2015年3月15日，“中发9号文”印发，开启新一轮电力市场化改革。8年电改，“无现货、不市场”的观念深入人心。现货市场中，负电价渐成常态，这既是构建新型电力系统不可避免的阶段性特点，也是电力尚无法大规模储存的结果。同时也说明，是时候下更大力气进一步推动储能发展、完善需求响应机制了。
近日，山东省发改委发布《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）》（以下简称《征求意见稿》）。《征求意见稿》对市场电能量申报设置了价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.30元，下限为每千瓦时-0.08元。同时也对市场电能量出清设置了价格上限和下限，其中上限为每千瓦时1.5元，下限为每千瓦时-0.1元。这意味着，山东电力市场出现“负电价”或成常态。
记者梳理相关资料发现，山东此前就曾出现过零元电价或负电价现象。2019年22日10时至13时，山东出现实时结算电价为“0”的情况；2019年12月11日13时，山东电力现货日前市场出现了-40元/兆瓦时的出清价格，这也是国内首次出现负电价；2020年4月13日13时，山东2020年第一次电力现货调电首日运行中，再现负电价，实时结算电价为-20元/兆瓦时；2022年12月，山东发电侧现货价格更是多日在13时光伏“顶峰出力”时，出现1-2个小时的-80元/兆瓦时的出清电价。
记者了解到，在可再生能源占比较高的新型电力系统中，负电价的产生概率大大增加，这将进一步推动储能及电力需求响应等相关机制的发展和完善。
新型电力系统下的“常客”
其实，负电价现象在国外也十分常见。其中，德国表现最为突出。2007年，德国电力日内交易市场首次引入负电价。此后，奥地利、法国、瑞士分别在2008年、2010年和2013年引入负电价。根据欧洲电力交易所数据，2017年德国电价低于“0”的情况超过100次。2020年，德国仅在第一季度就出现了128小时的负电价。
对此，多位专家指出，各地频现零元电价甚至负电价，与以新能源为主体的新型电力系统建设以及当前可再生能源占比快速提升的电源结构密切相关。
“在可再生能源发电占比较高的电力系统中，其间歇性所带来的控制成本较高，导致一些不适合频繁启停的常规发电机组为了不停机而压低报价，甚至不惜赔钱获得继续发电的权利，这就导致在电力现货市场结算中可能出现零元电价或负电价。”电力行业专家聂光辉认为。
另有业内人士分析，随着可再生能源装机容量的进一步增加，这一趋势将会加剧。“由于大多数居民有相似的生活习惯，总会在相似的时间用电，所以每天的电能需求是可以被预测的，但这种电能需求往往与可再生能源的发电模式不匹配。此时，电力供应商不得不向批发客户付款以购买多余的电能。在可再生能源占比很高的国家，负电价变得越来越常见。”英国电力市场资深专家汤姆·舒马赫（Tom Schumacher）此前公开指出。
电力无法储存是主因
零元电价或负电价只出现在电力现货市场某些结算区间内，从电力商品的属性讲不可能长期出现。有电力市场研究人员告诉记者，负电价是发电商的成本收益权衡在特定供求关系下的表现。发电机组频繁启停除了会产生直接成本外，还会威胁机组安全。“各类机组其实都会面临供给过剩的问题，在这种情况下，会有很多机组为了不停机展开竞争。当有足够多的机组报出负价时，那么市场出清价就为负了。”
而发电商进行成本收益权衡的原因在于，目前的电力系统还缺乏大规模的、高性价比的存储条件。“短时需求不足，多发的电无处安放，在系统安全要求约束下，自然会面临停机还是出钱买需求的选择。”上述业内人士进一步分析称，除此之外，不同机组报出负价的能力不同。除了技术特性之外，政策也是一个重要的影响因素，享受补贴的机组会有更大的负价承受能力。
厦门大学能源政策研究院院长林伯强也告诉记者，负电价产生的主要原因是电力无法储存。“导致负电价的原因之一是储存问题，生产出来的电没有办法储存、没地方放。第二个原因在于政府给予的发电补贴，机组发电才有补贴，不发电就没有。这种情况下，负电价不仅可以避免停机所需的高成本，还能通过补贴减少一些损失。”
现货市场机制需进一步完善
在业内专家看来，零元电价或负电价并不能完全客观反映电力市场供需关系，反而意味着电力系统中的可再生能源挤压了常规电源在供给侧的生存空间，对常规能源未来的发展构成挑战。
“零元电价凸显了电力系统对灵活调控能力的需求。高比例可再生能源电力系统结构下出现零元电价或负电价，会促使电力系统中储能的发展，以及电力系统互联规模的扩大。”上述业内专家指出。
据聂光辉分析，未来伴随着降碳行动的进一步落实，电动汽车、电能替代还会带来电力消费的进一步增长。“电力现货市场需要进一步审视新能源与常规能源的作用和地位，能源政策制定要更合理。”
同时，负电价的频现也为未来的电力系统设计提供了思路：“在技术层面，储能是一个方向；在制度层面，需要持续推动电力市场建设，完善现货机制。而这两个层面最终都汇聚到了需求侧响应：首先需要有市场能够传递价格信号，其次需求侧要具备响应价格的能力，比如需求侧储能，人工智能终端等等。”上述业内人士解释。
文丨中国能源报 记者 杨晓冉
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