宏观视角下“负电价”的影响和启示

　　据山东省电力交易平台信息，5月1—2日期间，48小时实时现货交易中，共32个小时出现“负电价”。其中，5月1日20时—5月2日17时，连续21个小时实时现货交易价格为负，刷新了国内电力现货市场“负电价”持续时长纪录，引发业内关注。“发电厂得贴钱卖电”“负电价交易或将成为常态”“负电价‘暴击’新能源发展”等声音层出不穷。如果跳出新能源行业，从更宏观的视角来看待“负电价”现象，可以发现“负电价”并不罕见，它是电力现货市场发挥作用的正常体现，但其释放的价格信号以及行业发展问题更值得深思。

　　一、“负电价”其实并不罕见

　　“负电价”是指电力市场中的出清价格低于零的情况，尤其是在电力供大于求的时候，比如新能源发电量过大，用电需求下降时，发电企业为了把多余的电卖出去，不但不收取费用，反而还要付钱给用电者，即“付费发电”。

　　“负电价”在国外并不罕见，在清洁能源发电占比较高的国家，“负电价”是正常的市场现象。早在2007年，德国电力日内交易市场首次引入“负电价”。此后，奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入“负电价”。在国内，山东是最早出现“负电价”的省份。2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格，这是国内首次出现“负电价”，随后几年内多次出现过“负电价”。据统计，自2021年12月山东启动电力现货市场不间断结算试运行以来，2022年共有176天出现了“负电价”，且“负电价”出现的主要时间段为上午10时到下午15时，为光伏大发时段，平均价格为-0.08元/千瓦时。

　　二、此次“负电价”由多种因素造成

　　虽然山东电力现货市场之前多次出现过“负电价”，但此次持续时间比较长，因而引发诸多关注，究其原因，可以用“天时”“地利”“政策”“利益”八个字来概括。

　　(一)“天时”：“五一”假期期间，由于部分工厂停工放假，工业用电大幅下降，电力需求减少，山东电网负荷偏低。5月1日、2日，山东统调最大负荷分别为6479万千瓦、6648万千瓦，相较工作日8000万千瓦左右的负荷分别下降了19%、17%。

　　(二)“地利”：山东是新能源大省，截至2022年底，山东风电装机量2302.18万千瓦，光伏装机量4269.88万千瓦。累计光伏装机量全国第一，风电装机量全国第五。风光新能源装机占比高达42%，与省内第一大装机电源火电几乎持平。“五一”假期，山东白天天气晴好，光伏发电量大，而连续多日的大风导致风力发电出力增加，5月1日至2日风力发电平均出力达到1100万千瓦。风电、光伏同时大发，新能源出力增加，电力供应大幅超过用电负荷。

　　(三)“政策”：作为全国首批电力现货市场建设试点，山东电力现货市场自2021年12月起连续结算试运行近17个月。2023年3月，山东发布《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知(征求意见稿)》，在全国首次将电力现货市场最低价格设定为负值，“负电价”政策正式落地。该《通知》指出，对现货市场电能量申报设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元。对电能量出清设置价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。

　　(四)“利益”：电力系统是一个发用电实时平衡的系统，当供过于求时，发电企业可能减少出力甚至停机，即“弃电”;也可以鼓励新增用电需求，给予其一定补贴，即所谓的“负电价”，以保持电力平衡。当“负电价”低于发电机组启停成本时，无论是火电还是新能源机组都会选择接受“负电价”而继续发电。目前带补贴新能源还有至少0.02元/千瓦时的补贴托底，具有报负价发电拿到补贴的动力。此外，当前电力现货市场是根据报价安排出清顺序。当供大于求时，如果申报电价过高，排位就会靠后，面临无法出清而停机的情况。为了排位靠前不停机，发电企业会倾向于报低电价，甚至“负电价”，这样才能“舍小钱保大钱”“掏钱买排位”。

　　三、应客观理性看待“负电价”现象

　　(一)“负电价”影响有限

　　首先，电力现货市场的“负电价”并不意味着发电企业的结算电价就是负值，这主要取决于中长期和现货电量的比例。目前我国电力市场交易仍以中长期合同交易为主，电量占比达到95%以上。国内现货交易规则也只允许全年用电量的10%通过现货交易来实现，实际操作过程中仅占5%—6%。由于现货电量占比低，现货价格对最终结算价格的影响较小，“负电价”影响有限。其次，“负电价”只是发电企业在现货交易市场中的报价策略，结算价格并非为负。这一次现货交易出清价格虽然最低达到-0.08分/千瓦时，但由于山东还有度电0.0991元的容量补偿，发电机组最终结算电价并不是负的。即使结算价格是负的，也并不意味着终端消费者可以无偿用电，还能获得补贴，因为终端电价中还包括输配电价、增值税及各类附加等。

　　(二)“负电价”是现货市场发挥作用的正常体现

　　从整个电力市场来看，电力现货市场具有最真实的时序和价格信号，承担着价格发现功能，是市场化最充分、最关键的一部分，也是电力市场建设的关键之一。如果缺少现货市场的支撑，新型电力系统和能源转型将会成为“镜中花”、“水中月”。电力现货市场要想真实反映电力商品在时间和空间上的供需关系，发挥引导发用电资源响应市场价格波动，保障电力平衡，就必须让其价格随供需形势波动起来。“负电价”的出现充分反映了电力市场供需失衡，存在过剩电力，需要通过价格激励来刺激用电需求或抑制发电供给。可以说“负电价”是新能源规模不断扩大下，电力市场化改革的必然结果，也是现货市场运行的一种正常现象。

　　(三)“负电价”对电力行业和市场来说利大于弊

　　“负电价”对电力行业和市场利弊互现，但从宏观层面上讲，总体来说是利大于弊。有利的一面包括可以降低电价水平，鼓励消费者用电，促进可再生能源的利用，减少电力企业投资浪费，提高电力市场效率。此外，还可以促进电力市场竞争，鼓励电力企业提高效率、改进技术。不利的方面，长时间“负电价”意味着发电企业收入下降或亏损，可能会影响其投资回报和发展动力。同时，“负电价”也给用户带来了用电成本的波动和不确定性。

　　四、相关启示

　　(一)对未来电价波动要有更高的容忍度

　　市场运行的基本原理是，当供应过剩时，生产方降低价格;供不应求时，价格上涨。因此，随着我国“双碳”目标的推进，新能源的快速发展，新能源装机占比进一步提升，电力市场的完善，未来“负电价”现象可能会越来越普遍。另一方面，“负电价”出现的同时也意味着某一地区、某一时段可能出现“超高电价”，两者都是市场供求的基本反映，未来要进一步推进电力市场化改革，首先必须对电价波动要有更高的容忍度，更多地让市场发挥资源配置作用。

　　(二)进一步完善电力市场体系和规则

　　短时间内“负电价”影响不大，但长时间、大范围的“负电价”影响就会更加深远。为减少未来“负电价”或“超高电价”频发所带来的负面影响，需要建立健全包括中长期、现货、辅助服务、容量等在内的全形态电力市场，形成反映不同类型电源价值的完整价格体系。同时，需要完善市场规则和监管机制，保障市场公平竞争和有效运行。

　　(三)提升能源系统灵活性，促进供需双方平衡

　　能源系统灵活性是指能源系统根据外部信号(价格信号或激活)而灵活地改变能源生产和消费的能力，使供需双方更好地实现平衡。提高能源系统灵活性可以从电源侧以及负荷侧两边同时入手，在电源侧，可以增加煤电等传统发电厂灵活性，增加可再生能源装置可控性，沼气等无波动的可再生能源。在负荷方，实现电变热、电变气等，与周边区域电网实现连接，帮助缓解某地区、某时段电力供需的不平衡。

　　(四)加大储能设施以及输电体系建设力度

　　出现“负电价”的一个原因在于电力是即时消费，发用电实时平衡，而新能源发电具有波动性和间歇性。随着新能源装机容量增加，风、光大发时段与用户需求量不匹配，如果没有一个大规模的、高性价比的存储条件，现货交易价格就容易出现负值。尽管目前我国储能技术已大步发展，但大规模储能始终存在瓶颈。因此，要进一步加强储能设施建设和规模化储能技术研发，加大特高压输电体系的建设力度，以更好地适应变化。

　　(五)密切关注大宗商品中“负价格”和“超高价格”频发

　　近年来，随着国际政治经济形势的剧烈变化，大国竞争博弈加剧，包括石油、天然气在内的大宗商品价格波动明显，不断出现“负价格”和“超高价格”。例如，2020年新冠疫情冲击导致需求下降，国际原油现货价格持续下跌，出现“负油价”。2020年4月20日，美国怀俄明州沥青酸油跌至历史最低值-54.19美元/桶。2022年由于俄乌冲突爆发，欧洲天然气价格创下历史新高。再加上这些年国内外出现的“负电价”。尽管大宗商品交易规则里允许出现“负价格”和“超高价格”，对此仍要加以重视，密切关注，认真分析其所带来的影响。