2023年“五一”假期期間，我國山東省連續(xù)長時間的“負(fù)電價”刷新了國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場的紀(jì)錄，引發(fā)熱議。
4月29日-5月3日，山東用電負(fù)荷下降（見圖1）、日間時段新能源大發(fā)，嚴(yán)重的供大于求使得電力現(xiàn)貨實時交易累計出現(xiàn)46次的負(fù)電價（見圖2），其中，從5月1日20時至5月2日17時，連續(xù)實時現(xiàn)貨出清負(fù)電價時段長達(dá)22個小時。最低價格出現(xiàn)在5月2日17時，為-85元/兆瓦時，相當(dāng)于發(fā)電商要以一度電8.5分錢的價格付費發(fā)電。
圖1 “五一”前后山東實際日調(diào)度最高用電負(fù)荷
注：此處為山東實際日調(diào)度最高用電負(fù)荷，并非全網(wǎng)用電負(fù)荷。
圖2 “五一”假期期間山東現(xiàn)貨市場日前與實時出清價
數(shù)據(jù)來源：山東省電力交易中心。所有數(shù)據(jù)均為快報數(shù)據(jù)，非最終正式結(jié)算數(shù)據(jù)，所有價格數(shù)據(jù)均不包含容量補償電價99.1元/兆瓦時。
其實，“負(fù)電價”對于很多電力行業(yè)圈內(nèi)人而言并不陌生，國內(nèi)外電力市場都或多或少出現(xiàn)過電價為負(fù)的情況，令人驚訝的是能夠出現(xiàn)連續(xù)22小時的負(fù)電價。
連續(xù)22小時負(fù)電價，全球罕見
人們對于經(jīng)濟關(guān)系的理解通常是認(rèn)為商品的價格為正，即買方要付錢給賣方來換取商品。這確實是最為普遍的經(jīng)濟現(xiàn)象，但是，市場偶爾會出現(xiàn)“價格為負(fù)”的特殊情況，尤其是在大宗商品領(lǐng)域。
某種商品價格為負(fù)，直觀解釋是市場上該種商品供大于求，如果不能在一定時期內(nèi)賣完商品就需要付出相應(yīng)的處置成本（包括運輸、倉儲、維護(hù)、設(shè)備啟停等費用），為避免高昂的處置成本，就會改由賣方向買家付費來刺激需求。
電力作為大宗商品之一，其特殊性在于大規(guī)模儲存成本較高，在電力系統(tǒng)運行過程中，發(fā)電商出于自身利益的考慮（例如減少運維、儲能、啟停損失），在某些時段必須要生產(chǎn)一定量的電能，就會以“價格戰(zhàn)”的方式搶占發(fā)電空間，即采取低價、零價甚至負(fù)價的市場報價策略在系統(tǒng)出清時獲得發(fā)電權(quán)利。
在現(xiàn)貨交易（也就是開展日前、日內(nèi)、實時的電能量交易）時電力就可能會出現(xiàn)負(fù)價，德國、丹麥、瑞士、捷克、斯洛伐克、比利時、法國、新西蘭、澳大利亞等都是負(fù)電價多發(fā)的國家。
實際上，我國電力市場處于探索期，有限制的負(fù)電價遠(yuǎn)低于國外成熟電力市場，這樣可以保護(hù)市場、避免價格失衡的混亂。例如，根據(jù)歐洲電力交易所數(shù)據(jù)，2023年4月19日下午1點到2點，共計1600萬千瓦的綠電涌入荷蘭電網(wǎng)，電力嚴(yán)重供大于求，使得荷蘭電力價格觸及-739.96歐元/兆瓦時（相當(dāng)于-5.6元/千瓦時），是山東負(fù)電價的近7倍。
自2007年開始德國、奧地利、法國、瑞士等歐洲國家相繼引入負(fù)電價，隨著可再生能源比重的不斷增加，出現(xiàn)時段性電力供大于求的情況會變得頻繁，使得電力市場中出現(xiàn)負(fù)電價逐漸成為常態(tài)。以德國為例，2020年德國全年負(fù)電價時長達(dá)到了298小時的高峰，通過提升能源系統(tǒng)靈活性、推動供需雙側(cè)能源轉(zhuǎn)型、創(chuàng)新市場機制等方式，將負(fù)電價小時數(shù)降至了2022年的69小時[1]。此外，美國的得州和加州、澳大利亞、日本、韓國等都出現(xiàn)過負(fù)電價。
圖3 德國全年負(fù)電價的出現(xiàn)時長，數(shù)據(jù)來源：德國統(tǒng)計局
我國多數(shù)省份為電力市場設(shè)置了“地板價”，也就是設(shè)定了電價的波動范圍來保持電價的穩(wěn)定，類似于股票交易的漲停和跌停，所以山西、廣東、甘肅等設(shè)定的零電價在一定意義上相當(dāng)于是負(fù)電價，只是規(guī)則限定了電價降至零后不能再繼續(xù)下降。
山東作為我國首批八個電力現(xiàn)貨試點省份之一，早在2019年12月11日的連續(xù)結(jié)算試運行時就出現(xiàn)過-40元/兆瓦時的出清價格，這也是國內(nèi)首次出現(xiàn)負(fù)電價，當(dāng)時并未引起很大關(guān)注；2023年3月13日，山東發(fā)改委印發(fā)《關(guān)于山東電力現(xiàn)貨市場價格上下限規(guī)制有關(guān)事項的通知（征求意見稿）》，對現(xiàn)貨市場電能量出清設(shè)置價格上限（1.5元/千瓦）和下限（-0.1元/千瓦時），負(fù)電價成為規(guī)則允許的市場現(xiàn)象。與“五一”假期“負(fù)電價”極其相近的是，4月27日8時至16時出現(xiàn)了9小時的負(fù)電價、最低出清價也是-85元/兆瓦時。
負(fù)電價一般會持續(xù)數(shù)小時，但持續(xù)時間接近全天的負(fù)電價現(xiàn)象不僅在我國電力市場化改革進(jìn)程中是首次出現(xiàn)，在全球都是罕見的（2019年10月德國負(fù)電價曾持續(xù)近31個小時[2]），吸引了圈內(nèi)外的注意。
電力市場的失靈還是進(jìn)步？
先來看下山東“負(fù)電價”出現(xiàn)的原因。
直觀來看，部分時段電力供應(yīng)能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于用電需求，為了獲取發(fā)電空間，發(fā)電商爭相報低價。深層次的邏輯是發(fā)電商“棄車保帥”，爭取利潤最大化。其中新能源機組有著補貼、綠電等場外收益，可以承受負(fù)的邊際報價（最低值為補貼或綠電收益的負(fù)值），只要出清價高于報價最低值，發(fā)電上網(wǎng)就會有收益，不發(fā)電就沒有收益，以負(fù)電價來優(yōu)先出清獲得發(fā)電空間是在市場規(guī)則允許下的合理的競價策略，圖2中日前出清結(jié)果就已出現(xiàn)多次的負(fù)電價；傳統(tǒng)電源則是通過報低價保持機組低出力水平的開機狀態(tài)，避免頻繁啟停帶來的巨大成本損失[3]。
所以從發(fā)電商自身視角來看，當(dāng)電力系統(tǒng)和電力市場發(fā)展到一定程度，出清報價為負(fù)屬于非常規(guī)的合理行為，即使明知是“囚徒困境”，依然會選擇負(fù)價來確保自身損失的最小化。
“負(fù)電價”是高比例新能源電力系統(tǒng)運行特性決定的市場現(xiàn)象。零邊際成本的新能源大規(guī)模接入電網(wǎng)，其波動性會使得某些時段的發(fā)電能力大幅上漲，如“五一”期間山東的晴朗大風(fēng)天氣使得風(fēng)電和光伏大發(fā)，改變了電力的供應(yīng)結(jié)構(gòu)。2022年山東全省發(fā)電總裝機為18957.8萬千瓦，火電、太陽能和風(fēng)電分別占比62%、22.5%和12.1%[4]，粗略估算，午間用電高峰時段風(fēng)電和光伏占據(jù)發(fā)電負(fù)荷的絕大比重，而傳統(tǒng)電源的發(fā)電比重大幅下降。
最為出名的電網(wǎng)凈負(fù)荷“鴨子曲線”就是指日間光伏發(fā)電能力大增，使得凈負(fù)荷（用電負(fù)荷減去光伏發(fā)電出力的剩余負(fù)荷）呈現(xiàn)出兩頭高、中間低的形似鴨子的曲線，而隨著光伏發(fā)電規(guī)模進(jìn)一步提升，凈負(fù)荷曲線將演變成中間極低的“峽谷曲線”（見圖4）。
圖4 高比例新能源電力系統(tǒng)凈負(fù)荷曲線特征
在新能源大發(fā)的時段會出現(xiàn)電力供大于求的狀況，此時市場電價會很便宜，極端時候會出現(xiàn)零電價、負(fù)電價的“地板價”，而新能源出力減少時，市場電價會上漲，這符合經(jīng)濟學(xué)中完全競爭市場的供求價格關(guān)系。因此，存在“負(fù)電價”的市場價格是能更加有效反映高比例新能源電力系統(tǒng)的供應(yīng)結(jié)構(gòu)特性的。
“負(fù)電價”是我國電力市場改革進(jìn)入深水區(qū)的信號。無論是按照保障性優(yōu)先消納的政策原則還是邊際價格出清的市場規(guī)則，新能源都可以優(yōu)先發(fā)電上網(wǎng)。
如果市場允許負(fù)電價的出現(xiàn)，新能源可以通過付費的方式來換取其他電源的發(fā)電份額，例如一臺30萬千瓦煤電機組的日前出清電量是300萬千瓦時，新能源可以在實時市場以8分/千瓦時的付費價格從煤電機組手中換取50萬千瓦時的發(fā)電份額，這樣新能源可以獲得場外收益、煤電可以彌補降出力的成本，實現(xiàn)了市場引導(dǎo)資源消納新能源的目的。隨著新能源參與電力市場的程度加深，“負(fù)電價”平衡市場主體利益、調(diào)動調(diào)節(jié)性資源的作用會更加明顯。
電力市場的發(fā)展要適應(yīng)電力系統(tǒng)的物理特性，“負(fù)電價”恰好反映了電力系統(tǒng)中新能源發(fā)展到一定程度對市場競價機制的影響，無論是從市場競價邏輯還是國外市場經(jīng)驗，“負(fù)電價”將是我國未來電力市場完善過程中的普遍現(xiàn)象。
“負(fù)電價”是利大于弊還是弊大于利？
首先需要明確的是，在電力市場規(guī)則下，負(fù)電價并不代表發(fā)電商負(fù)收入、工商業(yè)用戶能賺錢。
在山東電力市場，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組可以按照0.0991元/千瓦時的標(biāo)準(zhǔn)獲得容量補償費用（作為電力市場化改革過程中補償發(fā)電機組固定成本的過渡手段），不算新能源的場外收益，只要出清價不低于-0.0991元/千瓦時，那發(fā)電商就能在現(xiàn)貨市場結(jié)算時有收入；無論是新能源還是火電機組，電量交易集中在月度、年度中長期交易，提前鎖定了大部分的收益，參與現(xiàn)貨市場電能量交易僅占自身小部分電量（未找到山東的公開數(shù)據(jù)，此處以廣東為例，2022年廣東現(xiàn)貨市場的交易電量占發(fā)電側(cè)電量的比重為2%、現(xiàn)貨交易電費占發(fā)電側(cè)總電費的比重為4%[5]）。
數(shù)十小時的負(fù)電價對發(fā)電商全年的收益影響很小，更不會出現(xiàn)整體意義上的“付費發(fā)電”，所以此次“負(fù)電價”事件對山東發(fā)電商而言是“雷聲大、雨點小”。
同樣的，對于簽訂中長期合約的用戶而言，負(fù)電價的現(xiàn)貨交易電量占比很小，在月度電費賬單中不明顯；而對于居民用戶而言，保證全年電力的廉價和穩(wěn)定更能保障利益，因此我國居民用戶暫不參與電力市場交易，而是實行峰谷階梯電價制度，電價是比較穩(wěn)定的（參見此前《多地市民電費單“爆表”，我們會迎來高電價時代嗎？》一文）。
既然對各主體的收益沒有明顯影響，那“負(fù)電價”的利與弊體現(xiàn)在哪呢？“負(fù)電價”的利主要是可以更好地反映出電力供需的時段性不平衡，強化價格信號對調(diào)節(jié)資源的引導(dǎo)作用[6]。
“負(fù)電價”的出現(xiàn)代表著電網(wǎng)負(fù)荷時段性供過于求狀況的加劇，為了進(jìn)一步釋放系統(tǒng)消納新能源的能力，發(fā)電商需要付費換取發(fā)電空間，可以激勵用戶在這個時段多用電、提升電網(wǎng)負(fù)荷，引導(dǎo)常規(guī)電源少發(fā)電、尋求利益最大化（如讓出日前和中長期發(fā)電份額賺取價差收益，甚至采取臨時啟停方案額外獲取啟停補償收益），也吸引更多儲能、需求響應(yīng)等調(diào)節(jié)性資源進(jìn)入市場，提高新能源消納和系統(tǒng)結(jié)構(gòu)性轉(zhuǎn)型的效率。所以，“負(fù)電價”的好處不僅在于提升短時的系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力[7]、平衡市場主體利益，還能為中長期的資源合理規(guī)劃部署提供明確信號。
“負(fù)電價”的弊也非常明顯，一是負(fù)電價的持續(xù)時間過長、頻繁出現(xiàn)會嚴(yán)重影響調(diào)節(jié)性資源的市場收益，最為直觀的就是煤電機組長時間低出力運行或頻繁啟停會損壞機組設(shè)備、增加運行成本、增大安全風(fēng)險，長時間為負(fù)、缺乏彈性的市場電價也表明電力系統(tǒng)的資源結(jié)構(gòu)不合理、靈活調(diào)節(jié)能力嚴(yán)重不足，并存在高電價持續(xù)時間延長的風(fēng)險[8]。
二是負(fù)電價水平超出合理的區(qū)間限定會引起市場價格的動蕩，過低的負(fù)電價會過度激勵、過高的負(fù)電價會無效激勵，不能引導(dǎo)資源有序協(xié)同進(jìn)入市場，還會擾亂市場的正常競價秩序、影響電力投資信心。
三是負(fù)電價并不能成為新能源高比例消納的“良藥”，無論是出于系統(tǒng)運行安全設(shè)定最小開機約束，還是從市場主體的市場競爭決策角度，負(fù)電價都不能無限制調(diào)動電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)潛力，尤其是在當(dāng)前環(huán)境下，負(fù)電價很大程度上是在保障性消納方針的基礎(chǔ)上來換取調(diào)節(jié)空間，就如電力市場專家谷峰測算的結(jié)果，以80萬元的煤電停機成本代價來換取14.4萬元的光伏消納，損害社會福利[9]。
“負(fù)電價”的利與弊是共存的，不能看價格高低來評判優(yōu)劣，權(quán)衡利弊的關(guān)鍵是要把握住“市場服務(wù)系統(tǒng)、價格引導(dǎo)資源”的主線，讓市場反映出電力系統(tǒng)的發(fā)展需求，并通過價格手段來調(diào)動資源的服務(wù)積極性，公平合理地為電力供需狀況進(jìn)行定價估值與利益分配，才能為各類主體營造健康的市場環(huán)境，轉(zhuǎn)而成為增加社會整體福利的新手段[10]。
“負(fù)電價”帶給利益相關(guān)方哪些啟示？
“負(fù)電價”將成為我國構(gòu)建新型電力系統(tǒng)過程中的正常市場現(xiàn)象，是系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)資源緊缺的市場信號，也意味著新的市場機遇的出現(xiàn)。
儲能資源從技術(shù)特性而言是解決部分時段新能源出力過剩問題的優(yōu)先選項，通過電能的充放來實現(xiàn)新能源的錯峰利用，在市場負(fù)電價出現(xiàn)時可以進(jìn)一步擴大充放電的價差收益。但儲能的投資決策不能被短時間的高額收益所迷惑，仍要根據(jù)長周期的收益率和市場機制的導(dǎo)向來決定是否新建儲能、以何種方式部署。
新能源擁有零邊際成本和政策扶持兩大優(yōu)勢，在市場競價中已經(jīng)占據(jù)優(yōu)勢地位，隨著自身逐漸深入?yún)⑴c電力市場交易，不能因為有負(fù)報價的優(yōu)勢而輕視市場競爭，讓自身陷入“惡性”博弈的局面，應(yīng)該考慮好未來市場電價的走勢，做好中長期交易與發(fā)電出力預(yù)測工作，通過適當(dāng)停機和儲能設(shè)施減少負(fù)電價的持續(xù)時間和發(fā)生頻次，達(dá)到保障收益、對沖風(fēng)險的目的。
煤電受“負(fù)電價”的影響極大，需要改變經(jīng)營策略來適應(yīng)新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型與市場競價規(guī)則，提升靈活調(diào)節(jié)的技術(shù)屬性和安全運行能力，實現(xiàn)低出力狀態(tài)下的安全經(jīng)濟運行，在現(xiàn)貨市場中利用零電價、負(fù)電價來讓出發(fā)電空間、賺取合同價差收益，同時參與到輔助服務(wù)市場，提供調(diào)頻、爬坡、備用等服務(wù)，提升機組價值收益。
用戶（此處主要指參與電力市場的一般工商業(yè)用戶）可以根據(jù)市場電價狀況調(diào)整用電行為、改善工藝技術(shù)，在低電價、負(fù)電價時段多用電來降低電費支出，加大自身參與需求響應(yīng)的規(guī)模，并通過建設(shè)分布式電源、儲能、虛擬電廠等方式，進(jìn)一步加強參與市場競爭的能力。
電力市場建設(shè)進(jìn)入了深水期，“負(fù)電價”的出現(xiàn)既是市場不斷完善的積極信號，也預(yù)示著在規(guī)則下現(xiàn)貨市場調(diào)動靈活性資源的能力發(fā)揮到了最大值，對山東電力市場而言，需要從跨區(qū)-區(qū)域-省級多層級電力市場和輔助服務(wù)市場來進(jìn)一步挖掘各類電力資源的調(diào)節(jié)潛力，并結(jié)合中長期交易和政府授權(quán)合約等手段穩(wěn)定市場價格預(yù)期，疏導(dǎo)電力服務(wù)成本、引導(dǎo)資源的協(xié)同部署。此外，市場要采取經(jīng)濟消納新能源的方式，引導(dǎo)新能源的科學(xué)布局與規(guī)劃。