山東連續負電價，全球罕見，中國的電力市場發生了什么？

撰文｜張浩楠

責編｜馮灝

2023年“五一”假期期間，我國山東省連續長時間的“負電價”刷新了國內電力現貨市場的紀錄，引發熱議。

【資料圖】

4月29日-5月3日，山東用電負荷下降（見圖1）、日間時段新能源大發，嚴重的供大于求使得電力現貨實時交易累計出現46次的負電價（見圖2），其中，從5月1日20時至5月2日17時，連續實時現貨出清負電價時段長達22個小時。最低價格出現在5月2日17時，為-85元/兆瓦時，相當于發電商要以一度電8.5分錢的價格付費發電。

圖1 “五一”前后山東實際日調度最高用電負荷 注：此處為山東實際日調度最高用電負荷，并非全網用電負荷。

圖2 “五一”假期期間山東現貨市場日前與實時出清價 數據來源：山東省電力交易中心。所有數據均為快報數據，非最終正式結算數據，所有價格數據均不包含容量補償電價99.1元/兆瓦時。

其實，“負電價”對于很多電力行業圈內人而言并不陌生，國內外電力市場都或多或少出現過電價為負的情況，令人驚訝的是能夠出現連續22小時的負電價。

連續22小時負電價，全球罕見

人們對于經濟關系的理解通常是認為商品的價格為正，即買方要付錢給賣方來換取商品。這確實是最為普遍的經濟現象，但是，市場偶爾會出現“價格為負”的特殊情況，尤其是在大宗商品領域。

某種商品價格為負，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賣完商品就需要付出相應的處置成本（包括運輸、倉儲、維護、設備啟停等費用），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，其特殊性在于大規模儲存成本較高，在電力系統運行過程中，發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一定量的電能，就會以“價格戰”的方式搶占發電空間，即采取低價、零價甚至負價的市場報價策略在系統出清時獲得發電權利。

在現貨交易（也就是開展日前、日內、實時的電能量交易）時電力就可能會出現負價，德國、丹麥、瑞士、捷克、斯洛伐克、比利時、法國、新西蘭、澳大利亞等都是負電價多發的國家。

實際上，我國電力市場處于探索期，有限制的負電價遠低于國外成熟電力市場，這樣可以保護市場、避免價格失衡的混亂。例如，根據歐洲電力交易所數據，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，電力嚴重供大于求，使得荷蘭電力價格觸及-739.96歐元/兆瓦時（相當于-5.6元/千瓦時），是山東負電價的近70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電價，隨著可再生能源比重的不斷增加，出現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負電價逐漸成為常態。以德國為例，2020年德國全年負電價時長達到了298小時的高峰，通過提升能源系統靈活性、推動供需雙側能源轉型、創新市場機制等方式，將負電價小時數降至了2022年的69小時[1]。此外，美國的得州和加州、澳大利亞、日本、韓國等都出現過負電價。

圖3 德國全年負電價的出現時長，數據來源：德國統計局

我國多數省份為電力市場設置了“地板價”，也就是設定了電價的波動范圍來保持電價的穩定，類似于股票交易的漲停和跌停，所以山西、廣東、甘肅等設定的零電價在一定意義上相當于是負電價，只是規則限定了電價降至零后不能再繼續下降。

山東作為我國首批八個電力現貨試點省份之一，早在2019年12月11日的連續結算試運行時就出現過-40元/兆瓦時的出清價格，這也是國內首次出現負電價，當時并未引起很大關注；2023年3月13日，山東發改委印發《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）》，對現貨市場電能量出清設置價格上限（1.5元/千瓦）和下限（-0.1元/千瓦時），負電價成為規則允許的市場現象。與“五一”假期“負電價”極其相近的是，4月27日8時至16時出現了9小時的負電價、最低出清價也是-85元/兆瓦時。

負電價一般會持續數小時，但持續時間接近全天的負電價現象不僅在我國電力市場化改革進程中是首次出現，在全球都是罕見的（2019年10月德國負電價曾持續近31個小時[2]），吸引了圈內外的注意。

電力市場的失靈還是進步？

先來看下山東“負電價”出現的原因。

直觀來看，部分時段電力供應能力遠遠大于用電需求，為了獲取發電空間，發電商爭相報低價。深層次的邏輯是發電商“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，可以承受負的邊際報價（最低值為補貼或綠電收益的負值），只要出清價高于報價最低值，發電上網就會有收益，不發電就沒有收益，以負電價來優先出清獲得發電空間是在市場規則允許下的合理的競價策略，圖2中日前出清結果就已出現多次的負電價；傳統電源則是通過報低價保持機組低出力水平的開機狀態，避免頻繁啟停帶來的巨大成本損失[3]。

所以從發電商自身視角來看，當電力系統和電力市場發展到一定程度，出清報價為負屬于非常規的合理行為，即使明知是“囚徒困境”，依然會選擇負價來確保自身損失的最小化。

“負電價”是高比例新能源電力系統運行特性決定的市場現象。零邊際成本的新能源大規模接入電網，其波動性會使得某些時段的發電能力大幅上漲，如“五一”期間山東的晴朗大風天氣使得風電和光伏大發，改變了電力的供應結構。2022年山東全省發電總裝機為18957.8萬千瓦，火電、太陽能和風電分別占比62%、22.5%和12.1%[4]，粗略估算，午間用電高峰時段風電和光伏占據發電負荷的絕大比重，而傳統電源的發電比重大幅下降。

最為出名的電網凈負荷“鴨子曲線”就是指日間光伏發電能力大增，使得凈負荷（用電負荷減去光伏發電出力的剩余負荷）呈現出兩頭高、中間低的形似鴨子的曲線，而隨著光伏發電規模進一步提升，凈負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凈負荷曲線特征

在新能源大發的時段會出現電力供大于求的狀況，此時市場電價會很便宜，極端時候會出現零電價、負電價的“地板價”，而新能源出力減少時，市場電價會上漲，這符合經濟學中完全競爭市場的供求價格關系。因此，存在“負電價”的市場價格是能更加有效反映高比例新能源電力系統的供應結構特性的。

“負電價”是我國電力市場改革進入深水區的信號。無論是按照保障性優先消納的政策原則還是邊際價格出清的市場規則，新能源都可以優先發電上網。

如果市場允許負電價的出現，新能源可以通過付費的方式來換取其他電源的發電份額，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，實現了市場引導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，“負電價”平衡市場主體利益、調動調節性資源的作用會更加明顯。

電力市場的發展要適應電力系統的物理特性，“負電價”恰好反映了電力系統中新能源發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驗，“負電價”將是我國未來電力市場完善過程中的普遍現象。

“負電價”是利大于弊還是弊大于利？

首先需要明確的是，在電力市場規則下，負電價并不代表發電商負收入、工商業用戶能賺錢。

在山東電力市場，參與電力現貨市場的發電機組可以按照0.0991元/千瓦時的標準獲得容量補償費用（作為電力市場化改革過程中補償發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，那發電商就能在現貨市場結算時有收入；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據，此處以廣東為例，2022年廣東現貨市場的交易電量占發電側電量的比重為2%、現貨交易電費占發電側總電費的比重為4%[5]）。

數十小時的負電價對發電商全年的收益影響很小，更不會出現整體意義上的“付費發電”，所以此次“負電價”事件對山東發電商而言是“雷聲大、雨點小”。

同樣的，對于簽訂中長期合約的用戶而言，負電價的現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“負電價”的利與弊體現在哪呢？“負電價”的利主要是可以更好地反映出電力供需的時段性不平衡，強化價格信號對調節資源的引導作用[6]。

“負電價”的出現代表著電網負荷時段性供過于求狀況的加劇，為了進一步釋放系統消納新能源的能力，發電商需要付費換取發電空間，可以激勵用戶在這個時段多用電、提升電網負荷，引導常規電源少發電、尋求利益最大化（如讓出日前和中長期發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、需求響應等調節性資源進入市場，提高新能源消納和系統結構性轉型的效率。所以，“負電價”的好處不僅在于提升短時的系統調節能力[7]、平衡市場主體利益，還能為中長期的資源合理規劃部署提供明確信號。

“負電價”的弊也非常明顯，一是負電價的持續時間過長、頻繁出現會嚴重影響調節性資源的市場收益，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備、增加運行成本、增大安全風險，長時間為負、缺乏彈性的市場電價也表明電力系統的資源結構不合理、靈活調節能力嚴重不足，并存在高電價持續時間延長的風險[8]。

二是負電價水平超出合理的區間限定會引起市場價格的動蕩，過低的負電價會過度激勵、過高的負電價會無效激勵，不能引導資源有序協同進入市場，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”，無論是出于系統運行安全設定最小開機約束，還是從市場主體的市場競爭決策角度，負電價都不能無限制調動電力系統的調節潛力，尤其是在當前環境下，負電價很大程度上是在保障性消納方針的基礎上來換取調節空間，就如電力市場專家谷峰測算的結果，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]。

“負電價”的利與弊是共存的，不能看價格高低來評判優劣，權衡利弊的關鍵是要把握住“市場服務系統、價格引導資源”的主線，讓市場反映出電力系統的發展需求，并通過價格手段來調動資源的服務積極性，公平合理地為電力供需狀況進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境，轉而成為增加社會整體福利的新手段[10]。

“負電價”帶給利益相關方哪些啟示？

“負電價”將成為我國構建新型電力系統過程中的正常市場現象，是系統靈活調節資源緊缺的市場信號，也意味著新的市場機遇的出現。

儲能資源從技術特性而言是解決部分時段新能源出力過剩問題的優先選項，通過電能的充放來實現新能源的錯峰利用，在市場負電價出現時可以進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，仍要根據長周期的收益率和市場機制的導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勢，在市場競價中已經占據優勢地位，隨著自身逐漸深入參與電力市場交易，不能因為有負報價的優勢而輕視市場競爭，讓自身陷入“惡性”博弈的局面，應該考慮好未來市場電價的走勢，做好中長期交易與發電出力預測工作，通過適當停機和儲能設施減少負電價的持續時間和發生頻次，達到保障收益、對沖風險的目的。

煤電受“負電價”的影響極大，需要改變經營策略來適應新型電力系統轉型與市場競價規則，提升靈活調節的技術屬性和安全運行能力，實現低出力狀態下的安全經濟運行，在現貨市場中利用零電價、負電價來讓出發電空間、賺取合同價差收益，同時參與到輔助服務市場，提供調頻、爬坡、備用等服務，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用戶）可以根據市場電價狀況調整用電行為、改善工藝技術，在低電價、負電價時段多用電來降低電費支出，加大自身參與需求響應的規模，并通過建設分布式電源、儲能、虛擬電廠等方式，進一步加強參與市場競爭的能力。

電力市場建設進入了深水期，“負電價”的出現既是市場不斷完善的積極信號，也預示著在規則下現貨市場調動靈活性資源的能力發揮到了最大值，對山東電力市場而言，需要從跨區-區域-省級多層級電力市場和輔助服務市場來進一步挖掘各類電力資源的調節潛力，并結合中長期交易和政府授權合約等手段穩定市場價格預期，疏導電力服務成本、引導資源的協同部署。此外，市場要采取經濟消納新能源的方式，引導新能源的科學布局與規劃。

參考文獻：

[1] 郭欣. 德國解決負電價問題的思路和對策[EB/OL]. 中外能源經濟觀察, 2023.

[2]武佳薇.大宗商品負價格現象的經濟含義[J].中國金融,2022(22):84-86.

[3]廖宇.德國電力市場設計的得失與啟示[J].中國電力企業管理, 2022(13):54-58.

[4]北京清能互聯科技有限公司.山東電力市場年度分析報告[R].2023.02

[5]廣東電力交易中心.廣東電力市場2022年年度報告[R].2023.02

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[7]朱成章.從零電價和負電價看能源替代[J].中國電力企業管理, 2015(07):32-35.

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[9]谷峰. 電力實時市場負價為何被熱議？[EB/OL]. 中國電力企業管理, 2023.

[10]Nicolosi M. Wind power integration and power system flexibility – An empirical analysis of extreme events in Germany under the new negative price regime [J]. Energy Policy, 2010, 38(11): 7257-7268.