业内专家一致认为，未来负电价会成为常态。

近日，负电价频频“现身”山东电力现货市场。

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据山东省电力交易平台信息，5月1日至5月2日48小时实时现货交易中，共有32个小时出现了负电价。值得注意的是，5月1日20时至5月2日17时，连续21小时实时现货交易价格为负。其中，最低实时电价出现在5月2日17时，为-85元/MWh，刷新长周期现货试运行的负电价纪录。

这一“创纪录”现象引起业内热议：“负电价是否意味着发电企业要赔钱发电？”“出现负电价是市场失灵了吗？”多位业内受访人士对《中国能源报》记者表示，“负电价并不可怕”“负电价未来会成为常态”“市场的事就要交给市场解决”。

未来负电价是“常客”

正如普通商品市场一样，价格由供需决定。简言之，负价格的产生是供过于求。因此，负电价并非“难得一见”。山东此前就曾出现过负电价：2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了-40元/MWh的出清价格，这也是国内首次出现“负电价”。2022年12月，山东发电侧现货价格更是多日在中午13时光伏“顶峰出力”时，出现1-2个小时的-80元/MWh的出清电价。同时，“负电价”现象在国外也十分常见，以德国为例，2017年负电价的情况就超过了100次。除欧洲外，澳大利亚、美国等也均出现过负电价。

此前国内出现的负电价不是长时间连续存在，那么此次山东的负电价为何持续21小时？“山东在非采暖季节出现负电价，最主要的原因是新能源发电量快速增长，同时‘五一’节假日期间用电负荷骤降，供需倒挂所导致。”杭州数元电力科技有限公司董事长俞庆指出。“五一”期间，部分工厂放假，山东电网的用电负荷出现超过15%的下滑，恰逢5月属于北方的大风月份，“五一”期间最高风电出力达到1760万千瓦，平均值达到1100万千瓦，导致现货市场需要通过实时市场的负电价来实现风电消纳。

“在长周期运行的电力现货市场试点中，供过于求时，价格就会下探‘地板价’。而山东出现负电价，是由于其市场规则设置允许出现负电价。”电力行业资深人士赵克斌指出。

早在今年3月，《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）》中，山东将市场电能量申报价格下限设置为每千瓦时-0.08元、市场电能量出清价格下限设置为每千瓦时-0.1元。彼时，就有业内人士告诉《中国能源报》记者，这将意味着，此后“负电价”将是山东电力市场的“常客”。

消费者能从负电价中获益吗？赵克斌向《中国能源报》记者分析，在电力市场中，大部分电量的价格通过中长期交易提前锁定。而没有通过中长期合同锁定的电量，价格才会随现货市场波动。“目前现货市场的负电价，无论是总量占比还是时长占比都极少，不会明显影响到零售端的电价。”俞庆补充。

边际成本的竞争结果

受访的业内人士均指出，负电价绝不是“狼来了”，但是一个重要信号。“在可再生能源占比越来越高的电力系统模式下，负电价逐渐成为常态恰恰是传统能源系统向新型电力系统过渡阶段的市场特征。”赵克斌进一步指出。

某电力研究人员对《中国能源报》记者表示，出现负电价一般是有发电机组申报了负电价，且能够在市场中中标。从这个角度看，负电价反映了现货市场在某些时段出现明显的供大于求，也反映了市场中存在较大比例愿意申报负电价的电源，例如，享有场外补贴的低边际成本风电光伏和需要维持连续运行的煤电等。

华南理工大学电力学院电力经济与电力市场研究所所长陈皓勇也认为，电力现货市场的竞争原理是边际成本的竞争，负电价的产生是由于出现边际成本近零的风电、光伏可再生能源机组。由于有政府补贴，且补贴随电量发放，因此风光会以绝对值低于补贴的价格报负价格。“也就是说，假如可再生能源的补贴为0.2元/MWh，机组在现货市场的实时报价只要高于-0.2元/MWh，即使报了负价，中标后结算时仍有的赚。”

当电力系统中风光占比和报价高时，有可能转变为定价机组。相对而言，由于经济性和安全性原因不能频繁启停的核电、火电等常规机组就可能变成非定价机组，为了不退出供应，不得不报出“地板价”甚至负价，所以市场中风光占比高时就出现了负出清价。“因为新能源难以存储，所以它报零价或负价的时候一般能保证出清。按照统一边际价格出清的原则，如煤电、气电等常规能源机组就会作为边际机组给市场统一定价。”陈皓勇指出，在风光占比高时，会有很多常规能源机组为了不停机而报出负价，而当有足够多的机组报出负价时，市场出清价就是负价了。

“其实，国外电力市场也曾就负电价问题进行过激烈讨论。例如，欧盟曾认为，由于光伏、风电低边际成本的特点，导致火电等常规机组在这种以边际成本为基础的现货竞价交易中被挤出，使市场出清价格降低，甚至出现负值，导致火力发电难以生存。”陈皓勇对《中国能源报》记者表示，市场化后的电力系统会成为复杂的“工程-经济”耦合系统。

负电价的出现和新能源的高占比休戚相关，也在一定程度上体现了系统对调节能力的呼唤。“负电价成常态，说明电力系统中的新能源占比越来越高，但实际上，系统的成本也在增加。如光伏装机增多所造成‘鸭子曲线’，将导致系统中灵活性资源、备用容量需求的增加，以及供应侧成本的增加。”赵克斌指出。

电力现货方案需不断完善

“电力市场需要对灵活性资源合理定价，才能保障可再生能源的消纳，但当前电力市场设计无法对灵活性资源提供合理的经济激励。”陈皓勇认为，出现负电价很正常，目前世界并没有一个完美的电力市场设计方案，各国电力市场仍在不断实践中逐步修改和完善。在理论与实践过程中，出现的一些问题是对我国电力市场设计亟需解决的重大挑战。

那么，与传统能源占主体的电力市场不同，新能源占比越来越高的电力现货市场或需重新设计。“比如，煤电价格在电能量市场上所遇到的传导问题，不应依赖容量市场解决，而应在电能量市场上就将传导机制设置好。与此同时，新能源的绿色价值应当在环境市场实现，而不是在电能量市场实现。在电能量市场，可再生能源和常规能源被发现的都是电力价值，应当一视同仁。”赵克斌建议，绿色价值应通过绿证交易和配额制以及与碳市场的联动去实现。

然而，与设计规则相比，目前还要亟需解决的是电力现货市场的流动性。一位不愿具名电力行业资深人士接受《中国能源报》记者采访时表示，电力现货试运行两三年较为平稳，应该尽快迈入常态化交易运行。“比如中长期分时段交易各省都会持续2-4个小时连续开市，滚动成交，但由于技术支撑不够，市场主体经常只会在开市后的5-15分钟、闭市前的15分钟开展交易，中间的大段时间放弃交易。”

俞庆建议，在新能源项目尤其是分布式项目的规划和建设阶段，需要充分考虑实际情况，测算动态收益率，并高度重视运行期的光伏消纳，光-储-充-荷的内部互动和负荷侧运营，才能切实降低新能源项目的长期运行风险。“此外，在电力价格的上下限设置上，要逐步抬高‘天花板’，增加峰谷比。”

上述研究人员直言，在低边际成本、低调节能力的新能源大发展背景下，电力负荷较低时出现负电价可能趋于频繁。对于投资建设而言，可再生能源和常规电源需要合理评估收益预期，并提高对灵活调节能力的重视。“对电力市场的规则而言，负电价体现出市场价格对市场供需状况的反应是清晰的，价格信号的传导是有效的。这样的市场规则可以更好地激发市场活力、促进市场发展。”