巔峰核心觀點(diǎn)：

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(rèn)為進(jìn)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(dāng)前分布式光伏進(jìn)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(xué)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(jìn)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(fēng)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(jì)的靈活性資源而不是簡單配儲，通過電價機(jī)制釋放需求側(cè)潛力。

在進(jìn)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(jī)制。

截止到2023年底，國內(nèi)分布式光伏裝機(jī)已經(jīng)達(dá)到216GW；個別省份，分布式光伏裝機(jī)規(guī)模已經(jīng)占到本省全部電力裝機(jī)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(jìn)入電力市場的聲音越來越大！

巔峰認(rèn)為，分布式光伏進(jìn)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(jī)構(gòu)Infolink的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，當(dāng)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(jìn)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(fèi)用提高

項目理論收益的提高，導(dǎo)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(fèi)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(fèi)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(fèi)之外，各地政府在分布式光伏項目招標(biāo)時也會提出投資配套、繳納鄉(xiāng)村振興資金等、電費(fèi)收益分成等各類要求。例如，某地200MW分布式光伏招標(biāo)，要求中標(biāo)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(jìn)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(xué)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(xué)儲能”。目前，各省均為鼓勵配置，尚未強(qiáng)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(yùn)維管理；由于調(diào)度難、運(yùn)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(yùn)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(xué)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(yīng)。分布式光伏就在負(fù)荷側(cè)，負(fù)荷側(cè)的需求調(diào)整靈活性更大。只要有合理的電價機(jī)制，電動車充電、洗衣機(jī)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(jìn)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(xué)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(bǔ)貼時代，往往是通過下調(diào)度電補(bǔ)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(jìn)入電力市場，通過真正的交易價格來實現(xiàn)這一目標(biāo)。

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(dá)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(fēng)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(dāng)?shù)氐拿弘娀鶞?zhǔn)價進(jìn)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(xué)儲能，參與市場化交易，是發(fā)掘最經(jīng)濟(jì)靈活性資源的有效措施。

2、組件價格下降使光伏項目承擔(dān)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(jìn)市場，受影響最大的是戶用光伏項目。

分布式光伏進(jìn)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(qiáng)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(yù)，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(zhǔn)價，對于差值部分，采取場外資金（如綠證收益）補(bǔ)貼，或者在下一個月的大工業(yè)、工商業(yè)電費(fèi)中分?jǐn)偂?/span>

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(jī)制的建設(shè)

分布式光伏進(jìn)入電力市場的前提是有與之相適應(yīng)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(wù)費(fèi)等）

然而，從2017年下半年以來，我國一共銷售了6135萬個，即相當(dāng)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(jìn)市場的重要保障！

一、導(dǎo)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(guān)于進(jìn)一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》。明確在確保有利于電力安全穩(wěn)定供應(yīng)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(yùn)行條件。

首先，我們看下面兩個問題：

（1）國內(nèi)推進(jìn)電力現(xiàn)貨改革的意義何在？

（2）新能源為什么一定要進(jìn)入現(xiàn)貨市場？

（3）目前新能源參與現(xiàn)貨市場的相關(guān)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(shè)。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(biāo)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(dǎo)后續(xù)電力投資建設(shè)。

以高煤耗火電機(jī)組為例，在現(xiàn)貨中，因為高成本導(dǎo)致高報價，最后使得負(fù)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(yùn)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(dǎo)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(jìn)背景下，新能源進(jìn)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(jì)和社會成本，傳統(tǒng)的目錄電價或補(bǔ)貼不夠靈活，無法及時反映當(dāng)前電力價值，不能形成有效的激勵信號，這與快速推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)存在沖突。因此需要現(xiàn)貨來實現(xiàn)更經(jīng)濟(jì)、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(biāo)函數(shù)決定了其經(jīng)濟(jì)最優(yōu)性，其次電網(wǎng)還可通過增加棄風(fēng)、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(fù)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(jìn)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(jìn)新能源市場化進(jìn)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(yīng)新能源出力波動大、難以長周期準(zhǔn)確預(yù)測的特點(diǎn)。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(jī)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(guān)性，導(dǎo)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(dá)到中長期分解電量水平。下圖以某省某風(fēng)場的6月實際情況為例，該風(fēng)電當(dāng)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(fèi)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(dāng)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(fù)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(jī)組回收邊際運(yùn)行成本，并遵循全系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)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(jìn)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(dāng)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(yīng)期待通過現(xiàn)貨來回收投資成本，也不應(yīng)用過去非現(xiàn)貨時的收益來進(jìn)行對比。過去的基準(zhǔn)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?xì)鈾C(jī)組為例，燃?xì)鈾C(jī)組燃料成本高，現(xiàn)貨報價高于一般燃煤機(jī)組，但其僅在高峰時段由于爬坡需要和頂峰荷需要中標(biāo)，低負(fù)荷率和高成本使得燃?xì)鈾C(jī)組不能通過現(xiàn)貨回收全部成本。但燃?xì)鈾C(jī)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(jī)組補(bǔ)貼來保障其收益，未來則可能通過專門的爬坡輔助服務(wù)市場來對其調(diào)節(jié)效益進(jìn)行定價，通過容量市場來補(bǔ)償其容量價值。同樣，新能源也具備容量價值，并且還有獨(dú)特的環(huán)境價值，這些都是其收益來源。

其次當(dāng)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(guān)。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(fēng)險。新能源發(fā)電的隨機(jī)性、波動性、不確定性特點(diǎn)，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(fēng)險，導(dǎo)致新能源簽訂中長期曲線合同難以達(dá)到“鎖定長期收益、規(guī)避現(xiàn)貨風(fēng)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(dǎo)致“頂風(fēng)險”做決策。

（2）新能源典型出力和現(xiàn)貨價格特征反向相關(guān)，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(dǎo)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(diǎn)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(guān)系決定。

（4）強(qiáng)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(dǎo)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(fēng)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(qiáng)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(yù)判以及中長期“倉位”的調(diào)控。強(qiáng)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(guān)。對中長期電力曲線進(jìn)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(yùn)行地區(qū)，中長期必須是帶曲線合同。在現(xiàn)貨市場運(yùn)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(dǎo)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(dāng)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(rèn)購的激勵機(jī)制不足，綠色電力消費(fèi)環(huán)境溢價的效用未體現(xiàn)。新能源的綠色價值應(yīng)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(qiáng)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(qiáng)現(xiàn)貨交易與輔助服務(wù)銜接

加強(qiáng)現(xiàn)貨與輔助服務(wù)有序協(xié)調(diào)，在交易時序、市場準(zhǔn)入等方面做好銜接。現(xiàn)貨市場連續(xù)運(yùn)行地區(qū)，調(diào)頻輔助服務(wù)費(fèi)用可向用戶側(cè)疏導(dǎo)，其他輔助服務(wù)品種按照“成熟一個、疏導(dǎo)一個”原則確定疏導(dǎo)時機(jī)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(wù)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(zhǔn)確預(yù)測的特性，為更好地適應(yīng)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(dāng)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(diǎn)，現(xiàn)貨試點(diǎn)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(shè)，文件提出了進(jìn)一步擴(kuò)大經(jīng)營主體范圍的新要求：“現(xiàn)貨試點(diǎn)地區(qū)結(jié)合實際制定分步實施方案。分布式新能源裝機(jī)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(jī)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(fù)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(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行運(yùn)行管理考核。

綠色收益和電力容量建設(shè)成本的回收機(jī)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(rèn)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(dāng)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(dāng)務(wù)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(jìn)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(fù)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(fù)電價的主要原因有以下幾點(diǎn)：

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(qiáng)的隨機(jī)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(fù)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(dāng)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(dǎo)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(fēng)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(guān)系的影響而降低。

4. 補(bǔ)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(bǔ)貼，而是需要參與市場競爭。為了保證運(yùn)營效率，即使在市場報價為負(fù)的情況下，一些新能源電站也必須出售電力以避免棄風(fēng)、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(shè)施，增強(qiáng)電網(wǎng)對新能源波動性的接納和消納能力。

? 改進(jìn)電力市場機(jī)制：建立更加完善的電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)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(fēng)險。

? 推動需求側(cè)響應(yīng)：通過智能電網(wǎng)技術(shù)和激勵政策引導(dǎo)用戶調(diào)整用電時間，提高負(fù)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(yīng)。

? 跨區(qū)跨省電力交易：擴(kuò)大電力市場的地理范圍，促進(jìn)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(jìn)行消納。

? 完善政策法規(guī)：修訂和完善相關(guān)法律法規(guī)，逐步取消不適應(yīng)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(yùn)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(lǐng)域的首部國家級規(guī)則，不僅明確了電力現(xiàn)貨市場建設(shè)目標(biāo)、路徑、任務(wù)和運(yùn)行要求，還對參與市場成員、市場運(yùn)營、銜接機(jī)制、價格結(jié)算、風(fēng)險防控、技術(shù)支持系統(tǒng)等作出細(xì)則性要求，將進(jìn)一步推動電力現(xiàn)貨市場從試點(diǎn)走向全國。主要體現(xiàn)在以下三方面：

堅持頂層設(shè)計，為全國統(tǒng)一電力市場體系奠定“幕前”基礎(chǔ)

2017年以來，國家發(fā)展改革委、國家能源局先后批準(zhǔn)14個省份及地區(qū)開展電力現(xiàn)貨交易試運(yùn)行，大部分試點(diǎn)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(yùn)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(shè)基本框架，對當(dāng)前與未來各省份開展現(xiàn)貨交易的建設(shè)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(shè)奠定了良好基礎(chǔ)。

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(yùn)營和管理，依法維護(hù)經(jīng)營主體的合法權(quán)益，推進(jìn)統(tǒng)一開放、競爭有序的電力市場體系建設(shè)，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(jìn)行劃分區(qū)別，是指符合準(zhǔn)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(wù)交易。初步形成了中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)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(biāo)

《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(shè)進(jìn)程，及時制修訂電力現(xiàn)貨市場運(yùn)營規(guī)則及其配套實施細(xì)則，并公開發(fā)布”，進(jìn)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(yùn)行的省份有較強(qiáng)的指導(dǎo)意義，有助于相關(guān)省份加速市場建設(shè)，推動我國全面進(jìn)入電力現(xiàn)貨時代。規(guī)則中提出近期8大主要任務(wù)和2大中遠(yuǎn)期主要任務(wù)，涵蓋現(xiàn)貨市場建設(shè)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(bǔ)償機(jī)制、區(qū)域市場融合等多個主要目標(biāo)，明確了下一步市場建設(shè)的方向。

規(guī)范運(yùn)行管理，明確現(xiàn)貨市場建設(shè)路徑

《基本規(guī)則》中要求電力現(xiàn)貨市場建設(shè)需循序漸進(jìn)，應(yīng)先開展模擬試運(yùn)行、結(jié)算試運(yùn)行，符合條件后進(jìn)入正式運(yùn)行，每項試運(yùn)行開展前均需要滿足相應(yīng)的具體條件和要求。其中，結(jié)算試運(yùn)行應(yīng)具備依據(jù)市場出清結(jié)果進(jìn)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(guān)功能；正式運(yùn)行時至少具備現(xiàn)貨市場規(guī)則體系健全，建立了市場風(fēng)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(jìn)一步明確了電力現(xiàn)貨市場的建設(shè)路徑，積極穩(wěn)妥地推動現(xiàn)貨市場建設(shè)。

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

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(jìn)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(jìn)入電力市場。基于此，國家層面的《基本規(guī)則》在市場運(yùn)營、價格機(jī)制、銜接機(jī)制、市場結(jié)算等涉及市場可持續(xù)發(fā)展運(yùn)行的重點(diǎn)關(guān)鍵環(huán)節(jié)做了基本要求和技術(shù)指導(dǎo)。

市場運(yùn)營

市場準(zhǔn)備階段，明確要求市場成員應(yīng)按照市場規(guī)則和交易結(jié)果承擔(dān)相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)責(zé)任，特別指出電網(wǎng)企業(yè)要負(fù)責(zé)預(yù)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(dǎo)各市場成員合規(guī)參與市場競爭。

市場運(yùn)營階段，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)首先確定跨省跨區(qū)聯(lián)絡(luò)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(jī)構(gòu)以省間交易結(jié)果形成的聯(lián)絡(luò)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(fù)荷預(yù)測作為需求，以社會福利最大為優(yōu)化目標(biāo)，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(yùn)營機(jī)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(fù)荷預(yù)測，形成日前預(yù)出清結(jié)果；開展日內(nèi)市場地區(qū)，調(diào)度機(jī)構(gòu)以日前機(jī)組組合為基礎(chǔ)，根據(jù)日內(nèi)運(yùn)行情況和預(yù)測信息，滾動優(yōu)化快速啟停機(jī)組等靈活調(diào)節(jié)資源；開展實時市場地區(qū)，調(diào)度機(jī)構(gòu)根據(jù)最新負(fù)荷預(yù)測、聯(lián)絡(luò)線計劃和系統(tǒng)約束條件，以社會福利最大化為目標(biāo)進(jìn)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(jī)構(gòu)及時開展機(jī)組成本核查，明確各類型機(jī)組成本，為市場健康平穩(wěn)運(yùn)行提供有效指導(dǎo)。

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

價格機(jī)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(diǎn)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(jī)組不能參與定價。發(fā)電側(cè)價格由電能量價格、輔助服務(wù)費(fèi)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(fèi)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)（含輔助服務(wù)費(fèi)）、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(yùn)行費(fèi)用，為構(gòu)建體系完整的平衡成本價格傳導(dǎo)機(jī)制提供了有效指導(dǎo)。另外，現(xiàn)貨市場應(yīng)設(shè)定報價限價和出清限價，市場限價應(yīng)與市場建設(shè)相適應(yīng)，并加強(qiáng)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(yīng)依次非遞減。

銜接機(jī)制

中長期與現(xiàn)貨市場銜接。現(xiàn)貨市場運(yùn)行地區(qū)，經(jīng)營主體應(yīng)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(diǎn)等關(guān)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(fù)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(yīng)定期預(yù)測代理購電工商業(yè)用電量及典型負(fù)荷曲線，并考慮用戶負(fù)荷特性分別預(yù)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?jǐn)偦蚍窒怼?/span>

輔助服務(wù)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(wù)市場與現(xiàn)貨市場可單獨(dú)出清；具備條件時，調(diào)頻、備用輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。尤其強(qiáng)調(diào)了現(xiàn)貨市場運(yùn)行地區(qū)，原則上不再設(shè)置調(diào)峰輔助服務(wù)品種，且明確了輔助服務(wù)費(fèi)用由發(fā)用電兩側(cè)按照公平合理的原則共同分擔(dān)，有助于系統(tǒng)運(yùn)行成本的疏導(dǎo)。

容量補(bǔ)償機(jī)制與現(xiàn)貨市場銜接。為了激勵各類電源投資建設(shè)、保障系統(tǒng)發(fā)電容量充裕度和運(yùn)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(bǔ)償機(jī)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(bǔ)償機(jī)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(diǎn)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(diǎn)/分區(qū)與中長期結(jié)算參考點(diǎn)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(jìn)電源、負(fù)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(jìn)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(fèi)結(jié)算。明確強(qiáng)調(diào)電力市場結(jié)算不得設(shè)置不平衡資金池，每項結(jié)算項目均需獨(dú)立記錄，分類明確疏導(dǎo)，根據(jù)“誰產(chǎn)生、誰負(fù)責(zé)，誰受益、誰承擔(dān)”的原則，事先商定分?jǐn)偅ǚ颠€）方式，明確各方合理的權(quán)利與義務(wù)。

最后，經(jīng)營主體結(jié)算依據(jù)包括現(xiàn)貨電能量費(fèi)用、中長期合同電費(fèi)（包括雙邊合同、政府授權(quán)合約等）、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用（包含輔助服務(wù)費(fèi)用、抽水蓄能容量電費(fèi)等）、不平衡費(fèi)用等，特別是將政府授權(quán)合約、抽水蓄能容量電費(fèi)等納入其中，為進(jìn)一步科學(xué)規(guī)范市場結(jié)算指明了前進(jìn)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(jī)制

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

風(fēng)險防控

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

市場干預(yù)

《基本規(guī)則》中明確市場干預(yù)主要分為政府干預(yù)和市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)干預(yù)，細(xì)化了兩種干預(yù)具體的使用范圍和要求，并就干預(yù)內(nèi)容做了具體的規(guī)范，如市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)需要記錄干預(yù)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(jī)構(gòu)、省（區(qū)、市）有關(guān)主管部門同意，市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)按程序恢復(fù)市場正常運(yùn)行。要求國家能源局派出機(jī)構(gòu)、省（區(qū)、市）有關(guān)主管部門須建立電力市場中止和恢復(fù)工作機(jī)制，并在規(guī)則中予以明確，進(jìn)一步完善市場干預(yù)的實施細(xì)則，確保合規(guī)合法地開展市場干預(yù)。

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(yùn)營機(jī)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(jī)構(gòu)、省（區(qū)、市）有關(guān)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(qiáng)調(diào)了提出爭議調(diào)解的申請流程、時效等，并要求相關(guān)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(yīng)具備9個方面的條件，為地方建設(shè)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(yīng)要求，在市場建設(shè)的“幕后”做了具體細(xì)化的指導(dǎo)。

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(jì)調(diào)度，可提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、促進(jìn)可再生消納等，推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)是電力體制改革的重要任務(wù)。當(dāng)前，具有原則性、標(biāo)準(zhǔn)性、指導(dǎo)性的全國規(guī)則的出臺實施，將為全面深入推進(jìn)現(xiàn)貨市場、建設(shè)全國統(tǒng)一電力大市場奠定基礎(chǔ)，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(jìn)和運(yùn)營。