21世纪经济报道实习记者 胡耀丹 记者 李德尚玉 北京报道
1月25日，在国家能源局举行的新闻发布会上，市场监管司副司长刘刚介绍，2023年，新能源逐步进入电力市场，市场化交易电量6845亿千瓦时，占新能源总发电量的47.3%。1月22日，国家能源局发布的《2024年能源监管工作要点》提出，加强市场机制创新，逐步扩大新能源市场化交易比例，实现新能源发展与市场建设协调推进，更好发挥市场促进消纳作用。
入市参与现货交易，是海量新能源实现消纳的重要途径。当下，我国可再生能源发电装机规模与风电光伏发电量占比正在进一步提升。2023年国民经济运行情况新闻发布会上发布的数据显示，到2023年底，我国可再生能源发电装机容量占比超过总装机的一半，历史性地超过了火电。国家能源局数据显示，2023年，风电光伏发电量占全社会用电量比重突破15%。
在此背景下，电力现货市场建设受到广泛关注。
“现货市场能够以时空价格信号全面反映新能源造成的电力时空供需不平衡，从而引导源网荷储全面互动。所以，为了促进新能源的发展，迫切需要现货市场机制。”清华大学电机工程与应用电子技术系教授夏清对21世纪经济报道记者表示，目前，中国新能源发电占比不断提高，因此需要进一步推动现货市场的建设。
当下，我国正加快建设电力现货市场。2023年9月，国家发展改革委、国家能源局发布《电力现货市场基本规则(试行)》。不到一个月后，国家发改委、国家能源局印发《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（下称《通知》）。
2023年年末，山西省、广东省先后发布电力现货市场转正式运行通知。2024年，全国各省份电力现货市场也将在政策推动下加速发展。
不过，由于天生存在的波动性，新能源在“入市”过程中还面临着结算价格低、收益压力大、波动难预测等诸多难题，而市场机制创新被视作重要突破口。
面对现货市场上新能源项目结算价过低的情况，夏清认为，下一步应当积极促进绿电发展，从绿电的正外部性角度给予新能源价值肯定和价格认可，确保新能源健康发展。在衔接电力现货市场与中长期电力交易方面，应当由新能源电力自行决定其在中长期交易市场与现货市场上的交易量，交易的选择权应该交给市场主体。
政策出台加速地方电力现货市场建设
2023年10月《通知》发布后，年末，山西省、广东省先后发布电力现货市场转正式运行通知。有观点认为，“转正”与成熟阶段的试运行之间差距不大。
“对于运行比较成熟或者试运行很多年的省份来说，转正与不转正，对于实操参与的市场参与方来说区别不是很大，广东和山西都比较典型。”广州珠湾人和生态环境科技服务有限公司总工程师魏翰扬对21世纪经济报道记者介绍，电力现货市场的建立包括结算试运行、长周期结算试运行、连续结算试运行等，走完所有的阶段之后，其实转正就是一个自然具备条件的事情。
政策的出台在一定程度上加速了地方电力现货市场建设。天风证券研报指出，国内多数省份新能源发电仍存在较大的入市空间，《通知》中进一步明确了电力现货市场建设的目标进度，或将带动新能源入市节奏进一步加快。
魏翰扬表示，特别是对一些试运行数年都未转正的省份而言，政策可能会起到引导作用。虽然新能源入市是一个大趋势，但各省的实际情况不一，因此政策不可能“一刀切”决定新能源入市的进度。
“与中长期交易不同，现货市场交易涉及整个调度系统、计量系统变革。过去我们只需通过一个电表计量电量，现在要分时，电力市场这杆‘秤’都得改。计量、计费系统都要进行大规模改造，因此我们需要试点。”夏清说，如今两省份试点转正表明了其适应技术改造已经完成。
除了推动省间电力现货市场走向成熟，《通知》还提出要加快区域电力市场建设，持续优化省间交易机制。2023年12月15日至16日，南方区域首次实现全区域电力现货市场结算，标志着我国区域电力现货交易实现了从模拟运行到实时结算的转变。
无论是区域电力市场还是全国统一电力市场体系建设，都与资源大范围优化配置有关。“新能源的波动性是时空交叉的，东边日出西边雨。”夏清说道，为了优化资源配置要建立全国统一电力市场体系，在更大范围内调配资源。而在什么范围内开展交易，应将选择权交给市场主体。
要实现资源调配，就需要制定统一的市场规则。《电力现货市场基本规则》中指出，电力现货市场中远期建设主要任务之一就是，推动制定统一的市场准入退出、交易品种、交易时序、交易执行结算等规则体系和技术标准，加强国家市场、省（区、市）/区域电力市场间的相互耦合、有序衔接。
夏清也表示，在推动统一电力市场建设的过程中，一定要建立全国统一的标准，消除由于技术、标准、交易模式等因素差异性造成的市场壁垒，实现资源在更大范围内的优化配置。
新能源负电价影响企业投资积极性
此前，我国因新能源消纳遇阻而出现过“弃风、弃光”现象。国家能源局数据显示，2016年，我国弃风、弃光电量分别达到497亿千瓦时和74亿千瓦时，直接经济损失285亿元。后续，国家电网通过电网建设、调度运行和市场交易等途径进行调整，我国新能源消纳问题得到缓解。
在新能源装机规模、风电光伏发电量占比进一步提升的当下，如何解决消纳难题再度受到行业热议。引导、促进新能源消纳，是电力现货市场的重要功用。因此，推进电力现货市场建设，被认为是新能源发展的必由之路。
由于天生的随机性、间歇性、波动性特征，新能源在中长期市场形成的价格难以真实反映现货市场的时空供需平衡。与之相比，更符合新能源特效的高频次现货交易市场，为新能源交易提供了更合适的交易平台。夏清指出，电力现货交易市场可以分时段充分地反映新能源的波动性。
《通知》指出，经过几年探索，电力现货市场在优化资源配置、提升电力安全保供能力、促进可再生能源消纳等方面作用显著。在此背景下，《通知》提出推动现货市场转正式运行。
不过，想要解决新能源消纳难题，推动电力现货市场逐渐“转正”只是一个开始。目前，新能源入市还面临着不小的挑战。
首先，在波动性特征的影响下，现货市场上，新能源项目的结算价格要远低于火电，新能源企业收益压力较大。这主要是由于风电、光伏的发电出力时间集中，新能源大发时段电力价格下降。而在无风无光造成的新能源出力受限时段，电力价格又在供需关系调节下上涨。
此外，在新能源发电量占比进一步提升的背景下，有现货市场出现价格“消失”现象。部分省内电力现货市场出现了“负电价”，打击了新能源企业的投资积极性。
以山东为例，作为我国第一批推进电力市场化交易试点的省份之一，电力现货市场进程及新能源装机规模位居全国前列，截至目前已积累了两年以上的完整连续试运行经验。在山东的电力现货市场不间断结算试运行中，负电价十分常见。华泰证券研报显示，受新能源上网冲击，山东电力现货市场负电价出现频率2023年已接近10%。
山东省电力交易平台信息显示，2023年5月1日至5月2日48小时实时现货交易中，共有32个小时出现了负电价。2023年5月1日20时至5月2日17时，更是连续21小时实时现货交易价格为负。其中，最低实时电价出现在5月2日17时，为-85元/MWh。
华泰证券研报指出，新能源渗透率提升带来现货市场高波动性和负电价频发。由于新能源的优先消纳特性使得电力供需在新能源大发时段发生不平衡，带来山东电力现货市场峰谷价差的扩大。极端情况下，火电为避免启停带来的额外成本宁愿报负电价出清，造成负电价的形成。
此外，对发电企业端来说，新能源的波动性、随机性还为企业还带来了交付偏差考核、预测不准等风险。
“新能源本身不论进入的是现货还是中长期市场，都需要增加对于波动性的预测。以前可能对发电量的要求没有那么精准，但是涉及市场就需要更精确地预测发电曲线。”魏翰扬说，如果做得不好，在偏差考核等机制下，新能源发电企业可能在一个月内亏完一年的盈利，因此企业在预测发电的软件、硬件上都需要有一些提升。
中长期与现货市场交易量比例应由市场决定
带动新能源消纳，需要适应波动性，而业内认为，储能跨越时间的特性能够平抑新能源发电在时间尺度上的波动。
“储能的作用在于，能在不同的时间段中发挥能量平衡的作用。”夏清说，新能源和储能像一对孪生姐妹，储能可以发挥调频、移峰填谷、提高电网资产利用率等作用。只有新能源与不同时序的储能相结合，才能彻底替代化石能源发电。
不过，目前储能面临着利用率不高的窘境。中电联此前发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2023年上半年，我国电化学储能电站日均运行4.17小时，仅达到电站设计利用小时数的34%。
“新能源配比利用率不高是因为没有形成新能源上网的（差异化）分时电价，生产关系不适应生产力”。夏清表示，目前我国正在鼓励虚拟电厂的发展，但只有现货市场发展起来以后，有显著差异性的价格才将吸引大量虚拟电厂参与到电网的调度运行、源网荷互动交易中来。
《通知》提出，鼓励新型主体参与电力市场。通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用。
与此同时，要推动建立能够吸引储能参与、反映真实供求关系时空价格的成熟电力现货市场，在机制上还需要做好中长期市场与现货市场的衔接。
“我们现在的电力市场体系是适合于化石能源为主的电力系统，但现在能源结构已经发生了极大变化。”夏清对21世纪经济报道记者表示，在新能源占比不断增长的当下，“中长期交易电量占比不低于90%，现货市场交易电量占比不高于10%”这样的规定需要改变。
21世纪经济报道记者了解到，在现货市场试运行规则中，部分省份明确规定中长期合约电量要占到售电公司代理用户实际总电量的90%到95%以上。如《2022年浙江省电力市场化交易方案》中规定，中长期交易电量占比不低于90%，现货市场交易电量占比不高于10%。
在此情况下，中长期交易电量过大，现货交易电量过小，难以有效发挥现货市场的价格发现功能，市场对于供需的调节作用也无法真正发挥。
“市场的本质是要将市场交易的选择权交给供给者和需求者，他们将根据自己的偏好决定中长期市场的交易量和现货市场的交易量。”夏清建议，下一步不要再将两个市场的交易量强行确定在90%和10%的比例，而是将比例交给市场决定，或是根据新能源的比例来确定现货市场交易量的大小。
要调动企业积极性，电力市场还需要产生并释放合理的价格信号，精确度量资源价值，让新能源的绿色价值在市场中得到真正体现。
“碳价并没有完全介入火电，如果碳价一旦介入，火电的价格会更高，但火电可以提供灵活性。新能源具备绿色正的外部性，但需要其他资源提供灵活性。当前市场机制中，新能源的正外部性和火电的负外部性并没有充分体现出来。组织未来两者之间竞争，只有考虑他们外部成本内部化，做到真正的公平竞争。”夏清指出，从市场竞争来说，由于新能源发电与电力需求之间的不同步，目前新能源价格低于火电是合理的，但是要考虑新能源低碳的外部性。只有从全成本的角度组织市场竞争，才能确保公平，才能够促进行业的高质量发展。
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