2023年10月12日，国家发改委办公厅、国家能源局综合司联合发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》。明确在确保有利于电力安全稳定供应的前提下，有序实现电力现货市场全覆盖。2023年底，全国大部分省份/地区具备电力现货试运行条件。针对问题（1），国内现货改革目的是通过电力现货市场来实现电力资源的全局优化配置，激发电力行业上下游活力，并以现货为手段，推动能源结构转型和新型电力系统建设。集中式的现货市场能更好的优化电网可用调度资源（包括发电和输电资源），并能以社会福利最大化为目标来决定资源的使用和价格，再通过价格来激励用户行为和引导后续电力投资建设。以高煤耗火电机组为例，在现货中，因为高成本导致高报价，最后使得负荷率持续偏低，长期来看经营劣势大，可能会被淘汰，从而倒逼发电厂降低运维成本或通过技术改造降低煤耗。电改本身就是通过市场竞争的方式来引导资源的配置，从而实现能源结构优化。针对问题（2），在现货改革必然推进背景下，新能源进入现货市场的根因还是计划方式实现新能源消纳和系统平衡要付出极高的经济和社会成本，传统的目录电价或补贴不够灵活，无法及时反映当前电力价值，不能形成有效的激励信号，这与快速推进能源结构转型和实现“双碳”目标存在冲突。因此需要现货来实现更经济、更高效的新能源消纳和系统平衡，现货出清模型中发电成本最优的目标函数决定了其经济最优性，其次电网还可通过增加弃风、弃光、弃水罚因子，或者优先出清新能源的方式来确保消纳，并且出清模型的约束条件能确保系统实时平衡和正负备用要求。针对问题（3），新能源参与中国电力现货市场的比例并未有明确的统一规定。但是，随着中国电力市场改革的推进和新能源发电量的逐年增加，政策层面一直在稳妥有序地推动新能源参与电力市场，尤其是现货市场。在实际操作中，国家通过一系列措施来促进新能源市场化进程，比如研究放宽年度中长期合同签约比例，特别是对于新能源占比较高的省份，以适应新能源出力波动大、难以长周期准确预测的特点。同时，新能源企业可以按照市场规则自主选择参与现货交易，并通过市场竞争机制优化资源配置和调度。新能源典型出力性和现货电价不匹配，下图为某省现货实际情况：
由图可知新能源出力和全网统一电价曲线呈现出反向相关性，导致新能源大发时的富余电量卖不出好价钱，而发电不足时又被迫从现货中高价买电以达到中长期分解电量水平。下图以某省某风场的6月实际情况为例，该风电当日的中长期合约总收益约为27万元，但因为发电不足而高价购买现货电量就花费70多万元。
由上可知，新能源交易决策核心是通过交易行为合理安排各部分电量以实现在现货中的最大结算收益。中长期交易阶段，核心思路是根据现货价格高低调整中长期合约电量，如判断现货价格走高，则可适当降低中长期合约总量，释放更多电量到现货中结算。但实际中的中长期交易更加复杂，需要从年度、月度交易角度统筹考虑。电力现货市场本质是帮助机组回收边际运行成本，并遵循全系统经济最优和资源稀缺性原理对电力定价，而新能源的边际发电成本较低甚至接近于零，因此要完全从现货中回收成本并不可行。新能源大发时段，低成本电力太多，发电资源富裕，因此产生低价/零价信号，并希望激励用户多用电；而新能源欠发时，供给欠缺的情况下，火电将作为稀缺性资源进行定价，此时现货产生高价信号，激励用户少用电。从这个角度看，在新能源大省，由于新能源占比高，出现了大量的零电价时段本身是相对合理的，也反映了不同时段的电力真实价值，因此，当前的新能源不利局面或许本就是现货常态。其次，新能源也不应期待通过现货来回收投资成本，也不应用过去非现货时的收益来进行对比。过去的基准电价大多是政府或电网根据新能源投资回收需要，考虑投资激励形成的计划价格信号，其包括了潜在的固定成本、环境效益、边际发电成本等，而现货市场并不具备回收上述全部成本的功能。以广东燃气机组为例，燃气机组燃料成本高，现货报价高于一般燃煤机组，但其仅在高峰时段由于爬坡需要和顶峰荷需要中标，低负荷率和高成本使得燃气机组不能通过现货回收全部成本。但燃气机组本身是电力系统平衡的重要部分，所以广东是通过高成本机组补贴来保障其收益，未来则可能通过专门的爬坡辅助服务市场来对其调节效益进行定价，通过容量市场来补偿其容量价值。同样，新能源也具备容量价值，并且还有独特的环境价值，这些都是其收益来源。其次当前新能源的不赚钱局面也和现货刚刚开展、新能源交易决策体系不成熟、规则频繁变化等因素有关。长期来看，随着现货市场和新能源交易的成熟，以及成本回收渠道的多元化，新能源必然不会存在“一亏到底”的问题。
（1）现货交付时新能源将面临巨大的量价风险。新能源发电的随机性、波动性、不确定性特点，使得新能源中长期曲线合同在现货市场交付时面临量价两个方面的风险，导致新能源签订中长期曲线合同难以达到“锁定长期收益、规避现货风险”的作用。压舱石可能变成翻船石，但往往交易规则又对新能源中长期合约比例有限制，导致“顶风险”做决策。（2）新能源典型出力和现货价格特征反向相关，新能源出力高时现货价格走低，新能源发电匮乏时现货价格走高，导致多发电量低价卖，欠发电量高价买的窘迫局面，其次新能源集中的区域/节点电价低的问题加剧了决策难度。（3）新能源在现货中缺乏定价能力，价格基本由火电报价和供需关系决定。（4）强制电力合同签约比例是违背市场规律的。由于新能源的发电特性，导致中长期曲线合同对新能源难以起到保障收益规避现货风险的功能与作用。相对于传统发电以及用户，中长期对新能源而言未必就是“压舱石”。强制中长期电力合同签约比例是违背市场规律的。电力市场“玩”的就是对现货电价走势的预判以及中长期“仓位”的调控。强制高比例中长期电力合同，反而限制了中长期合同的流动性。（5）中长期人为分段分时限价违背市场规律。目录分时电价仅适用于非现货市场环境。人为分段分时限价违背市场规律，不符合中长期与现货市场的功能定位。中长期市场与现货市场是电力市场各司其职，新能源高占比市场中，每日每时的电力供需与现货价格基本与新能源出力大小密切相关。对中长期电力曲线进行人为分段分时分价，难以与实际每天各时段的供需情况及现货价格保持一致与吻合。（7）电力市场要遵循电力曲线“同质同价”原则。现货市场运行地区，中长期必须是带曲线合同。在现货市场运行地区规定新能源不执行发改价格〔2021〕1439号规定火电20%涨幅的政策，这种规定将导致火电与新能源的同一电力曲线合同出现 “同质不同价”现象。（8）新能源绿色价值没有充分体现。当前反映新能源绿色价值的配套政策相对滞后，绿色电力配额制尚未真正落地落实，绿证自愿认购的激励机制不足，绿色电力消费环境溢价的效用未体现。新能源的绿色价值应通过环境市场而不是电力市场来实现。解决办法：一是要建立“绿证交易+强制配额”制度，二是要绿证市场与碳市场联动。加强现货与辅助服务有序协调，在交易时序、市场准入等方面做好衔接。现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导，其他辅助服务品种按照“成熟一个、疏导一个”原则确定疏导时机及方式，具体由国家发展改革委会同国家能源局另行确定。做好省间、省内现货市场与区域辅助服务市场的衔接融合，提升电力资源优化配置效率。考虑新能源难以长周期准确预测的特性，为更好地适应新能源参与现货市场需求，研究对新能源占比较高的省份，适当放宽年度中长期合同签约比例。绿电交易纳入中长期交易范畴，交易合同电量部分按照市场规则，明确合同要素并按现货价格结算偏差电量。绿电算中长期，发电场申报多了的绿电，可以从现货市场买来结算，从另一个角度看，就是省下被高价考核。根据文件，按照2030年新能源全面参与市场交易的时间节点，现货试点地区结合实际制定分步实施方案。针对全国电力现货市场建设，文件提出了进一步扩大经营主体范围的新要求：“现货试点地区结合实际制定分步实施方案。分布式新能源装机占比较高的地区，推动分布式新能源上网电量参与市场，探索参与市场的有效机制”。“推动”分布式入市，不是“鼓励”，能否按发电场意愿选择是否入市还需看未来政策，否则，小分布式在高波动性市场电价的冲击下，盈利不确定性骤增。通过市场化方式形成分时价格信号，鼓励新型主体参与电力市场，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，探索“新能源+储能”等新方式。为保证系统安全可靠，参考市场同类主体标准进行运行管理考核。绿色收益和电力容量建设成本的回收机制是需要外部基本条件成熟后后才能全面推开，电力市场改革不可能一蹴而就，新能源主体的市场认知和心态也需要不断完善，其次有效的反馈渠道和公开的讨论氛围也是电力市场共建的前提。对新能源来说，在深刻理解当前现货困境的同时，拓展交易优化空间，持续提升交易能力才是当务之急，全面的交易人才队伍、现货交易技术手段、新型营销管理体系都是新能源在现货环境下持续进步的基石。我问：新能源电站，比如光伏电站，在现货市场中的电价为零，甚至为负电价，这是什么原因？如何解决这个问题？AI：新能源电站，如光伏电站，在电力现货市场中出现零电价甚至负电价的主要原因有以下几点：• 光伏电站受天气和日照条件影响，发电量具有很强的随机性和波动性。在光照充足的时段，特别是在节假日或用电负荷低谷时（例如白天非高峰时段），可能产生大量超出电网需求的电能。• 在中国，新能源通常享有优先调度和全额收购政策，即当新能源出力较大且电网难以消纳时，仍需将其电量接入电网，这可能导致系统中可交易的剩余电量供大于求，价格下降。• 市场需求疲软时，尤其是夜晚用户用电需求减少，而此时恰好是风电、光伏等新能源发电可能较高的时间段，现货市场价格受到供需关系的影响而降低。• 随着新能源平价上网时代的到来，新能源项目不再依赖高额补贴，而是需要参与市场竞争。为了保证运营效率，即使在市场报价为负的情况下，一些新能源电站也必须出售电力以避免弃风、弃光损失。
• 提升电网调峰能力：通过增加抽水蓄能、电池储能等灵活调节电源，以及优化电网布局和升级输电设施，增强电网对新能源波动性的接纳和消纳能力。• 改进电力市场机制：建立更加完善的电力现货市场、辅助服务市场和容量市场，使得各类电源能够根据其实际价值得到合理回报，同时鼓励新能源电站参与多种市场交易，分散风险。• 推动需求侧响应：通过智能电网技术和激励政策引导用户调整用电时间，提高负荷曲线灵活性，尤其是在新能源发电高峰时段，调动工业、商业及居民用户的用电行为以匹配供应。• 跨区跨省电力交易：扩大电力市场的地理范围，促进不同地区间的电力资源优化配置，将富余的新能源电力输送至其他区域进行消纳。• 完善政策法规：修订和完善相关法律法规，逐步取消不适应新能源发展的旧有政策，形成有利于新能源发展并兼顾电网稳定运行的新制度环境。
