本報記者 楊曉冉

近日，山東省發改委發布《關于山東電力現貨市場價格上下限規制有關事項的通知（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》）。《征求意見稿》對市場電能量申報設置了價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.30元，下限為每千瓦時-0.08元。同時也對市場電能量出清設置了價格上限和下限，其中上限為每千瓦時1.5元，下限為每千瓦時-0.1元。這意味著，山東電力市場出現“負電價”或成常態。

記者梳理相關資料發現，山東此前就曾出現過零元電價或負電價現象。2019年12月11日13時，山東電力現貨日前市場出現了-40元/兆瓦時的出清價格，這也是國內首次出現負電價；2020年4月13日13時，山東2020年第一次電力現貨調電首日運行中，再現負電價，實時結算電價為-20元/兆瓦時；2022年12月，山東發電側現貨價格更是多日在13時光伏“頂峰出力”時，出現1-2個小時的-80元/兆瓦時的出清電價。

記者了解到，在可再生能源占比較高的新型電力系統中，負電價的產生概率大大增加，這將進一步推動儲能及電力需求響應等相關機制的發展和完善。

新型電力系統下的“常客”

其實，負電價現象在國外也十分常見。其中，德國表現最為突出。2007年，德國電力日內交易市場首次引入負電價。此后，奧地利、法國、瑞士分別在2008年、2010年和2013年引入負電價。根據歐洲電力交易所數據，2017年德國電價低于“0”的情況超過100次。2020年，德國僅在第一季度就出現了128小時的負電價。

對此，多位專家指出，各地頻現零元電價甚至負電價，與以新能源為主體的新型電力系統建設以及當前可再生能源占比快速提升的電源結構密切相關。

“在可再生能源發電占比較高的電力系統中，其間歇性所帶來的控制成本較高，導致一些不適合頻繁啟停的常規發電機組為了不停機而壓低報價，甚至不惜賠錢獲得繼續發電的權利，這就導致在電力現貨市場結算中可能出現零元電價或負電價。”電力行業專家聶光輝認為。

另有業內人士分析，隨著可再生能源裝機容量的進一步增加，這一趨勢將會加劇。“由于大多數居民有相似的生活習慣，總會在相似的時間用電，所以每天的電能需求是可以被預測的，但這種電能需求往往與可再生能源的發電模式不匹配。此時，電力供應商不得不向批發客戶付款以購買多余的電能。在可再生能源占比很高的國家，負電價變得越來越常見。”英國電力市場資深專家湯姆·舒馬赫（Tom Schumacher）此前公開指出。

電力無法儲存是主因

零元電價或負電價只出現在電力現貨市場某些結算區間內，從電力商品的屬性講不可能長期出現。有電力市場研究人員告訴記者，負電價是發電商的成本收益權衡在特定供求關系下的表現。發電機組頻繁啟停除了會產生直接成本外，還會威脅機組安全。“各類機組其實都會面臨供給過剩的問題，在這種情況下，會有很多機組為了不停機展開競爭。當有足夠多的機組報出負價時，那么市場出清價就為負了。”

而發電商進行成本收益權衡的原因在于，目前的電力系統還缺乏大規模的、高性價比的存儲條件。“短時需求不足，多發的電無處安放，在系統安全要求約束下，自然會面臨停機還是出錢買需求的選擇。”上述業內人士進一步分析稱，除此之外，不同機組報出負價的能力不同。除了技術特性之外，政策也是一個重要的影響因素，享受補貼的機組會有更大的負價承受能力。

廈門大學能源政策研究院院長林伯強也告訴記者，負電價產生的主要原因是電力無法儲存。“導致負電價的原因之一是儲存問題，生產出來的電沒有辦法儲存、沒地方放。第二個原因在于政府給予的發電補貼，機組發電才有補貼，不發電就沒有。這種情況下，負電價不僅可以避免停機所需的高成本，還能通過補貼減少一些損失。”

現貨市場機制需進一步完善

在業內專家看來，零元電價或負電價并不能完全客觀反映電力市場供需關系，反而意味著電力系統中的可再生能源擠壓了常規電源在供給側的生存空間，對常規能源未來的發展構成挑戰。

“零元電價凸顯了電力系統對靈活調控能力的需求。高比例可再生能源電力系統結構下出現零元電價或負電價，會促使電力系統中儲能的發展，以及電力系統互聯規模的擴大。”上述業內專家指出。

據聶光輝分析，未來伴隨著降碳行動的進一步落實，電動汽車、電能替代還會帶來電力消費的進一步增長。“電力現貨市場需要進一步審視新能源與常規能源的作用和地位，能源政策制定要更合理。”

同時，負電價的頻現也為未來的電力系統設計提供了思路：“在技術層面，儲能是一個方向；在制度層面，需要持續推動電力市場建設，完善現貨機制。而這兩個層面最終都匯聚到了需求側響應：首先需要有市場能夠傳遞價格信號，其次需求側要具備響應價格的能力，比如需求側儲能，人工智能終端等等。”上述業內人士解釋。