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

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

山東是中國光伏第一大省。截至2023年年底，山東電網風電與光伏裝機容量突破8000萬千瓦，達8228.8萬千瓦，裝機規模位居省級電網第一。

山東的轉正意味深長。“沒有現貨，就沒有市場”還有后半句，叫“沒有市場，就難以風光”，指的就是風電、光電這些可再生能源。

從裝機量看，中國光伏裝機規模占比全球超過50%，新能源高速發展的同時，也帶來了沖擊，對新舊電力系統的適應性提出挑戰。目前的市場體系，多針對化石能源機組為主導的電力系統，大規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模接入會帶來沖擊呢？理解這一點之前，要先理解新能源發電的特點。

2. “鴨子曲線”與新能源入市

新能源發電的一大特點是間歇性和不穩定性。

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

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

過去，新能源不僅不穩定，成本還高，出現了棄風、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，確保新能源發電項目的電量能夠順利并網，不受市場需求波動的影響。而且，新能源發電具有優先上網的權利，即在同等條件下，新能源電力優先于傳統化石燃料電力進行上網交易。

更厲害的是，政府還會制定保障性收購電價，電網公司需以固定價格收購新能源電力，保障發電企業的收益。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、棄光的現象自然得到有效遏制，中國的相關產業蓬勃發展，裝機容量穩居全球第一。

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

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

前面說了新能源發電的間歇性，電網需要建設和維護大量的儲能系統，如電池儲能系統、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，這需要建設成本。

新能源的波動性要求電網運營商進行更頻繁和復雜的調度，還需要提供諸如調頻調壓、備用電力等輔助服務。必要時，還需要對現有的輸配電網絡進行擴展和升級，建設新的輸電線路和變電站。這又是一系列的調度管理、輔助升級的成本。

這種“計劃經濟”式的新能源消納，不可能永遠持續下去。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?？啃姓深A讓新能源優先上網，比如到了中午火電就要給光伏讓路，這肯定遠不如建成現貨市場，讓價格來指揮與引導。

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

3. 負電價的挑戰

負電價也是一個這樣的挑戰。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，隨著光伏發電規模進一步提升，凈負荷曲線將演變成中間極低的“峽谷曲線”。

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

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

德國是電力現貨市場的標桿。在歐洲電力交易所參與交易的歐洲國家中，德國最先實行日內提前15分鐘合同/競價，以及日內提前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電總量的三分之二。2020年，德國風、光發電量占比提升至51%，高波動性的可再生能源已經成為德國發電側的主要出力。

德國的電力市場曾多次出現負電價，特別是在風力和太陽能發電高峰期，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，鴨子曲線也現象明顯，負電價也時有發生。

當然，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貨市場的“常客”。

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

2023年3月13日，山東發改委印發限價通知，對現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），負電價成為規則允許的市場現象。

2023年“五一”假期期間，由于風光發電量大增，煤電機組低容量運行，電力供應整體大超用電負荷，山東出現連續22小時長時間的“負電價”，刷新了國內電力現貨市場的紀錄。期間，現貨市場最低電價出現在2023年5月2日17時，為-85元/兆瓦時，相當于發電商要以一度電8.5分錢的價格付費發電。

據統計，2023年山東電力現貨市場負電價出現頻率已接近10%。

這背后，是山東光伏裝機規模的冠絕全國，中午時段，山東光伏發電量自然巨大，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，“全國統一大市場”的構想就能發揮作用了。通過新能源省間現貨交易，利用不同地區負荷曲線的差別，包括跨時區特性，從更大時空層面平滑新能源發電曲線，跨省跨區平衡電力供需。

省間現貨交易需求是居高的。2022年省間電力現貨交易試運行期間，累計省間現貨交易電量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交易壁壘，讓更多市場主體參與進來，余缺互濟。