136号文(18)：市场价格走向分析-北极星售电网

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136号文将新能源电量全面推入市场，这个动作会影响到方方面面，如同投入平静湖面中的一颗石子，泛起阵阵涟漪。

这份文件的落地，不仅改变着主角新能源项目的收益，也会对火电主体、用户侧主体带来影响，一定程度上也会在未来逐渐左右电力市场的价格。

在前述多篇分析文章的基础上，我们今天再看看入市电量格局的改变，会怎样影响市场价格。

（来源：微信公众号“黄师傅说电”）

市场交易与系统运行

首先还是要重提一个部分读者会存在的误区，那就电力现货市场出清的结果，是全部电力系统电量共同作用的结果，并非只是市场化电量单独产生的结果。

每个交易周期的出清价格都是通过集中竞价形式来形成出清结果，从供给侧看，参与竞价的电源报量报价，按照价格进行排序。

但参与排序的可不止参与竞价的电源，非市场化的电源因为优先发电的属性，所以在出清序列上是排在前面的，放到整体的供给曲线上相当于以底价的形式排在前列。

需求侧这边一样，多数市场报量不报价，而最终形成的总需求量还要包括电网代购购电的那些工商业用户以及居民和农业用户电量。

这样的供给和需求曲线相交才是出清的市场结果，而不是说仅仅是市场化的发用主体电量之间产生的出清结果。

只要还连接在这个电网上，只要还是要通过电网接收发电量或者用电量，那么不论是否参与市场交易，全部电量都是要在这个电力系统上进行物理实现的。

所以现存的新能源电量，不会因为变成了市场化电量，就凭空出现在电力市场中，入不入市，排序的位置都已经在那里了。

现货市场价格的影响

有了上面的共识，我们可以讨论下新能源入市后对现货市场价格所带来的影响。

短期来看，参与到发电侧供给排序的新能源电量并不会因为入市就会变多，已经建成的项目还是这么多，该怎么发电就怎么发电。

而且之前的文章我们也分析过，报量报价的新能源最终还是报地板价最稳妥，那效果其实和报量不报价一样，也就和非市场化电量参与市场出清的情况一样。

所以，在新能源出力充足的一些交易周期，供需情况不会变化，可能发生的影响就在于限价的放宽。

某些允许负电价申报的省份，是否会因为取消负电价的申报而使得这些交易周期出清的价格提高。而抬高的现货申报价格上限也让一些火电定价的交易周期内出清的价格会有一定的上涨。

长期来看，136号文会激励更多的新能源项目建设，国家能源安全和双碳目标也需要更多的风光电量，届时新能源电量的增幅也将远超社会用电量的增幅。

对应到电力系统运行，会有更多的交易周期将以新能源电量为主，那么这些交易周期反映出的市场价格也会逐渐降低。

不过新能源的出力还是比较随机，尤其像光伏发电也仅仅会集中在白天某些时段，且受天气影响较大，一个结算月内，总会有一些新能源供给不足的交易周期，而这些交易周期内，火电依然是边际机组，是主力电源。

这些交易周期内的交易出清价格肯定会提高。长期来看，新能源电量会不断挤压火电在市场中的电量占比，火电的运行状态将随着新能源的出力起起伏伏，这势必也会抬高火电的运营成本。

而136号文提及放宽现货市场价格限制，报价上限的提升一方面考虑这部分成本的变化，另一部分也是在激励调节资源主动参与到系统平衡中。

年利用小时数的降低将刺激火电在尚有的主力发电时段获取更高的回报，所以在面对更高的边际成本以及更高的现货报价上限时，火电也必然会提高自己的申报竞价。

结果就是不论是短期还是长期，在新能源电量供给不足的交易周期，出清价格必然会提高。

这样看来，整体现货市场的价格是高还是低尚不好说，这取决于新能源电量的增量，取决于天气情况，取决于具体交易周期内的供需情况，毕竟目前的电力系统还没有能达成仅靠风光储和有限的火电调节资源就可以安全运行的程度。

但不同交易周期的价差增大倒是一个相对确定的结果，至于是否利于独立储能的收益，也要看这些价差到底能到多少，毕竟强制配储已经成为了历史，电能量收益的提升能否补偿租赁费用的缺失是要算账的。

这段小结一下：

在新能源增量电力还没进入系统时，因为现货价格申报的放宽，现货市场价格可能会有小幅度上涨。

当增量的新能源电量逐渐渗透，抢占更多交易周期的定价权时，整体的价格会持续降低。

我们所谈论的是电能量市场出清的价格，而因为电源波动属性所带来的辅助服务费以及市场容量补偿费将会相应提高。

二者之间呈现跷跷板的关系，孰高孰低，很难在现在这个时点就给出明确的答案。

不过也不要轻易地下结论说136号文新能源入市后，市场价格就会降低，不能只从新能源电量的角度看市场，从电力系统的角度看会更加全面些。

中长期市场价格的影响

136号文件鼓励新能源电量参与中长期交易，那么在可以远期锁价以及用户侧强制签约一定比例中长期合约的条件下，必然会对中长期电力市场的价格带来影响。

从成本角度来看，风光签约中长期价格一定会低于火电，批发用户还被要求买够一定量的中长期，那么势必会对价格更低的风光中长期合约更感兴趣。

但从分解曲线的角度看，尤其是光伏又挺难以发电曲线作为分解曲线来达成协议。

我们暂时从批发用户、火电以及光伏这三类主体去思考这个局面。

用户选择只和火电签约中长期，那么大概率还是统调分解曲线的形式，价格比方说是a。

如果用户选择将白天的部分电量以光伏出力曲线和光伏签约中长期合约，虽然签约价格可以低于a，但其余时段的中长期电量依然要找到交易对手方。

目前看火电依然还是唯一的选择，但用户想要按照扣除光伏电量之后的曲线去和火电签约，那么肯定签约价格就不是a了，一定是个大于a的数值。

这就很难说中长期合约中，因为出现大量的风光电量就一定会拉低中长期价格。

归根到底，能让风光说了算的交易周期目前毕竟有限，数量上尚不具备压倒性的优势。

当涟漪波及到户电价

那么整体上看，在新能源电量渗透率还未达一定程度，而现货市场限价即将放宽的前提下，市场整体交易价格短期内可能会有小幅上涨。

但这个价格也会随着新能源增量电量的增加而逐渐降低，最后会与辅助服务费乃至可能的容量市场费用达成一个均衡。

批发市场价格的被动也会被售电公司带到零售侧，而且如上文所述，很多市场化不平衡费用，补偿费用，辅助服务费用，原本还有非市场化的新能源部分电量和用户电量一起承担。

现在少了这部分承担的电量，那么势必用户的电量要承担的费用就要增加，不论这部分费用是政策规定直接传导给终端用户，还是成为售电公司购电成本中的一环，都会在到户电价中体现。

再叠加我们前述分析的系统运行费中增加的新能源价格结算机制补偿费以及交叉补贴的增加，多方考虑下短期工商业电价定会有一定的上涨。

尾声

新能源入市后对市场带来的影响可能远超我们现在的认识，目前做的这些分析虽然更多是想象中的推导。但我觉得这些无关对错，重点是要培养出一个从系统看待问题的习惯。

如果站在用户侧的角度看136，那么交易价格，系统运行费，交叉补贴，乃至需要工商业用户承担的市场化费用都可能抬高最后的到户电价。

不过这也是短期的趋势，之所以136号文中多次提及“用户承受能力”，也是代表国家在推进新型电力系统，实现双碳目标，达成能源自主安全目的的过程中会考虑涨价给工商业用户所带来的经济压力。

而随着更多新能源电量进入市场，随着价差结算机制的不断完善，短期价格的提高也是在为长期价格的回落做铺垫，而最终也将达到个别时段价差明显，整体均价稳中有降的局面。

136号文对于用户侧到户电价的影响分析就暂时告一段落，下一篇我们把目光转向分布式光伏，看看这类用户侧的发电资源在136号文下又会受到哪些影响。

原标题：136号文(18)：市场价格走向分析

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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