据山东省电力交易平台信息，5月1日-5月2日期间的48小时实时现货交易中，共32个小时出现负电价。其中，5月1日20时-5月2日17时，连续21个小时实时现货交易价格为负电价，最低实时电价出现在5月2日17时，为-8.5分/千瓦时，时长和金额“刷新了长周期现货试运行的负电价纪录”。

一石激起千层浪，“活久见，国内首次出现负电价”“负电价‘暴击’新能源发展”等声音层出不穷。业内人士指出，负电价不是“洪水猛兽”，在大宗商品交易规则中均允许出现负价格，在国外电力现货市场中屡见不鲜，无需大惊小怪，但负电价释放的价格信号才值得深思。

“国内首次连续21小时出现‘负电价’”“国内惊现负电价”……目前有关负电价的讨论中，“首次”“惊现”等见诸报端。

什么是负电价？

对于任何市场化商品而言，买家希望价格越低越好，卖家希望价格越高越好，两者利益产生冲突。在交易规则中，政府往往设置价格上限和价格下限以平衡买卖双方的利益，在经济学上也被称为“价格控制”。供需关系决定现货价格走势，简而言之，当供不应求时，价格或达上限“天花板价”；反之供过于求时，价格或达下限“地板价”。

负价格的价值难以忽视，大宗商品交易规则中均允许出现负价格。2020年疫情冲击导致需求下降，国际原油现货价格持续下跌，生产商通过负价格避免关井停产，2020年4月20日，美国怀俄明州沥青酸油跌至历史最低值-54.19美元/桶。

电力领域也不例外。诸多欧洲国家、澳大利亚、美国的电力市场中出现负电价已是司空见惯。在国内长周期运行的电力现货市场试点中，各省的零电价与山东的负电价概念相同，均为“地板价”，只是山东的报价规则里允许出清价格低于零而已。山东现货市场出现负电价，是我国现货市场不断完善的标志。去年3月，山西电力现货市场日前和日内出清价格连续17个小时处于零电价，广东、甘肃均有零电价的时段。

山东电力现货为何出现连续21小时负电价时段？

据记者了解，本次负电价发生在节假日期间，该时段内，山东省总装机2300万千瓦的风机，预计最大出力达到了1760万千瓦，总装机4500万千瓦的光伏，预计最大出力可达到了3500万千瓦。假期部分工厂放假，山东省该时段统调电网的系统负荷下降了15%到20%。供过于求，负电价不可避免地从夜里风电大增开始出现，一直到第二天太阳落山光伏出力下降，才爬出了负电价的深谷。

“多发电还要倒贴钱！这让光伏行业怎么办？”“负电价‘暴击’新能源发展”“用户用一度电‘反挣8分钱’”……业内对负电价的热议，与每年夏天“美国德州批发市场电价飙升，达到46元/千瓦时和63元/千瓦时，用户使用空调要‘破产’”的断言如出一辙。

美国德州所谓的“高电价”每年只出现一两次，而且在成熟的电力市场中有完善的金融合同和售电公司锁定风险，不论多高，都并非用户支付的电价。山东的负电价同样如此，个别运行日的长时负电价是偶然的正常现象，将电力现货市场中某个小时的负收益简单理解为新能源倒贴钱实为误读。

电力交易专家赵克斌表示，山东现货市场出现的负电价，不等于意味着发电企业的结算电价就是负数。“市场主体是否贴钱，要看此时现货市场上各个市场主体的发电量、用电量与中长期合约电量曲线是正偏差还是负偏差。”

求实能源技术(深圳)有限公司总经理蒋江说：“由于低流动性、高比例的中长期交易覆盖比例很高，现货市场中负电价实际对各方带来的影响非常有限。发电成本由固定成本和变动成本共同组成，要算总账。”

相反，负电价和新能源的关系此呼彼应，负电价机制的出现恰恰是为了消纳新能源。国外新能源直接参与电力市场时，一方面，新能源发电通过低边际成本自动实现优先调度，极端情况下以负电价参与竞价，以获得消纳权限。换言之，现货市场中某时段的负电价是新能源不连续出力的代价，“花钱请别人用”。即使在成熟的电力市场中，也可能出现“价格踩踏”，比如美国加州，由于光伏装机逐渐增多，著名的“鸭子曲线”已加剧成“峡谷曲线”。

而随着新能源大规模并网，负电价的出现愈发频繁。大量边际成本接近零的可再生能源装机涌入市场，在完全市场竞价机制下最优先上网。理论上，只要不断停机，即可减少供应，但电力系统的现货出清，不仅要考虑经济性，也受保证电网安全的物理约束。“新能源大发时，要保证系统安全，必须维持一定量的火电机组运行。当新能源能够满足或超过用电负荷，所有火电机组都成了不定价的机组后，煤机为避免启停损失采取低电价的报价策略以求自保，电价就跌到地板价了。”山东省电力从业人士赵某说。

“负电价打击山东省煤电企业”“负电价时段导致煤电企业艰难前行”……有关负电价对煤电企业的影响的热议同样失实。负电价是新能源大比例并网与煤电博弈的结果而非起因。

电力市场改革的核心，即合理补偿电力企业成本的同时，释放准确的价格信号，实现资源的优化配置。那么，山东省长时负电价传递了哪些信号？上述发电企业工作人员告诉记者，21小时的负电价，暴露的是新能源大规模并网与缺乏灵活性调节机组的结构性矛盾，山东就是缩影。

国家能源局数据显示，山东省光伏容量装机已连续多年位居全国首位。截至2022年底，山东光伏累计装机规模超42.7吉瓦，成为第一个突破40吉瓦大关的省份。其中，分布式光伏规模高达30.2吉瓦，装机容量全国第一。山东省能源局近日发文显示，到2023年底，电力总装机达到2亿千瓦左右，其中，新能源和可再生能源发电装机达到80吉瓦以上，占比达到40%以上。

同时山东省的电力结构以煤为主体，山东省能源局数据显示，截至去年6月底，山东省煤电装机1.05亿千瓦，位居全国第一，占山东省电力总装机比重59%。“山东省没有水电和燃机，除了120万千瓦泰山抽水蓄能电站外，又上了文登、潍坊抽蓄项目，2021年底山东成为全国新型电化学储能保有量最大的省份，但与新能源的增长速度相比仍然杯水车薪。调节新能源的压力都压到了火电身上，山东省百万煤机频繁参与启停调峰的新闻，自2019年起就引起业界关注。由于辅助服务机制不完善，煤电企业‘既出钱又出力’苦不堪言。”山东省某从业者说。

负电价的引入传导了电力市场供需的信息，避免新能源过度投资出现不考虑经济性大干快上的局面。山东省的长时负电价，也暴露了我国现有新能源消纳机制亟需市场化的紧迫性。

我国现行新能源消纳制度亟需与市场接轨。目前，我国新能源仍以“保量保价”计划型收购为主。近年来，随着新能源装机的高速增长，部分地区出现较严重的新能源装机过剩现象，原有保障性收购政策难以为继。“经某地区经测算，30万火电机组参与系统调谷，15万风电机组低谷时段发电4小时，火电机组需要补偿成本120万元，而多消纳风电产生的经济效益仅30万元左右。由此可见，行政指令并非新能源消纳的最优解，国家正有序推动新能源参与市场交易，用市场这支‘无形之手’扩大新能源消纳效率。”赵某坦言。

对市场主体而言，需正视新能源的“能”与“不能”。赵某进一步指出：“‘新能源不适合这样的规则，市场规则就不能这样设置’的‘巨婴思维’要不得。在电能量市场中，新能源产生的电与常规机组产生的电没有任何区别，都是同质的。若新能源在电能量市场中被特殊对待，就会扭曲价格信号，导致资源错配。新能源的特殊之处在于其绿色环保的低碳属性，但我国绿电价格形成机制有待厘清、省间电力交易规模受限加剧绿电的供需错配、绿电的环境价值尚未全面打通等掣肘，导致绿证交易和绿电交易规模有限。当务之急是激活新能源的环境属性。”

（本文来自电联新媒微信公众号）

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