巔峰核心觀點：

地面光伏+工商業(yè)光伏+戶用光伏的盡頭就是光伏+虛擬電廠。巔峰認為進入市場化是好事，帶動光儲+虛擬電廠行業(yè)發(fā)展，有利于構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，增加投資方盈利，盡快回本。曾經(jīng)的電網(wǎng)死板，教條，墨守成規(guī)以穩(wěn)為主，早就該換一套新型電力系統(tǒng)了。

一方面，當前分布式光伏進入一個怪圈：組件成本下降→LCOE下降，理論收益提高→非技術(shù)成本、配置電化學儲能成本增加→實際總成本基本不變→實際LCOE、項目收益基本不變。即：技術(shù)進步成果流入非技術(shù)成本。

另一方面，多省銷售電價的中午時段執(zhí)行谷電，分布式光伏面臨未來綜合電價下降的風險。電價降低最壞也不可能賠錢。

因此，支持分布式光伏盡快參與電力市場化交易，通過市場尋找最經(jīng)濟的靈活性資源而不是簡單配儲，通過電價機制釋放需求側(cè)潛力。

在進市場過程中要注意兩個問題：1.區(qū)別存量電站與增量電站，2.完善配套機制。

截止到2023年底，國內(nèi)分布式光伏裝機已經(jīng)達到216GW；個別省份，分布式光伏裝機規(guī)模已經(jīng)占到本省全部電力裝機20%！隨著分布式光伏項目規(guī)模、占比的不斷提高，分布式光伏進入電力市場的聲音越來越大！

巔峰認為，分布式光伏進入電力交易市場已是“箭在弦上”！

一、“配儲+非技術(shù)成本”or“市場化交易”?

組件成本下降的收益被非技術(shù)成本吞噬！

2023年以來，國內(nèi)光伏組件價格大幅下降。根據(jù)第三方咨詢機構(gòu)Infolink的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，當前的光伏組件價格與2022年同期比，下降0.85元/W。三年前EPC報價3.5元，三年后的今天更先進的技術(shù)組件也是3.5元EPC報價，系統(tǒng)價格下降1元，到底讓誰賺走了，終端光伏人心知肚明。具體如下圖所示。

圖：最近三年光伏組件價格走勢圖

按常理，組件價格大幅下降，必然帶來光伏的度電成本明顯下降，項目收益提高。然而，實際情況并非如此。

1.市場開發(fā)費用提高

項目理論收益的提高，導致市場競爭異常激烈！投資商為獲得項目，不得不支付更高的市場開發(fā)費用、接受更加苛刻的條件。據(jù)某企業(yè)介紹，由于光伏組件降價，戶用光伏項目的開發(fā)費已經(jīng)從年初的0.6~0.7元/W增長到1~1.5元/W。

2.地方政府訴求增加

除市場開發(fā)費之外，各地政府在分布式光伏項目招標時也會提出投資配套、繳納鄉(xiāng)村振興資金等、電費收益分成等各類要求。例如，某地200MW分布式光伏招標，要求中標企業(yè)引入3億元產(chǎn)業(yè)項目、縣政府參與項目（包括“碳減排”交易等）各項收益。

最終結(jié)果是，由于這些非技術(shù)成本的提高，光伏系統(tǒng)成本的下降，并未帶來項目總承包的項目；光伏行業(yè)的技術(shù)進步成果，大部分流入非技術(shù)成本。這對行業(yè)的健康發(fā)展非常不利。

分布式光伏配儲呼聲漸高！

隨著分布式光伏占比的提高，電網(wǎng)缺少靈活性調(diào)節(jié)資源，為了提高分布式光伏的滲透率，配儲的呼聲漸高！

1）配儲不斷吞噬組件降價的收益

目前，全國各省的地面光伏電站幾乎都需要配置電化學儲能，且儲能配比也日益增長。從最初的10%、2小時，到目前有要求50%、2小時，配儲帶來的成本壓力日益增加，也吞噬掉大部分組件價格下降帶來的收益。

2023年以來，全國至少14省出臺了省級或縣市級的分布式光伏管理辦法近30個，大多數(shù)政策均提到了“配置電化學儲能”。目前，各省均為鼓勵配置，尚未強制配置。然而，一旦分布式光伏配儲，也一定會面臨地面電站配儲相同的問題，即：配儲比例將會越來越高，吞噬掉大部分組件價格下降帶來的收益！

2）分布式配儲問題更多

除此之外，分布式光伏配儲還面臨一些額外的問題。例如：

分布式光伏規(guī)模小，儲能的規(guī)模小、造價高，且難以調(diào)度；布局分散，難于運維管理；由于調(diào)度難、運維管理難，后期在調(diào)峰調(diào)頻上很難真正發(fā)揮作用。

另一方面，分布式光伏配儲，是在380V側(cè)配，還是在10kV側(cè)配？由誰來投資？后期由誰運維管理？都存在諸多問題。

3）分布式的調(diào)節(jié)手段更多

實際上，可以幫助分布式消納的靈活性資源，不僅僅有電化學儲能。相對于地面電站，分布式光伏可以更好的利用來自于用戶側(cè)的響應。分布式光伏就在負荷側(cè)，負荷側(cè)的需求調(diào)整靈活性更大。只要有合理的電價機制，電動車充電、洗衣機開停等等，都可以成為分布式光伏的“調(diào)峰資源”！

智匯光伏王老師總結(jié)：

目前分布式光伏進入一個怪圈：

組件成本下降→LCOE下降，理論收益提高→非技術(shù)成本、配置電化學儲能成本增加→總成本基本回歸組件降價前水平→實際LCOE不變

補貼時代，往往是通過下調(diào)度電補貼來平衡成本下降帶來的收益提高，打破怪圈；

平價上網(wǎng)時代，需要分布式光伏進入電力市場，通過真正的交易價格來實現(xiàn)這一目標。

二、大部分光伏電量實際上已經(jīng)入市

光伏發(fā)電成本基本具備參與的條件

根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，2022年，山東、山西、甘肅、蒙西的現(xiàn)貨交易中，光伏平均結(jié)算價格在0.2049~0.243元/度之間。

實際上，在1.2元/W的組件價格下，如果不考慮非技術(shù)成本、配儲成本，分布式光伏項目的造價可以控制在2.5元/W~3元/W之間。

近期完成的三峽新疆900MW項目中，包含組件、逆變器、升壓站，不含送出線路的EPC造價，僅為2.6元/W。

總投資在2.5元/W~3元/W之間，按照30%資本金，5%的資金成本，1100~1300小時的發(fā)電量情況下，要獲得全投資6%的收益率，反算電價約為0.18~0.24元/度。

因此，如果不考慮非技術(shù)成本，在現(xiàn)有的造價下，光伏發(fā)電量參與市場化交易具有競爭力。

地面光伏電站參與交易比例已經(jīng)很高

根據(jù)國家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，2022年，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)內(nèi)新能源發(fā)電量達9991億千瓦時，37%參與市場化交易。其中，

常規(guī)市場化新能源交易電量3465億千瓦時，占新能源發(fā)電量的34.7%；

綠電交易的電量為229.4億千瓦時，占新能源發(fā)電量的2.3%。

參與上述交易的，均為大型風電、光伏項目。可見，地面光伏電站參與市場化交易的比例已經(jīng)很高。

工商業(yè)分布式光伏事實上已經(jīng)入市

近兩年，國內(nèi)工商業(yè)分布式光伏基本采取“自發(fā)自用、余電上網(wǎng)”的模式，80%以上的發(fā)電量自用。因此，工商業(yè)分布式光伏項目的電價，基本與用電戶的用電電價綁定。

2022年以來，我國的大工業(yè)、工商業(yè)項目全部參與市場化交易，即用戶的用電電價就是市場化交易后的價格。因此，與用戶電價綁定的工商業(yè)項目電價，其實也被動的參與了市場化交易。從這個角度看，工商業(yè)分布式光伏事實上已經(jīng)入市。

戶用光伏市場化參與度最低

目前，我國的戶用光伏基本采用全額上網(wǎng)的方式，電網(wǎng)以當?shù)氐拿弘娀鶞蕛r進行收購，是各類光伏項目中，參與市場化交易程度最低的，也是全面市場化后，受影響最大的一類項目。

專家分析的主要結(jié)論

1、分布式光伏在許多省份占比已經(jīng)很高，電力系統(tǒng)需要靈活性資源快速增長與之配合。相對于配置電化學儲能，參與市場化交易，是發(fā)掘最經(jīng)濟靈活性資源的有效措施。

2、組件價格下降使光伏項目承擔越來越高昂的非技術(shù)成本，通過市場化手段發(fā)現(xiàn)真正的電力價值，是消除越來越高非技術(shù)成本的重要方式，有利于市場回歸理性。

3、工商業(yè)分布式光伏已經(jīng)收到市場化交易的影響，實際上已經(jīng)被動參與交易；分布式全面進市場，受影響最大的是戶用光伏項目。

分布式光伏進市場的兩個問題

1）存量與增量的問題

對于存量電站，國家發(fā)改委之前出的電價文件一致強調(diào)：原則上20年電價不變！

而且，光伏的度電成本基本由初始投資決定。如果在項目執(zhí)行過程中突然改變政策，容易影響政府政策信譽，造成行業(yè)信心崩塌，對行業(yè)發(fā)展非常不利。

因此，建議對存量電站采取托底電價。一旦某省的市場化平均電價低于煤電基準價，對于差值部分，采取場外資金（如綠證收益）補貼，或者在下一個月的大工業(yè)、工商業(yè)電費中分攤。

按照2030年前新能源全部入市的節(jié)奏，利用5~7年的時間，逐漸減少存量電站的托底小時數(shù)，保證項目在投資回收期之后入市，盡量減少入市對存量電站的沖擊。

2）配套機制的建設

分布式光伏進入電力市場的前提是有與之相適應的配套措施。最重要的一項就是：如何實現(xiàn)綠色價值。綠電，綠證可交易。

未來，分布式光伏的獲得電價=電能量價格（交易電價）+綠電價值-系統(tǒng)成本（輔助服務費等）

然而，從2017年下半年以來，我國一共銷售了6135萬個，即相當于613億度電產(chǎn)生的綠證，這與新能源的發(fā)電量是數(shù)量級的差異，95%以上的綠色無綠證銷售收入。如何保障所有參與交易的綠電都實現(xiàn)綠色價值，是分布式光伏進市場的重要保障！

一、導入

2023年10月12日，國家發(fā)改委辦公廳、國家能源局綜合司聯(lián)合發(fā)布《關于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設工作的通知》。明確在確保有利于電力安全穩(wěn)定供應的前提下，有序?qū)崿F(xiàn)電力現(xiàn)貨市場全覆蓋。2023年底，全國大部分省份/地區(qū)具備電力現(xiàn)貨試運行條件。

首先，我們看下面兩個問題：

（1）國內(nèi)推進電力現(xiàn)貨改革的意義何在？

（2）新能源為什么一定要進入現(xiàn)貨市場？

（3）目前新能源參與現(xiàn)貨市場的相關規(guī)定？

針對問題（1），國內(nèi)現(xiàn)貨改革目的是通過電力現(xiàn)貨市場來實現(xiàn)電力資源的全局優(yōu)化配置，激發(fā)電力行業(yè)上下游活力，并以現(xiàn)貨為手段，推動能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和新型電力系統(tǒng)建設。集中式的現(xiàn)貨市場能更好的優(yōu)化電網(wǎng)可用調(diào)度資源（包括發(fā)電和輸電資源），并能以社會福利最大化為目標來決定資源的使用和價格，再通過價格來激勵用戶行為和引導后續(xù)電力投資建設。

以高煤耗火電機組為例，在現(xiàn)貨中，因為高成本導致高報價，最后使得負荷率持續(xù)偏低，長期來看經(jīng)營劣勢大，可能會被淘汰，從而倒逼發(fā)電廠降低運維成本或通過技術(shù)改造降低煤耗。電改本身就是通過市場競爭的方式來引導資源的配置，從而實現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化。

針對問題（2），在現(xiàn)貨改革必然推進背景下，新能源進入現(xiàn)貨市場的根因還是計劃方式實現(xiàn)新能源消納和系統(tǒng)平衡要付出極高的經(jīng)濟和社會成本，傳統(tǒng)的目錄電價或補貼不夠靈活，無法及時反映當前電力價值，不能形成有效的激勵信號，這與快速推進能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和實現(xiàn)“雙碳”目標存在沖突。因此需要現(xiàn)貨來實現(xiàn)更經(jīng)濟、更高效的新能源消納和系統(tǒng)平衡，現(xiàn)貨出清模型中發(fā)電成本最優(yōu)的目標函數(shù)決定了其經(jīng)濟最優(yōu)性，其次電網(wǎng)還可通過增加棄風、棄光、棄水罰因子，或者優(yōu)先出清新能源的方式來確保消納，并且出清模型的約束條件能確保系統(tǒng)實時平衡和正負備用要求。

針對問題（3），新能源參與中國電力現(xiàn)貨市場的比例并未有明確的統(tǒng)一規(guī)定。但是，隨著中國電力市場改革的推進和新能源發(fā)電量的逐年增加，政策層面一直在穩(wěn)妥有序地推動新能源參與電力市場，尤其是現(xiàn)貨市場。

在實際操作中，國家通過一系列措施來促進新能源市場化進程，比如研究放寬年度中長期合同簽約比例，特別是對于新能源占比較高的省份，以適應新能源出力波動大、難以長周期準確預測的特點。同時，新能源企業(yè)可以按照市場規(guī)則自主選擇參與現(xiàn)貨交易，并通過市場競爭機制優(yōu)化資源配置和調(diào)度。

二、現(xiàn)狀

新能源典型出力性和現(xiàn)貨電價不匹配，下圖為某省現(xiàn)貨實際情況： 

由圖可知新能源出力和全網(wǎng)統(tǒng)一電價曲線呈現(xiàn)出反向相關性，導致新能源大發(fā)時的富余電量賣不出好價錢，而發(fā)電不足時又被迫從現(xiàn)貨中高價買電以達到中長期分解電量水平。下圖以某省某風場的6月實際情況為例，該風電當日的中長期合約總收益約為27萬元，但因為發(fā)電不足而高價購買現(xiàn)貨電量就花費70多萬元。

典型現(xiàn)貨市場結(jié)算公式如下： 

由上可知，新能源交易決策核心是通過交易行為合理安排各部分電量以實現(xiàn)在現(xiàn)貨中的最大結(jié)算收益。

中長期交易階段，核心思路是根據(jù)現(xiàn)貨價格高低調(diào)整中長期合約電量，如判斷現(xiàn)貨價格走高，則可適當降低中長期合約總量，釋放更多電量到現(xiàn)貨中結(jié)算。但實際中的中長期交易更加復雜，需要從年度、月度交易角度統(tǒng)籌考慮。

電力現(xiàn)貨市場本質(zhì)是幫助機組回收邊際運行成本，并遵循全系統(tǒng)經(jīng)濟最優(yōu)和資源稀缺性原理對電力定價，而新能源的邊際發(fā)電成本較低甚至接近于零，因此要完全從現(xiàn)貨中回收成本并不可行。

新能源大發(fā)時段，低成本電力太多，發(fā)電資源富裕，因此產(chǎn)生低價/零價信號，并希望激勵用戶多用電；而新能源欠發(fā)時，供給欠缺的情況下，火電將作為稀缺性資源進行定價，此時現(xiàn)貨產(chǎn)生高價信號，激勵用戶少用電。從這個角度看，在新能源大省，由于新能源占比高，出現(xiàn)了大量的零電價時段本身是相對合理的，也反映了不同時段的電力真實價值，因此，當前的新能源不利局面或許本就是現(xiàn)貨常態(tài)。

其次，新能源也不應期待通過現(xiàn)貨來回收投資成本，也不應用過去非現(xiàn)貨時的收益來進行對比。過去的基準電價大多是政府或電網(wǎng)根據(jù)新能源投資回收需要，考慮投資激勵形成的計劃價格信號，其包括了潛在的固定成本、環(huán)境效益、邊際發(fā)電成本等，而現(xiàn)貨市場并不具備回收上述全部成本的功能。

以廣東燃氣機組為例，燃氣機組燃料成本高，現(xiàn)貨報價高于一般燃煤機組，但其僅在高峰時段由于爬坡需要和頂峰荷需要中標，低負荷率和高成本使得燃氣機組不能通過現(xiàn)貨回收全部成本。但燃氣機組本身是電力系統(tǒng)平衡的重要部分，所以廣東是通過高成本機組補貼來保障其收益，未來則可能通過專門的爬坡輔助服務市場來對其調(diào)節(jié)效益進行定價，通過容量市場來補償其容量價值。同樣，新能源也具備容量價值，并且還有獨特的環(huán)境價值，這些都是其收益來源。

其次當前新能源的不賺錢局面也和現(xiàn)貨剛剛開展、新能源交易決策體系不成熟、規(guī)則頻繁變化等因素有關。長期來看，隨著現(xiàn)貨市場和新能源交易的成熟，以及成本回收渠道的多元化，新能源必然不會存在“一虧到底”的問題。

三、問題

目前來看，新能源參與現(xiàn)貨時存在以下幾個問題：

（1）現(xiàn)貨交付時新能源將面臨巨大的量價風險。新能源發(fā)電的隨機性、波動性、不確定性特點，使得新能源中長期曲線合同在現(xiàn)貨市場交付時面臨量價兩個方面的風險，導致新能源簽訂中長期曲線合同難以達到“鎖定長期收益、規(guī)避現(xiàn)貨風險”的作用。壓艙石可能變成翻船石，但往往交易規(guī)則又對新能源中長期合約比例有限制，導致“頂風險”做決策。

（2）新能源典型出力和現(xiàn)貨價格特征反向相關，新能源出力高時現(xiàn)貨價格走低，新能源發(fā)電匱乏時現(xiàn)貨價格走高，導致多發(fā)電量低價賣，欠發(fā)電量高價買的窘迫局面，其次新能源集中的區(qū)域/節(jié)點電價低的問題加劇了決策難度。

（3）新能源在現(xiàn)貨中缺乏定價能力，價格基本由火電報價和供需關系決定。

（4）強制電力合同簽約比例是違背市場規(guī)律的。由于新能源的發(fā)電特性，導致中長期曲線合同對新能源難以起到保障收益規(guī)避現(xiàn)貨風險的功能與作用。相對于傳統(tǒng)發(fā)電以及用戶，中長期對新能源而言未必就是“壓艙石”。強制中長期電力合同簽約比例是違背市場規(guī)律的。電力市場“玩”的就是對現(xiàn)貨電價走勢的預判以及中長期“倉位”的調(diào)控。強制高比例中長期電力合同，反而限制了中長期合同的流動性。

（5）中長期人為分段分時限價違背市場規(guī)律。目錄分時電價僅適用于非現(xiàn)貨市場環(huán)境。人為分段分時限價違背市場規(guī)律，不符合中長期與現(xiàn)貨市場的功能定位。中長期市場與現(xiàn)貨市場是電力市場各司其職，新能源高占比市場中，每日每時的電力供需與現(xiàn)貨價格基本與新能源出力大小密切相關。對中長期電力曲線進行人為分段分時分價，難以與實際每天各時段的供需情況及現(xiàn)貨價格保持一致與吻合。

（7）電力市場要遵循電力曲線“同質(zhì)同價”原則。現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，中長期必須是帶曲線合同。在現(xiàn)貨市場運行地區(qū)規(guī)定新能源不執(zhí)行發(fā)改價格〔2021〕1439號規(guī)定火電20%漲幅的政策，這種規(guī)定將導致火電與新能源的同一電力曲線合同出現(xiàn) “同質(zhì)不同價”現(xiàn)象。

（8）新能源綠色價值沒有充分體現(xiàn)。當前反映新能源綠色價值的配套政策相對滯后，綠色電力配額制尚未真正落地落實，綠證自愿認購的激勵機制不足，綠色電力消費環(huán)境溢價的效用未體現(xiàn)。新能源的綠色價值應通過環(huán)境市場而不是電力市場來實現(xiàn)。解決辦法：一是要建立“綠證交易+強制配額”制度，二是要綠證市場與碳市場聯(lián)動。

四、巔峰能源展望

1、加強現(xiàn)貨交易與輔助服務銜接

加強現(xiàn)貨與輔助服務有序協(xié)調(diào)，在交易時序、市場準入等方面做好銜接。現(xiàn)貨市場連續(xù)運行地區(qū)，調(diào)頻輔助服務費用可向用戶側(cè)疏導，其他輔助服務品種按照“成熟一個、疏導一個”原則確定疏導時機及方式，具體由國家發(fā)展改革委會同國家能源局另行確定。做好省間、省內(nèi)現(xiàn)貨市場與區(qū)域輔助服務市場的銜接融合，提升電力資源優(yōu)化配置效率。

2、綠電納入中長期交易，放寬新能源中長期的比例

考慮新能源難以長周期準確預測的特性，為更好地適應新能源參與現(xiàn)貨市場需求，研究對新能源占比較高的省份，適當放寬年度中長期合同簽約比例。綠電交易納入中長期交易范疇，交易合同電量部分按照市場規(guī)則，明確合同要素并按現(xiàn)貨價格結(jié)算偏差電量。綠電算中長期，發(fā)電場申報多了的綠電，可以從現(xiàn)貨市場買來結(jié)算，從另一個角度看，就是省下被高價考核。

3、部分地區(qū)分布式將參與市場

根據(jù)文件，按照2030年新能源全面參與市場交易的時間節(jié)點，現(xiàn)貨試點地區(qū)結(jié)合實際制定分步實施方案。針對全國電力現(xiàn)貨市場建設，文件提出了進一步擴大經(jīng)營主體范圍的新要求：“現(xiàn)貨試點地區(qū)結(jié)合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機占比較高的地區(qū)，推動分布式新能源上網(wǎng)電量參與市場，探索參與市場的有效機制”。“推動”分布式入市，不是“鼓勵”，能否按發(fā)電場意愿選擇是否入市還需看未來政策，否則，小分布式在高波動性市場電價的沖擊下，盈利不確定性驟增。

4、“新能源+儲能”將參與市場

通過市場化方式形成分時價格信號，鼓勵新型主體參與電力市場，推動儲能、虛擬電廠、負荷聚合商等新型主體在削峰填谷、優(yōu)化電能質(zhì)量等方面發(fā)揮積極作用，探索“新能源+儲能”等新方式。為保證系統(tǒng)安全可靠，參考市場同類主體標準進行運行管理考核。

綠色收益和電力容量建設成本的回收機制是需要外部基本條件成熟后后才能全面推開，電力市場改革不可能一蹴而就，新能源主體的市場認知和心態(tài)也需要不斷完善，其次有效的反饋渠道和公開的討論氛圍也是電力市場共建的前提。對新能源來說，在深刻理解當前現(xiàn)貨困境的同時，拓展交易優(yōu)化空間，持續(xù)提升交易能力才是當務之急，全面的交易人才隊伍、現(xiàn)貨交易技術(shù)手段、新型營銷管理體系都是新能源在現(xiàn)貨環(huán)境下持續(xù)進步的基石。

五、我與AI的對話。我問：新能源電站，比如光伏電站，在現(xiàn)貨市場中的電價為零，甚至為負電價，這是什么原因？如何解決這個問題？

AI：新能源電站，如光伏電站，在電力現(xiàn)貨市場中出現(xiàn)零電價甚至負電價的主要原因有以下幾點：

1. 新能源出力波動性：

? 光伏電站受天氣和日照條件影響，發(fā)電量具有很強的隨機性和波動性。在光照充足的時段，特別是在節(jié)假日或用電負荷低谷時（例如白天非高峰時段），可能產(chǎn)生大量超出電網(wǎng)需求的電能。

2. 優(yōu)先上網(wǎng)政策：

? 在中國，新能源通常享有優(yōu)先調(diào)度和全額收購政策，即當新能源出力較大且電網(wǎng)難以消納時，仍需將其電量接入電網(wǎng)，這可能導致系統(tǒng)中可交易的剩余電量供大于求，價格下降。

3. 市場需求不足：

? 市場需求疲軟時，尤其是夜晚用戶用電需求減少，而此時恰好是風電、光伏等新能源發(fā)電可能較高的時間段，現(xiàn)貨市場價格受到供需關系的影響而降低。

4. 補貼退坡與市場化競爭：

? 隨著新能源平價上網(wǎng)時代的到來，新能源項目不再依賴高額補貼，而是需要參與市場競爭。為了保證運營效率，即使在市場報價為負的情況下，一些新能源電站也必須出售電力以避免棄風、棄光損失。

解決這一問題的策略主要包括：

? 提升電網(wǎng)調(diào)峰能力：通過增加抽水蓄能、電池儲能等靈活調(diào)節(jié)電源，以及優(yōu)化電網(wǎng)布局和升級輸電設施，增強電網(wǎng)對新能源波動性的接納和消納能力。

? 改進電力市場機制：建立更加完善的電力現(xiàn)貨市場、輔助服務市場和容量市場，使得各類電源能夠根據(jù)其實際價值得到合理回報，同時鼓勵新能源電站參與多種市場交易，分散風險。

? 推動需求側(cè)響應：通過智能電網(wǎng)技術(shù)和激勵政策引導用戶調(diào)整用電時間，提高負荷曲線靈活性，尤其是在新能源發(fā)電高峰時段，調(diào)動工業(yè)、商業(yè)及居民用戶的用電行為以匹配供應。

? 跨區(qū)跨省電力交易：擴大電力市場的地理范圍，促進不同地區(qū)間的電力資源優(yōu)化配置，配合虛擬電廠將富余的新能源電力輸送至其他區(qū)域進行消納。

? 完善政策法規(guī)：修訂和完善相關法律法規(guī)，逐步取消不適應新能源發(fā)展的舊有政策，形成有利于新能源發(fā)展并兼顧電網(wǎng)穩(wěn)定運行的新制度環(huán)境。

近日，國家能源局印發(fā)《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則》（以下簡稱《基本規(guī)則》），這是我國目前電力現(xiàn)貨市場領域的首部國家級規(guī)則，不僅明確了電力現(xiàn)貨市場建設目標、路徑、任務和運行要求，還對參與市場成員、市場運營、銜接機制、價格結(jié)算、風險防控、技術(shù)支持系統(tǒng)等作出細則性要求，將進一步推動電力現(xiàn)貨市場從試點走向全國。主要體現(xiàn)在以下三方面：

堅持頂層設計，為全國統(tǒng)一電力市場體系奠定“幕前”基礎

2017年以來，國家發(fā)展改革委、國家能源局先后批準14個省份及地區(qū)開展電力現(xiàn)貨交易試運行，大部分試點省份現(xiàn)貨發(fā)展已初具規(guī)模。此次《基本規(guī)則》正是基于各地區(qū)電力現(xiàn)貨市場試運行結(jié)果后總結(jié)形成的框架性文件，首次明確現(xiàn)貨市場建設基本框架，對當前與未來各省份開展現(xiàn)貨交易的建設路徑與基本規(guī)則作出方向性指引，為全國統(tǒng)一電力市場建設奠定了良好基礎。

出臺基本規(guī)則，明確現(xiàn)貨市場主體地位

為規(guī)范電力現(xiàn)貨市場運營和管理，依法維護經(jīng)營主體的合法權(quán)益，推進統(tǒng)一開放、競爭有序的電力市場體系建設，國家能源局首次在國家文件中明確了電力現(xiàn)貨市場的基本定義，主要在較中長期交易在時間顆粒度上進行劃分區(qū)別，是指符合準入條件的經(jīng)營主體開展日前、日內(nèi)和實時電能量交易的市場，通過競爭形成體現(xiàn)時空價值的市場出清價格，并配套開展調(diào)頻、備用等輔助服務交易。初步形成了中長期、現(xiàn)貨、輔助服務構(gòu)成的電力市場交易體系，明確了現(xiàn)貨市場在電力市場交易中的主體地位。

規(guī)范市場規(guī)則，明確現(xiàn)貨市場發(fā)展目標

《基本規(guī)則》中要求“各省（區(qū)、市）/區(qū)域結(jié)合能源轉(zhuǎn)型需要和市場建設進程，及時制修訂電力現(xiàn)貨市場運營規(guī)則及其配套實施細則，并公開發(fā)布”，進一步規(guī)范各地市場規(guī)則的制修訂程序流程，對開展困難和尚未開展現(xiàn)貨市場運行的省份有較強的指導意義，有助于相關省份加速市場建設，推動我國全面進入電力現(xiàn)貨時代。規(guī)則中提出近期8大主要任務和2大中遠期主要任務，涵蓋現(xiàn)貨市場建設原則、多種市場銜接，以及新能源在內(nèi)的各類新型主體參與、探索建立容量補償機制、區(qū)域市場融合等多個主要目標，明確了下一步市場建設的方向。

規(guī)范運行管理，明確現(xiàn)貨市場建設路徑

《基本規(guī)則》中要求電力現(xiàn)貨市場建設需循序漸進，應先開展模擬試運行、結(jié)算試運行，符合條件后進入正式運行，每項試運行開展前均需要滿足相應的具體條件和要求。其中，結(jié)算試運行應具備依據(jù)市場出清結(jié)果進行生產(chǎn)調(diào)度并結(jié)算，檢驗技術(shù)支持系統(tǒng)市場出清等有關功能；正式運行時至少具備現(xiàn)貨市場規(guī)則體系健全，建立了市場風險防控、信息披露、信用管理等制度，技術(shù)支持系統(tǒng)要定期開展第三方校驗并公開校驗報告、市場成員具備參與市場軟硬件條件等。這些具體規(guī)定和工作內(nèi)容，進一步明確了電力現(xiàn)貨市場的建設路徑，積極穩(wěn)妥地推動現(xiàn)貨市場建設。

堅持技術(shù)中立，為全面推進電力現(xiàn)貨市場建設“幕中”提供指導

現(xiàn)貨市場需要堅持的一個重要原則是技術(shù)中立，即只要進入電力市場，無論采用什么發(fā)電技術(shù)、成本如何，都必須遵從一套規(guī)則。對于電力系統(tǒng)來講，不同發(fā)電電源提供的是同質(zhì)商品，所以必須按照技術(shù)中立原則以同一套規(guī)則競爭，因此未來更多類型的電源可能會進入電力市場。基于此，國家層面的《基本規(guī)則》在市場運營、價格機制、銜接機制、市場結(jié)算等涉及市場可持續(xù)發(fā)展運行的重點關鍵環(huán)節(jié)做了基本要求和技術(shù)指導。

市場運營

市場準備階段，明確要求市場成員應按照市場規(guī)則和交易結(jié)果承擔相應的經(jīng)濟責任，特別指出電網(wǎng)企業(yè)要負責預測代理購電用戶分時段用電量及居民、農(nóng)業(yè)用電量和典型曲線，規(guī)范指導各市場成員合規(guī)參與市場競爭。

市場運營階段，市場運營機構(gòu)首先確定跨省跨區(qū)聯(lián)絡線計劃，作為送受電兩端市場的初始條件，開展日前市場的地區(qū)，調(diào)度機構(gòu)以省間交易結(jié)果形成的聯(lián)絡線計劃為市場優(yōu)化邊界條件，將用戶側(cè)申報電量或調(diào)度負荷預測作為需求，以社會福利最大為優(yōu)化目標，集中優(yōu)化出清形成日前市場出清結(jié)果；未開展日前市場的地區(qū)，市場運營機構(gòu)可依據(jù)省間送受電曲線、經(jīng)營主體申報信息和次日負荷預測，形成日前預出清結(jié)果；開展日內(nèi)市場地區(qū)，調(diào)度機構(gòu)以日前機組組合為基礎，根據(jù)日內(nèi)運行情況和預測信息，滾動優(yōu)化快速啟停機組等靈活調(diào)節(jié)資源；開展實時市場地區(qū)，調(diào)度機構(gòu)根據(jù)最新負荷預測、聯(lián)絡線計劃和系統(tǒng)約束條件，以社會福利最大化為目標進行出清。特別提到，各省（區(qū)、市）價格主管部門要會同國家能源局派出機構(gòu)及時開展機組成本核查，明確各類型機組成本，為市場健康平穩(wěn)運行提供有效指導。

市場結(jié)果發(fā)布階段，規(guī)則明確要求市場運營機構(gòu)應按照規(guī)則及時向經(jīng)營主體發(fā)布對應出清結(jié)果，如發(fā)生場外調(diào)度或市場干預，電力調(diào)度機構(gòu)應記錄事件經(jīng)過、計劃調(diào)整情況等，并及時進行信息披露。

價格機制

《基本規(guī)則》中提出現(xiàn)貨市場交易采用邊際電價出清，可根據(jù)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)和阻塞等情況，選擇節(jié)點邊際電價、分區(qū)邊際電價和系統(tǒng)邊際電價。經(jīng)營主體具有報價權(quán)和參與定價權(quán)，但電網(wǎng)代理購電用戶在現(xiàn)貨市場中不申報價格（價格接受者），因各種原因必須維持特定出力或其他特殊原因的機組不能參與定價。發(fā)電側(cè)價格由電能量價格、輔助服務費用等構(gòu)成；用戶側(cè)價格由電能量價格、輸配電價格、線損電費、系統(tǒng)運行費（含輔助服務費）、政府性基金及附加等構(gòu)成，首次在用戶側(cè)電價構(gòu)成里面體現(xiàn)了系統(tǒng)運行費用，為構(gòu)建體系完整的平衡成本價格傳導機制提供了有效指導。另外，現(xiàn)貨市場應設定報價限價和出清限價，市場限價應與市場建設相適應，并加強不同交易品種市場限價的協(xié)同，原則上隨著交易接近交割時間，市場價格上限應依次非遞減。

銜接機制

中長期與現(xiàn)貨市場銜接。現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，經(jīng)營主體應通過自主協(xié)商或集中交易的方式確定中長期交易合同曲線或曲線形成方式，并約定分時電量、分時價格、結(jié)算參考點等關鍵要素。特別要做好跨省跨區(qū)中長期交易同現(xiàn)貨市場的銜接，跨省跨區(qū)交易賣方成交結(jié)果作為送端口負荷增量，買方成交結(jié)果作為受端口電源參與省內(nèi)出清結(jié)算，省間交易結(jié)果作為省間交易電量的結(jié)算依據(jù)。

代理購電與現(xiàn)貨市場銜接。規(guī)則中明確要求電網(wǎng)企業(yè)應定期預測代理購電工商業(yè)用電量及典型負荷曲線，并考慮用戶負荷特性分別預測分時段用電量，通過參與場內(nèi)集中交易方式（不含撮合交易）代理購電，形成分時合同。代理工商業(yè)用戶購電產(chǎn)生的偏差電量按照現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。為保障居民、農(nóng)業(yè)用電價格穩(wěn)定產(chǎn)生的新增損益，由全體工商業(yè)用戶分攤或分享。

輔助服務市場與現(xiàn)貨市場銜接。規(guī)則中要求按照積極穩(wěn)妥的原則，在市場起步階段，調(diào)頻、備用輔助服務市場與現(xiàn)貨市場可單獨出清；具備條件時，調(diào)頻、備用輔助服務市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。尤其強調(diào)了現(xiàn)貨市場運行地區(qū)，原則上不再設置調(diào)峰輔助服務品種，且明確了輔助服務費用由發(fā)用電兩側(cè)按照公平合理的原則共同分擔，有助于系統(tǒng)運行成本的疏導。

容量補償機制與現(xiàn)貨市場銜接。為了激勵各類電源投資建設、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度和運行安全，在國家的規(guī)則中首次提出了各省（區(qū)、市）/區(qū)域要結(jié)合實際需要，探索建立市場化容量補償機制，并做好市場限價、市場結(jié)算、發(fā)電成本調(diào)查等環(huán)節(jié)與容量補償機制的銜接工作，具備條件的地區(qū)鼓勵探索建立容量市場。

市場結(jié)算

《基本規(guī)則》中明確提出電能量批發(fā)市場可以按兩種方式結(jié)算：方式一，現(xiàn)貨市場全電量按現(xiàn)貨市場價格結(jié)算，中長期合同電量按中長期合同價格與中長期結(jié)算參考點的現(xiàn)貨價格差值結(jié)算。方式二，中長期合同電量按中長期合同價格結(jié)算，并結(jié)算所在節(jié)點/分區(qū)與中長期結(jié)算參考點的現(xiàn)貨價格差值，實際電量與中長期合同電量的偏差按現(xiàn)貨市場價格結(jié)算。兩種結(jié)算方式均體現(xiàn)了電力價格的位置信號，促進電源、負荷的規(guī)劃和投資。

現(xiàn)貨市場可采用“日清月結(jié)”的結(jié)算模式，每日對已執(zhí)行的成交結(jié)果進行清分計算，以自然月為周期出具結(jié)算依據(jù)并開展電費結(jié)算。明確強調(diào)電力市場結(jié)算不得設置不平衡資金池，每項結(jié)算項目均需獨立記錄，分類明確疏導，根據(jù)“誰產(chǎn)生、誰負責，誰受益、誰承擔”的原則，事先商定分攤（返還）方式，明確各方合理的權(quán)利與義務。

最后，經(jīng)營主體結(jié)算依據(jù)包括現(xiàn)貨電能量費用、中長期合同電費（包括雙邊合同、政府授權(quán)合約等）、系統(tǒng)運行費用（包含輔助服務費用、抽水蓄能容量電費等）、不平衡費用等，特別是將政府授權(quán)合約、抽水蓄能容量電費等納入其中，為進一步科學規(guī)范市場結(jié)算指明了前進的方向，且有利于新能源、抽水蓄能等產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展。

堅持積極穩(wěn)妥，建立健全電力現(xiàn)貨市場“幕后”管理機制

《基本規(guī)則》中對“風險防控、市場干預、爭議處理、電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)”等現(xiàn)貨市場運行“幕后”環(huán)節(jié)作了風險管理機制的明確要求，強調(diào)了風險分類、風險處置、市場干預條件、市場干預內(nèi)容及市場中止和恢復條件，以及發(fā)生爭議時的條件流程，規(guī)范了市場干預行為和爭議處理機制，最后對電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)的運營管理也做了基本規(guī)定，電力現(xiàn)貨市場風險管理機制進一步建立健全。

風險防控

《基本規(guī)則》中明確了電力現(xiàn)貨市場風險防控要求，強調(diào)了“電力供需、市場價格異常、電力系統(tǒng)安全運行、電力技術(shù)支持系統(tǒng)、網(wǎng)絡安全、履約”六大風險，清晰指明了市場風險防范的方向。另外，在風險防控與處置環(huán)節(jié)，強化了電力交易機構(gòu)和調(diào)度機構(gòu)的運營監(jiān)控和風險防控責任，并要求其按照相關政府部門要求做好風險監(jiān)測和處置，更好地發(fā)揮“有為”政府的作用。

市場干預

《基本規(guī)則》中明確市場干預主要分為政府干預和市場運營機構(gòu)干預，細化了兩種干預具體的使用范圍和要求，并就干預內(nèi)容做了具體的規(guī)范，如市場運營機構(gòu)需要記錄干預原因、措施，分析存在的問題及形成方案建議等，且要求異常情況解除具備市場重啟條件后，經(jīng)國家能源局派出機構(gòu)、省（區(qū)、市）有關主管部門同意，市場運營機構(gòu)按程序恢復市場正常運行。要求國家能源局派出機構(gòu)、省（區(qū)、市）有關主管部門須建立電力市場中止和恢復工作機制，并在規(guī)則中予以明確，進一步完善市場干預的實施細則，確保合規(guī)合法地開展市場干預。

爭議處理

《基本規(guī)則》中明確經(jīng)營主體之間、經(jīng)營主體與市場運營機構(gòu)之間、經(jīng)營主體與電網(wǎng)企業(yè)之間參與電力現(xiàn)貨市場發(fā)生爭議時，可先通過市場管理委員會調(diào)解，也可向國家能源局派出機構(gòu)、省（區(qū)、市）有關主管部門申請行政調(diào)解，調(diào)解不成的可通過仲裁、司法等途徑解決爭議。另外，特別強調(diào)了提出爭議調(diào)解的申請流程、時效等，并要求相關部門做好保密工作，不得泄露其商業(yè)秘密。

電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)

《基本規(guī)則》中明確要求電力市場技術(shù)支持系統(tǒng)應具備9個方面的條件，為地方建設現(xiàn)貨市場作了有效規(guī)范。另外，在第三方檢驗方面，也指出了要符合3個方面的要求，并且對技術(shù)支持系統(tǒng)的數(shù)據(jù)交互和管理也做了相應要求，在市場建設的“幕后”做了具體細化的指導。

電力現(xiàn)貨市場是電力市場體系中的重要組成部分，能夠發(fā)揮市場在電力資源配置中的決定性作用，實現(xiàn)電力資源優(yōu)化和電網(wǎng)經(jīng)濟調(diào)度，可提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進可再生消納等，推進電力現(xiàn)貨市場建設是電力體制改革的重要任務。當前，具有原則性、標準性、指導性的全國規(guī)則的出臺實施，將為全面深入推進現(xiàn)貨市場、建設全國統(tǒng)一電力大市場奠定基礎，確保電力現(xiàn)貨市場沿著中國式現(xiàn)代化道路平穩(wěn)推進和運營。