近年来，全面深化改革、建设“全国统一市场”的呼声日益高涨，建设全国统一的电力市场体系是其中重要内容。
在我国大力发展风能、太阳能等新能源的同时，省际能源交易仍然不足。从历史上看，我国大部分发电厂都与中国电力签订了长期合同，目前这些电力公司约占交易的79%。只有20%的电力交易发生在省际之间，这意味着整合全国市场存在重大机会。
扩大跨省连接将有助于平衡长距离的供需，使电网更具弹性和效率。这将需要大规模扩建电网基础设施，以管理增加的负荷，确保可靠的能源分配和电网稳定性。还需要以特高压为代表的一系列技术突破，以更有效地解决从西北地区到东部较发达的沿海省份的低损耗长距离输电问题。
国家能源局原局长张国宝曾说：“世界上没有两个国家的电力系统管理模式完全相同。”我国电力装机容量从20年前的380千兆瓦跃升至如今的2500多千兆瓦，对经济的贡献不可估量，这是通过连续不断的体制改革，引入竞争机制的结果。
中国历史上经历过三轮电力体制改革，市场逐步取代计划成为电力资源配置的主要手段。目前，我国提出建立以新能源为主体的新型电力体制，加快建设全国统一的电力市场。
由于新能源产出特性波动性大，需要一个有别于传统的交易体系：现货市场。
美国与欧洲均已建立区域性电力现货市场，在美国有德州电力可靠性委员会（ERCOT）与加州独立系统运营商（CAISO），而在欧洲，北欧电力市场（Nord Pool）与德国电力市场不仅在国内运营外，还实现了跨境电力交易，促进了欧洲电力市场的一体化与可再生能源的消纳。
随着今年6月山东等4省电力现货市场正式运行，中国版全国统一电力市场体系的蓝图正逐渐清晰。
“没有现货就没有市场”
电力行业有这样一句话：“没有现货，就没有市场。”这句话体现了电力市场的一个基本原理和现实挑战。
电力现货市场到底是什么意思呢?本质上就是还原电力的商品属性。
我们去菜市场买菜，菜价会随着当天的供需情况而波动。同样，在电力市场中，也存在类似的“菜市场”——电力现货市场。这个市场允许根据实时需求像购买普通商品一样购买电力。定价和交易都是基于供需关系。
若以时间划分，超过一天的交易通常称为中长期电力交易，一天以内或日前的交易称为现货电力交易，传统电力市场中，大部分交易以年度固定价格进行，通常不能准确反映电力系统的实际供需情况。
“无现货，无市场”可以这样理解：
现货市场是电力市场交易的基础，通过实时定价和交易机制，反映电力供需的瞬时变化，确保市场价格的透明度和准确性，从而使电力资源得到最有效的配置。
电如水，要流向需要的地方。现货市场提供即时价格信号，对市场参与者（包括发电企业、售电公司、电力用户等）进行生产、销售和消费决策至关重要。这些价格信号可以引导资源流向最需要的地方，促进电力系统高效运行和优化，“价格发现”功能对运营商来说非常重要，如果现货市场早点建立，2021年煤电企业巨额亏损将可以一定程度避免。
电力现货市场提供的实时交易数据是帮助市场参与者进行风险评估和管理的基础，而衍生的电力期货市场等金融工具必须建立在现货市场的基础上，没有现货市场，这些金融工具就无法有效运作。对于监管者来说，现货市场交易数据也是监督市场运行、防止市场操纵等不当行为的基础。
在我国电力市场化改革进程中，现货市场建设被视为关键一步，全国首批8个省份开展电力现货市场建设试点，探索验证现货市场机制在电力交易中的可行性和有效性。
目前，电力现货市场试点正在加快推进，去年底山西、广东电力现货市场正式启动，今年6月17日，山东宣布电力现货市场正式运行。
山东是我国光伏第一大省，预计到2023年底，山东风电、光伏装机将突破8000万千瓦，达到8228.8万千瓦，装机容量位居各省电网第一。
山东的转型是有意义的，“没有现货就没有市场”有后半句，就是“没有市场就难有风电、光伏”，指的就是风电、光伏等可再生能源。
从装机容量来看，我国光伏装机容量占全球50%以上，新能源的快速发展也带来冲击，对新旧电力系统的适应性提出挑战，现行市场体系多针对化石能源机组，主导电力系统和新能源大规模接入的市场体系还在探索中，尚不成熟。
可再生能源大规模接入为何会带来冲击?在理解这一点之前，我们首先要了解可再生能源发电的特点。
“鸭子曲线”与新能源入市
可再生能源发电的一大特点是间歇性、不稳定性。
风力发电取决于风速的变化，太阳能发电取决于阳光的强度，而阳光的强度变化很快。间歇性和不稳定性要求电网频繁调度和调整，以确保供需平衡。因此，我们必须大力发展电池储能。储能等技术可以将多余的电力储存起来，在需求高峰时释放，平滑发电波动。
鸭子曲线形象地描述了大量太阳能接入电网时，电力负荷曲线的一种特征形式，白天，光伏发电量大，传统电力需求减少，导致净负荷下降；晚上，光伏发电量减少，需求迅速上升，负荷曲线形状就像一只鸭子的轮廓。
过去，新能源不仅不稳定，而且成本高，存在弃风弃光等问题。为此，国家一直采取政策保护，新能源不是在市场中游泳，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费政策。
这一政策要求电网公司必须无条件接纳所有符合条件的可再生能源电力，确保新能源发电项目电力能够顺利接入电网，不受市场需求波动的影响，并赋予新能源发电优先上网权，即在同等条件下，可再生能源电力在电网交易中优先于传统化石燃料电力。
更何况，政府还会制定电力保障性收购价，电网公司必须以固定价格收购可再生能源电力，以保证发电企业的利润，至于政府提供的各种补贴和激励措施，如前期投资补贴、税收优惠、贷款利率补贴等，就更不用说了。
在如此利好政策的呵护下，弃风弃光现象自然得到有效遏制，我国相关产业蓬勃发展，装机容量继续保持全球第一。
但这当然也是一笔不小的成本，不考虑政策补贴的成本，如果风电、太阳能等可再生能源顺利接入电网系统并加以利用，还会产生哪些成本呢？
虽然可再生能源发电成本逐年下降，但需要增加调度、备用容量来保证电网的稳定性和可靠性，这就是电网的运行成本。
如上所述，由于可再生能源发电的间歇性，电网需要建设和维护大量的储能系统，例如电池储能系统和抽水蓄能系统，在电力过剩时储存电能，在需求高峰时释放，这需要建设成本。
可再生能源的波动性要求电网运营商进行更频繁、更复杂的调度，同时还要提供调频、调压、备用电源等辅助服务，必要时还需要扩建、升级现有的输配电网，建设新的输电线路和变电站，这又是一系列的调度管理和辅助升级成本。
这种“计划经济”式的新能源消费不可能一直持续下去，更重要的原因不是这些成本，而是市场能够更有效地配置资源，比如中午火电要让位给光伏，这肯定远不如建立现货市场，让价格来引导、引导。
新能源必然要进入市场，进入市场机制也会带来很多挑战，比如如何通过市场机制合理分摊消费成本就是一个问题。
负电价的挑战
负电价也是这样的一个挑战，电价作为商品价格，为什么会出现负价的情况呢？
前面提到，“鸭子”形曲线两头高、中间低，随着光伏发电规模不断增大，净负荷曲线将演变为中间极低的“峡谷曲线”。
在风能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，大量可再生能源电力涌入电网，导致电力供应过剩。当电力供需失衡时，电价可能迅速下跌，有时甚至会跌至负值。这是因为发电厂可能为了避免停机成本（如启动和关闭成本）或获得政府补贴，愿意支付电费让电网接受其电力，从而导致负电价。
负电价是常态，甚至可以起到调节作用，鼓励用户在电力过剩时增加用电，如给储能设备充电或给电动汽车充电，从而平衡电网负荷，推动了储能、需求侧管理、智能电网等新技术的发展。
德国是电力现货市场的标杆，在参与欧洲电力交易所的欧洲国家中，德国是第一个实施日内15分钟预付合约/竞价和日内30分钟预付合约的国家。2018年，德国近一半的电力通过市场交易完成，可再生能源交易占可再生能源发电总量的三分之二。2020年，德国风电和太阳能发电占比提升至51%，波动性大的可再生能源已成为德国发电侧的主要输出。
德国电力市场多次出现负电价，尤其是在风电和太阳能发电高峰期。2020年，德国全年负电价持续时间达到峰值298小时。在加州，鸭子曲线也很明显，有时也会出现负电价。
当然，市场电价如此大的波动，肯定会影响新能源的收益，负电价是山东电力现货市场的“常客”。
2019年12月11日，山东电力现货市场结算价为-40元/兆瓦时，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，山东省发改委发布限价通知，设置了现货市场电力出清价格的上限（1.5元/千瓦）和下限（-0.1元/千瓦时），使负电价成为规则允许的市场现象。
2023年五一假期，受风电、光伏发电量激增、煤电机组低容量运行、整体供电量超过用电负荷等因素影响，山东出现连续22小时长时间“负电价”，创下国内电力现货价格新高。在此期间，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，相当于发电厂每度电支付8.5分钱。
据统计，2023年山东电力现货市场负电价出现频率接近10%。
背后的原因是，山东的光伏装机容量位居全国第一，午间时段，山东的光伏发电量自然巨大，负荷侧用不了那么多电，电价只能大幅下降。
为克服低电价挑战，可以发挥“全国统一市场”的思路，通过跨省新能源现货交易，利用不同区域负荷曲线的差异性，包括跨时区的特性，从更大的时间和空间层面平滑新能源发电曲线，平衡跨省、跨地区的电力供需。
跨省现货交易需求旺盛，2022年跨省电力现货交易试运行期间，累计跨省现货交易量达278亿千瓦时，日最高交易量达3.19亿千瓦时，跨省电价达到峰值近2200元/兆瓦时，是年均价的3倍多。
由于当前电力交易格局仍以省级电力交易为主，需要打破更多跨省跨区域交易壁垒，让更多市场主体参与其中，互相帮助、共克时艰。
电力现货市场的“山东模式”
在电力现货市场建设上，山西、广东、山东等地都探索出了值得借鉴的模式，这里我们简单总结一下光伏大省“山东模式”的经验。
一是全量出清和节点边际电价机制，山东电力现货市场采用全量竞价方式，通过节点边际电价机制确定发电和用电的现货市场价格，这种方式可以更加准确反映不同时点、不同地点的电力供需关系，从而优化电力资源配置。
二是创新容量补偿机制。山东是全国第一个建立电力现货市场容量补偿机制的省份，对发电机组的固定成本进行补偿，保障发电企业的基本收益。最初，这一机制主要适用于燃煤发电机组。后来，扩展到新能源发电、储能电站等各类发电设施。
由于单一的电力市场难以弥补发电机组的固定成本，因此需要建立容量成本回收机制，实现合理的经济补偿。实践中，国外形成了三种典型的容量成本回收机制，即：稀缺定价机制、容量市场机制和容量补偿机制。其中，利用行政手段制定容量补偿价格的容量补偿机制最适合我国电力市场的发展现状。
三是多元市场主体参与。山东现货市场积极推动多元市场主体参与交易，包括新能源发电企业、独立储能电站等，这不仅提高了市场的灵活性和竞争能力，也促进了新能源的消纳。
四是分时电价传导机制。为有效传导现货市场价格信号，山东建立了分时电价传导机制，通过调整峰谷时段、分时电价浮动比例等方式，引导用户减少用电高峰时段用电，增加非高峰时段用电，平衡电网负荷。
五是市场规则和清算算法先进。山东通过“运行、改进、提升”，不断优化现货市场交易规则和核心清算算法，如引入十点斜线报价机制，使得清算结果更加优化，保障了系统安全稳定运行。
最后，还有应对负电价的措施。面对负电价，山东采取了市场化手段进行调控，比如在电力供大于求的情况下，低电价甚至负电价可以引导发电企业减少出力、用户增加用电，从而促进电网稳定运行，此举不仅提高了电网的稳定性，还有利于提高新能源消纳比重。此外，为降低低电价影响，山东鼓励集中式新能源站自愿选择中长期交易和报价量参与现货市场。参与中长期交易的集中式新能源站以其全功率出力参与现货市场，不参与中长期交易的集中式新能源站则以其预计出力的10%参与现货市场出清。
从绩效看，这些举措是有效的。山东电力现货市场自2018年开工建设以来，经过多次模拟结算试验，并于2023年实现正式商业运行，在面对价格波动、供需不稳定、极端气候等多重挑战下，表现出良好的稳定性和适应性。通过现货市场的建设，山东有效提升了新能源消纳能力。
山东电力现货市场建设为全国电力市场改革提供了宝贵经验和样板，通过优化资源配置、提高新能源消纳能力、创新市场机制和政策支持等，不仅提升了电力市场的运行效率，也为实现中国碳中和目标做出了积极贡献。
新能源市场中的差价合约、区块链和其他工具
建设好的新能源现货市场，国际上还没有现成的、完整的、成熟的模式可以复制，我们要自己去探索，山东的探索就是一次尝试。
在这个过程中，各种创新的技术工具会层出不穷，这些技术工具只有在实践中才能体现出来，这里我们来介绍一下金融衍生工具CFD与区块链技术的应用。
差价合约（CFD）是一种金融衍生品，交易者无需实际拥有标的资产，便可通过预测价格变化来获利。差价合约交易具有杠杆效应，这意味着投资者只需支付一部分保证金，便可进行大额交易，提高资金使用效率。
从市场机制角度看，差价合约交易是基于基础资产的价格波动，交易者可以通过买入或卖出合约来获利。由于差价合约不涉及资产的实际交付，因此交易成本低、成交速度快，非常适合短线投资和套利交易。
差价合约机制可以为新能源项目，特别是风电、太阳能等间歇性能源提供更加灵活的交易方式，鼓励新能源项目与用户进行直接交易，通过签订长期购售电协议稳定投资回报预期。
在山东等地的能源现货市场试点中，已经探索应用差价合约来提高市场效率和新能源消纳率，现货市场与差价合约的结合可以更好地应对新能源发电的波动性和不确定性。
国家政策也支持推进能源合同制度建设，优化能源资源配置，提高市场竞争力，《新时代推动新能源高质量发展实施方案》明确提出要运用包括能源合同制度在内的市场化手段，推动新能源发展。
区块链技术众所周知，已被用于去中心化交易平台和智能合约。
原则上，利用好区块链技术，可以构建一个去中心化的能源交易平台，让能源生产者和消费者进行直接的点对点交易，减少中介机构和成本，提高市场效率。智能合约可以自动执行能源交易，确保透明度和可靠性。例如，当满足某个条件（如能源价格达到一定水平）时，智能合约可以自动完成能源交易，减少人为干预和潜在的欺诈行为。
目前，区块链技术可以支持小规模可再生能源的交易，国外已经有不少案例。
Power 是一个基于区块链的能源交易平台，允许用户在当地电网购买和出售可再生能源。它使用区块链技术记录和跟踪能源生产和消耗，确保交易透明可信。
美国Grid项目由区块链技术开发人员于2016年4月联合开发，是全球最早基于区块链技术的项目，该项目实现了社区居民之间点对点的电力交易，用户可以通过智能电表实时获取发电、用电等相关数据，通过区块链向他人购买或出售电能。
欧盟项目实现当生产者将电能输入配电网并出售绿色电力时，配电网运营商会进行确认，确认成功后，智能合约会生成相应的虚拟代币并提供给绿色电力生产者。
中国工程院刊《中国工程科学》发表的《高比例新能源并网及运行发展研究》一文中提到：
为适应分布式新能源、需求侧资源、虚拟电厂、电动汽车等新兴主体发展，基于区块链技术的个人对个人（P2P）交易等新型电力交易模式开始涌现，零售市场初步形成，电力交易灵活性将进一步增强。
文章还对中国电力市场的中期（2030年）趋势进行了展望：
根据各研究机构预测，2030年我国新能源装机容量约为1.2×109~1.6×109kW，占总装机容量约30%~40%，新能源发电比重约为17%~25%；新能源已逐步成为装机主力，在西北、东北、河北、山西、山东、江苏等地优先形成高比例上网电源。
在电力市场方面，市场环境逐步成熟，省内中长期交易机制基本完善，现货交易逐步拓展到全国范围，新能源补贴全面取消，化石能源电力一同参与现货市场，利用绿色电力交易等市场化手段，发现和传递绿色环境价值。
随着中国能源现货交易在全国范围内扩展，电力交易变得更加灵活，零售市场逐渐形成，对于区块链等技术来说这将是一个诱人的创业机会。
结论
全国统一的电力市场体系建设将是一项庞大而复杂的系统工程，涉及领域广，工作量大，利益调整多。
电力从业者刘连奇曾给出这样的比喻：
“如果把市场比作一个水池，通过调节水池的液位来实现资源的流动，那么建立全国统一的电力市场体系，并不是把所有的水池都挖成一个大水池，而是在水池之间铺设管道，在各个水池的液位高度（价格）的压力差下，通过水的自然流动来调节各个水池的液位，相当于在更大范围内实现资源的优化配置。”
这里的液位指的是市场价格，管道指的是电力输送通道，如果水能按照“液位差”在管道里流动，那么相应的电力流就能按照价差在通道里流动。“地方越大，对通道的需求就越大。”
但在这三个关键环节，目前都还存在着一些限制和障碍需要破除，对价格发现具有重要意义的电力现货市场建设在试点省份也已进入深水区。
如果以1985年国家出台的鼓励电力投资主体多元化、打破单一电价模式的规划为抓手，截至2021年10月，国家发改委发布《关于进一步深化煤电上网电价市场化改革的通知》，开启了这一轮电力行业改革进入“管住中间、放开两头”的时代，中国电力体制改革已走了很长一段路，市场化的难度和复杂性可想而知。
建立新型电力体制和全国统一的电力市场，是最新的改革愿景，也是中国版的宏伟蓝图。
与2030年的“碳峰”和2060年的“碳中立性”目标相关的新电力系统与2030年6月的“碳峰”和2060年的“碳峰”相匹配。欧元期（2045-2060）。
作为电力市场交易的基础，需要将现货市场的改革，试点和建设置于这样的大改革蓝图中，以便可以更充分地理解其意义。
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