高比例新能源困擾
11月5日，國家能源局山東監管辦、山東省發改委、山東省能源局、國網山東省電力公司聯合發布了《關于開展山東省電力現貨市場2021年12月結算試運行的通知》。這也將是繼2020年11月之后，山東省再度開啟電力現貨結算試運行。
“希望有意愿參與山東電力現貨市場的售電公司，仔細衡量自身的能力和財力，做出慎重的選擇。”山東能監辦一位負責人在山東電力交易中心組織的現貨業務培訓會上意味深長的說，“去年11月的山東現貨市場，很多售電公司都賺錢了。但是今年的情況可能有所不同�！�
煤價和電力供需形勢是山東省兩次電力現貨結算試運行最大的不同。去年煤價較低，電力供需相對寬松，進而導致11月的現貨市場價格整體偏低，讓售電公司可以輕松獲利。但是今年的情況卻急轉直下。
“表面上看今年夏天山東順利迎峰度夏，但實際上一直是處于電力供需緊平衡的狀態。9月份全國大面積電荒，山東省也迎來了2009年之后規模最大、持續時間最長的有序用電�！鄙綎|省能源局的一位負責人說，“電煤庫存和價格也不樂觀。盡管山東是煤炭生產大省，但電煤的對外依存度高達80%。今年個別電廠的電煤庫存甚至低于7天。部分進廠電煤價格一度也達到了3000元/噸�！�
在各項保供措施的嚴格執行下，10月27日之后山東省再也沒有出現有序用電的情況，電力供需矛盾得到了初步的緩解。但是隨著冬季供暖季的到來，電力供需的不確定性又再度增強。這無疑給即將到來的現貨試運行帶來了挑戰。
隨著全國性煤炭產量的增加，山東和廣東一樣，電煤短缺和價格高昂帶來的風險大大減少。山東現貨市場更大的不確定性因素可能來自于其巨大的新能源裝機。
截至目前，山東省內風電光伏裝機超過4000萬千瓦，占到總裝機的30%以上。其中光伏裝機2534萬千瓦（集中式光伏880萬千瓦、分布式光伏1654萬千瓦）。
發電出力波動性極強的新能源一旦比例過高，就可能會給市場帶來巨大的沖擊。11月3日，山西省電力現貨實時市場均價突然驟降至159.84元/兆瓦時，2天前還在549.2元/兆瓦時，日前均價則更高，達605.13元/千瓦時。
造成價格巨大波動的直接原因就是山西省風電出力的增加。根據山西省發電負荷一周內的數據，風力負荷從10月31日的380.3萬/千瓦時在三天內就攀升到了11月3日的1033.8萬千瓦時。從占比山西全網負荷12.45%，突然飆升到33.83%。疊加光伏出力，11月2日和3日當天新能源機組最大負荷占比分別達49.4%和54.1%。新能源大發讓火電機組出力下降，電力現貨價格也隨之大幅度降低。
山東省新能源裝機比例超過30%，可以說是名副其實的新能源大省。其中分布式光伏在新能源裝機中又獨樹一幟，因此山東省調度負荷曲線在白天形成了早晨、傍晚兩個用電高峰，而除夜晚外，還有中午（光伏發電出力最大時段）的另一個谷段。
但新能源發電的波動性不會隨著地理位置的變化而改變，即便是隨著太陽東升西落規律變化的光伏發電也會有“不靈”的時候。據上述山東省能源主管部門負責人介紹，今年山東省就遭遇過一次4000多萬新能源發電裝機出力僅50萬千瓦的情況。
山東省在去年11月的現貨結算試運行中也感受到了分布式光伏出力波動對負荷預測的較大影響。2020年11月5日，盡管日前全省11個地市多云，但日內實際大部分地區陰天，光伏出力負偏差高達39%。這導致9：30至15：00這5個多小時里負荷正偏差2000~3000MW，市場競價空間大大增加。
最終該時段實時出清均價為399.35元/MWH，比日前平均價高出了146.74元/MWH，實時與日前的最大價差也高達246元/MWH。
不過，新能源也并非都是“攪局者”的角色。高比例新能源也意味著巨大的消納難題。山東省作為新能源裝機超過4000萬千瓦的省級電網，新能源裝機增速遠超負荷增速和調峰能力增速。由于光伏（尤其是分布式光伏）比例很高，山東省內午間調峰壓力日益增加，時段性消納矛盾突出。
而到了供暖季，由于供暖機組采取“以熱定電”方式確定開機容量，山東省調直調供暖火電最小開機達到了3700萬千瓦，系統調峰能力下降至700萬千瓦。
2021年正月初一（2月12日），山東省負荷低谷時段集中式新能源和10千伏以上分布式光伏全部棄電，在火電機組深度調峰后電網仍然負備用不足，又調用6臺火電機組滑參數調峰才滿足低谷負荷平衡需求。
此前一直是山東省電改核心矛盾的外來電，此次將成為電力市場的邊界條件。“外電簽中長期合約，并進行偏差考核結算，也是一定程度的進入市場�！鄙綎|省內人士說。
在電力供需寬松的情況下，外電努力想要進入用電省份。而隨著電力供給的緊張，外電不得不重新開始考慮如何才能實現利益最大化。而曾經在各地外電入市問題上扮演重要角色的電網公司，也不得不重新考慮自身定位。
電網慘敗？
11月10日，浙江省發改委和浙江省能源局聯合印發《2021年浙江省深化燃煤發電上網電價市場化改革實施方案》。自國家發改委10月11日發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（即發改價格〔2021〕1439號文，以下簡稱“1439號文”）之后，各省區市政府都陸續發布了類似的文件。但浙江省這份文件中的有這樣一條內容：“寧東、皖電等省外燃煤配套電源通過政府協議、掛牌交易、競爭性招標等方式確定上網電價。非統調地方燃煤發電通過掛牌交易、競爭性招標等方式確定上網電價。”
看到這條內容，靈紹直流配套電源企業大概可以長出一口氣了。10月17日，靈紹直流配套電源的6家火電企業就上報浙江省發改委希望能夠對靈紹直流配套電源送浙江的電量電價按照浙江省基準電價上浮20%。寧夏回族自治區發改委也組織了靈紹直流配套電源與浙江省發改委開展洽談工作。
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本文標題：電力市場化的保供能力面臨最大考驗
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