據媒體報道，2023年5月1日20時至2日17時，山東電力實時市場出現了連續21小時的負電價，據稱“刷新了長周期現貨試運行負電價的時長紀錄”。一時間引起行業熱議，有觀點稱“這只是開始，未來會蔓延全國”，有觀點稱中國的市場設計要有自信，不能將國外電力市場的負電價機制引入國內，也有觀點稱“負電價將影響新能源投資積極性”，更有觀點將此現象上升至到底是要價值理論還是要邊際效用理論的高度進行討論。山東電力實時市場負價到底誰之“過”？

被誤讀的正?，F象

實質上，山東電力實時市場的連續負電價，恰好說明山東市場設計中下限價設計更為合理，電力現貨市場作為“探針”發現了其他領域的問題，這是一個被誤讀的正?，F象。

1. 負電價是否說明市場失靈或者市場設計出現了問題？

電力市場中出現負電價是非常正常的現象。電力市場限價的目的是為了促進競爭和保護用戶，電力現貨市場在進行變動成本競爭，下限價設置為負值的目的是為了實現變動成本為負值的機組電量能夠成交。為什么有的機組變動成本為負值呢？變動成本為負值的機組主要是擁有補貼的機組，因此，電力現貨市場的下限價格的正確設置應當是負的最大補貼值。我國浙江、山東電力現貨市場設計中，下限價格選擇了負值，比較而言這是先進以及符合市場原理的，但是嚴格說兩地的下限價還是過高。負值設計對哪些主體有利呢？負值有利于可再生能源消納，由于可再生能源變動成本近似于零，且擁有場外補貼或綠證收益（也是一種用戶支付的補貼），確實屬于變動成本為負的機組，通過低變動成本，可再生能源實現了高消納率，且各方實現了共贏，這也是電力現貨市場相較計劃調度對可再生能源消納有利的重要原因。某種意義上說，行業中說的“以價換量”就是這個意思，也實現了二氧化碳排放的減少。所以，不能說負電價是市場失靈或市場設計出了問題，反而是市場機制在“拼命”調動各種調節資源，實現可再生能源盡可能消納的正常過程。

2. 我國可再生能源的消納率到底應該如何確定？

我國的可再生能源享受著世界范圍最高水平的保障政策。電力調度機構和電網企業以及傳統發電機組都為可再生能源的消納盡心竭力。我國目前的可再生能源消納政策執行的是“指令計劃型”消納政策，并非“經濟性”政策。例如，我國某區域調峰市場允許1元/度的調峰服務被調用，以對等換取相同數量約0.37元/度的可再生能源消納，換另一句話說是賠錢或者“燒錢”消納可再生能源；又如山東負價期間，出現了大面積的火電啟停，其中多為日內的熱態啟停，山東對熱態啟停的60萬等級機組一次補償80萬元，對應換取的光伏發電電量大約180萬度，相當于每度多消納的光伏電量用戶側要多支付0.44元的啟停費用，但是此時多消納的光伏市場電費為-14.4萬元，80萬換-14.4萬顯然不合算，即使光伏發電量全部按照標桿電價結算也僅能獲得71萬元電費，仍然小于火電機組熱態啟停付出的經濟代價。上面兩個例子可以看出，“不惜代價”式的“指令計劃型”消納，加重了用戶負擔，并不符合國家對電力行業“保供穩價”的要求。與之對應，國外電力市場均采用“經濟性”消納方式，即拒絕“賠本買賣”，可以看看體量、電源構成與山東非常相似，且市場模式相同的美國加州棄風棄光情況：根據加州獨立系統運營商(CAISO)的數據顯示，今年3月，其中光伏發電量為25.67億度，棄電量為5.716億度（22.27%），風電發電量為20.26億度，風電棄電量為0.346億度（1.71%）。

3. 負價這一市場現象在告訴我們什么？

電力現貨市場的功能就是發現真實供需之下的準確價格，在市場中出現下限價，乃至負價的情況下，意味著電力的供應超過需求。5月1日、2日，山東統調最大負荷分別為6479、6648萬千瓦，相較工作日8000萬千瓦左右的負荷下降19%、17%，外受電最大功率基本未變，其他條件沒有發生改變。山東在工作日期間，仍然需要火電日內啟停消納光伏發電，在負荷出現了如此規模的下降情況下，光伏發電時段供應過剩嚴重加劇。市場的基本道理就是，當供應過剩情況下，生產方必須降低價格，一方面調動需求增漲，一方面與其他生產者競爭?？稍偕茉从捎谘a貼和綠證收益與電量掛鉤，一般會采用下限價報價以提高消納量，傳統電源為避免停機，喪失高價時段的發電機會，也會同步壓低首段報價，以時段性虧本發電換取高價時段發電機會，兩相疊加就出現了“付錢發電”的負價現象。這好比超市臨期商品，往往會作為贈品在閉市前與其他商品捆綁銷售，和“倒牛奶”事件屬于兩個性質。特別是當光伏發電功率超過了對應用戶的需求，這時候的光伏實際上已經失去了使用價值和綠色價值（一度光伏上網另一度光伏就不能上網），反而成為整個系統運行的負擔，負價也就不足為奇了。還要看到的是，受可再生能源保障消納政策影響，以及可再生能源投資主體對市場認知程度的限制，山東僅能推動10%的可再生能源參與電力現貨市場，對于全覆蓋的電力現貨市場而言（電力系統運行不能雙軌制），只能將未入場的可再生能源作為價格接受者（多低的價格都發）參與價格形成，拉長了負價的時間（拒絕負價的市場化發電主體可以避免“付錢發電”），增加了可再生能源的損失（畢竟不發比發損失?。?。

4. 為什么山東的負電價沒有對發用雙方產生大的影響？

盡管業內一片驚呼“狼來了”，其實山東5月1日、2日的負電價對發用雙方都沒產生大的影響。首先，所謂“連續21小時負價”發生在實時市場，山東電力現貨市場的日前市場是全量市場，并且鎖定了價格，實時市場與日前市場僅做偏差結算，“21小時負價”時段對應的日前市場當中只有17小時；其次，山東電力市場設計了容量回收機制，如果加上容量回收機制付費，并將其分攤進度電，按此計算方法總體上看（不考慮容量費用在各個主體之間支付的情況）5月1日和2日僅有1個時段（15分鐘）實時電價為負價；最后，中長期合同需要與日前市場結果做差價結算，考慮中長期合同因素，并沒有發電主體最終在結算上“付錢發電”。當然，當沒有市場主體最終“付錢發電”，意味著負價并未起到調動負荷側用電的作用，這并不符合市場的基本規律，其部分原因是國家強制用戶簽訂高比例的年度、月度合同，用戶的行為被“鎖死”，市場低價時段握著高比例的高價（相對于現貨價格）合同，適逢假期（超合同用電可能性?。皦号撌痢痹斐捎脩粢褵o能力超越合同用電，當然這里頭也有用戶側主體經驗不足的原因，山東也適當放寬了節假日的比例要求（相對其他省份情況要好些）。必須要說的是山東光伏大部分電量是參與電力現貨市場定價（價格接受者），但是不參加結算（即所謂的“不參與電力現貨市場”），雖然負價沒有對光伏產生影響，但是會造成不平衡資金增加，由于山東未參與電力現貨市場可再生能源形成的不平衡資金由工商業用戶和全體發電承擔，一定程度加大了節假日里辛苦調節的火電機組的負擔。

5. 到底什么是新型電力系統需要的政府授權合約？

隨著市場的成熟，用戶側的覺醒，強制高比例中長期合同將難以為繼，特別是當期貨等金融衍生品交易出現后，市場主體的避險手段將更加多樣，甚至可能出現不采用中長期合同“壓倉”的方式避險。中長期合同單獨制定限價也是過渡措施，最終中長期和同交易的價格曲線會向電力現貨市場發現的價格曲線耦合，在那一天可再生能源特別是光伏發電的“狼真的來了”。因為從加州的棄風率遠遠小于棄光率來看，風電與負荷曲線的吻合程度更好，對用戶和系統更友好的電源必然獲得更好的回報，按照山東2022年實時電價來看，山東的風電如果不簽訂中長期合同，僅參加電力現貨市場，可能獲得較高的收益。據此，起碼可以得出結論，如果按照山東的模式發展光伏，為保證光伏收益，必須對光伏發電設置政府授權合約。這里提到的政府授權合約并非現行的政府給發電計劃、做市場邊界、不參與電力現貨結算。政府授權合約是政府指定單位按照長期成本確定項目合同電價的差價合約（政府指定的單位不需要購買該部分電力，僅作為協助全體工商業結算差價合約的執行機構），電源項目必須參加電力現貨市場結算，以電力現貨市場價格作為參考結算價，與政府授權合約合同電價針對政府授權合約電量進行差價結算，差價結算形成的盈虧由全體工商業分攤或分享，即現行由發電企業分攤的不平衡資金改由全體工商業承擔，這也是全社會承擔“雙碳”轉型成本的具體表現形式之一。

6. 山東電化學儲能的春天是不是來了？

當山東連續負價的新聞出來以后，興奮的還有電化學儲能，但是是否即刻大力發展電化學儲能，非?？简灈Q策者的定力和大局觀。解決光伏帶來的“深谷曲線”問題，確實要從軟硬兩個方面考慮，電化學儲能存在應用空間，但是首先應當考慮軟的機制，并非首先考慮硬的機制（電化學儲能成本仍然較高）。山東在電力現貨市場建設過程中，對軟機制的探索是非常有建樹的，也取得了很好的效果。例如，山東發電側容量回收費用的收取，是按照尖峰、高峰、平段、谷段、深谷不同系數向用戶收取，其中尖峰是深谷系數的20倍，這樣直接實現了在光伏大發時段移動負荷在200萬千瓦以上。設想一下，如果輸配電價中的容量電價也按此收取，甚至改為峰荷責任法的單一容量制輸配電價，可能能夠大幅解決光伏負價的問題，而這也是國際上終端電價峰谷差距很大的根本原因。當然中長期電力交易的解縛，流動性的加強，與現貨價格耦合度的深化，也能起到類似的作用，諸如此類軟的機制完善的空間仍然很大。所以，先軟后硬，可能是我們理性科學考慮解決問題的整體思路。

既然電力現貨市場會發現這些問題，是不是不做電力現貨市場就沒有這些問題呢？顯然，這是個“不能解決問題、就消滅發現問題機制”的辦法。短期內，可能確實可以實現“眼不見、心不煩”的結果，但是給出的信號可能是光伏繼續“爆棚式”發展，該去發展風電（不需要政府授權合約）的資金先去發展了光伏，最終現實存在的問題可能引發更大的矛盾。

山東經驗給了我們什么啟示？

他山之玉，可以攻石。山東通過電力現貨市場發現了各個環節的問題，就必須加以重視，以科學的態度和合理的方法尋求解決之道。

一是規劃要和市場及價格掛鉤。電力現貨市場建設工作已經在全國范圍內鋪開，可以看到未來3-5年后電力現貨市場會在全國范圍內落地開花，電力項目的投資回報期一般要20年，也就是新項目的大部分壽命將在市場中度過。當“政府生、國家（計劃）養”變為“政府核、市場養”后，規劃部門對各類型項目的經濟性評價方法要隨之改變，對各類型電源發展的總量也要進行經濟性對比，需要按照各地電力現貨市場的出清模型進行8760個小時連續生產仿真，使經濟性評價與市場交易結構能夠盡量吻合。對于光伏這類成本低、發展快、電量多、電價降且新項目沖擊存量項目電價（新老項目發電時段相同電價均會持續降低）的電源，應當在規劃階段就考慮政府授權合約對工商業電價的影響，避免光伏發電項目陷入死亡螺旋的同時，保證電價增幅在工商業用戶承受范圍之內。從規劃的角度，到底應該發展多少光伏、風電，什么樣的電源結構可以實現社會福利最大化（含環境價值），這才是目標，才是初心。規劃需要系統思維，不能單獨來看某一類型電源的發展，也不能單獨算某一筆賬。

二是保障性消納要服從經濟性指標。電力行業的投資特點是，所有投資都會以各種形式、在不同周期轉移到用戶身上，為減輕工商業用戶負擔，是時候將“不惜代價”的保障性消納改為經濟性消納了?！秶野l展改革委 國家能源局關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改[2022]118號）文中，第六部分構建適應新型電力系統的市場機制中第（一）款“鼓勵新能源報量報價參與現貨市場，對報價未中標電量不納入棄風棄光電量考核”內容，就已經帶有了經濟性消納的思想。應當不再考核電力調度機構可再生能源消納率，由市場決定其如何消納，同時應同步建設備用市場，允許可再生能源以棄風棄光方式為系統提供負備用，并獲得合理收益。上述舉措如無法在短期實現（電力現貨市場建設仍需要時間），則應在目前考核的消納率上設置前置條件，比如不進行火電日內啟停調峰、無現貨地區調峰標準不超過可再生能源的上網電價、不強制調峰市場的中標規模等。同時參考國際經驗，要有足夠的心理準備，加州在大力發展燃機和電化學儲能的背景下，棄光率仍快速上升，高比例的光伏帶來的必定是高棄光率，起碼在現在的技術條件下棄光率增速可能高于裝機和發電量增速。

三是可再生能源必須參加電力現貨市場。從電力行業管理角度來看，電力現貨市場機制終究是為規劃服務的，因為再好的電力現貨市場設計優化出的紅利，也無法彌補規劃失誤造成的損失。一方面規劃要考慮電力現貨市場機制，另一方面是要加快電力現貨市場建設，并且應涵蓋全部可再生能源發電項目（含分布式）。只有參與了電力現貨市場，才能將各類型電源的不同特點都用價格統一起來，電力現貨市場中能獲得高收益的電源，必定是用戶需要、系統離不開的電源，電力現貨市場中收益降低的電源，必定是特性與電力系統需要相悖的電源，只有電力現貨市場才能夠清晰計量出平衡需要付出的成本，并精準預計政府授權合約所需的費用，讓“雙碳”目標的實現與滿足人民美好生活向往兼得。

四是可再生能源該減負的地方要減負。可再生能源確實有與電力系統運行需要不符的生產特性，但是這不能成為可再生能源合理收益無法獲得的理由。能源轉型是政府代表用戶提出的要求，轉型的成本應當由用戶承擔，當然可以設置過渡期、“概念普及期”。應當致力于減少針對可再生能源的專場交易、降低可再生能源開發過程中的非技術成本、向用戶側傳導輔助服務費用、建立用戶側承擔盈虧的政府授權合約機制。

衷心希望不同利益主體的“反響”不要影響符合經濟規律的山東電力現貨市場運行。市場很簡單，復雜的是利益。山東電力現貨市場出現的負價是正常的經濟現象，目前并未影響大的利益調整。但是其中的道理應當引起所有相關部門和單位的思考，我們該怎么做才能實現“多、快、好、省”的碳中和目標？

（原標題 聚焦負電價 | 谷峰：電力實時市場負價為何被熱議？）