新能源高比例发展给电力系统带来了巨大的消纳与保供压力，叠加国内当前面临的经济发展压力，兼顾安全、环保、经济三个目标进一步推进能源转型，电力现货市场是最佳选择方案。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：童虎）
一、新能源存在多周期发电波动：时、日、月等时间尺度上均存在保供与消纳问题
受季节变化影响，新能源发电存在明显的月度不均衡。比如在华北地区，风电在2021年4、5、11、12月以及2022年3月发电较多，远超其他月份；光伏发电在2021年4、5、6、7、8月比较多，不同月份的相对量变化也是非常大。如果以发电偏少的月份作为参考建设新能源，那么发电多的月份就会形成弃风弃光；如果以发电偏多的月份为发展参考，那么发电少的月份就存在缺电风险，需要通过其他手段来进行保供。
图1 山西省直调新能源2022-2023年各月平均发电功率（MW，实线为实际发电）
图2 山东省直调新能源2022-2023年各月平均发电功率（MW，实线为实际发电）
由于大风与光照经常受气象过程的影响，在一次天气过程前后，新能源发电存在明显的变化。以山西2021年4月为例，风电发电量中旬是上旬的2倍、下旬是上旬的近3倍，跳动明显；2021年10月，光伏下旬发电量也比上旬翻了一番。
受光照与风力变化，日内不同时刻的新能源发电波动更为明显，这也是经常为大家所注意到的重点。在很多的日子里，新能源发电高峰的几个小时，可能会导致电力系统出现消纳困难；而新能源不足的晚高峰或者晚间时段，则存在如何通过多种手段保障供电可靠性，避免限电的发生。
二、传统手段难以经济有效地应对供需波动
除了新能源之外，电动汽车用电负荷也存在较大的波动，受气候变化因素影响，终端负荷与水力发电的分月、分日与分时波动也在进一步加强。可以预见，新型电力系统面临的供需波动比传统时期要大得多，如何经济高效地平衡供需成为巨大挑战。
1、储能经济性不行，无法大规模发展
利用储能设施调节新能源月度之间的波动，一年之内只能实现两充两放，很明显没有经济性。若新能源分日波动通过储能进行调节的话，根据天气过程来看，每月充放电循环也就是3次左右，折算到全年不超过50次，不管是化学储能还是抽水蓄能，均无法回本。另外，可能也根本无法提供如此多的储能容量，用储能来调节电力系统平衡就好似用北京十三陵水库去调节长江与黄河的丰枯，丝毫没有可能性。
表1现货市场各价区2充2放策略下的储能收益测算
结合电力现货试点地区的现货峰谷价差进行测算，具体结果如上表1，通过第6列年度单MWh容量累计收益可以知道，除了蒙西之外，各市场单位kWh的日价差收益大约在0.3元-0.5元之间，离打平投资回报的0.8元/kWh价差还有不小的距离。
2、调度指令无法提供经济补偿与激励，难以长期有效落实
如果采用传统手段包括调度指令、调峰、拉闸限电等手段，能否解决问题呢？在缺乏有效价格信号指引的情况下，即使调度与负荷管理工作做得再准，但发、用侧的市场主体如果感受不到经济上的刺激，或者像调峰市场一样仅有少量补偿，它们没有动力积极主动参与调度调整，或者即使参与了反而会带来损失，因此就更加难以为继。而拉闸限电带来的停电损失巨大，无法作为电力系统运行的常规调控手段。
3、政府指令性峰谷价格调整难以匹配新能源的高频变化，往往更加恶化供需
如果采用传统手段包括调价，能否解决问题呢？由于新能源发电的波动性与长中短期预测的难度，一是很难准确地调价，二是更难每月、每日去调价，因此价格与实际供需经常会打架，乃至进一步恶化供需。如下图3所示，在中午时段是政府规定的低谷时段，意味着鼓励用户多用电，但现货价格反而高，说明供需相对紧张，二者存在明显的矛盾。
图3甘肃省2023年7月河东价区现货均价与峰谷电价曲线对比（蓝色为现货价格）
三、现货市场将是最经济的应对手段
1、现货市场自动引导供需协同与促销保供
相比在所有的路口都设置一个有人值守的交通指挥岗，现有的红绿灯信号系统很明显更加经济、更加有效，所有城市交通得以井然有序。现货市场也是类似于一种交通信号灯的机制，当新能源发电多的时候，现货价格低，此时火电越发预亏，而用户用电成本极低，乃至为0，因此火电会主动少发、用户多用；当新能源发电少的时候，现货价格高，有时超过1000元/MWh，此时火电发电能活动超额回报，而用户用电成本极高，因此火电会主动多发、抢发，用户有动力少用。
价格信号与新能源发电匹配，发用两侧，包含火电、自备电厂、部分水电厂与可调负荷，均可积极响应价格信号，以此实现发用两侧运行与新能源发电之间的高效协同。
借助现货市场这个支点，在保障新型能源系统安全可靠运行的前提下，整个调度管理工作量极大地降低，只需要执行传统的发电计划与发电调度程序即可；另外，现货市场也通过经济联系实现电网与发电、用户之间的高效协同，在实现资源优化配置的同时，有效地保障了新能源的消纳与电力保供要求的落实。
2、现货市场可以充分调用存量发用资源
截至2022年底，全国全口径火电装机容量13.3亿千瓦，其中，煤电11.2亿千瓦，与2021年基本持平，占总发电装机容量的比重为43.8%；水电装机容量突破4亿千瓦，达4.1亿千瓦（常规水电3.68亿千瓦，抽水蓄能4579万千瓦），核电5553万千瓦，生物质发电3798万千瓦；以上传统发电容量相加的总数超18亿千瓦。
2022年底，我国的总发电量规模为88487.1亿度，折算到小时约为10.1亿千瓦时。刨除风光发电容量之后的剩余传统发电容量除以10.1亿千瓦，可得裕度系数为178%。通过这个一数据可以看出，只要保障传统发电容量在风光发电不足时候的可用性，不用新增任何投资（退役发电容量正常补充除外），现有发电容量规模足以确保当前用电量水平下的新能源发展。也就是当新能源高比例发展时，在发电量不足的极端月份和时刻，利用已有传统发电容量可以确保用电可靠性。
在容量规模足够的情况下，为了匹配新能源的供需波动，需要建立电力现货市场机制作用指挥棒，通过价格信号引导传统发电容量与用户侧的多种可调资源参与系统供需平衡；且由于单省市和部分区域内部的发电容量不足，需要持续扩大市场规模，建立区域电力市场或者跨省跨区交易机制，实训全国范围内资源的优化配置。当这样一种机制形成后，仅仅依托现有发电容量与用户侧资源就足以支撑新型电力系统的安全稳定运行，这无疑将节省大笔的不必要投资。
3、现货市场可以激发源荷互动所需的技术与模式创新
在现货市场价格信号的引导下，发电侧可以通过深调改造、配置储能、优化运行等方面的探索创新，提供更多的发电侧灵活性；随着电力现货市场的常态化运行，负荷侧生产工艺改造与优化运行、综合能源系统发展、分布式与自备电源投资，也将得到激发，负荷集成商与虚拟电厂等新的商业模式也会不断出现，推动负荷侧可调资源与发电侧实现源荷互动。
四、电力现货市场价格保持动态稳定
电力现货价格在一天之内的不同时刻会大幅变化，但从年、月周期尺度来看，却能非常好地反映供需与发电成本，保持相对稳定。
1、电力现货市场日前与实时价格存在大幅波动
图4 山东省电力现货市场日前价格（浅蓝-日前、深蓝-实时，单位：元/MWh）
由于在一天当中新能源、负荷存在大幅波动，分时供需态势差异巨大，相比传统价格机制，电力现货价格确实存在大幅波动。如上图4所示，山东市场2024年1月1日-10日的日前市场价格，新能源大发的1月4日，最低现货价格为-80元/kWh，同一天高峰日前价格则达699元/MWh，二者相差779元/MWh。
2、电力现货价格的长周期均价波动幅度小
然而拉长周期看，电力现货市场价格却相对稳定，能够很好地反映供需情况与发电成本。如下图所示，2022年电力供需紧张，典型市场的现货价格（实时价格）相比燃煤发电基准价格均存在一定的上涨，但也只有甘肃河东区域与广东现货价格涨幅大，分别约为40%、24%，其它省市现货价格均在燃煤发电基准价20%以下。2023年，随着煤价的下降，供需形势的缓解，电力现货价格开始接近或者小幅低于燃煤发电基准价；甚至在有些季度，现货价格下降到低于燃煤发电基准价20%以下的水平。
表2 典型电力现货市场年均价格（单位：元/MWh）
表3 2023年各季度典型电力现货市场平均价格（单位：元/MWh）
总体来看，年度与季度等长周期尺度的电力现货价格虽然存在波动，但是幅度并不大，基本处在燃煤标杆价上下20%这个范围之内。
3、电力现货价格均价高度反映供需与发电成本
如下图5、6、7所示，广东、山西与山东等电力现货市场2022-2023年的价格在发电成本变化不大的月份，需求高的月份价格就高，需求低的月份价格也随之走低。而随着煤价的下行，在供需情况没有根本变化的情况下，电力现货价格随着发电成本的下降也快速降低。这种定价机制一方面有利于平衡电力系统供需，另一方面也有利于价格本身的稳定。
图5 2022-2023年广东各月典型电力现货市场平均价格（单位：元/MWh）
图6 2022-2023年山西各月典型电力现货市场平均价格（单位：元/MWh）
图7 2022-2023年山动各月典型电力现货市场平均价格（单位：元/MWh）
4、电力现货价格具有均衡性
在供应充足时，价格走低，可以鼓励多用电、少发电，引导供需平衡并让下一个周期的价格回升；在供给不足时，价格走高，可以鼓励多发电、少用电，也可以促进供需平衡并让下一个周期的价格回落。
以山东市场为例，2023年的电力现货分时形态相比2022年也出现了一些有意思的变化：7-17点之间的实时价格出现了近2分钱/度的小幅上升，而18-24点的价格出现了超4.5分钱/度的下降。这充分说明了现货市场价格对用户负荷的影响，高价时用户愿意减少用电，从而抑制电价的上涨；反过来，低价时用户愿意增加用电，从而抑制电价的下降。所以价格信号毫无疑问地发挥了指挥棒作用，充分引导需求响应实现源荷互动，而这进一步又会作用在价格上，长期来看将使现货价格维持在一定的区间范围内。
图8 山东现货市场实时价格分时值（单位：元/MWh）
总结
总之，为了国家能源安全与应对气候变化，需要建设新能源高占比的新型电力系统。但新能源、气候变化、电动汽车等新型负荷的变化会引发复杂的供需不平衡问题；为了控制平衡管理成本，保障长中短期的电力供应与新能源消纳，并实现中长期尺度上的电价均衡，电力现货市场成为最经济的调节手段。以电力现货市场为基础，多种新的商业模式将得到有效发展，更好地创新多种类型的能源管理与交易服务，实现电价向用户侧的传导，激发更多资源参与到电力平衡过程当中来，最终实现新型电力系统保供应、促消纳、稳价格的发展目标。
