每日熱門：“負電價”是現貨市場起作用的表現

今年五一期間山東電力市場出現的長時間負電價，引起行業的廣泛熱議甚至是恐慌，很多權威專家對負電價的成因及影響進行了深入分析。筆者認為負電價的出現恰恰說明了現貨市場建設的重要意義，負電價是一面鏡子，既照出了我國能源發展結構的一些問題，也對新能源發電、調峰輔助服務等商品的價值進行了重估。

一、“負電價”是現貨市場起作用的表現

【資料圖】

1.現貨市場并未失靈

受慣性思維的影響，電力市場中無論出現極端高電價或是低電價，都會引起社會對邊際電價出清的現貨市場模式的質疑。極端高電價掀起了年初歐盟公眾對改革短期電力市場的呼聲，而極端低電價引發了我國各界對山東負電價的廣泛關注。

通過嚴謹的討論，歐盟ACER（能源監管機構合作署）認為現貨市場并未在電力短缺中失靈，高電價恰是現貨市場發揮作用的體現，它有效抑制了能源短缺的擴散。同樣，山東的負電價也體現了現貨市場建設的有效性，它真實地反映了供過于求以及補貼疊加影響下的電能量的時間價值，對促進用電側更多消納新能源提供了價格信號。當然筆者不是認為負電價是一種好的現象，而是它對時段供需失衡的反映，比傳統機制更好地發現了能源結構和市場改革中存在的一些問題。

2.負電價影響幾何？

其實，負電價并不是新鮮事物，根據蘭木達發布的《電力現貨價格年度分析報告（2022年）》，2022年度第一批現貨市場試點各省均出現了負電價或零電價的情況，比較嚴重的山東負電價年持續時長超過700小時，而新能源比例更高的山西零電價持續時長更是達到了1000小時。此次山東負電價引起輿論的廣泛關注，原因在于持續時間較長（日前市場持續超過16小時，實時市場超過21小時）。

負電價形成的原因無需贅言，一則因為節假日帶來的電力需求快速下降，而新能源出力又處于高位，使電力出現嚴重的供過于求；二則新能源發電存在補貼或綠證等場外收益，使新能源通過報負電價獲得發電優先權；三則現貨市場對短期供需具有靈敏性，特別是實時市場基于偏差電量的交易，更容易出現極端電價的情況。

但是由于我國對中長期交易的高比例要求，以及對中長期上下浮動不能超過20%的限制，實際上鎖定了電力的平均價格，通過中長期合約的差價結算對沖了現貨市場“負電價”的影響。筆者認為“負電價”產生的更大意義是，它映射出了隱藏在整個能源結構與機制的冰山下的一些問題。

二、“負電價”揭露的幾個價值真相

“負電價”是一面鏡子，對于重新評估電力商品的價值起到了重要的作用。筆者認為至少以下幾個方面存在價值高估或低估的問題：

1.分布式光伏價值高估與快速調整風險

2022年，山東電源結構中仍以火電為主，占比為62%，而新能源裝機占比不到40%（風電占比約12.1%，光伏占比約22.5%），就已經導致了較為嚴重的負電價問題。未來電力系統中，新能源不但作為裝機主體，也要成為電量主體，那么帶來的現貨市場價格問題將讓人細思極恐。

而飛速增長的分布式光伏對負電價起到了推波助瀾的作用。山東大約6500萬新能源裝機中，分布式光伏高達3100萬，接近新能源的50%。由于分布式光伏抵消的是凈負荷，對于現貨市場價格影響的靈敏度可能高于參與競價的集中式光伏。隨著山東分布式光伏的急劇發展，類似加州的“鴨形曲線”向“峽谷曲線”蛻變的問題正在發生（圖1），直接加劇了白天現貨市場上供過于求的問題。

而在當前零售市場仍按峰谷曲線進行價格劃分，分布式光伏靠“自發自用”的模式獲利，享受的是峰谷電價以及免繳輸配電價的紅利。分布式光伏按用戶側電價結算，通過抵消批發市場上凈負荷的作用，實際上將價格的風險擠到了批發側的新能源難兄難弟身上，造成了集中式與分布式新能源之間的不公平，也使分布式光伏價值被高估。

盡管不參與批發市場，但在光伏大發階段產生的“價格踩踏”中，分布式光伏恐怕也不能獨善其身。為了通過現貨市場價格有效調節供需，現貨市場價格向用戶側有效傳導勢在必行，分布式光伏靠用戶側峰谷電價躺贏無法持續。當前，山東等省已經在根據現貨市場價格情況，逐步修正峰谷價格對應時段，根據最新發布的2023年6月份新版代理購電價格表中，光伏發電功率較大的10：00-16：00時段，基本上已調整為低谷甚至是深谷時段，根據規則，谷段的代理購電價格部分按30%計算，深谷更是僅按10%計算，分布式光伏的價值大幅降低。而2022年12月代理購售電價格表中，光伏發電時段基本上是高峰或者平段，相較而言新版代理購售電價格使分布式光伏收益快速下降。隨著省級現貨市場的推進，各省調整峰谷時段或者直接推進零售側參照現貨市場價格結算將穩步推進，分布式光伏的價值快速下降風險需要投資人格外關注。

同時，對于分布式光伏免于繳納輸配電價的政策似乎也在收緊。第三周期輸配電價改革中，大部分省級電網中，單一制價格普遍進行了上調，而山東、江蘇、福建、天津等地出現單一制上漲而兩部制下降的情況，筆者認為部分原因是工商業用戶分布式光伏的發展帶來承擔單一制輸配電價的基數電量下降使輸配電價上升。由于單一制電價的上升，可能促使更多用戶轉向兩部制，兩部制下分布式免于繳納輸配電價的紅利將降低。

2.高估的調峰輔助服務帶來“隱性負電價”

新能源發展帶來的首要問題是調峰壓力，在沒有現貨市場或現貨市場未連續運行的省份，調峰輔助服務市場（或固定補償方式）是解決調峰問題的重要手段。筆者認為調峰市場類似發電權交易，如果是自由的買賣雙邊均參與的市場，只有在雙方都有利可圖的情況下才能成交。對于新能源發電企業而言只有在新能源發電收益大于需要付出的調峰成本時，才會去主動購買調峰服務，否作新能源將選擇“棄風棄光”。

但是當前將消納問題作為行政目標，扭曲了調峰市場的價格，也就產生了“隱性負電價”的問題。由于調峰輔助服務市場由電網企業代理采購，參與方為火電、儲能等可調節電源，而新能源為調峰成本的被動分攤方，對調峰市場啟動時段和價格并不知情。當調峰服務價格設置過高，如新疆的0.55元/kWh，按照費用分攤規則，火電廠進入深調時段，主要是新能源發電計入分攤基數，而此時的調峰輔助服務成本費用也較高，大幅增加了此時發電的新能源場站分攤費用，分攤費用甚至可能高于其發電收入，從而使新能源產生“隱性負電價”。

“隱性負電價”比現貨市場的負電價危害更大，因為它是在調峰市場不透明、不對等的情況下，帶來的新能源的被動損失，新能源甚至沒有信息來防止該損失。據了解河南等省份，僅調峰輔助服務一項，新能源場站的分攤費用就占到了月度收入的10%左右，部分新能源場站分攤費用甚至超過20%，很難排除某些日子出現“隱性負電價”的可能性。

通過現貨市場建設，能將調峰的價值顯性化，所有主體對等參與現貨市場時，新能源能主動進行報價管理，負電價也僅在存在新能源補貼的時候發生，避免真正“付費”發電的情況發生，對于優化發電資源配置也作用明顯。

3.機械儲能優勢可能凸顯

在沒有新的支持政策出臺的情況下，儲能參與現貨市場是重要的收入來源，其盈利本質是價格套利?！柏撾妰r”和“零電價”的頻繁出現表明充電價格可能足夠低，對儲能發展構成利好，但對效率方面處于劣勢的機械式儲能利好更加明顯一些。

在峰谷套利收益模型中，新型儲能放出一度電的收益為：發電價格-充電價格/轉換效率，如果充電價格不太低的情況下，轉換效率對收益的影響較大，所以效率更高的鋰電更有優勢；但在充電價格非常低的情況下，充電成本基本可忽略，所以轉換效率的一定差異將不是決定性因素，而放電側的單位成本以及容量衰減將影響更大。

盡管現階段磷酸鐵鋰儲能價格優勢明顯，但將單位價格折算到充電側，再考慮容量逐年衰減后，在大容量儲能應用場景中，以壓縮空氣為代表的新的機械儲能的成本優勢將體現，加上壓縮空氣儲能可以做到更高的安全性，也能為電力系統提供慣量支持和穩定支撐，或許能帶來新型儲能新的技術革新。

三、小結

負電價并不可怕，可怕的是沒有發現和矯正問題的機制。負電價折射出了新型電力系統建設過程中的技術和機制問題，也成為評估各類商品價值的重要參照。持之以恒推進電力市場建設，只有形成透明的市場規則和合理的價格信號，才能促進各主體做理性的參與者。

對各市場主體而言，現貨市場的建設已經在不斷打破傳統的價格思維，各類主體的真實價值慢慢浮出水面。電力市場的推進，整體的風險在加強，以動態的視角、全局的眼光觀察市場的變化，不斷加強風險防控能力，才能在與各類主體的博弈中立于不敗之地。

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