近日，山东电力现货市场在连续运行30个月，历经电煤高价、供需波动、极端天气等多重考验后，转入正式运营，成为继广东和山西之后全国第三个转正的电力现货试点市场，也是国家电网经营区内首个在受端省份正式运行的现货市场。
业内人士认为，电力现货市场建设是电力体制改革（简称“电改”）的关键环节，本质上还原了电力的商品属性，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。
但也有声音指出，现货市场转正后，随着新能源加速入市，发电侧电力现货价格波动性将加剧，负电价或更频繁出现，而这将拖累新能源收益率下降，进一步影响企业投资可再生能源的意愿，尤其在现货价格波动性更大的光伏领域。
电力市场建设进一步
电力行业广为流传的一句话是，“无现货，不市场”。长江证券分析师宗建树指出，电力现货市场建设的目标是，形成时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用。
近年来，随着构建新型电力系统加速推进，国内能源电力发展格局和环境发生较大变化。以山东省为例，截至2023年底，山东新能源装机达9122万千瓦（含新型储能），其中光伏装机5693万千瓦，规模全国第一。是年，该省新能源年发电量超过1349亿千瓦时（含新型储能），成为全国首个年度风光发电量破千亿千瓦时的省级电网。
不过，多名业内人士表示，受新能源“大装机小电量”、煤电发展受限等因素影响，国内电力供需呈现阶段性趋紧态势，一定程度影响了电力安全可靠供应；另外，随着新能源逐步成为主力电源，传统电力中长期市场中，大部分以年度一口价交易的形式，往往无法准确反映储能、火电等电力市场各经营主体为电力系统提供的电能量等价值，也可能与真实供需情况不匹配，从而难以平衡多元经营主体利益，不利于保障新型电力系统安全稳定运行。
“山东电力现货市场通过选定适宜市场模式、制定分时电价传导机制等做法，实现了市场环境下电力安全保供。”山东省发改委如是表示。
山东电力现货市场起源于2018年，分别在2019年6月、9月和2021年12月启动了模拟试运行、结算试运行、连续试运行的3个运行阶段。在现货市场试点建设过程中，山东创下了多个全国第一：首个建立煤电机组容量补偿电价，首个支持独立储能参与电力现货市场，首个创新核电保留优先发电量、以全电量报价方式参与市场交易。
国网山东电力调控中心现货市场处处长马强介绍，2023年迎峰度夏期间，山东电力现货市场通过高峰高价，激励煤电机组发电能力提升270万千瓦；通过分时电价机制引导市场化用户晚高峰移峰200万千瓦。同时，积极推动集中式新能源企业入市，截至2023年底，山东564家集中式新能源场站中，有44家风电场站选择全电量入市，通过电力市场交易实现新能源发电价值。
“电力现货市场具有发现价格、促进新能源消纳等作用。”据德邦证券研报，山西电力现货市场亦通过每15分钟一次的竞争电价形式，引导用户调整用电行为。2023年以来，山西可控负荷聚合商参与电网填谷响应52次，响应电量2171.23万千瓦时；参与电网削峰响应6次，响应下调电量26.32万千瓦时；引导火电下调峰能力日均增加89万千瓦，增加新能源消纳电量1.8亿千瓦时。
上述两省是全国首批八个电力现货市场建设试点之一。长江证券介绍，2015年新一轮电改9号文曾提出，“逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场”。2017年，国家发改委等部门选定南方地区（以广东起步）、山东省、山西省等八地作为电力现货首批试点市场；2023年9月，《电力现货市场基本规则（试行）》通过规范电力现货市场的建设运营，构建“能涨能降”的市场价格机制，并将储能、虚拟电厂等新型主体纳入市场交易准入范围；2023年10月，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》发布，明确了各省电力现货市场运行时间，进一步扩大经营主体范围。
国联证券指出，我国现货市场已基本做到“省份全覆盖”。另据长江证券研报，从实践进展看，山西、广东、山东三省电力现货市场转正，意味着全国电力市场建设再进一步，预计今年其他试点省份有望加速推进。
新能源投资收益率下滑风险加剧
“负电价和峰值电价齐飞。”关于电力现货市场未来将面临的挑战，伦交所集团首席电力和碳分析师秦炎向第一财经记者如是描述。
负电价指电力市场中供大于求导致市场结算价为负值。意味着，发电企业每发出一度电需要向购电者支付费用。
在过去两年多的结算试运行中，负电价可谓山东电力现货市场的“常客”。2019年12月11日，山东电力现货日前市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格，是国内首次出现负电价；2023年“五一”期间，由于风光发电量大增，电力供应远超用电负荷，该地再次出现连续两天的负电价现象。
“国外这种情况很频繁，也持续了很久。”秦炎介绍，近年来可再生能源在欧洲迅速发展，逐步超过化石能源占比。2020年，由于疫情压低电力需求，在风力和光伏出力高峰期，欧洲多国的电力现货市场频繁出现负电价。但自当年9月以来，英国和西欧电力市场又因风力发电骤降，短暂电价飙升，德国日内电力市场甚至爆出4000欧元/兆瓦时的天价，英国国家电网则三次发布缺电警告，计划启动紧急备用电源。“这都反映了可再生能源的波动性和间歇性影响，所以欧洲下一轮电力市场改革也会聚焦这一问题，毕竟负电价会影响企业投资可再生能源。”
一位电力市场从业者告诉第一财经记者，“投资新能源比较有经验的大型能源集团、能源央企，现在很多都在下调它们新能源投资的收益率预期。”
不过，在兆瓦云创始人兼CEO刘沅昆看来，新能源投资收益率下降，属于正常的价值回归，整体看，新能源“是好的资产，只是调整到应有的正常状态，难以重现之前的超额收益”。他还预测道，由于出力时间不同，光伏发电受现货市场影响将最大，而风电次之，收益将比光伏略高；另外，现货市场也将影响核电、火电的收益率，但这些调节性资源可以通过电力现货市场补偿机制，赚取更多辅助服务收益。
刘沅昆认为，新能源快速发展的背后，是整个电力系统为之“负重前行”。长期以来，新能源在传统电力系统中，由于波动性和不稳定性，给电网运行带来了包括电压、惯量、频率等一系列问题，却在较多时间享受来自电网的消纳保障。“可以说，新能源在一个历史时期是受‘照顾’的。从市场制定的角色看，应该要兼顾‘权责利’对等，体现公平公正。在成熟的电力市场中，现货、实时价格是必由要素。”
针对新能源进入现货市场可能要吃的“亏”，多名业内人士建议，可以通过技术手段赋予光伏合理的报价策略，对抗现货市场风险。
将光伏电站与储能结合，对抗新能源入市风险，是业内较为统一的观点。“在部分政策合适的省份，通过虚拟电厂等技术，将光伏电站和储能协同做好优化调度，发挥储能调节性作用，可以以此保障光伏在现货市场的收益。”刘沅昆介绍，当前储能成本下降明显，全设备成本从此前的一块多每瓦降到了六七毛的最新招标价，“可以说，储能的机会来了。”
此外，国内电力现货市场还面临的尴尬问题是：多数地区只允许全年电量的10%通过现货交易实现，其余大部分则由中长期合同交易锁定，因此现货价格、分时电价无法反映全部电价和电量；另据国际能源署（IEA）介绍，出于对电价波动的担忧，中国对现有试点地区的电力现货价格设定了上下限，将价格区间限制在远低于全球现货市场的区间范围，由此阻碍了有效价格信号的传导。
秦炎告诉第一财经记者，“电力市场顶层设计，是中美欧都在面临的问题。”刘沅昆进一步指出，中国电力改革以安全稳定为前提，通过较高比例中长期交易起到压盘作用；与此同时，新能源场站等市场主体还可以通过10%左右的现货市场实现套利。“欧美电力市场还经常‘打补丁’，根据能源结构、内外部条件的变化加入一些新的交易品种。中国电力市场也可以参考，不断推进电力市场的演进与发展。”
