每經記者 周逸斐    每經編輯 陳 旭    

近日，動態電價提供商Rabot Charge數據顯示，德國4月份電力現貨市場出現了50個小時的負電價，最低價格超過負0.05歐元/千瓦時。歐洲市場出現如此長時間的負電價，也讓國內再次掀起有關負電價的討論。

其實，負電價在國內外電力現貨市場中屢見不鮮。2019年12月11日，山東電力現貨市場曾出現過-40元/兆瓦時的出清價格，這是國內首次出現負電價。

新華社圖

此后，山東電力現貨市場曾多次出現負電價。比如在2023年5月1日至2日間，山東電力市場現貨交易中心出現罕見的連續21小時負電價。這些例子表明，負電價并非孤立事件。

長時間的負電價屢次出現，有何影響？《每日經濟新聞》記者就此采訪了多位能源領域專家。

負電價是多重因素共同作用的結果

《每日經濟新聞》記者注意到，近年來，負電價現象在歐洲多國頻現已屬常態。2007年，德國電力交易市場首次引入負電價。此后，奧地利、法國、瑞士分別在2008年、2010年和2013年引入負電價。

根據國信證券的研究報告，2019年，德國電力交易市場負電價時長達到101小時；2020年受新冠疫情影響，負電價時長達298小時；2022年德國電力交易總時長8760小時中，負電價時長達到69小時。

多位能源領域專家告訴記者，德國等國和我國山東省出現負電價，均與可再生能源占比快速提升的電源結構密切相關。

中國能源研究會能源政策研究室主任林衛斌告訴《每日經濟新聞》記者，“在我國電力系統由傳統發電穩定的火電向波動性較大的可再生能源發電轉型過程中，隨著新能源裝機占比大幅度增加，風光電波動性、隨機性的特點導致電力供給與用電負荷在時間上錯配，進而出現一些時段電力供大于求。”

國家能源局數據進一步證明，我國新能源滲透率近年來正不斷提升。今年一季度，全國可再生能源新增裝機6367萬千瓦，同比增長34%，占新增裝機的92%。截至2024年3月底，全國可再生能源累計裝機達到15.85億千瓦，同比增長26%，約占我國總裝機的52.9%。其中，風電和光伏裝機之和突破11億千瓦。

今年一季度，全國可再生能源發電量達6875億千瓦時，約占全部發電量的30.7%；其中，風電光伏發電量達4253億千瓦時，同比增長25%。

中國電力科學院用電與能效研究所高級工程師宮飛翔認為，負電價頻繁出現，是當前新能源快速發展、電力供需不完全匹配、可再生能源的特性、補貼政策的影響以及電網穩定的需求等多重因素共同作用的結果。

報負電價為避免機組產生啟停成本？

按照常理，發電企業報價應該要高于成本價才不至于虧錢，那么企業為什么會接受負電價的現象呢？

國家電力投資集團原營銷中心副主任唐俊告訴《每日經濟新聞》記者，在我國電力現貨市場運行中，市場的分時出清價格通過競爭形成。市場運營機構會披露各時段的電量需求，由發電企業提交電量和相應的報價信息，市場運營機構在滿足電力系統運行安全的基礎上，按照經濟最優原則安排由哪些機組發電，隨后發電企業根據中標信息按照約定發電。

一位不愿具名的電廠從業人士透露，從原理上講，哪家發電企業報價最低，就讓其優先上網。其中，新能源發電成本低，比如光伏發電的一次能源就是光照，因此報價一般都會偏低。

唐俊舉例說，如果某天某個時間點，現貨市場需要100萬千瓦的電力，市場運營機構就會發布需求，由電廠參與報價。比如A發電企業出價最低，B發電企業次之，市場運營機構便按照發電側的報價，按從低到高的順序逐一形成成交電力，直到可提供的電力疊加起來能滿足100萬千瓦的用電需求。

“在市場交易的某個時段，成交的電力中，滿足負荷需求的最后一家發電企業的報價，就是市場出清價，也叫作邊際電價。如此，這個時段中，所有中標發電機組的發電量都按照這一價格結算電費。當然，實際的市場出清優化和電價計算是非常復雜的。”唐俊說。

這意味著，電力現貨市場出現的負價格源于最后一家發電企業的報價為負。

那么，發電企業為什么愿意不計成本而報出負電價呢？

多位能源專家告訴記者，我國不同發電機組報負電價的原因不同。林衛斌表示，對于煤電企業來說，在電力供大于求的情況下，煤電機組為了保障連續運行，也可能寧可在現貨市場上報低價甚至負電價，避免因為機組的啟停成本而帶來更大的損失。

財政補貼也是一個重要的影響因素。一位發電廠商管理人士認為，我國有些機組發電有補貼，不發電就沒有。這種情況下，負電價可以避免停機所需的高成本，而通過補貼也可以減少企業的損失。

現貨市場價格不直接影響居民電價

《每日經濟新聞》記者注意到，不論是國外還是我國山東省，負電價現象均集中在電力現貨交易市場上。

國家發展改革委能源研究所原所長周大地告訴記者，我國電力交易一般包括中長期交易、現貨交易等形式。其中大部分電量的價格往往通過中長期交易來鎖定，由此可以有效保障電力供應的穩定有序，規避市場價格波動的風險。

對于中長期市場，國家發展改革委近期印發的《電力市場運行基本規則》指出，電力交易按照交易周期分為電力中長期交易和電力現貨交易。

電力中長期交易，是指對未來某一時期內交割電力產品或服務的交易，包含數年、年、月、周、多日等不同時間維度的交易。電力現貨交易，是指通過現貨交易平臺在日前及更短時間內集中開展的次日、日內至實時調度之前電力交易活動的總稱。

另外，《關于做好2023年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》規定，市場化電力用戶2023年年度中長期合同簽約電量應高于上一年度用電量的80%，并通過后續季度、月度、月內合同簽訂，保障全年中長期合同簽約電量高于上一年度用電量的90%。

這意味著，去年運營商發電量進入我國現貨市場交易的比例原則上不超過10%。

多位能源領域專家告訴《每日經濟新聞》記者，電力現貨市場中出現負電價的價格信號，主要是表明在這個時間段，供需是非常寬松的，或者說顯著供大于求的。

唐俊進一步解釋說，為了規避現貨市場價格波動帶來的收入波動風險，發電企業會通過中長期交易來鎖定部分電量交易的價格，中長期交易在一定程度上是發電企業的財務“保險”。

電力現貨市場的價格波動是否會影響普通居民的電價呢？多位能源領域專家明確表示，我國居民用戶不參與電力市場交易，因此現貨市場價格不直接影響居民電價。目前居民實行階梯電價制度，電價是比較穩定的。

儲能是未來解決負電價的關鍵因素

《每日經濟新聞》記者注意到，2024年“五一”假期期間，山東電力現貨市場再次出現實時負電價，并且連續出現了3天。

一位電廠從業人員告訴記者，當前國內只有山東電力現貨市場的報價規則允許出清價格低于零。

2023年3月，山東省發改委發布《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）》，文件指出，對市場電能量申報設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.30元，下限為每千瓦時-0.08元。對市場電能量出清設置價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.5元，下限為每千瓦時-0.1元。

對于負電價產生的影響，多位能源專家向記者強調，應該理性看待。

林衛斌認為，負電價是符合當下新型電力系統構建過程中新能源占比逐步提高這一特性的正常市場現象。負電價的背后，代表通過價格信號來優化市場資源配置。

唐俊認為，通過“現貨市場發現價格信號”，證明電價直接體現了不同時段的電力供需變化。出現負電價，說明我國電力市場的商品屬性正逐步增強。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強告訴記者，隨著可再生能源的逐漸普及，負電價未來可能成為一個常態化的現象。

負電價讓市場價格波動加大，那么應當如何應對負電價帶來的不確定性？對此，宮飛翔認為，可以從用戶側入手，將低壓分散并網的分布式光伏通過“集中匯流”打包接入遠程控制中心，由調度系統“云端”實施統一管理、群控群調，進一步提升分布式光伏消納水平，由此提升電網調控安全性。

周大地等多位專家則強調，儲能是解決負電價的關鍵。

有機構的研報認為，負電價的出現將增加獨立儲能現貨市場的套利空間，為獨立儲能市場帶來較為穩定的收益。未來隨著各省份加快推進電力現貨市場建設，風光裝機及發電量占比不斷提升，現貨市場負電價可能成為常態，由此也會促進獨立儲能和分布式光伏進一步發展。

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