争议不休，“负电价”究竟意味着什么？

文/宋琪

时隔一周，关于山东省电力交易市场持续出现“负电价”的讨论仍未“熄火”。

「能见」了解到，此次备受关注的“负电价”事件发生在今年五一假期。2023年5月1日20时至2日17时，山东电力实时市场出现了连续22小时的负电价，刷新了长周期现货试运行负电价的时长纪录。

此后一周时间内，类似“发电厂得贴钱卖电”“新能源负电价交易或将成为常态”“新能源投资积极性将受打击”的讨论持续火热。

事实上，在电力现货市场，负节点电价的出现并不算罕见，为何此次引发如此大范围的讨论？在接连不断的讨论中，反复被提及的“负电价”究竟意味着什么？

为何会出现“负电价”？

呈现负值的节点电价通常出现在电力现货市场。电力现货市场是相对于中长期市场的概念，它泛指日前及更短时间内电能量交易市场。目前，首批八个试点地区的电力现货交易已进入长周期连续运行阶段，山东省是其中之一。

山东电力交易中心数据显示，“五一”期间，山东电力现货市场实时交易电价波动剧烈，波动区间约为1.05元/度至-0.085元/度，并多次出现负电价。其中，自5月1日20时至5月2日17时，连续实时现货交易负电价时段长达22个小时。

在电力现货市场实际运行中，分时市场的出清价格通过竞争形成，而负节点电价的出现意味着市场中供大于求或电网局部存在严重阻塞，发电机组为保持运转不得不向用户支付费用以鼓励其用电。

从系统运行的角度看，受新能源出力预测偏差大、局部输电系统存在阻塞、系统灵活性不足等因素影响，负节点电价发生的概率增加。在实际的运行中，负节点电价往往与高比例新能源接入系统有关，且在周末、假日、凌晨、午间等时段多发。

导致山东电力现货市场出现“负电价”的原因亦然。山东省能源局数据显示，截至2022年上半年，山东省风电、光伏发电装机达5691.5万千瓦，同比增长28.6%，占全省电力总装机的32%，装机规模居全国第二位。同时，山东电力系统缺少常规水电、燃机等灵活调节性电源，调峰能力不足。

具体到此次长时间的负电价表现，一方面，恰逢“五一”假期，生产节奏变缓，用电需求下降。据了解，4月29日至5月3日，山东实际日调度最高用电负荷平均值下降10％；另一方面，新能源的大发使得短期内出现电力供应过剩。“负电价”时段，山东遇大风天气，5月1日至2日风力发电平均出力达到1100万千瓦，同时，连日的晴天也保证了光伏在午间的发电量，短时间系统负荷压力不小。

值得一提的是，高比例的新能源装机使得山东现货市场“负电价”频现，为了保证市场秩序，控制市场风险，目前，山东试图通过行政手段为电力现货市场设置“价格帽”。

2023年3月，山东发改委印发《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）》，对市场电能量出清设置价格上限和下限，上限为1.5元/千瓦时，下限为-0.1元/千瓦时。

“负电价”的影响

《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》中明确指出，建立电力现货市场的目的是完善市场化电力电量平衡机制和价格形成机制，促进形成清洁低碳、安全高效的能源体系。

毕竟从国外可再生能源参与电力现货市场的经验来看，这是促进可再生能源消纳，增加系统运行效率，同时以价格信号降低成本，进而激励可再生能源选址和输电资源利用的有效手段。

从这种意义上讲，现货市场中负电价的出现被视为一种从需求侧发力的资源引导手段。基于发挥边际成本优势、获取补贴或规避高额启停成本等方面的考量，部分机组在市场中采取零报价或负报价甚至是一种竞价策略。对于新能源机组，边际成本接近于零，特别是并网交早、有补贴收入的项目，采取负报价的策略将有助于提高上网电量。

值得注意的是，与国外先有电力现货市场，再考虑可再生能源消纳不同，我国属于因为考虑消纳，才建立了现货市场，因此在建设初期，价格信号进行资源引导的能力有限，更多的时候只代表着供需变化，以及背后可能发生的经济成本。

一般情况下，在新能源大发的阶段，为维持系统的稳定运行，保证电力电量的平衡，通常伴随着火电机组的启停，此次山东也不例外。据电力市场研究者谷峰测算，山东对热态启停的60万等级机组一次补偿80万元，对应换取的光伏发电电量大约180万度，相当于每度多消纳的光伏电量用户侧要多支付0.44元的启停费用，即使光伏发电量全部按照标杆电价结算也仅能获得71万元电费，仍然小于火电机组热态启停付出的经济代价。

不过，对于“负电价影响新能源投资意愿”，暂时也不必有此忧虑。因为目前国内可再生能源参与电力现货市场的比例较低，且电力现货交易规模同样不大，因此即使出现长时间的负电价，在最终结算时也几乎看不到变化。

同时，业内专家指出，解决可再生能源消纳不能完全依靠现货市场，还需要多层级市场协调配合，如省间、区域、省内市场以及辅助服务市场、容量市场、金融衍生品市场等。

其中，现货市场引入调频辅助服务市场，保证系统频率稳定性；衔接调峰辅助服务市场和容量市场协调可再生能源与火电；最后，可再生能源出力不确定性导致的价格系统剧烈波动，可通过与金融市场有效衔接来规避价格风险。