最近，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叁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，本质还原了电力的商品属性，施展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，进一步影响公司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，施展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，规模全国第壹。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”、煤电发展受限等原因影响，国内电力供需显现阶段性趋紧态势，一定水平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，也有可能与真实供需情况不相配，从而难以平衡多元经营主体利益，无益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进程中，山东创下了多个全国第壹：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，首个创新核电保存优先发电量、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、增进 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，国家发改委等相关部门选定南方地区（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 等新型主体并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公告》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，预期今年其它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壹财经记者如是描述。
负电价指电力市场中供大于求造成市场结算价为负值。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，是国内第壹次出现负电价；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。
“国外这种情景很频繁，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，毕竟负电价会影响公司投资可再生能源。”
一位电力市场从业者告诉第壹财经记者，“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 利润率预期。”
不过，在兆瓦云开创人兼总裁刘沅昆看来， 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，难以重现之前的逾额收益”。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 利润率，但这些调理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，给电网运行造成了包含电压、惯量、频率等一大堆问题，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正确的报价策略，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，是业内较为统一的说法。“在部分政策适当的省份，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，施展 储能 调理性作用，可以以此保障光伏在现货市场的 利润。”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。”
另外，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。
秦炎告诉第壹财经记者，“电力市场顶层设计，是中美欧都在面临的困扰。”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；这时， 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。“欧美电力市场还我们时常‘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。”
