中國儲能網(wǎng)訊：今年1月，浙江電力現(xiàn)貨市場連續(xù)兩日出現(xiàn)負電價，成為行業(yè)內(nèi)外關注的輿論焦點，產(chǎn)生了諸如“電費為何倒貼”“市場是不是失靈了”等疑問，甚至引發(fā)了大家對新能源發(fā)展前景的擔憂。客觀地講，隨著可再生能源的占比不斷提高，現(xiàn)貨市場中出現(xiàn)負電價是預料之中的，并且電力市場管理部門和運營機構也提前做了相應準備，“負電價”的現(xiàn)象也可以作為我國電力市場發(fā)展進程中的一個典型案例進行分析。此次事件讓社會了解到，現(xiàn)貨出清環(huán)節(jié)短時負電價釋放的是市場信號，發(fā)揮系統(tǒng)調節(jié)作用，電力中長期合約仍占據(jù)主要比例，發(fā)揮保供穩(wěn)價的作用，電力市場交易結算均價總體平穩(wěn)。新能源全面參與電力市場后，仍能通過機制保障促進其可持續(xù)發(fā)展。
回顧我國電力市場化改革歷程，從2021年山東首次出現(xiàn)負電價時引起的廣泛關注，到如今浙江市場能夠以更成熟的機制應對價格波動，這一變化深刻反映出電力商品屬性從理論走向實踐的深化過程。負電價并不是什么可怕的“洪水猛獸”，而是電力現(xiàn)貨市場實時供需變化的真實反映。隨著我國風光新能源裝機占比超過40%，以及負荷峰谷差持續(xù)拉大，“能漲能降”的市場價格機制，正是市場機制放開后必然釋放出的活力體現(xiàn)。
需要理性客觀地認識負電價現(xiàn)象，總結市場發(fā)展規(guī)律
電力現(xiàn)貨的負電價現(xiàn)象，在全球主要電力市場中并不少見，由于不同市場在規(guī)則彈性、調節(jié)能力、跨區(qū)協(xié)同等方面存在差異，最終導致負電價現(xiàn)象在時空分布特征和呈現(xiàn)方式上各有不同。
以國外典型電力市場為例，德國2024年春季，大風季風電占比25%、跨國電力市場調節(jié)能力較強，單次最長持續(xù)6小時，最低價達-80歐元/兆瓦時；美國加州2024年3月午間，光伏裝機占比30%、儲能配置僅4%的區(qū)域因阻塞連續(xù)5天（11:00-15:00）出現(xiàn)負電價，而負荷中心價格仍維持正值，這凸顯了節(jié)點電價對局部供需的精準反映。更具代表性的是北歐電力市場，2023年5月末，芬蘭因氣溫回暖導致水力發(fā)電激增，全天平均電價跌至-20歐元/兆瓦時，成為首個全天負電價地區(qū)；2023年5月26日，荷蘭光伏大發(fā)時段電價更是一度跌至-400歐元/兆瓦時，單日負電價持續(xù)8小時。
隨著我國新能源的快速發(fā)展和電力現(xiàn)貨市場的加快建設，反映市場供需的短時信號也更加明顯，2025年1月19日-20日春節(jié)期間，浙江電力現(xiàn)貨市場因工商業(yè)負荷驟降30%，而同期全省新能源裝機已達5682萬千瓦（其中光伏4727萬千瓦），連續(xù)兩日出現(xiàn)-200元/兆瓦時的最低電價；2023年“五一”假期，山東在光伏裝機占比達22.5%的情況下，假期工業(yè)負荷驟降19%，現(xiàn)貨市場連續(xù)22小時出現(xiàn)負電價，最低觸及-85元/兆瓦時。
通過以上案例可以發(fā)現(xiàn)負電價的規(guī)律，從時間維度來講，負電價多發(fā)于風光大發(fā)季與節(jié)假日負荷低谷期，午間光伏出力高峰和夜間風電高峰是主要觸發(fā)時段，而且單次持續(xù)時長與系統(tǒng)調節(jié)能力呈負相關；從空間維度來看，新能源滲透率高的區(qū)域負電價頻次相對更高，而市場規(guī)則中對負電價的容忍度，直接決定了負電價能否充分暴露，從而真實體現(xiàn)供需關系的變化。
負電價的出現(xiàn)，是新能源滲透率不斷提升和電力現(xiàn)貨市場出清機制帶來的客觀現(xiàn)象，市場化帶來的并非僅僅是負電價，而是負電價與高電價同時存在的局面，通過適度拉大峰谷價差體現(xiàn)了電力作為特殊商品的供需關系，引導削峰填谷，通過價格信號提前發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)調節(jié)瓶頸，為儲能投資、需求側響應、跨區(qū)交易優(yōu)化提供數(shù)據(jù)支持和信號引導，因此，電力現(xiàn)貨市場短時出清的負電價不等于結算負電價，需要理性客觀看待，不適宜過度解讀。
需要高度重視負電價反映的信號，加強系統(tǒng)結構的優(yōu)化調節(jié)
負電價現(xiàn)象，本質上是電力系統(tǒng)電源結構與負荷需求長期錯配矛盾的外在表現(xiàn)，能像“吹哨人”一樣發(fā)揮預警作用，及時反映系統(tǒng)結構性問題。盡管在2022年9部門聯(lián)合發(fā)布的《“十四五”現(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中就已提出“優(yōu)化新能源布局”的要求，但長期以來，新能源“重資源開發(fā)、輕系統(tǒng)適配”的慣性思維依舊存在，導致個別新能源大發(fā)時段出現(xiàn)嚴重的供過于求，最終必然以負電價的形式在現(xiàn)貨市場中呈現(xiàn)?？梢哉f，當前我國電力現(xiàn)貨市場中負電價的出現(xiàn)，反映出新能源發(fā)電的投資布局還有待優(yōu)化，用電資源、靈活性資源的投資潛力還有待挖掘。
負電價雖然是市場建設過程中的正?，F(xiàn)象，但也是電力系統(tǒng)短期供需失衡狀態(tài)的一種表現(xiàn)，應予以高度重視，需要根據(jù)負電價出現(xiàn)的具體場景，分析不同層級的系統(tǒng)失衡情況。偶發(fā)性短時負電價，通常由極端天氣或突發(fā)性負荷波動引發(fā)，雖然屬于短期擾動，但已表明系統(tǒng)靈活調節(jié)能力可能已接近臨界；連續(xù)性長時段負電價，意味著剛性供過于求，新能源出力與負荷需求形成硬缺口，此時需要警惕跨區(qū)輸電通道利用率不足、傳統(tǒng)電源調節(jié)受限等物理約束；全年高頻次長周期出現(xiàn)負電價，則指向結構性矛盾，比如新能源發(fā)展過快、靈活性資源短缺、需求側響應機制不完善等，甚至可能意味著市場有效性邊界已被突破，在現(xiàn)有市場規(guī)則下無法達成供需均衡。
從更深層次的角度來看，負電價的時空分布特征實際上是電力系統(tǒng)規(guī)劃運行的結果體現(xiàn)。如果沒有負電價等信號的警示，系統(tǒng)失衡問題經(jīng)過積累，將會以更嚴重的大量棄風棄光或供電短缺等形式爆發(fā)。應加快建立電價信號的響應機制，發(fā)揮市場優(yōu)化配置資源的作用，激勵調節(jié)性資源積極高效地參與市場，促進新能源高質量可持續(xù)發(fā)展。
我國新能源將在電力市場環(huán)境中實現(xiàn)高質量發(fā)展
“雙碳”目標下，我國能源綠色轉型方向是不變的，需要促進新能源的可持續(xù)發(fā)展，保障合理的收益，引導合理預期，通過市場機制優(yōu)化投資布局。新能源全面入市后，市場電價的波動給企業(yè)經(jīng)營發(fā)展帶來變化，與新能源企業(yè)自身的出力特性、調節(jié)能力密切相關。光伏發(fā)電受限于午間出力曲線的剛性，午間易出現(xiàn)“光伏尖峰-負荷低谷”的錯配，需要通過儲能調節(jié)或制氫消納來實現(xiàn)負荷轉移；風電由于夜間出力高峰與居民用電低谷出現(xiàn)錯配，需考慮跨省綠電交易與負荷側響應機制等；新能源企業(yè)需要結合技術特性的差異，適應市場機制，優(yōu)化投資和報價策略，合理配套儲能等設施，優(yōu)化發(fā)電曲線，在市場價格波動中發(fā)揮優(yōu)勢。
電力市場的環(huán)境下，新能源企業(yè)需要進一步加強項目規(guī)劃投資和運營等環(huán)節(jié)的銜接。在規(guī)劃和投資環(huán)節(jié)要建立科學的價格彈性評估模型，將區(qū)域調節(jié)能力、跨區(qū)通道利用率等市場化參數(shù)納入資源開發(fā)優(yōu)先級測算。在運營環(huán)節(jié)需建立波動性收益模型，利用負電價時段的低成本儲能充電與高價時段的靈活放電，實現(xiàn)收益跨期平衡。促使新能源項目增加收益，提高抗風險能力，實現(xiàn)高質量發(fā)展與系統(tǒng)安全的動態(tài)平衡。
我國今年印發(fā)的《關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進高質量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）中明確提出“推動新能源上網(wǎng)電量全面進入市場交易，通過市場交易形成價格”的要求。盡管當前電價波動較大甚至短時出現(xiàn)負電價的情況，但我國能源綠色轉型方向不變，新能源參與市場是必然趨勢。在推動新能源入市的同時，需要同步加強促進新能源高質量發(fā)展的保障性措施，給予新能源穩(wěn)定發(fā)展預期。
建議從多個方面優(yōu)化完善，一是不斷優(yōu)化適應新能源特性的電力市場交易規(guī)則，完善電力中長期交易合同機制，允許新能源企業(yè)與電力用戶、售電公司等簽訂更靈活的長期合同，鎖定一定時期內(nèi)的電價，降低因電價大幅波動帶來的風險。引入容量市場機制，根據(jù)新能源發(fā)電設備的裝機容量給予一定的容量補償，確保新能源企業(yè)在市場低谷期也能獲得穩(wěn)定收入，增強其抵御負電價風險的能力。
二是加強儲能與新能源協(xié)同發(fā)展，加大對儲能技術研發(fā)和應用的支持力度，通過財政補貼、稅收優(yōu)惠等政策，鼓勵企業(yè)建設儲能設施，建立儲能參與電力市場的運營模式，如允許儲能參與調峰、調頻、備用等輔助服務市場，通過提供靈活性調節(jié)服務獲取收益，同時幫助新能源平滑出力，減少負電價時段的電力過剩。
三是提升新能源系統(tǒng)適配能力，不斷加強新能源與負荷側的協(xié)同規(guī)劃，結合不同地區(qū)的產(chǎn)業(yè)結構和用電特性，合理布局新能源項目，提高新能源與負荷的匹配度。利用大數(shù)據(jù)、人工智能等技術，精準預測新能源出力和負荷需求，優(yōu)化電力系統(tǒng)調度，提高系統(tǒng)對新能源的消納能力，減少因供需失衡導致的負電價情況。
未來，電力行業(yè)企業(yè)應順勢而為，既要堅定綠色轉型發(fā)展方向，又要勇敢面對市場競爭帶來的挑戰(zhàn)，挖掘發(fā)現(xiàn)價格信號的作用價值，從被動接受價格波動，轉變?yōu)橹鲃訁⑴c優(yōu)化，促進新能源等產(chǎn)業(yè)在高質量發(fā)展的道路上穩(wěn)步前行。
