山東是全國首批電力現貨市場試點之一，于2021年底啟動了現貨市場不間斷結算試運行，2022年首次引入容量補償機制，2023年首次將新能源發電部分納入現貨市場。2023年4月29日至5月2日，受節假日影響，山東省電力需求總體不高，加上新能源發電水平處于高位，山東省現貨市場連續四天出現了負電價，尤其是5月1日20:15至5月2日17:15的實時市場價格持續以現貨價格下限（-0.08元/千瓦時）出清。“負電價”持續時間之長在國內尚屬首次。部分專家指出，“負電價”并不罕見，在當前環境下有利于電力行業發展；部分觀點認為這是電力市場失靈的表現，業界對新能源進入市場展開了討論。

 

應客觀認識“負電價”的合理性，

 

“負電價”是現貨市場平衡供需效能的充分體現

 

電力現貨市場的主要作用是保障電力的實時供需平衡，在較短的時間尺度內（日前至執行前15分鐘）對更長時間尺度制定的發用電方案進行矯正，包括但不限于彌補設備停機故障造成的缺口、修正電力負荷和新能源發電的預測偏差等。現貨市場的電價波動反映了不同時間段電力供需之間的變化，在線機組的邊際發電成本決定了現貨價格的波動范圍。

 

現貨市場出現“負電價”，說明在對應時點的邊際發電成本為零的發電機組的發電水平將超過電力負荷，需要通過鼓勵增加負荷和減少發電的方式引導供需的平衡。若現貨電價不存在，所有在線的發電機組在此時點將面臨棄電的調度指令。

 

歐洲和美國的電力現貨市場中均存在“負電價”機制。隨著新能源占比的提升，“負電價”也頻繁出現在這些現貨市場中。此外，2016年我國東北地區采暖季通過調峰市場對機組發電量調減進行補償的方式就是我國在尚無現貨市場情況下所采用的類似于“負電價”的變通方法。

 

補貼等其他形式的收益或成本引發了“負電價”

 

“負電價”的出現意味著一些發電機組寧愿支付一定的成本也要繼續發電，說明在“負電價”出現的時點，這些機組不發電所產生的成本大于支付“負電價”，或發電所獲得的收益可覆蓋“負電價”，即機組的變動成本仍為正。這種現象的發生主要包含以下三種情況：

 

一是具有爬坡速率等物理約束而無法頻繁啟停的機組，或頻繁啟停將導致設備疲勞、維護成本大于“負電價”的機組，為保障其整體收益水平選擇在“負電價”水平下繼續保持原有的發電狀態；

 

二是邊際發電成本為零且獲得了場外補貼或其他收益（如綠證、碳信用等）的機組，通常為2021年前并網發電的風電和光伏發電項目，當“負電價”低于其補貼水平時仍可通過發電獲得收益，因此選擇繼續發電；

 

三是具有場外補貼或其他收益，且在“負電價”水平下仍可獲得收益的機組。例如處于采暖季的熱電聯產機組、獲得垃圾處理費的垃圾發電機組、獲得容量補償費用的發電機組等。

 

現貨市場的“負電價”不等于發電項目負收益，

 

也不等于發電容量過剩

 

從電價水平來看，盡管山東現貨市場出現了持續21小時的“負電價”，但山東現貨市場的年均價格約為0.353元/千瓦時，加上容量補償電價0.0991元/千瓦時后，高于山東煤電基準價0.3949元/千瓦時。

 

從市場規模來看，山東要求用戶和發電企業的年度及以上中長期合同簽約電量不低于往年發用電量規模的80%，市場主體（包括新能源企業）參與現貨市場的電量規模不高于20%，因此現貨市場的電價水平對發電企業整體收益影響有限。

 

盡管發電容量冗余或局部長期窩電會造成現貨市場中“負電價”出現的頻率增加，現貨市場電價水平下降，但“負電價”并不代表當地的發電容量過剩，還需具體問題具體分析。尤其是隨著新能源等間歇性電源占比增加，即使午間出現了短時電力過剩，傍晚仍可能存在電力缺口。

 

“負電價”的出現反映出我國電力系統

 

普遍存在的調節能力不足等問題

 

從山東現貨市場價格曲線可以發現，當新能源發電與負荷的規模翻轉時，現貨市場的價格波動曲線十分陡峭，這一方面源于發電邊際成本變化劇烈，另一方面反映出山東電力市場調節能力的緊缺，調節資源品種較為單一，調節資源間也沒有實現充分競爭，進而難以平緩現貨電價的波動。

 

“負電價”反映出山東以往的電價體系無法充分調動系統的調節能力，引導供需平衡。這也是我國大部分地區在可再生能源大規模發展前電價體系存在的共性問題。以往光伏發電投資未考慮調節發電曲線所帶來的成本，在參與現貨市場后通過“負電價”得以反映。截至2023年5月14日，山東已累計出現超過200小時的負電價，說明在現有光伏裝機滲透率下，山東每日午間的新能源發電量超過或與上網凈負荷大體相當，日調節能力不足，存在較大的棄電概率。

 

“負電價”還反映出我國現有電力市場的靈活性仍有待加強。一些地區的中長期市場與現貨市場銜接不充分，市場交易頻次偏低、不同時間尺度的產品或產品組合設置不合理均會影響現貨市場中調節潛力的發揮。在市場建設初期，通過限制中長期合同保障的電量份額，可以降低市場風險、保護市場主體，但在一定程度上也限制了現貨市場的活躍度，尤其是限制了一些具備較強負荷彈性、有更高套利意愿的資源更全面地參與到系統調節中。

 

市場環境下，發電企業進行投資不僅需要確定合理的裝機容量，優化在當地的投資組合，還需結合市場運行情況確定機組的發電小時數和預期電價水平，要求發電企業對各地電力市場運行情況有充分的了解，市場運行的分析能力很大程度上影響著發電企業的投資決策能力。許多市場主體對山東負電價的誤讀也體現了市場建設還需加強宣傳，培育市場意識，提升各主體的參與能力。

 

注釋：[1]根據《關于做好2023年全省電力中長期和零售合同簽訂工作的通知》（魯發改經體〔2022〕958號），2023年參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏）全電量參與現貨市場；未參與中長期交易的集中式新能源場站（不含扶貧光伏），10%的預計當期電力參與現貨市場。簽訂市場交易合同的新能源場站在電網調峰困難時段優先消納。