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對“負電價”現(xiàn)象的冷思考

發(fā)布時間：2023-06-26 11:48:24瀏覽次數(shù)：

山東是全國首批電力現(xiàn)貨市場試點之一，于2021年底啟動了現(xiàn)貨市場不間斷結算試運行，2022年首次引入容量補償機制，2023年首次將新能源發(fā)電部分納入現(xiàn)貨市場。2023年4月29日至5月2日，受節(jié)假日影響，山東省電力需求總體不高，加上新能源發(fā)電水平處于高位，山東省現(xiàn)貨市場連續(xù)四天出現(xiàn)了負電價，尤其是5月1日20:15至5月2日17:15的實時市場價格持續(xù)以現(xiàn)貨價格下限（-0.08元/千瓦時）出清?！柏撾妰r”持續(xù)時間之長在國內(nèi)尚屬首次。部分專家指出，“負電價”并不罕見，在當前環(huán)境下有利于電力行業(yè)發(fā)展；部分觀點認為這是電力市場失靈的表現(xiàn)，業(yè)界對新能源進入市場展開了討論。

 

應客觀認識“負電價”的合理性，
 
“負電價”是現(xiàn)貨市場平衡供需效能的充分體現(xiàn)
 
電力現(xiàn)貨市場的主要作用是保障電力的實時供需平衡，在較短的時間尺度內(nèi)（日前至執(zhí)行前15分鐘）對更長時間尺度制定的發(fā)用電方案進行矯正，包括但不限于彌補設備停機故障造成的缺口、修正電力負荷和新能源發(fā)電的預測偏差等?，F(xiàn)貨市場的電價波動反映了不同時間段電力供需之間的變化，在線機組的邊際發(fā)電成本決定了現(xiàn)貨價格的波動范圍。
 
現(xiàn)貨市場出現(xiàn)“負電價”，說明在對應時點的邊際發(fā)電成本為零的發(fā)電機組的發(fā)電水平將超過電力負荷，需要通過鼓勵增加負荷和減少發(fā)電的方式引導供需的平衡。若現(xiàn)貨電價不存在，所有在線的發(fā)電機組在此時點將面臨棄電的調(diào)度指令。
 
歐洲和美國的電力現(xiàn)貨市場中均存在“負電價”機制。隨著新能源占比的提升，“負電價”也頻繁出現(xiàn)在這些現(xiàn)貨市場中。此外，2016年我國東北地區(qū)采暖季通過調(diào)峰市場對機組發(fā)電量調(diào)減進行補償?shù)姆绞骄褪俏覈谏袩o現(xiàn)貨市場情況下所采用的類似于“負電價”的變通方法。
 
補貼等其他形式的收益或成本引發(fā)了“負電價”
 
“負電價”的出現(xiàn)意味著一些發(fā)電機組寧愿支付一定的成本也要繼續(xù)發(fā)電，說明在“負電價”出現(xiàn)的時點，這些機組不發(fā)電所產(chǎn)生的成本大于支付“負電價”，或發(fā)電所獲得的收益可覆蓋“負電價”，即機組的變動成本仍為正。這種現(xiàn)象的發(fā)生主要包含以下三種情況：
 
一是具有爬坡速率等物理約束而無法頻繁啟停的機組，或頻繁啟停將導致設備疲勞、維護成本大于“負電價”的機組，為保障其整體收益水平選擇在“負電價”水平下繼續(xù)保持原有的發(fā)電狀態(tài)；
 
二是邊際發(fā)電成本為零且獲得了場外補貼或其他收益（如綠證、碳信用等）的機組，通常為2021年前并網(wǎng)發(fā)電的風電和光伏發(fā)電項目，當“負電價”低于其補貼水平時仍可通過發(fā)電獲得收益，因此選擇繼續(xù)發(fā)電；
 
三是具有場外補貼或其他收益，且在“負電價”水平下仍可獲得收益的機組。例如處于采暖季的熱電聯(lián)產(chǎn)機組、獲得垃圾處理費的垃圾發(fā)電機組、獲得容量補償費用的發(fā)電機組等。
 
現(xiàn)貨市場的“負電價”不等于發(fā)電項目負收益，
 
也不等于發(fā)電容量過剩
 
從電價水平來看，盡管山東現(xiàn)貨市場出現(xiàn)了持續(xù)21小時的“負電價”，但山東現(xiàn)貨市場的年均價格約為0.353元/千瓦時，加上容量補償電價0.0991元/千瓦時后，高于山東煤電基準價0.3949元/千瓦時。
 
從市場規(guī)模來看，山東要求用戶和發(fā)電企業(yè)的年度及以上中長期合同簽約電量不低于往年發(fā)用電量規(guī)模的80%，市場主體（包括新能源企業(yè)）參與現(xiàn)貨市場的電量規(guī)模不高于20%，因此現(xiàn)貨市場的電價水平對發(fā)電企業(yè)整體收益影響有限。
 
盡管發(fā)電容量冗余或局部長期窩電會造成現(xiàn)貨市場中“負電價”出現(xiàn)的頻率增加，現(xiàn)貨市場電價水平下降，但“負電價”并不代表當?shù)氐陌l(fā)電容量過剩，還需具體問題具體分析。尤其是隨著新能源等間歇性電源占比增加，即使午間出現(xiàn)了短時電力過剩，傍晚仍可能存在電力缺口。
 
“負電價”的出現(xiàn)反映出我國電力系統(tǒng)
 
普遍存在的調(diào)節(jié)能力不足等問題
 
從山東現(xiàn)貨市場價格曲線可以發(fā)現(xiàn)，當新能源發(fā)電與負荷的規(guī)模翻轉時，現(xiàn)貨市場的價格波動曲線十分陡峭，這一方面源于發(fā)電邊際成本變化劇烈，另一方面反映出山東電力市場調(diào)節(jié)能力的緊缺，調(diào)節(jié)資源品種較為單一，調(diào)節(jié)資源間也沒有實現(xiàn)充分競爭，進而難以平緩現(xiàn)貨電價的波動。
 
“負電價”反映出山東以往的電價體系無法充分調(diào)動系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，引導供需平衡。這也是我國大部分地區(qū)在可再生能源大規(guī)模發(fā)展前電價體系存在的共性問題。以往光伏發(fā)電投資未考慮調(diào)節(jié)發(fā)電曲線所帶來的成本，在參與現(xiàn)貨市場后通過“負電價”得以反映。截至2023年5月14日，山東已累計出現(xiàn)超過200小時的負電價，說明在現(xiàn)有光伏裝機滲透率下，山東每日午間的新能源發(fā)電量超過或與上網(wǎng)凈負荷大體相當，日調(diào)節(jié)能力不足，存在較大的棄電概率。
 
“負電價”還反映出我國現(xiàn)有電力市場的靈活性仍有待加強。一些地區(qū)的中長期市場與現(xiàn)貨市場銜接不充分，市場交易頻次偏低、不同時間尺度的產(chǎn)品或產(chǎn)品組合設置不合理均會影響現(xiàn)貨市場中調(diào)節(jié)潛力的發(fā)揮。在市場建設初期，通過限制中長期合同保障的電量份額，可以降低市場風險、保護市場主體，但在一定程度上也限制了現(xiàn)貨市場的活躍度，尤其是限制了一些具備較強負荷彈性、有更高套利意愿的資源更全面地參與到系統(tǒng)調(diào)節(jié)中。
 
市場環(huán)境下，發(fā)電企業(yè)進行投資不僅需要確定合理的裝機容量，優(yōu)化在當?shù)氐耐顿Y組合，還需結合市場運行情況確定機組的發(fā)電小時數(shù)和預期電價水平，要求發(fā)電企業(yè)對各地電力市場運行情況有充分的了解，市場運行的分析能力很大程度上影響著發(fā)電企業(yè)的投資決策能力。許多市場主體對山東負電價的誤讀也體現(xiàn)了市場建設還需加強宣傳，培育市場意識，提升各主體的參與能力。