高比例新能源下，实物PPA为何开始抬升现货电价

过去，行业普遍认为，风电和光伏会通过“优序效应”（Merit Order Effect）压低电价，大量零边际成本新能源进入市场，挤出高成本火电，从而拉低整体出清价格。

但随着新能源占比不断提高，一个新的问题正在出现。决定电价的关键，不再只是新能源装机规模有多大，而是这些新能源以什么方式参与市场。

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高比例新能源系统底层逻辑演进

通常认为，新能源占比越高，电价一定越低。但在市场实践中，这一认知常常与现实情况相悖。

欧洲能源危机期间，风电和光伏装机持续增长，但天然气价格飙升通过边际定价机制将电价推至历史高位。电价最终仍由供需关系、燃料成本、系统灵活性和市场结构等多重因素共同决定。

风光能够压低电价还有一个关键前提——这些低成本电量真正参与市场出清。然而，当越来越多新能源被长期双边合约提前锁定，市场价格形成机制也开始发生变化。

西班牙一项发表于公用事业政策领域权威期刊Utilities Policy的研究，采用2019—2024年共52260个小时级电力市场数据，覆盖疫情、能源危机、伊比利亚天然气限价机制以及市场复苏等11个市场阶段，系统分析了新能源双边合约与现货电价之间的关系。

研究得出的结论颇具颠覆性。在高比例新能源阶段，大量风光通过实物PPA等长期双边合约锁定电量、退出日前市场定价后，原本具备降价属性的低成本绿电，反而可能抬升现货电价。2023—2024年市场恢复常态后，这种效应持续显现。

乍一看这似乎违背常识，但该现象实际上揭示了高比例新能源系统正在发生的底层变化，现货市场的定价权正逐步从低成本新能源转向承担系统平衡责任的灵活性资源。

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实物PPA从稳价工具变成涨价推手

前述研究重点分析了场外实物双边合同（PBC），包括市场化实物PPA、售电侧对冲合约以及集团内部直供电协议。

在西班牙自主调度（Self-dispatch）机制下，合同约定电量提前交割，不再进入日前市场竞价。这类合同长期覆盖西班牙40%—47%的用电量，是当地最重要的电力交易方式之一。

长期以来，市场普遍认为实物PPA能够锁定低价绿电，既降低用户购电成本，也通过新能源零边际成本特性平抑现货价格。

但随着新能源规模持续扩张，这一作用开始发生变化。

疫情与能源危机期间，双边合约仍发挥稳价功能。当天然气价格暴涨、市场剧烈波动时，提前锁定的长协电量减少了市场对高价边际机组的依赖。

然而，随着欧洲能源市场逐步走出危机、西班牙新能源装机快速增长，双边合约对电价的作用发生了逆转。

研究显示，在2022—2023年天然气限价机制实施期间，双边合约覆盖率每提高1个百分点，现货电价平均上涨0.672欧元/兆瓦时；危机后的调整阶段，涨幅扩大至1.402欧元/兆瓦时；到2024年市场恢复常态后，这种推涨效应仍在持续。

不同技术类型的新能源PPA表现也出现明显分化。

水电依托水库调节能力，在整个研究周期内持续发挥稳价作用。天然气限价阶段，水电合约占比每提高1个百分点，现货电价下降4.631欧元/兆瓦时。

相比之下，风电除疫情期间需求骤降的特殊窗口期外，大多数时期均表现出推高电价的倾向；而随着西班牙光伏装机从5吉瓦增长至39.7吉瓦，光伏PPA也逐步由降价因素转变为推涨因素。

原因在于，水电不仅提供低成本电量，还保留了灵活调节能力。当系统出现供需偏差时，水电能够通过调整出力缓解价格尖峰；而风电和光伏即便签署PPA后，仍保持同步波动特征，难以承担同样的系统平衡功能。

该研究强调，风电和光伏本身并未失去优序降价能力，只要这些电量进入日前市场竞价，依然能够压低市场价格。在天然气限价阶段，风电参与市场出清可使现货电价下降2.488欧元/兆瓦时；后危机阶段，光伏参与竞价也能带来0.502欧元/兆瓦时的降价效果。

问题并不在于新能源发不发电，而在于这些电量是否参与价格形成。换句话说，电量没有消失，消失的是参与价格竞争的那部分低成本供给。

如果把日前市场看作一个拍卖场，当100兆瓦时光伏电量全部进入竞价环节时，零边际成本电量能够直接压低成交价格；但如果其中40兆瓦时已经通过实物PPA提前锁定，仅剩60兆瓦时参与竞价，那么市场能够感受到的低价供给就会减少。

也就是说，这些电量依然照常发电、照常并网，却不再参与市场定价。随着越来越多新能源通过长期合约退出价格形成环节，现货市场中的供给结构也开始发生变化。

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现货沦为“残余市场”，高成本机组重新掌握定价权

从2022—2023年天然气限价时期到2024年新能源高渗透率阶段，实物PPA对现货价格影响的逆转，本质上反映的是市场结构变化。

在新能源发展初期，即使部分风光电量通过实物PPA退出市场，剩余新能源规模仍足以主导价格形成。但西班牙光伏装机从5吉瓦增长至近40吉瓦后，被长期合约锁定的绿电规模已达到足以改变市场结构的程度。

大量低价风光退出定价环节后，现货市场出清越来越依赖煤电和联合循环燃气机组（CCGT）等灵活电源，边际电价也随之更多地由这些高成本机组决定。

数据显示，在后危机调整阶段，煤电平均推高电价19.27欧元/兆瓦时，CCGT推高电价7.55欧元/兆瓦时。

更深层的变化在于，现货市场正在从全电量交易市场逐步演变为剩余平衡市场。

进入现货市场的，不再是全部电力需求，而是长期合约覆盖之后，系统仍需即时匹配的那部分边际需求。而这部分需求，往往也是最难预测、最难满足的需求。例如，风电突然减弱、光伏出力下降、负荷突增、预测偏差扩大等情况，都会形成临时缺口。填充这些缺口的，恰恰是成本最高、响应速度最快的灵活性资源。这也是实物PPA既推升平均电价、又放大价格波动的重要原因。

尤其是光伏出力具有明显的昼夜周期特征。午间大量光伏电量被长期合约锁定后退出定价环节，市场缺少足够低价供给；而傍晚光伏集中退坡时，新增需求又不得不依赖燃气机组补位，价格尖峰因此更容易出现。

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重新审视市场机制设计

前述研究的相关分析并非只适用于西班牙。德国、澳大利亚等新能源快速增长的市场也已开始出现类似现象。

因此，行业的关注点正在从新能源如何降低电价，逐步转向新能源以何种方式参与市场。

同样一份风电或光伏电量，如果进入日前市场竞价，就能够释放优序效应；而如果通过实物PPA退出价格形成过程，则可能削弱这种降价作用。

基于这一发现，研究者建议监管机构鼓励新能源优先采用金融差价合约（CfD）等金融PPA模式，而非实物PPA。

金融PPA只锁定项目收益，不改变电量流向。新能源仍然全部参与日前市场出清，在保障投资收益稳定的同时，也保留了其压低市场价格的作用。

这项研究最大的价值在于，打破新能源发展初期形成的一种固有认知——新能源装机越多，现货市场电价就越低。

在高渗透率阶段，大量新能源通过长期合约锁定收益后，市场开始呈现新的特征——现货价格尖峰化、高低电价频繁切换、灵活性资源价值快速上升、储能套利空间扩大、调峰电源重要性重新提升。

文章讨论的已不仅仅是PPA产品本身，而是提出了一个更深层的问题：当越来越多的电量通过长期合约退出价格形成过程，未来现货市场是否会逐渐演变为一个专门处理短时缺口的高成本平衡市场？

如果这一趋势持续，高比例新能源体系的建设重点或许不应只放在新增装机规模上，而更需要重新审视整套市场机制设计。

因为在新能源时代，真正稀缺的可能已经不再是电量本身，而是维持系统实时平衡的能力。未来电力市场改革需要回答的核心问题，也许不再是如何让新能源进入市场，而是谁来承担系统平衡责任，以及如何让这些资源获得合理补偿。