并不罕見的“負電價”，傳遞了怎樣的信號？

21世紀經濟報道記者 彭強 北京報道

近日，山東電力現貨交易出現持續時間較長的“負電價”現象，引發各界關注：發一度電還要倒貼八分錢，這一看似“奇怪”的現象讓不少人感到驚訝。事實上，“負電價”在國內并不是第一次出現，電價為零或者電價為負的情況此前已經多次出現過；而在歐美等地，“負電價”的出現更是頻繁。

值得注意的是，負電價的出現有其特殊的市場形成條件。電力現貨市場的局部時段出現“負電價”，也不意味著國內的電力供應就處于過剩的狀態，它反映了可再生能源大規模接入電網帶來的“消納問題”，以及新的電力供需形勢對電力系統調整的新要求。

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“負電價”引發熱議

今年“五一”假期期間，山東電力現貨市場實時交易電價劇烈波動，數次出現“負電價”。市場信息顯示，5月1日20時至5月2日17時，山東電力現貨實時市場“負電價”持續了22個小時，刷新了長周期現貨試運行負電價的時長紀錄。其中，最低實時電價為每兆瓦時負85元，相當于每發一度電就要倒貼8.5分錢。

“負電價”這一看似違背常理的現象引發持續的熱議。事實上，負電價在國內電力市場此前已經數度發生，在歐美電力市場這一現象更是常見。

根據公開信息來看，早在2019年12月，山東電力現貨市場出現了負40元/兆瓦時的出清價格，是國內首次出現負電價。此后，山東電力現貨市場曾多次出現負電價。而除了負電價以外，山西、甘肅等省份此前也多次出現了零電價。

事實上，電價為零或者電價為負，都是價格調整市場供需的一種方式，其本質都是類似于“地板價”。今年3月，山東省發改委下發了《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）》，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1.3元，下限為每千瓦時-0.08元；對于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。這就意味著，在市場條件需要的情況下，山東電力市場就會出現“負電價”，而這種情況或將成為常態。

在歐美電力市場，自2007年開始，德國、奧地利、法國、瑞士等國相繼引入負電價，在美國、澳大利亞、新西蘭等地，負電價的情況也時常出現。

電力商品具有無倉儲性，電能的生產、交割和消費幾乎是同時完成的，其交割速度遠遠快于一般商品。由于電能發用需要實時平衡，而用電負荷在一天內存在顯著的峰谷波動性，大幅的峰谷差就導致現貨市場產生較大的價格差。在可再生能源占比較大的市場，現貨市場的價格波動幅度更大，這時候就需要使用價格的變化來調節和優化電力系統的運行，負電價也就變得越來越常見。

理論上來看，商品生產過程中存在成本并付出了社會勞動，其價值就不可能是負數。但在大宗商品領域，在市場運行的特殊情況下，大宗商品出現負價格的情況并不罕見。負價格就意味著，賣家傾向于向買家付費，以減少在運輸、倉儲、維護和設備啟停等方面的損失。

最為有名的實例就是，2020年全球原油市場供大于求最終導致美國WTI原油期貨價格跌至負數，創下歷史最低值。除此以外，近年來，歐洲、美國部分地區的天然氣現貨價格也曾跌入負值區間。

“負電價”或將常態化

在本次負電價發生的“五一”假期期間，山東省可再生能源的風電、光伏發電能力大增，疊加部分工廠放假、工業用電需求下降，煤電機組低容量運行，導致了整體電力供應供大于求，負電價應運而生。

業內人士分析指出，燃煤機組啟停流程復雜，耗時較長，調度靈活性較低，啟停過程中會產生極高的成本；另外，燃煤機組的頻繁啟停容易加速機組老化，降低機組性能，進一步降低機組運行的經濟性。因此，當電網供過于求而可再生能源享有優先消納等政策協助時，燃煤機組面臨停發風險時，為了避免啟停導致更大的損失，就會選擇承受短時間的負電價以繼續發電。

路孚特高級能源轉型分析師陳雪婉向21世紀經濟報道記者介紹稱，這一次山東的市場電價最低到了負8分，但由于山東還有每度電0.0991元的容量補償，所以結算電價還不是負的。而且目前中長期交易的比例占到了八到九成，而山東的新能源只有10%的集中式電站參與現貨交易，所以這次負電價的影響比較小。

電力現貨交易是指日前及更短時間內的電力現貨交易，電力中長期交易是指日以上（多日、周、月、季度等）電力批發交易。本次山東的“負電價”即發生在電力現貨交易上。

陳雪婉表示，由于新能源變動成本接近于零，在傳統的電力市場設計下，新能源出力越大、發電越多，市場電價就越低。“負電價”其實是反映了這樣的經濟關系：當電網沒有更多可調節能力，新能源電力無法消納，自然就會出現負價，這是現貨市場發揮作用的體現。

廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強認為，應該理性看待非常局部短暫的負電價，這是可再生能源的逐漸普及和電力市場發展下的正常結果，未來也會成為一個常態化的現象。

另一方面，局部地區部分時段的現貨市場出現“負電價”，并不意味著電力已經供過于求。國家能源局、中國電力企業聯合會此前就多次表態稱，目前國內電力供應總體有保障，但部分地區的部分高峰用電時段，可能會出現用電緊張的情況。近年來，國內用電尖峰負荷持續增長，電網系統也在面臨高峰時段電力保供、用電需求低谷期的可再生能源消納問題，傾向于在推動電力設施建設的同時，使用更大的峰谷電價差來引導需求側削峰填谷以提高電網設施利用率。

合理的電價能夠準確地補償發電企業的成本，并釋放準確的價格信號，引導發電企業發電和用戶用電，實現資源的優化配置。負電價的出現，也給了市場各方更多啟示，能夠轉化電力進行儲備的儲能產業將迎來更大的發展，此外煤電機組靈活性改造的進程也要進一步推進。

隨著新能源滲透率的提高，乃至未來將成為主體能源，未來不計代價地消納新能源不再經濟、也不現實。陳雪婉建議對棄電率考核進行松綁，對于可再生能源占比高的省份，棄風棄光率建議適當允許提高；目前山東只有10%的新能源參與電力市場，建議逐步放開推動新能源入市，但需要同步配套的市場設計來體現新能源的綠色外部屬性及價值。

另外，陳雪婉表示，本次山東負電價期間，山東的外來電并沒有減少，但本省內火電壓低出力，降低負荷運行，這也反映了目前省間與省內市場銜接的割裂，是亟待解決的問題。跨省跨區與省內市場在經濟責任、價格形成價值方面亟需理順銜接。

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