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時隔一周，關(guān)于山東省電力交易市場持續(xù)出現(xiàn)“負(fù)電價”的討論仍未“熄火”。

筆者了解到，此次備受關(guān)注的“負(fù)電價”事件發(fā)生在今年五一假期。2023年5月1日20時至2日17時，山東電力實時市場出現(xiàn)了連續(xù)22小時的負(fù)電價，刷新了長周期現(xiàn)貨試運行負(fù)電價的時長紀(jì)錄。

(資料圖片)

此后一周時間內(nèi)，類似“發(fā)電廠得貼錢賣電”“新能源負(fù)電價交易或?qū)⒊蔀槌B(tài)”“新能源投資積極性將受打擊”的討論持續(xù)火熱。

事實上，在電力現(xiàn)貨市場，負(fù)節(jié)點電價的出現(xiàn)并不算罕見，為何此次引發(fā)如此大范圍的討論？在接連不斷的討論中，反復(fù)被提及的“負(fù)電價”究竟意味著什么？

為何會出現(xiàn)“負(fù)電價”？

呈現(xiàn)負(fù)值的節(jié)點電價通常出現(xiàn)在電力現(xiàn)貨市場。電力現(xiàn)貨市場是相對于中長期市場的概念，它泛指日前及更短時間內(nèi)電能量交易市場。目前，首批八個試點地區(qū)的電力現(xiàn)貨交易已進(jìn)入長周期連續(xù)運行階段，山東省是其中之一。

山東電力交易中心數(shù)據(jù)顯示，“五一”期間，山東電力現(xiàn)貨市場實時交易電價波動劇烈，波動區(qū)間約為1.05元/度至-0.085元/度，并多次出現(xiàn)負(fù)電價。其中，自5月1日20時至5月2日17時，連續(xù)實時現(xiàn)貨交易負(fù)電價時段長達(dá)22個小時。

在電力現(xiàn)貨市場實際運行中，分時市場的出清價格通過競爭形成，而負(fù)節(jié)點電價的出現(xiàn)意味著市場中供大于求或電網(wǎng)局部存在嚴(yán)重阻塞，發(fā)電機(jī)組為保持運轉(zhuǎn)不得不向用戶支付費用以鼓勵其用電。

從系統(tǒng)運行的角度看，受新能源出力預(yù)測偏差大、局部輸電系統(tǒng)存在阻塞、系統(tǒng)靈活性不足等因素影響，負(fù)節(jié)點電價發(fā)生的概率增加。在實際的運行中，負(fù)節(jié)點電價往往與高比例新能源接入系統(tǒng)有關(guān)，且在周末、假日、凌晨、午間等時段多發(fā)。

導(dǎo)致山東電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)“負(fù)電價”的原因亦然。山東省能源局?jǐn)?shù)據(jù)顯示，截至2022年上半年，山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)達(dá)5691.5萬千瓦，同比增長28.6%，占全省電力總裝機(jī)的32%，裝機(jī)規(guī)模居全國第二位。同時，山東電力系統(tǒng)缺少常規(guī)水電、燃機(jī)等靈活調(diào)節(jié)性電源，調(diào)峰能力不足。

具體到此次長時間的負(fù)電價表現(xiàn)，一方面，恰逢“五一”假期，生產(chǎn)節(jié)奏變緩，用電需求下降。據(jù)了解，4月29日至5月3日，山東實際日調(diào)度最高用電負(fù)荷平均值下降10％；另一方面，新能源的大發(fā)使得短期內(nèi)出現(xiàn)電力供應(yīng)過剩?！柏?fù)電價”時段，山東遇大風(fēng)天氣，5月1日至2日風(fēng)力發(fā)電平均出力達(dá)到1100萬千瓦，同時，連日的晴天也保證了光伏在午間的發(fā)電量，短時間系統(tǒng)負(fù)荷壓力不小。

值得一提的是，高比例的新能源裝機(jī)使得山東現(xiàn)貨市場“負(fù)電價”頻現(xiàn)，為了保證市場秩序，控制市場風(fēng)險，目前，山東試圖通過行政手段為電力現(xiàn)貨市場設(shè)置“價格帽”。

2023年3月，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）》，對市場電能量出清設(shè)置價格上限和下限，上限為1.5元/千瓦時，下限為-0.1元/千瓦時。

“負(fù)電價”的影響

《關(guān)于深化電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點工作的意見》中明確指出，建立電力現(xiàn)貨市場的目的是完善市場化電力電量平衡機(jī)制和價格形成機(jī)制，促進(jìn)形成清潔低碳、安全高效的能源體系。

畢竟從國外可再生能源參與電力現(xiàn)貨市場的經(jīng)驗來看，這是促進(jìn)可再生能源消納，增加系統(tǒng)運行效率，同時以價格信號降低成本，進(jìn)而激勵可再生能源選址和輸電資源利用的有效手段。

從這種意義上講，現(xiàn)貨市場中負(fù)電價的出現(xiàn)被視為一種從需求側(cè)發(fā)力的資源引導(dǎo)手段?；诎l(fā)揮邊際成本優(yōu)勢、獲取補(bǔ)貼或規(guī)避高額啟停成本等方面的考量，部分機(jī)組在市場中采取零報價或負(fù)報價甚至是一種競價策略。對于新能源機(jī)組，邊際成本接近于零，特別是并網(wǎng)交早、有補(bǔ)貼收入的項目，采取負(fù)報價的策略將有助于提高上網(wǎng)電量。

值得注意的是，與國外先有電力現(xiàn)貨市場，再考慮可再生能源消納不同，我國屬于因為考慮消納，才建立了現(xiàn)貨市場，因此在建設(shè)初期，價格信號進(jìn)行資源引導(dǎo)的能力有限，更多的時候只代表著供需變化，以及背后可能發(fā)生的經(jīng)濟(jì)成本。

一般情況下，在新能源大發(fā)的階段，為維持系統(tǒng)的穩(wěn)定運行，保證電力電量的平衡，通常伴隨著火電機(jī)組的啟停，此次山東也不例外。據(jù)電力市場研究者谷峰測算，山東對熱態(tài)啟停的60萬等級機(jī)組一次補(bǔ)償80萬元，對應(yīng)換取的光伏發(fā)電電量大約180萬度，相當(dāng)于每度多消納的光伏電量用戶側(cè)要多支付0.44元的啟停費用，即使光伏發(fā)電量全部按照標(biāo)桿電價結(jié)算也僅能獲得71萬元電費，仍然小于火電機(jī)組熱態(tài)啟停付出的經(jīng)濟(jì)代價。

不過，對于“負(fù)電價影響新能源投資意愿”，暫時也不必有此憂慮。因為目前國內(nèi)可再生能源參與電力現(xiàn)貨市場的比例較低，且電力現(xiàn)貨交易規(guī)模同樣不大，因此即使出現(xiàn)長時間的負(fù)電價，在最終結(jié)算時也幾乎看不到變化。

同時，業(yè)內(nèi)專家指出，解決可再生能源消納不能完全依靠現(xiàn)貨市場，還需要多層級市場協(xié)調(diào)配合，如省間、區(qū)域、省內(nèi)市場以及輔助服務(wù)市場、容量市場、金融衍生品市場等。

其中，現(xiàn)貨市場引入調(diào)頻輔助服務(wù)市場，保證系統(tǒng)頻率穩(wěn)定性；銜接調(diào)峰輔助服務(wù)市場和容量市場協(xié)調(diào)可再生能源與火電；最后，可再生能源出力不確定性導(dǎo)致的價格系統(tǒng)劇烈波動，可通過與金融市場有效銜接來規(guī)避價格風(fēng)險。