在中国的电力市场改革过程中，现货市场的建设被视为关键步骤。全国首批有八个电力现货市场建设试点省份，来探索和验证现货市场机制在电力交易中的可行性和效果。

目前看，电力现货市场试点的“转正”在提速。去年年末，山西和广东电力现货市场先后转正。今年6月17日，山东宣布电力现货市场转入正式运行。

山东是中国光伏第一大省。截至2023年年底，山东电网风电与光伏装机容量突破8000万千瓦，达8228.8万千瓦，装机规模位居省级电网第一。

山东的转正意味深长。“没有现货，就没有市场”还有后半句，叫“没有市场，就难以风光”，指的就是风电、光电这些可再生能源。

从装机量看，中国光伏装机规模占比全球超过50%，新能源高速发展的同时，也带来了冲击，对新旧电力系统的适应性提出挑战。目前的市场体系，多针对化石能源机组为主导的电力系统，大规模新能源接入的市场体系还在摸索中，尚不成熟。

为什么新能源的大规模接入会带来冲击呢？理解这一点之前，要先理解新能源发电的特点。

2. “鸭子曲线”与新能源入市

新能源发电的一大特点是间歇性和不稳定性。

风能发电依赖于风速的变化，太阳能发电依赖于阳光的强度，这都是会快速变化的。间歇性和不稳定性使得电网需要频繁进行调度和调整，以确保供需平衡。所以要大力发展电池储能等技术，将多余的电能存储起来，在需求高峰时释放，平滑发电量波动。

鸭子曲线，形象描述了在有大量太阳能接入电网的情况下，电力负荷曲线的一种特征形态。白天光伏发电量大，传统电力需求减少，导致净负荷降低；傍晚光伏发电减少，需求快速上升，负荷曲线形如鸭子的轮廓。

过去，新能源不仅不稳定，成本还高，出现了弃风、弃光等问题。为此，国家一直采取政策保护，新能源不是在市场里游泳，而是生活在计划经济的“温室”里。最典型的政策，就是全额保障性消纳政策。

这条政策要求，电网公司必须无条件接收所有合格的可再生能源电力，确保新能源发电项目的电量能够顺利并网，不受市场需求波动的影响。而且，新能源发电具有优先上网的权利，即在同等条件下，新能源电力优先于传统化石燃料电力进行上网交易。

更厉害的是，政府还会制定保障性收购电价，电网公司需以固定价格收购新能源电力，保障发电企业的收益。至于政府提供的各种补贴和激励措施，比如初始投资补贴、税收优惠、贷款利率补贴等，更不在话下。

在这么好的政策呵护下，弃风、弃光的现象自然得到有效遏制，中国的相关产业蓬勃发展，装机容量稳居全球第一。

但这当然也有很大的付出。不考虑政策补贴的成本，算一下，如果要把风能、太阳能等可再生能源成功并入电网系统，并加以利用，还会产生哪些费用？

新能源发电成本虽然逐年降低，但需要额外的调度和备用容量来保证电网的稳定性和可靠性，这是电网的运营成本。

前面说了新能源发电的间歇性，电网需要建设和维护大量的储能系统，如电池储能系统、抽水蓄能等，在电力过剩时储存电能，在需求高峰时释放电能，这需要建设成本。

新能源的波动性要求电网运营商进行更频繁和复杂的调度，还需要提供诸如调频调压、备用电力等辅助服务。必要时，还需要对现有的输配电网络进行扩展和升级，建设新的输电线路和变电站。这又是一系列的调度管理、辅助升级的成本。

这种“计划经济”式的新能源消纳，不可能永远持续下去。更重要的原因还不是这些成本，而是前面说的，市场能够更有效配置资源。靠行政干预让新能源优先上网，比如到了中午火电就要给光伏让路，这肯定远不如建成现货市场，让价格来指挥与引导。

新能源必然要入市，而接入市场化机制，也会带来许多挑战，就比如说这个消纳成本，如何通过市场机制进行合理分担，就是一个问题。

3. 负电价的挑战

负电价也是一个这样的挑战。电价，作为一种商品的价格，为什么会变成负的呢？

前面说了两头高、中间低的形似“鸭子”的曲线，随着光伏发电规模进一步提升，净负荷曲线将演变成中间极低的“峡谷曲线”。

在风力发电和太阳能发电高峰期，由于这两种能源的发电成本接近于零，大量的可再生能源电力涌入电网，导致供过于求。如果此时电力需求较低（如夜间或者假期），电网中的电力供需失衡，电价会迅速下降，有时甚至降为负值。这是因为，发电厂为了避免停机成本（如启动和关闭的成本）或者为了获得政府补贴，可能愿意支付费用让电网接受他们的电力，从而出现负电价。

负电价是一种正常现象，甚至能起到调节作用，激励用户在电力过剩时增加用电量，如开启储能设备充电，或进行电动汽车充电等，从而平衡电网负荷。很大程度上，这鼓励发展了储能、需求侧管理及智能电网等新技术。

德国是电力现货市场的标杆。在欧洲电力交易所参与交易的欧洲国家中，德国最先实行日内提前15分钟合同/竞价，以及日内提前30分钟合同的国家。2018年德国近一半输送的电力通过市场交易达成，其中可再生能源交易量占可再生能源发电总量的三分之二。2020年，德国风、光发电量占比提升至51%，高波动性的可再生能源已经成为德国发电侧的主要出力。

德国的电力市场曾多次出现负电价，特别是在风力和太阳能发电高峰期，2020年，德国全年负电价时长达到了298小时的高峰。在美国加州，鸭子曲线也现象明显，负电价也时有发生。

当然，这种市场电价大幅波动，肯定会影响到新能源的收益。负电价是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-40元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现负电价。此后，山东频繁出现负电价。

2023年3月13日，山东发改委印发限价通知，对现货市场电能量出清设置价格上限（1.5元/千瓦）和下限（-0.1元/千瓦时），负电价成为规则允许的市场现象。

2023年“五一”假期期间，由于风光发电量大增，煤电机组低容量运行，电力供应整体大超用电负荷，山东出现连续22小时长时间的“负电价”，刷新了国内电力现货市场的纪录。期间，现货市场最低电价出现在2023年5月2日17时，为-85元/兆瓦时，相当于发电商要以一度电8.5分钱的价格付费发电。

据统计，2023年山东电力现货市场负电价出现频率已接近10%。

这背后，是山东光伏装机规模的冠绝全国，中午时段，山东光伏发电量自然巨大，负荷端用不了那么多电，电价就只能大幅走低。

要克服低电价的挑战，“全国统一大市场”的构想就能发挥作用了。通过新能源省间现货交易，利用不同地区负荷曲线的差别，包括跨时区特性，从更大时空层面平滑新能源发电曲线，跨省跨区平衡电力供需。

省间现货交易需求是居高的。2022年省间电力现货交易试运行期间，累计省间现货交易电量278亿千瓦时，单日最大成交电量达3.19亿千瓦时，省间电价于8月达高峰近2200元/兆瓦时，超过3倍年均价。

由于目前的格局依然是省级电力交易为主，这就需要打通更多跨省跨区交易壁垒，让更多市场主体参与进来，余缺互济。