电力现货市场建设一再提速，是什么绊住了新能源入市？

21世纪经济报道见习记者韩逸飞 北京报道 日前，国家发展改革委、国家能源局发布《进一步加快电力现货市场建设工作的通知》（下称《通知》），力促电力现货市场尽快在全国范围内全覆盖。

此前在9月18日，国家发改委、国家能源局刚刚发布《电力现货市场基本规则（试行）》，这是2015年新电改以来出台的首份国家层面电力现货市场建设规则。前后不超过两个月，监管部门连下“催促令”力推电力现货市场。

自2015年新一轮电力体制改革启动以来，电价的实时发现方面，当下占据主导的中长期市场极度缺乏灵活性。与此同时，由于现货交易频次高（7×24小时不间断开市）、周期短（小时/15分钟），或许更符合新能源波动性、难以预测等特点，现货市场在促进新能源消纳利用方面更有优势。但新电改已经8年多，新能源至今仍未入市。新能源行业何时能入市？哪些因素在阻碍其进入电力现货交易的步伐？

新能源为何仍未入市

电力现货市场可精准反映实时供需，构建能涨能降的市场价格机制，通过短时电价信号保障能源安全。目前新能源装机比例越来越高，新能源在各省份现货市场中扮演的角色也越来越重要。

但至今新能源仍未入市，有观点认为，主要原因在于新能源发展需要依靠灵敏的价格信号，新能源定价通常锚定煤电的年度平均交易价格，形成了新能源定价看煤电、煤电定价看动力煤的定价思路。但动力煤并无期货市场基础。

一位不愿具名的业内人士向21世纪经济报道记者坦言，现在的《通知》是各方协商的结果。现阶段对于新能源进入电力现货市场的经济关系理得并不清晰，在新能源高占比的地区，新能源参与电力市场后出现价格普遍走低情况，加之辅助服务分摊、系统偏差考核、新增配套储能等因素，新能源场站经营压力陡增。

在现货市场短周期机制中，新能源的发电特性将导致“价格踩踏”。新能源发电具有同时性与反调峰特性，光伏比例较高地区，中午时段将发生电力大量富余与电价的快速下降；风电也具有同样的特性。光伏和风电的扎堆发电，将导致新能源发电时段相互的激烈竞争。该问题对于光伏更加明显，据不完全统计，进入2022年，国网省间现货市场交易的光伏平均电价仅为0.2元/kWh，明显低于煤电基准价。

一位不愿具名的电网内部人士认为，现行的电力现货市场交易并没有将新能源的绿色价值充分体现。“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，绿色电力消费环境溢价的效用未体现。”他说。

中长期交易难以参与

新能源的发电特性使其在中长期合同现货市场交付时面临量价两个方面的风险。首先，交付时会产生正现货电量和负现货电量；其次，大概率会出现“低价正现货、高价负现货”的电价风险。

其主要原因在于，新能源功率的可预测性与发电可调性较差。新能源因功率预测准确度带来的发电偏差，使其在中长期市场上要承受一定额度的偏差考核；而在现货市场上，相当于按现货价格买入偏差电量履约，可能带来较大的损失。

电力行业从业者席晋认为，现在传统电力市场中以中长期火电、水电交易为主，留给新能源发电的消纳空间明显不足，制约了新能源的大规模发展。其背后原因是缺乏合理的定价机制，导致新能源上网难上加难。不仅如此，现阶段大型新能源基地均有专线送出，《通知》仅针对分布式能源，电力市场统筹难度或将增加。在市场结算方面，对于新能源、核电、生物质等优先发电电源，进入市场意味着与煤电机组进行竞争，一旦新能源离开合理小时数的兜底，将面临一定的收益风险。

更为重要的是，若提早锁定多年价格，一旦没有灵活的调整机制，燃料和碳成本上升可能导致发电商增加的可变成本无法疏导。而对于变动成本几乎为零、初始投资成本占比很高的可再生发电机组而言，提前锁定多年价格更有利于确保初始投资成本的回收。

这意味着，在电力现货市场，尤其是新能源高占比市场，交易工作的复杂程度大幅提升，交易工作成为包含市场分析、量化预测、仓位管理、流程控制等系统性更强的工作，任何一个环节出现问题，都会影响新能源发电资产最终的收益。

电力系统消纳能力不足

“新能源间歇性、波动性明显，没法进市场”“新能源入市对电网稳定性影响太大”……不少观点认为，新能源入市的最大掣肘是技术。一位不愿具名的受访专家则指出，从国外经验看，技术可以改进，但是能不能消纳才是当前争论的核心。

随着现货市场的逐步推进，新能源的出力波动性问题，可能带来某些时段电力系统发用电严重不平衡。黄昏时段光伏整体快速降出力导致电网发电不足，需要配套爬坡辅助服务品种。随着新能源大规模替代常规同步电源，电力电子设备并网比例进一步增加，电网同步转动惯量将降低，会带来频率稳定性下降的问题，需要建立惯量辅助服务品种，支持新能源渗透率较高的时段，具有转动惯量的主体尽可能并网运行，以提供响应系统频率变化率的快速正阻尼。

有不少观点认为，对于电力现货市场来说，要推动压实用户消纳责任，持续完善配套机制，探索通过政策制度，将可再生能源消纳责任落实到用户，不断完善新能源参与市场的交易组织、价格机制以及配套衔接，引导各类灵活资源主动系统调节并获得合理收益，促进“源网荷储”协同互动。

华北电力大学能源互联网研究中心副主任刘敦楠指出，现在电力系统没有充足的调节能力来接纳高比例分布式新能源。“由于可再生能源的出力特性与负荷特性不匹配，需要可控电源的深度调节能力予以平衡，但随着新能源比例提升、火电比例下降，可能会出现系统调节能力不足、难以平衡新能源出力的波动性等问题，未来还需要更灵活的、充足的调节性电源，以满足新能源进一步增长的消纳需求。”