負電價不是“狼來了”

近日，負電價頻頻“現身”山東電力現貨市場。

據山東省電力交易平臺信息，5月1日至5月2日48小時實時現貨交易中，共有32個小時出現了負電價。值得注意的是，5月1日20時至5月2日17時，連續21小時實時現貨交易價格為負。其中，最低實時電價出現在5月2日17時，為-85元/MWh，刷新長周期現貨試運行的負電價紀錄。

這一“創紀錄”現象引起業內熱議：“負電價是否意味著發電企業要賠錢發電？”“出現負電價是市場失靈了嗎？”多位業內受訪人士對《中國能源報》記者表示，“負電價并不可怕”“負電價未來會成為常態”“市場的事就要交給市場解決”。

未來負電價是“常客”

正如普通商品市場一樣，價格由供需決定。簡言之，負價格的產生是供過于求。因此，負電價并非“難得一見”。山東此前就曾出現過負電價：2019年12月11日13時，山東電力現貨日前市場出現了-40元/MWh的出清價格，這也是國內首次出現“負電價”。2022年12月，山東發電側現貨價格更是多日在中午13時光伏“頂峰出力”時，出現1-2個小時的-80元/MWh的出清電價。同時，“負電價”現象在國外也十分常見，以德國為例，2017年負電價的情況就超過了100次。除歐洲外，澳大利亞、美國等也均出現過負電價。

此前國內出現的負電價不是長時間連續存在，那么此次山東的負電價為何持續21小時？

“山東在非采暖季節出現負電價，最主要的原因是新能源發電量快速增長，同時‘五一’節假日期間用電負荷驟降，供需倒掛所導致。”杭州數元電力科技有限公司董事長俞慶指出。“五一”期間，部分工廠放假，山東電網的用電負荷出現超過15%的下滑，恰逢5月屬于北方的大風月份，“五一”期間最高風電出力達到1760萬千瓦，平均值達到1100萬千瓦，導致現貨市場需要通過實時市場的負電價來實現風電消納。

“在長周期運行的電力現貨市場試點中，供過于求時，價格就會下探‘地板價’。而山東出現負電價，是由于其市場規則設置允許出現負電價。”電力行業資深人士趙克斌指出。

早在今年3月，《關于山東電力現貨市場價格上下限規制有關事項的通知（征求意見稿）》中，山東將市場電能量申報價格下限設置為每千瓦時-0.08元、市場電能量出清價格下限設置為每千瓦時-0.1元。彼時，就有業內人士告訴《中國能源報》記者，這將意味著，此后“負電價”將是山東電力市場的“常客”。

消費者能從負電價中獲益嗎？趙克斌向《中國能源報》記者分析，在電力市場中，大部分電量的價格通過中長期交易提前鎖定。而沒有通過中長期合同鎖定的電量，價格才會隨現貨市場波動。“目前現貨市場的負電價，無論是總量占比還是時長占比都極少，不會明顯影響到零售端的電價。”俞慶補充。

邊際成本的競爭結果

受訪的業內人士均指出，負電價絕不是“狼來了”，但是一個重要信號。“在可再生能源占比越來越高的電力系統模式下，負電價逐漸成為常態恰恰是傳統能源系統向新型電力系統過渡階段的市場特征。”趙克斌進一步指出。

某電力研究人員對《中國能源報》記者表示，出現負電價一般是有發電機組申報了負電價，且能夠在市場中中標。從這個角度看，負電價反映了現貨市場在某些時段出現明顯的供大于求，也反映了市場中存在較大比例愿意申報負電價的電源，例如，享有場外補貼的低邊際成本風電光伏和需要維持連續運行的煤電等。

華南理工大學電力學院電力經濟與電力市場研究所所長陳皓勇也認為，電力現貨市場的競爭原理是邊際成本的競爭，負電價的產生是由于出現邊際成本近零的風電、光伏可再生能源機組。由于有政府補貼，且補貼隨電量發放，因此風光會以絕對值低于補貼的價格報負價格。“也就是說，假如可再生能源的補貼為0.2元/MWh，機組在現貨市場的實時報價只要高于-0.2元/MWh，即使報了負價，中標后結算時仍有的賺。”

當電力系統中風光占比和報價高時，有可能轉變為定價機組。相對而言，由于經濟性和安全性原因不能頻繁啟停的核電、火電等常規機組就可能變成非定價機組，為了不退出供應，不得不報出“地板價”甚至負價，所以市場中風光占比高時就出現了負出清價。“因為新能源難以存儲，所以它報零價或負價的時候一般能保證出清。按照統一邊際價格出清的原則，如煤電、氣電等常規能源機組就會作為邊際機組給市場統一定價。”陳皓勇指出，在風光占比高時，會有很多常規能源機組為了不停機而報出負價，而當有足夠多的機組報出負價時，市場出清價就是負價了。

“其實，國外電力市場也曾就負電價問題進行過激烈討論。例如，歐盟曾認為，由于光伏、風電低邊際成本的特點，導致火電等常規機組在這種以邊際成本為基礎的現貨競價交易中被擠出，使市場出清價格降低，甚至出現負值，導致火力發電難以生存。”陳皓勇對《中國能源報》記者表示，市場化后的電力系統會成為復雜的“工程-經濟”耦合系統。

負電價的出現和新能源的高占比休戚相關，也在一定程度上體現了系統對調節能力的呼喚。“負電價成常態，說明電力系統中的新能源占比越來越高，但實際上，系統的成本也在增加。如光伏裝機增多所造成‘鴨子曲線’，將導致系統中靈活性資源、備用容量需求的增加，以及供應側成本的增加。”趙克斌指出。

電力現貨方案需不斷完善

“電力市場需要對靈活性資源合理定價，才能保障可再生能源的消納，但當前電力市場設計無法對靈活性資源提供合理的經濟激勵。”陳皓勇認為，出現負電價很正常，目前世界并沒有一個完美的電力市場設計方案，各國電力市場仍在不斷實踐中逐步修改和完善。在理論與實踐過程中，出現的一些問題是對我國電力市場設計亟需解決的重大挑戰。

那么，與傳統能源占主體的電力市場不同，新能源占比越來越高的電力現貨市場或需重新設計。“比如，煤電價格在電能量市場上所遇到的傳導問題，不應依賴容量市場解決，而應在電能量市場上就將傳導機制設置好。與此同時，新能源的綠色價值應當在環境市場實現，而不是在電能量市場實現。在電能量市場，可再生能源和常規能源被發現的都是電力價值，應當一視同仁。”趙克斌建議，綠色價值應通過綠證交易和配額制以及與碳市場的聯動去實現。

然而，與設計規則相比，目前還要亟需解決的是電力現貨市場的流動性。一位不愿具名電力行業資深人士接受《中國能源報》記者采訪時表示，電力現貨試運行兩三年較為平穩，應該盡快邁入常態化交易運行。“比如中長期分時段交易各省都會持續2-4個小時連續開市，滾動成交，但由于技術支撐不夠，市場主體經常只會在開市后的5-15分鐘、閉市前的15分鐘開展交易，中間的大段時間放棄交易。”

俞慶建議，在新能源項目尤其是分布式項目的規劃和建設階段，需要充分考慮實際情況，測算動態收益率，并高度重視運行期的光伏消納，光-儲-充-荷的內部互動和負荷側運營，才能切實降低新能源項目的長期運行風險。“此外，在電力價格的上下限設置上，要逐步抬高‘天花板’，增加峰谷比。”

上述研究人員直言，在低邊際成本、低調節能力的新能源大發展背景下，電力負荷較低時出現負電價可能趨于頻繁。對于投資建設而言，可再生能源和常規電源需要合理評估收益預期，并提高對靈活調節能力的重視。“對電力市場的規則而言，負電價體現出市場價格對市場供需狀況的反應是清晰的，價格信號的傳導是有效的。這樣的市場規則可以更好地激發市場活力、促進市場發展。”

評論丨熱議當中有警示 

文丨楊曉冉

山東電力市場此次連續21小時的負電價，引起業內熱議。新一輪電力市場化改革走過8年，我國現貨市場不斷取得進展，持續推動著電力市場的統一開放、競爭有序。當前，隨著“雙碳”目標和新型電力系統的構建，現貨市場更成為完善我國電力市場體系建設、通過價格信號引導資源優化配置的重要場地。在現貨市場中，負電價漸成常態，是以傳統能源為主的電力系統向新型電力系統過渡不可避免的階段性特點。

在現貨市場中，各類機組展開邊際成本的價格競爭。負電價凸顯了電力系統對靈活調控能力的需求，也呼喚電力現貨市場需要進一步審視新能源與常規能源的作用和地位，制定更合理的能源及電力市場政策。業內專家稱，考慮各類機組的作用和地位，不得不提能源的不可能三角。如火電這樣的常規機組不具有環境友好的一角，而新能源不具有供給穩定安全的一角。市場就是一桿公平的秤，各類能源機組互生共贏，不應當存在誰被擠壓的局面。因此，相關政策應充分給予和明晰各類型機組在電能量市場、容量市場和輔助服務市場所相對應的價值，使各個市場對機組的獎懲職能歸位。特別是新能源全面參與市場交易后，其綠色價值如何去體現，中長期防風險作用能否發揮，儲能作用如何匹配發揮，源網荷儲的利益如何調整，均要本著互相協調，共生發展的原則去考慮。