電力現貨市場提速，新能源電力入市迎來“大考”

劉洋　楊亦

2023年12月23日，山西電力現貨市場經過5年試運行后開始正式運行。這是全國首個轉入正式運行的電力現貨市場。以此為標志，我國電力現貨市場進入“轉正”與提速階段。

2023年12月29日，河南省發改委印發《河南省優化工業電價若干措施》，宣布“自2024年1月起，除扶貧光伏電量外，省內風電、光伏電量按不高于我省燃煤發電基準價參與市場交易”，引發市場關注。該文件還明確：“加快電力現貨市場建設。推動電力現貨長周期試運行，不斷擴大市場主體參與范圍，完善市場監測機制，科學合理設置交易價格浮動范圍，將現貨價格保持在合理區間。”

伴隨著風光新能源裝機的狂飆突進增長，海量的風、光電量如何消納的問題越來越緊迫。新能源入市參與現貨交易，曾經認為是還很遙遠的未來，已經提前到來。從2006年開始，可再生能源發電享受電價補貼，2012年后補貼資金納入政府性基金管理。根據財政部公布的數據，截至2021年6月，中央財政已累計撥付補貼資金超過6000億元。電價補貼之外，可再生能源電量還享受著保障性全額收購的優待。電網扛起了全部的消納責任，新能源保障性并網，解決了很多棄風棄光難題。然而，新能源保價保量、全額收購不可能永遠持續下去。在可再生能源發電國家補貼持續退坡后，2021年11月24日，中央深改委第二十二次會議明確提出，要推進適應能源結構轉型的電力市場機制建設，有序推動新能源參與市場交易。很顯然，打破以往的“保價保量”預期，新能源隨行就市才是最終歸宿。同時，隨著近兩年來新能源裝機的突飛猛進，新能源發電量占比已逼近15%，電網已經做不到“保價保量”全額收購新能源電力，入市參與現貨交易是唯一出路。隨著電力現貨市場的加速落地，新能源入市的節奏在加快，遠等不到2030年的最后期限。

電力現貨加速新能源入市

2023年下半年，國家有關部門關于電力現貨市場建設的文件密集出臺。2023年9月18日，國家能源局發布首份國家級電力現貨市場基本規則。不到一個月后，2023年10月12日，國家發改委、國家能源局發布《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》（以下簡稱“《通知》”），提出2023年年底，全國大部分省區具備電力現貨市場試運行條件。2023年年底，正式運行電力現貨市場的首個省份誕生，即山西。

2023年12月22日，山西省能源局、山西能監辦通知，山西省電力現貨市場即日起由試運行轉入正式運行，山西成為國內首個進入正式運行的省級電力現貨市場，在電改進程中具有里程碑意義。目前，山西也是電力現貨市場連續結算試運行天數全國第一的省份。2023年12月29日，廣東電力交易中心官方發布《廣東省發改委、國家能源南方監管局關于廣東電力現貨市場轉正式運行的通知》，該文件宣布，廣東電力現貨市場即日起轉入正式運行。除山西、廣東一馬當先步入正式運行之外，國家先后兩批14個地區電力現貨市場試點中，甘肅、山東的電力現貨市場也已經接近正式運行的狀態。依據國家發改委、國家能源局發布的《通知》，試點和非試點省份的區別已經有所弱化。這也意味著，政策層希望全國一盤棋加速推進電力現貨市場。電力現貨市場的提速，無形中加快了新能源入市的進程。目前，新能源總體參與電力市場的比例為35%左右。未來，這一比例還將大幅提升。現階段，通過現貨市場為新能源電力“找到價格錨點”十分關鍵。政策層希望能夠打消業界的疑慮，即“新能源參與市場不是一個壞事”。新能源只有參與了市場，還原電力商品的真實屬性，給綠色電力一個合理、真實的價格，才能心無旁騖做綠證，體現新能源環境溢價。

實際上，建設現貨市場在促進新能源利用方面，至少有三方面的優勢：第一，現貨交易頻次高、周期短，更符合新能源波動性、難以預測等特點。第二，在平等的市場競爭機制下，新能源發電邊際成本較低，火電的邊際成本相對較高，因此，新能源發電在市場中能夠自動實現優先調度。第三，現貨交易形成峰谷價差，為儲能等第三方新型市場主體打開盈利空間，鼓勵靈活調節資源配合新能源消納。電力現貨市場在促進新能源消納利用的同時，相比之前的“保價保量”收購，入市后其前景將面臨諸多不確定性，也將給新能源企業帶來諸多挑戰。

新能源電力入市面臨難題

目前，電力市場以“現貨市場+中長期交易”為主。中長期交易主要開展年、月和多日的電量交易，以規避風險、穩定供應。電力現貨交易主要開展目前、日內和實時交易，以充分還原電力商品屬性，真正起到價格發現（期貨市場通過公開、公正、高效、競爭的期貨交易運行機制形成具有真實性、預期性、連續性和權威性價格的過程）作用。作為電力市場“壓艙石”的中長期交易，對于新能源場站，通常也發揮著“避險”功能，大致能夠保障50%至90%比例不等的收益。在以火電為絕對主力電源、或者沒有開展現貨交易的市場中，價格是以火電的定價為主要依據。在這種情況下，新能源電力價格在“被動跟隨”“保價保量”收購模式下.風險和收益均較為可控。然而，當現貨市場開啟、新能源電力比例大幅度提高后，市場的復雜性大大提升，新能源發電處于不利局面。這是因為風電、光伏的發電出力時間異常集中，大發時段基本集中在現貨交易的低價時段，電量、電價不穩定疊加，收益壓力陡增。而“現貨市場+中長期交易”這一組合，又放大了新能源電量、電價的不穩定性所帶來的風險。有業內人士舉例稱，某新能源場站簽訂了中長期售電合同，要保障電量供應，但到時卻發不出電。這種情況下，它就只能從現貨市場上買入高價電履行中長期合約，這就帶來巨大風險。要做好中長期市場與現貨市場的銜接，就需要新能源場站給出精準的“功率預測曲線”，對自身發出力做出精準預測，這直接關系到新能源企業的合同頭寸交付量，因而也關系到自身收益。

但受限于新能源的間歇性、波動性，精準預測新能源的出力曲線是異常艱難的。以風電為例，往往在天氣無風時，電力現貨價格高，有風時現貨價格低。然而風電出力缺乏規律性，與氣象條件高度相關。在風小的時候，風電出力如果無法達到事先約定的曲線水平，就只能在現貨市場高價買電來完成交割。而大風的情況下，風電出力反而可能遠遠超過中長期曲線，大量電量在現貨市場以低價甚至地板價賣出。這都將拉低新能源企業的最終結算電價，甚至給風電企業帶來巨額虧損。

新能源電價怎么定？

無法獲得合理的市場化價格是新能源入市的另一大難題。新能源入市，要面臨現貨市場的極端低價甚至是負電價。2023年“五一”假期，“好天氣”使得風電、光伏發電量大幅增長，同時由于工商企業集中放假，導致山東省內用電負荷下降，這讓山東史無前例地出現了連續22小時的“負電價”，業內人士驚呼，“用一度電賺八分錢”。公開數據顯示，第二產業用電量占山東全社會用電量近八成，居民用電僅占約一成。山東電力交易中心公開披露的數據顯示，2023年5月1日實際全網最高用電負荷為6492萬千瓦，5月2日實際日調度最高用電負荷為6688萬千瓦，整體用電負荷較工作日下降17%～19%。

這一現象也非山東獨有。每逢公眾假期，全社會用電量中第一、第二產業用電量占比較高的地區，普遍會經歷負荷下降的情況。而隨著新能源電力持續大比例接入電網，全國范圍內風光新能源負電價的現象只會有增無減。

新能源在現貨市場上面臨極端低價甚至負電價，在中長期市場上也要面臨低電價。為了保證新能源消納，調度機構在分解備類電源的出力曲線時，通常將預計新能源能夠大發的時段更多分配給新能源，其他時段則更多分配給火電。相當于在中長期交易合約的交割上，主要按照火電為新能源調峰的原則來安排。

2022年5月，為提高成交率和履約率，甘肅省發改委發布《關于優化新能源發電企業參與省內電力中長期交易有關工作的復函》，其中明確，“90%省內消納市場化新能源電量須簽訂中長期合同”。但讓發電企業難以接受的是，新能源中長期合約的價格被人為壓低了。上述文件規定，“可再生能源中長期價格范圍（風電）在88分到13.3分之間，煤電在0.3元以上。”風電與煤電價格差距巨大。

新能源低電價問題，不僅讓新能源企業不滿，火電企業也成了間接“受害者”。火電企業的意見在于，新能源出力較低的時段往往現貨價格高，但現行的調度機構曲線分解讓火電在高電價時段交割了過多中長期電量，而中長期約定的電價相對現貨高價要低很多，因此火電機組也遠未實現利益最大化。新能源企業則認為，中午時段新能源普遍出力較多而現貨價格較低。由于電力調度需要考慮整個市場的中長期發電總空間，因此可能無法完全按照新能源場站提交的短期發電預測曲線來分解，而是對中午時段的出力有所調減。這將使得新能源被迫在中午時段以較低的現貨價格賣出。總體來看，由于地方政府希望降電價，因而新能源中長期價格受到壓抑，普遍低于煤電電價。同時，由于現貨市場陸續與中長期接軌，現貨價格對新能源電力很不友好，新能源企業在電價方面的風險大幅抬頭。

輔助服務費用分攤問題

新能源發電效率不斷提升的同時，發電綜合成本也在上升。由于煤電、新能源發電的角色定位發生了變化，輔助服務費用（包括儲能等靈活性調節措施）的激增不可忽視。中電聯發布的《電力行業碳達峰碳中和發展路徑研究》顯示，由于新能源屬于低能量密度電源，導致電源和儲能設施年度投資水平大幅上升。據測算，相比2020年，2025年、2030年、2035年發電成本將分別提高14.6%、24.0%、46.6%。伴隨著新能源電力入市，以及新能源電力高比例增長帶來的輔助服務大幅上漲，輔助服務費用到底誰分攤的爭論愈加激烈。有業內人士做過簡單測算，在煤電為主的時代，1.2千瓦的煤電能為1千瓦的用戶供電；但新型電力系統下，需要“1.2千瓦的新能源+1千瓦的煤電”，才能滿足1千瓦的用戶用電需求。基于國家電改政策對煤電的“調峰”定位，平時不開機的1千瓦煤電機組，需要頻繁啟停為新能源提供調峰服務。在轉型為調峰機組之前，煤電機組的最小出力為60%，對應著4500煤電利用小時數，對于13億千瓦的煤電總盤，轉型為調峰機組意味著煤電最低負荷，發電降至40%甚至20%。當煤電利用小時數降至2000小時至3000小時，度電成本將大幅提高。據國網浙江電科院張寶統計，1000兆瓦超超臨界濕冷煤電機組以20%的負荷率運行時，供電煤耗為367～385克／千瓦時。相比40%負荷率，供電煤耗上升了約46克／千瓦時。盡管國家正在著力打造電力輔助服務市場，增加新能源電力調峰成本的分攤主體，但截至目前，電力調峰60%的費用仍由火電集團負擔。為此，電力集團年度輸血在200億元以上。新能源電力參與輔助服務費用分攤、按什么樣比例分攤的問題如何解決，已經迫在眉睫。參照山西省出臺的指導意見，輔助服務市場運營費用按照“誰引起，誰承擔；誰受益，誰承擔”的原則分攤。例如，調頻量價補償費用分為市場化和非市場化兩部分，非市場化的部分由發電企業按實際上網電量比例分攤，市場化部分由火電、新能源、批發市場用戶按10%、45%、45%比例分攤。據行業媒體報道，在2021年4月至12月的運營周期中，山西省新能源企業平均度電分攤36分市場運營費用。按照“誰引起，誰承擔；誰受益，誰承擔”的原則，風光發電具有波動性、間歇性與隨機性，電網系統的波動是由電力用戶和新能源共同作用產生的，由此產生的機組啟動補償費用、調頻量價補償費用，新能源企業應當按比例承擔。

總之，新能源發電的底層邏輯已經發生了根本改變：過去風、光電量優先收購、帶補貼電價甚至高于火電，但短短十余年間，新能源發電從補貼退坡到平價上網，再到馬上進入電力現貨市場，電價整體呈下行趨勢，甚至負電價也會頻頻出現。雖然新能源電力在電力現貨市場中沒有競爭力，但新能源入市交易已是大勢所趨、無可回避。新能源發電企業能不能適應現貨交易時代的諸多挑戰，將決定著新能源產業的未來發展空間。

摘自微信公眾號“華夏能源網”