價暴漲，當年全國煤電企業(yè)電煤采購成本額外增加6000億元，而中長期交易的電價不能及時調整以隨行就市，致使煤電企業(yè)大面積虧損。為減少虧損，煤電企業(yè)紛紛停機，致使各地紛紛拉閘限電。
而電力現(xiàn)貨交易則具有“價格發(fā)現(xiàn)”功能，能實時反映市場供需和成本并及時做出調整。也就是說，如果現(xiàn)貨市場早點建成，2021年煤電企業(yè)巨虧的局面是能夠在一定程度上得以避免的。
同其道理，現(xiàn)貨市場也更能促進新能源的消納利用。
按照目前光伏電站參與電力市場中長期交易的要求，是要帶出力曲線、報價又報量的，但是眾所周知光伏發(fā)電“看天吃飯”，某些時段電量交付不夠，那就只好去市場上購買差額電量來履約，購電價格往往是1元錢甚至1.5元錢——如此下來，豈不是“虧大了”？
如果說光伏電站預測未來一年、一個季度、一個月的出力曲線做不到精準，那站在今天預測明天、站在這個小時預測下一個小時，還是相對容易的?，F(xiàn)貨交易頻次高（7×24小時不間斷開市）、周期短（小時/15分鐘），更符合新能源波動性、難以預測等特點。
山東新能源的特點是光伏占比高（超6100萬千瓦），尤其是分布式光伏占比高（超4300萬千瓦），山東新能源出力的波動性以及出力曲線的難以預測，恐怕要堪稱各省之冠。而有了現(xiàn)貨市場，就能夠促進山東光伏發(fā)電的有效利用。
此外，在現(xiàn)貨市場價格“指揮棒”下，在低負荷和新能源發(fā)電高峰時段，低價現(xiàn)貨還引導煤電機組深度調峰，為新能源發(fā)電騰挪空間，進而實現(xiàn)新能源發(fā)電的優(yōu)先調度，促進新能源消納。
作為光伏第一大省，山東同時還是火電大省，其擁有11893.2萬千瓦火電裝機。
當光伏中午大發(fā)之際，火電也要生存，也要發(fā)電，要火電主動去為光伏“讓路”，不可能總是靠行政命令去“壓服”，需要有配套的市場化手段。有了現(xiàn)貨市場的電價指引，當光伏大發(fā)電價走低之際，火電減少出力就是一個理性選擇了。
從數(shù)據(jù)上看，現(xiàn)貨市場確實是能夠促進光伏發(fā)電利用。以同與山東第一批電力現(xiàn)貨試點的蒙西地區(qū)為例，數(shù)據(jù)顯示，2022年第三季度，蒙西地區(qū)光伏發(fā)電利用率達到99.1%，同比上升1.2個百分點。
負電價隱憂
盡管現(xiàn)貨市場更有利于提升新能源利用率，但在現(xiàn)實中，新能源入市并不是“完美無缺”的，市場電價大幅波動，會影響到新能源的收益。而山東，去年就曾面臨負電價困擾。
2023年3月13日，山東發(fā)改委印發(fā)《關于山東電力現(xiàn)貨市場價格上下限規(guī)制有關事項的通知（征求意見稿）》，對現(xiàn)貨市場電能量出清設置價格上限（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。
其后，2023年“五一”假期期間，山東省連續(xù)22小時長時間的“負電價”，刷新了國內電力現(xiàn)貨市場的紀錄。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，相當于發(fā)電商要以一度電8.5分錢的價格付費發(fā)電。
之所以會出現(xiàn)負電價，要從最為出名的電網凈負荷“鴨子曲線”說起。
“鴨子曲線”是指日間光伏發(fā)電能力大增，使得凈負荷（用電負荷減去光伏發(fā)電出力的剩余負荷）呈現(xiàn)出兩頭高、中間低的形似“鴨子”的曲線，而隨著光伏發(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”。
負電價的本質，是光伏出力大發(fā)時間段過度集中，比如集中在中午那幾個小時，如果一省光伏裝機規(guī)模特別大的話，中午時段光伏發(fā)電量也就非常巨大，負荷端用不了那么多的電，電價就只能隨行就市大幅走低了。
當然，隨著光伏裝機的持續(xù)攀升，未來山東省負電價小時數(shù)會如何增長，目前還不好預測。對比能源轉型走在前面的歐洲，2020年德國全年負電價時長達到了298小時的高峰。但是有一點是確定的，光伏入市，“鴨子曲線”的出力特性將持續(xù)沖擊低電價。
當前，西部一些風光裝機大省的集中式光伏電價在持續(xù)下跌，有的地方甚至跌至現(xiàn)貨市場價格下限——地板價0.04元/千瓦時。光伏在電力中長期市場也一樣呈現(xiàn)出低電價走勢，2023年，新能源大省甘肅新能源參與中長期市場的電價為0.15元/千瓦時。
或許是考慮到了低電價的影響，山東鼓勵集中式新能源場站自愿選擇中長期交易，報量報價參與現(xiàn)貨市場。參與中長期交易的集中式新能源場站全電量參與現(xiàn)貨市場，未參與中長期交易的集中式新能源場站按預測出力的10%參與現(xiàn)貨市場出清。
分布式光伏入市方面，2024年6月初，山東省能源局發(fā)布《關于推進分布式光伏高質量發(fā)展的通知有關事項的補充通知（征求意見稿）》，擬對2023年12月19日之后備案的6兆瓦及以上分布式工商業(yè)光伏“余電上網”部分上網電量按當月集中式光伏現(xiàn)貨市場加權平均電價結算。
也就是說，從集中式到分布式，山東已經向光伏入市發(fā)出了全面邀約。
交易壁壘待打通
如何才能鼓勵新能源入市的同時，有效克服低電價帶來的負面影響呢？
方法之一是跨區(qū)平滑新能源出力曲線、跨省跨區(qū)去平衡電力供需。
未來需要從市場機制角度擴展新能源省間現(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，實現(xiàn)尖峰時刻余缺互濟。
單一省份的新能源出力在不同時段波動較大，但是，在更大地理范圍做耦合，比如放眼“三北”及華中華東區(qū)域，整體風電出力曲線就可以實現(xiàn)平滑；再比如將山東和新疆的光伏出力曲線跨區(qū)平滑，新能源就可以得到更好的消納。
不過，要想實現(xiàn)更大范圍內的資源優(yōu)化配置，電力現(xiàn)貨市場的跨省跨區(qū)交易壁壘還待打通。
2015年新電改以來，中國電力市場逐步形成以省級電力交易為主的市場格局，省間壁壘限制著電力跨區(qū)平衡。
2021年4月起，山西電力現(xiàn)貨市場在國內率先啟動連續(xù)電力現(xiàn)貨不間斷結算試運行。2022年8月，山西省內發(fā)電企業(yè)為中標省間現(xiàn)貨，在省內市場均以1.5元/千瓦時的頂格報價，原因在于這些企業(yè)希望省內不中標，把發(fā)電能力留給價格上限更高的省間市場。
這一情況說明，當前省內市場與省間市場之間的銜接仍然不夠充分。如果省間交易壁壘徹底打通，送端和受端能夠參與的市場主體更多，報價也將更加合理，電力市場的余缺互濟以及電力的跨區(qū)平衡也將更加充分。
此外，電力市場跑出來的低電價、零電價、負電價，也并非是不能加以干預的。
綠電不僅滿足了用電需求，還帶來綠色轉型的環(huán)境溢價，當新能源集中大發(fā)時段大幅壓低電價之際，監(jiān)管者應施以援手。
實際上，電價干預既可以采用行政手段，也可以采用經濟金融手段?！安顑r合約”即是一種金融手段，差價合約是兼顧新能源參與電力市場和保障一定收益的可行機制，在英國已有七年的實施經驗。
新能源領域差價合約機制的應用典型，是英國的CfD（The Contracts for Difference,CfD）制度，政府授權的低碳合同公司（LCCC）與可再生能源發(fā)電企業(yè)簽訂長期合同確定履約價格，發(fā)電項目直接按照電力市場規(guī)則參與市場交易。
如果市場電價低于合同履約價，則CfD資金池向發(fā)電企業(yè)提供補貼至合同履約價，反之則由發(fā)電企業(yè)向資金池返還高出的部分。因此，CfD是一種將電力市場機制下變動的電價風險轉換為固定履約價格的方法。
中國目前也已經提出鼓勵新能源以差價合約形式參與電力市場。比如，中國宏觀經濟研究院能源研究所研究員時璟麗日前就撰文對差價合約的市場機理做了推介。
“無現(xiàn)貨、不市場；不市場、難風光”。隨著風光裝機持續(xù)大比例攀升，新能源蜷縮于計劃經濟“溫室”已經不再可能，新能源入市已成必然趨勢?，F(xiàn)在要做的是，怎么樣設計合理的機制讓新能源能夠平穩(wěn)入市。