中國儲能網(wǎng)訊：近日四川電力現(xiàn)貨市場進入結算試運行。9月20日，電力現(xiàn)貨價格出現(xiàn)了全天負電價，出清最高價格-34.87元/兆瓦時，最低價格為-50元/兆瓦時（下限價格），全天達到下限價格的時段為56個。此前，山東、浙江等已出現(xiàn)負電價，2023年山東省還曾出現(xiàn)連續(xù)21個小時負價。此次四川省全天連續(xù)負電價，再一次刷新紀錄，引發(fā)了廣泛關注。
一、出現(xiàn)負電價的主要原因
眾所周知，電力現(xiàn)貨市場價格是由供需決定的。那么我們來看一下四川省的電力供需情況。電力供給方面，四川裝機以水電為主，省內1.6億千瓦的裝機中，水電裝機占到60%以上，所以水電的來水情況基本決定了四川電力供應情況。據(jù)了解，近期四川全網(wǎng)來水較去年同期偏豐近6成，部分有庫容的水電站蓄水已滿，一些具有調節(jié)能力的水電也選擇通過申報負價發(fā)電來以緩解庫容壓力。電力負荷方面，由于持續(xù)陰雨、氣溫下降等原因，省內電力負荷進一步走低。9月20日當日最高負荷為4100萬千瓦，最低負荷僅有3365.8萬千瓦。電力外送電力全天在400~800萬千瓦之間，同時外受電力維持在517~746萬千瓦之間（主要為中長期合約），并沒有大幅度降低或提高。省間現(xiàn)貨方面四川已經(jīng)由2024年同期購入電力變?yōu)?025年售出電力，這樣購售角色轉換也充分反映了今年以來四川電力供需形勢的快速變化。
整體來看，造成負電價的主要原因就是供給嚴重大于需求。9月19日~9月21日，四川全省的電力供需比（電力供給/電力需求）平均分別為1.44、1.48、1.51。以9月20日為例，四川省內實際負荷考慮外送和外受電力后，可再生能源（包含水電）已基本能夠滿足省內負荷需求，而此時，省內至少還有2000萬的火電機組?？梢钥闯觯拇ǔ霈F(xiàn)負價主要是由于電力供給嚴重大于需求，電力現(xiàn)貨市場價格“探底”只是市場供需的正常反映。
▲圖9月20日四川負荷及可再生能源出力情況（單位：萬千瓦）
二、怎么看待負電價
負電價是指在電力市場中的出清價格低于零的情況，反映的是電力市場中該時段電力供應大于電力需求，有可能是由于新能源大發(fā)、或者電力需求下降，此時發(fā)電企業(yè)（一般為有補貼的新能源發(fā)電）為了能夠繼續(xù)發(fā)電，申報低于零的價格，使得市場整體出清價格出現(xiàn)負電價。電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)負電價是新能源發(fā)展達到一定階段的正?，F(xiàn)象，反映了系統(tǒng)中擁有大規(guī)模新能源后的發(fā)電特點。一方面，新能源利用較低的變動成本在現(xiàn)貨市場中優(yōu)先出清，獲得較高的消納率；另一方面，負電價可以引導用戶削峰填谷。根據(jù)歐洲能源監(jiān)管機構合作署數(shù)據(jù)顯示，今年一季度歐洲電力市場負電價時段比去年同期增長了103%，次數(shù)已達到814次（去年同期為400次）。
在市場整體供需寬松的情況下，對于新能源來說，享受補貼或者機制電價保障的新能源項目，申報負電價后仍然有一定收益，并不會造成影響。對于煤電等常規(guī)電源來說，中長期合約覆蓋部分也不會影響收益，但暴露在現(xiàn)貨中的電量會按照負電價進行結算。一般來說，常規(guī)機組為了避免停機造成的成本損失、保持開機狀態(tài)而選擇申報負電價。
三、負電價反映了什么問題
一是反映出四川新能源等不可調節(jié)性電源的消納面臨嚴峻挑戰(zhàn)。四川省的裝機中，風電、光伏新能源占到了近20%，可再生能源裝機（不包括調節(jié)式水電）裝機占比近50%，也就是將近一半的電源是不具備調節(jié)能力的，出力具有波動性和不可預測性。這類電源在市場中都具有邊際成本低優(yōu)勢，在電力供給整體大于需求的情況下，必然會出現(xiàn)通過申報負電價來爭取發(fā)電機會的情況，市場因此而出現(xiàn)負電價。未來新能源裝機仍要快速發(fā)展的情況下，出現(xiàn)負電價的頻率會更高。
二是反映出市場價格機制充分發(fā)揮了作用。負電價是電力現(xiàn)貨市場價格“能漲能跌”的體現(xiàn)，它作為一個市場供需的價格信號，能夠快速、直接的激勵調節(jié)性發(fā)電資源在負電價時段少發(fā)電，同時鼓勵用戶多用電，通過市場主體響應價格信號來保障電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行、提升電力系統(tǒng)的運行效率。當然，出現(xiàn)負電價，并不代表就一定“虧錢”發(fā)電，對于新能源而言，有補貼、機制電價等場外機制，對煤電來說，有容量電價和用于避險的中長期合約。此外，對于市場價格是否偏離“正?！保瑧斣谝欢ㄩL的時間尺度去評估，而不應把某一時段、某一天、甚至某幾天的高電價或低電價作為價格失真、市場失靈的判斷依據(jù)。
三是反映出迫切需要建立全容量補償機制。我國自2023年出臺煤電容量電價，目前云南、四川、廣西等7個地區(qū)執(zhí)行50%的補償標準。但是，“十四五”以來，各省新能源的發(fā)展速度都要遠超預期，使得我國提前6年完成了2030年新能源裝機規(guī)模目標。在如此快的轉型速度下，新能源定價越來越多使得煤電等調節(jié)性電源已無法從電能量市場中獲得足夠的收益，收入結構需要進行根本性調整，預計未來近一半的收入需要來自容量補償。因此，在全國范圍內快速推進電力現(xiàn)貨市場的過程中，更加要注重全容量補償?shù)扰涮讬C制的建立和完善，才能有效保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定以及電力市場的平穩(wěn)運行。
此次四川電力現(xiàn)貨市場出現(xiàn)的全天負電價，看似吸睛，實則是電力市場這只“看不見的手”在特定供需條件下的真實反映，現(xiàn)貨市場如同一面精準的“晴雨表”，揭示了個別時段內電力供給嚴重過剩的現(xiàn)實。對于負電價，我們無需“大驚小怪”，恰恰相反，這正是市場價格機制發(fā)揮作用、引導資源配置的必然體現(xiàn)。正視負電價，理解其背后的市場邏輯，是我們推動電力系統(tǒng)向更清潔、更高效、更靈活方向轉型的必修課，也是行業(yè)主管部門和經(jīng)營主體走向成熟的必由之路。我們也該看到，隨著新能源的發(fā)展發(fā)電能力（可再生能源大發(fā)狀態(tài)）和電量生產能力相對于負荷需求過剩是必然現(xiàn)象，供應能力寬裕固然是電力行業(yè)發(fā)展達到一定程度的特征，同時也會拉低電能量價格的水平（供過于求造成負電價出現(xiàn)等因素），需要額外場外建立相應的經(jīng)濟機制，最終不可避免的推高終端用戶的電價。轉型的速度、電源投資的合理收益與終端電價水平如何權衡、抉擇是擺在電力規(guī)劃決策者面前的“斯庫拉和卡律布狄斯之間”難題。
