对“负电价”现象的冷思考

山东是全国首批电力现货市场试点之一，于2021年底启动了现货市场不间断结算试运行，2022年首次引入容量补偿机制，2023年首次将新能源发电部分纳入现货市场。2023年4月29日至5月2日，受节假日影响，山东省电力需求总体不高，加上新能源发电水平处于高位，山东省现货市场连续四天出现了负电价，尤其是5月1日20:15至5月2日17:15的实时市场价格持续以现货价格下限（-0.08元/千瓦时）出清。“负电价”持续时间之长在国内尚属首次。部分专家指出，“负电价”并不罕见，在当前环境下有利于电力行业发展；部分观点认为这是电力市场失灵的表现，业界对新能源进入市场展开了讨论。

 

应客观认识“负电价”的合理性，

 

“负电价”是现货市场平衡供需效能的充分体现

 

电力现货市场的主要作用是保障电力的实时供需平衡，在较短的时间尺度内（日前至执行前15分钟）对更长时间尺度制定的发用电方案进行矫正，包括但不限于弥补设备停机故障造成的缺口、修正电力负荷和新能源发电的预测偏差等。现货市场的电价波动反映了不同时间段电力供需之间的变化，在线机组的边际发电成本决定了现货价格的波动范围。

 

现货市场出现“负电价”，说明在对应时点的边际发电成本为零的发电机组的发电水平将超过电力负荷，需要通过鼓励增加负荷和减少发电的方式引导供需的平衡。若现货电价不存在，所有在线的发电机组在此时点将面临弃电的调度指令。

 

欧洲和美国的电力现货市场中均存在“负电价”机制。随着新能源占比的提升，“负电价”也频繁出现在这些现货市场中。此外，2016年我国东北地区采暖季通过调峰市场对机组发电量调减进行补偿的方式就是我国在尚无现货市场情况下所采用的类似于“负电价”的变通方法。

 

补贴等其他形式的收益或成本引发了“负电价”

 

“负电价”的出现意味着一些发电机组宁愿支付一定的成本也要继续发电，说明在“负电价”出现的时点，这些机组不发电所产生的成本大于支付“负电价”，或发电所获得的收益可覆盖“负电价”，即机组的变动成本仍为正。这种现象的发生主要包含以下三种情况：

 

一是具有爬坡速率等物理约束而无法频繁启停的机组，或频繁启停将导致设备疲劳、维护成本大于“负电价”的机组，为保障其整体收益水平选择在“负电价”水平下继续保持原有的发电状态；

 

二是边际发电成本为零且获得了场外补贴或其他收益（如绿证、碳信用等）的机组，通常为2021年前并网发电的风电和光伏发电项目，当“负电价”低于其补贴水平时仍可通过发电获得收益，因此选择继续发电；

 

三是具有场外补贴或其他收益，且在“负电价”水平下仍可获得收益的机组。例如处于采暖季的热电联产机组、获得垃圾处理费的垃圾发电机组、获得容量补偿费用的发电机组等。

 

现货市场的“负电价”不等于发电项目负收益，

 

也不等于发电容量过剩

 

从电价水平来看，尽管山东现货市场出现了持续21小时的“负电价”，但山东现货市场的年均价格约为0.353元/千瓦时，加上容量补偿电价0.0991元/千瓦时后，高于山东煤电基准价0.3949元/千瓦时。

 

从市场规模来看，山东要求用户和发电企业的年度及以上中长期合同签约电量不低于往年发用电量规模的80%，市场主体（包括新能源企业）参与现货市场的电量规模不高于20%，因此现货市场的电价水平对发电企业整体收益影响有限。

 

尽管发电容量冗余或局部长期窝电会造成现货市场中“负电价”出现的频率增加，现货市场电价水平下降，但“负电价”并不代表当地的发电容量过剩，还需具体问题具体分析。尤其是随着新能源等间歇性电源占比增加，即使午间出现了短时电力过剩，傍晚仍可能存在电力缺口。

 

“负电价”的出现反映出我国电力系统

 

普遍存在的调节能力不足等问题

 

从山东现货市场价格曲线可以发现，当新能源发电与负荷的规模翻转时，现货市场的价格波动曲线十分陡峭，这一方面源于发电边际成本变化剧烈，另一方面反映出山东电力市场调节能力的紧缺，调节资源品种较为单一，调节资源间也没有实现充分竞争，进而难以平缓现货电价的波动。

 

“负电价”反映出山东以往的电价体系无法充分调动系统的调节能力，引导供需平衡。这也是我国大部分地区在可再生能源大规模发展前电价体系存在的共性问题。以往光伏发电投资未考虑调节发电曲线所带来的成本，在参与现货市场后通过“负电价”得以反映。截至2023年5月14日，山东已累计出现超过200小时的负电价，说明在现有光伏装机渗透率下，山东每日午间的新能源发电量超过或与上网净负荷大体相当，日调节能力不足，存在较大的弃电概率。

 

“负电价”还反映出我国现有电力市场的灵活性仍有待加强。一些地区的中长期市场与现货市场衔接不充分，市场交易频次偏低、不同时间尺度的产品或产品组合设置不合理均会影响现货市场中调节潜力的发挥。在市场建设初期，通过限制中长期合同保障的电量份额，可以降低市场风险、保护市场主体，但在一定程度上也限制了现货市场的活跃度，尤其是限制了一些具备较强负荷弹性、有更高套利意愿的资源更全面地参与到系统调节中。

 

市场环境下，发电企业进行投资不仅需要确定合理的装机容量，优化在当地的投资组合，还需结合市场运行情况确定机组的发电小时数和预期电价水平，要求发电企业对各地电力市场运行情况有充分的了解，市场运行的分析能力很大程度上影响着发电企业的投资决策能力。许多市场主体对山东负电价的误读也体现了市场建设还需加强宣传，培育市场意识，提升各主体的参与能力。

 

注释：[1]根据《关于做好2023年全省电力中长期和零售合同签订工作的通知》（鲁发改经体〔2022〕958号），2023年参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏）全电量参与现货市场；未参与中长期交易的集中式新能源场站（不含扶贫光伏），10%的预计当期电力参与现货市场。签订市场交易合同的新能源场站在电网调峰困难时段优先消纳。