让“负电价”发挥“正能量”

随着新能源全面入市、省级现货市场运行更加健全，“负电价”有可能会更频繁出现。

今年以来，多地接连上演“负电价”。

1月，浙江电力现货市场连续两日报出-0.2元/千瓦时的最低电价，系浙江首次出现“负电价”；5月，山东电力现货市场连续多日出现“负电价”时段，最低价-0.08元/千瓦时；9月，四川电力现货市场出现国内首次全天“负电价”，最低价-0.05元/千瓦时…… 这些价格均触及三地市场申报价格设置的“地板价”。

“负电价”现象愈演愈烈，意味着什么？近日，在国家能源局新闻发布会上，国家能源局市场监管司副司长张燕秦指出，短时出现“负电价”，可以看作电力市场的“信号灯”，能够激励机组深调、用户填谷，引导储能等各类新型主体的投资建设，共同为清洁能源发电让出空间。但如果长期出现“负电价”，可能意味着电力明显供大于求，需要根据市场价格信号进一步优化电力系统调节能力。随着新能源全面入市、省级现货市场运行更加健全，“负电价”有可能会更频繁出现。

那么，电厂真的会“付费”发电？又该如何正确理解和引导“负电价”？《中国能源报》记者就此展开了采访。

为保发电需“负电价”分忧

随着风电、光伏等间歇性新能源的快速发展，当新能源大发时，若电力系统消纳能力不足，部分超出需求的发电容量可能面临停机减发。部分电厂报“负电价”，目的是要在电力供需关系呈现供大于求的时段，通过“负电价”提高竞争力，让发出来的电卖得出去。这对于不同类型的电源企业来说，往往有不同考量。

在可以接受的负电价范围内，对于可以获取环境收益的新能源企业来说，卖了总比不卖好。“新能源主体的发电量可通过绿证获得环境收益，即使新能源的电价为负，在合适的价格区间内，环境收益也能够覆盖电力市场交易的损失。因此，当系统净负荷较低时，新能源往往会选择报适当的负价，增加新能源发电量来获取环境收益。”国网能源研究院财会与审计研究所高级研究员刘思佳接受《中国能源报》记者采访时解释。

而对于火电企业来说，机组启停成本极高，少亏就是赚，所以“宁可倒贴，也不停机”，实际是权衡后的理性决策。“高比例新能源渗透下，传统燃煤机组因启停成本高、最低技术出力限制等约束，为保证连续开机以节省启停成本和获得高电价时段发电量，会选择在自己低出力区间报负价。”刘思佳解释。

此外，我国电力市场包含中长期、现货、辅助服务市场等，现货市场交易电量占比一般在10%以内，电力中长期合同保障了发电企业电量电价的“基本盘”，在综合中长期市场、新能源补贴以及煤电容量电价等因素后，目前“负电价”对电厂总体收益影响有限。张燕秦公开了一组数据，9月20、21日，四川水电结算均价183元/兆瓦时，甚至略高于9月月度结算均价177元/兆瓦时，煤电、新能源发电额外获得政府授权合约、可再生能源电价补贴后，平均收益更高。

各地电价下限正逐步放开

“负电价”现象何以愈发频繁？

“负电价”既是电力供需关系呈现时段性不平衡的直接体现，也是新能源消纳通过现货市场价格的直接反映。“当前，我国光伏、风电等间歇性新能源的出力在电力供应中的占比大幅提升，但储能尚未形成足够规模、需求侧响应机制也尚处起步阶段，这种阶段性、区域性的供需错配仍会频繁出现，‘负电价’将成为电力系统释放过剩信号的正常结果。”华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利接受《中国能源报》记者采访时表示。

另外，我国各地的电价下限正逐步放开。

此前，我国允许电力现货市场申报负电价的地区仅有山东、浙江。山东于2023年3月公布的《关于山东电力现货市场价格上下限规制有关事项的通知（征求意见稿）》首次明确，市场电能量申报价格下限为-80元/兆瓦时；2024年底出台的《浙江电力现货市场运行方案》明确，电力现货市场申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和-200元/兆瓦时，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。

今年，《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》提出，适当放宽现货市场限价，明确现货市场申报价格下限考虑新能源在电力市场外可获得的其他收益等因素确定，具体由省级价格主管部门商有关部门制定并适时调整，为地方设定负的价格下限提供了政策支撑。文件出台后，内蒙古、四川、辽宁多地陆续推出“负电价”相关政策。

与此同时，受访人士表示，“负电价”体现了电力系统分时供需关系的剧烈变化，一定程度上也反映了可调节性电力资源的稀缺性。“要允许‘负电价’的出现，让其作为价格信号来引导资源配置，从而优化系统供需结构、提升系统调节能力。”刘思佳表示，“一方面，激励储能、用户、虚拟电厂等多元主体积极参与电力市场交易，充分发挥灵活性资源价值。另一方面，通过负电价信号的有效传导，可促进各类主体及时调整发用电行为。总之，‘负电价’其实发挥了‘正能量’。”

王永利也表示：“从市场成熟度看，允许‘负电价’的地区，通常具备更成熟的现货市场和辅助服务机制，市场内的储能、需求响应、跨区交易等手段相对丰富，有能力快速消化负价信号。而设置零下限的地区，若灵活性资源储备不足，放开负价可能导致价格长期在低位徘徊，形成对经营主体的非理性打击。”

引导“负电价”可预测、可应对、可利用

受访人士指出，当前“负电价”出现频率不断增加，已成为我国电力市场深化改革与新能源高比例并网的必然现象。从发展趋势看，“负电价”在未来一段时间内仍将呈现由局部走向常态化的趋势。

“短期看，‘负电价’的出现范围还会继续扩大；但中长期看，随着储能、可中断负荷、抽水蓄能电站、虚拟电厂等灵活资源的加速布局，‘负电价’将逐步趋于频次减少、持续时间缩短、波动幅度收敛的新平衡状态。”王永利预测。

面对这一趋势，“负电价”不应被压平，而应通过制度引导逐步常态化。“德国在‘负电价’出现时暂停新能源补贴，意在倒逼新能源企业通过储能或合约优化来分散出力时段；美国得克萨斯州通过完善价格上下限和辅助服务市场，将负电价时段占比稳定在一定比例内，保证市场信号真实而可控。因此，‘负电价’的合理引导，不在于完全消除波动，而在于让波动可预测、可应对、可利用。对中国而言，也应在保持价格灵活的同时，建立合理的监测与干预机制，使‘负电价’既能传递系统约束，又不会造成市场恐慌。”王永利说。

“以浙江为代表的新能源与负荷峰谷的不匹配，应通过扩大日内交易、完善辅助服务市场和需求响应机制来增强调节能力；以内蒙古、四川等地为代表的风光和水电装机规模大的地区，‘负电价’往往出现在夜间或丰水期，应当鼓励储能在负价时段充电，并通过合理的结算政策确保其经济性。同时，推动可中断负荷、工业移峰生产、冷热储能等参与市场，在低价时段主动吸纳电力。只有当价格信号能引导行为时，‘负电价’才能成为调节的良性信号。”王永利称。

此外，还需要从源网协调与调度优化入手，减少局部时段的电力堵塞。“应着力提升外送通道利用率和跨省交易灵活度，在价格低迷时引导电量向外输出。在丰水期合理安排水电调度，防止集中出力造成价格长时下探。还可以通过优化外购电曲线和发展分布式储能来削减本地的低谷压力。”王永利补充道。

对于各发电主体来说，还应直面“负电价”环境下的机遇与挑战。“新能源企业面临‘负电价’带来的直接收益压力，需要通过储能配置、合约对冲和灵活调度来提升收益稳定性；煤电机组作为系统的调节和兜底电源，在‘负电价’的倒逼下，必须提升灵活性，以减少低效出力时段的损失；水电机组，尤其是西南地区的丰水期电站，必须优化调度与外送节奏。传统的长周期调蓄需要与实时的市场价格信号相结合，合理安排弃水与发电时机。未来，水—光—风—储联合调度将成为主流趋势。”王永利说。

张燕秦也表示，下一步，国家能源局将指导各地加强市场运营监测，密切关注“负电价”发生频次和持续时间，科学研判市场风险，提前采取防范措施，降低现货市场“负电价”频次，稳定发电企业合理收益预期。